《北京电网调度管理规程(试行)》

北京电网调度管理规程 （试行） 北京电力调度通信中心 2005 年 7 月 2 1 总 则 .1 2 调度范围划分 .2 3 调度管理制度 .3 4 电网运行方式的管理 4 5 政治供电管理 .5 6 设备检修管理 .6 7 新建和改建设备投入系统运行的管理 .7 8 电网无功管理及电压调整 .9 9 电网频率、联络线潮流调整 .11 10 发电厂的调度运行管理 .11 11 电网操作管理 12 12 继电保护及安全自动装置调度管理 .18 13 稳定管理 .22 14 电网事故及异常处理 .23 15 紧急减负荷及低频减负荷的管理 .29 16 电网调度自动化系统管理 31 17 电网通信管理 32 附录 A 调度术语 35 附录 B各水库及水电厂（站）的主要数据 .43 附录 C铝绞线允许载流 量表 44 附录 D 耐热导线允许载流量表 44 附录 E 架空线路安全电流的温度校正系数表 45 附录 F短时间停用保护审批权限表 45 附录 G220KV 电缆线路的规范与载流量表 46 附录 H110KV 电缆线路的规范与载流量表 47 4 第 1 页 1 总 则 1.1 为加强北京电网调度管理工作，保证电网安全、稳定、优质和经济 运行,根据中华人民共和国电力法 、 电网调度管理条例等有关法 规、规程、规定，结合北京电网的具体特点，制定本规程。电网是由发 电、供电（输电、变电、配电） 、用电等所有一次设施及相关的继电保 护、自动化、通信、计量等二次设施构成的不可分割的整体，各有关部 门应密切协作配合,以保证电网安全、优质、经济运行。 1.2 北京电网调度机构在业务上接受华北电力调度局领导。在电网内部 实行统一调度、分级管理。北京电网设两级调度机构：北京电力公司调 度通信中心（本规程中简称市调） ；各供电公司调度所（本规程中简称 区调） 。 1.3 两级调度机构代表主管单位对调度管辖范围内电网运行行使指挥权， 市调和区调在调度业务和电网运行指挥方面是上、下级关系。各发、输、 变、配以及用户的调度业务必须服从调度指挥。 1.4 电网调度管理的任务是领导电网的运行、操作和事故处理，保证实 现下列任务： 1.4.1 充分发挥本电网内发供电设备的能力，最大限度地满足用电负荷 的需要求； 1.4.2 使北京电网安全可靠运行和连续供电； 1.4.3 保证对用户供电的电能质量符合标准； 1.4.4 优化资源利用,使电网最大限度地在经济方式下运行； 1.4.5 执行有关合同或协议，保证各方的合法权益。 1.5 北京市调的主要工作 1.5.1 负责北京电网的调度管理，保证电网安全、优质、经济运行； 1.5.2 负责制定或参与制定相应的规章制度、电网运行技术措施、电网 管理方面的规定及电力市场的运行规则等； 1.5.3 编制和批准调度范围内设备的检修计划； 2 1.5.4 指挥调度范围内设备的操作； 1.5.5 指挥电网的调峰、调压和协助华北电力调度局调整频率； 1.5.6 负责指挥调度范围内设备的事故处理，参加事故分析，制定并组 织实施提高电网安全运行水平的措施； 1.5.7 组织编制和执行电网的运行方式； 1.5.8 参加电网的规划编制和基建、改建、扩建工程的设计审查工作及 调度范围内设备的并网方案，批准新设备投入运行，签订并网调度协议 或调度协议（本规程中简称协议） ； 1.5.9 负责电网的稳定管理，制定并组织实施提高电网稳定的措施； 1.5.10 负责指挥电网的经济运行，贯彻落实有关节能降损方针、政策、 法律、法规及有关指令； 1.5.11 负责电网负荷、无功及电压监督管理； 1.5.12 根据城市供水的要求，安排电网内水电厂的运行方式； 1.5.13 执行有关协议、合同，制定和调整电网的日发、供电调度计划， 监督并控制按计划发、供电； 1.5.14 负责公司调度各专业的专业管理； 1.5.15 负责电网内继电保护及安全自动装置、电力通信和电力调度自动 化专业技术、运行管理和技术监督，对下级调度管辖的上述设备和装置 负责技术归口管理和业务技术指导； 1.5.16 制订电网内继电保护及安全自动装置、电力通信和电力调度自动 化专业规程、细则和规定,并组织设备选型； 1.5.17 收集整理分析本系统的运行资料，总结交流调度各专业运行工作 经验，提高电网调度运行和技术管理水平。 1.6 本规程适用于北京电网内所有发、输、变、配和有关用户电气设备 的调度管理。各级调度人员、各发电厂、变电站运行人员均应熟悉并执 行本规程有关规定。各单位的有关领导及管理人员、专业人员、检修试 验等人员必须熟知并遵守本规程。 1.7 北京电网内各有关单位制定的规程、规定等必须与本规程相适应， 第 3 页 不得抵触。 1.8 本规程由北京电力公司解释。 2 调度范围划分 2.1 调度范围划分原则 充分考虑电网结构特点和管理体制，有利于调度机构有效地指挥电 网的运行、操作及事故处理, 确保电网安全、优质、经济运行。 电网内部实行统一调度、分级管理的原则。电网内所有保证发、供 电的设备，均应纳入相应的电网调度机构的调度管辖范围。 2.2 调度范围划分由市调及各供电公司调度所以批准书或协议的形式下 达。 2.3 市调调度范围 2.3.1 并入 110kV 及以上电网的发电厂设备； 2.3.2 上级调度划归市调调度的电网设备； 2.3.3 220kV 负荷线路、负荷变电站； 2.3.4 市调调度发电厂的 110kV 并网线； 2.3.5 220kV 枢纽站间的 110kV 联络线； 2.3.6 城近郊范围内的部分 110kV 线路； 2.3.7 220kV 变电站的 10kV 母线、并联电容器、并联电抗器、接地电阻； 2.3.8 其他市调认为有必要直接调度的设备。 2.4 区调调度范围 2.4.1 各供电公司行政区域内的部分 110kV 负荷线路及变电站（含用户 站） ； 2.4.2 35kV 负荷线路及变电站（含用户站） ； 2.4.3 各供电公司行政区域内的各变电站 610kV 出线开关及以下配电 系统； 2.4.4 220kV 变电站的消弧线圈、10kV 旁路开关及母线； 4 2.4.5 并入 35kV 及以下电网的发电厂设备； 2.4.6 市调划归区调调度的设备； 2.5 厂用变压器、所用变压器原则上由各厂、站自行管理。 2.6 随着电网的发展，调度范围可不定期进行相应的调整，调度范围的 变更和调整应以有关电网调度机构的正式发文或批准书为准。 2.7 调度范围需要临时变更时，应由有关各方协商确定，各有关调度应 作好记录并录音。 2.8 市调与区调调度范围分界点划分的规定 2.8.1 发电厂、变电站出线开关母线侧刀闸为双方分界点； 2.8.2 线路与所供变电站分属两个单位调度时，所供变电站的进线刀闸 为分界点； 2.8.3 特殊设备按调度批准书执行。 3 调度管理制度 3.1 凡需接入电网的发电厂、变电站均应遵照电力法 、 电网调度管 理条例等法律、法规的规定，签订协议。各级调度机构、发电厂及变 电站的运行值班人员必须严格履行协议。 3.2 值班调度员在其值班时间内为本系统运行、操作和事故处理的指挥 者，直接对调度管辖范围内的运行值班人员和下级调度机构的值班调度 员发布调度命令，并对所发布命令的正确性负责。 3.3 值班调度员发布的调度命令，运行值班人员和下级调度机构的值班 调度员必须严格执行。 3.4 值班调度员发布的调度命令和调度业务联系应全部录音。 3.5 电网管理部门的领导发布的一切有关调度业务的指令，应通过调度 机构的领导传达给值班调度员。任何单位和个人不得干涉调度命令的发 布、执行。值班调度员依法执行公务，有权拒绝各种非法干预。 3.6 调度命令以值班调度员发布命令时开始，至受令人执行完毕报值班 调度员后全部完成。 第 5 页 3.7 值班调度员发布的调度命令，受令人应立即执行。受令人对调度命 令有疑问时，应向发令人询问清楚无误后执行。 3.8 市调可以授权下级调度操作市调调度范围内的设备，并说明设备运 行状态。 3.9 市调有权直接操作下级调度设备，操作完毕后应向相关调度说明操 作原因和设备运行状态，该设备未得到市调同意任何人无权改变其运行 状态。 3.10调度管辖范围内的设备，未经值班调度员许可，任何人不得擅自改 变设备的运行状态。遇有危及人身和设备安全的情况，运行单位的值班 人员可按照现场有关规定直接处理，处理后应立即报告值班调度员。 3.11值班调度员和各厂站值班人员进行调度业务联系时，必须相互通报 厂站名称及姓名。 3.12各电压等级架空及电缆的线路工作，有关运行单位负责停发电的要 令人应取得相关调度机构批准的停发电申请权。市调负责每年发布输电 公司、电缆公司具有停发电申请权人员名单。 3.13市调负责每年发布北京电力公司各调度机构调度员名单。 3.14值班调度员按本规程履行职责，受法律保护。 4 电网运行方式的管理 4.1 各级调度机构均应按年、季（月）编制调度管辖范围内的电网运行 方式。 4.2 年度运行方式应每年编制一次，电网结构有重大变化时应在季（月） 方式中加以修正。市调编制的年度运行方式经公司领导批准，于年初下 达，作为电网正常运行方式和继电保护整定方案的依据。 4.3 编制运行方式时，应考虑电网运行中可能出现的较严重情况，提出 电网存在的问题和应采取的措施。 4.4 编制电网正常运行方式的原则 4.4.1 保证电网及其各个组成部分的安全稳定运行； 6 4.4.2 保证首都重要用户供电的可靠性、灵活性； 4.4.3 考虑电网继电保护与自动装置的协调配合； 4.4.4 短路容量不超过电网内设备所允许的数值； 4.4.5 使电网各处供电电压质量满足规定标准； 4.4.6 考虑电网潮流的合理分布； 4.4.7 考虑载流元件的热稳定要求； 4.4.8 考虑电网稳定的要求； 4.4.9 考虑事故后运行方式的要求等。 4.5 电网年度运行方式的内容 4.5.1 上一年度电网运行概况：电网新建、改建项目投产情况及新增设 备容量情况；负荷分析；主要联络线潮流、功率交换情况；无功潮流分 布及全网电压水平；电网静态安全及稳定分析；电网事故情况；电网运 行中存在的问题等； 4.5.2 本年度负荷预测及电力电量平衡分析； 4.5.3 本年度的基改建项目及电网结构的变化； 4.5.4 本年度电网的正常电气接线方式、潮流、稳定计算结果及中枢点 电压水平分析； 4.5.5 本年度各厂、站的短路容量； 4.5.6 本年度电网运行方式中存在的主要问题及对策； 4.5.7 本年度地区低频减载的整定方案； 4.5.8 电网经济运行分析等。 4.6 电网月（季）度运行方式的内容 4.6.1 月度有功、无功负荷及电力电量平衡分析； 4.6.2 日有功最大、最小负荷曲线、发电出力曲线及受电曲线； 4.6.3 电网内各中枢点的电压曲线及其允许的电压偏差； 4.6.4 电网月度最高负荷和典型低谷负荷情况下的结线方式及潮流电压 分布图； 4.6.5 电网内发电、输电、变电主要设备检修及基建改造项目进度； 第 7 页 4.6.6 根据电网结构变化情况，核算厂、站母线短路容量； 4.6.7 电网运行方式中存在的问题及安全措施等。 4.7 为了编制年度电网运行方式，各供电公司及有关单位应按规定 11 月底前将下一年度的运行方式、设备额定参数及有关资料等按要求汇总 后，报市调。 4.8 改变电网正常运行方式的规定 4.8.1 由于运行情况的变化，需改变局部电网正常运行方式超过 24 小时 的，由市调主管领导批准。 4.8.2 电网运行方式有较大变更时，应由市调主管领导审核，公司领导 批准。 4.8.3 各供电公司所属 110kV 电网方式变化应报市调审核批准。 4.8.4 值班调度员遇特殊情况需要立即采取临时运行方式时，应充分考 虑电压、潮流变化及继电保护变更，事后应汇报有关领导。如发生负荷 转移较大情况时应汇报上级调度机构。 4.9 为了掌握电网潮流和电压情况，规定每月 15 日进行一次电网典型 潮流实测，各厂、站做好 4 点、10 点和前夜高峰点整点抄表记录，于 一周内报市调。 4.10调度机构每年应进行网损理论计算分析，并提出降低电能损失的具 体建议及措施。 5 政治供电管理 5.1 重大政治活动供电管理 5.1.1 调度机构根据政治用电管理部门提供的活动场所明细清单（含户 名、路名、上级电源厂站名、时间和要求）拟定政治供电方式，制定事 故预案，绘制重要用户供电方式图。 5.1.2 各有关单位接到政治供电方式文件后，根据政治供电方式做好相 关保电措施和反事故预案。 5.1.3 相关的重点厂、站、调度户和重点线路的运行管理单位应加强运 8 行、巡视，发现问题要及时汇报值班调度员和有关领导，及时采取相应 措施。 5.2 日常政治活动的供电管理 5.2.1 调度户及其它临时性政治活动场所，由政治用电管理部门负责按 现行调度范围的划分，事前书面通知有关调度机构，同时说明户名、路 名、上级电源厂站名、日期、时间和要求调度机构采取的具体措施。 5.2.2 调度机构接到通知后，应会同相关部门及时调整检修计划，要做 好相关保电措施。 5.2.3 值班调度员在倒闸操作和处理事故时，应考虑对政治活动场所的 影响。 6 设备检修管理 6.1 一般原则 6.1.1 发、供、用电设备检修及基改建工程的停电工作，应统一安排检 修计划。 6.1.2 下级调度的停电检修计划与上级调度停电检修计划发生矛盾时， 应服从上级调度的安排。 6.1.3 月度检修计划原则上按年度检修计划编制，日检修计划应严格按 照批准的月度检修计划编制。 6.1.4 带电作业工作必须向调度机构履行申请手续。 6.2 年度检修计划管理 6.2.1 各发、供电单位每年 10 月 15 日前负责报送下一年度本单位 110kV 及以上设备的检修及基改建项目的年度计划。 6.2.2 电网建设部每年 10 月 15 日前负责报送下一年度电网 220kV 及以 上设备基建项目的年度计划。 6.2.3 生产技术部和市调负责平衡拟定年度检修计划。 6.3 月度检修计划管理 6.3.1 根据年度检修计划的安排和月度计划执行情况，每月 10 日，市调 第 9 页 组织各发、供电单位安排下月的月度停电检修及基改建项目的停电计划。 6.3.2 电网建设管理部门应于每月 5 日前将下月 220kV 及以上基建项目 的停电计划报市调。 6.3.3 各区调每月 12 日前，将本供电公司下月的月度停电检修计划报送 市调，市调月底前发布下月的月度检修计划。 6.4 日停电检修计划的管理 6.4.1 日检修计划应严格按照批准的月度检修计划进行编制。 6.4.2 月计划已安排的变电设备停电，工作单位仍需在检修停电前三日 12 点前向调度机构申请，调度机构应在工作前二日批复。 6.4.3 月计划已安排的线路停电工作，申请单位应提前十天向调度机构 递交停电申请票，调度机构应在工作前二日批复。 6.4.4 已安排的停电检修因故不能工作时，申请单位应在工作前一日 12 点前通知调度计划管理人员。 6.4.5 因天气等原因不能工作时，申请单位应及时通知值班调度员。 6.5 调度用户计划停电的管理 6.5.1 属调度范围内的电气设备需要检修维护的，必须安排月度检修停 电计划，每月 1020 日持书面申请资料，到相关调度机构安排下月的 停电计划。 6.5.2 110kV 及以上调度用户的线路或设备检修维护工作由用户向市调 计划提出停电申请，并递交所画停电票，标明停电部位与带电部位。 6.5.3 属设备缺陷未能安排月度计划且不涉及上级电源的应提前三天向 市调计划提出申请；调度用户自行管理设备有检修工作需操作双重调度 设备的，可于当日向值班调度员提出申请，征得许可后方可工作。 6.5.4 月度计划、日计划均已按程序安排好的工作，必须在工作当日接 受值班调度员的命令后方可进行，所有工作完工，应向值班调度员交令。 6.6 临时检修计划管理 6.6.1 未列入月计划的设备检修为临时检修计划。 10 6.6.2 临时停电检修工作，应在工作前三天 12 点前提出。 6.6.3 电容器的清扫和处缺工作，可在工作当日向所属调度值班调度员 申请，值班调度员视电网及检修停电情况给予批复。 6.6.4 厂、站用变压器上进行停电工作，影响运行方式的，应经值班调 度员同意。 7 新建和改建设备投入系统运行的管理 7.1 方案及设计的审核 7.1.1 市调参加公司有关单位主持召开的电网发展及方案设计审核会议， 提出专业意见。方案及设计主要审核内容包括： 1） 电源线路、厂站电气主接线、设备容量及技术参数等的合理性； 2） 新建、改建工程设计说明及过渡方案； 3） 对电网运行方式的影响； 4） 无功补偿设备的配置； 5） 继电保护及安全自动装置、通信、自动化及电量自动采集等二次 系统配置； 6） 发电厂并网方式、并解列点等。 7.1.2 各区调调度范围内 110kV 及以上设备的基改建方案必须征求市调 意见。 7.1.3 多电源用户变电站应加装闭锁装置，禁止并路倒闸；确需并路倒 闸操作的，必须经调度机构批准。 7.2 新设备投运前的准备 7.2.1 工程在投运前，工程主管单位应提前 3 个月将有关施工设计图纸、 设备资料、过渡方案等报送相关调度机构。具体报送资料如下： 1） 工程设计说明、厂站单线图、平面布置图、二次接线图等； 2） 变压器、消弧线圈、调相机、电压互感器、电流互感器、电容器、 电抗器、开关、刀闸、母线等铭牌参数及有关计算参数； 3） 架空输电线路及电缆线路的型号、截面、长度、架空输电线路的 第 11 页 杆型、杆塔基数、支线“T”接点杆号和距干线两端站的长度、导线排列、 试验参数等； 4） 继电保护及安全自动装置、电力通信和调度自动化设备的原理图、 展开图及配置(包括设计、制造厂图纸资料等 )。 7.2.2 调度机构接到上述有关图纸、资料后应审核确定设备调度号，计 算继电保护定值。 7.2.3 调度机构参加有关单位召开的新建或重大改建工程的启动会议， 启动会议应在发电前 15 天召开。启动会议应决定的内容包括： 1） 过渡方案、试运行计划、新设备预定投入运行的日期； 2） 输、变、配、电缆、用户等设备能否投入运行的现场负责人； 3） 站外设备操作负责人； 4） 试相位地点； 5） 新设备命名； 6） 通信方式； 7） 调度自动化的配置； 8） 批准的运行人员名单； 9） 发电机组的启动并网方式等。 7.3 新设备送电前必须具备下列条件 7.3.1 设备(含继电保护、通信、自动化设备)验收已结束，质量符合安全 运行要求，已具备送电条件； 7.3.2 7.2.1 中资料已全部送交有关调度(如需要在启动过程中测量参数者， 应在投入运行的申请书中说明)； 7.3.3 生产准备工作已经就绪(包括现场图纸、规程、制度等) 。 7.4 新设备的送电程序 7.4.1 属于调度范围内的设备由所属调度拟定批准书、协议书，发至有 关单位执行。 各区调调度的 110kV 及以上变电站或线路（含 220kV 变电站的 10kV 及以上出线） ，投入运行的批准书、协议书，必须在送电前一周报 市调备案。 12 7.4.2 批准书的内容包括：调度范围划分、调度设备编号、正常运行方 式、运行维护单位、送电程序、试相位地点、主要设备规范及技术参数 等。 7.4.3 批准书或协议书应在设备投入运行前 3 天发给有关单位。 7.4.4 新设备投入运行前,调度机构应作好如下工作: 1） 修改电网一次接线图； 2） 制定或修改继电保护运行说明，重新编制或调整有关继电保护整 定单； 3） 修改调度模拟屏、调度自动化 SCADA 画面及遥测、遥信测点信 息表； 4） 进行必要的稳定计算； 5） 修改其他有关调度运行的资料等。 7.4.5 新设备送电 1） 凡是涉及用户变电站、配电室第一次送电投入系统运行时，用户 侧设备是否具备送电条件，由相关供电公司用电部门负责向值班调度员 报告，新设备送电后再移交给用户； 2） 值班调度员依据批准书的送电程序，命令对新设备进行冲击送电。 对新线路全电压合闸三次，对新主变压器全电压合闸五次，对大修后主 变压器全电压合闸三次； 3） 有核相要求者必须及时核相； 4） 新设备的送电一律使用具体命令，不得使用综合命令； 5） 新设备的送电涉及到上级调度范围内设备时，应按要求提前向上 级调度提出启动计划及申请。 8 电网无功管理及电压调整 8.1 无功管理的主要内容 8.1.1 确定北京电网内厂站电压控制点和监测点，对所有电压控制点和 监测点的电压进行自动采集记录，并按月统计分析。 第 13 页 8.1.2 确定各级电压控制、监测点运行电压的规定值和允许偏差范围。 8.1.3 变压器分接头位置的确定与调整 1） 市调调度的变压器分接头位置由市调确定； 2） 区调调度的变压器分接头位置由区调确定。 8.1.4 分析代表日主要联络线的高峰、低谷负荷力率，掌握系统无功潮 流、无功补偿设备的运行状况，提出改进措施等。 8.2 为使用户获得正常电压，选择北京电网具有如下特性的发电厂和变 电站的母线作为电压控制点及监测点： 8.2.1 枢纽变电站的母线； 8.2.2 直接接入 110kV 及以上电压等级的发电厂高压母线； 8.2.3 有大量地方性负荷的发电厂母线。 8.3 市调根据负荷和电网电压的特点，按季度编制电网电压控制点的电 压曲线和监测点的电压正常范围。 8.4 220kV 及以下电网在主变最大负荷时，其二次侧的功率因数或由电 网供给的无功功率与有功功率比值的正常范围为： 电压等级 kV 功率因数 无功功率 /有功功率 220 0.95-1 0.33-0 35-110 0.9-1 0.48-0 由发电厂直接供电的变电站，当供电线路较短时，功率因数可取表 中低值，其他情况应取高值。 8.5 凡与发、输、配电设备配套的无功补偿设备、调压装置、测量仪表 等均应与相关设备同步投运。 8.6 变压器分接开关的运行位置（以下简称分头）应按保证厂、站母线 和用户电压在正常范围，并充分发挥无功补偿设备效益、降低线损的原 则，通过优化计算确定。 8.7 电压调整 8.7.1 电网电压调整按逆调压方式执行。 8.7.2 调整电压的主要方法 14 1） 改变发电机、调相机的励磁电流（包括可以进相运行的发电机 组进相运行） ，以调整无功出力； 2） 投入或停用并联电容器、电抗器； 3） 改变有载调压变压器的分头； 4） 改变发电厂间或机组间出力分配； 5） 启、停发电机组； 6） 调整电网运行方式； 7） 利用停电机会，改变无载调压变压器分头。 8.7.3 值班调度员应经常保持电网的电压处于正常水平，超出规定范围 时，值班调度员应立即设法使电压恢复至正常水平。主要电气设备规定 的极限电压变动幅度： 1） 发电机或调相机母线电压在额定电压的5% 以内，其额定功率不 变。最高运行电压应由联接发电机母线的设备（变压器、电压互感器等） 及发电机或调相机的安全决定，但不得大于发电机额定电压的 110%。 2） 主变压器运行电压一般不得超过运行分头额定电压值的 105%， 根据变压器的构造特点，经过试验或制造厂认可，允许增高至分头额定 电压值的 110%，其电流值按相应规定执行。 8.7.4 正常运行时发电厂和变电站母线电压，应满足下表所规定的允许 偏差范围。 正常范围 kV 电压等级 kV 额定电压 kV 发电厂 变电站 500 500 485-525 220 220 220-235 213-235 110 110 107-117 106-117 35 35 34-36.5 34-37.5 10 10 10-10.7 第 15 页 8.7.5 厂站（含集控站）值班人员应按要求监视母线电压，经调整电压 仍超过正常范围时，应报告值班调度员。 8.7.6 正常拉、合电容器、电抗器由变电站自行掌握，并记录母线电压、 电容器、电抗器出力、拉合时间和投入运行小时数。 8.7.7 各级值班调度员应注意所辖各电压监测点电压变动情况，协助上 级调度调整电压。 9 电网频率、联络线潮流调整 9.1 电网频率标准为 50 赫兹，偏差0.20 赫兹。当部分地区电网独立 运行，其容量不超过 3000 兆瓦时，该地区电网的频率偏差不得超过 050 赫兹。 9.2 市调根据上级调度的命令控制电网受电负荷, 协助上级调度调频。 9.3 当电网出现功率缺额时，值班调度员应严格按指标监控电网受电负 荷，使负荷不超出控制指标。 9.4 市调值班调度员负责监视电网联络线净交换功率，使其维持在上级 调度规定的计划值内。 10 发电厂的调度运行管理 10.1发电厂必须与北京电力公司或其授权的电网调度机构签订“并网调 度协议”后，方可并入电网运行。 10.2并网运行的发电厂必须服从电网的统一调度，遵守、执行本调度规 程，接受电网管理部门的归口管理、技术监督、指导，承担电网安全稳 定运行的责任。 10.3发电厂应按要求将当日电厂（机组）发电量、厂用电量、上网电量 报值班调度员。 10.4发电厂按年、月报送可调出力计划( 包括分机组的最高、最低技术 出力)，各热电厂的供热计划、热电曲线,各机组的 P-Q 曲线，主要设备 16 检修计划进度表，大修后各机组的效率特性等资料。 10.5并网电厂应于并网前 6 个月向有关电网管理部门提出并网申请，提 交并网电厂的有关技术资料，有关调度机构应于并网前 3 个月给予批复。 10.6水电调度运行管理 10.6.1 水电的调度管理要在保证水工建筑物和水电厂（站）机组安全运 行并满足防洪、放流计划、调峰和调频的条件下，充分合理地利用水利 资源。 调度机构根据水利部门要求的放流计划安排水电厂（站）的发电计 划。 10.6.2 日调节水库水位应经常维持在正常变化范围内，尽可能满足发电 时高水位运行，以降低发电的耗水率。抽水蓄能电站应保持调节池的调 整裕度，以满足高峰和低谷时段发电和抽水的需要。 汛期水位的控制必须按各水库的有关规定执行。各水电厂（站）在 汛期前必须向调度机构报送有关资料。 10.6.3 水库水位在正常范围内时，水电厂（站）的运行方式由调度机构 根据电网的需要进行安排。 水库水位在发电死水位以下时，水电厂（站）的运行方式应根据现 场规定办理。 正常情况下，水库在发电死水位以下时，严禁机组发电运行。 10.6.4 梯级水电站发电计划应安排考虑到下游水库的调节能力。市调调 度的末级水电站发电放水的允许间断时间应与水利部门协商决定。 10.6.5 市调调度的梯级水库末级电站机组检修或故障时，如不能满足下 游用水要求，应开闸放流，开闸放流时间及安排应和有关水利部门协商 决定后，由市调通知，末级电站执行。其他梯级电站机组检修和长时间 故障，亦要根据水利部门的放流要求安排水库开闸放流，并视下级水库 水位情况进行调整，由市调通知电站执行。 10.6.6 其他单位在河道里有工程或其他工作对发电放水有要求，必须事 第 17 页 先向市调或通过水电厂（站）向市调提出申请，经调度机构同意后方可 工作。上述单位应指定联系电话、联系人，以便在必要时进行联系。 10.6.7 当水库需要排沙或活动闸门时，事先必须通知市调，市调通知有 关厂（站） 。排沙时电站机组应根据要求配合发电。排沙或活动闸门后， 电站应了解实际下泄水量并报告市调值班调度员。 11 电网操作管理 11.1操作的一般原则： 11.1.1 属市调调度范围内的设备，改变其运行状态，均应由市调调度员 发布操作命令或操作许可。 （规程中或批准书、协议书中有特殊规定的 除外） 11.1.2 操作命令分为综合操作命令、具体操作命令。 11.1.3 值班调度员应对所发布操作命令的正确性负责，现场运行值班人 员必须正确执行值班调度员所发布操作命令，必须清楚该项操作命令的 目的和要求，对现场操作的正确性负责。 11.1.4 调度管辖范围内的设备，经操作后对其他调度机构管辖的系统有 影响时，值班调度员应在操作前及操作后通知有关调度及厂站。 11.1.5 值班调度员在决定操作前，应充分考虑对系统运行方式、有功及 无功潮流、频率、电压、系统稳定、短路容量、继电保护及安全自动装 置、系统中性点接地方式等方面的影响。 11.1.6 值班调度员在操作前后均应核对调度自动化显示屏上的接线图， 应核对调度自动化显示屏的标示与实际情况相符。 11.1.7 电网正常倒闸操作，应尽量避免在下列情况时进行： 1） 值班调度员交接班时； 2） 系统高峰负荷时； 3） 电网发生事故时； 4） 该地区有重要政治供电任务时； 5） 该地区出现雷雨、大雾、冰雹等恶劣天气时； 18 6） 系统有特殊要求时。 11.1.8 值班调度员所发布的操作命令必须使用设备的双重调度编号，其 使用范围为： 1） 所有厂站（含开闭站、调度户）全部开关的操作命令（包括负荷 开关但不含自投操作） ； 2） 全部刀闸的操作命令。 11.2操作命令的拟定 11.2.1 根据检修计划票的工作任务、停电范围、方式安排等要求拟定操 作命令票。 11.2.2 拟定操作命令前应做到以下要求： 1） 对照厂站接线图检查停电范围是否正确； 2） 对照厂站接线图与厂站（包括集控站、调度用户）值班人员核对 工作内容、运行方式、停电范围及现场有关规定； 3） 了解反措的内容，明确注意事项； 4） 检修工作票是否有调度处、方式处、保护处的审核签字； 5） 发现疑问应核对清楚，与有关人员研究处理，不得凭记忆办事。 11.2.3 操作命令票的填写标准： 1） 操作命令票应利用计算机填写打印； 2） 必须注明操作任务 3） 按格式填写，一行写满从下行左侧开始继续填写； 4） 必须使用调度规程规定的专业术语，按照设备的双重调度编号填 写； 5） 按操作顺序填写； 6） 一张操作命令票只能填写一项操作任务； 7） 一项操作任务需要书写多页时，须注明转接页号，且页号相连； 8） 操作命令票一般由副值填写，主值或值长审核，填票人、审核人 双方手写签字生效； 9） 若有一步操作命令未能执行，应注明原因，并在此步操作命令上 第 19 页 加盖“此行作废” 章； 10） 操作命令票执行完后，在紧靠最后一步操作的下面一行空白处 加盖“ 已执行 ”章。 11.3操作命令的发布 11.3.1 值班调度员在发布操作命令前，应征得同值调度员的同意。 11.3.2 严格按操作命令票发布命令，遇有特殊情况操作步骤需要临时调 整，必须重新履行操作命令的拟定手续。 11.3.3 值班调度员在发布操作命令时，必须冠以“ 命令”二字，并认真听 取受令人重复命令，核对无误后才可允许其进行操作。 11.3.4 变电站需在停电的设备上挂地线时，应按照设备调度权的归属向 所属调度申请，值班调度员在审核设备确系停电且有明确断开点，可向 变电站发布挂地线的操作命令或操作许可命令。 11.3.5 在施工令已经下达后，值班人员可自行操作停电范围内的刀闸， 完工后交令前应恢复到自行操作前的状态。调度下令操作的刀闸设备不 在此列。 11.3.6 各厂站电气设备的操作不涉及其它单位工作和不影响系统运行时， 经值班调度员发布操作许可命令后自行操作，但现场仍需详细拟定操作 步骤，其正确性由现场负责。 11.3.7 集控站监控值班人员代表所控变电站运行值班人员，接受各级值 班调度员发布的操作命令及施工命令。正常操作时，各级值班调度员只 对集控站监控值班人员发布命令。事故情况，变电站现场有操作队人员 时，为快速处理，值班调度员直接对操作队人员发布命令，命令执行完 或告一段落，操作队人员应同时向监控值班人员汇报。 集控站监控值班人员给变电操作队人员下令，应遵守本调度规程的 基本制度。 11.3.8 各级调度值班人员对集控站监控值班人员发布操作命令时，在操 作命令前面必须冠以被控变电站的名称。 11.4停电检修计划的执行 11.4.1 设备的检修或试验虽经批准，但在开工前仍需得到值班调度员下 20 达的施工命令后方能进行。 11.4.2 日检修计划编制完毕须经专人审查。值班调度员负责审核次日停 电计划并在施工记录板上挂次日停电工作标示牌，由下、收施工令的值 班调度员负责挂、摘施工班组数牌。 11.4.3 任何停电检修（包括事故检修）值班调度员必须保证停电范围内 有明显的断开点（封闭式组合开关的刀闸可视为明显断开点） 。 11.4.4 发电厂、变电站（含集控站） 、调度用户等站内工作，线路停电 后，凡需在线路侧挂拆地线或合拉线路侧接地刀闸者，必须由值班调度 员下令，禁止由现场值班人员自行挂拆，并命令在隔离开关（刀闸）操 作手把上挂、摘“禁止合闸，线路有人工作” 标示牌。站内工作而线路有 电时，值班调度员向现场下施工令时，现场值班人员在停电范围以内可 自行挂拆地线，但必须强调：线路有电。 11.4.5 值班调度员在下达施工令前，应对照停电计划、操作命令票、实 时系统厂站接线图或模拟图板三核对无误后方可下达施工令。同一停电 范围内，当下达第一个施工令时，须征得同值调度员的同意。 11.4.6 线路停发电要令人应在调度批准的工作时间内申请要施工令，要 令时必须报告姓名、停电票编号、所停路名、停电范围、工作内容，核 对无误后值班调度员方可下达施工令。 11.4.7 一个停电范围内，当工作班要令时，值班调度员除做好记录外， 还应在施工记录板上挂与工作班数目相同的标示牌数。 11.4.8 厂、站值班人员及线路停发电要令人在向值班调度员报告“工作完、 可送电”前，必须将自行封挂的地线全部拆除。 11.4.9 线路（含电缆）工作完工后，应在现场及时交令，交令时向值班 调度员报告姓名、停电票编号、所停路名、设备改变情况和相位有无变 动、自行封挂地线是否全部拆除等。完工时开闭设备的拉合状态应保持 要令时的位置。 11.4.10 每一项工作施工完成送电前，值班调度员必须同值共同检查有无 配合工作，所有工作班是否已交令，核对标示牌无误，确属全部完工后 第 21 页 方可下令送电。 11.4.11 现场停发电要令人因故需进行更换时，原停发电要令人或单位领 导应向值班调度员交令，新停发电要令人重新办理要令手续。 11.4.12 市调检修计划涉及到对区调调度管辖范围内的设备停电时，按下 列规定办理： 1） 各区调必须在市调通知的停电时间前，将所管辖范围内需停电的 设备停好（拉开相应开关、刀闸） ，并报市调； 2） 市调调度设备恢复供电后，通知区调方式可以倒回。 11.5系统并、解列操作 11.5.1 并列条件： 1） 相序、相位必须相同； 2） 频率相同，无法调整时频率偏差不得大于 0.3Hz。并列时两系统 频率必须在 500.2 Hz 范围内； 3） 电压相等，无法调整时 220kV 及以下电压差最大不超过 10%。 11.5.2 并列操作应利用同期装置。 11.5.3 解列时必须将解列点有功电力调整到零，电流调到最小。 11.6解、合环路操作 11.6.1 合环前必须确知相位正确，值班调度员应掌握上级网络的运行情 况（应在同期状态） ，否则须向上级调度询问并征得同意。 11.6.2 并路前必须考虑到环路内所有开关设备的继电保护和自动装置的 使用情况，潮流变化是否能引起设备过负荷运行、过负荷跳闸，以及局 部电压的突变。 11.6.3 解环路后，若两侧供电的变电站改为单侧供电或发电厂全停改由 单侧电源供电时，则送电侧开关按单带负荷处理。 当恢复原运行方式时，合环操作前必须撤销该命令。同时，继电保 护和安全自动装置也作相应的调整。 11.6.4 负荷站双路供电时，除预先有规定者外，不允许在该变电站长期 并列合环运行（包括经两台变压器低压侧串联合环） ，但允许倒路时短 时间在变压器高压侧合环并列（包括高压侧无母联开关，经两台变压器 22 低压侧串联合环） 。 11.6.5 变电站低压侧倒路且高压侧有母联开关时，应先在变压器高压侧 合环并列，再进行倒路，但应尽量缩短合环时间。 11.7变压器的操作 11.7.1 变压器并列条件 1） 接线组别相同； 2） 电压比相等； 3） 短路电压相等。 当上述条件不符合时，必须通过计算，在任何一台变压器都不会过 负荷的情况下，才允许并列运行。变压器并列运行时，继电保护及短路 容量必须满足要求。 11.7.2 220kV 变压器并列运行时的规定 1） 应保持任一台变压器 220kV 和 110kV 中性点同时接地，其他变 压器中性点断开的运行方式； 2） 运行中的变压器中性点接地刀闸如需倒换，则应先合上另一台变 压器的中性点接地刀闸，再拉开原来一台变压器的中性点接地刀闸； 3） 中性点接地刀闸在合入状态，应投零序保护，在断开位置，应将 间隙保护投入运行； 4） 三绕组变压器，如果 220kV 或 110kV 侧开路运行时，应将开路 运行线圈的中性点接地，有零序保护的须投入零序保护。 11.7.3 110kV 和 220kV 变压器投入运行时，必须先将中性点(110kV 和 220kV 侧) 接地，然后再给变压器充电，如该变压器在正常运行时中性 点不应接地，则在变压器投入运行后，立即将中性点断开。变压器发生 事故各侧开关掉开后，在恢复供电时属于投空载变压器，应遵守本规定。 11.7.4 停变压器的操作规定： 220kV 变压器先将中低压侧负荷倒出，高压、中压侧中性点进行接 地，由高压侧开关拉空载变压器。 第 23 页 110kV 变压器先将中低压侧负荷倒出，高压侧中性点进行接地，由 高压侧开关拉空载变压器。 11.7.5 下列情况均不属于切、投空载变压器： 1） 拉路拉、合主变压器上级电源开关； 2） 上级电源开关在运行中跳闸又发出； 3） 运行中的变压器进线开关无电后，自动（或手动）断开此进线开 关，合入备用电源开关。 11.7.6 备用变压器有自投装置的应预先将备用变压器的中性点刀闸合上， 在自投成功后，应将所投变压器的中性点刀闸拉开（运行中中性点要求 接地的除外） 。 11.7.7 倒停变压器应检查并入的变压器（或母联开关）确实带负荷后， 才允许操作要停的变压器，并应注意相应改变自投装置、消弧线圈的补 偿、10kV 接地电阻和中性点的运行方式。 11.7.8 备用变压器与运行的变压器应轮换运行，一般备用连续时间不宜 超过半年。 11.8线路的操作 11.8.1 负荷线路的操作原则 1） 先操作负荷侧变电站的进线开关刀闸，再操作电源侧厂、站的出 线开关刀闸； 2） 在线路各侧开关刀闸均断开的情况下，才能下令在线路上挂地线； 3） 带有横差保护的双回线路，其中一回线路的停电操作，应先拉开 电源侧开关，再拉开负荷侧开关，送电时顺序相反。 11.8.2 环网线路的操作原则 1） 先拉开各侧开关，再拉刀闸，有“T” 接站且无电源的变电站先操 作； 2） 送电时线路恢复后再恢复“T” 接站方式。 11.8.3 线路送电时应注意以下几点： 1） 选择充电端时，应选择次要端或重合闸为无电压鉴定侧，应尽量 24 避免由发电厂端充电； 2） 220kV 3/2 结线原则上采用靠近母线一侧的开关对线路充电，应 避免采用连接主变的开关对线路充电； 3） 必须考虑充电功率可能引起的电压波动或造成发电机自励磁，必 要时采取调整电压和防止自励磁的措施； 4） 充电开关必须具备完备的继电保护； 5） 应考虑线路充电功率对系统及线路末端电压的影响，防止线路末 端电压升高，可能造成同期并列困难或引起合环时电压波动和线路末端 设备过电压； 6） 充电端必须有变压器中性点接地； 7） 对末端接有变压器的线路进行送电时，应考虑末端电压升高对变 压器的影响，必要时应事先进行计算； 8） 新建线路或可能引起相位变化的线路检修后，应进行核相。 11.9刀闸的操作 11.9.1 电网正常时，220kV 及以下刀闸可以拉、合电压互感器、避雷器、 空母线（特殊规定者除外） 、开关的旁路电流、变压器中性点接地点， 3/2 接线的母线环流（需具备 3 串） 。 11.9.2 10kV 室内刀闸可以拉合 100kVA 及以下空载所用变。 11.9.3 拉开关两侧刀闸时，应先拉负荷侧、后拉电源侧，恢复时相反。 11.9.4 110kV 组合电器的刀闸在额定电压下允许拉、合本站内变压器之 间的高压联络电缆；严禁拉、合两站之间的高压电缆。 11.9.5 严禁用刀闸小车拉合 10kV 母线间联络电缆。 11.10 组合电器（GIS）操作的规定 11.10.1 线路带电显示器可以做为验电依据。 11.10.2 合线路侧接地刀闸时，带电显示器有缺陷或无带电显示器的，变 电值班员应立即报告值班调度员。值班调度员应核实线路对端开关、刀 闸均在断开位置并按以下原则处理：当线路对端有条件验电时，则先挂 线路对端地线。 第 25 页 11.11 10kV 小电阻接地系统的操作 11.11.1 小电阻接地系统严禁失去接地电阻运行。 11.11.2 小电阻接地系统不允许长时间并列运行。 11.12 核相规定 11.12.1 各级调度范围内的设备需进行核相，均应先向值班调度员要令并 经许可后方可进行。 11.12.2 在核相时必须保证有明显断开点，方可核相（特殊情况除外） 。 11.12.3 核相正确后，有条件的应试环一次。 11.12.4 线路工作有可能造成相位变动时工作，必须安排核相；施工单位 确保相位不动不需核相时，应在停电检修票上注明。 12 继电保护及安全自动装置调度管理 12.1电网继电保护整定计算范围与调度管辖范围一致。当整定范围与调 度管辖范围不一致时，整定单位应将相应的整定值、整定说明、运行规 定、资料和图纸等完整地提供给所属调度机构备案。 12.2基建工程或改造工程设备投运前，建设单位向调度机构提供有关参 数包括： 1） 线路型号，长度，架设情况，实测阻抗。同杆架设双回线或合杆 距离超过全线长度 20%的线路的实测零序互感； 2） 变压器参数，包括正序阻抗、零序阻抗、中性点绝缘等级、变压 器出厂试验报告及铭牌（其正序阻抗、零序阻抗、制造厂试验报告数据 等均须为实测值)； 3） 有关电流互感器实际变比值。 新设备未测得实际参数前,应在三个月前向调度机构提供书面设计或 计算数据。调度机构在收到实测参数后二天内视参数差异情况决定是否 重发整定单。 12.3电网中的设备在投入运行前，必须将所有的保护装置全部投入运行。 运行中的一次设备不允许无保护运行，但在特殊情况下，经有关手续批 26 准，允许短时间停用一种保护。 12.4新投运或检修工作中可能造成交流回路有变化的带方向性的保护 （阻抗、方向、差动等） ，在送电后必须立即进行相量检查，检查结果 及简要结论报值班调度员。未经一次电流和工作电压检验的保护装置， 不得投入运行。 12.5保护装置的投入、退出等操作均需要得到值班调度员的命令或许可。 12.6运行中保护装置发生异常或故障时，应报告值班调度员，并按有关 规定处理，必要时通知有关继电保护部门。 12.7当采用的运行方式超出继电保护预定范围时，应事先与继电保护部 门联系，由继电保护定值管理部门签注保护方式和定值改变意见。在紧 急需要时，值班调度员有权先行采取