湖南电力调度规程new

湖南电力调度规程目录第1章总则12第2章调度管理12第21节调度管理机构13第22节调度管理的任务和职责13第23节调度管辖范围划分的原则17第24节调度管理制度19第25节无人值班变电站的调度管理22第26节运行方式23第27节发、供电调度计划25第28节发电出力管理26第29节电能质量管理28第210节经济运行管理31第211节负荷管理32第212节水库调度管理34第213节并网调度管理38第214节新设备投产管理38第215节检修管理42第216节电力系统稳定运行管理46第217节继电保护及安全自动装置的运行管理50第218节低频（低压）减载装置的管理55第219节调度自动化系统的管理57第220节电力通信的管理58第221节电力系统事故应急预案管理61第3章调度操作62第31节操作原则62第32节操作制度63第33节并列与解列操作67第34节合环与解环操作67第35节断路器、隔离开关操作68第36节变压器操作69第37节母线操作70第38节冲击合闸操作71第39节零起升压操作72第310节线路操作72第311节融冰操作73第4章事故处理73第41节事故处理的一般原则73第42节湖南电力系统与华中电力系统并列时的频率异常及事故处理75第43节湖南电力系统与华中电力系统解列时的频率异常及事故处理75第44节电压异常及事故处理77第45节线路事故处理79第46节母线事故处理80第47节断路器及隔离开关异常的处理81第48节发电机组事故处理82第49节变压器及电压互感器事故处理82第410节系统潮流异常处理83第411节电力系统稳定事故处理83第412节调度自动化和电力通信系统故障时的处理85附录附录1省调调度员职责及值班制度、交接班制度86附录2调度自动化的管理职责90附录3电力通信的管理职责95附录4湖南电力系统发电厂、变电站、线路命名规定及设备编号原则98附录5主要设备调度标准名称表102附录6调度术语表104附录7负荷管理的有关计算公式120附录8表1电力系统电压正弦波形畸变率极限值（相电压）121表2用户注入电力系统的谐波电流允许值121附录9导线的允许长期工作电流123附录10逐项操作指令票和综合操作指令票的格式及举例125附录11保护装置调度运行规定128附录12重大事件汇报制度134附录13新设备接入电力系统需向调度机构提供的资料138附录14变电站无人值班的必备条件139附录15湖南电力系统调度机构代号140第1章总则第1条为了加强湖南电力调度管理，执行国家节能环保政策，保障电力系统安全、优质、经济运行，维护发电、供电（包括输电、变电、配电，以下简称供电）、用电等各方的合法权益，特制定本规程。第2条本规程制定的依据是中华人民共和国电力法、电力调度管理条例、电力监管条例、电网运行规则试行和国家、地方政府以及电力管理部门制定的适用于电力工业的其它法规及标准。第3条湖南电力系统系指接入湖南电网的发电、供电、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（以下简称保护装置）、调度自动化和通信设施、计量装置等构成的整体。第4条电力调度机构是电力系统运行的组织、指挥、指导和协调机构，依法在电力系统运行中行使调度指挥权。第5条湖南电力系统运行遵循“统一调度、分级管理”的原则。各级调度机构按照分工在其调度管辖范围内实施电力调度管理。第6条从事与湖南电力系统电力调度有关活动的各企事业单位和个人均应遵守本规程。第7条本规程适用于湖南电力系统发电、供电、用电等各环节及其它与电力调度有关的行为。第8条本规程由湖南省经济委员会颁布，委托湖南省电力公司调度通信局负责解释。第2章调度管理第21节调度管理机构第9条湖南电力系统设置三级调度机构，即省级电力调度机构（以下简称省调）、地区（市、州）级电力调度机构（以下简称地调）、县（市、区）级电力调度机构（以下简称县调）；各级电力调度机构应设立与其相适应的调度运行、运行方式、调度计划、继电保护、调度自动化和通信等专业部门或岗位，配备相适应的专业人员。第10条经110千伏及以下电压级并入湖南电力系统，水电总装机容量10万千瓦及以上的地区，其地调应设置水电调度管理专责。第11条省调、地调、县调在调度业务工作中是上下级关系，下级调度机构应服从上级调度机构的调度管理。第22节调度管理的任务和职责第12条调度管理的任务是组织、指挥、指导、协调电力系统的运行，保证实现下列基本要求1、按资源优化配置原则，实现优化调度，减少环境污染，充分发挥电力系统的发、供电设备能力，最大限度地满足社会和人民生活用电的需要。2、按照电力系统运行的客观规律和有关规定，确保电力系统安全、稳定、连续、正常运行，电能质量符合国家规定标准。3、按照电力市场规则，依据有关合同或者协议，维护发电、供电、用电等各方的合法权益。第13条省调的主要职责1、负责湖南电力系统的调度管理；执行上级调度机构发布的调度指令；实施上级有关部门制定的相关标准和规定；制定并实施对地调的调度管理及考核办法。2、主持制定湖南电力系统运行的有关规章制度和技术措施、规定并监督执行；负责湖南电力系统运行的技术指导和管理。3、负责湖南电力系统的安全、优质、经济运行，按计划、合同或协议组织发、供电。4、针对湖南电力系统运行中存在的问题，制定反事故措施，组织系统的反事故演习。5、对湖南电力系统的继电保护、调度自动化和通信等进行归口管理。6、组织编制和执行调度管辖范围内的电力系统运行方式；参加华中电力系统运行方式的计算分析；指导、协调各地区电力系统运行方式的编制。7、配合有关部门编制湖南电力系统年度发、供电计划和技术经济指标；负责制定湖南电力系统月度发、供电调度计划，制定、下达和调整湖南电力系统日发、供电调度计划并监督执行；批准调度管辖范围内的设备检修。8、指挥实施并考核湖南电力系统的调峰、调频（湖南电力系统与华中电力系统解列运行时）和调压。9、负责指挥调度管辖范围内设备的运行操作和异常及事故处理。10、负责划分地调的调度管辖范围；每年3月底前公布省调调度管辖范围的明细表。11、编制调度管辖内的新（改、扩）建设备的并网方案，参与签订并网协议；参加湖南电力系统与外省电力系统联网方案的制定；参与组织系统新工程、新设备投产有关接入系统的工作。12、负责制定湖南电力系统事故限电序位表和超供电能力限电序位表，报省人民政府批准后执行。13、负责水库流域优化调度、水库群联合优化调度和水火电联合优化调度；参与协调水电厂发电与防洪、灌溉、城市供水等方面的关系。14、参加系统规划、系统设计和有关工程设计的审查。15、负责湖南电力系统调度业务培训，负责省调调度对象的资格认证。16、负责审批调度管辖范围内厂（站）的命名和设备编号。17、行使上级批准（或者授予）的其他职权。第14条地调的主要职责1、负责本地区电力系统的调度管理；执行上级调度机构发布的调度指令；实施上级有关部门制定的相关标准和规定；负责制定本地区电力系统的有关规章制度和对县调的调度管理办法，并报省调备案。2、参与制定本地区电力系统运行技术措施、规定。3、维护湖南电力系统和本地区电力系统的安全、优质、经济运行，按计划和合同发电、供电，并按上级调度要求上报信息。4、组织编制和执行本地区电力系统的运行方式；运行方式中涉及上级调度管辖设备的，应报上级调度核准。5、负责制定、下达和调整本地区电力系统的日发、供电调度计划并监督执行；批准调度管辖范围内的设备检修。6、根据省调的指令进行调峰、调频、控制联络线潮流；指挥实施并考核本地区电力系统的调峰和调压。7、负责指挥调度管辖范围内设备的运行操作和事故处理。8、负责划分本地区所辖县调的调度管辖范围。9、负责制定本地区电力系统事故限电序位表和超供电能力限电序位表，经本级人民政府批准后执行。10、负责实施本地区电力系统和所辖县电力系统继电保护、调度自动化和通信系统的规划、运行管理和技术管理。11、负责本地区电力系统调度业务培训，负责地调调度对象的资格认证。第15条县调的主要职责1、负责本县电力系统的调度管理；执行上级调度机构发布的调度指令；实施上级有关部门制定的相关标准和规定；负责制定本县电力系统的有关规章制度。2、维护湖南电力系统和本县电力系统的安全、优质、经济运行，按计划和合同发电、供电，并按上级调度要求上报信息。3、负责制定、下达和调整本县电力系统的日发、供电调度计划并监督执行；批准调度管辖范围内的设备检修；运行方式中涉及上级调度管辖设备的，应报上级调度核准。4、根据上级调度的指令进行调峰、调频、控制联络线潮流；指挥实施并考核本县电力系统的调峰和调压。5、负责指挥调度管辖范围内设备的运行操作和事故处理。6、负责实施本县电力系统继电保护、调度自动化和通信系统的规划、运行管理和技术管理。7、负责本县电力系统调度业务培训，负责县调调度对象的资格认证。第16条调度对象的主要职责1、执行调度指令，对操作的正确性负责。2、及时向值班调度员汇报设备异常运行情况，并按调度要求上报运行信息。3、自行处理本规程规定可以自行处理的事项。4、执行电力系统重大事件汇报制度。5、按照值班调度员的要求，实施系统安全稳定运行的防范措施。第23节调度管辖范围划分的原则第17条并入湖南电力系统运行的发电、输电、变电等相关设备，不论其产权归属或管理方式，均应纳入相应电力调度机构的调度管辖范围。第18条省调调度管辖范围一般为湖南电力系统内除华中网调调度管辖以外的下列设备1、省调直接调度的发电厂（站）（以下简称发电厂）直接并入220千伏及以上电压级电网的发电厂其他应由省调直接调度的发电厂2、省调委托地调调度的发电厂经110千伏电压级并入电网且总装机容量3万千瓦及以上的水电厂经110千伏电压级并入电网且总装机容量10万千瓦及以上其它类型的发电厂3、220千伏及以上联络变电站4、220千伏及以上主干联络线第19条地调调度管辖范围一般为1、装机容量05万千瓦及以上并入本地区电网内上级调度管辖以外的发电厂2、地调所在城市110千伏及以下变电站和线路、县间联络线3、上级调度管辖范围外的220千伏线路和变电站第20条县调调度管辖范围一般为1、本县范围内上级调度管辖以外的并网发电厂2、本县范围内110千伏及以下变电站和35千伏及以下线路3、上级调度管辖以外的联络线第21条发电厂厂用系统、变电站站用系统分别由发电厂、变电站自行管辖；地调与地调之间的调度管辖范围划分由省调确定，县调与县调之间的调度管辖范围划分由相应地调确定。第22条列入调度管辖范围的设备，其铭牌参数等改变，应经产权所有单位批准，并报相应调度机构备案。结线变更等应征得相应调度机构同意。第24节调度管理制度第23条各发、供、用电单位和各级调度机构，应遵守调度纪律，服从统一调度。第24条省调值班调度员是湖南电力系统运行、操作和事故处理的指挥人，接受华中网调值班调度员的指挥，负责正确执行华中网调值班调度员的调度指令和正确发布调度指令。第25条省调调度员应经过培训、考试、考核合格，正值调度员经电网经营企业总工程师批准，副值调度员经省调总工程师批准，方可正式上岗值班。第26条各级调度机构调度管辖范围内的调度对象1、发电厂的值长（单元长、机长）和具备正值及以上资格的电气运行值班人员2、下级调度机构的正、副值班调度员3、变电站（监控中心、维操队）的具备正值及以上资格的值班人员以上人员应经调度机构认证后，方可担任调度对象。第27条各运行单位应事先将省调调度对象变更名单以书面形式报省调。省调调度员变更应事先通知各有关单位。第28条各运行单位应保证在任何时间内都有调度对象在主控制室（监控中心）。第29条省调值班调度员只对调度对象发布调度指令。非调度对象无权受理省调值班调度员的调度指令。第30条值班调度员对调度对象发布调度指令、进行调度联系时，应使用普通话和统一的调度术语；双方应先交换调度代号、姓名，作好记录，复诵无误，双方应录音。第31条省调所辖发电厂和变电站的设备发生异常，值班人员应及时向省调值班调度员汇报。省调值班调度员应及时将系统运行的重大变化告相关运行单位值班人员。第32条湖南电力系统内华中网调调度管辖的设备，其运行状态的改变，值班人员在汇报华中网调值班调度员的同时，应汇报省调值班调度员。省调调度管辖的设备，未得到省调值班调度员的指令，值班人员不得自行改变设备状态及运行方式（但严重威胁人身和设备安全者除外）。不属华中网调和省调管辖的设备，如改变运行方式及其状态对湖南电力系统有影响时，应经省调值班调度员同意。第33条当危及电力系统安全运行时，省调值班调度员可以指挥操作非本级调度管辖的设备。调度对象同时接到两级调度相互矛盾的调度指令时，由高一级调度决定执行哪级调度指令，受令人将执行情况分别汇报两级调度的值班调度员。第34条调度对象应及时向值班调度员汇报调度指令的执行情况。遇有危及人身、设备及电力系统安全情况时，调度对象应按有关规定处理，处理后应立即报告有关调度机构的值班调度员。第35条发、供电单位行政领导人发布的指示，如涉及省调调度权限时，应经省调值班调度员同意才能执行。第36条除调度机构负责人外，任何单位和个人不得直接要求值班调度员发布调度指令。上级领导对有关调度业务的指示，应通过调度机构负责人转达。第37条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。第38条调度对象不得无故不执行或延误执行调度指令。调度对象不执行或延误执行调度指令，其后果由受令人和支持该受令人的领导负责。如受令人对调度指令有疑义，应立即向发令人提出，如发令人仍重复其指令，受令人应迅速执行。如执行该指令确会严重威胁人身、设备或电力系统安全时，受令人应拒绝执行，并报告发令人和本单位直接领导人。第39条发生以下行为之一者，按严重违反调度纪律论处1、不执行或故意拖延执行调度指令。2、擅自越权改变调度管辖设备状态。3、故意违规操作。4、性质恶劣的其他行为。对上述行为，电力调度机构应通告有关单位处理，同时取消违反调度纪律者的调度对象资格，被取消资格者三个月后提出申请，经相应电力调度机构考试合格后，方可再次获得调度对象资格。第25节无人值班变电站的调度管理第40条变电站应达到无人值班的必备条件，经相应调度机构验收合格，方可实行无人值班。第41条监控中心负责所管辖无人值班变电站的远方监视、遥控操作及规定的事故处理；维操队负责所管辖无人值班变电站的设备巡视与维护、现场操作和事故处理。第42条调度操作联系1、按规定仅监控中心即可完成的遥控操作，值班调度员将调度指令下达至监控中心。2、需要维操队员方可完成的操作，值班调度员将该站所有调度指令下达至维操队。3、维操队接到调度预发的操作指令票后，对有操作的变电站均应安排维操队员按时达到变电站做好操作准备。4、维操队员接受调度指令和进行调度联系时，应交换所在变电站名称及本人姓名。第43条异常及事故处理1、系统发生事故或异常情况时，监控中心值班人员应迅速、准确地向值班调度员报告有关无人值班变电站的保护动作、断路器跳闸、自动化通道中断及设备异常情况，并立即通知维操队检查巡视现场设备。一般情况下，值班调度员应在接到维操队的现场汇报后，方可进行该站下一步的操作。2、当危及人身和设备安全时，维操队员、监控中心值班人员应按现场运行规程或事先制定的应急预案进行事故处理，同时报告值班调度员。第26节运行方式第44条电力系统运行方式按年、月、日编制，并应满足调度管理的基本要求。第45条年度运行方式应于年前编制好，其内容有1、上年度电力系统运行分析2、本年度电力系统运行方式全年电力生产指标预测新设备投产计划设备大修计划水库控制运用计划负荷、气象、用煤需求等预测电力、电量供需平衡无功功率平衡主变压器分接头位置变压器中性点接地方式中枢点电压曲线各供电区及全系统保安电力典型潮流计算分析主母线短路容量表低频、低压减载方案正常结线方式主干联络线稳定控制功率联络线最大负荷电流系统稳定计算结论及稳措方案与改进计划保护装置改造计划系统经济运行方案及措施21系统运行存在的主要问题及改进意见第46条月度运行方式应于月前5天编制好，并根据电力系统运行的实际情况，对年度方式安排进行适当调整，其内容主要有1、上月电力系统运行分析2、本月电力系统运行方式电力生产指标发电调度计划供电调度计划设备检修计划水库控制运用计划重大检修方式潮流、稳定分析无功、电压分析新设备投产计划经济运行方案第47条日运行方式应于前1日1730前编制好并下达到有关单位，其内容为1、发电调度计划2、供电调度计划3、设备检修运行方式安排第48条编制日发电调度计划时，高峰应按第58条规定留有备用有功功率，低谷调峰困难时，发电出力应留有必要的下调余地。第49条电力系统年度运行方式由电网经营企业副总经理批准，月度运行方式由省调生产负责人批准，日运行方式由省调主管副总及以上负责人批准。第27节发、供电调度计划第50条各级调度机构应分别根据调度管辖范围编制并下达日发电、供电调度计划。第51条值班调度员可按有关规定，根据电力系统运行情况调整日发电、供电调度计划。值班调度员调整日发电、供电调度计划时，应作好记录。第52条编制发电调度计划的依据1、负荷预测2、电力系统的设备能力和检修情况3、电力系统潮流、稳定、调压和经济运行的要求4、各发电厂售电合同5、火电厂的燃料储存情况6、水电厂的水力资源情况；批准的水电厂设计文件；防洪、灌溉、发电、环保、航运等要求7、网供计划和网间交易计划8、发电厂上报的发电能力9、有关的并网调度协议10、上级下达的发电计划第53条编制供电调度计划的依据1、负荷需求预测2、电力系统发电和供电能力3、有关的购、售电合同（协议）4、避峰、让峰方案5、上级下达的供、用电计划6、国家有关供、用电政策第28节发电出力管理第54条发电厂应在每日1200前向电力调度机构计划部门上报次日发电机组的可调出力、机组备用的变化情况，并报告影响其发电设备能力的缺陷和故障。第55条发电厂应按日发电调度计划运行，并根据调度指令调整功率，或根据调度指令通过自动发电控制系统（以下简称AGC）运行。第56条发电（调相）设备不能按日发电调度计划运行时，应按下列规定办理1、发生事故紧急停运的，根据现场规程规定处理。2、发生临时性缺陷、燃料质量等原因需要调整日发电调度计划的，应于6小时前向省调值班调度员提出申请，经同意后执行。第57条省调接到调整日调度计划的申请后，应按如下规定办理1、变更有功出力或无功出力对系统运行无明显影响时，值班调度员有权批准。2、变更有功出力或无功出力对系统运行有明显影响时，值班调度员告日方式人员，并根据其意见处理。第58条发生下列情况之一时，值班调度员有权调整日发、供电调度计划，下令开、停发电机组1、发、供电设备重大事故或系统事故2、系统频率或电压超出规定范围3、输变电设备负载超过规定值4、联络线功率值超过规定的稳定限额5、由于天气等原因使实际负荷偏离预测负荷而调整困难时6、由于水情突然变化，防汛等紧急情况7、威胁系统安全稳定运行的紧急情况第59条湖南电力系统运行中的备用有功功率应不小于系统发电负荷的4或5（发电负荷1000万千瓦以上时为4，发电负荷1000万千瓦及以下时为5）或系统内的最大单机容量。第60条地调应于每年3月底前向省调报送本地区如下资料1、地方并网电厂装机情况（分电厂进行统计）2、地区电力系统内（含用户）的电力电容器、电抗器、调相机和同步电动机等装置情况（分类进行统计）第29节电能质量管理第61条电力系统标准频率是50HZ，偏差不得超过02HZ，严禁升高或降低频率运行。第62条湖南电力系统与华中电力系统并列运行时，省调负责调功。湖南电力系统与华中电力系统解列运行时，省调负责调频，并指定主、辅调频厂。第63条主调频厂调整出力使系统频率保持在5001HZ以内运行。当频率偏差大于01HZ时，辅助调频厂应不待调度指令立即参加调频。当频率超出规定，调频厂无调整能力时应立即报告值班调度员。第64条调功的主要任务是控制网供功率偏差在规定范围内。第65条单机容量4万千瓦及以上的水电机组（含抽水蓄能机组）、20万千瓦及以上的火电机组，应具备AGC功能，其性能应满足湖南电力系统规定要求。当AGC故障或其它原因退出运行时，值班人员应立即报告省调值班调度员。第66条省调值班调度员根据系统需要对AGC投退、控制模式以及AGC可调容量进行调整。第67条省调、地调和有关发电厂应装设准确度符合要求的频率自动记录装置。第68条调度机构应给定发电厂机组低频加负荷、低频由调相转发电、低频自起动、高频切机等装置的整定值。第69条发电机组应参与电力系统一次调频，其参数整定值由调度机构给定。第70条电压和无功功率分层管理1、原则上电压按调度管辖范围管理。2、500千伏与220千伏无功分界面是500千伏变电站主变的220千伏侧断路器，220千伏与110千伏无功分界面是220千伏变电站主变的110千伏侧断路器，以下类推。3、各级调度应努力使分界面无功的交换在规定范围内。第71条各级调度应在其调度管辖范围内设立电压监视点和考核点1、省调调度管辖范围内所有发电厂、变电站的220千伏母线列入电压监视点，并按有关要求作为考核点进行考核。2、地区电力系统的电压监测点和考核点设定原则在地区电力系统调度规程中明确。第72条电力系统运行电压，应满足电气设备安全运行和系统安全稳定运行的要求。发电厂及500千伏变电站220千伏母线正常运行电压允许偏差为额定电压的010，其他变电站220千伏母线电压允许偏差为额定电压的37，事故运行电压允许偏差为额定电压的1010。日电压偏差幅度不超过额定电压的5。第73条保持运行电压在调度曲线规定的范围内可采取的措施1、调整发电机、调相机的无功出力。2、投退补偿电容，补偿电抗及动用其它无功储备。3、调整潮流，转移负荷。4、在不影响系统稳定水平的前提下，按预先安排断开轻载线路或投入备用线路。5、电压严重超下限运行时，按规定切除相应地区部分用电负荷。6、当无功功率缺乏时，提高电压应在高峰负荷到来前完成。第74条系统内220千伏主变分头位置由省调统一安排，分头位置的变动应征得省调同意（220千伏终端变电站除外）。第75条发电厂和变电站按调度下达的电压曲线运行，当电压超过规定范围并无法调整时，应迅速报告值班调度员。第76条发电厂参与系统自动电压控制（以下简称AVC）的机组，其AVC控制模式由值班调度员根据系统情况确定，功能投退根据值班调度员指令执行。第77条子站AVC遇有下列紧急情况时，发电厂、地调值班调度员可先将子站AVC退出运行，同时汇报省调值班调度员，待异常情况处理完毕后与省调联系恢复运行1、危及机组安全运行。2、子站AVC故障无法正常运行。3、发电机组检修、启停或发电机励磁系统不正常、自动励磁调节器未能正常投自动方式运行。第78条各级调度机构应建立所辖范围电压考核点合格率的考核制度。各地区应于每月5日前向省调报送本单位上一月的电压考核点合格率。第79条各级调度机构应定期进行电压和无功平衡分析，提高无功补偿能力。第80条系统中任何一点的电压正弦波形畸变率不得超过附录9中表1规定的极限值。公共连接点的全部用户，注入系统连接处的各次谐波电流不得超过附录9中表2规定的允许值。第210节经济运行管理第81条经济调度原则遵循有关法规和政策，在保证电力系统安全和电能质量的前提下，合理利用能源，力求最大综合效益。第82条经济调度分工1、结合电力系统的具体情况，调度机构负责编制年、月经济调度方案，并在日运行方式中具体安排，由值班调度员执行。2、发电厂向调度机构提供经技术监督部门认可的机、炉运行技术参数和特性。第83条经济调度方案主要内容1、水电、火电及水、火电联合经济调度2、系统的安全稳定约束3、降低电能损失的措施4、系统无功功率分层控制5、系统经济技术指标期望值分析6、系统经济效益分析7、考虑不同产权单位的合法权益第84条网损管理1、湖南电力系统网损实行分层、分区管理。省调负责220千伏网损统计与管理（220千伏主变损耗除外）和境内500千伏网损的统计，地区电业局负责本地区110千伏及以下网损的统计和管理（含220千伏主变损耗）。2、发电厂和变电站应于每月第1日0000分别抄录所有出线断路器、关口断路器的电能表码，全月代运关口断路器的电能表起止表码，并于2日前报省调。3、地区电业局和发电厂应于每月3日前向省调上报上月220千伏及以上变电站、发电厂关口电量和电能平衡表，分析变电站或母线电能不平衡的情况，查找原因并予以解决。4、发电厂、变电站的关口计量装置应有独立的计量回路，因改造等原因造成计量装置不能正常运行时，应及时做好投退时间、表码、负荷水平的记录，并报省调。5、发电厂、变电站新投运计量装置的表码、电流和电压互感器的变比应一并在投运之日报所属调度机构。第211节负荷管理第85条负荷管理的主要工作1、收集和统计系统的负荷资料。2、进行用电情况分析。3、进行负荷需求预测。4、编制、下达供电调度计划。5、编制、下达超供电能力限电和事故限电方案。6、向有关部门报送系统日、月用电情况报表。7、制定和修订地区功率总加方案。第86条负荷管理人员应按时收集和通过网络报送如下资料1、系统、地区和大用户的日用电量、最大负荷、最小负荷、平均负荷及负荷率2、系统和地区日、月负荷的同时率及平均最大负荷利用小时3、系统的日、月、年发电量，厂用电率和网损率4、系统和地区（用户）保安负荷，装机容量大于05万千瓦的地区并网发电厂的并网点及发电情况5、系统和地区照明及生活用电负荷6、其它资料第87条负荷管理人员应进行以下分析1、系统、地区和大用户实际用电曲线与预计曲线的偏差及其原因2、各行业用电比例、生产特性、用电规律以及用电量与国民经济的关系3、气象、季节变化、原材料供应和负荷自然增长率对系统和地区负荷的影响4、系统异常和事故运行情况对用户的影响5、地区并网水电在水情变化时对系统发、供电负荷的影响第88条负荷预测分为年度电力电量预测、月度电力电量预测、日负荷预测、节日负荷预测和保安负荷预测。地区年度电力电量预测应包括每月最高、最低负荷及电量，在每年10月底前报省调。月度电力电量预测应在每月20日前报省调。日负荷预测应在前1天的1500前报省调。如因特殊情况需修改时，应在当日1600前提出，并说明原因，地区节日负荷预测应在节日前7天报省调。地区保安负荷预测应在每年10月底前报省调，重要用户的保安负荷应单列。第89条调度机构应会同用电营销管理部门，于每年2月底前编制超供电能力限电序位表和事故限电序位表。第90条需要省调临时保电的供电线路，由地调将保电线路名称、保电原因、保电时间等报省调并得到许可。省调需要保电的线路也应通知有关地调。一般不得采用退出安全稳定措施的方式保电，否则，应采取其它替代措施。第91条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，地调应向省调值班调度员提出申请，经同意后按修改的计划执行。第212节水库调度管理第92条水库调度的基本任务执行水库调度的有关法律、法规、规范和制度，在确保水工建筑物安全的前提下，合理安排水库的蓄水、泄洪及供水方式，充分发挥水库的发电、防洪、灌溉、航运、环保、养殖等综合利用效益。第93条省调调度的水电厂应配备相应的水库调度人员，建立健全规章制度。水库调度人员有变动应及时报告省调。第94条省调调度的水电厂应向省调提供水库设计、历史水文、水库优化调度、机组效率试验和扩容扩机等资料。水库水能参数应每5年进行一次复核，并将复核成果报省调备案。第95条装机容量5万千瓦及以上的水电厂应建设水库调度自动化系统，按要求接入湖南电网水库调度自动化系统，并保证上传数据的完整、及时和准确。第96条省调调度的水电厂水库调度自动化系统应与湖南电网水库调度自动化系统联网，并执行湖南电网水库调度自动化系统运行管理规定。第97条水库调度的主要工作1、按电力系统和水库综合利用部门的要求，编制年、季、月、周、日水库控制运用计划，编制水库优化运行方案。2、经常与气象部门、水文部门联系，及时掌握雨情、水情，做好水情分析，合理安排水电运行方式，根据水情变化及时提出修正意见。3、维护好水情自动测报系统、水库调度自动化系统，保证测报数据正确、传送及时，保证与湖南电网水库调度自动化系统和能量管理系统通信畅通。4、编制水库调度运行月、年报表，进行节水增发电量、弃水调峰电量、弃水电量等计算，做好水库调度经济分析，提出年度总结。5、按规定向有关单位、部门报告水库运行情况，向自动传输系统输入规定数据。6、完成各项规定的考核指标。第98条水库发电调度原则1、周调节或径流式水库应利用水文预报，及时调整方式，维持水库高水位运行。2、反调节水库，应在保证下游工农业用水需要的同时，与上游调峰电厂加强联系，保证水库高水头运行，增减发电出力应尽量与上游调峰电厂协调一致。3、具有季及以上调节性能的水库汛前，应有计划地通过发电降低水库水位，但不允许低于死水位运行。汛期，应按规定的防洪限制水位控制水库水位。汛末，应根据气象部门雨季结束的预报及时蓄水。供水期，应考虑水库经济运行，尽量保持高水位运行。多年调节水库，在蓄水正常的情况下，年供水期末，库水位应不低于年消落水位，只有遭遇大于设计保证率的枯水年时，才允许动用多年调节库容。4、同一流域中的水电厂应实施流域优化调度，不同流域的水电厂实施水库群联合优化调度，充分利用水能资源。第99条地区水电应按省调确定的原则调度和发电。第100条省调委托调度的水电厂和相关地调应按要求向省调报送相关计划和数据。第101条水库运行中，如发现水工建筑物有险情或遇重大水情可能超过最高调洪水位或泄流超过下游允许的安全泄洪量等重大问题时，应及时报告主管部门和相应调度。当超过容许时间未得到上级批复时，水电厂有权先行处理，并报告主管部门和相应调度。第102条每年10月10日前，水电厂应根据历史水文资料和水文、气象预报，提出下年度发电计划和编制下年度控制运行方案报主管部门和所属调度，经批准后执行。第103条每月25日前，水电厂应提出下月修正水量预报及水库控制运行计划。月初按规定填报上月水库运行实况月报表。第104条每日1000前，水电厂应通过水库调度自动化系统将800水库上下游水位、前1天平均入库流量、发电流量、溢泄流量和省调要求的其它信息报送省调；没有建设水库调度自动化系统或水库调度自动化系统因故停运的水电厂应安排专人按时报送省调。第105条每日1400前，水电厂应根据水情、天气预报进行5天入库来水滚动预报，并编制5天滚动发电计划，通过水库调度自动化系统上传至省调；没有建设水库调度自动化系统或水库调度自动化系统因故停运的水电厂应安排专人按时报送省调。第106条调度机构和水电厂均应建立水库运行调度技术档案，定期进行资料汇编。第107条涉及水库水位或水电厂出力控制的水工建筑物、金属结构、上下游建设工程等工作，均应纳入检修计划管理。第213节并网调度管理第108条凡需并入湖南电力系统运行的发电厂，应在并网前与湖南电网经营企业签订并网协议。用户并网应符合电力供应与使用条例和有关技术规定及运行要求，对调度管理有特殊要求的，还应与相关调度机构签定有关协议。第109条发电厂申请并入湖南电力系统，应向电网经营企业提供政府主管部门的相关批文，提出并网运行申请报告。第110条发电厂并网协议包括购/售电合同（协议）、并网调度协议和其它双方认为必要的协议。并网调度协议由并网发电厂法人代表或法人委托代表与电网经营企业法人代表委托调度机构负责人签署。第111条调度机构应参与购/售电合同（协议）的签订工作；并网调度协议应在购/售电合同（协议）签订完成后再行签订。第112条并网调度协议应以书面形式签订，其内容包括双方义务、并网条件及要求、调度管理、技术管理、违约责任和其他要求等。第214节新设备投产管理第113条新设备投产管理系指新建、扩建、改建的发电和输配电（含用户）设备（以下简称新设备）从可研、设计到接入系统运行的调度管理。省调和地调应设置新设备投产管理专责。第114条新设备接入系统前的初步可行性研究、可行性研究、接入系统设计、初步设计、设备招标等评审工作应有调度机构参与。项目主管部门应在可研、设计评审会议10个工作日前向调度机构提供工程项目的有关资料。第115条新建的发电厂、变电站、线路的命名和设备编号，由有关单位根据相关规定提出，按调度管辖范围报送调度机构审批。第116条在预计投产前2个月，新设备业主单位（业主委托单位）应按调度机构要求报送电气主设备、保护装置、调度自动化和通信等图纸和资料（见附录14）。第117条新设备投运前，相关调度机构应完成以下工作1、新设备投入试运行前5天提供保护装置定值。2、审批调度管辖范围内的厂（站）命名和一次设备编号。3、确定新设备投入运行后系统的运行方式，必要时进行系统分析计算。4、补充修正有关规程和模拟结线图。5、新设备投产，涉及两个及以上操作单位的，由所属调度机构制定投产试运行方案，只涉及一个操作单位的，由所属调度机构编制投产的方式安排。非省调调度的220千伏设备投产，其投产试运行方案（投产方式安排）应经省调同意。6、试运行前，有关专业人员应到现场熟悉设备，必要时讲解与新设备有关的系统运行问题和事故处理办法。对系统影响较大的新设备投产需指派调度员进行现场调度。7、增加和修改调度自动化系统信息。8、安排通信电路运行方式，协调开通通信通道。第118条投产试运行方案应包括如下内容1、试运行应具备的条件、范围、时间2、试运行的程序和操作步骤3、新投运设备调度管辖范围划分4、试运行的一、二次设备运行方式和事故处理原则第119条110千伏及以上电压级新设备投运前，基建单位需进行下列参数的实测，并向调度机构提交测试报告1、输电线路的高频、工频参数2、主变压器零序阻抗变电站投运后30天内应提供谐波测试报告。第120条业主单位（业主委托单位）在新设备投产前应做好下述准备工作1、提前60天，将投产时间和顺序报相关调度机构。2、将取得调度对象资格的人员名单提前10天报有关调度机构。3、做好现场设备名称、编号标志。4、配备一次设备操作模拟图。5、编制现场运行规程并报有关调度机构。6、熟悉有关调度规程。7、准备好各种运行台帐。第121条新设备竣工后的工作1、按规定组织交接验收。2、具备受电条件后，由生产单位在预定投产日前4天1200前（晚于1200，视为第2天提出的申请）向有关调度机构的检修管理人员提出试运行申请。检修管理人员于投产前2天批答。申请内容包括投产设备名称、投运时间、试验项目、试运行要求、接带负荷情况等。3、新设备投产试运行期间的调度对象由生产单位值班人员担任，操作和事故处理由施工单位值班人员担任，操作的监护及与调度联系等仍由生产单位值班人员负责。第122条新设备在施工或试运行时需改变运用中的设备状态，施工单位应通过运行维护单位向有关调度机构申请。第123条有下列情况之一者新设备不应接入系统运行1、发电企业未与电网经营企业和相应的调度机构签定购售电合同及并网调度协议。2、调度机构未收到符合要求的图纸、资料。3、一、二次设备系统图实不符。4、继电保护和安全自动装置未执行反措要求。5、调度自动化和通信系统不符合规定。6、无计量装置或计量装置不完善。7、一、二次设备不能同步投运。8、未按规定办理新设备投产试运行申请手续。第124条新设备试运行时间的规定1、变压器、调相机、线路等除有特殊规定外，一般应进行连续24小时试运行；发电机按有关规定试运行；断路器和隔离开关、母线、电容器、电流互感器、电压互感器、避雷器及二次系统等可不进行试运行。2、线路试运行起始时间系指调度操作指令票最后一项执行完毕的时间。3、发电机、变压器、调相机等试运行起始时间为带上调度同意的负荷的时间，由值班调度员予以明确。4、如果试运行设备因故中途停止运行，重新启动则应重新计算起始时间。第125条在新设备投产试运行时（含进行操作时或试运行过程中），如发生系统事故、紧急融冰或其他特殊情况，值班调度员视情况暂停投产试运行工作，必要时可恢复投产试运行前的运行方式。第126条新设备投产试运行因故中止时间超过72小时或投产因故推迟240小时，则其投产试运行申请作废。需要投产试运行时，应另提申请。第127条华中网调所辖设备投产试运行，省调应根据其投产方案，考虑对湖南电力系统的影响，制定事故处理措施。第215节检修管理第128条设备检修坚持“应修必修，计划检修，修必修好”的原则。第129条设备检修计划编制原则1、设备检修的工期与间隔应根据设备状况和有关规程、规范及标准确定。2、发、供电设备检修安排应根据湖南电力系统的特点进行，水电机组检修主要安排在枯水期，火电机组大修尽量安排在汛期。3、同一个回路或一个单元的设备检修应配合进行。即电气一次设备相互配合；一次与二次设备相互配合、同步检修；机、炉、变相互配合。第130条发、供电设备的检修应按调度管辖范围由相应的调度机构统一安排。第131条设备检修管理的任务1、合理安排设备检修计划。2、督促检修单位做好准备工作，保证设备检修按计划开、竣工。3、总结经验，做好统计分析，掌握检修规律。第132条设备检修计划管理1、省调调度管辖范围内设备应由设备运行维护单位编制年度检修计划，于年前三季度末报省调，经综合平衡后，编制系统设备年度检修计划，由省调于年前20天下达有关单位。2、省调调度管辖范围内的设备月度检修计划，设备运行维护单位应在月前10天报省调，经综合平衡后，由省调于月前5天下达有关单位。3、省调调度管辖范围内的设备节日检修计划，设备运行单位应在节前7天报省调，省调于节前3天批复。第133条设备计划检修的申请、批答1、变电站设备检修设备运行单位检修管理人员应在预定开工日前4天的1200前（晚于1200，视为第2天提的申请，下同）向相应调度机构检修管理人员提出申请。该调度机构检修管理人员于开工前2天批答。2、发电厂设备检修发电厂检修管理人员应在预定开工日前4天的1200前向相应调度机构检修管理人员提出申请。该调度机构检修管理人员于开工前2天批答。3、线路检修运行单位的检修管理人员应在预定开工日前4天的1200前向相应调度机构检修管理人员提出申请。该调度机构检修管理人员于开工前2天批答。4、临时检修和配合性检修参照上述条款执行。5、省调许可设备的检修，应按上述规定办理。第134条严禁未经值班调度员同意擅自在停运设备上进行工作。第135条省调调度管辖范围内的设备检修（包括带电作业）的开、竣工联系1、变电站设备检修，由变电站或维操队的调度对象向省调值班调度员联系开、竣工。2、发电厂设备检修，由发电厂的调度对象向省调值班调度员联系开、竣工。3、线路检修，由运行单位的调度对象向省调值班调度员联系开、竣工。4、计划检修不能按时开工，超过计划开工时间72小时，该检修工作票作废。需要工作时应另提申请。第136条检修申请的内容应包括检修设备名称、主要检修项目、工作起止时间、对一次设备和二次设备的影响、检修后试验和试运行要求等。第137条带电作业可在作业当天向值班调度员提出申请（作业地点，内容和要求），经批准后进行。完工后应及时汇报。对于现场要求退出重合闸的线路带电作业，值班调度员在批准开工前，应按作业需要退出所属线路的重合闸。第138条值班调度员有权批准当日内能竣工的如下临时检修项目1、对系统和用户无明显影响（不限制出力，不限制用电，不造成重大安全威胁）的检修2、配合性检修第139条不能在当日内完成的临时检修，省调一般不予受理，但事故抢修、为解除对人身或设备安全严重威胁的检修，可随时向省调值班调度员申请，值班调度员应予以安排。第140条经省调同意的下列情况不统计为临时检修1、配合性检修2、运行或备用设备在系统低谷负荷期间消除缺陷（不包括被迫停运）3、水轮机进水口清渣，锅炉打焦，汽轮发电机改调相机或反之，变压器停电调分头，断路器由于多次切断故障电流进行的解体检修，经省调许可的科研试验工作4、因新设备安装或试运行，影响设备运行或备用5、统一安排的节日检修第141条调度机构批答检修申请前，应进行安全稳定校核，考虑系统结线变更、潮流、功率平衡、稳定水平、电压质量、倒换电源的操作、保护装置的定值调整或投入方式变更、调度自动化和通信的影响以及事故处理原则等。第142条设备检修时间的计算1、发、变电设备检修时间从调度通知开工时起，到正式投运或恢复备用时为止。机炉试运行、试验或其他运行前的一切准备工作，均算在检修时间内。2、线路检修时间从调度通知开工时起，到值班调度员得到具备复电条件的报告为止。第143条计划检修不能按时竣工，应向值班调度员提出延期申请并经省调批准。延期申请一般应在检修工期未过半以前提出，出现下列情况之一者可在工期过半后提出1、气候突然变化；2、检修过程中发现重大设备缺陷。第144条设备检修完毕，除按要求恢复设备状态外，还应将因设备检修而影响的调度自动化和通信等二次设备恢复到正常状态。第216节电力系统稳定运行管理第145条稳定运行管理的目的是加强系统安全稳定性分析和研究，改善系统结构，采取相应的安全稳定技术措施，防止稳定破坏、电网瓦解和大面积停电事故的发生。第146条稳定运行管理的基本要求是保证系统运行的安全和稳定，维持系统频率和电压的正常水平，确保系统具有足够的稳定储备，提高系统的稳定水平，不断完善系统稳定分析、监测和控制手段。第147条稳定运行管理按调度管辖范围分级负责，省调归口管理。第148条稳定计算的任务是确定系统的静态、暂态、电压及频率稳定水平，分析和研究提高系统安全稳定的措施，研究系统非同步运行后的再同步及事故后的恢复策略。第149条稳定计算应执行电力系统安全稳定导则、电力系统技术导则和国家电网公司电力系统安全稳定计算规定等。第150条各级调度机构负责计算、编制调度管辖范围内的稳定运行限额，颁发安全稳定运行规定，制定提高系统安全稳定运行的措施，提出系统保护装置配置等要求，并按要求报上级调度机构备案。第151条稳定计算分析应针对系统可能出现的各种运行方式，选择系统安全稳定最不利的情况进行安全稳定分析和校核，提出合理的运行方式。第152条稳定计算网络和参数应以合理的元件模型、控制装置模型和实测参数为基础。省调负责研究和建立湖南电力系统计算分析所涉及的各种设备模型和参数，以及负责系统稳定计算参数的协调管理。各发电公司、发电厂、电业局、建设单位负责向相关调度机构提供稳定分析所需的技术资料和参数。第153条生产运行部门应向调度机构提供设备负载、过载能力等资料，调度机构以此作为制定系统稳定限额的依据。第154条大区电网互联、大功率远距离送电、大容量发电机组经弱系统联系并列运行时，需进行小扰动稳定计算分析。第155条有下列情况时，应进行长过程动态稳定分析1、大容量发电机组经弱系统联系并列运行。2、采用快速励磁调节系统及快关气门等自动调节措施。3、有大功率周期性冲击负荷。4、电网经弱联线路并列运行。5、分析系统事故有必要时。6、其它计算中发现有弱阻尼振荡趋势时。第156条系统中经较弱联系向受端系统供电或受端系统无功电源不足时，应进行电压稳定性计算校核。第157条系统出现大功率缺额或系统解列成为孤岛系统时出现大的功率不平衡，需要进行频率稳定性计算校核。第158条系统发生事故后，各级调度机构应根据事故性质及时进行仿真计算，总结经验，吸取教训，提出并组织落实反事故措施。第159条省调对调度管辖范围内的系统稳定性进行计算分析，制定系统相关设备的稳定限额，发布湖南电力系统安全稳定运行规定并督促执行。