调度规程.docx

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调度规程

总则

1.1为了加强黑龙江省电力网（以下简称为省网）的调度管理，保证系统的安全、优质和经济运行，依据1993年国务院颁布的《电网调度管理条例》、1995年国家颁布的《中华人民共和国电力法》、2001年国家经贸委颁布的《电力系统安全稳定导则》、2004年国家电监会颁布的《电力监管条例》及上级专业管理部门的相关规定编制本规程。

1.2凡并入省网运行的发电厂、变电所的值长、电气班长、电气运行人员和各级调度人员均应熟练掌握本规程的全部内容，上岗前须经考试合格，并应每年进行复考。

1.3凡并入省网运行的发电厂、电业局、超高压局主管生产的领导及基建、检修、调试、继电、通信、自动化专业的工作负责人均应熟悉本规程的有关内容。

1.4电力生产具有发、供、用同时完成、实时平衡的特点，因此，电网运行必须实行法制管理。

各运行单位必须严格执行调度指令，维护统一调度，确保电网安全运行。

1.5本规程规定了电网调度管理和调度运行的原则、方法和要求。

适用于省网的调度运行、电网操作、事故处理和调度业务联系等涉及调度运行相关的各专业的活动。

1.6省网各地、县调度机构，发电厂和有220kV及以上电压等级设备的变电所，其现场运行规程必须符合本规程的规定，不得抵触。

1.7本规程由黑龙江省电力有限公司调度中心负责修订、解释。

第一部分调度管理

1调度机构及其职责和任务

1.1调度机构

1.1.1电网调度机构是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构，黑龙江省调度机构分为三级，即：

省级电网调度机构（简称省调）、省辖市级电网调度机构（简称地调）和县级（包括县级市）电网调度机构（简称县调）。

各级调度机构在电网调度业务中是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。

1.1.2黑龙江省电力有限公司调度中心（以下简称省调）是黑龙江省电力有限公司直接领导下的省级电网调度机构，在黑龙江省电网运行工作中依法行使调度指挥权，并对直接涉及电网调度方面的专业行使专业管理权。

1.2调度机构的职责

1.2.1依据国家《电网调度管理条例》等法律和法规进行电网调度，保证电网安全、优质、经济运行。

1.2.2遵循市场经济规律，满足社会的用电需要，努力实现资源优化配置。

1.3调度机构的任务

1.3.l调度机构负责指挥电网内发、输、变、配电设备的运行（包括检修和备用）、操作和事故处理，其主要任务是：

a）充分发挥电网内发、供电设备能力，满足负荷需要；

b）使整个电网安全可靠运行和连续供电；

c）保证电能质量（频率、电压、谐波）符合国家标准；

d）经济合理地利用能源,实现资源优化配置；

e）按照“公平、公正、公开”的原则，严格履行发、购电协议或电力市场交易合同，维护发、供、用电等各方的合法权益。

1.3.2省调的基本工作：

a）编制和组织落实电网的年、季和日运行方式；

b）根据供电需求和市场竞争结果编制和实施月、日调电计划；

c）统一安排所管辖范围内的设备检修；

d）负责网内的电压调整，负责省网系统无功、电压和网损管理；

e）负责与东北主网解列运行系统的频率调整；

f）编制水库调度方案,实施水库调度；

g）制定和执行经济调度方案和电网调峰方案；

h）进行电网安全分析和研究，组织落实安全稳定运行措施；

i）负责管辖的继电保护和安全自动装置以及电力通信和电网调度自动化设备的运行管理；负责对下级调度机构管辖的上述设备和装置的配置及运行进行技术指导；

j）负责编制供电计划，监督、考核其执行情况，对超计划用电者实施有关罚则；

k）负责新建、改建设备投入电网方案的制定和组织实施；

l）负责组织调度系统有关人员的业务培训及省网调度专业方面的各项活动；

m）参加发电厂的并网设计审核，负责并网方案制定、调度协议的签定和调度管理；

n）负责组织厂网调度业务联席会议，定期发布调度信息，协调厂网运行中存在的问题；

o）负责对管辖范围内发电企业电网运行管理考核，并编制实施细则；

p）参加电网远景规划、改造和技措工程的审核；

组织及参加涉及电网安全、经济和科研方面的运行试验；

q）行使上级电网管理部门授予的其他职权。

2调度管辖和操作范围的划分

2.1调度管辖范围的划分

2.1.1省调的管辖范围

a）黑龙江省境内直接并入220KV电网的发电厂或并网的总装机容量达到70MW以上的火力发电厂和总装机容量达到30MW及以上的水力发电厂。

以上发电厂的主机、主炉、发电机及其主开关，主变、机—变组、高厂变、高备变及其影响出力的附属设备，非220KV并网发电厂的并网线路，发电机的自动励磁装置（强行励磁装置、PSS装置）；

注：

黑龙江省境内的300MW及以上火电机组运行管理按照《东北电网调度运行管理办法》有关规定执行。

b）黑龙江省境内的发电厂、哈南变、大庆变、冯屯变外的变电所220KV全部设备（包括主母线、旁路母线、开关、刀闸、主变及其220KV侧中性点、电流互感器、电压互感器、避雷器、阻波器、结合电容器等）以及继电保护装置、电网安全自动装置、AGC装置、AVC装置、220KV变电所SVC装置、220KV变电所内的并联电抗器等；

c）220KV输电线路（不包括省间联络线及与全网安全稳定有关的重要线路）、跨国联网线路以及与跨国联网运行有关的运行方式；

d）220KV以下系统与220KV系统构成电磁环网的运行方式；

e）方正变、群林变的35KV母线和电抗器、七台河厂的66KV电抗器。

2.1.2地调或县调的管辖范围

省调管辖外的110KV及以下设备。

其中县调管辖的设备，由地调按照所辖区域范围予以具体划分。

2.2调度指挥操作范围的划分

2.2.1省调的指挥操作范围

2.2.1.1网调管辖并委托省调指挥操作的设备为：

a）220KV跨省联络线中的松五线、榆双线、镜敦线（其中松五线指挥到丰满厂，榆双线及镜敦线涉及到吉林省网内的设备操作通过吉林省调进行）；

b）220KV跨省联络线中的长新线，网调委托吉林省调指挥操作，涉及到黑龙江省网内的设备操作，通过黑龙江省调进行；

c）哈南变，大庆变，冯屯变220KV母线，旁路母线，母旁及专旁开关，包括主变220KV侧开关由母旁代送的操作；

d）220KV尼拉线。

2.2.1.2网调管辖由省调直接指挥操作的设备为：

a）与全网安全稳定运行有关的重要线路，即500KV方永甲线、方永乙线、群方甲线、七方甲线和220KV五阿线、阿东线、镜温线、三肇线、中肇线、新乐线、哈乐线、二庆甲线、二庆乙线、齐让甲线、齐让乙线、方东甲线、方东乙线、牡尚甲线、牡尚乙线、尚东甲线、尚宾线、宾东线；

b）方正变、群林变、七台河厂500KV设备及主变。

2.2.1.3省调管辖范围内的设备，原则上由省调指挥操作，但为便于指挥，部分设备省调委托地调指挥操作。

2.2.2地调的指挥操作范围

2.2.2.1省调管辖并委托相应地调指挥操作的设备为：

a）发电厂的220KV三绕组变压器的中压侧开关、刀闸和中性点；

b）非220KV并网发电厂的主变、高厂变、机—变组和并网线路；

c）接于110KV及以下母线上的发电厂高备变；

d）西沟水电厂及喇二电站、佳龙实电厂；

e）220KV变电所的主变包括220KV侧开关、刀闸；

f）与220KV电网构成电磁环网的低压侧设备；

g）非220KV的跨国联网线路以及与跨国联网有关的运行方式的变更；

h）220KV北钢三总降变SVC装置，220KV变电所内的并联电抗器，方正变、群林变的35KV母线；

i）220KV单双回负荷线路与负荷变电所（不包括正常运行时与110KV系统构成电磁环网运行的变电所）以及下级各线路与负荷变电所，包括用专用旁路代送的操作；

j）220KV变电所用专用旁路开关（母旁除外）代送主变的操作。

2.2.2.2地调管辖范围内的设备，原则上由相应地调指挥操作，但为便于指挥，地调可委托县调指挥操作。

2.3上级调度管辖由下级调度指挥操作的设备，在改变原运行状态之前，须先征得上级调度同意，且变动后要立即汇报。

3调度管理

3.1调度指令

3.1.1省调值班调度员在值班期间是省网生产运行的指挥者和协调者，负责对其管辖范围内的设备操作和事故处理下达指令，并对其发布调度指令的正确性负责。

3.1.2地调值班调度员，省调管辖和指挥的厂站值班人员（含发电厂值长、220kV变电所值班长），接受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。

3.1.3省调值班调度员下达的指令，发电厂、变电所的值班人员和地调值班调度员必须执行。

如认为其指令不正确时应予以指出，省调值班调度员要认真复查，当省调值班调度员仍重复原指令时，则必须执行。

但确认执行该指令对人员、设备或电网的安全有危害时，受令人应拒绝执行，并将拒绝执行的理由和建议报告省调值班调度员和本单位的直接领导。

3.1.4调度系统运行人员在发、受调度指令时，必须使用调度规范用语，下达的正常操作指令均应编号，现场值班人员只有在接到指令号后方可进行操作，指令执行完毕后要立即汇报执行的时间及设备变动状况。

值班调度员只有在接到上述汇报后，方可认为操作指令执行完毕。

3.1.5任何人不得干预调度指令的执行，值班调度员有权拒绝各种非法干预。

对不执行或推延执行调度指令的行为，要追究未及时执行指令的值班员和其指使领导者的法律责任。

但在电网出现紧急情况时，或对人身、设备以及电网安全有威胁的除外。

3.2调度规则

3.2.1电网实行统一调度，分级管理，省调管辖范围内的设备，除非已构成对人身或设备本身的安全有威胁外，未经省调值班调度员批准，不得擅自改变其运行状态。

3.2.2发电厂必须按照调度指令进行调频、调峰、调压。

省调值班调度员应及时根据负荷变动情况和联络线控制规定修改日调电曲线，满足电网需求，并予以记录。

3.2.3调度机构不得无故克扣各供电区的电力、电量计划指标。

当电源产生缺额时，可根据予先规定的比例，由值班调度员对指标进行修改，并予以记录。

3.2.4省调值班调度员在紧急或特殊情况下，有权对地调指挥的设备直接指挥操作，但事后应尽快通知有关地调值班调度员。

3.2.5省调直接调度的发电厂、变电所和地调的值班人员应主动向省调值班调度员汇报运行情况，发现异常要立即报告。

省调值班调度员也应向现场转告电网运行主要情况，并向网调汇报。

3.2.6各地调应按要求向省调提报经当地政府部门批准的下列限电序位表：

a）《事故限电序位表》；

b）《超计划用电限电序位表》。

3.2.7每年5月底前各地调须按规定将经当地政府批准的当地《超计划用电限电序位表》和《事故限电序位表》上报省调；每年6月底前，省调必须按规定将经省政府批准的全省《超计划用电限电序位表》和《事故限电序位表》报网调备案。

4频率管理

4.1正常频率调整

4.1.1黑龙江电网的额定频率为50HZ，其瞬间变动允许范围：

当自动调整装置使用时为50±0.1HZ；当手动调频时，为50±0.2HZ。

当部分地区电网与主网解列时，其装机容量小于3000MW时，该单运电网频率偏差不得超过50±0.5HZ，严禁升高或降低频率运行。

4.1.2东北电网频率监视和调整由网调值班调度员负责，省调值班调度员承担相应频率控制责任。

当省网与主网解列时，省网频率监视和调整由省调值班调度员负责，届时哈三B厂或莲花厂为系统主调频电厂，牡二厂、富二厂、双厂为辅助调频电厂，其余电厂为负荷监视厂。

当部分电网与主网解列单运或电网运行遇特殊情况时，其频率调整厂和频率监视人由省调根据当时系统情况指定。

4.2低频减载装置的管理

4.2.1省网低频减载控制负荷整定方案由省调制定，同时应满足网调下发方案的要求，并报网调备案。

各地调根据省调制定的方案，结合本地区电网的实际运行情况具体整定本地区的低频减载装置方案，并报省调备案。

低频减载方案应每年修编一次。

4.2.2正常运行时，低频减载装置均应按规定投入使用，如因故停用且无备用装置替代时，该线路执行手控，即频率降低至装置定值时，现场运行值班人员立即手动切除该线路。

如所控线路检修时，地调应临时指定手控线路，原则上应找负荷数量及负荷性质与之相近的线路代替。

4.2.3低频减载装置动作切除的负荷，由相关调度汇总后立即报省调。

4.2.4当系统频率降到低频减载装置频率整定值，但因装置拒动等原因被控制线路没跳开，现场应不待调度指令手动切除被控线路。

5无功和电压管理

5.1　无功管理

5.1.1　省调、地调对其调度的发电机组应每日分别下达次日的电压曲线和功率因数曲线，并对电压合格率进行考核，按月汇总通报。

5.1.2　值班调度员根据电网运行情况有权修改电压曲线，但应予以记录。

5.1.3　各级调度应对所辖电网按季（月）进行无功平衡和无功优化计算工作，并根据计算结果做好电网的无功就地平衡，避免地区间特别是经过长距离线路交换无功。

5.1.4　为解决低谷时段的无功过剩，并网运行的发电机组可根据需要将功率因数调至不低于迟相0.98运行，已经确定为进相的机组应进相运行吸收无功。

不允许由低一级电网向上一级电网倒送无功。

5.1.5　对不执行调度指令调整无功的行为要依照《黑龙江电网发电厂并网运行管理考核实施细则》等规定进行严格考核。

5.2　电压管理

5.2.1电压监测点、考核点和中枢点

a）省调管辖范围内所有220kV及以上母线均为电压监测点。

为了保证电压质量，在电网中具有代表性的地点设置监测点总数的80%作为电压考核点，严格监视其越限情况，以考核省网电压质量；

b）依据东北网调规定，黑龙江省网管辖范围内设置三个电压中枢点，即：

哈西变、双鸭山发电厂、火炬变的220kV母线；

c）110KV及以下系统的电压中枢点数目应不少于接入电厂和变电所总数的10%；

d）电压考核点应根据电网的变化情况每年调整一次。

5.2.2电压调整的原则

a）电网电压调整实行逆调压原则，即应控制电压监视点的电压在允许范围内变动，在尖峰时段尽量按曲线上限运行，在低谷时段尽量按曲线下限运行；

b）发电厂、变电所的母线电压超过允许偏差范围时，首先应按无功电力分层、分区就地平衡的原则，调节发电机和无功补偿设备的无功电力。

当电压质量仍不符合要求时，再调整相应的有载调压变压器的分接开关位置，使电压达到合格范围；

c）电压允许偏差范围的规定：

500kV母线，正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的0～+10%。

发电厂和500kV变电所的220kV母线，正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的0～+10%。

220kV变电所的220kV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%。

发电厂和220kV变电所的35kV～110kV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%。

5.2.3电压调整措施

5.2.3.1各级调度按所辖范围负责进行电压调整。

各级值班调度员应经常监视系统的电压变化情况。

当电压超出允许范围，值班调度员应采取以下措施使其恢复正常。

a）调整发电机（调相机）无功功率；

b）投、切电容器或电抗器；

c）改变有载调压变压器分接头位置；

d）水轮机调相运行；

e）调整系统运行方式等。

如正常调整手段已全部使用后，电压仍高于允许上限的5%或低于下限的5%时，可采用事故处理规定措施，并报告主管生产领导。

5.2.3.2各级调度管辖电网的受电力率符合要求，而电压超出允许波动范围时，值班调度员应及时向上级调度汇报，由上级调度协助调整。

5.2.3.3由于电网异常运行引起发电厂厂用电压低于额定电压的85%，危及机组的运行安全时，可按预先制定的低电压保厂用电方案解列部分机组保厂用电。

5.2.4各直调电厂、各220KV变电所自动电压控制装置的运行由省调统一管理，其运行状态改变须经省调同意。

5.3无功补偿和电压调整设备的运行管理

5.3.1发电机（调相机）的自动励磁调节器、强行励磁装置和低励限制器必须按规定投入运行。

在试验、调整和停用时，必须事先经相关调度批准。

发生异常停用时，应立即报告调度。

5.3.2系统内的无功补偿设备的状态改变必须经所属调度同意，无功补偿设备的检修，应按调度下达的检修计划进行。

5.3.3发电厂和变电所500kV及220kV主变压器分接头应按省调所确定的位置运行，各单位不得自行变动，220kV高压厂用变分接头运行位置由电厂自行确定。

220kV变电所的非有载调压变压器的主变分接头位置，由地调向省调申请，经批准后方可进行调整。

有载调压变压器分接头位置，现场应按照地调给定的二次电压曲线进行调整。

5.3.4当系统运行需要并网机组进相时，机组必须投入低励限制器，按照调度机构下发的机组进相运行规定控制进相深度，在允许范围内调整机组的无功。

5.3.5并联电抗器和电容器必须随负荷变动投切，各电业局要认真维护，使其经常处于完好状态。

6水库调度

6.1水库运用基本原则

6.1.1在保证安全的前提下，以发电为主，兼顾水库综合利用最大效益，当安全与兴利二者发生矛盾时，必须服从安全。

6.1.2水库运行应以水库调度图为依据。

为了提高水库的经济利用，在枯水期应按水库调度图的偏上限运行，在汛期到来之前应按水库调度图的偏下限运行。

丰水期水电要尽量安排多发，充分利用水能资源，减少弃水，在汛期末应保证水库水位接近上限。

枯水期水电担任电网调峰和事故备用，除特殊情况外，水库水位不得低于死水位以下运行。

6.1.3在汛期承担下游防洪任务的水电厂，其汛期防洪限制水位以上的防洪库容运用，应服从有管辖权的防汛指挥机构的指挥和监督。

6.1.4水电厂必须执行水库调度汇报制度，具备齐全的水库设计资料，掌握水库上、下游流域内的自然地理、水文气象、社会经济及综合利用等基本情况，定期修编水库调度手册，为水库调度工作提供可靠依据。

6.1.5水电厂应具备水情自动测报系统和水调自动化系统，并制订相应的管理细则，保证系统长期可靠运行。

6.2水库调度管理

6.2.1水电厂要根据长期、中期、短期气象预报编制年、月水库运用计划，并应提前10天报给省调，其主要内容包括：

a）年、月入库水量；

b）年、月发电量及各月日均发电量；

c）各月日最大入库流量和日均入库流量；

d）各月和日均发电用水量、耗水率、漏水损失量；

e）各月末控制水位。

6.2.2实行水库调度季度预测制度。

在每季度结束的7天前（遇节假日提前）向上级调度部门报送下季度全网天气预报及水电运行情况预测；每年汛前、汛期预计结束前，上报汛期、汛末、枯水期流域内天气预报及水电运行情况预测。

内容应包括：

a）天气趋势，气温及降雨预测情况；

b）水电厂来水预测；

c）水电厂蓄水及发电计划；

d）施工、综合利用和上游水库运用计划等对水库来水和运行的要求及影响。

6.2.3省调根据各水电厂提报的水库运用计划，在以发电为主兼顾综合利用的前提下，编制实施水库运用方案。

6.2.4在每年汛期到来之前，水电厂要根据本厂实际情况制定水库防洪方案报省调掌握。

在汛期内，水电厂与省调水库调度人员应密切注视来水趋势，每三天交换一次情况，以便调整水库运用计划。

6.2.5实行水库调度月度汇报制度，并进行季总结，内容应包括：

a）水电厂水库来水情况；

b）水电厂水库主要调度运用过程；

c）水电厂水库月末蓄水、蓄能情况；

d）与水库调度有关的重要事件。

6.2.6水电厂应在每年12月20日以前向主管的调度部门报送本年度水库调度运行总结，并在1月10日前对年度数据进行校正。

内容应包括：

a）雨、水、沙、冰情分析；

b）主要调度运用过程；

c）水电厂年末蓄水、蓄能情况；

d）水文气象预报成果误差评定；

e）水库实际运用指标与计划指标的比较；

f）弃水损失电量分析，节水增发电量评定，综合利用效益分析；

g）与水库调度有关的重要事件；

h）在水电调度管理和水调自动化等方面取得的成绩；

i）存在的问题及相应改进意见。

7新建改建设备投运管理

7.1投运准备

7.1.1省调管辖和指挥的设备，若有新建改建工程，不论该工程由何单位负责，均应在每年12月中旬前向省调提报下年度的工程进度，以便省调有计划地安排投运。

7.1.2设备投运前，省调将进行系统计算分析，因此要求发电厂的生技部门、电业局的调度机构、超高压局的生技部门按期提报技术资料。

7.1.2.1提前6个月提报的资料有：

a）发电机铭牌参数、同步电抗、暂态电抗、次暂态电抗、零序电抗、负序电抗、定子电阻、转子惯性时间常数、转动惯量和励磁参数（包括励磁方式、励磁电流、励磁电压、励磁系统方框图、各环节放大倍数及时间常数等）；

b）锅炉、原动机（含汽、水、燃气轮机）型号及容量、汽温、汽压（水头）、排烟温度、给水温度、缸数、叶片级数、临界转数、排汽压力、转动惯量等主要参数；

c）机炉主要附属设备铭牌参数及配置；

d）变压器、母线、开关、刀闸、电流互感器、电压互感器、阻波器、结合电容器和无功补偿设备的铭牌参数；

e）线路亘长、导线和架空地线型号、导线排列方式、杆塔型式和级数、线路走向图；

f）厂（变）的电气主结线图、厂用电结线图、开关场平面布置图；

g）继自装置配置及原理接线图，通信、自动化配置及原理接线图。

7.1.2.2提前1个月提报的资料有：

a）设备投运申请书，包括本次实投设备范围、时间等；

b）变压器实测正、零序阻抗；

c）现场启动试运方案、现场运行规程；

d）现场运行值班人员名单。

7.1.2.3提前半个月提报的资料有：

a）线路实测正序和零序电阻、电抗以及导纳和互感；

b）通信、自动化设备调试资料和应用方案。

7.1.2.4对于新投产的水电站，应在机组正式投产前两个月内向调度部门报送基本参数及资料，内容包括：

a）水库流域情况及降雨、径流资料；

b）水库库容曲线；

c）主要水工建筑物参数及关系曲线；

d）水轮发电机组主要参数；

e）电站安全运行及综合利用要求；

f）电站设计调度方案、调度图以及防汛方案。

对于已建水电站，上述基本参数及资料发生变化时，提前一个月将相关资料报送调度部门。

7.1.3有关单位在投产前3个月上报设备的命名编号申请，并附一次结线图，省调负责确认厂（变）的正式名称，并以文件形式批复。

7.1.4省调在接到上述提报的资料后，即开展系统计算分析等准备工作，并提前7天下发设备投运方案，明确系统结线、继自装置使用、送电具体时间及投运程序。

在设备投运方案下达之前，任何人无权确定投运时间。

7.1.5新设备投运时间一经确定，原则上不再变动，由于基建或电网原因确需改变时，现场或省调均应提前两天以上时间通知对方，变动后的投运时间由省调另行确定。

7.2投运程序

7.2.1新设备在投入电网之前，应具备下列条件：

a）继自装置、安全稳定控制装置、测量和计量仪表达到同步投运条件；

b）200MW及以上机组励磁系统及PSS参数，机组过压、低压、高周、低周、失步、失磁保护及涉及电网安全其它保护配置和定值应经调度部门审批合格；

c）通信可靠畅通，自动化设备具备投入条件；

d）线路或变压器能够接带足够的负荷，保证继自装置可以校验；

e）应按省调要求完成保证电网、人身设备安全的其它事项。

7.2.2新设备不具备投运条件，由于特殊情况急需投运时，必须经省公司有关领导批准，并采取临时措施后可先行临时投运，但要明确达到正式投运条件的限期，有关单位必须按期完成。

7.2.3新投设备，发电厂、地调、变电所应由专门负责人提前3天与省调办理正式投运申