第一篇：《湖南电网梯级水电站发电调度管理规定(试行)》

湖南电网梯级水电站发电调度管理规定（试行）1 范围

本规定明确了湖南省电力公司各电业局调度管理所（以下简称地调）、省调直调、省调委托（许可）电厂和地调直调的梯级水电站水库发电调度原则、工作流程、规范化管理内容。2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本规定的引用而成为本规定的条款：

《湖南电力调度规程》

《湖南地区电力调度规程》

《大中型水电站水库调度规范》

《中华人民共和国可再生能源法》

3.梯级水电站发电调度的总则

3.1 规范湖南电网各流域梯级水电站水库发电调度管理，充分利用水能资源，提高梯级水能利用率，充分发挥水库的综合效益，满足电网安全运行要求。协调解决梯级水电站发电设备检修等工作保证水电站运行安全。协调解决流域通航、供水、灌溉等综合利用要求。特制订本规定。

3.2 本规定明确了湖南电网省调直调、省调委托（许可）电厂和地调直调的梯级水电站水库发电调度原则、工作流程、规范化管理内容。各地调应对照本规定的调度原则制定相应地区电网梯级水电站发电调度管理实施办法。

3.3省调是梯级水电站调度的协调指挥中心，负责梯级水电站调度方案的最终审定和发布。地区调度机构负责本地区直调梯级水电站调度方案的最终审定和发布

4.梯级水电站优化调度原则

在保证电网及水电厂安全运行(包括防汛安全)的前提下，充分考虑水电站水库上下游通航、灌溉、供水和水库出库流量满足最小生态下泄流量要求前提下，开展梯级水电站的优化调度。

4.1梯级整体水能利用最大原则

梯级水电站应充分发挥梯级水库调节库容相互补偿调节作用，在确保梯级水库防汛安全、电网安全的前提下，按梯级整体发电量最大原则协调控制各水电站的发电出力和出库流量。

4.2 充分发挥龙头水库调节能力

具有季调节性能以上的龙头水库在不弃水的情况下应考虑为下游水电站拦蓄洪水，减少下游梯级电站弃水。同时应将丰水期的水蓄在水库供枯水期用，提高枯水期的发电量和枯水期梯级电站的出力，达到“蓄丰补枯”的作用。

4.3龙头水电站优化调度原则

有调节能力的龙头水电站应联合编制水库优化调度运行长、中期运行计划，详细提出各时段末的优化控制水位，并结合天气预报滚动修正。保证自身水能充分利用的同时综合考虑流域梯级电量最大。

4.4下游水电站高水头利用水能资源原则

周调节性能以下的水电站在预报来水流量小于满发流量时，要保持高水头运行，充分利用水能资源。在洪水来临前充分发电腾空水库，提高水量利用率。在预报基础上拦蓄洪尾，蓄满水库。

5.梯级水电站调度的主要工作

5.1 梯级各水电站发电运行实行统一调度、分级管理的原则，各水电站应严格执行调度指 1

令，进行有序发电。

5.2 梯级水电站应按电网调度机构的要求建设水库调度自动化系统，并将水情实时信息，发电信息、预报信息、水库运行信息传送到相应调度机构。

5.3 水电站发电计划编制、调整及执行。

5.3.1 各水电站应根据天气预报信息、流域雨情、水情制定以3小时为时段的三天区间来水过程预报。在三天区间滚动预报基础上编制三天滚动发电计划通过水库调度自动化系统上报相应调度机构，及时向相应调度机构提出发电计划建议。

5.3.2 省调、地调根据流域雨、水情、电站工况、电网用电需求情况、安全校核情况，参考水电站水库调度计划，编制梯级各水电站发电调度计划，并下达给水电站。

5.3.3 正常情况下，各水电站应按调度机构下达的发电计划曲线带负荷。

5.3.4 水电站水工人员应及时掌握本流域雨水情变化，并做好水库来水预报工作，当水情有较大变化时，应及时向所属调度机构提出更改计划曲线申请，调度机构根据电网情况调整实时发电曲线。

5.3.5 各梯级水电站应制定年度、月度检修计划，报送相应调度机构待批复后执行。各级调度机构应根据电网运行实际，综合考虑上下游梯级电站水能充分利用，合理安排设备检修。

5.3.6 水电站因检修、施工、综合利用等要求，对本站或上下游电站水位、发电出力或出库流量有限制要求时，应按相关规定上报相应调度机构，待调度机构批复后执行。

5.3.7 水电站因上下游生活、生产等任务，对发电水位、出库流量有长时期的限制要求时，应正式行文报备相关调度机构。

5.4 建立水情通报机制。

5.4.1 水电站应掌握全流域水雨情及所有上下游电站运行信息。

5.4.2水电站遭遇暴雨洪水时，应尽快向防汛、电网调度等部门及相邻下一级水电站通报。

5.4.3水电站开关闸门、开停机组等致使出库流量短时间发生较大波动时，应根据有关约定向相邻下一级水电站通报。

5.4.4水电站入库流量或取水断面流量异常变化时，应主动了解上游水电站的运行情况。

5.4.5 当上游、下游有新建水电站或影响本电站运行的工程施工时，应主动与其建立联系，及时了解其截流、蓄水等重要阶段安排。

5.4.6 各水电站联系方式变化时，应及时向相应调度机构和上下游电站通报。

5.5 当地调管辖的发输变电设备运行异常影响梯级水电站发电时，地调应及时向省调汇报。

6.梯级水电站发电调度计划管理流程

6.1 梯级水电站在每日8：15前将主要的水情（8时上游水位、下游水位，前一日降雨量、人库流量、发电流量、弃水流量）、昨日发电量、电站可调出力变化情况向相应调度机构汇报。

6.2梯级水电站在每日10:00前向相应调度机构提交次日发电计划96点曲线及第二、第三日水情、发电量预测。

6.3 地调在11：00前应向省调汇报所属水电站运行情况、水情、了解次日或未来三日内龙头水库发电计划。

6.4地调应依据约束条件编制次日管辖流域各水电厂发电曲线，并在每日 16：00 前将曲线报给省调。

6.5省调在17：30前审核后下达次日水电站发电计划曲线。

7.附则

7.1 本规定自颁布之日起执行。

7.2 本规定解释权归湖南电力调度通信局。

第二篇：20080316-四川电网梯级水电站群集控中心接入系统并网调度管理规定

四川电网梯级水电站集控中心 接入系统并网调度管理规定

（试行）总则 编制目的

为保证电网和水电站安全、优质、经济运行，规范梯级水电站集控中心并网运行管理工作，按照现行有关法律法规和管理办法，编制本规定。编制依据

本规定依据下列法律、法规及文件编制： 1）《中华人民共和国安全生产法》； 2）《中华人民共和国电力法》； 3）《中华人民共和国可再生能源法》； 4）《中华人民共和国节约能源法》； 5）《电力系统安全稳定导则》； 6）《电网调度管理条例》； 7）《电网调度管理条例实施办法》； 8）《国家突发公共事件总体应急预案》； 9）《国家处置电网大面积停电事件应急预案》； 10）《电网运行规则》；

11）《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》； 12）《发电厂并网运行管理规定》；

13）《国家电网公司处置电网大面积停电事件应急预案》； 14）《电力二次系统安全防护规定》（电监会5号令）； 15）《四川电网调度管理规程》（以当年最新修订版为准）； 16）《国家电网公司“十一五”期间加强电网调度工作意见》； 17）《国家电网公司“十一五”期间加强电网调度工作意见实施细则》；

18）《加强小水电调度管理工作指导意见》（国调中心调水〔202_〕42号文）；

19）《关于加强梯级水电站调度管理的原则要求》（国网公司调水[202_]119号文）；

20）DL/T 516-202_ 《电力调度自动化系统运行管理规程》（中华人民共和国电力行业标准）；

21）《四川电网电力调度自动化系统运行管理办法》（川电通自[202_]33号文）。

水电站集控中心指水电企业为在地理上位于同一流域的水电站群及其变电（开关）站（以下简称接入厂站）建立的远方集中控制中心（以下简称集控中心），具备对接入厂站设备进行远方控制操作和生产运行实时监视功能，集控中心运行值班人员代表所接入的各厂站与省调进行业务联系，负责接受省调下达的各项调度指令并正确执行。适用范围

本规定适用于并入四川电网、位于同一流域的梯级水电站集控中 心接入系统设计、建设和并网调度运行管理工作。基本要求

2.1 集控中心及接入厂站应严格遵守电网调度管理的规程、规定和要求。集控中心及接入厂站属省调直接调度，省调对各厂站的调度业务内容、调度管辖单元和范围等按现行有关规定执行，并负责明确集控中心的调度命名和调度管理模式。

2.2 集控中心及接入厂站应具备完善、可靠的技术支持系统，实现对接入厂站的一、二次设备进行远方控制操作和实时运行监视。2.3集控中心运行值班人员应能准确、熟练地接收省调下达的各项调度指令，并在规定的时间内按照指令要求正确完成各接入厂站一、二次设备及装置的控制操作和运行状态调整等任务。2.4 集控中心应具备防御各种事故、自然灾害等能力，制定完备的通讯中断、集控失效等异常事故发生后的应急措施，满足异常事故处理的需要。

2.5 各水电企业梯级水电站集控中心设计和建设方案应符合国家颁布的有关法规和标准要求，涉及并网安全方面的设计、建设、运行管理工作内容，应邀请电网省调参加集控中心的设计和建设方案、标书等审查工作。

2.6 梯级水电站接入系统方案确定后，拟建立集控中心的水电企业，应提前联系电网省调对集控中心建设方案进行可行性审查，以明确电网省调的各项功能要求。2.7 集控中心建成后，在完成各项试验、调试和安全鉴定工作并通过国家有关部门和省电力公司验收合格后，方允许申请并网投入运行。调度运行管理要求

3.1 集控中心代表接入厂站进行运行、操作和事故处理调度业务联系，并直接对接入厂站设备进行远方操作，接入厂站不再同省调直接联系。接入厂站退出集控中心控制时，由接入厂站同省调直接联系，调令不再对集控中心下达执行。省调与集控中心在进行调度业务联系时，应注意明确设备所属的厂站名称，即使用设备“三重名称”，如“××（厂站）××（设备）××（编号）”。3.2 接入集控的各厂站机组启停、负荷调整、倒闸操作等，由省调值班调度员下达调度命令给集控中心，并明确设备所属的厂站名称。对同一集控中心管理范围内厂站的操作，省调可以综合调令的形式，将多个接入厂站的配合操作任务指令下达给集控中心进行操作。

3.3 集控中心应具备控制不同厂站、发电机组组合等等多种灵活有效的控制运行模式，省调根据各厂站对系统的重要程度、结线方式、系统安全运行需要等进行选择。

3.4集控中心自动化系统应具备“四遥”功能的要求（包括远方控制完成接入厂站开关、刀闸等一、二次设备操作，远方控制发电厂开停机、调整有功和无功出力、通过AGC、AVC等自动化手段远 方控制机组运行状态，实现PSS装置与机组必须同步投退等），具有为适应远方操作而设立的防误操作装置。同时，预留新业务扩充功能，以满足将来可能出现的电网调度运行及控制新要求。3.5 集控中心应具有对接入厂站的继电保护和安全自动装置远方投退、远方测试、远方修改定值等功能。对需要定期进行的如通道测试等项目，若保护装置不能自动完成，应派人定期进行测试。对保护装置投运前需要进行通道测试的，也应派人到现场进行测试。近期暂不启用远方修改定值功能。

3.6 集控中心及其新接入厂站投运前应提前15天向省调提交试运行申请，提交验收报告、反事故预案、调度联系及运行负责人员名单、运行值班制度、调度联系制度、操作制度、应急处理制度等技术资料，经省调批准后开始试运行，试运行期为3个月。试运行期满后，向省调提交试运行报告，由省调确定集控中心及接入厂站是否投入正式集控运行。

3.5集控中心应制定有关规定和制度，保证每天24小时各厂站有足够的现场值班（守）人员。一旦出现异常或事故，应立即恢复各厂站现场值班（守）人员对相应厂站设备的控制权，由省调值班调度员直接向各厂站值班人员下达调度命令。

3.6 集控中心及各接入厂站的运行值班（守）人员均应参加省调组织的调度业务联系资格培训和考试，取得省调颁发的《调度运行值班合格证书》，持证上岗。

3.7集控中心应加强接入集控各站机组无功出力调整，按定电压原则 调整电压，保证各站高压母线电压在调度部门下达的电压曲线范围内，电压合格率达到100%。

3.8 集控中心应实时监视各站雨水情，积极开展水情信息收集、处理、整编和水文预报工作，及时向省调提出梯级水电站发电运行方案建议，确保电站水工建筑枢纽及设备发电运行和防洪度汛安全。集控中心自动化系统接入系统要求

4.1 集控中心及各厂站二次系统网络应满足电力二次系统安全防护的要求。

4.2 计算机监控系统有关要求

4.2.1 根据直调直采的原则，所有接入集控中心的各厂站自动化信息（包括自动控制装置及机组、线路、开关等发输电设备实时运行状态等信息）必须直接从各厂站站端系统以串行和网络通信规约上送省调，不经集控中心转发，以确保自动化信息的实时性和准确性。

4.2.2 集控中心监控系统须将各厂站自动化信息汇集后以串行和网络通信规约上送省调，作为各厂站自动化信息的备用数据源。4.2.3 各厂站和集控中心均应配置调度数据网络接入设备。4.2.4 省调以单机、单个电厂及多个电厂等值三种控制方式实现对接入集控中心的各电厂的自动发电控制（AGC）。各电厂或集控中心监控系统应可以直接接收并及时处理省调下发控制命令值。各电厂响应性能须满足省调要求。4.2.5 省调对接入集控中心的各电厂的自动电压控制（AVC）以下发各电厂的高压母线电压、机端电压及无功出力的方式实现。各电厂或集控中心监控系统应可以直接接收并及时处理省调下发AVC控制命令值。各电厂响应性能须满足省调要求。

4.3 接入集控中心的各厂站均应配备单独的电量采集装置。站端电量采集装置相关信息应上送省调电能量计量主站系统。

4.4 集控中心应建有继电保护运行及故障信息管理系统分站，各受控厂站应建立继电保护运行及故障信息管理系统子站，并与省公司主站联网。子站所采集的信息可以完整地传至省调主站和集控中心分站。

4.5 集控中心投运前必须建成流域水情自动测报系统，实现自动采集雨水情信息，并与四川电网水调自动化系统中心站联网，按规定向省调自动报送水情信息。集控中心系统通信要求

5.1集控中心及接入集控的各厂站通信设备接入四川电力通信网，必须符合四川电力通信网的技术、接口规范，光传输设备和调度交换设备及网管应与四川电力通信网主网统一，减少通信网和设备的复杂性。

5.2 集控中心与省调间应建立两条独立的SDH 光纤系统通信通道，集控中心与接入集控的各厂站间必须具有完善、可靠的的系统通信，优先采用光纤通信系统，所辖各厂站应尽可能组成光纤自愈 环网。

5.3 集控中心及接入集控的各厂站应按有关要求设置调度交换机，并与省调的调度交换机联网。

5.3 集控中心及接入集控的各厂站至省调的调度电话应具有两条以上独立通道，调度电话须具备可靠的录音方式。

5.4 集控中心与接入集控的各厂站间应建立两条不同路由的通信通道。

5.5 集控中心通信电源应配置双套，不间断停电时间应不小于8小时。5.6集控中心及接入集控的各厂站的光传输设备应具有相应的网管系统，同时还应具备对通信动力及环境的监测监控手段。5.7集控中心应设置通信管理专责，负责厂、站内通信系统的日常管理及设备的日常运行维护。6 事故、异常处理及应急机制有关要求

6.1 集控中心须有完善的运行管理和维护制度，建立应对接入厂站及集控中心发生计算机系统崩溃、网络中断、感染病毒或遭攻击、硬件故障、与省调通讯中断、遭受洪水、泥石流、火灾等致使集控中心正常功能失效的应急预案，有完善的应急机制，备足必须的备品备件，安排事故处理、抢险专职值班人员。事故异常发生后，应立即启动应急机制进行处理。

6.2 集控中心应制定有关规定和制度，留有修试、继保等待命人员，以便在突发事故或异常情况下按要求迅速赶赴现场进行事故抢修和紧急处理。6.3 集控中心正式投运后，应采取措施保证在事故、检修等各种情况下在省调要求的时间内完成各厂站现场继电保护定值调整工作。6.4 集控中心应编制电站黑启动方案和保厂用电方案，并完成机组现场黑启动试验和进行保厂用电措施的事故演练，要求制定无人值班情况下电厂保证厂用电安全的预案。

6.5 集控中心发生因监控死机、通信中断、自动化信息中断等事故或异常情况后，不能再行使集中控制权时，或接入厂站不再具备远方控制条件时，集控中心将接入厂站立即退出集中控制模式，待命人员必须在15分钟内到各厂站现场进行处理，并由现场值班（守）人员直接接受省调调度指令，尽快恢复运行。事故、异常处理完毕，集控中心可以恢复正常控制，由省调下令将接入厂站转为集中控制模式。

6.6 接入厂站发生故障不能及时消除并可能影响到其它电网运行设备时，集控中心应联系省调将其与系统隔离，各厂站设备安全由集控中心负责。

6.7 当下列故障情况发生时，接入集控中心的各厂站一次设备应保持故障发生前的运行状态，各厂站应自行对一次设备的安全负责，并立即组织相关技术人员到现场排除故障。1）集控中心或各厂站监控系统故障； 2）集控中心或各厂站至省调的通道中断； 3）集控中心至各厂站的通道中断。

6.8 事故异常时，集控中心应立即将故障元件与运行电网隔离，并开 展事故异常处理。

6.9 发生电网事故后，若有关接入厂站的继电保护运行及故障信息管理系统子站或通道工作异常导致省调不能收到有关继电保护装置动作报告及故障录波报告时，集控中心应立即派人至相关厂站，手动打印保护动作报告及故障录波报告，并传至省调继电保护处。

6.10 水情自动测报系统等自动化信息采集系统发生故障后，集控中心应立即派人到水工建筑现场巡视检查，确保电站水工建筑枢纽运行安全，人工采集到对系统运行影响较大的有关水情和水库运行信息后，立即以电话、传真、邮件等形式报送省调，同时组织人员采取措施尽快恢复系统。.附则

7.1本规定主要规定了集控中心接入系统及并网调度运行管理的有关要求，其它技术标准和管理规定请参照国家或行业相关规定执行。

7.2 本规定由四川省电力公司调度中心负责解释。7.3 本规定自颁布之日起执行。

第三篇：山东电网光伏电站调度管理规定(试行)

附件1：

山东电网光伏电站调度管理规定

（试行）总则

1.1 为加强光伏发电调度管理，保障电力系统安全、优质、经济运行，根据《光伏系统并网技术要求》（GB/T 19939-202_）、《光伏（PV）系统电网接口特性》（GB/T 20046-202_）、《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-202_）、《光伏发电站接入电力系统技术规定》（GB/Z 19964-202_）、《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定(试行)》（以下简称《国网技术规定》）、《山东电力系统调度管理规程》（以下简称《调度规程》）等标准、规程，制定本规定。

1.2 本规定涉及光伏电站并网管理和正常运行阶段的调度管理以及相应基本技术要求。

1.3 本规定适用于山东电力调度中心(以下简称省调)调度管辖的光伏电站（总装机容量超过10MW或通过35kV及以上系统并网）的调度管理，自颁布之日起试行。其它光伏电站参照本规定执行。术语和定义

2.1 峰瓦（watts peak）

指太阳电池组件方阵，在标准测试条件下的额定最大输出功率。

2.2 逆变器（inverter）

指光伏电站内将直流电变换成交流电的设备。最大功率跟踪控制器、变流器和控制器均属于逆变器的一部分。

2.3 孤岛现象（islanding）

指电网失压时，光伏电站仍保持对失压电网中的某一部分线路继续供电的状态。孤岛现象可分为非计划性孤岛现象和计划性孤岛现象。非计划性孤岛现象（unintentional islanding）是指非计划、不受控地发生孤岛现象；计划性孤岛现象（intentional islanding）是指按预先配置的控制策略，有计划地发生孤岛现象。

2.4 防孤岛（anti-islanding）指禁止非计划性孤岛现象的发生。2.5 光伏电站分类

小型光伏电站指接入电压等级0.4kV的光伏电站；中型光伏电站指接入电压等级10～35kV的光伏电站；大型光伏电站指接入电压等级66kV及以上的光伏电站。并网管理

3.1 新建光伏电站应具有政府部门的核准文件和电网企业的接入系统批复文件。

3.2 新建光伏电站应在拟并网前6个月与省调联系，协商签订并网调度协议，确定光伏电站并网运行的安全技术条件和行为规范。

3.3 新建光伏电站应在拟并网前3个月，向省调和所属地调报送下列资料，并完善OMS基础信息库（包括但不限于）：

3.3.1 光伏电站基础信息：资产属性（企业法人名称）、电站经纬度、容量、拟投产日期、设计利用小时数、发电量等。

3.3.2 技术参数：太阳能电池组件型号、逆变器型号及性能参数、辐照度、发电容量等。

3.3.3 涉网一次设备保护、并网线路及母线保护图纸及相关技术资料。

3.3.4 光伏电站升压站一、二次设备参数、图纸及保护配置资料。

3.3.5 调度自动化设备（远动通信装置、电能量远方终端和调度数据网及二次系统安全防护设备）配置、信息接入资料。

3.3.6 调度自动化信息上传通道和通信规约情况。3.4 光伏电站调度命名由省调统一实施，电池组件及逆变器编号报省调和所属地调备案。

3.5 新建光伏电站在升压站接入系统送电和并网发电前，应具备向省调和所属地调提供实时信息的条件。已并网光伏电站也应按照以下要求在省调规定的期限内完成信息传送。

光伏电站实时信息包括并网状态、光照数据（辐照度、空气温度等）、逆变器运行信息（有功、无功、电流等）、逆变器状态信息、无功补偿装置信息、并网点的频率电压信息、升压站潮流信息及关口点电能信息。

3.6 光伏电站应在升压站安装故障录波仪，记录故障前10ｓ到故障后60ｓ的情况，按省调要求配备至省调和所属地调的数据网络传输通道。

3.7 光伏电站的主变压器应采用有载调压变压器。3.8 新建光伏电站应通过所属地调，于每月15日前报送下月新设备验收、启动送电计划，现场启动方案（包括启动设备、启动程序及启动过程中要做的涉网试验），运行规程，并网后检测计划；省调于每月25日前批复验收计划。

3.9 光伏电站应在启动并网1周前，完成调度自动化设备及互传信息调试。

3.10 光伏电站并网前须与所属地调开通专用调度电话，并测试良好。

3.11 光伏电站有关值班人员应取得省调颁发的上岗证书，名单报调度机构备案。

3.12 光伏电站并网前须通过省调组织的并网必备条件现场验收，并完成有关问题的整改。

3.13 光伏电站并网联络线、主变等接入系统设备为省调许可设备，启动送电前必须按照《调度规程》向所属地调提交新设 备启动送电申请，地调同意后报省调审批。

3.14 光伏电站应在并网运行后6个月内向省调提供经有资质单位提交的光伏电站运行特性的测试报告；已并网光伏电站应按照省调要求限期完成相关测试。否则省调将按照有关规定采取解网或限制出力等考核措施。

3.15 光伏电站测试应按照国家或电力行业有关光伏电站并网运行的相关标准或规定，由相应有资质的单位进行。

3.16 光伏电站测试前应将检测方案报省调备案，测试应包含以下内容：光伏电站有功功率控制能力、无功/电压控制能力、电能质量、低电压耐受能力、相关涉网保护、运行特性及省调要求的其他并网调试项目。

3.17 光伏电站并网后经测试不合格者，要限期整改。逾期未整改完成并对电网造成潜在影响者，将采取部分停运直至全部停运措施。

3.18 为保证光伏电站并网后测试结果的准确性与严谨性，省调将对测试过程进行监督，对测试结果进行检查确认。调度运行管理

4.1 事故情况下，若光伏电站的运行危及电网安全稳定运行，省调有权暂时将光伏电站解列。电网恢复正常运行状态后，应尽快按省调调度指令恢复光伏电站的并网运行。

4.2 光伏电站在紧急状态或故障情况下退出运行后，不得自行并网，须在省调的安排下有序并网恢复运行。4.3 光伏电站应参与地区电网无功平衡及电压调整，保证光伏电站并网点电压满足省调下达的电压控制曲线。当光伏电站内无功补偿设备因设备原因退出运行时，应立即向省调汇报，并按调度指令控制光伏电站运行状态。

4.4 光伏电站应按要求向省调和所属地调上传实时信息，并保证实时信息的正确性。当因故未能上传实时信息时，光伏电站应立即向省调汇报，并按省调要求限期完成上传。发电计划管理

5.1 光伏电站应每日12时前向省调提交次日光伏发电功率申报曲线，省调综合考虑电网运行情况，编制光伏电站次日计划曲线，并于17时前下达给光伏电站。

5.2 值班调度员可根据实际运行情况对日发电调度计划曲线作适当调整，并及时通知光伏电站值班人员。

5.3 光伏电站应严格执行省调下达的日发电调度计划曲线（包括修正的曲线）和调度指令，及时调节有功出力。

5.4 对于实际出力超出允许偏差部分，将按照曲线违约考核。

5.5 光伏电站可以根据太阳辐照度变化情况，提前1小时向省调值班调度员申请修改计划曲线，但每次修改范围必须大于计划值的±20%及以上。

5.6 省调可结合电网实际运行需要确定以下光伏电站运行模式。5.6.1 最大出力模式：指调度给光伏电站下达全场最大出力曲线，对低于最大出力曲线的情况不限制。

5.6.2 恒出力模式：指调度给光伏电站下达全场出力曲线为一恒定值。

5.6.3 无约束模式：指调度对光伏电站实时出力没有限制，光伏电站可以根据太阳辐照度情况自行调整出力。

5.6.4 联络线调整模式：指调度根据光伏电站相关送出潮流约束情况，下达光伏发电出力曲线。检修管理

6.1 设备检修按计划进行，光伏电站向电网提交、月度发电计划建议的同时，将、月度、节日、特殊运行方式的设备检修计划建议报省调。

6.2 省调将光伏电站设备检修计划纳入电力系统、月度、节日、特殊运行方式检修计划。

6.3 光伏电站设备（包括电池组件、逆变器和升压站设备等公用设备）检修影响运行容量超过40%额定容量时，按《调度规程》履行检修申请手续。

6.4 光伏电站应严格执行已批复的检修计划，按时完成各项检修工作。

6.5 光伏电站无功补偿设备检修，应按年、月计划安排，经省调统一平衡批准后方可进行。无功补偿设备运行状态的改变应经省调批准。6.6 光伏电站因设备更新改造等原因出现特殊运行方式，可能影响电网正常运行时，应将更改方案提前2日通知省调。基本技术要求

7.1 光伏电站应具备常规变电站的一般功能，如远方操作功能、频率表等。

7.2 调度自动化设备配置

7.2.1 光伏电站应配置计算机监控系统1套，其中远动通信装置应双机冗余配置；传输通道为数字专线和网络互备；传输规约为DL/T 634.5101-202_、DL/T 634.5104-202_、DL/T 719-202_。

7.2.2 光伏电站应配置电能量远方终端设备1套，传输通道为网络和电话拨号互备；传输规约为DL/T 719。

7.2.3 光伏电站应配置路由器2台、交换机2台、纵向加密认证装置2台、SDH 2M链路2条；采用MPLS VPN、IP over IP技术体制，将2套相互独立的网络设备分别接入地调接入网的不同节点。

7.2.4 光伏电站其它设备按《并网发电厂调度自动化设备（子系统）配置规范》（调自[202_]39号）要求配置。

7.2.5 光伏电站应按《并网发电厂调度自动化信息接入规范》（调自[202_]39号）接入和上传常规的自动化基础数据。

7.3 光伏电站监控系统与升压站计算机监控系统应具有通信功能，实现光伏电站实时信息的上传。

7.4 光伏电站有功功率控制 7.4.1 光伏电站应配置有功功率控制系统，具备有功功率调节能力，接收并自动执行省调发送的有功功率控制信号，确保光伏电站有功功率值符合省调的给定值。

7.4.2 在电网紧急情况下，光伏电站应能快速自动切除部分逆变器乃至整个光伏电站。

7.4.3 光伏电站应具有限制输出功率变化率的能力。7.4.4 光伏电站启动时应确保输出的有功功率变化不超过所设定的最大功率变化率。

7.4.5 除发生电气故障或接受到来自于电网调度机构的指令以外，光伏电站同时切除的功率应在电网允许的最大功率变化率范围内。

7.5 光伏电站的无功配置和电压调整

7.5.1 光伏电站须安装动态无功补偿装置，补偿容量应满足《国网技术规定》和省调要求。

7.5.2 光伏电站的功率因数应能够在-0.98～+0.98范围内连续可调。

7.5.3 光伏电站在其无功输出范围内，能够根据并网点电压水平，调节光伏电站的无功功率、无功补偿设备投入量以及调整变压器的变比，具备参与电网电压调节的能力;其调节方式、参考电压、电压调差率等参数可由电网调度机构远程设定。

7.6 光伏电站运行能力和电能质量要求 7.6.1 低电压耐受能力(1)光伏电站具有在并网点电压跌至 20％额定电压时能够保证不脱网连续运行 1s 的能力。

(2)光伏电站并网点电压在发生跌落后 3s 内能够恢复到额定电压的 90％时，光伏电站能够保证不脱网连续运行。

7.6.2 运行频率要求

(1)光伏电站应能在49.5Hz～50.2Hz频率范围内连续运行。(2)频率低于48Hz时，根据光伏电站逆变器允许运行的最低频率或电网要求而定。

(3)在48Hz～49.5Hz频率范围内，每次频率低于49.5Hz时要求至少能运行10min。

(4)频率50.2Hz～50.5Hz时，每次频率高于50.2Hz时，要求至少能运行2min，但同时具备0.2s内停止向电网线路送电的能力，实际运行由电网调度机构决定；并且当频率高于50.2Hz时，不允许处于停运状态的光伏电站并网。

(5)频率高于50.5Hz时，在0.2s内停止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏电站并网。

7.6.3 光伏电站应配置电能质量监测设备，实时监测的光伏电站电能质量（包括谐波、波形畸变、电压偏差、电压波动和闪变、电压不平衡度及直流分量等）符合《国网技术规定》，并按照调度要求上传有关信息。

7.7 过流与短路保护

7.7.1 光伏电站需具备一定的过电流能力，在120%额定电流 以下，连续可靠工作时间应不小于lmin；在120%～150%额定电流内，光伏电站连续可靠工作应不小于10s。

7.7.2 光伏电站向电网输出的短路电流应不大于额定电流的150%。

7.8 防孤岛

7.8.1 光伏电站必须具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力，其防孤岛保护应与电网侧线路保护相配合。

7.8.2 光伏电站的防孤岛保护必须同时具备主动式和被动式两种，应设置至少各一种主动保护（频率偏移、有功功率变动、无功功率变动、电流脉冲注入引起的阻抗变动等）和被动防孤岛保护（电压相位跳动、3次电压谐波变动、频率变化等）。

7.9 逆功率保护

7.9.1 不可逆并网方式的光伏电站应配置逆向功率保护设备。

7.9.2 逆向电流超过额定输出的5%时，光伏电站应在0.5～2s内停止向电网线路送电。

7.10 光伏电站必须在逆变器输出汇总点设置易于操作、可闭锁、且具有明显断开点的并网总断路器。信息统计及披露

8.1 光伏电站应进行运行情况统计，每月初按要求向省调和所属地调报送光伏电站运行月报。

8.2 省调对全网光伏电站运行情况进行统计分析，编制山东电网光伏发电运行月报，并定期向光伏发电企业通报。

第四篇：黑龙江电网通信调度管理规定

黑龙江电网通信调度管理规定

黑龙江电网通信调度管理规定 总则

1.1 为加强黑龙江电网通信系统运行管理工作，规范电网通信调度管理，确保黑龙江电网系统通信网络安全稳定运行，制定本规定。

1.2 本规定确定了黑龙江电网通信调度管理框架，规定了各级通信调度对电网通信网的运行、维护、协调指挥的内容与要求。2 适用范围

2.1 本规定适用于黑龙江电网系统通信网内通信电路/设备的投入、退出、转接、检修测试、故障处理、通信故障统计分析和考核评价的管理。

2.2 省公司各电业局、省调直调电厂均需严格遵守本规定条款。3 引用标准

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

黑龙江电网通信管理规程 黑龙江电网光纤通信运行管理规程 黑龙江电网光缆线路运行维护管理规定 黑龙江电网微波通信运行管理规程 黑龙江电网载波通信运行管理规程 黑龙江电网调度总机运行管理规程 黑龙江电网图像通信运行管理规程 黑龙江电网行政交换机运行管理规程 黑龙江电网通信电源运行管理规程 黑龙江电网通信检修管理规定

黑龙江电网系统通信春（秋）季安全检查管理规定 4 通信调度管理

4.1 黑龙江电网通信调度的上级业务领导部门为国网电力信息通信公司通信调度(简称国通调)和东北

黑龙江电网通信调度管理规定

电力通信调度(简称网通调)。

4.2 黑龙江电网通信调度工作实行统一调度、分级管理、逐级审批的管理原则。

4.3 黑龙江电网通信调度管理分两级:省公司电网通信调度（以下简称省通调）和各地区电网通信调度（以下简称地区通调）。省公司调度通信中心负责省网通信调度业务的归口管理，省通调设在电通公司，各电业局是所辖范围通信调度工作的归口管理单位，地区通调设在各电业局通信工区。

4.4 凡接入黑龙江电力通信网的所有通信传输、接入、交换、图象等系统和通信线路、通信站动力及环境设施，以及承载各类通信业务的通信电路、光路均列入通信调度管辖范围。各电业局必须建立相应的通信调度机制。

4.5在电网设备运行、检修、基建和改造等工作中，当影响电网通信业务正常运行时，其相关工作应按通信调度分类纳入本规定管理范围。电网通信调度机构设置及职责

5.1 黑龙江电网通信调度管理分两级:省公司电网通信调度（以下简称省通调）和各地区电网通信调度（以下简称地区通调）。省通调设在电通公司，地区通调设在各电业局通信工区。5.2 省通调职责

5.2.1 接受电力调度通信中心的专业领导，负责省公司调管通信电路/设备的运行管理工作，指挥、协调省公司调管的通信电路/设备的日常运行维护、故障处理。

5.2.2 接受上级通信调度的调度指令，指挥、协调上级通信调度调管省公司所辖通信电路/设备的运行维护、故障处理等工作；

5.2.3 协助电力调度通信中心编制省网通信网的运行方式，并组织有关单位实施；

5.2.4 接受、审核地区通信调度关于省公司调管的通信电路/设备检修申请，报经电力调度通信中心同意后组织、监督实施；

5.2.5 受理通信通道需求申请，编制通信通道实施方案报经电力调度通信中心审批后，组织、协调相关单位实施；

5.2.6 组织对所辖通信运行电路/设备的投用、退出及迂回转接的方案编制，报经电力调度通信中心审批后，组织、监督相关单位实施；

5.2.7 根据省网通信运行需要，有权调用地区通信调度所属通信电路，以满足省公司电力生产指挥的需要；

5.2.8 依据电网一次系统检修计划，组织编制省网通信电路/设备的检修、测试计划，报经电力调度通信中心审批后协调、监督相关单位实施；

黑龙江电网通信调度管理规定

5.2.9 参与对所辖通信运行电路/设备、通信资源的统计、分析工作； 5.2.10 负责通信网络信息、所辖通信资源资料存档。5.3 地区通信调度职责

5.3.1 负责本地区调管通信电路/设备的运行管理工作，指挥、协调本地区调管的通信电路/设备的日常运行维护、故障处理。

5.3.2 接受省通信调度的调度指令，指挥、协调省通信调度调管本地区所辖通信电路/设备的运行维护、故障处理等工作；

5.3.3 编制本地区通信网的运行方式，报经省公司审批后组织实施；

5.3.4 参与编制省网通信网的运行方式，并严格按照批准的运行方式进行实施； 5.3.5 编制、提报所辖通信电路/设备检修申请，经省公司批准后严格按照批复时间和要求实施； 5.3.6 受理本区域相关单位通信通道需求申请，编制通信通道实施方案，按本规定要求履行审批程序并实施；

5.3.7 组织编制本地区通信运行电路/设备的投用、退出及迂回转接方案，按本规定要求履行审批程序并实施；

5.3.8 根据省网通信运行需要，有权调用地区通调所属通信电路，以满足电力生产指挥的需要； 5.3.9 依据电网一次系统检修计划，组织编制省网通信电路/设备的检修、测试计划，报经电力调度通信中心审批后协调、监督相关单位实施；

5.3.10 参与对所辖通信运行电路/设备、通信资源的统计、分析工作； 5.3.11 负责调管通信网络信息、所辖通信资源资料存档。通信调度运行管理

6.1 省公司、各电业局必须建立相应的通信调度机制，省、地区两级通信调度必须严格执行24小时值班制度。

6.2 通信调度员应掌握所辖通信网、通信系统和通信电路的运行情况，通过网管、通信监控系统监视主干通信电路、设备的运行质量，受理通信业务故障。当所辖通信网、通信系统和通信电路、设备发生故障时，应尽快查明故障原因，及时组织有关部门进行故障处理，并根据故障处理情况做好通信运行电路的迂回转接工作。

6.3 各级通信调度，必须服从上级通信调度指挥，严格执行上级通信调度指令，指挥、协调本级调度所辖范围内的通信电路、设备的运行、操作、维护及故障处理。

6.4 通信调度应认真规范地填写各类运行值班记录、报表，完成通信电路、设备的停役申请、投入/退

黑龙江电网通信调度管理规定

出申请的受理、审核、批转、下达（执行）工作。

6.5 通信调度员应由具有较高通信专业技术素质、管理协调能力和职业道德的通信专业人员担任，调度员必须经过培训、考核并取得相关资格证书后方可正式上岗，省公司电力电力调度通信中心负责组织相关的培训和考核工作。

6.6 各级通信调度每天必须在规定的时间段内（15：00—16：00），依据值班日志扼要向上一级通信调度汇报所辖范围内通信系统前24小时的运行情况。

6.7 下级通信调度遇下列情况时应及时向上级通信调度汇报：

1)

重要厂站（含500kV变电所、直调电厂）电力调度、自动化实时信息通道全阻； 2)

继电保护、安全稳控装置、调度自动化等重要电力信息传输通道中断； 3)

影响通信主干电路正常运行的局部通信阻断；

4)

人为误操作或其它重大事故造成通信主干、重要电路中断；

5)遇有火灾、地震、雷击、台风等不可抗拒原因严重影响通信主干电路正常运行的重大自然灾害；

6)

重要厂站（含500kV变电所、直调电厂）、地区通信中心交流失电，仅靠通信蓄电池组维持供电。

6.8 各级通信调度遇重大问题时应及时向所在单位通信主管领导汇报。6.9 通信调度指令

1)通信调度指令是当值通信调度员下达的涉及通信调度管理、通信系统运行的口头、书面的任务。2)通信调度员发布的调度指令，下级通信调度员、检修维护人员、厂(站)通信值班员必须立即执行。如受令人在接到上级通信调度员发布的调度指令或在执行调度指令过程中，对调度指令有异议，有责任和权利立即向发令通信调度员报告，由发令通信调度员决定该指令的执行或撤消。当发令通信调度员重复该指令时，受令人必须执行。

3)

通信调度员发布口头调度指令时必须使用录音电话，发令者与受令者必须及时在值班日记上作详细的记录。各级通信调度员在发布或接受调度指令时应使用规范术语，互报姓名、所在单位，并严格按照发令、复诵、记录的程序执行。

4)

如有不执行或拖延执行上级通信调度指令者，一切后果均由受令人和不接令的决策者负责。对于无故拒绝执行通信调度指令的行为将按照省公司有关规定严肃处理。

5)对于各级通信调度管辖范围内的通信运行电路、设备，未经通信调度员的指令，各有关单位、部门不得擅自进行操作或改变通信运行方式。

6)通信调度员接受新的调度工作，若涉及其它通信调度管辖范围时，必须与所涉及的通信调度

黑龙江电网通信调度管理规定

联系并办理相关手续，经对方同意后方可开展工作。

6.10 缺陷管理及故障抢修

1)当通信系统发生故障及紧急缺陷时，应首先启用并通知用户使用备用电路。若涉及上级通信调度调管的电路，本级通信调度应及时向上级通信调度报告；无法及时恢复时，应采取临时迂回、转接等应急措施。

2)在通信电路、设备的消缺检修过程中应遵循先抢通，后修复的原则，抢通顺序应按照《黑龙江电网通信检修管理规定》有关要求执行。

3)通信调度员是调度管辖范围内通信电路、设备的紧急缺陷及故障抢修的发令人和故障恢复的确认人。

4)重要通信用户(继电保护、安全稳控装置、调度、自动化等用户)发现电路紧急缺陷及故障，应立即向本级通信调度报告。

5)缺陷(消缺)处理。通信电路、设备发生紧急缺陷及故障时，通信调度应首先通过通信监控、通信网管等技术手段判断或界定，在初步判断及处理后，应及时将消缺（抢修）通知单送下发检修单位，并按缺陷管理流程流转。

6)通信电路、设备缺陷处理完成后的结果，需要得到责任通信调度的确认。并由通信检修机构完整填写消缺（抢修）通知单中的缺陷原因及处理过程回交通信调度，实行闭环管理。7)通信电路、设备在消缺（抢修）中的所有临时应急措施在消缺后要及时复原。对检修单位提出需要保留的临时应急措施，通信调度应给予明确指令。如需要转为正常方式的，应补充办理通信电路安排审批程序。

8)

当值通信调度员在紧急缺陷及故障处理期间，可根据需要召集有关通信专业技术人员共同商讨判断故障处理中的有关问题。通信调度指挥权的授权、委托、收回。

7.1 在通信正常检修、通信紧急缺陷和故障处理、通信跨级和跨网检修等期间，上级通信调度员可以将所属指挥权的全部或部分授权给发起工作的一方或者具备重要路由资源、网管、作业面大一方的通信调度员，承担现场的检修指挥权；

7.2 在通信正常检修、通信紧急缺陷和故障处理、通信跨级和跨网检修等期间，当值通信调度员可以将所属指挥权委托给同级检修机构在局端中心站或具备重要路由资源、网管、作业面大的重要站点的通信检修人员。

7.3 通信调度员应当对授权或委托后的检修工作进行监督，随时了解、掌握检修现场的工作情况。7.4 在完成相应授权或委托的工作内容后，通信调度员应及时将调度指挥权收回，也可以视实际检修情

黑龙江电网通信调度管理规定

况中途收回指挥权。被授权或被委托的机构、人员，在完成相应授权或委托的工作内容后，也应立即将指挥权交回授权或委托的通信调度。

7.5 在实际检修过程中，因为各种原因造成被授权方或被委托方要求交还指挥权时，通信调度员在核实现场检修状态或工作计划执行情况后，必须收回指挥权。

7.6 若在授权或委托的过程中，造成生产检修任务的扩大或者引起事实上的运行电路、设备受损，其事件的定性与授权或委托的收回行为无关。

7.7 调度指挥权的授权、委托与收回等指令应以同步录音方式下达。通信调度员在下达在通信调度指挥权的授权、委托与收回等指令前，应通过录音电话明确告知相关的受调下级通信调度机构（员）或检修人员。通信设备、电路停役管理

8.1对于通信运行设备、电路改变当前运行方式的工作需办理停役申请，通信设备、电路停役工作纳入电网通信检修管理，停役计划申报、停役申请及批复、停役开竣工、停役延时等按照《黑龙江电网通信检修管理规定》执行。

8.2停役申请统一由通信调度当值受理，各级通信调度根据权限按照《黑龙江电网通信检修管理规定》执行审批流转程序。

8.3原则上停役申请由通信电路、设备检修单位向通信调度申请，当通信停役工作涉及多个单位，由上级通信调度负责协调并明确停役申请单位，在提交的停役申请中应注明需要配合的单位。8.4各单位应严格按照《黑龙江电网通信检修管理规定》要求的时间提出通信停役申请。原则上审核和审批单位对违反时间规定的通信停役申请不予受理。9 通信设备、电路的接入/退出管理

通信调度受理通信设备、电路的接入/退出申请，并根据用户需求、通信网络实际情况编制设备、电路的接入/退出方案履行审批程序，对批复的方案以书面（或电子文档流转）下达至各受令机构（人员），组织、协调相关单位实施接入/退出方案。对已接入的通信运行电路需要更改接入方式，也应按上述要求执行。10 附则

10.1 本规定自下发之日起实施。10.3 本规定解释权属电力调度通信中心。

第五篇：综合002-电网调度管理规定

京博工业园电网调度管理规定

一、总则

1、整个工业园电网由热电公司实行统一调度管理。

2、电网调度管理，在热电公司副总经理的领导下，实行以热电公司为首的工业园电网运行指挥系统。

3、电网调度管理的主要任务：

1)执行电网调度命令，根据电网要求发、供电，在保证人身和设备安全的前提条件下，尽设备最大能力满足各公司的负荷需要。

2)保证发供电质量符合标准。

3)合理安排运行方式，使电网安全稳定和经济运行。4)在热电公司的统一指挥下进行系统的事故处理。

4、电网调度管理的目标是：

1)坚持安全第一的方针，杜绝重大设备损坏事故和人身伤亡事故。

2)保证整个工业园供电、用电的畅通。

3)工业园电网的管理水平达到国家电力系统电网管理标准。

5、各公司有关生产领导、调度员、电气专业负责人、电气值班人员必须熟悉并严格执行本规定。各级领导应认真组织学习，确保本规定的贯彻执行。

二、调度管理

气值班员必须无条件执行，如认为命令不正确时，可向上级调度部门调度员或值长申明理由，若上级调度部门调度员或值长重复坚持其命令时，则必须立即执行。如认为调度命令直接危害设备及人身安全时，应拒绝执行该命令，同时汇报调度员、各公司分管生产领导。

7、各公司电气值班员、值长及上级调度部门调度员相互联系调度业务或接受调度命令时，首先报告本单位名称及本人姓名并使用本文件统一规定的调度术语和设备名称。对调度命令，必须全文复诵，认真记录，核实无误后，正确、迅速的执行，执行后立即汇报热电公司值长。

8、各公司电气值班员在接班后一小时内，应及时向热电公司值长汇报：负荷情况、检修情况、电压水平、运行方式、异常情况、预计工作等，并接受值长的调度安排。

9、线路运行方式：各公司根据各自负荷情况决定分段运行或者单线运行，更改运行方式必须向热电值长申请，得到许可后根据热电值长的命令进行变更运行方式，绝对禁止未经值长许可进行线路合环。

10、开关状态：各公司在分段运行方式时，母联开关保持冷备状态；单线运行方式时，另一线进线开关保持冷备状态，热电侧开关保持热备状态。

三、设备检修管理

环，各级母联开关应做好可靠的防误操作措施。

8、凡属热电公司主控室调度的设备，不论有无批准的申请，如上级值班调度员下达命令将有关设备停止运行、备用，开始检修或试验，应立即执行，并及时汇报热电公司主控室。

9、电气设备或线路大、小修及各种设备的更新改造，各公司电气负责人应向值长提供有关资料，包括设备规范、接线（结构）、编号、安装情况、调运措施、图纸、规程等。投运时，必须得到值长许可，各公司电气负责人必须书面交代有关安全方面参数和注意事项。

10、值长应及时主动了解并掌握各公司主要设备及主要辅助设备的检修进度。

11、设备检修时间的计算：

从设备断开或停止，调度员下令开工时开始，到设备重新投入运行达到计划出力并报竣工或转入备用时为止。设备投入运行所进行的一切操作、试验、试运行时间，均计算在检修时间内。

12、各公司应按期完成检修或消缺工作，如因特殊情况不能按期完成，应提前办理延期申请手续。属热电公司值长负责调度设备的大、小修计划的延期申请，应在批准工期一天前办理，其他检修、消缺的延期，应在批准工期前1小时办理，延期申请的批准权限属原批准人。

的无功出力，使监视点电压（发电机电压和35KV母线电压）合格率达100%。

4)工业园小系统运行时，热电公司应及时调整，严格保证供电质量，使电网电压、频率在规定范围内运行。各公司应尽量保持负荷稳定，如有变动必须提前通知热电公司值长并得到批准后方可调整，防止发生事故。

五、其他

1、各公司电气值班员必须熟悉工业园电气系统的运行方式，掌握《电业安全工作规程》的有关部分（发电厂与变电站部分），必须经过培训、考试合格并由本单位领导审定后方可上岗值班。

2、各公司的电气值班员必须昼夜值班，并保证所提供的联系调度电话24小时畅通且有人接听。

3、各公司应及时将更新后的电气值班员名单及联系电话以书面的形式报热电公司主控室。

4、供用电单位必须认真遵守本规定，如有违犯，一切后果由责任方承担一切后果。

附录1：调度管辖范围的划分

1、地调负责调度的设备：

热电公司35KV母线进线开关、母联开关

2、县调负责调度的设备：