1、川电调控2012 132号,关于印发的通知 为适应电网生产技术的快速发展，结合大运行体系建设，公司 组织修编了，现予以印发，自201 3年1月1日起执行。原的通知(川电调度200869号)同时废止。单位在执行过程中的问 题和意见，请及时告知四川电力调度控制中心。 四川省电力公司 2012年12月17日,四川电力系统调度控制管理规程,四川省电力公司 发布,前 言,为加强四川电力系统调度控制管理，保障系统安全、优质、经济运 行，依照中华人民共和国电力法、电网调度管理条例等法、法 规和相关规程、规定，制定本规程。本规程附录内容的变动，以新发布的文件为准。本规程由四川电力公司提出。本规程由四川电力调度
2、控制中心归口并负责解释。本规程起草单位：四川电力调度控制中心、四川省电力公司科技通 信部（智能电网办）、四川省电力公司信通公司。,1 适用范围本规程规定了四川电力系统调度控制管理工作的基础性原则。 2 规范性引用文件（略） 3 术语和定义下列术语和定义适用于本规程。 3.1 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自动装置、计量装置、电力通信设施、自动化设施、节能 调度技术支持系统等构成的整体。 3.2 电力系统运行在统一指挥下进行的电能的生产、输送和使用。 3.3 电力调度控制机构负责组织、指挥、指导、协调和控制电网运行和实施电力交易的
3、机构。 3.4 电力调度控制电力调度控制机构（以下简称调度控制机构）为保障电力系统安全、优质、 经济运行和实施电力交易，促进资源的优化配置和环境保护，对电力系统运行进 行的组织、指挥、指导、协调和控制。 3.5 电网企业拥有、经营和运行电网的电力企业。 3.7 电力用户通过电网消费电能的单位或个人。 3.8 电力调度控制系统包括各级调度控制机构和有关运行值班单位。运行值班单位指发电厂、梯级 电站集控中心、变电站（含开关站、用户站，下同）、监控中心（含多个变电站 的集中控制中心、集控站，下同）、运维站（队）等运行值班单位。,3.9 电力调度控制管理指调度控制机构为确保电力系统安全、优质、经济运行
4、，依据有关规定对电 力系统生产运行、电力调度控制系统及其人员业务活动所进行的管理。一般包括 调度控制管理、设备监控管理、系统运行管理、调度计划管理、继电保护和安全 自动装置管理、电网调度自动化管理、电力通信管理、水电及新能源管理、调度 系统人员培训管理等。 3.10 调度控制系统值班人员包括各级调度控制机构的值班调度人员（含在线安全分析工程师，下同）、 监控员和有关运行值班单位的运行值班人员。 3.11 调度同意值班调度员对调度管辖范围内的调度控制系统值班人员提出的工作申请及要 求予以同意。 3.12 调度许可设备由下级调度控制机构调度管辖，但涉及该设备的有关调度业务，下级调 度控制机构需向上
5、级调度控制机构申请，并征得同意。 3.13 委托调度一方委托他方对其（委托方）调度管辖的设备进行运行和操作指挥的调度方 式。 3.14 委托操作一方委托他方对其（委托方）调度管辖的设备进行操作。 3.15 调度关系转移经两调度控制机构协商一致，决定将一方调度管辖的某些设备的调度职权， 由另一方代替或暂时代替行使。转移期间，设备由接受调度关系转移的一方全权 负责，直至转移关系结束。,3.16 调度指令值班调度员对调度管辖范围内的调度控制系统值班人员发布的旨在贯彻某种 调度意图的各种指令的总称。 3.17 操作指令值班调度员发布的有关操作的调度指令。 3.18 单项操作令值班调度员发布的单一一项操
6、作的指令。 3.19 逐项操作令值班调度员发布的按顺序逐项执行的操作指令，要求受令人按照指令的操作 步骤和内容按顺序逐项进行操作。 3.20 综合操作令值班调度员发布的不涉及其它厂站配合的综合操作任务的操作指令。其具体 的操作步骤和内容，均由接受指令调度控制系统运行值班人员按规程自行拟订。 3.21 直流融冰（略） 3.22 负荷备用容量为平衡负荷预测误差和瞬时负荷波动而预留的备用容量。 3.23 事故备用容量为防止系统中发输变电设备故障造成电力偏差而预留的备用容量。 3.24 检修备用容量为完成发输变电设备检修任务而预留的备用容量。 3.25 状态检修企业以安全、可靠性、环境、成本为基础，通
7、过状态评价、风险评估、状态 决策，达到运行安全可靠、检修成本合理的一种检修策略。 3.26 计划检修为检查、试验、维护、检修电力设备，电网调度控制机构根据国家及有关行,业标准，参照设备技术参数、运行经验及供应商的建议，所预先安排的设备 检修。 3.27 非计划检修计划检修以外的所有检修。 3.28 特殊运行方式发电厂或电网接线方式与正常运行方式（包括正常检修方式）有重大变 化时，发电厂或电网相应的运行方式。 3.29 黑启动当某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，带动系统内其它机组，逐步恢复系统运行的过 程。 3.30 强送设备因故障跳闸后，未
8、经初步检查即送电。 3.31 试送设备因故障跳闸后，经初步检查后再送电。 3.32 带电作业对带电或停电未做安全措施的设备进行作业。 3.33 安全自动装置防止电力系统失去稳定性和避免电力系统发生大面积停电事故的自动保 护装置，如输电线路自动重合闸装置、电力系统稳定控制装置、电力系统自 动解列装置、按频率降低自动减负荷装置和按电压降低自动减负荷装置等。 3.34 水调自动化系统由水电厂内采集水文、气象和水库运行信息的子站、调度控制机构内对 水库运行进行监视、预报、调度和管理的主站及相应的数据传输通道构成的 系统。,3.35 调度自动化系统由采集电网和发电厂运行信息及完成控制功能的子站、调度控制
9、机构内具有分 析、应用、管理、控制功能的主站和相应的数据传输通道构成的为电力调度控制管 理服务的系统。 3.36 自动化主站系统在调度控制机构内运行的各类调度自动化设备和应用系统。 3.37 自动化子站系统在发电厂、梯级电站集控中心、变电站现场运行各类自动化设备和应用系统。 3.38 调度自动化管理部门电网企业内负责本级电网调度自动化专业职能管理和运行管理的部门。 3.39 调度自动化子站设备维护部门电网企业、发电企业、电力用户中负责自动化子站系统运行维护的部门。 3.40 电力通信网由各种传输、交换、终端等通信设备组成的电力系统专用通信网络，包括基 础网（光纤、数字微波、电力线载波、接入系统
10、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）。 3.41 电力通信管理部门电网企业内归口负责组织、指挥、指导、协调电力通信运行和管理工作的部 门。,4 总则 4.1 四川电力调度控制坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的安全生产方针 。四川电力系统内各级电网企业及其调度控制机构、发电企业、电力用户有责任 任共同维护电力系统的安全稳定运行。 4.2 四川电力系统实行统一调度、分级管理的原则。 4.3 任何单位和个人均不得非法干预电力调度。 4.4 本规程是四川电力系统调度管理的基本规程，适用于电力调度控制各相关专 业的工作，四川电力系统内各级调
11、度控制机构和发电、供电、用电等单位应根据 本规程制定本单位的调度控制规程或现场规程、规定，所颁发的有关规程、规定 ，均不得与本规程相抵触。 4.5 四川电力系统内的各级调度控制机构以及发电、供电、用电单位的运行、管 理人员均应遵守本规程。非电力调度控制系统人员凡进行涉及四川电力调度控制 的有关业务时，也必须遵守本规程。 5 调度控制系统 5.1 四川电力调度控制系统包括四川电力系统内各级调度控制机构和发电厂、变 电站、梯级电站集控中心等的运行值班单位。 5.2 四川电力系统设置三级调度控制机构，即省级电力调度控制机构，以下简称省调；省辖市级电力调度控制机构，以下简称地调；县级电力调度控制机构，
12、以下简称县调。 5.3 各级电力调度控制机构应设立与本级电力调度控制管理相适应的专业部门和 岗位，配备相适应的专职人员。 6 调度控制管理的基本任务 6.1 调度控制机构的任务 6.1.1 遵循安全、优质、经济的原则，对电网运行进行组织、指挥、指导、协调,和控制。 6.1.2 按照电力系统运行客观规律和有关规定保证电力系统连续、稳定、正常运行，使电能质量指标符合国家规定的标准。 6.1.3 优化配置资源,充分发挥电力系统的发供电设备能力，最大限度地满足用户的用电需要。 6.1.4 依据国家法律、法规，按照相关合同或者协议，维护各方的合法权益。 6.1.5 负责电网调度控制专业技术管理和并网电厂
13、涉网技术管理。 6.2 省调的职责和权限 6.2.1 接受国调、区域分中心（简称华中网调）的调度管理,接受国调、区域分中心（华中网调）授权或委托的与电力调度相关的工作。 6.2.2 负责省电网的安全、优质、经济运行,划分省电网调度管辖范围，对所辖电网及并网电厂实施统一调度管理。 6.2.3 负责电网内调度控制运行、调度计划、运行方式、继电保护、调度自动化,水库及新能源调度等专业管理，制定电力系统电力调度、设备监控方面的标准、规程、制度和办法，负责所辖电网二次设备技术监督。 6.2.4 负责指挥调度及监控范围内设备的运行、操作及电网的事故处理,参与电网事故调查分析；负责指挥电网调频、调峰及调压工
14、作,负责指挥网间联络线潮流的调度控制。 6.2.5 负责组织制定和执行所辖电力系统的运行方式。执行上级调度控制机构下达或 批准的网间联络线运行方式。 6.2.6 负责所辖电网电力电量平衡、临时交易和检修平衡，负责制定和执行所辖电力 系统调度计划。 6.2.7 参与所辖电网规划、设计、建设、工程项目审查及设备选型工作。 6.2.8 受理并批复新建或改建管辖设备投入运行申请，制定新设备启动调试调度方案 并组织实施。,6.2.9 参与签订发电厂、地方电网的并网协议和购售电合同,负责签订调度管辖范围内 的发电厂、地方电网、用户的并网调度协议。 6.2.10 会同有关部门编制四川电网有序用电预案、四川电
15、网紧急拉闸限电序位 表，报政府批准后执行。 6.2.11 负责所辖水电厂水库发电调度工作，制定水库调度方案。参与主要水电厂发电 电与防洪、航运和供水等方面的协调工作。 6.2.12 负责组织制定全网继电保护及安全自动装置配置的技术方案和调度管辖范围内 的整定方案，并督促实施，负责继电保护专业门口管理,负责继电保护专业技术监督， 负责继电保护二次设备的大修、技改项目的审查。 6.2.13 负责所辖电力系统的安全稳定运行管理。 6.2.14 参与制定白动化系统的规划，负责电力二次系统安全防护。 6.2.15 负责公司电力调度控制技术装备的运行和管理。 6.2.16 负责对本级监控范围内电网运行设备
16、的集中监控。 6.2.17 负责四川电力系统调度控制业务中涉及电网通信通道业务的评价。 6.2.18 配合电力通信管理部门对四川电力系统的电网调度通信业务的日常运维、事故 处理、调查分析。 6.3 地调的职责和权限 6.4 县调的职责和权限由管辖的地调规定 7 调度管辖及监控范围划分原则 7.1 省调调度管辖设备范围 7.1.1 四川电网除国调、国调华中分中心管辖外的500kV系统（含500kV站内无功补偿 设备）。 7.1.2 四川电力系统内220kV主网架和地区电力系统间220kV联络线。 7.1.3 四川电力系统内装机容量10MW及以上的发电厂及其送出系统。 7.1.4 国调、国调华中分
17、中心委托调度管辖的设备。,7.2 省调监控设备范围 7.2.1 四川电网500kV变电站设备（消防、安防、视频系统除外）。 7.2.2 四川电网500kV输电设备。 7.3 地调调度管辖设备范围 7.3.1 本地区除省调调度管辖外的220kV系统。 7.3.2 本地区110kV及以下系统。 7.3.3 本地区装机容量10MW以下发电J_一及其送出系统。 7.3.4 本地区与其它地区间的llOkV联络线（由相关地调协商调度）。 7.3.5 省调委托调度管辖的设备。 7.4 地调监控设备范围 7.5 县级调度管辖、监控设备范围由地调另行规定 7.6 各发电厂、变电站的厂（站）用电系统由各厂（站）自
18、行管辖（有明确规定 的除外）。 7.7 委托与许可调度 7.7.1 属上级调度控制机构调度管辖的设备，根据系统运行的需要，可以委托有 条件的下级调度控制机构代为调度管辖。 7.7.2 省调调度许可的范围包括： 7.7.2.1 属地调调度管辖的220kV设备。 7.7.2.2 省调委托地调调度管辖设备。 7.7.2.3 地调合解不同厂站间电磁环网，且环网内包含省调调度管辖设备。 7.7.2.4 其它运行状态改变对省调调度管辖系统影响较大的设备（含安控装置所 切设备）。 7.8 调度自动化设备调度管辖范围 7.8.1 各级调度自动化主站设备由该级调度控制机构调度管辖。 7.8.2 多级调度控制机构
19、调度的厂站和监控中心，多级调度控制机构共用的调度,自动化设备由最高一级调度控制机构调度管辖。 7.8.3 调度自动化系统数据传输通道由相关电力通信管理部门调度管辖。 7.9 电力通信调度管辖范围 7.9.1 省信通公司负责省级电力通信网的调度管理，地市信通公司负责本地区电力通 信网的调度管理。 7.9.2 省公司使用的地区电力通信网通道的运行方式改变、检修等，应报省信通公司 并经许可。 7.9.3 并网发电厂、用户变电站的通信运行方式改变、检修等，应按调度关系报省信 通公司或所辖地市信通公司并经许可。 7.9.4 省电力通信调度管辖范围 7.9.4.1 四川电力系统500kV站所辖省网通信设备
20、。 7.9.4.2 四川电力系统220kV站所辖省网通信设备。 7.9.4.3 四川电力系统内省调直调发电厂系统通信设备。 7.9.4.4 安装于llOkV及以下变电站的省网通信设备。 7.9.4.5 四川省级通信网独立（或合建）通信站通信设备。 7.9.4.6 国网信通、华中分控中心委托调度管辖的通信设备。 7.9.5 地市电力通信调度管辖范围 7.9.5.1 地市信通公司按属地化原则负责本地区内电力通信设备的运行维护管理。 7.9.5.2 本地区除省信通公司调度管辖外的220kV系统通信设备。 7.9.5.3 本地区110kV及以下系统通信设备。 7.9.5.4 本地区装机容量10MW以下
21、发电厂通信设备。 7.9.5.5 省信通公司委托调度管辖的通信设备。 7.9.6 并网发电厂、用户变电站的通信站、设备，按资产归属关系，由资产拥有者进 行运行、维护管理。 8 调度管理制度,8.1 一般原则 8.1.1 各级调度控制机构在电力调度业务活动中是上、下级关系，下级调度控制机构 应服从上级调度控制机构的调度。 8.1.2 调度控制机构调度管辖范围内的发电厂、梯级电站集控中心、变电站、监控中 心、运维站（队）等运行值班单位，应服从该调度控制机构的调度。 8.1.3 未经调度控制机构值班调度员指令，任何人不得操作该调度控制机构调度管辐 范围内的设备。电力系统运行遇有危及人身、设备安全的情
22、况时，有关运行值班单位 的值班人员应按照现场规程自行处理，并立即汇报值班调度员。 8.1.4 调度许可设备在操作前应经上级调度控制机构值班调度员许可，操作完毕后应 及时汇报。当发生紧急情况时，允许下级调度控制机构的值班调度员不经许可直接操 作，但应及时向上级调度控制机构值班调度员汇报。 8.1.5 属厂站管辖设备的操作，如影响到调度控制机构调度管辖设备运行的，操作前 应经调度控制机构值班调度员许可。 8.1.6 调度控制机构调度管辖设备运行状态的改变，对下级调度控制机构调度管辖的 设备有影响时，操作前、后应及时通知下级调度控制机构值班调度员。 8.1.7 发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，
23、值班调度员可直接（或者通过下级 调度控制机构值班调度员）越级向下级调度控制机构管辖的运行值班单位发布调度指 令，并告知相应调度控制机构。此时，下级调度控制机构值班调度员不得发布与之相 抵触的调度指令。 8.1.8 调度控制机构应执行经政府批准的紧急拉闸限电序位表和有序用电预案。 8.1.9 调度控制系统运行值班人员须经培训、考核取得合格证书，由相应主管部门批 准，并书面通知有关单位和部门后，方可正式上岗值班。 8.1.10 有权接受调度指令的人员名单应根据调度管辖范围，报相应调度控制机构。 8.1.11 需直接与调度控制机构进行调度业务联系的下级调度控制机构、发电厂、梯级 电站集控中心、监控中
24、心、运维站（队）、变电站运行值班人员，应参加由相应调度,调度控制机构组织的有关调度控制规程及电力系统知识的考试，取得调度控制系统运行值班合格证书。 8.1.12 有权接受调度指令的人员应为下级调度控制机构值班调度员、监控员、发电厂值长或电气班长、变电站值班长或正值。 8.1.13 有调度业务联系的单位之间应按规定相互报送有权进行调度业务联系的人员名单。 8.1.14 省调调度许可设备的许可规则如下（涉及地调）。 8.1.15 非省调调度许可设备，如进行下列工作，地调应参照省调调度许可设备履行许可手续，并在操作前得到省调值班调度员的许可。 8.1.15.1 影响省调调度管辖安全自动装置（系统）切
25、机、切负荷量的工作。 8.1.15.2 影响省调度控制制输电断面（线路、变压器）稳定限额的工作。 8.1.15.3 影响省调直调发电厂开机方式或发电出力的工作。 8.1.15.4 影响省调调度管辖保护装置定值的工作。 8.1.16 调度自动化、电力通信设备的调度许可原则如下： 8.1.16.1 自动化主站系统设备的操作，如影响上级调度控制机构调度管辖的调度自 动化系统运行或信息完整准确，操作前应得到上级调度控制机构的许可。 8.1.16.2 电力通信管理部门调度管辖的电力通信设备的状态或方式的改变，如影响 上级电力通信管理部门调度管辖的电力通信设备的运行方式或传输质量,操作前应得 到上级电力通
26、信管理部门的许可。 8.1.16.3 调度自动化、电力通信设备的下列操作,操作前应得到值班调度员的许可。a)影响一次设备正常运行的操作。b)影响保护装置正常运行的操作。c)影响安全自动装置正常运行的操作。d)影响调度通信、调度自动化数据的操作。e)影响自动发电控制(AGC)、自动电压控制(AVC)功能实施的操作。,f)影响电力调度业务正常进行的其它操作。 8.1.16.4 调度自动化、电力通信设备的操作，若影响监控业务正常进行，操作前应得 到值班监控员的许可。 8.2 调度指令 8.2.1 各级调度控制机构值班调度员是电力系统运行、操作和事故处理的指挥员，应 按照相关法律、规定发布调度指令，并
27、对其下达调度指挥及调度指令的正确性负责。 接受调度指令的调度控制系统值班人员必须执行调度指令，并对指令执行的正确性负 责。 8.2.2 调度控制系统值班人员不得无故不执行（包括不完全执行）或延迟执行上级值 班调度员的调度指令。调度控制系统值班人员发布或者执行调度指令，受法律保护， 并承担相应的责任。任何单位和个人不得干预调度控制系统值班人员发布或执行调度 指令。 8.2.3 进行调度业务联系时，必须准确、简明、严肃，正确使用调度规范用语，互报 单位、姓名。严格执行下令、复诵、监护、录音、记录、汇报和调度图板使用等制度 ，调度控制系统值班人员在接受调度指令时，应主动复诵指令下达时间和内容并与发
28、令人核对无误后才能执行。指令执行完毕后，应立即向值班调度员汇报执行情况和完 成时间，接受汇报的值班调度员应复诵汇报内容，以“执行完成时间”确认指令已执 行完毕，并及时更改调度图板。值班调度员发布调度指令、接受汇报和更改调度图板 均应进行监护，并做好录音和记录。 8.2.4 调度控制系统值班人员接受上级调度控制机构值班调度员发布的调度指令后， 若认为该调度指令不正确，应立即向发令值班调度员报告，由发令值班调度员决定该 调度指令的执行或撤消。如发令值班调度员重复该调度指令，受令运行值班人员必须 迅速执行，但如执行该调度指令确将危及人身、设备或电网安全时，则受令运行值班 人员应拒绝执行，同时将拒绝执
29、行的理由及改正该调度指令内容的建议，报告发令值 班调度员和本单位直接领导人。,8.2.5 上级领导发布的有关调度控制业务的指示，应通过调度控制机构负责人转达给 值班调度员。非调度控制机构负责人，不得直接要求值班调度员发布调度指令。 8.2.6 发供用电单位和调度控制机构负责人发布的指示，如涉及上级调度控制机构值 班调度员的权限时，必须经上级调度控制机构值班调度员的许可后才能执行，现场事 故处理规程内已有规定者除外。 8.2.7 调度控制系统值班人员接到与上级值班调度员发布的调度指令相矛盾的其它指 示时，应立即汇报上级值班调度员。如上级值班调度员重申其调度指令，调度控制系 统值班人员应立即执行。
30、若调度控制系统值班人员不执行或延迟执行调度指令，则未 执行调度指令的调度控制系统值班人员以及不允许执行或允许不执行调度指令的领导 人均应负责。 8.2.8 对于不按调度指令用电者，值班调度员应予以警告；经警告拒不改正的，值班 调度员可以根据电力系统安全的需要，下令暂时部分或全部停止向其供电。对于不按 调度指令发电者，值班调度员应予以警告；经警告拒不改正的，值班调度员可以根据 电力系统安全的需要经请示调度控制机构负责人同意后，下令暂时停止其部分或全 部机组并网运行。对于不满足并网条件的发电企业、地方电网，调度控制机构可以拒 绝其并网运行。擅自并网的，可下令其解列。 8.2.9 在特殊情况下，为保
31、证电能质量和电力系统安全稳定运行，值班调度员下令限 电，接受限电指令的调度控制系统值班人员应迅速按指令进行限电，并如实汇报限电 情况，对不执行指令或达不到要求限电数量者按违反调度纪律处理。 8.2.10 当发生不执行调度指令、违反调度纪律的行为时,相关调度控制机构应立即组 织调查，提交相关部门，依据相关法律、法规和规定处理。 9 监控管理制度（略）针对变电站值班 10 电网运行方式的编制和管理 10.1 一般原则各级调度控制机构应按年、月、日制定所辖电力系统运行方式；节日、重要保电,期间，应制定保电方案；系统重大检修或运行方式发生重大变化时，应制定系统特殊 运行方式。 10.2 年度运行方式的
32、制定 10.2.1 年度运行方式是保证系统正常运行的年度大纲，应分为上一年运行情况分析和 本年度运行方式两部分。年度运行方式应经相关电网企业分管领导批准后执行。 10.2.2 为了制定好下年度的运行方式，规划、运检、营销、基建、交易等有关部门和 发电厂应于每年9月1日前将下年度的有关资料提供给调度控制机构。 10.2.3 次年1月底前，完成年方式的编写工作，经调度控制机构分管领导审核后，由 10.3.2 设备检修计划 10.3.2.1 发电设备检修进度； 10.3.2.2 输变电设备检修进度（含许可调度没备）； 10.3.2.3 电网运行风险预警和控制措施。 10.3.3 月计划中存在的问题及
33、要求； 10.3.4 省间联络线电力、电量计划。 10.3 月调度计划应包括 10.3.1 电力电量平衡 10.3.1.1 月用电负荷预计； 10.3.1.2 水电厂水库控制运用计划； 10.3.1.3 统调电厂可调出力； 10.3.1.4 直调电厂发电计划（包括电力、电量和调峰）； 10.3.1.5 省间购售电计划。 10.4 周、日调度计划应包括 10.4.1 电力电量平衡： 10.4.1.1 96点日用电负荷预计； 10.4.1.2 省间联络线日送电力、电量计划和功率控制曲线；,10.4.1.3 省间电力电量交换计划； 10.4.1.4 重要并网线、联络线日送电力、电量计划和负荷曲线；
34、10.4.1.5 直调电厂日发电量及有功出力曲线； 10.4.1.6 各地区用电负荷电力、电量分配计划。 10.4.2 设备检修停电计划； 10.4.3 继电保护及安全自动装置的调整；电网企业分管领导召集有关部门召开年度运行方式协调会议，编写会议纪要，明 确电网规划、建设、运行等改进意见的落实计划。 10.4.4 通信、调度自动化设备的改变； 10.4.5 电网运行风险预警及预控措施； 10.4.6 当运行方式变更且与典型方式相比有重大变化时，应编制特殊运行方式； 10.4.7 其它有关运行事项。 10.5 调度计划的编制和下达省调根据有关单位提出的年、季度发、购、供电计划和检修计划，编制年度
35、运行 方式和月、日调度计划，并保证实施。 10.5.1 发电调度计划的编制原则 10.5.1.1 省调直调并纳入电网进行电力、电量平衡的发电设备，不论其产权归属和 管理形式，均必须纳入发电调度计划的范围； 10.5.1.2 月度发电调度计划须在年度分月发电计划的基础上，综合考虑用电负荷需 求、月度水情、电网设备能力及其检修情况等因素进行编制； 10.5.1.3 日发电调度计划在月调度计划的基础上，综合考虑近期内水情、电网设备 能力及其检修情况、气象等因素进行编制； 10.5.1.4 调度控制机构编制发、供电调度计划时，应留有备用容量，分配备用容量 时应考虑输电网络的送（受）电能力。备用容量包括
36、负荷备用、事故备用和检修备用 容量。各种备用容量采周标准：,a)负荷备用容量：应不低于最大发电负荷的2%5%；b)事故备用容量：一般为最大发电负荷的10%左右，原则上不低于最大一台单机容 量；c)检修备用容量：应结合电网负荷特点，水、火电比例，设备质量和检修水平等情 况确定，一般为最大发电负荷的8%15%； 10.5.2 月调度计划的编制 10.5.2.1 每月15日前省调直调厂、各地调应根据水情和检修情况将下月的发电、用 电计划报省调； 10.5.2.2 按设备停电检修管理要求编制全网月停电检修计划； 10.5.2.3 水电厂根据水情预报及发电计划将预计的月末运行水位报送省调； 10.5.2
37、.4 省调综合上述资料进行全面平衡和计算，确定直调厂的月发电计划和调峰 任务；确定网间联络线送、受电任务；确定各地区月用电计划，连同设备检修计划、 电网运行方式于月末下发执行。 10.5.3 周、日调度计划的编制 10.5.3.1 周、日调度计划在依据月调度计划的基础上，根据省间日购售电计划并结 合电网实际情况、短期气象预报，进行负荷预测，编制日发、用电曲线；各直调厂日 有功出力曲线； 10.5.3.2 受理并审核省调调度管辖范围内发、输、变电设备检修工作申请票； 10.5.3.3 省调综合以上资料编制成日调度计划书，经各专业会审并经省调领导批准 后执行。 10.6 省调直调电厂必须按照省调下
38、达的日发电曲线运行，省调值班调度员可按照有 关规定调整当日发电、供电调度计划。 10.7 保电方案和系统特殊运行方式的制定 10.7.1 保电方案和系统特殊运行方式应在保电任务和系统特殊运行方式开始前2个工 作日前完成。,10.7.2 重大保电方案或对安全运行有重大影响的特殊运行方式，应经电网企业分管领 导批准后执行,并报上级调度控制机构备案。对系统整体安全运行影响较小的，调度控 制机构分管领导批准后执行。 11 电网频率运行管理 11.1 电力系统的标准频率是50Hz。装机容量在3000MW及以上的系统，其频率偏差超过 0.2Hz，且延续时间30分钟及以上；装机容量在3000MW以下的系统，
39、其频率偏差超过 0.5Hz，且延续时间30分钟及以上，为五级电网事件。装机容量在3000MW及以上的系 统，其频率偏差超过0.2Hz；装机容量在3000MW以下的系统，其频率偏差超过0.5Hz 为六级电网事件。装机容量在3000MW及以上的系统，在正常的情况下，按500.IHz控 制。系统内所有发电厂均应监视频率。各调度控制机构、发电厂均有义务维持电力系 统标准频率。 11.2 四川电网与华中主网并列运行时，系统的频率调整和川渝联络线潮流的控制方式 按国调、华中网调下达的有关联网运行规定执行。 11.3 四川（川渝）电网与华中主网解列运行时，系统的频率由四川省调值班调度员统 一指挥（重庆市调负
40、责调整川渝联络线潮流）。 11.4 地区电网与四川主网解列运行时，其频率的调整和控制，由省调指定相关地调或 发电厂负责。 11.5 发电厂必须按照值班调度员下达的调度指令运行，根据调度指令开停机炉、调整 出力、维持备用容量，不允许以任何借口不执行或者拖延执行调度指令.当发电厂因故 不能使其出力与调度指令相符时，应立即汇报值班调度员。 11.6 省调值班调度员可根据系统运行需要指定发电厂调整系统频率或联络线潮流。当 发电厂出力或送出线路输送容量达规定限值时，应立即汇报值班调度员。 11.7 值班调度员有权根据系统运行情况调整本调度控制机构下达的日发电、供电调度 计划，相关调度控制系统值班人员应按
41、发布的调整指令执行。 11.8 并网运行的机组应投入一次调频功能，未经值班调度员许可不应退出。机组的一,次调频参数应符合调度控制机构的有关规定。 11.9 省调值班调度员可根据系统需要对AGC投退、控制模式以及AGC可调容量进行调 整。 11.10 在系统发电能力不足时，各单位应严格按计划用电。调度控制机构可以对超计 划使州电力或电量的单位实施限电，由此产生的后果由超计划使用电力或电量的单位 负责。 11.11 各级调度控制机构应会同有关部门制定拉闸限电序位表，报本级政府主管部门 批准后执行。如果自报送之日起，三十日内没有批复，调度控制机构即可按上报的序 位表执行。 12 电网低频低压减负荷管
42、理省调制订方案并督促地调实施报政府相关部门同意批准 后切负荷方案。 13 电网无功电压运行管理 13.1 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。 13.2 无功电压的调度管理按调度管辖范围分级负责，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，各级调度控制机构应做好所辖电力系统的无 功功率平衡工作。 13.3 四川电力系统220kV及以上母线均列为电压监测考核点，按调度管辖范围由相应 调度控制机构统计,由上一级调度控制机构考核。110kV及以下电压监测考核点由相应 调度控制机构按有关规定进行设置与统计，由上级主管部门进行考核。 13.4
43、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，经调度控制机构认可的进相运行试验及安全校核后，由 相应的调度控制机构下达机组的低励限制值。 13.6 各级电力系统的电压曲线,由相应调度控制机构按丰、枯季节制定下达执行并报 上一级调度控制机构备案。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。 13.7 无功电压的正常运行与调整 13.7.1 电压调整主要有以下措施： 13.7.1.1 调整发电机、静止无功补偿装置无功出力。 13.7.1.2 投切电容器、电抗器。 13.
44、7.1.3 调整有载调压变压器分接头。 13.7.1.4 改变电力系统运行方式。 13.7.1.5 在不影响系统稳定水平前提下,按预先安排断开轻载线路或投入备用线路。 13.7.1.6 对运行电压低的局部地区限制用电负荷。 13.7.2 各发电厂的运行值班人员,应按照调度控制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。 13.7.2.1 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； 13.7.2.2 低谷负荷时，应降
45、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； 13.7.2.3 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； 13.7.2.4 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要求， 应及时汇报值班调度员。 13.7.3 各变电站、监控中心的运行值班人员，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。,13.7.4 装有无功补偿设备的变电站,监控或现场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
46、方法进行。 13.7.5 各厂站变压器分接头档位的运行调整 13.7.5.1 无载调压变压器的电压分接头,由调度控制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，未经调度控制机构同意，不得自行改变； 13.7.5.2 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。 13.7.6 各级值班调度员应监视电压监测点和考核点的电压，积极采取措
47、施,确保电压 在合格范围内。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。 14 设备停电检修管理 14.1 计划停电检修管理 14.1.1 计划停电检修管理包括输变电设备计划停电管理和发电设备计划检修管理。 14.1.2 凡因检修、改造、试验、建设,市政施工等所需省调直调和许可发输变电设备 的停电检修必须纳入停电检修计划。 14.1.3 四川电力系统内由国调、网调直调和许可的设备停电检修,按国调、网调的相 关规定执行。 14.1.4 停电检修计划分年度计划,月度计划,周计划和日计划(日前停电检修申请书)。,14.1.4.1 年度计划：每年10月20日前,设
48、备运维检修单位、地市级调度控制机构根据 年度检修安排和各停电需求单位（包括建设、试验、市政施工等单位）报送的停电需 求制定并报送省调直调、许可设备的停电检修建议计划。省调根据建议计划，结合电 网运行特点、年度负荷预测、年度电力电量交易计划等因素，组织各相关单位统一协 调、综合平衡后制定正式计划并下文执行。 14.1.4.2 月度计划：每月15日前,各运维检修单位和地市级调度控制机构汇总年度计 划所安排的停电检修项目和临时新增及调整的项目，通过初步协调和平衡后报送省调 审核，省调批准后形成次月月度停电检修计划并随月调度计划下文执行。 14.1.4.3 周计划：每周三17: 00前，各单位根据月度
49、计划安排,将下周停电检修项目 进行汇总，并落实可执行后报省调，省调根据月度计划执行情况和电网实际运行情况 ，制定下周计划，并在省调停电检修管理系统中发布。 14.1.5 停电检修计划安排原则停电检修计划的制定，应在电网企业和发电企业提出的设备停电检修建议计划的 基础上，考虑设备健康水平和运行能力，充分协商，统筹兼顾。电力设备的停电检修 应服从调度控制机构的统一安排，并遵循下级调度控制机构服从上级调度控制机构安 排的原则。调度控制机构制定停电检修计划时应注意以下事项： 14.1.5.1 设备停电检修应做到相互配合,即发电和输变电、主机和辅机、一次和二次 设备的停电检修在停电时间和停电范围等方面应统筹考虑，结合基建和技改项目停电 需求，统一安排，避免重复停电。 14.1.5.2 水电机组计划检修宜在枯水期进行,火电机组计划检修、重要输变电设备计 划停电宜避开系统大负荷用电期。 14.1.5.3 重要保电期间，不宜安排影响保电任务的基建项目的启动投产和大型检修、 改造项目的停电施工。 14.1.5.4 设备停电检修应综合考虑电力系统安全和负荷平衡、厂站用电安全等。 14.1.5.5 实行状态检修设备的巡视、检查、试验,检修需设备停电进行的应纳入停电,
