华中电力系统调度管理规程
2007-11-20发布 2008-01-01实施
华中电网有限公司 发布
目 次
前 言┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈Ⅱ 1 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┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈6 7 调度管辖范围┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈7 8 调度规则┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈7 9 调度指令┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈8 10 系统操作┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈9 11 事故处理┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈12 12 调度汇报┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈18 13 调度计划┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈19 14 水库调度┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈22 15 频率与电压┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈24 16 系统稳定┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈25 17 继电保护及安全自动装置┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈27 18 调度自动化┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈29 19 电力通信┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈29 20 并网调度┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈30 21 统计报表┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈31 附录A（资料性附录） 华中电力系统年运行方式主要内容┈┈┈┈┈┈┈┈33 附录B（规范性附录） 华中网调调度管辖一次设备┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈35 附录C（规范性附录） 华中电力系统内国调调度管辖设备┈┈┈┈┈┈┈┈41 附录D（规范性附录） 华中电力系统内国调调度许可及紧急控制设备┈43 附录E（规范性附录） 华中网调调度许可设备┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈44 附录F（规范性附录） 华中网调委托省调调度管辖设备┈┈┈┈┈┈┈┈45 附录G（资料性附录） 月、日调度计划主要内容┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈47 附录H（规范性附录） 网供及联络线电力、电量监视点┈┈┈┈┈┈┈48 附录I（规范性附录） 并网资料┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈49 附录J（资料性附录） 华中电力调度生产日报主要内容┈┈┈┈┈┈┈54 附录K（资料性附录） 华中电力调度生产周报主要内容┈┈┈┈┈┈┈55 附录L（资料性附录） 华中电力调度生产旬报主要内容┈┈┈┈┈┈┈56 附录M（资料性附录） 华中电力调度生产月报主要内容┈┈┈┈┈┈┈┈57
I
前 言
为加强华中电力系统电力调度管理，保障电力系统安全，适应经济社会的协调发展和人民生活的用电需要，维护电力使用者、投资者和经营者的合法权益，依照《电网调度管理条例》，制定本规程。
本规程的附录B、附录C、附录D、附录E、附录F、附录H和附录I为规范性附录。
本规程的附录A、附录G、附录J、附录K、附录L、附录M为资料性附录。 本规程附录内容的变动，以新发布的文件为准。 本规程由华中电网有限公司提出。
本规程由华中电力调度通信中心归口并负责解释。 本规程起草单位：华中电力调度通信中心。
本规程主要起草人员：李群山、崔云生、黄争平、凌卫家II
华中电力系统调度管理规程
1 范围
本规程规定了华中电力系统电力调度管理工作的基础性原则。 本规程适用于华中电力系统内发电、输电、配电、售电、用电及其他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
GB 17621-1998 大中型水电站水库调度规范 GB/T 14285-2006 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 108-1987 继电保护及电网安全自动装置检验条例 SD 141 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 548 电力系统通信站防雷运行管理规程 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
1
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 623 电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程 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 800-2001 电力企业标准编制规则 DL/T 961 电网调度规范用语
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[2003]298号 电网调度系统安全性评价（网、省调部分） 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 国调中心调技[2005]37号 国家电网公司调度机构直调厂站运行值班人员持证上岗管理办法
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）
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 国调中心调技[2006]43号 国家电网调度系统重大事件汇报规定 国家电网调[2006]161号 国家电网公司电力系统安全稳定计算规定
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。 3.1 电力系统
由发电、输电、配电、用电等一次设备以及为保障其运行所需的继电保护、安全自动装置、调度自动化、电力通信、电力市场技术支持系统等二次设备组成的统一整体。
华中电力系统是由河南、湖北、湖南、江西、四川、重庆等六省（直辖市）电力系统组成的跨省（直辖市）电力系统。 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
对电力系统运行进行组织、指挥、指导和协调的机构，在电力系统运行中行使调度权。 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
3
电网企业
负责电网运行和经营的电力企业。 3.6 发电企业
并入电网运行的(拥有单个或数个发电厂的)发电公司。 3.7 独立小电力系统
与大电网不相连接的孤立运行的地区电力系统或县电力系统。 3.8 电力用户
电网企业向其供电的个人或企业等社会组织。 3.9 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（含换流站、开关站）、大用户配电系统等的运行值班单位。 3.10 电力调度管理
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。 3.11 4
调度系统值班人员
包括各级调度机构的值班调度人员和有关运行值班单位的运行值班人员。 3.12 调度管辖范围
电力系统设备运行和操作指挥权限的范围。 3.13 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人员应向上级调度机构值班调度人员申请，征得同意。 3.14 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。 3.15 国调紧急控制设备
电力系统紧急情况下国调值班调度人员可直接下令进行调整的非国调调度管辖或调度许可的运行设备。正常情况下，该设备由相关网（省）调进行调度管理。 3.16 调度指令
值班调度人员对其下级调度机构值班调度人员或调度管辖厂站运行值班人员发布的强制执行的决定。
5
3.17 操作指令
值班调度人员发布的有关操作的调度指令。 3.18 逐项操作令
值班调度人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
值班调度人员发布的不涉及其他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 状态令
值班调度人员发布的只明确设备操作初态和终态的一种操作指令。其具体操作内容和步骤，由厂站运行值班人员依据调度机构发布的操作状态令定义和现场运行规程拟订。 3.21 许可操作
在改变电气设备的状态和运行方式前，由有关人员根据有关规定提出操作项目，值班调度人员同意其操作。 3.22 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。 3.23 事故备用容量
为防止系统中发输电设备故障造成电力短缺而预留的备用容量。 3.24 检修备用容量
为完成发输电设备检修任务而预留的备用容量。 3.25 计划检修
电力设备列入年度、月度计划进行的检修、维护、试验等。 3.26 临时检修
非计划性的检修，如因设备缺陷、设备故障或事故后进行的设备检查等检修。 3.27 PSS 一次调频
并网机组具备的通过原动机调速器来调节发电机组转速，以使驱动转矩随系统频率而变动的功能。 3.28 特殊运行方式
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，电厂或电网相应的运行方式。
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3.29 黑启动
整个电力系统因故障停运后，在无外来电源供给的情况下，通过系统中具有自启动能力机组的启动，带动无自启动能力的机组，逐步扩大电力系统的恢复范围，最终实现整个电力系统的恢复。 3.30 安全自动装置
在电力系统中发生故障或异常运行时，起自动控制作用的装置。如自动重合闸、备用电源和备用设备自动投入、自动切换负荷、自动低频（低压）减载、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。 3.31 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。 3.32 保护及故障信息管理系统
由厂站内的收集继电保护装置动作信息及故障录波信息的子站、具有管理和分析功能的主站及相应的数据传输通道所组成的系统。 3.33 调度自动化系统
由采集电网和电厂运行信息及完成控制功能的子站、调度机构内具有分8
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。一般包括数据采集与监控系统（SCADA）、能量管理系统（EMS）、调度员培训仿真系统（DTS）、电力调度数据网络系统、电能量计量系统、电力市场运营系统、水调自动化系统、电力系统实时动态稳定监测系统、调度生产管理信息系统（DMIS）、配电管理系统(DMS)系统、电力二次系统安全防护系统、相关辅助系统（调度模拟屏、大屏幕设备，GPS卫星时钟、电网频率采集装置、运行值班报警系统、远动通道检测和配线柜、专用的UPS电源及配电柜、相关二次回路等）等。 3.34 电力通信网
由各种传输、交换、终端等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）。 3.35 电力通信机构
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机构。它履行调度管辖范围内电力通信网的调度权。 4 总则
4.1 电力调度坚持安全第
一、预防为主的方针。华中电力系统内各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。
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4.2 电力调度应符合电力系统运行的客观规律和社会主义市场经济规律的要求。
4.3 电力调度实行统一调度，分级管理。 4.4 电力调度应公开、公平、公正。
4.5 任何单位和个人均不应非法干预电力调度活动。
4.6 华中电力系统的调度运行管理、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及其他与电力调度管理相关的行为，均应遵守本规程。 4.7 网调依照本规程所制定的关于华中电力系统继电保护及安全自动装置、调度自动化、电力通信的调度管理规程，与本规程具有同等效力。 4.8 省调应依照本规程制定本省（直辖市）电力系统调度管理规程。 4.9 违反本规程的单位和个人，按《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《电力监管条例》有关条款承担相应责任。 5 调度系统
5.1 华中电力调度系统包括华中电力系统内各级调度机构和有关运行值班单位。
5.2 华中电力系统设置四级调度机构，即：
──华中电力调度机构（以下简称网调）；
──省（直辖市）电力调度机构（以下均简称省调）； ──省辖市（地区）电力调度机构（以下均简称地调）； ──县（县级市）电力调度机构（以下均简称县调）。
5.3 发电厂、变电站、大用户配电系统应根据设备运行的要求设立运行值10
班单位。
5.4 调度系统值班人员应经培训，并经有资格的单位考核合格方可上岗。离开运行岗位3个月及以上的调度系统值班人员，应经过熟悉设备系统、熟悉运行方式的跟班实习，并经考试合格后，方可再上岗值班。
5.5 直接与调度机构进行调度业务联系的运行值班人员，应参加由相应调度机构组织的有关调度管理规程及电网知识的考试，考试合格，取得该调度机构颁发的《调度运行值班合格证书》后，方可与调度机构进行调度业务联系。对同时接受多级调度机构调度指令的厂站，由最高一级调度机构负责该厂站运行值班人员《调度运行值班合格证书》的颁发和管理，并负责组织、协调其考试工作。
5.6 有权接受调度指令的调度系统值班人员名单应报上级调度机构，上级调度机构调度人员名单应通知下级调度机构和有关运行值班单位。 6 调度机构 6.1 机构设置
6.1.1 电网企业应设置调度机构。调度机构应设置调度、运行方式、调度计划、水库调度、继电保护、调度自动化、电力通信、技术管理、综合管理等专业。
6.1.2 调度机构应按规定配备足够的人员和满足调度机构履行职责所需要的设施。
6.1.3 调度机构的任务是：
a) 保证电力系统安全稳定运行，按照电力系统运行客观规律和相关规定保证电力系统连续、正常运行，使电能质量指标符合国家规定的
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标准；
b) 按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电力系统的发输变电设备能力，以最大限度地满足用户的用电需要； c） 按照电力市场调度规则，依据相关合同或者协议，维护各方的合法权益。
6.2 网调的职责和权限 6.2.
1接受国调的调度指挥。
6.2.2 负责对华中电力调度系统实施调度管理。 6.2.3 负责指挥调度管辖系统的运行、操作和事故处理。
6.2.4 负责指挥华中电力系统调频、调峰及调度管辖系统电压调整。 6.2.5 负责组织实施华中区域电力市场中短期和实时交易。
6.2.6 负责组织编制和执行调度管辖系统年、月、日运行方式，执行国调下达的运行方式。
6.2.7 负责编制和执行调度管辖系统月、日发供电调度计划，执行国调下达的发供电调度计划。
6.2.8 负责华中电力系统的稳定管理，组织稳定计算，编制调度管辖系统安全稳定控制方案。
6.2.9 负责华中电力系统继电保护、电力通信、调度自动化的专业管理，负责调度管辖系统的继电保护及安全自动装置（以下统称保护装置）、自动化设备的运行管理，负责网公司通信机构调度管辖范围内电力通信设备或电路的运行管理。
6.2.10 负责调度管辖水电厂水库发电调度工作，编制水库调度方案。
6.2.11 受理并批复新建或改建管辖设备投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施。
6.2.12 参与华中电力系统的规划及工程设计审查。 6.2.13 负责签订、执行调度管辖发电厂并网调度协议。 6.2.14 行使上级电网管理部门及国调授予的其他职责。 6.3 安全管理
6.3.1 调度机构应制定本机构安全生产工作总体和分层控制目标及措施，并建立安全生产保证体系和安全生产监督体系。
6.3.2 调度机构应建立和落实本机构各级、各类人员安全生产责任制。 6.3.3 调度机构应编制和落实本机构年度反事故措施计划和安全技术劳动保护措施计划。
6.3.4 调度机构应按规定进行调度系统安全性评价。
6.3.5 调度机构应按“事故原因不清楚不放过，事故责任者和应受教育者没有受到教育不放过，没有采取防范措施不放过，事故责任者没有受到处罚不放过”的原则，组织或参与电网事故、障碍及未遂的调查分析。 6.3.6 调度机构应定期进行有针对性的反事故演习。网、省调每年至少组织进行一次不少于两级调度机构参加的联合反事故演习。 6.3.7 调度机构应编制突发事件应急预案并定期演练。 6.4 专业管理
6.4.1 调度机构应建立专业管理体系，制定专业管理标准和制度。 6.4.2 调度机构各专业部门应按照调度管辖范围，履行专业管理中涉及到的规划设计、设备配置原则、新设备启动试验、运行检修、事故分析、消缺
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反措及技术改造等方面的技术职责。
6.4.3 调度机构应编制电力系统年度运行方式。华中电力系统年度运行方式主要内容见附录A。
6.4.4 调度机构负责调度管辖系统的调度运行指标考核工作。
6.4.5 调度机构应建立培训工作制度，制定专业技术人员培训大纲，制定并落实年度专业培训计划。
6.4.6 调度机构应开展科学技术研究工作，推广、应用新技术，提高专业技术和管理水平。
6.4.7 调度机构应开展调度管理信息化工作，实现调度管理信息共享。 7 调度管辖范围
7.1 一次设备调度管辖范围
7.1.1 网调调度管辖的一次设备范围（见附录B）包括：
a） 华中电力系统内国调调度管辖范围（见附录C）以外的全部500kV发输变电设备及其相应的无功补偿装置； b） 220kV省间联络线； c） 部分接于220kV系统的电厂。
7.1.2 华中电力系统内除国调、网调调度管辖范围以外的一次设备由省调、地调、县调三级调度机构分级调度管辖。
7.1.3 调度机构调度管辖设备的状态和方式的改变，如影响上级调度机构调度管辖设备的安全运行，该设备属上级调度机构的调度许可设备。调度机构应书面明确本机构调度许可设备范围。国调调度许可及紧急控制设备见附录D。网调调度许可设备见附录E。
7.1.4 网调委托省调调度管辖设备按网调调度许可设备进行管理。网调委托省调调度管辖设备见附录F。 7.2 保护装置调度管辖范围
7.2.
1保护装置的调度管辖范围与相应调度机构调度管辖的一次设备范围相对应。
7.2.
2调度机构单独使用的保护及故障信息管理系统主站设备和子站设备，由该调度机构调度管辖。
7.2.3 多级调度机构共用的保护及故障信息管理系统子站设备，由使用该设备的最高一级调度机构调度管辖。 7.3 调度自动化设备调度管辖范围
7.3.1 调度机构调度自动化主站设备，由该调度机构调度管辖（属上级调度机构调度管辖的除外）。
7.3.2
多级调度机构调度的厂站中多级调度机构共用的厂站端调度自动化设备，由最高一级调度机构调度管辖。国调调度管辖厂站的调度自动化设备调度管辖范围划分按国调规定执行。
7.3.
3调度自动化系统数据传输通道由相关通信机构调度管辖。 7.3.4 除7.3.1、7.3.
2、7.3.3条规定的情况外，各级调度机构的调度自动化设备调度管辖范围与相应调度机构调度管辖的一次设备范围相对应。 7.4 电力通信调度管辖范围 7.4.1 通信机构的调度管辖范围为：
a) 本电网企业使用的全部业务通道； b) 本电网企业负责组网的通信设备；
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c) 同级调度机构调度管辖的厂站内非组网通信设备及线路上的架空地线复合光缆（以下简称OPGW）；
d) 上级通信机构指定由本通信机构调度管辖的通信设备。 上述a)、b)、c)款中不包括上级通信机构已明确由其他通信机构调度管辖的通信设备。 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人员许可，任何人不应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按照相关规定处理，并立即报告有关调度机构的值班调度人员。
8.4 调度许可设备的操作，操作前应经相应调度机构值班调度人员许可。当发生紧急情况时，允许下级调度机构的值班调度人员不经上级调度机构许可进行许可设备的操作，但应及时向上级调度机构汇报。
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人员。 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人员许可。
8.7 发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，值班调度人员可直接(或者通过下级调度机构的值班调度人员)越级向下级调度机构调度管辖的发电16
厂、变电站等运行值班单位发布调度指令，并告知相应调度机构。 8.8 调度机构应执行经政府批准的事故限电序位表及保障电力系统安全运行的限电序位表。
8.9 网调调度许可设备的许可规则如下：
8.9.1 改变网调调度许可设备运行状态的工作，或虽不改变设备运行状态但对网调调度管辖设备的运行有影响的工作，相关省调应向网调履行检修申请、审批手续。
8.9.2 省调申请调度许可时，应同时提出对网调调度管辖设备的影响及相应的要求。
8.9.3 网调进行调度许可时，应将对网调调度管辖设备的影响及网调采取的措施告知省调，对省调调度管辖设备的影响由省调自行考虑。
8.10 非网调调度许可设备，如进行下列工作，省调应履行与网调调度许可设备相同的检修申请、审批手续，并在操作前得到网调值班调度人员的许可。
a) 影响网调调度管辖稳定控制装置（系统）切机、切负荷量的工作； b) 影响网调控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的工作； c) 影响网调直调电厂开机方式或发电出力的工作； d) 影响网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 调度机构调度自动化系统主站设备的操作，如影响上级调度机构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机构的许可。
8.11.2 通信机构调度管辖的电力通信设备的状态或方式的改变，如影响上
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级通信机构调度管辖的电力通信设备的运行方式或传输质量，操作前应得到上级通信机构的许可。
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人员的许可。
a) 影响一次设备正常运行的； b) 影响保护装置正常运行的；
c) 影响电力调度业务正常进行的其他操作。 9 调度指令
9.
1值班调度人员是电力系统运行、操作和事故处理的指挥员，值班调度人员按照规定发布调度指令，并对所发布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应执行调度指令，并对执行指令的正确性负责。调度系统值班人员发布和执行调度指令，受法律保护，并承担相应的责任。任何单位和个人不应干预调度系统值班人员下达或执行调度指令。
9.2 发布调度指令时，发布和接受调度指令的调度系统值班人员应先互报单位和姓名。发布调度指令应准确清晰，发布指令的全过程（包括对方复诵指令）和听取指令的汇报时，都应使用电网调度规范用语和普通话，并执行发令、复诵、录音、记录和汇报制度。
9.3 接受调度指令的调度系统值班人员认为执行调度指令将危及人身、设备或系统安全的，应立即向发布调度指令的值班调度人员提出拒绝执行的意见，由其决定该指令的执行或者撤销。
9.4 电网企业的主管领导发布的一切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人员。非调度机构负责人，不应直接要求值班调度18
人员发布调度指令。
9.5 下级调度机构的负责人、电网企业、发电企业以及电厂、变电站、电力用户的负责人，对值班调度人员发布的调度指令有不同意见时，可向发布该指令的调度机构提出，调度机构采纳或者部分采纳所提意见，应由调度机构负责人将意见通知值班调度人员，由其更改调度指令并发布。但在得到答复前，调度系统值班人员应执行原调度指令。
9.6
对于不按调度指令用电者，值班调度人员应予以警告，经警告拒不改正的，可以根据电网安全的需要，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的发电厂，值班调度人员应予以警告；经警告拒不改正的，值班调度人员可以根据电网安全的需要，经请示调度机构负责人同意后，下令暂时停止该发电厂部分或全部机组并网运行。对于不满足电网企业并网条件的发电企业、独立小电力系统，调度机构可以拒绝其并网运行，擅自并网的，可下令其解列。
9.7 当发生违反调度规程的行为时，相关调度机构应立即组织调查，依据相关法律、法规和规定处理。 10 系统操作 10.1 操作制度
10.1.1 设备进行操作前，值班调度人员应填写操作指令票。两个或两个以上的单位共同完成的操作任务，应填写逐项操作指令票；仅由一个单位完成的操作任务，应填写综合操作指令票。逐项操作指令票和综合操作指令票应分别统一编号。
10.1.1.1 填写操作指令票应以检修工作申请票、运行方式变更通知单、稳
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定措施变更通知单、继电保护通知单、日调度计划、试验或调试调度方案等为依据。
10.1.1.2 填写操作指令票前，值班调度人员应与有权进行调度业务联系的运行值班人员核对有关
一、二次设备状态。
10.1.1.3 填写操作指令票应做到任务明确、票面清楚整洁，使用设备的双重名称（设备名称和编号）。每张操作票只能填写一个操作任务。逐项操作指令票和综合操作指令票可采用状态令的形式填写。
10.1.1.4 操作指令票应经过拟票、审票、预发、执行四个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成。
10.1.2 有计划的操作，值班调度人员应提前4小时将操作指令票预发给操作单位。运行值班人员应了解操作目的和操作顺序，依据调度机构下达的操作指令票填写现场操作票，如有疑问应向值班调度人员询问清楚。 10.1.3 值班调度人员发布操作指令时，应给出“发令时间”。“发令时间”是值班调度人员正式发布操作指令的依据，运行值班人员未接到“发令时间”不应进行操作。
10.1.4 运行值班人员操作结束后，应汇报已执行项目和“结束时间”。“结束时间”是现场操作执行完毕的依据。
10.1.5 在操作过程中，运行值班人员如听到调度电话铃声，应立即停止操作，并迅速接电话，如电话内容与操作无关则继续操作。
10.1.6 逐项操作指令票应逐项发令、逐项操作、逐项汇报。在不影响安全的情况下，可将连续几项由同一单位进行的同一类型操作，一次按顺序下达，运行值班人员应逐项操作，一次汇报。
10.1.7 下列操作，值班调度人员可不必填写操作指令票，但应作好记录。
a） 事故处理；
b） 拉合单一的开关、刀闸、接地刀闸； c） 投入或退出一套继电保护或安全自动装置； d） 更改系统稳定措施；
e） 机组由运行转为停机备用或由备用转为开机并网； f） 投退AGC、PSS、一次调频功能。 10.1.8 操作前应考虑如下问题：
a） 系统运行方式改变的正确性，操作时可能引起的系统潮流、电压、频率的变化，有功、无功功率平衡及必要的备用容量；
b） 继电保护或安全自动装置的投退、系统稳定措施的更改是否正确； c） 变压器中性点接地方式是否符合规定； d） 变压器分接头位置，无功补偿装置投入情况；
e） 设备送电操作前应核实设备检修的所有工作已结束，相关检修工作申请票均已终结，设备具备送电条件，并与检修票、方式单、现场实际进行核对；
f） 对电力通信、调度自动化的影响。
10.1.9 系统操作不宜在下列时间进行，特殊情况下进行操作应有相应的安全措施。
a） 交接班时；
b） 雷雨、大风、大雾等恶劣天气时； c） 系统发生事故时；
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d） 通信中断或调度自动化设备异常影响操作时。 10.2 设备停、送电操作一般规定
10.2.1 停电操作时，先操作一次设备，再退出继电保护。送电操作时，先投入继电保护，再操作一次设备。
10.2.2 对于常规稳控装置，停电操作时，先按规定退出稳定措施，再进行一次设备操作；送电操作时，先操作一次设备，设备送电后，再按规定投入稳定措施。
10.2.3 对于微机稳控装置，停电操作时，一次设备停电后，由运行值班人员随继电保护的操作退出保护启动稳控装置的压板及稳控装置相应的方式压板；送电操作时，随继电保护的操作投入保护启动稳控装置的压板及稳控装置相应的方式压板，再操作一次设备。 10.3 并列与解列操作一般规定 10.3.1 系统并列条件：
a) 相序相同；
b) 频率差不大于0.1Hz；
c) 并列点两侧电压幅值差在5%以内。 10.3.2 并列操作应使用准同期并列装置。
10.3.3 解列操作时，应先将解列点有功潮流调至接近零，无功潮流调至尽量小，使解列后的两个系统频率、电压均在允许范围内。 10.4 合环与解环操作一般规定
10.4.1 合环前应确认合环点两端相位一致。
10.4.2 合环前应将合环点两端电压幅值差调整到最小，500kV系统不宜超过22
40kV，最大不应超过50kV，220kV系统不宜超过30kV，最大不应超过40kV。 10.4.3 合环时，合环角差不应大于25度，合环操作宜经同期装置检定。 10.4.4 合环(或解环)操作前，应先检查相关设备（线路、变压器等）有功、无功潮流，确保合环(或解环)后系统各部分电压在规定范围以内，通过任一设备的功率不超过稳定规定、继电保护及安全自动装置要求的限值等。 10.4.5 合环(或解环)后应核实线路两侧开关状态和潮流情况。 10.5 开关操作一般规定
10.5.1 开关合闸前应检查继电保护已按规定投入。开关合闸后，应确认三相均已合上，三相电流基本平衡。
10.5.2 用旁路开关代其他开关运行时，应先将旁路开关保护按所带设备保护定值整定并投入。确认旁路开关三相均已合上后，方可拉开被代开关，最后拉开被代开关两侧刀闸。
10.5.3 开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许进行就地操作时，应同时进行三相操作，不应进行分相操作。 10.6 刀闸操作一般规定
10.6.1 可用刀闸进行下列操作：
a) 拉、合电压互感器和避雷器(无雷雨、无故障时)； b) 拉、合变压器中性接地点；
c) 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，应先退出开关操作电源)； d) 拉、合一个半开关接线方式的母线环流。 e) 拉、合一个半开关接线方式的站内短线。
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10.6.2 不宜进行500kV刀闸拉、合母线操作，如需进行此类操作须经网、省电网企业主管生产领导同意。
10.6.3 不应用刀闸拉、合500kV线路并联电抗器、空载变压器、空载线路。 10.7 线路操作一般规定
10.7.1 220kV及以上电压等级线路停、送电操作时，都应考虑电压和潮流变化，特别注意使非停电线路不过负荷，使线路输送功率不超过稳定限额，停、送电线路末端电压不超过允许值，长线路充电时还应防止发电机自励磁。 10.7.2 500kV线路停、送电操作时，如一侧为发电厂、一侧为变电站，宜在变电站侧停、送电，发电厂侧解、合环(或解、并列)；如两侧均为变电站或发电厂，宜在电压低的一侧停、送电，电压高的一侧解、合环(或解、并列)。 10.7.3 线路停电时，应在线路两侧开关拉开后，先拉开线路侧刀闸，后拉开母线侧刀闸。对于一个半开关接线的厂站，应先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。当线路需转检修时，应在线路可能受电的各侧都停止运行，相关刀闸均已拉开后，方可在线路上作安全措施；反之在未全部拆除线路上安全措施之前，不允许线路任一侧恢复备用。
10.7.4 线路送电时，应先拆除线路上安全措施，核实线路保护按要求投入后，再推上母线侧刀闸，后推上线路侧刀闸，最后合上线路开关。对于一个半开关接线的厂站，应先合上母线侧开关，后合上中间开关。
10.7.5 220kV及以上电压等级线路检修完毕送电时，应采取相应措施，防止送电线路充电时发生短路故障，引起系统稳定破坏。
10.7.6 新建、改建或检修后相位可能变动的线路首次送电前应校对相位。 10.8 变压器操作一般规定
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10.8.1 变压器并列运行条件： a) 接线组别相同；
b) 电压比相等(允许差5%)； c) 短路电压相等(允许差5%)。
当电压比和短路电压不符合时，经过计算，在任何一台变压器不会过负荷的情况下，允许并列运行。
10.8.2 变压器充电前，变压器继电保护应正常投入。 10.8.3 变压器充电或停运前，应推上变压器中性点接地刀闸。
10.8.4 并列运行的变压器，在倒换中性点接地刀闸时，应先推上未接地的变压器中性点接地刀闸，再拉开另一台变压器中性点接地刀闸。
10.8.5 大修后的变压器在投入运行前，有条件者应采取零起升压，对可能造成相位变动者应校对相位。
10.8.6 变压器投入运行时，应先合电源侧开关，后合负荷侧开关。停运时操作顺序相反。500kV联变宜在500kV侧停(送)电，在220kV侧解(合)环或解(并)列。
10.9 500kV线路并联电抗器操作一般规定
10.9.1 线路并联电抗器送电前，线路电抗器保护、远跳及过电压保护应正常投入。
10.9.2 拉、合线路并联电抗器刀闸应在线路检修状态下进行。 10.10 发电机操作一般规定
10.10.1 发电机在开机前、停机后进行有关项目的检查。 10.10.2 发电机应采取准同期并列。
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10.10.3 发电机正常解列前，应先将有功、无功功率降至最低，再拉开发电机开关，切断励磁。 10.11 母线操作一般规定
10.11.1 母线充电前，应核实母线保护已正常投入。
10.11.2 用母联开关向母线充电时，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。
10.11.3 母线倒闸操作时，应考虑对母线差动保护的影响和二次压板相应的倒换。
10.11.4 母线倒闸操作的顺序和要求按现场规程执行。 10.12 零起升压操作一般规定
10.12.1 担任零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，发电机强励退出，发电机保护完整可靠投入，并退出联跳其他非零起升压回路开关的压板。 10.12.2 升压线路保护完整可靠投入，退出联跳其他非零起升压回路开关的压板，线路重合闸退出。
10.12.3 对主变压器或线路串变压器零起升压时，变压器保护应完整可靠投入，退出联跳其他非零起升压回路开关的压板，变压器中性点应直接接地。 10.12.
4 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，防止母差保护误动作。母联开关及两侧刀闸断开，防止开关误合造成非同期并列。
10.12.5 允许零起升压的500kV线路及升压方式见表1。
表1 允许零起升压的500kV线路及升压方式
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线路名称葛玉线葛双Ⅱ回线葛岗线葛换Ⅰ、Ⅱ回线清换线五岗线五民线三牌线水渔Ⅰ、Ⅱ回线零起升压接线方式大江一台机大江一台机大江一台机大江一台机隔河岩一台机五强溪一台机五强溪一台机三板溪两台机水布垭一台机 11 事故处理 11.1 事故处理制度
11.1.1 网调值班调度人员是华中电力系统事故处理的总指挥，各级调度机构按其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。
11.1.2 事故处理时，调度系统值班人员应遵循以下原则：
a) 迅速限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备安全的威胁；
b) 保持正常设备的运行和对重要用户及厂用电的正常供电； c) 尽快将解网部分恢复并网运行； d) 恢复对已停电的地区或用户供电； e) 调整系统运行方式，使其恢复正常。
11.1.3 当电力系统运行设备发生异常或故障时，运行值班人员应立即向相应调度机构值班调度人员汇报。调度机构调度管辖设备的事故处理，应严格执行相应调度机构值班调度人员的指令(允许不待调度指令可自行处理者除外)。
11.1.4 厂站运行值班人员可不待调度指令自行进行以下紧急操作，同时应将事
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故与处理情况简明扼要地报告值班调度人员。 a) 将直接对人身安全有威胁的设备停电； b) 当厂站用电部分或全部停电时，恢复其电源； c) 将故障停运已损坏的设备隔离；
d) 其他在厂站现场规程中规定可不待调度指令自行处理的紧急情况。 11.1.5 设备故障时，运行值班人员应立即向值班调度人员简要汇报一次设备的状态，经检查后再详细汇报如下内容： a) 保护装置动作及通道运行情况； b) 设备外部有无明显缺陷及事故象征； c) 故障录波器、故障测距装置动作情况； d) 其他相关设备状态及潮流情况。
11.1.6 值班调度人员应根据保护装置动作情况及频率、电压、潮流变化等情况，判断事故地点及性质。处理事故应沉着、果断。
11.1.7 调度管辖范围内发生下列故障时，值班调度人员应立即向上级调度机构值班调度人员汇报。
a) 上级调度机构调度许可设备故障；
b) 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；
c) 影响上级调度机构控制输电断面（线路、变压器）稳定极限的； d) 影响上级调度机构直调电厂开机方式或发电出力的； e) 需要上级调度机构协调或配合处理的。
11.1.8 省（直辖市）电网或省（直辖市）电网内局部电网与华中主网解列28
孤网运行时，已解列电网内的事故处理由相应省调负责，解列电网内网调直调电厂出力调整和开停机权委托给相应省调，但解列电网内网调直调设备故障处理仍由网调负责，所在省调配合。
11.1.9 网调值班调度人员在事故处理期间可采取如下强制措施： a) 紧急调用各省（直辖市）电网内的事故备用容量，进行跨省（直辖市）事故支援；
b) 紧急开停直调电厂水、火电机组；下令省调紧急开停水、火电机组； c) 调整或取消电力交易； d） 下令省调紧急拉闸限电。
11.1.10 系统发生事故时，值班调度人员应迅速报告调度部门负责人，由调度部门负责人逐级汇报。调度机构负责人、调度部门负责人应监督、指导值班调度人员处理事故的正确性。调度机构负责人或调度部门负责人发现值班调度人员处理事故不力，可解除值班调度人员的调度权，指定他人或亲自指挥事故处理，并通知有关单位。被解除调度权的值班调度人员对解除调度权后的系统事故处理不承担责任。
11.1.11 处理事故时，调度系统值班人员应坚守岗位，运行值班负责人如需离开，应指定代理人并向值班调度人员报告。
11.1.12 处理事故时，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人员的调度指令相抵触。单位领导人如解除本单位值班人员的职务，自行领导或指定适当人员代行处理事故时，应立即报告上级值班调度人员。
11.1.13 值班调度人员有权要求继电保护、运行方式、调度计划、通信、
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自动化等专业人员协助事故处理。
11.1.14 事故发生在交接班期间，应由交班者负责处理事故，直到事故处理完毕或事故处理告一段落，方可交接班。接班人员可应交班者请求协助处理事故。
11.1.15 事故处理完毕，应将事故情况详细记录，按规定报告。 11.2 电网频率异常及事故的处理
11.2.1 电网频率超过50±0.2Hz为异常频率。 11.2.2 电网频率低于49.80Hz时的处理方法：
11.2.2.1 网调和省调应下令所辖电厂立即增加出力、开出备用机组或采取限电措施，使频率恢复正常。
11.2.2.2 电网频率连续低于49.80Hz10分钟，网调应下令各省调按限电序位表限电。10分钟后电网频率仍低于49.80Hz，则网调应下令各省调按事故限电序位表限电，直到频率恢复到49.80Hz以上运行。 11.2.3 电网频率低于49.50Hz时的处理方法：
11.2.3.1 发电厂应不待调度指令采用增加发电机出力并短时发挥机组过负荷能力、开出备用水电机组、抽水机组改发电等措施。但在增加出力的过程中不应使相应的输电线路过负荷或超过稳定规定。
11.2.3.2 各省调应不待网调调度指令按事故限电序位表进行拉闸限电。 11.2.4 当电网频率低于49.00Hz时，有“事故限电序位表”的厂站，运行值班人员应不待调度指令立即按“事故限电序位表”拉闸限电。
11.2.5 当电网频率低于48.50Hz时，各级值班调度人员及厂站运行值班人员可不受“事故限电序位表”的限制，自行拉负载线路(馈线)。各省（直辖30
市）电网企业应事先制定这些线路的清单和限电顺序。
11.2.6 当频率下降到低频减负荷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该轮次接跳的开关。低频减负荷装置动作切除和手动拉开的开关，未经值班调度人员下令不应擅自送电。
11.2.7 当频率降低至联络线低频解列装置或保厂用电、保重要用户低频解列装置定值而装置未动作时，各厂站应不待调度指令拉开相应开关，并向值班调度人员汇报。未经值班调度人员下令，不应送电或并列。 11.2.8 电网频率超过50.20Hz的处理方法： 11.2.8.1 调频厂将出力减至最低。
11.2.8.2 少用网供计划的省调，应迅速减出力或停机，直到用到网供计划为止。
11.2.8.3 当电网频率超过50.50Hz时，各电厂应不待调度指令，立即减出力直至机组最低技术允许出力，值班调度人员应发布紧急减出力或停机的指令，恢复频率至50.20Hz以下。 11.3 系统电压异常及事故的处理 11.3.1 系统电压降低时的处理办法：
11.3.1.1 500kV系统厂站母线的运行电压下降为480kV、220kV系统厂站母线的运行电压下降为200kV以下时，运行值班人员应不待调度指令按规程自行使用发电机或调相机的过负荷能力，值班调度人员应立即采取措施直至限制负荷，使电压恢复正常。
11.3.1.2 500kV系统厂站母线的运行电压下降为450kV、220kV系统厂站母线的运行电压下降为180kV以下时，运行值班人员应不待调度指令自行按“事
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故限电序位表”限电，并及时向值班调度人员汇报。值班调度人员应立即采取措施直至拉闸限电，使电压恢复正常。
11.3.1.3 当系统局部电压降低，使发电机或调相机过负荷时，有关厂站运行值班人员应联系值班调度人员采取措施(包括降低有功、增加无功及限制部分地区负荷等)，以消除发电机或调相机的过负荷。
11.3.1.4 系统电压低到严重威胁厂用电安全时，运行值班人员可自行按现场规程规定执行保厂用电措施。
11.3.1.5 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。
11.3.2 系统电压升高时的处理办法：
11.3.2.1 当厂站母线电压超过规定时，应降低发电机、调相机无功出力、投退无功补偿设备，并按规定将发电机进相运行，使电压降至允许范围内。必要时值班调度人员可改变系统运行方式。
11.3.2.2 处于充电状态的500kV线路，末端电压超过560kV时，应设法降低电压，如仍不能降至560kV以下，则拉开线路开关。
11.3.3 当局部或个别中枢点电压偏低或偏高时，除调整无功出力外，可通过调整变压器分接头来调整电压，必要时可改变系统运行方式。 11.4 线路的事故处理
11.4.1 线路故障跳闸后，值班调度人员可下令强送一次。如强送不成功需再次强送，应经调度机构主管生产领导同意，有条件时可对故障线路零起升压。
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11.4.2 线路出现单侧跳闸，在检查厂站内开关无异常后，宜先将线路恢复合环（并列）运行，再检查继电保护或安全自动装置动作情况。 11.4.3 故障线路强送原则：
a） 强送端宜选择对电网稳定影响较小的一端，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定水平的措施。
b） 若开关遮断次数已达规定值，虽开关外部检查无异常，但仍须经运行单位总工程师同意后，方能强送。在停电严重威胁人身或设备安全时，值班调度人员有权命令强送一次。 c） 强送端宜有变压器中性点直接接地。 d) 事故时伴随有明显的故障象征，如火花、爆炸声、系统振荡等，应查明原因后再考虑能否强送。
e) 进行带电作业的线路跳闸后，值班调度人员未与工作负责人取得联系前不应强送。
f) 强送前应控制强送端电压，使强送后末端电压不超过允许值。 11.4.4 线路故障跳闸后，值班调度人员应发布巡线指令，并说明是否为带电巡线，同时将故障测距情况提供给线路运行维护单位。 11.4.5 当线路（断面）输送功率超过稳定限额时，应立即采取以下措施，使线路（断面）输送功率恢复到允许范围内。
a） 在受端系统采取发电厂增加出力、快速启动水电厂备用机组、燃气轮机组等措施，并提高电压；
b） 送端系统的电厂降低出力，并提高电压； c） 受端系统限电；
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d） 改变系统接线方式。
11.4.6 如500kV线路并联电抗器因故退出运行而线路仍需运行时，应有计算分析或试验依据并经电网企业主管生产领导批准。 11.5 发电机的事故处理
11.5.1 发电机异常或跳闸后，电厂运行值班人员应立即汇报值班调度人员，并按现场规程进行处理。
11.5.2 机组失去励磁而失磁保护拒动，电厂运行值班人员应立即将机组解列。
11.5.3 当发电机进相运行或功率因数较高，引起失步时，应立即减少发电机有功，增加励磁，以使发电机重新拖入同步。若无法恢复同步，应将发电机解列后重新并网。
11.5.4 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。
11.5.5 采取发电机变压器组送电的500kV线路，如线路末端开关跳闸而电厂侧开关未跳开时，值班调度人员应立即下令拉开电厂侧开关。 11.6 变压器事故处理
11.6.1 变压器过负荷的处理方法：
a） 受端系统加出力； b） 投入备用变压器； c） 受端系统限电； d） 改变系统接线方式。
11.6.2 低压侧接发电机的自耦变压器公共线圈过负荷时，除按第11.6.1条34
处理外，还应进行以下处理：
a） 降低高中压侧之间的穿越功率； b） 降低低压侧发电机的功率。 11.6.3 变压器跳闸后的处理规定：
a） 变压器的主保护全部动作跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不应强送电。
b） 变压器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，在检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，证明变压器内部无明显故障者，可试送一次，有条件时应进行零起升压。
c） 变压器后备保护动作跳闸，在确定本体及引线无故障后，可试送一次。
11.6.4 变压器轻瓦斯保护动作发出信号后应立即进行检查，并适当降低变压器输送功率。
11.7 500kV并联电抗器故障处理
11.7.1 500kV并联电抗器的全部主保护动作跳闸，未查明原因并消除故障前，不应强送电。
11.7.2 500kV并联电抗器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，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，可试送一次。有条件时应进行零起升压。
11.7.3 500kV并联电抗器后备保护动作，确定本体及引线无故障后，可试送一次。
11.8 母线的事故处理
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11.8.1 母线失压后，运行值班人员应不待调度指令将失压母线上的开关全部拉开，并立即报告值班调度人员。
11.8.2 因母线差动保护动作引起母线失压时，运行值班人员应对失压母线进行检查，并把检查情况报告值班调度人员，值班调度人员应按下述原则进行处理：
a） 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。 b） 找到故障点但不能很快隔离的，若系双母线中的一组母线故障时，应对故障母线的各元件进行检查并确认无故障后，均倒至运行母线并恢复送电。
c） 经过检查未找到故障点时，可对失压母线进行试送，试送开关应完好，试送电源侧主变中性点应直接接地。有条件时可对失压母线进行零起升压。
11.8.3 因开关失灵保护或出线、主变后备保护动作造成母线失压，应将故障开关隔离后方可送电。 11.9 开关异常及事故的处理
11.9.1 开关因本体或操作机构异常出现“合闸闭锁”尚未出现“跳闸闭锁”时的处理：
a） 一个半开关接线方式，不影响设备运行时拉开此开关。
b） 其他接线方式应断开该开关的合闸电源，并按现场规程处理，仍无法消除故障，则用旁路开关代替运行；如无旁路开关，则拉开该开关。
11.9.2 开关因本体或操作机构异常出现“跳闸闭锁”时，应断开该开关跳闸电源，并按现场规程处理，仍无法消除故障，则采取以下措施：
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a） 一个半开关接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的环，解环前确认环内所有开关在合闸位置。
b） 其他接线方式用旁路开关代故障开关，用刀闸解环，解环前取下旁路开关跳闸电源。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他开关倒至另一条母线后，用母联开关拉开故障开关。
11.9.3 开关发生非全相运行，运行值班人员应立即拉开该开关。若非全相运行开关拉不开，则立即将该开关的功率降至最小，并采取如下办法处理：
a） 有条件时，由检修人员拉开此开关； b） 旁路开关备用时，用旁路开关代；
c） 将所在母线的其他所有开关倒至另一母线，最后拉开母联开关； d） 一个半开关接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的环，解环前确认环内所有开关在合闸位置；
e） 特殊情况下设备不允许时，可迅速拉开该母线上所有开关。 11.10 互感器异常及事故的处理
11.10.1 电压互感器发生异常情况时，应立即退出与该电压互感器有关的保护装置，运行值班人员应迅速按现场规程、规定处理。
11.10.2 电流互感器发生异常情况时，应立即退出与该电流互感器有关的保护装置，运行值班人员应迅速按现场规程、规定处理。 11.11 切机切负荷装置动作的处理
11.11.1 切机切负荷装置动作后，运行值班人员应将所切机组按现场规程检查后做好并网准备，所切负荷未得到值班调度人员指令不应送电。 11.11.2 切机切负荷装置误动时，应将误动的切机切负荷装置退出，恢复所
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切机组和所切负荷。通道异常或故障造成切机切负荷装置误动作时，应将该通道压板退出，并恢复所切机组和所切负荷。
11.11.3 切机装置拒动时，值班调度人员应迅速采取减出力措施，必要时可将拒切机组解列。切负荷装置拒动时，运行值班人员可不待调度指令迅速将切负荷装置所接跳的开关断开。制动电阻拒动时，不应将制动电阻投入，必要时可采取减出力措施。 11.12 振荡处理
11.12.1 异步振荡主要现象：
11.12.1.1 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。系统与失去同步的发电厂（或系统）的联络线上的电流和功率往复摆动。
11.12.1.2 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。
11.12.1.3 失去同步的发电机有功大幅摆动并过零，定子电流、无功大幅摆动，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。
11.12.1.4 失去同步的两个系统（电厂）之间出现明显的频率差异，送端电网频率升高、受端频率降低，且略有波动。 11.12.2 同步振荡主要现象：
11.12.2.1 发电机和线路上的功率、电流将有周期性变化，但波动较小，发电机有功不过零。
11.12.2.2 发电机机端和电网电压波动较小, 无局部明显降低。
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11.12.2.3 发电机及电网频率变化不大，全电网频率同步降低或升高。 11.12.3 异步振荡的处理方法：
11.12.3.1 频率升高的发电厂，应不待调度指令立即降低机组有功出力，使频率下降，直至振荡消除，但不应使频率低于49.50赫兹，同时应保证厂用电的正常供电。
11.12.3.2 频率降低的发电厂，应不待调度指令立即增加机组有功出力至最大值，并迅速启动备用水轮机组，使电网频率恢复到49.50赫兹以上，直至振荡消除。
11.12.3.3 电厂运行值班人员应不待值班调度人员指令，退出机组AGC、AVC，增加发电机无功出力，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。 11.12.3.4 各级值班调度人员应迅速降低频率升高侧（送端）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、开出备用水轮机组、事故限电等措施，使频率升高，直至振荡消除。
11.12.3.5 振荡时，未经值班调度人员许可，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)；如发现机组失磁，应不待调度指令，立即将失磁机组解列。
11.12.3.6 如振荡因机组非同期合闸引起，电厂运行值班人员应立即解列该机组。
11.12.3.7 因环状电网（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开关；
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11.12.3.8 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时，且系统仍有振荡，应立即拉开应解列的开关。
11.12.3.9 经采取11.12.3.1-11.12.3.8条所列措施后振荡仍未消除，应按规定选择合适的解列点解列，防止扩大事故，电网恢复稳定后，再进行并列。 11.12.3.10 解列后，省（直辖市）网或省（直辖市）网内已解列局部电网振荡仍未消除，由省调负责处理本省（直辖市）电网内振荡事故，振荡消除后应立即向网调汇报，在网调值班调度人员统一指挥下恢复系统的正常运行。 11.12.4 同步振荡的处理方法：
11.12.4.1 发电厂运行值班人员可不待调度指令退出机组AGC、AVC，增加机组无功出力，并立即向值班调度人员汇报。
11.12.4.2 值班调度人员应根据电网情况，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。
11.12.4.3 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，若发现发电机调速器或励磁调节器等设备故障，应立即消除故障，并汇报值班调度人员。
11.13 运行值班单位与调度机构失去通信联系时的处理规定
11.13.1 调度机构与下级调度机构或调度管辖的厂站之间失去通信联系时，各方应积极采取措施，尽快恢复通信联系。
11.13.2 失去通信联系的运行值班单位，宜保持电气接线不变，发电厂按给定的负荷、电压曲线运行，调频厂进行正常的调频工作。
11.13.3 失去通信联系的运行值班单位，应认真做好运行记录，待通信联系40
恢复后及时向调度机构汇报在失去通信联系期间应汇报事项。
11.13.4 与网调失去通信联系的省调，应按计划控制好联络线功率和系统频率，加强运行监视，中止或不执行对主网安全稳定运行影响较大的操作。 11.14 网调调度自动化系统全停时的处理规定
11.14.1 通知所有直调电厂AGC改为就地控制方式，保持机组出力不变。 11.14.2 通知所有直调厂站加强监视设备状态及线路潮流，发生异常情况及时汇报网调。
11.14.3 汇报国调并通知六省调网调调度自动化系统全停；各省调应按计划用电并严格控制联络线潮流在稳定限额内；各省调对省网内网调调度管辖设备加强监视，发现重要断面潮流大幅度变化时及时汇报； 11.14.4 网调调度自动化系统全停期间，不宜进行系统操作。 12 调度汇报
12.1 发生《全国电网调度管理规程》关于电网运行情况汇报的规定中所列各类事件，省调值班调度人员应立即向网调值班调度人员汇报。网、省调值班调度人员应按照规定的时间和内容要求向国调值班调度人员汇报事件情况。
12.2 省调应尽快将事件的详细情况发送电子邮件（或传真）至网调调度室。 12.3 发生严重电网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，有关省调应根据系统恢复情况及时向网调值班调度人员汇报。 12.4 发生下列事件的厂站，应立即向相应调度机构值班调度人员汇报事件的简要情况，并尽快将重大事件的详细情况传真至调度机构。
a) 厂站事故：220kV及以上发电厂、变电站发生母线故障停电、全厂
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（站）停电；
b) 人身伤亡：在生产运行过程中发生人身伤亡；
c) 自然灾害：水灾、火灾、风灾、地震及外力破坏等对厂站运行产生较大影响；
d) 厂站主控室发生停电、通讯中断、监控系统全停、火灾等事件； e) 重要设备损坏情况。
12.5 省调值班调度人员应及时向网调值班调度人员汇报机组启、停及新设备投产情况和时间：
a） 200MW及以上火电机组正常启、停；
b） 200MW及以上火电机组、100MW及以上水电机组非计划停运； c） 200MW及以上火电机组、100MW及以上水电机组第一次并网、开始168小时（或72小时）试运行、通过168小时（或72小时）试运行；
d) 220kV及以上线路、主变压器开始调试和试运行结束。 13 调度计划 13.1 原则规定
13.1.1 调度机构应编制并下达调度计划。调度计划包括发电、供电调度计划和检修计划。月、日调度计划主要内容见附录G。
13.1.2 发电、供电调度计划的编制，应依据政府下达的有关调控目标和电力交易计划，综合考虑社会用电需求、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。对具有综合效益的水电厂（站）水库，应根据国家批准的水电厂（站）的设计文件和电力系统的实际，并综合考虑防洪、42
灌溉、发电、环保、航运等要求，合理运用水库的蓄水。
13.1.3 检修计划的编制，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，并遵循下级电网服从上级电网检修安排的原则。调度机构编制检修计划时应注意以下事项： a） 设备检修的工期与间隔应符合有关检修规程的规定。
b） 水电机组A、B级检修宜在枯水期进行，300MW及以上大容量火电机组A、B级检修、500kV输变电设备及220kV联络线的检修宜避开电网用电大负荷期。
c） 发电和输变电、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。 d） 重要保电期间，不宜安排基建项目的启动投产和大型改造项目的停电施工。
e） 发输变电设备检修应综合考虑电网安全和负荷平衡、厂站用电安全等。
13.1.4 安排备用容量时应考虑输电网络的送(受)电能力。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。华中电力系统备用容量采用如下标准：
a） 负荷备用容量应不低于最大发电负荷的2%； b） 事故备用容量应不低于最大发电负荷的5%；
c） 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%。
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除上述备用外，低谷时段还应留有一定数量的调峰备用。 13.1.5 调度机构应开展负荷预测工作，提高负荷预测准确率。
13.1.6 调度计划应经过发、输变电设备能力、稳定裕度等方面的安全校核。 13.1.7 值班调度人员可以按照有关规定，根据电力系统运行情况，调整当日调度计划，调整情况应写入调度值班日志。
13.1.8 调度机构应对发电、供电调度计划和检修计划的执行情况进行考核。
13.2 发电、供电调度计划编制
13.2.1 月发电、供电调度计划的编制，应依据年度分月发电、供电计划，综合考虑社会用电需求、月度水情预计、月度购售电合同、燃料供应、年度发电计划实际完成进度和电力系统设备能力、设备检修等情况，并保留必要的备用容量。月度发电、供电调度计划应经电网企业主管生产领导批准。网调月发电、供电调度计划编制时间要求如下：
a) 每月20日前，网调直调电厂应将下月发电预计报网调。
b) 每月20日前，省调应将下月本网负荷预测、调度管辖电厂发电预计报网调。
c) 每月28日前，网调应将直调电厂发电预计及分配、网供及联络线电力电量通知省调和直调电厂。
13.2.2 日发电、供电调度计划的编制，应依据月发电、供电调度计划，综合考虑社会用电需求、近期水情、临时购售电合同、燃料供应和电力系统设备能力、设备检修等情况，并保留必要的备用容量。日发电、供电调度计划应经调度机构主管生产领导批准。网调日发电、供电调度计划编制时间要求44
如下：
a) 每日12时前，省调向网调报本省（直辖市）临时购售电需求，网调与国调联系区外电网临时购售电需求。达成购售电协议的，应及时签订购售电合同。
b) 每日12时前，省调应将次日本省（直辖市）电网负荷预测、备用容量安排报网调，
c) 每日16时前，网调应将直调电厂发电计划、网供及联络线计划通知省调。 13.2.3 编制月、日发电、供电调度计划时，对跨区、跨省(直辖市)电力电量交易应按规定计及相应线损。 13.3 负荷预测
13.3.1 调度机构应进行年度、月、日和超短期负荷预测。
13.3.2 年度负荷预测应至少采用3年连续的数据资料并按月给出预测结果。
13.3.2.1 年度负荷预测应综合考虑社会经济和电力系统发展的历史和现状，包括：
a)
电力系统的历史负荷资料；
b)
国内生产总值及其年增长率和地区分布情况； c)
电源和电网发展状况；
d)
大用户用电设备及主要高耗能产品的接装容量、年用电量； e)
水情、气温等其他影响季节性负荷需求的相关数据。 13.3.2.2 年度负荷预测结果应至少包含下列内容：
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a)
年、月用电量； b)
年、月最大负荷； c)
分地区年、月最大负荷；
d) 标准日负荷曲线、标准周负荷曲线、月负荷曲线、年负荷曲线；年平均负荷率、年最小负荷率、年最大峰谷差、年最大负荷利用小时数。 13.3.3 月负荷预测应综合考虑气象、节假日、社会重大事件等因素，月负荷预测结果应至少包含下列内容：
a)
月用电量； b)
月最大负荷； c)
分地区月最大负荷；
d) 月负荷曲线、标准日负荷曲线。
13.3.4 日负荷预测应综合考虑气象、节假日、日类型、社会重大事件等因素，按照每日96点编制（00：15--24：00，每15分钟一个点）。 13.3.5 超短期负荷预测是指当前时刻60分钟以内的负荷预测。超短期负荷预测应在电网实时负荷的基础上，综合考虑气象、节假日、日类型和近期负荷等因素。
13.4 网调检修管理
13.4.1 华中电网内国调调度管辖、调度许可设备的检修，按国调相关规定执行。
13.4.2 每年9月30日前，省（直辖市）电网企业、发电企业、国家电网公司所属超高压运行维护管理单位应将下年度发、输变电设备的检修（含基建项目）预安排计划抄送网调。网调于每年10月31日前将国调调度管辖、调度许可设备年度检修预安排计划上报国调。
13.4.3 省调、发电企业、国家电网公司所属超高压运行维护管理单位应依46
