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福建省电力系统调度规程福建省电力有限公司二八年四月三十日目 录第一章 总则8第一节 前言8第二节 调度管理的任务和职责8第三节 调度管理机构9第二章 调度管理。10第一节 基本原则10第二节 调度范围划分13第三节 集控站、无人值班变电站及巡检站的调度运行管理。15第三章 发电厂并网管理 10第一节 并网管理10第二节 电厂并网运行技术要求11第四章 电力系统运行方式编制和管理14第一节 系统运行方式管理14第二节 年度运行方式的编制15第三节 月、周调度计划的编制17第四节 日调度计划的编制与调整18第五节 特殊时期的方式管理20第五章 设备检修管理20第一节 设备检修编制原则及基本要求20第二节 主设备年度检修计划的编制22第三节 设备月度检修计划的编制22第四节 设备停役的申请与批复23第五节 电力通信设备检修、网路异动管理27第六节 自动化设备检修管理28第六章 新设备启动投产管理29第一节 启动投产具备的条件29第二节 启动投产过程管理32第七章 系统频率的调度管理36第一节 系统频率标准36第二节 调频厂的确定及频率监视37第三节 系统频率的调整38第四节 发电机组调节性能的调度管理39第五节 运行备用管理40第八章 系统无功电压管理40第一节 基本原则40第二节 无功补偿与调压配置技术要求41第三节 电压的监视与调整43第九章 继电保护及安全自动装置管理46第一节 继电保护管理原则46第二节 继电保护专业管理47第三节 继电保护运行管理48第四节 整定计算及定值管理55第五节 安全稳定自动装置管理58第十章 系统稳定和安全措施的管理62第一节 稳定准则62第二节 稳定计算及管理62第三节 安全稳定自动装置管理64第十一章 系统倒闸操作规定67第一节 操作制度67第二节 设备操作的基本规定70第十二章 系统事故处理76第一节 系统事故处理一般原则76第二节 系统频率异常的处理78第三节 系统电压异常的处理79第四节 线路事故处理80第五节 母线事故处理82第六节 变压器及PT事故的处理83第七节 开关异常处理84第八节 发电机事故的处理84第九节 系统设备及稳定限额越限处理85第十节 地区独立网及主网解列事故处理86第十一节 系统发生振荡时的事故处理87第十二节 通信中断情况下的调度工作及事故处理88第十三节 自动化系统异常时调度工作及事故处理91第十三章 调度自动化管理91第一节 基本原则91第二节 调度自动化专业管理92第三节 调度自动化运行管理93第四节 调度自动化设备管理95第五节 调度自动化信息管理98第十四章 系统通信调度管理100第一节 基本原则100第二节 职责分工100第三节 专业管理102第四节 运行管理104第十五章 水库调度管理107第一节 基本原则107第二节 水库洪水调度108第三节 水库发电调度109第四节 水库通航调度110第五节 水情自动测报及水调自动化111第十六章 电力市场运营112第一节 电力市场运营基本原则112第二节 电力市场主体职责112第三节 电网“三公”调度1135第一章 总则第一节 前言1.1.1 为保证福建电力系统安全、稳定、优质、经济运行，维护电力系统发、供、用电各方的合法权益，依据中华人民共和国电力法、电网调度管理条例、电力监管条例、电网运行规则、华东电力系统调度规程以及国家有关部门制定的电力行业标准等文件，特制定本规程。1.1.2 本规程遵照社会主义市场经济发展要求和电力系统的客观规律，结合福建电力系统的实际情况，按照公开、公平、公正的原则处理调度工作各方面问题。1.1.3 凡并入福建电力系统的发、供、用电设施及其相应配套的二次设备 (包括：继电保护、安全自动装置、通信系统、自动化系统等)必须在福建电力调度通信中心（简称“省调”）的统一调度指挥下，按照有关专业标准和并网条件，实行“统一调度、分级管理”。1.1.4 凡并入福建电网的发电厂、集控站、变电站各级运行人员、各级调度人员，以及从事与福建省电力系统有关的生产、设计、计划、检修、调试、工程建设人员和分管领导都应熟悉本规程并贯彻执行。1.1.5 福建电力系统内各单位制定的现场运行规程、规定应与本规程相一致。1.1.6 本规程由福建省电力有限公司（简称“省公司”）负责修订、解释。第二节 调度管理的任务和职责1.2.1 电力系统调度管理的任务是组织、指挥、指导、协调和监督电力系统的运行操作和事故处理，根据电力市场规则组织、参与电力市场运营。按照统一调度、分级管理的原则，实现下列基本要求： 1、 充分发挥系统内发、供电设备能力，以满足系统用电的需要。2、 使整个系统按照有关规定连续、稳定、正常运行，保证供电可靠性。3、 使整个系统的电能质量（频率、电压）符合规定标准。4、 充分利用可再生能源，合理安排使系统最大限度地在节能、环保、经济方式下运行。5、 依据国家有关政策和法律、法规、行业标准以及并网调度协议，维护系统的整体利益，保护发电、输电、用电等有关方面的合法权益，督促各方履行义务，协调各方的关系。1.2.2 省调的主要职责1、 接受华东电力调度通信中心（简称“网调”）的指挥、协调，执行跨省联络线送受电计划；配合网调许可设备的操作和调整，协助网调进行华东电网的异常和事故处理。2、 编制和执行电网的调度计划和运行方式。3、 指挥调度管辖范围内设备的操作及电网频率、电压和潮流的调整。4、 指挥电网事故处理，分析电网事故；收集、整理福建电网的运行资料，提供分析报告，制定并组织实施提高电能质量、电网安全稳定运行和调度管理水平的措施。5、 编制调度管辖范围内的设备检修计划，批准设备检修申请。6、 参加拟定发电计划和电网经营、控制原则，负责指挥电网的经济运行。7、 参加拟定水电厂水库用水原则，统一协调水电厂水库的合理运用。8、参与节能发电调度实施细则，电力市场运营规则的制定，负责节能发电调度、短期电力市场运作和分析。9、 参与电网规划审查工作；参加新建、改建、扩建的电力工程设计审查工作；参加电力工程验收工作；负责编制新设备投入运行的调度方案，并根据规定审核、批准其并入系统运行。10、负责调度管辖范围内的新设备命名、编号；接受上级调度机构委托，对其调度管辖的新设备。11、负责组织编制福建电网年度事故限电和超供电能力限电序位以及电网事故拉停各地区220千伏主变序位，报政府主管部门批准后执行。12、负责调度管辖范围的继电保护、安全自动装置、通信设备、自动化设备和水情测报系统的运行管理和技术监督，对下级管辖的上述设备及装置的配置和运行进行技术指导。13、负责组织省调管辖的继电保护及安全自动装置、电力通信和电网调度自动化规划的编制工作；指导并组织审查地区及以下电网的继电保护及安全自动装置、电力通信和电网调度自动化规划的编制工作。14、负责并网调度协议的签订、管理及执行工作；参与发电企业的购售电合同的谈判。15、参加有关电力系统安全经济运行的科研试验和新技术的推广应用。参与组织调度运行系统有关人员的业务及持证上岗培训工作。16、负责福建电力调度系统的专业管理。17、接受福建电力公司和上级电力管理部门、调度机构授权或委托的电力调度相关工作。第三节 调度管理机构1.3.1 福建省电力系统的调度管理机构采用三级制，各级调度机构在电网运行工作中是上、下级关系。省调是省级电网调度机构，是省公司的职能部门，是管辖范围内的生产运行指挥中心。调度系统包括：福建电网内各级调度机构和各发电厂、集控站、变电站等运行单位。1.3.2 在各地（市）供电区域设地区电力调度所（简称“地调”），负责地区供电、联网的县级电网和管辖范围内电厂的调度管理，并接受省调的调度管理。各地区可根据本地区电网实际情况设立配网调度机构（简称“配调”），负责配电网络供电的调度管理，并接受地调的调度管理各省调的专业指导。1.3.3 在各县（市）设立县级调度机构（简称“县调”），负责县（市）供电和并网电厂的调度管理，并接受省调、地调的调度管理。1.3.4 省调根据梯级流域水能优化调度的需要，设立梯级水能协调机构，接受省调水库调度专业管理和指导，开展梯级流域水情信息收集、处理、整编和水库水文预报工作，并向省调及相应的地区调度机构提出梯级流域优化发电建议。原则上梯级水能协调机构不承担电力调度职责。第二章 调度管理第一节 基本原则 2.1.1 凡接入省电网的发电厂（包括各种投资主体的电厂和企业自备电厂）、专供用户变、集控站、变电站和省电网内各级调度机构均应服从统一调度，严格遵守调度纪律，接受调度指挥。任何单位和个人不得非法干预电网调度。2.1.2 省调调度员在其值班期间，接受上级调度值班调度员的指挥，为全省电网运行操作、调整和事故处理的指挥人，地调及厂、站值班人员在调度关系上均应受省调调度员的指挥。省公司领导发布的一切有关调度业务的指令，应通过省调领导转达给调度员；省调领导不在场时，则调度员可直接接受指令，同时报告省调领导后执行。 省调值班调度员发布指令的对象是：通过持证上岗考试具备任职资格同时在省调备案的地调调度员、发电厂值长、机组长或电气班长、集控站值班长或主值、变电站值班长或主值。各单位的调度电话是电网统一调度重要手段，非调度业务不得占用。省调打给各地调、发电厂、集控站和变电站控制室的调度电话，原则上由具有接令资格的人员接听。2.1.3省调值班调度员与其联系对象之间进行一般调度业务联系、发布（或接受）调度指令时，必须互报单位、姓名，使用普通话和统一的调度、操作术语，并满足满足福建电网调度工作联系规范用语规定要求。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，核对发令时间后才能执行。指令执行完毕应立即向调度员报告执行情况，并核对汇报时间，否则不能认为指令已执行完毕。在发布、复诵和回复调度指令时，双方均应做详细记录和录音。2.1.4 省调值班调度员对其所发的调度操作指令正确性负责，省调调度联系对象应对调度操作指令的执行及汇报的正确性负责。 2.1.5 省调调度员发布的调度指令，各地调、发电厂和集控站、变电站的值班人员必须立即执行，任何人不得干涉调度指令的执行，凡拒绝执行或延迟执行调度指令所造成的一切后果由受令人和允许不执行指令的领导负责。如受令人认为发令人所下达的调度指令不正确时，应立即向发令人提出意见，由发令的值班调度员决定该调度指令的执行或者撤消，如发令人仍重复原指令，受令人必须迅速执行，如执行指令将威胁人身、设备或电网的安全时，受令人应拒绝执行，并将拒绝的理由和自已的建议报告发令人和本单位直接领导。当发生拒绝执行或拖延执行调度指令、有意虚报或隐报情况等破坏调度纪律的行为时，有关部门应组织调查并依法处理。2.1.6 当系统发生危及安全运行的紧急情况时，省调调度员有权对下级调度管辖范围内的设备直接发布操作指令，厂站值班人员不得拒绝执行。在未得到省调调度员的同意前，不得擅自恢复。在指令执行后，厂站值班人员应迅速报告设备所属调度的调度员。2.1.7 省调管辖设备可以根据需要委托有条件的地调调度，地调应接受，但双方应预先商定委托事项和有关规定，并由省调通知设备运行单位；地调若因地区电网运行需要，可申请借用省调管辖设备，但应明确借用的设备范围、借用时间、有关要求等，省调批准后通知有关单位。2.1.8 网调调度设备的管理网调管辖设备由网调直接下令厂站操作及调整；接受网调的授权后省调可对网调管辖设备下令操作，操作完毕应及时汇报网调。网调许可省调管辖的设备，省调在操作前应征得网调许可后操作，操作完毕应及时汇报网调。网调下令福建电网的的一切电气设备操作和调整指令，厂站在操作和调整前、后均应立即汇报省调调度员。2.1.9 省调管辖设备的管理除了对人身、设备或者电网安全有威胁外，省调管辖的设备只有得到省调调度员的指令后现场值班人员才能进行操作，否则不得自行操作或擅自改变设备状态。2.1.10 省调许可设备的管理省调许可设备只有得到省调调度员的同意后，管辖该设备单位才能下令现场操作，操作完毕应尽快汇报省调调度员。省调许可设备故障或威胁人身安全时，现场可不待调度同意自行按现场规程处理。省调许可机组出力应严格按照省调编制的出力曲线运行，若无法按曲线运行，应事先征得省调调度员的同意后修改。在地区电网紧急事故处理过程中，省调许可设备允许地调调度员不经省调调度员许可而发布指令，但必须尽快报告省调调度员。2.1.11 厂站待用间隔管理1、 待用间隔是指厂站内配备有断路器、两侧刀闸的完整间隔，且一端已接入运行母线而另一端尚未联接送出线路的变电间隔。2、 待用间隔应具备的条件（1） 待用间隔出线路径应在初设阶段明确，调度部门在启动投产前应进行间隔的命名编号。初设阶段出线路径沿未明确的待用间隔不允许接入母线，不列入待用间隔的调度管理。（2） 待用间隔一、二次设备包括控制回路、远动回路、除线路保护外的保护装置、防误闭锁装置等应一次性安装调试完毕并经验收合格。3、 新建待用间隔纳入启动验收范围，应按本规程第六章新设备启动投产管理要求进行启动验收及启动投产管理。启动验收完成后，待用间隔一、二次设备应纳入运行单位日常运行维护管理，并列入调度管辖范围调度管理。4、 待用间隔工作，现场应按本规程要求向调度部门办理相应的调度申请。正常情况下待用间隔应转入检修状态，间隔刀闸操作手柄、网门应加锁。2.1.12 汇报及联系制度1、 省调严格执行国调、网调汇报联系制度，并按规定将电网的运行情况汇报省公司领导和有关部门。2、 各厂、站值班人员应按规定，在预定时间向省调、地调报告电网运行统计数据，地调将地区汇集的数据向省调报告。3、 省调调度员和各地调、发电厂、集控站、变电站值班员在值班期间均有责任加强电网运行情况的联系，除严格执行省调规定的电网运行情况汇报制度及规定外，各单位值班员还应主动及时地将本单位设备、电网运行中的异常情况向省调调度员反映；省调调度员也应将电网重大运行方式的变化对地区电网或厂、站的影响情况通知有关地调和现场值班人员。4、 省调许可设备异常汇报要求（1） 省调许可、地调管辖的设备发生异常，厂、站运行人员除了在第一时间汇报管辖地调外，还必须同时向省调调度员汇报简要情况；地调调度员除了将故障情况向省调调度员汇报外，还必须尽快将设备的恢复送电情况及对地区负荷或机组出力的影响情况汇报省调调度员。（2） 省调许可、厂站自行管辖的设备发生异常、故障后，厂、站运行人员应立即向省调调度员汇报简要情况。2.1.13 跨地调管辖范围的联络线（以下简称“跨地调联络线”）的调度管理规定：1、 跨地调管辖110千伏及以下电压等级的联络线由相关地调协商后报省调批准，各地调应按商定的调度设备管辖分界点，对所管辖的设备实行调度管理。2、 各地调应按省调规定的正常开环点安排运行方式，如须改变开环点，应首先取得对方地调的许可，并按2.2.7条的要求向省调办理许可手续。3、 改变开环点前，地调之间必须对以下内容进行协商，并按规定向对方办理申请手续：新开环点的位置及运行方式，需要对方输送的负荷以及事故处理的方法、继电保护配合等。在双方存在异议或主网安全运行需要，省调应进行最后的裁定，相关地调应坚决服从。4、 正常情况下开环点应处于热备用状态，开环点一侧应具备防雷设施和同期并列装置，通讯应完好。第二节 调度范围划分2.2.1 福建省电力系统调度管辖范围的划分原则：应首先确保电网安全稳定运行，要充分考虑电力系统结构的特点和管理体制，要有利于电力系统管理，有利于水能的综合利用，有利于电网整体性和调度管理权利和义务的一致性，它不受制于资产所有权和设备经营权；继电保护、安全自动装置、电力通信、电网调度自动化等二次设备的管辖权原则上跟随一次设备，有特殊规定的除外。2.2.2省调根据电网运行需要和电网发展状况，依照调度管辖范围划分原则每年定期发布福建电力调度通信中心调度管辖设备及许可范围明细表，各有关发电厂、集控站、变电站和相应的调度机构应遵照执行。2.2.3 网调调度管辖的设备华东网调管辖及许可的设备以华东网调颁发的相关最新规定为准。2.2.4 省调调度管辖的设备1、 除网调管辖外，省电网500/220千伏电压等级的线路及开关间隔、母线（含旁路母线）、母联（含旁母、旁路）开关、线路及母线高抗，以及500千伏联变和500千伏变电站的35千伏母线及所属设备（站用变除外）。2、 直接接入220千伏及以上电压等级电厂的主变、机组。3、 直接接入110千伏网络且总装机容量达100MW及以上的火电厂发电机组。4、直接接入110千伏网络且总装机容量达50MW及以上水电厂的发电机组按分组列入省调直调范围。5、直接接入110千伏网络且总装机容量达100MW及以上的风电场发电机组。6、220千伏及以上电厂主变和500千伏联变的中性点个数变化。7、220千伏及以上电压等级的待用间隔。凡属网调调度管辖的设备，若应其要求委托省调调度管辖，均按省调调度管辖的原则执行，有特别要求的除外。 2.2.5 省调许可管理的设备（或方式）属地调及厂、站管辖的设备，若运行方式的改变将影响省调管辖范围设备的安全运行、电能质量、继电保护及安全自动装置、电力通信、电网调度自动化或电力电量平衡、地区用电指标，则定为省调许可范围的设备。省调许可设备的范围有：1、220千伏变电站的主变本体及其高压侧开关间隔。2、跨地区110千伏联络线。3、梯级流域开发、直接接入110千伏网络及总装机容量在30MW及以上水电厂按流域分地区总出力许可。4、梯级流域开发、水库具有季节及以上性能、直接接入110千伏网络总装机容量在30MW及以上水电厂的发电机组出力。5、影响省调管辖设备状态、省调管辖或许可电厂出力的设备或地区运行方式变更。6、接入220千伏及以上电压等级的启备变。7、通过省调管辖发电机的出线或厂用电母线上并网，并利用排沙、灌溉孔、泄洪孔、尾水发电的水电机组。8、220千伏主变中性点个数变化。2.2.6 地调调度管辖的设备1、 220千伏变电站的主变及三侧开关。2、 地区110千伏网络，包括接入220千伏电压等级电厂的110千伏母线。3、 直接接入110千伏电压等级且不属省调管辖的电厂的主变及机组。4、 直接接入地区35千伏电压等级、全厂总装机容量达10MW及以上电厂的发电机组。其它110千伏以下电压等级的地区电网设备由地调制定调度管辖划分原则。2.2.7 许可手续的办理省调许可地调、厂站管辖设备的正常许可手续可分为两类进行管理：省调当班调度员口头许可和申请单书面许可。前者侧重于倒闸操作过程的把关和指导，对当日内的电网运行方式的修改；后者侧重于电网运行方式的安排和计划的编制。1、 调度员口头许可的范围：（1） 凡不影响省调管辖设备状态及机组出力正常送出的省调许可设备状态的变更。（2）省调许可设备当日内的非计划停役。（3） 火电厂汽轮机阀门的定期活动试验。（4） 220千伏变电站（或与电厂）之间的合解环及转供电。（5）凡不影响省调管辖机组出力正常送出的跨地调联络线开环点改变。（6） 220千伏主变停役及不需测向量或进行冲击试验的复役。（7）利用排沙、灌溉孔、泄洪孔、尾水发电的水电机组开、停机。在一般情况下上述机组应跟随该厂大机组一起进行开停机。2、 通过申请单许可的范围：（1） 凡影响到省调管辖设备状态及机组出力正常送出的、省调许可设备状态的变更。（2）220千伏主变中性点接地方式从接地改为不接地方式。（3） 110千伏母差保护退出运行影响220千伏及以上电网稳定运行。（4） 影响到省调管辖机组出力正常送出的跨地调联络线开环点的改变。（5） 接入220千伏及以上电压等级的厂用变的状态变更。（6）220千伏主变大修、更换等工作需测向量、核相或进行冲击试验的。（7）220千伏主变二次回路变动后会影响省调管辖设备正常运行的。2.2.8 各发电厂、变电站的厂（站）用变属厂（站）管辖，电厂影响发电出力的辅机设备属电厂管辖。第三节 集控站、无人值班变电站及巡检站的调度运行管理2.3.1 基本原则：1、福建电网采用分片设立集中监控、分点设立巡检操作队伍的集中监控管理模式。根据220KV变电站在电网的重要性及电网地理位置，原则上集控所分区设立在规划终期220KV线路达6回以上的枢纽或重要220KV变电站，处于主网枢纽或重要作用的220KV集控站集中监控次要作用的220KV及以下无人值班变电站。2、集控站负责对其所管辖变电站设备的集中运行监视、信息记录、设备巡视操作维护及事故处理等工作，集控站接受相应的调度机构指挥。3、无人值班变电站实行集控站统一管理模式,集控站负责所管辖无人值班变电站的运行监视、信息记录、设备操作及事故处理等工作，无人值班变电站的调度运行管理应遵照福建电网220KV无人值班变电站调度运行管理。4、巡检站负责对巡检范围设备进行巡视、维护和操作，接受集控站的运行管理与指挥，不直接接受调度机构下达的调度指令。原则上每值至少2人，具备当值操作相互监扩的条件，同时巡检操作值班人员应通过调度系统运行值班人员持证上岗考试，具备变电运行任职资格。2.3.2 调度运行联系1、正常方式下与集控站所辖变电站相关的一、二次设备停役及启动申请，继电保护及安全自动装置，AVC系统等调度运行联系均由其所属集控站的值班长与调度机构值班调度员进行。属省调管辖设备的业务与省调联系，属地调管辖设备的业务与地调联系。2、集控站的值班长应在集控站接受调度下达的与所辖变电站相关的操作指令或通知。调度指令操作完毕汇报也由该集控站负责。2.3.3 巡检规定1、集控站必须按有关规定要求安排巡检人员对所辖变电站进行设备巡视，在有必要时，省调值班调度员可指令集控站对其所辖变电站进行特殊巡视或夜间巡视，集控站应尽快安排巡检人员前往巡视并及时汇报巡视结果。2、巡视发现的设备缺陷及异常情况，巡检人员应立即向集控站汇报，由集控站值班长对异常情况进行分析，将异常情况、初步原因、处理建议等上报有关调度和本单位分管领导。若异常、事故时威胁人身或设备安全，巡检人员可立即断开现场设备开关，并立即汇报集控站值班长，集控站值班长应立即汇报相应调度。巡检人员可先进行设备检查、打印出故障报告，协助集控站值班长处理异常、事故。2.3.4 倒闸操作1、计划内倒闸操作时，省调将操作预令发至集控站，集控站值班人员根据调度预发指令开出操作票，并审核无误。集控站安排操作人员提前赶到需操作变电站，根据现场设备的实际情况，认真审核操作票，确保正确无误，具备操作条件后与集控站值班长联系，由集控站值班长汇报省调值班调度员已具备操作条件，省调值班调度员正式发布操作指令进行相关操作。2、临时的倒闸操作或事故和异常的检查处理时，集控站应安排相操作人员立即出发，待到达需操作的变电站后，集控站值班长应立即与省调联系。3、集控站同时接到多级调度的操作指令时，应同有关调度部门协商，并以保证主网安全运行和重要用户供电原则，按最高一级调度机构的要求决定先执行何种操作。4、集控站可进行遥控拉合开关、远方操作主变中性点隔离刀闸的单一操作，现有技术条件下其它操作原则上到现场操作。5、其它未涉及内容按第十一章“系统倒闸操作规定”相关部分执行。2.3.5 异常及事故处理1、当所管辖变电站发生事故时，集控站应迅速正确地向省调值班调度员报告有关变电站的保护动作、开关跳闸及潮流变化情况，并初步判断事故性质，同时立即派人到现场检查一、二次设备情况，分类汇总后向省调值班调度员汇报，提出处理建议。正常情况下，省调值班调度员接到现场汇报后，方可进行下一步的事故处理。2、为迅速处理事故和防止事故扩大，省调值班调度员可发令集控站用遥控拉开关的方式将故障设备隔离。3、当发生危及人身、电网、设备安全时，集控站可不待省调值班调度员指令，采取必要的措施，按现场运行规程进行相应的操作，隔离故障点，并向省调值班调度员汇报简要情况。但事后必须立即到现场进行检查并报告省调值班调度员。4、电网安全运行需要时，省调值班调度员可要求或许可将无人值班变电站转为有人（少人）值班变电站，未经省调调度员许可，不得擅自恢复为无人值班状态。恢复为有人（少人）值班变电站时，一个站至少要有 2位具备操作资格的值班员。恢复有人值班变电站后，省调调度员指令可直接下到变电站，变电运行人员可在变电站接受、汇报调度员指令，但变电站接令人员执行前后应及时报告集控站。5、无人值班变电站综自系统与集控站的自动化通信中断时，集控站应立即将无人值班变电站转为有人（少人）值班变电站，并汇报相关调度。6、其它未涉及内容按第十二章“系统事故处理”相关规定执行。第三章 发电厂（专供用户变）并网管理 第一节 并网管理3.1.1 发电厂（专供用户变）与电网并网协议是发电厂（专供用户变）与电网之间的法律文件。根据电力法、电网调度管理条例、发电厂（专供用户变）并网运行管理规定等要求，凡新建、在建和已运行的发电厂（专供用户变）（或地方电网）并入福建电网运行，必须与省公司签订并网协议方可并入电网运行。3.1.2 发电厂（专供用户变）并网协议包括：并网调度协议和购/售电协议（合同）。根据平等互利、协商一致的原则，签订购售电合同、并网调度协议。购/售电协议涉及电力市场运作、运行管理考核、电网安全稳定等问题，商谈时应有电网调度部门代表参加，并在协议（合同）中体现相关的内容。3.1.3 对新建和改建的电厂（专供用户变），省公司根据发电厂（专供用户变）建设项目立项批准文本，以及电厂（专供用户变）向省公司提出接入电网运行的申请报告，与电厂（专供用户变）签订并网调度原则协议(作为机组并网前的调度协议),以规范并体现电厂（专供用户变）接入电网的一、二次设备在设计、选型、建设等阶段电网对并网电厂（专供用户变）的要求，以满足电网的安全运行需要。并网调度原则协议应在工程的设计、设备选型前完成签订。3.1.4 发电厂（专供用户变）正式并网前，应取得政府有关部门或电力监管机构颁发的法定许可证。省公司根据经营许可证、双方已签订的原则调度协议,与发电厂（专供用户变）正式签订并网调度协议。3.1.5 签订并网调度协议，实行分级管理：1、 机组、升压站（或开关站）属省调管辖的电厂（专供用户变），应与省公司签订并网调度协议。2、 机组属省调管辖、升压站属地调管辖的电厂（专供用户变），应与省公司及相关电业局签订三方调度协议。 3、 机组属省调许可、地调管辖的电厂（专供用户变），应与相关电业局签订并网调度协议并报省调核备。3.1.6 对于电厂（专供用户变）投资建设线路，按资产所属范围划分原则确定线路运行维护权及安全责任 1、线路的全部或部分由发电企业（电厂）、专供用户出资建设的，其运行维护安全责任由发电企业（电厂）、专供用户负责。 2、电厂、专供用户送出线路安全运行涉及电网的安全稳定运行，列入省公司安全技术监督范围，其设计、建设及运行维护全过程执行国家、行业或电网公司制定的电网技术标准、规程规定。 3、各电业局、超高压局若受托与发电企业（电厂）、专供用户签定维护协议时，应切实负起相应的维护责任。 4、若发电企业、专供用户与省公司达成线路资产划转协议，则该线路由省公司有关部门下文明确有关电业局或超高压局承担相应的运行维护安全责任。 5、若发电企业、专供用户投资建设的线路接入系统的变电站侧间隔原则上由省公司负责筹资建设及运行维护。3.1.6 机组及开关站启动投产前确认1、机组并网前业主单位应向省调提交经有资质的质检部门提供的质检报告。2、省调收到质检报告（经质检部门认可，具备投运条件）后，组织相关专业人员进行投产前涉网专业检查，经确认具备并网条件后，按申请批复的时间启动并网。第二节 电厂并网运行技术要求3.2.1 并网发电厂应符合国家有关法规、行业标准、电网运行准则及福建电网有关技术的要求，并应随着上述要求的改变而改变。3.2.2 省调有权调整发电厂设备的运行方式，电厂应执行，以确保接入点输电系统的技术、运行特性满足电网安全运行需要。3.2.3 频率变化的要求： 风电机组应能够在频率49.5Hz 50.2Hz之间连续运行，频率49Hz 49.5Hz之间至少运行10分钟，频率50.2Hz 51Hz之间至少运行2分钟且没有其他风电机组启动。除风电机组外的其他发电厂设备满足：电网频率48.5Hz 50.5Hz范围能够连续运行；事故情况下，电网频率47Hz48.5Hz、50.5Hz51.5Hz范围不会立即跳闸。3.2.4 发电机组应具有一次调频功能；单机容量为100MW及以上的火电机组和单机容量为50MW及以上的水电机组应具有自动发电控制（AGC）功能，并满足福建省电网自动发电控制（AGC）管理规定技术要求。3.2.5电压运行的要求：在省电网的每个并网点，并网设备应满足电力系统电压和无功电力技术导则（SD325-1989）和电能质量供电电压允许偏差（GB12325-1990）的要求。在事故等特殊情况下，电网电压波动一般应不超过额定电压的10。正常情况下省电网各控制点电压根据省调规定的电压曲线控制运行。3.2.6 励磁系统（包括PSS）功能及技术条件应满足福建电网发电机励磁系统管理规定 要求，调速系统功能及技术条件应满足福建电网发电机组调速系统管理规定要求。3.2.7 并入福建电网300MW及以上火电机组最低脱油稳燃出力至少应达到30-40%额定出力技术条件，LNG机组应具备至少一天内全开停一次调峰能力。3.2.8继电保护和安全自动装置要求发电厂应根据设备和电网的要求安装相应的继电保护及安全自动装置。基本要求是：1、 发电厂的继电保护及安全自动装置必须符合国家标准、行业标准、电网运行准则和省电网技术标准。设备选型、设计、调试、运行管理应遵循省电网继电保护技术原则和省电网有关反措要求。对于机组的失磁失步保护、过励磁保护、负序过流保护、低阻抗保护、主变零序保护等有关电网的重要保护技术方案及跳闸模式，在初设阶段就要报省调确认后进行设备选择，以满足电网运行要求。2、 对于新建电厂，要求同步建设能满足电厂和电网安全需要的安全稳定自动装置和故障信息管理（含机组及电网故障录波）等二次系统，其接口规约和数据传输模式能符合省调要求，并应完整、准确、可靠地接入省调主站。3、 为提高电网频率稳定水平及电网解列后的快速恢复供电能力，水电厂应配置高频切机和低频自启动装置（功能）。单机100MW及以下机组应具备低频解列保厂用电措施。3.2.9 调度通信要求并网电厂应具备完善的调度通信系统和完善的信息通道，基本要求是：1、 发电厂必须严格遵守国家有关法规、行业标准、电网运行准则和省电力专用通信网规划及有关通信设备的设计、技术标准和运行管理规程。2、 发电厂应严格遵循福建并网通信系统并网实施管理办法，依照光纤通信为主、调度交换系统与行政交换系统分离的原则进行通信站建设。与省电力通信网互联的通信设备选型和配置方案应按有关省调核准的文件执行，配置的设备或系统必须能直接接入通信网管系统，实现监视、控制等功能。3、 并网电厂涉网有关通信系统的设备配置、接入方案、长途电路全程联调大纲、工程验收范围和标准等内容，应由并网电厂组织、省调参加涉网通信系统的可行性研究、初步设计、施工图设计审查会形成书面意见后方可实施。审查的内容应严格按照福建电力通信基建全过程管理暂行办法规定执行。4、 并网电厂通信站应投产达标（达到标准通信站），并通过省调定期组织的标准通信站复查。3.2.10 调度自动化要求并网运行发电厂应根据电网运行需要，安装相应的调度自动化装置、关口计量装置及电网监测控制装置，实现自动化的监测、控制和管理功能。1、发电厂与涉网运行有关的自动化设备必须符合国家标准、行业标准、电网运行准则和省电网技术标准，设备选型和配置方案应满足电网安全、可靠运行的要求，必须能直接接入电网调度中心的自动化系统。2、发电厂应根据涉网自动化设备的运行要求，按照全省统一选型要求配备自动化设备，主要包含的设备或系统有：（1）计算机监控系统或远方终端（RTU）（包括：电厂与AGC/AVC相关的控制系统及设备），以及相应的专用变送器或测控单元。（2）关口计量装置和采集终端。（3）GPS卫星授时装置。（4）功角/相位监测装置。（5）DMIS网络及终端。（6）网络及相应的安全防护装置。（7）其他与电网及电厂安全有关的自动化装置。3、远动自动化设备应具有满足与省调EMS系统通信所需的通信规约，确保电力调度自动化信息完整、准确、可靠地传送至省调。系统在实现一般测控功能外，还应实现烟气在线监测装置等环保信息、热电厂热电信息及一次调频、PSS投退信号等信息采集和伟输要求。4、电能量采集终端，必须满足与省调电能量计费系统通信的要求，休用满足省调规定要求的电量采集装置，完成所有表计的电量采集，能达到母线平衡计算要求。5、发电机组AGC系统的配置、性能和指标应满足福建电网自动发电控制（AGC）管理规定技术要求。6、并网发电机组必须具备AVQC功能，可根据省调下达的高压侧母线电压控制目标或全厂无功总出力，协调控制机组间的无功出力，并具备与省调AVC主站联合闭环控制条件，同时AVR环节维持正常运行。电厂AVQC功能应满足省调无功电压控制的要求，装置应具备完善的安全闭锁及合理的机群间无功分配策略。7、并网电厂必须根据电网要求，安装广域相量测量装置（PMU），并将信息远传省调EMS。8、并网电厂必须安装调度生产管理系统（DMIS）或其终端，开通专用DMIS网络通道，利用DMIS实现调度生产管理流程。9、并网电厂必须按照要求安装网络路由器，实现省电力调度数据网的接入。电厂计算机监控系统以及调度数据网的有关系统应满足电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定和电力二次系统有关安全防护要求，采取安全防护措施，部署防火墙，安装防病毒软件、备份系统等。所有发电厂内部的各类自动化系统，应设计合理，其整体必须能保证通过二次系统安全性评估。3.2.11 水情自动测报系统要求 并网水电厂应同步投产建设水情自动测报系统，能通过电力安全二区数据网络向省调水调自动化系统实时传输水情测站雨量、水位、水库流域降雨、入库流量、泄洪流量、出库流量等水情水务信息，并满足福建省电力系统水情自动测报系统站址编码规范的要求。3.2.11 电力自动气象站要求 单机容量在300MW及以上的并网大型电厂应同步投产建设电力自动气象站，并能通过电力安全三区数据网络向省调电力自动气象站系统实时传输风力、风速、雨量、温度、湿度、气压等气象信息。第四章 电力系统运行方式编制和管理第一节 系统运行方式管理4.1.1 调度机构应结合电网的实际情况，编制电力系统年度运行方式、月度调度计划、周调度计划、日调度计划及节假日、特殊时期保电运行方式。4.1.2 电力系统运行方式是指导电力系统规划、基建、生产和运行的技术方案。其内容主要包括：1、 进行负荷预测，并根据用电负荷需求进行电力、电量平衡，保证系统备用容量。2、 编制电力系统正常接线方式及设备检修后的运行方式。3、 编制与华东电网联络线送受电计划。4、 编制水电厂水库调度方案。5、 根据发电、输变电设备投产计划和检修计划安排，编制系统运行方式和启动方案。6、 编制各发电厂、变电站最大短路容量表。7、 计算分析电力系统正常及主要设备检修时的潮流分布。8、 进行电力系统无功分区平衡和电压计算分析，确定系统电压监视点和控制点并编制运行与控制电压曲线。9、 编制低频、低压减载方案并付诸实施。10、编制系统事故拉荷序位及超电网供电能力限电序位表及电网事故拉停220KV主变序位表。11、制定省电网暂态稳定运行限额，并根据生产运行部门提供的设备允许热稳定运行限额，提出相应的安全稳定措施。12、制定安全自动装置配置、整定方案、运行方式说明和运行规定。13、开展电力系统经济调度及市场运营分析。4.1.3 遇节假日及重要政治活动等特殊保电时期，省调应按照上级的要求编制省电网运行方式。各地调应根据省调编制的省电网运行方式，制定地区电网保电方案，并报送省调备案。4.1.4 省电网年度运行方式、节假日及特殊时期保电网运行方式及月度调度计划经省公司领导批准后实施，省电网日运行方式经省调领导批准后实施。第二节 年度运行方式的编制4.2.1 电力系统年度运行方式的编制是电力系统运行方式工作的重要组成部分，是保证电力系统正常运行的年度大纲。电力系统年度运行方式由省调负责编制，经省公司分管领导批准后执行，并按网调规定进行上报。4.2.2 电力系统年度运行方式应按照国家电力调度通信中心和网调的有关规定，结合省电网的实际情况规范编制。包括上一年度电网运行情况分析、本年度新(改)建项目投产计划及主要机组检修计划和本年度运行方式三部分。4.2.3 省电网年度运行方式编制内容主要包括以下几个方面：1、 全年及分月电力电量需求预测及发用电平衡。2、 电网新设备投产计划。3、 水电厂水库运行方式。4、 500千伏跨省联络线互供电力电量。5、 潮流计算、N-1静态安全分析及主要电磁环网断面N-2静态安全分析。6、系统稳定水平计算分析。7、 最大短路容量的计算分析。8、 无功与电压的计算分析。9、 经济调度及市场运营分析。10、 网损率预测及降损措施。11、 安全自动装置的配置与整定。12、 电网重大方式专题分析。13、本年度电网安全运行中存在的问题及措施分析。14、未来2-3年电网展望。4.2.4 在省公司领导的组织下，省公司发展部、生产部、基建部、营销部、交易中心、省调等部门召开下年度电网计划协调会议，由公司领导审核批准后，省公司发展部、生产部、基建部、营销部、交易中心等部门向省调提供下列资料：1、 全年新(改)建项目投产计划及日期。2、 各厂、局发电量计划和购电计划。3、 500千伏跨省联络线互供年度合同计划。4.2.5 编制下一年度省电网的运行方式所需外网的网络结构及计算数据由网调提供，同时各有关单位应于每年9月15日前向省调提供下一年度的有关资料。1、 各地电业局提供以下资料：（1） 地区年度及分月用电预测、汛期、年度（夏季）及枯水期大方式母线节点负荷。（2） 地区管辖范围110千伏及以下电网基建投产计划（包括变电及地区电源）。（3） 地区6月底及年底电网主接线图和地理接线图。（4） 地区220/110千伏变电站主设备检修、技改项目进度安排。（5） 地区220/110/35千伏等级无功补偿容量配置明细表。2、 各水电厂提供下列资料：（1） 年度水工建筑物检修计划及检修期间对坝上水位的控制要求。（2） 年度机、变及升压站一、二次设备检修、技改及新设备基建投产等计划。3、 各火电厂提供下列资料：（1） 煤、油年度供应计划及油库、煤场的有关资料。（2） 年度机、变及升压站一、二次设备检修、技改及新设备基建投产等计划。4.2.6 省调每年11月1日前按网调要求上报华东地区电网年度方式编制所需的资料。省调每年12月30日前将220千伏及以上省电网下一年度最大短路容量计算结果下达各有关发供电单位，同时各电业局负责110千伏及以下管辖电网(包括各电业局及超高压局负责运行维护的变电站站用电系统)的最大短路容量计算分析，各电厂应自行负责机端母线及厂用电系统的短路电流(短路容量)校核；若发现开关的遮断容量达不到计算的最大短路容量要求，各发供电单位应采取相应整改措施，并将有关整改情况上报省调。4.2.7 省调根据网调下达的省电网低频减载分配方案，结合省电网实际情况，于每年12月30日前下达省电网下一年度低频、低压切荷整定方案给各电业局，各电业局应制定相应的地区电网低频、低压装置整定方案， 3月底前将实施方案上报省调，并于4月底前完成整定。4.2.8 地区年度运行方式的编制1、 各电业局编制的年度运行方式内容要求：（1） 上一年度地区电网运行情况分析。包括上一年内新(改)建项目投产日期及设备规范，上一年底地区电网规模，全年生产运行指标评价。（2） 电力电量预测及平衡。包括地区年度电力、电量预测(或电力电量需求)，丰、枯季节小水电电量预测，地方小火电（含企业自备电厂）的电量预测，本年度基建投产计划安排表。（3） 地区电网运行分析：包括潮流、无功电压、网损计算，短路容量计算，稳定计算，地区电网安全措施及安全自动装置配置。（4） 地区电网运行存在的主要问题及措施（包括需要省公司解决的问题）。2、 各电业局编制的年度运行方式应经本单位调度、生技、计划、基建等部门协调，并经分管领导批准后于每年1月底前报送省调。第三节 月、周调度计划的编制4.3.1 月度调度计划是对次月系统的运行方式的整体安排，内容包括：1、 月度用电电力电量预测；2、直调及许可电厂月度发电调度计划；3、 主要水库月末控制水位；4、 系统主设备检修检修；5、 系统电压考核点和监视点的考核曲线；6、各地区网供力率考核基值；7、 500千伏跨省联络线次月电力电