电网调度管理规程

电网调度管理规程

目录

第一章总则

第二章调度管辖范围及职责

第三章调度管理制度

第四章运行方式的编制和管理

第五章设备的检修管理

第六章新设备投运的管理

第七章电网频率调整及调度管理

第八章电网电压调整和无功管理

第九章电网稳定的管理

第十章调度操作规定

第十一章事故处理规定

第十二章继电保护及安全自动装置的调度管理

第十三章调度自动化设备的运行管理

第十四章电力通信运行管理

第十五章水电站水库的调度管理

第十六章电力市场运营调度管理

第十七章电网运行情况汇报

附件：电网调度术语

第一章总则

1.1 为加强全国互联电网调度管理工作，保证电网安全、优质、经济运行，依据《中华人民共和国电

力法》、《电网调度管理条例》和有关法律、法规，制定本规程。

1.2 本规程所称全国互联电网是指由跨省电网、独立省电网、大型水火电基地等互联而形成的电网。

1.3 全国互联电网运行实行"统一调度、分级管理"。

1.4 电网调度系统包括各级电网调度机构和网内的厂站的运行值班单位等。电网调度机构是电网运行

的组织、指挥、指导和协调机构，电网调度机构分为五级，依次为：国家电网调度机构（即国家电力

调度通信中心，简称国调），跨省、自治区、直辖市电网调度机构（简称网调），省、自治区、直辖

市级电网调度机构（简称省调），省辖市级电网调度机构（简称地调），县级电网调度机构（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。

1.5 本规程适用于全国互联电网的调度运行、电网操作、事故处理和调度业务联系等涉及调度运行相

关的各专业的活动。各电力生产运行单位颁发的有关电网调度的规程、规定等，均不得与本规程相抵

触。

1.6 与全国互联电网运行有关的各电网调度机构和国调直调的发、输、变电等单位的运行、管理人员

均须遵守本规程；非电网调度系统人员凡涉及全国互联电网调度运行的有关活动也均须遵守本规程。

1.7 本规程由国家电力公司负责修订、解释。

第二章调度管辖范围及职责

2.1 国调调度管辖范围

2.1.1 全国各跨省电网间、跨省电网与独立省网间和独立省网之间的联网系统；

2.1.2 对全国互联电网运行影响重大的发电厂及其送出系统；

2.1.3 有关部门指定的发输变电系统。

2.2 国调许可范围：

运行状态变化对国调调度管辖范围内联网、发输变电等系统(以下简称国调管辖系统)运行影响较大的

非国调调度管辖的设备。

2.3 网调（独立省调）的调度管辖范围另行规定。

2.4 调度运行管理的主要任务

2.4.1 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、输、供电设备能力，以

最大限度地满足用户的用电需要；

2.4.2 按照电网运行的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电能质量指标符合国家

规定的标准；

2.4.3 按照"公平、公正、公开"的原则，依据有关合同或者协议，维护各方的合法权益；2.4.4 按电力市场调度规则，组织电力市场的运营。

2.5 国调的主要职责：

2.5.1 对全国互联电网调度系统实施专业管理和技术监督；

2.5.2 依据年度计划编制并下达管辖系统的月度发电及送受电计划和日电力电量计划；

2.5.3 编制并执行管辖系统的年、月、日运行方式和特殊日、节日运行方式；

2.5.4 负责跨大区电网间即期交易的组织实施和电力电量交换的考核结算；

2.5.5 编制管辖设备的检修计划，受理并批复管辖及许可范围内设备的检修申请；

2.5.6 负责指挥管辖范围内设备的运行、操作；

2.5.7 指挥管辖系统事故处理，分析电网事故，制定提高电网安全稳定运行水平的措施并组织实施；

2.5.8 指挥互联电网的频率调整、管辖电网电压调整及管辖联络线送受功率控制；

2.5.9 负责管辖范围内的继电保护、安全自动装置、调度自动化设备的运行管理和通信设备运行协调

；

2.5.10 参与全国互联电网的远景规划、工程设计的审查；

2.5.11 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；

2.5.12 参与签订管辖系统并网协议，负责编制、签订相应并网调度协议，并严格执行；

2.5.13 编制管辖水电站水库发电调度方案，参与协调水电站发电与防洪、航运和供水等方面的关系；

2.5.14 负责全国互联电网调度系统值班人员的考核工作。

2.6 网调、独立省调的主要职责：

2.6.1 接受国调的调度指挥；

2.6.2 负责对所辖电网实施专业管理和技术监督；

2.6.3 负责指挥所辖电网的运行、操作和事故处理；

2.6.4 负责本网电力市场即期交易的组织实施和电力电量的考核结算；

2.6.5 负责指挥所辖电网调频、调峰及电压调整；

2.6.6 负责组织编制和执行所辖电网年、月、日运行方式。核准下级电网与主网相联部分的电网运行

方式，执行国调下达的跨大区电网联络线运行和检修方式；

2.6.7 负责编制所辖电网月、日发供电调度计划，并下达执行；监督发、供电计划执行情况，并负责

督促、调整、检查、考核；执行国调下达的跨大区联络线月、日送受电计划；

2.6.8 负责所辖电网的安全稳定运行及管理，组织稳定计算，编制所辖电网安全稳定控制方案，参与

事故分析，提出改善安全稳定的措施，并督促实施；

2.6.9 负责电网经济调度管理及管辖范围内的网损管理，编制经济调度方案，提出降损措施，并督促

实施；

2.6.10 负责所辖电网的继电保护、安全自动装置、通信和自动化设备的运行管理；

2.6.11 负责调度管辖的水电站水库发电调度工作，编制水库调度方案，及时提出调整发电计划的意见

；参与协调主要水电站的发电与防洪、灌溉、航运和供水等方面的关系；

2.6.12 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；

2.6.13 参与所辖电网的远景规划、工程设计的审查；

2.6.14 参与签订所辖电网的并网协议，负责编制、签订相应并网调度协议，并严格执行；

2.6.15 行使上级电网管理部门及国调授予的其它职责。

2.7 其他各级调度机构的职责由相应的调度机构予以规定。

第三章调度管理制度

3.1 国调值班调度员在其值班期间是全国互联电网运行、操作和事故处理的指挥人，按照本规程规定

的调度管辖范围行使指挥权。值班调度员必须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。

3.2 下级调度机构的值班调度员及厂站运行值班员，受上级调度机构值班调度员的调度指挥，接受上

级调度机构值班调度员的调度指令。下级调度机构的值班调度员及厂站运行值班员应对其执行指令的

正确性负责。

3.3 进行调度业务联系时，必须使用普通话及调度术语，互报单位、姓名。严格执行下令、复诵、录

音、记录和汇报制度，受令单位在接受调度指令时，受令人应主动复诵调度指令并与发令人核对无误

，待下达下令时间后才能执行；指令执行完毕后应立即向发令人汇报执行情况，并以汇报完成时间确

认指令已执行完毕。

3.4 如下级调度机构的值班调度员或厂站运行值班员认为所接受的调度指令不正确时，应立即向国调

值班调度员提出意见，如国调值班调度员重复其调度指令时，下级调度机构的值班调度员或厂站运行

值班员应按调度指令要求执行。如执行该调度指令确实将威胁人员、设备或电网的安全时，运行值班

员可以拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及修改建议上报给下达调度指令的值班调度员，并向本单位

领导汇报。

3.5 未经值班调度员许可，任何单位和个人不得擅自改变其调度管辖设备状态。对危及人身和设备安

全的情况按厂站规程处理，但在改变设备状态后应立即向值班调度员汇报。

3.6 对于国调许可设备，下级调度机构在操作前应向国调申请，在国调许可后方可操作，操作后向国

调汇报, 当大区电网或独立省网内部发生紧急情况时，允许网调、独立省调值班调度员不经国调值班

调度员许可进行本网国调许可设备的操作，但必须及时报告国调值班调度员；

3.7 国调管辖的设备，其运行方式变化对有关电网运行影响较大的，在操作前、后或事故后要及时向

相关调度通报；在电网中出现了威胁电网安全，不采取紧急措施就可能造成严重后果的情况下，国调

值班调度员可直接（或通过下级调度机构的值班调度员）向电网内下级调度机构管辖的调度机构、厂

站等运行值班员下达调度指令，有关调度机构、厂站值班人员在执行指令后应迅速汇报设备所辖调度

机构的值班调度员。

3.8 当电网运行设备发生异常或故障情况时，厂站运行值班员，应立即向管辖该设备的值班调度员汇

报情况。

3.9 任何单位和个人不得干预调度系统值班人员下达或者执行调度指令，不得无故不执行或延误执行

上级值班调度员的调度指令。调度值班人员有权拒绝各种非法干预。

3.10 当发生无故拒绝执行调度指令、破坏调度纪律的行为时，有关调度机构应立即组织调查，依据有

关法律、法规和规定处理。

第四章运行方式的编制和管理

4.1 国调于每年年底前下达国调管辖系统的次年度运行方式。国调管辖系统所涉及的下级调度、生产

及运行等单位，在11月20日以前向国调报送相关资料。

4.2 国调编制的年度运行方式主要包括下列内容：

4.2.1 上年度管辖系统运行总结；

4.2.2 本年度管辖系统运行方式安排及稳定运行规定；

4.2.3 本年度管辖系统新设备投运计划；

4.2.4 本年度管辖系统主要设备年度检修计划；

4.2.5 本年度管辖系统分月电力电量计划。

4.3 国调依据年度运行方式，以及有关的运行单位对月、日运行方式的建议等，编制国调管辖系统的

月、日运行方式。

4.4 所涉及有关调度依据年度运行方式和国调下达的月、日运行方式以及本电网实际运行情况，编制

相应的月、日运行方式，并将月运行方式报国调备案，月运行方式修改后，影响国调管辖系统运行方

式的修改内容要及时报国调。

4.5 国调管辖系统有关运行单位每月20日前向国调提出次月运行方式建议，国调于每月25日前向有关

运行单位下达次月月度运行方式。

4.6 国调编制的月度运行方式主要包括以下内容：

4.6.1 上月管辖系统运行总结；

4.6.2 本月管辖系统电力电量计划；

4.6.3 本月管辖系统运行方式安排；

4.6.4 本月管辖系统主要设备的检修计划。

4.7 国调管辖系统有关单位应于每日10时前向国调提出次日国调管辖系统的运行方式的建议，国调应

于12时前确定下达次日运行方式。

4.8 国调编制的日运行方式主要包括以下内容：

4.8.1 国调管辖系统日电力计划曲线；

4.8.2 国调管辖系统运行方式变更；

4.8.3 有关注意事项。

第五章设备的检修管理

5.1 电网设备的检修分为计划检修、临时检修。

计划检修是指电网设备列入年度、月度有计划进行的检修、维护、试验等。

临时检修是指非计划性的检修，如因设备缺陷、设备故障、事故后设备检查等检修。

5.2 计划检修管理：

5.2.1 年度计划检修：每年11月底前，直调厂站负责编制下一年度的设备检修计划建议，报送国调，

国调于12月25日前批复。与国调管辖系统相关的各网省调的下一年度设备检修计划在每年12月10日前

报国调备案，国调可在必要时对有关内容进行调整。

5.2.2 月度计划检修：国调根据管辖系统设备年度检修计划和电网情况，协调有关方面制定月度检修

计划。有关运行单位应在每月20日前向国调报送下一月度检修计划建议，国调于25日前随次月运行方

式下达。

5.2.3 已纳入月度计划的检修申请须在检修开工前1天的上午（8:30－10:30）向国调提出设备检修申

请，国调于当天下午（14:00－15:30）批准或许可，遇周末或节假日相应提前申请和批复。

5.2.4 未纳入月度计划的检修申请须在检修开工前2天的上午（8:30－10:30）向国调提出设备检修申

请，国调于开工前1天下午（14:00－15:30）批准或许可，遇周末或节假日于休息日前2个工作日相应

提前申请和批复。

5.2.5 节日或重大保电时期计划检修：有关网省调等应于保电时期前4天将设备检修计划报国调，经平

衡后国调于保电时期前2天正式批复下达。

5.2.6 计划检修申请应逐级报送到国调，国调的批复意见逐级通知到检修单位。检修工作内容必须同

检修票项目一致。临时变更工作内容时，必须向国调值班调度员申请，对调度员无权批准的工作项目

应重新申请。检修工作在国调值班调度员直接向厂站运行值班员或下级调度值班员下开工令后方可开

工，完工后厂站运行值班员或下级调度值班员汇报国调值班调度员销票。

5.2.7 计划检修因故不能按批准或许可的时间开工，应在设备预计停运前6小时报告国调值班调度员。

计划检修如不能如期完工，必须在原批准计划检修工期过半前向国调申请办理延期申请手续，如遇节

假日应提前申请。

5.3 临时检修规定：

5.3.1 遇设备异常需紧急处理以及设备故障停运后的紧急抢修，可以随时向调度管辖该设备的值班调

度员提出申请。值班调度员有权批准下列检修：

5.3.1.1 设备异常需紧急处理以及设备故障停运后的紧急抢修；

5.3.1.2 与已批准的计划检修相配合的检修（但不得超过已批准的计划检修时间或扩大停电范围）；

5.3.1.3 在停电设备上进行，且对运行电网不会造成较大影响的检修。

5.3.2 临时检修其运行方式超出运行规定的需经有关专业人员同意方可进行。

5.4 检修申请内容包括：检修设备名称、主要检修项目、检修起止时间、对运行方式和继电保护的要

求以及其它注意事项等。其中设备检修时间为从值班调度员下开工令时开始，到检修工作完工并汇报

可以恢复送电时为止。

第六章新设备投运的管理

6.1 凡新建、扩建和改建的发、输、变电设备（统称新设备）需接入国调管辖系统，该工程的业主必

须在新设备启动前（交流系统3个月，直流系统4个月）向国调提供相关资料，并于15天前提出投运申

请。

6.2 国调收到资料后，进行有关的计算、核定和设备命名编号，应于新设备启动前2个月向相应网（省

）调及有关单位提供相关资料。

6.3 新设备启动前必须具备下列条件：

6.3.1 设备验收工作已结束，质量符合安全运行要求，有关运行单位向国调已提出新设备投运申请；

6.3.2 所需资料已齐全，参数测量工作已结束，并以书面形式提供有关单位（如需要在启动过程中测

量参数者，应在投运申请书中说明）；

6.3.3 生产准备工作已就绪（包括运行人员的培训、调度管辖范围的划分、设备命名、厂站规程和制

度等均已完备）；

6.3.4 与有关调度部门已签订并网调度协议，有关设备及厂站具备启动条件；

6.3.5 调度通信、自动化设备准备就绪，通道畅通。计量点明确，计量系统准备就绪；

6.3.6 启动试验方案和相应调度方案已批准。

6.4 新设备启动前，有关人员应熟悉厂站设备，熟悉启动试验方案和相应调度方案及相应运行规程规

定等。

6.5 新设备启动调试后，经移交给有关调度及运行单位后方可投入运行。

6.6 新投产设备原则上不应降低已有电网稳定水平。网省调新投产设备启动调试期间，影响国调管辖

系统运行的，其调试调度方案应报国调备案。

第七章电网频率调整及调度管理

7.1 互联电网频率的标准是50Hz，频率偏差不得超过±0.2Hz。在AGC投运情况下，互联电网频率按50

±0.1Hz控制。

7.2 根据电网实际运行情况的需要，国调值班调度员可改变直调电厂或有关网省调的区域控制模式；

直调电厂或有关网省调因所辖电网运行需要变更区域控制模式须经国调许可。

7.3 有关网省调值班调度员负责监视并控制本网区域控制偏差（ACE）在规定范围内，同时监控网间联

络线潮流不超稳定限额。联络线计划送受电曲线由国调下达；国调值班调度员可根据电网需要修改联

络线计划送受电曲线。

7.4 国调直调发电厂在出力调整时，应同时监视电网频率，当频率偏差已超过±0.15Hz时，应及时汇

报上级调度。值班调度员可根据电网需要修改管辖发电厂的计划出力曲线。

7.5 国调管辖系统内为保证频率质量而装设的各种自动装置，如自动发电控制（AGC）、低频自起动、

高频切机等均应由国调统一制定整定方案；其整定值的变更、装置的投入或停用，均应得到国调值班

调度员的许可后方可进行；当电网频率偏差到自动装置的整定值而装置未动作时，运行值班员应立即

进行相应操作，并汇报值班调度员。

7.6 有关网省调在平衡日发用电时，应安排不低于网内运行最大机组出力的旋转备用容量。

7.7 为防止电网频率崩溃，各电网内必须装设适当数量的低频减载自动装置，并按规程规定运行。

第八章电网电压调整和无功管理

8.1 电网的无功补偿实行分层分区就地平衡的原则。电网各级电压的调整、控制和管理，由国调、各

网（省）调和各地区调度按调度管辖范围分级负责。

8.2 国调管辖范围内500kV电网的电压管理的内容包括：

8.2.1 确定电压考核点，电压监视点；

8.2.2 编制每季度电压曲线；

8.2.3 指挥管辖系统无功补偿装置运行；

8.2.4 确定和调整变压器分接头位置；

8.2.5 统计考核电压合格率。

8.3 国调负责国调管辖系统的无功平衡分析工作以及在相关各网（省）电网的无功分区平衡的基础上

组织进行全国互联电网无功平衡分析工作，并制定改进措施。

8.4 国调管辖系统各厂、站的运行人员，负责监视各级母线运行电压，控制母线运行电压在电压曲线

限值内。

8.5 国调、各网（省）调值班调度员，应按照调度管辖范围监控有关电压考核点和电压监视点的运行

电压，当发现超出合格范围时，首先会同下一级调度在本地区内进行调压，经过调整电压仍超出合格

范围时，可申请上一级调度协助调整。主要办法包括：

8.5.1 调整发电机、调相机无功出力、投切电容器、电抗器、交流滤波器达到无功就地平衡；

8.5.2 在无功就地平衡前提下，当主变压器二次侧母线电压仍偏高或偏低，而主变为有载调压分接头

时，可以带负荷调整主变分接头运行位置；

8.5.3 调整电网接线方式，改变潮流分布，包括转移部分负荷等。

8.6 国调负责国调管辖系统和汇总各网（省）一次网损情况，并定期进行全网性分析，提出改进意见

。

第九章电网稳定的管理

9.1 电网稳定分析，按照调度管辖范围分级负责进行。网（省）调按分析结果，编制本网（省）稳定

规定，对影响国调管辖系统运行的报国调批准。

9.2 电网稳定分析，按照"统一计算程序、统一计算标准、统一计算参数、统一计算模型"的原则，国

调、网（省）调各自负责所辖电网安全稳定计算分析和制定稳定措施，并承担相应的安全责任。

9.3 国调管辖系统运行稳定限额由国调组织计算。由各级调度下达相应调度管辖范围内设备稳定限额

。

9.4 国调、相关网（省）调和生产运行单位应及时组织落实保证电网稳定的具体措施。

9.5 有关网（省）调和生产运行单位因主网架结构变化或大电源接入，影响国调管辖系统安全运行的

，需采取或改变安全自动控制措施时，应提前6个月向国调报送有关资料。

第十章调度操作规定

10.1 电网的倒闸操作，应按调度管辖范围进行。国调调度管辖设备，其操作须由国调值班调度员下达

指令方可执行，国调许可设备的操作应经国调值班调度员许可后方可执行。国调调度管辖设备方式变

更，对下级调度管辖的电网有影响时，国调值班调度员应在操作前通知有关网省调值班调度员。

10.2 调度操作应填写操作指令票，下列操作调度员可不用填写操作指令票，但应做好记录。

10.2.1 合上或拉开单一的开关或刀闸（含接地刀闸）；

10.2.2 投入或退出一套保护、自动装置；

10.2.3 投退AGC功能或变更区域控制模式；

10.2.4 更改电网稳定措施；

10.2.5 发电机组启停；

10.2.6 计划曲线更改及功率调整；

10.2.7 事故处理。

10.3 操作指令票制度

10.3.1 填写操作指令票应以检修票、安全稳定控制定值通知单和继电保护定值通知单和日计划等为依

据。

10.3.2 填写操作指令票前，值班调度员应仔细核对有关设备状态（包括开关、刀闸、保护、安全自动

装置、安全措施等）。

10.3.3 填写操作指令票时应做到任务明确、字体工整、无涂改，正确使用设备双重命名和调度术语。

拟票人、审核人、预令通知人、下令人、监护人必须签字。

10.3.4 计划操作指令票必须经过拟票、审票、下达预令、下令执行四个环节，其中拟票、审票不能由

同一人完成。操作票必需经审核后方可下达给受令单位，受令单位如无疑问应尽快准备好厂站操作票

，待接到正式下令时间后方可执行。

10.3.5 临时操作指令可不经下达预令直接执行，值班调度员必须认真拟票、审票和监护执行。

10.4 操作前应考虑以下问题：

10.4.1 结线方式改变后电网的稳定性和合理性，有功、无功功率平衡及必要的备用容量，防止事故的

对策；

10.4.2 操作时所引起的输送功率、电压、频率的变化。潮流超过稳定极限、设备过负荷、电压超过正

常范围等情况；

10.4.3 继电保护、安全自动装置配置是否合理，变压器中性点接地方式、无功补偿装置投入情况，防

止引起操作过电压；

10.4.4 操作后对通信、远动、计量装置等设备的影响。

10.5 计划操作应尽量避免在下列时间进行:

10.5.1 交接班时；

10.5.2 雷雨、大风等恶劣天气时；

10.5.3 电网发生异常及事故时；

10.5.4 电网高峰负荷时段。

10.6 并列条件：

10.6.1 相序相同；

10.6.2 频率偏差在0.1Hz以内；

10.6.3 机组与电网并列，并列点两侧电压偏差在1%以内；电网与电网并列，并列点两侧电压偏差在5%

以内。

10.7 并列操作必须使用同期并列装置。解列前调整电网频率和有关母线电压，尽可能将解列点的有功

功率调至零，无功功率调至最小。

10.8 解、合环操作：必须保证操作后潮流不超继电保护、电网稳定和设备容量等方面的限额，电压在

正常范围。合环操作必须经同期装置检测。

10.9 500kV线路停送电操作规定：

10.9.1 互联电网500kV联络线停送电操作，如一侧发电厂、一侧变电站，一般在变电站侧停送电，发

电厂侧解合环；如两侧均为变电站或发电厂，一般在短路容量大的一侧停送电，短路容量小的一侧解

合环；有特殊规定的除外；

10.9.2 应考虑电压和潮流转移，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，

应防止发电机自励磁及线路末端电压超过允许值；

10.9.3 任何情况下严禁"约时"停电和送电；

10.9.4 500kV线路高抗（无专用开关）投停操作必须在线路冷备用或检修状态下进行。10.10 开关操作规定

10.10.1 开关合闸前，厂站必须检查继电保护已按规定投入。开关合闸后，厂站必须检查确认三相均

已接通；

10.10.2 开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许进行就地操作时，必须进行三相同时操作，不

得进行分相操作；

10.10.3 交流母线为3/2接线方式，设备送电时，应先合母线侧开关，后合中间开关；停电时应先拉开

中间开关，后拉开母线侧开关。

10.11 刀闸操作规定：

10.11.1 未经试验不允许使用刀闸向500 kV母线充电；

10.11.2 不允许使用刀闸切、合空载线路、并联电抗器和空载变压器；

10.11.3 用刀闸进行经试验许可的拉开母线环流或T接短线操作时，须远方操作；

10.11.4 其它刀闸操作按厂站规程执行。

10.12 变压器操作规定：

10.12.1 变压器停送电，一般在500kV侧停电或充电，必要时可以在220kV侧停电或充电。

10.12.2 变压器并列运行的条件：

10.12.2.1 结线组别相同；

10.12.2.2 电压比相同；

10.12.2.3 短路电压相等。

电压比不同和短路电压不等的变压器经计算和试验，在任一台都不会发生过负荷的情况下，可以并列

运行。

10.13 零起升压操作规定：

10.13.1 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，联跳其它非零起升压

回路开关的压板退出，其余保护均可靠投入；

10.13.2 升压线路保护完整，可靠投入。但联跳其它非升压回路开关压板退出，线路重合闸停用；

10.13.3 对主变压器或线路串变压器零起升压时，该变压器保护必须完整并可靠投入，中性点必须接

地；

10.13.4 双母线中的一组母线进行零起升压时，母差保护应停用。母联开关应改为冷备用，防止开关

误合造成非同期并列。

10.14 500kV串联补偿装置的投退原则上要求所在线路的相应线路刀闸在合上位置。正常停运带串补装

置的线路时，先停串补，后停线路；带串补装置线路恢复运行时，先投线路，后投串补；串补装置检

修后，如运行值班员提出需要对串补装置充电，可以先将串补装置投入，再对带串补装置的线路充电

。

10.15 国调负责的直流输电系统操作如下：

10.15.1 直流输电系统从冷备用转为热备用状态；

10.15.2 直流输电系统从热备用转为冷备用状态；

10.15.3 直流输电系统转为空载加压试验状态；

10.15.4 执行国调直流输电系统继电保护定值单；

10.15.5 直流输电系统启动或停运；

10.15.6 直流输送功率调整和控制方式变更。

10.16 直流输电系统启动操作为从直流输电系统热备用状态操作至输送功率达到整定值；停运操作为

从直流输电系统由稳定运行操作至直流输电系统热备用状态。直流输电系统运行时间从换流阀解锁至

换流阀闭锁的时间。

10.17 在进行直流输电系统启停操作前，两侧换流站应相互通报。操作完成后，换流站及时将操作完

成时间、换流阀解（闭）锁时间等汇报国调调度值班员。

10.18 直流输电系统单极运行时，进行由一极单极大地回线方式运行转为另一极单极大地回线方式运

行的操作，应在不中断输送功率的原则下进行。

10.19 空载加压（TLP）试验

10.19.1 空载加压试验可采用以下方式：

10.19.1.1 降压空载加压试验；

10.19.1.2 额定电压空载加压试验。

10.19.2 空载加压试验一般在接线方式为GR方式下进行。

10.20 直流输电系统主控站转移操作或单极大地回线与单极金属回线方式转换操作时，由国调值班调

度员下令给两侧换流站，主控站运行值班员应联系对端换流站运行值班员，两换流站相互配合进行。

10.21 在遇有雾、细雨等恶劣天气致使直流输电系统设备放电严重时，国调值班调度员可下令将直流

输电系统改为降压方式运行。如相应极系统输送功率高于降压运行额定功率，须调整功率后再进行降

压操作。

第十一章事故处理规定

11.1 国调值班调度员是国调管辖系统事故处理的指挥者；网（省）调按调度管辖范围划分事故处理权

限和责任，在事故发生和处理过程中应及时互通情况。事故处理时，各级值班人员应做到：11.1.1 迅速限制事故发展，消除事故根源，解除对人身、设备和电网安全的威胁；

11.1.2 用一切可能的方法保持正常设备的运行和对重要用户及厂用电的正常供电；

11.1.3 电网解列后要尽快恢复并列运行；

11.1.4 尽快恢复对已停电的地区或用户供电；

11.1.5 调整并恢复正常电网运行方式。

11.2 当有关电网发生影响国调管辖系统安全运行的事故时，网（省）调值班调度员应尽快将事故简要

情况汇报国调值班调度员；事故处理完毕后，值班调度员应及时提出事故原始报告并向国调值班调度

员汇报详细情况。

11.3 国调管辖系统发生事故时，有关网（省）调值班调度员和厂站运行值班员应立即向国调汇报事故

概况，在查明情况后，应尽快详细汇报。汇报内容应包括事故发生的时间及现象、跳闸开关、继电保

护动作情况及电压、潮流的变化等。

11.4 当国调管辖系统发生事故，造成互联电网解列时，有关网（省）调值班调度员和厂站运行值班员

应保持本系统的稳定运行，尽快将频率调整至合格范围内。国调负责指挥国调管辖系统联络线的并列

操作，有关网（省）调和厂站应按国调要求调整电网频率和电压，尽快恢复并网运行。11.5 网省调值班调度员在处理事故时，对国调管辖系统运行有重大影响的操作，均应得到国调值班调

度员的指令或许可后才能执行。

11.6 为防止事故扩大，厂站运行值班员应不待调度指令自行进行以下紧急操作：

11.6.1 对人身和设备安全有威胁的设备停电；

11.6.2 将故障停运已损坏的设备隔离；

11.6.3 当厂（站）用电部分或全部停电时，恢复其电源；

11.6.4 厂站规程中规定可以不待调度指令自行处理者。

11.7 电压互感器或电流互感器发生异常情况时，厂站运行值班员应迅速按厂站规程规定进行处理，并

向有关值班调度员汇报。

11.8 事故处理时，只允许与事故处理有关的领导和工作人员留在调度室内，其他无关人员应迅速离开

；非事故单位不应在事故处理当时向当值调度员询问事故原因和过程，以免影响事故处理。

11.9 事故处理完毕后，应将事故情况详细记录，并按规定报告。

11.10 事故调查工作按《电业生产事故调查规程》进行。

11.11 频率、电压异常处理

11.11.1 当国调管辖系统有关电网发生事故，电网频率异常时，应利用本网内发电机的正常调节能力

，平衡网内负荷。若需国调配合，可向国调提出调整建议；

11.11.2 当国调管辖系统任一厂站母线电压低于限额时，国调应立即采取措施（包括投切无功补偿装

置、增加机组无功出力、调整联络线潮流等）使电压恢复至限额以内；

11.11.3 当国调管辖系统任一厂站母线电压高于限额时，国调应立即采取措施（包括投切无功补偿装

置、机组进相、停运轻载线路等）使电压恢复至限额以内，

11.12 线路事故处理

11.12.1 线路跳闸后，为加速事故处理，国调值班调度员可进行强送电，在强送前应考虑：11.12.1.1 应正确选择强送端，使电网稳定不致遭到破坏。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电网稳定的措施，有关网省调应积极

配合；

11.12.1.2 厂站运行值班员必须对故障跳闸线路的有关设备进行外部检查，并将检查结果汇报国调。

若事故时伴随有明显的事故象征，如火花、爆炸声、电网振荡等,待查明原因后再考虑能否强送；

11.12.1.3 强送的开关必须完好，且具有完备的继电保护；

11.12.1.4 应对强送前强送端电压控制和强送后首端、末端及沿线电压作好估算，避免引起过电压。

11.12.2 线路故障跳闸后，一般允许强送一次。如强送不成功，需再次强送，必须经总工或主管生产

的中心领导同意。

11.12.3 线路故障跳闸，开关切除故障次数已到规定的次数，由厂站运行值班员根据厂站规定，向有

关调度提出要求。

11.12.4 当线路保护和高抗保护同时动作跳闸时，应按线路和高抗同时故障来考虑事故处理。在未查

明高抗保护动作原因和消除故障之前不得进行强送，在线路允许不带电抗器运行时，如电网需对故障

线路送电，在强送前应将高抗退出后才能对线路强送。

11.12.5 有带电作业的线路故障跳闸后，强送电的规定如下：

11.12.5.1 带电作业未要求线路故障跳闸后不得强送者，可以按上述有关规定进行强送；11.12.5.2 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，在未查明原因之前不得强送。

11.12.6 在线路故障跳闸后，值班调度员下达巡线指令时，应说明是否为带电巡线。

11.13 互联电网联络线输送功率超过稳定限额或过负荷时，有关网省调可不待国调调度指令迅速采取

措施使其降至限额之内。处理方法一般包括：

11.13.1 受端电网发电厂增加出力，包括快速启动水电厂备用机组，调相的水轮机快速改发电运行，

并提高电压；

11.13.2 受端电网限电；

11.13.3 送端电网的发电厂降低出力，并提高电压；

11.13.4 改变电网结线，使潮流强迫分配。

11.14 发电机事故处理

11.14.1 发电机跳闸或异常情况均按发电厂规程进行处理；

11.14.2 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，以便

使发电机重新拖入同步。若无法恢复同步，应将发电机解列。

11.15 变压器及高压电抗器事故处理

11.15.1 变压器开关跳闸时，根据变压器保护动作情况作如下处理：

11.15.1.1 变压器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，不得进行强送电；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，确认变压器内部无故障者，可以试送一次，有条件时

应进行零起升压；

11.15.1.2 变压器后备过流保护动作跳闸，在找到故障并有效隔离后，可试送一次；

11.15.2 高抗保护动作停运时，根据其保护动作情况作如下处理：

11.15.2.1 高抗的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，不能进行强送电；在检查高抗外部无明显故

障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，确认高抗内部无故障者，可以试送一次。有条件时可进行

零起升压；

11.15.2.2 高抗后备保护动作，在找到故障并有效隔离后，可试送一次；

11.16 母线事故处理

11.16.1 当母线发生故障或失压后，厂站运行值班员应立即报告值班调度员，并同时将故障母线上的

开关全部断开。

11.16.2 当母线故障停电后，运行值班员应立即对停电的母线进行外部检查，并把检查情况汇报值班

调度员，调度员应按下述原则进行处理：

11.16.2.1 找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障后对停电母线恢复送电；

11.16.2.2 找到故障点但不能很快隔离的，将该母线转为检修；

11.16.2.3 经过检查不能找到故障点时，可对停电母线试送电一次。对停电母线进行试送，应尽可能

用外来电源；试送开关必须完好，并有完备的继电保护。有条件者可对故障母线进行零起升压。

11.17 开关故障处理

11.17.1 开关操作时，发生非全相运行，厂站运行值班员立即拉开该开关。开关在运行中一相断开，

应试合该开关一次，试合不成功应尽快采取措施并将该开关拉开；当开关运行中两相断开时，应立即

将该开关拉开；

11.17.2 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

下令拉开此开关；

11.17.3 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，并按厂站规程进行

处理。仍无法消除故障，则可用刀闸远方操作解本站组成的母线环流（刀闸拉母线环流要经过试验并

有明确规定），解环前确认环内所有开关在合闸位置。

11.18 串联补偿装置故障处理

11.18.1 因线路等其它原因导致带串补装置的线路停运时，如需对线路强送，需将串补装置退出，再

进行强送。

11.18.2 因串补装置故障停运，未经检查处理，不得投运。

11.19 电网振荡事故处理

11.19.1 电网振荡时的现象：

发电机、变压器及联络线的电流表、功率表周期性地剧烈摆动，振荡中心的电压表波动最大，并同期

性的降到接近于零；失步的两个电网间联络线的输送功率则往复摆动；两个电网的频率明显不同，振

荡中心附近的照明灯随电压波动而一明一暗，发电机（调相机）发出有节奏的嗡－嗡声。11.19.2 电网稳定破坏时的处理办法：

11.19.2.1 电网稳定破坏后，应迅速采取措施，尽快将失去同步的部分解列运行，防止扩大事故；

11.19.2.2 为使失去同步的电网能迅速恢复正常运行，并减少运行操作，在满足下列各种条件的前提

下可以不解列，允许局部电网短时间的非同步运行，而后再同步。

11.19.2.2.1 通过发电机，调相机等的振荡电流在允许范围内，不致损坏电网重要设备；11.19.2.2.2 电网枢纽变电站或重要用户变电站的母线电压波动最低值在额定值的75％以上，不致甩

掉大量负荷；

11.19.2.2.3 电网只在两个部分之间失去同步，通过预定调节措施，能使之迅速恢复同步运行者，若

调节无效则应予解列。

11.19.2.3 电网发生稳定破坏，又无法确定合适的解列点时，也只能采取适当措施使之再同步，防止

电网瓦解并尽量减少负荷损失。其主要处理办法是：

11.19.2.3.1 频率升高的发电厂，应立即自行降低出力，使频率下降，直至振荡消失或频率降到

49.5Hz为止；

11.19.2.3.2 频率降低的发电厂应立即采取果断措施使频率升高，直至49.5Hz以上。有关调度可下令

在频率降低的地区进行拉闸限电；

11.19.2.3.3 各发电厂或有调相机的变电站应提高无功出力，尽可能使电压提高至允许最大值。

11.19.3 在电网振荡时，除厂站事故处理规程规定者以外，厂站运行值班员不得解列发电机组。在频

率或电压下降到威胁到厂用电的安全时可按照发电厂规程将机组（部分或全部）解列。11.19.4 若由于发电机失磁而引起电网振荡时，厂站运行值班员应立即将失磁的机组解列。

11.20 通信中断的事故处理

11.20.1 国调与有关网省调或调度管辖的厂站之间的通信联系中断时，各方应积极采取措施，尽快恢

复通信联系，如不能尽快恢复，国调可通过有关网省调的通信联系转达调度业务。

11.20.2 当厂站与调度通信中断时：

11.20.2.1 有调频任务的发电厂，仍负责调频工作。其他各发电厂均应按调度规程中有关规定协助调

频。各发电厂或有调相机的变电站还应按规定的电压曲线进行调整电压；

11.20.2.2 发电厂和变电站的运行方式，尽可能保持不变；

11.20.2.3 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。

11.20.3 当国调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国调值班调度

员同意执行操作前，失去通信联系，则该操作指令不得执行；若已经国调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。国调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报告

前，与受令单位失去通信联系，则仍认为该操作指令正在执行中。

11.20.4 凡涉及国调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

与国调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。

11.20.5 通讯中断情况下，出现电网故障时:

11.20.5.1 厂站母线故障全停或母线失压时，应尽快将故障点隔离；

11.20.5.2 当电网频率异常时，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；

11.20.5.3 当电网电压异常时，各厂站应及时调整电压，视电压情况投切无功补偿设备。11.20.6 与国调失去通信联系的有关网省调或调度管辖的厂站，在通信恢复后，应立即向国调值班调

度员补报在通信中断期间一切应汇报事项。

11.21 直流输电系统事故处理

11.21.1 直流线路故障，再启动失败致使直流系统某极停运，根据情况允许对该极线路进行一次降压

空载加压试验。若试验成功，可再进行一次额定电压空载加压试验。试验成功后，可以恢复相应极系

统运行。

11.21.2 因换流阀、极母线、平波电抗器等直流500KV设备故障引起直流输电系统某极停运，未经检查

处理不得恢复该极运行。在重新启动前，如条件许可，可在发生故障的换流站进行空载加压试验。

11.21.3 运行的交流滤波器因故障需退出运行时，换流站在确认备用交流滤波器具备运行条件后，经

国调值班调度员许可，可以进行手动投切交流滤波器（先投后切），交流滤波器的投切顺序按站内有

关规程执行。

11.21.4 换流阀和阀冷却水系统在运行中发生异常时，按站内有关规程处理。当发生换流阀冷却水超

温、换流变油温高等影响直流输电系统送电能力的设备报警时，换流站运行值班员可向上级调度汇报

并提出降低直流输送功率等措施，国调值班调度员根据电网情况处理。

11.21.5 换流变压器故障或异常处理按站内有关规程执行。

11.21.6 无功减载保护动作的故障处理

11.21.6.1 在升功率操作过程中出现无功减载保护报警信号，在自动或手动投入备用交流滤波器后可

继续进行升功率操作；如投入不成功时，由主控站值班员操作降低直流输送功率至报警信号消失，并

向国调值班调度员汇报。

11.21.6.2 运行的交流滤波器跳闸出现无功减载保护报警信号时，换流站运行值班员应手动投入相应

的备用交流滤波器；如投入不成功时，由主控站运行值班员操作降低直流输送功率至报警信号消失，

并向国调值班调度员汇报。

11.21.6.3 运行的交流滤波器跳闸出现无功减载保护动作使直流系统输送功率降低时，在有备用交流

滤波器的情况下，由国调值班调度员下令恢复原输送功率。在升功率过程中如再出现无功减载保护报

警信号时，按11.21.6.1的规定处理。

第十二章继电保护及安全自动装置的调度管理

12.1 继电保护整定计算和运行操作按调度管辖范围进行。

12.2 国调组织或参加新建工程、技改工程以及系统规划的继电保护专业的审查工作（含可研、初设、

继电保护配置选型等）。

12.3 国调组织或参加重大事故的调查、分析工作，并负责监督反事故措施的执行。

12.4 国调负责修编调度管辖范围"继电保护整定方案及运行说明"，并配合新建或技改工程予以补充、

修改。

12.5 国调负责调度管辖继电保护装置动作情况的分析、评价和运行总结，动作统计由相关网、省调统

一统计，并报国调。

12.6 继电保护的定值管理

12.6.1 国调负责确定调度管辖范围内变压器中性点的接地方式。

12.6.2 每年4月底前，国调与相关网、省调间以书面形式相互提供整定分界点的保护配置、设备参数

、系统阻抗、保护定值以及整定配合要求等，以满足整定计算的需要。

12.6.3 国调与相关网、省调整定分界点的继电保护定值配合，经与相关调度协商后，由国调确定。

12.6.4 国调继电保护定值单下达至直调厂、站。国调与相关网、省调互送整定分界点的定值单，用作

备案。

12.6.5 国调继电保护定值单须经国调值班调度员与厂站运行值班员核对无误后方可执行，并严格遵守

定值单回执制度。

12.7 继电保护装置的运行管理

12.7.1 继电保护装置应按规定投运。一次设备不允许无主保护运行，特殊情况下停用主保护，应按规

定处理。

12.7.2 国调调度管辖的继电保护装置的投退以及定值单的执行由国调下令。

12.7.3 国调调度管辖的继电保护装置的正常运行操作，由国调值班调度员按照国调中心"继电保护整

定方案及运行说明"的规定下达调度指令，运行值班员按照厂站继电保护运行规定执行具体操作。

12.8 继电保护装置的维护与检验

12.8.1 继电保护装置的维护与检验，由继电保护装置所在单位负责。继电保护装置维护单位（简称维

护单位，下同）应按照检修计划和有关检验规程的规定，对继电保护装置进行维护检验。

12.8.2 国调负责制订继电保护装置的反事故措施，维护单位负责具体实施。

12.8.3 运行中的继电保护装置出现异常（或缺陷）时，厂站运行值班员应立即向国调值班调度员汇报

，按有关运行规定处理，并通知维护单位进行异常（或缺陷）处理工作。

12.8.4 当继电保护装置动作时（电网发生故障或电网无故障而保护装置本身发生不正确动作），厂站

运行值班员记录保护动作情况，立即向国调值班调度员汇报，并通知维护单位。维护单位应及时收集

保护动作信息（故障录波、微机保护打印报告等），并对继电保护装置进行检查、分析，查明保护动

作原因。必要时，由国调中心组织进行调查、分析和检验工作。

12.9 调度员应掌握继电保护的配置和"继电保护整定方案和运行说明"有关的规定，新设备投运时，继

电保护人员应向调度员进行技术交底。

12.10 运行值班员应熟悉"继电保护整定方案和运行说明"有关的规定和继电保护装置的回路接线，掌

握厂站继电保护运行规定。

12.11 国调管辖系统安全自动装置由该设备所属电力公司负责厂站运行维护管理，国调负责定值下达

和指挥装置投退，有关网（省）调和生产运行单位各自执行具体操作。未经国调许可，不得更改装置

定值和装置的运行状态。凡影响安全自动装置正常运行的工作，应及时报国调；装置缺陷应在停运后

及时处理。

12.12 国调管辖范围内安全自动装置定值单由国调下达至相应网（省）调及厂站。厂站接到定值单后

，必须与国调调度员核对无误后方可执行定值。需改变后备保护定值时，各自按预定整定方案执行并

提前3天通知国调。

12.13 安全自动装置动作或异常时，厂站运行值班员应根据厂站规程及时报告国调和相关网省调值班

调度员。

12.14 国调调度管辖范围内的安全自动装置运行及动作统计情况由运行生产单位报国调，国调统一进

行统计评价。

第十三章调度自动化设备的运行管理

13.1 电网调度自动化系统是保证电网安全、优质、经济运行的重要技术手段，各级调度机构应建设先

进、实用的调度自动化系统，设置相应的调度自动化机构。

13.2 本规程所指厂站调度自动化设备主要包括：

13.2.1 远动装置（远动终端主机）；

13.2.2 厂站计算机监控（测）系统相关设备；

13.2.3 远动专用变送器、功率总加器及其屏、柜，与远动信息采集有关的交流采样等测控单元，远动

通道专用测试柜及通道防雷保护器；

13.2.4 电能量远方终端；

13.2.5 电力调度数据网络设备(路由器、通信接口装置、交换机或集线器等)及其连接电缆；

13.2.6 远动和电能量远传使用的调制解调器，串行通讯板、卡；

13.2.7 远动装置、电能量远方终端、路由器到通信设备配线架端子间的专用连接电缆；13.2.8 遥控、遥调执行继电器屏、柜；

13.2.9 远动终端输入和输出回路的专用电缆；

13.2.10 远动终端、电能量远方终端、路由器专用的电源设备及其连接电缆（包括UPS、直流电源等配

电柜），电能表计出口与电能量远方终端连接电缆；

13.2.11 远动转接屏、电能量远方终端屏等；

13.2.12 与保护设备、站内SCADA监控系统、数据通信系统、电厂监控或DCS系统等接口。

13.3 国调调度管辖厂站调度自动化设备属国调管辖设备，其运行管理由国调负责，并按照国调中心制

定的《国调调度管辖厂站调度自动化设备运行管理规定》执行；国调调度管辖联络线两侧厂站调度自

动化设备属国调许可设备，其运行管理分别由所辖网、省调负责，并按照所辖网、省调制定的相应规

定执行。

13.4 国调调度管辖厂站及国调管辖联络线两侧厂站的电力调度数据网络设备技术参数的制定、设置由

国调负责，其他人不得擅自更改；由于情况变化而需改变时，须提前报国调，经批准后方可进行并做

好记录。各类应用系统接入网络，需做好接入方案，并报国调批准后实施。

13.5 国调调度管辖厂站及联络线两侧计量关口电能表计的运行管理由发输电运营部负责，关口电能表

计和电能量远方终端的计量监督由发输电运营部指定的计量部门负责，关口电能表计的日常巡视和电

能量远方终端及其附属设备的运行维护由各厂站相关部门负责，

13.6 国调调度许可设备范围内厂站调度自动化设备的运行管理分别由其所辖网、省调负责。

13.7 调度自动化设备运行维护的责任单位应保证设备的正常运行及信息的完整性和正确性，发现故障

或接到设备故障通知后，应立即进行处理，必要时派人到厂站处理，并将故障处理情况及时上报国调

(精编)电网调度控制管理规程

(精编)电网调度控制管理规程 电网调度控制管理规程 电网调度控制管理规程(DOC 195页 江西电网调度控制管理规程 国网江西省电力公司 二〇一五年四月

批准：谭永香 复审：刘镭 审核：段惠明王和春万源郭玉金 初审：王虎应忠德孙恭南 主要编写人员： 周栋梁叶菁叶钟海刘昕晖杜中剑伍太萍董欢欢郭国梁殷齐万玄玄杨峰余笃民文峰程正袁彦李小锐丁国兴陈红熊建华谌艳红李华勇马伊平段志远李峥山梁文莉王凯金学成邹根华宿昌邹绍平罗诚王文元

目录 第一章总则 ....................................................................... 1...........................................第二章调控管辖范围及职责 ........................................... 3...........................................第三章调度管理制度 ..................................................... 10...........................................第四章电网运行方式管理 ............................................. 13...........................................第五章调度计划管理 ..................................................... 19...........................................第六章输变电设备投运管理 ......................................... 28...........................................第七章并网电厂调度管理 ............................................. 31...........................................第八章电网频率调整及调度管理 ................................. 34...........................................第九章电网电压调整和无功管理 ................................. 36...........................................第十章电网稳定管理 ..................................................... 42...........................................第十一章调控运行操作规定 ......................................... 49...........................................第十二章故障处置规定 ................................................. 67...........................................第十三章电保护和安全自动装置管理......................... 96...........................................第十四章调度自动化及通信管理 ............................... 100...........................................第十五章清洁能源调度管理 ....................................... 106...........................................第十六章设备监控管理 ............................................... 112...........................................第十七章备用调度管理 ............................................... 114...........................................附录1：江西电网省调调管电厂设备.......................... 116...........................................附录2：江西电网220千伏变电站调管范围划分...... 121...........................................附录3：江西电网220千伏线路调管范围划分.......... 125...........................................附录4：江西电网省调调度许可设备.......................... 135...........................................附录5：江西电网委托调度设备 .................................. 136...........................................附录6：江西电网设备命名和编号原则...................... 137...........................................附录7：江西电网调度术语 .......................................... 141...........................................附录8：导线允许的长期工作电流 .............................. 189...........................................附录9：220千伏及以下变压器事故过载能力........... 191...........................................

电力调度管理规程

宁波港国际集装箱有限公司 电力调度管理规程 1 总则 1.1 港区电力安全调度直接关系到港口的生产、工作和生活。供电和用电是一个 2.3 电力调度发布的命令(包括预令)一律由可以接受调度命令的人员接受，该人员由工程技术部审定。 2.4 电力调度对其所发布操作命令的正确性负责，但不负责审核由值班人员所填写的具体操作步骤和内容。 2.5 电力调度下达命令，变电所的值班人员必须立即无条件地执行，如值班人员认为所接受的命令不正确时，应对值班电力调度提出意见，如值班电力调度重复他的命令时，值班人员必须迅速执行。如执行该项命令将威胁人员或设备的安全时，则值班人员必须拒绝执行，并将拒绝执行的理由报告主管领导。若值班人员不执行或延迟

执行值班电力调度的命令，则由未执行命令的值班人员和允许不执行命令的主管领导对由之产生的后果负责。 3 调度术语 3.1 在倒闸操作和事故处理时，值班电力调度与值班人员有关调度命令的发布和接受，先互通姓名，严格执行复诵、录音、监护、记录等制度，并应使用华东电力系统调度管理规程所规定的统一调度术语和系统主设备的命名。 3.2 电力系统调度管理规程统一调度术语（见附表1） (过渡 4.2.5 母线压变检修状态——指母线压变手车拉至柜外。 4.3 电气设备检修 4.3.1 线路检修——待检修线路的开关、线路闸刀都在断开位置，该线路接地闸刀在合上位置（或装设接地线）。 4.3.2 开关检修——开关在断开位置，开关两侧闸刀均拉开，开关操作熔断器取下。

4.3.3 主变压器检修——主变两侧开关在断开位置，两侧闸刀均拉开，主变两侧合上接地闸刀或挂上接地线。 4.3.4 ××母线由运行改为检修——应包括母联和母线压变均改为冷备状态，并在母线上挂接地线。 4.3.5 ××母线由检修改为运行——拆除母线上接地线，并将母线压变改为运行状态。 5 正常运行 理，然后报告值班电力调度，其范围为：⑴将直接对人员生命有威胁的设备停电；⑵将已损坏的设备隔离；⑶根据现场事故处理规程的规定可不待值班电力调度命令自行处理的其它情况。 6.3 变压器主保护动作，开关跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不得进行强送。 6.4 当110kV系统失压或变电所内部发生重大故障时，值班人员除迅速向值班电力调度报告外，还应向公司主管领导报告，并作好记录、监护等工作。

江西电网调度控制管理规程XXXX最终发文版

江西电网调度控制管理规程 国网江西省电力公司 二〇一五年四月

批准：谭永香 复审：刘镭 审核：段惠明王和春万源郭玉金 初审：王虎应忠德孙恭南 主要编写人员： 周栋梁叶菁叶钟海刘昕晖杜中剑伍太萍董欢欢郭国梁殷齐万玄玄杨峰余笃民文峰程正袁彦李小锐丁国兴陈红熊建华谌艳红李华勇马伊平段志远李峥山梁文莉王凯金学成邹根华宿昌邹绍平罗诚王文元

目录 第一章总则 (1) 第二章调控管辖范围及职责 (3) 第三章调度管理制度 (10) 第四章电网运行方式管理 (13) 第五章调度计划管理 (19) 第六章输变电设备投运管理 (28) 第七章并网电厂调度管理 (31) 第八章电网频率调整及调度管理 (34) 第九章电网电压调整和无功管理 (36) 第十章电网稳定管理 (43) 第十一章调控运行操作规定 (50) 第十二章故障处置规定 (68) 第十三章电保护和安全自动装置管理 (97) 第十四章调度自动化及通信管理 (101) 第十五章清洁能源调度管理 (107) 第十六章设备监控管理 (113) 第十七章备用调度管理 (115) 附录1：江西电网省调调管电厂设备 (117) 附录2：江西电网220千伏变电站调管范围划分 (122) 附录3：江西电网220千伏线路调管范围划分 (126) 附录4：江西电网省调调度许可设备 (136) 附录5：江西电网委托调度设备 (137) 附录6：江西电网设备命名和编号原则 (138) 附录7：江西电网调度术语 (142) 附录8：导线允许的长期工作电流 (190) 附录9：220千伏及以下变压器事故过载能力 (192)

第一章总则 1.1 为加强江西电网调度控制管理，保证电网安全、优质、经济运行，依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《国家电网调度控制管理规程》和有关法律、法规，制定本规程。 1.2 本规程所称“江西电网”是指国网江西省电力公司经营区域内的各级电网，包括并入上述电网的发电、输配电、用电等所有一次设施及相关的继电保护、通信、自动化等二次设施构成的整体。 1.3 江西电网运行实行“统一调度、分级管理”。 1.4 电网调度系统包括各级电网调度控制机构（以下简称调控机构）、厂站运行值班单位（含水电流域梯级集控中心、风电场集控中心等）及输变电设备运维单位。调控机构是电网运行的组织、指挥、指导、协调机构。江西电网设置三级调控机构，由上至下依次分为：省电力调度控制中心（简称省调）；地（市）电力调度控制中心（简称地调）；县（市、区）电力调度控制（分）中心（简称县调）。 1.5 各级调控机构在电网调度业务活动中是上下级关系，下级调控机构必须服从上级调控机构的调度。厂站运行值班单位及输变电设备运维单位，必须服从调控机构的调度。1.6 本规程适用于江西电网的调控运行、电网操作、故障处置和调控业务联系等涉及调控运行相关的各专业的活动。并入江西电网的各电力生产运行单位颁发的有关电网调控的规程、规定等，均不得与本规程相抵触。 1.7 与江西电网运行有关的各级调控机构和发、输、变电等单位的运行、管理人员均须遵守本规程；非电网调度系统

西北电网调度管理规程

西北电网调度管理规程 第一章总则 第1条为了加强电网调度管理,维护正常的生产调度秩序，确保电网安全、稳定、优质、经济运行，根据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、国家有关文件精神以及现行有关规程、规定，结合西北电网具体情况，制定本规程。 第2条西北电网主要是指覆盖陕西、甘肃、宁夏、青海四省（区）的联合电网。电网调度管理坚持“统一调度、分级管理”的原则，网内各发、输、配、用电单位对维护电网的安全经济运行均负有相应责任。 第3条本规程适用于西北电网内调度运行、设备操作、事故处理和业务联系等涉及电调、水调、市场、方式、保护、自动化、通信等专业的各项活动。网内各电力生产运行单位颁发的有关规程、规定等，均不得与本规程相抵触。 新疆电网在与西北主网实现互联前，可依据本规程编制其相应的规程规定，并在调度业务上接受西北电网调度机构的指导。 第4条各发电企业、用户变电站及地区电网在并入西北电网前，应根据平等互利、协商一致的原则，与相应的电网管理机构签订并网调度（联网）协议,否则不得并网运行。 西北电网跨大区互联工作由西北电网经营企业及调度机构按照国家

和上级有关文件统一进行。 第5条各级电网管理部门、调度机构和并入西北电网内的各发、输、配、用电单位及各有关单位的有关领导和专责人员都必须熟悉和遵守本规程；凡涉及西北电网调度运行的有关活动均须遵守本规程。 第6条本规程的解释权和修订权属西北电网有限公司（以下简称西北电网公司）。 第7条本规程自颁布之日起执行。 第二章调度管理的任务和组织形式 第8条电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行和操作，保证达到下列基本要求： 1 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，使电网的供电质量（频率、电压、谐波分量、可靠性等）符合国家规定的标准。 2 按资源优化配置的原则，结合本网实际情况，充分发挥电网内发供电设备的能力，合理利用一次能源，降低全网的运行成本，最大限度地满足社会发展及人民生活对电力的需求。 3 坚持“统一调度、分级管理”和“公平、公正、公开”的调度原则，积极探索通过市场机制和经济手段来管理电网，维护各调管单位的合法权益，推进西北区域电力市场的建设和完善。 第9条电网调度系统包括各级电网调度机构和网内厂站的运行值班单位。

中国南方电网同步相量测量装置(PMU)配置和运行管理规定(试行)

附件: 中国南方电网同步相量测量装置（PMU） 配置和运行管理规定 （试行） 1范围 本规定适用于中国南方电网PMU装置的配置和运行管理。南方电网公司各相关部门和单位、南方电网各并网发电企业，均应遵守本规定；有关单位在南方电网开展PMU装置的设计、施工、制造、运行维护等工作时，也应遵守本规定。 2总则 2.1为保证南方电网“广域测量系统”（以下简称“WAMS系统”）的安全、可靠运行，为电网运行提供准确的动态数据和故障信息，依据《电力系统安全稳定导则》（DL755－2001）、《电网运行准则》（DL/T 1040-2007）、《电网运行规则（试行）》（电监会22号令）、《中国南方电网电力调度管理规程》（Q/CSG 2 1003-2008）等有关规程规定，结合南方电网实际情况，特制定本规定。 3规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准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标准。

IEEE C37.118- 2005 电力系统同步相量标准 ANSI/IEEE C37.111-1991 电力系统暂态数据交换通用格式 DL/T 478-2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件 GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 国家电力监管委员会5号令电力二次系统安全防护规定 南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范 DL 476-1992 电力系统实时数据通信应用层协议 DL/T 995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程 DL/T 553-1994 220kV～500kV电力系统故障动态记录技术准则DL/T 663-1999 220kV～500kV电力系统故障动态记录装置检测要求 4术语和定义 4.1相量 phasor 正弦量的复数表示形式。相量的模代表正弦量的有效值，相量的幅角代表正弦量的相角。 4.2同步相量 synchrophasor 对信号以标准时间为基准进行同步采样并转换而得的相量称为同步相量。电网同步相量之间的相位关系反映了电网相应交流电气量的实际相位关系。 4.3相量测量装置 phasor measurement unit (PMU) 用于进行同步相量的测量、记录和输出的装置。PMU的核心功能包括基于标准时钟信号的同步相量测量功能、失去标准时钟信号的守时功能、与主站之间实时通信功能。 4.4广域测量系统 wide area measurement system (WAMS)

省电力公司电网调度规程

省电力公司电网调度规程 第一章总则 第1条为了加强电网调度管理，确保电网安全、优质、经济运行，结合电力生产特点，根据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》等有关法律、法规，并结合省电力公司调度电网实际，制定本规程。 第2条省电力公司调度电网系指由省电力公司境内并入中国南方电网的发电、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及安全自动装置、计量装置、电力通信设施、电网调度自动化等构成的整体。 第3条本规程适用于省电力公司调度电网的调度运行、电网操作、事故处理和调度业务联系等涉及调度运行相关专业的活动。省电力公司调度电网内各电力生产运行单位颁发的有关电网调度的规程、规定等，均不得与本规程相抵触。 第4条省电力公司内与省电力公司调度电网运行有关的各级电网调度机构和发、输、变电等单位的运行、管理人员均须遵守本规程；其他人员，凡进行涉及电网运行的有关活动时，也均须遵守本规程。 第5条省电力公司调度电网实行统一调度、分级管理。 第6条省电力公司调度电网内调度机构分为三级调度，依次为：省级调度机构(简称“省调”)、地区调度机构(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。省电力公司调属于中国南方电网南网总调的下级调度机构。 第7条本规程由省电力公司调度电力调度中心负责解释。 第二章电网调度管理 第一节电网调度管理的任务 第8条电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行、操作与事故处理，遵循安全、优质、经济的原则，努力实现下列基本要求： 1．按照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，最大限度地满足电网的用电需求。 2．按照电网运行的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电网电能质量（频率、电压和波形等）指标符合国家规定的标准。 3．根据国家有关法律、法规和政策以及有关合同或者协议，按照“公平、公正、公开”的原则对电网进行调度，保护发电、供电、用电等有关方面的合法权益。 第9条省电力公司调是省电力公司调度电网运行的组织、指挥、指导和协调机构，在电网运行中行使调度权。 省电力公司调度的主要职责： 1、接受南网总调的调度指挥。 2、负责省电力公司电网调度管辖范围的划分。 3、执行上级调度机构发布的调度指令，实施上级调度机构及上级有关部门的有关标准和规定，行使上级电网调度机构授予的其它职责。 4、主持制定电网运行技术规定和措施，制定电网调度管理有关方面的规定和措施。 5、实行“三公”调度，遵守并网调度协议，并按规定发布调度信息。 6、负责电网调度、运行方式、继电保护及安全自动装置、电力信息通信、调度自动化、水库调度等专业归口管理及技术监督。组织制定相应的规程、规定及考核标准，并监督和考核。 7、组织编制和执行省电力公司电网的年、月、日运行方式，批准管辖范围内的设备检修。

(管理制度)内蒙古自治区电网调度管理规程

内蒙古自治区电网调度管理规程 内蒙古电力（集团）有限责任公司

内蒙古电力（集团）有限责任公司文件 内电调（2006）号 关于颁发《内蒙古自治区电网调度管理规程》的通知内蒙古自治区电网各发、供电单位： 根据国务院颁布的《电力法》、《电网调度管理条例》及其它的国家电力行业规程，为适应内蒙古自治区电网的发展，内蒙古电力调度通信（交易）中心对二○○二年八月一日颁发的《内蒙古西部电力系统调度规程》（以下简称《规程》）进行了修订。经内蒙古自治区电网各有关单位、部门讨论和专家组会审，并报经主管领导批准，现正式颁发新《规程》。要求网内各发、供电单位按规程的规定，认真组织有关人员学习，掌握《规程》的各项规定，严格执行，以保证电网安全稳定经济运行。 本《规程》自XXXX年X 月X 日起执行，二○○二年内蒙古电力（集团）有限责任公司颁发的《规程》同时作废。 附件：内蒙古自治区电网调度管理规程 XXXX年X月X日 主题词：颁发电网调度规程通知 抄报：华北电网有限公司调度中心、国调 主送：内蒙古电网各发、供电单位

批准：XXX 审定：XXX 审核：XXX 会审： 修编：巴特尔张红光

总则 (6) 第一章调度管理 (8) 第一节调度管理的任务 (8) 第二节调度管理的组织形式 (10) 第三节调度范围的划分 (10) 第四节调度运行管理 (12) 第二章电网运行方式的管理 (15) 第一节年、（季）、月运行方式的编制 (15) 第二节日运行方式的编制及管理 (17) 第三节设备检修的调度管理 (20) 第四节新建、扩建和改建设备加入电网运行的调度管理 (22) 第三章电网频率和电压的管理 (25) 第一节频率的管理 (25) 第二节电压的管理................................................................................... 错误!未定义书签。第四章网间联络线的潮流控制与管理.. (29) 第五章自动发电控制装置（AGC）运行管理 (30) 第六章水电厂的调度管理 (32) 第七章电网的倒闸操作 (34) 第一节基本规定 (34) 第二节基本操作 (37) 第八章系统事故处理 (42) 第一节一般规定 (42) 第二节线路开关跳闸的处理 (44) 第三节母线故障电源解列的处理 (46) 第四节变压器故障的处理 (47) 第五节发电机和调相机的事故处理 (48) 第六节系统振荡的处理 (49) 第九章开闭设备编号准则 (50) 第一节旧编号准则 (50) 第二节新编号准则 (53) 附录一 (57)

《电网调度管理条例》

操作管理制度 《电网调度管理条例》 总则 1、为了防止电网操作上的误下令和误操作，必须统一操作管理，确保操作的统一、协调、准确、快速和电网安全运行，结合河池电网和创发水电服务中心的实际情况，制定本制度。 2、倒闸操作，系指将电气设备按预期目的由一种状态转换到另一种状态的行为。电气设备分为四种状态，即：运行、检修、热备用和冷备用。 3、一切正常倒闸操作，必须使用操作票，操作票系指： a)调度端：系统操作票及综合命令操作票；. b)现场端(变电站)：倒闸操作票。 4、下列操作可以不用操作票，使用口头命令，但应记入相应的记录簿中： a)事故处理； b)由于运行设备发生缺陷，严重咸胁人身或设备安全，需要紧急停止运行者； c)为防止事故而需要紧急操作者； d)拉闸限电； e)调整出力； f)单一项目的操作。 5、系统操作票使用逐项操作命令，综合操作命令票使用综合命令，口头命令使用逐项操作命令或综合命令。 6、调度员对所发布的操作命令的正确性负责，不论采用何种发令形式，均应使现场值班人员完全请楚该操作的目的和要求，现场值班人员将调度员发给

的操作预令，填写在专用的倒闸操作记录簿上，并按此记录编制本单位的倒闸操作票，并对其正确性负责。 7、系统操作票和综合命令票的使用范围 （1）一个操作任务需要两个及以上单位共同配合的操作，或只有一个单位操作，影响主要系统运行方式或需要观察对系统的影响者，均使用系统操作票。 所谓影响主要系统运行方式，系指操作涉及电网并解环或两个系统的并解列。 所谓需要观察对系统的影响者，系指操作对系统的潮流、电压、稳定等有较大影响，需要采取相应措施的。 （2）一个操作任务只需一个单位操作，不需要其他单位配合，不影响主要系统运行方式，也不需要观察对系统的影响者，使用综合操作命令票。 一个操作任务只需要一个单位操作一次设备，但只需在操作前或操作后，在其他单位变更保护装置(含自动装置，下同)使用方式的，使用综合命令票。单一变更保护装置的使用方式下发口头命令。如保护装置的投停操作与其他单位的一次设备操作必须在中间配合进行。则需使用系统操作票。 8、编制操作票和下发操作命令，必须使用正规调度操作命令术语和设备双重名称。所谓设备双重名称，系指设备名称和编号。 9、现场的倒闸操作，必须得到管辖该设备的值班调度员的正式命令后方可进行。 10、调度员在指挥正常操作时，若发生事故，应立即停止操作，迅速进行事故处理事故后或事故处理告一段落时，再进行操作。 11、正常操作应尽量避免在交接班或高峰负荷时进行，如果在交接班时操作没完，应操作完或操作到某一段落后再进行交接班，必要时接班人员应协助操作。 操作票的编制：

《湖南电力调度控制规程》(2015年版)

湖南电力调度控制规程 二〇一五年三月

批准：朱伟江 复审：李伏才 审核：刘志刚 初审：汤吉鸿刘永刚 主要编写人员： 陈浩贺鹏程钟伟朱军飞周勇王正纲李敏成涛徐宇新于雅玲潘飞来周帆黄良刚李宁付暾陈永卫王建雄张龙张晓东刘建平李勃姜新凡陈宏罗俊游红宋军英王灿林

目录 第一章总则 (1) 第二章调控机构的任务及职责 (2) 第三章调度管辖与设备监控范围 (4) 3.1一般原则 (4) 3.2调管范围划分 (4) 3.3省调监控范围 (5) 第四章调控运行管理 (7) 4.1一般原则 (7) 4.2调度运行管理 (7) 4.3监控运行管理 (10) 4.4无人值守变电站调度运行管理 (10) 4.5集控中心调度运行管理 (11) 第五章电网稳定管理 (12) 5.1一般原则 (12) 5.2安全稳定计算 (12) 5.3稳定限额管理 (13) 5.4涉网稳定管理 (14) 5.5稳控装置管理 (14) 5.6其他要求 (16) 第六章无功电压管理 (17) 6.1一般原则 (17) 6.2无功电压管理主要内容 (17) 6.3电压允许偏差范围 (17) 6.4变电站电压运行控制 (18) 6.5发电厂电压运行控制 (18) 6.6电压调整主要措施 (18)

第七章频率及联络线调整管理 (20) 7.1频率及联络线调整 (20) 7.2AGC运行管理 (20) 第八章电网运行方式管理 (21) 8.1一般原则 (21) 8.2电网年度运行方式编制 (21) 8.3电网月度运行方式编制 (22) 8.4电网日运行方式编制 (22) 第九章调度计划管理 (23) 9.1一般原则 (23) 9.2年度停电计划 (23) 9.3月度停电计划 (24) 9.4日前调度计划 (24) 9.5负荷管理 (25) 第十章新设备投运管理 (27) 10.1一般原则 (27) 10.2工程前期管理 (27) 10.3新设备投运前调度管理 (27) 10.4新设备启动及试运行调度管理 (28) 10.5新设备启动条件 (29) 10.6新能源投运管理 (30) 10.7设备退役管理 (30) 第十一章并网调度管理 (31) 11.1一般原则 (31) 11.2并网调度协议签订 (31) 11.3并网机组运行管理与技术要求 (31) 11.4网源协调管理 (32) 11.5燃料管理 (33) 第十二章水库调度管理 (34) 12.1一般原则 (34) 12.2水电调度的主要工作 (35) 12.3水库调度运行要求 (35)

【管理制度】电网调度控制管理规程(DOC 195页)

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江西电网调度控制管理规程 国网江西省电力公司 二〇一五年四月

批准：谭永香 复审：刘镭 审核：段惠明王和春万源郭玉金 初审：王虎应忠德孙恭南 主要编写人员： 周栋梁叶菁叶钟海刘昕晖杜中剑伍太萍董欢欢郭国梁殷齐万玄玄杨峰余笃民 文峰程正袁彦李小锐丁国兴陈红 熊建华谌艳红李华勇马伊平段志远李峥山梁文莉王凯金学成邹根华宿昌邹绍平 罗诚王文元

目录 第一章总则 (1) 第二章调控管辖范围及职责 (3) 第三章调度管理制度 (10) 第四章电网运行方式管理 (13) 第五章调度计划管理 (19) 第六章输变电设备投运管理 (28) 第七章并网电厂调度管理 (31) 第八章电网频率调整及调度管理 (34) 第九章电网电压调整和无功管理 (36) 第十章电网稳定管理 (42) 第十一章调控运行操作规定 (49) 第十二章故障处置规定 (67) 第十三章电保护和安全自动装置管理 (96) 第十四章调度自动化及通信管理 (100) 第十五章清洁能源调度管理 (106) 第十六章设备监控管理 (112) 第十七章备用调度管理 (114) 附录1：江西电网省调调管电厂设备 (116) 附录2：江西电网220千伏变电站调管范围划分 (121) 附录3：江西电网220千伏线路调管范围划分 (125) 附录4：江西电网省调调度许可设备 (135) 附录5：江西电网委托调度设备 (136) 附录6：江西电网设备命名和编号原则 (137) 附录7：江西电网调度术语 (141) 附录8：导线允许的长期工作电流 (189) 附录9：220千伏及以下变压器事故过载能力 (191)

2008版中国南方电网电力调度管理规程

中国南方电网电力调度管理规程 中国南方电网有限责任公司 2008年2月 批准：祁达才 审定：许超英 审核：汪际锋 初审：刘启宏杨晋柏张弥 编写：郑耀东张昆曾勇刚赵曼勇杨俊权李矛王成祥目录 1 总则 (1) 2 规范性引用文件 (2) 3 调度系统及调度管辖范围 (2) 4 调度管理规则 (8) 4.1 一般规则 (8) 4.2 调度 (10) 4.3 运行方式 (13) 4.4 继电保护 (15) 4.5 电力通信 (16) 4.6 调度自动化 (18) 4.7 调度纪律 (19) 5 运行方式管理 (20) 6 频率及省（区）间联络线管理 (22) 7 无功电压管理 (23) 8 运行操作管理 (25) 8.1 解并列操作 (25) 8.2 解合环操作 (25) 8.3 线路操作 (26) 8.4 变压器操作 (26) 8.5 母线操作 (27) 8.6 开关操作 (27) 8.7 刀闸操作 (28) 8.8 零起升压 (28) 8.9 AGC操作 (28) 9 事故处理 (29) 9.1 线路事故 (29) 9.2 发电机事故 (31) 9.3 变压器事故 (32) 9.4 母线事故 (33) 9.5 开关事故 (34) 9.6 高抗事故 (35) 9.7 系统振荡 (35) 9.8 联络中断应急处理 (37) 9.9 继电保护跳闸信息汇报 (38) 10 稳定管理 (38)

11 检修管理 (39) 12 备用管理 (46) 13 直流及串补运行管理 (47) 14 新设备投运管理 (49) 15 安全自动装置管理 (51) 16 继电保护管理 (53) 17 电力通信管理 (59) 18 调度自动化管理 (62) 19 水库调度管理 (65) 20 调度信息管理 (67) 21 附则 (71) 附录A 总调调度管辖的设备明细 (72) 附录B 南方电网500kV设备调度命名及编号准则 (79) 附录C 调度术语 (84) 附录D 继电保护跳闸信息汇报规范 (109) 1 总则 1.1 为加强和规范电力调度管理，保障电网安全、优质、经济运行，根据国家有关法律、法规，制定本规程。 1.2 南方电网是指由广东、广西、贵州、云南、海南五省（区）区域内的发电、输电、变电、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、电力通信、调度自动化、电力市场技术支持系统等二次设备构成的统一整体。 1.3 本规程所称电力调度，是指电力调度机构对所辖电网运行进行的组织、指挥、指导和协调。包括调度、运行方式、继电保护、电力通信、调度自动化等专业管理工作。 1.4 南方电网实行统一调度、分级管理。任何单位和个人不得非法干预电力调度工作。 1.5 电力调度机构坚持公开、公平、公正调度，接受国家电力监管机构的依法监管。1.6 本规程是南方电网调度管理的最高准则。南方电网内各生产运行单位制定的规程、规定均不得与本规程相抵触。 1.7 本规程1～4适用于南方电网各级电力调度机构和所有调度管理工作。5～20适用于总调直接进行的调度管理工作，并用于指导其他调度机构相关工作。规范性附录B、C适用于全网。 1.8 与南方电网运行有关的各电力调度机构和发电、输电、变电、用电等单位（包括南方电网区域外接入并接受南方电网相应调度机构调度的发电厂、变电站）应遵守本规程。非调度系统人员凡涉及南方电网调度运行有关工作的也应遵守本规程。 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。凡注明日期的引用文件，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，鼓励使用本规程的相关单位及个人研究是否可使用这些文件的最新版本。凡未注明日期的引用文件，其最新版本适用于本规程。 中华人民共和国电力法 电网调度管理条例 电力监管条例

宁夏电力调度控制管理规程2014

前言 1 总则 (2) 2 调控范围及职责 (2) 3 调度管理制度 (6) 4 监控管理制度 (8) 5 运行方式管理 (11) 6 调度计划管理 (12) 7 设备新投管理 (16) 8 频率及联络线控制 (17) 9 无功控制和电压调整 (18) 10 低频低压减负荷管理 (19) 11 电网稳定管理 (20) 12 并网调度管理 (22) 13 水库调度管理 (23) 14 新能源调度管理 (24) 15 继电保护和安自装置 (26) 16 调度自动化系统 (29) 17 电力通信系统 (33) 18 调度操作制度 (34) 19 监控操作制度 (41) 20 事故处理规定 (42) 21 持证上岗管理 (53) 22 安全管理及应急机制 (55) B.1 冠语 (56) B.2 电网主要设备名称 (56) B.3 调度管理术语 (60) B.4 操作术语 (63) B.5 操作指令 (67) 附件A ...........................................................................................................

前言 原《宁夏电力系统调度控制管理规程（试行）》是2012年发布实施的。两年来，“大运行” 体系建设不断深化，电网调度和监控以及运维模式都有了新的变化。为适应“大运行” 体系的新要求，国家电网调控中心、国网西北调控分中心陆续出台了新的技术标准和管理规定，宁夏电力公司依据国调和西北分中心专业管理要求，也相继编制、修订了一系列的技术标准和管理标准。此外，宁夏电网网络结构、装机容量等方面也发生了很大变化。基于以上因素，宁夏电力公司组织相关专业人员对原调度控制管理规程进行了修订。 与上一版本相比，本规程有以下主要变化：——根据国网公司《国家电网调度控制管理规程（征求意见稿）》，对原调控管理规程的章节进行了调整，内容重新进行了梳理。 ——增加了安全管理及应急机制一章。 ——在频率及联络线控制中增加了广义联络线调整的相关内容。 ——无功控制和电压调整一章中明确了对机组迟相和进相运行能力的要求。——电网稳定管理一章中增加了机组涉网保护方面的技术和管理规定。 ——继电保护和安自装置一章中增加了智能变电站继电保护装置相关规定，以及监控员在继电保护方面的职责。 ——调度自动化系统一章中增加了自动化系统的运行管理、检修管理、投运和退役管理、缺陷管理等内容。 ——事故处理规程中增加了监控异常及事故处理规定。 ——按照最新规定，调整设备调管原则，更新了设备调管范围和监控范围表。——根据最新下发的“大运行” 体系相关技术标准和管理标准，对原有内容逐条进行了修订。 ——增加了主要继电保护装置功能说明和线路允许极限输送容量两个资料性附录。 ——调度术语汇编中增加了直流输电系统及新能源相关的术语及定义，并根据国家最新颁布的标准和规定，更新了部分术语及其定义。 需要指出的是，本规程是基于2014年5月31日的宁夏电网网架结构及电网运行实际而修编的。随着电网的发展和电力体制改革的深化，本规程的部分内容将不再适用，使用中需特别注意。 本规程实施之日起代替2012年版《宁夏电力系统调度控制管理规程（试行）》。本规程的附录A、附录B为规范性附录。 本规程的附录C、附录D为资料性附录。 本规程由宁夏电力公司组织制定。 本规程由宁夏电力调度控制中心提出、归口并解释。 本规程由宁夏电力调度控制中心负责起草。 本规程主要起草人：宁波、苏明昕、彭嘉宁、摆世彬、朱建军、张衡、黄鹏、徐鹤勇、刘一峰、项丽、王小立、吴建云、黄伟兵、严兵、王运、苏波、马天东、朱仔新、高任龙、白鹭、韩红卫、张宏杰、李笑宇、张杰、王鑫、刘刚、田志浩、李金东、王勇、杨龙。 感谢公司科技信通部、所属各供电局、检修公司、各直调发电厂在本规程修编过程中给予的大力支持与配合。

电力调度自动化系统运行管理规程

电力调度自动化系统运行管理规程 1范围 本标准规定了电力调度自动化系统的组成及其设备的运行管理、检验管理、技术管理，规定了各级电力调度自动化系统运行管理和维护部门的职责分工以及数据传输通道的管理等。本标准适用于电力系统各调度、运行、维护、设计、制造、建设单位及发电企业。 2规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单．（不包括刊物的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准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，其最新版本适用予本标准。 DL 408电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分） DL/T 410电工测量变送器运行管理规程 DL/T 630交流采样远动终端技术条件 DL/T5003 电力系统调度自动化设计技术规程 国家电力监管委员会令（第4号）电力生产事故调查暂行规定 图家电力监管委员会令（第5号）电力二次系统安全舫护规定 3总则 3.1电力调度自动化系统（以下简称自动化系统）是电力系统的重要组成部分，是确保电力系统安全、优质、经济运行和电力市场运营的基础设施，是提高电力系统运行水平的重要技术手段。为加强和规范自动化系统管理，保证系统安全、稳定、可靠运行，制定本规程。3.2自动化系统由主站系统、子站设备和数据传输通道构成。 3.3主站的主要系统包括； a)数据采集与监控(SCADA)系统，能量管理系统．(EMS)的主站系统，调度员培训仿真(DTS)系统； b)电力调度数据网络主站系统： c)电能量计量系统主站系统 d)电力市场运营系统主站系统： e)水调自动化系统主站系统（含卫星云图） f)电力系统实时动态稳定监测系统主站系统 g)调度生产管理系统(DMIS)； h)配电管理系统(DMS)主站系统； i)电力二次系统安全防护系统主站系统： j)主站系统相关辅助系统（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电源及配电柜等）。 3.4子站的主要设备包括； a)远动终端设备（RIU）的主机、远动通信工作站； b)配电网自动化系统远方终端； c)与远动信息采集有关的变送器、交流采样测控单元（包括站控层及间隔层设备）、功率总加器及相应的二次测量回路； d)接入电能量计量系统的关口计量表计及专用计量屏（柜）、电能量远方终端； e)电力调度数据网络接入设备和二次系统安全防护设备（包括路由器、数据接口转换器、交换机或集线器、安全防护装置等）； f)相量测量装置(PMU)； g)发电侧报价终端；

江西电网调度管理规程题库(仅部分)

江西电网调度管理规程调考题库 一、填空题 1、《江西电网调度管理规程》经修编，并审定通过，自2010年7月1日起施行。江西省电力公司2005年2月23日发布的《江西电网调度管理规程》同时作废。 2、为加强江西电网调度管理，保证电网安全、稳定、优质、经济运行，维护电力使用者、投资者和经营者的合法权益，制定本规程。 3、电网运行必须实行统一调度、分级管理的原则，电网调度必须对电网运行进行组织、指挥、指导和协调。 4、电网调度机构必须按照“公平、公正、公开”的“三公”原则，依据有关合同和协议，维护各方的合法权益。 5、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。 6、110千伏铁资线为省调调度备案设备，相应地调需启用进行转移负荷时，该线路作为省调调度许可设备，须由管辖该线路的地调向省调提出申请，经省调许可后方可进行。 7、江西电网内调度管辖范围的具体划分以省调规定为准，江西电网省调调度管辖、省调调度许可及备案设备范围详见附录1-6；附录1-6由省调每年1月进行更新。 8、上级领导发布的一切有关调度业务的指示，应当通过调度机构负责人转达给值班调度员。 9、凡属省调调度管辖范围内的设备，值班人员必须得到省调值班调度员的指令后才能进行相应操作；凡属省调调度许可范围内的设备，值班人员必须得到省调值班调度员的许可后才能改变运行状态；凡属省调调度备案范围内的设备，改变其运行状态，必须报省调备案。但遇有危及人身、设备以及电网安全的情况时，值班人员应当按照有关

规定先行处理，处理后应当立即报告省调值班调度员。 10、当发电厂、变电站的值班人员同时接到省调和地调的调度指令时，应优先执行省调的调度指令（特殊情况由地调值班调度员报告情况后，由省调值班调度员决定调度指令执行的先后顺序）。地调值班调度员发布的调度指令不得与省调值班调度员发布的调度指令相抵触。 11、各发电厂、变电站，供电公司和超高压分公司应按省调要求报送有关报表、运行情况、事故情况和有关资料。不得虚报、瞒报、拒报、迟报，不得伪造、纂改。 12、变电站应达到无人值班的必备条件，经省公司组织验收合格，方可实行无人值班。 13、维操队接受调度指令和进行调度联系时，应报告所在变电站名称及本人姓名。 14、按规定仅监控中心即可完成的遥控操作，值班调度员将调度指令下达至监控中心。 15、对超出年度、月度运行方式中安排的重大检修方式，应提前进行临时方式、过渡方式、特殊方式校核计算，并提出稳定规定；必要时，重大检修方式应报本电网经营企业主管生产的领导或总工程师批准或备案，并报上一级电网调度机构。 16、各调度机构于每年12月底前编制并完成下年度运行方式，由各级电网经营企业主管生产的领导或总工程师组织审查，经批准后，3月底前下达当年年度运行方式。 17、供电公司应于每月15日前，向省调申报下月经本单位生技、调度、基建等部门会商后的输变电设备检修计划和影响电网运行的工作项目。 18、省调根据年度购售电合同，电力交易计划，发电设备检修计划，输变电设备月检修安排，月燃料供应情况，月各水电厂水库水位与来