福建省电力系统调度规程(正文).doc

福建省电力系统调度规程 1 总 则 1.1 电力系统包括发电厂、变电所、电力线路和用户。发电、输电、供电和用电是一个不可分割的完整系统，必须实行“统一调度、分级管理”，任何单位和个人不得非法干预电网调度，以保证电力系统安全、稳定、优质、经济运行，根据电力法和电网调度管理条例特制定本规程。 1.2 本规程由福建电力调度通信中心（筒称“省调”）组织制定和修编，经福建省电力有限公司（简称“省公司”）总工程师批准后颁布执行。 1.3 必须熟悉本规程的人员：1.3 .1 省调：主任、副主任、总工程师、安监人员、调度科科长及全体调度员；运行方式科、继电保护科，水调、通信科、自动化科科长及有关专责人员。1.3.2 统一调度的发电厂：运行主任、值长组长、全体值长和机组长，电气班长及 电气值班人员。1.3.3 统一调度的变电站：运行主任、变电站站长、技术专责人、值班长和值班人员。1.3.4 地区调度所：调度主任、各技术专责人、调度组长和全体调度员。 1.4 必须熟悉本规程有关部份的人员：1.4.1 省公司：分管电网生产的副总经理、总工程师、副总工程师；发输电部、安监部、计划部、基建部等部门负责人和有关专责人员。1.4.2 发电厂：分管生产的副厂长、总工程师；生技、安监负责人和有关专责人员；各有关部门负责人和技术专责人员。1.4.3 电业局（或供电局）：分管生产的副局长、总工程师；生技、安监、基建、送变电部门负责人和有关专责人员；各有关部门负责人和技术专责人员。1.4.4 联网的地方电厂、县网的调度运行人员和负责人。 1.4.5 独资或合资经营统调发电厂的公司有关人员。1.4.6 福建电网内各地区调度及各发电厂、变电所制定的调度规程或现场运行规程不应与本调度规程相抵触。各发电厂、变电所的现场规程中涉及调度业务的部分，均应征得相应调度机构的同意。 调度管理的任务和职责 2.1 电力系统调度管理的中心任务是组织、指挥、指导和协调电力系统的运行和操作，以保证实现下列基本要求：2.1.1 充分发挥系统内发、供电设备能力，以满足本电力系统用电的需要； 2.1.2 使整个系统按照有关规定连续、稳定、正常运行，保证供电可靠性； 2.1.3 使电网供电的质量（频率、电压）符合规定标准； 2.1.4 根据本系统的实际情况，合理使用燃料和充分利用水力资源，使电网在最经济的 方式下运行； 2.1.5 按照国家有关规定、有关合同或者协议，保护发电、输电、供电、用电等有关方面的合法权益，督促各有关方面履行应尽的义务，协调电网与各方的关系。 2.1 省调的主要职责：2.2.1 接受国家电力调度通信中心（简称国调）的指挥，执行跨省联络线的操作和调整任务。2.2.2 编制和执行电网的运行方式和调度计划。2.2.3 指挥调度管辖范围内设备的操作。2.2.4 指挥电力系统的频率调整和管辖范围内的电压调整。2.2.5 指挥系统事故处理，分析系统事故，制定并组织实施提高电网安全运行工作的措施。2.2.6 编制调度管辖范围内的设备检修进度表，批准这些设备实施检修。2.2.7 参加拟定发电计划和电网经营、控制原则并负责指挥电网的经济运行。2.2.8 参加拟定水电厂水库用水原则，统一协调水电厂水库的合理运用。2.2.9 负责管辖范围的继电保护、安全自动装置、通信和自动化设备的运行管理，负责对下级管辖的上述设备和装置的配置和运行进行技术指导。2.2.10参与电网规划编制工作；参加新建、改建、扩建的电力工程设计审查工作；负责拟制新设备投入运行的调度方案并批准其投入系统运行。2.2.11组织电力通信和电网调度自动化规划的编制工作，组织继电保护及安全自动装置规划的编制工作。2.2.12参加有关电力系统安全经济运行的科研试验和新技术的推广应用。组织调度运行系统有关人员的业务培训。 调度管理的形式和管辖范围划分原则3.1 福建省电力系统的调度管理机构采用三级制，各级调度机构在电网运行指挥中是上、下级关系。省调是省级电网调度机构，也是省公司的职能部门，是电网调度管理的中心指挥协调机构。 3.2 在各级地市供电区域设地区调度所（简称“地调”），负责地区供电和联网地方小电网、小水电、小火电的调度管理。3.3 在各县市设立县级调度机构（简称“县调”），负责县市供电区电网调度管理，接受地调的调度管理。3.4 梯级水电站设立梯级调度机构（简称“梯调”），负责梯级水电站的水能经济调度和所管辖设备运行检修的统一调度管理。3.5 福建省电力系统调度管辖范围一般划分原则：3.5.1 系统中骨干发电厂、主网变电站、主网架属省调管辖。3.5.2 地区性发电厂、变电站、网络属地调管辖。3.5.3 再下一级网络管辖范围由地调划分。各发电厂、变电站的厂（站）用变由各厂（站）自行管辖。3.5.4 属地调、发电厂、变电站管辖的设备，若运行方式的改变将影响省调管辖范围设备的安全运行或电力电量平衡、电能质量、继电保护、安全自动装置的运行，则定为省调许可范围的设备。3.5.5 属省调管辖的设备，如因调度手段受限或安全运行的需要，省调可以委托有条件的地调代调，地调应接受。 3.5.6 福建省电力系统调度管辖范围的划分应经省公司总工程师批准，修改时亦同。省调调度管辖范围的具体划分详见附录。 调度管理制度4.1 电力系统贯彻“统一调度、分级管理”的原则，凡接入电力系统的发电厂（包括各种投资主体的电厂和与系统紧密联系的企业自备电厂）、变电所均应服从统一调度，严格遵守调度纪律，接受调度指挥。4.2 省调调度员在其值班期间，为全省电力系统运行操作和事故处理的指挥人，各发电厂值长、变电站值班长、地调调度员在调度关系上均应受省调调度员的指挥。4.3 省公司领导人发布的一切有关调度业务的指令，应通过省调领导转达给调度员，如果省调领导不在时，则调度员可直接接收和执行指令，同时应尽快向省调领导报告。4.4 各发供电单位的值班负责人在接受单位领导人发布的指令时，如涉及到省调的权限，必须经省调调度员的许可才能执行，但在现场事故处理规程内已有规定者除外。4.5 属于省调管辖的任何设备只有得到省调调度员的指令后现场值班人员才能进行操作。除了对人身或设备安全有威胁外，否则不得自行操作或擅自改变设备状态。4.6 省调许可的地调管辖的设备可分为两类进行管理：当班调度员口头许可和申请单书面许可。前者侧重于倒闸操作过程的把关和指导，以及对当日内的发电计划的修改；后者侧重于电网运行方式的安排和计划的编制。4.6.1 调度员口头许可的范围：（） 凡不影响省调直调或许可机组出力正常送出的，地调管辖省调许可设备（不含机组）状态的变更。（） 地调管辖省调许可机组及设备当日内的非计划停役或降出力。（） 火电厂的定期阀松动试验。（） 地区及跨地区110千伏网络合解环、开环点变更及转供电。4.6.2 通过申请单（Web系统）许可的范围：（） 凡影响到省调直调或许可机组出力的正常送出的，省调许可设备（不含机组）状态的变更。（） 省调许可出力电厂的机组跨日的检修和非计划降出力。（） 220千伏发电厂110千伏母差保护退出运行。（） 220千伏主变中性点个数变化。 在地区电网紧急事故处理过程中，省调许可的设备允许地调调度员不经省 调调度员许可而发布指令，但必须尽快报告省调调度员。4.7 跨地区110千伏网络的调度管理规定：4.7.1 各地调或梯调必须按商定的调度设备管辖分界点，对所管辖的设备实行调度管理。4.7.2 各地调或梯调必须按省调规定的正常开环点安排运行方式，如须改变开环点，应首先取得对方地调或梯调的许可，方可安排倒换操作，并通知对方配合。4.7.3 改变开环点如影响到省调直调机组或许可机组出力的正常送出，均应报书面申请，等待省调的批复。省调许可机组详见附录。4.7.4 改变开环点前，地调（或梯调）之间必须对以下内容进行协商，并按规定办理申请手续：新开环点的位置及运行方式，需要对方输送的负荷以及事故处理的方法、继电保护配合等。必要时，省调可以对地调或梯调的协商情况，根据系统需要或方式安排是否合理等进行最后的裁定，地调或梯调应服从。4.7.4 开环点应经常处于热备用状态，且开环点应具备防雷设施和并列装置。4.8 省调和地调的管辖设备可以根据需要互相临时委托调度，但双方应预先商定委托事项和有关规定，并由委托单位通知设备运行单位。接受委托调度单位应具备相应的条件。4.9 当系统发生危及安全运行的紧急情况时，省调调度员有权对下级调度管辖范围内的设备直接发布操作指令，厂站值班人员不得拒绝。在未得到省调调度员的同意前，不得擅自恢复。在指令执行后，厂站值班人员应迅速告知设备所辖调度的调度员。4.10 省调调度员发布指令的对象是：地调调度员、发电厂值长（或机组长、电气班长）、变电站值班长（或正值值班员）。在接受调度指令时，受令人应主动复诵调度指令并与发令人核对无误，核对发令时间后才能执行。指令执行完毕后应立即向调度员报告执行情况，并核对汇报时间，否则不能认为指令已执行完毕。在发布、复诵和回复调度指令时，双方均应做详细记录和录音。4.11 省调调度员应使用统一的调度术语发布调度指令，并对所下达的调度指令的正确性负责。省调调度员发布的调度指令，各地调、发电厂和变电站的值班人员必须立即执行，任何人不得干涉调度指令的执行，凡拒绝执行或延迟执行调度指令所造成的一切后果由受令人和允许不执行指令的领导人负责。如受令人认为发令人所下达的调度指令不正确时，应立即向发令人提出意见，如发令人仍重复原指令，受令人必须迅速执行，如执行指令将威胁人身、设备或系统的安全时，受令人应拒绝执行，并将拒绝的理由和自已的建议报告发令人和本单位有关领导。4.12 省调调度员和各地调（或梯调）、发电厂、变电站值班员在值班期间均有责任加强电网运行情况的联系，除执行正常规定的联系制度外，各单位值班员还应主动及时地将本单位设备或网络运行中的异常情况向省调调度员反映；省调调度员也应将系统重大运行方式的变化对地区电网或发电厂、变电站的影响通知有关值班人员。4.13 各地调（或梯调）、发电厂和变电站值班人员应认真执行福建省电网重大事件汇报规定制度。遇发生重大事件，应及时了解情况，并立即用电话或传真的形式向省调汇报。5 电力系统运行方式的编制和管理5.1 为了保证电力系统安全、优质、经济运行，电力系统必须预先编制运行方式。根据福建省电力系统具体情况，必须编制年度运行方式，月度调度计划以及日调度计划。 5.2 年度运行方式的编制。5.2.1 电力系统年度运行方式的编制是电力系统运行方式工作的重要组成部分，是保证电力系统正常运行的年度大纲。电力系统年度运行方式由省调负责编制，经省公司分管副总经理或总工程师批准后执行。5.2.2 电力系统年度运行方式的编制要求应参照国家电力调度通信中心的规定，编制工作应规范化。电力系统年度运行方式全篇可分上一年电力系统运行情况分析，本年度新(改)建项目投产计划和本年度运行方式三部分。5.2.3 本年度运行方式编制内容：(1) 全系统按年及分月电力电量平衡；(2) 潮流计算及稳定水平分析；(3) N-1静态安全分析；(4) 最大短路容量的计算分析；(5) 无功与电压的计算分析；(6) 年度经济调度及经济分析；(7) 网损率预测及降损措施；(8) 安全自动装置及低频减载的配置与整定；(9) 本年度运行中存在问题及建议。5.3 为了编制好下年度的运行方式，各有关单位应于每年十一月一日前将下年度的有关资料提供给省调。5.3.1 省公司计划、生产、财务等有关部门提供下列资料：(1) 全年新(改)建项目投产计划及日期；(2) 全系统主设备检修计划；(3) 各厂站发电量计划和购电计划。5.3.2 各地电业局提供下列资料： (1) 地区分月用电预测； (2) 地区现有电网主结线图和地理结线图。5.3.3 各水电厂提供下列资料： (1) 年度水务计划； (2） 发电机PQ曲线； (3) 机组微增综合特性曲线。5.3.4 各火电厂提供下列资料 (1) 煤场、油库的有关资料； (2) 发电机P、Q曲线； （3） 机组微增特性曲线。5.4 月度调度计划的编制。5.4.1 月度调度计划由省调负责拟稿，经计划、发输电、营销部门会签后经省公司分管副总经理或总工程师批准，由省公司下达执行。5.4.2 月度调度计划应包括下列内容：（） 参照年度运行方式和计划部门下达的年、季发电计划和各电厂购电协议，对本月电力电量进行平衡、修正；（） 下达各厂站月发电量及最高出力；（） 确定水电厂月未控制水位；（） 下达全月主设备检修进度表；（） 主网电压考核点和监视点的考核曲线；（） 其他重要情况说明。5.4.3 为了编制好下一月份的调度计划，有关部门应于每月的二十日前向省调送交有关资料：（） 各厂、局报送下一月份的主设备检修进度表；（） 基建部门送交下一月份新(改)建项目投产时间安排表。5.5 重要保电期电网运行方式的编制：遇一级和二级保电期，省调应编制主网运行方式，经省公司分管生产的副总经理或总工程师批准后执行，各地调应根据省调编制的主网运行方式，制定地区电网保电方案，并报送省调备案。5.6 日调度计划的编制：5.6.1 日调度计划由省调运方科编制，经调度科审核，由省调分管副主任或总工程师批准后由省调电力市场计算机网络下达执行。 5.6.2 日调度计划应包括下列内容：（） 全系统每半小时有功负荷及日发电量预计(与华东联网后按96点编制)；（） 各直调厂每半小时有功出力安排；（） 批准设备检修停役申请；（） 主系统结线方式的变更及相应继电保护、安全自动装置的调整要求；（） 预定的重大操作计划；（） 检修方式出现薄弱环节的反事故措施；（） 重要注意事项。5.6.3 为了编制好次日的调度计划，各统调单位应按66条规定向省调办理设备检修的停役申请，各直调径流式水电厂应在9时半前向水调中心预报次日发电量或平均出力。5.7 各电业局地区年度运行方式编制。 5.7.1 各电业局编制的年度运行方式内容要求：（） 上一年度地区电网运行情况分析。包括上一年内新(改)建项目投产日期及设备规范，上一年底地区网规模，全年生产运行指标评价；（） 电力电量平衡部分。包括地区年度电力、电量预测(或电力电量需求)，丰、枯季节小水电电量预测，本年度基建投产计划安排表；（） 计算分析部分：包括潮流、电压、网损计算，短路容量计算，稳定计算。5.7.2 各电业局编制的年度运行方式应于每年4月31日前报送省调运方科。5.8 凡严重影响系统安全的重大检修项目，有关单位应于检修前5天将工作内容、运行方式变动情况及整个工作安排意见，以书面材料报送省调运方科。省调负责协调、平衡，协助现场顺利完成重大检修任务。5.9 各发电厂必须严格执行下达的出力曲线(担任调频时例外)；如贯彻有困难时应及时向省调调度员报告。当系统运行方式与原计划有出入时，省调调度员有权变更各厂的出力曲线，但应考虑系统运行的可靠性和经济性。5.10 各发电厂、变电站值班人员应按规定，在预定时间向省调或地调报告电网运行统计数据，地调再将地区汇集的数据向省调报告。5.11 省调应按照防洪原则，在满足航运和其他用水的合理需求下，积极开展气象水文情况的分析预测工作。为做好年、季、月度调度计划而努力开展各个时段流域水电厂的水量平衡工作，提供电力系统电力电量平衡时相应的水务调度管理计划，以达到充分合理使用水力资源和系统经济效益最好为目的。 短期调度计划的编制，必须以水量预测和平衡的结果做为起始条件，水、火电联合经济调度为手段，来达到电网的协调运行。实际运行中如遇气象变化和水情波动时，必须依据实际情况及时进行发电计划的调整。 6 设备检修的调度管理6.1 编制设备检修计划应遵照以下原则：6.1.1 设备检修的工期与间隔应符合国电公司颁发的检修规程规定；6.1.2 发、供电设备的检修安排应根据福建电网的特点进行，水电机组大修主要安排在枯水期进行，火电机组大修应尽量安排在汛期进行。6.1.3 在同一回路或一个单元内的设备检修应配合进行，即一次与二次（含通信和自动化）设备同步检修；机、炉、变同步检修；同一线路两侧应配合同步检修。6.2 设备检修管理的任务：6.2.1 合理安排设备检修计划；6.2.2 督促检修单位做好准备工作，保证设备检修按计划开工、竣工；6.2.3 总结经验，做好统计分析，掌握检修规律。6.3 系统发、供电设备的检修，应由调度管辖范围内相应的调度机构统一安排。6.4 系统内5万千瓦及以上发电设备和220千伏供电设备的年度大小修计划由各发供电单位于每年10月底前提出，分别报省公司发输电部和省调，省公司发输电部会同省调编制全网年度检修计划，经检修计划平衡会通过后，由省公司主管领导批准下达。 系统内5万千瓦以下发电设备的大修计划同样纳入全网年度检修计划内，但小修计划只纳入省调编制的月度调度计划中。6.5 系统内属于省调所管辖的所有发供电设备检修及基建单位要求配合的停机、停电，凡影响系统出力或备用者(包括主设备的附属设备)，均要列入月度调度计划内。各发供电单位和有关基建的筹建单位，应根据省公司下达的年度计划及现场实际，由本单位检修计划专责人统一平衡后编制下个月度设备检修计划，于每月20日前传真或书面报到省调运行方式科。省调根据省公司下达的年度检修计划结合各单位报来的实际要求及电网满足安全约束条件的承受能力，在月度计划中给予安排。6.6 设备检修申请的办理。6.6.1 属省调管辖设备在月度检修计划中虽有安排，但设备运行单位仍须在检修前两天11时前提出申请，省调应在前一天下午16：30时前批复。6.6.2 星期一检修的设备应在星期四上午11时前提出申请，省调于星期五下午16：30时前批复。6.6.3 节日结束后的第一天检修的设备应在节日放假前两天11时前提出申请，省调应于节日放假前一天下午16：30时前批复。6.6.4 凡涉及供电承诺的检修工作可提前10天提出申请，省调于前8天批复。6.7 与一个设备的计划检修相配合，而且不影响系统运行方式的设备检修，可以随时向省调调度员提出检修申请，只要配合检修的时间不超过计划检修设备的检修时间，省调调度员有权批准这类设备的检修。6.8 省调调度员有权批准当日内能完工而且对系统安全运行无明显影响的临时检修。6.9 运行中发现设备缺陷需尽快停役检修时，可随时向省调调度员提出申请，省调应尽快安排批复，但如果设备缺陷严重不能坚持运行到省调批准的检修时间，各厂站值班员应根据现场事故处理规定处理，并立即向省调调度员报告。设备事故检修申请应在设备事故停役后24小时内向省调提出。6.10 设备运行单位应按批准的检修时间开始检修，如不能按时开工，应取消该设备的检修计划。由于客观原因确实无法按时开工者，且在原批准时间内可以完成检修的，说明原因后原申请仍可继续使用；否则应另行申请或提出时间顺延申请，重新得到批准方可开工。 省调对未批复的申请可保留12天，超过12天未批复则作废，若设备运行单位仍需检修应重新申请。 凡需延长设备检修工期的单位，应说明延长工期的原因并尽早向省调提出申请，最迟必须在原检修结束时间前一天14时前办理延长手续，省调将于当天下午16：30时前批复。这一延长的手续办理规定不影响事故调查规程对其的考核规定。6.11 发电厂设备的检修申请由值长提出，变电站由值班长提出，线路工作的申请由地调调度员提出。接受已批准申请、接受工作许可令和汇报工作结束等，均应由上述人员与省调调度员联系。为加强电网检修设备的统一管理，各单位也可指定检修联系人仅负责统一申报设备检修申请。6.12 发电厂、变电站设备停役检修和试验的时间计算，是从设备断开或退出备用时开始到设备重新并网运行或恢复备用时为止。断开设备和投入运行所进行的一切操作时间和锅炉点火、汽机(水机)启动时间，以及检修前后的试验工作，都包括在停役检修时间内。 电力线路检修时间的计算是从线路开关、刀闸断开，接好地线时开始，到省调调度员得到有关线路检修人员全部撤离工作地点、临时接地线全部拆除，可以恢复送电的报告为止。6.13 线路的带电作业，若工作要求解除线路重合闸时应按6.6条的规定办理申请手续；若工作无要求不必办理申请手续，但在开工前地调调度员应向省调调度员提出安全方面的要求、工作地点和时间，工作结束后应及时汇报，省调调度员应将线路有带电工作、不能强送电等事项通知两端运行人员。6.14 省调管辖地调代管设备和地调管辖省调许可设备的检修，均由设备运行单位向地调提出，由地调调度员向省调办理申请，申请的管理同省调管辖设备。6.15 由于设备的检修或测相量等，地调需要借用省调的设备旁代或串代运行时，地调应按66条的规定向省调办理借用申请；若省调需要借用地调的设备代运行时，省调应与地调协商后，以调度员指令下达。6.16 所有有关设备的申请手续，均利用检修申请单计算机系统（Web系统）办理申请手续，检修申请单的填写，应全面、简单、明了，应填明检修设备的名称、工作内容、停电范围、安全措施以及对其他设备的影响等具体要求，符合设备双重编号、调度术语、设备状态等规定。 若由于地调管辖设备检修，而影响省调许可的发电机出力，除填明原因外，填写的设备名称、措施和影响范围均应以发电机为主。 省调调度员在通过Web系统发布检修申请批复的同时，也将用电话将申请的主要内容通知受令人，其他人员可通过Web系统浏览申请批复情况。6.17 设备检修虽已批准或已开工，但如系统需要，省调调度员可根据现场情况，经协商后正式指令其不要开工或停止检修，将该检修申请作废并恢复设备的运行。6.18 设备检修的接地管理：6.18.1 电气设备检修前，工作许可人(或签发人)应根据安规的要求审核工作负责人提出的停电范围和安全措施，并按调度规定的四种状态选择设备的检修方式，然后提出申请。6.18.2 设备停役时，应根据调度员下达的综合指令，做好规定的接地措施。如果工作中须将这些接地措施拆除影响综合指令的状态时必须经调度员许可。6.18.3 除了按调度指令所做的安全措施外，现场如须在同一个电气设备的停电范围内增加临时地线，而且不影响设备状态的，应由现场值班人员负责，可不必请示调度员。在工作结束时必须将临时地线拆除(保留调度指令的安全措施)，方可向调度汇报工作结束。6.18.4 因工作需要(如试验、拆除连接线等)改变调度指令的接地措施位置，不影响设备状态时，可以不经调度员许可，但工作结束时仍必须恢复原状态并向调度员汇报。6.18.5 因停电范围大，接地线数目有限，现场仍应按安规规定在可能来电的各设备装设地线，处于中间的设备可不装设。但这项工作应由现场负责。当部分设备需要先送电时，现场应负责保证其他设备安全接地措施符合安规要求和调度原来要求的状态。7 新设备投入运行的管理7.1 系统内需并网的新建、改建或扩建工程，必须有省调及相关调度机构参加与 并网运行有关部分的设计审查工作。7.2 凡需并网运行的发电厂或电网，必须与有关电网管理部门本着平等互利、协商一致的原则签订并网经济协议(购电协议)，并根据经济协议与有关调度机构签定调度协议，符合并网运行的法定条件（国家标准或者电力行业标准）后，方可正式并入电网运行。7.3 并网单位在签订并网协议之前，应提出并网申请，应具有接受电网统一调度的技术装备和管理设施，应具备电网调度管理条例实施办法规定的基本条件。7.4 新投产设备的筹建和运行单位，必须比预定投入系统运行日期提前90天，向省调提供有关工程投产范围及技术资料；省调收到资料后应在15天内回复边界归算阻抗，供对方进行整定计算；在投入运行前30天下达继电保护调试定值，下发设备的调度管辖范围、设备的命名和编号；在投入运行前7天下达继电保护正式定值（应在已提供全部实测参数条件下）。 7.5 新建设备投产必须提供的技术资料：7.5.1 系统及设备的电气一次结线图，继电保护及安全自动装置的施工原理结线图和相关二次施工图(一式二份) 。电气主结线图一式三份，其中一份由省调编号后退还。电厂还应提供发电机、升压变、起备变、500千伏高抗以及与系统保护配合有关的元件的保护整定值。7.5.2 主要设备规范和参数，具体如下：（） 发电机型号、额定容量、电压、定子电流、功率因数、转速、同步电抗、暂态电抗、惯性常数、空载特性、短路特性、励磁系统参数（包括PSS装置）及电压自动调节系统特性、调速器及转速自动调节系统特性、PQ曲线；（） 变压器、500千伏高抗、低抗：型号、额定容量、电流、电压、相数和接线组别、铜损、铁损、短路电压、空载电流、零序阻抗等；（） 架空线路及高压电缆：导线或电缆规格（包括各种环境条件下的载流量）、排列方式及线间距离、线路长度及路径图、设计阻抗、设计环境条件等；（） 开关刀闸：型式型号、额定电压电流、 开断容量，断路器的循环操作等。7.5.3 新设备运行规程。7.5.4 水电厂水库资料，即水库、水文、水能设计资料和运行资料，主要包括水库调度运用的主要参数及指标、降雨、径流资料，设计洪水资料，库容曲线、泄流曲线、水轮发电机机组特性曲线，控制站水位流量关系曲线、引水系统水头损失曲线，下游河道资料，水库库区资料，水情自动测报资料，水库调度规程等。7.5.5 火电厂锅炉、汽机的运行特性曲线，包括冷、热启动曲线。7.5.6 并网调度协议另有规定者，按协议办理。7.6 在新设备启动投产前10天，筹建单位应向省调报送线路阻抗实测参数，（包括实测阻抗、容抗及互感参数等）。运行单位应向省调报送设备启动方案，并在预定启动日前3日向省调办理申请手续（在Web系统）。省调在新设备启动投产前5天，向运行单位提供新设备投产启动方案和省调调度员名单。7.7 新设备试运行的操作联系人应由运行单位的值班负责人担任，发电厂为值长，变电站为值班长，线路为分管电业局的地调调度员，由省调调度员发布正式指令。7.8 对新投产设备是否符合并网条件，省调应组织调度有关专业人员进行现场核查。凡由于资料不全未交接清楚的或在安全上和经济上不具备独立运行条件的新设备，以及不具备调度通信和电网自动化要求的新工程，省调有权拒绝批准该新设备或工程投入运行。7.9 新设备试运行完毕经验收合格后，设备运行单位应向省调调度员 提出可以正式加入系统运行的 报告，经研究同意后才能按系统调度管辖范围内设备对待。7.10 接入110千伏地方小电网、小水电和小火电联网前应向有关电业局签定协议，向有关地调办理并网运行手续，报省公司同意省调备案。7.11 对流域梯级开发的中型水电（接入110千伏电网），关系到梯级水能经济调度，此类电厂并网前应向省调报送水库调度、防洪等资料，省调和地调应进行调度管辖范围的划分。7.12 非省调管辖的与主网连接的110千伏电压等级的线路、变电站和发电厂的新建、扩建设备等投运前，均应经过有关电业局调度向省调报送新设备并网接线图、命名编号、并网调度协议书及地区电网综合阻抗变更参数等，并按规定向省调办理启动申请手续。 系统频率、电压的调度管理8.1 各级电网调度运行人员有责任按照国家电能质量标准调整电网运行指标，执行电能质量监督实施办法有关规定。8.2 为保证供电质量符合国家标准，系统频率应保持在z运行，偏差不得超过0.2z。禁止升高或降低频率运行。8.3 省调调度室应装有数字式频率显示器和记录式频率记录仪，当频率超出0.2z时，应具备告警信号。系统的频率以省调调度室的频率显示为准。系统调频厂和频率监视点每月日日班应与省调核对频率显示装置。要求各厂、站及地调（或梯调）应装有的频率设备如下：8.3.1 第一调频厂应装有数字式和记录式频率表，当频率超出0.z时，应具备告警音响和灯光信号。8.3.2 第二调频厂应装有数字式频率表，当频率超出0.2z时，应有告警音响和灯光信号。8.3.3 各地调（或梯调）、发电厂应装有频率表，当频率超出0.2z时，应有告警信号。8.3.4 各频率监视点应装有频率自动记录仪，当记录仪启动时应有告警音响和灯光信号。8.3.5 各500/220千伏变电站应装有数字式频率表。8.3.6 电网主要联络线潮流监控点应根据要求装设频率、潮流越限告警信号。 8.4 系统调频厂的规定：8.4.1 凡投入AGC机组的电厂均为系统第一调频厂。8.4.2 当系统AGC退出时： （1） 水口水电厂或棉花滩水电厂为系统第一调频厂，由当值调度员根据电网情况确定一个厂为第一调频厂，另一电厂自动变更为第二调频厂。（2） 古田水电厂二级站、华能福州火电厂、嵩屿火电厂、后石火电厂、湄洲湾火电厂为系统第二调频厂。8.4.3 沙溪口水电厂、安砂水电厂、池潭水电厂为系统非汛期第二调频厂8.4.4 永安火电厂、漳平火电厂、邵武火电厂为系统汛期第二调频厂。8.4.5 系统频率监视点为嵩屿火电厂、500千伏泉州变，220千伏东郊变、列西变。8.4.6 华能福州火电厂、嵩屿火电厂、后石火电厂、水口水电厂、漳平火电厂、古田二级站为主网联络线潮流监控点。8.4.7 当系统解列运行时，由省调指定该地区的调频厂和负责调频单位。8.4.8 特殊情况下省调调度员可临时改变调频厂次序指定临时调频厂。 8.5 系统频率的调整。8.5.1 系统正常情况下各发电厂应严格按省调下达的有功负荷曲线发电，调频厂应认真监视并主动调整，保证系统频率正常。8.5.2 第一调频厂负责在0.1Hz的范围内调整，使系统频率保持50Hz；当 系统频率超出0.1Hz时，第二调频厂应立即参加调整，努力使频率不超出0.15Hz；当系统频率超出0.2Hz时，各发电厂应主动协助调频。8.5.3 为保证系统的正常频率调整，编制日调度计划时，安排系统高峰负荷时应留有5%最高负荷的旋转备用容量。8.5.4 省调调度员及调频厂值班人员应保证第一调频厂AGC机组有足够的调频容量；在迎峰爬坡阶段有足够的迎峰容量。8.5.5 当调频厂失去调频能力时，发电厂值长应立即向省调调度员报告，一旦恢复调频能力时应按8.4条的要求履行调频职责。8.5.6 梯级调度负责调频厂所在梯级的水库水量平衡调节和经济调度。8.5.7 为防止大幅度的频率调整过程中或系统开环，造成联络线过载，各潮流监控点应主动根据频率和潮流变化调整出力，并立即报告省调调度员。8.6 为保证系统有良好的一次调频特性，对各发电厂发电机组调速特性的要求：8.6.1 采用电液或数字型调速的调速器人工死区按下列规定整定：（） 第一调频厂0.05Hz；（） 第二调频厂和其他发电厂0.1Hz。8.6.2 采用机械型调速的调速器迟缓率应0.2%。8.6.3 各发电机组调速系统的速度变动率（调差系数）的调整范围一般为额定转速的，如省调没有特殊要求的一般整定在之间。8.6.4 凡装有负荷限制器或具有负荷限制功能的调速器，应按其机组设计的超负荷能力整定。改变负荷限制器的定值，应预先得到省调的许可。8.6.5 凡采用计算机监控系统调功的电厂，其调速器人工死区应0.1Hz，计算机监控系统必须具有频率偏差的调节性能，人工死区和调差系数的整定同上述条款。8.6.6 当计算机监控系统或调速系统选用按功率给定方式运行之前必须经过省调许可，或者将调节能力受限的情况预先向省调备案。8.7 省调应根据批准的系统各中枢点电压范围，选择正常运行的变电站电压监视点和相应的电厂电压控制点，其中应包括省公司要求的主网电压考核点。8.8 制定电压考核点和监视点的允许变动上、下限值应符合电能质量考核标准的要求。8.9 电压的监视。8.9.1 各控制点值班人员应按电压曲线监视调整电压，按无功分层分区就近平衡的原则，调整补偿容量。8.9.2 各变电站中枢点电压监视点值班人员，应按电压允许变动范围认真监视母线电压，当电压水平超出允许变动范围时，应立即报告省调调度员。8.9.3 各发电厂应按省调下达的电压曲线监视其母线电压，自行调整无功出力。在高峰负荷时，应增大无功出力使母线电压接近上限运行；在低谷负荷时，应降低无功出力或进相运行使母线电压接近下限运行；在高低峰交替时，应使母线电压在上、下限之间均匀变化。在调整控制点母线电压时，还应注意使其他各侧电压变化不超过规定值。当调整无效时应报告省调调度员和地调调度员。8.9.4 各电业局调度应掌握各地区电压考核点的波动情况，监视主要考核点的运行电压。在考核点电压偏移的情况下，应就地采取措施。当调整无效须主网协助调整时应报告省调调度员。 各地区电业局应根据各用户电压考核点的实际情况，选择典型最大最小运行方式，按“逆调压”原则计算，对系统各枢纽点电压提出分时段控制范围，并按年度提前报省调。省调根据系统情况审核后报省公司批准，其中不能满足部分由省公司协调，省调和有关电业局进行调整。8.10 省调调度员应监视系统各控制点和监视点的电压水平，当发现电压超出允许偏差范围时，应采取下列办法进行调整。8.10.1 改变发电机的无功出力曲线；调整联变低压侧电抗器、电容器的无功补偿容量或调整联变有载调压分接头位置；8.10.2 通知地调改变集中补偿电容器的容量、调相机的无功出力；8.10.3 启动备用机组发电或调相运行；8.10.4 适当改变主系统的运行方式；8.10.5 改变变压器电压分接头。8.11 为了有效地进行电压调整，各电业局应负责本地区的无功运行平衡工作，各 地调除管理直接控制的调相机、电容器运行和直调机组的无功负荷外，还应协助用电管理部门对用户电容器进行管理。对于有条件的地方电网或小水电（小火电）应进行日无功出力曲线的管理。8.12 改变省调管辖的变压器分接头位置（有载调压除外），须预先办理申请手续得到调度指令后方能进行。 8.13 按设备管辖归属，省调负责所辖联变或发电厂主变有载调压分接头的调整，地调负责所辖主变有载调压分接头的调整。当110千伏及以下地区网络电压越限时，地调调度员应按照无功分区就地平衡的原则，首先改变地区无功补偿容量，然后才调整220千伏主变分接头。当变电站220千伏母线电压200千伏时，调整主变分接头应经省调调度员许可。当主网调压需要时，省调调度员有权直接下令调整地调所辖220千伏主变分接头，事后通知有关地调。8.14 发电机、调相机的自动调节励磁和强行励磁装置，均应正常投入，未经省调调度员许可，不得停用。8.15 发电机励磁系统中PSS装置的投退方式由省调决定，现场不得任意投退。8.16 为保持电网电压波形在规定范围内运行，各级调度运行部门应按电力系统谐波管理暂行规定执行，并根据电网特点设置电网电流波形监测点。 9 继电保护和安全自动装置管理9.1 继电保护和安全自动装置（简称“保护”）的运行是电力系统、发电厂及变电站运行工作的重要组成部分。各级调度人员及厂、站运行人员应熟悉保护整定值、基本原理及其结线，熟悉保护的运行规程和规定，并按规程和规定对保护进行正常监视、操作、运行检查和动作登记。9.2 继电保护和安全自动装置管理规定必须满足以下规程规定： 继电保护及安全自动装置运行管理规程 （82） 水电生字第11号 电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点 电安生（1994）191号 220500千伏电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 55994 3110千伏电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 58495 微机继电保护装置运行管理规程 DL/T 5871996 大型发电机变压器继电保护整定计算导则 DL/T 6841999福建省电力系统继电保护和安全自动装置管理工作规定福建省“电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点”实施细则福建省电力系统500千伏和220千伏继电保护整定和运行规定。9.3 本系统保护定值管理分为三类：9.3.1 电网保护：220千伏和500千伏电网的线路、母线、500千伏联变、高抗以及与电网保护配合有关的220千伏变压器零序保护等定值由省调管理；9.3.2 地区网保护：220千伏主变、110千伏及以下地区电网的线路、母线以及与地区电网保护配合有关的变压器零序保护等定值由电业局地调（或职能部门）管理；9.3.3 厂（站）变压器、发电机、调相机及厂（站）用电系统的保护由所在厂（局）职能部门管理。9.4 按定值管理分工界面，各级管理部门必须负责对相应保护进行配置确定、结线审定、整定计算、技术监督和运行管理。上级管理部门必须向下一级发布分界点系统侧的等值阻抗和定值配合条件；下级管理部门应上报地区电网侧的等值阻抗，并将有关整定计算结果报上级管理部门核备；有交界面的同级管理部门间应相互提供等值阻抗、边界定值配合条件及边界定值单备案。整定计算时应遵循如下原则：（1）局部电网服从整个电网；（2）下级电网服从上一级电网；（3）局部问题自行消化；（4）尽量照顾局部电网和下级电网的需求；（5）同级电网间应相互协商，出现难以解决矛盾可申请上一级部门裁定。 9.5 应根据电网发展变化及时编制和修订继电保护整定和运行规定。编制和修订的依据为： 9.5.1 由调度运行方式提供的近期基建投产计划与接线。 9.5.2 由调度运行方式提供的最大、最小、正常及特殊运行方式（包括开停机方式等）；最大有功、无功潮流；最佳重合闸时间；系统解列点及系统稳定的具体要求等。 9.5.3 由现场提供的电网各保护装置配置、组屏、接线及原理的技术资料和图纸。9.6 整定值通知单是保证继电保护正确动作的重要依据，执行中具有强制性。整定值通知单管理规定如下：9.6.1 厂（局）继电保护专责收到定值单经确认无误后，复印若干份，并加盖所在部门公章，分别发给调试、检修、运行（含变电站）部门，作为调试、检修、运行及验收依据。 正式定值单一份留继保专责人保存，另一份作为回执，在执行完毕后7天内签名盖章寄回省调继保科。9.6.2 新设备投运前和定值更改后，各单位应组织检修、运行及有关人员对执行情况进行验收，在投运前由运行值班人员与省调调度员核对定值单编号并汇报执行情况（包括编号、定值单签发时间、执行时间、执行情况、定值偏差等），经核对无误签名后方可投运。省调调度员对核对签名的定值单，一份留存调度科，一份作为回执返回继保科。9.6.3 整定值通知单是现场更改保护定值的依据，整定值更改后或新安装保护投入前，保护调试人员应向值班人员交底，在定值单上签字，填写继电保护工作记录簿等。保护设备具备投运条件需投入时，由值班人员向省调调度员报告，经双方核对定值单无误签名后，方可投入。9.6.4 如遇临时性运行方式或事故抢修运行方式，需要变更保护定值时，可由调度直接下达调度指令进行更改，运行方式恢复后，定值应恢复原定值。 双方应做好核对和记录。9.7 省调管辖设备的保护的投入、停用应按调度指令执行或征得省调调度员同意，由发电厂、变电站值班人员进行操作。 保护的试验、处理缺陷以及更改定值工作，应按（第六章）的规定办理申请手续，但事故分析检验可当班提出申请，省调应尽快批复。9.8 电压互感器二次回路的管理。9.8.1 同一电压等级的两组母线PT一次侧未并列之前，二次侧不得并列，防止反充电失压。9.8.2 当母线停役或电压互感器停役，值班人员除向该设备管辖调度单位申请外，还得向由该PT供电的保护装置所属调度单位申请。9.8.3 PT失压时，现场应将会误动的保护解除（如电压、距离保护），并立即报告当值调度员。9.9 运行中保护的操作，应根据调度员的指令进行（明文规定由现场操作的除外）。保护装置盘面上应有整定值或相应运行方式的明显标记和具备切换的压板。9.10 各厂（站）内经常随一次设备的停送而相应变动的保护，均由现场根据规定进行相应的改变，而调度仅下达一次设备的状态指令。 这种变动仅使用于明文规定的保护操作。其中有：9.10.1 发电机改调相时，厂（站）内要投切的保护；9.10.2 调相机启动时，厂（站）内可能误动的保护；9.10.3 随中性点接地方式改变的变压器零