国网湖南省电力公司

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国网湖南省电力公司文 件

湘电公司调〔2015〕 122 号

国网湖南省电力公司

关于印发《湖南电力调度控制规程》 的通知

公司所属各单位， 湖南电网各并网电厂、 各相关单位：

为适应电网发展需要， 加强湖南电力调度控制管理工作， 保 障电力系统安全、 优质、 经济运行， 国网湖南省电力公司电力调 度控制中心依据《电网运行规则（试行）》（电监会 22 号令）， 组 织对《湖南电力调度规程》（2007 版）进行了修编，制定了《湖 南电力调度控制规程》，并报湖南省经济和信息化委员会审批同 意。 现予印发， 并提出以下工作要求， 请遵照执行。 一、 各单位的运行人员应熟悉并遵循本规程； 其他与电力生 产运行有关的管理、 技术和工作人员应熟悉本规程的有关部分并

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遵循本规程； 电力规划、 建设、 运检、 设计、 科研以及其他单位 （部门） 在开展涉及电力调控有关的业务时， 应遵循本规程。

二、 各单位应组织电力调控、 运检、 建设、 生产管理等有关 人员认真学习并执行本规程。

三、 各级电力调度监控人员、 各级通信调度人员、 发电厂（场、 站、 集控中心） 运行人员、 变电站运维人员及线路维护单位运行 人员应全面熟悉本规程， 并接受本规程的有关培训与考试。 四、 各发电厂（场、 站）、 变电站的现场运行规程应根据本规 程进行修订。

本规程于 2015 年 5 月 1 日起执行。

国网湖南省电力公司 2015 年 3 月 25 日

（此件发至收文单位本部及所属二级单位机关）

湖南电力调度控制规程

二〇一五年三月

批准：朱伟江 复审：李伏才 审核：刘志刚

初审：汤吉鸿 刘永刚 主要编写人员：

陈 浩 贺鹏程 钟 伟 朱军飞 周 勇 王正纲 李 敏 成 涛 徐宇新 于雅玲 潘飞来 周 帆 黄良刚 李 宁 付 暾 陈永卫 王建雄 张 龙 张晓东 刘建平 李 勃 姜新凡 陈 宏 罗 俊 游 红 宋军英 王灿林

目 录

第一章 总 则 ................................................................................................................1 第二章 调控机构的任务及职责 ....................................................................................2 第三章 调度管辖与设备监控范围 ................................................................................4 3.1 一般原则 ................................................................................................................4 3.2 调管范围划分 ........................................................................................................4 3.3 省调监控范围 ........................................................................................................5 第四章 调控运行管理 ....................................................................................................7 4.1 一般原则 ................................................................................................................7 4.2 调度运行管理 ........................................................................................................7 4.3 监控运行管理 ......................................................................................................10 4.4 无人值守变电站调度运行管理 ..........................................................................10 4.5 集控中心调度运行管理 .......................................................................................11 第五章 电网稳定管理 ..................................................................................................12 5.1 一般原则 ..............................................................................................................12 5.2 安全稳定计算 ......................................................................................................12 5.3 稳定限额管理 ......................................................................................................13 5.4 涉网稳定管理 ......................................................................................................14 5.5 稳控装置管理 ......................................................................................................14 5.6 其他要求 ..............................................................................................................16 第六章 无功电压管理 ..................................................................................................17 6.1 一般原则 ..............................................................................................................17 6.2 无功电压管理主要内容 ......................................................................................17 6.3 电压允许偏差范围 ..............................................................................................17 6.4 变电站电压运行控制 ..........................................................................................18 6.5 发电厂电压运行控制 ..........................................................................................18 6.6 电压调整主要措施 ..............................................................................................18 第七章 频率及联络线调整管理 ..................................................................................20 7.1 频率及联络线调整 ..............................................................................................20 7.2AGC 运行管理 .....................................................................................................20 第八章 电网运行方式管理 ..........................................................................................21

8.1 一般原则 ..............................................................................................................21 8.2 电网年度运行方式编制 ......................................................................................21 8.3 电网月度运行方式编制 ......................................................................................22 8.4 电网日运行方式编制 ..........................................................................................22 第九章 调度计划管理 ..................................................................................................23 9.1 一般原则 ..............................................................................................................23 9.2 年度停电计划 ......................................................................................................23 9.3 月度停电计划 ......................................................................................................24 9.4 日前调度计划 ......................................................................................................24 9.5 负荷管理 ..............................................................................................................25 第十章 新设备投运管理 ..............................................................................................27 10.1 一般原则 ............................................................................................................27 10.2 工程前期管理 ....................................................................................................27 10.3 新设备投运前调度管理 ....................................................................................27 10.4 新设备启动及试运行调度管理 ........................................................................28 10.5 新设备启动条件 ................................................................................................29 10.6 新能源投运管理 ................................................................................................30 10.7 设备退役管理 ....................................................................................................30 第十一章 并网调度管理 ..............................................................................................31 11.1 一般原则 ............................................................................................................31 11.2 并网调度协议签订 ............................................................................................31 11.3 并网机组运行管理与技术要求 ........................................................................31 11.4 网源协调管理 ....................................................................................................32 11.5 燃料管理 ............................................................................................................33 第十二章 水库调度管理 ..............................................................................................34 12.1 一般原则 ............................................................................................................34 12.2 水电调度的主要工作 ........................................................................................35 12.3 水库调度运行要求 ............................................................................................35 第十三章 新能源调度管理 ..........................................................................................37 13.1 一般原则 ............................................................................................................37 13.2 新能源电厂（场、 站）运行要求 ....................................................................37 第十四章 气象信息管理 ..............................................................................................39 第十五章 继电保护和安全自动装置 ..........................................................................40

15.1 一般原则 ............................................................................................................40 15.2 定值管理 ............................................................................................................40 15.3 运行及检验管理 ................................................................................................41 15.4 专业技术管理 ....................................................................................................42 第十六章 调度自动化管理 ..........................................................................................44 16.1 一般原则 ............................................................................................................44 16.2 调度自动化运行管理 ........................................................................................44 16.3 调度自动化检修及异常管理 ............................................................................45 第十七章 电力通信管理 ..............................................................................................46 17.1 一般原则 ............................................................................................................46 17.2 通信运行管理 ....................................................................................................46 17.3 通信检修与异常管理 ........................................................................................47 第十八章 设备监控管理 ..............................................................................................48 18.1 一般原则 ............................................................................................................48 18.2 设备实时监控管理 ............................................................................................48 18.3 变电站集中监控许可管理 ................................................................................48 18.4 设备监控信息管理 ............................................................................................48 18.5 集中监控缺陷管理 ............................................................................................48 18.6 监控运行分析评价管理 ....................................................................................48 第十九章 调控运行操作规定 ......................................................................................49 19.1 一般原则 ............................................................................................................49 19.2 调度操作规定 ....................................................................................................49 19.3 监控远方操作规定 ............................................................................................50 19.4 调度操作指令票 ................................................................................................51 19.5 并列与解列操作 ................................................................................................53 19.6 合环与解环操作 ................................................................................................53 19.7 断路器操作 ........................................................................................................54 19.8 隔离开关操作 ....................................................................................................54 19.9 变压器操作 ........................................................................................................55 19.10 线路操作 ..........................................................................................................55 19.11 母线操作 ..........................................................................................................56 19.12 冲击合闸操作 ..................................................................................................57 19.13 零起升压操作 ..................................................................................................57 19.14 融冰操作 ..........................................................................................................58 第二十章 故障处置规定 ..............................................................................................59

20.1 一般原则 ............................................................................................................59 20.2 频率异常处置 ....................................................................................................60 20.3 电压异常处置 ....................................................................................................61 20.4 线路故障处置 ....................................................................................................62 20.5 母线故障处置 ....................................................................................................63 20.6 变压器及互感器故障处置 ................................................................................63 20.7 发电机故障处置 ................................................................................................64 20.8 断路器及隔离开关故障处置 ............................................................................65 20.9 输电断面潮流异常故障处置 ............................................................................66 20.10 电网振荡故障处置 ..........................................................................................66 20.11 调控通信业务中断故障处置 ..........................................................................68 20.12 调度自动化异常故障处置 ..............................................................................69 附件 1 省调调度员监控员职责 ...................................................................................70 附件 2 发电厂、 变电站、 线路命名规定及设备编号原则 .......................................73 附件 3 主要设备调度标准名称表 ...............................................................................76 附件 4 调度术语表 .......................................................................................................78 附件 5 操作指令票格式及举例 ...................................................................................94 附件 6 保护装置调度运行规定 ...................................................................................97 附件 7 新设备接入电力系统需向调控（通信） 机构提供的资料 .........................103

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第一章 总 则

1.1 为加强湖南电力调度控制管理工作， 执行国家节能环保政策， 保障电力系统

安全、 优质、 经济运行，维护发电、 供电（包括输电、 变电、 配电）、 用电 等各方的合法权益，依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》 和有关法律、 法规， 制定本规程。

1.2 湖南电力系统系指接入湖南电网的发电、 供电、 用电设施和为保证这些设施

正常运行所需的继电保护和安全自动装置（以下简称保护装置）、 调度自动 化和电力通信设施、 计量装置等构成的整体。

1.3 湖南电力系统运行遵循 “ 统一调度、 分级管理 ” 的原则。

1.4 电网调度系统包括各级电网调度控制机构（以下简称调控机构）、 发电厂运

行值班单位（含梯级水电站集控中心、 风电场集控中心等） 及输变电设备运 维单位。 各发、 供、 用电单位和各级调控机构， 应遵守调度纪律， 服从统一 调度。

1.5 调控机构依法对电力系统运行进行组织、 指挥、 指导和协调。

1.6 湖南电网设三级调控机构， 分为： 省级电力调度控制中心（以下简称省调），

地区（市、 州）级电力调度控制中心（以下简称地调）， 县（市、 区） 级电 力调度控制分中心（以下简称县调）。 各级调控机构在电力调度业务中是上 下级关系， 下级调控机构必须服从上级调控机构的调度指挥。 设备监控业务 应服从相应调控机构的调度指挥。

1.7 本规程适用于湖南电力系统发电、 供电、 用电等各环节及其它与电力调度有

关的行为。 从事与湖南电力系统电力调度有关活动的各企事业单位和个人均 应遵守本规程。

1.8 本规程由国网湖南省电力公司电力调度控制中心负责解释。

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第二章 调控机构的任务及职责

2.1 为保障电网的安全、 优质、 经济运行， 调控机构负责对电网运行进行组织、

指挥、 指导和协调， 其主要任务如下：

2.1.1 按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度， 减少环境污染，充分

发挥电网的发、 供电设备能力， 以最大限度地满足用户的用电需要。 2.1.2 按照电力系统运行的客观规律和有关规定，保障电力系统安全、 稳定、

连续、 正常运行， 使电能质量符合国家规定的标准。

2.1.3 按照“公平、 公正、 公开” 的原则和电力市场规则，依据有关合同或者

协议，维护发电、 供电、 用电等各方的合法权益。 2.2 省调主要职责：

2.2.1 组织实施湖南电网调度控制业务相关的专业管理和技术监督。

2.2.2 组织制定湖南电力系统运行有关规程、 规定和技术措施，并监督执行。 2.2.3 指挥调度管辖范围内电网的运行、 操作和故障处置。 2.2.4 负责跨省联络线功率控制， 协助电网频率调整。 2.2.5 负责直调范围内无功管理与电压调整。

2.2.6 与调度管辖范围内电厂签订并网调度协议，依据协议对电厂进行调度管

理。

2.2.7 开展电网运行方式分析，制定电网运行方式。

2.2.8 开展电网月度、 日前电力电量平衡分析， 按调度管辖范围制定月 度、 日

前发供电计划。

2.2.9 制定调度管辖范围内设备年度、 月度、 日前停电计划， 受理并批复调度

管辖设备的停电申请。

2.2.10 负责调度管辖范围内电网稳定管理， 制定直调电源及输电断面的稳定限

额和安全稳定措施。

2.2.11 参与电力系统事故调查，组织开展调管范围内故障分析。

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2.2.12 负责监控范围内设备集中监视、 信息处置和远方操作。 负责监控信息管

理和变电站集中监控许可管理， 并组织开展监控相关工作。

2.2.13 受理并批复新建、 改建和扩建的调度管辖设备投入运行申请， 编制新设

备启动调试调度方案并组织实施。

2.2.14 负责直调范围内保护装置定值的整定计算， 负责组织开展直调范围内保

护装置和调度自动化系统的运行管理及检验管理。 协助开展省域内国调 及分中心直调的电网继电保护和安全自动装置运行管理。 负责协调与调 度控制相关的通信业务。

2.2.15 参与电网发展规划及相关工程设计的审查。 组织制定电网继电保护、 调

度自动化系统规划。 参与制定电网电力通信规划。

2.2.16 负责调度管辖范围内水电厂的发电调度管理， 参与协调发电与防洪、 航

运、 供水等综合利用的关系。

2.2.17 负责调度管辖范围内风电场、 光伏电站等新能源电站的发电调度管理。 2.2.18 负责制定湖南电力系统事故限电序位表和超供电能力限电序位表， 报省

人民政府电力行政主管部门批准后执行。

2.2.19 负责下级调控机构调控运行人员、 直调发电厂运行值班人员及变电站运

维人员等调度对象的培训、 考核和资格认证工作。 2.2.20 行使上级批准（或者授予） 的其他职责。

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第三章 调度管辖与设备监控范围

3.1 一般原则

3.1.1 并入湖南电力系统运行的发电、 输电、 变电、 配电等相关设备， 不论其

产权归属或管理方式， 一般应纳入相应电力调控机构的调度管辖范围。 3.1.2 调度管辖范围（简称调管范围）： 指调控机构行使调度指挥权的发电、 供

电设备范围， 包括直接调度范围和委托调度范围。

3.1.2.1 直接调度范围（简称直调范围）： 指调控机构直接调度指挥的发电、

供电设备范围，对应设备称为直调设备。

3.1.2.2 委托调度范围 : 上级调控机构委托（授权） 下级调控机构调度管辖的 设备范围，对应设备称为委托设备。

3.1.3 许可调度范围：指下级调控机构直调设备状态变化应得到本级调控机构

许可的设备范围， 对应设备称为许可设备。

3.1.4 接入 500 千伏电网的发输变电设备的调管范围由国家电网华中电力调控

分中心（以下简称华中分中心） 明确；接入 220 千伏电网的发输变电设 备和接入 110 千伏电网的发电设备的调管范围、 地区之间联络设备的调 管范围由省调明确； 接入 110 千伏电网的输变电设备和接入 35 千伏电网 的发电设备的调管范围、 县调与县调之间的调管范围由地调明确。 3.1.5 调管范围内的设备铭牌参数改变，应报相应调控机构备案。 结线变更等

应征得相应调控机构同意。

3.1.6 从属于一次设备的保护装置、 电力通信、 调度自动化等设备的调管范围

原则上与相应的一次设备的调管范围一致。

3.1.7 调控机构应于每年一季度发布调管范围明细表，新设备预计投产日一个

月前发布新设备的调管范围。 3.2 调管范围划分

3.2.1 省调调管范围一般为湖南电力系统内除上级调控机构直调范围以外的下

列设备：

3.2.1.1 上级调控机构委托（授权） 省调调度的设备。

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3.2.1.2 直接并入 220 千伏电网的发电厂（站、 场） （以下简称发电厂）设

备。

3.2.1.3 省调委托地调调度的发电厂设备：

a) 直接并入 110 千伏电网且总装机容量 3 万千瓦及以上的水电厂机组。 b) 直接并入 110 千伏电网且总装机容量 2 万千瓦及以上的风电、 生物质 能和光伏等新能源电厂机组。

c) 直接并入 110 千伏电网且总装机容量 6 万千瓦及以上其它类型的发电 厂机组。

3.2.1.4 220 千伏的联络线。

3.2.1.5 220 千伏及以上联络变电站的 220 千伏设备（主变压器除外）。 3.2.1.6 其他应由省调调度管辖的设备。 3.2.2 省调许可调度的设备：

3.2.2.1 220 千伏直馈线路。

3.2.2.2 220 千伏联络变电站的主变压器。

3.2.2.3 220 千伏终端变电站设备（用户变电站设备除外） 。

3.2.3 地调调管范围一般为除上级调控机构调管范围以外的下列设备： 3.2.3.1 经 10 千伏及以上电压等级并入本地区电网内的风电、 生物质能和光

伏等新能源电厂设备。

3.2.3.2 装机容量 0.5 万千瓦及以上并入本地区电网内上级调管范围以外的 其他发电厂设备。

3.2.3.3 地级市城区内 110 千伏变电站设备及所辖县域内 110 千伏变电站的 110 千伏设备（含主变压器）。 3.2.3.4 110 千伏线路。

3.2.3.5 220 千伏直馈线路。

3.2.3.6 220 千伏联络变电站的主变压器。 3.2.3.7 220 千伏终端变电站设备。

3.2.4 发电厂厂用系统、 变电站站用系统分别由发电厂、 变电站自行管辖。

3.3 省调监控范围

3.3.1 监控范围指调控机构集中监控的设备范围。

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3.3.2 500 千伏变电站（开关站） 所有设备纳入省调监控范围。

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第四章 调控运行管理

4.1 一般原则

4.1.1 省调值班调度员是湖南电力系统运行、 操作和故障处置的指挥者。 负责

发布调度指令， 并对其下达调度指令的正确性负责。 负责接受上级调控 机构值班调度员的调度指挥， 执行上级调控机构值班调度员的调度指令。 4.1.2 调度对象指通过资格认证的下级调控机构调度员和监控员、 发电厂运行

值班人员、 变电站运维人员、 通信调度人员及线路维护单位运行值班人 员。 值班调度对象负责执行省调值班调度员的调度指令，并对执行调度 指令的正确性负责。

4.1.3 省调值班调度员和值班监控员与调度对象进行调控业务联系时， 应使用

普通话和规范的调度术语， 双方应先互报单位（调度代号） 和姓名， 严 格执行下令、 复诵、 录音、 记录和汇报制度。 记录应采用纸质或电子签 名方式存档。 发生错误时， 以录音或记录为依据确定责任归属， 如无录 音、 记录可查，由下令单位对其后果负主要责任。

4.1.4 各运行值班单位应保证在任何时间内均有调度对象接听调度电话。 4.2 调度运行管理

4.2.1 调度系统的值班人员依法履行职责， 有权拒绝各种非法干预。

4.2.2 发、 供电单位行政领导人发布的指示，如涉及省调调度权限时， 应经省

调值班调度员同意后方可执行。

4.2.3 除调控机构负责人外， 任何单位和个人不得直接要求值班调度员发布调

度指令。 上级领导关于调控业务的指示， 应通过调控机构负责人转达。 4.2.4 省调调度员和监控员应经过培训、 考试合格。 调控值班长应经电网企业

总工程师批准，其他资格调度员和监控员应经省调总工程师及以上领导 批准，方可正式上岗。

4.2.5 省调应及时公布取得省调调度对象资格人员名单和省调调度员、 监控员

岗位及人员变更情况。

4.2.6 调度对象的主要职责：

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4.2.6.1 正确执行调度指令，并及时汇报调度指令的执行情况。 4.2.6.2 及时汇报设备异常运行情况。

4.2.6.3 按要求执行调度系统重大事件汇报制度。

4.2.6.4 按要求上报运行信息， 完成值班调度员下达的相关工作。 4.2.6.5 自行处理本规程规定可以自行处理的事项。

4.2.7 调度对象不得无故不执行或延误执行调度指令。 调度对象不执行或延误

执行调度指令，其后果由受令人和支持该受令人的领导负责。 如受令人 对调度指令有疑义，应立即向下令人提出，如下令人仍重复其指令， 受 令人应迅速执行。 如执行该指令确会严重威胁人身、 设备或电力系统安 全时，受令人应拒绝执行， 并报告下令人和本单位直接领导人。 4.2.8 发生以下行为之一者， 按严重违反调度纪律论处：

4.2.8.1 不执行或故意拖延执行调度指令。

4.2.8.2 擅自改变调度管辖设备的状态、 控制模式、 参数、 定值和实时数据。 4.2.8.3 不执行省调下达的保证电力系统安全的措施。

4.2.8.4 不如实汇报电力系统运行情况， 隐瞒或虚报事实。 4.2.8.5 调控机构认定的其他性质恶劣的行为。

对上述行为，调控机构将通告有关单位处理， 同时取消严重违反调 度纪律者的调度对象资格，被取消调度对象资格者六个月 后才能提出申 请，应通过调控机构组织的调度对象资格认证考试合格后，方可再次获 得调度对象资格。

4.2.9 任何单位和个人未经值班调度员许可，不得擅自改变调管范围内设备状

态及运行方式。 遇有危及人身、 设备及电力系统安全情况时， 运行值班 人员应按有关规定处理，处理后应立即报告值班调度员。

4.2.10 湖南电力系统内属于国调和华中分中心调度管辖的设备， 其设备状态及

运行方式的改变， 运行值班人员应分别向上级值班调度员和省调值班调 度员汇报。 不属于国调、 华中分中心和省调调度管辖的设备， 如改变其 设备状态及运行方式对湖南电力系统有影响时， 应征得省调值班调度员 同意。

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4.2.11 省调值班调度员有权指挥操作下级调控机构调度管辖的设备。 调度对象

同时接到两级调控机构相互矛盾的调度指令时， 由高一级调控机构决定 执行哪级调度指令， 受令人应将执行情况分别汇报两级调控机构的值班 调度员。

4.2.12 除计划检修工作外，值班调度员有权批准如下检修工作：

4.2.12.1 当日内对电网和用户无明显影响（不限制出力， 不限制用电， 不造

成重大安全威胁） 的检修工作。

4.2.12.2 对于已停电设备， 不扩大停电范围、 不推迟复电时间、 不新增复电 要求的新增检修工作。

4.2.12.3 只需退出双重化配置保护中的单套保护装置的临时检修工作。 4.2.12.4 带电作业。 4.2.12.5 事故抢修。

4.2.12.6 为解除对人身或设备安全形成严重威胁的检修。

4.2.12.7 低谷停机消缺、 水电厂进水口清渣、 经省调许可的科研实验等检修。

4.2.13 省调调管范围内设备检修的开、 竣工联系：

4.2.13.1 变电站设备检修， 由变电站运维单位的调度对象向省调值班调度员

联系开、 竣工。

4.2.13.2 发电厂设备检修， 由发电厂或集控中心的调度对象向省调值班调度 员联系开、 竣工。

4.2.13.3 线路检修，由线路运维单位的调度对象向省调值班调度员联系开、 竣工。

4.2.14 调控机构应会同营销管理部门， 于每年 2 月 底前编制超供电能力限电序

位表和事故限电序位表。 限电序位表应经政府有关部门批准。

4.2.15 需要省调临时保电的供电线路， 由地调将保电线路名称、 保电原因、 保

电时间等报省调并得到许可。 省调需要保电的线路也应通知有关地调。 一般不得采用退出安全稳定措施的方式保电， 否则， 应采取其它替代措 施。

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4.2.16 带电作业应在作业当天向值班调度员申请， 经值班调度员同意后方可进

行。 申请时需说明带电作业的地点、 工作内容、 工期及要求。 竣工后应 及时汇报。 对于要求退出重合闸的线路带电作业， 值班调度员在通知开 工前，应先退出该线路的重合闸。

4.2.17 调度电话应具备两路不同路由专线通道， 并开通系统行政电话和公网电

话。 4.3 监控运行管理

4.3.1 值班监控员负责监控范围内设备集中监视、 信息处置和远方操作。 接受

相关调控机构值班调度员的调度指挥， 正确执行调度指令。 并按规定通 知变电站运维人员和通信自动化人员。

4.3.2 值班监控员按照监控范围监视变电站运行工况，按规定监视设备的告警

信息。

4.3.3 值班监控员对认定为缺陷的告警信息应启动缺陷闭环管理流程。 若该缺

陷可能会导致电气主设备退出运行或电网运行方式改变时， 值班监控员 应立即汇报相关调控机构值班调度员。

4.3.4 监控范围内变电设备检修， 涉及信号、 测量或控制回路的， 变电站运维

人员应在开工前向值班监控员汇报，竣工后与值班监控员核对双方监控 系统信息一致性。

4.3.5 值班监控员无法对监控范围内变电站实施正常监视时， 应按规定将监控

职责移交给该变电站运维人员。 远方监控条件具备时， 应及时收回监控 职责。 监控职责移交或收回后， 值班监控员均应向相关调控机构值班调 度员汇报。

4.4 无人值守变电站调度运行管理

4.4.1 变电站应经相应调控机构验收及试运行评估合格， 具备集中监控条件并

纳入集中监控范围后，方可实行无人值守。

4.4.2 无人值守变电站投运前 10 天， 运维单位应向相关调控机构报送其所属运

维班名称及联系方式。 运维班管辖变电站范围、 运维班成员及联系方式 发生变更时， 运维单位应及时报送相关调控机构。

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4.4.3 无人值守变电站运维人员负责所辖无人值守变电站的现场倒闸操作、 设

备巡视、 定期轮换试验、 消缺维护及故障处置等工作。

4.4.4 无人值守变电站运维人员在到达变电站现场后进行调控业务联系时， 应

报所在变电站名称及姓名。

4.4.5 无人值守变电站应配备一部应急移动电话，该移动电话应保证在任何时

间均有该无人值守变电站运维人员接听。

4.4.6 值班调度员有权根据电网运行情况要求变电站恢复有人值守。 4.5 集控中心调度运行管理

4.5.1 集控中心负责所控厂（站） 的远方监视、 遥控操作、 异常和故障处置。 4.5.2 集控中心所控厂（站） 负责本厂（站）的设备巡视与维护、 现场操作以

及在特殊情况下（如发生事故或电网运行需要）接受相应调控机构值班 调度员的调度指令。

4.5.3 一般情况下， 值班调度员只与集控中心进行调度业务联系， 不再与集控

中心所控厂（站） 直接联系。

4.5.4 集控中心失去对所控厂（站）的联系及监视控制时，应立即向值班调度

员汇报。 值班调度员直接与所控厂（站） 进行调度业务联系。 集控中心 恢复对所控厂（站）的联系及监视控制后，应立即向值班调度员汇报。

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第五章 电网稳定管理

5.1 一般原则

5.1.1 稳定运行管理的目的是加强系统安全稳定性分析和研究，改善系统稳定

水平，采取相应的安全稳定技术措施，防止稳定破坏、 电网瓦解和大面 积停电事故的发生。

5.1.2 稳定运行管理的基本要求是保证系统运行的安全和稳定，维持系统频率

和电压的正常水平，确保系统具有足够的稳定储备，提高系统的稳定水 平， 不断完善系统稳定分析、 监测和控制手段。

5.1.3 调控机构应深入研究系统安全稳定问题， 并提出电力系统规划与建设的

建议，规划部门应予以充分考虑。

5.1.4 稳定运行管理按调管范围分级负责， 省调归口管理。 5.2 安全稳定计算

5.2.1 稳定计算的任务是确定系统的静态、 暂态、 电压及频率稳定水平，分析

和研究提高系统安全稳定的措施，研究系统非同步运行后的再同步及事 故后的恢复策略。

5.2.2 稳定计算应执行《电力系统安全稳定导则》、《电力系统技术导则》 和《电

力系统安全稳定计算技术规范》 等相关标准。

5.2.3 调控机构负责计算、 编制系统稳定运行限额， 发布安全稳定运行规定，

制定提高系统安全稳定运行的措施，提出系统保护装置配置等要求， 并 按要求报上级调控机构备案。

5.2.4 电网稳定计算分析应针对电网可能出现的各种运行方式，选择电网安全

稳定最不利的情况进行安全稳定分析和校核， 提出合理的运行方式。

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5.2.5 电网稳定计算网络和参数应以合理的元件模型、 控制装置模型和实测参

数为基础。 省调负责研究和建立湖南电网系统稳定计算分析所涉及的各 种设备模型和参数， 以及负责系统稳定计算参数的协调管理。 发电公司、 发电厂、 供电公司、 建设单位负责向相关调控机构提供稳定分析所需的 技术资料和实测参数。 电网企业运维部门负责向相关调控机构提供设备 安全电流及过负荷能力、 线路同塔架设信息等安全稳定计算资料，调控 机构以此作为制定电网稳定限额的依据。

5.2.6 大区电网互联、 大功率远距离送电、 大容量发电机组经弱系统并列运行

时， 需进行小扰动稳定计算分析。

5.2.7 电网有下列情况时，应进行大扰动动态稳定分析： 5.2.7.1 大容量发电经弱系统联系并列运行；

5.2.7.2 采用快速励磁调节系统及快关汽门等自动调节措施； 5.2.7.3 有大功率周期性冲击负荷； 5.2.7.4 电网经弱联线路并列运行； 5.2.7.5 分析电网事故有必要时；

5.2.7.6 其它稳定计算中发现有弱阻尼振荡趋势时；

5.2.8 系统中经弱联系向受端系统供电或受端系统无功电源（包括静态和动态）

不足时， 应进行电压稳定性计算校核；

5.2.9 系统出现大功率缺额或系统解列成孤岛系统时出现大的功率不平衡， 需

要进行频率稳定性计算校核；

5.2.10 系统发生事故后， 调控机构应根据事故性质及时进行仿真计算， 总结经

验， 吸取教训，提出并组织落实反事故措施； 5.3 稳定限额管理

5.3.1 省调对调管范围内的系统稳定性进行计算分析，制定系统相关设备的稳

定限额， 发布《湖南电网安全稳定运行规定》 并督促执行。

5.3.2 为确保湖南电网的安全稳定运行，省调有权对地区系统潮流输送限额、

负荷分配、 运行方式、 继电保护、 稳定措施等提出要求。 各级调度机构 应根据装机容量、 负荷水平、 电气接线等变动情况定期计算、 校核， 修 订系统安全稳定运行规定。

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5.3.3 正常情况下， 省调调管范围内的联络线应按暂态稳定控制功率运行。 出

现下列情况之一时，经电网企业总工程师批准可按静态稳定控制功率运 行：

5.3.3.1 为使水库不弃水或少弃水。 5.3.3.2 事故后运行方式。 5.3.3.3 特殊运行方式。

5.3.3.4 该联络线的稳定破坏不影响主系统的稳定运行时。

5.3.4 当线路按静稳定控制功率运行时，省调应做好发生稳定破坏事故的预想

和处理措施， 并密切注意天气变化情况， 如该线路区间有灾害性天气发 生时，值班调度员应及时改为按暂态稳定控制功率运行。 5.4 涉网稳定管理

5.4.1 发电机自动励磁调节装置、 调速器、 电力系统稳定器（PSS） 等以及自动

装置和一次调频等参数整定，应经相应调控机构许可。 其投入或退出应 由相应调控机构批准。

5.4.2 发电机失磁保护、 失步保护、 高/低频保护、 过/低励保护、 过/低电压保

护等涉网保护配置及整定， 应报相应调控机构备案。

5.4.3 线路自动重合闸、 振荡解列、 低频低压减载装置、 强行励磁、 低频解列、 低频自启动、 自动切机、 调相改发电等安全自动装置， 未经省调值班调 度员同意，不得自行退出。 5.5 稳控装置管理

5.5.1 稳控装置管理按其相应的调度运行规定执行。 5.5.2 稳控装置未经值班调度员同意， 不得自行退出。

5.5.3 低频（低压） 减载的管理实行统一组织、 分级管理的原则。

5.5.3.1 省调负责低频（低压） 减载方案的制订以及运行和技术管理。 5.5.3.2 地调负责本地区低频（低压） 减载方案的实施以及装置的调度运行

管理、 督促运行维护单位做好定值调整、 定期校验和装置消缺等工 作。

5.5.3.3 运行维护单位负责本单位运行维护范围内的低频（低压） 减载及解 列装置的安装、 调试、 调整、 校验等工作，保证按要求投入运行。

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5.5.4 低频（低压） 减载的方案管理：

5.5.4.1 省调应每年修编并下达系统低频（低压） 减载方案和省调调度的发

电厂、 变电站的低频解列方案，同时将方案报上级调控机构备案， 必要时应及时调整。

5.5.4.2 省调在编制低频（低压）减载方案和解列方案时应充分考虑：

a) 防止失去大电源而扩大事故。 b) 各地区系统分片解列。 c) 上一级系统的要求。

5.5.4.3 地调应根据省调下达的低频（低压） 减载方案， 编制本地区的实施 方案和所属并网发电厂与地方电网的解列方案， 安排一定容量的备 用开关， 并向本地区内的有关单位下达， 负责督促其实施，同时将 方案以正式文件报省调备案。

5.5.5 低频（低压） 减载的运行管理：

5.5.5.1 低频（低压） 减载装置未经调控机构的同意， 不得擅自退出、 转移

其控制负荷和改变装置的定值。

5.5.5.2 地调需要退出低频（低压） 减载装置控制的可切负荷每次超过 1 万 千瓦以上时，应经省调同意， 1 万千瓦及以下时由地调决定， 并报 省调备案。 但地区低频（低压）减载投切负荷总量不得低于地区减 载方案的 80% ， 系统不得低于 90% 。

5.5.5.3 系统发生事故时， 低频（低压） 减载装置动作切除的负荷， 未经省 调值班调度员同意不得送电， 但严重危及人身和设备安全者可按规 定先送保安电力。

5.5.5.4 当频率（电压） 达到装置的整定值， 装置检修、 校验或故障退出或 拒动，值班人员应立即手动切除其所控制的断路器。

5.5.5.5 各地调应每月 统计本地区 15 日 13:00 和 20:00 投入的低频减载装置 所控制断路器的实际负荷及地调管辖发电厂（包括省调委托电厂） 的实际出力和机组运行方式并于次日报省调。

5.5.5.6 低频（低压） 减载装置动作后， 各地调在 8 小时内将本地区低频（低 压） 减载装置（含手动拉闸） 所切除的负荷数及电量损失数报省调 值班调度员。 省调对事故进行统计分析和对装置动作的情况进行统 计评价。

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5.6 其他要求

5.6.1 正常情况下， 发电厂的机组运行方式不得小于系统年度运行方式规定的

最小运行方式。

5.6.2 220 千伏及以下系统尽量避免高、 低压电磁环网运行， 特殊情况需要电

磁环网运行时， 应经过充分论证， 并配备必要的安全自动设施， 经省调 批准后方可实施。

5.6.3 新（扩、 改） 建工程设计的稳定措施应与相关的一次设备同步投入运行。 5.6.4 省调值班调度员和监控人员、 220KV 及以上厂、 站的值班运行人员应严 格监视主干联络线的功率， 运行人员发现联络线功率超过稳定限额时， 应立即报告调度， 值班调度员应迅速采取措施， 使联络线功率恢复至规 定值内。

5.6.5 220 千伏及以上电压等级联络线应至少有一套全线速动保护投入运行。 220 千伏及以上电压等级母线应至少有一套母线保护投入运行。 无母线 保护运行超过规定时间要求时， 相应后备保护切除故障时间应满足稳定 要求。

5.6.6 进行系统性试验（如短路试验、 负荷特性试验、 发电设备超铭牌参数试 验等）的要求：

5.6.6.1 在省调调管范围内进行系统性试验时， 试验单位应向省调提出书面 申请， 并在系统试验之前 30 天向省调提交试验方案、 试验计算分析 报告， 经电网企业总工程师批准后由省调负责编制调度实施方案并 实施。

5.6.6.2 在地调调管范围内进行系统性试验， 有可能影响主系统安全稳定运 行时， 由地调在系统试验前 20 天向省调提交系统试验方案、 计算分 析报告和安全措施，经省调同意后进行。

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第六章 无功电压管理

6.1 一般原则

6.1.1 电网电压和无功实行分级管理， 无功补偿遵循分层分区、 就地平衡的原

则。

6.1.2 原则上电压按调管范围管理。

6.1.2.1 500 千伏与 220 千伏无功分界面是 500 千伏变电站主变的 220 千伏

侧断路器， 220 千伏与 110 千伏无功分界面是 220 千伏变电站主变 的 110 千伏侧断路器， 以下类推。

6.1.2.2 分界面无功的交换应尽量控制在规定范围内。

6.2 无功电压管理主要内容

6.2.1 确定直调范围内电压考核点、 电压监视点，并按要求报上级调控机构备

案。

6.2.2 编制直调范围内季度电压曲线， 并制定节假日及特殊方式下的调压方案。 6.2.3 进行电压和无功平衡分析并提出改进措施。 6.2.4 确定和调整变压器分接头位置。 6.2.5 统计并考核电压合格率。

6.2.6 对调管范围内厂站和下级调控机构无功电压管理工作进行指导。 6.3 电压允许偏差范围

6.3.1 电力系统运行电压应满足电气设备安全运行和系统安全稳定运行的要

求。

6.3.2 发电厂和变电站的母线电压允许偏差值：

6.3.2.1 正常运行方式时， 500 千伏母线最高运行电压不得超过系统额定电

压的 110% ， 最低运行电压不应影响电力系统功角稳定、 电压稳定、 厂用电的正常使用及下一级电压的调节。

6.3.2.2 正常运行方式时， 发电厂 220 千伏母线和 500 千伏变电站的中压侧 母线电压允许偏差为系统额定电压的 0% ～ +10% 。 事故运行方式时

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为系统额定电压的 -5% ～ +10% 。

6.3.2.3 发电厂和 220 千伏变电站的 35 ～ 110 千伏母线正常运行方式时，电 压允许偏差为系统额定电压的 -3% ～ +7% 。 事故运行方式时为系统 额定电压的± 10% 。

6.3.2.4 特殊运行方式下的电压允许偏差值由调控机构确定。

6.3.3 发电厂和变电站母线电压日波动率允许值：

6.3.3.1 500 千伏变电站高压母线： 3% 。

6.3.3.2 发电厂 220 千伏母线和 500 千伏变电站中压母线电压： 3.5% 。 6.3.3.3 其他 220 千伏变电站高压母线电压： 5% 。

6.3.3.4 特殊运行方式下的日电压波动率由调控机构确定。

6.4 变电站电压运行控制

6.4.1 调控机构值班监控员应密切监视变电站母线电压， 根据电压曲线和相关

规定的要求， 进行无功补偿装置投退。 若母线电压超出规定范围且无调 整手段时或需要调整变压器有载分接开关应及时向调控机构值班调度员 汇报。

6.4.2 在高压侧电压不超出设备允许范围且有一定裕度的前提下， 尽量满足中、

低压侧母线电压曲线。

6.4.3 AVC 系统异常， 不能正常运行时，值班监控员应汇报相关调控机构， 退

出相关变电站 AVC 系统控制，并通知运维单位进行处理。 6.5 发电厂电压运行控制

6.5.1 发电厂运行人员应密切监视本厂母线电压， 根据电压曲线和相关规定的

要求进行无功调整。 当调整发电机无功出力达到最大进相或滞相能力后， 母线运行电压仍超出电压曲线范围时，应及时向调控机构值班调度员汇 报。

6.5.2 发电厂机组 AVC 控制模式由值班调度员根据系统情况确定， 其功能投退

根据值班调度员指令执行。 当机组或 AVC 功能异常需退出 AVC 运行时， 应汇报相关调控机构， 退出 AVC 系统控制， 并尽快安排处理。 6.6 电压调整主要措施

6.6.1 保持电压在调控机构规定的电压曲线值范围内可采取的措施：

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6.6.1.1 调整发电机的无功出力。

6.6.1.2 投退补偿电容器、 电抗器及动用其他无功储备。 6.6.1.3 调整变压器分接头。 6.6.1.4 调整潮流，转移负荷。

6.6.1.5 在不影响系统稳定水平的前提下， 改变系统运行方式， 投停线路或

变压器。

6.6.1.6 电压严重超下限运行时，按规定在相关低电压地区进行限电。

6.6.2 提高系统电压一般应在高峰负荷到来前完成。

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第七章 频率及联络线调整管理

7.1 频率及联络线调整

7.1.1 电力系统标准频率是 50Hz。 频率偏差不得超过 ± 0.2Hz， 正常情况下， 频

率偏差按不超过 ± 0.1Hz 控制。

7.1.2 当湖南电网与华中电网并列运行时， 省调负责网间联络线功率控制， 主

要任务是将网间联络线功率偏差控制在规定范围内。

7.1.3 当湖南电网与华中电网解列运行时，省调负责湖南电网的频率调整。 由

省调指定主、 辅调频厂。 主调频厂调整出力使系统频率保持在 50±0.1Hz

以内运行。 当频率偏差大于±0.1Hz 时， 辅助调频厂应不待调度指令立 即参加调频。 当系统频率超出规定范围， 调频厂无调整能力时应立即报 告值班调度员。

7.1.4 并网发电机组均应投入一次调频功能， 未经调控机构许可不得擅自退出。 7.2 AGC 运行管理

7.2.1 在机组商业化运行前， 具备 AGC 功能的机组应完成与省调 AGC 主站系统

的调试与试验，向省调提交系统调试报告。

7.2.2 并网发电机组 AGC 调节参数（调节范围、 调节速率、 水电机组振动区等）

的设置和修改应经省调批准。

7.2.3 并网发电厂应保证机组 AGC 功能正常投入，不得擅自退出。 当机组 AGC

因故需退出时，应经省调值班调度员同意。 出现可能危及设备安全的紧 急情况时，可立即自行退出，但应及时汇报。

7.2.4 省调值班调度员有权根据电网运行需要实时投退 AGC、 调整 AGC 系统控

制模式以及机组 AGC 可调容量。

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第八章 电网运行方式管理

8.1 一般原则

8.1.1 电网运行方式是电网安全管理的重要依据， 指导电网的工程前期、 建设、

生产和运行工作。 各级电网的运行方式应协调统一，低电压等级电网的 运行方式应满足高电压等级电网运行方式的要求。

8.1.1.1 电网运行方式包括电源、 电网、 负荷的接入安排和运行安排， 应综

合考虑安全、 经济因素， 满足电力系统频率、 电压、 短路电流、 潮 流、 稳定限额等控制要求。

8.1.1.2 以年度运行方式为基础， 结合电网夏、 冬季运行特点以及新设备启 动等重大方式变更， 滚动制定夏季、 冬季、 临时电网运行方式及控 制策略。

8.1.2 电网运行方式由调控机构组织统一编制， 电网企业规划、 建设、 运维、

营销、 交易等部门配合。

8.1.3 电网运行方式按年、 月 、 日编制，并应满足调度管理的基本要求。 8.2 电网年度运行方式编制

8.2.1 年度运行方式中， 应结合电网和电源投产计划、 检修计划、 发输电计划

及电力电量平衡预测， 统一确定系统运行限额，部署电网控制策略， 统 筹协调年度电网基建、 生产、 经营工作， 实现系统安全稳定的统筹管理。 8.2.2 省调应在国家电网年度运行方式的基础上制定调管范围内年度运行方

式， 并报上级调控机构备案。

8.2.3 各级调控机构应在年底前编制完成调管范围内电网次年年度运行方式。

年度运行方式应经所属电网企业批准后执行。 8.2.4 电网年度运行方式主要包括以下内容：

8.2.4.1 运行方式相关统计数据，包括电网规模、 新设备投产情况等。

8.2.4.2 负荷预测， 电力电量平衡， 发输电计划安排， 以及发电、 输变电设

备投运、 退役和停电计划安排。

8.2.4.3 运行方式计算模型、 参数， 包括发电机组、 变压器、 输电线路、 负

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荷、 无功补偿等计算分析所需的模型及参数。

8.2.4.4 电网正常及检修方式下的潮流、 短路电流、 静态稳定、 暂态稳定、 热稳定、 小干扰稳定等计算分析， 夏、 冬季电网的运行方式、 稳定 限额及相应的控制要求。

8.2.4.5 电网薄弱环节分析、 对策及建议。 8.2.4.6 电网无功平衡和电压控制分析。 8.2.4.7 系统正常运行母线接线方式。

8.2.4.8 安全稳定控制装置、 解列装置控制策略， 低频、 低压减负荷配置方 案。

8.2.5 年度运行方式发布后， 电网企业相关部门应依据年度运行方式开展年度

各项生产工作， 各级调控机构应做好年度方式宣贯和执行跟踪工作。 8.2.6 年度运行方式由电网经营企业副总经理（总工程师）批准。 8.3 电网月度运行方式编制

8.3.1 月度运行方式包括月度发电计划和月 度停电计划， 应在月底前编制好并

下达到有关单位。

8.3.2 月度发电计划由调控机构会同相关部门编制， 电网企业副总经理批准。 8.3.3 月度停电计划由电力调控中心负责编制， 电力调控中心生产负责人批准。 8.4 电网日运行方式编制

8.4.1 日运行方式包括日前发电调度计划、 日前供电调度计划、 日前停电计划，

应在日前编制好并下达到有关单位。

8.4.2 日运行方式由省调副总工程师及以上负责人批准。

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第九章 调度计划管理

9.1 一般原则

9.1.1 调度计划包括发、 供电计划及设备停电计划， 分为年度、 月 度、 日前调

度计划。

9.1.2 省调负责编制并下达调管范围内日发电、 供电计划， 负责编制并下达调

管范围内年度、 月 度、 日前设备停电计划。

9.1.3 设备停电计划应按要求进行安全校核， 并充分考虑系统安全裕度、 电力

电量平衡及清洁能源消纳等因素， 按照“发输电配合、 一二次配合、 上 下级电网协调” 的原则统筹安排， 在规定的检修周期内同一设备原则上 只安排一次， 避免重复停运。

9.1.4 设备停电计划、 申请应由运维单位（含国网湖南省电力公司检修公司，

简称省检修公司） 提交； 省检修公司提交的停电计划、 申请及其批复情 况应及时向运行单位备案 。

9.1.5 委托、 许可设备的一二次停电工作应报送相应调控机构， 经批准后纳入

年度、 月 度、 日前停电计划。

9.1.6 发电机组及相关送出线路设备检修安排应根据湖南电力系统的特点进

行， 水电机组检修主要安排在枯水期，火电机组检修尽量安排在汛期。 9.1.7 同一个回路或一个单元的设备检修应配合进行。 即电气一次设备相互配

合； 一次与二次设备相互配合、 同步检修；机、 炉、 变相互配合。 9.1.8 不安排小于电网最小运行方式的停电， 尽量避免主要输电通道设备的重

叠停电。 在重要保电期和用电高峰时期， 原则上不安排电网主要设备的 计划停电。 9.2 年度停电计划

9.2.1 年度计划停电项目包括常规检修、 技改、 基建施工或新设备启动配合停

电、 非电施工配合停电（如高速公路穿越） 等。 年度计划停电项目应以 基建投产计划、 设备检修计划、 市政施工计划等相关文件为依据。

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9.2.2 年度计划停电项目工作内容应覆盖检修（技改）专项、 预试消缺、 启动

调试、 电力通信系统改造、 保护装置改造等一、 二次工作。

9.2.3 年度停电计划原则上不安排同一设备两次及以上停电。

9.2.4 相关单位编制的年度停电需求应于年前 10 月 11 日前报省调，省调综合

平衡后， 编制年度停电计划，于次年 1 月 11 日前下达。 9.3 月度停电计划

9.3.1 月度停电计划应以年度停电计划为依据， 列入年度计划的停电项目， 物

资及施工条件具备后方可列入月 度计划。

9.3.2 未列入年度停电计划的工作一般不得列入月度停电计划。 确需新增的重

点项目， 相关单位或部门应提交必要性说明， 经调控机构统筹分析后可 纳入月度停电计划。

9.3.3 相关单位应在每月 12 日前报送下月停电需求， 经省调组织综合平衡后，

于月 前 1 天下达。

9.3.4 月度停电计划经安全校核， 发现存在五级及以上电网事件风险的停电项

目， 应提出相关安全预控措施。 9.4 日前调度计划 9.4.1 日前停电计划

9.4.1.1 设备运维单位应在预定开工日前 4 天的 12:00 前（晚于 12:00 ， 视为

第 2 天提出申请，下同） 向省调提出停电申请， 省调于开工前 2 天 批答。

9.4.1.2 停电申请应包括如下内容： 停电设备名称、 主要检修项目、 工作起 止时间、 对一二次设备的影响、 检修后试验和试运行要求等。 填报 单位应对停电申请内容的正确性、 完整性负责。

9.4.1.3 检修工作不能按期完工的， 相关单位应在原批复工期完工前 72 小时 （批复工期小于 72 小时的应在批复完工时间 12 小时前） 前提出延 期申请。

9.4.1.4 省调应根据停电计划安排， 评估电网安全风险， 按照有关规定编制 预警通知书。 预警通知书应包括停电计划安排、 风险分析、 预控措 施等内容。

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9.4.1.5 设备检修时间的计算： 发、 变电设备检修时间从调度通知开工时起，

到正式投运或恢复备用时为止。 机炉试运行、 试验或其他运行前的 一切准备工作， 均算在检修时间内。 线路检修时间从调度通知开工 时起，到值班调度员得到具备复电条件的报告为止。

9.4.1.6 若调度通知开工时间滞后于批复申请开工时间，工期顺延。

9.4.1.7 设备检修完毕， 除按要求恢复设备状态外， 还应将因设备检修而影 响的调度自动化和电力通信等二次设备恢复到正常状态。

9.4.2 日前发供电计划

9.4.2.1 发电厂应在每日 12:00 前按要求向省调报送次日发电机组的发电能

力、 设备状态、 发电计划曲线建议、 通航、 试验、 锅炉吹灰等信息， 并报告影响发电能力的缺陷和故障。 集中控制的电厂可由电厂集控 中心负责申报和接受。

9.4.2.2 地调应在每日 15:00 前向省调报送次日省调委托及地调直调电厂的 发电计划曲线及日发电量计划建议。

9.4.2.3 省调根据负荷预测情况及优先消纳类机组的消纳要求，考虑电网调 峰、 调频和安全约束， 合理确定日前发电机组开机组合， 进行计划 的自动优化编制。 经过安全校核后， 下达日前发供电计划。

9.4.2.4 湖南电力系统运行中的备用 有功功率应不小于系统发电负荷的 3%-5% 或系统内的最大单机容量。

9.4.2.5 发电厂应按照省调的统一安排参与系统调峰， 包括基本调峰、 启停 调峰和停机备用。

9.4.2.6 值班调度员可按有关规定， 根据电力系统运行情况调整发供电计划， 并作好记录。

9.5 负荷管理

9.5.1 负荷管理的主要工作：

9.5.1.1 收集和统计系统的负荷资料。 9.5.1.2 进行用电情况分析。 9.5.1.3 进行负荷需求预测。

9.5.1.4 编制、 下达供电调度计划。

9.5.1.5 向有关部门报送系统日、 月 用电情况报表。

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9.5.1.6 制定和修订地区功率总加方案。

9.5.2 负荷预测分为年度电力电量预测、 月 度电力电量预测、 日负荷预测、 节

日负荷预测和保安负荷预测。

9.5.3 地区年度电力电量预测应包括每月最高、 最低负荷及电量， 在每年 10

月底前报省调。 月 度电力电量预测应在每月 20 日前报省调。 日负荷预测 应在每日的 10:00 前报省调。 地区节日负荷预测应在节日前 7 天报省调。 地区保安负荷预测应在每年 10 月 底前报省调， 重要用户的保安负荷应单 列。

9.5.4 各级调度应执行日供电调度计划，因气候、 事故等原因需调整计划时，

地调应向省调值班调度员提出申请， 经同意后按修改的计划执行。

27

第十章 新设备投运管理

10.1 一般原则

10.1.1 新设备投产管理系指新建、 扩建、 改建的发电、 供电和用电设备（以下

简称新设备） 从可研、 设计到接入系统运行的调度管理。

10.1.2 新设备接入电网运行， 应遵循电网相关规程、 技术标准和管理流程。 10.1.3 母线连接排、 引线已接上母线的新建间隔应通过验收后方可纳入调管范

围， 新建线路在参数实测时纳入调管范围。 10.2 工程前期管理

10.2.1 新设备接入系统前的可行性研究、 接入系统设计、 初步设计等评审工作

以及设备招标应有调控机构和通信机构参与。

10.2.2 项目业主单位应在可研、 设计评审会议 10 个工作日前向调控机构和通

信机构提供工程项目的有关资料。

10.3 新设备投运前调度管理

10.3.1 新建的发电厂、 变电站、 线路的调度命名和设备编号， 由有关单位根据

相关规定提出，按调管范围报送调控机构审批。 10.3.2 新设备投运前，相关调控机构应完成以下工作： 10.3.2.1 审批调管范围内的厂（站） 调度命名和设备编号； 10.3.2.2 编制新设备投运调度方案或投运方式安排； 10.3.2.3 确定新设备投入运行后系统的运行方式； 10.3.2.4 提出电力调控通信业务相关的通信需求； 10.3.2.5 整定和下达保护装置定值；

10.3.2.6 更新一次结线图及调度自动化系统信息； 10.3.2.7 完成新增调度对象资格认证。

10.3.3 新设备投运前， 通信机构应完成通信电路运行方式安排。 10.3.4 新设备投运前，业主单位（业主委托单位）应完成以下工作：

10.3.4.1 在预计投运前 60 天， 按要求报送电气主设备、 保护装置、 调度自

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动化和通信设备的图纸和资料；

10.3.4.2 提前 60 天， 将预计投运时间和顺序报相关调控机构； 10.3.4.3 完成现场设备名称、 编号标识；

10.3.4.4 编制现场运行规程并报有关调控机构； 10.3.4.5 熟悉有关调控规程； 10.3.4.6 准备好各种运行台帐； 10.3.4.7 按要求报送调度对象名单；

10.3.4.8 按要求维护调度运行管理系统相关信息。

10.3.5 生产单位应在预计投运日前 4 天的 12:00 前（晚于 12:00， 视为第 2 天

提出申请） 向有关调控机构的停电管理人员提出投运申请， 申请内容包 括： 投运设备名称、 投运时间、 试验项目、 试运行要求等。 停电管理人 员于预计投运日前 2 天批答。

10.3.6 新设备在施工或试运行时如需改变运用中的设备状态， 施工单位应通过

运行维护单位向有关调控机构提出申请。 涉及改变运用中的通信设备状 态， 应向有关通信机构提出申请。

10.3.7 实施集中监控许可的新建、 改建变电站， 应按要求履行集中监控许可手

续。

10.4 新设备启动及试运行调度管理

10.4.1 试运行涉及两个及以上操作单位的， 由所属调控机构制定新设备投运调

度方案， 只涉及一个操作单位的， 由所属调控机构制定新设备投运调度 方案或编制投运方式安排。 省调许可调度设备投运， 其新设备投运调度 方案（投运方式安排） 应经省调同意。

10.4.2 新设备投运调度方案应包括如下内容： 试运行条件及要求、试运行范围、

预计投运时间、 调管范围划分、 试运行的一二次设备运行方式、 投运程 序及操作步骤、 继电保护方案、 危险点分析及预控措施、 一次结线图等。 10.4.3 新设备启动试运行期间的调度对象由运行单位值班人员担任， 操作和故

障处置由施工单位值班人员担任， 操作的监护及与调度联系等仍由运行 单位值班人员负责。

10.4.4 新设备试运行时间的规定：

29

10.4.4.1 变压器、 调相机、 线路等除有特殊规定外，一般应进行连续 24 小

时试运行； 发电机按有关规定试运行； 断路器和隔离开关、 母线、 电容器、 电流互感器、 电压互感器、 避雷器及二次系统等可不进行 试运行；

10.4.4.2 线路试运行起始时间系指调度操作指令票最后一项执行完毕的时 间；

10.4.4.3 发电机、 变压器、 调相机等试运行起始时间为带上调度同意的负荷 的时间， 由值班调度员予以明确；

10.4.4.4 如果试运行设备因故中途停止运行， 重新启动则应重新计算起始时 间。

10.4.5 在新设备投产试运行时（含进行操作时或试运行过程中）， 如发生系统

事故、 紧急融冰或其他特殊情况， 值班调度员视情况可暂停投产试运行 工作，必要时可恢复投产试运行前的运行方式。

10.4.6 新设备投产试运行因故中止时间超过 72 小时或投产因故推迟 240 小时，

则其投产试运行申请作废。 需要投产试运行时，应另提申请。 10.5 新设备启动条件

10.5.1 设备已通过竣工验收， 相关单位已按规定向调控机构提交新设备投运申

请。

10.5.2 发电企业已与电网经营企业和相应的调控机构签定《购售电合同》及《并

网调度协议》。

10.5.3 所需资料齐全，相关资料已报送调控机构。 10.5.4 现场标识、 运行规程、 检验规程等均已完备。

10.5.5 保护装置的状态及动作、 故障录波数据、 继电保护故障信息系统等信息

远传调度端的接入调试已完成。

10.5.6 自动化系统和设备调试、 调整与验收已完成。 计量点已明确， 计量设备

调试及验收已完成。

10.5.7 监控信息已完成接入和验收工作。

10.5.8 电力调控通信业务已完成通道开通、 调试及验收。

30

10.5.9 相关启动调试方案已获启委会批准。

10.5.10 相关人员已熟悉厂站设备、 稳定运行规定、 继电保护运行规定、 安全

自动装置控制策略及运行规定、 调试调度实施方案及运行规程规定等。 10.6 新能源投运管理

10.6.1 风电场和光伏电站并网在满足本规程上述要求外还应满足以下条件： 10.6.1.1 风电场所用机型和光伏电站所用组件等设备应经国家授权的检测

单位检测合格；

10.6.1.2 风电场和光伏电站应具备有功功率预测系统、 有功 / 无功功率自动

控制系统， 预测精度、 调节速度和控制精度应能满足电力系统的要 求；

10.6.1.3 风电场和光伏电站应按有关标准向相应调控机构传送风速、 风向、 辐照度等实时运行信息。

10.6.2 风电场和光伏电站应在全部机组并网试运行后 6 个月内向相应调控机

构提供由具备相应资质的机构和技术监督部门认可的调试结果及相关 检测报告。 10.7 设备退役管理

10.7.1 设备退役前应向调控机构提交相关部门同意设备退役的批复文件， 在预

定退役日 4 个工作日前向调控机构提交申请， 调控机构于预定退役日 2 天前批答。

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第十一章 并网调度管理

11.1 一般原则

11.1.1 凡需并入湖南电力系统运行的发电厂， 应按调管范围在并网前与相关电

网经营企业签订并网协议。 用户并网应符合《电力供应与使用条例》 和 有关技术规定及运行要求， 对调度管理有特殊要求的， 还应与相关调控 机构签定协议。

11.1.2 发电厂申请并入湖南电力系统， 应向电网经营企业提供政府主管部门的

相关批文和电力监管机构颁发的电力业务许可证， 提出并网运行申请报 告。

11.2 并网调度协议签订

11.2.1 发电厂并网协议包括： 购/售电合同（协议）、 并网调度协议和其它双方

认为必要的协议。

11.2.2 调控机构应参与购/售电合同（协议）的签订工作；并网调度协议应在

购/售电合同（协议） 签订完成后再行签订。

11.2.3 并网调度协议应以书面形式签订， 其内容包括： 双方义务、 并网条件及

要求、 调度管理、 技术管理、 违约责任和其他要求等。

11.2.4 发电厂（含自备电厂、 地方电网） 机组扩建、 企业名称或并网点变更等，

应重新签订并网调度协议。 11.3 并网机组运行管理与技术要求

11.3.1 发电机组并网前， 调控机构应明确其正常运行方式， 发电厂应确保相关

参数匹配合理， 设备整定值按照要求整定， 发电机组具备并入电网运行、 接受调控机构调度的条件。

11.3.2 发电机自动励磁调节装置、 电力系统稳定器(PSS)、 调速系统、AGC、AVC

等必须纳入调控机构的统一管理， 并网发电厂应严格执行电网有关技术 标准和管理规定。 以上设备改造须经所属调控机构同意， 并按要求重新 完成相关涉网试验。

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11.3.3 并网发电厂按并网调度协议及相关管理规定要求， 负责本厂设备建模和

参数管理， 按规定完成机组及其励磁、 调速等控制系统建模及参数实测 工作，向相关调控机构报送参数、 模型及相关资料。

11.3.4 发电机组过电流保护、 过（低） 电压保护、 失磁保护、 失步保护、 过励

磁保护、 频率异常保护、 汽轮机超速保护、 逆功率保护等保护装置的配 置和选型应符合《继电保护和安全自动装置技术规程》 及《电网运行准 则》 等技术标准， 并纳入调控机构的统一管理。

11.3.5 并网发电厂应根据相关技术标准、 电网运行情况和主设备技术条件， 校

核涉网保护与电网保护的整定配合关系， 并根据调控机构的要求， 定期 进行设备整定值的全面复算和校核工作。 当电网结构、 线路参数和短路 电流水平发生变化时， 并网发电厂应按调控机构要求及时校核相关涉网 保护的配置与整定。

11.3.6 大型火电机组一类辅机变频器高低电压穿越能力应满足相关技术规范

的要求。

11.3.7 调控机构负责根据电网动态稳定、 小干扰稳定分析结论， 组织直调范围

内发电机组 PSS 参数整定和投运工作。

11.3.8 并网发电厂应按调控机构相关要求完成机组励磁系统（含 PSS）、 调速

系统参数实测，一次调频、 进相等涉网试验， 并应达到相关标准要求。 11.3.9 纳入调控机构 AGC、 AVC 控制的机组，进入商业化运营前应通过相应调

控机构组织的系统联合测试。

11.3.10 并网发电厂应制定全厂停电故障处置预案， 并报相关调控机构备案。 11.4 网源协调管理

11.4.1 调控机构对于发电企业涉网设备的管理应遵循以标准为指导， 以机组设

计能力为基础， 以现场试验为基本手段， 以试验报告为合格认证的基本 原则。

11.4.2 发电企业是本单位涉网设备的责任主体， 也是网源协调工作的具体执行

单位。 其主要职责是：

11.4.2.1 执行相关的技术标准、 调度规程、 管理规定和反事故措施， 保证各

涉网设备设计可靠性和技术指标满足相关标准要求。

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11.4.2.2 组织新建、 改扩建机组涉网设备设计选型，设备订货和现场验收，

设备技术改造等， 负责涉网试验方案及试验报告的初审和上报。

11.4.2.3 负责电厂各涉网设备的正常运行、 检修和试验， 组织、 督促并及时 解决涉网设备存在的重大问题， 积极配合科研院所开展涉网设备技 术监督和技术管理工作。

11.4.2.4 编制各涉网设备运行和检修规程， 建立涉网设备技术台帐（包括技 术参数， 技术性能， 试验检修和运行可靠性资料）， 保证图纸资料 的完整准确， 并开展网源协调专业技术管理和培训工作。

11.4.2.5 落实网源协调反事故措施和网源协调整改要求， 积极配合网源协调 专项检查工作。

11.4.2.6 针对涉网设备事故及重要缺陷， 及时分析处理， 并配合电网相关事

故的调查。

11.4.2.7 按调控机构要求报送涉网设备参数和技术资料。 11.4.2.8 按调控机构要求报送涉网设备停电计划。

11.5 燃料管理

11.5.1 电厂应按标准储存燃料，按规定向调控机构报送燃料供应量、 消耗量、

库存量、 可用天数、 缺煤（气、 油） 停机台数及对应发电容量等信息。 11.5.2 当燃料库存低于规定的警戒线时，应及时向调控机构报告。

11.5.3 调控机构按调管范围进行燃料供需分析， 根据电力电量平衡及时发布燃

料供应预警。

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第十二章 水库调度管理

12.1 一般原则

12.1.1 执行水库调度相关法律、 法规、 规范和制度， 在确保水工建筑物安全的

前提下， 合理安排水库的蓄水、 泄洪及供水方式， 充分发挥水库的发电、 防洪、 灌溉、 航运、 环保、 养殖等综合利用效益。

12.1.2 担负防洪任务的水库， 其防洪库容的运用必须服从有管辖权的防汛指挥

机构的指挥和监督。

12.1.3 调控机构及水电厂应严格按照设计运行规程调度水库， 防止水库破坏运

行。

12.1.4 水库发电调度原则

12.1.4.1 科学运用汛前腾库、 洪前腾库、 拦蓄洪尾、 汛限水位动态控制、 提

高运行水头、 保持机组高效运行、 梯级水库联合调度、 跨流域水库 群联合调度、 水火电联合调度以及水电厂内经济运行等措施， 开展 水库优化调度工作，充分利用水能资源。

12.1.4.2 周调节或径流式水库应利用水文预报， 及时调整运行方式， 维持水

库高水头运行。

12.1.4.3 反调节水库， 应在保证下游工农业用水需要的同时， 与上游调峰电 厂加强联系，保证水库高水位运行，增减发电出力应尽量与上游调 峰电厂协调一致。

12.1.4.4 具有季及以上调节性能的水库：

a) 汛前， 应有计划地通过发电降低水库水位， 但不允许低于死水位运行； b) 汛期，应按规定的防洪限制水位控制水库水位； c) 汛末，应根据气象部门雨季结束的预报及时蓄水； d) 供水期， 开展水库预报调度，保持高水位运行；

12.1.4.5 多年调节水库， 在蓄水正常的情况下， 年供水期末， 库水位应不低

于年消落水位， 只有遭遇大于设计保证率的枯水年时，才允许动用 多年调节库容。

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12.1.4.6 梯级水电站发电调度是在保证电网及水电站安全运行的前提下， 按

梯级整体发电量最大原则控制发电出力和出库流量。 加强流域来水 预测， 以龙头电站不弃水为前提， 安排梯级水电站发电出力匹配， 开展梯级水电的优化调度。

12.1.4.7 调控机构应充分利用各水电厂在水库特性和水文条件上的差异， 对 同一电网不同流域的水电站群进行跨流域补偿调度， 使水电运行的 总体效益最佳。

12.2 水电调度的主要工作

12.2.1 按电力系统和水库综合利用部门的要求， 编制年、 季、 月、 周、 日水库

运用和发电调度计划。

12.2.2 收集、 核查和整理水电厂运行情况和水文气象预报等信息， 做好水情分

析， 根据水情变化及时提出发电修正意见。

12.2.3 编制水库调度运行月、 年报表， 做好水电运行及相关情况的月 度、 季度

和年度阶段性运行分析和专题性运行分析。

12.2.4 调控机构应每年对水电厂运行资料进行整编， 水电厂应每 5-10 年对水

库水能参数和指标进行复核，并将复核成果报调控机构备案。

12.2.5 维护好水情自动测报系统、 水库调度自动化系统（以下简称“水调自动

化系统”）， 保证测报数据正确、 传送及时。 12.3 水库调度运行要求

12.3.1 省调直调和委托调度的水电厂及相关地调均应设置水库调度岗位， 负责

水库调度工作。 人员变动应及时报告省调。 有水调自动化系统的还应安 排专人负责水调系统维护工作。

12.3.2 水库运行中， 如发现水工建筑物有险情或遇重大水情可能超过最高调洪

水位或泄流超过下游允许的安全泄洪量等重大问题时， 应及时报告主管 部门和相应调控机构。 当超过允许时间未得到上级批复时， 水电厂有权 先行处理， 并报告主管部门和相应调控机构。 水电厂水库泄洪时， 应及 时将溢洪闸门的启闭情况汇报相应调控机构。

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12.3.3 涉及水库水位或水电厂出力控制的输变配电、 水工建筑物、 金属结构、

上下游建设工程等工作， 均应纳入停电计划管理， 按调管范围向相应调 控机构提出申请。 影响省调委托水电厂发电的工作， 应报省调批准后执 行。

12.3.4 并入电网的水电厂应具备齐全的水库设计资料，按要求进行资料汇编。 12.3.5 并入电网的水电厂应具备水情自动测报系统。 装机容量 1 万千瓦及以上

的水电厂应具备水调自动化系统， 并按要求接入相应调控机构的水调自 动化系统。 地调直调和省调委托水电厂总装机容量 15 万千瓦及以上的 地调应建设水调自动化系统， 并按要求接入省调水调自动化系统。 水电 厂、 地调水调自动化系统的设计、 升级和改造方案应经省调审查。 12.3.6 省调统筹省、 地水库发电调度协调工作， 各地调和水电厂应加强与防汛

等相关部门的工作联系。

12.3.7 梯级水电站集控中心作为发电厂运行值班单位， 可向调控机构提出水电

站水库运用和发电计划建议，但不具有电力调度职能。

12.3.8 水电厂及地调应按要求报送水库调度信息及资料。

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第十三章 新能源调度管理

13.1 一般原则

13.1.1 新能源包括风能、 太阳能、 抽水蓄能、 生物质能、 地热能、 潮汐能等。 13.1.2 新能源调度管理遵循新能源优先调度的原则。

13.1.3 调控机构应协调新能源与常规电源运行， 充分发挥联络线和送出通道的

输电能力，尽最大能力消纳新能源。 13.2 新能源电厂（场、 站） 运行要求

13.2.1 调控机构根据新能源电厂（场、 站） 年、 月 电量预测结果和电网运行方

式制定新能源年度、 月 度发电计划。 13.2.2 风电场和光伏电站运行要求：

13.2.2.1 风电场和光伏电站等新能源电站应做好发电能力预测工作， 在规定

时间将年、 月 、 日发电计划建议报调控机构。

13.2.2.2 风电场和光伏电站等新能源电站应按照相关标准、 规范和反事故措 施的要求，做好安全运行工作。

13.2.2.3 风电场和光伏电站投入运行后应按照相关要求向相应调控机构报 送运行月 报及年报。

13.2.2.4 风电场和光伏电站设备检修影响运行容量超过调控机构规定的限 值时， 应向电网调控机构提出检修申请。

13.2.2.5 调控机构负责对风电场和光伏电站预测预报精度和发电计划执行 情况进行考核，并定期发布考核结果。

13.2.3 抽水蓄能电站运行要求：

13.2.3.1 抽水蓄能电站应具备黑启动能力。

13.2.3.2 抽水蓄能电站正常运行时， 应确保水库水位不低于死水位， 不高于

正常蓄水位。

13.2.3.3 抽水蓄能电站应编制防冰安全运行方案， 明确方案启用条件和防冰 最小运行方式， 并报送调控机构备案。

13.2.3.4 调度抽水蓄能机组时， 应充分考虑以下技术特性和运行要求：

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a) 机组在抽水启动过渡阶段， 不宜在调相工况下长时间运行。 b) 不宜直接在发电工况转换为抽水工况运行。 c) 不宜采用机组空载运行作为发电旋转备用。

d) 不宜采用发电调相工况运行作为发电旋转备用。 e) 不宜采用长时间单独调相工况运行。 f) 不宜采用长时间在机组非稳定区运行。

g) 不宜短时（运行时间少于 30 分钟）抽水运行。

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第十四章 气象信息管理

14.1 调控机构、 水电厂及新能源电站应联合气象部门开展中长期天气趋势预测、

短期、 超短期气象预报， 为电网调度运行提供参考依据。

14.2 调控机构、 水电厂及新能源电站获取的气象数据， 应及时、 准确、 方便共 享。

14.3 调控机构应根据相关部门发布的灾害性气象预警信息做好相关预控措施。

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第十五章 继电保护和安全自动装置

15.1 一般原则

15.1.1 省调依据《继电保护和安全自动装置技术规程》、 《220 千伏~750 千伏

电网继电保护运行整定规程》、 《微机继电保护装置运行管理规程》 和 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》 等规程， 按照调管范围开展 保护装置的定值管理、 运行管理及检验管理工作。

15.1.2 省调组织或参加直调范围新建工程、 技改工程以及系统规划的继电保护

专业的审查工作（含可研、 初设、 保护装置配置原则等） 。

15.1.3 省调组织或参加重大事故的调查、 分析工作， 并负责监督反事故措施的

执行。 15.2 定值管理

15.2.1 继电保护整定计算范围原则上与直调范围一致。发电厂、用户的发电机、

变压器、 调相机等保护装置定值由发电厂、 用户整定； 变电站主变压器 和电抗器本体保护（非电量保护）、 变电站站用系统保护装置定值由运 维检修单位整定。

15.2.2 涉及整定分界面的定值整定， 应按下一级电网服从上一级电网、 下级调

度服从上级调度、 尽量考虑下级电网需要的原则处理。

15.2.3 发电机组失磁保护、 失步保护、 频率异常保护、 汽轮机超速保护、 过激

磁保护、 定子过电压保护、 定子低电压保护、 重要辅机保护、 过励限制 及保护等涉网保护的定值应报相关调控机构备案。

15.2.4 由发电厂、 用户、 运维检修单位自行整定的保护装置， 应按调控机构下

发的系统侧等值参数对相关保护装置定值进行整定、 校核。 15.2.5 保护定值的调整分二种方式：

15.2.5.1 通知单调整方式。 保护定值按通知单调整完毕， 运维人员应逐项核

对实际定值无误， 与定值调整人员一起在定值通知单及定值打印清 单上签名， 定值通知单应与定值打印清单一起存档备查。 值班调度 员只与运维人员核对定值通知单编号。

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15.2.5.2 临时调整方式。 运维人员临时改变定值或切换定值区完毕， 应打印

定值清单，并与值班调度员核对定值变更部分。

15.3 运行及检验管理

15.3.1 省调定期修编《湖南电网 220 千伏继电保护和安全自动装置现场运行导

则》， 发电厂、 用户、 变电站运维单位应按照《继电保护和安全自动装 置技术规程》 、 《微机继电保护装置运行管理规程》 和《湖南电网 220 千伏继电保护和安全自动装置现场运行导则》 等规程、 规定要求， 及时

制定或修编保护装置现场运行规程， 开展继电保护运行管理工作， 无现 场运行规程的保护装置不得投入运行。

15.3.2 一次设备应保证至少有一套完整的保护装置投入运行， 否则被保护的一

次设备应退出运行。

15.3.3 一次设备应按规程设置保护装置并进行整定。 当一次设备的保护配置和

效能不符合规定时，该设备原则上不能投入运行， 有下列情况之一者， 该设备可以投入运行， 但应报省调备案：

15.3.3.1 只影响本地区或单一设备的安全运行时， 经该设备所在供电公司或

发电厂生产主管领导批准者。

15.3.3.2 影响系统其他部分安全时， 经国网湖南省电力公司总工程师批准 者。

15.3.3.3 非正常运行方式下， 保护效能虽不能满足规程规定要求， 但仍能可 靠切除短路故障者。

15.3.3.4 定值调整所需时间与方式变化变更定值后运行的时间相近时。

15.3.4 保护装置功能投退应经值班调度员同意， 具体压板投退由运维人员根据

现场运行规程自行处理,运维人员对保护装置压板投退的正确性负责。 15.3.5 保护装置定值调整应按值班调度员的指令执行（附件 6 规定的运维人员

自行处理的除外）， 运维人员对保护装置实际定值与调度指令的一致性 负责。

15.3.6 保护装置发异常或告警信号时， 监控值班人员应立即通知值班调度员，

并通知运维人员现场检查， 相关信息应做好记录。

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15.3.7 运维人员应按现场运行规程要求对保护装置进行巡视并做好记录， 发现

缺陷或异常应立即报告值班调度员, 并通知检修人员处理。

15.3.8 保护装置动作后， 监控值班人员应记录动作时间、 断路器跳闸情况和各

种保护动作信号， 并及时通知值班调度员和运维人员， 严禁擅自远方复 归保护动作信号。

15.3.9 保护装置动作后， 运维人员应迅速到达现场， 检查设备情况， 及时报告

值班调度员， 详细记录保护屏和控制屏上各种动作信号，并 24 小时内 向调控机构提供保护装置动作原始报告和故障录波图。 如属误动， 应申 请退出误动的保护装置，并通知检修人员查明原因。

15.3.10 线路故障跳闸后， 运维人员应在 2 小时内向值班调度员汇报故障录波

装置及保护装置测距数据。

15.3.11 检修单位应按照《继电保护和电网安全自动装置检验规程》 等规程、

规定的要求，根据检验计划对保护装置进行检验, 未经值班调度员许 可不得在保护装置及其回路上进行工作。

15.3.12 保护装置动作分析和运行评价按照分级管理的原则， 依据《电力系统

继电保护及安全自动装置运行评价规程》 开展。

15.3.13 各发电厂、 供电公司应每月按时向省调报送上月 继电保护动作月报和

故障率缺陷报表。

15.3.14 有关保护装置运行的详细说明见附件 6。 15.4 专业技术管理

15.4.1 进入电网运行的保护装置应通过国家或行业设备质量检测中心的检

测。

15.4.2 保护装置的配置和设计应严格遵守和执行《继电保护和安全自动装置

技术规程》 、 《电网运行准则》 、 《继电保护设备标准化设计规范》 等规程规范及继电保护反事故措施要求。

15.4.3 保护装置反事故措施及软件版本升级工作应统一管理，分级实施。 检

修单位负责反事故措施及软件版本升级的具体实施， 保护装置软件版 本变更应按要求履行相关审批程序，更改后应按检验规程进行检验， 做好记录并存档。

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15.4.4 保护装置的状态信息、 告警信息、 动作信息及故障录波数据应满足上

送至省调的要求。 15.4.5 智能变电站保护装置管理

15.4.5.1 智能变电站保护装置（含继电保护功能模块的智能电子设备） 以及

影响保护装置功能的二次回路相关设备均应纳入继电保护设备管理 范畴。

15.4.5.2 省调对智能变电站中的全站系统配置文件（ SCD ）进行归口管理， 检修单位具体负责。

15.4.5.3 智能变电站保护装置使用的智能装置能力描述文件（ ICD ）应通过 国家或行业设备质量检测中心的检测。

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第十六章 调度自动化管理

16.1 一般原则

16.1.1 调度自动化系统和设备应取得具有国家级资质的电力设备检测部门颁

发的质量检测合格证后方可使用， 并满足省调的技术要求。

16.1.2 调度自动化系统应建立完备的二次系统安全防护体系， 满足安全分区、

网络专用、 横向隔离、 纵向认证及安全等级保护要求。

16.1.3 省调负责调管范围内调度自动化系统和设备的运行管理、 技术管理和技

术监督。

16.1.4 发电厂及变电站运维单位负责自动化子站设备的运行维护和检验。 16.2 调度自动化运行管理

16.2.1 调控机构、 发电厂及变电站运维单位应建立相应的调度自动化运行管理

制度，明确调度自动化系统和设备的维护人员。

16.2.2 调控机构、 发电厂及变电站运维单位应做好自动化系统和设备运行维

护， 为电力调度和设备监控提供完整、 准确、 可靠的信息。

16.2.3 省调及以上调控机构直调发电厂和变电站的信息应直送省调（主、 备

调），省调委托调度发电厂的信息应直送或由地调转发至省调（主、 备 调）。

16.2.4 省调直调及上级调度委托（授权）调度发电厂的 AGC、 AVC 由省调直接

控制，其监控系统改造投产前， 应经过省调组织的系统联合测试。 16.2.5 省调直调及上级调度委托（授权） 调度的发电厂的二次系统安全防护方

案应经省调审核后方可实施。

16.2.6 各类业务接入省网调度数据网应经相应调控机构审核后方可实施。 16.2.7 通信机构应保证自动化数据传输通道（电力调度数据网络、 专线、 电话

拨号等） 可靠运行，满足自动化数据传输要求。

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16.2.8 自动化数据传输通道， 不得随意变动或停用。 需要中断自动化数据传输

通道时， 应经相应调控机构自动化管理部门同意后方可执行。 16.3 调度自动化检修及异常管理

16.3.1 调度自动化系统和设备检修分为计划检修、 临时检修和故障抢修。 调度

自动化系统和设备检修应执行检修票制度。

16.3.2 自动化系统和设备检修由运维单位向相应调控机构自动化部门提出检

修申请， 经审批后方可执行。

16.3.3 计划检修应由运维单位在预定开工日前 3 个工作日提出检修申请， 调控

机构自动化部门在预定开工日前 1 个工作日前批复。 临时检修应由运维 单位在开工前 4 小时提出检修申请。 故障抢修应按现场规程处置， 并及 时向相应调控机构的自动化人员汇报故障情况和影响范围。

16.3.4 调度自动化系统和设备检修工作应由相关单位与相应调控机构自动化

部门办理开竣工手续。 影响到调控业务的工作， 应得到值班调度员或监 控员许可后才能开工。 检修竣工后，应及时告知值班调度员或监控员， 并与调控机构自动化人员核实信息无误。

16.3.5 发电厂、 变电站一次设备退出运行或处于备用、 检修状态时， 其自动化

设备（含 AGC、 AVC 装置） 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， 需按计划检修规定办理设备停运申请。

16.3.6 值班调度员或监控员发现自动化系统或数据异常时， 应及时通知自动化

人员，自动化人员在接到通知后应立即处理并作好记录。

16.3.7 自动化人员发现调度自动化功能及数据异常， 应及时处理并作好记录。

影响调控业务时还应及时通知值班调度员或监控员。

16.3.8 值班通信调度人员发现自动化数据传输通道异常时， 应及时处置并立即

通知省调自动化人员。

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第十七章 电力通信管理

17.1 一般原则

17.1.1 电力调控通信业务主要包括继电保护、 安全自动装置、 调度自动化系统

等业务所需的通信通道和调度指挥所需的语音、 图像等通信服务。 17.1.2 通信机构（通信职能管理部门、 信通公司） 负责电力调控通信业务的组

织、 保障和完善工作， 发电厂、 用户、 信通公司等相关单位负责通信设 备运行维护， 调控机构对电力调控通信业务保障和服务的效果进行评 价。

17.1.3 通信运行管理实行统一调度、 分级管理。 通信设备按属地化原则进行运

行维护。

17.1.4 通信机构应参与电力通信设备事件的调查、 分析工作， 负责监督通信反

事故措施的执行。

17.1.5 入网通信设备应符合国际、 国家、 电力行业以及国家电网公司相关技术

标准， 通信设备的技术体制应与所并入电力通信网所采用的技术体制保 持一致。

17.2 通信运行管理

17.2.1 电力通信网应为电力系统运行提供安全、 可靠的传输通道， 满足以下要

求：

17.2.1.1 调控机构与下级调控机构、 集控中心、 重要变电站、 直调发电厂和

重要风电场之间应具有两个及以上独立通信路由。

17.2.1.2 省级通信中心站、 地市级通信中心站、 省调直调发电厂、 220 千伏 及以上变电站应具备两套独立的电源系统对通信设备供电。

17.2.1.3 通信设备（含通信电源）应具备完善的通信监控系统。

17.2.2 下级通信机构、 发电厂、 用户涉网通信设备的检修、 方式变更及故障处

置应服从相应通信机构的调度指挥。

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17.3 通信检修与异常管理

17.3.1 通信机构应按照相关规定向调控机构报送年度、 月度涉及电力调控通信

业务的通信检修计划。

17.3.2 涉及电网设备（一次设备、 保护装置等） 状态变更的通信检修原则上应

与相应设备的检修同步进行， 并纳入电网设备停电计划管理。 通信机构 应协调运维单位报送电网停电申请。

17.3.3 不涉及电网设备状态变更但影响调控通信业务的通信检修， 应办理通信

检修票并经调控机构相关专业部门会签。

17.3.4 一次设备停电涉及通信电路运行， 相关单位应向信通公司申报月度通信

检修计划并办理通信检修申请， 相应的电网停电工作票应经信通公司会 签。 相关单位在检修竣工前应与值班通信调度员核实通信设备恢复至正 常状态。

17.3.5 当电力调控通信业务通道故障时， 通信调度应立即汇报调控机构相关专

业部门， 通信机构应按照“先抢通、 后修复” 的原则， 尽快恢复电力调 控通信业务， 并将通道恢复情况及时汇报调控机构相关专业部门， 确认 业务恢复情况。

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