济源电力调度规程.docx

济源电力调度规程1.范围本规程适用于济源供电区内发电、输电、变电、配电、售电、用电及其它活动中与电力调度有关的行为。2.术语和定义2.1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。2.2电力系统运行电力系统各构成设施的协同运用。2.3独立小电力系统指与大电网不相连接的孤立运行的局部地区电力系统。2.4发电企业并入电网运行的（拥有单个或数个发电厂）发电公司，或拥有发电厂的电力企业。2.5电网企业拥有、经营和运行电网的电力企业。发电企业、电网企业两者合并简称为发、供电单位。2.6电力用户通过电网消费电能的单位或个人。2.7电力调度为保障电力安全、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、协调的活动。2.8调度机构对电力系统运行的组织、指挥、指导和协调的机构，简称调度机构。2.9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、水电厂水库管理、新能源调度管理、调度系统人员培训管理。2.10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（换流站、开关站，下同）、大用户变（配）电系统等的运行值班单位。2.11调度管辖范围电力系统设备运行和操作指挥权限的范围2.12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人员、厂（站）值班运行人员向上级调度机构值班调度人员申请，征得了同意。2.13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。2.14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人员的方式。2.15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。调度自动化系统（含AGC、AVC、实时调度等）下达的调控指令。2.15.1发布指令值班调度员正式向下级调度机构值班调度人员或厂（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。2.15.2接受指令受令人听取指令的步骤和内容，复诵指令并认可。2.15.3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。2.15.4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。2.15.5拒绝接受指令受令人认为调度员发布或调度自动化系统的调度指令会危害人身、设备和系统安全，表示不接受调度指令。2.16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）等，以及相关的子站系统、电力二次系统安全防护系统、调度数据专用网络系统和辅助设备（含专用电源、二次回路、卫星时钟、模拟屏/盘、配电/线柜、运行环境监测报警等）。2.17调度自动化机构负责调度管辖范围内调度自动化系统的专业管理、运行管理和技术监督工作的组织。履行调度管辖范围内调度自动化系统的管理权、调度权。2.18电力通信网指用于电力生产、运行及管理的专用通信网络。包括传输网（光纤、数字微波、电力线载波、接入系统等）、支撑网（信令网、同步网、网管网等）和业务网（数据通信网络、交换系统、电视电话会议系统等）。2.19电力通信机构电网企业内负责电力通信网生产运行、调度指挥、规划建设、专业管理职责的组织机构，简称通信机构。2.20负荷备用容量是指已连接于母线且立即可以带负荷的旋转备用容量，用以平衡瞬间负荷波动与负荷预计的差额。2.21事故备用容量是指在规定时间内可供调用的备用容量。2.22计划检修电力设备列入年度、月度计划的检修、维护、试验等工作。2.23临时检修计划检修以外的所有检修。2.24一次调频指原动机调速器根据频率高低自动降升发电机负荷做出功率与频率反向调节的行为。这是并网机组应具备的基本功能，有利于保持系统频率稳定及事故后阻止频率恶化。2.25特殊运行方式指在电厂或电网接线方式相对于正常运行方式（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。2.26黑启动指某个电力系统因故障全部停运后，通过该系统中具有自启动能力机组的启动，或通过外来电源供给，带动系统内其他机组，逐步恢复系统运行的过程。2.27应、宜、可、能本标准条款中使用的助动词含义“应”表示要准确地符合标准而必须严格执行的要求，其反面词“不应”。“宜”表示正常情况下首先的选择，其反面词为“不宜”。“可”表示标准规定的范围内允许稍有选择，其反面词为“不必”。“能”表示事物因果关系的可能性和潜在能力，其反面词为“不能”。3.总则3.1电力高度坚持安全第一、预防为主的方针。济源电力系统内的发电企业、电网企业、电力用户等有关各方应执行依法制定的保障安全生产的行业标准（规定），有责任共同维护电力系统的安全稳定运行。3.2电力调度实行统一调度、分级管理，以保障电力系统安全、优质、经济运行。电力调度应遵循公平、公正、公开的原则，符合电力系统运行的客观规律和社会主义经济规律。3.3任何单位和个人均不得非法干预电力调度活动。3.4济源电网内各发、供、用（电）单位的规程与本规程有矛盾时，应按本规程执行。3.5违反本规程的单位和个人，按中华人民共和国主席令第60号中华人民共和国电力法、国务院令第432号电力监管条例、电网调度管理条例有关条款承担法律责任。违反、破坏调度纪律会危及电网安全，应严肃处理，有关单位应制定防范措施。3.6济源电力调度系统人员须全面熟悉本规程；各相关单位的生产领导，生技、安监、规划、用电、基建、检修、继电保护、通信、自动化等有关人员，应熟悉并遵守本规程的有关部分。4. 调度系统4.1河南电力调度通信中心（简称省调）是济源供电公司（以下简称公司）电力调度通信中心的上级调度机构。4.2济源电力调度系统包括本系统内各级调度机构和有关运行值班单位。4.3济源电力调度系统设置一级调度机构，即：公司电力调度通信中心（以下简称地调）。4.4发电厂、变电站、大用户配电系统应根据设备运行及调度协议的要求设立运行值班单位。4.5调度系统运行人员应经培训，并经有资格的单位考核合格，由其相应主管部门批准，书面通知有关单位和部门后，方可上岗值班。4.6离开运行岗位3个月及以上的调度系统运行人员，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，方可上岗值班。4.7调度管理的任务是组织、指挥和协调电网的运行，实现下列基本要求： 4.7.1保证电网安全稳定运行，按照电网运行客观规律和相关规定保证电网连续、稳定、正常运行，使电能质量符合国家规定的标准。4.7.2按照最大范围资源优化配置的原则，实现优化调度，充分发挥发输变电设备能力，最大限度地满足用户的用电需要。4.7.3按照国家法律、法规及相关规程、规定，依据相关合同或协议，维护各方的合法权益。4.8济源地调调度员在值班期间是济源电网运行、操作及事故处理的指挥人，对上接受省调值班调度员的指令，对下向变电站、集控站的值班长、正值值班员、发电厂值长和正值值班员及各用户变（配）电值班员、用户动力调度值班员发布调度指令。4.9调度系统的值班运行人员，接受上级调度机构值班调度员指令后，应复诵调度指令，经核实无误后方可执行。不允许无故拒绝或拖延执行调度指令。指令执行完毕后立即向发令人汇报执行情况。5.调度机构下列人员应参加本规程考试：5.1 地调全体调度员，地调管辖的变电站站长及全体值班人员；集控站全体值班人员。5.2发电厂：值长、电气值班长和全体电气值班员。5.3用户：各双电源用户及专线用户的电气值班人员，工作负责人。5.4地调管辖范围内所有发、用电单位主管生产的领导。5.5地调应定期举行有针对性的反事故演习。反事故演习应使用调度人员培训模拟系统。6.调度管理范围6.1一次设备的调度管理6.1.1地方水电、火电发电机（包括用户自备电厂发电机）有功、无功出力有其并网线路由地调调度。6.1.2公司所辖输、变电设备除省调及以上调度机构调度的设备和变电站自行管理的设备外，均由地调调度；取自本站的自用电由本站管理。6.1.3河南电网调度操作权调整方案中调度操作权调整至济源地调设备的正常停、送电操作，经省调许可由地调操作，事故处理、设备异常处理等仍归省调调度。省调委托地调调度管理设备的事故处理、设备异常处理由地调负责。6.1.4配电网内同一条线路能通过多个电源点供电的柱上开关由地调调度，在操作中适用许可操作。6.1.5专线用户、高压双电源用户输配电设备，根据调度协议或新设备试运行调度措施为准。6.1.6属网调、省调调度的济源电网内的一次设备操作前后，有关值班人员应向地调告知。6.1.7必要时，地调有权临时指定下级某些非地调管理的设备由地调调度，在事故处理时可以根据情况临时下放某些设备的调度权，但事后必须通知有关单位且应认真记录。6.1.8 新投产设备调度权的划分、正常运行方式的规定在相关新设备启动方案中明确。6.1.9调度管辖设备的退运需经地调同意。6.2继电保护及安全自动装置的调度管理6.2.1继电保护及安全自动装置的调度管辖范围划分原则上与一次设备相同。如继电保护、自动控制装置、同期并列装置、发电机励磁、PPS及原动机调速系统等（但发电机、发一变组继电保护除外，由电厂管辖）。6.2.2多级调度机构共用的二次部分子站设备，由使用该设备的最高一级调度机构调度管辖。6.2.3 微机保护装置软件实行统一领导、分级管理的原则，地调管辖范围内的110千伏及以下电网继电保护装置（包括220KV变压器等）微机保护装置的软件版本由生产技术部二次专责负责管理。电厂管辖设备的微机保护装置的软件版本由单位确定。6.2.4220KV及以上电压等级的安全稳定自动装置归省调调度（网调调度除外），如远方切机、切负荷控制系统（装置），低频、低压切负荷装置，同期装置等。220KV以下电压等级的安全稳定自动装置由地调调度。6.3调度自动化设备的调度管理6.3.1调度机构使用的调度自动化系统主站设备、相应系统的子站设备及其辅助设备由该调度机构管辖。6.3.2多级调度机构共用的调度自动化系统子站设备，由使用该设备的最高一级调度机构管辖。6.3.3调度自动化系统主站设备的状态和方式的改变，如影响上级调度机构调度管辖的调度自动化系统运行或信息完整准确，应经上级调度机构自动化部门许可。6.3.4调度自动化设备由所在单位负责运行维护。6.4电力通信设备的调度管理6.4.1通信调度管辖范围指承载本级电网通信业务的通信网资源，以及受上级通信机构委托调度的通信网资源。6.4.2并网电厂和用户变电站接入电力通信网的通信资源，不论其产权或隶属关系，均属于通信调度管辖范围。6.4.3电力通信设备的检修工作，若涉及上级通信机构调度管辖的通信业务，应经上级通信机构许可。7.调度规则7.1地调是济源电网的生产运行指挥机构，在电网运行工作中行使指挥权。各级调度机构在调度业务中是上下级关系，下级调度机构应服从上级调度机构的调度。7.2地调的上级机构是省调，下级调度对象是所属变电站的值班人员、地调管辖范围内发电厂值长和电气班长、用电负荷监控、供电服务班（站）、集控站以及各用户电力调度或用户变（配）电值班员。7.3地调既是生产运行单位又是公司的职能部门。地调不仅要指挥济源电网的生产运行，而且要负责济源电网调度、运行方式、继电保护、通信、调度自动化等专业的业务管理工作。7.4地调调度设备的一切正常操作，应按地调值班高度脶的指令或得到地调值班调度员的许可方可进行，发令、受令及填写操作票应使用调度术语和统一的双重编号。系统内其它设备的操作原则同上。7.5未获相应调度机构值班调度员的指令，发电厂、变电站或者下级调度机构的值班运行人员均不得操作该级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，值班运行人员应按现场运行规程处理，并立即报告有关的值班调度员。7.6地调调度的下列设备的操作应经省调同意：7.6.1省调调度的220KV母线保护及操作权下放的220KV线路。7.6.2地调调度的110KV设备与主网短时合、解环可能造成220KV电网潮流异常的操作。7.6.3 省调委托调度的馈线变电站变压器220千伏侧中性点。7.6.4省调委托调度的稳控装置及相关二次设备。7.6.5其他可能对省网运行造成影响的操作。7.7 地调调度管辖设备运行状态的改变，对电厂、变电站、重要用户管辖的设备有影响时，操作前、后应及时通知相关值班员。8.调度指令8.1原则规定8.1.1调度机构应制定电力系统操作和事故处理规程，运行值班单位应制定本单位再场运行及事故处理规程。8.1.2值班调度员是电力系统运行、操作和事故处理的指挥员，值班调度员按照规定发布调度指令。接受调度指令的调度系统值班运行人员应执行调度指令。有权接受调度指令的调度系统运行人员名单应报上级调度机构，上级调度机构调度人员名单应通知下级调度机构和有关运行值班单位。8.1.3 发布调度指令时，发令人和受令人应先互报单位和姓名，发布调度指令、汇报情况都应准确清晰。发布指令的全过程（包括对方复诵指令）和执行指令的汇报，发令人和受令人都应使用电网调度规范用语和普通话。发令人对其发布的调度指令的正确性负责，受令人对其执行调度指令的正确性负责。任何形式的指令的发令、受令的复诵以及执行情况的汇报，操作前后的联系等，发令、受令双方都应有录间，并做记录。8.1.4受令人认为执行调度指令将危及人身及设备安全的，应立即向发令人报告，由其决定指令的执行或撤销。发令人坚持执行时，受令人应执行该指令。若执行该指令确将危及人身、设备或者电网安全，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发令人和本单位领导。8.1.5非调度机构负责人，不应直接要求值班调度人员发布调度指令。电网管理部门的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员。8.1.6下级调度机构的负责人、供电企业、发电企业以及变电站、大用户的负责人，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，调度系统值班运行人员必须执行原调度指令。8.1.7任何单位和个人，不得干预调度系统的值班运行人员发布或者执行调度指令。调度系统值班人员依法执行调度指令，受法律保护，并承担相应的责任，有权力和义务拒绝各种非法干预。8.1.8违背、拒不执行或拖延执行调度指令时，受令人应承担相应的责任。如受令人受自己行政领导干预，违背、拒不执行或拖延执行调度指令，相关领导应对此负责并承担由此引起的后果。8.1.9对于不按调度指令用电的电力用户，值班调度人员应予以警告，经警告拒不改正的，可以下令暂时部分或全部停止向该用户供电。对于无正当理由或无不可抗力（如灭火、跳机、辅机故障被迫降出力等机组异常）而不按调度指令发电的电厂，值班调度人员应予以警告；经警告拒不改正的，值班调度人员经请示调度机构负责人同意后，可以下令暂停该发电厂部分或全部机组并网运行。对于不按调度机构要求装设及投入电力系统安全稳定装置的发电企业、独立小电力系统、电力用户，调度机构可以暂时停止其并列运行或者停止向其供电。对擅自并列或者解网的发电企业、独立小电力系统，调度机构应责令其改正；拒不改正的，调度机构可以拒绝其并列运行。8.1.10未获相应调度机构值班调度员的指令，发电厂、变电站或者下级调度机构的值班运行人员均不得操作该级调度机构管辖范围内设备。若遇有危及人身、设备以及电网安全的情况，发电厂、变电站值班运行人员应当按照有关规定先行处理，然后立即报告有关值班调度员。8.1.11事故抢修工作，现场应办理事故抢修单（线路抢修可不用办理线路工作票），接到地调值班调度员电话指令后方可进行，双方应录音并记录。8.2操作指令8.2.1地调调度操作的四种指令形式8.2.1.1逐项指令：涉及两个及以上单位的操作（如线路操作），地调按项目顺序逐项下达操作指令，受令人按照单项指令的内容执行一项操作或一连串操作。完成该指令操作后立即汇报，下一步操作需要再得指令才可进行。在逐项指令中可以包含综合指令。8.2.1.2综合指令：只涉及一个单位（无须其他运行单位配合）的操作。一般只包含有综合在一起的若干项一次（或一、二次混合）操作任务，值班调度员只下达操作任务。其具体的逐项操作步骤、内容以及安全措施等，均由受令人自行拟定。8.2.1.3即时指令：事故处理、单一操作项目时使用。受令人无须填写操作票。如断、合单一开关或刀闸（含地刀闸），增、减有功、无功负荷，开停机炉，限电拉闸，继电保护和自动装置投退，下达或更改日调度计划等。8.2.1.4许可操作指令：只涉及一个单位且对主网运行方式影响不大的操作，操作只需经地调值班调度员许可即可。操作的正确性、工作的安全性以及保护投、退的合理性，均由受令人负责。9.调度计划9.1原则规定9.1.1长期计划是编制短期计划的依据，地调根据公司生技部年、月检修计划，结合济源电网实际编制调度周计划，下达调度日计划（以下均简称调度计划）。9.1.2电网调度计划包括负荷预测、电力电量的平衡、运行方式安排、发输变电设备检修、二次设备检修安排、新设备启动安排等内容。9.1.3编制调度计划须经过电网安全稳一校核、有关分析计算及论证。9.1.4各发、供电单位应按有关规程、导则、规定对所辖输变电设备的检修统筹安排，尽可能避免重复停运，在规定的检修周期内同一设备原则上只安排一次（配电设备因有其特殊性，另作安排），并应维护调度计划管理的严肃性。调度计划下达后，应准时完成各项任务，非安全原因不作调整。9.1.5省调调度管辖线路、变电站设备的检修，由设备运行维护单位通过地调向省调申报检修申请工作。9.1.6经本级调度机构主管生产领导批准后，值班调度员可根据电网运行情况调整本网日调度计划，并将调整的原因及内容向有关发、供电单位通报，做好记录。9.1.7各施工单位负责人应统筹安排停电设备的一次、二次检修工作，密切跟踪工作进度，全面掌握工作内容，及时与地调计划人员沟通，提前做好停、送电准备。开工后地调原则上不允许增加临时工作。9.1.8对已批准的检修项目施工单位必须保质保量按期完成。如设备在检修中发生意外情况不能按期完成时，必须在原批准工期未过半前向地调提出延期申请，地调视电网运行情况决定是否可以延期。不允许延期时，施工单位必须在批准的工期内使检修设备具备送电条件，设备延期检修带来的后果应由该设备维护单位负责。9.1.9设备临时性检修（紧急消缺）由设备所在单位运行值班负责人向地调值班调度员提出口头申请，由地调安排。其检修的必要性、及时性及由此产生的后果由申请人负责。9.1.10设备跳闸或紧急停运当天不能投运的，次日应及时向地调补报检修申请。9.1.11地调调度的输电线路停电作业，前一天设备维护单位向地调值班调度员申报检修工作票。9.1.12调度计划下达后，应准时完成各项任务，原则上除不可抗原因外不作调整，以维护调度计划的严肃性。9.1.13调度计划申请应通过计划申报系统申报。9.2 负荷预测9.2.1调度机构应开展负荷预测工作，采用科学的预测方法提高负荷预测准确率。9.2.2负荷预测分长期、中期、短期和超短期负荷预测。长期负荷预测为35年或更长时间的负荷预测；中期负荷预测为13年的负荷预测；短期负荷预测为月、周、日的负荷预测；超短期负荷预测为当前时刻15分钟以内的电网负荷。9.2.3 年度负荷预测应至少采用3年连续的数据资料，长期负荷预测应至少采用5年连续的数据资料。在进行负荷预测时应综合考虑社会经济和电力系统发展的历史和现状，包括：a）电力系统的历史负荷资料。b）国家方针政策，国内生产总值及其年增长率和地区分布情况。c）电源和电网的发展状况。d）大用户用电设备及主要高耗能产品的接装容量、年用电量。e）水情、气温等其他影响季节性负荷需求的相关数据。9.2.4年度负荷预测应按月给出预测结果，五年以上长期负荷预测应按年给出预测结果。年度负荷预测应至少包括下列内容：a）年（月）电量。b）年（月）最大负荷。c）分地区年（月）最大负荷。d）典型日负荷曲线、典型周负荷曲线、月负荷曲线、年负荷曲线；年平均负荷率、年最小负荷率、年最大峰谷差、年最大负荷利用小时数、典型日平均负荷率和最小负荷率。9.2.5短期负荷预测应按照96点编制，每15分钟为一个点，预测时间为0：0023：45。调度机构在编制短期负荷预测曲线时，应充分考虑历史数据、气象、节假日、重大社会活动等因素对负荷的影响。9.2.6超短期负荷预测应在电网实时负荷的基础上，综合考虑历史数据、实时天气、工作日类型、节假日和近期负荷等因素进行。9.2.7为保障电网经济运行，提高负荷预测的准确性，各大宗用户应在较大负荷启停前，提前一天汇报地调，征得同意。特做如下规定：9.2.7.1总负荷在10MW以下的用户，启停负荷超过1MW的。9.2.7.2总负荷在10MW以上的用户，启停负荷超过10%的。9.3调度计划编制9.3.1周调度计划9.3.1.1周调度计划包括：发输变电设备检修计划、新设备启动计划。未列入月生产检修计划的内容，周调度计划原则上不安排。9.3.1.2申报要求：a）各单位每周一12时前向地调申报下周省调设备检修申请；每周三12时前申报下周地调设备检修申请。b）各单位应对月生产检修计划已安排的项目进行申报或确认。没有在月生产检修计划中申报或虽申报但未批准的项目，确有必要时可以在周计划中再行申报，但应说明该项目的必要性。特殊的停送电要求应在申报周计划时说明。c）对于影响较大、涉及范围较广的检修项目，有关单位应提交相关资料，必要时地调可召集有关人员进行专题讨论。d）各单位在每周四公司生产早会中讨论下周检修计划，确定后于周五12时前下达。9.3.1.3各有关单位应针对周调度计划优化运行方式，落实各项预控措施。9.3.2日调度计划9.3.2.1地调在满足电网安全的约束条件下，根据地区电网运行方式情况、日负荷预测、阶梯供电方案、有关的供用电协议和并网协议、设备检修、新设备试运行等编制日调度计划。日调度计划应包括：地调调度范围内的输变电设备检修计划及相关的安全措施和注意事项。新建、改建、扩建发输变电设备启动安排及相关的安全措施和注意事项。影响本网安全的上级调度管辖设备的投运、停运安排。特殊运行方式下的调度方案及事故处理预案等。9.3.2.2申报要求各单位可按照周计划安排提前两天通OMS系统向地调申请日计划工作，周计划未包含项目需报送临时停电申请表，临时停电申请表应填明停电设备名称、停电原因、详细的工作内容，特殊要求、复杂的应附图说明。项目填报不清的地调不予安排。9.3.2.3日调度计划经地调运行方式、继电保护等专业技术人员签并经地调主任批准后，于每天18：00前送达调度室。9.3.2.4日调度计划中没有安排的项目原则上不得进行工作，危急电网安全或设备安全的紧急情况除外。9.3.2.5坡头、王屋、邵原、大峪、下冶供电所线路停电检修时，应于开工前一天向所属变电站值班员报送停电工作票，由所属变电站值班员代替地调许可开工和终结手续，但以上变电站的值班员要将所办的工作票报地调值班调度员，并将许可工作时间、终结时间报值班调度员记入运行日志。9.3.2.6变电设备的检修工作票，也应于开工前一日由检修单位送交有关操作单位，由于客观原因工作票不能准时送达时，检修单位应于开工前一天用电话通知到有关操作单位，说明安全措施和注意事项，其安全措施应按照安规及现场运行规程执行。10.电能质量10.1频率10.1.1济源电网是河南电网的组成部分，地调应配合省调搞好电网的频率调整工作，并负责所辖范围内联络线潮流的监视和调整。10.1.2当济源电网全部或部分孤立运行时，地调应负责孤立电网的频率调整。10.1.3地调在编制调度计划时，应充分考虑到省风对济源供电区的供电能力，合理调配地方电厂（含企业自备电厂）的发电出力，尽力满足济源供电区用电需要。公司电力营销部应根据电网的供电能力，合理安排本供电区的计划用电工作，尽力实现电力供需平衡。10.1.4电力系统标准频率是50Hz，其偏差不应超过0.2Hz。实际运行中按0.1Hz控制，按500.1Hz、500.2Hz、500.5Hz分段考核。10.1.5 济源电网的频率以地调的频率表为标准，地调每星期日与省调的频率表进行核对，地调管辖范围内发电厂、变电站每星期一与地调的频率表进行核对。10.1.6为防止由于用电负荷猛增而引起的低频事故，地调及用户应做好如下工作：10.1.6.1地调应于用电高峰到来之前检查并下令各地方电厂发电出力达到地调下达的发电计划曲线。地调也应于用电高峰到来之前检查本供电区总用电负荷及各用户用电负荷的情况，必要时采取相应措施。10.1.6.2各用户应于用电高峰到来之前检查各自用电负荷，并注意用电负荷上升，必要时采取相应措施。10.1.6.3当省网发电出力化变化造化本供电区电力指标改变时，地调有权根据系统情况随时变更各用户的电力指标，并将变更原因及变更后指示及时通知到有调度通讯及在调度有通讯备案的各用户，各用户应立即执行。10.1.7电网频率偏差超出0.2Hz时属于事故状态，地调应指挥发电厂、变电站值班人员按事故处理规程进行处理。10.1.8 因超指标用电省调下令限制地区用电负荷时，地调应立即采取措施限制用电负荷。按照谁超限谁的原则向超指标用户发布限电指令，负荷分配原则上按照年度阶梯供电方案执行，用户接到限电指令时应立即将用电负荷限制到分配指标以内。否则地调可对其直接拉闸限电，由此造成一切后果由超指标用电者负责。10.1.9为了防止发生系统和局部地区频率急剧降低事故，保持电网稳定，地调应根据省调的要求并结合本地区电网的特点编制按频率自动减负荷方案，并负责监督实施。地调应于每月25日前向省调报送本供电区当月15日13时、21时的按频率自动减负荷装置实际投切容量、线路名称及动作情况分析表。10.1.10超计划用电及事故限电序位表是为了防止和处理电网低频事故而制定的，公司应根据济源市人民政府主管部门的要求和用户特点以及电网安全运行的需要制定，经济源市人民政府主管部门审核，报市人民政府批准后，由地调执行，并报省调备案，限电序位表每年12月修订一次。10.1.11 各并网运行的地方电厂及济源供电区内重要变电站所制定的保厂（站）用电措施应报地调并经公司总工程师批准后执行。10.1.12并网运行的地方电厂应在适当地点设置低频低压解列装置，其定值由地调下达。10.2电网电压调整与管理10.2.1济源电网的电压考核点的电压（无功）曲线由地调会同公司生产技术部编制，按季（月）下达并报省调备案。变电运行人员应注意监视变电站220千伏母线电压在省公司规定范围内，如有异常及时向省调汇报，以采取相应措施。10.2.2发电厂及装有无功调节设备的变电站要严格按照地调下达的电压曲线或无功曲线运行。10.2.3济源电网目前有以下几种调压手段：10.2.3.1调整发电机无功负荷。10.2.3.2改变厂、站有功及无功负荷分配。10.2.3.3调整有载及无载调压变压器分接头。10.2.3.4投、切并联补偿电容器组。10.2.3.5改变电网运行方式。10.2.3.6请省调协助调整。10.2.3.7限制部分用电负荷。10.2.4地调管辖范围的无功补偿装置的投退以及主变压器分接开关调整应由地调统一指挥，安装在用户内部的补偿设备由公司电力营销部负责管理。公司属变电站的无载调压变压器分接开关档位由运行方式专责整定；有载调压变压器分接开关档位由地调调度员负责调整。由下级调度和用户自调的110千伏变压器分接开关档位由本单位负责调节，报地调同意后执行。220千伏有载调压变压器分接头调节以中间档位为基准，范围在3档内（共7档）。超出此规定范围调整时，应经省调值班调度员同意或申报计划调整。10.2.5发电机的自动调节励磁、强励、低励限制装置和失磁保护应正常投入运行。10.2.6为加强电压调整效果的检查，地调应对供电区电压合格率进行统计。本企业管辖范围内的各220千伏、110千伏和35千伏变电站应统计本站全月曾出现的最大有功、无功,最小有功、无功及出现时间和当时无功补偿设备的运行情况，变压器抽头位置，并于下月2日前报地调，地调汇总后于10日前报省调。各变电站的电压监测仪应定期校验，各站应于月末24日抄录电压监测仪报地调。10.2.7每月15日为典型负荷日，各厂、站应于该日4时、11时、21时（冬季19时）抄录本厂、站输电线路及主变各侧有功、无功潮流和各母线全天分时电压以及无功补偿设备的投退容量报地调，地调汇总后于当月20日前报省调。10.2.8无功功率实行分层、分区、就地平衡原则，地调应配合公司生产技术部于每年10月底前制定次年无功补偿方案及23年内无功规划方案并报省调。10.2.9监控点电压超出调度规定的电压曲线值5%，延续时间超过2小时；超出调度规定的电压曲线值10%，延续时间超过1小时构成一般电网事故。10.2.10地调调度员应加强对所辖并网地方电厂和变电站无功、电压的监视、调整，保持变电站母线电压质量。通过调节措施保证220千伏主变高压侧功率因数高峰时段不低于0.95，低谷时段不高于0.95。在所有高压手段全部用尽后变电站母线电压质量仍不能满足要求时，应及时汇报省调调度员协助调整。10.3谐波及不对称负荷的管理：10.3.1 110千伏以上电网中任何一点的电压波形畸变率均不得超过规定的极限值。10.3.2 公司应定期（每年至少一次）对谐波情况进行测量与分析。新建或扩建的非线性用电设备及大型电容器组的设计审查必须考虑到投运后对电网产生的影响并进行投入点的谐波测量，向省调备案。10.3.3若测量电网电压正弦波波形畸变超过规定值时，由公司会同省电力谐波监测站查明谐振波源，提出削减措施，并报省调备案。10.3.4新接入电网设备引起的谐波，经采取措施后，仍未削减到规定值以下时，应将设备退出并进行改造。11系统参数11.1地调应按照统一技术规范建立调度管辖范围内的电力系统设备参数库。11.1.1统一设备名称规范，统一同类设备的数学模型和特征参数。11.1.2统一设备参数的数据格式（包括数据类型、单位、符号、字长、精度等）。11.1.3统一设备参数库的管理平台和数据交换协议。11.2地调命名设备应简单、明晰，厂（站）、设备取名时不应与其他厂站名称或重要的电网一、二次设备或常用电气术语名称重复、同音或谐音。厂（站）名称的第一个字不得重复，不宜同音或谐音，新厂（站）与老厂（站）不得不采用同间或谐音字时，两厂（站）地理位置必须距离较远（间隔宜多于6个站点）。11.3地调负责调度管辖的一、二次设备参数的收集、整理、维护、更新，建立参数库。11.4规划时期的设备参数，可采用设计参数或已运行同类设备的参数。11.5运行的系统设备参数应采用实测值，测试方法应有依据，测试单位向地调报送结果时应加盖公章并附测试报告。负荷模型和参数应逐渐符合实际负荷特性。11.6系统参数是地调重要基础数据，数据输入（计算）及校核应由两人担任，必须在变更后及时备份，保证参数库完整性和安全。11.7 调度机构之间应该互相提供本机构管辖设备的参数。调度机构以外的其他部门或单位，如需使用电力系统设备参数，应根据设备的调度管辖范围与相关调度机构签署使用协议。11.8等值参数由管辖该电网的调度机构完成并提供。12.系统稳定12.1地调调度范围内的安全稳定装置由地调负责制定方案并组织实施，相关单位应按照调度机构制定的方案安装、调试本单位的稳定装置。稳定装置投入运行后的运行维护由设备所在单位负责。12.2地调调度范围内的稳定装置由地调调度员根据稳定装置运行规定下令投退，地调和厂（站）值班人员应按照现场运行规程投退稳定装置。未得到相应调度的指令，现场值班人员不得自行投退稳定装置及随意转移、增减稳定装置所控制的负荷。12.3当涉及到稳定控制系统正常运行的线路或相关设备停运检修，地调值班调度员应根据运行方式变化，先退出相应的稳定装置后，方可进行设备的操作。若稳定装置或系统出现异常，应汇报地调值班调度员，厂（站）值班人员根据调度指令处理。12.4地调调度设备的并列点及其管理12.4.1地调调度设备所装设的并列装置均由地调调度，各单位要保证并列装置接线正确，整定的闭锁角度等定值符合规定，定期核对和检验。12.4.2地调调度的各发电厂、变电站，其值班人员应能正确使用并列装置进行并机或并网操作。12.5自动减载装置的管理12.5.1地调编制的低频减载方案，应满足事故要求的切除容量，同时满足省调下达方案的要求，按本网内负荷状况，区域发电出力，网络结构合理分配。12.5.2地调应根据省调下达的低频减载方案要求，制定出本供电区你频减载方案，并于12月底前报省调备案，于次年3月底前实施完毕。12.5.3低频、低压减载装置正确动作后，值班运行人员应立即报告地调，并统计动作情况及切除容量。装置正确动作被切除的负荷未经地调批准，不得擅自送电，也不能依靠备用电源自动投入装置送电。装置误动时应退出，向地调汇报，并及时通知保护人员处理。12.5.4继电器型自动减载装置应每年校验一次；微机型自动减载装置按微机保护校验规程执行；包含在综自保护中的自动减载装置随综自保护一起校验。12.5.5并网运行的地方电厂应在适当地点装设低频低压解列装置，解列定值由地调下达，并报省调备案。13继电保护及安全自动装置13.1继电保护及自动装置是保证电网安全运行、保护电气设备的主要装置，是电网的重要组成部分，各级主管生产的领导要对其中存在的重大问题应予高度重视、组织解决，对由于继电保护引起的重大电网事故和全站停电事故负应有的责任。13.2地调负责所管辖设备的继电保护和安全稳定自动装置的整定计算与运行管理工作。13.3各级继电保护部门保护装置整定范围的划分：13.3.1省调调度的220千伏联络线和母线保护由省调整定。13.3.2地调调度的110千伏及以下电压等级线路、母线、主变及地方电厂并网联络线路和各大中用户与电网联接的主要设备的继电保护由地调整定。13.4值班调度员在系统继电保护运行方面的职责：13.4.1按调度管辖范围正确使用各种保护装置。13.4.2在处理事故或改变运行方式时，应考虑保护装置的相应改变；指挥系统操作时，应包括继电保护及安全自动装置的操作。13.4.3保护装置更改定值或新保护投入运行前，调度员必须与厂、站运行值班人员核对定值单，无误后方可投入运行，并在保护定值通知单上签字和注明更改定值日期。13.4.4在系统发生事故及异常情况时，值班调度员应对开关及保护、自动装置动作情况了解清楚作出详细记录，并询问故障录波器动作情况。13.5发电厂、变电站运行人员在保护运行中的职责：13.5.1有关继电保护及二次回路的操作或工作均应执行现场运行规程或规定，经管辖该装置的调度员或值长、班长同意后方可进行。保护的投入、退出、以更换定值区方式更改定值等操作由运行人员负责进行。13.5.2在保护装置及二次回种上工作前，运行人员应审查保护工作人员的工作票及安全措施，按工作票和现场实际情况做好安全措施；更改整定值和变更接线必须持批准的定值通知单和图纸，方可允许工作。13.5.3保护工作完毕后，值班运行人员应进行验收，如检查拆动的接线、元件、端子是否恢复，试验中的临时线是否拆除，继电保护工作日志所写内容是否清楚、完整等。13.5.4保护装置更改定值或新保护投入运行前，运行人员必须和值班调度员进行定值单和有关事项的核对，并在定值输入后将保护装置打印的定值与定值单中的定值核对无误后方可投入运行。13.5.5 运行人员必须按继电保护运行规程对保护装置及二次回路进行定期巡视、对试或按规程规定更改定值；监视交流电压回路，使保护在任何时候不失去电压，按保护整定值所规定允许负荷电流对电气设备或线路的负荷潮流进行监视，发现问题应及时汇报。13.5.6发现保护装置（如高频保护交换信号不符合规定）及二次回路所存在的缺陷及不正常情况，应作记录，通知本厂、公司继电保护人员及时处理。如发现有明显异常可能引起误动作的保护装置，应及时与继电保护部门联系，向调度汇报，并申请退出。13.5.7对继电保护及自动装置动作的开关、掉牌信号、灯光信号及故障录波器动作信号，运行人员应准确记录清楚，及时向值班调度员汇报，并通知本厂、公司继电保护部门上报故障录波图。13.6各级继电保护部门整定范围分界点设备上的继电保护及自动装置定值，不应超过上级调度机构规定的限额值。原则上局部服从全局和可能条件下全局照顾局部。需要更改时，应经上级调度机构批准。13.7110千伏电压等级电力系统为大电流接地系统，在同一个电压等级互联的网络中至少应有1个主变压器中性点接地，且由地调确定。13.8继电保护计算13.8.1继电保护计算应依据3-110千伏电网继电保护装置运行整定规程、大型发电机变压器组继电保护整定计算导则等技术文件，必要时参考220500千伏电网继电保护装置运行整定规程的有关部分进行整定。13.8.2继电保护定值须经过三级校核：计算人自校、校核人校核、公司生产技术部保护负责人审核。继电保护定值通知单由公司总工程师（或生产副总工）批准后下发。13.8.3继电保护定值通知单内容应根据现场打印的定值内容为准，设备到现场后，调试人员应及时向地调提供有关资料。13.8.4调度机构根据新、扩建工程及网络结构改变情况，研究网络拓扑和方式，设定计算范围。必要时由地调组织调度、运方和保护研究电网运行方式的变化、可能的方式限制等，以便保护整定时组合系统方式。13.8.5系统后备保护的定值应尽可以逐级配合，因电网结构限制出现不配合时，应使对电网的影响最小，必要时经生产技术部组织技术讨论，并经公司总工程师批准后确定。13.8.6临时定值计算、校核、下发、执行、调度核对都须遵循既定的程序。13.8.7线路距离段保护定值应躲过运行方式专业提供的事故后可能的最大负荷值。13.8.8按有关规程规定要求在110千伏线路新投运或改造结束及时向调度提供实测参数。13.8.9保护定值计算完毕后，及时编写和修订继电保护运行规定。13.8.10保护定值下发后，有关单位应按照要求的时间更改装置的定值，并在改完定值后及时将定值单回执返回地调。13.9线路纵联保护分类13.9.1高频闭锁距离零序保护利用距离、零序保护构成的以高频载波信号为闭锁信号的全线速动保护。13.9.2高频闭锁方向保护利用方向保护构成的以高频载波信号为闭锁信号的全线速动保护。13.9.3光纤差动保护利用线路两端电流（依靠光纤通道把电流信号传送到对端）构成的差动保护。13.9.4光纤允许距离零序保护利用距离、零序保护构成的以光信号为允许信号的全线速动保护。13.9.5光纤允许方向保护利方向保护构成的以光信号为允许信号的全线速动保护。14调度自动化14.1调度自动化系统是统一整体，应实行统一调度、分级管理，遵循下级服从上级、局部服从整体的原则。14.2调度自动化系统应具有实时性、准确性、可靠性、直观性和冗余性，并应达到国家、行业标准。14.3各级调度机构、发电企业、用户变电站均应配备专职人员，宜设调度自动化机构。14.4各级调度自动化机构应贯彻执行上级颁发的规章制度，编制本部门调度自动化相应的标准、规程、规定并贯彻实施。14.5调度自动化系统采用的设备应符合国家、行业标准，宜采用获得国家有资质的电力设备检测部门颁发的质量检测合格证书的产品，满足本系统规定的通信规约及接口技术要求。远动装置、工作站应采用无硬盘、风扇等易损部件的设备。14.6设备运行维护和管理14.6.1调度自动化系统由主站设备、子站设备和传输通道三部分构成。调度自动化系统管辖范围、职责及运行维护管理应按照公司颁发的有关文件执行。14.6.2调度自动化系统（设备）的运行管理应纳入厂站设备现场运行统一管理，由设备所在单位负责，厂（站）的值班运行人员应履行职责。对运行中的自动化设备应设每天24小时有人应答的维护值班电话，并上报上级调度机构自动化管理部门备案。14.6.3各级调度自动化应建立健全设备缺陷的记录、分析、处理、反馈闭环管理机制；发现设备故障或接到相关人员通知后，设备维护人员应立即处理，及时报告有关调度自动化机构和值班调度咒，并向上级调度自动化机构汇报处理情况。14.6.4在调度自动化系统（设备）及其二次回路上工作前，应办理工作票，二次回路票，需办理调度自动化系统（设备）检修票的亦应办理。现场值班运行人员应审查工作票，按工作票和现场实际情况做好安全措施后，方能许可开工。14.6.5调度自动化系统（设备）发生故障，影响到电网正常运行，应立即采取措施防止形成事故或扩大范围，并在故障后72小时内书面报告相应调度自动化机构。 14.6.6各运行维护单位应做好运行设备的巡视、检查、测试等维护工作（如定期备份系统软件和数据）。在月（季）初第5个工作日前将上月（季）度的自动化运行统计报表报送上级调度自动化机构，并按上级调度自动化机构的要求上报其它运行报表及工作汇报、总结等。14.6.7电网发生事故后，各单位自动化专业人员应当认真检查自动化设备对电网事故情况的记录，有问题时尽快报告上级调度机构（通报本单位调度人员）。各级调度自动化机构在处理故障中要互相合作、密切配合。14.6.8统调电厂及变电站自动化设备遥信、遥测、遥控、遥调点的设置，各级计算机网络通信方案，地区功率总加方案等的制定和变更由相应调度机构下达，各单位不得随意变动。14.6.9调度自动化设备宜由所在厂（站）的直流电源系统供电，宜采用双路电源供电，其中至少一路电源应由厂站内公用UPS电源提供。单独采用UPS供电方式的，应在每年4月底以前按照相关标准完成自动化设备的UPS放电试验，发现问题及时处理。14.6.10调度自动化设备应有可靠的接地、防雷措施，满足设备免受高电压、大电流侵袭。14.6.11各级调度自动化机构应建立完备的调度自动化设备台帐，建立健全调度自动化设备分析、统计机制。14.6.12 调度所辖厂站相关运行维护单位应按规程的要求，定检变压器、交流采样装置、遥信装置、时间同步系统等设备，以保证自动化信息的精确度满足实用化要求。14.6.13调度自动化系统的通信通道应具备双路独立通信路由，满足N1通信不中断的要求。14.6.14统调厂远动信息应按省调标准接入所在地区调度自动化系统；地方电厂、用户变电站远动信息应按规定接入所在地区调度自动化系统。14.6.15调度自动化运行值班、维护专责人员，应经专业技能和相关标准、制度培训，熟悉所维护设备，具备常见故障处理能力，上岗考核合格。脱离岗位半年以上者，上岗前应重新进行考核。14.7调度自动化系统检修14.7.1调度自动化系统检修分为：计划检修、临时检修、故障检修。计划检修：按照年度、月度、周、日检修计划安排对自动化设备进行检修、调试、试验、实验、测试、调整或功能的启停、软件和硬件的升级等工作。临时检修：因临时原因未列入计划检修的工作。故障检修：因自动化设备异常需立即进行检修的，不包括冗余设备切换和设备重启。14.7.2调度自动化设备的计划检修、临时检修，自动化设备所属单位应向上级调度自动化机构办理检修申请、审批手续。未经调度自动化专业人员同意，任何人不应改变自动化设备的运行状态和功能。14.7.3 影响电网正常运行的自动化设备检修经上级调度自动化机构同意后，需提前向运行方式及自动化人员提交申请、批准后方可进行。影响电网正常运行的自动化设备检修工作开工前，应获得上级调度当值调度员的开工许可。14.7.4危及人身和设备安全的故障检修可不办理工作票，现场人员应按相关规程处理，但应立即报告上级调度自动化机构，同时报告故障情况、影响范围、工作内容。若故障检修时间超过24小时，需补办调度自动化系统检修工作票。14.7.5调度自动化检修计划申报要求年度调度自动化检修计划应于每年10月20日前报次年调度自动化检修计划。月度调度自动化检修计划应于每月20日前报次月调度自动化检修计划。周调度自动化检修计划应于每周周三前报下周调度自动化检修计划。日调度自动化检修计划应于每日11：30前报次日调度自动化检修计划。14.7.6调度自动化检修计划类别：工作时间超过8小时或影响范围大的宜申报周调度自动化检修计划；工作时间超过3个工作日的调度自动化检修工作宜申报月调度自动化检修计划。各级调度自动化系统的主站、子站自动化系统更换（重大扩容、升级）改造应申报年度检修计划；同时提交改造技术方案，报上级调度机构批准。14.8调度自动化子站设备投产14.8.1调度机构自动化部门应参加相应调度管辖范围子站新设备可行性研究、设计审查、招评标、验收等工作。14.8.2子站新设备应按审定的设计要求安装、调试，经过规定的基建程序验收合格后方可投入运行。14.8.3新建、扩建、改建项目业主应按新设备并网运行指南要求，提交并网所需的自动化资料。应在首次并网5日前完成与地调自动化主站联调。14.8.4新投产机组需在机组移交商业化运营前实现AGC、AVC控制功能，功角相量测量装置（简称PMU）安装调试完毕，并通过电力二次系统安全防护方案的审核。14.8.5本级调度机构调度管辖厂站的一次设备新建、改建、扩建工程，调度工自动化机构应在收到相关自动化资料的同时，建设单位还应该所需的其他资料（包括一次接线图、相关电力调度自动化设备模型参数等）。在调度机构自动化采集信息的电压、电流互感器变比发生变化时，厂站设备建设单位应提前3个工作日书面报告调度自动化机构。14.9电力调度二次系统安全防护要求并入济源地区电网的各发电厂、供电单位基于计算机及网络技术的业务系统，应按照国家电力监管委员会第5号令电力二次系统安全防护规定的要求，坚持安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则，部署必要的安全防护设施、并制定严格的安全防护管理制度，以保证电力监控系统和电力调度数据网络的安全。15.电力通信15.1 原则规定15.1.1 地调是济源电力通