河南电力调度规程（大全）

第一篇：河南电力调度规程（大全）

河南电力调度规程

1范围

本规程适用于河南电力系统内发电、输电、售电、用电及其它活动中与电力调度有关的行为。

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《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《国家电网公司电力生产事故调查规程》 国家电网公司——2005《电力系统安全稳定导则》 国家经贸委——2001《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《电力系统通信管理规程》 ——DL/T544—94《电力系统光纤通信运行管理规程》 ——DL/T547—94《电力系统通信站防雷运行管理规程》 ——DL/T548—94-2-《关于加强电力系统管理的若干规定》 能源部——1988《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《节能发电调度办法实施细则（试行）》

发改能源〔2007〕3523号 《电网运行规则（试行）》

国家电力监管委员会令22号——2006《电网运行准则（试行）》 ——DL/T 1040—2007 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。（参见《电网运行准则》

术语第1条）3.2电力系统运行

指在统一指挥下进行的电能的生产、输送和使用。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。（参见《电网运行准则》 术语第5条）3.5电网企业

拥有、经营和运行电网的电力企业。（参见《电网运行准则》 术语第4条）

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。（参见《电网运行准则》 术

-3-语第7条）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电力调度机构

对电力系统运行的组织、指挥、指导和协调的机构，在电力系统运行中行使调度权，简称调度机构。（参见网调规程）

3.9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。一般包括调度运行管理、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、电力通信管理、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。

3.10电力调度系统

包括各级电力调度机构和有关运行值班单位。运行值班单位指发电厂、变电站（含换流站、开关站，下同）、大用户变（配）电系统等的运行值班单位。

3.11 调度管辖范围

电力系统设备运行和操作指挥权限的范围。3.12调度许可

下级调度机构、厂（站）管辖（或受委托调度）的设备在进行有关操作前，下级调度机构值班调度员、厂（站）值班运行人员向上级调度机构值班调度员申请并征得同意。

3.13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。3.14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值班运行人员的方式。

3.15调度指令值班调度员对其下级调度机构值班调度员或调度管辖厂（站）值班运行人员发布有关运行、操作和事故处理的指令，包括自动发电控制（简称AGC）、自动无功电压控制（简称AVC）、实时调度等调度自动化系统下达的调控指令。

3.15.1发布指令——值班调度员正式向下级调度机构值班调度员或厂（站）值班运行人员（调度自动化主站系统正常运行时）下达调度指令。

3.15.2接受指令——受令人听取指令的步骤和内容，复诵指令并认可。

3.15.3复诵指令——受令人依照指令的步骤和内容，向发令人完整无误诵读一遍。3.15.4回复指令——受令人向值班调度员报告已执行完调度指令的步骤、内容和时间。

3.15.5拒绝接受指令——受令人认为值班调度员或调度自动化系统发布的调度指令会危害人身、电网和设备安全，不执行调度指令。

3.16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。

3.17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）-46-名规范》和《河南电力通信设备标识规范》执行。

16.5.2各维护单位应设专人负责通信资源数据库维护工作，应保障维护范围内的资源数据库的完整性和准确性。

16.5.3 500kV系统电力载波频率由网调分配；220kV系统电力载波频率由省调分配；110kV系统电力载波频率由地调分配。16.6规划建设

16.6.1通信规划建设应遵循统筹规划、适度超前、优化整合、资源共享的原则。根据电网发展规划的需求和特点，结合专业管理和通信网发展状况，采用先进、实用、可靠的通信技术。16.6.2调度机构与所属调度对象之间通信应具有两条及以上独立路径的数字通道。16.6.3同一条线路的两套线路保护和同一系统的两套安全稳定自动装置，应组织两条独立的通道，配置两套独立的通信设备，由两套独立的通信电源供电。

16.6.4新建220kV及以上通信站的调度交换机，应采用统一编号、统一信令和数字中继接入电力调度交换网。调度台应采用通信专用-48伏直流供电或UPS电源供电。16.6.5调度机构与所属调度对象之间应配置应急调度电话单机和调度录音系统。

16.6.6并网电厂和用户变电站的通信设备技术标准和运行条件应符合电力通信网技术规范和运行要求，接入方案应经所属通信机构审核。

16.6.7省网基建和技改通信项目相关单位应按以下要求向省调报送技术资料：设备采购前25个工作日报送设备技术规范书；并网前25个工作日报送设备技术协议、采购合同复印件和

施工设计图；并网前10个工作日报送设备及光缆测试参数。

16.6.8通信工程竣工应经运行维护单位验收合格后方可投运，应对设备运行维护人员进行技术培训。16.7通信站

16.7.1通信站应满足国网公司通信站标准化管理和《华中电

-47-力系统电力通信管理规程》的要求和相应技术条件，维护单位应建立健全各项规章制度，完备各种技术资料和记录，配备仪表、备件和工具。

16.7.2厂、站应具备对通信机房动力环境、通信设备运行状态监视的手段。通信设备（电源、传输、交换等设备）的主要告警信息应接入厂站综合监控系统。

16.7.3站内通信设备的日常巡视工作应纳入变电站统一运行管理，在设备出现异常时，变电运行人员应及时通知当地通信调度。16.8统计考核

16.8.1电力通信统计分析工作采取分级统计、逐级汇总的方式。分为年度统计分析（通信设备运行统计分析工作）和月度统计分析（通信管理和运行统计分析工作）。各维护单位负责维护范围内的通信统计分析和报送工作。

16.8.2通信考核按照相关规程规定进行，实行月度和年度考核。17并网与调度 17.1 凡与河南电网并网运行的发电厂（机组）、接入电网的用户变电站应服从调度机构的统一调度，在并网前签订并网调度等协议，按照规定履行相关手续。17.2 需并网运行的发电厂（机组）、入网用户变电站在与有关电网企业签订并网协议之后，应当提出并网申请，由有关电网企业审查其是否符合并网运行的条件。17.3 需并网运行的发电厂（机组）、入网用户变电站应具有接受电网统一调度的技术装备和管理设施，应当具备以下基本条件：

17.3.1新投产设备已通过分部调试或试运行，通过并网必备技术条件审查、工程质量检查和安全性评价。-48-

17.3.2按照电网调度机构的要求提交全部技术资料。

17.3.3与电网调度机构间的通信通道符合有关规定，至少保证两种相互独立的通道，并已投运。调度总机按组网要求接入开通。

17.3.4按照电力行业标准、规程配置的，电网安全稳定运行需要的继电保护和安全稳定自动装置具备投运条件，有关安全措施已落实，并已通过相应电网调度机构的审查。220kV及以上电压等级的厂站应装设继电保护信息子站，并完成与省调主站的联调。

17.3.5自动化设施已按电力行业标准、规程设计建成，满足电力调度二次系统安全防护要求并验收合格。信息已经正确传送至有关调度机构的电网调度自动化系统。

17.3.6并网关口计量装置按电力行业标准、规程设计建成并经验收合格，电能量数据能够正确传送至有关调度机构的电能量计量计费系统。

17.3.7调度管理及实时调度系统电厂端的子系统完成接入省调主站的调试工作并投入运行。17.3.8厂站端调度数据专网设备按要求安装完毕，接入相应电力调度数据专用网络，并承载调度信息业务。

17.3.9发电机组试运行结束，应该完成带负荷运行的所有试验，将有关报告和技术资料报送调度机构，并通过审查。

17.3.10具备正常生产运行的其它条件。17.4 新建或扩建的电气设备加入试运行前三个月，并网方应向调度机构提供下列资料三份。17.4.1注明设备型号、设计规范参数的一次接线图； 17.4.2继电保护、安全稳定自动装置的原理图及说明书；

17.4.3线路长度、导线型号、排列方式、线间距离、杆型及线路走径地理图（线路在启动试运行前应测量线路工频和高频参数）；-49-17.4.4通信有关资料；

17.4.5相关的调度自动化系统技术参数及工程设计文件，包括：远动施工设计图和二次接线图，远动设备清单及说明书，测量回路变比，通信规约；AGC、AVC、PMU的型号、技术

参数及指标；电能量计量系统相关图纸、设备型号及参数，计量回路变比，辅助接点类型，关口点的设置方案；调度数据专用网络的施工设计图、设备清单及说明书；调度管理及实时调度系统厂站端的施工设计图、设备清单及说明书；二次系统安全防护方案，安全防护产品清单及说明书等；

17.4.6其它涉及新设备投产的资料。17.5 新建或扩建发电厂启动试运行前三个月，拟并网方还应向调度机构提供下列资料： 17.5.1锅炉、汽轮机、发电机、变压器等主要设备规范和参数； 17.5.2发电机、变压器的测试结论；

17.5.3发电厂输煤、给水、主蒸汽、除灰、燃烧、调速、循环水、发电机冷却系统图，励磁系统图；

17.5.4新设备规程，运行人员名单；

17.5.5线路长度、导线型号、排列方式、线间距离、杆型及线路走径地理图（线路在启动试运行前应测量线路工频和高频参数）；

17.5.6相关调度自动化系统设备验收报告；远动信息表；电能计量装置检验记录及施工图一套；电能计量若有拨号通道，应提供拨号号码；二次系统安全防护实施方案有关资料。17.5.7风电、太阳能等新能源机组应提供有关模型及参数。模型及参数应满足省调校核、计算的要求。

17.5.8调度机构要求的其他资料。17.6 提供资料的单位应对资料的正确性负责，并且对因资料误差而引起的后果负责。-50-17.7 调度机构接到上述资料后，按照有关规定进行下列工作： 17.7.1确定设备命名、编号和调度管辖范围划分。17.7.2提供继电保护及安全稳定自动装置定值。

17.7.3进行潮流和稳定计算，确定输送功率极限和运行方式及主变分接头位置。17.7.4编制试运行调度方案。

17.7.5依据并网通信系统设计方案，组织完成并网通信电路的测试、开通工作。17.7.6组织完成调度机构的调度自动化系统与拟并网方自动化设备的联调。

17.7.7组织完成并网调度业务所需的其它二次系统（数据专网、实时调度、保护信息等）的调试、开通。

17.7.8有关人员赴现场熟悉设备。

17.7.9组织研究并网条件，提出意见，参与有关并网前的检查等。17.8 拟并网方运行人员应在设备投入运行前熟悉本调度规程，经调度机构考试合格后方可上岗。17.9 新设备技术参数不满足国家标准或规定的要求，未通过并网运行必备条件审查，调度机构应拒绝该设备加入电网运行。

17.10新设备第一次启动的并网申请应由启动委员会主任签发并以书面形式通知省调，表示新设备已具备并网的安全和技术条件。调度机构认为新设备已满足并网条件，方可在日调度计划中安排并网试运行工作。

17.11新发电机组相关调试工作结束，确认继电保护、通信、调度自动化设备全部正常运行，发电设备带到额定出力稳定运行后，方可向调度机构申请进入168h或72+24h满负荷试运行。发电机168h或72+24h满负荷试运行结果由调度机构依据相关规程标准认定，其中起止时间和负荷率以调度机构的记录为准。

第二篇：电力调度规程培训考试实施方案

梨园工区《电力调度规程》培训考试的实施方案

各班组、各变电站：

为进一步强化职工的安全意识，不断提升职工《电力调度规程》理论知识及实际操作水平，切实熟练掌握《电力调度规程》，梨园工区领导决定，于2014年5月，在全工区内掀起学习《电力调度规程》，特制订本规程培训考试方案。

一、成立《电力调度规程》培训考试领导小组

组长：常兵杰郭呈军

副组长：宋红彦闫伟刘玉梅

成员：刘亚轩王茹峰姬会杰宋向前、董春玲李耀花石晓红

二、《电力调度规程》培训考试的实施

《电力调度规程》培训：分为调度规程理论培训和操作技能培训两部分。

1、具体《电力调度规程》培训内容

《电力调度规程》的总则、调度管理规程、运行操作规程、事故处理规程、平顶山电网调度术语、调度员服务规程等理论内容及《电力调度规程》实际现场操作。基本内容与重点内容应熟练掌握。

2、《电力调度规程》培训实施

培训实施由工区技术办具体负责组织，5月20号之前进行，由培训教师具体向各班组组长负责讲授，后由各班组长每周二、五学习日向各班组职工讲课。培训教师应选聘相关专业的具有实践经验的工程技术人员，原则上各班组由本班组组长及技术办公室全体人员担任。实施方式：现场向班组长讲授和各班组自学相结合。

3、培训教案的编制。教案由被选聘的教师具体编写。要本着备内容、备教法、备学员、备现场去编写教案。教案要妥善保存，以备查看。培训教师要灵活运用讲授、互动、案例、演示等不同的教法把教学的内容系统传授给参培职工，真正使参培职工听得进、听得懂、记得住、会操作。

4、培训效果的检验。培训课结束后，月底对每个学员进行《电力调度规程》考试，现场考试的成绩计入个人档案以备查。月底组织《电力调度规程》考试人员平均成绩达85分以上。

三、奖惩措施

1、培训的教师，月底之前自己将《电力调度规程》教案，上报到技术办。不按时上报每次罚款50元，不上报每次罚款100元。

2、参培人员严格遵守培训制度及培训时间，培训期间有缺课现象的，一人一次罚款50元；随意缩短培训时间的，一次罚款50元。

3、5月每周二、五各班组自行组织本班组人员学习《电力调度规程》，由工区《电力调度规程》培训考试领导小组发现一个班组不组织的，罚该班组100元。

4、由工区月底组织《电力调度规程》考试人员平均成绩达85分以上。个人80分为及格，低于80分，职工有一人罚款50元，班组长有一人不及格罚款50元，超过两人累计。

四、有关要求

1、工区技术办要开动思维、大胆创新，探索搞好《电力调度规程》培训的新模式、新思路、新方法，指导搞好培训工作。

2、公司所开展的《电力调度规程》培训，主管培训的领导是安全第一责任人，培训干事和培训教师是第二负责人。要加强对《电力调度规程》参培学员的安全管理，确保达到好的培训效果。

3、工区职教干事要制定对职工的《电力调度规程》培训考试的实施方案，并严格按照此方案和奖惩原则落实，以调动广大干部职工参与培训考试的实施方案培训的积极性和自觉性。

五、本方案从下发之日起实施。

第三篇：调度规程

调度规程(草稿)1 范围

本规程规定管道系统运行、操作、事故处理等有关调度管理的内容和要求。2 定义

2.1 业主：委托本公司进行天然气管道系统生产运行调度管理的公司。

2.2 管道系统：用于输送天然气的管道系统。一般包括输气管道、门站及生产辅助设施等。2.3 站场：输气管道起讫点及沿线按输送工艺需要而设立的站场。3 总则

3.1 由于天然气的销售、输送、使用具有同时性、整体性等特点，因此管道系统必须实行统一调度管理的原则。有关各方应协作配合，以保证管道的安全、平稳运行。

3.2 调度中心是管道系统运行的组织、指挥和协调机构，负责依据业主的销售计划，编制调度运行方案，组织实施输气运行工作。门站负责依据调度指令进行输气的具体操作。

3.3 本规程是管道系统运行、操作、事故处理等调度管理的基本规程。调度运行人员应全面掌握本规程；各相关单位的生产领导与相关部门应熟悉并遵守本规程的有关部分，各级安监部门应熟悉本规程并监督本规程的执行。4 调度任务

4.1 调度管理的任务是负责管道的运行、操作、事故处理等的指挥和协调，保证实现下列基本要求。

4.1.1 依据业主的销售计划，按照最大范围资源优化配置的原则，实现优化调度、节能调度，充分

发挥输气设备的运行能力，最大限度地完成销售计划，满足用户的用气需求。4.1.2 按照管道运行的客观规律和有关规定使管道安全、稳定、经济运行。

4.1.3 按照“公平、公正、公开”的原则，依据有关合同和协议，维护管道内各方的合法权益。

4.1.4 调度中心应进行下列主要工作： 4.1.4.1 编制和组织执行管道运行方案； 4.1.4.2 对所管辖的设备进行操作管理； 4.1.4.3 批准或许可所管辖设备的检修作业； 4.1.4.4 负责管道事故处理的调度指挥，参与分析事故，提出提高管道安全运行水平的建议； 4.1.4.5 对管网的远景发展规划和工程设计提出意见，并参与审查工作；

4.1.4.6 收集整理管道运行资料，总结分析，研究制订管道安全稳定运行措施，提高调度运行和技术管理水平。5 调度管理制度

5.1 投入运行的管线、站场与已经通气的用户，均应纳入的统一调度管理，服从调度指挥。5.2 调度中心值班调度员在其值班期间是管道系统运行、操作和事故处理等的指挥人，按照本规程规定行使指挥权。值班调度员必须按照规定发布调度指令，并对其发布的调度指令的正确性负责。值班调度员发布的调度指令，各门站及用户运行值班部门的受令人原则上必须立即执行。如受令人在接到值班调度员发布的调度指令时或在执行调度指令过程中，认为调度指令不正确，应立即向值班调度员汇报，由值班调度员决定该调度指令的执行或撤消。当值班调度员重复其指令时，受令人原则上必须执行；但当执行该指令确将威胁人身、设备或管道安全时，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值班调度员和受令人的直接领导。

5.3 若有不执行或拖延执行调度指令者，一切后果均由受令人和允许不执行该指令的领导负责。不允许无故拒绝执行调度指令，破坏调度纪律，发生虚报和隐瞒事实真相的现象。一经发现，公司将根据有关规定、用气合同与调度协议立即组织调查，并严肃处理。5.4 调度中心所管辖范围内的设备，未经值班调度员的指令，各有关单位不得擅自进行操作或改变其运行方式(对人身或设备安全有严重威胁者除外，但应及时向值班调度员报告)。5.5 上级领导发布的一切有关调度业务的指令，应通过调度中心负责人转达给值班调度员。如调度中心负责人不在时，则值班调度员可直接接受和执行指令，同时值班调度员应尽快报告调度中心负责人。

5.6 有关部门和领导向门站运行人员发布的指令，如涉及调度权限时，必须经值班调度员许可才能执行，但在现场事故处理规程内已有规定者除外(现场事故处理规程内的规定有涉及到调度范围的权限时，应在规程制定前先征求调度中心的意见，并报调度中心备案)。6 调度管辖范围

6.1 调度的范围以业主的委托为原则，负责业主委托的管道系统的日常输气运行的管理工作。

6.2 业主自行负责所属管道与设备的日常运行管理，但用户开始用气前必须报值班调度员许可，业主结束用气必须提前告知调度值班人员。7 用户管理

7.1 用户用气许可程序

7.1.1 电厂用户需开始用气时，必须提前半小时报值班调度员许可，并说明运行机组名称、用气负荷预计情况等后方可用气。值班调度员应及时将有关供气指令下达到对应门站运行值班人员。

7.1.2 非电厂用户需开始用气时，必须提前半小时向对应门站申请，经门站运行值班人员报值班调度员许可后方可用气。

7.1.3 用户试运行或电厂机组调试期间，应提前将试运行用气计划或调试计划报送运行公司，计划发生调整时应及时通报值班调度员。值班调度员应及时将计划调整指令下达到对应门站运行值班人员。

7.1.4 用气负荷发生较大变化时，电厂用户应提前汇报值班调度员，其它用户需立即向值班调度员说明情况。值班调度员应及时将有关指令下达到对应门站运行值班人员。7.1.5 用户日计划气量无法完成或改变用气主体时，应及时将有关情况通报值班调度员，并要求用户及时反馈业主市场营销部。

7.1.6 电厂用户发生机组故障等特殊事件时，必须第一时间通报值班调度员。7.1.7 机组准备停机退出运行时，电厂用户应提前通报值班调度员。值班调度员应及时将有关指令下达到对应门站运行值班人员。7.1.8 其他用户完成指定气量结束用气，应提前半小时通报相应门站运行值班人员。门站值班人员应及时汇报值班调度员。8 运行方案的编制与管理

8.1 调度中心根据业主公司提供的购销计划，结合管道运行技术要求，编制、月度及其它特殊运行方案，报运行公司领导批准，调度中心负责依据运行方案组织落实日常运行工作。8.2 公司有关部门应严格按管道运行方案的要求执行各项作业，以确保管道安全稳定运行。8.3 运行方案的编制应包括下列内容。8.3.1 各用户用气量预计(包括新投产用户)； 8.3.2 运行工况预测；

8.3.3 主要输气设备检修计划； 8.3.4 新设备、管线投产计划； 8.3.5 管道调峰能力分析； 8.3.6 管道上一年运行情况分析总结, 存在问题及改进意见； 9 设备检修的调度管理

9.1 设备检修包括计划检修、临时检修和应急抢修。计划检修指设备的定期检修、维修、试验和安全保护装置的定期维护、试验等。应急抢修指输气设施发生危及安全的泄漏、停输、火灾、爆炸等事故时，采取紧急措施的作业。临时检修指除计划检修及应急抢修外的非计划性检修。

9.2 维抢修应于每月25 日前向调度中心抄报下月检修计划。月度检修计划中应包含检修设备名称，主要工作内容，检修工作的计划开工日期和完工日期，以及说明是否影响正常输气等。

9.3 进行计划检修时，应在下列时间内将已签发的工作票报送调度中心许可。9.3.1 一般的计划检修，检修部门应提前3 个工作日报送调度中心，值班调度员在设备检修实施前签署许可意见。

9.3.2 设备检修将引起运行方式重大变化或影响用户供气时，检修部门应提前14 个工作日将已批准的相关手续、作业方案报送调度中心。调度中心以联系函形式提前9 天将有关作业计划通报业主公司安全技术部。9.4停输检修作业的调度管理

9.4.1 符合下列情况之一的检修作业须办理停输检修申请。

9.4.1.1 对在运支路设备检修，且无备用供气支路，可能导致停输的检修作业。

9.4.1.2 涉及自控、通讯设备的检修、校验、试验等工作，将造成站控、中控均无法对场站输气运行监控，可能导致停输的检修作业。

9.4.1.3 涉及电气设备的检修、校验、试验等工作，将造成全站供电中断，可能导致停输的检修作业。

9.4.1.4 涉及场站进、出站等主要阀门的检修、校验、试验等工作，对阀门实施关闭 操作，而该阀门无旁路或旁路输气能力不足，可能导致停输的检修作业。9.4.2 停输检修申请程序

9.4.2.1 涉及停输的检修作业，检修部门应在作业前14 个工作日提交停输检修申请单和作业方案，经调度运行中心、安全技术部会签后，报公司领导批准。9.4.2.2 停输检修申请单批准后，调度中心以联系函形式提前9 天将有关作业计划通报业主公司安全技术部。停输检修作业前1 天由调度中心电话或传真通报受影响的上游资源或下游用户具体实施时间。

9.4.2.3 检修作业结束后，值班调度应及时通知业主安全生产部、上下游，组织恢复正常输气，并汇报相关领导。9.5 其它要求

9.5.1 设备检修或试验，虽有申请手续并经书面调度许可，但在设备停止运行或试验前仍须得到门站运行值班人员的现场许可。9.5.2 己许可停用检修的设备，由于某种原因检修工作不能按计划开工时，应及时通报值班调度员。设备检修提前结束，亦应及时通报值班调度员。设备检修不能如期完工时，应按有关规定办理延期手续，并经过值班调度员的重新许可；影响输气任务完成的工作延期，须经调度中心负责人许可同意。

9.6 值班调度员可直接许可下列“对管道安全运行无明显影响”的临时检修。9.6.1 不影响管道的安全稳定运行；

9.6.2 不超出管道或设备许可的运行参数； 9.6.3 不影响管道中天然气气质；

9.6.4 不影响管道安全保护装置设备整定； 9.6.5 不影响当日输气计划的完成。10 新建、改建项目投入运行管理

10.1 新建、改建项目应按运行公司新设备或新项目投运的有关规定经批准后投入运行。10.2 新设备投入运行前，调度中心应做好以下工作。10.2.1 组织有关人员熟悉现场设备及技术规程；

10.2.2 根据新设备的命名于一个月内下达正式调度术语； 10.2.3 编制新设备运行方案；

10.2.4 收集修改完善后的技术资料； 10.2.5 修改或完善操作规程。

10.3 用户所属新建、改建项目需重新接入管道用气的，应按本规程确定的原则签订补充调度协议。

10.4 对新接入管道的用户新建、改建项目，调度中心应做好用户供气前的运行衔接。10.5 对不具备受气条件，或对管网系统安全构成潜在威胁的新设备，调度中心应拒绝其投入运行。

10.6 新设备未经申请批准，或虽经申请批准但未得到值班调度员的许可，不得自行将新设备投入运行。11 工艺操作管理 11.1 一般原则

11.1.1 属调度中心管辖的设备，未经值班调度员的指令，有关部门和门站的值班人员不得自行操作或自行指令操作。但对人员或设备安全有威胁者除外，并应在操作后立即报告值班调度员。

11.2 值班调度员发布的调度指令分为一般调度指令、重要调度指令、紧急调度指令等三种形式。

11.2.1 一般调度指令以口头形式下达，主要用于调节输供气压力、流量等参数、切换工艺流程等的调度指令，口头指令应通过录音电话发布。

11.2.2 重要调度指令以书面形式下发，主要用于重大作业（操作）或运行方式的重大变更调整，如：门站，公司重大生产作业，新用户、新管线投产等的调度指令。

11.2.3 紧急调度指令以口头下发，并追加书面调度指令，主要用于事故状态或可能引发事故的紧急情况下的调度指令。

11.3 门站运行值班员在操作前应核对工艺流程图，操作完毕应对站控系统流程图的标示与现场情况进行核实确认。

11.5 门站运行值班员在进行操作时，应统一编号和使用主要设备名称。

11.6 值班调度员发布调度指令时，门站运行值班人员接受指令后必须复诵一遍，值班调度员应复核无误。

11.7 门站运行值班人员汇报操作结束时，应报“操作结束时间”。“操作结束时间”是现场操作执行完毕的依据，值班调度员只有在收到上报的“操作结束时间”后，该项操作才算执行完毕。

11.8 工艺操作注意事项

11.8.1 正常操作应尽量避免在交接班时进行，必须在交接班时进行操作，则由交班人负责操作完毕。

11.8.2 操作前应检查所用安全用具是否合格。

11.8.3 操作步骤不能执行时，应立即停止操作，并向值班调度员报告，待条件具备后再进行操作。

11.8.4 雷雨、台风、暴雪等恶劣条件下应尽可能减少工艺操作。12 通信与自动化管理 12.1 调度通信管理

12.1.1 调度系统应设有专用通信线路及可靠的备用通信方式。

12.1.2 调度系统通信线路必须保证满足生产运行的需要，任何单位和个人不得占用、借用或转接。

12.1.3 调度系统通信线路的正常测试，测试部门或人员应事先通知调度中心和门站，经值班调度员和门站运行值班人员许可并保证备用线路畅通后才能实施,否则应采取必要的补救措施。

12.1.4 为保证通信安全畅通和及时消缺，通信机房应建立值班制度。

12.1.5 紧急事故状态下，调度中心值班调度员有权要求通信管理部门调用其它通信设施和工具。

12.2 调度自动化管理

12.2.1 调度数据网络应使用专用通道、独立的路由器和网络安全设备组网，实现与其它信息网络的安全隔离。

12.2.3 新建、改建工程的调度自动化设备必须与工艺设备同步投运，并满足调度自动化系统的有关要求，否则调度中心有权拒绝新建、改建工程的投运。

12.2.4 调度自动化系统如需进行改造和检修，其改造和检修的技术方案必须经运行公司审查批准，调度中心和有关门站许可后方可执行。

12.2.5 调度自动化设备的运行维护人员应认真做好系统运行的例行测试、信息核对和运行值班记录。

12.2.6 为保证系统安全运行和及时消缺，自动化系统必须建立运行维护值班制度。当值班人员发现信息失实、设备故障时应立即组织分析处理并及时通告调度中心、门站等信息接收单位。故障检修人员应在规定的时间内赶到现场，迅速处理、及时恢复正常运行。

12.2.7 调度自动化运行设备计划检修应提前按工作票管理办法的有关规定办理手续，调度中心和有关门站许可后方可实施，并在规定的时间内恢复运行。调度自动化运行设备临时检修，应及时通知调度中心、有关门站许可后方可停运。

13.2.8 当调度范围内管道结构发生变化时，调度自动化系统主管部门应根据提供的资料及时修改数据库、画面、报表等有关信息参数。

12.2.9 调度自动化系统应按国家有关规定进行检验和测试。

12.2.9 调度自动化系统的缺陷处理按公司设备缺陷管理办法有关规定执行。13 运行异常的调度管理 13.1 运行异常的处理原则

13.1.1 发生任何设备故障、影响线路和管道安全的事件、运行参数偏离正常工艺范围等运行异常时，门站运行值班人员必须立即处理并第一时间汇报值班调度员。

13.1.2 值班调度员接到运行异常汇报或发现运行异常时，应立即采取措施或指令门站运行值班人员采取紧急措施，控制事态发展，并尽一切可能恢复正常运行。

13.1.3 经应急处理后，值班调度员应根据运行异常的级别及时上报调度中心负责人、公司分管领导，结合领导的指示和应急处理有关规定进行进一步处理。14 事故处理

14.1 事故处理原则

14.1.1 值班调度员为处理管道运行事故的调度指挥人，在处理事故时应做到以下几点: 14.1.1.1 尽速限制事故的扩大或发展，防止破坏平稳输气和造成停供气的事件。

14.1.1.2 尽一切可能保持设备继续运行和不中断或少中断重要用户的正常供气，事故情况下优先保证居民用气。14.1.1.3 尽速对已停气的用户恢复供气，对重要用户应优先恢复供气。14.1.1.4 及时调整管道运行方式，并使其恢复正常。

14.1.1.5 在处理事故时，各门站、用户运行值班人员严格服从调度指挥，迅速正确地执行值班调度员的调度命令。

14.1.1.6 为了防止事故扩大，凡符合下列情况的操作，可由现场自行处理并迅速向值班调度员作简要报告，事后再作详细汇报：

14.1.1.6.1 将直接对人员生命安全构成威胁的设备退出运行。

14.1.1.6.2 运行设备受损伤己对管道安全构成威胁时，根据现场事故处理规程的规定将其停用或隔离。

14.1.1.7 发生重大设备异常及管网事故，值班调度员依据现场汇报情况判断事故确已发生时，应及时将发生的事故情况迅速报告调度中心负责人与公司领导。在中心控制室的调度中心负责人，应监督值班调度员正确处理事故。

14.1.1.8 调度中心负责人认为值班调度员处理事故不当，则应及时纠正，必要时可由调度中心负责人直接负责事故处理的调度指挥，但有关的调度指令必须由值班调度员下达。14.1.1.9 值班调度员在事故处理期间可拒绝非事故部门和单位的事故情况询问，以免影响事故处理。其他各门站和用户运行值班单位应密切监控管网压力、供气流量的变化和设备运行情况，防止事故扩展。如发生紧急情况，须立即报告值班调度员。

14.1.1.9 事故处理时，必须严格执行发令、汇报录音制度，指令和汇报内容应简明扼要。14.1.1.10 在处理管道事故时，不允许与事故处理无关的人员滞留在调度中心控制室内。14.2 事故处理程序严格按公司事故应急处理预案中的有关规定执行。

第四篇：调度规程

《调度规程》考试题

姓名

一、填空：(每题 4 分)单位 成绩

1、本规程规定了陕西电网调度管理、设备操作、事故处理和业务联系的基本原则。

2、计划检修是指为检查、试验、维护、检修电力设备，电网调度机构根据国家及有关 行业标准，参照设备技术参数、运行经验及供应商的建议，所预先安排的设备检修。非计划检修是指计划检修以外的所有检修。节日检修是指节假日期间的计划检修。3.陕西电网实行“统一调度，分级管理”的原则。网内的发电、供电、用电是一个联系紧 密不可分割的完整系统，各发电、输电、配电、用电单位对维护电网的安全、稳定、优质、经济运行均负有相应责任。4.各级调度机构在电网调度业务活动中是上、下级关系，下级调度机构必须服从上级 调度机构的调度。调管范围内的发电厂、变电站的运行值班人员必须服从对其有调管权的调度机构的 调度。5.省调调度员在值班期间是陕西电网运行、操作和事故处理的指挥人，在调度管辖范 围内行使调度权。省调值班调度员必须按照规定发布各种调度指令，并对其发布的调度 指令的正确性负责。6.下级调度机构的值班调度员、发电厂值长、变电站、集控中心值班长在电网调度业 务方面受省调值班调度员的指挥，接受省调值班调度员的调度指令。下级调度机构的值 班调度员、发电厂值长、变电站、集控中心值班长应对其执行指令的正确性负责。7.进行调度业务联系时，必须互报单位、姓名。在发布和执行调度指令时，接令人应 主动复诵指令并与发令人核对无误，待下达下令时间后才能执行；指令执行完毕后应立 即向省调值班调度员汇报执行情况和执行完的时间，否则不能认为该指令已经执行完 毕。在发布和接受指令时，双方均应做详细记录并录音。8.省调管辖的任何设备，未获省调值班调度员的指令，各地调、发电厂、变电站、集 控中心值班人员均不得自行操作，但危及人身和设备安全时除外。对于未经省调指令而 进行的操作，事后应立即报告省调值班调度员。9.任何单位和个人不得非法干预电网调度，非法干预调度指令的发布和执行。如有值班人员 不执行、迟延执行或变相执行调度指令，均视为不执行调度指令。不执行调度指令的值班人

员和允许不执行调度指令的领导人均应对不执行调度指令所造成的后果负责。10.对拒绝执行调度指令，破坏调度纪律，有以下行为之一的，省调有权组织调查，并 根据有关法律、法规和规定进行处理： a)未经省调许可，不按照省调下达的发电、供电调度计划执行的； b)不执行省调批准的检修计划的； c)不执行、不完全执行或迟延执行省调调度指令的； d)不如实反映执行调度指令情况的； e)不如实反映电网运行情况的； f)违反调度纪律的其他情况。

11.检修申请的批准工作内容和工作时间以检修通知单为准。12.省调值班调度员可根据系统情况，直接批准当日内可以完工且不影响系统正常运行 的设备检修。13.设备拟停止运行进行检修，虽已于前一日提出申请，并在日计划中得到批准，但改 变设备状态，必须得到值班调度员的指令以后才能进行，检修工作也只有得到值班调度 员的许可，才能开工，检修工作结束后，应及时报告值班调度员，否则不能认为检修工 作已经完毕。14.如因某种原因原定转入检修的设备延期开工时，不允许按原批准检修的期限自行推 迟设备投入运行或转入备用的时间。如需变更工期，应经调管该设备的调度部门批准。15.已经批准的停电检修工作，检修单位因故不能开工时，应于停电前 3 小时通知有关 调度值班调度员并办理改期手续。临修设备不允许改期。因系统原因不能按期开工，应 提前通知有关单位。16.开工检修的设备因故不能按期完工，必须在原批准的计划检修工期未过半前办理延 期申请手续，如果计划检修工期只有一天（包括每天都要恢复送电的检修），只有由于 气候突然变化，影响人身和设备安全不能继续进行计划检修者，方可提出延期申请。17.对正在检修的设备，要增加工作项目，必须向有关调度增报申请，若有设备状态变 化必须明确要求，待批复后方能工作。新增工作要延长工期，应按延期规定办理延期申 请手续。18.严禁未经办理申请、未获批准或未经允许开工而私自在已停电的设备上进行工作。凡在省调管辖的电气设备上进行带电作业时，均须按正常手续办理申请。19.电气设备检修时间为：现场值班人员接到值班调度员允许开工的指令时开始，到现

场值班人员汇报值班调度员设备完工，可以加入运行（或备用）为止。20.当水库控制流域大面积或持续性降雨，入库流量明显增加时，水电厂应及时向省调 报告，并提出改变运行方式的建议； 21.100MW 以下机组开机并网时间不得超过 5 min。22 继电保护和安全自动装置的投退及定值更改均应按调度指令执行； 继电保护和安全自 动装置在运行中发现缺陷，现场值班人员应及时向有关调度汇报，若需退出装置进行检 验时，必须经有关调度批准。如危及一次设备安全运行时，可先将装置退出，但事后应 立即汇报； 23.省调值班调度员是陕西电力系统运行操作的指挥者。凡属省调直接调管设备的倒闸 操作、机炉启停和继电保护、安全自动装置、远动设备等的投退，均须按照省调值班调 度员的指令进行；省调间接调管设备的操作，需征得省调值班调度员的许可。24.发电厂和变电站内部的电气设备停电检修时，省调调度员只负责下令将设备转至检 修申请要求的状态，即可许可开工；一切相关的安全措施均由设备所在单位负责。检修 工作结束，发电厂和变电站应将内部自做的安全措施拆除，将设备恢复至开工状态，方 可向调度员汇报完工。25.当系统频率高于 50.20Hz 时，调频厂应不待调令立即降低出力，使频率恢复正常。当系 统频率高于 50.50Hz 时，系统内各发电厂均应不待调令降低出力，使频率恢复至 50.20Hz 以内。装有高频切机装置的发电厂，当频率已高至切机装置动作值而装置未动时，应手动切 除该发电机。

二、名词解释：

1.紧急情况

电网发生事故或者发电、供电设备发生重大事故，电网频率或电压超出规定范围、输变电设 备负载超出规定值、联络线（或断面）功率值超出规定的稳定限额以及其他威胁电网安全运 行，有可能破坏电网稳定、导致电网瓦解以至大面积停电等运行情况。2.直接调度是指值班调度员直接向下级调度机构值班调度员或调度管辖厂、站运行值 班员发布调度指令的调度方式 3.AGC：指自动发电控制（Auto-Generation-Control）；

三 问答题：

1.依据《发电企业设备检修导则》（DL/T838-2003），发电机组检修按检修规模和停用时

间分为几个等级，如何定义的？ 答： a)A 级检修是指对发电机组进行全面的解体检查和修理，以保持、恢复或提高设 备性能； b)B 级检修是指针对机组某些设备存在问题，对机组部分设备进行解体检查和修 理。B 级检修可根据机组状态评估结果，有针对性地实施部分 A 级检修项目或 定期滚动检修项目； c)C 级检修是根据设备的磨损、老化规律，有重点地对机组进行检查、评估、修 理和清扫。C 级检修可进行少量零部件的更换、设备的消缺、调整、预防性试 验等作业以及实施部分 A 级检修项目或定期滚动检修项目； d)D 级检修是指当机组总体运行状况良好，而对主要设备的附属系统和设备进行 消缺。D 级检修除进行附属系统和设备的消缺外，还可根据设备状态的评估结 果，安排部分 C 级检修项目。2.下级调度机构的值班人员接到上级调度机构值班调度员发布的调度指令，认为该调度指令 不正确时，应如何处理？ 答：省调值班调度员下达的指令，各地调、发电厂、变电站、集控中心的值班人员必 须立即执行。如认为省调值班调度员下达的调度指令不正确，应立即向省调值班调度员提出 意见；如省调值班调度员仍重复指令，则值班人员必须迅速执行；如执行该项指令确会危及 人员、设备或系统安全，则值班人员应拒绝执行，并将拒绝执行的理由及改正指令内容的建 议报告省调值班调度员和本单位直接领导人。3.调度指令分为下几种形式，如何定义的？ 答： a)口头指令：由值班调度员口头下达的调度指令。对此类指令，值班调度员无须填写 操作指令票。如机炉开停、加减负荷、电压调整、AGC 投退等，值班调度员可以下达口头指 令。特别地，在事故情况下，值班调度员为加快事故处理速度，也可以口头下达事故操作 指令，对所调管的一、二次设备进行操作。现场运行值班人员在接受该指令后，不必填写操 作票，应立即进行操作。b)综合指令： 值班调度员下达的不涉及其他厂站配合的综合操作任务的调度指令。其 具体的逐项操作步骤和内容，以及安全措施，均由受令单位运行值班员自行按规程拟订。

c)逐项指令：值班调度员下达的操作指令是逐项按顺序执行的操作步骤和内容，要求 受令单位运行值班员按照指令的操作步骤和内容逐项按顺序进行操作。4.喜河水电厂的调管设备有哪些？ 答： a)1、2、3 号水轮发电机组； b)1、2、3 号主变压器及其开关、刀闸； c)330kV 全部设备； d)稳控装置。5.为了防止事故扩大，事故单位或各地调可不待省调值班调度员的指令进行那些紧急操作，但应尽快报告省调？ 答： a)将直接威胁人身安全的设备停电； b)将故障设备停电隔离； c)解除对运行设备安全的威胁； d)恢复全部或部分厂用电及重要用户的供电； e)现场规程中明确规定可不待调令自行处理者。

第五篇：宁夏电力调度控制管理规程2014

前 言

总则

................................................................................................2 2

调控范围及职责

............................................................................2 3

调度管理制度

................................................................................6 4

监控管理制度

................................................................................8 5

运行方式管理

..............................................................................11 6

调度计划管理

..............................................................................12 7

设备新投管理

..............................................................................16 8

频率及联络线控制

......................................................................17 9

无功控制和电压调整

..................................................................18 10

低频低压减负荷管理

................................................................19 11

电网稳定管理

............................................................................20 12

并网调度管理

............................................................................22 13

水库调度管理

............................................................................23 14

新能源调度管理

........................................................................24 15

继电保护和安自装置

................................................................26 16

调度自动化系统

........................................................................29 17

电力通信系统

............................................................................33 18

调度操作制度

............................................................................34 19

监控操作制度

............................................................................41 20

事故处理规定

............................................................................42 21

持证上岗管理

............................................................................53 22

安全管理及应急机制

................................................................55 B.1

冠语

..........................................................................................56 B.2

电网主要设备名称

..................................................................56 B.3

调度管理术语

..........................................................................60 B.4

操作术语

..................................................................................63 B.5

操作指令

..................................................................................67 附件A...........................................................................................................前 言

原《宁夏电力系统调度控制管理规程（试行）》 是2012年发布实施的。两年来，“大运行” 体系建设不断深化，电网调度和监控以及运维模式都有了新的变化。为适应“大运行” 体系的新要求，国家电网调控中心、国网西北调控分中心陆续出台了新的技术标准和管理规定，宁夏电力公司依据国调和西北分中心专业管理要求，也相继编制、修订了一系列的技术标准和管理标准。此外，宁夏电网网络结构、装机容量等方面也发生了很大变化。基于以上因素，宁夏电力公司组织相关专业人员对原调度控制管理规程进行了修订。

与上一版本相比，本规程有以下主要变化：——根据国网公司《国家电网调度控制管理规程（征求意见稿）》，对原调控管理规程的章节进行了调整，内容重新进行了梳理。

——增加了安全管理及应急机制一章。

——在频率及联络线控制中增加了广义联络线调整的相关内容。

——无功控制和电压调整一章中明确了对机组迟相和进相运行能力的要求。——电网稳定管理一章中增加了机组涉网保护方面的技术和管理规定。

——继电保护和安自 装置一章中增加了智能变电站继电保护装置相关规定，以及监控员在继电保护方面的职责。

——调度自动化系统一章中增加了自动化系统的运行管理、检修管理、投运和退役管理、缺陷管理等内容。

——事故处理规程中增加了监控异常及事故处理规定。

——按照最新规定，调整设备调管原则，更新了设备调管范围和监控范围表。——根据最新下发的“大运行” 体系相关技术标准和管理标准，对原有内容逐条进行了修订。

——增加了主要继电保护装置功能说明和线路允许极限输送容量两个资料性附录。

——调度术语汇编中增加了直流输电系统及新能源相关的术语及定义，并根据国家最新颁布的标准和规定，更新了部分术语及其定义。

需要指出的是，本规程是基于2014年5月31日的宁夏电网网架结构及电网运行实际而修编的。随着电网的发展和电力体制改革的深化，本规程的部分内容将不再适用，使用中需特别注意。

本规程实施之日起代替2012年版《宁夏电力系统调度控制管理规程（试行）》。本规程的附录A、附录B为规范性附录。本规程的附录C、附录D为资料性附录。本规程由宁夏电力公司组织制定。

本规程由宁夏电力调度控制中心提出、归口并解释。本规程由宁夏电力调度控制中心负责起草。

本规程主要起草人： 宁波、苏明昕、彭嘉宁、摆世彬、朱建军、张衡、黄鹏、徐鹤勇、刘一峰、项丽、王小立、吴建云、黄伟兵、严兵、王运、苏波、马天东、朱仔新、高任龙、白鹭、韩红卫、张宏杰、李笑宇、张杰、王鑫、刘刚、田志浩、李金东、王勇、杨龙。

感谢公司科技信通部、所属各供电局、检修公司、各直调发电厂在本规程修编过程中给予的大力支持与配合。

总则

1.1 为规范和加强宁夏电网调度控制管理工作，确保电网安全、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》 和有关法律、法规，并结合宁夏电网实际，制定本规程。

1.2 本规程规定了宁夏电网调度控制管理、设备操作、集中监视、远方操作、设备验收、事故处理和业务联系的基本原则。

1.3 本规程适用于宁夏电力系统发电、输电、配电、用电及其它活动中与电力调度控制有关的行为。各级电网经营企业、调控机构和并入宁夏电网内的各发电、输变电、用电单位及其他有关单位必须熟悉和遵守本规程。1.4 宁夏电网实行统一调度、分级管理。1.5 宁夏电网设置两级电网调度控制机构（简称“调控机构”），分别为宁夏（自治区）电力调度控制中心（简称“宁夏区调”）和地（市）级电力调度控制中心（简称“地调”）。宁夏区调是国家电网西北电力调控分中心（简称“西北分中心”）的下级调控机构。

1.6 各级调控机构在调度业务中是上下级关系，下级调控机构必须服从上级调控机构的调度。

1.7 宁夏电网内的电力生产运行单位必须服从与调度管辖相对应的调控机构的调度。

1.8 各级调控机构应按照调度控制、调度计划、运行方式、继电保护、调度自动化、水库及新能源等专业，设立与本级电力调度管理相适应的专业部门和岗位，配备相适应的专职人员。

1.9 本规程适用于宁夏电网内各级调控机构的电力调控业务活动，各电力生产运行单位颁发的有关电力调度控制的规程、规定等，均不得与本规程相抵触。1.10 任何单位和个人均不得非法干预电力调度，任何违反本规程的单位和个人，按照相应的法律、法规承担责任。

1.11 宁夏电网与西北电网联网运行的调控管理，按西北分中心制定的规程规定执行。

调控范围及职责

2.1 调控管辖范围包括调度管辖范围（简称“调管范围”）和设备监控范围（简称“监控范围”），调管范围指调控机构行使调度权的设备范围，监控范围指调控机构集中监控的所有变电站设备。

2.2 调度管理实行调度、监控权与设备所有权、经营权相分离，按有利于电网安全经济运行、有利于电网运行指挥、有利于电网调度管理的原则划分调管范围和监控范围。

2.3 宁夏电网内设备属上级调控机构委托、许可调度设备的，区调按上级调控机构相关规定执行。

2.4 同一设备原则上应仅由一个调控机构直接调度。2.5 二次设备调度管辖范围由其一次设备管辖范围确定。2.6 宁夏区调直接调管范围

2.6.1 并入宁夏电网 110 千伏及以上系统，不属于西北分中心直调，且单机容量在 50 兆瓦及以上或全厂容量在 100 兆瓦及以上的火力发电机组。

2.6.2 单机容量在 5 兆瓦以上或全厂装机在 25 兆瓦以上的水电机组。2.6.3 所有风力发电机组及并网容量在 50兆瓦以上的光伏发电设备。

2.6.4 除国调和西北分中心直接调管设备外的其他 330 千伏母线、线路及其附属设备。

2.6.5 除发电厂启备变及厂用负荷变外的其他 330 千伏主变及主变附属设备。

2.6.6 除部分用户变及直供馈线路外的所有 220 千伏母线及母线附属设备、母联开关和相连刀闸、旁路开关和相连刀闸、线路、线路开关和相连刀闸，以及直接调管机组的升压变及其附属设备。2.6.7 220 千伏（或 330 千伏）变电站 110 千伏系统中接有区调直调水、火电厂的，其 220 千伏（或 330 千伏）主变、110 千伏母线及母线附属设备、母联开关和相连刀闸、110 千伏电源联络线及线路开关和相连刀闸。2.6.8 区调直调 110 千伏水、火电厂的 110 千伏母线、母联开关和相连刀闸、旁路开关和相连刀闸、线路开关和相连刀闸及母线附属设备。

2.6.9 铝厂一所、二所 110 千伏母线及母线附属设备、母联开关和相连刀闸、线路、线路两侧开关和相连刀闸。

2.6.10 除西北分中心直接调管外的其他 220千伏及以上与宁夏区调直调设备相关的稳控装置。

2.6.11 220 千伏、330 千伏电网及直调的110千伏厂站主变中性点接地方式。

2.6.12 低频低压减负荷装置的投退。

2.6.13 110 千伏以及上电压等级的故障录波器。2.7 宁夏区调间接调管范围

2.7.1 并网容量在 50 兆瓦及以下的光伏电站。

2.7.2 区调直接调管的 110 千伏及以下新能源场站升压站的并网联络线。2.7.3 直接调管的火电厂启备变及非 3/2 接线方式的启备变高压侧开关。2.7.4 地调调管的 110千伏及以上电压等级的设备与主网的合、解环操作。2.7.5 影响区调直调设备的 110 千伏及以下稳控装置（系统）。2.8 地调调管范围

2.8.1 地区电网内不属西北分中心、宁夏区调调管的电厂。

2.8.2 220 千伏及以上变电站除国调、西北分中心和宁夏区调直接调管范围外的设备。

2.8.3 地调所在地区的 110 千伏及以下变电站和线路。

2.8.4 接入 110 千伏及以下电压等级且并网容量在 50 兆瓦及以下的光伏电站。

2.9 发电厂、运维站站自行调度管辖范围

不属西北分中心、区调、地调调管的设备。2.10 区调监控范围

2.10.1 除西北分中心监控和有人值守站外的其他 750千伏变电站。2.10.2 宁夏电网内重要的 330 千伏枢纽变电站。2.11 地调监控范围

2.11.1 各地调所在地区电网中不属于区调监控的 330千伏变电站。2.11.2 各地调所在地区电网 220 千伏及以下变电站。

2.12 原则上各级调控机构应每年下达调管范围和监控范围明细表。新并网设备应在启动前明确调管范围和监控范围。调管范围和监控范围具体划分见附录 A。

2.13 各级电力调度控制机构按照调管范围和监控范围依法组织、指挥、指导、协调、控制电力系统运行、操作和事故处理，监视和控制电网设备，保证实现下列要求：

a)根据有关规定，使电网安全、连续、可靠供电。b)使电网内的电能质量（频率、电压和谐波等指标）符合国家规定的标准。c)按照最大范围优化配置资源的原则，充分发挥发、供电设备能力，最大限度地满足本电网内的用电需要。

d)优化资源利用，合理使用燃料和水能资源，最大限度地使电网在经济方式下运行。

e)根据国家有关法律、法规和政策以及有关合同或者协 议，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。

2.14 宁夏区调的职责

2.14.1 负责宁夏电网的安全、优质、经济运行，划分宁夏电网调管范围和监控范围，对所辖电网及并网电厂实施统一调度、监控管理。

2.14.2 负责宁夏电网内调度运行、设备监控、调度计划、运行方式、继电保护、调度自动化、水库及新能源调度等专业管理，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，负责所辖电网二次设备技术监督。2.14.3 负责指挥宁夏电网调度范围内设备的运行、操作及电网的事故处理，参与电网事故调查分析。负责指挥宁夏电网调峰、省间联络线潮流的调控及调管范围内的调压工作。

2.14.4 负责宁夏电网监控范围内设备的集中监视、远方操作及事故、缺陷处理，监控信息的统计、上报。

2.14.5 负责电网的安全稳定运行及管理，编制调管范围内电网的安全稳定控制方案，编制全网低频、低压减负荷方案。2.14.6 负责组织编制和执行宁夏电网运行方式，执行西北分中心下达或批准的网间联络线运行方式。

2.14.7 负责调管范围内设备的检修平衡，受理并批准调管设备的检修申请。2.14.8 负责宁夏电网电力电量平衡及安全校核。

2.14.9 参与所辖电网规划、设计、建设和工程项目审查工作，负责调管范围内新设备启动。

2.14.10 负责签订调管范围内的发电厂、用户的并网调度协议。

2.14.11 负责编制《宁夏电网限电序位表》、《宁夏电网紧急限电序位表》，报政府批准后执行。

2.14.12 负责调管水电（厂）站水库发电调度工作，编制水库调度方案。2.14.13 负责调管范围内的新能源场站验收、并网、发电调度工作及相应的技术监督。

2.14.14 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管范围内的整定方案，并督促实施。

2.14.15 负责组织制定电力自动化系统的规划，并督促实施。负责电力二次系统安全防护。

2.14.16 负责公司调度技术装备的运行和管理。

2.14.17 负责宁夏电网内调控运行技术人员的业务技术培训、考核和上岗考试工作。

2.14.18 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。

2.15 地调的职责

2.15.1 接受宁夏区调的调度管理，执行宁夏区调发布的调度指令。实施宁夏区调及上级有关部门制定的有关标准和规定。

2.15.2 在宁夏区调的统一领导下，负责所辖电网的安全、优质、经济运行，负责调管范围内设备的运行、监视、操作及电网的事故处理。

2.15.3 负责监控范围内设备的集中监视、远方操作及事故、异常缺陷的处理，并将各类监控信息数据及时上报区调。

2.15.4 负责编制和执行所辖电网的运行方式。2.15.5 负责编制所辖电网内设备检修计划，属宁夏区调间调范围内设备的检修申请由地调统一归口向宁夏区调申请。2.15.6 参与编制《宁夏电网限电序位表》 和《宁夏电网紧急限电序位表》 中相关内容。

2.15.7 负责所辖电网继电保护、自动化等专业技术的管理工作。

2.15.8 参加所辖电网发展规划、设计和有关工程项目的审查，负责调管范围内新设备启动。

2.15.9 负责本地区负荷预测工作。

2.15.10 负责签订调管范围内的发电厂、用户的并网调度协议。2.15.11 负责对本级监控范围内电网运行设备的集中监控，并及时向宁夏区调汇报属区调调度管辖及许可范围内一、二次设备状态及异常、事故情况。2.15.12 负责所辖单位调度值班人员的业务技术培训、考核和上岗考试。2.15.13 根据宁夏区调的指令进行调峰，负责所辖电网的电压调整工作。2.15.14 行使区调和本供电公司授予的其它职权。3 调度管理制度

3.1 区调值班调控员在值班期间是宁夏电网生产运行的指挥者和协调者，按相关法律、规定行使调度指挥权，并对其下达调度指挥及调度指令的正确性负责。

3.2 区调监控员、地调调度（监控）员及厂、站、运维站（队）的值班员接受调控机构值班调控员的调度指令和运行管理，并对执行指令的正确性负责。3.3 在调度联系和发布、接受调度指令时，双方必须严格执行下令、复诵、记录、录音和汇报制度，使用标准调度术语和设备双重名称（设备名称和编号）。受令人在接受调度指令时，必须复诵无误方可执行，执行完毕后立即汇报执行情况。区调值班调控员只有在接到上述汇报后，方可认为操作指令执行完毕。3.4 任何单位和个人不得干预区调值班调控员下达或执行调度指令，区调值班调控员有权拒绝各种非法干预。

3.5 区调值班调控员下达的调度指令，发电厂、变电站、运维站的值班人员和地调值班调度（监控）员必须执行。如认为其指令不正确时应予以指出，区调值班调控员要认真复查，当区调值班调控员仍重复原指令时，则必须执行。但确认执行该指令对人员或设备的安全有威胁时，接令人应拒绝执行，并将拒绝执行的理由和建议报告区调值班调控员和本单位的直接领导。

3.6 宁夏电力公司领导发布的有关调度业务的指示，一般应通过区调领导传达到值班调控员。特殊情况下，值班调控员也可直接接受并执行，但应尽快汇报

区调领导和电网调控处长。

3.7 未经区调值班调控员下令或许可，任何人不得操作区调管辖范围内的设备。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，并立即汇报值班调控员。

3.8 调度许可设备在操作前应经上级调控机构值班调控员许可，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控员不经许可直接操作，但应及时向上级调控机构值班调控员汇报。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控员许可。

3.9 发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，区调值班调控员可直接越级向地调管辖的厂、站、监控、运维站等的运行值班单位发布调度指令，并及时通知相应地调值班调控员。此时，地调值班调控员不得发布与之相抵触的调度指令。3.10 属于区调直接调管范围内的设备，根据需要，在区调与有关地调或厂站协商后，可长期或临时委托地调或厂站进行调度管理。因主网运行方式改变而影响地调管辖范围内电网、设备运行时，区调应事先通知地调。因地调管辖范围内电网、设备运行方式改变后影响主网时，地调应事前取得区调的同意。3.11 发电厂必须按照调度日运行方式运行，并根据调度指令参与调峰、调频、调压。区调值班调控员根据系统运行情况有权修改日调度计划，并予以记录，且对正确性负责。3.12 发电厂、变电站和地调的当值人员应主动向区调值班调控员汇报运行情况，发现异常要及时汇报。区调值班调控员也应向现场通报电网主要运行情况。3.13 一个运行单位同时接到区调和地调的调度指令而不能同时执行时，应及时汇报区调值班调控员，区调值班调控员根据指令的性质和影响，从全局出发确定执行指令的次序，并应及时通知相应地调和该运行单位。

3.14 运行单位必须保证在任何时间都有可接受调度指令的人员在主控室（集控站）内。

3.15 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：

3.15.1 未经上级调控机构许可，不执行上级调控机构下达的发电调度计划。3.15.2 不执行有关调控机构批准的检修计划。

3.15.3 不执行调度指令和调控机构下达的保证电网安全的措施。3.15.4 不如实反映调度指令执行情况。3.15.5 不如实反映电网运行情况。

3.15.6 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。

3.15.7 性质恶劣的其它行为。

3.16 调控系统运行值班人员须经培训、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。3.17 有权接受调度指令的人员名单应根据调度管辖范围，报相应调控机构备案。

3.18 调度值班制度

3.18.1 非调度值班人员不得擅自进入调度控制室，外来人员未经批准严禁进入调度控制室。

3.18.2 调控员值班期间，不做与值班无关的事情，谢绝会客，不得将无关人员带入调度控制室。

3.18.3 值班调控员应保持良好精神状态，调度业务联系要严肃认真，态度诚恳，语言简明，使用普通话和统一的调度术语。

3.18.4 调控员接班后应对系统的运行情况勤了解、勤分析、勤调整，并做好本班的事故预想及处理措施。所有记录要完整、清晰。3.18.5 保持调度控制室肃静、整洁。

3.18.6 严格遵守保密制度，不得向无关人员泄露生产数据和系统运行情况。3.18.7 值班期间调控员不得擅自离开工作岗位。3.18.8 为了保证调度系统正常工作和通信畅通，值班调控员不得转接非调度业务电话。

3.18.9 值班调控员应按排班表值班，如因病、事需要请假应按规定办理请假手续，不得私自找人替班。

3.18.10 值班调控员不准连值两班。3.19 调度交接班制度

3.19.1 交班值应提前十分钟做好交班的准备工作，认真填写值班日志，将相关资料收集齐全并摆放整齐，保持调度台整洁。

3.19.2 接班值应提前十分钟到岗，了解系统情况，认真阅读休班期间各项记录、工作票、调度业务单及其它运行资料。

3.19.3 交接班时，交班调控员应详细交接电气方式、机炉方式、检修设备、系统负荷、计划工作、运行原则、存在问题等内容及其它注意事项，接班调控员应认真听取，如有疑问应及时提出。

3.19.4 交接班内容以交接班日志、记录为依据。交班少交或漏交所造成的后果，由交班值负责。接班值未认真接班造成的后果，由接班值负责。3.19.5 如遇下列情况，不得交接班：

a)交接班人员未到齐。

b)事故处理及倒闸操作未告一段落时。

c)记录、报表填写不完全或交待不清楚时。

d)交接班时发生事故，应立即中止交接班，并由交班调控 员进行事故处理。接班调控员可按交班调控员的要求协 助处理事故。

e)不到交接班时间。

3.19.6 交、接班调控员双方在交接班日志上签字后，交接班手续方算履行完毕。

监控管理制度

4.1 监控员应熟悉监控系统、所辖变电站的一次主接线及正常运行方式、设备调度管辖范围、相关操作要领以及其它运行注意事项。4.2 监控值班员负责受控站设备的监控工作，主要包括事故、异常、越限、变位等信息。全面掌握各受控站的运行方式、设备状态、异常信号、主设备的负载、电压水平、故障处理等情况。

4.3 监控人员值班期间应与设备管辖调度员、变电运维人员、自动化人员保持通讯畅通。

4.4 值班监控员在进行业务联系时，必须使用专用录音电话，并严格执行下令、复诵、记录、录音和汇报制度，使用标准调度 术语和设备双重名称（设备名称和编号）。4.5 设备集中监视管理

4.5.1 值班监控员应对受控站设备进行集中监视，包括全面监视、正常监视和特殊监视，及时发现设备异常和缺陷信息，通知现场运维人员，必要时汇报相关值班调度员。

4.5.2 正常监视是指监控员值班期间应对变电站设备事故、异常、越限、变位信息，变电站运行工况及设备状态在线监测告警信息、输变电设备负载情况进行不间断监视。

4.5.3 全面监视是指监控员对所有监控变电站进行全面的巡视检查，全面监视应包括以下内容：

a)检查监控系统是否正常，遥信、遥测数据是否刷新。

b)检查变电站一、二次设备，站用电、交直流等设备运行 工况。

c)检查电流、电压、有功、无功、温度等遥测量是否正常，开关、刀闸位置等遥信量是否正确。

d)核对监控系统检修置牌情况。e)核对监控系统信息封锁情况。

f)检查输变电设备状态在线监测系统和监控辅助系统（视频监控等）运行情况。g)检查变电站监控系统告警直传、远程浏览功能情况。h)核对未复归、未确认监控信号及其它异常信号。

4.5.4 特殊监视是指在某些特殊情况下，监控员对变电站设备采取的加强监视措施，如增加监视频度、定期抄录相关数据、通过变电站视频系统辅助查看、对相关设备或变电站进行固定画面监视等，并做好事故预想及各项应急准备工作。遇有下列情况，应对变电站相关区域或设备开展特殊监视，做好事故预想及各项应急准备工作：

a)设备有严重或危急缺陷，需加强监视时。b)新设备试运行期间。

c)设备重载或接近稳定限额运行时。d)遇特殊恶劣天气时。

e)重点时期及有重要保电任务时。f)电网处于特殊运行方式时。

g)电网发生事故或安防、消防系统告警时。h)其它有特殊监视要求时。

4.6 集中监控许可管理

4.6.1 尚未实施集中监控的变电站，在满足设备集中监控技术条件后，运维单位如需将变电站纳入调控中心设备集中监控，应向调度机构设备监控管理处提交变电站实施集中监控许可申请和相关技术资料。

4.6.2 调控机构应对变电站集中监控进行许可管理，在收到运维单位书面申请后，编制完成变电站监控业务移交工作方案，分析评估变电站集中监控条件。评估通过后，调控机构应与运维单位明确监控职责移交的范围和时间，当值值班监控员与现场值班运维人员通过录音电话按时办理集中监控职责交接手续，并向相关调度汇报。

4.6.3 在变电站集中监控前，调控机构应完成人员培训、越限告警限值设定、运行规定和台账记录修订等准备工作。

4.6.4 变电站在集中监控试运行期间内，监控业务移交工作组对变电站是否具备集中监控技术条件进行现场检查，检查应根据移交工作方案中现场检查的项目和内容执行，对检查发现的问题应及时通知运维单位进行整改，检查记录应签名留存。

4.6.5 变电站在集中监控试运行期满后，监控业务移交工作组对试运行情况进行分析评估，形成集中监控评估报告，作为许可变电站集中监控的依据。4.6.6 已实施集中监控的变电站改、扩建后，相关监控信息完成验收联调后，运维单位如需将改、扩建部分设备纳入调控中心设备集中监控，应向调度机构设备监控管理处提交相应设备实施集中监控许可申请和相关技术资料。调度机构可参照新建变电站纳入调控中心设备集中监控办法执行。4.7 监控信息接入变更和验收管理

4.7.1 出现以下情况，调控中心应组织开展监控信息验收： a)新建、改建、扩建工程投产。

b)变电站综自系统改造、变电站远动机或其它变电站。4.7.2 调度端监控信息联调验收应具备以下条件：

a)工程管理部门或运检单位已完成变电站端监控系统验收工作，监控信息完整、正确。

b)相关调度技术支持系统已完成数据接入和维护工作。c)相关远动设备、通信通道正常、可靠。

4.7.3 调控中心制定验收工作计划并组织联调验收，验收内容包括技术资料、监控信息、监控画面及监控功能。4.7.4 调控中心根据验收工作计划，组织监控员与现场运维人员对监控信息逐一核对，进行相关遥控试验，验证告警直传和远程浏览功能，及时处理验收问题，做好验收记录。

4.7.5 验收过程中发现的问题由调控中心协调相关单位、部门进行消缺。消缺完毕后，运维单位应向调控中心提交监控信息接入变更和验收申请，调控中心组织再验收。

4.7.6 验收完毕后，调控中心应将监控信息表及时归档。

4.7.7 变电设备检修，涉及信号、测量或控制回路的，即使监控信息表未发生变化，运维单位也应在工作前向值班监控员汇报。检修结束恢复送电前，运维单位还应与值班监控员核对双方监控系统信息一致性。4.8 监控值班管理

4.8.1 设备监控实行 24 小时不间断监视。

4.8.2 值班监控员与值班调度员值班电话号码应分设，并具备录音功能。4.8.3 监控人员应按批准的倒班方式轮流值班，并遵守统一的作息时间，不得擅自变更值班方式和交接班时间，如需换、替班，应经监控负责人批准。4.8.4 监控人员在值班期间，必须坚守工作岗位，如有特殊情况，应经监控负责人批准并安排人员代班，履行交接手续后方可离岗。4.8.5 监控人员在值班期间，应注意文明生产，穿戴统一的值班工作服和值班岗位标志，保持工作场所整洁。

4.8.6 值班人员在接班前 12 小时内严禁饮酒，值班期间应保持良好的精神状态。

4.8.7 监控人员在值班期间，应严格执行规章制度，遵守劳动纪律。

运行方式管理

5.1 各级调控机构均应编制管辖范围内电网运行方式和月、日调度计划。节日、重要保电期间或电网发生重要设备检修、电网运行方式发生较大改变时，应制定相应的电网特殊运行方式。5.2 方式编制 5.2.1 基本原则

方式分析应全面评估本电网运行情况、安全稳定措施落实情况及实施效果，阐述次年电网运行中预计存在的主要问题及电网运行方式安排重点，提出电网规划、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。

5.2.2 工作要求

5.2.2.1 为确保及时准确提供次年电网基础数据，保证方式分析的全面性和准确性，各有关单位应于每年 9 月 30 日前向调度部门提供编制运行方式所需资料。

5.2.2.2 省公司规划、运维、营销、基建、电网交易中心等有关部门提供下列资料： 全年新(改)建项目投产计划、省(网)间联络线售（购）电计划、各厂发电计划和购电计划、输变电设备检修计划。

5.2.2.3 各供电公司及区检修公司提供下列资料：地区分月用电预测、地区现有电网主接线图和地理接线图、输变电设备检修计划。

5.2.2.4 各火电厂提供下列资料：发变电设备检修计划、发电机 P－Q 曲线、机组微增特性曲线、煤场的有关资料。

5.2.2.5 各水电厂提供下列资料：水库运用计划、来水预测、发电能力预测、发变电设备检修计划、发电机 P－Q 曲线、机组微增综合特性曲线。5.2.2.6 各风电厂/太阳能发电厂提供以下资料：风电/光伏发电预测、发电设备检修计划。

5.2.3 方式主要内容

a)上电网运行情况总结，包括新投产设备及设备规 范、末系统规模、上生产运行情况分析、上电网安全状况分析。b)本电网新设备投产计划。c)本电力生产需求预测。

d)本电网主要设备检修计划。e)水电厂水库运行方式。

f)本电网结构、短路分析及运行结线方式。g)电网潮流计算、N-1 静态安全分析。h)系统稳定分析及安全约束。i)无功电压分析。

j)电网安自装置和低频低压减负荷整定方案。k)调度系统重点工作开展情况。

l)电网安全运行存在的问题及措施。m)下级电网运行方式概要。

5.2.4 各地区电网调控机构应于 12 月 20 日前向宁夏区调汇报运行方式主要结论，并于 12 月 31 日前完成运行方式编制工作，由所属供电公司主管生产的领导组织审查批准后执行。

调度计划管理

6.1 调度计划编制原则

6.1.1 区调根据公司有关部门提出的年、季度发、购、供电计划和相关单位检修计划，在“公开、公平、公正” 原则的基础上编制月、日调度计划，并保证实施。

6.1.2 充分发挥发、输、变电设备的能力，在满足各种约束的前提下，制定月、日调度计划，保证电力电量的正常供应，满足水库各项综合运用基本要求。

6.1.3 月度发电调度计划应在分月发电计划的基础上，综合考虑用电负荷需求、月度水情、新能源发电、电网设备能力及其电气设备检修情况等因素进行编制。

6.1.4 日发电调度计划在月调度计划的基础上，综合考虑近期内水情、新能源发电、电网设备能力及其检修情况、气象等因素进行编制。

6.1.5 区调编制发、供电调度计划时，应留有旋转备用容量，分配备用容量时应考虑输电网络的送（受）电能力。宁夏电网的旋转备用容量应不小于网内单机容量最大的发电机组的额定功率，同时要适当考虑为风电、光伏发电预留一定的旋转备用容量。

6.2 月调度计划的编制和执行 6.2.1 月调度计划主要内容 a)全网及各地区负荷预测及用电计划。b)水电厂水库控制运用计划。c)统调电厂发电计划。d)省间购售电计划。

e)省间联络线电力、电量计划。f)电气设备停电计划及进度表。

g)各地区负荷功率因数和各中枢点电压（或无功）允许偏 差范围。6.2.2 每月 15 日前区调统调厂、各地调应根据水情和检修情况将次月发电、用电计划报区调。每月 5 日 24:00 前区检修公司、各地调将停电计划报区调并报相应供电公司。如遇到报送日期为节假日，则报送日期提前至节假日前最后一个工作日。

6.2.3 编制全网月停电计划并纳入月调度计划。

6.2.4 水电厂根据水情预报及发电计划将预计的月末运行水位报送区调。6.2.5 每月 13 日由区调主持召开月度停电计划协调会，确定次月调度计划。如遇到节假日，则顺延至节假日后第一个工作日。6.2.6 月度调度计划编制完成后，经上级调控机构及宁夏电力公司主管生产领导批准后，下发有关单位执行。6.3 日调度计划的编制和执行 6.3.1 日调度计划内容

a)全网及各地区 96 点日用电负荷预计曲线。b)省间联络线 96 点有功曲线。c)省间电力电量交换计划。

d)统调电厂日发电量及有功出力曲线。e)发电设备停电计划。f)输变电设备停电计划。

g)电网运行风险预警通知书（可能触发电网风险时提供）。h)特殊运行方式下稳定措施变更通知单。6.3.2 调度计划处在月调度计划的基础上，根据西北分中心下达的省间日购售电计划并结合电网实际情况、短期负荷预报、新能源发电预测、设备运行状况等编制日发电调度计划，并进行电能日前安全校核，确保日调度计划满足安全稳定导则要求，经调度计划处、调度控制处、系统运行处处长审核，区调主管生产领导批准后，由区调值班调度员负责下达执行。

6.3.3 调度计划处受理区调调管范围内电气设备停电工作申请票，经过调度、计划、系统、保护、自动化处、公司科技信通部通信处处长审核，区调主管生产副主任或总工程师批准后形成日检修计划，区调值班调度员负责下达执行。

6.3.4 调度计划处在编制日停电计划时，对于重大检修方式或可能触发风险预警的检修方式，应提前 1 周下达风险预警通知书，系统运行处根据需要下达有关检修方式下电网运行控制原则的调度业务联系单。

6.3.5 各直调发电厂应严格执行日有功负荷计划曲线，并根据调度指令调整，当发电厂无法按计划运行时，应立即汇报区调值班调度员，区调按有关规定进行考核。

6.3.6 正常情况下区调应严格执行日调度计划。出现下列紧急情况之一时，区调值班调度员可以调整日发电、供电调度计划，发布限电、调整发电厂功率及开、停发电机组等指令，并汇报西北分中心值班调度员，通知有关地调值班调度员及直调发电厂值班长：

a)发电、供电设备发生重大事故或电网发生事故。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)其它威胁电网安全运行的紧急情况。6.4 设备停电计划的编制和执行 6.4.1 停电检修分类

6.4.1.1 计划检修：指列入月度停电计划的停电项目。

6.4.1.2 临时检修：计划停电检修以外的电气设备停电检修工作。设备异常需紧急处理以及设备故障停运后的紧急抢修、与已批准的计划停电检修相配合的检修（但不得超过已批准的计划停电检修时间或扩大停电范围）除外。6.4.1.3 事故抢修： 指由于设备健康或其它原因被迫停止运行，需立即进行抢修恢复的停电检修工作。

6.4.1.4 依据《发电企业设备检修导则》（DL/T 838-2003），发电厂机组检修按检修规模和停用时间分为 A、B、C、D 四个等级。6.4.1.5 有关单位向宁夏区调提交发电厂设备停电申请时，对于发变组单元式接线方式（发电机与变压器之间无开关），应明确是机组检修还是发变组检修。对于发电机与变压器之间有开关的，机组和主变的检修申请应分别提交（本规程中规定： 机组不包括变压器，发变组包括变压器）。6.4.2 停电计划编制原则

6.4.2.1 设备停电检修的工期与间隔应符合有关检修规程的规定，并满足有功备用裕度和输变电容量裕度的要求。设备停电检修须协调配合，实行统一管理、统一安排进度、统一制定安全措施并予以落实，避免重复停电。

6.4.2.2 坚持计划检修，应修必修，合理安排检修，保证检修质量和检修工期。设备检修应做到相互配合，即电源和用电、发电和输变电、主机和辅机、一次和二次设备停电检修之间以及各单位之间的相互配合。

6.4.2.3 由生产或基建单位引起的设备停电（包括一、二次设备），均需纳入计划。

6.4.2.4 宁夏区调间接调管及许可设备的停电检修也需纳入区调停电计划。6.4.2.5 设备停电计划一经全网平衡后，原则上不再变动。当电网运行状况发生变化导致电网有功备用裕度不足或电网受到安全约束时，电力调度机构应对相关的发、输变电设备检修计划进行必要的调整，并及时向受到影响的各电网使用者通报。

6.4.2.6 月度停电计划严格按照停电计划项目进行编制，停电时间可根据电网实际情况及工程进度等进行调整，原则上不再增加计划以外的检修。月度停电计划的内容包括设备名称、检修工期、检修内容、停电范围等。6.4.2.7 宁夏区调下达的月度停电计划，原则上应在当月完成。确因特殊原因无法当月完成的，应由责任单位对未完成原因书面说明及改期时间，并上报宁夏区调。该电气设备停电计划需重新申请，宁夏区调根据电网运行方式平衡情况另行安排。

6.4.2.8 各单位在上报日停电计划时应合理安排设备的操作时间，原则上同一电厂或变电站内不同时安排 2 个及以上运行元件的停电检修计划，同一输电断面或通道不安排线路同停； 全网内2 条及以上线路或同一电厂、变电站内 2 个及以上运行元件在当天停（送）电操作时间间隔是一个设备操作结束再进行另外设备的操作。

6.4.3 停电计划的编制 6.4.3.1 停电计划编制

6.4.3.1.1 宁夏电网内统调各发电厂、检修公司及各供电公司应按照有关规程规定编制三年检修工程滚动规划，并于每年 9 月30 日前按照调管范围向宁夏区调报送次宁夏区调调管设备停电计划。

6.4.3.1.2 宁夏区调调管的 330 千伏及以上等级电气设备的次停电计划由宁夏电力公司调度控制中心编制，于 10 月 30 日前报送西北分中心。宁夏区调根据西北分中心次调管设备检修计划编制宁夏电网 220千伏及以上等级电气设备次停电计划，并于当年 12 月 31 日前以公司文件的形式下发。6.4.3.2 月度停电计划编制

6.4.3.2.1 次月停电计划由统调各电厂、检修公司及各供电公司依据公司下达的电气设备停电计划，结合本单位实际情况，于每月 5 日 24： 00 前通过 OMS 系统将内部平衡后的月度停电计划申请报送宁夏区调，此后将不再受理任何停电计划申请。如遇到报送日期为节假日，则报送日期提前至节假日前最后一个工作日。

6.4.3.2.2 宁夏区调根据各单位上报的电气设备月度停电计划并结合电力电量平衡及电网安全约束编制成初稿，通过宁夏区调内部审核后，将月度停电计划初稿下发至各单位征求意见，于每月13日由宁夏区调组织召开宁夏电网月度停电计划协调会，集中进行停电计划统筹安排。如遇节假日，则开会日期顺延至节假日后第一个工作日。

6.4.3.2.3 宁夏区调编制完成次月月度停电预计划后，于每月15 日前向西北分中心其调管范围内的电气设备停电计划。预计划一经排定后，除上级调度机

构管辖范围内要求变动的停电计划，其余工作不得修改及变动。

6.4.3.2.4 每月 28 日前，宁夏区调以公司文件形式正式下发次月月度停电计划，各电厂、检修公司及供电公司严格执行。6.4.3.3 节日停电计划：除在月度停电计划中确定外，一般情况应在节日前五个工作日报宁夏区调平衡后安排。

6.4.4 日停电计划的申请、批复与执行

6.4.4.1 宁夏区调调管设备的停电检修，虽已在年、月停电计划中确定，但仍需在开工前三个工作日 10 点前由具备检修工作票申请资格人员通过 OMS 系统向区调提出申请。如遇到报送日期为节假日或节假日后 3 个工作日内的工作，则报送日期均提前至节假日前 3 个工作日。

6.4.4.2 西北分中心直调机组及直调电厂升压站电气设备的停电申请，由直调电厂值长在开工前三个工作日 10 点前通过网调OMS 向网调申报，并向区调通过 OMS 系统上报停电申请。

6.4.4.3 国调直、间调、许可电气设备的停电申请，由区检修公司运维检修部生产调度专责在开工前五个工作日 10 时前通过OMS 系统向区调申请，再由宁夏区调向上级调度部门申请。

6.4.4.4 区调受理运行单位日停电申请后，进行安全校核及检修票流转批复，在开工前两个工作日 17 时前批复停电申请。国调、西北分中心直接、间接调管及许可设备检修时间以国调、西北分中心批复时间为准。

6.4.4.5 区调受理的停电申请未获批准即行作废。工作单位如需检修须重新按规定提出停电申请。

6.4.4.6 运行中发现设备缺陷需要临时检修，应尽早向宁夏区调提出申请，事故抢修可随时向宁夏区调申请。

6.4.4.7 因基建施工单位施工或用户本身工作需要，要求宁夏区调调管范围内的设备停电时，其停电计划和申请手续由设备运维单位统一向宁夏区调办理。6.4.4.8 严禁未经办理申请、未获批准、未经允许开工而私自在已停电的设备上进行工作。在宁夏区调调管的电气设备上进行带电作业时，均须按正常手续办理申请。

6.4.4.9 已经批复的设备停电计划，设备状态的改变，必须得到值班调度员的指令以后才能进行。检修工作经值班调度员许可后方可开工。工作结束后应及时报告值班调度员，否则不能认为检修工作已经完毕。

6.4.4.10 如因某种原因原定停运转入检修的设备延期开工时，不允许按原批准检修的期限自行推迟设备投入运行或转入备用的时间。如需变更工期，必须重新按停电申请的流程向宁夏区调申请。因系统原因不能按期开工，宁夏区调应提前通知申请单位。

6.4.4.11 开工检修的设备因故不能按期完工，应在原批准的计划检修工期未过半前办理延期申请手续。如果计划检修工期只有一日（包括每天都要恢复送电的检修），只允许由于气候突然变化，影响人身和设备安全不能继续进行计划检修者，方可提出改期申请。临修设备不允许改期。6.4.4.12 对正在检修的设备，要增加工作项目，必须向宁夏区调增报申请，若有设备状态变化必须明确要求，待批复后方能工作。新增工作要延长工期，应按第 6.4.4.11 款规定办理延期申请手续。

6.4.4.13 设备的非计划停运，或计划检修未能按期开工、完工，影响正常的电力电量交易计划者，按有关规定追究相应单位的责任。

6.4.4.14 宁夏区调值班调度员有权批准下列对系统运行方式影响不大的临时检修：

a)不影响正常供电且在 24 小时内可以完成的设备检修。

b)与已批准的计划检修相配合的检修工作（但不能超出计划检修设备的检修时间）。

设备新投管理

7.1 调管范围内新(扩、改)建设备的建设单位，应在每年 8 月31 日之前向相应调控机构提交下的工程进度表、设计参数及对运行设备的影响情况，以便调控机构有计划的安排投运并及时发挥效益，否则调控机构有权拒绝受理。7.2 凡新(扩、改)建的发、输、变电设备（统称新设备）接入电网运行，应遵循电网相关规程、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都必须经过调度部门的同意。

7.3 新设备的工程管理部门必须按《宁夏电网新(扩、改)建设备启动管理规范》 有关时间要求，及时向所属调度部门提供相关资料。调度部门收到全部资料后，进行相关的计算、核定和设备命名编号工作。

7.4 电网内调度命名应遵循统一、规范、唯一的原则。授权下级调控机构调管的设备，其调度命名应按规定报送区调备案。

7.5 新设备启动前调度部门各专业应完成各项生产准备工作。

7.6 新设备运行单位确定最终投产日期后，应提前 3 天向调控机构提出书面启动投产申请，调控机构根据系统运行情况进行安排。

7.7 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、调度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。7.8 新设备启动条件

7.8.1 新投运厂站（或间隔）完成调管范围划分，确定监控主体并按调管范围报相应调控机构备案。

7.8.2 设备验收工作已结束，质量符合安全运行要求，相关运 行单位按调度相关规定，向调度部门已提出新设备投运申请。7.8.3 所需资料已齐全，继电保护及安全自动装置调试报告等均已报送相应调度部门审核通过。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，并符合调度部门的要求。

7.8.4 接受电网统一调度的安全技术装备和管理设施齐备。

7.8.5 运行人员通过上岗考试并取得合格证书，且名单已正式报区（地）调。现场标识、规程和制度等均已完备。

7.8.6 发电机组投运前三个月，按调管范围与相关调度机构签订《并网调度协议》。

7.8.7 远动设备和调度数据网络设备已按电力行业标准、规程设计建成，远动信息及调度数据网络系统信息齐全，具备准确、实时送入有关电网调度机构的电网调度自动化系统的条件。

7.8.8 与并网运行有关的计量装置和电能量采集终端安装齐备并经验收合格，电能量计量计费系统具备运行条件； 二次系统安全防护应满足规定要求。7.8.9 资产分界点或关口计量点的电量数据通过电量采集终端具备完整、准确接入调度自动化系统的条件。与电网调度有关的通信设施（不同路由的主、备通道）通过调试，满足继电保护、安全自动装置、调度自动化、并网启动、调度、测试试验等的要求，与有关电网调度机构间的通信通道符合规定，并已具备投运条件。

7.8.10 保护定值已按实测参数调整到位，有关继电保护定值通知单已下发现场，核对定值准确无误。

7.8.11 变电站内部监控信息已通过实际回路操作验证回路施工的正确性，并验收合格。完成远传监控信息的核对验收工作。

7.8.12 启动试验方案和相应调度方案已批准。7.8.13 启动试验方案和相应调度方案经审查批准。电网调度人员已掌握新设备并网启动方案。

7.8.14 相关其它生产准备工作已经完成。7.8.15 启动委员会同意投产。

7.9 新设备投产只有得到值班调度员的命令后方能投入系统运行。值班调度员接到启动委员会启动许可后，按照新设备启动方案进行启动工作。启动过程中运行方式的改变、试验安排等必须经值班调度员的许可后方能进行，投产设备试运行结束并移交给运行单位后即按调度规程的规定对设备进行调度管理。7.10 新建机组或增容改造机组进入168 小时试运前必须完成的试验包括：励磁系统参数实测、PSS 投入试验、调速系统参数实测、一次调频试验、AGC 试验、AVC 试验、进相试验。

7.11 继电保护及安全自动装置应与一次设备同步投产。

频率及联络线控制

8.1 频率运行管理

8.1.1 电网额定频率为 50 赫兹。装机容量为 3000 兆瓦及以上电网，频率偏差不得超过±0.2赫兹，正常情况下，频率偏差按不超过±0.1赫兹控制。8.1.2 宁夏电网与西北电网联网运行时，电网频率由西北分中心负责调整，宁夏区调配合西北分中心进行频率调整。

8.1.3 宁夏电网独立运行或地区电网与宁夏电网解列运行时，宁夏区调可根据电网具体情况确定第一、第二调频厂。第一调频厂在其调频能力范围内应保持系统频率在 50±0.2 赫兹以内，当电网频率超过 50±0.2 赫兹时，第二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。若需西北分中心直调机组担任调频电厂，宁夏区调需征得西北分中心同意。8.2 机组一次调频运行管理

8.2.1 并网运行的机组应投入一次调频功能。

8.2.2 机组一次调频投退状态应接入相应调控机构智能电网调度技术支持系统，实现调度端远方监视。

8.2.3 机组投入一次调频，首先应在电厂内部通过试验，确认已达到《西北电网机组一次调频运行管理办法》 相关技术要求，征得机组所在电网调度管理部门和技术监督部门的认可后，方可确认该机组投入了一次调频功能。8.2.4 西北分中心直调发电机组，其一次调频功能由西北分中心负责管理。宁夏区调直接调管机组以及其他机组的一次调频功能由宁夏区调具体负责，其功

能投退、技术指标变化、调速系统更新改造等情况须征得西北分中心同意并报送备案。

8.2.5 当电网频率波动超出一次调频死区时，机组在所有运行方式下都应自动参与一次调频。现场应随时记录并保存机组一次调频的投入及运行情况，以便有关部门进行技术分析与监督。

8.2.6 已由电网调度管理机构确认投入了一次调频功能的机组，不得擅自退出此功能。

8.2.7 宁夏区调应实时监测直调机组一次调频运行情况，对达不到规定技术指标要求的机组，按照“两个细则” 进行考核。未达到一次调频要求的机组应尽快进行功能完善、试验等工作，并及时上报相关材料，在规定的时间内完成一次调频整改工作。

8.3 广义联络线调整

8.3.1 宁夏区调应充分运用 AGC、负荷预测等技术手段，按照西北分中心下达的广义责任联络线调整直调机组出力，严格执行本控制区联络线电力、电量计划，并满足一定比例负荷偏差及新能源预测偏差的调整需求。8.3.2 在西北电网事故或特殊方式下，宁夏区调应按照西北分中心调度指令调整联络线送受计划，辅助西北分中心进行调峰、调频及输电断面调整。8.3.3 当宁夏电网发生新能源大幅波动、大容量机组跳闸、输变电设备故障、电网损失较大负荷、负荷预测偏差大等情况时，经全力调整后仍造成本控制区联络线偏差超过允许值时，区调应在事故后及时向西北分中心汇报并申请修改广义考核联络线计划或联络线偏差免考核。申请修改（或免考核）联络线计划时，须明确修改（或免考核）的数量及时间。

8.3.4 当电网安全和联络线调整发生矛盾时，应以优先保证电网安全为原则。9 无功控制和电压调整

9.1 电力系统的无功和电压的调整、控制和管理，由各级调控机构按调度管辖范围分级负责。电力系统的无功电压管理实行“分区分层、就地平衡” 的原则。

9.2 各级调控机构应在所辖范围内设置电压监测点、考核点及电压允许波动范围。220 千伏及以上电网的电压质量监测点、考核点及电压允许波动范围由区调设置并报西北分中心批准。地调设置所辖范围内的电压质量监测点、考核点及电压允许波动范围，并报省电力公司批准和区调备案。凡有调整手段的电压考核点均应实施逆调压。

9.3 各级值班监控（运维、运行）人员必须监视电压考核点的电压，区调与地调、发电厂要互相配合，根据相应调控机构下达的电压曲线和相关规定的要求，充分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。

9.4 各调控机构、发电厂要保证自动电压控制系统（AVC）正常运行时处于闭环控制状态。各级运行、监控人员必须监视 AVC 系统运行状态，发现问题及时汇报、处理。地调 AVC 系统、发电厂AVC 子站改变运行状态需征得宁夏区调值班调度员同意。

9.5 各供电公司、检修公司要认真维护无功补偿装置及调压装置，使其保持完好状态。无功补偿装置及调压装置应定期维护，发生故障时应及时修复，保证无功补偿设备及调压装置可用率达到 96%以上。

9.6 装有有载调压变压器的变电站，应综合考虑调压措施效果。电压偏低时不宜调整主变压器分接头，防止配网大量吸收主网无功； 电压偏高时不宜调整

主变压器分接头，防止配网向主网反送大量无功。

9.7 各发电厂、变电站需根据区调要求投入 AVC 装置，不得擅自退出。9.8 在电压水平影响到电网安全时，调度部门有权采取限制负荷和解列机组、停运线路等措施，防止电压崩溃。

9.9 水、火电厂无功功率及调压运行管理

9.9.1 发电厂应按调度部门下达的无功出力或电压曲线，严格控制高压母线电压，保证高压母线日电压合格率为 100%。若由于调整能力所限无法达到时，应立即报告值班调度员。

9.9.2 各并网机组必须具备《电力系统电压和无功电力技术导则》 所规定的迟相运行能力（额定功率时滞后功率因数应能达到cosφ =0.85～0.9）。达不到要求时，发电厂应进行无功带载能力试验，确定发电机发出无功的最大能力，报所属调控机构备案。

9.9.3 各并网机组必须具备《电网运行准则》 所规定的进相运行能力（I00 兆瓦及以上机组在额定功率时超前功率因数应能达到cosφ =0.95～0.97），发电厂应按调度机构要求进行进相试验，确定发电机的实际可用进相范围，其调压能力、进相运行资料报所属调控机构备案，并严格执行区调下发的发电机进相运行规定。

9.9.4 区调值班调度员在中枢点电压高于上限且其它常规调压手段均已进行完毕，而电压仍超出允许值上限时，可采用邻近电厂已经过试验确定可以进相的发电机进相调压。

9.9.5 区调值班调度员在实施发电机组进相时，要综合掌握电网的稳定性控制，对进相运行的机组要优先降有功出力调峰，以增加稳定储备。

9.9.6 发电厂运行值班人员在机组进相操作过程中要平稳进行，并注意监视有关母线电压，当发现异常时应立即按现场运行规程处理，并将情况报告区调值班调度员。

9.9.7 区调值班调度员在电网发生异常引起电压或稳定储备降低时，要立即指令进相机组增加励磁并退出进相运行。

9.9.8 发电机的励磁装置、强励、低励限制功能、失磁保护、AVC 和无功补偿装置应正常投入运行。其停用、试验应事先经调度管辖的调控机构批准。发生故障停用时，应立即报告值班调度员。

9.9.9 区调统一确定所管辖发电厂的升压变压器分接头位置，任何单位不得自行变动。

9.10 风电厂无功电压控制原则

9.10.1 当风电厂并网点的电压偏差在-10%～+10％之间时，风电厂应能正常运行。

9.10.2 风电厂变电站高压侧母线电压正、负偏差的绝对值之和不超过额定电压的 10％，一般应控制在额定电压的-3%～+7％。9.10.3 风电厂无功补偿装置宜采取自动控制方式。

9.10.4 在风电机组发电时，风电厂升压变电站高压侧不应从系 统吸收无功功率。

低频低压减负荷管理

10.1 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。在频率或电压严重下降时自动切除部分次要负荷，以保证电网的安全运行及对重要用户的不间断供电。

10.2 新（扩、改）建变电站必须按要求设置低频低压减负荷装置并与一次设备同步投运。

10.3 低频低压减负荷装置的设置和整定原则依照《电力系统自动低频减负荷技术规范》和《电力系统自动低压减负荷技术规范》的相关规定执行。10.4 低频低压减负荷方案应按上级电网低频减负荷统一整定方案的要求，确定整定轮次和各轮切除负荷数量，并报上级调度备案。

10.5 区调于当年 1 月完成低频低压减负荷方案的编制下发，各地区供电公司在方案下发 15 日内编制地区电网低频低压减负荷方案，各地区供电公司和检修公司分别负责各自运维厂站方案的 具体实施，并于当年 3 月份完成方案的实施工作，同时报宁夏区调备案。

10.6 各地区供电公司应严格执行调控机构下达的低频低压减负荷实施方案。10.7 检修公司不负责运维变电站低频低压减负荷方案的制定工作，必须严格执行地区供电公司的低频低压减负荷方案。10.8 低频低压减负荷装置的运行管理

10.8.1 低频低压减负荷方案包含的变电站低频低压减负荷装置正常均应投入使用，未经区调同意，不得自行退出。若低频低压减负荷装置因故退出，在系统频率或电压降到该装置的动作值时，应手动切除该装置所控制的线路负荷。10.8.2 自动低频低压减负荷装置有效切除的负荷不允许通过备用电源自动投入装置恢复送电。低频低压减负荷装置动作切除的负荷送电时，需区调值班调度员同意。

10.8.3 各地区供电公司管辖内的低频低压减负荷装置应按有关规程定期校验和处理缺陷，保证可靠投入运行。

10.8.4 对现有低频低压减负荷装置的方案完善、更改须经宁夏区调审批。10.9 电网发生事故出现系统频率、电压低于低频低压减负荷装置整定值的情况时，各地调值班调度员应及时了解低频低压减负荷装置动作情况（动作时间和切除的负荷量），并及时报告区调值班调度员。事故后各地调还应向区调书面报送管辖范围内低频低压减负荷装置的动作情况分析与评价材料。11 电网稳定管理

11.1 电网稳定分析应按照“统一计算程序、统一计算标准、统一计算参数、统一计算模型” 的原则，依照调管范围分级负责进行。区调与各地调在稳定计算中要密切配合，并有责任相互提供必要的参数与信息。

11.2 各级电网调度机构编制的电网安全稳定运行规定，一般一年修订一次，遇有电网结构或电网运行方式发生重大变化时，应及时修订或做专题研究。11.3 各级电网安全稳定运行规定需经相应公司生产主管领导批准后执行。下级调度机构的电网安全稳定运行规定应及时上报上级调度机构备案，并不得与上级调度机构的电网安全稳定运行规定相抵触。

11.4 各级调度机构负责调管范围内电网的安全稳定计算分析，负责所调管电网安全稳定措施的制定和实施，并报上级调度备案。下级调度机构的安全自动装置和电网稳定措施，其状态改变可能影响上级调度电网安全稳定水平时须报告上级调度机构。

11.5 在日常运行中应按调度管辖范围密切监视电网运行状态，并严格按照运行规定的限额进行控制。当断面输送功率达到或接近稳定规程时，应立即报告上级调度机构值班调度员，并及时进行调整。

11.6 各发电厂负责制定保电用厂和发电设备的安全措施，包括在失去系统主

电源情况下的保厂用电措施和机组黑启动方案，并报区调备案。及时组织落实调度制定的有关系统稳定的具体措施。

11.7 各级调控机构应制定本网黑启动调度操作方案，并根据电网发展，适时修订。作为电网黑启动电源点的相关发电厂应按区调要求每年定期进行机组黑启动试验，并将试验报告送区调系统运行处备案。11.8 机组涉网安全管理

11.8.1 电力系统稳定器 PSS 管理 11.8.1.1 宁夏区调职责 11.8.1.1.1 组织、协调宁夏区调直接管辖发电机组 PSS 性能验证试验，审核试验报告，向西北分中心上报调管机组 PSS 性能验证试验报告及审核结果备案。

11.8.1.1.2 编制并下达宁夏区调直接管辖发电机组 PSS 定值，向西北分中心上报机组 PSS 定值备案。根据电网实际运行工况和需要，确定宁夏区调直接管辖发电机 PSS 投退状态，并上报西北分中心核准。

11.8.1.1.3 负责建立并维护宁夏区调直接管辖机组 PSS适用于当前电网安全稳定分析工具的计算模型和参数，并将机组 PSS 计算模型和参数报西北分中心备案。负责建立并维护宁夏区调管辖机组 PSS 计算模型参数库。11.8.1.1.4 定期开展电网小干扰稳定分析，校核宁夏电网各典型方式动态稳定水平，发现动态稳定薄弱环节，提出包括调整部分发电机组 PSS 定值及投退状态的对策，并在西北分中心统一协调下安排相关并网电厂实施。11.8.1.1.5 组织本区调管辖范围机组 PSS 相关事故调查和分析。11.8.1.2 并网发电企业职责

11.8.1.2.1 负责励磁系统 PSS 模块的选型安装、运行维护、调试检修及技术改造全过程工作，确保 PSS 在其生命周期全过程处于良好的运行状态，满足运行可靠性和其他功能性运行指标要求。

11.8.1.2.2 负责按照标准和电网要求组织并实施 PSS的整定和性能试验，包括按调度管辖范围向相应调度部门上报 PSS 预整定方案和性能试验方案申请，实施性能试验，按要求上报性能试验结果等。

11.8.1.2.3 执行调控机构下达的 PSS 参数整定单，根据调控机构的要求投退励磁系统 PSS 模块。

11.8.1.2.4 保证 PSS 和其他机组保护以及机组监控系统（DCS等）控制模式的配合，在保证机组安全稳定运行的同时确保 PSS能够切实发挥作用。

11.8.1.2.5 监视励磁系统 PSS 模块的运行状态，及时发现 PSS故障或异常状况并向相应调度部门汇报，提出故障或异常原因的技术分析意见，协助并参与相关事故调查。

11.8.1.2.6 建立励磁系统 PSS 台帐，保持台帐的有效性、完整性和准确性，并按要求向调控机构上报 PSS 模型参数资料。

11.8.1.2.7 在电网调度部门统一协调下参与提高电网动态稳定水平工作，实施 PSS 性能优化、参数重新整定和验证工作。11.8.2 涉网保护管理

11.8.2.1 并网电厂应重视与加强厂用系统继电保护整定计算与管理工作，杜绝因厂用系统保护不正确动作扩大事故范围。

11.8.2.2 并入宁夏电网且由宁夏电力调度控制中心直接调管的发电机组的发电机定子过电压、发电机定子过激磁、发电机定子低电压、发电机低频率、发

电机高频率、发电机失步保护、发电机失磁保护、低励限制的定值应报区调备案，并满足以下要求：

11.8.2.2.1 发电机定子低电压保护定值应低于系统低压减载的最低一级定值。发电机定子低电压保护中动作值一般不高于额定电压的 0.75 倍、时限应不低于 1.0 秒，动作于信号。

11.8.2.2.2 发电机定子过电压保护整定值应结合发电机的过电压能力，采用较高的定值。对于汽轮发电机，过电压保护整定值根据定子绕组绝缘状况决定，一般不低于额定电压的1.3 倍，动作时限取 0.5 秒，保护动作于解列。对于水轮发电机，过电压保护整定值根据定子绕组绝缘状况决定，一般不低于额定电压的1.5倍，动作时限取 0.5 秒；采用晶闸管整流励磁的一般不低于额定电压的 1.3倍，动作时限取 0.3 秒，保护动作于解列。过激磁保护依据厂家提供的发电机、升压变过激磁曲线，选择其中过激磁能力低者进行整定，可由低定值和高定值两部分组成。过激磁保护如果配置定时限保护，其低定值部分应带时限动作于信号，高定值部分应动作于解列。过激磁保护如果配置反时限保护，反时限保护应动作于解列。过激磁保护启动值不得低于额定值的1.07 倍。

11.8.2.2.3 发电机失磁保护应能正确判断失磁状态，宜动作于解列。发电机失磁保护应具备不同测量原理复合判据的多段式方案。与系统联系密切的发电厂或采用自并励励磁方式的发电机组宜将阻抗判据作为失磁保护的复合判据之一，优先采用定子阻抗判据与机端三相正序低电压的复合判据。在机组自身没有失磁的情况下，系统振荡（含同步振荡）时发电机组失磁保护不应动作。励磁调节器中的低励限制应与失磁保护协调配合，遵循低励限制先于失磁保护动作的原则，低励限制线应与静稳极限边界配合，且留有一定裕度。11.8.2.2.4 发电机失步保护应能正确区分失步振荡中心所处的位置。发电机失步保护的失步次数定值一般不超过 2 次、失步保护范围不超出升压变，电网调度管理部门要求须与系统配置的失步保护相配合者除外。

11.8.2.2.5 汽轮发电机组频率异常保护的动作定值应满足《电网运行准则》 中汽轮发电机组频率异常运行能力的要求。发电机组低频保护应与电网的低频减载装置配合，低频保护定值应低于低频减载装置最后一轮定值。发电机组过频保护应与电网的高频切机装置配合，遵循高频切机先于过频保护动作的原则。同一电厂过频保护应采用时间元件与频率元件的组合，分轮次动作。

11.8.2.3 各发电厂应每年定期核查涉网保护的定值，对不满足上述要求的定值应在保护发电设备安全的情况下及时调整。

并网调度管理

12.1 并网运行的发电厂、地区电网和直供电用户必须服从调控机构的统一调度。

12.2 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，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调度协议(并网电厂按国家电力监管委员会和国家工商行政管理总局制定的《并网调度协议(范本)》 签订)，并严格执行。调控机构应向并网电厂提供《宁夏电网新机并网指南》、《省电网发电机组首次并网投运必备条件列表》 及《省电网发电机组进入 72 小时/168 小时试运行必备条件列表》。12.3 协商一致必须以服从统一调度为前提，以《电网调度管理条例》 为依据，以电网安全、优质、经济运行为目的，并符合国家有关电网管理的法律法规以及电力行政主管部门和电网管理部门的规程、规定、规范、标准等。

12.4 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《并网调度协议》 的要求。

12.5 调控机构依据《并网调度协议》和《宁夏电网新机并网指南》《宁夏电网新（扩、改）建设备启动管理规定》的内容对并网方的并网条件进行认定。12.6 并网方根据调控机构已确认的并网调试调度方案，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。

12.7 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。12.8 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。12.9 未签定并网调度协议的不能并网运行。

12.10 并网电厂在进入商业运行前，还应通过安全性评价并合格。

12.11 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须参加调控机构举办的上岗培训并考试合格。

水库调度管理

13.1 依照《水法》、《防洪法》、《电网调度管理条例》、《中华人民共和国防汛条例》、《黄河水量调度条例》、《水库调度工作规范》 等有关政策规范，做好水库调度工作。

13.2 水库调度的基本原则： 按照设计确定的任务、参数、指标及有关运用原则，在确保枢纽工程安全的前提下，充分发挥水库的综合利用效益。13.3 水库防洪防汛工作服从有管辖权的防汛部门的统一领导和指挥。13.4 调控机构职责

13.4.1 负责电网内直调水电厂水库经济调度和运行工作，制订水库运用和发电调度计划并监督执行。

13.4.2 负责与上下级调控机构、政府有关部门以及综合用水单位联系协调水库调度相关业务。

13.4.3 负责电网水调自动化系统及网内水电厂水调自动化系统的管理。13.4.4 负责区内及所属水电厂的水文、气象信息收集及预报管理。13.4.5 参与电网负荷预测、电力电量平衡、运行方式编制、运行分析、节能发电调度及“三公” 调度等有关工作。

13.4.6 参与电网内公司系统的防汛、同业对标及电力市场等有关工作。13.5 水电厂职责

13.5.1 水电厂应按要求向相应电网调控机构提供水库调度有关的运行参数、指标和基本资料（含历史水文资料）。如主要参数、指标及基本资料发生变化，应及时核准并上报。

13.5.2 水电厂应按照调度部门颁发的水调自动化系统运行管理规定，建设水调自动化系统，系统应充分满足向上级调控机构水调自动化系统传输流域水文气象信息及水库运行数据的功能，制定管理细则并加强维护管理，确保系统可靠运行。

13.5.3 水电厂应根据水库设计的防洪标准、洪水调度原则和防护对象的重要程度，结合枢纽工程实际情况,于每年4月1日前制订水库洪水调度方案，按照相应程序审批后报相应电网调控机构备案，于每年10月底前向相应电网调控机构上报本水库度汛和大坝安全工作总结。

13.5.4 水电厂应及时向相应电网调控机构报送水库调度重要信息，主要包括、月度水库运用计划，所辖流域防洪调度，水库停机排沙及影响水库综合

利用的枢纽施工情况等。

13.5.5 水电厂应做好水库经济运行工作，重视短期水文气象预报，制订相应日运行计划，优化开机方式及负荷分配，保持水库较高水位运行，加强综合用水管理，充分利用水能资源。

13.5.6 凡并入电网运行的水电厂，在保证各时期控制水位的前提下，应充分发挥其在电网运行中的调峰、调频和事故备用等作用。

13.5.7 水电厂应在每月1日向相应电网调控机构报送水库调度月报，在每年1月15日前报送上水库调度工作总结。14 新能源调度管理

14.1 按照《中华人民共和国可再生能源法》 的要求，在确保电网安全稳定运行的前提下，全额保障性收购符合并网技术标准的风电、光伏发电等新能源上网电量。

14.2 根据风电、光伏发电功率预测结果，在确保电网安全稳定运行的前提下，合理安排电网运行方式，优先调度风电、光伏发电等新能源。14.3 并网管理

14.3.1 调控机构应严格按照《风电场接入电网技术规定》、《光伏电站接入电网技术规定》 及并网调度协议要求，做好风电场和光伏电站并网管理工作。14.3.2 凡并入宁夏电网运行的风电场、光伏电站，必须与调度管辖对应的调控机构签订并网调度协议及购售电合同，并服从电网调控机构的统一调度，接受技术监督，不得无协议并网运行。

14.3.3 新建风电场应满足《国家能源局关于印发风电机组并网检测管理暂行办法的通知》 要求，所用机型应在并网前通过国家认证检测单位进行的并网检测，否则不得并网。

14.3.4 风电场输变电一次设备及二次设备配置应当符合《风电场接入电网技术规定》 的技术要求，光伏电站输变电一次设备及二次设备配置应当符合《光伏电站接入电网技术规定》 的技术要求。电力二次系统应当符合《电力二次系统安全防护规定》 和其它有关规定。

14.3.5 新建、改建、扩建的风电场和光伏电站必须具备齐全的变电站和机组技术资料，包括继电保护、安全自动装置、调度自动化、电力通信、机组类型和主要参数等相关资料，掌握风电场和光伏电站所处地域内的自然地理和风力资源等基本情况，为新能源调度工作提供可靠依据。应注重资料的积累，必要时予以补充和修正。

14.3.6 新建、改建、扩建的风电厂和光伏电站投入运行前，电网调控机构应当根据国家有关规定、技术标准和规程，组织认定风电厂和光伏电站的并网基本条件。不符合并网基本条件的，调控机构应向发电企业提出改进意见。14.3.7 新建、改建、扩建的风电厂、光伏电站应在并网前三个月向电网调控机构提交调度基本资料。发电企业应当按照新设备启动并网调度方案和有关技术要求完成启动准备工作。在首次并网前 3 日向相应调控机构提出并网申请，提交机组调试计划，办理相应的调度管理手续并在机组首次并网前，征得值班调度员同意。

14.3.8 光伏电站调试运行结束后，应提供经有资质单位提交的光伏电站运行特性的测试报告，内容包括： 光伏电站有功功率控制能力、无功/电压控制能力、电能质量、低电压耐受能力、相关涉网保护、运行特性及调控机构要求的其他并网调试项目。

14.3.9 风电厂调试运行结束后，应提供风电机组的电能质量、有功和无功调节性能、低电压穿越能力等项目的检测报告，还应提供风电厂的电能质量、有功和无功调节性能检测报告。

14.3.10 风电厂和光伏电站在全部检测项目检测合格，全部电气一次和二次设备调试合格并完成并网安全性评价后才可以进入商业运行。

14.3.11 风电场和光伏电站应按照相关规程、规定，通过自动化系统向电网调控机构报送其运行信息，对于调控机构需要调整或增加的与发电调度有关的数据或信息时，发电企业应按照有关要求调整和增加。

14.3.12 风电场应在并网后 6 个月内完成电能质量、有功功率/无功功率调节能力、机组低电压穿越能力、电网适应性测试、电气模型验证等现场检测及评估。检测不合格的，须解网整改。14.4 功率预测和发电计划

14.4.1 风电厂、光伏电站须签订风电、光伏功率预测服务合同，确保气象信息的来源，并与当地气象部门合作，逐步建立历史气象信息和发电曲线资料库，根据气象预测资料，研究新能源发电的规律。

14.4.2 宁夏区调、风电场和光伏电站应建立相应的功率预测系统。

14.4.3 风电场、光伏电站应根据多年气候情况预测下一年发电量，并按规定上报相应调控机构。

14.4.4 风电场、光伏电站应根据气候情况预测下月发电量和最大出力、最小出力，并按规定上报相应调控机构。

14.4.5 并网风电场、光伏电站应开展短期和超短期功率预测工作，并按规定将功率预测结果上报相关调控机构。

14.4.6 风电场、光伏电站日发电计划依靠功率预测系统的预测结果来编制，供电力电量平衡时参考。遇异常天气等特殊情况，实际出力与预测值偏差较大时，可以根据电网运行情况及时对发电计划进行调整。

14.4.7 当电网运行受到约束时，电网调控机构可对风电场、光伏电站发电计划进行适当调整。14.5 调度运行

14.5.1 风电场、光伏电站应按相关规定要求，按期、按时向区调及其它相关调控机构报送年、月、日发电计划和调管设备检修计划及检修申请。

14.5.2 并网风电场、光伏电站应具备有功调节能力和有功自动控制功能。14.5.3 并网风电场、光伏电站应严格执行调控机构下达的发电调度计划曲线（包括实时滚动修正的计划曲线）和调度指令，及时调整有功功率。调控机构根据相关规定对并网风电场、光伏电站的计划执行情况进行考核。14.5.4 并网风电场、光伏电站应装设足够的无功补偿装置，满足地区电压调整的需要，同时应保证无功补偿装置处于完好状态并接受区调监督。

14.5.5 并网风电场、光伏电站应具备电压调节能力和电压自动控制功能，按照相关规定参与电网调压。

14.5.6 并网风电场、光伏电站应根据调控机构下达的电压范围和调度指令，及时调整无功功率。

14.5.7 并网风电场、光伏电站相关设备的检修应按照区调检修管理规程执行。

14.5.8 并网风电场、光伏电站变电站需要安装故障记录装置，记录故障前 10 秒到故障后 60 秒的情况。该记录装置应该包括必要数量的通道，并配备至区

调的数据传输通道。

14.5.9 并网风电场、光伏电站内属调控机构管辖范围内的设备（装置）参数整定值应按照调控机构下达的整定值执行。光伏电站、风电场在改变其状态和参数前，应经相关调控机构批准。

14.5.10 正常情况下，不安排风电场、光伏电站参与系统调频、调峰，但在下列特定情况下，风电场、光伏电站应根据调度机构值班调度员指令来控制其输出的有功功率。电网恢复正常运行后，值班调度员应及时恢复相关风电场、光伏电站并网及其出力。

a)电网故障或特殊运行方式下要求降低风电场、光伏电站有功功率，以防止输电线路发生过载，确保电力系统稳定性。

b)当电网频率过高时，如果常规调频电厂容量不足，可降 低风电场、光伏电站有功功率。

c)在紧急事故情况下，电力调度部门有权临时将风电场、光伏电站解列。一旦事故处理完毕，应立即恢复风电场、光伏电站的并网运行。15 继电保护和安自装置

15.1 继电保护和安自装置是保证电网安全稳定运行和保护电气设备的主要装置。电力系统继电保护装置包括线路保护、变压器保护、发电机保护、发电机-变压器组保护、母线保护、断路器辅助保护、电抗器保护、电容器保护、远方跳闸保护、短引线保护、保护通道接口、数据交换接口、故障录波器及故障信息管理系统等设备。安自装置包括备自投、振荡解列装置、低频低压 减载装置、区域安控系统等设备。

15.2 各运行单位应认真执行《继电保护和安全自动装置技术规程》、《微机继电保护装置运行管理规程》、《宁夏电网继电保护和安全自动装置运行管理规程》、《宁夏电网继电保护整定系统运行管理规范（试行）》等有关规程规定及国家有关文件，以保证所辖范围内继电保护装置的正常运行。

15.3 继电保护装置的运行实行“统一调度、分级管理” 的原则。各级调度按调管范围划分对继电保护装置实施调度管理。15.4 电气设备必须有可靠的保护装置，任何电力设备和线路在任何时候不得在无继电保护的状态下运行。

15.5 凡属区调调管继电保护装置的投、退操作，必须依照区调值班调度员的指令进行。严禁擅自对继电保护进行投、退操作。

15.6 发电厂、变电站应有完善的继电保护现场运行规程，明确站内各设备保护装置的投退操作原则。

15.7 一次设备在运行状态或热备用状态时，其保护应为投入状态。一次设备在冷备用或检修状态时，其保护应为退出状态。

15.8 继电保护和安全自动装置的定期校验应尽量配合一次设备的检修同时进行，所有检修工作应办理申请手续。

15.9 超越运行方式规定的系统运行方式及中性点接地方式，须由宁夏区调主管领导批准。

15.10 继电保护装置出现异常时，运行人员应及时向主管调度汇报，根据现场运行规程无法处理时，立即通知继电保护人员。

15.11 运行的电气设备原则上不允许无主保护运行，特殊情况下停运主保护，按如下原则处理：

a)110 千伏线路的全线速动保护停用，后备保护故障切除时间必须满足运行方式对系统稳定的要求。

b)220 千伏及以上变压器（含发变组）、线路无主保护时 必须停运。

c)110 千伏及以上母线无母差保护运行时，后备保护故障切除时间必须满足运行方式对系统稳定的要求。若不满足，须经电力公司主管生产的领导批准方可停用。

d)在系统运行方式允许时，不宜采用旁路开关代变压器运 行方式。15.12 在下列情况下应停用整套继电保护装置：

a)继电保护装置使用的交流电压、交流电流、开关量输入、开关量输出回路作业。

b)继电保护装置内部作业。c)继电保护人员输入定值。

d)继电保护装置发生影响到装置功能及出口的缺陷时。

15.13 线路纵联保护装置如需停用直流电源，应在两侧纵联保护装置退出后，才允许停用直流电源。

15.14 无人值守变电站高频保护应设置通道自测，每天定时自动检测高频通道，检测信号作为集中监控信号上送。15.15 代送线路

15.15.1 代送线路前将被代线路两侧高频闭锁保护停用，切换高频通道结束后，测试高频通道正常，投入高频闭锁保护。15.15.2 旁路代路前，需将线路两侧光纤差动保护退出运行，避免因旁路支路分流引起两侧差流过大，造成线路跳闸。15.16 重合闸应在下列情况下停用：

a)由于运行方式的临时改变，三相重合闸可能出现非同期 重合或电势角过大重合。b)开关遮断容量不足时。c)空载线路充电时。

d)重合后会引起系统稳定破坏时。e)线路有人带电作业要求停用时。f)重合闸装置异常时。

15.17 220 千伏及以上电压等级保护装置定值更改时，要求双套保护装置轮流退出进行定值更改，线路另一侧对应的纵联保护装置同时退出。15.18 保护装置更改定值后或新保护装置投入运行前，各级调 度、现场运行人员必须完成宁夏调度管理系统（OMS）中继电保 护定值单执行流程，否则不允许该保护装置投入运行，具体执行 流程参照《宁夏电网继电保护整定系统运行管理规范（试行）》。

15.19 现场继电保护工作结束，工作负责人应认真填写发电厂、变电站现场工作记录本，向当值值班员明确保护能否投入运行结论。

15.20 继电保护动作信号、灯光信号，现场值班人员必须准确记录后方可复归。

15.21 现场运行人员每月对微机保护装置时钟进行检查与校正。每月对微机保护装置采样值查看或打印一次，发现问题及时处理、汇报。15.22 故障录波器与保护装置一样，正常情况下必须始终投入运行，并保持良好的工作状态。未经调度批准，不得擅自停用。

15.22.1 现场运行人员每周手动起动故障录波器一次，以检查故障录波器工作是否正常。

15.22.2 故障录波器频繁启动时，现场运行人员应立即通知继电保护人员处理。

15.23 保护及故障信息系统可以进行定值召唤、模拟量查看、录波文件和历史记录查询等操作，未经授权不得进行操作。定值修改、定值切换、压板投退等功能禁用。

15.24 保护及故障信息系统的信息核对应纳入保护设备定检工作中，在保护设备定检过程中应核对保护动作信息、告警信息、自检信息、定值、故障量信息是否能正确上送故障信息系统。

15.25 保护及故障信息系统中不得擅自使用移动存储设备。

15.26 通信专业人员在通道设备上工作影响继电保护装置的正常运行时，应提前向调度部门办理申请手续，经调度批准后方可工作。

15.27 智能变电站继电保护正常运行时，运行人员应通过后台定期对保护状态、压板等进行调阅，确保装置功能正确投入、网络通信正常。

15.28 智能变电站继电保护装置光纤回路、二次回路、装置内部有工作时应停运整套保护并投入该保护检修压板。

15.29 智能变电站继电保护光纤回路工作前应确认相关合并单元及智能终端已退出运行，保护相关 SV 压板及 GOOSE 压板已退出。

15.30 智能变电站继电保护装置报 GOOSE 断链或 SV 断链时应退出相关保护，并立即联系保护人员处理。

15.31 各级运行人员在继电保护方面的职责 15.31.1 调度人员在继电保护方面的职责 15.31.1.1 了解保护的原理。

15.31.1.2 批准和监督所辖保护的正确使用与运行。15.31.1.3 系统事故状态或运行方式改变时，应按有关规程、规定对保护使用方式进行变更。

15.31.1.4 根据设备最大允许负荷，做好负荷调整，避免设备过载可能引起的保护跳闸。

15.31.1.5 在系统发生事故或异常情况时，应根据开关、保护的动作情况处理事故，并作好记录，及时通知有关人员。根据保护装置的测距结果，给出巡线范围，及时通知有关单位。

15.31.1.6 熟悉继电保护专业运行规程、规范和整定方案。15.31.1.7 负责与各级调度或现场值班员进行定值核对。15.31.2 监控人员在继电保护方面的职责 15.31.2.1 了解保护的原理及二次回路，掌握继电保护装置及相关设备上送信息的含义。

15.31.2.2 负责监视保护装置及相关设备上送信息，发生事故或异常后及时汇报主管调度，通知运行值班人员处理，并做好记录。

15.31.2.3 负责监视设备的运行情况，出现过负荷运行及时汇报相关调度处理，避免设备过载可能引起的保护跳闸。

15.31.3（电气）运行值班人员在继电保护方面的职责

15.31.3.1 了解保护的原理及二次回路，掌握保护装置打印（显示）出的各种信息的含义。

15.31.3.2 负责与保护人员核对装置运行定值的正确性，负责保护的投入、停用、校正时钟等操作。

15.31.3.3 负责与调度人员核对保护装置的定值。15.31.3.4 执行上级颁发的有关保护规程和规定。

15.31.3.5 负责巡视保护装置和二次回路，做好保护屏体清扫，打印机纸张更换工作。

15.31.3.6 负责审核继电保护工作人员的工作票及安全措施，审核无误后许可工作。负责对继电保护作业内容及现场进行检查验收。

15.31.3.7 保护装置及其二次回路出现缺陷或异常情况时，及时赶到现场确认，向调度管辖对应的调控机构值班调度员汇报，做好记录，联系并督促有关单位处理。

15.32 各类型继电保护装置的运行注意事项和具体使用按《宁夏电网继电保护和安全自动装置运行管理规程》 等有关继电保护专业规程、规范、反措的要求执行。

调度自动化系统

16.1 宁夏电力调度控制中心自动化处是宁夏电网调度自动化专业技术归口管理部门，负责宁夏全网调度自动化系统的技术管理、技术监督和技术指导。16.2 宁夏电网调度技术支持系统负责实时采集和监视全网电力系统运行信息，自动调节与控制指定的电力设备，采集和处理全网发供电关口电能量，实现宁夏电网在线安全稳定计算和分析，是宁夏电网安全、优质、经济运行和管理的重要技术支持系统。

16.3 本规程所指调度自动化子站设备是指变电站、开关站、换流站、火电厂、水电厂、风电场、太阳能电站等各类厂站的自动化设备，主要包括：

a)厂站监控系统、远动终端设备（RTU）及与远动信息采集有关的变送器、交流采样测控单元、相应的二次回路。b)电能量远方终端。

c)电力调度数据网络接入设备。d)厂站二次系统安全防护设备。e)相量测量装置（PMU）。f)计划检修管理终端。g)时间同步装置。

h)风（光）功率预测子站。i)和谐调度支持系统子站设备。j)自动电压控制（AVC）子站。

k)远动终端、电能量远方终端、PMU、路由器、安全防护

设备专用的电源设备（包括 UPS、直流电源等配电柜）及其连接电缆。

l)自动化数据传输通道，主要包括自动化系统专用的电力 调度数据网络、专线、电话拨号等通道。

16.4 自动化管理和运行维护部门之问应相互配合、紧密合作，按照《宁夏电网调度自动化系统运行管理规程》 中各部门职责进行管理并严格执行。16.5 运行维护管理

16.5.1 运行维护和值班人员应严格执行相关的运行管理制度，应定期对自动化系统和设备进行巡视、检查、测试和记录，定期核对自动化信息的准确性，发现异常情况及时处理，做好记录并按有关规定要求进行汇报。

16.5.2 主站在进行系统的运行维护时，如可能会影响到向调度员提供的自动化信息时，自动化值班人员应提前通知值班调度员，获得准许并办理有关手续后方可进行； 如可能会影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应提前通知相关调度机构自动化值班人员并办理有关手续后方可进行。16.5.3 厂站在进行有关工作时，如可能会影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应按规定提前通知对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员，自动化值班人员应及时通知值班调度员，获得准许并办理有关手续后方可进行。16.5.4 子站设备运行维护部门应保证设备的正常运行及信息的完整性和正确性，发现故障或接到设备故障通知后，应立即进行处理，并及时报对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员。事后应详细记录故障现象、原因及处理过程，必要时写出分 析报告，并报对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门备案。

16.5.5 厂站应建立设备的台账、运行日志和设备缺陷、测试数据等记录。每月做好运行统计和分析，按时向对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门填报运行维护设备的运行月报。

16.5.6 由于一次系统的变更(如厂站设备的增、减，主接线变更，互感器变比改变等)，需修改相应的画面和数据库等内容时，应以经过批准的书面通知为准。

16.5.7 厂站未经对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门的同意，不得在子站设备及其二次回路上工作和操作，但按规定由运行人员操作的开关、按钮及保险器等不在此限。

16.5.8 各类电工测量变送器和仪表、交流采样测控装置、电能计量装置须按 DL/T 410 和 DL/T 630 的检验规定进行检定。16.5.9 凡属对运行中的自动化系统、设备、数据网络配置、安全防护配置、软件或数据库等作重大修改，均应经过技术论证，提出书面改进方案，经主管领导批准和相关调度机构确认后方可实施。技术改进后的设备和软件应经过 3～6 个月的试运行，验收合格后方可正式投入运行，同时对相关技术人员进行培训。

16.6 检修管理

16.6.1 自动化系统和设备的检修分为计划检修、临时检修和故障抢修。计划检修是指纳入计划和月度计划的检修工作； 临时检修是指须及时处理的重大设备隐患、故障善后工作等； 故障抢修是指由于设备健康或其他原因须立即进行抢修恢复的工作。

16.6.2 自动化检修按照 OMS 系统自动化检修流程进行管理，自动化系统和设备的检修计划应与一次设备的检修计划一同编制和上报。对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门负责 进行审核和批复； 主站系统由其自动化管理部门提出，并报本调度机构的领导审核批准。

16.6.3 各厂、局应于每月 5 日向区调提供下个月的自动化系统设备检修计划，当月根据通知时间参加公司月度检修平衡会对本单位调度自动化设备检修计划进行审核，25 日前将审核后的月度检修计划上挂 OMS 系统调度自动化月度检修计划。

16.6.4 子站设备的计划检修由设备运维单位至少在 3 个工作日前提出申请，临时检修至少在 2 个工作日前提出申请，同时报对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门批准后方可实施。

16.6.5 设备检修工作开始前，应与对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员联系，得到确认并通知受影响的调度机构自动化值班人员后方可工作。设备恢复运行后，应及时通知以上调度机构的自动化值班人员，并记录和报告设备处理情况，取得认可后方可离开现场。

16.6.6 主站系统的计划检修和临时检修由自动化部门至少在 3个工作日前提出书面申请，经本单位其他部门会签并办理有关手续后方可进行； 如可能影响到向上级调度机构传送的自动化信息时，应向上级调度机构提出申请并获得准许后方可进行。

16.6.7 主站系统的故障抢修，由自动化值班人员及时通知本单位相关部门并按现场规定处理，必要时报告主管领导； 如影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应及时通知相关调度机构自动化值班人员。故障抢修结束后，应及时提供故障分析报告。16.7 投运和退役管理

16.7.1 子站设备应与一次系统同时设计、同时建设、同时验收、同时投入使用。59 16.7.2 子站设备永久退出运行，应事先由其维护单位向对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门提出书面申请，经批准后方可进行。一发多收的设备，应经有关调度协商后再作决定。

16.7.3 主站系统投入运行或旧设备永久退出运行，应履行相应的手续。16.8 缺陷管理

16.8.1 运行中的调度自动化系统和设备出现异常情况均列为缺陷，根据威胁安全的程度，分为严重缺陷和一般缺陷。

16.8.2 缺陷未消除前，运行维护部门应加强检查，监视设备缺陷的发展趋势。严重缺陷因故不能按规定期限消缺，应及时向相关调度机构汇报。16.8.3 缺陷处理应按照 SOP 缺陷处理流程进行管理，自动化管理部门负责对缺陷处理工作的及时性、正确性进行考核评价。

16.9 宁夏区调直调厂站的自动化设备为宁夏区调直调设备，其运行管理遵循“属地化管理” 原则，即由设备所在单位负责设备的安全运行和维护。16.10 发电厂、变电站基建竣工投运时，自动化数据传输通道应保证同步建成投运。各级调度机构对调度数据网骨干网进行网络结构调整或参数修改时，应报上级调度机构审批。新接入调度数据网的单位，或网络接入单位对网络结构进行调整时，应报主管调度机构审批。新的业务接入调度数据网时，应将业务描述、业务 IP 地址、开放端口、安全要求、用户范围等信息报主管调度机构审批。

16.11 电力调度数据网络用户在遇到网络故障、网络攻击、收到非法信息、感染计算机病毒时，应及时向主管调度机构报告。

16.12 宁夏区调直调厂站及联络线两侧计量关口电能表计的运行管理由设备主管运行单位负责，关口电能表计和电能量远方终端的计量监督由设备主管运行单位指定的计量部门负责。

16.13 调度自动化设备运行维护的责任单位应保证设备的正常运行及信息的完整性和正确性，发现故障或接到设备故障通知后，应立即进行处理，必要时派人到厂站处理，并将故障处理情况及时上报宁夏区调的自动化值班人员。

16.14 调度自动化设备运行维护的责任单位应制定自动化设备的检修计划，把检查相应的远动输入输出回路的正确性及检验相关的交流采样装置和变送器准确度列入检修工作任务。检修计划需要各运行维护的责任单位上线填报，检修工作同时上线流转进行管控。

16.15 调度自动化设备需配置必要的备品备件和仪器仪表，并对各类设备及仪器仪表按规定进行定期检测。

16.16 宁夏区调直（间）调输电线路检修或通信设备检修等，如影响调度自动化通道时，由通信管理部门列出受影响的通道名单，附在相应的停役申请单后通知宁夏区调自动化处，经同意后方可进行。通道恢复时，也应及时通知宁夏区调自动化处，以便使自动化设备及时恢复运行。

16.17 调度员或监控员发现调度自动化系统信息不正确或其它不正常情况时，应及时通知自动化值班员进行处理，并做好记录。

16.18 自动化值班员发现系统出现异常或信息不正常时，应及时通知调度员和相关单位自动化值班员，并进行处理，事后做好记录。

16.19 各级调度机构应按“源端维护、全网共享” 的原则，维护调管范围内的电网模型、图形、实时数据。地调自动化管理部 门应及时将最新的电网公共模型、图形、实时数据传送给上级调度机构和其它相关调度机构。16.20 各发电厂、供电公司和区检修公司应根据宁夏区调的统一要求进行自动化系统功能和设备的补充及更新改造。各发电厂、供电公司和区检修公司调度自动化系统的建设规划、功能设计、技术方案、设备选型必须经宁夏区调审查。调度自动化设备必须符合国家和行业标准，具备入网资格。必须满足宁夏电网的入网要求和相关规定，符合宁夏区调规定的技术条件及通信协议，必要时应通过宁夏区调组织的技术测试。

16.21 各发电厂、供电公司和区检修公司自动化部门应按有关规定要求定期核定本级电网调度自动化系统信息采集与考核范围。每年第一季度内，行文上报宁夏区调，经核准后考核执行。运行的电网调度自动化设备及运行参数不得随意更改。

16.22 各发电厂、供电公司和区检修公司自动化部门必须上线建立本系统设备台帐，要求技术参数完整、正确，并进行动态维护。设备投产后两个月内将竣工报告、图纸资料、设备及通道参数等报宁夏区调自动化处。

16.23 各发电厂、供电公司和区检修公司自动化部门应在每年第一季度内将本单位自动化专业人员名单及联系电话报送宁夏区调自动化处。专业人员变动时，应于一周内报送宁夏区调自动化处。

16.24 各发电厂、供电公司和区检修公司自动化部门应对每月的运行数据进行分析统计，按期编写运行月报和年报。月报于每月 5 日前上报宁夏区调自动化处，年报于每年 1 月 5 日前上报宁夏区调自动化处。

16.25 宁夏区调按有关规定对各发电厂、供电公司和区检修公司自动化部门实施运行管理考核。

16.26 各发电厂、供电公司和检修公司在做好计划性工作之外，还需配合区调完成好临时性工作。

16.27 自动发电控制（AGC）管理

16.27.1 自动发电控制（AGC）是保证电网安全、优质、经济运行的重要技术手段之一，各发电厂应按《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》 等规定，建设和完善机组自动发电控制（AGC）功能。

16.27.2 凡新建单机容量 200 兆瓦及以上、已运行的单机容量300 兆瓦及以上火电机组（含供热机组）、30 兆瓦及以上的水电机组应具备自动发电控制(AGC)功能。上述机组在正式并网前应与调度自动化系统进行 AGC 联调试验并满足电网有关调整要求，并纳入区调自动化系统 AGC 控制管理。

16.27.3 宁夏电网内各发电厂必须配合区调安排的定期或临时的自动发电控制（AGC）功能调试工作，并按区调要求调整自动发电控制（AGC）系统的技术参数，调试结束后双方应各自存档，发电厂改变其技术参数前必须经区调自动化处批准，由区调再次安排调试，并对修改后技术参数和调试结果进行存档。16.27.4 自动化系统 AGC 控制的机组运行工况，由调度端软件控制，现场值班人员不得无故人工干预。

16.27.5 自动化系统 AGC 控制的机组发生如下紧急情况，现场值班人员可以先行将机组退出 AGC 控制，事后应立即汇报当班调度员。

a)机组已达上限出力或下限出力而控制指令仍然增加或减少出力，已影响机组运行安全。

b)现场远动主机（RTU）已死机且 3 分钟未恢复。c)机组有关保护已动作应打闸停机。

d)机组主要附属设备故障，需要紧急停机处理。

16.27.6 自动化值班人员应认真监视 AGC 控制软件的运行和通道情况，发现问题应及时处理。

16.27.7 对不满足调整要求的 AGC 机组，区调有权责令整改，并依据有关法律、法规和规定进行处理。

16.27.8 宁夏电网新能源发电机组的自动发电控制功能应满足《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》、《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》 的具体要求。

电力通信系统

17.1 宁夏电力通信网实行统一调度、分级管理、下级服从上级、局部服从整体、网络集中化运行、设备属地化维护的基本原则。17.2 通信网规划是电网规划的重要组成部分，由各级通信机构组织或参与编制并通过上级通信管理机构审查，其编制和滚动修订周期应与电网规划相一致。通信网规划应遵循统筹规划、适度超前、优化整合、资源共享的基本原则。17.3 各级通信网规划和建设应充分考虑电网备调以及通信网容灾的需求，在各级电网主调通信系统整体失效的极端情况下，通信网仍能证各调度点至备调通信畅通。

17.4 电网基扩建项目通信技术方案以及通信专项技改、大修项目技术方案应接受相应通信管理部门的专业技术审查。

17.5 新建通信设备须明确设备运行维护单位，经通信运行维护单位竣工验收合格后方可投入运行，验收资料报相关通信机构备案。

17.6 并网通信设备应具备国家电信主管部门或公司核发的通信设备入网许可证，设备技术指标应满足公司通信技术标准和规范的要求。17.7 各级通信机构应建立健全电力通信应急机制，组织编制和 修订所辖通信网应急预案，并组织定期演练。17.8 各级通信机构应合理配置人员，通信现场作业人员必须具备相应的通信专业知识和技能，熟悉电力安全生产规定，熟悉相应通信标准和工作流程，并经考核合格后方可上岗。

17.9 运行管理

17.9.1 各级通信机构应按照“统一协调、分级负责” 的原则，编制本级通信调管范围内的通信网运行方式和日常运行方式。17.9.2 各级通信资源由相应通信管理部门实施统一管理，通信资源的调配应严格履行申请、审批流程，任何单位和个人未经许可不得擅自使用。通信资源基础数据应采用信息化方式进行管理，并保证数据的准确性。

17.9.3 通信资源应优先保证电网调度生产业务（包括继电保护及安全自动装置、调度自动化数据、调度电话等）的需求。17.9.4 通信网应实施集中监控，地级及以上通信机构应建设通信网络管理系统，功能包括网络实时监视、通信资源管理、通信运行管理等。17.10 维护与检修

17.10.1 通信设备维护应遵循属地化维护的基本原则，各级通信机构应根据上级下达的维护责任区段及职责划分负责相关通信设备的维护工作。17.10.2 各级通信机构应与电网运行维护单位明确光缆线路、电力载波、通信电源等设备维护界面，与继电保护、自动化、信息、营销等业务部门明确维护界面。

17.10.3 通信运行维护单位应确保电网调度生产业务（包括继电保护及安全自动装置、调度自动化数据、调度电话等）的通道畅通，调度电话必须进行录音，录音保存时间至少 1 年。

17.10.4 通信运行维护单位应储备必要的备品备件，并定期进行测试，保证其可用性。

17.10.5 当通信检修影响电网调度生产业务（包括继电保护及安全自动装置、调度自动化数据、调度电话等）时，相关部门和专业应对通信检修票进行会签。当通信检修工作影响继电保护及安全自动装置通道时，应按照电网检修管理规定同时办理电网设备检修手续。

17.10.6 电网设备检修或基扩建施工如影响通信电源、引入光缆及其他设备正常运行，或输电线路施工检修造成光缆异动，检修或施工单位须提前向相应通信运行维护单位提出计划和申请，由通信运行维护单位向相应通信调度提出通信检修计划和申请，经通信专业管理部门审批同意后方可开展相关工作。如影响上级通信业务，必须报上级通信调度审批后，方可开展相关工作。17.10.7 当通信设备发生故障或缺陷时，相关人员应立即通知通信调度，并按照有关规定组织紧急抢修和设备消缺工作。通信运行维护单位应对通信故障应及时进行总结，提出整改措施和反事故预案，重大故障应列入通信故障案例库。

调度操作制度

18.1 操作原则

18.1.1 电网倒闸操作应按调度管辖范围，严格依据调度指令执行：

18.1.1.1 上级调管范围内的倒闸操作，按照上级调控机构相关规定执行。18.1.1.2 凡区调直接调管范围内的设备，其操作须由区调值班调度员发布调度指令后方可执行。

18.1.1.3 凡区调间接调管范围内的设备，其操作须经区调值班调度员许可后，方可执行。

18.1.1.4 区调调管范围内的设备操作对下级调度调管系统有影响时应提前通知有关调度。

18.1.1.5 地调管辖的设备的操作涉及区调管辖设备时，必须向区调提出申

请，区调可根据具体情况由区调操作或委托地调操作。

18.1.1.6 区调委托地调进行的操作，在操作前地调应及时联系区调，操作完后尽快向区调汇报。

18.1.1.7 当涉及两个调度单位的设备操作时，特别是设备管辖范围交界处的操作时，应事先联系好，严防互不通气或联系不清造成事故。18.1.1.8 调控机构间借用对方调管范围内的设备时，须经调度管辖的值班调度员同意，双方在确认借用前设备的运行状态后，方可操作。18.1.2 倒闸操作前应充分考虑以下问题：

a)结线方式改变后电网的稳定性和合理性，保证有功、无功功率平衡及留有必要的备用容量。

b)操作时可能引起的系统潮流、电压、频率的变化，避免潮流超过稳定极限、设备过负荷、电压超过正常允许范围等情况。

c)继电保护、安全自动装置运行方式是否合理，变压器中性点接地方式、无功补偿装置投入情况是否正确。

d)操作对安控、通信、自动化、计量等方面的影响。

e)注意严防非同期并列、带地线送电及带负荷拉刀闸等恶 性误操作，并应作好操作中可能出现的异常情况的事故预想及对策。

f)新建、扩建、改建设备的投运，或检修后可能引起相序或相位错误的设备送电时，应查明相序、相位正确。

g)操作对调度管辖范围以外设备和供电质量有较大影响时，应预先通知有关单位。

h)注意设备缺陷可能给操作带来的影响。18.1.3 操作指令

18.1.3.1 调度运行人员在下达和接受调度指令时，必须使用普通话和调度术语，互报单位和姓名，开关、刀闸要用双重名称。

18.1.3.2 调度指令一般通过调度操作指令票和调度口头指令两种形式下达，两者具有同等效力。

18.1.3.2.1 操作指令票： 由值班调度员拟票，经审核后下达的调度指令。18.1.3.2.2 口头指令： 由值班调度员口头下达的调度指令。此类指令调度员无须填写操作指令票。

18.1.3.3 值班调度员在发布调度指令时，必须严格执行下令、监护、复诵、录音、记录等制度。

18.1.3.4 值班调度员发布操作指令时，必须发出“发令时间”。“发令时间” 是值班调度员正式发布操作指令的依据，运行值班人员没有接到“发令时间” 不得进行操作。运行值班人员完成操作任务后，应立即向值班调度员汇报操作内容及完成情况，同时汇报“完成时间”，只有当值班调度员接到操作“完成时间” 的汇报后，该项操作指令才算执行完毕。

18.1.3.5 值班调度员对其发布的调度指令的正确性负责。现场运行操作人员接受值班调度员的调度指令，对其执行指令的正确性负责。18.1.3.6 受令人与值班调度员必须时刻保持通信畅通，在操作或事故处理过程中，受令人听到调度联系电话铃声，应立即暂停操作，并迅速接听电话，确认电话内容与本操作任务无关，方可继续操作。在操作过程中如有疑问时应停止操作，待询问清楚后再进行操作。

18.1.3.7 正常操作应尽可能避免在下列时间进行： a)交接班时。

b)雷雨、大风等恶劣气候时。c)系统发生异常及事故时。d)系统高峰负荷期间。

e)通信、自动化系统发生异常及事故影响正常操作时。但事故处理及改善电网安全稳定运行状况的操作，应及时进行，并应考虑相应的安全措施，必要时应推迟交接班。

18.1.4 操作指令票制度

18.1.4.1 一切正常倒闸操作，必须使用调度操作指令票。18.1.4.2 编制调度操作指令票的依据：

18.1.4.2.1 根据检修工作票、日运行方式、试验方案及新设备投运方案来编制。

18.1.4.2.2 临时停送电项目和其它临时性操作，按实际情况的要求编制。18.1.4.3 调度操作指令票由副值调度员填写，填写操作指令票前，值班调度员应严格审查检修工作票内容、专业意见和说明，必须充分掌握前后运行方式的变化，并与相关运行值班人员、运维人员仔细核对有关设备状态，包括保护、自动装置等。

18.1.4.4 操作指令票应做到任务明确、内容正确，设备使用双重名称（设备名称和调度编号），并正确使用调度术语。

18.1.4.5 调度操作指令票应包括以下内容： 操作任务、操作内容、接令单位、操作单位、操作步骤、操作时间（包括发令时间和汇报执行完毕时间）、发令人、受令人、备注、拟票人签名、审核人签名、监护人签名、评价人签名、执行日期、编号以及页数。其中操作内容栏中包括所有一次、二次设备操作和汇报、通知项目。

18.1.4.6 操作指令票必须经过拟票、审票、预发、执行四个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成。18.1.4.7 操作指令票的审核

18.1.4.7.1 调度操作指令票由调度值班长或正值调度员审核，经由拟票和审核人都签字的操作票，方可按规定下令操作。18.1.4.7.2 前一值编制的调度操作指令票，执行值的正值调度员或调度长必须重新审核签字后才能执行。如认为有问题可作废重新填写，对于上一值调度操作指令票的正确性，执行值负主要责任。18.1.4.8 对于计划检修工作，值班调度员应将操作目的和操作内容事先通知操作单位，以便于操作单位编制本单位的倒闸操作票。18.1.4.9 操作指令票的执行

18.1.4.9.1 调度员在开始操作前，应先进行在线安全校核无误后，再进行正式操作。

18.1.4.9.2 调度员发布操作命令时，应与受令人互报单位、姓名，现场受令人为当值负责人。

18.1.4.9.3 调度员发布操作命令时，应下达操作票号、操作任务、操作项号及内容、下令时间，现场复诵无误后，调度员发布 “可以执行” 的命令。

18.1.4.9.4 调度员发布操作命令前，应了解现场作业及操作准备情况。

18.1.4.9.5 调度员应按操作顺序逐项下达操作命令，除允许连续执行的项目外，下一个操作项目，必须在上一个操作项目已执行完毕、并记录汇报人姓名和操作完成时间，才能下达。18.1.4.9.6 操作指令票中，一个操作单位有几个连续操作项目，虽然有先后顺序，但与其它单位没有配合问题，又不需要在操作中间和调度联系的，调度员可以将连续操作项目一次下达，现场可连续执行完后，将操作完成时间汇报调度。

18.1.4.9.7 操作中有疑问和遇到异常时，应暂停操作，查明情况和消除异常后再进行。

18.1.4.9.8 操作票执行完，由调度长或主值调度员对操作票进行详细检查，确认正确无误并归档后，操作票才算正式执行完毕。

18.1.4.9.9 对填写错误或填写正确而未执行的操作指令票，应予以作废。18.1.4.10 下列操作可不填写和使用操作指令票： a)事故及紧急异常处理。

b)拉、合单一的开关或刀闸（含接地刀闸）。c)投入或退出一套保护、安全自动装置。d)更改电网稳定措施。e)发电机组启停。

f)计划曲线更改及功率调整。18.1.5 调度预发指令票制度 18.1.5.1 区调调度预发指令票（简称预令票）是指根据区调已批准的一次设备检修计划，针对母线、线路停电、开关代路等大型操作，在开工前一日拟写、预发的调度预发指令票，以便相关操作单位提前做好操作准备。

18.1.5.2 对于计划性的母线、线路及开关代路等停电操作，区调在批准开工时间前一日 16 时前预发布调度指令。

18.1.5.3 调度预令的编写应根据次日检修工作票内容，由区调副值调度员按照正式调度指令的要求编写，经区调主值或调度长审核后进行预发布。18.1.5.4 预令票应使用智能操作票系统拟票，预令票的格式、编号等均由 OMS 系统自动生成。

18.1.5.5 区调预令票在计划操作前一日 16 时前由值班调度员进行发布。18.1.5.6 预令票的发布应通过 OMS 系统流程进行，不具备条件的可通过口头、电话或传真、电子邮件等手段进行预发。

18.1.5.7 预令票应下发至操作单位（运维站、发电厂），同时下发管辖设备的监控员。

18.1.5.8 操作单位及管辖设备的监控员应在预令票下发当日18 时前通过 OMS 系统对发布的预令票进行浏览。若对发布的预令票如有疑问，应及时与区调值班调度员联系； 若无疑问应签字确认签收。

18.1.5.9 预令票流程纳入安全内控平台进行考核。若计划操作因故取消，值班调度员将预令票直接归档。

18.1.5.10 区调预发布的调度指令仅作为操作单位提前了解作过程、拟写现场操作票并做好有关操作准备工作的依据。

18.1.5.11 有关操作单位必须以区调值班调度员电话下达的正式操作指令为准执行操作，严禁未经核对而按预发布的调度预令执行操作。

18.1.5.12 预令票转操作票时，要重新履行拟票、审核、下达等环节，并根

据电网实际运行情况对操作步骤和操作内容作相应调整。禁止不经审核而直接根据预令票下达调度操作指令。18.2 基本操作

18.2.1 并列与解列操作 18.2.1.1 并列条件 a)相序一致，相位相同。

b)频率相等，系统联系较强时，最大允许偏差0.5赫兹。由于某部分系统电源不足，必要时允许降低频率较高系统的频率进行同期并列，但不得低于49.5赫兹。c)电压相等或电压差尽量小，允许电压偏差 330 千伏不超 过 10%，220 千伏不超过 20%。

18.2.1.2 发电机组必须准同期并列。

18.2.1.3 电压相等或电压偏差尽量小，允许电压偏差330千伏不超过 10%，220 千伏及以下不超过 20%。

18.2.1.4 不论何种情况，所有并列操作必须使用同期装置。

18.2.1.5 解列前，必须将解列点的有功功率调整至接近于零，无功功率调整至最小，确保使解列后的两个电网频率、电压均在允许范围内。18.2.2 合、解环路操作

18.2.2.1 合环前必须确认相位相同，相角差一般不超过 30°。

18.2.2.2 合环前应将电压差调整到最小。电压差一般允许在20%以内，特殊情况下，环状并列最大电压差不应超过 30％，或经过计算确定允许值。18.2.2.3 合环时一般应经同期装置检定，功角差原则上不大于30°

18.2.2.4 合、解环前应先检查与合、解环点相关的有功、无功潮流，以确保合、解环后电网各部分电压在规定范围内，各环节的潮流不超过继电保护、系统稳定和设备容量等方面的限额。18.2.3 变压器操作

18.2.3.1 变压器并列运行条件： a)相位相同，接线组别相同。b)电压比相等。

c)短路电压百分数相等（允许差值不超过 10%）。d)容量比不超过 3:1。

18.2.3.2 如果不符合上述条件，应经必要的计算和试验，经调管单位主管生产领导批准后才能并列运行。

18.2.3.3 在中性点直接接地电网中，变压器停、送电操作时,中性点必须接地。18.2.3.4 并列运行的变压器在倒换中性点接地刀闸时，应先合上原不接地变压器的中性点接地刀闸，再拉开原直接接地变压器的中性点接地刀闸。

18.2.3.5 变压器停电时，应先断开负荷侧开关，后断开电源侧开关。变压器送电时，先合上电源侧开关，后合负荷侧开关。

18.2.3.6 如变压器高、低压侧均有电源，一般情况下，送电时应先由高压侧充电，低压侧并列。停电时先在低压侧解列，再由高压侧停电。18.2.3.7 变压器充电前所有保护应正确投入。

18.2.3.8 对于没有装设发电机开关的发电机变压器组，停电操作先在发电机变压器组高压侧解列，然后降压停电。送电时，零起升压再由变压器高压侧同期并列。

18.2.3.9 自耦变压器中性点直接接地运行，带负荷调压分接头开关允许操作次数按制造厂或现场规定执行。18.2.4 开关操作

18.2.4.1 开关合闸前必须检查继电保护已按规定投入，开关合闸后，必须确认三相均已合上，三相电流基本平衡。

18.2.4.2 开关操作时，若控制室操作失灵，厂站规定允许进行就地操作时，必须进行三相同时操作,不得进行分相操作。

18.2.4.3 母线为 3/2 接线方式，设备送电时，应先合母线侧开关，后合中间开关。停电时应先断开中间开关，后断开母线侧开关。

18.2.4.4 用旁路开关代其它开关运行,应先将旁路开关保护按所代开关保护定值整定投入，确认旁路开关三相均已合上后，方可断开被代开关，最后拉开被代开关两侧刀闸。18.2.5 刀闸操作

18.2.5.1 允许用刀闸进行下列带电操作： 18.2.5.1.1 拉合无故障电压互感器或避雷器。18.2.5.1.2 拉合变压器中性点接地刀闸。18.2.5.1.3 拉合经开关闭合的旁路电流。

18.2.5.1.4 拉合 220 千伏及以下电压等级空母线（经试验确定）。18.2.5.1.5 凡经过现场试验的以下情况，允许用刀闸断开因故不能分闸的开关。操作前还应注意刀闸闭锁装置退出及调整通过该开关的电流到最小值： a)在角形接线，闭环运行的情况下。

b)一个半开关接线，两串及以上同时运行的情况下。c)双开关接线，两串及以上同时运行的情况下。18.2.6 线路操作

18.2.6.1 线路操作时应考虑电压变化和潮流转移，特别注意保证运行设备不过负荷、线路（断面）输送功率不超过稳定限额，防止发电机自励磁及线路末端电压超过允许值。

18.2.6.2 对线路进行充电时，充电线路的开关必须至少有一套完备的继电保护，充电端宜有变压器中性点接地。

18.2.6.3 联络线停送电操作，如一侧为发电厂、一侧为变电站，一般在发电厂侧解合环，变电站侧停送电。如两侧均为变电站或发电厂，一般在短路容量小的一侧解合环，短路容量大的一侧停送电。有特殊规定的除外。18.2.6.4 双回线线路同时送电时，应先将一回线路送电，另一回线再由受端侧反充电。双回线的一回线送电时，应由受端侧充电，送端侧合环。18.2.6.5 线路由热备转运行或运行转热备时，应待一侧开关操作完毕后，再操作另一侧开关。

18.2.6.6 线路停电时，应在线路各侧开关断开后，先拉开线路侧刀闸，后拉开母线侧刀闸。线路送电时，应先合上母线侧刀闸，后合上线路侧刀闸，再合上线路开关。

18.2.6.7 投入或切除空载线路时，应避免电压发生过大波动，造成空载线路末端电压升高至允许值以上。

18.2.6.8 改建或检修后相位可能变动的线路，首次带电时，必须核相，确保相序正确。

18.2.6.9 220 千伏及以上电压等级线路操作时，不允许线路末端带变压器停送电。

18.2.6.10 禁止在只经开关断开电源的设备上装设地线或合上接地刀闸。多侧电源（包括用户自备电源）设备停电，各电源侧至少有一个明显的断开点后，方可在设备上装设地线或合上接地刀闸。

18.2.6.11 线路检修时，线路各端均应合上接地刀闸或挂接地线。线路工作结束时，必须在所有工作单位都已汇报完工，工作人员已全部撤离现场，工作区域所有安全措施确已拆除，方可进行送电操作。18.2.7 零起升压操作一般规定

18.2.7.1 对线路零起升压，应保证零升系统各点的电压不超过允许值，避免产生发电机自励磁和设备过电压，必要时可降低发电机转速。

18.2.7.2 担任零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，强励磁装置应停用，其余保护均可靠投入，但联跳其它非零升压回路开关的压板退出。18.2.7.3 升压线路保护完整、可靠投入。但联跳其它非升压回路开关压板退出，线路重合闸停用。对主变压器或线路串变压器零起升压时，该变压器保护必须完整并可靠投入，并退出联跳其它非零起升压回路开关的压板，中性点必须接地。

18.2.7.4 双母线中的一组母线进行零起升压时，母差保护应采取措施防止误动作，母联开关应保持冷备用，防止开关误合造成非同期并列。18.2.8 新设备投运操作

18.2.8.1 新设备投运前，应将投运方案及有关设备参数资料交调度员熟悉，并做好系统操作准备和事故预想。

18.2.8.2 新设备投运时，启动验收委员会应指定现场联系工作的负责人，并将姓名提前通知区调。

18.2.8.3 新设备投运时应做以下工作： 18.2.8.3.1 全电压冲击合闸，合闸时有条件应使用双重开关和双重保护。对于线路须全电压冲击合闸三次，对于变压器须全电压冲击合闸五次。18.2.8.3.2 相位、相序要核对正确。

18.2.8.3.3 相应的继电保护、安全自动装置、自动化设备同步调试并按方案要求投入运行。

18.2.8.3.4 新设备进行试运行，系统相关保护定值的变更应根据方式变化，按不配合时间尽可能短、影响尽可能小的原则来安排更改。18.2.9 发电机操作

18.2.9.1 发电机在开机前、停机后必须进行有关项目的检查。

18.2.9.2 发电机正常解列前，宜先将有功、无功功率降至零，然后再断开发电机开关，切断励磁。

18.2.9.3 发电机单独对线路递升加压时应遵守下列事项： a)对线路零起升压时，应避免发电机产生自励磁和设备过电压。

b)递升加压的变压器中性点应接地，变压器保护必须完整并可靠投入。

c)递升加压线路时，该线路所有保护装置起动相邻元件的后备接线（开关失灵保护）应退出。线路重合闸改投直跳或退出。

d)用作递升加压的发电机后备保护跳其他开关的压板应断开，失磁保护应退出。e)递升加压时，发电机采用手动励磁，强励退出。

f)双母线中的一组母线进行递升加压时，母联开关应改为冷备用，母差保护应

按母线分列方式投入。

g)一般避免用 20 万千瓦及以上大型火电机组对线路递升 加压。如有必要，需经主管领导批准。18.2.10 母线操作 18.2.10.1 母线停、送电操作时，须注意防止电压互感器低压侧向母线反充电。18.2.10.2 母线操作时，应根据继电保护的要求，调整母线差动保护运行方式。18.2.10.3 在中性点直接接地的系统中，变压器向母线充电时，变压器充电侧中性点必须可靠接地。

18.2.10.4 用母联开关向母线充电时，充电前应投入母联开关充电保护，充电正常后退出充电保护。

18.2.10.5 对于母线倒闸操作中会发生谐振过电压的发电厂、变电站母线，必须采取防范措施才能进行倒闸操作。18.2.10.6 恢复双母线运行时，必须按调度预先规定的双母线正常接线方式操作，如有特殊要求值班调度员应在操作前下达。18.2.10.7 双母线一组母线电压互感器停电，母线接线方式不变（电压回路不能切换者除外）。

18.2.11 电网 AGC、AVC 操作一般规定

18.2.11.1 按照规定参加电网 AGC、AVC 运行的电厂，其厂内AGC、AVC功能应按调度指令投退。

18.2.11.2 电厂或机组的 AGC、AVC 功能的投退，应经调度员许可。无调度许可，电厂 AGC、AVC 功能不得随意退出运行或更改定值。18.2.12 电网一次调频操作一般规定

18.2.12.1 按照规定参加电网一次调频运行的电厂，其厂内一次调频功能应按调度指令投退。

18.2.12.2 电厂或机组的一次调频功能的投退，应经调度员许可。无调度许可，电厂一次调频功能不得随意退出运行或更改定值。19 监控操作制度

19.1 值班监控员接受调控机构值班调度员的调度指令和运行管理，进行规定范围内的遥控、遥调等工作，并对执行指令的正确性负责。19.2 监控远方操作范围包括：

a)拉合开关的单一操作（无需人员到现场的操作）。b)调节变压器有载分接开关。c)投切电容器、电抗器。d)电磁环网合解环操作。e)事故处理时的遥控操作。f)按照调度指令在 10 千伏（35 千伏）系统查找接地时进行线路试停的操作。g)调度允许的其它操作。

19.3 设备遇有下列情况时，不允许进行监控远方操作： a)设备未通过遥控验收。

b)设备存在缺陷或异常不允许进行遥控操作时。c)设备正在进行就地操作时。

d)设备正在进行检修时（遥控验收除外）。e)监控系统异常影响设备遥控操作时。

19.4 遇到重大检修或新设备启动，应以现场操作为主。

19.5 遇到下列情况，区调监控可许可地调进行地调调管设备的 远方操作，并将所调管设备监控权移交地调监控，工作完毕收回 监控权：

a)区调监控系统因异常情况无法进行远方操作时。b)区调监控员接受上级调度或区调指令进行事故处理时。c)区调监控正在进行其他设备远方操作时。d)其他无法正常进行远方操作的情况时。

19.6 监控员按规定接受、执行调度指令，正确完成规定范围内的远方操作； 负责与相关调度、运维单位之间进行监控远方操作有关的业务联系；负责监控范围内变电站的无功电压调整。

19.7 监控员进行监控远方操作应服从相关值班调度员统一指挥。

19.8 监控员执行的调度操作任务，应由调度员将操作指令发至监控员。监控员对调度操作指令有疑问时，应询问调度员，核对无误后方可操作。19.9 监控远方操作前应考虑操作过程中的危险点及预控措施。

19.10 进行监控远方操作时，监控员应核对相关变电站一次系统图，严格执行模拟预演、唱票、复诵、监护、录音等要求，确保操作正确。

19.11 监控远方操作中，若发现电网或现场设备发生事故及异常，影响操作安全时，监控员应立即终止操作并报告调度员，必要时通知运维单位。19.12 监控远方操作中，若监控系统发生异常或遥控失灵，监控员应停止操作并汇报调度员，同时通知相关专业人员处理。

19.13 监控远方操作中，监控员若对操作结果有疑问，应查明情况，必要时应通知运维单位核对设备状态。

19.14 监控远方操作完成后，监控员应及时汇报调度员，告知运维单位，对已执行的操作票应履行相关手续，并归档保存，做好相关记录。

19.15 自动电压控制系统（简称 AVC 系统）异常，不能正常控制变电站无功电压设备时，监控员应汇报相关调度，将受影响的变电站退出 AVC 系统控制，并通知相关专业人员进行处理。退出AVC 系统控制期间，监控员应按照电压曲线及控制范围调整变电站母线电压。

19.16 AVC 系统控制的变电站电容器、电抗器或变压器有载分接开关需停用时，监控员应按照相关规定将相应间隔退出 AVC系统。

19.17 未纳入 AVC 系统进行闭环控制的电容器、电抗器、有载调压变压器，监控员应根据相关调度颁布的电压曲线及控制范围进行投切、调档，并按调度指令执行，操作完毕后做好记录。20 事故处理规定

20.1 总则

20.1.1 区调调度员在值班期间为宁夏电网事故处理的总指挥。按调度管辖范围划分事故处理权限和责任，区调调管设备的事故处理操作，除本规程允许运行单位不待调令进行的操作以外，必须按照区调值班调度员的指令进行。区调间接调管设备的事故处理以地调为主，在事故处理过程中应及时互通情况。20.1.2 事故处理的主要任务

20.1.2.1 迅速限制事故的发展，消除事故的根源，并解除对人身、电网和设备安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解。

20.1.2.2 用一切可能的办法，保持正常设备的运行和对重要用户的正常供电。

20.1.2.3 尽快使各电网、发电厂恢复并网运行。

20.1.2.4 尽快对已停电地区恢复供电，对重要用户应尽可能优先恢复供电。20.1.2.5 调整系统运行方式，使其恢复正常运行。20.1.3 为防止事故扩大，事故单位运行值班人员可不待区调调度指令进行以下紧急操作，但操作后应尽快报告区调值班调度员： a)对人身、电网和设备安全有威胁的设备停电。b)将故障停运已损坏的设备隔离。

c)当厂（站）用电部分或全部停电时，恢复其电源。

d)现场规程规定的可以不待调度指令自行处理事项。20.1.4 电力系统发生事故时，事故单位必须主动采取措施，消除对人身、电网和设备安全的威胁，限制事故的发展。同时应迅速、准确向值班调度员简要汇报事故发生的时间、现象、相关设备状态、潮流异常情况，经检查后再详细汇报以下内容：

a)开关动作情况和主要设备出现的异常情况。b)继电保护和自动装置动作情况。c)频率、电压、负荷变化情况。d)运行方式变更情况。e)事故原因及其处理过程。

f)有关事故中的其它异常现象和情况。

20.1.5 电力系统发生事故时，各级运行值班人员应根据继电保护、安全自动装置动作情况、调度自动化信息以及频率、电压、潮流等有关情况判断故障点及性质，迅速处理事故。事故处理时，必须使用标准的调度术语，接令人须复诵无误后方可执行，双方做好记录和录音。

20.1.6 电力系统发生事故时，各级运行值班人员应坚守岗位，认真监视管辖设备的运行情况。事故单位运行值班人员应迅速、准确、扼要地向值班调度员报告事故情况，并按照调度指令进行处理。非事故单位应加强设备运行监视，不得在事故期间用调度电话向调度或其它单位询问事故情况。20.1.7 电力系统发生事故时，值班监控员应立即通知运维人员进行现场设备检查，并尽快将检查结果汇报值班调度员。20.1.8 电力系统发生事故时，区调值班调度员应将事故情况迅速报告有关领导，并按电网重大事件汇报制度，及时向上级值班调度员汇报事故简况。20.1.9 调度管辖范围内发生下列故障时，值班调度员应立即向上级调控机构值班调度员汇报。

a)上级调控机构调管的设备故障。b)需要上级调控机构协调或配合处理。

c)影响上级调控机构调管稳定控制装置（系统）切机、切负荷量的。d)影响上级调控机构控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的。e)影响上级调控机构直调发电厂开机方式或发电出力的。f)需要立即汇报的其它情况。20.1.10 事故处理时，区调值班调度员命令运行单位立即拉合开关，双方都不允许挂断电话，接令单位立即操作，立即回令。20.1.11 事故处理时，各单位的领导对本单位运行值班人员发布的指示不得与上级值班调度员的调度指令相抵触。如认为值班调度员处理事故不正确，应及时纠正，必要时可直接指挥事故处理，并对系统事故处理承担责任。

20.1.12 事故处理时，除有关领导和专业人员外，其他人员应迅速离开调控大厅。值班调度员有权要求系统运行、继电保护、调度计划、自动化等专业人员配合事故处理，提供必要的技术支持。

20.1.13 交接班时发生事故，应立即暂停交接班，并由交班调度员进行处理，直到事故处理完毕或事故处理告一段落，方可交接班。接班调度员可按交班调度员的要求协助处理事故。交接班完毕后，系统发生事故，交班调度员亦可应接班调度员的请求协助处理事故。20.1.14 事故处理完毕后，进行事故处理的调度员应详细记录事故情况，及时填写事故报告并按规定向上级调控机构报送。20.2 频率异常处理

20.2.1 宁夏电力系统额定频率为 50.00Hz，超过 50±0.20Hz为频率异常。依据《国家电网公司电力生产事故调查规程》，当系统频率偏差超出 50±0.20Hz 且延续时间超过 30 分钟，或超出50±0.50Hz 且延续时间 15 分钟，为一般电网事故。当系统频率偏差超出 50±0.20Hz 且延续时间超过 20 分钟，或超出 50±0.50Hz且延续时间超过 10 分钟，为电网一类障碍。20.2.2 宁夏电网与西北主网并网运行时按下列规定处理：

20.2.2.1 频率异常由西北分中心负责处理，区调按西北分中心的指挥，配合处理。

20.2.2.2 宁夏电网内发电厂均为频率监视厂，当频率变化超过50±0.2Hz 时，各发电厂按调度指令增减出力。

20.2.2.3 当频率变化超过 50±0.5Hz 时，宁夏电网内各发电厂不待调度指令，立即自行调整出力，直至频率恢复正常或调整设备达到额定出力或最小技术出力为止，并将调整情况尽快汇报区调。

20.2.2.4 当频率低至低频减载装置整定值以下而装置拒动时，运行值班人员在核对无误后立即手动断开低频减载装置控制的线路，并尽快汇报区调。20.2.3 宁夏电网单独运行（包括局部电网解列）时按下列规定处理： 20.2.3.1 频率低于 49.80Hz，持续时间超过 5 分钟，区调令电厂调整出力（如无备用容量可直接安排限电），15 分钟后仍未达到 49.80Hz 时，可下令拉闸限电，使频率恢复到 50±0.20Hz 以内为止。各单位在接到限电指令后，必须在 5 分钟内限电完毕并汇报区调。

20.2.3.2 当频率下降到 49.50Hz 以下，各地调应立即限制部分负荷或按区调调度员指令限电，使频率恢复到 49.50Hz 以上，地调在接到区调限电指令后，必须在 5 分钟内限电完毕并汇报区调。

20.2.3.3 当地调限电不力，频率仍未恢复正常，区调值班调度员按《宁夏电网紧急事故限电序位表》直接下令拉闸限电，造成的后果由限电不力的地调负责，并追究相关责任。

20.2.3.4 当频率下降到 49.00Hz 时，区调值班调度员按《宁夏电网紧急事故限电序位表》 拉大馈路限电。

20.2.3.5 当频率下降到48.50Hz以下时，区调值班调度员在限完《宁夏电网紧急事故限电序位表》中的大馈路后，可以拉其它可限的 110 kV 馈路负荷限电，使频率恢复到 49.50Hz 以上。

20.2.3.6 当系统频率高于 50.20Hz 时，调度指定调频厂应不待调令立即降低出力，使频率恢复正常。如果无法使频率恢复正常，应报告值班调度员。当系统频率高于 50.50Hz 时，电网内各发电厂不待调令降低出力直至最小技术出

力，使频率恢复至50.20Hz以下 如果发电厂调整容量不足，值班调度员可采取解列机组的措施。

20.2.3.7 装有高频切机装置的发电厂，当频率已高至动作值而装置未切机时，应手动解列该发电机组。装有低频解列装置的发电厂，当频率低于装置动作值而该装置拒动时，应立即将机组手动解列。

20.2.3.8 区调下令的限电或低频减载装置动作切除的负荷，在未得到区调解除限电指令时，不得擅自恢复送电。

20.2.3.9 各地调、发电厂、变电站在执行低频限电时，要严密监视频率的变化，防止造成多限电使频率偏高或窝电。限电时要迅速、准确，严防等待观望导致事故扩大。

20.2.3.10 当频率降低危及电厂厂用电安全时，电厂可按保厂用电方案的规定解列部分发电机保厂用电。

20.2.3.11 当电网分成两个系统，并列时如频率差较大，频率低的系统可以通过限电提高频率，频率高的系统应该降低频率，但最低不准降至 49.5Hz 以下。20.2.3.12频率调整厂站的值长对于保证频率正常与区调调度员负有同等责任。

20.3 电压异常处理

20.3.1 依据《国家电网公司电力生产事故调查规程》，系统电压监视控制点电压偏差超出电压曲线值±5％，且延续时间超过 2小时；或偏差超出±10％，且延续时间超过 1 小时，为一般电网事故。系统电压监视控制点电压偏差超出电压曲线值±5％，且延续时间超过1小时； 或偏差超出±10％，且延续时间超过30分钟，为电网一类障碍。

20.3.2 为了保持系统的静态稳定和电能质量，发电机最低运行电压不得低于额定值的 90％。

20.3.3 电压降低处理

20.3.3.1 运行值班人员应立即进行电压调整，切除电抗器、投入电容器。20.3.3.2 发电厂应不待调度指令自行增加无功出力，使母线电压恢复至允许偏差范围内。

20.3.3.3 应迅速调用无功备用容量来提高电压。

20.3.3.4 改变电网运行方式，充分发挥长线路无功功率效应。20.3.3.5 确实无调压能力时按事故限电序位表控制负荷。20.3.4 电压升高处理

20.3.4.1 运行值班人员应立即进行电压调整，切除电容器、投入电抗器。20.3.4.2 发电厂应不待调度指令降低无功出力至下限值或进相运行，使母线电压恢复至允许偏差范围内。

20.3.4.3 频率正常，发电容量足够时，可命令部分发电机组解列。20.3.4.4 改变电网运行方式，减少或避免长线路无功功率效应。20.4 变压器事故处理 20.4.1 变压器主保护（重瓦斯保护或差动保护或分接头瓦斯保护）动作跳闸，在未查明故障原因并消除故障前不允许送电。

20.4.2 变压器主保护动作跳闸，在检查变压器外部无明显故障、检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，证明变压器内部无明显故障后，有条件时应进行零起升压，如正常可将变压器恢复运行。如无零起升压条件，因系统急需，经设备主管单位领导同意，可以试送一次，否则应按照有关规程、规定进行检查，45

确认变压器内部无故障后方可恢复运行。

20.4.3 变压器后备过流保护动作跳闸，在找到故障点并有效隔离后，可试送一次。轻瓦斯保护动作发出信号后应注意检查并适当降低变压器传输功率。20.4.4 强油循环、自耦、带负荷调压变压器冷却系统故障，允许的传输功率和运行时间按现场规程执行。

20.4.5 并列运行的两台变压器，当一台故障跳闸，造成另一台过载时，运行值班人员按调度指令转移负荷或限电，直至过载消除，并考虑系统中性点分布是否合理，必要时应调整系统中性点的分布。

20.4.6 若变压器某侧正常运行时接于中性点直接接地的系统（简称“接地系统侧”）跳闸后改由另一侧（简称“另一侧”）对变压器充电，则无论跳闸前“接地系统侧” 中性点接地刀闸处于何种位置，在从“另一侧” 对变压器充电前均应先合上“接地系统侧” 中性点接地刀闸，待变压器投入后再恢复正常的中性点接地方式。20.5 开关异常处理

20.5.1 开关的液压、气压、油位异常，地调、现场运行值班人员应尽快报告区调值班调度员，并通知运维部门。

20.5.2 开关在运行中不能分闸操作需要停电处理时，可采取下列措施将开关停电：

20.5.2.1 凡有专用旁路开关或母联兼旁路的发电厂、变电站，采用代路的方法使故障开关脱离电网。

20.5.2.2具有母联开关的厂站,可采用母联开关串联故障开关使故障开关停电。

20.5.2.3 直馈线路的受端开关，将负荷转移后，用断开对侧电源开关的方法使故障开关停电。

20.5.2.4 对于母联开关可将部分元件两个母线刀闸同时合上，再拉开母联开关的两侧刀闸。

20.5.2.5 用拉开本站和其他厂、站开关的办法，使与故障开关连接的回路断开，从而使故障开关停电。

20.5.2.6 无论采取何种方式，刀闸的操作必须符合刀闸操作原则。

20.5.3 开关单相自动跳闸，造成两相运行时，如重合闸没动作，现场值班人员不待区调指令立即手动合闸一次后汇报区调。区调按下述原则处理： 20.5.3.1 变压器和负荷线路不允许两相运行，应立即转移负荷后停电处理。20.5.3.2 电源联络线两相运行，如果系统条件允许可将故障开关停运处理。系统条件不允许停运开关时，允许短时间运行，此时应注意尽量减少通过故障开关的功率，并尽快查找原因及处理缺陷。如较长时间才能恢复，应请示区调主管生产领导批准后再停运故障开关。20.5.4 当事故跳闸后造成一相相通，现场运行值班人员确认无误后立即手动断开，并汇报调度。20.6 线路事故处理

20.6.1 单电源负荷线路跳闸，无重合闸、重合不成功或重合闸不动作情况下，地调、现场值班人员可不待调度指令立即强送电一次（低频、低压减载装置及安全自动装置动作切除者除外）后汇报区调。若强送失败，地调、现场值班人员应立即报告区调值班调度员。区调值班调度员可根据具体情况，必要时再强送一次。

20.6.2 系统联络线、环网线路（包括双回线）事故跳闸时的处理原则： 20.6.2.1 投单相重合闸的开关，单跳重合成功，地调、现场值班人员应立即将动作情况汇报区调值班调度员。

20.6.2.2 装有同期装置的线路开关跳闸，现场值班人员在确认线路有电压且符合并列条件时，可以不待调度指令自行同期并列后汇报调度。

20.6.2.3 投单相重合闸的开关，重合闸拒动、单跳重合不成功、相间故障或未投重合闸的线路故障而三相跳闸时，现场值班人员应立即将事故情况汇报区调值班调度员，区调值班调度员根据规定和系统情况选择强送端强送一次。强送成功后对侧开关经同期并列或合环。

20.6.2.4 当线路跳闸后强送不成功，且现场汇报无明显故障现象，必要时经区调主管领导批准可再次强送一次。强送不成功，有条件的应对线路零起升压。20.6.3 强送电的原则

20.6.3.1 正确选择线路强送端，必要时改变结线方式后再强送电，要考虑到继电保护及开关情况和对电网稳定的影响。20.6.3.2 强送开关应至少有一套完善的保护，强送端母线上必须有中性点直接接地的变压器。

20.6.3.3 在强送前，要检查重要线路的输送功率在规定的限额之内，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定的措施。20.6.3.4 强送前应控制强送端电压，使强送后首端、末端电压不超过允许值。20.6.3.5 线路跳闸或重合不成功的同时，伴有明显系统振荡的，不应马上强送，需检查并消除振荡后再强送电。

20.6.4 下列情况线路跳闸不再强送电： a)空充电线路。b)电缆线路。c)试运行线路。d)线路跳闸后，经备用电源自动投入已将负荷转移到其它线路上，不影响供电。e)线路有带电作业。

f)运行人员已发现明显故障时。

g)线路变压器组跳闸，重合不成功。

h)线路开关有缺陷或遮断容量不足的线路。

i)已掌握有严重缺陷的线路（水淹、杆塔倾斜、导线严重断股等）。20.6.5 遇有下列情况，必须联系区调调度员得到许可后方可强送电： a)母线故障，经检查没有明显故障点。b)可能造成非同期合闸的线路。c)变压器后备保护跳闸。

20.6.6 对于故障的线路，区调值班调度员应及时通知该线路运维单位查线,并将保护、安全自动装置动作情况、开关跳闸情况、故障测距通知查线单位。查线人员未经调度许可，不得进行任何检修工作。查线结束后,无论是否发现故障点，均应及时汇报区调值班调度员。区调值班调度员通知的查线，均视为线路带电。

20.7 发电机事故处理

20.7.1 发电机事故跳闸，应按现场规程处理。

20.7.2 装有失磁保护的 100MW及以上发电机失磁而失磁保护拒动时，现场值班人员应不待调度指令迅速将失磁的发电机组手动解列。水轮发电机组严禁

失磁运行。

20.7.3 容量在 50MW 及以下汽轮发电机发生失磁，在不危及发电机安全的条件下，可不必手动解列，但应汇报区调并迅速降低失磁机组的有功出力至发电机允许的最低值，同时设法恢复励磁。如果不能在 30 分钟内恢复励磁应停机。发电机失磁运行，机端电压严重下降不能维持厂用电设备正常运行时，可将厂用电切换至备用厂用电源。

20.7.4 当发电机进相或高力率运行时，系统发生干扰容易失去同步，如出现失步应立即减少发电机有功出力，增大励磁电流使发电机重新恢复同步。如无法恢复同步时，应将发电机解列，并尽快重新并入系统。

20.7.5 发电机三相电流不平衡，采取措施后仍超出规定值，则应立即停机检查。

20.7.6 发电机对空载线路零起升压产生自励磁时，应立即将发电机解列。20.7.7 大型机组出现严重缺陷需要停机前，应及时汇报相关调度，待值班调度员采取紧急措施后再安排停机，防止突然停机造成事故扩大。20.8 母线事故处理

20.8.1 当母线失压时，地调、现场运行值班人员应不待调令，立即拉开失压母线上的所有开关，并汇报区调值班调度员。20.8.2 母差保护动作引起母线失压处理原则 20.8.2.1 未经检查不得强送。

20.8.2.2 经过检查找到故障点并能迅速隔离的、或属瞬时故障且已消失，可对停电母线恢复送电。

20.8.2.3 经过检查找到故障点但不能很快隔离的，若系双母线中的一条母线失压，应对接于失压母线的各元件进行检查，确认无故障的元件可倒至运行母线并恢复送电，并将故障母线或故障元件转为冷备用或检修状态。

20.8.2.4 经过检查不能找到故障点时，可对停电母线试送电一次。对停电母线进行试送，应尽可能用外来电源、试送开关必须完好，并有完备的继电保护。有条件者可对故障母线进行零起升压。

20.8.2.5 双母（包括双母单分段、双母双分段）接线方式 GIS母线失压时，因无法观察到故障点，应首先将接于失压母线的所有刀闸拉开，然后用外来电源对接于该母线的线路、母联开关及刀闸、变压器带电，逐段查找故障点。查找故障点时，应特别注意对线路、变压器与失压母线之间 T 接点的检查。20.8.3 因开关失灵保护或出线、主变后备保护动作造成母线失电时，应在故障开关隔离后恢复母线供电。20.9 安控装置动作处理

20.9.1 当安控装置动作后，监控（运行值班）人员应立即汇报值班调度员。20.9.2 当安控装置误动作时，应将误动的安控装置退出。

20.9.3 安控装置动作切除的线路、机组，在未得到值班调度员许可前，不得恢复。

20.10 系统潮流异常处理

20.10.1 增加受端发电厂出力，并提高电压水平。

20.10.2 降低送端发电厂出力(必要时可切除部分发电机组)，并提高电压水平。

20.10.3 调整系统运行方式(包括改变系统接线等)，转移过负荷元件的潮流。

20.10.4 在受端进行限电或拉闸。20.11 系统振荡处理

20.11.1 宁夏电网可能产生振荡的主要原因

20.11.1.1 主网稳定破坏引起宁夏电网与主网间振荡。

20.11.1.2 输电线路输送功率超过极限值造成静态稳定破坏。

20.11.1.3 电网发生短路故障，切除大容量的发电、输电或变电设备，负荷瞬间发生较大突变等造成电力系统暂态稳定破坏。

20.11.1.4 环状网络（或并列双回线）突然开环，使两部分系统联系联络阻抗突然增大，引起动稳定破坏而失去同步。20.11.1.5 大容量机组跳闸或失磁，使系统联络线负荷增大或使系统电压严重下降，造成联络线稳定极限降低，易引起稳定破坏。20.11.1.6 电源间非同期合闸未能拖入同步。20.11.1.7 多重故障。

20.11.1.8 弱联系统阻尼不足或其它偶然因素。20.11.2 同步振荡的主要现象

20.11.2.1 发电机和线路上的功率、电流将有周期性变化，但波动较小，发电机有功出力不过零。

20.11.2.2 发电机机端和系统的电压波动较小，无明显的局部降低。

20.11.2.3 发电机及系统的频率变化不大，全系统频率同步降低或升高。20.11.3 同步振荡处理

20.11.3.1 发电厂运行值班人员在发现系统同步振荡时，可不待调度指令，退出机组 AGC、AVC，适当增加机组无功出力，并立即向值班调度员汇报。20.11.3.2 发电厂运行值班人员应立即检查机组调速器、励磁调节器等设备，查找振荡源，若发电机调速系统故障或励磁调节器故障，应立即减少机组有功出力，并消除设备故障。如短时无法消除故障，经值班调度员同意后，将该机组解列。

20.11.3.3 值班调度员应根据系统情况，提高送、受端电压，适当降低送端发电出力，增加受端发电出力或限制部分负荷，直至振荡消除。20.11.4 异步振荡的主要现象

20.11.4.1 发电机、变压器以及联络线的电压表、电流表、功率表明显的周期剧烈摆动，发电机、变压器发出有节奏的轰鸣声。

20.11.4.2连接失去同步的发电机或系统联络线上的电流表和功率表摆动最大。

20.11.4.3 振荡中心电压周期性地降至接近于零，且其附近的电压摆动最大，随着离振荡中心距离的增加，电压波动逐渐减小。白炽灯随电压波动有不同程度的明暗现象。

20.11.4.4 失去同步的电厂或系统间产生频率差，送端频率升高，受端频率降低，并略有摆动。

20.11.5 异步振荡处理

20.11.5.1 发电厂应迅速采取措施恢复正常频率，使两部分系统频率尽快地接近相同。高频率的电厂，迅速降低频率，直到振荡消除或降低到不低于 49.20Hz 为止。低频率的电厂，应充分利用备用容量和事故过载能力提高频率，直到消除振荡或频率恢复到正常范围内。

20.11.5.2 频率升高或降低的电厂应不待调度指令退出机组的AGC、AVC装置，49

并立即提高发电机的的电压至最高允许值。地调、变电站运行值班人员应不待调度指令，退出低压电抗器，投入低压电容器，提高系统电压至允许最高值。20.11.5.3 在系统振荡时，电厂不得自行解列机组。若由于机组失磁而引起系统振荡时，应立即恢复励磁，否则将失磁的机组解列。

20.11.5.4值班调度员应迅速采取措施在3分钟内将振荡消除,否则应按方式中规定的解列点解列。待电网恢复稳定后，再进行并列。选择解列点时，需防止因解列后有功电力供需不平衡而导致频率崩溃，防止缺少无功而导致电压崩溃。

20.11.5.5 当发生系统振荡，宁夏电网与主网解列后，宁夏电网内部仍然振荡，可以在宁夏电网内再次解列以消除振荡。20.11.6 低频振荡的主要现象

20.11.6.1 低频振荡常出现在弱联系、远距离、重负荷输电线路上以及弱联系的两个或两个以上地区的串联系统中，振荡频率在 0.2～2.5Hz 范围内，具有与同步振荡类似现象。20.11.7 低频振荡处理

20.11.7.1 应根据振荡频率、振荡分布等信息正确判断低频振荡源。20.11.7.2 降低振荡源机组有功，减轻重负荷线路潮流，直至振荡消除。20.11.7.3 增加机组无功出力，提高振荡区域系统电压。20.11.7.4 若有运行机组未投入 PSS 装置，令其立即投入。20.12 互感器异常及事故处理

20.12.1 电压互感器发生异常情况时，值班人员应迅速按现场规程规定处理。20.12.2 电流互感器发生异常情况时，应立即停用与该组电流互感器有关的保护装置，值班人员应迅速按现场规程规定处理。20.13 通信联系中断处理

20.13.1 调控机构、厂、站、运维站（组）与上级调控机构的专用通信中断时，各单位应积极主动采取措施，利用一切可能的方法与上级调控机构通信正常的单位中转、修复通信设备等方式，尽快与上级调控机构进行联系。如不能尽快恢复，上级调控机构可通过有关下级调控机构的通信联系转达调度业务。20.13.2 事故时凡能与区调通讯畅通的地调、发电厂、变电站有责任向与区调失去联系的单位，转达区调指令和联系事项。

20.13.3 发电厂、变电站失去通讯联系时，除应设法恢复通讯外，还应按下列原则处理：

20.13.3.1 发电厂应按调度曲线自行调整出力，同时要注意频率、电压变化及联络线潮流情况。

20.13.3.2 发电厂和变电站的运行方式，尽可能保持不变，一切已批准但未执行的计划及临时操作应暂停执行。

20.13.3.3 当值班调度员下达操作指令后，受令方未重复指令或虽已重复指令但未经值班调度员同意执行操作前，失去通信联系，则该操作指令不得执行。若值班调度员已经同意执行操作，可以将该操作指令全部执行完毕。值班调度员在下达了操作指令后而未接到完成操作指令的报告前，与受令单位失去通信联系，则认为该操作指令正在执行中。20.13.3.4 正在进行检修的设备，具备恢复运行条件时，应待通信恢复正常后，根据调度指令恢复运行。

20.13.3.5 凡涉及系统安全的操作，在与调度员取得联系前不得自行处理。紧