湖南电力地区调度规程(地调).doc

_目 录第1章 总则1第2章 调度管理 1第2.1节 调度管理任务和职责1第2.2节 调度管辖范围划分3第2.3节 调度管理制度.4第2.4节 无人值班变电站调度管理6第2.5节 运行方式6第2.6节 检修管理.8第2.7节 负荷管理.11第2.8节 电能质量管理.12第2.9节 经济运行管理.14第2.10节 水库调度管理15第2.11节 并网调度管理17第2.12节 新设备投产管理.18第2.13节 继电保护及安全自动装置管理.21 第2.14节 系统稳定管理.25第2.15节 高压用户管理.26第2.16节 调度自动化管理.27第2.17节 电力通信管理.28第2.18节 应急预案管理30第3章 调度操作.30第3.1节 操作原则.30 第3.2节 操作制度.31第3.3节 断路器、隔离开关操作.33第3.4节 线路操作.34第3.5节 母线操作.35第3.6节 变压器操作.35第3.7节 消弧线圈操作.36第3.8节 合、解环操作.37第3.9节 并、解列操作.38第3.10节 冲击合闸操作.38第3.11节 零起升压操作.39第3.12节 融冰操作.39第4章 事故处理.39第4.1节 一般原则.39第4.2节 断路器、隔离开关事故处理.41第4.3节 线路事故处理.41第4.4节 母线事故处理.42第4.5节 变压器事故处理.43第4.6节 小电流接地系统接地事故处理.43第4.7节 振荡事故处理44第4.8节 地区电力系统与省电力系统解列时频率事故处理.45第4.9节 电压事故处理.46第4.10节 电力通信及调度自动化异常事故处理47附录 .48附录1 地调调度员职责.48附录2 调度值班制度.49附录3 调度交接班制度.50附录4 重大事件汇报制度.51附录5 变电站无人值班必备条件.54附录6 调度术语.55附录7 湖南地区电力系统设备编号原则及规定 67附录8 保护装置调度运行规定.70附录9 导线、电缆的允许长期工作电流.74附录10电力变压器事故过载能力.79附录11发电机、调相机事故过载和接带不平衡电流能力82附录12电压正弦波形畸变率及注入电力系统谐波电流允许值83附录13操作指令票格式及举例.84-可编辑修改-总则第1条 为保障电力系统安全、稳定、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 ，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、湖南电力调度规程、行业有关标准、规程、规定以及湖南地区电力系统的实际情况，制定本规程。第2条 地区电力调度机构（以下简称地调）是本地区电力系统运行的组织、指挥、指导和协调机构，依法行使调度权。第3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4条 从事与地区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5条 本规程适用于地区电力系统发电、供电、用电等各环节及其它与电力调度有关的行为。第6条 本规程由湖南省经济委员会委托湖南省电力公司解释。调度管理 第2.1节 调度管理任务和职责第7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. 按资源优化配置的原则，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，依据有关合同或协议，维护发电、供电、用电等各方的合法权益。4. 参与电力市场运营规则的制定及地区电力市场运作。第8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。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. 根据湖南省电力调度机构（以下简称省调）的指令进行调峰、调频、控制联络线潮流；指挥实施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级调度机构（以下简称县调）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，经本级人民政府电力行政主管部门批准后执行。10. 负责实施本地区电力系统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和地调调度对象的资格认证。第9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. 负责制定本县电力系统事故限电序位表和超供电能力限电序位表，经本级人民政府电力行政主管部门批准后执行。7. 负责实施本县电力系统保护装置、调度自动化和通信系统的规划、运行管理和技术管理。 8. 负责本县电力系统调度业务培训和县调调度对象的资格认证。第10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，并按调度要求上报信息。3. 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2.2节 调度管辖范围划分第11条 地调调度管辖范围一般为：1. 装机容量0.5万千瓦及以上并入本地区电力系统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12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13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。第14条 保护装置、调度自动化、电力通信等二次设备的管辖权原则上随同一次设备，有特殊规定者除外。第15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2.3节 调度管理制度第16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17条 地调值班调度员是本地区电力系统运行、操作和事故处理的指挥人，接受省调值班调度员的指挥，负责正确执行省调值班调度员的调度指令和正确发布调度指令。第18条 地调调度员应经过培训、考试、考核合格，正值调度员应经地区电业局总工程师批准，副值调度员应经地调所长（主任）批准，方可正式上岗值班。第19条 地调调度范围内的调度对象为下列人员：1. 发电厂：值长（单元长、机长）和具有正值及以上资格的电气值班人员。2. 县调：具有副值及以上资格的值班调度员。3. 变电站（监控中心）：具有正值及以上资格的值班人员。4. 维操队：具有正值及以上资格的工作人员。5. 高压用户（含地方电网）：具备进网作业资格的电力调度员和变电值班人员。6. 经有关部门批准有权与调度联系操作的工作人员。以上人员应经地区调度机构认证后，方可担任调度对象。第20条 各运行单位应事先将地调调度对象变更名单以书面形式报地调。地调调度员变更应事先通知各有关单位。每年3月底前，各运行单位应向地调报送一次地调调度对象名单，地调也应公布一次地调调度员名单。第21条 各运行单位应保证在任何时间都有调度对象在主控制室（监控中心）。第22条 地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地调值班调度员的调度指令。第23条 值班调度员对调度对象发布调度指令、进行调度联系时，双方应使用普通话和统一的调度术语，应先交换调度代号（单位）、姓名，作好记录，复诵无误，双方应录音。第24条 地调所辖发电厂和变电站的设备发生异常，值班人员应及时向地调值班调度员汇报。地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25条 当危及电力系统安全运行时，地调值班调度员可以指挥操作下级调度管辖的设备。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，受令人应将执行情况分别汇报两级调度的值班调度员。第26条 调度对象应及时向值班调度员汇报调度指令执行情况。遇有危及人身、设备及电力系统安全时，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27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28条 除调度机构负责人以外，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29条 发、供电单位行政领导人发布的指示，如涉及地调调度权限时，应经地调值班调度员同意才能执行。第30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31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的状态。3. 故意违规操作。4. 性质恶劣的其它行为。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2.4节 无人值班变电站调度管理第32条 变电站应达到无人值班的必备条件，经相关调度机构验收合格,方可实行无人值班。第33条 监控中心负责所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34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到达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35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2.5节 运行方式第36条 地区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37条 年运行方式应于2月底前编制完成，一般包括下列内容：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。 设备大修计划。 水火电综合出力计划。 新、扩、改建设备投运计划。 电力电量供需平衡。 系统潮流计算及经济运行方式的确定。 系统稳定计算结论及稳措方案与改进措施。 地区安全自动装置配置（低频和低压减载、备自投等）方案。 系统运行结线。 无功功率平衡与电压曲线。 系统经济运行方案及措施。 母线最大短路容量。 重要用户的供电方式。 系统运行存在的主要问题及改进意见。 有关节能环保的运行方案及措施。第38条 月度运行方式应于上月末前编制完成，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。 重大检修方式潮流、稳定计算与分析。 无功、电压分析。 新设备投产计划。 经济运行方案。 其它重要情况说明。第39条 日运行方式应在前一天17:00前编制完成，并下达到有关单位，其内容包括： 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40条 年运行方式由地区电业局总工程师批准，月运行方式由地调所生产领导批准，日运行方式由方式部门负责人批准。第41条 发电厂应认真执行日运行方式规定的出力要求（含值班调度员根据系统情况修改的出力要求），不得擅自改变，经调整仍达不到出力要求时，应立即报告值班调度员。第2.6节 检修管理第42条 设备检修坚持“应修必修，计划检修，修必修好”的原则。第43条 编制设备检修计划应遵照以下原则：1. 设备检修的周期与工期应根据设备状况和有关规程、规范及标准确定。2. 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。3. 发、供电设备检修安排应根据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。4. 设备检修计划应与相关的改、扩建计划相互配合。5. 积极采用状态检修及带电作业等技术，减少停电次数和停电时间，避免重复停电。第44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45条 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46条 设备检修计划的管理：1. 地调管辖范围内的设备年度检修计划，应由相关单位编制，在三季度末报地调，经综合平衡后，由地调于年前20天下达有关单位。2. 地调管辖范围内的设备月度检修计划，相关单位应在月前10天提出，经综合平衡后，由地调于月前5天批复并下达有关单位。3. 未完成的月度计划检修项目应重新提出月度检修计划。第47条 设备计划检修的申请、批答：1. 变电站设备检修：相关单位检修管理人员应在预定开工日前 4 天的12:00 前（晚于 12:00，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。调度机构检修管理人员于开工前 2 天的17:00前批答；维护单位检修管理人员应及时将检修申请及批答情况向运行单位检修管理人员备案。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12:00前向相应调度机构检修管理人员提出申请。调度机构检修管理人员于开工前2天的17:00前批答。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12:00前向相应调度机构检修管理人员提出申请。调度机构检修管理人员于开工前2天的17:00前批答。4. 临时检修和配合性检修参照上述条款执行。运行设备缺陷需进行处理的，非紧急情况下，相关单位检修管理人员应在预定开工前1天的12:00前向地调检修管理人员提出申请，地调检修管理人员于开工前1天的17:00前批答给维护单位检修管理人员。5. 地调许可设备的检修，应按上述规定办理。第48条 值班调度员有权批准如下临时检修项目：1. 事故抢修。2. 严重威胁人身或设备安全时的检修。3. 当日内能竣工的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。第49条 在一个电气连接范围内，同时有几个单位检修时，各单位应分别办理检修申请手续。第50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。线路检修应附停电区域图。第51条 检修不能按时开工，运行单位应于批准开工时间2小时前向值班调度员申请延期或作废；超过批准开工时间72小时，检修申请作废，需要工作时应另提申请。第52条 带电作业需在作业当天由运行单位向值班调度员提出申请，说明作业设备名称、地点、时间、内容和要求，经批准后进行，完工后应及时汇报。第53条 调度批答检修前，应考虑系统结线、功率平衡、电能质量、检修单位配合、保护装置定值的调整或投退、对调度自动化、电力通信和用户供电的影响，充分考虑停送电操作所需的时间，并提出注意事项和事故处理原则。第54条 地调管辖范围内的设备检修的开、竣工联系：1. 变电站设备检修：由变电站或维操队调度对象向地调值班调度员联系开、竣工。2. 线路设备检修：县电力局维护的线路设备检修由县调值班调度员向地调值班调度员联系开、竣工；其他单位维护的线路设备检修由运行单位向地调值班调度员联系开、竣工。3. 发电厂设备检修：由发电厂调度对象向地调值班调度员联系开、竣工。4. 高压用户设备检修：由高压用户调度对象向地调值班调度员联系开、竣工。第55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56条 检修不能按时竣工，运行单位一般应在检修工期未过半前向值班调度员提出延期申请并经地调批准。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57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，到正式投入运行或恢复备用时为止。机炉试运行、试验或其它运行前的一切准备工作，均计算在检修时间内。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58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2.7节 负荷管理第59条 负荷管理的任务：1. 收集和统计本地区电力系统负荷资料。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. 向有关部门报送日、月地区（市）发电和用电情况报表等。7. 制定和修订地区功率总加方案。第60条 负荷管理人员应按时收集和报送下列负荷资料：1. 地区及大用户日用电量、最大负荷、最小负荷、平均负荷及负荷率。2. 地区电力系统日、月负荷的同时率及平均最大负荷利用小时。3. 地区电力系统照明及生活用电负荷。4. 装机容量大于1兆瓦的并网电厂（站）年、月有功、无功发电量。5. 用户无功补偿容量。6. 用户负荷性质和用电特殊要求。7. 地区（市）保安负荷。8. 其它资料。第61条 负荷预测1. 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。2. 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15:00前报省调。如因特殊情况需修改时，应在当日16:00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。3. 县调日负荷预测应在前1天的12:00前报地调。其它预测参照上述条款执行。第62条 负荷管理人员应进行以下分析：1. 电力系统和大用户实际用电曲线与预测曲线的偏差及其原因。2. 各行业的用电比例、生产特性、用电规律以及用电量与国民经济的关系。3. 气象和季节变化、原材料供应和负荷自然增长率对负荷的影响。4. 异常运行及事故情况对用户生产的影响。5. 并网电厂对系统发、供电的影响。第63条 调度机构应会同用电营销管理部门于每年1月底前编制超供电能力限电序位表和事故限电序位表，并报本级人民政府电力行政主管部门批准，于2月上旬报上级调度备案。第64条 需要临时保电的线路，申请部门应将保电线路名称、保电原因和时间报地调认可，地调应将保电情况告知有关单位，需要省调保电时由地调向省调申请。一般不允许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65条 调度应执行日发、供电调度计划。因气候、事故等原因需要调整日供电调度计划时，应向上级值班调度员提出申请，经同意后按修改的计划执行。第2.8节 电能质量管理第66条 电力系统标准频率是50赫兹，偏差不允许超过0.2赫兹，禁止升高或降低频率运行。第67条 地调值班调度员接受省调值班调度员的统一指挥，协助参与省电力系统的调频工作。第68条 地区电力系统独立运行时，只涉及一个地调管辖范围，由该地调负责地区电力系统的调频调压；如涉及两个及以上地调管辖范围，由省调或省调指定的地调负责调频调压。第69条 地调和有关发电厂应装有准确度符合要求的频率自动记录装置。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. 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 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。发电厂和220千伏变电站110千伏母线电压允许偏差为额定电压的-3%+7%，110千伏及以下变电站的110千伏或35千伏母线电压正负偏差绝对值之和不超过额定电压的10%，事故运行电压允许偏差为额定电压的-10%+10%。日电压偏差幅度不超过额定电压的5%。第72条 地调应在其调度管辖范围内设立电压监测点和考核点，并分别按日、月、年进行考核。其电压监测点个数不允许少于管辖范围内电厂、变电站110千伏母线总数的75%，电压考核点个数不允许少于管辖范围内电压监测点个数的50%，220千伏厂、站的110 千伏母线应是电压考核点。第73条 保持运行电压在电压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. 调整变压器分头。5. 断开空载线路或投入备用线路。6. 电压严重越下限运行时，切除部分负荷。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 当无功功率缺乏时，提高电压应在高峰负荷到来前完成。调整电压时，应尽可能使无功功率在同一电压级内平衡或就地平衡。如采取措施后仍不能达到规定电压时，应立即报告省调进行调整。第76条 调度机构每月5日前向上级调度报送电压考核点的合格率。第77条 新、扩、改建的用电设备接入电力系统前，应采取措施限制其谐波在允许范围内，方可接入电力系统运行。第78条 谐波源设备接入电力系统，应向调度机构提供下列技术资料：1. 设备型式、参数、电气结线和运行方式。2. 谐波源设备的结线方式、控制方式和脉冲数。3. 设备出厂的谐波指标。4. 用户改善功率因数和限制谐波电流而安装的电容器组（含谐波器）的参数和结线。5. 谐波分析计算或实测报告。第79条 在电力系统谐波量较高的地点，以及主要谐波源用户与电力系统的公共连接点，应配备谐波监测装置，定期进行测量分析，并将情况报相关调度机构。第80条 运行中谐波超过规定值时应：1. 改变谐波源用户与电力系统的连接方式。2. 退出有谐波放大作用的电容器组。3. 调整谐波源用电设备的用电时间。采取以上措施后谐波仍超过规定值，应停止谐波源设备用电，直至其谐波在允许范围内后，方可允许用电。第2.9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. 电力系统网损实行分层、分区管理。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. 发电厂和变电站应抄录每月最后一日24:00关口电度表码，全月代运关口断路器的电能表起止表码，并于下月1日报地调。3. 各县调应于每月1日前向地调上报上月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，并报地调。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。6. 各发电厂负责设置在本厂关口表计的安装，校验工作由所在地区电业局进行。各厂、站应将生产和生活用电分开计量。第2.10节 水库调度管理第85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、环保等综合利用效益。第86条 装机容量3万千瓦及以上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地调。第87条 地调调度的水电厂应向地调提供水库设计、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，并将复核成果报地调备案。第88条 装机容量0.5万千瓦及以上的水电厂应装设远动装置，装机容量3万千瓦及以上的水电厂应建立水库调度自动化系统，按要求接入地调调度自动化系统，并保证上传数据的完整、及时和准确。第89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90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。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91条 地调委托调度的水电厂和相关县调应按要求向地调报送相关计划和数据。第92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93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94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。月初应按规定填报上月水库运行实况月报表。第95条 每日10:00前，水电厂应通过水库调度自动化系统将8:00水库上下游水位、前1天平均入库流量、发电流量、溢泄流量和地调要求的其它信息报送地调；没有建立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地调。第96条 每日14:00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地调；没有建立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地调。第97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98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2.11节 并网调度管理第99条 凡并入电力系统运行的发电厂(含自备电厂) 、地方电力系统应与电网经营企业签订并网协议方可并入电力系统运行。第100条 发电厂申请并入电力系统，应向电网经营企业提供政府主管部门的相关批文和发电许可证，提出并网运行申请报告。第101条 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、地方电力系统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102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103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、违约责任和其它要求等。第2.12节 新设备投产管理第104条 新设备投产管理指新建、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。地调和县调应设新设备投产管理专责。第105条 新设备接入系统前的可行性研究、接入系统设计、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106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107条 新设备竣工，当向调度汇报具备受电条件后即属调度管辖设备，其状态改变应依据调度操作指令。第108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： 1 .一次结线图（详细注明设备型号、铭牌规范和技术参数）。2 .三相相位图。3 .保护装置配置图、原理图及展开图。4 .线路、变压器、调相机、电容器、电抗器、消弧线圈、电压互感器、电流互感器等设备技术规范、参数及运行定额。5 .自动化专业资料。6 .通信专业资料。7 .用电负荷（有、无功）及性质。8 .其它设备资料及说明。第109条 110千伏及以上电压级新设备投运前，基建单位应进行下列参数的实测，并向调度机构提交测试报告。变电站投运后30天内还应提供谐波测试报告。1 .输电线路的高频、工频参数。2 .主变压器零序阻抗。第110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20天，将投产时间和顺序报有关调度机构。2 .将调度对象名单提前3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111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15天确定设备调度管辖范围（属用户自管设备在调度协议或供电协议中明确），审批调度管辖范围内的电厂（站）、变电站、线路命名和设备编号。2 .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。3 .新设备投入试运行前5天提供保护装置定值。4 .增加和修改调度自动化系统信息；安排通信电路运行方式，协调开通通信通道；参与调度自动化、通信设施的验收。5 .补充修正有关规程和模拟结线图及调度自动化系统的屏幕显示图，修改调度自动化报表。6 .与接入系统用户签订供电调度协议。7 .涉及两个及以上操作单位的新设备投产，由所属调度机构制定投产运行方案；只涉及一个操作单位的，由所属调度机构编制投产方式安排。地调所辖变电站内非地调调度的110千伏、35千伏设备投产，投产试运行方案（投产方式安排）应经地调同意，其余报地调备案。8 .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。第112条 投产试运行方案包括如下内容：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。5 .与新投运设备相关的系统一次结线图。第113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，业主单位（业主委托单位）在预定投产日前4天12:00前（晚于12:00，视为第二天提出申请），向有关调度机构的检修管理人员提出试运行申请，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；检修管理人员于投产前2天批答。第114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 .用户变电站和设备投运前未按要求签订供电调度协议。3 .调度机构未收到符合要求的图纸、资料。4 .一、二次设备系统图实不符。5 .保护装置未执行反措要求。6 .调度自动化和通信系统不符合规定。7 .无计量装置或计量装置不完善。8 .一、二次设备不能同步投运。9 .未按规定办理新设备投产试运行申请手续。第115条 新设备投产试运行期间的调度对象由业主单位（业主委托单位）的值班人员担任，操作和事故处理由施工单位的值班人员担任，操作的监护及调度联系等由业主单位（业主委托单位）的值班人员负责。第116条 新设备在施工或试运行中需改变运用中的设备状态，施工单位应通过运行单位向有关调度机构申请。第117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指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118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、紧急融冰或其它特殊情况，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运行方式。第119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120条 省调所辖设备投产试运行，地调应根据其投产试运行方案，考虑对本地区电力系统的影响，制定事故处理措施。第2.13节 继电保护及安全自动装置管理 第121条 电气设备应按规程要求配置保护装置并进行整定。当电气设备的保护配置和效能不符合规定时，该设备原则上不能投入运行。第122条 电气设备的保护配置和效能不符合规定，有下列情况之一者，该设备可以投入运行，但应报相关调度备案：1 .只影响本地区或单一设备的安全运行时，经该设备所在发电厂或地区电业局总工程师批准者。2. 影响湖南电力系统安全，报请省调同意。影响地区电力系统安全，应征得相关地调同意。3. 当一次设备不能停电，保护装置又必须退出且无其它断路器、保护装置可代用时，允许保护按套轮流退出，但至少应保留一套主保护正常运行，并应尽可能避免在恶劣天气进行。4. 非正常运行方式下，保护效能虽不能满足规程规定要求，但仍能可靠切除短路故障者。5. 定值调整所需时间与方式变化变更定值后运行的时间相近时。第123条 调度机构负责所辖范围内保护装置软件版本的归口管理，并建立保护装置的软件版本档案。保护装置软件版本如需更改，应经相关调度机构同意，更改后应按试验规程进行试验，做好记录并存档。第124条 大电流接地系统正常运行时，变压器中性点接地的分布应符合调度机构的规定，在操作过程中，允许某一厂、站短时超过规定数。如中性点的投、退影响到其它设备或系统运行方式时，应征得所属调度同意。第125条 新增、更新改造保护装置或保护回路接入其它设施，应征得相应调度机构同意。新安装或一、二次回路有变动的方向保护、差动等保护装置，应先进行带负荷试验，在确认保护接线正确无误后，方可投入。第126条 一次设备的负荷电流，不允许超过该设备及其保护所允许的负荷电流，否则应调整负荷或改变其定值，必要时可退出相应的保护。第127条 继电保护整定计算范围原则上与调度管辖范围一致。第128条 保护装置的投、退及定值的调整，应按值班调度员的指令执行（附录8中规定的除外）。值班人员对保护装置的投、退及实际定值与调度指令的一致性负责。第129条 保护定值的调整分二种方式：1. 通知单调整方式。保护定值按通知单调整完毕，值班人员应逐项核对实际定值无误，与定值调整人员一起在定值通知单及定值打印清单上签名，定值通知单应与定值打印清单一起存档备查。值班调度员只与值班人员核对定值通知单编号。2. 临时调整方式。