福建省电力公司调度规程

第一节 前言

1.1.1 为保证福建电力系统安全、稳定、优质、经济运行，维护电力系统发、供、用电各方的合法权益，依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《华东电力系统调度规程》以及国家有关部门制定的电力行业标准等文件，特制定本规程。

1.1.2 本规程遵照社会主义市场经济发展要求和电力系统的客观规律，结合福建电力系统的实际情况，按照公平、公正、公开的原则处理调度工作各方面问题。 1.1.3 凡并入福建电力系统的发、供、用电设施及其相应配套的二次设备 (包括：继电保护、安全自动装置、通信系统、自动化系统等)必须在福建电力调度通信中心（简称“省调”）的统一调度指挥下，按照有关专业标准和并网条件，实行“统一调度、分级管理”。

1.1.4 凡并入福建电网的发电厂、集控站、变电站各级运行人员、各级调度人员，以及从事与福建省电力系统有关的生产、设计、计划、检修、调试、工程建设人员和分管领导都应熟悉本规程并贯彻执行。

1.1.5 福建电力系统内各单位制定的现场运行规程、规定应与本规程相一致。 1.1.6 本规程由省调组织编写，经福建省电力有限公司（简称“省公司”）批准后颁布执行；本规程解释权属省调。

第二节 调度管理的任务和职责

1.2.1 电力系统调度管理的任务是组织、指挥、指导、协调和监督电力系统的运行操作和事故处理，根据电力市场规则组织、参与电力市场运营。按照统一调度、分级管理的原则，实现下列基本要求：

1、 充分发挥系统内发、供电设备能力，以满足系统用电的需要。 2、 使整个系统按照有关规定连续、稳定、正常运行，保证供电可靠性。 3、 使整个系统的电能质量（频率、电压）符合规定标准。

4、 合理使用燃料，充分利用水力资源，使系统最大限度地在经济方式下运行。

5、 依据国家有关政策和法律、法规、行业标准以及并网调度协议，维护系统的整体利益，保护发电、输电、用电等有关方面的合法权益，督促各方履行义务，协调各方的关系。

6、 参与电力市场运营规则的制定，负责省内电力市场运作。

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1.2.2 省调的主要职责

1、 接受华东电力调度通信中心（简称“网调”）的指挥、协调，执行跨省联络线送受电计划；配合网调许可设备的操作和调整，协助网调进行华东电网的异常和事故处理。

2、 编制和执行电网的调度计划和运行方式。

3、 指挥调度管辖范围内设备的操作及电网频率、电压和潮流的调整。 4、 指挥电网事故处理，分析电网事故，制定并组织实施提高电网安全稳定运行的措施。

5、 编制调度管辖范围内的设备检修计划，批准设备检修申请。

6、 参加拟定发电计划和电网经营、控制原则，负责指挥电网的经济运行。 7、 参加拟定水电厂水库用水原则，统一协调水电厂水库的合理运用。 8、 组织省内电力市场运作，定期对市场运营情况进行分析。

9、 参与电网规划审查工作；参加新建、改建、扩建的电力工程设计审查工作；参加电力工程验收工作；负责编制新设备投入运行的调度方案，并根据规定审核、批准其并入系统运行。

10、负责调度管辖范围的继电保护、安全自动装置、通信设备、自动化设备和水情测报系统的运行管理和技术监督，对下级管辖的上述设备及装置的配置和运行进行技术指导。

11、负责省调管辖的继电保护及安全自动装置、电力通信和电网调度自动化规划的编制工作；指导并组织审查地区及以下电网的继电保护及安全自动装置、电力通信和电网调度自动化规划的编制工作。

12、根据授权与并网各方签定并网调度协议。

13、参加有关电力系统安全经济运行的科研试验和新技术的推广应用。参与组织调度运行系统有关人员的业务及持证上岗培训工作。

第三节 调度管理机构

1.3.1 福建省电力系统的调度管理机构采用三级制，各级调度机构在电网运行工作中是上、下级关系。省调是省级电网调度机构，是省公司的职能部门，是管辖范围内的生产运行指挥中心和电力市场运营交易结算中心。

调度系统包括：福建电网内各级调度机构和各发电厂、集控站、变电站等运行单位。

1.3.2 在各地（市）供电区域设地区电力调度所（简称“地调”），负责地区供电、联网的县级电网和管辖范围内电厂的调度管理，并接受省调的调度管理。

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各地调可根据本地区电网实际情况设立配网调度机构（简称“配调”），负责配电网络供电的调度管理，并接受地调的调度管理。

1.3.3 在各县（市）设立县级调度机构（简称“县调”），负责县（市）供电和并网电厂的调度管理，并接受省调、地调的调度管理。

1.3.4 在流域梯级水电站设立梯级水能调度协调机构（简称“梯调”），根据省调、地调的授权，协助省调、地调开展流域梯级水电站的水能经济调度及相关调度工作。

第二章 调度管理

第一节 基本原则

2.1.1 凡接入省电网的发电厂（包括各种投资主体的电厂和企业自备电厂）、集控站、变电站和省电网内各级调度机构均应服从统一调度，严格遵守调度纪律，接受调度指挥。任何单位和个人不得非法干预电网调度。

2.1.2 省调调度员在其值班期间，接受上级调度值班调度员的指挥，为全省电网运行操作、调整和事故处理的指挥人，地调（梯调）及厂、站值班人员在调度关系上均应受省调调度员的指挥。省公司领导发布的一切有关调度业务的指令，应通过省调领导转达给调度员；省调领导不在场时，则调度员可直接接受指令，同时报告省调领导后执行。

2.1.3 省调调度员发布指令的对象(具有接令资格)是：地调（梯调）调度员、发电厂值长（或机组长、电气班长）、集控站值班长（或主值）、变电站值班长（或主值）。

集控站所辖变电站的业务联系均通过集控站与调度联系。属省调管辖设备的业务与省调联系，属地调管辖设备的业务与地调联系。电网紧急事故处理需要时，调度员可将操作指令直接下达到集控站所辖的变电站，变电站接令人员执行后立即报告集控站。

2.1.4 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，核对发令时间后才能执行。指令执行完毕应立即向调度员报告执行情况，并核对汇报时间，否则不能认为指令已执行完毕。在发布、复诵和回复调度指令时，双方均应做详细记录和录音。

2.1.5 调度员应使用统一的调度术语和操作术语发布调度指令，并对所下达的调度指令的正确性负责。省调调度员发布的调度指令，各地调（梯调）、发电厂和集控站、变电站的值班人员必须立即执行，任何人不得干涉调度指令的执行，

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凡拒绝执行或延迟执行调度指令所造成的一切后果由受令人和允许不执行指令的领导负责。如受令人认为发令人所下达的调度指令不正确时，应立即向发令人提出意见，如发令人仍重复原指令，受令人必须迅速执行，如执行指令将威胁人身、设备或系统的安全时，受令人可拒绝执行，并将拒绝的理由和自已的建议报告发令人和本单位领导。

2.1.6 当系统发生危及安全运行的紧急情况时，省调调度员有权对下级调度管辖范围内的设备直接发布操作指令，厂站值班人员不得拒绝执行。在未得到省调调度员的同意前，不得擅自恢复。在指令执行后，厂站值班人员应迅速报告设备所辖调度的调度员。

2.1.7 省调管辖设备可以根据需要临时委托有条件的地调调度，地调应接受，但双方应预先商定委托事项和有关规定，并由省调通知设备运行单位。 2.1.8 网调调度设备的管理

网调管辖设备由网调直接下令厂站操作及调整；接受网调的授权后省调可对网调管辖设备下令操作，操作完毕应及时汇报网调。

网调许可省调管辖的设备，省调在操作前应征得网调许可后操作，操作完毕应及时汇报网调。

网调下令福建电网的的一切电气设备操作和调整指令，厂站在操作和调整前、后均应立即汇报省调调度员。 2.1.9 省调管辖设备的管理

省调管辖的设备只有得到省调调度员的指令后现场值班人员才能进行操作。除了对人身或设备安全有威胁外，否则不得自行操作或擅自改变设备状态。 2.1.10 省调许可设备的管理

省调许可设备只有得到省调调度员的同意后，管辖该设备单位才能下令现场操作，操作完毕应尽快汇报省调调度员。省调许可设备故障或威胁人身安全时，现场可不待调度同意自行按现场规程处理。省调许可机组出力应严格按照省调编制的出力曲线运行，若无法按曲线运行，应事先征得省调调度员的同意后修改。

在地区电网紧急事故处理过程中，省调许可设备允许地调调度员不经省调调度员许可而发布指令，但必须尽快报告省调调度员。 2.1.11 汇报及联系制度

1、 省调严格执行国调、网调汇报联系制度，并按规定将电网的运行情况汇报省公司领导和有关部门。

2、 各厂、站值班人员应按规定，在预定时间向省调、地调报告电网运行统计数据，地调将地区汇集的数据向省调报告。

3、 省调调度员和各地调（梯调）、发电厂、集控站、变电站值班员在值班

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期间均有责任加强电网运行情况的联系，除严格执行省调规定的电网运行情况汇报制度及规定外，各单位值班员还应主动及时地将本单位设备、电网运行中的异常情况向省调调度员反映；省调调度员也应将电网重大运行方式的变化对地区电网或厂、站的影响情况通知有关地调和现场值班人员。

4、 省调许可设备异常汇报要求

（1） 省调许可、地调管辖的设备发生异常、故障时，厂、站运行人员除了在第一时间汇报管辖地调外，还必须同时向省调调度员汇报简要情况；地调当值调度员除了将故障情况向省调调度员汇报外，还必须尽快将设备的恢复送电情况及对地区负荷或机组出力的影响情况汇报省调调度员。

（2） 省调许可、厂站自行管辖的设备发生异常、故障后，厂、站运行人员应立即向省调调度员汇报简要情况。

2.1.12 跨地调管辖范围的联络线（以下简称“跨地调联络线”）的调度管理规定：

1、 跨地调管辖110千伏及以下电压等级的联络线由相关地调协商后报省调批准，各地调应按商定的调度设备管辖分界点，对所管辖的设备实行调度管理。

2、 各地调应按省调规定的正常开环点安排运行方式，如须改变开环点，应首先取得对方地调的许可，并按2.2.6条的要求向省调办理许可手续。

3、 改变开环点前，地调之间必须对以下内容进行协商，并按规定向对方办理申请手续：新开环点的位置及运行方式，需要对方输送的负荷以及事故处理的方法、继电保护配合等。如电网需要，省调可以对地调的协商情况进行最后的裁定，地调应服从。

4、 开环点应经常处于热备用状态，且开环点应具备防雷设施和并列装置，通讯应完好。

第二节 调度范围划分

2.2.1 福建省电力系统调度管辖范围的划分原则：应首先确保电网安全稳定运行，要充分考虑电力系统结构的特点和管理体制，要有利于电力系统管理，有利于水能的综合利用，有利于电网整体性和调度管理权利和义务的一致性，它不受制于资产所有权和设备经营权；继电保护、安全自动装置、电力通信、电网调度自动化等二次设备的管辖权原则上跟随一次设备，有特殊规定的除外。 2.2.2 网调调度管辖的设备

500千伏福双线、福龙线及其相应间隔一、二次设备，跨省联络线失步解列装置。

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网调许可省调管辖设备的范围详见附录B。 2.2.3 省调调度管辖的设备

1、 除网调管辖外，省电网500/220千伏电压等级的线路及开关间隔、母线（含旁路母线）、母联（含旁母、旁路）开关、母线高抗，以及500千伏联变和500千伏变电站的35千伏母线及所属设备（站用变除外）。

2、 直接接入220千伏及以上电压等级电厂的主变及机组。

3、 直接接入110千伏网络且总装机容量达50MW及以上电厂的发电机组。 4、 直接接入110千伏网络，水库有季调节及以上性能，且总装机容量达30MW及以上水电厂的发电机组。 2.2.4 省调许可管理的设备

属地调及厂、站管辖的设备，若运行方式的改变将影响省调管辖范围设备的安全运行、电能质量、继电保护及安全自动装置、电力通信、电网调度自动化或电力电量平衡、地区用电指标，则定为省调许可范围的设备。省调许可设备的范围（或方式）有：

1、 220千伏变电站的主变本体及其高压侧开关间隔。

2、 直接接入220千伏电压等级电厂的110千伏母线的运行方式。如电网需要，省调可将上述电厂110千伏母线定为省调管辖设备。

3、 跨地调联络线。

4、 影响省调管辖或许可电厂出力的设备。

5、 梯级流域开发、直接接入110千伏网络装机容量在30MW及以上水电厂的发电机组。

6、 220千伏主变中性点个数变化。 7、 接入220千伏电压等级的厂用变压器。

8、 在省调管辖发电机的出线或厂用电母线上并网，并利用余热发电的火电机组和利用排沙、灌溉孔发电的水电机组。 2.2.5 地调调度管辖的设备

1、 220千伏变电站的主变及三侧开关。 2、 地区110千伏网络。

3、 直接接入110千伏电压等级且不属省调管辖的电厂的主变及机组。 4、 直接接入地区35千伏电压等级、全厂总装机容量达10MW及以上电厂的发电机组。

5、 明确规定由省公司购电上网的地区电厂机组。

其它110千伏以下电压等级的地区电网设备由地调制定调度管辖划分原则。 2.2.6 许可手续的办理

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省调许可地调、厂站管辖设备的正常许可手续可分为两类进行管理：省调当班调度员口头许可和申请单书面许可。前者侧重于倒闸操作过程的把关和指导，对当日内的电网运行方式的修改；后者侧重于电网运行方式的安排和计划的编制。

1、 调度员口头许可的范围：

（1） 凡不影响省调管辖或许可机组出力正常送出的，地调管辖省调许可设备（不含机组）状态的变更。

（2） 地调管辖省调许可机组及设备当日内的非计划停役或降出力。 （3） 火电厂汽轮机阀门的定期活动试验。

（4） 220千伏变电站（或与电厂）之间的合解环及转供电。

（5） 跨地调联络线的开环点改变，如不影响省调管辖或许可机组出力正常送出的。

（6） 220千伏主变停役及不需测向量或进行冲击试验的复役。

（7） 利用余热发电的火电机组及利用排沙、灌溉孔发电的水电机组开、停机。在一般情况下上述机组应跟随该厂大机组一起进行开停机。

2、 通过申请单许可的范围：

（1） 凡影响到省调管辖或许可机组出力正常送出的、省调许可设备（不含机组）状态的变更。

（2） 省调许可电厂的机组跨日检修和非计划降出力。

（3） 具有220千伏电压等级的发电厂110千伏母差保护退出运行。 （4） 影响到省调直调机组、许可机组出力正常送出的跨地调联络线开环点的改变。

（5） 接入220千伏电压等级的厂用变的状态变更。 （6） 220千伏主变中性点个数变化。

（7） 220千伏主变大修、更换等工作需测向量、核相或进行冲击试验的。 （8） 220千伏主变二次回路变动后与省调管辖设备有关的。 2.2.7 各发电厂、变电站的厂（站）用变属厂（站）管辖。 2.2.8 省调调度管辖及许可范围的具体划分详见附录B。

第三章 发电厂并网管理

第一节 并网管理

3.1.1 发电厂与电网并网协议是发电厂与电网之间的法律文件。根据电力法、

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电网调度管理条例等要求，凡新建、在建和已运行的发电厂（或地方电网）并入福建电网运行，必须与省公司签订并网协议方可并入电网运行。

3.1.2 发电厂并网协议包括：并网调度协议和购/售电协议（合同）。根据平等互利、协商一致的原则，签订《购售电合同》、《并网调度协议》。

购/售电协议涉及电力市场运作、运行管理考核、电网安全稳定等问题，商谈时应有电网调度部门代表参加，并在协议（合同）中体现相关的内容。 3.1.3 对新建和改建的电厂，省公司根据发电厂建设项目立项批准文本，以及电厂向省公司提出接入电网运行的申请报告，与电厂签订并网调度原则协议(作为机组并网前的调度协议),以规范并体现电厂接入电网的一、二次设备在设计、选型、建设等阶段电网对并网电厂的要求，以满足电网的安全运行需要。并网调度原则协议应在工程的设计、设备选型前完成签订。

3.1.4 发电厂正式并网前，应取得政府有关部门或电力监管机构颁发的法定许可证。省公司根据经营许可证、双方已签订的原则调度协议,与发电厂正式签订并网调度协议。

3.1.5 签订并网调度协议，实行分级管理：

1、 机组、升压站属省调管辖的电厂，应与省公司签订并网调度协议。 2、 机组属省调管辖、升压站属地调管辖的电厂，应与省公司及相关电业局签订三方调度协议。

3、 机组属省调许可、地调管辖的电厂，应与相关电业局签订并网调度协议并报省调核备。

第二节 电厂并网运行技术要求

3.2.1 并网发电厂应符合国家有关法规、行业标准、电网运行准则及福建电网有关技术的要求，并应随着上述要求的改变而改变。

3.2.2 省调有权调整发电厂设备的运行方式，电厂应执行，以确保接入点输电系统的技术、运行特性满足电网安全运行需要。 3.2.3 频率变化的要求：

发电厂设备满足：电网频率48.5Hz ～ 51Hz范围能够连续运行；事故情况下，电网频率47Hz～48.5Hz、51Hz～52Hz范围不会跳闸。

发电机组应具有一次调频功能；100MW及以上的火电机组和50MW及以上的水电机组应具有自动发电控制（AGC）功能。 3.2.4 电压变化的要求：

在省电网的每个并网点，并网设备应满足《电力系统电压和无功电力技术导

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则》（SD325-1989）和《电能质量供电电压允许偏差》（GB12325-1990）的要求。在事故等特殊情况下，电网电压可以不受上述标准限制，但一般应不超过额定电压的10％。正常情况下省电网各控制点电压根据省调规定的电压曲线控制运行。 3.2.5 励磁系统要求：

1、 发电机自动励磁系统要能稳定控制机端电压在规定的范围内运行。 2、 为满足电网稳定要求，并网发电机的短路比不应小于0.5。 3、 并网机组的励磁方式应满足省电网的运行要求。 4、 并网机组自动励磁装置至少应满足但不限于下列技术要求： （1） 励磁装置的额定电流应不低于发电机转子额定电流的1.1倍。 （2） 对长线路零起升压时发电机的空载调压应有较低的下限，手动调节发电机的机端电压，最低电压应不大于0.3标么值。

（3） 励磁系统的顶值电压为机组额定电压时的励磁电压的2倍以上(强励倍数)。

（4） 励磁调节器的工作应是自动、连续动作，没有死区，自动和手动之间能平滑无扰动切换。

（5） 调压精度应高于1％。 （6） 励磁调节系统具有进相能力。 （7） 应具有多种保护与限制功能。

（8） 直接接入220KV及以上电网，新建单机容量为200MW及以上汽轮发电机、50MW及以上燃汽轮机及发电机组、40MW及以上的水轮发电机组，要按省调要求配备电力系统稳定器（PSS）。对于已投入商转运行，单机容量为200MW及以上汽轮发电机、100MW及以上燃汽轮机及水轮发电机组，要按省调要求配备电力系统稳定器（PSS）。

3.2.6 继电保护和安全自动装置要求

发电厂应根据设备和电网的要求安装相应的继电保护及安全自动装置。基本要求是：

1、 发电厂的继电保护及安全自动装置必须符合国家标准、行业标准、电网运行准则和省电网技术标准。设备选型、设计、调试、运行管理应遵循省电网继电保护技术原则和省电网有关反措要求。对于机组的失磁失步保护、过励磁保护、负序过流保护、低阻抗保护、主变零序保护等有关电网的重要保护技术方案及跳闸模式，在初设阶段就要报省调确认后进行设备选择，以满足电网运行要求。

2、 对于新建电厂，要求同步建设电厂和电网安全需要的安全稳定自动装置和故障信息管理（含机组及电网故障录波）等二次系统，满足省调要求的接口规约和数据传输模式，并应完整、准确、可靠地接入省调主站。

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3、 为提高电网频率稳定水平及电网解列后的快速恢复供电能力，水电厂应配置高频切机和低频自启动装置（功能）。单机100MW及以下机组应具备低频解列保厂用电措施。 3.2.7 调度通信要求

并网电厂应具备完善的调度通信系统和完善的信息通道，基本要求是： 1、 发电厂必须严格遵守国家有关法规、行业标准、电网运行准则和省电力专用通信网规划及有关通信设备的设计、技术标准和运行管理规程。

2、 发电厂应严格遵循“福建并网通信系统并网实施管理办法”，按照光纤通信为主、调度交换系统与行政交换系统分离、与省电力通信网互联的通信设备选型和配置方案应按有关省调核准的文件执行，配置的设备或系统必须能直接接入通信网管系统，实现监视、控制等功能。

3、 并网电厂涉网有关通信系统的设备配置、接入方案、长途电路全程联调大纲、工程验收范围和标准等内容，应由并网电厂组织、省调参加涉网通信系统的初步设计、施工图设计审查会形成书面意见后方可实施。

4、 并网电厂通信站应投产达标（标准通信站），并每年通过省调组织的标准通信站复查。

3.2.8 调度自动化要求：

1、 发电厂根据设备和电网要求，安装相应的调度自动化装置及关口计量装置。其中包括：

（1） 远方终端装置（RTU）或计算机监控系统（包括：电厂与AGC/AVC相关的控制系统及设备）。

（2） 专用变送器或测控单元。 （3） 关口计量装置。 （4） GPS卫星授时装置。 （5） 功角/相位监测装置。 （6） 网络及相应的安全装置。

（7） 其他与电网及电厂安全有关的自动化装置。

2、 远动自动化设备应具有满足与省调EMS系统通信所需的通信规约；确保电力调度自动化信息完整、准确、可靠地传送至省调。

3、 电能量采集终端，必须满足与省调电能量计费系统通信的要求，采用满足省调规定要求的电量采集装置。

4、 发电机组AGC系统的配置、性能和指标应满足电网运行的需要。 5、 直接接入220千伏系统的并网发电机组必须具备AVQC功能，可根据省调下达的高压侧母线电压控制目标或全厂无功总出力，协调控制机组间的无功出

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力，并具备与省调AVC主站联合闭环控制条件，同时AVR环节维持正常运行。电厂AVQC功能应满足省调无功电压控制的要求，装置应具备完善的安全闭锁及合理的多机群间无功分配策略。

6、 并网电厂必须根据电网要求，安装广域测量系统（PMU）。

7、 并网电厂必须按照要求安装网络路由器，实现省电力调度数据网的接入。电厂计算机监控系统以及接入调度数据网的有关系统应满足《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》和电力二次系统有关安全防护的要求，采取安全防护措施，部署防火墙、安装防病毒软件、备份系统等。

8、 并网电厂必须安装调度生产管理系统（DMIS）或其终端，开通专用DMIS网络通道，利用DMIS实现调度生产管理流程。

9、 所有发电厂内部的各类自动化系统，应设计合理，其整体必须能保证通过二次系统安全性评估。 3.2.9 水情自动测报系统要求

并网水电厂应同步投产建设水情自动测报系统，能满足省调规定的要求，并能与省调水调自动化系统联网。

第四章 电力系统运行方式编制和管理

第一节 系统运行方式管理

4.1.1 调度机构应结合电网的实际情况，编制电力系统年度运行方式、月度调度计划、周调度计划、日调度计划及节假日、特殊时期保电运行方式。 4.1.2 电力系统运行方式是指导电力系统生产和运行的技术方案。其内容主要包括：

1、 进行负荷预测，并根据用电负荷需求进行电力、电量平衡，保证系统备用容量。

2、 编制电力系统正常接线方式及设备检修后的运行方式。 3、 编制与华东电网联络线送受电计划及交易计划。 4、 编制水电厂水库调度方案。

5、 根据发电、输变电设备投产计划和检修计划安排，编制系统运行方式和启动方案。

6、 编制各发电厂、变电站最大短路容量表。

7、 计算分析电力系统正常及主要设备检修时的潮流分布。

8、 进行电力系统无功分区平衡和电压计算分析，确定系统电压监视点和控

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制点并编制运行与控制电压曲线。

9、 编制低频、低压减载方案并付诸实施。

10、编制系统事故拉荷序位及超电网供电能力限电序位表。

11、制定省电网暂态稳定运行限额，并根据生产运行部门提供的设备允许热稳定运行限额，提出相应的安全稳定措施。

12、制定安全自动装置配置、整定方案、运行方式说明和运行规定。 13、开展电力系统经济调度及市场运营分析。

4.1.3 遇节假日及重要政治活动等特殊保电时期，省调应按照上级的要求编制省电网运行方式。各地调应根据省调编制的省电网运行方式，制定地区电网保电方案，并报送省调备案。

4.1.4 省电网年度运行方式、节假日及特殊时期保电网运行方式及月度调度计划经省公司领导批准后实施，省电网日运行方式经省调领导批准后实施。

第二节 年度运行方式的编制

4.2.1 电力系统年度运行方式的编制是电力系统运行方式工作的重要组成部分，是保证电力系统正常运行的年度大纲。电力系统年度运行方式由省调负责编制，经省公司分管领导批准后执行，并按网调规定进行上报。

4.2.2 电力系统年度运行方式应按照国家电力调度通信中心和网调的有关规定，结合省电网的实际情况规范编制。包括上一年度电网运行情况分析，本年度新(改)建项目投产计划及主要机组检修计划和本年度运行方式三部分。 4.2.3 省电网年度运行方式编制内容：

1、 年及分月电力电量平衡。

2、 500千伏跨省联络线互供电力电量编制。 3、 潮流计算、N-1静态安全分析及稳定水平分析。 4、 最大短路容量的计算分析。 5、 无功与电压的计算分析。 6、 经济调度及市场运营分析。 7、 网损率预测及降损措施。 8、 安全自动装置的配置与整定。 9、 电网重大方式专题分析。

10、本年度电网运行中存在的问题及建议。

4.2.4 在省公司领导的组织下，省公司计划、生产、工程、营销、省调等部门召开下年度电网计划协调会议，由公司领导审核批准后，省公司计划、生产运行、

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工程、营销等部门向省调提供下列资料：

1、 全年新(改)建项目投产计划及日期。 2、 各厂局发电量计划和购电计划。 3、 500千伏跨省联络线互供年度合同电量。

4.2.5 编制下一年度省电网的运行方式所需外网的网络结构及计算数据由网调提供，同时各有关单位应于每年9月15日前向省调提供下一年度的有关资料。

1、 各地电业局提供以下资料：

（1） 地区年度及分月用电预测及汛期、年度（夏季）及枯水期大方式母线节点负荷。

（2） 地区管辖范围110千伏及以下电网基建投产计划（包括变电及地区电源）。

（3） 地区夏季及年底电网主接线图和地理接线图。

（4） 地区220/110千伏变电站主设备检修、技改项目进度安排。 （5） 地区220/110/35千伏等级无功补偿容量配置明细表。 2、 各水电厂提供下列资料： （1） 年度水工、建筑检修计划。

（2） 年度机、变及升压站一、二次设备检修、技改及基建投产等计划。 3、 各火电厂提供下列资料：

（1） 煤、油年度供应计划及油库、煤场的有关资料。

（2） 年度机、变及升压站一、二次设备检修、技改及基建投产等计划。 4.2.6 省调每年11月1日前按网调要求上报华东地区电网年度方式编制所需的资料。省调每年12月30日前将220千伏及以上省电网下一年度最大短路容量计算结果下达各有关发供电单位，同时各电业局负责110千伏及以下管辖电网(包括各电业局及超高压局负责运行维护的变电站站用电系统)的最大短路容量计算分析，各电厂应自行负责机端母线及厂用电系统的短路电流(短路容量)校核；若发现开关的遮断容量达不到计算的最大短路容量要求，各发供电单位应采取相应整改措施，并将有关整改情况上报省调。

4.2.7 省调根据网调下达的省电网低频减载分配方案，结合省电网实际情况，于每年12月30日前下达省电网下一年度低频、低压切荷整定方案给各电业局，各电业局应制定相应的地区电网低频、低压装置整定方案并于3月15日前组织实施，并将实施方案上报省调。 4.2.8 地区年度运行方式的编制

1、 各电业局编制的年度运行方式内容要求：

（1） 上一年度地区电网运行情况分析。包括上一年内新(改)建项目投产日

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期及设备规范，上一年底地区电网规模，全年生产运行指标评价。

（2） 电力电量预测及平衡。包括地区年度电力、电量预测(或电力电量需求)，丰、枯季节小水电电量预测，地方小火电（含企业自备电厂）的电量预测，本年度基建投产计划安排表。

（3） 地区电网运行分析：包括潮流、无功电压、网损计算，短路容量计算，稳定计算，地区电网安全措施及安全自动装置配置。

（4） 地区电网运行存在的主要问题及措施（包括需要省公司解决的问题）。 2、 各电业局编制的年度运行方式应经本单位调度、生技、计划、基建等部门协调，并经分管领导批准后于每年1月底前报送省调。

第三节 月、周调度计划的编制

4.3.1 每月底前省调根据网调下达的次月月度计划、省电力主管部门的年度发电调控计划、省公司的季度发电计划、月度检修计划等编制月度调度计划，并下达到各发供电单位执行。月度调度计划应包括下列内容：

1、 根据华东电网公司下达的年度分月送受电计划，参照省电网年度运行方式和省公司计划部门下达的季发电计划和各电厂购电协议，对本月电力电量进行平衡、修正。

2、 各电厂月发电量。 3、 水电厂水库月末控制水位。 4、 全月主设备检修进度表。

5、 省电网电压考核点和监视点的考核曲线，各地区电网供力率考核基值的要求。

6、 500千伏跨省联络线次月电力电量互供计划。 7、 其他重要情况说明。

4.3.2 为了编制好下一月份的调度计划，省公司有关部门及各厂局应于每月10日前向省调送交有关资料：

1、 根据年度检修平衡会上确定的检修计划，各发供电单位报送下一月份的主设备计划检修及技改工程进度表。

2、 省公司工程部门送交下一月份输电网新(改)建项目一、二次设备施工停电要求，新设备投产范围与时间安排表。

3、 各电厂上报新(改)建项目一、二次设备施工停电要求，新设备投产范围与时间安排表。

4.3.3 省调在每月15日之前按网调要求将下月300MW及以上机组的检修计划、

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网调管辖和许可范围设备检修计划、对电网影响较大的其他设备检修计划、用电负荷及电量预测、发电计划、最大检修容量及各类交易等情况上报网调。 4.3.4 周计划编制

省调根据华东网调要求在每周三依据月度计划和电网实际编制本周五至下周四时间段内的周计划，并报送网调。主要内容包括：

1、 300MW及以上大机组的检修计划。

2、 网调管辖及许可范围设备检修计划，以及对电网影响较大的其他设备检修计划(包括具体检修进度安排、工作内容、停电范围等)。

3、 区域电力市场各类交易电力、电量；网调直调发电厂日可调电力。 4、 日最高用电负荷及日用电量。

5、 省调直调电厂出力受限容量（包括水电缺水及火电缺煤限出力或停机容量）。

6、 全省电力平衡缺口情况。

第四节 日调度计划的编制与调整

4.4.1 日调度计划由省调编制后通过调度生产计算机网络系统下达，供各有关单位执行。日调度计划包括以下内容：

1、 省电网每15分钟有功负荷及日发电量预计。 2、 各直调、许可电厂每15分钟有功出力安排。

3、 省电网设备停役安排、运行方式变更及相应继电保护、安全自动装置、地区方式等调整要求。

4、 检修方式出现薄弱环节的反事故措施。 5、 开停机方式安排及重要注意事项。

6、 500千伏跨省联络线次日每15分钟电力互供曲线和日交换电量计划。 4.4.2 日调度计划编制原则：

1、 保证电网安全稳定及优质、经济运行。

2、 开展省电网用电负荷预测，满足省电网用电需求和跨省联络线送受电计划的完成。

3、 满足网调对省电网运行备用（包括旋转备用及负荷备用）的要求。 4、 满足省电网的检修方式安排及发电机组的安全运行要求。

5、 满足下游用水和合理航运需求下，充分利用水力资源的原则，开展梯级水库及跨流域水库的优化调度；在供水期及枯水期间，应充分考虑利用水电调峰能力。

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6、 开展水火联调优化调度，努力做到“三公”（公平、公正、公开）调度。 为了编制好次日的调度计划，省调直调单位应按要求向省调办理设备停役申请；各电业局应于9时30分前向省调报送次日按96点编制的地区负荷曲线，省调每天15时前完成与次日有关的跨省联络线电力电量交易工作。 4.4.3 500千伏跨省联络线送受电计划的编制

1、 网调根据月度典型送受电曲线及计划调整编制次日的联络线送受电计划，并于每天10时前下达省调。

2、 省调根据省电网发用电平衡情况、安全约束及检修方式安排以及网调下达的联络线送受电计划、省际间交易计划编制省电网次日的发电计划，于每天15时前将联络线送受电计划及全省发、用电负荷曲线、有关大型电厂出力曲线上报网调。

3、 网调将次日联络线送受电计划、有关大型电厂出力曲线通过计算机网络或调度台下达省调执行。

4、 跨省联络线日电力电量送受电计划一经确定，原则上不再修改；若需修改，需经网调批准。

4.4.4 日发电计划的执行和修改

省调调度员可以根据实际情况指定电厂投入AGC或者担任第一调频厂；未承担AGC或第一调频厂任务的电厂在正常情况下应严格按照省调下达的日发电计划安排发电。

发生以下情况时，省调调度员可以修改电厂的发电计划曲线，电厂必须按照修改后的发电计划曲线安排发电：

1、 由于气候变化等原因造成负荷预测偏差。 2、 联络线交易临时调整。 3、 水情发生变化。 4、 电厂燃料供应不足。

5、 电网安全约束要求及发生异常、事故情况。 6、 其它特殊情况。

第五章 设备检修管理

第一节 设备检修编制原则及基本要求

5.1.1 设备检修管理的任务：

1、 结合设备运行状况，以设备检修及预防性试验等规程（规定）为依据，合理安排设备检修计划，提高检修质量和设备健康水平，确保电网及设备安全。

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2、 应坚持计划检修的准确性及严肃性，各发供电单位应精心组织并督促检修单位做好前期工作及现场安全和技术管理，滚动、优化现场检修进度安排，保证设备检修按计划开工和竣工。

3、 总结经验，做好统计分析，掌握检修规律，并根据设备检修完成情况，开展设备的可靠性分析。

5.1.2 编制设备检修计划应遵照以下原则：

1、 发供电设备检修统筹安排，计划检修实行统一管理，以保证电网安全稳定为前提，同时满足省电网有功出力备用裕度的要求，尽可能减少检修容量及对电厂、用户供电的影响。当电网运行变化导致电网有功出力备用裕度不足或电网受到安全约束时，调度机构可对相关的发、输变电设备检修计划进行必要的调整。

2、 按照“应修必修，修必修好”原则。设备检修的工期与间隔应符合设备检修、预防性试验等规程（规定），同时应推广应用状态检修技术及带电作业。

3、 发、供电设备的检修安排应根据福建电网的特点进行。一般情况下水电机组大修主要安排在枯水期进行，火电机组大修应尽量安排在汛期进行。迎峰度夏期间，原则上不安排主设备的计划性检修。

4、 应根据省电网主设备年度检修计划，统筹优化设备的检修安排，将发输供电一、二次设备及机、炉、变设备同步配合检修；同时计划检修工作与技改反措、基建施工停电等工作结合进行，避免同一回路或同一设备重复性停电。

5、 主设备年度检修计划是计划检修工作的基础。月度检修计划应在年度检修计划的基础上进行编制，日计划检修工作应在月度检修计划的基础上进行安排。

6、每年7、8、9月份原则上不安排影响主网安全稳定运行、电厂发电及对用户供电的一、二次设备检修计划，尽可能维持迎峰度夏期间主网全接线、全保护的运行方式。

5.1.3 各发、供电单位应指定一个部门负责本单位一、二次设备及送电线路计划检修的内部协调管理工作，遵照上述检修安排的原则滚动编制年—月（周）—日检修计划。计划检修及技改停电项目应经本单位内部平衡协调、检修管理专责（负责人）审核，基建施工停电方案应由本单位的基建部门提出、检修管理专责（负责人）会审；若停电工作造成地区电网供电方式的变更，还应经地调会审同意。检修项目及停电计划（方案）应经本单位分管领导组织内部平衡协调后，才能向省调上报施工停电方案及设备停役申请。

各单位应健全与省调的检修联系制度，由该指定部门检修管理专责（负责人）负责与省调联系检修事宜，防止多个部门分别与省调联系。

5.1.4 全省发、供电设备的检修，应由调度管辖范围内相应的调度部门统一协

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调与平衡。500千伏输变电设备、300MW及以上机组检修计划纳入华东电网公司统一平衡。

第二节 主设备年度检修计划的编制

5.2.1 单机300MW及以上发电机—变压器组设备年度检修计划编制：各电厂应于每年8月10日前负责编制下一年度的检修计划并上报省调，省调进行预平衡安排后，于8月底前将上述预安排检修计划上报华东电网公司有关部门，由华东电网公司最终统一平衡后于10月底下达省公司。省公司将上述检修计划列入全省发供电设备年度检修计划，一并下发至各电厂执行。

5.2.2 500千伏输变电设备年度检修计划编制：各发供电单位应于每年9月底前负责编制下一年度的检修计划并上报省调，省调进行预平衡安排后，于10月底前将上述预安排检修计划上报华东电网公司有关部门，由华东电网公司最终统一平衡后于11月底下达省公司。省公司将上述检修计划列入全省发供电设备年度检修计划，一并下发至有关单位执行。

5.2.3 省调管辖、单机300MW以下发电设备和220千伏系统输变电设备的年度大小修计划由各发供电单位于每年9月底前报送省调。省调会同省公司生产运行部编制主设备年度检修计划，并于11月底前召开全省发供电设备检修计划平衡协调会。根据全省检修平衡协调会讨论结果，进一步优化年度检修计划安排，经省公司领导批准后于12月底前下达执行。

5.2.4 省调许可的发电设备大修计划同样纳入省电网年度检修计划内，但小修计划只纳入省调编制的月度调度计划中。

5.2.5 各发供电单位应精心组织年度检修计划项目的前期工作，保证年度检修计划按期进行。由于电网安全约束及供电需要，省调可对年度检修计划作部分调整。

5.2.6 若发供电单位因故需要调整下半年主设备检修计划时，应于6月15日前向省调提出书面申请。省调将根据电网安全约束要求及发供电平衡情况，对下半年发供电主设备检修计划作适当调整。

第三节 设备月度检修计划的编制

5.3.1 各发供电单位和有关基建筹建单位，应根据省公司下达的年度检修计划及现场实际，经内部统一平衡后编制下个月度设备检修计划，由本单位检修计划专责人于每月12日前通过调度检修管理系统上报省调。

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5.3.2 属网调、省调直调的发供电设备计划检修、技改及基建施工停电配合，以及影响机组出力或备用者(包括主设备的附属设备)等检修项目，均要列入月度调度计划。

5.3.3 单机300MW及以上机组、属网调直调或许可管辖设备的计划检修，省调将于每月15日前上报网调，并按照网调批复的月度检修计划执行。省调根据网调及省公司下达的年度检修计划结合各单位上报的实际要求及电网满足安全约束条件及电网发用电平衡情况，统一平衡协调后下达月度检修计划。省调未批复的月度检修计划应在下一个月检修计划中另行申报。

5.3.4 对于年度检修计划中已安排的发电机组、500千伏线路及联变检修项目，有关发供电单位若因特殊原因要求调整检修进度安排时，应至少提前一个月向省调提出书面说明。只有满足电网发用电平衡及安全运行许可，省调才能批准该检修项目调整计划。

第四节 设备停役的申请与批复

5.4.1 属省调管辖设备在月度检修计划中虽有安排，各发供电单位仍应通过省调检修管理系统办理设备停役申请手续，要求如下：

1、 停役申请单应填明停役设备的名称、工作内容（检修项目）、停电范围、安全措施以及对其他设备的影响等具体要求，并符合设备双重编号、调度术语、调度命名、设备状态等规定，且内容完整、准确、明了。

2、 电厂设备的停役申请由值长提出，集控站、变电站的停役申请由值班长提出，线路及220千伏主变工作的申请由地调调度员提出。接受已批准申请、接受工作许可令和汇报工作结束等事宜，均应由上述人员与省调调度员联系。

集控站值班人员填报所辖变电站一、二次设备停役申请时，仍应以相应变电站名称及授权账号办理申请。

3、 省调管辖地调代管设备和地调管辖省调许可设备的检修，均由设备运行单位向地调提出，由地调调度员向省调办理申请，申请的管理同省调管辖设备。

4、 若由于地调管辖设备检修，而影响省调许可电厂的送出出力或造成电厂接入系统正常运行方式变更，除填明原因外，设备名称、措施和影响范围均应以机组或运行方式变更内容为主填写。

5、对于省调直调或许可的线路停役，运行单位应在检修前3个工作日11时前提出设备停役申请，省调在前2个工作日17时前批复。对于除线路外的设备停役，运行单位应在检修前2个工作日11时前提出设备停役申请，省调在前1个工作日17时前批复。运行单位11时后提交的申请则视为下一个工作日提出

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的申请。

5.4.2 若设备计划检修造成对用户停电，并按供电承诺要求提前向用户预告停电事宜时，运行单位应在设备停役前至少提前12个工作日与省调联系此计划检修事宜；经省调统一平衡同意后，运行单位应提前10个工作日向省调提出设备计划检修申请，省调于前8个工作日批复。除非电网出现紧急情况，否则此类设备停役申请应按批复的停役计划严格执行。

5.4.3 省调调度员通过检修管理系统发布检修申请批复的同时，通过电话将申请的主要内容通知受令人（与申请相关单位人员可通过检修系统浏览批复情况）。各厂站值班人员及地调调度员应立即上网确认停役申请的批复，并及时将省调领导及各专业批复的有关事宜通知本单位有关部门，各发供电单位以省调调度员下达的停役申请批复时间为准安排相应的检修工作。省调下达的启动送电方案及配合停电期间保电网安全方案，各单位应组织有关人员认真学习并落实各项工作。 5.4.4 重大计划检修及技改、基建施工停电管理要求：

1、 对于重大计划检修、技改项目及基建施工停电安排，发供电单位应至少提前5个工作日上报施工停电方案及申请。施工停电方案应包括停电施工及检修内容、停电措施、进度安排及现场施工的安全措施等。

2、 若该设备停役期间现场一、二次设备异动，造成设备复役时需要安排设备零起升流及升压、全压冲击、核相、并网带负荷调试（如带负荷校核有关保护向量、机组励磁系统并网调试及甩负荷）等试验项目，在安排设备停役前，发供电单位除提供上述施工停电方案外，还应同时向省调申报调试方案（包括设备异动范围或新设备启动范围、调试进度安排、需要安排的试验方式及试验项目），并至少在设备恢复送电前提前5个工作日办理设备启动调试申请。

3、 各发供电单位应认真执行上述规定，停电方案及启动调试方案应经内部协调、有关部门负责人审核，单位领导批准后才能上报省调，同时各单位做好现场的施工协调及安全措施，防止设备停役期间现场擅自扩大工作范围造成设备恢复送电时临时提出启动调试工作。

4、 省调将进一步协调相关单位施工停电安排，制定施工停电期间电网运行方案，根据现场提出的启动调试方案编制启动调度方案，并在设备停役前及启动调试前提前2个工作日批复申请。

5.4.5 现场发现设备缺陷需尽快安排停役检修时，运行单位可随时向省调调度员提出申请，省调应尽快批复安排；但如果设备缺陷严重不能坚持运行到省调批准的检修时间，各厂站值班员应根据现场事故处理规定处理，并立即向省调调度员报告。设备事故检修申请应在设备事故停役后24小时内向省调提出。 5.4.6 省调调度员有权批准当日内能完工而且对电网安全运行无明显影响的临

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时检修。若与一个设备的计划检修相配合，而且不影响电网运行方式的设备检修，可以随时向省调调度员提出结合检修申请，只要结合检修的时间不超过计划检修设备的检修时间，并且不影响计划检修设备的送电方式及安全措施，省调当班调度员可批复此类设备停役申请。

5.4.7 设备运行单位应按时开工检修，在批复的检修时间内完成检修任务。由于客观原因确实无法按时开工者，且在原批准时间内可以完成检修的，说明原因后原申请仍可继续使用；否则应另行申请或提出时间顺延申请，重新得到批准方可开工。

未批复的申请可保留12天，超过12天未批复则自动作废，若设备运行单位仍需检修应重新申请。

凡需延长设备检修工期的单位，应说明延长工期的原因并尽早向省调调度员提出申请，最迟必须在原检修结束时间前一天11时前办理延期手续，省调调度员将于当天下午17时前批复。设备的年度大、小修无法按期完成时，则应在设备原检修工期过半前办理延期手续。

设备检修工期延长手续办理规定不影响事故调查规程对其考核规定。 5.4.8 福建电网检修管理系统中，省调对设备检修申请的批准时间，是指从对该设备开始操作至检修工作结束设备恢复送电完毕（或设备恢复至备用状态交还系统调度）的时间；现场申报设备检修的申请时间包括对设备进行操作的时间。 5.4.9 若线路的带电作业工作要求解除线路两侧重合闸时应按规定办理申请手续；若工作只要求线路跳闸不强送且当天内工作能够完成者，则需向调度员口头申请，说明工作地点和时间，工作结束后应及时汇报。

5.4.10 由于设备的检修或测试有关保护向量等，地调需要借用省调的设备旁代或串代运行时，地调应按规定向省调办理借用申请；若省调需要借用地调的设备代运行时，省调应与地调协商后，以调度员指令形式下达。

5.4.11 设备检修虽已批准或已开工，但如电网需要，省调调度员可根据现场情况，经协商后正式指令其不要开工或停止检修，将该检修申请作废并恢复设备的运行。

5.4.12 属网调管辖或许可的设备计划停役，运行单位应于设备检修前5个工作日11时前向省调申报。经省调进行检修计划统一平衡协调后，省调检修专责应在设备停役前3个工作日12时前向网调办理申请。省调调度员得到网调批复后，应及时转批运行单位，同时下达有关运行单位涉及省电网的运行方式变更及注意事项。

属网调管辖或许可设备的非计划检修，运行单位应于设备检修前2个工作日11时前向省调申报。经省调进行检修计划统一平衡协调后，省调检修专责应在

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设备停役前2个工作日12时前向网调办理申请。 5.4.13 节假日检修计划管理要求：

1、 各发供电单位要求节假日期间安排的设备检修计划应于节假日前15天向省调提出书面申请。经省调统筹平衡及协调同意后，各单位应于节假日前8天12时前向省调提出设备停役申请，省调将于节假日前2天17时前批复申请。

2、 网调管辖或许可设备节假日检修，省调将于节假日前7天12时向华东网调提出停役申请，华东网调将于节前3天批复并由省调下达相关单位执行。 5.4.14 设备检修的接地管理要求：

1、 电气设备检修前，工作许可人(或签发人)应根据《安规》的要求审核工作负责人提出的停电范围和安全措施，并按调度规定的四种状态选择设备的检修方式，然后提出申请。

2、 设备停役时，应根据调度员下达的综合指令，做好规定的接地措施。如果工作中须将这些接地措施拆除影响综合指令的状态时必须经调度员许可。

3、 除了按调度指令所做的安全措施外，现场如须在同一个电气设备的停电范围内增加临时地线，而且不影响设备状态的，应由现场值班人员负责，可不必请示调度员。在工作结束时必须将临时地线拆除(保留调度指令的安全措施)，方可向调度员汇报工作结束。

4、 因工作需要(如试验、拆除连接线等)改变调度指令的接地措施位置，不影响设备状态时，可以不经调度员许可，但工作结束时仍必须恢复原状态并向调度员汇报。

5、 因停电范围大，接地线数目有限，现场仍应按《安规》规定在可能来电的各设备装设地线，处于中间的设备可不装设，但这项工作应由现场负责。当部分设备需要先送电时，现场应负责保证其他设备安全接地措施符合《安规》要求和调度原来要求的状态。

第五节 电力通信设备检修、网路异动管理

5.5.1 与省调生产、管理业务关联的通信网路（电路、设备）的异动、检修（计划和非计划）、停役均由省调负责审批。其它与地调、县调有业务关联的异动、检修、停役设备分别由地调、县调负责审批。

5.5.2 电力通信设备检修是指针对本机及其直接互联通信链路进行指标检测。网路异动的范围包括：在已投运设备中开通新（带宽）业务；投运设备停、退役；承载的业务内容、电路路由、时隙、接线、接口类型、速率等物理和逻辑等变更。 5.5.3 省电力通信网路（设备）的年度检修计划由省调负责统一制定，并以年

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度通信运行方式的形式下达，由设备落地站的相关单位通信运检管理部门负责具体提出申请并实施执行；其它设备的运行维护检修计划由设备落地站所在单位负责编制、报批和实施。检修计划的编制、报批应与电网一、二次设备检修相结合，避免重复停电。

5.5.4 按照设备属地化运行检修管理的原则，任何通信系统链路中某节点通信站或其光缆线路的检修（异动）而影响某高压线路的保护装置、安全自动装置及影响到电网和厂、站安全的自动化装置等系统运行，以及任何一次线路检修而影响OPGW和ADSS等电力特种通信光缆的运行和电力线载波运行时，应由该高压线路两端的变电站或电厂的现场运行（调度）部门提出检修申请，现场通信运检维护管理部门提出通信检修工作的安全技术和防护措施，并负责具体执行。省调通信调度和相关的地区通信调度应全过程予以监督。

5.5.5 对于与省调有业务关联的通信网路设备且不影响电网生产的检修申请报送省调通信调度审批；与省调有业务关联的通信网路设备且影响电网生产的通信检修按照省调设备检修流程办理。检修申请单位在填写检修申请流程中，应详细描述检修时间和内容、影响范围、安全措施等，必要时可附图说明。当电网线路检修、建设（基建、技改等）影响通信系统运行时，由该线路维护单位通知线路所属单位的通信调度，该通信调度在接到通知后应按照检修流程办理，同时填报相应通信承载业务的迂回和转接方案。

5.5.6 省电力通信网路临时检修、紧急抢修、消缺，若暂时未引起通信系统承载业务中断的通信故障，设备落地站的相关单位通信运检管理部门应区分影响和不影响电网发供电生产的通信检修按照临时检修（消缺）申请办理。若已经引起通信系统电路中断的通信故障，其处理故障的临时检修、紧急抢修、消缺工作流程如下：

1、 未影响电网发供电生产，省调通信调度员根据设备落地站相关单位通信运检管理部门或用户提供的情况启动通信故障处理通知单，并协调故障处理。

2、 已经影响或判断可能影响电网发供电生产，设备落地站相关单位通信运检管理部门应按照电网和现场的临时检修、紧急抢修、消缺有关管理规程、规定进行申请和工作，向现场所涉及的有关专业通报情况，并立即向省调通信调度员汇报。省调通信调度员须向省调电力调度员和有关专业处通报有关故障和消缺工作的影响情况。

3、 对于影响到省调管辖范围的线路保护、安全自动装置及电网和厂、站安全的自动化装置等系统运行的通信设备（电路）出现临时故障时，省调通信调度员应首先通告省调调度台和保护、自动化专业管理部门，如判断24小时内无法恢复时，同时组织应急通信通道，现场相关单位通信运检管理部门应按照省调通信调度令

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要求组织调试开通、启动应急预案且在测试合格后交予现场保护和调度运行人员，并由其确认完毕方可随调度令操作通信通道投入。此应急通信通道应在原通信通道抢修成功后办理退出申请。

5.5.7 因临时检修、紧急抢修、消缺所引起的省电力通信网路需要发生异动时，异动工作发起单位的通信运检管理部门应立即启动省调通信异动管理流程并按照现场工作规程进行操作，在异动工作结束后，检查有关资料、图纸与实际是否相符、是否详细，依照工作现场规程做好现场移交给有关专业（用户），并请有关专业（用户）校核、确认异动后的通信网路是否可用、是否投入。若此检修、消缺的通信异动与电网发供电生产有关，省调通信调度员根据通信异动管理流程办结情况，同时填写省调电网异动流程（通知与规定）向省调有关分管领导、专业处通报异动情况并存档。

第六节 自动化设备检修管理

5.6.1 自动化设备检修申请办理：不影响系统功能和信息时，通过自动化专业检修管理系统（DMIS）申请；影响系统功能和信息时，按照省调设备检修流程办理。

5.6.2 网调管辖、许可的厂站调度自动化相关设备的检修、停运应报省调后再由省调报网调批准。省调管辖、许可的厂站报省调批准。

5.6.3 自动化系统检修申请单中应注明检修时影响的功能和数据内容。 5.6.4 自动化设备的检验应尽可能结合一次设备的检修进行。

5.6.5 自动化设备检修开始前检修单位应电话通知省调自动化值班人员做好信息处理工作，检修完毕投入正式运行前，应与省调自动化值班人员校对自动化信息的正确性。

5.6.6 输电线路检修或通信设备检修等，如影响自动化通道时，通信部门在审批时应列出受影响的通道清单；通道恢复时，通信部门应及时通知省调自动化值班员。

5.6.7 更换网、省调的关口电能表及计量PT、CT，应办理申请手续。 5.6.8 当一次设备检修时，运行维护单位应把检修相应的远动输入、输出回路的正确性及有关变送器的检验列入检修工作任务。

5.6.9 断路器、隔离开关以及PT、CT回路检修完成时必须检查相应的遥信电缆及接线端子并做遥信的联动试验，与调度核对相关信息的正确性。 删除的内容: (自动化第六章 新设备启动投产管理

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第一节 启动投产具备的条件

6.1.1 凡接入省电网运行的新建、改建或扩建工程，其主辅机、一、二次并网设备应符合国家有关法规、行业标准、电网运行准则及省电网有关技术的要求，并达到华东电网、省电网技术监督及安全性评价的要求。

6.1.2 凡接入省电网的新建和改扩建工程，在项目可行性研究及设计阶段，应由项目管理单位通知有关调度部门参加审查；工程项目设计技术资料应由项目管理单位在审查会议召开前10天提供给有关调度部门，并满足《福建并网电厂调度服务指南》的要求。

6.1.3 对新建或改扩建输变电工程，新设备启动投产前必须具备如下条件，并由省公司组织现场验收：

1、 现场设备验收工作已经完成，工程质量符合设计及安全运行要求，经启委会批准可以启动，并由省公司领导批准向省调下达启动令。

2、 对于新建线路，项目管理单位应在新设备启动投产前10天向调度部门及运行维护单位提供线路参数的实测报告（包括线路导线型号构成，长度、路径、与相邻线路同杆架设情况及整条线路实测阻抗、容抗及互感参数等实测电气参数）。对于开断接入线路，项目管理单位应在新设备投产前5天向调度部门及运行维护单位提供上述线路实测报告。

3、 生产准备工作已经就绪：调度关系及管辖范围的划分、接入系统的运行方式明确，设备调度命名核对无误；现场运行规程及制度等均已齐全；运行人员已配齐，经过相关技术培训并考试合格。

4、 一、二次设备及现场具备启动条件，并移交给有关调度及生产单位。 5、 提供给有关调度部门及运行维护单位所需的技术资料齐全。

6、 现场已经收到有关继电保护、安全自动装置的整定通知单（包括启动临时整定），并完成整定及调试工作。

7、 通信通道及自动化信息接入工作已经完成，调度通信、自动化设备运行良好，通道畅通，实时信息的数量和质量能满足调度运行的需要。 6.1.4 电厂机组首次并网调试前应具备的条件：

1、 电厂一、二次设备应按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格；并网正常运行方式已经明确，有关参数已合理匹配，设备整定值已按照调度管辖范围划分的要求整定，具备并入电网运行、接受省调或地调统一调度的全部条件。

2、 电厂继电保护及安全自动装置应按《福建省电力系统继电保护新设备投产验收管理办法》的要求通过三级验收和标准化验收，具备同步投运条件，并满

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足下列基本要求：

（1） 继电保护装置按有关规程进行调试，并按该设备调度管辖部门编制的继电保护定值通知单进行整定，设备检验无漏项、各种资料完整，反措得到落实，并经验收合格。机变保护整定值报省调核备后执行。

（2） 已统一联网界面继电保护设备调度术语，明确相关保护设备的命名、使用和投退原则；交换整定计算所需的资料，并明确有关发电机、变压器的接地方式，联网界面继电保护设备的整定计算、运行维护、检验和技术管理工作范围和职责的划分，并确定工作联系人和联系方式。

（3） 所有继电保护装置、故障录波、保护及故障信息管理系统与相关一次设备同步投入运行。

（4） 现场制定的继电保护装置运行管理制度应满足有关法规、电力行业标准、电网运行准则、省电网反措规定以及有关继电保护技术监督的规定。

（5） 新入网继电保护装置应满足省调继电保护入网管理规定，满足省电网的微机型保护和故障录波器软件版本管理规定。

3、 电厂调度自动化设施

（1） 机组AGC/AVC按审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格，具备同步投运的条件（机组AGC/AVC具备系统调试条件）。

（2） 电能计量装置参照《电能计量装置技术管理规程》（DL/T 448-2000）和购电合同的约定进行配置，并通过由电网和电厂共同组织的测试和验收合格，完成与调度中心的联调，运行正常。

（3） 计算机监控系统、二次系统按照《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》(国家经贸委令第30号)的要求及有关规定，已实施安全防护措施，并通过省调的信息安全评估。

（4） 完成省调与电厂自动化系统的联调、测试、数据核对等工作，电厂有关信息完整、准确、可靠、及时地传送至省调。

（5） 完成调度生产管理系统的网络和终端的安装调试工作，各类生产管理工作能正常进行。

（6） 通过调度生产管理系统以及提供书面资料的形式，完成有关自动化设备的资料及信息交换。

4、 电厂调度通信设施须符合国家标准、电力行业标准、电网运行准则和省电网有关规定，按有资质机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格，具备同步投运的条件。

（1） 通信系统应能满足继电保护、安全稳定自动控制、调度自动化数据以及调度电话等电力调度通信业务对通信的要求。

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（2） 电厂通信系统应同步建设配备通信监测系统，接入省电力通信网管中心主站，传送其运行工况、告警监测信号。

（3） 电厂通信运行维护应配备有专业运行维护人员，并配置设备运行维护所必需的仪表、工具和备品配件。

（4） 电厂通信设备技术体制应与省电力通信网所采用的技术体制相一致。其设备必须具有电信主管部门或电力通信主管部门核发的通信设备入网许可证，且符合国际、国家及行业通信技术标准。

5、 水电厂建设的水情自动测报系统，其设计方案应经过调度部门的审查，并应满足调度部门所要求的投产运行中上报水库运行信息的内容及方式。 6、 电厂运行、检修规程齐备，相关的管理制度齐全, 其中涉及电网安全的部分应与所在电网的安全管理规定相一致。

7、 电厂的设备命名与编号按调度管辖范围划分原则，并已按照省调或地调要求进行设备命名编号。

8、 电厂有调度受令权的运行值班人员，须经省调组织的有关电网调度基本业务知识培训和考试，取得相应的合格证书，方可持证上岗。

9、 电网应制定防止电厂全停及保厂用电方案（包括一、二次系统措施），并针对并入电网后可能发生的紧急情况，制定相应的应急预案，包括制订失去外来电源的电厂黑启动应急预案。水电厂应具备黑启动能力，并应开展黑启动试验，同时将试验报告报省调备案。

第二节 启动投产过程管理

6.2.1 负责新建或改扩建电厂和电网输变电工程项目管理单位必须在预定的新设备启动投产日期提前90天按附录A要求向省调提供有关新设备投产的技术资料，并通过DMIS系统上报设备参数。对于并网电厂，还应向省调提出并网申请书。申请书内容包括（但不限于）：

1、 经电厂组织审核并签字批准上报的并网调试大纲（包括启动调试范围，进度安排，调试项目及步骤，现场调试的组织措施、技术措施及安全措施）。

2、 启动调试联络人员、与省调各专业联系的技术管理及运行人员名单。 3、 机组的高频保护、低频保护、过电压保护、低电压保护、失磁及失步保护、主变零序过流保护、发变组低压过流保护、快关保护、主要辅机设备低电压保护等整定方案应报省调审核批准后执行。其余机变保护定值报省调备案。

4、 现场运行规程或规定。 5、 数据交换及通信方式。

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6.2.2 省调应组织对电厂提供的并网技术资料及并网申请书予以书面确认。如不符合规定要求，省调有权不予确认，但应在收到并网申请书后10日内书面通知不确认的理由。否则视为省调认可电厂提出的并网申请。

6.2.3 需并网运行的发电厂或地方电网，必须与省公司（或省公司授权的供电单位）本着平等互利、协商一致的原则签订并网经济协议(购电协议)，并与有关调度机构签定调度协议。

6.2.4 省调收到输变电工程筹建单位提供的完整技术资料或对电厂并网申请确认后，应在30天内回复边界归算阻抗，供电厂或电业局进行保护整定计算。在新设备启动投产前30天下达有关整定值及有关继电保护调试定值，下发设备的调度管辖范围、设备的命名和编号和省调调度员名单。对于新建、改扩建机组，省调还应下达机组调速系统、励磁系统等涉网安全稳定运行的整定值。在已提供全部实测参数条件下，启动投产前3天正式下达继电保护定值。

6.2.5 电厂机组首次并网调试前应通过启委会组织或电厂组织有资质的专家组的并网验收，并于机组首次并网前10天将验收报告上报省调；电厂机组首次并网前5天，调度部门将组织对电厂涉网部分并网条件的现场确定。凡由于技术资料不全或在安全、经济及生产准备工作不具备并网运行条件，或不具备调度通信和电网自动化要求的新工程，省调有权拒绝批准该新设备或工程并网调试运行，并书面下达整改意见。

6.2.6 新设备启动调试、调度方案编制与实施

1、 新建或改扩建机组首次并网调试前，电厂应组织编写机组并网调试大纲及电气试验方案（包括新设备启动调试范围、调试项目及调试步骤、调试进度安排、安全措施等），并至少在机组首次并网调试前30天向省调报送上述调试方案。电厂应组织包括调度部门参加的启委会或专家组对上述并网调试方案进行审查，同时与调度部门协商确定机组首次并网调试日期。

2、 对于220千伏输变电新设备启动投产，项目管理单位应至少提前15个工作日向省调报送新设备启动调试方案（包括新设备启动范围、启动方式及启动过程需要安排的调试项目、调试进度安排、现场安全措施等）。 对于500千伏输变电工程启动投产，负责新设备调试单位应编写启动调试方案，并在启动投产前20天内提交省公司审批通过。对于新建线路，项目管理单位应在新设备启动投产前10天向省调及运行维护单位提供线路参数的试验报告（包括线路导线型号构成，长度、路径、与相邻线路同杆架设情况及整条线路实测阻抗、容抗及互感参数等实测电气参数）。

3、 省调将根据现场提供的启动调试方案，在新设备启动投产前至少提前5个工作日下达新设备启动调度实施方案，并根据调度实施方案拟写调度操作票。

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4、 电厂机组励磁系统（包括低励限制环节及PSS）、调速系统应经静态及动态试验验证按调度部门下达的整定值整定，并向调度部门提供整定调试报告。

5、 电厂发电机对升压站零起升流升压试验、机组首次并网调试、并网后各负荷点的低励限制试验及甩负荷试验、RB试验、带负荷连续试运行、进相及PSS试验、励磁系统及调速系统建模与参数实测、AGC/AVC功能调试等试验均应分别提前5个工作日向省调提出申请，省调将提前2个工作日批复申请。

6、 输变电工程项目管理单位应在新设备启动投产前至少提前5个工作日通过运行单位向省调办理新设备启动投产申请。省调将在新设备启动投产前2个工作日批复启动调试申请。

7、省调值班调度员下达新设备启动操作指令。现场新设备启动操作接令人由运行单位的值班负责人担任，发电厂为值长，集控站、变电站为值班长，线路为地调调度员。

6.2.7 新设备试运行完毕经验收合格后，各发供电单位应向省公司提出可以正式进入运行的报告，经省公司组织研究同意后才能视为电网统一调度的设备。新机组在进入商转前，应完成所有的系统调试工作并通过省公司组织的涉网安全性评价。

6.2.8 接入110千伏及以下电网的新设备投产管理：

1、 接入110千伏的地方小电网、小水电和小火电厂，新设备联网调试前应与有关电业局签定并网经济协议（购电合同）及调度协议，向有关地调办理并网运行手续，报省公司有关部门备案。

2、 非省调直调或许可范围、接入地区电网110千伏及以下电压等级的线路、变电站和电厂的新建、扩建设备等启动投产规定：

（1） 若该启动工作造成地区电网内属省调管辖或许可出力的电厂110千伏送出正常运行方式变更或影响电厂送出出力时，则该启动应提前7个工作日向省调报送启动方案，办理启动申请，得到省调的批复后，地调才能进行该新建（扩建）工程的启动调试。

（2） 除上述情况外, 地区110千伏输变电工程的启动投产由地调负责。地调应安排好启动调试期间保电网安全运行措施，编制并下达启动调度方案。

3、 对流域梯级开发的中型水电（接入110千伏电网），关系到梯级水能优化调度，此类电厂并网前应按附录A要求向省调报送水库调度、防洪等资料。 6.2.9 直调水电厂首台机组并网调试并完成24小时试运行后应实时传输以下信息至省调水调自动化系统：

1、 流域内重要雨量站实时雨情及控制性水文站实时水情。

2、 坝上、下水位，出、入库流量及发电流量、泄洪流量等水库运行信息。

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3、 预测来水过程信息。 6.2.10 电力通信系统投产管理 1、 省调对全省新建电力通信系统开展技术监督和专业管理。管辖范围为与省调有直接业务关系、省电力通信网互联的变电站通信站和直调电厂通信站（以下统称“并网通信站”）。 2、 并网通信系统应能满足继电保护、安全稳定自动控制、调度自动化数据、水调系统以及调度生产、行政管理电话等电力调度通信业务的要求。 3、 并网通信站筹建管理单位（如直调电厂、电业局等，下简称“并网单位”）的涉网通信系统须同时符合国家标准、电力行业标准、电网运行准则和福建电网有关规程、规定，严格按照并网项目各阶段设计审查会议具体要求，实施涉网通信设备的安装、联调联测和通过试运行期和初步验收，通过基建程序验收和并网通信站调度通信系统并网验收，方认定为具备投运条件。 4、并网通信站并网启动前（以下简称“并网前”），相应的通信系统必备条件和应完成的工作有： （1） 并网通信站应以光通信为主要技术手段，通信传输系统接入主干通信网具有相互独立的物理路由、双冗余备份的方式；按照调度与行政管理程控交换机分离、同步配套通信监控从站和调度录音系统、专用通信直流电源等原则进行建设。 （2）并网单位应在通信系统并网设备安装调试工作开始前一周，向省调提交并网通信站通信系统并网申请，省调应在5个工作日内回复，省级运检单位依据批准内容予以具体实施。申请内容应简明扼要，主要包括：无人值班通信站申请、调度交换、行政交换机并网申请、载波频率使用申请、长途干线传输电路带宽需求、通信监控网管中心主站端口接入申请、同步时钟使用申请等。 （3） 同步投运通信监控从站系统，应符合互联系统通信规约，且在并网前25个工作日，并网单位应将并网通信站通信监控系统子（从）站接入省电力通信监控主站系统，完成并入省电力通信网网管中心，使互联互通的有关通信设备的运行工况、告警监控信息传递到省电力通信监控主站系统。 （4） 并网通信站互联通信传输系统长途电路的调试（包括到省调、地调）工作须在并网前30个工作日按照现场安装方案和长途电路调试大纲完成两侧设备安装和全程调试工作。并网前20个工作日完成各类电力业务应用端口的接入、调度交换与行政管理交换系统的互联互通工作。 （5） 并网前15个工作日，并网单位向省调提交并网验收和标准通信站验收申请，并网申请的内容应描述并网通信站通信系统基本情况、具备的条件，并附上并网通信站竣工资料、涉网设备试运行报告；同时向省通信运检维护单位提删除的内容: 凡接入电网运行的新建、改建或扩建输变电工程，应符合并网运行的技术标准（国家标准或者行业标准）、规范要求及福建电网的运行标准；必须有省调或相关调度机构参与并网运行有关部分的设计审查工作。 新投产设备的筹建和运行单位，必须比预定投入系统运行日期提前90天，向省调提供有关工程投产范围及技术资料。删除的内容: ；删除的内容: 省调收到工程筹建单位提供的完整技术资料后，应在15天内回复边界归算阻抗，供对方进行整定计算。在新设备启动投产30天前下发有关整定值及有关继电保护调试定值，下发设备的调度管辖范围、设备的命名和编号和省调调度员名单；启动投产7天前正式下达继电保护定值（应在已提供全部实测参数条件下）。6.2.3 新设备启动投产前必须具备下列条件：6.2.3.1 设备验收工作已经完成，工程质量符合安全运行要求。6.2.3.2 参数测量及计算... [1]删除的内容: 2.14 省、地级调度通信管理管理部门对所管辖区域的新建通信系统开展技术监督和专业管理。省级调度通信部门管辖的范围为与省调通中心有直接业务... [2]删除的内容: 6.2.15删除的内容: 删除的内容: 2. - 30 -

交电厂（站）与省电力通信网互联互通接入的通信系统的竣工资料、投运所需的运行维护资料，其中基本运行维护资料须包括：全程通信互联传输系统接入路由、电路端口图、设备电气接口表及语音交换系统互联方式图、监控系统接入方式以及互联设备竣工验收等资料。

（6） 并网前7个工作日，省调根据国家标准、省颁规程规定、有关并网单位提交的资料制定出并网验收标准和具体项目，组织并网通信站调度通信系统并网和标准通信站的验收工作。并网通信站应实现投产达标（标准通信站）要求，通过该验收工作方可并网。并网接入验收中，省调组织有关省、地运检维护部门检视与并网通信站有关的通信传输系统配置及其线路路由、配套语音交换设备及组网、通信监控主、从站配置、专用交直流供电系统、专用通信机房等方面是否达到并网原则（设计）要求，现场抽检互联网路和设备指标符合设计指标要求，设备运行良好。如未达到以上要求，应拒绝并网通信站启动。

（7） 如并网通信站顺利通过并网验收，并网前5日，并网单位向省调通信部门提出通信站并网申请。省调通信部门根据其提交的有关资料以及并网通信站调度通信系统并网验收结论，在审批申请时应详细描述新并网通信站投产通信网路（包括电力自动化、线路继电保护、水调信息等专业的电力通信用户）名称、业务内容、路由描述、电路端口基本特性。

（8） 并网通信站通过并网验收后，并网前3个工作日，省调根据审批的新并网通信站投产通信网路情况，向并网单位（包括各级通信调度）下达并网通信站通信电路运行方式（包括全部投产电路的名称、网路拓扑图）。并网单位在收到并网电路运行方式后即用电话向省调通信调度提出启动并网，省调通信调度员核对有关情况无误后即确认并网。

（9） 并网通信站应配备有通信专业运行维护人员，并配置设备运行维护所必需的仪表、工具和备品配件。 6.2.11 自动化设备投产管理

1、 新并网的厂站，应在首次并网10个工作日前通过DMIS系统的自动化厂站新系统投产流程向省调上报有关系统设备信息。

2、 在首次并网7个工作日前提交各个子系统的验收测试报告。

3、 在首次并网5个工作日前，完成省调自动化系统与电厂自动化设备的联调。

第七章 系统频率的调度管理

第一节 系统频率标准

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7.1.1 各级电网调度运行人员有责任按照国家电能质量标准调整电网运行指标，执行电能质量监督实施办法有关规定，保证供电质量符合国家标准。

7.1.2 系统标准频率为50Hz，正常运行频率偏差不应超过50±0.2Hz，并尽量使系统频率保持在50±0.1Hz之内。在任何时候应使电钟与标准钟（GPS）的误差不大于30秒。

7.1.3 系统频率超过50±0.2Hz为事故频率，事故频率允许的持续时间为：超过50±0.2Hz，持续时间不超过30分钟；超过50±0.5Hz，持续时间不超过15分钟。

7.1.4 系统事故造成地区电网独立运行时，地调及地区电厂负责独立小网调频任务，控制独立小网的频率在50Hz±0.5Hz之内，并能与省电网顺利并网，不应出现调整不当引起高频切机、低频减负荷的情况。

第二节 并网机组调速器要求

7.2.1 为保证系统有良好的一次调频特性，对并网机组调速器特性参数要求如下：

1、 调速系统的速度变动率(调差系数δ)

火电机组速度变动率一般为：4％～5％；水电机组速度变动率（永态转差率）一般为：3％～4％。

2、 调速系统迟缓率(ε)

机械、液压调节型：机组容量≤100MW，迟缓率要求小于0.4％；机组容量 100MW～200MW（包括200MW），迟缓率要求小于0.2％；机组容量>200MW，迟缓率要求小于0.1％。

电液调节型：机组容量≤100MW，迟缓率要求小于0.15％；机组容量100MW～200MW（包括200MW），迟缓率要求小于0.1％；机组容量>200MW，迟缓率要求小于0.06％。

3、一次调频的死区为：±0.033Hz。

调速器特性参数为涉网定值并由省调下达，现场不得自行更改。

7.2.2 发电厂应确保发电机组具备一次调频的能力，性能达到上述规定要求；对一次调频装置进行定期维护，提高一次调频的投运率，保证一次调频运行信号正确上传至省调EMS主站系统。

7.2.3 新投产机组、机组大修或调速系统检修后，电厂应上报机组与一次调频有关的材料及数据，其中包括：

1、 调速系统的传递函数、各环节参数及有关的试验报告。

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2、 液调机组调速系统速度变动率、迟缓率测试报告。

3、 电调机组速度变动率、频率调整死区组态图及函数曲线设置参数。 7.2.4 未达到一次调频要求的机组应尽快进行功能完善、试验等工作，必要时发电机组应退出运行进行检修整改。

7.2.5 各电厂若要退出机组一次调频功能或在机组一次调频的能力发生变化要求更改定值时，应及时向省调汇报，并提出申请，经同意后方可由调度员下达退出或更改。

第三节 调频厂的确定及频率监视

7.3.1 电网运行时应指定第一调频厂和第二调频厂。

省电网单机容量在100MW及以上的火电厂、单机容量在50MW及以上的水电厂、LNG燃汽轮机组以及抽水蓄能机组均可担任系统的第一、二调频厂。正常运行情况下，省调应指定上述其中的电厂担任第一调频厂，机组投入AGC运行的电厂即自动转为第一调频厂，未指定为第一调频厂或投AGC的上述电厂均为系统的第二调频厂。 7.3.2 省调调度室应装有ACE监视画面和数字式频率显示器及记录式频率记录仪，当频率超出50±0.1Hz时，应具备告警信号。系统的频率以省调调度室的频率显示为准；系统第一、第二调频厂和频率监视点每月15日白班应与省调核对频率显示装置。

7.3.3 为有效监视系统频率运行，对各单位装设频率表的要求：

在各地调调度室和所有电厂、变电站（集控站）的中控室（或集控室）均要求装有频率显示器；所有500/220千伏变电站应装有数字式频率表。

各地调调度室和第一、第二调频厂应装有数字式和记录式频率表，当频率超出50±0.15Hz时，应具备有告警音响和灯光信号。

系统频率监视点为后石、华能、嵩屿、永安火电厂，水口水电厂，500千伏福州、泉州变，上述厂站应装有频率自动记录仪，当记录仪启动时应有告警音响和灯光信号。

7.3.4 为有效监视系统潮流，保障设备不过载和超稳定限额运行，设立电网主要联络线潮流监控点，监控点应装设线路、母联开关潮流越限告警信号。

华能福州电厂、嵩屿电厂、后石电厂、水口电厂、漳平电厂、永安电厂；所有500千伏变电站；220千伏鼓山、罗塘变为主要联络线潮流监控点。 7.3.5 当地区电网解列运行时，由省调指定该地区的调频厂和负责调频的单位。

第四节 系统频率的调整

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7.4.1 当省电网与华东联网运行时，由网调指定联网调频模式。正常情况下联络线按功率及频率偏差控制（TBC）方式控制区域控制偏差（ACE）在规定范围内。 7.4.2 第一调频厂的调整原则：

1、 在省电网与华东电网联网运行，负责按照跨省联络线功率及频率偏差控制（TBC）方式控制区域控制偏差（ACE）在规定范围内，ACE=△P+β*△f。（△P—联络线功率偏差值，β—本网频率偏差系数，△f—系统频率偏差值）。若省调AGC主站故障时，第一调频厂进行人工调整，负责联络线有功功率的调整，使联络线有功功率与计划值的偏差接近于零。

2、 当省电网与华东电网解列运行时，负责系统频率的调整，保持系统频率在50±0.1Hz范围内。

3、 第一调频厂应保证投入AGC的机组具有足够的调整容量，保证调频能力；当全厂无调整容量时发电厂值长应提前向省调调度员报告，省调调度员应调整其它电厂机组出力，一旦恢复调频能力时应立即履行第一调频厂职责。

第一调频厂应能监视跨省联络线潮流和省电网实际日负荷变化曲线，并按照省调要求装设区域控制偏差（ACE）和跨省联络线功率偏差越限告警装置。 7.4.3 第二调频厂的调整原则：

当系统频率超出50±0.1Hz时，第二调频厂应立即主动调整出力参与系统调频，直至频率恢复至50±0.1Hz内并报告省调调度员。

7.4.4 当频率超出50±0.2Hz时，全省所有电厂应主动调整出力协助电网调频，直至频率恢复至50±0.2Hz内。

7.4.5 与华东电网联网运行情况下，为保证系统频率正常，控制好联络线潮流，省调在编制日调度计划和安排开停机时应按网调规定留有运行备用容量，包括旋转备用、负荷备用。旋转备用是指电网实时运行过程中，10分钟内能够全部调出、不受电网稳定限额约束且至少持续1小时满足系统需要的发电容量。旋转备用主要由水电机组及运行中的火电机组、燃气轮机组担任。负荷备用是指在30分钟内各级调度部门通过负荷控制系统等手段能直接调度控制的负荷。

省网独立网运行时，旋转备用容量应全由运行中的水电、火电、燃汽轮机组承担，其容量不低于系统预测最高负荷的3～5％。

7.4.6 省调直调和许可的电厂（第一调频厂除外）应严格按省调下达的有功曲线发电，机组的正常升降负荷速率应按规定要求；在事故频率情况下，应尽最大可能满足省调调度员的要求进行机组出力的紧急调整。

7.4.7 由于大幅度的频率调整过程中或系统开环，造成系统主要联络线过载，各潮流监控点应立即报告省调调度员。

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第五节 自动发电控制（AGC）调度管理

7.5.1 自动发电控制（AGC）是保证电网安全、经济、高质量运行的重要保证措施。AGC的投入与退出由省调下令，未经调度许可不得擅自退出或修改控制参数。 7.5.2 凡并入省电网的单机容量在100MW及以上的火电厂、单机容量在50MW及以上的水电厂（含抽水蓄能和燃气轮机组）均应具备AGC功能。

7.5.3 机组AGC功能应通过省调组织电厂参与的系统调试，由省调下达自动发电控制整定单，电厂执行后方能投入运行。

7.5.4 凡参加AGC调整的机组的调节参数（调节范围、调节速率等），根据系统要求和电厂调节能力，由省调核准下达。

7.5.5 参加AGC运行的发电机组运行模式由省调值班调度员确定，在EMS系统上操作并通知有关电厂。调度员改变机组AGC运行模式时，应在操作之前通知该电厂运行人员确认后方可进行。

7.5.6 省电网AGC装置的频率采用省调调度端的当地频率。当系统发生震荡或与系统解列等事故时，现场应及时汇报省调，并退出AGC改为手动调节。 7.5.7 当现场投AGC的机组或AGC功能发生异常情况时，电厂值班人员可以先停用AGC装置，将机组切至“当地控制”，然后汇报省调。异常处理完毕后，应立即向省调汇报并由当值调度员通知恢复AGC运行。

7.5.8 当主站AGC系统发生异常时，省调调度员应当立即停运主站AGC，并通知第一调频厂进行手动调整电网频率和联络线功率。

7.5.9 参加AGC运行的电厂应编写现场运行规程，并上报省调备案。

第八章 系统无功电压管理

第一节 基本原则

8.1.1 电力系统无功补偿装置配置应能保证在系统高峰和低谷时段负荷水平下，分（电压）层和分（供电）区的无功平衡，同时正常方式下应留有足够动态无功备用容量，满足电压调整及事故方式电网安全稳定运行需要。

分（电压）层无功平衡的重点是220千伏及以上电压层面的无功平衡，分（供电）区就地平衡的重点是110千伏及以下系统的无功平衡。无功补偿配置应根据电网情况，实施分散就地补偿与变电站集中补偿相结合、电网补偿与用户补偿相结合、高压补偿与低压补偿相结合，以满足降损和调压的需要。

8.1.2 根据《电力系统安全稳定导则》、《电力系统电压和无功电力技术导则》

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和《电力系统电压质量和无功电力管理规定》、《电力系统无功补偿配置技术原则》要求，按照调度管辖范围划分，省调负责220千伏及以上电网、地调负责所辖电网的电压与无功功率的运行控制及管理。

8.1.3 省调应按要求建立省电网各中枢点母线电压的考核点和监视点，以保证电压质量。电压考核点和监视点允许变动范围应符合电压质量考核标准的要求，省调按月（季）编制下达各电压考核点、监视点的电压曲线及地区网供功率因素考核基值。

8.1.4 为保持电网电压波形在规定允许的范围内运行，各电业局应按《电力系统谐波管理暂行规定》及《福建省电网谐波技术监督实施细则》（试行）做好用户入网的谐波管理，并根据电网特点设置电网电压波形监测点。

第二节 无功补偿与调压配置技术要求

8.2.1 500千伏电网应分散、优化配置高压、低压并联电抗器，原则上要求高、低压并联电抗器总容量与500千伏线路充电功率基本补偿。接入500千伏系统电厂升压站可考虑装设一定容量、通过开关投退的高压电抗器。500千伏降压变容性无功补偿容量应按主变容量10%—25%配置或经计算分析确定。

8.2.2 并网电厂接入系统规划的设计或机组励磁系统改造的设计选型，应通过省公司组织（调度部门参加）的有关并网电厂接入系统的审查。

1、 对于直接接入220千伏及以上电网的新建发电机组在项目可研阶段应按照规划投产年份的电网结构、电源分布及负荷水平专题开展励磁系统设计选型对系统稳定影响(包括暂态稳定、动态稳定及电压稳定性等)的计算分析,确定合理的励磁方式、PSS配置及强励倍数、上升速度等技术参数要求。

2、 发电机励磁系统应满足如下发电机额定功率因数（迟相）值要求：（1）直接接入500KV系统、处于送端的发电机功率因数，一般选择不低于0.9；处于受端的发电机功率因数，宜在0.85—0.9选择。（2）接入220KV及以下系统的发电机的功率因数宜按0.8—0.85选择。

3、 机组进相能力要求：投产机组均应具备在有功功率为额定值时，功率因数进相0.95运行的能力。装机容量10MW及以上水电机组、50MW及以上火电机组均应具有低励限制功能。

4、 AVQC功能要求

直接接入220千伏及以上电网的电厂，要求配备全厂集中AVQC装置或全厂集中监控系统具备AVQC功能，并满足如下技术要求：

（1） 根据高压侧母线电压控制目标，或全厂总无功出力值设定协调控制多

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台机组的无功出力。

（2） 上述装置应具备与省调主站AVC系统联合闭环控制的功能。现场应具备完善的安全闭锁功能。

机组属省调许可出力、直接接入110千伏电网的水电厂，全厂监控系统应配备上述AVQC功能，并具备与地调AVC系统联合闭环控制的条件。

8.2.3 220千伏变电站无功补偿容量一般按220千伏主变容量10%—25%配置，并满足220千伏主变最大负荷时，其高压侧功率因素不低于0.95。当220千伏变电站110千伏及以下出线以电缆为主或较大容量地区电源接入该变电站110千伏系统时，容性无功补偿容量可按下限配置。一般情况下无功补偿装置的单组容量，接入35千伏电压等级不宜大于12Mvar，接于10千伏电压等级不宜大于8Mvar。

8.2.4 电力用户应根据负荷特点，合理配置无功补偿装置。100千伏安及以上高压供电的电力用户，在用户高峰负荷时主变高压侧功率因素不宜低于0.95；其他用户，主变高压侧功率因素不宜低于0.90。同时应防止用户向系统倒送无功功率。

第三节 电压的监视与调整

8.3.1 定为省电网电压各考核点和监视点的变电站值班人员，应按电压曲线变动范围认真监视母线电压，当电压水平超出允许变动范围时，应立即报告省调调度员。

8.3.2 省调调度员应监视系统各考核点和监视点的电压水平，当发现电压超出允许偏差范围时，应采取下列办法进行调整:

1、 改变发电机的无功出力曲线；调整联变低压侧电抗器、电容器的无功补偿容量或调整联变有载调压分接头位置。

2、 通知地调改变集中补偿电容器的容量、调相机的无功出力。 3、 启动备用机组发电或调相运行。 4、 适当改变主系统的运行方式。 5、 改变变压器电压分接头。

8.3.3 正常情况下500KV系统运行电压应控制在500—550KV范围内，500KV主变500KV侧运行电压不应超过该运行分接头额定电压的105%。按无功分层平衡及控制原则，应采取措施尽可能减少500/220KV系统间的无功流动。

8.3.4 各地区应按《福建电网地区无功电压运行管理及考核办法》要求做好220千伏及以下电网无功补偿设备的维护及运行管理工作, 掌握各地区电压考核点

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的波动情况，监视各考核点的运行电压。当地区无调节手段需要省电网协助调整时应报告省调调度员。

加强趸售县关口无功电压的调度管理及网供力率的考核，协助用电管理部门对用户电容器的运行管理，充分调用地区电源机组的无功调节能力，加强对调度管辖内电厂的无功电压运行管理及考核。地区无功电压调整应遵循如下原则： 1、 正常情况下地区网供力率应满足省调下达的网供力率考核指标，同时按逆调压原则调节，即地区网供力率高峰时段调高、低谷时段降低运行。当地区电压考核点电压越限时，应就地采取控制措施。 2、 地区电网无功电压的调整应与220千伏电压协调控制： （1） 当省电网采取调整措施而220千伏电压仍越限时，各地区应充分调用调度管辖范围内中小型电厂机组的无功调节能及时投退无功补偿设备，督促调整趸售县关口及直供用户的力率。 （2） 防止220千伏主变有载分接头的调整造成220千伏电网电压进一步恶化。当220千伏变电站220千伏母线电压低于-3%额定电压或超过+7%额定电压，应暂停通过调整220千伏主变有载分接头以提高或降低110千伏及以下地区电网电压。 （3） 采取上述措施而220千伏电压仍低于205千伏时，经省调许可后各地调采取限荷措施。当220千伏电压低于198千伏时，地调应在低电压区按地区紧急限电序位表直拉馈线。 8.3.5 若需要改变省调管辖的变压器分接头位置（有载调压除外），运行单位应按要求提前办理申请，并得到调度指令后方能进行。 8.3.6 按设备管辖归属，省调负责所辖500千伏联变或发电厂主变有载调压分接头的调整，地调负责所辖220千伏及以下主变有载调压分接头的调整。当110千伏及以下地区网络电压越限时，地调调度员应按照无功分层分区就地平衡的原则，首先改变地区无功补偿容量及调用地区电网的中小电厂机组无功调节能力，然后才调整220千伏主变分接头。当省电网调压需要时，省调调度员有权直接下令调整地调所辖220千伏主变分接头或投退220千伏变电站电容补偿设备，事后通知有关地调。

8.3.7 各电厂应按调度部门（或AVC）下达的高压侧母线电压控制曲线, 按“逆调压”原则调整运行机组的无功出力，控制高压侧母线电压在合格范围内。高峰时段增大无功出力使母线电压接近上限运行，低谷时段则降低无功出力或进相运行使母线电压接近下限运行；在高低峰交替时，应使母线电压在上、下限之间均匀变化。在调整母线电压时，还应注意使其他各侧电压变化不超过规定值。若调度部门出于电网安全运行或满足地区网供力率要求，要求电厂按下达的总无功出

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力运行时，则电厂在满足高压侧母线电压控制范围同时，应及时调整全厂无功出力满足调度部门下达的总无功出力要求。若电厂机组无功调节达到极限能力，但高压侧母线仍越限运行，电厂值长应及时汇报值班调度员。

8.3.8 并网电厂应按照《福建电网发电机励磁系统管理暂行规定》负责机组励磁系统的运行管理及维护检修工作，从组织、管理和技术等方面保证发电机励磁系统各环节（包括强励、过励及低励限制、PSS功能等）的正常运行。未经相关调度许可，励磁系统各环节功能不得停用。

1、 接入220千伏及以上电网的新建机组，进入商转前或励磁系统改造后机组再次并网调试时，电厂应根据技术标准有关试验要求组织并委托有资质的电力试验单位安排励磁系统（包括PSS）静态、动态试验，低励限制环节整定验证试验及系统试验（包括进相试验、PSS装置整定及系统扰动试验、监控系统AVQC功能与调度部门EMS系统联调试验等），开展励磁系统模型验证、数学建模及参数测试，并向调度部门提供上述试验报告。试验结论作为机组是否具备商转条件的依据。

2、 单机100MW及以上火电机组、50MW及以上水电机组，电厂应结合机组检修后再次并网运行时负责委托有资质的电力试验单位进行机组励磁系统模型验证、数学建模及参数实测。通过上述励磁系统试验，若发现励磁系统控制性能指标满足不了有关国标及行标标准要求，尤其稳态增益、动态增益、强励倍数和上升速度等影响电力系统动态和暂态稳定性能的指标达不到要求时，电厂应限期整改。

3、 省调将根据现场开展的机组PSS整定及系统试验结果，下达电厂机组PSS装置的最终整定值，确定PSS投运方式。

4、 若励磁系统出现异常或故障，威胁电网安全稳定运行时，应及时汇报省调调度员，并办理设备停役申请。

5、 机组进相运行管理

（1） 直接接入220千伏及以上电网的新机组，投产商转前或机组励磁系统更新改造后并网调试期间，电厂应负责安排委托有资质的电力试验单位开展机组进相试验。对于投入商转运行，至今尚未进行进相试验的机组，电厂应与省调协商限期安排上述试验。对于接入110千伏地区电网的电厂，若110千伏地区电网安全及调压运行需要，在省调的协调下，电厂也应与相关地调协商限期开展机组的进相试验。若电厂未按省调要求开展机组的进相试验，则省调有权拒绝该电厂机组并网发电。

（2） 电厂应将进相试验报告上报省调，经省调审核后确定机组多个典型工况的进相深度，并作为省调核定机组进相能力的依据。

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（3） 若电厂高压侧电压越上限时，经调度员许可，电厂即应按核定的机组进相能力安排机组进相运行。机组处于进相运行时，低励限制环节及失磁保护等应正常投入。多台机组具备进相运行时，发电厂值长应根据高压侧电压控制要求平均分配机组的进相无功出力。

（4） 机组进相运行时，发电厂值班人员应加强监视。一旦发现发电厂高压侧母线电压及机端、厂用电系统电压越低限，机组的有功和无功功率、机组运行状态等出现异常现象时，应及时调整发电机组的运行工况，直至由进相改为滞相运行，并立即向值班调度员汇报。

8.3.9 电网自动电压控制（AVC）系统是保证电网安全、优质、经济运行，并作为电网安全稳定预防性控制措施的重要技术手段。省电网AVC系统基于集中决策多级协调的设计原则，由省调AVC主站、地调AVC子系统、电厂监控系统（AVQC装置）、变电站监控系统（AVQC）和相关通信通道组成，并实现省调主站与各子系统之间的分级协调控制。

1、 各电厂、变电站及电业局应根据《福建电网自动电压控制（AVC）系统运行管理暂行规定》负责AVC系统（装置）的运行维护及管理，制定现场运行规定。各电厂、变电站AVC装置（功能）应具备完善的安全闭锁控制策略。

2、 正常情况下，省调直调电厂、500千伏变电站、地调AVC“远控”方式变更必须严格按省调调度员的指令执行。若现场一、二次设备缺陷要求退出AVC闭环控制时，厂、站及地调人员应按要求及时向省调提出申请，并尽快处理设备缺陷。

第九章 继电保护及安全自动装置管理

第一节 基本原则

9.1.1 电力系统继电保护及安全自动装置（简称继电保护）是保证电网安全稳定运行的必备手段，系统中任何运行设备不得无保护运行。

9.1.2 厂、站运行人员应熟悉保护、自动装置整定值、基本原理及其接线，熟悉保护、自动装置的运行规程和规定，并按规程和规定对保护、自动装置进行正常监视、操作、运行检查和动作登记。各级调度人员应熟悉保护、自动装置的运行规程和规定。

9.1.3 继电保护必须满足国调及网、省调颁发的有关规程和反事故措施规定。

第二节 定值管理

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9.2.1 继电保护装置的整定计算，应符合原部颁《电网继电保护装置运行整定规程》、《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》的规定。 9.2.2 继电保护装置的整定范围划分原则：

1、 电网继电保护整定范围一般与调度管辖范围一致。按定值管理分工界面，各级管理部门必须负责对相应保护进行配置确定、接线审定、整定计算、定值编制、接口配合和定值运行管理。当整定范围与调度管辖范围不一致时（如主设备涉网保护等），整定部门应将整定值、整定说明、运行规定、资料和图纸等，完整地提供给所属调度部门备案。

2、 调度管辖范围变更时，相关继电保护和安全自动装置应同时移交有关图纸、资料和定值单，二个月内由接管单位复核并确认出台新定值。若运行方式有变化，接管单位应在变化前重新计算定值，保证装置的定值与运行方式相适应。

3、 各级继电保护部门保护整定范围的分界点及其整定限额和等值阻抗网络（包括最大、最小正序、零序）应以书面形式明确，共同遵守。制定或更改时，必须事先向有关各方提出，经各方协商确定。上级调度部门必须在每年年初向下一级发布分界点系统侧的等值阻抗、定值配合条件和边界定值单；下级调度部门应在每年年初上报地区电网侧的等值阻抗，并将有关边界定值单报上级调度部门核备；有交界面的同级调度部门间应相互提供等值阻抗、边界定值配合条件及边界定值单备案，若相互间有异议，可由上一级调度协调并裁定。 9.2.3 整定计算时应遵循如下原则：

1、 局部电网服从整个电网。 2、 下级电网服从上一级电网。 3、 局部问题自行消化。

4、 尽量照顾局部电网和下级电网的需求。

5、 同级电网间应相互协商，出现难以解决矛盾可申请上一级部门裁定。 9.2.4 各级调度应每年编制继电保护年度整定方案，并结合电网发展变化，及时予以修订补充。整定方案编制后，必须履行校核、审核及批准手续方可实施。

1、 年度整定方案的编制应根据：

（1） 由调度运行方式专业提供的系统运行方式及参数，包括正常和实际可能的特殊运行方式；最大有功及无功潮流（必要时应包括冲击负荷电流值、电动机自起动电流值等）；最低运行电压，非全相运行线路的相序分量，最佳重合闸时间，解列点及系统稳定的具体要求等。

（2） 各级调度每年交换所辖系统分界点间的等值参数和整定限额（新投产设备例外）。

（3） 由各单位书面提供系统的线路、主设备实测参数及试验报告。

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（4） 整定方案编制后，必须履行校核、审核及批准手续方可实施。 2、 年度整定方案的主要内容包括：

（1） 对系统近期输电网络及电源发展的考虑。 （2） 保护装置的通用整定原则及特殊整定原则。 （3） 主变压器中性点接地方式的安排。 （4） 正常及特殊方式下的调度运行说明。

（5） 各级调度管辖范围分界点间的继电保护整定限额。 （6） 系统继电保护配置表、通道的规范命名。

（7） 系统继电保护运行方式、配置、整定方面存在的问题、措施和备案。 9.2.5 省调直调电厂应编制电厂继电保护整定方案，并结合电网发展变化，及时予以修订补充。整定方案编制后，必须履行校核、审核及批准手续方可实施。

1、 整定方案的编制应根据：由上级调度提供的系统大小运行方式及参数，包括正常和实际可能的特殊运行方式；厂用电动机自起动电流值等、厂用系统允许的最低运行电压、机组许可的进相能力等。

2、 整定方案的主要内容包括： （1） 电厂一次设备的参数。

（2） 厂内各保护装置的通用整定原则及特殊整定原则。 （3） 正常及特殊方式下的厂内继电保护运行说明。 （4） 上级调度管辖范围分界点间的继电保护整定限额。 （5） 电厂继电保护装置配置表、跳闸模式。

（6） 电厂内部各点的短路电流计算表；电厂内部正序、负序、零序阻抗图。 （7） 电厂继电保护配置、整定方面存在的问题和改进意见。 9.2.6 本系统保护定值管理分为四类：

1、 省电网保护：220千伏和500千伏电网的线路、母线，500千伏联变、高抗以及与省电网保护配合有关的220千伏变压器零序保护定值由省调管理。

2、 地区网保护：220千伏主变、110千伏及以下地区电网的线路和母线以及与地区电网保护配合有关的变压器零序保护等定值由电业局地调（或职能部门）管理。

3、 直调厂（站）变压器、发电机、调相机及厂（站）用电系统的保护由所在厂（局）职能部门管理。发电厂母线保护、变压器的零序电流、零序电压等后备保护由接入网络所属的调度部门整定。机组的高频保护、低频保护、失磁及失步保护、发变组低压过流保护等整定应报接入网络所属的调度部门核准后执行。

4、 跨省联络线保护：联络线及相关设备（包括高抗、开关）保护的配置方案、定值计算由网调管理。

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9.2.7 对于跨省联络线（本章均指含“水福线、福州变”）的定值管理分工界面，每年4月底前，网调、省调互送双龙变电站、福州变电站500千伏母线（联络线断开时）短路阻抗（含最大、最小的正序、零序阻抗）以及整定配合要求。

影响联络线保护定值或定值配合的新建、扩建工程，在投产前3个月，网调、省调之间按有关规定相互提供相关设备的资料、保护配置及有关厂、站的等值综合阻抗（含最大、最小正序、零序阻抗）等，以满足整定计算的需要。

9.2.8 整定值通知单是保证继电保护正确动作的重要依据，执行中具有强制性。整定值通知单管理规定如下：

1、 省调通过调度生产管理信息系统下发所负责的继电保护定值单，各厂局继电保护专责负责协调定值单在本厂局的流转工作，并下载打印保存。调试人员应确保继电保护装置完整、正确地按照相应定值单设定，定值更改后，各单位应组织检修、运行及有关人员对执行情况进行验收，在投运前由运行值班人员与省调调度员核对定值单编号并汇报执行情况，经核对无误签名后方可投运；若执行定值有偏差应报告继保专业部门，由其决定是否继续执行。定值单应该按照要求的期限执行，并在DMIS流程中填写执行情况（包括现场执行情况、软件版本等），执行完毕后5日内将流程返回。为安全及可靠备份，省调调度室、电业局和发电厂继电保护专责、变电站和电厂运行值班室必须具备纸质的定值单1份，省调继电保护部门留存归档1份。

2、 如遇临时性运行方式或事故抢修运行方式，需要变更保护定值时，可由调度直接下达调度指令进行更改，运行方式恢复后，定值应恢复原定值， 双方应做好核对和记录。

3、 跨省联络线保护整定值由网调下达至省超高压局，并送省调备案。联络线保护装置的投退及定值单的执行由网调统一下令。定值单须经网调调度员与现场值班员核对无误后方可执行，并严格遵守定值单回执管理制度。

第三节 运行管理

9.3.1 新建工程的继电保护设备必须满足基建三级验收、《福建省电力系统继电保护新设备投产验收管理办法》和《关于加强继电保护标准化检验和验收标准化的通知》要求，验收合格方可并网启动。

9.3.2 电网故障时厂、站现场值班人员应及时收集和记录保护动作情况，详细检查准确记录保护的动作时间，保护名称、每个掉牌信号、微机保护采样报告和液晶板显示内容、故障录波的启动情况及故障相别、跳闸开关情况，同时将主要情况向上级值班调度员汇报。

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电业局、发电厂的继电保护专业人员应向上级继电保护专业部门提供动作原始记录和报告，尽早进行事故调查并查明原因，在事故发生后的4小时内上报微机型保护和故障录波器报告，24小时内上报事故快报。必要时由调度主管部门组织有关单位进行事故调查、检验、分析、评价、制定反事故措施。

9.3.3 各级继电保护专业管理机构应认真分析调度管辖范围内的系统故障及继电保护动作情况，积累运行资料，研究和总结运行经验并提出改进措施。 9.3.4 并网电厂有关运行管理和事故调查规定：

1、 根据《继电保护及安全自动装置检验条例》的要求，并网发电厂对厂内所有保护及安全自动装置负责定期校验和正常维护，保存完整的试验记录和报告，如继电保护和安全自动装置出现缺陷，应及时汇报有关调度，并按规定处理。

2、 省调针对电网安全生产形势、安全运行中的薄弱环节和突出的问题、电网运行方式等所制订的各项反事故措施和事故通报文件，其中涉及电厂二次设备的反事故措施，电厂必须及时落实。

3、 电厂发生涉及电网的事故（包括电网事故涉及电厂），电厂均在4 小时内向省调提供故障录波信息、保护信息和有关数据资料，24小时内上报事故快报。

4、 省公司按有关标准、规定对电厂继电保护及安全自动装置进行全过程技术监督管理并按年度公布整改建议。凡由于电厂保护设备及二次回路不满足反措要求，设备超期服役，运行技术指标恶化等原因无法满足安全要求，电厂必须限期整改并报省调备案。

9.3.5 220千伏系统主变中性点接地方式由省调确定，110千伏系统主变中性点接地方式由地调确定。

9.3.6 省调管辖设备的保护投入、退出应按调度指令执行，由厂、站值班人员进行操作（明文规定由现场操作的除外）。保护装置盘面上应有整定值或相应运行方式的明显标记和具备切换的压板。保护的试验、处理缺陷以及更改定值工作，应按规定办理申请手续，但事故分析检验可当班提出申请，省调应尽快批复。 9.3.7 省调调度员应根据继电保护专业提供的继电保护运行说明和整定单进行调度电气操作。如运行中出现特殊运行方式，超出年度整定方案和调度运行说明范围之外时，应及时与运行方式、继电保护有关人员联系，商定处理办法。 9.3.8 网调管辖保护的运行，应按照网调编制的联络线继电保护运行说明执行；联络线保护装置的检修工作以及影响到这些装置的检修工作，应按照网调“设备检修管理”相关条款执行。运行中的继电保护装置出现缺陷，应及时汇报网调，由网调按规定进行缺陷处理；同时，现场值班人员应将缺陷和处理情况报省调调度员。 9.3.9 对500及220千伏快速保护及远跳保护所使用的通信通道，当保护或通

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信任一专业有工作，通道及相关设备(含光纤、光端机、PCM、光电接口、载波机、载波耦合设备、音频接口、接口用通讯电源、阻波器、结合滤波器、高频电缆等)需停役或检修时，必须事先与另一专业联系，并通过设备所在运行单位履行调度申请手续，严格执行工作票制度。

9.3.10 省电网220千伏及以上线路、母线、发电机、变压器、电抗器等电气元件正常运行均应有快速保护；若快速保护退出，必须采取临时措施，否则一次设备必须停役。

9.3.11 电压互感器二次回路的管理：

1、 同一电压等级的两组母线PT一次侧未并列之前，二次侧不得并列，防止反充电。

2、 当母线停役或电压互感器停役，值班人员除向该设备管辖调度单位申请外，还应向由该PT供电的保护装置所属调度单位申请。

3、 PT失压时，现场应将会误动的保护解除（如电压、距离保护），并立即报告当值调度员。

9.3.12 各厂（站）内经常随一次设备停运而相应变动的保护，均由现场根据规定进行相应的改变，而调度仅下达一次设备的状态指令。这种变动仅适用于明文规定的保护操作，其中有：

1、 发电机改调相时，厂（站）内要投切的保护。 2、 调相机启动时，厂（站）内可能误动的保护。 3、 电厂经常性全停机，厂内需投退的保护。

4、 随中性点接地方式改变的变压器零序保护或间隙保护。

5、 220千伏旁路兼母联开关的非全相保护、线路保护、主变保护跳母联功能等。

6、 旁路（或旁母）开关代主变运行，若母差CT在主变套管内，则旁路（或旁母）开关接入母差的CT应短接，并断开对外部的联线。

7、 与本厂（站）运行方式相配套的故障联切装置及线路潮流越限、故障联切机组压板。

8、 开关检修时的失灵保护联跳（远跳）其他断路器的保护，对正常运行设备有影响的保护。

9、 单元或扩大单元接线的机组在发电机停机而变压器继续运行时需投入的临时保护。

10、对桥型、角型和3/2接线的母线，出线刀闸断开和闭合后，需要投退的短引线保护及退投的线路保护。

11、母线互联、旁代、分裂时母差保护屏上的手动互联、旁代、分裂压板投入。

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12、一套线路保护或高频保护退出后，相应重合闸出口压板的投退及切换。 13、一次设备热备用时，保护均投入；一次设备检修时，应解除相关的失灵保护，同时根据二次设备是否有工作决定相关保护投信号或停用。

14、500千伏线路或快速保护停役，对应相同通信接口的远跳保护停役。 15、变压器除本体有载轻、重瓦斯以外的非电量保护投退。 16、随母差同时投退的母线失灵保护。

9.3.13 在线路开关旁代操作过程中，作为旁代运行的高频保护的通道或有关保护回路可以直接切换至保护盘上，不必将对侧的该套高频保护退出（电流差动保护除外），但操作时间应尽量缩短，以缩短高频保护不配合时间。

1、 旁路保护为非电流差动保护的旁代操作步骤：

（1） 将旁母（旁路）开关操作至需旁代开关相对应的热备用状态，旁路母线操作至线路运行状态。

（2） 旁母（旁路）开关的保护定值（及重合闸方式）改与被代线路保护相同。

（3） 将被代线路两侧非旁代的高频保护退出。 （4） 旁母（旁路）开关转运行。

（5） 被代开关旁代高频保护由投本线开关跳闸改投旁母（旁路）开关跳闸。 （6） 被代开关停役。

其中：第（5）项旁代高频由投本线开关改投旁母（旁路）开关，包括通道切换或二次回路切换均由现场自行操作。

当本线开关工作结束转运行时，旁代高频保护由投旁母（旁路）开关改投本线开关，应在本线开关与旁代开关同时运行时进行，同时也应遵循以上第（5）项原则。

2、 对于电流差动保护的旁代切换操作，则应在旁代开关转运行前，将两侧电流差动保护退出，旁母（旁路）开关转运行，本线开关转热备用，确认差动保护正常后再将两侧旁代电流差动保护投入。 复役时，按同样原理，在电流差动保护退出情况下进行开关倒换操作。 9.3.14 高频保护装置

1、 按规定时间，厂、站值班人员每天交换一次高频保护信号，做好记录。如发现异常应立即报告调度员，确定是否停用高频保护，并通知保护人员进行处理。

2、 高频保护在投入跳闸压板前以及保护动作切除故障后，应检查高频通道一次。

3、 线路两侧的高频保护，原则上必须同时投入或退出，操作中要尽可能缩

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短不对应的时间。

4、 出现下列情况时，现场值班人员应向调度员汇报，省调应指令将线路两侧高频（差动）保护及可能误动的保护退出，做好异常情况记录，通知保护人员或通信人员进行处理，若当天不能处理好，应办理停役申请手续：

（1） 直流电源消失。

（2） 通道信号不符合规定指标。 （3） 通道设备损坏。

（4） 收发讯机发出“装置故障”信号。 （5） 微机、集成保护发出“装置故障”信号。 （6） 微机电流差动保护发出通道故障信号且无法复归。 （7） 保护复用通道接口设备发出通道故障信号且无法复归。 （8） 保护装置故障或异常信号。

（9） 按计时元件动作跳闸的主变过励磁保护启动发信。 （10）按计时元件动作跳闸的线路零序反时限电流保护启动。

9.3.15 500、220千伏线路不宜长期充电运行，特殊情况需要运行时，应将重合闸退出。

9.3.16 原则上新建线路启动投产试运行24小时正常后才投入线路重合闸，具体按照启动方案执行。 9.3.17 变压器瓦斯保护

变压器进行注油、滤油、换潜油泵、更换硅胶及处理呼吸器等工作时，重瓦斯保护应改投信号位置，工作结束后经4小时试运行并确认瓦斯继电器无气体时，可将重瓦斯保护投入跳闸。变压器差动保护和瓦斯保护不允许同时停役。 9.3.18 母差保护短时退出的运行规定：母差退出而母线继续运行时，要求按稳定校核结果相应修改对侧系统后备保护时间和本站变压器（升压变）的后备保护时间，在采取措施前，母线不得倒闸操作。

9.3.19 各厂局应根据设备运行情况，按保护设备允许使用年限建立设备更新改造计划。

9.3.20 联络线保护装置的事故原因调查工作由网调负责组织进行。事故发生后，福州变、水口电厂应及时将有关事故资料送往网调、省调。网调提出联络线的反事故措施，省调督促超高压局执行。

9.3.21 各厂、站控制室应具有下列资料：

1、 继电保护装置台帐。 2、 继电保护整定通知单。 3、 继电保护现场运行规程。

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4、 继电保护原理接线图。

5、 继电保护工作记录（包括整定值临时更改、接线更改等工作记录）。 6、 保护装置的运行操作和事故动作记录（包括掉牌、信号灯及其他异常缺陷情况）。

7、 继电保护直流配置图。

8、 其它继电保护规程规定和必要的资料。

第十章 系统稳定和安全措施的管理

第一节 稳定准则

10.1.1 计划、设计、建设、生产、调度等部门应熟悉电网安全稳定工作规定；调度、中试院及设计部门应积极开展电力系统安全稳定分析研究工作。在安全第一和技术经济合理的前提下，通过改善电网结构和采取相应的安全稳定技术措施，保证电网的安全稳定运行。

10.1.2 电网运行应当连续、稳定，保证供电可靠性。电网的稳定管理与分析，应遵循《电力系统安全稳定导则》、《电力系统暂态稳定计算暂行规定》和《福建省电力系统安全稳定运行规定》的基本原则。

10.1.3 系统安全稳定工作的重点是避免事故大面积停电，避免扰动影响扩散，避免连锁事故的发生，保证电力系统的正常运行。

10.1.4 电力市场对电网的安全稳定性和可靠性提出了更高要求，但电力交易或交换都必须在电力系统安全稳定允许条件下进行。

第二节 稳定计算及管理

10.2.1 为保证电力系统安全稳定运行，省调必须在新设备投运前，对新设备投运后的省电网进行安全稳定校验，电网应满足如下要求：

1、 能够适应各种运行方式下潮流变化的需要，具有一定的灵活性，并能适应电网发展的要求。

2、 任一元件无故障断开，应能保持电网稳定运行，且不致使其他元件超过事故过负荷和电压偏差的要求。

3、 应有较大的抗扰动能力，并满足导则中规定的有关各项安全稳定标准。 4、 实现分层分区原则，主力电源直接接入高压电网。 5、 合理控制短路电流。

10.2.2 对不能满足电网安全稳定要求的电厂接入系统方式，应建议采取补救措

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施，在措施未实现前可根据当年运行方式的校验极限限制电网的运行方式和电厂出力，并报省公司领导批准。

10.2.3 电力设备发生事故造成电力系统平衡状态遭到破坏时，可能发生功角振荡、频率、电压不稳定事故。按照电网整体特点，各发电厂、电业局以及高压供电的用户应加强一、二次设备的运行管理，保证其经常处于健康运行状态，保证断路器、继电保护、自动装置、调节设备性能良好，动作可靠。

10.2.4 省调根据电网的特点、典型故障对电网各种正常运行方式、正常检修方式、特殊运行方式进行电力系统的暂态、静态安全分析，提出相应稳定控制运行方案或技术措施；特殊运行方式下若影响电网稳定运行及用户供电时，省调应将电网稳定运行方案上报省公司领导批准后执行；与跨省联络线有关的检修限额控制报华东网调批准后执行。

10.2.5 各地调应根据地区电网的结构特点，进行省电网主电源失去，解列后的安全稳定分析，为防止频率和电压崩溃，提出相应的稳定控制措施，经省调审核后，由各电业局安排实施。

10.2.6 省调应提供地调省电网年度典型方式的参数，指导地调进行地区网络的稳定计算。各地区应加强地区电网的稳定计算分析工作，重视110千伏地区电网快速保护的建设及运行管理，采取相应的技术措施，防止地区110千伏电网发生故障扩大成省电网的稳定破坏事故。凡影响省电网稳定运行的检修方式和快速保护停运方式，地调应按本规程要求提前向省调办理申请，落实好安全措施后方能安排有关一、二次设备停役。

10.2.7 当省电网的任一元件快速保护退出运行前，应办理申请手续，省调应进行安全稳定校验计算并采取相应的措施，当采取措施仍不能满足电网的暂态稳定性时，应报省公司领导批准后执行。

10.2.8 发电机组调速器、汽门快关装置、励磁调节器(含系统稳定器)及水轮机自动控制装置等既是发电机运行状态的调节设备同时又是电力系统提高运行稳定性的调节装置，这类调节装置正常应投入自动位置。关系到省电网安全的有关定值，各电厂应按调度部门下达的定值整定，未得到相应调度部门的定值单，不得擅自更改其定值。

10.2.9 安全稳定自动装置的运行规定由省调下达。现场运行规程由各发电厂、电业局编写并严格执行。

第三节 安全稳定自动装置管理

10.3.1 电力系统安全稳定自动装置(简称“安全稳定自动装置”)是防止电力系

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统稳定破坏、避免发生电力系统大面积停电事故的重要措施，在技术上应满足可靠性、选择性、速动性和灵敏性要求，避免误动或拒动。

10.3.2 安全稳定自动装置按调度范围划分由各级调度归口管理，新投入系统运行的安全稳定自动装置应制订装置的运行管理规定。安全稳定自动装置是保护的一个组成部分，装置的管理由继电保护专业负责，并遵循保护专业体系的管理要求。安全稳定措施的功能要求、定值单及控制策略表、运行效果分析由运行方式专业负责管理。

10.3.3 安全稳定自动装置应在电网计算和分析的基础上，确定装置的配置、功能要求和构成。稳定装置在满足主要功能要求下应简单和可靠。在设计省电网安全稳定自动装置时要遵循《电力系统安全稳定控制技术导则》、《继电保护和安全自动装置技术规程》、《华东电网安全稳定自动装置设计技术原则规定（试行）》、《福建电力系统安全稳定运行规定》等。装置应双重化配置，以保证装置的可靠动作，同时应具有独立的闭锁措施防止误动。稳定装置在设计中应充分考虑电厂和重要用户的安全。

10.3.4 安全稳定自动装置必须首先做好设计，并由设计院、调度部门、运行部门进行审查。设备出厂前要进行出厂验收，应会同运行部门做出厂试验和动模试验，具有正式出厂报告及装置技术说明书、运行维护说明书和原理接线图。安装完毕，须做现场调试，有条件时应进行系统试验。各现场运行单位根据装置的运行规定制定现场运行规程，报有关调度部门备案。

10.3.5 已投入运行的安全稳定自动装置，需要改变稳定装置软件或硬件时，应事先提出修改的定值、策略表、修改的设计说明书及原理结线图。装置改动后，仍须做现场调试，有条件应进行系统试验。装置投入运行须经有关调度部门下达通知并报有关安监部门备案。

10.3.6 安全稳定自动装置一般有：按频率、电压自动减负荷装置，远方、就地联锁切机切负荷装置，低频自启动装置，高频切机装置，机组快关，自动励磁调节，保厂用电，低压电抗器和电容器自动投切，系统振荡失步解列和功角监测装置等，是电力系统安全稳定的重要措施，应保证正常投运，未经相应级别调度员的同意不得擅自退出运行。一般地，按频率、电压自动减负荷装置，远方、就地联锁切机切负荷装置，低压电抗器和电容器自动投切，系统振荡失步解列和系统功角监测等装置由超高压局和装置所在地的各电业局负责运行维护；低频自启动装置，高频切机装置，机组快关，自动励磁调节，保厂用电等装置由各发电企业负责运行维护。

10.3.7 安全稳定自动装置动作后，各厂站应及时向省调汇报，各地调调度员应全面收集情况(切除开关，切负荷量、频率变化值等)，并汇报省调调度员；省调

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调度员亦应及时了解各地区装置动作情况并通报电网频率的最高值与最低值及其他重要情况。

1、 若系统事故频率确已低于按频率自动减负荷装置整定值而装置未动作时，值班人员应立即手动切除该动而未动的线路，并向调度员报告。

2、 安全稳定自动装置动作后所切除负荷的恢复送电需经省调调度员的许可。当通信失灵且电网频率确已恢复到50Hz时，地调调度员可按规定恢复送电。恢复送电的顺序为：

（1） 低频减载装置从最低轮次逐级向高轮次恢复送电。 （2） 联切装置从最后动作轮逐级向高轮恢复送电。

3、 安全稳定自动装置动作切除负荷后，需要送保安电力的线路按预先制定的经过审批的方案执行，该方案应报省调备案。

4、 安全稳定自动装置动作后应认真分析并填写报表。报表内容：装置名称、动作时间、动作轮次、电网频率变化、母线电压变化、实切负荷量、动作原因、不正确动作原因、改进方案等。装置每次动作后还应做出评价，评价功能、技能及效果。

10.3.8 各地调应保证安全稳定自动装置切除负荷的总量和各轮次切除负荷量符合整定值的规定，不得擅自更改或减少切除量。当线路、设备停电检修时，需改切同等负荷量的其它线路。每月15日为典型考核日，各电业(供电)局应按要求记录上报考核表。

10.3.9 各单位应保证各种安全稳定自动装置处在良好的工作状态，装置的投入与退出的操作应按管辖该设备的调度部门的指令执行，并符合有关管理规定，不得擅自改变装置的运行方式。系统远方联锁切机切负荷装置应按规程规定定期组织通道检查和装置试验。

10.3.10 省调通信部门负责安全稳定自动装置通信通道运行名称的确定和全程协调；省电通公司负责相关通信站点的维护、全程故障抢修和定期检修工作，其中定期检修须结合安全稳定自动装置的检查进行；相关站点通信运行维护人员负责日常设备巡视，负责在该安全稳定自动装置有关的通信站（节）点出现故障时，分别向其有关通信管理部门、运行值长和省调通信调度汇报，同时配合有关维护部门进行故障抢修。

10.3.11 与安全稳定自动装置有关的通信设备的检修、维护操作以及出现突发性临时故障需要退出安全稳定自动装置处理通信设备故障时，均应按照省调检修流程办理。通信维护操作、检修或抢修毕，必须由现场保护和运行人员同意后方可重新投（接）入安全稳定自动装置通信通道。此外，通信维护（检修）人员必须同时向省调通信调度汇报有关运行情况。

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第十一章 系统倒闸操作规定

第一节 操作制度

11.1.1 福建电网设备的倒闸操作，根据调度管辖范围划分，谁管辖谁操作：

1、 网调管辖设备，由网调下令操作，但现场在操作前、后亦应向省调值班调度员汇报。

2、 网调许可省调管辖的设备，由省调下令操作，但省调在操作前须经网调调度员同意后方能操作，操作后须尽快报告网调值班调度员。

当福建电网与华东网解列运行时，经网调授权同意后，网调管辖及许可设备可根据省调的调度指令改变其状态，但工作结束后恢复原状态并汇报网调。

3、 省调管辖设备由省调下令操作。

4、 省调许可地调或厂站管辖设备，由管辖单位下令操作，但操作前须经省调同意，操作完毕须尽快报告省调调度员。

11.1.2 倒闸操作前，省调调度员应认真考虑以下问题：

1、 接线方式改变后电网运行的稳定性和合理性，系统有功、无功功率的平衡。

2、 操作时可能引起的系统潮流、电压、联络线偏差、频率的变化。应留有适当的稳定储备和运行备用，防止设备过负荷或超稳定极限、电压超越正常范围等情况。

3、 对系统继电保护、安全自动装置、变压器中性点接地方式的影响。 4、 操作顺序是否符合操作过电压的限定，联变分接头位置、无功补偿容量是否合理，防止操作过程引起的电压异常变化。

5、 开关和刀闸的操作是否符合规定。严防非同期并列、带负荷拉合刀闸及500千伏系统用刀闸拉合短线等操作。

6、 操作后对水库调度、自动化及通信的影响。

7、 对地区运行方式有要求的操作，应待地区方式安排好后再进行操作；当恢复操作后对地区方式解除要求时应通知有关单位。

8、 属网调许可设备，操作前应得到网调的许可，操作完毕应汇报网调。 9、 做好操作中可能出现异常情况的事故预想。 11.1.3 省调调度员拟票、操作原则：

1、 福建省电力系统实行统一的由综合指令和单项指令相结合的调度操作指令。调度操作指令不论采取何种形式发布，都必须使现场值班人员完全明确该操作的目的和要求。综合指令中的设备状态和指令规范见附录C。

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2、 省调调度员必须对操作指令的正确性及符合系统的要求负责。操作逻辑符合要求并遵守《电业安全工作规定》及上级的运行管理规定。

3、 省调调度员对一切正常操作应拟写调度操作指令票。对可以用一条综合指令或单项指令表达的操作，以及事故处理，允许不拟写调度操作指令票，但当值操作和监护调度员之间应意见一致。

4、 省调下达操作指令时原则上按票面顺序逐项下令，待前一项操作令操作完毕后才能下达下一项操作令。但当同一操作单位的几项操作令是连续（即中间无其它单位的操作令）的可一次性下令，现场按下令顺序全部操作完毕后汇报。

省调在对一个操作任务执行倒闸操作中，如需要提前操作某项而对该操作任务的其它操作项无影响时可提前下达该项操作指令。严禁无根据的跳项操作。

5、 调度员进行操作时，应遵守互报单位与姓名、下令、复诵、记录、录音、汇报等制度，并使用统一的调度术语和操作术语，并实行倒闸操作监护制度。一切倒闸操作，现场应与省调核对发令和操作结束的时间。

6、 调度员在发布指令前必须在调度自动化系统审查核对所拟写的指令票是否正确。操作后应及时改变调度自动化系统上的运行方式及快速保护的投入状态，使其与现场设备运行方式相对应。

7、系统中的一切正常操作，应尽可能避免在下列时间进行：值班人员在交接班时，系统运行方式不正常时，系统发生异常、事故时，遇雷雨、大风等恶劣气候时，电网有特殊要求时。

但系统需要立即改变不正常现象以及事故处理本身的操作可以例外, 必要时应推迟交接班。

8、由于系统操作对某些单位的运行有较大影响时，操作前后，均应通知有关单位值班人员。

11.1.4 操作预令及操作令的下达

1、 计划操作指令票由前一天终班（16时至24时）调度员拟写、审核后通过网上发布操作预令，现场应及时下载并拟写预令操作票；当班调度员在开始操作前对操作预令票审核后正式下达操作令，现场才能进行倒闸操作。由于系统需要进行临时性的操作时，可由当班拟写，经审核后执行。系统正常运行中应尽可能避免复杂的临时性操作。

2、 新设备启动投产时，设备正式启动方案应提前三天送交省调，省调根据启动方案提前拟写调度启动操作票，并于启动前24小时将启动操作预令票发布给有关单位。

11.1.5 现场操作原则：

1、 现场值班人员在接受调度操作指令时，必须根据调度指令的内容拟写符

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合规定的现场操作票，并对操作票与指令内容的一致性和正确性负责。

2、 现场值班人员同时接到两级调度发布的操作指令时，原则上应先执行高一级调度机构发布的调度指令，如执行有问题，应向高一级调度汇报，由高一级调度调度员与另一发令单位协商并决定先执行哪一级操作指令。

3、 虽有预定的开、停机计划，但现场在锅炉点火、机组并列及降负荷、解列前应取得调度员同意后才能进行。

4、 现场值班人员因交接班无法完成已接受的调度操作指令时，由现场值班人员提出并经省调当班调度员同意后，可由现场交下一班执行，省调调度员不再重复已下达的操作指令。接班的现场值班人员如对调度指令有疑问或需核对操作指令时，可向省调调度员提出，但决不允许无故拖延执行调度指令。

5、 在任何情况下，严禁“约时”停电、送电，严禁“约时”挂拆接地线和“约时”开始、结束检修工作。

第二节 设备操作的基本规定

11.2.1 发电机、电网的并列与解列操作

1、 电网并列条件：相序相同、两电网频率差不大于0.2Hz、并列点两侧电压基本相等。允许500千伏电网电压差不大于额定电压的10％，220千伏电网电压差不大于额定电压的20％。

2、 电网解列操作，必须将解列点的有功负荷调至近于零，无功负荷和电流调至最小使解列后的各部分的频率和电压在允许范围内。特别注意操作过程中500千伏、220千伏电压波动不大于额定电压的10%。

电网的解列、并列操作前后，调度员必须通知有关单位及调频厂调频任务的开始或结束。电网解列后独立小网的保护、安全自动装置等电网安全措施由地调考虑。省电网AGC系统控制模式由调度员根据需要更改。

3、 发电机的解列操作，必须在发电机定子电流调至零时进行。

4、 发电机的自同期并列必须考虑冲击电流对机组和电网的影响，必须经有关部门计算批准。

11.2.2 电网合环与解环操作

1、 合环前必须确认两侧电压相位一致。

2、 合环前应将两侧电压差调至最小。500千伏电网电压差不超过额定电压的10％；220千伏电网电压差正常操作时最大不超20%。

3、 合环时，应经同期装置检定，便于监视合环处的压差、角差。两侧电压相角差220千伏电网不超过30度，500千伏电网不超过20度，必要时可解除同

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期闭锁。当合环操作中，同期表出现频差现象时，现场应立即停止操作，并立即向调度汇报。

4、 合环操作时，必须确保合环后各环节潮流的变化不超过继电保护、电网稳定和设备容量等方面的限额。

5、 解环操作时，应先检查解环点的有功、无功潮流和电流，确保解环后电网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、电网稳定和设备容量等方面的限额。

6、 地调所属网络的合环转电操作，凡环路跨越两个及以上220千伏变电站（或电厂）的都可能影响省电网的保护配合、潮流变化和运行操作，地调调度员应经省调当值调度员口头同意后才能进行操作。合解环应选择在有通信手段的变电站进行，合环时间不得超过半小时。对于由单条220千伏供电且线路末端保护解除的终端变电站，其110千伏网络合环时间不得超过10分钟。 11.2.3 变压器（500千伏系统称为“联变”，下同）操作

1、 变压器并列运行的条件：联接组别相同；电压比相等；短路电压值相等。对电压比和短路电压值不同的变压器，经计算在任一台都不过载的情况下，也允许并列运行。

2、 对于220千伏电压等级的变压器，送电时应先送电源侧开关，再送负荷侧开关；停电时应先断负荷侧开关，再断电源侧开关。对有多侧电源变压器，送电时应根据差动保护的灵敏度选择充电开关。

3、 对于500千伏联变，正常在220千伏侧停（送）电，在500千伏侧解（合）环或解（并）列；必要时，也可在500千伏侧停（送）电，在220千伏侧解（合）环或解（并）列。联变和低抗或电容补偿装置的停、送电，应遵守分级操作的原则，送电先送联变，后送低抗或电容补偿装置，停电操作与之相反，不允许联变和低抗或电容补偿装置一起停送电。

4、 变压器倒换操作时，应先检查并入的变压器已带上负荷后方可进行另一台变压器的停役操作。

5、 变压器的停送电操作均应在该变压器220千伏及110千伏侧中性点接地时进行，以防止操作过电压。

220千伏或110千伏侧开关处于断开位置的运行变压器，其相应侧的中性点应接地，与相邻变压器的保护互跳接线也要相应改变。

6、 为防止操作中线路跳闸造成变压器中性点不接地运行，以及防止操作中中性点接地数少于保护要求，110千伏及以上电网中性点的倒换操作应遵守先合后断的原则，并尽量缩短操作时间。

220千伏电网角形母线的线路重合闸应与变压器中性点对应投退。

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7、 严禁变压器无主保护运行。

运行中的变压器滤油、加油以及打开各种阀门放气、放油、清理呼吸孔时，重瓦斯保护应投信号。

8、 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进行相位核对。

9、 对变压器送电时的要求：

（1） 变压器应有完备的继电保护，用小电源向变压器送电时应核算继电保护灵敏度（特别是主保护）。

（2） 考虑变压器励磁涌流对继电保护的影响。 （3） 在变压器发生故障跳闸后，能保证电网稳定。

（4） 变压器送电时，应检查充电侧母线电压及变压器分接头位置，保证送电后各侧电压不超过规定值。

（5） 变压器充电时，重瓦斯保护应投跳闸。 11.2.4 500千伏高抗的操作

1、 500千伏线路高抗的操作：

（1） 高抗的停役操作：应在线路两侧均转热备用（即两侧开关都断开）15分钟后进行。现场值班人员进行操作时，应检查线路确无电压。

（2） 高抗的复役操作：高抗应视为线路单元内设备，合高抗刀闸时，应在线路由冷备用转热备用过程中进行，且操作时应检查线路确无电压。

（3） 对有高抗的500千伏线路，高抗是线路无功补偿的重要设备之一，其状态规定见附录C。

（4） 高抗送电前，高抗的保护（包括远方跳闸保护）均应正常投入，远传跳闸通道应正常。

（5） 高抗退出运行后，若线路仍需运行，应按方式计算的保证电网稳定允许值控制线路潮流。

2、 500千伏母线高抗的操作。

（1） 应考虑电网无功功率的平衡，尽可能防止操作时对电网电压产生大的波动。

（2） 500千伏母线高抗是提高电网稳定水平、降低过电压倍数的无功补偿设备，其操作规定与变压器的操作基本规定相同。 11.2.5 刀闸的操作

1、 允许用刀闸进行下列操作：

（1） 拉、合无故障的电压互感器及避雷器。 （2） 拉、合正常运行变压器的中性点。

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（3） 拉、合220千伏及以下母线充电电流。

（4） 拉、合励磁电流不超过2安培的空载变压器和电容电流不超过5安培的空载线路。

（5） 拉、合经开关或刀闸闭合的旁路电流；拉、合一个半开关接线及角形接线方式的母线环流。操作时应将有关开关的操作电源断开；对现场可远方操作的刀闸，可不断开开关操作电源。

（6） 进行拉、合运行中的500千伏母线环流时，须远控操作。 2、 不能用刀闸操作情况：

（1） 一般情况下不进行500 千伏3/2单元接线线路侧或联变侧刀闸的带电拉、合短引线操作。如需进行此类操作必须请示省公司领导同意。

（2） 未经试验确认，禁止用刀闸拉、合500千伏母线，如需操作必须经省公司领导同意。

（3） 严禁用刀闸拉、合运行中的线路高抗（500千伏）、空载变压器、空载线路。

11.2.6 开关的操作

1、 拉、合负荷电流和各种设备的充电电流以及额定遮断容量以内的故障电流。

2、 开关合闸前，必须检查继电保护已按规定投入；开关合闸后，必须检查确认三相均已接通。

3、 开关操作前后，现场必须检查有关仪表及指示灯的指示是否正确。 4、 两开关互相替代操作时，必须考虑操作开关在断合过程中可能出现的非全相现象，因而操作过程中必须将运行开关可能误动的有关零序保护解除，现场对此应有明确的运行规定。

5、 利用500千伏或220千伏开关进行并列或解列操作，因机构失灵造成两相开关断开，一相合上的情况时，应迅速将合着的一相开关拉开，不准将断开的两相开关再合上；如开关合上两相则现场应立即将断开的一相开关再合一次，若不成功即拉开合上的两相开关。

6、 开关操作时，若遥控失灵，现场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。 11.2.7 线路的操作

1、 线路停、送电操作时, 应考虑电网电压和潮流的变化，使电网有关线路等设备不过负荷、输送功率不超过稳定极限。对500千伏线路的操作，还应考虑线路充电功率对电网电压的影响，使线末电压不超过允许值，同时还应事先做好无功平衡，防止线路操作时电网电压产生大的波动。

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2、 线路在转检修前应将两侧均转冷备用后再进行；线路恢复运行时应核查线路确无工作并先将线路两侧转冷备用后，再进行送电。

3、 线路停电操作时应先断开关，再断负荷侧刀闸，后断母线侧刀闸；送电时先合母线侧刀闸，后合负荷侧刀闸。

4、 线路停电转检修，必须在线路两侧开关、刀闸、旁路刀闸、PT（或CVT）刀闸或二次侧开关完全断开后方可合接地刀闸或挂接地线；送电时，则应在线路两侧接地刀闸或接地线断开或拆除后，方可进行刀闸、开关的操作。

5、 对一个半开关接线的停电操作，应先断开中间开关，后断开母线侧开关；对长线路的停电操作一般情况下应先断送端开关后断受端开关。送电时，顺序与此相反。

6、 线路操作时，尽可能避免使孤立发电厂带空载线路运行。

7、 对500千伏线路停、送电操作，一般情况下，应考虑选择过电压倍数较低的一侧进行操作，遵循将线路两侧均转热备用状态后再将线路停役或送电，尽量避免带电拉、合500千伏刀闸。

8、 对500千伏电网，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充电或拉停。

9、 对带有高抗的500千伏线路，因接线特殊，其线路单元的四个状态定义详见附录C（特殊结线处理）。

10、对线路进行充电时的一般要求： （1） 充电开关必须有完备的继电保护。

（2） 当充电线路有故障应能快速切除，保证电网稳定。必要时可改变继电保护定值或降低有关线路潮流。

（3） 用小电源向线路充电时，应核算继电保护灵敏度，并应防止线路充电功率使发电机产生自励磁。

（4） 充电端必须有变压器中性点接地。

（5） 考虑线路充电功率对电网及线路末端电压的影响，防止线路末端设备过电压。

11.2.8 母线的操作

1、 母线或旁路母线送电时，必须选择有速断保护的开关试送电。当充电母线或旁路母线故障跳闸时，应保证电网稳定，必要时先降低有关线路的潮流。只有经过充电证实母线或旁路母线无故障时方可用刀闸（500千伏系统除外）操作带电。

2、 母差保护的运行方式必须与母线运行方式相对应；如遇特殊运行方式或在改变一次运行方式过程中，母差保护无法与一次方式相配合时，应将母差保护

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改投单母差或解除。

3、 设有旁路母线的开关站，一般情况下旁路母线应挂在线路上运行，旁路开关做为潮流大的线路开关或重要线路开关的备用开关。在运行和操作中，同一电压等级的旁路母线原则上不允许同时有两把以上的旁路刀闸在合闸位置；若电网特殊需要合两把刀闸，则必须采取相应的措施。

4、 用变压器向母线充电时，变压器中性点必须接地，其保护应作相应的调整。

5、 对GIS母线进行操作时，应保证SF6的充气压力和密度在规定值以内。 6、 进行母线倒闸操作时应注意： （1） 对母差保护的影响。

（2） 各段母线上电源与负荷分布是否合理。 （3） 主变中性点分布是否合理。

（4） 双母线PT在一次侧没有并列前二次侧不得并列运行，防止PT对停运母线反充电。 11.2.9 核相

1、 新设备或检修后相位可能变动的设备投入运行时，应校验相序、相位相同后才能进行同期并列或合环操作。

2、 220千伏及以上线路或变压器核相，一般在母线PT二次回路进行。核相时应先验明PT电压相位正确。 11.2.10 零起升压操作

1、 对长线路或通过长线路对变压器进行零起升压的发电机，必须有足够的容量，防止发电机产生自励磁，必要时应经过计算分析；同时应防止线路末端电压超过规定允许值。

2、 担任零起升压发电机的强行励磁装置、自动电压调整器、复式励磁装置均应退出。发电机的失磁保护、线路重合闸以及零升回路联跳其他开关的跳闸压板均应退出。

3、 零起升压时，必须在发电机未建立电压时将发电机与被加压的设备联接好，升压回路保护完整，并可靠投入，然后再加励磁；缓缓加压时，应注意观察三相电压、电流是否平衡。

4、 升压回路变压器中性点应接地，同时应考虑正常运行系统中性点接地数量保持不变。

5、 进行零起升压系统与正常运行系统连接的开关一般应在冷备用状态，如开关在热备用状态时应采取措施防止开关误合造成非同期并列。

6、 双母线接线对其中一段母线进行零起升压时，若另一段母线母差保护可

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能误动，则母差保护应采取措施防止误动。

7、 升压线路有高抗时，高抗应同线路一起零升压（高抗保护应完整投入），使升压设备各点电压不超过允许值。

8、 线路加压正常后，应先将发电机机端电压调至最低，然后再断开线路开关。

11.2.11 避雷器的操作

1、 一般情况下，避雷器无单独的隔离刀闸，其状态随主变、线路、PT等。 2、 500千伏电网避雷器是该电网设备主要保护之一，其作用是防止操作和大气过电压对设备的破坏。一般情况下不许退出运行，如须退出，应经省公司领导批准。

11.2.12 地调借用省调设备旁代主变开关的操作

地调需借用省调管辖的旁路或旁母开关旁代主变开关时，必须办理申请并提供借用后的运行方式；操作时，省调调度员将旁路母线（或母线）、旁路或旁母开关操作至热备用状态，代线路保护解除后借给地调，然后由地调根据需要进行操作，直至旁路母线（或母线）、旁路或旁母开关恢复到原热备用状态，代主变保护解除后交还省调为止。交接时，双方应核对开关、旁路母线状态以及继电保护定值、重合闸方式和保护CT方向等内容。

第十二章 系统事故处理

第一节 系统事故处理一般原则

12.1.1 省调调度员是处理系统事故的指挥人，对事故处理的正确性和快速性负责。处理事故时应做到：

1、 尽快限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身和设备安全的威胁。 2、 用一切可能的办法，保持对用户的正常供电。

3、 尽快恢复系统的正常运行方式，尽早对已停电的用户恢复供电。 12.1.2 系统发生事故或异常情况,有关单位值班员应立即向省调调度员简要报告开关动作情况，待情况查清楚后再报告以下内容：事故现象、继电保护及重合闸动作情况、开关跳闸状态及跳闸次数、重合闸动作后的高压断路器的外观情况、其他安全自动装置动作情况，以及出力、潮流、频率、电压等变化情况，同时还应汇报所辖范围内设备事故处理情况。当无法判断故障情况时应在1小时之内将故障录波远传至省调。

对属于网调许可设备的故障，省调调度员应尽快将设备故障简要情况汇报网调

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调度员，待事故处理完毕后详细汇报事故及处理情况。

事故处理期间，发生事故单位的值长或值班长应留在中控室进行全面指挥，并与省调调度员保持联系，如确有必要离开时应指定适当的值班人员顶替。 非事故单位除向省调报告发现的异常情况外，不应在事故当时向省调调度员询问事故情况或占用调度电话，以免妨碍事故处理，而应密切监视频率、电压、潮流变化情况，防止事故的扩大。

12.1.3 事故处理期间，各单位值班人员均应服从省调调度员的指挥。凡涉及系统的操作，均应得到省调调度员的指令或许可后方可操作。但下列操作无须等待省调值班调度员的指令，可以执行后再详细报告：

1、 将直接对人身安全有威胁的设备停电。 2、 将已损坏的设备隔离。

3、 系统低频低至49.6Hz，将备用机组或已解列机组恢复同期并列。 4、 双电源的线路开关跳闸后，开关两侧有电压时恢复同期并列。 5、 已知线路故障而开关拒动时，将开关断开，有分相操作机构的开关，只断开一相或二相时将其余相断开。

6、 电压互感器保险熔丝熔断时将有关保护停用。

7、 当确认母线电压消失时，将母线上的开关断开（除指定保留的开关外）。 8、 在本规程或现场规程中明确规定，可不待省调调度员指令自行处理的操作。

12.1.4 事故处理过程中，不得进行交接班，直到事故处理告一段落后接班者能够工作时，才允许交接班。

12.1.5 在事故处理过程中，各级调度、现场运行人员必须严格执行发令、复诵、记录、录音和汇报制度，必须使用统一的规范用语，指令应正确无误，汇报应简明扼要。

12.1.6 厂、站内发生设备故障跳闸，若查不到原因又需送电时，现场必须明确报告所辖调度能否对该设备进行试送电。

12.1.7 系统发生下列事故，省调调度员应及时将事故情况向省调领导报告：

1、 省调直调机组发生跳闸。

2、 发电厂及500/220千伏变电站重大设备损坏或全停。 3、 500千伏设备跳闸。

4、 220千伏线路跳闸后强送不成功。 5、 线路跳闸造成电网解列成两片及以上。 6、 影响跨省联络线送受电计划。

7、 220千伏及以上变电站主变、母线跳闸。

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8、 现场人员伤、亡事故。

12.1.8 当发生以下事故时，省调领导应尽快将事故情况向省公司领导汇报：

1、 600MW机组跳闸。

2、 220千伏及以上电压等级变电站全站失压。 3、 500千伏线路永久性故障，联变跳闸。 4、 省调发生误调度、误操作。

12.1.9 地区发生下列事故或异常情况时，当班地调调度员应及时报告省调调度员，包括事故原因、后果及事故处理简要情况：

1、 地调管辖、省调许可设备故障跳闸。 2、 地调调度员发生误调度、误操作事故。

3、 110千伏变电站母线故障跳闸或变电站全停事故。

4、 因台风、大雪、污闪等自然灾害造成的供电馈线跳闸频繁而对供电影响较大。

5、 地区电网发生事故引起地区减供负荷达10%。

第二节 系统频率异常的处理

12.2.1 系统频率超过50±0.2Hz为事故频率。事故频率允许的持续时间为：超过50±0.2Hz，持续时间不超过30分钟；超过50±0.5Hz，持续时间不超过15分钟。

12.2.2 系统低频率的处理原则

1、 当系统频率降至49.80Hz以下时，各厂无需调度指令应自行增加出力使频率恢复至49.8Hz及以上或达到本厂最大可能出力为止（若增加出力可能使联络线过负荷时，则应根据允许的极限增加出力）；调相运行的发电机应不待调度指令改为发电运行；处于热备用状态的水电机组应主动报告调度并经同意后立即开启并入系统。

省调调度员应根据联络线ACE值偏差情况，采取恢复频率的措施，并及时向网调汇报和了解事故原因。

2、 当系统频率降至49.50Hz且有继续下降趋势时，省调应根据联络线ACE值偏差情况，通知各地调按地区紧急事故限电序位限制负荷，地调应按省调下达的限电指令、限电量立即限制负荷，努力使频率恢复至49.80Hz。

当系统频率低于49.80Hz连续15分钟以上而系统没有备用容量时，省调可以使用系统紧急事故限电序位表拉荷限电，努力使频率恢复至49.80Hz。

3、 当系统频率降至49.00Hz及以下时，省调、地调调度员应立即按地区紧急事故限电序位表限制负荷，努力使频率恢复至49.80Hz。

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4、 当系统频率降至48Hz及以下时，各级调度及发电厂、变电站值班人员应不等调度指令立即按系统紧急事故限电序位表拉荷，甚至各级调度员下令限制整个次要变电站负荷，努力使系统频率在15分钟内回升到49.00Hz以上。 当系统频率紧急调整结束后，省调调度员应按具体情况作如下调整：

（1） 继续启动备用机组。

（2） 如系统已解列，应尽速恢复并列，并重新分配各厂出力。 （3） 恢复限制的负荷或重新分配限制负荷。

5、 当与华东电网解列、省网独立网运行时的低频事故处理可参照以上处理原则。

12.2.3 系统高频率的处理原则

1、 当系统频率≥50.2Hz，各电厂应立即主动将出力降低直至机组允许最低出力；省调调度员应根据联络线ACE值，通知有关电厂降低出力和修改发电曲线，使ACE偏差值趋于零或为负，努力使系统频率在30分钟内恢复正常。

2、 当系统频率＞50.5Hz时，装有高频切机的发电厂机组应立即停止该机的运行。

3、 当系统频率＞51.0Hz时，在各电厂出力已降至最低的基础上，省调调度员应立即发布停机、停炉指令，努力使系统频率在15分钟内恢复正常。 12.2.4 为保证系统频率质量和稳定，对水电厂的要求：

1、 高频切机、低频自启动装置，正常应投入。

2、 在接到调度员开机指令后，备用机组10分钟内应并网运行。 12.2.5 地区电网发生事故时引起主系统频率越50±0.2Hz或减供负荷达20%，地调调度员应尽快将事故情况报告省调调度员。

12.2.6 当系统事故被解列成几个独立片时，如果独立片与省调通信中断，则该独立系统的频率恢复工作由各地调调度员按上述原则处理。

第三节 系统电压异常的处理

12.3.1 电压监视、考核点电压偏差超出规定的电压曲线±5％，且延续时间超过2小时；或偏差超过±10％，且延续时间超过1小时，为电网事故。 12.3.2 当母线电压高于电压曲线允许偏差的上限时，厂、站值班人员应立即自行降低发电机、调相机的无功出力（经过试验批准的应进相运行），退出电容器。当电压不见下降或继续升高时，应报告省调或地调调度员。调度员应调整系统无功出力，退出有关地区的变电站补偿电容器、改变变压器有载调压分接头、甚至改变系统运行方式，在1个小时之内将电压调至允许偏差范围内。

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12.3.3 采取发电机－变压器组送电的500千伏线路，由于线路末端开关跳闸而使线路末端电压超过550千伏时，值班人员应立即降低发电机励磁电流（同时降低发电机转速），然后断开线路开关。

12.3.4 500千伏线路处于单侧充电状态时，如线路末端电压超过550千伏，应设法降低至正常范围内，如不能降至正常范围内，应断开线路开关。

12.3.5 当母线电压低于电压曲线允许偏差的下限时，厂、站值班人员应立即自行加大发电机、调相机的无功出力（直至设备的最大限度），投入电容器。当电压不见回升或继续下降时，应报告省调或地调调度员，调度员应调整系统无功出力，投入有关地区的变电站补偿电容器，改变变压器有载调压分接头，启动备用机组，甚至改变系统的运行方式，在1个小时内将电压调至运行偏差范围内。 12.3.6 当220千伏变电站220千伏母线电压低于214千伏时，应充分利用发电机、调相机的允许过负荷能力和系统有功、无功备用容量等办法，增加无功出力尽快使电压回升，各地调应避免通过调整220千伏及以下分接头来提高地区电网电压；若220千伏电压水平进一步恶化并低于205千伏时，各地调应采取限荷措施；若220千伏电压低于198千伏（额定电压值的90％）时，为防止电压崩溃，省调调度员应下令限制负荷或按地区电网事故紧急限电序位限制负荷。限电原则是：在电压最低地区先执行。

12.3.7 系统电压降低到严重威胁发电厂厂用电安全时，现场值班人员可自行按现场规程规定的方法和步骤，将厂用电（全部或部份）与系统解列。

第四节 线路事故处理

12.4.1 500千伏、220千伏线路开关跳闸后，重合闸未投或重合不成功，省调调度员可强送电一次。对强送不成的线路，应对线路进行零起升压。若无零起升压的条件，且系统特别需要该线路运行时，可经省调领导批准选择适当的开关再强送一次。若500千伏线路装设有高抗，线路故障跳闸至强送的间隔应为15分钟或以上。

12.4.2 当500千伏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，不得进行强送电。

12.4.3 线路有电缆或按规定不能投重合闸的线路发生跳闸后，应待查明原因后才能强送；若无法查明原因而电网又急需送电时，经省调领导同意后调度员可进行强送一次。

12.4.4 有带电作业的线路故障跳闸后，强送电规定：

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1、 未向调度提出要求故障跳闸后不能强送的，按12.4.1规定可以进行强送。

2、 带电作业要求线路重合闸退出或故障跳闸后不能强送电的线路跳闸后，现场工作人员应尽快联系调度，说明能否进行强送电。

12.4.5 对于因污闪或其他间歇性故障引起跳闸的线路，当强送电次数达到500千伏3次和220千伏5次，若线路再跳闸，则不宜再强送，待天明雾消或台风平息后再行强送电，以防止开关无谓的跳合闸造成开关损坏或无谓的增加跳闸次数。

12.4.6 线路发生跳闸后，现场运行人员应立即向省调调度员作线路开关跳闸等情况的扼要汇报。经检查后，再详细汇报如下内容：

1、 事故跳闸时保护装置（包括高抗保护）及安全自动装置动作情况。 2、 开关动作情况及外部有无明显缺陷。

3、 对故障跳闸线路的有关设备（包括高抗）进行检查的情况。 4、 其它线路状态及潮流情况。 5、 故障录波器、故障测距情况。 12.4.7 调度员在下令线路强送之前应考虑：

1、 系统是否解列，若解列了，应待各网稳定运行后，先以大网一侧的开关强送电。

2、 合理选择强送电端，尽可能选择离电源远、阻抗大的一侧强送，并降低有关联络线的潮流使系统稳定不致遭到破坏。如果有关联络线潮流难以调低，可根据预先计算确定的强送端强送电。500千伏线路强送电应可能选择过电压倍数低的一侧进行，且下令强送前应调整好送端电压，防止强送电后电压超过规定值。

3、 选择强送的开关跳闸次数未达到允许开断次数（N）（油开关跳闸次数未超过N－2次），开关设备应完好，保护应完备。开关允许切除故障的次数现场应在规程中作出明确的规定，做好开关实际切除故障的次数的记录，并以表格形式张榜挂于墙上明显的位置。

4、 强送端变压器中性点必须接地，如确需对终端变压器和220千伏线路一起强送电，终端变压器中性点必须接地。

5、 强送电前，线路两侧保护动作情况及设备外部检查情况现场均已汇报省调。

6、 若线路跳闸时，线路仅有后备保护动作而高频保护没有动作，则在高频拒动原因没有查清楚前不允许强送；若线路开关跳闸同时开关失灵（远跳）保护动作，要求现场检查确认失灵的开关或故障点并隔离后才能强送。 12.4.8 线路强送成功后，另一侧开关转合环（或并列）运行。

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12.4.9 故障线路跳闸后引起运行线路潮流超过稳定限额时，省调调度员应迅速采取措施使其降至限额之内，处理方法有以下几种：

1、 增加受端电厂的出力。 2、 降低送端电厂的出力。

3、 改变系统的接线，使潮流分布改变。 4、 受端进行限电措施。

12.4.10 线路故障跳闸后，调度员在发布巡线指令时应说明：线路是否带电；若不带电，线路两侧是否已转检修，继电保护动作和故障测距情况等。

第五节 母线事故处理

12.5.1 母线故障失压时现场人员应根据继电保护动作情况，开关跳闸情况，现场发现故障的声、光等信号判断是否母线故障，并将情况立即报告调度员。 母线故障后，现场人员应对停电母线和故障母线上母差范围内的各元件设备进行外观检查，查明情况立即报告调度员。 12.5.2 母线事故处理原则：

1、 双母线其中一组母线故障停电后，应尽快将已确认无故障的元件改接至运行母线并恢复元件的并列、合环或送电。

2、 找到故障点后尽快隔离，对停电母线恢复送电。

3、 对GIS母线经检查找不到故障点时，应尽量利用电源对母线进行零起升压，无升压条件时再考虑对母线进行试送电。

4、 母线试送电原则：首先尽可能用外来电源进行试送电，试送电开关应有0秒跳闸功能；当使用本厂（站）电源试送电时，应首先使用带0秒充电保护的母联或旁母开关；需要时也可使用主变开关，但应更改主变保护定值，提高灵敏度，缩短动作时限；若线路跳闸，同时母线失灵动作，不得用本线路开关对母线试送电。

12.5.3 母线电压消失是指母线本身无故障而失去电源，一般是由于系统故障，或相邻元件故障该跳闸的元件开关拒动，引起越级跳闸所致。母线电压消失判别的依据是同时出现下列现象：

1、 该母线电压表指示消失。

2、 该母线各元件负荷、电流指示为零。 3、 该母线供电的厂（站）用电消失。

12.5.4 多电源变电站母线电压消失，在确定非本母线故障时，为防止各电源突然来电引起非同期并列，现场人员应按下述办法自行处理：

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1、 拉开查明是拒动的开关。

2、 单母线仅保留一路电源开关，拉开所有其他开关。

3、 双母线应先拉开母联开关，每一组母线保留一路电源开关，拉开所有其它开关。

12.5.5 单回线路供电的变电站母线电压消失，在确定非本母线故障时，除断开主变开关外，母线上其它开关可不断开，立即报告调度员，等待来电。 12.5.6 发电厂母线电压消失后，应立即将可能来电的开关全部拉开，并设法恢复厂用电，利用机组对母线零起升压，正常后待线路有电压，即恢复与系统同期并列。也可利用外来电源对停电母线进行试送电。

第六节 变压器事故处理

12.6.1 变压器开关跳闸时，根据变压器的保护动作情况作如下处理：

1、 变压器主保护（包括重瓦斯、差动保护）同时动作跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不得进行强送电。

2、 变压器的重瓦斯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、油分析和故障录波器动作情况，证明变压器内部无明显故障后，在系统需要时经变压器所属单位领导批准可以试送一次；对500千伏联变进行试送电需经省公司领导批准。有条件时，应尽量进行零起升压。

3、 变压器过流保护等后备保护动作跳闸，在找到故障并有效隔离后，可试送一次。

12.6.2 变压器轻瓦斯保护发出信号应进行检查，并适当降低变压器负荷。 12.6.3 变压器过负荷及其他异常情况时，现场按规程规定进行处理，并汇报调度。变压器的事故过负荷倍数及时间应严格按变压器运行规程规定控制。 12.6.4 高、低抗处理可参照变压器的处理原则。

第七节 开关异常及事故处理

12.7.1 开关因本体或操作机构出现异常（未出现跳闸闭锁）时，现场应尽快联系检修人员来处理；对于一个半开关接线方式，不影响系统运行方式时可先断开此开关。

12.7.2 开关因本体或操作机构异常出现“跳闸闭锁”信号，应断开开关的跳闸电源，并按现场规程进行处理。仍无法消除故障，则应设法尽快隔离故障开关。 12.7.3 开关非全相异常运行处理原则：

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1、 500／220千伏开关不得非全相运行。当发现两相运行时，现场值班人员应迅速恢复全相运行，如无法恢复，应立即断开该开关；当发现一相运行时，现场值班人员应立即断开运行相开关。事后迅速汇报省调调度员。

2、 发电机－变压器组开关发生一相或两相跳闸时，现场值班人员应立即断开该开关，如无法断开，立即降低机组负荷，确保机组的负序电流、振动、发热不超过标准，并应迅速隔离非全相开关。事后汇报值班调度员。

3、 地调管辖220千伏主变发生非全相运行无法恢复时，应首先尽量转移主变负荷，消除另一台主变的过载；有条件的应先考虑旁代故障开关进行隔离，否则应停主变进行隔离。此间不得进行中性点倒换操作，事故处理完毕应保证中性点接地个数符合要求并汇报省调调度员。

4、 厂、站220千伏双母线的母联开关发生非全相运行，应立即合上断开相开关，若无法合上时则应断开其它相开关；在非全相运行期间，应尽快采取措施降低母联潮流。

第八节 系统发生振荡时的事故处理

12.8.1 系统发生振荡的主要原因：

1、 系统发生故障，特别是连续多重故障，造成系统稳定破坏。 2、 系统不正常的操作（如非同期并列，强送故障线路等）。 3、 故障时开关和继电保护不正确动作或自动调节装置失灵。

4、 长距离传输功率突增超极限（如送端发生功率过剩，受端失去电源或双回路失去一回路等）。

5、 大机组失磁，再同步失效。 12.8.2 系统发生振荡的一般现象：

1、 发电机、变压器和联络线的电流表、功率表以及发电机、母线电压表周期性地摆动，每周期约0.15－3秒，发电机和变压器发出有节奏的蜂鸣声。

2、 振荡中心的电压摆动最大，并周期性地变化，最低值接近零值，白炽灯一明一暗。

3、 失去同期的两个（及以上）电厂或电网间联络线功率往复摆动，送端频率升高，受端频率下降，一般相差在1Hz或以上（振荡周期T＝1/△f）。 12.8.3 系统发生振荡时的处理

1、 系统稳定没有破坏时，利用人工方法再同步处理：

（1） 各发电机和调相机应充分利用机组励磁系统的过载能力提高无功出力；同时调整系统无功补偿容量，尽可能使电压提高至允许的最大值。

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（2） 频率升高的发电厂立即自行降低出力，使频率下降直到振荡消失或频率降到49.8Hz为止。

（3） 频率下降的发电厂应自行增加出力，直到振荡消失。频率下降的地区，省调调度员应果断地按系统事故紧急限电序位拉闸限电，使频率提高，直至49.80Hz，并使振荡消失。

2、 在下列情况下应选择适当的解列点将系统解列：

（1） 振荡剧烈且振荡电流超过设备允许范围，可能使重要设备损坏。 （2） 主要变电站电压波动低于额定值的75％，可能引起大量甩负荷。 （3） 采取人工再同步，在3－4分钟之内未能恢复同步运行。 解列点选择原则：

（1） 解列后的各电网内发电机组应能保持同步运行。 （2） 各电网内应尽可能保持功率的平衡。

3、 系统发生振荡时，任何发电机、调相机都不得自行手动解列；当频率或电压下降到严重威胁厂用电安全时，可按现场事故处理规程执行保厂用电的措施；在此之前应主动与调度联系。

4、 若由于发电机失磁，机组与系统失去同步运行产生振荡时，现场人员应立即判明情况将失磁机组与系统解列。

第九节 通信中断情况下的事故处理

12.9.1 厂、站及地调与省调失去通信联系后，各单位应主动采取措施，用一切可能的方法尽快与省调取得联系。凡能与省调取得联系的厂、站及各级调度有责任转达省调的调度指令或联系事项。失去联系的单位，应尽可能保持接线方式不变，并密切监视频率和电压以及潮流，事故时按本规程有关规定处理。 12.9.2 当系统发生事故而通信中断时，各厂、站及地调的值班人员应主动加强相互间的联系，主动按系统各种事故处理原则进行本厂站、本地区电网的事故处理。一般由地调负责联系各厂站，并和相邻地调协商，当涉及两个已解列电源的事故处理时，应与对侧联系，按线路跳闸事故处理原则进行试送电和并列。 12.9.3 省调调度员发现通信中断后，应暂缓对停电设备的试送电，直至恢复通信联系后才能进行送电操作。同时，省调调度员应立即通告省调通信调度员通信中断情况。省调通信调度负责全程协调、跟踪监督通信系统故障处理，判断处理的时间长短以决定是否启动应急预案，有关地区通信调度和运行维护管理部门应给予具体工作配合。处理完毕，省调通信调度员应向省调调度员通报结果。

12.9.4 在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

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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；值班调度员已经同意执行的操作，可以将该操作指令全部执行完毕。值班调度员在发布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，则仍然认为该操作指令正在执行中。

12.9.5 通信中断时，通信运行值班人员应按相关通信规程规定，尽快进行故障抢修，并优先恢复与电力调度业务直接相关的重要通信通道。各级通信运行维护部门应坚持下级服从上级、局部服从整体、支线服从干线进行故障抢修处理。

第十节 自动化系统故障处理

12.10.1 变电站计算机监控系统、集控系统和发电厂监控系统的故障处理或事故抢修应同于电网一次设备。

12.10.2 变电站计算机监控系统、集控系统和发电厂监控系统设备出现严重故障或异常，影响到电气设备操作的安全运行时，变电站(电厂)运行部门应立即组织运行人员作出应急处理，并加强对电网一、二次设备的监视。

12.10.3 自动化系统设备、通道出现故障、异常或由于其它原因引起部分信息失实后，自动化值班人员应及时进行故障分析，通知相关人员立即处理，并通知调度员故障情况及提醒调度员注意事项。

12.10.4 自动化系统设备、通道出现故障短时间内无法恢复，自动化人员应当通知调度运行人员采取的替代手段对电网运行进行监控。

12.10.5 设备出现故障，运行维护人员接到通知后要及时到达现场（调度中心、电厂30分钟，变电站90分钟内到达现场），查找故障，迅速处理，恢复设备正常运行。

12.10.6 自动化设备若遇紧急情况，可先切断电源处理然后报告。事后应对设备退出运行的原因、时间、处理过程予以记录并及时上报相关主管部门。 12.10.7 设备故障处理完毕应立即汇报并校对信息的正确性，事后应详细记录故障现象、原因及处理过程，严重故障还应写出分析报告并报相关部门备案。 12.10.8 为保证设备的正常维修和异常、故障的及时排除，有关自动化运行维护机构应保障维修人员的交通工具及时到位，厂、站端应分别备有必要的仪器、仪表、工具和备品、备件。

第十三章 系统调度自动化管理

第一节 基本原则

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13.1.1 福建电网调度自动化工作实行统一领导、统一规划、分层实施、分级分片管理、分工负责、局部服从全局的原则。调度自动化系统运行管理分国调、网调、省调、地（梯）调、县调五级进行管理。各级运行管理组织之间的关系是专业业务领导关系，上级运行机构对下级运行机构实行专业归口管理。 13.1.2 福建各级调度自动化机构应严格执行部颁《电网调度自动化系统运行管理规程》、《电能计量装置技术管理规程》及《福建省电网调度自动化系统运行管理规程》和国调、网调、省调制定的有关规定，并根据具体情况制定实施细则。 13.1.3 各级调度部门和直调发电厂应设置相应的调度自动化机构，建设实用的调度自动化系统。

删除的内容: 组织分级管理删除的内容: 为：删除的内容: 和发电厂第二节 运行管理机构和职责划分

13.2.1 福建省调度自动化系统的运行管理有关机构包含：省调、地调、县调的部门，发电厂、变电站、超高压局及各电业局负责调度自动化的部门。 13.2.2 运行管理机构和职责划分

1、 省调自动化处为福建电网调度自动化的运行主管部门，并受网调自动化处的领导，负责全省调度自动化系统运行管理、专业管理，并直接维护省调有关的调度自动化系统。

2、 各地调自动化管理部门为本地区调度自动化的运行主管部门，负责本地区调度自动化系统运行管理、专业管理，并直接维护地调有关的调度自动化系统。

3、 各县调自动化管理部门为本县调度自动化的运行主管部门，负责本县调度自动化系统运行管理、专业管理，并直接维护县调有关的调度自动化系统。

4、 各发电厂负责厂内调度自动化系统的维护和运行管理。

5、 超高压局、各电业局应指定机构负责与调度自动化系统相关的变电站端（变电站内RTU及综自系统等）自动化系统的运行维护和管理，保证厂站端系统满足各级调度自动化系统的各项技术要求。 13.2.3 各单位调度自动化系统维护运行管理的职责

1、 执行上级颁发的各项规程、规定和工作要求。

2、 负责所辖范围内调度自动化设备的运行、维修和定期检验等工作。 3、 根据上级调度部门要求，提供准确的调度自动化信息和实现控制功能。 4、 负责运行统计分析并按期上报。

5、 根据上级调度部门要求，编制所辖范围内年度调度自动化系统建设、改造项目计划并组织实施。

6、 编制各类调度自动化设备的现场运行规程及使用说明，并对有关人员进

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行培训。

7、 负责或参加新安装的调度自动化系统或相关厂站端设备的监督、检查和验收。

第三节 运行管理

13.3.1 新建工程的自动化系统和改造后的自动化系统必须按照有关技术标准，通过由相应调度部门组织或参与的验收合格后方可投入运行。

13.3.2 投入运行的调度自动化设备由电网运行或自动化运行值班人员统一管理，并参照二次系统的有关规定，负责管辖范围内的自动化系统或设备的巡视检查、故障处理或协查、运行日志记录、信息定期核对，许可执行已批准的检修、停役操作、通知相关调度和用户、检查安全措施和许可停复役工作。

13.3.3 自动化系统或设备的检修、检验等工作必须按照检修管理规定进行申请，并经现场值班和上级调度端自动化值班人员许可后进行，未经自动化运行值班人员同意，不得无故停用。

13.3.4 厂(站)一次设备退出运行或处于备用、检修状态时，有关远动装置、测控单元、变送器等装置)等均不得停电或退出运行，有特殊情况确需停电或退出运行时，应按停复役规定办理申请和批准。

13.3.5 在有可能影响自动化设备运行的一、二次回路上工作和操作时，应当采取相应措施防止错误信息影响调度自动化系统，并通知相应调度的自动化运行值班人员。在工作完结时现场运行人员应当对信息进行正确性校核。

13.3.6 自动化运行值班以及维护人员开始在调度自动化系统上工作或发现调度自动化系统功能和信息异常时，应该立即通知有关电网调度和运行人员，提醒电网调度和运行值班人员采取相应措施，防止错误信息导致电网调度和控制出现差错。

13.3.7 在一、二次系统发生与调度自动化系统有关的变更时，应将有关变更内容及时通知调度自动化运行管理部门，调度自动化运行管理部门应根据变更内容及时修改数据库、画面、报表、模拟屏接线等，确保调度自动化系统反映的电网情况为当前实际状态。

13.3.8 在调度自动化系统及相关系统发生变更，如系统改造、新设备接入时，相应的管理部门应该在实施前把方案报上级调度自动化管理部门审查， 经批准后方可实施接入。

13.3.9 通信部门及调度自动化部门的专业人员应熟悉通信及自动化的专业分工界面，各自备有相应界面设备的资料，并定期检查两侧接线的完好性。

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13.3.10 调度自动化系统中的信息参数，如：一次设备编号的信息名称和信息传输地址、电压和电流互感器的变比、变送器或交流采样的输人/输出范围、计算出的遥测满度值及量纲、遥测扫查周期和“变化死区”的设定值、信号的常开／常闭接点、信号接点抗抖动的滤波时间设定值、SOE的选择设定、ACC遥调信号的输出范围和满度值、转发遥测的数据格式、量纲和系数等信息参数由设计部门编制，经调度部门审核后，运行维护部门负责设置。电量计费装置的有关参数由指定的技术监督部门设置。

13.3.11 各级调度、厂(站)自动化运行专业应保证量测数据的有效性、遥测和遥信的实时性、电量原始数据的正确性。直采直送的实施直接管理和核对，逐级传送的实施逐级管理和核对。

13.3.12 为满足电网调度自动化各子系统对应用数据一致性、实时性、可靠性的要求，调度部门根据需要制订相应的数据管理办法。数据管理办法应对应用数据的正确性、实时性、可靠性提出具体要求，明确数据来源、传输途径、质量要求、后备次序、应用条件等。规定用于电网运行考核、电网参数计算、历史数据统计等主用数据、后备替补数据、计算或抄录数据的合法性和操作依据。 13.3.13 用于电量计费的电能表内记录数据和主站数据库内电量数据都是法定的计量原始数据，不允许任何人改变原始数据。

13.3.14 调度自动化信息的传输应根据调度关系采用直采直送传输的原则，省调直调电厂、变电站的信息，原则上应仅直送相关调度。

13.3.15 运行中的调度自动化设备必须具备制造厂家提供的技术资料、安装调试中校正的设计资料、调试和竣工报告，并应有符合实际情况的现场安装接线图、原理图、外部回路接线图、信息表、通道组织图和测试记录。

13.3.16 运行中的调度自动化设备必须做好数据备份，备份必须设专柜存储由专人管理，并进行定期检查的恢复试验。

13.3.17 各调度自动化系统必须制订各类应急处理预案，保证在系统发生突发事件时能得到有效处理。

13.3.18 并网各有关单位应根据调度自动化系统的配置情况，配备必须的自动化运行人员，投入运行的设备均应有明确的运行管理、维护专责人员，建立完善的岗位责任制，自动化专职人员名单应报上级调度部门。

13.3.19 运行值班人员必须经过专业培训及考试，考试合格后方可上岗。新系统设备投入运行前，必须对运行值班人员和专责维护人员进行该系统或设备的技术培训和技术考核。

13.3.20 各级调度部门自动化专业应制订符合本系统的调度自动化系统运行管理制度，包括：运行值班和交接班制度、机房管理制度、设备和功能停复役制度、

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设备安全检查制度、系统故障查处流程和消除缺陷管理制度、新设备移交运行的技术交底制度、电网调度自动化系统年度运行统计考核范围和信息考核内容、自动化专业劳动竞赛考核评比办法等。

13.3.21 各级调度自动化管理机构应按照《福建省电网调度自动化系统运行管理规程》的规定，做好自动化设备的日常维护、定期检验、报表管理及运行统计分析等运行考核工作，保证调度自动化系统可靠稳定运行,提高管理水平。

第四节 设备检验和缺陷管理

13.4.1 调度自动化设备检验管理

1、 运行中和新安装的调度自动化设备应按照相应检验规程或技术规定进行检验工作，设备的检验分为新安装设备的验收检验，运行中设备的定期检验和运行中设备的补充检验。

2、 涉及上一级自动化系统运行的设备的检验计划应在月前上报上级自动化管理部门，并按批复的时间进行。

3、 与一次设备相关的调度自动化设备的检验应尽可能结合一次设备的检修进行。用于考核、结算的测量设备及电量计费装置、计量回路应由指定的计量监督部门进行定周期的现场校验。

4、 调度自动化设备检验应由设备的专职负责人进行。检验前应作充分准备，如图纸资料、备品备件、测试仪器、测试记录、检修工具等均应齐备，明确检验的内容和要求，在批准的时间内保质保量地完成检验工作。

5、 在进行运行中设备的检验工作时，必须遵守DL408—91《电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)》和专用检验规程的有关规定，确保人身、设备的安全以及设备的检验质量。

6、 设备经检验合格并确认内部和外部接线均已恢复后方可投运，通知有关人员并及时整理记录，写出检验技术报告，上报相关的电网调度自动化运行管理部门备案。

13.4.2 设备缺陷管理

调度自动化设备缺陷分成三个等级，即紧急缺陷、重要缺陷和一般缺陷。 1、 缺陷处理的响应时间要求

紧急缺陷：运行值班人员必须先消除对人身和设备的威胁；检修人员必须立即赶赴现场进行处理。

重要缺陷：检修人员必须在8小时之内赶赴现场进行处理。 一般缺陷：检修人员应在24小时之内赴现场进行处理。

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2、 各级调度自动化运行专业均应建立缺陷档案，详细记录缺陷的现象、发生的原因、处理的过程和结果。对于一时无法消除的缺陷要加强监视，并根据具体情况缩短巡视和测试周期。

3、 各级调度自动化设备缺陷应按专业归口管理的原则，及时向省调自动化运行主管部门报告。

第十四章 系统通信调度管理

第一节 基本原则

14.1.1 福建电力通信网遵循“统一调度、分级管理；统一规划、分步实施；统一建设，同步配套；统一调配、高效应用”和“属地运检维护、全程联合作业；统一操作标准、全网专业管理”的原则，坚持下级服从上级、局部服从整体、支线服从干线的原则。

14.1.2 各级调度通信管理部门的运行管理必须遵照上级通信管理部门以及省公司的有关规程、规定及标准。

第二节 职责分工

14.2.1 省、地、县调度部门以及并网各有关单位都应建立相应的通信管理机构，对管辖职责范围内的通信管理工作实行统一调度、分级管理。省调负责全省电力通信系统全过程专业管理；地区网、县网通信系统的运行管理由地调负责；跨省联网通信系统和电路的运行管理按上级要求执行，并由省调负责向上级通信管理机构报批。

14.2.2 省调主要职责：

1、 制定相应的通信管理办法、规程、规定。

2、 负责全网通信规划工作；归口管理全网通信技术改造；参加省电网、直调电厂配套通信工程的项目审查、工程验收、并网接入等管理工作；提出省电网通信系统大修计划、办理设备报废报批；组织制订所辖通信网的故障处理预案。

3、 负责省电网通信系统的运行管理工作，指导和协调地调、直调电厂的通信运行管理工作，组织全网通信技术培训、交流和持证上岗考试工作。

4、 负责220千伏及以上电压电网载波频率管理、福建电力专网无线电管理。 5、 负责所辖电路、设备的运行统计、分析、评价、考核等管理工作，定期提出运行报告。

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14.2.3 地调主要职责：

1、 贯彻执行上级颁发的各种规程、规定及有关规章制度。

2、 负责提出本地区（包括县）通信网的规划，报省调审查批准后组织实施；具体实施所辖范围内的技术改造；参加所辖范围的配套或专项通信工程（项目）验收。

3、 负责所辖通信设备、省电网落地通信设备的监视、运行维护和检修申请；组织编写所辖通信网的故障处理预案。

4、 组织专业技术培训和技术考核，指导和协调县调、直调电厂的通信运行管理工作。

14.2.4 县调主要职责：

1、 贯彻执行上级颁发的各种规程、规定及有关规章制度。

2、 具体实施所辖范围内的县通信网的规划，技术改造的实施；参加所辖范围的配套或专项通信工程（项目）验收。

3、 负责所辖范围通信设备、省和地网落地通信设备的监视、维护和检修申请；组织编写县通信网的故障处理预案。 14.2.5 并网电厂职责：

1、 执行国网公司、华东电网公司及省公司颁布的有关电力通信规程、规定和管理办法，并满足有关涉网安全运行的工作要求。

2、 负责区域内落地通信设备的运检维护工作；组织对本站通信事故、障碍的调查分析，制定改进措施；依照省调要求报送有关表报资料。

3、 按照检修计划要求，负责提出电厂涉网通信电路的检修计划和异动的申请；提出并实施区域内通信网路的投退、停复役、异动、消缺及应急迂回转接工作；服从省调通信调度指令。

4、 进行标准化管理建设，确保通信站为标准通信站。

14.2.6 省电力通信系统分为四级电路，即：跨省联网（福建省与国网、华东网及其它网、省之间联网的通信系统）、省网、地区网、县网。省电力公司直接管辖的通信网或与省电力公司生产业务关联互连、与省调直调业务有关的通信电路为省网电路。跨省联网、地区网、县网按照管辖范围比照定义。

第三节 专业管理

14.3.1 为了充分发挥全省电力通信资源的作用，省调对通信资源进行优化、合理配置，严把进网、组网的关口，制定颁布相应的技术标准和管理规程、规定，对全省电力通信专业实行全过程技术监督管理。

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14.3.2 省调负责组织编制全省通信规划，并按省电网实际情况以及通信技术的发展，每一至两年组织制定相应的通信网滚动规划。负责统一制定电力专网语音交换网编号方案、组网技术方式、通信网年度运行方式，统一管理、调配全省系统的通信网路资源；定期出版专网电话号码薄。

14.3.3 省调负责与省网干线系统、省调直调电厂的电路、设备（又称“网路”）的运行统计、考核，定期出版月年报表；负责全省电力系统范围内标准通信站的验收、授牌、复查和评比工作以及无人值班通信站的审批。非省调直调电厂、地区网、县网通信电路的运行统计、考核，由地调负责，省调负责标准通信站的验收授牌工作。有关评定规定依照《福建省电力系统通信运行统计和考核评比规定》和《福建省电力系统标准通信站验收标准》执行。

14.3.4 福建电力通信网范围内的无线电频率管理均应遵照无线电管理委员会有关规定和文件执行。日常管理由省电力公司无委办（设置在省调通信处）负责。各地区电业局向当地无线电管理委员会申请无线频率时，须报省电力公司无委办协调。省网范围内的载波频率的使用实行全省统一规划、归口管理。220千伏及以上电力线载波频率由省调统一管理和核配。 14.3.5 专业管理。

应严格依照《福建电力通信网路管理办法》、《福建并网通信系统并网实施管理办法》等有关管理办法执行。

1、 省调对并网通信系统（站）开展技术监督和专业管理。

2、 省调负责协调各专业用户对电力通信网的业务需求和专业界面技术要求。对于省网通信网路的物理（包括功率、时隙配置、接线、端口、接口类型、速率、传输媒介等）、逻辑变更（包括路由、时隙等）、业务内容变化、设备投退停复役和检修、消缺等实行审批制度，只有在取得省调批准后方可进行操作，且未经省调书面批准也不得擅自将互联互通设备用于其它与电力生产无关的业务。

3、 省调参加与并网单位组织的有关并网通信系统的项目可行性审查会；参加并网通信项目初步设计审查会（含专项工程）、设计联络会、标书审查、招评标相关工作；会同有关运检维护部门对相关并网通信设备的施工图进行审查，核对施工现场资料的准确性，会商调度生产业务信息的需求种类、通信接入方式、接口类型（包括：端口速率、电气类型、传输电平）等，审核是否依照初步设计技术要求制图，组织对全程长途电路调试大纲、新建并网设备的并网安装调试方案进行审查。

4、 省调组织有关单位对并网通信站进行投产启动验收工作，对并网通信系统（站）是否依照各阶段审查会要求实施、是否具备投产启动条件、工程竣工和运行资料是否齐备、工程是否明确并完成移交给生产运行部门等各方面进行确

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认。

5、 为确保通信互联互通的完整、可靠、顺畅，省调对并网通信系统设备实行核准入网许可、互联方式准入制度管理。并网通信系统与其它任何第三方的通信设备实行互联互通应获得省调书面批准。

6、 并网单位通信系统（站）应按照省调制定的通信规划要求，在互联通信设备中，包括技术参数、设备选型、频率需求（系指：电力线载波、无线电频率）等均应符合省网系统通信技术规范和管理要求。 14.3.6 语音交换网管理

1、 福建电力调度交换网

（1） 福建电力调度交换网网一般以辐射状为主、部分成三角环，拓扑结构上不宜形成多边形，有调度关系的两点之间转接时不能出现二次汇接。对于新进网调度交换设备，按照分级管理、调度管理关系接入、路由就近的原则向上级管理部门提出申请，经省调批准后由省电通组织实施毕方可联网运行。福建电力调度交换网编号方案由省调统一规划和具体安排。

（2） 省调直调电厂、重要220千伏变电站、集控站和500千伏变电站中继直联；其它直调变电站在电业局地区汇接、独立双路由中继并采用电业局行政管理交换机放号作应急备用。

（3） 省调与地区电业局的中继为2MB/S接口的独立双向的双路由；与直调发电厂、站（单机100MW火电机组的火电厂、总装机30MW以上的水电厂以及直接接入220千伏及以上等级的其它发电厂）采用4－8条四线模拟中继或2Mb/S中继。直调电厂调度交换系统应急备用手段包括：省调调度交换机、行政管理交换系统放小号的方式。

（4） 调度交换系统与行政管理交换系统物理分离、不互联。 2、 福建电力自动交换网（又称“福建电力行政管理交换网”）

（1） 福建电力自动交换网是全国和华东电力系统自动交换网的组成，是福建电力调度网的备用网,其编号方案由省调统一规划和具体安排。

（2） 采用二级汇接、三级交换和环形结构相结合的原则组网。

（3） 为保证自动交换网通信质量以及满足交换组网和网络管理的要求，全网交换机种类不超过3种，其中：汇接局交换机种类不得超过2种、终端局交换机种类不超过3种。对于新进网自动交换设备，按照分级管理、按照调度管理关系接入、路由就近的原则向上级管理部门提出申请，其设备选型、接口方式、信令规约、编号方案、同步等必须满足《福建电力系统自动交换网运行管理办法》经，经省调批准后由省电通组织实施毕方可联网运行。

14.3.7 通信传输系统管理，依照《福建省电力系统光纤通信运行管理规程》、

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《福建省电力系统数字微波通信运行管理规程》、《福建省电力系统载波通信运行管理规程》、《福建电力通信系统通信网路管理办法》、《福建电力系统数字微波通信工程验收暂行规定》、《福建省电力系统电力线载波通信工程验收暂行规定》、《福建电力系统光缆通信工程竣工验收暂行规定》执行。

14.3.8 电视电话会议系统的管理，依照《福建省电力系统会议电话电视系统维护管理暂行办法》执行。

14.3.9 广域数据网的管理，按照《福建电力系统广域数据网运行管理规定》执行。

14.3.10 无人值班通信站的管理，依照《福建省电力系统通信网无人值班通信站管理规定》执行。

14.3.11 通信站防雷技术管理按照《福建省电力系统通信站防雷运行管理规定》执行。

14.3.12 全程电路管理按照《福建电力通信网路管理办法》执行。

第四节 运行管理

14.4.1 省网分设二级通信调度，即省和地区（市）局通信调度，业务关系上是上下级关系，下级通信调度必须服从上级通信调度的业务领导和指挥，按照调度令操作。省调直调发电厂由省级通信调度实施通信调度管理；其它发电厂由地级通信调度实施通信调度管理。各级通信调度必须实行24小时有人值班。有关运行管理依照《福建省电力系统通信调度管理规定》执行。

14.4.2 省电力通信网分设二级维护中心站，即省级和地区通信中心站，分别负责相应管辖范围内通信设备的维护及其接入管理，业务上为上下级关系；分设二级通信网管中心站，即省级和地区网管中心站，分别负责相应管辖范围内通信设备的通信监控网管系统维护及其接入，业务上为上下级关系。

14.4.3 结合电网年度检修计划，福建电力通信网实行年度运行方式管理，省调每年12月最后一个工作日前下达次年度的通信网路运行方式，其基本内容包括：所承载电力生产业务的通信网路的路由描述、名称、基本技术特征；年度检修计划；一次系统检修影响通信网路情况；省、地两网通信传输系统物理路由图；行政与调度交换网组网图；省电力监控主站与直调厂、站从站接入简图；省网骨干传输系统（包括数据传输网）简图等。

14.4.4 电力通信设备的运行维护按照属地运检管理的原则由设备装置所在地的单位负责。省网干线通信电路以及与干线电路互通有关的电路（设备）的使用由省调制定和批准，其运行方式不得随意变更，有关通信电路的停、复役必须按规定手

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续执行。在省网干线通信电路发生异常时，各有关单位通信部门必须及时到位、积极配合，严格服从省调通信调度通信调度命令以及省级维护中心站和网管中心站的全程统一指挥，使省网干线通信电路及时恢复正常运行。 14.4.5 对于通信与自动化、继保复用通道的建设、运行应做到：

1、 对于500千伏线路保护、220千伏及以上线路安控装置信号、主保护采用光通信传送时，其光缆只能为OPGW，不得采用ADSS、普通架空或地埋光缆等。

2、 对于新建工程在移交光纤时，必须提供光纤线路的总损耗、每一个光纤接头的损耗、接线盒和跳纤位置、编号等有关技术资料。

3、 复用通信设备应在面板、机架、端子牌、接线板的显著位置准确清晰地标明所承载的信号业务名称。

4、 通信运检部门必须健全完整的通信通道技术资料文档，如：通道路由走向、光缆芯编号。

5、 通信连接继电保护、安全自动装置的传输电缆应屏蔽，通信和保护装置在同一接地网的应两端接地，不在同一接地网的应采用光传输技术互联。

6、 复用设备的停、复役以及运行维护检修，只能在申请中所列出的范围内进行，严禁超范围无批准的任何操作。

14.4.6 通信设备的终端用户（包括：继保、自动化、MIS、水调信息等），其接入终端设备必须符合通信通道传输标准（电平、阻抗、速率、同步等），其需求参数应得到各级通信管理部门的许可，如不符合标准，由有关部门协商解决。

对通信故障进行处理过程中，如出现大面积、多业务、多站点、大带宽的业务传送中断时，省、地通信调度应立即分别向省调（局）分管领导和通信管理部门主要负责人汇报，如发生涉及可能严重威胁一次安全稳定运行的省网通信网路时，则省调通信调度应同时向省调正职和分管生产领导汇报。

14.4.7 并网通信站应具有24小时随时到达故障现场抢修的能力。如通信站具备无人值守条件，可向省调提出申请，获得批准后方可实施

14.4.8 并网单位应根据并网协议和有关管理规定的具体要求按时报送所属并网通信站通信网络图、通信设备状态统计表、通信设备评定等级情况。运行中，并网单位应使所辖互联相关的通信站符合省网标准通信站要求，自觉接受省调组织的标准通信站的监督、检查；严格遵守有关并网通信设备的设计和运行规程、标准，保证其并网端通信设施的连续可靠运行。

14.4.9 并网单位按规定向省、地级报送上一月度通信运行统计报表；于每年1月10日前报送上一年度的年报；对于出现通信障碍、事故的事件，须在三个工作日内送达调查分析报告。

14.4.10 并网单位应按年度分类编制并向省调报送相关维护（管理）范围的电力

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通信系统反事故应急预案和设备故障处理导则。对于安全自动装置系统、线路保护以及汛期水调水情有关的通信通道，有关通信运行维护单位应预先调试准备完毕且有定期测试的不同路由、指标适合传送相关信息的冷备用通信通道，作为现场人员接受调度令后投入的手段。

14.4.11 各单位应定期进行仪器仪表校验、备品备件的通电检测、设备机房的防雷接地检查测试。

14.4.12 电力线载波传输设备运行界面分工：

1、 载波电路的耦合电容器或电容式电压互感器、线路阻波器，接地刀闸的巡视、维护、拆装和电气性能试验（含避雷器）均由设备所在地的变电部门负责。线路阻波器的高频特性调试，接地刀闸的操作由通信运检维护部门负责。

2、 电力线载波通信终端设备（电力载波机）、结合滤波器、高频电缆的运行维护、检测由通信运检维护部门负责。继电保护、安全自动装置专用终端机（收发讯机、电力线载波机）、结合滤波器、高频电缆的运行维护、检测由继电保护部门负责；通信运检维护部门应协助继电保护部门进行设备的定期检验和事故处理，提供技术指标和故障分析。现场安全措施等工作由继电保护部门负责。

3、 安装在电力载波机内的继电保护音频接口设备、远动转发设备（选频网络、数/模转换设备等）和室内通信电源，由通信运检维护部门负责。

4、 继电保护和远动装置至电力载波机（或音频配线架）之间专用信息传输电缆，含隔离变压器，由继电保护、调度自动化部门负责，在载波机侧的连接由通信运检维护部门负责，继保或自动化专业人员应具体保证电缆线对和标牌的正确性，并现场进行监护。

5、 合相运行并装设在户外的分频滤波器、高频差接网络、结合滤波器、高频电缆公用部分的运行维护检测由通信运检维护部门负责。 14.4.13 电力特种光缆传输设备运行界面分工：

1、 架空地线复合光缆（OPGW）、缠绕光缆（GWWOP）、加绑光缆包括线路及引下线、预绞丝、耐张线夹、悬垂线夹、防震垂、加绑光缆线夹、缠绕金属丝、线路中间光纤接续箱、盘留光缆等的巡视、维护、检修分界点为升压站或变电站出线构架（门形架）地线耐张线夹外1米处，该点往输电线路方向的日常巡视由输电线路维护部门负责，该点往升压站或变电站方向由电厂或变电站的变电运行部门负责；通信运检维护部门负责全程光纤纤芯、各终端接续箱、进站接续普通光缆的日常运检、维护、测试，以及牵头组织特种光缆消缺工作（不含金具消缺。金具消缺工作由输电线路维护部门负责组织），其它部门在专业范围予以配合。

2、 与中低压输电线路同杆架设（包括自承式无金属ADSS）光缆或同沟、管敷设的光缆的巡视，以厂站围墙为界，围墙外线路部分为由线路维护部门负责，围墙

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内部分由电厂或变电站（变电）部门负责。光纤接续箱（盒）或光纤配线架（ODF）及全程光纤纤芯（含光纤通路的衰耗、色散等指标）的运检、维护、测试由通信运检维护部门负责，输电线路或变电专业负责相关专业工作。

3、 通信专业与不同专业共用一条光缆时，以通信机房总光缆光纤配线架（ODF）输出端法兰盘为界，法兰盘至其他专业的装置的光纤尾纤，由该专业负责，通信运检维护部门给予配合。光纤配线架（ODF）端子以内及光纤跳线由通信运检维护部门负责。

4、 继电保护、安全自动装置、调度自动化复用的数字传输通道时，以通信机房内的综合配线架MDF(DDF/VDF)的最外侧端子为专业间分工管理界面，继电保护、安全自动装置、调度自动化等终端设备至通信机房MDF出口端子的连接线缆，包括匹配变量器、光电转换器、光电调制解调器等由继电保护、调度自动化等相关专业负责。

第十五章 水库调度管理

第一节 基本原则

15.1.1 水库调度总原则：按设计确定的任务、参数、指标及有关运用原则，在保证枢纽工程及电网安全的前提下，充分发挥水库的综合利用效益。

15.1.2 并入电网运行的水电厂水库必须服从电网的统一调度，严格执行水库调度有关法律、法规、规范和制度。

15.1.3 水库调度的主要内容包括：编制水库调度方案、运行计划，及时掌握、处理、传递水文气象和水库实际运行等信息，进行水文气象预报，确定水库运行方式，实施水库调度运行，并分析总结。

15.1.4 省调直调水电厂应建立水库调度专职机构，建立健全规章制度，配备专业技术人员，加强水库调度管理，提高水库综合利用效益。水库调度值班人员及有关专责若有变动，应及时将变动名单上报省调。

15.1.5 并入电网运行的水电厂必须具备齐全的水库设计资料，应将水库的基本资料汇编成册，并根据资料的积累和变化情况及时补充和修正。

15.1.6 并入电网运行的水电厂应进行与水库水量平衡有关的水文观测计算，其精度应符合国家有关规定。

15.1.7 并入电网运行的水电厂有义务向电网调度管理部门提供水库设计资料、历史和实时水库运行信息。

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第二节 水库洪水调度

15.2.1 水库洪水调度的任务：根据设计确定的枢纽工程设计洪水、校核洪水和下游防护对象的防洪标准，按照设计的调洪原则，在保证枢纽工程的安全前提下，拦蓄洪水和按规定控制下泄流量，尽量减轻或避免下游洪水灾害。 15.2.2 对省调直调水电厂的防汛调度管理要求： 1、 具有不完全季调节及以上性能的水电厂，每次闸门变动应提前30分钟（特殊情况除外）向省调报告当时库水位、入库流量、闸门开度及泄流量。

2、 具有周调节及以下性能的水电厂，在每场洪水调节过程中闸门首次开启和闸门全关应向省调通报。 3、 省公司所属水电厂每年二月底前应制定年度洪水调度方案报省调审查，省公司负责报上级主管部门批准。非省公司所属水电厂每年三月底前将上级主管部门审批过的洪水调度方案报省调备案。 4、 水电厂每年三月底前应完成汛前检查和准备工作，并将上级主管单位组织的防汛复查意见及有关整改措施报省调备案。

5、 水电厂每场洪水过后一周内做出该场洪水调度分析并上报省调。 6、 水电厂汛后一个月内完成年度防汛工作总结，在向上级防汛主管部门报送的同时抄报省调。

7、 水电厂应按设计规定时间进行水库汛末水位回蓄，如需提前蓄水应报省调批准。

8、 水电厂应制定超标准洪水的应急调度方案，并报省调备案。

15.2.3 防汛值班期间，遭遇重大汛情，危及电力设施安全时，各单位应及时向上级防汛值班室逐级报告。

删除的内容: 网删除的内容: 网删除的内容: 网删除的内容: 4第三节 水库发电调度

15.3.1 电网应根据水电厂的特性，水文情况及负荷预测，合理安排运行方式。当水库弃水或将要弃水时，根据电网负荷情况应加大出力或带基荷运行，以提高水电发电负荷率，多发水电，节约燃料资源。 15.3.2 梯级水电站的调度运行，要以梯级综合利用效益最佳为准则，根据各水库所处位置和特性，制定梯级水库的调度原则。实施中应正确掌握各水库蓄放水次序，协调各水库的运行。

15.3.3 当预计入库流量有较大变化时，并入电网运行的水电厂应提前向所辖调度报告，以便及时调整负荷，提高水库水能的利用。

删除的内容: 省删除的内容: 尽可能增加删除的内容: 水电作为 - 83 -

15.3.4 对省调直调和地调直调省调许可水电厂的水库发电调度工作汇报要求：

1、 水电厂每日9时前以传真方式向省调报当日8时上游和下游库水位、8时入库流量、8时泄流量，前一日的入库流量、发电流量、泄流量、出库流量、流域平均降雨量、弃水损失电量，预计后一日平均入库流量、发电量及电站可调出力。

2、 省调直调的大型水电厂（指水口、棉花滩、沙溪口、古田溪、安砂、池潭、街面、周宁）每月1日10时前应填报上月水电调度快报（内容根据国调有关规定执行），以电子邮件形式报省调。

3、 水电厂每月3日前应填报上月水电调度月报（内容根据省调有关规定执行），以电子邮件及盖公章后邮寄方式形式报省调。

4、 水电厂每月18日前应向省调报下个月发电计划建议。

5、 水电厂应在当年10月底前编制下一年度水库控制运用计划，并上报省调。

6、 各大型水电厂每年12月10日前对本年度水库调度工作进行预总结，以电子邮件方式上报省调，并于每年1月10日前将上年度水库调度工作正式总结以正式文件方式上报省调。总结的主要内容包括：水库雨、水情分析；水库调度运用过程；水库实际运用指标与计划指标的比较；水库综合利用效益分析；水电调度存在问题及相应改进意见。

15.3.5 对地调的水库发电调度管理要求：

1、 各地调要每日收集调度管辖的水电厂当日8时水库坝上水位、昨日流域降雨、昨日出入库及发电流量、昨日发电量、次日预计发电量、预计最大可调出力等信息，并在每日10时前通过省调DMIS系统上报省调。

2、 各地调每日10时前向省调上报本地区小水电昨日总计发电量、次日小水电预计总计日发电曲线及发电量等信息。

3、 各地调每月18日前根据水库水位、来水预测，编制下个月本地区小水电发电量和购电量计划，并报省调和省公司计划部。

4、 各地调每年12月完成编制下一年的本地区小水电水库调度运行方式，并纳入地区电网运行方式上报省调，小水电水库调度运行方式一般采用70%～75%的保证率来水编制，同时选用50％和90％频率来水计算各主要水库分月发电量、地区水电总的分月发电量，并将年度分月发电量和购电量计划报送省公司计划部。

5、 各地调每年1月10日前对上年度水库调度工作进行总结，并上报省调。总结的主要内容包括：水库雨、水情分析；水库调度运用过程；水库实际运用指标与计划指标的比较；水库综合利用效益分析；水电调度存在问题及相应改进意

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见。

15.3.6 省调要加强省、地、县三级水库发电调度协调工作，并对地、县调的水库发电调度管理工作提供技术指导。

第四节 水库通航调度

15.4.1 过船建筑物（指船闸或升船机，下同）正式通航的水电厂应设立通航管理机构，建立健全通航管理规章制度，做好过船建筑物的运行和养护。 15.4.2 水电厂过船建筑物必须做到科学管理、合理使用、定期保养、计划检修，保持设备正常运转，应建立过船建筑物运行实况监视系统，提高过船建筑物安全运行水平。

15.4.3 水电厂应建立完整的过船建筑物技术档案，做好运行记录。 15.4.4 对省调直调的水电厂通航调度管理要求:

1、 水电厂厂内制定的过船建筑物现场运行规程应报送省调备案。 2、 水电厂过船建筑物调度运行方案应报省调审查。

3、 水电厂发电流量与通航流量矛盾时，应及时报省调协调。

4、 水电厂应按省调调度检修管理有关规定向省调提出通航申请；当当日电网需加大水电厂出力，并满足通航条件时，省调可安排水电厂临时通航。

5、 水电厂每日8时前应向省调传送过船建筑物运行实况日报；每月3日前应向省调传送上月过船建筑物运行月报、运行分析；每年1月15日前应向省调报送上年度过船建筑物运行总结。

6、 水电厂对过船建筑物进行一级、二级保养时，应提前15天告知省调；进行岁修、大修时应提前一个月告知省调；进行抢修时也应及时告知省调。

第五节 水情自动测报及水调自动化

15.5.1 水电厂应建设水情自动测报系统，实现水库流域实时雨水情自动收集，为提高水电厂和电网经济运行水平和保证水库上下游防洪安全服务。

15.5.2 装机容量在10万千瓦及以上的水电厂、梯调及地调应建立水调自动化系统，并与省调水调自动化系统联网。

15.5.3 水电厂及地调应建立水情自动测报及水调自动化系统运行维护管理规程，并设置专职人员维护管理，确保系统安全、可靠、稳定运行。

15.5.4 水情自动测报和水调自动化系统规划、设计、更新及改造方案必须报省调审查，其技术性能参数应达到有关国家及行业标准要求，并满足所接入电网各

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项技术规范要求。

15.5.5 与省调水调自动化系统联网的水电厂每日7：30前应检查流域平均降雨量、库水位、平均入库流量、平均发电流量、平均泄流量、当前泄流量等关键性数据是否正确，向省调传输是否正常。水情自动测报及水调自动化系统出现故障时，应及时向省调通报。

15.5.6 与省调水调自动化系统联网的水电厂及地调因水情自动测报及水调自动化系统检修、设备维护可能造成系统停运时，应经省调许可。

15.5.7 水调自动化系统设备出现故障，运行维护人员接到通知后要及时到达现场，查找故障，尽快处理，恢复设备正常运行。

15.5.8 已建立水情自动测报或水调自动化系统的水电厂及地调，应于每年1月10日前向省调报送上一年水调自动化系统（含水情自动测报系统）运行总结。总结内容应包括设备的运行情况、水文预报情况、系统的效益、存在的问题和改进的意见等。

第十六章 电力市场运营

第一节 电力市场运营基本原则

16.1.1 电力市场试点方案总体建设目标：引入竞争机制，打破市场壁垒，实现电力资源优化配置，促使电力企业加强管理、提高效率、改善服务，形成政府监管下的统一、开放、竞争、有序的电力市场。

16.1.2 省公司和各电业局及其所属的调度机构必须根据《电力法》要求同相关发电企业签订《购售电合同》和《调度协议》。

第二节 电力市场主体职责

16.2.1 各发电企业作为发电主体在市场中的职责为：

1、 根据本规程执行调度指令。 2、 根据市场规则参与市场交易。

3、 按规定提供辅助服务，履行电网安全义务。 4、 履行购售电合同。 5、 根据市场规则提供信息。

16.2.2 省公司作为购电主体在市场中的职责为：

1、 代表本省用电方从华东电力市场购电。 2、 受发电企业委托向华东其它省市售电。

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3、 向电力生产、使用者按规定公平开放电网，提供输电服务。 4、 履行输电网运行与维护职责，保证电网安全。 5、 履行购售电合同。

6、 执行输配电价和各类辅助服务收费政策。 7、 根据市场规则提供信息。

16.2.3 省调作为省级调度交易结算中心，在市场中职责为：

1、 根据本规程负责所辖电网安全运行和事故处理。

2、 负责本省内电厂的年度计划执行、编制月度电量需求和日前现货需求。 3、 根据市场规则，安排合同计划和区域市场竞价形成的交易计划，调度各发电厂。

4、 根据市场规则负责本省年度合同的实施和实时电力电量的平衡及结算。 5、 按市场规则提供信息。

6、 执行各类技术标准、安全标准、定额标准、质量标准。 7、 配合华东电力市场技术支持系统的建设、维护、运营和管理。 8、 执行省级电力主管部门有关并网电厂运行管理考核。

第三节 电网“三公”调度

16.3.1 在华东电力市场未展开竞争之前，我省各级调度机构应按照本节的要求对调度对象实行公平、公正、公开（简称“三公”）调度。 16.3.2 我省电网“三公”调度的原则如下：

1、 遵守国家有关法律法规，贯彻国家能源政策、环保政策和产业政策，认真执行国家和行业的有关标准和规定。

2、 执行调度规程，保障电力系统的安全、优质、经济运行，充分发挥系统能力，最大限度地满足社会的电力需求。

3、 维护电力生产企业、电网经营企业和电力用户的合法权益。 4、 发挥市场调节作用，促进电力资源的优化配置。

16.3.3 省调负责地、县调“三公”调度工作的指导和监督，并接受电力监管机构、省级电力行政主管部门和上级调度机构的监督和检查。

16.3.4 省内各级调度机构应按照同发电企业签订的《并网调度协议》有关条款安排机组的调试和商业运行，严格执行对并网发电企业的运行管理考核。 16.3.5 按照电网安全运行的整体需要，制定调度计划，合理安排运行方式，充分利用有限发电资源，实现优势互补，提高电网运行的经济效益和社会效益。 16.3.6 在保障电网安全运行的前提下，根据火力发电企业年度购售电合同完成

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进度的情况，按照效率优先、兼顾公平的原则，适时进行滚动调整，使同一电网内火力发电企业全年完成购售电合同进度大致相当。在充分利用水电的基础上，在丰水期按照等比例弃水的原则，安排水力发电企业的弃水运行方式。 16.3.7 根据电网运行需要和电力系统设备运行状况，统筹安排电网一、二次设备和并网发电企业设备的检修计划。因故需要调整时，应当提前通知有关用户和发电企业。

16.3.8 各级调度机构应在每季度第一个月的中旬通过电力调度联席会议形式向有关调度对象通报上个季度的“三公”调度信息，并协商解决调度运行中关系到各方利益的问题。

16.3.9 各级电力调度机构应于每月（除每季度第一个月外）10个工作日内披露上月调度信息。

16.3.10 各级调度机构需要披露的调度信息包括：

1、 与发电企业运行直接相关的电网结构变化情况，并网运行机组技术性能等基础资料，新建、改建发输电设备投产运行情况。

2、 与发电企业运行直接相关的电网安全运行的主要约束条件；电网重要运行方式的变化情况。

3、 发电设备、重要输变电设备的检修计划及执行情况，主要水电厂（站）来水情况。

4、 年度电力电量需求预测和电网中长期运行方式，电网年度分月负荷预测；电网总发电量、最高最低负荷及负荷变化情况；年、季、月发电量计划安排及执行情况。

5、 跨省电力、电量交换情况。

6、 各发电企业年度合同电量完成情况。 7、 各发电企业执行调度指令和调度纪律情况。 8、 发电企业运行考核指标完成和奖惩情况。 16.3.11 应披露的电力调度信息主要包括：

1、 电网实时运行信息。

2、 特殊保电期间整体保电方案。 3、 电网整体结构。

4、 与电网安全运行相关的关键性约束条件。

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附录A 新设备启动投产前需提供的技术资料

一、 电厂应向调度提供发变组的资料：

1、 发电机型号、额定容量、电压、定子电流、功率因数、转速、发电机及原动机转动惯量及惯性时间常数、同步电抗、暂态电抗及次暂态电抗，零序及负序电抗，频率运行特性（包括高频、低频段特性），空载特性、短路特性曲线。

2、 励磁系统（包括励磁机、副励磁机、励磁调节控制系统、低励限制环节及电力系统稳定器PSS装置）技术说明书，包括型式、励磁方式、原理图、传递函数框图及特性单元环节厂家建议参数，P-Q曲线图及多段拟合P-Q数值；PSS装置逻辑框图及相应参数。

3、 调速系统技术说明书，包括型号、原理图、传递函数框图及特性单元环节厂家建议参数。

4、 电厂AGC/AVQC功能及机组快关保护、过速保护设计技术资料。 5、 防止电厂全停及保厂用电方案（包括一、二次系统措施）。

6、 保护整定计算用的线路或设备设计参数（线路型号、线路长度、和正、零序阻抗）和等值参数；主变压器出厂经试验提供的正序、零序阻抗、变压器过励磁曲线及中性点绝缘等级等参数、CT变比等电气参数；起备变、500千伏高抗以及与系统保护配合有关的元件的保护整定值。

7、 锅炉、汽机的运行特性曲线，包括冷、热启动曲线；火电机组的最大出力及最低稳燃出力、升降负荷速度。

8、 水电厂水库资料，即水库、水文、水能设计资料和运行资料，主要包括水库调度运用的主要参数及指标、降雨、迳径流资料，设计洪水资料，库容曲线、泄流曲线、水轮发电机机组特性曲线，控制站水位流量关系曲线、引水系统水头损失曲线，船闸设计资料，下游河道资料，水库库区资料，水情自动测报资料，水库调度规程等。

9、 电能计量分布情况，调试、校验、数据传输资料。 10、电厂运行规程。

二、 对输变电工程（包括电厂开关站），有关单位应向调度部门提供下列有关资料：

1、 厂站主接线图，一式四份，其中二份由省调编号后返还。 2、 主设备规范、参数。

3、 继电保护、安全自动装置原理接线图及施工原理接线图，故障录波器技术资料、通信及远动装置资料等有关图纸和说明书。

4、 架空线路及高压电缆：导线或电缆规格（包括各种环境条件下的长期及

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短时载流量，高压电缆最高运行电压、设计遮断短路电流）、排列方式及线路杆塔地理坐标（电子文档）、线间距离、线路长度及路径图、设计阻抗、设计环境条件等。

5、 开关刀闸：型式型号、额定电压电流、开断容量，断路器的循环操作等。 6、 变压器、500千伏高抗、低抗、电容器：型号、额定容量、电流、电压、相数和接线组别、铜损、铁损、短路电压、空载电流、零序阻抗等。

7、 电能计量分布情况，调试、校验、数据传输资料。 8、 新设备现场运行规程。

附录B 调度设备管辖范围划分明细表

一、 网调管辖及许可设备

网调管辖设备：500千伏福双5906线、福龙5916线线路及间隔，线路高抗及相应二次设备；福双5906线、福龙5916线两套失步解列装置。

网调许可设备：

（1） 500千伏水福线及福莆线；

（2） 水口电厂500千伏开关站的设备状态及联变； （3） 福州变电站500千伏母线及联变； （4） 后石电厂机组出力；

（5） 500千伏系统安全稳定控制系统。 二、 省调管辖和许可设备

1、 火力发电厂设备

单位

省调管辖设备

省调许可设备 许可设备

管辖厂内自管厂内自管

备注

华 #1～4机、变，220千伏母线及福红I/II路、220千伏 能 福旗I/II路、福中I/II路、福鼓I/II路 屿 I/II路、嵩禾I路

启备变 启备变

嵩 #1～2机、变，220千伏母线及嵩半线、嵩山220千伏

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单位

省调管辖设备

省调许可设备 许可设备

管辖龙岩地调三明地调

备注

漳 #1～4机、变，220千伏母线、旁路母线及平110千伏 平 曹I/II路、平总I/II路、永平线、黄平线 安 富线、永列线、永黄线、永平线

邵 #1～2机、变，220千伏母线及邵童线、邵故武 线 恒 发 龙 岩

#1～2机、变

母线 母线

永 #1～6机、变，220千伏母线、旁路母线及永110千伏

110千伏母线龙岩及恒铁I/II路地调#3～4机

龙岩地调厂内自管厂内自管厦门地调厦门地调福州地调福州地调泉州地调

后 #1～6机、变，500千伏母线及高抗、后厦I/II220千伏 石 路、后泉线，220千伏母线及后角I/II路 湄 洲 湾 杏 林 永 昌 榕 昌 明 达 晋 源

2、 水力发电厂设备

单位

省调管辖设备

启备变

#1～2机、变，220千伏母线及湄石I/II路、220千伏 湄莆线、湄忠线（间隔）

启备变 ＃3～4机 #1～4机 #1～6机 #1～3机 #1～6机

省调许可设备 许可设备

管辖厂内

备注

水 500千伏母线及水福线、水莆线、联变，3535千伏

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单位

省调管辖设备

省调许可设备 许可设备

管辖自管

备注

口 千伏低抗，#1～7机、变，220千伏母线及水母线及

北I/II路、水闽I路、水联线、水建线、水厂用变

杨线、水马线 沙 溪 口 古 田 棉 花 滩

#1～4机，#1～2主变，220千伏母线、旁路110千伏 母线及沙马线、沙列线、沙华线、沙杨线

母线

南平地调古田梯调厂内自管厂内自管

二级#1～2机、变及220千伏母线、古福线、一级#1～6古杨线。注：机的操作和负荷分配及所有设机，三/四级备的检修管理均由古田梯调代理

#1～4机，#1～2主变，220千伏母线及棉旧线、棉曹线、棉凤I/II路

#1～2机 厂用变 10千伏母线 厂用变

#1～2主变

芹 #1～2机，#1主变 山 220千伏芹周线 周＃1、2机、变

宁 220千伏母线及芹周线、周甘I路 安 砂

#1～3机

110千伏母线三明及安永线、安地调坑线、永坑线

池 #1～2机、变，220千伏母线及池三线，110110千伏 潭 千伏母线

池良线 #1～2主变

水 东

#1～4机

金溪梯调

110千伏母线南平及杨东线、雍地调水线 #1～2主变

雍 口

#1～2机

110千伏母线南平及杨雍线、雍地调水线

- 92 -

单位

省调管辖设备

省调许可设备 许可设备 #1主变

管辖宁德地调金溪地调金溪地调金溪地调漳洲地调三明地调三明地调三明地调三明地调三明地调龙岩地调南平地调

备注

旺 坑 范 厝 良 浅 孔 头 华 安 高 砂 斑 竹 沙 县 竹 洲 贡 川 万 安 峡 阳

#1～2机 110千伏母线及旺甘线

#1～4机

#1～3机 #1～3机 #1～3机 #1～2主变 #1～4机 #1～3机 #1～3机 #1～3机 #1～2机 #1～3机 #1～3机

3、 500千伏变电站设备

单位

省调管辖设备

省调许可设备 许可设备

管辖备注 - 93 -

单位

省调管辖设备

500千伏母线、高抗、联变及厦泉I/II路、泉莆

省调许可设备 许可设备

管辖备注 泉 I/II路、泉江I/II路、后泉线，35千伏电容器、州 低抗，220千伏母线、旁路母线及厦州I/II路、

泉官I/II路、泉井I/II路、泉塘I/II路 莆 田

500千伏母线、联变及水莆线、泉莆I/II路、福莆线，35千伏低抗，220千伏母线、旁路母线及莆惠II/III路、湄莆线

500千伏母线、联变及厦泉I/II路、后厦I/II路，厦 35千伏电容器、低抗，220千伏母线、旁路母线及门 厦州I/II路、厦李I/II路、厦梧Ⅰ路、厦安I

路、厦锦I路 福 州

500千伏母线、联变及水福线，福莆线，35千伏电容器、低抗，220千伏母线及榕南I/II路、榕北I/II路、鼓榕I/II路、古福线、榕甘线 500千伏母线、联变及泉江I/II路，35千伏电容器，220千伏母线、旁路母线及晋永I/II路，晋官I/II路、晋塘I/II路、晋宝线、晋峰线

35千伏 站内站用变

自管

35千伏 站内站用变

自管

35千伏 站内站用变

自管

35千伏 站内站用变

自管

晋 江

35千伏 站内站用变

自管

4、 220千伏变电站设备

单位 东 郊

省调管辖设备

省调许可设备 许可设备#1～2 主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1～2 主变

- 94 -

管辖备注 福州地调福州地调福州地调福州地调福州地调

220千伏母线、旁路母线及鼓东I/II路

北 220千伏母线、旁路母线及水北I/II路、榕北I/II郊 路

红 220千伏母线

山 220千伏福红I/II路、鼓红线、红甘线 南 郊

220千伏母线、旁路母线及南中线、建南线

旗 220千伏母线、旁路母线及福旗I/II路、旗城I/II山 路

单位 建 新 南 门

省调管辖设备

220千伏母线、旁路母线及水建线、建南线 220千伏母线及榕南I/II路

省调许可设备 许可设备#1～2 主变 #1～3 主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1主变 #1主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1主变 #1主变

管辖备注 福州地调福州地调福州地调福州地调福州地调福州地调宁德地调南平地调南平地调南平地调南平地调南平地调三明地调三明地调三明地调三明地调

鼓 220千伏母线、旁路母线及鼓东I/II路、鼓榕I/II山 路、鼓红线、福鼓I/II路

林 220千伏母线、旁路母线及中涵I/II路、福中I/II中 路、南中线、中城I/II路

城 220千伏母线、旁路母线及中城I/II路、旗城I/II头 路 闽 清

220千伏母线及闽惠线、水闽I路

甘 220千伏母线、旁路母线及红甘线、周甘I路、榕棠 甘线

马 220千伏母线、旁路母线及马富线、杨马线、沙马站 线、水马线

杨 220千伏母线、旁路母线及水杨线、杨马线、沙杨真 线、杨童线、古杨线 童 游 故 县 华 阳

220千伏母线、旁路母线及杨童线、邵童线 220千伏母线、旁路母线及华故线、邵故线 220千伏母线、旁路母线及沙华线、华故线

列 220千伏母线、旁路母线及永列线、池三线、沙列西 线、后列II路、三钢线

后 220千伏母线、旁路母线及后富线、后列II路、山 后钢线

富 220千伏母线、旁路母线及永富线、后富线、马富兴 线 黄 历

220千伏母线、旁路母线及永黄线、黄平线

- 95 -

单位 三 钢

省调管辖设备

220千伏母线及后钢线、三钢线

省调许可设备 许可设备#1～2 主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1～2 主变

管辖备注 三明地调龙岩地调龙岩地调龙岩地调漳州地调漳州地调漳州地调漳州地调莆田地调莆田地调泉州地调泉州地调泉州地调泉州地调泉州地调

曹 220千伏母线、旁路母线及平曹I/II路、棉曹线、溪 曹园线 旧 县 园 田

220千伏母线、旁路母线及园旧线、棉旧线 220千伏母线、旁路母线及曹园线、园旧线

总 220千伏母线、旁路母线及平总I/II路、总角I/II山 路、凤总I/II路

角 220千伏母线、旁路母线及后角I/II路、总角I/II美 路、角莆线、角李I/II路、角钟线 莆 美

220千伏母线、旁路母线及角莆线、凤莆线

凤 220千伏母线、旁路母线及棉凤I/II路、凤总I/II园 路、凤莆线

涵 220千伏母线、旁路母线及中涵I/II路、涵石I/II江 路

笏 220千伏母线、旁路母线及石惠I/II路、涵石I/II石 路、湄石I/II路 惠 安 清 濛

220千伏母线、旁路母线及井惠I/II路、石惠I/II路、玉惠线、惠城I/II路、莆惠II/III路、闽惠线、涂惠I/II路

220千伏母线、旁路母线及井清线、罗清线

井 220千伏母线、旁路母线及泉井I/II路、井惠I/II山 路、井清线

官 220千伏母线、旁路母线及晋官I/II路、玉官线、桥 泉官I/II路 永 和

220千伏母线、旁路母线及晋永I/II路、永峰线

- 96 -

单位 城 东

省调管辖设备

220千伏母线、旁路母线及惠城I/II路

省调许可设备 许可设备#1～2 主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1～2 主变 #1主变

管辖备注 泉州地调泉州地调泉州地调泉州地调泉州地调泉州地调石狮地调厦门地调厦门地调厦门地调厦门地调厦门地调厦门地调厦门地调

罗 220千伏母线及罗清线、罗兜线、晋塘I/II路、塘 泉塘I/II路 玉 叶 宝 盖 山 峰 涂 寨 山 兜

220千伏母线、旁路母线及玉惠线，玉官线 220千伏母线、旁路母线及晋宝线、宝兜线 220千伏母线及永峰线、晋峰线 220千伏母线及涂惠I/II路

220千伏母线、旁路母线及宝兜线、罗兜线

李 220千伏母线、旁路母线及李钟I/II路、角李I/II林 路、厦李I/II路、李梧线 东 渡 半 兰 山

220千伏母线及东半线、东钟线

220千伏母线、旁路母线及安半线、东半线、嵩半线、禾半线

钟 220千伏母线、旁路母线及嵩山I/II路、李钟I/II山 路、东钟线、角钟线 梧 侣 安 兜 锦 园

220千伏母线、旁路母线及厦梧I路、李梧线 220千伏母线、旁路母线及厦安I路、安半线 220千伏母线及厦锦I路

5、各电业局输电线路维护范围划分

维护单位 电压等级

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线路名称

古福线 水北I路水北II路鼓榕I路福旗II路鼓东II路福中I路榕甘线(1/2) 沙杨线 邵童线 沙列线 永富线

东半线 嵩山II路厦李II路嵩半线 泉井I路泉官I路井惠II路晋官I路晋塘I路涂惠I路涵石I路棉凤I路(1/2) 凤总I路

平曹I路棉凤I路(1/2)

中城I路鼓榕II路旗城I路榕北I路福中Ⅱ路南中线 杨童线 沙华线 马富线 永黄线

角李I路安半线 嵩禾I路禾半线 泉井II路泉官II路玉官线 晋官II路晋塘II路涂惠II路涵石II路棉凤II路(1/2) 凤总II路

平曹II路棉凤II路(1/2)

中城II路 福红I路 旗城II路 榕北II路 建南线 水杨线 邵故线 后富线 黄平线(1/2) 角李II路 厦安I路 李梧线

井清线 厦州I路 玉惠线 晋宝线 罗清线

闽惠线

角莆线 凤莆线

曹园线 棉旧线

榕南I路 榕南II路

福州 电业局

福红II路 福旗I路

220千伏

鼓红线

鼓东I路

福鼓I路 福鼓II路水建线

南平 电业局

水马线

220千伏

沙马线 华故线 池三线

三明 电业局

220千伏

永平线(1/2) 后钢线

厦门 电业局

东钟线 厦锦I路

水闽I路古杨线 杨马线

后列II路永列线 三钢线 嵩山I路角钟线

李钟I路 李钟II路

220千伏

厦梧I路 厦李I路惠城I路 惠城II路石惠I路 石惠II路

泉州 电业局

220千伏

厦州II路 井惠I路泉塘I路 泉塘II路晋永I路 晋永II路永峰线

莆田 电业局 漳州 电业局 龙岩 电业局

220千伏

晋峰线

中涵I路 中涵II路平总I路

220千伏

(1/2)

平总II路(1/2)

湄石I路 湄石II路莆惠II路莆惠III路

后角I路 后角II路总角I路 总角II路永平线(1/2) 平总I路(1/2)

黄平线(1/2) 平总II路(1/2)

- 98 -

220千伏

棉曹线

宁德 电业局 石狮联营公司

220千伏

220千伏

榕甘线(1/2) 罗兜线

园旧线 红甘线 宝兜线

周甘I路

厦泉I路泉江I路福双线 (1/2)

芹周线 厦泉II路泉江II路福龙线 (1/2)

后泉线 水莆线

后厦I路 后厦II路

超高压局

500千伏

泉莆I路 泉莆II路福莆线

220千伏

湄莆线

水福线

备注：此附录表为截止2004年10月电网设备管辖范围。

附录C 设备的状态及其综合指令

省调一般情况下均采用综合指令下令方式。如工作及试验需要也可采用单项指令方式下令，对非标准状态下的设备欲改变状态时应使用单项指令方式下令。 　例：断开水北Ⅰ路243开关。 　 断开水北Ⅰ路旁路2437刀闸。 C1 开关

C1.1 开关的综合指令适用于前后具有两个及以上刀闸的负荷开关。开关状态与其两侧刀闸有关。对于仅一侧有刀闸的开关，按所连接设备的综合指令规定执行。 C1.2 开关的四种状态的规定

C1.2.1 运行状态——开关及其两侧各有一个刀闸在合闸位置。

C1.2.2 热备用状态——开关在断开位置，两侧各有一个刀闸在合闸位置。 C1.2.3 冷备用状态——开关及其两侧刀闸均在断开位置。

C1.2.4 检修状态——在冷备用状态下，开关两侧接地刀闸合上或各装一组接地线。

C1.3 开关的操作指令及说明

C1.3.1 指令中要尽量体现开关的名称和编号，在编号后边必须续有“开关”二字。

例：水北Ⅰ路243开关。 例：#1主变高压侧21A开关。

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例：220千伏Ⅱ/Ⅲ段母分270开关

C1.3.2 对于旁路开关或旁母开关，转入热备用或运行状态时，必须指明转入后的接线方式。

例：220千伏旁母250开关由作母联运行转接Ⅰ段母线对旁路母线充电运行，正常后转热备用。

　 例：220千伏旁路250开关由检修转接Ⅰ段母线指向旁路母线热备用。 C2 线路

C2.1 线路的综合指令是对输电线路一侧的设备而言，对于输电线路本身的状态取决于线路两侧设备的状态。

对于角型等特殊接线的线路操作，详见特殊规定部分C7。 C2.2 线路四种状态的规定

C2.2.1 运行状态——线路开关及线路PT（或CVT，下同）均处运行状态。 C2.2.2 热备用状态——线路开关处于热备用状态，线路PT在运行状态。 C2.2.3 冷备用状态——线路开关处于冷备用状态，旁路刀闸及线路PT刀闸均在断开位置（采用电容式PT或CVT无刀闸者，则应将二次侧保险或小开关断开）。 C2.2.4 检修状态——在线路冷备用状态下，合上线路侧接地刀闸或在线路侧装一组接地线。

C2.3 线路的操作指令及说明

C2.3.1 指令必须使用线路的统一名称，并选用线路开关的编号，然后续之“线路”二字。

例：水北Ⅰ路243线路。

C2.3.2 线路检修状态并不包括开关的检修，若要求线路和开关一起转入检修状态，可同令下达。

例：水北Ⅰ路243线路及开关由运行转检修。 C2.3.3 由旁路开关替代时的线路操作详见C5规定。

C2.3.4 双母线接线中的线路转入运行或热备用的，必须指明转入后接哪段运行或热备用。

C2.3.5 对必须指明充电的线路送电指令必须注明“充电”字样（充电时要求临时投入的保护充电后应按规定退出）。

例：水北Ⅰ路243线路由检修转接Ⅰ段母线充电运行。

C2.3.6 对于必须指明合环或并列的线路送电指令必须注明“合环”或“并列”字样。

例：石惠Ⅰ路271线路由热备用转合环运行。

C2.3.7 对于必须指明解列的线路停电指令必须注明“解列”字样。

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例：红甘线201线路由运行转解列热备用。 C3 变压器

C3.1 变压器的综合指令包括了变压器的本体，各侧开关以及直接连接于变压器各侧的母线、电抗器、PT等设备。对于没有专用开关的特殊接线，该变压器的综合令按特殊侧的规定处理。 C3.2 变压器四种状态的规定

C3.2.1 运行状态——至少有一侧开关及刀闸在合闸位置，使变压器与相邻设备电气上连通，如各侧有PT，则PT均处运行状态。

C3.2.2 热备用状态——各侧开关均在断开位置，至少有一侧刀闸在合闸位置或一侧开关在热备用状态，即变压器与相邻设备失去电气上的连通，PT均处运行状态。

C3.2.3 冷备用状态——各侧开关及刀闸均在断开位置，即变压器与相邻设备之间均有明显断开点，PT均处冷备用状态。

C3.2.4 检修状态——在冷备用状态下，各侧引线均装一组接地线或合上接地刀闸。

C3.3 变压器的指令及说明

C3.3.1 应将变压器编号冠于指令之首，采用简称“主变”或“联变”，与其他变压器区别。

C3.3.2 三圈变压器操作中，要求主变各侧保持相同的状态，在不影响变压器最终状态的原则下，允许单侧开关保留不同的状态，但必须在指令中注明。

例：#2主变由运行转冷备用（中压侧102开关转检修）。

C3.3.3 对于变压器直接接有母线、电抗器的，所接设备应视为变压器的一部分。 C3.3.4 对于变压器低压侧通过刀闸接有母线、电抗器的，在变压器由冷备用转热备用的操作中，要求将热（冷）备用的母线、电抗器转接变压器运行，等待与变压器一起送电，若该母线、电抗器要求保留不同的状态，必须在指令中注明。 C3.3.5 三圈变压器与开关间有刀闸，则开关可以单独使用开关的综合指令；双圈变压器与开关直接连结，如果开关要检修则不能使用开关操作令，而必须和变压器一起操作。

C3.3.6 中性点接地方式经常变动的变压器，在投运时应在变压器的投运指令后注明投入方式。仅变动一个变压器中性点接地刀闸的操作也可使用单项指令。倒换变压器中性点接地刀闸的操作可下达一项综合指令。

例如：220千伏主变中性点由投＃1、4主变改投＃2、3主变 C4 母线

C4.1 母线的综合指令适用于单母线，单母线分段，双母线等型式的母线，即所

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有线路、变压器和发电机均由独立开关连接的母线。 C4.2 母线四种状态的规定

C4.2.1 运行状态——母线PT刀闸于合闸位置，至少有一个以上的支路开关或刀闸使母线与相邻设备连接。

C4.2.2 热备用状态——母线PT刀闸于合闸位置，与相邻设备间的开关、与相邻设备间直接经刀闸联接的刀闸都在断开位置。

C4.2.3 冷备用状态——母线PT刀闸处于断开位置，与相邻设备间的刀闸，开关都在断开位置。

C4.2.4 检修状态——在冷备用状态的母线上装一组接地线或合上接地刀闸。 C4.3 母线的指令与说明

C4.3.1 指令必须冠以电压等级和母线编号。

C4.3.2 母线的停役可根据需要选适当的状态和步骤下达指令，但送电时必须使用热备用状态。对母线充电的开关必须注明充电和充电后的状态，充电后的母线若直接由母分刀闸送电，则对母分刀闸的操作可下单项指令。当本侧无合适的充电保护，需要对侧充电时，本侧母线和线路必须先操作到不带电的运行状态。

例1：双母线Ⅰ段复役操作。

(1) 220千伏Ⅰ段母线由检修转热备用。

　(2) 220千伏旁母220开关由冷备用转作母联充电运行。 C5 旁路母线

C5.1 旁路母线四种状态的规定

C5.1.1 运行状态——任一把旁路刀闸于合闸位置并直接与线路、主变、母线相连。

C5.1.2 热备用状态——旁路（或旁母）开关于旁路热备用状态，所有其它旁路刀闸都在断开位置。

C5.1.3 冷备用状态——所有旁路刀闸，旁路（或旁母）开关与旁路母线相连的的刀闸均在断开位置。

C5.1.4 检修状态——在冷备用状态的旁路母线上装一组接地线或合上接地刀闸。

C5.2 旁路母线的操作指令及说明

C5.2.1 对于转入运行状态的指令必须指明接入哪条线路。 C5.2.2 旁路母线和旁母开关组合操作替代线路开关时，应注意：

(1) 若主要是改变自身状态时，指令应突出旁母开关编号和状态。 (2) 被替代的线路状态要改变，指令应突出被代线路的名称和状态，但编号用旁母开关的编号。

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例1：220千伏石惠Ⅰ路270代线路由运行转检修（旁路母线保持热备用） (3) 旁路开关的替代和线路开关的停役可合用一条指令，复役时也同样。 例1：220千伏旁路270开关由热备用转运行后石惠Ⅰ路271开关转热备用 　(4) 旁路开关替代线路之前应先将开关转为代该线路的热备用，该热备用状态包括了保护的电流方向改为正方向和投入替代保护。 C5.2.3 对于有PT的旁路母线其四种状态和母线相同。 C6 高抗

C6.1 运行状态——高抗刀闸在合闸位置（不论带电与否） C6.2 冷备用状态——高抗刀闸在断开位置；

C6.3 检修状态——在冷备用的基础上，在高抗一侧或两侧合上接地刀闸或装设接地线。

500千伏线路高抗由于接线特殊，因此其高抗应视为500千伏线路单元设备。其状态应随500千伏线路单元状态而定。 C7 特殊接线的处理

C7.1 根据角型及一个半开关接线的特点规定了“单元”（线路或主变单元）的状态。它包括单元母线（即“角”）、PT（或避雷器）以及线路（或主变，或联变，下同）。这种处理方法适用于四角型、五角型、六角型以及一个半开关接线，而且，内桥接线的变压器，外桥接线的线路，以及不完全角型接线（指线路或母线之间仅用刀闸隔离，且线路上没有单相PT的）线路，均可使用此方法下达指令。一个半开关接线（简称3／2接线）是三个开关串联组成的接线，每个串联组称为“串”，每串由3个（或2个）开关和2个（或1个）角组成。对串的名称，省调在设备投运前应进行命名。 C7.2 单元四种状态的规定

C7.2.1 运行状态——线路（或主变）刀闸及角上或线路上所接PT（或避雷器）刀闸均在合闸位置，且角结点的两个开关至少有一个在运行状态。 C7.2.2 热备用状态——在运行状态的基础上，将开关转为热备用。

C7.2.3 冷备用状态——单元内所有刀闸均在断开位置，且两侧开关均处冷备用状态。

C7.2.4 检修状态——在单元冷备用的基础上，合上线路（或主变）接地刀闸和该单元母线接地刀闸，或在上述两处装上接地线。

C7.3 单元母线状态的规定：在单元为冷备用状态下，仅合上单元母线接地刀闸的操作才使用单元母线的冷备用和检修状态的指令。 C7.4 线路（或主变）状态规定

C7.4.1 线路（或主变）的运行和热备用状态同单元的运行和热备用状态一样。

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C7.4.2 线路（或主变）的冷备用状态则有不同，仅要求线路（或主变）刀闸于断开位置，而单元母线和PT可在运行状态，3／2接线的开关可以成串运行。 C7.4.3 线路（或主变）的检修状态，是在冷备用状态的基础上，合上线路（或主变）接地刀闸。

C7.5 角型接线的操作指令及说明

C7.5.1 角型的操作指令必须注意区别是否有“单元”两字。线路操作中必须改变状态的开关编号均应写入指令；若其中一个开关已处在需要的状态，则只将改变状态的开关编号写入指令；但主变的指令不必写入开关编号。

例1：古杨线202／203线路单元由运行转检修　 例2：古杨线202线路由运行转检修

　 例3：#1主变由运行转检修（220千伏母线合环运行） C7.5.2 不仅要求单元检修，开关也要求检修时，可以同条指令。

例1：古杨线202／203线路单元及开关由运行转检修 C7.6 一个半开关接线的操作指令及其说明

C7.6.1 单元开关操作使用“串”的概念对开关命名。“串”的命名使用靠近II段母线侧线路或主变（联变）间隔命名，若遇高抗或启备变间隔，则改用靠近I段母线侧线路或主变间隔命名。

例1：水马串213开关由运行转检修。 　 例2：水建串242开关由检修转运行。

C7.6.2 线路（或主变）单元的操作指令必须有“单元”两字，区别于线路（或主变）的操作。当需要将相关开关与单元接线同步操作的，指令中应将相关开关与单元命名并列。

例1：水建线242／243线路单元由运行转检修。

例2：水建线242／243线路单元及242开关由运行转检修。 例3：#2、3主变单元由运行转检修。

例4：#2、3主变单元及242／241开关由运行转检修。

C7.6.3 线路（或主变）的操作时，一般情况下完成冷备用或检修操作后，应将开关恢复成串运行。对于扩大单元的主变，停役其中的一台后，另一台还需送电，只要在操作指令后面加括号加以说明。正常情况下可以省略，表明不恢复成串运行，但特殊保留方式一定要注明。

例1：水建线242／243线路由运行转检修（开关成串运行）。 例2：#2、3主变由运行转检修（开关成串运行）。 例3：#2主变由运行转检修（开关成串及#3主变运行）。 例4：#2主变由运行转检修（开关成串运行，#3主变冷备用）。

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C7.6.4 3／2接线开关的重合闸，对于边开关和中开关均具有重合闸功能的，边开关时限短，中开关时限长，由于目前系统只允许投单相重合闸方式，正常方式下边开关先重合，中开关后重合，当边开关检修时，中开关重合闸为长时限，相应此时线路为长时限重合闸；对于边开关和中开关重合闸需进行切换才能实现线路单相重合闸的在操作指令中应注明重合闸投哪一个开关。

例：水建线线路重合闸由投243开关改投242开关。

C7.7 由于500千伏线路高抗并在线路刀闸内侧，其接线特殊，因此，对其500千伏线路单元以及线路状态规定如下： C7.7.1 单元状态规定

C7.7.1.1 运行状态：500千伏线路刀闸，高抗刀闸均在合闸位置，500千伏线路至少有一个开关在运行状态。

C7.7.1.2 热备用状态：在运行状态的基础上，将开关转为热备用。

C7.7.1.3 冷备用状态：500千伏线路单元内所有开关、刀闸（含高抗刀闸）均在断开位置，线路CVT二次开关或保险在断开，单元两个开关均处于冷备用。 C7.7.1.4 检修状态：在冷备用状态的基础上，合上线路接地刀闸及该单元母线接地刀闸，或在上述两处装上接地线。 C7.7.2 线路状态的规定

C7.7.2.1 线路的运行和热备用状态同单元的运行和热备用状态一样。 C7.7.2.2 线路的冷备用状态则有不同，要求线路刀闸和高抗刀闸在断开位置，而单元母线可在运行，3／2接线的开关可以成串运行。

C7.7.2.3 线路的检修状态是在冷备用状态的基础上，合上线路接地刀闸。 C8 电压互感器（PT）

C8.1 PT与其所连接的母线、线路、发电机（也有个别变压器或联变）应视为一体，这些设备的综合指令已规定了PT的相应状态。

C8.2 对有刀闸的PT可以单独操作，可用“运行”、“冷备用”、“检修”等三种状态。

C8.3 PT的操作指令包括将二次负荷转移或恢复，如果不能够转移的，对有关保护的变动应另下指令。

C8.4 PT与连接设备一起检修的指令，可以同条下达。 C9 保护

C9.1 保护的指令不下达具体压板，仅下达投入状态。

C9.2 投入线路保护应包含线路所有的主保护和后备保护投入。某套保护有要求应注明。

C9.3 新投产或改定值或第一次操作，应分套下达指令，并核对定值。

- 105 -

C9.4 正常方式运行的保护，在检修前现场应记录原保护投入方式；检修结束时必须按原正常方式投入（高频保护应交换信号后投入）。调度只下达一次设备状态指令。

C9.5 保护三种状态

1、经重合闸跳闸；2、直跳；3、信号。 C9.6 综合重合闸三种状态

1. 综重——即综合重合闸状态； 2. 单重——即单相重合闸状态；

3. 三重——即三相跳闸三相重合状态（我省目前220千伏使用为单相故障三相跳闸三相重合）。

C9.7 一般三相重合闸二种状态

1.无压——无压检定重合闸； 　 2.同期——检查同期重合闸。 C9.8 继电保护装置调度术语

1. 将保护改投跳闸：将保护由停用或信号位置改为跳闸位置。 2. 将保护改投信号：将保护由停用或跳闸位置改为信号位置。 3. 将保护停用：将保护由信号或跳闸位置改为停用位置。

4. 保护改跳：由于方式的需要，将设备的保护改为不跳本设备开关而跳其它开关。

5. 联跳：某开关跳闸时，同时联锁跳其它开关。

6. 投入X设备X保护（X段）：X设备X保护（X段）投入运行。 7. 退出X设备X保护（X段）：X设备X保护（X段）退出运行。

8. X设备X保护（X段）改定值：X设备X保护（X段）定值（阻抗、电压、电流、时间等）由某一定值改为另一定值。 C10 集控站

C10.1 集控站的综合指令适用于管辖两个及以上变电站设备的集控站。 C10.2 集控站的操作指令必须在设备命名前增加设备所在变电站名称。

例：永和变晋永Ⅰ路241开关。 例：玉叶变玉惠线262开关。

- 106 -

附录D 主要设备名称表

编号 1 2 3 4 5 6 7 8 9

锅炉

发电厂（站）、变电所（站）的主变压器 压器（500千伏与220千伏联络变） 发电厂（站）、厂（站）用变压器 变电所（站）、所（站）用变压器 母线 旁路母线

各种形式的隔离开关的统称

厂用变 站用变 ×段母线 旁路母线 刀闸 母线刀闸 线路刀闸 变压器刀闸 发电机刀闸 接地刀闸 开关 线路开关 母联开关 旁路开关 旁母开关 母分开关 变压器开关 发电机开关 线路 架空地线 电缆 避雷器 流变（CT） 压变（PT） 接地电阻

设备名称

汽轮、水轮、燃气轮等发电机组统称

调度标准名称 ＃×机 ＃×锅炉 ＃×主变

发电厂（站）、变电所（站）不同电压等级母线联络变＃×联变

10 母线侧隔离开关 11 线路侧隔离开关 12 变压器侧隔离开关 13 发电机侧隔离开关 14 接地用的隔离开关

15 空气、多油、少油、六氟化硫等各类型断路器统称 16 线路断路器 17 母线联络断路器

18 母线与旁路母线的联络断路器 19 母联又兼旁路断路器 20 母线分段断路器 21 变压器断路器 22 发电机断路器 23 输电线路 24 线路架空避雷线 25 电力电缆 26 避雷器 27 电流互感器 28 电压互感器

29 变压器、线路并联电抗器中性点接地电阻器

- 107 -

30 消弧线圈

31 并联无功静止补偿器 32 并联补偿电容器 33 线路串联无功补偿装置 34 线路串联电抗器 35 并联电抗器

36 变压器高压侧并联电抗器 37 变压器低压侧并联电抗器 38 结合滤波器 39 阻波器

40 电力系统的继电保护装置

消弧线圈 静补 电容器 串补 串联电抗器 电抗器 高抗 低抗 结合滤波器 阻波器 保护

附录E 操作术语表

编号 1

操作术语 操作指令

含义

值班调度员对其所管辖的设备进行变更电气结线方式和事故处理而发布倒闸操作的指令。又可根据指令所包含项目分为单项操作命令、综合操作指令。

2 3 4 5 6 7 8 9 10

操作许可 并列 解列 合环 解环 开机 停机 自同期并列 准同期并列

电气设备，在变更状态操作前，由厂站值班人员提出操作项目，值班调度员许可其操作。

发电机（或二个系统间）经检查同期并列运行。 发电机（或一个系统）与全系统解除并列运行。 合上网络内某开关（或刀闸）将网络改为环路运行。 将环状运行的电网解为非环状运行。 将汽（水）轮发电机组启动待与系统并列。 将汽（水）轮发电机解列后停下。

将发电机（调相机）用自同期法与系统并列运行 将发电机（调相机）经同期检查装置与系统并列运行。 - 108 -

编号 11 12 13

操作术语 合上 断开

含义

把开关或闸刀放在接通位置。 将开关或闸刀处于断开位置。

跳闸（分相开关设备（如开关、主汽门等）自动从接通位置变为断开时单相或三相） 位置。

线路、主变压器等设备从接在某一条母线倒为接在另一条母线上（这期间设备在不间断中转换）。 设备因故障跳闸后，未经检查即送电。 设备因故障跳闸后，经初步检查后再送电。 不带电设备与电源接通，但不带负荷。 用校验工具验明设备是否带电。 设备停电后，用工具将电荷放去。 用校验工具核对带电设备二端的相位。

14 倒排（倒母线） 15 16 17 18 19 20 21

改接（冷倒） 开关在热备用状态，拉开×母刀闸，合上×母刀闸。

强送 试送 充电 验电 放电 核相位

挂（拆）接地线用临时接地线（或接地刀闸）将设备与大地接通（或。 22 （或合上，断开断开）

接地刀闸）

23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34

核相序 短接 带电拆接 拆引线或接引

线 带电巡线 停电巡线 零起升压 路） 升出力） 限电 将保护改投跳

闸 将保护改投信

号

- 109 -

用检验工具核对电源的相序。

用临时导线将开关或刀闸等设备跨越旁路。 在设备带电状态下拆断或接通短路线。

设备（如架空线、开关、刀闸、电缆头等）引线或架空线的跨越线（弓子线）的拆断或接通

在线路有电或未接好接地线情况下进行巡视线路。 在线路停电并接好接地线情况下巡视线路。 利用发电机将设备从零起逐渐增至额定电压。 的线路切断停止送电。

紧急拉电（或拉事故情况下（或超计划用电时）立即将供电用户用电紧急减出力（或事故情况下立即将发电机出力减（或升）下来。

限制用户用电。

将保护由停用或信号位置改为跳闸位置。 将保护由停用或跳闸位置改为信号位置。

编号 35 36 37 38 39

操作术语 将保护停用 保护改跳 联跳 高频保护测试

通道

含义

将保护由跳闸或信号位置改为停用位置（退出电源）。 由于方式的需要将设备的保护改为不跳本设备开关而跳其他开关。

某开关跳闸时，同时联锁跳其他开关。 高频保护按规定进行通道对试。

母差保护投入 母差保护投入运行，跳闸压板投入。

附录F 调度术语表

编号 1

操作术语

报数：幺两三四一二三四五六七八九零 五陆拐八九洞

发电设备的出力（计划和备用）运行状态改变和电气

2

调度管辖

设备的运行方式，倒闸操作及事故处理的指挥权限划分。

值班调度员对其所管辖的设备发布变更出力计划、备

3

调度指令

用容量、运行方式、结线方式，倒闸操作及事故处理的指令。

设备由下级调度运行机构管辖，但在进行有关操作前

4

调度许可

必须报告上级值班调度员，并取得其许可（同意）后才能进行，操作后并报告上级调度。

5 6 7 8 9

含义

调度同意 直接调度 间接调度 发布指令 接受指令

值班调度员对下级调度、运行值班人员提出的申请、要求等予以同意。

值班调度员直接向现场运行值班人员发布调度指令的调度方式。

值班调度员向下级值班调度员发布调度指令后由下级调度值班员向现场值班人员传达调度指令的方式。 值班调度员正式给下属各运行值班人员发布的调度指令。

值班人员正式接受值班调度员发布给他的调度指令。

- 110 -

编号 10

操作术语 复诵指令 汇报（回复）指

令

含义

值班人员在接受值班调度员发布给他的调度指令时，依照指令的布置和内容，给值班调度员诵读一遍。 值班人员在执行完值班调度员发布给他的调度指令后，向值班调度员报告已经执行完调度指令的步骤、内容和时间。

值班人员发现值班调度给他发布的调度指令是错误的，如执行将危害人身、设备和系统的安全，或者是其他原因，拒绝接受该调度指令。

值班调度员对下属值班人员的拒绝指令以后，为保证

11

12 拒绝指令

13 重复指令 系统安全或其他因素，必须坚持该项调度指令而再次发布指令。

在运行或备用中的设备调度操作后停止运行及备用，由生产单位进行检修、试验或其他工作。

生产单位设备检修完毕，具备运行条件，经调度操作后投入运行或列入备用。

检修后或新投产的设备投入系统运行，进行必要的试验与检查，并且随时可能停止运行。

锅炉以关闭主汽门的时间为准，汽机（发电机）以主油开关拉开时为准。线路、主变等电气设备以各端做好保安接地，许可工作为准。

锅炉指达到额定汽压汽温并炉供汽时，汽机指发电机主油开关合上时，如系统上需该机或炉放备用，则同线路，主变等电气设备一样以汇报工作结束时为复役时间。

14 15 16

设备停役 设备复役 设备试运行

17 停役时间

18 复役时间

19 20 21 22 23 24

有功（或无功）指发电设备的有功（或无功）出力多少，（单位：有功出力多少 地区负荷 线路（或变压器）潮流 过负荷 超铭牌

为千瓦或兆瓦，无功为千乏或兆乏）。 地区用电的有功（或无功）负荷。

指×线路（或×号主变×千伏侧）的电流、有功、无功，以母线送出为正（写P－jQ）反之送向母线为负（写－P＋jQ）。

线路、主变等电气设备的电流超过运行限额。 机组的负荷超过制造厂规定或改造后规定的铭牌限额。 增加有功（或无在发电机原有功（或无功）出力基础上增加有功（或

- 111 -

编号 操作术语 功）出力

无功）出力。 无功）出力。

含义

25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37

减少有功（或无在发电机原有功（或无功）出力基础上减少有功（或功）出力

提高频率或电压 在原有频率（或电压）的基础上提高频率（或电压）值。 降低频率或电压 在原有频率（或电压）的基础上降低频率（或电压）值。 维持××频率，将频率维持××，校正电钟与标准时间的误差。

校电钟 停止校电钟 锅炉热状态 锅炉的热备用

容量 锅炉冷状态 氨）保养状态

锅炉检修状态 已做好开工前的检修措施的。 紧急备用

设备存在某些缺陷或其他原因正常停用状态，只允许在紧急需要时，短时期运行，并经有关领导批准。 另一部分容量，并且随时可以加出力。

发电机已停止运行，但随时可以启动加入运行。 将频率维持正常，停止校正电钟。

锅炉从系统中解列后冷却时间较短，采取措施保持适当的汽温汽压者。

全厂锅炉总的并列容量比调度需要出力多准备的容量，并随时可以根据调度需要增加负荷。 锅炉已停止运行，但随时可以升火加入运行。

锅炉（干、湿、锅炉已做好保养措施。

发电机旋转备用运行正常的发电机带一部分出力，与额定容量所差的

容量 发电机冷备用

状态

38 发电机检修状态 已做好开工检修措施的发电机。 39 发电机调相运行 发电机改作调相机运行。 40

发电机无励磁

运行

发电机输出功率（出力）的功率因数COSψ，当电流滞

41

力率

后电压，输出功率（出力）滞相用“－”。当电流超前电压，进相用“＋”。

42 43 44

运行中发电机失去励磁后，吸取系统的无功异步运行。 进相运行 滞相运行 升压（指发电

发电机或调相机定子电流相位超前其电压相位运行，发电机吸收系统无功（力率超前）。 发电机或调相机力率滞后。

调节磁场变阻器，升高发电机定子电压或励磁机电压

- 112 -

编号 45 46 47

操作术语 机） 空载 满载

等。

含义

发电机未并列，但已达到额定转速。 发电机并入系统后带到额定出力。

开关×相跳闸 未经操作的开关×相由合闸转为分闸位置。

48 开关非全相合闸 开关进行合闸操作时只合上一相或两相。 49 开关非全相运行 开关跳闸或合闸等使开关一相或两相合闸运行。 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59

开关×相跳闸重合成功

开关跳闸，三相开关跳闸后，又自动合上三相，未再跳闸。 重合成功

开关×相跳闸，开关×相跳闸后，又自动重合上×相，开关再自动跳重合不成功 重合不成功

开关（×相）跳开关（×相）跳闸后，重合闸装置虽已投入，但未自闸重合闸未动 动合上。

充电 送电 停电 停电检修 ×段母线单相接地指示 并炉 停炉 吹灰 向空排汽 水压试验 灭火 打焦 盘车 低速暖机

设备带标称电压但不带负荷。 对设备充电并带负荷。 断开开关及刀闸使设备不带电。

设备停电，并做好安全措施，处于检修状态。 经消弧线圈接地或不接地系统中发生某相接地后变电所（或发电厂）母线接地信号指示。

锅炉升火待汽压、汽温达到规定值后与蒸汽母管并列。 锅炉与蒸汽母管隔绝后不保持汽温汽压。 用蒸汽或压缩空气吹清锅炉各受热面上的积灰。 开启向空排汽门使蒸汽通过向空排汽门放向大气。 指设备检修后进行水压试验，检查有否泄漏。 锅炉运行中由于某种原因引起炉火突然熄火。 用工具清除四角火嘴、水冷壁、过热器管，防止结焦。 用电动机（或手动）带动汽轮发电机组转子缓慢转动。 汽轮机开车过程中的低速运行，使汽轮机的本体整个达到一定均匀的温度。

- 113 -

开关×相跳闸后，又自动重合上×相，未再跳闸。

开。

开关跳闸，三相开关跳闸后，又自动合上三相，开关再自动跳开。

60 升压（指锅炉） 锅炉自点火至并炉整个过程。 61 62 63 64 65 66 67 68 69

编号 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79

操作术语 惰走 升速 维持全速 停机） 冲转 脱扣 甩负荷 反冲洗 紧急降低出力

惯性转动。

含义

汽轮机或其他转动机械在停止汽源或电源后继续保持汽轮机的转速按规定逐渐升高。

发电机组因故与系统解列后维持额定转速，等待并列。 度随汽机负荷上升（或下降）的起动（或停机）方式。 指蒸汽进入汽轮转子开始转动。

指汽机自动装置动作（或手动）造成自动主汽门关闭。 将载有负荷的发电机的主开关突然断开（事故或试验）的负荷甩至零。

大型汽轮机组凝汽器中循环水经调整阀门方式后，反向流动冲走垃圾。

系统事故或异常情况下，将发电机组出力紧急降低但机组不解列。

滑参数起动（或一机一炉单元并列情况下，使锅炉蒸汽参数以一定速

＃×机（或炉）设备发生异常情况，不能维持运行而紧急将设备停止紧急停机（或炉） 运行。

电力系统并列的两部分间或几部分间失去同期，使系

振荡

统上的电压表、电流表、有、无功表发生大幅度有规律的摆动现象。

系统电压、频率、功率发生瞬时下降或上升后立即恢复正常。

系统上的电压表电流表频率、功率产生有规律的小量摇摆现象。

电网稳定运行时的电压、电流、功率流向。 同一系统中运行的两电源失去同步。 原意为阳极射线管，现泛指屏幕显示器。 能量管理系统，即较高级的电网调度自动化系统。 水库坝前水面海拔高程（米）。 水电厂厂房尾水水面高程（米）。

水库在正常运行情况下，为满足设计的兴利要求汛末应蓄到的水位。

在正常运用的情况下允许水库消落的最低水位。 水库在汛期为满足防汛等综合利用要求所允许蓄水的

- 114 -

80

81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 92

波动 摆动 潮流 失步 CRT EMS 水库水位 尾水水位 正常高水位 死水位 汛限水位

编号 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103

操作术语

上限水位

发电水头 水头 平均入库流量 平均出库流量

含义

水电厂机组发电时水库水位与尾水位之差值（米）。 位之差值（米）。 方米/秒）。 方米/秒）。

（日、月）平均水电厂日（月）平均水库水位与日（月）平均尾水水（日、旬、月、年）某时段（日、旬、月、年）内平均流入水库的流量（立（日、旬、月、年）某时段（日、旬、月、年）内平均流出水库的流量（立（日、旬、月、发电厂在某时段（日、旬、月、年）内发电所耗用的年）发电用水量 水量。

（日、旬、月、水库在某时段（日、旬、月、年）内未兴利弃掉的水年）弃水量 允许最小出库

流量 流闸门 发电耗水率

量。

为满足下游兴利（航运、灌溉、工业引水等）及电网最低电力要求需要水库放出的最小流量（立方米/秒）。 流中孔、底孔或泄洪洞、排沙洞等工作闸门。 每发一千瓦时电量平均所耗的水量（立方米/千瓦时）。 开启（关闭）溢根据需要开启（关闭）溢流坝的工作闸门、大坝、泄

消落水库水位 把坝前水库水位降低。 蓄高水库水位 把坝前水库水位提高。

- 115 -

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省调收到工程筹建单位提供的完整技术资料后，应在15天内回复边界归算阻抗，供对方进行整定计算。在新设备启动投产30天前下发有关整定值及有关继电保护调试定值，下发设备的调度管辖范围、设备的命名和编号和省调调度员名单；启动投产7天前正式下达继电保护定值（应在已提供全部实测参数条件下）。 6.2.3 新设备启动投产前必须具备下列条件：

6.2.3.1 设备验收工作已经完成，工程质量符合安全运行要求。

6.2.3.2 参数测量及计算工作已经完成，并以书面方式提供有关单位（如需要在启动过程中测量参数者，应在投入系统运行的申请书中说明）。

6.2.3.3 生产准备工作已经就绪：调度管辖范围的划分明确，设备命名核对无误；调度运行规定已经修定；现场规程制度及有关典型操作票等均已齐全；运行人员经过相关技术培训并考试合格。 6.2.3.4 有关设备及现场具备启动条件。 6.2.3.5 有关调度部门所需的专业技术资料齐全。

6.2.3.6 现场已经收到有关继电保护、自动装置的整定通知单（包括启动临时整定值）。

6.2.3.7 互联端通信设备提前10个工作日通过省调组织的现场验收；调度业务所需的和通信互联相关的通信系统全程全网接入调试工作已经在投产前10个工作日完成，现场抽检互联网路和设备指标符合设计指标要求，设备运行良好。 提前7个工作日向省级通信调度提供以下资料：全程通信互联传输系统接入路由、电路端口图、设备电气接口表及语音交换系统互联方式图、监控系统接入方式以及互联设备竣工验收等资料。 6.2.4 调度实施方案编制及实施：

6.2.4.1 对于220千伏输变电新设备启动投产，工程筹建单位应至少提前15个工作日向省调报送新设备启动调试方案（包括新设备启动范围，启动方式及启动过程需要安排的调试项目，调试进度安排，现场安全措施等）。

对于500千伏输变电工程启动投产，负责新设备调试单位应编写启动调试方案，并在启动投产前20天内交省公司审批通过。

省调将根据现场提供的启动调试方案，在新设备启动投产前至少提前5个工作日下达新设备启动调度实施方案，并根据该方案拟写调度操作票。

工程筹建单位应在新设备启动投产前至少提前5个工作日通过运行单位向省调办理新设备启动投产申请。省调将在新设备启动投产前3个工作日批复启动调试申请。

对于新建线路，工程筹建单位应在新设备启动投产前10天向省调及运行维护单

位报送线路实测电气参数（包括实测阻抗、容抗及互感参数等）。

新设备试运行的操作联系人应由运行单位的值班负责人担任，发电厂为值长，变电站为值班长，梯调为梯调调度员、线路为的地调调度员，由省调调度员发布正式指令。

省调应组织调度有关专业人员对新投产设备进行现场核查，凡由于资料不全未交接清楚的或在安全上和经济上不具备独立运行条件的新设备，以及不具备调度通信和电网自动化要求的新工程，省调有权拒绝批准该新设备或工程投入运行。 新设备试运行完毕经验收合格后，设备运行单位应向省调调度员提出可以正式加入系统运行的报告，经研究同意后才能视为电网统一调度的设备。

接入110千伏的地方小电网、小水电和小火电联网前应与有关电业局签定并网协议，向有关地调办理并网运行手续，报省公司有关部门备案。

流域梯级开发的中型水电（接入110千伏电网），关系到梯级水能优化调度，此类电厂并网前应向省调报送水库调度、防洪等资料（详见附录A），省调组织有关单位召开并网协调会议，明确调度管辖范围的划分、接入系统运行方式安排及并网启动调试前应具备的条件及准备工作。

省调直调或许可管辖，接入主网的110千伏电压等级的线路、变电站和电厂的新建、扩建设备等启动投运，若该启动工作造成地区电网内属省调直调机组或许可出力的电厂110千伏送出正常运行方式变更或影响电厂送出出力时，则该启动应提前5个工作日向省调报送启动方案，办理启动申请。除上述情况下,由地调全权负责地区110千伏输变电工程的启动投产,并安排好保地区电网安全运行措施。

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2.14 省、地级调度通信管理管理部门对所管辖区域的新建通信系统开展技术监督和专业管理。省级调度通信部门管辖的范围为与省调通中心有直接业务关系和通信网互联的电网系统通信站（设备、网路）和直调电厂通信站（以下统称“并网通信站”）；地级调度通信管理管理部门的管辖范围比照省级调度通信部门管辖的范围确定。