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，以《中国南方电网电力调度管理规程》和《云南电网调度管理规程》为指导，结合昆明地区电网的实际特点制定本规程。
1.2 昆明地区电网（以下简称昆明电网）是指在昆明地区并入电网的发电、供电（输电、变电、配电）、用电等一次设备和保证这些设备正常运行所需的继电保护、安全自动装置、电力通信、调度自动化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、继电保护定值、调度自动化等专业管理工作。
1.4 昆明电网实行统一调度、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 昆明电网内各单位制定的规程、规定均不得与本规程相抵触。
1.6 与昆明电网运行有关的各级电力调度机构和发电、供电、用电等单位应遵守本规程。非调度系统人员凡涉及昆明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。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》
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《电网运行准则》
《中国南方电网电力调度管理规程》
《云南电网调度管理规程》
3 调度系统及调度管辖范围
3.1 调度系统包括各级调度机构和电网内的发电厂、变电站、用户配电系统等的运行值班单位。集控站属于变电站的异地值班形式。3.2 昆明电网调度机构分为地调和县（区）调两级调度，分别对各自管辖范围内的电网运行设备行使调度职责。依次为：昆明供电局调度所（简称“地调”，其中主网调度简称“主调”；配网调度简称“配调”）、县级电网调度机构（简称“县调”）、昆明供电局东川分局
调度机构（简称“区调”）。
3.3 地调是昆明电网最高调度指挥机构，代表昆明供电局在昆明电网运行中行使调度权。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。
3.4 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：
3.4.1 充分发挥电网的发、供电设备能力，最大限度地满足社会的用电需求。
3.4.2 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。
3.4.3 根据国家有关法律、法规、政策以及相关调度协议，按照“公平、公正、公开”的原则对电网进行调度，维护发电、供电、用电等有关方面的合法权益。
3.5 地调主要职责
3.5.1 接受上级调度机构的调度指挥和专业管理，执行上级有关部—2—
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门制定的有关标准和规定。
3.5.2 制定和落实昆明电网调度管理的规程、制度和措施。
3.5.3 负责电网调度、运行方式、继电保护定值、调度自动化等专业管理工作。
3.5.4 负责操作票、一次接线图和调度录音系统的归口管理。
3.5.5 组织编制和实施昆明电网运行方式，制定并监督实施昆明电网发电、供电调度计划，批准管辖范围内的设备检修，监督检修计划的执行情况。
3.5.6 负责昆明电网管辖范围内新、改（扩）建设备的调度编号和线路名称命名，审批新设备投产申请，制定新设备启动调度方案并进行调度指挥。
3.5.7 负责昆明电网的调峰、调压。
3.5.8 负责调度管辖范围内继电保护及安全自动装置定值的整定计算及管理。
3.5.9 指挥调度管辖范围内设备的运行、操作及事故处理，参与昆明电网事故分析。
3.5.10 负责昆明电网地、县（区）调度机构调度管辖范围划分。3.5.11 编制昆明电网事故拉闸限电序位表和低频低压减负荷方案，经政府有关部门批准后执行，并报送省调。
3.5.12 参与昆明电网规划、工程设计、技改项目的审查工作，参与调度自动化系统的规划、设备选型及工程验收工作。
3.5.13 负责对并入昆明电网的直调电厂、地方小水电的机网协调、继电保护配置和运行进行监督管理。
3.5.14 负责昆明地区符合规定的电厂及用户的调度协议管理工作。
3.5.15 负责昆明电网调度系统人员从事调度相关业务工作的培训
和考核。
3.5.16 负责管辖范围内发电厂的发电调度，负责所辖县（区）调相关调度业务的指导和考核。
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3.5.17 负责管辖范围内的调度信息发布。
3.5.18 行使上级授予的其它职责。
3.6 县（区）调主要职责
3.6.1 接受地调的调度指挥和专业管理，执行上级有关部门的有关标准和规定。
3.6.2 制定和落实县（区）级电网调度管理的规程、制度、措施。
3.6.3 负责本县（区）电网的调度、运行方式、继电保护定值、调度自动化等专业日常管理，并接受地调技术监督。
3.6.4 组织调度管辖范围内发电厂、用户签订并网调度协议。
3.6.5 组织编制和实施本县（区）调度管辖范围内的电网运行方式，制定并监督实施县级电网发、供电调度计划，批准管辖范围内的设备检修。运行方式中涉及上级调度管辖或许可设备的要报上级调度核准。
3.6.6 负责管辖范围内发电厂的发电调度。
3.6.7 指挥管辖范围内设备的运行、操作及事故处理，组织电网事故初步分析。
3.6.8 负责配合地区电网的调峰、调压。
3.6.9 负责调度管辖范围内继电保护及安全自动装置定值计算。
3.6.10 负责管辖范围内新建、改建与扩建设备的命名编号，审批新设备投运申请，制定设备启动调度方案并进行调度指挥。
3.6.11 按地调要求完成县级电网事故和超计划用电拉闸限电序位
表的编制和上报工作。
3.6.12 负责管辖范围内调度信息的发布。
3.6.13 负责调度管辖范围内调度系统人员从事调度相关业务工作
的培训和考核。
3.6.14 行使上级授予的其它职责。
3.7 调度管辖范围划分
3.7.1 调度管辖范围划分原则
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3.7.1.1 调度管理实行调度权与设备所有权、经营权相分离，按有
利于电网安全经济运行、有利于电网运行指挥、有利于电网调度管理的原则划分电网调度管辖范围。
3.7.1.2 为使昆明电网的调度机构能够有效地指挥电网的运行操作
及事故处理，所有保证昆明电网供电的主要设备，均应列入调度管辖范围。省调与地调之间调度管辖范围的划分，由省调确定。地调与县（区）调、客户之间调度管辖范围的划分，由地调确定。县调与管辖范围内的小电厂及客户之间调度管辖范围的划分，由县调确定。
3.7.1.3 调度用户的调度范围按地调与各调度用户签订的调度协议
划定。
3.7.1.4 调度管辖范围的具体划分见有关划分通知。
3.7.1.5 继电保护、安全自动装置及自动化设备的调度管辖范围划分，原则上与电网一次设备的调度管辖范围一致。
3.7.1.6 根据“统一调度，分级管理”的原则，结合昆明电网实际，设备划分为省调管辖设备、省调许可设备，地调主网调度管辖设备、许可设备，配网调度管辖设备、许可设备，县（区）调管辖设备及运行值班单位自行管理设备。
3.7.2 调度管辖范围划分
3.7.2.1 地调主网调度管辖范围：
1）纳入昆明地区供电单位购售电管理的35kV及以上（不含省调
直调）并网发电厂。
2）昆明电网内500kV变电站（不含总调和省调管辖）的设备。
3）昆明电网内局属220kV、110kV及35kV（不含省调管辖）输变
电设备。
4）局属变电站10kV母线（旁路母线除外）、母联断路器及母线PT。
3.7.2.2 地调主网调度许可设备一般为：
1）500kV和220kV变电站的站用变电源及提供站用变电源的外接
35kV、10kV线路。
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2）调度协议规定的用户侧设备。
3.7.2.3 地调配网调度管辖范围为：
1）局属110kV及以下变电站的10kV旁路母线、旁路断路器及设
备。
2）局属资产的10kV架空线路、电缆、柱上变压器、环网柜、开
关站、双电源联络杆塔断路器及线路分段断路器。
3）局属资产的10kV开闭所、配电室、箱变的0.4kV母线及以上配
网设备。
3.7.2.4 昆明供电局所属资产设备除调度管辖范围以外的设备由运
行维护单位自行管理（例如10kV开闭所、配电室、箱变的0.4kV母线以下配网设备；10kV柱上变压器低压出线设备；变电站0.4kV站用电系统、直流系统等）。
4 电网调度管理
4.1 调度管理制度
4.1.1 发电厂、变电站及调度协议用户不论所有权、经营权所属，
必须服从相应调度机构的调度管理。
4.1.2 发电机应根据云南电网对中、小发电机的管理规定执行，具
备一次调频和进相运行功能。有条件的电厂必须做进相试验，试验结果形成文件并报地调备案，在系统需要时，必须严格执行调度下达的进相运行指令。
4.1.3 设备运行维护单位应向地调报送地调调度管辖范围内一、二
次设备的现场运行规程。
4.1.4 发、输、变电一、二次新设备启动投运全过程应纳入调度管理。
4.1.5 电网二次系统设备应随一次设备同步设计、同步施工、同步
验收、同步投运。
4.1.6 各级调度机构之间电网信息共享。下级调度机构应根据上级—6—
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调度机构的要求向上级调度机构传送信息。下级调度机构可向上级调度机构申请获取信息。
4.1.7 昆明电网调度受令资格由相应调度机构发文予以确认。
4.1.8 与昆明电网调度系统有业务联系的相关人员取得受令资格
后，方能接受相应调度机构值班调度员的调度指令。
4.1.9 已取得受令资格的相关人员，连续3个月脱离运行值班岗位，重新上岗前，需由其所在单位向相应调度机构申请并征得同意。
4.1.10 调度机构对取得受令资格的人员不定期进行审核，不合格
者，取消受令资格。
4.1.11 受令人如出现违反调度纪律的行为，由调度机构取消其受令
资格。
4.1.12 具备受令资格的人员发生变动时，相关单位应及时上报相应
的调度机构备案。
4.1.13 值班调度员变动，应在其变动前书面报告上一级调度机构并
通知所辖调度系统的有关单位。
4.1.14 调度员在值班期间是电网运行、操作和事故处理的指挥者，
在调度管辖范围内行使调度指挥权。
4.1.15 值班调度员须按规程规定发布调度指令，并对其发布调度指
令的正确性负责。接受调度指令的人员必须执行调度指令，并对执行调度指令的正确性负责。
4.1.16 调度系统的值班人员依法发布或执行调度指令,有权拒绝各
种非法干预。除本级调度机构负责人及调度专业负责人外，任何单位和个人不得直接要求值班调度员发布任何调度指令。
4.1.17 未经值班调度员下令或许可，任何单位和个人不得擅自改变
调度管辖范围内的设备状态。对危及人身和设备安全的情况，现场人员可先按有关规定处理，处理完毕后应立即向值班调度员汇报。
4.1.18 在发布、接受调度指令时，双方必须严格执行报名、复诵、
记录、录音和回令制度，使用规范的调度术语，设备应冠以电压等级、—7—
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双重命名（设备名称和编号）。受令人在接受调度指令时，必须复诵
无误后方可执行，执行完毕后立即回令。
4.1.19 调度系统值班人员在接受调度指令时，如认为该调度指令不
正确，应立即向发布该调度指令的值班调度员报告，当值班调度员确认并重复该指令时，受令人必须执行。如执行该指令确将危及人身、电网或设备安全时，受令人应拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及修改建议汇报给下达调度指令的值班调度员，并向本单位主管领导汇
报。
4.1.20 属于地调管辖范围内的设备，根据需要，在与有关县（区）
调度或厂站及用户协商后，可长期或临时委托县（区）调度或厂、站进行调度管理。
4.1.21 因地区电网运行方式改变而影响下级调度管辖范围内电网、
设备运行时，地调应事先通知下级调度。因下级调度管辖范围内电网、设备运行方式改变后影响地区电网、设备安全稳定运行时，下级调度应事先取得地调的同意。
4.1.22 在事故及特殊情况下，地调值班调度员可以越级直接向电网
内县（区）调管辖的发电厂、变电站等运行值班人员下达调度指令，运行值班人员应当执行，执行后迅速报告地调值班调度员。
4.1.23 运行单位应根据有关规定及时汇报电网运行信息、异常和事
故情况，并对汇报情况的正确性、及时性负责。属省调管辖的设备，除报省调外，还须同时报地调值班调度员。
4.1.24 重大事件应按规定逐级上报。
4.1.25 一个运行单位同时接到多级调度机构的调度指令而不能同
时执行时，应及时汇报其中的最高一级调度机构值班调度员协调处理。
4.1.26 接入电网运行的设备，应符合电网正常运行的载流容量和短
路容量的要求，对不能满足上述要求而需要采取特殊措施或特定的运行方式者，应由设备主管单位报生技部、地调审核，经局分管领导批—8—
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准后执行。
4.1.27 设备检修、试验后，能否投入运行，由各设备运行管理单位
负责审核，如不符合规定标准而必须投入运行时，在不影响安全的前提下，经设备运行管理单位领导决定并经局相关部门和局分管领导批准后，由调度机构领导通知值班调度员执行。
4.1.28 运行分局管辖范围内集控站、变电站的调度电话录音系统退
出运行或无法正常进行录音工作时，需及时汇报地调值班调度员。
4.2 调度值班制度
4.2.1 值班调度员主要职责
4.2.1.1 值班调度员分为正值和副值。正值负责本值的全面工作，
副值配合正值做好本值工作。正、副值调度员应经常交换情况，紧密配合。在值班期间，正副值调度员负有同等责任。
4.2.1.2 与昆明电网各级人员紧密配合，指挥电网的运行操作和事
故处理，保证电网安全经济运行。
4.2.1.3 严格执行各项规章制度和上级指示。
4.2.1.4 执行批准的日调度计划，当实际发生的情况与调度计划有
出入时，当值调度员有权根据具体情况作相应的修正并汇报有关领导。
4.2.1.5 批准口头申请。
4.2.1.6 根据电网运行方式的变化，指挥调整继电保护及自动装置
作相应的变更。
4.2.1.7 记录有关电网运行的原始资料。
4.2.1.8 随时了解掌握电网安全运行情况，当电网发生事故时，立
即向有关领导汇报，并做好详细记录。
4.2.1.9 及时核对调度自动化系统画面显示，使其符合现场实际位置。
4.2.2 值班纪律
4.2.2.1 调度员按拟定的值班表值班，不得随意调班，遇特殊情况—9—
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需调班时，须经调度组长同意。
4.2.2.2 在值班期间统一穿着定制的调度员制服。
4.2.2.3 调度员接班前8小时内和当值期间严禁饮酒。
4.2.2.4 调度员值班期间不得闲谈，不得大声喧哗，保持调度大厅
肃静。
4.2.2.5 调度员值班期间应保持调度大厅的清洁卫生。
4.2.2.6 调度员值班期间不得做与调度工作无关的事。
4.2.2.7 值班调度员不得同时离岗。
4.2.3 调度员管理
4.2.3.1 调度员离岗一个月以上时，应经过1至2天跟班实习，熟悉系统情况后，才能担任调度值班工作。
4.2.3.2 调度员应轮流到现场熟悉设备，定期进行反事故演习和运
行分析，开展安全活动，发生事故后，及时组织进行分析，总结经验教训，制定有效的反事故措施。
4.2.3.3 实习调度员在正式值班之前，必须经过“现场生产实习”、“调度跟班实习”和“监护值班”三个阶段。
1）在“现场生产实习”阶段，到生产现场熟悉设备。
2）在“调度跟班实习”阶段，可以在值班员监护下进行调度业
务联系工作，如抄表、下达日调度计划、询问运行情况等。
3）在“监护值班”阶段，对本值进行的工作负有一定的责任。
4.3 调度交接班制度
4.3.1 交接班规定
4.3.1.1 接班调度员应提前30分钟到调度大厅查阅调度生产信息和各类生产运行资料，检查办公用品齐备、完好。
4.3.1.2 交接班原则上必须按规定的交接班时间进行，不得随意提
前或推后。
4.3.1.3 已到交接班时间而接班调度员未到，交班调度员应逐级汇
报相关领导，并继续值班。严禁未履行完毕交接班手续交班调度员就—10—
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擅自离开调度大厅。
4.3.1.4 交接班过程中一般不进行电气操作，也不受理非紧急性工
作。
4.3.2 交班负责人重点交待以下内容：
4.3.2.1 对照调度自动化系统画面显示交待特殊运行方式。
4.3.2.2 系统设备缺陷、事故处理情况和有关注意事项，重点交待
设备保留带电部分。
4.3.2.3 检修工作进行情况：重点交待检修工作班数目，接地线及
接地开关的数目、装拆情况、具体装设位置；继电保护及自动装置的投入、退出、停用等变更情况；目前检修完成情况等。
4.3.2.4 新设备启动投运情况。
4.3.2.5 当前安全措施布置情况，包括调度下令装设的接地线、接
地开关等。
4.3.2.6 当前电网运行的危险点、薄弱环节及注意事项。
4.3.3 接班调度员对交接班内容有疑问时，由交班调度员解答清楚。
4.3.4 交接班时以运行日志记录的事项为依据，如因交班调度员遗漏交待而发生责任问题，由交班调度员负责；若交接班记录上已有记录，接班后遗漏处理而发生责任问题，由接班调度员负责。
4.3.5 同时满足下列条件，方可进行交接班：
4.3.
5.1 交接班双方调度员均已在调度厅现场。
4.3.
5.2 电气操作及事故处理完毕或告一段落（交接班过程中发生
事故或需要立即停电处理的紧急缺陷，应立即停止交接班，由交班调度员负责处理，接班调度员可在交班负责人的指挥下协助处理，待处理告一段落后，方可继续进行交接班）。
4.3.
5.3 交接班双方值班负责人均同意。
4.4 调度纪律
有下列严重违反调度纪律行为之一者，按违反调度纪律论处。
4.4.1 不执行或拖延执行调度指令。
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4.4.2 擅自越权改变调度管辖设备的状态、参数、控制模式。
4.4.3 不如实反映现场情况，有意隐瞒或虚报事实。
4.4.4 未经调度许可，擅自在调度机构调度管辖或许可设备上进行工作。
4.4.5 不经调度下令，擅自改变发电厂有功、无功出力。
4.4.6 继电保护、安全自动装置动作情况汇报不及时或汇报错误，延误事故处理。
4.4.7 未经调度许可，在运行中的电力通信、调度自动化设备上开展工作并造成后果。
4.4.8 性质恶劣的其他行为。
4.5 调度用户的管理
4.5.1 调度协议是规范用户与调度部门双方责任和义务、具有法律效应的书面依据。
4.5.2 并网调度协议和用户调度协议由地调代表昆明供电局与发电企业及用户签订。
4.5.3 具备条件的用户，签订调度协议后，方可参加地（区）调统一调度。
4.5.4 调度协议签订原则
4.5.4.1 签订调度协议的用户必须先与用电管理部门签订供用电合同、并网协议，完成有关并网运行的组织措施和技术措施.
4.5.4.2 签订调度协议的用户必须安排相关人员经过必要的业务培训，取得调度受令资格，能使用规范的调度术语和操作指令。
4.5.4.3 签订调度协议的用户必须配备固定的调度专用电话，安排24小时有受令资格的人员接听调度电话。
4.5.4.4 必须有符合实际的电气一次和二次接线图，并具备在客户
线路侧做安全措施的条件。
4.5.5 调度协议签订标准
4.5.5.1 由昆明供电局变电站、开闭所10kV及以上电压等级供电的—12—
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客户专线供电的用户。
4.5.5.2 10kV及以上电压等级供电的双电源用户。
4.5.5.3 凡有自备发电厂，并与系统并网运行的用户。
4.5.5.4 与系统并网运行的发电厂。
4.5.6 凡需并入昆明电网运行的发电厂，并网前必须签订购售电合同和并网调度协议，承担电网的调峰、调频、调压和备用责任，满足并网运行条件后方可并入昆明电网。
4.5.7 并网调度协议应提前3个月协商，最迟于首次并网前3个工作日签订。
4.5.8 符合签订调度协议原则和标准的新投产用户，必须签订调度协议后方可投产。
4.5.9 凡未签订调度协议的用户由相应用电管理部门负责归口管理。
4.5.10 调度协议原则上每两至三年签订一次。
4.5.11 为严肃调度纪律，保证电网安全运行，及时进行正常倒闸操作和迅速处理事故，用户违反调度协议时，地调有权废除调度协议、终止调度关系，并通告用户管理单位。
4.5.12 对不能履行协议的相关条款，被终止调度关系的用户，相应用电管理部门应督促其进行整改，在重新签订调度协议前，由相应用电管理部门负责管理。
4.5.13 属于地调调度范围内的调度协议用户设备因扩建、改建工程变更接线时，必须在投产前完成报送地调审批、修改或补充调度协议工作。
4.5.14 调度协议用户，因用户接线方式发生变更，但未及时上报履行修改、补充调度协议，导致发生事故或不安全事件时，由用电管理单位组织追究其责任。
4.5.15 若未签订调度协议的用户发生反送电事故，由相应用电管理部门承担责任。
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4.6 电网电压调整和无功管理
4.6.1 昆明电网的无功管理和电压调整按调度管辖范围实行分级负责，电网的无功补偿及调整实行“分层分区，就地平衡”的原则，电压按“逆调压”原则调整控制。
4.6.2 电网运行电压应在允许的偏差范围内，220kV、110kV、35kV 母线正常运行电压允许偏差范围为额定值的-3～+7％，10kV母线正常运行电压的允许偏差范围为10kV～10.7kV，6kV母线正常运行电压的允许偏差范围为6kV～6.42kV。
4.6.3 运行值班人员应根据调度下达的无功电压曲线监视电网内各
电压控制点和电压监测点的电压变化情况，及时调整发电机无功出力、投切无功补偿设备。若发现有超出上述范围规定的情况，值班调度员应采取措施进行调整。如超出规定范围且又无法调整时，值班调度员应立即报告上一级值班调度员。
4.6.4 各变电站的110kV、35kV、10kV、6kV母线均为运行电压监测点。电压调整采取的措施主要有：
4.6.4.1 投切变电站电容器组或低压电抗器。
4.6.4.2 调整主变的分接头，升高或降低二次侧母线电压。
4.6.4.3 调整电网运行方式，改变潮流分布或控制负荷。
4.6.5 变压器分接头的管理原则
4.6.
5.1 主变压器有载调压分接开关位置的调整由所在运行单位负责。
4.6.
5.2 属省调调度的主变压器无载调压分接开关位置整定统一由
省调负责。
4.6.
5.3 属地调调度的主变压器无载调压分接开关位置整定统一由
地调负责。
4.6.
5.4 各变电站的所用变压器和10kV及以下配电网中变压器分接头的调整，由设备运行单位负责。
4.6.6 地调对各变电站下达电压无功曲线，有关变电站和集控站应—14—
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按曲线投切电容器，结合有载调压手段，保证母线电压质量在合格范围之内。
4.6.7 凡使用有载调压变压器的变电站，高峰负荷时，应使母线电
压趋于上限运行，低谷负荷时，应使母线电压趋于下限运行。
4.6.8 负荷高峰电压偏低运行时，应投入补偿电容器，提高母线运
行电压。负荷低谷电压偏高运行时，应切除补偿电容器，降低母线运行电压。当补偿设备已全部投入或切除后，电压仍不能满足要求时，方可调整有载调压变压器分接头档位。
4.6.9 为避免大量无功功率穿越变压器，35kV～220kV变电站，在主变最大负荷时，其高压侧功率因数应不低于0.95，在低谷负荷时功率
因数应不高于0.95。
4.6.10 电网内各级电压控制、监测点均应使用符合规定的统计装
置，按“分”计时进行监测统计，按月统计电压合格率。各运行值班
单位于每月3日前，将上月的电压合格率统计报表送交地调。
4.7 网损及主网关口电能计量管理
4.7.1 网损是指由各级调度部门管理送、变电设备产生的电能损耗。
昆明电网主网网损是指消耗在我局所辖220kV变电站主变压器、220kV 线路（省调下划地调调度但不含用户专线）、110kV线路（不含用户专线）、110kV和35kV变电站主变压器及35kV联络线上的损耗。
4.7.2 地调是线损管理的配合部门，应完成下列任务：
4.7.2.1 根据电网接线变化情况及时研究和制订电网经济运行方
式。
4.7.2.2 负责按线损“四分”（分压、分区、分线及分台区）管理要求，对主网网损进行月度统计分析和汇总。
4.7.2.3 负责35kV及以上电压等级系统内设备的理论网损计算和分析。
4.7.2.4 根据潮流变化情况及时调整所辖无功补偿设备的运行方
式。
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4.7.2.5 根据计算和分析结果，提出主网降损措施。
4.7.3 昆明电网流入主网的关口电能计量点一般为：
4.7.3.1 220kV变电站主变高压侧。
4.7.3.2 110kV、35kV发电厂的上网线路。
4.7.3.3 与其它供电局的110kV、35kV联络线。
4.7.4 地调对客户服务中心的关口电能计量点一般为：
4.7.4.1 变电站110kV用户专线。
4.7.4.2 变电站35kV用户专线。
4.7.5 地调对各营配分局的关口电能计量点一般为：变电站主变
10kV侧。
4.7.6 各关口电能计量点的采数应送入地调电能量计量系统。
4.7.7 各运行单位应于每月8日前，将上月的关口电能计量点报表送
交地调。
4.7.8 县（区）调应将每日小电上网电量于24﹕00前报送地调值班
调度员。
4.8 负荷管理
4.8.1 负荷管理的任务
4.8.1.1 收集和统计本电网的负荷资料。
4.8.1.2 进行用电情况分析。
4.8.1.3 进行负荷预测。
4.8.1.4 编制供电调度计划和事故限电方案。
4.8.2 负荷管理人员应进行以下分析：
4.8.2.1 各行业的用电比例、生产特点、用电规律以及用电量与国
民经济的关系。
4.8.2.2 气象、季节变化、原材料供应和负荷的自然增长率对地区
电网负荷的影响。
4.8.2.3 地区电网和大用户实际用电曲线与预计曲线的偏差及其原
因。
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4.8.2.4 电网异常和事故对客户的影响。
4.8.2.5 小水电对电网发电、供电负荷的影响。
4.8.3 为做好负荷管理工作，有关部门应向地调提供以下资料：
4.8.3.1 上级主管部门下达的供电调度计划。
4.8.3.2 经上级部门批准的事故及超计划用电的拉闸限电序位表。
4.8.3.3 本地区季度供（售）电量计划及主要工业用户和趸售用户
的电力、电量分配计划。
4.8.3.4 上级主管部门下达的临时性增加供（售）电量的分配调整
计划或有关限电的指示。
4.8.4 负荷预测
4.8.4.1 负荷预测分为年、月、周、日负荷预测及节日负荷预测。
4.8.4.2 地区下年度负荷预测应包括每月最高、最低负荷及电量，
于本年10月30日前报省调。下月度负荷预测于本月20日前报省调，日负荷预测应于16:00前上报，节假日负荷预测应在节前最后一个工作
日16:00前上报。
4.8.4.3 各县（区）调度下年度负荷预测应于本年9月15日前报地调。下月度负荷预测于本月15日前报地调，日负荷预测应于12:00前上报，节假日负荷预测应在节前最后一个工作日10:00前上报。
4.8.5 各级调度应执行日供电调度计划，因气候、事故等原因需调
整计划时，县（区）调应向地调值班调度员提出申请，经同意后按修
改的计划执行。在事故情况下，各级调度应执行上级调度下达的限电
方案。
4.8.6 下级值班调度员应严格执行上级调度下达的计划用电指标。
4.8.7 系统因一次能源不足而发生可预见性电力供应困难时，值班
调度员应根据上级调度机构或主管部门下达的限电指标（数额及起止
时间）及时通知用电管理部门控制负荷，用电管理部门应将所执行限
电方案及时报告地调；当负荷控制无效或不能满足系统要求时，值班
调度员可采取“一通知，二警告”的方式要求有关用户及用电管理部—17—
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门进行负荷控制；当采取上述措施负荷控制仍然不能到位或不能满足
系统要求时，经所领导批准，可对相关用户采取拉闸限电措施。
4.8.8 当系统发生事故或设备严重过负荷影响设备安全运行，必须
紧急限电时，值班调度员应立即按事故拉闸序位表及上级批准的应急
预案进行拉闸限电。
4.8.9 地调通知县（区）调或用户限电时，县（区）调值班调度员
或用户应迅速执行，否则由此造成的拉闸限电或事故所造成的后果由
违令方负责。
4.8.10 对违约用电的用户停、复电，值班调度员应按局主管领导批
准的书面通知单执行。
4.8.11 各厂、站值班员和值班调度员必须按时抄、报负荷表，具体
规定如下：
4.8.11.1 由地调远动组及分局集控站负责采集和保留各厂站全天
24小时的数据，并按要求报送。
4.8.11.2 各运行单位应于每日1﹕00前将上日的供电量报送地调。
4.8.11.3 各运行单位每月15日应按地调要求抄录1﹕00至24﹕00每小时的母线电压、功率因数、主变压器及分路负荷，并于20日前书面报送地调。
4.8.12 当电网出现特殊运行方式或根据工作要求需要临时增加抄
表工作时，按地调的通知执行。
4.8.13 各运行单位的值班人员应监视负荷变化情况，发现超出设备
允许电流值时，及时报告值班调度员，值班调度员设法给予调整。当
值班调度员无法调整时应做好记录，并向主管领导汇报。
4.9 调度图纸资料的管理
4.9.1 调度机构负责电网一次接线图的管理，设备运行单位负责图
实相符的相关工作。
4.9.2 调度机构负责发布的电网一次接线图主要包括：地调调度管
辖范围内35kV及以上变电站、发电厂的电气一次接线图；35kV以上昆—18—
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明电网网络接线图；配网一次接线图。
4.9.3 电网一次接线图的编制、发布和图实相符等工作按相关管理
规定执行。
5 电网设备的运行操作
5.1 运行操作原则
5.1.1 电网的运行操作分为电气操作、工况调整等。电气操作是将
电气设备状态进行转换，一次系统运行方式变更，继电保护定值调整、装置的启停用，二次回路切换，自动装置投切、试验等所进行的操作
执行过程。工况调整是指将电网或设备由当前运行工况调整到另一个
运行工况，主要是指调整频率、电压、发电出力、潮流、相角差等。5.1.2 值班调度员发布的调度指令，分为综合令、单项令、逐项令
三种形式。但不论采取何种发令形式，务必使运行值班人员弄清该项
操作的目的、要求及注意事项。
5.1.3 值班调度员在正式发布操作指令及现场值班人员操作时，必
须做到：
5.1.3.1 值班调度员发布的操作指令（或预发操作任务）一律由具
备“可接受调度指令”资格的人员接令，其他人员不得接令，值班调
度员也不可将操作指令（或预发操作任务）下达给其他人员。
5.1.3.2 正确使用调度规范用语，用语简明、扼要、严肃、认真。5.1.3.3 彼此通报全名：“××（单位）××（姓名）”。
5.1.3.4 双重命名：电压等级、设备名称、设备编号，缺一不可：“××kV××（设备名称）××（设备编号）”。对于集控站，设备双重命名前还应冠以带电压等级的受控站名。
5.1.3.5 复诵：发布调度指令和汇报操作的执行结果时，受令人或
下令人必须将对方说话内容进行原文重复表述，并得到对方的认可。
5.1.3.6 录音和记录：调度业务联系双方必须录音，并做好操作记录。
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5.1.3.7 严禁只凭经验和记忆发布及执行调度指令。严禁在无人监
护情况下进行运行操作或与运行操作有关的调度业务联系。
5.1.3.8 值班调度员发布调度指令完毕，运行人员复诵无误后，值
班调度员发出：“对，下令时间×时×分”。“下令时间”是值班调
度员正式发布操作指令的依据，现场值班人员没有接到“下令时间”不得进行操作。
5.1.3.9 现场值班人员操作完毕后，由受令人向地调值班调度员报
告操作完成情况及完成时间。“完成时间”是现场执行完毕的依据，值班调度员只有收到“完成时间”后，才算该项操作完毕。
5.1.3.10 操作过程中应充分利用调度自动化系统有关遥测、遥信等辅助核实操作的正确性。
5.1.3.11 操作过程中有疑问、事故跳闸或发现异常时，须暂停操作，弄清情况，消除事故和异常后，再继续操作。
5.1.4 操作受令人汇报值班调度员的操作结果必须是经过现场检查
核实后的设备状态，如断路器、隔离开关、接地开关、二次设备等的实际状态，负荷、电流、电压、保护切换回路等的实际情况。
5.1.5 调度机构值班调度员对其所发布操作指令的正确性负责，但
不负责有关现场值班人员所填写的具体操作步骤、内容的正确性；有关现场值班人员对填写的操作票中所列具体操作内容、顺序等正确性负责。
5.1.6 调整继电保护及安全自动装置时，由调度机构值班调度员下
达对装置的功能性要求，厂站人员按定值单和现场运行规程操作，满足功能性要求。继电保护及安全自动装置的现场运行规程中应明确继电保护、安全自动装置的连接片、切换开关、控制字修改等的具体操作要求和操作细则。值班调度员对下令投退保护、安全自动装置指令的正确性负责，现场运行值班人员对具体连接片投切的正确性负责。
5.1.7 倒闸操作应避免在雷雨、大风等恶劣天气及交接班时进行。5.1.8 倒闸操作后，值班调度员应及时回顾操作全过程，检查是否—20—
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有遗漏或下达错误的操作指令，按规定及时在调度自动化系统中设置
相关标示牌。
5.1.9 在任何情况下，严禁“约时”停送电、“约时”装拆接地线、“约时”开工检修。
5.1.10 接地开关（接地线）的管理：
5.1.10.1 调度机构的值班调度员仅负责下令操作管辖范围内线路
侧的接地开关和代替线路侧接地开关功能的接地线。
5.1.10.2 除线路侧的接地开关外，厂、站内及配网设备（主要包括
断路器、母线、主变等）的接地开关由厂站运行值班人员负责操作及管理，调度员许可设备状态变更（运行、热备用、冷备用、检修）。即调度员下令将站内设备操作至冷备用后，经调度员许可设备转检修时，现场运行人员根据工作票内容要求，合上相应的接地开关，将该设备操作至检修状态，待相关工作结束后，现场运行人员应将所合的接地开关拉开，将设备恢复至调度员许可前的状态。调度员不直接下令到接地开关的编号。
5.1.10.3 凡属线路检修工作人员自行在厂、站、配网的配电设备围
墙（柜）外的已停电线路上装设的接地线，由现场工作负责人自行负责操作及管理。线路按申请转到相应状态后，经调度员许可，线路工作负责人根据工作票内容要求自行装设接地线，待相关工作结束后，线路工作负责人应将装设的接地线拆除，将设备恢复至调度员许可前的状态，然后汇报调度。
5.1.10.4 厂站变压器中性点接地方式由管辖调度机构确定，调度员
只下令厂站的中性点的接地数目，变压器中性点接地开关由厂站值班人员负责操作及管理。
5.1.10.5 除调度员直接下令操作的接地开关（或代替线路接地开关
功能的线路侧接地线）外，其余一次设备，调度只负责设备状态的变更（运行、热备用、冷备用、检修），现场在向调度汇报设备处于“热备用”及“冷备用”两种状态时，应确实检查该设备已无任何接地安—21—
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全措施。
5.1.10.6 现场在调度许可的停电设备上做安全措施时，操作要符合
有关安全规程的要求，不得影响其它运行设备的正常运行。
5.2 运行操作要求
5.2.1 操作制度
5.2.1.1 值班调度员在发布操作指令前应充分考虑：
1）电网运行方式安排是否合理，应采取的措施是否完善，并做
好必要的事故预想。
2）电网潮流、电压分布是否合理。
3）相序或相位是否一致，线路上有无“T”接线。
4）对电力通信和调度自动化系统的影响。
5）继电保护和安全自动装置是否与电网配合协调，是否需要改
变。
6）变压器中性点接地方式是否符合规定。
7）线路开环点的防雷要求。
8）对其它运行单位影响较大时，是否已将电网运行方式及对其
的影响或要求通知该单位。
5.2.1.2 在进行事故处理及设备紧急缺陷处理时，值班调度员可以
不填写调度操作指令票或调度指令记录，但事后应填写事故记录或调度运行记录。
5.2.1.3 以下操作值班调度员可不填写调度操作指令票，但应填写
调度操作指令记录或新设备投产调度指令记录，并做好运行记录。1）参数调整。
2）断开（合上）断路器的单一操作。
3）投入、退出或停用单一继电保护和自动装置（包括更改整定值）。
4）拉开接地开关或拆除全厂（站）仅有的一组接地线。
5）拉闸限电。
—22—
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6）紧急避险。
7）新设备的投产启动、调试（按有关新设备投产调度方案执行）。
5.2.1.4 值班调度员在发布操作指令前，应核对一次接线，检查操
作步骤。相关现场人员应根据地调值班调度员的操作要求及现场运行规程，准备相应的现场操作票，并做好事故预想。
5.2.1.5 当调度台上同时出现事故跳闸、紧急缺陷、计划检修、新
设备投产等多项工作时，处理按以下从高到低的顺序分别处理：
1）事故跳闸隔离故障和恢复送电的操作。
2）需立即停电的紧急缺陷处理的操作。
3）有可能造成延时送电的计划检修工作结束恢复送电的操作。
4）不需要立即停电的紧急缺陷处理的操作。
5）计划检修停复电操作。
6）影响正常设备恢复供电的新设备投产操作。
7）除以上规定之外的新设备投产操作。
8）其它。
5.2.1.6 配网调度管辖设备的操作，如涉及两个及以上设备运行管
理单位或一个设备运行管理单位的两个及以上班组，各单位生产调度或生产管理部门应确定最多两名操作负责人，由各单位在操作前一天将其姓名和联系方式电话通知值班调度员。如果各单位未指定操作负责人，或者值班调度员无法联系上指定的操作负责人和变电站现场当值班长时，值班调度员有权指定各单位有受令资格的任何一人为操作负责人。操作负责人有变更时各单位生产调度或生产管理部门应及时通知调度值班员。
5.2.1.7 操作时值班调度员统一下令给指定的操作负责人，上述人
员接受调度命令后，负责协调、安排本单位各班组的相关操作，全部操作完毕后，由接受调度命令的人员统一汇报调度，调度员下令时要求单独汇报的内容除外。
5.2.1.8 值班调度员下达操作指令后，允许各设备运行管理单位的—23—
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多组操作人员同时进行没有逻辑关系的电气倒闸操作任务；几份无逻
辑关系操作任务的操作票，操作顺序不受票号先后的限制，可以根据
调度指令顺序进行操作。
5.2.2 基本操作
5.2.2.1 电网合环、解环操作
1）合环操作必须相序相位正确，整个环路内的变压器接线组别
之差为零。
2）合环时220kV及以下电压差不超过额定电压的20%。
3）合、解环操作前必须考虑到潮流、电压的可能变化，是否会
引起某一元件过负荷，继电保护及安全自动装置是否适应、配合等问题，以及对电网稳定的影响，并通知有关单位。
4）环状电网合环点设有同期装置时，应启动同期装置进行合环。
当经同期合环有困难时，应启用合环断路器的同期装置检测相角差。
合环时相角差220kV及以下一般不应超过25°。
5）凡属电磁环网环路操作，若环路内有上级调度机构的管辖（或
许可）设备，应事先向上级调度机构值班调度员问明是否属于同期系统，并避免采用大迂回进行环路操作。
6）解、合环操作前应掌握上级网络的运行情况，若环路内有上
级调度机构管辖的设备，应事先征得上级调度机构同意。
7）由于220kV普吉变电站主变压器110kV／35kV的接线组别与其
它110kV变电站主变压器的对应接线组别不一致，故由220kV普吉变电站引出35kV线路不得与其它变电站（如110kV岗头村）的35kV线路进行合环操作。
5.2.3 线路操作
5.2.3.1 环状或并联运行线路中的一部分线路停（送）电时，必须
考虑运行设备是否会过载、继电保护定值及安全自动装置是否适应、
电网稳定是否满足要求、线路相位、相序是否一致等。
5.2.3.2 线路停（送）电操作原则：
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1）进行线路转检修操作时，必须按照断开断路器、拉开线路（负
荷）侧隔离开关、母线（电源）侧隔离开关，最后合上线路侧接地开
关（或在线路侧装设代替线路接地开关的接地线）的顺序进行，送电
操作顺序与上述顺序相反。
2）对于有“T”接的线路，在进行转检修或恢复运行操作时，应
周密考虑各侧负荷情况及安全措施情况，防止操作过程中发生误停负
荷或带线路接地开关送电等恶性误操作事件。
3）多侧电源线路停电时，必须将各电源侧断路器断开、隔离开
关完全拉开后，方可合线路各侧接地开关（或在线路侧装设代替线路
接地开关的接地线）；送电时，必须在各侧接地开关均已拉开（或代替线路接地开关的接地线均已拆除）后方可送电。
4）3/2断路器接线方式，线路送电时一般应先合上母线侧断路
器，后合中间断路器，停电时相反。
5.2.3.3 新建、改建或大修后的线路，送电前应检查临时接地安全
措施是否完全拆除，相序、相位是否正确，继电保护及自动装置是否完好并正确投入。
5.2.3.4 新建或改建后的架空线路投入运行时，应以工作电压的全
电压冲击三次，带有负荷的线路除外。
5.2.4 电力电缆操作
5.2.4.1 新建或大修后的电力电缆应按有关规程、规定、标准进行
试验和验收。送电前必须检查两端电缆头的相位与电力系统相符，充油电缆的油压正常，带电部分的临时接地线等安全措施全部拆除，继电保护按要求整定投入，电缆绝缘合格。
5.2.4.2 电力电缆原则上不允许过负荷运行，即使在处理事故出现
过负荷，也应迅速恢复其正常工作电流。
5.2.4.3 备用电缆应经常处于充电状态。
5.2.4.4 电缆线路停电检修或测量绝缘电阻前，必须先对电缆进行
验电、放电后才可进行。
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5.2.5 变压器操作
5.2.5.1 变压器并列运行的条件：
1）电压比相等。
2）短路阻抗相同。
3）接线组别相同。
电压比或短路阻抗不同的变压器，通过计算在任何一台变压器都
不过载的情况下，可以并列运行。
5.2.5.2 变压器并列或解列前运行人员应检查负荷分配情况，确认解、并列后不会造成任一台变压器过负荷。
5.2.5.3 变压器投入运行时，应先合上电源侧断路器，再合上负荷
侧断路器，停用时应先断开负荷侧断路器，再断开电源侧断路器。倒换变压器时，应检查并入的变压器确已带负荷后，才允许断开应停的变压器。
5.2.5.4 变压器在停（送）电之前，变压器中性点必须接地，并投
入该变压器中性点接地保护，待操作完毕再根据规定改变中性点接地方式。以上操作地调值班调度员不单独发令。
5.2.5.5 两台并列运行的变压器，在倒换中性点接地开关时，应先
合上原未接地变压器的中性点接地开关，再拉开原接地变压器的中性点接地开关。
5.2.5.6 变压器中性点带消弧线圈运行，当变压器停电时，应先将
消弧线圈退出运行，送电顺序与此相反。以上操作地调值班调度员不单独发令。
5.2.5.7 新投产及大修后的变压器在第一次投入运行时，应按规定
在额定电压下进行冲击合闸（新变压器投入需冲击5次，大修后的变压器需冲击3次），并进行核相。
5.2.5.8 调整变压器分接头后，应测量三相线圈直流电阻，使其满
足相关技术要求。两台并列运行的有载调压变压器，在调整分接头时应按照“一台调整一档，另一台也调整一挡”的原则调整，其调压操—26—
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作应轮流逐级或同步进行，不得在一台变压器上连续进行两个及以上的分接头变换操作，不得使两台变压器电压差超过5%。
5.2.6 断路器操作
5.2.
6.1 断路器允许断开、合上额定电流以内的负荷电流及切断额
定遮断容量以内的故障电流。
5.2.
6.2 断路器控制电源在其回路的有关隔离开关操作过程中不允
许退出，以防止误操作时失去保护电源。
5.2.
6.3 断路器合闸前，继电保护必须按规定全部投入。断路器合
闸后，应检查三相电流是否平衡，自动装置是否已按规定设置。
5.2.
6.4 用旁路断路器代供前，旁路断路器保护应按所代断路器保
护正确投入，且保护定值与被代断路器相符。
5.2.
6.5 旁路断路器代供操作，应先用旁路断路器对旁路母线充电
一次，正常后断开，再用被代断路器的旁路隔离开关对旁母充电，最后用旁路断路器合环。
5.2.
6.6 进行无旁路断路器的代路操作时，应将经操作隔离开关所
闭合环路的所有断路器操作电源退出。以上操作地调值班调度员不单独发令。
5.2.
6.7 下列情况下，必须停用断路器自动重合闸装置：
1）重合闸装置异常时。
2）断路器灭弧介质及机构异常，但可维持运行时。
3）装置所接电压互感器、电压抽取装置停用时。
4）断路器切断故障电流次数超过规定次数时。
5）线路带电作业要求停用自动重合闸装置时。
6）线路有明显缺陷时。
7）按照其他规定不能投重合闸装置的情况。
5.2.7 隔离开关操作
5.2.7.1 运行中的断路器分闸后应确认三相均已断开，相应断路器
控制电源未退出时方可操作隔离开关。
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5.2.7.2 禁止用隔离开关拉合带负荷设备或带负荷线路。
5.2.7.3 禁止用隔离开关拉开、合上空载主变（采用SF6全封闭组合电器，经局有关部门认定的可用主变隔离开关拉、合空载变压器的除外）。
5.2.7.4 禁止用隔离开关拉开、合上故障设备。
5.2.7.5 禁止用隔离开关短接或解除带负荷的电抗器。
5.2.7.6 单相隔离开关和跌落式熔断器的操作顺序：
1）三相水平排列者，停电时应先拉开中相，后拉开边相；送电
操作顺序相反。
2）三相垂直排列者，停电时应从上到下拉开各相；送电操作顺
序相反。
5.2.7.7 允许使用隔离开关进行下列操作：
1）拉、合无故障的电压互感器及避雷器（无雷、雨时）。
2）无接地故障时，拉、合变压器中性点接地隔离开关或消弧线
圈。
3）母线倒闸操作。
4）拉、合同电压等级经断路器或隔离开关闭合的站内环流（拉、
合前先将环路内断路器操作电源切除）。
5）拉、合电容电流在隔离开关允许值内的空母线及空载线路。
6）拉合无故障站用变压器。
超过上述范围时，必须经过试验，并经主管领导批准。
5.2.8 母线操作
5.2.8.1 母线操作时，现场按照运行规程调整母线差动保护运行方式。
5.2.8.2 运行母线进行倒闸操作前，应确保所倒换两段母线间母联
断路器的两侧隔离开关及母联断路器均合上，并将母联断路器的操作电源切除。以上操作地调值班调度员不单独发令。
5.2.8.3 倒母线应考虑各组母线的负荷与电源分布的合理性。—28—
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5.2.8.4 用母联断路器对空母线充电时，凡有母线充电保护的应投入，但在母联断路器带负荷前必须切除。
5.2.8.5 倒母线操作时，母线隔离开关必须按“先合后拉”的原则
进行。
5.2.8.6 当母差保护退出运行时，不宜进行母线倒闸操作。
5.2.8.7 两组母线的并、解列操作必须用断路器完成。
5.2.8.8 在停母线电压互感器操作时，应先断开电压互感器二次空
气开关或熔断器，再拉开一次隔离开关。防止电压互感器二次侧向母线反充电。
5.2.9 消弧线圈操作
5.2.9.1 正常情况下消弧线圈的运行应遵循“过补偿”的原则。
5.2.9.2 正常情况下，禁止将消弧线圈同时接在两台运行的变压器
的中性点上。如需将消弧线圈由一台变压器切换至另一台变压器的中性点上时，应按照“先拉开，后投入”的顺序进行操作。
5.2.9.3 经消弧线圈接地的系统，对线路强送时，严禁将消弧线圈
停用。系统发生接地时，禁止将消弧线圈退出运行。
5.2.9.4 系统发生单相接地故障时，禁止对接地变压器进行投、切
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： 1、操作票由值班调度员填写，填写完后，应根据模拟图板或结线图核对所填写的操作项目。并在编制人处签字。
(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...........................................
3.1电力系统 电力系统是由发电、供电（输电、变电、配电）、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、计量装置、电力通信设施、自动化设施等构成的整体。 3.2主网 宁夏电力系统中，由西北电力调控分中心和宁夏区调直接和间接调管设备所形成网络的统称。 3.6用户 通过电网消费电能的单位或个人。 3.7并网调度协议 指电网企业与电网使用者或电网企业间就调度运行管理所签订的协议，协议规定双方应承担的基本责任和义务，以及双方应满足的技术条件和行为规范。 3.8调度管辖范围 指调度机构行使调度指挥权的范围，宁夏电网由宁夏区调调度管辖。 3.9直接调管/间接调管
直接调管是指由本级调度全权负责电网运行的组织、指挥、指导和协调。 间接调管是由下级调度机构负责电网运行的组织、指挥、指导和协调，但在操作前需征得本级调度同意。 3.10直接调度/间接调度/委托调度 直接调度是指值班调度员直接向下级调度机构值班调度员或调度管辖厂、站运行值班员发布调度指令的调度方式（值班调度员向将要具体执行调度指令的调度管辖厂、站运行值班员发布调度指令的调度方式）。 间接调度是值班调度员通过下级调度机构值班调度员向其他调度管辖厂、站运行值班员转达调度指令的方式。 委托调度是指经协商一致，一方委托它方对其调度管辖的设备进行运行和操作指挥的调度方式。 3.12旋转备用 旋转备用指运行正常的发电机维持额定转速，随时可以并网，或已并网但仅带一部分负荷，随时可以利用且不受网络限制的剩余发电有功出力，是用以满足随时变化的负荷波动，以及负荷预
计的误差、设备的意外停运等所需的额外有功出力。 3.17发电设备检修等级 依据《发电企业设备检修导则》（DL/T 838-2003），发电机组检修按检修规模和停用时间分为A、B、C、D四个等级： a)A级检修是指对发电机组进行全面的解体检查和修理，以保持、恢复或提高设备性能； b)B级检修是指针对机组某些设备存在问题，对机组部分设备进行解体检查和修理。B级检修可根据机组状态评估结果，有针对性地实施部分A级检修项目或定期滚动检修项目； c)C级检修是根据设备的磨损、老化规律，有重点地对机组进行检查、评估、修理和清扫。C级检修可进行少量零部件的更换、设备的消缺、调整、预防性试验等作业以及实施部分A级检修项目或定期滚动检修项目； d)D级检修是指当机组总体运行状况良好，而对主要设备的附属系统和设备进行消缺。D级检修除进行附属系统和设备的消缺外，还可根据设备状态的评估结果，安排部分C级检修项目。 3.18计划检修/临时检修
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。
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 (43) 第十一章调控运行操作规定 (50) 第十二章故障处置规定 (68) 第十三章电保护和安全自动装置管理 (97) 第十四章调度自动化及通信管理 (101) 第十五章清洁能源调度管理 (107) 第十六章设备监控管理 (113) 第十七章备用调度管理 (115) 附录1：江西电网省调调管电厂设备 (117) 附录2：江西电网220千伏变电站调管范围划分 (122) 附录3：江西电网220千伏线路调管范围划分 (126) 附录4：江西电网省调调度许可设备 (136) 附录5：江西电网委托调度设备 (137) 附录6：江西电网设备命名和编号原则 (138) 附录7：江西电网调度术语 (142) 附录8：导线允许的长期工作电流 (190) 附录9：220千伏及以下变压器事故过载能力 (192)
第一章总则 1.1 为加强江西电网调度控制管理，保证电网安全、优质、经济运行，依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《国家电网调度控制管理规程》和有关法律、法规，制定本规程。 1.2 本规程所称“江西电网”是指国网江西省电力公司经营区域内的各级电网，包括并入上述电网的发电、输配电、用电等所有一次设施及相关的继电保护、通信、自动化等二次设施构成的整体。 1.3 江西电网运行实行“统一调度、分级管理”。 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）、厂站运行值班单位（含水电流域梯级集控中心、风电场集控中心等）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。江西电网设置三级调控机构，由上至下依次分为：省电力调度控制中心（简称省调）；地（市）电力调度控制中心（简称地调）；县（市、区）电力调度控制（分）中心（简称县调）。 1.5 各级调控机构在电网调度业务活动中是上下级关系，下级调控机构必须服从上级调控机构的调度。厂站运行值班单位及输变电设备运维单位，必须服从调控机构的调度。1.6 本规程适用于江西电网的调控运行、电网操作、故障处置和调控业务联系等涉及调控运行相关的各专业的活动。并入江西电网的各电力生产运行单位颁发的有关电网调控的规程、规定等，均不得与本规程相抵触。 1.7 与江西电网运行有关的各级调控机构和发、输、变电等单位的运行、管理人员均须遵守本规程；非电网调度系统
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； h）水情测报设备及其相关接口； i）向子站自动化系统设备侠电的专用电源设备及其连接电缆（包括不间断电源、直流电源及配电
第一篇电力调度治理规程 第一章总则 1.1为适应交流特高压大区联网运行，保障山西电力系统安全、优质、经济运行，提高电力工业能源使用效率，节能环保和可持续进展，维护社会公共利益和电力投资者、经营者、使用者的合法权益，特制定本规程。 1.2 本规程制定的依据是《中华人民共和国电力法》、《电力调度治理条例》、《电力监管条例》、《电网运行规则(试行)》和国家、地点政府以及电力治理部门制定的适用于电力工业的其它法规及标准。 1.3 本规程遵循电力系统运行的客观规律和社会主义市场经济规律，结合山西电力系统实际情况，按照公开、公平、公正的原则，加强山西电力系统调度治理工作。 1.4 本规程适用于山西电力系统发电、供电、用电及其它活动中与电力调度有关的行为。 1.5 山西电力系统是指由接入山西电网的发电、供电、用电等一次设备以及为保障其运行所需的调度自动化、电力通信、电力计量装置、电力市场和节能调度技术支持系统、继电爱护及安全自动装置等二次设备组成的统一整体。 1.6 电力调度机构是保证电力系统安全、经济、优质运行的组织、指挥和协调机构，依法在电力系统运行中行使调度指挥权。 1.7 山西电力系统调度运行治理遵循“统一调度、分级治理”
的原则。各级电力调度机构依照国家法律、法规和有关规定，行使本级电力调度治理职能。 山西电力调度系统包括本省各级调度机构和有关运行值班单位。 1.8 本规程是山西电力系统调度运行治理工作的差不多依据，凡属山西电网统一调度的发电、供电、用电企业，必须遵守本规程。各运行单位的现场规程、规定等与本规程相抵触者，均应依照本规程予以修订，若有关条款涉及省级电力调度机构治理权限时，必须事先得到相应认定。 1.9山西电力系统内电力生产运行单位的运行人员必须熟悉并遵守本规程，其他与电力生产运行有关的治理、技术和工作人员应熟悉并遵守本规程的有关部分。 1.9.1电力系统生产、打算、基建、检修、设计、科研等非电力调度系统部门在涉及省级电力调度机构业务管辖范围时，须遵守本规程。 1.9.2任何单位和个人不得非法干预电力调度活动，调度系统的值班人员依法执行公务，有权拒绝各种非法干预。 1.9.3任何违反本规程的单位和个人，必须承担相应的法律、行政和经济责任。 1.10本规程的解释权属山西省电力公司。 第二章调度治理机构 2.1 按照国家五级电力调度机构设置原则，山西电力调度机构设置采纳三级制，即省级电力调度机构（简称省调）、省辖市级电力调度机构（简称地调）、县（市、区）级电力调度机构（简称县
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。
电力调度中心职责 1、负责编制电网调度运行相关制度和规程规范，具体实施电网经济运行、安全可靠地调度管理。 2、负责电网潮流计算，拟定公司电力系统运行方式，编制年、季（月）、日运行方式，制定重大节假日或迎峰度夏期间保电应急预案。 3、负责辖区内调度协议管理，参与新建和改建工程初设和接入系统审查工作。 4、负责所辖系统内无功补偿管理，发、输、配电可靠性管理，编制负荷曲线，开展电力电量平衡和考核结算。 5、负责制定发输配电设备设施检修期间的停电计划，组织具体实施。 6、负责编制公司电网年度继电保护整定运行方案，开展继电保护整定值计算、继保与安全自动化系统装置的运行管理工作。 7、负责指挥电网内发电厂的调峰、调频和调压，科学分配需求侧负荷，处理电网异常运行工况、一般事故和故障。 8、负责公司调度技术装备一般故障及缺陷处理，解决通讯及自动化装备在生产运行中的问题。 9、设置片区操作班，负责无人值守变电站电力调度相关操作的远程处理。 10、负责公司各部门计算机的安装、调试、维护和管理，应用软件的安装、调试、维护和管理。 11、负责公司各部门计算机的防病毒工作和计算机设备的简单维修。 12、培训、指导、管理和监督其他各部门信息化系统使用人员相关业务工作。 13、管理范围主要针对公司机关和发电厂内部程控交换机、电话及光端设备的维护管理。 14、完成领导交办的其他工作任务。
电力调度中心组织架构 主任 副主任 继保保护管 理岗通讯设备管 理岗 信息系统 管理岗 班长 调度员编制数（31人） 主任/1、副主任/3、继保保护管理岗/1、通讯设备管理岗/3、信息系统管理岗/6、班长/3、调度员/14
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。
山西电力系统调度规程 山西省电力公司
批准：曹福成 审定：张兴国史更林 审核：陈佩琳徐红利 会审：边江李鸣镝潘捷田俊杰郭一兵王瑞奇编写：田俊杰郭一兵边江潘捷王瑞奇李玺印李明李宏杰赵兴泉侯亮刘洋谢毅 包磊赵李宏郝春娟黄苏蕾罗韬安成万 薛永强 （本规程从批准之日起执行，原调度规程作废）
目录 第一篇电力调度管理规程 (4) 第一章总则 (4) 第二章调度管理机构 (5) 第三章电力调度管理的任务 (5) 第四章调度范围划分原则 (8) 第五章电力调度运行管理制度 (10) 第一节调度管理制度 (10) 第二节无人值班变电站调度管理 (13) 第三节重大事件汇报调度管理 (14) 第六章设备检修的调度管理 (14) 第七章系统运行方式的编制和执行 (17) 第一节系统运行方式管理 (17) 第二节年、月（季）度、日运行方式的编制要求 (18) 第八章电力平衡的调度管理 (20) 第九章电力系统频率、电压的调整 (21) 第一节系统频率和联络线潮流的调整 (21) 第二节无功功率平衡及系统电压的调整 (22) 第三节自动电压控制系统（AVC）的调度管理 (24) 第十章新建、改建和扩建设备投产的调度管理 (25) 第一节新设备投产的前期管理 (25) 第二节输变电设备基建改造期间的调度管理 (25) 第三节电网新设备投产启动的调度管理 (26) 第四节电网新设备启动原则 (28) 第十一章系统安全稳定的调度管理 (28) 第十二章低频低压减负荷的调度管理 (29) 第十三章机网协调运行管理 (30) 第十四章继电保护及安全自动装置的调度管理 (31) 第十五章调度自动化系统运行管理 (33) 第十六章电网调度通信运行管理 (35) 第十七章自动发电控制装置（AGC）运行管理 (36) 第十八章水电厂和地区小电厂（含自备电厂）的调度管理..37 第一节水库及水电厂调度管理 (37)
山西电网调度控制管理规程 国网山西省电力公司 二零一五年一月
批准：王礼田 复审：陈佩琳梁建伟 审核：张军六王晓林曹明德王生明穆广祺卢永平续建国赵泰峰张涛田俊杰李鸣镝郭一兵初审：赵兴泉李明刘洋杨宇尉镔武志宏张伟王其兵李宏杰赵李宏樊丽琴潘捷 边江赵俊屹安成万张建伟罗韬慕国行 张秀丽郝春娟李玺印李国华王忠 主要编写人员：谢毅包磊韩鹏任建云赵园边伟杨帅罗宏超王越刘志良杨大春 田浩贺卫华常亮亮刘雷张超杨林 郭庆李俊午焦军军李宁令狐进军刘国瑞 张沁白晨皓杨子成冯李军马小波冯维明 阮军鹏南晓强王小昂贺鹏齐芸芸王中杰 王海滨薛志伟石文章李远侯亮张家玮 杨超颖 （本规程从批准之日起执行，原调度规程作废）
目录 第1章总则 0 第2章调控管辖范围及职责 (2) 第3章调控运行管理 (9) 第4章电网运行方式管理 (16) 第5章调度计划管理 (19) 第6章电网频率调整调度管理 (27) 第7章电网电压调整和无功管理 (31) 第8章电网稳定管理 (38) 第9章新设备投运管理 (43) 第10章并网电厂调度管理 (47) 第11章清洁能源调度管理 (52) 第12章继电保护和安全自动装置管理 (61) 第13章调度自动化及通信管理 (65) 第14章设备监控管理 (69) 第15章安全及应急管理 (76) 第16章配网抢修指挥管理 (81) 第17章调控运行操作规定 (84) 第18章故障处置规定 (100) 附录电网调度术语 (117)
第1章总则 1.1 为适应特高压大区联网运行和山西电网运行与管理的需要，保证电网安全、优质、经济运行，依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《国家电网调度控制管理规程》和有关法律、法规，制定本规程。 1.2 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）、厂站运行值班单位（部门）及输变电设备运维单位（部门）。调控机构是电网运行的组织、指挥、指导、协调机构，电网调控机构分为五级，由上至下依次为：国家电力调度控制中心（以下简称国调），国家电力调度控制分中心（以下简称分中心），省（自治区、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）。 1.3 各级调控机构在电网调控业务活动中是上下级关系，下级调控机构必须服从上级调控机构的调度指挥。厂站运行值班单位及输变电设备运维单位，必须服从调控机构的调度。 1.4 山西电网调度系统包括本省各级电网调控机构和电网内发电厂、变电站（简称“厂站”）的运行（运维）值班单位。由上至下依次分为：省调，地调，县调。 1.5 山西电网运行实行“统一调度、分级管理”的原则。各级调控机构依照国家法律、法规和有关规定，行使本级电力调度控制管理职能。 1.6 本规程适用于山西电网的调控运行、电网操作、故障处置和调控业务联系等涉及调控运行相关的各专业的活动。 1.7 本规程是山西电网调度系统调控运行管理工作的基本依据，凡属山西电网统一调度的发电、供电、用电企业，必须遵守本规程；非电网调度系统人员凡涉及山西电网调控运行的有关活动也均须遵守本规程。各运行单位的现场规程、规定等与本规程相抵触者，均应根据本规程予以修订，若有关条款涉及省调管理权限时，必须事先得到相应认定。 1.8 任何单位和个人不得非法干预电力调度活动，调度系统的值— 0 —
新时期电力调度运行管理常见问题及措施谢凤 发表时间：2018-04-04T16:18:58.543Z 来源：《基层建设》2017年第36期作者：谢凤 [导读] 摘要：随着社会化大生产的发展和人们生活水平的提升，社会对电力需求量不断增加，全面满足人们日常工作生活需求，随着电力供应的复杂化，人们更加关注的则是安全用电、稳定用电问题。 国网山西省电力公司临猗县供电公司山西临猗 044100 摘要：随着社会化大生产的发展和人们生活水平的提升，社会对电力需求量不断增加，全面满足人们日常工作生活需求，随着电力供应的复杂化，人们更加关注的则是安全用电、稳定用电问题。只有全面做好用电管理，才能保证人们用电安全可靠，电力调度运行管理工作对保证电力正常稳定供应具有举足轻重的作用，只有全面提高整体指挥调度能力，才能保证人们用电安全，维护供电稳定，确保高质量电力供应。 关键词：电力调度；运行管理；现状；对策 随着市场经济快速发展，能源的需求量不断增加，电力作为最主要应用能源之一，在人们生活与生产中起着重要的作用，只有全面做好电力供应工作，才能确保用电安全与稳定。电力调度运行管理是电力系统管理的重要内容，关系着整个电力运行的好坏，更直接关系到电网安全。文章主要通过对电力调度运行管理工作地位和内容的分析，指出电力调度运行管理中存在的主要问题，进一步提出提高电力调度运行管理水平的具体对策与方法。 1 电力调度运行管理工作地位及内容 1.1 电力调度的地位 我国电网规模不断增加，涉及范围不断扩大，在高科技的推动下，电网已经有了全新的发展与进步，当前电网已经不是传统意义上的电网，与科技的结合全面提升了电网供电能力。全网自动化、智能化不断提高，特别是随着新能源并网，电网运行变得日趋复杂化，电网发生了结构上的改变，电力调度作为担负着指挥和组织电网运行任务的重要机构，能够全方位保证电网稳定运行，整个电力系统中有着突出的显要位置。电力调度有自身特殊性，主要是本着“统一调度、分级管理”的原则进行协调，统一与分级并不是分离的两个概念，两者相辅相成、缺一不可，只有通过分级管理，才能确保统一调度，没有统一调度，分级管理则无法实现。电力调度职能的发挥，能够保证有序用电，通过指导、组织、指挥和协调，使电网发挥作用，实现全网代电可靠性，电力调度安全管理工作对电网可靠运行有着直接的影响。 1.2 电力调度内容 通过对电力调度工作地位的分析总结，我们可以概括出电力调度运行管理工作主要内容：一是合理计划。通过对全网用电情况的调查摸底，全面掌握区域用电结构与情况，根据相关数据，精准编制电力调度运行工作计划，使全网有组织、有计划运行，确保电力供应稳定安全；二是有序执行。通过良好的电力调度能够确保区域用电秩序，需要在运行时严格相关用电程序，使辖区范围电气设备实现统一指挥与运行，确保安全稳定；三是调整电力。对不同的用电高峰进行跟踪，用电高峰时段，个别区域电压增大，这时则需要根据情况适时调整好电网频率和电压，确保电力运行安全，满足人们工作与生活需求；四是处理故障。要做好全面的检查与检测，保证相关电力设备设施不出现损害，对发现的电网事故要及时解决，为了保证安全，对重点部位需要强化应急预案，形成有效的防范措施，当发现问题时，能够快速得到解决；五是技能提升。为了保证操作人员整体业务能力，需要根据设备改造、市场变化、科技创新等进行业务能力培训，保证调度系统相关工作人员熟知新知识、了解新业务，全面提高电网系统工作能力。 2 电力调度运行管理工作存在的主要问题 虽然调度工作全面提高了电网运行能力，但在快速变化的市场面前，目前电力整体调度工作还存在不足，严重影响着电力调度运行管理工作质量。 2.1 电力检修计划和检修申请不规范 电力调度设备事关用电安全与稳定，对相关设备的检修检测，需要科学管理与调度，为了保证电力设备全年检查到位，需要根据检修计划做好全年检修与检测，保证所有设备全年无故障。但事实上，相关电力检修单位并不按照规定执行，检修检测非常随意，没有计划与方案，更在没有上级主管单位审批的情况下随时停电检修，既影响了辖区居民用电质量，同时，也达不到科学检测效果，检修效率非常低。这种没有计划性的电网设备检修，导致了临时工作增加、重复停电现象严重等问题，影响了供电企业形象，造成了不良社会影响。 2.2 工作人员责任心不强、业务素质不过硬 电力工作是科技型工作，技术要求非常高，可以说，在调度运行中常常涉及一系列倒闸、停电、维护等操作，需要严格执行标准，才能保证操作安全、万无一失，但在实际操作过程中，一些调度员业务不精、素质不高，对倒闸业务操作不熟练，不能认真细致编写调度指令票，导致文本混乱、审查不严，在整体操作运行中，形不成统一格式，缺少标准化管理。另外，在具体操作过程中，部分工作人员责任心不强，危险点分析不准确，面对事故时，心理素质差，往往造成更大的损坏，危及电网整体安全，并对人身安全构成潜在威胁。 2.3 继电保护管理有待加强 继电保护在使用过程中，经常会出现整定计算参数不准、定值计算错误、定值执行不够、监督不到位等现象，任何一种现象的出现，不但损坏设施设备，还会导致人员伤亡，轻视继电保护管理工作，在日常工作中，不能按规定执行标准要求，调度班组管理上存在严重的不规范行为，埋下了许多安全隐患。 3 提高电力调度运行管理水平对策 3.1 加大电力检修管理力度 电力的稳定运行，离不开科学有效的调度管理，要想保证电力调度运行安全与稳定，则需要严格落实生产责任制，遵循调度工作总方针，按操作规程认真细致操作，实现电力供应稳定。要不断排查隐患，使电力调度中可能存在的隐患得到及时发现与处理，需要制定一整套管理办法，在检查中，突出问题导向、结果导向，实现有效排查、全面检测。针对常出现问题的部位，要重点检查，规范检修申请，认真把关，做到申报细致、审批严格、控制得力，从根本上杜绝安全事故发生。为了保证用电稳定，需要建立事故应急处理预案，明确责任人，体现出主体责任担当，保质保量完成检修。 3.2 加强班组日常管理 班组是电力基层组织，只有班组全面负责，才能实现整体用电安全稳定，要不断强化班组建设与管理，确保电力调度各项工作落实。
四川电网调度管理规程 第一章总则 1.1 为加强四川电网调度管理工作，保证电网安全、优质、经济运行，依据《中华人民共 和国电力法》、《电网调度管理条例》、《全国互联电网调度管理规程（试行）》、《华中电网调度规程》和有关规程、规定，结合四川电网的具体情况，制定本规程。 1.2 本规程所称电网包括发电、供电(输电、变电、配电)、用电设施和为保证这些设施正 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、电网调度自动化设施等，是一个不可分割的完整系统。 1.3 四川电网实行统一调度、分级管理的原则。各有关单位应协作配合，加强电网调度管 理、严守调度纪律、服从调度指挥，以保证电网安全、优质、经济运行。 1.4 四川电力调度系统包括四川电网内的各级调度机构和发电厂、变电站的运行值班单位 等。四川电网内设立三级调度机构，依次为：省电力公司调度中心，简称省调；地区级电业局(公司)调度中心(局)，简称地调；县级供电局(公司)调度所，简称县调。电网调度机构是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构，既是生产运行单位，又是电网管理部门的职能机构，代表本级电网管理部门在电网运行中行使调度权。各级调度机构在调度业务上是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。调度机构调度管辖范围内的发电厂、变电站的运行值班单位，必须服从该级调度机构的调度。 1.5 本规程是四川电网调度管理的基本规程，适用于电网调度运行各相关专业的工作。四 川电网内各级调度机构和发电、供电、用电等单位应根据本规程编制本单位的调度规程或现场规程、规定，所颁发的有关规程、规定等，均不得与本规程相抵触。 1.6 四川电网内各级电网管理部门、调度机构和发电、供电、用电等单位的运行、管理人 员都必须熟悉和遵守本规程。非电网调度系统人员凡涉及四川电网调度运行的有关活动也必须遵守本规程。 1.7 本规程由四川省电力公司负责修订、解释。 第二章调度管辖范围及职权 2.1省调调度管辖范围 2.1.1500kV电网（含500kV站内无功补偿装置）； 2.1.2220kV电网（不含220kV站内主变压器）； 2.1.3电网内装机容量10MW及以上的发电厂及其送出系统； 2.1.4 上级有关部门指定或委托调度的发输变电系统。 2.2 省调调度许可范围 2.2.1 运行状态变化对省调调度发电厂有影响的110kV及以下送出设备； 2.2.2 220kV 2.2.3 安全自动装置所切供电设备； 2.2.4 在不同220kV厂站间合解电磁环网（转移负荷）操作； 2.2.5 其它运行状态变化对省调调度管辖电网运行影响较大的非省调调度管辖设备或省 调委托调度设备。 2.3 地调调度管辖范围 2.3.1 本地区220kV站内主变压器(含站内无功补偿装置)； 2.3.2 本地区110kV及以下电网； 2.3.3 本地区装机容量10MW以下发电厂及其送出系统； 2.3.4 本地区电网与其它地区电网间的110kV联络线由相关调度机构协商调度； 2.3.5上级有关部门指定或委托调度的发输变电系统。