漳州地区电力系统调度规程.ppt

漳州地区电力系统调度规程培训,二0一二年三月,第一章发电厂并网管理,第一节并网管理1.1.1发电厂（专供用户变）与电网并网协议是发电厂（专供用户变）与电网之间的法律文件。根据电力法、电网调度管理条例、发电厂（专供用户变）并网运行管理规定等要求，凡新建、在建和已运行的发电厂（专供用户变）（或地方电网），必须与漳州电业局签订并网协议方可并入电网运行。1.1.2发电厂（专供用户变）并网协议包括：并网调度协议和购/售电协议（合同）。根据平等互利、协商一致的原则，签订购售电合同、并网调度协议。,1.1.3发电厂（专供用户变）正式并网前，应取得政府有关部门或电力监管机构颁发的法定许可证。漳州电业局根据经营许可证、双方已签订的原则调度协议，与发电厂（专供用户变）正式签订并网调度协议。1.1.4签订并网调度协议，实行分级管理：,1、机组、升压站属地调管辖的电厂（专供用户变），或机组属地调管辖、升压站属配调管辖的电厂，或机组属地调许可、配调管辖的电厂，应与漳州电业局签订并网调度协议。2、机组属地调管辖、升压站属县调管辖的电厂（专供用户变），应与县（市）供电有限公司及漳州电业局签订三方调度协议。3、机组属地调许可、县调管辖的电厂，应与县（市）供电公司签订并网调度协议并报地调核备。,第二节电厂并网运行技术要求,1.2.1并网发电厂应符合国家有关法规、行业标准、电网运行准则及地区电网有关技术的要求，并应随着上述要求的改变而改变。地调有权调整发电厂设备的运行方式，电厂应执行，以确保接入点输电系统的技术、运行特性满足电网安全运行需要。1.2.2频率变化的要求,1.2.3电压变化的要求1.2.4励磁系统要求1.2.5继电保护和安全自动装置要求1.2.6调度通信要求1.2.7调度自动化要求1.2.8水情自动测报系统要求,第二章新设备启动投产管理,第一节启动投产具备的条件2.1.1对新建或改扩建220千伏终端系统、110千伏及以下输变电工程，新设备启动投产前必须具备如下条件，并由漳州电业局组织现场验收:1、现场设备验收工作已经完成，工程质量符合设计及安全运行要求，经启委会批准可以启动，并由启委会主任委员签署启动令。,2、对于新建线路，项目管理单位应在新设备启动投产前10天向调度部门及运行维护单位提供线路参数的实测报告（包括线路导线型号构成，长度、路径、与相邻线路同杆架设情况及整条线路实测阻抗、容抗及互感参数等实测电气参数）。对于开断接入线路，项目管理单,位应在新设备投产前5天向调度部门及运行维护单位提供上述线路实测报告。3、生产准备工作已经就绪：调度关系及管辖范围的划分、接入系统的运行方式明确，设备调度命名核对无误；现场运行规程及制度等均已齐全；运行人员已配齐，经过相关技术培训并考试合格。,4、一、二次设备及现场具备启动条件，并移交给有关调度及生产单位。5、提供给有关调度部门及运行维护单位所需的技术资料齐全。6、现场已经收到有关继电保护、安全自动装置的整定通知单（包括启动临时整定），并完成整定及调试工作,故障信息系统与地调县调端的联调已完成。,7、站端各自动化系统调试完成，并按照有关验收和检验规程通过验收，各项功能和技术指标符合要求。变电站综合自动化系统应按福建省电力有限公司变电站综合自动化系统检验规程（修订）和福建省电力有限公司变电站综合自动化系统验收大纲（试行）的要求，通过调试检验和三级验收，具备同步投运条件。8、对于已投运变电站，其备用间隔在变电站投运时自动化信息已全部调试，但正式投运时间超过上一次调试3个月及以上者，应在投运前重新进行信息调试及联调。,9、通信通道及自动化信息接入工作已经完成，调度通信、自动化设备运行良好，通道畅通，实时信息的数量和质量能满足调度运行的需要。2.1.2电厂机组首次并网调试前应具备的条件：,1、电厂一、二次设备应按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格；并网正常运行方式已经明确，有关参数已合理匹配，设备整定值已按照调度管辖范围划分的要求整定，具备并入电网运行、接受地调或县调统一调度的全部条件。,2、电厂继电保护及安全自动装置应按福建省电力系统继电保护新设备投产验收管理办法的要求通过三级验收和标准化验收，具备同步投运条件。3、电厂调度自动化设施。4、电厂调度通信设施须符合国家标准、电力行业标准、电网运行准则和省电网有关规定，按有资质机构审定的设计,要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格，具备同步投运的条件。5、水电厂建设的水情自动测报系统，其设计方案应经过调度部门的审查，并应满足调度部门所要求的投产运行中上报水库运行信息的内容及方式。6、电厂运行、检修规程齐备，相关的管理制度齐全,其中涉及电网安全的部分应与所在电网的安全管理规定相一致。,7、电厂的设备命名与编号按调度管辖范围划分原则，并已按照地调或县调要求进行设备命名编号。8、电厂有调度受令权的运行值班人员，须经地调组织的有关电网调度基本业务知识培训和考试，取得相应的合格证书，方可持证上岗。,9、电网应制定防止电厂全停及保厂用电方案（包括一、二次系统措施），并针对并入电网后可能发生的紧急情况，制定相应的应急预案，包括制订失去外来电源的电厂黑启动应急预案。水电厂应具备黑启动能力，并应开展黑启动试验，同时将试验报告报地调备案。,第二节启动投产过程管理,2.2.1在新建、改建、扩建工程施工图设计审定后，相关设计部门应在设备投产前6个月向业主提供AutoCad版本的工程一、二次设备施工图。业主应按福建电力系统厂、站名称和输变电设备命名、编号及标识规定的要求向地调报送电气一次主接线设备的命名和编号。负责新建或改扩建电厂和电网输变电工程项目管理单位必须在预定的新设备启动投产日期提前三个月天按附录A要求向地调提供有关新设备投产的技术资料，并通过OMS系统上报设备参数（220千伏终端系统还需向省调提供以上资料）。对于并网电厂，还应向地调提出并网申请书。,2.2.2新建（扩建）电厂应提前二个月向地调提交并网申请书。2.2.3地调应组织对电厂提供的并网技术资料及并网申请书予以书面确认。如不符合规定要求，地调有权不予确认，但应在收到并网申请书后10日内书面通知不确认的理由。否则视为地调认可电厂提出的并网申请。2.2.4需并网运行的发电厂或地方电网，必须与漳州电业局本着平等互利、协商一致的原则签订并网经济协议（购电协议），并与有关调度机构签定调度协议。,2.2.5地调收到输变电工程筹建单位提供的完整技术资料或对电厂并网申请确认后，应在30天内回复边界归算阻抗，供电厂或县公司进行保护整定计算。在新设备启动投产前15天下达有关整定值及有关继电保护调试定值，下发设备的调度管辖范围、设备的命名和编号和地调调度员名单。对于新建、改扩建机组，地调还应根据具体情况下达机组调速系统、励磁,系统等涉网安全稳定运行的整定值。在已提供全部实测参数条件下，启动投产前3天正式下达继电保护定值。2.2.6新建（扩建）电厂应于投产前15天向地调提交机组并网调试计划。2.2.7电厂机组首次并网调试前应通过启委会组织或电厂组织有资质的专家组的并网验收，并于机组首次并网前10天将验收报告上报地调；电厂机组首次并网前5天，调度部门将组织对电厂涉网部分并网条件的现场确定。凡由于技术资料不全或在安全、经济及生产,准备工作不具备并网运行条件，或不具备调度通信和电网自动化要求的新工程，地调有权拒绝批准该新设备或工程并网调试运行，并书面下达整改意见。2.2.6新设备启动调试、调度方案编制与实施1、新建或改扩建机组首次并网调试前，电厂应组织编写机组并网调试大纲及,电气试验方案（包括新设备启动调试范围、调试项目及调试步骤、调试进度安排、安全措施等），并至少在机组首次并网调试前30天向省调报送上述调试方案。电厂应组织包括调度部门参加的启委会或专家组对上述并网调试方案进行审查，同时与调度部门协商确定机组首次并网调试日期。,2、对于220千伏终端系统及110千伏输变电新设备启动投产，项目管理单位应至少提前15个工作日向地调报送新设备启动调试方案（包括新设备启动范围、启动方式及启动过程需要安排的调试项目、调试进度安排、现场安全措施等）。对于新建线路，项目管理单位应在新设备启动投产,前10天向地调及运行维护单位提供线路参数的试验报告（包括线路导线型号构成，长度、路径、与相邻线路同杆架设情况及整条线路实测阻抗、容抗及互感参数等实测电气参数）。3、地调将根据现场提供的启动调试方案，在新设备启动投产前至少提前5个工作日下达新设备启动调度实施方案，并根据调度方案于新设备启动操作前24小时下发调度操作票。各运行单位应根据启动调度方案安排好现场试验项目及现场试验安全措施，调度部门配合做好相应的电网安全运行措施。,4、电厂机组励磁系统（包括低励限制环节及PSS）、调速系统应经静态及动态试验验证，按调度部门下达的整定值整定，并向调度部门提供整定调试报告。5、电厂应提前5个工作日向地调提出调试项目进度安排、调试出力要求，并办理申请，地调将提前2个工作日批复调试申请。,6、输变电工程项目管理单位应在新设备启动投产前至少提前5个工作日通过运行单位向地调办理新设备启动投产申请。地调将在新设备启动投产前2个工作日批复启动调试申请。2.2.7接入110千伏及以下电网的新设备投产管理：1、接入110千伏的地方小电网、小水电和小火电厂，新设备联网调试前应与有关电业局签定并网经济协议（购电合同）,及调度协议，向有关地调办理并网运行手续，报省公司有关部门备案。2、非省调直调或许可范围、接入地区电网110千伏及以下电压等级的线路、变电站和电厂的新建、扩建设备等启动投产规定：（1）若该启动工作造成地区电网内属省调管辖或许可出力的电厂110千伏送出正常运行方式变更或影响电厂送出出力时，,则该启动应提前7个工作日向省调报送启动方案，办理启动申请，得到省调的批复后，地调才能进行该新建（扩建）工程的启动调试。（2）除上述情况外,地区110千伏输变电工程的启动投产由地调负责。地调应安排好启动调试期间保电网安全运行措施，编制并下达启动调度方案。,3、对流域梯级开发的中型水电（接入110千伏电网），关系到梯级水能优化调度，此类电厂并网前应按附录A要求向地调报送水库调度、防洪等资料。4、对流域梯级开发的小型水电（接入110千伏电网），关系到梯级水能优化调度，此类电厂并网前应按附录A要求向地调报送水库调度、防洪等资料。2.2.8直调水电厂首台机组并网调试并完成24小时试运行后应实时传输以下信息至地调水调自动化系统：,1、流域内相关水、雨情信息：（1）重要雨量站实时雨情；（2）控制性水文站实时水情；（3）水情气象预报信息。2、水库运行信息（1）水库坝上、坝下水位，出、入库流量及发电引用流量；（2）泄洪设施运行信息及相应泄流量；（3）综合利用供水信息。2.2.9电力通信系统投产管理2.2.10自动化设备投产管理,新设备启动投产前需提供的技术资料,1电厂应向调度提供发变组的资料：1.1电机型号、额定容量、电压、定子电流、功率因数、转速、发电机及原动机转动惯量及惯性时间常数、同步电抗、暂态电抗及次暂态电抗，零序及负序电抗，频率运行特性（包括高频、低频段特性），空载特性、短路特性曲线。,1.2P-Q曲线图及多段拟合P-Q数值，机组进相能力。1.3励磁系统（包括励磁机、副励磁机、励磁调节控制系统、低励限制环节及电力系统稳定器PSS装置）技术说明书，包括型式、励磁方式、原理图、传递函数框图及特性单元环节厂家建议参数，P-Q曲线图及多段拟合P-Q数值；PSS装置逻辑框图及相应参数。,1.4调速系统技术说明书，包括型号、原理图、传递函数框图及特性单元环节厂家建议参数。1.5水电厂低频自起动、高频切机功能及火电厂低频解列保厂用电功能的技术说明书。1.6电厂AGC/AVQC功能及机组快关保护、过速保护设计技术资料。1.7防止电厂全停及保厂用电方案（包括一、二次系统措施）。,1.8保护整定计算用的线路或设备设计参数（线路型号、线路长度、和正、零序阻抗）和等值参数；主变压器出厂经试验提供的正序、零序阻抗、变压器过励磁曲线及中性点绝缘等级等参数、CT变比等电气参数；起备变以及与系统保护配合有关的元件的保护整定值。,1.9锅炉、汽机的运行特性曲线，包括冷、热启动曲线；火电机组的最大出力及最低稳燃出力、升降负荷速度。1.10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，船闸设计资料，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。1.11电能计量分布情况，调试、校验、数据传输资料。1.12电厂运行规程。2对输变电工程（包括电厂开关站），有关单位应向调度部门提供下列有关资料：,2.1厂站主接线图，一式四份，其中二份由地调编号后返还。2.2主设备规范、参数。2.3继电保护、安全自动装置原理接线图及施工原理接线图，故障录波器技术资料、通信及远动装置资料等有关图纸和说明书。2.4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长期及短时,载流量，高压电缆最高运行电压、设计遮断短路电流）、排列方式及线路杆塔地理坐标（电子文档）、线间距离、线路长度及路径图、设计阻抗、设计环境条件等。2.5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。,2.6变压器、电抗器、电容器：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。2.7电能计量分布情况，调试、校验、数据传输资料。2.8新设备现场运行规程。2.9水电厂水库调度基本资料。,例：110kV美里线、里泰线线路及十里变启动送电方案,一、计划启动受电时间计划启动送电时间：2006年4月12日8:00起。二、启动受电范围1110kV美里线线路、里泰线线路及十里变110kV美里线171开关间隔、里泰线172开关间隔的一、二次电气设备。,2十里变110kV段母线及其PT/避雷器、110kV段母线。*3十里变#1主变及35kV侧301开关、10kV侧901开关间隔，35kV段母线及其PT/避雷器、10kV段母线及其PT/避雷器、10kV#1电容器903开关及电容器本体、10kV#3电容器905开关及电容器本体的一、二次电气设备（由长泰县调负责启动送电）。,三、应具备的启动条件及注意事项,1启动受电范围内的一、二次电气设备已按设计要求建成，安装调试工作已结束，经验收合格，具备投运条件，并征得启委会批准可以启动。2现场设备的名称、编号、图板等运行准备工作就绪，启动受电范围内的设备参数均已上报调度DMIS系统。,3现场通过目测应确保启动受电范围内的一次相位接线均正确。4启动受电范围内的一、二次设备均为冷备用状态，设备上接地刀闸均已断开，且无任何临时接地线、短接线。四、对110kV美里线线路、里泰线线路及十里变110kV、段母线全电压冲击并核相,1角美变空出110kV段母线，110kV母联13M开关保留运行。2确认长泰城关变110kV里泰线181开关保护压板确已投入，投入十里变110kV美里线171线路保护压板（重合闸压板暂不投）、里泰线172线路保护压板（重合闸压板暂不投）。3十里变110kV段母线转热备用，合上110kV母分1701刀闸，110kV里泰线172线路及110kV美里线171线路转运行。,4角美变投入110kV母联13M开关相电流过流保护（相=300/2.5A，t=0秒），解除110kV美里线133线路重合闸保护，110kV美里线133线路转接段母线充电运行，全电压对110kV美里线、里泰线线路及十里变110kV、段母线冲击三次，每次持续受电时间不少于5分钟，每次间隔不少于5分钟。正常后角美变110kV美里线133开关保留接段母线充电运行。,5通知十里变现场调试人员在110kV美里线171线路、里泰线172线路PT二次侧及110kV段母线PT二次侧进行电压测量并正确。6通知十里变现场调试人员校核110kV段母线PT二次侧相序，并为正序。7角美变110kV母联13M开关转冷备用。8长泰城关变110kV里泰线181线路转运行。,9通知十里变现场调试人员再次校核110kV段母线PT二次侧相序，并为正序。10通知角美变现场调试人员校核110kV、段母线PT二次侧相序相位，并正确。五、110kV美里线线路、里泰线线路带负荷进行保护向量测试,1.解除十里变110kV美里线171线路保护出口压板,解除十里变110kV里泰线172线路保护出口压板。2解除角美变110kV母联13M开关相电流过流保护，投入长泰城关变#1主变中性点，角美变110kV母联13M开关转合环运行，长泰城关变110kV母分180开关转热备用（通知长泰县调：长泰城关变#1主变所带负荷供十里变110kV美里线171线路保护、里泰线172线路保护测试）。,3投入角美变110kV母联13M开关相电流过流保护（相=300/2.5A，t=0秒）。4通知十里变现场调试人员进行110kV美里线171线路保护向量测试，正确后投入十里变110kV美里线171线路保护出口压板（重合闸压板暂不投）。5通知十里变现场调试人员进行110kV里泰线172线路保护向量测试，正确后投入十里变110kV里泰线172线路保护出口压板（重合闸压板暂不投）。,6解除角美变110kV母联13M开关相电流过流保护（相=300/2.5A，t=0秒）。7长泰城关变110kV母分180开关转合环运行，110kV里泰线181开关转热备用，主变中性点投#2主变；十里变110kV里泰线172开关、美里线171开关转热备用。将方式通知长泰县调。六、十里变进行#1主变启动送电,1通知长泰县调：110kV美里线、里泰线线路及十里变110kV、段母线冲击正常，现十里变110kV里泰线172开关、美里线171开关在热备用状态，可以借用十里变110kV美里线171开关对#1主变启动送电。2长泰县调汇报：十里变#1主变及所属设备准备冲击，要求投入角美变110kV母联13M开关相电流过流保护，时限t=0.5秒。,3.投入角美变110kV母联13M开关相电流过流保护压板(相=300/2.5A，t=0.5秒)；通知长泰县调角美变110kV母联13M开关相电流过流保护已投入（相=300/2.5A，t=0.5秒），可以启用十里变110kV美里线171开关对#1主变进行冲击。,4长泰县调汇报：十里变#1主变及所属设备冲击正常，要进行#1主变相关保护相量测试，要求角美变110kV母联13M开关相电流过流保护时限改投t=0秒。5角美变110kV母联13M开关相电流过流保护时限改投t=0秒后，即通知长泰县调。6长泰县调汇报：十里变#1主变相关保护,相量测试正确，现十里变#1主变在运行，十里变110kV美里线171开关保留运行，归返地调。7角美变解除110kV母联13M开关相电流过流保护压板，投入110kV美里线133开关检无压重合闸保护，110kV系统恢复原运行方式。,七、110kV美里线及里泰线线路、十里变#1主变进入24小时试运行,1十里变启动送电正常后按以下方式运行。（1）110kV美里线171开关及110kV里泰线172开关运行，投入110kV美里线171开关检同期重合闸压板及里泰线172开关检无压重合闸压板。2）#1主变及三侧开关接110kV美里线线路,运行，并投入#1主变中性点（主变方式由长泰县调确定）。2长泰城关变按以下方式运行：#2主变由110kV总泰线供电，#1主变由110kV里泰线供电，110kV母分180开关转热备用，#1、#2主变中性点均接地，投入110kV里泰线181开关检同期重合闸压板。,3110kV美里线线路、里泰线线路及十里变#1主变按以上方式试运行24小时，正常后保留以上方式（以上设备试运行正常后须由长泰县调向地调汇报）。八、保护配合方案及相关注意事项1110kV美里线线路、里泰线线路充击前，投入角美变110kV母联13M开关相电流过流保护压板（相=300/2.5A，t=0秒），作为以上两线路的后备保护。,2十里变#1主变全电压冲击前，角美变110kV母联13M开关相电流过流保护时限投t=0.5秒，十里变#1主变全电压冲击正常后(即#1主变相关保护相量测试前),角美变110kV母联13M开关相电流过流保护时限改投t=0秒,十里变#1主变相关保护相量测试正确后,解除角美变110kV母联13M开关相电流过流保护。3110kV里泰线线路与110kV总泰线线路保护失配，110kV里泰线线路故障将越级造成总山变110kV总泰线154开关跳闸。,附：十里变启动送电示意图,第三章水库调度管理,第一节水库调度基础知识一、中国的水能资源中国河流水能蕴藏量6.76亿KW，年电能5.92万亿kw.h。可能开发水能资源的装机容量为3.78亿kw，年电能1.92kw.h。中国水能蕴藏量可开发的水能资源居世界第一位。,我国水电开发程度：我国水电开发利用程度只有19%左右，低于全球水电开发利用程度20%，远低于一些发达、发展中国家水电开发水平(如美国，巴西等)，有10多个国家达40%以上。初步规划，到2010年，水电装机容量达到1.8亿千瓦，占发电装机容量的25%，开发程度为33%；到2020年，水电装机容量达到3亿千瓦，占发电装机容量的30%，开发程度为55%。届时，我国水力资源开发利用程度可接近经济发达国家水平。,二、水库及其特性1水库特性曲线水库是指在河道、山谷等处修建水坝等挡水建筑物形成蓄集水的人工湖泊。水库的作用是拦蓄洪水，调节河川天然径流和集中落差。一般把用来反映水库地形特征的曲线称为水库特性曲线。它包括水库水位面积关系曲线和水库水位容积关系曲线，简称为水库面积曲线和水库容积曲线，是最主要的水库特性资料。,（1）水库面积曲线：水库面积曲线是指水库蓄水位与相应水面面积的关系曲线。（2）水库容积曲线：水库容积曲线也称为水库库容曲线。它是水库面积曲线的积分曲线，即库水位与累积容积的关系曲线。水库总库容的大小是水库最主要指标。通常按此值的大小，把水库划分为下列五级：1）大型：大于l0亿m3；2）大型：l10亿m3；3）中型：0.1l亿m3；4）小型：0.010.1亿m3；5）小型：小于0.01亿m3。,2水库的特征水位及其相应库容表示水库工程规模及运用要求的各种库水位，称为水库特征水位。（1）死水位和死库容：水库在正常运用情况下，允许消落的最低水位，称为死水位。死水位以下的水库容积称为死库容。（2）正常蓄水位和兴利库容：在正常运用条件下，水库为了满足设计的兴利要求，在开始供水时应蓄到的水位，称为正常蓄水位，又称正常高水位。正常蓄水位到死水位之间的库容，是水库可用于兴利径流调节的库容，称为兴利库容，又称调节库容或有效库容。,（3）防洪限制水位和结合库容水库在汛期为兴利蓄水允许达到的上限水位称为防洪限制水位，若防洪限制水位低于正常蓄水位，则将这两个水位之间的水库容积称为结合库容。（4）防洪高水位和防洪库容水库遇到下游防护对象的设计标准洪水时，坝前达到的最高水位称为防洪高水位。该水位至防洪限制水位间的水库容积称为防洪库容。（5）设计洪水位和拦洪库容当遇到大坝设计标准洪水时，水库坝前达到的最高水位，称为设计洪水位。它至防洪限制水位间的水库容积称为拦洪库容或设计调洪库容。,（6）校核洪水位和调洪库容当遇到大坝校核标准洪水时，水库坝前达到的最高水位，称为校核洪水位。它至防洪限制水位间的水库容积称为调洪库容或校核调洪库容。,第二节基本原则2.1水库调度总原则：按设计确定的任务、参数、指标及有关运用原则，在保证枢纽工程及电网安全的前提下，充分发挥水库的综合利用效益。2.2并入电网运行的水电厂水库必须服从电网的统一调度，严格执行水库调度有关法律、法规、规范和制度。2.3水库调度的主要内容包括：编制水库调度方案、运行计划，及时掌握、处理、传递水文气象和水库实际运行等信息，进行水文气象预报，确定水库运行方式，实施水库调度运行，并分析总结。2.4地调直调水电厂应建立水库调度专职机构，建立健全规章制度，配备专业技术人员，,加强水库调度管理，提高水库综合利用效益。水库调度值班人员及有关专责若有变动，应及时将变动名单上报地调。2.4并入电网运行的水电厂必须具备齐全的水库设计资料，应将水库的基本资料汇编成册，并根据资料的积累和变化情况及时补充和修正。2.5并入电网运行的水电厂应进行与水库水量平衡有关的水文观测计算，其精度应符合国家有关规定。2.6并入电网运行的水电厂有义务向电网调度管理部门提供水库设计资料、历史和实时水库运行信息。,第三节水库洪水调度3.1对地调直调水电厂的防汛调度管理要求：1、具有不完全季调节及以上性能的水电厂，每次闸门变动应提前30分钟（特殊情况除外）向地调报告当时库水位、入库流量、闸门开度及泄流量。2、具有周调节及以下性能的水电厂，在每场洪水调节过程中闸门首次开启和闸门全关应向地调通报。3、水电厂每年二月底前应制定年度洪水调度方案报地调审查，漳州电业局负责报上级主管部门批准。,4、水电厂每年三月底前应完成汛前检查和准备工作，并将上级主管单位组织的防汛复查意见及有关整改措施报地调备案。5、水电厂每场洪水过后一周内做出该场洪水调度分析并上报地调。6、水电厂汛后一个月内完成年度防汛工作总结，在向上级防汛主管部门报送的同时抄报地调。7、水电厂应按设计规定时间进行水库汛末水位回蓄，如需提前蓄水应报地调批准。8、水电厂应制定超标准洪水的应急调度方案，并报地调备案。3.2防汛值班期间，遭遇重大汛情，危及电力设施安全时，各单位应及时向上级防汛值班室逐级报告。,第四节水库发电调度4.1电网应根据水电厂的特性，水文情况及负荷预测，合