某电力系统调度管理规程

华中电网有限公司 发布2008-01-01实施2007-xx-xx发布华中电力系统调度管理规程1批准人：卢放审核人：郑俊杰、梁虹主要起草人员：李群山、崔云生、凌卫家、黄争平参加编写人员：朱江、刘天斌、金延、刘进伟、肖昌育、何毅斌、苏玲、吕东晓、张德泉、王春明、陈学道、王健、王强、李勇、李锴、孙新德、李锋、徐友平、蔡敏、杨军、汤卫东、黄子平、甘凌、王汉青、张祥、肖华、汪剑波53目 次前 言1 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57 调度管辖范围78 调度规则89 调度指令910 频率与电压911 系统操作1012 事故处理1413 调度汇报2014 调度计划2015 水库调度2416 系统稳定2517 继电保护及安全自动装置2718 调度自动化2919 电力通信3020 并网调度3121 统计报表32附录A（资料性附录） 华中电力系统年度运行方式主要内容33附录B（规范性附录） 华中网调调度管辖一次设备35附录C（规范性附录） 华中电力系统内国调调度管辖设备42附录D（规范性附录） 华中电力系统内国调调度许可及紧急控制设备44附录E（规范性附录） 华中网调调度许可设备45附录F（规范性附录） 华中网调委托省调调度管辖设备46附录G（资料性附录） 月、日调度计划主要内容48附录H（规范性附录） 网供及联络线电力、电量监视点49附录I（规范性附录） 并网资料50前 言为加强华中电力系统电力调度管理，保障电力系统安全，适应经济社会的协调发展和人民生活的用电需要，维护电力使用者、投资者和经营者的合法权益，依照电网调度管理条例，制定本规程。本规程的附录B、附录C、附录D、附录E、附录F、附录H和附录I为规范性附录。本规程的附录A、附录G为资料性附录。本规程附录内容的变动，以新发布的文件为准。本规程由华中电网有限公司提出。本规程由华中电力调度通信中心归口并负责解释。本规程起草单位：华中电力调度通信中心。华中电力系统调度管理规程1 范围本规程规定了华中电力系统电力调度管理工作的基础性原则。本规程适用于华中电力系统内发电、输电、配电、售电、用电及其他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令第5号 电力二次系统安全防护规定国家电力监管委员会令第22号 电网运行规则（试行）GB 17621-1998 大中型水电站水库调度规范GB/T 14285-2006 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 108-1987 继电保护及电网安全自动装置检验条例SD 141 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 548 电力系统通信站防雷运行管理规程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 623 电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程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/T 1040 电网运行准则电监安全200634号 关于印发电力二次系统安全防护总体方案等安全防护方案的通知国电调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调中心调技200537号 国家电网公司调度机构直调厂站运行值班人员持证上岗管理办法国家电网安监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）国家电网安监2005145号 国家电网公司电力生产事故调查规程国调中心调技200643号 国家电网调度系统重大事件汇报规定国家电网调2006161号 国家电网公司电力系统安全稳定计算规定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、输电、配电、用电等一次设备以及为保障其运行所需的继电保护、安全自动装置、调度自动化、电力通信、电力市场技术支持系统等二次设备组成的统一整体。华中电力系统是由河南、湖北、湖南、江西、四川、重庆等六省（直辖市）电力系统组成的跨省（直辖市）电力系统。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 电力调度机构对电力系统运行进行组织、指挥、指导和协调的机构，在电力系统运行中行使调度权。3.4 电力调度电力调度机构（以下简称调度机构）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、指导和协调。3.5 电网企业负责电网运行和经营的电力企业。3.6 发电企业并入电网运行的(拥有单个或数个发电厂的)发电公司。3.7 独立小电力系统与大电网不相连接的孤立运行的地区电力系统或县电力系统。3.8 电力用户电网企业向其供电的个人或企业等社会组织。3.9 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（含换流站、开关站）、大用户配电系统等的运行值班单位。3.10 电力调度管理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、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。3.11调度系统值班人员包括各级调度机构的值班调度人员和有关运行值班单位的运行值班人员。3.12 调度管辖范围电力系统设备运行和操作指挥权限的范围。3.13 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人员应向上级调度机构值班调度人员申请，征得同意。3.14 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。3.15 国调紧急控制设备电力系统紧急情况下国调值班调度人员可直接下令进行调整的非国调调度管辖或调度许可的运行设备。正常情况下，该设备由相关网（省）调进行调度管理。3.16 调度指令值班调度人员对其下级调度机构值班调度人员或调度管辖厂站运行值班人员发布的强制执行的决定。3.17 操作指令值班调度人员发布的有关操作的调度指令。3.18 逐项操作令值班调度人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人员发布的不涉及其他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 状态令值班调度人员发布的只明确设备操作初态和终态的一种操作指令。其具体操作内容和步骤，由厂站运行值班人员依据调度机构发布的操作状态令定义和现场运行规程拟订。3.21 许可操作在改变电气设备的状态和运行方式前，由有关人员根据有关规定提出操作项目，值班调度人员同意其操作。3.22 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。3.23 事故备用容量为防止系统中发输电设备故障造成电力短缺而预留的备用容量。3.24 检修备用容量为完成发输电设备检修任务而预留的备用容量。3.25 计划检修电力设备列入年度、月度计划进行的检修、维护、试验等。3.26 临时检修非计划性的检修，如因设备缺陷、设备故障或事故后进行的设备检查等检修。3.27 电力系统稳定器（PSS）发电机自动电压调节器中的一种附加励磁控制装置。它的主要作用是给电压调节器提供一个附加控制信号，产生正的附加阻尼转矩，来补偿以端电压为输入的电压调节器可能产生的负阻尼转矩，从而提高发电机和整个电力系统的阻尼能力，抑制自发低频振荡的发生，加速功率振荡的衰减。3.28 一次调频并网机组具备的通过原动机调速器来调节发电机组转速，以使驱动转矩随系统频率而变动的功能。3.29 特殊运行方式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，电厂或电网相应的运行方式。3.30 黑启动整个电力系统因故障停运后，在无外来电源供给的情况下，通过系统中具有自启动能力机组的启动，带动无自启动能力的机组，逐步扩大电力系统的恢复范围，最终实现整个电力系统的恢复。3.31 安全自动装置在电力系统中发生故障或异常运行时，起自动控制作用的装置。如自动重合闸、备用电源和备用设备自动投入、自动切换负荷、自动低频（低压）减载、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。3.32 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。3.33 保护及故障信息管理系统由厂站内收集继电保护装置动作信息及故障录波信息的子站、具有管理和分析功能的主站及相应的数据传输通道所组成的系统。3.34 调度自动化系统由厂站内采集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生产、管理服务的系统。一般包括数据采集与监控系统（SCADA）、能量管理系统（EMS）、调度员培训仿真系统（DTS）、电力调度数据网络系统、电能量计量系统、电力市场运营系统、水调自动化系统、电力系统实时动态稳定监测系统、调度生产管理信息系统（DMIS）、配电管理系统(DMS)、电力二次系统安全防护系统、相关辅助系统（调度模拟屏、大屏幕设备，GPS卫星时钟、电网频率采集装置、运行值班报警系统、远动通道检测和配线柜、专用的UPS电源及配电柜、相关二次回路等）等。3.35 电力通信网由各种传输、交换、终端等设备组成的电力系统专用通信网络，包括基础网（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）。3.36 电力通信机构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机构。4 总则4.1 电力调度坚持安全第一、预防为主的方针。华中电力系统内各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 电力调度应遵守国家有关法律、法规、政策的规定，并符合电力系统运行的客观规律和社会主义市场经济规律的要求。4.3 电力调度实行统一调度，分级管理。4.4 电力调度应公开、公平、公正。4.5 任何单位和个人均不得非法干预电力调度活动。4.6 华中电力系统的调度运行管理、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、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及其他与电力调度管理相关的行为，均应遵守本规程。4.7 华中区域电力调度机构依照本规程所制定的华中电力系统继电保护及安全自动装置调度管理规程、华中电力系统调度自动化调度管理规程、华中电力系统电力通信调度管理规程，与本规程具有同等效力。4.8 省（直辖市）电力调度机构应依照本规程制定本省（直辖市）电力系统调度管理规程。4.9 违反本规程的单位和个人，按中华人民共和国电力法、电网调度管理条例、电力监管条例有关条款承担相应责任。5 调度系统5.1 华中电力调度系统包括华中电力系统内各级调度机构和有关运行值班单位。5.2 华中电力系统设置四级调度机构，即：华中区域电力调度机构（以下简称网调）；省（直辖市）电力调度机构（以下均简称省调）；省辖市（地区）电力调度机构（以下均简称地调）；县（县级市）电力调度机构（以下均简称县调）。5.3 发电厂、变电站、大用户配电系统应根据设备运行的要求设立运行值班单位。5.4 调度系统值班人员应经培训，并经有资格的单位考核合格方可上岗。离开运行岗位3个月及以上的调度系统值班人员，应经过熟悉设备系统、熟悉运行方式的跟班实习，并经考试合格后，方可再上岗值班。5.5 需直接与调度机构进行调度业务联系的运行值班人员，应参加由相应调度机构组织的有关调度管理规程及电网知识的考试，考试合格，取得该调度机构颁发的调度系统运行值班合格证书后，方可与该调度机构进行调度业务联系。同时接受多级调度机构调度指令的厂站，由最高一级调度机构负责该厂站运行值班人员调度系统运行值班合格证书的颁发和管理，并负责组织、协调其考试工作。5.6 有权接受调度指令的调度系统值班人员名单应报上级调度机构，上级调度机构值班调度人员名单亦应通知下级调度机构和有关运行值班单位。6 调度机构6.1 机构设置6.1.1 电网企业应设置调度机构。调度机构应设置电力调度、运行方式、调度计划、水库调度、继电保护、调度自动化、电力通信、技术管理、综合管理等专业。6.1.2 调度机构应按规定配备足够的人员和满足调度机构履行职责所需要的设施。6.2 调度机构的任务6.2.1 保证电力系统安全稳定运行，按照电力系统运行客观规律和相关规定保证电力系统连续、正常运行，使电能质量指标符合国家规定的标准。6.2.2 按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥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。6.2.3 按照电力市场调度规则，依据相关合同或者协议，维护各方的合法权益。 6.3 调度机构的职责和权限6.3.1 网调的职责和权限如下：6.3.1.1 接受国调的调度指挥。6.3.1.2 负责对华中电力调度系统实施调度管理。6.3.1.3 负责指挥调度管辖系统的运行、操作和事故处理。6.3.1.4 负责指挥华中电力系统的调频、调峰及调度管辖系统的电压调整。6.3.1.5 负责实施华中区域电力市场电力交易。6.3.1.6 负责组织编制和执行调度管辖系统年、月、日运行方式，执行国调下达的运行方式。6.3.1.7 负责编制和执行调度管辖系统月、日发供电调度计划，执行国调下达的发、供电调度计划。6.3.1.8 负责华中电力系统的稳定管理，组织稳定计算，编制调度管辖系统安全稳定控制方案。6.3.1.9 负责华中电力系统继电保护、电力通信、调度自动化的专业管理，负责调度管辖系统的继电保护及安全自动装置（以下统称保护装置）、自动化设备的运行管理，负责华中电网有限公司（以下简称网公司）通信机构调度管辖范围内电力通信设备或电路的运行管理。6.3.1.10 负责调度管辖水电厂水库发电调度工作，编制水库调度方案。6.3.1.11 受理并批复新建或改建管辖设备投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施。 6.3.1.12 参与华中电力系统的规划及工程设计审查。6.3.1.13 负责签订、执行调度管辖发电厂并网调度协议。6.3.1.14 行使上级电网管理部门及国调授予的其他职权。6.3.2 省调的职责和权限如下：6.3.2.1 接受网调的调度指挥。6.3.2.2 负责对本省（直辖市）电力调度系统实施调度管理。6.3.2.3 负责指挥调度管辖系统的运行、操作和事故处理。6.3.2.4 负责指挥本省（直辖市）电力系统的调峰、省间联络线功率控制及调度管辖系统的电压调整。6.3.2.5 参与华中区域电力市场电力交易。负责实施本省（直辖市）电力市场电力交易。6.3.2.6 负责组织编制和执行调度管辖系统年、月、日运行方式，执行网调下达的运行方式。6.3.2.7 负责编制和执行调度管辖系统月、日发供电调度计划，执行网调下达的发、供电调度计划。6.3.2.8 在网调的统一领导下，负责本省（直辖市）电力系统的稳定管理，组织稳定计算，编制调度管辖系统安全稳定控制方案。6.3.2.9 负责所辖电网的继电保护、安全自动装置、通信和自动化设备的运行管理。6.3.2.10 负责调度管辖水电厂水库发电调度工作，编制水库调度方案。6.3.2.11 受理并批复新建或改建管辖设备投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施。 6.3.2.12 参与本省（直辖市）电力系统的规划及工程设计审查。6.3.2.13 负责签订、执行调度管辖发电厂并网调度协议。6.3.2.14 负责制定事故限电序位表和超计划用电限电序位表，经省（直辖市）人民政府批准后执行，并报网调备案。6.3.2.15 行使上级电网管理部门及网调授予的其他职权。6.3.3 地调、县调的职责和权限，由相应省调予以确定。6.4 安全管理6.4.1 调度机构应制定本机构安全生产工作总体和分层控制目标及措施，并建立安全生产保证体系和安全生产监督体系。6.4.2 调度机构应建立和落实本机构各级、各类人员安全生产责任制。6.4.3 调度机构应编制和落实本机构年度反事故措施计划和安全技术劳动保护措施计划。6.4.4 调度机构应按规定进行调度系统安全性评价。6.4.5 调度机构应按“事故原因不清楚不放过，事故责任者和应受教育者没有受到教育不放过，没有采取防范措施不放过，事故责任者没有受到处罚不放过”的原则，组织或参与电网事故、障碍及未遂的调查分析。6.4.6 调度机构应定期进行有针对性的反事故演习。网、省调每年至少组织进行一次不少于两级调度机构参加的联合反事故演习。6.4.7 调度机构应编制突发事件调度应急处理预案并定期演练。6.5 专业管理6.5.1 调度机构应建立专业管理体系，制定专业管理标准和制度。6.5.2 调度机构各专业部门应按照调度管辖范围，履行专业管理中涉及到的规划设计、设备配置原则、新设备启动试验、运行检修（检验）、事故分析、消缺反措及技术改造等方面的技术监督职责。6.5.3 调度机构应编制电力系统年度运行方式。华中电力系统年度运行方式主要内容见附录A。6.5.4 调度机构负责调度管辖系统的调度运行指标考核工作。6.5.5 调度机构应建立培训工作制度，制定专业技术人员培训大纲，制定并落实年度专业培训计划。6.5.6 调度机构应开展科学技术研究工作，推广、应用新技术，提高专业技术和管理水平。6.5.7 调度机构应开展调度管理信息化工作，实现调度管理信息共享。7 调度管辖范围7.1 一次设备调度管辖范围7.1.1 网调调度管辖的一次设备范围（见附录B）包括： a） 华中电力系统内国调调度管辖范围（见附录C）以外的全部500kV发输变电设备及其相应的无功补偿装置；b） 220kV省间联络线；c） 部分接于220kV系统的电厂。7.1.2 华中电力系统内除国调、网调调度管辖范围以外的一次设备由省调、地调、县调三级调度机构分级调度管辖。7.1.3 调度机构调度管辖设备的状态和方式的改变，如影响上级调度机构调度管辖设备的安全运行，该设备属上级调度机构的调度许可设备。调度机构应书面明确本机构调度许可设备范围。国调调度许可及紧急控制设备见附录D。网调调度许可设备见附录E。7.1.4 网调委托省调调度管辖设备按网调调度许可设备进行管理。网调委托省调调度管辖设备见附录F。7.2 保护装置调度管辖范围7.2.1 保护装置的调度管辖范围与相应调度机构调度管辖的一次设备范围相对应。7.2.2 调度机构单独使用的保护及故障信息管理系统主站设备和子站设备，由该调度机构调度管辖。7.2.3 多级调度机构共用的保护及故障信息管理系统子站设备，由使用该设备的最高一级调度机构调度管辖。7.3 调度自动化设备调度管辖范围7.3.1 调度机构调度自动化主站设备，由该调度机构调度管辖（属上级调度机构调度管辖的除外）。7.3.2 多级调度机构调度的厂站中多级调度机构共用的厂站端调度自动化设备，由最高一级调度机构调度管辖。国调调度管辖厂站的调度自动化设备调度管辖范围划分按国调规定执行。7.3.3 调度自动化系统数据传输通道由相关通信机构调度管辖。7.3.4 除7.3.1、7.3.2、7.3.3条规定的情况外，各级调度机构在厂站端的的调度自动化设备调度管辖范围与相应调度机构调度管辖的一次设备范围相对应。7.4 电力通信调度管辖范围7.4.1 电网企业使用的全部业务通道，由该电网企业的通信机构调度管辖。7.4.2 电网企业负责组网的通信设备（主要指传输、交换、数据网设备）及负责建设的为电网生产服务的全介质自承式光缆（ADSS）和普通光缆，由该电网企业的通信机构调度管辖。7.4.3 调度机构调度管辖的厂站内非组网通信设备（主要指通信专用电源、配线架、监控设备）及输电线路上的架空地线复合光缆（OPGW），由该调度机构所在电网企业的通信机构调度管辖。7.4.4 上级通信机构可根据生产需要，指定某些通信设备调度管辖权的归属。7.4.5 上述7.4.2、7.4.3条中不包括上级通信机构已指定由其他通信机构调度管辖的通信设备。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上级调度机构的调度。8.2 调度机构调度管辖范围内的运行值班单位，应服从该调度机构的调度。8.3 未经调度机构值班调度人员许可，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相关规定处理，并及时报告有关调度机构的值班调度人员。8.4 调度许可设备的操作，操作前应经上级调度机构值班调度人员许可，操作完毕后，应及时汇报上级调度机构值班调度人员。当发生紧急情况时，允许下级调度机构的值班调度人员不经上级调度机构许可进行许可设备的操作，但应及时向上级调度机构汇报。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、后应及时通知下级调度机构值班调度人员。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人员许可。8.7 发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，值班调度人员可直接(或者通过下级调度机构的值班调度人员)越级向下级调度机构调度管辖的发电厂、变电站等运行值班单位发布调度指令，并告知相应调度机构。8.8 调度机构应执行经政府批准的事故限电序位表和超计划用电限电序位表。8.9 网调调度许可设备的许可规则如下： 8.9.1 改变网调调度许可设备运行状态的工作，或虽不改变许可设备运行状态但对网调调度管辖设备的运行有影响的工作，相关省调均应向网调履行检修申请、审批手续。8.9.2 省调申请调度许可时，应同时提出对网调调度管辖设备的影响及相应的要求。8.9.3 网调进行调度许可时，应将对网调调度管辖设备的影响及网调采取的措施告知省调，对省调调度管辖设备的影响由省调自行考虑。8.10 省调调度管辖范围内非网调调度许可设备，如进行下列工作，省调应履行与网调调度许可设备相同的检修申请、审批手续，并在操作前得到网调值班调度人员的许可。a) 影响网调调度管辖稳定控制装置（系统）切机、切负荷量的工作；b) 影响网调控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的工作；c) 影响网调直调电厂开机方式或发电出力的工作；d) 影响网调调度管辖保护装置定值的工作。8.11 调度自动化、电力通信设备的调度许可规则如下： 8.11.1 下级调度机构调度自动化系统主站设备的操作，如影响上级调度机构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机构的许可。上级调度机构调度自动化系统主站设备的操作，如影响下级调度机构调度管辖的调度自动化系统运行或信息完整准确，操作前应通知下级调度机构。8.11.2 下级通信机构调度管辖的电力通信设备的状态或方式的改变，如影响上级通信机构调度管辖的电力通信设备的运行方式或传输质量，操作前应得到上级通信机构的许可。上级通信机构调度管辖的电力通信设备的状态或方式的改变，如影响下级通信机构调度管辖的电力通信设备的运行方式或传输质量，操作前通知下级通信机构。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人员的许可。a) 影响一次设备正常运行的；b) 影响保护装置正常运行的；c) 影响电力调度业务正常进行的其他操作。9 调度指令9.1 值班调度人员是电力系统运行、操作和事故处理的指挥员，值班调度人员按照规定发布调度指令，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值班人员应执行调度指令，并对执行指令的正确性负责。调度系统值班人员发布和执行调度指令，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下达或执行调度指令。9.2 发布调度指令时，发布和接受调度指令的调度系统值班人员应先互报单位和姓名。发布调度指令应准确清晰，发布指令的全过程（包括对方复诵指令）和听取指令的汇报时，都应使用电网调度规范用语和普通话，并执行发令、复诵、录音、记录和汇报制度。9.3 接受调度指令的调度系统值班人员认为执行调度指令将危及人身、设备或系统安全的，应立即向发布指令的值班调度人员提出拒绝执行的意见，由发布指令的值班调度人员决定该指令的执行或撤销。9.4 电网企业的主管领导发布的一切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人员。非调度机构负责人，不得直接要求值班调度人员发布调度指令。9.5 电网企业、发电企业、下级调度机构的负责人以及电厂、变电站、电力用户的负责人，对值班调度人员发布的调度指令有不同意见时，可向发布该指令的调度机构提出，调度机构采纳或者部分采纳所提意见，应由调度机构负责人将意见通知值班调度人员，由其更改调度指令并发布。但在得到答复前，调度系统值班人员应执行原调度指令。9.6 对于不按调度指令用电者，值班调度人员应予以警告，经警告拒不改正的，可以根据电网安全的需要，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的发电厂，值班调度人员应予以警告；经警告拒不改正的，值班调度人员可以根据电网安全的需要，经请示调度机构负责人同意后，下令暂时停止该发电厂部分或全部机组并网运行。对于不满足电网企业并网条件的发电企业、独立小电力系统，调度机构可以拒绝其并网运行，擅自并网的，可下令其解列。10 频率与电压10.1 频率10.1.1 电力系统标准频率是50Hz，其偏差不应超过0.2Hz。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 华中电力系统频率按（500.1）Hz控制，按（500.1）Hz、（500.2）Hz分段考核。网调值班调度人员依据华中电力系统频率考核办法对各省调和直调电厂进行考核。10.1.3 网调对省调进行省间联络线功率考核时应计及频率效应。各省（直辖市）电力系统频率效应系数由网调确定。10.1.4 并网运行的机组应投入一次调频功能，未经值班调度人员许可不应退出。机组的一次调频参数应符合调度机构的有关规定。10.1.5 并入华中电力系统的100MW及以上火电、燃气轮机组，40MW及以上非灯泡贯流式水电机组、抽水蓄能机组，均应具备AGC功能。10.1.5.1 参加电网AGC运行的电厂，其厂内AGC功能应正常投入。10.1.5.2 参加电网AGC调整机组的调节参数（调节范围、调节速率等），由调度机构根据系统要求和机组调节能力确定。10.1.5.3 电厂或机组远方AGC功能的投入或退出，应经值班调度人员许可。10.1.6 华中电力系统内为保证频率质量而装设的低频自起动、高频切机等装置，应由相应调度机构统一整定，并报上级调度机构核准。其整定值的变更、装置的投退，均应得到相应调度机构值班调度人员许可后方可进行。当电网频率偏差到自动装置的整定值而装置未动作时，相关厂站运行值班人员应不待调度指令立即进行相应操作，并向调度值班人员汇报。10.1.7 网调值班调度人员可根据机组状况、水情和系统运行的需要指定某一直调水电厂为华中电力系统主调频厂。各省调也应确定本省（直辖市）电力系统内的主调频厂。主调频厂的调整范围为机组最大和最小可能出力。在规定的负荷调整范围内，主调频厂应主动调整并保持系统频率不超过（500.05）Hz或大区间（省间）联络线功率偏差在允许范围内。当主调频厂已达到规定的负荷调整范围时，应立即报告值班调度人员。10.1.8 当省（直辖市）电网或地区电网与华中电网解列运行时，其频率的调整和控制，由所在省调负责。10.2 电压10.2.1 电力系统的无功补偿实行“分区分层、就地平衡”的原则。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。10.2.2 华中电网内220kV及以上电压等级母线均为华中电网电压考核点，按调度管辖范围进行考核。10.2.3 调度机构应按季（或月）编制电压考核点的电压曲线（对有调整手段的厂站宜编制逆调压曲线），并报上级调度机构备案。10.2.4 发电厂和变电站应按照调度机构下达的电压曲线，自行调整发电机无功出力或投、退低压电抗器（电容器），当本厂站已无调整能力而电压仍越限时，应立即报告值班调度人员。10.2.5 值班调度人员进行电压调整的主要办法有： a) 调整发电机、调相机、静止无功补偿装置无功出力；b) 投切电容器、电抗器；c) 调整有载调压变压器分接头；d) 改变电力系统运行方式。10.2.6 采取10.2.5条所列措施后电压仍越限时，各级调度机构应配合进行调整。10.2.7 静止无功补偿装置参考电压及斜率由相应调度机构整定。10.2.8 发电机、调相机自动励磁调节装置的低励限制、强励功能应满足调度机构的要求并正常投运，未经值班调度人员同意不应退出。11 系统操作11.1 操作制度11.1.1 设备进行操作前，值班调度人员应填写操作指令票。两个或两个以上的单位共同完成的操作任务，应填写逐项操作指令票；仅由一个单位完成的操作任务，应填写综合操作指令票。逐项操作指令票和综合操作指令票应分别统一编号。11.1.1.1 填写操作指令票应以检修工作申请票、运行方式变更通知单、稳定措施变更通知单、继电保护通知单、日调度计划、试验或调试调度方案等为依据。11.1.1.2 填写操作指令票前，值班调度人员应与有权进行调度业务联系的运行值班人员核对有关一、二次设备状态。11.1.1.3 填写操作指令票应做到任务明确、票面清楚整洁，使用设备的双重名称（设备名称和编号）。每张操作票只能填写一个操作任务。逐项操作指令票和综合操作指令票可采用状态令的形式填写。11.1.1.4 操作指令票应经过拟票、审票、预发、执行四个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成。11.1.2 有计划的操作，值班调度人员应提前4小时将操作指令票预发给操作单位。运行值班人员应了解操作目的和操作顺序，依据调度机构下达的操作指令票填写现场操作票，如有疑问应向值班调度人员询问清楚。11.1.3 值班调度人员发布操作指令时，应给出“发令时间”。“发令时间”是值班调度人员正式发布操作指令的依据，运行值班人员未接到“发令时间”不应进行操作。11.1.4 运行值班人员操作结束后，应汇报已执行项目和“结束时间”。“结束时间”是现场操作执行完毕的依据。11.1.5 在操作过程中，运行值班人员如听到调度电话铃声，应立即停止操作，并迅速接电话，如电话内容与操作无关则继续操作。11.1.6 逐项操作指令票应逐项发令、逐项操作、逐项汇报。在不影响安全的情况下，可将连续几项由同一单位进行的同一类型操作，一次按顺序下达，运行值班人员应逐项操作，一次汇报。11.1.7 下列操作，值班调度人员可不必填写操作指令票，但应作好记录。a） 事故处理；b） 单一开关、低压电抗器、低压电容器的状态改变；c） 机组状态改变；d） 拉、合刀闸、接地刀闸；e） 投入或退出一套继电保护或安全自动装置；f） 更改系统稳定措施；g） 投入或退出自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）、PSS、一次调频功能。11.1.8 操作前应考虑如下问题： a） 系统运行方式改变的正确性，操作时可能引起的系统潮流、电压、频率的变化，有功、无功功率平衡及必要的备用容量；b） 继电保护或安全自动装置的投退、系统稳定措施的更改是否正确；c） 变压器中性点接地方式是否符合规定；d） 变压器分接头位置，无功补偿装置投入情况；e） 设备送电操作前应核实设备检修的所有工作已结束，相关检修工作申请票均已终结，设备具备送电条件，并与检修票、方式单、现场实际进行核对；f） 对电力通信、调度自动化的影响。11.1.9 系统操作不宜在下列时间进行，特殊情况下进行操作应有相应的安全措施。a） 系统发生事故时；b） 雷雨、大风、大雾等恶劣天气时；c） 交接班时；d） 系统高峰负荷时段；e） 通信中断或调度自动化设备异常影响操作时。11.2 设备停、送电操作一般规定11.2.1 停电操作时，先操作一次设备，再退出继电保护。送电操作时，先投入继电保护，再操作一次设备。11.2.2 对于微机稳控装置，停电操作时，一次设备停电后，由运行值班人员随继电保护的操作退出保护启动稳控装置的压板及稳控装置相应的方式压板；送电操作时，随继电保护的操作投入保护启动稳控装置的压板及稳控装置相应的方式压板，再操作一次设备。11.2.3 对于非微机（常规）稳控装置，停电操作时，先按规定退出稳定措施，再进行一次设备操作；送电操作时，先操作一次设备，设备送电后，再按规定投入稳定措施。11.3 并列与解列操作一般规定11.3.1 系统并列条件：a) 相序相同；b) 频率差不大于0.1Hz；c) 并列点两侧电压幅值差在5%以内。11.3.2 并列操作应使用准同期并列装置。11.3.3 解列操作前，应先将解列点有功潮流调至接近零，无功潮流调至尽量小，使解列后的两个系统频率、电压均在允许范围内。11.4 合环与解环操作一般规定11.4.1 合环前应确认合环点两侧相位一致。11.4.2 合环前应将合环点两侧电压幅值差调整到最小，500kV系统不宜超过40kV，最大不应超过50kV，220kV系统不宜超过30kV，最大不应超过40kV。11.4.3 合环时，合环点两侧相位角差不应大于25度，合环操作宜经同期装置检定。11.4.4 合环(或解环)操作前，应先检查相关设备（线路、变压器等）有功、无功潮流，确保合环(或解环)后系统各部分电压在规定范围以内，通过任一设备的功率不超过稳定规定、继电保护及安全自动装置要求的限值等。11.4.5 合环(或解环)后应核实线路两侧开关状态和潮流情况。11.5 开关操作一般规定11.5.1 开关合闸前应确认相关设备的继电保护已按规定投入。开关合闸后，应确认三相均已合上，三相电流基本平衡。11.5.2 用旁路开关代其他开关运行时，应先将旁路开关保护按所带设备保护定值整定并投入。确认旁路开关三相均已合上后，方可拉开被代开关，最后拉开被代开关两侧刀闸。11.5.3 开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许进行就地操作时，应同时进行三相操作，不应进行分相操作。11.6 刀闸操作一般规定11.6.1 可用刀闸进行下列操作： a) 拉、合电压互感器和避雷器(无雷雨、无故障时)；b) 拉、合变压器中性接地点；c) 拉、合经开关或刀闸闭合的旁路电流(在拉、合经开关闭合的旁路电流时，应先退出开关操作电源)；d) 拉、合一个半开关接线方式的母线环流。e) 拉、合一个半开关接线方式的站内短线。11.6.2 不宜进行500kV刀闸拉、合母线操作，如需进行此类操作须经网、省电网企业主管生产领导同意。11.6.3 不得用刀闸拉、合运行中的500kV线路并联电抗器、空载变压器、空载线路。11.7 线路操作一般规定11.7.1 220kV及以上电压等级线路停、送电操作时，都应考虑电压和潮流变化，特别注意使非停电线路不过负荷，使线路输送功率不超过稳定限额，停、送电线路末端电压不超过允许值，长线路充电时还应防止发电机自励磁。11.7.2 500kV线路停、送电操作时，如一侧为发电厂，一侧为变电站，宜在发电厂侧解、合环(或解、并列) ，变电站侧停、送电；如两侧均为变电站或发电厂，宜在电压高的一侧解、合环(或解、并列)，电压低的一侧停、送电。11.7.3 线路停电时，应在线路两侧开关拉开后，先拉开线路侧刀闸，后拉开母线侧刀闸。对于一个半开关接线的厂站，应先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。当线路需转检修时，应在线路可能受电的各侧都停止运行，相关刀闸均已拉开后，方可在线路上作安全措施；反之在未全部拆除线路上安全措施之前，不允许线路任一侧恢复备用。11.7.4 线路送电时，应先拆除线路上安全措施，核实线路保护按要求投入后，再合上母线侧刀闸，后合上线路侧刀闸，最后合上线路开关。对于一个半开关接线的厂站，应先合上母线侧开关，后合上中间开关。11.7.5 220kV及以上电压等级线路检修完毕送电时，应采取相应措施，防止送电线路充电时发生短路故障，引起系统稳定破坏。11.7.6 新建、改建或检修后相位可能变动的线路首次送电前应校对相位。11.8 变压器操作一般规定11.8.1 变压器并列运行条件：a) 接线组别相同；b) 电压比相等(允许差5%)；c) 短路电压相等(允许差5%)。当电压比和短路电压不符合上述要求时，经过计算，在任何一台变压器不会过负荷的情况下，允许并列运行。11.8.2 变压器充电前，变压器继电保护应正常投入。11.8.3 变压器充电或停运前，应合上变压器中性点接地刀闸。11.8.4 并列运行的变压器，在倒换中性点接地刀闸时，应先合上未接地的变压器中性点接地刀闸，再拉开另一台变压器中性点接地刀闸。11.8.5 大修后的变压器在投入运行前，有条件者应采取零起升压，对可能造成相位变动者应校对相位。11.8.6 变压器投入运行时，应先合电源侧开关，后合负荷侧开关。停运时操作顺序相反。500kV联变宜在500kV侧停(送)电，在220kV侧解(合)环或解(并)列。11.9 500kV线路并联电抗器操作一般规定11.9.1 线路并联电抗器送电前，线路