《河南电力调度规程》修订本文档格式.docx

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1.12本规程解释权属河南省电力公司。

调度管理

2调度管理

2.1调度管理的任务

调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行，实现下列基本要求：

.1充分发挥本电网内发、输、供电设备能力，有计划地满足本网的用电需要。

.2按照电力生产的客观规律，使电网连续、稳定、正常运行。

.3使电能质量符合国家规定的标准。

.4根据本电网实际情况，优化系统资源配置。

.5贯彻电力市场运营规则，努力实现电网经济运行。

.6按照有关合同或者协议，保障发电、供电、用电等各有关方面的合法权益。

电网调度机构的主要工作：

.1编制执行电网的运行方式和调度计划。

.2指挥调度管辖范围内设备的操作。

.3指挥电网的发、用电负荷调整和电压调整以及联络线潮流调控。

.4指挥电网事故处理，负责电网事故分析，制订并组织实施提高电网安全稳定运行水平的措施。

.5负责本调度机构管辖的继电保护、安全自动装置、电力通信和电网调度自动化系统的运行管理，对下级调度机构管辖的上述系统、装置的配置和运行进行技术指导。

.6负责电网的电能质量、继电保护、电力通信和电网调度自动化专业技术监督。

.7组织继电保护及安全自动装置、电力通信和电网调度自动化规划的编制工作。

.8负责调度管辖范围内的发电厂并网运行管理。

.9负责调度管辖范围内的新设备启动调度管理。

.10负责实施电力市场运营。

.11负责“三公”调度信息发布。

.12组织系统有关人员的调度业务培训，组织调度运行值班人员调度资格考试。

.13协调水电厂水库的合理运用。

.14参与电网安全性评价。

.15参与电网规划的编制和电网项目的设计审查。

.16参与编制年度发电、供电计划。

.17参与电厂并网协议的审查。

.18协调所辖电网运行的其他关系。

2.2调度管理的组织形式

国家电力调度通信中心（简称国调）、华中电力调度（交易）中心（简称华中网调）是河南电力调度通信中心的上级调度机构。

河南电力调度系统包括河南电力系统内各级调度机构和有关运行值班单位。

河南电网设三级调度机构：

河南电力调度通信中心（简称省调）；

市（地）级调度机构（简称地调）；

县级调度机构（简称县调）。

各级调度机构都是该级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。

下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。

2.2.4省调既是生产运行单位又是又是电力系统运行管理的职能机构。

指挥河南电网的生产运行，负责河南电网电力调度、运行方式、电力市场运营、继电保护、通信、调度自动化等专业的管理工作。

2.3调度范围的划分原则

2.3.1各级调度范围的界线应该明确。

2.3.2省调调度形式分为直接调度、委托调度。

2.3.3省网内主要发电厂（不含华中网调调度的电厂）由省调调度。

新投产设备调度权的划分在相关“新设备启动方案”中明确。

省网内最大单机容量在100MW以下的发电厂原则由所在区域地调调度。

2.3.4500kV变电站220kV部分及省际220kV联络线调度范围按国调、华中网调规定执行。

2.3.5省网内500kV变电站的220kV线路、220kV变电站（含发电厂的升压站）及220kV联络线由省调直接调度。

2.3.6省网内220kV馈线、220kV馈线变电站及各厂站AVC装置由省调委托调度。

2.3.7各发电厂、变电站的自用电由各厂（站）自行调度。

2.3.8二次部分的调度权原则上同一次设备（发电机、发－变组继电保护除外）。

如继电保护、自动控制装置、同期并列装置、发电机励磁、PSS及原动机调速系统等。

2.3.9涉及电网安全稳定的二次系统归省调调度。

如稳定控制系统、电力市场运营系统（含实时调度）、AGC、AVC、EMS、WAMS、继电保护故障信息系统、电能量计量计费系统、通信系统等。

2.3.10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。

2.3.11除上述规定的设备外，其它设备原则上按供电区划分，调度范围由地调确定。

2.4调度管理制度

省调调度员在值班期间是河南电网运行、操作及事故处理的指挥人，对上接受上级调度机构值班调度员的指令，对下向发电厂值长、地调值班调度员、直调变电站的值班长和正值值班员发布调度指令。

调度系统的值班员，接受上级调度机构值班调度员指令后，必须复诵调度指令，经核实无误后方可执行。

不允许以任何借口拒绝、拖延执行调度指令或者不执行调度指令。

执行后立即汇报执行情况，不汇报不算执行完毕。

调度指令发令人和受令人双方都要录音并做记录。

调度系统值班人员在接到上级调度机构值班人员发布的调度指令或者在执行调度指令过程中，认为调度指令不正确，应立即向发布该调度指令的值班调度人员报告，由发令值班调度员决定调度指令的执行或者撤销。

如果发令的值班调度员坚持执行该指令时，接令值班人员必须执行；

若执行该指令确将危及人身、设备或者电网安全时，值班人员应当拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告发令的值班调度员和本单位领导人。

发布调度指令时，发令人和受令人应先互报单位和姓名，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。

2.4.5电网管理部门的领导发布的一切有关调度业务的指示，应当通过调度机构负责人转达给值班调度员。

2.4.6任何单位和个人，不得干预调度系统的值班人员发布或者执行调度指令。

调度系统的值班人员依法执行公务，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。

2.4.7违背或拒不执行调度指令时，受令人应承担由此引起的一切后果。

如受令人受自己行政领导干预不执行调度指令，不允许执行或者允许不执行调度指令的相关领导人均应当对此负责并承担由此引起后果。

2.4.8未获相应调度机构值班员的指令，发电厂、变电站或者下级调度机构的值班人员均不得操作上级调度管辖范围内设备。

若遇有危及人身、设备以及电网安全的情况时，发电厂、变电站运行值班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。

2.4.9当出现了威胁电网安全，不采取紧急措施就可能造成严重后果的情况时，值班调度员可以越级向下级调度机构管辖的发电厂、变电站等运行单位发布调度指令，受令人必须立即执行。

2.4.10有权接受调度指令的调度系统值班人员名单应报省调，省调调度值班人员名单应通知下级调度机构和有关运行值班单位。

2.4.11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。

2.4.12发电厂必须按照调度机构下达的调度计划（发电有功、无功功率或电压曲线）和规定的电压变化范围运行，并根据调度指令开停机炉、调整功率和电压。

2.4.13对于不按调度指令发电的发电厂，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，可以下令暂时停止该发电厂部分或全部机组并列运行。

2.4.14值班调度员根据电网运行情况，可以按照有关规定调整本调度机构下达的日调度计划，调整之后，必须将调整的原因及内容等填入调度日志。

5省调调度的发电厂、变电站、地调值班人员在值班期间，若主要设备异常或方式发生重大变化，应立即向省调值班调度员汇报。

6省调调度的发电厂、变电站、地调值班人员应按有关规定或省调要求提供准确的数据、资料和信息。

2.4.17各级调度机构必须按照调度管辖范围，按审批或者许可权限统一安排好发、输、供电设备的检修进度。

所有省调调度一、二次设备的检修应报申请，故障退出要及时报告省调。

2.5并网管理

凡与河南电网并网运行的直调发电厂（机组）、用户变电站必须服从省网调度机构的统一调度，且在并网前签订并网调度等协议，按照规定履行相关手续（详见《河南电网新建电厂（机组）并网及转商业化运营调度服务手册》）。

需并网运行的直调发电厂（机组）、用户变电站在与有关电网管理部门签订并网协议之后，应当提出并网申请，由有关电网管理部门审查其是否符合并网运行的条件。

需并网运行的直调发电厂（机组）、用户变电站必须具有接受电网统一调度的技术装备和管理设施，应当具备以下基本条件：

.1新投产设备已通过分部调试或试运行，通过省电力公司组织的并网必备技术条件审查、工程质量检查和安全性评价。

.2按照电网调度机构的要求提交全部技术资料。

.3与电网调度机构间的通信通道符合有关规定，至少保证两种以上相互独立的通道，并已投运。

调度总机按组网要求接入开通。

.4按照电力行业标准、规程配置的，以及电网安全稳定运行需要的继电保护和自动装置已投运，有关安全措施已落实，并已通过相应电网调度机构的审查。

.5自动化设施已按电力行业标准、规程设计建成，满足电力调度二次系统安全防护要求并验收合格。

信息已经正确传送至有关调度机构的电网调度自动化系统。

.6并网关口计量装置按电力行业标准、规程设计建成并经验收合格，电能量数据能够正确传送至有关调度机构的电能量计量计费系统。

.7安装电力市场运营系统电厂侧子系统（含实时调度等），完成接入省调主站的调试工作并投入运行。

.8厂站端调度数据专网设备按要求安装完毕，接入河南电力调度数据专用网络，并承载调度信息业务。

.9首次并网前，所有申请并网运行的电厂（机组）必须报经省调同意。

.10发电机组试运行结束，应该完成带负荷运行的有关试验（含AGC、AVC、PSS、励磁系统模型及参数测试、调速系统及一次调频功能测试、进相试验等），整理出有关报告和技术资料并报送电网调度机构，通过审查方可转入商业化运行。

.11具备正常生产运行的其它条件。

2.6电网调度计划（运行方式）的管理和编制

管理和编制的原则

.1电网调度计划（运行方式，以下略称调度计划）的编制由各级调度机构按年、月、周、日编制，长期计划是编制短期计划的依据。

.2电网调度计划包括电力电量的平衡、运行方式安排、发输变电设备检修、新设备启动安排等内容。

.3编制调度计划须经过有关分析计算及论证。

.4各发、供电单位应按有关规程、导则、规定对所辖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，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。

.5国调、网调调度管辖线路、变电站设备的检修，由设备运行维护单位通过省调向网调申报检修申请工作。

.6各地调应结合省调计划按本地区调度规程编制调度计划。

电网年度运行方式编制及下达：

.1每年9月底前省调向有关单位收集下列资料：

.1.1各厂（含新建电厂）年度发电量计划、分月发电量计划。

各厂分机核定出力（含无功进相深度）。

.1.2跨省（区）电网间分月交换电力、电量计划。

.1.3与省网有关的国调、华中网调设备的运行方式安排和检修计划，年度发电设备检修计划、主要输变电设备检修的主要内容及工期。

.1.4水电厂水情预计，分月可调出力预计。

.1.5全省全社会及省网直供部分年度（分月）用电负荷及电量增长预计。

.1.6新建、改建、扩建发输变电设备投产计划，基建施工中需电网调度配合安排的项目，新、改、扩建设备主要参数。

.1.7地方电厂装机容量，分区综合可调出力及调峰容量，全年分月分区上网电力及电量。

地区电网全口径负荷、网供负荷，地方电厂机组、大工业用户检修计划。

.1.8下年度全省气象资料。

.2省调根据收集的资料进行综合计算分析后，于每年12月编制出次年年度运行方式，并提出保证电网安全、经济运行和调峰调压的措施，经批准后下达执行。

.3年度运行方式主要内容：

新设备投产计划、电力需求预测和平衡分析，电网主要设备检修计划，水电厂水库运行方式，网络结构变化和不同季节典型潮流计算分析；

无功电压分析；

暂态稳定分析和安全约束规定；

系统短路容量计算分析、降低短路电流建议；

安全自动装置和低频减载整定方案；

本年度影响系统安全运行的问题分析和采取的措施。

春季、秋季输变电设备检修计划

.1每年的3月1日到6月20日的输变电设备检修属春季检修，每年的9月1日到11月15日的输变电设备检修属秋季检修。

.2申报要求

.2.1各发供电单位应加强内部协商论证，对检修的时间、工期、检修项目等具体内容进行统筹考虑科学安排，达成一致后上报省调，并对检修的必要性负责。

.2.2凡涉及到其它厂、局的输变电检修工作，须主动与涉及到的对侧厂、局沟通，力争在时间、工期上达成一致。

.2.3输变电设备的检修，如果遇有基建工程或技改项目，原则上应随这些项目同时进行。

.2.4申报检修设备的重点依次是线路、母线、母差及失灵保护、开关间隔设备更换、PT更换等工作，其他短期的开关旁代预试、PT预试等工作可在周计划中申报。

.2.5申报输变电设备检修项目时，应注明对电网其它设备的影响及配合停电要求。

.2.6申报截至时间为每年的2月20日和8月20日。

.3省调根据电网季节性潮流变化特点，参考发电设备检修计划和上报的输变电设备检修申请，按照对电网运行安全可靠性影响最小的原则，统一进行平衡，经与有关发供电单位协商后下达。

.4春季和秋季输变电设备检修计划是安排月度计划的依据。

月调度计划

.1月调度计划包括：

月度发电量计划；

月度发电设备检修计划；

月度输变电设备检修计划；

无功电压运行指标；

直调发电机组核定出力。

.2.1发电设备检修申请。

包括具体开竣工时间及工期，主要检修内容，工期调整的原因，D级发电设备检修申请；

.2.2修改核定发电出力的申请。

包括原因、修改后的出力曲线或数值、起止时间、相应电量；

.2.3水电厂水情、电力电量预测；

.2.4在年度、春季或秋季输变电设备检修计划基础上、经过调整的输变电设备检修的主要内容及工期，调整的原因，检修的必要性说明；

.2.5直接影响发供电或电网安全的其他设备（包括省调调度的母线、线路的主保护等二次设备）检修申请；

.2.6新建、改建、扩建发输变电设备投产项目，施工中需要省调配合安排的工作内容、具体工期；

.2.7申报截至时间为每月的15日；

.2.8月度申请应通过电力市场运营系统申报。

.3省调根据年度计划、分月发电量计划、燃料供应及水情、当月系统用电情况、跨省（区）电力电量交换计划、发供电单位上报的资料进行综合分析和平衡，于每月末编制出下月计划，经批准后下达。

周调度计划

.1周调度计划包括：

周电力电量平衡、发电设备检修计划、输变电设备检修计划。

没有列入月调度计划的内容，非特殊情况周调度计划不予安排。

.2.1每周三12时以前申报下周（周一到周日）的检修申请；

.2.2各发供电单位应对月调度计划已安排的项目进行申报或确认。

没有在月调度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，但必须充分说明检修的必要性。

特殊的停送电要求须在申报周计划时说明。

.2.3新设备投运、改建或扩建设备停送电、复杂的倒闸操作须提交有关资料，必要时省调可召集有关人员进行专题讨论。

.3周调度计划于每周五下达。

.4各有关单位须针对周调度计划优化运行方式，开展危险点分析并制定事故处理预案。

日调度计划

.1省调在满足电网安全的约束条件下，根据各发电厂综合出力、各供电区预计负荷、用电部门下达的各供电区阶梯供电方案、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。

日计划内容包括：

跨省（区）电力交换曲线；

省网发用电预计曲线；

省网电力电量平衡结果；

各直调发电机组出力曲线；

各供电区网供负荷预计曲线、用电指标；

发电设备检修、备用、试验等的启停计划；

省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；

影响省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。

.2申报要求及其它相关内容

.2.1每天11:

00前，各单位通过电力市场运营系统提交次日申请。

.2.2调整或改变周计划中已安排的项目；

.2.3需要核减、增加机组出力的申请及原因；

.2.4水电厂水情变化情况及相应的电力电量要求及出力曲线。

.3次日调度计划于每天17：

30前通过电力市场运营系统发布。

.4未经省调主管生产领导的批准，周调度计划中没有安排的检修项目在日调度计划中不予安排，危及电网安全或设备安全的紧急情况除外。

其它规定

.1各发供电单位计划编制人员，应密切跟踪倒闸操作情况、工作进度，全面掌握工作内容，及时与省调计划编制人员沟通，提前做好停送电准备。

.2设备的临时检修，应于6小时前由设备所在单位运行值班负责人向省调值班调度员提出申请，由省调安排。

其检修的必要性、及时性及由此产生的后果由申请人负责。

.3各发供电单位，对已批准的检修项目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省调提出延期申请。

设备延期检修带来的后果由该设备所在单位负责。

.4设备跳闸或紧急停运当天不能投运的，次日应及时向省调补报检修申请。

2.6.7.5省调调度的输电线路停电作业，应在开工前一天由所属地调值班调度员向省调值班调度员申报检修工作票。

.6节日检修。

各单位应于节前10天向省调报送检修申请和各供电区负荷预计，并对预计曲线的准确性负责。

省调以此编制节日保电方案，经批准后于节前一天下达。

2.7电网频率管理

与区域（华中、华北等）电网并列运行时，省调负责省际联络线潮流的监视和调整工作；

河南电网单独运行时，省调负责省网的频率调整。

电力系统频率标准是50Hz，其偏差不得超过±

，实际运行按±

0.1Hz控制，按50±

0.1Hz、50±

0.2Hz、50±

0.5Hz分段考核。

频率偏差在±

0.1Hz以内，省调应按日调度计划中省际联络线的交换功率曲线及时调整负荷。

频率偏差超出±

时属于事故状态，省调与发电厂、变电站，地调值班人员应按事故处理规程办理。

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，省调每年应编制低频减载方案。

省调编制的低频减载方案，应满足事故要求的切除容量，同时满足华中网调下达方案要求。

并按省网内最大可能功率缺额进行校核，按各供电区负荷状况、电源出力、网络结构进行分配。

各地调应根据省调下达的供电区低频减载方案要求，制定出本供电区低频减载方案，并于12月底前报省调备案，于次年3月底前实施完毕。

低频、低压减载装置动作后应立即报告省调，统计动作情况及切除容量。

被切除的开关未经省调许可，不得擅自送电，更不允许将低频减载装置退出或改为较低轮次后将线路送电。

继电器型低频减载装置每年校验一次；

微机型低频减载装置按微机保护校验规程执行；

包含在综自保护中的低频减载随综自保护一起校验。

各市电业局（公司）在保证已投入运行的低频减载总的切除容量满足省调方案要求的前提下，自行安排低频减载装置的定值调整及校验工作，不再报请省调批准，如有特殊情况不能满足省调方案要求的，应提前一天向省调报检修申请，待批准后方可执行。

各市电业局（公司）应根据电网运行情况的需要和用户特点编制事故及超计划用电《XX地区电网限电序位表》，经本级人民政府批准后执行，并报上一级调度部门备案。

《XX地区电网限电序位表》每年6月修订一次。

省调应根据所有地区‘限电序位表’及河南电网运行情况编制《xxxx年度河南电网省调限电及事故拉闸序位表》，经河南省人民政府批准后执行。

.1在表中序位按轮次排列，同轮次的线路（或者负荷）在序位上不分先后。

.2新的‘序位表’生效后，原有‘序位表’自行作废。

各发电厂应制定本厂《保厂用电措施》，报相应调度机构审查备案。

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，并网定值由相应的调度机构下达。

1省调直调电厂机组的高、低频保护定值，报省调批准。

所有并网机组必须投入一次调频功能，一次调频参数由调度机构确定。

3省调直调电厂机组应按要求投入AGC运行（详见AGC运行规程）。

2.8电网电压调整控制与管理

各级调度机构应按调度管辖范围在电网内设置电压监测点。

电压监测点的电压（无功）曲线由相应调度机构编制，按月下达。

省网与地区电网之间、省网与发电厂之间的无功电力交换实行“界面功率因数”控制并考核。

各电厂、变电站运行人员应监视母线电压，按照调度机构下达的曲线调整，保持母线电压在合格范围。

若尽力调整但电压仍然越限，应即报告调度值班人员。

发电机的自动调节励磁、强励、低励限制装置和失磁保护、AVC装置应正常投入运行，机组调差率、低励限制定值按照调度机构要求整定。

上述装置的停用、试验应按调度管辖范围事先经相应调度机构批准。

发生故障停用时，应立即报告。

省调直调电厂的主变抽头由省调调度。

2.8.5220kV有载调压变压器抽头调节范围按照年度运行方式中的规定执行。

超出规定范围调整时，必