四川电力系统调度控制管理规程(2016年新版)(3)

5.6 周设备停电计划

5.6.1 周设备停电计划应依据月度设备停电计划编制。每周三前，各单位应落实停电相关准备工作，将下一周设备停电计划建议报调控机构，调控机构审核后发布周设备停电计划。 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，相关部门应提供必要说明，并通过调控机构安全校核后方可列入周设备停电计划，但均统计为临时停电。 5.7 日前调度计划

5.7.1 日前设备停电计划

5.7.1.1 相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的项目。

5.7.1.2 停修申请书办理前应逐项落实相关风险预警要求的预控措施。

5.7.1.3 停修申请书应按调管范围逐级报送，报送前应整合各施工单位工作内容和要求。 5.7.1.4 省调直调的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、省检修公司报送省调。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、停电范围及要求、工作内容、停送电时间、送电要求等事项应准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全部主保护停运，相关单位应在办理自动化检修票、通信检修申请票的同时办理一次设备停修申请书，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时批复后，方可实施。 5.7.1.7 办理停修申请书应遵循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相关专业会签，并经领导批准后于停电开始2个工作日前批复申请单位。

5.7.1.9 已批准的停修申请书应按下列规定办理开工和完工手续：

a.应按值班调度员调度指令办理停修申请书的停电和开工。 b.计划检修因故不能按时开工，应在原批准计划停运前6小时报告值班调度员,在原批准计划开工时间三日后仍未开工的，该停修申请书作废。

c.计划检修因故不能按时完工，应在原批准计划检修工期过半前向调控机构申请办理延期手续,且延期手续只能办理一次。

d.已开工的设备停修申请，如需增加工作内容，在停电范围、检修工期、安全措施和送电要求不变，且在当值内能完成的情况下，值班调度员可批准进行。不满足上述条件应另行办理停修申请书。

e.当系统出现紧急情况时，值班调度员有权终止已开工的检修工作。 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，值班调度员可安排相应设备转检修。当值内无法完工的，相关单位应补办相关停修申请书。

5.7.2.2 值班调度员有权批准双套保护、安控装置中单套退出的临时工作。

5.7.2.3 值班调度员有权批复当值时间内可以完工且对系统运行不会造成较大影响的工作。 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，发输电计划应经过全网联合量化安全校核。

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

5.7.3.3 直调电厂应按要求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、发电预测准确率等因素后将其纳入日前发电平衡，并合理预留调峰、调频资源。 5.7.3.5 调控机构在月度发输电计划的基础上，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因素，编制日前发输电计划。

5.7.3.6 日前发输电计划需经调控机构各专业会签、领导批准后发布执行。

5.7.3.7 直调电厂应按照调控机构下达的日前发电计划运行，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”的原则，开展220kV以上电网的日前联合量化安全校核。

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

5.8 设备异动管理

5.8.1 凡涉及变更原接线方式、更换主设备（含机组励磁、调速系统等）及其他涉网安全设备、调度名称更改等情况时，设备运行单位应填报《系统设备异动执行报告》，将改变前、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相应调控机构。

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、检修或其它改进工作应与一次设备同步按规定办理异动手续。 5.8.3 凡设备异动后需在复电阶段进行核相、冲击合闸、带负荷测试检验和涉网试验的，应在异动报告中注明，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改变、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成主、备调自动化系统联调。

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，经批准后方可进行。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 涉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，应明确是否有控制负荷、停用重合闸、故障跳闸可否试送电等要求。

5.9.3 值班调度员有权批准仅需退出重合闸，且在当日完工的带电作业。 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它设备上进行检修工作或恢复送电时，应遵守相关规定，严禁“约时”停、送电，严禁“约时”挂、拆接地线和“约时”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），才能下达允许开工令；确认检修工作全部结束，现场安全措施全部拆除，检修人员全部离开现场后，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，在允许开工后由检修工作班自理，工作结束后应自行拆除，再办理完工手续。

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(不包括线路停电的安全措施)，工作结束后应自行拆除，开关、刀闸设备均应处于拉开位置，再办理完工手续。

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、标准及相关技术要求。

6.1.2 新建、扩建和改建的发输变电设备接入系统（含涉网二次系统）的可研、初设和设计审查等工作应有相应电网调控机构参加。

6.1.3 需要并网运行的发电厂、地方电网和直供电用户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》，明确设备并网应具备的条件、工作流程和资料报送要求等内容。新建、扩建和改建的发输变电设备应按《并网调度服务指南》办理并网相关手续。

6.2 调控机构主要职责

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件。 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 调度命名应遵循统一、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、编号分别由相应调控机构负责下达。

6.3.3 新建、改建和扩建的220kV变电站及送出线路、220kV及以下并网且电力全省统一消纳发电厂及并网线路的调度命名，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相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的调度命名规则。

6.3.4 新建、改建和扩建的110kV及以下变电站及送出线路、220kV及以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围划分和设备调度命名、编号分别由相应地、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电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 新设备投运应具备的条件

6.4.1 需要并网运行的发电厂、地方电网和直供电用户已签定《并网调度协议》。 6.4.2 已按《并网调度服务指南》要求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，并完成与调控机构主、备调的联调。 6.4.4 设备参数测量工作已完成，并报送调控机构（如需要在投运过程中测量参数者，应在投运申请中说明）。

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成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 专业人员完成调控机构组织的业务培训；厂站运行值班人员（输变电设备运维人员）完成上岗资格培训及考试，并取得《调度控制系统运行值班合格证书》。 6.4.8 启动试验方案和相应调度方案已获批准。 6.4.9 已向调控机构提出新设备投运申请并经批准。 6.4.10 生产准备工作已就绪（包括现场规程和制度已完备、运行人员对设备和启动试验方案及相应调度方案的熟悉等），相关厂、站及设备具备启动带电条件。 6.4.11 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，可能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成规定的所有试验，调控机构根据电网情况为并网调试安排所需的运行方式。

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；调控机构应针对可能发生的紧急情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，值班调度员可中止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的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的许可后才能进行启动。

6.5.6 新设备启动调试工作全部结束，进入试运行前应经启委会同意。

6.5.7 并网设备调试及相关系统试验完毕后，并网方应将调试报告、试验报告及相关参数报调控机构。

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》相关要求。

7.1.2 风电场并网应满足《风电场接入电力系统技术规定》相关要求；光伏电站并网应满足《光伏发电站接入电力系统技术规定》相关要求。 7.1.3 电厂并网前应与电网企业签订《并网调度协议》。 7.1.4 发电厂并网必须具备下列条件：

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等技术性能参数达到有关国家及行业标准要求，其技术规范满足所接入电网的要求。

7.1.4.2 按要求完成发电机组励磁系统、调速系统、PSS、发电机进相能力、AGC、AVC、一次调频等调试试验。调试由具有资质的机构进行，调试报告应提交调控机构，相关参数按调控机构要求整定。

7.1.4.3 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、规定和电网运行要求，其中涉网保护应报调控机构备案。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备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 水电站应按有关标准建立水情自动测报系统及水调自动化系统，风电场、光伏电站应按有关标准建立发电功率预测系统，并按调控机构要求传送相关信息。

7.1.4.6 风电机组、光伏逆变器必须满足并网技术标准要求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标准要求。

7.1.4.7 风电场、光伏电站应具备 AGC、AVC 等功能，有功功率和无功功率的动态响应特性应符合相关标准要求。

7.1.4.8 电厂正式并网前，应按规定完成所有试验，试验结果符合有关标准和规程要求。 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，相关机组调节性能应满足相关技术标准、运行标准要求。

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，并重做相关调试试验。

7.2.3 并网电厂涉网保护、安全自动装置、PSS、AGC、AVC等应按规定投入，其运行状态及定值未经调度同意，不得擅自变更。机组PSS未投入运行，机组发电出力不得超过额定容量的80%。

7.2.4 并网电厂机组励磁系统和调速系统应投入要求的自动控制模式，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，不得擅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它控制模式。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调节的短时间外，不允许采用无功恒定或其它控制模式。

7.2.6 并网电厂应按调控机构的要求落实预防与控制电网功率振荡的各项措施，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能够及时响应和处置，平息功率振荡。 7.2.7 并网电厂应按相关规定完成机组（含励磁、调速）参数实测及建模；新能源电站应完成风电机组或光伏发电单元、无功补偿设备及相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，并报相关调控机构备案。 7.2.10 燃料管理

7.2.10.1 发电厂应按标准储存燃料，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的警戒线时，发电厂应及时向调控机构报告。

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发布燃料供应预警。

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潮流的控制方式按国调、分中心下达的有关联网运行规定执行。

8.2 电网标准频率是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标准频率。

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，由省调指定相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潮流。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情况调整本调控机构下达的日发电、供电调度计划，相关调度控制系统值班人员应按发布的调整指令执行。

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 在系统发电能力不足时，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施限电，由此产生的后果由超计划使用电力或电量的单位负责。

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批准后执行。

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