四川电力系统调度管理规程
1前言.............................................................................................................................................范围......................................................................................................................1 2 规范性引用文件............................................................................................1 3 术语和定义...............................................................................................................2 4 总则...........................................................................................................................5 5 调度系统.....................................................................................................................5 6 调度机构的任务和职权...............................................................................................5 7 调度管辖范围..........................................................................................................6 8 调度规则........................................................................................................................7 9 调度指令..............................................................................................................8 10 运行调整与控制.........................................................................................9 11 系统操作..........................................................................................................................10 12 事故处理.................................................................................................................................15 13 调度事故汇报........................................................................................................................20 14 新设备投运及设备异动 ...........................................................................................................21 15 运行方式制定.........................................................................................................22 16 发电、供电调度计划与考核 .............................................................................................23 17 检修管理..............................................................................................................................24 18 系统稳定.........................................................................................................................27 19 继电保护及安全自动装置 ....................................................................................................28 20 调度自动化...........................................................................................................................33 21 电力通信......................................................................................................................35 22 水库调度......................................................................................................................37 23 无人值班厂站的调度管理 ...............................................................................................38 附录 A 停修申请书格式 ...........................................................................................40 附录 B 四川电力系统新设备投入系统运行申请书格式...................................................42 附录 C 四川电力系统设备异动执行报告格式 ..................................................................47 I
前 言
为加强四川电力系统调度管理，保障系统安全、优质、经济运行，依照《中华人民共和国电力法》、
《电网调度管理条例》等法律、法规和相关规程、规定，制定本规程。 本规程附录内容的变动，以新发布的文件为准。 本规程由四川省电力公司提出。
本规程由四川省电力公司调度中心归口并负责解释。
本规程起草单位：四川省电力公司调度中心、四川省电力公司通信自动化中心。 II
四川电力系统调度管理规程 1 范围
本规程规定了四川电力系统调度管理工作的基础性原则。
本规程适用于四川电力系统内发电、供电（输电、变电、配电）、用电及其它活动中与电力调度
有关的行为。 2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有
的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程。然而，鼓励根据本规程达成协议的各方
研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规程。 中华人民共和国主席令第 60 号 中华人民共和国电力法 国务院令第 115 号 电网调度管理条例 国务院令第 432 号 电力监管条例
国家电力监管委员会第 5 号令 电力二次系统安全防护规定 国家电力监管委员会第 22 号令 电网运行规则（试行） GB 17621-1998 大中型水电站水库调度规范 GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程 GF-2003-0512 并网调度协议（示范文本） SD 131 电力系统技术导则（试行）
SD 325-1989 电力系统电压和无功电力技术导则 DL 755 电力系统安全稳定导则
DL/T 516 电力调度自动化系统运行管理规程 DL/T 544 电力系统通信管理规程
DL/T 559 220-500kV 电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 584 3-110kV 电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 684 大型发电机变压器组继电保护整定计算导则 DL/T 723 电力系统安全稳定控制技术导则 DL/T 961 电网调度规范用语
DL/T 995 继电保护和电网安全自动装置检验规程 DL/T 1040 电网运行准则
Q/GDW 114-2004 国家电力调度数据网骨干网运行管理规定 国办发〔2007〕53 号 节能发电调度办法（试行） 电监安全[2006]34 号 电力二次系统安全防护总体方案
能源电（1988）18 号《电力系统电压和无功电力管理条例》 国电调[2001]532 号 国家电力公司电力通信统计管理办法 国电调[2002]149 号 全国互联电网调度管理规程（试行）
国家电网生[2004]203 号 国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定
国家电网生（2004）203 号《国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定》 国家电网生（2004）435 号《国家电网公司电力系统无功补偿设备配置技术原则》 国家电网总[2003]407 号 安全生产工作规定
国通运[2004]158 号 国家电网公司一级骨干通信电路故障处理规定 国家电网安监[2005]83 号 国家电网公司电力安全工作规程（变电站和发电厂电气部分）（试行）
国家电网安监[2005]83 号 国家电网公司电力安全工作规程（电力线路部分）（试行） 1
国家电网安监[2005]145 号 国家电网公司电力生产事故调查规程 电监市场[2006]42 号 发电厂并网运行管理规定
国家电网调[2006]170 号 国家电网公司电网安全稳定管理工作规定 国调中心调水[2007]11 号 水库调度工作规范 (试行) 国调中心调水[2008]57 号 水库调度工作汇报制度 华中电网调[2007]441 号 华中电力系统调度管理规程 3 术语和定义
下列术语和定义适用于本规程。 3.1 电力系统
由发电、供电（输电、变电、配电）、用电设施和为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、自动化设施、电力市场技术支持系统等构成的整体。 3.2 电力系统运行
在统一指挥下进行的电能的生产、输送和使用。 3.3 电力调度机构
负责组织、指挥、指导和协调电网运行和负责电力市场运营的机构。 3.4 电力调度
电力调度机构（以下均简称为调度机构）为保障电力系统安全、优质、经济运行和电力市场规范
运营，促进资源的优化配置和环境保护，对电力系统运行进行的组织、指挥、指导和协调。 3.5 电网企业
拥有、经营和运行电网的电力企业。 3.6 发电企业
并入电网运行（拥有单个或数个发电厂）的发电公司，或拥有发电厂的电力企业。 3.7 电力用户
通过电网消费电能的单位或个人。 3.8 电力调度系统 包括各级调度机构和有关运行值班单位。运行值班单位指发电厂、变电站（含开关站、用户站， 下同）、监控中心（含变电站监控中心、集控站、梯级电站集控中心，下同）等的运行值班单位。 3.9 电力调度管理
指调度机构为确保电力系统安全、优质、经济运行，依据有关规定对电力系统生产运行、电力调
度系统及其人员职务活动所进行的管理。一般包括调度运行管理、调度计划管理、继电保护及安全自
动装置管理、电网调度自动化管理、电力通信管理、水电厂水库调度管理、调度系统人员培训管理等。 3.10
调度系统值班人员
包括各级调度机构的值班调度员和有关运行值班单位的运行值班人员。 2
3.11
调度同意
值班调度员对调度管辖范围内的调度系统值班人员提出的工作申请及要求等予以同意。 3.12
调度许可
设备由下级调度机构调度管辖，但在进行该设备有关操作前，下级调度机构值班调度员应向上级
调度机构值班调度员申请，征得同意。 3.13
委托调度
一方委托他方对其调度管辖的设备进行运行和操作指挥的调度方式。 3.14
调度关系转移
经两调度机构协商一致，决定将一方调度管辖的某些设备的调度职权，由另一方代替或暂时代替
行使。转移期间，设备由接受调度关系转移的一方全权负责，直至转移关系结束。 3.15
调度指令
值班调度员对调度管辖范围内的调度系统值班人员发布的旨在贯彻某种调度意图的各种指令的 总称。 3.16
操作指令
值班调度员发布的有关操作的调度指令。 3.17
单项操作令
值班调度员发布的单一一项操作的指令。 3.18
逐项操作令
值班调度员发布的按顺序逐项执行的操作指令，要求受令人按照指令的操作步骤和内容按顺序逐 项进行操作。 3.19
综合操作令
值班调度员发布的不涉及其它厂站配合的综合操作任务的操作指令。其具体的操作步骤和内容，
均由运行值班人员按规程自行拟订。 3.20
负荷备用容量
为平衡负荷预计误差和瞬时负荷波动而预留的备用容量。 3.21
事故备用容量
为防止系统中发输变电设备故障造成电力短缺而预留的备用容量。 3.22
检修备用容量
为完成发输变电设备检修任务而预留的备用容量。 3.23
状态检修
企业以安全、可靠性、环境、成本为基础，通过状态评价、风险评估，状态决策，达到运行安全
可靠、检修成本合理的一种检修策略。 3
3.24
计划检修
为检查、试验、维护、检修电力设备，电网调度机构根据国家及有关行业标准，参照设备技术参
数、运行经验及供应商的建议，所预先安排的设备检修。 3.25
非计划检修
计划检修以外的所有检修。 3.26
特殊运行方式
发电厂或电网接线方式与正常运行方式（包括正常检修方式）有重大变化时，发电厂或电网相应 的运行方式。 3.27
黑启动
当某电力系统因故障全部停运后，通过该系统中具有自启动能力机组的启动，或通过外来电源供
给，带动系统内其它机组，逐步恢复系统运行的过程。 3.28
安全自动装置
在电力系统中发生故障或异常运行时，起控制作用的自动装置。如自动重合闸、备用电源和备用
设备自动投入、自动切负荷、自动低频（低压）减载、发电厂事故自动减出力、事故切机、电气制动、
水轮发电机自动起动、调相改发电、抽蓄水改发电、自动解列及自动调节励磁等。 3.29
水调自动化系统
由水电厂内采集水文、气象和水库运行信息的子站、调度机构内对水库运行进行监视、预报、调
度和管理的主站及相应的数据传输通道构成的系统。 3.30
调度自动化系统
由采集电网和发电厂运行信息及完成控制功能的子站、调度机构内具有分析、应用、管理功能的
主站和相应的数据传输通道构成的为电力调度管理服务的系统。 3.31
自动化主站系统
在调度机构内运行的各类调度自动化设备和应用系统。 3.32
自动化子站系统
在发电厂、变电站、监控中心现场运行的各类自动化设备和应用系统。 3.33
调度自动化管理部门
电网企业内负责本级电网调度自动化专业职能管理和运行管理的部门。 3.34
调度自动化子站设备维护部门
电网企业、发电企业、电力用户中负责自动化子站系统运行维护的部门。 3.35
电力通信网
由各种传输、交换、终端等通信设备组成的电力系统专用通信网络，包括基础网（光纤、数字微波、电力线载波、接入系统等）、支撑网（信令网、同步网、网管网等）和业务网（数据通信网络、交换系统、电视电话会议系统等）。 43.36
电力通信管理部门
电网企业内归口负责组织、指挥、指导、协调电力通信运行和管理工作的部门。 4 总则
4.1 四川电力调度坚持“安全第
一、预防为主、综合治理”的安全生产方针。四川电力系统内各级电
网企业及其调度机构、发电企业、电力用户有责任共同维护电力系统的安全稳定运行。 4.2 四川电力系统实行统一调度，分级管理的原则。 4.3 任何单位和个人均不得非法干预电力调度。 4.4 本规程是四川电力系统调度管理的基本规程，适用于电力调度运行各相关专业的工作。四川电力
系统内各级调度机构和发电、供电、用电等单位应根据本规程制定本单位的调度规程或现场规程、规定，
所颁发的有关规程、规定，均不得与本规程相抵触。
4.5 四川电力系统内的各级调度机构以及发电、供电、用电单位的运行、管理人员均应遵守本规程。
非电力调度系统人员凡进行涉及四川电力调度运行的有关活动时，也必须遵守本规程。 5 调度系统
5.1 四川电力调度系统包括四川电力系统内各级调度机构和发电厂、变电站、监控中心等的运行值班 单位。
5.2 四川电力系统设置三级调度机构，即：
──省级电力调度机构，以下简称省调；
──省辖市级电力调度机构，以下简称地调；
──县级电力调度机构，以下简称县调。
5.3 需直接与调度机构进行调度业务联系的发电厂、变电站、监控中心运行值班人员，应参加由相应
调度机构组织的有关调度规程及电力系统知识的考试，取得《调度系统运行值班合格证书》。同时接受
多级调度机构调度管辖的厂站和监控中心，由最高一级调度机构负责组织考试和颁证工作。 5.4 有权接受调度指令的人员应为下级调度机构值班调度员、监控中心值长或正值、发电厂值长或电
气班长、变电站值班长或正值。
5.5 有调度联系的单位之间应按规定相互报送有权进行调度联系的人员名单。 6 调度机构的任务和职权 6.1 调度机构的任务
6.1.1 按照电力系统运行客观规律和有关规定保证电力系统连续、稳定、正常运行，使电能质量指标
符合国家规定的标准。
6.1.2 优化配置资源，充分发挥电力系统的发输变电设备能力，最大限度地满足用户的用电需要。
6.1.3 依据国家法律、法规，按照相关合同或者协议，维护各方的合法权益。 6.2 省调的职责和权限
6.2.1 接受国调、网调的调度管理。
6.2.2 负责四川电力系统的调度运行、调度计划与考核、继电保护、调度自动化、电力通信、水电厂
水库调度等专业管理和技术监督。
6.2.3 负责指挥所辖电力系统的运行、操作和事故处理，参与电网事故调查分析。 6.2.4 负责组织制定和执行所辖电力系统的运行方式。
6.2.5 负责组织制定和执行所辖电力系统发电、供电调度计划并实施考核。 6.2.6 负责四川电力系统的安全稳定运行管理。 6.2.7 负责组织制定和执行所辖电力系统的继电保护方案。 6.2.8 负责所辖水电厂水库发电调度工作，制定水库调度方案。 5
6.2.9 负责所辖电力通信和调度自动化设备的运行管理。 6.2.10 受理并批复新建或改建管辖设备投入运行申请，制定新设备启动调试调度方案并组织实施。
6.2.11 参与四川电力系统的规划、工程设计审查及设备选型。 6.2.12 负责签订所辖发电厂并网调度协议。
6.2.13 会同有关部门制定所辖电力系统紧急拉闸限电序位表和避峰预案。 6.2.14 负责组织实施四川电力市场交易，参与华中区域电力市场电力交易。 6.2.15 行使国调、网调授予的其它职责。 6.3 地调的职责和权限
6.3.1 接受省调的调度管理。
6.3.2 负责所辖电力系统调度运行、调度计划与考核、继电保护、调度自动化、电力通信、水电厂水
库调度等专业管理和技术监督。
6.3.3 负责指挥所辖电力系统的运行、操作和事故处理。
6.3.4 负责组织制定和执行所辖电力系统的运行方式，执行省调下达的运行方式。
6.3.5 负责组织制定和执行所辖电力系统的发电、供电调度计划并实施考核，执行省调下达的发电、
供电调度计划。
6.3.6 在省调的统一领导下，负责所辖电力系统的安全稳定运行管理。 6.3.7 负责组织制定和执行所辖电力系统的继电保护方案。 6.3.8 负责所辖水电厂水库发电调度工作，制定水库调度方案。 6.3.9 负责所辖电力通信和调度自动化设备的运行管理。
6.3.10 会同有关部门制定所辖电力系统紧急拉闸限电序位表和避峰预案。
6.3.11 受理并批复新建或改建管辖设备投运申请，制定新设备启动调试调度方案并组织实施。
6.3.12 参与所辖电力系统的规划、工程设计审查和设备选型。 6.3.13 负责签订所辖发电厂并网调度协议。
6.3.14 行使省调和本电业局（公司）授予的其它职权。 6.4 县调的职责和权限由管辖的地调规定 7 调度管辖范围
7.1 省调调度管辖设备范围
7.1.1 四川 500kV 系统（含 500kV 站内无功补偿设备）。
7.1.2 四川电力系统内 220kV 主网架和地区电力系统间 220kV 联络线。 7.1.3 四川电力系统内装机容量 10MW 及以上的发电厂及其送出系统。 7.1.4 国调、网调委托调度管辖的设备。 7.2 地调调度管辖设备范围
7.2.1 本地区除省调调度管辖外的 220kV 系统。 7.2.2 本地区 110kV 及以下系统。
7.2.3 本地区装机容量 10MW 以下发电厂及其送出系统。 7.2.4 本地区与其它地区间的 110kV 联络线（由相关地调协商调度）。 7.2.5 省调委托调度管辖的设备。
7.3 县调调度管辖设备范围由地调另行规定
7.4 各发电厂、变电站的厂（站）用电系统由各厂（站）自行管辖（有明确规定的除外）。 7.5 委托与许可
7.5.1 属上级调度机构调度管辖的设备，根据系统运行的需要，可以委托有条件的下级调度机构代为 调度管辖。
7.5.2 省调调度许可的范围包括：
7.5.2.1 属地调调度管辖的 220kV 设备。 6
7.5.2.2 省调委托地调调度管辖设备。
7.5.2.3 地调合解不同厂站间电磁环网，且环网内包含省调调度管辖设备。
7.5.2.4 其它运行状态改变对省调调度管辖系统影响较大的设备（含安控装置所切设备）。 7.6 调度自动化设备调度管辖范围补充规定
7.6.1 自动化主站系统设备由该级调度自动化管理部门调度管辖（属上级调度自动化管理部门调度管 辖的除外）。
7.6.2 多级调度机构调度的厂站和监控中心中，多级调度机构共用的调度自动化设备由最高一级调度
自动化管理部门调度管辖。
7.6.3 调度自动化系统数据传输通道由相关电力通信管理部门调度管辖。 7.7 电力通信调度管辖范围补充规定
7.7.1 省公司通信自动化中心负责省级电力通信网的调度管理，电业局（公司）电力通信管理部门负
责本地区电力通信网的调度管理。
7.7.2 省公司使用的地区电力通信网通道的运行方式改变、检修等，应经省公司通信自动化中心许可。
7.7.3 电业局（公司）电力通信管理部门按属地化原则负责本地区内电力通信设备的运行维护管理。
7.7.4 并网发电厂、用户变电站的通信站、设备，按资产归属关系，由资产拥有者进行运行、维护管 理。 8 调度规则
8.1 各级调度机构在电力调度业务活动中是上、下级关系，下级调度机构应服从上级调度机构的调度。
8.2 调度机构调度管辖范围内的发电厂、变电站、监控中心等的运行值班单位，应服从该调度机构的 调度。
8.3 未经调度机构值班调度员指令，任何人不得操作该调度机构调度管辖范围内的设备。电力系统运
行遇有危及人身、设备安全的情况时，有关运行值班单位的值班人员应按照现场规程自行处理，并立即
汇报值班调度员。
8.4 调度许可设备在操作前应经上级调度机构值班调度员许可，操作完毕后应及时汇报。当发生紧急 情况时，允许下级调度机构的值班调度员不经许可直接操作，但应及时向上级调度机构值班调度员汇报。
8.5 调度机构调度管辖设备运行状态的改变，对下级调度机构调度管辖的设备有影响时，操作前、后
应及时通知下级调度机构值班调度员。
8.6 属厂站管辖设备的操作，如影响到调度机构调度管辖设备运行的，操作前应经调度机构值班调度 员许可。
8.7 发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，值班调度员可直接（或者通过下级调度机构值班调度 员）越级向下级调度机构管辖的发电厂、变电站、监控中心等的运行值班单位发布调度指令，并告知相
应调度机构。此时，下级调度机构值班调度员不得发布与之相抵触的调度指令。 8.8 调度机构应执行经政府批准的紧急拉闸限电序位表和避峰预案。 8.9 省调调度许可设备的许可规则如下：
8.9.1 省调调度许可设备改变运行状态，或进行虽不改变运行状态但对省调调度管辖设备运行有影响
的工作，相关地调应向省调履行许可手续。
8.9.2 地调申请调度许可时，应同时提出对省调调度管辖设备的影响及相应的要求。
8.9.3 省调进行调度许可时，应将对省调调度管辖设备的影响及省调采取的措施告知地调，对地调调
度管辖设备的影响由地调自行考虑。
8.10 非省调调度许可设备，如进行下列工作，地调应参照省调调度许可设备履行许可手续，并在操作
前得到省调值班调度员的许可。
8.10.1 影响省调调度管辖安全自动装置（系统）切机、切负荷量的工作。 8.10.2 影响省调控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的工作。 8.10.3 影响省调直调发电厂开机方式或发电出力的工作。 7
8.10.4 影响省调调度管辖保护装置定值的工作。
8.11 调度自动化、电力通信设备的调度许可规则如下： 8.11.1 自动化主站系统设备的操作，如影响上级调度自动化管理部门调度管辖的调度自动化系统运行
或信息完整准确，操作前应得到上级调度自动化管理部门的许可。
8.11.2 电力通信管理部门调度管辖的电力通信设备的状态或方式的改变，如影响上级电力通信管理部
门调度管辖的电力通信设备的运行方式或传输质量，操作前应得到上级电力通信管理部门的许可。
8.11.3 调度自动化、电力通信设备的下列操作，操作前应得到值班调度员的许可。 8.11.3.1 影响一次设备正常运行的。 8.11.3.2 影响保护装置正常运行的。 8.11.3.3 影响安全自动装置正常运行的。 8.11.3.4 影响调度通信、调度自动化数据的。 8.11.3.5 影响自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）功能实施的。 8.11.3.6 影响电力调度业务正常进行的其它操作。 9 调度指令
9.1 各级调度机构值班调度员是电力系统运行、操作和事故处理的指挥员，应按照规定发布调度指令，
并对其发布的调度指令的正确性负责。接受调度指令的调度系统值班人员必须执行调度指令，并对指令
执行的正确性负责。调度系统值班人员不得无故不执行（包括不完全执行）或延迟执行上级值班调度员
的调度指令。调度系统值班人员发布或者执行调度指令，受法律保护，并承担相应的责任。任何单位和
个人不得非法干预调度系统值班人员发布或执行调度指令。
9.2 进行调度业务联系时，必须准确、简明、严肃，正确使用调度规范用语，互报单位、姓名。严格
执行下令、复诵、监护、录音、记录、汇报和调度图板使用等制度。调度系统值班人员在接受调度指令
时，应主动复诵指令下达时间和内容并与发令人核对无误后才能执行。指令执行完毕后，应立即向值班
调度员汇报执行情况和完成时间，接受汇报的值班调度员应复诵汇报内容，以“执行完成时间”确认指
令已执行完毕，并及时更改调度图板。值班调度员在发布调度指令、接受汇报和更改调度图板时，均应
进行监护，并做好录音和记录。
9.3 接受调度指令的调度系统值班人员认为所接受的调度指令不正确或执行调度指令将危及人身、设
备及系统安全的，应当立即向发布调度指令的值班调度员提出意见，由其决定该指令的执行或者撤销。
发布该指令的值班调度员决定执行时，接受调度指令的值班人员应当执行该指令。
9.4 上级领导发布的有关调度业务的指示，应通过调度机构负责人转达给值班调度员。非调度机构负
责人，不得直接要求值班调度员发布调度指令。
9.5 发供用电单位和调度机构负责人发布的指示，如涉及上级调度机构值班调度员的权限时，必须经
上级调度机构值班调度员的许可后才能执行，现场事故处理规程内已有规定者除外。 9.6 调度系统值班人员接到与上级值班调度员发布的调度指令相矛盾的其它指示时，应立即汇报上级
值班调度员。如上级值班调度员重申他的调度指令，调度系统值班人员应立即执行。若调度系统值班人
员不执行或延迟执行调度指令，则未执行调度指令的调度系统值班人员以及不允许执行或允许不执行调
度指令的领导人均应负责。
9.7 对于不按调度指令用电者，值班调度员应予以警告；经警告拒不改正的，值班调度员可以根据电
力系统安全的需要，下令暂时部分或全部停止向其供电。对于不按调度指令发电者，值班调度员应予以
警告；经警告拒不改正的，值班调度员可以根据电力系统安全的需要，经请示调度机构负责人同意后，
下令暂时停止其部分或全部机组并网运行。对于不满足并网条件的发电企业、地方电网，调度机构可以
拒绝其并网运行。擅自并网的，可下令其解列。
9.8 在特殊情况下，为保证电能质量和电力系统安全稳定运行，值班调度员下令限电，接受限电指令
的调度系统值班人员应迅速地按指令进行限电，并如实汇报限电情况，对不执行指令或达不到要求限电
数量者按违反调度纪律处理。 8
9.9 当发生不执行调度指令、违反调度纪律的行为时，相关调度机构应立即组织调查，提交相关部门，
依据相关法律、法规和规定处理。 10 运行调整与控制
10.1 频率及川渝联络线潮流
10.1.1 电力系统标准频率是 50Hz，其偏差不应超过±0.2Hz。在正常情况下，系统频率按 50±0.1Hz 控制。系统内所有发电厂均应监视频率。各调度机构、发电厂均有义务维持电力系统标准频率。
10.1.2 四川电网与华中主网并列运行时，系统的频率调整和川渝联络线潮流的控制方式按国调、网调
下达的有关联网运行规定执行。
10.1.3 四川（川渝）电网与华中主网解列运行时，系统的频率由四川省调值班调度员统一指挥（重庆市调负责调整川渝联络线潮流）。 10.1.4 地区电网与四川主网解列运行时，其频率的调整和控制，由省调指定相关地调或发电厂负责。
10.1.5 发电厂必须按照值班调度员下达的调度指令运行，根据调度指令开停机炉、调整出力、维持备 用容量，不允许以任何借口不执行或者拖延执行调度指令。当发电厂因故不能使其出力与调度指令相符
时，应立即汇报值班调度员。
10.1.6 省调值班调度员可根据系统运行需要指定发电厂调整系统频率或联络线潮流。当发电厂出力或
送出线路输送容量达规定限值时，应立即汇报值班调度员。
10.1.7 值班调度员有权根据系统运行情况调整本调度机构下达的日发电、供电调度计划，相关调度系 统值班人员应按发布的调整指令执行。
10.1.8 并网运行的机组应投入一次调频功能，未经值班调度员许可不应退出。机组的一次调频参数应
符合调度机构的有关规定。
10.1.9 省调值班调度员可根据系统需要对 AGC 投退、控制模式以及 AGC 可调容量进行调整。
10.1.10 在系统发电能力不足时，各单位应严格按计划用电。调度机构可以对超计划使用电力或电量
的单位实施限电，由此产生的后果由超计划使用电力或电量的单位负责。
10.1.11 各级调度机构应会同有关部门制定拉闸限电序位表，报本级政府主管部门批准后执行。如果
自报送之日起，三十日内没有批复，调度机构即可按上报的序位表执行。 10.2 无功电压
10.2.1 电力系统中的无功功率应实行分层、分区、就地平衡的原则，避免长距离输送。 10.2.2 无功电压的调度管理按调度管辖范围分级负责，其中并入 110kV 及以下系统的发电厂无功电压
调度管理由地调统一负责，各级调度机构应做好所辖电力系统的无功功率平衡工作。
10.2.3 四川电力系统 220kV 及以上母线均列为电压监测考核点，按调度管辖范围由相应调度机构统
计，由上一级调度机构考核。110kV 及以下电压监测考核点由相应调度机构按有关规定进行设置与统计，
由上级主管部门进行考核。
10.2.4 并入四川电力系统的各发电厂机组应具备《电力系统电压和无功电力技术导则》规定的进相与
迟相运行能力，经调度机构认可的进相运行试验及安全校核后，由相应的调度机构下达机组的低励限制 值。
10.2.5 并入四川电力系统的大用户，应按《电力系统无功补偿设备配置原则》的有关要求，配足无功 补偿设备，并根据调度机构下达的电压曲线要求及时进行补偿设备的投切，保证将高压母线电压控制在
曲线规定的范围之内。
10.2.6 各级电力系统的电压曲线，由相应调度机构按丰、枯季节制定下达执行并报上一级调度机构备
案。电压曲线的制定，应符合《电力系统电压和无功电力技术导则》、《电力系统电压和无功电力管理
条例》和《电压质量和无功电力管理规定》的有关要求。 10.2.7 无功电压的正常运行与调整
10.2.7.1 各发电厂的运行值班人员，应按照调度机构下达的电压曲线要求监视和调整电压，将运行电
压控制在允许的偏差范围之内。原则上应采用逆调压方法调整母线运行电压。 9
高峰负荷时，应按发电机 P－Q 曲线的规定限额，增加发电机无功出力，使母线电压在电压曲
线的偏上限区域运行，必要时可采用降低有功出力增加无功出力的措施；
b) 低谷负荷时，应降低发电机无功出力，具有进相能力的机组应按需采用进相运行方式，使母
线电压在电压曲线的偏下限区域运行；
c)平段负荷时，应合理调节机组无功出力，使母线电压运行在电压曲线的中间值；
d) 当发电机无功出力调整达到极限后，如母线电压仍不能满足电压曲线的要求，应及时汇报值
班调度员。
10.2.7.2 各变电站、监控中心的运行值班人员，应认真监视并及时调整运行电压，做好调整记录，当
运行电压超出电压曲线规定范围时及时汇报值班调度员。
10.2.7.3 装有无功补偿设备的变电站，应根据运行电压情况及时投切无功补偿设备，原则上应采用逆
调压方法进行。
a) 高峰负荷电压偏低运行时，应投入无功补偿电容器，切除无功补偿电抗器，提高母线运行电
压；
b) 低谷负荷电压偏高运行时， 应切除无功补偿电容器，投入无功补偿电抗器，降低母线运行电
压；
c) 当无功补偿设备已全部投入或切除后，电压仍不能满足要求时，可自行调整有载调压变压器
电压分接头运行档位，如电压还不能满足要求，应及时汇报值班调度员；
d) 各变电站装设的电压无功自动控制装置（VQC），由管辖该装置的调度机构下达运行定值，装
置的投、退应汇报值班调度员。 10.2.7.4 各厂站变压器分接头档位的运行调整
a) 无载调压变压器的电压分接头，由调度机构从保证电压质量和降低电能损耗的要求出发，规
定其运行档位，未经调度机构同意，不得自行改变；
b) 装有有载调压变压器的各厂站，必须在充分发挥本厂站无功调整设备（发电机、补偿电容器、
补偿电抗器、静止补偿器等）的调整能力的基础上，才能利用主变压器分接头调压，并做好
调整记录；当变电站 220kV 母线电压低于 205kV、500kV 母线电压低于 490kV 时，调整主变分
接头应经省调值班调度员许可。
10.2.7.5 各级值班调度员应监视电压监测点和考核点的电压，积极采取措施，确保电压在合格范围内。
10.2.7.6 在进行发电厂和变电站无功电压调整时，值班调度员应充分发挥变电站无功补偿设备的调压 作用，原则上尽可能使发电机组留有一定的无功备用容量，以提高发电机组的动态电压支撑作用。 10.2.7.7 装有高压电抗器的线路原则上不允许无高压电抗器运行。
10.2.7.8 在正常运行方式时，500kV 各厂站母线电压最高不应超过 550kV（有特殊要求的按有关规定 执行），最低电压不应影响系统同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。
10.2.7.9 向 500kV 空载线路充电，在暂态过程衰减后，线路末端电压不应超过 575kV，持续时间不应 大于 20 分钟。
10.2.8 电压调整主要有以下措施：
10.2.8.1 调整发电机、静止无功补偿装置无功出力。 10.2.8.2 投切电容器、电抗器。
10.2.8.3 调整有载调压变压器分接头。 10.2.8.4 改变电力系统运行方式。
10.2.8.5 在不影响系统稳定水平的前提下，按预先安排断开轻载线路或投入备用线路。 10.2.8.6 对运行电压低的局部地区限制用电负荷。 11 系统操作 a) 10
11.1 系统操作应按调度管辖范围进行。省调调度管辖设备，其操作应由省调值班调度员下达指令后方
可执行，省调调度许可范围内的设备，在操作前必须得到省调值班调度员的许可。省调调度管辖设备方 式变更，对下级调度管辖的系统有影响时，省调值班调度员应在操作前通知有关的下级调度值班调度员。
11.2 操作前应认真考虑以下问题：
11.2.1 运行方式改变后系统的稳定性和合理性，有、无功功率平衡及必要的备用容量，防止事故的对 策。
11.2.2 操作时可能引起的系统潮流、电压、频率的变化，避免发生潮流超过稳定极限、设备过负荷、
电压超过正常允许范围等情况，必要时可先进行分析计算。
11.2.3 继电保护、安全自动装置运行方式是否合理，变压器中性点接地方式、变压器分接头位置、无
功补偿装置投入是否正确。
11.2.4 操作对安控、通信、自动化、计量、水库调度等方面的影响。
11.2.5 开关和刀闸的操作是否符合规定，严防非同期并列、带地线送电、带负荷拉合刀闸及 500kV 系统用刀闸带电拉合 GIS 设备短引线等误操作。
11.2.6 新建、扩建、改建设备的投运，或检修后可能引起相序、相位或二次接线错误的设备复电时，
应查明相序、相位及相关二次接线正确。 11.2.7 注意设备缺陷可能给操作带来的影响。
11.2.8 对调度管辖范围以外设备和供电质量有较大影响时，应预先通知有关单位。 11.3 操作指令分单项、逐项、综合三种。
11.3.1 只对一个单位，只有一项操作内容的操作，如发电厂开停机炉、投退 PSS 等，值班调度员可以
发布单项指令，由接受调度指令的调度系统值班人员操作，发、受令双方均应作好记录并录音。
11.3.2 涉及两个及以上单位或前后顺序需要紧密配合的操作，如线路停送电等，应下达逐项操作指令，
操作时值班调度员应事先按操作原则拟定操作指令票，再逐项下达操作指令。接受调度指令的调度系统
值班人员应严格按值班调度员的指令逐项执行，未经发令人许可，不得越项进行操作。 11.3.3 只涉及一个单位、一个综合任务的操作，如主变停送电等，值班调度员可以下达综合指令，明
确操作任务或要求。具体操作项目、顺序由接受调度指令的调度系统值班人员自行负责，操作完毕后向
值班调度员汇报。 11.4 操作指令票制度
11.4.1 除下列情况，系统操作应填写操作指令票。 11.4.1.1 事故及紧急异常处理。
11.4.1.2 发电厂开停机炉、加减出力。 11.4.1.3 拉闸限电。
11.4.1.4 单独投退继电保护（包括重合闸）。 11.4.1.5 投退低压电抗器、低压电容器。
11.4.1.6 投退 AGC、PSS、AVC、VQC、一次调频功能。 11.4.2 填写操作指令票应以停修申请书、安全自动装置启停调整通知单、继电保护定值通知单、启动
投产方案、电力系统运行规定和日计划等为依据。对于临时的操作任务，值班调度员可以根据系统运行
状态（必要时商有关专业人员），按照有关操作规定及要求填写操作指令票。 11.4.3 填写操作指令票前，值班调度员应与操作相关单位值班人员仔细核对有关
一、二次设备状态（包
括开关、刀闸、中性点方式、保护、安全自动装置、安全措施等）。 11.4.4 填写操作指令票时应做到任务明确、字体工整、无涂改，正确使用设备双重（或三重）命名和
调度术语。操作指令票必须经过拟票、审票、下令、执行四个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成，
拟票人、审核人、下令人、监护人必须签字。
11.4.5 调度系统值班人员应根据操作指令或预先下达的操作指令票，结合现场实际情况，按照现场有
关规程、规定填写具体的现场操作票，保证现场
一、二次设备符合操作要求和相应的运行方式。现场操
作票应考虑以下主要内容： 11
11.4.5.1 一次设备停电后才能退出继电保护，一次设备送电时应先投入继电保护。 11.4.5.2 厂用变、站用变电源的切换。 11.4.5.3 直流电源的切换。
11.4.5.4 交流电流、电压回路和直流回路的切换。 11.4.5.5 根据一次接线调整二次跳闸回路。
11.4.5.6 根据一次接线决定母差保护的运行方式。
11.4.5.7 开关、主变停运，二次回路有工作（或一次设备工作影响二次回路），需将保护停用或电流
互感器短接退出。
11.4.5.8 现场规程规定的二次回路需作调整的其它内容。 11.4.6 值班调度员只对自己发布的调度指令正确性负责，不负责审核接受调度指令的调度系统值班人
员所填写的现场操作票中所列具体操作内容、顺序等的正确性。 11.4.7 预先下达的操作指令票只作为操作前的准备，操作单位值班人员必须得到值班调度员正式发布
的“操作指令”和“发令时间”后，才能进行操作。严禁未得到值班调度员的“操作指令”擅自按照“预
定联系时间”进行操作。
11.4.8 在填写操作指令票、现场操作票或操作过程中，若有疑问应立即停止，待核实清楚再继续进行；
若需要改变操作方案，值班调度员应重新填写操作指令票。
11.5 在调度运行中，出现需要借用旁路（或母联）开关的情况时，应做到：
11.5.1 借用旁路（或母联）开关的值班调度员主动征得管辖该开关的值班调度员同意，进行调度关系
转移，并明确预计借用期限。
11.5.2 管辖旁路（或母联）开关的值班调度员，将调度关系转移情况通知开关操作单位值班人员，由
借用该开关的值班调度员下达全部操作指令。
11.5.3 借用开关的值班调度员在该开关使用完毕转为备用或事先商定的方式后，归还给管辖该开关的
值班调度员，恢复原调度关系。
11.6 系统中的正常操作，应尽可能避免在下列时间进行。但事故处理或改善系统不正常运行状况的操
作，应及时进行，必要时应推迟交接班。 11.6.1 交接班时。
11.6.2 雷雨、大风等恶劣天气时。 11.6.3 系统发生异常及事故时。 11.6.4 系统高峰负荷时段。
11.6.5 通信中断或调度自动化设备异常影响操作时。 11.7 系统解并列操作规定
11.7.1 并列操作时，要求相序、相位相同，频率偏差在 0.3Hz 以内。机组与系统并列，并列点两侧电
压幅值差在 1％以内；系统与系统并列，并列点两侧电压幅值差在 10％以内。事故时，允许 220kV 系统
在电压幅值差不大于 20％、500kV 系统在电压幅值差不大于 10％，频率差不大于 0.5Hz 的情况下进行
并列，并列频率不得低于 49Hz。所有并列操作必须使用同期装置。
11.7.2 解列操作前，应先将解列点有功功率调整至接近于零，无功功率调整至最小，使解列后的两个
系统频率、电压均在允许范围内。 11.8 合解环路的操作规定
11.8.1 合环操作必须相位相同，保证合环后各环节潮流的变化不超过继电保护、安全自动装置、系统
稳定和设备容量等方面的限额。合环前应将合环点两端电压幅值差调整至最小， 220kV 环路一般允许合
在 20％，最大不超过 30％；合 500kV 环路（包括 500kV/220kV 电磁环路）一般不超过 10％，最大不超
过 20％。合环时合环角差 220kV 一般不超过 30 度，500kV（包括 500kV/220kV 电磁环路）一般不超过
20 度。合环操作宜经同期装置检定，如果没有同期装置或需要解除同期闭锁合环，需经省调分管领导 批准。 12
11.8.2 解环操作应先检查解环点的有、无功潮流，确保解环后系统各部分电压在规定范围内，各环节
的潮流变化不超过继电保护、安全自动装置、系统稳定和设备容量等方面的限额。 11.8.3 用刀闸合解站内 220kV 环路时，应退出环内开关操作电源。
11.8.4 500kV/220kV 电磁环网解环后，不允许在 500kV 与 110kV 及以下系统间构成电磁环网。如需转
供负荷，必须采用停电倒换方式。 11.9 线路停送电操作规定 11.9.1 一般规定
11.9.1.1 线路充电时充电侧开关应启用完备的继电保护。重合闸无法自动闭锁的，现场自行负责将重
合闸停用，充电正常后自行恢复启用。
11.9.1.2 投入或切除空载线路时，勿使系统电压发生过大的波动，勿使空载线路末端电压升高至允许
值以上，勿使发电机产生自励磁。
11.9.1.3 应考虑潮流变化，勿使运行线路过负荷或相关控制输电断面输送功率超过稳定限额。
11.9.1.4 充电端的运行主变压器应至少有一台中性点接地。 11.9.1.5 注意线路上是否有“T”接负荷。
11.9.1.6 如一侧为发电厂，一侧为变电站，一般从变电站侧停送电，发电厂侧解合环（解并列）；如
果两侧均为变电站或发电厂，一般从短路容量大的一侧停送电，短路容量小的一侧解合环（解并列）；
有特殊规定或经领导批准的除外。
11.9.1.7 任何情况下严禁“约时”停电和送电。 11.9.2 500kV 线路停送电还应注意：
11.9.2.1 对带有高抗的线路送电时，线路高抗及其保护应可靠投入，若高抗停运线路送电应经过省公
司分管领导批准。
11.9.2.2 应充分考虑线路充电功率对系统电压的影响。线路充电前应降低充电端电压，充电后末端电
压超过 575kV 时，应设法降低电压，如 20 分钟内不能降至 575kV 以下，应拉开线路充电侧开关。
11.9.2.3 在未经试验和批准的情况下，不得对末端带有变压器的线路进行停送电。
11.9.2.4 线路停电后厂站应将该线路远跳装置退出，开关停运后应将该开关启动远跳的压板退出。
11.10 变压器操作规定
11.10.1 变压器并列运行的条件 11.10.1.1 接线组别相同。
11.10.1.2 电压比相差不超过 5％。 11.10.1.3 短路电压差不超过 5％。
当上列条件不能完全满足时，应经过计算或试验，如肯定任何一台变压器都不会过负荷时，允许 并列运行。
11.10.2 变压器投入时，一般先合电源侧开关，停用时，一般先停负荷侧开关；500kV 变压器停送电，
宜从 500kV 侧停电或充电，必要时也可以从 220kV 侧停电或充电。
11.10.3 变压器充电时，应启用完备的继电保护，考虑变压器充电励磁涌流对继电保护的影响，并检
查调整充电侧母线电压及变压器分接头位置，防止充电后各侧电压超过规定值。
11.10.4 并列运行的两台变压器，其中性点接地刀闸须由一台倒换至另一台时，应先合上另一台中性
点接地刀闸，再拉开原来的中性点接地刀闸。
11.10.5 中性点直接接地系统中投入或退出变压器时，应先将该变压器中性点接地。调度要求中性点
不接地运行的变压器，在投入系统后应拉开中性点接地刀闸，运行中变压器中性点接地方式应符合继电 保护规定。
11.11 500kV 高压电抗器操作规定
11.11.1 高压电抗器送电前，高压电抗器保护、远方跳闸保护装置应正常投入。 11.11.2 拉合线路高压电抗器刀闸应在线路检修状态下进行。
11.11.3 高压电抗器停运或高压电抗器保护检修，应退出高压电抗器保护及启动远跳回路压板。 13
11.12 500kV 串联补偿装置操作规定
11.12.1 操作 500kV 串联补偿装置（以下简称串补装置）刀闸、旁路刀闸时，必须在串补装置旁路开
关合闸的状态下进行。 11.12.2 严禁用 500kV 串补装置刀闸、旁路刀闸拉、合线路负荷电流。
11.12.3 严禁在 500kV 串补装置旁路刀闸分闸的情况下，用刀闸对串补装置充电。
11.12.4 正常情况下，带串补装置线路停电前，应先将串补装置转为冷备用或检修状态，再进行线路
停电操作；带串补装置线路送电前，要求串补装置必须处于冷备用状态，线路送电正常带负荷后，再将
串补装置转运行。 11.13 母线操作规定
11.13.1 母线操作时，厂站应根据现场规程及时调整母差保护运行方式。 11.13.2 母线停送电操作时，应注意防止电压互感器低压侧向母线反充电。
11.13.3 在中性点直接接地系统中，变压器向母线充电时，被充电母线侧变压器中性点应可靠接地，
操作完毕恢复正常运行方式后，变压器中性点的接地方式应符合继电保护规定。
11.13.4 用母联开关向母线充电时，厂站运行值班人员在充电前应投入母联开关充电保护，充电正常
后退出充电保护。
11.13.5 双母线接线方式的厂站，运行元件由一组母线倒至另一组母线时，应先退出母联开关的操作 电源。
11.13.6 当双母线接线的两组母线电压互感器只有一组运行时，应将两组母线硬联运行（可退出母联
开关操作电源或用刀闸硬联两组母线）或者将所有运行元件倒至运行电压互感器所在的母线。
11.14 开关操作规定
11.14.1 开关合闸前，厂站运行值班人员应确认相关设备的继电保护已按规定投入。开关合闸后，应
检查确认三相均已接通，三相电流平衡。
11.14.2 开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许进行就地操作的，应进行三相同时操作，不得
进行分相操作。
11.14.3 3/2(含 4/3 接线，下同)接线方式的厂站，设备送电时，宜先合母线侧开关，后合中间开关，
停电时宜先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。
11.14.4 操作旁路开关代路时，应按规定相应调整继电保护和安全自动装置。 11.15 刀闸操作规定
11.15.1 允许用刀闸进行下列带电操作：
11.15.1.1 系统无接地故障时，拉、合电压互感器。 11.15.1.2 无雷电时，拉、合避雷器。
11.15.1.3 拉、合 220kV 及以下空载母线，原则上不进行 500kV 刀闸拉、合母线操作。 11.15.1.4 拉、合变压器中性点接地刀闸。如中性点上有消弧线圈，应在系统没有接地故障时进行。
11.15.1.5 拉、合经开关或刀闸闭合的旁路电流（在拉、合经开关闭合的旁路电流时，应先将开关操 作电源退出）。 11.15.1.6 拉、合 3/2 接线方式的母线环流（应采用远方操作方式，解环前应确认环内所有开关在合 闸位置）。
11.15.2 严禁带电用刀闸拉、合空载变压器、空载线路、并联电抗器及 500kV GIS 设备短引线。
11.16 零起升压操作规定
11.16.1 对线路零起升压，应保证零升系统各点的电压不超过允许值，避免产生发电机自励磁和设备
过电压，必要时可降低发电机转速。
11.16.2 零起升压时，担任零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，发电机的强行励磁、自动
电压校正器、复式励磁等装置应停用，发电机保护应完备可靠投入，并退出联跳其它非零起升压回路开 关压板。
11.16.3 升压线路保护应完备可靠投入，并退出联跳其它非零起升压回路开关的压板和重合闸。 14
11.16.4 对主变压器或线路串变压器零起升压时，该主变压器保护应完备并可靠投入，并退出联跳其
它非零起升压回路开关的压板，主变压器中性点应接地。
11.16.5 双母线中的一组母线进行零起升压时，母差保护应采取措施防止误动作，母联开关应保持冷
备用，防止开关误合造成非同期并列。 12 事故处理 12.1 一般原则
12.1.1 各级调度机构值班调度员是电力系统事故（含异常，下同）处理的指挥者，按调度管辖范围划
分事故处理权限和责任，并在事故发生和处理过程中及时互通情况、协调配合。 12.1.2 事故处理时，调度系统值班人员应遵循以下原则：
12.1.2.1 迅速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对电网、人身、设备安全的威胁。 12.1.2.2 保持正常设备的运行和对重要用户及厂、站用电的正常供电，迅速将解网部分恢复并网运行。
12.1.2.3 尽快恢复对已停电的地区或用户供电。 12.1.2.4 调整系统运行方式，使其恢复正常。
12.1.2.5 及时将事故及处理情况向有关领导汇报，并告知有关单位和提出事故原始报告。 12.1.3 发生事故时，运行值班人员应立即向值班调度员简要汇报事故情况以及相关设备的状态和潮流
情况，经检查后再详细汇报如下内容： 12.1.3.1 保护装置动作及通道运行情况。 12.1.3.2 设备外部有无明显缺陷及事故象征。 12.1.3.3 故障录波器、故障测距装置动作情况。 12.1.4 事故处理时，调度系统值班人员应迅速正确地执行上级值班调度员的调度指令，凡对系统有重 大影响的操作须取得上级值班调度员的指令或许可。上级值班调度员必要时可越级发布调度指令，但事
后应尽快通知有关下级值班调度员。非事故单位应加强运行监视，不得在事故当时向调度机构和事故单
位询问事故情况或占用调度电话。
12.1.5 发生以下事故时，下级值班调度员应立即向上级值班调度员汇报。 12.1.5.1 上级调度机构调度许可设备故障。
12.1.5.2 影响上级调度机构调度管辖稳定控制装置（系统）切机、切负荷量的。 12.1.5.3 影响上级调度机构控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的。 12.1.5.4 影响上级调度机构直调发电厂开机方式或发电出力的。
12.1.5.5 其它影响上级调度机构调度管辖系统安全运行或需要上级调度机构协调、配合处理的。
12.1.6 为防止事故扩大，调度系统运行值班人员应不待调度指令自行进行以下紧急操作，但事后须尽
快汇报值班调度员。
12.1.6.1 将直接对人身和设备安全有威胁的设备停电。 12.1.6.2 将故障停运已损坏的设备隔离。
12.1.6.3 当厂（站）用电部分或全部停电时，恢复其电源。
12.1.6.4 电压互感器或电流互感器发生异常情况时，厂站运行值班人员迅速按现场规程规定调整保 护。
12.1.6.5 系统事故造成频率严重偏差时，各发电厂调整机组出力和启停机组协助调频。 12.1.6.6 其它在厂站现场规程中规定可以不待调度指令自行处理者。
12.1.7 设备出现故障跳闸后，设备能否送电，厂站值班人员应根据现场规程规定，向值班调度员汇报 并提出要求。
12.1.8 事故处理时，无关人员应迅速离开调度室。值班调度员有权要求有关专业人员到调度室协助事 故处理。
12.1.9 事故处理时，现场应保证至少一名有资格进行调度联系的人员坚守岗位，负责与值班调度员联 系。 15
12.1.10 事故处理时，各单位负责人对本单位调度系统值班人员发布的指示不应与上级值班调度员的
调度指令相抵触。
12.1.11 事故处理完毕后，事故单位应整理事故报告，及时汇报有关部门。 12.2 线路事故处理
12.2.1 试运行线路、电缆线路故障跳闸不应强送。其它线路跳闸后，值班调度员可下令对线路强送电
一次。如强送不成功，需再次强送，应经本调度机构分管领导同意，有条件时可对故障线路零起升压。
12.2.2 线路发生故障后，值班调度员应及时通知有关部门进行事故巡线，巡线有结果后应及时汇报值
班调度员。事故巡线时，若未得到值班调度员“XX 线路停电巡线”指令，则应始终认为该线路带电。
12.2.3 线路故障跳闸后，强送前应考虑：
12.2.3.1 正确选择强送端，使系统稳定不致遭到破坏。在强送前，要检查重要线路的输送功率在规定 的限额之内，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高系统稳定的措施，尽量避免用发电厂或重要
变电站侧开关强送。
12.2.3.2 强送的开关应完好，且启用完备的继电保护。无闭锁重合闸装置的，应将重合闸停用。
12.2.3.3 若事故时伴随有明显的事故象征，如火花、爆炸声、系统振荡等，应查明原因后再考虑能否 强送。
12.2.3.4 强送前应调整强送端电压，使强送后首端和末端电压不超过允许值。
12.2.3.5 若开关遮断次数已达规定值，由现场运行值班人员根据规定，向值班调度员提出要求。
12.2.3.6 当线路保护和线路高抗（串补装置）保护同时动作跳闸时，应按线路和高抗（串补装置）同
时故障来考虑事故处理。
12.2.3.7 线路有带电作业，明确要求停用线路重合闸、故障跳闸后不得强送者，在未查明原因且工作
人员撤离现场之前不得强送。
12.2.3.8 强送端的运行主变压器应至少有一台中性点接地。对带有终端变压器的 220kV 线路强送电，
终端变压器的中性点必须接地。 12.3 发电机事故处理
12.3.1 发电机异常或跳闸后，发电厂运行值班人员应立即汇报值班调度员，并按现场规程进行处理。
12.3.2 当发电机进相运行或功率因数较高，引起失步时，应不待调度指令，立即减少发电机有功，增
加励磁，使机组恢复同步运行。如果处理无效，应将机组与系统解列，检查无异常后尽快将机组再次并 入系统。
12.3.3 机组失去励磁时而失磁保护未动，发电厂运行值班人员应立即将机组解列。 12.3.4 发电机对空载长线零起升压产生自励磁时，应立即降低发电机转速，并将该线路停电。 12.4 变压器事故处理
12.4.1 变压器的主保护（重瓦斯保护或差动保护或分接头瓦斯保护）动作跳闸，应对变压器及保护进
行全面检查，未查明原因并消除故障前，不得对变压器强送电。
12.4.2 变压器后备保护动作跳闸，但未发现明显的故障现象，应检查继电保护装置，如无异常，可对
变压器试送电一次；如有故障，在找到故障并有效隔离后，也可试送一次。
12.4.3 变压器后备保护动作跳闸的同时，伴有明显的故障现象（如电压电流突变、系统有冲击、弧光、
声响等）应对变压器进行全面检查，必要时应对变压器进行绝缘测定检查。如未发现异常可试送一次。
12.4.4 变压器轻瓦斯保护动作发信，应立即进行检查，确认变压器能否运行。 12.4.5 并列运行的变压器事故跳闸后，应立即采取措施消除运行变压器的过载情况，并按保护要求调
整变压器中性点接地方式。 12.5 高压电抗器事故处理
12.5.1 高压电抗器的全部主保护动作跳闸，在未查明原因和消除故障之前，不能进行强送电。 12.5.2 高压电抗器单一主保护动作跳闸，在检查电抗器外部无明显故障、检查瓦斯气体和故障录波器
动作情况，证明电抗器内部无明显故障者，经运行单位分管领导同意后，可以试送一次，有条件时可进 行零起升压。 16
12.5.3 高压电抗器后备保护动作跳闸，但未发现明显的故障现象，应检查继电保护装置，如无异常， 可试送一次。
12.6 串补装置事故处理
12.6.1 当串补装置出现异常后，厂站运行值班人员应根据现场运行规程判断串补装置能否继续运行。
若不能继续运行或判断不明时，尽快汇报省调值班调度员，省调值班调度员应立即将串补装置退出运行，
转检修状态后检查、处理，线路及高抗可以继续运行。 12.6.2 串补装置旁路开关合闸拒动或合闸闭锁时，允许线路带串补装置由运行转检修。此时，线路接
地操作应在线路转冷备用 15 分钟后进行。
12.6.3 串补装置本体保护动作，串补装置退出运行后，在未查明故障原因和消除故障前，不得对串补 装置送电。
12.6.4 线路故障，线路两侧三相跳闸后，应将串补装置转冷备用状态，并立即检查线路、高抗、串补
装置的保护动作情况。线路送电正常，且串补装置检查无异常后，串补装置才能投入运行。 12.7 母线事故处理 12.7.1 当母线失压后，厂站运行值班人员应立即汇报值班调度员，同时将失压母线上的开关全部断开，
并迅速恢复受影响的厂站用电。 12.7.2 当母线故障后，厂站运行值班人员应立即对故障母线进行检查，并把检查情况汇报值班调度员，
值班调度员应按下述原则进行处理。
12.7.2.1 找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障后对失压母线恢复送电。
12.7.2.2 找到故障点但不能迅速隔离的，应将该母线转冷备用或检修。若系双母线接线方式中的一条 母线故障，应在确认故障母线上的元件无故障后，将其倒至运行母线再恢复送电（注意：一定要先拉开
故障母线上的刀闸后再合上运行母线上的刀闸）。
12.7.2.3 经过检查不能找到故障点时，可对失压母线试送电一次。对失压母线进行试送宜采用外来电
源，试送开关应完好，并启用完备的继电保护。有条件者可对失压母线进行零起升压。 12.7.2.4 当母线保护动作跳闸，应检查母线保护，如确认为保护误动，应停运该误动保护，按规定调
整系统相关保护定值，恢复母线送电。
12.7.2.5 当开关失灵保护动作引起母线失压时，应尽快隔离已失灵开关，恢复母线供电。 12.7.3 厂站运行值班人员应根据仪表指示、保护动作、开关信号及事故现象，判明事故情况，切不可
只凭厂站用电全停或照明全停而误认为变电站全站失压。值班调度员也应与厂站值班人员核对现状，切
不可只凭母线失电而误认为变电站全站失压。 12.7.4 母线无压时，厂站运行值班人员应认为线路随时有来电的可能，未经值班调度员许可，严禁在
设备上工作。
12.8 开关故障处理
12.8.1 开关操作时，发生非全相运行，厂站运行值班人员应立即拉开该开关；开关运行中一相断开，
应试合该开关一次，试合不成功应尽快采取措施将该开关拉开；当开关运行中两相断开时，应立即将该 开关拉开。
12.8.2 开关因本体或操作机构异常出现“合闸闭锁”尚未出现“分闸闭锁”时，值班调度员可根据情
况下令用旁路开关代故障开关运行或直接拉开此开关。
12.8.3 开关因本体或操作机构异常出现“分闸闭锁”时，应停用开关的操作电源，并按现场规程进行
处理，仍无法消除故障，可采取以下措施。
12.8.3.1 若为 3/2 接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的母线环流，解环前应确认环内所有开
关在合闸位置。
12.8.3.2 其它接线方式用旁路开关代故障开关、用刀闸解环，解环前退出旁路开关操作电源；无法用
旁路开关代故障开关时，将故障开关所在母线上的其它开关倒至另一条母线后，用母联开关断开故障开
关；无法倒母线或用旁路开关代路时，可根据情况断开该母线上其余开关使故障开关停电。 12.9 系统频率异常及事故处理 17
12.9.1 华中电力系统频率异常由网调负责处理，省调服从网调的指挥，执行《华中电力系统调度管理
规程》的有关规定。 12.9.2 当四川电力系统与华中电力系统解列运行，系统频率降低至 49.8Hz 以下且无备用容量时，调
度系统值班人员应按下述原则进行处理，并注意在处理过程中保证各重要联络线不超过稳定限额。
12.9.2.1 当频率降低至 49.8Hz 以下时，省调值班调度员应命令各地调值班调度员按要求的数量进行
拉闸限电，必要时省调值班调度员可直接按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，使频率低于 49.8Hz 持
续时间不超过 30 分钟。
12.9.2.2 当频率降低至 49.5Hz 以下时，省调值班调度员可立即按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，
使频率低于 49.5Hz 持续时间不超过 15 分钟。
12.9.2.3 当频率降低至 48.5Hz 以下时，各厂站运行值班人员应不待调度命令按“拉闸限电序位表”
进行拉闸限电，省调和地调值班调度员可不受“拉闸限电序位表”的限制，直接拉停变压器或整个变电
站，使频率迅速恢复至 49.5Hz 以上。
12.9.2.4 当频率降低至低周减载装置整定值以下，各厂站运行值班人员应检查所装的低周减载装置的
动作情况，切断相应频率未动作的开关，并汇报上级值班调度员。
12.9.2.5 当频率恢复至 49.8Hz 及以上时，发电出力的改变、停电负荷恢复送电，均应得到省调值班
调度员的同意。
12.9.3 当四川电力系统与华中电力系统解列运行且系统频率高于 50.2Hz 时，调频厂应首先降低出力，
使频率恢复到 50.2Hz 以下，如已降低至最小技术出力而频率仍高于 50.2Hz 时应立即汇报省调，省调值
班调度员应采取措施，降低系统中其余发电厂的出力，必要时可紧急解列部份发电机组。 12.10 系统电压异常及事故处理
12.10.1 当发电厂母线电压降低至额定电压的 90％以下时，发电厂运行值班人员应不待调度指令，自
行按现场规程利用机组的过负荷能力使电压恢复至额定值的 90％以上，并立即汇报值班调度员采取措
施（包括降低有功、增加无功及限制部分地区负荷），以消除发电机的过负荷情况。
12.10.2 当枢纽变电站 500kV 母线电压下降至 470kV、220kV 母线电压下降至 190kV 以下时，为了避免
系统发生电压崩溃，值班调度员须立即采用拉闸限电措施，使电压恢复至额定值的 95％以上，原则是
首先对电压最低的地区实施限电。
12.10.3 装有低电压解列装置或低电压减负荷装置的厂站，当电压低至装置动作值而装置未动作时，
运行值班人员应不待调度指令，手动拉开装置所接跳的开关。
12.10.4 当运行电压高于设备最高工作电压时，发电厂应立即采取减少无功出力、进相运行等措施尽 快恢复电压至正常范围，并汇报值班调度员；装有无功补偿设备的变电站值班人员应立即切除电容器，
投入电抗器，并汇报值班调度员；值班调度员接到汇报后应立即进行处理，使电压与无功出力及储备恢 复正常。
12.10.5 当 500kV 厂、站的母线电压超过 550kV（有特殊要求的按有关规定执行）时，应立即汇报值
班调度员，值班调度员应立即采取降低机组无功出力、切除补偿电容器、投入补偿电抗器、切除空载线
路、调整变压器分接头或经请示领导后停运 500kV 线路等措施，在 20 分钟之内将电压降至合格范围。
12.11 系统异步振荡事故处理 12.11.1 系统异步振荡的主要现象
12.11.1.1 系统内各发电机和联络线上的功率、电流将有程度不同的周期性变化。系统与失去同步发
电厂（或系统）联络线上的电流和功率将往复摆动。
12.11.1.2 母线电压有程度不同的降低并周期性摆动，电灯忽明忽暗。系统振荡中心电压最低。
12.11.1.3 失去同步发电机的有功出力大幅摆动并过零，定子电流、无功功率大幅摆动，定子电压亦
有降低且有摆动，发电机发出不正常的有节奏的轰鸣声、水轮机导叶或汽轮机汽门开度周期性变化。
12.11.1.4 失去同步的两个系统（发电厂）之间出现明显的频率差异，送端频率升高、受端频率降低， 且略有波动。
12.11.2 系统异步振荡的处理方法 18
12.11.2.1 对频率升高的发电厂，应不待调度指令，立即降低机组的有功出力，使频率下降，直至振
荡消除，但不应使频率低于 49.5Hz，同时应保证厂用电的正常供电。
12.11.2.2 对频率降低的发电厂，应不待调度指令，立即增加机组的有功出力至最大值，并迅速启动
备用水轮机组，使电网频率恢复到 49.5Hz 以上，直至振荡消除。
12.11.2.3 发电厂运行值班人员应不待调度指令，退出机组的 AGC、装置，AVC增加发电机的无功出力，
并发挥其过负荷能力，提高系统电压；变电站运行值班人员应不待调度指令，退出低压电抗器，投入低
压电容器，提高系统电压。但不应使 500kV 母线电压超过 550kV、220kV 母线电压超过 242kV。
12.11.2.4 各级值班调度员应迅速在频率升高侧（送端）降低机组出力直至紧急停机，使频率下降；
在频率降低侧（受端）采取紧急增加出力、启动备用水轮机组、事故限电等措施，使频率升高，直至振 荡消除。
12.11.2.5 未经值班调度员许可，发电厂运行值班人员不应将发电机解列（现场规程有规定者除外）；
但如发现机组失磁，应不待调度指令，立即将失磁机组解列。
12.11.2.6 如振荡是因机组非同期合闸引起的，发电厂运行值班人员应立即解列该机组。 12.11.2.7 因环状电网（包括并列运行双回线路）的解环操作或开关误跳而引起的电网振荡，应立即
经同期合上相应的开关。
12.11.2.8 在装有振荡解列装置的发电厂、变电站，应立即检查振荡解列装置的动作情况，当发现装
置发出跳闸信号而未解列，且系统仍有振荡时，应立即拉开应解列的开关。
12.11.2.9 如经采取以上所列措施后振荡仍未消除，应按规定的解列点解列系统，防止事故的扩大，
待电网恢复稳定后，再进行并列。 12.12 系统同步振荡事故处理 12.12.1 系统同步振荡的主要现象
12.12.1.1 发电机和线路上的功率、电流将有周期性变化，但波动较小，发电机有功出力不过零。
12.12.1.2 发电机机端和系统的电压波动较小，无明显的局部降低。 12.12.1.3 发电机及系统的频率变化不大，全系统频率同步降低或升高。 12.12.2 系统同步振荡的处理方法
12.12.2.1 发电厂运行值班人员在发现系统同步振荡时，可不待调度指令，退出机组 AGC、AVC，适当
增加机组无功出力，并立即向值班调度员汇报。
12.12.2.2 发电厂运行值班人员应立即检查机组调速器、励磁调节器等设备，查找振荡源，若发电机
调速系统故障或励磁调节器故障，应立即减少机组有功出力，并消除设备故障。如短时无法消除故障，
经值班调度员同意，解列该机组。
12.12.2.3 值班调度员应根据系统情况，提高送、受端电压，适当降低送端发电出力，增加受端发电
出力，限制受端负荷，直至振荡消除。 12.13 单机异步振荡事故处理 12.13.1 单机异步振荡的主要现象
异步机组有功、无功、电流大幅摆动，可能出现过零。其余机组变化趋势与之相反。异步机组有
周期性轰鸣声、水轮机导叶或汽轮机汽门开度周期性变化。 12.13.2 单机异步振荡的处理方法
12.13.2.1 发电厂运行值班人员在发现单机异步振荡后，应不待调度指令立即退出异步机组 AGC、AVC，
减少异步机组的有功出力，增加励磁电流，并汇报值班调度员。
12.13.2.2 采取减少异步机组的有功出力、增加励磁电流等措施 3 分钟后，机组仍然未进入同步状态，
发电厂运行值班人员应立即汇报调度值班人员，根据调度指令将失步发电机与系统解列，并做好保厂用 电措施。
12.13.2.3 如果振荡因机组非同期合闸引起，发电厂运行值班人员应立即解列机组。 12.14 系统低频振荡事故处理 12.14.1 系统低频振荡的主要现象 19
低频振荡常出现在弱联系、远距离、重负荷输电线路上以及弱联系的两个或两个以上地区的串联
系统中，振荡频率在 0.2～2.5Hz 范围内，具有与同步振荡类似现象。 12.14.2 系统低频振荡的处理方法
12.14.2.1 应根据振荡频率、振荡分布等信息正确判断低频振荡源。 12.14.2.2 降低振荡源机组有功，减轻重负荷线路潮流，直至振荡平息。 12.14.2.3 提高振荡区域系统电压。
12.14.2.4 若有运行机组未投入 PSS 装置的，令其立即投入。 12.15 通信联系中断的事故处理
12.15.1 调度机构、监控中心、发电厂、变电站与上级调度机构的专用通信中断时，各单位应积极主
动采取措施，利用行政通信、邮电通信、经与上级调度机构通信正常的单位中转、修复通信设备等方式，
尽快与上级调度机构进行联系。如不能尽快恢复，上级调度机构可通过有关下级调度机构的通信联系转 达调度业务。
12.15.2 当厂站与调度机构通信中断时：
12.15.2.1 担任系统频率和联络线潮流调整任务的发电厂，仍负责调整工作，其它各发电厂均应按规
定协助调整，各发电厂或有无功补偿设备的变电站应按规定的电压曲线调整电压。 12.15.2.2 发电厂和变电站的运行方式，尽可能保持不变。
12.15.2.3 正在进行检修的设备，在通信中断期间完工，可以恢复运行时，只能待通信恢复正常后， 再恢复运行。
12.15.3 当值班调度员下达操作指令后，受令方未重复指令或虽已重复指令但未经值班调度员同意执
行操作前，失去通信联系，则该操作指令不应执行；若已经值班调度员同意执行操作，可以将该操作指
令全部执行完毕。值班调度员在下达了操作指令后而未接到完成操作指令的汇报前，与受令单位失去通
信联系，则应认为该操作指令正在执行中。
12.15.4 通信中断情况下，出现电力系统故障时：
12.15.4.1 厂站母线故障全停或母线失压时，应尽快将故障点隔离。
12.15.4.2 当电力系统频率异常时，各发电厂按照频率异常处理规定执行，并注意线路输送功率不得
超过稳定限额，如超过稳定极限，应自行调整出力。
12.15.4.3 当电力系统电压异常时，各厂站应及时调整电压，视电压情况投切无功补偿设备。 12.15.5 凡涉及调度管辖系统安全问题或时间性没有特殊要求的调度业务联系，失去通信联系后，在
与值班调度员联系前不得自行处理，紧急情况下按厂站规程规定处理。
12.15.6 在失去通信联系期间，各单位要做好有关记录，通信恢复后尽快向值班调度员补报通信中断
期间应汇报事项。
12.16 省调调度自动化系统全停或主要功能失效时的事故处理
12.16.1 通知所有投入 AGC 控制的发电厂改为就地控制方式，按值班调度员要求调整机组出力。
12.16.2 通知所有投入 AVC 控制的厂站改为就地控制方式，按电压曲线调整电压。 12.16.3 汇报网调，按照网调要求进行川渝联络线调整。
12.16.4 通知各重要厂站加强设备状态及线路潮流的监视，发生异常情况及时汇报省调。 12.16.5 通知相关地调加强本地区重要控制输电断面潮流的监视，发生异常情况及时汇报省调。
12.16.6 调度自动化系统全停或主要功能失效期间，不宜进行系统操作。 13 调度事故汇报
13.1 当电力系统运行设备发生异常或者事故时，相关调度系统值班人员应立即向管辖该设备的调度机
构值班调度员汇报。
13.2 发生下列重大事件时，地调值班调度员应立即向省调值班调度员汇报事件的简要情况，并尽快将
重大事件详细情况的电子邮件（或传真）发送至省调。 20
13.2.1 电网事故：电网非正常解列、系统振荡、切机、切负荷、大面积停电及其它一般及以上电网事
故，由于电网事故造成网内重要用户停、限电，造成较大社会影响等。
13.2.2 厂站事故：110 千伏及以上发电厂、变电站发生母线、主变故障停电，110 千伏及以上主要设 备损坏。
13.2.3 人身伤亡事故：各生产运行单位在管辖范围内调度运行过程中发生的人身伤亡事故。 13.2.4 自然灾害事故：水灾、火灾、风灾、地震、冰冻及外力破坏等对电力生产造成重大威胁和影响。
13.2.5 人员责任事故：地、县级调度机构、110 千伏及以上厂站发生误调度、误操作等恶性人员责任 事故。
13.2.6 调度纪律事件：调度系统值班人员违反调度纪律和规程、规定的事件。 13.3 事故汇报的主要内容（必要时应附图说明）： 13.3.1 事件发生的时间、地点、背景情况。
13.3.2 事件经过、保护及安全自动装置动作情况。 13.3.3 重要设备损坏情况、对重要用户的影响。 13.3.4 事故处理恢复情况等。
13.4 在发生严重电力系统事故或受自然灾害影响，恢复系统正常方式需要较长时间时，相关调度机构 值班调度员应根据系统恢复情况及时向上级调度机构值班调度员汇报。 14 新设备投运及设备异动 14.1 新设备投运前期工作
14.1.1 拟并网的发电厂、地方电网、220kV 用户变电站应在并网调试 90 天前与省调签订《四川电网 并网调度协议》。签订《四川电网并网调度协议》的条件如下：
a) 发电厂（网）已经与省电力公司签订《购售电合同》；
b) 220kV 用户变电站已经与属地电业局（公司）签订《高压供用电合同》；
c) 发电厂（网）以及 220kV 用户变电站已于计划并网的 90 日前向省调提供电网调度运行潮流、
稳定计算和继电保护整定计算所需的技术资料与图纸（包括水库部分）；
d) 发电厂（网）以及 220kV 用户变电站正常生产运行的条件均符合电力行业的有关规程和规定。
14.1.2 拟并网的发电厂、地方电网、新建的输变电工程应在首次并网日的 6 个月前，向省调提交有关 参数（设备实测参数应在首次并网日的 10 日前提供，并网调试过程中实测的参数应在并网后 30 日内提 供）、图纸以及说明书等并网资料。
14.1.3 省调在新设备启动调试 60 天前确定调度管辖范围和设备命名编号。划归地调调度管辖的 220kV 新建变电站及 220kV 线路的命名由省调负责。
14.1.4 拟并网的发电厂、地方电网、新建的输变电工程应在首次并网日的 30 日前，向省调提交新设
备投入申请书（格式见附录 B）。 14.1.5 新设备投运应具备下列条件：
14.1.5.1 设备验收工作已结束，质量符合安全运行要求，有关运行单位向省调已提出新设备投运申请 并经批准。
14.1.5.2 申请并网发电机组经过并网安全性评价，影响电网稳定的发电机励磁调节器（包括 PSS 功 能）、调速器、安全自动装置、以及涉及电网安全运行的继电保护等技术性能参数达到有关国家及行业
标准要求，其技术规范满足所接入电网的要求。
14.1.5.3 所需资料已齐全，参数测量工作已结束，并报送有关单位（如需要在投运过程中测量参数者，
应在投运申请中说明）。
14.1.5.4 投产设备已调试合格，按调度规定完成现场设备和调度图板命名编号，继电保护和安全自动
装置已按给定的定值整定。
14.1.5.5 已与省调签定并网调度协议。
14.1.5.6 调度通信、自动化设备投产手续完备，安装调试完毕。 21
14.1.5.7 完成计划检修、水库调度、市场报价、经营结算等相关专业人员业务培训。 14.1.5.8 完成运行值班人员上岗资格培训及考试，运行值班人员取得《调度系统运行值班合格证书》。
14.1.5.9 生产准备工作已就绪（包括厂站规程和制度已完备、运行人员对设备和启动试验方案及相应
调度方案的熟悉等）。
14.1.5.10 相关厂、站及设备具备启动带电条件。 14.1.5.11 启动试验方案和相应调度方案已获批准。 14.1.5.12 启动委员会同意投产。 14.2 新设备启动投运
14.2.1 新设备启动前调度机构应制定调度启动方案。下级调度机构管辖范围内新设备加入系统运行，
可能对上级调度机构管辖系统安全产生较大影响时，调度机构应将相关资料报送上级调度机构，经上级
调度机构许可后，方可进行启动投运操作。
14.2.2 新设备在启动时应根据调试计划完成规定的所有试验，调度机构根据电网情况为并网调试安排
所需的运行方式。
14.2.3 新设备应按调度启动方案规定程序进行启动，如临时更改启动程序，应经启委会同意；若启动
过程中发生电网事故或重大运行方式变化，值班调度员可中止新设备启动投运操作，待系统恢复正常后， 再继续进行。
14.2.4 新设备只有得到值班调度员的命令或征得其许可后方能投入系统运行。值班调度员必须得到启
动委员会的许可后才能进行启动。
14.2.5 新设备启动工作全部结束，由启委会同意新设备试运行。 14.2.6 新设备试运行结束、设备运行正常具备正式运行条件，由启委会同意新设备正式进入商业运行。
14.2.7 新建发电机组应完成一次调频、PSS、调峰、机组性能、进相、励磁系统、调速系统参数实测
等系统试验，并将试验报告和相关参数报省调审核，有关功能正常投运后，才能进入商业运行。
14.2.8 新设备并入电网正式运行后，需定期按要求向省调报送各开关月电量数据和母线电量平衡报
表、日生产统计数据等各类报表。 14.3 设备异动管理
14.3.1 凡涉及变更原接线方式、更换整体主设备、调度名称更改等情况时，设备运行单位应填写《系
统设备异动执行报告》（格式见附录 C），将改变前、后的接线图及变更设备资料随同设备停修申请书 一起报送省调。
14.3.2 省调调度管辖范围内设备的继电保护、安全自动装置、故障录波器以及通信、自动化等设备的
停运、试验、检修或其它改进工作应与一次设备同样按规定办理申请手续。 14.3.3 凡设备异动后需在复电阶段进行核相、冲击合闸、带负荷测试检验和涉网试验的，应在异动报
告中注明，必要时应向省调报送有关资料、试验方案等。 15 运行方式制定
15.1 各级调度机构应按年、月、日制定所辖电力系统运行方式；节日、重要保电期间，应制定保电方
案；系统重大检修或运行方式发生重大变化时，应制定系统特殊运行方式。 15.2 年度运行方式的制定
15.2.1 年度运行方式是保证系统正常运行的年度大纲，应分为上一年运行情况分析和本年度运行方式
两部分。年度运行方式应经相关电网企业分管领导批准后执行。
15.2.2 为了制定好下年度的运行方式，计划、生产、营销、基建等有关部门和发电厂应于每年 9 月 1 日前将下年度的有关资料提供给调度机构。
15.2.3 每年 12 月底前，完成年方式的编写工作，经调度机构分管领导审核后,由电网企业分管领导召
集有关部门召开年度运行方式协调会议，编写会议纪要，明确电网规划、建设、运行等改进意见的落实 计划。
15.3 月度运行计划的制定 22
每月 20 日前，调度机构应制定次月系统运行计划，经调度机构分管领导、电网企业相关部门会签
后，报电网企业分管领导批准后下达。 15.4 日调度计划的制定
每日 17 点前，调度机构应完成次日调度计划的制定，经调度机构相关部门会签后，由调度机构分
管领导批准后下达。
15.5 保电方案和系统特殊运行方式的制定
15.5.1 保电方案和系统特殊运行方式应在保电任务和系统特殊运行方式开始前 2 个工作日前完成。
15.5.2 重大保电方案或对安全运行有重大影响的特殊运行方式，应经电网企业分管领导批准后执行，
并报上级调度机构备案。对系统整体安全运行影响较小的，应经调度机构分管领导批准后执行。
16 发电、供电调度计划与考核
16.1 各级调度机构应进行年度、月、日和超短期负荷预测，以及用电负荷的分析工作。 16.2 各级调度机构应当编制和下达发电、供电调度计划。发电、供电调度计划必须经过系统安全稳定
校核。调度机构负责对发电、供电调度计划的执行情况进行考核。
16.3 发电、供电调度计划的编制，应当根据系统发供电能力、电力交易计划和负荷预测结果，依据政
府下达的有关调控目标，综合考虑社会用电需求、节能环保、检修计划和电力系统的设备能力等因素，
并保留必要的备用容量。
16.4 省调可根据系统发供电平衡情况，负责组织实施跨省临时电力电量交易。
16.5 在满足发供电平衡的同时，各级调度机构应按规定安排足够的备用容量。备用容量包括负荷备用
容量、事故备用容量和检修备用容量，安排时应考虑输电网络的送（受）电能力。四川电力系统备用容
量采用如下标准：
16.5.1 负荷备用由旋转备用提供，容量应不低于最大发电负荷的 2％。
16.5.2 事故备用由可供短时调用的备用提供，容量应不低于最大发电负荷的 10％，且不低于系统中
最大单机容量或可能失去的最大受电功率。
16.5.3 检修备用容量应结合系统负荷特点、水火电比例、设备质量和检修水平等情况确定，一般为最
大发电负荷的 8～15％。
16.5.4 除上述备用外，低谷时段还应留有适当的调峰备用容量。
16.6 值班调度员可以按照有关规定，根据电力系统运行情况调整当日发电、供电调度计划。 16.7 当电网供电能力不能满足用电需求时，为保证系统安全运行，省调应按政府下达的分电比例对地
区供电调度计划进行调整。各电业局（公司）应严格按照供电调度计划控制用电负荷。 16.8 发电厂（网）的考核
16.8.1 调度机构应依据相关规定负责对所辖发电厂（网）的运行考核。
16.8.2 对各发电厂（网）进行电量考核的依据是调度机构下达给各发电厂（网）的日发电调度计划曲
线（包括修改后的临时调整曲线）。 16.8.3 各发电厂（网）以四川电力系统电能量自动采集计量系统采集的数据作为实际上网电量，考核
办法按相关规定执行。
16.9 电业局（公司）的考核结算
16.9.1 省调负责对各电业局（公司）的考核结算。
16.9.2 各电业局（公司）以四川电力系统电能量自动采集计量系统采集的数据（在关口采集系统未完
善的情况下，以现行各电业局（公司）上报的并经省调核实的实际网供电量）作为实际网供电量，考核
办法按相关规定执行。
16.9.3 在电力电量能满足用电需求时，考核各电业局（公司）负荷预测的准确率，考核依据是电业局
（公司）上报的日负荷预测曲线。
16.9.4 在电力电量不能满足用电需求时，考核各电业局（公司）负荷控制力度，考核依据是省调下达
给各电业局（公司）的计划用电曲线（包括修改后的临时调整曲线）。 23
16.10 省调负责考核关口的设置和管理。 16.10.1 考核关口的设置原则上应与省调下达的发电、供电调度计划口径一致。发电厂（网）的关口
一般设置在并网线路发电厂（网）侧（火电机组按节能调度的有关规定执行），电业局（公司）的关口
一般设置在电业局（公司）间联络线潮流送端和发电厂并网线路的变电站侧。 16.10.2 各发电厂（网）、电业局（公司）每年应在第一季度的最后一周向省调上报各自的关口变化
情况，并作相应说明。
16.10.3 关口的临时变化应立即上报省调。 17 检修管理
17.1 检修计划管理
17.1.1 省调调度管辖设备的检修、试验必须纳入设备检修计划。
17.1.2 四川电力系统内由国调、网调调度管辖、调度许可的设备检修，按国调、网调的相关规定执行。
17.1.3 检修计划分年度、季度、月度及周计划。
17.1.3.1 年度计划：每年 10 月 25 日前，设备运行单位应将下一年度省调调度管辖设备的检修计划（含
基建停电配合项目）报送省调。省调会同各相关单位综合协调、统一平衡后下文执行。 17.1.3.2 季度计划：每季度第二个月月底前，设备运行单位应根据年度检修计划确定的项目，结合实
际准备情况，将下一季度的设备检修计划汇总、协调后报送省调。省调会同各相关单位综合协调、统一
平衡后下文执行。
17.1.3.3 月度计划：省调根据调度管辖设备的年度、季度计划，结合实际执行情况和电力系统运行情
况，制定次月月度检修计划并随月调度计划下文执行。
17.1.3.4 周计划：每周五省调将根据月度检修计划、检修实际执行情况和电力系统当时运行情况，制
定下一周电力系统检修计划，并在周运行方式中发布。
17.1.4 四川电力系统内由国调、网调调度管辖、调度许可设备的检修计划，由设备运行单位按以上方
式报送省调。省调再按相关规定报送上级调度机构批准后执行。 17.2 检修计划安排原则
检修计划的制定，应在电网企业和发电企业提出的设备检修预安排计划基础上，考虑设备健康水平
和运行能力，充分协商，统筹兼顾。电力设备的检修应服从调度机构的统一安排，并遵循下级调度机构
服从上级调度机构检修安排的原则。调度机构制定检修计划时应注意以下事项： 17.2.1 设备检修的工期与间隔应符合有关检修规程的规定。实行状态检修设备的巡视、检查、试验、
检修应符合国家电网公司《输变电设备状态检修试验规程》。 17.2.2 水电机组计划检修宜在枯水期进行，火电机组、重要输变电设备计划检修宜避开系统大负荷用 电期。 17.2.3 设备检修应做到相互配合，即发电和输变电、主机和辅机、一次和二次设备的检修在检修工期
和停电范围等方面应统筹考虑，结合基建和技改项目，统一安排，避免重复停电。 17.2.4 重要保电期间，不宜安排影响保电任务的基建项目的启动投产和大型改造项目的停电施工。
17.2.5 设备检修应综合考虑电力系统安全和负荷平衡、厂站用电安全等。
17.2.6 实行状态检修设备的巡视、检查、试验、检修需设备停电进行的应纳入检修计划。 17.3 计划检修和非计划检修 17.3.1 计划检修管理
17.3.1.1 计划检修严格按省调批准的检修计划执行。未列入检修计划的，省调有权推迟或不予安排。
17.3.1.2 计划检修确定后，原则上不予改变工期，如因系统原因引起的变动，省调将重新安排时间执 行。
17.3.1.3 对系统运行方式影响较大的设备检修，应制定特殊运行方式。 17.3.2 非计划检修管理 24
17.3.2.1 省调调度管辖设备的非计划检修，由设备运行单位提前一周向省调提出申请。省调将根据系
统情况，决定是否同意安排，并告知申请单位。
17.3.2.2 设备异常、事故等紧急情况下，设备运行单位可直接向省调值班调度员申请设备停运检修，
并按规定补办相关手续。
17.3.2.3 值班调度员有权批准下列非计划检修：
a) 设备异常需紧急处理以及设备故障停运后的紧急抢修；
b) 在当值时间内可以完工的与已批准的计划检修相配合的检修；
c) 在当值时间内可以完工且对系统运行不会造成较大影响的检修。 17.4 停修申请书管理
17.4.1 设备运行单位应根据检修设备的类型，填写设备停修申请书（格式见附录 A）。其中发电设备
（含锅炉、发电机、汽轮机、水轮机等）应填写机炉设备停修申请书，其它电气设备（含母差失灵保护、
安控装置等）应填写电气设备停修申请书。
17.4.2 设备运行单位应在检修工作开工前至少 1 个工作日的 11 时 30 分前向省调申报设备停修申请
书，省调应于开工时间前 1 个工作日 18 时前批复。 17.4.3 非计划检修即使在设备停运或工作已开始后，如当日内不能完工，设备运行单位也应及时向省
调补办设备停修申请书。
17.4.4 设备运行单位填报停修申请书时，应同时填写设备停运后对其它运行设备、继电保护、厂用电、
发电厂出力、潮流、安控等的影响，并注明送电时的要求等。 17.4.5 设备停修申请书由检修、维护单位向设备运行单位申请，再由设备运行单位向省调申请，经省
调批准后执行。
17.4.6 检修工作内容必须同停修申请书申报内容一致。
17.4.7 省调调度管辖设备的停修申请书应经省调相关专业部门会签，并经领导批准后批复申请单位。
17.4.8 如在申请开工时间七日后仍未获批复，该停修申请书作废，省调应将未批准原因通知申报单位。
仍需检修的，在系统允许的时间，重新办理设备停修申请书。
17.4.9 已批准的设备停修申请书应按下列规定办理开工和完工手续： 17.4.9.1 设备停修申请书应得到省调值班调度员调度指令后方可开工。
17.4.9.2 设备停修申请书若因特殊原因无法按时开工的，应及时向省调汇报，在批准开工时间三日后
仍未开工的，该停修申请书作废。
17.4.9.3 设备停修申请书应在批准的工期内完工。如不能按期完工，应在批准的检修工期结束前 48 小时提出延期申请；检修工期不足 48 小时的，应在批准的检修工期结束前 6 小时提出延期申请。
17.4.9.4 已开工的设备停修申请书，如需增加检修内容，在停电范围、检修工期、安全措施和送电要
求不变，且在当值内能完成的情况下，征得省调值班调度员同意后方可进行。否则应重新申报。
17.4.9.5 当系统出现紧急情况时，省调值班调度员有权终止已开工的检修工作。 17.4.10 设备检修工期计算
17.4.10.1 发电设备检修时间的计算是以设备停运或退出备用时开始，到设备按调度要求转为运行或
备用时止，设备停运和转运行或备用所进行的一切操作（包括起动、试验以及投运后的试运行时间）均
计算在检修时间内。
17.4.10.2 输变电设备的检修时间以设备停运并做好安全措施后、值班调度员下达开工令时起，到值
班调度员接到检修工作全部结束、现场安全措施全部拆除、可以恢复送电的汇报时止。 17.4.11 凡在省调调度管辖的设备上进行重大试验（如：大型机组甩负荷、机组失磁试验、系统性试
验、电容器投切试验、AGC 试验、PSS 试验、进相试验。一次调频试验等），设备运行单位应在试验前
7 日向省调提出申请和试验方案，经省调同意后方能进行。其中需运行设备停运并在其上开展工作的，
应办理停修申请书。
17.4.12 凡基建施工需要省调调度管辖设备停电、退出备用、降低出力或改变运行方式的，应由施工
单位向设备运行单位提出申请，再由设备运行单位按规定向省调提出申请。 25
17.5 许可设备检修管理 17.5.1 省调许可设备检修时，地调应提前一周向省调报送停电计划，经省调许可后方可安排。 17.5.2 省调许可设备检修开工前一个工作日，地调应向省调汇报检修开完工具体时间、方式安排和控 制要求。
17.5.3 省调应在许可设备检修期间的日计划任务书中记录许可设备检修情况和控制要求。 17.5.4 省调许可设备停电前，地调应征得省调值班调度员同意，工作完毕送电后及时汇报。 17.6 带电作业管理
17.6.1 在省调调度管辖的设备上进行带电作业时，设备运行单位应提前 1 个工作日向省调提出带电作
业申请，并明确是否有控制负荷、停用重合闸、事故跳闸可否强送电等要求。
17.6.2 省调应根据系统运行情况，决定是否受理带电作业申请。若同意，则批复带电作业时间和要求，
并在日计划任务书中注明。
17.6.3 省调值班调度员有权批准在当日完工的带电作业。 17.7 安全措施管理
17.7.1 值班调度员在许可输电线路和其它设备上进行检修工作或恢复送电时，应遵守《电业安全工作
规程》中的有关规定，严禁“约时”停、送电，严禁“约时”挂、拆接地线和“约时”开始、结束检修
工作；电气设备停电检修，必须使所有电源侧有明显的断开点，线路停电检修时，应拉开各侧开关、刀
闸，合上各侧接地刀闸，才能下达允许开工令；确认检修工作全部结束，现场安全措施全部拆除，检修
人员全部离开现场后，才能开始对线路复电。 17.7.2 输电线路的停电检修，该线路各端的安全措施由值班调度员负责命令厂、站运行值班人员执行，
线路工作现场的安全措施，在允许开工后由检修工作班自理，工作结束后应自行拆除，再办理完工手续。
17.7.3 发电厂、变电站内部电气设备停电检修的安全措施由设备所在单位自行负责(不包括线路停电
的安全措施)，工作结束后应自行拆除，开关、刀闸设备均应处于拉开位置，再办理完工手续。
17.8 电力通信、调度自动化设备检验检修管理
17.8.1 通信、自动化系统和设备的检验检修，按“谁维护谁申报”的原则，由设备运行维护单位根据
调度管辖范围逐级申报，以对其有调度管辖权的电力通信、调度自动化管理部门的批复为准。 17.8.2 通信、自动化系统和设备的检修分为计划检修、临时检修和故障检修。计划检修是指纳入年度、
季度、月度和周计划，并按期执行的检修、维护、试验等工作；临时检修是指对其运行中出现的异常或
缺陷进行处理的工作；故障检修是指对其运行中出现影响系统正常运行的故障进行处理的工作。
17.8.3 通信、自动化系统和设备的年度检修、检验计划应与一次设备的检修计划一同制定和上报，对 其有调度管辖权的电力通信、调度自动化管理部门负责进行审核和批复。与一次设备相关的自动化子站
设备的检验时间应尽可能结合一次设备的检修进行。
17.8.4 通信、自动化系统和设备的计划检修由设备运行维护单位至少在 4 个工作日前提出书面申请，
报对其有调度管辖权的电力通信、调度自动化管理部门批准后方可实施。
17.8.5 通信、自动化系统和设备的临时检修应至少在 1 个工作日前填写通信、自动化系统设备停运申 请单，报对其有调度管辖权的电力通信、调度自动化管理部门值班人员，经批准后方可实施。 17.8.6 影响一次设备及保护、安控装置正常运行的通信、自动化系统和设备的检验检修，其运行维护
单位还应同时向相关调度机构办理停修申请书并履行相关手续。 17.8.7 影响通信、自动化系统和设备运行的一次设备检修工作，其运行维护单位除履行一次设备检修
所规定的手续外，还应向相关电力通信、调度自动化管理部门办理申请并履行相关手续。 17.8.8 通信、自动化系统和设备发生故障后，运行维护人员应立即与对其有调度管辖权的电力通信、
调度自动化管理部门值班人员取得联系，汇报故障情况、影响范围，提出检修工作申请，在得到同意后
方可进行工作。情况紧急时，可先进行处理，处理完毕后应尽快汇报。 17.8.9 通信、自动化系统和设备检修工作开始前，运行维护人员应与对其有调度管辖权的电力通信、
调度自动化管理部门值班人员联系，得到同意后方可工作。设备恢复运行后，应及时汇报，取得认可后 方可离开现场。 26
17.8.10 一次设备退出运行或处于备用、检修状态时，其通信、自动化设备（含 AGC 执行装置）均不
得停电或退出运行，有特殊情况需停电或退出运行时，需提前 4 个工作日办理设备停运申请。
17.8.11 自动化主站系统的故障检修，由调度自动化管理部门值班人员及时通知本单位相关部门并办
理有关手续后方可进行，必要时应汇报主管领导；如影响到相关调度机构传送的自动化信息时，应及时
通知相关调度自动化管理部门值班人员。
17.8.12 通信系统和设备的故障抢修应遵循先电力调度、保护、安控业务，后其它业务；先国网、华
中网、省网，后地区网；先主干，后支线；先抢通，后修复的原则。在紧急情况下，若需改变以上顺序，
应事先征得省调通信调度的同意。
17.8.13 厂站一次设备检修时，如影响自动化系统的正常运行，应将相应的遥信信号退出运行，但不
得随意将相应的变送器退出运行。一次设备检修完成后，应检查相应的自动化设备或装置恢复正常及输
入输出回路的正确性，同时应通知调度自动化管理部门值班人员，经确认无误后方可投入运行。
17.8.14 通信电路、设备检修时，应采取组织临时迂回通道等措施，避免中断通信业务。 17.8.15 复用保护、安控通信电路的设备运行检修管理，按照复用保护、安控的相关规程执行。
17.8.16 通信电路发生故障中断时，应立即投入备用电路，必要时采取临时应急措施首先恢复调度通
信电路，再进行故障抢修和分析。
17.8.17 通信设备发生故障引起通信电路中断，应及时通知相关用户，说明故障影响的范围、应急措
施，同时向相关电力通信管理部门汇报。
17.8.18 在电路、设备抢修时采取的临时措施，故障消除后应及时拆除，恢复正常运行方式。 18 系统稳定 18.1 一般原则
18.1.1 四川电力系统稳定管理工作按照统一管理、分级负责、机网协调的原则进行。 18.1.2 系统稳定管理职责
18.1.2.1 省调负责全网安全稳定专业管理。负责所辖电网安全稳定计算分析和安全稳定方面的机网协
调，制定并组织实施电网安全稳定控制措施。
18.1.2.2 地调负责所辖电网的稳定管理。负责所辖电网（包括与主网解列运行方式）安全稳定计算分
析和安全稳定方面的机网协调，制定并组织实施电网安全稳定控制措施，配合实施省调安全稳定控制措 施。
18.1.2.3 发电厂负责本厂的安全稳定管理，组织落实调度机构有关电网安全稳定的要求和控制措施，
制定保发电厂和发电设备的安全措施，包括失去系统电源的保厂用电措施和机组黑启动方案，配合进行
电网黑启动或黑启动试验。发电厂在设计、建设、投产、运行以及设备改造或更新等阶段均应进行涉网
安全的机网协调工作，定期开展并网安全自评价工作，达到电网稳定运行必备条件。 18.1.2.4 电力用户负责用户变电站的安全管理，组织落实调度机构有关电网安全稳定的要求和控制措 施。
18.1.2.5 并网地方电网负责本网的安全稳定管理，组织落实上级调度机构有关电网安全稳定的要求和
控制措施，制定保本网的安全措施，包括与主网解列后的孤网运行和黑启动等措施。
18.1.3 各级调度机构应定期制定电网稳定运行规定，并给出正常方式和检修方式稳定限额。涉及到上
级调度机构管辖设备的部分应经上级调度机构审核。
18.1.4 调度机构应对年度运行方式以及周、日调度计划和特殊运行方式等进行安全稳定校核。
18.2 系统稳定监控职责 18.2.1 值班调度员应按照稳定规定的要求，对电力系统实施监视和控制，负责保持调度管辖设备在稳
定限额内运行。出现超稳定限额运行情况时，应立即采取措施予以消除。 18.2.2 发电厂、变电站及监控中心运行值班人员负责监控厂、站内设备在系统稳定限额和设备安全限
额内运行，当发现超限额运行时，应立即汇报值班调度员并做好记录。 27
18.2.3 当电力系统出现特殊运行方式时，调度机构应专题计算稳定限额，并在停修申请书批复时将特
殊运行方式的稳定限额逐级下达给监控单位执行。 18.3 系统稳定运行规定
18.3.1 为保证电力系统正常运行的稳定性和频率、电压水平，系统应有足够的稳定储备。 18.3.2 正常情况下，电力系统不应超安全稳定限额运行。因特殊原因需超稳定限额运行时，省调调度
管辖设备应经省公司分管领导批准；地调调度管辖设备应经电业局（公司）分管领导批准；上级调度机
构委托调度管理或许可的设备还应得到上级调度机构的批准或许可。上述情形均应预先做好事故预案和
稳定破坏时的处理措施。
18.3.3 在负荷调整和倒闸操作时，应按要求提前调整线路潮流，不得引起电力系统稳定破坏和安全自 动装置动作。
18.3.4 系统设备异常故障时，应及时进行安全稳定校核，需要采取安全控制措施的应立即通知值班调 度员执行。
18.3.5 220kV 及以上系统设备无快速保护运行时，省调应进行安全稳定校验计算并采取相应的措施。
如需按单永故障校核标准控制功率时，应经省调分管领导批准；如不满足单永故障校核标准，应经省公
司分管领导批准。
18.3.6 影响 220kV 及以上电力系统正常运行的系统性试验，试验单位应提前 60 日向省调提出书面申
请，提交试验方案和计算报告，共同研究试验操作方案、系统安全措施，经省公司分管领导批准后执行。
18.3.7 发电厂涉网安全稳定运行要求 18.3.7.1 发电机组励磁系统（含 PSS）、调速器等涉网安全稳定自动装置的技术性能参数应达到有关
国家标准、行业标准和涉网安全稳定机网协调的要求，并按调度机构要求进行参数实测、建模和 PSS、
一次调频、进相等试验。上述设备经技术改造或更新后，应重做相关试验，并提前 90 日向调度机构报
送有关资料，若设备技术性能发生改变，发电厂还应重新进行并网安全性自评价。
18.3.7.2 影响系统安全稳定的发电机励磁调节器和调速器等应投入要求的自动控制模式，未经值班调
度员许可，不得退出运行。涉及系统稳定的机组 PSS 参数、低励限制定值、调差系数和一次调频定值等
应严格按调度机构下达的定值整定，不得擅自启停功能和更改定值。 18.3.7.3 发电机励磁调节器应投入自动电压闭环控制模式，不得采用无功恒定或其它控制模式。机组
的计算机监控系统也应投入电压闭环控制模式，除手动或 AVC 调节的短时间外，不允许采用无功恒定或 其它控制模式。
18.3.7.4 涉及系统安全稳定的发电厂机组定子过电压、定子低电压、过负荷、低频率、高频率、过激
磁、失步、失磁保护及主变零序电流、零序电压等保护的配置和整定应满足有关规程规定和涉网安全稳
定机网协调要求。
19 继电保护及安全自动装置 19.1 运行管理
19.1.1 各级调度机构应制定继电保护及安全自动装置调度运行规程。运行维护单位应编写现场运行规
程，并报有关部门备案。
19.1.2 继电保护及安全自动装置的投退和定值更改必须按相关规定或调度指令执行，现场具体操作按
现场运行规程执行。
19.1.3 值班调度员应熟悉系统继电保护及安全自动装置的配置、运行规定和整定运行方案，了解动作
原理和整定原则。现场值班人员应熟悉本站（厂）所配置的继电保护及安全自动装置，熟悉继电保护及
安全自动装置的现场运行规程。新型继电保护及安全自动装置入网运行时继保人员应向值班调度员和现
场值班人员技术交底。
19.1.4 省调负责制定 220kV 及以上变压器中性点接地方式，地调负责制定管辖范围内的 110kV 变压器
中性点接地方式。改变变压器中性点接地方式时，应经相关调度机构批准。 28
19.1.5 调度机构应对继电保护及安全自动装置进行调度命名，若设备配置了两套及以上的继电保护及
安全自动装置，还应对各套装置进行调度编号。
19.1.6 运行中的继电保护及安全自动装置（含二次回路及通道、电源等）出现异常时，运行值班人员
应立即向值班调度员汇报，按调度指令及现场运行规程进行处理，及时通知维护部门消缺。紧急情况下，
可不待调度指令，按现场规程将继电保护及安全自动装置退出，并立即汇报值班调度员。 19.1.7 继电保护及安全自动装置动作后，运行值班人员应立即向值班调度员汇报装置动作情况，并作 好记录，装置动作信号记录完毕后方可复归。同时还应收集整理装置动作报告、故障录波装置录波图及
行波测距装置结果等报调度机构。
19.1.8 继电保护及安全自动装置动作后，运行单位应立即进行处理和分析，调度机构应指导运行单位
进行事故分析。
19.1.9 继电保护装置应按规定投入，不允许一次设备无保护运行。
19.1.10 220kV 及以上设备主保护全部停运，设备宜同时停运。遇下列特殊情况设备需运行时，属省
调调度管辖的应经省调分管领导批准，属省调许可设备的应经电业局（公司）分管领导批准、省调同意。
a) 220kV 线路失去全线速动保护；
b) 500kV 断路器失去断路器保护；
c) 220kV 母线失去母差保护但满足单永故障考核标准的。
19.1.11 调度机构应制定微机保护装置软件版本管理办法，统一管理调度管辖范围内微机保护装置的 软件版本。
19.1.12 运行维护单位应有完整的继电保护及安全自动装置图纸、资料，建立保护装置检验、动作统
计、调试、反事故措施、重大缺陷及消缺记录等台帐。调度机构应建立继电保护及安全自动装置档案（包
括图纸资料、动作统计、保护异常、事故分析、反事故措施等）。
19.1.13 调度机构负责调度管辖范围内的继电保护及安全自动装置动作统计、分析和评价，发电厂负
责本厂设备的继电保护及安全自动装置动作统计、分析和评价。各地调和发电厂应按月报送省调。
19.1.14 省调、地调应建立调度管辖范围内的保护及故障信息管理系统主站，相关厂站应建立保护及
故障信息管理系统子站。各子站的信息采集屏由设备所属的发电厂、电业局（公司）负责运行维护。该
系统的检验管理同继电保护装置。 19.2 继电保护定值管理
19.2.1 继电保护定值的整定计算应符合《220-500kV 电网继电保护装置运行整定规程》、《大型发电
机变压器组继电保护整定计算导则》、《3-110kV 电网继电保护装置运行整定规程》的规定。 19.2.2 调度机构负责制定调度管辖范围内系统保护装置年度整定运行方案、保护装置整定计算及定值
管理规定，并负责调度管辖范围内系统保护的整定。 19.2.3 发电厂内发电机、变压器等设备的保护定值由发电厂自行负责整定（特殊情况按规定执行）。
发电机组的定子过电压、定子低电压、过负荷、低频率、高频率、过激磁、失步、失磁保护及主变零序
电流、零序电压的配置方案和整定方案及定值应满足有关规定并报调度机构审核。 19.2.4 变电站内的站用变压器、低压电抗器、低压电容器保护定值由设备运行单位负责整定，并负责
将保护定值、整定说明、运行规定、资料和图纸报相应调度机构备案。 19.2.5 主变压器、高压电抗器的非电量保护和串联补偿装置本体保护由设备运行单位负责整定。
19.2.6 调度机构之间、调度机构与发电厂之间保护装置整定范围的分界点、整定限额、配合定值、等
值阻抗网络（包括最大、最小正序、零序等值阻抗）应书面明确，共同遵守，以满足分界点定值的整定
计算要求。分界点的整定应遵循局部服从全局、下一级电压系统服从上一级电压系统、局部问题自行消
化的原则，并兼顾局部或下一级电压系统的要求。当整定限额、定值或等值阻抗网络需要更改时，应事
先向对方提出，经双方协商确定。因新设备投产或调整定值影响对方定值配合的，应提前通知受影响方。
19.2.7 下级调度机构调度管理的继电保护装置动作的开关为上级调度机构所调度时，其保护装置定值
必须满足上级调度机构所提出的要求。
19.2.8 调度机构应定期组织运行单位对管辖范围内设备的继电保护定值进行全面核对。 29
19.3 定值单管理
19.3.1 定值整定单位应编制并下达继电保护和安全自动装置定值单。 19.3.2 继电保护和安全自动装置定值单应编号并注明编发日期，履行审批手续。定值单的启用、更换、
作废应按调度指令执行。 19.3.3 调度机构、运行值班单位、运行维护单位所执行的继电保护和安全自动装置定值单应一致。
19.3.4 继电保护和安全自动装置应依据定值单整定，并按照调度指令启用。
19.3.5 运行维护单位如遇定值偏差或其它问题无法执行定值单时，应与定值整定单位核实、协商，由
整定单位确定处理方案。
19.3.6 临时或特殊运行方式需要更改继电保护和安全自动装置定值时，可由定值整定单位下达临时或
特殊方式定值。紧急情况下，值班调度员可先改变运行方式，后联系定值整定部门进行定值更改。
19.3.7 继电保护和安全自动装置定值单不应涂改，如需改动，应下发新的定值单。 19.3.8 继电保护和安全自动装置执行新定值单前，运行值班人员应与值班调度员核对定值单编号。
19.4 装置管理
19.4.1 继电保护和安全自动装置应符合《继电保护和安全自动装置技术规程》的规定及电力系统反事
故措施的要求，并通过国家级质量检验测试中心的测试。
19.4.2 调度机构应制定继电保护和安全自动装置配置与选型原则。
19.4.3 新（改、扩）建工程及技改工程应统筹考虑继电保护和安全自动装置的配置与选型方案。在设
计审查及招评标过程中，下列装置的配置与选型应经相应调度机构继电保护部门审核。 19.4.3.1 变电站的线路、母线、变压器、断路器、高压电抗器、串联补偿装置等设备的继电保护装置。
19.4.3.2 并网发电厂的发电机、变压器、线路、母线、高压电抗器、断路器等设备的继电保护装置。
19.4.3.3 安全自动装置。
19.4.3.4 与继电保护和安全自动装置有关的一次设备。
19.4.4 在四川电力系统首次使用的 220kV 及以上设备保护装置，应通过省调组织的入网动模试验。凡
在四川电力系统挂网试运行的保护装置，其接入方案应经相应调度机构及生技部门共同审批。
19.4.5 设备运行单位应根据继电保护和安全自动装置的运行情况及使用年限，提出年度更新改造计
划，调度机构应参与审核。
19.4.6 调度机构负责制定继电保护和安全自动装置的反事故措施，规划、设计、基建及运行维护单位 负责实施。
19.4.7 继电保护和安全自动装置发生不正确动作后，调度机构应组织或参与调查分析，形成事故分析
报告，并督促相关单位落实整改措施。
19.4.8 新投运或更换继电保护和安全自动装置，应向调度机构办理新设备投运申请或异动报告，并按
规定提前报送资料。新投运保护装置或保护电流、电压回路有变动时，应进行带负荷测试。 19.4.9 当系统的继电保护和安全自动装置因安全稳定要求进行更新或改造时，相关发电厂应按调度机
构的要求予以配合。
19.4.10 行波测距、故障录波、继电保护及故障信息管理系统子站装置等应投入运行，退出时，应经
调度机构批准。基建工程中应与一次设备同步投运。 19.5 检验管理
19.5.1 运行中的继电保护和安全自动装置应按《继电保护和电网安全自动装置检验规程》、《四川电
网继电保护及安全自动装置检验工作管理规定》等要求进行检验。
19.5.2 运行维护单位应根据检验规程制定继电保护和安全自动装置检验标准化作业指导书，定期进行
继电保护和安全自动装置的检验。
19.5.3 运行维护单位应结合一次设备的检修，制定继电保护和安全自动装置年度检验计划，并将年度
检验完成情况及时报调度机构。继电保护和安全自动装置的定期检验应配合一次设备的检修同时进行。
19.5.4 接入电力系统运行的继电保护和安全自动装置所用的通道设备应按有关规程要求进行调试并
定期进行检验，并保存完整的调试记录和报告。 30
19.5.5 行波测距、故障录波、继电保护及故障信息管理系统子站装置等的检验应按照继电保护装置检
验管理的要求进行。
19.6 220kV 及以上系统继电保护装置运行操作规定 19.6.1 线路保护
19.6.1.1 在正常运行情况下，线路两侧同调度命名编号的纵联保护应同时投运。投运前，线路两侧厂
站值班人员应测试纵联保护通道正确。
19.6.1.2 当保护通道异常或任一侧纵联保护异常时，线路两侧的该套纵联保护应同时停运。 19.6.1.3 线路两端的同一调度命名编号的微机纵联保护软件版本应相同。 19.6.1.4 500kV 线路电压互感器停用或检修时，该线路应同时停运。 19.6.1.5 500kV 线路停运、而开关合环运行时，应投入短引线差动保护。 19.6.1.6 500kV 线路纵联保护全部停运时，该线路应同时停运。
19.6.1.7 500kV 线路任一侧两套远方跳闸装置或两个远跳通道同时停运时，该线路应同时停运。
19.6.1.8 220kV 线路原则上不允许无纵联保护运行。在特殊情况下线路必须运行时，应按有关规定调
整线路后备保护时间，但不允许一个厂站有两条及以上线路同时采用该运行方式。
19.6.1.9 配置有两套微机重合闸的线路，正常运行情况下只启用一套重合闸，另一套重合闸备用，备
用重合闸的重合方式应与运行重合闸相同。
19.6.1.10 在任何情况下，线路输送功率不应超过距离 III 段阻抗值整定允许的功率。 19.6.1.11 对电气设备和线路充电时，应投入快速保护。
19.6.1.12 在 110kV、220kV 厂站内的母线解合环操作时（角形接线除外），解合环过程中应停用环内 开关零序保护。
19.6.1.13 旁路开关代线路开关要启用纵联保护时，应将高频电缆（光纤通道）切换到旁路收发信机
（光纤接口装置）或将线路收发信机（光纤接口装置）切换到旁路保护，不能切换的纵联保护应停用。
19.6.2 母差保护和断路器失灵保护
19.6.2.1 母差保护应适应母线运行方式，在母线运行方式发生改变时，应按现场运行规程调整母差保 护运行方式。
19.6.2.2 500kV 母线不允许无母差保护运行。特殊情况下 220kV 母线无母差保护运行时，应按规定调
整相关保护定值。
19.6.2.3 母联兼旁路（或旁路兼母联）开关在作母联开关运行时，应停用该开关配置的线路保护及作
为旁路运行时使用的开关失灵启动保护。
19.6.2.4 开关配置的保护回路有工作时，应断开该开关的失灵启动回路。 19.6.2.5 双母线分开运行时应停用母联开关失灵保护。 19.6.2.6 配置有两套失灵保护装置的厂站，正常时只启用一套失灵保护，另一套失灵保护备用。
19.6.2.7 微机母差保护检修、装置异常或相关回路有工作需停用母差保护时，同一装置中的失灵保护 也应停用。
19.6.3 变压器和电抗器保护
19.6.3.1 500kV 变压器及电抗器不允许无差动保护运行。
19.6.3.2 220kV 变压器在运行中，其重瓦斯保护和差动保护不得同时停用。
19.6.3.3 变压器充电时，主变保护应按规定投入跳闸。在带负荷测试时，为避免差动保护误动对系统
造成影响，可在带负荷前短时退出主变差动保护（500kV 主变压器退出差动保护应经省调分管领导批 准）。
19.6.3.4 变压器中性点接地保护投运方式应与中性点接地方式保持一致。当中性点接地方式发生改变
时，应按现场规程调整中性点接地保护。
19.6.3.5 高（中）压侧为中性点直接接地系统的三圈变压器， （中）当高压侧开关断开运行时， （中）高
压侧中性点应接地，并投入接地电流保护。 19.7 安控装置管理 31
19.7.1 本条所指安控装置是指具有如下主要功能的安全自动装置，其功能可由一个厂站完成，也可由
两个及以上的厂站通过通道交换信息来完成。
a) 根据电力系统故障工况决定控制措施的策略表功能；
b) 联切机组（并网线路）和负荷功能；
c) 低频、低压就地切负荷功能；
d) 高频、高压就地切机（并网线路）功能；
e) 设备过载联切机组功能；
f) 失步解列功能。
19.7.2 调度机构应制定安控装置的调度运行规程（规定），发电厂、电业局（公司）、电力用户负责
根据安控装置的调度运行规程（规定）、厂家说明书等技术资料及现场实际情况，制定安控装置的现场 运行规程。
19.7.3 调度机构负责安控装置及有关通道的调度管理，发电厂、电业局（公司）、电力用户负责安控
装置及有关通道的运行管理及维护工作。
19.7.4 未经调度机构的批准，已投运的安控装置不能改变其硬件结构和软件版本。 19.7.5 安控装置的定值应按调度机构下达的定值单整定。启停安控装置及其有关功能等，均应按值班
调度员的调度指令执行。未经值班调度员的同意，现场运行值班人员不得擅自修改定值或改变安控装置 的运行方式。 19.7.6 各电业局（公司）应保证安控装置切除负荷的总量和各轮次切除负荷量符合切负荷方案的规定，
不得擅自减少切除量或更改所切负荷性质。若需改变所切负荷量时，应提前报省调批准。 19.7.7 安控装置动作切除的负荷不应通过备用电源自动投入装置转供。 19.7.8 安控装置动作切机后，不应将被切机组的出力自行转到其它机组。 19.7.9 安控装置的启停
19.7.9.1 安控装置启用应注意：
a) 确认系统的运行方式，核对安控装置的定值；
b) 根据启停调整通知单确定安控装置的启用范围及有关厂站所启用的功能；
c) 检查并确认有关厂站的安控装置工作正常；
d) 按照先启用策略表功能、后启用切机切负荷功能的顺序启用厂站安控装置的有关功能；
e) 启用变电站切负荷功能时，应同时向变电站和地调下令（若变电站属地调调度管辖，则只需
向地调下令），地调按规定向变电站下达启用切负荷压板的指令。 19.7.9.2 安控装置停用应注意：
a) 确认系统的运行方式；
b) 根据启停调整通知单确定安控装置的停用范围及有关厂站所停用的功能；
c) 按照先停用切机切负荷功能、后停用策略表功能的顺序停用厂站安控装置的有关功能；
d) 停用变电站接收远切及低频、低压切负荷功能时，应同时向变电站和有关地调下令（若变电
站属地调调度管辖，则只需向地调下令），地调按规定向变电站下达停用切负荷压板的指令。
19.7.10 安控装置的运行
19.7.10.1 现场运行值班人员应按照安控装置的现场运行规程及时进行安控装置的调整（如根据开机
情况确定所切机组）、装置异常或故障的处理。
19.7.10.2 当系统运行方式变化时，应对不适应系统运行方式的安控装置及时进行调整。安控装置因
故停运时，应相应调整系统运行方式。
19.7.10.3 安控装置异常时，应及时向省调值班调度员汇报，并通知运行维护单位消缺。 19.7.10.4 安控装置故障或通道故障，造成安控装置功能全部或部分损失时，安控装置应该全部或部
分停运。其中低频、低压就地切负荷、高频切机功能应尽量保留运行。 32
19.7.10.5 安控装置动作后，运行值班人员应及时向值班调度员汇报，地调值班调度员还应全面收集
切除开关，切负荷量等信息，向省调值班调度员汇报。调度系统值班人员应根据值班调度员命令处理，
不得自行恢复跳闸开关。 19.7.11 安控装置的联调 19.7.11.1 安控装置的联调应由调度机构根据系统运行情况，结合装置检验计划统一安排。 19.7.11.2 调度机构应制定安控装置的联调方案，经批准后执行。相关单位应根据联调方案制定相应 的调试细则。
19.7.11.3 安控装置的联调应制定相应的组织措施和安全措施。 19.8 电力系统低频、低压自动减负荷管理
19.8.1 省调负责制定四川电力系统低频、低压自动减负荷方案，并负责督促实施，地调应根据省调下
达的方案要求，制定本地区包括并网地方电力系统的实施方案，并督促实施。 19.8.2 各地调制定的低频、低压自动减负荷实施方案必须满足省调下达的切负荷量，同时还应考虑本
地区可能出现的孤网运行情况，校核方案满足本地区失去主网电源或解列后有、无功平衡的要求。
19.8.3 低频、低压自动减负荷装置切负荷方案应报政府相关部门批准后执行。 19.8.4 低频、低压自动减负荷装置的运行管理
a) 正常情况下，装置应按要求投入运行，并保证能够有效切除负荷；不应擅自将装置退出运行
或通过备用电源自动投入装置转供所切负荷。
b) 装置的定期检验和更改定值应经值班调度员同意方可进行。
c) 装置动作后，厂站运行值班人员应立即向值班调度员汇报，并逐级汇报到省调，未经省调值
班调度员同意不得恢复送电。
d) 各地调应定期对本地区的低频、低压自动减负荷装置的实际控制负荷数量、装置数量及实际
投运情况进行统计和分析，并报送省调。 19.9 备用电源自动投入装置的管理
19.9.1 调度机构应制定备用电源自动投入装置（以下简称备自投装置）调度运行规定，设备运行维护
单位应组织制定现场运行规程，现场操作按现场运行规程执行。
19.9.2 备自投装置联跳小电源功能、联切本站负荷功能和过负荷减载功能应满足以下要求：
a) 备自投装置动作，备用电源投入前，该母线并网的小电源（包括通过多个厂站、多条线路最
终在该站并网的机组）必须可靠解列，防止出现非同期并列。
b) 对备用电源转供负荷量有要求的变电站，采取备自投装置联跳负荷开关措施，以保证备自投
装置动作，转供的负荷量控制在电网稳定运行规定要求范围以内。
c) 备自投装置动作，备用电源投入后，备自投装置过负荷减载功能应满足设备与电网稳定运行
要求。
19.9.3 变电站运行值班人员应按照值班调度员的调度指令启停备自投装置、投退相关压板，并根据现
场实际运行情况变化自行负责调整备自投装置运行方式与一次设备运行相一致。 20 调度自动化 20.1 一般原则 20.1.1 各电业局（公司）应设置相应的调度自动化管理部门，发电企业及变电站的运行维护单位应设
置负责子站设备运行维护的部门及专职（责）人员。
20.1.2 调度自动化系统运行维护、值班人员应经过专业培训及考试，合格后方可上岗。脱离岗位半年
以上者，上岗前应重新进行考核。新设备投入运行前，应对运行值班人员和专责维护人员进行技术培训 和技术考核。
20.1.3 调度自动化主站系统运行管理由调度自动化管理部门负责，厂站调度自动化设备的日常巡视和
运行维护由各电业局（公司）、发电厂自动化子站设备维护部门负责。调度自动化管理部门对所辖的发
电厂、变电站自动化子站维护部门实行专业技术归口管理。 33
20.1.4 调度自动化系统的功能、性能指标应满足有关国家标准、行业标准和规范、规程的要求，满足
电力系统调度运行管理的需要。 20.2 调度自动化管理部门主要职责
20.2.1 负责调度管辖范围内自动化系统运行的归口管理和技术指导工作。 20.2.2 负责制定调度管辖范围内自动化系统的运行、检验的规程、规定。 20.2.3 负责本调度机构主站系统的建设和安全运行、维护，保证向有关调度传送信息的正确性和可靠 性。
20.2.4 参加调度管辖范围内新建和改（扩）建厂站子站设备各阶段的设计审查、招评标和验收等工作，
并负责认定其与自动化系统相关的重要技术性能。
20.2.5 监督调度管辖范围内新建和改（扩）建厂站子站设备与厂站一次设备同步投入运行。 20.2.6 参加审核调度管辖范围内子站设备年度更新改造项目。 20.2.7 审批调度管辖范围内子站设备的年度定检计划和临检申请，制定主站系统的技术改造和大修计
划并负责实施。
20.2.8 负责调度管辖范围内自动化系统运行情况的统计分析。 20.3 厂站调度自动化子站维护部门主要职责
20.3.1 参加运行维护范围内新建和改（扩）建厂站设备各阶段的设计、招评标等工作。 20.3.2 负责和参加运行维护范围内新建和改（扩）建厂站子站设备的安装、投运前的调试和验收，并 参加培训。
20.3.3 制定运行维护范围内子站设备的现场运行规程及使用说明。 20.3.4 负责运行维护范围内子站设备的安全防护工作。
20.3.5 提出运行维护范围内子站设备临时检修（临检）申请并负责实施。
20.3.6 制定运行维护范围内子站设备年度定检计划、更新改造工程计划并负责实施。 20.3.7 负责运行维护范围内子站设备的运行维护、定期检验和运行统计分析，保证向有关调度传送信
