四川电力系统调度控制管理规程

川电调控(2023)11号

国网四川省电力企业有关颁发《四川电力系统调度控制管理规程》的告知

企业系统各有关单位，各发电企业：

为更好地适应电网发展及企业“三集五大”体系建设需要，深入规范和加强四川电力系

统调度控制管理，四川电力调度控制中心组织对《四川电力系统调度控制管理规程》进行修

编，现予颁发，请遵照执行。原《四川电力系统调度控制管理规程》(川电调控(2023)132

号)同步废止。各单位在执行过程中日勺问题和意见，请及时告知四川电力调度控制中心。

联络人：四川电力调度控制中心袁贵川

联络：

国网四川省电力企业

2023年1月28日

(此件发至收文单位本部及所属基层单位)

附件：四川电力系统调度控制管理规程

四川电力系统调度控制管理规程

国网四川省电力企业公布

同意石俊杰

复审李镇义

审核李旻庞晓艳李赛王伟

初审周剑李建李响陈军邹琬

高剑路轶张颖张弛（女）梁汉泉

重要编写人员

张宏图袁贵川张弛（男）胡与非杨向匕

孙毅李婕温丽丽陈颖李熠

柏小宏王亦沈伟年杜成锐钟甜甜

方望朱小红刘海洋郭亮王莉丽

吴磊张国芳何锐郭琳郭果

李春艳陈施赵静杨琪钟华

向博宋永娟胡科华

四川电力系统调度控制管理规程

1总则

1.1为加强四川电力系统调度控制管理，保障系统安全、优质、经济运行，根据《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》等法律、法规和有关

规程、规定，制定本规程。

1.2四川电力系统调度控制坚持“安全第一、防止为主、综合治理”的安全生.产方针。四川

电力系统内各级电网企业及其调控机构、发电企业、电力顾客有责任共同维护电力系统的安

全稳定运行。

1.3四川电力系统实行统一调度，分级管理的原则。

1.4任何单位和个人均不得非法干预电力调度。

1.5电力调度控制机构（如下而称调控机构）是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构。

电力系统内共有五级调控机构，依次为：国家电力调度控制中心（如下简称国调），国家电

力调度控制分中心（如卜.简称分中心，在本规程中特指国家电网西南电力调控分中心），省

（自治区、直辖市）电力调度控制中心（如下简称省调），地市（区、州）电力调度控制中

心（如下简称地调），县（市、区）电力调度控制中心（如下简称县调）。

1.6本规程是四川电力系统调度控制管理的基本规程，合用于四川电力系统内发电、供电（输

电、变电、配电）、用电及其他活动中与电力调度控制有关的行为。四川电力系统内各级调

控机构和发电、供电、用电等单位应根据本规程制定本单位的调度控制规程或现场规程、规

定.所颁发的有关规程、规定.均不得与本规程相抵触.、

1.7四川电力系统内H勺各级调控机构以及发电、供电、用电单位的运行、管现人员均应遵守

本规程。

非电力调度控制系统人员凡进行波及四川电力调度控制H勺有关业务时，也必须遵守本规程。

1.8本规程由四川电力调度控制中心归口并负责解释。

2调控管辖范围及职责

2.1调度管辖范围（如下简称调管范围）是指调控机构行使调度指挥权的发、供、用电系统,

包括直接调度范南（如下简称直调范雨）和许可调度范囤（如下简称许可范围）。

2.2调控机构直接调度指挥的发、供、用电系统属直调范围，对应设备称为直调设备。

2.3下级调控机构宜调设备运行状态变化对上级或同级调控机构直调发、供、用电系统运行

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。

2.4上级调控机构根据电网运行需要，可将直调范围内发、供、用电系统授权下级调控机构

调度。

2.5调管及监控范围划分原则

2.5.1省调直调范围

2.5.1.1四川电力系统内国调、分中心授权调度的500kV系统。

2.5.1.2四川电力系统内弟要H勺220kV网架、地区电力系统间220kV联络线和220kV电厂并

网线路。

2.5.1.3四川电力系统内在全省消纳的发电厂及其送出系统。

2.5.1.4国调、分中心授权调度的其他设备。

2.5.2省调许可范围：对省调直调系统运行有影响的发、供、用电系统。

253省调监控范围：四川电力系统内SOOkV变电站设备.

2.5.4地调直调范围

2.5.4.1地区电力系统内省调授权调度日勺220kV系统。

2.5A.2地区电力系统内UOkV及如下系统。

2.5.43地区电力系统内在当地区消纳的发电厂及其送出系统。

2.5.4.4省调授权调度日勺其他设备。

2.5.5地调许可范围：由各地调自行规定。

256地调监控范围：当地区电力系统内22OkV、UOkV变电葩设备。

2.5.7地区电力系统之间UOkV及如下联络线日勺调度关系由有关地调协商确定。

2.5.8县调调管及监控范围由地调自行规定。

2.5.9原则上二次设备口勺调管范围与一次设备日勺调管范围一致，有明确规定的除外。

2.5.10各发电厂、变电站的厂（站）用电系统由各厂（站）自行管辖，有明确规定的除外。

2.6调度运行管理的重要任务

2.6.1按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充足发挥电力系统H勺发、供、用电

设备能力，最大程度地满足顾客H勺用电需要。

2.6.2按照电力系统运行口勺客观规律和有关规定保障电网持续、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H勺原则。

2.6.3根据电力市场规则、有关协议或者协议，实行“公开、公平、公正”调度。

2.7调控机构的职责

2.7.1省调的职责

2.7.1.1接受国调及分中心的调度指挥。

271.2世彻国调及分中心与业管理规定,组织实行省级电力系统调度捽制与业管理-

2.7.1.3负责控制区联络线关口控制，参与电网频率调整。

2.7.1.4负责直调范围内无功管理与电压调整。

2.7.1.5负责省级电力系统调度运行管理，指挥直调范围内电力系统的运行、操作和故障处

置。

2.7.1.6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。

2.7.1.7根据国家电网主网设备年度停电计划，制定调管设备年度、月度、日前停电计划，

受理并批

复调管设备的停电、检修申请。

2.7.1.8开展省级电力系统月度、日前电力电量平衡分析，按直调范围制定月度、日前发供

电计划。

2.7.1.9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。

2.7.1.10负责省级电网稳定管理，制定直调电源及输电断面的稳定限额和安全稳定措施。

2.7.1.11参与省级电网发展规划、工程设计审资，编制省级电网调控运行专业规划。

2.7.1.12负责直调设备新建、扩建和改建工程口勺并网管理。

2.7.1.13组织签订直调系统并网调度协议。

2.7,1.14负责组织开展直调范围内电网继电保护及安全自动装置的整定计算、运行管理，协

助开展省域内国调及分中心直调的电网继电保护及安全自动装置运行管理。

2.7,1.15负责直调范围内调度自动化系统的运行管理，负责省级电网调度自动化专业管理。

2.7.1.16负责协调与省级电网运行控制有关的通信业务。

2.7.1.17组织开展调管范围内U勺故障分析,参与电网事故调查c

2.7.1.18负责直调范围内调度控制系统值班人员持证上岗及考核工作。

2.7.1.19会同有关部门编制《四川电网有序用电预案》、《四川电网紧急拉闸限电序位表》,

报政府同意后执行。

2.7.1.20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、航运、供水等方面

的关系。

2.7.1.21贯彻国调和分中心专业管理规定，组织实行省级电网水电及新能源调度专业管理。

2.7.1.22行使国调及分中心授予的其他职责。

2.7.2地调的职责

2.7.2.1接受省调的调度管理，接受省调授权H勺与电力调度有关的工作。

272.2负责所辖电力系统的安全、优质、经济运行，负责调度控制管辖范围内设备打勺运行、

监控、操作及故障处置。

2.7.23负责所辖电力系统调度控制、设备监控、调度计划、维电保护、调度自动化、水电

及新能源、配网抢修指挥等专业管理和技术监督。

2.7.2.4负责编制和执行所辖电力系统运行方式，执行省调下达的运行方式。

2.7.2.5负责编制并执行所辖电力系统调度计划。

2.7.2.6会同有关部门编制当地区电网有序用电预案和当地区电网紧急拉闸限电序位表，报

政府同意后执行。

2.7.2.7负责组织制定和执行所辖电力系统的继电保护整定运行方案。

2.7.2.8受理并批复新建或改建管辖设备投入运行申请，制定新设备启动并网调度方案并组

织实行。

2.729位责所辖电力系统的安全稳定运行管理〃

2.7.2.10负责直调水电站水库发电调度工作，制定水库调度方案，参与重要水电站发电与防

洪、航运、供水等方面的协调工作。

2.7,2.11负责签订直调系统并网调度协议。

2.7.2.12负责对本级监控范围内电网运行设备的集中监控。

2.7.2.13负责直调范围内无功管理与电压调整。

2.7.2.14参与电力系统事故调音，组织开展调管范围内故障分析。

2.7.2.15负责所辖配网日勺配网抢修指挥。

2.7.2.16行使省调授予H勺其他职责。

2.7.3县调的职员由管辖的地调规定。

3调度管理制度

3.1一般原则

3.1.1各级调控机构在电力调度业务活动中是上、卜级关系，下级调控机构应服从上级调控

机构H勺调度。调控机构调管范围内H勺厂站运行值班单位及输变电设备运维单位，应服从该调

控机构的调度。

3.1.2未经值班调度员许可，任何单位和个人不得私自变化其调度管辖设备状态。对危及人

身和设备安全H勺状况按厂站现场规程处理，但在变化设备状态后应立即向值班调度员汇报。

3.1.3对于上级调控机构许可设备，下级调控机构在操作前应向上级调控机构申请，得到许

可后方可操作，操作后向上级调控机构汇报；当电网发生紧急状况时，容许值班调度员不经

许可直接对上级调控机构许可设备进行操作，但事后应及时汇报上级调控机构值班调度员。

3.1.4厂站管辖设备操作，如影响到调控机构调管设备运行口勺，操作前应经值班调度员许可。

3.1.5调捽机构管辖的设备.其运行方式变化对有关电网运行影响较大的J.在操作前、后或

故障后要及时向有关调控机构通报。

3.1.6发生威胁电力系统安全运行日勺紧急状况时，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调控机构、厂站等N行值班人员公布调度指令，

并告知对应调控机构。此时，下级调控机构值班调度员不得公布与之相抵触的调度指令。

3.1.7调控机构应执行经政府同意的紧急拉闸限电序位表和有序用电预案。

3.1.8当电网运行设备发生弁常或故障状况时，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直调该设备的值班调度员汇报。

3.1.9当发生影响电力系统运行的更大事件时，有关调控机构值班调度员应按规定汇报上级

调控机构值班调度员。

3.1.10调度控制系统值班人员应经有资格的单位培训、考核合格方可上岗。

3.1.11需直接与调控机构进行调度业务联络的下级调控机构调度员、监控员和厂站运行值班

人员、输变电设备运维人员，应参与该调控机构组织的考试并获得《调度控制系统运行值合

格证书》。同步接受多级调控机构调度指令的厂站，由最高一级调控机构负责该厂站运行值

班人员及输变电设备运维人员的考试和《调度控制系统运行值班合格证书》的颁发。

3.1.12有权进行调度业务联络口勺人员名单应根据调管范围，报对应调控机构。有调度业务联

络的单位之间应按规定互相报送有权进行调度业务联络H勺人员名单。

3.2调度指令

3.2.1值班调度员在其值班期间是电力系统运行、操作和故障处置H勺指挥员，按照有关法律、

规定公布调度指令，并对其下达的调度指令的对的性负责。

3.2.2值班监控员接受有关调控机构值班调度员的调度指令，并对其执行调度指令的对的性

负责°输变电设备运维人员在进行监控运行业务联络时应服从直班监控员的指挥和协调.

3.2.3下级调控机构的值班调度员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员，受上级调控

机构值班调度员的调度指挥，接受上级调控机构值班调度员的调度指令，并对其执行指令的J

对的性负责。

3.2.4调度控制系统值班人员不得无端不执行（包括不完全执行）或延迟执行上级调控机构

值班调度员的调度指令。调度控制系统值班人员公布或者执行调度指令，受法律保护，并承

担对应的责任。任何单位和个人不得干预调度控制系统值班人员公布或执行调度指令。

3.2.5进行调控业务联络时，必须精确、简要、严厉，对的使用调度规范用语，互报单位、

姓名。严格执行下令、复诵、监护、录音、记录、汇报和调度图板使用等制度。调度控制系

统值班人员在接受调度指令时，应复诵指令下达时间和内容并与发令人查对无误后才能执

行。指令执行完毕后，应立即向发令人汇报执行状况和完毕时间，接受汇报H勺发令人应复诵

汇报内容，以“执行完毕时间”确认指令已执行完毕，并及时更改调度图板。值班调度员公

布调度指令、接受汇报和更改调度图板均应进行监护，并做好录音和记录。

3.2.6接受调度指令的调度控制系统值班人员若认为该调度指令不对的，则应立即向发令人

汇报，由发令人决定该调度指令的执行或撤销。如发令人反复该调度指令，受令人必须迅速

执行，但如执行该调度指令确将危及人身、设备或电网安全时，则受令人应拒绝执行，同步

将拒绝执行的理由及改正该调度指令内容的提议，汇报发令人和本单位直接领导人。

3.2.7上级领导公布的有关调度控制业务的指示，应通过调控机构负责人转达给值班调度员。

非调控机构负责人，不得直接规定值班调度员公布调度指令。

3.2.8发供用电单位和调控机构负责人公布的指示，如波及上级调控机构值班调度员的权限

时，必须经上级调控机构值班调度员的许可后才能执行，现场故障处置规程内已经有规定者

除外.

3.2.9调度控制系统值班人员接到与上级调控机构值班调度员公布H勺调度指令相矛盾的其他

指示时，应立即汇报上级调控机构值班调度员。如上级调控机构值班调度员重申其调度指令,

调度控制系统值班人员应立即执行。若调度控制系统值班人员不执行或延迟执行调度指令，

则未执行调度指令口勺调度控制系统值班人员以及不容许执行或容许不执行调度指令的领导

人均应负责。

3.2.10对于不按调度指令用电者，值班调度员应予以警告；经警告拒不改正的，值班调度员

可以根据电力系统安全口勺需要，卜.令临时部分或所有停止向其供电。对于不按调度指令发电

者，值班调度员应予以警告；经警告拒不改正的，值班调度员可以根据电力系统安全的需要,

经请示调控机构负责人同意后，下令临时停止其部分或所有机组并网运行。对于不满足并网

条件H勺发电企业、地方电网，调控机构可以拒绝其并网运行。私自并网日勺，可下令其解列。

3.2.11在特殊状况下，为保证电能质量和电力系统安全稳定运行，值班调度员下令限电，接

受限电指令的调度控制系统值班人员应迅速按指令进行限电，并如实汇报限电状况，对不执

行指令或达不到规定限电数量者按违反调度纪律处理。

3.2.12当发生无端拒绝执行调度指令、破坏调度纪律的行为时，有关调控机构应立即会同有

关部门组织调查，根据有关法律、法规和规定处理。

3.3调度许可

3.3.1省调许可设备许可原则

3.3.1.1省调许可设备变化运行状态，或进行虽不变化运行状态但对省调直调设备运行有影

响的工作，有关地调应向省调履行许可手续。

3.3.1.2地调申请调度许可时，应同步提出对省调直调设备的影响及对应的规定。

省调进行调度许可时.应将对省调直调设备的影响及省调采用的措施告知地调.对

地调调管设备H勺影响由地调自行考虑。

3.3.2非省调许可设备，如进行下列工作，地调应参照省调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。

3.3.2.1影响省调调度管辖安全自动装置（系统）切机、切负荷量的工作。

33.2.2影响省调控制输电断而（线路、变压器）稳定限额的工作。

3.323影响省调直调发电厂如机方式或发电出力的工作。

3.3.2.4影响省调调度管辖保护装置定值的工作。

3.3.3地调许可设备管理原则由地调自行制定。

4电网运行方式管理

4.1一般原则

4.1.1各级电网的运行方式应协•调统一。

4.1.2调控机构应制定所辖电网年度、丰（枯）期、月度运行方式。

4.1.3调控机构应针对电网特殊保电期、重大检修、系统性试验、重大运行方式变化等临时

运行方式，制定对应运行控制方案。

4.1.4省调统一开展四川220kV以上主网年度运行方式及丰（枯）期运行方式计算分析，统

筹确定四川主网运行方式。

4.2年度运行方式

4.2.1年度运行方式是电网整年生产运行H勺指导性文献，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等，统一确定电网运行限额，统筹制定电网控制方略,

协调电网运行、工程建设、大修技改、生产经营等管理工作。

422四川电网年度运行方式由省调统一组织编制,规划、运检、营销、基建、交易等有关

部门配合，经国网四川省电力企业同意后执行。

4.2.3根据四川电网年度运行方式，各地调负责制定所辖电网年度运行方式，经本级电网企

业同意后执行，并报省调立案。

4.2.4年度运行方式重要包括如下内容：

4.2.4.1上年度电网运行总结

a.上年度新设备投产状况及系统规模。

b.上年度生产运行状况分析。

c.上年度电网安全运行状况分析。

4.2A2本年度电网运行方式

a.电网新设备投产计划。

b.电力生产需求预测。

c.电网重要设备检修计划。

d.水电厂水库运行方式预测及新能源预测。

e.本年度电网构造分析、短路容量分析。

f.电网时尚计算、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状况。

k.电网运行年度风险预警，

1.电网安全运行存在H勺问题、电网构造的改善措施和提议

m.下级电网年度运行方式概要。

4.3丰（枯）期运行方式

4.3.1在年度方式基础上，根据丰（枯）期供需形势、基建进度以及系统特性变化等状况,

省调统一组织、滚动校核220kV以上重要断面稳定限额，统一制定丰（枯）期电网稳定运

行控制要点。

4.3.2各级调控机构根据丰（枯）期主网稳定控制要点规定，按照调管范围制定丰（枯）期

电网稳定运行规定。

4.4月度运行方式

4.4.1在丰（枯）期运行方式基础上，根据月度供需形势、基建进度、开机方式、检修计划

以及系统特性变化等状况，各级调控机构应校核重要断而稳定限额，并制定月度电网稳定运

行控制要点。省调负责统一组织校核220kV以上重要断面稳定限额。

4.4.2省调组织各地调完毕月度检修计划安全校核流程，编制月度校核汇报。

4.5临时运行方式

4.5.1针对电网特殊保电期、重要检修、系统性试验、重大运行方式变化等临时运行方式，

调控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。

4.5.2重要临时运行方式H勺运行控制方案应经本级电网企业同意后执行；对系统整体安全运

行影响较小的，应经本级调控机构同意后执行。

4.5.3对上•级调控机构调管的电网运行有影响1向安全稳定措施及运行控制方案，应报上级调

控机构同意；对同级调控机构调管的电网运行有影响时，应报上级调控机构协调处理，统筹

制定运行控制规定。

4.5.4安全稳定措施及运行控制方案应在临时运行方式开始2个丁作R前完毕制定和下达,

4.6在线安全稳定分析

4.6.1调控机构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,

调控机构应启动独立或联合预想方式在线计兜：电网发生严重故障后，调控机构应启动独立

或联合应急状态在线分析。

4.6.2在线安全稳定分析应涵盖调控机构调管范围内所有重要发输变电设备，模型及参数应

与离线计算保持•致，故障集全网统%

5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、互相配合、供需平衡和最大

程度消纳清洁能源的原则，统筹考虑年、月、日发输电计划及年、月、周、日设备停电计划。

5.2发输电计划编制原则

5.2.1调控机构直调的发电设备，不管其产权归属和管理形式，均应纳入对应调控机构的发

输电计划范围。

5.2.2月度发输电计划应在年度分月发输电计划H勺基础匕综合考虑跨区跨省互换计划、用

电负荷需求、水情预测、电网安全约束及设备停电计划等原因逃行编制。

523日前发输电计划应在月度发输电计划R勺基础上，综合考虑次日跨区跨省互换计划、水

情•、气象、电网约束及设备停电计划等原因进行编制。

5.2.4编制发输电计划时，应留有备用容量，分派置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容量、事故备用容量和检修备用容量。多种备用容量应满足有

关规程规定规定。

5.2.5发输电计划（包括大顾客直供、替代等交易）应通过调控机构安全校核。

5.3设备停电计划编制原则

5.3.1设备停电计划管理包括输变电设备计划停电管理和发电设备计划检修管理。

5.3.2凡因检修、改造、试验、建设、市政施工等所需发输变电设备停电、检修的应纳入设

备停电计划，n.均应服从调控机构的统一安排，并遵照下级调控机构服从上级调控机构安排

的原则.

5.3.3设备停电计划管理严格执行“年统筹、月计划、周安排、日管控”的停电管理流程，

保证设备计划停电检修工作的正常秩序。

5.3.4上级调控机构直调及许可设备停电计划按上级调控机构妲定执行，经上级调控机构同

意后纳入本级调控机构日勺设备停电计划。

5.4年度设备停电计划

5.4.1每年9月底前，设备运维单位和各发电企业根据年度运检、建设、试验、市政施工等

工作计划提出设备停电需求，优化整合，统筹协调，制定停电提议计划，并报送对应调控机

构。下级调控机构应按规定将上级调控机构直调及许可设备停电提议计划报送上级调控机

构。

5.4.2每年12月前，调控机构根据年度停电提议计划，结合电网运行特点、年度负荷预测、

年度电力电量交易计划等原因，组织各有关单位统一协调、综合平衡后制定正式年度设备停

电计划。

5.4.3年度设备停电计划原则上不安排同一输变电设备年内反复停电；对电网构造影响较大

的项目，应通过专题安全校核。

5.4.4国调及分中心统一制定5(X)kV及以上主网设备年度停电计划。年度设备停电计划下达

后，原则上不得进行跨月调整。若确需调整，应提前向有关调控机构履行审批手续。

S4s年度发电设备检修计划应考虑电网安全运行规定、电力电量平衡、输变电设备停电计

划等原因，互相配合，统筹平衡。300MW以上发电设备年度检修计划需经全网统筹后，按

调管范围公布。

5.5月度调度计划

5.5.1月度设备停甩计划

5.5.1.1每月10日前，设备运推单位和各发电企业应根据年度计划安排，将次月度设备停电

计划提议报送对应调控机构。调控机构审核后下达月度设备停电计划。

5.5.1.2月度设备停电计划以年度设备停电计划为根据，未列入年度设备停电计划的项目一

般不得列入月度计划。对于月度新增重点工程、重大专题治理、缺陷处理等项目，有关部门

应提供必要阐明，并通过调控机构安全校核后方可列入月度计划。

5.5.1.3调控机构应对月度设备停电计划进行风险分析，制定预案，公布预警。对也许构成

一般及以上事故的停电项目，应提出预控措施，并按规定向对应监管机构立案。

5.5.2月度发输电计划

5.5.2.1每月15日前各直调电厂、调控机构应按规定将次月的发、用电计划报上级调控机构。

5.5.2.2调控机构根据上级调控机构月度发输电计划，统筹考虑次月购售电计划、负荷预测、

发电能力、电网约束及检修安排等原因，确定次月发输电计划，并于月末下发执行。

552.3省调应编制月度发电机组组合并上报国调及分中心核备。

5.6周设备停电计划

5.6.1周设备停电计划应根据月度设备停电计划编制。每周三前，各单位应贯彻停电有关准

备工作，符下一周设备停电计划提议报调控机构，调控机构审核后公布周设备停电计划。

5.6.2未列入月度设备停电计划的项目一般不得列入周计划。对于新增重点工程、临时消缺

等项目,有关部门应提供必要阐明.并通过调捽机构安全校核后方可列入周设备停电计划.

但均记录为临时停电。

5.7日前调度计划

5.7.1日前设备停电计划

5.7.1.1有关单位应按周设备停电计划向调控机构报送停修申请书，原则上不安排未列入周

设备停电计划打勺项目。

5.7.1.2停修申请书办理前应逐项贯彻有关风险预警规定的预控措施。

571.3停修申请书应按调管范围逐层报送，报送前应整合各施工单位工作内容和规定。

5.7.1.4省调且调H勺发电和变电设备停修申请书由厂站直接向省调报送；省调直调的线路和

省调许可设备的停修申请书由地调、省检修企业报送省调。地县调停修申请书办理参照执行。

5.7.1.5停修申请书中停电设备、停电范围及规定、工作内容、停送电时间、送电规定等事

项应精确填写并与实际一致。

5.7.1.6自动化、通信检修工作需一次设备、安控装置配合停电或单一设备所有主保护停运,

有关单位应在办理自动化检修票、通信检修中请票的同步办理一次设备停修中请书，并在自

动化检修票、通信检修申请票和一次设备停修申请书同步批复后，方可实行。

5.7.1.7办理停修申请书应遵照D-3日原则，在停电开始前3个及以上工作日提交停修申请。

5.7.1.8停修申请书应经调控机构有关专业会签，并经领导同意后于停电开始2个工作R前

批复申请单位。

5.7.1.9已同意的停修申请书应按下列规定办理动工和竣工手续：

a.应按值班调度员调度指令办理停修申请书的停电和动工。

b.计划检修因故不能准时动工，应在原同意计划停运前6小时汇报值班调度员，在原同意

计划动T时间二后来仍未动丁H勺.该停修申请书作废八

c.计划检修因故不能准时竣工，应在原同意计划检修工期过半前向调控机构申请办理延

期手续，且延期手续只能办理一次。

d.已动工H勺设备停修申请，如需增长工作内容，在停电范围、检修工期、安全措施和送

甩规定不变，且在当值内能完毕的状况下，值班调度员可同意进行。不满足上述条件应另行

办理停修申请书。

e.当系统出现紧急状况时，值班调度员有权终止已动工的检修工作。

5.7.2临时停电管理

5.7.2.1设备异常需紧急处理或设备故障停运后需紧急抢修时，值班调度员可安排对应设备

转检修。当值内无法竣工的，有关单位应补办有关停修申请书。

5.7.2.2值班调度员有权同意双套保护、安控装置中单套退出打勺临时工作。

5.7.2.3值班调度员有权批复当值时间内可以竣工IL对系统运行不会导致较大影响的工作。

5.7.3日前发输电计划

5.7.3.1省调配合国调、分中心协同开展日前发输电计划编制，发输电计划应通过全网联合

量化安全校核。

5.732调控机构应开展日前系统负荷预测、日前母线负荷预测，负荷预测精确率及合格率

应符合有关规定，并按规定报上级调控机构。

5.733直调电厂应按规定向调控机构申报次日发电计划曲线。

5.7.3.4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、发电预测精确率等原因后将其纳入日前发电平衡，并合理预留调峰、调频资源。

5.735调控机构在月度发检电计划的基础上，统筹考虑次日购售电计划、负荷预测、发电

能力、电网约束及检修安排等原因.编制R前发输电计划。

573.6日前发输电计划需经调控机构各专业会签、领导同意后公布执行。

5.7.3.7直调电厂应按照调控机构F达的J日前发电计划运行，值班调度员有权按照有关规定

调整当日发输电计划。

5.7.4日前计划安全校核

5.7.4.1省调每日按照“统一模型、统一数据、联合校核、全局预控”日勺原则，开展220kV

以上电网的日前联合量化安全校核。

5.7.4.2根据安全校核成果，钎对基态时尚及N-1开断后时尚断面越限状况，采用预控措施

消除越限。

5.8设备异动管理

5.8.1凡波及变更原接线方式、更换主设备（含机组励磁、调速系统等）及其他涉网安全设

备、调度名称更改等状况时，设备运行单位应填报《系统设备异动执行汇报》，将变化前、

后的接线图及变更设备资料随同设备停修申请书一起报送对应调控机构。

5.8.2调控机构调度管辖范围内设备的继电保护、安全自动装置、故障录波器以及通信、自

动化等设备的停运、试验、检修或其他改善工作应与一次设备同步按规定办理异动手续。

583凡设备异动后需在复电阶段进行核相、冲击合闸、带负荷测试检查和涉网试验口勺，应

在异动汇报中注明，必要时应向调控机构报送有关资料、试验方案等。

5.8.4调度管辖、监控范围内互感器变比变化、保护装置更换、测控单元更换等一、二次设

备异动，自动化子站运维单位应与调控机构同步完毕主、备调刍动化系统联调。

5.8.5自动化子站设备永久退出运行，应事先由其维护部门向调控机构提出书面申请，经同

意后方可进行。一发多收的设备，应经有关调控机构协商后确定。

5.9带电作业管理

5.9.1波及系统运行方式变化或操作的带电作业应办理停修申请书。

5.9.2办理带电作业停修申请书时，应明确与否有控制负荷、停用重梯闸、故障跳闸可否试

送电等规定。

5.9.3值班调度员有权同意仅需退出重置闸，且在当日竣工的带电作业。

5.10安全措施管理

5.10.1值班调度员在许可输电线路和其他设备上进行检修工作或恢复送电时，应遵守有关规

定，严禁“约时”停、送电，严禁“约时”挂、拆接地线和“为时”开始、结束检修工作：

电气设备停电检修，必须使所有电源侧有明显的断开点，线路停电检修时，应拉开各侧开关、

刀闸，合上各侧接地刀闸（挂好各侧接地线），才能下达容许动工令；确认检修工作所有结

束，现场安全措施所有拆除，检修人员所有离开现场后，才能开始对线路复电。

5.10.2输电线路的停电检修，该线路各端的接地措施由值班调度员负责命令厂站运行值班人

员和输变电设备运维人员执行，线路工作现场的安全措施，在容许动工后由检修工作班自理,

工作结束后应自行拆除，再办理竣工手续。

5.10.3发电厂、变电站内部电气设备停电检修的安全措施由设备所在单位自行负责（不包括

线路停电口勺安全措施），工作结束后应自行拆除，开关、刀闸设备均应处在拉开位置，再办

理竣工手续。

6新设备投运管理

6.1一般原则

6.1.1凡新建、扩建和改建的发输变电设备并入电网运行，应符合国家有关法规、原则及有

关技术规定。

6.1.2新建、扩建和改建H勺发输变电设备接入系统（含涉网二次系统）的J可研、初设和设计

审查等工作应有对应电网调控机构参与。

6.1.3需要并网运行的发电厂、地方电网和直供电顾客在并网前应与电网企业签订《并网调

度协议》。

6.1.4调控机构应编制《并网调度服务指南》，明确设备并网应具有的条件、工作流程和资料

报送规定等内容。新建、扩建和改建的发输变电设备应按《并网调度服务指南》办理并网有

关手续。

6.2调控机构重要职责

6.2.1对并网方的并网条件进行认定。

6.2.2划分调管范围，编制、下达设备调度命名编号文献。

6.2.3开展继电保护定值整定计算工作。

6.2.4编制新设备启动投产方案。

6.3调度命名

6.3.1调度命名应遵照统一、规范的原则。

6.3.2新建、扩建和改建的500kV及以上变电站、并网发电厂及线路的调度命名，应在工程

初设阶段，由工程管理单位报国调、分中心或省调审定，其调管范围划分和设备调度命名、

编号分别由对应调控机构负责下达。

6.3.3新建、改建和扩建『、J220kV变电站及送出线路、220kV及如下并网且电力全省统一消

纳发电厂及并网线路H勺调度命名，应在工程初设阶段，由工程管理单位报省调审定，其调管

范围划分和发电厂、变电站、线路的调度命名统一由省调负责下达，厂站内设备的调度命名

和编号按设备调管范围由对应调控机构负责下达。220kV及以上发输变电设备的调度命名和

编号应符合省调制定日勺调度命名规则c

6.3.4新建、改建和扩建的llOkV及如下变电站及送出线路、220kV及如下并网且电力在地

区电网消纳发电厂及并网线路的调管范用划分和设备调度命名、编号分别由对应地、县调负

责下达。

6.3.5发电厂厂用电系统设备及变电站站用变系统设备由发电厂或变甩站参照调控机构命名

规则自行命名编号，但不得与调控机构下达的设备命名重名或重号。

6.4新设备投运应具有的条件

6.4.1需要并网运行口勺发电厂、地方电网和直供电顾客已签定《并网调度协议》。

6.4.2已按《并网调度服务指南》规定报送资料并通过调控机构审核。

6.4.3继电保护、调度通信、自动化设备安装调试完毕，并完毕与调控机构主、备调的联调。

6.4.4设备参数测量工作已完毕，并报送调控机构（如需要在投运过程中测量参数者，应在

投运申请中阐明）。

6.4.5新投发电机组的各项涉网试验方案完备，并向调控机构报备。

6.4.6纳入调控机构监控范围的设备已完毕设备监控信息表审核及与调控机构主、备调的实

传试验。

6.4.7专业人员完毕调控机构组织口勺业务培训；厂站运行值班人员（输变电设备运维人员）

完毕上岗资格培训及考试，并获得《调度控制系统运行值班合珞证书》。

6.4.8启动试验方案和时应调度方案已获同意。

6.4.9已向调控机构提出新设备投运申请并经同意。

6.4.10生产准备工作已就绪（包括现场规程和制度已完备、运行人员为设备和启动试验方案

及对应调度方案的熟悉等），有关厂、站及设备具有启动带电条件。

6411启动委员会同意投产.

6.5新设备启动投运

6.5.1新设备启动投运，也许对上级调控机构调管范围安全产生较大影响时，应经上级调控

机构许可。

6.5.2新设备在启动时应根据调试计划完毕规定的所有试验，调控机构根据电网状况为并网

调试安排所需打勺运行方式。

6.5.3并网调试期间，并网方应根据经调控机构审核的并网调试调度方案，按照值班调度员

的调度指令进行并网调试：调控机构应针对也许发生的紧急状况制定事故处理预案。

6.5.4新设备应按新设备启动并网调度方案规定程序进行启动，如临时更改启动程序，应经

启委会同意；若启动过程中发生电网故障或重大运行方式变化，值班调度员可中断新设备启

动投运操作，待系统恢复正常后，再继续进行。

6.5.5新设备只有得到值班调度员口勺命令或征得其许可后方能投入系统运行。值班调度员必

须得到启委会口勺许可后才能进行启动。

6.5.6新设备启动调试工作所有结束，进入试运行前应经启委会同意。

6.5.7并网设备调试及有关系统试验完毕后，并网方应将调试汇报、试验汇报及有关参数报

调控机构。

7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》有关规定。

7.1.2风电场并网应满足《风电场接入电力系统技术规定》有关规定；光伏电站并网应满足

《光伏发电站接入电力系统技术规定》有关规定。

7.13电厂并网前应与电网企业签订《并网调度协议工

7.1.4发电厂并网必须具有下列条件：

7.1.4.1发电机组的励磁系统、调速系统、继电保护、安全自动装置、PSS、AGC、AVC等

技术性能参数到达有关国家及行业原则规定，其技术规范满足所接入电网H勺规定。

7.1.4.2按规定完毕发电机组励磁系统、调速系统、PSS、发电机进相能力、AGC、AVC、一

次调频等调试试验。调试由具有资质机构进行，调试汇报应提交调控机构，有关参数按调

控机构规定整定。

7.1.43涉网保护（如定子过电压、定子低电压、过负荷、低频率、高频率、过激磁、失步、

失磁保护及主变零序电流、零序电压等）和安全自动装置的配置和整定应满足有关规程、规

定和电网运行规定，其中涉网保护应报调控机构立案。涉网保护、安全自动装置.、故障录波

器的运行信息应能远传至调度端。

7.1.4.4发电厂至调控机构具有两个以上可用的独立路由的通信通道。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。发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调控机构。

7.1.4.5水电站应按有关原则建立水情自动测报系统及水调自动化系统，风电场、光伏电站

应按有美原则建立发电功率预测系统，并按调控机构规定传送有关信息。

7.1.4.6风电机组、光伏逆变器必须满足并网技术原则规定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原则规定。

7.1.4.7风电场、光伏电站应具有AGC、AVC等功能，有功功率和无功功率H勺动态响应特

性应符合有关原则规定。

7.1.4.8电厂正式并网前，应按规定完毕所有试验，试验成果符合有关原则和规程规定。

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，有关机组调整性能应满足有关技术原则、运

行原则规定。

7.2.2并网电厂机组励磁系统、调速系统、涉网保护、安全自动装置、PSS、AGC、AVC等

应纳入调控机构的统一管理。上述设备进行技术改造或更新时.应提前90日向调控机构报

送有关资料，并重做有关调试试验。

7.2.3并网电厂涉网保护、安全自动装置、PSS、AGC、AVC笔应按规定投入，其运行状态

及定值未经调度同意，不得私自变更。机组PSS未投入运行，机组发电出力不得超过额定

容量H勺80%o

7.2.4并网电厂机组励磁系统和调速系统应投入规定的自动控制模式，机组低励限制定值、

调差系数和一次调频定值等应严格按调控机构下达的定值整定，未经调度同意，不得私自变

更运行状态及定值。

7.2.5并网运行时，发电机励磁系统应投入自动电压闭环控制模式，不得采用无功恒定或其

他控制模式。机组的计算机监控系统也应投入电压闭环控制模式，除手动或AVC调整的短

时间外，不容许采用无功恒定或其他控制模式。

7.2.6并网电厂应按调控机构的规定贯彻防止与控制电网功率振荡口勺各项措施，保证现场运

行规程与电网调度规程相适应，保证出现功率振荡时可以及时响应和处置，平息功率振荡。

7.2.7并网电厂应按有关规定完毕机组（含励磁、调速）参数实测及建模；新能源电站应完

毕风电机组或光伏发电单元、无功赔偿设备及有关控制系统参数实测及建模。

7.2.8并网电厂内调度管辖设备的检修，均应纳入调度设备停电计划统一管理。

7.2.9并网电厂应制定全厂停电故障处置预案，并报有关调控机构立案。

7.2.10燃料管理

7.2.10.1发电厂应按原则储存燃料，按规定向调控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。

7.2.10.2当燃料库存低于规定£1勺警戒线时，发电厂应及时向调控机构汇报。

7.2.10.3调控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公布燃料供应预

警。

8电网频率及联络线控制管理

8.1四川电力系统的频率调整和省间联络线时尚R勺控制方式按国调、分中心卜达的有关联网

运行规定执行。

8.2电网原则频率是50Hz,其偏差不应超过±0.2Hz。西南、华中电网交流同步运行期间，

电网频率按(50±0.1)Hz控制。

8.3电力系统内所有发电厂均应监视频率。各级调控机构、发电厂均有义务维持电力系统原

则频率。

8.4四川电力系统解列孤网运行时，频率由省调值班调度员统一指挥。

8.5地区电网与四川主网解列运行时，其频率的调整和控制，由省调指定有关地调或发电厂

负责。

8.6发电厂必须按照调度指令开停机炉、投退AGC、调整出力、维持备用容量。当发电厂

因故不能使其出力与调度指令相符时，应立即汇报值班调度员。

8.7省调值班调度员可根据系统运行需要指定发电厂调整系统频率或联络线时尚。当发电厂

出力或送出线路输送容量达规定限值时，应立即汇报值班调度员。

8.8值班调度员有权根据系统运行状况调整本调控机构卜达的日发电、供电调度计划，有关

调度控制系统值班人员应按公布的调整指令执行.

8.9并网运行的机组应投入一次调频功能，未经值班调度员许可不应退出。机组的一次调频

参数应符合有关规定。

8.10在系统发电能力局限性时，各单位应严格按计划用电。调控机构可以对超计划使用电

力或电量的单位实行限甩，由此产生的后果由超计划使用电力或甩量的单位负责。

8.11各级调控机构应会同有关部门制定拉闸限电序位表，报本级政府主管部门同意后执行。

8.12电网备用容量应满足《电力系统技术导则》规定。因电网故障、机组跳闸或发电出力

受阻等原因导致备用容量局限性时，应在规定期间内予以恢复。

9电网电压调整和无功管理

9.1电力系统中的无功功率应实行分层、分区、就地平衡的原则，防止长距离输送。

9.2无功电压口勺调度管理按调管范围分级负责，其中并入llOkV及如下系统的发电厂无功电

压调度管理由地调统一负责，各级调控机构应做好所辖电力系统日勺无功功率平衡工作。

9.3四川电力系统220kV及以上母线均列为电压监测考核点，由国调负责记录和考核川OkV

及如下电压监测考核点由所售地区电网调控机构按有关规定进行设置、记录。

9.4并入四川电力系统H勺各发电厂机组应具有《电力系统电压和无功电力技术导则》规定的

进相与迟相运行能力，经调控机构承认的进相运行试验及安全校核后，由对应口勺调控机构下

达机组I向低励限制值。

9.5并入四川电力系统H勺大顾客，应按《电力系统无功赔偿设备配置原则》的有关规定，配

足无功赔偿设备，并根据调控机构下达的电压曲线规定及时投切无功赔偿设备，保证将高压

母线电压控制在曲线规定的范围之内。

9.6各级电力系统的电压曲线，由对应调控机构按丰、枯季节制定卜达执行并报上一级调控

机构立案.电乐曲线的制定,应符合《电力系统电压和无功电力技术导则》、《电力系统电压

和无功电力管理条例》和《电压质量和无功电力管理规定》的有关规定。

9.7无功电压的正常运行与调整

9.7.1电压调整重要有如下措施:

9.7.1.1调整发电机、调相机无功出力，调整风电场和光伏电站风电机组或并网逆变器、静

止无功赔偿器（SVC）和静止无功发生器（SVG）的无功出力。

9.7.1.2投切电容器、电抗器。

9.7.1.3调整有载调压变压器分接头。

9.7.1.4变化电力系统运行方式。

9.7.1.5在不影响系统稳定水平H勺前提下，按预先安排断开轻载线路或投入备用线路。

9.7.1.6对运行电压低日勺局部地区限制用电负荷。

9.7.2各发电厂的运行值班人员，应按照调控机构下达的电压曲线规定监视和调整电压，将

运行电压控制在容许口勺偏差范围之内。原则上应采用逆调压措施调整母线运行电压。

9.7.2.1高峰负荷时，应按发电机P-Q曲线H勺规定限额，增长发电机无功出力，使母线电压

在电压曲线的偏上限区域运行，必要时可采用减少有功出力增长无功出力的措施。

9.7.2.2低谷负荷时，应减少发电机无功出力，具有进相能力口勺机组应按需采用进相运行方

式，使母线电压在电压曲线的偏下限区域运行。

9.7.2.3平段负荷时，应合理调整机组无功出力，使母线电压运行在电压曲线的中间值。

9.7.2.4当发电机无功出力调整到达极限后，如母线电压仍不能满足电压曲线H勺规定，应及

时汇报值班调度员。

9.7.3值班监控员、厂站运行值班人员应认真监视并及时调整运行电压，做好调整记录，当

变电站所有调用措施用尽但运行电压仍超过电压曲线规定范围时应及时汇报值班调度员.

9.7.4装有无功赔偿设备的变电站，值班监控员、厂站运行值班人员应根据运行电压状况及

时投切无功赔偿设备，原则上应采用逆调压措施进行。

9.741高峰负荷电压偏低运行时，应切除赔偿电抗器，投入赔偿电容器，提高母线运行电

压。

9.7.4.2低谷负荷电压偏高运行时，应切除赔偿电容器，投入赔偿电抗器，减少母线运行电

压。

9.7.43当无功赔偿设备已所有投入或切除后，电压仍不能满足规定期，可自行调整有载调

压变压器电压分接头运行档位，如电压还不能满足规定，应及时汇报值班调度员。

9.7.4.4各变电站装设的静止无功赔偿器(SVC)和发电厂装设H勺静止无功发生器(SVG),

由管辖该装置打勺调控机构下达运行定值，装置日勺投、退应按值班调度员调令执行。

9.7.5各厂站变压器分接头档位日勺运行调整

9.7.5.1无载调压变压器的电压分接头，由调控机构从保证电压质量和减少电能损耗的规定

出发，规定其运行档位，未经调控机构同意，不得自行变化。

9.7.5.2装有有载调压变压器的各厂站，必须在充足发挥本厂站无功调整设备(发电机、赔

偿电容器、赔偿电抗器、静止赔偿器等)的调整能力的基础上，才能运用主变压器分接头调

压，并做好调整记录；当变电站220kV母线电压低于205kV、500kV母线电压低于490kV

时，调整主变分接头应经省调值班调度员许可。

9.7.6各级值班调度员、值班监控员应监视电压监测点和考核点的电压，积极采用措施，保

证电压在合格范围内。

9.7.7在进行发电厂和变电站无功电压调整时，值班调度员应充足发挥变电站无功赔偿设备

的J调压作用.原则卜尽量使发电机组留有一定的无功备用容量.以提高发电机组的J动态电压

支撑作用。

9.7.8装有高压电抗器口勺线路原则上不容许无高压电抗器运行。

9.7.9在正常运行方式时，50CkV各厂站母线电压最高不应超过550kV（有特殊规定的按有

关规定执行），最低电压不应影响系统同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电

压的调整。

9.7.10向500kV空载线路充电，在暂态过程衰减后，线路末端电压不应超过575kV,持续

时间不应不小于20分钟。

97115（）0kV发电厂、变电站母线高压电抗器的投退（各换流站的高压电抗器投退除外）由省

调值班调度下令执行，发电厂、变电站运行人员不得自行变化母线高压电抗器H勺运行状态。

10电网稳定管理

10.1一般原则

10.1.1四川电力系统稳定管理工作按照统一管理、分级负贡、网源协调的原则进行。

10.1.2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。

10.1.3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方略管理等工作。

10.1.4电网中长期规划、2〜3年滚动分析校核，年度、丰（柘）期、月度、临时运行方式

应按照统一原则开展稳定分析。

10.1.5调控机构应定期制定电网稳定运行规定，并给出正常方式和检修方式稳定限额。波及

到上级调控机构调管设备的应报上级调控机构审核。

10.1.6调控机构应对年度运行方式以及周、R调度计划和临时运行方式以及电网或时运行状

态等进行安全稳定校核分析。

10.1.7为保证电力系统正常运行的稳定性和频率、电压水平，系统应有足够的稳定储备。

10.2管理职责

10.2.1省调负责全网安全稳定专业管理。负责所辖电网安全稳定计算分析和安全稳定方面的

网源协调，制定并组织实行电网安全稳定控制措施。

10.2.2地调负责所辖电网的稳定管理。负责所辖电网（包括马主网解列运行方式）安全稳定

计算分析和安全稳定方面向网源协调，制定并组织实行电网安全稳定控制措施，配合实行省

调安全稳定控制措施。

10.2.3发电厂负责本厂的安全稳定管理，组织贯彻调控机构有关电网安全稳定的规定和控制

措施，制定保发电厂和发电设备日勺安全措施，包括失去系统电源的保厂用电措施和机组黑启

动方案，配合进行电网黑启动或黑启动试验。发电厂在设计、建设、投产、运行以及设备改

造或更新等阶段均应进行涉网安全的网源协调工作，定期开展并网安全自评价工作，到达电

网稳定运行必备条件。

10.2.4电力顾客负责顾客变电站H勺安全管理,组织贯彻调控机构有关电网安全稳定的规定和

控制措施。

10.2.5并网地方电网负责本网H勺安全稳定管理，组织贯彻上级调控机构有关电网安全稳定的

规定和控制措施，制定保本网的安全措施，包括与主网解列后H勺孤网运行和黑启动等措施。

10.3电网安全稳定分析

10.3.1电网安全稳定分析应严格执行《电力系统安全稳定导则》及《电力系统安全稳定计算

技术规范》，按照调度管辖范围实行分级负责。

1032电网安全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、统一协调控制方略。

10.3.3调控机构应建立覆盖全网220kV以上发、供、用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电网稳定分析工作，必要时应对UOkV网络进行仿真分析。

10.3.4电网安全稳定分析的内容重要包括年度方式计算、丰（枯）期稳定计算、在线安全分

析，根据电网运行需要滚动确定稳定运行限额，分析和研究提高电网稳定水平日勺措施和对电

网稳定事故进行分析计算。

10.3.5调控机构组织开展运行中电网口勺安全稳定”•算分析工作:制定电网运行方式和安全稳

定运行规定，提出保证电网安全稳定运行的方略和措施，并按规定报上级调控机构。

10.3.6下级调控机构制定的稳定控制方略应服从上级调控机构的稳定控制规定，稳定控制方

略必须通过联网计算故障集合校验。

10.3.7220kV及以上系统设备无迅速保护运行时，调度机构应进行安全稳定校验计兜并采用

对应的措施。如需按单水故障校核原则控制功率时，应经省调分管领导同意：如不满足单水

故障校核原则，应经省企业分管领导同意。

10.3.8调控机构应专题计算电网特殊运行方式稳定限额，并通过批复停修申请书符稳定限额

逐层下达执行。

10.3.9对220kV以上电网正常运行有影响H勺系统性试验，试验单位应提前60日向省调提出

书面申请，提交试验方案和计算汇报，共同研究试验调度方案、系统安全措施，经省企业分

管领导同意后执行。

10.4稳定限额及断面管理

10.4.1调控机构应根据设备运行参数和稳定计算分析成果，确定运行设备输送功率、电流、

电压或功率因数等的限额,

10.4.2调控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

卜.级服从上级口勺原则，由上级调控机构统筹管理。

1043调控机构应根据电网丰（枯）期电网特性，通过稳定计算分析，编制电网丰（枯）期

稳定运行规定，经本级电网企业分管领导同意后执行。特殊状况下，需临时给定稳定断面及

稳定限额。电网临时稳定限额应经本级调控机构分管领导同意后执行。

10.4.4电力系统不能超安全稳定限额运行。根据电网运行实际需临时调整稳定限额时，应经

直调该设备的调控机构分管领导同意并做好事故预案，波及上级调控机构许可范围的还应经

上级调控机构许可。

10.4.5输电断面的运行控制，原则上应按调管范围进行管理。若输电断面由分属不•样调控

机构H勺多种设备构成，该断面监控单位和监控方式由有关最高级调控机构协调确定，有关调

控机构应根据职责规定履行监控责任。

10.4.6上级调控机构可指定输电断面实时运行责任调控机构，责任调控机构负贡断面口勺正常

实时调整与控制，必要时可申请上级调控机构进行调整。

10.4.7调控机构值班调度员负贲保持所辖电网的稳定运行，出现超稳定限额状况时，应立即

采用措施予以消除。波及上级调控机构直调设备稳定限额变化或影响上级调控机构所辖电网

稳定运行的状况，应及时汇报上级调控机构。

10.4.8值班监控员、厂站运行值班人员负责监控厂、站内设备在系统稳定限额和设备安全限

额内运行，当发现超限额运行时，应立即汇报值班调度员并做好记录。

10.4.9在负荷调整和调度操作时，应按规定提前调整设备时尚，不得引起电力系统稳定破坏

和安全自动装置动作。

104.10系统设备异常故障时.应及时进行安全稳定校核,并采用安全捽制措施保证系统