广东电力系统调度规程(修订)
广东电网公司统一编码：
Q/CSG-GPG 2 12 001-2011
2012/01/17印发 封面 2012/04/02实施
本制度信息
2012/01/17印发 制度信息 2012/04/02实施
Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订)
广东电力系统调度规程(修订)
1 总则
1.1 为加强和规范广东电力系统调度运行管理，保障电力系统安全、优质、经济、节能、环保运行，根据国家有关法律、法规和上级有关规定，制定本规程。
1.2 本规程所称的广东电力系统是指广东省内（除广州、深圳中调调管的设备外）的发电、输电、变电、配电、用电设施和为保证其正常运行所需的继电保护、安全自动装置、电力通信、调度自动化等设备（简称二次系统）组成的统一整体。
1.3 各级电网调度机构坚持公开、公平、公正原则调度，接受电力监管机构监管。
1.4 广东电力系统运行实行统一调度、分级管理的原则。任何单位和个人不得非法干预电力调度工作。
1.5 广东电力系统调度机构分三级，依次为省级调度机构（即“广东电网电力调度控制中心”简称“广东中调”，在本规程简称“中调”）、地市级调度机构（简称“地调”）、县（区）级调度机构（简称“县调”）。各级调度机构在调度业务活动中是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。
1.6调度机构是电力系统运行的组织、指挥、指导和协调机构，既是生产运行单位，又是电力系统运行管理的职能机构，依法在电力系统运行中行使调度权。 各级调度机构按照调度管辖范围实施调度管理工作。并网运行的发电、供电、用电单位，必须服从调度机构的调度。
1.7 本规程是广东电力系统运行、操作和事故处理的基本准则。广东电力系统各级调度机构和接受中调调度的发电厂、监控中心、集控中心、变电站等运行值班人员应熟悉并遵守本规程，必须严格遵守调度纪律，服从统一调度。凡涉及广东电网调度运行有关工作的非调度系统人员也应熟悉并遵守本规程。
1.8 广东电力系统内各运行单位制定的运行规程、规定不得与本规程相抵触。
1.9 本规程由广东电网公司发布，广东电网电力调度控制中心负责修订、解释。 2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。凡注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程，鼓励使用本规程的相关单位及个人研究是否可使用这些文件的最新版本。凡未注 共 87 页 第 I 页
Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 明日期的引用文件，其最新版本适用于本规程。
2.1 引用文件
中华人民共和国电力法（主席令第60号）
生产安全事故报告和调查处理条例（国务院令493号）
电网调度管理条例（国务院令第115号）
电力监管条例（国务院令第432号）
电网运行准则（DL/T1040）
发电厂并网运行管理规定（电监会令第10号）
2.2 应用文件
电力安全事故应急处置和调查处理条例（国务院令第599号）
电力系统安全稳定导则（DL/T755）
微机继电保护装置运行管理规程（DL/T587）
电网调度自动化系统运行管理规程（DL/T516）
电力系统通信管理规程（DL/T544）
电力二次系统安全防护规定（国家电监会令5号）
中国南方电网电力调度管理规程
中国南方电网公司电力生产事故调查规程
3 电力调度管理
3.1 调度管理任务
3.1.1 电力调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电力系统的运行，遵循安全、优质、经济、节能、环保的原则，保证所管辖电力系统实现下列基本要求：
3.1.1.1按照电力系统运行的客观规律和有关规定，保证电力系统安全、稳定运行，电能质量指标符合国家规定的标准。
3.1.1.2充分发挥电力系统设备能力，最大限度地满足用户用电需要。
3.1.1.3 遵循国家能源和环保政策，以确保电力系统安全稳定运行和连续供电为前提，以节能、环保为目标，优化配置资源，使单位电能生产中能耗和污染物排放最少。
3.1.1.4 遵循“公平、公正、公开”的原则，依据国家有关法律、法规、政策及有关合同或协议，维护发电、供电、用电等各相关方的合法权益。
3.1.1.5 按照电力市场调度营运规则，保障电力市场营运秩序。
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3.2中调、地调职责
3.2.1 中调的主要职责包括但不限于：
3.2.1.1贯彻执行国家有关法律法规，按照相关合同、协议及规定，实施“公平、公正、公开”调度，组织指挥广东电力系统安全、优质、经济、节能、环保运行。
3.2.1.2 接受南方电网电力调度控制中心（简称“总调”）的调度指挥和专业管理。
3.2.1.3 负责划分中调调度管辖范围，协调明确下级调度机构调度管辖范围划分。
3.2.1.4 执行总调下达的南方电网运行方式；组织编制和执行调管范围内电网运行方式和设备检修计划，并对执行情况监督考核。
3.2.1.5 参加广东电力系统年度发（购）、供电计划和技术经济指标的制定。执行总调下达的电力、电量输送计划，依据购售电合同和计划，编制和执行电力系统月度计划和日调度计划，并监督各项计划的完成。
3.2.1.6 负责广东电力系统运行安全风险管理，分析、评估和发布系统运行风险，制定并检查落实风险预控措施。
3.2.1.7 负责广东电力系统的安全稳定分析及安稳系统的运行管理，编制相关安全稳定控制方案，并监督实施。
3.2.1.8 指挥广东电力系统的调峰、调频和调压工作。
3.2.1.9 根据上级的有关生产计划和系统供电能力，合理分配各地市网供电指标，并监督执行。
3.2.1.10负责组织制定广东电力系统快速限电、事故和超计划用电限电序位表，经政府主管部门批准后，监督有关单位正确执行。
3.2.1.11负责调管范围内电网运行监控，指挥运行操作及事故处理。编制所辖电网事故处理预案，参与电力系统事故分析，制定反措方案并督促落实。
3.2.1.12 负责组织编制广东电力系统“黑启动”方案，并组织试验。
3.2.1.13审核申请并网发电厂的运行技术条件和标准，签订并网调度协议；负责广东电网对外联网、输变电设备并网的系统运行管理。
3.2.1.14 参与广东电力市场的运行、交易工作。
3.2.1.15参与协调水库综合调度方案的制定，协调防洪、灌溉和供水等工作的安 共 87 页 第 III 页
Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 排，负责抽水蓄能电厂水库的合理调度。
3.2.1.16负责广东电力系统调度、运行方式、继电保护、安全自动装置、电力通信、调度自动化、水库调度等专业管理、技术监督及相关评价考核工作。
3.2.1.17负责制定广东电力系统内二次专业的入网设备标准及技术规范；负责组织所辖范围内二次系统技术改造、大修和电网运行系统科技项目审查，实施对项目立项、选型、验收等的全过程管理；负责组织编制所辖范围内二次系统的反事故技术措施并监督实施。
3.2.1.18 参与电力系统规划、工程设计、技改项目的审查工作；审查调度管辖范围内新建、扩建或改建设备的启动方案，并协助做好设备接入系统的有关工作。
3.2.1.19 负责中调调管范围内的广东电力系统调度运行信息的发布。
3.2.1.20负责调度管辖范围内专业技术人员从事调度相关业务工作的培训、考核以及资格认证管理。
3.2.1.21 行使广东电网公司及上级调度机构授予的其他职责。
3.2.2 地调的主要职责包括但不限于：
3.2.2.1 贯彻执行国家有关法律法规，按照相关合同、协议及规定，实施“公平、公正、公开”调度。
3.2.2.2 接受上级调度机构的调度指挥和专业管理。
3.2.2.3 实施上级调度机构及上级有关部门制定的相关标准和规定。负责本地区电力系统的调度指挥和专业管理。组织制定本地区电力系统的有关规章制度、运行技术措施、规定，对县调调度实施管理。
3.2.2.4 执行中调下达的运行方式，编制和执行本地区电力系统的运行方式。
3.2.2.5 负责本级供电局运行维护设备的综合停电管理工作。
3.2.2.6 负责本地区负荷管理及相关信息上报工作。根据中调发、供电计划，及有关合同要求，制定、下达和调整本地区电网日发、供电调度计划，并监督执行。
3.2.2.7 负责本地区电力系统运行安全风险管理，分析、评估和发布系统运行风险，制定并检查落实风险预控措施。
3.2.2.8 负责本地区电力系统的调峰、调压和电力系统输变电设备运行管理，并做好各运行单位的相关管理和考核工作。
3.2.2.9 负责调管范围内电网运行控制，指挥运行操作及事故处理；批准调度管 共 87 页 第 IV 页
Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 辖范围内设备的检修；并按相关规定及时上报运行信息。
3.2.2.10 负责划分本地区所辖县级电力调度机构的调度管辖范围。
3.2.2.11 参与调度管辖范围新设备启动、接入电网的有关工作。
3.2.2.12 制定本地区电力系统三级快速限电、事故和超计划用电限电序位表事故限电序位表，经本级政府主管部门批准后，报中调备案并执行。
3.2.2.13负责组织广东电网二次系统技术改造、大修和电网运行系统科技项目审查，实施对项目立项、选型、验收等的全过程管理；负责组织新技术、新设备、新工艺、新材料的入网测试、审查及推广应用；负责组织编制所辖范围内二次系统的反事故技术措施并监督实施。
3.2.2.14 参与电力系统规划、工程设计、技改项目的审查工作；审查调度管辖范围内新建、扩建或改建设备的启动方案，并协助做好设备接入系统的有关工作。
3.2.2.15负责本地区配网调度管理。
3.2.2.16 负责本地区电力系统调度运行信息的发布。
3.2.2.17负责调度管辖范围内专业技术人员从事调度相关业务工作的培训、考核以及资格认证管理。
3.2.2.18 负责组织编制本地区电力系统“黑启动”方案，并组织试验。
3.2.2.19 行使本地区供电局及上级调度机构授予的其他职责。
3.3 调度管辖范围
3.3.1调度系统是指调管范围内各级调度机构和发电厂、变电站、监控中心、集控中心等运行值班单位的统称。
3.3.2 中调调度管辖范围划分原则：
3.3.2.1广东电力系统500kV电网的输变电设备，但总调调管的输变电设备和广州、深圳中调调管的500kV主变除外。
3.3.2.2 在广东电力系统220kV电网的输变电设备中，包括除220kV主变压器、220kV直配线路、终端变电站以及广州、深圳中调调管区域内220kV输变电设备（不含广州、深圳中调调管区域与外部联络的线路）之外的所有220kV输电线路和两侧设备、220kV变电站的220kV母线、母联开关、旁路开关及其附属的一次设备。
3.3.2.3 220kV及以上主变的分接头开关及高压侧中性点接地刀闸，但总调调管的500kV主变分接头开关、广州、深圳中调调管区域内220kV变电站主变分接头开 共 87 页 第 V 页
Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 关与中性点接地刀闸以及220kV终端变电站主变分接头开关、高压侧中性点接地刀闸除外。
3.3.2.4 除接入广州、深圳区域的220kV及以下电网的发电厂外，与中调签订并网调度协议的发电厂（简称直调电厂，中调调管的发电机组简称直调机组），其调度管辖范围在并网调度协议中予以明确。一般包括：
（1）发电机，220kV及以上电压等级的涉网运行主要电气设备；
（2）火电厂锅炉、汽轮机、燃气轮机等主要设备，水电厂水轮机，核电厂常规岛设备及影响常规岛运行的辅助设备；
（3）发电机励磁系统、调速系统、电力系统稳定器（PSS）、自动发电控制装置（AGC）、自动电压控制装置（AVC）。
3.3.2.5 220kV及以上厂站安全自动装置（含稳控系统及稳控装置）的调管范围原则上随一次设备划分；实施广东电网主网安全稳定控制策略及功能的厂站稳控装置由广东中调调管。
3.3.2.6 220kV及以上电网二次系统的调管范围一般随一次设备划分。
3.3.2.7与其他电力系统联网运行中按联网协议规定属中调调管的设备。
3.3.3 中调可根据上级调度机构有关要求及系统运行实际情况对调管范围进行调整并实施。
3.3.4 在广东电力系统内，属中调调度管辖的电网称为直调电网。
3.4 调度规则
3.4.1 中调值班调度员是广东电力系统运行、控制、操作和事故处理的指挥员，依法行使调度权。除本级调度机构及调度专业负责人外，其他任何单位和个人不得直接要求中调值班调度员发布任何调度指令；调度系统运行值班人员依法执行公务，有权拒绝各种非法干预。
3.4.2 值班调度员按规定发布调度指令，并对所发布调度指令的正确性负责。接受调度指令的调度系统运行值班人员必须执行调度指令，并对调度指令执行的正确性负责。调度系统运行值班人员发布或执行调度指令受法律保护，并承担相应的责任。
3.4.3 发布、接受调度指令，应采用调度专用电话系统或专用网络传输系统。调度指令应简明扼要，正确使用调度术语；设备应冠以电压等级、双重命名（名称 共 87 页 第 VI 页
Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 及编号）。
采用调度专用电话系统时，双方必须先互报单位和姓名，受令人接到指令后，应主动复诵调度指令并与发令人核对无误后，方可执行。如因未复诵核对或术语不准确规范而发生误操作，由发令人和接令人共同承担责任。发、受令双方均应作好录音、记录，录音保存期不得少于三个月。
采用专用网络传输系统时，应确保发、受令双方正确接收对方单位、姓名、调度指令内容和相关时间节点，并作全过程电子记录，记录保存期不得少于三个月。
广东电力系统各级调度运行业务使用汉字及普通话读音，电力专有名词依据国家相关标准。
3.4.4 调度系统运行值班人员接受值班调度员发布的调度指令后，必须迅速执行，不得延误或拒绝执行。执行完毕后，应立即汇报。有特殊原因不能立即执行时，必须征得发令人的同意。
3.4.5 调度系统运行值班人员在接到值班调度员发布的调度指令或在执行调度指令过程中，如认为调度指令不正确，应立即向发令人报告，由该发令人决定指令执行或者撤销。发令人决定该指令继续执行的，受令人应当执行；但受令人如果认为执行该指令确将危及人身、设备或电网安全，受令人应拒绝执行，同时将拒绝执行的理由报告发令人和本单位直接领导。
3.4.6 任何单位和个人不得擅自改变中调调管设备的状态。现场需要操作中调调管的设备，必须得到中调值班调度员的调度指令或调度许可后方可进行。
对危及人身和设备安全的情况可按现场规程处理，但在改变设备状态后，必须立即报告中调值班调度员。
电网紧急需要时，上级值班调度员可以越级发布调度指令，运行值班人员应当执行，然后迅速报告调管该设备的值班调度员。
3.4.7 中调可根据需要将中调调管设备的操作权下放给有关地调。
3.4.8 中调调管设备的正常操作，对总调调管的电网有影响时，应经总调许可后方可进行操作；对广州、深圳中调调管电网有影响时，应事先协商；对地调调管电网有影响时，应事先通知地调做好相关措施。
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3.4.9 地调调管设备的正常操作，对中调调管的电网有影响时，应经中调许可后方可进行操作。
3.4.10属于两级及以上调度机构共同调管的设备，值班员接到操作命令后，在操作前应通报相关调度机构的值班调度员；设备发生跳闸时，应立即向设备归属的调度机构值班调度员报告，然后向相关调度机构的值班调度员通报。
3.4.11在特殊情况下，中调可委托地调对中调调管设备进行调度管理，中调值班调度员应将委托管理原因通知相关运行值班人员。在此期间内，受委托方承担相应安全责任，局域电网相关的运行值班人员必须接受该地调值班调度员的调度。
3.4.12与调度机构值班调度员进行调度业务联系的运行值班人员必须经调度机构培训、考核并取得受令资格。
3.4.13运行值班单位具备接受中调调度指令资格的运行值班人员变更或者中调值班调度员变更，应及时以书面形式通报相关单位。
3.4.14各运行值班单位必须保证在任何时间都有具备接受中调调度指令资格的人员在主控制室（集控中心或监控中心）值守或具备有效的通信联系手段。主控制室应具备监视一、二次设备基本运行信息的技术手段。
3.4.15 值班调度员和运行值班人员有责任及时互相通报有关运行信息。发电厂、集控中心、监控中心、变电站运行值班人员必须严密监视设备的运行状态及负载情况，当设备出现异常或事故时，应立即报告相应调度机构值班调度员。
3.5 调度纪律
3.5.1 发生下列行为之一者，构成“违反调度纪律”：
3.5.1.1不执行调度指令。
3.5.1.2 无故拖延执行调度指令，不如实反映执行调度指令情况。
3.5.1.3 执行上级调度机构下达的发电、供电调度计划或交易计划偏差±3%持续15分钟（AGC自动调节除外）。
3.5.1.4 擅自越权改变设备状态、控制模式、参数、定值。
3.5.1.5 不执行调度机构下达的保证电力系统安全措施。
3.5.1.6 不如实反映电力系统运行情况，隐瞒或虚报事实。
3.5.1.7 调度机构认定的其他性质恶劣行为。
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3.5.2 中调有权对调度管辖的各运行单位的违规行为，在广东电力系统内通报批评、取消当事人接受调度指令资格，被取消受令资格的人员三个月内不得重新参加该资格考试。
3.5.3 违反本规程规定，造成电力系统重大损失或重大事故者，依法追究有关当事人和威胁、唆使、怂恿不执行调度指令的领导或其他责任人员的民事或行政责任，构成犯罪的，移送司法机关处理。
4 并联网管理
4.1 新设备投运管理
4.1.1 投运基本条件
4.1.1.1新设备是指：新建、扩建或改建以及经检修后相关技术参数发生改变的输变电设备。
4.1.1.2 新设备在投运前必须按有关规程规定进行试验、验收，确认相序符合运行要求；调度编号核对无误，调度自动化信息满足电网运行要求；检查绝缘电阻（有条件的线路）合格，解除全部安全措施，按要求整定并投入继电保护、安自装置。
4.1.1.3线路、开关、CT、GIS母线等新设备在投运时，应以工作电压的全电压合闸冲击三次。
4.1.1.4新装变压器在投运时，应经工作电压的全电压合闸冲击五次。大修后的变压器一般可按冲击三次考虑，具体冲击次数由上级设备管理部门确定。
4.1.1.5新设备投运前必须确认极性正确。如极性发生变动，必须进行相关极性测试，测试正确后，方可正式投入运行。
4.1.1.6对于发电厂升压站设备，有条件的可采取递升加压方式检验设备是否满足安全运行要求。
4.1.1.7 发电厂、变电站启动前5天必须开通调度通信通道及生产实时控制业务通信通道，其通道质量应达到有关技术标准。
4.1.1.8 凡属中调直接调管的新设备，未经中调当值调度员同意，禁止自行将新设备接入系统运行；新设备一旦接入系统运行（包括试运行期间），即视为运行设备，必须遵守本规程规定，未经中调当值调度员许可，不得进行任何操作。
4.1.2 投运前准备工作
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4.1.2.1新建、改建、扩建工程的建设单位在规划设计阶段，应向调度部门提供工程的规划设计资料，通知调度部门参加审查。
4.1.2.2 继电保护、保护信息系统、安全自动装置，电力通信、调度自动化等必须按设计要求与工程同步建设、同步验收、同步投产。
4.1.2.3系统设备均应统一编号，编号原则参见附录B。接入220kV及以上电压等级的输变电设备（总调直调设备和广州、深圳地区220kV设备除外，但应抄送中调）命名及编号由中调负责，110kV及以下电网变电站输变电设备命名及编号由各归属地调负责(总调调管的500kV主变的35kV侧设备除外)。直调电厂的所有主设备的调度命名与编号原则上归属中调统一管理，厂用电等附属设备由电厂自行命名与编号，但须报送中调备案。
4.1.2.4 工程相关部门应在可研立项阶段，以正式的书面形式向调度机构提交厂站调度命名申请。
4.1.2.5 工程管理部门应在基建工程投运前三个月向调度机构提交新设备编号申请，并同时报送该工程的电气主结线设计蓝图及相关技术资料。
4.1.2.6 工程管理部门应在技改工程投运前一个月向调度机构提交新设备编号申请，并同时报送该工程的电气主结线设计蓝图及相关技术资料。
4.1.2.7 在新设备安装、调试至投产前的过渡期间，有关电厂和变电站值班员在工程管理部门或新设备启动委员会指挥下进行不影响系统运行的操作。下令人对其操作的安全性及工作的必要性负责。
4.1.2.8因改建、扩建工程需要将中调调管的输变电设备或直调电厂升压站设备停电解口改造的，该运行设备一经停运操作完毕，即退出调度运行管理，所有涉及该设备的工作审批交由启动委员会负责。
4.1.2.9 新建设备的启动，由现场总指挥负责，运行单位负责操作，施工单位、运行单位各自派人员监护。
4.1.3启动方案编制和审核
4.1.3.1新设备接入系统启动方案由工程管理部门负责组织编写，经各设备管理部门审查后报送中调，由中调审核并经启动委员会批准后执行。重大技改项目的启动方案须经上级设备主管部门批准后方可执行。
4.1.3.2 中调调管范围内的新建输变电设备的启动方案必须在投产前一个月报 共 87 页 第 X 页
Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 中调；改建、扩建的新设备启动方案应在设备停电申请前报中调。
4.1.3.3 电厂或地调管辖范围的新设备启动，在启动过程中若涉及中调调管设备运行方式变更，则须提前五个工作日将经本单位审批的启动方案报送中调审批后方可执行，中调仅对调管范围内的设备方式变更及操作正确性负责。
4.1.3.4 新设备启动方案一经批准，即可作为中调当值调度下达操作指令的依据，启动现场必须以该启动方案为依据填写操作票。启动方案变更，须经现场启动委员会重新审批后方可执行。
4.1.3.5 中调调管范围内的输变电设备检修申请及启动方案审核管理人员，必须接受调度机构的业务培训，通过统一考试取得调度机构授予的输变电设备检修管理资格认证后，方可开展工作。
4.1.3.6 新设备启动方案应包含以下内容：
（1）工程概况及主要设备参数；
（2）启动范围及启动时间；
（3）启动前后系统的运行方式及设备状态；
（4）设备启动内容及步骤；
（5）风险评估及控制预案；
（6）附件（包括启动委员会名单、发供电单位审核签证页、电气主结线图及母线正常运行方式）。
4.2 新机组并网管理
4.2.1 新建机组并网条件
4.2.1.1并入广东电力系统的新建机组必须满足电网安全稳定运行的条件，严格执行电网运行管理标准。根据调度各专业管理要求，配置相应的专职管理和技术人员，确保调度业务有效实施。
4.2.1.2新建机组必须在首次并网调试前3个月签订“并网协议”和“购售电合同”，并与所属调度机构签订“并网调度协议”。
4.2.1.3新建机组在首次并网前15个工作日，其发电企业应向广东电网公司提出正式并网申请，由电网公司组织审查符合各项并网条件后予以批复，机组方可申请并网运行。
4.2.1.4 新建机组的一、二次系统设施应按批准的设计同步建成、同步投产，并 共 87 页 第 XI 页
Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 经有关电网管理部门验收合格。
4.2.1.5 新建机组应在首次并网前30天向调度机构提交启动试验方案，经调度机构审核，并经启动委员会批准后方可执行。
4.2.1.6 新建机组应具备接受电网统一调度的技术条件：
（1）电气主结线方式以及并网方式应满足电网安全稳定运行的要求。
（2）机组的励磁调节系统和调速系统应符合国家电力行业标准，按电网的要求装设电力系统稳定器（PSS）。
（3）发电机组安装的继电保护和安全自动装置已具备投运条件，定值应满足电力系统稳定运行要求。
（4）调度自动化设备的功能已通过调度机构验收，有关信息已传送相关调度自动化主站。
（5）电力通信设施已按要求建成，至相关调度机构的通信通道均已开通，已通过调度机构验收。
（6）与并网运行有关的电能计量装置应符合国家相关规定并已安装和校验完毕。
（7）已向调度机构提供电气主结线图、主要设备参数、继电保护和安全自动装置、调度自动化及通信设备等技术资料。水电厂还应提供水工建筑、水文、水库调度曲线（调度图）等资料，核电厂应提供核岛的有关资料和图纸。
（8）其他为保证电力系统安全运行所必须具备的条件。
4.2.2 新建机组并网调试
4.2.2.1新建机组进行涉网试验前，应由具备资质的试验单位编制试验方案，并提前15个工作日向调度机构提交试验申请和试验方案，经调度机构审核同意后方可执行。
4.2.2.2 新建机组具备首次并网运行条件后，需提前向调度机构提交机组的三天滚动调试计划和周调试计划。
4.2.2.3 新建机组在进入满负荷试运行前，必须按要求完成励磁系统和调试系统参数实测、一次调频、AGC、PSS、100%甩负荷试验以及其他保证电网安全所必须的试验，并将试验情况和结果提交调度机构审核。
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4.2.2.4 新建机组满负荷试运行一般应至少提前一天向调度机构提交试申请，经审核同意后方可进行。
4.2.2.5 新建机组满负荷试运行必须连续运行，不得中断，平均负荷率不小于90%。
4.2.2.6 新建机组的进相试验应在满负荷试运行后6个月内完成。
4.2.2.7 改建、扩建机组的并网管理要求参照新建机组。
4.3 电网联网管理
4.3.1广东电网与南方区域内外其他省区电网和电厂的联网管理由南方电网统一管理。一般情况下，广东电网内220kV及以上电压等级的联网由中调调度管理；电压等级在220kV以下的联网系统，中调可视情况委托地调调度管理。
4.3.2 继电保护、安全自动装置、电力通信及调度自动化等二次设备的调管范围划分原则上与一次设备调管范围划分一致。
4.3.3 广东电网与其他电力系统联网运行，需签订联网协议，明确联网各方的调管范围、职责，建立联网各方的运作机制等。
4.3.4 联网各方调度机构应协商成立联网运行协调机构，建立协调机制，及时沟通解决运行中的问题；联网运行各方应根据需要互相提供方式、保护专业计算的有关参数。
4.3.5 南方区域外电网和电厂与广东电网联网时，应遵守南方电网及广东电网有关规程规定和技术条件。若双方规程规定和技术条件存在差异的，应按照国家有关法规标准协商解决。
4.4 大用户并网管理
4.4.1 用户变电站应与所属调度机构签订并网调度协议，原则如下：
（1）电压等级为220kV的非终端用户变电站,由中调与用户双方签订；
（2）电压等级为220kV的终端用户变电站,由中调、地调与用户三方签订；
（3）电压等级为110kV及以下的用户变电站，由地调参照220kV用户变电站调度协议签订模式进行管理，组织县调和用户签订双方或三方协议。
4.4.2 并网调度协议应明确并网条件、设备启动和调试、保证电网安全的责任和义务、接入系统方式、运行方式、调度管辖范围和要求、调度运行管理、设备运 共 87 页 第 XIII 页
Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 行及检修管理、继电保护与安全自动装置、调度自动化和通信管理、事故处理与调查、违约责任等内容。
4.4.3并网调度协议应明确调度管辖设备的调度命名和编号，如有接线、命名、编号发生改变，需重新签订协议。
4.4.4 用户变电站并网前需满足以下条件：
（1）已签订供用电合同和并网调度协议。
（2）用户变电站的运行值班人员应具备工作资质，接受调度指令的人员必须获得接受调度指令资格。
（3）用户侧的一、二次设备均满足接入电网的要求，并按国家相关规定试验合格。
（4）已向调度机构提供以下技术资料：电气主结线图、主要设备参数、联网方式、继电保护和安全自动装置、调度自动化及通信设备、负荷特性曲线、现场运行规程、操作细则、主要设备说明书等技术资料。
（5）启动调试方案已由业主及施工单位审查并报调度机构审核批准。
（6）继电保护、安全自动装置已按照调度机构要求整定及投入，有关调度信息已传至调度自动化主站，通信通道质量满足调度要求，电能计量装置满足电网公司要求。
（7）为保证电力系统安全运行所必须具备的其它条件。
4.4.5用户并网工作流程：
（1）用户首次并网前三个月，调度机构应根据用户申请，与用户协商签订《并网调度协议》。
（2）用户应在首次并网前15个工作日向电网公司提出并网申请，由所在电网公司组织审查批复，由调度机构按照并网计划安排送电。
4.5 新能源并网管理
4.5.1 新能源并网管理原则
4.5.1.1新能源又称非常规能源，是指传统能源之外的各种能源形式，如风能、太阳能、生物质能、地热能、海洋能等能源。新能源的特点是发电能力受气象条件、季节、昼夜等因素的影响，不具备调峰和调频能力。
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4.5.1.2 按国家政策要求，在保证电力系统安全稳定运行和电力供应的前提下，调度机构应优先安排新能源机组发电。
4.5.2 风电并网运行管理
4.5.2.1发电计划
（1）风电场应具备必要的技术手段，开展短期（0-24小时）和超短期（15分钟-4小时）发电出力预测，并将出力预测上传至调度机构。
（2）风电场每日12点前向调度机构报送次日0时至24时的96点发电功率预测曲线，时间分辨率为15分钟。
（3）风电场每15分钟向调度机构滚动上报未来15分钟～4小时的发电功率预测曲线，时间分辨率为15分钟。
（4）调度机构在保证电网安全稳定运行的基础上，原则上按照风电场上报的功率预测结果下达风电场发电计划。如电网运行条件受到约束，调度机构可对风电场发电计划进行调整。
4.5.2.2 调度调控
（1）风电场运行值班人员应严格执行调度指令，按发电计划曲线和调度指令控制风电场功率，在满足调度机构下达的出力曲线前提下，机组启停可由风电场自行控制。
（2）若风电场的运行危及电网安全稳定，调度机构有权限制风电场有功出力直至停机，待危害因素消除后再恢复风电场并网发电。
（3）发生下列情况之一的，必须经调度机构同意方可再次并网，严禁擅自并网：
① 因电网故障、安自装置动作，或因频率、电压等系统原因造成风电厂机
组跳机。
② 因台风等自然灾害影响，或风电场机组故障解列停运。
（4）风电场应按调度机构下达的电压控制曲线要求，及时控制无功补偿装置的投退，在无功补偿装置全部投入或退出后仍不能满足调度机构的控制要求时，应及时向调度机构汇报。
5 调度运行管理
5.1 运行操作原则
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5.1.1任何情况下严禁“约时”停、送电；严禁“约时”开始或结束检修工作；严禁“约时”投、退重合闸。
5.1.2 发布倒闸操作调度指令前，值班调度员应与受令人核对设备状态，向受令人明确操作任务和要求。
5.1.3 操作前应注意操作后可能引起的潮流、电压和频率的变化、发电机失步、操作过电压、设备过负荷、超稳定极限、继电保护及安全自动装置是否满足要求，变压器中性点接地方式是否符合规定等。
5.1.4 操作过程中若发生异常或故障，运行值班人员应根据现场规程处理并尽快汇报值班调度员。
5.1.5 操作完毕后，受令人应立即向发令人汇报执行情况，不得延误。受令人汇报后，该项操作方可认为执行完毕。
5.1.6 进行继电保护、安全自动装置等二次设备操作时应使用其调度命名。值班调度员只针对其装置功能发布调度指令，原则上不具体下达压板操作的指令。
5.1.7运行中的安自装置必须得到值班调度员的指令或许可方可操作。新建或改造后的安自装置在投信号或挂网试运行期间，试验操作、调试定值更改、状态变更等工作均由工程管理部门或专业管理部门通知或许可，并对其正确性负责。
5.1.8 调度指令包括单项令、逐项令和综合令。
5.1.9 中调值班调度员下达逐项令或综合令，必须使用操作票；中调值班调度员下达单项令，不需要使用操作票，但必须明确操作目的，必要时应作详细记录。
5.1.10 各类调度指令的适用范围：
（1）对于一个操作任务，凡需涉及两个或两个以上单位配合完成并按一定逻辑关系进行操作的或虽然只涉及一个单位但对系统运行方式有重大影响的复杂操作，均应发布逐项令。发令调度员按操作票顺序逐项下达操作指令，受令人按照下达的操作指令完成现场操作。每执行完一项操作指令，必须向发令调度员报告，等待接受下一项操作指令，直到全部操作完成。
（2）对于只涉及一个单位而无需其他任何单位配合即可完成的操作任务，可使用综合令。
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（3）对经批准操作权下放给相关地调的线路的停、送电操作，中调值班调度员对地调值班调度员发布综合令，由地调值班调度员编制调度操作指令票进行逐项操作。
（4）以下操作可以发布单项令：
①参数调整。
②二次设备操作。
③机、炉开停。
④单一项目操作，如合上或断开单一的开关，投入或退出机组辅助调节功
能。
⑤控制或解除控制用电负荷，拉闸限电或恢复用户供电。
⑥设备启动、调试时按照启动方案执行的操作。
⑦事故处理。其中事故处理告一段落后的恢复性倒闸操作，应使用综合令
或逐项令进行操作。
⑧中调下达给统调电厂的发电曲线以及中调下达给地调的非统调电厂发电
曲线、错峰预警信号。
5.1.11 以下情况，由现场运行值班人员根据现场需要，向中调值班调度员提出操作申请，得到调度许可后即可进行操作：
（1）500kV变电站的低压电抗器、电容器以及站用变的状态改变。
（2）有载调压主变分接头开关的调节。
（3）主变中性点接地方式的改变。
（4）发电机组调节系统的投入和退出。
（5）发电机组试验或退出备用。
5.1.12 在操作过程中，如系统发生事故，应立即停止操作，迅速处理事故，待事故处理告一段落，经评估后，再操作。
5.2 运行操作
5.2.1开关操作
（1）开关可以断、合额定电流以内的负荷电流和切断额定遮断容量以内的故障电流。
（2）开关带电合闸前，必须有完备的继电保护投入。
（3）开关合闸后，应检查三相电流是否正常。
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（4）开关分闸操作时，当发现开关非全相分闸，应立即合上该开关。开关合闸操作时，若发现开关非全相合闸，应立即断开该开关。
5.2.2刀闸操作
严禁带负荷拉开或合上刀闸。带电的情况下，允许用刀闸进行下列操作：
（1）拉、合无故障的电压互感器和避雷器。
（2）经设备管理单位确认，拉、合220kV及以下电压等级的母线充电电流。
（3）拉、合无接地故障的变压器中性点接地刀闸（含拉、合变压器中性点小电抗接地刀闸和变压器隔直装置接地刀闸）。
（4）拉、合220kV及以下等电位的环路电流，但必须采取防止环路内开关分闸的措施。
（5）拉、合充电电容电流不超过5安培的空载引线。
（6）经设备运行维护单位确认，按规定拉、合500kV3/2开关结线方式的母线环路电流。
5.2.3线路操作
（1）线路送电操作前，必须检查线路工作是否全部结束、工作人员是否撤离、接地安全措施是否全部拆除，继电保护是否完备并按要求投入。
（2）线路停送电操作应充分考虑线路充电功率对系统和线路末端电压的影响，防止设备过电压。
（3）线路充电应优先选择远离电厂侧为充电端；再选择短路容量大的一侧为充电端，充电端必须有变压器中性点直接接地，优先选择带有并联电抗器侧的对端为充电端。
（4）用小电源向线路充电时，应考虑继电保护的灵敏度，并应有防止送电端发电机产生自励磁的措施。
（5）线路停电操作应当按照断开开关、拉开线路侧刀闸、拉开母线侧刀闸的顺序依次操作。若开关已断开，线路侧刀闸因故不能拉开，应及时汇报中调值班调度员，证实线路对侧已停电，并在开关靠线路侧验明或确认无电压后，方可拉开母线侧刀闸。
线路送电操作顺序相反。
（6）线路各侧均与电源明显隔离或具有可判断的隔离点，经验明无电压后方可合上线路接地刀闸或挂接临时地线。
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（7）在未经试验及批准的情况下，不得对末端带有变压器的线路进行充电或拉闸。
（8）装有高抗的线路一般不允许无高抗运行。如高抗不能投运，而电网需要该线路运行，应经计算分析或试验，并经调度机构负责人批准。
（9）线路高抗只能在不带电的情况下进行操作。拉开、合上高抗刀闸的操作应在线路处于冷备用状态时进行。
（10）线路高抗送电前，应投入本体及远方跳闸保护。
5.2.4变压器操作
（1）变压器并列条件：
① 结线组别相同。
② 电压比相等。
③ 阻抗电压相等。
电压比和短路电压不同的变压器，必须经过计算，在任何一台都不会超负荷的情况下，可以并列运行。接线组别不相同时，严禁并列运行。
（2）变压器充电时应考虑励磁涌流的影响。
（3）合上或断开变压器开关，使变压器投入或退出运行时，该变压器中性点必须直接接地；变压器并入电网运行后，其中性点是否直接接地应按继电保护要求执行。
（4）两台运行中的变压器中性点接地方式转换时，由运行值班员提出申请，经值班调度员许可后操作,并应始终保持至少一台变压器中性点直接接地。
（5）变压器投入运行时一般先从高压侧充电，后合上低压侧。停电时操作顺序相反。
（6）切换变压器时，应检查并入的变压器确已带上负荷后方可停下待停变压器。
（7）无载调压变压器停电更改分接头后，必须测量三相直流电阻合格后，才能恢复送电。
（8）当500kV长线路末端投入空载变压器时，线路末端电压不应大于变压器相应分接头电压的110%，以免磁路饱和引起异常的高次谐波而击穿变压器绝缘。
（9）停用、投入或切换电压互感器，应考虑对继电保护、自动装置和表计 共 87 页 第 XIX 页
Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 的影响。
5.2.5母线操作
（1）进行母线操作时必须注意对继电保护、仪表及计量装置的影响。
（2）设备倒换母线应考虑各组母线的负荷与电源分布的合理性。
（3）正常情况下，运行中设备进行倒换母线操作时，应将母联两侧刀闸及开关合上，并退出母联开关的操作电源，才能进行倒闸操作。设备开关的母线侧刀闸必须按照“先合后拉”的原则进行。
（4）热备用设备进行倒换母线操作，其母线侧刀闸应按照“先拉后合”的原则进行。
（5）双母线停用一组母线时，应防止运行母线电压互感器低压侧向空母线反充电，引起电压互感器二次电源保险熔断，造成继电保护误动作。
（6）向母线充电时，必须投入有足够灵敏度、可快速切除故障的继电保护；用变压器开关向母线充电时，变压器中性点必须直接接地。
（7）母线充电或停电时，应采取防止产生谐振的措施。
5.2.6代路操作
（1）一般情况下应将旁路开关与被代开关并列运行，确认旁路开关带上负荷，才能断开被代开关。
（2）必须考虑代路前后对继电保护的影响，对继电保护作必要的调整。
（3）如果旁路开关与被代开关并列运行可能造成继电保护误动，原则上应先断开被代开关，然后进行旁路开关代路操作。
5.2.7 解并列操作
（1）系统并列操作的条件：
① 相序、相位相同。
② 频率相等，频率偏差不大于0.2Hz。
③ 电压相等，500kV电压差允许不大于10%，220kV电压差允许不大于20%。
（2）系统并列操作应使用同期装置，严禁非同期并列。
（3）系统解列操作：
① 两系统解列时，应先将解列点的有功潮流调至接近零，无功潮流调至尽
量小，使解列后两个系统的频率、电压变动在允许范围内；
② 对解列后脱离主系统的区域系统可由中调委托该区域内其中一个地调
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Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 负责调度，并应指令有关单位接受该地调调度。
5.2.8解合环操作
（1）合环操作相位必须相同；500kV电压差一般不应超过10%，相角差一般不应超过20°；220kV电压差一般不应超过20%，相角差不应超过25°；必须确保合环后各环节的潮流变化不超过继电保护整定、系统稳定和设备容量等方面的限额。
（2） 解环操作，应先检查解环点的有功、无功潮流，确保解环后系统各部分电压在规定范围内，各环节潮流变化不超过继电保护整定、系统稳定和设备容量等方面的限额。
（3）地调利用短时电磁环网，在各供电片区之间进行负荷转供的操作前，必须知会中调值班调度员，并确认当前主网的运行情况符合操作条件。
5.2.9零起升压
（1）对长距离线路进行零起升压的发电机，应经验算不会发生自励磁。
（2）作零起升压的发电机应先将强行励磁、复式励磁、自动电压校正器和失磁保护停用。
（3）作零起升压的发电机升压变中性点必须直接接地。
（4）对线路零起升压应将重合闸停用。
（5）升压时应先以最低电压开始，逐步升压，以防电压滑升，必要时可降低发电机转速。
（6）对变压器进行零起升压的发电机，应有足够的容量，在升压至额定电压时，发电机能满足变压器空载励磁电流，被升压的变压器中性点必须接地。
5.3 调频、调峰管理
5.3.1广东电力系统频率标准是50Hz，正常运行频率不得超过50±0.2Hz。系统电钟与标准钟的误差不得超过±30秒。
5.3.2中调值班调度员负责按照总调有关规定控制系统频率和区域控制偏差在规定范围内，满足南方电网广东频率控制区域的技术规范要求。
5.3.3直调发电机组必须具备符合国家和电力行业的有关技术标准、满足电网要求的一次调频功能。正常运行机组应当投入一次调频功能，并按要求提供一次调频辅助服务。机组一次调频功能投、退或更改定值均须得到中调值班调度员许可。
5.3.4并网运行单机容量200MW及以上火电机组，单机容量40MW及以上非径流 共 87 页 第 XXI 页
Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 水电机组及抽水蓄能机组必须具备AGC功能，并按要求提供AGC辅助服务。
5.3.5直调发电机组AGC性能应符合国家和电力行业的有关技术标准，满足电网运行要求，满足中调AGC定值单中规定的运行指标，严禁擅自更改AGC调节参数。
5.3.6凡有机组接入AGC功能的发电厂，必须制定本厂运行和管理规程，并上报调度机构备案。保证机组AGC能正常投入运行。并网运行机组AGC功能的投、退以及更改定值等均应按照中调值班调度员的指令执行。
5.3.7当预计系统备用容量不能满足运行要求或频率低于正常控制标准时，中调值班调度员可采取但不限于下列措施：
（1）开出直调备用机组。
（2）增加购电和争取外网提供备用容量。
（3）指令地调开出地方备用机组。
（4）指令地调按要求控制用电负荷。
（5）必要时按《超计划限电序位表》、《事故限电序位表》和《三级快速事故限电线路表》进行拉闸限电。
5.3.8中调值班调度员指令拉闸限电或自动减载装置切除的负荷，必须得到中调值班调度员指令，方可恢复送电。
5.3.9中调值班调度员应依据系统运行情况的实时变化趋势，提前预计、滚动修正当值乃至当日的系统调峰安排，优化水电、火电、核电、抽水蓄能机组以及外购电力调峰组合，保障系统的供电能力，提高系统调峰的经济与环保水平。
5.3.10发电厂运行值班人员必须按照中调值班调度员或AGC的指令调整本厂机组出力，地调值班调度员必须按照中调值班调度员的指令控制本地区的负荷，协助系统调峰。
5.3.11 电网异常或事故情况下,中调根据实际情况指定电网主调频厂，调频厂在出力允许可调范围内，按照调度员的指令负责系统频率的调整。
5.3.12当发生与主网解列运行的情况时，中调值班调度员指定区域电网其中一个地调负责指挥区域电网的频率调整，其标准频率为50Hz，频率偏差应满足相关规定，区域电网内的厂、站运行值班人员应服从调度，直至与主网重新并列为止。
5.4 无功电压管理
5.4.1 无功电压一般原则
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5.4.1.1电压与无功功率实行分级管理，按照分层（电压等级）、分区（供电区）无功功率基本平衡的原则进行调整。南方区域内电网联网之间的无功电力交换按“界面功率因数”控制并考核。
5.4.1.2各级调度机构应负责调管范围内电压与无功功率的调度管理，并做好电压监测、控制与考核工作。
5.4.1.3电压监测点允许的电压偏移范围应根据有关导则、规定确定，并满足正常条件下的下级供电电压要求。电压控制（考核）点应在电压监测点范围内按照一定比例选取，调度机构结合方式变化、负荷变动、基建投产等运行实际，对电压控制（考核）点的设置及其控制目标进行调整。
5.4.2 调度机构管理职能
5.4.2.1在调管范围内设立电网电压监测点和电压控制（考核）点，并报上级调度机构备案。
5.4.2.2 定期分析电网的电压质量及无功平衡情况，制定调整方案。
5.4.2.3下达管辖厂站的月度电压控制曲线（电压控制范围），对实际电压合格率进行考核，并报上一级调度备案。
5.4.2.4合理调整管辖变电站的变压器分接头档位定值，提出操作要求。
5.4.2.5组织开展管辖机组的进相和迟相试验。
5.4.2.6指挥管辖变电站的无功补偿设备投退和机组的无功出力调整。
5.4.2.7结合电网运行，提出静态和动态无功设备的配置要求。
5.4.2.8负责区域无功电压控制系统（AVC）的运行管理。
5.4.3 变电站运行管理职责
5.4.3.1运行维护单位做好无功补偿装置的运行维护，保证其可用率达到相关管理规定的要求。
5.4.3.2变电站应执行调度下发的电压曲线，根据系统需要及时投切无功补偿设备、调整主变分接头档位。当本站已无调整能力而电压仍越限时，应立即报告相应当值调度员。
5.4.3.3变电站的电压调整应兼顾各电压等级，若无法兼顾，优先满足高电压等级安全要求，并及时报告相应当值调度员。
5.4.3.4执行调度下达的变压器分接头档位定值单，并在规定范围内进行调整。
5.4.3.5 按调度的要求接入AVC系统或VQC系统、监测设备等装置，加强AVC、 共 87 页 第 XXIII 页
Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) VQC站端无功补偿设备和主变分接头运行状态监视，及时处理异常闭锁信号。
5.4.4 直调电厂运行管理职责
5.4.4.1直调电厂值班员应执行调度下发的电压曲线，当本厂已无调整能力而电压仍越限时，应立即报告相应当值调度员。
5.4.4.2发电机自动励磁调节装置应满足调度机构的要求，并正常投运，未经值班调度人员同意不应退出。
5.4.4.3按调度要求完成机组的进相和迟相试验。
5.4.4.4按调度的要求接入AVC系统、监测设备等装置，加强AVC等厂端设备运行状态监视，及时处理异常闭锁信号。
5.4.5变压器分接头开关的调整管理
5.4.5.1中调调管变电站和发电厂的升（降）压变的分接头开关由中调统一管理。
220kV直配（或终端）变电站主变的分接头，中调可授权地调管理，其分接头开关整定需报中调备案。必要时应服从中调的统一指挥。
接入110kV电网统调电厂的主变分接头开关由地调管理，其整定需报中调备案。
5.4.5.2 500kV变电站主变分接头开关，应按中调值班调度指令进行调整。
220kV变电站主变分接头开关，在中调整定位置的正负2档范围内，可根据变压器中、低压侧电压和本站无功补偿设备的投切情况进行必要的调整。当系统电压发生变化，分接头开关在整定范围内难以有效控制，需要作出改变时，变电站必须征得中调值班调度员同意后，才能进行操作，中调值班调度员必须记录分接头开关变动的情况。
500kV、220kV变电站无功电压自动调整装置由地调负责整定，经中调审批后，方可投入自动调整变压器分接头开关，必要时中调有权要求地调调整装置的整定值。
5.4.5.3变电站须采集主变各侧母线的电压、无功功率以及分接头开关位置、低压无功补偿投入容量等相关的实时远动“四遥”信号，分两路送至中调和地调的EMS能量管理系统。
5.4.6发电厂、变电站的调压原则
5.4.6.1发电厂和变电站的500kV母线在正常运行方式情况下，电压允许偏差为系统额定电压的0%—+10%；最低运行电压不应影响电力系统同步稳定、电压稳 共 87 页 第 XXIV 页
Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。
发电厂的220kV母线和500kV变电站的中压侧母线在正常运行方式情况下，电压允许偏差为系统额定电压的0%—+10%；异常运行方式时为系统额定电压的-5%—+10%。
220kV变电站的220kV母线、发电厂和220kV变电站的110kV—35kV母线在正常运行方式情况下，电压允许偏差为系统额定电压的-3%—+7%；异常运行方式时为系统额定电压的±10%。
带地区供电负荷的变电站和直调电厂的10kV（或6kV）母线正常运行方式下的电压允许偏差为系统额定电压的0%—+7%。
5.4.6.2发电厂、变电站的无功出力、主变分接头开关及无功补偿设备的调整原则如下：
（1）按高压侧母线电压进行控制。
（2）当高压侧母线电压接近或低于正常控制范围下限时，发电厂应提高机组无功出力，变电站应投入补偿电容器，电压仍偏低时才调整主变分接头，提高电压。
（3）当高压侧母线电压接近或高于正常控制范围上限时，发电厂应降低机组无功出力，中调调度员应联系地调减少上网地方机组的无功出力，变电站应退出补偿电容器，投入补偿电抗器，电压仍然偏高时，才调整变压器的分接头开关，降低电压。
（4）兼顾10kV母线电压调整的要求。
5.4.6.3电压控制点的最低极限电压规定为额定电压的90%。 当该节点电压下降至最低极限电压以下时，各发电厂、变电站运行人员应立即利用发电机的事故过负荷能力增加无功出力，投入所有补偿电容器，以维持电压。同时，将情况报告中调值班调度员，中调值班调度员应在安全允许的情况下，迅速采取措施：
（1）利用一切手段增加系统无功功率。
（2）起动备用机组。
（3）当采取上述措施仍无法恢复电压时，应立即对电压最低点及附近超用负荷的地区采取控制负荷水平的措施，使电压及时恢复至极限电压以上。
5.4.6.4电压控制点的最高极限电压规定为额定电压的110％。当该节点电压上 共 87 页 第 XXV 页
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（1）要求相关地区发电机组转为进相运行工况。
（2）停运并列运行的双回送电线路的其中一回。
（3）投入一台主变空载运行。
（4）投入变电站低压并联补偿电抗器。
（5）限制地方电源向主网倒送无功。
（6）调整变电站分接头开关位置，缩小主变变比。
5.5 无人值班变电站管理
5.5.1广东电网无人值班变电站运行管理可采取“集控中心”或“监控中心+巡维中心”模式。
5.5.2 一个集控中心所管理的变电站不宜超过15座。
5.5.3 监控中心的一个监控子站监控的变电站不宜超过15座。
5.5.4集控中心、监控中心必须24 小时不间断监视设备运行情况。
5.5.5调度员、集控员（监控员）的职能必须分开。同时具备调度员、集控员（监控员）资格的人员，当值期间只能担任其中一个岗位的角色。
5.5.6中调调管的集控中心或监控中心到达所辖变电站的行车时间不宜超过40分钟。
5.5.7特殊情况下，根据中调或应急要求，无人值班变电站应派人值守，必要时直接接受中调值班调度员的调度指令，操作完毕后应分别报告中调和集控中心或监控中心。
5.6 事故处理
5.6.1一般原则
5.6.1.1各级调度机构负责其调管范围内的电网事故处理。
5.6.1.2 中调值班调度员是中调调管范围内电网事故处理的指挥员。中调调管电网发生事故时，各级调度及有关厂站运行值班人员应在中调值班调度员统一指挥下正确、迅速处理事故。
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5.6.1.3在处理事故时应做到：
（1）迅速限制事故的发展，消除事故根源并解除对人身和设备安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解。
（2）用一切可能的方法保持设备继续运行，首先保证发电厂及枢纽变电站的自用电源。
（3）尽快对已停电的用户特别是重要用户保安电源恢复供电。
（4）调整系统运行方式，使系统满足安全稳定运行的要求。
5.6.1.4系统发生事故时，事故单位的运行值班人员应在故障后3分钟内简明扼要地将事故的发生时间、天气、开关跳闸情况和潮流异常变化情况，报告中调值班调度员；然后迅速查明继电保护及自动装置动作情况，对跳闸开关及有关间隔进行外部检查，有人值班变电站在事故后15分钟内、无人值班变电站在人员到站后15分钟内向中调值班调度员报告，并按照调度指令进行处理。对无需等待调度指令即可自行处理的事件，现场运行值班人员应按现场规定立即处理，然后报告中调值班调度员。
5.6.1.5非事故单位，应加强运行监视，做好防止事故扩大的预想。不要急于询问事故情况和占用调度电话，以免影响事故处理。如发现异常情况应及时报告中调值班调度员。
5.6.1.6系统发生事故时，中调值班调度员根据系统运行情况，可按照事故限电序位表迅速切除部分负荷，以保持系统安全稳定。中调事故限电或中调调管的自动装置动作切除的负荷，未得中调值班调度员指令，不得送电。
5.6.1.7中调值班调度员应根椐系统频率及电压的变化、继电保护及自动装置的动作情况和EMS显示等分析判断系统事故的性质和原因。处理事故时应镇定、沉着，下达指令和汇报内容应简明扼要。
5.6.1.8中调值班调度员在处理事故时应特别注意：
（1）防止破坏电网稳定。
（2）防止恶性电气误操作。
（3）避免因联系不周，情况不明或现场汇报不准确而造成误判断。
（4）防止过负荷引起自动装置动作。
（5）防止非同期并列。
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（6）按照规定及时处理异常频率、电压。
5.6.1.9发生事故情况下，网间联络线输送功率偏离计划曲线时，应根据网间事故支援的规定进行处理。当外电网发生事故导致系统频率偏差超过允许范围并危及电网安全时，中调值班调度员应立即请示总调值班调度员解网运行。
5.6.1.10为了防止事故扩大、减少事故危害和损失，下列情况下事故单位可不待中调值班调度员指令，立即自行处理，但事后应尽快报告中调值班调度员：
（1）危及人身或设备安全时，根据现场规程及时采取措施。
（2）发电厂、变电站的自用电全部或部分停电时，用其他电源恢复自用电。
（3）系统频率降低至规定值时，各发电厂增加机组出力和开出备用水轮发电机组并入系统。
（4）系统事故造成频率升高至规定值时，各发电厂降低机组出力。
（5）系统频率低至低频率减载装置、低频率解列装置应动作的定值，而该装置未动作时，在确认无误后应立即断开相应开关。
（6）当母线电压消失时，将连接在该母线上的所有开关断开。
（7）本规程或现场规程中明确规定的其他情况。
5.6.1.11电网发生事故时，只允许值班调度员和与事故处理有关的领导留在调度室内，应保持调度室肃静。必要时，可请有关专业人员到调度室内研究解决事故处理有关问题。
5.6.1.12调度交接班尚未完毕时发生事故，应停止交接班。由交班调度员进行处理，必要时接班调度员可协助，待事故处理告一段落时，再进行交接班。
5.6.1.13当事故处理告一段落时，按规定向有关人员通报事故情况。事故处理完毕后，应详细记录事故情况及处理过程。
5.6.2 线路事故
5.6.2.1线路两侧开关跳闸后，对线路强送电的规定：
（1）开关跳闸后，现场必须检查开关的外部和线路保护动作情况，确认开关无异常，判断保护动作情况无异常，可指令对线路强送一次。
（2）若系统急需恢复该线路运行，而现场不能及时汇报开关间隔的检查结果和保护的动作信息时，经调度中心领导批准，可不待保护和开关间隔检查结果，对线路强送一次。
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（3）当强送不成功，对继电保护动作有疑问，且现场反映无冲击等故障现象时，经调度中心领导或总工程师批准，可退出该保护，再强送一次。
（4）线路跳闸后强送不成功，有条件时，可用发电机组对线路进行零起升压，当零起升压不成功或测量绝缘不良时，应立即通知有关单位抢修。当不具备零起升压条件，且系统特别需要该线路运行时，可经调度中心主管领导批准选择适当的开关再强送一次，但强送前应详细检查开关。
5.6.2.2 线路跳闸后进行强送电，应按以下原则处理：
（1）全电缆线路正常情况下重合闸退出，故障跳闸后，不强送。
（2）电缆与架空线混合线路正常情况下重合闸投入，故障跳闸后，如重合不成功，不强送。
（3）试运行线路、已发现有明显故障或缺陷的线路不得强送电。
（4）单侧充电且不作为备用电源的线路一般不宜强送电，若需要强送电，应经调度中心领导同意。
（5）有带电作业工作的线路，应先终止带电作业工作，待确认现场工作人员撤离后，才能强送电。
（6）串联有变压器的线路，应切除变压器后才能强送电。
5.6.2.3 线路强送电规定：
（1）合理选择强送端，一般应选择电网结构较强及远离发电厂的一端进行强送。
（2）强送端开关必须具有线路主保护，母线上有变压器中性点直接接地。
（3）强送前要检查有关线路的潮流及母线电压在规定的范围以内，否则，应调整至允许值后再强送。
5.6.2.4雨雪凝冻灾害、台风引发的线路跳闸事故，值班调度员应尽量维持系统接线的完整性，提高系统稳定裕度及供电可靠性，提高系统抵御多重故障的能力。
5.6.2.5对于因浓雾天气引起连续污闪或雾闪跳闸，或因雨雪凝冻灾害、台风等恶劣天气引起线路间歇性故障连续跳闸若干次后，按设备管理单位的规定，可将开关暂时退出运行，待天气好转后再投入运行。对于危及电网安全运行的重要线路，值班调度员可以随时恢复线路运行。
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5.6.2.6 受山火影响线路继续运行会威胁灭火人员人身安全时，应紧急停运线路。若线路停运将导致系统稳定裕度或供电可靠性大幅降低时，调度机构可保持线路继续运行，但应做好预控措施。
5.6.2.7恶劣天气引起两条及以上220kV或500kV线路跳闸，若运行值班员无法到户外检查且一次设备无明显声、光异常时，可对线路进行一次强送。如在同一稳定断面的两条及以上线路同时跳闸，应尽快对线路强送，防止线路相继故障引起电网稳定破坏。
5.6.2.8 恶劣天气导致线路跳闸后，若对线路强送失败，且未确认线路受损无法复电，可保持线路热备用状态，根据系统运行需要及天气变化情况选择合适时机试送或再次强送。
5.6.2.9线路跳闸后，无论是否恢复送电，值班调度员均应及时通知该线路维护单位进行巡线，并说明故障信息、线路状态。线路维护单位应及时向值班调度员汇报巡线结果。
5.6.2.10线路跳闸未进行强送或强送不成功，经线路维护单位全线巡查未发现故障点的，可以对线路试送电。
5.6.2.11输电线路潮流超过各类稳定和继电保护整定限值时，应迅速降至限值以内，一般可采用如下方法：
（1）增加该输电线路受端电源的出力。
（2）降低该输电线路送端电源的出力。
（3）改变系统结线，强迫潮流重新分配（但应考虑系统继电保护是否匹配）。
（4）对该输电线路受端进行限电。
5.6.2.12 500kV线路高抗保护动作跳闸，应按变压器事故有关原则处理。
5.6.2.13当500kV线路保护和高抗保护同时动作跳闸时，应按线路和高抗同时故障来考虑事故处理。在查明高抗保护动作原因和消除故障之前，线路不得带高抗进行强送。
5.6.3 变压器事故
5.6.3.1变压器跳闸导致厂站内其他变压器过载，运行值班员应及时汇报值班调度员，并告知调度员设备允许过载能力。值班调度员应迅速采取措施，按如下方式处理：
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（1）按现场规定过负荷运行，但应设法在规定时间内降低负荷。
（2）投入备用变压器。
（3）调整潮流或转移负荷。
（4）按事故限电要求限制负荷。
5.6.3.2变压器故障跳闸后，应根据继电保护动作情况及外部现象判断故障原因，并进行处理：
（1）变压器的差动和瓦斯保护同时动作时，在查明原因并消除故障之前，不得送电。
（2）变压器差动与重瓦斯保护其中之一动作时，在对保护范围内设备进行外部检查无明显故障、检查瓦斯继电器气体颜色和可燃性证明变压器内部无明显故障时，可用发电机对变压器零起升压，如升压无异常，可将变压器恢复运行。若无条件用发电机对变压器零起升压，则应取油样及气样进行分析检查，证实变压器内部无故障后，经设备主管单位总工程师同意，方可试送电。
（3）变压器后备保护动作，经检查变压器外部无异常，可以试送电。
（4）如因其他设备故障，保护越级动作引起变压器跳闸，故障消除后，将变压器恢复运行。若保护属于不正确动作，应退出该保护，再恢复变压器运行。
（5）若由于人员过失，造成变压器跳闸，值班调度员可同意将该变压器恢复运行。
5.6.3.3变压器轻瓦斯保护信号动作时，应查明信号动作原因，如瓦斯继电器内的气体是无色无臭而不可燃的，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行。
5.6.3.4有备用变压器或备用电源自动投入的变压器，当运行的变压器跳闸时应先投入备用变压器或备用电源，然后检查跳闸的变压器。
5.6.3.5 变压器跳闸后，值班调度员应注意中性点接地方式变化对系统运行的影响。
5.6.4发电机事故处理
5.6.4.1发电机组跳闸，由发电厂值长根据现场规程进行处理。
5.6.4.2发电机组或主要辅机保护动作造成发电机跳闸，若机组具备继续运行条件，值班调度员应同意其并网。
5.6.4.3变压器保护动作造成发电机跳闸，按变压器事故处理。
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5.6.4.4发电厂高压母线母差保护、开关失灵保护或安全自动装置动作造成发电机解列，由中调值班调度员根据电网情况决定其是否重新并网。
5.6.4.5发电机组故障需要紧急解列停运，由发电厂值长根据现场规程处理，但必须立即报告中调值班调度员。
5.6.4.6不允许发电机组无励磁运行，失磁后保护必须在规定时间内启动解列机组。当机组无励磁运行而失磁保护拒动，应立即手动解列机组。
5.6.4.7发电机失步后，应立即减少发电机有功出力，增加励磁，使发电机拖入同步。不能恢复同步运行时，应将发电机解列后重新并入系统。
5.6.5 母线事故
5.6.5.1发电厂、变电站母线电压消失时，现场运行值班人员应立即将故障报告中调值班调度员，并不待中调值班调度员指令迅速断开该母线上所有开关，设法恢复失去的厂用、站用电，并将故障处理操作和保护动作情况报告中调值班调度员。
5.6.5.2中调值班调度员在确认失压母线上所有开关断开后可按下列情况分别指令现场处理：
（1）母线电压消失，母差保护动作，应对该母线及其相连设备和母差保护进行检查，查出故障原因，并消除或隔离故障点后，可对母线试送电。如有条件，应用发电机向失压母线零起升压。
（2）若找到故障原因，但失压母线不能马上恢复运行，应将无故障的设备倒换至正常母线运行。倒换母线时，开关母线侧刀闸应采取“先拉后合”的原则。
（3）若未能找到故障原因，而系统需要将挂于该母线的设备倒换至正常母线运行，应以外部电源对设备开关与母线侧刀闸之间的T区试送电，证明无故障后才能倒换母线。
（4）GIS母线由于母差保护动作失压，在未查明故障原因及试验合格前不得送电。
（5）对失压母线试送电时，应尽量使用外部电源充电，且外部电源必须具备快速灵敏切除充电母线故障的保护；不具备此条件时，可用母联开关充电，母联开关充电保护必须投入。
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（6）母线电压消失，母差保护未动作，连接于该母线上的开关没有跳闸，判断为外部电源中断所致，检查母线及其相连设备和母差保护无异常后，可对母线试送电。
（7）开关失灵保护动作使母线失压时，应在查出拒动开关，并将故障开关隔离后方可恢复母线送电。
（8）若母线故障使电网解列，在事故处理中应特别注意防止非同期合闸而扩大事故。
5.6.6 开关异常
5.6.6.1中调调管范围内开关的本体和操作机构异常，影响开关运行性能，应立即报告中调值班调度员，并尽快处理。
5.6.6.2开关在运行中不能分闸操作，视不同情况采取下列措施，并注意继电保护的配合：
（1）有专用旁路开关的变电站，用旁路开关与故障开关并联后，退出旁路开关操作电源，拉开故障开关两侧刀闸，将故障开关隔离。
（2）双母线并列运行时，可以进行倒母线操作，使母联开关串联故障开关，若故障开关所连设备可以停电，则断开母联开关，然后拉开故障开关两侧刀闸，将故障开关隔离。
（3）若故障开关为220kV母联开关，倒空其中一条母线，再拉开母联开关的两侧刀闸。
（4）对于500kV3/2开关结线，一般情况下应将故障开关两侧设备退出运行，再无压拉开故障开关两侧刀闸，使故障开关隔离；若故障开关两侧设备不具备停运条件，故障开关所在串和另外至少一串开关正常合环运行，而且现场规程允许，可以通过远方操作拉开故障开关两侧刀闸，将故障开关隔离，但必须注意：
① 包括故障开关在内，只有两串开关合环运行时，先退出这两串除故障开
关外所有开关的操作电源，再拉开故障开关两侧刀闸，然后迅速恢复所有开关的操作电源。
② 包括故障开关在内，至少有三串开关合环运行时，先退出故障开关所在
串其余开关的操作电源，再拉开故障开关两侧刀闸，然后迅速恢复该串开关的操作电源。
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（5）对于角形结线，可参照3/2开关结线处理。
（6）对于220kV开关，无法按照上述办法处理时，允许将故障开关所在母线停电后进行隔离操作。
5.6.6.3运行中的开关不论什么原因单相跳闸，造成两相运行时，现场运行值班人员应不待中调值班调度员指令立即手动合闸一次，合闸不成功则应断开其余两相开关后报告中调值班调度员。开关若是两相跳闸，造成单相运行，现场运行值班人员确认无误后立即手动断开开关，再报告中调值班调度员。
若非全相开关为发电机（或发变组）开关，应迅速降低发电机有功、无功功率，再按上述原则处理。
5.6.7 频率异常处理
（1）当电网频率发生异常，中调值班调度员应及时汇报总调，申请采取有利于恢复系统频率的调频模式进行调控。并向总调值班调度员申请暂时终止CPS考核，尽快恢复系统频率正常。
（2）当电网频率发生异常，安装于发电机组（含抽水蓄能机组）的安全自动装置在频率超出动作整定值而没有动作时，运行值班人员确认无误后，应作如下处理：
① 系统频率低：对设定为低频自起动的机组，立即手动起动并网，并参与
调频；
② 设定为低频切泵的蓄能机组，立即手动停泵。
③ 系统频率高：对设定为高频切机的机组，立即将机组出力减至最小直至
解列。
④ 当系统频率达到低频减载装置整定动作值，而该装置未动作时，变电站
运行值班人员、集控员确认无误后，应迅速断开相应开关。
（3）当系统频率低于49.5Hz时，水电厂运行值班人员应不等待中调值班调度员的指令，立即启动备用机组并入系统参与调频，并及时报告中调值班调度员。
（4）在处理系统频率下降事故时，中调值班调度员可向地调下达地区限电负荷总额、控制目标或具体的限电线路指令，由地调执行。必要时可直接向有关厂、站或集控中心下达限电指令，相关运行值班人员接到中调值班调度员的限电指令时，应立即执行。
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（5）系统频率恢复后的送电，必须视具体情况逐步进行，防止送电过速而造成系统频率再度下降超出允许范围。
5.6.8 电网解列事故
5.6.8.1地区电网与主网解列后，若引起系统频率、电压和潮流的较大变化，应迅速采取措施保持主网和区域电网稳定运行。解列地区电网内应尽量避免带冲击性负荷的大幅波动（如电弧炼钢炉、轧钢机等），以免引起频率、电压大幅波动甚至系统崩溃。
5.6.8.2地区电网与主网解列后，中调值班调度员应立即调整主网频率和电压，并指定解列地区电网内的调频电厂和频率控制标准。如有条件，应指定解列地区电网内某个地调负责该地区电网的调频、调压任务。当主网和区域电网满足并列条件时，中调值班调度员应指令将两系统同期并列。
5.6.8.3中调应注意调整孤立电网中机组一次调频、AGC、低频低压减载、备自投、安稳等安全自动装置的运行方式，使其适应孤立电网运行。
5.6.8.4负责解列地区的调度可通过对电网用户供电的限制，使孤立电网尽可能平衡运行。
5.6.9 串联铁磁谐振
5.6.9.1设备发生串联铁磁谐振时，会产生谐振过电压或谐振过电流，损坏设备。确认系统发生谐振，应当迅速合上或断开某些设备开关，改变系统电感或电容参数，破坏谐振条件，消除谐振。
5.6.9.2合上开关导致谐振产生，现场运行值班人员应不待值班调度员指令，立即断开该开关；断开开关导致谐振产生，现场运行值班人员应立即报告值班调度员，根据值班调度员指令进行处理。
5.6.10 系统振荡
5.6.10.1系统发生振荡时的一般现象：
（1）发电机、变压器和线路的电压、电流、功率表的指针周期性的剧烈摆动，发电机、调相机发出周期性的嗡鸣声。
（2）电压波动大，电灯忽明忽暗，振荡中心附近摆动最大，电压周期性地降至接近于零。
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（3）失去同期的发电厂或系统间联络线的输送功率则往复摆动，每个振荡周期内的平均有功功率接近于零。
（4）失去同期的发电厂或系统间出现明显频率差异，送端频率升高，受端频率降低，并略有摆动。
5.6.10.2系统发生低频振荡的特征现象：
并列运行的发电机发生转子间相对摇摆，输电线路上的功率也发生相应的振荡，频率一般在0.15～2.5Hz之间，或持续短时间后自行消失，系统同步不遭破坏，或继续加剧以至造成系统失步解列。
5.6.10.3以下事件可能引发系统振荡，应予注意：
（1）电厂经长线路（即联系阻抗较大）送电到系统中去，当送电电力超过规定时，引起静态稳定破坏而失去同步。
（2）系统中发生事故，特别是邻近长距离送电线路的位置发生短路时，引起动态稳定破坏而失去同步。
（3）环状系统（或并列双回线）突然开口，使两部分系统联系阻抗突然增大，引起动态稳定破坏而失去同步。
（4）大容量机组跳闸或失磁，使系统联络线负荷增大或使系统电压严重下降，造成联络线稳定极限降低，引起系统稳定破坏。
（5）交直流并联运行方式下，高压直流系统闭锁，发生大功率转移，使交流联络线潮流增大，系统电压严重下降，引起系统稳定破坏。
5.6.10.4消除系统振荡的措施
（1）在系统发生异步振荡时，各发电厂及有调相机的变电站，应立即充分利用发电机、调相机的过载能力增加励磁，提高电压至可能的最大值，直到设备过载承受极限为止。
（2）频率降低的发电厂，应立即增加有功出力至最大值，甚至允许过负荷（包括起动备用水轮机组）以提高频率直到异步振荡消失。
（3）频率升高的发电厂，应迅速降低发电机出力，使其频率降至与受端系统的频率接近(但应注意不得低于49.50Hz，以防止按频率减负荷装置动作)直到异步振荡消失，同时必须保证火电厂厂用电系统的正常运行。
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（4）当系统发生异步振荡时，不得任意将发电机和调相机解列。当由机组失磁引起系统振荡而失磁保护又未动作时，则应立即将失磁机组解列。
（5）环状系统（或并列双回路）解环操作而引起振荡时，应立即经同期合环。
（6）从系统发生异步振荡时起，在按上述方法处理后经3至4分钟，振荡仍未消除而振荡解列装置又不动作时，则中调值班调度员应选择适当的解列点将失去同期的系统解列。交流系统需要与南方电网其他省区解列的，应向总调值班调度员申请。
（7）当系统发生低频振荡后，一般情况下能自行消失，若长时间不消失，且振荡功率有增大趋势，应尽快正确判断振荡源，发生低频振荡的发电机应退出快速励磁而改为手动或常规励磁，降低联络线输送功率，必要时采取切机甚至系统解列措施。
5.6.11 EMS失灵处理
5.6.11.1中调EMS功能失灵，导致中调值班调度员无法实时监控电网，中调值班调度员应立即切换至备用EMS系统，并通知自动化维护人员迅速恢复故障EMS系统功能。
5.6.11.2中调主、备用EMS功能失灵，中调值班调度员应按相关事故预案规定，保持对电网的监视和控制。若半小时后仍不能恢复，应通报总调，并按下列原则处理：
（1）指令蓄能电厂为主调频厂，部分水电厂和调节性能好的火电厂为辅助调频厂，AGC投当地控制模式。不参与二次调频的机组，值长应根据中调值班调度员调度指令调节出力。
（2）若有必要，暂停一切运行操作。
（3）指定重要的变电站和发电厂加强监视，每15分钟向中调值班调度员报告一次设备运行情况。
（4）指定地调对有关稳定控制界面进行监视，并及时向中调值班调度员报告。
5.6.12 通信中断应急处理
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5.6.12.1发电厂、变电站、地调与中调中断通信联系时，当值运行人员应尽量设法通过其他厂、站或地调转接与中调的电话，同时通知有关人员尽快处理。
5.6.12.2凡事故时能与中调通信畅通的地调、发电厂、变电站，有责任与中调失去联系的单位转达中调指令和联系事项。
5.6.12.3发电厂、变电站与各级调度通信中断时，应按下列原则处理：
（1）发电厂应按发电曲线自行调整出力，但应注意频率、电压变化及联络线潮流情况。
（2）一切已批准但未执行的检修计划及临时操作应暂停执行。
（3）当中调值班调度员下达操作命令后，现场未重复命令或虽已重复命令但未经中调值班调度员同意执行操作时失去通信联系，则该操作命令不得执行。若调度指令已下发，正在进行的操作可能影响电网运行的应暂停，待通信恢复后再继续操作。
（4）中调值班调度员电话发布操作命令后，在接到完成操作命令的报告前，与受令单位失去通信联系，应认为该操作命令正在执行中，调度员不得进行其它有关操作。
（5）调度电话中断时，进行事故处理的单位，在通信恢复后应尽快报告中调。
6 发电调度管理
6.1 节能发电调度
6.1.1节能发电调度是指在保障电力可靠供应的前提下，按照节能、环保、经济的原则，优先调用可再生发电资源；化石类发电资源的机组按能耗和污染物排放水平排序，依次调用，最大限度减少能源、资源消耗和污染物排放。
6.1.2中调根据国家节能发电调度原则和电网实际情况，配合政府电力主管部门编制年度、季度机组发电排序表和发电组合方案。
6.1.3发电机组应按要求建设脱硫、脱硝、煤耗及热负荷在线监测等系统，并投入正常运行，相关数据应实时准确传送至调度自动化主站。
6.1.4调度机构按国家有关要求做好节能发电调度信息发布，发电企业按照要求上报节能发电调度相关信息给调度机构。
6.2 发电调度计划
6.2.1 计划编制
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6.2.1.1中调根据节能发电调度原则，按照政府电力主管部门下达的发电组合方案，综合考虑社会用电需求、检修计划、备用要求、燃料供应和网络输送条件等因素，编制月、日发电调度计划。
6.2.1.2中调每日22:00前将次日发电调度计划下达至各中调直调电厂，各电厂必须严格执行。
6.2.1.3中调每日14:00前下达次日各地调的电厂总发电计划，地调据此编制地调电厂的发电计划，并于17:00前下发执行。
6.2.2 计划调整
6.2.2.1发生下列情况之一时，由中调值班调度员根据系统运行需要调整发电调度计划：
（1）发、供电设备事故或电网事故。
（2）电网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）主干联络线功率值超过规定的稳定限额。
（5）实际负荷偏离预计负荷而调整困难时。
（6）由于水情突然变化，防汛等紧急情况。
（7）威胁电网安全运行的其它紧急情况。
6.2.2.2中调值班调度员修改后的计划曲线是运行考核的依据，电厂应严格执行。
6.3 发电设备检修管理
6.3.1 检修原则
6.3.1.1发电设备的检修，应提前向中调办理检修申请，明确检修内容、开始结束时间以及相关安全措施。
6.3.1.2发电企业编制发电设备的检修计划时，应统筹安排，避免重复停运。
6.3.1.3调度机构编制发电设备的检修计划时，应综合考虑电力需求、网络输送条件、燃料供应等各种因素，科学安排，最大限度降低对电网安全运行和电力供应的影响，一般以各发电企业上报的年度检修计划为基础，如需调整工期，原则上在申请工期的前后3个月内安排。
6.3.1.4发电设备原则上每年度只安排一次C级以上检修。
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6.3.2 检修分类
6.3.2.1发电设备检修根据检修性质，分为计划检修和非计划检修。
（1）计划检修：指以年度检修计划为基础、并经月度计划批准的发电设备检修工作，以及经调度机构批准的节假日和低谷消缺。年度计划检修根据检修规模和停用时间，分为A、B、C、D四个等级。
（2）非计划检修：除计划检修以外的设备检修。
6.3.3 检修计划
6.3.3.1各发电厂必须在10月1日前向中调上报下一年度的发电设备检修计划。中调在各电厂上报的计划基础上适当调整，于11月20日前正式下达下一年度发电设备检修计划。
6.3.3.2各电厂根据年度检修计划安排，于每月20日前向中调上报次月的发电设备检修计划。中调在各电厂上报的计划基础上适当调整，于月底前正式下达次月的发电设备检修计划。
6.3.3.3月度计划安排的发电设备检修项目在开工前5个工作日向中调提交检修申请单，中调应在开工前2个工作日进行批复。
6.3.4 检修变更
6.3.4.1原则上各电厂的年度和月度检修计划不得调整，如因特殊情况需作调整时，则年度计划的调整应提前2个月申报中调批准，月度计划的调整应提前5个工作日报中调批准。
6.3.4.2因故需取消检修计划时，视不同情况作如下处理：
（1）申请方取消：如因电厂的原因而要求取消发电设备检修计划的，应提前于原定检修日期前1个月书面上报中调，本年内中调不再安排该设备的计划检修。
（2）批准方取消：如受电网运行客观条件所限需调整发电设备的检修计划的，则保留该设备的检修申请，由中调与申请方协商安排新的检修时间。
6.3.4.3计划检修延期
（1）发电设备检修因故不能按期完工时，必须在批准的计划工期未过半以前办理延期申请手续，且仅能延期一次，延期时间不得超过原批复工期的四分之 共 87 页 第 XL 页
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一。如办理延期手续后仍然不能按期完工，则须重新提交申请，统计为非计划停运。
（2）如因电网运行需要，中调可推迟设备检修开始时间或终止检修工作，将设备恢复备用或投入运行，推迟开工的检修工作按批准的更改工期执行。
6.4 燃料供应管理
6.4.1调度机构负责电厂燃料的监督管理，根据燃料情况合理安排机组发电，电厂应将燃料的采购、使用和贮存情况及时、准确上报调度机构。
6.4.2调度机构根据各电厂的燃煤存储情况，向其发布白、黄、红色三级预警，具体如下：
（1）白色预警：电厂存煤可用天数低于全厂额定功率连续运行12天。
（2）黄色预警：电厂存煤可用天数低于全厂额定功率连续运行7天。
（3）红色预警：电厂存煤可用天数低于全厂额定功率连续运行3天。
6.4.3电厂进入燃煤预警状态后，调度机构应开展以下工作：
（1）按规定及时发布预警通报。
（2）督促电厂加强燃料采购。
（3）提请政府主管部门协调保障电煤供应。
（4）积极采取以煤定电，以电定用，有序供电等预控措施，确保电网安全稳定运行。
6.4.4电厂进入燃煤预警状态后，必须如实向调度机构报告相关信息，积极组织燃料采购，尽快恢复正常发电能力。
6.5 电厂并网运行评价与考核
6.5.1 电厂辅助服务及并网运行考核补偿
6.5.1.1调度机构负责电厂辅助服务及并网运行考核补偿系统的建设和运行维护。
6.5.1.2调度机构负责记录、统计电厂辅助服务补偿及并网运行考核的数据，每月出具考核补偿原始清单，并发布相关信息。
6.5.1.3电厂对调度机构发布的考核补偿结果如有争议，应及时提出申诉。
6.5.2 调管电厂值长调度运行工作评价
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6.5.2.1为加强对中调调管电厂的专业管理，提高电厂值长调度运行工作质量，具备中调受令资格的在岗值长均参与调度运行工作评价。
6.5.2.2中调根据电厂值长培训成绩授予接受中调调度指令资格。接受中调调度指令资格不因其工作单位的改变而取消。
6.5.2.3中调根据电厂值长调度运行工作评价情况，有权取消评价未达到标准的值长的受令资格。
6.5.2.4被取消资格的电厂值长可以重新参加认证培训及考试，但需在从被取消资格之日起至少三个月后方可重新获得接受中调调度指令的资格。
6.5.3 直调电厂调度运行工作及涉网安全评价
6.5.3.1为督促直调电厂完善涉网安全管理，保障电网安全稳定运行，所有并网运行直调电厂必须按照中调的要求，开展直调电厂调度运行工作及涉网安全评价工作。
6.5.3.2直调电厂调度运行工作及涉网安全评价按照调度各专业进行管理和评价。负责电厂自评价人员变更时，应及时报中调备案。
6.5.3.3直调电厂应针对评价反映出的问题，认真研究，加强管理，采取有效的纠正与预防措施。
6.5.3.4中调根据评价中发现的问题，不定期组织安全检查，督促相关直调电厂落实整改措施。
6.5.4 调管电厂涉网安全事件调查
6.5.4.1中调负责调管电厂的涉网安全事件的管理。负责组织涉网安全事件的调查、分析，并督促其制定及实施整改措施。
6.5.4.2中调调管电厂若发生涉网安全事件必须及时组织调查分析，并将分析结果和初步的整改方案报中调。
中调根据事件性质、分析结果和整改方案，确定是否组织召开涉网安全事件调查分析会，提出整改措施，并督促落实。
6.5.4.3对中调提出的整改措施拒不落实的，按违反调度纪律的有关规定进行处罚。
7 水库调度管理
7.1 基本任务及原则
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7.1.1水库调度管理的主要任务包括收集、处理、传递水文气象和水库运用等信息，制定水电发电计划，开展水文气象预报，协调编制水库运行方案。
7.1.2水库调度的基本原则，是在保证水利枢纽工程安全和电网安全稳定运行的前提下，科学、合理、经济地利用水能资源，充分发挥水库综合利用效益，规范水库调度管理。
7.2 水库发电调度
7.2.1水电厂应收集所需的长、中、短期天气预报信息，及时通报暴雨、洪水、台风等极端天气信息，做好水库来水预报和发电计划编制工作，并上报调度机构。
7.2.2调度机构在保证水利枢纽工程和电网安全稳定运行的前提下，综合水电厂上报计划，统筹考虑水库综合利用要求，制定水电发电计划。
7.2.3水电厂水库的最低水位一般不得低于死水位。多年调节水库在正常来水情况下，供水期末的库水位应控制在不低于年消落水位的水平。
7.2.4水电厂应按照有关水库管理的法规与技术标准，负责水库工程的运行管理、维修养护，提高防洪减灾能力，确保水库安全可靠。
7.2.5以发电为主，兼有灌溉、给水、航运等任务的水库，年发电计划一般采用70%～75%的来水保证率编制。
7.2.6水库运行中，如发现水工建筑物有险情，或遇重大水情有可能超过防洪限制水位等重大问题时，水电厂应及时报告上级主管部门和中调值班调度员。
7.2.7水电厂应在机组投运后，根据水库蓄水情况进行不同水头情况下机组振动区实测试验，试验完成后及时将实验结果报电网机构备案。
7.3 防洪调度
7.3.1在汛期应严格执行水库防洪限制水位的规定，当水库水位超过防洪限制水位时，承担下游防洪任务的水库，其汛期防洪限制水位以上的防洪库容的运用，必须服从有管辖权的防汛指挥机构的指挥和监督。
7.3.2水电厂在每年汛前应认真做好防汛安全检查及各项防洪度汛准备工作，制定防汛预案，并经政府防汛部门审批后报调度机构备案。
7.4 小水电管理
7.4.1调度机构应掌握网内小水电装机、分布、电站及水库等基本情况，开展专业管理。
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7.4.2地调、县调应掌握本地区的小水电发电信息，做好小水电发电预测，并报上级调度机构。
7.4.3地调、县调应对小水电弃水情况及原因做详细记录，并报上级调度机构。
7.5 信息报送管理
7.5.1中调直调水电厂应按以下要求向中调报送来水预测和水库发电运用建议计划：
（1）每日 10 时前报送次日（包括节假日期间及节假日后一工作日，下同）入库流量、机组出力及日发电量建议。
（2）每周四 12 时前报送未来一周逐日入库流量预报和未来一周天气预报。
（3）每月底 5 个工作日前报送次月来水预测和水库运行建议计划。
（4）每年 4 月15 日前报送本年汛期来水预测和汛期水库防洪度汛方案。
（5）每年10月15日前报送次年包括汛期防洪限制水位在内的各阶段水库运行限制性要求、各月来水预测以及年度水库运用建议计划。
7.5.2中调直调水电厂应按以下要求向中调报送水库运行情况：
（1）每月1、11、21日12时前报送前一旬的水库运行旬报。
（2）每月1日12时前报送前一月的水库运行月报，每月3 日12 时前报送前一月的水库运行总结。
（3）每年1月15日前报送上一年度水库运行总结，每年10 月15 日前报送汛期水库运行总结。
（4）每年 3 月底前报送前一年的水库运行整编资料。
8 运行方式管理
8.1 运行方式一般原则
8.1.1运行方式实行统一管理、分级负责，在满足国家和电力行业标准以及广东电力系统实际要求的前提下，最大限度地满足负荷供应。
8.1.2运行方式的主要任务包括：合理安排电网运行方式；分析电网安全稳定特性，制定安全稳定措施；进行电力电量平衡；制定供送电计划；协调制定新设备并网调度计划和设备检修计划等。
8.1.3运行方式是电网运行及考核的依据，各级调度机构及各运行维护单位应严格执行。各级调度机构负责所辖电网运行方式的全过程管理。下一级调度严格执 共 87 页 第 XLIV 页
Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 行上一级调度下达的运行方式，下一级系统运行方式应与上一级系统运行方式配合，确保系统安全。
8.2 运行方式编制和管理要求
8.2.1运行方式包括年度方式、月度方式、日方式及特殊运行方式，运行方式的编制应满足相关规范的要求。
8.2.2在编制年、月运行方式时，必须合理控制系统的短路电流，保证电网内各节点的最大短路电流均在其开关的开断能力之内。应对网内主干线稳定水平进行校验、分析，给出各主干线路、输送断面在运行中的稳定控制功率，并对电网运行结构、继电保护、安全自动装置提出要求，制定方案措施。同时，针对重要的新设备投产或对系统运行有重大影响的设备检修前，须进行必要的稳定计算分析，并提出稳定措施。
8.2.3各级调度机构应按规定开展所辖电网的运行方式编制，上下级调度机构在编制运行方式编制过程中，应充分沟通协调，确保各级电网运行方式的衔接和一致性。
8.2.4各级计划、生技、基建、营销（交易）等部门和电厂应按有关规定的要求及时间向调度机构提供运行方式编制所需资料。
8.2.5运行方式应按照有关规定要求进行审批。年度方式由系统运行部组织审查通过后，由本单位主管生产领导批准后执行；月度、日方式由调度机构领导审批；特殊运行方式根据保电工作的重要性，由本单位主管生产领导或调度机构领导审批。
8.2.6运行方式经批准发布后，各单位（部门）应严格执行，执行中遇到的问题由调度机构协调解决。
8.2.7 220kV以下电压等级的电网，未经中调批准，不得与220kV电网构成电磁环网长时间运行。
8.2.8凡下一级电网中有影响上一级系统稳定运行的检修方式和快速保护停运方式，安排前，下一级调度机构应向上一级调度机构办理申请，经同意后方能安排。
8.3 负荷管理
8.3.1 负荷预测
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8.3.1.1调度机构综合考虑宏观经济、气象条件、历史负荷数据、负荷特性、节假日、重大社会活动等因素的影响，开展负荷预测工作。
8.3.1.2年、月、周、日负荷预测工作内容如下：
（1）年度负荷预测内容包括下一年度的分月最大、最小负荷及电量。
（2）月负荷预测内容包括下月的分旬最大、最小负荷及电量。
（3）周负荷预测内容包括下周的分日最大、最小负荷及电量。
（4）日负荷预测内容包括次日的96点（每15分钟一个点）负荷。
（5）存在电力缺口时，应预测错峰电力电量。
8.3.1.3中调在每年10月31日前向总调报送下一年度的负荷预测，每月23日报送下月的负荷预测，每周四上午报送下周的负荷预测，每日17时前报送应次日的负荷预测。
8.3.1.4地调在每年10月20日前向中调报送下一年度的负荷预测，每月22日报送下月的负荷预测，每周三报送下周的负荷预测，每日16时前报送应次日的负荷预测。
8.3.1.5在特殊保供电、法定节假日、重大社会活动期间，各级调度应根据要求提前开展负荷预测，地调在保供电开始前3个工作日上报中调。
8.3.2 负荷控制
8.3.2.1中调预测电力供应情况，根据政府电力主管部门下达的季度用电计划，编制下达月、周、日各市网供指标，并发布错峰预警信号。
8.3.2.2预警信号属于调度指令，分为绿色、白色、黄色、红色四级，具体如下：
（1）绿色预警信号：地区网供负荷不受网供指标限制，地调按中调下达的地方电源发电曲线安排地调调管电源出力；
（2）白色预警信号：地区网供负荷不受网供指标限制，地调须将其调管火电全部开出，出力带满，地调调管水电可根据实际情况自行控制；
（3）黄色预警信号：如果地区网供负荷已超过或预计将超过网供指标，地调除执行白色预警信号指令外，还须通知营销部门采取自觉错峰和客户强制错峰措施，将网供负荷控制在网供指标内；
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（4）红色预警信号：如果地区网供负荷已超过或预计将超过网供指标，地调除执行黄色预警信号指令外，必要时采取线路强制错峰、超计划限电等措施，将网供负荷控制在网供指标内。
8.3.2.3地调根据本地区的网供指标、错峰预警信号、负荷预测及地调电厂出力，预测次日错峰负荷，通知营销部门做好错峰安排，并上报中调。
8.3.2.4中调值班调度员根据系统实际运行情况，调整各市的错峰用电预警信号和网供电指标。
8.3.2.5当网供负荷超过或预计将超过网供指标时，各供电局根据错峰预警信号，执行自觉错峰、强制错峰、超计划限电等措施，将负荷控制在网供指标以内。
8.3.2.6中调正式下达强制错峰指令后，地调必须无条件执行，并将执行结果上报中调。
8.3.2.7中调实施的强制错峰、超计划限电、网络受限错峰，应由中调值班调度员通知送电，未经中调值班调度员许可前，不得擅自恢复送电。
8.3.2.8地调负责制定本地区限电序位表，报所在地区政府主管部门批准后报中调，中调汇总、制定全省限电序位表，并下达至各级调度机构。限电序位表每年应至少修编一次。
8.4 备用管理
8.4.1 备用定义
8.4.1.1电网运行备用是指在保证系统供需平衡之外的备用，包括负荷备用和事故备用。
8.4.1.2负荷备用是指接于母线且立即可以带负荷的旋转备用，用以平衡瞬间负荷波动与负荷预测误差。全网负荷备用一般不低于直调电网最大负荷的2%。
8.4.1.3事故备用是指在规定时间（如10分钟）内可供调用的备用，用于补偿事故情况下的发电容量损失，其中至少有一部分是在系统频率下降时能自动投入工作的备用。全网事故备用一般为直调电网最大负荷的8%～12%。
8.4.2 备用容量
广东电力系统的备用容量要求由总调计算下达，中调应严格执行。
8.4.3 备用调度
8.4.3.1中调值班调度员负责监控系统备用容量是否满足要求。
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8.4.3.2若系统备用容量无法满足要求，在南方电网全网备用容量满足要求以及送电通道不受限制的前提下，可向总调申请备用支援。
8.4.3.3若系统备用容量无法满足要求，且总调无法提供支援时，中调值班调度员应立即采取措施以保证备用容量满足要求。
8.4.3.4发生机组跳闸、直流闭锁等事故后，应立即调出系统备用，尽快恢复系统频率，控制联络线输送功率在规定范围内。事故发生后30分钟以内，系统备用应恢复正常。
8.5 系统稳定管理
8.5.1一般原则
8.5.1.1广东电力系统的稳定管理与计算分析，按调度管辖范围，统一管理、分级负责。
8.5.1.2广东电力系统的安全稳定控制应满足《电力系统安全稳定导则》规定的三级安全稳定标准；特别地，在正常运行方式（含计划检修方式）下满足元件N-1原则的要求，即：在系统中任一元件无故障或因故障退出运行后，不采取稳定控制措施，系统能够保持稳定，电网不损失负荷（单线路、单变压器供电除外），且无元件超过规定的过负荷能力。
8.5.1.3稳定计算分析应根据电网特性，开展静态安全分析、静态稳定计算、暂态稳定计算、动态稳定计算、电压稳定计算、频率稳定计算等。
8.5.1.4稳定计算应采用尽可能准确的模型和参数，应通过实测和建模研究，建立适用于稳定计算的元件、控制装置及负荷的详细模型和参数，以保证仿真计算的准确度。在系统设计和生产运行计算中，应保证模型和参数的一致性，并考虑更详细的模型和参数。
8.5.1.5严禁超稳定极限运行，计划安排和调度控制应留有一定潮流波动空间。系统应有足够的静态稳定储备和系统阻尼，并有有功、无功（包括动态的）备用容量和必要的调节手段，在正常负荷波动和调节有功、无功潮流时，以及事故后运行方式下，均不应发生自发振荡。
8.5.2 稳定管理要求
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8.5.2.1调度机构应依据《南方电网安全稳定计算分析导则》、《南方电网稳定管理规定》等导则和规程规定的要求，结合电网实际情况开展安全稳定分析，制定电网安全稳定控制措施并组织落实。
8.5.2.2稳定管理的内容包括：定期对系统进行年、月、日及特殊方式的稳定计算分析及事故仿真，依照防止大面积停电和电网风险控制管理的要求，针对存在问题提出相应措施，并确保措施的落实。
8.5.2.3稳定措施包括：稳定断面极限控制，频率、电压控制，加强关键设备运行维护，电网接线方式调整，集中切机切负荷，分散切机切负荷，电网解列等。
8.5.2.4各供电局和直调电厂应按调度机构提出的稳定控制要求，落实设备的投产、改造、试验及运行维护等稳定措施。
8.5.2.5调度机构负责制定安全稳定运行方案，经审批后实施运行控制，相关单位（部门）须做好配合，确保稳定措施落实。因特殊原因不能满足安全稳定控制标准时，要有相应的事故预防措施，并经公司主管生产的领导批准；运行时间在24小时内的应经调度机构领导批准，运行时间超过24小时的应报上级有关领导批准，并报安全监察部门备案。
8.5.2.6计划、基建、生技、运行部门和电厂应按调度机构要求提供系统运行稳定分析所需的资料，主要包括汽轮机、水轮机等原动机、发电机、励磁系统、PSS、调速系统，以及变压器、线路等模型及参数；在上述设备新出现或发生改变时，各相关单位负责及时向相应的调度机构提供详细准确的数据资料。
8.5.2.7各级调度机构在进行安全稳定分析及措施制定时，应充分沟通协调。运行方式变更可能影响多级电网的，调度机构应相互通报，经上级调度机构审核同意后方可实施。
8.5.2.8各级调度部门参加电网规划、新设备接入系统及电网改造的设计审查时，应重点审查安全稳定分析和措施等内容是否满足规定的要求。
8.5.2.9调度机构应下达直调电厂PSS定值，提出励磁系统、调速系统运行控制模式要求；直调电厂须按要求执行。凡稳定计算表明须配置并投入PSS装置的，直调电厂须及时完成装置配置和现场参数试验，并按要求投入运行；凡按规定需要完成进相试验的，直调电厂须及时完成，且在实际运行中其一次、二次设备的设置均应满足试验推荐的进相能力。凡稳定控制要求配置并投运安全自动装置 共 87 页 第 XLIX 页
Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 的，发电厂和供电局应按要求完成。相关装置由运行单位负责做好运行维护，未经调度同意，不得擅自投退。
8.5.2.10凡对各级调度机构管辖的运行设备进行试验，或进行系统实时特性试验的，须按规定提供有关的计算分析报告和试验方案，并按要求向该级调度机构提出书面申请，经同意后方可进行。
8.6 运行方式变更及检修管理
8.6.1 检修原则
8.6.1.1直调电网主要设备的检修及试验都必须纳入设备检修计划。由调度机构根据系统电力电量平衡及经批准的项目、工期和系统情况，统一安排检修计划。各单位应密切合作，严格按计划检修，提高设备健康水平，减少临时性和重复性检修。
8.6.1.2直调电网设备进行检修、试验，均需填报申请及上报有关检修或试验计划，由调度机构统一安排。总调、中调、地调调管设备的检修或试验工作相互影响时，计划工作提前2个工作日、非计划工作提前1个工作日相互通报，经相关各方确认并落实好配合工作后，由设备所属调度机构统一安排。与香港中华电力、澳门电力联网设备检修申请报中调，由中调协调处理。
8.6.1.3调度机构制定检修计划时应综合评估，统筹考虑，统一安排，避免重复停电；主设备的检修次数，原则上每年不超过1次。
重要保供电期间，不宜安排影响保供电任务的工作。
8.6.2 检修分类
8.6.2.1计划检修：指年、月度检修计划中所确定的检修。
8.6.2.2非计划检修：指非计划安排的检修，如设备缺陷、设备故障、事故后设备检查、检修等。非计划检修包括事故检修和临时检修。
8.6.3 检修管理
8.6.3.1直调电网输变电设备计划检修，应严格按批准的年、月度检修计划及调度机构安排的具体日期和工期执行。如因特殊原因需作调整时，至少应提前一个月申报。
8.6.3.2各运行单位应在每年10月底前向调度机构报送下一年度直调电网输变电设备的检修计划。调度机构统一协调后，于12月底前予以正式公布。
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8.6.3.3各运行单位应在每年6月底前向调度机构报送需调整的下半年直调电网输变电设备的检修计划。调度机构统一协调后，于7月底前予以正式公布。
8.6.3.4根据公布的年度检修计划，各运行单位应于每月22日前报送下月直调电网的输变电设备月度检修计划（遇节假日，则顺延至节假日后的第一个工作日）。调度机构将根据系统运行的条件安排月度计划，并通知各运行单位。
8.6.3.5直调电网输变电设备检修计划安排然在年度已列入月度计划，但仍须按规定办理申请和批准手续。
8.6.4 检修申请
8.6.4.1一般情况下设备计划检修，设备归属运行维护单位应在设备检修前五个工作日的11时前提交检修工作申请单。如检修引起设备运行参数变更的须同时报送参数及启动方案。调度机构应在设备检修前两个工作日批复。
8.6.4.2法定节日检修，设备归属运行维护单位应在节日前十五天向调度机构提出申请，以便安排节日运行方式，并在节日前五天批复。
8.6.4.3地调调度管辖的设备检修，如影响直调电网设备或电网运行的，地调应提前七个工作日告知中调，并得到允许后执行。
8.6.4.4检修申请单应准确填明检修设备的名称、工作内容、停电范围、工期、安全措施等具体要求，如送电有特殊要求（冲击、核相、带负荷试验等）须在检修申请单中注明。填写应使用设备双重编号和调度术语。
8.6.4.5备用中的设备需检修时，设备归属运行维护单位须按运行设备的规定办理检修申请手续，经批准后执行。
8.6.4.6凡基建工程影响运行设备的停电工作，应由该运行设备归属的运行维护单位向调度部门办理停电申请和履行相关的停送电手续。
8.6.4.7中调调管的二次设备计划检修、试验等工作，其申请、批复手续与一次设备检修的规定相同。
8.6.4.8输变电设备检修时间是指从设备停电（或退出备用）操作完毕、当值调度员允许检修开工时间至当值调度员接到设备可以恢复送电（或备用）的报告时止。设备停电申请时间应包括停、送电操作及检修时间。
8.6.4.9严禁未获批准，擅自利用其他单位停电检修或设备因其他原因而停电的机会，在停运设备上进行检修工作。
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8.6.4.10严禁约时开始或结束检修工作。
8.6.5 非计划检修
8.6.5.1直调电网输变电设备发生异常情况，需进行非计划检修时，设备归属运行维护单位须办理非计划检修申请手续，并同时提交非计划检修情况说明。
8.6.5.2设备被迫停止运行进行抢修，必须在24小时内办理检修申请手续，并按批准工期完成检修。
8.6.5.3当值调度员有权批准如下调管范围内的非计划检修项目：
（1）设备异常需紧急处理或设备故障停运后的紧急抢修。
（2）线路带电作业。
（3）停电设备范围内增加的不可预见工作（可提前预见的工作应提前申报），但不得超过已批准计划检修的时间或扩大停电范围。
（4）对系统运行无明显影响并在本值内能完成的非计划检修项目。
8.6.5.4在中调调管的输电线路进行带电作业，设备归属的运行维护单位无需提前办理申请手续，但在赴现场工作前应由相应地调向中调当值调度员报告工作内容和要求，并需得到同意。必须开展线路带电作业并已确定时间的，可事先按计划检修流程办理申请手续。
8.6.6 检修延期
8.6.6.1输变电设备计划检修因故不能按时竣工，延迟结束的时间不超过批准结束日当天，则由运行值班人员提前2小时直接向相应当值调度员办理延期手续。其他情况下，须在结束工期前一天按检修申请流程办理手续，延期手续只能办一次。
8.6.6.2如因电网需要，调度机构有权推迟设备检修开始时间或指令已开工的检修设备终止工作，将设备恢复备用或投入运行。推迟开工的检修工作按批准的更改工期执行。
8.6.7 检修停电操作
8.6.7.1停电检修申请获得批准的设备，必须得到当值调度员的调度指令或调度许可，现场运行人员才可以将设备转入检修状态或改变继电保护和安全自动装置整定值，以及进行投退操作。
8.6.7.2直调电网输电线路停电检修，当值调度员负责线路的停送电操作。 共 87 页 第 LII 页
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8.6.7.3检修工作票由线路归属运行维护单位签发，并由地调代中调签署工作许可及报竣工手续。
8.6.7.4中调调管范围内的设备检修（包括带电作业）的开、竣工联系：
（1）直调电厂设备的检修开工指令由中调当值调度员下达给值长。
（2）直调电网输电线路停电检修，线路的检修开工指令由中调当值调度员下达给地调当值调度员或电厂当值值长。
（3）变电站设备的检修开工指令由中调当值调度员下达给变电站值班长或集控员。
（4）竣工由上述受令单位向中调汇报。
8.6.8 检修变更
8.6.8.1已经批准的输变电设备检修计划，因故不能按计划进行停电检修时，应立即告知有关单位，视不同性质作如下处理：
（1）如因设备运行维护单位原因而要求取消该项停电检修计划的，则调度机构将取消该项停电申请，日后须另行办理。
（2）如因设备运行维护单位的原因而要求更改该项停电检修计划的工期时间，须经调度机构批准同意。
（3）由于客观因素需要延时开工，须向对应当值调度员说明原因，且可以在原批准工期内完成检修者，可继续使用原申请单，否则，检修申请单作废，应另行办理申请，重新履行相关手续。
（4）如属于电网原因需要将停电检修计划改期的，则保留该项停电检修申请，由调度机构另行安排检修工期。
（5）直调电厂及变电站值班负责人应随时掌握设备检修或试验进度，在此过程中发生重大问题应及时向相应调度机构报告。
8.6.8.2设备检修虽已开工，但如因系统需要，对应当值调度员可根据现场设备情况，有权指令其停止检修，恢复备用或投入运行。
9 电网安全风险管理
9.1 一般要求
9.1.1为确保电网安全稳定运行，在进行电网运行过程中和运行方式安排前，必须识别及评估电网运行安全风险，制定风险控制措施，实现风险的超前控制。 共 87 页 第 LIII 页
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9.1.2 电网安全风险管理贯彻“安全第一、预防为主”的方针和“统一管理、分级负责”的原则。各级调度机构负责组织实施所辖电网安全风险评估，各有关单位和部门须负责落实和参与风险控制。
9.1.3电网安全风险评估应包括正常运行方式下较长时间内持续存在的基准风险评估，以及由设备检修、系统试验、设备异常等原因引发的在一段时间内存在的基于问题的风险评估。
9.1.4电网运行过程中，调度机构应开展电力供应风险评估，滚动分析电力电量平衡情况，当出现电力供应缺口时，及时向下级调度机构和有关部门通报电力供应形势，积极采取应对措施，确保电力有效供应。
9.2 风险辨识与评估
9.2.1调度机构应在危害辨识和风险评估的基础上，科学制定风险防范措施，降低危害事件的发生概率和影响程度，把风险控制在可接受的程度。
9.2.2各级调度机构应结合年、月、周、日电网运行方式及特殊保供电方案的编制，持续开展电网安全危害辨识和风险评估工作。
9.2.3风险辨识应依据《电力系统安全稳定导则》开展电网N-1、N-2常规故障分析，还应结合实际情况对可能性较大的N-2及以上非常规故障进行分析。
9.2.4风险评估应根据风险的危害（损失）和风险发生的可能性（概率），综合评估风险的大小，确定风险的等级。
9.2.5 根据风险危害程度，电网安全风险分为网、省、地三类。根据风险等级的高低，各类电网运行风险分为五级，即Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ级，依次用红色、橙色、黄色、蓝色和白色表示。
9.3 风险发布管理
9.3.1原则上不发布省Ⅰ级电网风险，当风险出现时，应优化方案，将风险控制在Ⅱ级及以下。确有需要发布省Ⅰ级电网风险且无法通过优化降低风险等级的，须经公司安全生产委员会主任签发。
9.3.2省Ⅱ级电网风险由公司分管副总经理或总工程师签发。
9.3.3省Ⅲ级及以下电网风险由系统运行部签发。
9.3.4电网运行基准风险随年度、月度电网运行方式和迎峰度夏方案发布。 共 87 页 第 LIV 页
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9.3.5计划性的系统试验、设备检修等基于问题的风险，调度机构按规定的时间要求，以《电网运行安全风险预警通知书》的形式发布。
9.3.6 因系统运行情况突然变化，如设备异常、事故、机组出力改变等，导致出现经辨识及评估的风险范围外的其他风险时，由当值调度负责人进行危害辨识和风险评估，及时采取控制措施，向相关领导报告。
9.3.7电网安全风险应发布至可能引发风险、风险可能影响以及需采取防范措施的有关单位，并按要求报上级调度机构和安监、生技、基建、市场等部门。
9.3.8安全监察部门负责按规定向政府相关部门及系统以外单位报告或发布电网运行存在的安全风险。市场部门负责按规定向政府相关部门及系统以外单位发布电网安全风险可能引起的错峰、限电等预警信息。
9.3.9风险预警的发布，一般应明确风险终止的日期及解除风险预警的条件，满足解除条件后自行解除，特殊情况下由调度机构发布风险预警解除通知。
9.4 风险控制
9.4.1调度机构负责安排电网运行方式、监控系统运行、优化电网安全三道防线及电网黑启动和电网恢复等方面的控制措施，督促调管电厂落实相关风险控制措施。
9.4.2安全监察、计划、基建、生技、运行维护单位等部门和单位接到《电网运行安全风险预警通知书》后，应立即编制风险控制措施的落实计划或方案，组织人员和物资，按要求落实控制风险的各项措施。
9.4.3电网运行安全风险预警发布后，如因设备缺陷、故障或电网运行工况发生变化，导致风险预控措施发生变更时，调度机构应下令立即停止操作或相关作业，向风险编制人、签发人及相关领导报告，重新启动风险辨识并编制控制措施，重新发布风险预控措施，待全部措施落实到位后方可复工。
10 应急管理
10.1 一般要求
10.1.1各级调度机构应建立、健全电网事故应急机制，编制所辖电网和电力通信事故应急预案，并根据相关要求组织急演练，提高突发事故的处置能力。 10.1.2各供电局的电网和通信应急机构人员名单和联系方式应报中调安全生产部备案。人员变化时要及时更新有关信息。
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Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 10.1.3通信应急队伍按“分层管理、分级应对、平战结合、专业搭配、装备专业”的原则，做好应急物资与装备的维护管理。
10.1.4各供电局应在每年第一季度末之前，向中调上报经政府有关部门批准的《超计划限电序位表》、《事故限电序位表》和《三级快速事故限电线路表》。每年四月底之前，中调编制完成经政府有关部门批准的广东电网《超计划限电序位表》、《事故限电序位表》和《三级快速事故限电线路表》。
10.1.5广东电力系统直调电厂、监控中心、集控站、变电所等运行值班单位应制定涉网安全的各种应急处置方案，值班人员必须了解应急处置方案的内容，定期开展反事故演习，掌握处理方法，确保并网运行设备发生异常时采取有效措施，最大限度地减少对电网运行的影响。
各单位每年组织运行人员开展的反事故演习不得少于四次。
10.1.6直调电厂必须根据所处地理位置编制防风防汛的相关预案，根据有关防风防汛预警的发布情况，落实有关应对措施，确保机组安全稳定运行，减少设备发生异常状态对电网的影响。
10.1.7通信网应急状态下，要充分利用各级电力通信手段和资源，并适当应用公网通信资源，遵循“先抢通后修复”的抢修原则，保证通信主网架和重要生产业务及通信业务的快速恢复。
10.1.8发生电网事故后，调度员应立即通知部门领导及本单位安监人员。达到启动应急响应条件时，按有关规定启动应急响应流程。
10.2 黑启动管理
10.2.1各地调应结合《广东电网黑启动方案》及本地区电网实际情况编制地区电网全停后的黑启动方案，要定期修编，并报中调备案。黑启动方案的制定必须经过理论校核和试验验证。被指定为黑启动电源的电厂应定期进行机组的黑启动试验，以确保黑启动机组能快速可靠启动。
10.2.2广东电力系统发生瓦解事故时，中调值班调度员应及时向调度中心领导及总调值班调度员汇报；在确定难以通过外部电力恢复系统的情况下迅速实施《广东电网黑启动方案》。
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Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 10.2.3具备黑启动能力的发电厂，在母线失压、全厂对外停电时，应立即按现场黑启动方案的要求，通过备用电源启动本厂发电机组，恢复厂用电，并设法报告中调值班调度员。
10.2.4不具备黑启动能力的发电厂、变电站，应当断开除通信设备电源以外的直流电源，等待调度指令进行操作。
10.2.5具备黑启动能力的地区应立即实施区域电网的黑启动方案，区域电网黑启动成功后，设法报告中调值班调度员。
10.2.6在电网黑启动恢复过程中，由中调值班调度员负责区域电网、发电厂的并网协调，实现区域电网、发电厂的并列。在恢复过程中，应注意电网有功、无功功率平衡及稳定问题，防止发生机组自励磁、电压失控及频率的大幅度波动，合理投入继电保护和安全自动装置。
11 继电保护管理
11.1 一般原则
11.1.1继电保护装置是保证系统安全稳定运行、保护电力设备安全的主要装置（以下简称保护装置），是电力系统整体不可缺少的重要组成部分，电力系统各有关单位必须认真执行保护装置运行管理的有关规程、规定。
11.1.2 中调继电保护部是广东电力系统继电保护专业技术归口管理部门，对电力系统继电保护实行专业管理。
11.1.3地区供电局及直调电厂必须设置继电保护运行管理部门或专责，负责调管范围内的继电保护专业管理和设备维护管理工作。
11.1.4保护装置应按规定投运，任何带电设备不允许无保护运行。500kV设备不允许无主保护运行。
11.1.5 调度机构负责制定调管范围内的保护装置统一命名原则，运行维护单位应将命名在装置上清晰标识。
11.1.6保护装置的投、退或更改定值须严格按调度指令执行。
11.1.7 现场进行保护定检、校验、保信子站调试等与继电保护相关的工作时，须采取足够的安全措施，避免误跳本站和出线对侧变电站的运行开关。
11.1.8 各级继电保护管理部门应建立、健全继电保护运行管理规章制度和继电保护装置现场规程，建立继电保护图纸、资料，建立运行维护、检验、事故、调试、发生缺陷及消除等档案。
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Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 11.2 运行管理
11.2.1 保护整定
11.2.1.1继电保护的整定计算应以保证电网的安全稳定运行为目标，执行局部服从整体、下一级电网服从上一级电网的原则。
11.2.1.2 保护装置整定范围的划分：
（1）中调整定范围一般与一次系统的调管范围相一致，包括管辖范围的500kV、220kV线路保护及重合闸、500kV非电厂变压器、220kV及以上母差保护、失灵保护、220kV中性点零序保护。发电机（发变组）、220kV及以下变压器等设备和110kV及以下电网的保护整定计算由设备所属单位负责。
（2）直调电网与直调电厂、地区电网整定分界点的定值限额由中调整定。广东中调调管电网与广州中调、深圳中调调管电网、港澳电网分界点的定值限额由双方商定。
11.2.1.3 调度机构负责确定管辖范围内变压器中性点的接地方式。
11.2.1.4调度机构之间应以书面形式提供所需的整定分界点的设备参数、系统阻抗、保护定值以及整定配合要求等。对于线路两侧由不同调度机构整定的应互换定值单备案。因新设备投产、CT变比调整等工作影响对方的，应提前1个月通知受影响方。
11.2.1.5直调电厂应根据调度机构提供的资料按要求对电厂负责整定的保护进行校核，并将校核情况及时反馈给相关调度机构，同时将相关保护定值报调度机构备案。
11.2.1.6继电保护定值整定应至少执行计算、审核、批准三级制度，必须经计算人、审核人、批准人签名并正式盖章（含电子章）的定值单方为有效定值单。 11.2.1.7 年度整定方案
中调和各地调应根据电力系统的发展变化，编制或修订继电保护年度整定方案和运行说明，更改相应的整定通知单和有关图表、说明文件。年度整定方案的主要内容包括：
（1）上一年度整定计算方案中继电保护的失配情况。
（2）各种保护装置的整定原则。
（3）变压器中性点接地方式的安排。
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Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订)
（4）正常和特殊方式下，调度运行的有关规定或注意事项。
（5）继电保护配置图。
（6）系统运行、保护装置及整定方面遗留问题和改进意见。
11.2.1.8 运行方式专业应至少提前一个月向保护专业书面提供下列资料：
（1）系统运行方式及其变更。电网正常及检修方式。
（2）系统最大有功及无功潮流，线路最大负荷电流和非全相过程中最大零序电流。
（3）系统稳定的具体要求，重合闸的使用方式要求及最佳重合时间，设置解列点等。
（4）低周、低压等切除主变、发电机及其他必要的运行资料。
（5）线路过电压要求。
11.2.1.9 继电保护整定值通知单（简称保护定值单）的规定：
（1）保护定值单是现场保护装置的整定值设定和运行要求的书面依据，必须严格执行。现场按相应调度机构值班调度员的指令执行，执行中如发现疑点、差错或与现场不符的情况，应及时向保护定值单的整定部门提出，经核定后方可执行。
（2）直调电网运行方式变化时，保护专业根据需要编制相应的临时定值单，现场按相应调度机构值班调度员的指令执行。运行方式恢复后，临时定值单即作废。
（3）基建部门持有的供基建调试用定值单，仅供基建安装调试使用，设备投产时必须按相应调度机构下发的保护定值单执行。
（4）因基建投产等引起的保护定值更改，由相应调度机构值班调度员将需要更改保护定值单编号通知有关厂、站进行更改。保护定值单应在调度员下令后24小时内执行完毕。执行完毕后应及时向相应调度机构值班调度员汇报。没有按规定时间执行定值更改而造成保护不正确动作的，责任由设备所属单位负责。 11.2.2 保护投退
11.2.2.1 新保护投入运行或保护装置所接的电流互感器、电压互感器、交流二次回路等有改动时，均应用负荷电流和工作电压校验其电流、电压回路接线的极性、向量，正确后方可正式投入。
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Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 11.2.2.2切换定值区的过程中，微机保护可不退出。
11.2.2.3 一次设备由运行转检修状态，保护装置按照以下原则执行：
（1）保护装置及二次回路无工作时，保护装置可不退出运行；
（2）若保护装置或二次回路上有工作，且不影响其它厂站保护装置的动作行为的，可根据现场工作票或运行规程的要求进行投退，无需向调度申请，但在对应的一次设备转热备用前，应将相关保护恢复到该设备停电操作结束时的状态；
（3）未经调度同意，不得在线路纵联保护、远跳保护及其二次回路和保护通道上工作。
11.2.3 动作及异常处理
11.2.3.1 各运行维护单位对继电保护异常、告警、事故处理的相关信息应当实事求是，及时报告调度机构，不得拖延、隐瞒。
11.2.3.2一般情况下，保护动作后，现场运行值班人员应详细检查，正确记录保护装置上的有关保护信号、事件记录及录波器动作情况，并尽快向中调值班调度员如实汇报。有关保护动作报告、故障录波图、事故分析报告等资料，必须按照《南方电网电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》要求上报中调。 事故应急响应状态下，保护动作的相关信息按照应急信息上报流程上报。
11.2.3.3 运行人员应按继电保护现场运行规程，对继电保护装置及其二次回路进行监视，当发现运行中的继电保护装置出现异常（或缺陷）时，运行人员应立即按有关规定处理，并向相关调度值班员汇报，及时通知继电保护运行维护部门处理。
11.2.3.4保护异常动作导致一次设备跳闸，经评估对系统安全不构成威胁，经调度机构许可及采取措施后，方可恢复相关一次设备运行。
11.2.4 保护定检
11.2.4.1调度机构继电保护部门应组织制定调管范围内继电保护专业定检计划、定检的工作标准，并负责对定检工作进行考核管理。
11.2.4.2 运行维护单位应按照要求编制年度和月度定检计划，在规定的时间内上报给调度机构，并提前做好定检准备工作，确保定检工作按期完成。定检结果必须存档。
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Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 11.2.4.3在下年度运行方案正式发布后的10个工作日内，各运行维护单位应结合下年度一次设备的检修计划，制定继电保护定检计划，按规定上报相应继电保护专业管理部门，定检计划应包含定检到期的日期和工作内容（如反措执行、版本升级等）等信息。
11.2.4.4各运行维护单位应根据调度机构下发的年度停电检修计划，每月在规定的时间内向相关的调度机构提交检修申请。若下月检修计划有变动的，应在月度报表中注明。
11.2.4.5保护定检涉及不同调度机构的，由相应线路或变压器调管的调度机构制定定检计划，并通报对方调度机构。线路两侧的运行维护单位应及时相互交换停电安排情况，确保同时开展保护定检工作。
11.2.4.6 各运行维护单位每年第一季度首月完成上一年度定检工作书面总结，并上报相应调度机构继电保护管理部门。
11.2.5 线路保护及辅助（远跳）保护
11.2.5.1 线路两侧纵联保护、辅助保护的命名必须一致，并符合有关规定。 11.2.5.2线路纵联保护在投运状态下，除检测专用收发信机的通道外，禁止在线路纵联保护运行通道上或保护回路上进行任何工作。使用专用收发信机的纵联保护通道应定时检测。
11.2.5.3线路纵联保护、远跳保护两侧装置必须同时投入或退出。
11.2.5.4 同一套纵联保护的所有通道均退出后，线路两侧该套纵联保护应退出运行。
11.2.5.5调度机构网管管理的通信设备检修或异常，导致保护通道中断时间小于2小时，受影响的纵联差动保护装置若正常运行中具备两个不同的传输路由，或受影响的其它线路纵联保护正常运行中具备运自愈环方式的通道时，可以不退出受影响的保护通道。除此之外，采用双通道传输保护信息的纵联保护，在其中一个通道有故障时，应退出有故障的通道。
11.2.5.6 220kV线路纵联保护全部退出运行，原则上停运线路。特殊情况下，因系统原因线路无法停运，若线路两侧全线有灵敏度的后备保护（一般为相间距离Ⅱ段和接地距离Ⅱ段）的动作时间可以缩短至满足方式专业确定的稳定要求之内，经相应调度机构主管领导批准后可以实施，该线路可继续运行。
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Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 11.2.5.7 因电网运行结构变化，220kV及以上系统在所有保护均正常投入并可靠保证相间、接地距离一段、零序一段等出口时间小于0.2秒的保护没有超越的情况下，原则上72小时内，保护保证线路纵联保护的灵敏度，相应的保护定值可不作更改。
11.2.5.8 辅助保护单通道故障，应退出故障通道。正常运行时，严禁做远跳试验。
11.2.5.9影响本调度调管范围外系统保护的工作（如在线路保护装置的远跳、通道等相关回路工作，或微机保护软件版本更换），工作前应向对方调度机构协商，双方同意后方可工作。
11.2.6 母差失灵保护
11.2.6.1对于一个半开关接线的母线，当母线上的母差保护全停时，该母线必须停运。
11.2.6.2双母线接线方式，母差失灵保护全部退出时，除非必要并且经方式核算，一般不对该母线进行倒闸操作；经方式计算母差失灵停运对系统稳定没有影响的，6小时以内可不改对侧后备保护定值。
11.2.6.3 使用中的220kV开关间隔失灵启动（保护）需退出运行的，如有旁路开关，应将该间隔的设备转至旁路运行；如无旁路开关，开关间隔失灵启动（保护）退出时间超过6小时的，则相应开关应停运。如开关无法停运，则须采取临时保护措施。
11.2.6.4 500kV变电站的35kV、66kV母差保护退出超过6小时以上时，应采取相应的安全措施。
11.2.6.5 母线保护电压闭锁异常开放，等候处理期间，母差、失灵保护可不退出运行。
11.2.6.6当新设备投产或设备检修后充电运行，设备所在母线的母差保护应尽可能投入运行。若母差保护不能投入，且时间超过6小时的，应采取相应的安全措施。
11.2.7 主变、高抗保护
11.2.7.1 220kV及以上电压等级变压器、高抗不允许无差动保护运行。 共 87 页 第 LXII 页
Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 11.2.7.2 变压器、高抗重瓦斯保护因故停用，由运行维护单位的设备管理部门决定是否允许该设备短时间运行。但重瓦斯保护退出时，应报告有关值班调度员。 11.2.7.3 变压器、高抗本体的非电气量保护，由运行维护单位制定相应的运行规定。
11.2.8 旁路代路
11.2.8.1 220kV变电站（电厂）旁路开关代路运行的保护要求：
（1）220kV母差失灵保护投旁路代路的特殊方式。
（2）代线路开关运行时旁路保护的定值由设备所属单位根据相关保护定值单进行折算整定，纵联保护通道按实际的设计回路切换。
（3）代主变运行时，旁路保护应退出重合闸，运行单位还必须考虑由旁路开关至主变之间引线的保护措施。
11.2.8.2 运行单位须建立特殊代路的台账，在投运或变更后三个工作日内上报中调，并在现场运行规程中明确特殊代路的相关要求。
11.2.9 其它保护
11.2.9.1正常运行时，充电保护和过流保护应退出。T区保护应投入运行。 11.2.9.2 3/2开关接线的开关保护退出时，原则上应将开关停运。开关保护因更改定值退出运行，超过1小时以上时该开关应停运。
11.2.9.3 线路或变压器等间隔设备正常运行时，应退出间隔短引线保护；当线路或变压器等间隔设备停运，相应出线隔离刀闸拉开，而开关合环运行时，应投入该间隔短引线保护。
11.2.10 重合闸
11.2.10.1 线路重合闸方式应严格按照相关保护定值单的要求执行。
11.2.10.2 线路重合闸退出时，所有故障均要直接三跳。
11.2.10.3 3/2 开关接线的线路重合闸，正常情况下边开关先合，中开关后合。边开关停运时：属并列双回线路或同一电压等级环网线路的中开关可以不改为先合；属同一电压等级单回联络线的中开关应改为先合。
11.2.10.4 以下情况应向中调申请退出线路重合闸：
（1）重合闸装置不能正常工作时。
（2）线路会出现不允许的非同期合闸时。
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（3）线路开关遮断容量不允许进行重合时。
（4）线路上带电作业时。
（5）其他需要退出重合闸的情况。
11.2.11 保护信息系统与故障录波装置
11.2.11.1各级调度机构负责调度端继电保护信息系统主站运行维护。
11.2.11.2 下一级调度机构主站、区控（集控）主站应服从上级调度机构的管理。 11.2.11.3 继电保护信息系统子站运行管理应与其他保护及自动装置相同，并在现场运行规程中明确如下要求：运行值班人员应认真巡视保信子站硬件设备（子站装置、网络存储器、交换机、保护管理机、协议转换器等）是否出现面板显示不正常、面板指示灯异常、装置告警、电源异常等故障，发现异常情况应准确记录异常信息，并及时通知子站维护部门处理。
11.2.11.4新建、扩建、改建工程投运前，应确保保护信息子站同步投运。且子站各项功能齐全、调试正常，并与分站、主站联调合格，调试报告与验收报告齐全。
11.2.11.5继电保护装置动作后，运行维护单位应核查故障录波装置、继电保护信息系统子站收集的信息，并核实信息的完整性与准确性。
11.2.11.6 继电保护信息系统子站、故障录波装置应当确保正常投运，其投退须经相应调度机构许可。
11.2.11.7 各厂站500kV、220kV故障录波器的调度管辖权归相应供电局、电厂，若计划退出时间超过24小时，应提前以书面形式（OAK或者传真）向中调继保部报备，报备内容包括退出原因及时间。原故障录波完好率的考核标准不变。原属总调调度的故障录波器的调度管辖权保持不变。
12 安全自动装置管理
12.1安全自动装置是确保电力系统安全稳定运行、防止电网稳定事故发生和扩大的关键设备。各相关单位必须认真执行有关的规程、规定，加强管理，确保装置安全可靠运行。
12.2广东电力系统安全自动装置（简称安自装置）包括：电网安全稳定控制系统及装置（简称稳控系统、稳控装置）、低频自动减负荷装置（简称低频减载装置）、低压自动减负荷装置（简称低压减载装置）、线路过流自动切负荷（或切机）装置、线路三跳联切负荷（或切机）装置、机组高（低）频解列装置、振荡 共 87 页 第 LXIV 页
Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 解列装置、水轮机低频自起动装置、备用电源自动投入装置（简称备自投装置）等。
12.3各级调度部门负责管辖范围内发电厂、变电站安自装置的整定和调度管理，设备所在单位负责装置的运行维护工作。
12.4各级调度部门负责制定本级电网安自装置的配置方案（包括功能、选型、地点等）并组织落实，各供电局和电厂须按要求完成。地区电网安自装置的配置方案应与主网方案相配合，并应报中调备案。
12.5安自装置应严格按照有关规定实施入网管理，不符合相关技术要求和未通过入网测试的各型号装置不得入网。安自装置必须通过出厂测试、现场调试验收和挂网试运行方能正式运行。
12.6运行维护单位应按规定开展安自装置的检验工作，其检验计划须按相关规定的检修报批流程执行。
12.7新投产机组，必须完成所需安自装置切机传动试验后，方可具备投运条件。机组投产后，若安自装置的出口回路进行了改动，则必须重新开展安自装置的切机传动试验，机组方可重新并网。
12.8安自装置的操作应按规程规定进行。未经调度管辖部门同意，不得擅自投退或改变其定值和状态。
12.9安自装置动作后，各厂、站值班人员应做好动作记录，并立即报告本级调度机构当值调度员，地调当值调度员汇总本地区情况后报告中调当值调度员；调度管辖部门应立即组织开展装置的动作分析并编制报告。
12.9.1当安自装置正确动作且系统恢复正常后，当值调度员应根据系统事故处理的情况尽快恢复相关设备的送电。
12.9.2对发生异常或系统事故时不正确动作的安自装置，厂站运行值班人员在确认无误后，应立即报告当值调度员，由当值调度员下令退出。调度管辖部门应组织设备运行维护单位从速查明原因、整改。
12.10安自装置安排切除的负荷必须确保在需要时能被有效切除，所切除的负荷严禁通过备自投装置重新恢复供电。安自装置动作切除的负荷和机组，未经当值调度员许可，不得自行恢复送电或并网。
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Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 12.11安自装置遇到以下紧急情况时，各厂站应按照现场规程尽快申请退出，以免造成安自装置的不正确动作。
（1）装置电源故障；
（2）装置采样异常；
（3）装置定值整定错误；
（4）对安自装置策略有影响的电流、电压互感器紧急停运，或发生电流、电压回路断线；
（5）其他可能造成安自装置不正确动作的情况。
12.12运行维护单位必须按要求定期将运行维护范围内的安自装置动作及运行情况上报中调，依时做好报表工作。中调负责对安自装置的运行及动作情况进行统一统计评价，并及时将有关情况向总调上报。
13 电力通信管理
13.1 一般原则
13.1.1 电力通信网是广东电力系统不可缺少的重要组成部分，在电网调度运行管理和确保电网安全、优质、经济运行中具有重要地位。
13.1.2 电力通信网由电力通信专网和公网通信资源共同组成，包括光缆、传输系统、数据通信系统、语音交换系统、卫星通信系统以及时钟时间同步和网管系统等。
13.1.3广东电力通信网实行“统一调度、分层维护、一体化运行”的管理原则，实行下级服从上级、局部服从整体、支线服从干线的调度原则。
13.1.4 中调通信管理部门是广东电力系统电力通信专业技术归口管理部门，负责广东电力系统通信技术监督、通信系统运行和专业管理等职责。
13.1.5地区供电局履行本地区内电力通信技术监督和专业管理职能。地区供电局须设置电力通信运行管理部门，负责调管或维护范围内电力通信网及设备的运行和管理工作。
13.1.6各直调电厂须设置电力通信运行维护机构或专责，负责其责任范围内的电力通信设备的运行维护和管理工作。
13.1.7 在通信网络上新建、扩建、改造时，必须与现有运行通信网络实现互联互通，纳入现有网管系统统一管理，保证通信网络功能的完整性。
13.2 调管范围
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Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 13.2.1 凡接入电力通信网运行的通信设备及通信资源，不论所有权、经营权归属，均须纳入所属调度机构的调管范围。
13.2.2通信设备调管范围划分原则：
13.2.2.1 中调通信设备调度管辖范围按以下划分原则确定：
（1）覆盖中调、中调备调、地调、220kV变电站的光传输网设备，以及满足网络组网所需的其它节点的光传输网设备。
（2）覆盖中调、中调备调、地调、220kV电压等级厂站等站点的调度数据网设备。
（3）覆盖公司本部、所辖二级单位、地区供电局、同城容灾中心等节点综合数据网设备。
（4）中调直调输电线路上承载生产实时控制业务的复用载波设备。
（5）随中调直调输电线路架设的通信光缆。
（6）公司本部的行政语音交换机。
（7）中调及中调直调系统厂站内的调度语音交换机。
13.2.2.2 非中调调度管辖的通信设备由地调负责调度管辖。
13.2.3通信资源调管范围划分原则：
13.2.3.1中调通信资源调度管辖范围按以下划分原则确定：
（1）由中调调度管辖范围内的通信设备所形成的通信物理资源和逻辑资源。
（2）省、地通信网络互联通道的逻辑资源。
13.2.3.2非中调调度管辖的通信资源由地调负责调度管辖。
13.2.4通信业务调管范围划分原则：
13.2.4.1中调通信业务调度管辖范围按以下划分原则确定：
（1）中调至直调厂站及地调的调度电话、自动化通道。
（2）中调直调厂站间稳控通道。
（3）中调直调线路保护通道。
（4）由各级通信网承载的广东公司、公司二级单位的生产、管理信息业务通道。
13.2.4.2非中调调度管辖的通信业务由地调负责调度管辖。
13.3 通信调度管理
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Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 13.3.1广东电力通信网设置省、地两级通信调度机构。负责所辖通信网络的日常运行监控、配置管理、指挥和协调工程与检修以及故障处理。各通信运行维护单位必须服从本级通信调度员的指挥。
13.3.2 通信调度员必须经考核合格后方可上岗。通信调度实行全天24小时监控制度。
13.3.3通信调度员必须按照规程规定发布通信调度指令，并对其发布的正确性负责。受令人员应该严格执行通信调度指令，并对其执行的正确性负责。 13.3.4 通信调度指令有电话或电子调令两种方式，具有同等效力。
13.3.5违反通信调度纪律，有下列行为之一的，由调度机构通信管理部门按有关规定、协议进行处理。
（1） 不执行上级通信调度指令，不听从上级通信调度指挥的。
（2） 未如实反映通信网络运行情况造成后果的。
（3） 按规定应上报的故障隐瞒不报的，或隐瞒故障真相的。特别是隐瞒人为误操作或其他因管理不善而导致后果的。
（4） 检修工作开始前、结束后未向通信调度报告的。
（5）未事先向通信调度汇报，将运行中的电力通信设备退出运行并造成后果的。
13.4 通信运行方式管理
13.4.1 省、地通信调度机构按照调管范围开展通信运行方式管理工作。应设置专业人员负责通信运行方式管理工作，并向其上级调度机构报备。
13.4.2通信运行方式分为通信年度运行方式、月度运行方式和日常运行方式。 13.4.3 正常情况下，调管范围内的通信设备、资源、业务通道的方式安排及变更，须执行运行方式安排，并反馈执行情况。紧急情况下，经本级通信调度员许可，可临时调整运行方式。
13.4.4 中调、地调应及时编制、更新本级通信系统图册和所调管重要生产实时控制业务通道运行维护责任划分表，每季度最后一个工作日定期发布，并报送上级调度机构。
13.5 通信检修管理
13.5.1 凡改变通信网运行方式或设备状态的相关工作，均纳入通信检修管理。 共 87 页 第 LXVIII 页
Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 13.5.2 中调、地调的通信管理部门受理并审批通信检修的申请，各级通信运行维护单位应按照调管范围向有关通信管理部门办理检修申请。
13.5.3 通信检修计划应与电网检修计划相协调和衔接，应避免通信检修工作造成电网一次设备重复停运。通信检修申请、批复及实施流程按中调有关规定执行。 13.5.4 对继电保护、安全自动装置、调度自动化和调度电话等生产实时控制业务通道有影响的通信检修工作，须经相关业务部门会签。
13.5.5 检修时间小于2小时的通信光缆、光传输设备（不含与线路保护、安稳装置接口的板卡、线缆）等的工作，如果纵联差动保护装置正常运行具备两个不同传输路由，或线路纵联保护、安全自动装置正常运行时具备自愈环通道方式的，可以不申请退出。
13.5.6检修工作造成光传输主网开环运行超过24小时的，检修申请单位应组织采取临时保障措施，降低运行风险。
13.6 通信故障管理
13.6.1通信设备发生故障，运行维护单位应立即向本级通信调度汇报，若影响上级业务的由本机通信调度向上级通信调度报告。
13.6.2 各级通信调度负责通信设备、调度生产业务故障的受理，并指挥协调故障处理。当通信调度下令运行维护人员赶赴现场时，运行维护人员应立即执行。 13.6.3线路保护、安自装置发生故障，需要通信专业人员配合时，通信运行维护人员须立即赶赴现场协同处理。
13.6.4通信故障管理应遵循“先干线、后支线”、“先抢通、后修复”、“先
一、二级业务后三级电路业务”、“先生产实时控制业务、后非生产实时控制业务”的原则。
13.6.5 若通信故障造成生产实时控制业务中断时，应及时通报电力调度，并立即投入备用通道或采取迂回、转接等措施，尽快恢复生产实时控制业务运行。 处理过程中需要中断有关生产实时控制业务的通信通道时，通信调度员应取得电力调度员同意后方可进行。故障处理完毕后，通信调度员及时向电力调度员报告并记录故障恢复时间。
13.6.6信息汇报
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Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订)
（1）省、地区通信网络设备发生故障，造成220kV及以上生产实时控制业务中断或三个110kV站及以上自动化通信通道中断的，或发生通信网络、通信设备设施紧急缺陷的，通信调度应立即向上级通信调度汇报，并在当天提交故障处理报告。
（2）通信故障处理完毕，当值通信调度员可要求运行维护单位提交书面故障处理报告，运行维护单位必须在3个工作日内提交。
14 调度自动化管理
14.1 一般原则
14.1.1调度自动化系统是确保电网安全、优质、经济运行，提高电网调度运行管理水平的重要手段。
14.1.2中调自动化部是广东电力系统调度自动化专业归口管理部门，对广东电力系统调度自动化实行专业管理。
14.1.3各地区供电局以及广东电力系统内的发电厂、35kV及以上用户站必须设置调度自动化运行管理部门或专责，负责调度自动化系统和设备的运行维护和管理工作。
14.1.4中调、地调自动化部门主要职责：
（1）负责审批所辖电网调度自动化装置的停复役和变更方案；
（2）负责审核所辖电网调度自动化设备的计划或临时检修方案；
（3）负责所辖电网调度自动化系统运行中重大问题的协调、处理，参与事故调查。
（4）负责对所辖电网调度自动化系统实行专业管理和运行维护管理。
14.2 调度自动化范围
14.2.1调度自动化主站系统
能量管理系统（EMS）、电能量采集系统（EAS）、广域测量系统（WAMS）、集控系统、自动发电控制系统（AGC）、无功电压自动控制系统（AVC）、水调自动化系统、二次安全防护设备以及各系统所使用的传输通道等相关设备。
14.2.2 厂站端调度自动化系统
（1）远动设备（包括远动专用变送器）、变电站自动化系统、计算机监控系统、电能量采集装置、曲线下载设备、AGC装置、AVC装置、PMU装置、节能发电调度信息采集装置。
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（2）相关设备，包括：网络设备（路由器、通信接口装置、交换机或集线器）、电源设备、连接电缆及屏柜、远传设备（通信计算机、接口、调制解调器、到通信设备配线架连接电缆）等。
（3）其它用于电网调度的自动化设备。
14.2.3 信息范围
调度自动化信息应满足电网监控、电网分析以及节能发电调度的需要，包括电力系统四遥信息、发电计划曲线、AGC及AVC调节信息、PMU信息、水调自动化信息、节能发电调度信息（脱硫、热负荷、煤耗等）。原则上直接采集的实时信息应覆盖其调度管辖范围，其它信息可通过计算机系统联网转发。
14.3 运行管理
14.3.1 运行一般要求
14.3.1.1各级调度自动化运行管理部门应制定并严格遵守有关的调度自动化管理规定和运行规程，明确设备专责维护人员，保证系统连续、稳定、可靠运行。 14.3.1.2调度自动化设备的运行维护单位应保障设备的正常运行及传输信息的完整、准确。运行维护人员必须定期巡视、检查和记录设备运行情况，发现异常和故障必须立即处理。对于影响电网调度运行或上级自动化系统运行和信息准确性的故障，应及时主动地向上级调度自动化运行管理部门汇报，并书面报告故障处理情况。
14.3.1.3未经调度自动化运行管理部门批准，不得将自动化设备退出运行。 14.3.1.4调度自动化系统新设备投入运行前，应提交设备联调和投运方案，并得到相关调度自动化运行管理部门的同意。
14.3.1.5调度自动化运行管理部门应定期对调管范围内的自动化系统运行情况进行统计、分析、考核，并按规定上报和下发。
14.3.2 调度自动化主站系统
14.3.2.1调度自动化主站系统维护如影响到系统数据的准确性，应事先征得当值调度员同意后方可进行；如影响到与上下级调度自动化系统的数据通信的准确性的，应提前通知有关调度自动化值班人员，事先征得对方同意后方可进行。 共 87 页 第 LXXI 页
Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 14.3.2.2调度自动化主站系统旧设备退出运行，如果影响上级调度自动化主站系统，运行维护部门应向上级调度自动化管理部门提出书面申请，经批准后方可进行。
14.3.3 厂站自动化系统
14.3.3.1厂站端自动化设备及相关二次回路、辅助设备的检修、调试工作影响到能量管理系统、电能量采集系统以及其它自动化功能或信息时，应按设备检修管理有关规定向调度机构提交检修工作申请，批复后方可进行。工作前、后，工作负责人应及时通知所属调度自动化运行值班人员，并由该人员负责通知相关的调度自动化值班人员。
14.3.3.2厂站一次设备退出运行或处于备用、检修状态时，调度自动化设备不得停电或退出运行，不得影响其它运行中的一次设备的遥信、遥测功能，确因检修工作需要停电或退出运行时，现场工作人员需提前2 个工作日按规定办理工作申请。
14.3.3.3一次设备检修完成后，应将与调度自动化设备相关的二次回路接线恢复正常。
14.3.3.4直调电厂机组AGC、AVC功能及性能应满足电网运行的需要，当AGC、AVC投运后，电厂应保证其正常可用。
14.3.3.5各类电工测量变送器和仪表、交流采样测控装置，是保证自动化系统遥测准确性的重要设备，必须严格按照有关规程和标准进行检验。
14.3.4 信息安全及二次安防
14.3.4.1各单位必须严格执行上级有关电力二次系统网络与信息安全的规定，确保二次系统网络与自动化信息的安全。
14.3.4.2各类调度自动化系统及应用系统接入调度数据网络时，需做好接入方案和安全防护措施，做好与公共数据网络的有效隔离，确保电力调度数据网络信息安全，并报上级电力调度数据网络管理部门批准后实施。
14.3.5重大事件上报
调度自动化主站系统、110kV 及以上变电站自动化系统发生重大缺陷或故障后，调度自动化系统运行维护部门应按照有关规定要求立即向上级主管部门领导报告事件发生和处理的基本情况。
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Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 14.3.6 信息管理
14.3.6.1电网一、二次设备发生变更(如厂站设备的增、减，主接线变更，互感器变比改变等)，检修申请单位应提前30 天向有管辖权的调度自动化管理部门提交相关信息及资料。
14.3.6.2确需改变调度自动化信息的数量、顺序、通信方式、通道及传输速率等时，施工单位应于联调前7个工作日将变更信息以书面形式报调度自动化运行管理部门，经同意后方可实施。
14.3.6.3发电厂 AGC、AVC 等运行参数未经调度许可不得擅自修改。
14.3.7 通道管理
14.3.7.1发电厂、变电站基建竣工提出投运申请时，检修申请单位必须保证至少提前10个工作日开通调度自动化通道。
14.3.7.2凡影响到调度自动化信息传输通道的工作，通信运行管理部门应以书面形式提前通知相关自动化运行管理部门，经同意后方可进行；当通道恢复后，及时通知有关调度自动化运行管理部门。
14.3.7.3自动化通道必须达到相关技术标准对传输质量的要求，以确保信息的可靠传送。
15 附录
附录A 调度术语
为使调度值班系统人员能正确迅速、清楚明了地下达执行调度指令，在此将调度常用术语规定如下，其他非常用术语可见《广东电力系统调度术语》单行本。
Ⅰ、调度管理
⒈调度管理：调度业务和专业管理。
⒉调度管辖：电网设备运行和操作指挥权限，简称调管。
⒊调度指令：调度机构值班调度员对其下级值班调度员或调管厂站运行值班人员发布的有关运行和操作的指令。调度指令包括单项令、综合令和逐项令。
⑴单项令：是指值班调度员下达的单一项目操作的调度指令。
⑵综合令：是指值班调度员按照操作目的和要求，用标准术语说明操作对象的起始和终结状态以及注意事项的调度指令。受令人按照综合令确定的操作规范和现场规程，自行拟定具体操作步骤和操作顺序，一次性完成所有操作后向发令人汇报。
⑶逐项令：是指值班调度员根据一定的逻辑关系，按照顺序下达的调度指令。逐项令由 共 87 页 第 LXXIII 页
Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 一系列单项令或综合令组成。
⒋调度许可：值班调度员对下级值班调度员或厂站运行值班人员提出的操作申请予以许可（同意）。
Ⅱ、设备状态
⒈ 一次设备状态
⑴运行：是指设备或电气系统带有电压，其功能有效。母线、线路、变压器、电抗器、电容器及电压互感器等一次设备的运行状态，是指从该设备电源至受电端的电路接通并有相应电压（无论是否带有负荷），且控制电源、继电保护及自动装置按运行状态投入。
开关的运行是指开关及其两侧刀闸在合闸位置，开关与电源相连通。
⑵热备用：是指该设备已具备运行条件，其继电保护及自动装置满足运行要求，开关的控制、合闸及信号电源投入，经一次合闸操作即可转为运行状态的状态。
开关的热备用是指开关本身在分闸位置，两侧刀闸在合闸位置，二次设备按要求投入。 线路、母线、变压器、电抗器、电容器等电气设备的热备用是指连接该设备的各侧均无安全措施，各侧开关全部在分闸位置，且至少一个开关处于热备用状态，二次设备按要求投入，一经合上该开关，设备就转为运行。
⑶冷备用：是指连接该设备的各侧均无安全措施，且连接该设备的各侧均有明显断开点或可判断的断开点。
⑷检修：是指连接该设备的各侧均有明显断开点或可判断的断开点，设备各侧已接地的状态。
⒉ 继电保护装置状态
⑴投入：是指装置工作电源投入，相应的功能压板、跳闸（重合）出口压板投入的状态。 ⑵退出（信号）：是指装置工作电源投入，通过退出相应的功能压板或跳闸（重合）出口压板，把部分保护功能或跳闸（重合）回路退出的状态。
⑶停用：是指装置工作电源退出，跳闸（重合）出口压板退出时的状态。
3. 安全自动装置状态
⑴投入状态：是指装置工作电源投入、出口压板连接到指令回路，此时安全自动装置具备正常出口动作功能。
⑵投信号状态：是指装置工作电源投入、出口压板断开，对外通信通道投入的状态，此时安全自动装置不具备就地和远方出口动作功能，但具备收信发信功能。
⑶退出状态：是指装置工作电源投入、出口压板断开，对外通信通道断开的状态，此时 共 87 页 第 LXXIV 页
Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 安全自动装置不具备就地和远方出口动作功能，不具备对外发信功能。
⑷停用状态：是指装置工作电源退出、出口压板断开的状态，此时安全自动装置丧失所有功能。
Ⅲ、倒闸操作常用术语
⒈常用名词解释
⑴开关：空气、多油、少油、六氟化硫等各种类型断路器的统称。
⑵刀闸：各种形式的隔离开关的统称。
⑶接地刀闸：特指与大地连接的隔离开关，简称地刀。
⑷合上：是指各种开关、刀闸、地刀通过人工操作使其由分闸位置转为合闸位置的操作。 ⑸断开：是指各种开关通过人工操作使其由合闸位置转为分闸位置的操作。
⑹拉开：是指各种刀闸、地刀通过人工操作使其由合闸位置转为分闸位置的操作。
⑺跳闸：开关不经操作，由合闸变为分闸，以及由此而导致的设备退出运行状态。
⑻代路：用旁路开关代替其他开关运行的操作。
⑼起动：继电保护装置或安全自动装置达到整定值而开始逻辑功能。
⑽动作：继电保护装置或安全自动装置发出使开关跳闸的信号。
⒉常用单项令
◆电气操作单项令
⑴断开××（设备或线路名称）××（编号）开关
将××（设备或线路名称）××（编号）开关从三相合闸改为三相分闸状态。
⑵合上××（设备或线路名称）××（编号）开关
将××（设备或线路名称）××（编号）开关从三相分闸改为三相合闸状态。
⑶拉开××（设备或线路名称）××（编号）刀闸
将××（设备或线路名）××（编号）刀闸从三相合上改为三相分开状态。
⑷合上××（设备或线路名称）××（编号）刀闸
将××（设备或线路名称）××（编号）刀闸从三相分开改为三相合上状态。
⑸拉开××（设备或线路名称）××（编号）地刀
将××（设备或线路名）××（编号）地刀从三相合上改为三相分开状态。
⑹合上××（设备或线路名称）××（编号）地刀
验明无电压后，将××（设备或线路名称）××（编号）地刀从三相分开改为三相合上状态。
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⑺在××（装设地线的地点）装设临时地线一组
在××（装设地线的地点）装设三相临时短路接地线一组。
⑻拆除××（装设地线的地点）临时地线一组
拆除××（装设地线的地点）三相临时短路接地线一组。
⑼将#×主变抽头由×档改为×档
#×主变分接头由×档改为×档。
◆机组操作单项令
⑴×点×分#×炉点火
×点×分#×炉点着火。
⑵×点×分#×机组并网
×点×分#×机组与系统并网。
⑶×点×分#×机组解列
×点×分#×机组已与系统解列。
⑷×点×分#×机组（大修、小修、临修）结束，恢复备用
×点×分#×机组（大修、小修、临修）结束，满足投入运行条件。
⑸×点×分#××机组退出备用
×点×分#××机组退出备用，已不具备运行的条件。
⑹#××机组出力限高（低）××MW
#××机组因××原因限制，有功出力最高（低）只能带××MW。
⑺×点×分#××机组跳闸，甩出力××MW
×点×分#××机组因××保护动作（原因）跳闸，跳闸前有功出力是××MW。
⑻加（减）×万出力或加（减）×万
发电机在原有功出力的基础上，增加（减少）×万千瓦有功出力。
⑼再加（减）×万负荷或再加（减）×万
在前次下令增加发电机有功出力的基础上，再增加（减少）×万千瓦有功出力。
⑽无功加（减）×万或加（减）×万无功
发电机在原无功出力的基础上，增加（减少）×万千乏无功出力。
⑾总出力加（减）到×万或总出力带×万
全厂发电机有功出力不管原来是多少，现在加（减）到×万千瓦。
⑿加满出力或出力加满
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将全厂运行发电机有功出力加到目前设备所允许的最大技术出力。
⒀出力减到最低
将全厂运行发电机有功出力减到目前设备所允许的最小技术出力。
⒁无功带（加）满
将全厂运行发电机无功出力加到目前设备所允许的最大技术出力。
⒂无功减到最低
将全厂运行发电机无功出力减到目前设备所允许的最小技术出力。
⒃频率（周波）调××××
中调下令其负责电力系统频率调整，并维持电力系统频率为××××Hz运行。
◆继电保护操作单项令
⑴投入××[设备名称]××保护
⑵退出××[设备名称]××保护
⑶停用××[设备名称]××保护
⑷将××[设备名称]××保护投信号状态
⑸××[设备名称]××保护××定值由××改为××
⑹投入××kV母差保护
⑺退出××kV母差保护
◆重合闸、自动装置操作单项令
⑴投入××线路单相（三相、特殊三相、综合）重合闸
⑵退出××线路单相（三相、特殊三相、综合）重合闸
⑶投入××自动装置
⑷退出××自动装置
◆负荷控制
⑴按网供指标控制负荷
⑵网供负荷不得超过××万
⑶执行强制错峰××万
⑷拉××万（负荷）
中调指令地调对其所辖电力系统拉闸限电×万千瓦负荷
⑸再拉××万（负荷）
在前次下令拉闸限电基础上，再增加拉闸限电×万千瓦负荷
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⑹送××万（负荷）
在中调已下令限电的线路中恢复部分送电，负荷不超过×万千瓦
⑺全部送电
仅对中调下令拉闸限电的线路，全部恢复送电
⒊常用综合令
◆有关开关的综合令【不考虑非标准结线情况】
⑴将××kV××[设备名称]××[数字编号]开关由运行转检修（热备用、冷备用）
⑵将××kV××[设备名称]××[数字编号]开关由检修（热备用、冷备用）转运行
⑶将××kV××[设备名称]××[数字编号]开关由热（冷）备用转检修
⑷将××kV××[设备名称]××[数字编号]开关由检修转热（冷）备用
⑸将××kV旁路××[数字编号]开关代××[设备名称]××[数字编号]开关运行，×
×[设备名称]××[数字编号]开关由运行转检修（热备用、冷备用）
⑹将××kV××[设备名称]××[数字编号]开关由检修（热备用、冷备用）转运行，旁路××[数字编号]开关由运行转热备用
⑺将××kV××[设备名称]××[数字编号]开关由×M倒至×M运行
◆有关变压器的综合令
⑴将××kV #×主变由运行转检修（热备用、冷备用）
⑵将××kV #×主变由检修（热备用、冷备用）转运行
⑶将××kV #×主变由热（冷）备用转检修
⑷将××kV #×主变由检修转热（冷）备用
◆有关母线和PT的综合令
⑴将××kV#×母线所有运行设备倒至#×母线
⑵将××kV母线方式倒为双母正常方式
⑶将××kV母线方式倒为正常方式
⑷将××kV#×母线由运行转检修（热备用、冷备用）
⑸将××kV#×母线由检修（热备用、冷备用）转运行
⑹将××k#V×母线由热（冷）备用转检修
⑺将××kV#×母线由检修转热（冷）备用
⑻将××kV#×PT由运行转检修
⑼将××kV#×PT由检修转运行
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◆下放操作权的220kV线路操作综合令
220kV××[线路名称] ××[编号]线路由运行转检修 220kV××[线路名称] ××[编号]线路由检修转运行 Ⅳ、设备各种状态改变的操作步骤
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Ⅴ、冠语
1、中调×××[姓名]
2、××中调×××[姓名]（与总调联系时） 3、××地调×××[姓名] 4、××电厂×××[姓名] 5、××站×××[姓名]
6、喂，你是哪里?（喂，哪里?） 7、喂，是不是××地调（厂站）? 8、你是哪位?（哪里?） 9、是不是×××[姓名]?
Ⅵ、数字读法
“1、2、3、4、5、6、7、8、9、0”分别可以读作“幺、两、三、四、五、六、拐、八、九、洞”
附录B 广东电力系统设备调度编号原则
一、500千伏设备参照原水电部颁发的《电力系统部分设备统一编号准则》的原则进行编号。具体规定如下：
1. 母线编号用“#+母线序号+ M”表示。常规的母线排列顺序参见图1。角形结线按顺时针方向排列，参见图2。
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图1 500kV一个半开关结线 图2 500kV角形结线
2. 开关编号采用四位数字，前两位“50”代表500 千伏电压等级，后两位按结线方式规定如下：
（1） 一个半开关结线编号：第一串靠#1M母线的边开关为5011，中开关为5012，靠#2M母线的边开关为5013；第二串为5021、5022、5023，依此类推。串序自固定端向扩建端依次排列。
（2） 母联开关用55加被联结的二条母线编号组成，小数在前，大数在后，如5524。 （3） 直接接于母线上的主变压器变高开关编号依据主变压器序号编排：1号主变为5001，2号主变为5002，依此类推。
（4） 角形结线的开关从起始点顺时针编号，如5001、5002、5003...依此类推。 3. 刀闸编号
（1） 开关串内的刀闸编号为“所属开关编号+所靠向的母线序号”。如5011开关靠#1M侧的刀闸是50111，靠#2M侧的刀闸是50112。
（2） 一个半开关结线的线路出线刀闸和变压器刀闸为所属边开关号+6 ，如50116。 （3） 角形结线内从最小号码的开关开始，按顺序与第二个开关连接的连接区域设定为“1”，第二个开关与第三个开关连接的连接区域设定为“2”... 依此类推。处在“1”区域的刀闸为所依附的开关编号+1，如50011、50021；角形结线的出线刀闸由逆时针方向的第一开关编号+6组成，如50016。
（4） 线路侧高压并联电抗器及线路侧串联补偿器的刀闸编号 以“开关编号+ DK（CB)+1（2）”表示。其中，高压并联电抗器使用DK，线路侧串联补偿器使用CB；靠线路侧的尾数取“1”，另一侧取“2”。开关编号的选取对于不同的接线形式有所不同，一个半开关
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Q/CSG-GPG 2 12 001-2011 广东电力系统调度规程(修订) 结线取边开关号，如5011DK1、5011CB2；角形结线取逆时针方向的第一开关编号，如5001DK1、5001CB2；单元结线取该单元的开关编号，如5001DK1、5001CB2。
4. 接地刀闸
（1） 输电线路出线及主变压器出线侧的接地刀闸，以出线刀闸为中心，向串内方向
地刀编号依次为：出线刀闸编号+7、出线刀闸编号+07，如501367、5013607；向出线侧方向地刀编号依次为：出线刀闸编号+17、出线刀闸编号+27，如5013617、5013627。
（2） 母线上的接地刀闸编号由“5＋所属母线号＋刀闸序号+7” 组成，如5117。
（3） 电压互感器等元件的接地刀闸编号，分别在该元件刀闸编号之后加“7”表示。
（4） 变压器中性点接地刀闸的编号由“5+变压器编号+000”组成，如#1B的中性点接
地刀闸编号为51000。
（5） 变压器中性点小电抗接地刀闸的编号由“5+变压器编号+DK7”组成，如#1B的中
性点小电抗接地刀闸编号为51DK7。
（6） 变压器隔直装置刀闸的编号由“5+变压器编号+GZ”组成，如#1B的隔直装置刀
闸编号为51GZ。
（7） 线路侧高压并列电抗器接地刀闸的编号由“该元件刀闸编号+7”组成，如
5011DK17。
（8） 线路侧串联补偿器接地刀闸的编号由“该元件刀闸编号+7” 组成8位数编号，
如5011CB17。
二、220千伏设备调度编号原则（参见图3）
图3 220kV接线
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1. 母线编号
主母线的编号为#1M、#2M、#5M、#6M ，旁路母线编号为#3M、#7M。常规的排列次序定为从发电机、变压器侧向线路侧顺序排列；角形结线按顺时针方向排列。
2. 开关编号
开关编号由四位数组成，第一位数为“2或4”等，代表电压等级为220千伏，后三位数为序号。规定如下：
（1） 母联、分段开关编号为“20××”，后两位由开关所联母线号组成，小数在前；
母联兼旁路开关按母联分段开关原则编号。
（2） 旁路开关编号为“20×0”， “×”为旁路开关所联旁路母线号；旁路兼母联开
关按旁路开关原则编号。
（3） 220千伏变压器开关编号按变压器序号相应编为2201-2213。
（4） 220千伏变压器变高双开关结线的开关编号分别为“20×A、20×B”， “×”为
主变序号，“A”指接于#1M或#5M母线的开关，“B”指接于#2M或#6M的开关。
（5） 220千伏线路开关编号自2214起全网统一编号。
（6） 一个半开关结线按矩阵排列编号，第一串靠#1M母线的边开关为2011，第一串
中开关为2012，第一串靠#2M母线的边开关为2013；第二串为2021、2022、2023，依此类推。
（7） 多角形结线的开关，从起点顺时针编号，如2001、2002、2003、2004...。
3. 刀闸编号
（1） 开关对应的母线刀闸编号为“所属开关号+所接母线号”。
（2） 线路、变压器出线刀闸为“所属开关编号+4”， 出现第二把出线刀闸则为“所
属开关编号+8”。
（3） 母联、分段开关两侧刀闸编号为“母联（分段）开关编号+所接母线编号”。
（4） 电压互感器刀闸编号为“22×PT”，第三位数字为所属母线序号，如同一母线有
多把PT刀闸，则依次编为“22×甲PT、22×乙PT??”。
（5） 母线间联络刀闸编号为“200××”， 后两位数为所联母线序号，小数在前。
4. 接地刀闸
（1） 线路、变压器侧出线的接地刀闸为“所属开关刀闸编号+0”。
（2） 开关两侧接地刀闸， 靠母线侧接地刀闸编号为“所属开关号+BO”，如有第二把
接地刀闸编号则为“所属开关编号+AO”；靠线路侧接地刀闸为“所属开关编号+CO”。 共 87 页 第 LXXXIII 页
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（3） 母联、分段开关两侧接地刀闸编号为“所属开关刀闸编号+O”。
（4） 母线的电压互感器接地刀闸为“电压互感器刀闸编号+O”。
（5） 变压器中性点接地刀闸为“22×000”，“×”为所属变压器序号，序号10以上
（含10）则用A、B、C等表示。
（6） 变压器经隔直装置接地刀闸为“22×GZ”，“×”为所属变压器序号，序号10以
上（含10）则用A、B、C等表示。
（7） 母线接地刀闸为“22××00”，第三位为所属母线号，第四位为同一母线的接地
刀组别号,以中文“甲、乙??”表示。如1M母线的第甲组地刀，编号为“221甲00”。
三 500千伏变电站的35千伏设备调度编号原则
1. 母线编号
母线分别用“# +阿拉伯数字+ M”表示。母线序号与所连接的变压器序号一致。
2. 开关编号
（1） 变压器低压侧开关编号由三位数组成，第一位数为“3”，后两位数为所连接的
主变序号，如“301”。
（2） 电容器组开关编号由三位数组成：第一位数为“3”，第二位数为所连接的母线
号，第三位数为该电容器组序号。电容器组序号以1、3、5奇数编排，如“311”。
（3） 电抗器组开关编号由三位数组成：第一位数为“3”，第二位数为所连接的母线
号，第三位数为该电抗器组序号。电抗器组序号以2、4、6偶数编排，如“312”。
（4） 站用变开关编号由三位数组成：第一位数为“3”，第二位数为所连接的母线号，第三位数为该站用变序号（一般为9），如“319”。
3. 刀闸编号
（1） 变压器低压侧开关刀闸编号为“所属开关编号+0”。
（2） 母线侧刀闸编号为“所属开关编号+所接母线号”。
（3） 出线侧刀闸编号为“所属开关编号+4”；#4M母线的出线侧刀闸编号为“所属
开关编号+D”。
（4） 母线PT刀闸编号为“3+母线号＋PT”。
4. 接地刀闸
（1） 变压器低压侧开关接地刀闸为“所属开关编号+C0”。
（2） 母线侧接地刀闸编号由“所属开关编号+B0”。
（3） 出线侧接地刀闸编号由“出线刀闸编号＋0”。
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（4） 母线PT接地刀闸为“PT刀闸编号＋0”。
（5） 母线接地刀闸为“33+所接母线号+序号（甲、乙??）+0”。
四 500千伏变电站的66千伏设备调度编号原则
1. 母线编号
主母线分别用“# +阿拉伯数字（序号）+ M”表示。母线序号与所连接的变压器序号一致。如#2M。
分母线采用“# +阿拉伯数字（序号）+AM” 和“# +阿拉伯数字（序号）+ BM”表示。其中主母线和分母线的序号相同。如#2AM、#2BM。
2. 开关编号
（1） 主变低压侧开关编号由三位数组成，第一位数为“6”，第二位数为母线序号，第三位为A或B，如“62A、62B”。
（2） 电容器组开关编号由三位数组成：第一位数为“6”，第二位数为所连接的母线号，第三位数为该电容器组序号。电容器组序号以1、3、5、7奇数编排，如“621”。
（3） 电抗器组开关编号由三位数组成：第一位数为“6”，第二位数为所连接的母线号，第三位数为该电抗器组序号。电抗器组序号以2、4、6、8偶数编排，如“622”。
（4） 站用变开关编号由三位数组成：第一位数为“6”，第二位数为所连接的母线号，第三位数为该站用变序号（一般为9），如“629”。
3. 刀闸编号
（1） 主母线侧开关刀闸编号为“所属开关编号+所接母线号”。
（2） 分母线侧刀闸编号为“所属开关编号+A(B)”。
（3） 出线侧刀闸编号为“所属开关编号+4”；#4M母线的出线侧刀闸编号为“所属开关编号+D”。
（4） 母线PT刀闸编号为“6+母线号＋PT”。
4. 接地刀闸
（1） 主母线开关侧接地刀闸为“所属开关编号+C0”。
（2） 分母线侧接地刀闸编号由“所属开关编号+B0”。
（3） 出线侧接地刀闸编号由“出线刀闸编号＋0”。
（4） 母线PT接地刀闸为“PT刀闸编号＋0”。
（5） 母线接地刀闸为“6+所接母线号+序号（甲、乙??）+0”。
五、发电机等设备的命名原则
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1. 发电机命名为“#+发电机序号+F”。
2. 变压器命名为“#+变压器序号+B”。
3. 百MVA级链式静止无功补偿器命名为“# +序号+STATCOM”。
附录C 新设备参数和技术资料管理要求
一、属于供电局的输变电工程建设单位在新设备投产3个月前以书面形式报送中调的设备资料如下：
1. 变电站及变压器、输电线路等设备的调度命名及调度编号申请、工程概述。
2. 涉及新的调度命名、调度编号的输电线路的两侧变电站的电气主结线设计蓝图（一
式2份）。
3. 输电线路参数（线路长度按总长报送）。
4. 500千伏线路高抗参数。
5. 主变压器参数。
6. 开关参数。
7. 继电保护的参数。
8. 工程涉及的其他变电站的有关一二次设备参数
9. 工程建设单位认为需要提交的其他诸如工程进度的材料等。
10. 输电线路实测参数在线路参数实测工作完成后10日内报送中调继保部。
二、属于发电厂的发电工程建设单位在新设备投产3个月前以书面形式报送中调市场交易部的设备资料如下：
1. 发电厂、变压器、输电线路的调度命名及调度编号申请。
2. 电厂电气主结线设计蓝图（2份）。
3. 电厂运行值班人员、班长（控长）及值长的名单。
4. 运行方式（计划、检修）人员联系方式及联系人名单。
5. 现场运行规程（包括电气、锅炉、汽机运行规程）。
6. 厂用电保证措施和全厂停电后黑启动措施。
7. 与电网运行有关的继电保护装置图纸（包括发电机、变压器整套保护图纸）。
8. 与电网运行有关的主要设备的规范、技术参数和实测参数（需要在并网启动过程
中实测的参数在相关机组并网后30日内提交）。
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9. 机组励磁系统、低励限制、失磁、失步保护、安全自动装置的技术说明书，高频、
低频运行特性和汽轮机超速保护控制（OPC）特性等技术资料。
10. 机组开、停机曲线图和机组升、降负荷的速率
11. 机组调速系统调差系数的整定值、机组功率给定限制器限制值。
12. 与甲方通信网互联或有关的通信工程设计文件、工程施工图纸、设备技术规范书
以及设备验收报告等文件。
13. 与甲方调度有关的电厂自动化系统技术参数以及设备验收报告等文件。
三、调度自动化系统建设单位书面形式报送中调的设备资料如下：
1. 设计资料(原理图、安装图、技术说明书、远动信息参数表、设备和电缆清册等)；
2. 设备技术资料(设备和软件的技术说明书、操作手册、设备合格证明、质量检测证
明等)；
3. 工程资料（合同中的技术规范书、设计联络和工程协调会议纪要、现场施工调试
方案、测试及验收记录文档等）。
四、竣工实测资料：
1. 电气和机械参数的实测值；
2. 220kV以上线路实测参数：R1、R0、X1、X0、B0、Xm（平行线路）及高频参数；
3. 220kV以上变压器实测Xo；
五、中调调度管辖范围内的发电厂、变电站的现场运行规程、一次主结线图及各地调调度规程进行修编、修改后，必须报中调备案。
附录D 风电场并网前应提供详细资料
1. 风电场的项目开发核准文件、可研报告、规划报告，风电场运行规程，一年以上
的测风数据、风电场地形和风电机组位置图的详细数据。
2. 风电机组、风电场汇集线路及变压器等设备的型号及参数。
3. 风电场升压站的无功补偿设备配置信息与详细参数。
4. 用于电力系统仿真计算的风电机组、风电场汇集线路及风电机组/风电场控制系统
的模型及参数。
5. 风电场调度值班人员名单和联系方式，风电场调度值班人员的上岗资格证书。
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