1、湖南电力调度规程目 录第 1 章 总则 12第 2 章 调度管理 12第 2.1 节 调度管理机构 13第 2.2 节 调度管理的任务和职责 13第 2.3 节 调度管辖范围划分的原则 17第 2.4 节 调度管理制度 19第 2.5 节 无人值班变电站的调度管理 22第 2.6 节 运行方式 23第 2.7 节 发、供电调度计划 25第 2.8 节 发电出力管理 26第 2.9 节 电能质量管理 28第 2.10 节 经济运行管理 31第 2.11 节 负荷管理 32第 2.12 节 水库调度管理 34第 2.13 节 并网调度管理 38第 2.14 节 新设备投产管理 38第 2.15 节
2、 检修管理 42第 2.16 节 电力系统稳定运行管理 46第 2.17 节 继电保护及安全自动装置的运行管理 50第 2.18 节 低频（低压）减载装置的管理 55第 2.19 节 调度自动化系统的管理 57第 2.20 节 电力通信的管理 58第 2.21 节 电力系统事故应急预案管理 61第 3 章 调度操作 62第 3.1 节 操作原则 62第 3.2 节 操作制度 63第 3.3 节 并列与解列操作 67第 3.4 节 合环与解环操作 67第 3.5 节 断路器、隔离开关操作 68第 3.6 节 变压器操作 69第 3.7 节 母线操作 70第 3.8 节 冲击合闸操作 71第 3.
3、9 节 零起升压操作 72第 3.10 节 线路操作 72第 3.11 节 融冰操作 73第 4 章 事故处理 73第 4.1 节 事故处理的一般原则 73第 4.2 节 湖南电力系统与华中电力系统并列时的频率异常及事故处理 75第 4.3 节 湖南电力系统与华中电力系统解列时的频率异常及事故处理 75第 4.4 节 电压异常及事故处理 77第 4.5 节 线路事故处理 79第 4.6 节 母线事故处理 80第 4.7 节 断路器及隔离开关异常的处理 81第 4.8 节 发电机组事故处理 82第 4.9 节 变压器及电压互感器事故处理 82第 4.10 节 系统潮流异常处理 83第 4.11
4、节 电力系统稳定事故处理 83第 4.12 节 调度自动化和电力通信系统故障时的处理 85附录附录 1 省调调度员职责及值班制度、交接班制度 86附录 2 调度自动化的管理职责 90附录 3 电力通信的管理职责 95附录 4 湖南电力系统发电厂、变电站、线路命名规定及设备编号原则 98附录 5 主要设备调度标准名称表 102附录 6 调度术语表 104附录 7 负荷管理的有关计算公式 120附录 8 表 1 电力系统电压正弦波形畸变率极限值（相电压）121表 2 用户注入电力系统的谐波电流允许值 121附录 9 导线的允许长期工作电流 123附录 10 逐项操作指令票和综合操作指令票的格式及举
5、例125附录 11 保护装置调度运行规定 128附录 12 重大事件汇报制度 134附录 13 新设备接入电力系统需向调度机构提供的资料 138附录 14 变电站无人值班的必备条件 139附录 15 湖南电力系统调度机构代号 140第 1 章 总则第 1 条 为了加强湖南电力调度管理，执行国家节能环保政策，保障电力系统安全、优质、经济运行，维护发电、供电（包括输电、变电、配电，以下简称供电）、用电等各方的合法权益，特制定本规程。第 2 条 本规程制定的依据是中华人民共和国电力法、电力调度管理条例、电力监管条例、电网运行规则(试行)和国家、地方政府以及电力管理部门制定的适用于电力工业的其它法规及
6、标准。第 3 条 湖南电力系统系指接入湖南电网的发电、供电、用电设施和为保证这些设施正常运行所需的继电保护及安全自动装置（以下简称保护装置）、调度自动化和通信设施、计量装置等构成的整体。第 4 条 电力调度机构是电力系统运行的组织、指挥、指导和协调机构，依法在电力系统运行中行使调度指挥权。第 5 条 湖南电力系统运行遵循“统一调度、分级管理”的原则。各级调度机构按照分工在其调度管辖范围内实施电力调度管理。第 6 条 从事与湖南电力系统电力调度有关活动的各企事业单位和个人均应遵守本规程。第 7 条 本规程适用于湖南电力系统发电、供电、用电等各环节及其它与电力调度有关的行为。第 8 条 本规程由湖
7、南省经济委员会颁布，委托湖南省电力公司调度通信局负责解释。第 2 章 调度管理第 2.1 节 调度管理机构第 9 条 湖南电力系统设置三级调度机构，即省级电力调度机构（以下简称省调）、地区（市、州）级电力调度机构（以下简称地调）、县（市、区）级电力调度机构（以下简称县调）；各级电力调度机构应设立与其相适应的调度运行、运行方式、调度计划、继电保护、调度自动化和通信等专业部门或岗位，配备相适应的专业人员。第 10 条 经 110 千伏及以下电压级并入湖南电力系统，水电总装机容量 10 万千瓦及以上的地区，其地调应设置水电调度管理专责。第 11 条 省调、地调、县调在调度业务工作中是上下级关系，下级
8、调度机构应服从上级调度机构的调度管理。第 2.2 节 调度管理的任务和职责第 12 条 调度管理的任务是组织、指挥、指导、协调电力系统的运行，保证实现下列基本要求：1、按资源优化配置原则，实现优化调度，减少环境污染，充分发挥电力系统的发、供电设备能力，最大限度地满足社会和人民生活用电的需要。2、按照电力系统运行的客观规律和有关规定，确保电力系统安全、稳定、连续、正常运行，电能质量符合国家规定标准。3、按照电力市场规则，依据有关合同或者协议，维护发电、供电、用电等各方的合法权益。第 13 条 省调的主要职责：1、负责湖南电力系统的调度管理；执行上级调度机构发布的调度指令；实施上级有关部门制定的相
9、关标准和规定；制定并实施对地调的调度管理及考核办法。2、主持制定湖南电力系统运行的有关规章制度和技术措施、规定并监督执行；负责湖南电力系统运行的技术指导和管理。3、负责湖南电力系统的安全、优质、经济运行，按计划、合同或协议组织发、供电。4、针对湖南电力系统运行中存在的问题，制定反事故措施，组织系统的反事故演习。5、对湖南电力系统的继电保护、调度自动化和通信等进行归口管理。6、组织编制和执行调度管辖范围内的电力系统运行方式；参加华中电力系统运行方式的计算分析；指导、协调各地区电力系统运行方式的编制。7、配合有关部门编制湖南电力系统年度发、供电计划和技术经济指标；负责制定湖南电力系统月度发、供电调
10、度计划，制定、下达和调整湖南电力系统日发、供电调度计划并监督执行；批准调度管辖范围内的设备检修。8、指挥实施并考核湖南电力系统的调峰、调频（湖南电力系统与华中电力系统解列运行时）和调压。9、负责指挥调度管辖范围内设备的运行操作和异常及事故处理。10、负责划分地调的调度管辖范围；每年 3 月底前公布省调调度管辖范围的明细表。11、编制调度管辖内的新（改、扩）建设备的并网方案，参与签订并网协议；参加湖南电力系统与外省电力系统联网方案的制定；参与组织系统新工程、新设备投产有关接入系统的工作。12、负责制定湖南电力系统事故限电序位表和超供电能力限电序位表，报省人民政府批准后执行。13、负责水库流域优化
11、调度、水库群联合优化调度和水火电联合优化调度；参与协调水电厂发电与防洪、灌溉、城市供水等方面的关系。14、参加系统规划、系统设计和有关工程设计的审查。15、负责湖南电力系统调度业务培训，负责省调调度对象的资格认证。16、负责审批调度管辖范围内厂（站）的命名和设备编号。17、行使上级批准（或者授予）的其他职权。第 14 条 地调的主要职责：1、负责本地区电力系统的调度管理；执行上级调度机构发布的调度指令；实施上级有关部门制定的相关标准和规定；负责制定本地区电力系统的有关规章制度和对县调的调度管理办法，并报省调备案。2、参与制定本地区电力系统运行技术措施、规定。3、维护湖南电力系统和本地区电力系统
12、的安全、优质、经济运行，按计划和合同发电、供电，并按上级调度要求上报信息。4、组织编制和执行本地区电力系统的运行方式；运行方式中涉及上级调度管辖设备的，应报上级调度核准。5、负责制定、下达和调整本地区电力系统的日发、供电调度计划并监督执行；批准调度管辖范围内的设备检修。6、根据省调的指令进行调峰、调频、控制联络线潮流；指挥实施并考核本地区电力系统的调峰和调压。7、负责指挥调度管辖范围内设备的运行操作和事故处理。8、负责划分本地区所辖县调的调度管辖范围。9、负责制定本地区电力系统事故限电序位表和超供电能力限电序位表，经本级人民政府批准后执行。10、负责实施本地区电力系统和所辖县电力系统继电保护、
13、调度自动化和通信系统的规划、运行管理和技术管理。11、负责本地区电力系统调度业务培训，负责地调调度对象的资格认证。第 15 条 县调的主要职责：1、负责本县电力系统的调度管理；执行上级调度机构发布的调度指令；实施上级有关部门制定的相关标准和规定；负责制定本县电力系统的有关规章制度。2、维护湖南电力系统和本县电力系统的安全、优质、经济运行，按计划和合同发电、供电，并按上级调度要求上报信息。3、负责制定、下达和调整本县电力系统的日发、供电调度计划并监督执行；批准调度管辖范围内的设备检修；运行方式中涉及上级调度管辖设备的，应报上级调度核准。4、根据上级调度的指令进行调峰、调频、控制联络线潮流；指挥实
14、施并考核本县电力系统的调峰和调压。5、负责指挥调度管辖范围内设备的运行操作和事故处理。6、负责实施本县电力系统继电保护、调度自动化和通信系统的规划、运行管理和技术管理。7、负责本县电力系统调度业务培训，负责县调调度对象的资格认证。第 16 条 调度对象的主要职责：1、执行调度指令，对操作的正确性负责。2、及时向值班调度员汇报设备异常运行情况，并按调度要求上报运行信息。3、自行处理本规程规定可以自行处理的事项。4、执行电力系统重大事件汇报制度。5、按照值班调度员的要求，实施系统安全稳定运行的防范措施。第 2.3 节 调度管辖范围划分的原则第 17 条 并入湖南电力系统运行的发电、输电、变电等相关
15、设备，不论其产权归属或管理方式，均应纳入相应电力调度机构的调度管辖范围。第 18 条 省调调度管辖范围一般为湖南电力系统内除华中网调调度管辖以外的下列设备：1、省调直接调度的发电厂（站）（以下简称发电厂） 直接并入 220 千伏及以上电压级电网的发电厂 其他应由省调直接调度的发电厂2、省调委托地调调度的发电厂 经 110 千伏电压级并入电网且总装机容量 3 万千瓦及以上的水电厂 经 110 千伏电压级并入电网且总装机容量 10 万千瓦及以上其它类型的发电厂3、220 千伏及以上联络变电站4、220 千伏及以上主干联络线第 19 条 地调调度管辖范围一般为：1、装机容量 0.5 万千瓦及以上并入
16、本地区电网内上级调度管辖以外的发电厂2、地调所在城市 110 千伏及以下变电站和线路、县间联络线3、上级调度管辖范围外的 220 千伏线路和变电站第 20 条 县调调度管辖范围一般为：1、本县范围内上级调度管辖以外的并网发电厂2、本县范围内 110 千伏及以下变电站和 35 千伏及以下线路3、上级调度管辖以外的联络线第 21 条 发电厂厂用系统、变电站站用系统分别由发电厂、变电站自行管辖；地调与地调之间的调度管辖范围划分由省调确定，县调与县调之间的调度管辖范围划分由相应地调确定。第 22 条 列入调度管辖范围的设备，其铭牌参数等改变，应经产权所有单位批准，并报相应调度机构备案。结线变更等应征得
17、相应调度机构同意。第 2.4 节 调度管理制度第 23 条 各发、供、用电单位和各级调度机构，应遵守调度纪律，服从统一调度。第 24 条 省调值班调度员是湖南电力系统运行、操作和事故处理的指挥人，接受华中网调值班调度员的指挥，负责正确执行华中网调值班调度员的调度指令和正确发布调度指令。第 25 条 省调调度员应经过培训、考试、考核合格，正值调度员经电网经营企业总工程师批准，副值调度员经省调总工程师批准，方可正式上岗值班。第 26 条 各级调度机构调度管辖范围内的调度对象：1、发电厂的值长（单元长、机长）和具备正值及以上资格的电气运行值班人员2、下级调度机构的正、副值班调度员3、变电站（监控中心
18、、维操队）的具备正值及以上资格的值班人员以上人员应经调度机构认证后，方可担任调度对象。第 27 条 各运行单位应事先将省调调度对象变更名单以书面形式报省调。省调调度员变更应事先通知各有关单位。第 28 条 各运行单位应保证在任何时间内都有调度对象在主控制室（监控中心）。第 29 条 省调值班调度员只对调度对象发布调度指令。非调度对象无权受理省调值班调度员的调度指令。第 30 条 值班调度员对调度对象发布调度指令、进行调度联系时，应使用普通话和统一的调度术语；双方应先交换调度代号、姓名，作好记录，复诵无误，双方应录音。第 31 条 省调所辖发电厂和变电站的设备发生异常，值班人员应及时向省调值班调
19、度员汇报。省调值班调度员应及时将系统运行的重大变化告相关运行单位值班人员。第 32 条 湖南电力系统内华中网调调度管辖的设备，其运行状态的改变，值班人员在汇报华中网调值班调度员的同时，应汇报省调值班调度员。省调调度管辖的设备，未得到省调值班调度员的指令，值班人员不得自行改变设备状态及运行方式（但严重威胁人身和设备安全者除外）。不属华中网调和省调管辖的设备，如改变运行方式及其状态对湖南电力系统有影响时，应经省调值班调度员同意。第 33 条 当危及电力系统安全运行时，省调值班调度员可以指挥操作非本级调度管辖的设备。调度对象同时接到两级调度相互矛盾的调度指令时，由高一级调度决定执行哪级调度指令，受令
20、人将执行情况分别汇报两级调度的值班调度员。第 34 条 调度对象应及时向值班调度员汇报调度指令的执行情况。遇有危及人身、设备及电力系统安全情况时，调度对象应按有关规定处理，处理后应立即报告有关调度机构的值班调度员。第 35 条 发、供电单位行政领导人发布的指示，如涉及省调调度权限时，应经省调值班调度员同意才能执行。第 36 条 除调度机构负责人外，任何单位和个人不得直接要求值班调度员发布调度指令。上级领导对有关调度业务的指示，应通过调度机构负责人转达。第 37 条 调度系统的值班人员依法执行公务，有权拒绝各种非法干预。第 38 条 调度对象不得无故不执行或延误执行调度指令。调度对象不执行或延误
21、执行调度指令，其后果由受令人和支持该受令人的领导负责。如受令人对调度指令有疑义，应立即向发令人提出，如发令人仍重复其指令，受令人应迅速执行。如执行该指令确会严重威胁人身、设备或电力系统安全时，受令人应拒绝执行，并报告发令人和本单位直接领导人。第 39 条 发生以下行为之一者，按严重违反调度纪律论处：1、不执行或故意拖延执行调度指令。2、擅自越权改变调度管辖设备状态。3、故意违规操作。4、性质恶劣的其他行为。对上述行为，电力调度机构应通告有关单位处理，同时取消违反调度纪律者的调度对象资格，被取消资格者三个月后提出申请，经相应电力调度机构考试合格后，方可再次获得调度对象资格。第 2.5 节 无人值
22、班变电站的调度管理第 40 条 变电站应达到无人值班的必备条件，经相应调度机构验收合格，方可实行无人值班。第 41 条 监控中心负责所管辖无人值班变电站的远方监视、遥控操作及规定的事故处理；维操队负责所管辖无人值班变电站的设备巡视与维护、现场操作和事故处理。第 42 条 调度操作联系：1、按规定仅监控中心即可完成的遥控操作，值班调度员将调度指令下达至监控中心。2、需要维操队员方可完成的操作，值班调度员将该站所有调度指令下达至维操队。3、维操队接到调度预发的操作指令票后，对有操作的变电站均应安排维操队员按时达到变电站做好操作准备。4、维操队员接受调度指令和进行调度联系时，应交换所在变电站名称及本
23、人姓名。第 43 条 异常及事故处理：1、系统发生事故或异常情况时，监控中心值班人员应迅速、准确地向值班调度员报告有关无人值班变电站的保护动作、断路器跳闸、自动化通道中断及设备异常情况，并立即通知维操队检查巡视现场设备。一般情况下，值班调度员应在接到维操队的现场汇报后，方可进行该站下一步的操作。2、当危及人身和设备安全时，维操队员、监控中心值班人员应按现场运行规程或事先制定的应急预案进行事故处理，同时报告值班调度员。第 2.6 节 运行方式第 44 条 电力系统运行方式按年、月、日编制，并应满足调度管理的基本要求。第 45 条 年度运行方式应于年前编制好，其内容有：1、上年度电力系统运行分析2
24、、本年度电力系统运行方式 全年电力生产指标预测 新设备投产计划 设备大修计划 水库控制运用计划 负荷、气象、用煤需求等预测 电力、电量供需平衡 无功功率平衡 主变压器分接头位置 变压器中性点接地方式 中枢点电压曲线 各供电区及全系统保安电力 典型潮流计算分析 主母线短路容量表 低频、低压减载方案 正常结线方式 主干联络线稳定控制功率 联络线最大负荷电流 系统稳定计算结论及稳措方案与改进计划 保护装置改造计划 系统经济运行方案及措施(21) 系统运行存在的主要问题及改进意见第 46 条 月度运行方式应于月前 5 天编制好，并根据电力系统运行的实际情况，对年度方式安排进行适当调整，其内容主要有：1
25、、上月电力系统运行分析2、本月电力系统运行方式 电力生产指标 发电调度计划 供电调度计划 设备检修计划 水库控制运用计划 重大检修方式潮流、稳定分析 无功、电压分析 新设备投产计划 经济运行方案第 47 条 日运行方式应于前 1 日 17:30 前编制好并下达到有关单位，其内容为：1、发电调度计划2、供电调度计划3、设备检修运行方式安排第 48 条 编制日发电调度计划时，高峰应按第 58 条规定留有备用有功功率，低谷调峰困难时，发电出力应留有必要的下调余地。第 49 条 电力系统年度运行方式由电网经营企业副总经理批准，月度运行方式由省调生产负责人批准，日运行方式由省调主管副总及以上负责人批准。
26、第 2.7 节 发、供电调度计划第 50 条 各级调度机构应分别根据调度管辖范围编制并下达日发电、供电调度计划。第 51 条 值班调度员可按有关规定，根据电力系统运行情况调整日发电、供电调度计划。值班调度员调整日发电、供电调度计划时，应作好记录。第 52 条 编制发电调度计划的依据：1、负荷预测2、电力系统的设备能力和检修情况3、电力系统潮流、稳定、调压和经济运行的要求4、各发电厂售电合同5、火电厂的燃料储存情况6、水电厂的水力资源情况；批准的水电厂设计文件；防洪、灌溉、发电、环保、航运等要求7、网供计划和网间交易计划8、发电厂上报的发电能力9、有关的并网调度协议10、上级下达的发电计划第 5
27、3 条 编制供电调度计划的依据：1、负荷需求预测2、电力系统发电和供电能力3、有关的购、售电合同（协议）4、避峰、让峰方案5、上级下达的供、用电计划6、国家有关供、用电政策第 2.8 节 发电出力管理第 54 条 发电厂应在每日 12:00 前向电力调度机构计划部门上报次日发电机组的可调出力、机组备用的变化情况，并报告影响其发电设备能力的缺陷和故障。第 55 条 发电厂应按日发电调度计划运行，并根据调度指令调整功率，或根据调度指令通过自动发电控制系统（以下简称 AGC）运行。第 56 条 发电（调相）设备不能按日发电调度计划运行时，应按下列规定办理：1、发生事故紧急停运的，根据现场规程规定处理
28、。2、发生临时性缺陷、燃料质量等原因需要调整日发电调度计划的，应于 6 小时前向省调值班调度员提出申请，经同意后执行。第 57 条 省调接到调整日调度计划的申请后，应按如下规定办理：1、变更有功出力或无功出力对系统运行无明显影响时，值班调度员有权批准。2、变更有功出力或无功出力对系统运行有明显影响时，值班调度员告日方式人员，并根据其意见处理。第 58 条 发生下列情况之一时，值班调度员有权调整日发、供电调度计划，下令开、停发电机组：1、发、供电设备重大事故或系统事故2、系统频率或电压超出规定范围3、输变电设备负载超过规定值4、联络线功率值超过规定的稳定限额5、由于天气等原因使实际负荷偏离预测负
29、荷而调整困难时6、由于水情突然变化，防汛等紧急情况7、威胁系统安全稳定运行的紧急情况第 59 条 湖南电力系统运行中的备用有功功率应不小于系统发电负荷的 4%或 5%（发电负荷 1000 万千瓦以上时为 4%，发电负荷 1000万千瓦及以下时为 5%）或系统内的最大单机容量。第 60 条 地调应于每年 3 月底前向省调报送本地区如下资料：1、地方并网电厂装机情况（分电厂进行统计）2、地区电力系统内（含用户）的电力电容器、电抗器、调相机和同步电动机等装置情况（分类进行统计）第 2.9 节 电能质量管理第 61 条 电力系统标准频率是 50Hz，偏差不得超过0.2Hz，严禁升高或降低频率运行。第
30、62 条 湖南电力系统与华中电力系统并列运行时，省调负责调功。湖南电力系统与华中电力系统解列运行时，省调负责调频，并指定主、辅调频厂。第 63 条 主调频厂调整出力使系统频率保持在 500.1Hz 以内运行。当频率偏差大于0.1Hz 时，辅助调频厂应不待调度指令立即参加调频。当频率超出规定，调频厂无调整能力时应立即报告值班调度员。第 64 条 调功的主要任务是控制网供功率偏差在规定范围内。第 65 条 单机容量 4 万千瓦及以上的水电机组（含抽水蓄能机组）、20 万千瓦及以上的火电机组，应具备 AGC 功能，其性能应满足湖南电力系统规定要求。当 AGC 故障或其它原因退出运行时，值班人员应立即
31、报告省调值班调度员。第 66 条 省调值班调度员根据系统需要对 AGC 投退、控制模式以及AGC 可调容量进行调整。第 67 条 省调、地调和有关发电厂应装设准确度符合要求的频率自动记录装置。第 68 条 调度机构应给定发电厂机组低频加负荷、低频由调相转发电、低频自起动、高频切机等装置的整定值。第 69 条 发电机组应参与电力系统一次调频，其参数整定值由调度机构给定。第 70 条 电压和无功功率分层管理：1、原则上电压按调度管辖范围管理。2、500 千伏与 220 千伏无功分界面是 500 千伏变电站主变的 220千伏侧断路器，220 千伏与 110 千伏无功分界面是 220 千伏变电站主变的
32、 110 千伏侧断路器，以下类推。3、各级调度应努力使分界面无功的交换在规定范围内。第 71 条 各级调度应在其调度管辖范围内设立电压监视点和考核点：1、省调调度管辖范围内所有发电厂、变电站的 220 千伏母线列入电压监视点，并按有关要求作为考核点进行考核。2、地区电力系统的电压监测点和考核点设定原则在地区电力系统调度规程中明确。第 72 条 电力系统运行电压，应满足电气设备安全运行和系统安全稳定运行的要求。发电厂及 500 千伏变电站 220 千伏母线正常运行电压允许偏差为额定电压的 0+10%，其他变电站 220 千伏母线电压允许偏差为额定电压的-3%+7%，事故运行电压允许偏差为额定电压
33、的-10%+10%。日电压偏差幅度不超过额定电压的 5%。第 73 条 保持运行电压在调度曲线规定的范围内可采取的措施：1、调整发电机、调相机的无功出力。2、投退补偿电容，补偿电抗及动用其它无功储备。3、调整潮流，转移负荷。4、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。5、电压严重超下限运行时，按规定切除相应地区部分用电负荷。6、当无功功率缺乏时，提高电压应在高峰负荷到来前完成。第 74 条 系统内 220 千伏主变分头位置由省调统一安排，分头位置的变动应征得省调同意（220 千伏终端变电站除外）。第 75 条 发电厂和变电站按调度下达的电压曲线运行，当电压超过规定范
34、围并无法调整时，应迅速报告值班调度员。第 76 条 发电厂参与系统自动电压控制（以下简称 AVC）的机组，其 AVC 控制模式由值班调度员根据系统情况确定，功能投退根据值班调度员指令执行。第 77 条 子站 AVC 遇有下列紧急情况时，发电厂、地调值班调度员可先将子站 AVC 退出运行，同时汇报省调值班调度员，待异常情况处理完毕后与省调联系恢复运行：1、危及机组安全运行。2、子站 AVC 故障无法正常运行。3、发电机组检修、启停或发电机励磁系统不正常、自动励磁调节器未能正常投自动方式运行。第 78 条 各级调度机构应建立所辖范围电压考核点合格率的考核制度。各地区应于每月 5 日前向省调报送本单
35、位上一月的电压考核点合格率。第 79 条 各级调度机构应定期进行电压和无功平衡分析，提高无功补偿能力。第 80 条 系统中任何一点的电压正弦波形畸变率不得超过附录 9 中表 1 规定的极限值。公共连接点的全部用户，注入系统连接处的各次谐波电流不得超过附录 9 中表 2 规定的允许值。第 2.10 节 经济运行管理第 81 条 经济调度原则：遵循有关法规和政策，在保证电力系统安全和电能质量的前提下，合理利用能源，力求最大综合效益。第 82 条 经济调度分工：1、结合电力系统的具体情况，调度机构负责编制年、月经济调度方案，并在日运行方式中具体安排，由值班调度员执行。2、发电厂向调度机构提供经技术监
36、督部门认可的机、炉运行技术参数和特性。第 83 条 经济调度方案主要内容：1、水电、火电及水、火电联合经济调度2、系统的安全稳定约束3、降低电能损失的措施4、系统无功功率分层控制5、系统经济技术指标期望值分析6、系统经济效益分析7、考虑不同产权单位的合法权益第 84 条 网损管理：1、湖南电力系统网损实行分层、分区管理。省调负责 220 千伏网损统计与管理（220 千伏主变损耗除外）和境内 500 千伏网损的统计，地区电业局负责本地区 110 千伏及以下网损的统计和管理（含 220 千伏主变损耗）。2、发电厂和变电站应于每月第 1 日 00:00 分别抄录所有出线断路器、关口断路器的电能表码，
37、全月代运关口断路器的电能表起止表码，并于 2 日前报省调。3、地区电业局和发电厂应于每月 3 日前向省调上报上月 220 千伏及以上变电站、发电厂关口电量和电能平衡表，分析变电站或母线电能不平衡的情况，查找原因并予以解决。4、发电厂、变电站的关口计量装置应有独立的计量回路，因改造等原因造成计量装置不能正常运行时，应及时做好投退时间、表码、负荷水平的记录，并报省调。5、发电厂、变电站新投运计量装置的表码、电流和电压互感器的变比应一并在投运之日报所属调度机构。第 2.11 节 负荷管理第 85 条 负荷管理的主要工作：1、收集和统计系统的负荷资料。2、进行用电情况分析。3、进行负荷需求预测。4、编
38、制、下达供电调度计划。5、编制、下达超供电能力限电和事故限电方案。6、向有关部门报送系统日、月用电情况报表。7、制定和修订地区功率总加方案。第 86 条 负荷管理人员应按时收集和通过网络报送如下资料：1、系统、地区和大用户的日用电量、最大负荷、最小负荷、平均负荷及负荷率2、系统和地区日、月负荷的同时率及平均最大负荷利用小时3、系统的日、月、年发电量，厂用电率和网损率4、系统和地区（用户）保安负荷，装机容量大于 0.5 万千瓦的地区并网发电厂的并网点及发电情况5、系统和地区照明及生活用电负荷6、其它资料第 87 条 负荷管理人员应进行以下分析：1、系统、地区和大用户实际用电曲线与预计曲线的偏差及
39、其原因2、各行业用电比例、生产特性、用电规律以及用电量与国民经济的关系3、气象、季节变化、原材料供应和负荷自然增长率对系统和地区负荷的影响4、系统异常和事故运行情况对用户的影响5、地区并网水电在水情变化时对系统发、供电负荷的影响第 88 条 负荷预测分为年度电力电量预测、月度电力电量预测、日负荷预测、节日负荷预测和保安负荷预测。地区年度电力电量预测应包括每月最高、最低负荷及电量，在每年 10 月底前报省调。月度电力电量预测应在每月 20 日前报省调。日负荷预测应在前 1 天的 15:00 前报省调。如因特殊情况需修改时，应在当日 16:00 前提出，并说明原因，地区节日负荷预测应在节日前 7
40、天报省调。地区保安负荷预测应在每年 10 月底前报省调，重要用户的保安负荷应单列。第 89 条 调度机构应会同用电营销管理部门，于每年 2 月底前编制超供电能力限电序位表和事故限电序位表。第 90 条 需要省调临时保电的供电线路，由地调将保电线路名称、保电原因、保电时间等报省调并得到许可。省调需要保电的线路也应通知有关地调。一般不得采用退出安全稳定措施的方式保电，否则，应采取其它替代措施。第 91 条 各级调度应执行日供电调度计划，因气候、事故等原因需调整计划时，地调应向省调值班调度员提出申请，经同意后按修改的计划执行。第 2.12 节 水库调度管理第 92 条 水库调度的基本任务：执行水库调度的有关法律、法规、规范和制度，在确保水工建筑物安全的前提下，合理安排水库的蓄水、泄洪及供水方式，充分发挥水库的发电、防洪、灌溉、航运、环保、养殖等综合利用效益。第 93 条 省调调度的水电厂应配备相应的水库调度人员，建立健全规章制度。水库调度人员有变动应及时报告省调。
