重庆电力系统地区调度管理规程.doc

重庆电力系统地区调度管理规程第一章 总 则1.1为了加强调度管理，确保电网安全、优质、经济运行，适应重庆市经济建设和满足人民生活的需要，根据国家颁布的有关法律法规和国家电力公司颁发的规程规定，结合重庆电网具体情况，特制定本规程。1.2重庆电网实行统一调度、分级管理。所有并网运行的发、供电单位和用户对维护电网的安全、优质、经济运行负有责任。1.3重庆电力系统地区调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调管辖电网的运行，保证实现下列要求：1.3.1在上级调度统一领导下指挥管辖电网的运行、操作和事故处理；1.3.2充分发挥管辖电网内发供电设备的能力，尽量满足电网负荷的需要；1.3.3负责管辖电网的安全经济运行；1.3.4使管辖电网内电能质量符合规定标准。1.4各发电厂、用户供电设备或地方电网在并入重庆电网前，必须满足本规程规定的并网条件，并与相关电网管理部门签订并网或调度协议。1.5重庆市电力公司下属各供电局地区调度所(以下简称地调)既是供电局的生产部门，又是供电局在电网运行方式、继电保护、电力通信、调度自动化方面的职能管理部门，并代表供电局在电网运行中行使调度指挥权，对地区所辖电力系统内的变电站和线路值班室、地方并网电厂和电网及电力用户实行调度业务领导和调度，同时接受市调的调度业务领导和调度。1.6本规程是重庆电力系统地区调度管理规程，系统内下级各调度机构及有关单位制定规程时不得违反本规程的原则。1.7本规程适用于重庆市电力公司各地调及其调度管辖的发电、送电、变电、配电、用电单位。1.8本规程中所称的供电局含电业局,线路值班室含配网值班室等相应机构。1.9本规程的解释权属重庆市电力公司。第二章 调度管理的组织形式2.1电网调度机构是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构。调度机构既是生产运行单位，又是电网管理部门的职能机构，代表本级电网管理部门在电网运行中行使调度权。2.2重庆电网设置三级调度机构，即： 重庆电力系统调度机构（简称市调） 地区级电网调度机构（简称地调） 县级电网调度机构（简称县调）各级电网调度机构在电网调度业务中是上、下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。2.3地调在调度业务上服从市调的统一调度。2.4供电局的线路值班室，在线路运行操作和调度业务上接受供电局地调的领导和指挥。第三章 调度管辖范围的划分3.1根据国家电力公司有关规定，500kv网间联络线、相关母线及二次设备由国调调度管辖；重庆电网内其余500kv一、二次设备由市调调度管辖。3.2重庆电网内220kv输变电设备、110kv局间联络线、系统内的大型骨干发电厂和调节性能好的发电厂以及相关二次设备由市调直接调度管辖；装机容量在10mw及以上或单机容量6mw及以上的并网电厂由市调调度管理。3.3地调调度管辖设备范围是：3.3.1 110kv及以下的线路和变电设备（110kv的线路和变电设备的管辖划分由上级调度机构根据电网结构、通讯状况等具体条件确定）；3.3.2并入35kv及以下电网的单机容量在6mw以下且总装机容量在10mw以下的地方电厂；3.3.3上级调度机构划归地调管辖的设备；3.3.4继电保护及安全自动装置(低频减负荷装置除外)的调度管辖范围与一次设备相同。3.4地调和线路值班室调度管辖设备范围按如下原则划分：3.4.1以下设备由地调管辖：3.4.1.1 35kv及以上用户及设备；3.4.1.2 10kv专线用户；3.4.1.3 10kv公用线上的重要用户；3.4.1.4 l0kv及以上的双电源用户；3.4.1.5 10kv线路上具有环路作用的刀闸、开关；3.4.1.6 其它指定的设备及用户。3.4.2 10kv其它设备、380v(220v)的设备及用户的调度管辖范围划分由供电局确定。3.4.3具有自备发电机的10kv公用线用户，根据发电机的容量、发电机是否并网运行等情况，由地调决定管辖权限划分。3.4.4 10kv公用线上的小水火电站，根据装机容量的大小，由地调决定管辖权限划分。3.4.5管辖范围的具体分界点以地调批准的明细表为准。3.5地调和县调调度管辖设备范围划分由供电局确定，报市调备案。第四章 调度的职责和权限4.1地调的职责4.1.1根据统一调度、分级管理的原则，负责本地区电网的安全、优质、经济运行，负责调度管辖范围内设备的运行、操作及电网的事故处理；4.1.2负责编制和执行本地区电网的典型和特殊运行方式；4.1.3负责编制并上报本地区电网内设备的检修停电计划；4.1.4参与编制所辖电网的电网事故限电序位表、超计划用电限电序位表和低频减负荷方案；4.1.5负责本地区电网继电保护、通信和自动化等专业技术的调度管理工作；4.1.6负责批准调度管辖范围内新建、改（扩）建工程投运，制定启动方案，对调度管辖设备进行统一调度命名编号；4.1.7负责编制本地区电网电力、电量计划及电量统计；4.1.8参加本地区电网发展规划、设计和有关工程项目的审查；4.1.9合理使用无功补偿设备，负责管辖范围内主变压器分接开关挡位整定，配合主网调整电压。4.1.10参加本地区电网内的事故分析会，参加研究制订提高电网安全稳定性的措施。4.1.11参加讨论和制定各种供电技术经济指标(如线损率、负荷率等)以及改进电网经济运行的措施。4.1.12参加计划电力分配，监视用电计划执行情况，做好电力、电量的统计、考核工作。4.1.13对管辖的地方并网电厂和电网、电力用户进行调度管理，负责调度管辖设备的继电保护及安全自动装置的配置和整定计算，并监督执行情况。4.1.14参加修编地区电网有关规程和制度。4.1.15行使上级调度和供电局批准或授予的其它职权。4.2线路值班室的职责4.2.1负责线路工作申请和管理。4.2.2担任线路工作的工作许可人。4.2.3负责管辖设备的操作和管理。4.2.4根据地调指令，对地调管辖设备进行操作。4.2.5根据停电计划，按规定时间通知管辖用户。4.2.6参加线路检修查勘工作以及新建、改(扩)建线路投运前的验收工作。4.2.7电网接线发生变化时，根据生技部门提供的图纸及时修改网络图并送交地调、生技等部门。4.3县调的职责4.3.1负责所辖设备的运行操作管理和指挥事故处理，参加事故分析，报送事故简报，制定提高电网安全运行的措施；4.3.2会同生技科编制月停电计划，按规定审批所辖设备的临时检修和事故抢修，按规定时间通知停电用户；4.3.3负责监督和控制所辖电网计划用电执行情况；4.3.4通过调度自动化系统负责辖区内无人值班变电站的运行监视及遥控、遥调操作；4.3.5执行上级调度下发的调度方案、反事故措施等；4.3.6负责按继电保护方案指挥所辖设备继电保护、安全自动装置的正确投入、退出和定值变更；4.3.7行使上级调度和供电局批准或授予的其它职权。第五章 调度管理制度5.1值班调度员在其值班时间内，为管辖电网运行操作和事故处理的指挥人。电网内所有下列运行值班人员在其值班时间内，均应受值班调度员的领导：5.1.1变电站(包括开闭所和操作队)正值班员；5.1.2线路值班室正值班员；5.1.3发电厂值长、电气班长；5.1.4电力用户有权接受调度指令的运行值班人员；5.1.5其他有权接受调度指令的运行值班人员。5.2属于地调管辖的设备，未经调度值班调度员许可，各厂、站、线路值班室人员、电力用户运行值班人员不得改变其运行状况，现场规程有规定者除外。5.3值班调度员对其所管辖范围内的运行值班人员发布调度指令，并对指令的正确性负责。值班调度员发布的指令，各厂、站、线路值班室及电力用户的运行值班人员必须立即无条件地执行；如值班人员认为所接受的指令不正确时,应对值班调度员提出意见，如值班调度员重复他的指令时，运行值班人员必须迅速执行；如执行该指令将危及人身和设备安全时，则运行值班人员有权拒绝执行，并将拒绝执行的理由及改正指令的建议立即报告值班调度员和本单位直接领导。如有厂、站、线路值班室或电力用户的运行值班人员不执行或延迟执行值班调度员指令，则不执行或延迟执行指令的运行值班人员和允许不执行或延迟执行该指令的领导人均应负责。5.4供电局的领导发布的一切有关调度业务的指示，应通过地调负责人传达给值班调度员。非地调负责人不得直接要求值班调度员发布或变更任何调度指令。供电局的领导、地调负责人以及发电厂、变电站的负责人，对上级调度机构值班调度员发布的调度指令有不同意见时，只能向上级电网管理部门或者上级调度机构提出，不得要求所属调度系统运行值班人员拒绝或拖延执行调度指令；在上级电网管理部门或者上级调度机构对其所提意见未作出答复前，受令运行值班人员仍须按照上级调度机构值班调度员发布的该调度指令执行；上级电网管理部门或者上级调度机构采纳或者部分采纳所提意见，由该调度机构的负责人将意见通知值班调度员，由值班调度员更改或撤消调度指令并由其发布。5.5当出现威胁电网安全，若不采取紧急措施将造成严重后果的情况时，值班调度员可以直接（或者通过下级调度机构的值班调度员）越级向电网内下级调度机构调度管辖的发电厂、变电站等运行值班人员发布调度指令。5.6当发生拒绝执行或延迟执行调度指令、破坏调度纪律的行为时，调度所应立即报告供电局领导。5.7调度值班员应由专业素质较高、工作能力较强和职业道德高尚的人员担任，须经培训、考核取得合格证书，由相应主管部门批准，并书面通知有关单位和部门后，方可正式上岗值班。5.8有权接受调度指令的人员名单应根据调度管辖范围，报上级调度机构。第六章 电网运行方式的编制与管理6.1地调应每年编制管辖范围内电网的典型运行方式，经供电局主管领导审批后执行，并报市调备案。6.2编制电网正常运行方式的原则；6.2.1保证整个电网的安全运行；6.2.2保证重要用户供电的可靠性、灵活性；6.2.3尽量使电网电能质量符合规定标准；6.2.4在保证电网运行安全可靠的前提下，力求达到电网运行的最大经济性。6.3年度典型运行方式应包括以下内容：6.3.1上年度电网运行情况及本年度电网运行方式概述；6.3.2新设备投产计划；6.3.3电网年度典型运行方式；6.3.4电网特殊运行方式；6.3.5潮流计算与分析；6.3.6低频减负荷方案；6.3.7存在的问题及建议。6.4新建、改（扩）建工程投运及检修引起电网运行方式有重大改变时，应编制”特殊运行方式”卡。6.5日调度计划由运行方式专责编制，并经继保专责及通信、自动化专责（必要时）会审，由调度所长批准后交调度室执行。第七章 负荷、频率及无功电压管理7.1负荷管理7.1.1值班调度员应掌握电网的负荷情况及主变、线路的最大允许负荷值。7.1.2根据电力用户负荷分配情况及电网实际运行情况，必要时值班调度员应要求各电力用户按供电计划用电。7.1.3在电网事故或电力不足时，值班调度员按地方政府批准的电网事故限电序位表及超计划用电限电序位表对超计划用电的电力用户实施限电。7.2频率管理7.2.1值班调度员应协助市调调整电网频率符合国家规定的标准。7.2.2所有变电站(包括用户站)必须按规定装设低频减负荷装置；新建、改（扩）建变电站的低频减负荷装置与一次设备同时投运。7.2.3地调负责低频减负荷方案装置的整定并下达执行。7.2.4正常时各轮低频减负荷装置应全部启用，如需停用须经市调同意；低频减负荷装置动作切除的线路，地调值班调度员应将其跳闸时间、负荷、频率及轮次情况作好记录及时汇报市调，并依据市调指令进行处理。7.3无功电压管理7.3.1电压是电能主要质量指标之一，各变电站母线电压变动的幅度应符合国家标准；地调运行方式专责应定期分析所辖网络内的电压情况，制定电压曲线及调压措施，并对无功补偿、调压设备的配置和网络改造提出建议。7.3.2值班调度员应根据调度自动化系统的信息及时掌握系统电压情况，并采取下列措施保证电压的正常运行：7.3.2.1投切电容器、电抗器；7.3.2.2开、停调相机或改变调相机的运行方式；7.3.2.3调整主变分接开关档位；7.3.2.4改变系统运行方式；7.3.2.5汇报市调。第八章 设备检修管理8.1凡属地调调度管辖的各厂、站内的设备(包括一次和二次设备)及输配电线路转停用，脱离备用，进行检修、试验、检查等工作，统称检修。设备本身无检修工作，但由于其它检修工作需要该设备停用、脱离备用、改变运行方式时要纳入检修管理。8.2检修分为以下三类：8.2.1计划检修：已列入月度检修计划的检修工作；8.2.2临时检修：未列入月度检修计划的检修工作；8.2.3事故检修：对已构成事故或障碍的设备进行的检修工作。8.3月度检修计划的编制8.3.1供电局变电所、线路所、修试所等有关车间检修专责负责编制本车间月度检修计划，经车间领导审核签字后于上月15日前报送地调。8.3.2供电局于每月定期召开下月度检修计划平衡会。平衡会由调度所主持，局领导、生技科、变电所、线路所等有关单位参加。8.3.3供电局月度检修计划由调度所负责编制，经调度所长审核，生技科长会审，总工程师批准后于月底前发各单位。8.3.4属国调、市调调度管辖的设备，其月度检修计划按国调和市调的要求办理。8.4变电设备检修工作程序8.4.1各检修单位(包括用户)应于计划工作前一日12时前向地调方式专责提出检修工作申请，办理检修工作申请票，方式专责应在15时前回复(遇节假日在节前一日提出申请)。8.4.2因故取消已批准的检修工作时，工作申请人应在计划停电前尽早报告值班调度员，若值班调度员要求申请人向方式专责报告时，则应向方式专责报告。8.4.3值班调度员根据日调度计划中的检修工作申请票填写调度指令票，向变电站下达调度指令,并交待布置工作。8.4.4变电站运行值班人员在结束工作票后，向值班调度员汇报。8.4.5值班调度员根据电网情况决定该设备是否立即投入运行（备用）。8.5线路检修工作程序8.5.1线路工作应由经电力部门批准的线路施工作业班提出申请。8.5.2施工作业班应于计划工作前一日10时前向线路值班室递交线路工作票申请工作，线路值班室应在15时前回复施工作业班。线路值班室应审查工作票上所列安全措施是否正确完备，如有遗漏和错误应要求重新填写。8.5.3线路值班室应于计划工作前一日12时前向方式专责提出线路工作申请，办理检修工作申请票；方式专责应在15时前回复(遇节假日在节前一日提出申请)。8.5.4线路值班室在向地调办理检修申请时应明确提出：8.5.4.1检修设备的编号、名称、主要工作内容、停送电时间；8.5.4.2同杆(塔)线路、交叉跨越线路、以及其它必须同时停电的线路名称、杆号；8.5.4.3应断开的开关、刀闸、保险以及要求值班调度员采取的安全措施；8.5.4.4检修后的设备规范、接线有无变化，如有变化应在办理申请的同时办理设备异动报告。8.5.5方式专责接到线路值班室的申请后，安排好运行方式和安全措施后方可同意工作申请(如涉及上级调度管辖权限，应先向市调申请同意)，并将该项工作填入检修申请票。8.5.6值班调度员根据日调度计划中的检修申请票填写调度指令票，按调度权限向变电站下达调度指令，向线路值班室下达线路操作的调度指令。8.5.7值班调度员在已停电并完成检修申请票要求的安全措施后(属于上级调度管辖设备还应得到市调通知)，向线路值班室下达线路已停电允许工作的指令。8.5.8线路值班室运行值班人员在接到值班调度员允许工作指令，确认工作票所列安全措施已全部完成后，方可向作业班履行“线路已停电、验电接地后可以工作”的许可手续。8.5.9用户自维线路原则上按调度管辖权限由用户直接向该级调度部门申请工作，因检修工作需要其它设备停电和作安全措施时，由该用户直接向线路值班室申请停电，线路值班室仅对用户申请的设备已停电和安全措施已完成负责。8.5.10用户委托电力部门代维线路时，全部工作内容由作业班向线路值班室提出申请。8.5.11检修工作结束，作业班拆除安全措施和全体人员撤离现场后，工作负责人或事先确定的联系人应立即向线路值班室汇报”工作已全部结束，安全措施已拆除，人员已撤离现场，线路可以送电”。8.5.12根据调度权限，逐级汇报和逐级恢复正常运行方式。8.6临时检修管理8.6.1临时检修由车间填写临时检修申请票向方式专责申请，（有关经生技科审核，总工程师或生产副局长批准的程序按供电局规定执行）交地调执行。8.6.2值班调度员有权批准下列情况的临时检修工作：8.6.2.1在计划停电范围和工期内可以配合进行的另一检修工作，但应作好记录并按值移交，并在相应检修申请票中注明；8.6.2.2当值内可以完工，对外基本无影响，且不引起运行方式较大改变的检修工作；8.6.2.3事故检修工作。8.7检修时间的计算8.7.1变电站从值班调度员指令设备停用或备用时起，至值班调度员接到该设备转运行或备用的汇报时止。8.7.2线路从值班调度员向线路值班室运行值班人员交待许可工作时起，至线路值班室运行值班人员向值班调度员汇报工作结束，可以送电时止。8.8已开工检修的设备，如不能按批准的时间完工的，应办理工作延期申请，得到批准后方为有效。8.8.1变电站工作延期申请由工作负责人提出，当值正班向值班调度员申请。8.8.2线路工作延期申请由工作负责人向线路值班室运行值班人员申请，再由线路值班室运行值班人员向值班调度员申请。8.8.3检修延期申请一般应在原批准的计划检修工期未过半以前办理。8.8.4检修延期不影响对外供电者，由值班调度员批准，否则应由调度所所长批准。大面积停电，不能按期复电的应由总工程师或生产副局长批准。8.9严禁未经申请及批准手续私自在已停电或备用的设备上进行工作。第九章 并网电厂（电网）及电力用户的调度管理9.1所有并网运行的发电厂、用户供电设备和地方电网必须服从调度机构的统一调度；9.2需要并网运行的发、供电设备和地方电网与所并入的主网双方之间，必须在并网前按国家有关法律法规，根据平等互利、协商一致的原则签订并网协议，并严格执行。9.3并网电厂、电网应经并网协议规定的并网点并列，不得擅自进行与其它电网间并网方式倒换的操作。9.4下列用户(包括电厂和地方电网)纳入地调的统一调度管理：9.4.1 6110kv专线用户；9.4.2 l0kv及以上的双电源用户；9.4.3并入110kv及以下电网的地方电网或单机容量在6mw以下，且总装机容量在10mw以下的地方电厂；9.4.4并入110kv及以下地方电网单机容量在1mw以上，或总装机容量在5mw以上的地方电厂；9.4.5 10kv公用线上的重要用户；9.4.6由上级调度决定划归地调管辖的用户。9.5凡纳入统一调度管理的电力用户(包括地方电厂、电网)应与地调签订电力调度协议。调度协议包括以下内容：9.5.1总则(调度管理的总原则)；9.5.2调度管辖设备的划分范围；9.5.3运行方式安排及电力、电量计划管理，9.5.4设备检修申请、审批程序和操作联系规定；9.5.5继电保护及安全自动化装置的管理；9.5.6调度通信和调度自动化装置的配置以及双方承担的运行维护责任。9.6调度管辖设备划分的一般原则9.6.1调度管辖设备：9.6.1.1高压专线用户的线路进线刀闸；9.6.1.2安装机械联锁的高压双电源用户的进线开关、刀闸及双投隔离刀闸；9.6.1.3高压双电源用户的进线、母联(分段)开关及相应的刀闸；9.6.1.4并网电厂、电网内的并网点开关刀闸；9.6.1.5并网电厂、电网的机炉。9.6.2二次设备与一次设备管辖范围相一致。9.6.3调度管辖划分的具体事宜按调度协议和新设备投运申请书的批复执行9.7纳人统一调度管理的用户应具备的基本条件：9.7.1应有调度专用信息传输通道；9.7.2 24小时有人值班；9.7.3按供电局要求装设调度自动化设备；9.7.4值班人员应经上岗培训，并考试合格。9.8双电源用户的管理9.8.1一般原则9.8.1.1电力用户未经供电局同意不得私自装设双路电源(包括自备发电机电源)。9.8.1.2凡属应配备备用、保安电源的用户应提出申请，供电局按其负荷性质、容量及供电的可能性进行审批。9.8.1.3一级负荷应由双电源供电，二级负荷可由多路电源供电。对供电有特殊要求的一级负荷用户还应设置自备电源(自备发电机)。9.8.2防止向电网反送电的措施9.8.2.1为可靠地防止用户向电网反送电造成人身伤亡和设备事故，除个别对供电有特殊要求的用户外，所有双电源用户(包括有自备发电机组的用户)必须在两个电源之间装设机械联锁装置(双投隔离刀闸)。9.8.2.2经供电局认可对供电可靠性有特殊要求的用户可在两电源之间装设电气联锁装置，但必须保证联锁装置完整可靠，每年应进行一次检验。9.8.2.3当电源线路检修时，用户运行值班人员应按调度指令拉开停电线路的进线刀闸，在其操作把手上悬挂”禁止合闸，线路上有人工作”的标示牌。9.8.2.4对于个别对供电有特殊要求的双电源用户，经供电局调度所批准，允许合环换电。用户值班员必须按照值班调度员下达的操作指令顺序进行倒闸操作。电源线路停电检修应按调度指令完成停电安全措施。9.9并网电厂、电网的调度管理9.9.1凡要求并入重庆电网的地方电厂电网，必须按规定向重庆市电力公司提出申请，提供完整的技术资料和图纸。9.9.2并网运行的技术条件9.9.2.1并网电厂应具备并网运行和接受统一调度的条件和装备，即继电保护装置、安全自动装置、计量仪表、调度自动化装置和通讯设备等。9.9.2.2为了避免非同期合闸对小机组造成冲击损害，并车线路两侧开关应装设满足电网安全要求的自动装置；9.9.3电网管理部门对资产属于用户但可能涉及三方或多方利益的设备实行归口管理。9.9.4电网管理部门对继电保护、通信、自动化等专业实行归口管理和有偿服务；有谐波冲击源的并网用户应装设谐波监测装置并对其运行情况进行考核。9.10设备检修管理凡属调度管辖设备的检修安排，应纳入地调统一平衡和统一管理，设备检修单位必须遵守下列规定：9.10.1按供电局规定时间报送月度检修计划。9.10.2用户自维线路原则上按调度管辖权限由用户直接向该级调度部门申请工作，因检修工作需要其它设备停电和作安全措施时，由该用户直接向线路值班室申请停电，线路值班室仅对用户申请的设备已停电和安全措施已完成负责。9.10.3经地调审批同意的检修工作，在检修当天开工前还应向值班调度员办理工作许可手续，在得到值班调度员的工作许可指令，完成现场的安全措施后，方可开始工作。9.10.4检修工作完毕应向值班调度员办理竣工手续。9.10.5严禁不经申请和许可，擅自在调度管辖设备上进行任何工作。9.11负荷管理9.11.1所有电力用户均应执行用电计划，执行规定的周休日及避峰规定，不得擅自变动。调度部门执行“谁超限谁”的原则，对超指标用电的单位可实行限电、停电。9.11.2并网电厂电网应按规定的上(下)网有功曲线和电压(或无功)曲线控制并网点的有、无功负荷潮流。对不执行者调度部门可解网运行。9.11.3并网电厂、电网应按时向值班调度员和统计人员按规定报负荷。9.12事故处理9.12.1电网发生事故或设备存在严重缺陷，影响电网安全运行，需对用户限负荷时，值班调度员应按上级批准的事故限电序位表和超计划用电限电序位表通知有关用户限负荷；如用户不按时执行调度限负荷指令，为保证电网安全，值班调度员有权对该用户停电，由此所造成的一切后果由不执行调度指令的用户运行值班人员负责；对非法干预调度指令的领导人按电网调度管理条例追究其负责；如遇紧急情况或通信中断，值班调度员有权命令立即拉闸限负荷。9.12.2用户内部其它设备发生故障时，一般由用户自行处理。但属高压设备的故障，应在事故处理后及时向值班调度员汇报。9.12.3进线电源突然失电，随时可能来电，用户值班员应视为有电对待。此时应按下列原则处理：9.12.3.1立即检查本单位一次设备和继电保护装置。如内部设备完好无异状，应将进线开关断开，向值班调度员汇报，听候处理。9.12.3.2如检查设备有故障，应立即将故障设备隔离，并尽快向值班调度员汇报。9.12.3.3如检查系进线设备故障，则应立即向值班调度员汇报，并申请停电处理。待做好停电安全措施，经值班调度员许可后，方可进行事故抢修工作。9.12.3.4双电源用户在主供电源不能恢复供电时，经值班调度员许可，在断开主供电源开关、刀闸后，可由备用电源供电。调度协议中另有规定者除外。9.12.3.5因电网发生事故造成小水、火电站与电网解列时，应待电网恢复正常后，再进行并网操作。9.12.3.6小水、火电站值班员发现电网频率、电压已下降到解列装置整定动作值以下，而解列装置未动作，应立即手动解列，待电网恢复正常后，方可再进行同期并网操作。9.12.3.7在电网发生单相接地时用户值班员应立即巡视检查本单位电气设备有无异常并及时向值班调度员汇报。第十章 新设备投运及设备退出运行管理10.1有下列情况之一者即为新设备投入运行：10.1.1新建、改（扩）建属地调管辖的变电站、电厂、母线、发电机、变压器、消弧线圈、电容器、电抗器、开关(开关柜)、刀闸、互感器、避雷器、电力电缆、线路以及相应的二次设备等需投入电网者；10.1.2未随一次设备投运而单独安装的继电保护、安全自动装置、通信及调度自动化设备需投入电网者；10.1.3主变压器搬移至另一个站需投入电网者。10.2地调调度管辖内的新建、改（扩）建发电、输变电工程均应于投产前一个月由建设项目管理部门向地调提供用于继电保护整定计算及设备调度命名编号的一次和二次接线图、设备总平面布置图、线路走向图、地理接线图、设备参数和有关资料，改、扩建工程还应报送现场运行设备的一次接线图（含调度命名编号）。10.3新设备投运必须办理新设备投运申请书，线路和变电设备应分别填写新设备投运申请书（见附见2）。10.4同一变电站同时投运的设备只填写一份申请书，但必须写明此次投运设备的清单及设备参数。10.5应向地调办理新设备投运申请书的610kv公用线上的配变容量、支线长度的界限由各供电局自行确定。10.6电网内新设备投运申请书由设备运行管理单位填写，向地调申请。用户新设备投运请书由用户填写，通过相应用电部门向地调申请。10.7申请书的审批权与调度管辖范围相一致,110kv新设备投运申请书办理完毕后应报市调备案。10.8由地调审批的申请书一式三份(用户申请四份)，提前十天办理。10.9申请书至少在预定投运日期前五日批复。10.10新设备投运前，必须保证与地调至少有一个主要调度电话通道和一个可靠的备用电话通道，否则不予通电。10.11经批准加入运行的新设备在通电前还应由启动委员会(启动小组或供电局生技科)向地调值班调度员提出该设备是否可以加入运行的决定性意见，并得到值班调度员的指令后方可启动投运。10.12新设备自加入电网运行时起即应遵守调度部门的一切规程制度。10.13变电站扩建回路的母线刀闸需在该回路申请投入前接入母线时，可先办理该母线刀闸的新设备投运申请书，经供电局总工程师批准即可接入。刀闸接入时，应按变电工作程序提出停电工作申请，并特别说明工作内容。接入后应列为带电的“不准操作设备”，刀闸钥匙全部由变电站保管。10.14 由于设备资料不全、设备试验不合格、设备投运后对电网安全带来威胁、继电保护及安全自动装置配置不全、信息传输通道不完善、缺少调度自动化信息等，调度机构有权拒绝该设备投运并向电网管理部门报告。10.15 凡对地调调度管辖电网设备进行更换、搬迁，其参数发生变化，但电气一次接线不改变者，在工作前十天，由设备运行单位向地调提出重庆地区电力系统设备异动执行报告，申请书一式四份。地调接到申请后，应在五天内批复，并进行工作安排。10.16 设备退出运行（即设备停运），应拆除设备与电网的连线（包括一、二次连线），并报告所辖值班调度员。停运设备不再纳入调度管理。停运设备需重新接入电网运行时，应纳入新设备投入运行的管理。第十一章 消弧线圈的调度管理11.1消弧线圈的运行原则11.1.1当35kv网络接地电容电流超过10a或610kv网络接地电容电流超过30a时，应采用消弧线圈补偿。11.1.2消弧线圈容量可按q1.35icu(kva)配置，其中ic为网络对地电容电流(a)，u为网络额定相电压(kv)11.1.3消弧线圈一般采用过补偿运行(ilic)。欠补偿运行(ilic)易发生串联谐振过电压。如条件不允许，必须采用欠补偿运行时，应慎重并考虑用增大脱谐度的办法来防止过电压。11.2.35kv消弧线圈的整定原则11.2.1消弧线圈运行分接头的额定电流与补偿网络电容电流之差不宜超过5a，特殊情况下最大不超过10a。11.2.2网络正常情况下，35kv中性点位移电压不应超过15的相电压，操作过程中(1小时内)不超过相电压的30，若超过以上规定，值班调度员应下令调整消弧线圈分接头。11.2.3脱谐度不大于510(il-ic)ic*100)。11.2.4.35kv线路的单相接地电容电流在无实测数据的情况下，可暂按0.110.13安培公里整定。11.3. 10kv消弧线圈的整定原则11.3.1消弧线圈运行分接头的额定电流与补偿网络电容电流之差不宜超过7a，在特殊情况下可以停用。11.3.2网络正常情况下，10kv中性点位移电压不应超过15的相电压，操作过程中(1小时内)不超过相电压的30，若超过以上规定，值班调度员应下令调整消弧线圈分接头。11.3.3脱谐度不大于510(il-ic)ic*100)。11.3.4.10kv线路的单相接地电容电流应以实测数据为准。11.4消弧线圈的操作11.4.1消弧线圈的投入、停用及分接头调整均应按值班调度员的指令执行。11.4.2消弧线圈应在网络无接地故障或中性点位移电压不超过正常相电压的50，消弧线圈电流不超过10a时才能操作。11.4.3改变消弧线圈分接头的操作，必须先停用消弧线圈；改变分接头后应检查分接头接触良好，方可重新投入。11.4.4在采取过补偿方式运行的网络中，若因停用线路需减小消弧线圈整定电流值，应先停线路，再调整消弧线圈的分接头；若因投入线路需增大消弧线圈整定值，则应先调整消弧线圈分接头，再投入线路。11.4.5在以欠补偿方式运行的网络中调整消弧线圈分接头的操作顺序和过补偿方式相反。11.4.6消弧线圈不得同时联接在几台并联运行的变压器中性点上。将消弧线圈从一台变压器中性点切换到另一台变压器中性点时，应先将消弧线圈从运行变压器中性点脱离后，再投入到另一台变压器中性点上运行。11.4.7严禁在电网发生单相接地时拉、合消弧线圈刀闸。11.5消弧线圈在网络单相接地时其允许运行时间，按制造厂规定执行，若无厂家规定，可按允许温升不超过55，时间不超过2小时监视运行。当补偿网络发生单相接地且消弧线圈的温升已超过规定值，而接地线路仍未找出时，或接地线路虽已找出但该线路不能停电时.则应先将系统的接地故障相人工接地，再将接有消弧线圈的变压器暂时停用，拉开消弧线圈刀闸，然后再投入该变压器。11.6每三年应对电网电容电流进行一次实测，当电网结构变化较大时，应及时实测电容电流数值。电容电流实测，由供电局生技科组织实施。第十二章 继电保护及安全自动装置的调度管理12.1供电局调度部门设继保专责，负责管辖范围内设备的继电保护及安全自动装置的配置、整定计算、运行和技术管理工作。12.2值班调度员在继电保护运行方面的职责12.2.1根据日调度计划和继电保护定值通知单，批准继电保护和安全自动装置的投入、停用、改变定值、改变选跳开关等项工作。12.2.2根据保护装置的最大允许负荷，对可能过负荷的回路，命令变电站或从调度自动化装置中监视负荷潮流，当负荷潮流超过允许值时，调度二副或运行值班员应即向值班调度员报告，值班调度员应立即转移负荷或进行限负荷.防止过负荷跳闸，并报告方式专责和继保专责。12.2.3在系统发生事故以及不正常情况时，值班调度员应根据开关及继电保护和安全自动装置的动作情况，分析处理事故并通知有关人员。12.2.4每隔一年与厂站值班员核对管辖范围的保护定值，发现问题及时通知继保专责。12.3特殊情况（或夜间）急需调整定值而又无事先准备好的运行方案时，在不致造成保护装置误动的情况下，值班调度员有权调整定值，但事后应尽快通知继保专责。12.4下列情况允许短时(一般情况下在20分钟以内)退出保护装置：12.4.1保护装置作带负荷检查；12.4.2在二次回路上进行工作而影响保护和安全自动装置安全运行时；12.4.3运行中的保护装置需更改定值时；12.4.4保护装置附近作业震动较大影响保护装置安全运行时；12.4.5保护装置本身发现缺陷需及时处理或定值已不能满足运行要求需及时调整时。12.5由于二次设备本身的原因需要停用设备全部保护时，只能按照以下原则进行处理：12.5.1启用旁路；12.5.2改变运行方式转移负荷后停用该一次设备；12.5.3直接停用该一次设备；12.5.4负荷转移有困难，停用该设备影响较大时，应立即向供电局主管领导汇报并按其指示处理。12.6带电的一次设备必须有可靠的继电保护装置。一般不允许在无保护状态下运行，特殊情况应经供电局总工程师批准。停用主变压器差动、瓦斯保护必须经供电局总工程师批准。12.7停用电压互感器前，应将可能误动的保护和安全自动装置停用。涉及到市调管辖设备保护时，应向市调值班调度员汇报，得到许可后方可停用该保护。12.8失去交流电压可能误动或拒动的保护和安全自动装置为：12.8.1低压(复合电压)闭锁过流；12.8.2带方向的电流电压保护；12.8.3低压保护；12.8.4距离保护；12.8.5母线差动保护；12.8.6开关失灵保护；12.8.7线路方向横差保护；12.8.8备用电源自动投入装置；12.8.9同期、无压重合闸；12.8.10低频减负荷装置；12.8.11低频低压解列装置。12.9保护装置定值调整的一般原则12.9.1直馈线保护定值调整顺序：定值改变先后次序运行方式调 整 开 始 于改变前改变后时限较大的保护(电源侧)时限较小的保护(电源侧)电流定值由大改小调整由小改大调整电流定值（低压）由大改小调整由小改大调整时间定值由大改小调整由小改大调整阻抗定值由大改小调整由小改大调整当保护装置电流(电压或阻抗)定值与时间定值需要同时调整时，按电流(电压或阻抗)定值调整顺序进行。12.9.2对保护定值调整顺序有特殊要求时，应按继保专责的要求进行。12.10进行一次设备停电、送电、改变运行方式以及保护的启、停等操作时,值班调度员和厂站值班人员必须执行下列规定：12.10.1一般情况下，保护装置的投入应在一次设备操作之前，而退出保护则应在一次设备停电操作完毕以后。有现场规程规定者除外。12.10.2对不允许失去交流电压的保护装置，应切实防止在操作过程中失去交流电压。12.10.3电压互感器停用或切换过程中防止二次向一次反充电，避免引起电压互感器二次侧空气开关误跳闸或二次侧保险丝熔断而造成保护装置误动作。12.10.4一次设备充电时，其继电保护装置必须投入。如线路无全线速动保护及手动合闸后加速功能，应将后备保护动作时间改至不大于0.5秒。送电完毕后保护和安全自动装置恢复正常状态。母差和失灵保护应按现场规程的规定执行。12.10.5新投入或在电流回路上工作过的保护装置必须经整组试验、带负荷检查正确后才能正式投入运行，若母差保护、主变差动保护等未经带负荷检查，带负荷前应停用该保护。在负荷不能满足要求而不能进行带负荷检查时，为保证一次设备的安全，在不影响电网安全运行的前提下，可采取临时措施暂时投入该保护装置运行，待负荷满足要求后，立即补做该项试验。12.10.6具有方向元件的保护装置，新投入时方向元件停用（即保护不经方向闭锁），待带负荷检查正确后再启用。12.10.7新接入装有母差保护母线的开关必须接入母差保护装置。用新接入母线的开关对线路充电前或线路空载及带负荷之前应停用母差保护，经带负荷检查正确后才能启用。12.10.8具有横差保护的双回线：12.10.8.1双回线横差保护必须在双回线并联运行时才能启用，单回线及双回线分开运行时停用。12.10.8.2双回线中一回线停电之前先停用双回线两侧横差保护；复电时，双回线恢复并联运行后才能启用双回线两侧横差保护。12.10.8.3当用横差保护对线路充电时，只启用对线路充电开关的横差保护跳闸压板。12.10.8.4采用横差保护的双回线路，不允许只断开一回线路的一侧开关运行；有t接线的双回线如需断开一回线的一侧开关运行，断开之前应先停用双回线两侧横差保护。12.10.8.5旁路开关代具有横差保护的双回线开关时，被代侧双回线横差保护停用。12.10.9在下列情况下；应启用横差保护反闭锁压板；12.10.9.1双回线在同一组母线运行时；12.10.9.2两组母线硬联运行时；12.10.10旁路开关代变压器开关运行时，应将主变保护改接变压器套管ct或旁路开关ct并启用相应的定值（旁路开关的保护是否启用由继电保护管理部门确定），旁路开关重合闸装置停用，启用主变保护动作跳旁路开关压板。被代开关恢复正常运行时，主变保护恢复正常运行状态。操作中要避免因开关分流引起主变差动保护误动。12.11具有现场运行规程的保护装置的运行、投入、停用等操作按该装置的现场规程执行。12.12重合闸装置的调度运行管理12.12.1对新投入线路充电时，应停用重合闸。12.12.2输电线投运后，根据需要投入重合闸及选择重合闸启动方式。12.12.3并车线路两端不得同时启用无压重合闸。12.12.4线路为全电缆时，应停用重合闸。12.12.5开关遮断容量不足、设备缺陷以及用户具有不能自启动的设备等时，应停用重合闸。12.12.6带电作业工作时应停用重合闸，线路开关跳闸后不得强送。（申请人确认可不停重合闸者除外）12.13中性点直接接地系统变压器中性点接地的原则：12.13.1变压器中性点接地方式由调度管辖电网的调度机构决定。若110kv电网中性点接地方式是由供电局地调决定的，应将中性点接地方式汇报市调继保科。12.13.2变压器高、中压侧均为中性点直接接地系统时，变压器高、中压侧中性点接地方式保持一致。12.13.3两台并联运行的变压器，当一台中性点接地运行的变压器需停电时，应先将中性点不接地的变压器中性点接地运行。12.13.4变压器断开中性点直接接地系统侧开关运行前，该侧中性点应接地运行。12.13.5自耦变压器和绝缘上有特殊要求的变压器中性点必须接地运行。12.13.6变压器中（低）压侧为中性点不直接接地系统且无电源的单侧电源变压器，高压侧中性点一般不接地运行。12.13.7变压器中性点零序过流和中性点零序过压及间隙零序过流保护，不论其中性点是否已接地，此两类（三种）中性点保护均同时投入（不因拉合中性点接地刀闸而进行压板的投退）。第十三章 电力通信系统的调度管理13.1地区电力通信系统的调度管理应严格执行电力通信运行管理规程及国家电力公司和市电力公司的有关规定。13.2无人值班变电站信息传输应具有独立的主、备通道。13.3变电站站端通信设备应纳入变电站电气设备的运行管理与巡视范围。13.4一旦通信中断或运行中的通信设备发生故障，运行值班人员或通信值班人员应及时汇报。通信专业人员应在规程规定的时间内处理故障恢复通信。13.5通信设备的检修工作，必须按第八章“设备检修管理”的规定执行。13.6地调值班室与各调度单位之间必须具备两种及以上不同形式且能互为备用的通信传输通道，以保证调度通信的可靠性。13.7 运行值班人员或通信值班人员应每天定期检查调度录音系统的运行状况，发现问题，及时通知有关人员处理。13.8新建、改（扩）建的供电工程，必须将通信设计和建设纳入电网的统一规划与设计中。13.9大修、更改、新建通信项目的实施应遵循有关规程的规定。13.10新建、改（扩）建的通信电路和设备，应按有关规定办理竣工和异动手续，验收合格后方可投入运行。13.11新建、改（扩）建的通信线路和系统,应严格执行国家电力公司电力系统通信站防雷运行管理规程的规定。13.12调度自动化系统信息传输通道、保护复用通道由通信专业管理，保护专用通道由保护专业管理。13.13主干通信运行电路的调整，市调通信科应书面通知相关地调通信运行单位，经核实正确后，方可实施并投运。第十四章 调度自动化的调度管理14.1重庆电网地区调度自动化系统的调度管理包括地调能量管理系统、供电局负荷电量管理系统（els）及市调能量管理系统（ems）和市调电能量计费系统（ebs）站端设备的调度管理。14.2调度自动化系统的调度管理应严格执行电网调度自动化系统运行管理规程和国家电力公司及市电力公司的有关规程规定。14.3调度自动化系统的厂、站端设备纳入厂、站电气设备的运行管理和维护。14.4调度自动化信息的传输应具有独立的主、备通道。14.5值班调度人员应熟练掌握和运用调度自动化系统调度工作站，监督调度工作站的运行情况，并保持调度室内调度自动化设备和环境的整洁。当发现自动化系统异常和故障时，应立即通知自动化专业人员，自动化专业人员接到通知后应立即对异常和故障进行处理，处理完后应通知值班调度员进行确认，同时双方应作好故障处理记录。14.6发电厂、变电站、操作队的运行值班