四川电网调度管理规程.docx

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四川电网调度管理规程

四川电网调度管理规程

第一章总那么

1.3四川电网实行统一调度、分级管理的原那么。

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，以保证电网平安、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根本规程，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。

第二章调度管辖范围及职权

省调调度管辖范围

.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；

2.2.2220kV主变压器中性点；

2.2.3平安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；

.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。

2.5各发电厂、变电站的厂〔站〕用变由各厂〔站〕自行管辖。

2.6属上级调度管辖的设备，如因调度手段受限或平安运行的需要，可以委托有条件的下级调度代为调度。

第三章调度管理制度

3.1各级调度机构的值班调度员在其值班期间为电网运行、操作和事故处理的指挥人，按照批准的调度管辖范围行使指挥权。

值班调度员必须按照规定发布调度指令，并对其发布的调度指令的正确性负责。

3.2下级调度机构的值班调度员及厂站运行值班人员，受上级调度机构值班调度员的调度指挥，接受上级调度机构值班调度员的调度指令。

可以接受调度指令的人员为下级调度机构的值班调度员、发电厂值长或电气班长、变电站值班长或正值值班员。

有调度联系的单位之间应定期相互报送有权进行调度联系的人员名单。

下级调度机构的值班调度员及厂站运行值班人员应对指令执行的正确性负责。

3.3进行调度业务联系时，必须准确、简明、严肃，正确使用设备双重命名和调度术语，互报单位、姓名。

严格执行下令、复诵、监护、录音、记录、汇报和调度图板使用等制度。

受令人在接受调度指令时，应主动复诵下令时间和内容并与发令人核对无误后才能执行；指令执行完毕后应立即向发令人汇报执行情况和执行完成时间，值班调度员应复诵报告内容，以“执行完成时间〞确认指令已执行完毕，并及时更改模拟图板。

值班调度员在下达调度指令、接受报告和更改模拟图板时，均应进行监护，并做好录音和记录。

3.4如下级调度机构值班调度员或厂站运行值班人员认为所接受的调度指令不正确，应立即向发令的值班调度员提出意见，如发令的值班调度员重复其调度指令时，受令人员应迅速执行。

如执行该指令确会威胁人员、设备或电网的平安，那么受令人员可以拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告给发令的值班调度员，并向本单位领导汇报。

3.5属调度管辖范围内的任何设备，未经相应调度机构值班调度员的指令，任何单位和个人不得擅自进行操作或改变其运行方式。

对危及人身、设备、电网平安的紧急情况，可以按厂站现场规程自行处理，但在改变设备状态后应立即向值班调度员汇报。

3.6属上级调度机构调度许可范围内的设备，下级调度机构和发电厂、变电站只有得到上级调度机构值班调度员的许可后才能进行操作。

3.7上级调度机构管辖的设备，其运行方式变化对下级调度机构管辖的电网有影响时，上级调度机构值班调度员应在操作前、后或事故后及时向相关调度通报。

在紧急或特殊情况下，为保证电网平安稳定，上级调度机构值班调度员可直接〔或通过下级调度机构值班调度员〕越级向下级调度机构管辖的发电厂、变电站等运行值班单位发布调度指令，但事后应尽快通知有关调度机构。

此时，下级调度机构的值班调度员发布的调度指令，不得与上级调度机构值班调度员越级发布的调度指令相抵触。

3.8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，不得无故不执行或延迟执行上级值班调度员的调度指令。

值班人员有权利和义务拒绝各种非法干预。

3.9发供用电单位和调度机构领导人发布的指示，如涉及上级调度机构值班调度员的权限时，必须经上级调度机构值班调度员的许可后才能执行，但在现场事故处理规程内已有规定者除外。

3.10值班人员接到与上级值班调度员相矛盾的其他指示时，应立即报告上级值班调度员。

如上级值班调度员重申他的指令时，值班人员应按上级值班调度员的指令执行。

假设值班人员不执行或延迟执行上级值班调度员的调度指令，那么未执行调度指令的值班人员以及不允许执行或允许不执行调度指令的领导人均应负责。

3.12当电网运行设备发生异常或者故障情况时，厂站运行值班人员应立即向相关调度机构值班调度员汇报。

3.13在特殊情况下，为保证电能质量和电网平安稳定运行，值班调度员下令限电，下级值班调度员和厂站值班人员应迅速地按指令进行限电，并如实汇报限电情况，对不执行指令或达不到要求限电数量者按违反调度纪律处理。

3.14当发生无故拒绝执行调度指令、违反调度纪律的行为时，有关调度机构应立即组织调查，提交有关部门依据有关法律、法规和规定处理。

3.15调度系统值班人员需经培训、考核合格方可上岗。

第五章设备的检修管理

5.2设备检修原那么

5.2.1设备检修的工期与间隔应符合国家有关的检修规程规定；

5.2.2发输变电设备的检修安排应根据四川电网的特点，水电机组检修主要安排在枯水期进行、火电机组检修尽量安排在平水期及丰水期前后进行；

5.2.3设备检修应做到相互配合，即发电和输变电、主机和辅机、一次和二次设备之间相互配合，防止重复停电。

5.4设备的检修分为方案检修〔包括节日检修〕和非方案检修〔包括临时检修和事故检修〕。

方案检修是指纳入年度、季度、月度有方案进行的检修、维护、试验等；

非方案检修是指因设备缺陷、设备故障、事故后设备检查等临时或事故性的检修。

5.5方案检修管理

5.5.8方案检修因故不能按批准或许可的时间开工，应在设备预计停运前6小时报告省调值班调度员。

方案检修在原批准工期内不能完成者，可在工期过半前向省调申请办理一次延期手续，遇节假日应提前申请；

5.5.9方案检修确定后，除不可抗力影响外，不予改变工期，如因电网原因引起的变动，省调应重新安排合理的方案时间；

5.6非方案检修规定

5.6.1非方案检修一般应按方案检修规定办理，如急需处理，可以向调度管辖该设备的值班调度员申请，值班调度员有权批准以下非方案检修：

5.6.1.1设备异常需紧急处理以及设备故障停运后的紧急抢修；

5.6.1.2在当值时间内可以完工的与已批准的方案检修相配合的检修；

5.6.1.3在当值时间内可以完工且对电网运行不会造成较大影响的检修。

5.6.2非方案检修其运行方式超出运行规定的需经有关专业人员同意方可进行。

5.6.3非方案检修即使在设备停运或工作已开始后，如当日内不能完工，设备运行单位也应及时向省调补办设备停电检修申请书。

5.8凡变更原接线方式或设备，应填写?

系统设备异动执行报告?

，将改变前、后的接线图及变更设备资料随同“设备检修申请书〞一起报送省调并经省调相关处室批复。

凡异动后在复电时有核相、冲击合闸、带负荷检验和做与系统有关的试验等要求的，在申请检修的同时，应在申请书中明确提出。

5.9凡在省调调度管辖的设备上进行重大试验〔如：

大型机组甩负荷、机组失磁试验、系统性试验、电容器投切试验、AGC试验等〕，设备运行单位应在试验前7日向省调提出申请和试验方案，经省调同意前方能进行。

5.10省调调度管辖的设备上进行带电作业时，作业单位应事先向省调当值调度员提出申请并向调度员明确指出：

是否需要控制负荷、是否停用重合闸、事故跳闸是否可以强送电或其他要求。

省调值班调度员有权批准在当日完工的带电作业。

5.11省调调度管辖范围内设备的继电保护、平安自动装置、故障录波器以及通信、自动化等设备的停运、试验、检修或其他改良工作应与一次设备同样按规定办理申请手续。

5.12凡基建施工需要对省调调度管辖的发输变电设备停电、退出备用、降低出力或改变运行方式的应由施工单位向设备运行单位提出申请，再由设备运行单位按规定向省调提出申请。

5.14设备检修前，应经设备运行主管部门同意再向调度机构申请。

5.15已批准的检修申请在设备停运或退出备用前，需得到省调值班调度员的命令或许可，检修工作也必须在省调值班调度员直接向厂站运行值班人员或下级调度值班人员下达开工令前方可开工。

5.16严禁未经批准擅自在已停电或备用的设备上进行工作。

5.17设备的检修时间

5.17.1发电设备检修时间的计算是以设备停运或退出备用时开始，到设备按调度要求转为运行或备用时止，设备停运和转运行或备用所进行的一切操作〔包括起动、试验以及投运后的试运行时间〕均计算在检修时间内；

5.17.2输变电设备的检修时间是以设备停运并做好平安措施后，值班调度员下达开工令时起，到值班调度员接到检修工作全部结束，现场平安措施全部撤除，可以恢复送电的报告时止。

5．18值班调度员在许可输电线路和其它设备上进行检修工作或恢复送电时，应遵守?

电业平安工作规程?

中的有关规定，严禁“约时〞停、送电，严禁“约时〞挂、拆接地线和“约时〞开始、结束检修工作；电气设备停电检修，必须使所有电源侧有明显的断开点，线路停电检修时，应拉开各侧开关、刀闸，合上各侧接地刀闸，才能下达允许开工令；确认检修工作全部结束，现场平安措施全部撤除，检修人员全部离开现场后，才能开始对线路复电。

5．19输电线路的停电检修，该线路各端的平安措施由值班调度员负责命令厂、站运行值班人员执行，线路工作现场的平安措施，在允许开工后由检修工作班自理，工作结束后应自行撤除，再办理竣工手续。

5．20发电厂、变电站内部电气设备停电检修的平安措施由设备所在单位自行负责（不包括线路停电的平安措施），工作结束后应自行撤除，开关、刀闸设备均应处于拉开位置，再办理竣工手续。

第六章新建和改（扩）建设备参加系统运行的调度管理

6.7新设备投产只有得到值班调度员的命令或征得其许可前方能投入系统运行。

值班调度员必须得到启动委员会的许可后才能进行启动。

6.8投产设备自值班调度员接到启动委员会的许可后，其运行方式的改变、试验等必须要有值班调度员的指令或许可，投产设备试运行结束并移交给运行单位后即按调度规程的规定对设备进行调度管理。

第七章有功功率调度管理及频率调整

7.1发电厂必须按照值班调度员下达的调度指令运行，根据调度指令开停机炉、调整功率、维持备用容量，不允许以任何借口不执行或者拖延执行调度指令。

当发电厂因故不能使其负荷与调度指令相符时，应立即报告值班调度员。

7.2担任电网频率和联络线潮流调整任务的发电厂应按调度机构下达的控制要求进行调整，当发电厂设备已到达规定的调节范围，或线路输送容量已达规定的限值等而不能调整时，应及时报告值班调度员。

7.3值班调度员根据电网运行情况，可以按照有关规定调整本调度机构下达的日发电、供电调度方案并下达执行。

7.4电网频率的标准是50Hz，正常控制偏差不得超过±0.2Hz，在AGC投运情况下，电网频率按50±0.1Hz控制。

电网内所有发电厂均应监视频率。

省调值班调度员可根据电网实际需要临时指定发电厂负责调整频率。

第八章无功功率调度管理及电压调整

8.1无功电压调度管理要求

8.1.1电网中的无功功率原那么上应实行分层、分区、就地平衡，防止长距离输送；

8.1.5并入四川电网的各发电厂必须具备?

电力系统电压和无功技术导那么?

规定的进相运行能力，并经调度认可的进相运行试验后，确定机组的实际可用进相范围。

8.2无功电压的正常运行与调整

8.2.1各发电厂的运行值班人员，应按照调度机构下达的电压曲线要求，监视和调整电压，将运行电压控制在允许的偏差范围之内。

原那么上应采用逆调压方法调整母线运行电压：

8.2.1.1顶峰负荷时，应按发电机P－Q曲线的规定限额，增加发电机无功出力，使母线电压逼近电压曲线上限运行，必要时可采用降低有功出力增加无功出力的措施；

8.2.1.2低谷负荷时，应降低发电机无功出力，具有进相能力的机组应按需采用进相运行方式，使母线电压逼近电压曲线下限运行；

8.2.1.3平段负荷时，应合理调节机组无功出力，使母线电压运行在电压曲线的中间值；

8.2.1.4当发电机无功出力调整到达极限后，如母线电压仍不能满足电压曲线的要求，应及时报告值班调度员。

8.2.2各变电站的运行值班人员，应认真监视运行电压，当运行电压超出电压曲线规定范围时，应及时进行调整，无调整手段的变电站应及时报告值班调度员。

装有无功补偿设备的变电站，应根据运行电压情况及时投切无功补偿设备，原那么上应采用逆调压方法进行：

8.2.2.1顶峰负荷电压偏低运行时，应投入无功补偿电容器，切除无功补偿电抗器，提高母线运行电压；

8.2.2.2低谷负荷电压偏高运行时,应切除无功补偿电容器，投入无功补偿电抗器，降低母线运行电压；

8.2.2.3当无功补偿设备已全部投入或切除后，电压仍不能满足要求时，可自行调整有载调压变压器电压分接头运行档位，如电压还不能满足要求，应及时报告值班调度员；

8.2.2.4各变电站装设的电压无功自动控制装置〔VQC〕，由管辖该装置的调度机构下达运行定值，装置的投、退须经调度批准。

8.2.3各厂站变压器分接头档位的运行调整

8.2.3.1无载调压变压器的电压分接头，由各级调度机构从保证电压质量和降低电能损耗的要求出发，规定其运行档位，未经直接调度管辖部门同意，不得自行改变；

8.2.3.2装有有载调压变压器的各厂站，必须在充分发挥本厂站无功调整设备〔发电机、调相机、补偿电容器、补偿电抗器、静止补偿器等〕的调整能力的根底上，才能利用主变压器电压分接头调压，并向值班调度员报告调整后的实际档位和做好调整记录；当220kV变电站220kV母线电压低于200kV、500kV变电站500kV母线电压低于490kV时，调整主变分接头应经省调值班调度员许可；

8.2.7500kV各厂站在正常运行方式时，母线电压最高不得超过系统额定电压的+10%〔有特殊要求的按有关规定执行〕，最低电压不应影响系统同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。

8.2.8向500kV空载线路充电，首端电压应控制在525kV以下，在暂态过程衰减后，线路末端电压不应超过系统额定电压的1.15倍〔即575kV〕，持续时间不大于20分钟。

8.3电压异常的处理

8.3.1当发电厂母线电压降低至额定电压的90%以下时，发电厂运行值班人员应不待调度指令，自行按现场规程利用发动机的过负荷能力使电压恢复至额定值的90%以上，并立即汇报值班调度员采取措施〔包括降低有功、增加无功及限制局部地区负荷〕，以消除发电机的过负荷情况；

8.3.2当枢纽变电站500kV母线电压下降至470kV、220kV母线电压下降至190kV以下时，为了防止电网发生电压崩溃，值班调度员须立即采用拉闸限电措施，使电压恢复至额定值的95%以上，原那么是首先对电压最低的地区实施限电；

8.3.3当运行电压高于设备最高工作电压时，发电厂应立即采取减少无功出力、进相运行等措施尽快恢复电压至正常范围，并报告值班调度员；装有无功补偿设备的变电站值班人员应立即切除电容器，投入电抗器，并报告值班调度员；值班调度员接到报告后应立即进行处理，使电压与无功出力及储藏恢复正常；

8.3.4当500kV厂、站的母线电压超过550kV〔有特殊要求的按有关规定执行〕时，应立即报告值班调度员，值班调度员应立即采取降低机组无功出力、切除补偿电容器、投入补偿电抗器、调整变压器分接头或经请示领导后停运500kV线路等措施，在20分钟之内将电压降至合格范围。

第九章电网稳定管理

9.2系统稳定的运行规定

9.2.1电网各联络线不得超过暂态稳定限额运行。

省调调度管辖的500kV及220kV主网由于特殊需要而超暂态稳定限额运行时，必须得到省公司总工程师批准，受网调委托调度管理的500kV设备因特殊需要而超暂态稳定限额运行时，还必须得到网调批准，并做好事故预想，制定稳定破坏时的处理措施；

9.2.2在负荷调整和倒闸操作前，必须按要求调整线路潮流，负荷调整和倒闸操作均不得引起电网稳定破坏和平安自动装置动作。

安排方案检修操作应及时开出安控启停调整通知单，明确有关断面等稳定控制要求，随检修申请一同提交。

电网设备异常、事故时，应及时对电网和安控系统进行评价，需调整的应立即通知值班调度员执行；

9.2.3为保证电网正常运行的稳定性和频率、电压水平，系统应有足够的稳定储藏；

9.2.4但凡影响电网稳定的发电机自动励磁调节和原动机调速器等应投入自动位置，未经值班调度员许可，不得退出运行。

涉及系统稳定的机组PSS参数和低励限制定值、调差系数等应严格按照省调下达的定值设定，未经省调批准不得擅自启停功能和更改定值；

9.2.5发电机励磁调节器〔包括PSS功能〕、调速器等，假设因技术改造或设备更新改变了技术性能参数，发电厂应重新进行并网平安性评价，并提前90日向省调报送有关资料，技术性能参数应到达有关国家及行业标准要求；

9.2.6对于直接涉及电网平安运行的发电机低频保护、高频保护、定子过压和低电压保护、低励保护、过励保护、过负荷保护、失磁保护、失步保护的定值、调速器调差系数等必须满足有关规定并报省调备案；

9.2.7220kV及以上电网设备必须具有快速保护，任一元件快速保护退出运行前，应办理申请手续，省调应进行平安稳定校验计算并采取相应的措施，当采取措施仍不能满足系统的暂态稳定性时，应报省公司总工程师批准后执行；

9.2.8在电网内做系统性试验，凡影响220kV及以上电网正常运行的，试验单位应提前60日向省调提出书面申请，提交试验方案和计算报告，共同研究试验操作方案、系统平安措施，并提交省公司批准后执行。

第十章平安自动装置的调度管理

10.2安控装置必须编制专用规程，以便运行有所遵循。

安控装置的调度运行规程由各级调度机构编制，与安控装置有关的调度、发电、供电等单位均应遵守、执行；安控装置的现场运行规程由各电厂、电业局〔公司〕根据安控装置的调度运行规程及现场实际情况编制，厂站运行值班人员应按安控装置的现场运行规程执行具体操作。

10.4已投运的安控装置，未经调度机构的批准，不能改变其结构和动作判据。

10.5各电业局〔公司〕应保证安控装置切除负荷的总量和各轮次切除负荷量符合整定值的规定，不得擅自减少切除量或更改所切负荷性质。

当所切负荷量及性质发生变化时，应及时向省调书面汇报。

10.6各地调安排设备检修，如影响到本地区安控装置切负荷总量时，应事前得到省调的许可。

10.7安控装置所控制的切负荷线路和变压器，不能使用备用电源自动投入装置，特殊情况必须使用时，必须保证安控装置动作时备用电源自动投入装置不能动作。

10.9安控装置的运行

10.9.1现场运行值班人员应认真做好安控装置的运行维护工作，按照安控装置的现场运行规程及时进行安控装置的调整〔例如根据开机情况决定所切机组〕、装置异常或故障的处理；

10.9.2未经值班调度员的同意，现场运行值班人员不得擅自修改定值或改变装置的运行方式；

10.9.3当电网运行方式变化时，应对不适应电网运行方式的安控装置及时进行调整；

10.9.4安控装置动作后，各厂站运行值班人员应及时向值班调度员汇报，各地调还应全面收集切除开关，切负荷量等信息，向省调汇报。

厂站运行值班人员应根据值班调度员命令处理，不得自行恢复跳闸开关。

第十一章倒闸操作

11.1系统的倒闸操作，应按调度管辖范围进行。

省调调度管辖设备,其操作须由省调值班调度员下达指令方可执行，省调调度许可范围内的设备，在操作前必须得到省调值班调度员的许可。

省调调度管辖设备方式变更，对下级调度管辖的电网有影响时，省调值班调度员应在操作前通知有关的下级调度值班调度员。

11.3调度操作指令

调度操作指令分单项、逐项、综合三种。

11.3.1单项指令：

只对一个单位，只有一项操作内容的命令，如发电厂开停机炉、加减负荷、限电、启停重合闸装置、设备检修开工、许可带电作业等，值班调度员可以直接口头发布单项指令，由下级值班调度员或厂站运行值班人员操作，发、受双方均应作好记录并录音；

11.3.2逐项指令：

涉及两个及以上单位，前后顺序需要紧密配合的操作，如线路停送电等，必须下达逐项操作指令。

操作时值班调度员必须事先按操作原那么编写操作指令票，再逐项下达操作指令，下级值班调度员或厂站运行值班人员必须严格按值班调度员的指令逐项执行，未经发令人许可，不得越项进行操作；

11.3.3综合指令：

只涉及一个单位、一个综合任务的操作，值班调度员可以下达综合指令，明确操作任务或要求。

具体操作工程、顺序由厂站运行值班人员按规定自行填写现场操作票，操作完毕向值班调度员汇报。

各厂站应对常见的正常操作，如旁路开关代路、倒母线等，预先拟定典型操作票，经审核和批准后备用。

11.5厂站现场操作票的有关规定

11.5.1发电厂、变电站运行值班人员应根据操作指令或预先下达的操作指令票，结合现场实际情况，按照现场有关规程、规定填写现场操作票，保证现场一二次设备符合操作要求和相应的运行方式；

11.5.2值班调度员预先下达的操作指令票只作为操作前的准备，操作单位运行值班人员必须得到值班调度员正式发布的“调度指令〞，并记上“发令时间〞后，才能进行操作。

严禁未得到值班调度员的“调度指令〞擅自按照“预定联系时间〞进行操作；

11.5.3在填写现场操作票或进行操作过程中，如有疑问应立即停止，待问清楚后再继续进行；

11.5.4在填写现场操作票时应注意，设备停送电的原那么顺序是：

停电操作时，先停一次设备，后停继电保护；送电操作时，先投继电保护，后操作一次设备；

11.5.5值班调度员只对自己发布的调度指令的正确性负责，不负责审核下级运行值班人员所填写的现场操作票中所列具体操作内容、顺序等的正确性。

11.7系统中的一切正常操作，应尽可能防止在以下时间进行：

11.7.1交接班时；

11.7.2雷雨、大风等恶劣天气时；

11.7.3电网发生异常及事故时；

11.7.4电网顶峰负荷时段。

事故处理或需要立即改善系统不正常运行状况的操作，应及时进行，必要时应推迟交接班

11.8系统解并列操作

11.8.1并列操作时，要求相序、相位相同，频率偏差在0.3Hz以内，机组与电网并列，并列点两侧电压偏差在1%以内，电网与电网并列，并列点两侧电压偏差在10%以内。

事故时，为了加速事故处理，允许220kV系统在电压差不大于20%，500kV系统在电压差不大于10%，频率差不大于0.5Hz的情况下进