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1、湖南电网调度控制管理规程152资料内容仅供参考，如有不当或者侵权，请联系本人改正或者删除。湖南电网调度控制管理规程( 修编征求意见稿) 二一四年八月目 录第一章 总 则1第二章 调控机构的任务及职责3第三章 调度管辖与设备监控范围53.1 一般原则53.2 调管范围53.3 监控范围7第四章 调控运行管理84.1 基本原则84.2 调度运行管理84.3 监控运行管理104.4 无人值守变电站运行管理114.5 集控中心调度运行管理11第五章 电网稳定管理135.1 一般原则135.2 安全稳定计算135.3 稳定限额管理145.4 涉网稳定管理145.5 稳控装置管理145.6 其它要求16第
2、六章 无功电压运行管理176.1 一般原则176.2 电网无功电压管理主要内容176.3 电压允许偏差范围176.4 变电站电压控制要求186.5 发电厂电压控制要求18第七章 频率及电压调整运行管理207.1 频率调整运行管理207.2 电压调整运行管理207.3 AGC运行管理20第八章 电网运行方式编制和管理228.1 一般原则228.2 电网年度运行方式编制22第九章 调度计划管理249.1 调度计划管理原则249.2 年度停电计划249.3 月度停电计划259.4 日前调度计划259.5 负荷管理27第十章 新设备投运管理2810.1 一般原则2810.2 工程前期管理2810.3
3、新设备投运前调度管理2810.4 新设备启动及试运行调度管理2910.5 新设备启动条件3010.6 有下列情况之一者, 新设备不应接入系统运行3110.7 设备退役管理31第十一章 并网调度管理3211.1 一般原则3211.2 协议签订3211.3 新机组投运管理3211.4 并网机组运行管理与技术要求3311.5 网源协调管理34第十二章 水库调度管理3512.1 水库调度管理基本原则3512.2 水电调度的主要工作3612.3 水库调度运行管理3612.4 直调和省调委托水电厂的汇报要求37第十三章 新能源调度管理3913.1 新能源调度管理基本原则3913.2 新能源并网管理3913
4、.3 新能源优先调度40第十四章 气象信息管理42第十五章 继电保护和安全自动装置4315.1 基本原则4315.2 定值管理4315.3 运行及检验管理44第十六章 调度自动化管理4616.1 调度自动化管理基本原则4616.2 调度自动化运行管理4616.3 调度自动化检修及异常管理47第十七章 电力通信管理4817.1 电力通信管理基本原则4817.2 通信检修与异常管理48第十八章 设备监控管理5018.1 设备监控一般原则5018.2 设备监控信息管理5018.3 变电站集中监控许可管理5018.4 集中监控缺陷管理5018.5 监控运行分析评价管理50第十九章 调控运行操作规定51
5、19.1 调度倒闸操作基本原则5119.2 调度操作制度5119.3 监控远方操作制度5219.4 调度倒闸操作指令票5319.5 并列与解列操作5519.6 合环与解环操作5619.7 断路器操作5619.8 隔离开关操作5719.9 变压器操作5719.10 线路操作5819.11 母线操作5819.12 冲击合闸操作5919.13 零起升压操作5919.14 融冰操作60第二十章 事故处理规定6120.1 事故处理基本原则6120.2 频率异常处理6220.3 电压异常处理6320.4 线路事故处理6420.5 母线事故处理6520.6 变压器、 高压电抗器及互感器事故处理6620.7
6、发电机事故处理6620.8 断路器及隔离开关事故处理6720.9 输电断面潮流异常事故处理6820.10 电网振荡事故处理6820.11 调度通信中断事故处理7020.12 调度自动化异常事故处理71附件1: 发电厂、 变电站、 线路命名规定及设备编号原则73附件2: 主要设备调度标准名称表76附件3: 调度术语表78附件4: 逐项操作指令票、 综合操作指令票及委托操作单的格式及举例88附件5: 保护装置调度运行规定91附件6: 新设备接入电力系统需向调控机构提供的资料97附件7: 湖南电力系统调控机构代号98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
7、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, 以下简称供电) 、 用电等各方的合法权益, 特制定本规程。1.2 本规程制定的依据是中华人民共和国电力法、 中华人民共和国可再生能源法、 电网调度管理条例、 电力监管条例、 电网运行准则、 电力安全事故应急处理和调查处理条例和国家、 地方政府以及电力管理部门制定的适用于电力工业的其它法规及标准。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 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及安全自动装置( 以下简称保护装置) 、 调度自动化和电力通
8、信设施、 计量装置等构成的整体。1.5 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) 及变电站运维( 运行) 单位。调控机构是电网运行的组织、 指挥、 指导、 协调机构, 由上至下依次分为: 省级电力调度控制中心( 以下简称省调) , 地市( 区、 州) 电力调度控制中心( 以下简称地调) , 县( 市、 区) 电力调度控制中心( 以下简称县调) 。1.6 电力调控机构依法对电力系统运行进行组织、 指挥、 指导、 协调。任何单位和个人不得非法干预电力调控工作。1.7 各级调控机构在电力调度业务中是上下级关系,
9、下级调控机构必须服从上级调控机构的调度指挥, 各级调控机构设备监控业务应服从相应调控机构的调度指挥。1.8 通信机构负责电力通信网管理、 运行和维护, 各级通信机构在电力通信运行管理中是上下级关系, 下级通信机构必须服从上级通信机构的调度指挥。1.9 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。1.10 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控有关的行为。各电力生产运行单位颁发的有关电力调度控制的规程、 规定等, 均不得与本规程相抵触。1.11 本规程由国网湖南省电力公司电力调度控制中心负责修订、 解释。第二章 调控机构的任务及职责2.1
10、电网调控机构为保障电网的安全、 优质、 经济运行, 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、 输、 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, 使电能质量指标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 调控机构依法对电网实施调度管理, 调度指挥电网运行, 实施设备集
11、中监控, 负责调控业务专业管理。2.3 省调主要职责: 2.3.1 组织实施省级电网调度控制业务相关的专业管理和技术监督。2.3.2 指挥直调范围内电网的运行、 操作和故障处理。2.3.3 负责跨省联络线控制, 协助电网频率调整。2.3.4 负责直调范围内无功管理与电压调整。2.3.5 签订直调范围内电厂的并网调度协议并依据协议对电厂进行调度管理。2.3.6 开展省级电网运行方式分析, 依据国家电网年度运行方式制定省级电网运行方式。2.3.7 开展省级电网月度、 日前电力电量平衡分析, 按直调范围制定月度、 日前发供电计划。2.3.8 根据国家电网主网设备年度停电计划, 制定调管设备年度、 月
12、度、 日前停电计划, 受理并批复调管设备的停电工作票申请。2.3.9 负责调管范围内电网稳定专项管理, 开展电网故障分析, 参与省级电网发展规划及相关工程设计的审查。2.3.10 负责设备监控管理, 负责监控范围内设备集中监视、 信息处理和远方操作。2.3.11 受理并批复新建、 扩建和改建的直调设备投入运行申请, 编制新设备启动调试调度方案并组织实施。2.3.12 负责组织开展直调范围内继电保护和安全自动装置定值的整定计算, 负责直调范围内继电保护、 安全自动装置和调度自动化系统的运行管理及检验管理。2.3.13 制定省级电网继电保护、 调度自动化系统规划。2.3.14 参与制定电力通信规划
13、, 协调与调度控制相关的通信业务。2.3.15 负责直调范围内水电厂的水库发电调度管理, 参与协调水库发电与防洪、 防凌、 航运、 供水等综合利用的关系。负责直调范围内风电场、 光伏电站等新能源电站的发电调度管理。2.3.16 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。2.3.17 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( 运行) 人员上岗培训考核工作。2.3.18 行使上级批准( 或者授予) 的其它职责。2.4 地、 县调主要职责: 2.4.1 地调、 县调工作职责按照国家电网公司电网调度控制管理通则要求,
14、 规范执行。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, 均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、 输、 变、 配电系统, 包括上级调度委托和授权调度的设备、 直接调度范围和调度许可范围。3.1.3 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、 输、 变、 配电系统, 对应设备称为直调设备。3.1.4 调度许可范围: 指下级调控机构直调设备运行状态变化应得到本级调控机构许可的设备范围, 对应设备
15、称为许可设备。3.1.5 接入500千伏电网的发输变电设备的调度权限由网调明确; 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度权限、 地调与地调之间的调管范围由省调明确; 接入 110千伏电网的发输变电设备和接入35千伏电网的发电设备的调度权限、 县调与县调之间的调管范围由地调明确。3.1.6 列入调度管辖范围的设备, 其铭牌参数等改变, 应经产权所有单位批准, 并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。3.1.7 保护装置、 电力通信、 调度自动化等二次设备的调度管辖范围原则上与一次设备的管辖范围一致。3.2 调管范围3.2.1 省调调管范围一般为湖南
16、电力系统内除上级调度直调范围以外的下列设备: 3.2.2 上级调度委托和授权省调调度的设备; 3.2.3 省调直接调度的发电厂( 站、 场) ( 以下简称发电厂) 设备: a) 直接并入220千伏及以上电压等级电网的发电厂设备; b) 其它应由省调直接调度的发电厂设备。3.2.4 省调委托地调调度的发电厂设备: a) 直接并入110千伏电压等级电网且总装机容量3万千瓦及以上的水电厂机组; b) 直接并入110千伏电压等级电网且总装机容量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110千伏电压等级电网且总装机容量6万千瓦及以上其它类型的发电厂机组。3.2.5 500
17、千伏主变低压侧设备; 3.2.6 220千伏及以上电压等级联络变电站的220千伏设备( 主变压器除外) ; 3.2.7 220千伏及以上电压等级的区域间联络线; 3.2.8 省调许可调度的设备: a) 220千伏直馈线路; b) 220千伏终端变电站设备( 用户变电站设备除外) 。3.2.9 地调调度管辖范围一般为: 3.2.9.1 并入本地区电网内上级调管范围以外的风电、 生物质能和光伏等新能源电厂设备; 3.2.9.2 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它发电厂设备; 3.2.9.3 地级市城区内110kV变电站设备及所辖县域内110千伏变电站的110千伏设备(
18、 含主变) ; 3.2.9.4 110千伏线路; 3.2.9.5 地级市城区内35千伏及以下变电站和线路; 3.2.9.6 220千伏直馈线路; 3.2.9.7 220千伏终端变电站设备; 3.2.9.8 上级调度管辖范围外的220千伏线路和变电站设备。3.2.10 县调调管范围一般为3.2.10.1 县域内上级调管范围以外的并网发电厂设备; 3.2.10.2 县域内35千伏及以下电压等级的设备; 3.2.10.3 上级调管范围以外的联络线。3.2.11 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。3.2.12 调控机构应于预计投产日三个月前发布新设备的调管范围, 每年一季
19、度发布所辖调管范围明细表。3.3 监控范围: 指调控机构集中监控的设备范围。3.3.1 监控范围划分基本原则: 3.10.1.1 500kV及以上变电站: 所有设备纳入省调监控范围。 3.10.1.2 220KV 变电站: 地调所在市区内的220KV 变电站10KV 母线( 含附属设备) 及以上设备、 站用电设备纳入地调监控班监控范围, 10KV 馈线断路器纳入配网调控班监控范围; 县域内的220KV 变电站10KV 母线( 含附属设备) 及以上设备、 站用电设备纳入地调监控班监控范围, 10KV 馈线断路器一般纳入县调监控范围; 3.4.1.3 110KV 变电站: 地调所在市区内的110K
20、V 变电站10KV 母线( 含附属设备) 及以上设备、 站用电设备纳入地调监控班监控范围, 10KV 馈线断路器纳入配网调控班监控范围; 县域内 110KV 变电站 110KV 设备( 含主变) 纳入地调监控班监控范围, 其它设备纳入县调监控范围。3.4.1.4 35KV 变电站: 地调所在市区内的35KV变电站纳入配网调控班监控范围; 县域内的35KV变电站纳入县调监控范围。3.4.1.5 未配置配网调控班的地调, 其配网调控班监控设备纳入地调监控班监控范围。第四章 调控运行管理4.1 基本原则4.1.1 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。4.1.2 省
21、调值班调度员是湖南电力系统运行、 操作和事故处理的指挥者, 接受上级调控机构值班调度员的调度指挥, 负责执行上级调控机构值班调度员的调度指令和发布调度指令。4.1.3 省调调度对象是取得调控业务联系资质的下级调控机构值班调度员和值班监控员、 发电厂运行值班人员、 变电站运维人员及线路维护单位运行值班人员, 负责执行省调值班调度员的调度指令。4.1.4 省调调度员和监控员应经过培训、 考试、 考核合格, 调控值班长经电网企业总工程师批准, 其它资格调度员和监控员经省调总工程师及以上领导批准, 方可正式上岗。4.1.5 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
22、调度术语, 双方应先互报单位和姓名, 严格执行下令、 复诵、 录音、 记录和汇报制度。记录应采用纸质签名方式或电子签名方式存档备查。发生错误, 以录音或记录为依据确定责任归属, 如无录音、 记录可查, 由发令单位对其后果负主要责任。4.2 调度运行管理4.2.1 调度系统的值班人员依法执行公务, 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 除调控机构相关负责人( 指省调控中心正、 副主任, 正、 副总工程师, 调控处负责人) 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
23、业务的指示, 应经过调控机构相关负责人转达。4.2.4 运行值班人员须经过省调组织的调度对象资格认证考试合格后, 方可担任省调调度对象。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。4.2.5 值班调度员应按照规定发布调度指令, 并对其下达调度指令的正确性负责。下级调控机构值班调度员、 值班监控员、 发电厂运行值班人员及变电站运维( 运行) 人员应执行调度指令, 并对执行调度指令的正确性负责。4.2.6 运行值班人员须经过省调组织的调度对象资格认证考试合格后, 方可担任省调调度对象。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
24、变更情况。4.2.7 调度对象的主要职责: 4.2.7.1 正确 4.2.3.1 执行调度指令, 并及时汇报调度指令的执行情况。4.2.7.2 及时汇报设备异常运行情况。4.2.7.3 按要求执行调度系统重大事件汇报制度。4.2.7.4 按要求上报运行信息, 完成值班调度员下达的相关工作。4.2.7.5 自行处理本规程规定能够自行处理的事项。4.2.8 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, 应立即向发令人提出, 如发令人仍重复其指令, 受令人应迅速执行。如执行该指令确会严重威胁人身、 设
25、备或电力系统安全时, 受令人应拒绝执行, 并报告发令人和本单位直接领导人。4.2.9 发生以下行为之一者, 按严重违反调度纪律论处: 4.2.9.1 不执行或故意拖延执行调度指令。4.2.9.2 擅自改变调度管辖设备的状态、 控制模式、 参数、 定值。4.2.9.3 不执行省调下达的保证电力系统安全的措施。4.2.9.4 不如实汇报电力系统运行情况, 隐瞒或虚报事实。4.2.9.5 调控机构认定的其它性质恶劣的行为。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, 须经过调控机构组织的调度对象资格认证考试合格后,
26、 方可再次获得调度对象资格。4.2.10 省调调度管辖设备发生异常情况, 运行值班人员应及时向省调值班调度员汇报。省调值班调度员应及时将电网运行的重大变化情况告知相关单位运行值班人员。4.2.11 任何单位和个人未经值班调度员许可, 不得擅自改变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。4.2.12 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。不属于国调和华中分中心调度和省调管辖的设备, 如改变其设备状态及运行方式对湖南
27、电力系统有影响时, 应征得省调值班调度员同意。4.2.13 当危及电力系统安全运行时, 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度相互矛盾的调度指令时, 由高一级调度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度的值班调度员。4.2.14 带电作业须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。4.2.15 值班调度员有权批准如下检修项目: 4.2.15.1 对系统和用户无明显影
28、响( 不限制出力, 不限制用电, 不造成重大安全威胁) 的检修。4.2.15.2 对于已停电检修设备而言, 不扩大停电范围、 不推迟复电时间、 不新增复电要求的配合性检修。4.2.15.3 只需退出双重化配置保护中的单套保护的检修。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、 信息处理和远方操作。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。并在必要时按规定通知变电站运维人员。4.3.2 值班监控员按照监控范围监视变电站运行工况, 主要负责监视设备的事故类、 异常类、 越限类、 变位类告警信息。变电站运维( 运行) 人员负责监视变电站告知类信息。4.3.3
29、 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网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。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 无人值守变电站运行管理4.4.1 变电站须经相应调控机构验收合格, 试运行一周后方可实行无人值守。4
30、.4.2 变电站无人值守验收合格后, 运维单位应向相关调控机构报送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。4.4.3 无人值守变电站运维班应24小时有人值班, 须配备相应的信息系统, 实现对所辖无人值守变电站告知类信息的监控和其它告警信息的查询。4.4.4 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、 消缺维护及事故处理等工作。4.4.5 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。4.4.6 无人值守变电站运维人员一般不得用移动电
31、话接受调度指令。4.4.7 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、 异常和事故处理。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
32、联系。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, 改进系统稳定水平, 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
33、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。5.2.3 调控机构负责计算、 编制调度管辖范围内的稳定运行限额, 颁发安全稳定运行规定, 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 稳定计算分析应针对系统可能出现的各种运行方式, 选择系统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。5.2.5 省调负责系统稳定计算参数的协调
34、管理。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参数。电网企业运维部门负责向调控机构提供安全电流、 过负荷能力、 同塔架设等安全稳定计算资料。5.2.6 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, 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, 修订和发布湖南电力系统安全稳定运行规定并督促执行。5.3.2 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、
35、 稳定措施等提出要求。5.3.3 正常情况下, 省调调度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, 经省电力公司总工程师批准可按静态稳定控制功率运行: a) 为使水库不弃水或少弃水; b) 事故后运行方式, 允许只按事故后稳定储备送电; c) 特殊运行方式; d) 个别联络线的稳定破坏不影响主系统的稳定运行; 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
36、( PSS) 、 一次调频等参数整定, 应经相应调控机构许可, 其投入或退出由有关调控机构批准; 5.4.2 发电机涉网保护配置及整定, 应报相应调度机构备案; 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, 不得退出。5.5 稳控装置管理( 增加远切、 联切) 5.5.1 稳控装置按其相应的调度运行规定执行。5.5.2 切机、 切负荷装置和电气制动装置是保证系统安全稳定运行的重要措施, 未经调度同意, 任何人员严禁擅自停用或退出。5.5.3 低频( 低压) 减载的管理实行统一
37、组织、 分级管理的原则。5.5.4 省调负责低频( 低压) 减载方案的制订以及运行和技术管理。5.5.5 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和定期校验以及装置消缺。5.5.6 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、 定值校验等工作, 保证按要求投入运行。5.5.7 低频( 低压) 减载的方案管理: 5.5.8 省调应每年编制或修订一次系统低频( 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并下达, 同时将方案报上级调度机构备案, 必要时应及时调整; 5.5.9 省
38、调在编制低频( 低压) 减载方案和解列方案时应充分考虑: a) 为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; 5.5.10 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。5.5.11 低频( 低压) 减载的运行管理: 5.5.12 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; 5.5.13 地调需要退出低频( 低压) 减载装置控制的可切负荷每
39、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, 但低频( 低压) 减载投切负荷总量地区不得低于地区减载方案的80%, 系统不得低于90%。; 5.5.14 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; 5.5.15 当频率( 电压) 低至装置的整定值, 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开关; 5.5.16 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开关的实际负荷及地调管辖发电厂和其范围内的并网
40、电厂的实际出力和机组运行方式并于次日报省调; 5.5.17 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。5.6 其它要求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
41、同步投入运行。系统改造性的稳定措施, 应在规定时间内投入运行; 5.6.4 220千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。5.6.5 进行系统性试验( 如短路试验、 负荷特性试验等) 的要求: 5.6.5.1 在省调调度管辖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, 经省电力公司总工程师批准后由省调负责编制调度实施方案并实施; 5.6.5.2 在地调调度管辖范围内进行系
42、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。第六章 无功电压运行管理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; 6.1.3 500千伏与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; 6.1.4 各级调度应努力使分界面无功的交换在规定范围内; 6.1.5 调控机构负责确定其直调范围内电压考核点、 电压
43、监视点, 并按要求报上级调控机构备案。6.1.6 省调调度管辖范围内所有发电厂、 变电站的500千伏和220千伏母线列入电压监视点, 并按有关要求作为考核点进行考核; 6.1.7 地区电力系统的电压监测点和考核点设定原则在地区电力系统调度规程中明确; 6.1.8 省调负责按照调管范围编制季度电压曲线, 并制定节假日及特殊方式下的调压方案。6.2 电网无功电压管理主要内容6.2.1 进行电压和无功平衡分析并提出改进措施。6.2.2 确定和调整变压器分接头位置。6.2.3 统计并考核电压合格率。6.2.4 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
44、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: 6.3.3 正常运行方式时, 500kV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。6.3.4 正常运行方式时, 发电厂220kV母线和500kV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%。事故运行方式时为系统额定电压的-5%+10%。6.3.5 发电厂和220kV变电站的35110kV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
45、电压的10%。6.3.6 特殊运行方式下的电压允许偏差值由调度部门确定。6.3.7 发电厂和变电站母线电压日波动率允许值: 6.3.8 500 千伏变电站高压母线: 3%。6.3.9 发电厂220 千伏母线和 500 千伏变电站中压母线电压: 3.5%; 其它220 千伏变电站压母线电压: 5%。6.3.10 特殊运行方式下的日电压波动率由调度部门确定。6.4 变电站电压控制要求 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 发电厂电压控制要求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