四川电力系统调度控制管理规程(2016年新版)(4)

8.12 电网备用容量应满足《电力系统技术导则》要求。因电网故障、机组跳闸或发电出力受阻等原因造成备用容量不足时，应在规定时间内予以恢复。 9 电网电压调整和无功管理

9.1 电力系统中的无功功率应实行分层、分区、就地平衡的原则，避免长距离输送。 9.2 无功电压的调度管理按调管范围分级负责，其中并入110kV及以下系统的发电厂无功电压调度管理由地调统一负责，各级调控机构应做好所辖电力系统的无功功率平衡工作。 9.3 四川电力系统220kV及以上母线均列为电压监测考核点，由国调负责统计和考核。110kV及以下电压监测考核点由所辖地区电网调控机构按有关规定进行设置、统计。

9.4 并入四川电力系统的各发电厂机组应具备《电力系统电压和无功电力技术导则》规定的进相与迟相运行能力，经调控机构认可的进相运行试验及安全校核后，由相应的调控机构下达机组的低励限制值。

9.5 并入四川电力系统的大用户，应按《电力系统无功补偿设备配置原则》的有关要求，配足无功补偿设备，并根据调控机构下达的电压曲线要求及时投切无功补偿设备，保证将高压母线电压控制在曲线规定的范围之内。

9.6 各级电力系统的电压曲线，由相应调控机构按丰、枯季节制定下达执行并报上一级调控机构备案。电压曲线的制定，应符合《电力系统电压和无功电力技术导则》、《电力系统电压和无功电力管理条例》和《电压质量和无功电力管理规定》的有关要求。 9.7 无功电压的正常运行与调整 9.7.1 电压调整主要有以下措施：

9.7.1.1 调整发电机、调相机无功出力，调整风电场和光伏电站风电机组或并网逆变器、静止无功补偿器（SVC）和静止无功发生器（SVG）的无功出力。 9.7.1.2 投切电容器、电抗器。

9.7.1.3 调整有载调压变压器分接头。 9.7.1.4 改变电力系统运行方式。

9.7.1.5 在不影响系统稳定水平的前提下，按预先安排断开轻载线路或投入备用线路。 9.7.1.6 对运行电压低的局部地区限制用电负荷。

9.7.2 各发电厂的运行值班人员，应按照调控机构下达的电压曲线要求监视和调整电压，将运行电压控制在允许的偏差范围之内。原则上应采用逆调压方法调整母线运行电压。

9.7.2.1 高峰负荷时，应按发电机P-Q曲线的规定限额，增加发电机无功出力，使母线电压在电压曲线的偏上限区域运行，必要时可采用降低有功出力增加无功出力的措施。

9.7.2.2 低谷负荷时，应降低发电机无功出力，具有进相能力的机组应按需采用进相运行方式，使母线电压在电压曲线的偏下限区域运行。

9.7.2.3 平段负荷时，应合理调节机组无功出力，使母线电压运行在电压曲线的中间值。 9.7.2.4 当发电机无功出力调整达到极限后，如母线电压仍不能满足电压曲线的要求，应及时汇报值班调度员。

9.7.3 值班监控员、厂站运行值班人员应认真监视并及时调整运行电压，做好调整记录，当变电站所有调压措施用尽但运行电压仍超出电压曲线规定范围时应及时汇报值班调度员。 9.7.4 装有无功补偿设备的变电站，值班监控员、厂站运行值班人员应根据运行电压情况及时投切无功补偿设备，原则上应采用逆调压方法进行。

9.7.4.1 高峰负荷电压偏低运行时，应切除补偿电抗器，投入补偿电容器，提高母线运行电压。

9.7.4.2 低谷负荷电压偏高运行时， 应切除补偿电容器，投入补偿电抗器，降低母线运行电压。

9.7.4.3 当无功补偿设备已全部投入或切除后，电压仍不能满足要求时，可自行调整有载调

压变压器电压分接头运行档位，如电压还不能满足要求，应及时汇报值班调度员。

9.7.4.4 各变电站装设的静止无功补偿器（SVC）和发电厂装设的静止无功发生器（SVG），由管辖该装置的调控机构下达运行定值，装置的投、退应按值班调度员调令执行。 9.7.5 各厂站变压器分接头档位的运行调整

9.7.5.1 无载调压变压器的电压分接头，由调控机构从保证电压质量和降低电能损耗的要求出发，规定其运行档位，未经调控机构同意，不得自行改变。

9.7.5.2 装有有载调压变压器的各厂站，必须在充分发挥本厂站无功调整设备（发电机、补偿电容器、补偿电抗器、静止补偿器等）的调整能力的基础上，才能利用主变压器分接头调压，并做好调整记录；当变电站220kV母线电压低于205kV、500kV母线电压低于490kV时，调整主变分接头应经省调值班调度员许可。

9.7.6 各级值班调度员、值班监控员应监视电压监测点和考核点的电压，积极采取措施，确保电压在合格范围内。

9.7.7 在进行发电厂和变电站无功电压调整时，值班调度员应充分发挥变电站无功补偿设备的调压作用，原则上尽可能使发电机组留有一定的无功备用容量，以提高发电机组的动态电压支撑作用。

9.7.8 装有高压电抗器的线路原则上不允许无高压电抗器运行。

9.7.9 在正常运行方式时，500kV各厂站母线电压最高不应超过550kV（有特殊要求的按有关规定执行），最低电压不应影响系统同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。

9.7.10 向500kV空载线路充电，在暂态过程衰减后，线路末端电压不应超过575kV，持续时间不应大于20分钟。

9.7.11 500kV发电厂、变电站母线高压电抗器的投退(各换流站的高压电抗器投退除外)由省调值班调度下令执行，发电厂、变电站运行人员不得自行改变母线高压电抗器的运行状态。 10 电网稳定管理 10.1 一般原则

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

10.1.2 各级电网应建立规划设计、建设、运维、调度、安全监督和科研试验等电网稳定协同管理机制。

10.1.3 电网稳定管理包括电网安全稳定分析、电网运行方式安排、稳定限额管理、安全稳定措施管理以及电网运行控制策略管理等工作。

10.1.4 电网中长期规划、2～3年滚动分析校核，年度、丰（枯）期、月度、临时运行方式应按照统一标准开展稳定分析。

10.1.5 调控机构应定期制定电网稳定运行规定，并给出正常方式和检修方式稳定限额。涉及到上级调控机构调管设备的应报上级调控机构审核。 10.1.6 调控机构应对年度运行方式以及周、日调度计划和临时运行方式以及电网实时运行状态等进行安全稳定校核分析。

10.1.7 为保证电力系统正常运行的稳定性和频率、电压水平，系统应有足够的稳定储备。 10.2 管理职责

10.2.1 省调负责全网安全稳定专业管理。负责所辖电网安全稳定计算分析和安全稳定方面的网源协调，制定并组织实施电网安全稳定控制措施。

10.2.2 地调负责所辖电网的稳定管理。负责所辖电网（包括与主网解列运行方式）安全稳定计算分析和安全稳定方面的网源协调，制定并组织实施电网安全稳定控制措施，配合实施省调安全稳定控制措施。

10.2.3 发电厂负责本厂的安全稳定管理，组织落实调控机构有关电网安全稳定的要求和控制

措施，制定保发电厂和发电设备的安全措施，包括失去系统电源的保厂用电措施和机组黑启动方案，配合进行电网黑启动或黑启动试验。发电厂在设计、建设、投产、运行以及设备改造或更新等阶段均应进行涉网安全的网源协调工作，定期开展并网安全自评价工作，达到电网稳定运行必备条件。

10.2.4 电力用户负责用户变电站的安全管理，组织落实调控机构有关电网安全稳定的要求和控制措施。

10.2.5 并网地方电网负责本网的安全稳定管理，组织落实上级调控机构有关电网安全稳定的要求和控制措施，制定保本网的安全措施，包括与主网解列后的孤网运行和黑启动等措施。 10.3 电网安全稳定分析

10.3.1 电网安全稳定分析应严格执行《电力系统安全稳定导则》及《电力系统安全稳定计算技术规范》，按照调度管辖范围实行分级负责。

10.3.2 电网安全稳定分析应统筹制定计算边界条件和计算分析大纲，统一程序、统一模型、统一稳定判据、统一计算方式、统一计算任务、统一协调控制策略。

10.3.3 调控机构应建立覆盖全网220kV以上发、供、用电设备的统一系统仿真模型，并基于全网互联计算数据开展电网稳定分析工作，必要时应对110kV网络进行仿真分析。

10.3.4 电网安全稳定分析的内容主要包括年度方式计算、丰（枯）期稳定计算、在线安全分析，根据电网运行需要滚动确定稳定运行限额，分析和研究提高电网稳定水平的措施和对电网稳定事故进行分析计算。

10.3.5 调控机构组织开展运行中电网的安全稳定计算分析工作，制定电网运行方式和安全稳定运行规定，提出保证电网安全稳定运行的策略和措施，并按要求报上级调控机构。 10.3.6 下级调控机构制定的稳定控制策略应服从上级调控机构的稳定控制要求，稳定控制策略必须通过联网计算故障集合校验。

10.3.7 220kV及以上系统设备无快速保护运行时，调度机构应进行安全稳定校验计算并采取相应的措施。如需按单永故障校核标准控制功率时，应经省调分管领导批准；如不满足单永故障校核标准，应经省公司分管领导批准。

10.3.8 调控机构应专题计算电网特殊运行方式稳定限额，并通过批复停修申请书将稳定限额逐级下达执行。

10.3.9 对220kV以上电网正常运行有影响的系统性试验，试验单位应提前60日向省调提出书面申请，提交试验方案和计算报告，共同研究试验调度方案、系统安全措施，经省公司分管领导批准后执行。

10.4 稳定限额及断面管理

10.4.1 调控机构应根据设备运行参数和稳定计算分析结果，确定运行设备输送功率、电流、电压或功率因数等的限额。

10.4.2 调控机构应执行统一的输电断面稳定限额。对关联输电断面稳定限额的制定，应按照下级服从上级的原则，由上级调控机构统筹管理。

10.4.3 调控机构应根据电网丰（枯）期电网特性，通过稳定计算分析，编制电网丰（枯）期稳定运行规定，经本级电网企业分管领导批准后执行。特殊情况下，需临时给定稳定断面及稳定限额。电网临时稳定限额应经本级调控机构分管领导批准后执行。 10.4.4 电力系统不能超安全稳定限额运行。根据电网运行实际需临时调整稳定限额时，应经直调该设备的调控机构分管领导批准并做好事故预案，涉及上级调控机构许可范围的还应经上级调控机构许可。

10.4.5 输电断面的运行控制，原则上应按调管范围进行管理。若输电断面由分属不同调控机构的多个设备组成，该断面监控单位和监控方式由相关最高级调控机构协调确定，相关调控机构应根据职责要求履行监控责任。

10.4.6 上级调控机构可指定输电断面实时运行责任调控机构，责任调控机构负责断面的正常实时调整与控制，必要时可申请上级调控机构进行调整。 10.4.7 调控机构值班调度员负责保持所辖电网的稳定运行，出现超稳定限额情况时，应立即采取措施予以消除。涉及上级调控机构直调设备稳定限额变化或影响上级调控机构所辖电网稳定运行的情况，应及时汇报上级调控机构。 10.4.8 值班监控员、厂站运行值班人员负责监控厂、站内设备在系统稳定限额和设备安全限额内运行，当发现超限额运行时，应立即汇报值班调度员并做好记录。 10.4.9 在负荷调整和调度操作时，应按要求提前调整设备潮流，不得引起电力系统稳定破坏和安全自动装置动作。

10.4.10 系统设备异常故障时，应及时进行安全稳定校核，并采取安全控制措施保证系统安全稳定运行。

10.5 安全稳定控制措施管理

10.5.1 调控机构应根据《电力系统安全稳定导则》规定的安全稳定标准，制定电网安全稳定控制措施。

10.5.2 安全稳定控制系统原则上按分层分区配置，各级稳定控制措施必须协调配合。稳定控制措施应优先采用切机、直流调制，必要时可采用切负荷、解列局部电网。 10.6 电网低频低压减负荷管理

10.6.1 省调负责制定四川电力系统低频、低压自动减负荷方案，并负责督促实施；地调应根据省调下达的方案要求，制定本地区包括并网地方电力系统的实施方案，并督促实施。 10.6.2 地调制定的低频、低压自动减负荷实施方案应满足省调下达的切负荷量，同时还应考虑本地区可能出现的孤网运行情况，校核方案满足本地区失去主网电源或解列后有、无功平衡的要求。

10.6.3 低频、低压自动减负荷装置切负荷方案应报政府相关部门批准后执行。 10.6.4 地调应定期对本地区的低频、低压自动减负荷装置的实际控制负荷数量、装置数量及实际投运情况进行统计和分析，并报送省调。对因地区电网运行方式或电网结构、负荷分布变化影响到低频、低压自动减负荷量的，应上报省调并制定调整方案。 11 调控运行操作规定 11.1 调度倒闸操作原则

11.1.1 调控机构应按直调范围进行调度倒闸操作。许可设备的操作应经上级调控机构值班调度员许可后方可执行。对下级调控机构调管设备运行有影响时，应在操作前通知下级调控机构值班调度员。

11.1.2 调度倒闸操作应填写操作指令票。下列操作值班调度员可不用填写操作指令票，但应做好记录：

11.1.2.1 投退AGC功能或变更控制模式。 11.1.2.2 投退AVC功能、无功补偿装置。

11.1.2.3 启停发电厂机组、调整有、无功出力。 11.1.2.4 故障处置、紧急异常处理。 11.1.2.5 拉闸限电。

11.1.2.6 单独投退继电保护（包括重合闸）。 11.1.3 操作前应考虑以下问题：

11.1.3.1 运行方式改变后系统的稳定性和合理性，有、无功功率平衡及必要的备用容量，水库综合运用及新能源消纳，防止故障的对策。

11.1.3.2 操作时可能引起的系统潮流、电压、频率的变化，避免发生潮流超过稳定极限、设备过负荷、电压超过正常允许范围、安控装置无故障跳闸判据启动等情况，必要时可先进行

分析计算。

11.1.3.3 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、变压器分接头位置、无功补偿装置投入是否正确。

11.1.3.4 操作对保护、安控、设备监控、通信、自动化、计量、水库调度等方面的影响。 11.1.3.5 开关和刀闸的操作是否符合规定，严防非同期并列、带地线送电、带负荷拉合刀闸及500kV系统用刀闸带电拉合GIS设备短引线等误操作。

11.1.3.6 新建、扩建和改建设备的投运，或检修后可能引起相序、相位或二次接线错误的设备复电时，应查明相序、相位及相关二次接线正确。 11.1.3.7 注意设备缺陷可能给操作带来的影响。

11.1.3.8 对直调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。 11.1.4 影响网架结构的重大操作前，值班调度员应进行在线安全稳定分析计算，必要时可进行联合计算。

11.1.5 操作指令分单项、逐项、综合三种。

11.1.5.1 只对一个单位，只有一项操作内容的操作，如发电厂开停机炉、投退PSS等，值班调度员可以发布单项指令，由接受调度指令的调度控制系统值班人员操作，发、受令双方均应作好记录并录音。

11.1.5.2 涉及两个及以上单位或前后顺序需要紧密配合的操作，如线路停送电等，应下达逐项操作指令，操作时值班调度员应事先按操作原则拟定操作指令票，再逐项下达操作指令。接受调度指令的调度控制系统值班人员应严格按值班调度员的指令逐项执行，未经发令人许可，不得越项进行操作。

11.1.5.3 只涉及一个单位、一个综合任务的操作，如主变停送电等，值班调度员可以下达综合指令，明确操作任务或要求。具体操作项目、顺序由接受调度指令的调度控制系统值班人员自行负责，操作完毕后向值班调度员汇报。 11.1.6 调度倒闸操作指令票

11.1.6.1 填写操作指令票应以停修申请书、安全自动装置启停调整通知单、继电保护定值通知单、新设备启动并网调度方案、电力系统运行规定和日调度计划等为依据。对于临时的操作任务，值班调度员可以根据系统运行状态（必要时商有关专业人员），按照有关操作规定及要求填写操作指令票。

11.1.6.2 填写操作指令票前，值班调度员应与操作相关单位值班人员仔细核对有关一、二次设备状态（包括开关、刀闸、中性点方式、保护、安全自动装置、安全措施等）。

11.1.6.3 填写操作指令票时应做到任务明确、字体工整、无涂改，正确使用设备双重（或三重）命名和调度术语。操作指令票必须经过操作任务评估、拟写、审核、下达、执行、归档等环节，其中拟写、审核不能由同一人完成，拟票人、审核人、下令人、监护人必须签字。 11.1.6.4 厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应根据下达的操作指令或操作指令票，结合现场实际情况，按照现场有关规程、规定填写具体的现场操作票，保证现场一、二次设备符合操作要求和相应的运行方式。现场操作票应考虑以下主要内容：

a.一次设备停电后才能退出继电保护，一次设备送电时应先投入继电保护。 b.厂用变、站用变电源的切换。 c.直流电源的切换。

d.交流电流、电压回路和直流回路的切换。 e.根据一次接线调整二次跳闸回路。

f.根据一次接线决定母差保护、安控装置的运行方式。

g.设备停运，二次回路有工作（或一次设备工作影响二次回路），应将保护停用并做好二次安全措施。

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