广东电力系统调度规程(修订)

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广东电网公司统一编码： Q/CSG-GPG 2 12 001-2011

2012/01/17印发 封面 2012/04/02实施

本制度信息

制度名称 制度编号 对应文号 版 次 广东电力系统调度规程(修订) Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 变更概要 修编时间 状态 角色 编写 初审 人员 杨开平，李森，梁俊晖，张维奇，吴国炳，杨银国，王一 ， 刘思捷，张智锐，陈志光，赵小燕，余志文，黄达林，李伟坚 李剑辉 会签 、、陈剑锋、 审核 高茜 麦苗 屈利 李于达 批准

2012/01/17印发 制度信息 2012/04/02实施

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1 总则

1.1 为加强和规范广东电力系统调度运行管理，保障电力系统安全、优质、经济、节能、环保运行，根据国家有关法律、法规和上级有关规定，制定本规程。 1.2 本规程所称的广东电力系统是指广东省内（除广州、深圳中调调管的设备外）的发电、输电、变电、配电、用电设施和为保证其正常运行所需的继电保护、安全自动装置、电力通信、调度自动化等设备（简称二次系统）组成的统一整体。 1.3 各级电网调度机构坚持公开、公平、公正原则调度，接受电力监管机构监管。 1.4 广东电力系统运行实行统一调度、分级管理的原则。任何单位和个人不得非法干预电力调度工作。

1.5 广东电力系统调度机构分三级，依次为省级调度机构（即“广东电网电力调度控制中心”简称“广东中调”，在本规程简称“中调”）、地市级调度机构（简称“地调”）、县（区）级调度机构（简称“县调”）。各级调度机构在调度业务活动中是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。 1.6调度机构是电力系统运行的组织、指挥、指导和协调机构，既是生产运行单位，又是电力系统运行管理的职能机构，依法在电力系统运行中行使调度权。 各级调度机构按照调度管辖范围实施调度管理工作。并网运行的发电、供电、用电单位，必须服从调度机构的调度。

1.7 本规程是广东电力系统运行、操作和事故处理的基本准则。广东电力系统各级调度机构和接受中调调度的发电厂、监控中心、集控中心、变电站等运行值班人员应熟悉并遵守本规程，必须严格遵守调度纪律，服从统一调度。凡涉及广东电网调度运行有关工作的非调度系统人员也应熟悉并遵守本规程。

1.8 广东电力系统内各运行单位制定的运行规程、规定不得与本规程相抵触。 1.9 本规程由广东电网公司发布，广东电网电力调度控制中心负责修订、解释。 2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。凡注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程，鼓励使用本规程的相关单位及个人研究是否可使用这些文件的最新版本。凡未注

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明日期的引用文件，其最新版本适用于本规程。 2.1 引用文件

中华人民共和国电力法（主席令第60号）

生产安全事故报告和调查处理条例（国务院令493号） 电网调度管理条例（国务院令第115号） 电力监管条例（国务院令第432号） 电网运行准则（DL/T1040）

发电厂并网运行管理规定（电监会令第10号） 2.2 应用文件

电力安全事故应急处置和调查处理条例（国务院令第599号） 电力系统安全稳定导则（DL/T755）

微机继电保护装置运行管理规程（DL/T587） 电网调度自动化系统运行管理规程（DL/T516） 电力系统通信管理规程（DL/T544）

电力二次系统安全防护规定（国家电监会令5号） 中国南方电网电力调度管理规程 中国南方电网公司电力生产事故调查规程 3 电力调度管理 3.1 调度管理任务

3.1.1 电力调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电力系统的运行，遵循安全、优质、经济、节能、环保的原则，保证所管辖电力系统实现下列基本要求： 3.1.1.1按照电力系统运行的客观规律和有关规定，保证电力系统安全、稳定运行，电能质量指标符合国家规定的标准。

3.1.1.2充分发挥电力系统设备能力，最大限度地满足用户用电需要。 3.1.1.3 遵循国家能源和环保政策，以确保电力系统安全稳定运行和连续供电为前提，以节能、环保为目标，优化配置资源，使单位电能生产中能耗和污染物排放最少。

3.1.1.4 遵循“公平、公正、公开”的原则，依据国家有关法律、法规、政策及有关合同或协议，维护发电、供电、用电等各相关方的合法权益。 3.1.1.5 按照电力市场调度营运规则，保障电力市场营运秩序。

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3.2中调、地调职责

3.2.1 中调的主要职责包括但不限于：

3.2.1.1贯彻执行国家有关法律法规，按照相关合同、协议及规定，实施“公平、公正、公开”调度，组织指挥广东电力系统安全、优质、经济、节能、环保运行。 3.2.1.2 接受南方电网电力调度控制中心（简称“总调”）的调度指挥和专业管理。

3.2.1.3 负责划分中调调度管辖范围，协调明确下级调度机构调度管辖范围划分。

3.2.1.4 执行总调下达的南方电网运行方式；组织编制和执行调管范围内电网运行方式和设备检修计划，并对执行情况监督考核。

3.2.1.5 参加广东电力系统年度发（购）、供电计划和技术经济指标的制定。执行总调下达的电力、电量输送计划，依据购售电合同和计划，编制和执行电力系统月度计划和日调度计划，并监督各项计划的完成。

3.2.1.6 负责广东电力系统运行安全风险管理，分析、评估和发布系统运行风险，制定并检查落实风险预控措施。

3.2.1.7 负责广东电力系统的安全稳定分析及安稳系统的运行管理，编制相关安全稳定控制方案，并监督实施。

3.2.1.8 指挥广东电力系统的调峰、调频和调压工作。

3.2.1.9 根据上级的有关生产计划和系统供电能力，合理分配各地市网供电指标，并监督执行。

3.2.1.10负责组织制定广东电力系统快速限电、事故和超计划用电限电序位表，经政府主管部门批准后，监督有关单位正确执行。

3.2.1.11负责调管范围内电网运行监控，指挥运行操作及事故处理。编制所辖电网事故处理预案，参与电力系统事故分析，制定反措方案并督促落实。 3.2.1.12 负责组织编制广东电力系统“黑启动”方案，并组织试验。 3.2.1.13审核申请并网发电厂的运行技术条件和标准，签订并网调度协议；负责广东电网对外联网、输变电设备并网的系统运行管理。 3.2.1.14 参与广东电力市场的运行、交易工作。

3.2.1.15参与协调水库综合调度方案的制定，协调防洪、灌溉和供水等工作的安

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排，负责抽水蓄能电厂水库的合理调度。

3.2.1.16负责广东电力系统调度、运行方式、继电保护、安全自动装置、电力通信、调度自动化、水库调度等专业管理、技术监督及相关评价考核工作。 3.2.1.17负责制定广东电力系统内二次专业的入网设备标准及技术规范；负责组织所辖范围内二次系统技术改造、大修和电网运行系统科技项目审查，实施对项目立项、选型、验收等的全过程管理；负责组织编制所辖范围内二次系统的反事故技术措施并监督实施。

3.2.1.18 参与电力系统规划、工程设计、技改项目的审查工作；审查调度管辖范围内新建、扩建或改建设备的启动方案，并协助做好设备接入系统的有关工作。 3.2.1.19 负责中调调管范围内的广东电力系统调度运行信息的发布。 3.2.1.20负责调度管辖范围内专业技术人员从事调度相关业务工作的培训、考核以及资格认证管理。

3.2.1.21 行使广东电网公司及上级调度机构授予的其他职责。 3.2.2 地调的主要职责包括但不限于：

3.2.2.1 贯彻执行国家有关法律法规，按照相关合同、协议及规定，实施“公平、公正、公开”调度。

3.2.2.2 接受上级调度机构的调度指挥和专业管理。

3.2.2.3 实施上级调度机构及上级有关部门制定的相关标准和规定。负责本地区电力系统的调度指挥和专业管理。组织制定本地区电力系统的有关规章制度、运行技术措施、规定，对县调调度实施管理。

3.2.2.4 执行中调下达的运行方式，编制和执行本地区电力系统的运行方式。 3.2.2.5 负责本级供电局运行维护设备的综合停电管理工作。

3.2.2.6 负责本地区负荷管理及相关信息上报工作。根据中调发、供电计划，及有关合同要求，制定、下达和调整本地区电网日发、供电调度计划，并监督执行。 3.2.2.7 负责本地区电力系统运行安全风险管理，分析、评估和发布系统运行风险，制定并检查落实风险预控措施。

3.2.2.8 负责本地区电力系统的调峰、调压和电力系统输变电设备运行管理，并做好各运行单位的相关管理和考核工作。

3.2.2.9 负责调管范围内电网运行控制，指挥运行操作及事故处理；批准调度管

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辖范围内设备的检修；并按相关规定及时上报运行信息。

3.2.2.10 负责划分本地区所辖县级电力调度机构的调度管辖范围。 3.2.2.11 参与调度管辖范围新设备启动、接入电网的有关工作。

3.2.2.12 制定本地区电力系统三级快速限电、事故和超计划用电限电序位表事故限电序位表，经本级政府主管部门批准后，报中调备案并执行。

3.2.2.13负责组织广东电网二次系统技术改造、大修和电网运行系统科技项目审查，实施对项目立项、选型、验收等的全过程管理；负责组织新技术、新设备、新工艺、新材料的入网测试、审查及推广应用；负责组织编制所辖范围内二次系统的反事故技术措施并监督实施。

3.2.2.14 参与电力系统规划、工程设计、技改项目的审查工作；审查调度管辖范围内新建、扩建或改建设备的启动方案，并协助做好设备接入系统的有关工作。 3.2.2.15负责本地区配网调度管理。

3.2.2.16 负责本地区电力系统调度运行信息的发布。

3.2.2.17负责调度管辖范围内专业技术人员从事调度相关业务工作的培训、考核以及资格认证管理。

3.2.2.18 负责组织编制本地区电力系统“黑启动”方案，并组织试验。 3.2.2.19 行使本地区供电局及上级调度机构授予的其他职责。 3.3 调度管辖范围

3.3.1调度系统是指调管范围内各级调度机构和发电厂、变电站、监控中心、集控中心等运行值班单位的统称。 3.3.2 中调调度管辖范围划分原则：

3.3.2.1广东电力系统500kV电网的输变电设备，但总调调管的输变电设备和广州、深圳中调调管的500kV主变除外。

3.3.2.2 在广东电力系统220kV电网的输变电设备中，包括除220kV主变压器、220kV直配线路、终端变电站以及广州、深圳中调调管区域内220kV输变电设备（不含广州、深圳中调调管区域与外部联络的线路）之外的所有220kV输电线路和两侧设备、220kV变电站的220kV母线、母联开关、旁路开关及其附属的一次设备。 3.3.2.3 220kV及以上主变的分接头开关及高压侧中性点接地刀闸，但总调调管的500kV主变分接头开关、广州、深圳中调调管区域内220kV变电站主变分接头开

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关与中性点接地刀闸以及220kV终端变电站主变分接头开关、高压侧中性点接地刀闸除外。

3.3.2.4 除接入广州、深圳区域的220kV及以下电网的发电厂外，与中调签订并网调度协议的发电厂（简称直调电厂，中调调管的发电机组简称直调机组），其调度管辖范围在并网调度协议中予以明确。一般包括：

（1）发电机，220kV及以上电压等级的涉网运行主要电气设备；

（2）火电厂锅炉、汽轮机、燃气轮机等主要设备，水电厂水轮机，核电厂常规岛设备及影响常规岛运行的辅助设备；

（3）发电机励磁系统、调速系统、电力系统稳定器（PSS）、自动发电控制装置（AGC）、自动电压控制装置（AVC）。

3.3.2.5 220kV及以上厂站安全自动装置（含稳控系统及稳控装置）的调管范围原则上随一次设备划分；实施广东电网主网安全稳定控制策略及功能的厂站稳控装置由广东中调调管。

3.3.2.6 220kV及以上电网二次系统的调管范围一般随一次设备划分。 3.3.2.7与其他电力系统联网运行中按联网协议规定属中调调管的设备。 3.3.3 中调可根据上级调度机构有关要求及系统运行实际情况对调管范围进行调整并实施。

3.3.4 在广东电力系统内，属中调调度管辖的电网称为直调电网。 3.4 调度规则

3.4.1 中调值班调度员是广东电力系统运行、控制、操作和事故处理的指挥员，依法行使调度权。除本级调度机构及调度专业负责人外，其他任何单位和个人不得直接要求中调值班调度员发布任何调度指令；调度系统运行值班人员依法执行公务，有权拒绝各种非法干预。

3.4.2 值班调度员按规定发布调度指令，并对所发布调度指令的正确性负责。接受调度指令的调度系统运行值班人员必须执行调度指令，并对调度指令执行的正确性负责。调度系统运行值班人员发布或执行调度指令受法律保护，并承担相应的责任。

3.4.3 发布、接受调度指令，应采用调度专用电话系统或专用网络传输系统。调度指令应简明扼要，正确使用调度术语；设备应冠以电压等级、双重命名（名称

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及编号）。

采用调度专用电话系统时，双方必须先互报单位和姓名，受令人接到指令后，应主动复诵调度指令并与发令人核对无误后，方可执行。如因未复诵核对或术语不准确规范而发生误操作，由发令人和接令人共同承担责任。发、受令双方均应作好录音、记录，录音保存期不得少于三个月。

采用专用网络传输系统时，应确保发、受令双方正确接收对方单位、姓名、调度指令内容和相关时间节点，并作全过程电子记录，记录保存期不得少于三个月。

广东电力系统各级调度运行业务使用汉字及普通话读音，电力专有名词依据国家相关标准。

3.4.4 调度系统运行值班人员接受值班调度员发布的调度指令后，必须迅速执行，不得延误或拒绝执行。执行完毕后，应立即汇报。有特殊原因不能立即执行时，必须征得发令人的同意。

3.4.5 调度系统运行值班人员在接到值班调度员发布的调度指令或在执行调度指令过程中，如认为调度指令不正确，应立即向发令人报告，由该发令人决定指令执行或者撤销。发令人决定该指令继续执行的，受令人应当执行；但受令人如果认为执行该指令确将危及人身、设备或电网安全，受令人应拒绝执行，同时将拒绝执行的理由报告发令人和本单位直接领导。

3.4.6 任何单位和个人不得擅自改变中调调管设备的状态。现场需要操作中调调管的设备，必须得到中调值班调度员的调度指令或调度许可后方可进行。

对危及人身和设备安全的情况可按现场规程处理，但在改变设备状态后，必须立即报告中调值班调度员。

电网紧急需要时，上级值班调度员可以越级发布调度指令，运行值班人员应当执行，然后迅速报告调管该设备的值班调度员。

3.4.7 中调可根据需要将中调调管设备的操作权下放给有关地调。

3.4.8 中调调管设备的正常操作，对总调调管的电网有影响时，应经总调许可后方可进行操作；对广州、深圳中调调管电网有影响时，应事先协商；对地调调管电网有影响时，应事先通知地调做好相关措施。

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3.4.9 地调调管设备的正常操作，对中调调管的电网有影响时，应经中调许可后方可进行操作。

3.4.10属于两级及以上调度机构共同调管的设备，值班员接到操作命令后，在操作前应通报相关调度机构的值班调度员；设备发生跳闸时，应立即向设备归属的调度机构值班调度员报告，然后向相关调度机构的值班调度员通报。 3.4.11在特殊情况下，中调可委托地调对中调调管设备进行调度管理，中调值班调度员应将委托管理原因通知相关运行值班人员。在此期间内，受委托方承担相应安全责任，局域电网相关的运行值班人员必须接受该地调值班调度员的调度。

3.4.12与调度机构值班调度员进行调度业务联系的运行值班人员必须经调度机构培训、考核并取得受令资格。

3.4.13运行值班单位具备接受中调调度指令资格的运行值班人员变更或者中调值班调度员变更，应及时以书面形式通报相关单位。

3.4.14各运行值班单位必须保证在任何时间都有具备接受中调调度指令资格的人员在主控制室（集控中心或监控中心）值守或具备有效的通信联系手段。主控制室应具备监视一、二次设备基本运行信息的技术手段。

3.4.15 值班调度员和运行值班人员有责任及时互相通报有关运行信息。发电厂、集控中心、监控中心、变电站运行值班人员必须严密监视设备的运行状态及负载情况，当设备出现异常或事故时，应立即报告相应调度机构值班调度员。 3.5 调度纪律

3.5.1 发生下列行为之一者，构成“违反调度纪律”： 3.5.1.1不执行调度指令。

3.5.1.2 无故拖延执行调度指令，不如实反映执行调度指令情况。

3.5.1.3 执行上级调度机构下达的发电、供电调度计划或交易计划偏差±3%持续15分钟（AGC自动调节除外）。

3.5.1.4 擅自越权改变设备状态、控制模式、参数、定值。 3.5.1.5 不执行调度机构下达的保证电力系统安全措施。 3.5.1.6 不如实反映电力系统运行情况，隐瞒或虚报事实。 3.5.1.7 调度机构认定的其他性质恶劣行为。

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3.5.2 中调有权对调度管辖的各运行单位的违规行为，在广东电力系统内通报批评、取消当事人接受调度指令资格，被取消受令资格的人员三个月内不得重新参加该资格考试。

3.5.3 违反本规程规定，造成电力系统重大损失或重大事故者，依法追究有关当事人和威胁、唆使、怂恿不执行调度指令的领导或其他责任人员的民事或行政责任，构成犯罪的，移送司法机关处理。 4 并联网管理 4.1 新设备投运管理 4.1.1 投运基本条件

4.1.1.1新设备是指：新建、扩建或改建以及经检修后相关技术参数发生改变的输变电设备。

4.1.1.2 新设备在投运前必须按有关规程规定进行试验、验收，确认相序符合运行要求；调度编号核对无误，调度自动化信息满足电网运行要求；检查绝缘电阻（有条件的线路）合格，解除全部安全措施，按要求整定并投入继电保护、安自装置。

4.1.1.3线路、开关、CT、GIS母线等新设备在投运时，应以工作电压的全电压合闸冲击三次。

4.1.1.4新装变压器在投运时，应经工作电压的全电压合闸冲击五次。大修后的变压器一般可按冲击三次考虑，具体冲击次数由上级设备管理部门确定。 4.1.1.5新设备投运前必须确认极性正确。如极性发生变动，必须进行相关极性测试，测试正确后，方可正式投入运行。

4.1.1.6对于发电厂升压站设备，有条件的可采取递升加压方式检验设备是否满足安全运行要求。

4.1.1.7 发电厂、变电站启动前5天必须开通调度通信通道及生产实时控制业务通信通道，其通道质量应达到有关技术标准。

4.1.1.8 凡属中调直接调管的新设备，未经中调当值调度员同意，禁止自行将新设备接入系统运行；新设备一旦接入系统运行（包括试运行期间），即视为运行设备，必须遵守本规程规定，未经中调当值调度员许可，不得进行任何操作。 4.1.2 投运前准备工作

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4.1.2.1新建、改建、扩建工程的建设单位在规划设计阶段，应向调度部门提供工程的规划设计资料，通知调度部门参加审查。

4.1.2.2 继电保护、保护信息系统、安全自动装置，电力通信、调度自动化等必须按设计要求与工程同步建设、同步验收、同步投产。

4.1.2.3系统设备均应统一编号，编号原则参见附录B。接入220kV及以上电压等级的输变电设备（总调直调设备和广州、深圳地区220kV设备除外，但应抄送中调）命名及编号由中调负责，110kV及以下电网变电站输变电设备命名及编号由各归属地调负责(总调调管的500kV主变的35kV侧设备除外)。直调电厂的所有主设备的调度命名与编号原则上归属中调统一管理，厂用电等附属设备由电厂自行命名与编号，但须报送中调备案。

4.1.2.4 工程相关部门应在可研立项阶段，以正式的书面形式向调度机构提交厂站调度命名申请。

4.1.2.5 工程管理部门应在基建工程投运前三个月向调度机构提交新设备编号申请，并同时报送该工程的电气主结线设计蓝图及相关技术资料。

4.1.2.6 工程管理部门应在技改工程投运前一个月向调度机构提交新设备编号申请，并同时报送该工程的电气主结线设计蓝图及相关技术资料。

4.1.2.7 在新设备安装、调试至投产前的过渡期间，有关电厂和变电站值班员在工程管理部门或新设备启动委员会指挥下进行不影响系统运行的操作。下令人对其操作的安全性及工作的必要性负责。

4.1.2.8因改建、扩建工程需要将中调调管的输变电设备或直调电厂升压站设备停电解口改造的，该运行设备一经停运操作完毕，即退出调度运行管理，所有涉及该设备的工作审批交由启动委员会负责。

4.1.2.9 新建设备的启动，由现场总指挥负责，运行单位负责操作，施工单位、运行单位各自派人员监护。 4.1.3启动方案编制和审核

4.1.3.1新设备接入系统启动方案由工程管理部门负责组织编写，经各设备管理部门审查后报送中调，由中调审核并经启动委员会批准后执行。重大技改项目的启动方案须经上级设备主管部门批准后方可执行。

4.1.3.2 中调调管范围内的新建输变电设备的启动方案必须在投产前一个月报

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中调；改建、扩建的新设备启动方案应在设备停电申请前报中调。

4.1.3.3 电厂或地调管辖范围的新设备启动，在启动过程中若涉及中调调管设备运行方式变更，则须提前五个工作日将经本单位审批的启动方案报送中调审批后方可执行，中调仅对调管范围内的设备方式变更及操作正确性负责。

4.1.3.4 新设备启动方案一经批准，即可作为中调当值调度下达操作指令的依据，启动现场必须以该启动方案为依据填写操作票。启动方案变更，须经现场启动委员会重新审批后方可执行。

4.1.3.5 中调调管范围内的输变电设备检修申请及启动方案审核管理人员，必须接受调度机构的业务培训，通过统一考试取得调度机构授予的输变电设备检修管理资格认证后，方可开展工作。

4.1.3.6 新设备启动方案应包含以下内容：

（1）工程概况及主要设备参数； （2）启动范围及启动时间；

（3）启动前后系统的运行方式及设备状态； （4）设备启动内容及步骤； （5）风险评估及控制预案；

（6）附件（包括启动委员会名单、发供电单位审核签证页、电气主结线图及母线正常运行方式）。 4.2 新机组并网管理 4.2.1 新建机组并网条件

4.2.1.1并入广东电力系统的新建机组必须满足电网安全稳定运行的条件，严格执行电网运行管理标准。根据调度各专业管理要求，配置相应的专职管理和技术人员，确保调度业务有效实施。

4.2.1.2新建机组必须在首次并网调试前3个月签订“并网协议”和“购售电合同”，并与所属调度机构签订“并网调度协议”。

4.2.1.3新建机组在首次并网前15个工作日，其发电企业应向广东电网公司提出正式并网申请，由电网公司组织审查符合各项并网条件后予以批复，机组方可申请并网运行。

4.2.1.4 新建机组的一、二次系统设施应按批准的设计同步建成、同步投产，并

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经有关电网管理部门验收合格。

4.2.1.5 新建机组应在首次并网前30天向调度机构提交启动试验方案，经调度机构审核，并经启动委员会批准后方可执行。

4.2.1.6 新建机组应具备接受电网统一调度的技术条件：

（1）电气主结线方式以及并网方式应满足电网安全稳定运行的要求。 （2）机组的励磁调节系统和调速系统应符合国家电力行业标准，按电网的要求装设电力系统稳定器（PSS）。

（3）发电机组安装的继电保护和安全自动装置已具备投运条件，定值应满足电力系统稳定运行要求。

（4）调度自动化设备的功能已通过调度机构验收，有关信息已传送相关调度自动化主站。

（5）电力通信设施已按要求建成，至相关调度机构的通信通道均已开通，已通过调度机构验收。

（6）与并网运行有关的电能计量装置应符合国家相关规定并已安装和校验完毕。

（7）已向调度机构提供电气主结线图、主要设备参数、继电保护和安全自动装置、调度自动化及通信设备等技术资料。水电厂还应提供水工建筑、水文、水库调度曲线（调度图）等资料，核电厂应提供核岛的有关资料和图纸。

（8）其他为保证电力系统安全运行所必须具备的条件。 4.2.2 新建机组并网调试

4.2.2.1新建机组进行涉网试验前，应由具备资质的试验单位编制试验方案，并提前15个工作日向调度机构提交试验申请和试验方案，经调度机构审核同意后方可执行。

4.2.2.2 新建机组具备首次并网运行条件后，需提前向调度机构提交机组的三天滚动调试计划和周调试计划。

4.2.2.3 新建机组在进入满负荷试运行前，必须按要求完成励磁系统和调试系统参数实测、一次调频、AGC、PSS、100%甩负荷试验以及其他保证电网安全所必须的试验，并将试验情况和结果提交调度机构审核。

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4.2.2.4 新建机组满负荷试运行一般应至少提前一天向调度机构提交试申请，经审核同意后方可进行。

4.2.2.5 新建机组满负荷试运行必须连续运行，不得中断，平均负荷率不小于90%。

4.2.2.6 新建机组的进相试验应在满负荷试运行后6个月内完成。 4.2.2.7 改建、扩建机组的并网管理要求参照新建机组。 4.3 电网联网管理

4.3.1广东电网与南方区域内外其他省区电网和电厂的联网管理由南方电网统一管理。一般情况下，广东电网内220kV及以上电压等级的联网由中调调度管理；电压等级在220kV以下的联网系统，中调可视情况委托地调调度管理。 4.3.2 继电保护、安全自动装置、电力通信及调度自动化等二次设备的调管范围划分原则上与一次设备调管范围划分一致。

4.3.3 广东电网与其他电力系统联网运行，需签订联网协议，明确联网各方的调管范围、职责，建立联网各方的运作机制等。

4.3.4 联网各方调度机构应协商成立联网运行协调机构，建立协调机制，及时沟通解决运行中的问题；联网运行各方应根据需要互相提供方式、保护专业计算的有关参数。

4.3.5 南方区域外电网和电厂与广东电网联网时，应遵守南方电网及广东电网有关规程规定和技术条件。若双方规程规定和技术条件存在差异的，应按照国家有关法规标准协商解决。 4.4 大用户并网管理

4.4.1 用户变电站应与所属调度机构签订并网调度协议，原则如下：

（1）电压等级为220kV的非终端用户变电站,由中调与用户双方签订； （2）电压等级为220kV的终端用户变电站,由中调、地调与用户三方签订； （3）电压等级为110kV及以下的用户变电站，由地调参照220kV用户变电站调度协议签订模式进行管理，组织县调和用户签订双方或三方协议。 4.4.2 并网调度协议应明确并网条件、设备启动和调试、保证电网安全的责任和义务、接入系统方式、运行方式、调度管辖范围和要求、调度运行管理、设备运

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行及检修管理、继电保护与安全自动装置、调度自动化和通信管理、事故处理与调查、违约责任等内容。

4.4.3并网调度协议应明确调度管辖设备的调度命名和编号，如有接线、命名、编号发生改变，需重新签订协议。

4.4.4 用户变电站并网前需满足以下条件：

（1）已签订供用电合同和并网调度协议。

（2）用户变电站的运行值班人员应具备工作资质，接受调度指令的人员必须获得接受调度指令资格。

（3）用户侧的一、二次设备均满足接入电网的要求，并按国家相关规定试验合格。

（4）已向调度机构提供以下技术资料：电气主结线图、主要设备参数、联网方式、继电保护和安全自动装置、调度自动化及通信设备、负荷特性曲线、现场运行规程、操作细则、主要设备说明书等技术资料。

（5）启动调试方案已由业主及施工单位审查并报调度机构审核批准。 （6）继电保护、安全自动装置已按照调度机构要求整定及投入，有关调度信息已传至调度自动化主站，通信通道质量满足调度要求，电能计量装置满足电网公司要求。

（7）为保证电力系统安全运行所必须具备的其它条件。 4.4.5用户并网工作流程：

（1）用户首次并网前三个月，调度机构应根据用户申请，与用户协商签订《并网调度协议》。

（2）用户应在首次并网前15个工作日向电网公司提出并网申请，由所在电网公司组织审查批复，由调度机构按照并网计划安排送电。 4.5 新能源并网管理 4.5.1 新能源并网管理原则

4.5.1.1新能源又称非常规能源，是指传统能源之外的各种能源形式，如风能、太阳能、生物质能、地热能、海洋能等能源。新能源的特点是发电能力受气象条件、季节、昼夜等因素的影响，不具备调峰和调频能力。

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4.5.1.2 按国家政策要求，在保证电力系统安全稳定运行和电力供应的前提下，调度机构应优先安排新能源机组发电。 4.5.2 风电并网运行管理 4.5.2.1发电计划

（1）风电场应具备必要的技术手段，开展短期（0-24小时）和超短期（15分钟-4小时）发电出力预测，并将出力预测上传至调度机构。

（2）风电场每日12点前向调度机构报送次日0时至24时的96点发电功率预测曲线，时间分辨率为15分钟。

（3）风电场每15分钟向调度机构滚动上报未来15分钟～4小时的发电功率预测曲线，时间分辨率为15分钟。

（4）调度机构在保证电网安全稳定运行的基础上，原则上按照风电场上报的功率预测结果下达风电场发电计划。如电网运行条件受到约束，调度机构可对风电场发电计划进行调整。 4.5.2.2 调度调控

（1）风电场运行值班人员应严格执行调度指令，按发电计划曲线和调度指令控制风电场功率，在满足调度机构下达的出力曲线前提下，机组启停可由风电场自行控制。

（2）若风电场的运行危及电网安全稳定，调度机构有权限制风电场有功出力直至停机，待危害因素消除后再恢复风电场并网发电。

（3）发生下列情况之一的，必须经调度机构同意方可再次并网，严禁擅自并网：

① 因电网故障、安自装置动作，或因频率、电压等系统原因造成风电厂机组跳机。

② 因台风等自然灾害影响，或风电场机组故障解列停运。

（4）风电场应按调度机构下达的电压控制曲线要求，及时控制无功补偿装置的投退，在无功补偿装置全部投入或退出后仍不能满足调度机构的控制要求时，应及时向调度机构汇报。 5 调度运行管理 5.1 运行操作原则

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5.1.1任何情况下严禁“约时”停、送电；严禁“约时”开始或结束检修工作；严禁“约时”投、退重合闸。

5.1.2 发布倒闸操作调度指令前，值班调度员应与受令人核对设备状态，向受令人明确操作任务和要求。

5.1.3 操作前应注意操作后可能引起的潮流、电压和频率的变化、发电机失步、操作过电压、设备过负荷、超稳定极限、继电保护及安全自动装置是否满足要求，变压器中性点接地方式是否符合规定等。

5.1.4 操作过程中若发生异常或故障，运行值班人员应根据现场规程处理并尽快汇报值班调度员。

5.1.5 操作完毕后，受令人应立即向发令人汇报执行情况，不得延误。受令人汇报后，该项操作方可认为执行完毕。

5.1.6 进行继电保护、安全自动装置等二次设备操作时应使用其调度命名。值班调度员只针对其装置功能发布调度指令，原则上不具体下达压板操作的指令。 5.1.7运行中的安自装置必须得到值班调度员的指令或许可方可操作。新建或改造后的安自装置在投信号或挂网试运行期间，试验操作、调试定值更改、状态变更等工作均由工程管理部门或专业管理部门通知或许可，并对其正确性负责。 5.1.8 调度指令包括单项令、逐项令和综合令。

5.1.9 中调值班调度员下达逐项令或综合令，必须使用操作票；中调值班调度员下达单项令，不需要使用操作票，但必须明确操作目的，必要时应作详细记录。 5.1.10 各类调度指令的适用范围：

（1）对于一个操作任务，凡需涉及两个或两个以上单位配合完成并按一定逻辑关系进行操作的或虽然只涉及一个单位但对系统运行方式有重大影响的复杂操作，均应发布逐项令。发令调度员按操作票顺序逐项下达操作指令，受令人按照下达的操作指令完成现场操作。每执行完一项操作指令，必须向发令调度员报告，等待接受下一项操作指令，直到全部操作完成。

（2）对于只涉及一个单位而无需其他任何单位配合即可完成的操作任务，可使用综合令。

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（3）对经批准操作权下放给相关地调的线路的停、送电操作，中调值班调度员对地调值班调度员发布综合令，由地调值班调度员编制调度操作指令票进行逐项操作。

（4）以下操作可以发布单项令： ①参数调整。 ②二次设备操作。 ③机、炉开停。

④单一项目操作，如合上或断开单一的开关，投入或退出机组辅助调节功能。

⑤控制或解除控制用电负荷，拉闸限电或恢复用户供电。 ⑥设备启动、调试时按照启动方案执行的操作。

⑦事故处理。其中事故处理告一段落后的恢复性倒闸操作，应使用综合令或逐项令进行操作。

⑧中调下达给统调电厂的发电曲线以及中调下达给地调的非统调电厂发电曲线、错峰预警信号。

5.1.11 以下情况，由现场运行值班人员根据现场需要，向中调值班调度员提出操作申请，得到调度许可后即可进行操作：

（1）500kV变电站的低压电抗器、电容器以及站用变的状态改变。 （2）有载调压主变分接头开关的调节。 （3）主变中性点接地方式的改变。 （4）发电机组调节系统的投入和退出。 （5）发电机组试验或退出备用。

5.1.12 在操作过程中，如系统发生事故，应立即停止操作，迅速处理事故，待事故处理告一段落，经评估后，再操作。 5.2 运行操作 5.2.1开关操作

（1）开关可以断、合额定电流以内的负荷电流和切断额定遮断容量以内的故障电流。

（2）开关带电合闸前，必须有完备的继电保护投入。 （3）开关合闸后，应检查三相电流是否正常。

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（4）开关分闸操作时，当发现开关非全相分闸，应立即合上该开关。开关合闸操作时，若发现开关非全相合闸，应立即断开该开关。 5.2.2刀闸操作

严禁带负荷拉开或合上刀闸。带电的情况下，允许用刀闸进行下列操作： （1）拉、合无故障的电压互感器和避雷器。

（2）经设备管理单位确认，拉、合220kV及以下电压等级的母线充电电流。 （3）拉、合无接地故障的变压器中性点接地刀闸（含拉、合变压器中性点小电抗接地刀闸和变压器隔直装置接地刀闸）。

（4）拉、合220kV及以下等电位的环路电流，但必须采取防止环路内开关分闸的措施。

（5）拉、合充电电容电流不超过5安培的空载引线。

（6）经设备运行维护单位确认，按规定拉、合500kV3/2开关结线方式的母线环路电流。 5.2.3线路操作

（1）线路送电操作前，必须检查线路工作是否全部结束、工作人员是否撤离、接地安全措施是否全部拆除，继电保护是否完备并按要求投入。

（2）线路停送电操作应充分考虑线路充电功率对系统和线路末端电压的影响，防止设备过电压。

（3）线路充电应优先选择远离电厂侧为充电端；再选择短路容量大的一侧为充电端，充电端必须有变压器中性点直接接地，优先选择带有并联电抗器侧的对端为充电端。

（4）用小电源向线路充电时，应考虑继电保护的灵敏度，并应有防止送电端发电机产生自励磁的措施。

（5）线路停电操作应当按照断开开关、拉开线路侧刀闸、拉开母线侧刀闸的顺序依次操作。若开关已断开，线路侧刀闸因故不能拉开，应及时汇报中调值班调度员，证实线路对侧已停电，并在开关靠线路侧验明或确认无电压后，方可拉开母线侧刀闸。 线路送电操作顺序相反。

（6）线路各侧均与电源明显隔离或具有可判断的隔离点，经验明无电压后方可合上线路接地刀闸或挂接临时地线。

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（7）在未经试验及批准的情况下，不得对末端带有变压器的线路进行充电或拉闸。

（8）装有高抗的线路一般不允许无高抗运行。如高抗不能投运，而电网需要该线路运行，应经计算分析或试验，并经调度机构负责人批准。

（9）线路高抗只能在不带电的情况下进行操作。拉开、合上高抗刀闸的操作应在线路处于冷备用状态时进行。

（10）线路高抗送电前，应投入本体及远方跳闸保护。 5.2.4变压器操作

（1）变压器并列条件： ① 结线组别相同。 ② 电压比相等。 ③ 阻抗电压相等。

电压比和短路电压不同的变压器，必须经过计算，在任何一台都不会超负荷的情况下，可以并列运行。接线组别不相同时，严禁并列运行。

（2）变压器充电时应考虑励磁涌流的影响。

（3）合上或断开变压器开关，使变压器投入或退出运行时，该变压器中性点必须直接接地；变压器并入电网运行后，其中性点是否直接接地应按继电保护要求执行。

（4）两台运行中的变压器中性点接地方式转换时，由运行值班员提出申请，经值班调度员许可后操作,并应始终保持至少一台变压器中性点直接接地。

（5）变压器投入运行时一般先从高压侧充电，后合上低压侧。停电时操作顺序相反。

（6）切换变压器时，应检查并入的变压器确已带上负荷后方可停下待停变压器。

（7）无载调压变压器停电更改分接头后，必须测量三相直流电阻合格后，才能恢复送电。

（8）当500kV长线路末端投入空载变压器时，线路末端电压不应大于变压器相应分接头电压的110%，以免磁路饱和引起异常的高次谐波而击穿变压器绝缘。

（9）停用、投入或切换电压互感器，应考虑对继电保护、自动装置和表计

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的影响。 5.2.5母线操作

（1）进行母线操作时必须注意对继电保护、仪表及计量装置的影响。 （2）设备倒换母线应考虑各组母线的负荷与电源分布的合理性。 （3）正常情况下，运行中设备进行倒换母线操作时，应将母联两侧刀闸及开关合上，并退出母联开关的操作电源，才能进行倒闸操作。设备开关的母线侧刀闸必须按照“先合后拉”的原则进行。

（4）热备用设备进行倒换母线操作，其母线侧刀闸应按照“先拉后合”的原则进行。

（5）双母线停用一组母线时，应防止运行母线电压互感器低压侧向空母线反充电，引起电压互感器二次电源保险熔断，造成继电保护误动作。

（6）向母线充电时，必须投入有足够灵敏度、可快速切除故障的继电保护；用变压器开关向母线充电时，变压器中性点必须直接接地。

（7）母线充电或停电时，应采取防止产生谐振的措施。 5.2.6代路操作

（1）一般情况下应将旁路开关与被代开关并列运行，确认旁路开关带上负荷，才能断开被代开关。

（2）必须考虑代路前后对继电保护的影响，对继电保护作必要的调整。 （3）如果旁路开关与被代开关并列运行可能造成继电保护误动，原则上应先断开被代开关，然后进行旁路开关代路操作。 5.2.7 解并列操作

（1）系统并列操作的条件： ① 相序、相位相同。

② 频率相等，频率偏差不大于0.2Hz。

③ 电压相等，500kV电压差允许不大于10%，220kV电压差允许不大于20%。 （2）系统并列操作应使用同期装置，严禁非同期并列。 （3）系统解列操作：

① 两系统解列时，应先将解列点的有功潮流调至接近零，无功潮流调至尽量小，使解列后两个系统的频率、电压变动在允许范围内；

② 对解列后脱离主系统的区域系统可由中调委托该区域内其中一个地调

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负责调度，并应指令有关单位接受该地调调度。 5.2.8解合环操作

（1）合环操作相位必须相同；500kV电压差一般不应超过10%，相角差一般不应超过20°；220kV电压差一般不应超过20%，相角差不应超过25°；必须确保合环后各环节的潮流变化不超过继电保护整定、系统稳定和设备容量等方面的限额。

（2） 解环操作，应先检查解环点的有功、无功潮流，确保解环后系统各部分电压在规定范围内，各环节潮流变化不超过继电保护整定、系统稳定和设备容量等方面的限额。

（3）地调利用短时电磁环网，在各供电片区之间进行负荷转供的操作前，必须知会中调值班调度员，并确认当前主网的运行情况符合操作条件。 5.2.9零起升压

（1）对长距离线路进行零起升压的发电机，应经验算不会发生自励磁。 （2）作零起升压的发电机应先将强行励磁、复式励磁、自动电压校正器和失磁保护停用。

（3）作零起升压的发电机升压变中性点必须直接接地。 （4）对线路零起升压应将重合闸停用。

（5）升压时应先以最低电压开始，逐步升压，以防电压滑升，必要时可降低发电机转速。

（6）对变压器进行零起升压的发电机，应有足够的容量，在升压至额定电压时，发电机能满足变压器空载励磁电流，被升压的变压器中性点必须接地。 5.3 调频、调峰管理

5.3.1广东电力系统频率标准是50Hz，正常运行频率不得超过50±0.2Hz。系统电钟与标准钟的误差不得超过±30秒。

5.3.2中调值班调度员负责按照总调有关规定控制系统频率和区域控制偏差在规定范围内，满足南方电网广东频率控制区域的技术规范要求。

5.3.3直调发电机组必须具备符合国家和电力行业的有关技术标准、满足电网要求的一次调频功能。正常运行机组应当投入一次调频功能，并按要求提供一次调频辅助服务。机组一次调频功能投、退或更改定值均须得到中调值班调度员许可。 5.3.4并网运行单机容量200MW及以上火电机组，单机容量40MW及以上非径流

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水电机组及抽水蓄能机组必须具备AGC功能，并按要求提供AGC辅助服务。 5.3.5直调发电机组AGC性能应符合国家和电力行业的有关技术标准，满足电网运行要求，满足中调AGC定值单中规定的运行指标，严禁擅自更改AGC调节参数。 5.3.6凡有机组接入AGC功能的发电厂，必须制定本厂运行和管理规程，并上报调度机构备案。保证机组AGC能正常投入运行。并网运行机组AGC功能的投、退以及更改定值等均应按照中调值班调度员的指令执行。

5.3.7当预计系统备用容量不能满足运行要求或频率低于正常控制标准时，中调值班调度员可采取但不限于下列措施：

（1）开出直调备用机组。

（2）增加购电和争取外网提供备用容量。 （3）指令地调开出地方备用机组。 （4）指令地调按要求控制用电负荷。

（5）必要时按《超计划限电序位表》、《事故限电序位表》和《三级快速事故限电线路表》进行拉闸限电。

5.3.8中调值班调度员指令拉闸限电或自动减载装置切除的负荷，必须得到中调值班调度员指令，方可恢复送电。

5.3.9中调值班调度员应依据系统运行情况的实时变化趋势，提前预计、滚动修正当值乃至当日的系统调峰安排，优化水电、火电、核电、抽水蓄能机组以及外购电力调峰组合，保障系统的供电能力，提高系统调峰的经济与环保水平。 5.3.10发电厂运行值班人员必须按照中调值班调度员或AGC的指令调整本厂机组出力，地调值班调度员必须按照中调值班调度员的指令控制本地区的负荷，协助系统调峰。

5.3.11 电网异常或事故情况下,中调根据实际情况指定电网主调频厂，调频厂在出力允许可调范围内，按照调度员的指令负责系统频率的调整。

5.3.12当发生与主网解列运行的情况时，中调值班调度员指定区域电网其中一个地调负责指挥区域电网的频率调整，其标准频率为50Hz，频率偏差应满足相关规定，区域电网内的厂、站运行值班人员应服从调度，直至与主网重新并列为止。

5.4 无功电压管理 5.4.1 无功电压一般原则

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5.4.1.1电压与无功功率实行分级管理，按照分层（电压等级）、分区（供电区）无功功率基本平衡的原则进行调整。南方区域内电网联网之间的无功电力交换按“界面功率因数”控制并考核。

5.4.1.2各级调度机构应负责调管范围内电压与无功功率的调度管理，并做好电压监测、控制与考核工作。

5.4.1.3电压监测点允许的电压偏移范围应根据有关导则、规定确定，并满足正常条件下的下级供电电压要求。电压控制（考核）点应在电压监测点范围内按照一定比例选取，调度机构结合方式变化、负荷变动、基建投产等运行实际，对电压控制（考核）点的设置及其控制目标进行调整。 5.4.2 调度机构管理职能

5.4.2.1在调管范围内设立电网电压监测点和电压控制（考核）点，并报上级调度机构备案。

5.4.2.2 定期分析电网的电压质量及无功平衡情况，制定调整方案。

5.4.2.3下达管辖厂站的月度电压控制曲线（电压控制范围），对实际电压合格率进行考核，并报上一级调度备案。

5.4.2.4合理调整管辖变电站的变压器分接头档位定值，提出操作要求。 5.4.2.5组织开展管辖机组的进相和迟相试验。

5.4.2.6指挥管辖变电站的无功补偿设备投退和机组的无功出力调整。 5.4.2.7结合电网运行，提出静态和动态无功设备的配置要求。 5.4.2.8负责区域无功电压控制系统（AVC）的运行管理。 5.4.3 变电站运行管理职责

5.4.3.1运行维护单位做好无功补偿装置的运行维护，保证其可用率达到相关管理规定的要求。

5.4.3.2变电站应执行调度下发的电压曲线，根据系统需要及时投切无功补偿设备、调整主变分接头档位。当本站已无调整能力而电压仍越限时，应立即报告相应当值调度员。

5.4.3.3变电站的电压调整应兼顾各电压等级，若无法兼顾，优先满足高电压等级安全要求，并及时报告相应当值调度员。

5.4.3.4执行调度下达的变压器分接头档位定值单，并在规定范围内进行调整。 5.4.3.5 按调度的要求接入AVC系统或VQC系统、监测设备等装置，加强AVC、

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VQC站端无功补偿设备和主变分接头运行状态监视，及时处理异常闭锁信号。 5.4.4 直调电厂运行管理职责

5.4.4.1直调电厂值班员应执行调度下发的电压曲线，当本厂已无调整能力而电压仍越限时，应立即报告相应当值调度员。

5.4.4.2发电机自动励磁调节装置应满足调度机构的要求，并正常投运，未经值班调度人员同意不应退出。

5.4.4.3按调度要求完成机组的进相和迟相试验。

5.4.4.4按调度的要求接入AVC系统、监测设备等装置，加强AVC等厂端设备运行状态监视，及时处理异常闭锁信号。 5.4.5变压器分接头开关的调整管理

5.4.5.1中调调管变电站和发电厂的升（降）压变的分接头开关由中调统一管理。

220kV直配（或终端）变电站主变的分接头，中调可授权地调管理，其分接头开关整定需报中调备案。必要时应服从中调的统一指挥。

接入110kV电网统调电厂的主变分接头开关由地调管理，其整定需报中调备案。

5.4.5.2 500kV变电站主变分接头开关，应按中调值班调度指令进行调整。

220kV变电站主变分接头开关，在中调整定位置的正负2档范围内，可根据变压器中、低压侧电压和本站无功补偿设备的投切情况进行必要的调整。当系统电压发生变化，分接头开关在整定范围内难以有效控制，需要作出改变时，变电站必须征得中调值班调度员同意后，才能进行操作，中调值班调度员必须记录分接头开关变动的情况。

500kV、220kV变电站无功电压自动调整装置由地调负责整定，经中调审批后，方可投入自动调整变压器分接头开关，必要时中调有权要求地调调整装置的整定值。

5.4.5.3变电站须采集主变各侧母线的电压、无功功率以及分接头开关位置、低压无功补偿投入容量等相关的实时远动“四遥”信号，分两路送至中调和地调的EMS能量管理系统。

5.4.6发电厂、变电站的调压原则

5.4.6.1发电厂和变电站的500kV母线在正常运行方式情况下，电压允许偏差为系统额定电压的0%—+10%；最低运行电压不应影响电力系统同步稳定、电压稳

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定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。

发电厂的220kV母线和500kV变电站的中压侧母线在正常运行方式情况下，电压允许偏差为系统额定电压的0%—+10%；异常运行方式时为系统额定电压的-5%—+10%。

220kV变电站的220kV母线、发电厂和220kV变电站的110kV—35kV母线在正常运行方式情况下，电压允许偏差为系统额定电压的-3%—+7%；异常运行方式时为系统额定电压的±10%。

带地区供电负荷的变电站和直调电厂的10kV（或6kV）母线正常运行方式下的电压允许偏差为系统额定电压的0%—+7%。

5.4.6.2发电厂、变电站的无功出力、主变分接头开关及无功补偿设备的调整原则如下：

（1）按高压侧母线电压进行控制。

（2）当高压侧母线电压接近或低于正常控制范围下限时，发电厂应提高机组无功出力，变电站应投入补偿电容器，电压仍偏低时才调整主变分接头，提高电压。

（3）当高压侧母线电压接近或高于正常控制范围上限时，发电厂应降低机组无功出力，中调调度员应联系地调减少上网地方机组的无功出力，变电站应退出补偿电容器，投入补偿电抗器，电压仍然偏高时，才调整变压器的分接头开关，降低电压。

（4）兼顾10kV母线电压调整的要求。

5.4.6.3电压控制点的最低极限电压规定为额定电压的90%。 当该节点电压下降至最低极限电压以下时，各发电厂、变电站运行人员应立即利用发电机的事故过负荷能力增加无功出力，投入所有补偿电容器，以维持电压。同时，将情况报告中调值班调度员，中调值班调度员应在安全允许的情况下，迅速采取措施：

（1）利用一切手段增加系统无功功率。 （2）起动备用机组。

（3）当采取上述措施仍无法恢复电压时，应立即对电压最低点及附近超用负荷的地区采取控制负荷水平的措施，使电压及时恢复至极限电压以上。 5.4.6.4电压控制点的最高极限电压规定为额定电压的110％。当该节点电压上

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升至最高极限电压以上时，各发电厂、变电站运行人员应立即降低发电机的无功出力，退出所有无功补偿电容器，投入无功补偿电抗器，以维持电压。同时，将情况报告中调值班调度员，中调值班调度员应在安全允许的情况下，迅速采取措施：

（1）要求相关地区发电机组转为进相运行工况。 （2）停运并列运行的双回送电线路的其中一回。 （3）投入一台主变空载运行。

（4）投入变电站低压并联补偿电抗器。 （5）限制地方电源向主网倒送无功。

（6）调整变电站分接头开关位置，缩小主变变比。 5.5 无人值班变电站管理

5.5.1广东电网无人值班变电站运行管理可采取“集控中心”或“监控中心+巡维中心”模式。

5.5.2 一个集控中心所管理的变电站不宜超过15座。

5.5.3 监控中心的一个监控子站监控的变电站不宜超过15座。 5.5.4集控中心、监控中心必须24 小时不间断监视设备运行情况。

5.5.5调度员、集控员（监控员）的职能必须分开。同时具备调度员、集控员（监控员）资格的人员，当值期间只能担任其中一个岗位的角色。

5.5.6中调调管的集控中心或监控中心到达所辖变电站的行车时间不宜超过40分钟。

5.5.7特殊情况下，根据中调或应急要求，无人值班变电站应派人值守，必要时直接接受中调值班调度员的调度指令，操作完毕后应分别报告中调和集控中心或监控中心。 5.6 事故处理 5.6.1一般原则

5.6.1.1各级调度机构负责其调管范围内的电网事故处理。

5.6.1.2 中调值班调度员是中调调管范围内电网事故处理的指挥员。中调调管电网发生事故时，各级调度及有关厂站运行值班人员应在中调值班调度员统一指挥下正确、迅速处理事故。

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5.6.1.3在处理事故时应做到：

（1）迅速限制事故的发展，消除事故根源并解除对人身和设备安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解。

（2）用一切可能的方法保持设备继续运行，首先保证发电厂及枢纽变电站的自用电源。

（3）尽快对已停电的用户特别是重要用户保安电源恢复供电。 （4）调整系统运行方式，使系统满足安全稳定运行的要求。

5.6.1.4系统发生事故时，事故单位的运行值班人员应在故障后3分钟内简明扼要地将事故的发生时间、天气、开关跳闸情况和潮流异常变化情况，报告中调值班调度员；然后迅速查明继电保护及自动装置动作情况，对跳闸开关及有关间隔进行外部检查，有人值班变电站在事故后15分钟内、无人值班变电站在人员到站后15分钟内向中调值班调度员报告，并按照调度指令进行处理。对无需等待调度指令即可自行处理的事件，现场运行值班人员应按现场规定立即处理，然后报告中调值班调度员。

5.6.1.5非事故单位，应加强运行监视，做好防止事故扩大的预想。不要急于询问事故情况和占用调度电话，以免影响事故处理。如发现异常情况应及时报告中调值班调度员。

5.6.1.6系统发生事故时，中调值班调度员根据系统运行情况，可按照事故限电序位表迅速切除部分负荷，以保持系统安全稳定。中调事故限电或中调调管的自动装置动作切除的负荷，未得中调值班调度员指令，不得送电。

5.6.1.7中调值班调度员应根椐系统频率及电压的变化、继电保护及自动装置的动作情况和EMS显示等分析判断系统事故的性质和原因。处理事故时应镇定、沉着，下达指令和汇报内容应简明扼要。

5.6.1.8中调值班调度员在处理事故时应特别注意：

（1）防止破坏电网稳定。 （2）防止恶性电气误操作。

（3）避免因联系不周，情况不明或现场汇报不准确而造成误判断。 （4）防止过负荷引起自动装置动作。 （5）防止非同期并列。

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（6）按照规定及时处理异常频率、电压。

5.6.1.9发生事故情况下，网间联络线输送功率偏离计划曲线时，应根据网间事故支援的规定进行处理。当外电网发生事故导致系统频率偏差超过允许范围并危及电网安全时，中调值班调度员应立即请示总调值班调度员解网运行。 5.6.1.10为了防止事故扩大、减少事故危害和损失，下列情况下事故单位可不待中调值班调度员指令，立即自行处理，但事后应尽快报告中调值班调度员：

（1）危及人身或设备安全时，根据现场规程及时采取措施。

（2）发电厂、变电站的自用电全部或部分停电时，用其他电源恢复自用电。 （3）系统频率降低至规定值时，各发电厂增加机组出力和开出备用水轮发电机组并入系统。

（4）系统事故造成频率升高至规定值时，各发电厂降低机组出力。 （5）系统频率低至低频率减载装置、低频率解列装置应动作的定值，而该装置未动作时，在确认无误后应立即断开相应开关。

（6）当母线电压消失时，将连接在该母线上的所有开关断开。 （7）本规程或现场规程中明确规定的其他情况。

5.6.1.11电网发生事故时，只允许值班调度员和与事故处理有关的领导留在调度室内，应保持调度室肃静。必要时，可请有关专业人员到调度室内研究解决事故处理有关问题。

5.6.1.12调度交接班尚未完毕时发生事故，应停止交接班。由交班调度员进行处理，必要时接班调度员可协助，待事故处理告一段落时，再进行交接班。 5.6.1.13当事故处理告一段落时，按规定向有关人员通报事故情况。事故处理完毕后，应详细记录事故情况及处理过程。 5.6.2 线路事故

5.6.2.1线路两侧开关跳闸后，对线路强送电的规定：

（1）开关跳闸后，现场必须检查开关的外部和线路保护动作情况，确认开关无异常，判断保护动作情况无异常，可指令对线路强送一次。

（2）若系统急需恢复该线路运行，而现场不能及时汇报开关间隔的检查结果和保护的动作信息时，经调度中心领导批准，可不待保护和开关间隔检查结果，对线路强送一次。

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（3）当强送不成功，对继电保护动作有疑问，且现场反映无冲击等故障现象时，经调度中心领导或总工程师批准，可退出该保护，再强送一次。

（4）线路跳闸后强送不成功，有条件时，可用发电机组对线路进行零起升压，当零起升压不成功或测量绝缘不良时，应立即通知有关单位抢修。当不具备零起升压条件，且系统特别需要该线路运行时，可经调度中心主管领导批准选择适当的开关再强送一次，但强送前应详细检查开关。 5.6.2.2 线路跳闸后进行强送电，应按以下原则处理：

（1）全电缆线路正常情况下重合闸退出，故障跳闸后，不强送。 （2）电缆与架空线混合线路正常情况下重合闸投入，故障跳闸后，如重合不成功，不强送。

（3）试运行线路、已发现有明显故障或缺陷的线路不得强送电。 （4）单侧充电且不作为备用电源的线路一般不宜强送电，若需要强送电，应经调度中心领导同意。

（5）有带电作业工作的线路，应先终止带电作业工作，待确认现场工作人员撤离后，才能强送电。

（6）串联有变压器的线路，应切除变压器后才能强送电。 5.6.2.3 线路强送电规定：

（1）合理选择强送端，一般应选择电网结构较强及远离发电厂的一端进行强送。

（2）强送端开关必须具有线路主保护，母线上有变压器中性点直接接地。 （3）强送前要检查有关线路的潮流及母线电压在规定的范围以内，否则，应调整至允许值后再强送。

5.6.2.4雨雪凝冻灾害、台风引发的线路跳闸事故，值班调度员应尽量维持系统接线的完整性，提高系统稳定裕度及供电可靠性，提高系统抵御多重故障的能力。 5.6.2.5对于因浓雾天气引起连续污闪或雾闪跳闸，或因雨雪凝冻灾害、台风等恶劣天气引起线路间歇性故障连续跳闸若干次后，按设备管理单位的规定，可将开关暂时退出运行，待天气好转后再投入运行。对于危及电网安全运行的重要线路，值班调度员可以随时恢复线路运行。

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5.6.2.6 受山火影响线路继续运行会威胁灭火人员人身安全时，应紧急停运线路。若线路停运将导致系统稳定裕度或供电可靠性大幅降低时，调度机构可保持线路继续运行，但应做好预控措施。

5.6.2.7恶劣天气引起两条及以上220kV或500kV线路跳闸，若运行值班员无法到户外检查且一次设备无明显声、光异常时，可对线路进行一次强送。如在同一稳定断面的两条及以上线路同时跳闸，应尽快对线路强送，防止线路相继故障引起电网稳定破坏。

5.6.2.8 恶劣天气导致线路跳闸后，若对线路强送失败，且未确认线路受损无法复电，可保持线路热备用状态，根据系统运行需要及天气变化情况选择合适时机试送或再次强送。

5.6.2.9线路跳闸后，无论是否恢复送电，值班调度员均应及时通知该线路维护单位进行巡线，并说明故障信息、线路状态。线路维护单位应及时向值班调度员汇报巡线结果。

5.6.2.10线路跳闸未进行强送或强送不成功，经线路维护单位全线巡查未发现故障点的，可以对线路试送电。

5.6.2.11输电线路潮流超过各类稳定和继电保护整定限值时，应迅速降至限值以内，一般可采用如下方法：

（1）增加该输电线路受端电源的出力。 （2）降低该输电线路送端电源的出力。

（3）改变系统结线，强迫潮流重新分配（但应考虑系统继电保护是否匹配）。 （4）对该输电线路受端进行限电。

5.6.2.12 500kV线路高抗保护动作跳闸，应按变压器事故有关原则处理。 5.6.2.13当500kV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。在查明高抗保护动作原因和消除故障之前，线路不得带高抗进行强送。 5.6.3 变压器事故

5.6.3.1变压器跳闸导致厂站内其他变压器过载，运行值班员应及时汇报值班调度员，并告知调度员设备允许过载能力。值班调度员应迅速采取措施，按如下方式处理：

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（1）按现场规定过负荷运行，但应设法在规定时间内降低负荷。 （2）投入备用变压器。 （3）调整潮流或转移负荷。 （4）按事故限电要求限制负荷。

5.6.3.2变压器故障跳闸后，应根据继电保护动作情况及外部现象判断故障原因，并进行处理：

（1）变压器的差动和瓦斯保护同时动作时，在查明原因并消除故障之前，不得送电。

（2）变压器差动与重瓦斯保护其中之一动作时，在对保护范围内设备进行外部检查无明显故障、检查瓦斯继电器气体颜色和可燃性证明变压器内部无明显故障时，可用发电机对变压器零起升压，如升压无异常，可将变压器恢复运行。若无条件用发电机对变压器零起升压，则应取油样及气样进行分析检查，证实变压器内部无故障后，经设备主管单位总工程师同意，方可试送电。

（3）变压器后备保护动作，经检查变压器外部无异常，可以试送电。 （4）如因其他设备故障，保护越级动作引起变压器跳闸，故障消除后，将变压器恢复运行。若保护属于不正确动作，应退出该保护，再恢复变压器运行。

（5）若由于人员过失，造成变压器跳闸，值班调度员可同意将该变压器恢复运行。

5.6.3.3变压器轻瓦斯保护信号动作时，应查明信号动作原因，如瓦斯继电器内的气体是无色无臭而不可燃的，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行。 5.6.3.4有备用变压器或备用电源自动投入的变压器，当运行的变压器跳闸时应先投入备用变压器或备用电源，然后检查跳闸的变压器。

5.6.3.5 变压器跳闸后，值班调度员应注意中性点接地方式变化对系统运行的影响。

5.6.4发电机事故处理

5.6.4.1发电机组跳闸，由发电厂值长根据现场规程进行处理。

5.6.4.2发电机组或主要辅机保护动作造成发电机跳闸，若机组具备继续运行条件，值班调度员应同意其并网。

5.6.4.3变压器保护动作造成发电机跳闸，按变压器事故处理。

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5.6.4.4发电厂高压母线母差保护、开关失灵保护或安全自动装置动作造成发电机解列，由中调值班调度员根据电网情况决定其是否重新并网。

5.6.4.5发电机组故障需要紧急解列停运，由发电厂值长根据现场规程处理，但必须立即报告中调值班调度员。

5.6.4.6不允许发电机组无励磁运行，失磁后保护必须在规定时间内启动解列机组。当机组无励磁运行而失磁保护拒动，应立即手动解列机组。

5.6.4.7发电机失步后，应立即减少发电机有功出力，增加励磁，使发电机拖入同步。不能恢复同步运行时，应将发电机解列后重新并入系统。 5.6.5 母线事故

5.6.5.1发电厂、变电站母线电压消失时，现场运行值班人员应立即将故障报告中调值班调度员，并不待中调值班调度员指令迅速断开该母线上所有开关，设法恢复失去的厂用、站用电，并将故障处理操作和保护动作情况报告中调值班调度员。

5.6.5.2中调值班调度员在确认失压母线上所有开关断开后可按下列情况分别指令现场处理：

（1）母线电压消失，母差保护动作，应对该母线及其相连设备和母差保护进行检查，查出故障原因，并消除或隔离故障点后，可对母线试送电。如有条件，应用发电机向失压母线零起升压。

（2）若找到故障原因，但失压母线不能马上恢复运行，应将无故障的设备倒换至正常母线运行。倒换母线时，开关母线侧刀闸应采取“先拉后合”的原则。

（3）若未能找到故障原因，而系统需要将挂于该母线的设备倒换至正常母线运行，应以外部电源对设备开关与母线侧刀闸之间的T区试送电，证明无故障后才能倒换母线。

（4）GIS母线由于母差保护动作失压，在未查明故障原因及试验合格前不得送电。

（5）对失压母线试送电时，应尽量使用外部电源充电，且外部电源必须具备快速灵敏切除充电母线故障的保护；不具备此条件时，可用母联开关充电，母联开关充电保护必须投入。

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（6）母线电压消失，母差保护未动作，连接于该母线上的开关没有跳闸，判断为外部电源中断所致，检查母线及其相连设备和母差保护无异常后，可对母线试送电。

（7）开关失灵保护动作使母线失压时，应在查出拒动开关，并将故障开关隔离后方可恢复母线送电。

（8）若母线故障使电网解列，在事故处理中应特别注意防止非同期合闸而扩大事故。 5.6.6 开关异常

5.6.6.1中调调管范围内开关的本体和操作机构异常，影响开关运行性能，应立即报告中调值班调度员，并尽快处理。

5.6.6.2开关在运行中不能分闸操作，视不同情况采取下列措施，并注意继电保护的配合：

（1）有专用旁路开关的变电站，用旁路开关与故障开关并联后，退出旁路开关操作电源，拉开故障开关两侧刀闸，将故障开关隔离。

（2）双母线并列运行时，可以进行倒母线操作，使母联开关串联故障开关，若故障开关所连设备可以停电，则断开母联开关，然后拉开故障开关两侧刀闸，将故障开关隔离。

（3）若故障开关为220kV母联开关，倒空其中一条母线，再拉开母联开关的两侧刀闸。

（4）对于500kV3/2开关结线，一般情况下应将故障开关两侧设备退出运行，再无压拉开故障开关两侧刀闸，使故障开关隔离；若故障开关两侧设备不具备停运条件，故障开关所在串和另外至少一串开关正常合环运行，而且现场规程允许，可以通过远方操作拉开故障开关两侧刀闸，将故障开关隔离，但必须注意：

① 包括故障开关在内，只有两串开关合环运行时，先退出这两串除故障开关外所有开关的操作电源，再拉开故障开关两侧刀闸，然后迅速恢复所有开关的操作电源。

② 包括故障开关在内，至少有三串开关合环运行时，先退出故障开关所在串其余开关的操作电源，再拉开故障开关两侧刀闸，然后迅速恢复该串开关的操作电源。

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（5）对于角形结线，可参照3/2开关结线处理。

（6）对于220kV开关，无法按照上述办法处理时，允许将故障开关所在母线停电后进行隔离操作。

5.6.6.3运行中的开关不论什么原因单相跳闸，造成两相运行时，现场运行值班人员应不待中调值班调度员指令立即手动合闸一次，合闸不成功则应断开其余两相开关后报告中调值班调度员。开关若是两相跳闸，造成单相运行，现场运行值班人员确认无误后立即手动断开开关，再报告中调值班调度员。

若非全相开关为发电机（或发变组）开关，应迅速降低发电机有功、无功功率，再按上述原则处理。 5.6.7 频率异常处理

（1）当电网频率发生异常，中调值班调度员应及时汇报总调，申请采取有利于恢复系统频率的调频模式进行调控。并向总调值班调度员申请暂时终止CPS考核，尽快恢复系统频率正常。

（2）当电网频率发生异常，安装于发电机组（含抽水蓄能机组）的安全自动装置在频率超出动作整定值而没有动作时，运行值班人员确认无误后，应作如下处理：

① 系统频率低：对设定为低频自起动的机组，立即手动起动并网，并参与调频；

② 设定为低频切泵的蓄能机组，立即手动停泵。

③ 系统频率高：对设定为高频切机的机组，立即将机组出力减至最小直至解列。

④ 当系统频率达到低频减载装置整定动作值，而该装置未动作时，变电站运行值班人员、集控员确认无误后，应迅速断开相应开关。

（3）当系统频率低于49.5Hz时，水电厂运行值班人员应不等待中调值班调度员的指令，立即启动备用机组并入系统参与调频，并及时报告中调值班调度员。

（4）在处理系统频率下降事故时，中调值班调度员可向地调下达地区限电负荷总额、控制目标或具体的限电线路指令，由地调执行。必要时可直接向有关厂、站或集控中心下达限电指令，相关运行值班人员接到中调值班调度员的限电指令时，应立即执行。

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（5）系统频率恢复后的送电，必须视具体情况逐步进行，防止送电过速而造成系统频率再度下降超出允许范围。 5.6.8 电网解列事故

5.6.8.1地区电网与主网解列后，若引起系统频率、电压和潮流的较大变化，应迅速采取措施保持主网和区域电网稳定运行。解列地区电网内应尽量避免带冲击性负荷的大幅波动（如电弧炼钢炉、轧钢机等），以免引起频率、电压大幅波动甚至系统崩溃。

5.6.8.2地区电网与主网解列后，中调值班调度员应立即调整主网频率和电压，并指定解列地区电网内的调频电厂和频率控制标准。如有条件，应指定解列地区电网内某个地调负责该地区电网的调频、调压任务。当主网和区域电网满足并列条件时，中调值班调度员应指令将两系统同期并列。

5.6.8.3中调应注意调整孤立电网中机组一次调频、AGC、低频低压减载、备自投、安稳等安全自动装置的运行方式，使其适应孤立电网运行。

5.6.8.4负责解列地区的调度可通过对电网用户供电的限制，使孤立电网尽可能平衡运行。

5.6.9 串联铁磁谐振

5.6.9.1设备发生串联铁磁谐振时，会产生谐振过电压或谐振过电流，损坏设备。确认系统发生谐振，应当迅速合上或断开某些设备开关，改变系统电感或电容参数，破坏谐振条件，消除谐振。

5.6.9.2合上开关导致谐振产生，现场运行值班人员应不待值班调度员指令，立即断开该开关；断开开关导致谐振产生，现场运行值班人员应立即报告值班调度员，根据值班调度员指令进行处理。 5.6.10 系统振荡

5.6.10.1系统发生振荡时的一般现象：

（1）发电机、变压器和线路的电压、电流、功率表的指针周期性的剧烈摆动，发电机、调相机发出周期性的嗡鸣声。

（2）电压波动大，电灯忽明忽暗，振荡中心附近摆动最大，电压周期性地降至接近于零。

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（3）失去同期的发电厂或系统间联络线的输送功率则往复摆动，每个振荡周期内的平均有功功率接近于零。

（4）失去同期的发电厂或系统间出现明显频率差异，送端频率升高，受端频率降低，并略有摆动。

5.6.10.2系统发生低频振荡的特征现象：

并列运行的发电机发生转子间相对摇摆，输电线路上的功率也发生相应的振荡，频率一般在0.15～2.5Hz之间，或持续短时间后自行消失，系统同步不遭破坏，或继续加剧以至造成系统失步解列。

5.6.10.3以下事件可能引发系统振荡，应予注意：

（1）电厂经长线路（即联系阻抗较大）送电到系统中去，当送电电力超过规定时，引起静态稳定破坏而失去同步。

（2）系统中发生事故，特别是邻近长距离送电线路的位置发生短路时，引起动态稳定破坏而失去同步。

（3）环状系统（或并列双回线）突然开口，使两部分系统联系阻抗突然增大，引起动态稳定破坏而失去同步。

（4）大容量机组跳闸或失磁，使系统联络线负荷增大或使系统电压严重下降，造成联络线稳定极限降低，引起系统稳定破坏。

（5）交直流并联运行方式下，高压直流系统闭锁，发生大功率转移，使交流联络线潮流增大，系统电压严重下降，引起系统稳定破坏。 5.6.10.4消除系统振荡的措施

（1）在系统发生异步振荡时，各发电厂及有调相机的变电站，应立即充分利用发电机、调相机的过载能力增加励磁，提高电压至可能的最大值，直到设备过载承受极限为止。

（2）频率降低的发电厂，应立即增加有功出力至最大值，甚至允许过负荷（包括起动备用水轮机组）以提高频率直到异步振荡消失。

（3）频率升高的发电厂，应迅速降低发电机出力，使其频率降至与受端系统的频率接近(但应注意不得低于49.50Hz，以防止按频率减负荷装置动作)直到异步振荡消失，同时必须保证火电厂厂用电系统的正常运行。

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（4）当系统发生异步振荡时，不得任意将发电机和调相机解列。当由机组失磁引起系统振荡而失磁保护又未动作时，则应立即将失磁机组解列。

（5）环状系统（或并列双回路）解环操作而引起振荡时，应立即经同期合环。

（6）从系统发生异步振荡时起，在按上述方法处理后经3至4分钟，振荡仍未消除而振荡解列装置又不动作时，则中调值班调度员应选择适当的解列点将失去同期的系统解列。交流系统需要与南方电网其他省区解列的，应向总调值班调度员申请。

（7）当系统发生低频振荡后，一般情况下能自行消失，若长时间不消失，且振荡功率有增大趋势，应尽快正确判断振荡源，发生低频振荡的发电机应退出快速励磁而改为手动或常规励磁，降低联络线输送功率，必要时采取切机甚至系统解列措施。 5.6.11 EMS失灵处理

5.6.11.1中调EMS功能失灵，导致中调值班调度员无法实时监控电网，中调值班调度员应立即切换至备用EMS系统，并通知自动化维护人员迅速恢复故障EMS系统功能。

5.6.11.2中调主、备用EMS功能失灵，中调值班调度员应按相关事故预案规定，保持对电网的监视和控制。若半小时后仍不能恢复，应通报总调，并按下列原则处理：

（1）指令蓄能电厂为主调频厂，部分水电厂和调节性能好的火电厂为辅助调频厂，AGC投当地控制模式。不参与二次调频的机组，值长应根据中调值班调度员调度指令调节出力。

（2）若有必要，暂停一切运行操作。

（3）指定重要的变电站和发电厂加强监视，每15分钟向中调值班调度员报告一次设备运行情况。

（4）指定地调对有关稳定控制界面进行监视，并及时向中调值班调度员报告。

5.6.12 通信中断应急处理

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5.6.12.1发电厂、变电站、地调与中调中断通信联系时，当值运行人员应尽量设法通过其他厂、站或地调转接与中调的电话，同时通知有关人员尽快处理。 5.6.12.2凡事故时能与中调通信畅通的地调、发电厂、变电站，有责任与中调失去联系的单位转达中调指令和联系事项。

5.6.12.3发电厂、变电站与各级调度通信中断时，应按下列原则处理：

（1）发电厂应按发电曲线自行调整出力，但应注意频率、电压变化及联络线潮流情况。

（2）一切已批准但未执行的检修计划及临时操作应暂停执行。

（3）当中调值班调度员下达操作命令后，现场未重复命令或虽已重复命令但未经中调值班调度员同意执行操作时失去通信联系，则该操作命令不得执行。若调度指令已下发，正在进行的操作可能影响电网运行的应暂停，待通信恢复后再继续操作。

（4）中调值班调度员电话发布操作命令后，在接到完成操作命令的报告前，与受令单位失去通信联系，应认为该操作命令正在执行中，调度员不得进行其它有关操作。

（5）调度电话中断时，进行事故处理的单位，在通信恢复后应尽快报告中调。

6 发电调度管理 6.1 节能发电调度

6.1.1节能发电调度是指在保障电力可靠供应的前提下，按照节能、环保、经济的原则，优先调用可再生发电资源；化石类发电资源的机组按能耗和污染物排放水平排序，依次调用，最大限度减少能源、资源消耗和污染物排放。

6.1.2中调根据国家节能发电调度原则和电网实际情况，配合政府电力主管部门编制年度、季度机组发电排序表和发电组合方案。

6.1.3发电机组应按要求建设脱硫、脱硝、煤耗及热负荷在线监测等系统，并投入正常运行，相关数据应实时准确传送至调度自动化主站。

6.1.4调度机构按国家有关要求做好节能发电调度信息发布，发电企业按照要求上报节能发电调度相关信息给调度机构。 6.2 发电调度计划 6.2.1 计划编制

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