广东电网公司统一编码：

S.00.00.00/DP.0000.0001

本制度信息

目  录

第一章    总则. 3

第二章    电力调度管理. 3

第一节    电力调度管理的任务. 3

第二节    中调、地调的主要职责. 4

第三节    中调调度管辖范围. 6

第四节    调度管理制度. 7

第五节    中调值班调度员职责. 9

第六节    运行方式的编制和管理. 10

第七节    发、购电管理. 12

第八节    负荷管理. 13

第九节    设备检修管理. 14

第十节    系统频率管理. 19

第十一节  电压与无功功率的调度管理. 21

第十二节  无人值班变电站的管理. 26

第三章    电力系统稳定管理. 26

第四章    水库调度管理. 29第五章    发电机组并网管理. 31第一节    机组并网运行要求. 31第二节    并网调试要求. 32第六章    电力系统运行操作. 32第一节    操作管理制度. 32第二节    系统基本操作  37第七章    系统事故处理. 41第一节    事故处理的一般原则. 41第二节    线路事故处理. 43第三节    发电机事故处理  45第四节    变压器事故处理. 45第五节    线路高抗事故处理. 46第六节    开关异常处理. 46第七节    母线事故处理. 47第八节    串联铁磁谐振处理. 48第九节    系统振荡事故处理. 48第十节    系统低频振荡事故处理  49第十一节  通信中断的处理. 50第十二节  中调EMS失灵的处理. 50第十三节  区域电网解列事故处理  51第十四节  系统“黑启动”的一般原则. 51第八章    继电保护装置的调度管理. 52第一节    继电保护管理的一般原则. 52第二节    纵联保护运行管理. 54

第三节    线路重合闸管理. 55

第四节    母线保护管理. 55

第五节    旁路代路管理. 56

第六节    其他运行要求. 56

第九章    安全稳定控制系统及安全自动装置调度管理. 56

第十章    调度自动化系统运行管理. 59

第一节    一般原则. 59

第二节    运行管理. 59

第十一章  新建、改建、扩建设备投入系统运行的管理. 61

第十二章  系统关口电能计量管理. 63

第十三章  罚则. 65

附录一：  调度常用术语. 67

一、调度管理. 67

二、设备状态. 67

三、倒闸操作常用术语. 68

四、设备各种状态改变的操作步骤. 73

五、冠语. 77

六、数字读法. 77

附录二：  广东电力系统设备调度编号原则. 78

附录三   新设备投产应报中调的技术资料. 84

附录四   广东电力系统内由总调调管的500kV设备名称. 86
第一章    总则

第 1 条:    根据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》和《中国南方电网调度管理暂行规定》、《南方电网调度运行操作管理规定》及电力行业有关规定、规范、标准，结合广东电力系统实际情况制订本规程。

第 2 条:    广东电力系统是指完全处于广东省境内的发电、供电（输电、变电、配电）、用电设备和为保证这些设备正常运行所需的继电保护、安全自动装置、电力调度自动化系统、电力通信及计量系统、电力交易系统等辅助设备组成的电能生产、输送、分配、使用的统一整体。

第 3 条:    广东电力系统实行统一调度、分级管理。

第 4 条:    广东电力系统设置省、地区（市）、县（含区或县级市）三级电力调度机构（以下简称调度机构），并依次简称为中调、地调、县（区）调。各级调度机构在电力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。

第 5 条:    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。

第 6 条:    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，必须服从该级调度机构的调度。

第 7 条:    本规程是广东电力系统运行、操作和事故处理的基本规程。广东电力系统各级调度机构以及接受其调度管理的发电、供电、用电单位（简称各运行单位）的运行、管理人员均须遵守本规程。

第 8 条:    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。

第 9 条:    本规程的解释权属广东电网公司。

第二章    电力调度管理

第一节    电力调度管理的任务

第 10 条:   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、经济的原则，保证管辖电力系统实现下列基本要求：

1.    充分发挥电力系统设备能力，最大限度地满足全社会用电需要。

2.    按照电力系统的客观规律和有关规定，保证电力系统安全、稳定运行，使电能质量符合国家规定的标准。

3.    充分合理利用一次能源，使全系统在供电成本最低、发电能源消耗率及网损率最小的条件下运行。

4.    遵循“公平、公正、公开”的原则，按照有关合同或者协议，维护发电、供电、用电等各有关方面的合法权益。

5.    按照电力市场调度营运规则，保障电力市场营运秩序。

第二节    中调、地调的主要职责

第 11 条:   中调的主要职责：

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的安全、优质、经济运行。

2.    接受南方电力调度通信中心（简称总调）的调度指挥和专业管理。

3.    执行总调下达的南方电网运行方式；负责编制和执行广东电网的运行方式；参与编制调管范围内的设备检修计划；批准调管范围内设备检修；下达调管范围内电厂的机组出力曲线，并对执行情况监督考核。

4.    参加编制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，依据购售电合同和购售电计划，编制和执行电力系统月度计划和日调度计划，监督各项计划的完成。

5.    负责广东电力系统的安全稳定运行管理。负责进行广东电力系统安全稳定分析；负责编制广东电力系统安全稳定控制方案，并督促实施。

6.    指挥广东电力系统的调峰、调频和调压工作，负责指挥电力系统的经济运行。

7.    根据上级的有关生产计划，合理分配各地市网供电指标，并监督执行。

8.    负责组织制定电力系统快速限电、事故和超计划用电限电序位表，并监督有关单位正确执行。

9.    指挥调度管辖设备的运行操作及事故处理。编制电力系统事故处理预案，参与电力系统事故分析，制定反措方案并督促落实。

10.  负责组织编制广东电力系统“黑启动”方案，并组织试验。

11.  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。

12.  参与广东电力市场的运行、交易、结算工作。

13.  参与协调水库综合调度方案的制定。负责协调防洪、灌溉和供水等工作的安排。负责抽水蓄能电厂水库的合理调度。

14.  审定中调调管范围设备的继电保护、安全自动装置的配置和选型，负责其整定计算及运行管理；负责调度自动化设备的运行管理工作。负责编制所辖范围内安全自动装置、继电保护、调度自动化等二次系统的反事故技术措施并监督实施。

15.  负责广东电力系统调度、运行方式、继电保护、安全自动装置、调度自动化、水库调度等专业管理、技术监督及相关考核工作。负责广东电力系统电能质量技术监督工作。组织制定相应的规程、规章制度及考核标准，并对各运行单位的执行情况进行监督和考核。

16.  参与电力系统（包括继电保护、安全自动装置和自动化设备）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。

17.  履行上级电力系统管理部门及调度机构授予的其它职责。

第 12 条:   地调的主要职责

1.    接受上级调度机构的调度指挥和专业管理。

2.    实施上级调度机构及上级有关部门制定的有关标准和规定。负责本地区（市）电力系统的调度指挥和专业管理。负责组织制定本地区（市）电力系统的有关规章制度、运行技术措施、规定，对县（区）调调度管理的考核办法。

3.    执行中调下达的运行方式，负责编制和执行本地区（市）电力系统的运行方式。

4.    做好本地区负荷侧管理、负荷预测及上报工作。执行中调发、供电计划，并根据有关合同要求，制定、下达和调整本地区（市）电网日发、供电调度计划，并监督计划执行。

5.    负责本地区（市）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。

6.    负责指挥调度管辖范围内的运行操作和事故处理，及时上报管辖电力系统运行信息；批准调度管辖范围内设备的检修。

7.    负责划分本地区（市）所辖县（市）级电力调度机构的调度管辖范围。

8.    参与调度管辖范围新设备启动、接入电网的有关工作。

9.    参与制定本地区（市）电力系统事故限电序位表，经本级人民政府批准后执行，并报中调备案。

10.  参与本地区（市）电网、继电保护和安全自动装置和自动化系统的规划、工程设计、技改项目的讨论和审查及设备选型工作；负责本地区（市）电网继电保护和安全自动装置、通信网络和自动化系统的运行和技术管理。

第三节    中调调度管辖范围

第 13 条:   属中调调度管辖的范围

1.    在广东电力系统500kV电网中，除总调调管范围以外的输电线路及变电站设备（详见附录四）。

2.    在广东电力系统220kV电网中，除了220kV主变压器和220kV直配线路及终端变电站外，所有220kV输电线路及其两侧设备，220kV变电站的220kV母线、母联开关、旁路开关以及其附属的一次设备。

3.    220kV及以上主变的分接头开关及高压侧中性点接地刀闸（总调调管的500kV主变分接头开关和220kV终端变电站主变分接头开关及其高压侧中性点接地刀闸除外）。

4.    与中调签订并网调度协议，由中调调管的发电厂的调度管辖范围在并网调度协议中给予明确。一般包括：

（1）    发电机组、主变压器、升压站母线、母联开关、旁路开关等主要电气设备；

（2）    火电厂锅炉、磨煤机、给水泵等影响机组安全运行与出力的主要附属设备；水电厂水库及影响水电厂运行的水工建筑；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）。

5.    广东电网安全稳定控制系统及电网的安全自动装置。

6.    220kV及以上电网继电保护的调管范围随一次设备划分。

7.    与其他电力系统联网运行，按联网协议规定属中调调管的设备。

第 14 条:   根据上级有关要求及电网实际对调管范围进行调整与实施。

第 15 条:   在广东电力系统内属中调调度管辖的电网称为统调电网，中调调度管辖的发电机组称为统调机组，其发电厂称为统调电厂。中调、地调、县（区）调管辖电网的总和称为省网。

第 16 条:   第四节    调度管理制度

第 17 条:   中调值班调度员是广东电力系统运行、操作和事故处理的指挥员，在批准的调度管辖范围内行使调度权，按规定发布调度指令，并对所发布调度指令的正确性负责。

第 18 条:   各运行单位的运行值班人员（以下简称运行值班人员）必须遵守调度纪律，服从统一调度。

第 19 条:   除调度中心领导和调度部正、副部长外，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。任何单位和个人不得违反本规程，不得干预中调值班调度员发布和执行调度指令。运行值班人员依法执行公务，有权拒绝各种非法干预。

第 20 条:   统调电厂值长必须经过中调的相关培训和考试合格，取得相关岗位认证，方可接受中调调度指令。

第 21 条:   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（监控中心）或具备有效的通信联系手段。

第 22 条:   发布、接受调度指令，双方应先互报单位和姓名，调度指令应简单、扼要，态度严肃认真，正确使用调度术语。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，方可执行。如因未复诵核对而发生误操作，由发令人和接令人共同承担责任。

第 23 条:   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。广东电力系统调度业务使用普通话。

第 24 条:   运行值班人员接受中调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，必须征得中调值班调度员同意。

第 25 条:   运行值班人员在接到中调值班调度员发布的调度指令或在执行调度指令过程中，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。但如果受令人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人。

第 26 条:   中调值班调度员和运行值班人员在值班期间有责任及时通报有关运行信息。发电厂、变电站运行值班人员、集控员必须严密监视设备的运行状态及负载情况，当中调调管设备出现异常或事故时，应立即报告中调值班调度员。

第 27 条:   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才可进行。

第 28 条:   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。

第 29 条:   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。

第 30 条:   各发电厂及地调调度管辖设备的运行方式及继电保护、自动装置的整定值等，应主动与中调调度管辖设备相匹配和协调。

第 31 条:   中调根据各地市供电局在运行管理方面的组织结构和管理水平，制定相关管理规定，可将中调调管设备的操作权下放给有关地调。

第 32 条:   有关地调必须严格执行相应的管理规定，确保操作安全和管理界面清晰。

第 33 条:   需要退出统调电网线路重合闸的带电作业，由线路归属的运行维护单位通过相应的地调或电厂值长向中调值班调度员申请。中调值班调度员在退出线路两侧重合闸后，应在调度自动化监控系统上设置带电作业标志。带电作业工作结束，线路归属的运行维护单位通过相应的地调或电厂值长及时报告中调值班调度员。

第 34 条:   凡属中调调度管辖的设备，当正常运行状态变化对总调调度管辖电网有影响时，应经总调许可后方可进行操作；当对地调调度管辖电网有影响时，应事先通知地调做好相关措施。

第 35 条:   凡属地调调度管辖设备的操作，对中调调度管辖电力系统运行有影响，必须事先报告中调，取得许可后方可操作。

第 36 条:   凡接受两级及以上调度的发电厂或变电站，在接到设备操作命令时，操作前有义务通报相关调度机构的值班调度员；设备发生事故时，首先应向设备归属的调度机构值班调度员报告，然后亦应向相关调度机构的值班调度员通报。

第 37 条:   在特殊情况下，中调可以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，相关运行值班人员必须接受该地调值班调度员的调度。

第 38 条:   各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和中调调度员变更，应及时以书面形式通报相关单位。

第 39 条:   第五节    中调值班调度员职责

第 40 条:   中调设置三个调度员岗位，由高至低依次为总值长、发电调度员、输变电调度员。每值各岗位至少有一人。各调度岗位之间应紧密配合，按职责分工，各负其责，互相支持，完成本值内调度值班工作。

第 41 条:   总值长的职责：

1.    是当值调度负责人，领导和指挥本值的系统调度和运行管理工作，对本值内系统的安全、优质、经济运行负全面责任。

2.    全面掌握系统运行情况，执行日调度计划。根据系统运行情况可对本值调度计划、当日或次日网间购电计划、各地区用电指标、非统调电厂发电计划作出必要的调整。

3.    决定中调调度管辖范围内系统的临时运行方式，批准可在本值内完成的设备临时检修。

4.    批准本值内调度操作指令票，并落实监护措施。

5.    负责电网事故处理。

第 42 条:   发电调度员的职责

1.    掌握发电设备的运行情况，监视和控制系统频率及联络线功率，调整电钟误差，按安全、优质、经济运行的原则指挥控制统调电厂机组开停及出力调整。

2.    监视系统电压，合理调整发电机无功出力及变电站无功补偿设备的投退，保持中枢点电压符合规定值。

3.    批准统调发电机组的检修工作开工和接受其竣工报告。

4.    修改和下达本值内统调电厂发电曲线、当日或次日非统调电厂发电曲线。

5.    执行统调水电厂水库调度计划。

6.    审核、监护执行本值内调度操作指令票，协助输变电调度员进行系统运行操作。

第 43 条:   输变电调度员的职责

1.    监视系统潮流，并据此提出调整要求供发电调度员参考。

2.    负责系统运行操作，编制调度操作指令票。

3.    批准调管范围内输变电设备的检修工作开工和接受其竣工报告。

4.    监督地调按要求控制用电负荷，监督地调执行非统调电厂发电曲线。

5.    协助发电调度员进行频率和联络线功率调整工作。

第六节    运行方式的编制和管理

第 44 条:   中调以总调制定的运行方式编制要求为依据，结合广东电力系统安全稳定运行的技术要求，对电力、电量、设备检修综合平衡统筹安排，编制广东电力系统年、月、日及各类特殊运行方式。其中年度运行方式由广东电网公司主管部门批准后执行，月、日及特殊运行方式由调度中心领导批准后执行。

第 45 条:   各级调度部门均应编制本电力系统的年、月、日运行方式。下一级电力系统的运行方式必须采用相应的安全稳定措施应与上一级电力系统运行方式相匹配，确保电力系统供电可靠性。各地调的年度运行方式应报中调备案。

第 46 条:   每年10月，广东电网公司、各供电局的计划、生技、基建、营销（交易）部门应按中调的要求提供次年本网有关基建、技改计划投产项目、投产时间、设备参数、电力电量预测及网间送受电计划等年度运行方式编制所需资料。

第 47 条:   年度运行方式应于前一年年底前完成编制工作，并按要求上报总调。其主要内容包括：

1.    新设备（新建、扩建、改建）项目计划投产时间

2.    系统逐月最高负荷和电量需求预计；

3.    各种电源发电计划及电力、电量平衡；

4.    发电设备和主要输变电设备检修计划及其进度表；

5.    预测主要水电厂来水情况，制定相应水库调度计划；

6.    系统调峰、调频情况分析；

7.    经济调度原则和网损计算分析；

8.    系统潮流计算及安全分析；

9.    系统稳定水平分析，稳定运行规定，提高稳定水平的措施；

10.  电力系统无功电压分析；

11.  电力系统安全自动装置配置情况及整定方案；

12.  网络正常运行方式结线图；

13.  电力系统短路容量表；

14.  本年度电力系统运行存在问题、改进措施或建议。

第 48 条:   月度运行方式应于前一月月底前完成编制工作，按要求上报总调，并下发各地调及有关单位执行，其主要内容包括：

1.    月度检修计划及进度表。

2.    统调水库来水预测、水电发电计划及水位控制目标。

3.    月度最高负荷预测、统调电力电量平衡情况、非统调电源发电计划安排、各地市用电指标安排等。

4.    发供电基建投产项目。

5.    PSS装置的配置及投运情况。

6.    无功电压及各类自动装置运行要求。

7.    本月重要运行方式变更及说明。

第 49 条:   日运行方式应于前一日16时之前完成编制，并按要求将有关数据上报总调，其内容包括：

1.    系统日有功负荷预计曲线。

2.    各厂24小时有功出力分配及发电量预计。

3.    各厂、站主设备及输变电设备检修安排。

4.    开、停机方式安排及注意事项。

5.    与其他电力系统的电力电量交换计划。

6.    其它要求及注意事项。

第 50 条:   中调管辖线路停运及500kV主变停运，必须编制运行方式变更通知单，其主要内容包括：

1.    运行方式变更原因。

2.    设备停电工作的时间。

3.    改变运行方式的具体安排，电力平衡及注意事项。

4.    改变运行方式后的潮流及稳定情况说明。

5.    继电保护、自动装置、通信及远动装置的变动情况。

第 51 条:   在编制发、供电计划时，应当留有备用容量，分配备用容量时应考虑电力系统的送受电能力，备用容量包括负荷备用、事故备用、检修备用等，电力系统的总备用容量不宜低于最大发电负荷的20％，各种备用容量宜采用如下标准：

1.    负荷备用：一般为最大发电负荷的2-5%。

2.    事故备用：一般为最大发电负荷的10%左右，但不小于电力系统中最大机组的容量。

3.    检修备用：应当结合电力系统负荷特点，水、火电比例、设备质量、检修水平等情况确定，一般宜为最大发电负荷的8-15%。

电力系统如果不能按上述要求留足备用容量运行时，按总调下达的指标执行。

第七节    发、购电管理

第 52 条:   中调根据购售电合同和政府部门批准下达的年（季）度发电计划，结合电网实际情况和社会对电力电量的需求，编制月、日发电计划。

第 53 条:   中调每日22:00前将次日发电曲线下达至各统调电厂，每日14:00前将次日非统调电源发电计划下达至各地调；各统调电厂和地调必须严格执行计划。

第 54 条:   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日发、供电调度计划，直至开、停发电机组：

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。

中调值班调度员修改后的计划曲线是中调考核运行单位的依据。

第 55 条:   中调对统调电厂和地调执行发电计划曲线的结果进行考核。

每个月初，中调将上月计划执行情况及考核结果形成书面材料，向各有关单位发布。

第八节    负荷管理

第 56 条:   中调根据季度电力电量平衡的结果，编制季度供电计划，经省政府有关部门批准后执行。

第 57 条:   中调根据次月电力电量平衡的结果，编制月供电计划，在月底下达至各地调。

第 58 条:   中调根据次日电力电量平衡的结果，结合系统运行情况，编制次日供电计划，在14:00前下达到各地调。日供电计划分日峰计划和晚峰计划。

第 59 条:   中调值班调度员根据电网的实际情况，实时调整供电计划，并监督执行。

第 60 条:   为准确做好发、供电平衡，各地调应按时向中调提交下列资料：

1.每年10月底前上报下一年度如下资料：

(1)     地调所辖地区的年度（分月）有功、无功最大、最小电力预计值，并将负荷分布于220kV变电站（或发电厂）的具体情况列出。

(2)     新投产、扩建变电站引起的负荷变化和新增负荷情况。

(3)     地区按月供电电力、电量和非统调电厂的上网电力、电量预计值。

(4)     非统调电厂年度（分月）机组最大、最小有功、无功出力预计值。

2. 提前10天上报下月如下资料：

(1)地调所辖地区的季（分月）有功、无功最大、最小电力预计值。

(2)新投产、扩建变电站引起的负荷变化和新增负荷情况。

(3)地区按月供电电力、电量和非统调电厂的上网电力、电量预计值。

(4)非统调电厂季度（分月）机组最大、最小有功、无功出力预计值。

3.提前8天上报下月如下资料：

(1)    法定节日期间本地区有功、无功负荷日曲线及全天有功电量预计值。

(2)    法定节日期间本地区非统调电厂日上网有功曲线及全天有功电量预计值。

4.每天11:00前上报如下资料：

(1)  次日本地区有功负荷日曲线和全天有功电量预计值。

(2)  次日本地区非统调电厂的日上网有功电力曲线及电量预计值。

(3)  星期五加报本星期日和下周星期一的上述两项内容。

⒌各地调在每月20日前向中调上报上月本地区综合性的《调度月报》。

第 61 条:   当地区负荷变化与预计供电负荷曲线相差较大时，地调值班调度员应及时报告中调值班调度员，中调值班调度员根据系统实际运行需要下令地调调整非统调电厂出力或指定非统调电厂临时开、停机组。

第 62 条:   各地调应在每年一季度末之前，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》。

第九节    设备检修管理

第 63 条:   统调电网主要设备的检修及试验都必须纳入设备检修计划。由中调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。

第 64 条:   统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，由中调统一安排。总调调度范围内的设备试验或检修影响统调电网设备或电网运行的，须同时向总调、中调填报申请，由总调、中调协调后统一安排。与中华电力联网设备检修申请报中调，由中调协调处理。地调调管的设备检修，如影响中调调管设备或电网运行的，应事先与中调联系并征得同意。当统调电网设备检修影响地区电网运行时应提前通知有关地调。

第 65 条:   输变电设备检修分类：

(1)计划检修：指年、月度检修计划中所确定的检修。

(2)临时检修：指非计划性的检修，如设备缺陷、设备故障、事故后设备检查、检修等。

第 66 条:   统调电网输变电设备计划检修，应严格按批准的年、月度检修计划及中调安排的具体日期和工期执行。如因特殊原因需作调整时，至少应提前一个月向中调申报。

第 67 条:   各运行单位应在每年十月底前向中调报送下一年度统调电网输变电设备的检修计划。中调统一协调后，于十二月底前予以正式公布。

第 68 条:   根据中调公布的年度检修计划，各运行单位应于每月二十二日前向中调报送下月统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）。中调将根据系统运行的条件安排月度计划，并通知各运行单位。

第 69 条:   统调电网输变电设备检修计划安排虽已列入中调月度计划，但仍应按如下规定向中调办理申请和批准手续：

(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时前向中调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。中调应在设备检修前两个工作日批复。

(2) 所有500kV电压等级的输变电设备、将引起系统运行方式重大变化或对用户送电有影响的设备计划检修项目，设备归属运行维护单位应在检修前十个工作日向中调提出申请，同时报送检修方案，中调应在设备检修前三个工作日向地调批复。

(3) 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中调提出申请，以便中调安排节日运行方式，并在节日前五天向地调批复。

(4) 地调调度管辖的设备检修，如影响统调电网设备或电网运行的，地调应提前七个工作日与中调联系并征得同意后执行。

(5) 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、安全措施以及对其他设备包括继电保护、安全自动装置、调度自动化信息的影响等具体要求，填写应使用设备双重编号和调度术语。

第 70 条:   备用中的设备需退出备用进行检修时，设备归属运行维护单位必须按运行设备的规定办理检修申请手续，经批准后才能将备用设备退出备用，进行检修。

第 71 条:   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的调度部门向中调办理停电申请和履行相关的停送电手续。

第 72 条:   统调电网输变电设备发生异常情况，需进行临时检修时，设备归属运行维护单位须向中调办理临时检修申请手续，并同时附送设备缺陷或异常事件的评估报告。

第 73 条:   设备被迫停止运行进行抢修，必须24小时内向中调办理检修申请手续，并按批准工期完成检修。

第 74 条:   中调值班调度员有权批准如下临时检修项目：

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），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临时检修项目。

第 75 条:   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值班调度员报告工作内容和要求，并需得到同意。

第 76 条:   对确定的时间内必须进行的线路带电作业，宜事先按计划检修流程办理申请手续。

第 77 条:   统调发电机组和影响发电出力及运行可靠性的机组附属设备进行检修、试验，均需上报有关检修或试验计划及填报申请。

第 78 条:   发电设备的检修需求应按《发电企业设备检修导则》中所规定的要求进行申报，检修开始结束时间、检修工期等技术标准亦参照导则规定内容执行。

第 79 条:   发电设备检修按计划性分类如下：

计划检修：指列入年、月度计划的检修工作以及经中调批准的节日消缺。

临时检修：在中调批准工期内完成的非计划性检修。

事故抢修：指计划检修、临时检修以外的检修，包括超过中调批准期限仍未能结束工作的计划性检修。

第 80 条:   发电设备检修计划管理

1.    年度计划的上报及确定

各发电厂必须在10月1日前向中调上报下一年度的设备检修需求。中调在综合协调后于本年度11月20日前，正式发布次年度全网统调发电设备检修计划。

2.    月度计划的上报及确定

各发电厂应根据年度检修计划安排，于每月20日17:00前向中调上报次月检修申请。如检修计划因特殊原因需作调整时，应在原年度计划日期前二个月向中调申报。中调对各发电厂上报的月度检修计划作统一安排并在月底前予以公布。

第 81 条:   发电设备检修的申请与批复

列入中调月度计划的发电设备检修，应按如下规定向中调办理申请和批准手续：

1.    一般的计划检修须提前5个工作日向中调提交检修申请，中调在检修前2天批复。中调根据系统情况可将机组临时检修结合计划检修进行安排。其中，A级检修必须是在近期的40天之内，B级检修在30天内，C级检修在20天之内，但不能利用其他机组的计划检修结合安排。

2.    设备发生异常情况须进行临时检修时，应提前6小时向中调提出申请。

3.    节日消缺应在节日前十五天向中调提出申请。

4.    备用中的设备需退出备用进行检修时，同样须按运行设备的规定办理检修申请手续。

5.    统调发电设备发生故障需要停运，应及时向中调提出申请。若出现紧急情况需要立即停运，由电厂运行值班员根据现场规定处理，并立即向中调调度员报告，且在24小时内向中调补办正式申请单。

6.    配合性检修、运行或备用设备在负荷低谷期间消除缺陷（不包括被迫停运）、水轮机进水口清渣等情况，经中调同意，不统计为临时检修。

第 82 条:   发电设备检修变更与取消

年度或月度计划中已安排的检修计划，一般情况下不允许变更，因故需取消检修计划时，视不同性质作如下处理：

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20日书面报中调，中调将不再另行安排该设备的计划检修。

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，则保留该设备的检修申请，由中调与申请方协商，另行安排。

第 83 条:   计划检修延期

1.        输变电设备计划检修因故不能按时竣工，如延迟后的结束时间不超过批准结束日24:00，则由运行值班人员提前2小时直接向中调值班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向中调办理手续，延期手续只能办一次。

2.    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，而且只能延期一次。延期时间不得超过原批复工期的四分之一。如办理延期手续后仍然不能按期完工，则须重新提交申请，统计为非计划停运一次。在该申请未获得批准之前，按事故抢修处理。

3.    如因电网需要，中调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。

第 84 条:   中调负责对发电设备检修及非计划停运情况进行考核。

第 85 条:   中调调管的继电保护和安全自动装置计划检修、试验等工作，其申请、批复手续与一次设备检修的规定相同。

第 86 条:   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、中调值班调度员允许检修开工时间至中调值班调度员接到设备可以恢复送电（或备用）的报告时止。申请时间应包括停、送电操作及检修时间（线路停、送电操作时间按50分钟计算）。

发电设备检修的时间计算是指设备从系统断开或退出备用时开始到设备恢复备用或交系统运行为止。断开设备和投入运行所进行的一切操作，包括发电机组启动、调试时间，均算在检修时间内。

第 87 条:   停电检修申请获得批准的设备，必须得到值班调度员的调度指令或调度许可，现场运行人员才允许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及进行投退操作。

第 88 条:   统调电网输电线路停电检修，中调值班调度员负责线路的停送电操作。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。

第 89 条:   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.    发电厂设备的检修开工指令由中调值班调度员下给值长。

2.    统调电网输电线路停电检修，线路的检修开工指令由中调值班调度员下给地调值班调度员或电厂值长。

3.    变电站设备的检修开工指令由中调值班调度员下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。

第 90 条:   严禁未经申请或经申请未获批准，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；严禁约时开始或结束工作。

第 91 条:   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，则中调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，须经中调批准同意。

3.    由于客观因素需要延时开工，须向中调值班调度员说明原因，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，由中调另行安排检修工期。

第 92 条:   发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中调报告。

第 93 条:   设备检修虽已开工，但如因系统需要，中调值班调度员可根据现场情况，有权指令其停止检修，恢复备用或投入运行。

第十节    系统频率管理

第 94 条:   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。

第 95 条:   系统频率的调整，除保持在允许偏差范围以内，还应保持电钟与标准钟的误差不得超过±30秒。

第 96 条:   广东中调值班调度员负责按照总调有关规定控制系统频率和联络线功率。

发电厂运行值班人员必须按照中调值班调度员的指令调整频率，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与非统调电源出力，协助系统调频。

第 97 条:   并网运行容量为200MW及以上的机组必须具备接入AGC功能。AGC性能应满足电网运行要求，严禁擅自更改AGC调节参数。

第 98 条:   凡有机组接入AGC功能的发电厂，必须指定专人维护，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。

第 99 条:   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。

第 100 条: 统调发电机组必须具备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。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。

第 101 条: 当系统频率偏差超过50±0.2Hz时，并网运行的发电厂值长应不等待中调值班调度员的指令，迅速自行调整本厂机组出力维持系统频率正常，并及时报告中调值班调度员。

第 102 条: 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。

第 103 条: 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；对设定为低频切泵的蓄能机组，立即手动停泵。

2.    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。

第 104 条: 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。

第 105 条: 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.    开出统调备用机组。

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。

第 106 条: 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。

第 107 条: 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。

第 108 条: 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。

第 109 条: 统调发电厂机组应参加系统调峰，应按中调值班调度员的统一布置调整运行出力，包括停机备用。

第 110 条: 各地调管辖的非统调电源应参加系统调峰。地调接到中调值班调度员调整非统调电源出力指令时，必须迅速执行，包括指令非统调电源停机备用。

第 111 条: 当统调电网内区域电网发生与主网解列运行的情况时，中调值班调度员可指定区域电网其中一个地调负责指挥解列电网的频率调整，其标准频率为50Hz，频率偏差应满足相关规定要求，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。

第 112 条: 系统频率及电钟均以中调为标准。

第十一节  电压与无功功率的调度管理

第 113 条: 电压和无功功率调度管理的一般原则：

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。

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。

第 114 条: 电压监测点与控制点的设置

1.    各级调度机构要根据本电网实际情况，设立电网电压监测点和电压控制（考核）点。对于电压监测点要规定允许的电压偏移范围，并进行监测。地调应将电压监测点的电压质量统计表按月上报中调备案。

2.    用于监测电力系统电压值的节点，称为电压监测点。中调设立统调电网电压监测点的原则是：

(1)     500kV变电站的500kV和220kV母线。

(2)     220kV变电站的220kV母线。

(3)     接于220kV及以上电压等级统调发电厂高压侧母线。

(4)     所设立的监测点能反映电网电压水平。

电压监测点允许的电压偏移范围，应根据有关导则、标准、规定进行确定，并满足正常条件下的下级供电电压要求。

3.    用于控制电力系统电压质量的节点，称为电压控制（考核）点。中调设立电网运行电压控制（考核）点的原则是：

(1) 中调负责调度的500kV变电站的500kV、220kV母线。

(2) 220kV枢纽变电站的220kV母线。

(3) 接于220kV及以上电压等级统调发电厂的高压侧母线。

(4) 所设立的控制点能调整控制该供电区域电压水平。

电压控制点应在电压监测点范围内按照一定比例选取，中调根据电压质量标准，结合方式变化、负荷变动、基建投产等运行实际，对电压控制点制定无功电压控制目标，下达月度电压无功计划控制曲线，并对各供电局和发电厂的实际电压曲线合格率进行考核。

4.    中调根据电网的实际情况，可以调整电压监测点、电压控制（考核）点及其电压允许偏移范围。

第 115 条: 无功功率管理

1.    并网运行发电机组应按中调下达的电压无功计划曲线或按照中调值班调度员的指令进行调节，以满足系统运行要求；

2.    中调调管发电机组的P-Q曲线变更时，必须及时报送中调；

3.    发电机的自动励磁调整装置及强励装置必须正常投入运行。若需要退出，必须经中调值班调度员同意；

4.    无功功率按照分层分区的控制原则，力求就地平衡。避免无功功率的长距离输送；

各变电站应充分发挥无功补偿设备的调压作用，切实做好无功补偿设备投切管理，保证电压在控制范围内运行。变电站主变高压侧功率因数应保持在0.95以上；

5.    中调负责调管范围内500kV变电站无功补偿装置的调度管理。正常情况下由变电站值班人员按中调下达的有关运行规定进行调整。

系统需要时，地调调管范围的无功补偿设备的投退应服从中调值班调度员的统一指挥；

6.    变电站主变投产时，要配置相应的无功补偿设备，其容量一般按下列原则确定：

500kV电压等级变电站无功补偿容量按照主变压器容量的10%～20%配置，220kV电压等级变电站容性无功补偿容量按照主变压器容量的15%～30%配置，或按主变最大负荷时高压侧功率因数不小于0.98考虑，使配置补偿设备后主变拥有足够的无功电压调整能力；无功补偿设备的运行应满足有关规定的设备可投率；新建扩建变电站配套的无功补偿设备应在工程投产时同时投产。

7.    统调发电机组应具备一定的进相能力，具体进相能力应通过试验确定。

发电厂须向中调提出进相试验申请，并提供进相试验方案，经中调审批后方可进行。

8.    电力部门和用户所安装的电力电容器组，应根据电网实际存在的情况，采取加装串联电抗器等措施，防止投切电容器过程中发生谐波放大，保证电力设备安全运行。

9.    由于电力系统技术的发展，为满足电网对无功电压的要求，应建设全网的区域无功电压控制（AVC）系统。

在建设AVC系统的过程中，发电厂应根据系统的无功电压技术要求配合研究开发本厂的AVC系统，对发电机组配置自动电压无功控制装置，并对机组的励磁控制系统进行必需的技术改造。

有条件的地区供电局可自行开发本地区的区域电压无功自动优化控制系统，开发的系统必须能满足中调AVC系统相应的无功电压技术要求，不能满足调整要求的变电站应进行必须的技术改造。

第 116 条: 变压器分接头开关的调整管理

1.    中调调度管辖范围内的220kV及以上变电站和发电厂机组的升（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在满足无功基本平衡的前提下中调可授权地调进行管理，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。

主变分接头开关的整定原则是要满足无功就地平衡及变压器二次侧电压在允许范围内运行。

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。

3.    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。

4.    装有无功电压自动调整装置的500kV、220kV变电站， 装置的整定值由地调负责整定，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.    无功电压自动调整装置的整定原则：

在保证无功就地平衡和变压器各侧电压正常的前提下，按照中调有关分接头开关调整的规定进行整定；禁止超过电压允许范围进行调压；主变分接头每日自动调整次数不大于设备使用年限的日平均次数；电容器或电抗器每日自动投切的次数不应过于频繁；应有相关的闭锁功能，避免主变中压侧向高压侧大量吸收无功负荷。

6.    变电站须采集主变母线电压、无功功率、分接头开关位置、低压无功补偿投入容量等相关的实时无功电压远动“四遥”信号，分两路送至中调和地调的EMS能量管理系统。

第 117 条: 发电厂、变电站的调压原则

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发电厂（直属）的10（6）kV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%。

2.    统调发电机组、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。

3.    为了保证系统的稳定性，系统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。

系统电压控制点的最高极限电压规定为额定电压的110％。当该节点电压上升至最高极限电压以上时，各发电厂、变电站运行人员应立即降低发电机的无功出力，退出所有无功补偿电容器，投入无功补偿电抗器，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）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。

第 118 条: 新建或改、扩建的非线性用电设备接入电网前后应进行实测，其谐波电流、电压正弦波形畸变率必须符合有关规程的要求，并报有关部门备案。

第 119 条: 第十二节  无人值班变电站的管理

第 120 条: 变电站需经过无人值班试运行考核，经广东电网公司审核批准，方可实施无人值班。

第 121 条: 中调调管的无人值班变电站须建立相应的集控中心（中心站），负责设备运行监控，根据中调调度指令负责设备的运行操作和事故处理。

第 122 条: 调度员、集控员的职能必须分开。同时具备调度员、集控员资格的人员，当值期间只能担任其中一个岗位的工作。

第 123 条: 必须对无人值班变电站建立专门的管理制度，加强集控和巡维人员（操作人员）管理，确保电力系统操作的顺利进行。

集控中心人员必须实行24小时轮值制度。

在接到集控中心指令30分钟内，巡维人员必须到达无人值班变电站现场进行设备操作。

第 124 条: 特殊情况下，无人值班变电站必须有运行人员值班，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。

第三章    电力系统稳定管理

第 125 条: 广东电力系统的稳定管理与分析，应遵循《电力系统安全稳定导则》、《电力系统技术导则》和《电力系统暂态稳定计算暂行规定》的基本原则，按照《中国南方电网调度管理暂行规定》的要求，按调度管辖范围，分级管理、分层负责。

第 126 条: 为保证电力系统安全稳定运行，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。

第 127 条: 广东电力系统应满足在正常运行方式（含计划检修方式）下元件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。

第 128 条: 电力系统运行中必须有良好的静态稳定性，当受到小干扰后，不发生周期性或非周期性的失步，不出现电压和频率异常。电力系统运行的静态稳定性按如下要求校核和控制：

1.    在正常运行方式（含计划检修）下，按功角判据计算的静态稳定储备系数Kp≥15%-20%； 按无功电压判据计算的静态稳定储备系数Ku≥10%-15%；

2.    在正常运行方式（含计划检修）下，采用频域计算的系统各种低频模式下的阻尼比不低于5％。

3.    在事故后运行方式和特殊运行方式下，Kp≥10%，Ku≥8%。

第 129 条: 广东电力系统暂态稳定按下列原则校核及控制：

1.    单回输电线路发生单相瞬间接地故障时，快速保护切除故障，单相重合成功时，系统应保持稳定。发生单相永久接地故障时，重合不成功或线路三相无故障断开不重合，应保持解列后两侧系统各自稳定运行，但允许损失部分负荷。

2.    同级或两级电压的双回、多回联络线和环网上的任一回线路发生单相永久故障重合不成功，或三相无故障跳开不重合，系统应保持稳定。对于电厂的送出线，必要时可采取快速降低发电机出力或切机的措施，但不应损失负荷。

3.    任一台发电机组跳闸或失磁，保护正确动作后，或任一台变压器故障退出运行，系统应保持稳定。

4.    任一回交流线路故障，正确断开后不重合，系统应保持稳定。

5.    任一回直流线路发生单极故障，系统应保持稳定。

6.    系统中任一大负荷突然变化（如冲击负荷或突然甩掉大量负荷等），系统应保持稳定。

7.    同杆并架的双回线路，异名两相同时发生单相永久接地故障，重合不成功，双回线同时跳开，或一回线路发生三相短路跳开时另一回线路同时无故障误跳，系统应保持稳定，但允许采取切机和切负荷等稳定控制措施。

8.    任一段母线故障，系统应保持稳定，但允许采取切机和切负荷等稳定控制措施。

9.    任一回直流线路双极故障，系统应保持稳定，但允许采取切机和切负荷等稳定控制措施。

10.  向重要受端系统送电的两回以上线路中的任意两回同杆并架线路同时无故障或故障断开，系统应保持稳定，但允许采取切机和切负荷等稳定控制措施。

11.  任一线路、母线的主保护停运时，该元件发生单相永久接地故障，系统应保持稳定，但允许采取切机和切负荷等稳定控制措施。

第 130 条: 中调在编制年、月运行方式时，必须合理控制系统的短路电流，保证网内各处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、安全稳定控制装置提出要求，制定方案措施。同时，在重要的新设备投产前，或对电网运行有重大影响的设备检修前，需根据系统实际情况，进行必要的稳定分析计算，提出稳定措施。

第 131 条: 严禁超稳定极限运行。因特殊原因需降低系统稳定考核标准运行时，要有相应的事故预防措施，并需经有关主管生产的领导批准。运行时间在24小时内应经调度中心领导批准，运行时间超过24小时应报上级有关领导批准。

第 132 条: 凡经暂态稳定计算分析需采取稳定控制措施的，须在相应地点装设安全稳定控制装置，以保证故障后能及时采取切机、切负荷措施。为防止严重故障导致稳定破坏后发生系统崩溃，须在适当地点装设低频低压减载装置及振荡解列装置。

第 133 条: 单机容量在100MW以上的发电机组，必须配置电力系统稳定器（PSS装置）。凡稳定计算表明须投入PSS装置的机组，须由发电厂及时完成装置的现场参数配置试验，并按中调要求投入运行。未经中调值班调度员同意，不得擅自投退。装置由发电厂进行维护和定期校验。

第 134 条: 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。

第 135 条: 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。

第 136 条: 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，须提供有关的计算分析报告和试验方案，以及保证试验期间系统安全的措施，并须提前五个工作日（特殊情况除外）向该级调度机构提出书面的试验申请，经同意后方可进行试验。

第 137 条: 与系统稳定分析计算紧密相关的设备模型及参数，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、线路等的模型及参数，各相关单位负责在其新出现或发生改变时主动向相应的调度机构提供。资料应详细准确，以保证系统计算基本数据的正确性。

第 138 条: 在电网规划、大容量发电机组或枢纽变电站接入系统设计及电网改造设计中，各级调度部门参加设计审核时，应审查报告中是否包括相关的稳定计算分析和保证稳定的技术措施等内容，且结果是否符合《电力系统安全稳定导则》的要求。

第四章    水库调度管理

第 139 条: 水库调度管理的基本任务是：

1.    在确保水电站水工建筑物安全的前提下，按设计确定的任务、调度原则合理安排水库的蓄、泄、供水方式，充分发挥水库防洪、发电、灌溉、供水、航运等综合利用的效益，发挥水电厂在电力系统中的调频、调峰和事故备用作用。

2.    合理调度水库，提高电厂经济运行水平。

第 140 条: 水库运行

1.    水电站水库设计的开发任务、水文特性和功能经济指标（如正常高水位、死水位、防洪限制水位等）是指导水电厂运行调度的依据，运行时必须遵照执行。未经批准不得任意改变。

2.    水库调度应与水文气象部门保持密切的联系，做好水文预报工作，随时掌握雨情、水情，合理安排水电厂机组的开机方式。

3.    依据系统实际情况和各水库综合利用部门的要求，编制水库调度计划，发挥水电站水库最大经济效益。

4.    水库调度计划的编制，应采用保证率和水文气象预报相结合的方法，所采用保证率一般可在70-75%，结合电力系统实际情况进行编制。计划要留有余地，根据实际的来水和水位情况及时调整。

5.    水调人员应根据雨情、水情及水库下游的情况，对水库运用方式和发电安排提出建议和修改意见，及时调整水库运行方式。

第 141 条: 水库控制运用基本原则

1.    在保证安全的前提下，充分发挥水库综合利用最大效益，当安全与兴利二者发生矛盾时，必须服从安全。

2.    水库运行应以水库调度图为依据，水库调度应充分利用水头和水量，提高水量利用率。丰水期水电尽量要安排多发，减小弃水。枯水期水电一般担任电力系统调峰和事故备用，有计划消落水位，防止多用超发，除特殊情况外，水库水位不得低于死水位以下运行。

3.    在汛期应严格执行规定的防洪限制水位，当超过防洪限制水位时，水库的蓄、泄由水库所在地区的防汛指挥部（地区三防）调度。水库拦截洪水尾巴必须经防汛管理部门批准，并备案。

4.    水库防洪限制水位以下，由中调调度。

5.    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，或泄流超过下游允许的安全泄流量等重大问题时，应及时报告上级主管部门。当超过容许时间尚未得到上级批复时，为了保护水电工程和设备及上下游的安全，水电厂有权先行处理，但应立即报告上级及中调值班调度员。

第 142 条: 水库调度工作制度

1.    各水电厂每年十月底前，应根据水文气象预报和历史资料分析，编制下一年度水库调度计划（包括主设备检修计划），并报中调。中调应根据各水电厂的发电计划及系统电力电量平衡的要求制定水库调度计划。

2.    各水电厂应在每年汛前和汛末，根据当时水文气象预报情况，重新提出本水库调度计划的修改意见报中调，中调应相应修改水库调度计划。

3.    各水电厂每日十时前，应将本日八时的水库上、下游水位，平均入库流量，发电用水量，单位耗水率，溢（泄）流水量，水量损失值及降雨量等报中调，必要时应按中调要求内容增报。

4.    各水电厂每月22日前，应提出下月份水库调度计划（含水量预报修正值及水库运行方式）。每月5日前按规定表格内容填好上月份水库管理统计表及水电厂生产情况表报中调。

5.    每年元月10日前，应按规定表格填写本厂水库上年度水库运行资料报中调及对本厂年度运行情况进行的总结报中调，10月15日前中调依据系统水库调度情况参照各厂水库运行情况进行总结。

6.    各水电厂均应建立水库调度技术档案不断积累水库运行资料，对水库运行资料进行分析和总结。

第五章    发电机组并网管理

第一节    机组并网运行要求

第 143 条: 凡要求并入广东电力系统并接受中调调度的发电机组，必须在首次并网调试前30天与中调签订《并网调度协议》。

第 144 条: 在取得广东电网公司颁发的机组入网许可证书后，机组方可申请并网运行。

第 145 条: 申请并网运行的发电厂的建设应与其配套的送变电工程和二次系统（包括相应的继电保护、安全自动及计量装置、通信、电网调度自动化等）设施按批准的设计同步建成、同步投产，并经有关电网管理部门验收合格。

第 146 条: 并网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我国电力行业标准，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（含电网要求安装的）已具备投运条件，定值满足电力系统稳定运行要求。

4.    调度自动化设备功能（包括远动设施、电量采集、发电计划曲线下载等）已按设计建成，有关远动信息已接入中调调度自动化系统。

5.    与中调的通信设施已按设计建成，并投入运行。

6.    与并网运行有关的电能计量装置应符合国家的有关规定并已安装和校验完毕。

7.    已向中调提供电气主结线图、主要设备参数、继电保护和安全自动装置、远动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。

第二节    并网调试要求

第 147 条: 发电厂应在新投产机组并网带负荷调试前1个月向中调提交总体调试计划。调试期间，发电厂应每日向中调申报三天滚动调试计划。中调根据电网实际情况安排机组的调试计划，并提前一天批复。

第 148 条: 发电机组进入商业运营前必须按要求完成连续满负荷试运行，当值值长应向中调值班调度员上报满负荷试运行的开始与结束时刻。

第 149 条: 新投产机组进入满负荷试运行前按照中调要求投入一次调频功能并将信号送至中调,200MW及以上容量机组还应投入自动发电控制（AGC）功能并接入中调AGC主站系统。采用电液或数字型调速系统的发电机组一次调频的死区值按照：

1.    火电机组≤±0.05Hz整定。

2.    水电机组≤±0.033Hz整定。

第 150 条:  新投产机组进入商业运营后六个月内应完成发电机进相试验、电力系统稳定器（PSS）试验以及其他为保证电网安全运行所必须进行的试验。

第六章    电力系统运行操作

第一节    操作管理制度

第 151 条: 广东电力系统的运行操作，应根据调度管辖范围的划分，实行统一调度，分级管理。

第 152 条: 电力系统的运行操作分为一次设备操作和二次设备操作。一次设备操作包括运行状态变更和运行参数调整；二次设备操作包括二次装置的运行定值更改和状态变更。

第 153 条: 输变电设备状态分为运行、热备用、冷备用、检修四种。

第 154 条: 发电机组状态分为运行、备用、检修三种。

第 155 条: 二次设备的状态分为投入、退出（信号）、停用三种。

第 156 条: 使一次设备的运行状态变更称为倒闸操作，是指断开或合上开关、拉开或合上刀闸（地刀）、拆除或挂接临时地线，将设备由一种状态转换到另一种状态的操作。

一次设备运行参数调整是将设备的运行参数由一个运行值调整到另一个运行值的过程，主要有频率、电压、出力、负荷、潮流、相位等的调整。

第 157 条: 中调调度管辖范围内设备的一切运行操作必须得到中调值班调度员的调度指令或调度许可才能进行。

第 158 条: 根据调管范围的划分，广东电力系统调度发令模式可分为直接操作、委托操作、配合操作和转令四种。

1.    一般情况下，各级调度对其调管范围内设备采用直接操作模式。

2.    同一厂站内的设备，分属不同调度调管，经相关方值班调度员协商后,可采取委托操作模式将其中一方调管设备委托另一方值班调度员操作。

委托操作前，相关方值班调度员应明确委托操作范围、设备的起始和目标状态及有关注意事项，并由委托方值班调度员通知相关厂站运行值班人员。委托操作期间，如委托范围内设备发生异常，除非双方另有约定，由受委托方值班调度员负责处理。操作完成后，受委托方值班调度员应及时通报委托方值班调度员，委托方值班调度员应向现场核实并记录清楚，委托操作关系自然结束。

3.    线路或联络变压器两侧开关由不同调度调管，应采用配合操作模式，由双方值班调度员协商操作目的、操作顺序和注意事项，按顺序发令，并及时将执行情况通报对方，直至全部操作完成。

4.    转令：值班调度员对其调管范围内设备通过下级值班调度员转达调度指令。

第 159 条: 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。

第 160 条: 调度指令包括单项令、逐项令和综合令。

第 161 条: 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。

第 162 条: 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。

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。

3.    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。

第 163 条: 中调值班调度员发布调度指令时，应向现场运行值班人员明确操作任务和要求。发令人对发布的调度指令正确性负责，受令人对执行调度指令的正确性负责。

第 164 条: 电网操作票包括调度操作指令票和变电操作票。调度操作指令票根据本规程编制；变电操作票由现场运行值班单位根据有关规程编制，但不得与本规程相矛盾。

第 165 条: 调度操作指令票包括逐项令操作票和综合令操作票。中调值班调度员下达逐项令时必须使用逐项令操作票，下达综合令时必须使用综合令操作票。

第 166 条: 逐项令操作票和综合令操作票应分别编号、存档管理。每一个操作任务，发令端和受令端使用的操作票必须一一对应，且每一份操作票与操作令号也须一一对应。

第 167 条: 中调的调度操作指令票，一般情况下由输变电调度员编写、签名，经发电调度员审核、签名，最后经总值长批准、签名。特殊情况下由发电调度员编写、签名，经总值长审核、批准并签名。否则，均属无效票，不允许使用。

第 168 条: 当值开始操作但未完成的逐项令操作票，由下一值调度员重新履行审核和批准程序并签名后方可继续使用。

第 169 条: 对于需要发布逐项令或综合令的操作任务，决不允许先下令，后补填写操作票。

第 170 条: 在下令进行一次设备倒闸操作前，中调值班调度员必须与现场运行人员核对设备状态。

第 171 条: 操作时，调度员按照操作指令票的内容和顺序下达操作指令。一份逐项令操作票，当值内不允许两人及以上人员分别下达调度指令或受理回令。

第 172 条: 逐项令操作票在执行过程中应坚持逐项发令、逐项执行、逐项汇报的原则。在不影响安全的前提下，如遇连续几项由同一单位操作，可将这几项一次按顺序下达，操作单位则逐项执行，一次汇报。

第 173 条: 一般情况下，设备由运行状态与热备用状态互为转换操作时间不应超过10分钟；热备用状态与冷备用状态互为转换操作时间不应超过20分钟；冷备用状态与检修状态互为转换操作时间20分钟。线路停送电倒闸操作时间不应超过50分钟。

第 174 条: 调度操作指令票的票面应整洁、无涂改、字体清楚，使用调度术语，设备名称应冠以电压等级、使用双重称号。

第 175 条: 综合令操作票内容应参照标准综合令术语编写；下列内容应填入逐项令操作票：

1.    操作任务及相关操作单位。

2.    应断开或合上的开关、应拉开或合上的刀闸（接地刀闸）。

3.    应挂接或拆除的临时地线。

4.    必须配合更改的继电保护定值或运行状态。

第 176 条: 现场运行值班人员接受中调值班调度员发布的逐项令或综合令，必须根据现场规程编制变电操作票，然后进行操作。变电操作票应包括为完成该逐项令或综合令所必需的一次设备倒闸操作和二次设备操作内容。

第 177 条: 中调值班调度员在执行操作任务前，若计划安排方面的手续不全，或缺少某些必要的附件，或计划安排与相关单位的配套计划不符合时均不允许操作，必须重新落实、安排好后，方可操作。

第 178 条: 倒闸操作前，中调值班调度员必须认真考虑：

1.    结线方式改变后的合理性，电网有功、无功出力与负荷的平衡，保证系统运行的稳定性，并应考虑必要的备用容量。

2.    潮流变化后是否会引起其他元件过载或重载，出现异常的纠正措施，并应将运行结线及潮流变化及时通知有关现场，加强监视。

3.    注意操作时所引起的功率、电流、电压和频率的变化，对系统稳定的影响。

4.    继电保护、安全自动装置是否配合，变压器中性点接地是否符合继电保护规定的要求。

5.    对通信及调度自动化系统的影响。

6.    系统结线方式改变后，运行方式和潮流限制的有关措施。

7.    长距离输电线路送电，未端电压是否升高和防止发电机自励磁。

8.    是否造成非同期合闸、带地线合开关、带负荷拉刀闸等误操作。

9.    是否需要转移调度权。

10.  对于存在缺陷的设备操作，要考虑操作中产生的问题对系统的影响。

第 179 条: 发令人和受令人在倒闸操作中应认真遵守下列各项：

1.    发令和受令人都必须确认发、受令单位，并双方互通姓名。受令人接令后应将指令全部内容复诵，并得到发令人确认，方可执行。

2.    受令人操作完毕后应及时向发令人报告执行情况，方可认为该项操作完毕。

3.    发、受令双方必须将发、受令和回令按规定记录，并录音备案。

4.    按操作票进行操作时，遇有临时变更，必须经中调总值长同意，按实际情况修改操作票内容或重新编制操作票，才能继续操作。

5.    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后，再继续原操作。

第 180 条: 倒闸操作后，中调值班调度员应检查操作有否遗漏，并及时核对EMS画面，使其与现场实际情况相符。

第 181 条: 正常情况下，交接班期间应尽可能避免进行操作。如交接班期间必须进行的操作，应操作完毕或操作告一段落后再进行交接班。

第 182 条: 任何情况下，必须严格遵守《电业安全工作规程》的规定，严禁“约时”操作；严禁“约时”开始或结束检修工作。

第二节    系统基本操作

第 183 条: 开关操作

1.    开关带电合闸前，必须有完备的继电保护投入。

2.    开关合闸后，应检查三相电流是否正常。

3.    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。

第 184 条: 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.    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。

4.    拉、合220kV及以下等电位的环路电流，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.    特殊情况下按规定拉、合500kV3/2开关结线方式的母线环路电流。

第 185 条: 系统解、并列操作

1.    系统并列操作的条件：

⑴相序、相位相同。

⑵频率相等，频率偏差不大于0.2Hz。

⑶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.    严禁非同期并列。

3.    系统解列操作：

⑴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；

⑵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负责调度，并应指令有关单位接受该地调调度。

第 186 条: 系统合环与解环操作

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。

第 187 条: 线路操作

1.    检修后相序有可能变动的线路在送电前必须进行核相。

2.    线路送电操作前，应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。

3.    线路充电一般应选择大电源侧为充电端，充电端必须有变压器中性点直接接地，220kV及以上电压等级的长线路充电时必须避免线路未端电压超过允许值。

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无电压后，允许拉开母线侧刀闸。

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，经验明无电压后才允许合上线路接地刀闸或挂接临时地线。

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，并经调度中心领导批准。

第 188 条: 500kV线路高抗操作

1.    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。

2.    线路高抗送电前，应投入本体及远方跳闸继电保护。

第 189 条: 变压器操作

1.    变压器并列条件：

⑴结线组别相同。

⑵电压比相等。

⑶阻抗电压相等。

电压比和阻抗电压不同的变压器，在任何一台都不会过负荷的情况下，可以并列运行。

2.    对吊装大修后的变压器，可能引起相序变动，投入运行前应先核相，并经工作全电压冲击合闸三次。

3.    变压器充电时应投入完备的继电保护，并应考虑变压器充电励磁涌流对继电保护的影响。

4.  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。

5.    两台运行中的变压器中性点接地方式转换时，应始终保持至少一台变压器中性点直接接地。

6.  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。

7.    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。

8.    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。

9.    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。

10.  停用、投入或切换电压互感器，应考虑对继电保护、自动装置和表计的影响。

第 190 条: 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，应将母联开关及其两侧刀闸合上，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”的原则进行操作。

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。

第 191 条: 代路操作时应当注意：

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。

第 192 条: 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。

第七章    系统事故处理

第一节    事故处理的一般原则

第 193 条: 各级调度机构负责其调管范围内的电网事故处理。

第 194 条: 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。

第 195 条: 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。

第 196 条: 系统发生事故时，事故单位的运行值班人员应立即简明扼要地将事故发生时间、开关跳闸情况、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，及时报告中调值班调度员，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。

第 197 条: 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。

第 198 条: 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。

第 199 条: 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。

第 200 条: 中调值班调度员在处理事故时应特别注意：

1.    防止电网稳定破坏。

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。

6.    按照规定及时处理异常频率、电压。

第 201 条: 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。

第 202 条: 为了防止事故扩大、减少事故危害和损失，下列情况可不待中调值班调度员指令，事故单位立即自行处理，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。

第 203 条: 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。

第 204 条: 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。

第 205 条: 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。发生有责任的一般电网（设备）事故或中心安监认为需要加以说明的事故，调度部应在16小时内填写好事故报告。

第 206 条: 事故处理过程的所有电话录音，事后如需要保留其有关部分，则应转录备查。

第二节    线路事故处理

第 207 条: 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。

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。

2.    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。

3.    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。

第 208 条: 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。

第 209 条: 对线路强送电作如下规定：

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。

第 210 条: 对于因浓雾天气引起连续污闪或雾闪跳闸，或因台风等恶劣天气引起线路间歇性故障连续跳闸，一般情况下按设备维护单位的规定，当开关连续跳闸若干次后，将开关暂时退出运行，待天气好转后再投入运行。对于电网重要线路，危及电网安全运行时，值班调度员可以恢复开关运行。

第 211 条: 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。

第 212 条: 线路跳闸未进行强送或强送不成功，待线路维护单位巡线消除故障点后，可以对线路试送电。

第 213 条: 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。

第三节    发电机事故处理

第 214 条: 发电机组跳闸，由发电厂值长根据现场规程进行处理。

第 215 条: 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。

第 216 条: 变压器保护动作造成发电机跳闸，按变压器事故处理。

第 217 条: 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。

第 218 条: 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。

第 219 条: 不允许发电机组无励磁运行，失磁后必须在规定时间内由保护跳闸，将机组解列。当机组无励磁运行而装设的失磁保护拒动，应立即将机组解列。

第 220 条: 发电机由于进相或某种干扰原因发生失步时，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。

第四节    变压器事故处理

第 221 条: 变压器跳闸后引起其他变压器过负荷时，应按如下方式处理：

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。

第 222 条: 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，在查明原因并消除故障之前，不得送电。

2.    变压器差动和重瓦斯保护之一动作，则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，则取油样及气样进行分析检查，证实变压器内部无故障，经设备主管单位总工程师同意，才能试送电。

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。

第 223 条: 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。

第 224 条: 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。

第 225 条: 第五节    线路高抗事故处理

第 226 条: 500kV线路高抗保护动作跳闸，应按变压器事故有关原则处理。

第 227 条: 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。

第 228 条: 第六节    开关异常处理

第 229 条: 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。

第 230 条: 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：

⑴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。

⑵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。

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。

第 231 条:  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。

第七节    母线事故处理

第 232 条: 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。

第 233 条: 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。

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。

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。

GIS母线由于母差保护动作而失压，在故障查明并作有关试验以前母线不得送电。

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。

2.    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。

3.    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才可恢复母线送电。

4.    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。

第八节    串联铁磁谐振处理

第 234 条: 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。

第 235 条: 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。

第九节    系统振荡事故处理

第 236 条: 系统发生振荡时的现象：

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。

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。

第 237 条: 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49.00Hz，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。

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。

第 238 条:  系统振荡解列点应按不同运行方式计算后核定，经上级总工程师批准执行。振荡解列点应每年复核一次。

第十节    系统低频振荡事故处理

第 239 条: 系统发生低频振荡的特征：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。

第 240 条: 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。

第十一节  通信中断的处理

第 241 条: 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。

第 242 条: 事故时凡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。

第 243 条: 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，正在进行的操作应暂停，待通信恢复后再继续操作。

4.    中调值班调度员发布的操作命令后，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。

第 244 条: 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。

第十二节  中调EMS失灵的处理

第 245 条: 中调EMS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通知自动化维护人员迅速恢复EMS。

第 246 条: 中调EMS失灵，中调值班调度员应通过各种途径，保持对电网的监视和控制。若半小时后仍不能恢复，应通报总调和香港中华电力公司控制中心，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.    除非必要，暂停一切运行操作。

3.    指定重要的变电站和发电厂每十五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。

第十三节  区域电网解列事故处理

第 247 条: 区域电网与主网解列后，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。

第 248 条: 区域电网与主网解列后，中调值班调度员应立即调整主网频率和电压，并指定区域电网内的调频电厂和频率控制标准。如有条件，应指定解列区域电网内某个地调负责该区域电网的调频、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。

第十四节  系统“黑启动”的一般原则

第 249 条: 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，报中调备案，并定期修编。黑启动方案的制定必须经过理论校核，并经过试验验证。

第 250 条: 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》。

第 251 条: 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。

第 252 条: 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。

第 253 条: 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。

第 254 条: 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。

第八章    继电保护装置的调度管理

第一节    继电保护管理的一般原则

第 255 条: 继电保护装置（以下简称保护装置）是电力系统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继电保护和电网安全自动装置运行管理有关规程、规定。

第 256 条: 中调继电保护部是广东电力系统继电保护技术管理的职能部门，对电力系统继电保护实行专业管理。

第 257 条: 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适应，包括500kV、220kV线路（终端线除外）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（终端站除外）。

其余发电机（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.    统调电网与发电厂、地区电网整定分界点的定值限额由中调审定。省网与港澳电网分界点的定值限额由双方商定。

第 258 条: 除220kV终端变压器，220kV及以上的中性点接地方式由中调确定；110kV中性点接地方式由地调确定。

第 259 条: 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。

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。

第 260 条: 运行方式专业应及时向保护专业书面提供下列资料：

1.    系统开机方式。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。

第 261 条: 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。现场按中调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.    统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，现场按中调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.    保护定值单一式四份，中调继保部留存两份，设备所属单位两份。

4.    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，设备投产时必须按中调下发的保护定值单执行。

5.    因基建投产等引起的保护定值更改，由中调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。执行完毕应及时向中调值班调度员汇报。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。

第 262 条: 现场运行应严格按调度指令投、退保护或更改定值。

第 263 条: 任何一次设备不允许无保护运行。运行中的一次设备在进行保护试验、定值更改等情况时，应申请逐套退出保护。

第 264 条: 微机保护在切换定值区的过程中可不退相关保护。

第 265 条: 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，必须在一个工作日内上报中调继保部。

第 266 条: 用于反应电流、电压、阻抗、频率的保护装置，整定值均考虑躲开线路正常运行的数值或满足运行方式提供的最大输送容量要求。当线路可能现超过限额时，事前须征得继保部同意，并对保护定值作必要的调整。在任何情况下设备输送电流不得超过距离Ⅲ段或过电流保护的允许值。

第 267 条: 发电机、变压器的纵差、横差、 重瓦斯等主保护的检修调试应在一次设备停电时进行。如因某种原因须短时退出某套装置时，由设备所在单位的总工批准并报告中调值班调度员。运行中的变压器，其重瓦斯、纵差保护不得同时停用。

第二节    纵联保护运行管理

第 268 条: 线路两侧纵联保护装置必须同时投入或退出。为减少操作，单侧更改线路保护定值10分钟内可以完成，对侧对应的纵联保护可不退出。

第 269 条: 线路两侧纵联保护的命名必须一致，并符合有关规定。

第 270 条: 高频通道的纵联保护每天须定时交换信号，其收发信机的工况应满足现场运行规定的要求。高频保护在投入运行前，两侧的现场值班人员必须测试通道正常后方可投入。

第 271 条: 光纤通道的纵联保护均有自动检测通道功能，不需运行值班人员测试。该类保护投运前和投运后，均需确认通道运行正常。

第 272 条: 遇以下情况，应立即向中调值班调度员申请退出纵联保护：

1.    通道检修或中断。

2.    保护装置异常或直流电源故障。

3.    收发信机不能正常工作。

4.    通道检测数据不符合规定。

5.    线路的一侧开关用旁路代路，不能切换到旁路运行的纵联保护。

第 273 条: 当接到中调值班调度员退出线路主保护的指令时，只退出其功能压板（有特殊要求的除外），该保护屏上的后备保护仍保留运行。

第 274 条: 当线路主保护全部退出时，原则上应停止该线路运行。如果系统运行方式不允许线路停运，则线路两侧必须将对全线有灵敏度的后备保护（一般为距离Ⅱ段）的时间定值缩短为0.2秒。

第 275 条: 纵联保护在投运或试运状态下，除定期交换信号外，禁止在保护通道或保护回路上进行任何工作。

第 276 条: 长期单侧充电的220kV线路改为带负荷运行的要求：

1.    当该线路临时带负荷运行前，必须确认线路两侧纵联保护正常投入。此时仅保证纵联保护的灵敏度，不考虑后备保护的灵敏度及其配合关系。

2.    当单侧充电线路转为长期带负荷运行时，则由继保部重新核定保护方式。

第 277 条: 500kV线路需要单侧空充电运行时，必须采取必要的临时保护措施。

第三节    线路重合闸管理

第 278 条: 线路重合闸方式应严格按照相关保护定值单的要求执行。

1.    220kV及以上架空线路一般采用单相重合闸方式。

2.    线路长期充电时，重合闸退出。

3.    全电缆线路运行中重合闸退出。电缆与架空线混合的线路重合闸投入。

第 279 条: 线路重合闸退出时应实现所有故障均直接三跳的功能。

第 280 条: 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。

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。

第四节    母线保护管理

第 281 条: 双母线接线的母差保护的电压闭锁元件应接在所控母线上的电压互感器。当一组电压互感器停用时，应将电压闭锁元件压板切换到另一母线电压互感器上，同时母差保护应采用无选择方式。

第 282 条: 高阻、中阻、低阻和微机型母差保护在母线倒闸操作过程中或母联开关断开时仍可按正常方式运行。

第 283 条: 220kV母线无母差保护时的处理：

1.    按系统运行稳定要求，缩短停运母差保护厂、站对侧线路后备保护中对本母线有灵敏度的保护动作时间（如果是500kV变电站的220kV母差保护停运，还应缩短本站500kV主变高压侧对220kV母线有灵敏度的后备保护出口时间）。

2.    母差保护停运变电站的220kV主变的安全措施由地调（电厂）相关部门负责落实。

3.    母差保护退出运行少于4小时，可不采取临时措施（各厂、站的主变等有特殊要求的除外）。

第 284 条: 500kV主变低压侧母线的母差保护退出时，应将低压侧后备保护切本侧开关的时间定值改为0.2秒。

第 285 条: 220kV及以上母差保护因异常退出运行时，现场值班人员应立即向调度汇报，同时立即通知设备运行维护单位的继保人员前往处理。

第 286 条: 当新设备投产或设备检修后的充电,运行设备所在母线的母差保护应尽可能投入运行。如果因故母差保护不能投入，且时间超过4小时，应采取相应的安全措施。

第五节    旁路代路管理

第 287 条: 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。

第六节    其他运行要求

第 288 条: 系统设备检修时间不超过72小时，若线路有纵联保护投入运行，则线路仅保证主保护的灵敏度，后备保护的定值可不作更改，且不校核后备保护灵敏度及配合关系。

第 289 条: 故障录波器、事件记录器停用，必须经中调值班调度员同意。

第九章    安全稳定控制系统及安全自动装置调度管理

第 290 条: 广东电力系统安全自动装置是加强电网安全稳定控制，防止电网事故发生或扩大的系统保护。各运行单位必须认真执行有关的规程、规定，加强管理。

第 291 条: 广东电力系统安全自动装置包括：电网稳定控制系统装置、低频自动减负荷装置、低压自动减负荷装置、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、振荡解列装置、水轮机低频自起动装置、备用电源自投装置等，以下简称安全自动装置。

第 292 条: 广东电力系统安全自动装置按照调度管辖范围划分，实行统一调度、分级管理，下级服从上级的原则；下级接受上级的业务领导。

第 293 条: 各级电网调度部门负责本级电网的安全自动装置的设置（包括功能、选型、地点等）和整定及管理。地区电网的方案应与统调电网的方案配合，并应将方案报中调备案。安全自动装置由设备所在单位负责运行维护。

第 294 条: 发电厂的安全自动装置的设置应征得调度管辖部门的同意，并由调度管辖部门整定和调度。

第 295 条: 电网的安全稳定控制系统是安全自动装置的重要组成部分，由控制主站、控制子站、切负荷（切机）执行站装置及它们之间的通信网络组成。省网的安全稳定控制系统由中调负责整定和调度管辖。电力通信中心负责安全稳定控制系统的通信通道的运行管理，并应确保通信通道的正确、可靠运行。

第 296 条: 安全稳定控制系统应按有关规定加强入网管理，各级调度和设计部门应加强对其逻辑功能和防误性能的校核，提高其动作的可靠性和准确性。

第 297 条: 安全自动装置（包括安稳装置）的本体检验由所属运行维护单位负责，检验计划须报经相应调度部门批复后执行；属中调管辖的安稳系统的联合检验由中调负责组织、各运行单位负责具体实施。

第 298 条: 安全自动装置应按规定投入运行。 未经调度管辖部门同意，不得擅自退出或改变其定值。如因线路检修、装置的调试、检查等需暂时退出时，须经调度管辖部门批准后执行，但工作完毕后必须恢复正常运行。

第 299 条: 当安全自动装置动作时，各厂、站值班人员应记录好动作时间、切除线路名称及当时负荷，并立即报告各地调值班调度员，由地调值班调度员汇总报中调值班调度员。配有自动记录或打印功能的自动装置的现场，应立即将动作记录或打印的情况传送给中调，以便正确分析装置动作的原因。

第 300 条: 系统事故时，频率、电压、电流、功率、 时间等实际值如已达到安全自动装置的整定值，装置应动作而拒动时，厂、站运行值班人员在确认无误后，应采取相应的控制措施并报相关调度值班调度员。

第 301 条: 当安全自动装置正确动作切除负荷后，系统频率、电压恢复正常后，值班调度员应根据系统事故处理的情况尽快恢复设备或线路送电。对系统事故时误动或拒动的安全自动装置，调度管辖部门应组织设备运行维护单位就从速查明原因、及时处理，尽快恢复正常运行。

第 302 条: 安全自动装置控制的负荷必须保证在需要时能有效地切除，所切除的线路不得用无压自投等装置重新恢复供电。属中调管辖的安全自动装置动作或手动切除的设备、线路，未经中调值班调度员的许可，不得自行送电。

第 303 条: 与电压电流回路有关的安全自动装置，如振荡解列、检无压备自投、失步解列、高低频解列，高低压解列等以及稳控装置中与电压相关的功能，遇下列情况可能失压时应申请停用：

1.    电压互感器退出运行。

2.    交流电压回路断线。

3.    交流电流回路上有工作。

4.    装置直流电源故障。

第 304 条: 安全自动装置的运行维护单位每年必须对装置进行一次检查调试；中调应根据运行情况，对全省范围内的安全自动装置每年作适当的抽查，以保证装置设备完好、动作准确、可靠。

第 305 条: 运行单位必须将运行维护范围内的安全自动装置动作及运行情况按要求上报中调，每月依时做好报表工作。中调对安全自动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南网总调上报。

第 306 条: 安全自动装置是保证电力系统稳定运行的重要设施、各运行单位要认真执行有关规定，如有违反，造成系统事故扩大，将按有关规定追究责任。

第十章    调度自动化系统运行管理

第一节    一般原则

第 307 条: 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。

第 308 条: 中调自动化部是广东省电网调度自动化专业的技术归口管理部门，对全省电网调度自动化实行运行和专业管理。

地区供电局及发电厂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。

第 309 条: 中调、地调自动化部门主要职责：

负责审批所辖电网调度自动化装置的停复役和变更方案；

负责审核所辖电网调度自动化设备计划或临时检修方案；

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。

第 310 条: 调度自动化包括以下主要系统和设备：能量管理系统（EMS）、电能量采集系统（EAS）、集控系统、自动发电控制系统（AGC）、电压自动控制系统（AVC）、水调自动化系统以及各系统所使用的传输通道等相关设备。其中厂站端调度自动化设备主要包括：

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。

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。

第 311 条: 调度自动化系统提供的信息必须满足电网调度运行、分析的需要。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。

第二节    运行管理

第 312 条: 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。

第 313 条: 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通报，并书面报告故障处理情况。

第 314 条: 调度端调度自动化系统维护如影响到系统数据准确性，应事先征得当值调度员同意方可进行；如影响到与上下级调度自动化系统的数据通信的准确性应提前通知有关调度自动化值班人员，事先征得对方同意方可进行。

第 315 条: 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。

第 316 条: 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。

第 317 条: 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。

第 318 条: 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。

第 319 条: 调度自动化信息的数量、顺序、通信方式、通道及传输速率等改变时，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相关调度自动化运行管理部门，经同意后方可实施。

第 320 条: 调度自动化系统新设备投入运行，应提交设备联调和投运方案，并征得相关调度自动化运行管理部门的同意。

第 321 条: 调度自动化运行管理部门应定期对管理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。

第 322 条: 统调电厂机组AGC、AVC功能及性能应满足电网运行的需要，当AGC、AVC投运后，电厂应保证其功能的正常可用。

第 323 条: 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度的重要设备，必须严格按有关规程规定和标准进行检验。

第 324 条: 各类调度自动化系统及应用系统接入调度数据网络，需做好接入方案和安全防护措施，确保电力调度数据网络信息安全，做好与公共数据网络的有效隔离，并报上级电力调度数据网络管理部门批准后实施。

第十一章  新建、改建、扩建设备投入系统运行的管理

第 325 条: 凡新建、扩建或改建的发、输、变电设备均称为新设备。

第 326 条: 凡接入统调电网的新建、改建、扩建220kV及以上工程在设计阶段，建设单位应向中调提供工程设计资料，并通知中调参加设计审查，以保证工程投产后电网运行的安全和经济合理。

第 327 条: 继电保护、安全自动装置，电力通信、调度自动化及电能计量装置（包括遥测装置）等必须按设计要求与工程同步建设、同步验收、同步投产。

第 328 条: 系统设备均应统一编号。接入统调电网220kV及以上的发电厂、变电站的命名及新设备的命名和编号由中调负责，编号原则参见附录二。110kV及以下电气设备命名、编号由各归属地调负责，编号原则可参照附录二。发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，6kV及以下电压等级的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。

第 329 条: 建设单位或业主应在工程可研阶段向中调提交厂站调度命名申请，中调在收到厂站调度命名申请的十个工作日内下达该发电厂或变电站的正式调度命名。

第 330 条: 工程建设单位或业主应在工程投运前三个月向中调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（详见附录三）。中调在收到完整资料后的十个工作日内下达新设备的调度管辖范围划分、调度编号等。

第 331 条: 新设备接入系统启动方案由建设单位负责组织编写，经各发供电单位内部审查后向中调报送。中调调管范围内的系统输变电及发电厂升压站工程的启动方案必须在工程投产前一个月报送，由中调审核后，经启动委员会批准后执行。改建、扩建的新设备启动方案最迟须与设备停电申请同时报送，经中调审批后执行。重大技改项目的接入系统启动方案须经上级设备主管部门批准后执行。

第 332 条: 电厂或地调管辖范围的新设备启动，如在启动过程中涉及中调调管的设备运行方式变更，则须提前五个工作日将已经各发、供电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。

第 333 条: 厂站自动化系统、安全自动装置接入系统需按相关的联调及投运方案进行。

第 334 条: 新设备启动方案应有以下所列的章节与内容：

1.    工程概况。

2.    工程计划启动时间。

3.    新设备调度命名与调度编号。

4.    启动范围及主要设备参数。

5.    启动前的准备工作。

6.    设备启动次序纲要。

7.    启动前有关变电站（电厂）的运行方式。

8.    启动操作步骤。

9.    附件（包括启动委员会名单或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）。

第 335 条: 新建、改建或检修后相位有可能变动的设备在送电前必须进行核相，检查绝缘电阻（有条件的线路）是否合格，接地安全措施是否全部拆除，继电保护是否完好并按要求投入。电力电缆线路应按有关规程规定标准进行试验、验收，送电前必须检查两端电缆头的相位与电力系统相符，充油电缆的油压正常，如设备极性可能变动的，则必须进行相关极性测试，测试正确后，方可投入运行。

第 336 条: 新建、改建或检修后技术参数有可能变化的设备如线路、开关、CT、GIS母线等在正式投入运行前， 应以工作电压的全电压冲击合闸三次，也可先递升加压。新装或大修后的变压器，可能引起相位变动的，投入运行前应先核相，并经工作电压全电压冲击合闸五次（大修后变压器可按冲击三次考虑，具体冲击次数由上级设备管理部门确定）。

第 337 条: 中调调管范围内的系统输变电及发电厂升压站工程启动条件具备，启动方案批准后，工程建设单位协调生产运行单位于启动前三个工作日向中调提交启动申请。

第 338 条: 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可在工程建设单位或新设备启动委员指挥下进行不影响系统运行的操作。下令人应对其操作的安全性及工作的必要性负责。

第 339 条: 中调调管范围内的系统输变电及发电厂升压站工程如涉及运行设备停电解口改造的，运行设备一经停运操作完毕，该设备即视为新设备退出调度运行，所有涉及该设备的工作审批交由启动委员会负责。

第 340 条: 新建设备的启动，由现场总指挥负责，由运行单位负责操作，由施工单位、运行单位各自派人员监护。由该工程的启动委员会指定现场调度指挥，现场调度指挥负责现场与中调间的启动协调。

第 341 条: 新设备的投产启动方案一经批准，即可作为中调当值调度下达操作指令的依据，启动现场也必须以该启动方案为依据填写操作票。如需变更启动方案，须由现场启动委员会对变更后的方案进行审批后方可执行。

第 342 条: 凡属中调直接调管的新设备，未经中调值班调度员同意，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），即视为系统的运行设备，必须遵守本规程的规定，未经许可不得进行任何操作。

第 343 条: 发电厂、变电站启动投产，通信部门必须提前十个工作日开通调度自动化通道，其通道质量应达到有关技术标准。

第 344 条: 调度自动化设备接入系统必须按照有关的验收管理规定进行验收，并提交验收测试报告及工程资料。

第 345 条: 新调度自动化设备投运前，由工程项目管理单位协调生产运行单位提前3个工作日向主管调度自动化管理部门提出投运申请，调度自动化管理部门按调管范围审批。

第十二章  系统关口电能计量管理

第 346 条: 系统关口电能表是负荷管理、电量计算、线损考核的主要依据，各单位要落实专职人员，认真加强管理，保证电能计量的准确性。

第 347 条: 日常的电力、电量关口计量由中调管理。供电局的关口计量点、计量方式及供电量的计算方法由广东电网公司主管部门确定。发电厂及涉及区外电力交易的关口计量点、计量方式，按照交易双方签订的购售电合同为准。

第 348 条: 关口表需要进行换表、代供等工作，必须报告中调值班调度员，并有临时计量表计或方法替代后才能工作。关口计量点（厂或变电站）运行值班人员必须在关口表记录册上清楚记录换表、代供前后的电能表读数，并报告中调值班调度员。

第 349 条: 关口电能表计应接入各级关口电能计量遥测系统。厂站端计量遥测设备由所属各供电局、发电厂以及直供用户负责运行维护。

第 350 条: 在省网关口电能计量遥测系统主站、采集装置、电能表计、传输通道、电压互感器、电流互感器、二次回路、工作电源等各部分进行检修试验等工作，可能影响系统正常运行或电量数据正确的，应事先取得设备运行维护部门和中调的同意，并采取相应的措施以保证系统的正常工作，无法避免对其正常工作造成影响的，也应采取临时性的补救措施。

第 351 条: 各关口计量点要配备符合中调要求的电子式多功能电能表。新建发电厂、变电站关口计量点的计量装置必须安装完备，经检验合格，并接入省网关口电能计量遥测系统方可启动投产。

第 352 条: 电能表精确度要求：发电厂有功表0.2S级，无功表1级，配用的计量电流互感器0.2S级、电压互感器为0.2级。供电局有功表0.5S级，无功表2级，配用的计量电流互感器0.2S级，电压互感器为0.2级。

第 353 条: 关口电能表的校验周期为6个月。发电厂关口电能表的校验工作由交易双方认可的电能计量检测机构进行。供电局关口电能表的校验工作由地区供电局负责。如电能表关系到两个地区供电量的计量，校验时相关地区派员参加校验。

第 354 条: 根据系统网损计算结果及关口计量装置的运行情况，中调可以组织有关供电部门对关口计量表进行抽查。

第 355 条: 关口电能表所在厂、站运行值班人员，应设有关口电能表记录册，按规定时间抄录电能表读数，并计算电量值，发电厂报中调值班调度员，变电站报所归属的地调，由地调汇总报中调值班调度员。

第 356 条: 各关口点管理单位每月最后一天24:00抄录当月关口计量数据，计算当月电量报中调，并对所报数据的准确性负责。发电厂应会同经授权的供电局人员进行抄录，并签名、盖章确认。

第 357 条: 未经省网关口电能计量遥测系统运行主管部门同意，不得擅自更改电能表计通信速率、电话号码和电能量采集装置本身的安全口令等参数。

第十三章  罚则

第 358 条: 中调每年定期按照有关规程及规定对各供电局、统调发电厂的检修计划上报、检修完成情况、电压曲线执行情况进行考核。

第 359 条: 线路、设备跳闸后，现场运行人员在30分钟内不能向中调准确汇报保护动作情况，除了在当月调度月报通报批评外，年底在安全生产管理考核中建议给予扣分。

第 360 条: 违反本规程规定，有以下行为之一者，中调有权要求相关单位协助调查，其调查结果必须向中调当面报告。对于广东电网所属单位人员，建议相关管理部门给予行政处分；对于发电厂所属人员，将通报其上级主管部门，要求给予处分，对情节严重的事件，将报告国家电力监管机构并建议追究相关责任。

1.    不如实反映执行调度指令情况。

2.    未经上级调度机构许可，不执行上级调度机构下达的发电、供电调度计划或交易计划。

3.    不执行调度机构批准的检修计划。

4.    不执行或故意拖延执行调度指令。

5.    擅自越权改变设备状态。

6.    不执行调度机构下达的保证电力系统安全措施（包括调度、方式、继保及调度自动化专业的管理措施、技术措施以及其他措施）。

7.    不如实反映电力系统运行情况，造成严重后果。

8.    值班人员玩忽职守、循私舞弊或故意违规操作。

9.    因故障处理延误，造成调度自动化信息错误，对电网调度工作造成重大影响。

10.  调度自动化系统发生重大事故不及时上报。

11.  性质恶劣的其他行为。

第 361 条: 中调有权对调度管辖的各运行单位的违规行为，在广东电力系统内进行通报批评、取消运行值班当事人接受调度指令资格的处分，被取消接受调度指令资格的人员一年内不得重新参加该资格考试。

第 362 条: 违反本规程规定，造成电力系统重大损失或重大事故者，依法追究当事人和怂恿不执行调度指令领导人的民事或刑事责任。

附录一：  调度常用术语

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。

一、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。逐项令由一系列单项令组成。

⑷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）。

二、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、开关、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二次设备状态

⑴投入：是指其工作电源投入，出口连接片连接到指令回路的状态。

⑵退出（信号）：是指其工作电源投入，出口连接片断开时的状态。

⑶停用：是指其工作电源退出，出口连接片断开时的状态。

三、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

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。

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

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

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【不再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

◆      有关变压器的综合令

⑴将#×主变由运行转检修（热备用、冷备用）

⑵将#×主变由检修（热备用、冷备用）转运行

⑶将#×主变由热（冷）备用转检修

⑷将#×主变由检修转热（冷）备用

◆      有关母线和PT的综合令

⑴将××kV×M所有运行设备倒至×M

⑵将××kV母线方式倒为双母正常方式

⑶将××kV母线方式倒为单母分段正常方式

⑷将××kV×M由运行转检修（热备用、冷备用）

⑸将××kV×M由检修（热备用、冷备用）转运行

⑹将××kV×M由热（冷）备用转检修

⑺将××kV×M由检修转热（冷）备用

⑻将××kV×M××PT由运行转检修

⑼将××kV×M××PT由检修转运行

◆下放操作权的220kV线路操作综合令

220kV××[线路名称]线路由运行转检修

220kV××[线路名称]线路由检修转运行

四、设备各种状态改变的操作步骤

五、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]?

六、数字读法

数字“1、2、3、4、5、6、7、8、9、0”分别读作“幺、两、三、四、五、六、拐、八、九、洞”

附录二：  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. 母线分别用1、2、3、4、5数字加“M”表示。常规的排列顺序定为从发电机、变压器侧向出线线路侧，由固定端向扩建端（平面布置），自下而上（高层布置）排列，角形结线按顺时针方向排列。

2. 开关调度编号采用四位数字，前两位“50”代表500 千伏电压等级，后两位依结线方式规定如下：

（1）  
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（参见图1）。

图1 500kV一个半开关结线编号

（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。

（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、5004......

3. 刀闸编号

（1）   开关串内的刀闸依据所属开关号并以所属开关为分界点界定靠向母线的母线号组成五位数字编号，如5011开关靠1M侧刀闸是50111，靠2M侧刀闸是50112。

（2）   一个半开关结线的线路出线刀闸、主变压器的主变刀闸按隶属边开关号和“6” 组成五位数字编号，如50116。

（3）  

角形结线内以最小号码的开关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”区域的刀闸与所依附的开关号及“1”组成五位数字编号，如50011、50021；角形结线的出线刀闸按逆时针方向以前一开关号为依据和“6” 组成五位数字编号，如50016（参见图2）。

图2 500kV角型结线编号

（4）   线路侧电抗器及线路侧串联补偿器刀闸按靠线路侧为“1”、另侧为“2”的原则设定。一个半开关结线依据“边开关号+DK+1（2）”组成7位数编号，如5011DK1（2）、5011CB1（2）；角形结线按逆时针方向以前一开关号为依据组成“逆时针方向的前一开关号+DK（CB）+1（2）” 7位数编号，如5001DK1（2）、5001CB1（2）；单元结线依据“开关号+DK+1（2）”组成7位数编号，如5001DK1（2）、5001CB1（2）。

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，从开关串向线路出线或变压器侧依次排列，第一把由“出线刀闸号+17”组成7位数编号，如5011617；第二把由“出线刀闸号+27”组成7位数编号，如5011627 。

（2）   “T区”内的接地刀闸，从开关串向出线或变压器侧排列依次排列，第一把由“出线刀闸号+7”组成，如501167；第二把由“出线刀闸号+07”组成，如5011607。

（3）   母线上的接地刀闸，由“5＋所属母线号＋刀闸序号+7” 组成四位数编号，如5117。

（4）   电压互感器等元件的接地刀闸，分别在该元件刀闸编号之后加“7”表示。

（5）   主变压器中性点接地刀闸以“5+主变压器号+000组成5位数编号，如51000。

（6）   线路侧电抗器接地刀闸以“该元件刀闸号+7”组成8位数编号，如5011DK17。

（7）   线路侧串联补偿器接地刀闸以“该元件刀闸号+7” 组成8位数编号，如5011CB17。

（8）   其余接地刀闸编号，均按隶属关系，由“刀闸号+7”组成。

二、220千伏设备调度编号原则

参见图3：

220kV及以下设备编号图例母线编号

正母线的编号为1M、2M、5M、6M ，旁路母线编号为3M、7M。常规的结线方式定为按发电机、变压器侧向线路侧顺序排列；自下而上（平面布置）排列，角形结线按顺时针方向排列。

1. 开关编号

开关编号由四位数组成，第一位数为“2”，代表电压等级为220千伏，后三位数为开关序号。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）   主变220千伏开关编号按主变序号相应编为2201-2213。

（4）   220千伏主变变高双臂开关结线的开关编号分别为“20×A、20×B”， “×”为主变序号，“A”指接于母线序号较小的臂开关，“B”指接于母线序号较大的臂开关。

（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20##、20##、2023，依此类推。

（7）   多角形结线的开关，从起点顺时针编号，如20##、20##、20##、2004......

2.  刀闸编号

（1） 开关对应的母线刀闸编号均由五位数组成，前四位为所属开关号，末位为所接母线号。

（2） 线路出线刀闸，主变压器的主变刀闸为“所属开关号+4”， 出现第二把出线刀闸为“所属开关号+8”，如22938。

（3） 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……”。

（4） 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。

3.  接地刀闸均由六位数组成（包括中文及英文字母）。

（1）   线路接地刀闸为“×××××0”前五位为所属线路刀闸号。

（2）   电压互感器接地刀闸为“22×PTO”，前五位为电压互感器刀闸号。

（3）   主变中性点地刀为“22×000”，“×”为所属变压器的序号，序号10以上（含10）则用十六进制A、B、C表示。

（4）   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”。

（5）   开关两侧接地刀， 靠母线侧第一把接地刀闸编号为“××××BO”，第二把接地刀闸编号为“××××AO”，前四位为所属开关号；靠线路侧接地刀为××××CO”，前四位为所属开关号。

（6）   母联、分段开关两侧地刀编号为“×××××O”前四位为所属开关号，第五位为所靠近的母线的母线号。

（7）   主变220千伏侧接地刀编号为22××40，前四位为主变220千伏侧开关编号，如1号 主变220千伏 侧接地刀编号为220140。

三、500千伏变电站中的35千伏设备调度编号原则

1. 母线编号

正母线的编号为1M、2M、3M、4M 、5M，常规的结线方式为横向排列。正母线号由所连接的主变序号所决定。

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“3”，代表电压等级为35千伏，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”，代表电压等级为35千伏，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”，代表电压等级为35千伏，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”，代表电压等级为35千伏，第二位数为所连接的母线号，第三位数为该站用变序号。站用变序号一般以“9”编排，如“319”。

3. 刀闸编号

（1）    主变低压侧刀闸编号由四位数组成，前三位为所属开关号，最后一位为数字“0”，如“3010”。

（2）    母线侧刀闸编号由四位数组成，前三位为所属开关号，最后一位为所接母线号，如“3111”。

（3）    电容器组、电抗器组及站用变母线侧刀闸编号由四位数组成，前三位为所属开关号，最后一位为所接母线号，如“3111”。

（4）    电容器组、电抗器组及站用变出线侧刀闸编号由四位数组成，前三位为所属开关号，最后一位为数字“4”，如“3114”；处于4M母线的设备出线侧刀闸编号最后一位为字母“D”， 如“341D”。

（5）    母线PT刀闸编号由“3+母线号＋PT”四位数组成，如“31PT”。

4. 接地刀闸

（1）    主变低压开关侧的接地刀闸由五位数组成，前三位为所属开关号，第四位最后一位为为字母“C”数字“0”，如“301C0”。

（2）    母线接地刀闸由五位数组成：前两位是“33”，代表电压等级，第三位为母线号，第四位为中文序号，第五位为数字“0”。中文序号为“甲、乙……”，依此类推。如“331甲0”。

（3）    母线PT接地刀闸编号由“PT刀闸编号＋0”五位数组成，如“31PT0”。

（4）    电容器组、电抗器组及站用变开关母线侧接地刀闸编号由“所属开关号+B0”五位数组成，如“311B0”；出线侧接地刀闸编号由“出线刀闸编号＋0”五位数组成，如“31140”。

四、变压器和发电机的命名原则

（1）    变压器的调度名称定为“变压器序号+B，如1B。

（2）    发电机的调度名称定为“发电机序号+F，如1F。

附录三   新设备投产应报中调的技术资料

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方式部的设备资料如下：

（1）   变电站、变压器、输电线路的调度命名及调度编号申请。

（2）   变电站电气主结线设计蓝图（2份）。

（3）   输电线路参数。

（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）   工程建设单位认为需要提交的其他诸如工程进度的材料等。

（9）   输电线路实测参数在线路参数实测工作完成后十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及安全自动装置图纸（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）。

（9）   机组励磁系统、低励限制、失磁、失步保护的技术说明书和图纸。

（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。

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自动化部的设备资料如下：

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、现场施工调试方案等）。

四、竣工实测资料：（继保补充）

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。

附录四   广东电力系统内由总调调管的500kV设备名称

一、             以下500kV变电站500kV母线、开关、刀闸等所有500kV设备，35kV母线及开关、刀闸，35kV无功补偿装置及其开关、刀闸，500kV主变的分接头调整方式由总调调管：

罗洞站、江门站、西江站、茂名站、横沥站、博罗站、花都站、砚都站

二、             以下直流换流站全部设备由总调调管

500kV广州换流站、肇庆换流站

三、             以下输电线路由总调调管

500kV江茂甲、乙线、500kV罗西甲、乙线、500kV江西甲、乙线，500kV博横甲、乙线，500kV鹅博甲、乙线, 500kV花博甲、乙线，500kV玉茂一、二线, 500kV贺罗一、二线，500kV梧罗一、二线，500kV肇砚甲、乙线，500kV砚西甲、乙线，500kV砚花甲、乙线，天广直流线路，高肇直流线路。

四、             以上提及设备对应的保护及二次系统均由总调调管，由总调调管500kV设备的变电站内的南网安稳系统设备由总调调管

另：鹅城换流站及江城直流线路由国网调度调管

附件:

附件一：广电调安〔2008〕14号文《关于<广东电力系统调度规程>部分条款修改和补充的通知》

附件二：《广东电力系统调度规程》有关条款修改和补充之一、

附件三：《广东电力系统调度规程》有关条款修改和补充之二。