【文章內容簡介】 。 凡設備異動后需在復電階段進行核相、沖擊合閘、帶負荷測試檢驗和涉網(wǎng)試驗的，應在異動報告中注明，必要時應向調控機構報送有關資料、試驗方案等。 調度管轄、監(jiān)控范圍內互感器變比改變、保護裝置更換、測控單元更換等一、二次設備異動，自動化子站運維單位應與調控機構同步完成主、備調自動化系統(tǒng)聯(lián)調。 自動化子站設備永久退出運行，應事先由其維護部門向調控機構提出書面申請，經(jīng)批準后方可進行。一發(fā)多收的設備，應經(jīng)有關調控機構協(xié)商后確定。 帶電 作業(yè)管理 涉及系統(tǒng)運行方式變化或操作的帶電作業(yè)應辦理停修申請書。 辦理帶電作業(yè)停修申請書時，應明確是否有控制負荷、停用重合閘、故障跳閘可否試送電等要求。 值班調度員有權批準僅需退出重合閘，且在當日完工的帶電作業(yè)。 安全措施管理 值班調度員在許可輸電線路和其它設備上進行檢修工作或恢復送電時，應遵守相關規(guī)定，嚴禁“約時”停、送電，嚴禁“約時”掛、拆接地線和“約時”開始、結束檢修工作；電氣設備停電檢修，必須使所有電源側有明顯的斷開點，線路停電檢修時，應拉 開各側開關、刀閘，合上各側接地刀閘（掛好各側接地線），才能下達允許開工令；確認檢修工作全部結束，現(xiàn)場安全措施全部拆除，檢修人員全部離開現(xiàn)場后，才能開始對線路復電。 輸電線路的停電檢修，該線路各端的接地措施由值班調度員負責命令廠站運行值班人員和輸變電設備運維人員執(zhí)行，線路工作現(xiàn)場的安全措施，在允許開工后由檢修工作班自理，工作結束后應自行拆除，再辦理完工手續(xù)。 發(fā)電廠、變電站內部電氣設備停電檢修的安全措施由設備所在單位自行負責 (不包括線路停電的安全措施 )，工作結束后應自行拆除，開關、 刀閘設備均應處于拉開位置，再辦理完工手續(xù)。 6 新設備投運管理 一般原則 凡新建、擴建和改建的發(fā)輸變電設備并入電網(wǎng)運行，應符合國家有關法規(guī)、標準及相關技術要求。 新建、擴建和改建的發(fā)輸變電設備接入系統(tǒng)（含涉網(wǎng)二次系統(tǒng)）的可研、初設和設計審查等工作應有相應電網(wǎng)調控機構參加。 需要并網(wǎng)運行的發(fā)電廠、地方電網(wǎng)和直供電用戶在并網(wǎng)前應與電網(wǎng)企業(yè)簽訂《并網(wǎng)調度協(xié)議》。 調控機構應編制《并網(wǎng)調度服務指南》，明確設備并網(wǎng)應具備的條件、工作流程和資料報送要求等內容。新建 、擴建和改建的發(fā)輸變電設備應按《并網(wǎng)調度服務指南》辦理并網(wǎng)相關手續(xù)。 調控機構主要職責 對并網(wǎng)方的并網(wǎng)條件進行認定。 劃分調管范圍，編制、下達設備調度命名編號文件。 開展繼電保護定值整定計算工作。 編制新設備啟動投產(chǎn)方案。 調度命名 調度命名應遵循統(tǒng)一、規(guī)范的原則。 新建、擴建和改建的 500kV及以上變電站、并網(wǎng)發(fā)電廠及線路的調度命名，應在工程初設階段，由工程管理單位報國調、分中心或省調審定，其調管范圍劃分和設備調度命名 、編號分別由相應調控機構負責下達。 新建、改建和擴建的 220kV變電站及送出線路、 220kV及以下并網(wǎng)且電力全省統(tǒng)一消納發(fā)電廠及并網(wǎng)線路的調度命名，應在工程初設階段，由工程管理單位報省調審定，其調管范圍劃分和發(fā)電廠、變電站、線路的調度命名統(tǒng)一由省調負責下達，廠站內設備的調度命名和編號按設備調管范圍由相應調控機構負責下達。 220kV及以上發(fā)輸變電設備的調度命名和編號應符合省調制定的調度命名規(guī)則。 新建、改建和擴建的 110kV及以下變電站及送出線路、 220kV及以下并網(wǎng)且電力在地區(qū)電網(wǎng)消 納發(fā)電廠及并網(wǎng)線路的調管范圍劃分和設備調度命名、編號分別由相應地、縣調負責下達。 發(fā)電廠廠用電系統(tǒng)設備及變電站站用變系統(tǒng)設備由發(fā)電廠或變電站參照調控機構命名規(guī)則自行命名編號，但不得與調控機構下達的設備命名重名或重號。 新設備投運應具備的條件 需要并網(wǎng)運行的發(fā)電廠、地方電網(wǎng)和直供電用戶已簽定《并網(wǎng)調度協(xié)議》。 已按《并網(wǎng)調度服務指南》要求報送資料并通過調控機構審核。 繼電保護、調度通信、自動化設備安裝調試完畢，并完成與調控機構主、備調的聯(lián)調。 設備參數(shù)測量工作已完成，并報送調控機構（如需要在投運過程中測量參數(shù)者，應在投運申請中說明）。 新投發(fā)電機組的各項涉網(wǎng)試驗方案完備，并向調控機構報備。 納入調控機構監(jiān)控范圍的設備已完成設備監(jiān)控信息表審核及與調控機構主、備調的實傳試驗。 專業(yè)人員完成調控機構組織的業(yè)務培訓；廠站運行值班人員（輸變電設備運維人員）完成上崗資格培訓及考試，并取得《調度控制系統(tǒng)運行值班合格證書》。 啟動試驗方案和相應調度方案已獲批準。 已向調控機構提出新設備投運申請并經(jīng)批準 。 生產(chǎn)準備工作已就緒（包括現(xiàn)場規(guī)程和制度已完備、運行人員對設備和啟動試驗方案及相應調度方案的熟悉等），相關廠、站及設備具備啟動帶電條件。 啟動委員會同意投產(chǎn)。 新設備啟動投運 新設備啟動投運，可能對上級調控機構調管范圍安全產(chǎn)生較大影響時，應經(jīng)上級調控機構許可。 新設備在啟動時應根據(jù)調試計劃完成規(guī)定的所有試驗，調控機構根據(jù)電網(wǎng)情況為并網(wǎng)調試安排所需的運行方式。 并網(wǎng)調試期間，并網(wǎng)方應根據(jù)經(jīng)調控機構審核的并網(wǎng)調試調度方案，按照值班調度員的 調度指令進行并網(wǎng)調試；調控機構應針對可能發(fā)生的緊急情況制定事故處理預案。 新設備應按新設備啟動并網(wǎng)調度方案規(guī)定程序進行啟動，如臨時更改啟動程序，應經(jīng)啟委會同意；若啟動過程中發(fā)生電網(wǎng)故障或重大運行方式變化，值班調度員可中止新設備啟動投運操作，待系統(tǒng)恢復正常后，再繼續(xù)進行。 新設備只有得到值班調度員的命令或征得其許可后方能投入系統(tǒng)運行。值班調度員必須得到啟委會的許可后才能進行啟動。 新設備啟動調試工作全部結束，進入試運行前應經(jīng)啟委會同意。 并網(wǎng)設備調試及相關系統(tǒng)試 驗完畢后，并網(wǎng)方應將調試報告、試驗報告及相關參數(shù)報調控機構。 7 并網(wǎng)電廠調度管理 發(fā)電廠并網(wǎng)管理 并網(wǎng)電廠必須滿足《電網(wǎng)運行準則》相關要求。 風電場并網(wǎng)應滿足《風電場接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》相關要求；光伏電站并網(wǎng)應滿足《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》相關要求。 電廠并網(wǎng)前應與電網(wǎng)企業(yè)簽訂《并網(wǎng)調度協(xié)議》。 發(fā)電廠并網(wǎng)必須具備下列條件： 發(fā)電機組的勵磁系統(tǒng)、調速系統(tǒng)、繼電保護、安全自動裝置、 PSS、 AGC、 AVC 等技術性能參數(shù)達到有關國 家及行業(yè)標準要求，其技術規(guī)范滿足所接入電網(wǎng)的要求。 按要求完成發(fā)電機組勵磁系統(tǒng)、調速系統(tǒng)、 PSS、發(fā)電機進相能力、 AGC、 AVC、一次調頻等調試試驗。調試由具有資質的機構進行，調試報告應提交調控機構，相關參數(shù)按調控機構要求整定。 涉網(wǎng)保護（如定子過電壓、定子低電壓、過負荷、低頻率、高頻率、過激磁、失步、失磁保護及主變零序電流、零序電壓等）和安全自動裝置的配置和整定應滿足有關規(guī)程、規(guī)定和電網(wǎng)運行要求，其中涉網(wǎng)保護應報調控機構備案。涉網(wǎng)保護、安全自動裝置、故障錄波器的運行信息應能 遠傳至調度端。 發(fā)電廠至調控機構具備兩個以上可用的獨立路由的通信通道。電廠調度自動化子站應通過調度數(shù)據(jù)網(wǎng)實現(xiàn)與調度自動化主站實時數(shù)據(jù)交互。發(fā)電廠電量采集裝置應通過調度數(shù)據(jù)網(wǎng)將電量采集數(shù)據(jù)傳送至調控機構。 水電站應按有關標準建立水情自動測報系統(tǒng)及水調自動化系統(tǒng)，風電場、光伏電站應按有關標準建立發(fā)電功率預測系統(tǒng)，并按調控機構要求傳送相關信息。 風電機組、光伏逆變器必須滿足并網(wǎng)技術標準要求并經(jīng)國家授權的檢測單位檢測合格。風電場和光伏電站的無功電壓控制措施應滿足并網(wǎng)標 準要求。 風電場、光伏電站應具備 AGC、 AVC 等功能，有功功率和無功功率的動態(tài)響應特性應符合相關標準要求。 電廠正式并網(wǎng)前，應按規(guī)定完成所有試驗，試驗結果符合有關標準和規(guī)程要求。 并網(wǎng)電廠運行管理 并網(wǎng)電廠應參與系統(tǒng)調頻、調峰、調壓，相關機組調節(jié)性能應滿足相關技術標準、運行標準要求。 并網(wǎng)電廠機組勵磁系統(tǒng)、調速系統(tǒng)、涉網(wǎng)保護、安全自動裝置、 PSS、 AGC、 AVC 等應納入調控機構的統(tǒng)一管理。上述設備進行技術改造或更新時，應提前 90 日向調控機 構報送有關資料，并重做相關調試試驗。 并網(wǎng)電廠涉網(wǎng)保護、安全自動裝置、 PSS、 AGC、 AVC 等應按規(guī)定投入，其運行狀態(tài)及定值未經(jīng)調度同意，不得擅自變更。機組 PSS 未投入運行，機組發(fā)電出力不得超過額定容量的 80%。 并網(wǎng)電廠機組勵磁系統(tǒng)和調速系統(tǒng)應投入要求的自動控制模式，機組低勵限制定值、調差系數(shù)和一次調頻定值等應嚴格按調控機構下達的定值整定，未經(jīng)調度同意，不得擅自變更運行狀態(tài)及定值。 并網(wǎng)運行時，發(fā)電機勵磁系統(tǒng)應投入自動電壓閉環(huán)控制模式，不得采用無功恒定或其它控制模式。機 組的計算機監(jiān)控系統(tǒng)也應投入電壓閉環(huán)控制模式，除手動或 AVC 調節(jié)的短時間外，不允許采用無功恒定或其它控制模式。 并網(wǎng)電廠應按調控機構的要求落實預防與控制電網(wǎng)功率振蕩的各項措施，保證現(xiàn)場運行規(guī)程與電網(wǎng)調度規(guī)程相適應，保證出現(xiàn)功率振蕩時能夠及時響應和處置，平息功率振蕩。 并網(wǎng)電廠應按相關規(guī)定完成機組（含勵磁、調速）參數(shù)實測及建模；新能源電站應完成風電機組或光伏發(fā)電單元、無功補償設備及相關控制系統(tǒng)參數(shù)實測及建模。 并網(wǎng)電廠內調度管轄設備的檢修，均應納入調度設備停電計劃統(tǒng)一管理。 并網(wǎng)電廠應制定全廠停電故障處置預案，并報相關調控機構備案。 燃料管理 發(fā)電廠應按標準儲存燃料，按規(guī)定向調控機構報送燃料供應量、消耗量、庫存量、可用天數(shù)、缺煤（氣、油）停機臺數(shù)及對應發(fā)電容量等信息。 當燃料庫存低于規(guī)定的警戒線時，發(fā)電廠應及時向調控機構報告。 調控機構按調管范圍進行燃料供需分析，根據(jù)電力電量平衡及時發(fā)布燃料供應預警。 8 電網(wǎng)頻率及聯(lián)絡線控制管理 四川電力系統(tǒng)的頻率調整和省間聯(lián)絡線潮流的控制方式按國調、分中 心下達的有關聯(lián)網(wǎng)運行規(guī)定執(zhí)行。 電網(wǎng)標準頻率是 50Hz，其偏差不應超過177。 。西南、華中電網(wǎng)交流同步運行期間，電網(wǎng)頻率按（ 50177。 ） Hz控制。 電力系統(tǒng)內所有發(fā)電廠均應監(jiān)視頻率。各級調控機構、發(fā)電廠均有義務維持電力系統(tǒng)標準頻率。 四川電力系統(tǒng)解列孤網(wǎng)運行時，頻率由省調值班調度員統(tǒng)一指揮。 地區(qū)電網(wǎng)與四川主網(wǎng)解列運行時，其頻率的調整和控制，由省調指定相關地調或發(fā)電廠負責。 發(fā)電廠必須按照調度指令開停機爐、投退 AGC、調整出力、維持備用容量。當發(fā)電廠因故不能使其 出力與調度指令相符時，應立即匯報值班調度員。 省調值班調度員可根據(jù)系統(tǒng)運行需要指定發(fā)電廠調整系統(tǒng)頻率或聯(lián)絡線潮流。當發(fā)電廠出力或送出線路輸送容量達規(guī)定限值時，應立即匯報值班調度員。 值班調度員有權根據(jù)系統(tǒng)運行情況調整本調控機構下達的日發(fā)電、供電調度計劃，相關調度控制系統(tǒng)值班人員應按發(fā)布的調整指令執(zhí)行。 并網(wǎng)運行的機組應投入一次調頻功能，未經(jīng)值班調度員許可不應退出。機組的一次調頻參數(shù)應符合有關規(guī)定。 在系統(tǒng)發(fā)電能力不足時，各單位應嚴格按計劃用電。調控機構可以對超計劃使用電力或 電量的單位實施限電，由此產(chǎn)生的后果由超計劃使用電力或電量的單位負責。 各級調控機構應會同有關部門制定拉閘限電序位表，報本級政府主管部門批準后執(zhí)行。 電網(wǎng)備用容量應滿足《電力系統(tǒng)技術導則》要求。因電網(wǎng)故障、機組跳閘或發(fā)電出力受阻等原因造成備用容量不足時，應在規(guī)定時間內予以恢復。 9 電網(wǎng)電壓調整和無功管理 電力系統(tǒng)中的無功功率應實行分層、分區(qū)、就地平衡的原則，避免長距離輸送。 無功電壓的調度管理按調管范圍分級負責，其中并入 110kV及以下系統(tǒng)的發(fā)電廠無功電壓調度管理由地調統(tǒng) 一負責，各級調控機構應做好所轄電力系統(tǒng)的無功功率平衡工作。 四川電力系統(tǒng) 220kV及以上母線均列為電壓監(jiān)測考核點，由國調負責統(tǒng)計和考核。 110kV及以下電壓監(jiān)測考核點由所轄地區(qū)電網(wǎng)調控機構按有關規(guī)定進行設置、統(tǒng)計。 并入四川電力系統(tǒng)的各發(fā)電廠機組應具備《電力系統(tǒng)電壓和無功電力技術導則》規(guī)定的進相與遲相運行能力，經(jīng)調控機構認可的進相運行試驗及安全校核后，由相應的調控機構下達機組的低勵限制值。 并入四川電力系統(tǒng)的大用戶，應按《電力系統(tǒng)無功補償設備配置原則》的有關要求，配足無功補償設備，并 根據(jù)調控機構下達的電壓曲線要求及時投切無功補償設備，保證將高壓母線電壓控制在曲線規(guī)定的范圍之內。 各級電力系統(tǒng)的電壓曲線，由相應調控機構按豐、枯季節(jié)制定下達執(zhí)行并報上一級調控機構備案。電壓曲線的制定，應符合《電力系統(tǒng)電壓和無功電力技術導則》、《電力系統(tǒng)電壓和無功電力管理條例》和《電壓質量和無功電力管理規(guī)定》的有關要求。 無功電壓的正常運行與調整 電壓調整主要有以下措施： 調整發(fā)電機、調相機無功出力，調整風電場和光伏電站風電機組或并網(wǎng)逆變器、靜止無功補償器（ SVC） 和靜止無功發(fā)生器（ SVG）的無功出力。 投切電容器、電抗器。 調整有載調壓變壓器分接頭。 改變電力系統(tǒng)運行方式。 在不影響系統(tǒng)穩(wěn)定水平的前提下，按預先安排斷開輕載線路或投入備用線路。 對運行電壓低的局部地區(qū)限制用電負荷。 各發(fā)電廠的運行值班人員，應按照調控機構下達的電壓曲線要求監(jiān)視和調整電壓，將運行電壓控制在允許的偏差范圍之內。原則上應采用逆調壓方法調整母線運行電壓。 高峰負荷時，應按發(fā)電機 PQ 曲線 的規(guī)定限額，增加發(fā)電機無功出力，使母線電壓在電壓曲線的偏上限區(qū)域運行，必要時可采用降低有功出力增加無功出力的措施。 低谷負荷時，應降低發(fā)電機無功出力，具有進相能力的機組應按