电力能源调控规程

附件河南电力调控规程（2012年）──────────────────────河南省电力公司发布批准:张中青审核：王红印执行编审:付红军初审:代飞杜凌张毅明唐智育胡家跃修编:李岩王子琦孙建华张太升镐俊杰闫东孙含笑刘轶刘华伟孙冉范斗陈楷周鹏赵娟臧睿张树森陈均权隆杜晓勇前言为贯彻实施《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国安全生产法》，规范河南电力系统电力调度业务，减少和防止生产事故，保障电力系统安全,适应国民经济的协调发展和人民生活的用电需要,维护电力投资者、经营者和使用者的合法权益。依照《电网调度管理条例》、《华中电力调度管理规范》，结合河南电力系统实际情况制定本规程。本规程是河南省电力系统运行、操作、事故处理和调度管理的基本规程，它规定了电力调度管理的基础性原则。本规程与上级调度或调控规程(规范）矛盾或抵触时,以上级调度或调控规程（规范)为准。本规程由河南省电力公司提出并解释.本规程由河南电力调度控制中心起草并归口。目录TOC\o＂1-1＂\ｈ\ｚ\uHYＰＥRLＩＮK1范围ﻩＰAGEREＦ＿Tｏc２75００328５＼h1HYＰEＲLINK\ｌ＂_Ｔoc２75003286”2规范性引用文件ﻩPＡGERＥF_Toc275003２8６\h1ＨYPERLIＮK\l”_Tｏｃ27500328７"3术语和定义 ＰAＧEＲＥF＿Toｃ27５00３287\h2HYPＥRLINK\ｌ"_Toc2７５０03288”4总则 PAGEＲEF_Toc２7５0０3288\h7HYPERLINK\ｌ"＿Toc２７5003289"5调度系统 PAＧＥＲEＦ_Toc2750０328９＼h８HYPERLINK＼l"＿Ｔoc２75003290＂6调度机构ﻩPＡＧＥREF_Tｏｃ2750０３29０\h9HYPERLINK\ｌ"_Ｔoｃ2７5003２９１＂７调度管理和监控范围ﻩPAＧEＲEＦ_Toc２７5003291\h１2HＹPEＲLIＮK\l”_Toc２750032９２”8调度规则ﻩＰAGＥREF_Ｔoc２75003２９2＼h15HYPERLINK＼l”＿Toc２75０0３293"9调度指令ﻩＰAGEREF＿Toc27500３293\h１7HＹPERLＩNＫ\ｌ＂_Toc275０03294"１0调度计划ﻩＰＡGEREF_Toｃ2750０32９4\ｈ2１HYPＥRLINK\ｌ"＿Toｃ2７５003295”1１电能质量ﻩPAＧEＲEＦ_Toc2７50０32９5＼ｈ２9HＹPＥRＬＩNK\l＂_Toc2750032９６”12系统参数ﻩPAGEREF＿Ｔｏc275003296＼h３3ＨYＰERLINK\l”_Toc27500329７"13系统稳定ﻩPAGＥＲEF＿Toｃ2750032９7\h34ＨYPERＬINＫ1４继电保护及安全稳定自动装置ﻩ40HYＰＥRLINK\l”＿Ｔoc27５003299”1５调度自动化ﻩPAGＥRＥＦ＿Toc2750032９９\ｈ４６HYPERLINＫ\l＂＿Toc275０0330１”16并网与调度ﻩＰAGEREF＿Toc27５0０3301＼h５2HＹPEＲLIＮK＼l”_Tｏｃ27500330２＂17调度信息ﻩ5７HＹPＥRLINＫ18运行与操作 ＰAGERＥF_Toｃ275００3３０3\ｈ6220继电保护及安全稳定自动装置运行 PAGEREF＿Ｔｏc2７5003３05\h96HYPERLＩＮK\ｌ"_Toｃ２7５003306”２1自动发电控制及自动电压控制运行ﻩPＡＧEREＦ_Toｃ275003306\h11２HYPERLINK＼l"_Ｔｏc2７50０3３07”２2省调调控事务规范 PAＧEＲEF_Ｔoｃ２7500３307\h１１7ＨＹPＥRＬINK＼l"_Toc27500３308”附录A河南电网常用调度术语ﻩPAGＥＲEＦ_Ｔoc2750033０８\ｈ1３3HYPERLIＮK\ｌ”_Toc2７５003309"附录B文件和资料 ＰAGＥREF＿Tｏc２75０03309\h146-PAGE154--PAGE153-河南电力调控规程1范围本规程适用于河南电力系统内发电、输电、变电、配电、售电、用电及其它活动中与电力调度、监控有关的行为。２规范性引用文件下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。本规程出版时，所示版本均为有效。凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程。凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本规程，使用本规程的各方应使用本规程所引用的法律、标准、技术规范、上级调度或调控规程(规范）及管理文件等最新版本。《中华人民共和国安全生产法》——2002《中华人民共和国电力法》——1９９５《电网调度管理条例》国务院—-1９93《电力监管条例》国务院——2005《电力安全事故应急处置和调查条例》-—20１1《电力系统安全稳定导则》国家经贸委——2001《电网运行准则（试行)》——DL／T１04０—20０7《国家电网公司电力安全工作规程》（变电部分）国家电网公司—-200９《国家电网公司电力安全工作规程》(线路部分）国家电网公司—-2009《国家电网公司安全事故调查规程》国家电网公司——201１《微机继电保护装置运行管理规程》-DＬ／T5８7—2007《电网调度自动化系统运行管理规程》ＤL/T516-２006《电力二次系统安全防护规定》国家电力监管委员会令５号—-200５《电网运行规则(试行)》国家电力监管委员会令2２号—-200６《节能发电调度办法实施细则(试行）》发改能源〔2０0７〕３5２３号《风电场接入电网技术规定》—-国家电网科〔20０9〕146５号3术语和定义3．1电力系统由发电、供电(输电、变电、配电)、用电设施和为保证这些设施正常运行所需的继电保护和安全稳定自动装置、计量装置、电力通信设施、自动化设施等构成的整体.3.2电力系统运行电力系统各构成设施的协同运用.3。３独立小电力系统指与主网不相连接的孤立运行的局部地区电力系统.3．４发电企业并入电网运行(拥有单个或数个发电厂）的发电公司，或拥有发电厂的电力企业。3.５电网企业拥有、经营和运行电网的电力企业.发电企业、电网企业两者合并简称为发、供电单位。3．６电力用户通过电网消费电能的单位或个人。3。7电力调度为保障电力系统安全、优质、经济运行和电力市场规范运营,实行资源的优化配置和环境保护,保证电力生产的秩序，对电力系统运行的组织、指挥、指导和协调的活动.3．8集中监控利用先进的计算机技术和通信技术,对多个变电站实现远方集中监视控制.3。9电力调度机构对电力系统运行的组织、指挥、指导和协调机构，简称调度机构.3.10电力调度管理指电力调度机构依据有关规定对电力系统生产运行、电力调度系统及其人员职务活动所进行的管理.一般包括调度监控管理、调度计划管理、运行方式管理、继电保护及安全稳定自动装置管理、调度自动化管理、设备监控管理、水电厂水库调度管理、新能源调度管理、调度系统人员培训管理等.3。11电力调度系统包括各级电力调度机构和发电厂、大用户变（配）电系统等运行值班单位以及变电站(含换流站、开关站，下同)运行值班、运行维护单位等.３.1２调度管辖范围电力系统设备运行和操作的指挥权限范围。3.１3集中监控范围集中监视控制的设备范围。3.14调度许可3。15委托调度一方委托他方对其调度管辖的设备进行运行和操作指挥的调度方式。3.１６越级调度紧急情况下值班调度员不通过下一级调度机构值班调度员而直接下达调度指令给下一级调度机构调度管辖的运行单位的运行值班人员的方式.３.17调度指令3。1７．1发布指令——值班调度员正式向下级调度机构值班或厂（站)运行值班人员３.17。23．１7．３3.17。4回复指令——受令人向值班3．17.5拒绝接受指令——受令人认为值班3．18水调自动化系统水调自动化系统是电网调度自动化的一个重要组成部分，由水电厂内采集水文、气象和水库运行信息的子站、调度机构内对水库运行进行监视、预报、调度和管理的主站及相应的数据传输通道构成的系统。3．19调度自动化系统调度自动化系统包括能量管理系统(EMS）、电力系统实时动态监测系统（ＷＡMS）、调度管理及实时调度系统、调度员培训仿真系统(DTＳ）、电能量计量系统（TMＳ）、水调自动化系统、调度生产管理信息系统(OＭS）、配电管理系统(DMS)等，以及相关的子站系统、电力二次系统安全防护系统、调度数据专用网络系统和辅助设备（含专用电源、二次回路、卫星时钟、模拟屏/盘、配电/线柜、运行环境监测报警等）.3．２0调度机构自动化部门负责调度管辖范围内调度自动化系统的专业管理、运行管理和技术监督工作的组织。履行调度管辖范围内调度自动化系统的管理权、调度权。3．２1负荷备用容量是指已连接于母线且立即可以带负荷的旋转备用容量,用以平衡瞬间负荷波动与负荷预计的差额。3。22事故备用容量是指在规定时间内可供调用的备用容量。３。23计划检修电力设备列入年度、月度计划的检修、维护、试验等工作。3．24临时检修计划检修以外的所有检修。3。25一次调频指原动机调速器根据频率高低自动降升发电机负荷做出功率与频率反向调节的行为。这是并网机组应具备的基本功能，有利于保持系统频率稳定及事故后阻止频率恶化.3．2６特殊运行方式3．27黑启动指某个电力系统因故障全部停运后，通过该系统中具有自启动能力机组的启动，或通过外来电源供给，带动系统内其他机组，逐步恢复系统运行的过程.３.28应、宜、可、能本标准条款中所使用的助动词含义：“应”表示要准确地符合标准而必须严格执行的要求,其反面词为“不应”;“宜”表示正常情况下首先的选择，其反面词为“不宜”；“可"表示在标准规定的范围内允许稍有选择，其反面词为“不必”；“能”表示事物因果关系的可能性和潜在能力,其反面词为“不能”。4总则4．1电力调度坚持安全第一、预防为主的方针。河南电力系统内的发电企业、电网企业、电力用户等有关各方应执行依法制定的保障安全生产的行业标准（规定），有责任共同维护电力系统的安全稳定运行。４．２电力调度实行统一调度，分级管理，以保障电力系统安全、优质、经济运行。电力调度应遵循公平、公正、公开的原则,符合电力系统运行的客观规律和社会主义市场经济规律。４．3任何单位和个人均不得非法干预电力调度活动。４。4河南电网内各发、供、用（电）单位的规程与本规程有矛盾时，应按本规程执行。4.5违反本规程的单位和个人，按《中华人民共和国电力法》、《电力监管条例》、《电网调度管理条例》有关条款承担法律责任。对违反调度纪律的行为应严肃处理,各有关单位应制定防范措施。4。６河南省电力调度系统人员须全面熟悉本规程；各相关单位的生产领导,运维、安监、规划、用电、基建、检修、继电保护、通信、自动化等有关人员,应熟悉并遵守本规程的有关部分。5调度系统5．1国家电力调度控制中心(简称国调）、国家电网华中电力调控分中心（简称华中分中心）是河南电力调度控制中心的上级调度机构.５.２河南电力调度系统包括河南电力系统内各级调度机构和有关运行值班、运行维护单位。5。3河南电力系统设置三级调度机构，即：──河南电力调度控制中心（以下简称省调)；──省辖市级电力调度机构(以下简称地调）;──县级电力调度机构（以下简称县调)。５.4发电厂、变电站、大用户配电系统应根据设备运行的要求设立运行值班、运行维护单位。５.5调度系统运行值班人员、运维人员应经培训、并经有资格的单位考核合格,由其相应主管部门批准，书面通知有关单位和部门后，方可上岗值班。５。6离开运行岗位３个月及以上的调度系统运行值班人员、运维人员，应经过熟悉设备、系统、熟悉运行方式的跟班实习，并经考试合格后,方可再上岗值班。5.7调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行,实现下列基本要求：5.7。１保证电网安全稳定运行,按照电网运行客观规律和相关规定保证电网连续、稳定、正常运行,使电能质量符合国家规定的标准。5．7.3按照国家法律、法规及相关规程、规定,依据相关合同或协议，维护各方的合法权益.5.８省调调度员在值班期间是河南电网运行、操作及事故处理的指挥人，既接受上级调度机构值班调度员的指令,又向调度管辖的发电厂值长(值长不在时向有权接受调度指令的全能值班员、电气班长）、地调值班调度员、监控员、变电站运行值班人员、运维人员发布调度指令。5．9调度系统的运行值班人员、运维人员，接受上级调度机构值班调度员指令后,应复诵调度指令，经核实无误后方可执行。不允许无故拒绝或拖延执行调度指令。指令执行完毕后应立即向发令人汇报执行情况。6调度机构6.1电网企业应设置调度机构.调度机构应按规定设置调度监控、运行方式、调度计划、继电保护、调度自动化、设备监控、综合技术管理专业，按规定配置足够的人员和配备满足调度机构履行职责需要的设施,并根据电网发展需要增设相关专职人员，履行上述各专业的管理工作。6。2调度机构应依据国家、电力行业及企业相关标准建立标准体系，制定标准、制度。调度机构各专业所需的法律、法规、条例、标准、制度及实施细则等应配置齐全。6.3调度机构应按“事故原因未查清不放过，责任人员未处理不放过,整改措施未落实不放过，有关人员未受到教育不放过”的原则，对电网事故、事件及未遂及时处理、汇报，组织或参与调查分析。6。4调度机构应建立专业管理、技术监督体系,制定专业管理、技术监督标准和制度.6．5调度机构职责6．5。１负责调度管辖电网的调度管理,接受上级调度机构的指挥和专业管理。6.５.２负责监控职责范围内的变电站集中监控6.5。36。5．4６．5.56。5。66。5．76.5。86.5。96．5。106。５.116.5。1２组织系统有关人员的调度业务培训,组织调度系统运行值班人员、运维人员６．5.１3６.５.146.5.156.５．16６.5．176。5。186.６调度机构的培训制度6。6.1调度机构应制定年度培训计划并予以实施。安全培训应列入年度培训计划并落实。6.6．2调度机构应制定专业技术人员培训大纲,调度机构制定的调度管理规程、各专业调度管理规程、运行规程应编写释义、讲义.6．6。3下列人员应参加本规程考试：６。６．3.1省调：全体调度员、监控员.6。６．3.2地调：全体调度员、监控员。6．6。3.３省调调度管辖的发电厂：值长、机长、全能值班员、电气值班长和全体电气运行人员。６.6。3。4省检修公司全体运维人员.6.6.３。5省网所有发、供电单位、检修公司主管生产的领导。6.６.3.6接入省网１10kV及以上系统、有专供变电站的大用户单位主管电力的领导及全体运行人员.6.6.4调度机构应定期举行有针对性的反事故演习。省调每年至少组织一次不少于两级调度机构参加的联合反事故演习,反事故演习应使用调度人员培训模拟系统。7调度管理和监控范围7.１一次设备的调度管理7．１。1省调调度管辖的一次设备范围划分原则7.1。1。１最大单机容量在100MW及以上的发电厂（国调、华中分中心调度管辖电厂除外)，并于22０kV及以上电压等级的水电厂（含抽水蓄能电厂)以及装机规模大于10ＭW的风电场、大于5MＷ的太阳能电站;７．1.１．2华中分中心委托河南省调调度管辖的发、输、变电设备;7.1.1.３220kV待用间隔设备（母线连接排、引线已接上母线的备用间隔）。7.１.2省网内220ｋV馈线、220kV馈线变电站由省调委托地调调度管理.7。1.3省网内最大单机容量在１00MW以下的发电厂宜由所在地市的地调调度管辖。７。1.4各发电厂、变电站的自用电由厂(站)管辖.电厂炉、机的辅助设备由电厂管辖。7。1.5调度机构调度管辖设备的状态和方式改变，如影响上级调度机构调度管辖设备的安全运行,应经上级调度机构许可。7．１。6省网内国调、华中分中心调度管辖设备的状态和方式发生改变，运行值班人员、运维人员向国调、华中分中心汇报后应及时向省调汇报.７.1．7华中分中心委托省调调度管辖设备按华中分中心7。1。8７。1。97。1．10地调调度管辖22０kV变电站主变、110kV电网和110ｋV主变，地调与县、配调管辖范围分界点为主变低压侧开关（主变低压侧开关由地调管辖)。7。１。17．1．１27.2继电保护及安全稳定自动装置的调度管理7.２。1继电保护及安全稳定自动装置的调度管辖范围划分原则上与一次设备相同，如继电保护、自动控制装置、同期并列装置、发电机励磁、PSＳ及原动机调速系统等（但是发电机、发－变组继电保护除外，由电厂调度管辖)。７.2．2上级调度机构委托调度的设备，按照上级调度机构要求进行运行管理。7.2。3省调使用的继电保护故障信息管理系统主站设备和子站设备由省调调度管辖；多级调度机构共用的继电保护故障信息管理系统子站设备,由使用该设备的最高一级调度机构调度管辖。７.2．4继电保护装置及故障信息管理系统设备、安全稳定自动装置等，由所在单位负责运行维护。７.2.5220ｋV及以上电压等级的安全稳定自动装置归省调调度(国调、华中分中心调度的除外),如远方切机、切负荷控制系统（装置），低频、低压切负荷装置，同期装置等.7．2．6微机保护装置软件实行统一领导、分级管理的原则,220kV系统微机保护装置的软件版本省调统一管理、确定，11０kＶ及以下系统（设备）微机保护装置的软件版本由各地调统一管理,必要时省调应提出意见.电厂管辖设备的微机保护装置的软件版本由本单位确定。７．3调度自动化设备的调度管理7。３.1调度机构使用的调度自动化系统主站设备、相应系统的子站设备及其辅助设备由该调度机构调度管辖。省调管辖范围是省调端自动化系统主站设备、相应系统的子站设备及其辅助设备。7。3。2多级调度机构共用的调度自动化系统子站设备，由使用该设备的最高一级调度机构调度管辖。７.3。３调度自动化系统主站设备的状态和方式的改变，如影响上级调度机构调度管辖的调度自动化系统运行或信息完整准确，应经上级调度机构自动化部门许可。7。3。４调度自动化设备由所在单位负责运行维护。7．3.5省调可将调度管辖或上级调度机构委托调度管辖的子站设备委托给下级调度机构或资产所属单位调度管辖。７．４监控职责范围：7。4。1监控范围7。4．１。１省调负责接入省调的５０0kV受控站、660ｋV及以下直流站的运行监视。7。４.1．2地调负责接入地调的220kＶ、1１0kV受控站的7．4。2监控职责7。４。2.１7.４。２。２７.4.2。37。4。2。47。4.2.５发现设备异常及故障情况７.4.2。68调度规则8.1各级调度机构是该级电网的生产运行指挥机构,在电网运行工作中行使指挥权.各级调度机构在调度业务中是上下级关系。下级调度机构应服从上级调度机构的调度。8.２省调既是生产运行部门又是电力系统运行管理的职能机构。负责河南电网电力调度监控、运行方式、调度计划、继电保护、设备监控、调度自动化等专业的管理工作。8.3调度机构调度管辖范围内的运行值班单位、运行维护单位，应服从该调度机构的调度.８。４地调应依照本规程制定本地区电力调控管理规程，经所在供电公司批准后执行。８.5省调调度设备的正常操作，应按省调值班调度员的指令或得到省调值班调度员的许可方可进行，发令、受令及填写操作票应使用调度术语和统一的双重编号。系统内其它设备的操作原则同上.８．6未获相应调度机构值班调度员的指令,厂(站)运行值班人员、运维人员或者下级调度机构的调度员、监控员均不得操作该级调度机构调度管辖范围内的设备.电力系统运行遇有危及人身、设备安全的情况时，运行值班人员、运维人员应按现场运行规程处理，并立即报告有关的值班调度员。８．7地调、厂（站)调度的下列设备的操作应经省调同意.８.7。１省调调度的发电厂与省网的联络设备.8．7.2地调调度的110kV设备与主网短时合、解环可能造成2２0ｋV电网潮流异常的操作。８.７。3省调委托调度的馈线变电站变压器22０kＶ侧中性点。8.7．4省调委托调度的稳控装置及相关二次设备。８.７.5其他可能对省网运行造成影响的操作。8.８调度机构调度管辖设备运行状态的改变，对下级调度机构调度管辖的设备有影响时，操作前、后应及时通知下级调度机构值班调度员.8．9调度机构应执行经政府批准的限电及事故拉闸序位表（以下简称限电序位表）及低频、低压、稳控切负荷方案.8。9.1各供电公司应根据本地区电网运行情况的需要和用户特点编制《XX地区电网限电及事故拉闸序位表》及低频、低压、稳控切负荷方案,经本级人民政府批准后执行，并报省调备案。地区事故及超计划用电限电序位表应于每年3月底前修订一次。８．9．２省调应根据所有地区电网企业的事故及超计划用电限电序位表及河南电网运行情况编制《xxxｘ年度河南电网省调限电及事故拉闸序位表》,经河南省人民政府批准后执行。８。１0发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，值班调度员可越级发布调度指令,受令人应立即执行。８。11调度机构应制定保护装置、调度自动化设备的调度管辖、调度许可、运行维护的调度规则,在保护装置、调度自动化管理规范中明确.8。12省调调度形式分为直接调度、委托调度。9调度指令9．1原则规定9。1．1调度机构应制定电力系统操作和事故处理规程、设备监控运行规程,运行值班单位、运行维护单位应制定本单位运行规程。9.1．2值班调度员是电力系统运行、操作和事故处理的指挥员,值班调度员按照规定发布、接受调度指令。接受调度指令的调度系统运行值班人员、运维人员应执行调度指令。有权接受调度指令的调度系统运行人员、运维人员名单应报上级调度机构，上级调度机构调度人员名单应通知下级调度机构和有关运行值班、运行维护单位。9。1.3发布调度指令时，发令人和受令人应先互报单位和姓名，发布调度指令、汇报情况都应准确清晰。发布指令的全过程（包括对方复诵指令）和执行指令的汇报，发令人和受令人都应使用电网调度规范用语和普通话。发令人对其发布的调度指令的正确性负责，受令人对其执行调度指令的正确性负责。调度指令的发令、受令及执行情况的汇报,操作前后的联系等,发令、受令双方都应录音,并作记录。9．1．４受令人认为执行调度指令将危及人身及设备安全时,应立即向发令人报告，由其决定指令的执行或撤消。发令人坚持执行时，受令人应执行该指令.若执行该指令确将危及人身、设备或者电网安全,受令人应当拒绝执行,同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告发令人和本单位领导。９．1.５非调度机构负责人,不应直接要求值班调度员发布调度指令。电网管理部门的领导发布的一切有关调度业务的指示,应通过调度机构负责人转达给值班调度员。9.1.6下级调度机构的负责人、电网企业、发电企业以及电厂、变电站、大用户的负责人,对值班调度员发布的调度指令有不同意见时，可向发布该指令的调度机构提出，调度机构采纳或者部分采纳所提意见，应由调度机构负责人将意见通知值班调度员，由其更改调度指令并发布。但在得到答复前，调度系统的运行值班人员、运维人员应执行原调度指令。9.１.７任何单位和个人,不得干预调度系统的运行值班人员、运维人员发布或者执行调度指令。调度系统运行值班人员、运维人员依法执行调度指令，受法律保护,并承担相应的责任,有权力和义务拒绝各种非法干预。9.１．８违背、拒不执行或拖延执行调度指令时,受令人应承担相应的责任。如受令人受自己行政领导干预,违背、拒不执行或拖延执行调度指令，相关领导应对此负责并承担由此引起的后果。9。1．9对于不按调度指令用电的电力用户,值班调度员应予以警告，经警告拒不改正的，可依相关法律法规下令暂时部分或全部停止向该用户供电.对于无正当理由或不可抗力(如灭火、跳机、辅机故障被迫降出力等机组异常）而不按调度指令发电的发电厂，值班调度员应予以警告;经警告拒不改正的，值班调度员经请示调度机构负责人同意后，可以下令暂时停止该发电厂部分或全部机组并网运行。对于不按调度机构要求装设及投入电力系统安全稳定自动装置的发电企业、独立小电力系统、电力用户，经报请电力监管机构同意，调度机构可以暂时停止其并列运行或者停止向其供电.对于擅自并网或者解网的发电企业、独立小电力系统,调度机构应责令其改正；拒不改正的,调度机构可以拒绝其并网运行。９。1。１0对事故抢修工作,现场应办理事故应急抢修单（线路抢修可不用办理省调线路检修票)，接到省调值班调度员指令后方可进行,双方应录音并记录。9.2省调调度操作指令9．2.1逐项指令：涉及两个及以上单位的操作（如线路操作）,省调按项目顺序逐项下达操作指令，受令人按照单项指令的内容执行一项操作或一连串操作。完成该指令操作后立即汇报，下一步操作需要再得到指令才可进行。在逐项指令中可以包含综合指令。9．2。2综合指令：只涉及一个单位（无须其他单位配合）的操作。一般包含有综合在一起的若干项一次（或一、二次混合）操作任务，值班调度员只下达操作任务。其具体的逐项操作步骤、内容以及安全措施等,均由受令人自行拟定.9．2.3即时指令：事故处理、单一操作项目时使用,受令人无须填写操作票。如断、合单一开关或刀闸（含地刀闸),增、减有功、无功负荷,开停机炉，限电拉闸，继电保护和自动装置投退，下达或更改日调度计划等。9．2.4许可操作指令：只涉及一个单位且对主网运行方式影响不大的操作及省调220千伏调度操作权调整设备的操作，经省调值班调度员许可后即可操作。操作的正确性、工作的安全性以及保护投、退的合理性,均由受令人负责。10调度计划１0.1原则规定１0.1.１调度计划包括负荷预测、电力电量平衡、运行方式安排、发电设备检修计划、输变电设备综合停电计划、新设备启动安排等内容.10。1。2调度机构应按本单位部门职责分工编制并下达调度计划,长期计划是编制短期计划的依据。１０.1.3调度计划编制应当依据政府下达的有关调控目标和电力交易计划，综合考虑社会用电需求、电力系统设备检修和安全稳定控制要求等因素,并按规定留取备用容量。10。1.4调度机构、发电厂、供电公司及检修公司应按有关导则、规程、标准的规定对所运维设备的停电计划统筹安排,优化停电配合方案，缩短设备停电时间，在规定的检修周期内同一设备原则上只安排一次，避免重复停运。10。1。5国调、华中分中心调度管辖线路、变电站设备的停电计划，由设备运行维护单位通过省调向国调、华中分中心申报停电计划；华中分中心调度机组开停机计划电厂需向华中分中心、省调同时申报;华中分中心委托调度机组开停机计划由电厂通过省调向华中分中心申报。1０。1。6编制调度计划应经过电网安全稳定校核。10．１。７调度计划下达后,应准时完成各项任务,原则上除不可抗原因外不作调整,以维护调度计划的严肃性。１０。1。８省调安排备用容量时应依据有关规程、规定并考虑电网的输电能力。负荷备用容量一般不小于电网最大发电负荷的3％或省网内的最大单机容量，事故备用容量一般不小于电网最大发电负荷的１0％或省网内的最大单机容量。备用容量不能满足要求时，值班调度员应及时调整。高峰时段发电容量不足，应安排让峰负荷及事故拉闸负荷作为事故备用容量,值班调度员要做好预案。10。１．9经本级调度机构主管生产领导批准后，值班调度员可根据电网运行情况调整本网日调度计划,并将调整的原因及内容向有关发、供电单位通报,做好记录.10。１．10发电厂、供电公司及检修公司计划人员应加强沟通协调,切实做好停电计划综合协调管理;应统筹安排、申报设备的一次、二次停电计划工作，密切跟踪工作进度，全面掌握工作内容，及时与省调计划人员沟通，提前做好停、送电准备。开工后原则上不允许增加临时工作.１0。1。1１对已批准的停电计划，发电厂、供电公司及检修公司应保质保量按期完成.当设备检修工作不能按期完成时,应在原批准工期未过半前通过计划申报系统由设备维护单位向省调提出延期申请。设备检修延期带来的后果由设备维护单位负责.10。1。12设备临时检修应于６小时前由设备所在单位运行值班人员、运维人员向省调值班调度员提出口头申请,由省调安排。其检修的必要性、及时性及由此产生的后果由申请人负责。10.1.13设备跳闸或紧急停运当天不能投运的,应及时向省调补报停电申请。10．１。1４调度计划申请应通过计划申报系统申报。10。1.15各单位应开展月、周、日停电计划电网运行风险分析工作，并随周停电计划上报电网运行风险预警分析书，随日停电计划上报电网运行风险预警通知书落实情况。1０。2负荷预测10。2。1调度机构应开展负荷预测工作,采用科学的预测方法提高负荷预测准确率。10.2．2负荷预测分长期、中期、短期和超短期负荷预测。长期负荷预测为3～5年或更长时间的负荷预测；中期负荷预测为１～3年的负荷预测；短期负荷预测为月、周、日的负荷预测；超短期负荷预测为当前时刻15分钟以内的电网负荷预测。10。2。3年度负荷预测应至少采用３年连续的数据资料，长期负荷预测应至少采用５年连续的数据资料。在进行负荷预测时应综合考虑社会经济和电力系统发展的历史和现状,包括：10．2.3.１电力系统的历史负荷资料。10．２．3．２国家方针政策、国内生产总值及其年增长率和地区分布情况。1０．２．3.３电源和电网发展状况.10.2．3.4大用户用电设备及主要高耗能产品的接装容量、年用电量。１0。2．3。5降水、气温等其他影响季节性负荷需求的相关数据。10.２.4长期负荷预测应按年给出预测结果,年度负荷预测应按月给出预测结果。年度负荷预测应至少包括下列内容:10。2．4．1年(月）电量。10.2.4。2年(月）最大负荷;10。2。4.3分区年（月）最大负荷；10.2.4.４典型日、周负荷曲线,月负荷曲线，年负荷曲线；年平均负荷率、年最小负荷率、年最大峰谷差、年发电利用小时数、典型日平均负荷率和最小负荷率。1０．2.5日负荷预测应按照９6点编制，每15分钟为一个点，预测时间为0:00～2３:4５.调度机构在编制短期负荷预测曲线时，应综合考虑历史数据及气象、工作日、节假日、重大社会活动等因素对负荷的影响。１０。2．6超短期负荷预测应在电网实时负荷的基础上，综合考虑历史数据和实时天气等因素进行。10。３调度计划编制10。3.1电网年度运行方式编制1０.3.1.1主要内容含新设备投产计划，负荷预测及电力电量平衡分析，发电检修计划，输变电设备综合停电计划,水电厂水库运行方式，网络结构变化和典型潮流分析,无功电压分析，安全稳定分析和控制限额规定，系统短路容量计算分析,安全稳定自动装置和低频、低压减载整定方案，本年度影响系统安全运行的问题分析和采取的措施。１0。３。１.2每年9月底前省调向有关单位收集下列资料:１０．3．1。２.1各厂(含新建电厂）年度发电量计划、分月发电量计划。各厂分机核定出力(含无功进相深度）。1０.3.1。2.２跨省(区)电网间分月交换电力、电量计划。１0．3。1．2。3与省网有关的国调、华中分中心设备的运行方式安排和检修计划。１0。3.1.２.４水电厂水情、风电场风能预计,分月可调出力预计。10.3.1.2。5全省全社会及省网直供部分年度（月度）用电负荷及电量增长预计。10．3。1.２.6新建、改建、扩建发输变电设备投产计划及主要参数。1０．3。１.2。7地方电厂装机容量、可调出力及调峰容量,全年分月上网电力及电量，地区电网全口径负荷、网供负荷预测，地方电厂机组、大工业用户检修计划。1０．3。1.2.8下年度全省气象资料。１0．３.1。3省调根据收集的资料进行综合计算分析,提出保证电网安全、经济、优质运行的措施及相关运行规定，经批准后每年1２月下达执行。10。3。2年度输变电设备综合停电计划10。3．2.1年度输变电设备检修主要在春季、秋季开展，夏季、冬季高负荷及保电期间原则上不安排重要设备停电检修。10。3。2.2申报要求1０．3．2.2.1各发电厂、供电公司及检修公司应加强内部协商论证，对停电的时间、工期、检修项目等具体内容进行统筹考虑合理安排，达成一致后上报运维检修部,并对检修的必要性负责。1０.３。2.２。2涉及多个单位的输变电检修工作，各方应主动相互沟通，在停电计划上应达成一致。10.３。2．2.3输变电设备的常规预试原则上随基建工程或技改项目同时进行。10.3．2.２.4申报输变电设备停电项目时，应明确配合停电要求。1０．3。２。２。5年度输变电设备综合停电计划申报截止时间为每年的9月1０．3.2。3运维检修部根据电网季节性潮流变化特点，参考各单位上报的发电和输变电设备检修申请，经与相关单位协商后，按照对电网安全运行影响最小的原则，统筹安排，编制并下达年度输变电设备综合停电计划。10．3。３月度调度计划1０.3。3．1月度调度计划包括:月度负荷预测，月度统调公用电厂月度发电综合方案，月度发电设备检修计划，月度输变电设备综合停电计划,电压控制及考核标准,月度自动化设备检修计划。1０.3。3．2申报要求10.3．3。2。1发电设备检修申请。包括具体开竣工时间及工期，主要检修内容，检修类别.１0。3。３．２。2水电厂水情、风电场风能及电力电量预测.10.３.3。２.3输变电设备综合停电计划申请。包括具体开竣工时间及工期，主要检修内容。10。3.3。2。4直接影响发供电或电网安全的其他设备（包括省调调度的母线保护、线路主保护等二次设备)停电计划申请.10.3。3。2.５新建、改建、扩建发输变电设备投产项目，施工中需要省调配合安排停电设备的工作内容、具体工期。10．3．3．２．6申报截止时间为每月1５日。10．3．3.3省调根据年度计划，分月发电量计划，燃料供应及水情、风能,当月用电情况,跨省(区）电力电量交易计划，各单位停电计划申请综合分析和平衡，经与相关单位协商后,统筹安排,于每月末经批准后下发。10.3．4周调度计划１０．3.4．1周调度计划包括：周电力电量平衡、发输变电设备停电计划、新设备启动计划。未列入月度调度计划的内容,周调度计划原则上不安排.1０。3．４。2申报要求a)各单位每周一18时前申报下周检修申请.b）各发电厂、供电公司及检修公司应对月度调度计划已安排的项目进行申报或确认。没有在月度调度计划中申报或虽申报但未批准的项目，确有必要时可以在周计划中再行申报，但应说明该项目的必要性。特殊的停送电要求应在申报周计划时说明。ｃ）对于影响较大、涉及范围较广的停电项目，有关单位应提交相关资料，必要时省调可召集有关人员进行专题讨论。ｄ）周调度计划于每周五下达。10。3．4。３各有关单位应针对周调度计划优化运行方式，上报电网运行风险预警分析书。10．3．5日调度计划10．3.5．1省调应在满足电网安全约束的条件下,根据各发电厂综合出力、日负荷预测、阶梯供电方案、有关的供用电协议和并网协议、设备停电申请、新设备启动方案等编制日调度计划。日计划内容包括：a)跨省（区)电力交换曲线；b）省网发用电预计曲线;c）省网电力电量平衡结果;d)各统调发电机组９6点出力曲线；ｅ)各供电区网供负荷预计曲线、用电指标；f）发电设备检修、备用、试验等的启停计划；g)省调调度范围内的输变电设备停电计划及相关预控措施；h）新建、改建、扩建发输变电设备启动安排及相关预控措施；ｉ）河南电网上级调度管辖设备的投运、停运安排；j）特殊运行方式下的调度方案及事故处理预案等。10。3。５。2申报要求ａ）对于周计划已安排的停电计划，应提前3个工作日通过计划申报系统提交检修申请.b）临时检修项目应于停电前一日1１时前向省调提交申请。c）需要调整或改变周计划中已安排的项目及其原因。d）需要核减、增加机组出力的申请及其原因.ｅ）水电厂水情变化情况、燃气电厂天然气供应情况及相应的电力电量要求及出力曲线;风电场发电能力预测及出力曲线.f）周调度计划中没有安排的项目在日调度计划中原则上不予安排，危及电网安全或设备安全的紧急情况除外。１0。3．5。3日调度计划经省调各专业会签、主管生产领导批准后于１７：３0前下发.10.4水电、风电计划管理10.4.1电网调度机构应做好水电厂(含抽水蓄能电站，下同）、风电发电计划编制工作。1０。4。2电网调度机构应在确保电网和水电厂、风电场安全运行前提下，严格按照国家有关节能发电调度的政策和规定，开展水电、风电节能发电调度和优化调度工作，充分利用水能、风能资源。10.４.3统调水电厂、风电场应建设技术支持系统，按省调要求将水文、气象信息上报省调自动化系统,便于计划管理.10。4。４统调水电厂、风电场应具备月、周、日和超短期不同时间长度的水情、风能预报能力,准确上报电力电量计划，避免因预报不及时造成弃水、弃风。11电能质量１1。1频率1１。1。１电力系统标准频率是5０Hz,其偏差不应超过±0。２Hz.实际运行中按±0。1Hｚ控制，按50±０.1Ｈz、50±0.2Hz、50±0。5Hz分段考核。１1。1。２与区域电网并列运行时，省调负责省际联络线潮流的监视和调整工作；河南电网单独运行时,省调负责省网的频率调整。１1.１。3频率偏差在±0．2Ｈz以内，省调应按日调度计划中省际联络线的交换功率曲线及时调整负荷；河南电网单独运行时，应及时调整到50Hz.频率偏差超出±0.2Hz时属于事故状态，省调与发电厂、变电站,地调运行值班人员应按本规程事故处理相关部分执行。11.1.４所有并网机组应投入一次调频功能，一次调频参数应经调度机构确认。11。1.5省调直调电厂机组应按要求投入AGC运行。11。1．6省调每年应编制低频减载方案。11.2电压11.2.1电力系统无功和电压的调整、控制和管理,由调度机构按调度管辖范围分级负责。省网与地区电网之间、省网与发电厂之间的无功电力交换实行“界面功率因数”控制并考核。1１.２.2调度机构应在调度管辖范围内设置电压监测点和考核点，并报上级调度机构批复。所有２２０千伏及以上电压等级的厂站均为河南电网的电压考核点和电压监测点。１1。２。3调度机构应按月编制调度管辖范围内电压监测点的电压(无功）曲线或上下限值。电压曲线或上下限值应在设备铭牌范围内并保证电力用户电压合格。对有调整手段的厂(站）宜编制逆调压曲线.1１.２。4１10千伏及以上厂站应装设并投入自动无功调整装置（AVC)。11．2.５发电厂和变电站应按照调度机构下达的电压(无功)曲线或上下限值控制。当母线电压超过允许偏差值时应不待值班调度员指令自行调整。无调整能力时，应立即报告值班调度员。1１。２.６运行值班人员应密切监视电压考核点和监测点的电压，及时调整，维持电压在合格范围内.主要办法有：

11。2。6。1调整发电机、调相机、静止无功补偿器(ＳVC）无功出力;１1.2．６。2投切电容器、电抗器;

11。2。6．3调整有载调压变压器分接头;

11.2．6。4改变线路及变压器运行方式;11.2．６。5抽水蓄能机组改变运行方式；11．2．６。6开启、停运机组;11．2.６.7限制电压过低地区的负荷。1１.2。7发电机的自动调节励磁、强励、低励限制装置和失磁保护、AＶC装置应正常投入运行，机组调差率、低励限制定值按照调度机构要求整定。上述装置的停用、试验应按调度管辖范围事先经相应调度机构批准。发生故障停用时，应立即报告。11。2．８2２0千伏有载调压变压器分接头调节以中间档位为基准,范围在±3档内（共7档）.超出此规定范围调整时，应经省调值班调度员同意或申报计划调整。50０千伏有载调压变压器分接头调节应按规定汇报华中分中心调度员，经许可后操作。无载调压的变压器调节分接头应申报计划调整.11.2。9无功补偿设备的检修应报调度机构审批。11.2。10各地调应对本供电区电压合格率进行统计，对１１0千伏及以上变电站全月最大有功、无功，最小有功、无功及出现时间和当时无功补偿运行情况进行统计分析.1１。2．11每月１5日为典型负荷日。地调应记录典型日４时、11时、2１时（冬季19时）供电区有功、无功电力潮流及无功补偿设备的投退容量.１1．２.1２监控点电压超出调度规定的电压曲线值±5%，延续时间超过２小时;超出调度规定的电压曲线值±10%，延续时间超过１小时构成一般电网事故。11.2。1３发电厂和变电站的母线电压的日电压波动率应满足以下要求：11.２.13。150０千伏变电站高压母线:3％11．２.１3.2发电厂220千伏母线和５00千伏变电站中压母线电压：3。５%。1１.２.1４地调调度员应加强对所辖并网地方电厂和变电站无功、电压的监视、调整,保持变电站母线电压质量.通过调压措施保证220千伏主变高压侧功率因数高峰时段不低于0。９5，低谷时段不高于0．95。在所有调压手段全部用尽后变电站母线电压质量仍不能满足要求时,应及时汇报省调调度员协助调整.１１．３谐波1１.3。1１１0千伏以上电网中任一点的电压波形畸变率不得超过国家有关标准规定的极限值。1１．３.2省网内各发电厂、供电公司应定期(每年至少一次)对谐波情况进行测量与分析.在新建、扩建非线性用电设备或新装大型电容器组投入电网时均应进行投入点的谐波测量。测量与分析结果均应报省调备查。11.3。３若测量电网电压波形畸变率超过规定值,由省电力谐波监测站会同地区电网企业查明谐波源，提出消减措施,并报省调备查。11。3．４新接入电网设备引起谐波,经采取措施后,仍未消减到规定值以下时，应将该设备退出运行并进行改造。１2系统参数１2。1省调应按照统一技术规范建立调度管辖范围内的电力系统设备参数库。１2。1。１统一设备名称规范,统一同类设备的数学模型和特征参数;１2.1.２统一设备参数的数据格式(包括数据类型、单位、符号、字长、精度等）;1２．1.３统一设备参数库的管理平台和数据交换协议。12．2省调调度管辖设备命名应简单、明晰.厂（站）、设备命名时不应与其他厂站名称或重要的电网一、二次设备或常用电气术语名称重复、同音或谐音。厂（站）名称的第一个字原则上不应重复，不宜同音或谐音，新厂(站）与老厂(站)不得不采用同音或谐音字时，两厂(站)地理位置应距离较远.12。3规划中未投运的设备参数可采用设计参数或已运行同类设备的参数.12.4运行的系统设备参数应采用实测值，测试方法应有依据，向省调报送的结果应加盖公章并附测试报告.负荷模型和参数应逐渐符合实际负荷特性。１2。5等值参数由管辖该电网的调度机构完成并提供。12．6系统参数是省调重要基础数据，数据输入（计算)及校核应由两人担任,应在变更后及时备份，保证参数库完整性和安全.1３系统稳定13。1安全稳定自动装置的管理13。1．１省调调度管辖范围内的安全稳定自动装置控制策略由省调负责制定并组织实施，安全稳定自动装置投入运行后的运行维护由设备所在单位负责。13．１.2未接到相应调度指令,厂（站）运行值班人员不得自行操作安全稳定自动装置或随意转移、增减安全稳定自动装置所控制的负荷.13。1.3影响安全稳定装置正常运行的相关设备停运检修,值班调度员应根据运行方式变化,先退出相应的安全稳定装置,方可进行设备的操作。13。１。４若安全稳定自动装置出现异常，运行值班人员应及时汇报省调值班调度员，地调和厂（站)运行值班人员根据调度指令或现场运行规定处理。１3.2自动减载装置的管理1３。２。1省调低频减载方案应按照国网公司相关规定编制，同时满足华中分中心下达方案的要求,依据各地调管辖范围负荷状况、区域发电出力、网络结构合理分配。1３。２。2各地调应根据省调下达的本地调管辖范围低频减载方案要求，制定出本供电区低频减载方案,并于１2月底前报省调备案，于次年3月底前实施完毕.1３.2。３低频、低压减载装置正确动作后，运行值班人员应立即报告省调值班调度员，并统计动作情况及切除容量。装置正确动作被切除的开关未经省调批准，不能擅自送电.低频、低压减载切除的负荷不能依靠备用电源自动投入装置送电.低频、低压减载装置误动时应退出,向调度管辖该设备的调度员报告，并及时通知保护人员处理。13．2.4继电器型自动减载装置应每年校验一次;微机型自动减载装置按微机保护校验规程执行;包含在综自保护中的自动减载随综自保护一起校验。各供电公司在保证已投入运行的自动减载总的切除容量满足省调方案要求的前提下,应自行安排自动减载装置的定值调整及装置校验工作,不再报请省调批准。如有特殊情况不能满足省调方案要求的,应向省调报检修申请，待批准后方可执行。１3．2。5并网运行的地方电厂应在适当地点装设低频低压13．2.6统调电厂机组的高、低频保护定值应报省调审核备案。13。2．７各地调应于每月25日前将典型日（当月１5日１3时和20时）低频减负荷实控容量上报省调。１3.2．８建设稳控装置切负荷量、低频切负荷量在线监测系统，确保稳控装置切负荷、低频切负荷实时统计容量数据实时、可靠、完整地上传至省调。13。３励磁调节器和电力系统稳定器的运行管理13。3．1省调负责直调机组励磁调节器和电力系统稳定器(简称PSS)中涉及电网安全稳定运行有关参数定值与运行管理工作。１３．3。2发电机组励磁调节器和PSＳ的投入、退出应得到省调的批准,其投退信号应实时上传省调。上述装置异常或故障，运行值班人员可按现场运行规程将其退出,但退出后应及时向省调值班调度员汇报,事后报省调备案。13。３．3省调负责调度管辖机组励磁系统调差率、低励限制值的整定;负责对励磁系统的强励倍数、励磁调节器开环放大倍数、各环节时间常数、阶跃响应结果的核查备案。13.３。4省调根据每年的系统小干扰稳定分析结果及上级调度机构的要求,确定需投入PSS的机组.对于需要投入PＳS的机组，省调根据机组PＳS参数整定试验结果，下达定值.电厂在接到省调下达的定值后，应按要求完成有关参数、定值整定,并返回回执单。未经省调批准,电厂不应更改机组励磁系统和ＰSS中的参数。1３.3。5新建发电机组投运前三个月、励磁系统更换或改造后的机组投运前一个月,电厂应向省调报送完整的励磁系统有关资料,并申请无功调差率、低励限制值的临时整定值。１3．3。61０0MW及以上火电机组、50MW及以上水电机组的励磁系统应进行性能试验、励磁模型和参数实测试验和PSS整定试验，电厂应组织并按期完成试验，并向省调报送测试、试验报告。13。3。7在新建机组通过16８h或72+2４h满负荷试运后（老机组应在更换及改造后首次并网一个月内），电厂应组织励磁系统有关试验(性能试验、励磁系统模型参数确认、PSS参数整定试验)，并通过省调组织的审查。１3.3.8对于要求投入而未配置PSS的机组,电厂应在省调要求时间内加装PSS或更换励磁调节器，否则不得并网运行.13.3．９对于性能指标不符合国家和行业标准要求、有关参数和定值不满足调度机构要求的励磁系统，电厂应整改.若整改后经试验验证仍达不到要求的，电厂应更换励磁系统,否则不得并网运行。１3。3。10统调电厂应明确励磁管理专责人并报省调备案，负责日常技术管理和与省调的联系。13。３。11励磁系统发生故障后，电厂励磁管理专责人应及时了解和记录有关情况,并向省调汇报，于三天内将事故分析报告和有关录波图上报省调.13。3.12１3.3．1313。4稳定计算1３.4。1调度机构稳定计算应根据调度管辖范围分级负责。涉及５０0ｋV及以上电压等级电网的稳定计算,省调应与上级调度机构协调。各地调应按要求参加省调组织开展的集中计算工作，完成计算任务并提出保证电网安全稳定水平的措施.按要求及时维护省地一体化协同计算平台模型参数，满足集中计算要求,按流程节点完成上级调度布置的相关工作。13.4．2电网稳定计算应采用调度机构建立的基本参数数据库。13.4。3调度机构进行稳定计算时应遵循统一计算程序，统一计算标准,统一计算模型，统一运行方式，统一计算方案和计算进度的原则实施统一管理.1３。4。4稳定计算采用的计算程序应使用经国家电网公司指定机构认证的软件。13。4.5发电机组模型应该遵照上级规定，负荷模型和参数应结合河南电力系统实际。1３．４．6稳定计算应按《电力系统安全稳定导则》、《国家电网公司电力系统安全稳定计算规定》、《国家电网公司安全稳定计算技术规范》、《国家电网公司电网安全稳定管理工作规定》执行.13.４．7稳定计算应执行计算、校核、审批流程,对于存在稳定问题的运行方式应充分讨论后确定.13．4。８对于不满足单永故障校核标准的运行方式，应采取相应措施，并经调度机构负责人批准。１3.４．9确定线路或输电断面稳定控制极限时，应预留5%～１0％的稳定储备。13．５同期装置管理１3.5．1发电厂、供电公司及用户应加强同期装置的运行管理和维护，保持同期装置处于良好状态。同期装置整定原则如下：允许频率差为≤0。5Hz；允许电压差为≤10%；允许相角差为≤30度。维护单位根据现场实际及设备厂家的具体要求整定。１3。５.２各发电厂、变电站的运行值班人员应能正确使用并列装置并机或并网操作.1３．6运行13.6.1当厂(站)220kV母线无母差保护运行且无法满足单永故障校核时，应投入母联过流保护用于故障解列，并将本厂（站)线路对侧开关的后备保护改为短延时（不大于0.25秒，特殊情况见2对于失灵保护退出的厂站，可参照220kV母线无母差保护运行的规定执行。１3.61３。61３。６.4线路、输电断面或设备潮流过重时候,应增加负荷端的发电出力，降低潮流，各级运行值班人员应加强监视。值班调度员应做好事故预想，并通知有关运行单位1４继电保护及安全稳定自动装置14．1继电保护与安全稳定自动装置是保证电网安全稳定运行、保护电气设备的主要装备，是电网的重要组成部分（安全稳定自动装置见１3.１和13。2）。各级主管生产的领导对其中存在的重大问题应予组织解决.14。2省调是省电力系统继电保护技术管理的职能机构和技术监督主管部门，并负责省调所管辖设备的继电保护和安全稳定自动装置的整定计算与运行管理等工作。14.3保护装置整定范围的划分14。3．1省调直接调度的220kV联络线和母线保护由省调整定计算；220kＶ整定计算范围调整的地区,其变电站、发电厂的有关定值由该地区供电公司负责整定计算。１4．3．２各发电厂、供电公司及用户的发电机、调相机、变压器由设备所在单位负责整定计算。110ｋV及以下电压等级的线路、母线等系统保护由调度管辖该设备的调度机构整定计算。14.3．３变压器的零序电流、零序电压保护由负责高压侧线路保护装置定值的调度机构整定。14。４值班调度员在继电保护运行方面的职责1４.4.1按调度管辖范围正确使用各种继电保护装置。14.４。２在处理事故或改变系统运行方式时，应考虑继电保护装置的相应改变。系统操作时,应包括继电保护及安全稳定自动装置的操作。14．4.3保护装置更改定值或新保护装置投入运行前,值班调度员应与厂（站)运行值班人员、运维人员核对定值单，无误后方可下令投入运行，并在保护定值通知单上签字和注明更改定值的时间。14．4.4在系统发生事故及异常情况时，值班调度员应了解开关、保护、故障录波器及安全稳定自动装置动作情况，并详细记录。１4。5厂（站）运行值班人员、运维人员在保护运行中的职责14．5。1有关继电保护及二次回路的操作或工作均应执行现场运行规程或规定，经管辖该装置的调度机构值班调度员或值长、班长同意方可进行.继电保护的投入、退出、以更换定值区方式更改定值等操作由运行值班人员、运维人员负责进行。14。５.2在保护装置及二次回路上工作前，运行值班人员、运维人员应审查保护工作人员的工作票及安全措施,按工作票和现场实际情况做好安全措施。更改整定值和变更接线应持有经批准的定值通知单和图纸，才允许工作。１４。5.3继电保护工作完毕,运行值班人员、运维人员应进行验收,如检查拆动的接线、元件、端子是否恢复,试验中的临时线是否拆除,继电保护工作日志所写内容是否清楚、完整等.14。5。4保护装置更改定值或新保护装置投入运行前，厂(站)运行值班人员、运维人员应与值班调度员核对定值单无误，并在定值输入后将保护装置打印的定值与定值单中的定值核对无误后方可投入运行.１４.5.5运行值班人员、运维人员应按继电保护运行规程对保护装置及二次回路定期巡视、对试或按规程规定更改定值；监视交流电压回路,避免保护失去电压；监视电气设备或线路的负荷潮流,避免其超过保护整定值所允许的最大负荷电流，发现问题应及时汇报。14．5。6发现保护装置（如高频保护交换信号不符合规定)及二次回路存在缺陷或异常情况，应作记录，通知本单位继电保护人员及时处理.如发现保护装置有明显异常,可能引起误动作时，现场运行值班人员、运维人员应作出正确判断，向有关调度汇报,并申请退出。14.5.7对继电保护及安全稳定自动装置动作的开关、掉牌信号、灯光信号及故障录波器动作信号，运行值班人员、运维人员应准确记录，及时向有关调度汇报，并通知本单位继电保护部门上报故障录波图.１4．6各级继电保护部门整定范围分界点设备上的继电保护及安全稳定自动装置定值,不应超过上级调度机构规定的限额值，原则上局部服从全局,条件允许时全局照顾局部。需要更改时，应经上级调度机构批准.14。７110kV及以上电压等级电力系统为大接地电流系统，在同一个电压等级互联的网络中至少应有１个主变压器中性点接地。14.8继电保护计算14。8。１继电保护计算应依据《2２０-500kV电网继电保护装置运行整定规程》、《大型发电机变压器组继电保护整定计算导则》等技术文件。14。8。2继电保护定值应经过三级校核：计算人自校、校核人校核、保护负责人审核。继电保护定值通知单由省调领导批准后下发。14。8．3继电保护定值通知单的条目应与现场打印的一致,设备到现场后，调试人员应及时向省调提供有关资料.14.8。４调度机构继电保护部门应根据新、扩建工程及网络结构改变情况，研究网络拓扑和方式，设定计算范围。特殊情况下，由调度机构主管生产领导组织调度、运方和保护等专业研究电网运行方式的变化、可能的方式限制等，以便保护整定时组合系统方式。1４。8.５系统后备保护的定值应尽可能逐级配合，因电网结构限制出现不配合时,应使对电网的影响最小，必要时经省调领导组织技术讨论确定。14。8.6线路保护定值简化计算依照《河南继电保护整定计算原则》进行.14．８。7临时定值计算、校核、下发、执行、调度核对都应遵循既定的程序。14．8.８线路距离Ⅲ段保护定值应躲过运行方式专业提供的事故后可能的最大负荷值。14。８。9有关调度机构(单位）应及时提供与其他调度管辖分界点的继电保护边界综合阻抗等值参数、定值限额等。1４．8．１0应及时编写和修订继电保护运行规定.14．9有关保护的调度命名14.9。1一般情况下以保护原理、保护动作的物理量、保护对象或厂家确定的型号命名,如测量阻抗的距离保护,过电流保护、过（低）电压保护，短引线保护，１1保护或901保护等。河南电力系统已经存在的通用保护命名，可直接应用，调度机构不必专门予以命名。１4。9.2复杂情况下需要为保护特别命名的，管辖该保护的调度机构应研究确定。维护单位应根据调度命名在保护屏前、后标识其运行设备名称，操作时按照此命名区分保护。1４.９．３新设备的保护如需特别命名,应在启动试运方案(调度措施）中明确。改造、新增加的保护需要特别命名的，由管辖该保护的调度机构正式通知.14。９．４一组（段）母线的两套母线保护分别命名为“xｘkVxｘ母第一套母线保护"和“xxkVxx母第二套母线保护"。14。9．4.1220kＶ失灵保护单独组屏的,可命名任一套母线保护为第一套母线保护，另一套为第二套母线保护。14.9。4。２2２0kV失灵保护不是单独组屏的，内含失灵保护被应用的母线保护命名为第一套母线保护，另一套为第二套母线保护.１4.９。5线路纵联保护分类１4。9。5.1高频闭锁保护-—指高频闭锁距离零序保护。它利用距离、零序保护构成，是用高频载波通道传送闭锁信号的全线速动保护。１4.９.5。2高频方向保护-—指高频闭锁方向保护.它利用方向保护构成，是用高频载波通道传送闭锁信号的全线速动保护.1４.９.5.3光纤差动保护——指光纤电流差动保护.它利用线路两端电流(依靠光纤通道把电流信号传送到对端）构成的差动保护。14.９.5。4光纤距离保护——指光纤允许距离零序保护.它利用距离、零序保护构成，是以光媒介传送允许信号的全线速动保护。14.9．5.5光纤方向保护——指光纤允许方向保护。它利用方向保护构成，是以光媒介传送允许信号的全线速动保护。14.9。6线路两套同型号、同类型（原理）的保护命名14.９.6．１需要调度机构为保护特殊命名时，只为主保护或不易区分的保护进行特殊命名。14。9.6．２一条线路的两套保护分别命名为“xx线第一套ｘx保护”和“ｘx线第二套xｘ保护"。例如“xx线第一套光纤差动保护”，“xx线第一套远跳保护”等等。１4。9．６。3主保护名称确定后，其附带的后备保护、辅助装置（距离、过流、过压等)的名称应随主保护,命名为“xx线ｘx保护盘xｘ保护".调度运行中应附带开关名称,如“xx线xx开关第一套光纤差动盘距离保护”，等等。１4.９.7一个开关（设备）两套同型号、同类型(原理)的保护命名原则同上。１4.10未经管辖的调度机构（部门）同意，任何单位或个人不得在继电保护及安全稳定自动装置及其二次回路(如传输保护信号的通道、电压互感器、电流互感器回路)上增加或安装其它设施。１4．1１同一型号微机保护装置应使用同一版本的保护软件，系统保护装置的软件版本升级应在相关调度机构组织下实施。１5调度自动化１５.1调度自动化系统是统一整体,应实行统一调度、分级管理,遵循下级服从上级、局部服从整体的原则。省调负责全省调度自动化技术业务的统一管理。15。2调度自动化系统应具有实时性、准确性、可靠性、直观性和冗余性，并应达到国家、行业标准。15。3各级调度机构和发电企业均应配备专职人员，宜设自动化部门。15．4各级调度机构自动化部门应贯彻执行上级颁发的规章制度,编制本部门调度自动化相应的标准、规程、规定并贯彻实施，负责所辖区域自动化专业管理与协调工作。15.5调度自动化系统采用的设备应符合国家、行业标准,应采用获得国家有资质的电力设备检测部门颁发的质量检测合格证书的产品，满足本系统规定的通信规约及接口技术要求。远动装置、工作站应采用无硬盘、风扇等易损部件的设备。15.6设备运行和维护管理1５.6。1调度自动化系统由主站设备、子站设备和传输通道三部分构成。调度自动化系统管辖范围、职责及运行维护管理应按照公司颁发的有关文件执行.15。6.２调度自动化系统（设备）的运行管理应纳入现场运行统一管理，由设备运维单位负责。对运行中的自动化设备应设每天2４小时有人应答的自动化维护值班电话，并报相关调度机构自动化管理部门备案。1５。6。３各级调度机构自动化部门应建立健全设备缺陷的记录、分析、处理、反馈闭环管理机制；发现设备故障或接到相关人员通知后，应立即通知设备维护单位处理，及时报告有关调度机构自动化部门和值班调度员，并向上级调度机构自动化部门汇报处理情况。15。6。4在调度自动化系统(设备)、二次回路及其相关通信线路工作前，应办理调度自动化系统（设备）检修工作票.现场运行值班人员、运维人员应审查工作票，按工作票和现场实际情况做好安全措施后,方能许可开工。15.６。５调度自动化系统（设备)发生故障,影响到电网正常运行,应立即采取措施防止形成事故或扩大范围,并在故障后72小时内书面报告报相关调度机构自动化部门。15.6.６各运行维护单位应做好运行设备的巡视、检查、测试、校验等维护工作（如定期备份系统软件和数据)。在月（季）初第5个工作日前将上月（季）度的自动化运行统计报表报送上级调度机构自动化部门,并按上级调度机构自动化部门的要求上报其它运行报表、数据、工作汇报及总结等。１5.6。7电网发生事故后，各单位自动化专业人员应当认真检查自动化设备对电网事故情况的记录，有问题时尽快上报省调(通报本单位调度人员).各级调度机构自动化部门在处理故障中要互相合作、密切配合。15．6。8统调电厂及变电站自动化设备遥信、遥测、遥控、遥调点的设置，各级计算机网络通信方案,地区功率总加方案等的制定和变更由相应调度机构下达,各单位不得随意变动。１5。6.9调度自动化设备宜由所在厂（站)的直流电源系统供电，宜采用双路电源供电，其中至少一路电源应由厂站内公用ＵPＳ电源提供.单独采用UＰS供电方式的，应在每年４月底以前按照相关标准完成自动化设备的ＵＰS放电试验，发现问题及时处理，并将试验及处理报告上报省调。１5．6．1０调度自动化系统(设备)应有可靠的接地、防雷措施，每年4月底以前应进行接地电阻测试并满足国家、行业标准要求，并将测试报告上报省调。15．6。11各级调度机构自动化部门应建立完备的调度自动化设备台帐，建立健全调度自动化设备分析、统计机制，把设备分析评价工作纳入常态化管理.15.6。１2调度自动化运行维护单位应按相关规程的要求,定检变送器、交流采样装置、遥信装置、功角相量测量装置、时间同步系统等设备，以保证自动化信息的精确度满足实用化要求。1５.6。13调度自动化系统的通信通道应具备双路独立通信路由，满足Ｎ－１通信不中断的要求。15.６。14统调电厂远动信息应按省调标准接入所在地区调度自动化系统；地方电厂远动信息应按规定接入所在地区调度自动化系统,并由地区调度自动化系统转送省调调度自动化系统。15.6．１５调度自动化运行值班、维护专责人员，应经专业技能和相关标准、制度培训，熟悉所维护设备，具备常见故障处理能力，经上岗考核合格后方能开展工作.脱离岗位半年以上者，上岗前应重新进行考核.１5。7调度自动化系统检修管理15.7．１调度自动化系统检修分为：计划检修、临时检修、故障检修。计划检修:按照年度、月度、周、日检修计划安排对自动化设备进行检修、调试、试验、实验、测试、调整或功能的启停、软件和硬件的升级等工作.临时检修:因临时原因(可能导致信息大范围出错,影响信息的正确性和系统功能的）未列入计划检修的工作。故障检修：因自动化设备异常需立即进行处理的工作,不包括冗余设备切换和设备重启。１5。7.2调度自动化设备的计划检修、临时检修,自动化设备维护单位应向上级调度机构自动化部门办理检修申请、审批手续。未经调度自动化专业人员同意，任何人不应改变自动化设