江西电网调度控制管理规程发文版_江西电网调度管理规程

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江西电网调度控制管理规程

国网江西省电力公司 二〇一五年四月

批准：谭永香

复审：刘

镭 审核：段惠明

王和春

万

源

郭玉金

初审：王

虎

应忠德

孙恭南

主要编写人员：

周栋梁

叶

菁

叶钟海

刘昕晖

杜中剑 董欢欢

郭国梁

殷

齐

万玄玄

杨

峰 文

峰

程

正

袁

彦

李小锐

丁国兴 熊建华

谌艳红

李华勇

马伊平

段志远

梁文莉

王

凯

金学成邹根华

宿

昌 罗

诚

王文元

伍太萍 余笃民 陈

红

李峥山 邹绍平

目录

第一章 总则............................................................................1 第二章 调控管辖范围及职责................................................3 第三章 调度管理制度..........................................................10 第四章 电网运行方式管理..................................................13 第五章 调度计划管理..........................................................19 第六章 输变电设备投运管理..............................................28 第七章 并网电厂调度管理..................................................31 第八章 电网频率调整及调度管理......................................34 第九章 电网电压调整和无功管理......................................36 第十章 电网稳定管理..........................................................43 第十一章 调控运行操作规定..............................................50 第十二章 故障处置规定......................................................68 第十三章 电保护和安全自动装置管理..............................97 第十四章 调度自动化及通信管理....................................101 第十五章 清洁能源调度管理............................................107 第十六章 设备监控管理....................................................113 第十七章 备用调度管理....................................................115 附录1：江西电网省调调管电厂设备...............................117 附录2：江西电网220千伏变电站调管范围划分...........122 附录3：江西电网220千伏线路调管范围划分...............126 附录4：江西电网省调调度许可设备...............................136 附录5：江西电网委托调度设备.......................................137 附录6：江西电网设备命名和编号原则...........................138 附录7：江西电网调度术语...............................................142 附录8：导线允许的长期工作电流...................................189 附录9：220千伏及以下变压器事故过载能力................192

第一章 总则

1.1 为加强江西电网调度控制管理，保证电网安全、优质、经济运行，依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《国家电网调度控制管理规程》和有关法律、法规，制定本规程。

1.2 本规程所称“江西电网”是指国网江西省电力公司经营区域内的各级电网，包括并入上述电网的发电、输配电、用电等所有一次设施及相关的继电保护、通信、自动化等二次设施构成的整体。

1.3 江西电网运行实行“统一调度、分级管理”。1.4 电网调度系统包括各级电网调度控制机构（以下简称调控机构）、厂站运行值班单位（含水电流域梯级集控中心、风电场集控中心等）及输变电设备运维单位。调控机构是电网运行的组织、指挥、指导、协调机构。江西电网设置三级调控机构，由上至下依次分为：省电力调度控制中心（简称省调）；地（市）电力调度控制中心（简称地调）；县（市、区）电力调度控制（分）中心（简称县调）。

1.5 各级调控机构在电网调度业务活动中是上下级关系，下级调控机构必须服从上级调控机构的调度。厂站运行值班单位及输变电设备运维单位，必须服从调控机构的调度。1.6 本规程适用于江西电网的调控运行、电网操作、故障处置和调控业务联系等涉及调控运行相关的各专业的活动。并入江西电网的各电力生产运行单位颁发的有关电网调控的规程、规定等，均不得与本规程相抵触。

1.7 与江西电网运行有关的各级调控机构和发、输、变电等单位的运行、管理人员均须遵守本规程；非电网调度系统

人员凡涉及江西电网调控运行的有关活动也均须遵守本规程。

1.8 地级调控机构依据本规程确定的原则，结合地区电网特点和运行管理需要，制定相应的调控运行细则。1.9 县级调控机构以本规程为指导，参照本规程的原则要求，制定县级电网调控管理规程。

1.10 本规程由国网江西省电力公司负责解释和修订。

第二章 调控管辖范围及职责

2.1 调度管辖范围（以下简称调管范围）是指调控机构行使调度指挥权的发、输、变电系统，包括直接调度范围（以下简称直调范围）和许可调度范围（以下简称许可范围）。2.2 调控机构直接调度指挥的发、输、变电系统属直调范围，对应设备称为直调设备。

2.3 下级调控机构直调设备运行状态变化对上级或同级调控机构直调发、输、变电系统运行有影响时，应纳入上级调控机构许可范围，对应设备称为许可设备。

2.4 上级调控机构根据电网运行需要，可将直调范围内发、输、变电系统授权（委托）下级调控机构调度。

2.5 为使调控机构能有效地指挥电网的运行操作和故障处置，所有影响江西电网发供电能力的主要设备必须由有关调控机构统一调度管辖；国调、华中分中心调管范围之外的设备由省调、地调、县调三级调度分级调度管理。2.6 调管范围划分原则 2.6.1 省调调管范围

2.6.1.1 装机容量在100兆瓦及以上发电厂。

2.6.1.2 直接接入220千伏及以上电压等级的发电厂。2.6.1.3 装机容量100兆瓦以下现省调直调水力发电厂的水电机组。

2.6.1.4 装机容量在40兆瓦及以上风电场风机及光伏电站箱变。

2.6.1.5 220千伏及以上变电站（不包括220千伏终端变电站、终端供电网）的220千伏母线。

2.6.1.6 220千伏及以上线路（不包括220千伏终端线路）。

2.6.1.7 上级调控机构或省调指定的发、输、变电系统。

凡省调调度管辖范围内的设备均应包括锅炉、汽（水）轮机、发电机、主变压器、母线、线路等设备，及其相应的开关、刀闸、接地刀闸、避雷器、电流互感器、电压互感器等设备在内。2.6.2 地调调管范围

2.6.2.1 省调直调100兆瓦及以上发电厂的110千伏出线间隔及110千伏专用旁路间隔和旁路母线；省调直调100兆瓦以下水电机组、风电场风机、光伏电站箱变以外的设备；省调直调发电厂的35千伏母线。

2.6.2.2 省调直调的220千伏变电站的主变压器；主变中性点接地方式不满足省调规定要求的须经省调批准。2.6.2.3 省调直调的220千伏变电站的110千伏及以下母线；220千伏终端变电站和终端供电网。2.6.2.4 110千伏及以下变电站。

2.6.2.5 220千伏及以下变电站的无功调节及无功补偿设备。

2.6.2.6 220千伏终端线路；省调直调的220千伏母线上的待用间隔；110千伏及以下母线上的待用间隔。2.6.2.7 110千伏及以下线路；经地区电网间110千伏联络线跨地区转移负荷需经省调许可，必要时由省调进行协调。2.6.2.8 按并网调度协议调度管理的发电厂。2.6.2.9 省调指定的发、输、变电系统。

220千伏终端供电网：指仅由一个500千伏或220千伏变电站经单回或多回终端线路供电的一个或多个220千伏变电站及其相关线路。2.6.3 县（配）调调管范围

2.6.3.1 直接并入县级电网的非省、地调调度发电厂。2.6.3.2 地市公司或县公司所属35千伏、10千伏线路及相关设备（含开关、刀闸、柱上开关、环网柜、电缆分接箱等）。

2.6.3.3 地市公司或县公司所属35千伏变电站、10千伏开闭所。

2.6.3.4 调度协议中明确规定由县调管辖的客户设备。2.6.3.5 县级电网10千伏公变、专变为县（配）调许可设备。

2.6.3.6 地区电网内其它设备由地调具体划分。

2.6.4 继电保护、安全自动装置、电网调度自动化及通信等二次设备的调管范围与一次设备一致。

2.6.5 各发电厂的厂用电系统及其相关的继电保护和安全自动装置，均由各厂自行管理。

2.6.6 江西电网内省调调管范围的具体划分以省调规定为准，江西电网省调调管、省调委托等设备详见附录1-5。2.7 监控范围划分原则

2.7.1 省调监控范围：负责全省500千伏变电站设备运行集中监控。

2.7.2

地调监控范围：负责地区范围内35～220千伏变电站设备运行集中监控。

2.7.3

县（配）调监控范围：负责县域范围内35千伏及以下变电站（开闭所等）设备运行集中监控。2.8 调度运行管理的主要任务

2.8.1 按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电力系统的发、输、供电设备能力，最大限度地满足用户的用电需要。

2.8.2 按照电力系统运行的客观规律和有关规定保障电网连续、稳定、正常运行，保证供电可靠性，使电能质量指标符合国家规定的标准。

2.8.3 依据电力市场规则、有关合同或者协议，实施“公开、公平、公正”调度。2.9 省调主要职责：

2.9.1 落实国调及华中分中心专业管理要求，组织实施江西电网调度控制专业管理。

2.9.2 负责江西电网调度运行管理，指挥直调范围内电网运行、操作和故障处置。

2.9.3 负责设备监控管理，负责监控范围内设备集中监视、信息处置和远方操作。

2.9.4 开展调管范围内电网运行方式分析，根据国家电网年度运行方式制定省级电网运行方式；指导地县级调控机构开展地区电网运行方式分析。

2.9.5 根据国家电网主网设备年度停电计划，参与制定江西电网设备年度检修计划，负责编制电网设备月、周、日停电计划，受理并批复电网设备停电、检修申请。

2.9.6 开展江西电网月、日电力电量平衡分析，按直调范围制定月、日发供电计划。

2.9.7 负责江西电网稳定管理，制定直调电源及输电断面的稳定限额和安全稳定措施。

2.9.8 负责省间联络线关口控制，参与电网频率调整。2.9.9 负责直调范围内无功管理与电压调整。

2.9.10 参与电网事故调查，组织开展调管范围内故障分析。

2.9.11 负责组织开展直调范围内电网继电保护和安全自

动装置定值的整定计算，负责直调范围内电网继电保护、安全自动装置和调度自动化系统的运行管理，协助开展省域内国调及华中分中心直调的电网继电保护和安全自动装置运行管理。

2.9.12 参与制定江西电网应急控制负荷序位表，经江西省人民政府批准后执行。

2.9.13 统筹协调与江西电网运行控制相关的通信业务。2.9.14 参与江西电网发展规划、工程设计审查，编制江西电网调控运行专业规划。

2.9.15 受理并批复新建、扩建和改建直调设备的投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施。2.9.16 参与签订直调系统并网协议，负责编制、签订相应并网调度协议，并严格执行。

2.9.17 编制直调水电站水库发电调度方案，参与协调水库发电与防洪、防凌、航运、供水等方面的关系。

2.9.18 负责下级调控机构调控运行人员、直调厂站运行值班人员、变电运维人员及省检修分公司生产运行值班人员上岗培训考核工作。

2.9.19 行使国调、华中分中心授予的其他职责。2.10 地调主要职责：

2.10.1 落实省调专业管理要求，组织实施本地区电网调度控制专业管理。

2.10.2 负责本地区电网调度运行管理，指挥直调范围内电网运行、操作和故障处置。

2.10.3 负责直调范围内无功管理与电压调整。

2.10.4 负责与地区内非省调直调电厂签订并网调度协议并依据协议对电厂进行调度管理。

2.10.5 开展地区电网运行方式分析，依据《江西地县电网年度运行方式编制规范》组织制定地县电网年度运行方式。2.10.6 根据江西电网设备年度检修计划，参与编制地区电网设备年度检修计划，负责编制地区电网设备月、周、日停电计划，受理并批复设备的停电检修申请；审核、批准县调设备月度停电计划。

2.10.7 负责直调范围内电网稳定专项管理，开展地区电网故障分析，参与地区电网发展规划及相关工程设计审查。2.10.8 负责设备监控管理，负责监控范围内设备集中监视、信息处置和远方操作。

2.10.9 受理并批复新建、扩建和改建直调设备投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施。

2.10.10 负责直调范围内继电保护、安全自动装置、电力通信和调度自动化系统的运行管理及检验管理。

2.10.11 负责组织开展直调设备继电保护和安全自动装置定值的整定计算，负责所辖县级电网10～35千伏继电保护定值的整定复算、审核和批准。

2.10.12 参与制定本地区应急控制负荷序位表，经本级人民政府批准后执行。

2.10.13 负责制定地区电网继电保护、调度自动化系统规划。

2.10.14 参与制定电力通信规划，协调与调度控制相关的通信业务。

2.10.15 组织地县调度自动化系统和调度数据网建设，负责地县级电网调度自动化系统运行管理。

2.10.16 负责直调范围内水电厂的水库发电调度管理，参与协调水库发电与防洪、防凌、航运、供水等综合利用的关

系。

2.10.17 负责下级调控机构调控运行人员、直调厂站运行值班人员及变电运维等相关人员上岗培训考核工作。2.10.18 行使省调授予的其他职权。2.11 县调主要职责：

2.11.1 落实省、地调专业管理要求，组织实施县级电网调度控制专业管理。

2.11.2 负责县级电网调度运行管理，指挥直调范围内电网运行、操作和故障处置。

2.11.3 负责直调范围内无功管理与电压调整。2.11.4 参与制定地县电网年度运行方式。2.11.5 负责编制日调度计划。

2.11.6 负责设备监控管理，负责监控范围内设备集中监视、信息处置和远方操作。

2.11.7 受理并批复新建、扩建和改建直调设备投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施。

2.11.8 负责直调设备继电保护、安全自动装置、电力通信和调度自动化系统的运行管理。

2.11.9 负责组织开展直调设备继电保护和安全自动装置定值的整定计算，并按要求报地调核准。

2.11.10 负责直调水电厂的水库发电调度管理，参与协调水库发电与防洪、防凌、航运、供水等综合利用的关系； 2.11.11 负责直调厂站运行值班人员、变电运维等相关人员上岗培训考核工作。

2.11.12 行使地调授予的其他职权。

第三章 调度管理制度

3.1 调控机构值班调度员在其值班期间是电网运行、操作和故障处置的指挥者，按照调管范围行使指挥权。值班调度员必须按照规定发布调度指令，并对其发布调度指令的正确性负责。

3.2 值班监控员接受相关调控机构值班调度员的调度指令，按有关规定执行，并对其执行调度指令的正确性负责。变电运维人员在进行监控运行业务联系时应服从值班监控员的指挥和协调。

3.3 下级调控机构的值班调度员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员，受上级调控机构值班调度员的调度指挥，接受上级调控机构值班调度员的调度指令，并对其执行指令的正确性负责。

3.4 值班调度员的调度联系对象为：上下级调控机构值班调度员（调控员）、调控机构值班监控员、发电厂值班人员（值长或电气值班长）、变电站运维（运行值班）人员（正值及以上）、省检修分公司生产运行值班人员、省送变电生产运行值班人员等，以上人员统一简称值班人员。

3.5 进行调度业务联系时，必须使用普通话及调度术语，互报单位、姓名。严格执行下令、复诵、录音、记录和汇报制度，受令单位在接受调度指令时，受令人应主动复诵调度指令并与发令人核对无误，待下达下令时间后才能执行；指令执行完毕后应立即向发令人汇报执行情况，并以汇报完成时间确认指令已执行完毕。

3.6 接受调度指令的值班人员不得无故不执行或延误执行

调度指令。如受令人认为所接受的调度指令不正确，应立即向发令人提出意见，如发令人确认继续执行该调度指令，应按调度指令执行。如执行该调度指令确实将危及人员、设备或电网的安全时，受令人可以拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及修改建议上报给发令人，并向本单位领导汇报。3.7 未经值班调度员许可，任何单位和个人不得擅自改变其调管设备状态。对危及人身和设备安全的情况按厂站规程处理，但在改变设备状态后应立即向值班调度员汇报。3.8 对于上级调控机构许可设备，下级调控机构在操作前应向上级调控机构申请，得到许可后方可操作，操作后向上级调控机构汇报；当电网发生紧急情况时，允许值班调度员不经许可直接对上级调控机构许可设备进行操作，但必须及时汇报上级调控机构值班调度员。

3.9 调控机构管辖的设备，其运行方式变化对有关电网运行影响较大的，在操作前、后或事故后要及时向相关调控机构通报；在电网中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下，上级调控机构值班调度员可直接（或通过下级调控机构值班调度员）向下级调控机构管辖的调控机构、厂站等运行值班人员下达调度指令，有关调控机构、厂站运行值班人员在执行指令后应迅速汇报设备所辖调控机构的值班调度员。

3.10 当电网或电厂运行设备发生异常或故障情况时，值班人员应立即向直调该设备的值班调度员汇报情况。3.11 当发生影响电力系统运行的重大事件时，相关调控机构值班调度员应按规定汇报上级调控机构值班调度员。3.12 任何单位和个人不得干预调度系统值班人员下达或者执行调度指令，不得无故不执行或延误执行上级值班调度

员的调度指令。调度值班人员有权拒绝各种非法干预。3.13 当发生无故拒绝执行调度指令、破坏调度纪律的行为时，有关调控机构应立即组织调查，依据有关法律、法规和规定处理。

3.14 上级领导发布的一切有关调度业务的指示，应当通过调控机构负责人转达给值班调度员。非调控机构负责人不得直接要求值班调度员发布任何调度指令。

3.15 当值班人员同时接到两级调控机构值班调度员的调度指令时，应优先执行上一级值班调度员的调度指令（特殊情况由下一级值班调度员报告情况后，由上一级值班调度员决定调度指令执行的先后顺序）。下一级值班调度员发布的调度指令不得与上一级值班调度员发布的调度指令相抵触。3.16 有权接受调度指令的人员名单应根据设备调管范围报相应调控机构；调控机构值班调度人员名单也应通知相关单位；人员发生变动应及时报送。

3.17 值班人员应经培训并取得相关调控机构颁发的调控业务联系资格证书，方具备调控业务联系资格。

3.18 值班人员应按调控机构要求报送有关报表、运行情况、故障情况和有关资料。不得虚报、瞒报、拒报、迟报，不得伪造、纂改。

第四章 电网运行方式管理

4.1 运行方式管理

4.1.1 电网运行方式是电网安全管理的重要依据，指导电网的工程前期、建设、生产和运行工作。各级电网的运行方式应协调统一，低电压等级电网的运行方式应满足高电压等级电网运行方式的要求。

4.1.2 协助国调及分中心开展500千伏以上主网年度运行方式、夏（冬）季运行方式计算分析。

4.1.3 江西电网运行方式按照“集中计算、统一决策、分网管理”的原则进行管理。各级电网经营企业负责本电网调控机构运行方式工作的领导和监督。各级调控机构负责本电网调管范围内的运行方式编制、管理和实施，并负责对下一级调控机构运行方式工作的专业管理。

4.1.4 电网运行方式由调控机构组织统一编制，电网企业规划、建设、运维、营销、交易等部门配合。

4.1.5 以年度运行方式为基础，结合电网夏季、冬季运行特点以及新设备启动等重大方式变更，滚动制定夏季、冬季、临时电网运行方式及控制策略。4.1.6 运行方式工作的主要任务： 4.1.6.1 合理安排电网运行方式。4.1.6.2 电网安全稳定分析及制定措施。4.1.6.3 负荷预测及电力电量平衡。4.1.6.4 制定发电计划。

4.1.6.5 开展短期电能交易，实施各类网间交易计划。

4.1.6.6 电网经济运行。

4.1.6.7 制定水库运用计划。4.1.6.8 无功平衡和电压管理。4.1.6.9 新设备投运。4.1.6.10 故障后分析。

4.1.6.11 发电机组涉网参数及定值管理。

4.1.6.12 参加电网规划设计审查，提出电网技术改造建议或措施。

4.2 年度运行方式

4.2.1 年度运行方式是电网全年生产运行的指导性文件。电网年度运行方式应根据电网和电源投产计划、检修计划、发输电计划及电力电量平衡预测，统一确定主网运行限额，统筹制定电网控制策略，协调电网运行、工程建设、大修技改、生产经营等管理工作。

4.2.2 电网企业规划、建设、运维、营销、交易等部门每年按调控机构要求提供次年投产设备相关资料。

4.2.3 各级调控机构应在年底前编制完成调管范围内电网次年年度运行方式。年度运行方式应经所属电网企业批准后执行。

4.2.4 年度计划停电项目包括电网主设备常规检修、技改、基建施工或新设备启动配合停电、非电施工配合停电（如高速公路穿越）等。年度计划停电项目应以基建投产计划、设备检修计划、市政施工计划等相关文件为依据。对于两个以上相关设备同时停电、对电网运行结构影响较大的项目，应进行专题校核，通过校核后方可安排。

4.2.5 年度发电设备检修计划应综合考虑分月电力电量平衡和年度跨区跨省输电计划，并预留一定备用容量。4.2.6 发电企业与大用户年度交易结果应通过调控机构综

合考虑电网安全、调峰、“三公”调度等因素的校核后，方可纳入年度运行方式。

4.2.7 年度运行方式工作涉及电网规划、建设、运维、交易、安监、调度运行等方面，各级电网经营企业要加强组织协调，明确各部门在年度运行方式编制、实施工作中的职责，做到分工明确、责任清晰、协同配合、落实到位，实现全过程闭环管理。

4.2.8 在年度运行方式编制工作中，上级调控机构应加强本网和下级调控机构年度运行方式的协调工作，确保各级调度年度运行方式协调一致。

4.2.9 各级电网经营企业、供电企业和并网运行的电力生产企业，应按各级调控机构的要求提供有关资料，并执行各级调控机构编制的电网运行方式。

4.2.10 相关部门及单位按照职责分工向调控机构提供次年投产设备相关资料：

4.2.10.1 下年度发电设备检修预安排，主要输变电设备检修预安排及各厂分机组核定出力（含最大、最小技术安全出力）。

4.2.10.2 本网下年度发电量预计划，各厂分解发电厂预计划，网损计划指标。

4.2.10.3 本网下年度分月全网及供电区负荷预计。4.2.10.4 新建、改建、扩建发输变电设备投产计划及设备主要参数。

4.2.10.5 地方发电厂装机容量，分月综合可调出力及调峰容量和全年分区分月各地上网电量及出力。4.2.11 年度运行方式主要包括以下内容： 4.2.11.1 上年度电网运行总结

a)上年度新设备投产情况及系统规模； b)上年度生产运行情况分析； c)上年度电网安全运行状况分析。4.2.11.2 本年度运行方式

a)电网新设备投产计划； b)电力生产需求预测； c)电网主要设备检修计划；

d)水电厂水库运行方式预测及新能源预测； e)本年度电网结构分析、短路容量分析； f)电网潮流计算、N-1静态安全分析； g)系统稳定分析及安全约束； h)无功电压分析；

i)电网安自装置和低频低压减负荷整定方案； j)调度系统重点工作开展情况； k)电网运行年度风险预警；

l)电网安全运行存在的问题、电网结构的改进措施和建议；

m)下级电网年度运行方式概要。

4.2.12 各级调控机构应加强对年度方式的适应性管理，根据电网基建投产项目进度，及时对电网运行控制规定进行滚动修订，并下发执行。

4.2.13 各级调控机构应定期向本电网经营企业的领导、主管生产、基建与规划的负责人汇报年度运行方式，说明运行中存在的主要问题，提出解决的措施、建议和意见。4.2.14 年度运行方式下发后，电网企业相关部门应依据年度运行方式开展年度各项生产工作。各级调控机构应做好年度方式宣贯和执行跟踪工作，加强对电网运行方式的后评估

工作，及时评估措施的实施效果，分析总结存在的问题和差距，改进和完善电网运行方式工作。

4.2.15 地县年度运行方式管理工作和编制要求按照《江西电网地县一体化年度运行方式管理规定》和《江西地县电网年度运行方式编制规范（试行）》执行。4.3 夏（冬）季运行方式

4.3.1 在年度方式基础上，根据夏（冬）季供需形势、基建进度以及系统特性变化等情况，国调及分中心统一组织、滚动校核跨区、跨省重要断面稳定限额，统一制定夏（冬）季主网稳定运行控制要点。

4.3.2 省调依据夏（冬）季主网稳定控制要点要求，按照调管范围制定夏（冬）季电网稳定运行规定。4.4 临时运行方式

4.4.1 针对电网特殊保电期、多重检修方式、系统性试验、配合基建技改等临时运行方式，调控机构应按调管范围进行专题安全校核，制定并下达安全稳定措施及运行控制方案。4.4.2 对上级调控机构调管的电网运行有影响的运行控制方案，应报上级调控机构批准。对同级调控机构调管的电网运行有影响时，应报上级调控机构协调处理，统筹制定运行控制要求。

4.5 在线安全稳定分析

4.5.1 省调应按规定开展在线安全稳定分析，评估电网安全裕度；电网重大方式调整前，调控机构应启动独立或联合预想方式在线计算；电网发生严重故障后，调控机构应启动独立或联合应急状态在线分析。

4.5.2 在线安全稳定分析应涵盖调控机构调管范围内所有220千伏及以上输变电设备，模型及参数应与离线计算保持

一致，故障集全网统一。

第五章 调度计划管理

5.1 调度计划包括发输电计划和设备停电计划。按照安全运行、供需平衡和最大限度消纳清洁能源的原则，统筹考虑年、月、周、日发输（用）电计划及设备停电计划。5.2 许可设备的停电计划须经上级调控机构批准后纳入年、月、周、日停电计划。

5.3 月、周、日停电计划须进行风险分析，制定相应预案及预警发布安排。对可能构成一般及以上事故的停电项目，须提出安全措施，并按规定向相应监管机构备案。停电方式下N-1可能造成五级及以上电网事件的停电计划，上报月、周、日停电计划的同时，应向所属调控机构报送安全风险评估报告和停电检修运行方案。5.4 年度停电计划

5.4.1 年度停电计划应统筹考虑电网基建投产、设备检修和基础设施工程等因素，并以相关文件为依据。

5.4.2 年度停电计划原则上不安排同一设备年内重复停电；对电网结构影响较大的项目，必须通过专题安全校核后方可安排。

5.4.3 国调及分中心统一制定500千伏以上主网设备年度停电计划。年度停电计划下达后，原则上不得进行跨月调整。如确需调整，须提前向相关调控机构履行审批手续。5.4.4 年度发电设备检修计划应考虑分月电力电量平衡和跨区跨省输电计划等。

5.4.5 年度发输电计划（包括大用户直供等交易）必须通过调控机构安全校核。

5.5 年度输变电设备停电计划应于上年10月底以前报省公司运维检修部，由省公司运维检修部汇编，经年度检修协调会议研究确定，于上年12月底下达。年度发电设备检修计划应于上年10月底以前报省调，由省调汇编，经年度机组检修协调会议研究确定，于上年12月底下达。5.6 月度调度计划 5.6.1 月度停电计划

5.6.1.1 月度停电计划以年度停电计划为依据，未列入年度停电计划的项目一般不得列入月度计划。对于新增重点工程、重大专项治理等项目，相关部门必须提供必要说明，并通过调控机构安全校核后方可列入月度计划。

5.6.1.2 国调及分中心统筹制定500千伏以上主网设备月度停电计划，统一开展安全校核。

5.6.1.3 各单位应于每月15日前将下月国调、分调、省调调管的发、输变电设备检修计划上报省调。供电公司的月度停电计划应经本单位运维、调控、基建、营销等部门会商，经综合平衡后上报。

5.6.1.4 各单位于每月15日前将次月停电计划申请情况报告报省调,于每月第5个工作日前将上月停电计划执行情况报告上报省调。

5.6.1.5 未纳入月度计划的发输变电设备检修项目，原则上在日计划中不予安排。5.6.2 月度发输电计划

5.6.2.1 省调统筹安排220千伏以上电网月度发输电计划。

5.6.2.2 省调根据本网发电资源、负荷预测、安全约束、电力电量平衡、月度跨区跨省电力交换计划、年度发电量及

交易计划，编制发电机组组合并上报国调及分中心核备。5.6.2.3 省调按照直调范围制定并发布月度发输电计划。5.6.2.4 月度发电计划主要内容包括本网分旬最大用电负荷和月用电量预测；本网及各发电厂月可调出力和发电量计划；水电厂水库控制水位及运用计划；本网月电力和电量平衡计划。

5.6.2.5 月度发电计划制定应考虑分旬电力电量平衡、清洁能源预测、月度跨区跨省电力交换计划和火电机组年度电量计划完成进度，并预留一定备用容量。

5.6.2.6 清洁能源电厂每月15日前将次月发电建议计划报省调。

5.7 周停电计划

5.7.1 各单位根据月度检修停电计划，于每周四上午12时前将下周一至周日的检修停电计划报省调。经省调周停电计划会商会讨论确定后，于周五上午9时前下达。5.8 日前调度计划 5.8.1 日前停电计划

5.8.1.1 日前停电计划的编制，应以月度停电计划为基础，原则上不安排未列入月度停电计划的项目。

5.8.1.2 各单位应于计划开工前二日10时前向省调提出申请，省调于前一日17时前由值班调度员批复下达各单位执行，星期日、一、二开工检修的项目应于上星期五10时前向省调提出申请；属国调、华中分中心直调及许可的线路、变电站设备的检修申请，各单位应于计划开工前三日10时前报省调，经审核后由省调转报华中分中心；华中分中心批复后由省调再转下达给各单位；华中分中心直调电厂设备的检修由电厂向网调申报检修工作申请票的同时，向省调申报检修

申请票。国庆、春节等节假日期间的检修计划，应于节前七日提出申请。

5.8.1.3 停电计划申报必须使用规范的设备名称、双重编号和调度术语，填写的设备名称和编号必须与现场一致。5.8.1.4 停电计划申报必须严格按照江西电力系统发输变电设备检修票（以下简称检修申请票）票面格式填报。凡设备在服役时有核相、冲击合闸、带负荷试验或做与系统有关的试验等要求的必须在检修票恢复送电要求中明确，且在设备检修计划开工前七日向省调报送试验方案或恢复送电要求。重要输变电设备检修或改造项目，各单位应将相关施工方案审核后在设备检修计划开工前七日报省调。

5.8.1.5 省调值班调度员可以直接安排的临时检修，由各单位向省调值班调度员提出申请，经其批准后即可执行，具体如下：

a)与已经批准的计划检修相配合的检修工作，原则上不能超出计划检修设备的停役时间；

b)不影响电网运行方式和出力计划，在当日内完成的临时检修和收到次日计划后次日内可以完成的临时检修；

c)事故检修；但事故检修预计工期超出24小时的需立即补报检修申请。

5.8.1.6 检修申请和设备停复役的规定：

a)省调调管范围内的一切设备如须停止运行或退出备用进行检修（试验）时，各单位应根据已下达的月度检修计划，按规定要求向省调报周检修计划，在开工前按规定要求向省调提出申请，由省调统筹安排后正式批复各申请单位；

b)各单位必须按省调要求规范填报检修申请票，设备停役检修申请的正式批复以省调值班调度员的批复为准；设备停役检修申请，虽已经在检修开工前一日批准，但在设备停役前仍需得到省调值班调度员的调度指令，才能将设备停止运行，并按规定进行检修；

c)日计划安排的计划检修的电气设备因故不能如期开工时，申请单位应在设备停电前两小时报告省调值班调度员；如因系统原因需推迟开工时，省调值班调度员应提前两小时通知申请单位；

d)由于检修单位的原因，原定停用检修的设备延期开工时，不允许按批准的检修期限自行顺延检修工期，如必须延迟检修工期，应经省调批准；

e)设备检修不能如期投入运行，计划检修工期超过48小时的设备检修，检修申请单位应在原定检修工期结束前24小时办理延期申请手续；计划检修工期超过24小时、不超过48小时的设备检修，应在批准的检修工期结束前6小时提出延期申请；计划检修工期不超过24小时的设备检修只允许因天气突然变化不能继续进行检修而办理延期申请手续。延期申请手续只能办理一次；

f)已停役开工的设备，需要增加工作项目，必须向相应调控机构增报申请；

g)基建施工单位要求停役设备，各单位应纳入检修计划，由各单位按规定向相应调控机构办理检修申请手续并履行工作许可制度；

h)输变电设备的带电作业对系统运行有要求者，应在开始带电作业前征得省调值班调度员的同意；

i)凡属地调或发电厂调管的设备其停役检修影响主网发电能力或安全供电时，应事先征得省调的许可后，方可进行工作；

j)凡属省调调管电气设备的停役检修工作，必须得到省调值班调度员的许可工作指令，方可开工检修；严禁约时停电或开工检修；

k)凡属省调调管设备停役检修工作结束后，申请检修单位应立即报告省调值班调度员并办理检修竣工和恢复运行的手续；

l)凡涉及到省调调管范围内的继电保护和安全自动装置以及自动化、通信（包括通道）等设备需停用时，也应按上述规定办理检修申请和批复手续。

5.8.1.7 设备检修时间的计算。发输变电设备检修时间的计算，是从省调值班调度员许可设备检修开工起，到省调值班调度员接到设备检修工作结束，可以送电（或可以恢复备用）的报告时为止；发输变电设备检修完毕的汇报均以设备运行维护单位的值班人员的汇报为准。5.8.2 日前发用电计划

5.8.2.1 日前发输电计划包括联络线96点输电计划曲线、机组组合、96点发用电计划和风险点提示等。

5.8.2.2 省调应开展日前系统负荷预测、日前母线负荷预测，并按要求报上级调控机构。

5.8.2.3 火电厂须按规定申报分机组发电能力、升降负荷速率等机组约束。水电、风电、光伏等优先消纳类机组须按规定申报发电计划。

5.8.2.4 省调根据水电、风电、光伏等优先消纳类机组发电申报计划，综合考虑电网安全约束、发电预测准确率等因

素后将其纳入日前发电平衡，并合理预留调峰、调频资源。5.8.2.5 省调协同国调、分中心开展日前发输电计划编制，发输电计划必须经过全网联合量化安全校核。

5.8.2.6 各地调应根据气象预报、调管（自备）电厂发电计划、大用户用电情况、本地区用电变化规律和县调负荷预测，预测所辖电网次日96点系统用电负荷，于每日9:00前上报省调，可在当日15:00前修正一次；应根据影响用电负荷的各种因素以及电网检修和结线方式的变化，对省调母线负荷预测结果进行修正，并于每日9:00前上报省调，可在当日15:00前修正一次。

5.8.2.7 省调编制发电、用电调度计划时，应当留有备用容量。电网的备用容量包括负荷备用容量、事故备用容量、检修备用容量，各种备用容量采用如下标准：（1）负荷备用容量：应不低于最大发电负荷的2%～5%；（2）事故备用容量：一般为最大发电负荷的10%左右，但不低于电网中一台最大机组的容量；（3）检修备用容量：应不低于最大发电负荷的8%～15%。电网如果不能按上述要求留足备用容量运行时，应当采取相应措施。

5.8.2.8 日前发用电计划修改原则及其有关规定: a)日调度计划下达后，省调和各有关单位必须认真执行，一般情况下不予修改；

b)值班调度员根据电网运行的具体情况、有关规定和上级指示，有权修改各发电厂、供电公司当日或次日发（供）电计划，应详细记录修改原因，并以调度指令通知各发电厂、供电公司执行；

c)下列情况方可修改日发电计划:电网事故、联络线临时检修或联络线潮流越限、其它异常情况，需变更机组运行方

式和发电出力时；省间交易计划调整，需变更机组运行方式和发电出力时；天气、水情的突然变化、预计负荷和实际负荷发生较大偏差、其他不可抗拒的自然灾害等，需变更机组运行方式和发电出力时；由于本厂设备缺陷、临时检修或燃料供应等因素影响发电出力时，应提前向省调提出申请，经批准后方可修改；

d)下列情况方可修改日用电计划:大机组或多台机组紧急停机或故障，发电能力达不到计划值时；省调管辖的联络线过载、事故检修和其它不可预测的突发事件，需限制用电时；天气、水情的突然变化或其它不可抗拒的自然灾害等，需调整用电负荷时；

e)日发（用）电计划曲线修改的原因及最终结果，省调值班调度员应通知各有关发电厂、供电公司，双方核对无误后均应做好记录。

5.8.2.9 各级调度应于每日17时前完成次日调度计划的编制工作，经分管领导批准后，下达到相关单位；同时将日调度计划和检修票下发给值班调度员，由值班调度员负责指挥和组织实施。

5.8.3 日前计划安全校核

5.8.3.1 按照“统一模型、统一数据、联合校核、全局预控”的原则，开展220千伏以上电网的日前联合量化安全校核。

5.8.3.2 根据安全校核结果，针对基态潮流及N-1开断后潮流断面越限情况，采取预控措施消除越限。

5.8.4 根据周停电安排和电网运行情况，动态开展风险评估，及时发布周电网运行风险预警。风险预警对应的工作任务结束后，按规定程序解除预警。

5.9 地县调计划管理按照江西电网地县调计划管理实施细则执行。

第六章 输变电设备投运管理

6.1 输变电设备投运管理基本原则

6.1.1 调控机构按调管范围划分的原则开展输变电新设备投运管理工作。

6.1.2 新建、扩建和改建的输、变电设备接入电网运行，应遵循电网相关规程、技术标准和管理流程，涉及运行设备的配合停电、启动调试等投入运行前的相关工作都应经过相应调控机构许可。

6.1.3 新建、扩建和改建的输、变电设备（含发电厂升压站设备）接入系统，该设备的业主应按《电网运行准则》、《江西电网输变电设备接入系统调度服务手册》的要求做好接入系统的有关工作（相关资料图纸参数的报送、并网申请、调试方案和计划、有关合同的签订、验收情况等）。

6.1.4 并网前应按国家有关规定，根据平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则，参照并网调度协议范本与有关调控机构签订并严格执行并网调度协议。未签订并网调度协议的，不得擅自并网运行，签订并网调度协议并且已经并网运行的，不得擅自解网。

6.1.5 新投产输变电设备涉及的调度通信、自动化系统、继电保护、安全自动装置等二次系统应与一次设备同步投产。6.2 调度命名

6.2.1 调度命名应遵循统一、规范的原则。

6.2.2 新建500千伏以上变电站的命名，应在工程初设阶段，由工程管理单位报相关调控机构审定。

6.2.3 新建220千伏变电站的命名，由省调命名；新建220

千伏以下变电站的命名由管辖单位调控中心负责。6.2.4 并入220千伏电网设备由省调负责命名与编号；110千伏以下设备由设备管辖单位调控中心负责命名与编号。6.2.5 新建输变电设备投运程序

6.2.5.1 输变电新设备首次投入运行90日前，工程管理单位应按《电网运行准则》的要求向调控机构提交相关资料，并报送投入运行申请书。

6.2.5.2 电网调控机构在收到工程管理单位提供一次设备命名、编号申请及正式资料的30日内，下发相关设备的命名和编号。

6.2.5.3 电网调控机构向工程管理单位发出投入运行确认通知后，完成下列工作：

a)首次投入运行30日前，向拟并网方提交并网启动调试的有关技术要求；

b)根据启动委员会审定的调试大纲和启动方案，编制调试期间的并网调度方案；

c)首次投入运行7日前，双方共同完成调度自动化系统的联调；

d)首次投入运行5日前，向拟并网方提供继电保护定值单：涉及实测参数，则在收到实测参数5日后，提供继电保护定值单。

6.2.6 调控机构应依据并网调度协议，在首次投入运行5日前组织完成拟并网方设备并网条件的认定。

6.2.7 工程管理单位确认具备带电调试条件后，在输变电新设备启动调试开始前，应向调控机构提交启动调试申请。6.3 输变电新设备启动条件

6.3.1 设备现场验收工作结束，质量符合安全运行要求，29

工程管理单位已按规定向调控机构提交新设备启动调试申请。

6.3.2 所需资料已齐全，参数测量工作已结束，并以书面形式提供有关单位（如需要在启动过程中测量参数者，应在投运申请书中说明）。

6.3.3 生产准备工作已就绪（包括运行人员的培训、调管范围的划分、设备命名、现场规程和制度等均已完备）。

6.3.4 监控（监测）信息已按要求完成接入和验收工作。6.3.5 调度通信、自动化系统、继电保护、安全自动装置等二次系统已准备就绪。计量点明确，计量系统准备就绪。6.3.6 启动试验方案和相应调度方案已批准。

6.3.7 新设备启动前，有关人员应熟悉厂站设备，熟悉启动试验方案和相应调度方案及相应运行规程规定等。

第七章 并网电厂调度管理

7.1 发电厂并网管理

7.1.1 并网电厂必须满足《电网运行准则》相关要求。7.1.2 风电场并网应满足《风电场接入电力系统技术规定》相关要求。光伏电站并网应满足《光伏发电站接入电力系统技术规定》相关要求。

7.1.3 并网电厂（包括新建、改建和扩建的电厂）接入系统（含涉网二次系统）的可研、初设和设计审查等工作必须有调控机构参加。

7.1.4 并入江西电网的发电厂由调控机构按调管范围对拟并网电厂设备进行调度命名编号。

7.1.5 发电厂并网前必须与电网企业签订《并网调度协议》。

7.1.6 发电厂并网必须具备下列条件：

7.1.6.1 并网机组须完成发电机励磁系统、调速系统、PSS、发电机进相能力、AGC、AVC、一次调频等调试试验，调试由具有资质的机构进行，调试报告应提交调控机构，相关参数按调控机构要求整定。

7.1.6.2 并网电厂涉网保护和安全自动装置的配置和整定应满足电网运行要求。涉网保护、安全自动装置、故障录波器的运行信息能够远传至调度端。

7.1.6.3 并网电厂至调控机构具备两个以上可用的独立路由的通信通道。并网电厂调度自动化子站应通过调度数据网实现与调度自动化主站实时数据交互。并网电厂电量采集装置应通过调度数据网将电量采集数据传送至调控机构。

7.1.6.4 水电站应按有关标准建立水调自动化系统，风电场、光伏电站应按有关标准建立发电功率预测系统，并按调控机构要求传送相关信息。

7.1.6.5 风电机组、光伏逆变器必须满足并网技术标准要求并经国家授权的检测单位检测合格。风电场和光伏电站的无功电压控制措施应满足并网标准要求。

7.1.6.6 风电场、光伏电站应具备AGC、AVC等功能，有功功率和无功功率的动态响应特性应符合相关标准要求。7.1.6.7 并网电厂正式并网前，必须按规定完成所有试验，试验结果符合有关标准和规程要求。7.2 并网电厂运行管理

7.2.1 并网电厂应参与系统调频、调峰、调压，相关机组调节性能应满足相关技术标准、运行标准要求。

7.2.2 机组励磁系统、调速系统、涉网保护、安全自动装置、AGC、AVC等装置的技术改造方案应满足相关标准要求并经调度同意。

7.2.3 并网电厂涉网保护、安全自动装置、PSS、AGC、AVC等应按规定投入，其运行状态及定值未经调度同意，不得擅自变更。

7.2.4 并网电厂应按相关规定完成机组（含励磁、调速）参数实测及建模；新能源电站应完成风电机组或光伏发电单元、无功补偿设备及相关控制系统参数实测及建模。7.2.5 并网电厂内调管设备的检修，均应纳入调度设备停电计划统一管理。

7.2.6 并网电厂应制定全厂停电故障处置预案，并报相关调控机构备案。

7.2.7 新建机组应在商业运行前完成相关试验或调试，并

于商业运行后30个工作日内提交正式试验或调试报告。改造机组应在投运1个月内完成相关试验或调试，试验或调试完成后30个工作日内提交正式报告。

7.2.8 调控机构负责对管辖范围内的机组调速系统、励磁系统性能进行定期复核。

7.2.9 常规水火电机组应按照相关技术规范的要求将重要运行参数接入PMU，发电企业负责PMU设备的维护和检验。7.2.10 调控机构负责对管辖范围内的机组调速系统、励磁系统、PSS、AGC、AVC和其它电厂涉网设备的功能和性能进行考核。7.3 燃料管理

7.3.1 发电厂应按标准储存燃料，按规定向调控机构报送燃料供应量、消耗量、库存量、可用天数、缺煤（气、油）停机台数及对应发电容量等信息。

7.3.2 当燃料库存低于规定的警戒线时，应及时向调控机构报告。

7.3.3 调控机构按调管范围进行燃料供需分析，根据电力电量平衡及时发布燃料供应预警。

第八章 电网频率调整及调度管理

8.1 电网频率的标准是50赫兹，频率偏差不得超过±0.2赫兹。电网频率按50±0.1赫兹控制。

8.2 各级调控机构、发电厂均有义务维持电力系统标准频率。

8.3 江西电网与华中电网并网运行时，其频率的监视调整和运行管理，由华中分中心负责；省调应认真监视省间联络线功率，当偏离计划值时，应主动调整，使其偏差在规定范围内。

8.4 江西电网与华中电网解网运行时，频率偏差不得超过±0.2赫兹，频率的监视调整和运行管理，由省调负责。8.5 地区电网与省网解网运行时，其频率的监视调整和运行管理，由所在地调或县调负责；因特殊情况江西电网分为若干独立电网运行时，省调值班调度员可根据电网实际情况指定调频厂调频，指定地调负责独立电网的调频工作；独立电网容量为300万千瓦以下时，其频率偏差不得超过±0.5赫兹，容量为300万千瓦及以上时其频率偏差不得超过±0.2赫兹。禁止升高或降低系统频率运行。

8.6 江西电网与华中电网解网运行期间，主调频厂定为万安、柘林水电厂，当其失去调频能力时，则由省调指定单机容量在30万千瓦及以上的火电厂担任主调频厂。主调频厂的变更由省调确定并下达。主调频厂的任务是保持电网频率不超过±0.1赫兹，在规定的负荷调整范围内，主调频厂应主动负责调整系统频率，使其在允许偏差范围内，当主调频厂已达到规定的负荷调整范围时，则应立即报告省调值班调度员。

8.7 在电网正常运行时，发电厂应严格按调度计划或调度指令接带出力；发电厂如有特殊情况，需改变出力时，必须事先申请并得到值班调度员的同意。

8.8 参加电网AGC调节的电厂，其机组AGC功能应能正常投入，调节性能满足规定要求。

8.9 电网备用容量应满足《电力系统技术导则》要求，并根据电网结构、负荷水平、大容量机组分布等因素确定备用容量及各控制区的分配比例。

8.10 因电网事故、机组跳闸或发电出力受阻等原因造成备用容量不足时，应在规定时间内予以恢复。

8.11 机组一次调频性能应满足《电网运行准则》要求，并按规定投入一次调频功能，未经调度许可不得退出。

8.12 为保证频率质量而装设的各种自动装置，如AGC、低频自起动、高频切机等均应由调控机构统一确定整定原则；其整定值的变更、装置的投入或停用，均应得到调度许可。8.13 为防止电网频率崩溃，各地区电网内必须装设适当数量的低频减载自动装置，并按规程规定运行。

第九章 电网电压调整和无功管理

9.1 无功电压管理原则

9.1.1 电网无功补偿遵循分层分区、就地平衡的原则。电网电压的调整、控制和管理，由各级调控机构按调管范围分级负责。

9.1.2 接入电网运行的发电厂、变电站等应按电网调控机构下发的电压运行曲线进行调节。9.2 无功电压调度管理主要内容

9.2.1 确定其调管范围内电压考核点、电压监视点，并按要求报上级调控机构备案。

9.2.2 按照调管范围编制季度、月度、日电压曲线，并根据负荷变化及时更新。

9.2.3 开展电压调整计算，制定电压调整策略并编制节假日及特殊方式下的调压预案。

9.2.4 负责无功补偿装置的运行管理。9.2.5 确定和调整变压器分接头位置。

9.2.6 对所辖电网电压合格率和日波动合格率进行统计与分析，并根据相关规定进行考核。

9.2.7 指导下级调控机构和调管范围内厂站的无功电压管理工作。

9.3 调控机构负责调管范围内系统无功平衡分析工作，并制定改进措施。

9.4 值班监控员和厂站运行值班人员，负责监视母线运行电压，控制母线运行电压在电压曲线限值内，当已无调整能力而电压仍越限时，应立即汇报值班调度员。

9.5 值班调度员应按照直调范围监控有关电压考核点和电

压监视点的运行电压，根据情况实时调整，主要措施包括： 9.5.1 调整发电机无功出力，投切或调整无功补偿设备。9.5.2 正常运行时，当变压器二次侧母线电压仍偏高或偏低，可以带负荷调整有载调压变压器分接头运行位置；事故及系统无功不足时，严禁调整有载调压变压器分接头运行位置。

9.5.3 调整电网运行方式，改变潮流分布，包括转移部分负荷等。

9.5.4 必要时限制部分用电负荷。

9.5.5 在采取上述措施后电压仍越限时，各级调控机构应配合进行调整，或采取其他可行的调压措施。9.6 电压允许偏差范围

9.6.1 正常运行方式时，1000千伏母线最高运行电压不得超过系统额定电压的110%，最低运行电压不应影响电力系统功角稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。

9.6.2 正常运行方式时，直接接入1000千伏交流系统的发电厂1000千伏母线和1000千伏变电站的500千伏母线：正常运行方式时，电压允许偏差为系统额定电压的0～+10%。事故运行方式时为系统额定电压的-5%～+10%。9.6.3 正常运行方式时，500千伏母线最高运行电压不得超过系统额定电压的110%，最低运行电压不应影响电力系统功角稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节，且日波动幅度不应大于3%。

9.6.4 正常运行方式时，发电厂220千伏母线和500千伏变电站的中压侧母线电压允许偏差为系统额定电压的0%～+10%，且日波动幅度都不应大于3.5%；事故运行方式时为系统额定电压的-5%～+10%。

9.6.5 正常运行方式时，220千伏变电站220千伏母线电压允许偏差值为额定电压的-3%～+7%，且日波动幅度不应大于5%；事故运行方式时为额定电压的-5%～+10%。

9.6.6 正常运行方式时，发电厂和220千伏变电站的35～110千伏母线电压允许偏差为系统额定电压的-3%～+7%，事故运行方式时为系统额定电压的-10%～+10%。

9.6.7 带地区供电负荷的变电站和发电厂（直属）的10（6）千伏母线正常运行方式下的电压允许偏差为额定电压的0～+7%。

9.7 AVC调度管理

9.7.1 调控机构负责调管范围内AVC系统建设、运行管理与维护。

9.7.2 AVC控制对象可包括发电机、调相机、电容器、电抗器、有载调压分接头等，AVC应能实现上述设备之间的协调控制。

9.7.3 AVC适用于电网稳态电压的自动控制，在电网故障或异常情况下，应具备自动闭锁或退出AVC控制功能。9.7.4 各级调控机构AVC之间的信息应能交互与控制配合。

9.8 变电站电压控制要求

9.8.1 调控机构值班监控员、有人值班变电站的运行人员应密切监视变电站母线电压，根据相应调控机构下达的电压曲线和相关规定的要求，投退无功补偿装置，若母线电压超出规定范围且无调整手段时，应及时向相关调控机构值班调度员汇报。

9.8.2 装设并联电容器、并联电抗器和有载调压变压器的变电站，值班监控员、有人值班变电站的运行人员应按照相应调控机构下达的电压曲线投切电容器或电抗器，必要时调

整变压器有载分接头，控制好“无功界面”功率因数，在高压侧电压不超出允许范围且有一定裕度的前提下，应尽量满足中、低压侧母线电压曲线要求。

9.8.3 运维单位应巡视检查并及时维护无功补偿装置及调压装置，装置发生故障时应及时处理，保证无功补偿装置及调压装置可用率达到要求。9.9 发电厂电压控制要求

9.9.1 发电厂运行值班人员应密切监视本厂母线电压，根据相应调控机构下达的电压曲线和相关规定的要求，进行无功调整。当发电机无功出力达到最大进相或滞相能力，母线运行电压仍超出电压曲线范围时，应及时向调控机构值班调度员汇报。

9.9.2 参加电网AVC调节的电厂，其机组AVC功能应满足规定要求，并按规定投入或退出。发电厂运行值班人员应监视厂内AVC系统运行情况，当机组或AVC功能异常需退出AVC运行时，应汇报相关调控机构，退出AVC系统，并尽快处理。

9.9.3 新能源电站的无功电压管理

9.9.3.1 风电场应充分利用风电机组的无功容量及其调节能力，并配置足够容量的无功补偿装置且具备协调控制无功补偿装置的能力。

9.9.3.2 光伏电站应充分利用并网逆变器的无功容量及其调节能力，并配置足够容量的无功补偿装置且具备协调控制无功补偿装置的能力。

9.9.3.3 风电场应具备动态连续调节并网点电压的能力，调节速度应满足电网电压调节的要求。

9.9.3.4 通过风电汇集升压站接入公共电网的风电场，配置的容性无功补偿容量应能补偿风电场满发时场内汇集线

路、主变压器的感性无功及风电场送出线路的全部感性无功之和；配置的感性无功补偿容量应能补偿风电场自身的容性充电无功功率及风电场送出线路的全部充电无功功率。9.9.3.5 通过光伏发电汇集升压站接入公共电网的光伏发电站群中的光伏发电站，配置的容性无功容量能够补偿光伏发电站满发时汇集线路、主变压器的感性无功及光伏发电站送出线路的全部感性无功之和；配置的感性无功容量能够补偿光伏发电站自身的容性充电无功功率及光伏发电站送出线路的全部充电无功功率之和。

9.9.3.6 风电场和大中型光伏电站的低电压穿越能力应满足技术标准要求。

9.9.3.7 新能源电站运行人员应密切监视汇集站母线电压，根据电压曲线和相关规定的要求，进行风电、光伏电站机组无功调整和无功补偿装置投退。若母线电压超出规定范围且无调整手段时，应及时向相关调控机构值班调度员汇报。9.9.4 发电机进相运行的技术要求

9.9.4.1 发电机进相运行是发电机的一种正常运行方式； 9.9.4.2 并入电网的发电机组应具备满负荷时功率因数在0.97进相运行的能力，对于新建机组应满足进相0.95运行的能力，发电机自带厂用电时，进相能力应不低于0.97，现役发电机组不具备进相运行能力的，应根据需要开展进相运行试验及技术改造工作，并以此确定发电机组进相运行范围； 9.9.4.3 凡需进相运行的机组均应事先进行进相运行能力试验。经进相试验确认具备进相运行能力的发电机组，调控机构应根据稳定要求和试验结论制定进相运行规定；

9.9.4.4 发电机的进相运行必须严格按进相运行规定执行，发电机进相运行时应保留10%的静稳储备；

9.9.4.5 凡并网运行的发电机组，其自动励磁调节装置、40

强行励磁调节器和低励磁限制器均应正常投入运行；凡进相运行的发电机组，其自动励磁调节装置必须具有低励磁限制功能，而且必须投运，否则不得进相运行；对自动励磁调节装置的低励限制值必须按运行要求正确整定、校核；其手动励磁的跟踪值必须正确整定，保证在励磁切换时发电机不致失稳；

9.9.4.6 凡需进相运行的发电机组必须装设双向无功功率表和双向功率因数表，以供运行人员对其进行监测和调整；

9.9.4.7 进相运行的发电机的厂用电必须安全可靠，其厂用电的电压应符合规定要求，备用电源自投装置在厂用电失去电源时应能可靠地自动投入；

9.9.4.8 发电机进相运行，当失去静稳时应迅速增加励磁，调减有功，使其拖入同步运行；当其失步时则应立即将机组解列。

9.9.5 电力用户装设的各种无功调节设备（包括调相机、电容器、电抗器、静止补偿和电动机）应按照负荷和电压状况及时调整无功出力。

9.9.6 自备发电厂、地方发电厂、小水电、风电、太阳能发电厂、生物质能发电厂和余热发电厂的机组应按照双方协议或调度规定方式运行。

9.10 谐波及不对称负荷的并网运行管理

9.10.1 电网中任何一点的电压波形畸变率不得超过规定的极限值；注入公共连接点的谐波电流不超过允许值； 9.10.2 各发电厂和供电公司应定期（每年至少一次）按规定方法对谐波情况进行测量与分析，在电气机车，电弧炉等非线性用电设备或大型电容器组投产前及投产后均应对投入点进行谐波测量，测量分析结果应报调控机构备查； 9.10.3 新建或扩建的非线性、冲击性、不对称性用电设备，41

在报装时必须有谐波电流分析计算和抑制措施；在工程交接验收时必须有相应电力部门谐波测试机构的谐波测试鉴定结果，鉴定结果报调控机构备查；

9.10.4 如果测得电网电压正弦波形畸变率超过规定值时，由省电力谐波监测站会同各有关单位组织查明谐波源，提出整治措施，并报调控机构备查；在经采取措施后，还不能消减到规定值以下且威胁电网安全运行时，应将新设备退出进行改造。

第十章 电网稳定管理

10.1 依据《电力系统安全稳定导则》、《电力系统技术导则》、电网安全稳定管理工作规定等，按照“统一管理、分级负责”原则实施电网稳定管理。

10.2 各级电网应建立规划设计、建设、运维、调度、安全监督和科研试验等电网稳定协同管理机制。

10.3 电网稳定管理包括电网安全稳定分析、电网运行方式安排、稳定限额管理、安全稳定措施管理以及电网运行控制策略管理等工作。

10.4 电网中长期规划、2～3年滚动分析校核，年度、夏（冬）季、月度、临时运行方式必须按照统一标准开展稳定分析。10.5 电网安全稳定管理具体措施应严格执行《电力系统安全稳定导则》规定的电力系统承受大扰动的各级安全稳定标准。

10.6 调控机构负责细化调管范围内运行方式安排和安全稳定分析，包括制定稳定限额和安全稳定措施、制定电网故障处置措施与预案等。

10.7 针对电网特殊保电期、多重检修方式、系统性试验等，各级调控机构应进行专题安全校核工作，制定安全稳定措施及运行控制预案。对上级调控机构调管的电网运行有影响的，应报上级调控机构批准。对同级调控机构调管的电网运行有影响的，应报上级调控机构协调处理。

10.8 电网稳定工作由省电力公司统一领导，由省调负责归口管理，并按调管范围分层负责。电网稳定工作领导小组负责领导和协调全网稳定工作，电网稳定工作小组负责具体开

展电网稳定管理工作。

10.9 电网所属规划、设计、建设、运维、科研、安监、营销、交易、调度等部门均应遵守电网安全稳定管理规定，并应充分重视和互相配合，共同做好电网稳定工作。10.10 各级调控机构负责安全稳定装置的调度运行管理，配合有关部门进行电网安全稳定检查。负责制订电网“黑启动”策略和方案。10.11 电网稳定分析

10.11.1 依据《电力系统安全稳定计算技术规范》开展电网稳定分析计算。

10.11.2 电网稳定分析应统筹制定计算边界条件和计算分析大纲，统一程序、统一模型、统一稳定判据、统一计算方式、统一计算任务、统一协调控制策略。

10.11.3 调控机构应建立覆盖全网220千伏以上发、输、变电设备的统一系统仿真模型，并基于全网互联计算数据开展稳定计算工作。

10.11.4 调控机构根据安全稳定分析结果制定电网运行方式，确定稳定限额和安全稳定措施等，并按要求报上级调控机构。遇有对电网运行存在影响且本网不能解决的问题，可向上级调控机构申请协调解决。

10.11.5 下级调控机构制定的稳定控制策略应服从上级调控机构的稳定控制要求，稳定控制策略必须通过联网计算故障集合校验。

10.11.6 省调负责其调管范围内220千伏主网、相关500～220千伏电磁环网及华中分中心委托江西省调调度电厂的稳定计算，制定稳定运行限额，经省电力公司分管领导批准后执行，并报华中分中心备案。

10.11.7 地调负责其调管范围内220千伏、110千伏网络和城市配网的稳定计算工作，提出计算报告和稳定运行规定，经本单位分管领导批准后执行，并报省调备案。对影响省调管辖设备安全的稳定计算和运行规定应经省调核准，必要时，省调应开展校核分析。

10.11.8 县调负责其调管范围内35千伏电网和县域电网的稳定计算工作，提出计算报告和稳定运行规定，由本单位分管领导批准后执行，并报地调备案。对影响地调管辖设备安全的稳定计算和运行规定应经地调核准，必要时，地调应开展校核分析。

10.11.9 各级调控机构应定期对电网稳定水平进行校核分析，提出电网改进意见和稳定措施。根据次年新设备投产情况进行年度运行方式的稳定计算分析，提出保证系统稳定措施改进方案。对临时出现的特殊方式进行稳定计算分析，提出特殊方式下的稳定运行规定，经分管生产领导批准后执行。10.11.10 全网性稳定事故分析计算由省调负责组织开展，提出计算报告及应采取的措施，经省公司批准后报华中分中心备案。

10.11.11 发电企业、省检修分公司等相关单位须向调控机构提供有关符合要求的、电网安全稳定计算分析所必需的技术资料和参数。

10.12 稳定限额及断面管理

10.12.1 调控机构应执行统一的输电断面稳定限额。对关联输电断面稳定限额的制定，应按照下级服从上级的原则，由上级调控机构统筹管理。

10.12.2 输电断面的运行控制，原则上应按调管范围进行管理。上级调控机构可指定输电断面实时运行责任调控机构，45

责任调控机构负责断面的正常实时调整与控制，必要时可申请上级调控机构进行调整。

10.12.3 调控机构负责制定直调电源及输电断面的稳定限额。上级调控机构可以根据电网安全稳定运行需要，调整并发布部分下级调控机构直调范围内电源及输电断面稳定限额，下级调控机构应遵照执行。

10.12.4 调控机构制定的稳定限额原则上由调控机构分管领导批准签发。电网临时或特殊方式下稳定限额，经调控机构分管生产领导批准后执行，必要时向省电力公司分管领导汇报，并制定防止事故扩大的措施。

10.12.5 严禁超稳定限额运行。在实际运行中如果遇到特殊情况需降低考核标准控制有关线路和断面功率时，由调控机构提出建议，经省电力公司分管领导批准后执行，必要时向上级调控机构备案，并制定防止事故扩大的措施。10.12.6 有关单位领导和运行人员应熟悉稳定运行限额，并严格执行。各单位领导发布的命令不得与稳定运行限额规定有矛盾，不得借故妨碍调度指令的执行。

10.12.7 下级调控机构调管的一、二次设备运行方式改变影响到上级调控机构调管辖设备的稳定水平时，应经上级调控机构同意。

10.12.8 调控机构应做好稳定限额相关资料归档工作，保留安全稳定计算原始资料、计算数据、制定稳定限额的依据等材料。

10.13 安全稳定控制措施管理

10.13.1 安全稳定控制系统原则上按分层分区配置，各级稳定控制措施必须协调配合。稳定控制措施应优先采用切机，必要时可采用切负荷、解列局部电网。

10.13.2 省调为江西电网安全稳定装置的管理部门，负责省调管辖电网稳定装置运行管理，检验管理，策略、定值管理，稳定事故分析计算及动作统计等工作，编制调度运行规定、调度术语，开展电网安全稳定检查。协助运维检修部组织电网稳定措施改造工程的实施，配合建设部组织电网稳定措施基建工程的实施。

10.13.3 电科院负责电网安全稳定装置技术监督，负责对各发电企业、省检修分公司、供电企业进行技术指导和技术培训。参与电网安全稳定装置出厂试验和联动试验。解决运行中所存在的安全问题。

10.13.4 电网安全稳定装置所在地供电分公司、省检修分公司承担以下工作：负责本单位安全稳定装置的运行管理、日常运行维护、设备安装调试。及时编制、修订现场运行规程；负责安全稳定装置的检验和日常缺陷处理工作。对装置动作情况进行检查、评价，按有关规定统计上报省调。10.13.5 发电企业应根据电网及设备情况设置解列及保厂用电的自动装置。发电企业负责本单位安全稳定装置的工程管理、运行管理、检验管理。发电企业内安全稳定装置的技术要求、功能及工程进度须按照电网的要求予以实现和完善，涉及电厂外送的安全稳定装置由省电力公司统一制订方案并组织实施。安全稳定装置的定期检验由发电企业编制计划，报省电力公司批准后执行。

10.13.6 各运行单位应按稳定规定保证安全稳定装置切负荷的总量，不应擅自减少切负荷量或更改所切负荷地点，所切除的负荷不应被自动重合闸或备用电源自动投入装置再次投入。安全稳定装置动作切负荷后，变电运维人员不得自行恢复所切负荷开关，应立即向值班调度员汇报，根据值班调