xx省电力调度控制规程.doc

xx 电力调度控制规程 目 录 第一章 总 则.1 第二章 调控机构的任务及职责.2 第三章 调度管辖与设备监控范围.4 3.1 一般原则.4 3.2 调管范围划分.4 3.3 省调监控范围.5 第四章 调控运行管理.7 4.1 一般原则.7 4.2 调度运行管理.7 4.3 监控运行管理.10 4.4 无人值守变电站调度运行管理.10 4.5 集控中心调度运行管理.11 第五章 电网稳定管理.12 5.1 一般原则.12 5.2 安全稳定计算.12 5.3 稳定限额管理.13 5.4 涉网稳定管理.14 5.5 稳控装置管理.14 5.6 其他要求.16 第六章 无功电压管理.17 6.1 一般原则.17 6.2 无功电压管理主要内容.17 6.3 电压允许偏差范围.17 6.4 变电站电压运行控制.18 6.5 发电厂电压运行控制.18 6.6 电压调整主要措施.18 第七章 频率及联络线调整管理.20 7.1 频率及联络线调整.20 7.2 AGC 运行管理20 第八章 电网运行方式管理.21 8.1 一般原则.21 8.2 电网年度运行方式编制.21 8.3 电网月度运行方式编制.22 8.4 电网日运行方式编制.22 第九章 调度计划管理.23 9.1 一般原则.23 9.2 年度停电计划.23 9.3 月度停电计划.24 9.4 日前调度计划.24 9.5 负荷管理.25 第十章 新设备投运管理.27 10.1 一般原则.27 10.2 工程前期管理.27 10.3 新设备投运前调度管理.27 10.4 新设备启动及试运行调度管理.28 10.5 新设备启动条件.29 10.6 新能源投运管理.30 10.7 设备退役管理.30 第十一章 并网调度管理.31 11.1 一般原则.31 11.2 并网调度协议签订.31 11.3 并网机组运行管理与技术要求.31 11.4 网源协调管理.32 11.5 燃料管理.33 第十二章 水库调度管理.34 12.1 一般原则.34 12.2 水电调度的主要工作.35 12.3 水库调度运行要求.35 第十三章 新能源调度管理.37 13.1 一般原则.37 13.2 新能源电厂（场、站）运行要求.37 第十四章 气象信息管理.39 第十五章 继电保护和安全自动装置.40 15.1 一般原则.40 15.2 定值管理.40 15.3 运行及检验管理.41 15.4 专业技术管理.42 第十六章 调度自动化管理.44 16.1 一般原则.44 16.2 调度自动化运行管理.44 16.3 调度自动化检修及异常管理.45 第十七章 电力通信管理.46 17.1 一般原则.46 17.2 通信运行管理.46 17.3 通信检修与异常管理.47 第十八章 设备监控管理.48 18.1 一般原则.48 18.2 设备实时监控管理.48 18.3 变电站集中监控许可管理.48 18.4 设备监控信息管理.48 18.5 集中监控缺陷管理.48 18.6 监控运行分析评价管理.48 第十九章 调控运行操作规定.49 19.1 一般原则.49 19.2 调度操作规定.49 19.3 监控远方操作规定.50 19.4 调度操作指令票.51 19.5 并列与解列操作.53 19.6 合环与解环操作.53 19.7 断路器操作.54 19.8 隔离开关操作.54 19.9 变压器操作.55 19.10 线路操作.55 19.11 母线操作.56 19.12 冲击合闸操作.57 19.13 零起升压操作.57 19.14 融冰操作.58 第二十章 故障处置规定.59 20.1 一般原则.59 20.2 频率异常处置.60 20.3 电压异常处置.61 20.4 线路故障处置.62 20.5 母线故障处置.63 20.6 变压器及互感器故障处置.63 20.7 发电机故障处置.64 20.8 断路器及隔离开关故障处置.65 20.9 输电断面潮流异常故障处置.66 20.10 电网振荡故障处置.66 20.11 调控通信业务中断故障处置.68 20.12 调度自动化异常故障处置.69 附件附件 1 1 省调调度员监控员职责省调调度员监控员职责70 附件附件 2 2 发电厂、变电站、线路命名规定及设备编号原则发电厂、变电站、线路命名规定及设备编号原则73 附件附件 3 3 主要设备调度标准名称表主要设备调度标准名称表76 附件附件 4 4 调度术语表调度术语表78 附件附件 5 5 操作指令票格式及举例操作指令票格式及举例94 附件附件 6 6 保护装置调度运行规定保护装置调度运行规定97 附件附件 7 7 新设备接入电力系统需向调控（通信）机构提供的资料新设备接入电力系统需向调控（通信）机构提供的资料103 第 1 章 总 则 1.1 为加强 xx 电力调度控制管理工作，执行国家节能环保政策，保障电力系统 安全、优质、经济运行，维护发电、供电（包括输电、变电、配电） 、用电 等各方的合法权益，依据中华人民共和国电力法 、 电网调度管理条例 和有关法律、法规，制定本规程。 1.2 xx 电力系统系指接入 xx 电网的发电、供电、用电设施和为保证这些设施 正常运行所需的继电保护和安全自动装置（以下简称保护装置） 、调度自动 化和电力通信设施、计量装置等构成的整体。 1.3 xx 电力系统运行遵循“统一调度、分级管理”的原则。 1.4 电网调度系统包括各级电网调度控制机构（以下简称调控机构） 、发电厂运 行值班单位（含梯级水电站集控中心、风电场集控中心等）及输变电设备 运维单位。各发、供、用电单位和各级调控机构，应遵守调度纪律，服从 统一调度。 1.5 调控机构依法对电力系统运行进行组织、指挥、指导和协调。 1.6 xx 电网设三级调控机构，分为：省级电力调度控制中心（以下简称省调） ， 地区（市、州）级电力调度控制中心（以下简称地调） ，县（市、区）级电 力调度控制分中心（以下简称县调） 。各级调控机构在电力调度业务中是上 下级关系，下级调控机构必须服从上级调控机构的调度指挥。设备监控业 务应服从相应调控机构的调度指挥。 1.7 本规程适用于 xx 电力系统发电、供电、用电等各环节及其它与电力调度有 关的行为。从事与 xx 电力系统电力调度有关活动的各企事业单位和个人均 应遵守本规程。 1.8 本规程由国网 xx 省电力公司电力调度控制中心负责解释。 第 2 章 调控机构的任务及职责 2.1 为保障电网的安全、优质、经济运行，调控机构负责对电网运行进行组织、 指挥、指导和协调，其主要任务如下： 2.1.1 按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，减少环境污染，充分 发挥电网的发、供电设备能力，以最大限度地满足用户的用电需要。 2.1.2 按照电力系统运行的客观规律和有关规定，保障电力系统安全、稳定、 连续、正常运行，使电能质量符合国家规定的标准。 2.1.3 按照“公平、公正、公开”的原则和电力市场规则，依据有关合同或者 协议，维护发电、供电、用电等各方的合法权益。 2.2 省调主要职责： 2.2.1 组织实施 xx 电网调度控制业务相关的专业管理和技术监督。 2.2.2 组织制定 xx 电力系统运行有关规程、规定和技术措施，并监督执行。 2.2.3 指挥调度管辖范围内电网的运行、操作和故障处置。 2.2.4 负责跨省联络线功率控制，协助电网频率调整。 2.2.5 负责直调范围内无功管理与电压调整。 2.2.6 与调度管辖范围内电厂签订并网调度协议，依据协议对电厂进行调度管 理。 2.2.7 开展电网运行方式分析，制定电网运行方式。 2.2.8 开展电网月度、日前电力电量平衡分析，按调度管辖范围制定月度、日 前发供电计划。 2.2.9 制定调度管辖范围内设备年度、月度、日前停电计划，受理并批复调度 管辖设备的停电申请。 2.2.10 负责调度管辖范围内电网稳定管理，制定直调电源及输电断面的稳定 限额和安全稳定措施。 2.2.11 参与电力系统事故调查，组织开展调管范围内故障分析。 2.2.12 负责监控范围内设备集中监视、信息处置和远方操作。负责监控信息 管理和变电站集中监控许可管理，并组织开展监控相关工作。 2.2.13 受理并批复新建、改建和扩建的调度管辖设备投入运行申请，编制新 设备启动调试调度方案并组织实施。 2.2.14 负责直调范围内保护装置定值的整定计算，负责组织开展直调范围内 保护装置和调度自动化系统的运行管理及检验管理。协助开展省域内 国调及分中心直调的电网继电保护和安全自动装置运行管理。负责协 调与调度控制相关的通信业务。 2.2.15 参与电网发展规划及相关工程设计的审查。组织制定电网继电保护、 调度自动化系统规划。参与制定电网电力通信规划。 2.2.16 负责调度管辖范围内水电厂的发电调度管理，参与协调发电与防洪、 航运、供水等综合利用的关系。 2.2.17 负责调度管辖范围内风电场、光伏电站等新能源电站的发电调度管理。 2.2.18 负责制定 xx 电力系统事故限电序位表和超供电能力限电序位表，报 省人民政府电力行政主管部门批准后执行。 2.2.19 负责下级调控机构调控运行人员、直调发电厂运行值班人员及变电站 运维人员等调度对象的培训、考核和资格认证工作。 2.2.20 行使上级批准（或者授予）的其他职责。 第 3 章 调度管辖与设备监控范围 3.1 一般原则 3.1.1 并入 xx 电力系统运行的发电、输电、变电、配电等相关设备，不论其 产权归属或管理方式，一般应纳入相应电力调控机构的调度管辖范围。 3.1.2 调度管辖范围（简称调管范围）：指调控机构行使调度指挥权的发电、 供电设备范围，包括直接调度范围和委托调度范围。 3.1.2.1 直接调度范围（简称直调范围）：指调控机构直接调度指挥的发电、 供电设备范围，对应设备称为直调设备。 3.1.2.2 委托调度范围:上级调控机构委托（授权）下级调控机构调度管辖 的设备范围，对应设备称为委托设备。 3.1.3 许可调度范围：指下级调控机构直调设备状态变化应得到本级调控机构 许可的设备范围，对应设备称为许可设备。 3.1.4 接入 500 千伏电网的发输变电设备的调管范围由国家电网华中电力调控 分中心（以下简称华中分中心）明确；接入 220 千伏电网的发输变电 设备和接入 110 千伏电网的发电设备的调管范围、地区之间联络设备的 调管范围由省调明确；接入 110 千伏电网的输变电设备和接入 35 千伏 电网的发电设备的调管范围、县调与县调之间的调管范围由地调明确。 3.1.5 调管范围内的设备铭牌参数改变，应报相应调控机构备案。结线变更等 应征得相应调控机构同意。 3.1.6 从属于一次设备的保护装置、电力通信、调度自动化等设备的调管范围 原则上与相应的一次设备的调管范围一致。 3.1.7 调控机构应于每年一季度发布调管范围明细表，新设备预计投产日一个 月前发布新设备的调管范围。 3.2 调管范围划分 3.2.1 省调调管范围一般为 xx 电力系统内除上级调控机构直调范围以外的下 列设备： 3.2.1.1 上级调控机构委托（授权）省调调度的设备。 3.2.1.2 直接并入 220 千伏电网的发电厂（站、场）（以下简称发电厂）设 备。 3.2.1.3 省调委托地调调度的发电厂设备： a) 直接并入 110 千伏电网且总装机容量 3 万千瓦及以上的水电厂机组。 b) 直接并入 110 千伏电网且总装机容量 2 万千瓦及以上的风电、生物质 能和光伏等新能源电厂机组。 c) 直接并入 110 千伏电网且总装机容量 6 万千瓦及以上其它类型的发电 厂机组。 3.2.1.4 220 千伏的联络线。 3.2.1.5 220 千伏及以上联络变电站的 220 千伏设备（主变压器除外）。 3.2.1.6 其他应由省调调度管辖的设备。 3.2.2 省调许可调度的设备： 3.2.2.1 220 千伏直馈线路。 3.2.2.2 220 千伏联络变电站的主变压器。 3.2.2.3 220 千伏终端变电站设备（用户变电站设备除外）。 3.2.3 地调调管范围一般为除上级调控机构调管范围以外的下列设备： 3.2.3.1 经 10 千伏及以上电压等级并入本地区电网内的风电、生物质能和 光伏等新能源电厂设备。 3.2.3.2 装机容量 0.5 万千瓦及以上并入本地区电网内上级调管范围以外的 其他发电厂设备。 3.2.3.3 地级市城区内 110 千伏变电站设备及所辖县域内 110 千伏变电站的 110 千伏设备（含主变压器）。 3.2.3.4 110 千伏线路。 3.2.3.5 220 千伏直馈线路。 3.2.3.6 220 千伏联络变电站的主变压器。 3.2.3.7 220 千伏终端变电站设备。 3.2.4 发电厂厂用系统、变电站站用系统分别由发电厂、变电站自行管辖。 3.3 省调监控范围 3.3.1 监控范围指调控机构集中监控的设备范围。 3.3.2 500 千伏变电站（开关站）所有设备纳入省调监控范围。 第 4 章 调控运行管理 4.1 一般原则 4.1.1 省调值班调度员是 xx 电力系统运行、操作和故障处置的指挥者。负责 发布调度指令，并对其下达调度指令的正确性负责。负责接受上级调控 机构值班调度员的调度指挥，执行上级调控机构值班调度员的调度指令。 4.1.2 调度对象指通过资格认证的下级调控机构调度员和监控员、发电厂运行 值班人员、变电站运维人员、通信调度人员及线路维护单位运行值班人 员。值班调度对象负责执行省调值班调度员的调度指令，并对执行调度 指令的正确性负责。 4.1.3 省调值班调度员和值班监控员与调度对象进行调控业务联系时，应使用 普通话和规范的调度术语，双方应先互报单位（调度代号）和姓名，严 格执行下令、复诵、录音、记录和汇报制度。记录应采用纸质或电子签 名方式存档。发生错误时，以录音或记录为依据确定责任归属，如无录 音、记录可查，由下令单位对其后果负主要责任。 4.1.4 各运行值班单位应保证在任何时间内均有调度对象接听调度电话。 4.2 调度运行管理 4.2.1 调度系统的值班人员依法履行职责，有权拒绝各种非法干预。 4.2.2 发、供电单位行政领导人发布的指示，如涉及省调调度权限时，应经省 调值班调度员同意后方可执行。 4.2.3 除调控机构负责人外，任何单位和个人不得直接要求值班调度员发布调 度指令。上级领导关于调控业务的指示，应通过调控机构负责人转达。 4.2.4 省调调度员和监控员应经过培训、考试合格。调控值班长应经电网企业 总工程师批准，其他资格调度员和监控员应经省调总工程师及以上领导 批准，方可正式上岗。 4.2.5 省调应及时公布取得省调调度对象资格人员名单和省调调度员、监控员 岗位及人员变更情况。 4.2.6 调度对象的主要职责： 4.2.6.1 正确执行调度指令，并及时汇报调度指令的执行情况。 4.2.6.2 及时汇报设备异常运行情况。 4.2.6.3 按要求执行调度系统重大事件汇报制度。 4.2.6.4 按要求上报运行信息，完成值班调度员下达的相关工作。 4.2.6.5 自行处理本规程规定可以自行处理的事项。 4.2.7 调度对象不得无故不执行或延误执行调度指令。调度对象不执行或延误 执行调度指令，其后果由受令人和支持该受令人的领导负责。如受令人 对调度指令有疑义，应立即向下令人提出，如下令人仍重复其指令，受 令人应迅速执行。如执行该指令确会严重威胁人身、设备或电力系统安 全时，受令人应拒绝执行，并报告下令人和本单位直接领导人。 4.2.8 发生以下行为之一者，按严重违反调度纪律论处： 4.2.8.1 不执行或故意拖延执行调度指令。 4.2.8.2 擅自改变调度管辖设备的状态、控制模式、参数、定值和实时数据。 4.2.8.3 不执行省调下达的保证电力系统安全的措施。 4.2.8.4 不如实汇报电力系统运行情况，隐瞒或虚报事实。 4.2.8.5 调控机构认定的其他性质恶劣的行为。 对上述行为，调控机构将通告有关单位处理，同时取消严重违反调 度纪律者的调度对象资格，被取消调度对象资格者六个月后才能提出申 请，应通过调控机构组织的调度对象资格认证考试合格后，方可再次获 得调度对象资格。 4.2.9 任何单位和个人未经值班调度员许可，不得擅自改变调管范围内设备 状态及运行方式。遇有危及人身、设备及电力系统安全情况时，运行 值班人员应按有关规定处理，处理后应立即报告值班调度员。 4.2.10 xx 电力系统内属于国调和华中分中心调度管辖的设备，其设备状态及 运行方式的改变，运行值班人员应分别向上级值班调度员和省调值班 调度员汇报。不属于国调、华中分中心和省调调度管辖的设备，如改 变其设备状态及运行方式对 xx 电力系统有影响时，应征得省调值班调 度员同意。 4.2.11 省调值班调度员有权指挥操作下级调控机构调度管辖的设备。调度对 象同时接到两级调控机构相互矛盾的调度指令时，由高一级调控机构 决定执行哪级调度指令，受令人应将执行情况分别汇报两级调控机构 的值班调度员。 4.2.12 除计划检修工作外，值班调度员有权批准如下检修工作： 4.2.12.1 当日内对电网和用户无明显影响（不限制出力，不限制用电，不 造成重大安全威胁）的检修工作。 4.2.12.2 对于已停电设备，不扩大停电范围、不推迟复电时间、不新增复 电要求的新增检修工作。 4.2.12.3 只需退出双重化配置保护中的单套保护装置的临时检修工作。 4.2.12.4 带电作业。 4.2.12.5 事故抢修。 4.2.12.6 为解除对人身或设备安全形成严重威胁的检修。 4.2.12.7 低谷停机消缺、水电厂进水口清渣、经省调许可的科研实验等检 修。 4.2.13 省调调管范围内设备检修的开、竣工联系： 4.2.13.1 变电站设备检修，由变电站运维单位的调度对象向省调值班调度 员联系开、竣工。 4.2.13.2 发电厂设备检修，由发电厂或集控中心的调度对象向省调值班调 度员联系开、竣工。 4.2.13.3 线路检修，由线路运维单位的调度对象向省调值班调度员联系开、 竣工。 4.2.14 调控机构应会同营销管理部门，于每年 2 月底前编制超供电能力限电 序位表和事故限电序位表。限电序位表应经政府有关部门批准。 4.2.15 需要省调临时保电的供电线路，由地调将保电线路名称、保电原因、 保电时间等报省调并得到许可。省调需要保电的线路也应通知有关地 调。一般不得采用退出安全稳定措施的方式保电，否则，应采取其它 替代措施。 4.2.16 带电作业应在作业当天向值班调度员申请，经值班调度员同意后方可 进行。申请时需说明带电作业的地点、工作内容、工期及要求。竣工 后应及时汇报。对于要求退出重合闸的线路带电作业，值班调度员在 通知开工前，应先退出该线路的重合闸。 4.2.17 调度电话应具备两路不同路由专线通道，并开通系统行政电话和公网 电话。 4.3 监控运行管理 4.3.1 值班监控员负责监控范围内设备集中监视、信息处置和远方操作。接受 相关调控机构值班调度员的调度指挥，正确执行调度指令。并按规定通 知变电站运维人员和通信自动化人员。 4.3.2 值班监控员按照监控范围监视变电站运行工况，按规定监视设备的告警 信息。 4.3.3 值班监控员对认定为缺陷的告警信息应启动缺陷闭环管理流程。若该缺 陷可能会导致电气主设备退出运行或电网运行方式改变时，值班监控员 应立即汇报相关调控机构值班调度员。 4.3.4 监控范围内变电设备检修，涉及信号、测量或控制回路的，变电站运维 人员应在开工前向值班监控员汇报，竣工后与值班监控员核对双方监控 系统信息一致性。 4.3.5 值班监控员无法对监控范围内变电站实施正常监视时，应按规定将监控 职责移交给该变电站运维人员。远方监控条件具备时，应及时收回监控 职责。监控职责移交或收回后，值班监控员均应向相关调控机构值班调 度员汇报。 4.4 无人值守变电站调度运行管理 4.4.1 变电站应经相应调控机构验收及试运行评估合格，具备集中监控条件并 纳入集中监控范围后，方可实行无人值守。 4.4.2 无人值守变电站投运前 10 天，运维单位应向相关调控机构报送其所属 运维班名称及联系方式。运维班管辖变电站范围、运维班成员及联系方 式发生变更时，运维单位应及时报送相关调控机构。 4.4.3 无人值守变电站运维人员负责所辖无人值守变电站的现场倒闸操作、设 备巡视、定期轮换试验、消缺维护及故障处置等工作。 4.4.4 无人值守变电站运维人员在到达变电站现场后进行调控业务联系时，应 报所在变电站名称及姓名。 4.4.5 无人值守变电站应配备一部应急移动电话，该移动电话应保证在任何时 间均有该无人值守变电站运维人员接听。 4.4.6 值班调度员有权根据电网运行情况要求变电站恢复有人值守。 4.5 集控中心调度运行管理 4.5.1 集控中心负责所控厂（站）的远方监视、遥控操作、异常和故障处置。 4.5.2 集控中心所控厂（站）负责本厂（站）的设备巡视与维护、现场操作以 及在特殊情况下（如发生事故或电网运行需要）接受相应调控机构值班 调度员的调度指令。 4.5.3 一般情况下，值班调度员只与集控中心进行调度业务联系，不再与集控 中心所控厂（站）直接联系。 4.5.4 集控中心失去对所控厂（站）的联系及监视控制时，应立即向值班调度 员汇报。值班调度员直接与所控厂（站）进行调度业务联系。集控中心 恢复对所控厂（站）的联系及监视控制后，应立即向值班调度员汇报。 第 5 章 电网稳定管理 5.1 一般原则 5.1.1 稳定运行管理的目的是加强系统安全稳定性分析和研究，改善系统稳定 水平，采取相应的安全稳定技术措施，防止稳定破坏、电网瓦解和大面 积停电事故的发生。 5.1.2 稳定运行管理的基本要求是保证系统运行的安全和稳定，维持系统频率 和电压的正常水平，确保系统具有足够的稳定储备，提高系统的稳定水 平，不断完善系统稳定分析、监测和控制手段。 5.1.3 调控机构应深入研究系统安全稳定问题，并提出电力系统规划与建设的 建议，规划部门应予以充分考虑。 5.1.4 稳定运行管理按调管范围分级负责，省调归口管理。 5.2 安全稳定计算 5.2.1 稳定计算的任务是确定系统的静态、暂态、电压及频率稳定水平，分析 和研究提高系统安全稳定的措施，研究系统非同步运行后的再同步及事 故后的恢复策略。 5.2.2 稳定计算应执行电力系统安全稳定导则 、 电力系统技术导则和 电力系统安全稳定计算技术规范等相关标准。 5.2.3 调控机构负责计算、编制系统稳定运行限额，发布安全稳定运行规定， 制定提高系统安全稳定运行的措施，提出系统保护装置配置等要求，并 按要求报上级调控机构备案。 5.2.4 电网稳定计算分析应针对电网可能出现的各种运行方式，选择电网安全 稳定最不利的情况进行安全稳定分析和校核，提出合理的运行方式。 5.2.5 电网稳定计算网络和参数应以合理的元件模型、控制装置模型和实测参 数为基础。省调负责研究和建立 xx 电网系统稳定计算分析所涉及的各 种设备模型和参数，以及负责系统稳定计算参数的协调管理。发电公司、 发电厂、供电公司、建设单位负责向相关调控机构提供稳定分析所需的 技术资料和实测参数。电网企业运维部门负责向相关调控机构提供设备 安全电流及过负荷能力、线路同塔架设信息等安全稳定计算资料，调控 机构以此作为制定电网稳定限额的依据。 5.2.6 大区电网互联、大功率远距离送电、大容量发电机组经弱系统并列运行 时，需进行小扰动稳定计算分析。 5.2.7 电网有下列情况时，应进行大扰动动态稳定分析： 5.2.7.1 大容量发电经弱系统联系并列运行； 5.2.7.2 采用快速励磁调节系统及快关汽门等自动调节措施； 5.2.7.3 有大功率周期性冲击负荷； 5.2.7.4 电网经弱联线路并列运行； 5.2.7.5 分析电网事故有必要时； 5.2.7.6 其它稳定计算中发现有弱阻尼振荡趋势时； 5.2.8 系统中经弱联系向受端系统供电或受端系统无功电源（包括静态和动态） 不足时，应进行电压稳定性计算校核； 5.2.9 系统出现大功率缺额或系统解列成孤岛系统时出现大的功率不平衡，需 要进行频率稳定性计算校核； 5.2.10 系统发生事故后，调控机构应根据事故性质及时进行仿真计算，总结 经验，吸取教训，提出并组织落实反事故措施； 5.3 稳定限额管理 5.3.1 省调对调管范围内的系统稳定性进行计算分析，制定系统相关设备的稳 定限额，发布xx 电网安全稳定运行规定并督促执行。 5.3.2 为确保 xx 电网的安全稳定运行，省调有权对地区系统潮流输送限额、 负荷分配、运行方式、继电保护、稳定措施等提出要求。各级调度机构 应根据装机容量、负荷水平、电气接线等变动情况定期计算、校核，修 订系统安全稳定运行规定。 5.3.3 正常情况下，省调调管范围内的联络线应按暂态稳定控制功率运行。出 现下列情况之一时，经电网企业总工程师批准可按静态稳定控制功率运 行： 5.3.3.1 为使水库不弃水或少弃水。 5.3.3.2 事故后运行方式。 5.3.3.3 特殊运行方式。 5.3.3.4 该联络线的稳定破坏不影响主系统的稳定运行时。 5.3.4 当线路按静稳定控制功率运行时，省调应做好发生稳定破坏事故的预想 和处理措施，并密切注意天气变化情况，如该线路区间有灾害性天气发 生时，值班调度员应及时改为按暂态稳定控制功率运行。 5.4 涉网稳定管理 5.4.1 发电机自动励磁调节装置、调速器、电力系统稳定器（PSS）等以及自 动装置和一次调频等参数整定，应经相应调控机构许可。其投入或退出 应由相应调控机构批准。 5.4.2 发电机失磁保护、失步保护、高/低频保护、过/低励保护、过/低电压 保护等涉网保护配置及整定，应报相应调控机构备案。 5.4.3 线路自动重合闸、振荡解列、低频低压减载装置、强行励磁、低频解列、 低频自启动、自动切机、调相改发电等安全自动装置，未经省调值班调 度员同意，不得自行退出。 5.5 稳控装置管理 5.5.1 稳控装置管理按其相应的调度运行规定执行。 5.5.2 稳控装置未经值班调度员同意，不得自行退出。 5.5.3 低频（低压）减载的管理实行统一组织、分级管理的原则。 5.5.3.1 省调负责低频（低压）减载方案的制订以及运行和技术管理。 5.5.3.2 地调负责本地区低频（低压）减载方案的实施以及装置的调度运行 管理、督促运行维护单位做好定值调整、定期校验和装置消缺等工 作。 5.5.3.3 运行维护单位负责本单位运行维护范围内的低频（低压）减载及解 列装置的安装、调试、调整、校验等工作，保证按要求投入运行。 5.5.4 低频（低压）减载的方案管理： 5.5.4.1 省调应每年修编并下达系统低频（低压）减载方案和省调调度的发 电厂、变电站的低频解列方案，同时将方案报上级调控机构备案， 必要时应及时调整。 5.5.4.2 省调在编制低频（低压）减载方案和解列方案时应充分考虑： a)防止失去大电源而扩大事故。 b)各地区系统分片解列。 c)上一级系统的要求。 5.5.4.3 地调应根据省调下达的低频（低压）减载方案，编制本地区的实施 方案和所属并网发电厂与地方电网的解列方案，安排一定容量的备 用开关，并向本地区内的有关单位下达，负责督促其实施，同时将 方案以正式文件报省调备案。 5.5.5 低频（低压）减载的运行管理： 5.5.5.1 低频（低压）减载装置未经调控机构的同意，不得擅自退出、转移 其控制负荷和改变装置的定值。 5.5.5.2 地调需要退出低频（低压）减载装置控制的可切负荷每次超过 1 万 千瓦以上时，应经省调同意，1 万千瓦及以下时由地调决定，并报 省调备案。但地区低频（低压）减载投切负荷总量不得低于地区减 载方案的 80%，系统不得低于 90%。 5.5.5.3 系统发生事故时，低频（低压）减载装置动作切除的负荷，未经省 调值班调度员同意不得送电，但严重危及人身和设备安全者可按规 定先送保安电力。 5.5.5.4 当频率（电压）达到装置的整定值，装置检修、校验或故障退出或 拒动，值班人员应立即手动切除其所控制的断路器。 5.5.5.5 各地调应每月统计本地区 15 日 13:00 和 20:00 投入的低频减载装 置所控制断路器的实际负荷及地调管辖发电厂（包括省调委托电厂） 的实际出力和机组运行方式并于次日报省调。 5.5.5.6 低频（低压）减载装置动作后，各地调在 8 小时内将本地区低频 （低压）减载装置（含手动拉闸）所切除的负荷数及电量损失数报 省调值班调度员。省调对事故进行统计分析和对装置动作的情况进 行统计评价。 5.6 其他要求 5.6.1 正常情况下，发电厂的机组运行方式不得小于系统年度运行方式规定的 最小运行方式。 5.6.2 220 千伏及以下系统尽量避免高、低压电磁环网运行，特殊情况需要电 磁环网运行时，应经过充分论证，并配备必要的安全自动设施，经省调 批准后方可实施。 5.6.3 新（扩、改）建工程设计的稳定措施应与相关的一次设备同步投入运行。 5.6.4 省调值班调度员和监控人员、220KV 及以上厂、站的值班运行人员应 严格监视主干联络线的功率，运行人员发现联络线功率超过稳定限额时， 应立即报告调度，值班调度员应迅速采取措施，使联络线功率恢复至规 定值内。 5.6.5 220 千伏及以上电压等级联络线应至少有一套全线速动保护投入运行。 220 千伏及以上电压等级母线应至少有一套母线保护投入运行。无母线 保护运行超过规定时间要求时，相应后备保护切除故障时间应满足稳定 要求。 5.6.6 进行系统性试验（如短路试验、负荷特性试验、发电设备超铭牌参数试 验等）的要求： 5.6.6.1 在省调调管范围内进行系统性试验时，试验单位应向省调提出书面 申请，并在系统试验之前 30 天向省调提交试验方案、试验计算分 析报告，经电网企业总工程师批准后由省调负责编制调度实施方案 并实施。 5.6.6.2 在地调调管范围内进行系统性试验，有可能影响主系统安全稳定运 行时，由地调在系统试验前 20 天向省调提交系统试验方案、计算 分析报告和安全措施，经省调同意后进行。 第 6 章 无功电压管理 6.1 一般原则 6.1.1 电网电压和无功实行分级管理，无功补偿遵循分层分区、就地平衡的原 则。 6.1.2 原则上电压按调管范围管理。 6.1.2.1 500 千伏与 220 千伏无功分界面是 500 千伏变电站主变的 220 千伏 侧断路器，220 千伏与 110 千伏无功分界面是 220 千伏变电站主变 的 110 千伏侧断路器，以下类推。 6.1.2.2 分界面无功的交换应尽量控制在规定范围内。 6.2 无功电压管理主要内容 6.2.1 确定直调范围内电压考核点、电压监视点，并按要求报上级调控机构备 案。 6.2.2 编制直调范围内季度电压曲线，并制定节假日及特殊方式下的调压方案。 6.2.3 进行电压和无功平衡分析并提出改进措施。 6.2.4 确定和调整变压器分接头位置。 6.2.5 统计并考核电压合格率。 6.2.6 对调管范围内厂站和下级调控机构无功电压管理工作进行指导。 6.3 电压允许偏差范围 6.3.1 电力系统运行电压应满足电气设备安全运行和系统安全稳定运行的要求。 6.3.2 发电厂和变电站的母线电压允许偏差值： 6.3.2.1 正常运行方式时，500 千伏母线最高运行电压不得超过系统额定电 压的 110%，最低运行电压不应影响电力系统功角稳定、电压稳定、 厂用电的正常使用及下一级电压的调节。 6.3.2.2 正常运行方式时，发电厂 220 千伏母线和 500 千伏变电站的中压侧 母线电压允许偏差为系统额定电压的 0%+10%。事故运行方式时 为系统额定电压的-5%+10%。 6.3.2.3 发电厂和 220 千伏变电站的 35110 千伏母线正常运行方式时，电 压允许偏差为系统额定电压的-3%+7%。事故运行方式时为系统 额定电压的10%。 6.3.2.4 特殊运行方式下的电压允许偏差值由调控机构确定。 6.3.3 发电厂和变电站母线电压日波动率允许值： 6.3.3.1 500 千伏变电站高压母线：3%。 6.3.3.2 发电厂 220 千伏母线和 500 千伏变电站中压母线电压：3.5%。 6.3.3.3 其他 220 千伏变电站高压母线电压：5%。 6.3.3.4 特殊运行方式下的日电压波动率由调控机构确定。 6.4 变电站电压运行控制 6.4.1 调控机构值班监控员应密切监视变电站母线电压，根据电压曲线和相关 规定的要求，进行无功补偿装置投退。若母线电压超出规定范围且无调 整手段时或需要调整变压器有载分接开关应及时向调控机构值班调度员 汇报。 6.4.2 在高压侧电压不超出设备允许范围且有一定裕度的前提下，尽量满足中、 低压侧母线电压曲线。 6.4.3 AVC 系统异常，不能正常运行时，值班监控员应汇报相关调控机构，退 出相关变电站 AVC 系统控制，并通知运维单位进行处理。 6.5 发电厂电压运行控制 6.5.1 发电厂运行人员应密切监视本厂母线电压，根据电压曲线和相关规定的 要求进行无功调整。当调整发电机无功出力达到最大进相或滞相能力后， 母线运行电压仍超出电压曲线范围时，应及时向调控机构值班调度员汇 报。 6.5.2 发电厂机组 AVC 控制模式由值班调度员根据系统情况确定，其功能投退 根据值班调度员指令执行。当机组或 AVC 功能异常需退出 AVC 运行时， 应汇报相关调控机构，退出 AVC 系统控制，并尽快安排处理。 6.6 电压调整主要措施 6.6.1 保持电压在调控机构规定的电压曲线值范围内可采取的措施： 6.6.1.1 调整发电机的无功出力。 6.6.1.2 投退补偿电容器、电抗器及动用其他无功储备。 6.6.1.3 调整变压器分接头。 6.6.1.4 调整潮流，转移负荷。 6.6.1.5 在不影响系统稳定水平的前提下，改变系统运行方式，投停线路或 变压器。 6.6.1.6 电压严重超下限运行时，按规定在相关低电压地区进行限电。 6.6.2 提高系统电压一般应在高峰负荷到来前完成。 第 7 章 频率及联络线调整管理 7.1 频率及联络线调整 7.1.1 电力系统标准频率是 50Hz。频率偏差不得超过0.2Hz，正常情况下， 频率偏差按不超过0.1Hz 控制。 7.1.2 当 xx 电网与华中电网并列运行时，省调负责网间联络线功率控制，主 要任务是将网间联络线功率偏差控制在规定范围内。 7.1.3 当 xx 电网与华中电网解列运行时，省调负责 xx 电网的频率调整。由省 调指定主、辅调频厂。主调频厂调整出力使系统频率保持在 500.1Hz 以内运行。当频率偏差大于0.1Hz 时，辅助调频厂应不待调度指令立 即参加调频。当系统频率超出规定范围，调频厂无调整能力时应立即报 告值班调度员。 7.1.4 并网发电机组均应投入一次调频功能，未经调控机构许可不得擅自退出。 7.2 AGC 运行管理 7.2.1 在机组商业化运行前，具备 AGC 功能的机组应完成与省调 AGC 主站系统 的调试与试验，向省调提交系统调试报告。 7.2.2 并网发电机组 AGC 调节参数（调节范围、调节速率、水电机组振动区等） 的设置和修改应经省调批准。 7.2.3 并网发电厂应保证机组 AGC 功能正常投入，不得擅自退出。当机组 AGC 因故需退出时，应经省调值班调度员同意。出现可能危及设备安全的紧 急情况时，可立即自行退出，但应及时汇报。 7.2.4 省调值班调度员有权根据电网运行需要实时投退 AGC、调整 AGC 系统控 制模式以及机组 AGC 可调容量。 第 8 章 电网运行方式管理 8.1 一般原则 8.1.1 电网运行方式是电网安全管理的重要依据，指导电网的工程前期、建设、 生产和运行工作。各级电网的运行方式应协调统一，低电压等级电网的 运行方式应满足高电压等级电网运行方式的要求。 8.1.1.1 电网运行方式包括电源、电网、负荷的接入安排和运行安排，应综 合考虑安全、经济因素，满足电力系统频率、电压、短路电流、潮 流、稳定限额等控制要求。 8.1.1.2 以年度运行方式为基础，结合电网夏、冬季运行特点以及新设备启 动等重大方式变更，滚动制定夏季、冬季、临时电网运行方式及控 制策略。 8.1.2 电网运行方式由调控机构组织统一编制，电网 企业规划、建设、运维、营销、交易等部门 配合。 8.1.3 电网运行方式按年、月、日编制，并应满足调度管理的基本要求。 8.2 电网年度运行方式编制 8.2.1 年度运行方式中，应结合电网和电源投产计划、检修计划、发输电计划 及电力电量平衡预测，统一确定系统运行限额，部署电网控制策略，统 筹协调年度电网基建、生产、经营工作，实现系统安全稳定的统筹管理。 8.2.2 省调应在国家电网年度运行方式的基础上制定调管范围内年度运行方式， 并报上级调控机构备案。 8.2.3 各级调控机构应在年底前编制完成调管范围内电网次年年度运行方式。 年度运行方式应经所属电网企业批准后执行。 8.2.4 电网年度运行方式主要包括以下内容： 8.2.4.1 运行方式相关统计数据，包括电网规模、新设备投产情况等。 8.2.4.2 负荷预测，电力电量平衡，发输电计划安排，以及发电、输变电设 备投运、退役和停电计划安排。 8.2.4.3 运行方式计算模型、参数，包括发电机组、变压器、输电线路、负 荷、无功补偿等计算分析所需的模型及参数。 8.2.4.4 电网正常及检修方式下的潮流、短路电流、静态稳定、暂态稳定、 热稳定、小干扰稳定等计算分析，夏、冬季电网的运行方式、稳定 限额及相应的控制要求。 8.2.4.5 电网薄弱环节分析、对策及建议。 8.2.4.6 电网无功平衡和电压控制分析。 8.2.4.7 系统正常运行母线接线方式。 8.2.4.8 安全稳定控制装置、解列装置控制策略，低频、低压减负荷配置方 案。 8.2.5 年度运行方式发布后，电网企业相关部门应依据年度运行方式开展年度 各项生产工作，各级调控机构应做好年度方式宣贯和执行跟踪工作。 8.2.6 年度运行方式由电网经营企业副总经理（总工程师）批准。 8.3 电网月度运行方式编制 8.3.1 月度运行方式包括月度发电计划和月度停电计划，应在月底前编制好并 下达到有关单位。 8.3.2 月度发电计划由调控机构会同相关部门编制，电网企业副总经理批准。 8.3.3 月度停电计划由电力调控中心负责编制，电力调控中心生产负责人批准。 8.4 电网日运行方式编制 8.4.1 日运行方式包括日前发电调度计划、日前供电调度计划、日前停电计划， 应在日前编制好并下达到有关单位。 8.4.2 日运行方式由省调副总工程师及以上负责人批准。 第 9 章 调度计划管理 9.1 一般原则 9.1.1 调度计划包括发、供电计划及设备停电计划，分为年度、月度、日前调 度计划。 9.1.2 省调负责编制并下达调管范围内日发电、供电计划，负责编制并下达调 管范围内年度、月度、日前设备停电计划。 9.1.3 设备停电计划应按要求进行安全校核，并充分考虑系统安全裕度、电力 电量平衡及清洁能源消纳等因素，按照“发输电配合、一二次配合、上 下级电网协调”的原则统筹安排，在规定的检修周期内同一设备原则上 只安排一次，避免重复停运。 9.1.4 设备停电计划、申请应由运维单位（含国网 xx 省电力公司检修公司， 简称省检修公司）提交；省检修公司提交的停电计划、申请及其批复情 况应及时向运行单位备案。 9.1.5 委托、许可设备的一二次停电工作应报送相应调控机构，经批准后纳入 年度、月度、日前停电计划。 9.1.6 发电机组及相关送出线路设备检修安排应根据 xx 电力系统的特点进行， 水电机组检修主要安排在枯水期，火电机组检修尽量安排在汛期。 9.1.7 同一个回路或一个单元的设备检修应配合进行。即电气一次设备相互配 合；一次与二次设备相互配合、同步检修；机、炉、变相互配合。 9.1.8 不安排小于电网最小运行方式的停电，尽量避免主要输电通道设备的重 叠停电。在重要保电期和用电高峰时期，原则上不安排电网主要设备的 计划停电。 9.2 年度停电计划 9.2.1 年度计划停电项目包括常规检修、技改、基建施工或新设备启动配合停 电、非电施工配合停电（如高速公路穿越）等。年度计划停电项目应以 基建投产计划、设备检修计划、市政施工计划等相关文件为依据。 9.2.2 年度计划停电项目工作内容应覆盖检修（技改）专项、预试消缺、启动 调试、电力通信系统改造、保护装置改造等一、二次工作。 9.2.3 年度停电计划原则上不安排同一设备两次及以上停电。 9.2.4 相关单位编制的年度停电需求应于年前 10 月 11 日前报省调，省调综合 平衡后，编制年度停电计划，于次年 1 月 11 日前下达。 9.3 月度停电计划 9.3.1 月度停电计划应以年度停电计划为依据，列入年度计划的停电项目，物 资及施工条件具备后方可列入月度计划。 9.3.2 未列入年度停电计划的工作一般不得列入月度停电计划。确需新增的重 点项目，相关单位或部门应提交必要性说明，经调控机构统筹分析后可 纳入月度停电计划。 9.3.3 相关单位应在每月 12 日前报送下月停电需求，经省调组织综合平衡后， 于月前 1 天下达。 9.3.4 月度停电计划经安全校核，发现存在五级及以上电网事件风险的停电项 目，应提出相关安全预控措施。 9.4 日前调度计划 9.4.1 日前停电计划 9.4.1.1 设备运维单位应在预定开工日前 4 天的 12:00 前（晚于 12:00，视 为第 2 天提出申请，下同）向省调提出停电申请，省调于开工前 2 天批答。 9.4.1.2 停电申请应包括如下内容：停电设备名称、主要检修项目、工作起 止时间、对一二次设备的影响、检修后试验和试运行要求等。填报 单位应对停电申请内容的正确性、完整性负责。 9.4.1.3 检修工作不能按期完工的，相关单位应在原批复工期完工前 72 小 时（批复工期小于 72 小时的应在批复完工时间 12 小时前）前提出 延期申请。 9.4.1.4 省调应根据停电计划安排，评估电网安全风险，按照有关规定编制 预警通知书。预警通知书应包括停电计划安排、风险分析、预控措 施等内容。 9.4