调度规程汇编.doc

目录 1.调规总则2.各级调度的职责和权限3.调度管辖范围的划分原则4.调度管理基本制度5.系统运行方式的编制和管理6.设备检修的调度管理7.新建和改(扩)建设备加入系统运行的调度管理8.有功负荷的调度管理9.系统无功和电压的调度管理10.谐波管理11.消弧线圈的运行管理12.双电源用户的管理13.对并网运行的地方电厂(网)的调度管理14.电力市场的调度管理15.继电保护及自动装置的调度运行管理16.通信系统的调度管理17.电网调度自化动系统的调度管理18.倒闸操作制度19.事故处理20.调度值班工作制度调规总则第1-1条 为了加强电网调度管理第1-2条 本规程适用于成都电网由我局调度管理的所有发、输、配和用户有关的电气设备，以及并入成都电网的地方小水（火）电厂（网）。系统内各级调度运行人员、有关部门领导和有关人员必须熟悉，遵守与执行本规程。第1-3 条 电网实行统一调度、分级管理的原则。成都电业局调度局（简称地调）是成都电业局下属的生产职能管理部门，在调度业务上接受四川省电力调度中心（简称省调）的领导，同时对所属各供电局的调度所（简称县调）和电厂、变电站或监控中心进行直接调度管理。下级调度必须服从上级调度的领导和指挥。第1-4条 调度管理的任务是正确领导指挥系统的安全、经济运行、操作和事故处理，向用户供应符合质量标准的电（热）能。各级调度人员应依据电网调度管理条例和本规程，积极作好对电网运行的组织、指挥、指导和协调工作。第1-5条 任何单位必须严格执行调度计划第1-6条 凡并入成都电网运行的地方小水（火）电厂(网)第1-7条 本规程解释权属成都电业局。第1-8条 本规程自成都电业局批准之日起正式执行。各级调度的职责和权限第2-1条 地调的职责和权限： 1.在保证四川主网系统安全、优质、经济运行的前提 下负责成都电网的安全、优质、经济运行；2.参加四川电力系统运行方式计算分析；负责编制成都电力系统运行方式（与省调管辖设备相关部份报省调核准）；3.编制成都电网设备停电检修计划（省调管辖设备部分报省调统一平衡批复）;4.负责成都电网负荷予测工作5.确定管辖系统的电压中枢点6.按规定和需要对本系统有无功潮流进行计算;对本系统进行线损统计分析和理论线损的计算；7.负责所辖设备的运行操作管理和指挥系统事故处理；参与编制紧急事故拉闸限电序位表和制定低周减载方案；参加系统事故的调查分析8.对本系统发展规划提出建议9.参加直接调度管辖设备的新建、改建和扩建设备的投运工作，对新设备进行调度命名编号；签订调度协议，并负责审批新设备投入运行申请书、设备异动报告，拟定启动方案；10.负责编、修成都电网调度有关规程和制度，经电业局批准后执行，并报省调备案；11.负责成都电网电力、电量的统计、考核和结算审核工作；负责并网小水、火电厂（网）竞价上网电力电量的管理考核工作；12.负责成都电网内调度技术业务的归口管理13.定期分析研究系统运行情况14.根据电网调度管理条例的规定，负责与所辖并网小水（火）电厂，以及35KV、110KV用户变电站签订调度协议，并对其进行调度管理；15.行使省调和电业局批准或授予的其他职权。第2-2条 县调的职责和权限：1.在确保系统安全经济运行的前提下2.负责编制所辖电网的运行方式3.负责编制所辖电网设备停电检修计划，其中与地调管辖设备相关部份应报地调统一平衡安排；4.负责所辖设备的运行操作管理和指挥事故处理；5.负责批准所辖电网内改扩建、新建工程的投运工作；制定启动方案，对设备进行统一调度命名编号，并报地调备案和核准；6.负责所辖电网的负荷预测和电力、电量的统计工作，按时上报地调；7.负责所辖电网调度技术业务工作，严格执行上级调度的调度命令；8.负责编、修所辖电网调度的有关制度，经供电局批准后执行，并报地调备案；9.定期分析研究所辖电网的运行情况，制定相应的改进措施，不断提高系统的安全经济运行和管理水平；10.根据电网调度管理条例的规定和上级调度的要求，负责对所辖并网小水、火电厂的调度管理工作；11.行使上级调度和供电局批准或授予的其他职权。调度管辖范围的划分原则第3-1条 电力系统内的发、供、用电设备是一个不可分割的整体。按照电网调度管理条例统一调度、分级管理的原则，结合电网实际合理划分调度管辖范围，有利于充分发挥各级调度的积极性，达到确保电网安全、优质、经济运行的目的。第3-2条 成都地调调度管辖范围:1.成都电网中2.成都市城区范围内所有35KV变电站、35KV线路、10KV线路设备；6KV线路设备和消弧线圈;3.间接管理各供电局间的35KV联络线；4.经35KV及以上电压等级并入成都电网运行、且总装机容量在1MW以上和MW以下的电厂（网）、企业自备电厂（除省调调度管辖外）；5.省调授权成都地调调度管辖的设备。第3-3条 县调调度管辖范围1.供电局管辖区域内的35KV变电站、出线开关及线路 设备；610KV出线开关及线路设备；2.经KV及以下电压等级并入供电局管辖区域内运行的电厂(网)、企业自备电厂的设备（上级调度管辖的设备除外）；3.用于县调所辖电网线路电容电流补偿的消弧线圈；4.上级调度授权县调调度管辖的设备。第3-4条 发电厂自用系统的设备，由各厂自行负责管理。第3-5条 调度管辖设备的内容，包括一次设备和二次设备。第3-6条 为了便于安全生产和规范管理调度管理基本制度第4-1条 系统各级调度机构的值班调度员在其值班期间任何单位和个人不得违反电网调度管理条例干预调度系统的值班人员发布或执行调度命令；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，并将情况及时报告本单位领导和上级调度部门。第4-2条 各级调度部门、发电厂、变电站和监控中心的值班人员（值班调度员、值长、值班长），发布和接受调度命令时，必须互报单位、姓名，使用规范的调度术语，并严格执行复诵、监护、录音、记录和使用模拟图板等制度。第4-3条 未经值班调度员许可第4-4条 各级调度部门调度管辖范围的设备第4-5条 为了保证系统的安全、稳定运行，在紧急或特殊情况下，上级值班调度员有权直接对下级调度管辖的设备行使指挥权第4-6条 值班调度员发布的调度命令，值班人员接受后必须立即执行，任何人不得干涉调度命令的执行。若不执行或延迟执行调度命令，则未执行以及延迟执行的值班人员和干预执行调度命令的领导人均应负责。如果值班人员认为所接受的调度命令不正确时，应对发布调度命令人提出意见，当发布调度命令人重复他的命令时，值班人员必须迅速执行，若执行该命令确会威胁人身、设备或系统的安全时，值班人员应拒绝执行，并将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告发令者和本单位的直接领导人。第4-7条 电网管理部门、调度机构以及发电厂、变电站和监控中心的负责人，对上级调度机构值班调度员发布的命令有不同意见时，可向上级电网行政主管部门或调度机构提出，但在未作出答复前，则必须执行上级调度机构值班调度员发布的命令。如发供电单位和调度部门负责人发布的命令涉及上级调度部门值班调度员的权限时，必须得到上级调度部门值班调度员的许可后才能执行，但现场事故处理规程已有规定者除外。第4-8条 值班人员接到与上级值班调度员相矛盾的其他命令时第4-9条 上级领导发布的有关调度业务的指示第4-10条 调度命令的执行第4-11条 当发电厂、变电站或线路等设备发生异常运行情况时，值班人员应立即报告值班调度员，以便及时采取措施，预防事故的发生和扩大。第4-12条 值班人员应按调度部门规定的时间、项目和内容汇报运行数据和情况。值班调度员应随时了解掌握运行情况，根据电网实际情况及时对运行方式，有、无功潮流，电压及安控保护自动装置等进行合理调整。第4-13条 各运行单位的值班人员轮值表应每月与值班调度员轮值表互换。有权接受调度命令的值班人员名单，由各运行单位自行审定，并报上级调度部门备案，如有变动应及时报告。非当值值班人员，无权接受调度命令，在上级调度发布命令时，无权接受者应及时申明。非当值值班调度员，无权发布调度命令。第4-14条 值班调度员应具有相当的专业知识和现场实际经验，并按电网调度系统值班人员的培训考核办法的规定，经培训、考核取得合格证书后，方可上岗，并书面通知所辖系统有关运行单位。第4-15条 用户变电站、配电室的值班人员，必须经过成都电业局有关部门培训考试合格并取得相应证书后方能上岗担任值班工作。第4-16条 当发生拒绝执行调度命令、违反调度纪律或弄虚做假的行为时，调度部门应同安监部门立即组织调查，并将调查结果报告电业局主管领导，按电网调度管理条例的有关规定进行处罚。系统运行方式的编制和管理第5-1条 系统运行方式按年、月、日编制，以满足调度管理任务的要求，保证重要用户供电的可靠性、连续性和整个电网的安全、优质、经济运行。第5-2条 年运行方式应于当年收到省调下达的年运行方式后一个月内编制完成。其内容包括：1.根据上级下达的电力、电量计划，地方小水（火）电购电计划，地区预计用电量和最大负荷，按月编制有功、无功电力、电量平衡表；2.会同生技部门编制年度主要设备检修进度表;3.系统新(扩)建、改建的输电、变电和配电设备的投产计划进度表；4.系统丰、枯期典型潮流分布和电压监视、控制点的电压曲线，以及设备安全运行负荷极限表；5.系统正常运行结线方式;6.系统短路容量表;7.低频率自动减负荷及安控装置整定方案;8.系统继电保护及自动装置运行整定方案;9.系统运行上存在的问题和改进意见。第5-3条 月运行方式(月电力生产调度计划)应根据省调下达的月电力生产调度计划1.系统和地区预计最大用电负荷、电量；2.直调电厂及购电厂（网）负荷曲线、电量；3.主要设备检修进度计划。第5-4条 日运行方式(日调度任务书)应根据各供电局、发电厂及有关单位前一日10时前汇报的所辖系统次日(星期五为后三日)设备检修安排1.各直购地方电厂(网)的负荷、电量计划；2.各供电局供电负荷曲线和日电量计划;3.发、输、变、配电设备检修安排；4.继电保护、安全自动装置运行注意事项；5.新设备投运的启动方案和设备异动后投运的运行方式与注意事项。第5-5条 年、月运行方式由电业局批准，日调度任务书由调度局批准。第5-6条 改变运行方式的规定1.由于运行情况的变化，需较长时间改变局部正常运行方式，或采取特殊运行方式，且变动较大时，由调度局提出方案，报电业局主管生产领导（包括生产总工）审批后执行；2.根据检修计划和临时工作制定的运行方式由调度局领导审批后执行；3值班调度员在遇有特殊情况、或事故处理需要立即采取临时运行方式时，应充分考虑到电压潮流变化、设备过载能力、消弧线圈的调整以及对继电保护、安全自动装置的影响，并按规定进行更改，并及时报告调度局领导。第5-7条 为保证系统结线图的正确性，利于安全调度运行工作，各县调应每年向地调报送一份电气结线图，如有变动应及时修改并书面报送地调。设备检修的调度管理第6-1条 凡并入成都电网运行且属调度管辖设备的定期检修、试验、清扫等工作，必须纳入设备检修计划，服从调度部门的统一安排，确保电网的安全运行。第6-2条 设备检修应按下列原则安排1.丰期多安排火电厂设备；枯期多安排水电厂设备；2.输、变电设备配合发电设备；3.二次设备配合一次设备；4.低压配合高压，小网配合大网；5.局部服从整体，杜绝重复停电。第6-3条 检修分为计划检修、非计划检修和事故抢修三类情况：1.计划检修：指年、季、月度检修计划中的检修工作；2.非计划检修：指计划外的一切临时检修；3.事故抢修：指由于设备被迫停止运行已构成事故的检修。第6-4条 属地调管辖设备的月度检修计划，应由各检修单位在每月15日前，将下月检修计划按规定格式填写好后书面报送调度局。调度局根据各单位提出的检修计划进行初步平衡，并于每月20日（遇节假日提前）由电业局总工程师主持，会同生技及有关单位负责人、专责技术人员一起研究确定后，由调度局编制、电业局主管生产领导审批，在每月28日前将下月停电检修计划正式下发给有关单位。属省调管辖设备应报省调批准。节日检修由专门会议研究确定。第6-5条基建单位的基建施工需运行设备停电配合的检修申请要求，必须事先会同设备运行主管单位和调度部门进行现场勘察并确认后，方可在15日前报送调度局。第6-条 各种检修计划安排的设备停电由检修、工作单位在开工前三天向设备所属调度部门办理书面申请。各供电局的检修申请由县调统一承办。办理检修申请人员由各单位指定，经调度局和安监处考核并书面认可。地调最迟在开工前一日12时前将检修申请书批复申请单位。如遇节假日应再提前一至四日办理申请和批复手续。第6-7条 成都热电厂在进行不涉及系统配合的操作的较单一的停电检修工作时，可按月将检修计划安排向地调办理电话申请，但必须填写停电检修申请书，并核对正确。其它检修工作必须办理书面申请手续，以保证电网安全和检修工作的安全。第6-条 用户进行停电检修工作，应在开工前三天持本单位介绍信和相关单位证明，到所属供电局办理用户停电检修申请书，并送调度部门审批。检修申请书办理人和停送电联系人，必须经电业部门进行培训考试，并获得安规考试合格证和入网工作许可证等证书后方可担任，并在办理检修申请书时主动出示。否则，调度部门有权拒绝受理。第6-条 非计划检修应办理非计划停电检修申请书。在调度部门批复后，还须经电业局、生技有关领导审批签字，方可执行。第6-条 特殊情况下，地调调度管辖设备所属单位可向地调值班调度员提出设备的临时检修申请，值班调度员可根据系统实际情况与有关单位联系进行安排。在当值时间内可以完工且对运行方式影响不大、不造成对用户停电的临时检修或当天可以完工的带电作业，当值调度员有权批准。第6-1条 设备需要紧急停电处理影响安全运行的缺陷时，应电话请示电业局主管生产领导批准，并通知有关单位和重要用户后方可进行停电工作。若发生危及人身、设备安全的情况时，运行和调度值班员应按事故处理规程处理。第6-1条 对事故停电的设备，应即时与值班调度员联系进行抢修，若因故要在设备停电6小时后才能进行检修者应补办非计划设备停电检修申请书。非计划检修按第68条办理。第6-13条 在调度管辖的设备上进行带电作业时，作业单位应事先向当值调度员提出电话申请并得到许可，同时，当值调度员还应明确：事故跳闸后是否可以强送电及其他要求。值班调度员有权批准在当天内完工的带电作业。第6-1条 调度管辖设备的继电保护、安全自动装置、并车装置、通讯自动化设备、故障录波器等的启用、停运、试验、检修、或其他改进工作等，应与一次设备一样按规定办理申请手续。第6-1条 凡基建施工需要对系统运行设备停电、退出备用、降低出力或造成对用户停电以及改变运行方式时，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设备所属调度部门提出并办理申请手续。第6-1条 凡变更结线方式或设备型号，必须应填写成都电力系统设备异动申请书，将改变前后的结线图及变更设备资料随同“停电检修申请书”一并报送调度部门。凡检修后需核相者，应在申请中明确提出，并确定核相单位。第6-1条 设备改变其运行状态，虽已提出申请并经批准，但在操作前仍须得到当值调度员的指令或许可。严禁检修工作的“约时”开工、完工和“约时”停电、送电。严禁未经申请批复同意，私自在已停电或备用设备（含拉闸限电）上进行任何工作。第6-1条 已经批准的停电检修申请，如检修单位因故不能及时开工，又未及时汇报，则原批准的检修完工时间仍不变动。若在检修工作中发生异常情况不能按原批准时间完工时申请单位应及时汇报电业局主管生产领导并向批准单位提出延期申请，阐明理由，经领导批准并办理延期申请后按新批准时间考核，否则按原批准时间考核。若检修工作在设备停电前就已确定取消时，应及时与当值调度员联系该申请作废，避免不必要的操作和对用户的停电。第6-19条 停电检修工作提前结束时，值班调度员必须及时下令恢复送电，否则将追究有关人员的责任。第6-20条 调度管辖设备的非计划检修或计划检修的延期，虽经调度部门批准，但是否算作事故应按电业事故调查规程，由有关部门确定与考核（包括检修时间的计算）。第6-21条调度管辖设备的检修停电操作，其安全措施按如下原则执行：1.值班调度员只对母线、旁路母线和线路接地刀闸发布操作命令，运行值班员按调令执行；2.厂、站内设备停电检修的接地刀闸或接地线等安全措施，除“1”项规定外，均由运行值班员按工作票和有关规定负责布置装拆；3.线路工作检修地点的安全措施，由检修单位自行负责装、拆；设备停电检修的安全措施的装、拆和开工、完工联系，以及各自的安全责任，严格按“安规”和有关规程、规定执行。第6-22条 设备停电检修申请书由调度局方式科负责审批。临时重大、复杂的设备检修或系统运行方式有特殊改变时，需经调度局和电业局主管生产领导批准。新建和改(扩)建设备加入系统运行的调度管理第7-1条 凡系统内新建和改(扩)建工程审定后第7-2条 调度管辖的新建或改(扩)建设备投入运行前十五天9. 投产设备名称及 启动投产设备范围;10. 予定启动投产日期和启动计划;11. 启动投运负责人(1)主要设备规范及实测参数(发电机、变压器、消弧线圈、开关和变压器中性点CT变比、线路实测参数)；(2)符合现场实际的一次电气结线图(3)架空输电线及电缆线的型号、长度、设计输送容量，线路的线径图、杆位图及杆塔结构、基数，导线排列方式；“T”接有支线的还应标明“T”接点杆号和距干线两端的长度；(4)设备的运行操作规程和现场事故处理规程。第7-3条 调度部门接到申请后12. 新设备调度管辖范围的划分13. 继电保护和安全自动装置的整定值;14. 主变压器分接开关的档位或电压曲线;15. 调度通讯电话及值班调度员名单。第7-4条 新建发电厂和变电站在加入系统运行前第7-5条 由于资料不全第7-6条 新建或改(扩)建工程的运行单位应在设备投运前组织值班人员熟悉有关调度方面的规程制度和安全规程第7-7条 调度管辖的新设备只有得到值班调度员或现场调度人员的指令或征得其许可后第7-8条 新设备投入运行前第7-9条 值班调度员或现场调度负责人在接到新建、改（扩）建设备运行单位关于该设备已具备送电条件的报告并经启动委员会（或启动领导小组）同意后（现场调度时须取得当班调度员许可），即可下令对该新设备进行冲击送电。冲击送电时应执行下列规定；1.新投设备开关的保护应全部投入，重合闸退出；2. 运行母线的母差保护必须退出运行，在新投入该母线运行设备的开关带负荷测试正确后再投入;.新线路冲击合闸三次；4.新投运变压器冲击合闸五次（大修后的变压器冲击合闸三次）；5.新投运变压器的差动保护在冲击合闸送电正常后、带负荷前必须退出，在带负荷测试正确后再投入；6.凡调度部门有要求和规定需要核相者，送电后必须即时进行，核相正确后有条件的应试合环一次，以进一步检验核相结果。第7-10条 配网线路发生改接变化时，必须在设备异动申请书上填写清楚装载容量、双电源和重要用户的异动情况（确无变动时填写：双电源和重要用户无异动）以及线路改接异动的文件依据，并对其正确性负责。有功负荷的调度管理第8-1条 调度部门编制日负荷曲线的原则是1.严格执行上级调度下达的有功负荷曲线;2.加强对并入成都电网运行的地方电厂、企业自备电厂的统一调度，以最大限度地合理使用和节约一次能源；3.当值调度员根据系统实际情况第8-2条 为搞好日负荷管理第8-3条 各县调应严格按日调度计划用电。当系统频率下降到规定标准时，各级值班调度员应根据上级调度的指令控制负荷，采用有效手段使系统频率恢复到正常值内。第8-4条 当系统事故或输变电设备严重超载时第8-5条 各供电局管辖范围内的低频率减负荷装置第8-6条 各供电局 应按规定安装投运负荷控制装置。系统无功和电压的调度管理第9-1条 电压是衡量电能质量的一项重要指标第9-2条 电压的质量标准1.用户受端的电压允许偏差值:(1)35KV及以上电压等级供电的用户的电压变动幅值得超过系统额定电压的10%(2)6-10KV用户的电压允许偏差值为系统额定电压的7%;(3)0.38KV用户的电压允许偏差值为系统额定电压的7%;(4)0.220KV用户的电压允许偏差值为系统定额电压的+5%、-10%;(5)特殊用户的电压允许偏差值按供用电合同商定的数值确定。2.发电厂和变电站供电电压允许偏差值:(1)发电厂和220KV变电站的35KV、110KV母线电压，正常运行方式时为相应系统额定电压的37；事故后为系统额定电压的10；(2)发电厂和变电站的6KV、10KV母线电压，应满足所带线路的全部高压用户和经配电变压器供电的低压用户的电压均符合本条1款中(2)、(3)、(4)、(5)项的规定值。第9-3条 调度部门应分丰、枯期编制下达所辖系统内经生技部门确认的电压监测点、各发电厂及装有无功补偿设备或带负荷调压变压器的变电站的典型电压曲线、无功功率曲线或功率因数值，并以此作为电压质量考核依据。第9-4条 无功、电压的调整1.电压控制点(即有无功电压调整设备的中枢点)的值班人员保持在允许的偏差范围之内2.电压监视点(即无无功电压调整设备的变电站)的值班人员应认真监视电压3.非中枢点但下达有电压(无功)曲线的厂、站值班人员，也须按电压(无功)曲线的要求监视电压(无功)4.值班调度员应经常监督系统中枢点和规定了电压(无功)曲线的发电厂、变电站母线电压的调整，当母线电压超出规定的范围时应立即采取措施使电压恢复正常。若采取所有措施后仍不能使电压恢复正常，应立即报告上级调度值班员。5.当系统无功严重不足第9-5条 带负荷调压变压器的变电站现场有载调压变压器的有关规定自行调整电压。第9-6条 不带负荷调压变压器分接头的调整第9-7条 装有有载调压变压器的厂、站，必须在充分发挥本厂、站无功补偿设备能力的基础上，才能使用主变压器分接头进行有载调压。第9-8条 系统内应有一定的无功备用容量。无功功率应尽量就地平衡，避免地区间的长距离输送。新建、扩建的变电配电设备，必须按规定配足无功补偿容量，并保证与配电设备同步投运，否则调度部门有权拒绝批复新设备加入系统运行申请书。第9-9条 当运行电压高于设备最高工作电压时第9-10条 装有无功补偿设备和有载调压变压器的厂、站，应充分保证设备的完好性，发现缺陷或故障必须及时检修处理好，以满足系统安全运行和电压调整的需要。各厂、站应将每月无功补偿设备的完好率、投运率和切除率等有关资料及时报送调度局，并以此作为考核依据。若由于调压补谐波管理第10-1条 电力系统中的谐波源主要来自冶金、化工、电气化铁路等换流设备及其他非线性用电设备。大量的高次谐波电流注入电网将使电网电压的正弦波形发生畸变，电能质量下降，威胁电网和其他用户电气设备的安全、经济运行。为保证电网和用户电力设备的安全、经济运行，电力系统有关部门以及由电网供电而产生谐波的电力用户，必须按部颁电力系统谐波管理暂行规定（以下简称暂行规定）的要求，加强对电网高次谐波的监视、限制和管理。第10-2条 对冶金、化工、电气化铁路等用户的换流设备和非线性用电设备，比须由用监、生技等技术业务管理部门核定其符合暂行规定的要求后，调度部门才能批准该设备加入电网运行。消弧线圈的运行管理第11-1条 消弧线圈运行原则1.为减少不接地系统发生单相接地时的电容电流2.正常情况下3.在特殊情况下需采用欠补偿的运行方式时4.装有消弧线圈的发电厂和变电站的值班员第11-2条 消弧线圈操作原则1.消弧线圈的投入、退出及分接头的调整须按补偿网络所辖调度值班调度员的命令执行。2.在过补偿运行方式下(1)当网络增加运行线路长度时(2)当网络减少运行线路长度时3.在欠补偿运行方式下(特殊情况采用)4.中性点接有消弧线圈的变压器(发电机)5.当所操作的线路(切除或投入)与相邻采用消弧线圈进行补偿的网络有电气联系时6.进行消弧线圈的切换操作时第11-3条 消弧线圈在网络发生接地时的允许运行时间(或中性点位移电压及允许运行时间)第11-4条 网络发生接地时第11-5条 允许操作消弧线圈时，其中性点位移电压极限值为:6KV网络1750V;35KV网络10000V。双电源用户的管理第12-1条 双电源用户系指:由电网提供两个及以上供电(不论高压或低压)电源的电力用户第12-2条 需要由电网提供双电源的重要用户或必保用户第12-3条 双电源用户在投入系统运行前第12-4 双 电源用户应加强设备的运行维护和管理。当系统提供的任一电源线路停电、检修或故障时，调度部门应提前通知用户（事故及时通知），由用户采用停电切换方式倒好电源，不得将其他电源倒送入已停电的电源线路，并报告调度值班员。双方均应作好记录。第12-1条 双电源用户系指:由电网提供两个及以上供电(不论高压或低压)电源的电力用户第12-2条 需要由电网提供双电源的重要用户或必保用户第12-3条 双电源用户在投入系统运行前第12-4 双 电源用户应加强设备的运行维护和管理。当系统提供的任一电源线路停电、检修或故障时，调度部门应提前通知用户（事故及时通知），由用户采用停电切换方式倒好电源，不得将其他电源倒送入已停电的电源线路，并报告调度值班员。双方均应作好记录。对并网运行的地方电厂(网)的调度管理第13-1条 凡并入成都电网运行的地方电厂(网)第13-2条 凡需要并网运行的电厂(网)必须事先提出书面申请第13-3条 经批准同意并网运行的电厂(网)必须具备并网和接受电网统一调度管理的技术条件及装置：包括继电保护、安全自动装置、计量仪表装置，送往调度部门的信息远动装置和与之联系的专用通讯设备、调度自动化终端设备等，均应按设计和电网的要求，与发供电设备同步安装，并经电业局技术专业部门验收，在调度和电力营销部门核实批复相关手续后，方可并入系统运行。第13-4条 并网运行的地方电厂(网)第13-5条 并网运行的电厂(网)，必须严格执行调度部门下达的月度上、下网电量计划和日负荷曲线，并根据电网需要和机组能力，按值班调度员的指令进行调峰、调压及调频工作。由于并网厂(网)自身原因而超调度计划上(下)网的电量第13-6条 并网运行的厂(网)第13-7条 调度部门编制的月度停电检修计划涉及到并网厂(网)的并网运行时第13-8条 并网运行的地方电厂(网)的调度管辖划分原则第13-9条 各县调调度管辖的并网厂(网)的并网协议和调度协议第13-10条 并网地方电厂（网）必须按成都电业局二级电力市场运行规则和竞价上网管理办法，严格按调度命令安排并网计量点的电力、电量。调度部门依法进行考核结算等管理工作。第13-11条 并入成都电网运行的地方电厂(网)的并网运行专业技术和调度业务(调度运行、方式安排、继电保护、通讯、远动自动化、电力电量统计考核等)由调度部门实行归口管理，有偿服务。第13-12条 为保证电网的安全、优质和经济可靠运行，并网地方电厂(网)的一、二次设备必须按电业局有关检修规程、制度执行，并接受有关职能部门的监督管理。电力市场的调度管理第14-1条 为实现资源的优化配置第14-2条电力市场的调度管理1成都电业局授权调度局(地调)代表电业局向省公司购电2.电力市场负荷预测工作:(1)地调应按时完成成都电网日负荷预测(2)用电营销部负责用户侧需求预测及中长期负荷预测(3)地调应及时结算出成都电业局每日的网供电量和网供电费;第14-3条 二级电力市场是指成都电业局作为省公司电力市场在成都地区的二级交易商第14-条 成都电业局授权调度局具体负责二级电力市场的运行管理工作;第14-5条 地调对销售市场的考核与管理;地调依据成都电业局二级模拟电力市场运行规则对下列内容进行考核与管理：1.考核各供电局每日上报的日预测负荷的准确率；2.考核结算各供电局每日网供电量的完成情况，并及时报送财务部门；3.考核各供电局负责的电压监测点的电压合格率和无功补偿装置的投切情况；4.考核各供电局和各专业车间管辖维护的输变电设备非计划检修和设备故障情况。第14-条 地调对发电市场的考核与管理1.在成都电业局内建立二级发电市场2.参加模拟电力市场的发电厂必须与成都电业局签订购售电协议。3.为确保电网的的安全、稳定运行4.地调根据电网的输送能力和负荷预测情况，按电价从低到高的顺序，依次购进各发电厂各台机组的电力电量5.发电厂必须按地调下达的电压曲线、功率因素调整发电机无功出力，以保证监视点电压在正常范围内运行。地调依据“成都电业局二级电力市场运行规则”的有关规定进行考核。继电保护及自动装置的调度运行管理第一节 保护及自动装置的使用原则第15-1条 所有带电的一次电气设备，都必须有可靠的保护装置，不允许无保护运行。特殊情况下，需无保护运行时，应经电业局主管生产领导批准。第15-2条 有关保护的一切操作(如投入、退出、调整保护定值或改变使用方式)，均须经管辖该设备的值班调度员批准，并下达调度命令；倒闸操作过程中需投、退的保护勿需值班调度员批准。第15-3条 所有备用状态中的一次设备，其相应保护均应投入。第15-4条 接有交流电压的保护及自动装置，当失去交流电压有可能误跳闸时，在操作过程中，不允许装置失去交流电压，否则应考虑短时停用有关部分保护或自动装置。第15-5条 系统一次设备倒闸时，值班调度员应注意以下事项1.对高压电气设备充电，必须投入能可靠切除故障的瞬动保护或短延时保护;2.双母线倒闸操作前，母差如为母联电流比相式，应按非选择性跳闸方式投入；如为固定联接式，应按非固定联接方式投入；3.线路及备用设备充电前， 应将自动重合闸及备用电源自动投入装置临时退出运行;4.双母线上的元件由一组母线倒至另一组母线的操作，应将母联开关操作回路的直流电源断开，以防止母联开关因故跳闸造成带负荷拉、合刀闸;5.切换电压互感器二次回路时，必须防止二次向一次反充电;6.双母线各有一组电压互感器的厂站，母线上所接元件保护的交流电压应取自该元件所在的母线电压互感器。第15-6条 因运行方式改变需调整定值时，按下列原则执行:1.电流定值：由大改小应在运行方式改变后调整，且先调整时限较小的保护；由小改大则反之；2.时限定值：由小改大应在运行方式改变前调整，且先调整时限较大的保护；由大改小则反之；3.电压定值：由大改小应在运行方式改变前调整，且先调整时限较大的保护；由小改大则反之;4.阻抗定值：由小改大应在运行方式改变后调整，且先调整时限较小的保护；由大改小则反之。第15-7条 电厂、变电站、监控中心保护装置动作后，其动作信号至少应有两人共同检查核实，并准确记录（信号名称与信号继电器编号同时记录）后方可恢复，并应报告调度。第15-8条 新投入运行设备的保护定值，投运前由保护整定计算专责人员书面提供给调试部门作调试用；投运时，按调度员下达的调度命令执行。第15-9条 运行中保护定值的调整，以保护整定计算专责人员提供的定值通知单为准，值班调度员执行后，应在通知单上签字。第15-10条 调整定值的调度命令，如现场值班人员不能执行，应由接受命令的厂、站、监控中心通知有关调试人员协助执行。第15-11条 一次设备投运前，应投入保护，其定值以调度命令为准。保护检验或调整定值后，调试人员应将保护状况及实际定值在现场继电保护记录簿上记录，并向值班人员作好详细交待。如为微机保护装置，投运前值班人员应打印一份定值清单并与调度定值单认真核对。第15-12条 如因特殊情况，在天气良好条件下，调度员有权批准某一设备的某套保护退出运行10分钟。第15-13条 解合环操作，可不考虑保护配合，但应注意不得因过负荷引起保护动作跳闸。否则，应考虑短时退出有关保护。第15-14条 调度部门应定期与现场核对保护定值。要求现场实际定值、现场保护定值记录簿与调度保护定值记录簿一致。第15-15条 所有厂、站监控中心均应有继电保护及自动装置的现场运行规程，并送调度局备查。第二节 110KV变压器中性点接地方式第15-16条 110KV变压器中性点一般不直接接地，但中性点应装设保护性放电间隙及其相应的保护；变压器中性点如需接地，按调度命令执行。第15-17条 双母线有两台变压器中性点直接接地时，接地变压器应分别接在两组母线上。第15-18条 在操作过程中，变压器中性点直接接地数目可临时超过规定数目运行，而不应少于规定数目。第15-19条 高压侧为110KV的三圈变压器，当高压侧开关断开运行时，该变压器中性点必须直接接地，并投入其中性点接地过流保护。第15-20条 因检修或事故，被迫孤立运行的局部电网，其110KV部分必须有变压器中性点直接接地运行。第三节 110KV系统接地保护的运行第15-21条 在操作(如倒旁路)过程中，如两个开关并联运行，则应将其零序二、三段保护短时退出，微机保护应将定值及时限改为最大(特殊厂、站可退出零序二、三段保护)。第15-22条 部分变压器接地的厂、站，运行中不允许退出中性点不接地的变压器的零序过压保护，当该零序过压保护因故必须退出时，必须将该变压器切换为中性点直接接地运行。此时，注意应退出间隙接地零序过流保护。变压器在操作过程中，中性点临时接地时，应投入其中性点直接接第15-23条 当在零序保护的电流互感器二次回路上工作，有可能因断线造成零序保护误动时，则应将该段零序保护事先退出。第15-24条 方向零序电流保护所取电压的互感器停运时，应退出该保护零功方向元件。第四节 距离保护的运行第15-25条 电压互感器停运时，应将相应的距离保护退出。当距离保护电压不能取自本线路所在母线的电压互感器时，应有防止两组母线分开运行的措施，当交流电压回路故障信号发出后；应立即将有关的距离保护退出，并报告当值调度员。第15-26条 在切换距离保护的电压回路时，应先将距离保护退出。第15-27条 任何情况下，线路负荷电流不得超过距离保护允许数值。否则，应及时报告当值调度员，并按调度命令退出距离保护三段。第15-28条 在距离保护失去电压或总闭锁继电器动作时，应先退出距离保护后再进行检查处理。只有在恢复正常后，才允许将距离保护重新投入运行。第五节 重合闸的运行第15-29条 如无特殊规定，110KV线路三相重合闸均应投入运行。第15-30条 电缆线路不投重合闸。电缆与架空线混合的线路，当架空线所占比例小于线路全长50时，不投重合闸。第15-31条 双电源线路一侧投检同期重合闸，另一侧投检无压重合闸， 有电源的线路主网侧投检无压，小电源侧投检同期。第15-32条 平行双回线在电源侧投检无压重合闸、检同期和检相邻线路有电流重合闸；在非电源侧投一般重合闸。第15-33条 线路带电作业时，重合闸停运与否，应根据工作班组的要求决定。第15-34 运行中重合闸的投入、退出应按调度命令执行。重合闸动作情况应记入有关记录簿中并及时报告当值调度员。第15-35条 装有备用电源自动投入的110KV变电站，主供和备用电源线路的重合闸应退出。第15-36条 220KV变电站的10KV出线重合闸不投入运行，跳闸后必须查明原因方能试运。第六节 母线差动保护的运行第15-37条 母线保护必须投入运行；如需退出，必须经电业局主管生产领导批准。第15-38条 各厂、站应根据母差保护的类型和结线方式制定现场运行规程。第15-39条 母联电流相位比较式母差保护运行中应注意以下事项：1.双母线并列运行且均有电源时：(1)拉开非选择性刀闸；(2)母差保护跳闸压板应与运行设备所在母线一致。2.单母线运行(包括母联开关停运时，用刀闸硬联两组母线运行)时，合上非选择性刀闸;3.母联代旁路时，合上非选择性刀闸，并将母联电流回路进行相应切换；4.双母线运行而其中一组母线无电源时，应合上非选择性刀闸;5.当母联开关停运，双母线分列运行时，应将非选择性刀闸投入;6.在母线保护装置上进行检验或其他工作时，必须断开各元件的跳闸压板。第15-40条 固定联接式母差保护运行中应注意以下事项：1.母线按固定联接方式运行时，各元件跳闸压板应与所联接母线相一致;2.母线按非固定联接方式运行时，应先合上非选择性刀闸;3.母线按非固定联接方式运行，且母联开关又断开时应将母差退出运行。第15-41条 单母线分段母线差动保护运行中应注意以下事项：以分段开关或旁路开关代出线时，母差保护结线应与母线一次运行方式相适应，二次回路切换应按现场运行规程执行。第15-42条 对于BP2及 BP2A型微机母差保护：双母线倒闸过程中，当两把刀闸同时合上，形成单母线时，装置可自动切换为非选择性方式，无需人工切换。第15-43条 电流断线，电压闭锁信号发出而不能消除时， 应将母差保护退出， 并立即进行检查处理， 恢复正常后方可投入运行。第15-44条 用母联开关对母线充电时， 应投入充电保护并在充电正常后退出。第七节 变压器差动及瓦斯保护的运行第15-45条 运行中的变压器瓦斯、纵差保护不得同时退出。第15-46条 变压器因瓦斯保护、差动保护动作跳闸后，只有经检查确系保护误动时，才允许再投入运行。第15-47条 新投主变必须测试正确后，才能投入运行。第15-48条 保护装置改造后，应在投运前测试正确后，方可投入运行。第15-49条 进行下列工作时，重瓦斯应只投信号：1.变压器运行中滤油或加油时;2.变压器更换硅胶或呼吸器进行清理孔眼等疏畅工作;3.打开或关闭瓦斯继电器去油枕的阀门时;4.在瓦斯保护或其二次回路上工作时;5.对于充氮变压器当油枕抽真空或补氮气时;6.除采取油样或瓦斯继电器顶部排气之外，在变压器其他部位打开放气、放油、进油阀门时；7.变压器大修后，带负荷试运行的一段时间。第15-50条 主变压器重瓦斯保护或纵差保护退出，须经电业局主管生产领导批准，并经管辖该设备的值班调度员下令执行。第八节 故障录波装置的运行第15-51条 故障录波器动作后，现场值班人员应立即将录波报告中的主要情况报送调度局一份。第15-52条 故障录波装置的投入、退出，应经调度局批准。第九节 微机保护的运行第15-53条 微机保护定值通知单一式四份，调度人员、保护整定人员、保护调试人员、监控中心(或变电站)各一份，按传递方式下达，调度命令按通知单编号的形式下令。第15-54条 进行下列工作时应退出整套微机继电保护装置：1.微机保护使用的交流电压、交流电流、开关量输入、开关量输出回路作业；2.装置内部作业;3.输入定值。第15-55条 现场人员根据调度命令按规定的方法改变已固化好的成套定值后，应立即打印出新的定值清单并与管辖该设备的调度核对后，保存备查。第15-56条 微机保护动作后，值班人员应按要求作好记录和复归信号，并将动作情况和测距结果立即报告管辖该设备的调度，然后复制打印报告。第15-57条 微机保护装置出现异常时，当值运行人员应根据该装置的现场运行规定退出保护，并立即向管辖该设备的调度汇报。通信系统的调度管理第16-1条 成都电力专用通信网是成都电网的重要组成部分第16-2条 成都电力专用通信网为成都电网的电力调度、变电运行、调度自动化、继电保护、计算机网络等系统提供多种信息传输通道。同时也为行政管理、线路检修、防汛等服务。因此，电力系统通信应做到稳定、可靠，满足电力生产指挥、信息传送和提高现代化管理水平的需要。第16-3条 电力通信系统由传输、交换和接入三大部分组成，涉及光纤通信、载波通信、微波无线通信、有线电缆通信、程控交换通信、计算机数据通信等通信专业。第16-4条 通信系统调度管理的主要依据：电力系统通信管理规程DL/T 544-94电力系统微波通信运行管理规程DL/T 545-94电力系统载波通信运行管理规程DL/T 546-94电力系统光纤通信运行管理规程DL/T 547-94电力系统通信站防雷运行管理规程DL/T 548-94四川电力系统通信网运行管理规定四川电力系统通信站设备维护管理规定四川电力系统通信管理考核办法第16-5条 成都电力专用通信网的建设应统一规划第16-6条 调度部门参与成都电力专用通信网规划的编制工作。通信网规划应适应电网发展需要第16-12条 新建、改建和扩建的发、送、变电工程以及上网的地方小水(火)电，必须安排配套通信工程建设项目，由建设单位委托有关设计单位进行设计。成都地调参与通信工程设计的审核工作。设计的通信设备和线路的防火、防洪、防震、防虫鼠、防腐蚀、防雷、防电磁干扰等措施，均须符合国家标准和行业有关标准、规程。第16-13条 通信工程施工过程中第16-14条 新建和改建的各类通信电路和设备成都地调参与通信工程的竣工验收1工程设计原始资料与施工图纸2设计施工变更的证明文件和变更设计后的资料、施工图纸；3竣工图、随工检验记录，安装调试及试运行报告；4承装设备的图纸、说明书、备品、备件及设计规定的配套仪器、仪表、专用工具等清册。第16-15条 成都地调会同生技部门对成都电力专用通信网的运行情况进行汇总统计和考核评价工作，审核成都电业局内部模拟市场通信系统考核指标，协调对通信故障的处理，并对通信网监控系统的建立提出技术要求。第16-16条 通信网如遇下列情况1.电力调度电话、调度自动化信息、防汛指挥专用电话中断;2.主干电路中断;3.人为误操作及重大事故造成调度通信电路中断;4.火灾第16-17条 电路故障时第16-18条 调度值班人员