黑龙江省电网调度控制管理规程(新)

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黑龙江省电网调度控制管理规程

国网黑龙江省电力有限公司2018年5月目录

总则.........................................................1

第一章调控机构职责............................................3

第二章调度管辖及操作范围......................................6

第三章调度运行管理...........................................10

第四章监控运行管理...........................................15

第五章电网运行方式管理.......................................16

第六章电网频率运行管理.......................................20

第七章低频低压减负荷及同期并列装置管理.......................21

第八章电网无功电压运行管理...................................23

第九章调度计划管理...........................................29

第十章设备投（退）运管理.....................................37

第十一章并网调度管理.........................................40

第十二章电网稳定管理.........................................41

第十三章网源协调管理.........................................44

第十四章水库调度管理.........................................47

第十五章新能源调度管理.......................................53

第十六章非省调直调电厂并网管理...............................56

第十七章继电保护及安全自动装置管理...........................58

第十八章调度通信管理.........................................62

第十九章调度自动化管理.......................................64

第二十章设备监控管理.........................................67

第二十一章配电网调控管理.....................................75

第二十二章调度操作规定.......................................78

第二十三章监控操作规定.......................................95

第二十四章电网事故及异常处理.................................97

第二十五章检查与考核........................................113

附录.......................................................114前言

为适应电网发展和“三集五大”体系建设需要，进一步规范和加强

黑龙江省电网调度控制管理，保障电力系统安全、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》、《电力监管条

例》等法律、法规和《电网运行准则》、《国家电网调度控制管理规程》

等相关规程、规范，制定本规程。本规程批准人：纪会争。

本规程审定人：郭江涛。

本规程审核人：边二曼、才洪全、胡本然、康春雷。

本规程初审人：肖荣国、孙晓波、王宏、华科、江琪、刘更、赵万

有、史滨、王宁、李冶天。本规程主要起草人：原宇光、江海洋、曹阳、田石刚、彭宇、兰天、

徐洪涛、刘扬、王海涛、孟祥星、魏晓强、白雪松、郑浩野、姚敏东、

张轶平、尹超、李鹏、余成、李士宏、李岩、王激励、陈剑飞。本规程起草部门：国网黑龙江省电力有限公司电力调度控制中心。

本规程于2018年7月1日正式执行，原《黑龙江省电网调度控制规程》作废。总则1.本规程所称“黑龙江省电网”是指国网黑龙江省电力有限公司经营区域内的各电压等级发、输、变、配、用电等一次设施以及相关的继电保护及安全自动装置、电力通信、电能计量、自动化等二次设施构成的整体。

2.黑龙江省电网运行实行“统一调度、分级管理”。

3.电网调度控制机构是电网运行的组织、指挥、指导、协调机构。黑龙江省电网调度控制机构分为三级，即：省级电网调度控制机构（以下简称省调）、省辖市级电网调度控制机构（以下简称地调）、县级电网调度控制机构（以下简称县调）。省调的上级调度控制机构为国家电力调度控制中心及东北电力调控分中心（以下简称国调及网调）。

4.黑龙江省电网调度控制系统包括各级电网调度控制机构（以下简称调控机构）、厂站运行值班单位及输变电设备运维单位。

5.各级调控机构在电网调度业务活动中是上下级关系，下级调控机构必

须服从上级调控机构的调度。厂站运行值班单位及输变电设备运维单位，

应服从调控机构的调度。

6.本规程适用于黑龙江省电网的调控运行、电网操作、故障处置和调控业务联系等涉及调控运行相关各专业的活动。黑龙江省电网内各电力生产运行单位颁发的有关电网调控规程、规定等，应遵循本规程。

7.与黑龙江省电网运行有关的各级调控机构和省调、地调调管的发、输、变、配电等单位的运行、管理人员应遵守本规程；非电网调度系统人员凡涉及黑龙江省电网调控运行的有关活动也应遵守本规程。8.本规程提及的发电厂包含并网运行的火电厂、水电厂、风电场、光伏电站以及其他任何发电介质的电厂，变电站包含运维中心。

9.黑龙江省电网与相邻省电网联网运行的调控管理，按上级调控机构制定的规程、规定执行。

10.本规程由国网黑龙江省电力有限公司电力调度控制中心归口并负责解释和修订。第一章调控机构职责1.1调控机构主要职责

1.1.1服务于党和国家工作大局，服务于电力客户，服务于发电企业，服务于经济社会发展。

1.1.2遵循安全、优质、经济的原则，对电网运行进行组织、指挥、指导、协调。

1.1.3按照电网运行客观规律和相关规定，保证电网运行的连续、稳定及可靠供电，使电能质量符合国家规定的标准。

1.1.4按照国家法律、法规及相关规定，依据相关合同或协议，维护各方的合法权益。

1.1.5充分发挥大电网资源优化配置的功能，实现优化调度，合理使用发、输、变电设备能力，满足用户的用电需要。

1.1.6负责电网调控各专业技术管理和并网电厂涉网技术管理。

1.1.7按照“公平、公正、公开”的原则，维护发、供、用电等有关各方的合法利益。

1.2省调主要职责

1.2.1落实国调及网调专业管理要求，组织实施省级电网调度控制专业管理。

1.2.2负责黑龙江省电网的安全、优质、经济运行，确定调度管辖范围，对所管辖电网及并网电厂实施统一调度管理。

1.2.3负责电网内调控运行、调度计划、系统运行、继电保护、调度自动化、设备监控管理、水库及新能源调度、综合技术等专业管理，制定电力系统电力调度、设备监控方面的标准、规程、制度和办法，负责所管辖电网二次设备技术监督。

1.2.4负责指挥管辖范围内设备的运行、操作及电网的事故处理，参与电网事故调查分析。

1.2.5负责监控范围内设备的集中监视、信息处置及事故处理，按规定开展监控范围内设备的远方操作。

1.2.6负责指挥电网调峰及调压工作，负责指挥联络线潮流的调控，协助网调调整频率，在黑龙江省电网单运时负责电网调频。

1.2.7负责电网的安全稳定运行及无功电压、网损管理，组织电网安全分析和研究，落实安全稳定运行措施，编制全网低频、低压减负荷方案。

1.2.8负责组织编制和落实所管辖电网运行方式的年、季、日运行方式，制定电网过渡方式及特殊方式，执行上级调控机构下达或批准的网间联络线运行方式。

1.2.9统筹安排所管辖范围内设备的调度检修计划。

1.2.10负责所管辖电网电力电量平衡、临时交易工作。

1.2.11负责黑龙江省电网负荷预测的管理工作。

1.2.12参与所管辖电网规划、设计、建设和工程项目审核工作，参加发电厂的并网设计审核，组织及参加涉及电网安全、经济和科研方面的运行试验。

1.2.13组织调度管辖范围内的发电厂、地方电网、用户签订并网调度协议。

1.2.14根据月度调电计划和实际供电需求编制与实施日调电计划，并充分考虑清洁能源调电安排。1.2.15负责调度管辖范围内新设备启动投运工作，制定新建、改（扩）建设备投入电网调度方案。

1.2.16负责编制黑龙江省电网《超计划用电限电序位表》、《事故限电序位表》，报政府批准后执行。

1.2.17参与主要水电厂发电与防洪、航运和供水等方面的协调工作。

1.2.18负责组织制定全网继电保护及安全自动装置配置的技术方案和调度管辖范围内的整定方案，并督促实施。

1.2.19负责组织制定调度自动化系统规划，并督促实施；负责电力二次

系统安全防护。

1.2.20负责设备监控信息管理、设备监控信息接入验收管理、变电站集中监控许可管理；负责集中监控缺陷管理；负责集中监控运行统计分析管理、输变电设备在线监测与分析业务等。

1.2.21负责省公司调度技术装备的运行管理。

1.2.22负责组织黑龙江省电网调度系统各专业管理、运行考核及有关人员的业务培训。

1.2.23接受上级电力管理部门、调控机构授权或委托的与电力调度相关的工作。

1.3地调职责

1.3.1接受省调的调度管理，负责所管辖电网的安全、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。

1.3.2负责编制和执行所管辖电网的运行方式和检修计划。

1.3.3负责编制并上报省调管辖范围内设备的检修计划。1.3.4参与编制黑龙江省电网《超计划用电限电序位表》和《事故限电序位表》中相关内容。

1.3.5负责所管辖电网继电保护、设备监控和自动化等专业技术的调度管理工作。

1.3.6负责批准调度管辖范围内新建、改（扩）建工程投运，拟定启动方案，对调度管辖设备进行统一调度命名编号。

1.3.7负责编制所管辖电网电力、电量计划及电量统计。

1.3.8参加所管辖电网发展规划、设计和有关工程项目的审查。

1.3.9负责指挥管辖范围内设备的运行、操作及电网的事故处理，参与电网事故调查分析，负责监控范围内设备的集中监视、信息处置及事故处理，按规定开展监控范围内设备的远方操作。

1.3.10负责本级监控范围内设备监控信息管理、设备监控信息接入验收管理、变电站集中监控许可管理；负责集中监控缺陷管理；负责集中监控运行统计分析管理、输变电设备在线监测与分析业务等。

1.3.11行使省调授予的其他职权。

1.4县调职责由地调根据本规程确立的原则来确定。第二章调度管辖及操作范围2.1定义调度管辖范围

2.1.1调度管辖范围是指调控机构行使调度指挥权的发、输、变、配电系统，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）。2.1.2调控机构直接调度指挥的发、输、变、配电系统属直调范围，对应设备称为直调设备。

2.1.3下级调控机构直调设备运行状态变化对上级或同级调控机构直调发、输、变、配电系统运行有影响时，应纳入上级调控机构许可范围，对应设备称为许可设备。

2.1.4上级调控机构根据电网运行需要，可将直调范围内发、输、变、配电系统授权委托下级调控机构调度。

2.2调度管辖范围划分原则

2.2.1凡并入电网运行的发电、输电、变电等相关设备，不论其产权归属或管理方式如何，均应按相关规定纳入相应调控机构的调度管辖范围。

2.2.2黑龙江省电网内设备属上级调控机构直接调度管辖的由上级调控机构调度管辖。

2.2.3黑龙江省电网内设备属上级调控机构委托、许可调度的，省调按上级调控机构相关规定执行。

2.2.4同一设备原则上应仅由一个调控机构直接调度。

2.2.5黑龙江省电网内其他输变电设备以及相关二次系统的调度管辖范围由省调以文件形式明确规定。

2.3省调调度管辖范围

2.3.1黑龙江省境内的发电厂、变电站220千伏全部设备（不包括上级调度委托省调调度的500千伏变电站内220千伏设备）。包括：母线、开关、刀闸、主变及其220千伏侧中性点、电流互感器、电压互感器、避雷器、阻波器、结合电容器、无功补偿设备等，以及继电保护装置、电网安全自动装置、自动发电控制装置（AGC）、自动电压控制装置（AVC）

等。

2.3.2黑龙江省境内直接并入220千伏电网的各类发电厂，或并网的总装机容量达到70兆瓦及以上的火电厂，总装机容量达到30兆瓦及以上的水电厂、风电场，通过35千伏及以上电压等级接入电网或总装机容量达到10兆瓦及以上的光伏电站。

2.3.3省调直调火电厂和水电厂的主机、主炉、发电机及其主开关、主变、发变组、高厂变、高备变及其影响出力的附属设备，发电机的自动励磁装置（包括强行励磁装置、PSS装置），非220千伏并网火电厂和水电厂的并网线路。

2.3.4经220千伏并网的风力发电场和光伏电站的35千伏母线、35千伏集电线路和无功补偿设备；经110（66）千伏并网的风力发电场和光伏电站的110（66）千伏并网线路，以及升压站内110（66）千伏设备及其低压侧母线、集电线路和无功补偿设备；经35千伏并网的风力发电场和光伏电站集电线路。

2.3.5220千伏输电线路（不包括省间联络线及与全网安全稳定有关的重要线路）、220千伏及以下跨国联网线路以及与跨国联网运行有关的运行方式。

2.3.6220千伏系统与110千伏及以下系统构成电磁环网的运行方式。

2.3.7500千伏变电站低压母线和电抗器，前进变220千伏全部设备，详见附表1。

2.4地调或县调调度管辖范围：省调管辖以外的110千伏及以下设备，由地调按照所管辖区域范围予以具体划分（包括县调管辖设备）。2.5黑龙江省电网监控范围：省调负责监控500千伏变电站，地调负责监控220千伏及以下变电站；各级调度控制机构应以文件形式明确监控范围。

2.6省调指挥操作范围

2.6.1网调管辖并委托省调指挥操作的设备见附表2。

2.6.2网调指定与全网安全稳定运行有关的重要线路（网调许可设备）：500千伏七云甲线、七云乙线、双集甲线、集前甲线和220千伏二昂甲线、二昂乙线、昂庆甲线、昂纲线、庆纲线、齐让甲线、齐让乙线、尼拉线、冯乌线、乌拉线、冯拉甲线。

2.6.3省调管辖范围内的设备，原则上由省调指挥操作，部分设备省调可委托地调指挥操作。

2.7地调指挥操作范围

2.7.1省调管辖并委托相应地调指挥操作的设备为：a）发电厂的220千伏三绕组变压器的中压侧开关、刀闸和中性点；

b）非220千伏并网发电厂的主变、高厂变、发变组和并网线路（110千伏晨富线除外）；c）接于110千伏及以下母线上的省调管辖发电厂的高备变；

d）西沟水电厂、喇二电站；

e）220千伏变电站的主变（包括220千伏侧开关、刀闸和中性点）；

f）与220千伏电网构成电磁环网的低压侧设备；

g）220千伏布爱甲、乙线和110千伏布黑线；

h）220千伏变电站内的静止无功补偿装置（SVC）及并联电抗器、并联电容器；i）220千伏铁路牵引站供电线路及站内220千伏设备；

j）220千伏单、双回负荷线路和负荷变电站，包括电源端变电站专用旁路代送的操作；k）220千伏变电站经专用旁路开关（母旁除外）代送主变的操作；

l）经110（66）千伏并网的风力发电场和光伏电站的110（66）千伏并网线路和升压站内110（66）千伏设备及其低压侧母线。

2.7.2地调管辖范围内的设备，原则上由相应地调指挥操作，但为便于指挥，地调可委托县调指挥操作。

2.7.3上级调度管辖由下级调度指挥操作的设备，在改变原运行状态之前，应先征得上级调度同意，且变动后要立即汇报。

2.7.4下级调控机构指挥操作上级调控机构许可范围内的设备，在改变原运行状态之前，应先征得上级调度同意，且变动后要立即汇报。第三章调度运行管理3.1调度指令

3.1.1各级调度员在值班期间是调度管辖电网运行、操作和事故处理的指挥者，按相关规程、规定的调度管辖范围行使调度指挥权，并对其下达调度指挥及调度指令的正确性和及时性负责。

3.1.2本级调控机构的监控员、下级调控机构的调度员和监控员以及厂、站、运维单位的值班员接受调控机构值班调度员的调度指令和运行管理，并对执行指令的正确性负责。

3.1.3省调值班调度员下达的指令，本级、下级调控机构的监控员和厂、站、运维单位的值班员及地调值班调度员必须执行。如认为其指令不正确时应予以指出，省调值班调度员要认真复查，当省调值班调度员仍重复原指令时，则必须执行。但确认执行该指令对人员、设备或电网的安全有危害时，受令人应拒绝执行，并将拒绝执行的理由和建议报告省调

值班调度员和本单位的直接领导。

3.1.4调控系统运行人员在发、受调度指令时，应使用普通话及调控术语，下达的正常操作指令均应编号（口头指令除外），现场值班人员只有在接到指令号后方可进行操作，指令执行完毕后要立即汇报执行的时间及设备变动状况。值班调度员只有在接到上述汇报后，方可认为操作指令执行完毕。

3.1.5任何单位和个人不得干预调控机构值班调控人员下达或执行调度指令，不得无故拒绝或延误执行值班调度员的调度指令；值班调度员有权拒绝各种非法干预。

3.2调度规则

3.2.1电网实行统一调度、分级管理，调度管辖范围内的设备，除非已对人身或设备本身的安全构成威胁，未经拥有调度管辖权的值班调度员批准，不得擅自改变其运行状态，经授权者除外。

3.2.2发电厂应按照调度指令进行调频、调峰、调压。值班调度员应及时根据负荷变动情况和联络线控制规定修改日内计划曲线，满足电网需求，并予以记录。

3.2.3电源产生缺额时，调控机构可根据需求侧管理控制负荷，并予以记录。3.2.4各级调控机构在电力调度业务活动中是上、下级关系，下级调控机构应服从上级调控机构的调度。调控机构调度管辖范围内的运行值班单位，应服从该调控机构的调度。

3.2.5未经调控机构值班调度员指令，任何人不得操作该调控机构调度管辖范围内的设备。当电力系统运行遇有危及人身、设备安全的情况时，有关运行值班单位的值班人员应按照现场规程自行处理，并立即汇报值班调度员。

3.3调度许可设备在操作前应经上级调控机构值班调度员许可，操作完毕后应及时汇报。当发生紧急情况时，允许下级调控机构的值班调度员不经许可直接操作，但应及时向上级调控机构值班调度员汇报；属厂、站管辖设备的操作，如影响到调控机构调度管辖设备运行的，操作前应经调控机构值班调度员许可。

3.4发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，值班调度员可直接（或者通过下级调控机构值班调度员）越级向下级调控机构管辖的厂、站、监控、运维站（队）等运行值班单位发布调度指令，并告知相应调控机构。此时，下级调控机构值班调度员不得发布与之相抵触的调度指令。

3.5省调调度许可设备的调度规则

3.5.1省调调度许可设备改变运行状态，或进行虽不改变运行状态但对省调调度管辖设备运行有影响的工作，相关地调应向省调履行许可手续。

3.5.2地调申请调度许可时，应同时提出对省调调度管辖设备的影响及相应的要求。

3.5.3省调进行调度许可时，应将对省调调度管辖设备的影响及省调采取的措施告知地调，对地调调度管辖设备的影响由地调自行考虑。3.6非省调调度许可设备，如进行下列工作，地调应参照省调调度许可设备履行许可手续，并在操作前得到省调值班调度员的许可。

3.6.1影响省调调度管辖安全自动装置切机、切负荷量的工作。

3.6.2影响省调控制输电断面（线路、变压器）稳定限额、发电厂开机方式或发电出力的工作。

3.6.3影响省调调度管辖保护装置定值的工作。

3.7调度自动化、电力通信设备的调度许可规则

3.7.1自动化主站系统设备的操作，如影响上级调度自动化管理部门调度管辖的调度自动化系统运行或信息完整准确，操作前应得到上级调度自动化管理部门的许可。

3.7.2调度自动化、电力通信设备的下列操作，操作前应得到值班调度员的许可。a)影响一、二次设备正常运行的；

b)影响安全自动装置正常运行的；

c)影响调度通信、调度自动化数据、自动发电控制（AGC）、自动电

压控制（AVC）功能实施的；d)影响电力调控业务正常进行的其他操作。

3.8对拒绝执行调度指令，破坏调度纪律，有以下行为之一者，调控机构应组织调查，通报批评并约谈相关单位负责人。直接责任人及其主管人员应由其所在单位或有关机关给予行政处分。

3.8.1未经上级调控机构许可，不执行上级调控机构下达的发电、供电调度计划。

3.8.2不执行有关调控机构批准的检修计划。3.8.3不执行调度指令和调控机构下达的保证电网安全的措施。

3.8.4不如实反映调度指令执行情况。

3.8.5不如实反映电网运行情况。

3.8.6调控系统运行值班人员玩忽职守、徇私舞弊、以权谋私尚不构成

犯罪的。

3.9调控系统运行值班人员须经培训、考核，由相应调控机构批准并取得合格证书后，方可正式上岗值班。

3.10负责电网调控业务联系的人员须经培训、考核，由相应调控机构批准并取得合格证书后，方有权接受调度指令，开展调控业务联系。

3.11当发生威胁电网运行安全的紧急情况时，值班调度人员可以按照有关规定调整控制供电负荷、发布限电指令。

3.11.1按照国家相关规定，各级调度应备有经本级政府部门批准的下列限电序位表：《事故限电序位表》、《超计划用电限电序位表》。

3.11.2限电序位表应每年修订。每年4月30日前各地调应按规定将经当地政府批准的当地《超计划用电限电序位表》和《事故限电序位表》上报省调。限电序位表需要调整时，地调应书面向省调申请，省调批复后生效。每年6月30日前，省调应按规定将经省政府批准的全省《超计划用电限电序位表》和《事故限电序位表》报网调备案。

3.12凡并入省网运行的发电厂，应编制事故保厂用电方案，并报所管辖调控机构备案。

3.12.1省调直调的电厂每年应根据电网及本厂运行变化情况，对本厂保厂用电方案进行修改，并于8月31日前上报省调备案。3.12.2有直供负荷的省调直调发电厂，在编制保厂用电方案时，应与所在地区的地调共同研究确定。第四章监控运行管理4.1黑龙江省电网省、地两级调控机构实行调控一体化模式，值班监控员按照调度管辖范围接受相应调控机构的调度管理和调度指挥，并对执行指令的正确性负责。

4.2值班监控员按照监控范围监视变电站运行工况，负责受控站设备的运行监视、运行信息记录与上报、监控信息处置、监控远方操作与事故处理等工作，并对现场设备运行状态的正确性负责。

4.3值班监控员在监控系统发出告警信息时，按有关规定及时处置，通知输变电设备运维单位，必要时汇报值班调度员。输变电设备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。

4.4输变电设备运维人员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调控机构集中监控，应及时汇报相关调控机构。

4.5值班监控员对认定为缺陷的告警信息，应启动缺陷管理流程，填写缺陷管理记录，并按规定通知相应设备运维单位检查处理。

4.6出现以下情形，调控机构值班监控员应将相应的监控职责临时移交运维单位，并通知运维单位恢复有人值守，监控职责移交或收回后，值班监控员均应向相关调控机构值班调度员汇报。

4.6.1变电站站端自动化设备异常，监控数据无法正确传输至调控机构。4.6.2调控机构监控系统异常，无法正常监视变电站运行情况。

4.6.3变电站与调控机构通信通道异常，监控数据无法传输至调控机构。

4.6.4变电站设备检修或者异常，频发告警信息影响正常监控功能。

4.6.5变电站内主变、开关等重要设备发生严重故障，危及电网安全稳定运行。

4.6.6因电网安全需要，调控机构明确变电站应恢复有人值守的其他情况。

4.7值班监控员参与监控主站系统功能验收，并做好监控信息接入调度自动化系统的验收记录。

4.8地区监控值班体系的建立、监控业务的导入、220千伏变电站正式开展无人值班调度业务，应获得省调的正式批复，否则不得开展相关调控业务工作。第五章电网运行方式管理5.1各级调控机构均应按上级调控机构要求编制和组织落实管辖范围内电网年度、冬季、夏季运行方式、电网过渡方式、特殊方式，并满足调度管理任务的基本要求。

5.2电网运行方式实行统一管理、上下协调、局部服从整体、下级服从上级的原则。下级电网要在上级电网的统筹协调下，在保障全网安全稳定整体水平前提下，统筹制定相关运行控制策略和安全措施，确保各级电网运行方式的协调统一。

5.3年度方式编制5.3.1年度方式分析应全面评估本年度电网运行情况、安全稳定措施落实情况及实施效果，分析预测次年电网安全运行面临的风险和生产运行实际需求，提出电网建设、技术改造等措施建议，指导次年电网规划、建设、生产和运行，提高电网安全工作的系统性、针对性和有效性。并经所属电网企业批准后执行。

5.3.2为确保年度方式分析的及时性、全面性和准确性，各部门分工如下：a）发展部门应及时提供次年度电力电量平衡预测、新建输变电工程

可研报告及评审意见、发电工程接入系统方案及评审意见；b）基建部门应及时提供次年电网基建工程投产计划和相关设备的设

计参数；c）营销部门应及时提供次年新增大用户负荷；

d）运维检修部门应提供次年度电网技改大修工程的投产计划及相关

设备的设计参数，并及时提供输变电设备额定输送能力及事故过载能力；e）调控机构应完成负荷预测和基础数据准备工作，开展年度方式计

算分析，并向上级调控机构提供本地区电网次年度预计投产的主要输变

电工程和发电工程，电网结构和负荷变化情况；f）各级调控机构应于每年8月15日前启动次年度运行方式的编制

工作，于每年8月31日前完成次年度运行方式相关资料和参数的数据录

入，并上报上级调控机构审核；g）各级调控机构应于每年11月30日前完成次年度运行方式的短路、

潮流、稳定计算分析工作，计算分析的深度应满足《国家电网安全稳定

计算技术规范》的要求；h）各级调控机构应于每年12月31日前完成次年度运行方式分析报告的编制工作。

5.3.3年度方式编制应符合《国家电网公司电网年度运行方式编制规范》相关要求，并体现黑龙江省电网的运行特点。a）对可能构成安全事故或事件的问题逐一研究分析、落实控制措施，努力化解安全风险，切实防止电网稳定破坏事故、大面积停电事故和人员责任事故的发生；b）本年度运行总结应包括新设备投产情况及系统规模、生产运行情况分析、电网安全状况；c）次年度运行方式内容应包括电网新设备投产计划、电力生产需求预测、电网主要设备检修计划、水电厂水库运行方式、电网结构与短路电流分析及运行接线方式、电网潮流计算与N-1静态安全分析、系统稳定分析及安全约束、无功电压和网损管理、电网安全自动装置和低频减负荷整定方案、调度系统重点工作、电网运行年度风险预警、电网安全运行存在的问题及措施；d)下级电网年度运行方式概要。

5.4系统运行接线方式管理

5.4.1为保证系统安全稳定运行，电网接线方式应具有较大的紧凑度，即并行的线路尽可能并列运行，同级电压环网尽可能环状运行，最大限度满足互为备用，尽量降低故障造成的影响和波及范围，提高重合闸利用率。同时还应符合以下条件：a）潮流分布应能保证电能质量及稳定的要求；

b）短路容量应符合设备的能力；c）事故后潮流分布仍近合理，电压、频率稳定在允许范围内；

d）继电保护及安全自动装置运用合理；

e）保持一定的灵活性，使系统操作更方便合理，便于事故处理和防止事故扩大；f）符合系统运行的经济性。

5.4.2有小电源的受端系统应将负荷合理安排，有条件情况下合理选定解列点，力争自动解列后地区负荷与电源基本上自行平衡，损失最小。

5.4.3大电源经几回线送电时，应具备防止一回线跳闸引起其他线路过负荷跳闸或稳定破坏措施。

5.4.4厂站母线的接线原则a）双母线（包括双母线三分段或四分段）中的每条母线上所接元件应考虑当任一母线故障时，运行母线系统仍有较大紧凑度，且电源与负荷基本上能平衡，一般同一电源来的双回线或者同一变电站的双回线应接于不同的母线上；b）正常运行时，每条母线上的连接元件应按正常方式固定连结，只有当设备检修、新设备投产或事故处理需要时，才允许改变其接线方式或单母线运行；c）母联开关及分段开关通过的功率应尽量小；

d）当双母线上只有三个及以下元件运行时，如果母线保护配置合理，则维持正常接线方式，否则应倒为单母线运行；e）3/2接线方式的母线，应尽可能保持环状运行。5.4.5各发电厂和变电站应特别注意厂（站）用电接线方式的合理性，充分利用备用电源自动投入装置，严防厂（站）用电局部故障扩大成系统事故。第六章电网频率运行管理6.1东北电网的额定频率为50.00Hz，投入自动调频装置时允许变动范围为50.00±0.10Hz；当手动调频时允许变动范围为50.00±0.20Hz。当运行容量小于3000兆瓦的地区电网与主网解列时，单运电网的频率允许变动范围为50.00±0.50Hz。

6.2电网频率调整一般由电网自动发电控制（AGC）系统自动执行,省网内具备AGC功能的发电机组并网正常后，AGC按调度指令投入运行。

6.3省网内100兆瓦及以上容量火电机组和并入220千伏及以上电压等级的同步发电机组应按《国家电网公司电力系统一次调频管理规定》要求设定并投入一次调频功能，其他容量机组可参照执行。

6.3.1省调负责省网内直调发电机组一次调频功能的投退、监督和考核工作。

6.3.2对于达不到一次调频管理要求的发电机组，应及时向省调提出检修或调整申请，并按省调批复在规定期限内完成检修维护工作，否则按相关规定进行考核。

6.4东北电网频率监视和调整由网调值班调度员负责，省调值班调度员按控制性能评价（CPS）标准调整省间区域控制偏差（ACE）参与系统频率的调整，网、省调承担相应的频率控制责任。当省网与东北电网解列时，省网频率监视和调整由省调值班调度员负责，届时哈三B厂或莲花厂为系统主调频电厂，其调频能力范围内应保持系统频率在50±0.2Hz以内。辅助调频电厂视系统解列情况临时指定，当电网频率超过50±0.2Hz时，辅助调频厂应主动协助调整，使频率恢复至正常允许的偏差范围以内，其余电厂为负荷监视厂。

6.5当地区电网与省电网解列运行时，其频率的调整和控制，由省调授权所在地（县）调或主力电厂负责。

6.6发电厂频率管理

6.6.1当系统频率发生变化时，水、火电厂和其他相关设备运行特性应满足以下要求：在48.5Hz～50.5Hz范围能够连续运行；在48Hz～48.5Hz范围内，每次连续运行时间不少于300秒,累计运行不少于300分钟；在50.5Hz～51Hz范围内，每次连续运行时间不少于180秒，累计运行不少于180分钟。

6.6.2当系统频率发生变化时，风电场运行能力应满足以下要求：在49.5Hz～50.2Hz范围能够连续运行；在48Hz～49.5Hz范围内，具有至少运行30min的能力；当高于50.2Hz时，具有至少运行5min的能力。

6.6.3当系统频率发生变化时，集中式光伏电站运行能力应满足以下要求：在49.5Hz～50.2Hz范围能够连续运行；在48Hz～49.5Hz范围内，具有至少运行10min的能力；当高于50.2Hz时，具有至少运行2min的能力。第七章低频低压减负荷及同期并列装置管理7.1低频低压减负荷装置管理7.1.1为防止电网低频率或低电压运行而扩大事故，应有计划地配置足够数量的低频低压减负荷装置。在电网频率或电压严重下降时自动切除部分负荷，保证电网安全运行及对重要用户的不间断供电。

7.1.2省调应每年编制下达低频低压减负荷方案。下级调控机构根据省调下达的低频低压减负荷分配指标，结合本地区电网实际情况编制低频低压减负荷实施方案（其各轮次的切除负荷量不得小于各轮次分配指标），并向地方政府报备后报省调备案。低频低压减负荷方案应每年修订一次，必要时可作适当调整。

7.1.3正常运行时，低频低压减负荷装置按整定方案投入使用，未经省调同意，不得擅自退出。如低频低压减负荷装置因故停用且无备用装置替代时，所控线路执行手控，即频率（电压）降低至装置整定值时，值班监控员或运维人员立即手动切除该线路。如所控线路检修时，地调应临时指定手控线路，原则上应找负荷数量及负荷性质与之相近的线路代替。

7.1.4当系统频率（电压）降至低频低压减负荷装置整定值，但因装置拒动等原因被控线路未跳开，值班监控员或运维人员应不待调度指令手动切除被控线路。

7.1.5低频低压减负荷装置动作所切负荷，在未得到省调指令时，不得擅自送电。

7.1.6当系统频率恢复到49.80Hz以上时，各地调在得到省调指令后，由装置动作的最低一级频率定值所切负荷开始或按指定负荷数逐一送出。

7.2同期并列装置管理7.2.1同期并列装置应定期校验并保持随时可用状态。装有同期并列装置的发电厂、变电站运行值班人员、运维人员应能进行电网同期并列操作。

7.2.2联络线路两侧应具备同期并列运行条件，相关变电站应在线路开关或母联开关上装设独立的同期并列装置或具备同期功能的装置。

7.2.3机组的同期并列点原则上配置在发电厂侧。

7.2.4同期并列装置应按同期角小于等于30度，频率差小于等于0.3Hz，电压差小于等于10%（500kV系统电压差小于等于5%）整定。

7.2.5同期并列装置由设备所在地的供电公司、检修公司、发电企业负责该设备的运行维护工作。运行维护单位应明确同期并列装置的专业管理部门，承担规定的专业管理职能。

7.2.6同期并列装置安装投运后应同步完善现场运行规程，并向所属调控机构报送装置运行参数。第八章电网无功电压运行管理8.1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，由各级调控机构按调度管辖范围分级负责。

8.2无功电压调控管理主要内容包括：a）电压考核点、电压监视点管理；

b）电压曲线管理；

c）无功补偿装置及AVC管理；

d）电网无功电压运行管理；

e）变压器分接头管理；f）电压合格率统计考核管理。

8.3省调负责直调范围内系统无功平衡分析工作，以及指导地调开展地区无功平衡分析工作，并制定相应改进措施。

8.4电压考核点设置原则

8.4.1500千伏变电站220千伏母线，其中哈南变220千伏一、二段母线分裂运行为两个考核点，500千伏前进变网调委托省调调度，前进变500千伏母线纳入省调考核点。

8.4.2发电厂并网220千伏母线，其中哈三A、B厂，双鸭山A、B厂，牡二A、B厂，七台河厂500千伏侧、220千伏侧，哈平南电厂东、西母线分裂运行电压考核点均分别统计。

8.4.3220千伏枢纽变电站。

8.4.4220千伏开关站、牵引站、用户变为非考核点，220千伏爱辉变由俄网供电不纳入考核。

8.5电网正常运行方式下电压偏差和波动范围

8.5.1500千伏母线电压允许偏差为系统额定电压的0～+10%，即500千伏～550千伏；220千伏并网的水、火电厂和500千伏变电站的220千伏母线，电压允许偏差为系统额定电压的0～+10%，即220千伏～242千伏；220千伏并网的风电场、光伏电站和220千伏变电站的220千伏母线，电压允许偏差为系统额定电压的-3%～+7%，即213.4千伏～235.4千伏；发电厂和220千伏变电站的35千伏～110千伏母线，电压允许偏差为系

统额定电压的-3%～+7%。

8.5.2发电厂和变电站母线电压在满足8.5.1规定的电压偏差基础上，日电压波动率500千伏变电站500千伏母线不大于5%，即日电压最高值与最低值之差不大于25千伏；发电厂220千伏母线和500千伏变电站220千伏母线不大于3.5%，即不大于7.7千伏；220千伏变电站220千伏母线不大于5%，即不大于11千伏。

8.6电压曲线管理

8.6.1各电压考核点的电压曲线由管辖的调控机构编制，按季下达并报上一级调控机构备案。电压曲线编制应保证设备安全运行以及用户电压合格，同时根据无功平衡和无功优化计算结果做好电网的无功就地平衡，避免地区间特别是经过长距离线路交换无功。

8.6.2电网电压调整实行逆调压原则，即应控制电压考核点的电压在允许范围内变动，在尖峰时段尽量按曲线上限运行，在低谷时段尽量按曲线下限运行。

8.6.3发电机组应严格按照调控机构下达的电压曲线运行。当其母线电压超过允许偏差范围，且已无调整能力时，应立即报告值班调度员。

8.7并网发电机组进相管理

8.7.1并网发电机组应具备《电力系统电压和无功技术导则》所规定的进相运行能力，并按要求完成进相试验，确定发电机组实际可用进相范围，并将试验结果以正式报告形式上报管辖调控机构备案。

8.7.2并网发电机组应严格执行调控机构下发的发电机组进相运行规定，保持设备运行状态良好，确保能够达到规定的进相深度。

8.7.3发电机组自动调节励磁、强励、低励限制装置、失磁保护和无功补偿自动投切装置应按规定正常投入运行。其停用、调整和试验应获得管辖调控机构批准。发生故障停用时，应立即报告值班调度员。8.7.4新能源机组（逆变器）应满足功率因数在超前0.95～滞后0.95的范围内动态可调。

8.8无功补偿设备管理

8.8.1无功补偿设备包括电容器、电抗器、SVC、SVG等动态无功补偿装置，应确保无功补偿设备按要求正常投入和退出运行，无功补偿设备投退应经管辖调控机构批准方可进行操作，调控机构应做好记录。

8.8.2无功补偿设备检修应实行统一管理，纳入输变电设备检修计划，严格执行申请审批程序。

8.8.3无功补偿设备运行中发生故障时，应立即汇报管辖调控机构，并尽快进行处理，处理后及时汇报管辖调控机构，按调控机构要求投入运行。

8.8.4运维单位应巡视检查并定期维护无功补偿装置及调压装置，发生故障及时处理，保证无功补偿设备可用率应满足电网运行要求。

8.9自动电压控制（AVC）系统管理

8.9.1省内AVC系统实行网、省、地三级联动管理，省调AVC系统负责各直调电厂及与各地调AVC系统的协同控制功能管理，有关运行状态改变须经省调同意。

8.9.2AVC系统的投入或退出由现场值班人员向管辖调控机构提出申请，经同意后执行。

8.9.3AVC系统运行参数调整应向管辖调控机构申请，经同意后方可执行。

8.9.4机组启、停机期间AVC系统应退出运行，机组运行稳定后将其投入运行。8.9.5AVC系统异常，不能正常控制无功补偿设备时,调控中心监控人员应向管辖调控机构申请AVC系统退出运行，并通知AVC系统维护单位立即处理。退出AVC系统控制期间，监控人员按照电压曲线及控制范围通知运维站值班人员调整母线电压。

8.9.6电网出现特殊情况，值班调度员可下令将所管辖的AVC系统退出运行，待系统恢复正常后再将其投入运行。

8.10变压器分接头管理

8.10.1装有有载调压变压器的变电站，应优先利用本站无功补偿设备进行调压，无法满足电压要求时再调整变压器分接头。在高压侧电压不超过设备允许范围且有一定裕度的前提下，尽量满足中、低压侧母线电压曲线。严禁与上级电网大量交换无功。

8.10.2对于未接入AVC系统且不具备远方遥控调整功能的有载调压变压器分接头位置，现场应按照地调给定的二次电压曲线进行调整。在进行变压器有载分接头开关人工操作前，应征得所辖调控机构值班调度员许可。

8.10.3发电厂和变电站220千伏无载调压变压器分接头运行位置应由省调确定，各单位不得自行变动。当变压器发生更换、大修后，应重新确定变压器分接头位置。

8.11电网无功电压运行管理

8.11.1各级值班监控（运维、运行）人员应监视电压考核点电压，根据电压曲线和相关规定要求，利用现有调压手段进行电压调整，并逐步实现自动控制方式。8.11.2运行人员应按照直调范围监控有关电压考核点和电压监视点的运行电压，当发现超出合格范围时，首先会同下级调控机构在本地区内进行调压，经过调整电压仍超出合格范围时，应向上级调控机构汇报协助调整。主要措施包括：a）调整水电、火电机组无功出力，调整风电机组、光伏发电单元无

功出力，投切或调整无功补偿设备、交流滤波器等达到无功就地平衡；b）调整自动电压控制（AVC）系统的控制策略；

c）在无功就地平衡前提下，当变压器二次侧母线电压仍偏高或偏低，

可带负荷调整有载调压变压器分接头运行位置；d）调整电网接线方式，改变潮流分布，包括转移部分负荷等；

e）电力系统出现大扰动后，应采取紧急控制措施，防止电压崩溃；

f）如正常调整手段已全部使用后，电压仍高于允许上限的5%或低于下限的5%时，可采用事故处理规定措施，并报告主管生产领导。

8.11.3并网运行机组可根据需要将功率因数调至不低于迟相0.98运行，并安排具备进相能力的机组进相运行。发电机组进相时，应投入低励限制器，并按照调控机构下发的机组进相运行规定控制进相深度。

8.11.4由于电网异常运行引起发电厂厂用电压低于额定电压的85%，危及机组运行安全时，可按预先制定的低电压保厂用电方案解列部分机组。

8.11.5对电厂不执行调度无功调整指令的行为，以及按要求未达到规定进相深度的机组，应依据《东北区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）》等规定进行考核。

8.12各级调控机构应依据相关规定统计电压合格率，并对下级调控机构履行管理考核职能，定期开展电压合格率考核。第九章调度计划管理9.1调度计划包括发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，统筹考虑年度、月度、日前发输电计划及设备停电计划。

9.2凡由调控机构统一调度并纳入电网进行电力、电量平衡的发电设备，不论其产权归属和管理形式，应纳入发电调度计划的范围。

9.3调控机构编制发电调度计划时，应留有备用容量，分配备用容量时应考虑输电网络的送（受）电能力。备用容量包括负荷备用、事故备用和检修备用容量。电网的总备用容量不宜低于最大发电负荷的20%或按照网调要求执行，各种备用容量采用标准：a）负荷备用容量：应不低于黑龙江省电网最大发电负荷的2%～

5%；b）事故备用容量：一般为黑龙江省电网最大发电负荷的10%左右，原则上不小于本电网内最大一台单机容量；c）检修备用容量：应结合电网负荷特点，水、火电比例，设备质量和检修水平等情况确定，一般为最大发电负荷的8%～15%。

9.4调控机构编制设备停电计划应遵循电网运行的客观规律，把握检修停电工作节奏，考虑运行、施工单位的承受能力和不同季节的负荷情况，以及检修、基建、调控等部门的工程任务，经综合平衡后，统筹安排，且要符合国家电网公司设备停电窗口期的规定。

9.5许可设备的停电计划应经上级调控机构批准后纳入年度、月度、日前停电计划。9.6水电机组设备停电检修一般安排在枯水期，大容量火电机组应尽量安排在可调能力充裕的时期，在非供热期优先安排供热机组检修，风电的检修通常安排在夏季风小时期。

9.7设备停电检修应做到一、二次设备及各单位、各专业相互配合，避免重复停电。电网设备（含发输变电设备、继电保护及安全自动装置、通信自动化设备）检修应纳入计划管理，二次设备随同一次设备检修。检修工期与周期应符合有关检修规程的规定。

9.8凡在省调管辖设备上进行对电网或机组运行有影响的实验（如系统性试验、一次调频试验、机组进相试验、机组AGC试验、机组甩负荷试验、机组或设备性能试验等）应纳入月度计划管理，设备运行单位在试验前七个工作日向省调提交申请书和试验方案，履行计划审批、会签手续，且在试验前一个工作日向省调再次确认列入日前计划，经省调同意

后报送网调批准后方能进行。

9.9由用户自行维护但属省调调度管辖的设备，检修工作应符合本规定。

9.10待用间隔管理

9.10.1对未下达正式名称和编号的扩建设备，不允许与运行设备进行相关接引工作。

9.10.2对下达正式名称和编号的扩建设备（以下简称扩建设备），纳入调度管辖范围，扩建设备遇有作业，应与调度办理申请。对于扩建设备，施工单位和变电站应按运行设备对待，各项工作应按规定履行正常手续。施工建设单位、运行维护单位、安全管理单位要加强相关设备的安全管理。9.10.3运行维护单位向调控机构提报检修计划时需注明作业范围及工作内容，比如新、扩建设备与运行母线接引，由调控机构根据检修计划窗口期或当时系统运行方式限制，按照年度、月度计划统一安排。

9.11年度计划管理

9.11.1年度发电计划（包括大用户直供等交易）应通过调控机构安全校核。

9.11.2年度设备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。

9.11.3年度设备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，应通过专题安全校核后方可安排。

9.11.4年度停电计划下达后原则上不得跨月调整。如需调整，需提前向省调履行审批手续。

9.11.5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。100兆瓦及以上发电设备年度检修计划经全网统一平衡发布。

9.11.6每年9月21日前各发供电企业、省检修公司向省调报送次年检修停电计划，并须事先征得生产（运检）部门、基建部门同意。10月21日前，省调向国调及网调报送次年度设备停电计划建议。

9.12月度计划管理

9.12.1月度发电计划：省调根据黑龙江省电网发电资源、负荷预测、安全约束、电力电量平衡、月度跨区跨省电力、通道设备停电检修计划，安排发电机组启停计划并上报上级调控机构核备。

9.12.2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。月度停电计划应经电网安全校核及风险分析。对于新增重点工程、重大专项治理项目，相关部门应提供必要说明，并通过调控机构安全校核后方可列入月度计划。

9.12.3发电设备月度停电检修计划，若改变年度计划，应书面说明正当

理由。发电企业应于每月5日前提报下月发电设备停电检修申请。

9.12.4已经确定的发电设备月度停电检修计划，由于特殊原因需要改变时，至少应在开工前7天提出书面报告，且应具备正当理由。

9.12.5省调对全网发电设备检修进度统一平衡，根据电网运行情况、供电负荷和机组的安全状况，合理安排开完工日期。如因电网原因引起的计划变动，省调将重新安排检修时间。

9.12.6月度输变电设备停电计划包括“防污清扫计划”、“春检计划”、“秋检计划”和“各月度停电计划”。发电企业、地调、省检修公司、省信通公司等部门应按下列时间向省调提报停电检修申请：每月5日前提报下月停电检修申请，其中2月5日前将“防污清扫申请”结合月检修申请一并提报；3月5日前提报“春检”申请，其中属网调委托、许可设备检修申请在2月10日前提报；8月5日前提报“秋检”申请，其中属网调委托、许可设备检修申请在7月10日前提报。

9.12.7上报“春、秋检”申请时，应分别将4、5、6月份和9、10月份其他停电检修作业内容一并结合提报，但在4、5月份和9月份可补充提报当时无法确定的检修作业内容，在不影响“春、秋检”整体安排的前提下，省调将在5、6月份和10月份停电检修补充计划中予以安排。

9.12.8“春检”、“秋检”和月检修计划确定后，除特殊情况外，不予改变，如因电网原因引起的计划变动，省调将重新安排检修时间。

9.13日前计划管理9.13.1省级调控机构应开展日前系统负荷预测、日前母线负荷预测，负荷预测准确率及合格率应符合相关规定，并按要求报上级调控机构。

9.13.2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应按规定申报发电计划。

9.13.3调控机构根据水电、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素后将其纳入日前发电平衡，并合理预留调峰、调频资源。

9.13.4国调、网调、省调协同开展日前发电计划编制，发电计划应经过全网联合量化安全校核。

9.13.5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。

9.13.6日前停电计划应按规定的调度术语填写。

9.13.7日前停电计划为机组、主变、线路、母线时，应从系统一次设备库中选取。

9.13.8日前停电计划内容应简明扼要，设备停电状态和停电范围应与工作内容相符。涉及机组涉网保护、安全自动装置、励磁系统、调速系统、AGC、AVC等涉网设备更换、影响功能的维修及主要参数变化时，应明确。更换导线、电流互感器、变压器、继电保护及安全自动装置时，设备的型号、参数、相位等应加以说明，且提出恢复送电的测试要求。

9.13.9日前停电计划应遵循D-3日以上申报原则。

9.13.10停电计划应逐级报送，需上级调控机构审批的项目，应进行安全校核。9.13.11计划检修因故不能按批准的时间开工，应在设备停运6小时前及时报告值班调度员。计划检修如不能如期完工，应在原批准计划检修工期过半前向调控机构申请办理延期手续。

9.13.12设备异常需紧急处理或设备故障停运后需紧急抢修时，值班调度员可安排相应设备停电，运维单位应补交检修申请。

9.13.13按照国家电网公司要求，“统一模型、统一数据、联合校核、全局预控”的原则，开展220千伏及以上电网的日前联合量化安全校核。

9.13.14根据安全校核结果，针对基态潮流及N-1开断潮流断面越限情况，采取预控措施消除越限。

9.14调控部门可根据电网运行实际情况，进行周停电安排。根据设备停电造成电网运行风险程度，科学划分电网运行风险等级，并按照风险等级制定差别化的风险管控措施，发布风险预警。

9.15日计划执行管理

9.15.1省间联络线功率交换曲线是网调对省调进行不合格交换功率责任时间及调峰考核的依据，省调应按照曲线执行。

9.15.2省调直调电厂应按照省调下达的日发电曲线运行。

9.15.3出现下列紧急情况之一时，省调值班调度员可以调整日发电、供电调度曲线，发布限电、调整发电厂功率及开、停发电机组等指令，并可以向调度管辖电网内的发电厂、运维站及变电站等运行值班人员发布其他调度指令：a）发电、供电设备发生重大故障或电网发生事件；

b）电网频率或者电压超过规定值；

c）输变电设备负载超过规定值；d）主干线路功率超过规定的稳定极限；

e）其他威胁电网安全运行的紧急情况。

9.16调峰管理

9.16.1电网调峰是由保证电能质量、保证发供电负荷平衡的客观规律决定的，凡并入电网的发电厂应承担调峰任务。

9.16.2调控机构依据政府电力主管部门、电力监管部门的有关规定及上述部门组织电网经营企业、发电企业和有关测试单位对机组调峰能力的共同核定结果，确定各类机组的调峰方式和调峰幅度，并依据《东北区域发电厂并网运行管理实施细则》、《东北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》进行管理和考核。

9.16.3供热电厂应将供热信息实时上传调控机构，扩大供热面积需向调控机构备案政府有关部门的核准手续。

9.16.4调控机构结合电网结构、机组调峰能力、供热信息、厂房保温需要，制定供热期各火电厂最小运行方式。同时各火电厂应制定储煤调煤预案及短期小方式下保安全、保供热预案。

9.16.5各发电厂应做好设备运行维护，保证机组调峰能力，调控机构在电网条件允许时，优先安排调峰能力强的机组运行。

9.16.6地调应配合黑龙江省电网做好调峰管理工作。负责制定地区电网调峰管理规定，编制管辖范围内电厂调峰方案，并在下达日调电曲线时予以实施。

9.16.7各供电公司应积极开展需求侧管理，完善错峰措施，努力提高负荷率。9.16.8调峰辅助服务分为基本调峰辅助服务和有偿调峰辅助服务。基本调峰辅助服务不参与补偿，有偿调峰辅助服务补偿费用原则上由未提供有偿调峰辅助服务的发电企业分摊。

9.16.9基本调峰辅助服务和有偿调峰辅助服务的具体定义、日前组织竞价、日内调用、有偿辅助服务补偿与分摊、计算与结算等，按照《东北电力辅助服务市场运营规则（试行）》(东北监能市场[2016]252号)执行。

9.17负荷预测管理

9.17.1电网负荷预测管理工作依据《电网运行准则》、《电网短期负荷预测技术规范》（国调调计[2010]33号）、《电网短期超短期负荷预测技术规范》（国家电网科[2010]1737）中负荷预测管理工作规定、电力系统负荷预测等国家、行业、公司相关规定，按照统一管理、分级负责的原则实施。

9.17.2为加强电网调度计划性，做好系统发供电平衡，地调应做好负荷预测工作，提高准确性。负荷预测应结合本地电网运行特点，综合考虑气象、国民经济发展水平、重大事件、节假日等因素。

9.17.3日负荷预测：预测次日负荷曲线。地调每个工作日9：00前向省调上报次日负荷曲线。休息日、节假日期间的日负荷曲线，应在前一个工作日9：00前一并上报。

9.17.4日母线负荷预测：预测日所有母线有无功负荷曲线。地调日母线负荷预测结果按96点进行编制和统计考核（每日00：15—24：00，每15分钟一点）。每个工作日10时前，地调通过母线负荷预测系统上报预测日220千伏主变开关停运情况、母线负荷转移情况以及其他可能影响母线负荷变化的情况。每个工作日11：45分前，地调对省调下发的母线负荷预测结果进行调整后上报省调。

9.17.5省调对地调负荷预测准确率合格率进行考核。

9.18信息披露管理应依据国家能监局《电力企业信息披露规定》、《电力调度机构信息报送与披露办法》等规定进行披露。第十章设备投（退）运管理10.1凡新建或改（扩）建的发、输、变电设备（统称新设备）接入电网运行，应符合国家有关法规、标准及相关技术要求，并遵循电网相关规程、技术标准和管理流程，调控机构应参与工程前期工作，涉及运行设备的配合停电、启动调试等投入运行前的准备工作应经过调控机构的同意。

10.2负责新设备投运的工程管理部门应按《电网运行准则》有关时间要求，及时向所属调控机构提供相关资料，并提前一个月办理新设备投运申请书。调控机构收到全部资料后，进行相关的计算、核定和设备命名编号工作，并按《电网运行准则》有关时间要求，及时向相关调控机构及单位提供相关资料。

10.3设备命名应遵循统一、规范、唯一的原则，具体命名规则见附录3。新建或改（扩）建工程业主单位在投产前3个月上报设备的命名编号申请，并附一次接线图，调控机构负责确认厂（站）的正式名称，并在收到申请和正式资料后1个月内以文件形式下达批复。授权下级调度的设备，其设备命名应按规定报送上级调控机构备案。10.4新设备启动前调控机构各专业应完成各项生产准备工作。调控机构接到现场按照《电网运行准则》要求提报的相关资料后，即开展系统计算分析、继电保护及安全自动装置定值整定计算等准备工作，并提前3天下发设备投运方案，明确系统接线、继电保护及安全自动装置使用、送电具体时间及投运程序。在设备投运方案下达之前，任何人无权确定投运时间。

10.5新设备启动条件

10.5.1新设备验收工作已结束，质量符合安全运行要求，发电厂、地调、变电站应由专责人提前7天与调控机构办理正式投运申请手续，现场在计划投产前4天向调控机构办理日计划会签手续。

10.5.2上报资料已齐全，继电保护及安全自动装置调试报告等均已报送相应调控机构审核通过。

10.5.3一次设备安装调试合格，接线正确。

10.5.4继电保护及安全自动装置、安全稳定控制装置、测量和计量仪表达到同步投运条件。

10.5.5调度通信、自动化、监控设备完成调试，通道畅通，数据准确，满足数据采集和实时监控要求。

10.5.6设备参数实测工作已完成，实测报告以书面形式提供相关单位，并符合调控机构的要求。如因故不能完成实测，应书面报告相应调控机构，并应征得调控机构同意。

10.5.7线路或变压器能够接带足够的负荷，保证继电保护及安全自动装置可以校验。10.5.8发电机组并网投运前需提供政府部门出具的电源核准等支持性文件，电网公司有关部门批复的接入系统相关设计审查意见。

10.5.9新建发电机组正式并网前应完成涉网认证和机组并网条件认定工作。

10.5.10申请并网电厂、用户与相关调控机构已签订并网调度协议。

10.5.11启动试验方案和相应调度方案已批准。

10.5.12运行人员培训并取得合格证书，现场标识、现场规程和制度等均已完备。

10.5.13相关其他生产准备工作已经完成。

10.6调控机构运行人员和新投运设备单位的运行值班员，应根据新设备投运方案编制操作票。

10.7新设备启动前，相关人员应熟悉厂站设备，熟悉启动调试方案、新设备投运方案及运行规程规定等。新投产设备启动调试期间，影响上级调控机构直调系统运行的，其调试调度方案应报上级调控机构备案。

10.8新设备投运时间一经确定，原则上不再变动。由于基建或电网原因确需改变时，现场或调控机构均应提前两天以上时间通知对方，变动后的投运时间由调控机构另行确定。

10.9新建或改（扩）建工程业主单位在设备投产后一周内，按照调控机构规定的格式，以电子文档形式向调控机构报送相关设备参数。

10.10设备退运管理

10.10.1调控机构直调范围内的运行设备退运，有关单位应在设备退运前三个月向所属调控机构提出退运申请。10.10.2调控机构接到退运申请后，应在退运前下达批准书，主要内容包括：退运厂站名称、退运线路名称、退运设备调度编号、退运时间等有关事项。

10.10.3调控机构直调设备确定退运日期后，相关单位应于设备退运前4个工作日向调控机构提出退运申请，调控机构应于设备退运前1个工作日批复。相关单位虽已接到调控机构退运批准书和批准设备退运计划，仍必须得到调控机构值班调度员下达的退运操作指令后，方可进行。

10.10.4设备退运后，不再纳入调度管辖范围，相关单位应做好退运设备与运行设备的隔离措施，避免退运设备影响运行设备安全稳定运行。

10.10.5退运设备如需重新启动的，应视为新启动设备，重新履行新设备启动相关流程后方可启动。第十一章并网调度管理11.1并网运行的发电厂、地区电网和直供电用户应服从调控机构的统一调度。

11.2需要并网运行的发电厂、地区电网和直供电用户的供电设备与所并入的电网双方之间，应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调度协议，并严格执行。

11.3并网方应在首次并网日的三个月前，向调控机构提交并网申请书。并网申请书的内容应符合《电网运行准则》的要求。

11.4调控机构依据《电网运行准则》和《并网调度协议》的内容对并网方的并网条件进行认定。11.5并网方根据调控机构已确认的并网调试方案及新设备投运方案，按照值班调度人员的调度指令进行并网调试，并网调试设备应视为系统运行设备。

11.6调控机构应针对并网调试期间可能发生的紧急情况制定事故处理预案。

11.7并网设备通过调试后，并网方应向调控机构提交调试报告和正式并网运行申请；经调控机构批准后方可正式并网运行。

11.8未签定并网调度协议不能并网运行。

11.9并网运行的发电厂、地区电网和直供电用户运行值班人员上岗前应参加调控机构举办的上岗培训并考试合格。第十二章电网稳定管理12.1电网安全稳定管理工作依据《电力系统安全稳定导则》、《电网运行准则》、电网安全稳定管理工作规定、电力系统安全稳定计算规定等国家、行业、公司相关规定，按照统一管理、分级负责的原则实施。

12.2电网应按照统一规划、统一设计、电源与配套输变电工程同步建设的原则，根据《电力系统安全稳定导则》各级安全稳定标准，建立起保障系统稳定运行的第二、三道防线。电网安全稳定管理具体措施应严格执行导则规定的电力系统承受大扰动的各级安全稳定标准。

12.3调控机构负责所管辖电网的安全稳定分析，编制运行方式、稳定限额和安全稳定措施、制订和完善电网反事故措施与预案、系统黑启动方案等。电网特殊保电期、多重检修等电网方式发生重大变化时，应及时进行专题安全校核，制定必要的针对性安全稳定控制措施。12.4安全稳定计算

12.4.1调控机构按照调度管辖范围划分负责电网稳定计算，并在遵循统一程序、统一模型和参数、统一计算标准、统一运行方式、统一安排计算任务、统一协调运行控制策略原则基础上，开展稳定计算参数整理、稳定计算分析和稳定控制策略协