四川电力系统调度控制管理规程(2016年新版)(8)

14.1.1 调控机构负责调管范围内调度自动化系统的运行管理、技术管理，负责本级调度自动化主站系统的建设、技术改造和运行维护，负责调管范围内调度自动化系统安全运行及电力二次系统安全防护工作。

14.1.2 厂站运维单位负责自动化子站系统的安全运行，负责子站设备的运行维护和检验，参加新建和改（扩）建子站设备的设计审查以及投运前的调试和验收。 14.1.3 省、地级调控机构应设置调度自动化专业部门，厂站运维单位应设置负责子站设备运行维护的部门或专岗。

14.1.4 调度自动化系统的功能、性能指标应满足有关国家标准、行业标准和规范、规程的要求，满足电力系统调度控制运行管理的需要。 14.1.5 调度自动化系统的设备应符合国家标准、电力行业标准，并符合所接入调度自动化系统的技术条件。 14.2 运行管理

14.2.1 调控机构按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的原则，建立电力二次系统纵深安全防护体系，并对下级调控机构和管辖厂站的安全防护工作实施管理与考核。 14.2.2 按照“统一管理、分级维护”原则，省调负责省级调度数据接入网的运行管理与考核,地调负责地级调度数据接入网的运行管理与考核。 14.2.3 调控机构、厂站运维单位应按照相关要求，分别负责主站系统和子站系统自动化设备的运行维护，并向相关调控机构及时提供实时数据、模型、图形，实现“源端维护、全网共享”。

14.2.4 电网模型命名应与电网一次设备调度命名一致。电网模型、电网一次接线图的描述和交换应遵循相关规范要求。 14.2.5 运行维护要求

14.2.5.1 调度自动化系统运行维护、值班人员应经过专业培训及考试，合格后方可上岗。脱离岗位半年以上者，上岗前应重新进行考核。

14.2.5.2 调控机构、厂站运维单位的专责人员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。

14.2.5.3 厂站运维单位应建立厂站自动化设备的台账、运行日志、设备缺陷和测试数据等记录。每月做好运行统计和分析，编制运行维护设备的运行月报，按时上报调控机构。

14.2.5.4 在进行调控主站系统的运行维护时，如可能会影响到自动化信息或功能，应按规定提前办理自动化检修票，开工前自动化值班人员应提前通知值班调度员、监控员和相关调控机构自动化值班人员。

14.2.5.5 在厂站端进行工作可能影响上下行自动化信息时，应按规定提前办理自动化检修票，开工前应提前通知相关调控机构自动化值班人员，自动化值班人员应通知值班调度员、监控员。

14.2.5.6 未经调控机构同意，不应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。当自动化设备在运行中发生危及人身、电网或设备安全的情况时，现场人员应按相关规程处理，并及时向调控机构自动化值班人员汇报。 14.2.6 异常和故障处理

14.2.6.1 下级调控机构主站设备异常影响送上级调控机构自动化信息时，应及时汇报上级调控机构自动化管理部门。

14.2.6.2 子站设备运维部门发现故障或接到设备故障、自动化信息异常通知后，应及时处理并向调控机构自动化值班人员如实汇报有关情况。对于超过24小时设备故障（异常）或信息错误，必须向调控机构提交书面报告，如实记录故障（异常）现象、原因及处理过程、处

理结果和预防措施。

14.2.6.3 因设备缺陷暂时无法根本解决的，应采取加强管理、提高巡视力度、进行人工处置等方法，改善设备运行状况，同时申报改造项目予以解决。

14.2.6.4 厂站处理异常时如需投退AGC、AVC及一、二次设备远方控制功能，投退操作应经值班调度员许可。如异常危及电网运行、现场设备及人员安全，厂站运行值班人员应先退出AGC、AVC及一、二次设备远方控制功能，再及时向值班调度员汇报。 14.3 AGC管理

14.3.1 200MW（新建100MW）及以上火电（不含背压式热电机组）和燃气机组，40MW及以上非灯泡贯流式水电机组和抽水蓄能机组，风电场，光伏电站应具备自动发电控制（AGC）功能，参与电网闭环自动发电控制。

14.3.2 纳入AGC控制的发电厂（机组）性能和指标应满足《电网运行准则》及相关技术标准。

14.3.3 应具有AGC功能的机组商运前，由发电厂提供AGC现场试验报告，并完成与调控机构AGC功能的闭环调试，由调控机构出具联调报告，明确其性能和参数满足相关技术标准要求。

14.3.4 纳入AGC控制的发电厂（机组），其调节参数（调节范围、调节速率等）由调控机构根据系统要求和机组调节能力确定并下达，未经调控机构批准不得修改。

14.3.5 发电厂（机组）AGC功能改造后，由发电厂提供机组有关现场试验报告，并与调控机构调度自动化系统重新进行联合调试、数据核对等工作。联合调试合格，由调控机构以书面形式通知发电厂，其AGC功能方可投入运行。

14.3.6 发电厂（机组）远方AGC功能的投入或退出，应经值班调度员许可。

14.3.7 具备AGC控制功能的发电厂（机组）进行自动化设备检修时，如工作影响AGC功能的正常运行，应征得当值调度员许可，申请退出发电厂（机组）AGC远方控制功能。 14.4 AVC管理

14.4.1 AVC系统的建设、运行应按照“总体规划、分步实施、分级分层、联网协调运行”的原则实施。

14.4.2 并网运行机组应具备AVC功能，AVC装置应具备与电网调控机构AVC主站实现联合闭环控制的功能。

14.4.3 纳入AVC控制的发电厂（机组）性能和指标应满足《电网运行准则》及相关技术标准。

14.4.4 接入调控机构AVC主站的新建发电厂（机组）AVC子站，机组商运前由发电厂提供AVC现场试验报告，并完成与调控机构AVC功能的闭环调试，由调控机构出具联调报告，明确其性能和参数满足相关技术标准要求。 14.4.5 纳入AVC控制的发电厂（机组），其调节参数由调控机构根据系统要求和机组调节能力确定并下达，未经调控机构批准不得修改。

14.4.6 发电厂（机组）AVC功能改造后，由发电厂提供机组有关现场试验报告，并与调控机构调度自动化系统重新进行联合调试、数据核对等工作。联合调试合格，由调控机构以书面形式通知发电厂，其AVC功能方可投入运行。

14.4.7 发电厂（机组）远方AVC功能的投入或退出，应经值班调度员许可。

14.4.8 具备AVC控制功能的发电厂（机组）进行自动化设备检修时，如工作影响AVC功能的正常运行，应征得当值调度员许可，申请退出发电厂（机组）AVC远方控制功能。

14.4.9 除用户变电站以外的所有35kV及以上电压等级变电站AVC子站均应接入调控机构AVC主站。

14.4.10 新建500kV变电站与省调AVC主站的接入和联调工作以及新建220kV变电站与地

调AVC系统的接入和联调工作，应与变电站无功补偿设备的投产同步完成。

14.4.11 220kV变电站在投运后的1个月内，所辖地调AVC子站需完成新投变电站与省调AVC主站的联调测试工作。 14.5 检修管理

14.5.1 调度自动化设备检修工作主要包括对自动化系统和设备的结构进行更改、软硬件升级、年检（测量装置/回路检验、传动试验等）、消缺等内容。 14.5.2 调度自动化设备检修应实现计划管理。自动化系统和设备的年度检修计划应与一次设备的检修计划同步编制和上报，由相应调控机构负责审核和批复。 14.5.3 未经相关调控机构自动化管理部门同意，任何人不应该对该调控机构管辖的自动化设备进行维护、调试、试验、测试、消缺等工作。 14.5.4 自动化设备检修申请管理制度

14.5.4.1 自动化设备的计划检修和临时检修，应向调控机构办理自动化检修票并按规定履行审核、批准、开工、延期、完工手续。

14.5.4.2 自动化检修票应提前3个工作日（重要节日或重大保电时期应提前5个工作日），临时检修应提前4小时提出申请，报调控机构自动化管理部门批准后方可实施。

14.5.4.3 主站系统的故障消缺，由调控机构自动化值班人员及时通知相关业务处室，必要时应报告主管领导。

14.5.4.4 子站设备发生故障时，运维人员应立即向调控机构自动化值班人员汇报故障情况、影响范围，提出检修工作申请，经同意后方可进行工作。情况紧急时，可先进行处理，处理完毕后1天内将故障处理情况上报调控机构。

14.5.5 设备检修应执行安规及安全生产工作规定，制定完善的组织措施、安全措施、技术措施并落实。

14.5.6 已开工的自动化检修工作，当电网出现紧急情况时，调控机构自动化值班人员有权终止检修工作。 15 调度通信管理 15.1 一般原则

15.1.1 电力通信应满足电网运行与管理的需要。四川电力通信网的调度管理应遵循统一调度、分级管理的原则。

15.1.2 四川电网通信电路及设备实行属地化管理原则，投入运行的通信电路及设备，均由属地管理单位实施运行维护和检修管理。接入通信网运行的通信设备及相应的辅助设施均应纳入相应的通信调度管辖范围。

15.1.3 通信调度是电力通信网运行与故障处理的指挥和协调中心，省信通公司应设置24小时有人值班的通信调度，按通信调度管辖范围下达通信调度指令，履行电力通信网的调度运行职责。省检修公司和地市供电公司应建立24小时通信运维值班制度，接受省级通信调度下达的通信调度指令,履行本级电力通信网运行维护职责。发电企业和直供大用户应按调度部门的要求建立24小时运维值班制度，接受通信调度下达的通信调度指令，履行资产和运维范围内的通信网运行维护职责。

15.1.4 承担通信光缆线路运行维护的单位（或部门），应接受同级和上级通信运行管理机构的业务指导和运行管理，服从通信调度指挥。

15.1.5 生产型场所通信机房运维单位应负责对电源、环境、主设备告警等信息实施24小时监视。

15.2 调度管辖范围

15.2.1 通信调度管辖范围参照DL/T544执行。

15.2.2 并入电力通信网运行的发电厂、用户变电站通信设备和承载电力生产业务的电路资

源，按资产归属关系，由资产拥有者进行运行维护，按照调度管辖范围纳入相应通信管理机构调度管理。 15.3 技术要求

15.3.1 电力通信网所用通信设备应符合国际标准、国家标准、电力行业标准及相应的技术管理规定，通过国家级质量检验测试中心测试，并满足所接入系统的组网要求。

15.3.2 电力通信网正常运行方式下，单一设备故障、单条光缆故障或单点设施故障，不应造成系统内任一厂站的电力调度业务的全部中断。 15.3.3 投入运行的通信设备应具备必要的监视手段，各运行维护单位应即时监视调度通信电路的运行情况。

15.3.4 省调直调发电厂、用户变电站应配置省、地两套传输网设备，分别接入省、地通信传输网，其余传输设备根据具体工程组网需要配置。

15.3.5 接入四川电力通信网设备应保证与本级通信网管统一，同步时钟统一。 15.3.6 省调核心通信站应具备四条及以上完全独立的光缆通道，地调核心通信站应具备三条及以上完全独立的光缆通道，县（配）调、重要变电站、直调发电厂（含梯级电站集控中心）和通信枢纽站通信系统应具备两条及以上完全独立的光缆通道。省调（含备调）至直调对象应具备两条及以上的完全独立的通道路由。

15.3.7 传输同一条线路的两套保护或有主备关系的两套安全自动装置使用的通道应具备完全独立的两条路由，采用两套独立的通信设备，并由两套独立电源供电，满足“双设备、双路由、双电源”要求。

15.3.8 省调与直调对象调度自动化实时业务信息的传输应具有两路不同路由的通信通道（主/备双通道）。

15.3.9 无人值班通信站的设置，应符合国家电网公司《电力通信网无人值班通信站管理规定》的要求，并履行相应的审批手续。

15.3.10 通信光缆或电缆应采用不同路由的电缆沟（竖井）进入通信机房和主控室；不得与一次动力电缆同沟（架）布放，并具备完善的防火阻燃和阻火分隔等各项安全措施。 15.4 通信专业与相关专业的工作界面划分

15.4.1 通信运维部门与线路运维部门和其它二次专业的维护界面划分参照 DL/T 544 执行。 15.4.2 接入-48V通信电源的其它设备，分界点为-48V直流电源接线端子或空气开关用户侧接线端子。其中，空气开关由用户运行管理部门负责操作。 15.5 运行管理

15.5.1 通信设备、通信业务发生告警或故障时，运维责任单位（部门）应按照调管范围立即向所属通信运行管理机构报告。 15.5.2 涉及省调调度管辖的业务，由省信通公司负责与省调进行协调；涉及地调调度管辖的业务，由地市信通公司负责与地调进行协调。 15.5.3 各运维责任单位（部门）应按照通信运行管理机构的指令安排组织开展属地通信系统故障处置，并及时反馈故障处置进展情况，直至确认故障排除。

15.5.4 通信业务申请（包括业务新增、变更、退出）由各级通信运行管理机构负责受理、审核和通信业务运行方式编制。涉及跨级通信业务申请的，由最高级通信运行管理机构负责编制通信业务运行方式。通信业务运行方式实施前应取得方式编制运行管理机构的许可。任何单位和个人不得在没有通信运行方式单或没有通信调度许可的情况下擅自使用四川电力通信网的资源或改变四川电力通信网的运行方式。 15.6 检修管理

15.6.1 四川电力通信系统检修工作应严格按照Q／GDW 720《电力通信检修管理规程》及《国家电网公司通信检修管理办法》的要求执行。

15.6.2 涉及省信通公司的调管范围的检修工作由省信通公司负责受理，涉及地市信通公司的调管范围的检修工作由地市信通公司负责受理，检修实施单位在收到批准的通信检修申请票后，应按照批复的检修时间、计划方案和要求进行开工前的准备工作。在确认具备开工条件后， 向检修工作受理单位申请开工。通信检修工作完成后，负责检修工作的单位在确认通信系统运行状态已恢复且具备竣工条件后，向检修工作受理单位申请竣工。 15.6.3 影响电网调度生产业务的通信检修工作，相应通信检修申请票应经调控机构相关专业会签。通信检修申请票中应明确提出所影响的电网调度生产业务的具体内容和有关措施要求，业务名称应采用调度命名和规范用语。

15.6.4 各级信通公司、调控机构、运检管理机构应建立检修计划的月度沟通协调机制，涉及上级通信运行管理机构许可范围的电网检修和通信检修均应按要求上报月度通信检修计划，并提前组织相关单位召开协调会，明确相关检修工作联系人和检修计划申请、开竣工工作要求，认真组织相关单位编制“三措一案”，落实安全措施，制定应急预案。

15.6.5 现场开展巡视作业、检修作业、故障处置、方式执行工作时应严格按照Q／GDW 721《电力通信现场标准化作业规范》的要求实施规范化作业。 16 水电调度管理

16.1 调度运行基本原则

16.1.1 按照水库设计确定的任务、参数、指标及有关运用原则，在确保枢纽工程安全的前提下，科学合理利用水能资源，充分发挥水库的综合效益。 16.1.2 水电厂应根据电网运行需要、水电厂特性和水库控制要求，充分发挥在电网运行中的调峰、调频、调压、事故备用和黑启动等作用。

16.1.3 水库防汛及汛期防洪库容运用须服从具有管辖权的政府防汛部门统一安排和指挥，当枢纽工程安全与发电或其它兴利要求发生矛盾时，应首先服从枢纽工程安全；以发电为主的并网水电厂，要兼顾各综合利用部门的用水需求；各综合利用部门用水要求有矛盾时，由政府能源主管部门裁定。

16.1.4 水库正常调度运行中，除冲沙、检修、泄洪、库区施工等特殊情况外，水库最低运行水位不得低于死水位。

16.1.5 应按照国家节能发电调度政策和水电站特性，结合水文预报及负荷预计成果，科学、合理安排水库联合运行方式，发挥各水库调节性能，提高全网水能利用率，减少弃水。 16.1.6 相关调控机构及水电厂应建立水电调度管理专职机构，合理配备专业技术人员，严格执行水库调度的相关规程、标准、制度。 16.2 水库运用参数及资料

16.2.1 水电厂应具备齐全的水库运用参数和指标等设计资料，掌握水库上、下游流域内的自然地理、水文气象、社会经济及综合利用等基本情况，报调控机构作为水电调度的依据。水库运用参数和指标未经批准不得任意改变。

16.2.2 水库调度运用的主要参数及指标应包括水库调节性能、正常蓄水位、设计洪水位、校核洪水位、汛期限制水位、死水位及上述水位相应的水库库容，水电站装机容量、发电量、保证出力及相应保证率、利用小时、控制泄量等。

16.2.3 有季及以上调节能力的水库电厂，应根据设计确定的开发目标、参数及指标，绘制水库调度图，并及时提交调控机构。 16.2.4 正常情况下，水电厂应每隔5～10年对水库运用参数和指标进行复核，定期开展流域水文、气象、水库运行历史资料的整编，并将有关部门审批后的复核结果和整编成果报相关调控机构。

16.2.5 新建水电厂应在首台机组并网90日前向调控机构上报水库调度基础参数、电站设计报告、电站设计运行说明书、流域气象水文历史数据、水库综合利用和初期蓄放水控制等资

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