电力调度规程调度管理

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电力调度规程调度管理第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。

1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。

210、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，报省人民政府电力行政主管部门批准后执行。13、负责水库流域优化调度、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。

34、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，经本级人民政府电力行政主管部门批准后执行。10、负责实施本地区电力系统和所辖县电力系统继电保护、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。

43、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。

5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）⑴直接并入220千伏及以上电压级电网的发电厂⑵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⑴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⑵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

6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、维操队）的具备正值及以上资格的值班人员

7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。每年3月底前，各运行单位应向省调报送一次省调调度对象名单，省调也应公布一次省调调度员名单。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。

8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。

92、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人姓名。

10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、本年度电力系统运行方式⑴全年电力生产指标预测⑵新设备投产计划⑶设备大修计划⑷水库控制运用计划⑸负荷、气象、用煤需求等预测⑹电力、电量供需平衡

11⑺无功功率平衡⑻主变压器分接头位置⑼变压器中性点接地方式⑽中枢点电压曲线⑾各供电区及全系统保安电力⑿典型潮流计算分析⒀主母线短路容量表⒁低频、低压减载方案⒂正常结线方式⒃主干联络线稳定控制功率⒄联络线最大负荷电流⒅系统稳定计算结论及稳措方案与改进计划⒆保护装置改造计划⒇系统经济运行方案及措施(21)有关节能环保的运行方案及措施(22)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、上月电力系统运行分析2、本月电力系统运行方式⑴电力生产指标⑵发电调度计划

12⑶供电调度计划⑷设备检修计划⑸水库控制运用计划⑹重大检修方式潮流、稳定分析⑺无功、电压分析⑻新设备投产计划⑼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。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。

13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、各发电厂售电合同及节能环保要求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、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53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

14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。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

154、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50±0.1Hz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。

16第65条单机容量4万千瓦及以上的非灯炮贯流式水电机组（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。

172、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。

18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，发挥电力系统优化资源配置的能力，充分体现水电优先、大容量火电机组、脱硫脱硝机组及资源综合利用机组优先的节能减排原则，合理利用能源，力求最大综合效益。第82条经济调度分工：

191、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，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。

203、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

213、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。

22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。第94条省调调度的水电厂应向省调提供水库设计、历史水文、水库优化调度、机组效率试验和扩容扩机等资料。水库水能参数应每5年进行一次复核，并将复核成果报省调备案。

23第95条装机容量5万千瓦及以上的水电厂应建设水库调度自动化系统，按要求接入湖南电网水库调度自动化系统，并保证上传数据的完整、及时和准确。第96条省调调度的水电厂水库调度自动化系统应与湖南电网水库调度自动化系统联网，并执行《湖南电网水库调度自动化系统运行管理规定》。第97条水库调度的主要工作：1、按电力系统和水库综合利用部门的要求，编制年、季、月、周、日水库控制运用计划，编制水库优化运行方案。2、经常与气象部门、水文部门联系，及时掌握雨情、水情，做好水情分析，合理安排水电运行方式，根据水情变化及时提出修正意见。3、维护好水情自动测报系统、水库调度自动化系统，保证测报数据正确、传送及时，保证与湖南电网水库调度自动化系统和能量管理系统通信畅通。4、编制水库调度运行月、年报表，进行节水增发电量、弃水调峰电量、弃水电量等计算，做好水库调度经济分析，提出年度总结。5、按规定向有关单位、部门报告水库运行情况，向自动传输系统输入规定数据。6、完成各项规定的考核指标。第98条水库发电调度原则：1、周调节或径流式水库应利用水文预报，及时调整方式，维持水库高水位运行。

242、反调节水库，应在保证下游工农业用水需要的同时，与上游调峰电厂加强联系，保证水库高水头运行，增减发电出力应尽量与上游调峰电厂协调一致。3、具有季及以上调节性能的水库：⑴汛前，应有计划地通过发电降低水库水位，但不允许低于死水位运行。⑵汛期，应按规定的防洪限制水位控制水库水位。⑶汛末，应根据气象部门雨季结束的预报及时蓄水。⑷供水期，应考虑水库经济运行，尽量保持高水位运行。⑸多年调节水库，在蓄水正常的情况下，年供水期末，库水位应不低于年消落水位，只有遭遇大于设计保证率的枯水年时，才允许动用多年调节库容。4、同一流域中的水电厂应实施流域优化调度，不同流域的水电厂实施水库群联合优化调度，充分利用水能资源。第99条地区水电应按省调确定的原则调度和发电。第100条省调委托调度的水电厂和相关地调应按要求向省调报送相关计划和数据。第101条水库运行中，如发现水工建筑物有险情或遇重大水情可能超过最高调洪水位或泄流超过下游允许的安全泄洪量等重大问题时，应及时报告主管部门和相应调度。当超过容许时间未得到上级批复时，水电厂有权先行处理，并报告主管部门和相应调度。水电厂水库泄洪时，应及时将溢洪闸门的启闭情况汇报相应调度。

25第102条每年10月10日前，水电厂应根据历史水文资料和水文、气象预报，提出下年度发电计划和编制下年度控制运行方案报主管部门和所属调度，经批准后执行。第103条每月25日前，水电厂应提出下月修正水量预报及水库控制运行计划。月初按规定填报上月水库运行实况月报表。第104条每日10:00前，水电厂应通过水库调度自动化系统将8:00水库上下游水位、前1天平均入库流量、发电流量、溢泄流量和省调要求的其它信息报送省调；没有建设水库调度自动化系统或水库调度自动化系统因故停运的水电厂应安排专人按时报送省调。第105条每日14:00前，水电厂应根据水情、天气预报进行5天入库来水滚动预报，并编制5天滚动发电计划，通过水库调度自动化系统上传至省调；没有建设水库调度自动化系统或水库调度自动化系统因故停运的水电厂应安排专人按时报送省调。第106条调度机构和水电厂均应建立水库运行调度技术档案，定期进行资料汇编。第107条涉及水库水位或水电厂出力控制的水工建筑物、金属结构、上下游建设工程等工作，均应纳入检修计划管理。第2.13节并网调度管理第108条

26凡需并入湖南电力系统运行的发电厂，应在并网前与湖南电网经营企业签订并网协议。用户并网应符合《电力供应与使用条例》和有关技术规定及运行要求，对调度管理有特殊要求的，还应与相关调度机构签定有关协议。第109条发电厂申请并入湖南电力系统，应向电网经营企业提供政府主管部门的相关批文，提出并网运行申请报告。第110条发电厂并网协议包括：购/售电合同（协议）、并网调度协议和其它双方认为必要的协议。并网调度协议由并网发电厂法人代表或法人委托代表与电网经营企业法人代表委托调度机构负责人签署。第111条调度机构应参与购/售电合同（协议）的签订工作；并网调度协议应在购/售电合同（协议）签订完成后再行签订。第112条并网调度协议应以书面形式签订，其内容包括：双方义务、并网条件及要求、调度管理、技术管理、违约责任和其他要求等。第2.14节新设备投产管理第113条新设备投产管理系指新建、扩建、改建的发电和输配电（含用户）设备（以下简称新设备）从可研、设计到接入系统运行的调度管理。省调和地调应设置新设备投产管理专责。第114条新设备接入系统前的初步可行性研究、可行性研究、接入系统设计、初步设计、设备招标等评审工作应有调度机构参与。项目主管部门应在可研、设计评审会议10个工作日前向调度机构提供工程项目的有关资料。

27第115条新建的发电厂、变电站、线路的命名和设备编号，由有关单位根据相关规定提出，按调度管辖范围报送调度机构审批。第116条在预计投产前2个月，新设备业主单位（业主委托单位）应按调度机构要求报送电气主设备、保护装置、调度自动化和通信等图纸和资料（见附录14）。第117条新设备投运前，相关调度机构应完成以下工作：1、新设备投入试运行前5天提供保护装置定值。2、审批调度管辖范围内的厂（站）命名和一次设备编号。3、确定新设备投入运行后系统的运行方式，必要时进行系统分析计算。4、补充修正有关规程和模拟结线图。5、新设备投产，涉及两个及以上操作单位的，由所属调度机构制定投产试运行方案，只涉及一个操作单位的，由所属调度机构编制投产的方式安排。非省调调度的220千伏设备投产，其投产试运行方案（投产方式安排）应经省调同意。6、试运行前，有关专业人员应到现场熟悉设备，必要时讲解与新设备有关的系统运行问题和事故处理办法。对系统影响较大的新设备投产需指派调度员进行现场调度。7、增加和修改调度自动化系统信息。8、安排通信电路运行方式，协调开通通信通道。第118条投产试运行方案应包括如下内容：1、试运行应具备的条件、范围、时间

282、试运行的程序和操作步骤3、新投运设备调度管辖范围划分4、试运行的一、二次设备运行方式和事故处理原则第119条110千伏及以上电压级新设备投运前，基建单位需进行下列参数的实测，并向调度机构提交测试报告：1、输电线路的高频、工频参数2、主变压器零序阻抗变电站投运后 30天内应提供谐波测试报告。第120条业主单位（业主委托单位）在新设备投产前应做好下述准备工作：1、提前60天，将投产时间和顺序报相关调度机构。2、将取得调度对象资格的人员名单提前10天报有关调度机构。3、做好现场设备名称、编号标志。4、配备一次设备操作模拟图。5、编制现场运行规程并报有关调度机构。6、熟悉有关调度规程。7、准备好各种运行台帐。第121条新设备竣工后的工作：1、按规定组织交接验收。2、具备受电条件后，由生产单位在预定投产日前4天12:00前（晚于12:00，视为第2天提出的申请）

29向有关调度机构的检修管理人员提出试运行申请。检修管理人员于投产前2天批答。申请内容包括：投产设备名称、投运时间、试验项目、试运行要求、接带负荷情况等。3、新设备投产试运行期间的调度对象由生产单位值班人员担任，操作和事故处理由施工单位值班人员担任，操作的监护及与调度联系等仍由生产单位值班人员负责。第122条新设备在施工或试运行时需改变运用中的设备状态，施工单位应通过运行维护单位向有关调度机构申请。第123条有下列情况之一者新设备不应接入系统运行：1、发电企业未与电网经营企业和相应的调度机构签定《购售电合同》及《并网调度协议》。2、调度机构未收到符合要求的图纸、资料。3、一、二次设备系统图实不符。4、继电保护和安全自动装置未执行反措要求。5、调度自动化和通信系统不符合规定。6、无计量装置或计量装置不完善。7、一、二次设备不能同步投运。8、未按规定办理新设备投产试运行申请手续。第124条新设备试运行时间的规定：1、变压器、调相机、线路等除有特殊规定外，一般应进行连续24小时试运行；发电机按有关规定试运行；断路器和隔离开关、母线、电容器、电流互感器、电压互感器、避雷器及二次系统等可不进行试运行。

302、线路试运行起始时间系指调度操作指令票最后一项执行完毕的时间。3、发电机、变压器、调相机等试运行起始时间为带上调度同意的负荷的时间，由值班调度员予以明确。4、如果试运行设备因故中途停止运行，重新启动则应重新计算起始时间。第125条在新设备投产试运行时（含进行操作时或试运行过程中），如发生系统事故、紧急融冰或其他特殊情况，值班调度员视情况暂停投产试运行工作，必要时可恢复投产试运行前的运行方式。第126条新设备投产试运行因故中止时间超过72小时或投产因故推迟240小时，则其投产试运行申请作废。需要投产试运行时，应另提申请。第127条华中网调所辖设备投产试运行，省调应根据其投产方案，考虑对湖南电力系统的影响，制定事故处理措施。第2.15节检修管理第128条设备检修坚持“应修必修，计划检修，修必修好”的原则。第129条设备检修计划编制原则：1、设备检修的工期与间隔应根据设备状况和有关规程、规范及标准确定。2、发、供电设备检修安排应根据湖南电力系统的特点进行，水电机组检修主要安排在枯水期，火电机组大修尽量安排在汛期。

313、同一个回路或一个单元的设备检修应配合进行。即电气一次设备相互配合；一次与二次设备相互配合、同步检修；机、炉、变相互配合。4、设备检修计划、申请应由运行单位（含湖南省电力公司超高压管理局，简称省超高压局）提交；省超高压局提交的检修计划、申请及其批复情况应及时向运行单位备案。第130条发、供电设备的检修应按调度管辖范围由相应的调度机构统一安排。第131条设备检修管理的任务：1、合理安排设备检修计划。2、督促检修单位做好准备工作，保证设备检修按计划开、竣工。3、总结经验，做好统计分析，掌握检修规律。第132条设备检修计划管理：1、省调调度管辖范围内设备应由相关单位编制年度检修计划，于年前三季度末报省调，经综合平衡后，编制系统设备年度检修计划，由省调于年前20天下达有关单位。2、省调调度管辖范围内的设备月度检修计划，相关单位应在月前10天报省调，经综合平衡后，由省调于月前5天下达有关单位。3、省调调度管辖范围内的设备节日检修计划，相关单位应在节前7天报省调，省调于节前3天批复。第133条设备计划检修的申请、批答：

321、变电站设备检修：相关单位检修管理人员应在预定开工日前4天的12:00前（晚于12:00，视为第2天提的申请，下同）向相应调度机构检修管理人员提出申请。该调度机构检修管理人员于开工前2天批答；维护单位检修管理人员应及时将检修申请及批答情况向运行单位检修管理人员备案。2、发电厂设备检修：发电厂检修管理人员应在预定开工日前4天的12:00前向相应调度机构检修管理人员提出申请。该调度机构检修管理人员于开工前2天批答。3、线路检修：运行单位的检修管理人员应在预定开工日前4天的12:00前向相应调度机构检修管理人员提出申请。该调度机构检修管理人员于开工前2天批答。4、临时检修和配合性检修参照上述条款执行。5、省调许可设备的检修，应按上述规定办理。第134条严禁未经值班调度员同意擅自在停运设备上进行工作。第135条省调调度管辖范围内的设备检修（包括带电作业）的开、竣工联系：1、变电站设备检修，由变电站或维操队的调度对象向省调值班调度员联系开、竣工。2、发电厂设备检修，由发电厂的调度对象向省调值班调度员联系开、竣工。3、线路检修，由运行单位的调度对象向省调值班调度员联系开、竣工。

334、计划检修不能按时开工，超过计划开工时间72小时，该检修工作票作废。需要工作时应另提申请。第136条检修申请的内容应包括：检修设备名称、主要检修项目、工作起止时间、对一次设备和二次设备的影响、检修后试验和试运行要求等。第137条带电作业可在作业当天向值班调度员提出申请（作业地点，内容和要求），经批准后进行。完工后应及时汇报。对于现场要求退出重合闸的线路带电作业，值班调度员在批准开工前，应按作业需要退出所属线路的重合闸。第138条值班调度员有权批准当日内能竣工的如下临时检修项目：1、对系统和用户无明显影响（不限制出力，不限制用电，不造成重大安全威胁）的检修2、配合性检修第139条不能在当日内完成的临时检修，省调一般不予受理，但事故抢修、为解除对人身或设备安全严重威胁的检修，可随时向省调值班调度员申请，值班调度员应予以安排。第140条经省调同意的下列情况不统计为临时检修：1、配合性检修2、运行或备用设备在系统低谷负荷期间消除缺陷（不包括被迫停运）

343、水轮机进水口清渣，锅炉打焦，汽轮发电机改调相机或反之，变压器停电调分头，断路器由于多次切断故障电流进行的解体检修，经省调许可的科研试验工作4、因新设备安装或试运行，影响设备运行或备用5、统一安排的节日检修第141条调度机构批答检修申请前，应进行安全稳定校核，考虑系统结线变更、潮流、功率平衡、稳定水平、电压质量、倒换电源的操作、保护装置的定值调整或投入方式变更、调度自动化和通信的影响以及事故处理原则等。第142条设备检修时间的计算：1、发、变电设备检修时间从调度通知开工时起，到正式投运或恢复备用时为止。机炉试运行、试验或其他运行前的一切准备工作，均算在检修时间内。2、线路检修时间从调度通知开工时起，到值班调度员得到具备复电条件的报告为止。第143条计划检修不能按时竣工，应向值班调度员提出延期申请并经省调批准。延期申请一般应在检修工期未过半以前提出，出现下列情况之一者可在工期过半后提出：1、气候突然变化；2、检修过程中发现重大设备缺陷。第144条设备检修完毕，除按要求恢复设备状态外，还应将因设备检修而影响的调度自动化和通信等二次设备恢复到正常状态。

35第2.16节电力系统稳定运行管理第145条稳定运行管理的目的是加强系统安全稳定性分析和研究，改善系统结构，采取相应的安全稳定技术措施，防止稳定破坏、电网瓦解和大面积停电事故的发生。第146条稳定运行管理的基本要求是保证系统运行的安全和稳定，维持系统频率和电压的正常水平，确保系统具有足够的稳定储备，提高系统的稳定水平，不断完善系统稳定分析、监测和控制手段。第147条稳定运行管理按调度管辖范围分级负责，省调归口管理。第148条稳定计算的任务是确定系统的静态、暂态、电压及频率稳定水平，分析和研究提高系统安全稳定的措施，研究系统非同步运行后的再同步及事故后的恢复策略。第149条稳定计算应执行《电力系统安全稳定导则》、《电力系统技术导则》和《国家电网公司电力系统安全稳定计算规定》等。第150条各级调度机构负责计算、编制调度管辖范围内的稳定运行限额，颁发安全稳定运行规定，制定提高系统安全稳定运行的措施，提出系统保护装置配置等要求，并按要求报上级调度机构备案。第151条稳定计算分析应针对系统可能出现的各种运行方式，选择系统安全稳定最不利的情况进行安全稳定分析和校核，提出合理的运行方式。第152条

36稳定计算网络和参数应以合理的元件模型、控制装置模型和实测参数为基础。省调负责研究和建立湖南电力系统计算分析所涉及的各种设备模型和参数，以及负责系统稳定计算参数的协调管理。各发电公司、发电厂、电业局、建设单位负责向相关调度机构提供稳定分析所需的技术资料和参数。第153条生产运行部门应向调度机构提供设备负载、过载能力等资料，调度机构以此作为制定系统稳定限额的依据。第154条大区电网互联、大功率远距离送电、大容量发电机组经弱系统联系并列运行时，需进行小扰动稳定计算分析。第155条有下列情况时，应进行长过程动态稳定分析：1、大容量发电机组经弱系统联系并列运行。2、采用快速励磁调节系统及快关气门等自动调节措施。3、有大功率周期性冲击负荷。4、电网经弱联线路并列运行。5、分析系统事故有必要时。6、其它计算中发现有弱阻尼振荡趋势时。第156条系统中经较弱联系向受端系统供电或受端系统无功电源不足时，应进行电压稳定性计算校核。第157条系统出现大功率缺额或系统解列成为孤岛系统时出现大的功率不平衡，需要进行频率稳定性计算校核。第158条系统发生事故后，各级调度机构应根据事故性质及时进行仿真计算，总结经验，吸取教训，提出并组织落实反事故措施。

37第159条省调对调度管辖范围内的系统稳定性进行计算分析，制定系统相关设备的稳定限额，发布《湖南电力系统安全稳定运行规定》并督促执行。第160条为确保湖南电力系统安全稳定运行，省调有权对地区系统潮流输送限额、负荷分配、运行方式、继电保护、稳定措施等提出要求。各级调度机构应根据装机容量、负荷水平、电气接线等变动情况定期计算、校核和修订系统稳定运行规定。第161条正常情况下，省调调度的联络线应按暂态稳定控制功率运行。出现下列情况之一时，经电网经营企业总工程师批准可按静态稳定控制功率运行：1、为使水库不弃水或少弃水2、事故后运行方式，允许只按事故后稳定储备送电3、特殊运行方式4、个别联络线的稳定破坏不影响主系统的稳定运行第162条当线路按静稳定控制功率运行时，省调应做好发生稳定破坏事故的预想和处理措施，并密切注意天气变化情况，如该线路区间有灾害性天气发生时，值班调度员应及时改为按暂态稳定控制功率运行。第163条正常情况下，发电厂的机组运行方式不得小于系统年度运行方式规定的最小运行方式。第164条尽量避免高、低压电磁环网运行，特殊情况需要维持电磁环网运行时，应经过充分论证，并配备必要的安全自动设施。

38第165条新（扩、改）建工程设计的稳定措施应与相关的一次设备同步投入运行。系统改造性的稳定措施，应在规定时间内投入运行。第166条220千伏联络线至少需有一套全线快速保护投入运行。220千伏及以上电压级母线应有一套母差保护投入运行。220千伏及以上电压级母线无母差保护运行超过规定时间和要求时，相应后备保护切除故障时间应满足稳定要求。第167条进行系统性试验（如短路试验、负荷特性试验等）的要求：1、在省调调度管辖范围内进行系统性试验时，试验单位应向省调提出书面申请，并在系统试验之前30天向省调提交试验方案、试验计算分析报告，经电网经营企业总工程师批准后由省调负责编制调度实施方案并实施。2、在地调调度管辖范围内进行系统性试验，有可能影响主系统安全稳定运行时，由地调在系统试验前20天向省调提交系统试验方案、计算分析报告和安全措施，经省调同意后进行。第168条发电机自动励磁调节装置、调速器、电力系统稳定器（PSS）、失磁保护、失步保护等以及自动装置和一次调频等参数整定，应经相应调度机构许可，其投入或退出由有关调度机构批准。第169条线路自动重合闸、振荡解列、低频低压减载装置、强行励磁、电网稳定器、低频解列、低频自启动、自动切机、调相改发电等安全自动装置，未经省调值班调度员同意，不得退出。第170条各级调度机构应深入研究系统安全稳定问题，并提出电力系统规划与建设的建议，规划部门应予以充分考虑。

39第2.17节继电保护及安全自动装置的运行管理第171条电气设备应按规程设置保护装置并进行整定。当电气设备的保护配置和效能不符合规定时，该设备原则上不能投入运行。电气设备的保护配置和效能不符合规定，有下列情况之一者，该设备可以投入运行，但应报省调备案：1、只影响本地区或单一设备的安全运行时，经该设备所在发电厂或电业局总工程师批准者。2、影响系统其他部分安全时，经电网经营企业总工程师批准者。3、当一次设备不能停电，保护装置又应退出检验且无其他断路器、保护装置可代用时，允许保护装置按套轮流退出，但至少应保留一套主保护正常运行。4、非正常运行方式下，保护效能虽不能满足规程规定要求，但仍能可靠切除短路故障者。5、定值调整所需时间与方式变化变更定值后运行的时间相近时。第172条新增、更新改造保护装置或保护回路接入其他设施，应征得相应调度机构同意。第173条继电保护整定计算范围原则上与调度管辖范围一致。变电站、发电厂内的变压器、调相机、发电机保护装置，一般由设备所在的运行维护单位整定。母线保护、变压器零序电流、变压器阻抗保护和其它与系统参数有关的继电保护由相应调度机构整定。

40第174条现场运行主管部门应根据《湖南电网220千伏继电保护现场运行导则》及时制定或修编保护装置现场运行规程，无现场运行规程的保护装置不允许投入运行，《湖南电网220千伏继电保护现场运行导则》应由省调不定期修编。第175条在一次设备转冷备用或检修状态后，若该设备保护装置有工作，值班调度员不另行下令操作，值班人员在得到值班调度员许可后，根据现场工作票的工作要求退出相应的保护装置，工作结束后，值班人员应及时将保护装置恢复到调度许可开工前的状态。第176条保护装置的投、退、定值调整，应按值班调度员的指令执行（附录12规定的值班人员自行处理的除外）。值班人员对保护装置的投、退、实际定值与调度指令的一致性负责。第177条保护定值的调整分二种方式：1、通知单调整方式。保护定值按通知单调整完毕，值班人员应逐项核对实际定值无误，与定值调整人员一起在定值通知单及定值打印清单上签名，定值通知单应与定值打印清单一起存档备查。值班调度员只与值班人员核对定值通知单编号。2、临时调整方式。值班人员临时改变定值或切换定值区完毕，应打印定值清单，并与值班调度员核对定值变更部分。第178条值班人员应定期对保护装置进行巡视检查、每月进行1次微机保护装置采样值检查、每周进行1次故障录波装置手动启动录波检查。发现缺陷或异常应立即报告值班调度员、通知维护单位处理，并做好记录。

41第179条保护装置每次动作，值班人员应及时报告值班调度员，做好详细记录（保护屏和控制屏上各种动作信号），并应在保护装置动作后24小时内向调度机构继电保护部门提供保护装置动作原始记录、故障录波记录和事故报告。如属误动，应将保护装置退出，其它保持原状，通知维修单位查明原因。在查明原因前，误动的保护装置不得投入运行。若误动已构成事故，且误动原因尚待分析时，由有关部门组织进行检查处理。第180条线路故障跳闸后，值班人员应在1小时内向值班调度员汇报故障录波装置及保护装置测距数据。第181条各发电厂每月3日前、电业局每月5日前向省调报送上月保护装置动作统计报表。第182条调度机构负责所辖范围内保护装置软件版本的归口管理，并建立保护装置的软件版本档案。保护装置软件版本如需更改，应经相关调度机构同意，更改后应按试验规程进行试验，做好记录并存档。第183条大电流接地系统正常运行时，变压器中性点接地的分布应符合规定，在操作过程中，允许某一厂、站短时超过规定数。第184条自动重合闸装置的运行管理：1、不允许非同期重合的双电源线路若使用三相重合方式时，应装设检定无压、同期重合闸，其使用方式的一般原则：⑴靠发电厂侧投入检定同期重合方式，对侧投入检定无压、同期重合方式。

42⑵中间线路的主供电侧投入检定无压、同期重合方式，对侧投入检定同期重合方式。⑶重合至永久故障对系统稳定影响小的一侧投入检定无压、同期重合方式。⑷从方便事故处理来确定检定无压重合闸投入方式。⑸为防止断路器或保护拒动时发生非同期合闸事故，严禁相邻线路检定无压重合的方向不一致。2、不允许非同期重合且未装设检定无压、同期重合闸的220千伏及以上线路，其两侧母线间联系回路少于三条者，只能使用单相重合方式。3、如一台断路器配有两套重合闸，正常运行只投入一套，但两套重合闸的方式开关应切换一致，不投入的那一套将其合闸压板退出。4、在下列情况下，应退出重合闸：⑴试运行的线路送电时和试运行期间⑵断路器遮断容量可能小于被遮断短路故障电流时⑶断路器切断故障的跳闸次数超过规定次数而未检修时⑷线路带电作业要求退出时⑸重合于永久性故障会对系统稳定带来严重后果时⑹使用单相重合闸的线路无全线路快速保护投入运行时⑺线路零起升压⑻水电机组和30万千瓦及以上汽轮机组经单元接线方式并网的线路

43⑼融冰回路⑽其他特殊规定第185条保护装置通道运行维护的管理：1、通信电路传输保护装置信息应按照《湖南电网保护复用通信设备管理规定》执行，其通道的安排由省调负责。各电业局、发电厂应负责所辖通信设备及保护装置信息通道的运行维护及故障处理。2、通信部门应将保护装置复用通道的测试结果书面通报该保护的归口管理部门，当测试结果不符合规定时，归口管理部门应及时反馈。3、保护装置通道或其他相关设备检修，影响保护装置正常运行时，应执行工作票制度。4、保护装置通道或其它相关设备发生故障，影响保护装置正常运行时，值班人员应及时汇报相关调度机构值班调度员，并同时通知设备运行维护单位。设备运行维护单位应立即派专业人员处理故障，使通道或相关设备恢复正常。5、保护装置通道因故变更，通信设备维护单位应向有关调度机构提出申请，经批准后执行。6、保护装置设备型号、名称与通信通道的对应关系应经继电保护和通信专业归口管理部门书面确认，并存档备案，定期核对。第186条有关保护装置运行的详细说明见附录12。第2.18节低频（低压）减载装置的管理

44第187条低频（低压）减载的管理实行统一组织、分级管理的原则：1、省调负责低频（低压）减载方案的制订以及运行和技术管理。2、地调负责本地区低频（低压）减载方案的实施以及装置的调度运行管理、督促运行维护单位做好定值调整和定期校验以及装置消缺。3、运行维护单位负责本单位运行维护范围内的低频（低压）减载及解列装置的安装、调试、调整、定值校验等工作，保证按要求投入运行。第188条低频（低压）减载的方案管理：1、省调应根据湖南电力系统的发展，每年编制或修订一次系统低频（低压）减载方案和省调调度的发电厂、变电站的低频解列方案，并下达各地区电业局实施，同时将方案报华中网调等有关单位备案，必要时应及时调整。2、省调在编制低频（低压）减载方案和解列方案时应充分考虑：⑴为防止失去大电源而扩大事故⑵各地区系统分片解列⑶上一级系统的要求3、地调应根据省调下达的低频（低压）减载方案，编制本地区的实施方案和所属并网发电厂与地方电网的解列方案，并向本地区内的有关单位下达，负责督促其实施，同时将方案报省调等有关单位备案。第189条低频（低压）减载的运行管理：1、低频（低压）减载装置未经调度机构的同意，不得擅自退出、转移其控制负荷和改变装置的定值。

452、各地调需要退出低频（低压）减载装置控制的可切负荷每次超过1万千瓦以上时，应经省调同意，1万千瓦及以下时由地调决定，并报省调备案，但低频（低压）减载投切负荷总量地区不得低于地区减载方案的80%，系统不得低于90%。3、系统发生事故时，低频（低压）减载装置动作切除的负荷，未经省调值班调度员同意不得送电，但严重危及人身和设备安全者可按规定先送保安电力。4、当频率（电压）低至装置的整定值，装置检修、校验或故障退出或拒动，值班人员应立即手动切除其所控制的开关。5、各地调应每月统计本地区15日13:00和20:00投入的低频减载装置所控制开关的实际负荷及地调管辖发电厂和其范围内的并网电厂的实际出力和机组运行方式并于次日报省调。6、低频（低压）减载装置动作后，各地调在8小时内将本地区低频（低压）减载装置（含手动拉闸）所切除的负荷数及电量损失数报省调值班调度员。省调对事故进行统计分析和对装置动作的情况进行统计评价。第2.19节调度自动化系统的管理第190条调度自动化系统应向电力调度提供完整、准确、可靠的信息。第191条调度自动化设备运行维护单位的专责人员名单及联系方式应报相关调度机构。

46第192条省调直调发电厂和变电站的信息直送省调；省调委托调度发电厂的信息可直送或由地调转发省调，其传送方式由省调确定。省调所需的其它信息由地调转发。第193条各类业务系统接入调度数据网，应经相应调度机构审批。第194条值班调度员发现影响电力调度的调度自动化系统异常时应及时通知调度自动化值班人员或自动化负责人。第195条调度自动化值班人员发现调度自动化系统异常时应及时进行处理并作好记录，影响电力调度时还应及时通知值班调度员。第196条在运行的调度自动化系统设备上工作对电力调度有影响时，应征得值班调度员许可后方可进行。故障抢修时，可先进行必要的处理，然后告知值班调度员。第197条调度自动化系统设备检修或操作以及影响二次系统安全防护的工作，应按调度管辖范围提前向调度自动化管理部门提出申请，经批准后方可进行。开工前应征得相应调度自动化值班人员同意；完工后应告知调度自动化值班人员。第198条调度自动化系统设备故障处理时，省调自动化值班人员可直接指挥和协调下级调度自动化部门和发电厂自动化专业人员进行相关工作。第199条通过调度自动化系统实施遥控、遥调控制的厂站端自动化设备检修完毕，应经相关调度自动化值班人员测试通过后方可投入运行。

47第200条电力系统发生事故后，调度自动化人员应根据值班调度员的要求及时提供相关事故信息。第201条电力系统事故时，如需改变调度自动化系统设备状态，应经相应调度自动化管理部门的许可。第2.20节电力通信的管理第202条省调、地调均应设置通信调度。第203条电力通信网应为电力系统运行提供安全、可靠的信息传输通道。第204条电力通信网应满足电力系统安全运行的要求：1、调度电话应具备两路不同路由专线通道，并开通系统行政电话和公网电话（无人值班变电站可视情况开通公网电话）。2、除紧急情况外，移动电话不应作为接、发调度指令的通信工具。3、调度自动化实时信息的传输应同时具备网络和专线通道，并采用不同的路由。4、同一条线路的两套继电保护和同一稳控系统的两套安全自动装置所使用的通道应相互独立，采用两套独立的通信设备，并由两套独立的通信电源供电。5、省调通信中心站、地调通信中心站、省调直调发电厂、220千伏及以上变电站应具备两套独立的通信电源系统。6、通信设备（含通信电源）应具备完善的通信监控系统。第205条新接入通信设备应满足以下要求：

481、新增通信设备接入和试运行时间应遵循通信相关专业管理规定。2、新接入通信设备试运行期间由运行单位负责日常运行，建设单位负责设备故障及缺陷处理。3、在光缆通信电路开通前，业主单位应向相应调度机构提供光缆的双向全程总衰耗测试报告。第206条省调委托调度的发电厂应具备专用数字通信电路，按要求接入电力通信网，并确保通信畅通。地调和县调调度的发电厂通信管理应遵循相应的调度规程。第207条通信设备实行属地化维护原则。第208条通信设备检修管理：1、通信设备检修和操作应按调度管辖范围提前向通信调度提出申请，经批准后方可进行。开工前应征得相应通信调度许可；完工后应告知相应通信调度。2、涉及一次设备、保护装置的通信电路计划检修，由设备维护单位检修管理人员向调度机构检修管理人员提出申请。上述设备和通信电路临时检修，由变电值班人员向值班调度员提出申请。3、涉及输电线路或地线复合光缆（OPGW）更换的检修工作，在一次设备工作完成后各相关通信维护单位均应对载波、光缆、光设备等进行测试，经相应调度机构通信部门同意，通信设备方可投入运行。4、一、二次设备检修影响上级通信电路时，通信调度应向上级通信调度提出通信检修申请。

49第209条电力通信故障处理应遵循“先生产运行，后行政管理；先干线，后支线；先国网（含华中网）、省网，后地区网；先抢通，后修复”的顺序。在通信电路故障检修时采取的临时措施，故障消除后应及时恢复。第210条变电站内通信设备的日常巡视检查和调度电话试话纳入变电站运行管理。第211条根据通信网运行的需要，省调有权调用地（县）调的通信电路。第212条值班调度员发现通信异常时应立即通知通信调度值班人员。第213条通信调度值班人员发现通信异常时应立即通知相关部门，并进行处理，同时作好记录。第214条电力系统发生事故时，电力通信应按如下要求处理：1、应停止一切相关的检修维护工作，密切关注电路运行状况，保障通信电路的畅通。2、如需改变通信设备状态，应经得相应通信调度的许可。事故后根据有关部门的要求及时提供相关信息。第2.21节电力系统事故应急预案管理第215条调度机构应编制电力系统应急预案（以下简称应急预案），应急预案应包括电力系统事故应急处理预案、调度自动化及通信系统应急处理预案和突发事件应急处理预案等。

50第216条应急预案编制应遵循预防为主、统一指挥、保证重点、依靠科技的原则。第217条为了保证应急预案的有效执行，调度机构应成立相应的应急组织机构。第218条调度机构应组织相关培训和模拟演习，使调度系统相关值班人员熟悉各类应急预案的措施和要求。第219条应急预案模拟演习或实施完毕，应及时总结经验，进行相应的修改和完善。第220条调度机构应会同发电厂和用电营销管理部门制定系统事故时保证火电厂厂用电和重要用户保安负荷的措施。50万千瓦及以上装机容量的火电厂保厂用电方案应报省调备案。第221条调度机构应编制系统故障全部停电后的恢复方案即黑启动方案，黑启动方案应包括启动电源、启动步骤、负荷恢复及快速启动的组织和技术措施等，其关键环节应通过实验进行验证，并根据系统情况每年进行一次修编，一般3年进行一次修订。第3章调度操作第3.1节操作原则第222条湖南电力系统内电气设备操作应按调度管辖该设备的值班调度员指令执行，有特殊规定者除外。1、省调直接调度的设备，其操作按省调值班调度员指令执行。

512、华中网调委托和许可省调调度的设备，其操作按省调值班调度员指令执行，省调下令前应征得华中网调值班调度员的同意。3、省调委托和许可地调调度的设备，其操作按地调值班调度员指令执行，操作前应征得省调值班调度员同意。4、操作非省调直接调度、委托调度和许可调度的设备影响省调管辖设备运行时，应征得省调值班调度员同意。第223条值班调度员在指挥操作时应保证人身、设备和系统的安全，指挥操作前应充分考虑：1、系统运行方式变化引起的潮流、电压、频率变化，设备是否过载，对系统稳定、调度自动化和通信等方面的影响。必要时，应进行安全计算分析。2、保护装置的整定与投退方式。3、大电流接地系统主变接地中性点的合理分布。4、可能出现的过电压。5、对调度管辖以外的设备和供电影响。6、可能出现异常情况的事故预想和运行方式变化后的事故处理措施。7、正常情况下，保证检修设备按计划时间开工。