某省电网调度控制管理规程

黑龙江省电网调度控制管理规程国网黑龙江省电力有限公司2018 年 5 月目 录 总 则 . 1 第一章 调控机构职责 . 3 第二章 调度管辖及操作范围 . 6 第三章 调度运行管理 . 10 第四章 监控运行管理 . 15 第五章 电网运行方式管理 . 16 第六章 电网频率运行管理 . 20 第七章 低频低压减负荷及同期并列装置管理 . 21 第八章 电网无功电压运行管理 . 23 第九章 调度计划管理 . 29 第十章 设备投（退）运管理 . 37 第十一章 并网调度管理 . 40 第十二章 电网稳定管理 . 41 第十三章 网源协调管理 . 44 第十四章 水库调度管理 . 47 第十五章 新能源调度管理 . 53 第十六章 非省调直调电厂并网管理 . 56 第十七章 继电保护及安全自动装置管理 . 58 第十八章 调度通信管理 . 62 第十九章 调度自动化管理 . 64 第二十章 设备监控管理 . 67 第二十一章 配电网调控管理 . 75 第二十二章 调度操作规定 . 78 第二十三章 监控操作规定 . 95 第二十四章 电网事故及异常处理 . 97 第二十五章 检查与考核 . 113 附 录 . 114前 言 为适应电网发展和“三集五大”体系建设需要，进一步规范和加强黑龙江省电网调度控制管理，保障电力系统安全、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 、 电力监管条例 等法律、法规和电网运行准则、 国家电网调度控制管理规程等相关规程、 规范，制定本规程。本规程批准人：纪会争。 本规程审定人：郭江涛。 本规程审核人：边二曼、才洪全、胡本然、康春雷。 本规程初审人：肖荣国、孙晓波、 王宏、 华科、江琪、 刘更、赵万有、史滨、王宁、 李冶天。本规程主要起草人： 原宇光、 江海洋、 曹阳、 田石刚、 彭宇、 兰天、徐洪涛、 刘扬、 王海涛、 孟祥星、 魏晓强、 白雪松、 郑浩野、 姚敏东、张轶平、 尹超、李鹏、 余成、李士宏、 李岩、 王激励、 陈剑飞。本规程起草部门： 国网黑龙江省电力有限公司电力调度控制中心。 本规程于2018年7月 1日正式执行， 原黑龙江省电网调度控制规程作废。总 则1. 本规程所称“黑龙江省电网” 是指国网黑龙江省电力有限公司经营区域内的各电压等级发、输、 变、配、 用电等一次设施以及相关的继电保护及安全自动装置、电力通信、电能计量、自动化等二次设施构成的整体。 2. 黑龙江省电网运行实行“统一调度、 分级管理”。 3. 电网调度控制机构是电网运行的组织、 指挥、 指导、 协调机构。 黑龙江省电网调度控制机构分为三级，即：省级电网调度控制机构（以下简称省调）、省辖市级电网调度控制机构（以下简称地调）、县级电网调度控制机构（以下简称县调）。 省调的上级调度控制机构为国家电力调度控制中心及东北电力调控分中心（以下简称国调及网调）。 4. 黑龙江省电网调度控制系统包括各级电网调度控制机构（以下简称调控机构）、厂站运行值班单位及输变电设备运维单位。 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，应服从调控机构的调度。 6. 本规程适用于黑龙江省电网的调控运行、 电网操作、 故障处置和调控业务联系等涉及调控运行相关各专业的活动。 黑龙江省电网内各电力生产运行单位颁发的有关电网调控规程、规定等， 应遵循本规程。 7. 与黑龙江省电网运行有关的各级调控机构和省调、 地调调管的发、 输、变、配电等单位的运行、管理人员应遵守本规程；非电网调度系统人员凡涉及黑龙江省电网调控运行的有关活动也应遵守本规程。8. 本规程提及的发电厂包含并网运行的火电厂、 水电厂、 风电场、 光伏电站以及其他任何发电介质的电厂， 变电站包含运维中心。 9. 黑龙江省电网与相邻省电网联网运行的调控管理， 按上级调控机构制定的规程、 规定执行。 10. 本规程由国网黑龙江省电力有限公司电力调度控制中心归口并负责解释和修订。第一章 调控机构职责1.1 调控机构主要职责 1.1.1 服务于党和国家工作大局， 服务于电力客户， 服务于发电企业，服务于经济社会发展。 1.1.2 遵循安全、优质、 经济的原则，对电网运行进行组织、 指挥、指导、协调。 1.1.3 按照电网运行客观规律和相关规定， 保证电网运行的连续、稳定及可靠供电，使电能质量符合国家规定的标准。 1.1.4 按照国家法律、法规及相关规定，依据相关合同或协议，维护各方的合法权益。 1.1.5 充分发挥大电网资源优化配置的功能，实现优化调度， 合理使用发、输、 变电设备能力，满足用户的用电需要。 1.1.6 负责电网调控各专业技术管理和并网电厂涉网技术管理。 1.1.7 按照“公平、公正、公开” 的原则， 维护发、 供、用电等有关各方的合法利益。 1.2 省调主要职责 1.2.1 落实国调及网调专业管理要求，组织实施省级电网调度控制专业管理。 1.2.2 负责黑龙江省电网的安全、 优质、 经济运行， 确定调度管辖范围，对所管辖电网及并网电厂实施统一调度管理。 1.2.3 负责电网内调控运行、调度计划、系统运行、 继电保护、调度自动化、设备监控管理、水库及新能源调度、综合技术等专业管理，制定电力系统电力调度、设备监控方面的标准、规程、制度和办法， 负责所管辖电网二次设备技术监督。 1.2.4 负责指挥管辖范围内设备的运行、操作及电网的事故处理，参与电网事故调查分析。 1.2.5 负责监控范围内设备的集中监视、信息处置及事故处理，按规定开展监控范围内设备的远方操作。 1.2.6 负责指挥电网调峰及调压工作，负责指挥联络线潮流的调控， 协助网调调整频率， 在黑龙江省电网单运时负责电网调频。 1.2.7 负责电网的安全稳定运行及无功电压、网损管理，组织电网安全分析和研究， 落实安全稳定运行措施， 编制全网低频、 低压减负荷方案。 1.2.8 负责组织编制和落实所管辖电网运行方式的年、 季、 日运行方式，制定电网过渡方式及特殊方式，执行上级调控机构下达或批准的网间联络线运行方式。 1.2.9 统筹安排所管辖范围内设备的调度检修计划。 1.2.10 负责所管辖电网电力电量平衡、临时交易工作。 1.2.11 负责黑龙江省电网负荷预测的管理工作。 1.2.12 参与所管辖电网规划、 设计、 建设和工程项目审核工作， 参加发电厂的并网设计审核，组织及参加涉及电网安全、经济和科研方面的运行试验。 1.2.13 组织调度管辖范围内的发电厂、 地方电网、 用户签订并网调度协议。 1.2.14 根据月度调电计划和实际供电需求编制与实施日调电计划， 并充分考虑清洁能源调电安排。1.2.15 负责调度管辖范围内新设备启动投运工作，制定新建、 改（扩）建设备投入电网调度方案。 1.2.16 负责编制黑龙江省电网超计划用电限电序位表、事故限电序位表， 报政府批准后执行。 1.2.17 参与主要水电厂发电与防洪、航运和供水等方面的协调工作。 1.2.18 负责组织制定全网继电保护及安全自动装置配置的技术方案和调度管辖范围内的整定方案，并督促实施。 1.2.19 负责组织制定调度自动化系统规划， 并督促实施； 负责电力二次系统安全防护。 1.2.20 负责设备监控信息管理、 设备监控信息接入验收管理、 变电站集中监控许可管理； 负责集中监控缺陷管理；负责集中监控运行统计分析管理、输变电设备在线监测与分析业务等。 1.2.21 负责省公司调度技术装备的运行管理。 1.2.22 负责组织黑龙江省电网调度系统各专业管理、 运行考核及有关人员的业务培训。 1.2.23 接受上级电力管理部门、 调控机构授权或委托的与电力调度相关的工作。 1.3 地调职责 1.3.1 接受省调的调度管理， 负责所管辖电网的安全、 优质、 经济运行，负责调度管辖范围内设备的运行、操作及电网的事故处理。 1.3.2 负责编制和执行所管辖电网的运行方式和检修计划。 1.3.3 负责编制并上报省调管辖范围内设备的检修计划。1.3.4 参与编制黑龙江省电网超计划用电限电序位表和事故限电序位表 中相关内容。 1.3.5 负责所管辖电网继电保护、 设备监控和自动化等专业技术的调度管理工作。 1.3.6 负责批准调度管辖范围内新建、改（扩）建工程投运， 拟定启动方案，对调度管辖设备进行统一调度命名编号。 1.3.7 负责编制所管辖电网电力、 电量计划及电量统计。 1.3.8 参加所管辖电网发展规划、 设计和有关工程项目的审查。 1.3.9 负责指挥管辖范围内设备的运行、操作及电网的事故处理，参与电网事故调查分析，负责监控范围内设备的集中监视、 信息处置及事故处理，按规定开展监控范围内设备的远方操作。 1.3.10 负责本级监控范围内设备监控信息管理、 设备监控信息接入验收管理、变电站集中监控许可管理；负责集中监控缺陷管理；负责集中监控运行统计分析管理、输变电设备在线监测与分析业务等。 1.3.11 行使省调授予的其他职权。 1.4 县调职责由地调根据本规程确立的原则来确定。第二章 调度管辖及操作范围2.1 定义调度管辖范围 2.1.1 调度管辖范围是指调控机构行使调度指挥权的发、输、 变、配电系统，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）。2.1.2 调控机构直接调度指挥的发、输、变、配电系统属直调范围，对应设备称为直调设备。 2.1.3 下级调控机构直调设备运行状态变化对上级或同级调控机构直调发、输、 变、配电系统运行有影响时，应纳入上级调控机构许可范围，对应设备称为许可设备。 2.1.4 上级调控机构根据电网运行需要，可将直调范围内发、 输、变、配电系统授权委托下级调控机构调度。 2.2 调度管辖范围划分原则 2.2.1 凡并入电网运行的发电、输电、变电等相关设备，不论其产权归属或管理方式如何， 均应按相关规定纳入相应调控机构的调度管辖范围。 2.2.2 黑龙江省电网内设备属上级调控机构直接调度管辖的由上级调控机构调度管辖。 2.2.3 黑龙江省电网内设备属上级调控机构委托、许可调度的，省调按上级调控机构相关规定执行。 2.2.4 同一设备原则上应仅由一个调控机构直接调度。 2.2.5 黑龙江省电网内其他输变电设备以及相关二次系统的调度管辖范围由省调以文件形式明确规定。 2.3 省调调度管辖范围 2.3.1 黑龙江省境内的发电厂、变电站 220 千伏全部设备（不包括上级调度委托省调调度的 500 千伏变电站内 220 千伏设备）。 包括： 母线、 开关、刀闸、主变及其 220 千伏侧中性点、电流互感器、 电压互感器、避雷器、阻波器、结合电容器、无功补偿设备等，以及继电保护装置、电网安全自动装置、 自动发电控制装置（AGC）、 自动电压控制装置（AVC）等。 2.3.2 黑龙江省境内直接并入 220 千伏电网的各类发电厂， 或并网的总装机容量达到 70 兆瓦及以上的火电厂， 总装机容量达到 30 兆瓦及以上的水电厂、 风电场， 通过 35 千伏及以上电压等级接入电网或总装机容量达到 10 兆瓦及以上的光伏电站。 2.3.3 省调直调火电厂和水电厂的主机、主炉、发电机及其主开关、主变、发变组、高厂变、高备变及其影响出力的附属设备，发电机的自动励磁装置（包括强行励磁装置、 PSS 装置）， 非 220 千伏并网火电厂和水电厂的并网线路。 2.3.4 经 220 千伏并网的风力发电场和光伏电站的 35 千伏母线、 35 千伏集电线路和无功补偿设备； 经 110（66）千伏并网的风力发电场和光伏电站的 110（66） 千伏并网线路， 以及升压站内 110（66） 千伏设备及其低压侧母线、 集电线路和无功补偿设备； 经 35 千伏并网的风力发电场和光伏电站集电线路。 2.3.5 220 千伏输电线路（不包括省间联络线及与全网安全稳定有关的重要线路）、 220 千伏及以下跨国联网线路以及与跨国联网运行有关的运行方式。 2.3.6 220 千伏系统与 110 千伏及以下系统构成电磁环网的运行方式。 2.3.7 500 千伏变电站低压母线和电抗器， 前进变 220 千伏全部设备，详见附表 1。 2.4 地调或县调调度管辖范围： 省调管辖以外的 110 千伏及以下设备，由地调按照所管辖区域范围予以具体划分（包括县调管辖设备）。2.5 黑龙江省电网监控范围：省调负责监控 500 千伏变电站， 地调负责监控 220 千伏及以下变电站；各级调度控制机构应以文件形式明确监控范围。 2.6 省调指挥操作范围 2.6.1 网调管辖并委托省调指挥操作的设备见附表 2。 2.6.2 网调指定与全网安全稳定运行有关的重要线路（网调许可设备）：500 千伏七云甲线、七云乙线、双集甲线、集前甲线和 220 千伏二昂甲线、二昂乙线、昂庆甲线、 昂纲线、 庆纲线、 齐让甲线、齐让乙线、尼拉线、 冯乌线、乌拉线、冯拉甲线。 2.6.3 省调管辖范围内的设备，原则上由省调指挥操作，部分设备省调可委托地调指挥操作。 2.7 地调指挥操作范围 2.7.1 省调管辖并委托相应地调指挥操作的设备为：a）发电厂的 220 千伏三绕组变压器的中压侧开关、刀闸和中性点； b）非 220 千伏并网发电厂的主变、 高厂变、 发变组和并网线路（110千伏晨富线除外）；c）接于 110 千伏及以下母线上的省调管辖发电厂的高备变； d）西沟水电厂、 喇二电站； e） 220 千伏变电站的主变（包括 220 千伏侧开关、 刀闸和中性点）； f）与 220 千伏电网构成电磁环网的低压侧设备； g） 220 千伏布爱甲、乙线和 110 千伏布黑线； h） 220 千伏变电站内的静止无功补偿装置（SVC） 及并联电抗器、并联电容器；i） 220 千伏铁路牵引站供电线路及站内 220 千伏设备； j） 220 千伏单、 双回负荷线路和负荷变电站， 包括电源端变电站专用旁路代送的操作；k） 220 千伏变电站经专用旁路开关（母旁除外）代送主变的操作； l） 经 110（66）千伏并网的风力发电场和光伏电站的 110（66）千伏并网线路和升压站内 110（66） 千伏设备及其低压侧母线。 2.7.2 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。 2.7.3 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，应先征得上级调度同意，且变动后要立即汇报。 2.7.4 下级调控机构指挥操作上级调控机构许可范围内的设备，在改变原运行状态之前， 应先征得上级调度同意，且变动后要立即汇报。第三章 调度运行管理3.1 调度指令 3.1.1 各级调度员在值班期间是调度管辖电网运行、 操作和事故处理的指挥者， 按相关规程、规定的调度管辖范围行使调度指挥权，并对其下达调度指挥及调度指令的正确性和及时性负责。 3.1.2 本级调控机构的监控员、 下级调控机构的调度员和监控员以及厂、站、 运维单位的值班员接受调控机构值班调度员的调度指令和运行管理，并对执行指令的正确性负责。 3.1.3 省调值班调度员下达的指令， 本级、 下级调控机构的监控员和厂、站、运维单位的值班员及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 调控系统运行人员在发、受调度指令时，应使用普通话及调控术语， 下达的正常操作指令均应编号（口头指令除外）， 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 任何单位和个人不得干预调控机构值班调控人员下达或执行调度指令，不得无故拒绝或延误执行值班调度员的调度指令；值班调度员有权拒绝各种非法干预。 3.2 调度规则 3.2.1 电网实行统一调度、分级管理，调度管辖范围内的设备，除非已对人身或设备本身的安全构成威胁， 未经拥有调度管辖权的值班调度员批准，不得擅自改变其运行状态，经授权者除外。 3.2.2 发电厂应按照调度指令进行调频、调峰、调压。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内计划曲线，满足电网需求，并予以记录。 3.2.3 电源产生缺额时， 调控机构可根据需求侧管理控制负荷，并予以记录。3.2.4 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。调控机构调度管辖范围内的运行值班单位，应服从该调控机构的调度。 3.2.5 未经调控机构值班调度员指令，任何人不得操作该调控机构调度管辖范围内的设备。 当电力系统运行遇有危及人身、 设备安全的情况时，有关运行值班单位的值班人员应按照现场规程自行处理，并立即汇报值班调度员。 3.3 调度许可设备在操作前应经上级调控机构值班调度员许可，操作完毕后应及时汇报。 当发生紧急情况时，允许下级调控机构的值班调度员不经许可直接操作，但应及时向上级调控机构值班调度员汇报； 属厂、站管辖设备的操作，如影响到调控机构调度管辖设备运行的，操作前应经调控机构值班调度员许可。 3.4 发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，值班调度员可直接（或者通过下级调控机构值班调度员）越级向下级调控机构管辖的厂、站、监控、运维站（队） 等运行值班单位发布调度指令，并告知相应调控机构。此时，下级调控机构值班调度员不得发布与之相抵触的调度指令。 3.5 省调调度许可设备的调度规则 3.5.1 省调调度许可设备改变运行状态，或进行虽不改变运行状态但对省调调度管辖设备运行有影响的工作， 相关地调应向省调履行许可手续。 3.5.2 地调申请调度许可时，应同时提出对省调调度管辖设备的影响及相应的要求。 3.5.3 省调进行调度许可时，应将对省调调度管辖设备的影响及省调采取的措施告知地调，对地调调度管辖设备的影响由地调自行考虑。3.6 非省调调度许可设备，如进行下列工作，地调应参照省调调度许可设备履行许可手续，并在操作前得到省调值班调度员的许可。 3.6.1 影响省调调度管辖安全自动装置切机、切负荷量的工作。 3.6.2 影响省调控制输电断面（线路、变压器）稳定限额、 发电厂开机方式或发电出力的工作。 3.6.3 影响省调调度管辖保护装置定值的工作。 3.7 调度自动化、电力通信设备的调度许可规则 3.7.1 自动化主站系统设备的操作，如影响上级调度自动化管理部门调度管辖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度自动化管理部门的许可。 3.7.2 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员的许可。a) 影响一、二次设备正常运行的； b) 影响安全自动装置正常运行的； c) 影响调度通信、 调度自动化数据、 自动发电控制（AGC）、 自动电压控制（AVC）功能实施的；d) 影响电力调控业务正常进行的其他操作。 3.8 对拒绝执行调度指令，破坏调度纪律，有以下行为之一者，调控机构应组织调查，通报批评并约谈相关单位负责人。直接责任人及其主管人员应由其所在单位或有关机关给予行政处分。 3.8.1 未经上级调控机构许可，不执行上级调控机构下达的发电、供电调度计划。 3.8.2 不执行有关调控机构批准的检修计划。3.8.3 不执行调度指令和调控机构下达的保证电网安全的措施。 3.8.4 不如实反映调度指令执行情况。 3.8.5 不如实反映电网运行情况。 3.8.6 调控系统运行值班人员玩忽职守、徇私舞弊、 以权谋私尚不构成犯罪的。 3.9 调控系统运行值班人员须经培训、考核，由相应调控机构批准并取得合格证书后，方可正式上岗值班。 3.10 负责电网调控业务联系的人员须经培训、 考核， 由相应调控机构批准并取得合格证书后，方有权接受调度指令， 开展调控业务联系。 3.11 当发生威胁电网运行安全的紧急情况时， 值班调度人员可以按照有关规定调整控制供电负荷、 发布限电指令。 3.11.1 按照国家相关规定， 各级调度应备有经本级政府部门批准的下列限电序位表： 事故限电序位表、超计划用电限电序位表。 3.11.2 限电序位表应每年修订。每年 4 月 30 日前各地调应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。限电序位表需要调整时， 地调应书面向省调申请，省调批复后生效。 每年 6 月 30 日前， 省调应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。 3.12 凡并入省网运行的发电厂， 应编制事故保厂用电方案， 并报所管辖调控机构备案。 3.12.1 省调直调的电厂每年应根据电网及本厂运行变化情况， 对本厂保厂用电方案进行修改，并于 8 月 31 日前上报省调备案。3.12.2 有直供负荷的省调直调发电厂， 在编制保厂用电方案时， 应与所在地区的地调共同研究确定。第四章 监控运行管理4.1 黑龙江省电网省、 地两级调控机构实行调控一体化模式，值班监控员按照调度管辖范围接受相应调控机构的调度管理和调度指挥， 并对执行指令的正确性负责。 4.2 值班监控员按照监控范围监视变电站运行工况，负责受控站设备的运行监视、运行信息记录与上报、监控信息处置、监控远方操作与事故处理等工作，并对现场设备运行状态的正确性负责。 4.3 值班监控员在监控系统发出告警信息时，按有关规定及时处置， 通知输变电设备运维单位，必要时汇报值班调度员。输变电设备运维单位接到通知后应立即开展设备核查，并及时反馈处理情况，不得迟报、漏报、瞒报、谎报。 4.4 输变电设备运维人员发现设备异常和缺陷情况，应按照有关规定处理，若该异常或缺陷影响电网安全运行或调控机构集中监控，应及时汇报相关调控机构。 4.5 值班监控员对认定为缺陷的告警信息，应启动缺陷管理流程，填写缺陷管理记录，并按规定通知相应设备运维单位检查处理。 4.6 出现以下情形， 调控机构值班监控员应将相应的监控职责临时移交运维单位，并通知运维单位恢复有人值守， 监控职责移交或收回后，值班监控员均应向相关调控机构值班调度员汇报。 4.6.1 变电站站端自动化设备异常， 监控数据无法正确传输至调控机构。4.6.2 调控机构监控系统异常，无法正常监视变电站运行情况。 4.6.3 变电站与调控机构通信通道异常， 监控数据无法传输至调控机构。 4.6.4 变电站设备检修或者异常， 频发告警信息影响正常监控功能。 4.6.5 变电站内主变、 开关等重要设备发生严重故障，危及电网安全稳定运行。 4.6.6 因电网安全需要， 调控机构明确变电站应恢复有人值守的其他情况。 4.7 值班监控员参与监控主站系统功能验收，并做好监控信息接入调度自动化系统的验收记录。 4.8 地区监控值班体系的建立、 监控业务的导入、 220 千伏变电站正式开展无人值班调度业务，应获得省调的正式批复，否则不得开展相关调控业务工作。第五章 电网运行方式管理5.1 各级调控机构均应按上级调控机构要求编制和组织落实管辖范围内电网年度、冬季、 夏季运行方式、电网过渡方式、特殊方式，并满足调度管理任务的基本要求。 5.2 电网运行方式实行统一管理、上下协调、局部服从整体、下级服从上级的原则。 下级电网要在上级电网的统筹协调下，在保障全网安全稳定整体水平前提下，统筹制定相关运行控制策略和安全措施，确保各级电网运行方式的协调统一。 5.3 年度方式编制5.3.1 年度方式分析应全面评估本年度电网运行情况、安全稳定措施落实情况及实施效果，分析预测次年电网安全运行面临的风险和生产运行实际需求，提出电网建设、 技术改造等措施建议，指导次年电网规划、建设、生产和运行，提高电网安全工作的系统性、针对性和有效性。 并经所属电网企业批准后执行。 5.3.2 为确保年度方式分析的及时性、全面性和准确性，各部门分工如下：a） 发展部门应及时提供次年度电力电量平衡预测、 新建输变电工程可研报告及评审意见、发电工程接入系统方案及评审意见；b） 基建部门应及时提供次年电网基建工程投产计划和相关设备的设计参数；c） 营销部门应及时提供次年新增大用户负荷； d） 运维检修部门应提供次年度电网技改大修工程的投产计划及相关设备的设计参数， 并及时提供输变电设备额定输送能力及事故过载能力；e） 调控机构应完成负荷预测和基础数据准备工作， 开展年度方式计算分析， 并向上级调控机构提供本地区电网次年度预计投产的主要输变电工程和发电工程，电网结构和负荷变化情况；f） 各级调控机构应于每年 8 月 15 日前启动次年度运行方式的编制工作， 于每年 8 月 31 日前完成次年度运行方式相关资料和参数的数据录入，并上报上级调控机构审核；g）各级调控机构应于每年 11 月 30 日前完成次年度运行方式的短路、潮流、稳定计算分析工作， 计算分析的深度应满足国家电网安全稳定计算技术规范的要求；h） 各级调控机构应于每年 12 月 31 日前完成次年度运行方式分析报告的编制工作。 5.3.3 年度方式编制应符合国家电网公司电网年度运行方式编制规范相关要求，并体现黑龙江省电网的运行特点。a）对可能构成安全事故或事件的问题逐一研究分析、 落实控制措施，努力化解安全风险，切实防止电网稳定破坏事故、大面积停电事故和人员责任事故的发生；b） 本年度运行总结应包括新设备投产情况及系统规模、 生产运行情况分析、 电网安全状况；c） 次年度运行方式内容应包括电网新设备投产计划、 电力生产需求预测、电网主要设备检修计划、水电厂水库运行方式、 电网结构与短路电流分析及运行接线方式、 电网潮流计算与 N-1 静态安全分析、 系统稳定分析及安全约束、无功电压和网损管理、电网安全自动装置和低频减负荷整定方案、调度系统重点工作、 电网运行年度风险预警、 电网安全运行存在的问题及措施；d) 下级电网年度运行方式概要。 5.4 系统运行接线方式管理 5.4.1 为保证系统安全稳定运行， 电网接线方式应具有较大的紧凑度，即并行的线路尽可能并列运行，同级电压环网尽可能环状运行， 最大限度满足互为备用， 尽量降低故障造成的影响和波及范围，提高重合闸利用率。同时还应符合以下条件：a） 潮流分布应能保证电能质量及稳定的要求； b） 短路容量应符合设备的能力；c） 事故后潮流分布仍近合理，电压、频率稳定在允许范围内； d） 继电保护及安全自动装置运用合理； e） 保持一定的灵活性， 使系统操作更方便合理， 便于事故处理和防止事故扩大；f） 符合系统运行的经济性。 5.4.2 有小电源的受端系统应将负荷合理安排，有条件情况下合理选定解列点， 力争自动解列后地区负荷与电源基本上自行平衡，损失最小。 5.4.3 大电源经几回线送电时， 应具备防止一回线跳闸引起其他线路过负荷跳闸或稳定破坏措施。 5.4.4 厂站母线的接线原则a） 双母线（包括双母线三分段或四分段） 中的每条母线上所接元件应考虑当任一母线故障时， 运行母线系统仍有较大紧凑度，且电源与负荷基本上能平衡， 一般同一电源来的双回线或者同一变电站的双回线应接于不同的母线上；b） 正常运行时， 每条母线上的连接元件应按正常方式固定连结， 只有当设备检修、新设备投产或事故处理需要时，才允许改变其接线方式或单母线运行；c） 母联开关及分段开关通过的功率应尽量小； d）当双母线上只有三个及以下元件运行时， 如果母线保护配置合理，则维持正常接线方式，否则应倒为单母线运行；e） 3/2 接线方式的母线，应尽可能保持环状运行。5.4.5 各发电厂和变电站应特别注意厂（站）用电接线方式的合理性，充分利用备用电源自动投入装置，严防厂（站）用电局部故障扩大成系统事故。第六章 电网频率运行管理6.1 东北电网的额定频率为 50.00Hz，投入自动调频装置时允许变动范围为 50.000.10Hz； 当手动调频时允许变动范围为 50.000.20Hz。当运行容量小于 3000 兆瓦的地区电网与主网解列时， 单运电网的频率允许变动范围为 50.000.50Hz。 6.2 电网频率调整一般由电网自动发电控制（AGC）系统自动执行, 省网内具备 AGC 功能的发电机组并网正常后， AGC 按调度指令投入运行。 6.3 省网内 100 兆瓦及以上容量火电机组和并入 220 千伏及以上电压等级的同步发电机组应按国家电网公司电力系统一次调频管理规定要求设定并投入一次调频功能，其他容量机组可参照执行。 6.3.1 省调负责省网内直调发电机组一次调频功能的投退、监督和考核工作。 6.3.2 对于达不到一次调频管理要求的发电机组，应及时向省调提出检修或调整申请，并按省调批复在规定期限内完成检修维护工作， 否则按相关规定进行考核。 6.4 东北电网频率监视和调整由网调值班调度员负责， 省调值班调度员按控制性能评价（CPS）标准调整省间区域控制偏差（ACE）参与系统频率的调整，网、省调承担相应的频率控制责任。当省网与东北电网解列时，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，其调频能力范围内应保持系统频率在 500.2 Hz以内。 辅助调频电厂视系统解列情况临时指定， 当电网频率超过 500.2 Hz 时， 辅助调频厂应主动协助调整， 使频率恢复至正常允许的偏差范围以内，其余电厂为负荷监视厂。 6.5 当地区电网与省电网解列运行时，其频率的调整和控制，由省调授权所在地（县）调或主力电厂负责。 6.6 发电厂频率管理 6.6.1 当系统频率发生变化时，水、火电厂和其他相关设备运行特性应满足以下要求： 在 48.5Hz50.5Hz 范围能够连续运行； 在 48Hz48.5Hz范围内， 每次连续运行时间不少于 300 秒, 累计运行不少于 300 分钟； 在50.5Hz51Hz 范围内， 每次连续运行时间不少于 180 秒， 累计运行不少于 180 分钟。 6.6.2 当系统频率发生变化时，风电场运行能力应满足以下要求：在49.5Hz50.2Hz 范围能够连续运行； 在 48Hz49.5Hz 范围内，具有至少运行 30min 的能力；当高于 50.2Hz 时，具有至少运行 5min 的能力。 6.6.3 当系统频率发生变化时，集中式光伏电站运行能力应满足以下要求：在 49.5Hz50.2Hz 范围能够连续运行； 在 48Hz49.5Hz 范围内，具有至少运行 10min 的能力；当高于 50.2Hz 时，具有至少运行 2min 的能力。第七章 低频低压减负荷及同期并列装置管理7.1 低频低压减负荷装置管理7.1.1 为防止电网低频率或低电压运行而扩大事故， 应有计划地配置足够数量的低频低压减负荷装置。在电网频率或电压严重下降时自动切除部分负荷，保证电网安全运行及对重要用户的不间断供电。 7.1.2 省调应每年编制下达低频低压减负荷方案。下级调控机构根据省调下达的低频低压减负荷分配指标， 结合本地区电网实际情况编制低频低压减负荷实施方案（其各轮次的切除负荷量不得小于各轮次分配指标），并向地方政府报备后报省调备案。低频低压减负荷方案应每年修订一次， 必要时可作适当调整。 7.1.3 正常运行时，低频低压减负荷装置按整定方案投入使用，未经省调同意， 不得擅自退出。如低频低压减负荷装置因故停用且无备用装置替代时， 所控线路执行手控，即频率（电压） 降低至装置整定值时，值班监控员或运维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。 7.1.4 当系统频率（电压）降至低频低压减负荷装置整定值， 但因装置拒动等原因被控线路未跳开，值班监控员或运维人员应不待调度指令手动切除被控线路。 7.1.5 低频低压减负荷装置动作所切负荷， 在未得到省调指令时，不得擅自送电。 7.1.6 当系统频率恢复到 49.80Hz 以上时， 各地调在得到省调指令后，由装置动作的最低一级频率定值所切负荷开始或按指定负荷数逐一送出。 7.2 同期并列装置管理7.2.1 同期并列装置应定期校验并保持随时可用状态。装有同期并列装置的发电厂、变电站运行值班人员、 运维人员应能进行电网同期并列操作。 7.2.2 联络线路两侧应具备同期并列运行条件，相关变电站应在线路开关或母联开关上装设独立的同期并列装置或具备同期功能的装置。 7.2.3 机组的同期并列点原则上配置在发电厂侧。 7.2.4 同期并列装置应按同期角小于等于 30 度，频率差小于等于0.3Hz，电压差小于等于 10%（500kV 系统电压差小于等于 5%）整定。 7.2.5 同期并列装置由设备所在地的供电公司、检修公司、发电企业负责该设备的运行维护工作。 运行维护单位应明确同期并列装置的专业管理部门， 承担规定的专业管理职能。 7.2.6 同期并列装置安装投运后应同步完善现场运行规程，并向所属调控机构报送装置运行参数。第八章 电网无功电压运行管理8.1 电网无功补偿遵循分层分区、就地平衡的原则。电网电压的调整、控制和管理，由各级调控机构按调度管辖范围分级负责。 8.2 无功电压调控管理主要内容包括：a）电压考核点、 电压监视点管理； b）电压曲线管理； c）无功补偿装置及 AVC 管理； d）电网无功电压运行管理； e）变压器分接头管理；f）电压合格率统计考核管理。 8.3 省调负责直调范围内系统无功平衡分析工作， 以及指导地调开展地区无功平衡分析工作，并制定相应改进措施。 8.4 电压考核点设置原则 8.4.1 500 千伏变电站 220 千伏母线，其中哈南变 220 千伏一、二段母线分裂运行为两个考核点， 500 千伏前进变网调委托省调调度， 前进变500 千伏母线纳入省调考核点。 8.4.2 发电厂并网 220 千伏母线， 其中哈三 A、 B 厂， 双鸭山 A、 B 厂，牡二 A、 B 厂， 七台河厂 500 千伏侧、 220 千伏侧， 哈平南电厂东、 西母线分裂运行电压考核点均分别统计。 8.4.3 220 千伏枢纽变电站。 8.4.4 220 千伏开关站、 牵引站、 用户变为非考核点， 220 千伏爱辉变由俄网供电不纳入考核。 8.5 电网正常运行方式下电压偏差和波动范围 8.5.1 500 千伏母线电压允许偏差为系统额定电压的 0+10%，即 500 千伏550 千伏；220 千伏并网的水、 火电厂和 500 千伏变电站的 220 千伏母线， 电压允许偏差为系统额定电压的 0+10%，即 220 千伏242 千伏；220 千伏并网的风电场、光伏电站和 220 千伏变电站的 220 千伏母线，电压允许偏差为系统额定电压的-3%+7%，即 213.4 千伏235.4 千伏；发电厂和 220 千伏变电站的 35 千伏110 千伏母线， 电压允许偏差为系统额定电压的-3%+7%。 8.5.2 发电厂和变电站母线电压在满足 8.5.1 规定的电压偏差基础上，日电压波动率 500 千伏变电站 500 千伏母线不大于 5%， 即日电压最高值与最低值之差不大于 25 千伏； 发电厂 220 千伏母线和 500 千伏变电站220 千伏母线不大于 3.5%，即不大于 7.7 千伏； 220 千伏变电站 220 千伏母线不大于 5%， 即不大于 11 千伏。 8.6 电压曲线管理 8.6.1 各电压考核点的电压曲线由管辖的调控机构编制，按季下达并报上一级调控机构备案。电压曲线编制应保证设备安全运行以及用户电压合格， 同时根据无功平衡和无功优化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。 8.6.2 电网电压调整实行逆调压原则，即应控制电压考核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。 8.6.3 发电机组应严格按照调控机构下达的电压曲线运行。当其母线电压超过允许偏差范围，且已无调整能力时，应立即报告值班调度员。 8.7 并网发电机组进相管理 8.7.1 并网发电机组应具备电力系统电压和无功技术导则 所规定的进相运行能力，并按要求完成进相试验，确定发电机组实际可用进相范围，并将试验结果以正式报告形式上报管辖调控机构备案。 8.7.2 并网发电机组应严格执行调控机构下发的发电机组进相运行规定，保持设备运行状态良好，确保能够达到规定的进相深度。 8.7.3 发电机组自动调节励磁、强励、低励限制装置、失磁保护和无功补偿自动投切装置应按规定正常投入运行。其停用、调整和试验应获得管辖调控机构批准。发生故障停用时，应立即报告值班调度员。8.7.4 新能源机组（逆变器）应满足功率因数在超前 0.95滞后 0.95的范围内动态可调。 8.8 无功补偿设备管理 8.8.1 无功补偿设备包括电容器、 电抗器、 SVC、 SVG 等动态无功补偿装置，应确保无功补偿设备按要求正常投入和退出运行， 无功补偿设备投退应经管辖调控机构批准方可进行操作，调控机构应做好记录。 8.8.2 无功补偿设备检修应实行统一管理， 纳入输变电设备检修计划，严格执行申请审批程序。 8.8.3 无功补偿设备运行中发生故障时，应立即汇报管辖调控机构，并尽快进行处理，处理后及时汇报管辖调控机构，按调控机构要求投入运行。 8.8.4 运维单位应巡视检查并定期维护无功补偿装置及调压装置，发生故障及时处理，保证无功补偿设备可用率应满足电网运行要求。 8.9 自动电压控制（AVC）系统管理 8.9.1 省内 AVC 系统实行网、省、 地三级联动管理， 省调 AVC 系统负责各直调电厂及与各地调 AVC 系统的协同控制功能管理， 有关运行状态改变须经省调同意。 8.9.2 AVC 系统的投入或退出由现场值班人员向管辖调控机构提出申请，经同意后执行。 8.9.3 AVC 系统运行参数调整应向管辖调控机构申请，经同意后方可执行。 8.9.4 机组启、 停机期间 AVC 系统应退出运行，机组运行稳定后将其投入运行。8.9.5 AVC 系统异常， 不能正常控制无功补偿设备时, 调控中心监控人员应向管辖调控机构申请 AVC 系统退出运行， 并通知 AVC 系统维护单位立即处理。 退出 AVC 系统控制期间， 监控人员按照电压曲线及控制范围通知运维站值班人员调整母线电压。 8.9.6 电网出现特殊情况，值班调度员可下令将所管辖的 AVC 系统退出运行，待系统恢复正常后再将其投入运行。 8.10 变压器分接头管理 8.10.1 装有有载调压变压器的变电站， 应优先利用本站无功补偿设备进行调压， 无法满足电压要求时再调整变压器分接头。在高压侧电压不超过设备允许范围且有一定裕度的前提下，尽量满足中、 低压侧母线电压曲线。严禁与上级电网大量交换无功。 8.10.2 对于未接入 AVC 系统且不具备远方遥控调整功能的有载调压变压器分接头位置， 现场应按