电网调度控制管理规程

江西电网调度控制管理规程

国网江西省电力公司 二〇一五年四月

批准：谭永香

复审：刘

镭 审核：段惠明

王和春 万 源 郭玉金 初审：王

虎 应忠德 孙恭南 主要编写人员：

周栋梁

叶 菁 叶钟海 刘昕晖 杜中剑董欢欢

郭国梁 殷 齐 万玄玄 杨 峰文 峰 程 正 袁 彦 李小锐 熊建华 谌艳红 李华勇

丁国兴 马伊平 段志远

梁文莉

王 凯 金学成 邹根华 宿 昌 罗

诚 王文元 伍太萍 余笃民 陈 红

李峥山 邹绍平

目 录

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

第一章 总则

1.1 为加强江西电网调度控制管理，保证电网安全、优质、经济运行，依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《国家电网调度控制管理规程》和有关法律、法规，制定本规程。

1.2 本规程所称“江西电网”是指国网江西省电力公司经营区域内的各级电网，包括并入上述电网的发电、输配电、用电等所有一次设施及相关的继电保护、通信、自动化等二次设施构成的整体。

1.3 江西电网运行实行“统一调度、分级管理”。 1.4 电网调度系统包括各级电网调度控制机构（以下简称机构）、厂站运行值班单位（含水电流域梯级集控中心、风电场集控中心等）及输变电设备运维单位。机构是电网运行的组织、指挥、指导、协调机构。江西电网设置三级机构，由上至下依次分为：省电力调度控制中心（简称省调）；地（市）电力调度控制中心（简称地调）；县（市、区）电力调度控制（分）中心（简称县调）。

1.5 各级机构在电网调度业务活动中是上下级关系，下级机构必须服从上级机构的调度。厂站运行值班单位及输变电设备运维单位，必须服从机构的调度。 1.6 本规程适用于江西电网的运行、电网操作、故障处置和业务联系等涉及运行相关的各专业的活动。并入江西电网的各电力生产运行单位颁发的有关电网的规程、规定等，均不得与本规程相抵触。

1.7 与江西电网运行有关的各级机构和发、输、变电等单位的运行、管理人员均须遵守本规程；非电网调度系统

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人员凡涉及江西电网运行的有关活动也均须遵守本规程。

1.8 地级机构依据本规程确定的原则，结合地区电点和运行管理需要，制定相应的运行细则。 1.9 县级机构以本规程为指导，参照本规程的原则要求，制定县级电网管理规程。

1.10 本规程由国网江西省电力公司负责解释和修订。

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第二章 管辖范围及职责

2.1 调度管辖范围（以下简称调管范围）是指机构行使调度指挥权的发、输、变电系统，包括直接调度范围（以下简称直调范围）和许可调度范围（以下简称许可范围）。 2.2 机构直接调度指挥的发、输、变电系统属直调范围，对应设备称为直调设备。

2.3 下级机构直调设备运行状态变化对上级或同级机构直调发、输、变电系统运行有影响时，应纳入上级机构许可范围，对应设备称为许可设备。

2.4 上级机构根据电网运行需要，可将直调范围内发、输、变电系统授权（委托）下级机构调度。

2.5 为使机构能有效地指挥电网的运行操作和故障处置，所有影响江西电网发供电能力的主要设备必须由有关机构统一调度管辖；国调、华中分中心调管范围之外的设备由省调、地调、县调三级调度分级调度管理。 2.6 调管范围划分原则 2.6.1 省调调管范围

2.6.1.1 装机容量在100兆瓦及以上发电厂。

2.6.1.2 直接接入220千伏及以上电压等级的发电厂。 2.6.1.3 装机容量100兆瓦以下现省调直调水力发电厂的水电机组。

2.6.1.4 装机容量在40兆瓦及以上风电场风机及光伏电站箱变。

2.6.1.5 220千伏及以上变电站（不包括220千伏终端变电站、终端供电网）的220千伏母线。

2.6.1.6 220千伏及以上线路（不包括220千伏终端线路）。

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2.6.1.7 上级机构或省调指定的发、输、变电系统。

凡省调调度管辖范围内的设备均应包括锅炉、汽（水）轮机、发电机、主变压器、母线、线路等设备，及其相应的开关、刀闸、接地刀闸、避雷器、电流互感器、电压互感器等设备在内。 2.6.2 地调调管范围

2.6.2.1 省调直调100兆瓦及以上发电厂的110千伏出线间隔及110千伏专用旁路间隔和旁路母线；省调直调100兆瓦以下水电机组、风电场风机、光伏电站箱变以外的设备；省调直调发电厂的35千伏母线。

2.6.2.2 省调直调的220千伏变电站的主变压器；主变中性点接地方式不满足省调规定要求的须经省调批准。 2.6.2.3 省调直调的220千伏变电站的110千伏及以下母线；220千伏终端变电站和终端供电网。 2.6.2.4 110千伏及以下变电站。

2.6.2.5 220千伏及以下变电站的无功调节及无功补偿设备。

2.6.2.6 220千伏终端线路；省调直调的220千伏母线上的待用间隔；110千伏及以下母线上的待用间隔。 2.6.2.7 110千伏及以下线路；经地区电网间110千伏联络线跨地区转移负荷需经省调许可，必要时由省调进行协调。 2.6.2.8 按并网调度协议调度管理的发电厂。 2.6.2.9 省调指定的发、输、变电系统。

220千伏终端供电网：指仅由一个500千伏或220千伏变电站经单回或多回终端线路供电的一个或多个220千伏变电站及其相关线路。 2.6.3 县（配）调调管范围

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2.6.3.1 直接并入县级电网的非省、地调调度发电厂。 2.6.3.2 地市公司或县公司所属35千伏、10千伏线路及相关设备（含开关、刀闸、柱上开关、环网柜、电缆分接箱等）。

2.6.3.3 地市公司或县公司所属35千伏变电站、10千伏开闭所。

2.6.3.4 调度协议中明确规定由县调管辖的客户设备。 2.6.3.5 县级电网10千伏公变、专变为县（配）调许可设备。

2.6.3.6 地区电网内其它设备由地调具体划分。

2.6.4 继电保护、安全自动装置、电网调度自动化及通信等二次设备的调管范围与一次设备一致。

2.6.5 各发电厂的厂用电系统及其相关的继电保护和安全自动装置，均由各厂自行管理。

2.6.6 江西电网内省调调管范围的具体划分以省调规定为准，江西电网省调调管、省调委托等设备详见附录1-5。 2.7 监控范围划分原则

2.7.1 省调监控范围：负责全省500千伏变电站设备运行集中监控。

地调监控范围：负责地区范围内35～220千伏变电站设备运行集中监控。

县（配）调监控范围：负责县域范围内35千伏及以下变电站（开闭所等）设备运行集中监控。 2.8 调度运行管理的主要任务

2.8.1 按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电力系统的发、输、供电设备能力，最大限度地满足用户的用电需要。

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2.8.2 按照电力系统运行的客观规律和有关规定保障电网连续、稳定、正常运行，保证供电可靠性，使电能质量指标符合国家规定的标准。

2.8.3 依据电力市场规则、有关合同或者协议，实施“公开、公平、公正”调度。 2.9 省调主要职责：

2.9.1 落实国调及华中分中心专业管理要求，组织实施江西电网调度控制专业管理。

2.9.2 负责江西电网调度运行管理，指挥直调范围内电网运行、操作和故障处置。

2.9.3 负责设备监控管理，负责监控范围内设备集中监视、信息处置和远方操作。

2.9.4 开展调管范围内电网运行方式分析，根据国家电网年度运行方式制定省级电网运行方式；指导地县级机构开展地区电网运行方式分析。

2.9.5 根据国家电网主网设备年度停电计划，参与制定江西电网设备年度检修计划，负责编制电网设备月、周、日停电计划，受理并批复电网设备停电、检修申请。

2.9.6 开展江西电网月、日电力电量平衡分析，按直调范围制定月、日发供电计划。

2.9.7 负责江西电网稳定管理，制定直调电源及输电断面的稳定限额和安全稳定措施。

2.9.8 负责省间联络线关口控制，参与电网频率调整。 2.9.9 负责直调范围内无功管理与电压调整。

2.9.10 参与电网事故调查，组织开展调管范围内故障分析。

2.9.11 负责组织开展直调范围内电网继电保护和安全自

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动装置定值的整定计算，负责直调范围内电网继电保护、安全自动装置和调度自动化系统的运行管理，协助开展省域内国调及华中分中心直调的电网继电保护和安全自动装置运行管理。

2.9.12 参与制定江西电网应急控制负荷序位表，经江西省批准后执行。

2.9.13 统筹协调与江西电网运行控制相关的通信业务。 2.9.14 参与江西电网发展规划、工程设计审查，编制江西电网运行专业规划。

2.9.15 受理并批复新建、扩建和改建直调设备的投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施。 2.9.16 参与签订直调系统并网协议，负责编制、签订相应并网调度协议，并严格执行。

2.9.17 编制直调水电站水库发电调度方案，参与协调水库发电与防洪、防凌、航运、供水等方面的关系。

2.9.18 负责下级机构运行人员、直调厂站运行值班人员、变电运维人员及省检修分公司生产运行值班人员上岗培训考核工作。

2.9.19 行使国调、华中分中心授予的其他职责。 2.10 地调主要职责：

2.10.1 落实省调专业管理要求，组织实施本地区电网调度控制专业管理。

2.10.2 负责本地区电网调度运行管理，指挥直调范围内电网运行、操作和故障处置。

2.10.3 负责直调范围内无功管理与电压调整。

2.10.4 负责与地区内非省调直调电厂签订并网调度协议并依据协议对电厂进行调度管理。

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2.10.5 开展地区电网运行方式分析，依据《江西地县电网年度运行方式编制规范》组织制定地县电网年度运行方式。 2.10.6 根据江西电网设备年度检修计划，参与编制地区电网设备年度检修计划，负责编制地区电网设备月、周、日停电计划，受理并批复设备的停电检修申请；审核、批准县调设备月度停电计划。

2.10.7 负责直调范围内电网稳定专项管理，开展地区电网故障分析，参与地区电网发展规划及相关工程设计审查。 2.10.8 负责设备监控管理，负责监控范围内设备集中监视、信息处置和远方操作。

2.10.9 受理并批复新建、扩建和改建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。

2.10.10 负责直调范围内继电保护、安全自动装置、电力通信和调度自动化系统的运行管理及检验管理。

2.10.11 负责组织开展直调设备继电保护和安全自动装置定值的整定计算，负责所辖县级电网10～35千伏继电保护定值的整定复算、审核和批准。

2.10.12 参与制定本地区应急控制负荷序位表，经本级批准后执行。

2.10.13 负责制定地区电网继电保护、调度自动化系统规划。

2.10.14 参与制定电力通信规划，协调与调度控制相关的通信业务。

2.10.15 组织地县调度自动化系统和调度数据网建设，负责地县级电网调度自动化系统运行管理。

2.10.16 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

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系。

2.10.17 负责下级机构运行人员、直调厂站运行值班人员及变电运维等相关人员上岗培训考核工作。 2.10.18 行使省调授予的其他职权。 2.11 县调主要职责：

2.11.1 落实省、地调专业管理要求，组织实施县级电网调度控制专业管理。

2.11.2 负责县级电网调度运行管理，指挥直调范围内电网运行、操作和故障处置。

2.11.3 负责直调范围内无功管理与电压调整。 2.11.4 参与制定地县电网年度运行方式。 2.11.5 负责编制日调度计划。

2.11.6 负责设备监控管理，负责监控范围内设备集中监视、信息处置和远方操作。

2.11.7 受理并批复新建、扩建和改建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。

2.11.8 负责直调设备继电保护、安全自动装置、电力通信和调度自动化系统的运行管理。

2.11.9 负责组织开展直调设备继电保护和安全自动装置定值的整定计算，并按要求报地调核准。

2.11.10 负责直调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； 2.11.11 负责直调厂站运行值班人员、变电运维等相关人员上岗培训考核工作。

2.11.12 行使地调授予的其他职权。

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第三章 调度管理制度

3.1 机构值班调度员在其值班期间是电网运行、操作和故障处置的指挥者，按照调管范围行使指挥权。值班调度员必须按照规定发布调度指令，并对其发布调度指令的正确性负责。

3.2 值班监控员接受相关机构值班调度员的调度指令，按有关规定执行，并对其执行调度指令的正确性负责。变电运维人员在进行监控运行业务联系时应服从值班监控员的指挥和协调。

3.3 下级机构的值班调度员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员，受上级机构值班调度员的调度指挥，接受上级机构值班调度员的调度指令，并对其执行指令的正确性负责。

3.4 值班调度员的调度联系对象为：上下级机构值班调度员（员）、机构值班监控员、发电厂值班人员（值长或电气值班长）、变电站运维（运行值班）人员（正值及以上）、省检修分公司生产运行值班人员、省送变电生产运行值班人员等，以上人员统一简称值班人员。

3.5 进行调度业务联系时，必须使用普通话及调度术语，互报单位、姓名。严格执行下令、复诵、录音、记录和汇报制度，受令单位在接受调度指令时，受令人应主动复诵调度指令并与发令人核对无误，待下达下令时间后才能执行；指令执行完毕后应立即向发令人汇报执行情况，并以汇报完成时间确认指令已执行完毕。

3.6 接受调度指令的值班人员不得无故不执行或延误执行

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调度指令。如受令人认为所接受的调度指令不正确，应立即向发令人提出意见，如发令人确认继续执行该调度指令，应按调度指令执行。如执行该调度指令确实将危及人员、设备或电网的安全时，受令人可以拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及修改建议上报给发令人，并向本单位领导汇报。 3.7 未经值班调度员许可，任何单位和个人不得擅自改变其调管设备状态。对危及人身和设备安全的情况按厂站规程处理，但在改变设备状态后应立即向值班调度员汇报。 3.8 对于上级机构许可设备，下级机构在操作前应向上级机构申请，得到许可后方可操作，操作后向上级机构汇报；当电网发生紧急情况时，允许值班调度员不经许可直接对上级机构许可设备进行操作，但必须及时汇报上级机构值班调度员。

3.9 机构管辖的设备，其运行方式变化对有关电网运行影响较大的，在操作前、后或事故后要及时向相关机构通报；在电网中出现了威胁电网安全，不采取紧急措施就可能造成严重后果的情况下，上级机构值班调度员可直接（或通过下级机构值班调度员）向下级机构管辖的机构、厂站等运行值班人员下达调度指令，有关机构、厂站运行值班人员在执行指令后应迅速汇报设备所辖机构的值班调度员。

3.10 当电网或电厂运行设备发生异常或故障情况时，值班人员应立即向直调该设备的值班调度员汇报情况。 3.11 当发生影响电力系统运行的重大事件时，相关机构值班调度员应按规定汇报上级机构值班调度员。 3.12 任何单位和个人不得干预调度系统值班人员下达或者执行调度指令，不得无故不执行或延误执行上级值班调度

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员的调度指令。调度值班人员有权拒绝各种非法干预。 3.13 当发生无故拒绝执行调度指令、破坏调度纪律的行为时，有关机构应立即组织调查，依据有关法律、法规和规定处理。

3.14 上级领导发布的一切有关调度业务的指示，应当通过机构负责人转达给值班调度员。非机构负责人不得直接要求值班调度员发布任何调度指令。

3.15 当值班人员同时接到两级机构值班调度员的调度指令时，应优先执行上一级值班调度员的调度指令（特殊情况由下一级值班调度员报告情况后，由上一级值班调度员决定调度指令执行的先后顺序）。下一级值班调度员发布的调度指令不得与上一级值班调度员发布的调度指令相抵触。 3.16 有权接受调度指令的人员名单应根据设备调管范围报相应机构；机构值班调度人员名单也应通知相关单位；人员发生变动应及时报送。

3.17 值班人员应经培训并取得相关机构颁发的业务联系资格证书，方具备业务联系资格。

3.18 值班人员应按机构要求报送有关报表、运行情况、故障情况和有关资料。不得虚报、瞒报、拒报、迟报，不得伪造、纂改。

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第四章 电网运行方式管理

4.1 运行方式管理

4.1.1 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。

4.1.2 协助国调及分中心开展500千伏以上主网年度运行方式、夏（冬）季运行方式计算分析。

4.1.3 江西电网运行方式按照“集中计算、统一决策、分网管理”的原则进行管理。各级电网经营企业负责本电网机构运行方式工作的领导和监督。各级机构负责本电网调管范围内的运行方式编制、管理和实施，并负责对下一级机构运行方式工作的专业管理。

4.1.4 电网运行方式由机构组织统一编制，电网企业规划、建设、运维、营销、交易等部门配合。

4.1.5 以年度运行方式为基础，结合电网夏季、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。 4.1.6 运行方式工作的主要任务： 4.1.6.1 合理安排电网运行方式。 4.1.6.2 电网安全稳定分析及制定措施。 4.1.6.3 负荷预测及电力电量平衡。 4.1.6.4 制定发电计划。

4.1.6.5 开展短期电能交易，实施各类网间交易计划。 4.1.6.6 电网经济运行。

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4.1.6.7 制定水库运用计划。 4.1.6.8 无功平衡和电压管理。 4.1.6.9 新设备投运。 4.1.6.10 故障后分析。

4.1.6.11 发电机组涉网参数及定值管理。

4.1.6.12 参加电网规划设计审查，提出电网技术改造建议或措施。

4.2 年度运行方式

4.2.1 年度运行方式是电网全年生产运行的指导性文件。电网年度运行方式应根据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，统一确定主网运行限额，统筹制定电网控制策略，协调电网运行、工程建设、大修技改、生产经营等管理工作。

4.2.2 电网企业规划、建设、运维、营销、交易等部门每年按机构要求提供次年投产设备相关资料。

4.2.3 各级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。

4.2.4 年度计划停电项目包括电网主设备常规检修、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。对于两个以上相关设备同时停电、对电网运行结构影响较大的项目，应进行专题校核，通过校核后方可安排。

4.2.5 年度发电设备检修计划应综合考虑分月电力电量平衡和年度跨区跨省输电计划，并预留一定备用容量。 4.2.6 发电企业与大用户年度交易结果应通过机构综

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合考虑电网安全、调峰、“三公”调度等因素的校核后，方可纳入年度运行方式。

4.2.7 年度运行方式工作涉及电网规划、建设、运维、交易、安监、调度运行等方面，各级电网经营企业要加强组织协调，明确各部门在年度运行方式编制、实施工作中的职责，做到分工明确、责任清晰、协同配合、落实到位，实现全过程闭环管理。

4.2.8 在年度运行方式编制工作中，上级机构应加强本网和下级机构年度运行方式的协调工作，确保各级调度年度运行方式协调一致。

4.2.9 各级电网经营企业、供电企业和并网运行的电力生产企业，应按各级机构的要求提供有关资料，并执行各级机构编制的电网运行方式。

4.2.10 相关部门及单位按照职责分工向机构提供次年投产设备相关资料：

4.2.10.1 下年度发电设备检修预安排，主要输变电设备检修预安排及各厂分机组核定出力（含最大、最小技术安全出力）。

4.2.10.2 本网下年度发电量预计划，各厂分解发电厂预计划，网损计划指标。

4.2.10.3 本网下年度分月全网及供电区负荷预计。 4.2.10.4 新建、改建、扩建发输变电设备投产计划及设备主要参数。

4.2.10.5 地方发电厂装机容量，分月综合可调出力及调峰容量和全年分区分月各地上网电量及出力。 4.2.11 年度运行方式主要包括以下内容： 4.2.11.1 上年度电网运行总结

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a) 上年度新设备投产情况及系统规模； b) 上年度生产运行情况分析； c) 上年度电网安全运行状况分析。 4.2.11.2 本年度运行方式

a) 电网新设备投产计划； b) 电力生产需求预测； c) 电网主要设备检修计划；

d) 水电厂水库运行方式预测及新能源预测； e) 本年度电网结构分析、短路容量分析； f) 电网潮流计算、N-1静态安全分析； g) 系统稳定分析及安全约束； h) 无功电压分析；

i) 电网安自装置和低频低压减负荷整定方案； j) 调度系统重点工作开展情况； k) 电网运行年度风险预警；

l) 电网安全运行存在的问题、电网结构的改进措施和建议；

m) 下级电网年度运行方式概要。

4.2.12 各级机构应加强对年度方式的适应性管理，根据电网基建投产项目进度，及时对电网运行控制规定进行滚动修订，并下发执行。

4.2.13 各级机构应定期向本电网经营企业的领导、主管生产、基建与规划的负责人汇报年度运行方式，说明运行中存在的主要问题，提出解决的措施、建议和意见。 4.2.14 年度运行方式下发后，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。各级机构应做好年度方式宣贯和执行跟踪工作，加强对电网运行方式的后评估

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工作，及时评估措施的实施效果，分析总结存在的问题和差距，改进和完善电网运行方式工作。

4.2.15 地县年度运行方式管理工作和编制要求按照《江西电网地县一体化年度运行方式管理规定》和《江西地县电网年度运行方式编制规范（试行）》执行。 4.3 夏（冬）季运行方式

4.3.1 在年度方式基础上，根据夏（冬）季供需形势、基建进度以及系统特性变化等情况，国调及分中心统一组织、滚动校核跨区、跨省重要断面稳定限额，统一制定夏（冬）季主网稳定运行控制要点。

4.3.2 省调依据夏（冬）季主网稳定控制要点要求，按照调管范围制定夏（冬）季电网稳定运行规定。 4.4 临时运行方式

4.4.1 针对电殊保电期、多重检修方式、系统性试验、配合基建技改等临时运行方式，机构应按调管范围进行专题安全校核，制定并下达安全稳定措施及运行控制方案。 4.4.2 对上级机构调管的电网运行有影响的运行控制方案，应报上级机构批准。对同级机构调管的电网运行有影响时，应报上级机构协调处理，统筹制定运行控制要求。

4.5 在线安全稳定分析

4.5.1 省调应按规定开展在线安全稳定分析，评估电网安全裕度；电网重大方式调整前，机构应启动或联合预想方式在线计算；电网发生严重故障后，机构应启动或联合应急状态在线分析。

4.5.2 在线安全稳定分析应涵盖机构调管范围内所有220千伏及以上输变电设备，模型及参数应与离线计算保持

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一致，故障集全网统一。

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第五章 调度计划管理

5.1 调度计划包括发输电计划和设备停电计划。按照安全运行、供需平衡和最大限度消纳清洁能源的原则，统筹考虑年、月、周、日发输（用）电计划及设备停电计划。 5.2 许可设备的停电计划须经上级机构批准后纳入年、月、周、日停电计划。

5.3 月、周、日停电计划须进行风险分析，制定相应预案及预警发布安排。对可能构成一般及以上事故的停电项目，须提出安全措施，并按规定向相应监管机构备案。停电方式下N-1可能造成五级及以上电网事件的停电计划，上报月、周、日停电计划的同时，应向所属机构报送安全风险评估报告和停电检修运行方案。 5.4 年度停电计划

5.4.1 年度停电计划应统筹考虑电网基建投产、设备检修和基础设施工程等因素，并以相关文件为依据。

5.4.2 年度停电计划原则上不安排同一设备年内重复停电；对电网结构影响较大的项目，必须通过专题安全校核后方可安排。

5.4.3 国调及分中心统一制定500千伏以上主网设备年度停电计划。年度停电计划下达后，原则上不得进行跨月调整。如确需调整，须提前向相关机构履行审批手续。 5.4.4 年度发电设备检修计划应考虑分月电力电量平衡和跨区跨省输电计划等。

5.4.5 年度发输电计划（包括大用户直供等交易）必须通过机构安全校核。

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5.5 年度输变电设备停电计划应于上年10月底以前报省公司运维检修部，由省公司运维检修部汇编，经年度检修协调会议研究确定，于上年12月底下达。年度发电设备检修计划应于上年10月底以前报省调，由省调汇编，经年度机组检修协调会议研究确定，于上年12月底下达。 5.6 月度调度计划 5.6.1 月度停电计划

5.6.1.1 月度停电计划以年度停电计划为依据，未列入年度停电计划的项目一般不得列入月度计划。对于新增重点工程、重大专项治理等项目，相关部门必须提供必要说明，并通过机构安全校核后方可列入月度计划。

5.6.1.2 国调及分中心统筹制定500千伏以上主网设备月度停电计划，统一开展安全校核。

5.6.1.3 各单位应于每月15日前将下月国调、分调、省调调管的发、输变电设备检修计划上报省调。供电公司的月度停电计划应经本单位运维、、基建、营销等部门会商，经综合平衡后上报。

5.6.1.4 各单位于每月15日前将次月停电计划申请情况报告报省调,于每月第5个工作日前将上月停电计划执行情况报告上报省调。

5.6.1.5 未纳入月度计划的发输变电设备检修项目，原则上在日计划中不予安排。 5.6.2 月度发输电计划

5.6.2.1 省调统筹安排220千伏以上电网月度发输电计划。

5.6.2.2 省调根据本网发电资源、负荷预测、安全约束、电力电量平衡、月度跨区跨省电力交换计划、年度发电量及

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交易计划，编制发电机组组合并上报国调及分中心核备。 5.6.2.3 省调按照直调范围制定并发布月度发输电计划。 5.6.2.4 月度发电计划主要内容包括本网分旬最大用电负荷和月用电量预测；本网及各发电厂月可调出力和发电量计划；水电厂水库控制水位及运用计划；本网月电力和电量平衡计划。

5.6.2.5 月度发电计划制定应考虑分旬电力电量平衡、清洁能源预测、月度跨区跨省电力交换计划和火电机组年度电量计划完成进度，并预留一定备用容量。

5.6.2.6 清洁能源电厂每月15日前将次月发电建议计划报省调。

5.7 周停电计划

5.7.1 各单位根据月度检修停电计划，于每周四上午12时前将下周一至周日的检修停电计划报省调。经省调周停电计划会商会讨论确定后，于周五上午9时前下达。 5.8 日前调度计划 5.8.1 日前停电计划

5.8.1.1 日前停电计划的编制，应以月度停电计划为基础，原则上不安排未列入月度停电计划的项目。

5.8.1.2 各单位应于计划开工前二日10时前向省调提出申请，省调于前一日17时前由值班调度员批复下达各单位执行，星期日、一、二开工检修的项目应于上星期五10时前向省调提出申请；属国调、华中分中心直调及许可的线路、变电站设备的检修申请，各单位应于计划开工前三日10时前报省调，经审核后由省调转报华中分中心；华中分中心批复后由省调再转下达给各单位；华中分中心直调电厂设备的检修由电厂向网调申报检修工作申请票的同时，向省调申报检修

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申请票。国庆、春节等节假日期间的检修计划，应于节前七日提出申请。

5.8.1.3 停电计划申报必须使用规范的设备名称、双重编号和调度术语，填写的设备名称和编号必须与现场一致。 5.8.1.4 停电计划申报必须严格按照江西电力系统发输变电设备检修票（以下简称检修申请票）票面格式填报。凡设备在服役时有核相、冲击合闸、带负荷试验或做与系统有关的试验等要求的必须在检修票恢复送电要求中明确，且在设备检修计划开工前七日向省调报送试验方案或恢复送电要求。重要输变电设备检修或改造项目，各单位应将相关施工方案审核后在设备检修计划开工前七日报省调。

5.8.1.5 省调值班调度员可以直接安排的临时检修，由各单位向省调值班调度员提出申请，经其批准后即可执行，具体如下：

a) 与已经批准的计划检修相配合的检修工作，原则上不能超出计划检修设备的停役时间；

b) 不影响电网运行方式和出力计划，在当日内完成的临时检修和收到次日计划后次日内可以完成的临时检修；

c) 事故检修；但事故检修预计工期超出24小时的需立即补报检修申请。

5.8.1.6 检修申请和设备停复役的规定：

a) 省调调管范围内的一切设备如须停止运行或退出备用进行检修（试验）时，各单位应根据已下达的月度检修计划，按规定要求向省调报周检修计划，在开工前按规定要求向省调提出申请，由省调统筹安排后正式批复各申请单位；

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b) 各单位必须按省调要求规范填报检修申请票，设备停役检修申请的正式批复以省调值班调度员的批复为准；设备停役检修申请，虽已经在检修开工前一日批准，但在设备停役前仍需得到省调值班调度员的调度指令，才能将设备停止运行，并按规定进行检修；

c) 日计划安排的计划检修的电气设备因故不能如期开工时，申请单位应在设备停电前两小时报告省调值班调度员；如因系统原因需推迟开工时，省调值班调度员应提前两小时通知申请单位；

d) 由于检修单位的原因，原定停用检修的设备延期开工时，不允许按批准的检修期限自行顺延检修工期，如必须延迟检修工期，应经省调批准；

e) 设备检修不能如期投入运行，计划检修工期超过48小时的设备检修，检修申请单位应在原定检修工期结束前24小时办理延期申请手续；计划检修工期超过24小时、不超过48小时的设备检修，应在批准的检修工期结束前6小时提出延期申请；计划检修工期不超过24小时的设备检修只允许因天气突然变化不能继续进行检修而办理延期申请手续。延期申请手续只能办理一次；

f) 已停役开工的设备，需要增加工作项目，必须向相应机构增报申请；

g) 基建施工单位要求停役设备，各单位应纳入检修计划，由各单位按规定向相应机构办理检修申请手续并履行工作许可制度；

h) 输变电设备的带电作业对系统运行有要求者，应在开始带电作业前征得省调值班调度员的同意；

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i) 凡属地调或发电厂调管的设备其停役检修影响主网发电能力或安全供电时，应事先征得省调的许可后，方可进行工作；

j) 凡属省调调管电气设备的停役检修工作，必须得到省调值班调度员的许可工作指令，方可开工检修；严禁约时停电或开工检修；

k) 凡属省调调管设备停役检修工作结束后，申请检修单位应立即报告省调值班调度员并办理检修竣工和恢复运行的手续；

l) 凡涉及到省调调管范围内的继电保护和安全自动装置以及自动化、通信（包括通道）等设备需停用时，也应按上述规定办理检修申请和批复手续。

5.8.1.7 设备检修时间的计算。发输变电设备检修时间的计算，是从省调值班调度员许可设备检修开工起，到省调值班调度员接到设备检修工作结束，可以送电（或可以恢复备用）的报告时为止；发输变电设备检修完毕的汇报均以设备运行维护单位的值班人员的汇报为准。 5.8.2 日前发用电计划

5.8.2.1 日前发输电计划包括联络线96点输电计划曲线、机组组合、96点发用电计划和风险点提示等。

5.8.2.2 省调应开展日前系统负荷预测、日前母线负荷预测，并按要求报上级机构。

5.8.2.3 火电厂须按规定申报分机组发电能力、升降负荷速率等机组约束。水电、风电、光伏等优先消纳类机组须按规定申报发电计划。

5.8.2.4 省调根据水电、风电、光伏等优先消纳类机组发电申报计划，综合考虑电网安全约束、发电预测准确率等因

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素后将其纳入日前发电平衡，并合理预留调峰、调频资源。 5.8.2.5 省调协同国调、分中心开展日前发输电计划编制，发输电计划必须经过全网联合量化安全校核。

5.8.2.6 各地调应根据气象预报、调管（自备）电厂发电计划、大用户用电情况、本地区用电变化规律和县调负荷预测，预测所辖电网次日96点系统用电负荷，于每日9:00前上报省调，可在当日15:00前修正一次；应根据影响用电负荷的各种因素以及电网检修和结线方式的变化，对省调母线负荷预测结果进行修正，并于每日9:00前上报省调，可在当日15:00前修正一次。

5.8.2.7 省调编制发电、用电调度计划时，应当留有备用容量。电网的备用容量包括负荷备用容量、事故备用容量、检修备用容量，各种备用容量采用如下标准：（1）负荷备用容量：应不低于最大发电负荷的2%～5%；（2）事故备用容量：一般为最大发电负荷的10%左右，但不低于电网中一台最大机组的容量；（3）检修备用容量：应不低于最大发电负荷的8%～15%。电网如果不能按上述要求留足备用容量运行时，应当采取相应措施。

5.8.2.8 日前发用电计划修改原则及其有关规定:

a) 日调度计划下达后，省调和各有关单位必须认真执行，一般情况下不予修改；

b) 值班调度员根据电网运行的具体情况、有关规定和上级指示，有权修改各发电厂、供电公司当日或次日发（供）电计划，应详细记录修改原因，并以调度指令通知各发电厂、供电公司执行；

c) 下列情况方可修改日发电计划:电网事故、联络线临时检修或联络线潮流越限、其它异常情况，需变更机组运行方

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式和发电出力时；省间交易计划调整，需变更机组运行方式和发电出力时；天气、水情的突然变化、预计负荷和实际负荷发生较大偏差、其他不可抗拒的自然灾害等，需变更机组运行方式和发电出力时；由于本厂设备缺陷、临时检修或燃料供应等因素影响发电出力时，应提前向省调提出申请，经批准后方可修改；

d) 下列情况方可修改日用电计划:大机组或多台机组紧急停机或故障，发电能力达不到计划值时；省调管辖的联络线过载、事故检修和其它不可预测的突发事件，需用电时；天气、水情的突然变化或其它不可抗拒的自然灾害等，需调整用电负荷时；

e) 日发（用）电计划曲线修改的原因及最终结果，省调值班调度员应通知各有关发电厂、供电公司，双方核对无误后均应做好记录。

5.8.2.9 各级调度应于每日17时前完成次日调度计划的编制工作，经分管领导批准后，下达到相关单位；同时将日调度计划和检修票下发给值班调度员，由值班调度员负责指挥和组织实施。

5.8.3 日前计划安全校核

5.8.3.1 按照“统一模型、统一数据、联合校核、全局预控”的原则，开展220千伏以上电网的日前联合量化安全校核。

5.8.3.2 根据安全校核结果，针对基态潮流及N-1开断后潮流断面越限情况，采取预控措施消除越限。

5.8.4 根据周停电安排和电网运行情况，动态开展风险评估，及时发布周电网运行风险预警。风险预警对应的工作任务结束后，按规定程序解除预警。

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5.9 地县调计划管理按照江西电网地县调计划管理实施细则执行。

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第六章 输变电设备投运管理

6.1 输变电设备投运管理基本原则

6.1.1 机构按调管范围划分的原则开展输变电新设备投运管理工作。

6.1.2 新建、扩建和改建的输、变电设备接入电网运行，应遵循电网相关规程、技术标准和管理流程，涉及运行设备的配合停电、启动调试等投入运行前的相关工作都应经过相应机构许可。

6.1.3 新建、扩建和改建的输、变电设备（含发电厂升压站设备）接入系统，该设备的业主应按《电网运行准则》、《江西电网输变电设备接入系统调度服务手册》的要求做好接入系统的有关工作（相关资料图纸参数的报送、并网申请、调试方案和计划、有关合同的签订、验收情况等）。

6.1.4 并网前应按国家有关规定，根据平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则，参照并网调度协议范本与有关机构签订并严格执行并网调度协议。未签订并网调度协议的，不得擅自并网运行，签订并网调度协议并且已经并网运行的，不得擅自解网。

6.1.5 新投产输变电设备涉及的调度通信、自动化系统、继电保护、安全自动装置等二次系统应与一次设备同步投产。 6.2 调度命名

6.2.1 调度命名应遵循统一、规范的原则。

6.2.2 新建500千伏以上变电站的命名，应在工程初设阶段，由工程管理单位报相关机构审定。

6.2.3 新建220千伏变电站的命名，由省调命名；新建220

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千伏以下变电站的命名由管辖单位中心负责。 6.2.4 并入220千伏电网设备由省调负责命名与编号；110千伏以下设备由设备管辖单位中心负责命名与编号。 6.2.5 新建输变电设备投运程序

6.2.5.1 输变电新设备首次投入运行90日前，工程管理单位应按《电网运行准则》的要求向机构提交相关资料，并报送投入运行申请书。

6.2.5.2 电网机构在收到工程管理单位提供一次设备命名、编号申请及正式资料的30日内，下发相关设备的命名和编号。

6.2.5.3 电网机构向工程管理单位发出投入运行确认通知后，完成下列工作：

a) 首次投入运行30日前，向拟并网方提交并网启动调试的有关技术要求；

b) 根据启动委员会审定的调试大纲和启动方案，编制调试期间的并网调度方案；

c) 首次投入运行7日前，双方共同完成调度自动化系统的联调；

d) 首次投入运行5日前，向拟并网方提供继电保护定值单：涉及实测参数，则在收到实测参数5日后，提供继电保护定值单。

6.2.6 机构应依据并网调度协议，在首次投入运行5日前组织完成拟并网方设备并网条件的认定。

6.2.7 工程管理单位确认具备带电调试条件后，在输变电新设备启动调试开始前，应向机构提交启动调试申请。 6.3 输变电新设备启动条件

6.3.1 设备现场验收工作结束，质量符合安全运行要求，

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工程管理单位已按规定向机构提交新设备启动调试申请。

6.3.2 所需资料已齐全，参数测量工作已结束，并以书面形式提供有关单位（如需要在启动过程中测量参数者，应在投运申请书中说明）。

6.3.3 生产准备工作已就绪（包括运行人员的培训、调管范围的划分、设备命名、现场规程和制度等均已完备）。 6.3.4 监控（监测）信息已按要求完成接入和验收工作。 6.3.5 调度通信、自动化系统、继电保护、安全自动装置等二次系统已准备就绪。计量点明确，计量系统准备就绪。 6.3.6 启动试验方案和相应调度方案已批准。

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

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第七章 并网电厂调度管理

7.1 发电厂并网管理

7.1.1 并网电厂必须满足《电网运行准则》相关要求。 7.1.2 风电场并网应满足《风电场接入电力系统技术规定》相关要求。光伏电站并网应满足《光伏发电站接入电力系统技术规定》相关要求。

7.1.3 并网电厂（包括新建、改建和扩建的电厂）接入系统（含涉网二次系统）的可研、初设和设计审查等工作必须有机构参加。

7.1.4 并入江西电网的发电厂由机构按调管范围对拟并网电厂设备进行调度命名编号。

7.1.5 发电厂并网前必须与电网企业签订《并网调度协议》。

7.1.6 发电厂并网必须具备下列条件：

7.1.6.1 并网机组须完成发电机励磁系统、调速系统、PSS、发电机进相能力、AGC、AVC、一次调频等调试试验，调试由具有资质的机构进行，调试报告应提交机构，相关参数按机构要求整定。

7.1.6.2 并网电厂涉网保护和安全自动装置的配置和整定应满足电网运行要求。涉网保护、安全自动装置、故障录波器的运行信息能够远传至调度端。

7.1.6.3 并网电厂至机构具备两个以上可用的路由的通信通道。并网电厂调度自动化子站应通过调度数据网实现与调度自动化主站实时数据交互。并网电厂电量采集装置应通过调度数据网将电量采集数据传送至机构。

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7.1.6.4 水电站应按有关标准建立水调自动化系统，风电场、光伏电站应按有关标准建立发电功率预测系统，并按机构要求传送相关信息。

7.1.6.5 风电机组、光伏逆变器必须满足并网技术标准要求并经国家授权的检测单位检测合格。风电场和光伏电站的无功电压控制措施应满足并网标准要求。

7.1.6.6 风电场、光伏电站应具备AGC、AVC等功能，有功功率和无功功率的动态响应特性应符合相关标准要求。 7.1.6.7 并网电厂正式并网前，必须按规定完成所有试验，试验结果符合有关标准和规程要求。 7.2 并网电厂运行管理

7.2.1 并网电厂应参与系统调频、调峰、调压，相关机组调节性能应满足相关技术标准、运行标准要求。

7.2.2 机组励磁系统、调速系统、涉网保护、安全自动装置、AGC、AVC等装置的技术改造方案应满足相关标准要求并经调度同意。

7.2.3 并网电厂涉网保护、安全自动装置、PSS、AGC、AVC等应按规定投入，其运行状态及定值未经调度同意，不得擅自变更。

7.2.4 并网电厂应按相关规定完成机组（含励磁、调速）参数实测及建模；新能源电站应完成风电机组或光伏发电单元、无功补偿设备及相关控制系统参数实测及建模。 7.2.5 并网电厂内调管设备的检修，均应纳入调度设备停电计划统一管理。

7.2.6 并网电厂应制定全厂停电故障处置预案，并报相关机构备案。

7.2.7 新建机组应在商业运行前完成相关试验或调试，并

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于商业运行后30个工作日内提交正式试验或调试报告。改造机组应在投运1个月内完成相关试验或调试，试验或调试完成后30个工作日内提交正式报告。

7.2.8 机构负责对管辖范围内的机组调速系统、励磁系统性能进行定期复核。

7.2.9 常规水火电机组应按照相关技术规范的要求将重要运行参数接入PMU，发电企业负责PMU设备的维护和检验。 7.2.10 机构负责对管辖范围内的机组调速系统、励磁系统、PSS、AGC、AVC和其它电厂涉网设备的功能和性能进行考核。 7.3 燃料管理

7.3.1 发电厂应按标准储存燃料，按规定向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。

7.3.2 当燃料库存低于规定的警戒线时，应及时向机构报告。

7.3.3 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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第八章 电网频率调整及调度管理

8.1 电网频率的标准是50赫兹，频率偏差不得超过±。电网频率按50±控制。

8.2 各级机构、发电厂均有义务维持电力系统标准频率。

8.3 江西电网与华中电网并网运行时，其频率的监视调整和运行管理，由华中分中心负责；省调应认真监视省间联络线功率，当偏离计划值时，应主动调整，使其偏差在规定范围内。

8.4 江西电网与华中电网解网运行时，频率偏差不得超过±0.2赫兹，频率的监视调整和运行管理，由省调负责。 8.5 地区电网与省网解网运行时，其频率的监视调整和运行管理，由所在地调或县调负责；因特殊情况江西电网分为若干电网运行时，省调值班调度员可根据电网实际情况指定调频厂调频，指定地调负责电网的调频工作；电网容量为300万千瓦以下时，其频率偏差不得超过±0.5赫兹，容量为300万千瓦及以上时其频率偏差不得超过±0.2赫兹。禁止升高或降低系统频率运行。

8.6 江西电网与华中电网解网运行期间，主调频厂定为万安、柘林水电厂，当其失去调频能力时，则由省调指定单机容量在30万千瓦及以上的火电厂担任主调频厂。主调频厂的变更由省调确定并下达。主调频厂的任务是保持电网频率不超过±0.1赫兹，在规定的负荷调整范围内，主调频厂应主动负责调整系统频率，使其在允许偏差范围内，当主调频厂已达到规定的负荷调整范围时，则应立即报告省调值班调度员。

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8.7 在电网正常运行时，发电厂应严格按调度计划或调度指令接带出力；发电厂如有特殊情况，需改变出力时，必须事先申请并得到值班调度员的同意。

8.8 参加电网AGC调节的电厂，其机组AGC功能应能正常投入，调节性能满足规定要求。

8.9 电网备用容量应满足《电力系统技术导则》要求，并根据电网结构、负荷水平、大容量机组分布等因素确定备用容量及各控制区的分配比例。

8.10 因电网事故、机组跳闸或发电出力受阻等原因造成备用容量不足时，应在规定时间内予以恢复。

8.11 机组一次调频性能应满足《电网运行准则》要求，并按规定投入一次调频功能，未经调度许可不得退出。 8.12 为保证频率质量而装设的各种自动装置，如AGC、低频自起动、高频切机等均应由机构统一确定整定原则；其整定值的变更、装置的投入或停用，均应得到调度许可。 8.13 为防止电网频率崩溃，各地区电网内必须装设适当数量的低频减载自动装置，并按规程规定运行。

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第九章 电网电压调整和无功管理

9.1 无功电压管理原则

9.1.1 电网无功补偿遵循分层分区、就地平衡的原则。电网电压的调整、控制和管理，由各级机构按调管范围分级负责。

9.1.2 接入电网运行的发电厂、变电站等应按电网机构下发的电压运行曲线进行调节。 9.2 无功电压调度管理主要内容

9.2.1 确定其调管范围内电压考核点、电压监视点，并按要求报上级机构备案。

9.2.2 按照调管范围编制季度、月度、日电压曲线，并根据负荷变化及时更新。

9.2.3 开展电压调整计算，制定电压调整策略并编制节假日及特殊方式下的调压预案。

9.2.4 负责无功补偿装置的运行管理。 9.2.5 确定和调整变压器分接头位置。

9.2.6 对所辖电网电压合格率和日波动合格率进行统计与分析，并根据相关规定进行考核。

9.2.7 指导下级机构和调管范围内厂站的无功电压管理工作。

9.3 机构负责调管范围内系统无功平衡分析工作，并制定改进措施。

9.4 值班监控员和厂站运行值班人员，负责监视母线运行电压，控制母线运行电压在电压曲线限值内，当已无调整能力而电压仍越限时，应立即汇报值班调度员。

9.5 值班调度员应按照直调范围监控有关电压考核点和电

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压监视点的运行电压，根据情况实时调整，主要措施包括： 9.5.1 调整发电机无功出力，投切或调整无功补偿设备。 9.5.2 正常运行时，当变压器二次侧母线电压仍偏高或偏低，可以带负荷调整有载调压变压器分接头运行位置；事故及系统无功不足时，严禁调整有载调压变压器分接头运行位置。

9.5.3 调整电网运行方式，改变潮流分布，包括转移部分负荷等。

9.5.4 必要时部分用电负荷。

9.5.5 在采取上述措施后电压仍越限时，各级机构应配合进行调整，或采取其他可行的调压措施。 9.6 电压允许偏差范围

9.6.1 正常运行方式时，1000千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。

9.6.2 正常运行方式时，直接接入1000千伏交流系统的发电厂1000千伏母线和1000千伏变电站的500千伏母线：正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的0～+10%。事故运行方式时为系统额定电压的-5%～+10%。 9.6.3 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，且日波动幅度不应大于3%。

9.6.4 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%，且日波动幅度都不应大于3.5%；事故运行方式时为系统额定电压的-5%～+10%。

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9.6.5 正常运行方式时，220千伏变电站220千伏母线电压允许偏差值为额定电压的-3%～+7%，且日波动幅度不应大于5%；事故运行方式时为额定电压的-5%～+10%。 9.6.6 正常运行方式时，发电厂和220千伏变电站的35～110千伏母线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%～+10%。

9.6.7 带地区供电负荷的变电站和发电厂（直属）的10（6）千伏母线正常运行方式下的电压允许偏差为额定电压的0～+7%。

9.7 AVC调度管理

9.7.1 机构负责调管范围内AVC系统建设、运行管理与维护。

9.7.2 AVC控制对象可包括发电机、调相机、电容器、电抗器、有载调压分接头等，AVC应能实现上述设备之间的协制。

9.7.3 AVC适用于电网稳态电压的自动控制，在电网故障或异常情况下，应具备自动闭锁或退出AVC控制功能。 9.7.4 各级机构AVC之间的信息应能交互与控制配合。

9.8 变电站电压控制要求

9.8.1 机构值班监控员、有人值班变电站的运行人员应密切监视变电站母线电压，根据相应机构下达的电压曲线和相关规定的要求，投退无功补偿装置，若母线电压超出规定范围且无调整手段时，应及时向相关机构值班调度员汇报。

9.8.2 装设并联电容器、并联电抗器和有载调压变压器的变电站，值班监控员、有人值班变电站的运行人员应按照相应机构下达的电压曲线投切电容器或电抗器，必要时调

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整变压器有载分接头，控制好“无功界面”功率因数，在高压侧电压不超出允许范围且有一定裕度的前提下，应尽量满足中、低压侧母线电压曲线要求。

9.8.3 运维单位应巡视检查并及时维护无功补偿装置及调压装置，装置发生故障时应及时处理，保证无功补偿装置及调压装置可用率达到要求。 9.9 发电厂电压控制要求

9.9.1 发电厂运行值班人员应密切监视本厂母线电压，根据相应机构下达的电压曲线和相关规定的要求，进行无功调整。当发电机无功出力达到最大进相或滞相能力，母线运行电压仍超出电压曲线范围时，应及时向机构值班调度员汇报。

9.9.2 参加电网AVC调节的电厂，其机组AVC功能应满足规定要求，并按规定投入或退出。发电厂运行值班人员应监视厂内AVC系统运行情况，当机组或AVC功能异常需退出AVC运行时，应汇报相关机构，退出AVC系统，并尽快处理。

9.9.3 新能源电站的无功电压管理

9.9.3.1 风电场应充分利用风电机组的无功容量及其调节能力，并配置足够容量的无功补偿装置且具备协制无功补偿装置的能力。

9.9.3.2 光伏电站应充分利用并网逆变器的无功容量及其调节能力，并配置足够容量的无功补偿装置且具备协制无功补偿装置的能力。

9.9.3.3 风电场应具备动态连续调节并网点电压的能力，调节速度应满足电网电压调节的要求。

9.9.3.4 通过风电汇集升压站接入公共电网的风电场，配置的容性无功补偿容量应能补偿风电场满发时场内汇集线

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路、主变压器的感性无功及风电场送出线路的全部感性无功之和；配置的感性无功补偿容量应能补偿风电场自身的容性充电无功功率及风电场送出线路的全部充电无功功率。 9.9.3.5 通过光伏发电汇集升压站接入公共电网的光伏发电站群中的光伏发电站，配置的容性无功容量能够补偿光伏发电站满发时汇集线路、主变压器的感性无功及光伏发电站送出线路的全部感性无功之和；配置的感性无功容量能够补偿光伏发电站自身的容性充电无功功率及光伏发电站送出线路的全部充电无功功率之和。

9.9.3.6 风电场和大中型光伏电站的低电压穿越能力应满足技术标准要求。

9.9.3.7 新能源电站运行人员应密切监视汇集站母线电压，根据电压曲线和相关规定的要求，进行风电、光伏电站机组无功调整和无功补偿装置投退。若母线电压超出规定范围且无调整手段时，应及时向相关机构值班调度员汇报。 9.9.4 发电机进相运行的技术要求

9.9.4.1 发电机进相运行是发电机的一种正常运行方式； 9.9.4.2 并入电网的发电机组应具备满负荷时功率因数在0.97进相运行的能力，对于新建机组应满足进相0.95运行的能力，发电机自带厂用电时，进相能力应不低于0.97，现役发电机组不具备进相运行能力的，应根据需要开展进相运行试验及技术改造工作，并以此确定发电机组进相运行范围； 9.9.4.3 凡需进相运行的机组均应事先进行进相运行能力试验。经进相试验确认具备进相运行能力的发电机组，机构应根据稳定要求和试验结论制定进相运行规定； 9.9.4.4 发电机的进相运行必须严格按进相运行规定执行，发电机进相运行时应保留10%的静稳储备；

9.9.4.5 凡并网运行的发电机组，其自动励磁调节装置、

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强行励磁调节器和低励磁器均应正常投入运行；凡进相运行的发电机组，其自动励磁调节装置必须具有低励磁功能，而且必须投运，否则不得进相运行；对自动励磁调节装置的低励值必须按运行要求正确整定、校核；其手动励磁的跟踪值必须正确整定，保证在励磁切换时发电机不致失稳；

9.9.4.6 凡需进相运行的发电机组必须装设双向无功功率表和双向功率因数表，以供运行人员对其进行监测和调整； 9.9.4.7 进相运行的发电机的厂用电必须安全可靠，其厂用电的电压应符合规定要求，备用电源自投装置在厂用电失去电源时应能可靠地自动投入；

9.9.4.8 发电机进相运行，当失去静稳时应迅速增加励磁，调减有功，使其拖入同步运行；当其失步时则应立即将机组解列。

9.9.5 电力用户装设的各种无功调节设备（包括调相机、电容器、电抗器、静止补偿和电动机）应按照负荷和电压状况及时调整无功出力。

9.9.6 自备发电厂、地方发电厂、小水电、风电、太阳能发电厂、生物质能发电厂和余热发电厂的机组应按照双方协议或调度规定方式运行。

9.10 谐波及不对称负荷的并网运行管理

9.10.1 电网中任何一点的电压波形畸变率不得超过规定的极限值；注入公共连接点的谐波电流不超过允许值； 9.10.2 各发电厂和供电公司应定期（每年至少一次）按规定方法对谐波情况进行测量与分析，在电气机车，电弧炉等非线性用电设备或大型电容器组投产前及投产后均应对投入点进行谐波测量，测量分析结果应报机构备查； 9.10.3 新建或扩建的非线性、冲击性、不对称性用电设备，

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在报装时必须有谐波电流分析计算和抑制措施；在工程交接验收时必须有相应电力部门谐波测试机构的谐波测试鉴定结果，鉴定结果报机构备查；

9.10.4 如果测得电网电压正弦波形畸变率超过规定值时，由省电力谐波监测站会同各有关单位组织查明谐波源，提出整治措施，并报机构备查；在经采取措施后，还不能消减到规定值以下且威胁电网安全运行时，应将新设备退出进行改造。

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第十章 电网稳定管理

10.1 依据《电力系统安全稳定导则》、《电力系统技术导则》、电网安全稳定管理工作规定等，按照“统一管理、分级负责”原则实施电网稳定管理。

10.2 各级电网应建立规划设计、建设、运维、调度、安全监督和科研试验等电网稳定协同管理机制。

10.3 电网稳定管理包括电网安全稳定分析、电网运行方式安排、稳定限额管理、安全稳定措施管理以及电网运行控制策略管理等工作。

10.4 电网中长期规划、2～3年滚动分析校核，年度、夏（冬）季、月度、临时运行方式必须按照统一标准开展稳定分析。 10.5 电网安全稳定管理具体措施应严格执行《电力系统安全稳定导则》规定的电力系统承受大扰动的各级安全稳定标准。

10.6 机构负责细化调管范围内运行方式安排和安全稳定分析，包括制定稳定限额和安全稳定措施、制定电网故障处置措施与预案等。

10.7 针对电殊保电期、多重检修方式、系统性试验等，各级机构应进行专题安全校核工作，制定安全稳定措施及运行控制预案。对上级机构调管的电网运行有影响的，应报上级机构批准。对同级机构调管的电网运行有影响的，应报上级机构协调处理。

10.8 电网稳定工作由省电力公司统一领导，由省调负责归口管理，并按调管范围分层负责。电网稳定工作领导小组负责领导和协调全网稳定工作，电网稳定工作小组负责具体开

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展电网稳定管理工作。

10.9 电网所属规划、设计、建设、运维、科研、安监、营销、交易、调度等部门均应遵守电网安全稳定管理规定，并应充分重视和互相配合，共同做好电网稳定工作。 10.10 各级机构负责安全稳定装置的调度运行管理，配合有关部门进行电网安全稳定检查。负责制订电网“黑启动”策略和方案。 10.11 电网稳定分析

10.11.1 依据《电力系统安全稳定计算技术规范》开展电网稳定分析计算。

10.11.2 电网稳定分析应统筹制定计算边界条件和计算分析大纲，统一程序、统一模型、统一稳定判据、统一计算方式、统一计算任务、统一协制策略。

10.11.3 机构应建立覆盖全网220千伏以上发、输、变电设备的统一系统仿真模型，并基于全网互联计算数据开展稳定计算工作。

10.11.4 机构根据安全稳定分析结果制定电网运行方式，确定稳定限额和安全稳定措施等，并按要求报上级机构。遇有对电网运行存在影响且本网不能解决的问题，可向上级机构申请协调解决。

10.11.5 下级机构制定的稳定控制策略应服从上级机构的稳定控制要求，稳定控制策略必须通过联网计算故障集合校验。

10.11.6 省调负责其调管范围内220千伏主网、相关500～220千伏电磁环网及华中分中心委托江西省调调度电厂的稳定计算，制定稳定运行限额，经省电力公司分管领导批准后执行，并报华中分中心备案。

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10.11.7 地调负责其调管范围内220千伏、110千伏网络和城市配网的稳定计算工作，提出计算报告和稳定运行规定，经本单位分管领导批准后执行，并报省调备案。对影响省调管辖设备安全的稳定计算和运行规定应经省调核准，必要时，省调应开展校核分析。

10.11.8 县调负责其调管范围内35千伏电网和县域电网的稳定计算工作，提出计算报告和稳定运行规定，由本单位分管领导批准后执行，并报地调备案。对影响地调管辖设备安全的稳定计算和运行规定应经地调核准，必要时，地调应开展校核分析。

10.11.9 各级机构应定期对电网稳定水平进行校核分析，提出电网改进意见和稳定措施。根据次年新设备投产情况进行年度运行方式的稳定计算分析，提出保证系统稳定措施改进方案。对临时出现的特殊方式进行稳定计算分析，提出特殊方式下的稳定运行规定，经分管生产领导批准后执行。 10.11.10 全网性稳定事故分析计算由省调负责组织开展，提出计算报告及应采取的措施，经省公司批准后报华中分中心备案。

10.11.11 发电企业、省检修分公司等相关单位须向机构提供有关符合要求的、电网安全稳定计算分析所必需的技术资料和参数。

10.12 稳定限额及断面管理

10.12.1 机构应执行统一的输电断面稳定限额。对关联输电断面稳定限额的制定，应按照下级服从上级的原则，由上级机构统筹管理。

10.12.2 输电断面的运行控制，原则上应按调管范围进行管理。上级机构可指定输电断面实时运行责任机构，

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责任机构负责断面的正常实时调整与控制，必要时可申请上级机构进行调整。

10.12.3 机构负责制定直调电源及输电断面的稳定限额。上级机构可以根据电网安全稳定运行需要，调整并发布部分下级机构直调范围内电源及输电断面稳定限额，下级机构应遵照执行。

10.12.4 机构制定的稳定限额原则上由机构分管领导批准签发。电网临时或特殊方式下稳定限额，经机构分管生产领导批准后执行，必要时向省电力公司分管领导汇报，并制定防止事故扩大的措施。

10.12.5 严禁超稳定限额运行。在实际运行中如果遇到特殊情况需降低考核标准控制有关线路和断面功率时，由机构提出建议，经省电力公司分管领导批准后执行，必要时向上级机构备案，并制定防止事故扩大的措施。 10.12.6 有关单位领导和运行人员应熟悉稳定运行限额，并严格执行。各单位领导发布的命令不得与稳定运行限额规定有矛盾，不得借故妨碍调度指令的执行。

10.12.7 下级机构调管的一、二次设备运行方式改变影响到上级机构调管辖设备的稳定水平时，应经上级机构同意。

10.12.8 机构应做好稳定限额相关资料归档工作，保留安全稳定计算原始资料、计算数据、制定稳定限额的依据等材料。

10.13 安全稳定控制措施管理

10.13.1 安全稳定控制系统原则上按分层分区配置，各级稳定控制措施必须协调配合。稳定控制措施应优先采用切机，必要时可采用切负荷、解列局部电网。

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10.13.2 省调为江西电网安全稳定装置的管理部门，负责省调管辖电网稳定装置运行管理，检验管理，策略、定值管理，稳定事故分析计算及动作统计等工作，编制调度运行规定、调度术语，开展电网安全稳定检查。协助运维检修部组织电网稳定措施改造工程的实施，配合建设部组织电网稳定措施基建工程的实施。

10.13.3 电科院负责电网安全稳定装置技术监督，负责对各发电企业、省检修分公司、供电企业进行技术指导和技术培训。参与电网安全稳定装置出厂试验和联动试验。解决运行中所存在的安全问题。

10.13.4 电网安全稳定装置所在地供电分公司、省检修分公司承担以下工作：负责本单位安全稳定装置的运行管理、日常运行维护、设备安装调试。及时编制、修订现场运行规程；负责安全稳定装置的检验和日常缺陷处理工作。对装置动作情况进行检查、评价，按有关规定统计上报省调。 10.13.5 发电企业应根据电网及设备情况设置解列及保厂用电的自动装置。发电企业负责本单位安全稳定装置的工程管理、运行管理、检验管理。发电企业内安全稳定装置的技术要求、功能及工程进度须按照电网的要求予以实现和完善，涉及电厂外送的安全稳定装置由省电力公司统一制订方案并组织实施。安全稳定装置的定期检验由发电企业编制计划，报省电力公司批准后执行。

10.13.6 各运行单位应按稳定规定保证安全稳定装置切负荷的总量，不应擅自减少切负荷量或更改所切负荷地点，所切除的负荷不应被自动重合闸或备用电源自动投入装置再次投入。安全稳定装置动作切负荷后，变电运维人员不得自行恢复所切负荷开关，应立即向值班调度员汇报，根据值班调

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度员指令处理。安全稳定装置动作切机后，不得将被切机组的出力自行转到其他机组。

10.13.7 机构应考虑系统内可能发生的最严重事故情况，并配合解列点的安排，制定低频、低压自动减负荷方案，配置相应的自动减负荷装置，落实切负荷量。值班调度员应对减负荷装置的切负荷量进行实时监视。

10.13.8 省调负责江西电网低频减负荷方案的整定以及运行和技术管理。各供电公司负责本地区低频减负荷方案的实施以及装置的日常运行管理、定期检验和定值变更工作。 10.13.9 省调应每年编制或修订江西电网低频减负荷方案，必要时应及时作适当调整，应满足华中分中心低频减负荷方案的原则和要求。省调应于每年12月底前下达次年全网低频减负荷整定方案，各供电分公司根据整定方案的原则和要求，编制本地区电网低频减负荷实施方案，并在一个月内报省调审核。省调于次年2月底前将江西电网低频减负荷方案下达执行，并报华中分中心备案。 10.13.10 低频减负荷方案的整定原则：

10.13.10.1 确保全网及解列后的局部电网频率恢复到赫兹以上，不得高于51赫兹。

10.13.10.2 在各种方式下低频减负荷装置的动作，不应导致系统其它设备过载和联络线超稳定极限。

10.13.10.3 系统功率缺额造成频率下降不应使大机组低频保护动作。

10.13.10.4 低频减负荷切除顺序应按先次要后重要的原则进行整定。

10.13.10.5 低频减负荷装置所切除负荷不应被自动重合闸或备用电源自动投入装置再次投入，并应与其它安全自动

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装置合理配合使用。

10.13.10.6 低频减负荷方案整定的切除负荷数量应按年预测最大平均负荷计算，并对可能发生的事故进行校核。 10.13.11 低频减负荷装置正常均应投入使用，未经相应地（县）调值班调度员同意，禁止自行退出。

10.13.12 在计划用电情况下或低频减负荷装置切除的线路检修时，低频减负荷装置实际切除负荷容量仍需满足方案要求，各供电公司还应安排一定数量的自动低频减负荷备用容量，以代替因故减少和停用的自动低频减负荷容量。

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第十一章 运行操作规定

11.1 调度倒闸操作原则

11.1.1 机构应按直调范围进行调度倒闸操作。许可设备的操作应经上级机构值班调度员许可后方可执行。对下级机构调管设备运行有影响时，应在操作前通知下级机构值班调度员。

11.1.2 华中分中心调管设备由华中分中心负责操作。但值班人员在设备停送电操作前、后须汇报省调值班调度员。 11.1.3 调度操作指令分为逐项指令、综合指令、单项指令和许可操作指令等四种形式。调度在执行操作时，应根据操作任务和具体情况确定发令形式。

11.1.3.1 逐项指令：凡涉及两个及以上单位的操作，在操作步骤上必须由各单位之间严格配合和制约才能保证安全的操作指令；值班调度员应按顺序逐项操作，操作单位应逐项汇报；逐项操作指令票中允许包含与该操作任务有关的综合指令。

11.1.3.2 综合指令：只涉及一个单位操作的操作指令；调度只下达操作任务和注意事项，操作的正确性、工作的安全性以及保护投退的合理性，由现场值班人员负责。 11.1.3.3 单项指令：故障处置、单一操作项目的指令；如增减有功或无功出力、开停机炉、继电保护或安全自动装置的更改、主变电压抽头的变更、限电拉闸、下达或更改日调度计划、投退机组AGC、AVC、PSS、一次调频功能等。 11.1.3.4 许可操作指令：只涉及一个单位的操作，操作单位或下级调度只需经上级值班调度员许可即可，但操作的正

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确性、工作的安全性以及保护投退的合理性，均由现场值班人员或下级机构值班调度员负责；适用以下操作项目：

a) 机构调管的发电机组、发变组（非检修状态转换）、高备变、调相机、静补装置；

b) 机构许可设备。

11.1.3.5 逐项指令、综合指令的操作，调度均应分别填写逐项操作指令票（简称逐令票）、综合操作指令票（简称综令票），逐令票可采用状态令的形式填写。受令单位须按现场规定填写现场操作票；单项指令的操作，调度可不填写操作票，只需将操作内容记录在调度值班运行日志内；许可操作的指令不填写操作票，但应将许可内容记录在调度值班运行日志内，由操作单位按规定填写详细的操作票。

11.1.4 影响网架结构的重大操作前，相关机构应进行安全稳定分析计算。

11.1.5 调管设备，凡需相互借用，应得到对方同意，其设备的运行操作、故障处置由借方负责。设备使用完毕，应由借方恢复到借用前的状态交还对方。 11.1.6 操作前应考虑以下问题：

11.1.6.1 接线方式改变后电网的稳定性和合理性，有功、无功功率平衡及备用容量，水库综合运用及新能源消纳，防止故障的对策。

11.1.6.2 操作引起的输送功率、电压、频率的变化，潮流超过稳定限额、设备过负荷、电压超过正常范围等情况。 11.1.6.3 继电保护及安全自动装置运行方式是否合理，变压器中性点接地方式、无功补偿装置投入情况，防止引起操作过电压。

11.1.6.4 操作后对设备监控、通信、远动等设备的影响。

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11.1.7 计划操作应尽量避免在下列时间进行，特殊情况下进行操作应有相应的安全措施。 11.1.7.1 交时。

11.1.7.2 雷雨、大风等恶劣天气时。 11.1.7.3 电网发生异常及故障时。 11.1.7.4 电网高峰负荷时段。 11.2 监控远方操作原则

11.2.1 值班监控员负责完成规定范围内的监控远方操作。 11.2.2 下列情况可由值班监控员进行开关监控远方操作： 11.2.2.1 一次设备计划停送电操作。 11.2.2.2 故障停运线路远方试送操作。

11.2.2.3 无功设备投切及变压器有载调压分接头操作。 11.2.2.4 负荷倒供、解合环等方式调整操作。

11.2.2.5 小电流接地系统查找接地时的线路试停操作。 11.2.2.6 其他按调度紧急处置措施要求的开关操作。 11.2.3 监控远方操作前，值班监控员应考虑设备是否满足远方操作条件以及操作过程中的危险点及预控措施，同时核对相关变电站一次系统图，检查设备遥测、遥信指示是否正确。

11.2.4 监控远方操作中，严格执行模拟预演、唱票、复诵、监护、记录等要求，若电网或现场设备发生故障及异常，可能影响操作安全时，监控员应中止操作并报告相关机构值班调度员，必要时通知变电运维人员。

11.2.5 监控远方操作前后，值班监控员应检查核对设备名称、编号和开关、刀闸的分、合位置。若对设备状态有疑问，应通知变电运维人员核对设备运行状态。

11.2.6 值班监控员因故不能远方断、合开关时，应将该项

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调度操作指令转发至变电运维人员，变电运维人员应按照监控员转发的调度操作指令进行现场操作。

11.2.7 值班监控员仅进行单一的开关远方断、合操作，其中无功设备投切及变压器有载调压分接头操作，由值班监控员根据电网运行实际情况和机构下达的电压曲线自行操作；其余的开关远方操作，值班监控员按照调度指令执行。 11.2.8 设备遇有下列情况时，严禁进行开关监控远方操作：

11.2.8.1 开关未通过遥控验收。

11.2.8.2 开关正在检修（遥控传动除外）。

11.2.8.3 集中监控功能（系统）异常影响开关遥控操作。 11.2.8.4 一、二次设备出现影响开关遥控操作的异常告警信息。

11.2.8.5 未经批准的开关远方遥控传动试验。 11.2.8.6 不具备远方同期合闸操作条件的同期合闸。 11.2.8.7 变电设备运维单位明确开关不具备远方操作条件。

11.3 调度倒闸操作指令票

11.3.1 拟写操作指令票应以检修票或临时工作要求、日前调度计划、调试调度实施方案、安全稳定及继电保护相关规定等为依据。拟写操作指令票前，拟票人应核对现场一、二次设备实际状态。

11.3.2 拟写操作指令票应做到任务明确、票面清晰，正确使用设备双重命名（或三重命名）和调度术语。拟票人、审核人、下令人、监护人必须签字。

11.3.3 操作指令票分为计划操作指令票和临时操作指令票。计划操作指令票应依据检修票拟写，必须经过拟票、审

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票、下达预令、执行、归档五个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成。临时操作指令票应依据临时工作申请和电网故障处置需要拟写，可不下达预令。

11.3.4 对于无人值守的变电站，原则上值班调度员应将预令下达至相关机构值班监控员，值班监控员转发预令至变电运维人员。对于有人值班的厂站，应由值班调度员直接下达预令至厂站运行值班人员。

11.3.5 对于无人值守的变电站，原则上由值班调度员下达操作指令至相关机构值班监控员。特殊情况下，值班调度员可以直接下达设备操作指令至现场运维人员。对于有人值班的厂站，应由值班调度员直接下达操作指令至厂站运行值班人员。

11.3.6 调度操作指令票原则由副值值班调度员（简称副值）填写，正值值班调度员（简称正值）审核；特殊操作、新设备或设备改造的投产操作宜由专人负责预先填写操作票；在操作前将操作指令票预发到现场，现场应根据机构的操作指令票按现场规定具体填写现场操作票并做好操作前的准备工作。

11.3.7 调度操作一般应包括如下内容

11.3.7.1 申请单位关于设备可以停、送电的汇报。 11.3.7.2 系统潮流的调整。 11.3.7.3 电气设备状态的转换。 11.3.7.4 安全措施的装设与拆除。

11.3.7.5 继电保护、安全自动装置调整及大电流接地系统接地中性点的变更。

11.3.7.6 停电设备安全措施的设置情况告知有关单位和许可检修。

11.3.7.7 将运行方式变更告知有关单位（包括通信和自动化运行主管部门）。

11.3.8 设备送电操作前必须核实相关检修票均已工作终结，并确认全部工作已经完毕，方可送电。

11.3.9 每张操作票只能填写一个操作任务；对于同一操作目的的多个操作，可填写在一张操作票内。

11.3.10 调度操作指令票应编号，作废的操作票应盖“作废”章，已操作完毕的操作票应盖“已执行”章，操作票应连号归档保存至少1年。

11.3.11 任何形式的操作指令，发、受令和复诵以及执行情况的汇报，操作前后的联系，发、受令双方都必须录音，并作记录。调度在执行操作时，一般应由副值发布指令，正值进行监护，对重要复杂的操作应由调度部门负责人监护，操作完毕及时校正显示画面。

11.3.12 双母线、双母单分段、双母双分段母线运行的厂站的线路、变压器等设备转为热备用状态时，应明确接于哪段母线上。

11.3.13 值班调度员发布操作指令时，应给出“发令时间”。“发令时间”是调度员正式发布操作指令的依据，值班人员未接到“发令时间”不能进行操作。

11.3.14 值班人员操作结束后，应汇报已执行项目和“结束时间”。“结束时间”是现场操作执行完毕的依据。 11.3.15 逐令票应逐项发令、逐项操作、逐项汇报。在不影响安全的情况下，可将连续几项由同一单位进行的同一类型操作，一次按顺序下达，运行值班人员应逐项操作，一次汇报。

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11.3.16 现场值班人员在操作过程中如有疑问，应停止操作，待弄清情况后方可继续操作。

11.3.17 当通信困难时，调度可委托所属调度对象代为转达调度操作指令，但三方对操作指令均应作好详细记录、复诵无误并录音。

11.3.18 检修工期应留有足够的操作时间。

11.3.19 设备检修安全措施装、拆的规定。调度负责设备检修所需的厂、站侧的状态，厂、站如需改变设备状态，应得到值班调度员的同意。设备检修具体安全措施由厂、站负责；如设备检修状态未发生改变，厂、站可根据工作要求自行调整安全措施。

11.3.20 严禁约时停送电，严禁约时装拆接地线和开竣工。 11.4 设备停电检修工作的许可和终结制度

11.4.1 凡调管设备停电检修必须向相应机构履行工作许可和终结制度，任何单位和个人不得擅自许可设备开工检修或对检修设备恢复送电。

11.4.2 调管设备的计划停电检修，应使用“江西电力系统发输变电设备检修票”，该票仅作为机构办理设备检修工作许可或终结手续时使用。

11.4.3 电气设备的状态已转为设备检修所要求的状态之后，值班调度员方可办理许可开工手续。

11.4.4 在一次设备转冷备用或检修状态后，若该设备保护装置有工作，值班调度员不另行下令操作，值班人员在得到工作许可后，根据现场工作票的工作要求退出相应的保护装置，工作结束后，值班人员应将保护装置恢复到许可开工前的状态，并办理工作终结手续。

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11.4.5 设备检修工作全部结束并均已办理设备检修终结手续后，值班人员才能向值班调度员办理工作终结手续并确认设备检修工作结束，具备送电条件；需要核相或保护带负荷试验等特殊要求的工作应在办理工作终结手续时汇报值班调度员。

11.4.6 值班调度员在设备检修工作全部结束并均已办理设备检修终结手续，并确认全部工作已经完毕后，才能下令有关单位拆除安全措施，向设备恢复送电。 11.5 继电保护装置操作

11.5.1 停电操作时，先操作一次设备，再退出继电保护；送电操作时，先投入继电保护，再操作一次设备； 11.5.2 以下操作由现场运行值班人员遵照下列原则按现场运行规程、规定自行投退，如有问题应立即报告值班调度员。

11.5.2.1 一次设备冷备用或检修状态时，退出该设备保护装置跳运行断路器的压板和启动运行装置的压板。 11.5.2.2 当母联或母联兼旁路开关代线路开关运行时，退出其他元件保护联跳母联的压板；当母联或母联兼旁路开关恢复为母联开关运行时，退出母联或母联兼旁路开关代线路开关保护和重合闸，投入其他元件保护联跳母联的压板。母联或母联兼旁路开关非全相保护的投退按现场运行规程、规定执行。

11.5.2.3 稳控装置相应的方式压板及保护启动稳控装置压板的投退。

11.5.2.4 开关失灵保护启动压板的投退。 11.5.2.5 远方跳闸保护的投退。

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11.6 系统解、并列操作

11.6.1 发电机与系统或两个系统之间并列无特殊规定时应采用准同期并列；系统并列前，原则上需满足以下条件： 11.6.1.1 相序一致，相位相同。 11.6.1.2 频率相等。 11.6.1.3 电压相等。

11.6.2 当两个待并系统的频率和电压调整确有困难时，允许频率差不大于0.5赫兹，电压差220千伏及以下电压等级不大于额定电压的20%，500千伏电压等级不大于额定电压的10%。

11.6.3 地区电网解列操作前省调必须在解列系统内指定调频、调压厂，指定行使解列地区电网调度权的地调，并告知有关单位。

11.6.4 系统解列操作前，原则上应将解列点的有功功率调至零，无功功率调至最小；当调整确有困难时，一般宜小系统向大系统送少量的有功功率时断开解列开关；使解列后的两个系统频率、电压均在允许范围内。 11.7 系统合、解环操作

11.7.1 合环前必须确认相位一致。

11.7.2 合环前尽量将电压差调至最小，220千伏及以下电压等级一般不超过额定电压的15%，最大不超过额定电压的20%，500千伏一般不超过额定电压的8%，最大不超过额定电压的10%。

11.7.3 合环时，一般应经同期装置检定，功角差不大于30度。

11.7.4 不同电压等级的电磁环网未经计算不得进行合环操作。

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11.7.5 合、解环前，应充分考虑合、解环后潮流的变化，必须保证操作后潮流不超继电保护、电网稳定和设备容量等方面的限额，电压在正常范围内。

11.7.6 合、解环操作时，应注意调整继电保护及安全自动装置、主变中性点接地方式，使其与运行方式相适应。 11.7.7 合、解环后应核实线路两侧开关状态和潮流情况。 11.8 线路操作

11.8.1 线路送电操作顺序 11.8.1.1 推上母线侧刀闸。 11.8.1.2 推上线路侧刀闸。

11.8.1.3 合上开关；对于一个半开关接线的厂站，应先合上母线侧开关，后合上中间开关。

11.8.1.4 线路停电操作顺序与送电操作顺序相反。 11.8.2 线路停送电操作原则

11.8.2.1 终端直馈线停电：先停受电端，后停送电端，送电时相反。

11.8.2.2 单回联络线停电：一般先停电源容量较小的一侧，后停电源容量较大的一侧；送电时相反。

11.8.2.3 双回并列线路中任一回线停电：一般先停发电厂侧（或送端），后停系统侧（或受端）；送电时相反。 11.8.3 线路停送电时注意事项

11.8.3.1 对线路充电时，应注意的事项

a ) 充电开关至少应具备一套完备的继电保护，用小电源向线路充电时，还应考虑继电保护的灵敏度；

b) 防止充电线路故障时，引起系统稳定破坏； c) 充电端宜有变压器中性点直接接地；

d) 应考虑线路充电功率对系统及线路末端电压升高的

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影响，尽量使系统电压波动最小，使空载线路末端电压升高在允许值内，防止末端电压升高超出设备允许电压值；

e) 防止发电机带空载线路充电时产生自励磁； f) 线路充电时，一般应由远离大容量发电机端、远离负荷中心端，远离重要负荷端充电，在对侧并列或合环。 11.8.3.2 在线路停送电操作过程中如需并解列或合解环时，按合解环操作规定执行。

11.8.3.3 新建或改建后的线路在投入运行前，应核对相序、相位正确，方可送电；在试送电时要有可靠的速断保护投入，按试运行方案有关规定执行。

11.8.3.4 线路停电时，应注意调整相关线路的输送功率不超过规定的稳定极限。

11.8.3.5 线路停送电时，有关继电保护和安全自动装置的投退，必须按有关部门制定的相关运行规定执行。 11.8.3.6 线路重合闸投入方式，应按继电保护部门有关运行规定执行，一般要求如下：

a) 220千伏及以上线路重合闸正常投单相重合闸； b) 110千伏及以下联络线重合闸方式按检定无压--检定同期--检定无压的原则使用。

11.8.4 线路停送电装拆安全措施的规定

11.8.4.1 线路停电安全措施装设的规定：必须在线路停电后，确认线路各侧的相关刀闸确在断开位置后，方可将线路各侧转检修（厂、站须验明线路确已无电压后，才能推上线路接地刀闸或挂接地线），全部安全措施装设完毕后，才能办理工作许可手续。

11.8.4.2 线路送电安全措施拆除的规定：线路工作全部结束后，在线路各侧安全措施未全部拆除前，不允许任何一侧

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先恢复热备用。 11.9 开关操作

11.9.1 开关允许拉合负荷电流、充电电流以及切除额定遮断容量以内的故障电流。

11.9.2 开关正常操作必须采用三相操作，若采用分相操作，应经值班调度员同意。

11.9.3 开关合闸前，应确认相关设备的继电保护已按规定投入。开关合闸后，应确认三相均已合上，三相电流基本平衡。

11.9.4 开关使用自动重合闸时，现场应按规程规定考虑其遮断容量下降的因素，当开关允许切断故障电流次数，按现场规程规定仅有一次时，若开关继续运行，现场值班人员应向值班调度员汇报并申请停用该开关的自动重合闸。 11.9.5 旁路开关带线路运行操作原则

11.9.5.1 用旁路开关带线路开关运行前，应先将旁路开关保护按所带线路开关保护定值整定并投入，使旁路开关的保护定值与被带线路开关的保护定值相一致，在两个开关倒闸前应按规定调整有关保护。

11.9.5.2 用旁路开关对旁路母线充电（充电前投入有关保护）正常后，先断开旁路开关，再推上被带线路的旁路刀闸，并调整有关保护。

11.9.5.3 用旁路开关与被带线路开关合环。

11.9.5.4 检查旁路开关已带上负荷，三相电流基本平衡，确认旁路开关三相均已合上，然后断开被带线路开关及两侧刀闸，停运解除备用。

11.9.5.5 在用刀闸拉、合空载旁母时，不论其是用手动还是电动操作，都不允许中途停止，以防止长时间电弧过电压

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损坏设备。 11.10 刀闸操作

11.10.1 严禁用刀闸拉合带负荷设备及带负荷线路，在没有开关时，可用刀闸进行下列操作。

11.10.1.1 拉合电压互感器，（新建或大修后的电压互感器，在条件允许时第一次受电应用开关进行）。 11.10.1.2 拉合避雷器（无雷雨时）。

11.10.1.3 拉合变压器中性点接地刀闸；拉合消弧线圈刀闸（小电流接地系统，变压器中性点位移电压不超限的情况下）。

11.10.1.4 拉合同一电压等级、同一发电厂或变电站内经开关闭合的旁路电流（在拉合前须将开关的操作电源退出）。 11.10.1.5 拉、合一个半开关接线方式的母线环流。 11.10.1.6 拉、合一个半开关接线方式的站内短线。 11.10.1.7 拉合220千伏及以下空母线，但不能对母线试充电。

11.10.2 未经试验不允许使用刀闸向500千伏以上母线充电。

11.10.3 不允许使用刀闸拉、合空载线路、并联电抗器和空载变压器。 11.11 变压器操作

11.11.1 变压器并列运行条件：接线组别相同，变比相等（允许差5%），短路电压相等（允许差5%）。变比不同和短路电压不等的变压器经计算和试验，在任一台都不发生过负荷的情况下，可以并列运行。

11.11.2 一般情况下，变压器投入运行时，应先合电源侧开关，后合负荷侧开关，停运时操作顺序相反。对于有多侧

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电源的变压器，应同时考虑差动保护灵敏度和后备保护情况。 11.11.3 对空载变压器充电要求

11.11.3.1 对变压器充电时，一般应按照先从高压侧充电的原则进行充电，如需从中压侧充电，应核算验证后方可进行。

11.11.3.2 充电前，按调度要求将变压器电压分接头调整到规定位置，使充电后空载变压器各侧电压值不超过相应分接头电压的5%。

11.11.3.3 新投产或大修后的变压器在投入运行时，有条件者应先做零起升压试验，然后做全电压下冲击合闸试验，新变压器一般冲击合闸五次，大修后的变压器一般冲击合闸三次，在并网前应校对相位。

11.11.3.4 充电变压器应具有完备的继电保护，在对变压器充电时，应选择保护齐全、可靠和有后备保护的电源侧充电。

11.11.4 对于中性点直接接地系统中变压器中性点的操作，须依据避免过电压，继电保护可靠动作和系统稳定等方面的要求进行考虑；主变中性点接地方式及操作规定： 11.11.4.1 变压器中性点接地方式，应满足各种运行方式下的继电保护整定和运行要求。

11.11.4.2 变压器充电或停运前，必须将中性点接地刀闸推上，并使开关在断开侧的线圈中性点保持接地运行。 11.11.4.3 并列运行的变压器，在倒换中性点接地刀闸时，应先推（合）后拉；有关零序过流和零序过电压保护要作相应切换。

11.11.4.4 经消弧线圈接地系统中的并列运行变压器在倒换操作时，不允许将消弧线圈同时接入两台变压器中性点上，

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应先拉后推（合）。

11.11.5 变压器开关需倒旁路开关带时，应将相关差动保护退出，操作完毕后，经过检查，保护切换正确，方可投入主变差动保护。 11.12 母线操作

11.12.1 机构调管的母线，正常情况下母线元件的分配，应按机构“年度运行方式”的规定执行，若不能按正常结线方式运行，须经值班调度员同意。 11.12.2 母线分段调整原则

11.12.2.1 使通过母联的电流较小。

11.12.2.2 母差保护按保护规程、规定执行。

11.12.2.3 任一组母线故障或母联误跳，不致使电网瓦解。 11.12.2.4 双回线应接于不同母线。 11.12.2.5 有利于保厂用电的安全。

11.12.3 母线倒闸操作顺序和要求按调度指令和现场规程执行，双母线倒闸操作顺序原则。

11.12.3.1 检查母联开关和刀闸确在合闸位置。 11.12.3.2 退出母联开关操作电源。

11.12.3.3 推上待倒换设备的待运行母线上的刀闸，拉开原运行母线上的刀闸。

11.12.3.4 投入母联开关的操作电源。 11.12.4 母线倒闸操作注意事项

11.12.4.1 在正常情况下，对备用或检修后的母线或旁母充电时，应用具备速断保护的开关（母联旁路或线路开关）进行充电。

11.12.4.2 无母联开关的双母线，需由运行母线倒至备用母线运行，其倒换方法是：先合上备用母线上相应元件刀闸，

再拉开运行母线上相应元件刀闸。

11.12.4.3 用母联开关向母线充电时，充电前应投入母联充电保护，充电正常后退出充电保护，若无充电保护，则应采用其它元件开关对母线充电（注意保护方向要正确），充电时要考虑母差的灵敏度，并采取防误跳运行开关的防范措施。 11.12.4.4 对母线充电时，如母线PT为电磁式且充电开关有断口并联电容时，在充电前应将母线PT退出，在充电后，再将母线PT投入，以避免谐振发生。

11.12.4.5 在母线倒闸操作时，应考虑对母差保护的影响，母差保护的操作应按调度指令和现场运行规程执行；二次回路及母差保护要做相应的变更，防止保护误动或拒动，严禁运行母线PT对停电母线PT从二次侧反充电。

11.12.4.6 当母联检修而采用任一元件的两组母线刀闸跨接两组母线时，注意不使任一组母线PT过载。

11.12.4.7 双母单分段、双母双分段母线的厂站进行母线正常倒闸操作时，严禁同时将两个及以上母联（分段）开关操作电源退出，原则上不应同时使两台及以上主变在母联（分段）开关操作电源退出的两段母线运行。 11.13 发电机操作

11.13.1 发电机的正常操作（即开、停机，调整负荷等），必须按调度指令执行；具体操作按现场规程、规定执行。 11.13.2 新建或检修后的发电机组，在并网前要核对相序及PT相位和同期回路。

11.13.3 新建或检修后保护二次回路发生变动的发电机组，须校对相关保护极性。

11.13.4 发电机对主变压器、母线和线路的零起升压试验必须按有关规程、规定执行。

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11.13.4.1 对发电机变压器组，在加压前应先推上中性点接地刀闸，并按规定和有关方案要求投入保护和有关电压调整装置。

11.13.4.2 对长线路零起升压前，为防止升压时发电机产生自励磁，必须经有关调度部门计算分析，按调度指令执行。 11.13.5 并网运行的发电机的强行励磁及自动电压调整器、电力系统稳定器（PSS）及一次调频要按规定正常投入或退出，否则需向调度申请并经同意。

11.13.6 发电机的正常并列，应采用准同期方法（包括手动和半自动准同期）并列，特殊情况下，如需采用自同期并列的，应通过核算，经有关部门批准，并在现场规程中予以规定。

11.13.7 发电机在并、解列操作时，要注意监视定子三相电流，严防发电机非全相运行，若因故引起失步时，应立即解列发电机，查明原因，处理好后方能再行操作。 11.13.8 发电机在正常解列前，必须先将有功、无功功率降至最低，然后再断开发电机开关和相关刀闸，切断励磁。 11.13.9 根据系统需要，允许进相运行的发电机、调相机，应严格按机构批准的进相运行规定和调度指令执行，以满足系统调压需要。 11.14 零起升压操作

11.14.1 零起升压系统必须与运行系统可靠隔离。 11.14.2 担任零起升压的发电机其容量应足以防止发生自励磁，发电机强励退出，联跳其它非零起升压回路开关的压板退出，其余保护均可靠投入。

11.14.3 零起升压线路保护完整并可靠投入，联跳其它非零起升压回路开关压板退出，线路重合闸停用。

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11.14.4 对主变压器或线路串变压器零起升压时，该变压器保护必须完整并可靠投入，联跳其它非零起升压回路开关压板退出，中性点必须接地。

11.14.5 双母线中的一组母线进行零起升压时，母差保护应采取适当措施防止误动作。母联开关应改为冷备用，防止开关误合造成非同期并列。 11.15 核相

11.15.1 新投产或检修后相位可能变动的设备在投入运行前，必须核对相位或相序，对非环网的并列操作，只需校验相序相同，正确无误即可同期并列；对于环网的合环操作，必须核验相位相同，正确无误后，才允许同期并列或合环操作。

11.15.2 110千伏及以上电压等级的线路或变压器核相，一般应在母线PT二次侧进行（核相时应先验明PT二次侧电压相位正确），条件具备也可用一次核相仪进行核相。

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第十二章 故障处置规定

12.1 故障处置的职责权限

12.1.1 各级机构值班调度员是本级电网故障处置的组织者和指挥者，应按照调管范围对各自管辖电网负责故障处置，要坚持“保人身、保电网、保设备”的原则，对故障处置的正确性和及时性负责。

12.1.2 值班人员应正确迅速地执行相应机构值班调度员所发布的一切故障处置的指令，并应及时将执行情况报告值班调度员。

12.1.3 直调范围内电网发生故障，影响其他电网运行时，值班调度员应及时通报相关机构，需上级或同级机构配合时，应由上级机构协调处理。 12.2 故障处置原则

12.2.1 迅速故障的发展，消除故障根源，解除对人身、电网和设备的威胁。

12.2.2 尽一切可能保持正常设备的运行，以保证对重要用户及厂用电、站用电的正常供电。 12.2.3 尽快将解网部分恢复并列运行。

12.2.4 尽快对已停电的地区或用户恢复供电，重要用户应优先恢复。

12.2.5 尽快调整系统运行方式，使其恢复正常。

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12.3 故障处置要求

12.3.1 电网发生故障时，机构值班调度员应结合综合智能告警信息等，监视本网频率、电压及重要断面潮流情况，进行故障分析。

12.3.2 电网发生故障时，故障及有关单位值班人员应立即简明扼要地将开关跳闸情况、潮流异常情况报告值班调度员，然后再迅速查明继电保护及自动装置动作等情况，并及时报告值班调度员；其报告内容如下： 12.3.2.1 开关跳闸情况。

12.3.2.2 继电保护和安全自动装置及故障录波器动作情况。

12.3.2.3 故障主要象征及原因，设备运行及异常情况。 12.3.2.4 出力（负荷）、频率、电压及潮流变化情况。 12.3.2.5 故障处置情况。

12.3.3 故障处置期间，为防止发生电网瓦解和崩溃，值班调度员可以下达下列调度指令：

12.3.3.1 调整调度计划，包括发输电计划、停电计划。 12.3.3.2 调整发电机组有功或无功出力，启停发电机组。 12.3.3.3 下令停运设备恢复送电或运行设备停运。 12.3.3.4 采取拉限电等措施。

12.3.3.5 采取其他调整系统运行方式的措施。

12.3.4 为防止故障范围扩大，厂站运行值班人员及变电设备运维人员可不待调度指令自行进行以下紧急操作，但事后

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应立即向相关机构值班调度员汇报：

12.3.4.1 将对人身和设备安全有威胁的设备停电。 12.3.4.2 将故障停运已损坏的设备隔离。

12.3.4.3 厂（站）用电部分或全部停电时，恢复其电源。 12.3.4.4 厂站规程中规定可以不待调度指令自行处置者。 12.3.5 在系统故障处置中，各机构及有关厂、站值班人员应坚守岗位，随时与调度保持联系，非故障单位要加强监视，若无异常情况汇报，不得在故障处置时向调度或其他单位询问故障情况，故障结束后，值班调度员应主动向有关单位讲明情况。

12.3.6 故障处置时，应迅速、沉着、果断，严格执行发令、复诵、录音、记录和汇报制度，必须使用统一调度术语。 12.3.7 发生重大故障时，值班调度员应在故障处置告一段落后，尽快报告部门负责人，由部门负责人逐级汇报，并由机构领导报告本单位公司领导，故障处置完毕，值班调度员应按重大事件汇报制度的要求，向上级机构值班调度员汇报故障简况。

12.3.8 故障处置时，各故障单位的负责人有权对本单位值班人员发布指示，但其指示不得与上级值班调度员的指令相抵触；各单位负责人如解除本单位值班人员的职务，自行领导或指定适当人员代行处理故障时，应立即报告上级值班调度员。

12.3.9 系统发生故障时，在室的机构有关负责

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人、处室负责人应监督值班调度员处理故障，给予必要的指示，如认为调度员处理故障不力，可随时解除调度员的职务，指定他人或亲自指挥故障处置，并通知有关单位；被解除职务的调度员对解除职务后的系统故障处置不承担责任。

12.3.10 故障处置期间，与故障处置无关人员不得进入大厅或通过调度电话询问，不得干扰值班调度员和值班监控员进行故障处置。

12.3.11 如故障发生在交期间，应由者负责处理故障，待故障处置完毕或告一段落，方可交；在故障处置期间调度员可应当值调度员请求协助处理故障。 12.4 电网频率异常及故障的处置

12.4.1 电网频率异常时，机构及发电厂应立即采取措施，将频率调整至正常范围。若需上级机构配合，可向上级机构提出调整建议。

12.4.2 电网频率超出50±0.2赫兹范围时为异常频率。 12.4.3 当电网频率低于49.80赫兹时，机构应立即调出备用出力，直至通知拉闸限电，将频率调整至正常。 12.4.4 电网频率突然降至49.50赫兹以下时：

12.4.4.1 各发电厂应不待调度指令立即将机组出力带满，或开出备用机组，或把调相的机组转发电，并注意不使联络线、联变过负荷或超稳定极限，同时应及时报告值班调度员。 12.4.4.2 不论省间交换功率是否超计划，省调应立即调出

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备用出力，直至通知地调拉闸限电，省调按应急控制负荷序位表拉闸限电，协助华中分中心将频率调整至正常。 12.4.5 当频率降到低频减载装置动作值而装置未动作时，值班人员应不待调度指令手动断开该轮次所接跳的线路开关。

12.4.6 当电网频率低至联络线低频解列装置动作值而装置未动作时，值班人员应不待调度指令可自行手动解列；对未装设低频自动解列保厂用电装置的厂、站可自行按现场规程规定执行，并及时向值班调度员报告。

12.4.7 水电厂低频自启动装置动作后或频率下降到自启动装置动作定值而装置未动作改为手动启动成功后，值班人员应立即将装置的动作时间，启动的机组及并网的时间向值班调度员报告。

12.4.8 系统频率高于50.20赫兹时，值班调度员采取以下措施，协助上级机构将频率调整至正常： 12.4.8.1 机组减出力。 12.4.8.2 机组解列停机。

12.4.9 当电网频率高于50.50赫兹时，各发电厂应不待调度指令，立即将出力降至最低技术允许出力，恢复频率至正常范围，应注意不使联络线、联变过负荷或超稳定极限，并及时向值班调度员报告。

12.4.10 拉闸限电及低频减负荷装置切除的线路，均不得自行送出，如危急人身设备安全时，可先送保安用电，再向

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值班调度员汇报，不准将停电线路负荷倒至其他线路供电（保安用电除外）。

12.5 系统电压异常及故障的处理

12.5.1 值班人员应认真监视电压，并严格按机构规定的电压控制曲线及时调整，超过规定范围无法调整时应立即报告相应机构值班调度员。

12.5.2 为保持电网稳定，防止发生电压崩溃事故，机构值班人员应根据系统稳定计算和运行要求对系统主要中枢点规定最低运行电压值和最低极限电压值；如未进行稳定计算规定上述电压值，一般暂规定如下：

12.5.2.1 发电机母线最低运行电压值不低于额定电压的95%，最低极限电压值不低于额定电压的90%。

12.5.2.2 系统中枢点母线最低运行电压值不低于额定电压的90%，最低极限电压值不低于额定电压的85%。 12.5.3 系统电压降低的处理：

12.5.3.1 当发电机母线电压或系统中枢点母线电压低于最低运行电压值时，值班人员应不待值班调度员的指令，可自行调整发电机、调相机的无功出力，使其电压恢复至最低运行电压值以上。当发电机、调相机已满负荷运行，而母线电压仍低于最低运行电压值时，应立即报告值班调度员，由值班调度员负责处理。

12.5.3.2 为尽快使发电机母线和系统中枢点母线电压恢复至最低运行电压值以上，值班调度员可采取下列措施调压：

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a) 增加邻近发电机、调相机和静止补偿器的无功出力，投入备用并联电容器，退出并联补偿电抗器；

b) 增开备用机组，投入备用状态下的高压输电线路； c) 在允许范围内提高邻近中枢点的电压，或普遍提高全网中枢点的电压；

d) 若系统情况允许，必要时可降低发电机有功出力，以增加无功出力；

e) 适当地调整有载调压变压器的电压抽头；

f) 改变电网结线方式或供电方式，调整有关主要联络线潮流，降低远距离重负荷线路的输送功率；

g) 本厂、站或本地区的用电负荷，为防止造成电压质量降低事故，必要时应按应急控制负荷序位表切除部分负荷。

12.5.3.3 当发电机母线或系统中枢点母线电压低于最低极限电压值时，值班人员应作如下处理：

a) 发电厂和装有调相机的变电站值班人员应不待调度指令可自行利用发电机或调相机的事故过负荷能力，增加无功出力来维持电压并迅速报告机构值班调度员；

b) 值班调度员应迅速启用系统的无功备用容量和有恢复电压效果的有功备用容量，并迅速指令值班人员按应急控制负荷序位表拉闸限电来提高电压，以消除发电机或调相机的过负荷状态，并在规定允许的时间内，使母线电压恢复至最低运行电压值以上。

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12.5.3.4 当系统局部电压降低，使发电机或调相机过负荷时，应作如下处理：

a) 值班人员应不待调度指令可以采用降低无功的办法来消除过负荷，但不得使母线电压低至事故极限电压值；

b) 有关单位应迅速将过负荷情况报告有关调度，由其采取措施，以尽快消除发电机或调相机的过负荷；

c) 当过负荷情况严重，并达到规定允许的过负荷时间或强励动作超过规定时间，应立即报告有关调度，并同时自行按应急控制负荷序位表进行拉闸限电，以消除发电机或调相机的严重过负荷。

12.5.3.5 当系统电压降低到严重威胁厂用电安全时，现场值班人员可自行按现场规程规定执行保厂用电措施，并立即报告值班调度员。

12.5.3.6 装有低电压解列装置的厂、站，当电压低至解列装置动作值而装置未动作时，值班人员应不待调度指令手动断开低电压解列装置所接跳的开关。 12.5.4 中枢点电压高的处理：

12.5.4.1 降低邻近发电机、调相机无功出力，调整静止补偿器出力，投入并联补偿电抗器，退出电容器；发电机进相运行。

12.5.4.2 在允许范围内普遍降低全网其他中枢点的电压。 12.5.4.3 适当地调整有载调压变压器的电压抽头。 12.5.4.4 将空载的高压输电线路停运。

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12.5.4.5 必要时解列部分机组，使电压恢复正常。 12.6 发电机故障处置

12.6.1 发电机跳闸或异常，发电厂运行值班人员应立即汇报值班调度员，并按现场规程进行处置。 12.6.2 发电机失磁的处理

12.6.2.1 发电机失磁运行允许条件：

a) 定子电流不超过额定值，一般要求不超过额定电流的10%；

b) 转子各部分发热在允许范围内；

c) 发电机母线电压不低于90%额定电压，系统电压不低于规定限额，不使系统失去稳定。

12.6.2.2 对满足失磁运行条件，且经计算和试验验证允许无励磁运行的机组，允许无励磁运行时间应在现场运行规程中明确规定，其允许的有功出力应由试验确定并经批准。 12.6.2.3 对不允许无励磁运行的机组或因失磁引起系统失步，应立即将该机组解列；对允许短时无励磁机运行的机组，在失去励磁而没有使系统失去稳定时，在系统电压不低于90%的情况下，可不立即解列机组，而应迅速降低有功出力，并在规定的时间内设法恢复励磁，否则也应将机组解列；对水轮发电机发生失磁时应立即将该机组解列。

12.6.2.4 发电机失去励磁且失磁保护拒动，发电厂运行值班人员应立即将发电机解列。 12.6.3 发电机不对称运行的处理

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12.6.3.1 发电机三相电流不对称持续运行的允许条件：

a) 转子的温度不超过允许值； b) 机组振动不超过允许值；

c) 不平衡电流的标么值不应超过允许值，汽轮发电机一般不超过0.1，水轮发电机和凸极调相机一般不超过0.2，同时最大一相的电流不得大于额定值。

12.6.3.2 发电机持续运行允许的不平衡电流值，应遵守制造厂的规定，无制造厂规定时，可按照上述规定执行。 12.6.3.3 当发电机发生三相电流不平衡时，有关发电厂值班人员应按“发电机运行规程”和“现场规程”中的有关规定进行处理，在调整降低有功出力无效后，应迅速报告值班调度员，按其调度指令进行处理。

12.6.3.4 值班调度员应准确判断故障和正确采取措施，在允许时间内，消除三相电流不平衡，当超过允许运行时间时，应立即将发电机解列，待故障消除后再恢复并列。 12.6.4 发电机在进相或高功率因数运行中发生失步时应立即降低有功出力，增加励磁，以使机组拖入同步；若无法恢复同步时，应将发电机解列后，再重新并入系统。 12.6.5 当隐极式发电机转子线圈发生一点接地时，应立即查明故障地点与性质，如是不稳定性的金属接地，对于容量在100兆瓦及以上的转子内冷发电机，则应投入两点接地保护，并尽可能停机检修。

12.6.6 对凸极式发电机的转子线圈应有保护一点接地的

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信号装置，出现转子一点接地信号时，应迅速转移负荷，停机处理，一般不允许再继续运行。

12.6.7 发电机因主保护、后备保护动作或误动跳闸，现场值班人员应按现场规程进行处理，并立即报告值班调度员，未经值班调度员同意不得擅自并网。 12.7 变压器的故障处置

12.7.1 联络变压器过负荷，应立即设法使变压器过负荷在规定时间内消除，其方法如下： 12.7.1.1 受端增加出力。 12.7.1.2 投入备用变压器。

12.7.1.3 改变电网运行方式或转移负荷。 12.7.1.4 受端负荷。

12.7.2 自耦变压器（低压侧接有发电机）过负荷的处置方法：

12.7.2.1 增加中压侧系统的发电功率。 12.7.2.2 降低低压侧的发电机功率。 12.7.2.3 对中压侧系统实行限电。

12.7.3 变压器开关跳闸时，根据变压器保护动作情况作如下处置：

12.7.3.1 变压器的主保护全部动作跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不得进行强送电。

12.7.3.2 变压器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，在检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波器

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动作情况，证明变压器内部无明显故障者，可以试送一次，有条件时应进行零起升压。

12.7.3.3 变压器后备保护动作跳闸，在确定本体及引线无故障后，可试送一次。

12.7.3.4 变压器轻瓦斯保护动作发出信号后应进行检查，并适当降低变压器输送功率。

12.7.4 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。

12.7.5 并列运行的变压器故障跳闸后，应立即采取措施消除运行变压器的过载情况，并按保护要求调整变压器中性点接地方式。

12.8 母线故障处置

12.8.1 母线失压的一般处置原则：

12.8.1.1 母线发生故障或失压后，值班人员应立即报告值班调度员，同时将故障或失压母线上的开关全部断开，发电厂应迅速恢复受到影响的厂用电。

12.8.1.2 值班调度员应尽快使受到影响的系统恢复正常，避免设备超过各项稳定极限。

12.8.1.3 母线故障停电后，值班人员应立即对停电母线进行外部检查，并将检查情况汇报值班调度员，调度员应按下述原则进行处置：

a) 找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障后对母线立

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即恢复送电；

b) 找到故障点但不能很快隔离的，若系双母线中的一组母线故障时，应将故障母线上完好的元件倒至非故障母线上恢复供电；

c) 经过检查不能找到故障点时，允许对母线试送电，试送电源的选择参考线路的故障处置部分，有条件者应进行零起升压；

d) GIS母线由于母差保护动作而失压，在故障查明并作有关试验以前母线不得送电；

e) 后备保护（如开关失灵保护等）动作，引起母线失压，应根据有关厂、站保护及自动装置动作情况，正确判断故障线路、拒动的保护和开关，应将故障开关（包括保护拒动的开关）隔离后方可送电。

12.8.2 母联开关无故障跳闸，如对系统潮流分配影响较大，值班人员应立即同期合上母联开关，同时向值班调度员汇报，并查找误跳原因。 12.9 线路故障处置

12.9.1 值班人员发现线路功率接近极限或三相电流不平衡时，应实时监视线路潮流，并及时报告值班调度员。 12.9.2 当联络线过负荷或超稳定极限时，应立即采取以下措施，使联络线输送功率恢复到允许范围内。

12.9.2.1 受端系统发电厂增加出力（包括快速启动水电厂的备用机组、调相的水轮机快速改发电运行），并提高电压。

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12.9.2.2 送端系统发电厂降低出力，并提高电压。 12.9.2.3 改变系统运行方式。

12.9.2.4 受端系统负荷，紧急时可以拉闸限电。 12.9.2.5 当线路潮流已超过热稳定极限时，应采取一切必要手段尽快消除过负荷。

12.9.3 线路跳闸后（包括重合不成功），为加速故障处置，值班调度员可不查明故障原因，立即下令进行一次强送（确认线路永久性故障、特殊情况线路不能强送或线路有带电作业的除外），对新启动投产线路，应得到启动总指挥同意后才能进行强送，但在强送前应考虑以下事项：

12.9.3.1 正确选择强送点，应选择距离主要发电厂和中枢变电站较远的且对系统稳定影响较小的一端开关作强送点，并考虑强送成功后宜于并列操作。

12.9.3.2 强送开关应有足够的遮断容量，继电保护应完善可靠，开关切除故障次数应在允许范围内。

12.9.3.3 强送电端宜有变压器中性点直接接地，如需对终端变压器和线路一起强送电，终端变压器中性点必须接地。 12.9.3.4 强送电前，有关的主要联络线潮流不超过规定的稳定极限。

12.9.4 线路故障跳闸后，有关巡线和检修工作的规定如下：

12.9.4.1 线路故障跳闸后，值班调度员下达巡线指令时，应明确是否为带电巡线。

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12.9.4.2 无论重合或强送成功与否，运维单位应立即组织巡线；巡线结果应及时向相应机构值班调度员汇报。 12.9.4.3 确认线路属永久性故障后，值班调度员应将故障线路解除备用，做好安全措施，通知有关单位进行故障抢修。 12.9.4.4 值班调度员应将保护和故障录波器动作情况通知设备运行维护单位，并尽可能根据故障录波所测数据指出故障点范围，供有关单位参考。

12.9.5 对带电作业的线路跳闸后，有关强送电规定如下： 12.9.5.1 值班调度员应与相关单位确认线路具备试送条件，方可按上述有关规定进行试送。

12.9.5.2 带电作业的线路跳闸后，现场人员应视设备仍然带电并尽快联系值班调度员，值班调度员未与工作负责人取得联系前不得试送线路。 12.10 开关故障处置

12.10.1 开关非全相运行的处理：

12.10.1.1 220千伏及以下线路开关不允许非全相运行；当发生二相运行时，值班人员应不待调度指令，立即合上开关，恢复全相运行，若无法恢复，应立即断开开关，并迅速报告值班调度员；当发生一相运行时，值班人员应不待调度指令，立即断开开关，并迅速报告值班调度员；开关操作时发生非全相运行，值班人员应立即断开开关。

12.10.1.2 发电机变压器组出口开关一旦发生非全相运行时，值班人员应不待调度指令，迅速恢复全相运行；若无法

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恢复，应不待调度指令，立即将发电机有功、无功出力减至最小，并迅速断开开关。

12.10.1.3 若非全相运行开关断不开时则用旁路开关代，或用母联开关串代。

12.10.2 当开关油位低、空气压力低、SF6密度低，且超过允许值时，严禁用该开关切负荷电流及空载电流，现场运行人员应不待调度指令立即釆取防跳闸措施，并汇报值班调度员，然后倒由旁路开关代或其他措施尽快将故障开关停用。 12.10.3 开关有下列情况之一者，应申请立即停运处理： 12.10.3.1 套管严重损坏，并有严重放电现象。 12.10.3.2 开关内部有异常响声。 12.10.3.3 少油开关灭弧室冒烟。 12.10.3.4 其它需紧急停运开关的情况。

12.10.4 开关因本体或操作机构异常出现“合闸闭锁”尚未出现“分闸闭锁”时的处理：

12.10.4.1 一个半开关接线方式，不影响设备运行时拉开此开关。

12.10.4.2 其他接线方式应断开该开关的合闸电源，并按现场规程处理，仍无法消除故障，则用旁路开关代运行；如无旁路开关，值班调度员可视情况断开开关。

12.10.5 开关因本体或操作机构异常出现“跳闸闭锁”时，应断开该开关跳闸电源，并按现场规程处理，仍无法消除故障，则采取以下措施：

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12.10.5.1 一个半开关接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的环，解环前确认环内所有开关在合闸位置。 12.10.5.2 其他接线方式用旁路开关代故障开关，用刀闸解环，解环前取下旁路开关跳闸电源。无法用旁路开关代故障开关时，将故障开关所在母线上的其他开关倒至另一条母线后，拉开母联开关。

12.10.5.3 若故障开关为220千伏母联开关，倒空其中一条母线，再拉开母联开关的两侧刀闸。

12.10.5.4 无法用旁路开关代路或倒母线时，可根据情况断开该母线上其余开关使故障开关停电。 12.11 电网振荡的处置

12.11.1 电网振荡产生的主要原因

12.11.1.1 电网发生严重故障，因故障切除时间过长，造成电网稳定破坏。

12.11.1.2 大机组失磁，再同步失效，引起电压严重下降，导致邻近电网失去稳定。

12.11.1.3 电网受端失去大电源或送端甩去大量负荷且受端发电厂功率调整不当，引起联络线输送功率超过静稳定极限造成电网静稳定破坏。

12.11.1.4 环状网络或多回路线路中，一回线路故障跳闸后电网等值阻抗增大且其他线路输送功率大量增加，超过静稳定极限，造成电网静稳定破坏。

12.11.1.5 大容量机组跳闸，使电网等值阻抗增加，并使

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电网电压严重下降，造成联络线稳定极限下降，引起电网稳定破坏。

12.11.1.6 电网发生多重故障。 12.11.1.7 其它因素造成稳定破坏。 12.11.2 同步振荡

12.11.2.1 同步振荡的一般现象

a) 全电网频率同步降低或升高；

b) 电网电压波动不大，无局部明显降低； c) 发电厂出线功率振荡不过零。

12.11.2.2 电网发生同步振荡时，处理措施如下：

a) 发电厂运行值班人员可不待调度指令，退出机组的AGC、AVC装置，并发挥其过负荷能力，最大限度地提高励磁电流，增加发电机的无功出力，提高系统电压；值班监控员应退出AVC装置、电抗器，投入电容器，提高系统电压，但不应使系统电压超过最高允许值;

b) 值班调度员应根据电网情况，适当降低送端发电厂出力，增加受端发电厂出力;

c) 发电厂运行值班人员应立即检查机组的调速器、励磁调节器等设备，查找振荡源，若发现发电机调速器或励磁调节器等设备故障，应立即消除故障，并向值班调度员汇报。 12.11.3 异步振荡

12.11.3.1 电网异步振荡是指个别发电厂或局部电网与主网之间失去同步。

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12.11.3.2 异步振荡的一般现象

a) 发电机、变压器及联络线的电流表、电压表、功率表周期性地剧烈摆动，发电机和变压器在表计摆动的同时发出有节奏的嗡鸣声；

b) 振荡中心电压周期性的降至接近零，其附近的电压摆动最大，随着离振荡中心距离的增加，电压波动逐渐减小；白炽照明随电压波动有不同程度的明暗现象；

c) 失去同步的发电厂或局部电网与主网之间联络线输送功率往复摆动，每个振荡周期内的平均有功功率接近至零；

d) 失去同步的两个电网（发电厂）之间出现明显的频率差异，送端电网频率升高，而受端频率降低，且略有摆动。 12.11.3.3 异步振荡的处理原则

a) 频率降低的发电厂应不待调度指令，增加机组的有功出力至最大或启动备用水轮机组，恢复频率正常；

b) 频率升高的发电厂应不待调度指令，减少机组的有功出力，恢复频率正常；

c) 各厂、站值班人员、值班监控员应不待调度指令，退出机组AGC、AVC，增加发电机、调相机、无功补偿装置的无功出力，并发挥其过载能力，尽可能使电压提高到最大允许值；

d) 各级值班调度员在频率降低侧（受端）迅速按紧急拉路限电序位表限电，使频率恢复正常；

e) 若由于大机组失磁或非同期合闸而引起电网振荡，可

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不待调度指令，现场值班人员立即将机组解列；

f) 因环状电网或并列运行的双回线路的操作或误跳而引起的电网振荡，应立即合上解环或误跳的开关；

g) 装有振荡解列装置的发电厂、变电站，应立即检查振荡解列装置的动作情况，当发现装置发出跳闸信号而未解列时，且系统仍有振荡，应立即拉开应解列的开关；

h) 经采取上述措施，若电网振荡超过3分钟仍未消除，值班调度员应迅速按规定的解列点进行解列；电网恢复稳定后，再进行并列；

i) 电网发生振荡时，未得到值班调度员的允许，任何发电厂都不得无故从电网解列，在频率或电压严重下降威胁到厂用电的安全时，可按发电厂现场故障处置规程中低频、低压保厂用电的规定进行处理。

j) 为便于值班调度员迅速、正确地处理电网振荡事故，防止电网瓦解，有条件时应事先设置振荡解列点；当采用人工再同步无法消除振荡时，可手动拉开解列点开关。 12.12 系统解列的处置

12.12.1 解列后的系统频率和电压可能出现严重偏移，发电厂根据本厂所处的状态，按规定采取措施阻止频率、电压继续恶化。

12.12.2 值班调度员应采取措施将解列后的系统频率和电压恢复正常，并尽快查明故障原因，消除故障根源后，一般应使已解系统恢复并列。

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12.12.3 若只有一个开关跳闸，解列后系统仍具备同期并列条件且有并列装置时，值班人员应不待调度指令，立即并列，并同时汇报值班调度员。

12.12.4 当江西电网与华中电网解列时，省调值班调度员应立即采取措施使江西电网频率、电压恢复至合格范围内，其余操作按华中分中心指令执行；短时不能恢复并列，应按电网进行调度处置。

12.12.5 江西电网内的局部电网故障解列，其解列电网频率、电压的调整，由所在地区的地调负责；跨地区的可由省调指定某一地调负责，并尽快达到并列条件，恢复并列运行；该局部电网区域内各发电厂、变电站和地调均应服从其指挥。 12.13 电流、电压互感器的故障处置

12.13.1 当电流、电压互感器发生故障时，应及时消除其对继电保护及安全自动装置的影响，防止继电保护及安全自动装置误动而使故障扩大。

12.13.2 不得用近控方法操作异常运行的电压互感器的高压刀闸；不得将故障的电压互感器二次与正常运行的电压互感器的二次并列；不得将异常运行的电压互感器所在母线的母差保护停用或将母差改为非固定联接（无选择方式）。 12.13.3 应尽快隔离故障的电压互感器；若该电压互感器的高压刀闸可远控操作时，可用高压刀闸进行隔离；否则，用开关切断电压互感器所在母线的电源，然后隔离故障的电压互感器。

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12.13.4 当发现电流互感器开路时，应设法将其短路，如无法实现应将故障的电流互感器停运。

12.13.5 合上开关导致电压互感器谐振时，值班人员应不待值班调度员指令，立即断开该开关；断开开关导致电压互感器谐振时，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置，可根据情况合上该开关。 12.14 系统异常和故障情况下AGC运行管理规定 12.14.1 发电厂运行值班人员无权自行解除机组的AGC控制，严禁发电厂运行值班人员自行改变AGC调节范围或调节速率，特殊情况需改变时，事先应经值班调度员的许可；情况紧急时，可先行处理，但应立即向值班调度员报告。 12.14.2 当电网频率超过50±0.2赫兹范围时，发电厂AGC功能应退出运行，电网和发电厂运行方式改变，需控制相关联络线电流时，相应机组AGC应退出运行。

12.14.3 当电网发生故障时，视故障情况退出机组AGC功能。

12.14.4 当发电厂或主站调度自动化系统异常时，发电厂或电网AGC功能应自动退出运行，发电厂运行值班人员按现场有关规定将AGC控制解除后，应立即报告值班调度员；并及时通知相关专业部门进行处理和恢复。 12.15 稳定控制装置动作的处置

12.15.1 稳定控制装置其投退及改变应由值班调度员根据电网的稳定规定及通知单要求下令执行。

12.15.2 当稳定控制装置动作后，如属系统一次设备故障装置正确动作，且故障设备不能恢复运行时，值班调度员应通知现场值班人员将该设备的保护启动稳定控制装置(或压板)退出；现场值班人员将所切机组按现场规定检查后可不待调度指令开出并网，但不得增加出力，值班调度员应视电网情况下令将所切负荷送电，但不得使任一线路或变压器超稳定极限运行，并严格按新方式下的稳定条件控制电网潮流。

12.15.3 当稳定控制装置或通道误动作时，应将误动的稳定控制装置或启动通道压板退出，恢复所切机组和所切负荷，并通知有关人员迅速查明原因。

12.15.4 当稳定控制装置切机拒动时，值班调度员应迅速采取压出力措施，必要时可将拒切机组解列；当切负荷拒动时，现场值班人员可不待调度指令迅速将稳定控制装置所接跳的开关断开，无调度指令不得送电。

12.15.5 当稳定控制装置动作时（电网发生故障或电网无故障而装置本身发生不正确动作），厂站运行值班人员应记录装置动作情况，立即向值班调度员汇报，并通知运维单位；运维单位应及时收集装置动作信息（故障录波、微机保护打印报告等），并对稳定控制装置进行检查、分析，查明装置动作原因。厂站运行值班人员应将所切机组按现场规程检查后做好并网准备，在得到值班调度人员同意后方可并网。

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12.16 调度通讯联系中断处置

12.16.1 机构、厂站运行值班单位及输变电设备运维单位的调度通讯联系中断时，各相关单位应积极采取措施，尽快恢复通讯联系。在未取得联系前，通讯联系中断的机构、厂站运行值班单位及输变电设备运维单位，应暂停可能影响系统运行的设备操作。

12.16.2 当厂站与机构通信中断时：

12.16.2.1 有调频任务的发电厂，仍负责调频工作。其他各发电厂均应按相关规定协助调频。各发电厂和变电站还应按规定的电压曲线进行电压调整。

12.16.2.2 发电厂和变电站的运行方式，尽可能保持不变。 12.16.2.3 正在进行检修的设备，在通讯中断期间完工，可以恢复运行时，只能待通信恢复正常后，再恢复运行。 12.16.3 当发令人已下达调度指令，受令人未重复指令或虽已重复指令但未经发令人同意执行操作前失去通讯联系，则该调度指令不得执行。若发令人已同意执行操作，可将该调度指令执行完毕。若发令人未接到完成调度指令的汇报，与受令人失去通讯联系，则仍认为该调度指令正在执行。 12.16.4 凡涉及电网安全问题或时间性没有特殊要求的调度业务联系，失去通信联系后，在与值班调度员联系前不得自行处理；紧急情况下按厂站规程规定处理。

12.16.5 通讯中断情况下，出现电网故障，应按以下原则处理：

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12.16.5.1 当电网频率异常时，各发电厂按照频率异常处理规定执行，并注意线路输送功率不得超过稳定限额，如超过稳定极限，应自行调整出力。

12.16.5.2 电网电压异常时，值班监控员、各厂站应及时按规定调整电压，视电压情况投切无功补偿设备。 12.16.6 通讯恢复后，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即向值班调度员汇报通讯中断期间的处置情况。

12.17 调度自动化系统主要功能失效处置

12.17.1 调度自动化系统全停期间，除电网异常故障处置外原则上不进行电网操作、设备试验。

12.17.2 值班监控员通知相关变电运维单位并将监控职责移交至变电运维人员。

12.17.3 根据相关规定要求，必要时启用备调。 12.18 电网黑启动

12.18.1 电网黑启动定义为：系统全部停电后（不排除孤立小电网仍维持运行），迅速恢复供电的方式；其内容包括电网内部分发电机组利用自身的动力资源（柴油机、水力资源等）或利用外来电源使发电机组启动达到额定转速和建立正常电压，有步骤地恢复电网运行和用户供电。

12.18.2 按照电网统一调度、分级管理的原则，江西电网黑启动方案的编制原则确定为：省调负责本省220千伏及以上电网（不包括220千伏终端变电站、终端供电网）恢复计

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划的编制，各地调应根据本地区电点和省调黑启动方案，编制地区电网在系统全部停电后的快速恢复方案；如地区电网内部具有黑启动电源，则可编制内部黑启动电源开启后自行恢复地区电网，并在合适地点与主网同期并列的方案；如地区电网内部没有合适的黑启动电源，则应在省调黑启动方案的基础上，编制地区内220千伏主网厂站带电后快速恢复本地区电网及配合省调尽快恢复主要厂站的厂（站）用电方案；各地区电网黑启动方案应报省调备案。

12.18.3 电网全停后的恢复方案，应适合本电网的实际情况，以便能快速、有序地实现电网的恢复和对用户恢复供电；恢复方案中应包括组织措施、技术措施、恢复步骤和恢复过程中应注意的问题，保护、通信、远动、开关及安全自动装置均应满足自启动和逐步恢复其它线路和负荷供电的特殊要求。

12.18.4 黑启动方案的制定，须考虑电网各种设备性能、操作和管理能力以及相应措施，电网恢复方案的程序必须保持与电网一次接线方式对应，为此根据电网的发展情况每年应对黑启动方案进行检查修订一次。

12.18.5 启动电源是实现电网黑启动的关键；在编制黑启动方案时，应对调管范围内的电网进行分区，一般一个分区应有一处或二处黑启动电源；对确定的黑启动电源，应进行黑启动试验，并应加强管理，制定相应的现场运行规程。 12.18.6 水电厂（包括抽水蓄能电厂）的水轮发电机组应

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是黑启动电源的首选；与火电、核电机组相比，水轮发电机结构简单，没有复杂的辅机系统，厂用电少，启动速度快，因此是理想、方便的启动电源；水轮发电机组自启动的关键是停电后控制水轮机组导叶开启的压力油槽油压能否维持在正常工作范围内（允许时间一般为半个小时左右）；另外水电厂一般远离负荷中心，需经长距离高压线路接入电网，因此自励磁及线路末端高电压问题可能会相对突出。

12.18.7 电网全停后，应根据电网的具体情况，将电网分为若干个的子电网，这些子电网应具有各自的启动电源，同时并行地进行恢复操作，任何一个子电网如因某些不可预料的因素导致恢复失败，并不影响其它子电网的恢复进程。 12.18.8 电网瓦解和崩溃故障表现在全部或局部发电厂、变电站母线失电，厂用电和站用电失去；电网全停故障后，在直流电源消失前，在确认设备正常后，具有黑启动电源厂站的现场运行值班人员应自行断开所有220千伏出线开关，其它失电的220千伏厂站应断开母联开关或分段开关，并在每一组母线上保留一个可能来电的电源开关，并保留一台可恢复厂（站）用电的主变，其它开关全部断开；各地调根据各自地区电网的情况确定是否采取以上类似的策略。 12.18.9 各启动子电网中具有自启动能力的机组启动后，为确保稳定运行和控制母线电压在规定范围，需及时地接入一定容量的负荷，并尽快向本子电网中的其它发电厂送电，以加速全电网的恢复。

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12.18.10 子电网内机组的并列：具有自启动能力的机组恢复发电后，应创造条件尽快带动其它机组启动；根据机组性能合理安排机组恢复顺序，尽快完成各机组之间的同期并列运行。

12.18.11 子电网间的并列：各子电网之间在事先确定的同期点实现同期并列，逐步完成全电网的恢复。

12.18.12 黑启动过程中220千伏线路考虑所有保护正常投入，一般不进行保护定值的更改，此时后备保护可能失配，保护也有可能因灵敏度不足而拒动。

12.18.13 黑启动初期低频振荡问题：黑启动机组送启动电源给临近发电厂使其开启机组形成一个多电源的小电网后，可能出现低频振荡问题；此时的应对策略如下：尽量不用机组的快速励磁，同时机组的PSS尽可能投入；由于电网间的联系电抗与电网的阻尼成反比，因此要尽可能先给附近的机组供电；若发生低频振荡，可通过调整网络结构即调整潮流来进行控制。

12.18.14 恢复过程中的频率控制：控制频率涉及负荷恢复速度以及机组调速器响应和二次调频；为了保持电网稳定，需保证非自启动机组获得最多的启动功率，同时必须恢复电网负荷以保证功率平衡；考虑首先恢复小的直配负荷，而后逐步带较大的直配负荷和电网负荷，同时黑启动过程中应优先恢复水电等调节性能好的机组发电，承担调频调压的任务；增加负荷的速度必须在电网恢复时间和机组频率稳定两者之

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间兼顾，考虑允许同时接入的最大负荷量不应使电网频率较接入前下跌0.5赫兹，一般一次接入的负荷量不大于发电出力的5%，同时保证频率＞49.25赫兹。

12.18.15 恢复过程中的电压控制：黑启动进程中首先必须充电空载或轻载长线路，由于分布电容的存在，势必产生大量无功，造成电网电压抬高；电压控制可采取的措施有：发电机高力率或进相运行；对于双回路输电线只投单回线；在变电站低压侧投电抗器、切除电容器，调整变压器分接头，增带具有滞后功率因数的负荷等；电压波动应尽可能控制在0.95～1.05额定值之间。

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第十三章 继电保护和安全自动装置管理

13.1 各级机构按照调管范围开展继电保护和安全自动装置的定值管理、运行管理和专业技术管理工作。 13.2 机构组织或参加调管范围新建工程、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、继电保护和安全自动装置配置原则等）。

13.3 机构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。 13.4 定值管理

13.4.1 继电保护和安全自动装置的整定计算按照调管范围开展，发电厂负责发电机变压器组等元件保护定值计算，发电厂发变组中性点零序电流保护定值应按照机构下达的限值执行，并满足电网运行要求。其中，地调应对所辖县调的定值履行复核、审核职责。地县调均应在OMS中建立完整的电子化定值库。

13.4.2 上级机构可将部分继电保护和安全自动装置的整定计算授权下级机构或运维单位。

13.4.3 继电保护和安全自动装置定值应依据调管该设备的机构（含被授权单位）下达的定值单整定。 13.4.4 继电保护和安全自动装置的定值单由厂站运行值班人员或输变电设备运维人员与值班调度员核对执行。定值单执行后及时返回归档。

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13.4.5 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。

13.4.6 涉及整定分界面的机构间应定期或结合基建工程进度相互提供整定分界点的保护配置、设备参数、系统阻抗、保护定值以及整定配合要求等资料。

13.4.7 继电保护和安全自动装置的整定计算及定值单下达应采用电子化流转，由发电厂运行值班人员或变电站运维（运行）值班人员与值班调度员核对定值单号。定值单执行后及时返回归档。县调整定的定值单通过县调OMS系统电子签名后，流转至地调OMS系统中，地调完成复核、审核进行电子签名，三级签名完成后加盖地调定值通知电子专用章。

13.4.8 发电厂、运维单位应根据机构提供的系统侧等值参数，对自行整定的保护装置定值进行计算、校核及批准。 13.4.9 110千伏以上的变压器中性点接地方式由调管该设备的机构确定，并报上级机构备案。如上级机构对主变中性点接地方式有明确规定，则按上级机构规定执行。 13.5 运行管理

13.5.1 继电保护和安全自动装置应按规定正常投运。一次设备不允许无主保护运行，特殊情况下停用主保护，应按相关规定处理。

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13.5.2 继电保护和安全自动装置运行状态的变更应由值班调度员下令执行。

13.5.3 值班人员应每天对线路高频保护收发信机交换信号，确保高频通道正常运行。交换信号发现异常，应及时向值班调度员汇报。在线路倒旁路开关运行和线路由旁路倒回本开关运行操作过程中，应及时进行高频通道交换信号，发现异常应立即停止操作并向发令人汇报。

13.5.4 运行中的继电保护及安全自动装置动作时，值班监控员、厂站运行值班人员或输变电设备运维人员应记录继电保护及安全自动装置动作情况，立即向值班调度员汇报。运维单位查明动作原因后，应及时汇报调管及监控该装置的机构。

13.5.5 继电保护和安全自动装置的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。 13.6 专业技术管理

13.6.1 进入电网运行的继电保护和安全自动装置应通过国家或行业的设备质量检测中心的检测。

13.6.2 继电保护和安全自动装置的软件版本及反事故措施应统一管理，分级实施。运维单位负责反事故措施及软件版本升级的具体实施。

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13.6.3 各发电厂继电保护的配置和设计严格遵守和执行《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。

13.6.4 继电保护和安全自动装置的状态信息、告警信息、动作信息及故障录波数据应满足上送至机构的要求。 13.7 智能变电站继电保护和安全自动装置管理

13.7.1 智能变电站继电保护和安全自动装置、含继电保护功能模块的智能电子设备，以及影响继电保护和安全自动装置功能的二次回路相关设备均应纳入继电保护和安全自动装置设备管理范畴。

13.7.2 机构对智能变电站中的全站系统配置文件（SCD）进行归口管理，运维单位具体负责。

13.7.3 智能变电站继电保护和安全自动装置使用的智能装置能力描述文件（ICD）应通过国家或行业的设备质量检测中心的检测。

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第十四章 调度自动化及通信管理

14.1.1 调度自动化系统包括调度主站系统（主站自动化系统和设备）、子站设备（厂站自动化系统和设备）和数据传输通道。调度自动化系统采用的设备应符合国家、行业标准，并满足机构的技术要求。

14.1.2 电网调度自动化系统的运行管理应严格执行国家和电力行业有关规程、规定和并网调度协议，遵循统一调度、分级管理的原则。上级运行管理部门对下级运行管理部门实行专业技术归口管理，省调是江西电网调度自动化专业技术的归口管理部门。

14.2 机构负责直调范围内调度自动化系统的运行管理、技术管理，负责本级调度自动化主站系统的建设、技术改造和运行维护，负责调管范围内调度自动化系统安全运行及电力二次系统安全防护工作。

14.3 厂站运维单位负责子站系统的安全运行，负责子站设备的运行维护和检验，参加新建和改（扩）建子站设备的设计审查以及投运前的调试和验收。 14.4 调度自动化运行管理

14.4.1 机构、厂站运维单位应按照《电力调度自动化系统运行管理规程》要求，分别负责主站系统和子站系统自

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动化设备的运行维护，并向相关机构及时提供实时数据、模型、图形，实现“源端维护、全网共享”。

14.4.2 新、改、扩建发电厂或变电站的建设项目，子站设备及数据传输通道应与一次设备同步投入运行，投产前应有完整的设备检测报告，并完成接入各级调度自动化系统的联调工作。

14.4.3 按照“统一管理、分级维护”原则，省调负责省地两级调度数据接入网的运行管理与考核。

14.4.4 电力调度数据网络骨干网双平面和省调接入网的运行方式、参数设置、业务接入由省调负责，其他人不得擅自更改。地调接入网新增节点或业务系统接入，应经省调审核后方可实施。

14.4.5 机构按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的要求，建立电力二次系统纵深安全防护体系，并对下级机构和管辖厂站的安全防护工作实施管理与考核。

14.4.6 新建发电机组应按有关规定具备自动发电控制（AGC）和自动调压控制（AVC）功能。参与AGC、AVC调整机组的调节性能（调节范围、调节速率、调节精度等）应达到规定要求，在新机组投产前或机组大修后必须经过省调组织的联合测试。测试前发电厂应向省调提出联合测试申请，并提供机组现场试验报告；联合测试合格后，省调以书面形式通知发电厂。

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14.4.7 具有AGC、AVC等电网自动装置的厂站端设备（含通信设备）由各发电厂负责维护，各发电厂应严格执行省调颁发的电网AGC、AVC等运行管理办法，制订本单位的AGC、AVC等电网自动装置的现场运行管理规定，报省调备案。各发电厂AGC、AVC机组相关调节参数和电网自动装置相关参数由省调下达，各发电厂应保证AGC、AVC等装置的正常投入，除紧急情况外，未经调度许可不得擅自改变其运行状态和运行参数。

14.4.8 各级机构、发电厂及变电站运维（运行）单位应共同确保备用调度自动化系统运行正常。 14.5 调度自动化检修及异常管理

14.5.1 厂站设备的计划检修原则上应与一次设备的检修同步进行，未经相关调度许可不得将相应自动化设备退出运行。

14.5.2 调度自动化系统设备检修工作执行检修票制度，应由运行维护单位在计划开工前2个工作日10:00前向对其有调管权的机构自动化管理部门提出申请，获得批准后方可执行。

14.5.3 调度主站系统的维护工作可能影响到电网调度监控信息时，应按照《江西电网调度自动化系统设备检修管理规定》办理相关手续。工作前应取得运行专业许可，并通知受影响的其他专业。如可能影响到向上级机构传送的自动化信息时，应取得上级机构自动化值班人员许可，

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方可按上级机构批复意见实施检修工作，工作结束后应向上级机构自动化值班人员汇报处理情况。

14.5.4 厂站在进行自动化系统设备相关工作时，如可能影响向相关机构传送的自动化信息时，应按照《江西电网调度自动化系统设备检修管理规定》办理相关手续。检修工作开始前，以及进行升流、加压试验前，现场工作人员应向对其有调管权的机构自动化值班人员汇报，获得许可并通知受影响的机构自动化值班人员后，方可按照检修批复意见实施工作。如可能影响调度监控信息时，自动化值班人员应通知值班调度员或值班监控员。

14.5.5 省调调管或监控范围的厂站自动化设备应进行定期检验（以下简称“定检”），定检周期为三年。间隔层设备的定检原则上应结合一次设备停电，与继电保护设备定检同步进行。当厂站一次设备检修时，未经相关机构许可不得将相应的自动化设备退出运行。

14.5.6 影响调度自动化业务的通信设备检修，其通信检修票应提交相应机构自动化专业会签。

14.5.7 自动化值班人员发现调度主站系统故障或异常应及时通知相关专责处理并做好记录，如影响运行业务时应立即通知值班调度员或值班监控员。

14.5.8 值班调度员或值班监控员发现自动化系统或数据异常时，应及时通知自动化值班人员，自动化值班人员在接到通知后应立即通知相关专责处理并做好记录。

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14.5.9 子站设备发生故障后，发电厂运行值班单位及变电站运维（运行）单位应立即向相关机构自动化值班员汇报故障情况及影响范围，并按规定处理。 14.6 电力二次系统安全防护管理

14.6.1 电网调度自动化系统应按照《电力二次系统安全防护规定》要求，坚持安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则，建立完备的安全防护体系，制定相应的管理措施，满足安全等级保护要求。各级机构负责调管范围内二次系统安全防护的运行管理工作。

14.6.2 电网调度自动化系统原则上划分为生产控制大区和管理信息大区，生产控制大区与管理信息大区间的信息交互应设置横向隔离装置。

14.6.3 调度自动化系统发生电力二次系统安全事件，调度自动化系统运维单位应及时向相应机构汇报。 14.6.4 各级机构应建立电力二次系统安全评估制度，将电力二次系统安全评估和等级保护测评工作纳入电力系统安全评价体系，并定期组织进行分析评估。 14.7 运行通信业务

14.7.1 运行通信业务主要包括调度指挥、继电保护、安全自动装置、调度自动化系统业务所需的通信通道业务，以及调度指挥和控制所需的其它语音、图像、数据等通信服务。

14.7.2 通信机构（通信职能管理部门、信通公司及其他通

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信运维单位）负责运行通信业务的组织、保障和完善工作，机构对通信保障和服务的效果进行评价。 14.7.3 通信机构应按规定按时报送年度、月度、日前涉及电网业务的通信检修计划，并参与机构的检修计划会商。

14.7.4 涉及电网设备运行状态改变的通信检修，通信机构应制定详细实施方案，提前与机构进行会商。通信运维单位负责报送通信检修票申请，电网运维单位应按照机构同意的方案，结合通信检修工作报送相应电网停电检修票申请。

14.7.5 涉及电网设备运行状态改变的通信检修，原则上应与电网设备的检修同步进行，并纳入电网设备停电计划管理。 14.7.6 电网运行业务通道故障时，通信调度应立即汇报相关机构，通信机构要按照“先抢通、后修复”的原则，尽快恢复业务通道，并将通道恢复情况及时汇报相关机构。

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第十五章 清洁能源调度管理

15.1 水电调度运行管理 15.1.1 基本原则

15.1.1.1 水电厂水库调度运行应按照设计确定的任务、参数、指标及有关运用原则，在确保枢纽工程安全的前提下，充分发挥水库的综合效益。

15.1.1.2 水电厂（含抽水蓄能电站）应根据电网运行需要、水电厂特性和水库控制要求，充分发挥在电网运行中的调峰、调频、调压、事故备用和黑启动等作用。

15.1.1.3 在保证枢纽工程、规定的其他防护对象和电网运行安全的前提下，充分利用水能资源。 15.1.2 水库运用参数和基本资料

15.1.2.1 水电厂应具备齐全的水库运用参数和指标等设计资料，掌握水库上、下游流域内的自然地理、水文气象、社会经济及综合利用等基本情况，报机构作为水电调度的依据。水库运用参数和指标未经批准不得任意改变。 15.1.2.2 水电厂水库调度运用的主要参数及指标应包括：水库正常蓄水位、设计洪水位、校核洪水位、汛期水位、死水位及上述水位相应的水库库容，水电站装机容量、发电量、保证出力及相应保证率，控制泄量等。

15.1.2.3 水库有调节能力的水电厂，应根据设计确定的开发目标、参数及指标，绘制水库调度图，并及时提交机构。

15.1.2.4 水电厂水库建成投入运用后，因水文条件、工程情况及综合利用任务等发生变化，水库不能按设计规定运用

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时，应由运行管理、设计等有关单位对水库运用参数及指标进行复核。如主要参数及指标需变更，水电厂应按原设计报批程序通过审批后，重新报机构作为调度依据。 15.1.2.5 正常情况下，水电厂应每隔5～10年对水库运用参数和指标进行复核，定期开展流域水文、气象、水库运行历史资料的整编，并将有关部门审批后的复核结果和整编成果报相关机构。

15.1.2.6 水电厂应按有关规定通过水调自动化系统向相关机构提供水库调度运行信息，主要包括：水库所在流域气象和水文预报结果、流域和坝址实时水雨情信息、大坝闸门启闭信息、水库日常水务计算结果、综合利用部门的水库运用要求和水库调度指令等。

15.1.2.7 汛期（4月1日至9月30日）每日通过水调自动化系统及时上报水情（包括日水情，当日6时、14时、20时准点水情）；非汛期上报日水情及14时水情。特殊时期，按照防汛要求通过传真向所属机构报送有关洪水信息和洪水预报。

15.1.2.8 水电厂应做好水库运行资料整编，每年3月底前应将整编资料报相应机构。 15.1.3 水文气象预报

15.1.3.1 水电厂应开展水库来水预报工作，预报精度应符合国家有关规定，并向相关机构报送年、月、日等水库来水预报结果。

15.1.3.2 水电厂要根据水库流域情况、气象预报单位的预报结果、水库调度运行的需要，组织开展来水预报工作。 15.1.3.3 水电厂应开展洪水预报工作，使用的预报方法应符合预报规范要求，并经上级主管部门审定。在实际调度过

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程中，应及时收集气象预报成果，并组织开展短期气象预报。 15.1.4 水电厂发电调度

15.1.4.1 水电厂年发电计划一般采用70%～75%的保证频率来水编制，同时选用其他典型频率来水计算发电量，供电力电量平衡时参考。时段（季、月、日等）发电计划应在前期发电计划基础上，参照相应时段水文气象预报及电网情况编制。

15.1.4.2 机构应根据水电厂报送的来水预报和发电计划建议及电网运行实际，根据水能充分利用的原则，编制发电计划。

15.1.4.3 实时运行中，遇有实际来水与预计值偏差较大等情况时，水电厂应及时向机构提出发电计划调整建议，机构可结合电网运行实际情况进行调整。

15.1.4.4 遇有影响水库中长期运用的水工建筑物的施工、及其机电设备进行检测、维护和大修，影响水库正常运用的，水电厂必须提前3个月与相关机构沟通，并提交书面申请和相关材料，并提出水库运行方案，必要时应编制专题分析报告。

15.1.4.5 当发生重大突发事件影响到水库调度运行时，水电厂应立即向机构报告并提供相关依据。

15.1.4.6 水库有调节能力的水电厂，应采用设计水库调度图与水文预报相结合的方法进行调度，根据水库调度图确定水电运行方式。除特殊情况外，不得任意超计划及超规定发电或用水；只有遭遇大于设计保证率的枯水年时，才允许降至设计年消落水位（多年调节水库）或死水位（年调节及以下水库）以下运行。

15.1.4.7 梯级水电厂的调度运行，应以梯级综合利用效益

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最佳为准则，根据各厂水库所处位置和特性，制定梯级水库群的调度规则和调度图。实施中应合理安排各库蓄放次序，协调各厂发电运行。

15.1.4.8 水电厂应开展经济调度工作，按时向相应机构报送年、季、月、旬、日发电计划和水库运用计划。每年10月上旬报下年度水库运用发电计划（包括分月入库流量、月初水位、月末水位、平均出力、可调出力、发电量）；每季度最后一个月的20日报下一个季度水库运用发电计划；每月20日报下月水库运用发电计划；汛期（4～9月）每旬旬末报下旬水库运用发电计划；每年5月20日前报主汛期末水库蓄水方案；每日10时前通过水调系统报次日发电建议。 15.1.5 水库发电与防洪、综合利用的协调

15.1.5.1 在汛期承担下游防洪（防凌）任务的水电厂水库，其汛期（凌汛期）防洪（防凌）水位以上的防洪库容的运用，必须服从有管辖权的防汛指挥机构的指挥和监督。汛期（凌汛期）防洪水位以下的水库发电调度，由电网机构负责调度指挥。

15.1.5.2 机构和水电厂应与综合利用有关方面建立必要的联系和协调机制，统筹兼顾航运、供水、灌溉等综合利用需求，合理安排电网和水电厂运行方式，充分发挥水库的综合利用效益。

15.1.5.3 对于水库下游灌溉及城市生活用水抗旱需求，应当由用水部门与水电厂协商后提出用水要求和水库运行建议方案报相应机构。

15.2 风电场及光伏电站调度运行管理 15.2.1 基本资料

15.2.1.1 风电场、光伏电站应具备完整的风（光）资源和

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发电利用设计资料，掌握气象环境、场址地形和发电设备的基本情况，报机构作为新能源发电调度的依据。设计资料未经批准不得任意改变。

15.2.1.2 风电、光伏发电调度运行的主要参数及指标应包括：场址的多年平均气象观测资料、地形及粗糙度，发电设备的位置坐标、发电功率特性、光伏组件衰耗特性，电站设计年及各月利用小时数等。风电场、光伏电站应作好现场观测、试验，维护整编数据信息，确保资料完备和有效。 15.2.1.3 风电场、光伏电站建成投入运行后，因气象环境、场址地形、发电设备等发生变化，不能按设计指标运行时，应由运行管理、设计等有关单位对新能源发电参数及指标进行复核。如主要参数及指标需变更，应按原设计报批程序进行审批后方可执行。

15.2.1.4 风电场、光伏电站应按有关标准和规定要求通过发电功率预测系统，向机构提供新能源发电调度信息，主要包括：发电功率预测结果、发电设备可用容量、气象观测信息、样板机运行信息、单机有功功率、无功功率和运行状态（运行、待风或停运状态）、场内发电受阻原因和发电量等。

15.2.2 发电调度

15.2.2.1 风电场、光伏电站应按照有关标准和规定要求，装设气象观测设备，建立功率预测系统，开展中长期（年、月）、短期、超短期发电功率预测，预测精度应满足相关标准要求。

15.2.2.2 机构应按照有关标准和规定要求，对风电场、光伏电站发电功率预测结果和发电功率预测系统数据报送情况进行评价。

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15.2.2.3 风电场、光伏电站应根据气象观测资料、趋势预测结果，编制中长期（年、季、月）发电计划建议，并按要求报机构。机构根据场站上报的中长期功率预测，结合全网电力电量平衡分析，优先预留发电空间，形成风电及光伏发电计划建议，作为相关部门安排年度、月度发电计划的依据。

15.2.2.4 风电场、光伏电站应根据短期发电功率测结果，编制包括发电功率曲线的日发电计划建议，并按要求报机构。机构根据场站上报的短期功率预测结果，结合相关网架送出能力及系统调峰能力，制定日前发电计划，优先安排风电场、光伏电站发电。

15.2.2.5 风电场、光伏电站应按照电网设备检修有关规定将年度、月度、日前设备检修计划建议报机构，统一纳入调度设备停电计划管理。

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第十六章 设备监控管理

16.1 机构按监控范围开展变电设备运行集中监控、输变电设备状态在线监测与分析业务。

16.2 设备监控管理主要包括变电站设备实时监控、监控信息管理、变电站集中监控许可管理、集中监控缺陷管理和监控运行分析评价等内容。 16.3 监控运行管理

16.3.1 值班监控员按照监控范围监视变电站运行工况，负责监控告警信息监视。当监控系统发出告警信息时，值班监控员按有关规定及时处置，通知变电运维单位，必要时汇报值班调度员。变电运维单位接到通知后应立即开展设备核查，并及时反馈处理情况，不得迟报、漏报、瞒报、谎报。 16.3.2 变电设备运维人员现场发现设备异常和缺陷情况，应按照有关规定处理，若该异常或缺陷影响电网安全运行或机构集中监控，应及时汇报相关机构。

16.3.3 值班监控员无法对变电站实施正常监视时，应通知相关变电运维单位，并将监控职责移交至变电运维人员。监控职责移交或收回后，值班监控员均应向有关机构值班调度员汇报。 16.4 设备监控管理

16.4.1 机构负责监控变电站设备监控信息表的审核和发布，变电运维单位负责按规定落实，保证监控信息的规范、正确和统一。

16.4.2 机构负责监控范围变电站设备监控信息（包括输变电设备状态在线监测信息）的接入和变更验收工作；变

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电运维单位配合做好接入和验收工作，保证遥测、遥信、遥控、遥调信息的正确性。

16.4.3 机构按监控范围实施变电站集中监控许可管理，严格执行申请、审核、验收、评估、移交的管理流程；相关机构按调度关系参与验收和评估工作；变电运维单位负责提交许可申请，并配合开展相关工作。

16.4.4 机构对监控范围集中监控缺陷情况进行跟踪、统计、分析，定期组织召开监控运行分析例会；变电运维单位依据相关规定及时消除缺陷。

16.4.5 机构按月、季度和年度开展监控运行评价工作，对监控范围变电站监控运行情况进行总结和分析评价，并按规定将报表和总结报送相关机构。

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第十七章 备用调度管理

17.1 备调管理内容包括：备调场所及技术支持系统管理、备调人员管理、备调演练及启用管理。

17.2 按照“省为地备、地为县备”的原则，各级机构应建立健全备调管理相关制度、工作机制，完善主、备调应急切换工作制度和流程。

17.3 备调场所及技术支持系统管理

17.3.1 备调场所设施及技术支持系统配备应满足调度实时运行值班和日前调度业务开展需求，并与主调同步运行。 17.3.2 主、备调系统应实现电网模型一致、信息自动同步。 17.3.3 主、备调调度电话应满足呼叫信息同步更新和共享的需求。

17.3.4 备调通信系统应具备两个的传输路由，备调调度电话功能和操作界面应与主用调度保持一致，且具备录音功能。

17.3.5 主、备调电网运行资料应保持一致。

17.3.6 备调场所设施及技术支持系统的日常维护由所在地单位负责管理。

17.3.7 备调场所应纳入所在单位生产场所安防体系，实行24小时保卫值班。备调消防设施、器材每半年应检查一次。未经主调许可，非备调运行、维护、管理和保卫人员不得进入备调场所。 17.4 备调人员管理

17.4.1 备调应按规定为主调配置相应的专职调度员（以下简称备调调度员）。

115

17.4.2 备调调度员应具备主调值班资格,并统一纳入主调调度员持证上岗管理。备调调度员培训由主调统一管理、考核，上岗资格认定由主调统一负责，机构应定期编制备调值班人员名单，履行有关报批、发布手续。

17.4.3 备调调度员应定期赴主调参加业务培训、参与运行值班，每年应不少于两次赴主调进行业务培训。

17.4.4 主调调度员及相关专业人员应定期赴备调同步值守，开展部分主调业务。 17.5 备调演练

17.5.1 机构应定期开展主、备调应急转换演练及系统切换测试。

17.5.2 机构每年至少组织一次主、备调调度指挥权转移综合演练。

17.5.3 机构应针对可能发生的突发事件及危险源制定备调应急预案，并滚动修编。 17.6 备调启用

17.6.1 因环境、场所、设备等原因影响主调业务正常开展时，应按相关规定及时启用备调。

17.6.2 调度指挥权转移前后，调度员应及时汇报上级机构，并根据需要通知相关机构及厂站。

116

附录1：江西电网省调调管电厂设备

统计时间：2015年2月28

日

一、九江新厂

1、#5～#7机、炉、主变及其开关、刀闸、PT、CT、避雷器、中性点接地刀闸和放电间隙。

2、220千伏全部设备。

3、与上述设备相应的继电保护和安全自动装置、通信、自动化装置、故障录波器等二次系统设备。

二、景德镇二期电厂

1、#1～#2机、炉、主变及其开关、刀闸、PT、CT、避雷器、中性点接地刀闸和放电间隙。

2、220千伏全部设备。

3、与上述设备相应的继电保护和安全自动装置、通信、自动化装置、故障录波器等二次系统设备。

三、安源电厂

1、#1～#2机、炉、主变及其开关、刀闸、PT、CT、避雷器、中性点接地刀闸和放电间隙。

2、220千伏全部设备。

3、与上述设备相应的继电保护和安全自动装置、通信、自动化装置、故障录波器等二次系统设备。

四、丰城电厂

1、#1～#4机、炉、主变及其开关、刀闸、PT、CT、避雷器、中性点接地刀闸和放电间隙。

2、220千伏全部设备。

与上述设备相应的继电保护和安全自动装置、通信、自

117

动化装置、故障录波器等二次系统设备。

五、丰城二期电厂

1、#5～#6机、炉、主变及其开关、刀闸、PT、CT、避雷器、中性点接地刀闸和放电间隙。

2、与上述设备相应的继电保护和安全自动装置、通信、自动化装置、故障录波器等二次系统设备。

六、井冈山电厂

1、#1～#2机、炉、主变及其开关、刀闸、PT、CT、避雷器、中性点接地刀闸和放电间隙。

2、220千伏全部设备

与上述设备相应的继电保护和安全自动装置、通信、自动化装置、故障录波器等二次系统设备。

七、井冈山二期电厂

1、#3～#4机、炉、主变及其开关、刀闸、PT、CT、避雷器、中性点接地刀闸和放电间隙。

2、与上述设备相应的继电保护和安全自动装置、通信、自动化装置、故障录波器等二次系统设备。

八、新余电厂

1、#1～#2机、炉、主变及其开关、刀闸、PT、CT、避雷器、中性点接地刀闸和放电间隙。

2、220千伏全部设备。

3、110千伏Ⅰ、Ⅱ段母线、旁路母线及其接地刀闸、母线PT、避雷器、母联兼旁路开关、CT，#0高备变。

4、与上述设备相应的继电保护和安全自动装置、通信、自动化装置、故障录波器等二次系统设备。

九、分宜电厂

1、#8～#9机、炉、主变主变及其开关、刀闸、PT、

118

CT、避雷器、中性点接地刀闸和放电间隙。

2、220千伏全部设备。

3、与上述设备相应的继电保护和安全自动装置、通信、自动化装置、故障录波器等二次系统设备。

十、瑞金电厂

1、#1～#2机、炉、主变及其开关、刀闸、PT、CT、避雷器、中性点接地刀闸和放电间隙。

2、220千伏全部设备。

3、与上述设备相应的继电保护和安全自动装置、通信、自动化装置、故障录波器等二次系统设备。

十一、新昌电厂

1、#1～#2机、炉、主变及其开关、刀闸、PT、CT、避雷器、中性点接地刀闸和放电间隙。

2、220千伏全部设备。

与上述设备相应的继电保护和安全自动装置、通信、自动化装置、故障录波器等二次系统设备。

十二、贵电二期电厂

1、#5～#6机、炉、主变及其开关、刀闸、PT、CT、避雷器、中性点接地刀闸和放电间隙。

2、220千伏全部设备。

3、与上述设备相应的继电保护和安全自动装置、通信、自动化装置、故障录波器等二次系统设备。

十三、贵电三期电厂

1、#1～#2机、炉、主变及其开关、刀闸、PT、CT、避雷器、中性点接地刀闸和放电间隙。

2、220千伏全部设备。

3、与上述设备相应的继电保护和安全自动装置、通信、

119

自动化装置、故障录波器等二次系统设备。

十四、柘林电厂

1、#1～#6水轮发电机组，#1、#2、#5、#6主变及其开关、刀闸、PT、CT、避雷器、中性点接地刀闸和放电间隙，#3主变及其110千伏和10千伏侧开关、刀闸、PT、CT、避雷器、中性点接地刀闸和放电间隙。

2、220千伏全部设备（220千伏柘叶I、II线除外）。 3、110千伏母线及其接地刀闸、母线PT、避雷器。 4、与上述设备相应的继电保护和安全自动装置、通信、自动化装置、故障录波器等二次系统设备。

十五、万安电厂

1、#1～#5水轮发电机组、主变及开关、刀闸、PT、CT、避雷器、中性点接地刀闸和放电间隙。

2、220千伏全部设备。

3、110千伏Ⅰ、Ⅱ段母线及其母联刀闸、接地刀闸、母线PT、避雷器。

与上述设备相应的继电保护和安全自动装置、通信、自动化装置、故障录波器等二次系统设备。

十六、石虎塘电厂

1、#1～#6水轮发电机组、#1～#3主变及开关、刀闸、PT、CT、避雷器、中性点接地刀闸和放电间隙。

2、220千伏全部设备。

3、与上述设备相应的继电保护和安全自动装置、通信、自动化装置、故障录波器等二次系统设备。

十七、峡江电厂

1、#1～#9水轮发电机组、#1～#3主变及开关、刀闸、PT、CT、避雷器、中性点接地刀闸和放电间隙。

120

2、220千伏全部设备。

3、与上述设备相应的继电保护和安全自动装置、通信、自动化装置、故障录波器等二次系统设备。

十八、水电厂：东津电厂#1～#2水轮发电机组、上犹江电厂#1～#4水轮发电机组、洪门电厂#1～#5水轮发电机组、江口电厂#1～4水轮发电机组、罗湾电厂#1～#3水轮发电机组、抱子石电厂#1～#2水轮发电机组、廖坊电厂#1～#3水轮发电机组。

十九、风电场：老爷庙风电场#1～#57风电机组、长岭风电场#1～#37风电机组、吉山风电场#1～#48风电机组、泉水山风电场#1～#22风电机组、蒋公岭风电场#1～#37风电机组、屏山风电场#1～#24风电机组、九龙山风电场#1～#19风电机组。

二十、光伏电站：鸬鹚光伏电站#1～#19箱变、杨家光伏电站#1～#50箱变。

121

附录2：江西电网220千伏变电站调管范围划分

统计时间：2015年2月28日

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 省调调度变电站 斗门变 盘龙山变 西郊变 梧岗变 向塘变 观田变 东新变 蒋巷变 前湖变 艾湖变 南昌电厂 鱼目山变（开关站） 昌东变 珠珊变 石滩变 白沙变 金子山变 清江变 大台变 王舍变 仙女湖变 祥符变 溧江变 盐化变 渝水变 马洪变 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 地调调度变电站 迎宾变 顺外变 桃苑变 赤田变 董家窑变 瑶湖变 蚕桑变 塘山开关站 双港变 晨鸣变（用户） 赣西地调 南昌地调 变电站所属地调 122

14 15 16 17 1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1 2 3 4 5 6 7 8 众村变 肖江变 凤岭变 狮山变 档岭变 德兴变 余干变 香屯变 紫阳变 上田畈变 妙智变 共青变 市中变 海山变 新港变 沙城变 杨家岭变 赛城湖变 庐峰变 裕丰变 蒲塘变 琴湖变 九江电厂 梅庄变 临川变 温圳变 松源变 七里岗变 建昌变 桐源变 富溪变 1 2 3 4 1 2 3 4 5 6 1 123

鄱阳变 高新变 何家变 大山村变（用户） 叶家山变 红光变 蔡岭变 铅锌变（用户） 九钢变（用户） 亚泥变（用户） 黄州变 抚州地调 九江地调 赣东北地调

9 10 11 1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 2 3 4 5 1 2 3 日峰变 秀谷变 孝岗变（开关站） 跑马坪变 五陂下变 泉田变 湘东变 南岭变 柳江变 蛇龙变 李家变 竟成变 严坞变（开关站） 虎岗变 潭东变 渡口变 埠头变 燕丰变 龙岗变 嘉定变 百乐变 山田变 坪岭变 月湖变 铜城变 洪桥变 流口变 志光变（开关站） 上饶变 玉山变 龟峰变 1 1 2 3 1 2 3 4 5 6 7 8 124

关下变 浮梁变 鄱北变 景德镇电厂 瑞金变 横田变 长宁变 南安变 肖岭变 五光变 金堂变 鼎龙变（用户） 上饶地调 鹰潭地调 赣州地调 景德镇地调 萍乡地调

4 5 6 7 8 1 2 3 4 5 1 2 3 4 5 6 7 8 茅家岭变 王源变 竹航山变 前山变 官上变 袁州变 下浦变 康乐变 上高变 信和变 吉安变 永和变 葛山变 澄江变 高坪变 拿山变 瓜畲变 雩田变 1 1 荷舍变 泽泉变 吉安地调 宜春地调 江西电网所有500千伏变电站的220千伏母线为省调管辖，华中分中心许可设备。

125

附录3：江西电网220千伏线路调管范围划分

统计时间：2015年2月28日

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 省调调度线路 南梅Ⅰ线 南梅Ⅱ线 斗石Ⅰ线 南昌Ⅰ线 南昌Ⅱ线 南昌Ⅲ线 盘西Ⅰ线 盘西Ⅱ线 进梧Ⅰ线 进梧Ⅱ线 斗梧Ⅰ线 斗梧Ⅱ线 柘西线 柘盘线 梦西Ⅰ线 梦西Ⅱ线 南青线 七艾线 梧向Ⅰ线 梧向Ⅱ线 进向Ⅰ线 进向Ⅱ线 南观Ⅰ线 南观Ⅱ线 梧观Ⅰ线 梧观Ⅱ线 盘目Ⅰ线 维护单位 南昌、抚州 南昌、抚州 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌、九江 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 126

地调调度线路 斗迎Ⅰ线 斗迎Ⅱ线 昌顺Ⅰ线 昌顺Ⅱ线 盘双Ⅰ线 盘双Ⅱ线 双晨Ⅰ线 双晨Ⅱ线 梦苑Ⅰ线 梦苑Ⅱ线 向塘电铁Ⅰ线 向塘电铁Ⅱ线 梦田Ⅰ线 梦田Ⅱ线 塘董Ⅰ线 塘董Ⅱ线 南瑶Ⅱ线 永蚕Ⅰ线 永蚕Ⅱ线 目塘Ⅰ线 目塘Ⅱ线 鱼目山电铁Ⅰ线 鱼目山电铁Ⅱ线 前湖电铁Ⅰ线 前湖电铁Ⅱ线 向塘电铁Ⅲ线 向塘电铁Ⅳ线 南昌 所在地调

28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 盘目Ⅱ线 新目Ⅰ线 新目Ⅱ线 新修线 永盘Ⅰ线 永盘Ⅱ线 梦前Ⅰ线 梦前Ⅱ线 斗东Ⅰ线 斗东Ⅱ线 前东Ⅰ线 前东Ⅱ线 南七线 南艾线 南蒋Ⅰ线 南蒋Ⅱ线 蒋目Ⅰ线 蒋目Ⅱ线 分白线 石江线 珠白线 斗石Ⅱ线 新白线 新珠线 丰石Ⅰ线 丰石Ⅱ线 丰金线 罗白线 罗珠Ⅰ线 罗珠Ⅱ线 罗渝Ⅰ线 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 南昌 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 127

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 13 14 大台电铁Ⅰ线 大台电铁Ⅱ线 金子山电铁Ⅰ线 金子山电铁Ⅱ线 渝水电铁Ⅰ线 渝水电铁Ⅱ线 清江电铁Ⅰ线 清江电铁Ⅱ线 祥符电铁Ⅰ线 祥符电铁Ⅱ线 大台电铁Ⅲ线 大台电铁Ⅳ线 赣西

14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 罗渝Ⅱ线 大袁线 舍金线 丰舍线 大仙Ⅰ线 大仙Ⅱ线 金祥Ⅰ线 金祥Ⅱ线 分大线 罗马Ⅰ线 罗马Ⅱ线 梦祥Ⅰ线 梦祥Ⅱ线 溧江Ⅰ线 溧江Ⅱ线 渝仙Ⅰ线 渝仙Ⅱ线 清盐线 丰盐线 新仙Ⅰ线 新仙Ⅱ线 丰肖线 罗肖线 金肖线 白瓜线 白众线 溧众Ⅰ线 溧众Ⅱ线 峡众Ⅰ线 峡众Ⅱ线 金凤Ⅰ线 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 赣西 128

45 46 47 48 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 金凤Ⅱ线 马狮Ⅰ线 马狮Ⅱ线 大信线 紫成线 梅余线 乐档Ⅰ线 乐档Ⅱ线 乐余线 乐香线 香上线 紫上线 档香线 乐志线 妙市线 浔市线 浔妙Ⅰ线 浔妙Ⅱ线 浔湖Ⅰ线 浔湖Ⅱ线 港山线 南青线 柘青线 浔沙线 永杨Ⅰ线 永杨Ⅱ线 青杨线 石山Ⅰ线 石山Ⅱ线 沙裕线 妙赛Ⅰ线 赣西 赣西 赣西 赣西 赣东北 赣东北 赣东北 赣东北 赣东北 赣东北 赣东北 赣东北 赣东北 鹰潭 赣东北 九江 九江 九江 九江 九江 九江 九江 南昌、九江 九江 九江 九江 九江 九江 九江 九江 九江 九江 129

1 2 3 4 5 6 7 8 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 香大线 成大线 乐阳Ⅰ线 乐阳Ⅱ线 乐高Ⅰ线 乐高Ⅱ线 档何Ⅰ线 档何Ⅱ线 石钢Ⅰ线 石钢Ⅱ线 石铅Ⅰ线 石铅Ⅱ线 石红Ⅰ线 石红Ⅱ线 裕亚线 柘叶Ⅰ线 柘叶Ⅱ线 石蔡Ⅰ线 石蔡Ⅱ线 杨家岭电铁I线 杨家岭电铁Ⅱ线 沙城电铁Ⅰ线 沙城电铁Ⅱ线 九江 赣东北

18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 妙赛Ⅱ线 裕赛线 厂联线 湖山线 浔青线 浔庐线 妙峰线 马青线 马沙Ⅰ线 马沙Ⅱ线 马沙Ⅲ线 马杨线 马蒲线 马裕线 西蒲线 浔港线 港湖线 南梅Ⅰ线 南梅Ⅱ线 进温Ⅰ线 进温Ⅱ线 丰临线 临里线 温松Ⅰ线 温松Ⅱ线 抚里线 抚建Ⅰ线 抚建Ⅱ线 抚临线 松里线 临桐线 九江 九江 九江 九江 九江 九江 九江 九江 九江 九江 九江 九江 九江 九江 九江 九江 九江 南昌、抚州 南昌、抚州 抚州 抚州 抚州 抚州 抚州 抚州 抚州 抚州 抚州 抚州 抚州 抚州 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 130

抚黄Ⅰ线 抚黄Ⅱ线 松源电铁Ⅰ线 松源电铁Ⅱ线 温圳电铁Ⅰ线 温圳电铁Ⅱ线 温圳电铁Ⅲ线 温圳电铁Ⅳ线 日峰电铁线 富溪电铁Ⅰ线 富溪电铁Ⅱ线 富溪电铁Ⅲ线 抚州电铁Ⅰ线 抚州电铁Ⅱ线 抚州

15 16 17 18 19 20 21 22 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 1 2 石桐线 建日线 日富线 临富线 抚富线 抚秀线 松孝线 秀孝线 跑五线 五下线 安泉Ⅰ线 安泉Ⅱ线 安跑Ⅰ线 安跑Ⅱ线 五湘Ⅰ线 五湘Ⅱ线 泉湘Ⅰ线 泉湘Ⅱ线 泉湘Ⅲ线 袁柳Ⅱ线 五柳Ⅰ线 五柳Ⅱ线 厂柳Ⅰ线 厂柳Ⅱ线 跑柳Ⅰ线 跑柳Ⅱ线 厂安I线 厂安II线 湘南线 蛇李线 乐严线 抚州 抚州 抚州 抚州 抚州 抚州 抚州 抚州 萍乡 萍乡 萍乡 萍乡 萍乡 萍乡 萍乡 萍乡 萍乡 萍乡 萍乡 萍乡 萍乡 萍乡 萍乡 萍乡 萍乡 萍乡 萍乡 萍乡 萍乡 景德镇 景德镇 131

15 16 17 18 1 2 3 4 5 6 1 2 桐源电铁Ⅰ线 桐源电铁Ⅱ线 孝岗电铁Ⅰ线 孝岗电铁Ⅱ线 安关Ⅰ线 安关Ⅱ线 泉田电铁Ⅰ线 泉田电铁Ⅱ线 泉田电铁Ⅲ线 关下电铁线 洪浮Ⅰ线 洪浮Ⅱ线 景德镇 萍乡

3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 蛇严Ⅰ线 蛇严Ⅱ线 档严线 景严Ⅰ线 景严Ⅱ线 洪蛇Ⅰ线 洪蛇Ⅱ线 洪李Ⅰ线 洪李Ⅱ线 李成Ⅰ线 李成Ⅱ线 严成Ⅰ线 严成Ⅱ线 万虎Ⅰ线 万虎Ⅱ线 嘉百线 赣嘉线 赣潭Ⅰ线 赣潭Ⅱ线 虎燕Ⅰ线 虎燕Ⅱ线 万燕线 渡埠线 燕潭Ⅰ线 燕潭Ⅱ线 赣龙Ⅰ线 赣龙Ⅱ线 厂龙Ⅰ线 厂龙Ⅱ线 虎龙线 嘉坪Ⅰ线 景德镇 景德镇 景德镇 景德镇 景德镇 景德镇 景德镇 景德镇 景德镇 景德镇 景德镇 景德镇 景德镇 赣州 赣州 赣州 赣州 赣州 赣州 赣州 赣州 赣州 赣州 赣州 赣州 赣州 赣州 赣州 赣州 赣州 赣州 132

3 4 5 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 洪鄱I线 洪鄱II线 景蛇线 金鼎线 渡瑞Ⅰ线 渡瑞Ⅱ线 渡横线 雷金Ⅰ线 雷金Ⅱ线 雷五线 雷长线 坪安Ⅰ线 坪安Ⅱ线 赣肖线 赣州

19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 1 2 嘉坪Ⅱ线 潭坪线 赣坪线 渡田Ⅰ线 渡田Ⅱ线 龙田线 厂田线 雷燕线 雷嘉线 雷百线 厂渡线 贵月Ⅰ线 贵月Ⅱ线 月志I线 月志Ⅱ线 贵铜线 鹰梅线 流桥线 鹰志Ⅰ线 鹰志Ⅱ线 贵流Ⅰ线 贵流Ⅱ线 流铜Ⅰ线 流铜Ⅱ线 铜志I线 铜志II线 鹰桥I线 鹰桥II线 乐志线 铜峰线 上官线 赣州 赣州 赣州 赣州 赣州 赣州 赣州 赣州 赣州 赣州 赣州 鹰潭 鹰潭 鹰潭 鹰潭 鹰潭 鹰潭 鹰潭 鹰潭 鹰潭 鹰潭 鹰潭 鹰潭 鹰潭 鹰潭 鹰潭 鹰潭 鹰潭 鹰潭 赣东北 上饶 上饶 133

1 2 3 4 1 2 铜城电铁Ⅰ线 铜城电铁Ⅱ线 志光电铁线 月湖电铁线 玉山电铁Ⅰ线 玉山电铁Ⅱ线 上饶 鹰潭

3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 2 3 志峰线 峰上线 信上Ⅰ线 信上Ⅱ线 峰源线 信源Ⅰ线 信源Ⅱ线 玉竹线 信茅线 茅竹线 信前Ⅰ线 信前Ⅱ线 茅前线 流源Ⅰ线 流源Ⅱ线 玉官I线 玉官Ⅱ线 信官线 分袁线 分下线 袁康线 康信线 祥上线 凤上Ⅰ线 凤上Ⅱ线 袁柳Ⅰ线 狮信线 袁信线 井吉线 井葛线 罗吉线 上饶 上饶 上饶 上饶 上饶 上饶 上饶 上饶 上饶 上饶 上饶 上饶 上饶 上饶 上饶 上饶 上饶 上饶 宜春 宜春 宜春 宜春 宜春 宜春 宜春 宜春 宜春 宜春 吉安 吉安 吉安 134

3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 1 茅家岭电铁Ⅰ线 茅家岭电铁Ⅱ线 龟峰电铁Ⅰ线 龟峰电铁Ⅱ线 王源电铁Ⅰ线 王源电铁Ⅱ线 官上电铁Ⅰ线 官上电铁Ⅱ线 前山电铁Ⅰ线 前山电铁Ⅱ线 上荷Ⅰ线 上荷Ⅱ线 下浦电铁Ⅰ线 下浦电铁Ⅱ线 下浦电铁Ⅲ线 下浦电铁Ⅳ线 葛泽线 吉安 宜春

4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 井永线 永吉线 井埠线 文吉Ⅰ线 文吉Ⅱ线 文澄Ⅰ线 文澄Ⅱ线 文高Ⅰ线 文高Ⅱ线 万澄线 石澄线 吉瓜线 葛众线 高拿线 澄拿线 高南线 澄雩线 万雩线 吉安 吉安 吉安 吉安 吉安 吉安 吉安 吉安 吉安 吉安 吉安 吉安 吉安 吉安 吉安 吉安 吉安 吉安 注：“维护单位”指负责线路运行维护的供电公司。

135

附录4：江西电网省调调度许可设备

统计时间：2015年2月28日

江口、洪门、东津、罗湾、抱子石、上犹江、廖坊发电厂联网的110千伏主变、母线、110千伏线路、220千伏主变、母线、220千伏线路检修时会影响其出力并由相应地调调管的设备检修时须经省调许可。

老爷庙、长岭、吉山、泉水山、蒋公岭、屏山、九龙山风电场的无功补偿装置、集电线、35kV母线、110千伏主变、母线、110千伏线路、220千伏主变、母线、220千伏线路检修时会影响其出力并由相应地调调管的设备检修时须经省调许可。

鸬鹚、杨家光伏电站的无功补偿装置、集电线、35kV母线、35kV线路、110千伏主变、母线、110千伏线路、220千伏主变、母线、220千伏线路检修时会影响其出力并由相应地调调管的设备检修时须经省调许可。

观田变220千伏进线备自投装置作为南昌地调调度管辖，省调许可设备。

136

附录5：江西电网委托调度设备

江西电网省调委托地调调度设备

统计时间：2015年2月28日

序号 1 2 3 4 委托设备 罗湾电厂#1~#3水轮发电机组 抱子石#1~#2水轮发电机组 上犹江电厂#1~#4水轮发电机组 廖坊电厂#1~3水轮发电机组 受委托地调 南昌地调 九江地调 赣州地调 抚州地调 注：以上机组的发电计划由省调下达，地调下达开停机命令；机组检修由地调安排，报省调许可。

江西电网华中分中心委托江西省调调度设备

统计时间：2015年2月28日

新昌电厂#2机、炉、主变，丰城二期#5、#6机、炉、主变，井冈山二期#3、#4机、炉、主变，景德镇二期#2机、炉、主变，贵溪三期#1机、炉、主变。

贵鹰上区域稳控系统（鹰潭、信州、贵溪三期、黄金埠）鹰潭变从机、信州变、贵溪三期稳控装置；九江东部区域稳控系统石钟山变稳控装置；萍乡区域稳控系统安源变稳控装置;赣州区域稳控系统赣州稳控装置；赣西南外送区域稳控系统文山、罗坊变、井冈山二期稳控装置；乐平变稳控系统景德镇二期稳控装置、乐平变稳控装置；丰城二期外送稳控系统丰城二期稳控装置、进贤变稳控装置。

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附录6：江西电网设备命名和编号原则 1命名原则

1.1 接入220千伏及以上电压等级的设备由省调统一进行命名；

1.2 接入110千伏及以下电压等级的设备由设备所在地的地调统一进行命名，报省调备案；

1.3 厂变名称：一般以厂、变所在地名称命名。在规划时应充分考虑目前已投运变电站及相关线路的命名，避免出现重复、谐音，在接入系统命名时应参照规划时命名；

1.4 线路名称：一般以线路两端厂、变名称的简称组合命名。命名应避免与其它线路名称重复、谐音；T接线路命名：按厂（站）排列的先后顺序各取第一个字头组合而成。

1.5机组名称：为“电厂名+机组号”。机组号一般按投产次序进行编号。 2 编号原则

2.1 变电站主变压器的编号原则

按投产的先后顺序用简称+ # 代码（1、2、3……）表示。如昌东#1主变。

2.2 母线编号原则

分别采用Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ……数字表示，即（数字+名称）。

排列顺序为：从发电机、变压器向出线，由固定端向扩建端，自上而下排列，角形结线按顺时针方向排列；先建母线为Ⅰ段母线，扩建母线为Ⅱ段母线。

如；单母线；称Ⅰ段母线。 单母线分段：称Ⅰ段、Ⅱ段母线。 双母线：称Ⅰ段、Ⅱ段母线。

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双母线分段：称ⅠA、ⅠB，ⅡA、ⅡB。 旁路母线：称“旁母”。 2.3 开关编号原则

采用三位数字表示。首位数字表示电压等级、后二位数表示开关序位。

电压等级代码规定：

500千伏用“5”；220千伏用“2”；110千伏用“1”；35千伏用“3”；6千伏用“6”；10千伏（及10千伏以上20千伏以下）用“9”。

开关序位规定：

变压器开关用“01--09”；

电厂启备变（高备变）开关用“110，120，130、210，220，230，240，250”；

线路开关用“11--19”及“21--29”；

发电机开关用“10、20、30……”分别表示1、2、3……号机开关；

母联开关（兼旁母）用“31”；对双母线分段结线；母联开关用“31”、“32”，分段开关用“33”“34”，统称“母联开关”；

旁母开关（兼母联）用“41”。 2.4 刀闸编号原则

采用四位数字。前三位表示刀闸所从属的开关编号，后一位数字表示刀闸序位。

具体规定如下：

母线侧刀闸：由所从属的开关编号和母线号四位数字组成，即：开关编号+母线号。

线路侧刀闸，主变侧刀闸：由所从属的开关编号和“3”

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四位数字组成，即：开关编号+3。

旁母侧刀闸：由所从属的开关编号和旁母号四位数字组成，即：开关编号+4。

线路PT刀闸；由所从属的开关编号和“5”四位数字组成，即：开关编号+5。

母线PT刀闸：采用四位数字表示。首位数字表示电压等级。后二位数字表示所从属母线PT的代码，用“51”表示Ⅰ段母线PT代码，用“52”表示II段母线PT代码。后一位数字表示母线号。

2.5 接地刀闸编号原则

线路（或主变）接地刀闸编号原则：

采用五位数字表示。前三位数字表示所从属电压的开关编号，后二位数字表示接地刀闸所在序位。其序位规定如下：以母线侧为基准，向线路（或主变）方向按顺序排列，靠母线侧用“01”、开关侧用“02”、线路（或主变）侧用“03”，旁母侧用“04”。

管型母线接地刀闸编号原则：（一段母线上有多接地刀闸）

采用五位数字表示。前三位数字表示所从属电压的母线，后二位数字表示接地刀闸所在序位。（220千伏I段母线1号、2号接地刀闸：21001、21002）

电压互感器接地刀闸编号原则：

采用五位数字表示。前三位数字表示所从属电压的PT编号。后二位数字表示接地刀闸所在序位。其序位规定如下：靠PT侧用“03”。

主变中性点接地刀闸编号原则：

一般按隶属关系，编号采用四位数字表示，前三位数字

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表示所从属电压的主变高压侧开关编号，后一位数字用“0”表示。即由“开关编号+0”组成。（220千伏主变中性点：2010、1010） 。

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附录7：江西电网调度术语

1 总则

1.1 为规范江西电网调度用语，保障江西电网的安全稳定运行，提高江西电网运行管理水平，结合本点，参照《国家电网调度控制管理规程》制定本调度术语。

1.2 本调度术语规定了江西电网调度系统各级机构、厂站运行值班单位及输变电设备运维单位等进行业务联系时使用的标准用语。

2 电网主要设备名称 2.1 交流系统一次设备

2.1.1 机：汽轮、水轮（包括抽水蓄能）、燃气轮、风力等各种发电机组的简称 2.1.2 炉：锅炉

2.1.3 调相机：专门用于调整电压的发电机组 2.1.4 变：变压器

2.1.4.1 主变：发电厂、变电站的主变压器

2.1.4.2 联变：发电厂不同电压等级母线间联络变压器（限于发电厂中不带发电机只起联络不同电压母线作用的变压器）

2.1.4.3 厂（站、所）用变：发电厂（站）、变电站（所）、厂（站、所）用变压器 2.1.4.4 高厂变：接于发电机出口的供本机厂用电源的变压器。

2.1.4.5 高备变：接于高压母线的厂用备用变压器。 2.1.5 母：母线

2.1.5.1 旁母：旁路母线

2.1.6 刀闸：各种形式的隔离开关的统称

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2.1.6.1 母线刀闸：母线侧隔离开关 2.1.6.2 线路刀闸：线路侧隔离开关 2.1.6.3 变压器刀闸：变压器侧隔离开关 2.1.6.4 发电机刀闸：发电机侧隔离开关 2.1.6.5 接地刀闸：接地用隔离开关 2.1.7 开关：断路器

2.1.7.1 出线开关：线路断路器 2.1.7.2 母联开关：母线联络断路器

2.1.7.3 旁路开关：母线与旁路母线的联络断路器 2.1.7.4 旁联开关：母联又兼旁路的断路器 2.1.7.5 分段开关：母线分段断路器 2.1.7.6 变压器开关：变压器断路器 2.1.7.7 发电机开关：发电机断路器 2.1.8 线路：输电线路

2.1.9 架空地线：线路架空避雷线 2.1.10 电缆：电力电缆 2.1.11 避雷器：避雷器 2.1.12 CT（TA）：电流互感器 2.1.13 PT（TV）：电压互感器 2.1.14 CVT：电容式电压互感器

2.1.15 中性点接地电阻：变压器、线路并联电抗器中性点接地电阻器

2.1.16 消弧线圈：消弧线圈

2.1.17 静补：并联无功静止补偿器 2.1.18 串补：线路串联电容无功补偿装置 2.1.19 电容器：并联补偿电容器

2.1.20 串联电抗器：线路串联电抗器

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2.1.21 并联电抗器：并联电抗器（包括A、B、C三相及中性点小电抗器）

2.1.22 限流电抗器：变压器低压侧串带的电抗器 2.1.23 高抗：高压并联电抗器

2.1.24 低抗：低压并联电抗器

2.1.25 抽能高抗：带有低压侧抽能绕组的高压并联电抗器 2.1.26 中性点电抗：中性点电抗或消弧线圈 2.1.27 结合滤波器：结合滤波器 2.1.28 耦合电容器：耦合电容器 2.1.29 阻波器：线路阻波器

2.1.30 保护：电力系统的继电保护装置 2.1.31 电气制动：电气制动

2.1.32 AIS：常规敞开式开关设备

2.1.33 GIS：气体绝缘全封闭开关设备

2.1.34 HGIS：介于GIS和AIS之间的新型高压开关设备，不包括母线设备 2.2 继电保护装置

2.2.1 发电机（调相机）保护 2.2.1.1 差动保护

2.2.1.1.1 发电机纵差保护 2.2.1.1.2 发变组大差保护 2.2.1.1.3 发电机横差保护 2.2.1.2 电流保护

2.2.1.2.1 发电机过流保护

2.2.1.2.2 发电机低压过流保护 2.2.1.2.3 发电机复合电压过流保护 2.2.1.2.4 发电机励磁过流保护

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2.2.1.2.5 发电机负序电流保护 2.2.1.2.6 发电机匝间保护 2.2.1.3 接地保护

2.2.1.3.1 发电机定子接地保护 2.2.1.3.2 发电机转子一点接地保护 2.2.1.3.3 发电机转子两点接地保护 2.2.1.4 发电机过压保护 2.2.1.5 发电机过负荷保护 2.2.1.6 发电机失磁保护 2.2.1.7 发电机逆功率保护 2.2.1.8 发电机低频保护 2.2.1.9 发电机失步保护 2.2.2 变压器保护 2.2.2.1 变压器差动保护 2.2.2.2 电流保护

2.2.2.2.1 变压器电流速断保护 2.2.2.2.2 变压器过流保护

2.2.2.2.3 变压器低压过流保护 2.2.2.2.4 变压器复合电压过流保护 2.2.2.2.5 变压器零序方向电流保护 2.2.2.2.6 变压器零序电流保护 2.2.2.3 变压器阻抗保护 2.2.2.4 瓦斯保护

2.2.2.4.1 重瓦斯保护 2.2.2.4.2 轻瓦斯保护

2.2.2.5 变压器压力保护

2.2.2.6 变压器中性点零序过流保护

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2.2.2.7 变压器中性点零序过压保护 2.2.2.8 变压器间隙零序电流保护 2.2.2.9 变压器过励磁（激磁）保护 2.2.2.10 变压器冷却系统故障保护 2.2.2.11 油面降低保护 2.2.2.12 温度保护

2.2.3 线路保护

2.2.3.1 线路纵联保护

2.2.3.1.1 线路纵联距离保护 2.2.3.1.2 线路纵联方向保护 2.2.3.1.3 线路纵联零序保护 2.2.3.1.4 线路纵联相差保护 2.2.3.1.5 纵联电流差动保护 2.2.3.2 线路距离保护

2.2.3.2.1 线路相间距离保护 2.2.3.2.2 线路接地距离保护

2.2.3.2.3 不对称短路故障相继速动 2.2.3.2.4 平行双回线故障相继速动

2.2.3.3 线路零序一（二、三、四）段保护 2.2.3.4 线路电流保护

2.2.3.4.1 线路电流速断保护 2.2.3.4.2 线路过流保护

2.2.3.4.3 线路低压过流保护

2.2.3.4.4 线路低压方向过流保护 2.2.3.4.5 线路横差保护 2.2.3.5 线路电压保护

2.2.3.5.1 线路过电压保护

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2.2.3.5.2 线路低电压保护 2.2.3.5.3 线路电压速断保护

2.2.3.5.4 线路电流闭锁电压速断保护 2.2.3.6 重合闸

2.2.3.6.1 单（相）重（合闸） 2.2.3.6.2 三（相）重（合闸）

2.2.3.6.3 综（合）重（合闸）

2.2.4 母线保护、开关保护、短引线保护 2.2.4.1 母线保护 2.2.4.1.1 母差保护

2.2.4.1.2 母线充电保护 2.2.4.2 开关保护

2.2.4.2.1 开关失灵保护

2.2.4.2.2 开关非全相（三相不一致）保护 2.2.4.2.3 开关充电保护 2.2.4.2.4 短引线保护 2.2.5 并联电抗器的保护 2.2.5.1 电抗器瓦斯保护

2.2.5.2 电抗器差动保护

2.2.5.3 并联电抗器过电流保护 2.2.5.4 并联电抗器零序电流保护 2.2.5.5 并联电抗器过负荷保护 2.2.5.6 并联电抗器匝间保护 2.2.6 串联补偿电容器保护 2.2.6.1 电容器保护

2.2.6.1.1 电容器不平衡保护 2.2.6.1.2 电容器过负荷保护

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2.2.6.2 平台保护 2.2.6.3 MOV保护

2.2.6.3.1 MOV过负荷/过温度保护 2.2.6.3.2 MOV过电流保护 2.2.6.3.3 MOV能量保护 2.2.6.4 GAP保护

2.2.6.4.1 GAP自触发保护 2.2.6.4.2 GAP延时触发保护 2.2.6.4.3 GAP不触发保护 2.2.6.4.4 GAP长时间导通保护 2.2.7 直流输电系统保护 2.2.7.1 无功减载保护 2.2.7.2 脉冲丢失保护 2.2.7.3 交流电压保护 2.2.7.3.1 快速过压保护 2.2.7.3.2 慢速过压保护 2.2.7.3.3 欠压保护 2.2.7.4 阀桥保护

2.2.7.4.1 星侧桥差保护 2.2.7.4.2 角侧桥差保护

2.2.7.4.3 星侧慢速过流保护 2.2.7.4.4 角侧慢速过流保护 2.2.7.4.5 紧急触发保护 2.2.7.5 换流器保护 2.2.7.6 50赫兹保护 2.2.7.7 极母线保护 2.2.7.7.1 极母差保护

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2.2.7.7.2 双极线极母差保护 2.2.7.8 直流欠压保护 2.2.7.9 中性线保护

2.2.7.9.1 中性线差动保护 2.2.7.9.2 开关跳闸保护

2.2.7.9.3 金属回线开关保护 2.2.7.9.4 大地回线开关保护

2.2.7.10 金属回线旁路线差动保护 2.2.7.11 接地极线断线保护 2.2.7.12 直流回路开路保护 2.2.7.13 直流线路保护 2.2.7.13.1 2.2.7.13.2 2.2.7.13.3 2.2.7.13.4 2.2.7.13.5

行波保护 线路纵差保护 线路欠压保护 线路故障后再启动 线路永久故障保护

2.2.7.14 合差保护 2.2.7.15 元件保护 2.2.7.15.1 直流滤波器保护 2.2.7.15.1.1 电容器不平衡保护 2.2.7.15.1.2 差动保护

2.2.7.15.2 交流滤波器保护 2.2.7.15.2.1 电容器不平衡保护 2.2.7.15.2.2 差动保护 2.2.7.15.2.3 过电流保护 2.2.7.15.3

交流滤波器母线保护

2.2.7.15.3.1 差动保护

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2.2.7.15.3.2 过电流保护 2.2.7.15.3.3 过电压保护 2.2.7.15.4 交流变压器保护 2.2.7.15.4.1 差动保护 2.2.7.15.4.2 过电流保护 2.2.7.15.4.3 过电压保护 2.2.7.15.4.4 阀侧低电压保护 2.2.8 故障录波器 2.2.9 故障测距装置 2.3 安全自动装置 2.3.1 解列装置

2.3.1.1 振荡解列装置 2.3.1.2 低频解列装置 2.3.1.3 低压解列装置 2.3.1.4 过负荷解列装置 2.3.1.5 过电压解列装置 2.3.2 就地安全自动装置 2.3.2.1 联切装置 2.3.2.2 联切负荷装置 2.3.2.3 联跳装置 2.3.2.4 电气制动装置 2.3.2.5 快减装置 2.3.2.6 强励装置 2.3.2.7 强减装置 2.3.2.8 自动灭磁装置 2.3.2.9 励磁调节器 2.3.2.10 准同期装置

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2.3.2.11 自同期装置 2.3.2.12 备自投装置 2.3.3 远方安全自动装置 2.3.3.1 远方跳闸装置 2.3.3.2 远方启动装置 2.3.3.3 远方电气制动装置 2.3.3.4 远方切负荷装置 2.3.3.5 远方切机装置 2.3.3.6 远方调相改发电装置

2.3.4 低频减载装置：按频率自动减（切）负荷装置

2.3.5 过负荷减载装置：超负荷时自动减（切）负荷（线路）装置

2.3.6 区域稳定控制器：系统区域稳定控制装置 2.3.7 系统稳定器（PSS）：电力系统稳定器 2.3.8 同期装置

2.3.9 检测同期并列装置 2.4 调度自动化设备

2.4.1 RTU：远动终端设备

2.4.2 电能量远方终端采集装置：厂站端用于电能量数据采集与传输的设备

2.4.3 电力调度数据网络：用于支持调度运行与管理相关的不同类型信息交换的网络平台

2.4.4 远动通道：用于专门传输远动信息的通道

2.4.5 智能电网调度控制系统：通常是指各级机构建设的具备实时监控与预警、调度计划、安全校核和调度管理等应用功能的系统

2.4.6 PMU：相量测量装置

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调度术语 3.1 调度管理 3.1.1 调管范围 3

是指机构行使调度指挥权的发、输、变电系统，包括直调范围和许可范围 3.1.2 调度同意

值班调度员对其下级机构值班调度员、相关机构值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员提出的工作申请及要求等予以同意 3.1.3 调度许可

下级机构在进行许可设备运行状态变更前征得本级值班调度员许可 3.1.4 直接调度

值班调度员直接向下级机构值班调度员、值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员发布调度指令的调度方式

3.1.5 间接调度

值班调度员通过下级机构值班调度员向其它运行人员转达调度指令的方式 3.1.6 授权调度

根据电网运行需要将调管范围内指定设备授权下级机构直调，其调度安全责任主体为被授权机构。 3.1.7 越级调度

紧急情况下值班调度员越级下达调度指令给下级机构直调的运行值班单位人员的方式 3.1.8 调度关系转移

经两机构协商一致，决定将一方直接调度的某些设

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备的调度指挥权，暂由另一方代替行使。转移期间，设备由接受调度关系转移的一方调度全权负责，直至转移关系结束 3.2 调度

3.2.1 调度指令

值班调度员对其下级机构值班调度员、相关机构值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员发布有关运行和操作的指令 3.2.1.1 口头令

由值班调度员口头下达（无须填写操作票）的调度指令 3.2.1.2 操作令

值班调度员对直调设备进行操作，对下级机构值班调度员、相关机构值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员发布的有关操作的指令

a) 单项操作令

值班调度员向受令人发布的单一一项操作的指令 b) 逐项操作令

值班调度员向受令人发布的操作指令是具体的逐项操作步骤和内容，要求受令人按照指令的操作步骤和内容逐项进行操作

c) 综合操作令

值班调度员给受令人发布的不涉及其他厂站配合的综合操作任务的调度指令。其具体的逐项操作步骤和内容，以及安全措施，均由受令人自行按规程拟订 3.2.2 发布指令

值班调度员正式向受令人发布调度指令 3.2.3 接受指令

受令人正式接受值班调度员所发布的调度指令

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3.2.4 复诵指令

值班调度员发布调度指令时，受令人重复指令内容以确认的过程

3.2.5 回复指令

受令人在执行完值班调度员发布给他的调度指令后，向值班调度员报告已经执行完调度指令的步骤、内容和时间等 3.2.6 许可操作

在改变电气设备的状态和方式前，根据有关规定，由有关人员提出操作项目，值班调度员同意其操作 3.2.7 配合操作申请

需要上级机构的值班调度员进行配合操作时，下级机构的值班调度员根据电网运行需要提出配合操作申请

3.2.8 配合操作回复

上级机构的值班调度员同意下级机构的值班调度员提出的配合操作申请，操作完毕后，通知提出申请的值班调度员配合操作完成情况 3.3 开关和刀闸

3.3.1 合上开关

使开关由分闸位置转为合闸位置 3.3.2 断开开关

使开关由合闸位置转为分闸位置 3.3.3 合上（推上）刀闸

使刀闸由断开位置转为接通位置 3.3.4 拉开（断开）刀闸

使刀闸由接通位置转为断开位置 3.3.5 开关跳闸

1

3.3.5.1 开关跳闸

未经操作的开关三相同时由合闸转为分闸位置 3.3.5.2 开关×相跳闸

未经操作的开关×相由合闸转为分闸位置 3.3.6 开关非全相合闸

开关进行合闸操作时只合上一相或两相 3.3.7 开关非全相跳闸

未经操作的开关一相或两相跳闸 3.3.8 开关非全相运行

开关非全相跳闸或合闸，致使开关一相或两相合闸运行 3.3.9 开关×相跳闸重合成功

开关×相跳闸后，又自动合上×相，未再跳闸 3.3.10 开关×相跳闸，重合不成功

开关×相跳闸后，又自动合上×相，开关再自动跳开三相

3.3.11 开关（×相）跳闸，重合闸未动跳开三相（或非全相运行）

开关（×相）跳闸后，重合闸装置虽已投入，但未动作，××保护动作跳开三相（或非全相运行） 3.3.12 开关跳闸，三相重合成功

开关跳闸后，又自动合上三相，未再跳闸 3.3.13 开关跳闸，三相重合不成功

开关跳闸后，又自动合上三相，开关再自动跳开 3.4 继电保护装置

保护投入/退出指投入/退出完成此保护功能的所涉及的全部压板，含功能及出口压板投入/退出，智能化变电站中保护装置GOOSE压板和智能终端的出口压板在本规定中

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均统称“压板”。

3.4.1 投入/退出（××设备）全部保护：指投入/退出该设备的全部主保护、后备保护，含失灵、远跳及过电压保护等。 3.4.2 投入/退出（××设备）××整套保护：指投入/退出××设备双重化保护中的××套主保护、后备保护，含失灵、远跳及过电压保护等。

3.4.3 投入/退出（××线路）××主保护：投入/退出××线路××主保护功能压板，此术语仅用于投入/退出线路保护中某一套保护装置的主保护。

3.4.4 投入/退出（××线路）重合闸：投入××线路重合闸指：对220千伏及以上线路，重合闸方式按“单重”方式调整；对110千伏及以下线路，重合闸方式按“三重”方式调整。退出××线路重合闸指：重合闸方式按“停用”方式调整。

3.4.5 投入/退出××断路器保护：投入/退出××断路器保护所有功能及出口压板。

3.4.6 投入/退出××断路器失灵保护：投入/退出××断路器失灵保护所有功能及出口压板。

3.4.7 投入/退出××设备××套保护××功能：在特殊要求下仅需投入/退出××设备的某种保护功能，如远跳功能、启动失灵。按现场运行规程投入/退出该功能的相关压板。 3.4.8 按现场运行规程调整母差保护运行方式：

3.4.8.1 倒闸操作期间，母差保护改为无选择方式，相关压板按现场运行规程调整。

3.4.8.2 当双母线并列、分列运行方式转换时：相关压板按现场运行规程调整。

3.4.9 ××母差保护投信号：是指该套母差保护功能压板按

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要求投入，但出口压板退出。

3.4.10 投入/退出××套母差保护：投入/退出××套母差保护所有功能及出口压板。 3.5 合环、解环

3.5.1 合环

电气操作中将线路、变压器或开关构成的网络闭合运行的操作

3.5.2 同期合环

检测同期后合环

3.5.3 解除同期闭锁合环 不经同期闭锁直接合环 3.5.4 差30度合环

网络经结线相位角度差30度的变压器组合环 3.5.5 解环

电气操作中将线路、变压器或开关构成的闭合网络断开运行的操作

3.6 并列、解列

3.6.1 核对相位

用仪表或其他手段对两电源或环路相位检测是否相同 3.6.2 定相

新建、改建的线路、变电站在投运前分相依次送电核对三相标志与运行系统是否一致 3.6.3 核对相序

用仪表或其他手段，核对两电源的相序是否相同 3.6.4 相位正确

开关两侧A、B、C三相相位均对应相同 3.6.5 并列

157

使两个单独运行电网并为一个电网运行，或将发电机（调相机）组并入电网运行 3.6.6 解列

将一个电网分成两个电气相互的部分运行，或将发电机与电网解除电气联系 3.7 线路

3.7.1 线路强送电

线路开关跳闸后未经处理即行送电 3.7.2 线路强送电成功

线路开关跳闸后未经处理即行送电，开关未再跳闸 3.7.3 线路强送电不成功

线路开关故障跳闸后未经处理即行送电，开关再跳闸 3.7.4 线路试送电

线路开关跳闸，经检查并处理后的送电 3.7.5 线路试送成功

线路开关跳闸，经检查并处理后送电正常 3.7.6 线路试送不成功

线路开关跳闸，经检查并处理后送电，开关再跳闸 3.7.7 按单电源负荷线路处理

原为双电源或环路，另一电源解列或环路开环后变成单电源负荷线路，线路故障开关跳闸后的处理，按调度规程中有关负荷线路故障，开关跳闸的处理规定进行处理 3.7.8 带电巡线

对带电或停电未采取安全措施的线路进行巡线 3.7.9 停电巡线

在线路停电并挂好地线情况下巡线 3.7.10 故障（事故）巡线

158

线路发生故障（事故）后，为查明故障原因的带电巡线 3.7.11 特巡

对在暴风雨、覆冰、雾、河流开冰、水灾、地震、山火、台风等自然灾害和保电、大负荷等特殊情况下的带电巡线 3.8 主要设备状态及变更用语

3.8.1 检修

对于电气设备，其相应的开关和刀闸（不包括接地刀闸）在断开位置，做好安全措施（包括合上接地刀闸、装设接地线等）。

3.8.1.1 开关检修

开关及其两侧刀闸均在拉开位置，开关两侧接地刀闸均在合上位置（或装设接地线），工作需要仅在一侧合上接地刀闸（或装设接地线）也视为检修。 3.8.1.2 线路检修

线路刀闸及线路高抗高压侧刀闸拉开，线路PT（或可能向线路反送电的PT低压侧二次空开）高压侧拉开，并在线路出线端合上接地刀闸（或装设接地线）。 3.8.1.3 主变检修

变压器各侧开关、刀闸均在拉开位置，并在该变压器上可能来电各侧合上接地刀闸（或装设接地线）。 3.8.1.4 母线检修

母线上所有刀闸均在拉开位置，母线接地刀闸在合上位置（或装设接地线）。 3.8.1.5 发电机检修

发电机出口刀闸在拉开位置，检修工作所需安全措施已布置完毕。

3.8.1.6 发变组检修

159

发变组出口刀闸在拉开位置，检修工作所需安全措施已布置完毕。

3.8.1.7 电抗器检修

电抗器开关、刀闸在拉开位置，电抗器接地刀闸在合上位置（或装设接地线）。 3.8.1.8 电容器检修

电容器开关、刀闸在拉开位置，电容器接地刀闸在合上位置（或装设接地线）。

3.8.1.9 静止无功补偿器检修

静止无功补偿器出口开关、刀闸在拉开位置，检修工作所需安全措施已布置完毕。 3.8.1.10 旁母检修

所有旁母刀闸、旁路开关与旁母相联的刀闸均在拉开位置，旁母接地刀闸在合上位置（或装设接地线）。 3.8.1.11 PT检修

高低压熔丝取下（或二次空开断开）及一次刀闸断开， PT接地刀闸在合上位置（或装设接地线）。 3.8.2 备 用

设备处于完好状态，其所有安全措施已全部拆除，随时可以投入运行。 3.8.2.1 发电机备用

发电机出口刀闸在拉开位置，其所有安全措施已全部拆除。

3.8.2.2 发变组备用

发变组出口刀闸在拉开位置，其所有安全措施已全部拆除。

3.8.2.3 冷备用

160

设备所有安全措施已全部拆除，设备的开关、刀闸（包括可能向线路反送电的PT低压侧二次空开）均在拉开位置。 3.8.2.4 开关冷备用

开关所有安全措施已全部拆除，开关及其两侧刀闸均在拉开位置。

3.8.2.5 线路冷备用

线路所有安全措施已全部拆除，线路各侧开关、刀闸、线路PT（包括可能向线路反送电的PT低压侧二次空开）均在拉开位置。

3.8.2.6 变压器冷备用

变压器所有安全措施已全部拆除，变压器各侧刀闸均在拉开位置。

3.8.2.7 母线冷备用

母线所有安全措施已全部拆除，母线上所有刀闸均在拉开位置。

3.8.2.8 电抗器冷备用

电抗器所有安全措施已全部拆除，电抗器开关及刀闸均在拉开位置。

3.8.2.9 电容器冷备用

电容器所有安全措施已全部拆除，电容器开关及刀闸均在拉开位置。

3.8.2.10 静止无功补偿器冷备用

静止无功补偿器所有安全措施已全部拆除，静止无功补偿器开关及刀闸均在拉开位置。 3.8.2.11 旁母冷备用

旁母所有安全措施已全部拆除，所有旁路刀闸、旁路开关与旁母相连的刀闸均在断开位置。

161

3.8.2.12 PT冷备用

PT所有安全措施已全部拆除，高低压熔丝取下（或二次空开断开）及一次刀闸断开。 3.8.2.13 站用变冷备用

站用变所有安全措施已全部拆除，电源侧开关冷备用，一次刀闸拉开，高低压熔丝取下。 3.8.2.14 消弧线圈冷备用

消弧线圈所有安全措施已全部拆除，与任何一台变压器中性点电路不通，相联的开关刀闸均在断开位置。 3.8.2.15 热备用

设备所有安全措施已全部拆除，设备各侧对应开关均在断开位置，设备各侧刀闸在合上位置。此状态下如无特殊要求，设备保护均应按规定投入。带串补装置的线路，线路刀闸在合闸位置。

线路高压电抗器、电压互感器（TV或CVT）等无单独开关的设备均无热备用状态。 3.8.2.16 开关热备用

开关断开位置，两侧刀闸均在合闸位置。 3.8.2.17 线路热备用

线路开关处于热备用状态，线路PT在运行状态。 3.8.2.18 母线热备用

母线PT在运行状态，与相邻设备间的开关、与相邻设备间直接经刀闸连接的刀闸在断开位置。 3.8.2.19 旁母热备用

旁路开关于旁母热备用状态，所有其他旁路刀闸都在断开位置。

3.8.2.20 变压器热备用

162

各侧开关均在断开位置，至少有一侧开关在热备用状态，PT均处运行状态。 3.8.2.21 紧急备用

设备停止运行，刀闸断开，但设备具备运行条件（包括有较大缺陷可短期投入运行的设备）。 3.8.2.22 旋转备用

指运行正常的发电机组维持额定转速，随时可以并网，或已并网但仅带一部分负荷，随时可以加出力至额定容量的发电机组。

3.8.2.23 停止（退出）备用

设备由具备立即投入运行的条件转为不具备立即投入运行的条件。 3.8.3 运行

指设备的刀闸（不包括接地刀闸）和对应开关都在合上位置，设备带有或可带标称电压。 3.8.3.1 开关运行

开关及其两侧的刀闸均在合闸位置。 3.8.3.2 线路运行

线路开关及其两侧的刀闸、线路PT均在运行状态。 3.8.3.3 PT运行

高低压熔丝装上（或二次空开合上），一次刀闸在合闸位置。

3.8.3.4 母线运行

母线PT在运行状态，至少有一个以上的支路开关或刀闸使母线与相邻设备相联。 3.8.3.5 旁母运行

任一把旁母刀闸处于合闸位置并直接与母线、线路、主

163

变相联。

3.8.3.6 变压器运行

至少有一侧刀闸及开关在合闸位置，使变压器与相邻设备电气上联通，PT均处运行状态。 3.8.3.7 站用变运行

电源侧开关运行，一次刀闸合上，高低压熔丝装上。 3.8.3.8 消弧线圈运行

与某台变压器中性点电路接通，相联的开关刀闸均在合闸位置。 3.8.4 充电

设备带标称电压但不接带负荷 3.8.5 送电

对设备充电并带负荷(指设备投入环状运行或带负荷) 3.8.6 停电

断开开关使设备不带电 3.8.7 检修可以开工

准备检修设备已处于检修状态或设备检修所要求的状态。

a) 对值班调度员指：电气设备的状态转换已经完成，已转为检修状态或设备检修所要求的状态。

b) 对现场指：安全措施全部布置完毕，符合《电业安全工作规程》的要求，设备处于检修状态或设备检修所要求的状态。

3.8.8 检修工作结束，具备送电条件

设备已检修好，检修人员已撤离检修现场，工作票已收回，设备处于调度许可检修开工时的状态。 3.8.9 停役时间

1

线路及主变等电气设备从各端做好保护接地许可工作算起，锅炉从关闭主汽门的时间算起，汽机从主油开关（发电机）拉开时算起，单元机组从开关断开算起 3.8.10 复役时间

线路及主变等电气设备从汇报工作结束时，锅炉指达到额定汽压汽温并炉供汽，汽机指发电机主油开关合上时，单元机组指机组并网时 3.8.11 ×次冲击合闸

合断开关×次，以额定电压给设备连续×次充电 3.8.12 零起升压

给设备由零起逐步升高电压至预定值或直到额定电压，以确认设备无故障 3.8.13 零起升流

电流由零逐步升高至预定值或直到额定电流 3.9 母 线 3.9.1 倒母线

线路、主变压器等设备从结在某一条母线运行改为结在另一条母线上运行 3.9.2 轮停母线

将双母线的两组母线轮流停电 3.10 用 电

3.10.1 按指标用电

不超过分配的用电指标用电 3.10.2 用户限电

通知用户按调度指令自行用电 3.10.3 拉闸限电

拉开线路开关强行用户用电

165

3.10.4 ×分钟限去超用负荷

通知用户或下级机构值班调度员按指定时间自行减去比用电指标高的那一部分用电负荷

3.10.5 ×分钟按事故拉闸顺序切掉×万千瓦 通知运行人员按事故拉闸顺序切掉×万千瓦负荷 3.10.6 保安电力

保证人身和设备安全所需的最低限度的电力 3.11 发电机组

3.11.1 发电机无（少）蒸汽运行

发电机并入电网，将主气门关闭（或通少量蒸汽）作调相运行

3.11.2 发电改调相

发电机由发电状态改调相运行 3.11.3 调相改发电

发电机由调相状态改发电运行 3.11.4 发电机无励磁运行

运行中的发电机失去励磁后,从系统吸收无功异步运行 3.11.5 维持全速

发电机组与电网解列后，维持额定转速，等待并列 3.11.6 变压运行

发电机组降低汽压运行，以大幅度降低出力 3.11.7 力率

发电机输出功率（出力）的功率因数cos 3.11.8 进相运行

发电机或调相机定子电流相位超前其电压相位运行，发电机吸收系统无功 3.11.9 定速

166

发电机已达到额定转速运行但未并列 3.11.10 空载

发电机已并列，但未接带负荷 3.11.11 甩负荷

带负荷运行的发电机所带负荷突然大幅度降至某一值 3.11.12 发电机跳闸

带负荷运行的发电机主开关跳闸 3.11.13 紧急停机（拍停）

电网发生故障或出现异常时，将运行机组以手动打闸或按“紧急停机”按钮方式停运 3.11.14 紧急降低出力

电网发生故障或出现异常时，将发电机出力紧急降低，但不解列

3.11.15 紧急降出力至×万千瓦

电网发生故障或出现异常时，采取一切必要措施（包括采取紧急停机），以最短的时间将全厂机组出力降至×万千瓦 3.11.16 可调出力

机组实际可能达到的最大剩余发电能力 3.11.17 单机最低出力

根据机组运行条件核定的最小发电能力 3.11.18 盘车

用电动机（或手动）带动汽轮发电机组转子慢转动 3.11.19 惰走

汽（水）轮机或其它转动机械在停止汽源（水源）或电源后继续保持转动 3.11.20 转车或冲转

指蒸汽进入汽机，转子开始转动

167

3.11.21 低速暖机

汽轮机开车过程中的低速运行，使汽轮机的本体整个达到规定的均匀温度 3.11.22 升速

汽轮机转速按规定逐渐升高 3.11.23 滑参数起动

一机一炉单元并列情况下，使锅炉蒸汽参数以一定速度随汽机负荷上升而上升的起动方式 3.11.24 滑参数停机

一机一炉单元并列情况下，使锅炉蒸汽参数以一定速度随汽机负荷下降而下降的停机方式 3.11.25 脱扣

指汽机自动装置动作（或手动）造成主汽门关闭 3.11.26 反冲洗

汽轮机组凝结器中循环水经调整阀门方式后，反向流动冲走垢物

3.11.27 锅炉升压

锅炉从点火至并炉整个过程 3.11.28 并炉

锅炉待汽压汽温达到规定值后与蒸汽母管并列 3.11.29 停炉

锅炉与蒸汽母管隔绝后不保持汽温汽压 3.11.30 失压

锅炉停止运行后按规程将压力泄去的过程 3.11.31 吹灰

用蒸汽或压缩空气清除锅炉各受热面上的积灰 3.11.32 向空排汽

168

开启向空排汽门使蒸汽通过向空排汽门放入大气 3.11.33 顶压

用给水泵（水源）保持锅炉内有一定水压 3.11.34 水压试验

指设备检修后进行水压试验 3.11.35 熄火

锅炉运行中由于某种原因引起炉火突然熄灭 3.11.36 打焦

用工具清除火嘴、水冷壁、过热器管等处的结焦 3.11.37 导水叶开度

运行中机组在某水头和发电出力时相应的水叶的开度 3.11.38 轮叶角度

运行中水轮发电机组在某水头和发电出力时相应轮叶的角度

3.12 电 网

是电力生产、流通和消费的系统，又称电力系统。具体地说，电网是由发电、供电（输电、变电、配电）、用电设施以及为保证上述设施安全、经济运行所需的继电保护安全自动装置、电力计量装置、电力通信设施和电力调度自动化设施等所组成的整体。 3.12.1 静态稳定

电力系统受到小干扰后，不发生非周期性失步，自动恢复到初始运行状态的能力 3.12.2 暂态稳定

电力系统受到大扰动后，各同步电机保持同步运行并过渡到新的或恢复到原来稳定运行方式的能力 3.12.3 动态稳定

169

电力系统受到小的或大的干扰后，在自动调节和控制装置的作用下，保持长过程的运行稳定性的能力 3.12.4 电压稳定

电力系统受到小的或大的扰动后，系统电压能够保持或恢复到允许的范围内，不发生电压崩溃的能力 3.12.5 频率稳定

电力系统受到小的或大的扰动后，系统频率能够保持或恢复到允许的范围内，不发生频率崩溃的能力 3.12.6 同步振荡

发电机保持在同步状态下的振荡 3.12.7 异步振荡

发电机受到较大的扰动，其功角在0°～360°之间周期性变化，发电机与电网失去同步运行的状态 3.12.8 波动

电网电压、频率、功率发生瞬间下降或上升后立即恢复正常

3.12.9 摆动

电网电压、频率、功率产生有规律的摇摆现象 3.12.10 失步

同一系统中运行的两电源间失去同步 3.12.11 潮流

电网稳态运行时的电压、电流、功率 3.13 调整频率、电压

3.13.1 增加有功（或无功）功率

在发电机原有功（或无功）出力基础上，增加有功（或无功）出力

3.13.2 减少有功（或无功）功率

170

在发电机原有功（或无功）出力基础上，减少有功（或无功）出力

3.13.3 提高频率（或电压）

在原有频率（或电压）的基础上，提高频率（或电压）值

3.13.4 降低频率（或电压）

在原有频率（或电压）的基础上，降低频率（或电压）值

3.13.5 维持频率××校电钟

使频率维持在××数值，校正电钟与标准钟的误差 3.13.6 ×变从××千伏〔×档）调到××千伏〔×档） ×变压器分接头从××千伏〔×档）调到××千伏〔×档） 3.14 停电计划 3.14.1 停电检修票 日前停电工作计划 3.14.2 计划停电

纳入月度设备停电计划，并办理停电检修票的设备停电工作

3.14.3 临时停电

未纳入月度设备停电计划，但办理停电检修票的设备停电工作

3.14.4 紧急停电

设备异常需紧急停运处理以及设备故障停运抢修、陪停等由值班调度员批准的设备停电工作 3.14.5 带电作业

对有电或停电未做安全措施的设备进行检修 3.15 接地、引线、短接

171

3.15.1 挂接地线

用临时接地线将设备与大地接通 3.15.2 拆接地线

拆除将设备与大地接通的临时接地线 3.15.3 推上接地刀闸

用接地刀闸将设备与大地接通 3.15.4 拉开接地刀闸

用接地刀闸将设备与大地断开 3.15.5 带电接线

在设备带电状态下接线 3.15.6 带电拆线

在设备带电状态下拆线 3.15.7 接引线

将设备引线或架空线的跨接线接通 3.15.8 拆引线

将设备引线或架空线的跨接线拆断 3.15.9 短接

用导线临时跨接在设备两侧，构成旁路 3.16 电容、电抗补偿 3.16.1 消弧线圈过补偿

全网消弧线圈的整定电流之和大于相应电网对地电容电流之和

3.16.2 消弧线圈欠补偿

消弧线圈的整定电流之和小于相应电网对地电容电流之和

3.16.3 谐振（全）补偿

消弧线圈的整定电流之和等于相应电网对地电容电流

172

之和

3.16.4 并联电抗器欠补偿

并联电抗器总容量小于被补偿线路充电功率 3.16.5 串联电容器欠补偿

串联电容器总容抗小于被补偿线路的感抗 3.17 水 电

3.17.1 水库水位（坝前水位）

水电厂水库坝前水面海拔高程（米） 3.17.2 尾水水位（简称尾水位） 水电厂尾水水面海拔高程（米） 3.17.3 正常蓄水位

水库在正常运用的情况下，为满足兴利要求在供水期开始时应蓄到的高水位（米） 3.17.4 死水位

在正常运用情况下，允许水库消落的最低水位（米） 3.17.5 年消落水位

多年调节水库在水库蓄水正常情况下允许年度消落的最低水位（米）

3.17.6 汛期防洪水位（简称汛限水位）

水库在汛期因防洪要求而确定的兴利蓄水的上限水位（米）

3.17.7 设计洪水位

遇到大坝设计标准洪水时，水库坝前达到的最高水位（米）

3.17.8 校核洪水位

遇到大坝校核标准洪水时，水库坝前达到的最高水位（米）

173

3.17.9 库容

坝前水位相应的水库水平面以下的水库容积（亿立米或立方米）

3.17.10 总库容

校核洪水位以下的水库容积（亿立米或立方米） 3.17.11 死库容

死水位以下的水库容积（亿立米或立方米） 3.17.12 兴利库容（调节库容）

正常蓄水位至死水位之间的水库容积（亿立米或立方米）

3.17.13 可调水量

坝前水位至死水位之间的水库容积（亿立米或立方米） 3.17.14 水头

水库水位与尾水位之差值（米） 3.17.15 额定水头

发电机发出额定功率时，水轮机所需的最小工作水头（米）

3.17.16 水头预想出力（预想出力）

水轮发电机组在不同水头条件下相应所能发出的最大出力（兆瓦）

3.17.17 受阻容量

电站（机组）受技术因素制约（如设备缺陷、输电容量等），所能发出的最大出力与额定容量之差。对于水电机组还包括由于水头低于额定水头时，水头预想出力与额定容量之差（兆瓦） 3.17.18 保证出力

水电站相应于设计保证率的供水时段内的平均出力（兆

174

瓦）

3.17.19 多年平均发电量

按设计采用的水文系列和装机容量，并计及水头预想出力计算出的各年发电量的平均值（亿千瓦时或兆瓦时） 3.17.20 时段末控制水位

时段（年、月、旬）末计划控制的水位（米） 3.17.21 时段初（末）库水位

时段（年、月、旬）初（末）水库实际运行水位（米） 3.17.22 时段平均发电水头

指发电水头之时段（日、旬、月、年）平均值（米） 3.17.23 时段平均入（出）库流量

指时段（日、旬、月、年）入（出）库流量平均值（秒立米）

3.17.24 时段入（出）库水量

指时段（日、旬、月、年）入（出）库水量（亿立米和立方米）

3.17.25 时段发电用水量

指时段（日、旬、月、年）发电所耗用的水量（亿立米和立方米）

3.17.26 时段弃水量

指时段（日、旬、月、年）未被利用而弃掉的水量（亿立米和立方米）

3.17.27 允许最小出库流量

为满足下游兴利（航运、灌溉、工业引水等）及电网最低电力要求需要水库放出的最小流量（秒立米） 3.17.28 开启（关闭）泄流闸门

根据需要开启（关闭）溢流坝的工作闸门，包括大坝泄

175

流中孔、底孔或泄洪洞、排沙洞等工作闸门 3.17.29 开启（关闭）机组进水口工作闸门 根据需要开启(关闭)水轮机组进水口的工作闸门 3.17.30 开启(关闭)进水口检修闸门

根据需要开启(关闭)水轮机组进水口检修闸门 3.17.31 开启(关闭)尾水闸门(或叠梁)

根据需要开启(关闭)水轮机组尾水闸门(或叠梁) 3.17.32 发电耗水率

每发一千瓦时电量所耗的水量（立米/千瓦时） 3.17.33 节水增发电量

水电站时段（月、年）内实际发电量与按调度图运行计算的考核电量的差值（亿千瓦时或兆瓦时） 3.17.34 水能利用提高率

水电站时段（月、年）内增发电量与按调度图运行计算的考核电量的百分比（%） 3.18 新能源 3.18.1 风电场

由一批风电机组或风电机组群（包括机组单元变压器）、汇集线路、主升压变压器及其他设备组成的发电站 3.18.2 光伏发电站

利用太阳电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统，一般包含变压器、逆变器、相关的平衡系统部件（BOS）和太阳电池方阵等 3.18.3 风电机组/风电场低电压穿越

当电力系统故障或扰动引起并网点电压跌落时，在一定的电压跌落范围和时间间隔内，风电机组/风电场能够保证不脱网连续运行

176

3.18.4 风电功率预测

以风电场的历史功率、历史风速、地形地貌、数值天气预报、风电机组运行状态等数据建立风电场输出功率的预测模型，以风速、功率、数值天气预报等数据作为模型的输入，结合风电场机组的设备状态及运行工况，预测风电场未来的有功功率

3.18.5 短期风电功率预测

预测风电场次日零时起未来72小时的有功功率，时间分辨率为15分钟超短期风电功率预测

预测风电场未来15分钟-4小时的有功功率，时间分辨率不小于15分钟调度自动化 3.18.6 遥信

远方开关、刀闸等位置运行状态测量信号 3.18.7 遥测

远方发动机、变压器、母线、线路等运行数据测量信号 3.18.8 遥控

对开关、刀闸等位置运行状态进行远方控制及AGC控制模式的远方切换 3.18.9 遥调

对发动机组出力、变压器抽头位置等进行远方调整和设定

3.18.10 AGC

自动发电控制

3.18.11 TBC、FFC、FTC

AGC的三种基本控制模式

TBC是指按定联络线功率与频率偏差模式控制，FFC是指按定系统频率模式控制，FTC是指按定联络线交换功率模

177

式控制

3.18.12 ACE

联络线区域控制偏差

3.18.13 T1、A1、A2、CPS1、CPS2

联络线控制性能评价标准，分别称为T标准、A标准、C标准

3.18.14 DCS

火电厂分散式控制系统 3.18.15 CCS

火电厂的计算机控制系统 3.18.16 AVC

自动电压控制 3.19 其 它

3.19.1 幺、两、三、四、五、六、拐、八、九、洞

调度业务联系时，数字“1、2、3、4、5、6、7、8、9、0”的读音

3.19.2 ××调(××电厂、××变电所)××(姓名)

值班调度员直接与下级机构值班调度员、相关机构值班监控员或调管厂站运行人员电话联系时的冠语 4 操作指令

4.1逐项操作令

4.1.1 开关、刀闸的操作

4.1.1.1 断开××(设备)××开关 4.1.1.2 合上××(设备)开关

4.1.1.3 拉开××(设备）××刀闸 4.1.1.4 推上××(设备)××刀闸 4.1.2 装拆接地线

178

4.1.2.1 拆除××（挂地线地点）接地线（×）组 4.1.2.2 在××（挂地线地点）装设接地线（×）组 4.1.3 核相

4.1.3.1 用××千伏的××PT和××千伏的××PT进行核相 4.1.3.2 在××（设备）的××刀闸两侧用核相杆进行核相 4.1.4 解列、并列

4.1.4.1 用×× (设备)的××开关解列

4.1.4.2 用×× (设备)的××开关同期并列 4.1.5 解环、合环

4.1.5.1 用××（设备）的××开关（或刀闸）解环 4.1.5.2 用××（设备）的××开关（或刀闸）合环 4.1.6 保护投、退

4.1.6.1 投入××保护（××保护投跳闸） 4.1.6.2 投入×× 线××整套保护（×× 线××整套保护投跳闸）

4.1.6.3 退出××保护

4.1.6.4 退出××整套保护 4.1.7 投入、退出联跳

4.1.7.1 投入××（设备）的××开关联跳××（设备）的××开关的装置（压板）

4.1.7.2 退出××（设备）的××开关联跳××（设备）的××开关的装置（压板）

4.1.8 投入、退出某种装置跳某个开关的压板

4.1.8.1 投入××装置跳××（设备）的××开关的压板 4.1.8.2 退出××装置跳××（设备）的××开关的压板 4.1.9 保护改跳

4.1.9.1 ××（设备）的××开关××保护，改跳××（设备）

179

的××开关

4.1.9.2 ××（设备）的××开关××保护，改跳本身开关 4.1.10 母差保护投信号 4.1.10.1 ××母差保护投信号

4.1.11 投入、停用重合闸和改变重合闸重合方式 4.1.11.1 投入××线的××开关的重合闸 4.1.11.2 停用××线的××开关的重合闸 4.1.11.3 ××线的××开关重合闸投单相 4.1.11.4 ××线的××开关重合闸投停用

4.1.11.5 ××线路××开关的重合闸由无压重合改为同期重合

4.1.11.6 ××线的××开关的重合闸由同期重合改为无压重合

4.1.11.7 ××线的××开关的重合闸由单相重合改为三相重合

4.1.11.8 ××线的××开关的重合闸由单相重合改为综合重合

4.1.11.9 ××线的××开关的重合闸由三相重合改为单相重合

4.1.11.10 ××线的××开关的重合闸由三相重合改为综合重合

4.1.12 线路跳闸后送电

4.1.12.1 用××开关对××线试送电一次 4.1.12.2 用××开关对××线强送电一次 4.1.13 给新线路或新变压器冲击

用××（设备）的××开关对××（线路或变压器名称）冲击×次

180

4.1.14 变压器改分头

将×号变压器（高压或中压）侧分头由×（或××千伏×档）改为×(或××千伏)档

4.1.15 机组（电厂）投入、退出AGC控制 4.1.15.1 ××机组（电厂）投入AGC控制 4.1.15.2 ××机组（电厂）退出AGC控制 4.1.16 线路

4.1.16.1 将××线路由运行转热备用

a) 对值班调度员指：断开该线路各侧开关

b) 对发电厂、变电站指：断开该线路本侧运行的各开关

4.1.16.2

将××线路由热备用转冷备用

a) 对值班调度员指：拉开该线路各侧有关刀闸（包括

可能向线路反送电的PT），使各侧的各方面至少有一个明显的断开点

b) 对发电厂、变电站指：拉开本侧该线路所属刀闸（该线路线路刀闸、母线刀闸，若旁路代时为该线路旁路刀闸和旁路开关两侧刀闸）。对可能向该线路反送电的PT，还应从高压或低压侧拉开，使各方面至少有一个明显的断开点 4.1.16.3 将××线路由冷备用转检修

a) 对值班调度员指：该线路各侧装设安全措施 b) 对发电厂、变电站指：推上本侧该线路线路接地刀闸或在该线路上装设接地线

4.1.16.4 将××线路由检修转冷备用

a) 对值班调度员指：拆除该线路各侧安全措施 b) 对发电厂、变电站指：拉开本侧该线路线路接地刀闸，拆除在该线路上装设的接地线

181

4.1.16.5 将××线路由冷备用转热备用

a) 对值班调度员指：推上该线路各侧或一侧准备投入运行开关两侧的相应刀闸（包括为防止向线路反送电而拉开的PT）

b) 对发电厂、变电站指：推上本侧为防止向线路反送电而拉开的PT高压侧刀闸和低压侧二次快分开关（或熔断器），推上该线路本侧准备投入运行开关两侧相应的刀闸，如用旁路开关通过旁路母线代线路运行，则包括推上该线路旁路刀闸（即包含了旁路母线、旁路开关转热备用），开关母线侧刀闸按方式规定执行

4.1.16.6 将××线路由热备用转运行

a) 对值班调度员指：合上该线路各侧或一侧准备投入运行且已转为热备用的各开关

b) 对发电厂、变电站指：合上本侧该线路准备投入运行且已转为热备用的各开关 4.2 综合操作令

4.2.1 变压器

4.2.1.1 ×号变压器由运行转检修

断开该变压器的各侧开关，拉开该变压器的各侧刀闸,并在该变压器上可能来电的各侧挂地线(或合接地刀闸) 4.2.1.2 ×号变压器由检修转运行

拆除该变压器上各侧地线(或拉开接地刀闸)。合上除有检修要求不能合或方式明确不合之外的刀闸和开关 4.2.1.3 ×号变压器由运行转热备用 断开该变压器各侧开关

4.2.1.4 ×号变压器由热备用转运行

合上除有检修要求不能合或方式明确不合的开关以外

182

的开关

4.2.1.5 ×号变压器由运行转冷备用

断开该变压器各侧开关，拉开该变压器各侧刀闸 4.2.1.6 ×号变压器由热备用转检修

拉开该变压器各侧刀闸，在该变压器上可能来电的各侧挂地线（或合上接地刀闸）

4.2.1.7 ×号变压器由检修转为热备用

拆除该变压器上各侧地线（或拉开接地刀闸），合上除有检修要求不能合或方式明确不合的刀闸以外的刀闸 4.2.1.8 ×号变压器由冷备用转检修

在该变压器上可能来电的各侧挂地线（或合上接地刀闸）

4.2.1.9 ×号变压器由检修转为冷备用

拆除该变压器上各侧地线（或拉开接地刀闸） 注：不包括变压器中性点刀闸的操作。中性点刀闸的操作或下逐项操作指令或根据现场规定（或系统的要求）进行操作

4.2.2 母线

4.2.2.1 ××千伏×段母线由运行转检修

a) 对于双母线结线：将该母线上所有运行和备用元件倒到另一母线，拉开母联开关、刀闸及PT一次侧刀闸，并在该母线上挂地线（或合上接地刀闸）

b) 对单母线或一个半开关结线：断开该母线上所有的开关和刀闸，在该母线上挂地线（或合上接地刀闸）

c) 对于单母线开关分段结线：断开该母线上所有的开关和刀闸，在母线上挂地线（或合上接地刀闸） 4.2.2.2 ××千伏×段母线由检修转运行

183

a) 对于双母线结线：拆除该母线上的地线（或拉开接地刀闸），合上PT刀闸和母联刀闸，用母联开关给该母线充电

b) 对于单母线或一个半开关结线：拆除该母线上的地线（或拉开接地刀闸），合上该母线上除有检修要求不能合或方式明确不合以外的刀闸（包括PT刀闸）和开关

c) 对单母线开关分段结线：拆除该母线上的地线（或拉开接地刀闸），合上该母线上除有检修要求不能合或方式明确不合以外的刀闸（包括PT刀闸）和开关 4.2.2.3 ××千伏×段母线由热备用转运行

a) 对于双母线结线：合上母联开关给该母线充电 b) 对于单母线或一个半开关结线：合上该母线上除有检修要求不能合或方式明确不合以外的开关

c) 对于单母线开关分段结线：合上该母线上除有检修要求不能合或方式明确不合以外的开关 4.2.2.4 ××千伏×段母线由运行转热备用

a) 对于双母线结线：将该母线上运行和备用的所有元件倒到另一母线运行，断开母联开关

b) 对于单母线及一个半开关结线：断开该母线上的所有元件的开关

c) 对于单母线开关分段接线：断开该母线上所有元件的开关及母线分段开关

4.2.2.5 ××千伏×段母线由冷备用转运行

a) 对于双母线结线：合上该母线母联刀闸及PT刀闸后，合上母联开关给该母线充电

b) 对于单母线或一个半开关接线：合上该母线上除因检修要求不能合或方式明确不合以外所有元件的刀闸及PT

184

刀闸后，合上该母线上除有检修要求不能合或方式明确不合以外的开关

c) 对于单母线开关分段结线：合上该母线上除因检修要求不能合或方式明确不合以外所有元件的刀闸及PT刀闸后，合上该母线上除有检修要求不能合或方式明确不合以外的开关

4.2.2.6 ××千伏×段母线由运行转冷备用

a) 对于双母线结线：将该母线上运行和备用的所有元件倒到另一母线运行，断开母联开关，拉开该母线上全部元件刀闸

b) 对于单母线及一个半开关结线：断开该母线上的所有元件的开关后，拉开该母线上所有元件的刀闸

c) 对于单母线分段接线：断开该母线上所有元件的开关及母线分段开关后，拉开该母线上所有元件的刀闸及母线分段开关的刀闸

4.2.2.7 ××千伏×母线由检修转热备用

a) 对双母线结线：拆除该母线上地线（或拉开接地刀闸），合上母联刀闸和PT刀闸

b) 对单母线及一个半开关结线：拆除该母线地线（或拉开接地刀闸），合上该母线上除因设备检修等要求不能合的刀闸以外的所有元件的刀闸

c) 对单母线开关分段结线：拆除该母线上地线（或拉开接地刀闸），合上该母线上除因设备检修等要求不能合的刀闸以外的所有元件的刀闸

4.2.2.8 ××千伏×段母线由热备用转检修

拉开该母线上全部刀闸,在该母线上挂地线（或合上接地刀闸）

185

4.2.2.9 ××千伏×段母线由检修转冷备用 拆除该母线上地线（或拉开接地刀闸） 4.2.2.10 ××千伏×段母线由冷备用转为检修 在该母线上挂地线（或合上接地刀闸） 4.2.2.11 ××千伏母线方式倒为正常方式

即倒为机构已明确规定的母线正常结线方式（包括母联及联络变开关的状态） 4.2.3 开关

4.2.3.1 ××（设备）××开关由运行转检修

断开该开关及其两侧刀闸，在开关两侧挂地线（或合上接地刀闸），或工作需要仅在一侧合上接地刀闸（或装设接地线）

4.2.3.2 ××（设备）××开关由检修转运行

拆除该开关两侧地线（或拉开接地刀闸），合上该开关两侧刀闸（母线刀闸按方式规定合），合上开关 4.2.3.3 ×× （设备）××开关由热备用转检修

拉开该开关两侧刀闸，在该开关两侧挂地线（或合上接地刀闸），或工作需要仅在一侧合上接地刀闸（或装设接地线）

4.2.3.4 ××（设备）××开关由检修转热备用

拆除该开关两侧地线（或拉开接地刀闸），合上该开关两侧刀闸（母线刀闸按方式规定合）

4.2.3.5 ××（设备）××开关由冷备用转检修

在该开关两侧挂地线（或合上接地刀闸），或工作需要仅在一侧合上接地刀闸（或装设接地线） 4.2.3.6 ××（设备）××开关由检修转冷备用

拆除该开关两侧地线（或拉开接地刀闸）

186

4.2.3.7 ××（设备）××开关由运行转热备用 断开该开关

4.2.3.8 ××（设备）××开关由热备用转运行 合上该开关

4.2.3.9 ××（设备）××开关由运行转冷备用： 断开该开关及其两侧刀闸

4.2.3.10 ××（设备）××开关由冷备用转运行

合上该开关两侧刀闸（母线刀闸按方式规定合），合上开关

4.2.3.11 ××（设备）××开关由热备用转冷备用

断开该开关两侧刀闸

4.2.3.12 ××（设备）××开关由冷备用转热备用：

合上该开关两侧刀闸（母线刀闸按方式规定合） 4.2.3.13 将××（旁路或母联）××开关通过×段母线代××（设备）的××开关，××（设备）××开关由运行转检修

按母线方式倒为用旁路（或母联）开关代××（设备）的××开关方式，用旁路（或母联）开关代××（设备）的××开关，断开被关及其两侧刀闸，在该开关两侧挂地线（或合上接地刀闸）

4.2.3.14 ××（设备）在×号母线由××（旁路或母联）××开关倒回××（设备名称）××开关运行，（旁路或母联）××开关及旁路母线（或××母线）转冷备用

××（设备）由旁路（或母联）开关倒回××（设备）的××开关方式，断开旁路（或母联）开关及其两侧刀闸及所代设备旁母刀闸 4.2.4 P T

4.2.4.1 ××千伏×段母线PT由运行转检修

187

切换PT负荷，取下二次保险（或断开PT二次空开）；断开该PT刀闸，在PT上挂地线（或合上接地刀闸） 4.2.4.2 ××千伏×段母线PT由检修转运行

拆除该PT上地线（或拉开接地刀闸）；合上该PT刀闸，投上二次保险（或合上PT二次空开）；切换PT负荷。 4.2.4.3 ××千伏×段母线PT由运行转冷备用

切换PT负荷，取下二次保险（或断开PT二次空开）；断开该PT刀闸

4.2.4.4 ××千伏×段母线PT由冷备用转运行

合上该PT刀闸，投上二次保险（或合上PT二次空开）；切换PT负荷 4.2.5 发电机

4.2.5.1 ××机由备用转检修

按该发电机检修工作需要布置安全措施，并按现场规程要求完成发电机由备用转检修的其他工作 4.2.5.2 ××机由检修转备用

该发电机的所有安全措施全部拆除，并按现场规程要求完成该发电机由检修转备用的其他工作 4.3发变组

4.3.1 ××发变组由备用转检修

按该发变组检修工作需要布置安全措施，并按现场规程要求完成该发变组由备用转检修的其他工作 4.3.2 ××发变组由检修转备用

该发变组的所有安全措施全部拆除，并按现场规程要求完成该发变组由检修转备用的其他工作 4.4 调整调频厂

4.4.1 系统解列期间由你厂负责调频、调压

188

地区电网与主网解列单独运行时由机构临时指定某厂负责局部电网调频、调压工作

4.4.2 系统解列期间你单位负责频率、电压监督和调整

地区电网与主网解列单独运行时，由上级机构指定单独运行电网中某一机构临时负责局部电网的频率、电压监督和调整。

附录8：导线允许的长期工作电流

在环境温度25℃下导线的长期容许工作电流（安培） 导线型号 导线最高允许温度 70℃ 80℃ 导线型号 导线最高允许温度 70℃ 80℃ 1

LGJ-95 LGJ-95（1） LGJ-120 LGJ-120（1） LGJ-150 LGJ-185 LGJ-240 LGJ-300 LGJ-400 LGJQ-240 LGJQ-300 LGJQ-400 LGJQ-500 LGJQ-600 LGJQ-700 LGJJ-240 LGJJ-300 LGJJ-400 LBIA-240 LBIA-300 330 380 445 510 610 690 835 605 690 825 945 1050 1220 610 705 850 610 690 352 317 401 351 452 531 613 755 840 651 708 836 932 1047 1159 639 758 881 613 755 LGJ-185×2 LGJ-240×2 LGJ-300×2 LGJ-400×2 LGJQ-240×2 LGJQ-300×2 LGJQ-400×2 LGJQ-500×2 LGJQ-600×2 LGJQ-700×2 LGJJ-240×2 LGJJ-300×2 LGJJ-400×2 LGJ-240×4 LGJ-300×4 LGJ-400×4 2×LBIA-240 2×LBIA-300 2×JL/G1A-300 2×JL/G1A-400 510×2 610×2 690×2 835×2 605×2 690×2 825×2 945×2 1050×2 1220×2 610×2 705×2 850×2 610×4 690×4 835×4 610×2 690×2 658×2 781×2 531×2 613×2 755×2 840×2 651×2 708×2 836×2 932×2 1047×2 1159×2 639×2 758×2 881×2 613×4 755×4 840×4 613×2 755×2 732×2 8×2 注：在环境温度25℃下导线的长期容许工作电流值取导线最高允许温度70℃（变电站内引流线温度可取80℃）的载流量。

说明：某些导线有两种绞合结构，带（1）者铝芯根数少（LGJ型为7根，LGJQ型为24根），但每根铝芯截面较大。

环境温度不为25℃时导线长期容许工作电流的修正系数 实际温度（℃） -5 0 190

5 10 15 20

修正系数 实际温度（℃） 修正系数 25 30 35 40 45 50 注：摘自《导体与电器选择技术规定》（SDGJ 14-1986）、《导体和电器选择设计技术规定》（DL5222-2005）。

191

附录9：220千伏及以下变压器事故过载能力

电力变压器事故过载能力应按厂家和现场规定执行，如厂家和现场无规定，则按下述规定执行

1、油浸式变压器： 允许过负荷（%） 时间（分） 30 120 45 80 60 45 75 15 100 注：摘自《油浸式电力变压器负载导则》（GB/T 1094.7-2008）

2、油浸风冷变压器当冷却系统发生事故切除全部风扇时，允许带额定负荷运行的时间不应超过如下规定： 空气温（℃） 时间（小时） -15 60 -10 40 0 16 10 10 20 6 30 4

3、强迫油循环风冷、强迫油循环水冷变压器，当冷却系统停止运行时，在额定负荷下允许的运行时间如下： 变压器容（千伏安） 时间（分） 125000及以下 20 125000以上 10 按上述规定，如油面温度尚未到达75℃时，允许上升到75℃。

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