安徽省电力系统调度规程最新版(8) [ 作者：佚名 转贴自：本站原创 点击数：1242 更新时间：2006-10-24 ] 第一章 总 则
第1—1条 电力系统是发、输、变、配、用电同时完成、连续运行的整体，必须遵循其内在的客观规律，实行“统一调度、分级管理”原则。为规范电网调度管理，保障系统安全、稳定、优质、经济运行，特制定本规程。
第1—2条 本规程依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《关于加强电网调度系统管理的若干规定》、《华东电力系统调度规程》，结合电力系统的发展状况，在对安徽省电力工业局1996年7月颁发的《安徽省电力系统调度规程》加以修改补充的基础上，进行编制。
第1—3条 安徽电网属华东电网的一个组成部分，包括安徽省境内接入系统的发电、供电（输电、变电、配电）、受电设施和保证这些设施正常运行所需的继电保护和安全自动装置、计量装置、电力通信设施和电网调度自动化设施等。接入安徽电网的发电厂（包括火电厂、水电站）、变电站、各级调度机构和用户必须执行本规程。各级运行人员和有关领导，应熟悉本调度规程，生技、安监、计划、用电、基建、检修、继电保护、通信、自动化人员应熟悉本规程有关部份。
本规程是华东电网安徽电力系统中电力生产及电网运行的基本规程。省内各地市供电局及各发电厂、变电站制定的调度规程和现场规程应与本调度规程精神相符。各发电厂、变电站的现场规程，凡涉及省调调度业务部分，均应按本规程精神予以修订。
第1—4条 电网调度是指电网调度机构（以下简称调度机构）为保障电网的安全、稳定、优质、经济运行，对电网运行进行的组织、指挥、指导和协调。
按照国家规定，调度系统包括各级调度机构和电网内发电厂、变电站的运行值班单位。
调度机构在省内设三级：省级调度机构[简称安徽省调]、地级调度机构[简称××地调]、县级调度机构[简称××县调]。
各级调度机构在电网调度业务活动中是上、下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度；是垂直的专业技术领导关系，上级调度机构必须按规定对下级调度机构实行指导、协调与监督。
调度机构调度管辖范围内的发电厂、变电站的运行值班单位，必须服从该级调度机构的调度。
各级调度机构分别是本级电网经营企业的组成部分。调度机构既是生产运行单位，又是电网运行管理的职能机构，依法在电网运行中行使调度权。
第1—5条 调度机构的主要任务是： 1.按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电网的发、供电设备能力，以最大限度地满足社会和人民生活用电的需要；
2.按照电网的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电能质量（频率、电压和谐波分量等）指标符合国家规定的标准；
3.按照“公平、公正、公开”的原则，依据有关合同或协议，保护发电、供电、用电等各方的合法权益；
4.按社会主义市场经济规则和电力市场调度规则，负责电力市场的运行、交易和结算。
第1—6条 安徽省调具体职责主要包括：
1.负责本省电网的调度管理，负责组织执行上级调度机构发布的调度指令；
2.负责组织实施上级调度及上级有关部门制定的有关标准和规定。负责制定本网的有关规章制度；
3.参与制定电网运行技术措施、电网管理方面的规定等；
4.服从上级调度机构的统一调度，维护华东电网的安全、优质、经济运行，负责调度管辖电网的安全、优质、经济运行；按计划或合同组织发、供电；按上级调度的要求上报电网运行信息；
5.组织编制和执行本网的运行方式；参加华东电网运行方式的计算分析，本网运行方式中涉及网调管辖设备的须报网调核准；
6.配合计划部门参加编制本网年度发、供电计划和技术经济指标，负责制定本网月度发、供电计划，制定、下达和调整本网日发、供电调度计划，并对计划执行情况实行监督；批准调度管辖范围内设备的检修；
7.指挥并实施考核本网的调峰、调频和调压；根据网调指令进行调峰和调频或控制省际联络线电力交换，并指挥本省电网的调压；
8.对调度管辖范围内的设备进行操作管理；
9.负责指挥调度管辖电网的事故处理，分析事故原因，制定提高本省电网安全运行水平的措施；
10.编制调度管辖范围内的新建或改建设备的并网方案，参与签订并网合同，主持签订相应的并网调度协议，并严格执行；参加制定本省电网与外省电网的联网方案；参与组织新工程、新设备投产的有关接入系统的调试；
11.制定事故限电序位表，报省人民政府主管部门审核批准后执行； 12.参加本网通信网络、继电保护和自动化系统的规划、实施，并负责运行管理和技术管理；制定本网通讯网络、继电保护和自动化系统的联网技术方案，统一技术规范；审定联网设备并监督实施。
13.参与协调本省电网水电厂发电与防洪、灌溉、城市供水等方面的关系；
14.参加本网规划、系统设计和有关工程设计的审查；
15.上级和本电网管理部门或者上级调度机构批准（或授予）其他职权。
第1—7条 本调度规程将根据规定，不定期进行修订。其解释权属安徽省电力公司。
第二章 调度管辖范围划分原则
第2—1条 为使电网调度机构有效地领导、指挥电力生产和电网运行，所有并网运行的发、供电设备和保证发供电能力的主要辅助设备，不论其产权归属和管理形式，均应纳入相应的电网调度管辖范围。
安徽电网调度管辖范围划分原则如下：
1.属华东网调调度管辖的设备
500千伏线路、母线、联络变及其相应开关、高抗、低抗等设备，属华东网调调度管辖及调度许可的具体设备由华东网调确定。
2.属省调调度管辖的设备
⑴单机容量达25兆瓦及以上或总装机容量达50兆瓦及以上，直接接入110千伏及以上电网运行的发电厂的机（汽轮机、燃气轮机、水轮机、发电机、调相机）炉（锅炉）设备，及影响可调出力的主要辅助设备；
⑵220千伏母线（包括旁路母线）（终端变电站的母线除外）；
⑶220千伏线路（终端线路除外）；
⑷220千伏系统变压器中性点接地方式（220千伏终端变除外）,发电厂220千伏联络变、升压变、变电站220千伏联络变的分接头;
⑸省调调度管辖的220千伏线路、母线、主变中性点的继电保护和安全自动装置；以及省调调度管辖的一次设备相应的通信、调度自动化设备、省调话路等。
3.属发电厂调度管辖的设备 各发电厂的主变压器（包括升压变、联络变）、发电机的机端母线、机炉的主要辅助设备，其它辅助设备，有220千伏联络变压器的110千伏母线，高压备变及厂用电系统等。
4.属各地调调度管辖的设备
220千伏终端线路、终端变电站的220千伏母线；220千伏变电站的主变压器（包括220千伏与110千伏联络变）、110千伏母线、110千伏及以下联络线路、110千伏馈电线路，地区电网及小型地方电厂（单机容量25兆瓦以下或总装机容量在50兆瓦以下的电厂）。
在110千伏系统运行的发电厂110千伏母线；220千伏终端变压器中性点及110千伏系统主变压器中性点接地方式。
110千伏系统主变压器分接头，220千伏降压变压器分接头。
5.省调调度许可设备
⑴220千伏终端变电站的220千伏母线、220千伏终端线路、220千伏降压变压器主变分接头、220千伏终端变的主变中性点接地方式,变电站内安装的5000千伏安电业电容器组;
⑵属各地调及各发电厂管辖的设备，如其运行状态的改变将影响系统运行方式或电压、潮流、稳定限额、发电机出力及备用者，以及影响省调管辖的继电保护、安全自动装置、安全稳定装置、通信、电网调度自动化时，均应报省调调度许可；
⑶地调在进行调度操作或事故处理时（如环路或并列）涉及到省调调度管辖范围的设备状态时，应征得省调调度员的操作许可。
第2—2条 省调调度管辖的设备，按调度方式分为以下几种：
1.省调直接调度并操作管理的设备
⑴接入220千伏电网的发电厂；
⑵220千伏跨地区联络线及220千伏母线。
2.省调调度管辖由地调负责操作管理的设备
⑴220千伏联络线的两侧设备均属同一地（市）供电局管辖或同一地区内与发电厂间的线路；
⑵已全部委托地调操作管理的220千伏变电站出线的220千伏母线亦同时委托设备所属的地调操作管理。
3.省调委托地调负责调度的设备
⑴接入110千伏系统运行的发电厂设备； ⑵特殊情况下可委托某一地调代替省调对某一地区实行调度。
第三章 调度管理制度
第3—1条 各级调度机构都要贯彻“统一调度、分级管理”的原则，要运用行政、技术、经济和法律手段，保证统一调度的顺利实施。任何一级调度若发生调度不力，出现失控，造成电网事故者，应当依法追究责任。
第3—2条 凡并入我省电网的发电厂及变电站，不论其产权所属和管理形式，均应遵守统一调度、分级管理和平等互利、协商一致的原则签订并网调度协议；并网运行的设备必须纳入调度管辖范围，服从调度机构的统一调度；只有签订了并网调度协议，具备并网运行条件，才能并网运行；并网运行的各方必须严格执行协议。
第3—3条 各级电力调度在调度业务上是上下级关系，下级调度必须服从上级调度的领导和指挥。调度值班人员对所发布调度指令的正确性负责，下级调度、发电厂及变电站值班人员要认真执行调度指令，并及时向上级调度值班人员如实汇报调度指令执行和设备运行情况。
第3—4条 安徽省调值班调度员在值班期间受华东网调值班调度员的指挥，负责正确执行华东网调值班调度员的运行、操作和事故处理指令。省调值班调度员是我省省调调度管辖范围内的电网运行、操作和事故处理的指挥者。
第3—5条 省调在其管辖范围内的调度联系对象为：各地调值班调度员、各发电厂值长（或电气班长）、各变电站班长（值长）或主值班员。省调值班调度员对上述人员直接发布调度指令，并对调度指令的正确性负责；各地调、发电厂、变电站的上述值班人员应接受省调值班调度员的指挥并负责正确执行其调度指令。
第3—6条 各级值班调度员及运行值班人员在联系业务、发布和接受调度指令时，必须互报单位、姓名，使用统一调度术语、操作术语，严格执行指令，遵守复诵、汇报及录音、记录制度。
第3—7条 省调值班调度员下达的调度指令，有关各地调、发电厂和变电站的值班人员必须及时执行。如受令者认为所接受的指令不正确或有疑问时，应立即向发令人提出，但当发令人重申他的指令时，受令者必须迅速执行（明显威胁人身和设备安全者应拒绝执行，但应说明情况）。如拒绝执行调度指令，一切后果均应由受令者或允许不执行该指令的领导人负责。
当发生拒绝执行调度指令、破坏调度纪律、有意虚报或隐报情况的行为时，有关领导应组织调查，并将调查结果报省电力公司及省电力管理部门，依法处理。
第3—8条 凡属省调调度管辖范围内的设备，未经省调批准或省调调度值班员同意，各有关单位的运行人员不得擅自改变其运行方式或状态（在现场事故处理规程内已有规定者除外，但亦应边处理边简明报告省调值班调度员）。 属省调调度许可的设备，各有关单位必须得到省调当值调度员的许可后，方能进行停、复役操作。
属华东网调调度管辖和许可的设备其管理办法按《华东电力系统调度规程》执行。
第3—9条 各级电力调度机构应按《电力法》及有关法规、规程、规定行使调度权，任何单位和个人不得非法干预电网调度。调度值班人员依法调度，有权利和义务拒绝各种非法干预。
第3—10条 各发供电单位领导人向其运行人员发布的指令如涉及省调权限时，必须得到省调值班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）。
第3—11条 当发电厂、变电站的值班人员同时接到省调和地调的操作指令时，应优先执行省调的操作指令（特殊情况由地调值班调度员向省调报告情况后，由省调值班调度员决定操作指令的执行顺序）；发电厂、变电站值班人员当接到省调和地调互相矛盾的指令时，应立即向省调和地调报告，由省调值班调度员决定如何执行指令。在必要时省调有权越级向地调管辖的变电站值班人员发布调度指令。地调管辖的变电站值班人员当接到省调值班调度员的指令后，应立即执行，并将执行结果报告省调和地调的值班调度员。
第3—12条 根据系统事故处理的要求，各地市供电局应会同有关部门编制地区 “事故限电序位表”，经本级电力管理部门审核，报本级人民政府批准后列入现场规程，并报省调备案，各地市“事故限电序位表”所控制的实际负荷应不小于本地区总负荷的三分之一。每年上半年对拉限电序位表核定一次，六月底前行文上报省调。
省调根据全省系统结线方式、事故处理要求、各地市用电负荷的性质，每年综合编制全省“事故限电序位表”，经省电力公司总工程师审定，报省政府主管部门审核批准后执行，同时报华东网调备案。“事故限电序位表”批准后，批准部门应当通知有关用户。
为保证电能质量和电网安全稳定运行，调度值班人员需下令限电时，应当事先通知，下级调度值班人员和用电管理部门按有关规定迅速事先通知用户，按规定执行调度指令；事故情况下，调度值班人员可按“事故限电序位表”发布拉闸限电指令，受令单位必须立即执行，并如实汇报执行情况，对不执行指令、拖延执行指令或规定时间内达不到要求限电数量者按违反调度纪律处理。造成电网或用户损失者，应当依法承担责任。
第3—13条 当设备发生异常运行或电网出现异常情况时，发电厂、变电站以及地调的值班人员应及时报告省调值班调度员、省调值班调度员应按规定迅速及时采取应急措施，消除事故隐患和防止事故扩大。
省调通往各单位的调度电话，是电网统一调度重要手段，非调度业务不得占用。省调打给各发电厂、变电站控制室的调度电话，应由值班负责人接话，若值班负责人离开控制室时，应预先指定专人代理，以免延误调度工作。
第3—14条 省电力公司和地（市）供电局领导发布的一切有关调度业务指令，应通过本级调度机构有关领导、技术专职、调度科（组）长等转达给值班调度员，如有关领导不在单位，则值班调度员可直接接受和执行指令，同时尽快报告调度部门领导和科（组）领导。 第3—15条 各级值班调度员和发电厂、变电站的运行人员必须经过培训、考核并取得相应的岗位合格证书方可上岗。省调值班调度员名单应由省电力公司批准，并通知各有关单位。各发电厂、供电局应将本单位有权接受调度指令的人员任免名单正式发文报送省调。
第3—16条 各级值班调度员应 按调度负责人批准的值班表值班。在特殊情况下调班须经调度科（组）长同意，一般情况下不得连续值两班。值班期间应严守岗位，集中精力，严格执行交接班制度，履行交接班手续和交接班汇报制度。
第3—17条 我省范围内110千伏线路、电气设备均由省调统一制定编号原则和范围，由各地调按规定命名编号，以书面形式通知有关单位，并报省调备案。
变电站名称的命名应由各单位立项基建时提出后报省公司批准。220千伏设备由省调统一命名编号，并报华东网调备案；500千伏设备由华东网调统一命名编号。
第四章 并网管理
第4—1条
凡需并网运行的发电厂或电网，必须与电网管理部门本着平等互利、协商一致的原则签订并网调度协议，并按国家及电力行业有关规定履行并网手续，方可正式并入电网运行。
第4—2条
电网管理部门对并网电厂申请并网运行采取分级管理方式
1.凡单机容量达25兆瓦及以上或总装机总容量在50兆瓦及以上，直接接入110千伏电压等级电网的电厂,向省电力公司提出申请；
2.凡单机容量达25兆瓦以下或总装机总容量在50兆瓦以下，直接接入35千伏电压等级及以下电网的电厂,向地市供电局提出申请。
第4—3条 申请并网运行发电厂的建设应与其配套的送变电工程和二次系统(包括相应的继电保护、安全自动及计量装置、通信、电网调度自动化等)设施按批准的设计同步建成、同步投产，并经有关电网管理部门验收合格。待并网的发电厂或电网向电网管理部门提出并网申请报告，经电网管理部门批准，电网调度机构根据己批准的并网申请与申请单位共同安排并网事宜。
第4—4条
并网运行的发电厂或电网，必须服从电网调度机构的统一调度，必须具有接受电网统一调度的技术装置和管理设施，并具备以下基本条件：
1.向有关电网管理部门调度机构提供电气主接线图，主要设备参数、联网方式、继电保护和安全自动装置、远动及通信设备等技术资料，水电厂(包括蓄能水电厂)还应提供水工建筑、水文、水库调度曲线(调度图)等资料，核电厂还应提供核岛的有关资料和图纸。
2.与有关电网调度机构之间的通信设施已按设计建成，并已具备投运条件。
3.远动设施己按设计建成，有关远动信息具备接入有关电网调度机构电网调度自动化系统的条件。
4.根据设计要求安装的继电保护和安全自动装置已具备投运条件。 5.与并网运行有关的电力、电量量测装置的技术等级应符合国家的有关规定并已安装完毕和进行初步校验。
6.保证电厂和电网安全运行的安全稳定控制措施及其他必要的安全措施已落实；
7.其他必要的技术设施和事宜。
第4—5条
有关电网管理部门因电网情况变化，为保证电网和电厂安全运行而要求发电厂加装的有关设备，发电厂应按其要求加装。
第4—6条
有关电网管理部门在接到发电厂的并网申请后，除对其是否具备并网条件进行审核外，对保证电网安全，须与电网配合的继电保护和安全自动装置的整定值应认真组织计算，并下达执行。
第4—7条
电网管理部门的调度机构与发电厂签订的并网调度协议主要包括但不限于以下内容：
1.并网运行的发电厂必须服从电网统一调度，执行有关的电网调度管理规程；电网调度机构应按发电机组设计能力同时体现公平、公正、经济、合理的原则及电网的运行需要统一安排并网电厂的调峰、调频、调压和事故备用。
2.由有关电网管理部门核定的发电机组最高、最低技术出力作为有关调度机构安排发电厂日负荷曲线和调峰容量的依据。
3.发电厂检修计划的编制应统筹考虑电网的需要和发电厂的情况，按电网管理部门批准的计划安排发电厂完成计划检修。检修进度应服从有关调度机构的统一安排，检修安排的变动及临修申请、批准等，按电网有关规程执行。
4.发电厂应严格执行有关调度机构下达的日负荷曲线和电压曲线并接受电网管理考核。
5.有关电网管理部门对发电厂的继电保护、安全自动装置、通信、电网调度自动化等专业工作实行归口管理，并明确这些设备的运行维护范围对设备运行情况进行考核。
6.确定电力(含有功功率和无功功率)、电量和电压的计量点，其量测表计的技术等级应符合国家的有关规定，并定期进行校验。电量计量点原则上应设在设备的产权分界处。
7.发电厂应按有关电网管理部门的要求，按时、准确地报送有关统计报表和运行技术资料。
8.明确调度管辖范围。
9.电网安全措施管理。
10.调度系统现场值班人员培训、考核及认证办法。
11.协议修订办法。 12.协议纠纷处理及仲裁办法。
13.其它。
第4—8条
根据发电厂机组的容量与接入系统电压等级以及电网的具体情况，由省电力公司确定与其签订并网调度协议的电网调度机构。
第4—9条
电网与电网签订并网调度协议的内容，可参照对发电厂的规定执行。
第五章 运行方式的编制与管理
第5—1条 系统运行方式的编制应根据发用电生产计划、电网改造计划、设备检修计划、新设备投产计划等，并结合本省电力系统安全、经济运行的特点，在上级调度的统一部署下进行。
第5—2条 省调编制的运行方式分年、月、日、节日、特殊运行方式等几种。年度运行方式应由省公司总工程师批准；月、节日和重大特殊运行方式由省调总工程师批准；日运行方式由运方科长或主任工程师审定。上述各种运行方式应按照调度管辖范围报华东网调批准或备案，年度运行方式报国调备案。
第5—3条 凡属省调统一调度并纳入电网进行电力、电量平衡的发电设备，不管其产权归属及何种管理形式，均必须纳入电网运行方式和发电调度计划编制的范围（签订并网调度协议的应按照并网调度协议规定原则执行）。
第5—4条 编制系统年度运行方式的要求：
年度运行方式主要由两部分组成，即上年度生产运行情况总结和本年度系统运行方式安排。主要内容应包括：
1.电网规模
⑴上年末电网全口径及统调装机容量，上年内新增机组、500千伏及220千伏电网规模；
⑵本年度计划新增发电机组、500千伏和220千伏变电设备及总容量、输电线路等。
2.电力生产情况
⑴上年度全口径及统调发、用电量增长情况及原因分析；
⑵预计本年度全口径及统调发、用电量和增长情况（包括新投产机组）；
⑶全省及各发电厂分月有功、无功可调出力和预计发电量（包括新投产机组）；
⑷全省分月发用电量平衡计划及省际交换电力、电量预计。 3.负荷情况
⑴上年度统调最大用电负荷、出现的日期及同比情况；
⑵全省及地区分月的最大有功、无功负荷和预计用电量；
⑶全网实际运行中机组停机备用情况、旋转备用安排。
4.电网运行
⑴本年度电网主要运行方式安排计划；
⑵水电厂水库水位控制及水能利用计划；
⑶上年度电网统调平均峰谷差、最大峰谷差及其发生日期。火电机组具有的调峰能力和实际调峰情况（调峰率），运行中调峰的主要矛盾；
⑷上年度统调发电设备年利用小时、统调月平均发电负荷率、最小发电负荷率及其发生日期；
⑸本年度预计电网峰谷差及调峰安排；
⑹系统内主要发、输变电设备大、小修进度及分月最大同时检修容量表；
⑺上年度完成的电网频率合格率，同比增长的百分点；
⑻上年度完成的统调电压合格率，500千伏及220千伏最高、最低运行电压及出现的时间地点；
⑼本年度预计最高、最低运行电压，无功功率分层分区平衡情况；
⑽上年度电网经济指标完成情况及经济运行分析，本年度经济调度方案；
⑾本年度低频减载和其它系统安全稳定控制装置整定方案。
5.网架结构
⑴上年度电网网架结构主要变化及运行中出现的安全稳定主要矛盾；
⑵本年度电网网架结构主要变化及相应带来的安全稳定水平主要变化，预计可能出现的主要矛盾；
⑶本年度系统潮流、稳定、电压、短路容量计算结果。
6.电网安全情况总结及分析 7.电网运行存在的主要问题
⑴上年度运行方式中提出的问题、建议与措施，实际解决或落实的情况及效果；
⑵上年度电网运行中发生的严重事故及一般事故统计；
⑶本年度系统安全、稳定、经济运行及电能质量问题，解决的建议与措施；
⑷其它应说明的问题与注意事项。
第5—5条 月运行方式根据省公司下达的季度生产计划、发电计划、设备检修计划、结合设备运行状况和调整计划进行编制。编制月运行方式应包括的内容：
1.各发电厂发电设备大小修计划进度及平均检修容量表；
2.全省及各厂平均有功、无功可调出力及预计发电量；
3.全省及各地市峰谷平均可用负荷及全月可用电量计划；
4.省际联络线日典型送受电力计划曲线及月度送受电量计划；
5.主要输变电设备检修计划；
6.当月主要新设备投产计划。
第5—6条 为制定年、月运行方式，各发电厂、供电局及所属地调需按时向省调报送下列资料：
1.发电厂
⑴机、炉年、月度大、小修计划及主要电气设备检修计划，分别在10月上旬和每月10日前报下年度和下月计划；
⑵每台机炉的微增煤耗曲线和可能组合下的全厂微增煤耗曲线，水电厂的微增水耗曲线；
⑶发电机组的P-Q曲线（一次性提供）；
⑷机组的效率特性及开、停机炉的损耗资料；机组升降出力的速率，烧油降低出力、滑参数运行的损耗资料（一次性提供）；
⑸厂用电系统结线及厂用电供电方式图；
⑹水轮机组特性及水能利用计划和水库调度图（年初提供）；
⑺全厂月电能平衡报表（5日前报上月的）； ⑻各项经济指标及其它有关资料（年初提供）。
2.供电局
⑴本地区次年及分月预计负荷（含最高负荷及低谷负荷）和预计用电量（峰、腰、谷用电量）；
⑵地区所属主要输、变电设备年度及分月大、小修计划；
⑶地区系统结线图及正常运行方式图；
⑷无功补偿设备一览表（包括调相机、电业和用户电容器组、同步电动机等）；
⑸地区电压控制点和监视点及每季电压曲线；
⑹年度低频减载装置整定方案，地区电网稳定计算报告；
⑺调相、调压设备运行月报（含调相机、电容器组、变压器分接头、电抗器组等）；
⑻220千伏及以上变电站月电能平衡报表。
以上各项中⑴、⑵项于年前10月上旬报送（月度计划每月10日前报送下月计划）；⑶、⑷项于年初报送；⑹项5月底前报送；⑸项每季初报送；⑺、⑻项于每月5日前上报上月的。
第5—7条 系统日运行方式编制应根据月度发电计划、设备检修计划及电网实际运行情况，综合考虑天气、节假日、近期水情、燃料供应、设备情况、省际电力交换及电网设备能力等因素，电力平衡留有一定的备用容量；根据预计负荷进行安全分析，避免出现按预定方式运行存在输变电设备潮流或电压越限。
系统日运行方式编制的内容：
1.全省及各厂预计发电出力曲线，峰、腰、谷发电量；
2.省际电力交换曲线及全日峰、腰、谷交换电量；
3.全省及各地市预计负荷曲线及全日峰、腰、谷用电量；
4.主要发、输、变电设备计划和临时检修安排情况、机炉启停方式；
5.系统结线方式变化、稳定限额、电压、潮流控制及有关注意事项；
6.水电厂水库调度计划；
7.继电保护及安全自动装置变更情况及要求；
8.通信及调度自动化设备、电路变化情况； 9.其它应说明的事项。
第5—8条 节日或系统结线方式有重大变化时，还应编制节日或特殊运行方式。必要时提前召开有关单位参加的运行方式会议，预先安排布置，其内容应包括：
1.主要设备停复役计划、电网结线方式变更情况及存在的薄弱环节；
2.继电保护及安全自动装置变更情况；
3.日出力、负荷平衡计划及峰谷调整手段；
4.潮流控制及安全、稳定措施；
5.电压质量及调相、调压措施。
为编制节日运行方式，各单位应在法定节日前二十天，将节日前一天起至节日后一天止的检修计划，最大、最小可能发电出力、供电负荷，以及主要用户节日生产情况等报省调。由省调统一安排并经审批后的节日运行方式，应在节日前三天下达或通知各单位。
第5—9条 为及时准确掌握系统负荷、潮流以及电能质量情况，每月十五日为系统典型负荷实测日。各发电厂、地调、变电站，应按规定做好实测工作，并将当月十五日全天的负荷实测资料于当月二十日前报送省调运行方式科。
负荷实测报表的内容：
1.发电厂
⑴分机组的有、无功出力及全日有、无功发电量；
⑵各条出线的有、无功潮流及全日有、无功电量；
⑶各级母线电压；
⑷厂用有、无功负荷及全日厂用电量，调相用负荷及全日调相用电量；
⑸调相、调压设备运行状况（含主变、联变分头位置，高低压电抗器投运情况等）；
⑹主结线及厂用供电方式；
⑺其它有关资料。
2.地调
各地调应汇总本地区110千伏及以上变电站负荷实测资料，于当月二十日前报省调运行方式科。其内容包括： ⑴各变电站每台主变各侧有、无功负荷及全日有、无功电量；
⑵各变电站各级母线电压及电压合格率；
⑶各变电站每条出线有、无功潮流及全日有无功电量；
⑷各变电站每台主变分头位置及有载调压变月调整次数；
⑸各变电站电业电容器组运行情况及峰谷投切容量；
⑹本地区各轮低频减载装置实测负荷（含分路开关及实测值）；
⑺低压电抗器投运组数及投切情况；
⑻其它有关资料。
第5—10条 地区电网年度运行方式编制主要是将本地区电网上一年的生产运行情况进行分析总结，对本年度的运行方式进行计算、分析、安排，分析电网存在的问题并提出相应对策，保证地区电力系统安全、优质、经济运行。其基本内容应包括：
1.上一年电网生产运行情况总结分析
⑴生产运行指标：包括并入地区电网火、水电厂年发电量，年、月分区用电量最大负荷、负荷率、无功电压、线损情况等；
⑵生产运行情况：包括新设备投产，发、输、变电设备检修及安全情况，事故过程、原因分析、改进和防范措施、系统安全稳定控制装置和稳定措施落实情况以及内部电力市场运营情况等；
⑶电网规模：包括并入地区电网火、水电厂装机容量、地区网变电站、主变、线路数、电气及地理接线图、地区电网运行存在问题及分析。
2.本年度电网运行方式
⑴新设备投产及电网改造计划、一次运行方式、设备检修计划、电力电量平衡等；
⑵潮流分析、稳定计算、短路容量校核、无功电压、线损分析和系统安全稳定控制装置、稳定措施等。
第5—11条 系统各类运行方式的编制，应考虑安全、经济和保证电能质量的要求。各发电厂、变电站、各地区的正常结线均应与主系统正常结线方式相适应。
220千伏及以下电网一般不允许出现电磁环网方式。 第六章 基础资料及设备参数管理 第6—1条 凡属华东网调和省调调度管辖或调度许可的设备，均应由设备所属发电厂、供电局向省调报送下列资料；
1.主要设备的技术规范及有关参数：发电机、变压器、线路、开关、闸刀及发电机励磁调压系统和调速系统的参数等，包括出厂试验和竣工实测参数；
2.各类设计、施工资料及图纸（包括一次结线图、开关排列顺序、平面布置图以及电厂的厂用系统、主蒸汽系统图等）；
3.继电保护装置的配置及有关资料和图纸（包括线路、变压器、母差保护的原理图，220千伏故障录波器配置的型号等）；
4.安全稳定控制装置、安全自动装置、通信、远动等配置情况及有关资料和图纸（包括设计、制造厂图纸资料及调试报告等）；
5.线路设计参数、互感参数、线路的地理走向、换位、交叉、合杆情况，交叉管理的杆号、分接点，杆塔型式、导线排列、绝缘架空地线及引下装置等图纸资料；
6.地区电网正常方式结线图、地理结线示意图、各种安全自动装置安装的地点、负荷性质及用电资料等；
7.潮流、稳定及短路容量计算和失磁计算程序中所需的设备参数和系统运行数据。
第6—2条 上述参数由各设备所属厂、供电局在每年11月底前报省调，新设备投产参数按第八章有关要求报。
第6—3条 设备参数上报内容见附件八。
第七章 设备检修管理
第7—1条 电力系统设备检修分类
检修分为计划检修和临时检修，其中临时检修分为非计划检修（设备非紧急状态）和紧急停役检修。
第7—2条 计划检修管理
1.检修计划分类：检修计划分为年度检修计划、季度检修计划、月度检修计划、日检修计划、节日检修计划，因基建施工或技改等需要，要求运行设备停役时，应由设备所属的生产单位纳入检修计划。
2.检修计划的编制与批复 ⑴年度检修计划：各发电厂应根据发电设备规定的检修周期，并考虑当年设备运行状况及存在问题， 编制第二年设备大、中、小修计划进度表，具体工作按有关规定办理。各发、供电单位应根据设备检修、预试周期及运行设备具体状况，组织有关部门共同制定本单位220千伏及以上输变电设备年度检修、预试计划，且各专业在停电时间上予以平衡。下一年度检修计划于当年10月上旬报送省公司生技部门和省调。经省公司生技部门会同省调统一平衡汇总并经审核批准后，于11月份下达各单位。
⑵季度检修计划：各单位应根据年度检修计划执行情况，设备运行状况及存在问题，在季前一个月的10日前，将季度检修计划报送省公司生技部门和省调。经省公司生技部门会同省调统一平衡汇总并经审核批准后，于季初下达各单位。
⑶月度检修计划：各单位应于每月10日前报出下月检修计划或对季度检修计划的调整意见，由省调根据系统情况统一平衡,并报华东网调许可后，于月底前下达各单位。
⑷日检修计划：省调根据月度检修计划和工作单位的申请，并充分考虑电网运行的实际情况，安排机炉检修，在每天16：00以前随日生产计划一并下达。
⑸节日检修计划：各发电单位应在法定节日二十天前向省调申报节日检修计划，由省调平衡核准并报华东网调许可后，下达各单位。
2.检修计划的执行
⑴ 发输变电设备按计划进行检修（试验）时，虽有批准的月度检修计划，设备的主管部门仍应在规定时间向省调提出书面申请。
⑵发输变电设备检修原则上按月度检修计划的安排进行，已批准的月度检修计划，无正当理由，不得随意更改。
⑶未列入月度检修计划的检修申请，原则上不予安排。
第7—3条 临时检修管理
1.临时检修含义：在月度检修计划中批准的设备检修以外的设备停役检修，包括非计划性检修（设备非紧急状态）和设备故障、缺陷等原因造成的紧急停役检修，均统计为临时检修。
2.临时检修（事故停役除外）应在设备停役前尽早向省调提出检修申请，省调应根据电网情况及有关规定及时将属华东网调管辖（或许可）设备的临时检修申请转报网调。临时检修虽经批准，但是否构成事故，仍应按部颁《电业事故调查规程》的有关规定确定。
3.省调值班调度员有权批准下列对日调度计划和系统运行方式无明显影响的临时检修：
⑴ 当天可以完工的设备检修；
⑵收到次日调度计划后，次日可以完工的设备检修； ⑶与已批准的计划检修相配合的检修工作（但不能超出计划检修设备的停役时间）。
4.下列情况不作为临时检修，但应预先报省调值班调度员同意并双方做好记录：
⑴ 利用低谷时段进行清扫、维护或消缺且不影响日调度出力曲线者，或虽部分影响出力曲线但系统条件允许修改出力曲线者。
⑵与主设备检修相配合且不影响系统运行方式和其它发供电设备者。
第7—4条 检修工作申请票管理
1.工作申请票的申报与接收
属省调调度管辖及省调许可的设备（影响220千伏系统主网方式、继电保护方式、机组出力或对用户供电者）停役、检修、试验等工作均要向省调申报检修（或试验）工作申请票。在正常工作日时间内工作申请票由省调运行方式科日方式专职人接收。在非正常工作日时间内紧急停役检修工作申请票由省调值班调度员负责接收。以计算机传输方式为主，电话传真及人员电话申报为辅。不管何种方式传输申报，申报人及接收人都必须在双方的工作申请票上签名，记录对方姓名，并进行复核。正常检修工作申请票应在开工前三天12：00前向省调报申请。新设备启动送电工作申请票和节日检修工作申请票应提前12天报省调。延期工作申请票应在原批准完工时间前一天12：00前（只有一天工期的，应在当天12：00前）办理延期申请。
2.工作申请票的批复与执行
工作申请票批复以省调值班调度员的答复为准，正常检修工作申请票应在开工前一天12：00前答复申请单位，新设备启动送电工作申请票和节日检修工作申请票应提前3天答复申请单位。值班调度员在答复工作申请票前，应了解清楚工作申请票全部内容及批复意见和要求，属华东网调批准的工作申请票还要等待华东网调批准，然后全面答复申请单位的值班调度员或值长，并通知方式变动、保护调整、倒闸操作所涉及的相关单位。答复现场时电话答复为主，以计算机传输方式、电话传真为辅，且各自在工作申请票上签字。
3.工作申请票的改期
凡已答复的工作申请票，由于申请单位无正当理由未能按期开工的，由调度科注明情况后宣布作废并退回运方科备案。若因天气或特殊原因不能按期开工，申请单位要求改期的，调度科注明原因后退回运方科重新安排。若因系统原因不能按期开工，退回运方科重新处理。
确需改期的设备检修工作，必须及时提交改期申请，并在改期工作申请票中说明改期的原因，原则上只能改期一次。
第7—5条 设备停复役规定及联系制度
1.省调调度管辖范围内的设备，在停役或复役前，应得到省调值班调度员的指令才能操作。省调调度许可设备，应得到省调值班调度员的操作许可，才能停、复役。 2.省调已批复的检修工作因故不能如期开工，应在停电前四小时通知省调值班调度员。如由于系统原因推迟开工，一般应在前一天16：00前通知检修单位。设备检修不能如期投入运行（或恢复备用），若涉及对用户停电或影响对用户供电，省调只负责说明延期对用户和电网的影响，并作相应的安排，至于是否算作事故或障碍等，由安监部门确定。
3.发电厂的附属设备或地调调度管辖的有关设备，停役检修（或试验）影响发电出力或主网输电能力时，应向省调办理申请批准或许可手续。
设备停役检修若需对用户停电，检修单位应向有关供电部门申请。由供电部门确定对用户的停电时间，应与省调批准的检修时间相一致（用户停电时间应包括检修工作时间和设备停送电操作时间在内）。
4.凡涉及两个调度运行部门操作管理的设备，检修及操作联系必须严格按照调度协议或有关规定办理。停送电前应经过联系明确设备状态。
5.已停电的输变电设备，在未经调度许可开工前，或工作负责人汇报完工后，应认为随时有来电的可能。严禁未经调度同意，擅自在运行或备用设备上进行工作，严禁约时停送电或约时开工检修。
6.凡配合检修的工作，应向省调值班调度员提出配合工作申请，值班调度员应在工作申请票上注明配合工作内容和工作联系人。同样必须经值班调度员批复同意，并得到值班调度员许可开工指令后才能进行工作。值班调度员只有得到设备停役检修的工作联系人（包括所有工作联系人和配合工作联系人）工作结束可以送电的汇报后，并核对工作申请，做好记录后才能下令操作送电。
第7—6条 设备检修时间计算
1.发电厂和变电站内的发、变电设备检修时间：从设备自系统断开（拉开开关、关闭主汽门）时起，到设备投入运行或根据调度需要转为备用时为止。设备停复役所进行的一切操作（包括启动、试验）时间，均计算在检修时间内。
2.输电线路检修时间：从线路开关断开并隔离接地时起，到值班调度员接到最后一个工作负责人报告“线路检修工作结束，人员撤离现场，工作接地线已全部拆除，线路可以送电”时为止。
3.调度检修（试验）工作申请报批的开工、完工时间，应与上述设备检修时间的计算原则相一致。
第7—7条 设备检修统计分析
省调综合全省发电及输变电设备运行及检修情况，统计全省月度检修计划完成情况、非计划检修和紧急消缺情况，分析设备检修中的问题并提出相应的对策，以搞好设备检修工作，保证电网安全稳定运行。
第八章 新设备投入运行的管理
第8—1条 我省系统内新建设备投入运行前，应按本规程第二章、第三章规定的原则确定调度关系并命名编号。
新设备的命名编号，原则上由所辖调度确定。500千伏系统的设备由华东网调统一命名编号；220千伏系统的设备由省调统一命名编号并报网调备案；110千伏及以下系统由各地调命名编号并报省调备案。
第8—2条 凡属华东网调和省调调度管辖或调度许可的新设备，应在投产前三个月由设备所属厂、供电局按本规程第六章的要求，向省调报送有关参数及资料。
第8—3条 省调接到新投产设备的有关资料后，应做如下工作，并于投产前通知有关单位：
1.确定调度管辖范围，对省调管辖或许可范围内的设备进行命名编号；
2.提供有关的继电保护及安全自动装置整定方案；
3.确定运行方式，并进行必要的潮流计算，稳定计算，修订稳定规定有关部分；
4.根据工程进度和调试程序，拟定新设备启动投产方案；
5.修订或补充调度规程有关部分，校正系统结线图。
第8—4条 新设备投产前应由基建主管部门组织启动委员会，召集有关单位参加的启动会议，确定启动日程和调试程序，讨论并审定启动试运行的原则方案。
第8—5条 新设备的启动投产或试运行，应提前十二天由新设备所属生产单位向省调提出新设备启动书面申请，其内容包括：
1.投产设备及投产范围；
2.启动、调试和试运行的计划，试验项目、方案及要求；
3.调度通信方式；
4.现场安全措施。
在新设备启动投产前还应向省调报送现场运行规程和事故处理规程，以及有权接受调度指令人员的名单。
第8—6条 新设备施工期间若需运行设备停电时，应由施工单位按本规程第七章的有关规定，通过该运行设备的主管单位向省调提出书面申请。 第8—7条 在新设备启动前三天，省调应对新设备启动投产工作申请票予以答复，并应将启动方案下达有关单位。新设备启动投产方案内容包括：
1.新设备投产后的正常运行方式及安全稳定运行注意事项；
2.新设备投产的启动、调试操作方案；
3.继电保护及安全自动装置整定方案；
4.调相调压设备的运行方式；
5.通信、自动化的要求和注意事项；
6.省调有权发布调度指令人员的名单。
第8—8条 新设备启动前必须具备下列条件：
1.设备竣工验收业已结束，质量符合安全运行要求；
2.参数测量及有关试验（包括保护元件及整组试验）业已结束，并提前三天将实测参数和有关试验报告以书面形式报送省调和有关单位；
3.生产准备工作业已就绪（包括运行人员培训、考试合格，现场规程、制度健全等）；
4.调度通信、自动化设备良好，通信畅通，并符合国家标准，各项远动自动化功能符合调度要求；
5.继电保护、安全自动装置等设备符合系统要求，并具备投运条件；
6.电能计量关口已经有关部门批复，计量表计齐全，校验合格并已作好抄表准备；
7.新投产发电设备所属单位已与省调签订并网调度协议；
8.启动范围内的全部设备具备启动条件，并应由现场负责人正式向有关调度报告，明确启动前设备状态。
第8—9条 新投产机组应完成下列性能试验，并满足设计要求后，机组方能进入商业化运营：
1.新投产单机容量为200MW及以上的火电机组，在基建投产半年试运行期间，必须进行发电机组的进相运行性能试验，并将试验结果书面报省调；
2.新投产单机容量为100MW及以上的火电机组，在基建投产半年试运行期间，必须完成机组AGC运行功能调试，并将调试结果书面报省调。 3.新投产发电机，在基建投产半年试运行期间内，应完成励磁与电压调节系统、调速器系统、模型参数的在线测试并上报省调方式科。
第8—10条 新设备投产后，有关调度应做好下列工作： 1.修改校正调度模拟盘； 2.修改一次系统结线图； 3.修改有关的二次图纸；
4.修改有关参数资料，建立设备专档； 5.修正短路容量，调整有关保护定值； 6.校核或重新确定有关稳定限额；
7.修改本规程有关章节；
8.有关调度人员应熟悉现场设备和现场规程，了解运行方式、操作程序及事故对策。
第8—11条 新设备未经申请批准或虽经批准，但在未得到所辖调度值班调度员的指令前，严禁自行将新设备接入系统运行。
启动设备一旦移交调度，凡设备状态的变更，均需遵守本规程规定，未经调度许可不得进行任何操作或工作。
第8—12条 对新建电厂和220千伏及以上输变电工程等重大项目，在施工阶段，运行主管部门即应与省调取得联系，研讨有关调度关系、运行方式、继电保护、通信、调度自动化等事项，省调也应积极参与，充分做好投运前的准备工作。
第九章 系统稳定管理
第9—1条 省调负责进行220千伏系统的稳定计算，编制稳定运行规定，制定系统稳定措施，并对系统继电保护及安全自动装置等提出要求，以确保系统安全稳定运行。
第9—2条 安徽电力系统的安全稳定标准严格遵循部颁《电力系统安全稳定导则》的规定，保证系统在承受规定故障扰动时，均能保持稳定运行。
第9—3条 根据部颁《电力系统安全稳定导则》的有关内容，安徽电力系统安全稳定计算分析应确定系统的静态、暂态稳定水平，并逐步开展系统的动态稳定、电压稳定性及再同步的计算分析。计算中涉及到的各种元件和装置的参数和模型以及运行方式安排应符合《稳定导则》的有关规定。 第9—4条 应根据电网结构的变化，制定安徽电力系统、省内大区及重要城市全停电的恢复方案，以便能有序地实现系统的重建和对用户恢复供电。恢复方案中应包括组织措施、技术措施、恢复步骤和恢复过程中应注意的问题。
第9—5条 对《安徽电网年度稳定运行规定》编制的要求
1.计算范围
省调负责220千伏系统的稳定计算，包括500千伏电气设备停役方式下220千伏系统的稳定限额。
2.计算条件
外网应为华东网调统一提供的下一年度的计算网络；
省网的网络结构应以使稳定运行规定实用为原则，结合下一年度的基建投产进度确定；
基本潮流中的省际交换潮流应为下一年可能出现的最大潮流；
基本潮流中的枢纽点电压水平应为高峰时段电压曲线的下限电压。
3.计算内容
正常方式下的500千伏、220千伏主干线路的稳定限额；
主干线路、母线、500千伏主变检修方式下的稳定限额；
快速保护停用和相应的重合闸方式下的稳定限额；
线路故障跳闸后强送时，有关联络线的强送端及强送稳定限额，选定强送端时，应在计算的基础上再权衡可操作性；
特殊开机方式下的稳定限额；
220千伏母线正常结线方式。
4.故障点分别模拟在线路出口处和母线上。
5．《安徽电网年度稳定运行规定》需报华东网调备案。
第9—6条 对跟踪计算的要求
当系统中出现《安徽电网年度稳定运行规定》中未覆盖的运行方式（如n-2方式）或由于系统运行需要时，应进行跟踪计算。跟踪计算应考虑当时的开机水平、负荷水平和电网结构等情况，其计算结果反映在电气设备检修工作票的稳定限额中，必要时应编制出计算报告供有关领导参考与决策。
第9—7条 对地区电网稳定管理的要求
1.地区电网稳定管理的目的
通过稳定计算、分析本地区电网存在的稳定问题，提出并落实系统稳定措施，对电网结构和继电保护提出要求，制定安全稳定控制装置配置方案，并统一安排实施，保证本地区电网安全稳定运行，确保110千伏及以下系统故障不影响500/220千伏主系统稳定运行。
2.地区电网稳定管理的主要内容
地区电网稳定管理的主要内容包括每年编制地区110千伏及以下电网稳定计算报告、地区稳定运行规定，报省调运行方式科备案；
根据系统运行需要进行跟踪计算和编写计算分析报告。
3.地区电网稳定计算报告和稳定运行规定的计算范围及主要内容
正常运行方式下本地电网稳定限额和稳定措施；
根据地区电网改造及新设备投产情况，特别是地区小电厂接入系统后电网的稳定限额和措施；
线路、母线、变压器等停役，一次方式改变后的本地区电网的稳定限额和稳定措施；
本地区电网的某一部分并入相邻电网运行方式下的稳定限额和稳定措施；
相邻电网并入本地电网运行方式下的稳定限额和稳定措施；
与本地区电网关系密切的上一级电网电气设备检修方式下（例如省调管辖发电机组因设备停役并入地区电网）的稳定限额和稳定措施；
线路、母线、变压器快速保护停役方式下的稳定限额和稳定措施；
设备故障后导致本地区电网与主系统解列后的安全稳定措施；
地区电网在稳定计算中只考虑3MW及以上的发电机组。
4.地区稳定运行规定的执行
在稳定计算报告编制完成之后，应根据所提出的稳定措施的落实情况，正式出版地区电网的稳定运行规定，并在地区电网的实际运行中严格按稳定运行规定执行。地区电网的实际运行方式中，如果稳定计算报告中提出的稳定措施得不到落实，应严格按无措施的稳定限额来执行。 地调管辖的设备检修影响到主系统稳定运行时，要报省调并采取措施以满足系统稳定要求；如果对省调直接管辖或委托地调调度的电厂的出力或电压有要求时，各地调应向省调报检修申请并提出稳定限额，经省调校核后，由省调对管辖的电厂下达稳定限额或由地调直接下达给委托调度的电厂。
110千伏及以下系统内电厂管辖的设备检修可能影响系统稳定运行时，或并入220千伏电网运行的电厂由于设备检修需并入110千伏电网运行时，电厂应向省调和地调报检修申请，地调做好安全稳定措施和潮流控制；影响省调管辖委托地调调度的电厂的稳定限额时，地调要依据电厂的检修申请，向省调报稳定限额，由省调对管辖的电厂下达稳定限额或由地调直接下达至委托调度的电厂。
第9—8条 对地区小电厂并网的要求
地区小电厂应按《电网调度管理条例》规定的原则向地调提供接入系统方案及有关设备参数，地调应进行潮流、稳定计算，给出新机组上网后的稳定措施及稳定限额，并报省调运行方式科备案，在安全稳定措施和其它技术要求落实后新机组方可并网运行。
第9—9条 稳定限额执行要求
1.属省调管辖网调许可的220千伏设备检修，影响系统正常稳定限额时，应由省调运行方式科提供稳定限额，报网调许可。
2.在各种运行方式下，220千伏线路不得超过稳定限额运行。如特殊需要而超稳定限额送电时，必须得到网调或省公司总工程师批准。
3.220千伏线路不允许按静态稳定限额送电。
4.220千伏线路全线速切保护因故停用时，其后备保护切除故障时间要求不大于0.6秒。220千伏母线的母差保护因故停用不超过四小时时，该母线所有出线的保护整定值及重合闸状态可不作调整，稳定限额按母差保护停用限额控制，但应尽量缩短母差保护停役时间并经所总工程师批准；母差保护停用时间超过四小时时，该母线所有出线(馈线除外)对侧开关的后备保护切除故障时间要求不大于0.6秒，停用单相重合闸，且稳定限额按停用母差保护规定限额执行。
5.提高系统安全水平的安全稳定控制装置，按本规程第十章有关规定管理。
第9—10条 对调度运行人员的要求
1.运方专业人员在负荷预计的基础上，根据分层分区平衡的原则安排方式时，应考虑开机方式对线路潮流过载的影响；
2.省调值班调度员应根据华东网调或省电力公司批准下达的稳定运行规定及电气设备检修工作票中稳定限额部分监视、控制潮流和电压水平。在稳定限额中对电压水平和发电机力率有具体要求的，应确保其达到规定的水平。 3.为保证系统的安全稳定运行，防止电压崩溃，规定若干枢纽变电站母线运行电压不得低于“最低允许运行电压”值。当某枢纽变电站母线电压低于“最低允许运行电压”时，应按第十二章规定处理。
4.220千伏线路强送的规定按本规程第十四章线路事故处理的规定执行；线路强送前，要将主干线路潮流调整到三相短路故障时的强送稳定限额以下；线路强送时，应选用稳定限额中规定的强送端进行强送。
5.当省调或地调管辖的电气设备停役影响地区电网稳定限额时，地调运方专责人应下达稳定限额，地调调度员应严格执行该稳定限额；属于省调下达的重大电气设备检修范围的，应向省调上报安全稳定措施。
第9—11条 凡对省调管辖和许可设备运行中进行试验或电力系统实时特性试验等，必须提前十天向省调提出试验申请及书面报告，提供保证试验期间系统安全的措施和有关计算分析，经省调同意后方可进行试验。
第9—12条 对《年度电网短路容量表》编制的要求
1.每年至少应进行一次短路容量计算，编制《安徽220千伏电网短路容量表》，上报华东网调备案并下发给省内各发电厂、供电局，对短路容量已超过开关遮断容量的，应立即采取措施解决。
2.短路容量计算以省网全接线、全开机的正常大方式为依据，计算中应考虑至下一年末新增的系统设备（包括发电机、变压器、线路等），网络结构应包括地区小电源及必要的低压网络，外网根据华东网调当年提供的边界短路容量进行等值。
3.计算中不计负荷效应，次暂态电势均按1.0∠0º 考虑，各级电压基准值分别为525千伏、230千伏，容量基准值为100兆伏安。
4.计算结果中的短路电流应为三相短路的次暂态周期分量，开关短路电流为三相短路时通过该开关的最大可能值，短路容量为与短路电流相对应的兆伏安值。
5.各发电厂、供电局应根据220千伏主网短路容量，自行计算和校核本地区或厂内110千伏及以下设备的短路容量，对短路容量超过开关遮断容量的，应立即采取措施解决。
第十章 系统安全稳定控制装置管理
第10—1条 系统安全稳定控制装置是保证电力系统安全稳定运行，防止系统频率和电压崩溃，提高系统稳定水平和供电可靠性的重要措施。电力系统应不断充实和完善安全措施，加强安全稳定控制装置的管理，新投产的发输变电设备及其接入系统配套工程，必须具备完备的安全措施和必要的安全稳定控制装置。 第10—2条 省调运行方式科负责全省安全稳定控制装置的运行及技术管理；继电保护科负责全省安全稳定控制装置的设备管理。
第10—3条 安全稳定控制装置调度按管辖范围，分为网调、省调及发电厂、供电局（地调）三级管理，各级管理机构对所管辖的安全稳定控制装置，应明确管理职责，责任到人。
第10—4条 各发电厂、供电局对所管辖的安全稳定控制装置应建立严格的安全稳定控制装置管理制度，做好装置的正常运行、检修维护、装置反措工作。
第10—5条 我省电网配置了以下安全稳定控制装置：
1.系统切机装置；
2.洛河电厂220千伏母线故障远切负荷装置；
3.500千伏联络线跳闸联切低压电抗器装置；
4.发电机自动调节励磁装置及PSS；
5.阜阳变220千伏安全稳定控制装置；
6.安庆变主变过载切负荷装置；
7.低频减载装置；
8.低压减载装置；
9.低频（或低频低压）解列装置；
10.备用电源自投装置；
11.水电厂低频自启动和低频调相改发电装置。
以上安全稳定控制装置根据作用和功能分属网调、省调和发电厂、供电局（地调）调度管辖。
第10—6条 切机装置（或远方切机装置）的管理
1.500千伏电网的远方切机装置属网调调度管辖，装置的整定和投运方式由网调确定，其检修或试验申请应经网调批准；
2.直接并入220千伏电网机组的切机装置属省调调度管辖，所在发电厂负责操作管理；
3.接入110千伏及以下系统机组的切机装置属地调或所在发电厂调度管辖，由省调许可；
第10—7条
洛河电厂220千伏母线故障远切负荷装置 1.洛河电厂220千伏母线故障远切负荷装置属省调调度管辖、网调许可；
2.装置的整定和投运方式由省调确定，其检修或试验申请应经省调批准并报网调许可。
第10—8条 500千伏联络线跳闸联切低压电抗器装置属网调调度管辖，装置的整定和投运方式由网调确定；500千伏联络变跳闸联切负荷装置属省调调度管辖，网调许可。装置检修或试验申请应经省调批准并报网调许可。
第10—9条 发电机（调相机）的自动调节励磁装置属管辖发电机组的调度管辖。装置的有关技术资料与图纸等应报所辖调度。装置正常投入运行，若需停役检修或试验，应得到所辖调度批准。大型发电机励磁装置的参数和性能应符合“大型发电机励磁控制系统的试验和要求”中的规定。
第10—10条 阜阳变220千伏安全稳定控制装置
1.阜阳变220千伏安全稳定控制装置属省调调度管辖，阜阳局负责操作管理；
2.装置的整定和投运方式由省调确定，其检修或试验申请应经省调批准。
第10—11条 安庆变主变过载切负荷装置
1.安庆变主变过载切负荷装置属安庆地调调度管辖、省调许可；
2.装置的整定和投运方式由安庆地调确定，其检修或试验申请应经安庆地调批准并报省调许可。
第10—12条 低频减载装置的管理
1.低频减载装置是防止系统或解列的局部系统频率崩溃的重要措施，各地（市）供电局每年应根据省调下达的低频减载方案，对本地区各轮低频减载装置进行重整。认真组织方案的实施并按时投入运行，确保所切负荷满足要求；省调对电网低频减载方案与发电机低频保护整定方案的综合配合进行核定，避免低频减载不到位或发电机低频保护过于灵敏引起发电机低频保护动作跳闸，频率恶化的后果。
2.110千伏及以下电网低频减载装置属地调调度管辖、省调许可；
3.每月15日应对各轮低频减载装置所切开关的负荷进行实测，各地调度应将实测结果按要求格式汇总，并于当月25日前报省调运方科；
4.低频减载装置正常应投入运行，未经省调批准，不得擅自将装置停用或变更其所控制的开关。低频减载装置及所控制的开关需停役检修或试验时，应经省调许可；
5.在系统发生低频事故后，所切负荷开关应征得所辖调度同意方可恢复送电。地区调度应将本区域电网低频减载装置动作情况及所切负荷量及时统计上报省调。 第10—13条 低压减载装置的管理
1.安装在220千伏变电站的UFV-2型低压减载装置属省调调度管辖，地调负责操作管理；
2.为防止地区电网发生电压崩溃事故，各地（市）供电局应根据地区电网结构，配置足够容量的低压减载装置。地区电网低压减载装置属所在地调调度管辖，装置配置方案、动作原理及有关资料、图纸应报省调备案；
3.各地调每月15日对各层次低压减载装置所切负荷进行一次实测，实测结果按要求汇总，并于当月25日前报省调运方科；
4.低压减载装置动作跳闸后，应征得省调同意方可恢复送电，地调应将装置动作情况及所切负荷量及时上报省调。
第10—14条 备用电源自投装置的管理
1.为充分利用系统备用电源，提高供电可靠性，在多电源的变电站应设有备用电源自投装置；
2.备用电源自投装置的设置由地（市）局根据本地区电网结构进行合理的配置，装置属所在地调调度管辖；
3.备用电源自投装置的配置方案，装置的有关资料及图纸等应报省调备案；
4.发电厂厂用系统的备用电源自投装置属发电厂管辖。装置的有关资料及图纸等报省调备案。
第10—15条 低频（或低频低压）解列装置的管理
为防止因系统发生故障导致频率（或电压）降低时，危及火电厂厂用电和重要用户的正常供电，杜绝地区电网瓦解或全厂停电事故的发生，有条件的火电厂和具有小电源的地区电网应配置低频（或低频低压）解列装置。
1.有条件的火电厂应根据本厂厂用电方式和要求，会同有关地调确定厂用电自动（或手动）解列方案；解列装置属电厂管辖，有关图纸和资料应报省调备案。因扩建或改建工程影响原解列方案时，应将调整后的解列方案重报省调备案；
2.具有小电源的地区电网，应根据地区电网安全稳定控制装置配置与电力平衡情况，合理设置解列点，并配置低频（或低频低压）解列装置。装置属所在地调管辖，解列方案及有关资料、图纸应报省调备案。
第10—16条 水电厂低频自启动和低频调相改发电装置的管理
为充分发挥水电机组紧急备用的作用，防止系统频率崩溃事故，水电厂机组应装设低频自启动和低频调相改发电装置。 1.低频自启动和低频调相改发电装置的整定和投运方式由省调根据机组性能和系统运行需要确定，各水电厂按要求实施。装置正常按要求投运，若需检修或试验须得到省调许可；
2.低频自启动和低频调相改发电装置的图纸和有关资料报省调备案。
第10—17条 为确保安全稳定控制装置安全可靠运行，装置安装现场要根据安全稳定控制装置的原理和有关规程、规定及条例制订相应的现场运行规程；现场应对安全稳定控制装置进行日常检查巡视，发现装置异常应及时汇报给装置管辖调度，并采取措施加以解决；现场每年应对安全稳定控制装置进行检修、维护，年检项目要齐全、规范并有详细的校验项目记录。
第10—18条
安全稳定控制装置调度管辖单位，每年应对其装置定值重新进行计算，并将计算结果编制成标准格式的安全稳定控制装置定值单；安全稳定控制装置定值通知单经所在单位总工程师或其他主管生产领导批准后方可生效。
第10—19条 安全稳定控制装置定值单一式五份，分别发给调度及有关发电厂和变电站； 现场安全稳定控制装置定值的调整和更改，应按安全稳定控制装置定值通知单的要求执行，并依照规定日期完成。
第10—20条
新投产的发、输、变电工程配置的安全稳定控制装置，在新设备投产时应同时向运行单位移交安全稳定控制装置原理图、实施图及有关技术资料。
第十一章 系统频率的调度管理
第11—1条 当安徽电网与华东电力系统并列运行时，频率调整按“华东电力系统调度规程”执行。正常应保持在50±0.2赫兹范围内运行，禁止升高或降低频率运行。为监视系统频率，省调调度室应装有数字式频率表、记录型频率表、标准钟和电钟，省调应保证频率表和标准钟的准确性。每月15日16：00与网调核对一次，本省各发电厂、变电站控制室、各地调调度室也应装有频率表和标准表，每月15日17：00与省调核对一次。
第11—2条 当安徽电网与华东电力系统解列运行时，省调指定田家庵发电厂为第一调频厂。当水库调度计划许可时，省调也可指定陈村电站担任第一调频厂，转移调频厂的指令，由省调值班调度员发布。
第11—3条 安徽电网独立运行时，担任我省电网的第一调频厂的值班人员应认真监视系统频率，系统频率应保持在50±0.2赫兹范围内，当系统频率超过偏差允许范围而又无调频能力时，第一调频厂值长应立即报告省调值班调度员，省调值班调度员在接到调频厂失去调频能力的报告后，应立即采取果断措施，尽速恢复调频厂的调频能力。
第11—4条 容量在50万千瓦及以上的火电厂均为安徽电网第二调频厂。当系统频率超出50±0.2赫兹时，担任我省系统第二调频厂的值班人员应主动调整出力协助第一调频厂调频，将电网频率恢复至50±0.2赫兹范围内。 第11—5条 在系统正常运行时各发电厂应依照省调实时发电控制系统下达的发电调度曲线，按规定偏差范围匀速调整出力或根据省调值班调度员的要求进行调整，不得擅自增减出力。在调整出力时，应监视系统频率和联络线潮流，如已超出规定范围和允许限额时，应暂停调整并报告省调值班调度员。各发电厂如有特殊情况需要改变发电调度曲线时，必须预先得到省调值班调度员的同意。省调值班调度员根据系统情况或网调指令可以随时修改各发电厂的发电调度曲线。
第11—6条 为保证系统频率正常，在编制系统及各发电厂的日发电调度计划时，应考虑留有必要的旋转备用容量（高峰时一般为系统负荷的2-5%）。分配备用容量时，要考虑到调频手段和联络线的输送能力.
第11—7条 华东电网的合格频率，当自动发电控制装置（AGC）投入时定为50±0.1赫兹，超出50±0.1赫兹而小于50±0.2赫兹时为不合格频率。各厂具备自动发电控制（AGC）的机组正常应按省调值班调度员要求投入或退出AGC功能。AGC机组的控制模式由省调值班调度员根据需要确定。
第11—8条 省调值班调度员负责监视和控制省际联络线关口功率在规定范围内，协助电网调频。省调值班调度员在日发电调度计划的基础上，通过对各发电厂下达实时发电调度计划和已投入AGC功能的发电机组，按省际联络线关口功率给定值调整机组出力，联络线计划送受电曲线由网调下达。
第11—9条 当系统频率低于49.90赫兹或本省超用时，省调值班调度员应根据省际联络线关口偏差情况，按顺序采取下列措施，使频率及省际联络线关口恢复正常：
1.发令各发电厂增加旋转备用机组出力；
2.发令开启备用机组；
3.向网调值班调度员申请使用系统事故备用容量；
4.通过网调值班调度员向华东兄弟省市调购买小时或日经销电；
5.向网调值班调度员申请系统事故支援的同时，根据各地区用电负荷情况，按比例下令各地调值班调度员拉闸限电，受令者必须立即执行。
第11—10条 当系统频率超出50.10赫兹或本省超送时，省调值班调度员应根据省际联络线关口偏差情况，发令各发电厂降低发电机组出力，必要时可发布停机、停炉指令，在条件具备时可开启抽水蓄能机组抽水，各发电厂应按省调指令迅速调整出力到指定值，使省际联络线关口迅速恢复正常。
第十二章 系统电压的调度管理
第12—1条 电力系统的电压是电能质量的主要指标之一，电压质量对电网稳定运行，降低电能损失，保证工农业安全生产，提高用户产品质量和降低用电单耗等都有直接影响。各级调度运行人员必须加强对系统各级运行电压的调度管理。我省500千伏、220千伏、110千伏及以下各级运行电压分别由华东网调、省调、地调分级管理。
第12—2条 我省500千伏系统的运行电压由华东网调统一调度管理。华东网调确定500千伏系统的电压控制点和监视点，并每季编制下达电压曲线。
第12—3条 省调电压管理职责
1.对220千伏系统运行电压实行统一管理；
2.负责电压控制点和监视点的调整，每季编制下达电压控制点电压曲线和监测点电压合格范围。
第12—4条 地调电压管理职责
1.对本地区全部110千伏及以上变电站和重要的35千伏变电站的各级母线电压，实行在线实时监测；
2.负责督促、指导接入地区电网的水、火电厂做好无功管理和电压调控工作；
3.对有调节手段的110千伏、35千伏变电站中低压母线要核定适当数量的电压控制点和监测点，每季编制下达电压曲线，并按规定日期上报省调。
第12—5条 电压控制点和电压监视点确定原则
1.电压控制点：选择有多回出线的区域性水、火电厂的高压母线；有大量地区负荷的发电厂母线；具有大容量调相机的枢纽变电站的高压母线；安装有载调压变和可投切电容器组的枢纽变电站的二次母线。
220千伏网电压控制点：淮北电厂、淮北二电厂、洛河电厂、田家庵电厂、合肥电厂、合肥二电厂、芜湖电厂、铜陵电厂、马鞍山电厂、马鞍山二电厂；
2.电压监视点：选择不具备电压和无功调整手段或电压无功调整手段不足的电压中枢点母线。
220千伏网电压监视点：所有220千伏降压变电站的220千伏母线和500千伏变电站的220千伏母线；
根据电网的发展，电压控制点和电压监视点可进行适当调整。
第12—6条 电压曲线的编制
发电厂和变电站母线电压曲线应根据系统稳定运行和用户受电端电压合格的要求，明确正常运行电压在规定值和允许的偏差范围，有调节手段的各级电压控制点，还应以逆调压方式编制电压曲线，确定高峰、低谷时段相应的电压规定值及允许的偏差范围。 1.发电厂和500千伏变电站的220千伏母线，正常运行时，电压允许偏差为系统额定电压的0～+10%；
2.220千伏变电站的220千伏、110千伏、35千伏母线，正常运行时，电压允许偏差为系统额定电压的-3～+7%；
3.10千伏及以下母线正常运行电压一般应在1.0～1.07倍额定电压范围内，或保证用户端正常运行电压在额定电压±7%以内为合格。
第12—7条 发电机无功调节能力的确定
发电机无功调节能力按机组设计规范及实际运行限额图确定，经进相实验具有进相能力的发电机，发电力率可调范围为额定值至核定进相运行值。
第12—8条 系统电压调整原则
1.电压控制点和电压监视点的发电厂值班人员应认真监视并控制母线电压，使其在电压曲线允许偏差范围以内。方法是：
⑴ 高峰负荷时，按发电机P—Q曲线规定的限额，增加发电机无功出力，使母线电压逼近电压曲线上限运行；
⑵低谷负荷时，按发电机允许的最高力率，降低发电机无功出力，使母线电压逼近电压曲线下限运行；
⑶腰荷时，适当调整发电机无功出力，使母线电压在上、下限的中值运行：
⑷经过实验允许进相运行的发电机和调相机，高峰和低谷时，应在满容量和进相范围内调整无功出力，使母线电压在电压曲线允许范围以内。
当母线电压超出允许偏差范围时，可不待调度指令，自行调整发电机、调相机无功出力，使母线电压恢复至允许范围内。若经调整，母线电压仍超出允许偏差范围，且本厂、变电站无调整手段时，应立即报告值班调度员处理。
2.各级电压控制点和监视点的变电站的值班人员应认真监视并每小时记录母线运行电压。拥有调相机、有载调压变和并联电容器组的变电站，应按电压曲线调整无功出力、变压器分接头和投切电容器组。经过实验允许进相运行的调相机，必要时应进相运行。当母线电压超出电压曲线允许偏差范围时，首先自行调整，若无调整手段，应立即报告有关值班调度员处理。
3.省调值班调度员应经常监视其管辖范围内的各电压控制点和监视点的电压，使其保证在允许范围内。当发现（或接到下级值班员报告）其中枢点电压超出电压曲线允许范围时，应作如下处理：
⑴以无功就地平衡为原则，首先就地调整发电机、调相机无功出力，必要时投切变电站电容器组或建议网调投切低压电抗器； ⑵当有载调压变二次侧母线电压偏高或偏低时，可用有载调压开关调整主变分接头；
⑶在确保系统安全和稳定运行的前提下，适当提高或降低送电端母线运行电压；
⑷调整电网结线方式，改变潮流分布（包括转移部分负荷或通知限电）；
⑸若经过调整仍超出合格范围时，应在调度日志上记录备案。
4.未定为电压控制点和监视点的发电厂的发电机、调相机，应根据直配负荷和厂用电压要求带无功出力。
第12—9 条 电压的统计分析
为了不断改善系统电压质量，省调和各地调应分别做好如下统计分析工作：
1.省调：
⑴ 每日统计220千伏、110千伏系统电压控制点和电压监视点的运行电压，并统计电压合格率；
⑵统计并分析系统内各发电厂峰谷发电力率，各主要变电站高峰、低谷负荷力率，以及各地区调相调压设备运行状况；
⑶每月分析系统调压工作中存在问题并提出改进意见。
2.地调：
⑴ 统计每月地区110千伏、35千伏、10千伏、6千伏母线运行电压及电压合格率；
⑵统计每月十五日（典型日）无功补偿设备运行实测资料；
⑶统计每月220千伏、110千伏、35千伏变电站有载调压变压器分接头调整次数，无载调压变压器分接头运行位置；
⑷每月汇总分析地区无功电压情况并写出分析报告；
以上统计资料，于次月5日前报省调。
第12—10条 网调、省调对无功电力设备及变压器分接头的管理
500千伏主变压器分接头及高、低压电抗器由网调管辖；发电厂110千伏及以上升压主变压器和联络变压器分接头及变电站220千伏主变无载调压分接头，分别由电厂和地市调调度管辖省调许可；变电站220千伏主变有载调压分接头可根据省调下达的220千伏母线电压合格范围，由地调自行调节。未经网调或省调批准，各发电厂和有关地调不得擅自变更属网调、省调管辖或调度许可的变压器分接头位置；属各地调管辖的110千伏主变压器，其分接头位置由各地调自行管辖。
第十三章 调度操作管理
第一节 一般原则
第13—1条 属省调管辖并操作管理范围内的倒闸操作，应在省调值班调度员的统一指挥下进行，倒闸操作调度指令由省调下达。省调管辖的设备，经操作后对地调管辖的系统有影响时，省调值班调度员应在操作前后通知有关地调值班调度员。
第13—2条 省调调度管辖地调操作管理的220千伏线路倒闸操作时，由地调负责操作指挥并向现场下达调度操作指令，省调对该地调进行操作许可。省调负责管辖范围内的有关一二次方式及潮流配合调整。若线路一侧由省调操作管理时，倒闸操作由省调指挥并对直接操作管理部分负责向现场下达调度指令。
第13—3条 省调许可地调调度管辖的220千伏线路、母线倒闸操作时，由该地调负责操作指挥并向现场下达调度指令，省调对该地调进行操作许可。若两侧不属于同一地调操作管理，倒闸操作时，负责操作指挥的地调以调度通知的方式通知另一地调操作，各侧现场操作由负责操作管理的地调下达调度指令。操作过程中涉及到其它调度（含上级调度）管辖的设备配合操作，应由负责该设备调度管辖的调度负责配合操作。
对于两个以上地调之间的其它配合操作应按调度协议规定，由该设备调度管辖的地调负责指挥操作。
第13—4条 地调调度管辖的范围内进行操作中凡是需省调操作许可的设备并、解列和系统解、合环等操作必须得到省调许可。
第13—5条 省调调度管辖的发电、调相机组等设备的操作以“调度同意”的指令形式进行。主变中性点接地方式倒换，以省调答复检修（试验）工作申请票为准，操作前应得到省调同意。
省调调度管辖的220KV母线，单独进行地调调度管辖设备的倒母线时，可经省调同意，地调负责指挥操作。
第13—6条 旁路开关用作代省调调度管辖并负责操作管理的出线开关或联变开关时，由省调下达综合指令。当旁路开关用作代地调操作管辖的开关时，省调一般应将旁路开关处于冷备用状态（特殊情况下可放热备用状态），由地调进行旁路代出线开关或主变开关的操作（包括旁路开关的继电保护及安全自动装置的投、停、定值调整；对旁路母线的冲击等）。 第13—7条 500千伏系统由华东网调管辖并操作管理。对下列情况，省调值班调度员与网调值班调度员应事先取得联系：
1.华东网调进行500千伏系统操作对安徽220千伏系统电压、潮流及发电厂有、无功出力有影响时，操作前后省调值班调度员应按华东网调要求，相应地对220千伏系统运行方式及有关运行参数作必要调整，以保证系统安全运行和操作正常进行。
2.安徽省调进行220千伏系统倒闸操作影响500千伏系统时，省调值班调度员应向网调值班调度员汇报，并征得许可后才能进行倒闸操作。
第13—8条 省调下达调度操作指令按下令形式可分为书面调度操作指令和口头调度操作指令。
1.书面调度操作指令：简称“书面指令”。是调度员应填写的书面调度指令票并预发到现场（即预发调度指令）。在正式操作时，再下达正式调度指令。系统正常情况下操作均应按省调典型调度指令票和典型调度操作票原则填写书面指令。
2.口头调度操作指令：简称“口头指令”。调度根据在系统事故及异常处理等过程中下达到现场并要求立即执行的调度指令，没有“预发时间”和“调令编号” ，且现场操作准备时间短，现场接到口头指令时可根据现场规定决定是否填写操作票；省调可根据操作复杂程度决定是否填写调度操作票。用口头指令操作过程中更要严格执行发令、受令、复诵、记录、录音、汇报等制度。口头指令使用范围一般为：
⑴事故处理；
⑵单一的现场操作；
⑶紧急情况下为明显改善系统运行方式或对用户送电等的操作。
第13—9条 省调调度指令按内容可分为：
１.逐项调度操作指令：简称“逐项指令”。进行调度操作时，当一个单位执行某一项操作后，另一个单位才能进行下一项操作时；或虽不需要等待另一个单位的相应操作，但需要根据前一项操作执行后，对系统运行方式所发生的影响，才能进行下一项操作，则调度员应下达逐项操作指令进行操作。
２.综合调度操作指令：简称“综合指令”,即设备状态转变的操作任务。原则上仅涉及一个单位不需要其他单位配合的操作，调度员可采用综合指令形式，在一个综合指令中可以包括几项操作。执行过程中，调度人员及现场运行人员必须对综合指令的理解要一致。
进行倒闸操作时，其中一个单位的一部分操作不涉及到另一个单位，调度可以一次下达几项调度指令或综合操作指令进行操作。一份操作指令票可以使用两种操作指令形式。值班调度员对所发调度指令的程序的正确性负责。 现场值班人员必须弄清调度指令的目的和要求及所包含的现场操作内容，并能根据现场规程和实际情况，详细填写倒闸操作票，并对其正确性负责。值班调度员不负责审查下一级运行人员填写的现场倒闸操作票。
第13—10条 值班调度员在进行系统操作准备及操作全过程中要做到以下几点：
１.核对调度模拟盘、SCADA中的结线图，并与现场核对设备状态。操作中应及时跟踪修改调度模拟盘及有关SCADA画面。保持调度室模拟盘等反映的电气设备和机炉运行状态的工具与现场实际运行情况一致。
２.在拟审、预发及正式执行调度操作票、调度指令票过程中充分理解并核对检修工作申请票中的内容、安排、要求及一二次方式变化的原因。要明确操作目的，确定操作任务。必要时征求现场操作意见。检查操作程序的正确性。并做好有关事故预想。
３.应充分考虑系统结线方式、频率、电压、稳定、潮流、中性点接地方式、过电压、继电保护和安全自动装置、以及调度自动化、通讯设备的运行等各方面因素。必要时，可借助于高级应用软件（如调度员潮流软件DPF）对系统进行计算分析。
４.正常倒闸操作应填写调度指令票，并至少提前二小时预发到现场；对于较为复杂的调度指令票，应尽可能提前四小时预发到现场；节日检修应在节日前二十四小时预发到现场；新设备启动操作原则上至少提前二十四小时预发到现场。特殊情况除外。现场值班人员在接到预发调度指令票后，应根据指令票的操作目的及内容，在预定操作时间前填好现场倒闸操作票，并汇报省调，以保证操作按时进行。
５.涉及两个及两个以上单位配合进行的系统倒闸操作（除单一投停一套保护的操作外，但应下达调度指令票并注明操作程序），均应填写调度操作票。
第13—11条 省调调度操作票、调度指令票格式及内容。
１.省调调度操作票应包括操作目的、任务、编号、拟订人、审核人、操作发令人、监护人、发令时间、单位、操作内容、执行（汇报）人、执行时间等项目。操作应使用双重设备命名编号。省调调度操作票的操作内容：
⑴应转变的一次设备状态（统一使用运行、热备用、冷备用、检修四种状态）；
⑵许可工作开工通知和工作终结汇报；
⑶解并列、解合环操作时的潮流变化检查及控制；
⑷检查地区倒负荷或停电工作是否完成；
⑸送电通知；
⑹继电保护及安全自动装置的改变（详见继电保护及安全自动装置有关章节）。 ２.省调预发的指令票：应包括调令编号、操作单位、预发时间、操作目的、任务、操作步骤、拟订人、审核人、预发指令人、受令人、预计操作时间、下令时间、执行时间、执行人、操作人、监护人等内容。操作应使用设备双重编号。
第13—12条 预发调度指令是为了现场有操作准备时间，调度员将拟审好的调度指令票提前预发到现场。预发调度指令票时调度可利用电话和传真等方式将调度指令内容传到现场，双方必须进行复诵核对发受内容一致并记录上预发时间、预发人、接受人、预计操作时间、调令编号。“预发时间”是调度员预发调度指令的时间，即现场开始做操作准备的依据，决不是开始操作时间。现场必须接到值班调度员的“正式操作指令”的“发令时间”才能开始按调度要求操作。
第13—13条 省调值班调度员在进行倒闸操作时，应遵守发令、复诵、记录、录音、汇报等制度，使用统一的调度术语和操作术语。 正式发令时，应明确：现在×× 点×× 分，执行第××××××号调令、操作目的、第×条、内容、发令人×××、受令人×××，受令人复诵无误后才能执行。“发令时间”是值班调度员发出操作指令的时间依据，现场值班人员没有接到正式操作的“发令时间”不得进行操作（这也是与正常联系工作的区别）。现场值班人员操作结束后，应及时由调度指令的受令人向发令人汇报。汇报时首先互报单位、姓名，并报告第××××××调令第×条 „„（内容）于××时××分执行完毕。值班调度员应复诵一遍，现场值班人员应复核无误，调度员立即与调度指令票或调度操作票校核无误并记录执行人的姓名、执行完毕的时间，才能进行下一步操作的发令。操作“执行时间”是现场操作执行完毕的时间依据，值班调度员只有在收到操作“执行时间”后（操作“执行时间”是现场值班人员当时汇报时间），该项操作才算完毕。操作中应及时校正模拟盘。 全部调度操作票及调度指令票执行完毕后，应进行复查终结，操作人、监护人应各自签名。
第13—14条 值班调度员在许可电气设备或电力线路开工检修和恢复送电时，应严格遵守“电业安全工作规程”的有关规定，严禁“约时”停送电、严禁“约时”挂、拆短路接地线和“约时”开工或完工。线路带电作业单位应执行调度许可手续。
第13—15条 系统中的正常操作，应尽可能避免安排在下列情况时进行：
１.值班人员在交接班时；
２.系统结线极不正常时；
３.系统高峰负荷时；
４.有关联络线输送潮流过稳定限额时；
５.系统发生事故时；
６.恶劣气象条件时；
７.地调有特殊要求时。
但为了提早向用户送电，为了明显改善系统运行方式，为了解决系统电压、频率不正常以及满足系统规定的热备用容量等特殊情况，可以在任何时候进行必要的有关操作，但必须有相应的安全措施。
第二节 基本操作
第13—16条 系统的并列、解列操作
１.并列操作：正常情况下的并列操作，一般采取准同期法。只有经过计算、试验、分析并经领导批准后，才允许采用非同期法。 准同期并列的条件：
⑴相序相同；
⑵频率相等，但允许在事故情况经长距离输电的二个系统不超过0.5赫兹内并列；
⑶电压相等，220千伏系统允许电压差不大于10%时并列，在特殊情况下，允许电压差不超过20%时并列。500千伏系统电压差不大于10%时并列。 系统内各主要联络线开关应装有并列装置。
２.解列操作：系统在进行解列操作时，应将解列点的有功潮流调至零，无功调至最小，一般为小容量的系统向大容量的系统输送少量负荷时，拉开解列开关（220千伏及以上系统，进行解列操作时应考虑到限制操作过电压的措施）。使操作过程中220千伏电压波动不大于10%，500千伏系统各点电压不得超过550千伏。当系统需解列成几个部分时，事先应平衡有功和无功负荷，使解列后的每个部分系统频率和电压的变动都在允许范围以内。
3.发电机的并列、解列操作应按“发电机运行规程”执行。
第13—17条 环路操作
１.环路（或双回路）中必须相位相同才可以合环操作，新建或大修后的环网线路，必须核相正确，才允许合环操作。
２.合环操作前，应调整环路内的潮流分布。在220千伏、110千伏环路阻抗较大的环路中，合环点两侧电压差最大不超过30%，相角差不大于30度（或经过计算确定其最大允许值）。500千伏、220千伏环路中合环开关两侧电压差一般不超过10%，最大不超过20%，相角差最大不超过20度。有条件时，合环前检查开环处两侧的相角差，进行估算合环潮流或根据潮流估算解环后的潮流及电压变化。
3.解、合环操作前，应考虑环网内所有开关继电保护和安全自动装置的整定值变更和使用状态。各元件潮流的变化不超过系统稳定、继电保护、设备的限额；电压的变动不应超过规定范围；以及变压器中性点接地方式等。必要时先调整潮流、减少解、合环的波动。用母联开关解环时要注意解环后，保护电压应取本母线压变。
第13—18条 线路操作 １.一般规定：
⑴110千伏线路停电操作顺序：应先拉受电端开关 ，后拉送电端开关，恢复送电顺序相反。
⑵220千伏联络线路停电操作，一般应先拉送电端开关，后拉受电端开关，恢复送电顺序相反；但在无过电压的情况下，为防止误操作，终端线停电操作时，可先拉受电端开关，后拉送电端开关，恢复送电顺序相反。
⑶500千伏线路停电操作一般应先拉开装有高压电抗器的一端开关，再拉开另一端开关。在无高抗时，则根据线路充电功率对系统的影响以及具有足够的短路容量相应选择送电端来操作。恢复送电顺序相反。
⑷空载线路的投入或切除对系统电压变动影响较大者，值班调度员在操作时要根据具体情况充分考虑，作必要调整。
２.线路停电操作顺序应从各端按如下步骤进行：
⑴拉开关；
⑵拉开线路侧闸刀，母线侧闸刀，线路压变闸刀；
⑶在线路侧验电并三相短路接地（合上线路接地闸刀），悬挂“禁止合闸、线路有人工作”标示牌。恢复送电时操作顺序与上述步骤相反，有支接负荷的线路或变电站也应 按照上述停送电顺序操作。
３.110千伏及以上的长距离输电线停、送电操作，应注意以下几点；
⑴对线路充电的开关，应具有完备的继电保护，小电源侧应考虑继电保护的灵敏度；
⑵防止送电到故障线路上时造成其他正常运行线路的暂态稳定破坏；
⑶送电端必须有变压器中性点接地；
⑷防止发电机因空载线路投入时产生自励磁；
⑸防止电压产生过大波动，防止线路末端产生电压高于设备允许值以上，以及切除空载线路时造成电压低于允许值；
⑹线路停、送电操作中，涉及系统解、并列或解、合环时，应按本章其它有关条款规定处理；
⑺可能使线路相序发生紊乱的检修，在恢复送电前应进行核相工作；
⑻线路停、送电操作，应考虑对通信、远动、继电保护及安全自动装置的影响。 第13—19条 电力变压器操作
１.电力变压器投入运行时，应选择保护完备、励磁涌流影响较小的一侧送电。一般是电源侧送电,负荷侧并列;停电时先拉负荷侧开关,再拉电源侧开关。
２.大电流接地系统，应保证变压器中性点接地方式的正确性，其规定如下：
⑴对于中、低压侧具有电源的发电厂、变电站，至少应有一台变压器中性点接地。在双母线运行时，应考虑当母联开关跳闸后，保证被分开的两个系统至少应有一台变压器中性点接地。
⑵三卷变压器中、低压侧带电源而高压侧开关拉开运行时，高压侧中性点必须接地；
⑶运行中的变压器中性点接地闸刀，若需倒换至另一台中性点接地时，须先合上另一台变压器的中性点接地闸刀后，才能拉开原来的中性点接地闸刀；
⑷拉、合110千伏及以上空载变压器对中性点为半绝缘的变压器进行操作时，必须将变压器中性点临时接地，再进行操作；
⑸变压器中性点接地方式应满足继电保护整定的要求。
3.系统联络变的停、送电操作，应遵守本章有关条款的规定。
第13—20条 母线倒闸操作
１.对母线送电时，应使用具有速断保护的开关（母联、母联兼旁路或线路开关）进行，若只能用闸刀向母线送电时，须进行必要的检查确认其设备正常、绝缘良好、连接母线的所有接地线和接地闸刀已拆除拉开。用母联开关对母线送电时，现场应投入其充电保护。在用外部主电源开关对双母线中的一组母线试送，而另一组母线在运行状态时，则应短时停用母差保护，再对母线试送。用外部电源对母线试送时，需将试送开关线路本侧方向高频（相差）改停用。
２.运行中的双母线，当将一组母线上的部分或全部开关倒至另一组母线时（冷倒除外），应确保母联开关及其闸刀在合闸状态，现场应短时将母联开关改非自动，再进行倒母线操作。母线倒闸操作过程中，现场负责进行保护及自动装置电压回路、母差回路的相应切换。
3.在用旁路开关代出线开关运行的操作中，一般应先用旁路开关对旁路母线冲击后，再使用线路旁路闸刀对旁路母线充电（或断电），用旁路开关进行合环（或解环）。旁路开关对旁路母线冲击时一定要投线路保护。
4.110千伏及以上母线操作可能出现的谐振过电压应根据运行经验和试验结果采取防止措施。220千伏母线倒闸操作过程中的防谐措施：
⑴可能出现谐振的厂站，在母线操作中应采用防谐操作顺序操作，即母线和压变同时停役时，待停母线转为空母线后，应先拉压变闸刀，后拉母联开关；母线和压变同时恢复运行时，母线和压变转冷备用后，先对母线送电，后送压变（压变经详细检查可确定无接地）。 ⑵在母线停送电操作过程中，还应尽量避免两个开关同时热备用于该母线。
第13—21条 开关操作
1.开关操作前，开关本体、操作机构及控制回路应完好。调度应了解继电保护及重合闸（不投时保护应在直跳位置）是否在投入状态。
2.开关合闸后应检查核对是否在合闸状态，检查三相电流是否平衡，位置指示灯光信号是否正确。
3.拉合开关前应考虑因机构不同步引起非全相运行造成系统中零序保护动作的可能性。正常操作必须采用三相操作。分相操作只允许在对空载线路的充电和切断，线路故障单相跳闸未重合时的强送电，且必须得到值班调度员的同意才能进行。
4.利用220千伏及以上开关进行系统并列或解列操作，因机构失灵造成二相开关断开另一相仍合上时，应迅速拉开合闸位置的一相开关，不准合上已断开的两相；如开关两相已合上另一相断开时，应将断开的一相迅速再合一次，如不成则应立即拉开原合闸的两相开关。
5.110千伏及以上开关在有电压情况下禁止手动或使用“千斤顶”进行慢速合闸操作。
6.运行中开关停电转检修时，必须先拉开开关，再拉开两侧闸刀并在开关两侧验电挂地线。
7.当开关切断故障电流的次数，比现场规程规定的次数少一次时，若需再合闸运行可根据现场要求停用该开关的自动重合闸装置。
8.现场值班人员若发现运行中的开关本体有明显故障或严重缺陷，当跳闸可能导致开关爆炸时，应立即切除该开关的跳闸电源或能源，事后尽速报告值班调度员和有关部门领导进行处理。
第13—22条 闸刀操作
1.严禁用闸刀拉合带负荷设备及带负荷线路，在不能用或没有开关操作的回路中允许利用闸刀进行下列操作：
⑴ 拉、合220千伏及以下空母线，但应遵守本章有关母线操作的规定；
⑵拉、合励磁电流不超过2安培的无载变压器和电容电流不超过5安培的空载线路；当电压在220千伏及以上时，应使用屋外垂直分合式的三联闸刀；
⑶拉、合无接地指示的电压互感器；
⑷拉、合无雷雨时的避雷器；
⑸拉、合变压器中性点接地闸刀；
⑹同一个站内同一电压等级的环路中可进行闸刀解合环操作，但环路中的所有开关应暂时改死开关。如正常操作的倒母线的操作；开关机构异常跳合闸闭锁用旁路开关代的操作过程中，可利用闸刀拉、合旁路开关与被代开关间的环路电流；
⑺通过计算或试验，主管部门总工程师批准的其他专项操作。
2.必须利用闸刀进行的特殊操作时，如拉合空载线路或空载变压器等，必须通过计算满足本条1⑵条件。同时尽可能在天气好、空气湿度小和风向有利的条件下进行。
第13—23条 冲击合闸操作
新建的变电设备投入运行前需进行全电压冲击合闸操作，操作前应注意如下问题：
１.冲击合闸开关应具有足够的遮断容量，故障跳闸次数需在规定次数之内，继电保护应完整投入运行。
２.选择距电源较远，对负荷影响较小的开关作冲击合闸点。
３.长距离高压输电线路在冲击合闸时，应防止导致发电机自励磁及其他内部过电压和末端电压的升高。220千伏及以上线路应考虑充电功率对电压的影响，必要时应采取措施降低电压后冲击。500千伏线路还应考虑具有足够的短路容量。
４.选择对稳定影响较小的电源做冲击合闸电源，必要时应适当降低有关联络线的潮流。
５.对电力变压器冲击合闸前，其中性点应临时接地。
６.对有重大缺陷的设备检修后恢复操作时，也应考虑上述因素。
第13—24条 零起升压操作
１.担负零起升压操作的发电机，需有足够的容量，对长距离高压输电线路零起升压时，应防止升压过程中发电机产生自励磁现象。
2.担负零起升压发电机组的强励、复励及电压校正器与所带的出线开关的自动重合闸装置均应停用，必要时可在励磁回路增加限制励磁电流的电阻。被升压的设备需有完善的保护。
3.在中性点接地系统内，被升压的电力变压器中性点必须接地。
4.通过长距离高压线对电力变压器零起升压时，应先计算，以免超过允许电压或发生谐振过电压。
5.零升系统与运行系统要有明显的断开点。
第十四章 系统事故处理规定
第一节 一般原则
第14—1条 事故处理的领导关系
１.省调值班调度员是本省电网事故处理的领导者，是省调管辖范围内电力系统事故处理的指挥者，对省调管辖范围内电力系统事故处理的正确性负责。
各地调值班调度员、发电厂、变电站值班员应正确迅速地执行省调值班调度员事故处理的指令。
２.各地调值班调度员是各自管辖范围内的电力系统事故处理的指挥者，对本地区所属范围内电力系统事故处理的正确性负责。
涉及两个（或以上）地市所属范围电力系统事故处理的领导者，应根据有关调度协议确定。当220千伏主网发生电力系统事故影响到有关地区电网时，省调应及时通知有关地调值班调度员，要求地调配合主网处理事故。
3.省内500千伏系统的事故，由华东网调负责处理，省调协助。当500千伏系统事故对220千伏有影响时，由华东网调及时通知省调配合进行处理。
4.属省调调度管辖，由地调操作管理的220千伏变电站及220千伏线路，其事故处理仍由省调值班调度员负责指挥处理，属省调调度许可，由地调调度管辖的220千伏变电站及220千伏线路，由调度管辖的地调值班调度员负责指挥处理，应及时汇报省调。省调值班调度员可根据系统情况及时指导。涉及系统性的事故由省调经地调进行指挥，必要时省调有权直接指挥处理。
第14—2条 值班调度员在处理系统事故时应做到：
１.及时发现事故，尽速限制事故的发展，消除事故的根源，尽速解除对人身和设备安全的威胁。
２.尽一切可能保持设备继续运行，以保证对用户连续供电。
３.尽速恢复对已停电用户的供电，特别需先恢复发电厂的厂用电和重要用户的保安用电。
４.尽速调整系统运行方式，使其恢复正常。
第14—3条 电力系统事故处理的一般规定：
1.系统发生异常或事故情况时，有关单位值班员应尽速正确地向有关调度做如下内容的汇报：
⑴异常现象，异常设备及其他有关情况； ⑵事故跳闸的开关名称、编号和跳闸时间；
⑶继电保护及安全自动装置动作情况；
⑷出力、电压、频率及主干线潮流变化情况；
⑸人身安全及设备损坏情况；
⑹故障录波器的有关记录。
在未能及时全面了解情况前，值班人员应先简明正确汇报开关跳闸情况及异常情况，待详细检查后再具体向有关调度汇报。
2.发电厂值长，变电站值班长或主值班员，地调主值班调度员，在事故处理中应坚守在控制室和调度室，及时与省调取得联系，如需离开时要指定专人代理。
３.事故处理中，涉及电力系统的重大操作，须取得省调的同意。事故单位的领导人有权向本单位值班人员发布指令或指示，但不得与省调下达的指令相抵触。
４.当电力系统发生故障时，非事故单位的值班员除汇报异常现象、加强监视、做好事故蔓延的预想外，不要急于询问事故原因和占用调度电话。
５.为防止事故扩大，下列情况无须等待省调指令，事故单位值班员可立即自行处理，但事后应迅速汇报省调值班调度员。这些情况是：
⑴对人身和设备安全有严重威胁者，按现场规程立即采取措施；
⑵确认无来电的可能时，将已损坏的设备隔离；
⑶发电机组由于误碰跳闸，应立即恢复并列；
⑷线路开关由于误碰跳闸，应立即对联络开关鉴定同期后并列或合环；
⑸对末端无电源线路或变压器开关应立即恢复供电；
⑹本规程中已有明确规定可不待调度下令自行处理者。
６.交接班时发生事故，且交接班手续尚未办理完毕时，仍由交班者负责处理，接班者协助进行处理，在告一段落或处理结束后，才允许交接班。
７.事故处理过程中，一切调度指令和联系事宜均须严格执行发令、复诵、汇报和录音制度，必须使用全省统一调度术语和操作术语，并需详细记录事故情况和登记“异常记录簿”。
发生重大事故时，值班调度员应在处理事故告一段落后尽速报告调度科长或调度所长、总工程师，夜间应报告省局值班室。并按规定向上级调度汇报。
第二节 系统频率的异常处理
第14—4条
华东电力系统频率超出50±0.2赫兹为事故频率。事故频率的允许持续时间为：超出50±0.2赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过15分钟。当安徽电力系统与华东电力系统解列运行时，解列地区容量不超过300万千瓦时，超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±1赫兹，持续时间不得超过15分钟。
第14—5条 为防止在系统发生事故时，因频率急剧降低而导致系统瓦解，各地供电局、发电厂应按规定配置安全自动装置。
第14—6条 各级调度机构值班调度员，可以在电网发生事故时，按照“事故限电序位表”发布拉闸限电指令，当电网事故严重威胁电网安全时，省调值班调度员有权按照“事故限电序位表”，越级指令有关变电站、发电厂值班人员直接进行拉闸限电，受令单位必须立即执行。
第14—7条 当系统频率降至49.8赫兹以下时：
１.发电厂值班人员无须等待调度指令，立即运用本厂旋转备用，自行增加出力，直至频率恢复至49.8赫兹以上或已达到运行机组的最大可能出力为止。 各水电厂，当系统频率低于49.0赫兹时，低频自启动装置和低频调相改发电装置按整定方案动作，将调相机组改发电，并启动备用机组，逐台并网发电，按频率增加出力，直至系统频率恢复至49.8赫兹以上，或出力带满，或联络线调到规定限额为止。若自启动装置未动或未投，值班人员应手动按上述方案执行。以上处理情况，各厂值班人员，应及时报告省调值班调度员，以便及时控制联络线的潮流不超过允许限额。在频率恢复后，各厂应按省调值班调度员的指令调整出力。
２.省调及地调值班调度员：
⑴迅速检查各厂旋转备用容量，必要时启动备用机组。
⑵当旋转备用容量加满和备用机组均投入后，频率仍低于49.8赫兹时，则省调值班调度员应根据系统用电情况，确定各地市紧急拉闸、限电数量，指令有关地市拉、限电，各地调值班调度员应按省调指令，在规定时间内执行完毕。所拉开关和限电负荷在恢复送电时，必须得到省调值班调度员的指令或同意。各级调度员在恢复送电时，还需要考虑频率、电压以及潮流、接线的变化，控制在规定的范围内。
⑶当经上述处理，系统频率仍低于49.50赫兹且有继续下降趋势或者持续时间超过10分钟时，省调应按”事故限电序位表”下令拉电，使系统频率尽快恢复至49.80赫兹以上；当系统频率低于49.00赫兹以下时，各级调度均应按“事故限电序位表”下令紧急拉电，使系统频率在15分钟内恢复至49.80赫兹以上。
第14—8条 当系统频率下降时，发电厂运行值班人员应密切注意设有低频保护的机组工况，调整各机组出力，尽可能减小机组低频跳闸造成发电出力损失。发生机组低频跳闸时，应及时上报省调。
当系统频率突然降至48.50赫兹以下时，各级调度运行人员还需做如下处理：
１.各发电厂、变电站值班人员：
⑴立即检查各轮低频减载装置动作情况，当相应的低频减载装置在整定频率值应动作而未动作时，应立即拉开其所控制的开关；
⑵按现场“事故限电序位表”的规定进行拉电；
⑶火电厂按照现场规程将厂用电与系统解列；
⑷各水电厂，按规定自动将备用机组并网，将调相机组改发电，增加出力。直至频率恢复至49.80赫兹。
２.各地调值班调度员：
⑴迅速检查本地市各轮低频减载装置动作情况，凡达到整定频率而未动作者，应下令变电站值班人员立即手动拉开所控制的开关；
⑵紧急事故拉电，直至系统频率恢复至49.80赫兹以上，再待省调指令做进一步处理。
３.省调值班调度员：
⑴迅速了解各厂备用容量和备用机组；
⑵迅速了解各地区低频减载装置动作情况和事故拉电情况，必要时指令有关地调继续拉电；
⑶在１～２分钟内未能使系统频率恢复至49.00赫兹及以上时，省调应立即下令拉闸限电，直使系统频率在规定时间内恢复正常。
第14—9条 当系统频率突然降至48.00赫兹及以下时，各地调、发电厂值班人员不待省调指令，应立即增加出力和拉闸限电，以使系统频率尽速恢复至49.80赫兹以上；省调值班调度员采取直接拉电措施，直至频率恢复至49.80赫兹以上，再进一步采取措施使其恢复正常。
第14—10条 当系统联络线或联络变故障，造成系统解列，解列部分的低频事故处理也应遵循本章各条规定执行，为了迅速恢复与系统并列可按本规程第十三章有关规定处理。
第14—11条 当系统频率超过50.20赫兹以上时，各发电厂无须等待调度指令，立即自行根据频率降低出力直至最低技术出力，以保证系统频率在15分钟内降至50.20赫兹以下。如频率未能降至50.20赫兹以下，省调值班调度员可根据情况发布停机、停炉指令，务必在30分钟内使频率降到50.20赫兹以下。
第三节 系统电压的异常处理
第14—12条 为保持系统运行的静态稳定，防止电压崩溃，由华东网调和省调分别对各主要中枢点（控制点和监视点）下达最低允许电压值（未下达时按正常运行电压规定值的-7%）和事故极限电压值（为下达时按正常运行电压规定值的-10%）。
第14—13条 当系统中枢点电压低于最低允许运行电压值时，值班人员应不待调度指令，尽快调整发电机、调相机的励磁，投入电容器组，使母线电压恢复至最低允许运行电压以上。当所有调相、调压手段均采用后，而母线电压仍未恢复至最低允许运行电压时，应立即报告省调值班调度员处理。
省调值班调度员为尽快使中枢点电压恢复至最低允许运行电压以上，可采取下列措施： １.增加旋转备用容量和启用备用机组；
２.要求网调值班调度员切除部分或全部低压电抗器；
３.改变系统结线方式，合理调整有关厂的有、无功出力和主要联络线潮流；
４.指令有关厂、变电站调整主变有载调压分接头位置；
５.限制有关地市的用电负荷；
６.采取上述措施仍无明显效果时，应指令有关地调按“事故限电序位表”，切除部分负荷。
当系统中枢点电压降至事故极限点电压时，应作如下处理：
1.中枢点值班人员：不待调度指令，立即利用发电机的事故过负荷能力，增加无功出力，以维持电压，并迅速报告省调值班调度员。
2.值班调度员：当发现某中枢点电压低至事故极限电压值时，应立即启用系统中有功和无功备用容量来维持电压，并迅速指令有关地调或变电站按“事故限电序位表”拉闸限电，以消除发电机过负荷，尽快使母线电压恢复至最低允许运行电压以上。
第14—14条 当发电机或调相机突然过负荷，值班人员在采取降低励磁电流的办法来消除过负荷时，不得使母线电压低于事故极限电压值。若母线电压降至事故极限电压值，而发电机或调相机仍然过负荷时，根据过负荷的多少，应采取下列措施：
1.若过负荷小于额定值的15%，值班人员应首先将过负荷的情况报告省调，由省调值班调度员处理。同时，值班人员应迅速启用本厂备用容量和备用机组，自行采取一切措施，以消除过负荷。省调在接到上述过负荷的报告后，应利用系统中的无功和有功备用容量来消除过负荷。
2.当过负荷大于额定值15%且频率正常时，值班人员应一面尽速报告省调，一面自行采取措施，在事故过负荷允许的时间内，尽快消除过负荷。值班调度员在接到某中枢点电压降至事故极限电压值时，而发电机或调相机仍有过负荷的报告后，应尽速利用系统中一切备用无功容量来提高电压，以消除过负荷。此时，允许将个别发电厂变电站的母线电压提高至最高允许值。若过负荷的发电厂处于受电端，不允许降低有功出力而应限制或切除部分负荷。
第14—15条 当系统电压高于该点电压规定值的5%时，有关发电厂、变电站值班人员应立即自行降低发电机、调相机的无功出力：表面冷却的发电机功率因数一般应达迟相0.95 ；具有自动调整励磁装置的发电机，必要时可在功率因数为1的条件下运行；内冷发电机功率因数超过额定功率因数应遵守制造厂的规定，机组进相运行应由有关部门经过试验来确定；变电站可停用电容器组。 若经过调整仍达不到合格范围，应汇报省调，由省调值班调度员协调处理。 当系统电压高于该点电压规定值的10%，发电厂、变电站值班人员一面立即采取调整无功、降低电压措施，另一方面立即汇报省调值班调度员，采取调整电网潮流，改变网络结线，调停发电机、调相机以及通知地调停用电业电容器、用户电容器。必要时汇报华东网调协助调整电压，以及投入低压电抗器及调整主变分接头位置等。直至电压恢复至规定偏差范围之内。
第四节 线路事故处理
第14—16条 当系统联络线或环网线路（包括双回和多回线路）中，某一回线开关跳闸时，调度员和有关单位值班员首先按本规程的有关规定处理由此引起的稳定破坏、系统解列、元件过负荷等异常状态，然后再对跳闸线路进行事故处理。
第14—17条 当线路开关跳闸后，为加速事故处理，各级调度运行人员可以不待查明原因，按规定综合确定强送点，对故障跳闸的线路进行强送电。其规定如下：
１.需按照稳定要求选择强送点或选择距离主要发电厂和负荷中心较远的系统开关作强送点，并需考虑强送电成功后便于并列；
２.强送电端的电力变压器相应电压侧中性点应接地，不允许用本侧中性点不接地的电力变压器单独向110千伏、220千伏线路强送电；
３.强送电的开关要完好，应有足够的遮断容量，开关跳闸次数应在允许的范围内，且具有完备的继电保护（至少有一套快速、可靠的保护）；
４.强送电前需检查了解主要联络线潮流不应超出稳定限额，否则需采取相应降低潮流或提高稳定的措施；
５.有带电作业的线路开关跳闸后，必须与带电作业人员取得联系后，才能对线路进行强送电。
第14—18条 220千伏系统联络线或环网线路（包括双回线路）开关跳闸时按下列原则处理：
１.投入单相重合闸的线路开关，若单相跳闸，单重动作重合成功，现场值班员需及时将保护及单重动作情况向值班调度员汇报； ２.投入单相重合闸的线路开关，若单相跳闸后，单重未启动或单重动作但开关拒合造成非全相运行，现场值班人员应立即手动拉开该开关，并汇报值班调度员。省调根据线路对端保护及重合闸动作情况可决定：
⑴若对端单相重合闸动作成功可立即恢复并列或合环；若开关有拒合可能应设法用旁路开关代替运行；
⑵若对端三相开关跳闸，可根据系统方式选择强送点，经与对方联系后对线路进行强送一次，强送成功后立即恢复并列或合环；但应对保护、重合闸或开关检查不正确动作原因；
３.未投入单相重合闸的线路开关，若线路故障造成三相跳闸或虽投单重，但线路发生单相故障单重动作重合未成造成三相跳闸时，现场值班员应将保护及重合闸动作情况向值班调度员汇报，值班调度员可根据本条第2项有关原则进行处理。
第14—19条 110千伏系统联络线路或环网线路（包括双回线）开关跳闸时，应按地调调度规程进行处理，处理原则：
１.投入线路无压重合闸的一侧开关跳闸：
⑴若无压重合闸重合成功，现场值班员应立即将跳闸开关名称、编号、继电保护与自动重合闸动作情况向调度汇报。
⑵无压重合闸重合不成功，现场值班员应将情况汇报调度员，由值班调度员根据线路重要性，保护动作情况，有无明显故障点存在等，允许再强送一次，但一般必须与送电端的对侧值班员联系后进行，若失去通讯联系时，必须等20分钟后再进行强送。
⑶无压重合闸未启动或动作后开关拒合，现场值班员无须等待调度指令，允许鉴定线路无压后立即强送一次。
２.未投入线路无压重合闸的一侧开关跳闸，现场值班员一边汇报情况，一边检查线路有无电压。当线路侧有电（或等待来电后），可不待调度指令，允许鉴定同期进行并列或合环操作。
第14—20条 馈电线路开关事故跳闸处理原则：
１.未投入自动重合闸或自动重合闸未动作者，现场值班员可不待调度员指令立即强送一次；
２.不论自动重合闸动作成功与否，现场值班员均应汇报值班调度员。值班调度员可根据用户重要性对重合闸动作重合不成的线路决定是否再强送一次。
第14—21条 各类线路开关跳闸后，经过强送电不成或已确认有明显故障时，则可认为线路是永久性故障。值班调度员应下令将故障线路各端开关、闸刀拉开后并三相短路接地，通知有关单位进行事故抢修。通知时应说明保护动作情况，线路是否带电；若线路无电，也应说明是否做好安全措施，找到故障点后，是否可以不经联系即开始进行检修工作。调度员应尽可能根据继电保护提供的故障录波器测距情况供查线单位参考。 第14—22条 各类线路瞬时故障、开关跳闸后自动重合闸动作成功或强送成功者，线路虽在带电运行，但值班调度员仍需通知线路所属单位对该线路进行带电查线，并告之继电保护动作情况及故障测距，经带电查线发现故障点应立即汇报调度员。未查出故障点也应报告调度。
第14—23 条 当发生开关机构故障，自动闭锁跳（合）闸时，应迅速消除故障。如无法在15分钟内恢复时，应立即用旁路开关代替运行（允许根据等电位原理，用闸刀断开旁路开关并联运行后的环路电流，注意在用闸刀解环时旁路开关必须改非自动）。亦可在不能用旁路代替时，将母联开关与其串接运行，但必须投入母联开关保护（包括充电保护）；若无法用旁路或母联代替时，则设法用母联或上一级开关来断开，防止长期死开关运行。对一个半开关结线中，开关发生机构故障时，允许用闸刀解二串以上并联运行的环路。
对一个半开关结线中，应尽量用边开关对线路试送，不允许同时合中开关。当发生开关或线路二相运行时，应迅速恢复全相运行，如无法恢复，应立即将开关或线路各侧开关拉开。
第14—24条 当500千伏系统线路（属华东网调直接调度）的开关跳闸后，为了加速事故处理，各发电厂、变电站值班员在向华东网调汇报的同时，应迅速向省调值班调度员汇报。省调应尽速消除由此对220千伏系统产生的各种影响。当220千伏系统联络线过负荷时，应指令有关电厂迅速调整出力。或发电厂根据现场事故处理规程规定自行降低出力，然后汇报省调值班调度员。省调应将处理结果向华东网调汇报。
第五节 母线故障或母线失电事故处理
第14—25条 发生发电厂和变电站母线故障或失去电压，通常值班调度员在接到现场值班人员的汇报后，
⑴应立即了解失电母线开关是否已全部跳开或拉开。若未拉开，则应立即令其拉开失电母线所有开关，发现故障点立即隔离，并对
一、二次设备及保护动作情况进行详细检查。
⑵立即判断故障范围，首先处理系统失稳、解列、过负荷及对重要用户恢复送电问题，防止事故扩大。
⑶了解现场详细情况，确定处理方案，进行恢复操作。
第14—26条 发电厂和多电源变电站母线故障或电压消失的事故现场处理：
１.当发现母线失电时，现场值班员需首先判明确系母线无电。判别母线失电的依据是应同时出现下列现象：
⑴该母线的电压表指示消失；
⑵该母线的各出线及变压器电流消失；
