华中电网调度控制运行管理细则
2015-08-06 发布 2015-11-01 实施
华中电网有限公司（华中分部）发布
批准：张晓明
复审：郑俊杰张昌
审核：李勇刘天斌
初审：李锋何毅斌王春明肖昌育
主要编写人员：刘志成李群山崔云生赖宏毅汪旸徐友平
李锴李会新汤卫东张胜李亭刘涛
李勇邵德军朱文治刘俊鄢发齐张三洪
姜曼郭崇军吴军吴昊杨超汪锴
王英英程旭付红军刘永刚王虎李旻
赵理张宏图李端满赵善俊刘佳望毕复明
吴涛丁伟刚
目录
第一章总则........... ........... ........... .. (1)
第二章调度管辖范围及职责 .. ........... ....... ....... ..2 第三章调度管理制度 (7)
第四章频率与联络线管理 (12)
第五章电压及无功管理 (14)
第六章调控运行操作 (17)
第七章故障处置 (28)
第八章调度计划管理 (45)
第九章运行方式管理 (48)
第十章稳定管理 (54)
第十一章新设备投运管理 (58)
第十二章并网电厂运行管理 (61)
第十三章水电及新能源调度管理 (64)
第十四章继电保护调度管理 (70)
第十五章调度自动化管理 (83)
第十六章电力通信管理 (89)
第十七章设备监控管理 (93)
第十八章备调管理 (95)
附录 A（规范性附录）术语和定义 (98)
附录 B（规范性附录）华中电力调控分中心直调设备操作状态令术语规范 (109)
附录 C（规范性附录）允许零起升压的华中分中心直调 500kV线路表 (123)
附录 D（规范性附录）华中电网低频减载轮次表 (124)
附录 E（规范性附录）华中分中心直调厂站变压器中性点接地方式 (125)
附录 F（资料性附录）华中分中心直调范围内新、改扩建工程继电保护整定计算技术资料 (128)
附录 G （资料性附录）华中分中心直调厂站微机保护装置软件管理标准表
单... .... .... .... .... .... .... .... . (130)
华中电网调度控制运行管理细则
第一章总则
1.1 为加强华中电网调度控制运行管理，保证电网安全、优质、经济运行，依据《电网调度管理条例》及《国家电网调度控制管理规程》，结合华中电网运行特点，制定本细则。
1.2 华中电网运行实行“统一调度，分级管理”。
1.3 华中电网调度系统包括华中电网内各级电力调度控制机构（以下简称调控机构）、厂站运行值班单位及输变电设备运维单位。调控机构是电网运行的组织、指挥、指导、协调机构。华中电网内调控机构共分四级：国家电网华中电力调控分中心（以下简称华中分中心）、省（直辖市）电力调度控制中心（以下简称省调）、地市（区、州）电力调度控制中心（以下简称地调）、县（市、区）电力调度控制中心（以下简称县调）。
1.4 电力调度坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的方针。华中电网内各电网企业、发电企业、电力用户有责任共同维护电网的安全稳定运行。
1.5 本细则适用于华中电网调控运行相关各专业的活动。并入华中电网的各电力生产运行单位颁发的有关电网调控运行的规程、规定等，均不得与本细则相抵触。
1.6 华中电网内各级调控机构和发、输、变电等单位的运行、管理人员应遵守本细则；非电网调度系统人员凡涉及华中电网调控运行的有关活动也应遵守本细则。
1.7 任何单位和个人均不得非法干预电力调度活动。违反本细则的单位和个人，按《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《电力监管条例》有关条款承担相应责任。
1.8 本细则由华中电网有限公司（华中分部）负责解释和修订。
第二章调度管辖范围及职责
2.1 华中分中心调度管辖范围
2.1.1 华中分中心调度管辖范围（以下简称调管范围）包括直接调度范围（以下简称直调范围）和许可调度范围（以下简称许可范围），对应的设备分别称为直调设备和许可设备。
2.1.2 华中分中心直调范围包括：
a）国调直调范围外的 500kV 及以上电网，省间联络线；
b）国调直调范围外的电力跨省消纳电厂；
c）国调直调范围外的接入 500kV 及以上电网最大单机容量为 1000MW及以上电厂（机组），及其他对主网运行安全、流域综合利用有影响的电厂（机组）；
d）国调指定的发、输、变电系统；
e）华中分中心直调一次设备对应的继电保护、安全自动装置等二次设备，有特殊规定的除外。
2.1.3 华中分中心许可范围包括：
a）非华中分中心直调的国调许可设备；
b）非国调、华中分中心直调的 500kV 设备；
c）非国调、华中分中心直调的接入 500kV 电网机组；
d）华中分中心直调 500kV变压器可直接联接的 220kV母线（不包括旁母）；
e）华中分中心直调电厂的 220kV 出线；
f）华中分中心认为有必要列入许可范围的其它设备。
2.1.4 除特别说明外，华中分中心许可设备中的机组、线路、变压器、母线、开关等是指设备本体，不包含设备相应的二次设备及相关刀闸，线路不包含并联电抗器。
2.1.5 华中分中心可根据电网运行需要，将直调范围内发、输、变电系统（设备）授权下级调控机构调度。
2.1.6 华中分中心直调、许可设备清单在华中主网夏（冬）季稳定规定或稳措单中予以明确。
2.2 继电保护信息管理系统直调范围
2.2.1 调控机构单独使用的保护及故障信息管理系统主站设备和子站设备，由该调控机构直接调度。
2.2.2 多级调控机构共用的保护及故障信息管理系统子站设备，由使用该设备的最高一级调控机构直接调度。
2.3 调度自动化设备直调范围
2.3.1 调控机构调度自动化主站设备，由该调控机构直接调度（属上级调控机构直接调度的除外）。
2.3.2 多级调控机构共用的厂站端调度自动化设备，由最高一级调控机构直接调度。国调直调厂站的调度自动化设备直调范围划分按国调规定执行。
2.3.3 调度自动化系统数据传输通道由相关通信机构直接调度。
2.3.4 除 2.3.1、 2.3.2、 2.3.3 条规定的情况外，各级调控机构在厂站端的的调度自动化设备直调范围与相应调控机构直调一次设备范围相对应。
2.4 电力通信直调范围
2.4.1 电网企业使用的全部业务通道，由该电网企业的通信机构直接调度。
2.4.2 电网企业负责组网的通信设备（主要指传输、交换、数据网设备）及负责建设的为电网生产服务的全介质自承式光缆（ADSS）和普通光缆，由该电网企业的通信机构直接调度。
2.4.3 调控机构直接调度的厂站内非组网通信设备（主要指通信专用电源、配线架、监控设备）及输电线路上的架空地线复合光缆（OPGW），由该调控机构所在电网企业的通信机构直接调度。
2.4.4 上级通信机构可根据生产需要，指定某些通信设备直接调度权的归属。
2.4.5 上述 2.4.2、2.4.3 条中不包括上级通信机构已指定由其他通信机构直接调度的通信设备。
2.5 监控范围划分原则
2.5.1 省调监控范围：省域内 500kV 及以上变电站。
2.5.2 地、县调监控范围：220kV 及以下变电站。
2.6 调控机构的主要任务
2.6.1 按照电网运行客观规律和相关规定，保障电网连续、稳定、正常运行，保证供电可靠性，使电能质量指标符合国家规定的标准。
2.6.2 按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电网的发输变电设备能力，最大限度地满足用户的用电需要。
2.6.3 按照电力市场调度规则，依据相关合同或者协议，实施“公开、公平、公正”调度。
2.7 华中分中心主要职责：
2.7.1 接受国调的调度指挥。
2.7.2 对华中电网调度系统实施专业管理，协调各局部电网的调度关系。
2.7.3 负责跨省联络线控制管理，指挥电网频率调整。
2.7.4 负责直调范围内电网无功管理及电压调整。
2.7.5 负责华中电网 500kV 及以上主网调度运行管理，指挥直调范围内电网的运行、操作和故障处置。
2.7.6 组织制定华中电网主网设备年度停电计划，制定调管设备月度、日前停电计划，受理并批复调管设备的停电申请。
2.7.7 开展华中电网月度、日前电力电量平衡分析，制定直调范围月度、日前发输电计划。
2.7.8 组织开展调管范围内电网运行方式分析，制定华中电网年度运行方式。
2.7.9 负责华中电网稳定管理，制定直调电源及输电断面的稳定限额和安全稳定措施。
2.7.10 参与华中电网发展规划、工程可研、设计审查，参与编制国家电网调控运行专业规划。
2.7.11 负责直调范围内新、改扩建工程的并网管理。
2.7.12 参与签订直调系统并网协议，负责编制、签订相应并网调度协议，并严格执行。
2.7.13 负责直调水电厂发电调度管理和新能源调度管理，负责华中电网水电及新能源专业管理。
2.7.14 负责组织开展直调范围内电网继电保护和安全自动装置的整定计算、运行管理，负责华中电网继电保护和安全自动装置的专业管理。
2.7.15 负责直调范围内调度自动化系统的运行管理，负责华中电网调度自动化专业管理。
2.7.16 负责统筹协调与华中电网运行控制相关的通信业务。
2.7.17 组织开展调管范围内的电网故障分析，参与电网事故调查。
2.7.18 负责直调范围内调度系统值班人员持证上岗及考核工作。
2.7.19 国家电力行政主管部门及国调授予的其他职责。
2.8 省调主要职责：
2.8.1 接受国调及华中分中心的调度指挥。
2.8.2 落实国调及华中分中心专业管理要求，组织实施省级电网调度控制专业管理。
2.8.3 负责控制区联络线关口控制，参与电网频率调整。
2.8.4 负责直调范围内无功管理与电压调整。
2.8.5 负责省级电网调度运行管理，指挥直调范围内电网的运行、操作和故障处置。
2.8.6 负责设备监控管理，负责监控范围内设备集中监视、信息处置和远方操作。
2.8.7 根据国家电网主网设备年度停电计划，制定调管设备年度、月度、日前停电计划，受理并批复调管设备的停电、检修申请。
2.8.8 开展省级电网月度、日前电力电量平衡分析，按直调范围制定月度、日前发供电计划。
2.8.9 开展调管范围内电网运行方式分析，根据国家电网年度运行方式制定省级电网运行方式。
2.8.10 负责省级电网稳定管理，制定直调电源及输电断面的稳定限额和安全稳定措施。2.8.11 参与省级电网发展规划、工程设计审查，编制省级电网调控运行专业规划。
2.8.12 受理并批复新、改扩建直调设备的投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施。
2.8.13 参与签订直调系统并网协议，负责编制、签订相应并网调度协议，并严格执行。
2.8.14 编制直调水电站水库发电调度方案，参与协调水库发电与防洪、防凌、航运、供水等方面的关系。
2.8.15 负责组织开展直调范围内电网继电保护和安全自动装置定值的整定计算，负责直调范围内电网继电保护、安全自动装置和调度自动化系统的运行管理，协助开展省域内国调及华中分中心直调的电网继电保护和安全自动装置运行管理。
2.8.16 负责统筹协调与省级电网运行控制相关的通信业务。
2.8.17 参与电力系统事故调查，组织开展调管范围内故障分析。
2.8.18 国调及华中分中心授予的其他职责。
第三章调度管理制度
3.1 各级调控机构在电力调度业务活动中是上下级关系，下级调控机构应服从上级调控机构的调度，接受上级调控机构的专业管理，完成上级调控机构布置的调控业务相关工作。3.2 调控机构直调范围内的厂站运行值班单位及输变电设备运维
单位，应服从该调控机构的调度指挥，接受相应调控机构的相关专业管理，完成相应调控机构布置的调控业务工作。
3.3 值班调度人员是电网运行、操作和故障处置的指挥员，值班调度人员按照规定发布调度指令，并对所发布调度指令的正确性负责。接受调度指令的调度系统值班人员应执行调度指令，并对执行指令的正确
性负责，不得无故不执行或延误执行上级值班调度人员的调度指令。调度系统值班人员发布和执行调度指令，受法律保护，并承担相应的责任。
3.4 任何单位和个人不得非法干预调度系统值班人员下达或执行
调度指令。电网企业的主管领导发布的一切有关调度业务的指示，应通过调控机构负责人转达给值班调度人员。非调控机构负责人，不得直接要求值班调度人员发布调度指令。3.5 值班监控人员接受并执行相关调控机构值班调度人员的调度指令，并对执行调度指令的正确性负责。输变电设备运维人员在进行监控运行业务联系时应服从值班监控人员的指挥和协调。
3.6 发布调度指令时，应执行下令、复诵、录音、记录和汇报制度。发布和接受调度指令的调度系统值班人员应首先互报单位和姓名，调度指令的发布、复诵及执行情况的汇报应准确清晰，使用电网调度规范用语和普通话。值班调度人员发布调度指令，应给出下令时间；指令执行完毕后应立即向下令人汇报执行情况，并以汇报完成时间确认指令已执行完毕。
3.7 接受调度指令的调度系统值班人员认为执行调度指令将危及
人身、电网、设备安全的，应立即向发布指令的值班调度人员提出拒绝执行的意见，由发布指令的值班调度人员决定该指令的执行或撤销。
3.8 下级调控机构、厂站运行值班单位、输变电设备运维单位、电力用户的负责人，对值班调度人员发布的调度指令有不同意见时，可向发布该指令的调控机构提出。上级调控机构采纳或者部分采纳所提意见，应由调控机构负责人将意见通知值班调度人员，由其更改调度指令并发布，但在得到答复前，仍应执行原调度指令。
3.9 各级调控机构、发电厂、电力用户应严格执行发、用电指令（计划）。对于不按调度指令（计划）发、用电者，值班调度人员应予以警告；若影响电网或设备安全运行时，经请示调控机构负责人同意后，可下令相关单位采取限电、停机等措施，确保电网安全运行。
3.10 未经调控机构值班调度人员同意，任何人不得操作该调控机构调度管辖范围内的设备。当发生异常或故障情况时，值班监控人员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即向值班调度人员汇报，并按值班调度人员指令及现场规程处理。遇有危及人身、设备安全的紧急情况时，值班监控人员、厂站运行值班人员和输变电设备运维人员可先按现场规程紧急处置，但在改变设备状态后应立即汇报值班调度人员。
3.11 许可设备的操作，操作前应经上级调控机构值班调度人员许可，操作后应及时汇报上级调控机构值班调度人员。当发生紧急情况时，允许值班调度人员不经许可对上级调控机构的许可设备进行操作，但应及时汇报上级调控机构值班调度人员。
3.12 调控机构直调设备运行状态的改变，对下级调控机构直调设备（系统）有影响时，操作前、后应及时通知下级调控机构值班调度人员。
3.13 厂站自行管辖设备的操作，如影响到调控机构直调设备运行的，操作前应经调控机构值班调度人员许可。
3.14 发生威胁电网安全运行的紧急情况时，值班调度人员可直接（或者通过下级调控机构的值班调度人员）越级向下级调控机构调度的调控机构、厂站发布调度指令，并告知相应调控机构。
3.15 华中分中心调度许可规则如下：
3.15.1 改变华中分中心许可设备运行状态的工作，省调或厂站应向华中分中心履行检修申请、审批手续，并提出对华中分中心直调设备的影响及相应的要求。
3.15.2 华中分中心进行调度许可时，只负责审核许可工作对华中分中心直调设备及电网输电断面的影响，并将华中分中心的措施和要求告知相应省调；被许可工作的工作内容、安全措施及对省级电网安全运行的影响由省调负责。
3.15.3 华中分中心对厂站运行值班单位、输变电设备运维单位现场工作进行许可时，只负责审核许可工作对华中分中心直调设备及电网输电断面的影响，并将华中分中心采取的措施和要求告知相应单位；被许可工作的工作内容、安全措施及对厂站设备安全运行的影响由该单位负责。
3.16 未列入华中分中心调度许可设备的省调调管设备，如进行下列工作，应经华中分中心许可，并履行相应的检修申请、审批手续。
a）影响华中分中心直调设备（断面）稳定限额的工作；
b）影响 500kV/220kV 电磁环网解、合环状态的工作；
c）影响华中分中心直调电厂开机方式或发电出力的工作；
d）影响华中分中心直调稳控装置（系统）切机、切负荷量的工作；
e）需要华中分中心直调保护装置投退或定值修改的工作。
3.17 调度自动化、电力通信设备的调度许可规则如下：
3.17.1 下级调控机构调度自动化系统主站设备的操作，如影响上级调控机构调管的调度自动化系统运行或信息完整准确，操作前应得到上级调控机构的许可。上级调控机构调度自动化系统主站设备的操作，如影响下级调控机构调管的调度自动化系统运行或信息完整准确，操作前应通知下级调控机构。
3.17.2 下级通信机构调管的电力通信设备的状态或方式的改变，
如影响上级通信机构调管的电力通信设备的运行方式或传输质量，操作前应得到上级通信机构的许可。上级通信机构调管的电力通信设备的状态或方式的改变，如影响下级通信机构调管的电力通信设备的运行方式或传输质量，操作前通知下级通信机构。
3.17.3 调度自动化、电力通信设备的下列操作，操作前应得到值班调度人员的许可：a）影响一次设备正常运行的；
b）影响二次设备（含保护、安全自动装置等）正常运行的；
c）影响 AGC、AVC、远动数据采集等电力调度业务正常进行的其他操作。
3.18 调度系统值班人员应经培训，并经有资格的单位考核合格方可上岗。离开运行岗位 3 个月及以上的调度系统值班人员，应经过熟悉设备系统、熟悉运行方式的跟班实习，并经考试合格后，方可再上岗值班。
3.19 需直接与调控机构进行调度业务联系的厂站运行值班人员及输变电设备运维人员，应参加该调控机构组织的考试并取得《调度系统运行值班合格证书》。
3.20 省调调度人员（含备调人员）、监控人员应经过国调中心和华中分中心组织的培训、考试，并取得国调中心颁发的上岗资格证书后方可上岗。
3.21 有权接受调度指令的调度系统值班人员名单应报上级调控机构，上级调控机构值班调度人员名单亦应通知下级调控机构和有关运行值班单位。
3.22 当发生影响电网运行的重大事件时，相关调控机构值班调度人员应立即汇报上级调控机构值班调度人员。
3.23 发生国家电网调度系统重大事件汇报相关规定中的所列事件时，省调值班调度人员应及时向华中分中心值班调度人员汇报，并按照规定的时间和内容要求向国调值班调度人员汇报。
3.24 发生下列事件时，相关单位应立即向相应调控机构值班调度人员汇报：
a）山火、大风、冰冻、洪水、地震等自然灾害或外力破坏对发、输、变电设备运行产生较大影响；
b）厂（站）用电全停、监控系统全停、与调度通讯中断等；
c）影响调度业务正常开展的其他事件。
3.25 华中分中心对下级调控机构及直调厂站、输变电设备运维单位进行调度运行管理考核，考核的事项包含但不限于：
a）调度指令执行情况；
b）有无擅自操作华中分中心调管设备的情况；
c）厂站一、二次设备故障异常汇报及时性和准确性；
d）调度系统值班人员对厂站设备运行状态的掌握情况；
e）调度业务联系的规范性；
f）检修工作管理情况；
g）调度运行管理所需的各种资料报表报送的及时性和准确性；
h）华中分中心各项调度专业管理工作落实和配合情况等。
第四章频率与联络线管理
4.1 电网标准频率是 50Hz，其偏差不应超过±0.2Hz。华中电网频率按（50±0.1） Hz 控制。
4.2 各级调控机构、发电厂均有义务维持电网标准频率。华中分中心值班调度人员依据华中电网频率考核办法对各省调和直调电厂进行考核。
4.3 华中分中心负责组织和协调各省调做好华中电网频率调整和控制；省级电网或地区电网解网运行时，其频率的调整和控制，由所在省调负责。
4.4 华中电网与其他区域电网间的交流联络线功率调整和控制由华中分中心统一指挥，各省调协同完成。
4.5 华中分中心负责华中电网省间联络线功率控制管理，组织制定省间联络线功率控制评价标准。省调负责本网相关省间联络线功率的监视、控制。
4.6 华中电网备用容量由网内发电机组共同承担，按照“统一调度、分省配置、全网共享、省内优先”的原则统筹安排，各省备用容量分配比例根据电网结构、直流落点、负荷水平、大机组容量等因素确定。华中电网及各省网备用容量采用如下标准：
a）负荷备用容量应不低于最大负荷的 2%；
b）事故备用容量应不低于最大负荷的 5%，且不低于网内单一发电或输电设备故障时损失的最大功率；
c）负荷低谷时段应留有足够的负旋转备用容量，且不低于最小负荷的 2%。
4.7 省调应运用 AGC、超短期负荷预测平衡等技术手段，保证本网区域控制偏差（ACE）满足控制标准的要求。
4.8 机组一次调频性能应满足《电网运行准则》要求，并按规定投入，未经调度许可不得退出。
4.9 为保证频率质量而装设的各种自动装置，如 AGC、低频自起动、高频切机、低频减载等均应由调控机构统一确定整定原则；其整定值的变更、装置的投入或退出，均应得到调度许可。
4.9.1 并入华中电网的 100MW 及以上火电、燃气轮机组，40MW 及以上非灯泡贯流式水电机组、抽水蓄能机组，均应具备 AGC 功能。
4.9.2 华中电网内机组的 AGC 调节参数（调节范围、调节速率等）应满足有关技术标准要求。
4.10 华中分中心值班调度人员可根据系统运行需要，结合机组状况和水情等因素，指定某一直调水电厂为华中电网主调整厂（调整系统频率或联络线功率）。主调整厂的调整范围为机组最大和最小可调出力。在规定的负荷调整范围内，主调整厂应主动调整并保持系统频率不超过（50±0.05） Hz 或大区间联络线功率偏差在允许范围内。当主调整厂已达到规定的负荷调整范围时，应立即报告值班调度人员。
第五章电压及无功管理
5.1 电网无功补偿实行“分区分层、就地平衡”的原则。电压及无功的管理由调控机构按调管范围分级负责。
5.2 电压及无功调度管理主要内容包括：
a）确定电压考核点、电压监视点；
b）编制季度（月度）电压曲线；
c）指挥直调系统无功补偿装置运行；
d）确定和调整变压器分接头位置；
e）统计考核电压合格率；
f）统计考核直调厂站 AVC 系统投运率。
5.3 华中电网内 220kV 及以上电压等级母线均为电压考核点，调控机构按直调范围进行考核。
5.4 调控机构应按季（月）编制电压考核点的电压曲线（对有调整手段的厂站宜编制逆调压曲线），并报上级调控机构备案。
5.5 值班监控人员、厂站运行值班人员负责监控范围内母线运行电压，控制母线运行电压在电压曲线范围内。当本厂站已无调整能力而电压仍越限时，应立即报告调度值班人员。
5.6 电压调整的主要措施有：
a）调整发电机、调相机、静止无功补偿装置无功出力；
b）投退电容器、电抗器、交流滤波器；
c）调整有载调压变压器分接头；
d）调整直流输电系统功率或电压；
e）调整交流系统运行方式。
5.7 采取 5.6 条所列措施后电压仍越限时，各级调控机构应配合进行调整，首先会同下级调控机构在本地区内进行调压，经过调整电压仍超出合格范围时，可申请上级调控机构协助调整。
5.8 对于与主网经弱 500kV/220kV 电磁环网联系的华中分中心直调末端 500kV 变电站，其与主网相联的 500kV 线路全停方式下，省调负责按照该末端变电站 220kV 母线电压控制要求督促现场做好无功电压调整，但应保证该变电站 500kV 母线电压在考核范围内。
5.9 静止无功补偿装置参考电压及斜率由相应调控机构整定。
5.10 发电机、调相机自动励磁调节装置的低励限制、强励等功能应满足相关技术标准的要求并正常投运，未经值班调度人员许可不得退出。
5.11 厂站运维单位应定期开展低压电容器、电抗器、静止无功补偿装置等设备的检查，发现设备缺陷时应及时汇报相应调控机构，并尽快组织消缺。厂站运维单位应按调控机构要求定期报送无功补偿设备运行分析报表。
5.12 华中电网 500kV 厂站自动电压控制系统（AVC）按照“分层分布、协调统一”的原则建设。
第六章调控运行操作
6.1 操作制度
6.1.1 调控机构应按直调范围进行调度倒闸操作。许可设备的操作应经上级调控机构值班调度人员许可后方可执行。对下级调控机构调管设备运行有影响时，应在操作前、后通知下级调控机构值班调度人员。
6.1.2 影响网架结构的重大操作前，相关调控机构应进行在线安全稳定分析计算。
6.1.3 下列操作，值班调度人员可不必填写操作指令票，但应做好记录。
a）故障处置；
b）计划曲线更改及功率调整；
c）单一开关、低压电抗器、低压电容器的状态改变；
d）机组启、停；
e）拉、合刀闸、接地刀闸；
f）投入或退出一套继电保护或安全自动装置；
g）更改系统稳定措施；
h）投入或退出自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）、 PSS、一次调频功能。
6.1.4 操作前应考虑如下问题：
a）系统运行方式改变的正确性，操作时可能引起的系统潮流、电压、频率的变化，有功、无功功率平衡及必要的备用容量，水库综合运用及新能源消纳，防止故障的对策；b）继电保护或安全自动装置的投退、系统稳定措施的更改是否正确；
c）变压器中性点接地方式是否符合规定；
d）变压器分接头位置，无功补偿装置投入情况；
e）设备送电操作前应核实设备检修的所有工作已结束，相关检修票
均已终结，设备具备送电条件，并与检修票、方式单、现场实际进行核对；
f）对电力通信、调度自动化、设备监控的影响。
6.1.5 系统操作不宜在下列时间进行，特殊情况下进行操作应有相应的安全措施。
a）系统发生故障时；
b）雷雨、大风、大雾等恶劣天气时；
c）交接班时；
d）系统高峰负荷时段；
e）通信中断或调度自动化异常影响操作时；
f）主、备调调度权转移时。
6.1.6 设备停、送电操作一般规定：
6.1.6.1 停电操作时，先操作一次设备，再退出继电保护装置。送电操作时，先投入继电保护装置，再操作一次设备。
6.1.6.2 对于微机稳控装置，停电操作时，一次设备停电后，由运行值班人员随继电保护的操作退出保护启动稳控装置的压板及稳控装置相应的方式压板；送电操作时，随继电保护的操作投入保护启动稳控装置的压板及稳控装置相应的方式压板，再操作一次设备。
6.1.6.3 对于非微机（常规）稳控装置，停电操作时，先按规定退出稳定措施，再进行一次设备操作；送电操作时，先操作一次设备，设备送电后，再按规定投入稳定措施。
6.1.6.4 配有解列装置的线路送电前，应投入相应的解列装置；线路停电时，相应的解列装置根据需要进行投退，需要退出的，应在线路停电后进行。
6.2 监控远方操作原则
6.2.1 调控机构值班监控人员负责完成规定范围内的监控远方操作。下列情况可由值班监控人员进行开关监控远方操作：
a）一次设备计划停送电操作；
b）故障停运线路远方试送操作；
c）无功设备投退及变压器有载调压分接头操作；
d）负荷倒供、解合环等方式调整操作；
e）小电流接地系统查找接地时的线路试停操作；
f）其他按调度紧急处置措施要求的开关操作。
6.2.3 监控远方操作前，值班监控人员应考虑设备是否满足远方操作条件以及操作过程中的危险点及预控措施，并拟写监控远方操作票，操作票应包括核对相关变电站一次系统图、检查设备遥测遥信指示、拉合开关操作等内容。
6.2.4 监控远方操作中，严格执行模拟预演、唱票、复诵、监护、记录等要求，若电网或现场设备发生故障及异常，可能影响操作安全时，监控人员应中止操作并报告相关调控机构值班调度人员，必要时通知输变电设备运维人员。
6.2.5 监控远方操作前后，值班监控人员应检查核对设备名称、编号和开关、刀闸的分、合位置，并经两个非同样原理或非同源指示“双确认”判断开关远方操作到位。若对设备状态有疑问，应通知输变电设备运维人员核对设备运行状态。
6.2.6 监控远方操作无法执行时，调控机构值班监控人员可根据情况联系输变电设备运维单位进行操作。
6.2.7 设备遇有下列情况时，严禁进行开关监控远方操作：
a）开关未通过遥控验收；
b）开关正在检修（遥控传动除外）；
c）集中监控功能（系统）异常影响开关遥控操作；
d）一、二次设备出现影响开关遥控操作的异常告警信息；
e）未经批准的开关远方遥控传动试验；
f）不具备远方同期合闸操作条件的同期合闸；
g）输变电设备运维单位明确开关不具备远方操作条件。
6.3 操作指令票
6.3.1 设备进行操作前，值班调度人员应填写操作指令票。两个或两个以上的单位共同完成的操作任务，应填写逐项操作指令票；仅由一个单位完成的操作任务，应填写综合操作指令票。逐项操作指令票和综合操作指令票应分别统一编号。
6.3.1.1 填写操作指令票应以检修票、方式单、稳措单、继电保护通知单、发供电计划、试验或调试调度方案等为依据。
6.3.1.2 填写操作指令票前，值班调度人员应与有权进行调度业务联系的调度系统值班人员核对有关一、二次设备状态。
6.3.1.3 填写操作指令票应做到任务明确、票面清楚整洁，使用设备的双重名称（设备名称和编号）。每张操作票只能填写一个操作任务。逐项操作指令票和综合操作指令票可采用状态令的形式填写。
6.1.1.4 操作指令票应经过拟票、审票、预发、执行、归档五个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成，执行过程中应有人监护。
6.3.2 华中分中心直调设备的状态变更操作应遵循《华中电力调控分中心直调设备操作状态令术语规范》（附录 B）。
6.3.3 有计划的操作，值班调度人员应提前 4 小时预发操作指令票（下达预令）。对于无人值守的变电站，原则上值班调度人员应将预令下达至相应调控机构值班监控人员，值班监控人员转发预令至输变电设备运维人员。对于有人值班的厂站，应由值班调度人员直接下达预令至厂站运行值班人员。值班监控人员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应依据调控机构下达的操作指令票填写现场操作票，如有疑问应向值班调度人员询问
清楚。
6.3.4 临时性的操作，操作指令票应依据临时工作申请和电网异常处置需要拟写，可不下达预令。
6.3.5 值班调度人员发布操作指令时，应给出“下令时间”。“下令时间”是值班调度人员正式发布操作指令的依据，受令人未接到“下令时间”不应进行操作。对于无人值守的变电站，原则上由值班调度人员下达操作指令至相应调控机构值班监控人员。特殊情况下，值班调度人员可以直接下达操作指令至输变电设备运维人员。对于有人值班的厂站，应由值班调度人员直接下达操作指令至厂站运行值班人员。
6.3.6 逐项操作指令票应逐项下令、逐项操作、逐项汇报。在不影响安全的情况下，可将连续几项由同一厂站进行的同一类型操作，按顺序一次下达，受令人应逐项操作，一次汇报。在操作过程中，受令人如听到调度电话铃声，应立即停止操作，并迅速接电话，如电话内容与操作无关则继续操作。操作结束后，应汇报已执行项目和“结束时间”。“结束时间”是现场操作执行完毕的依据。
6.4 并列与解列操作一般规定
6.4.1 系统并列条件：
a）相序、相位相同；
b）频率差不大于 0.1Hz；
c）并列点两侧电压幅值差在 5%以内。特殊情况下，当频率差或电压幅值差超过允许偏差时，可经过计算确定允许值。
6.4.2 并列操作应使用准同期并列装置。
6.4.3 解列操作前，应先将解列点有功潮流调至接近零，无功潮流调至尽量小，使解列后的两个系统频率、电压均在允许范围内。
6.5 合环与解环操作一般规定
6.5.1 合环前应确认合环点两侧相位一致。
6.5.2 合环前应将合环点两侧电压幅值差调整到最小，500kV 系统不宜超过 40kV，最大不应超过 50kV，220kV系统不宜超过 30kV，最大不应超过 40kV。
6.5.3 合环时，合环点两侧相位角差不应大于 25 度，合环操作宜经同期装置检定。
6.5.4 合环(或解环)操作前，应先核算相关设备（线路、变压器等）有功、无功潮流，确保合环(或解环)后系统各部分电压在规定范围以内，通过任一设备的功率不超过稳定规定、继电保护及安全自动装置要求的限值等。
6.5.5 合环(或解环)后应核实线路两侧开关状态和潮流情况。
6.6 开关操作一般规定
6.6.1 开关合闸前应确认相关设备的继电保护已按规定投入。开关合闸后，应确认三相均已合上，三相电流基本平衡。
6.6.2 用旁路开关代其他开关运行时，应先将旁路开关保护按所带设备保护定值整定并投入。确认旁路开关三相均已合上后，方可拉开被代开关，最后拉开被代开关两侧刀闸。6.6.3 开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许进行就地操作时，应同时进行三相操作，不应进行分相操作。
6.6.4 3/2 开关接线方式的设备送电时，应先合母线侧开关，后合中间开关。停电时应先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。
6.7 刀闸操作一般规定
6.7.1 可用刀闸进行下列操作：
a）拉、合电压互感器和避雷器(无雷雨、无故障时)；
b）拉、合变压器中性接地点；
c）拉、合经开关或刀闸闭合的旁路电流(在拉、合经开关闭合的旁路电流时，应先断开开关操作电源)；
d）拉、合 3/2 开关接线方式的母线环流；
e）拉、合 3/2 开关接线方式的站内短线。
用刀闸进行拉、合 3/2 开关接线方式的母线环流或站内 T 接短线操作应经过试验。
6.7.2 不宜进行 500kV 刀闸拉、合母线操作，如需进行此类操作须经相应电网企业主管生产领导同意。
6.7.3 不得用刀闸拉、合运行中的 500kV 线路并联电抗器、空载变压器、空载线路。6.8 线路操作一般规定
6.8.1 220kV 及以上电压等级线路停、送电操作时，应考虑电压和潮流变化，特别注意使非停电线路不过负荷，使线路（断面）输送功率不超过稳定限额，停、送电线路末端电压不超过允许值，长线路充电时还应防止发电机自励磁。
6.8.2 500kV 线路停、送电操作时，如一侧为发电厂，一侧为变电站，宜在发电厂侧解、合环（或解、并列），变电站侧停、送电；如两侧均为变电站或发电厂，宜在短路容量大的一侧停、送电，短路容量小的一侧解、合环。
6.8.3 当线路停电转检修时，应在线路可能受电的各侧都停止运行，相关刀闸均已拉开后，方可在线路上布置安全措施；反之在未全部拆除线路上安全措施之前，不允许线路任一侧恢复热备用。
6.8.4 线路送电时，应先拆除线路上安全措施，核实线路保护按要求投入后，再合上母线侧刀闸，后合上线路侧刀闸，最后合上线路开关。
6.8.5 新建、改建或检修后相位可能变动的线路首次送电前应校对相位。
6.9 变压器操作一般规定
6.9.1 变压器并列运行条件：
a）接线组别相同；
b）电压比相等(允许差 5%)；
c）短路电压相等(允许差 5%)。
当电压比和短路电压不符合上述要求时，经过计算，在任何一台变压器不会过负荷的情况下，允许并列运行。
6.9.2 变压器充电前，变压器继电保护应正常投入。
6.9.3 大修后的变压器在投入运行前，有条件者应采取零起升压，对可能造成相位变动者应校对相位。
6.9.4 变压器投入运行时，应先合电源侧开关，后合负荷侧开关。停运时操作顺序相反。500kV 主变宜在 500kV 侧停(送)电，在 220kV 侧解(合)环或解(并)列。
6.9.5 变压器中性点接地运行方式操作规定：
6.9.5.1 500kV 自耦变压器中性点应接地运行。
6.9.5.2 变压器充电或停运前，应合上变压器中性点接地刀闸或中性点接地小电抗器刀闸。
6.9.5.3 并列运行的变压器倒换中性点接地刀闸时，应先合上未接地的变压器中性点接地刀闸，再拉开另一台变压器中性点接地刀闸。
6.9.5.4 变压器中性点在直接接地和经小电抗器接地方式间倒换时，应先合上中性点小电抗器刀闸（或中性点直接接地刀闸）后，再拉开中性点直接接地刀闸（或中性点小电抗器刀闸）。
6.9.5.5 除中性点倒换操作外，不允许同时合上同一台变压器中性点小电抗器刀闸和中性点直接接地刀闸。
6.10 500kV 线路并联电抗器操作一般规定
6.10.1 线路并联电抗器送电前，线路电抗器保护、过电压及远方跳闸保护应正常投入，线路电抗器停运或电抗器保护检修，应退出电抗器保护及启动远跳回路压板。
6.10.2 拉、合线路并联电抗器刀闸应在线路检修状态下进行。
6.10.3 500kV 线路并联抽能高压电抗器（简称“抽能高抗”），除满足一般线路并联电抗器操作规定外，还应满足以下要求：
6.10.3.1 抽能高抗停电前，应先将箱式变压器停电，并拉开连接刀闸；抽能高抗送电前，应检查连接刀闸在拉开位置，抽能高抗送电后，再合上连接刀闸，并将箱式变压器送电。
6.10.3.2 带抽能高抗的线路跳闸后，经检查确认跳闸原因为连接刀闸以下站用电设备故障的，应拉开连接刀闸，迅速恢复线路及抽能高抗送电。
6.11 发电机操作一般规定
6.11.1 发电机在开机前、停机后应进行有关项目的检查。
6.11.2 发电机应采取准同期并列。
6.11.3 发电机正常解列前，应先将有功、无功功率降至最低，再拉开发电机出口开关，切断励磁。
6.12 母线操作一般规定
6.12.1 母线充电前，应核实母线保护已正常投入。
6.12.2 对非微机型母线保护，用母联开关向母线充电前，应投入母联开关充电保护，充电正常后退出充电保护。
6.12.3 3/2 开关接线方式的母线正常充电操作，可不投入开关充电保护。
6.12.4 母线倒闸操作时，应考虑对母线差动保护的影响和二次压板相应的倒换。
6.12.5 母线倒闸操作的顺序和要求按现场规程执行。
6.12.6 若母线停电将造成其他设备（高抗、变压器、线路等）停电或充电运行的，应先将该设备操作停电或转为充电运行，然后操作母线停电。
6.13 线路串补操作的一般规定
6.13.1 串补装置投入或退出前，均应先合串补旁路开关，禁止用串补刀闸解合环线路或对串补装置充电。
6.13.2 一般情况下，带串补线路的停运操作宜先停运串补，后停运线路；送电操作时宜先将线路转运行，然后将串补转运行。
6.13.3 串补若需进行带电试验，可先将串补转运行，再对带串补的线路充电。
6.14 融冰操作的一般规定
6.14.1 500kV 变电站融冰操作过程中，线路融冰刀闸、线路接地刀闸的操作应经值班调度人员许可。
6.14.2 500kV 线路融冰刀闸仅用于线路融冰操作，在线路进行正常调度操作改变运行状态时，线路融冰刀闸应保持在拉开位置。
6.14.3 500kV 线路融冰工作应履行检修申请、审批手续。单条线路的融冰接线、融冰、融冰拆线仅需办理一张检修票，检修票应明确线路融冰的停电范围及要求。
6.15 零起升压操作一般规定
6.15.1 零起升压系统的一、二次设备（回路）均应与运行系统可靠隔离。
6.15.2 担任零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，发电机强励退出，发电机保护完整可靠投入，联跳其他非零起升压回路开关的压板退出。
6.15.3 零起升压线路保护完整可靠投入，联跳其他非零起升压回路开关的压板退出，线路重合闸退出。
6.15.4 对主变压器或线路串变压器零起升压时，变压器保护应完整可靠投入，联跳其他非零起升压回路开关的压板退出，变压器中性点应直接接地。
6.15.5 双母线中的一组母线进行零起升压时，母差保护应采取适当措施防止误动。母联开关及两侧刀闸拉开，防止开关误合造成非同期并列。
6.15.6 允许零起升压的直调 500kV 线路及升压用发电机见附录 C。
6.16 直流系统操作
6.16.1 直流输电系统操作包括：直流极系统（背靠背直流单元）启停、输送功率调整、潮流方向变更、接线方式转换、直流电压方式变更及极开路试验等。
6.16.2 正常情况下，除背靠背外的直流系统采用双极平衡方式运行或单极金属回线方式运行。当确有需要进行单极大地回线或双极不平衡运行时，接地极电流不应超过安全限值，且运行时间按接地极设计总安时数控制。
6.16.3 直流极系统（背靠背直流单元）的启动操作应在直流极系统（背靠背直流单元）处于热备用状态下执行。启动操作由主控站执行，同时应明确直流电压方式、潮流方向、有功控制方式、无功控制方式及无功运行方式等。
6.16.4 进行直流输送功率（电流）调整时，换流站运行人员应按日计划曲线或调度指令合理设置功率（电流）变化率，且操作前应确认目标功率（电流）符合直流系统当前运行方式的要求。直流功率（电流）升降过程中，一般不进行有功控制方式、无功控制方式和直流电压方式的调整。
6.16.5 极开路试验
6.16.5.1 极开路试验分为直流输电系统极开路试验和背靠背系统极开路试验，其中直流输电系统极开路试验包括不带线路极开路试验和带线路极开路试验。
6.16.5.2 极开路试验可选择自动模式或手动模式。一般情况下，极开路试验采取自动模式，当自动模式无法进行或试验失败时，可视情况采取手动模式。
6.16.5.3 当直流输电系统两侧换流站及直流线路均需进行极开路试验时，由一侧换流站进行不带线路极开路试验，由另一侧换流站进行带线路极开路试验。
6.16.5.4 直流输电系统两侧换流站站间通讯故障时，一般不进行带线路极开路试验。如确需进行，应电话联系对侧换流站确定接线方式满足极开路试验要求。
6.16.5.5 特高压直流输电系统单极单换流器进行极开路试验时，极内另一换流器应处于冷备用或检修状态。
6.16.6 因恶劣天气、设备缺陷等因素导致直流设备绝缘水平降低时，根据运维单位建议，值班调度人员可下令将直流输电系统改为降压方式运行。对于特高压直流系统，单换流器运行时一般不安排降压方式运行。
6.16.7 直流线路再启动逻辑只在整流站起作用，当直流线路有带电工作需要退出线路再启动逻辑时，值班调度人员应许可整流站退出直流线路再启动逻辑。
6.16.8 站间通信异常时，一般不进行直流极系统启动、停运、直流功率（电流）调整操作。
第七章故障处置
7.1 故障处置制度
7.1.1 故障处置时，调度系统值班人员应遵循以下原则：
a）迅速限制故障的发展，消除故障根源，解除对人身、电网、设备安全的威胁；
b）保持正常设备的运行和对重要用户及厂（站）用电的正常供电；
c）尽快将解网部分恢复并网运行；
d）恢复对已停电的地区或用户供电；
e）调整系统运行方式，使其恢复正常。
7.1.2 华中分中心值班调度人员是华中电网故障处置的总指挥。各级调控机构负责其直调范围内电网故障处置，故障处置期间下级调控机构应服从上级调控机构统一指挥，并及时互通故障信息及处置措施。
7.1.3 电网故障影响上级调控机构直调设备运行时，应及时汇报上级调控机构；影响下级调控机构直调设备运行时，应及时通知下级调控机构。需上级或同级调控机构配合故障处置时，应由上级调控机构协调处理。
7.1.4 调控机构直调范围内发生下列故障时，值班调度人员应立即向上级调控机构值班调度人员汇报：
a）上级调控机构许可设备故障；
b）影响上级调控机构直调输电断面（线路、变压器）稳定限额的；
c）影响上级调控机构直调电厂开机方式或发电出力的；
d）影响上级调控机构直调稳控装置（系统）切机、切负荷量的；
e）需要上级调控机构协调或配合处理的。
7.1.5 电网发生故障时，值班监控人员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应在 1 分钟内将故障发生的时间、设备状态和潮流等概况向相应调控机构值班调度人员汇报，并在 30 分钟内详细汇报如下内容：
a）保护装置动作及通道运行情况；
b）设备外部有无明显缺陷及故障象征；
c）故障录波器、故障测距装置动作情况。
7.1.6 调控机构直调设备的故障处置，值班监控人员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应严格执行相应调控机构值班调度人员的指令(允许不待调度指令可自行处理者除外)。
7.1.7 值班监控人员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员可不待调度指令自行进行以下紧急操作，同时应将故障与处理情况简要报告值班调度人员：
a）将直接对人身安全有威胁的设备停电；
b）当厂（站）用电部分或全部停电时，恢复其电源；
c）将故障停运已损坏的设备隔离；
d）其他在本细则和厂站现场规程中规定可不待调度指令自行处理的紧急情况。
7.1.8 电网发生故障时，值班调度人员应结合综合智能告警信息、频率、电压、潮流变化情况、继电保护及安全自动装置动作行为、现场检查结果等，判断故障地点及性质。故障处置应沉着、果断。
7.1.9 华中分中心值班调度人员在故障处置期间可采取如下控制措施：
a）紧急开停直调机组，下令省调紧急开停机组，调整机组有功或无功出力；
b）紧急调用各省电网内的事故备用容量，进行跨省事故支援；
c）调整发输电计划，调整或取消电力交易；
d）下令省调紧急拉闸限电；
e）调整设备停电计划，下令停运设备恢复送电或运行设备停电；
f）调整电网运行方式。
7.1.10 省网或省网内局部电网与华中主网解网运行时，已解列电网内的故障处置由相应省调负责，解列电网内华中分中心直调电厂出力调整和开停机权临时授权给相应省调，但解列电网内华中分中心直调设备的故障处置仍由华中分中心负责，所在省调配合。
7.1.11 故障处置时，调度系统值班人员应坚守岗位。厂站运行值班负责人如需离开，应指定代理人负责与值班调度人员联系。
7.1.12 故障处置时，各单位负责人对本单位调度系统值班人员发布的指示不得与上级值班调度人员的调度指令相抵触。
7.1.13 值班调度人员有权要求继电保护、系统运行、调度计划、自动化等专业人员协助故障处置。
7.1.14 故障发生在交接班期间，应由交班者负责故障处置，直到故障处置完毕或故障处置告一段落，方可交接班。接班人员可应交班者请求协助故障处置。交接班完毕后，交班人员亦可应接班者的请求协助故障处置。
7.1.15 故障处置完毕，应将故障情况详细记录，按规定报告。
7.2 电网频率异常及故障处置
7.2.1 电网频率超出（50±0.2） Hz 为异常频率。
7.2.2 电网频率低于 49.80Hz 时，华中分中心和省调应下令所辖电厂立即增加出力、开出备用机组、抽水机组改发电或采取限电措施，使频率恢复正常。
7.2.3 电网频率低于 49.50Hz 时，各省调应按限电序位表拉闸限电，使频率恢复至
49.80Hz 以上。
7.2.4 当电网频率低于 49.00Hz 时，发电厂应不待调度指令采用增加发电机出力并短时发挥机组过负荷能力、开出备用水电机组、抽水机组改发电等措施；有限电序位表的厂站，运行值班人员应不待调度指令立即按限电序位表拉闸限电。
7.2.5 当电网频率低于 48.50Hz 时，各级值班调度人员及厂站运行值班人员可不受限电序位表的限制，自行拉负载线路(馈线)。
7.2.6 当频率下降到低频减载装置动作值而装置未动作时，运行值班人员应不待调度指令手动拉开该轮次接跳的开关。低频减载装置动作切除和手动拉开的开关，未经值班调度人员下令不应擅自送电。
7.2.7 当频率降低至联络线低频解列装置或保厂用电、保重要用户低频解列装置定值而装置未动作时，各厂站应不待调度指令拉开相应开关，未经值班调度人员下令，不应送电或并列。
7.2.8 电网频率超过 50.20Hz 的处理方法：
7.2.8.1 主调整厂将出力减至最低。
7.2.8.2 少用网供计划的省调，应迅速减出力或停机，直到用到网供计划为止。
7.2.8.3 当电网频率超过 50.50Hz 时，值班调度人员应发布紧急减出力或停机的指令，恢复频率至 50.20Hz 以下。
7.3 系统电压异常及故障处置
7.3.1 系统电压降低时的处理办法：
7.3.1.1 当厂站母线电压低于调控机构规定的电压曲线时，应增加发电机、调相机无功出力、退出电抗器、投入电容器，使电压恢复到允许范围内。必要时值班调度人员可改变系统运行方式。
7.3.1.2 500kV 系统厂站母线的运行电压下降为 480kV 以下、 220kV 系统厂站母线的运行电压下降为 200kV 以下时，运行值班人员应不待调度指令按规程自行使用发电机或调相机的过负荷能力，值班调度人员应立即采取措施直至限制负荷，使电压恢复正常。
7.3.1.3 500kV 系统厂站母线的运行电压下降为 450kV 以下、 220kV 系统厂站母线的运行电压下降为 180kV 以下时，值班调度人员应立即采取措施直至拉闸限电，使电压恢复正常。
7.3.1.4 当系统局部电压降低，使发电机或调相机过负荷时，有关厂站运行值班人员应联系值班调度人员采取措施（包括降低有功、增加无功及限制部分地区负荷等），以消除发电机或调相机的过负荷。
7.3.1.5 装有低电压解列装置或低电压减负荷装置的厂站，当电压低至装置动作值而装置未动作时，运行值班人员应不待调度指令，手动拉开装置所接跳的开关。
7.3.2 系统电压升高时的处理办法：
7.3.2.1 当厂站母线电压超过规定时，应降低发电机、调相机无功出力、退出电容器、投入电抗器，并按规定将发电机进相运行，使电压降至允许范围内。必要时值班调度人员可改变系统运行方式。
7.3.2.2 处于充电状态的 500kV 线路，末端电压超过 560kV 时，应设法降低电压，如仍不能降至 560kV 以下，则拉开线路开关。
7.3.3 当局部或个别中枢点电压偏低或偏高时，除调整无功出力外，可通过调整变压器分接头来调整电压，必要时可改变系统运行方式。
7.4 输电断面功率越限处置
7.4.1 受端电网发电厂增加出力，并提高电压。
7.4.2 送端电网发电厂降低出力，并提高电压。
7.4.3 受端电网限电。
7.4.4 改变电网运行方式，调整潮流分布。
7.5 线路的故障处置
7.5.1 试运行线路、电缆线路故障跳闸后不应试送。其他线路跳闸后，值班调度人员可下令试送一次。如试送不成功需再次试送，应经调控机构主管生产领导同意，有条件时可对故障线路零起升压。
7.5.2 线路出现单侧跳闸，在检查厂站内开关无异常后，可先将线路恢复合环（并列）运行，再检查继电保护或安全自动装置动作情况。
7.5.3 故障线路试送原则：
a）试送端宜选择对电网稳定影响较小的一端，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定水平的措施。
b）试送前应控制试送端电压，使试送后末端电压不超过允许值。
c）线路试送开关应完好，且具有完备的继电保护。
d）若开关遮断次数已达规定值，虽开关外部检查无异常，但仍须经运行单位总工程师同意后，方能试送。在停电严重威胁人身或设备安全时，值班调度人员有权命令试送一次。e）试送端宜有变压器中性点直接接地。
f）故障时伴随有明显的故障象征，如火花、爆炸声、系统振荡等，应查明原因后再考虑能否试送。
g）有带电作业的线路跳闸后，现场人员应视线路仍然带电并尽快联系值班调度人员，值班调度人员未与工作负责人取得联系前不应试送。
7.5.4 线路故障跳闸后，值班调度人员应发布巡线指令，并说明是否为带电巡线，同时将故障测距情况提供给线路运行维护单位。
(精编)电网调度控制管理规程 电网调度控制管理规程 电网调度控制管理规程(DOC 195页 江西电网调度控制管理规程 国网江西省电力公司 二〇一五年四月
批准：谭永香 复审：刘镭 审核：段惠明王和春万源郭玉金 初审：王虎应忠德孙恭南 主要编写人员： 周栋梁叶菁叶钟海刘昕晖杜中剑伍太萍董欢欢郭国梁殷齐万玄玄杨峰余笃民文峰程正袁彦李小锐丁国兴陈红熊建华谌艳红李华勇马伊平段志远李峥山梁文莉王凯金学成邹根华宿昌邹绍平罗诚王文元
目录 第一章总则 ....................................................................... 1...........................................第二章调控管辖范围及职责 ........................................... 3...........................................第三章调度管理制度 ..................................................... 10...........................................第四章电网运行方式管理 ............................................. 13...........................................第五章调度计划管理 ..................................................... 19...........................................第六章输变电设备投运管理 ......................................... 28...........................................第七章并网电厂调度管理 ............................................. 31...........................................第八章电网频率调整及调度管理 ................................. 34...........................................第九章电网电压调整和无功管理 ................................. 36...........................................第十章电网稳定管理 ..................................................... 42...........................................第十一章调控运行操作规定 ......................................... 49...........................................第十二章故障处置规定 ................................................. 67...........................................第十三章电保护和安全自动装置管理......................... 96...........................................第十四章调度自动化及通信管理 ............................... 100...........................................第十五章清洁能源调度管理 ....................................... 106...........................................第十六章设备监控管理 ............................................... 112...........................................第十七章备用调度管理 ............................................... 114...........................................附录1：江西电网省调调管电厂设备.......................... 116...........................................附录2：江西电网220千伏变电站调管范围划分...... 121...........................................附录3：江西电网220千伏线路调管范围划分.......... 125...........................................附录4：江西电网省调调度许可设备.......................... 135...........................................附录5：江西电网委托调度设备 .................................. 136...........................................附录6：江西电网设备命名和编号原则...................... 137...........................................附录7：江西电网调度术语 .......................................... 141...........................................附录8：导线允许的长期工作电流 .............................. 189...........................................附录9：220千伏及以下变压器事故过载能力........... 191...........................................
宁波港国际集装箱有限公司 电力调度管理规程 1 总则 1.1 港区电力安全调度直接关系到港口的生产、工作和生活。供电和用电是一个 2.3 电力调度发布的命令(包括预令)一律由可以接受调度命令的人员接受，该人员由工程技术部审定。 2.4 电力调度对其所发布操作命令的正确性负责，但不负责审核由值班人员所填写的具体操作步骤和内容。 2.5 电力调度下达命令，变电所的值班人员必须立即无条件地执行，如值班人员认为所接受的命令不正确时，应对值班电力调度提出意见，如值班电力调度重复他的命令时，值班人员必须迅速执行。如执行该项命令将威胁人员或设备的安全时，则值班人员必须拒绝执行，并将拒绝执行的理由报告主管领导。若值班人员不执行或延迟
执行值班电力调度的命令，则由未执行命令的值班人员和允许不执行命令的主管领导对由之产生的后果负责。 3 调度术语 3.1 在倒闸操作和事故处理时，值班电力调度与值班人员有关调度命令的发布和接受，先互通姓名，严格执行复诵、录音、监护、记录等制度，并应使用华东电力系统调度管理规程所规定的统一调度术语和系统主设备的命名。 3.2 电力系统调度管理规程统一调度术语（见附表1） (过渡 4.2.5 母线压变检修状态——指母线压变手车拉至柜外。 4.3 电气设备检修 4.3.1 线路检修——待检修线路的开关、线路闸刀都在断开位置，该线路接地闸刀在合上位置（或装设接地线）。 4.3.2 开关检修——开关在断开位置，开关两侧闸刀均拉开，开关操作熔断器取下。
4.3.3 主变压器检修——主变两侧开关在断开位置，两侧闸刀均拉开，主变两侧合上接地闸刀或挂上接地线。 4.3.4 ××母线由运行改为检修——应包括母联和母线压变均改为冷备状态，并在母线上挂接地线。 4.3.5 ××母线由检修改为运行——拆除母线上接地线，并将母线压变改为运行状态。 5 正常运行 理，然后报告值班电力调度，其范围为：⑴将直接对人员生命有威胁的设备停电；⑵将已损坏的设备隔离；⑶根据现场事故处理规程的规定可不待值班电力调度命令自行处理的其它情况。 6.3 变压器主保护动作，开关跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不得进行强送。 6.4 当110kV系统失压或变电所内部发生重大故障时，值班人员除迅速向值班电力调度报告外，还应向公司主管领导报告，并作好记录、监护等工作。
电网调度控制系统安全的关键技术分析朱丹 发表时间：2019-07-09T11:00:32.790Z 来源：《电力设备》2019年第6期作者：朱丹 [导读] 摘要：随着社会经济的不断发展，国家电网智能化要求不断增高，智能化电网的建设已经势不可挡，要想电网安全并且稳定的运行，智能电网调度技术必不可少。 （贵州电网有限责任公司遵义凤冈供电局） 摘要：随着社会经济的不断发展，国家电网智能化要求不断增高，智能化电网的建设已经势不可挡，要想电网安全并且稳定的运行，智能电网调度技术必不可少。当然要想实现调度一体化，智能电网调度控制系统是主要手段。智能电网调度控制系统可以实现电网运行中关于稳定性的监控、网络分析、控制、评估和调度方面的管理。本文对建设智能电网调度技术支持系统的情况，分析目前现有系统的不足，结合系统的软、硬件设计情况，智能调度技术控制系统的功能和应用，并且对系统关键技术既地县一体化技术进行讲述。 关键词：智能电网；调度系统；安全校核服务；关键技术 当前我国特高压电网快速发展和过度的新时期，为了能够有效的促进我国电网系统的安全稳定运行，应提出有效的措施对电网的结构和潮流方式做出一定的调整。 1电网调度的危险点成因分析 电网调度工作中的危险点成因主要包括下述五方面内容：值班调度人员出于精力不集中等人为因素，导致调度指令下达错误事件发生；调度指令出现编制错误或是在操作指令拟写和执行中未落实“三核对”机制，导致指令下达错误；系统内部安排失误，导致机组甩负荷；调度人员专业安全责任意识缺乏，未按照预设规定处理调度工作中的各项问题；缺乏突发事件应急处置预案，耽误调度事故正确处理时机。 2安全校核服务架构分析 2.1安全校核应用 对电网系统功能的检修计划和电网运行操作等工作形成校核断面对应的潮流，由此可以对电网运行过程中出现的故障和问题进行安全校核。电网的静态和动态安全以及电压稳定性是安全校核的主要工作内容。系统安全校核工作完成后还需要开展辅助决策和裕度评估计算等工作，这样可以有效的针对调度计划和调度操作中电网的安全稳定性存在的问题进行分析并提出正确的判断。 2.2基于服务总线的安全校核服务 当前我国智能电网调度控制系统的服务总线是利用SOA开放的体系架构，服务总线支持的服务模式主要有两种：一种是请求响应，另一种是订阅发布。电网系统安全校核计算的过程较长，一般情况下都利用订阅发布服务模式来进行具体的操作计算，客户端可以通过服务总线来订阅的服务，而系统的服务端能够将客户需要的订阅服务传递到服务总线，最后由服务总线传递给订阅此服务的客户端。安全校核服务过程中与各个端口之间的信息交互式利用接口函数的方式来实现，这样可以有效满足不同的应用功能对安全校核服务的查询及定位服务等，同时还能够在一定的范围内实现服务的访问和共享等。服务消费者可以利用服务总线来实现安全校核服务，并且能够根据应用需求利用数据接口实现特定的安全校核服务，并能够实现将预先制定的调度计划和操作方式等服务通过服务总线端传递给安全校核服务系统。 2.3动态分配任务的并行计算 安全校核服务利用电网调度控制系统来实现并行计算服务，并通过标准接口与机群计算资源之间建立起有效的连接，由此来实现信息资源之间的交互。安全校核服务在进行信息数据计算的过程中主要是根据用户的具体需要来选择合适的计算方式。安全校核服务终端接收到服务端口收到的计算请求之后会根据具体的计算内容来选择计算方式，并对计算结果的准确性进行评估。计算结果评估后安全校核系统会考虑计算的优先级和并行计算机群资源，然后再将二者进行结合分析最终来确定这次计算分配的服务器数目，这样就实现了多任务并行计算的功能，并行计算机群的计算效果得到了更大的发挥，也保证了计算的科学准确性。 3电网计划潮流智能生成 3.1多断面潮流控制技术 我国电网在运行过程中始终坚持统一调度和分级管理的原则和标准，市县级电网负责区域内的计划编制和安全校核进行管理和监督。并按照一定的级别制定相应的计划和管理标准，首先由国家电网国家级调度和分调来制定跨区联络计划之后，再之后再由省级电网调度系统来规划具体的发电安排。在执行电力调度计划安排时需要调度员结合联络线自动功率控制系统运行状况对不同省份电力调度系统之间的联络功率和调度计划保持高度的一致性。所以，对电力调度计划潮流进行计算过程中，应考虑到跨区联络线和省间断面潮流电力需求控制在计划值之内，并且这样的考虑也能够有效地避免不同区域和省级电网制定的内部计划功率因失去平衡而向外进行扩散的情况发生。因此，对于整个电网系统形成良好的计划潮流结果具有非常重要的意义。 3.2无功电压自动调整技术 电力调度系统在运行过程中也会出现一些问题，其中最主要的是缺少无功功率和电压数据的情况。为了能够解决这两个难题，需要对原始的潮流数据进行分析，并对相似日潮的计划潮流值进行准确的计算，同时还需要利用无功电压自动调整技术对初始值进行校正，这样可以保证在计算计划潮流结果中无功功率和电压保持合理的分布。具体步骤包括：首先，从电力调度系统的历史数据中找出相似日对应的数据评估后获得计划潮流计算的无功功率和电压初值。其次，需要根据设备运行的状态和具体的变化情况对整个电网设备的无功功率进行调整，并根据测试的结果预先做好补偿措施。最后，要根据整个电网调度控制系统中电力运行具体报告中的节点情况对无功补偿措施进行及时的调整，从而保证各个枢纽节点的电压能够在计划值规定的范围之内。 3.3多级调度日前计划校核实用化关键技术 全网电气系统间的联系不断加强，断面之间的耦合关系也变得更加复杂，不同级别电网的交叉安全性和稳定性也日趋受到关注，其安全问题也日趋突出。需要整个电网调度系统根据具体的发展情况实现系统的联合安全校核。电力调度系统安全校核服务系统提出了统一模型和联合校核的方案，有效保证了电网的安全稳定运行，另外多级辅助调度计划的实施起到了关键性的作用。针对调度范围之内出现的故障问题导致的调度范围之外出现的电力稳定性受到影响的情况，需要由各级电网调度系统协同总线系统来调整制定的调度计划，从而避免出现安全隐患问题。智能电网调度控制系统中安全校核服务系统的不断的推广和使用，保证了各级电网系统电力调度计划的有效实施，为整个电力系统的安全稳定运行提供了有效的基础和保证。随着现代化科学技术的不断应用，安全校核服务的功能正在不断地发展和完善，
西北电网调度管理规程 第一章总则 第1条为了加强电网调度管理,维护正常的生产调度秩序，确保电网安全、稳定、优质、经济运行，根据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、国家有关文件精神以及现行有关规程、规定，结合西北电网具体情况，制定本规程。 第2条西北电网主要是指覆盖陕西、甘肃、宁夏、青海四省（区）的联合电网。电网调度管理坚持“统一调度、分级管理”的原则，网内各发、输、配、用电单位对维护电网的安全经济运行均负有相应责任。 第3条本规程适用于西北电网内调度运行、设备操作、事故处理和业务联系等涉及电调、水调、市场、方式、保护、自动化、通信等专业的各项活动。网内各电力生产运行单位颁发的有关规程、规定等，均不得与本规程相抵触。 新疆电网在与西北主网实现互联前，可依据本规程编制其相应的规程规定，并在调度业务上接受西北电网调度机构的指导。 第4条各发电企业、用户变电站及地区电网在并入西北电网前，应根据平等互利、协商一致的原则，与相应的电网管理机构签订并网调度（联网）协议,否则不得并网运行。 西北电网跨大区互联工作由西北电网经营企业及调度机构按照国家
和上级有关文件统一进行。 第5条各级电网管理部门、调度机构和并入西北电网内的各发、输、配、用电单位及各有关单位的有关领导和专责人员都必须熟悉和遵守本规程；凡涉及西北电网调度运行的有关活动均须遵守本规程。 第6条本规程的解释权和修订权属西北电网有限公司（以下简称西北电网公司）。 第7条本规程自颁布之日起执行。 第二章调度管理的任务和组织形式 第8条电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行和操作，保证达到下列基本要求： 1 按照电网的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电网的供电质量（频率、电压、谐波分量、可靠性等）符合国家规定的标准。 2 按资源优化配置的原则，结合本网实际情况，充分发挥电网内发供电设备的能力，合理利用一次能源，降低全网的运行成本，最大限度地满足社会发展及人民生活对电力的需求。 3 坚持“统一调度、分级管理”和“公平、公正、公开”的调度原则，积极探索通过市场机制和经济手段来管理电网，维护各调管单位的合法权益，推进西北区域电力市场的建设和完善。 第9条电网调度系统包括各级电网调度机构和网内厂站的运行值班单位。
浅析电网调度控制系统智能告警 江苏省电力公司盐城供电公司江苏盐城224005 摘要：随着特高压电网建设以及新能源高速发展，国家电网提出了特大电网一体化高效运行的发展要求。因此电网运行特性发生了变化，需要针对现有调度实时监控中各个业务的告警信息进行综合处理，以提高调度对电网运行状态的整体感知能力，以及应对电网故障的紧急处置能力。 关键词：综合告警；在线故障诊断；智能告警；可视化 0 引言 近年来，科学技术的发展带动了中国新能源以及特高压电网为骨干网架的大规模电网建设。那么，如何转变现有调度运行模式，提升调度业务创新能力，尤其需要加强调度事故处置的智能化水平，提高调度事故处置效率，以保障大电网的安全稳定运行。从现有研究成果来看，主要集中在两个方面：一是运用专家系统、遗传算法以及模糊集等人工智能分析算法，对调度端的告警信息进行分析处理，实现设备故障的在线诊断；另一方面是结合监控业务的特点，研究告警信息分层分类、推理分析和综合展示。从实践效果来看，上述研究成果对于改善调度自动化系统告警信息处理的智能化水平起到了重要作用，但离支撑大电网运行还存在一定
的距离。为此国家电力调度控制中心（简称国调中心）在智能电网调度控制系统设计之初就对告警信息的智能化开展 了深入研究，本文结合智能电网调度控制系统综合智能告警功能的研发和应用，从其整体架构、关键技术、2个方面展开论述。 1 整体架构 综合智能告警以智能电网调度控制系统中的各类告警 信息为要素，采用面向任务的驱动模式，建立调度日常监控告警处置的整体框架，如图1 所示。在横向上通过消息总线集成系统内部各个业务的告警信息，包括数据采集与监控（SCADA）、WAMS、保信系统、电力系统应用软件（PAS）以及动态安全评估（DSA）等，实现对电网运行状态的在线感知，在纵向上实现变电站、省调中心、调控分中心以及国调中心多级调度间告警信息的纵向贯通，为多级调度间告警信息的协同感知与处理提供技术支撑。 图1综合智能告警整体框架 相对于以往调度自动化系统的告警处理，智能调度控制系统的综合智能告警功能具有三大特点：①在纵向上实现了变电站、省调中心、调控分中心以及国调中心多级调度机构间的广域分布式智能告警；②在横向上构建了基于稳态、动态以及暂态数据的综合故障诊断；③利用统一的基础平台，实现各应用告警信息的汇集与整合，建立了面向调度运行模
附件: 中国南方电网同步相量测量装置（PMU） 配置和运行管理规定 （试行） 1范围 本规定适用于中国南方电网PMU装置的配置和运行管理。南方电网公司各相关部门和单位、南方电网各并网发电企业，均应遵守本规定；有关单位在南方电网开展PMU装置的设计、施工、制造、运行维护等工作时，也应遵守本规定。 2总则 2.1为保证南方电网“广域测量系统”（以下简称“WAMS系统”）的安全、可靠运行，为电网运行提供准确的动态数据和故障信息，依据《电力系统安全稳定导则》（DL755－2001）、《电网运行准则》（DL/T 1040-2007）、《电网运行规则（试行）》（电监会22号令）、《中国南方电网电力调度管理规程》（Q/CSG 2 1003-2008）等有关规程规定，结合南方电网实际情况，特制定本规定。 3规范性引用文件 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。
IEEE C37.118- 2005 电力系统同步相量标准 ANSI/IEEE C37.111-1991 电力系统暂态数据交换通用格式 DL/T 478-2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件 GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 国家电力监管委员会5号令电力二次系统安全防护规定 南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范 DL 476-1992 电力系统实时数据通信应用层协议 DL/T 995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程 DL/T 553-1994 220kV～500kV电力系统故障动态记录技术准则DL/T 663-1999 220kV～500kV电力系统故障动态记录装置检测要求 4术语和定义 4.1相量 phasor 正弦量的复数表示形式。相量的模代表正弦量的有效值，相量的幅角代表正弦量的相角。 4.2同步相量 synchrophasor 对信号以标准时间为基准进行同步采样并转换而得的相量称为同步相量。电网同步相量之间的相位关系反映了电网相应交流电气量的实际相位关系。 4.3相量测量装置 phasor measurement unit (PMU) 用于进行同步相量的测量、记录和输出的装置。PMU的核心功能包括基于标准时钟信号的同步相量测量功能、失去标准时钟信号的守时功能、与主站之间实时通信功能。 4.4广域测量系统 wide area measurement system (WAMS)
智能电网调度控制系统现状与技术展望 发表时间：2019-06-18T10:17:36.507Z 来源：《中国建筑知识仓库》2019年01期作者： 1李玲君 2赵振华[导读] 现阶段，各行各业及人们对电能的需求量呈逐年递增的趋势，如果未做好电网调度工作将会出现供电不平衡的情况，为此电力企业需要充分重视电网调度工作，调度情况对电力系统正常运行有较大的影响，为了最大程度地保证电力系统安全运行电力企业需要对一些先进的技术进行合理应用。在科学技术不断发展下，智能电网建设目标得以实现，智能电网调度控制系统是智能电网建设中的关键环节，下 面笔者对其现状及技术展望分别进行分析。 一、智能电网调度控制系统技术的应用现状 将智能电网调度控制系统应用于实际电网的运行过程中，能够以较为安全的方式满足特大电网对调度控制的需求。具体来说，这一目标是通过建立分布式的实时数据库、大电网的统一建模以及远程控制实时图形的浏览技术来实现的。此外，由于这一系统技术的应用攻克了协调控制多级调度业务的告警问题，不仅解决了电网运行在线安全预警的技术难题，还对智能电网调度控制系统在电网中的应用现状进行了具体分析。 1.1多级调度业务告警问题 对于特大电网的多级调度中心系统来说，将全网运行所产生的实时数据信息内容实现共享和协同作用，是提高其可观测性的重要技术应用内容。相关研究人员应按照国际、国家以及多领域行业的运行标准，开发出分布式的实时数据库、特大电网的统一建模。这样一来，该系统所具备的相关技术就可以为电网调控业务的处理以及标准一体化D5000平台的建设提供支撑。在此过程中，优先要解决的问题是对特大电网中多个控制中心进行资源共享。 1.2多级调度协调故障控制 利用智能电网调度控制系统技术，能够实现多级调度协同业务的实时监控、安全控制以及电网智能告警。具体来说，智能电网调度控制系统技术的应用，将国家电网500kV以上的电网故障实现了全网的联动实时告警。这一内容的实现，是智能电网调度控制系统技术，解决了特大电网多级调度协调控制和电网故障联合处理难题的前提下进行的。 1.3多级调度中心的协同运行 在协同运行方面，智能电网调度控制系统技术的应用，能够反映出特大电网实时运行的工况、事件故障的触发情况以及多级调度互动的安全动态预警，这就在很大程度上提高了特大电网系统的运行安全。智能电网调度控制技术具体是通过评估电网实时状态，来解决其过程中存在的运行时间长、多重连锁故障的预警处置问题。以下几点即为该技术突破的最主要内容：第一点，技术的应用，将国、网、省三级调度业务内容实现了联合互动。此外，还为其运行提供了动态预警的保护功能。在跨区域、大规模的电网系统中，成功地建立起了数据信息资源的在线共享平台。这就意味着其的应用，具体解决了特大电网系统的运行过程中，多级调度协同计算的难题和快速对运行数据进行动态预警分析的难题。第二点，此技术的应用还为电网运行，提供了在线小干扰稳定分析和低频振荡预警相结合的综合分析功能。这就意味着对电网运行过程中的低频振荡问题实现了在线监测，在很大程度上提高了电网运行计算的精准性和分析工作的实际效率。第三点，此技术应用还综合考虑了电网运行过程中的开机方式、电压使用技术水平以及负荷的均匀分布等问题。 二、技术展望 尽管我国智能电网调度控制系统在技术上已经取得了很大进步，并在实际应用中取得了显著成效，但由于特大电网对于安全运行、新能源消纳提出了新的发展要求，又随着市场化改革步伐的加快和网络技术的发展，网络安全形势受到严重威胁，这样就对电网调度控制提出新要求，为解决这一问题就需要对智能电网调度控制系统技术进行深层研究。 2.1可信计算与安全免疫技术 随着我国科学技术的不断发展，智能电网调度控制系统已经逐步趋于成熟，无论是从安全性、智能性以及自控性来说都有了较为完善的系统，同时其在电网运行安全管理过程中也发挥着重要的作用。但是从安全管理角度来说仅靠技术的发展是不够的，还需要在原有技术的基础上进行安全管理的完善，进一步确保系统运行状态的平稳性。所以在未来智能电网调度控制的过程中需要对安全管理与系统构建技术进行有机的融合。在现阶段电网调度安全运行过程中信息技术的发展受到了网络信息攻击能力和传播能力的冲击，这对其自身的发展来说既是机遇也是一种挑战，如何能够在意识形态以及技术形态上对其进行进一步的创新显得尤为重要。除此之外在地区电网可信计算和安全免疫技术的发展过程中可以采用国外先进技术与我国实际运行状况相结合的方式，在实际运用过程中对其技术进行改进。 2.2短期电力市场的多级多时段优化技术 我国电力市场的发展经历了几次大起大落，却一直达不到欧美电力市场水平。尽管我国智能电网调度控制系统已经加入了能够支持现阶段电力市场所需要的先进模块，省级以上的调度控制系统也可以满足电力市场运行需求，但这项技术并没有得到实际应用，又由于缺乏一定的市场规则，导致这项技术在实际电力市场中的运行受到了一定阻碍。 2.3运行方式自描述及动态解析技术 电力网络调控技术以及电网调度运行的关键技术指的是电力网络的运行方式以及时机电网的调配。从现阶段我国电网的运行方式来看主要还是以年月日等时间模式运行的，这些运行方式的技术特征都较为相同，在运行管理过程中相关技术人员要根据标准的运行规范进行操作，避免操作不当引起的调度安全问题，在电网调度的科学配置过程中技术人员必须根据技术继续拧动态解析和运行方式的自描述。在电网的运行调控过程中需要对其技术进行不断的改进，并对电网阅读能力进行不断的提升，在促进电力网络动态识别能力以及运行解析方式的同时加强电网调度的安全性。从目前我国电网调度技术的发展状况来看，其不仅在电网控制调度技术方面有了极大的提升，同时可再生资源的随机性方面也变得更为优越。因此在后续发展过程中相关技术人员可以结合新兴的技术以及我国的实际发展国情进行相应的创造和调整，从而有效促进电网调度的自描述技术，加强其运行的有序性与高效性。
省电力公司电网调度规程 第一章总则 第1条为了加强电网调度管理，确保电网安全、优质、经济运行，结合电力生产特点，根据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》等有关法律、法规，并结合省电力公司调度电网实际，制定本规程。 第2条省电力公司调度电网系指由省电力公司境内并入中国南方电网的发电、供电（输电、变电、配电）、受电设施和保证这些设施正常运行所需的继电保护及安全自动装置、计量装置、电力通信设施、电网调度自动化等构成的整体。 第3条本规程适用于省电力公司调度电网的调度运行、电网操作、事故处理和调度业务联系等涉及调度运行相关专业的活动。省电力公司调度电网内各电力生产运行单位颁发的有关电网调度的规程、规定等，均不得与本规程相抵触。 第4条省电力公司内与省电力公司调度电网运行有关的各级电网调度机构和发、输、变电等单位的运行、管理人员均须遵守本规程；其他人员，凡进行涉及电网运行的有关活动时，也均须遵守本规程。 第5条省电力公司调度电网实行统一调度、分级管理。 第6条省电力公司调度电网内调度机构分为三级调度，依次为：省级调度机构(简称“省调”)、地区调度机构(简称“地调”)、县级调度机构(简称“县调”)。各级调度机构在电网调度业务活动中是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。省电力公司调属于中国南方电网南网总调的下级调度机构。 第7条本规程由省电力公司调度电力调度中心负责解释。 第二章电网调度管理 第一节电网调度管理的任务 第8条电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行、操作与事故处理，遵循安全、优质、经济的原则，努力实现下列基本要求： 1．按照最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电网的发、供电设备能力，最大限度地满足电网的用电需求。 2．按照电网运行的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电网电能质量（频率、电压和波形等）指标符合国家规定的标准。 3．根据国家有关法律、法规和政策以及有关合同或者协议，按照“公平、公正、公开”的原则对电网进行调度，保护发电、供电、用电等有关方面的合法权益。 第9条省电力公司调是省电力公司调度电网运行的组织、指挥、指导和协调机构，在电网运行中行使调度权。 省电力公司调度的主要职责： 1、接受南网总调的调度指挥。 2、负责省电力公司电网调度管辖范围的划分。 3、执行上级调度机构发布的调度指令，实施上级调度机构及上级有关部门的有关标准和规定，行使上级电网调度机构授予的其它职责。 4、主持制定电网运行技术规定和措施，制定电网调度管理有关方面的规定和措施。 5、实行“三公”调度，遵守并网调度协议，并按规定发布调度信息。 6、负责电网调度、运行方式、继电保护及安全自动装置、电力信息通信、调度自动化、水库调度等专业归口管理及技术监督。组织制定相应的规程、规定及考核标准，并监督和考核。 7、组织编制和执行省电力公司电网的年、月、日运行方式，批准管辖范围内的设备检修。
内蒙古自治区电网调度管理规程 内蒙古电力（集团）有限责任公司
内蒙古电力（集团）有限责任公司文件 内电调（2006）号 关于颁发《内蒙古自治区电网调度管理规程》的通知内蒙古自治区电网各发、供电单位： 根据国务院颁布的《电力法》、《电网调度管理条例》及其它的国家电力行业规程，为适应内蒙古自治区电网的发展，内蒙古电力调度通信（交易）中心对二○○二年八月一日颁发的《内蒙古西部电力系统调度规程》（以下简称《规程》）进行了修订。经内蒙古自治区电网各有关单位、部门讨论和专家组会审，并报经主管领导批准，现正式颁发新《规程》。要求网内各发、供电单位按规程的规定，认真组织有关人员学习，掌握《规程》的各项规定，严格执行，以保证电网安全稳定经济运行。 本《规程》自XXXX年X 月X 日起执行，二○○二年内蒙古电力（集团）有限责任公司颁发的《规程》同时作废。 附件：内蒙古自治区电网调度管理规程 XXXX年X月X日 主题词：颁发电网调度规程通知 抄报：华北电网有限公司调度中心、国调 主送：内蒙古电网各发、供电单位
批准：XXX 审定：XXX 审核：XXX 会审： 修编：巴特尔张红光
总则 (6) 第一章调度管理 (8) 第一节调度管理的任务 (8) 第二节调度管理的组织形式 (10) 第三节调度范围的划分 (10) 第四节调度运行管理 (12) 第二章电网运行方式的管理 (15) 第一节年、（季）、月运行方式的编制 (15) 第二节日运行方式的编制及管理 (17) 第三节设备检修的调度管理 (20) 第四节新建、扩建和改建设备加入电网运行的调度管理 (22) 第三章电网频率和电压的管理 (25) 第一节频率的管理 (25) 第二节电压的管理................................................................................... 错误!未定义书签。第四章网间联络线的潮流控制与管理.. (29) 第五章自动发电控制装置（AGC）运行管理 (30) 第六章水电厂的调度管理 (32) 第七章电网的倒闸操作 (34) 第一节基本规定 (34) 第二节基本操作 (37) 第八章系统事故处理 (42) 第一节一般规定 (42) 第二节线路开关跳闸的处理 (44) 第三节母线故障电源解列的处理 (46) 第四节变压器故障的处理 (47) 第五节发电机和调相机的事故处理 (48) 第六节系统振荡的处理 (49) 第九章开闭设备编号准则 (50) 第一节旧编号准则 (50) 第二节新编号准则 (53) 附录一 (57)
操作管理制度 《电网调度管理条例》 总则 1、为了防止电网操作上的误下令和误操作，必须统一操作管理，确保操作的统一、协调、准确、快速和电网安全运行，结合河池电网和创发水电服务中心的实际情况，制定本制度。 2、倒闸操作，系指将电气设备按预期目的由一种状态转换到另一种状态的行为。电气设备分为四种状态，即：运行、检修、热备用和冷备用。 3、一切正常倒闸操作，必须使用操作票，操作票系指： a)调度端：系统操作票及综合命令操作票；. b)现场端(变电站)：倒闸操作票。 4、下列操作可以不用操作票，使用口头命令，但应记入相应的记录簿中： a)事故处理； b)由于运行设备发生缺陷，严重咸胁人身或设备安全，需要紧急停止运行者； c)为防止事故而需要紧急操作者； d)拉闸限电； e)调整出力； f)单一项目的操作。 5、系统操作票使用逐项操作命令，综合操作命令票使用综合命令，口头命令使用逐项操作命令或综合命令。 6、调度员对所发布的操作命令的正确性负责，不论采用何种发令形式，均应使现场值班人员完全请楚该操作的目的和要求，现场值班人员将调度员发给
的操作预令，填写在专用的倒闸操作记录簿上，并按此记录编制本单位的倒闸操作票，并对其正确性负责。 7、系统操作票和综合命令票的使用范围 （1）一个操作任务需要两个及以上单位共同配合的操作，或只有一个单位操作，影响主要系统运行方式或需要观察对系统的影响者，均使用系统操作票。 所谓影响主要系统运行方式，系指操作涉及电网并解环或两个系统的并解列。 所谓需要观察对系统的影响者，系指操作对系统的潮流、电压、稳定等有较大影响，需要采取相应措施的。 （2）一个操作任务只需一个单位操作，不需要其他单位配合，不影响主要系统运行方式，也不需要观察对系统的影响者，使用综合操作命令票。 一个操作任务只需要一个单位操作一次设备，但只需在操作前或操作后，在其他单位变更保护装置(含自动装置，下同)使用方式的，使用综合命令票。单一变更保护装置的使用方式下发口头命令。如保护装置的投停操作与其他单位的一次设备操作必须在中间配合进行。则需使用系统操作票。 8、编制操作票和下发操作命令，必须使用正规调度操作命令术语和设备双重名称。所谓设备双重名称，系指设备名称和编号。 9、现场的倒闸操作，必须得到管辖该设备的值班调度员的正式命令后方可进行。 10、调度员在指挥正常操作时，若发生事故，应立即停止操作，迅速进行事故处理事故后或事故处理告一段落时，再进行操作。 11、正常操作应尽量避免在交接班或高峰负荷时进行，如果在交接班时操作没完，应操作完或操作到某一段落后再进行交接班，必要时接班人员应协助操作。 操作票的编制：
【管理制度】电网调度控制管理规 程(DOC 195页) 部门： xxx 时间： xxx 整理范文，仅供参考，可下载自行编辑
江西电网调度控制管理规程 国网江西省电力公司 二〇一五年四月
批准：谭永香 复审：刘镭 审核：段惠明王和春万源郭玉金 初审：王虎应忠德孙恭南 主要编写人员： 周栋梁叶菁叶钟海刘昕晖杜中剑伍太萍董欢欢郭国梁殷齐万玄玄杨峰余笃民 文峰程正袁彦李小锐丁国兴陈红 熊建华谌艳红李华勇马伊平段志远李峥山梁文莉王凯金学成邹根华宿昌邹绍平 罗诚王文元
目录 第一章总则 (1) 第二章调控管辖范围及职责 (3) 第三章调度管理制度 (10) 第四章电网运行方式管理 (13) 第五章调度计划管理 (19) 第六章输变电设备投运管理 (28) 第七章并网电厂调度管理 (31) 第八章电网频率调整及调度管理 (34) 第九章电网电压调整和无功管理 (36) 第十章电网稳定管理 (42) 第十一章调控运行操作规定 (49) 第十二章故障处置规定 (67) 第十三章电保护和安全自动装置管理 (96) 第十四章调度自动化及通信管理 (100) 第十五章清洁能源调度管理 (106) 第十六章设备监控管理 (112) 第十七章备用调度管理 (114) 附录1：江西电网省调调管电厂设备 (116) 附录2：江西电网220千伏变电站调管范围划分 (121) 附录3：江西电网220千伏线路调管范围划分 (125) 附录4：江西电网省调调度许可设备 (135) 附录5：江西电网委托调度设备 (136) 附录6：江西电网设备命名和编号原则 (137) 附录7：江西电网调度术语 (141) 附录8：导线允许的长期工作电流 (189) 附录9：220千伏及以下变压器事故过载能力 (191)
中国南方电网电力调度管理规程 中国南方电网有限责任公司 2008年2月 批准：祁达才 审定：许超英 审核：汪际锋 初审：刘启宏杨晋柏张弥 编写：郑耀东张昆曾勇刚赵曼勇杨俊权李矛王成祥目录 1 总则 (1) 2 规范性引用文件 (2) 3 调度系统及调度管辖范围 (2) 4 调度管理规则 (8) 4.1 一般规则 (8) 4.2 调度 (10) 4.3 运行方式 (13) 4.4 继电保护 (15) 4.5 电力通信 (16) 4.6 调度自动化 (18) 4.7 调度纪律 (19) 5 运行方式管理 (20) 6 频率及省（区）间联络线管理 (22) 7 无功电压管理 (23) 8 运行操作管理 (25) 8.1 解并列操作 (25) 8.2 解合环操作 (25) 8.3 线路操作 (26) 8.4 变压器操作 (26) 8.5 母线操作 (27) 8.6 开关操作 (27) 8.7 刀闸操作 (28) 8.8 零起升压 (28) 8.9 AGC操作 (28) 9 事故处理 (29) 9.1 线路事故 (29) 9.2 发电机事故 (31) 9.3 变压器事故 (32) 9.4 母线事故 (33) 9.5 开关事故 (34) 9.6 高抗事故 (35) 9.7 系统振荡 (35) 9.8 联络中断应急处理 (37) 9.9 继电保护跳闸信息汇报 (38) 10 稳定管理 (38)
11 检修管理 (39) 12 备用管理 (46) 13 直流及串补运行管理 (47) 14 新设备投运管理 (49) 15 安全自动装置管理 (51) 16 继电保护管理 (53) 17 电力通信管理 (59) 18 调度自动化管理 (62) 19 水库调度管理 (65) 20 调度信息管理 (67) 21 附则 (71) 附录A 总调调度管辖的设备明细 (72) 附录B 南方电网500kV设备调度命名及编号准则 (79) 附录C 调度术语 (84) 附录D 继电保护跳闸信息汇报规范 (109) 1 总则 1.1 为加强和规范电力调度管理，保障电网安全、优质、经济运行，根据国家有关法律、法规，制定本规程。 1.2 南方电网是指由广东、广西、贵州、云南、海南五省（区）区域内的发电、输电、变电、配电、用电等一次设备以及为保障其运行所需的继电保护、安全自动装置、电力通信、调度自动化、电力市场技术支持系统等二次设备构成的统一整体。 1.3 本规程所称电力调度，是指电力调度机构对所辖电网运行进行的组织、指挥、指导和协调。包括调度、运行方式、继电保护、电力通信、调度自动化等专业管理工作。 1.4 南方电网实行统一调度、分级管理。任何单位和个人不得非法干预电力调度工作。 1.5 电力调度机构坚持公开、公平、公正调度，接受国家电力监管机构的依法监管。1.6 本规程是南方电网调度管理的最高准则。南方电网内各生产运行单位制定的规程、规定均不得与本规程相抵触。 1.7 本规程1～4适用于南方电网各级电力调度机构和所有调度管理工作。5～20适用于总调直接进行的调度管理工作，并用于指导其他调度机构相关工作。规范性附录B、C适用于全网。 1.8 与南方电网运行有关的各电力调度机构和发电、输电、变电、用电等单位（包括南方电网区域外接入并接受南方电网相应调度机构调度的发电厂、变电站）应遵守本规程。非调度系统人员凡涉及南方电网调度运行有关工作的也应遵守本规程。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。凡注明日期的引用文件，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规程，鼓励使用本规程的相关单位及个人研究是否可使用这些文件的最新版本。凡未注明日期的引用文件，其最新版本适用于本规程。 中华人民共和国电力法 电网调度管理条例 电力监管条例
电力调度自动化系统运行管理规程 1范围 本标准规定了电力调度自动化系统的组成及其设备的运行管理、检验管理、技术管理，规定了各级电力调度自动化系统运行管理和维护部门的职责分工以及数据传输通道的管理等。本标准适用于电力系统各调度、运行、维护、设计、制造、建设单位及发电企业。 2规范性引用文件 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．（不包括刊物的内容）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，其最新版本适用予本标准。 DL 408电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分） DL/T 410电工测量变送器运行管理规程 DL/T 630交流采样远动终端技术条件 DL/T5003 电力系统调度自动化设计技术规程 国家电力监管委员会令（第4号）电力生产事故调查暂行规定 图家电力监管委员会令（第5号）电力二次系统安全舫护规定 3总则 3.1电力调度自动化系统（以下简称自动化系统）是电力系统的重要组成部分，是确保电力系统安全、优质、经济运行和电力市场运营的基础设施，是提高电力系统运行水平的重要技术手段。为加强和规范自动化系统管理，保证系统安全、稳定、可靠运行，制定本规程。3.2自动化系统由主站系统、子站设备和数据传输通道构成。 3.3主站的主要系统包括； a)数据采集与监控(SCADA)系统，能量管理系统．(EMS)的主站系统，调度员培训仿真(DTS)系统； b)电力调度数据网络主站系统： c)电能量计量系统主站系统 d)电力市场运营系统主站系统： e)水调自动化系统主站系统（含卫星云图） f)电力系统实时动态稳定监测系统主站系统 g)调度生产管理系统(DMIS)； h)配电管理系统(DMS)主站系统； i)电力二次系统安全防护系统主站系统： j)主站系统相关辅助系统（调度模拟屏、大屏幕设备，GPS卫星时钟．电网频率采集装置、运行值班报警系统、远动通道检测和配线柜、专用的UPS电源及配电柜等）。 3.4子站的主要设备包括； a)远动终端设备（RIU）的主机、远动通信工作站； b)配电网自动化系统远方终端； c)与远动信息采集有关的变送器、交流采样测控单元（包括站控层及间隔层设备）、功率总加器及相应的二次测量回路； d)接入电能量计量系统的关口计量表计及专用计量屏（柜）、电能量远方终端； e)电力调度数据网络接入设备和二次系统安全防护设备（包括路由器、数据接口转换器、交换机或集线器、安全防护装置等）； f)相量测量装置(PMU)； g)发电侧报价终端；