广东电力系统调规程修订.doc

广东电力系统调度规程(修订)广东电网公司统一编码：Q/CSG-GPG 2 1201/17印发封面2012/04/02实施本制度信息制度名称广东电力系统调度规程(修订)制度编号Q/CSG-GPG 2 12 001-2011对应文号版 次变更概要修编时间状态角色人员编写杨开平，李森，梁俊晖，张维奇，吴国炳，杨银国，王一 ， 刘思捷，张智锐，陈志光，赵小燕，余志文，黄达林，李伟坚初审李剑辉会签、陈剑锋、审核高茜 麦苗 屈利 李于达 批准2012/01/17印发制度信息2012/04/02实施Q/CSG-GPG 2 12 001-2011广东电力系统调度规程(修订)广东电力系统调度规程(修订)1 总则1.1 为加强和规范广东电力系统调度运行管理，保障电力系统安全、优质、经济、节能、环保运行，根据国家有关法律、法规和上级有关规定，制定本规程。1.2 本规程所称的广东电力系统是指广东省内（除广州、深圳中调调管的设备外）的发电、输电、变电、配电、用电设施和为保证其正常运行所需的继电保护、安全自动装置、电力通信、调度自动化等设备（简称二次系统）组成的统一整体。1.3 各级电网调度机构坚持公开、公平、公正原则调度，接受电力监管机构监管。1.4 广东电力系统运行实行统一调度、分级管理的原则。任何单位和个人不得非法干预电力调度工作。1.5 广东电力系统调度机构分三级，依次为省级调度机构（即“广东电网电力调度控制中心”简称“广东中调”，在本规程简称“中调”）、地市级调度机构（简称“地调”）、县（区）级调度机构（简称“县调”）。各级调度机构在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。1.6调度机构是电力系统运行的组织、指挥、指导和协调机构，既是生产运行单位，又是电力系统运行管理的职能机构，依法在电力系统运行中行使调度权。各级调度机构按照调度管辖范围实施调度管理工作。并网运行的发电、供电、用电单位，必须服从调度机构的调度。1.7 本规程是广东电力系统运行、操作和事故处理的基本准则。广东电力系统各级调度机构和接受中调调度的发电厂、监控中心、集控中心、变电站等运行值班人员应熟悉并遵守本规程，必须严格遵守调度纪律，服从统一调度。凡涉及广东电网调度运行有关工作的非调度系统人员也应熟悉并遵守本规程。1.8 广东电力系统内各运行单位制定的运行规程、规定不得与本规程相抵触。1.9 本规程由广东电网公司发布，广东电网电力调度控制中心负责修订、解释。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。2.1 引用文件中华人民共和国电力法（主席令第60号）生产安全事故报告和调查处理条例（国务院令493号）电网调度管理条例（国务院令第115号）电力监管条例（国务院令第432号）电网运行准则（DL/T1040）发电厂并网运行管理规定（电监会令第10号）2.2 应用文件电力安全事故应急处置和调查处理条例（国务院令第599号）电力系统安全稳定导则（DL/T755）微机继电保护装置运行管理规程（DL/T587）电网调度自动化系统运行管理规程（DL/T516）电力系统通信管理规程（DL/T544）电力二次系统安全防护规定（国家电监会令5号）中国南方电网电力调度管理规程中国南方电网公司电力生产事故调查规程3 电力调度管理3.1 调度管理任务3.1.1 电力调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电力系统的运行，遵循安全、优质、经济、节能、环保的原则，保证所管辖电力系统实现下列基本要求：3.1.1.1按照电力系统运行的客观规律和有关规定，保证电力系统安全、稳定运行，电能质量指标符合国家规定的标准。3.1.1.2充分发挥电力系统设备能力，最大限度地满足用户用电需要。3.1.1.3 遵循国家能源和环保政策，以确保电力系统安全稳定运行和连续供电为前提，以节能、环保为目标，优化配置资源，使单位电能生产中能耗和污染物排放最少。3.1.1.4 遵循“公平、公正、公开”的原则，依据国家有关法律、法规、政策及有关合同或协议，维护发电、供电、用电等各相关方的合法权益。3.1.1.5 按照电力市场调度营运规则，保障电力市场营运秩序。3.2中调、地调职责3.2.1 中调的主要职责包括但不限于：3.2.1.1贯彻执行国家有关法律法规，按照相关合同、协议及规定，实施“公平、公正、公开”调度，组织指挥广东电力系统安全、优质、经济、节能、环保运行。3.2.1.2 接受南方电网电力调度控制中心（简称“总调”）的调度指挥和专业管理。3.2.1.3 负责划分中调调度管辖范围，协调明确下级调度机构调度管辖范围划分。3.2.1.4 执行总调下达的南方电网运行方式；组织编制和执行调管范围内电网运行方式和设备检修计划，并对执行情况监督考核。3.2.1.5 参加广东电力系统年度发（购）、供电计划和技术经济指标的制定。执行总调下达的电力、电量输送计划，依据购售电合同和计划，编制和执行电力系统月度计划和日调度计划，并监督各项计划的完成。3.2.1.6 负责广东电力系统运行安全风险管理，分析、评估和发布系统运行风险，制定并检查落实风险预控措施。3.2.1.7 负责广东电力系统的安全稳定分析及安稳系统的运行管理，编制相关安全稳定控制方案，并监督实施。3.2.1.8 指挥广东电力系统的调峰、调频和调压工作。3.2.1.9 根据上级的有关生产计划和系统供电能力，合理分配各地市网供电指标，并监督执行。3.2.1.10负责组织制定广东电力系统快速限电、事故和超计划用电限电序位表，经政府主管部门批准后，监督有关单位正确执行。3.2.1.11负责调管范围内电网运行监控，指挥运行操作及事故处理。编制所辖电网事故处理预案，参与电力系统事故分析，制定反措方案并督促落实。3.2.1.12 负责组织编制广东电力系统“黑启动”方案，并组织试验。3.2.1.13审核申请并网发电厂的运行技术条件和标准，签订并网调度协议；负责广东电网对外联网、输变电设备并网的系统运行管理。3.2.1.14 参与广东电力市场的运行、交易工作。3.2.1.15参与协调水库综合调度方案的制定，协调防洪、灌溉和供水等工作的安排，负责抽水蓄能电厂水库的合理调度。3.2.1.16负责广东电力系统调度、运行方式、继电保护、安全自动装置、电力通信、调度自动化、水库调度等专业管理、技术监督及相关评价考核工作。3.2.1.17负责制定广东电力系统内二次专业的入网设备标准及技术规范；负责组织所辖范围内二次系统技术改造、大修和电网运行系统科技项目审查，实施对项目立项、选型、验收等的全过程管理；负责组织编制所辖范围内二次系统的反事故技术措施并监督实施。3.2.1.18 参与电力系统规划、工程设计、技改项目的审查工作；审查调度管辖范围内新建、扩建或改建设备的启动方案，并协助做好设备接入系统的有关工作。3.2.1.19 负责中调调管范围内的广东电力系统调度运行信息的发布。3.2.1.20负责调度管辖范围内专业技术人员从事调度相关业务工作的培训、考核以及资格认证管理。3.2.1.21 行使广东电网公司及上级调度机构授予的其他职责。3.2.2 地调的主要职责包括但不限于：3.2.2.1 贯彻执行国家有关法律法规，按照相关合同、协议及规定，实施“公平、公正、公开”调度。3.2.2.2 接受上级调度机构的调度指挥和专业管理。3.2.2.3 实施上级调度机构及上级有关部门制定的相关标准和规定。负责本地区电力系统的调度指挥和专业管理。组织制定本地区电力系统的有关规章制度、运行技术措施、规定，对县调调度实施管理。3.2.2.4 执行中调下达的运行方式，编制和执行本地区电力系统的运行方式。3.2.2.5 负责本级供电局运行维护设备的综合停电管理工作。3.2.2.6 负责本地区负荷管理及相关信息上报工作。根据中调发、供电计划，及有关合同要求，制定、下达和调整本地区电网日发、供电调度计划，并监督执行。3.2.2.7 负责本地区电力系统运行安全风险管理，分析、评估和发布系统运行风险，制定并检查落实风险预控措施。3.2.2.8 负责本地区电力系统的调峰、调压和电力系统输变电设备运行管理，并做好各运行单位的相关管理和考核工作。3.2.2.9 负责调管范围内电网运行控制，指挥运行操作及事故处理；批准调度管辖范围内设备的检修；并按相关规定及时上报运行信息。3.2.2.10 负责划分本地区所辖县级电力调度机构的调度管辖范围。3.2.2.11 参与调度管辖范围新设备启动、接入电网的有关工作。3.2.2.12 制定本地区电力系统三级快速限电、事故和超计划用电限电序位表事故限电序位表，经本级政府主管部门批准后，报中调备案并执行。3.2.2.13负责组织广东电网二次系统技术改造、大修和电网运行系统科技项目审查，实施对项目立项、选型、验收等的全过程管理；负责组织新技术、新设备、新工艺、新材料的入网测试、审查及推广应用；负责组织编制所辖范围内二次系统的反事故技术措施并监督实施。3.2.2.14 参与电力系统规划、工程设计、技改项目的审查工作；审查调度管辖范围内新建、扩建或改建设备的启动方案，并协助做好设备接入系统的有关工作。3.2.2.15负责本地区配网调度管理。3.2.2.16 负责本地区电力系统调度运行信息的发布。3.2.2.17负责调度管辖范围内专业技术人员从事调度相关业务工作的培训、考核以及资格认证管理。3.2.2.18 负责组织编制本地区电力系统“黑启动”方案，并组织试验。3.2.2.19 行使本地区供电局及上级调度机构授予的其他职责。3.3 调度管辖范围3.3.1调度系统是指调管范围内各级调度机构和发电厂、变电站、监控中心、集控中心等运行值班单位的统称。3.3.2 中调调度管辖范围划分原则：3.3.2.1广东电力系统500kV电网的输变电设备，但总调调管的输变电设备和广州、深圳中调调管的500kV主变除外。3.3.2.2 在广东电力系统220kV电网的输变电设备中，包括除220kV主变压器、220kV直配线路、终端变电站以及广州、深圳中调调管区域内220kV输变电设备（不含广州、深圳中调调管区域与外部联络的线路）之外的所有220kV输电线路和两侧设备、220kV变电站的220kV母线、母联开关、旁路开关及其附属的一次设备。3.3.2.3 220kV及以上主变的分接头开关及高压侧中性点接地刀闸，但总调调管的500kV主变分接头开关、广州、深圳中调调管区域内220kV变电站主变分接头开关与中性点接地刀闸以及220kV终端变电站主变分接头开关、高压侧中性点接地刀闸除外。3.3.2.4 除接入广州、深圳区域的220kV及以下电网的发电厂外，与中调签订并网调度协议的发电厂（简称直调电厂，中调调管的发电机组简称直调机组），其调度管辖范围在并网调度协议中予以明确。一般包括：（1）发电机，220kV及以上电压等级的涉网运行主要电气设备；（2）火电厂锅炉、汽轮机、燃气轮机等主要设备，水电厂水轮机，核电厂常规岛设备及影响常规岛运行的辅助设备；（3）发电机励磁系统、调速系统、电力系统稳定器（PSS）、自动发电控制装置（AGC）、自动电压控制装置（AVC）。3.3.2.5 220kV及以上厂站安全自动装置（含稳控系统及稳控装置）的调管范围原则上随一次设备划分；实施广东电网主网安全稳定控制策略及功能的厂站稳控装置由广东中调调管。3.3.2.6 220kV及以上电网二次系统的调管范围一般随一次设备划分。3.3.2.7与其他电力系统联网运行中按联网协议规定属中调调管的设备。3.3.3 中调可根据上级调度机构有关要求及系统运行实际情况对调管范围进行调整并实施。3.3.4 在广东电力系统内，属中调调度管辖的电网称为直调电网。3.4 调度规则3.4.1 中调值班调度员是广东电力系统运行、控制、操作和事故处理的指挥员，依法行使调度权。除本级调度机构及调度专业负责人外，其他任何单位和个人不得直接要求中调值班调度员发布任何调度指令；调度系统运行值班人员依法执行公务，有权拒绝各种非法干预。3.4.2 值班调度员按规定发布调度指令，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运行值班人员必须执行调度指令，并对调度指令执行的正确性负责。调度系统运行值班人员发布或执行调度指令受法律保护，并承担相应的责任。3.4.3 发布、接受调度指令，应采用调度专用电话系统或专用网络传输系统。调度指令应简明扼要，正确使用调度术语；设备应冠以电压等级、双重命名（名称及编号）。采用调度专用电话系统时，双方必须先互报单位和姓名，受令人接到指令后，应主动复诵调度指令并与发令人核对无误后，方可执行。如因未复诵核对或术语不准确规范而发生误操作，由发令人和接令人共同承担责任。发、受令双方均应作好录音、记录，录音保存期不得少于三个月。采用专用网络传输系统时，应确保发、受令双方正确接收对方单位、姓名、调度指令内容和相关时间节点，并作全过程电子记录，记录保存期不得少于三个月。广东电力系统各级调度运行业务使用汉字及普通话读音，电力专有名词依据国家相关标准。3.4.4 调度系统运行值班人员接受值班调度员发布的调度指令后，必须迅速执行，不得延误或拒绝执行。执行完毕后，应立即汇报。有特殊原因不能立即执行时，必须征得发令人的同意。3.4.5 调度系统运行值班人员在接到值班调度员发布的调度指令或在执行调度指令过程中，如认为调度指令不正确，应立即向发令人报告，由该发令人决定指令执行或者撤销。发令人决定该指令继续执行的，受令人应当执行；但受令人如果认为执行该指令确将危及人身、设备或电网安全，受令人应拒绝执行，同时将拒绝执行的理由报告发令人和本单位直接领导。3.4.6 任何单位和个人不得擅自改变中调调管设备的状态。现场需要操作中调调管的设备，必须得到中调值班调度员的调度指令或调度许可后方可进行。对危及人身和设备安全的情况可按现场规程处理，但在改变设备状态后，必须立即报告中调值班调度员。电网紧急需要时，上级值班调度员可以越级发布调度指令，运行值班人员应当执行，然后迅速报告调管该设备的值班调度员。3.4.7 中调可根据需要将中调调管设备的操作权下放给有关地调。3.4.8 中调调管设备的正常操作，对总调调管的电网有影响时，应经总调许可后方可进行操作；对广州、深圳中调调管电网有影响时，应事先协商；对地调调管电网有影响时，应事先通知地调做好相关措施。3.4.9 地调调管设备的正常操作，对中调调管的电网有影响时，应经中调许可后方可进行操作。3.4.10属于两级及以上调度机构共同调管的设备，值班员接到操作命令后，在操作前应通报相关调度机构的值班调度员；设备发生跳闸时，应立即向设备归属的调度机构值班调度员报告，然后向相关调度机构的值班调度员通报。3.4.11在特殊情况下，中调可委托地调对中调调管设备进行调度管理，中调值班调度员应将委托管理原因通知相关运行值班人员。在此期间内，受委托方承担相应安全责任，局域电网相关的运行值班人员必须接受该地调值班调度员的调度。3.4.12与调度机构值班调度员进行调度业务联系的运行值班人员必须经调度机构培训、考核并取得受令资格。3.4.13运行值班单位具备接受中调调度指令资格的运行值班人员变更或者中调值班调度员变更，应及时以书面形式通报相关单位。3.4.14各运行值班单位必须保证在任何时间都有具备接受中调调度指令资格的人员在主控制室（集控中心或监控中心）值守或具备有效的通信联系手段。主控制室应具备监视一、二次设备基本运行信息的技术手段。3.4.15 值班调度员和运行值班人员有责任及时互相通报有关运行信息。发电厂、集控中心、监控中心、变电站运行值班人员必须严密监视设备的运行状态及负载情况，当设备出现异常或事故时，应立即报告相应调度机构值班调度员。3.5 调度纪律3.5.1 发生下列行为之一者，构成“违反调度纪律”：3.5.1.1不执行调度指令。3.5.1.2 无故拖延执行调度指令，不如实反映执行调度指令情况。3.5.1.3 执行上级调度机构下达的发电、供电调度计划或交易计划偏差3%持续15分钟（AGC自动调节除外）。3.5.1.4 擅自越权改变设备状态、控制模式、参数、定值。3.5.1.5 不执行调度机构下达的保证电力系统安全措施。3.5.1.6 不如实反映电力系统运行情况，隐瞒或虚报事实。3.5.1.7 调度机构认定的其他性质恶劣行为。3.5.2 中调有权对调度管辖的各运行单位的违规行为，在广东电力系统内通报批评、取消当事人接受调度指令资格，被取消受令资格的人员三个月内不得重新参加该资格考试。3.5.3 违反本规程规定，造成电力系统重大损失或重大事故者，依法追究有关当事人和威胁、唆使、怂恿不执行调度指令的领导或其他责任人员的民事或行政责任，构成犯罪的，移送司法机关处理。4 并联网管理4.1 新设备投运管理4.1.1 投运基本条件 4.1.1.1新设备是指：新建、扩建或改建以及经检修后相关技术参数发生改变的输变电设备。4.1.1.2 新设备在投运前必须按有关规程规定进行试验、验收，确认相序符合运行要求；调度编号核对无误，调度自动化信息满足电网运行要求；检查绝缘电阻（有条件的线路）合格，解除全部安全措施，按要求整定并投入继电保护、安自装置。4.1.1.3线路、开关、CT、GIS母线等新设备在投运时，应以工作电压的全电压合闸冲击三次。4.1.1.4新装变压器在投运时，应经工作电压的全电压合闸冲击五次。大修后的变压器一般可按冲击三次考虑，具体冲击次数由上级设备管理部门确定。4.1.1.5新设备投运前必须确认极性正确。如极性发生变动，必须进行相关极性测试，测试正确后，方可正式投入运行。4.1.1.6对于发电厂升压站设备，有条件的可采取递升加压方式检验设备是否满足安全运行要求。4.1.1.7 发电厂、变电站启动前5天必须开通调度通信通道及生产实时控制业务通信通道，其通道质量应达到有关技术标准。4.1.1.8 凡属中调直接调管的新设备，未经中调当值调度员同意，禁止自行将新设备接入系统运行；新设备一旦接入系统运行（包括试运行期间），即视为运行设备，必须遵守本规程规定，未经中调当值调度员许可，不得进行任何操作。4.1.2 投运前准备工作4.1.2.1新建、改建、扩建工程的建设单位在规划设计阶段，应向调度部门提供工程的规划设计资料，通知调度部门参加审查。4.1.2.2 继电保护、保护信息系统、安全自动装置，电力通信、调度自动化等必须按设计要求与工程同步建设、同步验收、同步投产。4.1.2.3系统设备均应统一编号，编号原则参见附录B。接入220kV及以上电压等级的输变电设备（总调直调设备和广州、深圳地区220kV设备除外，但应抄送中调）命名及编号由中调负责，110kV及以下电网变电站输变电设备命名及编号由各归属地调负责(总调调管的500kV主变的35kV侧设备除外)。直调电厂的所有主设备的调度命名与编号原则上归属中调统一管理，厂用电等附属设备由电厂自行命名与编号，但须报送中调备案。4.1.2.4 工程相关部门应在可研立项阶段，以正式的书面形式向调度机构提交厂站调度命名申请。4.1.2.5 工程管理部门应在基建工程投运前三个月向调度机构提交新设备编号申请，并同时报送该工程的电气主结线设计蓝图及相关技术资料。4.1.2.6 工程管理部门应在技改工程投运前一个月向调度机构提交新设备编号申请，并同时报送该工程的电气主结线设计蓝图及相关技术资料。4.1.2.7 在新设备安装、调试至投产前的过渡期间，有关电厂和变电站值班员在工程管理部门或新设备启动委员会指挥下进行不影响系统运行的操作。下令人对其操作的安全性及工作的必要性负责。4.1.2.8因改建、扩建工程需要将中调调管的输变电设备或直调电厂升压站设备停电解口改造的，该运行设备一经停运操作完毕，即退出调度运行管理，所有涉及该设备的工作审批交由启动委员会负责。4.1.2.9 新建设备的启动，由现场总指挥负责，运行单位负责操作，施工单位、运行单位各自派人员监护。4.1.3启动方案编制和审核4.1.3.1新设备接入系统启动方案由工程管理部门负责组织编写，经各设备管理部门审查后报送中调，由中调审核并经启动委员会批准后执行。重大技改项目的启动方案须经上级设备主管部门批准后方可执行。4.1.3.2 中调调管范围内的新建输变电设备的启动方案必须在投产前一个月报中调；改建、扩建的新设备启动方案应在设备停电申请前报中调。4.1.3.3 电厂或地调管辖范围的新设备启动，在启动过程中若涉及中调调管设备运行方式变更，则须提前五个工作日将经本单位审批的启动方案报送中调审批后方可执行，中调仅对调管范围内的设备方式变更及操作正确性负责。4.1.3.4 新设备启动方案一经批准，即可作为中调当值调度下达操作指令的依据，启动现场必须以该启动方案为依据填写操作票。启动方案变更，须经现场启动委员会重新审批后方可执行。4.1.3.5 中调调管范围内的输变电设备检修申请及启动方案审核管理人员，必须接受调度机构的业务培训，通过统一考试取得调度机构授予的输变电设备检修管理资格认证后，方可开展工作。4.1.3.6 新设备启动方案应包含以下内容：（1）工程概况及主要设备参数；（2）启动范围及启动时间；（3）启动前后系统的运行方式及设备状态；（4）设备启动内容及步骤；（5）风险评估及控制预案；（6）附件（包括启动委员会名单、发供电单位审核签证页、电气主结线图及母线正常运行方式）。4.2 新机组并网管理4.2.1 新建机组并网条件4.2.1.1并入广东电力系统的新建机组必须满足电网安全稳定运行的条件，严格执行电网运行管理标准。根据调度各专业管理要求，配置相应的专职管理和技术人员，确保调度业务有效实施。4.2.1.2新建机组必须在首次并网调试前3个月签订“并网协议”和“购售电合同”，并与所属调度机构签订“并网调度协议”。4.2.1.3新建机组在首次并网前15个工作日，其发电企业应向广东电网公司提出正式并网申请，由电网公司组织审查符合各项并网条件后予以批复，机组方可申请并网运行。4.2.1.4 新建机组的一、二次系统设施应按批准的设计同步建成、同步投产，并经有关电网管理部门验收合格。4.2.1.5 新建机组应在首次并网前30天向调度机构提交启动试验方案，经调度机构审核，并经启动委员会批准后方可执行。4.2.1.6 新建机组应具备接受电网统一调度的技术条件：（1）电气主结线方式以及并网方式应满足电网安全稳定运行的要求。（2）机组的励磁调节系统和调速系统应符合国家电力行业标准，按电网的要求装设电力系统稳定器（PSS）。（3）发电机组安装的继电保护和安全自动装置已具备投运条件，定值应满足电力系统稳定运行要求。（4）调度自动化设备的功能已通过调度机构验收，有关信息已传送相关调度自动化主站。（5）电力通信设施已按要求建成，至相关调度机构的通信通道均已开通，已通过调度机构验收。（6）与并网运行有关的电能计量装置应符合国家相关规定并已安装和校验完毕。（7）已向调度机构提供电气主结线图、主要设备参数、继电保护和安全自动装置、调度自动化及通信设备等技术资料。水电厂还应提供水工建筑、水文、水库调度曲线（调度图）等资料，核电厂应提供核岛的有关资料和图纸。（8）其他为保证电力系统安全运行所必须具备的条件。4.2.2 新建机组并网调试4.2.2.1新建机组进行涉网试验前，应由具备资质的试验单位编制试验方案，并提前15个工作日向调度机构提交试验申请和试验方案，经调度机构审核同意后方可执行。4.2.2.2 新建机组具备首次并网运行条件后，需提前向调度机构提交机组的三天滚动调试计划和周调试计划。4.2.2.3 新建机组在进入满负荷试运行前，必须按要求完成励磁系统和调试系统参数实测、一次调频、AGC、PSS、100%甩负荷试验以及其他保证电网安全所必须的试验，并将试验情况和结果提交调度机构审核。4.2.2.4 新建机组满负荷试运行一般应至少提前一天向调度机构提交试申请，经审核同意后方可进行。4.2.2.5 新建机组满负荷试运行必须连续运行，不得中断，平均负荷率不小于90%。4.2.2.6 新建机组的进相试验应在满负荷试运行后6个月内完成。4.2.2.7 改建、扩建机组的并网管理要求参照新建机组。4.3 电网联网管理4.3.1广东电网与南方区域内外其他省区电网和电厂的联网管理由南方电网统一管理。一般情况下，广东电网内220kV及以上电压等级的联网由中调调度管理；电压等级在220kV以下的联网系统，中调可视情况委托地调调度管理。4.3.2 继电保护、安全自动装置、电力通信及调度自动化等二次设备的调管范围划分原则上与一次设备调管范围划分一致。4.3.3 广东电网与其他电力系统联网运行，需签订联网协议，明确联网各方的调管范围、职责，建立联网各方的运作机制等。4.3.4 联网各方调度机构应协商成立联网运行协调机构，建立协调机制，及时沟通解决运行中的问题；联网运行各方应根据需要互相提供方式、保护专业计算的有关参数。4.3.5 南方区域外电网和电厂与广东电网联网时，应遵守南方电网及广东电网有关规程规定和技术条件。若双方规程规定和技术条件存在差异的，应按照国家有关法规标准协商解决。4.4 大用户并网管理4.4.1 用户变电站应与所属调度机构签订并网调度协议，原则如下：（1）电压等级为220kV的非终端用户变电站,由中调与用户双方签订；（2）电压等级为220kV的终端用户变电站,由中调、地调与用户三方签订；（3）电压等级为110kV及以下的用户变电站，由地调参照220kV用户变电站调度协议签订模式进行管理，组织县调和用户签订双方或三方协议。4.4.2 并网调度协议应明确并网条件、设备启动和调试、保证电网安全的责任和义务、接入系统方式、运行方式、调度管辖范围和要求、调度运行管理、设备运行及检修管理、继电保护与安全自动装置、调度自动化和通信管理、事故处理与调查、违约责任等内容。4.4.3并网调度协议应明确调度管辖设备的调度命名和编号，如有接线、命名、编号发生改变，需重新签订协议。4.4.4 用户变电站并网前需满足以下条件：（1）已签订供用电合同和并网调度协议。（2）用户变电站的运行值班人员应具备工作资质，接受调度指令的人员必须获得接受调度指令资格。（3）用户侧的一、二次设备均满足接入电网的要求，并按国家相关规定试验合格。（4）已向调度机构提供以下技术资料：电气主结线图、主要设备参数、联网方式、继电保护和安全自动装置、调度自动化及通信设备、负荷特性曲线、现场运行规程、操作细则、主要设备说明书等技术资料。（5）启动调试方案已由业主及施工单位审查并报调度机构审核批准。（6）继电保护、安全自动装置已按照调度机构要求整定及投入，有关调度信息已传至调度自动化主站，通信通道质量满足调度要求，电能计量装置满足电网公司要求。（7）为保证电力系统安全运行所必须具备的其它条件。4.4.5用户并网工作流程：（1）用户首次并网前三个月，调度机构应根据用户申请，与用户协商签订并网调度协议。（2）用户应在首次并网前15个工作日向电网公司提出并网申请，由所在电网公司组织审查批复，由调度机构按照并网计划安排送电。4.5 新能源并网管理4.5.1 新能源并网管理原则4.5.1.1新能源又称非常规能源，是指传统能源之外的各种能源形式，如风能、太阳能、生物质能、地热能、海洋能等能源。新能源的特点是发电能力受气象条件、季节、昼夜等因素的影响，不具备调峰和调频能力。4.5.1.2 按国家政策要求，在保证电力系统安全稳定运行和电力供应的前提下，调度机构应优先安排新能源机组发电。4.5.2 风电并网运行管理4.5.2.1发电计划（1）风电场应具备必要的技术手段，开展短期（0-24小时）和超短期（15分钟-4小时）发电出力预测，并将出力预测上传至调度机构。（2）风电场每日12点前向调度机构报送次日0时至24时的96点发电功率预测曲线，时间分辨率为15分钟。（3）风电场每15分钟向调度机构滚动上报未来15分钟4小时的发电功率预测曲线，时间分辨率为15分钟。（4）调度机构在保证电网安全稳定运行的基础上，原则上按照风电场上报的功率预测结果下达风电场发电计划。如电网运行条件受到约束，调度机构可对风电场发电计划进行调整。4.5.2.2 调度调控（1）风电场运行值班人员应严格执行调度指令，按发电计划曲线和调度指令控制风电场功率，在满足调度机构下达的出力曲线前提下，机组启停可由风电场自行控制。（2）若风电场的运行危及电网安全稳定，调度机构有权限制风电场有功出力直至停机，待危害因素消除后再恢复风电场并网发电。（3）发生下列情况之一的，必须经调度机构同意方可再次并网，严禁擅自并网： 因电网故障、安自装置动作，或因频率、电压等系统原因造成风电厂机组跳机。 因台风等自然灾害影响，或风电场机组故障解列停运。（4）风电场应按调度机构下达的电压控制曲线要求，及时控制无功补偿装置的投退，在无功补偿装置全部投入或退出后仍不能满足调度机构的控制要求时，应及时向调度机构汇报。5 调度运行管理5.1 运行操作原则5.1.1任何情况下严禁“约时”停、送电；严禁“约时”开始或结束检修工作；严禁“约时”投、退重合闸。5.1.2 发布倒闸操作调度指令前，值班调度员应与受令人核对设备状态，向受令人明确操作任务和要求。5.1.3 操作前应注意操作后可能引起的潮流、电压和频率的变化、发电机失步、操作过电压、设备过负荷、超稳定极限、继电保护及安全自动装置是否满足要求，变压器中性点接地方式是否符合规定等。5.1.4 操作过程中若发生异常或故障，运行值班人员应根据现场规程处理并尽快汇报值班调度员。5.1.5 操作完毕后，受令人应立即向发令人汇报执行情况，不得延误。受令人汇报后，该项操作方可认为执行完毕。5.1.6 进行继电保护、安全自动装置等二次设备操作时应使用其调度命名。值班调度员只针对其装置功能发布调度指令，原则上不具体下达压板操作的指令。5.1.7运行中的安自装置必须得到值班调度员的指令或许可方可操作。新建或改造后的安自装置在投信号或挂网试运行期间，试验操作、调试定值更改、状态变更等工作均由工程管理部门或专业管理部门通知或许可，并对其正确性负责。5.1.8 调度指令包括单项令、逐项令和综合令。5.1.9 中调值班调度员下达逐项令或综合令，必须使用操作票；中调值班调度员下达单项令，不需要使用操作票，但必须明确操作目的，必要时应作详细记录。5.1.10 各类调度指令的适用范围： （1）对于一个操作任务，凡需涉及两个或两个以上单位配合完成并按一定逻辑关系进行操作的或虽然只涉及一个单位但对系统运行方式有重大影响的复杂操作，均应发布逐项令。发令调度员按操作票顺序逐项下达操作指令，受令人按照下达的操作指令完成现场操作。每执行完一项操作指令，必须向发令调度员报告，等待接受下一项操作指令，直到全部操作完成。（2）对于只涉及一个单位而无需其他任何单位配合即可完成的操作任务，可使用综合令。（3）对经批准操作权下放给相关地调的线路的停、送电操作，中调值班调度员对地调值班调度员发布综合令，由地调值班调度员编制调度操作指令票进行逐项操作。（4）以下操作可以发布单项令：参数调整。二次设备操作。机、炉开停。单一项目操作，如合上或断开单一的开关，投入或退出机组辅助调节功能。控制或解除控制用电负荷，拉闸限电或恢复用户供电。设备启动、调试时按照启动方案执行的操作。事故处理。其中事故处理告一段落后的恢复性倒闸操作，应使用综合令或逐项令进行操作。中调下达给统调电厂的发电曲线以及中调下达给地调的非统调电厂发电曲线、错峰预警信号。5.1.11 以下情况，由现场运行值班人员根据现场需要，向中调值班调度员提出操作申请，得到调度许可后即可进行操作：（1）500kV变电站的低压电抗器、电容器以及站用变的状态改变。（2）有载调压主变分接头开关的调节。（3）主变中性点接地方式的改变。（4）发电机组调节系统的投入和退出。（5）发电机组试验或退出备用。5.1.12 在操作过程中，如系统发生事故，应立即停止操作，迅速处理事故，待事故处理告一段落，经评估后，再操作。5.2 运行操作5.2.1开关操作（1）开关可以断、合额定电流以内的负荷电流和切断额定遮断容量以内的故障电流。（2）开关带电合闸前，必须有完备的继电保护投入。（3）开关合闸后，应检查三相电流是否正常。（4）开关分闸操作时，当发现开关非全相分闸，应立即合上该开关。开关合闸操作时，若发现开关非全相合闸，应立即断开该开关。5.2.2刀闸操作严禁带负荷拉开或合上刀闸。带电的情况下，允许用刀闸进行下列操作：（1）拉、合无故障的电压互感器和避雷器。（2）经设备管理单位确认，拉、合220kV及以下电压等级的母线充电电流。（3）拉、合无接地故障的变压器中性点接地刀闸（含拉、合变压器中性点小电抗接地刀闸和变压器隔直装置接地刀闸）。（4）拉、合220kV及以下等电位的环路电流，但必须采取防止环路内开关分闸的措施。（5）拉、合充电电容电流不超过5安培的空载引线。（6）经设备运行维护单位确认，按规定拉、合500kV3/2开关结线方式的母线环路电流。5.2.3线路操作（1）线路送电操作前，必须检查线路工作是否全部结束、工作人员是否撤离、接地安全措施是否全部拆除，继电保护是否完备并按要求投入。（2）线路停送电操作应充分考虑线路充电功率对系统和线路末端电压的影响，防止设备过电压。（3）线路充电应优先选择远离电厂侧为充电端；再选择短路容量大的一侧为充电端，充电端必须有变压器中性点直接接地，优先选择带有并联电抗器侧的对端为充电端。（4）用小电源向线路充电时，应考虑继电保护的灵敏度，并应有防止送电端发电机产生自励磁的措施。（5）线路停电操作应当按照断开开关、拉开线路侧刀闸、拉开母线侧刀闸的顺序依次操作。若开关已断开，线路侧刀闸因故不能拉开，应及时汇报中调值班调度员，证实线路对侧已停电，并在开关靠线路侧验明或确认无电压后，方可拉开母线侧刀闸。线路送电操作顺序相反。（6）线路各侧均与电源明显隔离或具有可判断的隔离点，经验明无电压后方可合上线路接地刀闸或挂接临时地线。（7）在未经试验及批准的情况下，不得对末端带有变压器的线路进行充电或拉闸。（8）装有高抗的线路一般不允许无高抗运行。如高抗不能投运，而电网需要该线路运行，应经计算分析或试验，并经调度机构负责人批准。（9）线路高抗只能在不带电的情况下进行操作。拉开、合上高抗刀闸的操作应在线路处于冷备用状态时进行。（10）线路高抗送电前，应投入本体及远方跳闸保护。5.2.4变压器操作（1）变压器并列条件： 结线组别相同。 电压比相等。 阻抗电压相等。电压比和短路电压不同的变压器，必须经过计算，在任何一台都不会超负荷的情况下，可以并列运行。接线组别不相同时，严禁并列运行。（2）变压器充电时应考虑励磁涌流的影响。（3）合上或断开变压器开关，使变压器投入或退出运行时，该变压器中性点必须直接接地；变压器并入电网运行后，其中性点是否直接接地应按继电保护要求执行。（4）两台运行中的变压器中性点接地方式转换时，由运行值班员提出申请，经值班调度员许可后操作,并应始终保持至少一台变压器中性点直接接地。（5）变压器投入运行时一般先从高压侧充电，后合上低压侧。停电时操作顺序相反。（6）切换变压器时，应检查并入的变压器确已带上负荷后方可停下待停变压器。（7）无载调压变压器停电更改分接头后，必须测量三相直流电阻合格后，才能恢复送电。（8）当500kV长线路末端投入空载变压器时，线路末端电压不应大于变压器相应分接头电压的110%，以免磁路饱和引起异常的高次谐波而击穿变压器绝缘。（9）停用、投入或切换电压互感器，应考虑对继电保护、自动装置和表计的影响。5.2.5母线操作（1）进行母线操作时必须注意对继电保护、仪表及计量装置的影响。（2）设备倒换母线应考虑各组母线的负荷与电源分布的合理性。（3）正常情况下，运行中设备进行倒换母线操作时，应将母联两侧刀闸及开关合上，并退出母联开关的操作电源，才能进行倒闸操作。设备开关的母线侧刀闸必须按照“先合后拉”的原则进行。（4）热备用设备进行倒换母线操作，其母线侧刀闸应按照“先拉后合”的原则进行。（5）双母线停用一组母线时，应防止运行母线电压互感器低压侧向空母线反充电，引起电压互感器二次电源保险熔断，造成继电保护误动作。（6）向母线充电时，必须投入有足够灵敏度、可快速切除故障的继电保护；用变压器开关向母线充电时，变压器中性点必须直接接地。（7）母线充电或停电时，应采取防止产生谐振的措施。5.2.6代路操作（1）一般情况下应将旁路开关与被代开关并列运行，确认旁路开关带上负荷，才能断开被代开关。（2）必须考虑代路前后对继电保护的影响，对继电保护作必要的调整。（3）如果旁路开关与被代开关并列运行可能造成继电保护误动，原则上应先断开被代开关，然后进行旁路开关代路操作。5.2.7 解并列操作（1）系统并列操作的条件： 相序、相位相同。 频率相等，频率偏差不大于0.2Hz。 电压相等，500kV电压差允许不大于10%，220kV电压差允许不大于20%。（2）系统并列操作应使用同期装置，严禁非同期并列。（3）系统解列操作： 两系统解列时，应先将解列点的有功潮流调至接近零，无功潮流调至尽量小，使解列后两个系统的频率、电压变动在允许范围内； 对解列后脱离主系统的区域系统可由中调委托该区域内其中一个地调负责调度，并应指令有关单位接受该地调调度。5.2.8解合环操作（1）合环操作相位必须相同；500kV电压差一般不应超过10%，相角差一般不应超过20；220kV电压差一般不应超过20%，相角差不应超过25；必须确保合环后各环节的潮流变化不超过继电保护整定、系统稳定和设备容量等方面的限额。（2） 解环操作，应先检查解环点的有功、无功潮流，确保解环后系统各部分电压在规定范围内，各环节潮流变化不超过继电保护整定、系统稳定和设备容量等方面的限额。（3）地调利用短时电磁环网，在各供电片区之间进行负荷转供的操作前，必须知会中调值班调度员，并确认当前主网的运行情况符合操作条件。5.2.9零起升压（1）对长距离线路进行零起升压的发电机，应经验算不会发生自励磁。（2）作零起升压的发电机应先将强行励磁、复式励磁、自动电压校正器和失磁保护停用。（3）作零起升压的发电机升压变中性点必须直接接地。（4）对线路零起升压应将重合闸停用。（5）升压时应先以最低电压开始，逐步升压，以防电压滑升，必要时可降低发电机转速。（6）对变压器进行零起升压的发电机，应有足够的容量，在升压至额定电压时，发电机能满足变压器空载励磁电流，被升压的变压器中性点必须接地。5.3 调频、调峰管理5.3.1广东电力系统频率标准是50Hz，正常运行频率不得超过500.2Hz。系统电钟与标准钟的误差不得超过30秒。5.3.2中调值班调度员负责按照总调有关规定控制系统频率和区域控制偏差在规定范围内，满足南方电网广东频率控制区域的技术规范要求。5.3.3直调发电机组必须具备符合国家和电力行业的有关技术标准、满足电网要求的一次调频功能。正常运行机组应当投入一次调频功能，并按要求提供一次调频辅助服务。机组一次调频功能投、退或更改定值均须得到中调值班调度员许可。5.3.4并网运行单机容量200MW及以上火电机组，单机容量40MW及以上非径流水电机组及抽水蓄能机组必须具备AGC功能，并按要求提供AGC辅助服务。5.3.5直调发电机组AGC性能应符合国家和电力行业的有关技术标准，满足电网运行要求，满足中调AGC定值单中规定的运行指标，严禁擅自更改AGC调节参数。5.3.6凡有机组接入AGC功能的发电厂，必须制定本厂运行和管理规程，并上报调度机构备案。保证机组AGC能正常投入运行。并网运行机组AGC功能的投、退以及更改定值等均应按照中调值班调度员的指令执行。5.3.7当预计系统备用容量不能满足运行要求或频率低于正常控制标准时，中调值班调度员可采取但不限于下列措施：（1）开出直调备用机组。（2）增加购电和争取外网提供备用容量。（3）指令地调开出地方备用机组。（4）指令地调按要求控制用电负荷。（5）必要时按超计划限电序位表、事故限电序位表和三级快速事故限电线路表进行拉闸限电。5.3.8中调值班调度员指令拉闸限电或自动减载装置切除的负荷，必须得到中调值班调度员指令，方可恢复送电。5.3.9中调值班调度员应依据系统运行情况的实时变化趋势，提前预计、滚动修正当值乃至当日的系统调峰安排，优化水电、火电、核电、抽水蓄能机组以及外购电力调峰组合，保障系统的供电能力，提高系统调峰的经济与环保水平。5.3.10发电厂运行值班人员必须按照中调值班调度员或AGC的指令调整本厂机组出力，地调值班调度员必须按照中调值班调度员的指令控制本地区的负荷，协助系统调峰。5.3.11 电网异常或事故情况下,中调根据实际情况指定电网主调频厂，调频厂在出力允许可调范围内，按照调度员的指令负责系统频率的调整。5.3.12当发生与主网解列运行的情况时，中调值班调度员指定区域电网其中一个地调负责指挥区域电网的频率调整，其标准频率为50Hz，频率偏差