华中网调调规

一、操作题：丙站：1、丙丁线由运行转热备用
1、拉开丙5022开关；2拉开丙5021开关。

丁站：2、丙丁线由运行转热备用
1、拉开丁5042开关；
2、拉开丁5041开关。

丁站：3、丙丁线由热备用转冷备用
1、拉开丁50416刀闸。

丙站：4、丙丁线由热备用转冷备用
1、拉开丙50216刀闸。

丙站：5、丙丁线由冷备用转检修、1、合上丙5021617地刀闸；2、拉开丙5021DK1刀闸；
3、合上丙5021DK17地刀闸；
4、退出丙丁线线路全套保护、远跳及过电压保护；
5、退出丙高抗全套保护。

丙站：6、丙5021开关由热备用转检修
1、拉开丙50212刀闸；
2、拉开丙50211刀闸；
3、退出丙5021开关断路器保护及单相重合闸；
4、合上丙502117地刀闸；
5、合上丙502127地刀闸。

丙站：7、丙5022开关由热备用转检修
1、拉开丙50221刀闸；
2、拉开丙50222刀闸；
3、退出丙5022开关断路器保护及单相重合闸；
4、合上丙502217地刀闸；
5、合上丙502227地刀闸。

丙站：8、合上丙502167地刀闸
1、合上丙502167地刀闸。

丁站：9、丙丁线由冷备用转检修
1、合上丁5041617地刀闸；
2、退出丙丁线线路全套保护、远跳及过电压保护。

丁站：10、丁5041开关由热备用转检修
1、拉开丁50412刀闸；
2、拉开丁50411刀闸；
3、退出丁5041开关断路器保护及单相重合闸。

4、合上丁504117接地刀闸；
5、合上丁504127接地刀闸。

丁站：11、丁5042开关由热备用转检修1、拉开丁50421刀闸；2、拉开丁50422刀闸；3、退出丁5042开关断路器保护及其单相重合闸；4、合上丁504217地刀闸；5、合上丁504227地刀闸。

丁站：12、合上丁504167接地刀闸
1、合上丁504167地刀闸。

二、12.1.4 厂站运行值班人员可不待调度指令自行进行以下紧急操作，同时应将事故与处理情况简明扼要地报告值班调度人员。

a) 将直接对人身安全有威胁的设备停电；
b) 当厂站用电部分或全部停电时，恢复其电源；
c) 将故障停运已损坏的设备隔离；
d) 其他在本规程和厂站现场规程中规定可不待调度指令自行处理的紧急情况。

三、12.1.5 设备故障时，运行值班人员应立即向值班调度人员简要汇报故障设备及相关设备的状态和潮流情况，经检查后再详细汇报如下内容：
a) 保护装置动作及通道运行情况；
b) 设备外部有无明显缺陷及事故象征；
c) 故障录波器、故障测距装置动作情况。

四、13.4 发生下列事件的厂站，应立即向相应调度机构值班调度人员汇报事件的简要情况，并尽快将重大事件的详细情况传真至调度机构。

a) 厂站事故：220kV及以上发电厂、变电站发生母线故障停电、全厂（站）停电；
b) 人身伤亡：在生产运行过程中发生人身伤亡；
c) 自然灾害：水灾、火灾、风灾、地震及外力破坏等对厂站运行产生较大影响；
d) 厂站主控室发生停电、通讯中断、监控系统全停、火灾等事件；
e) 重要设备损坏情况。

3.1 电力系统：由发电、输电、配电、用电等一次设备以及为保障其运行所需的继电保护、安全自动装置、调度自动化、电力通信、电力市场技术支持系统等二次设备组成的统一整体。

华中电力系统是由河南、湖北、湖南、江西、四川、重庆等六省（直辖市）电力系统组成的跨省（直辖市）电力系统。

3.3电力调度机构：对电力系统运行进行组织、指挥、指导和协调的机构，在电力系统运行中行使调度权。

3.4 电力调度：电力调度机构（以下简称调度机构）为保障电力系统安全、优质、经济运行和电力市场规范运营，促进资源的优化配置和环境保护，对电力系统运行进行的组织、指挥、指导和协调。

3.9 电力调度系统：包括各级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）、大用户配电系统等的运行值班单位。

3.10 电力调度管理：调度机构为确保电力系统安全、优质、经济运行，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、继电保护及安全自动装置管理、电网调度自动化管理、电力通信管理、水电厂水库调度管理、调度系统人员培训管理等。

3.11 调度系统值班人员：包括各级调度机构的值班调度人员和有关运行值班单位的运行值班人员。

3.12 调度管辖范围：电力系统设备运行和操作指挥权限的范围。

3.13 调度许可：设备由下级调度机构调度管辖，但在进行该设备有关操作前，下级调度机构值班调度人员应向上级调度机构值班调度人员申请，征得同意。

3.14 委托调度：一方委托他方对其调度管辖的设备进行运行和操作指挥的调度方式。

3.16 调度指令：值班调度人员对其下级调度机构值班调度人员或调度管辖厂站运行值班人员发布的强制执行的决定。

3.17 操作指令：值班调度人员发布的有关操作的调度指令。

3.18 逐项操作令：值班调度人员发布的按顺序逐项执行的操作指令，要求受令人按照指令的操作步骤和内容按顺序逐项进行操作。

3.20 状态令：值班调度人员发布的只明确设备操作初态和终态的一种操作指令。

其具体操作内容和步骤，由厂站运行值班人员依据调度机构发布的操作状态令定义和现场运行规程拟订。

3.21 许可操作：在改变电气设备的状态和运行方式前，由有关人员根据有关规定提出操作项目，值班调度人员同意其操作。

3.27 电力系统稳定器（PSS）：发电机自动电压调节器中的一种附加励磁控制装置。

它的主要作用是给电压调节器提供一个附加控制信号，产生正的附加阻尼转矩，来补偿以端电压为输入的电压调节器可能产生的负阻尼转矩，从而提高发电机和整个电力系统的阻尼能力，抑制自发低频振荡的发生，加速功率振荡的衰减。

3.29 特殊运行方式：电厂或电网接线方式与正常运行方式（包括正常检修方式）有重大变化时，电厂或电网相应的运行方式。

3.30 黑启动：整个电力系统因故障停运后，在无外来电源供给的情况下，通过系统中具有自启动能力机组的启动，带动无自启动能力的机组，
逐步扩大电力系统的恢复范围，最终实现整个电力系统的恢复。

3.31 安全自动装置：在电力系统中发生故障或异常运行时，起自动控制作用的装置。

如自动重合闸、备用电源和备用设备自动投入、自动切换负荷、自动低频（低压）减载、电厂事故自动减出力、事故切机、电气制动、水轮发电机自动起动、调相改发电、抽蓄水改发电、自动解列及自动调节励磁等。

总则：4.1 电力调度坚持安全第一、预防为主的方针。

华中电力系统内各电网企业及其调度机构、发电企业、电力用户有责任共同维护电力系统的安全稳定运行。

4.2 电力调度应遵守国家有关法律、法规、政策的规定，并符合电力系统运行的客观规律和社会主义市场经济规律的要求。

4.3 电力调度实行统一调度，分级管理。

4.5 任何单位和个人均不得非法干预电力调度活动。

4.9 违反本规程的单位和个人，按《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《电力监管条例》有关条款承担相应责任。

5.4 调度系统值班人员应经培训，并经有资格的单位考核合格方可上岗。

离开运行岗位3个月及以上的调度系统值班人员，应经过熟悉设备系统、熟悉运行方式的跟班实习，并经考试合格后，方可再上岗值班。

5.5 需直接与调度机构进行调度业务联系的运行值班人员，应参加由相应调度机构组织的有关调度管理规程及电网知识的考试，考试合格，取得该调度机构颁发的《调度系统运行值班合格证书》后，方可与该调度机构进行调度业务联系。

同时接受多级调度机构调度指令的厂站，由最高一级调度机构负责该厂站运行值班人员《调度系统运行值班合格证书》的颁发和管理，并负责组织、协调其考试工作。

5.6 有权接受调度指令的调度系统值班人员名单应报上级调度机构，上级调度机构值班调度人员名单亦应通知下级调度机构和有关运行值班单位。

6.1.1 电网企业应设置调度机构。

调度机构应设置电力调度、运行方式、调度计划、水库调度、继电保护、调度自动化、电力通信、技术管理、综合管理等专业。

6.2 调度机构的任务：6.2.1 保证电力系统安全稳定运行，按照电力系统运行客观规律和相关规定保证电力系统连续、正常运行，使电能质量指标符合国家规定的标准。

6.2.2 按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电力系统的发输变电设备能力，最大限度地满足用户的用电需要。

6.2.3 按照电力市场调度规则，依据相关合同或者协议，维护各方的合法权益。

6.4 安全管理
6.4.1 调度机构应制定本机构安全生产工作总体和分层控制目标及措施，并建立安全生产保证体系和安全生产监督体系。

6.4.2 调度机构应建立和落实本机构各级、各类人员安全生产责任制。

6.4.3 调度机构应编制和落实本机构年度反事故措施计划和安全技术劳动保护措施计划。

6.4.4 调度机构应按规定进行调度系统安全性评价。

6.4.5 调度机构应按“事故原因不清楚不放过，事故责任者和应受教育者没有受到教育不放过，没有采取防范措施不放过，事故责任者没有受到处罚不放过”的原则，组织或参与电网事故、障碍及未遂的调查分析。

6.4.6 调度机构应定期进行有针对性的反事故演习。

网、省调每年至少组织进行一次不少于两级调度机构参加的联合反事故演习。

6.4.7 调度机构应编制突发事件调度应急处理预案并定期演练。

6.5 专业管理
6.5.1 调度机构应建立专业管理体系，制定专业管理标准和制度。

6.5.2 调度机构各专业部门应按照调度管辖范围，履行专业管理中涉及到的规划设计、设
备配置原则、新设备启动试验、运行检修（检验）、事故分析、消缺反措及技术改造等方面的技术监督职责。

6.5.3 调度机构应编制电力系统年度运行方式。

华中电力系统年度运行方式主要内容见附录A。

6.5.4 调度机构负责调度管辖系统的调度运行指标考核工作。

6.5.5 调度机构应建立培训工作制度，制定专业技术人员培训大纲，制定并落实年度专业培训计划。

6.5.6 调度机构应开展科学技术研究工作，推广、应用新技术，提高专业技术和管理水平。

6.5.7 调度机构应开展调度管理信息化工作，实现调度管理信息共享。

7.1 一次设备调度管辖范围
7.1.1 调度管辖的一次设备范围划分原则
7.1.1.1华中电力系统内除国调调度管辖范围（见附录B）以外的全部500kV发输变电设备及其相应的无功补偿装置、220kV省间联络线，电力电量需跨省分配的电厂或同一流域内接于220kV系统的重要梯级水电厂由网调调度管辖。

华中网调调度管辖的一次设备见附录
C 。

7.1.1.2 华中电力系统内除国调、网调调度管辖范围以外的一次设备由省调、地调、县调三级调度机构分级调度管辖。

7.1.2 调度机构调度管辖设备的状态和方式的改变，如影响上级调度机构调度管辖设备的安全运行，该设备属上级调度机构的调度许可设备。

调度机构应书面明确本机构调度许可设备范围。

国调调度许可及紧急控制设备见附录D。

网调调度许可设备见附录E。

7.1.3 上级调度机构可将部分调度管辖设备委托下级调度机构调度管辖。

网调委托省调调度管辖设备按网调调度许可设备进行管理。

网调委托省调调度管辖设备见附录F。

8.1 各级调度机构在电力调度业务活动中是上、下级关系，下级调度机构应服从上级调度机构的调度。

8.2 调度机构调度管辖范围内的运行值班单位，应服从该调度机构的调度。

8.3 未经调度机构值班调度人员许可，任何人不得操作该调度机构调度管辖范围内的设备。

电力系统运行遇有危及人身、设备安全的情况时，有关运行值班单位的值班人员应按照相关规定处理，并及时报告有关调度机构的值班调度人员。

8.4 调度许可设备的操作，操作前应经上级调度机构值班调度人员许可，操作完毕后，应及时汇报上级调度机构值班调度人员。

当发生紧急情况时，允许下级调度机构的值班调度人员不经上级调度机构许可进行许可设备的操作，但应及时向上级调度机构汇报。

8.5 调度机构调度管辖设备运行状态的改变，对下级调度机构调度管辖的设备有影响时，操作前、后应及时通知下级调度机构值班调度人员。

8.6 属厂站管辖设备的操作，如影响到调度机构调度管辖设备运行的，操作前应经调度机构值班调度人员许可。

8.7 发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，值班调度人员可直接(或者通过下级调度机构的值班调度人员)越级向下级调度机构调度管辖的发电厂、变电站等运行值班单位发布调度指令，并告知相应调度机构。

8.8 调度机构应执行经政府批准的事故限电序位表和超计划用电限电序位表。

8.11.3 调度自动化、电力通信设备的下列操作，操作前应得到值班调度人员的许可。

a) 影响一次设备正常运行的；b) 影响保护装置正常运行的；c) 影响电力调度业务正常进行的其他操作。

9.1 值班调度人员是电力系统运行、操作和事故处理的指挥员，值班调度人员按照规定发布调度指令，并对所发布调度指令的正确性负责。

接受调度指令的调度系统值班人员应执
行调度指令，并对执行指令的正确性负责。

调度系统值班人员发布和执行调度指令，受法律保护，并承担相应的责任。

任何单位和个人不得非法干预调度系统值班人员下达或执行调度指令。

9.2 发布调度指令时，发布和接受调度指令的调度系统值班人员应先互报单位和姓名。

发布调度指令应准确清晰，发布指令的全过程（包括对方复诵指令）和听取指令的汇报时，都应使用电网调度规范用语和普通话，并执行发令、复诵、录音、记录和汇报制度。

9.3 接受调度指令的调度系统值班人员认为执行调度指令将危及人身、设备或系统安全的，应立即向发布指令的值班调度人员提出拒绝执行的意见，由发布指令的值班调度人员决定该指令的执行或撤销。

9.4 电网企业的主管领导发布的一切有关调度业务的指示，应通过调度机构负责人转达给值班调度人员。

非调度机构负责人，不得直接要求值班调度人员发布调度指令。

9.5 电网企业、发电企业、下级调度机构的负责人以及电厂、变电站、电力用户的负责人，对值班调度人员发布的调度指令有不同意见时，可向发布该指令的调度机构提出，调度机构采纳或者部分采纳所提意见，应由调度机构负责人将意见通知值班调度人员，由其更改调度指令并发布。

但在得到答复前，调度系统值班人员应执行原调度指令。

10.1 频率
10.1.1 电力系统标准频率是50Hz，其偏差不应超过±0.2Hz。

各调度机构、发电厂均有义务维持电力系统标准频率。

10.1.2 华中电力系统频率按（50±0.1）Hz控制，按（50±0.1）Hz、（50±0.2）Hz分段考核。

网调值班调度人员依据华中电力系统频率考核办法对各省调和直调电厂进行考核。

10.1.3 网调对省调进行省间联络线功率考核时应计及频率效应。

各省（直辖市）电力系统频率效应系数由网调确定。

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

机组的一次调频参数应符合调度机构的有关规定。

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

机组的一次调频参数应符合调度机构的有关规定。

10.1.5 并入华中电力系统的100MW及以上火电、燃气轮机组，40MW及以上非灯泡贯流式水电机组、抽水蓄能机组，均应具备AGC功能。

10.1.5.1 参加电网AGC运行的电厂，其厂内AGC功能应正常投入。

10.1.5.2 参加电网AGC调整机组的调节参数（调节范围、调节速率等），由调度机构根据系统要求和机组调节能力确定。

10.1.5.3 电厂或机组远方AGC功能的投入或退出，应经值班调度人员许可。

10.1.6 华中电力系统内为保证频率质量而装设的低频自起动、高频切机等装置，应由相应调度机构统一整定，并报上级调度机构核准。

其整定值的变更、装置的投退，均应得到相应调度机构值班调度人员许可后方可进行。

当电网频率偏差到自动装置的整定值而装置未动作时，相关厂站运行值班人员应不待调度指令立即进行相应操作，并向调度值班人员汇报
10.2 电压
10.2.1 电力系统的无功补偿实行“分区分层、就地平衡”的原则。

无功和电压的调整、控制和管理，由调度机构按调度管辖范围分级负责。

10.2.2 华中电网内220kV及以上电压等级母线均为华中电网电压考核点，按调度管辖范围进行考核。

10.2.3 调度机构应按季（或月）编制电压考核点的电压曲线（对有调整手段的厂站宜编制逆调压曲线），并报上级调度机构备案。

10.2.4 发电厂和变电站应按照调度机构下达的电压曲线，自行调整发电机无功出力或投、退低压电抗器（电容器），当本厂站已无调整能力而电压仍越限时，应立即报告值班调度人员。

10.2.5 值班调度人员进行电压调整的主要办法有：a) 调整发电机、调相机、静止无功补偿装置无功出力；b) 投切电容器、电抗器；c) 调整有载调压变压器分接头；
d) 改变电力系统运行方式。

10.2.6 采取10.2.5条所列措施后电压仍越限时，各级调度机构应配合进行调整。

10.2.7 静止无功补偿装置参考电压及斜率由相应调度机构整定。

10.2.8 发电机、调相机自动励磁调节装置的低励限制、强励功能应满足调度机构的要求并正常投运，未经值班调度人员同意不应退出。

11.1 操作制度
11.1.1 设备进行操作前，值班调度人员应填写操作指令票。

两个或两个以上的单位共同完成的操作任务，应填写逐项操作指令票；仅由一个单位完成的操作任务，应填写综合操作指令票。

逐项操作指令票和综合操作指令票应分别统一编号。

11.1.1.1 填写操作指令票应以检修工作申请票、运行方式变更通知单、稳定措施变更通知单、继电保护通知单、日调度计划、试验或调试调度方案等为依据。

11.1.1.2 填写操作指令票前，值班调度人员应与有权进行调度业务联系的运行值班人员核对有关一、二次设备状态。

11.1.1.3 填写操作指令票应做到任务明确、票面清楚整洁，使用设备的双重名称（设备名称和编号）。

每张操作票只能填写一个操作任务。

逐项操作指令票和综合操作指令票可采用状态令的形式填写。

11.1.1.4 操作指令票应经过拟票、审票、预发、执行四个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成。

11.1.2 有计划的操作，值班调度人员应提前4小时将操作指令票预发给操作单位。

运行值班人员应了解操作目的和操作顺序，依据调度机构下达的操作指令票填写现场操作票，如有疑问应向值班调度人员询问清楚。

11.1.3 值班调度人员发布操作指令时，应给出“发令时间”。

“发令时间”是值班调度人员正式发布操作指令的依据，运行值班人员未接到“发令时间”不应进行操作。

11.1.4 运行值班人员操作结束后，应汇报已执行项目和“结束时间”。

“结束时间”是现场操作执行完毕的依据。

11.1.5 在操作过程中，运行值班人员如听到调度电话铃声，应立即停止操作，并迅速接电话，如电话内容与操作无关则继续操作。

11.1.6 逐项操作指令票应逐项发令、逐项操作、逐项汇报。

在不影响安全的情况下，可将连续几项由同一单位进行的同一类型操作，一次按顺序下达，运行值班人员应逐项操作，一次汇报。

11.1.7 下列操作，值班调度人员可不必填写操作指令票，但应作好记录。

a）事故处理；b）单一开关、低压电抗器、低压电容器的状态改变；c）机组状态改变；d）拉、合刀闸、接地刀闸；e）投入或退出一套继电保护或安全自动装置；f ）更改系统稳定措施；g）投入或退出自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）、PSS、一次调频功能。

11.1.8 操作前应考虑如下问题：a）系统运行方式改变的正确性，操作时可能引起的系统潮流、电压、频率的变化，有功、无功功率平衡及必要的备用容量；b）继电保护或安全自动装置的投退、系统稳定措施的更改是否正确；c）变压器中性点接地方式是否符合规定；d）变压器分接头位置，无功补偿装置投入情况；e）设备送电操作前应核实设备检修的所有工作已结束，相关检修工作申请票均已终结，设备具备送电条件，并与检修票、方式单、现场实际进行核对；
f）对电力通信、调度自动化的影响。

11.1.9 系统操作不宜在下列时间进行，特殊情况下进行操作应有相应的安全措施。

a）系统发生事故时；b）雷雨、大风、大雾等恶劣天气时；c）交接班时；d）系统高峰负荷时段；e）通信中断或调度自动化设备异常影响操作时。

11.2 设备停、送电操作一般规定
11.2.1 停电操作时，先操作一次设备，再退出继电保护。

送电操作时，先投入继电保护，再操作一次设备。

11.2.2 对于微机稳控装置，停电操作时，一次设备停电后，由运行值班人员随继电保护的操作退出保护启动稳控装置的压板及稳控装置相应的方式压板；送电操作时，随继电保护的操作投入保护启动稳控装置的压板及稳控装置相应的方式压板，再操作一次设备。

11.2.3 对于非微机（常规）稳控装置，停电操作时，先按规定退出稳定措施，再进行一次设备操作；送电操作时，先操作一次设备，设备送电后，再按规定投入稳定措施。

11.3 并列与解列操作一般规定
11.3.1 系统并列条件：a) 相序相同；
b) 频率差不大于0.1Hz；c) 并列点两侧电压幅值差在5%以内。

11.3.2 并列操作应使用准同期并列装置。

11.3.3 解列操作前，应先将解列点有功潮流调至接近零，无功潮流调至尽量小，使解列后的两个系统频率、电压均在允许范围内。

11.4 合环与解环操作一般规定
11.4.1 合环前应确认合环点两侧相位一致。

11.4.2 合环前应将合环点两侧电压幅值差调整到最小，500kV系统不宜超过40kV，最大不应超过50kV，220kV系统不宜超过30kV，最大不应超过40kV。

11.4.3 合环时，合环点两侧相位角差不应大于25度，合环操作宜经同期装置检定。

11.4.4 合环(或解环)操作前，应先检查相关设备（线路、变压器等）有功、无功潮流，确保合环(或解环)后系统各部分电压在规定范围以内，通过任一设备的功率不超过稳定规定、继电保护及安全自动装置要求的限值等。

11.4.5 合环(或解环)后应核实线路两侧开关状态和潮流情况。

11.5 开关操作一般规定
11.5.1 开关合闸前应确认相关设备的继电保护已按规定投入。

开关合闸后，应确认三相均已合上，三相电流基本平衡。

11.5.2 用旁路开关代其他开关运行时，应先将旁路开关保护按所带设备保护定值整定并投入。

确认旁路开关三相均已合上后，方可拉开被代开关，最后拉开被代开关两侧刀闸。

11.5.3 开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许进行就地操作时，应同时进行三相操作，不应进行分相操作。

11.6 刀闸操作一般规定
11.6.1 可用刀闸进行下列操作：
a) 拉、合电压互感器和避雷器(无雷雨、无故障时)；b) 拉、合变压器中性接地点；
c) 拉、合经开关或刀闸闭合的旁路电流(在拉、合经开关闭合的旁路电流时，应先退出开关操作电源)；d) 拉、合一个半开关接线方式的母线环流。

e) 拉、合一个半开关接线方式的站内短线。

11.6.2 不宜进行500kV刀闸拉、合母线操作，如需进行此类操作须经网、省电网企业主管生产领导同意。

11.6.3 不得用刀闸拉、合运行中的500kV线路并联电抗器、空载变压器、空载线路。

11.7 线路操作一般规定。