四川电力系统调度管理规程(DOC 58页).doc

1、 四川电力系统调度管理规程1前言.范围. 12 规范性引用文件. 13 术语和定义. 24 总则. 55 调度系统. 56 调度机构的任务和职权. 57 调度管辖范围. 68 调度规则. 79 调度指令. 810 运行调整与控制. 911 系统操作. 1012 事故处理. 1513 调度事故汇报. 2014 新设备投运及设备异动 . 2115 运行方式制定. 2216 发电、供电调度计划与考核 . 2317 检修管理. 2418 系统稳定. 2719 继电保护及安全自动装置 . 2820 调度自动化. 3321 电力通信. 3522 水库调度. 3723 无人值班厂站的调度管理 . 38附录

2、A 停修申请书格式 . 40附录 B 四川电力系统新设备投入系统运行申请书格式. 42附录 C 四川电力系统设备异动执行报告格式 . 47I 前言为加强四川电力系统调度管理，保障系统安全、优质、经济运行，依照中华人民共和国电力法、电网调度管理条例等法律、法规和相关规程、规定，制定本规程。本规程附录内容的变动，以新发布的文件为准。本规程由四川省电力公司提出。本规程由四川省电力公司调度中心归口并负责解释。本规程起草单位：四川省电力公司调度中心、四川省电力公司通信自动化中心。II 四川电力系统调度管理规程1范围本规程规定了四川电力系统调度管理工作的基础性原则。本规程适用于四川电力系统内发电、供电（输

3、电、变电、配电）、用电及其它活动中与电力调度有关的行为。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。凡是注日期的引用文件，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。然而，鼓励根据本规程达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规程。中华人民共和国主席令第 60 号 中华人民共和国电力法国务院令第 115 号 电网调度管理条例国务院令第 432 号 电力监管条例国家电力监管委员会第 5 号令 电力二次系统安全防护规定国家电力监管委员会第 22 号令 电网运行规则（试行）GB 17621-1998 大中型

4、水电站水库调度规范GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程GF-2003-0512 并网调度协议（示范文本）SD 131 电力系统技术导则（试行）SD 325-1989 电力系统电压和无功电力技术导则DL 755 电力系统安全稳定导则DL/T 516 电力调度自动化系统运行管理规程DL/T 544 电力系统通信管理规程DL/T 559 220-500kV 电网继电保护装置运行整定规程DL/T 584 3-110kV 电网继电保护装置运行整定规程DL/T 684 大型发电机变压器组继电保护整定计算导则DL/T 723 电力系统安全稳定控制技术导则DL/T 961 电网调度规范用语DL

5、/T 995 继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T 1040 电网运行准则Q/GDW 114-2004 国家电力调度数据网骨干网运行管理规定国办发200753 号 节能发电调度办法（试行）电监安全200634 号 电力二次系统安全防护总体方案能源电（1988）18 号电力系统电压和无功电力管理条例国电调2001532 号 国家电力公司电力通信统计管理办法国电调2002149 号 全国互联电网调度管理规程（试行）国家电网生2004203 号 国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定国家电网生（2004）203 号国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定国家电网生（2004）43

6、5 号国家电网公司电力系统无功补偿设备配置技术原则国家电网总2003407 号 安全生产工作规定国通运2004158 号 国家电网公司一级骨干通信电路故障处理规定国家电网安监200583 号 国家电网公司电力安全工作规程（变电站和发电厂电气部分）（试行）国家电网安监200583 号 国家电网公司电力安全工作规程（电力线路部分）（试行）1 国家电网安监2005145 号 国家电网公司电力生产事故调查规程电监市场200642 号 发电厂并网运行管理规定国家电网调2006170 号 国家电网公司电网安全稳定管理工作规定国调中心调水200711 号 水库调度工作规范 (试行)国调中心调水200857

7、号 水库调度工作汇报制度华中电网调2007441 号 华中电力系统调度管理规程3术语和定义下列术语和定义适用于本规程。3.1电力系统由发电、供电（输电、变电、配电）、用电设施和为保证这些设施正常运行所需的继电保护和安全自动装置、计量装置、电力通信设施、自动化设施、电力市场技术支持系统等构成的整体。3.2电力系统运行在统一指挥下进行的电能的生产、输送和使用。3.3电力调度机构负责组织、指挥、指导和协调电网运行和负责电力市场运营的机构。3.4电力调度电力调度机构（以下均简称为调度机构）为保障电力系统安全、优质、经济运行和电力市场规范运营，促进资源的优化配置和环境保护，对电力系统运行进行的组织、指挥

8、、指导和协调。3.5电网企业拥有、经营和运行电网的电力企业。3.6发电企业并入电网运行（拥有单个或数个发电厂）的发电公司，或拥有发电厂的电力企业。3.7电力用户通过电网消费电能的单位或个人。3.8电力调度系统包括各级调度机构和有关运行值班单位。运行值班单位指发电厂、变电站（含开关站、用户站，下同）、监控中心（含变电站监控中心、集控站、梯级电站集控中心，下同）等的运行值班单位。3.9电力调度管理指调度机构为确保电力系统安全、优质、经济运行，依据有关规定对电力系统生产运行、电力调度系统及其人员职务活动所进行的管理。一般包括调度运行管理、调度计划管理、继电保护及安全自动装置管理、电网调度自动化管理、

9、电力通信管理、水电厂水库调度管理、调度系统人员培训管理等。3.10 调度系统值班人员 包括各级调度机构的值班调度员和有关运行值班单位的运行值班人员。2 3.11 调度同意 值班调度员对调度管辖范围内的调度系统值班人员提出的工作申请及要求等予以同意。3.12 调度许可 设备由下级调度机构调度管辖，但在进行该设备有关操作前，下级调度机构值班调度员应向上级调度机构值班调度员申请，征得同意。3.13 委托调度 一方委托他方对其调度管辖的设备进行运行和操作指挥的调度方式。3.14 调度关系转移 经两调度机构协商一致，决定将一方调度管辖的某些设备的调度职权，由另一方代替或暂时代替行使。转移期间，设备由接受

10、调度关系转移的一方全权负责，直至转移关系结束。3.15 调度指令 值班调度员对调度管辖范围内的调度系统值班人员发布的旨在贯彻某种调度意图的各种指令的总称。3.16 操作指令 值班调度员发布的有关操作的调度指令。3.17 单项操作令 值班调度员发布的单一一项操作的指令。3.18 逐项操作令 值班调度员发布的按顺序逐项执行的操作指令，要求受令人按照指令的操作步骤和内容按顺序逐项进行操作。3.19 综合操作令 值班调度员发布的不涉及其它厂站配合的综合操作任务的操作指令。其具体的操作步骤和内容，均由运行值班人员按规程自行拟订。3.20 负荷备用容量 为平衡负荷预计误差和瞬时负荷波动而预留的备用容量。3

11、.21 事故备用容量 为防止系统中发输变电设备故障造成电力短缺而预留的备用容量。3.22 检修备用容量 为完成发输变电设备检修任务而预留的备用容量。3.23 状态检修 企业以安全、可靠性、环境、成本为基础，通过状态评价、风险评估，状态决策，达到运行安全可靠、检修成本合理的一种检修策略。3 3.24 计划检修 为检查、试验、维护、检修电力设备，电网调度机构根据国家及有关行业标准，参照设备技术参数、运行经验及供应商的建议，所预先安排的设备检修。3.25 非计划检修 计划检修以外的所有检修。3.26 特殊运行方式 发电厂或电网接线方式与正常运行方式（包括正常检修方式）有重大变化时，发电厂或电网相应的

12、运行方式。3.27 黑启动 当某电力系统因故障全部停运后，通过该系统中具有自启动能力机组的启动，或通过外来电源供给，带动系统内其它机组，逐步恢复系统运行的过程。3.28 安全自动装置 在电力系统中发生故障或异常运行时，起控制作用的自动装置。如自动重合闸、备用电源和备用设备自动投入、自动切负荷、自动低频（低压）减载、发电厂事故自动减出力、事故切机、电气制动、水轮发电机自动起动、调相改发电、抽蓄水改发电、自动解列及自动调节励磁等。3.29 水调自动化系统 由水电厂内采集水文、气象和水库运行信息的子站、调度机构内对水库运行进行监视、预报、调度和管理的主站及相应的数据传输通道构成的系统。3.30 调度

13、自动化系统 由采集电网和发电厂运行信息及完成控制功能的子站、调度机构内具有分析、应用、管理功能的主站和相应的数据传输通道构成的为电力调度管理服务的系统。3.31 自动化主站系统 在调度机构内运行的各类调度自动化设备和应用系统。3.32 自动化子站系统 在发电厂、变电站、监控中心现场运行的各类自动化设备和应用系统。3.33 调度自动化管理部门 电网企业内负责本级电网调度自动化专业职能管理和运行管理的部门。3.34 调度自动化子站设备维护部门 电网企业、发电企业、电力用户中负责自动化子站系统运行维护的部门。3.35 电力通信网 由各种传输、交换、终端等通信设备组成的电力系统专用通信网络，包括基础网

14、（光纤、数字微波、电力线载波、接入系统等）、支撑网（信令网、同步网、网管网等）和业务网（数据通信网络、交换系统、电视电话会议系统等）。43.36 电力通信管理部门 电网企业内归口负责组织、指挥、指导、协调电力通信运行和管理工作的部门。4总则4.1 四川电力调度坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的安全生产方针。四川电力系统内各级电网企业及其调度机构、发电企业、电力用户有责任共同维护电力系统的安全稳定运行。4.2 四川电力系统实行统一调度，分级管理的原则。4.3 任何单位和个人均不得非法干预电力调度。4.4 本规程是四川电力系统调度管理的基本规程，适用于电力调度运行各相关专业的工作。四川电力系统

15、内各级调度机构和发电、供电、用电等单位应根据本规程制定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，均不得与本规程相抵触。4.5 四川电力系统内的各级调度机构以及发电、供电、用电单位的运行、管理人员均应遵守本规程。非电力调度系统人员凡进行涉及四川电力调度运行的有关活动时，也必须遵守本规程。5调度系统5.1 四川电力调度系统包括四川电力系统内各级调度机构和发电厂、变电站、监控中心等的运行值班单位。5.2 四川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； 省辖市级电力调度机构，以下简称地调； 县级电力调度机构，以下简称县调。5.3 需直接与调度机构进行调度业务联系的

16、发电厂、变电站、监控中心运行值班人员，应参加由相应调度机构组织的有关调度规程及电力系统知识的考试，取得调度系统运行值班合格证书。同时接受多级调度机构调度管辖的厂站和监控中心，由最高一级调度机构负责组织考试和颁证工作。5.4 有权接受调度指令的人员应为下级调度机构值班调度员、监控中心值长或正值、发电厂值长或电气班长、变电站值班长或正值。5.5 有调度联系的单位之间应按规定相互报送有权进行调度联系的人员名单。6调度机构的任务和职权6.1 调度机构的任务6.1.1 按照电力系统运行客观规律和有关规定保证电力系统连续、稳定、正常运行，使电能质量指标符合国家规定的标准。6.1.2 优化配置资源，充分发挥

17、电力系统的发输变电设备能力，最大限度地满足用户的用电需要。6.1.3 依据国家法律、法规，按照相关合同或者协议，维护各方的合法权益。6.2 省调的职责和权限6.2.1 接受国调、网调的调度管理。6.2.2 负责四川电力系统的调度运行、调度计划与考核、继电保护、调度自动化、电力通信、水电厂水库调度等专业管理和技术监督。6.2.3 负责指挥所辖电力系统的运行、操作和事故处理，参与电网事故调查分析。6.2.4 负责组织制定和执行所辖电力系统的运行方式。6.2.5 负责组织制定和执行所辖电力系统发电、供电调度计划并实施考核。6.2.6 负责四川电力系统的安全稳定运行管理。6.2.7 负责组织制定和执行

18、所辖电力系统的继电保护方案。6.2.8 负责所辖水电厂水库发电调度工作，制定水库调度方案。5 6.2.9 负责所辖电力通信和调度自动化设备的运行管理。6.2.10 受理并批复新建或改建管辖设备投入运行申请，制定新设备启动调试调度方案并组织实施。6.2.11 参与四川电力系统的规划、工程设计审查及设备选型。6.2.12 负责签订所辖发电厂并网调度协议。6.2.13 会同有关部门制定所辖电力系统紧急拉闸限电序位表和避峰预案。6.2.14 负责组织实施四川电力市场交易，参与华中区域电力市场电力交易。6.2.15 行使国调、网调授予的其它职责。6.3 地调的职责和权限6.3.1 接受省调的调度管理。6

19、.3.2 负责所辖电力系统调度运行、调度计划与考核、继电保护、调度自动化、电力通信、水电厂水库调度等专业管理和技术监督。6.3.3 负责指挥所辖电力系统的运行、操作和事故处理。6.3.4 负责组织制定和执行所辖电力系统的运行方式，执行省调下达的运行方式。6.3.5 负责组织制定和执行所辖电力系统的发电、供电调度计划并实施考核，执行省调下达的发电、供电调度计划。6.3.6 在省调的统一领导下，负责所辖电力系统的安全稳定运行管理。6.3.7 负责组织制定和执行所辖电力系统的继电保护方案。6.3.8 负责所辖水电厂水库发电调度工作，制定水库调度方案。6.3.9 负责所辖电力通信和调度自动化设备的运行

20、管理。6.3.10 会同有关部门制定所辖电力系统紧急拉闸限电序位表和避峰预案。6.3.11 受理并批复新建或改建管辖设备投运申请，制定新设备启动调试调度方案并组织实施。6.3.12 参与所辖电力系统的规划、工程设计审查和设备选型。6.3.13 负责签订所辖发电厂并网调度协议。6.3.14 行使省调和本电业局（公司）授予的其它职权。6.4 县调的职责和权限由管辖的地调规定7调度管辖范围7.1 省调调度管辖设备范围7.1.1 四川 500kV 系统（含 500kV 站内无功补偿设备）。7.1.2 四川电力系统内 220kV 主网架和地区电力系统间 220kV 联络线。7.1.3 四川电力系统内装机

21、容量 10MW 及以上的发电厂及其送出系统。7.1.4 国调、网调委托调度管辖的设备。7.2 地调调度管辖设备范围7.2.1 本地区除省调调度管辖外的 220kV 系统。7.2.2 本地区 110kV 及以下系统。7.2.3 本地区装机容量 10MW 以下发电厂及其送出系统。7.2.4 本地区与其它地区间的 110kV 联络线（由相关地调协商调度）。7.2.5 省调委托调度管辖的设备。7.3 县调调度管辖设备范围由地调另行规定7.4 各发电厂、变电站的厂（站）用电系统由各厂（站）自行管辖（有明确规定的除外）。7.5 委托与许可7.5.1 属上级调度机构调度管辖的设备，根据系统运行的需要，可以委

22、托有条件的下级调度机构代为调度管辖。7.5.2 省调调度许可的范围包括：7.5.2.1 属地调调度管辖的 220kV 设备。6 7.5.2.2 省调委托地调调度管辖设备。7.5.2.3 地调合解不同厂站间电磁环网，且环网内包含省调调度管辖设备。7.5.2.4 其它运行状态改变对省调调度管辖系统影响较大的设备（含安控装置所切设备）。7.6 调度自动化设备调度管辖范围补充规定7.6.1 自动化主站系统设备由该级调度自动化管理部门调度管辖（属上级调度自动化管理部门调度管辖的除外）。7.6.2 多级调度机构调度的厂站和监控中心中，多级调度机构共用的调度自动化设备由最高一级调度自动化管理部门调度管辖。7

23、.6.3 调度自动化系统数据传输通道由相关电力通信管理部门调度管辖。7.7 电力通信调度管辖范围补充规定7.7.1 省公司通信自动化中心负责省级电力通信网的调度管理，电业局（公司）电力通信管理部门负责本地区电力通信网的调度管理。7.7.2 省公司使用的地区电力通信网通道的运行方式改变、检修等，应经省公司通信自动化中心许可。7.7.3 电业局（公司）电力通信管理部门按属地化原则负责本地区内电力通信设备的运行维护管理。7.7.4 并网发电厂、用户变电站的通信站、设备，按资产归属关系，由资产拥有者进行运行、维护管理。8调度规则8.1 各级调度机构在电力调度业务活动中是上、下级关系，下级调度机构应服从

24、上级调度机构的调度。8.2 调度机构调度管辖范围内的发电厂、变电站、监控中心等的运行值班单位，应服从该调度机构的调度。8.3 未经调度机构值班调度员指令，任何人不得操作该调度机构调度管辖范围内的设备。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。8.4 调度许可设备在操作前应经上级调度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，允许下级调度机构的值班调度员不经许可直接操作，但应及时向上级调度机构值班调度员汇报。8.5 调度机构调度管辖设备运行状态的改变，对下级调度机构调度管辖的设备有影响时，操作前、后应及时通

25、知下级调度机构值班调度员。8.6 属厂站管辖设备的操作，如影响到调度机构调度管辖设备运行的，操作前应经调度机构值班调度员许可。8.7 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、监控中心等的运行值班单位发布调度指令，并告知相应调度机构。此时，下级调度机构值班调度员不得发布与之相抵触的调度指令。8.8 调度机构应执行经政府批准的紧急拉闸限电序位表和避峰预案。8.9 省调调度许可设备的许可规则如下：8.9.1 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

26、履行许可手续。8.9.2 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。8.9.3 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。8.10 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。8.10.1 影响省调调度管辖安全自动装置（系统）切机、切负荷量的工作。8.10.2 影响省调控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的工作。8.10.3 影响省调直调发电厂开机方式或发电出力的工作。7 8.10.4 影响省调调度管辖保护装置定值的工作。8.11

27、 调度自动化、电力通信设备的调度许可规则如下：8.11.1 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。8.11.2 电力通信管理部门调度管辖的电力通信设备的状态或方式的改变，如影响上级电力通信管理部门调度管辖的电力通信设备的运行方式或传输质量，操作前应得到上级电力通信管理部门的许可。8.11.3 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。8.11.3.1 影响一次设备正常运行的。8.11.3.2 影响保护装置正常运行的。8.11.3.3 影响安全自动装置正常运行的。8.11

28、.3.4 影响调度通信、调度自动化数据的。8.11.3.5 影响自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）功能实施的。8.11.3.6 影响电力调度业务正常进行的其它操作。9调度指令9.1 各级调度机构值班调度员是电力系统运行、操作和事故处理的指挥员，应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。接受调度指令的调度系统值班人员必须执行调度指令，并对指令执行的正确性负责。调度系统值班人员不得无故不执行（包括不完全执行）或延迟执行上级值班调度员的调度指令。调度系统值班人员发布或者执行调度指令，受法律保护，并承担相应的责任。任何单位和个人不得非法干预调度系统值班人员发布或执行调度指令

29、。9.2 进行调度业务联系时，必须准确、简明、严肃，正确使用调度规范用语，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。调度系统值班人员在接受调度指令时，应主动复诵指令下达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，应立即向值班调度员汇报执行情况和完成时间，接受汇报的值班调度员应复诵汇报内容，以“执行完成时间”确认指令已执行完毕，并及时更改调度图板。值班调度员在发布调度指令、接受汇报和更改调度图板时，均应进行监护，并做好录音和记录。9.3 接受调度指令的调度系统值班人员认为所接受的调度指令不正确或执行调度指令将危及人身、设备及系统安全的，应当立即向

30、发布调度指令的值班调度员提出意见，由其决定该指令的执行或者撤销。发布该指令的值班调度员决定执行时，接受调度指令的值班人员应当执行该指令。9.4 上级领导发布的有关调度业务的指示，应通过调度机构负责人转达给值班调度员。非调度机构负责人，不得直接要求值班调度员发布调度指令。9.5 发供用电单位和调度机构负责人发布的指示，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，现场事故处理规程内已有规定者除外。9.6 调度系统值班人员接到与上级值班调度员发布的调度指令相矛盾的其它指示时，应立即汇报上级值班调度员。如上级值班调度员重申他的调度指令，调度系统值班人员应立即执行

31、。若调度系统值班人员不执行或延迟执行调度指令，则未执行调度指令的调度系统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。9.7 对于不按调度指令用电者，值班调度员应予以警告；经警告拒不改正的，值班调度员可以根据电力系统安全的需要，下令暂时部分或全部停止向其供电。对于不按调度指令发电者，值班调度员应予以警告；经警告拒不改正的，值班调度员可以根据电力系统安全的需要，经请示调度机构负责人同意后，下令暂时停止其部分或全部机组并网运行。对于不满足并网条件的发电企业、地方电网，调度机构可以拒绝其并网运行。擅自并网的，可下令其解列。9.8 在特殊情况下，为保证电能质量和电力系统安全稳定运行，值班

32、调度员下令限电，接受限电指令的调度系统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。8 9.9 当发生不执行调度指令、违反调度纪律的行为时，相关调度机构应立即组织调查，提交相关部门，依据相关法律、法规和规定处理。10 运行调整与控制10.1 频率及川渝联络线潮流10.1.1 电力系统标准频率是 50Hz，其偏差不应超过0.2Hz。在正常情况下，系统频率按 500.1Hz控制。系统内所有发电厂均应监视频率。各调度机构、发电厂均有义务维持电力系统标准频率。10.1.2 四川电网与华中主网并列运行时，系统的频率调整和川渝联络线潮流的控制方式

33、按国调、网调下达的有关联网运行规定执行。10.1.3 四川（川渝）电网与华中主网解列运行时，系统的频率由四川省调值班调度员统一指挥（重庆市调负责调整川渝联络线潮流）。10.1.4 地区电网与四川主网解列运行时，其频率的调整和控制，由省调指定相关地调或发电厂负责。10.1.5 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、调整出力、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出力与调度指令相符时，应立即汇报值班调度员。10.1.6 省调值班调度员可根据系统运行需要指定发电厂调整系统频率或联络线潮流。当发电厂出力或送出线路输送容量达规定限值时，

34、应立即汇报值班调度员。10.1.7 值班调度员有权根据系统运行情况调整本调度机构下达的日发电、供电调度计划，相关调度系统值班人员应按发布的调整指令执行。10.1.8 并网运行的机组应投入一次调频功能，未经值班调度员许可不应退出。机组的一次调频参数应符合调度机构的有关规定。10.1.9 省调值班调度员可根据系统需要对 AGC 投退、控制模式以及 AGC 可调容量进行调整。10.1.10 在系统发电能力不足时，各单位应严格按计划用电。调度机构可以对超计划使用电力或电量的单位实施限电，由此产生的后果由超计划使用电力或电量的单位负责。10.1.11 各级调度机构应会同有关部门制定拉闸限电序位表，报本级

35、政府主管部门批准后执行。如果自报送之日起，三十日内没有批复，调度机构即可按上报的序位表执行。10.2 无功电压10.2.1 电力系统中的无功功率应实行分层、分区、就地平衡的原则，避免长距离输送。10.2.2 无功电压的调度管理按调度管辖范围分级负责，其中并入 110kV 及以下系统的发电厂无功电压调度管理由地调统一负责，各级调度机构应做好所辖电力系统的无功功率平衡工作。10.2.3 四川电力系统 220kV 及以上母线均列为电压监测考核点，按调度管辖范围由相应调度机构统计，由上一级调度机构考核。110kV 及以下电压监测考核点由相应调度机构按有关规定进行设置与统计，由上级主管部门进行考核。10

36、.2.4 并入四川电力系统的各发电厂机组应具备电力系统电压和无功电力技术导则规定的进相与迟相运行能力，经调度机构认可的进相运行试验及安全校核后，由相应的调度机构下达机组的低励限制值。10.2.5 并入四川电力系统的大用户，应按电力系统无功补偿设备配置原则的有关要求，配足无功补偿设备，并根据调度机构下达的电压曲线要求及时进行补偿设备的投切，保证将高压母线电压控制在曲线规定的范围之内。10.2.6 各级电力系统的电压曲线，由相应调度机构按丰、枯季节制定下达执行并报上一级调度机构备案。电压曲线的制定，应符合电力系统电压和无功电力技术导则、电力系统电压和无功电力管理条例和电压质量和无功电力管理规定的有

37、关要求。10.2.7 无功电压的正常运行与调整10.2.7.1 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。原则上应采用逆调压方法调整母线运行电压。9 高峰负荷时，应按发电机 PQ 曲线的规定限额，增加发电机无功出力，使母线电压在电压曲 线的偏上限区域运行，必要时可采用降低有功出力增加无功出力的措施； b) 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 线电压在电压曲线的偏下限区域运行； c) 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； d) 当发电机无功出力调整达到

38、极限后，如母线电压仍不能满足电压曲线的要求，应及时汇报值 班调度员。10.2.7.2 各变电站、监控中心的运行值班人员，应认真监视并及时调整运行电压，做好调整记录，当运行电压超出电压曲线规定范围时及时汇报值班调度员。10.2.7.3 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，原则上应采用逆调压方法进行。 a) 高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； b) 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； c) 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

39、变压器 电压分接头运行档位，如电压还不能满足要求，应及时汇报值班调度员； d) 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、退应汇报值班调度员。10.2.7.4 各厂站变压器分接头档位的运行调整 a) 无载调压变压器的电压分接头，由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，未经调度机构同意，不得自行改变； b) 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、补偿电容器、 补偿电抗器、静止补偿器等）的调整能力的基础上，才能利用主变压器分接头调压，并做好 调整记录；当变电站 220kV 母线电压低于

40、205kV、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。10.2.7.5 各级值班调度员应监视电压监测点和考核点的电压，积极采取措施，确保电压在合格范围内。10.2.7.6 在进行发电厂和变电站无功电压调整时，值班调度员应充分发挥变电站无功补偿设备的调压作用，原则上尽可能使发电机组留有一定的无功备用容量，以提高发电机组的动态电压支撑作用。10.2.7.7 装有高压电抗器的线路原则上不允许无高压电抗器运行。10.2.7.8 在正常运行方式时，500kV 各厂站母线电压最高不应超过 550kV（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

41、定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。10.2.7.9 向 500kV 空载线路充电，在暂态过程衰减后，线路末端电压不应超过 575kV，持续时间不应大于 20 分钟。10.2.8 电压调整主要有以下措施：10.2.8.1 调整发电机、静止无功补偿装置无功出力。10.2.8.2 投切电容器、电抗器。10.2.8.3 调整有载调压变压器分接头。10.2.8.4 改变电力系统运行方式。10.2.8.5 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。10.2.8.6 对运行电压低的局部地区限制用电负荷。11 系统操作a)10 11.1 系统操作应按调度管辖范围进行。省调调度管

42、辖设备，其操作应由省调值班调度员下达指令后方可执行，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，对下级调度管辖的系统有影响时，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。11.2 操作前应认真考虑以下问题：11.2.1 运行方式改变后系统的稳定性和合理性，有、无功功率平衡及必要的备用容量，防止事故的对策。11.2.2 操作时可能引起的系统潮流、电压、频率的变化，避免发生潮流超过稳定极限、设备过负荷、电压超过正常允许范围等情况，必要时可先进行分析计算。11.2.3 继电保护、安全自动装置运行方式是否合理，变压器中性点接地方式、变压器分接头位

43、置、无功补偿装置投入是否正确。11.2.4 操作对安控、通信、自动化、计量、水库调度等方面的影响。11.2.5 开关和刀闸的操作是否符合规定，严防非同期并列、带地线送电、带负荷拉合刀闸及 500kV系统用刀闸带电拉合 GIS 设备短引线等误操作。11.2.6 新建、扩建、改建设备的投运，或检修后可能引起相序、相位或二次接线错误的设备复电时，应查明相序、相位及相关二次接线正确。11.2.7 注意设备缺陷可能给操作带来的影响。11.2.8 对调度管辖范围以外设备和供电质量有较大影响时，应预先通知有关单位。11.3 操作指令分单项、逐项、综合三种。11.3.1 只对一个单位，只有一项操作内容的操作，

44、如发电厂开停机炉、投退 PSS 等，值班调度员可以发布单项指令，由接受调度指令的调度系统值班人员操作，发、受令双方均应作好记录并录音。11.3.2 涉及两个及以上单位或前后顺序需要紧密配合的操作，如线路停送电等，应下达逐项操作指令，操作时值班调度员应事先按操作原则拟定操作指令票，再逐项下达操作指令。接受调度指令的调度系统值班人员应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 只涉及一个单位、一个综合任务的操作，如主变停送电等，值班调度员可以下达综合指令，明确操作任务或要求。具体操作项目、顺序由接受调度指令的调度系统值班人员自行负责，操作完毕后向值班调度员汇报。

45、11.4 操作指令票制度11.4.1 除下列情况，系统操作应填写操作指令票。11.4.1.1 事故及紧急异常处理。11.4.1.2 发电厂开停机炉、加减出力。11.4.1.3 拉闸限电。11.4.1.4 单独投退继电保护（包括重合闸）。11.4.1.5 投退低压电抗器、低压电容器。11.4.1.6 投退 AGC、PSS、AVC、VQC、一次调频功能。11.4.2 填写操作指令票应以停修申请书、安全自动装置启停调整通知单、继电保护定值通知单、启动投产方案、电力系统运行规定和日计划等为依据。对于临时的操作任务，值班调度员可以根据系统运行状态（必要时商有关专业人员），按照有关操作规定及要求填写操作指

46、令票。11.4.3 填写操作指令票前，值班调度员应与操作相关单位值班人员仔细核对有关一、二次设备状态（包括开关、刀闸、中性点方式、保护、安全自动装置、安全措施等）。11.4.4 填写操作指令票时应做到任务明确、字体工整、无涂改，正确使用设备双重（或三重）命名和调度术语。操作指令票必须经过拟票、审票、下令、执行四个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成，拟票人、审核人、下令人、监护人必须签字。11.4.5 调度系统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、规定填写具体的现场操作票，保证现场一、二次设备符合操作要求和相应的运行方式。现场操作票应考虑以下主要内容：11 11.4.5.1 一次设备停电后才能退出继电保护，一次设备送电时应先投入继电保护。11.4.5.2 厂用变、站用变电源的切换。11.4.5.3 直流电源的切换。11.4.5.4 交流电流、电压回路和直流回路的切换。11.4.5.5 根据一次接线调整二次跳闸回路。11.4.5.6 根据一次接线决定母差保护的运行方式。11.4.5.7 开关、主变停运，二次回路有工作（或一次设备工作