重庆电力系统调度管理规程.doc

重 庆 电 力 系 统调 度 管 理 规 程重 庆 市 电 力 公 司二七年一月批 准：孙渝江审 定：刘昌盛审 核：马 超 初 审：刘孝先 何建军 丁 琦 编写人员：高家志 潘永旗 徐瑞林 黄 林 孔庆云 邹晓莉 崔燕明 陈太绪刘 波 万朝辉 陈 涛 陈 宁刘 辉 徐 郁 李光杰 李 果李 平 应熟悉本规程的人员：电 力 公 司：总工程师、副总工程师、发展计划部、生产技术部、安全监察部、 工程建设部、市场营销部负责人及有关专业技术人员。调 通 中 心：主任、副主任、总工程师、副总工程师、各处处长及专业技术人员。供 电 局：局长、副局长、总工程师、副总工程师，以及生技、安监、调度、 营销、变电、线路等有关专业负责人和技术人员。发 电 厂：厂长、副厂长、总工程师、副总工程师，以及生技、安监、电气 运行等有关专业负责人和技术人员。用 户：主管动力的行政、技术负责人。应熟悉本规程并接受考试的人员：调 通 中 心：全体调度员。供 电 局：全体调度员、有关专业技术人员。发 电 厂：值长及全体电气值班人员。变 电 站：站长及全体运行值班人员。用 户：有权接受调度命令的人员。目 录第一章 总则-1第二章 调度管理机构-2第三章 调度管理的基本任务-3第四章 调度管辖范围划分原则-5第五章 调度管理制度-6第六章 电网运行方式的编制和管理-8第七章 电网频率运行管理-13第八章 电网低频低压减负荷管理-14第九章 电网无功电压运行管理-16第十章 设备检修管理-17第十一章 新（改、扩）建设备投入运行的管理-20第十二章 并网调度管理-23第十三章 电网稳定管理-24第十四章 水库调度管理-27第十五章 继电保护及安全自动装置的调度管理-30第十六章 电力通信系统的调度管理-35第十七章 调度自动化系统调度管理-37第十八章 操作制度-40第十九章 事故处理-48第二十章 调度值班工作制度-58附件1： 重庆电力系统电气设备检修申请书-62附件2： 重庆电力系统新设备加入系统运行申请书-63附件3： 重庆电力系统设备异动执行报告-67附件4： 重庆电力系统调度指令票-68附件5： 重庆电力系统调度术语-69 第一章 总 则1.1为加强电力系统调度管理，保障电力系统安全、优质、经济运行，维护电力系统发电、供电、用电各方的合法权益，结合重庆电网具体情况，特制定本规程。1.2本规程制定的依据是中华人民共和国电力法、电网调度管理条例、电力监管条例和国家、地方政府以及上级电力管理有关部门制定的适用于电力工业的法律、法规及标准。1.3本规程遵循电力系统运行的客观规律，结合重庆电力系统实际情况，坚持统一调度、分级管理，按照公开、公平、公正的原则，指导重庆电力系统调度管理工作。1.4本规程适用于重庆电力系统发电、输电、配电、用电及其它活动中与电力调度有关的行为。1.5发电厂、用户供电设备在并入重庆电网前，必须满足本规程规定的并网条件，并与重庆市电力公司签订并网调度协议。1.6重庆电力系统是指由接入重庆电网的发电、输电、配电、用电等一次设备以及为保障其运行所需的调度自动化、电力通信、继电保护及安全自动装置等二次设备组成的统一整体。重庆电力调度系统包括重庆各级调度机构和有关运行值班单位。各级电力调度机构依照本规程规定，行使本级电力调度管理职能。1.7重庆电力系统内电力生产运行单位的调度规程和现场运行规程均应与本规程精神相符，不得与本规程相抵触；若有关条款涉及市级电力调度机构管理权限时，必须事先得到相应认定。1.8重庆电力系统内电力生产运行单位的运行人员必须熟悉并遵守本规程，其他与电力生产运行有关的管理、技术和工作人员应熟悉并遵守本规程的有关部分。电力系统生产、计划、规划、基建、检修、设计、科研等部门在涉及调度业务管辖范围时，须遵守本规程。任何单位和个人均不得非法干预电力调度。任何违反本规程的单位和个人，必须承担相应的法律、行政和经济责任。1.9重庆电网与相邻电网联网运行的调度管理，按上级调度管理机构制定的规程规定执行。1.10本规程解释权属重庆市电力公司。第二章 调度管理机构2.1电网调度机构是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构。调度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。2.2按照国家五级电力调度机构设置原则，重庆电网设置三级调度机构，即：重庆电力系统调度机构（简称市调）地区级电网调度机构（简称地调）县级电网调度机构（简称县调）2.3各级电力调度机构应对应调度运行、运行方式、继电保护、电力通信、调度自动化等专业，设立与本级电力调度管理相适应的专业部门和岗位，配备相适应的专职人员。2.4重庆电力系统中的发电厂应设置运行管理的职能部门，配备与电力调度管理相适应的专业岗位和专职人员。2.5各级电力调度机构的调度室和机房应有两个不同电源点的市电供电，并配备不间断电源和事故照明。2.6 市、地、县级电力调度机构在调度业务工作中是上下级关系，下级电力调度机构必须服从上级电力调度机构的调度。重庆市调是重庆电力系统最高电力调度机构，是重庆电力系统调度生产指挥中心，并接受上级调度机构的调度。重庆电力系统内的电力生产运行单位必须服从与调度管辖相对应的电力调度机构调度。第三章 调度管理的基本任务3.1重庆电力系统调度管理必须依法对电网运行进行组织、指挥、指导和协调电力系统运行、操作和事故处理，保证实现下列要求：3.1.1根据有关规定，使电网安全、连续、可靠供电；3.1.2使电网内的电能质量（频率、电压和谐波分量等指标）符合国家规定的标准；3.1.3充分发挥发、供电设备能力，最大限度地满足本电网内的用电需要；3.1.4优化资源利用，合理使用燃料和水能资源，最大限度地使电网在经济方式下运行；3.1.5依法调度，维护发、供、用电等有关各方的合法利益。3.2市调的职责3.2.1负责重庆电网的安全、优质、经济运行，负责指挥市调调度管辖范围内设备的运行、操作及电网的事故处理；3.2.2负责统一指挥调频、调峰及调压工作，负责按规定指挥网间联络线潮流的调控；3.2.3负责电网的安全稳定运行及管理，组织稳定计算，编制全网低频、低压减负荷方案。参与系统性事故分析，提出改善电网安全、稳定运行的措施；3.2.4负责电网经济调度管理，编制经济调度方案，提出降损措施并督促实施；3.2.5负责组织编制和执行电网年运行方式和月、日调度计划，执行上级调度机构下达或批准的网间联络线运行方式和检修申请，核准地区电网与主网相关的运行方式；3.2.6参与编制全网主要设备的年、季检修计划，安排直接调度管辖设备的月度检修计划，对调度许可设备的检修计划进行统一平衡；3.2.7参与编制电网的年度逐月发、供电计划和技术经济指标，负责编制全网日发供电调度计划，并下达执行；3.2.8参与电网发展规划、系统设计和有关工程项目设计的审查。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；3.2.9参与签订发电厂、地方电网的并网协议和购售电合同，负责签订调度管辖范围内的发电厂、地方电网、用户的并网调度协议并严格执行；3.2.10负责编制重庆电网限电序位表和重庆电网紧急限电序位表，报重庆市人民政府批准后执行；3.2.11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；3.2.12履行电力通信系统管理职责，负责组织制定电力通信网络的规划，并督促实施；3.2.13履行调度自动化系统管理职责，负责组织制定电网调度自动化系统的规划，并督促实施；3.2.14参与电网的大型试验，制定管辖范围内的调试方案，负责有关的调度指挥；3.2.15负责水库调度工作，参与协调主要水电厂发电与防洪、航运和供水等方面的关系；3.2.16对电网内调度、运行方式、继电保护、通信和自动化等专业技术实行归口管理，制定电网运行技术措施及各专业规章制度和管理规定，组织专业技术人员培训，开展专业竞赛；3.2.17负责划分重庆电网调度管辖范围；3.2.18接受上级电力管理部门、调度机构授权或委托的与电力调度相关的工作。3.3地调的职责3.3.1负责本地区电网的安全、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；3.3.2负责编制和执行本地区电网的运行方式；3.3.3根据上级下达的大、小修计划，负责编制并上报本地区电网内设备的检修计划；3.3.4参与编制重庆电网限电序位表和重庆电网紧急限电序位表中相关内容；3.3.5负责本地区电网继电保护、通信和自动化等专业技术的调度管理工作；3.3.6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；3.3.7负责编制本地区电网电力、电量计划及电量统计；3.3.8参加本地区电网发展规划、设计和有关工程项目的审查。3.4 县级调度机构应制定相应职责，并报上一级调度机构。第四章 调度管辖范围划分原则4.1为使电力调度机构有效地指挥电力系统的运行、操作及事故处理，凡并入本电网运行的发电、输电、变电等相关设备，不论其产权归属或管理方式，均应纳入相应的电力调度机构的调度管辖范围。4.2市调调度管辖范围 4.2.1 重庆电网500千伏省间联络线的调度管理按上级调度机构有关规定执行，重庆电网其余500千伏输变电设备以及相关二次系统由市调调度；4.2.2重庆电网内220千伏输变电设备以及相关二次系统属市调调度管辖；4.2.3凡属上级调度机构委托、许可调度设备，按上级调度机构相关规定执行；4.2.4单机容量为10兆瓦及以上或装机总容量为50兆瓦及以上的发电厂和相关的二次系统由市调调度管辖。4.3市调及各地调调度管辖范围的划分由市电力公司批准。4.4地调和县调调度管辖范围的划分由相应地调明确。4.5属地调调度管辖的设备，如果状态或运行方式改变将影响市调调度管辖设备的运行状态和电网的安全时，其状态或运行方式的改变须经市调调度许可。4.6 220千伏变电站低压母线上的无功补偿设备由所辖地调调度管辖。第五章 调度管理制度5.1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员，按调度管辖范围行使调度权。值班调度员必须按照规定发布各种调度指令，并对其正确性负责。5.2下级调度机构的值班调度员、发电厂值长、变电站值班长在调度业务上接受上级调度机构值班调度员的指挥，接受其调度指令。下级调度机构、发电厂、变电站的运行值班人员（值班调度员、值长、值班长）接受上级调度机构值班调度员的调度指令时，应录音、复诵该调度指令，核实无误后立即执行，并作好记录。调度系统运行值班人员若不执行或延迟执行上级值班调度员的调度指令，则未执行的运行值班人员以及不允许执行或允许不执行的领导人均应对此负责。任何单位和个人不得非法干预调度指令的执行。5.3调度系统运行值班人员接受上级调度机构值班调度员发布的调度指令后，若认为该调度指令不正确，应立即向发令值班调度员报告，由发令值班调度员决定该调度指令的执行或撤消。如发令值班调度员重复该调度指令，受令运行值班人员必须迅速执行，但如执行该调度指令确将危及人身、设备或电网安全时，则受令运行值班人员应拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正该调度指令内容的建议，报告发令值班调度员和本单位直接领导人。5.4非调度机构负责人不得直接要求值班调度人员发布或变更任何调度指令，一切有关调度业务的指示，应通过调度机构负责人传达给值班调度员。任何单位和个人对上级调度机构值班调度员发布的调度指令有不同意见时，只能向上级电网管理部门或者上级调度机构提出，不得要求运行值班人员拒绝或拖延执行调度指令；在上级电网管理部门或者上级调度机构对其所提意见未作出答复前，受令运行值班人员仍须按照上级调度机构值班调度员发布的该调度指令执行；上级电网管理部门或者上级调度机构采纳或者部分采纳所提意见，由该调度机构的负责人将意见通知值班调度员，由值班调度员更改或撤消调度指令并由其发布。5.5属调度管辖范围内的任何设备，未获得相关调度机构值班调度员的调度指令，发电厂、变电站或者下级调度机构的运行值班人员均不得自行操作或者自行下令操作，但在电网出现紧急情况时上级调度机构值班调度员越级下达调度指令，或者发生危及人身、电网及设备安全的情况除外。发生危及人身、设备以及电网安全的情况时，发电厂、变电站的运行值班人员应当按照有关规定处理，处理后应立即报告相关调度机构的值班调度员。5.6当出现威胁电网安全，若不采取紧急措施将造成严重后果的情况时，值班调度员可以直接（或者通过下级调度机构的值班调度员）越级向电网内下级调度机构调度管辖的发电厂、变电站等运行值班人员发布调度指令。5.7对拒绝执行调度指令,破坏调度纪律，有以下行为之一者，调度机构应立即组织调查，并将结果提交相关电网管理部门，或按调度协议规定采取相应措施：5.7.1未经上级调度机构许可，不执行上级调度机构下达的发电、供电调度计划；5.7.2不执行有关调度机构批准的检修计划；5.7.3不执行调度指令和调度机构下达的保证电网安全的措施；5.7.4不如实反映调度指令执行情况；5.7.5不如实反映电网运行情况；5.7.6调度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。5.8调度系统运行值班人员应由专业素质较高、工作能力较强和职业道德高尚的人员担任，须经培训、考核取得合格证书，由相应主管部门批准，并书面通知有关单位和部门后，方可正式上岗值班。5.9有权接受调度指令的人员名单应根据调度管辖范围，报上级调度机构。第六章 电网运行方式的编制和管理6.1各级调度机构均应编制管辖范围内电网年度运行方式和月、日调度计划，并满足调度管理任务的基本要求。6.2年度运行方式应包括：6.2.1上年度电网运行情况分析6.2.1.1新(改、扩)建项目投产日期及设备规范；6.2.1.2电力系统规模；6.2.1.3生产、运行指标和对指标的分析及评价；6.2.1.4主要水电厂运行情况；6.2.1.5电力系统安全情况总结和分析；6.2.1.6系统安全稳定措施的落实情况和效果；6.2.1.7电力系统运行中出现的问题；6.2.1.8迎峰度夏总结分析。6.2.2本年度电网运行方式6.2.2.1编制原则和依据；6.2.2.2新(改、扩)建项目投产计划；6.2.2.3电网生产调度计划：（1） 全网和各地区分月用电负荷预计；（2） 发电设备检修计划；（3） 主要输变电设备检修计划；（4） 水库控制运用计划；（5） 发购电计划、网间分月送受电计划；（6） 备用容量(含负荷备用和事故备用)安排；（7） 全网和各地区分月电力电量平衡。6.2.2.4网络结构；6.2.2.5潮流分析：（1） 典型运行方式潮流、典型检修方式潮流；（2） N-1静态安全分析。6.2.2.6稳定分析：（1） 主要稳定计算结果；（2） 稳定措施建议项目；（3） 重要线路及断面潮流限额；（4） 保厂用电措施。6.2.2.7短路容量及开关遮断容量分析；6.2.2.8电网中性点接地方式安排；6.2.2.9无功电压：（1） 无功补偿设备容量；（2） 无功补偿措施建议项目；（3） 无功分层分区平衡情况；（4） 电压监视点电压水平及考核标准；（5） 各厂、站主变分接头位置；（6） 可能出现电压越限地点和原因分析及采取的措施。6.2.2.10调峰、调频：（1） 全网分月用电峰谷差预测；（2） 全网分月系统调峰能力统计；（3） 全网分月调峰能力分析，调峰缺额及补救措施。6.2.2.11经济调度：（1） 本年度经济调度方案，典型日运行方式经济分析；（2） 网损率预测和降损措施。6.2.2.12安全自动装置、低频低压减负荷装置的配置及整定方案；6.2.2.13电网运行中存在的问题及改进措施或建议。各地调编制的下年度地区电网运行方式应书面报送市调。6.3月调度计划应包括：6.3.1电力电量平衡：6.3.1.1月用电负荷预计；6.3.1.2水电厂水库控制运用计划；6.3.1.3统调电厂可调出力；6.3.1.4直调电厂发电计划（均包括电力、电量和调峰）；6.3.1.5省间购售电计划。6.3.2设备检修计划：6.3.2.1发电设备检修进度表；6.3.2.2输变电设备检修进度表（含许可调度设备）。6.3.3月计划中存在的问题及要求；6.3.4省间联络线电力、电量计划。6.4日调度计划应包括6.4.1电力电量平衡：6.4.1.1 96点日用电负荷预计；6.4.1.2省间联络线日送电力、电量计划和功率控制曲线及功率调节厂安排；6.4.1.3省间电力电量交换计划；6.4.1.4重要并网线、联络线日送电力、电量计划和负荷曲线；6.4.1.5直调电厂日发电量及有功出力曲线；6.4.1.6各地区用电负荷电力、电量分配计划。6.4.2设备检修停电计划；6.4.3继电保护及安全自动装置的调整；6.4.4通信、调度自动化设备的改变；6.4.5稳定措施变更通知单；6.4.6当运行方式变更且与典型方式相比有较大变化时，应编制特殊运行方式，包括一次接线示意图，以及继电保护及安全自动装置、通信和调度自动化的调整；6.4.7其它有关运行事项。6.5 调度计划的编制和下达市调根据市电力公司有关部门提出的年、季度发、购、供电计划和检修计划，编制年度运行方式和月、日调度计划，并保证实施。6.5.1发电调度计划的编制原则：6.5.1.1凡由调度机构统一调度并纳入电网进行电力、电量平衡的发电设备，不论其产权归属和管理形式，均必须纳入发电调度计划的范围；6.5.1.2月度发电调度计划须在年度分月发电计划的基础上，综合考虑用电负荷需求、月度水情、电网设备能力及其检修情况等因素进行编制；6.5.1.3日发电调度计划在月调度计划的基础上，综合考虑近期内水情、电网设备能力及其检修情况、气象等因素进行编制；6.5.1.4调度机构编制发、供电调度计划时，对具有综合效益的水电厂水库，不论其产权归属和管理形式，均应根据批准的水电厂设计文件，合理运用水库蓄水，不得破坏水库的正常运用，不允许水库长期处于降低出力区运行；6.5.1.5调度机构编制发、供电调度计划时，应留有备用容量，分配备用容量时应考虑输电网络的送（受）电能力。备用容量包括负荷备用、事故备用和检修备用容量。电网的总备用容量不宜低于最大发电负荷的20%，各种备用容量采用标准：（1） 负荷备用容量：应不低于重庆电网最大发电负荷的2%5%；（2） 事故备用容量：一般为重庆电网最大发电负荷的10%左右，原则上不小于本电网内最大一台单机容量；（3） 检修备用容量：应结合电网负荷特点，水、火电比例，设备质量和检修水平等情况确定，一般为最大发电负荷的8%15%；电网如不能按上述要求留足备用容量运行时，应及时报告电网管理部门。6.5.2月调度计划的编制6.5.2.1每月15日前市调直调厂、各地调应根据水情和检修情况将下月的发电、用电计划报市调；6.5.2.2每月检修平衡会由市调组织市电力公司生技、工程、安监等部门协调各供电（超高压）局、发电厂提出的设备检修计划，编制全网月检修计划并纳入月调度计划；6.5.2.3水电厂根据水情预报及发电计划将预计的月末运行水位报送市调；6.5.2.4市调综合上述资料进行全面平衡和计算，确定直调厂的月发电计划和调峰任务；确定网间联络线功率调控任务；确定各地区月用电计划，同时计算出网供电力、电量，连同设备检修计划、电网运行方式于月末下达各直调、间接调度厂和地调执行，并报华中网调备案。6.5.3日调度计划的编制6.5.3.1日调度计划在依据月调度计划的基础上，根据华中网调下达的省间日购售电计划并结合电网实际情况、短期气象预报，进行负荷预测，编制日发电曲线；各直调厂日有功出力曲线；间接调度厂电力、电量计划；和网供电力、电量计划；6.5.3.2根据各厂发电安排及电网情况，指定省间联络线功率调节厂并下达日功率控制曲线；6.5.3.3受理并填写市调调度管辖范围内发、变、送电设备检修工作申请票；6.5.3.4市调运行方式处综合以上资料编制成日调度计划书，由继保、通信、自动化、调度各专业会审并经市调领导批准后执行。6.6日调度计划的执行6.6.1省间联络线功率交换曲线是各省网进行不合格交换负荷责任时间及调峰考核的依据，各单位应严格按照曲线执行。6.6.2市调直调、间接调度电厂必须按照市调下达的日发电曲线或电力、电量计划运行。6.6.3出现下列紧急情况之一时，值班调度员可以调整日发电、供电调度计划，发布限电、调整发电厂功率及开、停发电机组等指令，并可以向调度管辖电网内的发电厂、变电站运行值班人员发布其他调度指令：6.6.3.1发电、供电设备发生重大事故或电网发生事故；6.6.3.2电网频率或者电压超过规定值；6.6.3.3输变电设备负载超过规定值；6.6.3.4主干线路功率超过规定的稳定极限；6.6.3.5其它威胁电网安全运行的紧急情况。第七章 电网频率运行管理7.1电网额定频率为50赫兹，频率偏差不得超过0.2赫兹。7.2电网频率调整一般由电网自动发电控制（AGC）系统自动执行,重庆电网内具备AGC功能的发电机组并网正常后，AGC按调度指令投入运行。7.3并网运行的机组应投入一次调频功能，如需退出应经值班调度人员同意。机组的一次调频参数由市调确定。7.4重庆电网与华中主网并列运行时，频率调整按照国调，华中网调有关规定执行。川渝电网与华中主网解列运行时，电网频率的调整主要由四川省调负责，重庆市调应协助调整频率。重庆电网独立运行时，市调可根据电网具体情况确定第一、第二调频厂。第一调频厂在其调频能力范围内应保持系统频率在500.2赫兹以内，当电网频率超过500.2赫兹时，第二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。7.5当地区电网与重庆电网解列运行时，其频率的调整和控制，由所在地调或县调负责。第八章 电网低频低压减负荷管理8.1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。在频率或电压严重下降时自动切除部分次要负荷，以保证电网的安全运行及对重要用户的不间断供电。8.2新、扩建变电站必须按要求设置低频低压减负荷装置并与一次设备同步投运。8.3低频低压减负荷装置的设置和整定原则8.3.1确保全网及解列后局部电网频率恢复到49.5赫兹以上，不高于51赫兹。以及确保电网在扰动后系统电压恢复到允许范围内，不发生电压过低或崩溃；8.3.2在各种运行方式下的低频低压减负荷装置动作，不应导致其它设备过载和联络线潮流超稳定极限；8.3.3因功率缺额造成的频率下降不应使大机组低频保护动作；8.3.4低频低压减负荷顺序为：次要负荷先切除，较重要的负荷后切除；8.3.5低频低压减负荷装置切除的负荷不应被重合闸或备用电源自动投入装置再次投入；8.3.6全网低频减负荷整定切除负荷数量应按年预测最大平均负荷计算；低压减负荷整定切除负荷数量按电网特殊要求整定并按具体要求投入。8.4低频减负荷方案的编制8.4.1市调根据电网运行情况每年编制一次全网低频减负荷整定方案，下达有关供电局执行；8.4.2各供电局根据市调下达的低频减负荷分配指标，会同其用电管理部门编制低频减负荷实施方案（其各轮次的切除负荷量不得小于各轮次分配指标），报市调备案；8.4.3 为保证电网有足够低频减负荷量，各供电局在正常安排低频减负荷方案整定同时，还应另外安排一定数量的自动低频减负荷备用容量以替代因故减少的自动低频减负荷容量。8.5无特殊情况，低频低压减负荷装置均应投入运行。8.6低频低压减负荷装置（全站共用一套或二套）的运行管理：8.6.1低频低压减负荷装置正常均应投入使用，未经市调同意，不得擅自退出；8.6.2各供电局应在每年汛期前完成全部低频低压减负荷装置定期检验和缺陷处理，保证可靠投入运行；8.6.3对现有低频减负荷装置的完善、更改由市调统一组织实施；8.6.4 装置的定期检验和更改须经市调值班调度员同意方可进行。8.7联合电网的低频减负荷方案，应经联网各方协调，共同确定整定轮次、各轮切除量，并报华中网调批准。在此基础上每年编制或修改一次本网的低频减负荷方案。8.8重庆电网在制定满足8.7条要求的低频减负荷方案的基础上，市调制定的低频减负荷方案还应满足本网失去大电源后的要求。8.9低频低压减负荷装置的检验管理及事故统计分析按有关规定执行。8.10低频低压减负荷量月统计报表分析按有关规定执行。第九章 电网无功电压运行管理9.1电力系统的无功和电压的调整、控制和管理，由调度机构按调度管辖范围分级负责。电力系统的无功补偿实行“分区分层、就地平衡”的原则。9.2各级调度机构应在调度管辖电网内设置电压考核点和电压监测点。主网电压考核点及监测点由市调设置，报华中网调备案；地区电网电压考核点及监测点由地调设置，报市调备案。9.3各电压考核点及监测点的电压（无功）曲线由调度管辖的调度机构编制，按季下达并报上一级调度机构备案。电压曲线编制应保证设备安全运行以及用户电压合格。凡有调整手段的电压考核点及监测点均应实施逆调压。9.4发电机要严格按照调度机构下达的电压曲线或无功曲线运行。当其母线电压超过允许偏差范围时，应不待调度指令自行调整，使之符合给定的曲线范围。若由于调整能力所限无法达到时，应立即报告值班调度员。9.5各并网机组必须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，发电厂应按调度要求进行进相试验，确定发电机的实际可用进相范围，编制发电机进相运行规定并报市调备案。9.6发电机的自动调节励磁、强励、低励限制装置、失磁保护和无功补偿自动投切装置应正常投入运行。其停用、试验应事先经调度管辖的调度机构批准。发生故障停用时，应立即报告值班调度员。无功补偿设备除定期维修期间外应保持完好状态。发生故障时，应及时处理修复。电容器、并联电抗器可用率应在96%以上。9.7各级运行值班人员必须监视电压考核点和监测点的电压，在负荷峰谷变换时段，市调与地调要互相配合，积极采取措施，充分利用现有调压手段，确保电网电压符合规定值。9.8装有有载调压变压器的变电站，必须在充分发挥本站无功补偿设备（电容器、电抗器等）调节能力的基础上，才能调整主变压器分接头，并于每次调整后向值班调度员汇报补偿设备投运量及主变分接开关实际档位。严禁电压偏低时大量拉用主网无功或电压偏高时向主网反送无功。9.9各500千伏变电站静止补偿器（SVC）正常均应投入运行，其投退应经市调许可，控制策略由市调下达。 第十章 设备检修管理10.1设备检修计划的编制原则：10.1.1检修工期与周期应符合有关检修规程的规定；10.1.2发、供电设备的检修安排应根据重庆电网的特点进行，水电机组一般安排在枯水期，大容量火电机组应尽量安排在外购电充裕的时期；10.1.3设备检修应做到一、二次设备及各专业工作相互配合，避免重复停电；10.1.4已规定由市调调度许可的设备，其检修计划按市调调度管辖设备管理。10.2检修分类10.2.1计划检修：指列入月度及年度检修计划的检修项目； 10.2.2临时检修：10.2.2.1指发电设备停用，减少发电出力前六小时向调度提出申请得到正式批准的检修；10.2.2.2需及时处理的重大设备隐患、事故善后工作。10.2.3事故抢修：指由于设备健康或其它原因被迫停止运行，但需立即进行抢修恢复的检修工作。10.3设备检修时间的计算10.3.1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；10.3.2输变电设备的检修时间是以设备停用并做好安全措施后，值班调度员下达许可工作令时起，到值班调度员接到检修工作全部结束，现场安全措施全部拆除，可以恢复送电的报告时止。10.4市调调度管辖设备检修工作票的办理10.4.1纳入月调度计划的检修工作和带电作业，必须于工作的前一日12时前向市调办理申请；10.4.2按重庆电力系统电气设备检修申请书规定的内容逐项提出申请，确认无误后，市调即予以受理；10.4.3检修工作票原则上按一票一项工作办理；10.4.4若遇节假日，则应于节前二至五个工作日提出申请；10.4.5若在规定时间未办理申请手续或因系统发生变化，市调有权对检修计划进行调整。10.5地调调度管辖的市调调度许可设备的检修，经市调许可后方可执行。10.6凡属国调、华中网调调度管辖、调度许可设备的检修工作票的办理按国调、华中网调有关检修规定执行。10.7由用户自行维护但属市调调度管辖的设备，其检修工作由用户编制计划于每月15日前报送市调平衡，并按10.4条规定办理申请。10.8纳入日调度计划的检修工作，必须得到值班调度员调度指令后方可开工。10.9涉及一次接线和运行方式改变较大、停电设备较多且工艺复杂的检修工作，除必须提交月检修计划平衡会讨论外，施工单位还应制定详细的施工停电方案和改接图并与会交底。10.10凡检修需要采取拆头、脱空等临时施工方案或涉及线路改道、换位的检修工作，必须提供施工一次接线示意图和必要文字说明，经审核批准后，在办理申请前报送市调。此图及文字说明将作为该项检修工作申请票附件纳入日调度计划书中。10.11凡改、扩建或检修后相位可能变动的设备，在办理工作申请时，必须要求核相，确保投运设备相位正确。由运行方式专业人员确定核相点及核相方法并纳入日调度计划书，由申请单位落实核相点的准备工作。10.12凡市调调度管辖的发、供、用电设备及继电保护及安全自动装置、调度自动化和通信设备退出运行、脱离备用、停电后，进行检修、试验、改进等工作必须遵守本章规定。市调调度管辖设备本身无工作，但由于其它工作或非市调调度管辖设备工作需要对该设备停电、退出备用或影响出力时，也应遵守本章规定。10.13检修申请必须由设备运行单位提出10.13.1发电厂的设备检修由发电厂值长室（或相应机构）提出；10.13.2变电设备及线路检修由供电局地调（超高压局生技部）提出；10.13.3用户设备检修由用户运行部门申请；10.13.4基建施工需要对市调调度管辖的发、供电设备停电、退出备用、降低出力或改变运行方式时，应由施工单位向设备运行单位提出，再由设备运行单位按规定向市调提出申请。上述各运行单位应指定有权向市调办理检修申请的“工作联系人”，并报市调备案。10.14临时检修申请10.14.1对涉及重大设备隐患、事故善后处理等临时检修申请，除要求施工单位力争提前五个工作日报送详细的施工方案和计划外，还必须经市调主管领导批准，并按10.4条规定办理检修申请；10.14.2值班调度员有权批准当值内可完工的临时检修工作。10.15设备检修的延期申请10.15.1本值内可完成的延期申请，由地调或厂、站运行值班人员直接向市调值班调度员提出，值班调度员有权同意；10.15.2本日内可完成的延期申请，由地调或厂、站运行值班人员直接向市调值班调度员提出，须经市调调度处负责人同意；10.15.3超过本日的延期申请，应向市调运行方式处提出，经市调领导批准。由上级调度管辖的设备延期按上级有关规定执行；10.15.4延期申请原则上应在计划工期进行一半时提出；10.15.5未开工的检修工作，不得办理延期申请，必须重新办理申请手续。10.16在市调调度管辖设备上进行的带电工作，虽不纳入月调度计划，但应按10.4条的规定办理申请手续。10.17事故抢修由事故厂、站的值班长直接向市调值班调度员申请，并向第10.13条所规定的有关单位汇报，线路事故抢修仍由供电局地调（超高压局生技部）提出。市调值班调度员有权批复事故抢修工作。10.18严禁未经申请及批准手续擅自在已停电或备用的设备上进行工作。10.19凡在市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、机组进相试验、机组AGC试验、系统性试验等），设备运行单位应在试验前七个工作日向市调提交申请书和试验方案，经市调同意后方能进行。 第十一章 新（改、扩）建设备 投入运行的管理11.1市调调度管辖内的新（改、扩）建发电、输变电工程均应于投产前三个月由建设项目管理部门向市调提供用于继电保护整定计算及设备调度命名编号的一次和二次接线图、设备总平面布置图、线路走向图、地理接线图、设备参数和有关资料，改、扩建工程还应报送现场运行设备的一次接线图（含调度命名编号），市调收到上述资料后应完成下列工作：11.1.1设备调度命名编号及调度管辖范围划分于十五个工作日内以正式文件下达；11.1.2供调试用保护整定值于两月内提交；11.1.3研究新设备接入的运行方式和启动投产方案。11.2市调调度管辖的新（改、扩）建设备投产前一个月（发电设备在并网前三个月），由设备运行单位向市调提交新设备加入系统运行申请书(内容见附件2)，申请书一式四份。 11.3设备运行单位在提交新设备申请书的同时还应报送以下资料：11.3.1潮流、稳定计算和继电保护整定计算所需的发电机（包括调速器、励磁系统）、主变压器、线路等主要设备技术规范、技术参数及实测参数；11.3.2符合现场实际的一次电气接线图、设备总平面布置图、继电保护及安全自动装置、调度自动化和通信设备、计量设备资料；11.3.3机组励磁系统及PSS装置（设计、实测参数）、低励限制、失磁、失步保护及动态监测系统的技术说明书和图纸；11.3.4机组开、停机曲线图和机组升、降负荷的速率，机组AGC、AVC、一次调频有关参数和资料；11.3.5水电厂还应报送水工建筑、水文、水库调度曲线及库容曲线、水电站运行设计文件、输水、泄水建筑物的水力特性、机组综合特性曲线等资料；11.3.6机组调试计划、升压站和机组启动调试方案；11.3.7设备的运行规程；11.3.8火电厂厂用电保证措施；11.3.9电厂有调度受令权的值班人员名单、运行方式、继电保护、自动化、通信专业人员名单及联系方式。所有设备鉴定性资料由发电厂、供电（超高压）局负责审查。凡向市调提出启动投运申请的设备，市调即认为该设备已完全合格（或在投运前可保证合格），达到投运条件。11.4市调接到新设备投运申请书后,应在投运前五个工作日批复，申请书由市调批复后报市电力公司领导批准。经批准的申请书，市调留存两份，其余由相关地调（值长室或用户）留存一份，另一份返回原申请单位执行。11.5市调确认有关启动投运设备的申请书提交完毕后，应完成下列工作：11.5.1在投运前根据启动委员会确定的启动投产范围以及审定的并网调试大纲和调试方案，编制并下达启动投产方案（并网调试调度方案）；11.5.2给出继电保护及安全自动装置定值并下达定值通知单；11.5.3提供有权发布调度指令的人员名单和各专业联系人员名单及联系方式。11.6由于设备资料不全、设备试验不合格、设备投运后对电网安全带来威胁、继电保护及安全自动装置配置不全、信息传输通道不完善、缺少调度自动化信息等，调度机构有权拒绝该设备投运并向电网管理部门报告。11.7经批准投运的新设备，在通电前还应由启动委员会或申请单位负责人提出该设备是否可以投运的决定性意见。11.8新设备启动投运的全过程必须由市调值班调度员或市调指派的现场调度负责调度指挥，投产设备运行方式的改变、试验等必须要有值班调度员的指令或许可，启动投运成功后即纳入市调调度管理。11.9重庆电网内属上级调度机构直接调度的新设备投运，超高压局应按上级调度机构的规定执行，但投运前超高压局应将该设备有关图纸资料送市调存留一份。11.10属地调调度管辖范围内新（改、扩）建的110千伏输变电设备和发电厂，若属市调调度许可设备，地调应于启动前十个工作日将批准的申请书、有关设备规范、参数及运行方式报市调备案，若影响主网运行方式、继电保护配合、其他供电局电网运行方式调整，则需提前二个月报市调，市调于投产前一个月批复。11.11地调应向市调报送其调度管辖范围内新（改、扩）建的110千伏输变电设备投产月报，主要内容包括设备投产时间、110千伏接线方式、线路、变压器等主要设备参数。11.12凡对市调调度管辖设备进行更换、搬迁，其参数发生变化，但电气一次接线不改变者，在工作前十个工作日，由设备运行单位向市调提出重庆电力系统设备异动执行报告，申请书一式四份。市调接到申请后，应在五个工作日内批复，并进行工作安排。11.13设备退出运行（即设备停运），应拆除设备与电网的连线（包括一、二次连线），并报告所辖值班调度员。停运设备不再纳入调度管理。停运设备需重新接入电网运行时，应纳入新设备投入运行的管理。第十二章 并网调度管理12.1并网运行的发电厂、地区电网和直供电用户必须服从调度机构的统一调度。12.2需要并网运行的发电厂、地区电网和直供电用户的供电设备与所并入的电网双方之间，必须在并网前按国家有关法律法规，根据平等互利、协商一致的原则按国家电监委制定的并网调度协议范本签订并网调度协议，并严格执行。协商一致必须以服从统一调度为前提，以电网调度管理条例为依据，以电网安全、优质、经济运行为目的，并符合国家有关电网管理的法律法规以及电力行政主管部门和电网管理部门的规程、规定、规范、标准等。12.3并网方应在首次并网日的三个月前，向调度机构提交并网申请书。并网申请书的内容应符合国家电监委并网调度协议（示范文本）的要求。12.4 调度机构依据并网调度协议的内容对并网方的并网条件进行认定，当并网方满足并网条件时，电网企业应书面回复并网申请书。12.5 并网方根据调度机构已确认的并网调试调度方