福建省电力系统调度规程

福建省电力有限公司 二○○八年四月三十日

1 福建省电力系统调度规程

目 录

第一章 总则 ............................................. 8

第一节 前言................................................... 8

第二节 调度管理的任务和职责................................... 8

第三节 调度管理机构........................................... 9

第二章 调度管理 .................................... 。。。10

第一节 基本原则............................................... 10

第二节 调度范围划分........................................... 13

第三节 集控站、无人值班变电站及巡检站的调度运行管理。。。。。。。。。。。15

第三章 发电厂并网管理 ................................. 10

第一节 并网管理............................................... 10

第二节 电厂并网运行技术要求................................... 11

第四章 电力系统运行方式编制和管理 .................... 14

第一节 系统运行方式管理....................................... 14

第二节 年度运行方式的编制..................................... 15

第三节 月、周调度计划的编制................................... 17

第四节 日调度计划的编制与调整................................. 18

第五节 特殊时期的方式管理..................................... 20

第五章 设备检修管理 .................................... 20

第一节 设备检修编制原则及基本要求............................. 20

第二节 主设备年度检修计划的编制............................... 22

第三节 设备月度检修计划的编制................................. 22

第四节 设备停役的申请与批复................................... 23

第五节 电力通信设备检修、网路异动管理......................... 27

第六节 自动化设备检修管理..................................... 28

第六章 新设备启动投产管理 .............................. 29 2

第一节 启动投产具备的条件..................................... 29

第二节 启动投产过程管理....................................... 32

第七章 系统频率的调度管理 .............................. 36

第一节 系统频率标准........................................... 36

第二节 调频厂的确定及频率监视................................. 37

第三节 系统频率的调整......................................... 38

第四节 发电机组调节性能的调度管理............................. 39

第五节 运行备用管理........................................... 40

第八章 系统无功电压管理 ................................ 40

第一节 基本原则............................................... 40

第二节 无功补偿与调压配置技术要求............................. 41

第三节 电压的监视与调整....................................... 43

第九章 继电保护及安全自动装置管理 ...................... 46

第一节 继电保护管理原则....................................... 46

第二节 继电保护专业管理....................................... 47

第三节 继电保护运行管理..................................... 48

第四节 整定计算及定值管理..................................... 55

第五节 安全稳定自动装置管理................................... 58

第十章 系统稳定和安全措施的管理 ........................ 62

第一节 稳定准则............................................... 62

第二节 稳定计算及管理......................................... 62

第三节 安全稳定自动装置管理................................... 64

第十一章 系统倒闸操作规定 .............................. 67

第一节 操作制度............................................... 67

第二节 设备操作的基本规定..................................... 70

第十二章 系统事故处理 .................................. 76

第一节 系统事故处理一般原则................................... 76 3

第二节 系统频率异常的处理..................................... 78

第三节 系统电压异常的处理..................................... 79

第四节 线路事故处理........................................... 80

第五节 母线事故处理........................................... 82

第六节 变压器及PT事故的处理.................................. 83

第七节 开关异常处理........................................... 84

第八节 发电机事故的处理 ....................................... 84

第九节 系统设备及稳定限额越限处理 ............................. 85

第十节 独立网及主网解列事故处理 ............................... 86

第十一节 系统发生振荡时的事故处理 ............................. 87

第十二节 通信中断情况下的调度工作及事故处理................... 88

第十三节 自动化系统异常时调度工作及事故处理................... 91

第十三章 调度自动化管理 ................................ 91

第一节 基本原则............................................... 91

第二节 调度自动化专业管理..................................... 92

第三节 调度自动化运行管理..................................... 93

第四节 调度自动化设备管理..................................... 95

第五节 调度自动化信息管理..................................... 98 第十四章 系统通信调度管理 ............................. 100

第一节 基本原则.............................................. 100

第二节 职责分工.............................................. 100

第三节 专业管理.............................................. 102

第四节 运行管理.............................................. 104 第十五章 水库调度管理 ................................. 107

第一节 基本原则.............................................. 107

第二节 水库洪水调度.......................................... 108

第三节 水库发电调度.......................................... 109

第四节 水库通航调度.......................................... 110 4

第五节 水情自动测报及水调自动化.............................. 111 第十六章 电力市场运营 ................................. 112

第一节 电力市场运营基本原则.................................. 112

第二节 电力市场主体职责...................................... 112

第三节 电网“三公”调度...................................... 113

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第一章 总则

第一节 前言

1.1.1 为保证福建电力系统安全、稳定、优质、经济运行，维护电力系统发、供、用电各方的合法权益，依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《电力监管条例》、《电网运行规则》、《华东电力系统调度规程》以及国家有关部门制定的电力行业标准等文件，特制定本规程。

1.1.2 本规程遵照社会主义市场经济发展要求和电力系统的客观规律，结合福建电力系统的实际情况，按照公开、公平、公正的原则处理调度工作各方面问题。

1.1.3 凡并入福建电力系统的发、供、用电设施及其相应配套的二次设备 (包括：继电保护、安全自动装置、通信系统、自动化系统等)必须在福建电力调度通信中心（简称“省调”）的统一调度指挥下，按照有关专业标准和并网条件，实行“统一调度、分级管理”。

1.1.4 凡并入福建电网的发电厂、集控站、变电站各级运行人员、各级调度人员，以及从事与福建省电力系统有关的生产、设计、计划、检修、调试、工程建设人员和分管领导都应熟悉本规程并贯彻执行。

1.1.5 福建电力系统内各单位制定的现场运行规程、规定应与本规程相一致。

1.1.6 本规程由福建省电力有限公司（简称“省公司”）负责修订、解释。

第二节 调度管理的任务和职责

1.2.1 电力系统调度管理的任务是组织、指挥、指导、协调和监督电力系统的运行操作和事故处理，根据电力市场规则组织、参与电力市场运营。按照统一调度、分级管理的原则，实现下列基本要求：

1、 充分发挥系统内发、供电设备能力，以满足系统用电的需要。

2、 使整个系统按照有关规定连续、稳定、正常运行，保证供电可靠性。

3、 使整个系统的电能质量（频率、电压）符合规定标准。

4、 充分利用可再生能源，合理安排使系统最大限度地在节能、环保、经济方式下运行。

5、 依据国家有关政策和法律、法规、行业标准以及并网调度协议，维护系统的整体利益，保护发电、输电、用电等有关方面的合法权益，督促各方履行义务，协调各方的关系。

1.2.2 省调的主要职责

1、 接受华东电力调度通信中心（简称“网调”）的指挥、协调，执行跨省联络线送受电计划；配合网调许可设备的操作和调整，协助网调进行华东电网的

1

异常和事故处理。

2、 编制和执行电网的调度计划和运行方式。

3、 指挥调度管辖范围内设备的操作及电网频率、电压和潮流的调整。

4、 指挥电网事故处理，分析电网事故；收集、整理福建电网的运行资料，提供分析报告，制定并组织实施提高电能质量、电网安全稳定运行和调度管理水平的措施。

5、 编制调度管辖范围内的设备检修计划，批准设备检修申请。

6、 参加拟定发电计划和电网经营、控制原则，负责指挥电网的经济运行。

7、 参加拟定水电厂水库用水原则，统一协调水电厂水库的合理运用。

8、参与节能发电调度实施细则，电力市场运营规则的制定，负责节能发电调度、短期电力市场运作和分析。

9、 参与电网规划审查工作；参加新建、改建、扩建的电力工程设计审查工作；参加电力工程验收工作；负责编制新设备投入运行的调度方案，并根据规定审核、批准其并入系统运行。

10、负责调度管辖范围内的新设备命名、编号；接受上级调度机构委托，对其调度管辖的新设备。

11、负责组织编制福建电网年度事故限电和超供电能力限电序位以及电网事故拉停各地区220千伏主变序位，报政府主管部门批准后执行。

12、负责调度管辖范围的继电保护、安全自动装置、通信设备、自动化设备和水情测报系统的运行管理和技术监督，对下级管辖的上述设备及装置的配置和运行进行技术指导。

13、负责组织省调管辖的继电保护及安全自动装置、电力通信和电网调度自动化规划的编制工作；指导并组织审查地区及以下电网的继电保护及安全自动装置、电力通信和电网调度自动化规划的编制工作。

14、负责并网调度协议的签订、管理及执行工作；参与发电企业的购售电合同的谈判。

15、参加有关电力系统安全经济运行的科研试验和新技术的推广应用。参与组织调度运行系统有关人员的业务及持证上岗培训工作。

16、负责福建电力调度系统的专业管理。

17、接受福建电力公司和上级电力管理部门、调度机构授权或委托的电力调度相关工作。

第三节 调度管理机构

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1.3.1 福建省电力系统的调度管理机构采用三级制，各级调度机构在电网运行工作中是上、下级关系。省调是省级电网调度机构，是省公司的职能部门，是管辖范围内的生产运行指挥中心。

调度系统包括：福建电网内各级调度机构和各发电厂、集控站、变电站等运行单位。

1.3.2 在各地（市）供电区域设地区电力调度所（简称“地调”），负责地区供电、联网的县级电网和管辖范围内电厂的调度管理，并接受省调的调度管理。

各地区可根据本地区电网实际情况设立配网调度机构（简称“配调”），负责配电网络供电的调度管理，并接受地调的调度管理各省调的专业指导。

1.3.3 在各县（市）设立县级调度机构（简称“县调”），负责县（市）供电和并网电厂的调度管理，并接受省调、地调的调度管理。

1.3.4 省调根据梯级流域水能优化调度的需要，设立梯级水能协调机构，接受省调水库调度专业管理和指导，开展梯级流域水情信息收集、处理、整编和水库水文预报工作，并向省调及相应的地区调度机构提出梯级流域优化发电建议。原则上梯级水能协调机构不承担电力调度职责。

第二章 调度管理

第一节 基本原则

2.1.1 凡接入省电网的发电厂（包括各种投资主体的电厂和企业自备电厂）、专供用户变、集控站、变电站和省电网内各级调度机构均应服从统一调度，严格遵守调度纪律，接受调度指挥。任何单位和个人不得非法干预电网调度。

2.1.2 省调调度员在其值班期间，接受上级调度值班调度员的指挥，为全省电网运行操作、调整和事故处理的指挥人，地调及厂、站值班人员在调度关系上均应受省调调度员的指挥。省公司领导发布的一切有关调度业务的指令，应通过省调领导转达给调度员；省调领导不在场时，则调度员可直接接受指令，同时报告省调领导后执行。

省调值班调度员发布指令的对象是：通过持证上岗考试具备任职资格同时在省调备案的地调调度员、发电厂值长、机组长或电气班长、集控站值班长或主值、变电站值班长或主值。各单位的调度电话是电网统一调度重要手段，非调度业务不得占用。省调打给各地调、发电厂、集控站和变电站控制室的调度电话，原则上由具有接令资格的人员接听。

2.1.3省调值班调度员与其联系对象之间进行一般调度业务联系、发布（或接受）

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调度指令时，必须互报单位、姓名，使用普通话和统一的调度、操作术语，并满足满足《福建电网调度工作联系规范用语》规定要求。在接受调度指令时，受令人应主动复诵调度指令并与发令人核对无误，核对发令时间后才能执行。指令执行完毕应立即向调度员报告执行情况，并核对汇报时间，否则不能认为指令已执行完毕。在发布、复诵和回复调度指令时，双方均应做详细记录和录音。

2.1.4 省调值班调度员对其所发的调度操作指令正确性负责，省调调度联系对象应对调度操作指令的执行及汇报的正确性负责。

2.1.5 省调调度员发布的调度指令，各地调、发电厂和集控站、变电站的值班人员必须立即执行，任何人不得干涉调度指令的执行，凡拒绝执行或延迟执行调度指令所造成的一切后果由受令人和允许不执行指令的领导负责。如受令人认为发令人所下达的调度指令不正确时，应立即向发令人提出意见，由发令的值班调度员决定该调度指令的执行或者撤消，如发令人仍重复原指令，受令人必须迅速执行，如执行指令将威胁人身、设备或电网的安全时，受令人应拒绝执行，并将拒绝的理由和自已的建议报告发令人和本单位直接领导。当发生拒绝执行或拖延执行调度指令、有意虚报或隐报情况等破坏调度纪律的行为时，有关部门应组织调查并依法处理。

2.1.6 当系统发生危及安全运行的紧急情况时，省调调度员有权对下级调度管辖范围内的设备直接发布操作指令，厂站值班人员不得拒绝执行。在未得到省调调度员的同意前，不得擅自恢复。在指令执行后，厂站值班人员应迅速报告设备所属调度的调度员。

2.1.7 省调管辖设备可以根据需要委托有条件的地调调度，地调应接受，但双方应预先商定委托事项和有关规定，并由省调通知设备运行单位；地调若因地区电网运行需要，可申请借用省调管辖设备，但应明确借用的设备范围、借用时间、有关要求等，省调批准后通知有关单位。

2.1.8 网调调度设备的管理

网调管辖设备由网调直接下令厂站操作及调整；接受网调的授权后省调可对网调管辖设备下令操作，操作完毕应及时汇报网调。

网调许可省调管辖的设备，省调在操作前应征得网调许可后操作，操作完毕应及时汇报网调。

网调下令福建电网的的一切电气设备操作和调整指令，厂站在操作和调整前、后均应立即汇报省调调度员。

2.1.9 省调管辖设备的管理

除了对人身、设备或者电网安全有威胁外，省调管辖的设备只有得到省调调度员的指令后现场值班人员才能进行操作，否则不得自行操作或擅自改变设备状

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态。

2.1.10 省调许可设备的管理

省调许可设备只有得到省调调度员的同意后，管辖该设备单位才能下令现场操作，操作完毕应尽快汇报省调调度员。省调许可设备故障或威胁人身安全时，现场可不待调度同意自行按现场规程处理。省调许可机组出力应严格按照省调编制的出力曲线运行，若无法按曲线运行，应事先征得省调调度员的同意后修改。

在地区电网紧急事故处理过程中，省调许可设备允许地调调度员不经省调调度员许可而发布指令，但必须尽快报告省调调度员。

2.1.11 厂站待用间隔管理

1、待用间隔是指厂站内配备有断路器、两侧刀闸的完整间隔，且一端已接入运行母线而另一端尚未联接送出线路的变电间隔。

2、待用间隔应具备的条件

（1） 待用间隔出线路径应在初设阶段明确，调度部门在启动投产前应进

行间隔的命名编号。初设阶段出线路径沿未明确的待用间隔不允许

接入母线，不列入待用间隔的调度管理。

（2） 待用间隔一、二次设备包括控制回路、远动回路、除线路保护外的

保护装置、防误闭锁装置等应一次性安装调试完毕并经验收合格。

3、新建待用间隔纳入启动验收范围，应按本规程第六章新设备启动投产管理要求进行启动验收及启动投产管理。启动验收完成后，待用间隔一、二次设备应纳入运行单位日常运行维护管理，并列入调度管辖范围调度管理。

4、待用间隔工作，现场应按本规程要求向调度部门办理相应的调度申请。正常情况下待用间隔应转入检修状态，间隔刀闸操作手柄、网门应加锁。

2.1.12 汇报及联系制度

1、 省调严格执行国调、网调汇报联系制度，并按规定将电网的运行情况汇报省公司领导和有关部门。

2、 各厂、站值班人员应按规定，在预定时间向省调、地调报告电网运行统计数据，地调将地区汇集的数据向省调报告。

3、 省调调度员和各地调、发电厂、集控站、变电站值班员在值班期间均有责任加强电网运行情况的联系，除严格执行省调规定的电网运行情况汇报制度及规定外，各单位值班员还应主动及时地将本单位设备、电网运行中的异常情况向省调调度员反映；省调调度员也应将电网重大运行方式的变化对地区电网或厂、站的影响情况通知有关地调和现场值班人员。

4、 省调许可设备异常汇报要求

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（1） 省调许可、地调管辖的设备发生异常，厂、站运行人员除了在第一时间汇报管辖地调外，还必须同时向省调调度员汇报简要情况；地调调度员除了将故障情况向省调调度员汇报外，还必须尽快将设备的恢复送电情况及对地区负荷或机组出力的影响情况汇报省调调度员。

（2） 省调许可、厂站自行管辖的设备发生异常、故障后，厂、站运行人员应立即向省调调度员汇报简要情况。

2.1.13 跨地调管辖范围的联络线（以下简称“跨地调联络线”）的调度管理规 定：

1、 跨地调管辖110千伏及以下电压等级的联络线由相关地调协商后报省调批准，各地调应按商定的调度设备管辖分界点，对所管辖的设备实行调度管理。

2、 各地调应按省调规定的正常开环点安排运行方式，如须改变开环点，应首先取得对方地调的许可，并按2.2.7条的要求向省调办理许可手续。

3、 改变开环点前，地调之间必须对以下内容进行协商，并按规定向对方办理申请手续：新开环点的位置及运行方式，需要对方输送的负荷以及事故处理的方法、继电保护配合等。在双方存在异议或主网安全运行需要，省调应进行最后的裁定，相关地调应坚决服从。

4、 正常情况下开环点应处于热备用状态，开环点一侧应具备防雷设施和同期并列装置，通讯应完好。

第二节 调度范围划分

2.2.1 福建省电力系统调度管辖范围的划分原则：应首先确保电网安全稳定运行，要充分考虑电力系统结构的特点和管理体制，要有利于电力系统管理，有利于水能的综合利用，有利于电网整体性和调度管理权利和义务的一致性，它不受制于资产所有权和设备经营权；继电保护、安全自动装置、电力通信、电网调度自动化等二次设备的管辖权原则上跟随一次设备，有特殊规定的除外。

2.2.2省调根据电网运行需要和电网发展状况，依照调度管辖范围划分原则每年定期发布《福建电力调度通信中心调度管辖设备及许可范围明细表》，各有关发电厂、集控站、变电站和相应的调度机构应遵照执行。

2.2.3 网调调度管辖的设备

华东网调管辖及许可的设备以华东网调颁发的相关最新规定为准。

2.2.4 省调调度管辖的设备

1、 除网调管辖外，省电网500/220千伏电压等级的线路及开关间隔、母线（含旁路母线）、母联（含旁母、旁路）开关、线路及母线高抗，以及500千伏联变和500千伏变电站的35千伏母线及所属设备（站用变除外）。

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2、 直接接入220千伏及以上电压等级电厂的主变、机组。

3、 直接接入110千伏网络且总装机容量达100MW及以上的火电厂发电机组。

4、直接接入110千伏网络且总装机容量达50MW及以上水电厂的发电机组按分组列入省调直调范围。

5、直接接入110千伏网络且总装机容量达100MW及以上的风电场发电机组。 6、220千伏及以上电厂主变和500千伏联变的中性点个数变化。

7、220千伏及以上电压等级的待用间隔。

凡属网调调度管辖的设备，若应其要求委托省调调度管辖，均按省调调度管辖的原则执行，有特别要求的除外。

2.2.5 省调许可管理的设备（或方式）

属地调及厂、站管辖的设备，若运行方式的改变将影响省调管辖范围设备的安全运行、电能质量、继电保护及安全自动装置、电力通信、电网调度自动化或电力电量平衡、地区用电指标，则定为省调许可范围的设备。省调许可设备的范围有：

1、220千伏变电站的主变本体及其高压侧开关间隔。

2、跨地区110千伏联络线。

3、梯级流域开发、直接接入110千伏网络及总装机容量在30MW及以上水电厂按流域分地区总出力许可。

4、梯级流域开发、水库具有季节及以上性能、直接接入110千伏网络总装机容量在30MW及以上水电厂的发电机组出力。

5、影响省调管辖设备状态、省调管辖或许可电厂出力的设备或地区运行方式变更。

6、接入220千伏及以上电压等级的启备变。

7、通过省调管辖发电机的出线或厂用电母线上并网，并利用排沙、灌溉孔、泄洪孔、尾水发电的水电机组。

8、220千伏主变中性点个数变化。

2.2.6 地调调度管辖的设备

1、 220千伏变电站的主变及三侧开关。

2、 地区110千伏网络，包括接入220千伏电压等级电厂的110千伏母线。

3、 直接接入110千伏电压等级且不属省调管辖的电厂的主变及机组。

4、 直接接入地区35千伏电压等级、全厂总装机容量达10MW及以上电厂的发电机组。

其它110千伏以下电压等级的地区电网设备由地调制定调度管辖划分原则。

2.2.7 许可手续的办理

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省调许可地调、厂站管辖设备的正常许可手续可分为两类进行管理：省调当班调度员口头许可和申请单书面许可。前者侧重于倒闸操作过程的把关和指导，对当日内的电网运行方式的修改；后者侧重于电网运行方式的安排和计划的编制。

1、 调度员口头许可的范围：

（1） 凡不影响省调管辖设备状态及机组出力正常送出的省调许可设备状态的变更。

（2）省调许可设备当日内的非计划停役。

（3） 火电厂汽轮机阀门的定期活动试验。

（4） 220千伏变电站（或与电厂）之间的合解环及转供电。

（5）凡不影响省调管辖机组出力正常送出的跨地调联络线开环点改变。

（6） 220千伏主变停役及不需测向量或进行冲击试验的复役。

（7）利用排沙、灌溉孔、泄洪孔、尾水发电的水电机组开、停机。在一般情况下上述机组应跟随该厂大机组一起进行开停机。

2、 通过申请单许可的范围：

（1） 凡影响到省调管辖设备状态及机组出力正常送出的、省调许可设备状态的变更。

（2）220千伏主变中性点接地方式从接地改为不接地方式。

（3） 110千伏母差保护退出运行影响220千伏及以上电网稳定运行。

（4） 影响到省调管辖机组出力正常送出的跨地调联络线开环点的改变。

（5） 接入220千伏及以上电压等级的厂用变的状态变更。

（6）220千伏主变大修、更换等工作需测向量、核相或进行冲击试验的。

（7）220千伏主变二次回路变动后会影响省调管辖设备正常运行的。

2.2.8 各发电厂、变电站的厂（站）用变属厂（站）管辖，电厂影响发电出力的辅机设备属电厂管辖。

第三节 集控站、无人值班变电站及巡检站的调度运行管理

2.3.1 基本原则：

1、福建电网采用分片设立集中监控、分点设立巡检操作队伍的集中监控管理模式。根据220KV变电站在电网的重要性及电网地理位置，原则上集控所分区设立在规划终期220KV线路达6回以上的枢纽或重要220KV变电站，处于主网枢纽或重要作用的220KV集控站集中监控次要作用的220KV及以下无人值班变电站。

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2、集控站负责对其所管辖变电站设备的集中运行监视、信息记录、设备巡视操作维护及事故处理等工作，集控站接受相应的调度机构指挥。

3、无人值班变电站实行集控站统一管理模式,集控站负责所管辖无人值班变电站的运行监视、信息记录、设备操作及事故处理等工作，无人值班变电站的调度运行管理应遵照《福建电网220KV无人值班变电站调度运行管理》。

4、巡检站负责对巡检范围设备进行巡视、维护和操作，接受集控站的运行管理与指挥，不直接接受调度机构下达的调度指令。原则上每值至少2人，具备当值操作相互监扩的条件，同时巡检操作值班人员应通过调度系统运行值班人员持证上岗考试，具备变电运行任职资格。

2.3.2 调度运行联系

1、正常方式下与集控站所辖变电站相关的一、二次设备停役及启动申请，继电保护及安全自动装置，AVC系统等调度运行联系均由其所属集控站的值班长与调度机构值班调度员进行。属省调管辖设备的业务与省调联系，属地调管辖设备的业务与地调联系。

2、集控站的值班长应在集控站接受调度下达的与所辖变电站相关的操作指令或通知。调度指令操作完毕汇报也由该集控站负责。

2.3.3 巡检规定

1、集控站必须按有关规定要求安排巡检人员对所辖变电站进行设备巡视，在有必要时，省调值班调度员可指令集控站对其所辖变电站进行特殊巡视或夜间巡视，集控站应尽快安排巡检人员前往巡视并及时汇报巡视结果。

2、巡视发现的设备缺陷及异常情况，巡检人员应立即向集控站汇报，由集控站值班长对异常情况进行分析，将异常情况、初步原因、处理建议等上报有关调度和本单位分管领导。若异常、事故时威胁人身或设备安全，巡检人员可立即断开现场设备开关，并立即汇报集控站值班长，集控站值班长应立即汇报相应调度。巡检人员可先进行设备检查、打印出故障报告，协助集控站值班长处理异常、事故。

2.3.4 倒闸操作

1、计划内倒闸操作时，省调将操作预令发至集控站，集控站值班人员根据调度预发指令开出操作票，并审核无误。集控站安排操作人员提前赶到需操作变电站，根据现场设备的实际情况，认真审核操作票，确保正确无误，具备操作条件后与集控站值班长联系，由集控站值班长汇报省调值班调度员已具备操作条件，省调值班调度员正式发布操作指令进行相关操作。

2、临时的倒闸操作或事故和异常的检查处理时，集控站应安排相操作人员立即出发，待到达需操作的变电站后，集控站值班长应立即与省调联系。

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3、集控站同时接到多级调度的操作指令时，应同有关调度部门协商，并以保证主网安全运行和重要用户供电原则，按最高一级调度机构的要求决定先执行何种操作。

4、集控站可进行遥控拉合开关、远方操作主变中性点隔离刀闸的单一操作，现有技术条件下其它操作原则上到现场操作。

5、其它未涉及内容按第十一章“系统倒闸操作规定”相关部分执行。

2.3.5 异常及事故处理

1、当所管辖变电站发生事故时，集控站应迅速正确地向省调值班调度员报告有关变电站的保护动作、开关跳闸及潮流变化情况，并初步判断事故性质，同时立即派人到现场检查一、二次设备情况，分类汇总后向省调值班调度员汇报，提出处理建议。正常情况下，省调值班调度员接到现场汇报后，方可进行下一步的事故处理。

2、为迅速处理事故和防止事故扩大，省调值班调度员可发令集控站用遥控拉开关的方式将故障设备隔离。

3、当发生危及人身、电网、设备安全时，集控站可不待省调值班调度员指令，采取必要的措施，按现场运行规程进行相应的操作，隔离故障点，并向省调值班调度员汇报简要情况。但事后必须立即到现场进行检查并报告省调值班调度员。

4、电网安全运行需要时，省调值班调度员可要求或许可将无人值班变电站转为有人（少人）值班变电站，未经省调调度员许可，不得擅自恢复为无人值班状态。恢复为有人（少人）值班变电站时，一个站至少要有 2位具备操作资格的值班员。恢复有人值班变电站后，省调调度员指令可直接下到变电站，变电运行人员可在变电站接受、汇报调度员指令，但变电站接令人员执行前后应及时报告集控站。

5、无人值班变电站综自系统与集控站的自动化通信中断时，集控站应立即将无人值班变电站转为有人（少人）值班变电站，并汇报相关调度。

6、其它未涉及内容按第十二章“系统事故处理”相关规定执行。

第三章 发电厂（专供用户变）并网管理

第一节 并网管理

3.1.1 发电厂（专供用户变）与电网并网协议是发电厂（专供用户变）与电网之间的法律文件。根据电力法、电网调度管理条例、发电厂（专供用户变）并网

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运行管理规定等要求，凡新建、在建和已运行的发电厂（专供用户变）（或地方电网）并入福建电网运行，必须与省公司签订并网协议方可并入电网运行。

3.1.2 发电厂（专供用户变）并网协议包括：并网调度协议和购/售电协议（合同）。根据平等互利、协商一致的原则，签订《购售电合同》、《并网调度协议》。

购/售电协议涉及电力市场运作、运行管理考核、电网安全稳定等问题，商谈时应有电网调度部门代表参加，并在协议（合同）中体现相关的内容。

3.1.3 对新建和改建的电厂（专供用户变），省公司根据发电厂（专供用户变）建设项目立项批准文本，以及电厂（专供用户变）向省公司提出接入电网运行的申请报告，与电厂（专供用户变）签订并网调度原则协议(作为机组并网前的调度协议),以规范并体现电厂（专供用户变）接入电网的一、二次设备在设计、选型、建设等阶段电网对并网电厂（专供用户变）的要求，以满足电网的安全运行需要。并网调度原则协议应在工程的设计、设备选型前完成签订。

3.1.4 发电厂（专供用户变）正式并网前，应取得政府有关部门或电力监管机构颁发的法定许可证。省公司根据经营许可证、双方已签订的原则调度协议,与发电厂（专供用户变）正式签订并网调度协议。

3.1.5 签订并网调度协议，实行分级管理：

1、 机组、升压站（或开关站）属省调管辖的电厂（专供用户变），应与省公司签订并网调度协议。

2、 机组属省调管辖、升压站属地调管辖的电厂（专供用户变），应与省公司及相关电业局签订三方调度协议。

3、 机组属省调许可、地调管辖的电厂（专供用户变），应与相关电业局签订并网调度协议并报省调核备。

3.1.6 对于电厂（专供用户变）投资建设线路，按资产所属范围划分原则确定线路运行维护权及安全责任

1、线路的全部或部分由发电企业（电厂）、专供用户出资建设的，其运行维护安全责任由发电企业（电厂）、专供用户负责。

2、电厂、专供用户送出线路安全运行涉及电网的安全稳定运行，列入省公司安全技术监督范围，其设计、建设及运行维护全过程执行国家、行业或电网公司制定的电网技术标准、规程规定。

3、各电业局、超高压局若受托与发电企业（电厂）、专供用户签定维护协议时，应切实负起相应的维护责任。

4、若发电企业、专供用户与省公司达成线路资产划转协议，则该线路由省公司有关部门下文明确有关电业局或超高压局承担相应的运行维护安全责任。

5、若发电企业、专供用户投资建设的线路接入系统的变电站侧间隔原则

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上由省公司负责筹资建设及运行维护。

3.1.6 机组及开关站启动投产前确认

1、机组并网前业主单位应向省调提交经有资质的质检部门提供的质检报告。

2、省调收到质检报告（经质检部门认可，具备投运条件）后，组织相关专业人员进行投产前涉网专业检查，经确认具备并网条件后，按申请批复的时间启动并网。

第二节 电厂并网运行技术要求

3.2.1 并网发电厂应符合国家有关法规、行业标准、电网运行准则及福建电网有关技术的要求，并应随着上述要求的改变而改变。

3.2.2 省调有权调整发电厂设备的运行方式，电厂应执行，以确保接入点输电系统的技术、运行特性满足电网安全运行需要。

3.2.3 频率变化的要求：

风电机组应能够在频率49.5Hz ～ 50.2Hz之间连续运行，频率49Hz ～ 49.5Hz之间至少运行10分钟，频率50.2Hz ～ 51Hz之间至少运行2分钟且没有其他风电机组启动。

除风电机组外的其他发电厂设备满足：电网频率48.5Hz ～ 50.5Hz范围能够连续运行；事故情况下，电网频率47Hz～48.5Hz、50.5Hz～51.5Hz范围不会立即跳闸。

3.2.4 发电机组应具有一次调频功能；单机容量为100MW及以上的火电机组和单机容量为50MW及以上的水电机组应具有自动发电控制（AGC）功能，并满足《福建省电网自动发电控制（AGC）管理规定》技术要求。

3.2.5电压运行的要求：

在省电网的每个并网点，并网设备应满足《电力系统电压和无功电力技术导则》（SD325-1989）和《电能质量供电电压允许偏差》（GB12325-1990）的要求。在事故等特殊情况下，电网电压波动一般应不超过额定电压的10％。正常情况下省电网各控制点电压根据省调规定的电压曲线控制运行。

3.2.6 励磁系统（包括PSS）功能及技术条件应满足《福建电网发电机励磁系统管理规定》 要求，调速系统功能及技术条件应满足《福建电网发电机组调速系统管理规定》要求。

3.2.7 并入福建电网300MW及以上火电机组最低脱油稳燃出力至少应达到30-40%额定出力技术条件，LNG机组应具备至少一天内全开停一次调峰能力。

3.2.8继电保护和安全自动装置要求

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发电厂应根据设备和电网的要求安装相应的继电保护及安全自动装置。基本要求是：

1、 发电厂的继电保护及安全自动装置必须符合国家标准、行业标准、电网运行准则和省电网技术标准。设备选型、设计、调试、运行管理应遵循省电网继电保护技术原则和省电网有关反措要求。对于机组的失磁失步保护、过励磁保护、负序过流保护、低阻抗保护、主变零序保护等有关电网的重要保护技术方案及跳闸模式，在初设阶段就要报省调确认后进行设备选择，以满足电网运行要求。

2、 对于新建电厂，要求同步建设能满足电厂和电网安全需要的安全稳定自动装置和故障信息管理（含机组及电网故障录波）等二次系统，其接口规约和数据传输模式能符合省调要求，并应完整、准确、可靠地接入省调主站。

3、 为提高电网频率稳定水平及电网解列后的快速恢复供电能力，水电厂应配置高频切机和低频自启动装置（功能）。单机100MW及以下机组应具备低频解列保厂用电措施。

3.2.9 调度通信要求

并网电厂应具备完善的调度通信系统和完善的信息通道，基本要求是：

1、 发电厂必须严格遵守国家有关法规、行业标准、电网运行准则和省电力专用通信网规划及有关通信设备的设计、技术标准和运行管理规程。

2、 发电厂应严格遵循《福建并网通信系统并网实施管理办法》，依照光纤通信为主、调度交换系统与行政交换系统分离的原则进行通信站建设。与省电力通信网互联的通信设备选型和配置方案应按有关省调核准的文件执行，配置的设备或系统必须能直接接入通信网管系统，实现监视、控制等功能。

3、 并网电厂涉网有关通信系统的设备配置、接入方案、长途电路全程联调大纲、工程验收范围和标准等内容，应由并网电厂组织、省调参加涉网通信系统的可行性研究、初步设计、施工图设计审查会形成书面意见后方可实施。审查的内容应严格按照《福建电力通信基建全过程管理暂行办法》规定执行。

4、 并网电厂通信站应投产达标（达到标准通信站），并通过省调定期组织的标准通信站复查。

3.2.10 调度自动化要求

并网运行发电厂应根据电网运行需要，安装相应的调度自动化装置、关口计量装置及电网监测控制装置，实现自动化的监测、控制和管理功能。

1、发电厂与涉网运行有关的自动化设备必须符合国家标准、行业标准、电网运行准则和省电网技术标准，设备选型和配置方案应满足电网安全、可靠运行的要求，必须能直接接入电网调度中心的自动化系统。

2、发电厂应根据涉网自动化设备的运行要求，按照全省统一选型要求配备

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自动化设备，主要包含的设备或系统有：

（1）计算机监控系统或远方终端（RTU）（包括：电厂与AGC/AVC相关的控制系统及设备），以及相应的专用变送器或测控单元。

（2）关口计量装置和采集终端。

（3）GPS卫星授时装置。

（4）功角/相位监测装置。

（5）DMIS网络及终端。

（6）网络及相应的安全防护装置。

（7）其他与电网及电厂安全有关的自动化装置。

3、远动自动化设备应具有满足与省调EMS系统通信所需的通信规约，确保电力调度自动化信息完整、准确、可靠地传送至省调。系统在实现一般测控功能外，还应实现烟气在线监测装置等环保信息、热电厂热电信息及一次调频、PSS投退信号等信息采集和伟输要求。

4、电能量采集终端，必须满足与省调电能量计费系统通信的要求，休用满足省调规定要求的电量采集装置，完成所有表计的电量采集，能达到母线平衡计算要求。

5、发电机组AGC系统的配置、性能和指标应满足《福建电网自动发电控制（AGC）管理规定》技术要求。

6、并网发电机组必须具备AVQC功能，可根据省调下达的高压侧母线电压控制目标或全厂无功总出力，协调控制机组间的无功出力，并具备与省调AVC主站联合闭环控制条件，同时AVR环节维持正常运行。电厂AVQC功能应满足省调无功电压控制的要求，装置应具备完善的安全闭锁及合理的机群间无功分配策略。

7、并网电厂必须根据电网要求，安装广域相量测量装置（PMU），并将信息远传省调EMS。

8、并网电厂必须安装调度生产管理系统（DMIS）或其终端，开通专用DMIS网络通道，利用DMIS实现调度生产管理流程。

9、并网电厂必须按照要求安装网络路由器，实现省电力调度数据网的接入。电厂计算机监控系统以及调度数据网的有关系统应满足《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》和电力二次系统有关安全防护要求，采取安全防护措施，部署防火墙，安装防病毒软件、备份系统等。所有发电厂内部的各类自动化系统，应设计合理，其整体必须能保证通过二次系统安全性评估。

3.2.11 水情自动测报系统要求

并网水电厂应同步投产建设水情自动测报系统，能通过电力安全二区数据网络向省调水调自动化系统实时传输水情测站雨量、水位、水库流域降雨、入库流

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量、泄洪流量、出库流量等水情水务信息，并满足《福建省电力系统水情自动测报系统站址编码规范》的要求。

3.2.11 电力自动气象站要求

单机容量在300MW及以上的并网大型电厂应同步投产建设电力自动气象站，并能通过电力安全三区数据网络向省调电力自动气象站系统实时传输风力、风速、雨量、温度、湿度、气压等气象信息。

第四章 电力系统运行方式编制和管理

第一节 系统运行方式管理

4.1.1 调度机构应结合电网的实际情况，编制电力系统年度运行方式、月度调度计划、周调度计划、日调度计划及节假日、特殊时期保电运行方式。

4.1.2 电力系统运行方式是指导电力系统规划、基建、生产和运行的技术方案。其内容主要包括：

1、 进行负荷预测，并根据用电负荷需求进行电力、电量平衡，保证系统备用容量。

2、 编制电力系统正常接线方式及设备检修后的运行方式。

3、 编制与华东电网联络线送受电计划。

4、 编制水电厂水库调度方案。

5、 根据发电、输变电设备投产计划和检修计划安排，编制系统运行方式和启动方案。

6、 编制各发电厂、变电站最大短路容量表。

7、 计算分析电力系统正常及主要设备检修时的潮流分布。

8、 进行电力系统无功分区平衡和电压计算分析，确定系统电压监视点和控制点并编制运行与控制电压曲线。

9、 编制低频、低压减载方案并付诸实施。

10、编制系统事故拉荷序位及超电网供电能力限电序位表及电网事故拉停220KV主变序位表。

11、制定省电网暂态稳定运行限额，并根据生产运行部门提供的设备允许热稳定运行限额，提出相应的安全稳定措施。

12、制定安全自动装置配置、整定方案、运行方式说明和运行规定。

13、开展电力系统经济调度及市场运营分析。

4.1.3 遇节假日及重要政治活动等特殊保电时期，省调应按照上级的要求编

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制省电网运行方式。各地调应根据省调编制的省电网运行方式，制定地区电网保电方案，并报送省调备案。

4.1.4 省电网年度运行方式、节假日及特殊时期保电网运行方式及月度调度计划经省公司领导批准后实施，省电网日运行方式经省调领导批准后实施。

第二节 年度运行方式的编制

4.2.1 电力系统年度运行方式的编制是电力系统运行方式工作的重要组成部分，是保证电力系统正常运行的年度大纲。电力系统年度运行方式由省调负责编制，经省公司分管领导批准后执行，并按网调规定进行上报。

4.2.2 电力系统年度运行方式应按照国家电力调度通信中心和网调的有关规定，结合省电网的实际情况规范编制。包括上一年度电网运行情况分析、本年度新(改)建项目投产计划及主要机组检修计划和本年度运行方式三部分。

4.2.3 省电网年度运行方式编制内容主要包括以下几个方面：

1、 全年及分月电力电量需求预测及发用电平衡。

2、 电网新设备投产计划。

3、 水电厂水库运行方式。

4、 500千伏跨省联络线互供电力电量。

5、 潮流计算、N-1静态安全分析及主要电磁环网断面N-2静态安全分析。

6、系统稳定水平计算分析。

7、 最大短路容量的计算分析。

8、 无功与电压的计算分析。

9、 经济调度及市场运营分析。

10、 网损率预测及降损措施。

11、 安全自动装置的配置与整定。

12、 电网重大方式专题分析。

13、本年度电网安全运行中存在的问题及措施分析。

14、未来2-3年电网展望。

4.2.4 在省公司领导的组织下，省公司发展部、生产部、基建部、营销部、交易中心、省调等部门召开下年度电网计划协调会议，由公司领导审核批准后，省公司发展部、生产部、基建部、营销部、交易中心等部门向省调提供下列资料：

1、 全年新(改)建项目投产计划及日期。

2、 各厂、局发电量计划和购电计划。

3、 500千伏跨省联络线互供年度合同计划。

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4.2.5 编制下一年度省电网的运行方式所需外网的网络结构及计算数据由网调提供，同时各有关单位应于每年9月15日前向省调提供下一年度的有关资料。

1、 各地电业局提供以下资料：

（1） 地区年度及分月用电预测、汛期、年度（夏季）及枯水期大方式母线节点负荷。

（2） 地区管辖范围110千伏及以下电网基建投产计划（包括变电及地区电源）。

（3） 地区6月底及年底电网主接线图和地理接线图。

（4） 地区220/110千伏变电站主设备检修、技改项目进度安排。

（5） 地区220/110/35千伏等级无功补偿容量配置明细表。

2、 各水电厂提供下列资料：

（1） 年度水工建筑物检修计划及检修期间对坝上水位的控制要求。

（2） 年度机、变及升压站一、二次设备检修、技改及新设备基建投产等计划。

3、 各火电厂提供下列资料：

（1） 煤、油年度供应计划及油库、煤场的有关资料。

（2） 年度机、变及升压站一、二次设备检修、技改及新设备基建投产等计划。

4.2.6 省调每年11月1日前按网调要求上报华东地区电网年度方式编制所需的资料。省调每年12月30日前将220千伏及以上省电网下一年度最大短路容量计算结果下达各有关发供电单位，同时各电业局负责110千伏及以下管辖电网(包括各电业局及超高压局负责运行维护的变电站站用电系统)的最大短路容量计算分析，各电厂应自行负责机端母线及厂用电系统的短路电流(短路容量)校核；若发现开关的遮断容量达不到计算的最大短路容量要求，各发供电单位应采取相应整改措施，并将有关整改情况上报省调。

4.2.7 省调根据网调下达的省电网低频减载分配方案，结合省电网实际情况，于每年12月30日前下达省电网下一年度低频、低压切荷整定方案给各电业局，各电业局应制定相应的地区电网低频、低压装置整定方案， 3月底前将实施方案上报省调，并于4月底前完成整定。

4.2.8 地区年度运行方式的编制

1、 各电业局编制的年度运行方式内容要求：

（1） 上一年度地区电网运行情况分析。包括上一年内新(改)建项目投产日期及设备规范，上一年底地区电网规模，全年生产运行指标评价。

（2） 电力电量预测及平衡。包括地区年度电力、电量预测(或电力电量需

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求)，丰、枯季节小水电电量预测，地方小火电（含企业自备电厂）的电量预测，本年度基建投产计划安排表。

（3） 地区电网运行分析：包括潮流、无功电压、网损计算，短路容量计算，稳定计算，地区电网安全措施及安全自动装置配置。

（4） 地区电网运行存在的主要问题及措施（包括需要省公司解决的问题）。

2、 各电业局编制的年度运行方式应经本单位调度、生技、计划、基建等部门协调，并经分管领导批准后于每年1月底前报送省调。

第三节 月、周调度计划的编制

4.3.1 月度调度计划是对次月系统的运行方式的整体安排，内容包括：

1、 月度用电电力电量预测；

2、直调及许可电厂月度发电调度计划；

3、 主要水库月末控制水位；

4、 系统主设备检修检修；

5、 系统电压考核点和监视点的考核曲线；

6、各地区网供力率考核基值；

7、 500千伏跨省联络线次月电力电量互供计划。

8、 其他重要情况说明。

4.3.2 每月15日前，省调将下月300MW及以上机组的检修计划、网调管辖和许可范围设备检修计划、对电网影响较大的其他设备检修计划、用电负荷及电量预测、发电计划、最大检修容量及各类交易等情况上报网调。

4.3.3 每月25日，省公司交易中心必须向调通中心提交下月联络线交易计划电以及省内电厂中标分配情况。

4.3.4 每月28日，省调根据网调的月度调度计划、省电力主管部门的年度发电调控计划、省公司的季度发电计划、月度交易计划、月度检修计划，参照省电网年度运行方式和各电厂购电协议，编制次月的月度调度计划，并下达到各发供电单位执行。

4.3.5 为了编制好下一月份的调度计划，省公司有关部门及各厂局应于每月10日前向省调送交有关资料：

1、 根据年度检修平衡会上确定的检修计划，各发供电单位报送下一月份的主设备计划检修及技改工程进度表。

2、 省公司工程部门送交下一月份输电网新(改)建项目一、二次设备施工停电要求，新设备投产范围与时间安排表。

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3、 各电厂上报新(改)建项目一、二次设备施工停电要求，新设备投产范围与时间安排表。

4.3.6 周计划编制

省调根据华东网调要求在每周四依据月度计划和电网实际编制本周五至下周四时间段内的周计划，并报送网调。主要内容包括：

1、 300MW及以上大火电机组的日检修容量以及其他直调机组的日检修容量。

2、 300MW及以上大火电机组的日调停容量以及其他直调机组的日调停容量。

3、 区域电力市场各类交易电力；全省日最高可调电力、日最高可用电力。

4、全省日最高用电负荷。

5、全省电力受限容量（包括水电缺水、火电缺煤缺油以及网络安全约束、限电容量）。

6、全省电力平衡情况。

4.3.7 法定节假日及重要政治保电时期，省调应编制省网安全运行方案，各发供电单位应制定相应的地区及本单位保电运行方案。主网安全运行方案内容主要包括：

1、日负荷预测、发用电平衡、火电开机方式。

2、主要设备停复役计划、电网结线方式变更情况及存在的薄弱环节，运行注意事项。

3、继电保护及安全自动装置的运行要求。

4、潮流控制及安全稳定控制措施。

5、调峰及调压措施。

6、福州、厦门等重要城市地区电网运行要求。

第四节 日调度计划的编制与调整

4.4.1 日调度计划包括以下内容：

1、 省电网每15分钟有功负荷及日发电量预计。

2、 各直调、许可电厂按单机或全厂总出力每15分钟编制。

3、 省电网设备停役安排、运行方式变更及相应继电保护、安全自动装置、地区方式等调整要求。

4、 检修方式出现薄弱环节的反事故措施。

5、 开停机方式安排及重要注意事项。

6、 500千伏跨省联络线次日每15分钟电力互供曲线和日交换电量计划。

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4.4.2 日调度计划编制原则：

1、 保证电网安全稳定运行的前提下，遵照“节能、环保、经济”和“三公”调度原则。

2、 开展省电网用电负荷预测，满足省电网用电需求和跨省联络线送受电计划的完成。

3、 满足网调对省电网运行备用（包括旋转备用及负荷备用）的要求。

4、 日前发电计划必须进行安全校核，满足省电网的检修方式安排及电网安全稳定运行要求。

5、 充分利用可再生能源。满足下游用水和合理航运需求下，充分利用水力资源的原则，开展梯级水库及跨流域水库的优化调度；在供水期及枯水期间，应充分考虑利用水电调峰能力。

6、 开展水火联调优化调度。

为了编制好次日的调度计划，省调直调单位应按要求向省调办理设备停役申请；各电业局应于9时30分前向省调报送次日按96点编制的地区负荷曲线，省调每天15时前完成与次日有关的跨省联络线电力电量交易工作。日调度计划由省调编制后通过调度生产网络系统于17：00前下达，各发电单位应认真执行。

4.4.3 500千伏跨省联络线送受电计划的编制

1、 网调根据月度典型送受电曲线及计划调整编制次日的联络线送受电计划，并于每天10时前下达省调。

2、 省调根据省电网发用电平衡情况、安全约束及检修方式安排以及网调下达的联络线送受电计划、省际间交易计划编制省电网次日的发电计划，于每天15时前将联络线送受电计划及全省发、用电负荷曲线、有关大型电厂出力曲线上报网调。

3、 网调将次日联络线送受电计划、有关大型电厂出力曲线通过计算机网络或调度台下达省调执行。

4、 跨省联络线日电力电量送受电计划一经确定，原则上不再修改；若需修改，需经网调批准。

4.4.4 日发电计划的执行和修改

省调调度员可以根据实际情况指定电厂投入AGC或者担任第一调频厂；未承担AGC或第一调频厂任务的电厂在正常情况下应严格按照省调下达的日发电计划安排发电，无故不按要求执行日发电计划的应按有关规定给予考核。

发生以下情况时，省调调度员可以修改电厂的发电计划曲线，电厂必须按照修改后的发电计划曲线安排发电：

1、 由于气候变化等原因造成负荷预测偏差。

2、 联络线交易临时调整。

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3、 水情发生变化。

4、 电网安全约束要求及发生异常、事故情况。

5、 其它特殊情况。

4.4.5统调电厂存煤要求及汇报制度

1、省调各统调火电厂每日2：00前应通过网页向省调如实上报电厂当前库存电煤及后续来煤情况。

2、正常情况下省调各统调火电厂应千方百计组织电煤供应，保证电煤储存量不低于政府提出的要求。当出现电煤储存量低于全厂满发7天的紧急情况时，电厂应及时通过省调检修管理系统提交存煤不足停机或机组限出力申请单，防止因电煤不足造成停而影响主网的安全稳定运行，甚至造成限电情况发生。

第五节 电网“三公”调度

4.5.1 在节能发电调度（或电力市场调度）之前，我省各级调度机构应按照本节的要求对调度对象实行公平、公正、公开（以下简称“三公”） 调度。

4.5.2 我省电网“三公”调度原则如下：

1.遵守国家有关法律法规，贯彻国家能源政策、环保政策和产业政策，认真执行国家和行业的有关标准和规定。

2.执行调度规程，保障电力系统的安全、优质、经济运行，充分发挥系统能力，最大限度地满足社会的电力需要。

3.维护电力生产企业、电网经营企业和电力用户的佥权益。

4.发挥市场调节作用，促进电力资源的优化配置。

4.5.3省调负责地、县“三公”调度工作的指导和监督，并接受电力监管机构、省级电力行政主管部门和上级调度机构的监督和检查。

4.5.4省内各级调度机构应按照同发电企业签订的《并网调度协议》有关条款安排机组的调试和商业运行，严格执行对并网发电企业的运行管理考核。

4.5.5按照电网安全运行的整体需要，制定调度计划，合理安排运行方式，充分利用有限发电资源，实现优势互补，提高电网运行的经济效益和社会效益

4.5.6在保障电网安全运行的前提下，风能、水能、生物能等可再生能源优先安排发电，根据火力发电企业年度购售电合同完成进度的情况，按照“节能、环保、经济”的原则，兼顾公平，对发电计划适时进行滚动调整。在充分利用水得资源的基础上，在丰水期若无调节能力的水电发生弃水时，无调节能力的水电优先于有调节能力的水电发电；当发生有调节能力的水电弃水时，有调节能力的水电优先于无调节能力的水电发电。

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4.5.7根据电网运行需要和电力系统设备运行状况，统筹安排电网一、二次设备和并网发电企业设备的检修计划。因故需要调整时，应当提前通知有关用户和发电企业。

4.5.7省电力交易中心在每季度第一月的中旬通过电力调度联席会议形式向有关调度对象通报上个季度的“三公”调度信息。省电力交易中心和地调应于每月（除每季度第一个月外）10个工作日内披露上月调度信息。各级调度机构应通过有效途径协商解决调度运行中关系到各方利益的问题。

第五章 设备检修管理

第一节 设备检修编制原则及基本要求

5.1.1 设备检修管理的任务：

1、 结合设备运行状况，以设备检修及预防性试验等规程（规定）为依据，合理安排设备检修计划，提高检修质量和设备健康水平，确保电网及设备安全。

2、 应坚持计划检修的准确性及严肃性，各发供电单位应精心组织并督促检修单位做好前期工作及现场安全和技术管理，滚动、优化施工方案及现场检修进度安排，保证设备检修按计划开工和竣工。

3、 总结经验，做好统计分析，掌握检修规律，并根据设备检修完成情况，开展设备的可靠性分析。

5.1.2 编制设备检修计划应遵照以下原则：

1、 发供电设备检修统筹安排，计划检修实行统一管理，以保证电网安全稳定为前提，同时满足省电网有功出力备用裕度的要求，尽可能减少发供电设备检修对电厂、用户供电的影响。当电网运行变化导致电网有功出力备用裕度不足或电网受到安全约束时，调度机构可对相关的发、输变电设备检修计划进行必要的调整。

2、 按照“应修必修，修必修好”原则。设备检修的工期与间隔应符合设备检修、预防性试验等规程（规定），同时应推广应用状态检修技术及带电作业，加强设备提前诊断及状态预测工作。

3、 发、供电设备的检修安排应根据福建电网的特点进行。一般情况下水电机组大修主要安排在枯水期进行，火电机组大修应尽量安排在汛期进行。4、 应根据省电网主设备年度检修计划，统筹优化设备的检修安排，将发输供电一、二次设备及机、炉、变设备同步配合检修；同时计划检修工作与技改反措、基建施工停电等工作结合进行，避免同一回路或同一设备重复性停电。

5、 主设备年度检修计划是计划检修工作的基础。月度检修计划应在年度检

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修计划的基础上进行编制，日计划检修工作应在月度检修计划的基础上进行安排。

6、每年7、8月份9月上旬原则上不安排影响主网安全稳定运行、电厂发电及对用户供电的一、二次设备检修计划，尽可能维持迎峰度夏期间主网全接线、全保护的运行方式。

5.1.3 各发、供电单位应指定一个部门负责本单位一、二次设备及送电线路计划检修的内部协调管理工作，遵照上述检修安排的原则滚动编制年—季－月（周）—日检修计划。计划检修及技改停电项目应经本单位内部平衡协调、检修管理专责（负责人）审核，基建施工停电方案应由本单位的基建部门提出、检修管理专责（负责人）会审；若停电工作造成地区电网供电方式的变更，还应经地调会审同意。检修项目及停电计划（方案）应经本单位分管领导组织内部平衡协调后，才能向省调上报施工停电方案及设备停役申请。

各单位应健全与省调的检修联系制度，由该指定部门检修管理专责（负责人）负责与省调联系检修事宜，防止多个部门分别与省调联系。

5.1.4全省发、供电设备的检修，应由调度管辖范围内相应的调度部门统一协调与平衡。300MW及以上机组以及属华东网调直调或许可的500千伏输变电设备检修计划纳入华东电网公司统一平衡。

5.1.5水电厂影响机组发电出力的发、输、变电设备计划检修原则上应于该厂水库主汛期到来之前完成。

第二节 主设备年度检修计划的编制

5.2.1 单机300MW及以上发电机—变压器组设备年度检修计划编制：各电厂应于每年8月10日前负责编制下一年度的检修计划并上报省调，省调进行预平衡安排后，于8月底前将上述预安排检修计划上报华东电网公司有关部门，由华东电网公司最终统一平衡后于10月底下达省公司。省公司将上述检修计划列入全省发供电设备年度检修计划，一并下发至各电厂执行。

5.2.2 500千伏输变电设备年度检修计划编制：各发供电单位应于每年9月底前负责编制下一年度的检修计划并上报省调，省调进行预平衡安排后，于10月底前将上述预安排检修计划上报华东电网公司有关部门，由华东电网公司最终统一平衡后于11月底下达省公司。省公司将上述检修计划列入全省发供电设备年度检修计划，一并下发至有关单位执行。

5.2.3 省调管辖、单机300MW以下发电设备和220千伏系统输变电设备的年度大小修计划由各发供电单位于每年9月底前报送省调。省调会同省公司生产运行

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部编制主设备年度检修计划，并于10月底前召开全省发供电设备检修计划平衡协调会。根据全省检修平衡协调会讨论结果，进一步优化年度检修计划安排，经省公司领导批准后于11月底前下达执行。

5.2.4 省调许可的发电设备大修计划同样纳入省电网年度检修计划内，但小修计划只纳入省调编制的月度调度计划中。

5.2.5 各发供电单位应精心组织年度检修计划项目的前期工作，保证年度检修计划按期进行。由于电网安全约束及供电需要，省调可对年度检修计划作部分调整。

5.2.6 若发供电单位因故需要调整下半年主设备检修计划时，应于6月15日前向省调提出书面申请。省调将根据电网安全约束要求及发供电平衡情况，对下半年发供电主设备检修计划作适当调整。

第三节 设备月度检修计划的编制

5.3.1 各发供电单位和有关基建筹建单位，应根据省公司下达的年度检修计划及现场实际，经内部统一平衡后编制下个月度设备检修计划，由本单位检修计划专责人于每月12日前通过调度检修管理系统上报省调。

5.3.2 属网调、省调直调的发供电设备计划检修、技改及基建施工停电配合，以及影响机组出力或备用者(包括主设备的附属设备)等检修项目，均要列入月度调度计划。

5.3.3加强省公司各部门之间月度输变电设备停电项目协调力度。

1、省公司基建部将下月基建需配合施工停电项目（包括送电线路，一、二次变电设备）及启动送电安排提交省调。

2、省调于每月13日将基层单位报送的电网设备检修计划汇总提供给省公司生产部、基建部，生产部、基建部于16日将对基层单位报送的一次设备年检及技改、基建项目复核意见反馈省调。

3、省调在开展电网重大停电及基建投产专题分析、全省电力电量平衡等工基础上，进一步协调各单位、省公司基建部及生产部，并于每月23日编排出台下个月发供电主设备检修计划表，形成下月全省主网主设备停电项目横断图（主要涉及220KV 及以上线路，母差保护全停，500KV 联变等主要设备基建停电及启动送电项目，技改及年检项目等），每月25日前公司领导组织召开月度发输变电设备停电平衡会商会议，最终确定月度发输变电设备停电项目，并将其列入省网月度调度计划内容，于每月30日前以省公司文件形式发布。

5.3.4 单机300MW及以上机组、属网调直调或许可管辖设备的计划检修，省调

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将于每月15日前上报网调，并按照网调批复的月度检修计划执行。省调根据网调及省公司下达的年度检修计划结合各单位上报的实际要求及电网满足安全约束条件及电网发用电平衡情况，统一平衡协调后下达月度检修计划。省调未批复的月度检修计划应在下一个月检修计划中另行申报。

5.3.5 对于年度检修计划中已安排的发电机组、500千伏线路及联变检修项目，有关发供电单位若因特殊原因要求调整检修进度安排时，应至少提前一个月向省调提出书面说明。只有满足电网发用电平衡及安全运行许可，省调才能批准该检修项目调整计划。

第四节 设备停役的申请与批复

5.4.1 属省调管辖设备在月度检修计划中虽有安排，各发供电单位仍应通过省调检修管理系统办理设备停役或异动设备启动申请手续，要求如下：

1、 停役申请单应填明停役设备的名称、工作内容（检修项目）、停电范围、安全措施以及对其他设备的影响等具体要求，并符合设备双重编号、调度术语、调度命名、设备状态等规定，且内容完整、准确、明了。

2、设备停役及启动申请与现场工作票无需一一对应。同一设备一次停电所有检修工作应集中在一份申请单申报，检修工作所需的安全措施按所有工作都满足的安全要求填报，停投起止时间按所需最长工作时间填报。

3、电厂设备的停役申请由值长提出，集控站、变电站的停役申请由值班长提出，线路工作申请由其所属单位的调度或运行部门提出，220KV主变工作的申请由地调调度员提出。接受已批准申请、接受口头申请许可令和汇报工作结束等事宜，均应由上述人员与省调调度员联系。

集控站值班人员填报所辖变电站一、二次设备停役申请时，仍应以相应变电站名称及授权账号办理申请。

4、 省调管辖地调代管设备和地调管辖省调许可设备的检修，均由设备运行单位向地调提出，由地调调度员向省调办理申请，申请的管理同省调管辖设备。

5、 若由于地调管辖设备检修，而影响省调管辖电厂的送出出力或造成电厂接入系统正常运行方式变更，除填明原因外，设备名称、措施和影响范围均应以机组或运行方式变更内容为主填写。

6、对于电厂（专供用户）送出线路属电厂、专供用户资产及运行维护的情况，线路停役及启动申请要求如下：

（1）全部线路资产属电厂（专供用户）的送出线路，由电厂（或专供用户变）值班人员向省调另行报送电厂（专供用户）送出线路停役或启动调试申请。

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同时要求送出线路与电厂开关站内的线路间隔设备工作申请分开填报。

（2）送出线路资产分属省公司电业局（或超高压局）与电厂（专供用户）拥有时，有关电业局（或超高压局）对线路上的工作申请仍按现有的调度规程办理；电厂（专供用户）在资产归属的线路段停电检修或需要安排启动送电时，应向本线路所在地电业局调度所提出申请，并由地调向省调办理申请。

（3）若送出线路资产及运行维护划转处公司，则该线路停电或启动调试申请由相应电业局地调调度员或超高压局向省调填报。

（4）若线路两侧间隔设备接入同一发电企业不同电厂，则由发电企业书面向省调明确其中一个电厂报线路停电或启动调试申请。

7、已列入月度发输变主设备停电项目计划，属省调直调或许可的线路停役，运行单位应在检修前5个工作日11时前提出设备停役及启动申请，省调在前2个工作日17时前批复。运行单位11时后提交的申请则视为下一个工作日提出的申请。

5.4.2 若设备计划检修造成对用户停电，并按供电承诺要求提前向用户预告停电事宜时，运行单位应在设备停役前至少提前12个工作日与省调联系此计划检修事宜；经省调统一平衡同意后，运行单位应提前10个工作日向省调提出设备计划检修申请，省调于前8个工作日批复。除非电网出现紧急情况，否则此类设备停役申请应按批复的停役计划严格执行。

5.4.3 省调调度员通过检修管理系统发布检修申请批复的同时，通过电话将申请的主要内容通知受令人（与申请相关单位人员可通过检修系统浏览批复情况）。各厂站值班人员及地调调度员应立即上网确认停役申请的批复，并及时将省调领导及各专业批复的有关事宜通知本单位有关部门，各发供电单位以省调调度员下达的停役申请批复时间为准安排相应的检修工作。省调下达的启动送电方案及配合停电期间保电网安全方案，各单位应组织有关人员认真学习并落实各项工作。

5.4.4 重大计划检修及技改、基建施工停电管理要求：

1、 对于重大计划检修、技改项目及基建施工停电安排，发供电单位应至少提前7个工作日上报施工停电方案及申请。施工停电方案应包括停电施工及检修内容、停电措施、进度安排及现场施工的安全措施等。

2、 若该设备停役期间现场一、二次设备异动，造成设备复役时需要安排设备零起升流及升压、全压冲击、核相、并网带负荷调试（如带负荷校核有关保护向量、机组励磁系统并网调试及甩负荷）等试验项目，在安排设备停役前，发供电单位除提供上述施工停电方案外，还应同时向省调申报调试方案（包括设备异动范围或新设备启动范围、调试进度安排、需要安排的试验方式及试验项目），并至少在设备恢复送电前提前7个工作日办理设备启动调试申请。

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3、 各发供电单位应认真执行上述规定，停电方案及启动调试方案应经内部协调、有关部门负责人审核，单位领导批准后才能上报省调，同时各单位做好现场的施工协调及安全措施，防止设备停役期间现场擅自扩大工作范围造成设备恢复送电时临时提出启动调试工作。

4、 省调将进一步协调相关单位施工停电安排，制定施工停电期间电网运行方案，根据现场提出的启动调试方案编制启动调度方案，并在设备停役前及启动调试前提前3个工作日批复申请。

5.4.5 现场发现设备缺陷需尽快安排停役检修时，运行单位可随时向省调调度员提出申请，省调应尽快批复安排；但如果设备缺陷严重不能坚持运行到省调批准的检修时间，各厂站值班员应根据现场事故处理规定处理，并立即向省调调度员报告。设备事故检修申请应在设备事故停役后24小时内向省调提出。

5.4.6 省调调度员有权批准当日内能完工而且对电网安全运行无明显影响的临时检修。若与一个设备的计划检修相配合，而且不影响电网运行方式的设备检修，只要结合检修的时间不超过计划检修设备的检修时间，并且不影响计划检修设备的送电方式及安全措施，现场可自行许可开工，不必再报设备停役申请。

5.4.7 正常情况下相关检修人员应提前到达现场，设备运行单位应按时开工检修，在批复的检修时间内完成检修任务。由于客观原因确实无法按时开工者，且在原批准时间内可以完成检修的，说明原因后并经当班调度员认可后原申请仍可继续使用；否则应另行申请或提出时间顺延申请，重新得到批准方可开工。因天气原因无法开工，现场可在下令操作前提出顺延申请，顺延申请由当班调度员直接批复，调度员在批复顺延申请时应确保顺延申请时间要求、方式要求及安全措施不与已批复的申请产生矛盾。除基建、技改设备启动投产申请外，其他申请一般只能办理一次顺延手续，且只能顺延24小时，超过24小时的给予作废。

未批复的申请可保留12天，超过12天未批复则自动作废，若设备运行单位仍需检修应重新申请。

凡需延长设备检修工期的单位，应说明延长工期的原因并尽早向省调调度员提出申请，最迟必须在原检修结束时间前一天11时前办理延期手续，省调调度员将于当天下午17时前批复。设备的年度大、小修无法按期完成时，则应在设备原检修工期过半前办理延期手续。

设备检修工期延长手续办理规定不影响事故调查规程对其考核规定。

5.4.8 省调对设备检修申请的批准时间，是指从对该设备开始操作至检修工作结束设备恢复送电完毕（或设备恢复至备用状态交还系统调度）的时间；现场申报设备检修的申请时间包括对设备进行操作的时间。

5.4.9 若线路的带电作业工作要求解除线路两侧重合闸时应按规定办理申请手

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续；若工作只要求线路跳闸不强送且当天内工作能够完成者，则需向调度员口头申请，说明工作地点和时间，工作结束后应及时汇报。

线路有带电作业且有要求解除线路两侧重合闸或要求线路跳闸不强送时，调度员应及时通知线路两侧厂站，告知其有关注意事项。

5.4.10 由于设备的检修或测试有关保护向量等，地调需要借用省调的设备旁代或串代运行时，地调应按规定向省调办理借用申请；若省调需要借用地调的设备代运行时，省调应与地调协商后，以调度员指令形式下达。

5.4.11 设备检修虽已批准或已开工，但如电网需要，省调调度员可根据现场情况，经协商后正式指令其不要开工、暂停或停止检修，直至将该检修申请作废并恢复设备的运行。

5.4.12 属网调管辖或许可的设备计划停役，运行单位应于设备检修前6个工作日11时前向省调申报。经省调进行检修计划统一平衡协调后，省调检修专责应在设备停役前4个工作日17时前向网调办理申请。省调调度员得到网调批复后，应及时转批运行单位，同时下达有关运行单位涉及省电网的运行方式变更及注意事项。

属网调管辖或许可设备复役时若需安排启动调试，运行单位应在设备送电前10个工作日上报施工停电方案，施工停电方案包括停电施工及检修内容、停电措施、进度安排及现场施工的安全措施等。省调在前8个工作日上报华东网调。

5.4.13 节假日检修计划管理要求：

1、 各发供电单位要求节假日期间安排的设备检修计划应于节假日前15天向省调提出书面申请。经省调统筹平衡及协调同意后，各单位应于节假日前8天11时前向省调提出设备停役申请，省调将于节假日前2天17时前批复申请。

2、 网调管辖或许可设备节假日检修，省调将于节假日前7天12时向网调提出停役申请，网调将于节前3天批复并由省调下达相关单位执行。

5.4.14 设备检修的接地管理要求：

1、 电气设备检修前，工作许可人(或签发人)应根据《安规》的要求审核工作负责人提出的停电范围和安全措施，并按调度规定的四种状态选择设备的检修方式，然后提出申请。

2、 设备停役时，应根据调度员下达的调度指令，做好规定的接地措施。如果工作中须将这些接地措施拆除影响调度指令的状态时必须经调度员许可。

3、 除了按调度指令所做的安全措施外，现场如须在同一个电气设备的停电范围内增加临时地线，而且不影响设备状态的，应由现场值班人员负责，可不必请示调度员。在工作结束时必须将临时地线拆除(保留调度指令的安全措施)，方可向调度员汇报工作结束。

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4、 因工作需要(如试验、拆除连接线等)改变调度指令的接地措施位置，不影响设备状态时，可以不经调度员许可，但工作结束时仍必须恢复原状态并向调度员汇报。

5、 因停电范围大，接地线数目有限，现场仍应按《安规》规定在可能来电的各设备装设地线，处于中间的设备可不装设，但这项工作应由现场负责。当部分设备需要先送电时，现场应负责保证其他设备安全接地措施符合《安规》要求和调度原来要求的状态并作好相关申请的变更工作。

第五节 电力通信设备检修管理

5.5.1 凡对通信系统中任何通信节点的设备检修影响到国调、网调、福建省调等管理单位所辖通信业务的均应向省调提出通信检修申请。

5.5.2 根据通信检修对电网安全生产影响程度的不同，通信检修分成一类通信检修和二类通信检修。

1、造成以下情况的，称为一类通信检修：⑴需要线路、高压设备停电或做安全措施的；⑵220千伏及以上高压线路的保护装置、安全自动装置（以下简称安控）的通信中断（不包括引起除电流差动保护外其他保护、安控通道的自动倒换。影响电流差动保护通道的任何工作，视同通道中断处理）；⑶AGC、AVC通道中断；⑷电力调度电话主备用通道同时中断，且无市话备用；⑸自动化系统远动信息主备用通道同时中断。

2、除上述情况以外的通信检修（含引起220千伏及以上高压线路除电流差动保护以外的保护装置、安控的通道自动倒换的检修），称为二类通信检修。

5.5.3 按照属地化运行维护的原则，通信检修申请由检修工作所在地运行维护单位提出。如检修工作在多个工作地点进行，则各工作地点负责运行维护的单位均需提交申请。

1、一类通信检修工作，由设备所在地运行维护单位通信人员提出，经本单位内部协调后，由检修设备落地点的运行值班人员按照《福建省电力系统调度规程》关于第五章第四节“设备停役的申请与批复”中的规定，通过福建电网检修管理系统向省调提交检修停电申请。

2、二类通信检修的申请，由设备所在地责任单位通信人员提出，经本单位内部协调后，由地调通信调度员（电厂和超高压局由指定责任岗位人员）通过通信电路申请停役检修流程向省调通信处提交通信检修申请。

5.5.4 检修申请单内容填报要求：

检修申请设备名称、工作内容及安全措施应符合调度下达的设备调度命名及调度规程调度术语规范要求，内容完整、准确、明了。对于影响面范围较大的通

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信系统检修，运行维护单位应编制通信施工停电方案并报送省调通信处。通信系统检修工作内容应明确填写通信检修设备的名称，工作内容（检修项目），对省网及以上单位所辖业务（如安控、保护、AGC、AVC、调度电话、调度数据、远动、DMIS、负控、MIS、通信监控、程控交换、会议电视等）通道和通信网络结构（如环网开网等）的影响情况、范围，以及各专业或部门所需采取的安全措施。

影响的业务通道应按以下分类分别列出：

1、中断的安控、保护通道、引起倒换的电流差动保护通道；

2、引起自动倒换的安控、除电流差动保护以外的保护通道；

3、中断的AGC、AVC通道；

4、中断的其他调度生产所需业务通道（如调度电话、调度数据、远动、DMIS等）；

5、中断的其他业务部门所需业务通道（如负控、MIS等）；

6、中断的其他通道（如通信监控、程控交换、会议电视等）。

5.5.5 通信专业应保证所列影响业务、范围齐全无遗漏，并审核本专业应采取的安全措施，特别是：

1、对造成省、地干线通信系统自动倒换和开环的检修工作，应先进行可恢复的模拟试验。

2、对造成省、地干线通信系统长时间开环的检修工作，还应考虑防止普通光缆意外中断等故障的应急措施，

5.5.6运行维护单位提交检修申请时应确认本申请已经经过本单位各专业部门的会签，对于在变电站进行的通信设备检修项目还应审核和补充本站应采取的安全措施。

5.5.7 通讯检修工作开工通知

1.进行一类通信检修工作时，通信工作负责人需向现场运行值班人员和相应通信调度部门（通信调度部门应逐级上报，下同）申请开工。在得现场运行值班人员允许开始工作的通知后，还需经相应通信调度的电话通知后方可以开工（通信调度的通知下达情况可以在备注栏注明）。

省调通信调度员在得到省调电网调度员电话通知现场安全措施完成之后（如涉及网调电路，省调通信调度员还需经网调通信调度部门通知），方可通知下级通信调度（对电业局）或现场通信工作负责人（对其他单位）可以开工。

2.进行二类通信检修工作时，由相应通信调度部门负责上报检修申请和下达开工通知。

5.5.8 通讯检修工作结束

1. 一类通信检修工作完成后，通信工作负责人应向现场当班运行值班人员

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和相应通信调度部门汇报，省调通信调度员接到现场汇报后，应及时降工作完成情况电话通知省调电网调度员。同时省调电网调度员得到运行维护单位运行值班人员确认相应的继电保护、安控、AGG/AVC系统恢复正常运行后，电话通知省调通信调度员。在确认所影响业务、网络全部恢复正常后，省调通信调度员方可通知工作结束。

2. 二类通信检修工作完成后，通信工作负责人应向相应通信调度员汇报。省调通信调度员接到汇报后，在确认所影响业务、网络全部恢复正常后，方可通知工作结束。

3.在经现场当班运行值班人员许可及相应通信调度部门同意后，现场检修工作方可结束。

5.5.9 检修申请上报时间：

1. 一类通信检修申请

对于省调、网调直调或许可的通信设备的检修申请，检修申请单位应根据本规程第五章第四节“设备停役的申请与批复”中的规定提前向省调提交相应的调度检修申请。

2. 二类通信检修申请

（1）对影响省网所辖通信设备、业务的二类通信检修申请，计划检修工作应在检修前的3个工作日17时、临时检修工作应在检修前的2个工作日17时前上报省调，省调在检修前的1个工作日17时前批复。17时后提交的申请则视为下一个工作日提出的申请。对影响业务和用户通道小等于2个的二类临时检修工作，可以在检修前1个工作日11时前上报省调，省调在检修前的1个工作日17时前批复。

（2）对影响网调、国调所辖通信设备、业务的二类通信检修申请，计划检修工作应在检修前的6个工作日17时、临时检修工作应在检修前的4个工作日17时前上报省调通信调度员，由省调通信调度员统一向网调、国调申请，并在得到网调、国调批复后批转就修申请单位。

5.5.10 对影响省内其它单位业务通道的通信检修，在申请前，检修申请单位应先和相应单位做好沟通。对影响保护、安控通道多，牵涉单位多或对省网通信网络结构有较大影响的通信检修，应在检修申请提交前的3个工作日将检修方案先通过OA或传真报省调通信检修专责，通过预审后再提交检修申请。

5.5.11 当各单位进行电网一次检修工作，影响到通信系统运行时（如OPGW光缆开断，载波通道中断等），其检修申请须经各单位通信部门的会签，并补充相应通信安全措施后方可上报。

5.5.12 通信系统检修计划应与电网一次设备检修计划一起经各单位检修

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管理部门审核和平衡后，在5.3.1条款规定上报时间后3天之内，上报省调通信处。未列入检修月度计划的通信计划工作原则不予安排，并纳入考核。

5.5.13 通信一类通信检修的其他要求，通本章的其他节要求。

第六节 自动化设备检修管理

5.6.1 凡对自动化系统中任何设备的检修会应影响国调、网调、福建省调等管理单位自动化系统功能、数据或会降低系统可靠性时均应向省调提出自动化系统检修申请。

5.6.2 根据自动化检修和对电网安全生产影响程度的不同，自动化检修分成一类自动化检修和二类自动化检修。

1.造成一下情况的，称为一类自动化检修：（1）造成全站信息通信中断的；

（2）造成自动化系统全部或部分功能中断的；（3）造成大量或关键数据错误对自动化系统功能造成影响的。

2.除上述情况以外的自动化检修，称为二类自动化检修。

5.6.3 如检修工作在多个工作地点进行，则各工作地点负责运行维护的单位均需提交申请。

1. 一类自动化检修工作，应按照本章第四节“设备停役的申请与批复”中的规定，通过福建电网检修管理系统向省调提交检修申请。地调主站检修可由自动化维护人员提出。

2. 二类自动化检修的申请，通过自动化设备检修申请流程向省调自动化提交检修申请。检修申请按照属地管理原则，由设备所在地的值班人员或自动化维护人员提出。

5.6.4 网调管辖或许可的厂站调度自动化相关设备的检修、停运申请应先报省调后再由省调报网调批准。

5.6.5 结合其他设备检修开展的自动化设备的检修可不单独进行申请，但应在提出检修的申请单中列明工作内容。

5.6.6 检修申请单应严格按照申请单管理系统的要求填写完整，检修申请设备名称、工作内容、影响的业务和数据及安全措施，内容完整、准确、明了。对于影响面范围较大的系统检修，应附技术方案。

5.6.7 检修申请上报时间要求按照本章第四节“设备停役的申请与批复”中规定的时间执行。

5.6.8 自动化检修工作开工通知

1.进行自动化检修工作时，工作负责任人需向现场运行值班人员和相应调度

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部门自动化值班人员申请开工；

2.省调自动化值班人员在接到开工申请时，应根据申请单的安全措施要求首先根据需要通知调度等有关部门做好相应的电网安全措施，然后做好自动化系统安全措施。网调许可和管辖设备还需汇报网调自动化值班人员并获得开工许可；

3.省调自动化值班人员在确认各项安全措施完成之后，方可许可开工；

4.检修工作负责人在得到现场运行值班人员和自动化值班人员双方许可后方可开工。

5.6.9 自动化检修工作结束

1.自动化检修工作完成后，检修工作负责人应向现场当班运行值班人员和省调自动化值班人员汇报；

2.省调自动化值班人员接到完工汇报后，应检查系统恢复情况，初步确认系统恢复后方可解除系统安全措施，解除系统安全措施后应再次确认系统是否恢复正常。确认系统正常后，根据需要通知调度解除电网安全措施；

3.对网调许可和管辖设备还应向网调汇报检修已完工，得到网调完工许可；

4.在确认系统恢复正常并得到调度及网调确认后，省调自动化值班人员方可通知检修负责人确认检修可以结束。

5.现场检修负责人在同时得到现场运行人员和省调自动化值班人员工作结束的确认后工作检修工作方可结束离开现场。

5.6.10 与自动化检修相关的工作要求

1.在检修和更换属于网、省调的关口电能表及计量PT、CT时应办理二类自动化检修的申请（不论调度关系）。

2.当一、二次设备检修时，运行维护单位应把检修相应的远动输入、输出回路的正确性及有关变送器（含交流采样）的检验列入检修工作任务。

3.断路器、隔离开关以及二次回路检修完成时必须检查相应的通信电缆及接线端子并做遥信的联动试验，与调度核对相关信息的正确性。

第六章 新设备启动投产管理

第一节 启动投产具备的条件

6.1.1 凡接入省电网运行的新建、改建或扩建工程，其主辅机、一、二次并网设备应符合国家有关法规、行业标准、电网运行准则及省电网有关技术的要求，并达到华东电网、省电网技术监督及安全性评价的要求。

6.1.2 对新建或扩建工程输变电工程，新设备启动投产前必须具备以下条件，并由省公司组织现场验收：

1.现场设备验收工作已经完成，工程质量符合设计及安全运行要求，经启委会批准可以启动，并由省公司领导批准向省调下达启动令。

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2.对于新建线路，项目管理单位应在 新设备启动投产前10天向调度部门及运行维护单位提供线路参数的实测报告（包括线路导线型号构成，长度、路径、与相邻线路同杆架设情况及整条线路实测阻抗、容抗及互感参数等实测电气参数）。对于开断接入线路，项目管理单位应在新设备投产前5天向调度部门及运行维护单位提供上述线路实测报告。

3.生产准备工作已经就绪：调度关系及管辖范围的划分、接入系统的运行方式明确，设备调度命名核对无误；现场运行规程及制度等均已齐全；运行人员已配齐，经过相关技术培训并考试合格。

4.一、二次设备及现场具备启动条件，并移交给有关调度及生产单位。

5.提供给有关调度部门及运行维护单位所需的技术资料齐全。

6.现场已经收到有关继电保护、安全自动装置的整订通知（包括启动临时整订），并完成整订及调试工作，故障信息系统与省调地调的联调已完成。

7.站端各自动化系统调试完成，并按照有关验收和检验规程通过验收，各项功能技术指标符合要求。变电站综合自动化系统应按《福建省电力有限公司变电站综合自动化系统检验规程（修订）》和《福建省电力有限公司变电站综合自动化系统验收大纲（试行）》的要求，通过调试检验和三级验收，具备同步投运条件。

8.通信通道及自动化信息接入工作已经完成，调度通信、自动化设备运行良好，通道畅通，实时信息的数量和质量能满足调度运行的需要。

6.1.3 电厂机组首次并网调试前应具备的条件：

1.电厂一、二次设备应按国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经过国家规定的基建程序验收合格；并网正常运行方式已经明确，有关参数已合理匹配，设备整订值已按照调度管辖范围划分的要求整定，具备并入电网运行、接受省调或地调统一调度的全部条件。

2.继电保护及安全自动装置投运应具备的条件：

继电保护应按《福建省电力系统继电保护新设备投产验收管理办法》的要求通过三级验收和标准化验收，具备同步投运条件，并满足下列基本要求：

（1） 有关保护装置的配置方案及原理符合省调颁发的选型配置原则和反事

故措施要点。新入网继电保护装置应满足省调继电保护入网管理规定。

（2） 新建工程中整定计算所需的电气一次接线图、继电保护原理图、电气设

备参数等，应由建设单位提前二个月报送省调。

（3） 继电保护装置按有关规程进行调试，并按该设备调度管辖部门编制的继

点保护定值通知单进行整定，设备检验无露项，反措得到落实，继电保护纵联装置两端已对调、故障纪录波和故障信息管理系统与调度端已联

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调，具备相关一次设备同步投入运行的条件，保护报文信号接入综自系统已分类，并验收合格。机变保护或主变保护整定值已报省调核备。

（4） 已统一联网界面继电保护设备调度术语，明确相关保护设备的命名、使

用和投退原则；装置运行规程已编制，交换整定计算所需的资料，并明确有关发电机、变压器的接地方式，联网界面继电保护设备的整定计算、运行维护、检验和技术管理工作范围和职责的划分，并确定工作联系人的联系方式。

（5） 现场制定的继电保护装置运行管理制度满足有关法规、电力行业标准、

电网运行准则、省电网反措规定以及有关继电保护技术监督的规定。

（6） 新建工程的保护装置应实际带负荷向量后，才能正式投入运行。

（7） 基建单位在设备运行前，应按照有关规定向运行单位移交符合实际的图

纸、调试报告、说明书、备品备件、专用工具等。

3.电厂调度自动化设施

（1） 完成站端调度自动化装置、关口计量装置以及电网检测控制等装置的安

装和调试，且装置运行正常，并通过检验和测试，各项技术功能和指标符合要求，测试报告上报省调并通过审查。

（2） 完成与调度中心各自动化设备信息传输通道的开通，完成与调度中心的

数据传输、核对、联调等工作，系统运行正常。

（3） 要求具备AGC/AVC功能的发电厂，完成AGC/AVC功能就地、远方控制的

基本调试，在机组满负荷运行后，完成AGC/AVC联调试验，各项指标应满足设计和电网运行的要求。

（4） 厂内计算机监控系统及各二次系统设备的互联应符合福建电网二次安

全防护方案的要求，并通过省调的信息安全评估。

（5） 已按照管理要求，通过省调生产管理系统（DMIS）完成了的各类参数和

申请的申报工作。

4. 电厂调度通信设施须符合国家标准、电力行业标准、电网运行准则和省电网有关规定，按有资质机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格，具备同步投运是条件。

（1） 通信系统应能满足继电保护、安全稳定自动控制、调度自动化数据以及调

度电话等电力调度通信业务对通信的要求。

（2） 电厂通信系统应同步建设配备通信监测系统，接入省电力通信网管中心主

站。传送其运行工况、告警监测信号。

（3） 电厂通信系统应同步建设配备调度视频系统，接入省电力通信调度视频主

站。

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（4） 电厂通信运行维护应配备有专业运行维护人员，并配置设备运行维护所必

须的仪表、工具和备品配件。

（5） 电厂通信设备技术体制应与省电力通信网所采用的技术体制相一致。其设

备必须具有电信主管部门或电力通信主管部门核发的通信设备入网许可证，并符合国际、国家及行业通信技术标准。

5.水电厂建设的水情自动测报系统，其设计方案应经过调度部门的审查，并应满足调度部门所要求的投产运行中水库运行信息内容和方式的上报要求。

6.电厂运行、检修规程齐备，相关的管理制度齐全，其中涉及电网安全的部分应与所在电网的安全管理规定相一致。

7.电厂的设备命名和编号按调度管辖范围划分原则，并已按照省调或地调要求进行设备命名编号。

8.电厂有调度受令权的运行值班人员，须经过省调组织的有关电网调度基本业务知识培训和考试，取得相应的合格证书，方可持证上岗。

9.电网应制定防止电厂全停及保厂用电方案（包括一、二次系统措施），并针对并入电网后可能发生的紧急情况，制定相应的应急预案。水电厂应具备黑启动能力，并应开展黑启动试验，同时将试验报告报省调备案。

10.大型电厂建设的电力自动气象站，其技术方案应经过调度部门的审查，并应满足调度部门所要求的投产运行中时实传输气象信息的内容及方式。

第二节 启动投产过程管理

6.2.1 在新建、改建、扩建工程施工图设计审定后，相关设计部门应在设备投产前6个月向业主提供AutoCad版本的工程一、二次设备施工图。业主应按《福建电力系统厂、站名称和输变电设备命名、编号及标识规定》的要求向省调报送电气一次主接线设备的命名和编号。负责新建或改扩建电厂和电网输变电工程项目管理单位必须浇预定的新设备启动投产日期提前三个月按附录A要求向省调提供有关新设备投产的技术资料，并通过DMIS系统上报设备参数。对于并网电厂，还应向省调提出并网申请书。并网书内容包括（但不限于）：

1.经电厂组织审核并签字批准上报的并网调试大纲（包括启动调试范围，调试项目及步骤，现场调试的组织措施、技术措施及安全措施）。

2.启动调试联络人员、与省调各专业联系的技术管理及运行人员名单。

3.机组的高频保护、低频保护、过电压保护、失磁及失步保护、过励磁保护、主变零序过流保护、发变组低压过流保护、快关保护、主要辅机设备低电压保护等整定方案应报省调审核批准后执行，其余机变保护定值报省调备案。

4.现场运行规程或规定。

5.调度自动化、DMIS等综合数据、继电保护及安全温度控制通道。调度电

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话生产管理交换等通道及通信方式。

6.2.2 新建（扩建）电厂应提前二个月向省调提交并网申请书。

6.2.3 省调应组织对电厂提供的并网技术资料及并网申请书予以书面确认。如不符合规定要求，省调有权不予确认，但应在收到并网申请书后10日内书面通知不确认的理由。否则视为省调认可电厂提出的并网申请。

6.2.4 需并网运行的发电厂或地方电网，必须与省公司（或省公司授权的供电单位）本着平等互利、协商一致的原则签订并网经济协议（购电协议）和调度协议。

6.2.5 省调收到输变电工程筹建单位提供的完整技术资料或对电厂并网申请确认后，应在30天内回复边界归算阻抗，供电厂或电业局进行保护整定计算。在新设备启动投运前30天下达有关整定值及有关继电保护调度定值，下发设备的调度管辖范围、设备的命名和编号和省调调度员名单。对于新建、改扩建机组，省调还应下达机组调速系统、励磁系统等涉网安全稳定运行的整定值。在已提供全部实测参数条件下，启动投产前3天正式下达继电保护定值。

6.2.6 新建（扩建）电厂应于投产前15天向省调提交机组并网调试计划。

6.2.7 电厂机组首次并网调试前应通过启委会或电厂组织的具备相应资质的专家组的并网验收，并于机组首次并网前10天将验收报告上报省调；电厂机组首次并网前5天，调度部门将组织对电厂涉网部分并网条件的现场确定。凡由于技术资料不全或在安全、经济及生产准备工作不具备并网运行条件、或不具备调度通信和电网自动化要求的新工程，省调有权拒绝批准该新设备或工程并网调试运行，并书面下达整改意见。

6.2.8 新设备启动调试、调度方案编制与实施

1.新建或改扩建机组首次并网调试前，电厂应组织编写机组并网调试大纲及电气试验方案（包括新设备启动调试范围、调试项目及调试步骤。调试进度安排、安全措施等），并至少在机组首次并网调试前30天向省调报送上述调试方案。电厂应组织包括调度部门参加的启委会或专家组对上述并网调试方案进行审查，同时与调度部门协商确定机组首次并网调试日期。

2.对于220KV千伏输变电新设备启动投产，项目管理单位应至少提前15个工作日向省调报送新设备启动调试方案（包括新设备启动范围、启动过程需要安排的调试项目及启动方式建议、调试进度安排、现场安全措施等）。对于500KV千伏输变电工程启动投产，负责新设备调试单位应编写启动调试方案，并在启动投产前20天内提交省公司审批通过。对于新建线路，项目管理单位应在新设备启动投产前10天向省调及运行维护单位提供线路参数的试验报告（包括线路导线型号构成，长度、路径、与相邻线路同杆架设情况及整条线路实测阻抗、容抗

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及互感参数等实测电气参数）。

3.省调将根据现场提供的启动调试方案，在新设备启动投产前至少提前5个工作日下达新设备启动调度方案，并根据调度方案于新设备启动操作前24小时下发调度操作票。各运行单位应根据启动调度方案安排好现场试验项目及现场试验安全措施，调度部门配合做好相应的电网安全运行措施。

4.电厂机组励磁系统（包括低励限制环节及PSS）、调试系统应经静态及动态试验验证，并按调度部门下达的整定值整定，同时向调度部门提供整定调试报告。

5.电厂应提前5个工作日向省调提出调试项目进度安排、调试出力要求，并办理申请，省调将提前2个工作日批复申请。

6、输变电工程项目管理单位应在新设备启动投产前至少前5个工作日通过运行单位向省调办理新设备启动投产申请。省调将在新设备启动投产前2个工作日批复启动调试申请。

6.2.9 新设备试运完毕经验收合格后，各发供电单位应向省公司提出可以正式进入商转运行的报告。新机组在进入商转前，应按调度方案要求完成所有的涉网试验项目，主要包括机组低励限制环节验证试验，励磁系统外特性试验，进相及PSS试验，励磁系统及调速系统建模与参数实测，一次调频性能实测，机炉协调及AGC功能调试，AVC功能调试，火电机组Puu-Back功能及FCB功能试验，机组最大出力试验，火电机组最低脱油稳燃试验，水电厂黑启动试验等。

6.2.10 接入110千伏及以下电网的新设备投产管理。

1、 接入110千伏的地方小电网、小水电和热电厂等，新设备联网调试前应与有关电业局签定并网经济协议（购电合同）及调度协议，向有关地调办理并网运行手续，报省公司有关部门备案。

2、 非省调直调或许可范围、接入地区电网110千伏及以下电压等级的线路、变电站和电厂的新建、扩建设备等启动投产规定：

（1）若该启动工作造成地区电网内属省调管辖或许可出力的电厂110千伏送出正常运行变更或影响电厂送出出力时，则该启动应提前7个工作日向省调报送启动方案，办理启动申请得到省调的批复后，地调才能进行该新建（扩建）工程的启动调试。

（2）除上友谊赛情况外，地区110千伏输变电工程的启动投产由地调负责。地调应安排好启动调试期间保电网安全运行措施，编制并下达启动调度方案。

3、对流域梯级开发的中型水电（接入110千伏电网），关系到梯级水能优化调度，此类电厂并网前应按附录A要求向省调报送水库调度、防洪等资料。

6.2.11 直调水电厂首台机组并网调试并完成24小时度运行后应实时传输以下

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信息至省调水调自动化系统：

1、流域内相关水、雨情信息：

（1）重要雨量站实量雨情；

（2）控制性水文站实时水情；

（3）水情气象预报信息。

2、水库运行信息

（1）水库坝上、坝下水位，出、入库流量及发电引用流量；

（2）泄洪设施运行信息及相应泄流量；

（3）综合利用供水信息。

6.2.13 自动化系统投产管理

1、省调对全省新建自动化系统开展技术监督和专业管理。管辖范围为与省调有直接业务关系的相关系统。

2、投产前三个月，要求向省调提供有关新设备投产的技术资料，并按照审查通过的设计方案，在投产前1个月前完成站端自动化系统的调试。

3、站端自动化设备完成整体调试后，可立即申请接入调试。自动化新系统接入申请通过DMIS运行，申请的内容包含接入设备的技术资料、测试报告和配合要求等。

4、根据申请省调将对接入系统进行系统功能、调试报告、二次安全防护等方面的检查，并根据检查结论对接入申请进行审批。，得到批准后新系统才容许接入系统进行调试。

5、所有接入调试的系统应在启动前2晶完成所有联调工作。

6、启动过程现场调试和值班人员应跟踪系统反映信息的正确性，对出现的问题在启动后应立即进行消缺。

6.2.13 电力通信系统投产管理

1、省调对全省新建自动化系统开展技术监督和专业管理。管辖范围为与省有直接业务关系、省电力通信网互联的变电站通信站和直调电厂通信站（以下统一称“并网通信站”）。

2、并网通信系统应能满足断电保护、安全稳定自动控制、调度自动化数据、水调系统以及调度生产、行政管理电话等电力调度通信业务的要求。

3、并网通信站筹建管理单位（如直调电厂、电业局等，以下简称“并网单位”）的涉网通信系统须同时符合国家标准、电力行业标准、电网运行准则和福建电网有关规程、规定，严格按照并网项目各阶段设计审查会议的具体要求，实施涉网通信设备的安装、联调联测、试运行和初步验收。在通过基建程序验收和并网通信站调度通信系统并网验收后方认定为具备条件。

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4、并网通信站并网启动前（以下简称“并网前”），相应有通信系统必备条件和应完成的工作有：

⑴ 并网通信站应以光通信为主要技术手段，通信传输系统接入主干通信网具有相互独立的物理路由、双冗余备份的方式；按照调度与行政管理程控交换机分离、同步配套通信监控从站和调度录音系统、通信直流电源专用等原则进行建设。

⑵ 并网单位应有通信系统并网设备安装调试工作开始前7个工作日向省调提交并网通信站通信系统并网申请，省调应在5个工作日内回复，省级运检单位依据批准内容予以具体实施。申请内容应简明扼要，主要包括：无人值班通信站申请、调度交换，行政交换机并网申请、载波频率使用申请、长途干线传输电路带宽需求、通信监控网管理中心主站端口接入申请、同步时钟使用申请等。

⑶ 同步投运通信监控从站系统，应符合互联系统通信规约，且在并网前25个工作日，并网单位应将并网通信站通信监控系统子（从）站接入省电力通信主站系统，完成并入省电力通信网网管中心的工作，使互联互通的有关通信设备的运行工况、告警监控信息传递到省电力通信监控主站系统。 ⑷ 并网通信互联通信传输系统长途电路的调试（包括到省调、地调）工作须在并网前30个工作日按照现场安装方案和长途电路调试大纲完成两侧设备安装和全程调试工作。并网前20个工作日完成各类电力业务应用端口接入。

⑸ 并网前15个工作日，并网单位向省调提交并网验收和标准通信站验收申请，并网申请的内容应描述并网通信站系统基本情况及具备的条件，并附上并网通信站竣工资料和涉网设备试运行报告；同时向省通信运检维护单位提交电厂（站）与省电力通信网互联互通接入的通信系统的竣工资料、投运所需的运行维护资料，其中基本运行维护资料须包括：全程通信互联传输系统接入路由、电路端口图、设备电气接口表及语音交换系统互联方式图、监控系统接入方式以及互联设备竣工验收等资料。

（6） 并网前7个工作日，省调根据国家标准、省颁规程规定、有关并网单位提交的资料制定出并网验收标准和具体项目，组织并网通信站调度通信系统并网和标准通信站的验收工作。并网通信站应实现投产达标（标准通信站）要求，通过该验收工作方可并网。并网接入验收中，省调组织有关省、地运检维护部门检视与并网通信站有关的通信传输系统配置及其线路路由、配套语音交换设备及组网、通信监控主站及从站配置、专用交直流供电系统、专用通信机房等方面是否达到并网原则（设计）要求，现场抽检互联网路和设备指标符合设计指标要求，

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设备运行良好。如未达到以上要求，应拒绝并网通信站启动。

（7） 如并网通信站顺利通过并网验收，并网前5日，并网单位应在DIMS通信流程启动“基建、技改项目新设备入网”（特殊情况可用书面形式）向省调通信部门提出并网申请，提交并网通信系统技术资料，其中须包括：相关高压线路及OPGW走廊情况、设备竣工测试指标、网络拓扑图、2M路由图(包括2M电路端～端路由描述)等。

（8）并网前3个工作日，省调根据并网单位所启动的“基建、技改项目新设备入网”填写的内容核实、审批并网通信网络情况，向并网单位（包括各级通信调度）下达并网通信站通信电路运行方式（包括全部投产电路的名称、网路拓扑图）。并网单位在收到并网电路运行方式后即用电话向省调通信调度提出启动并网，省调通信调度员核对省调新设备启动投产流程并确认有关情况无误后即确认并网。

（9） 并网通信站应配备有通信专业运行维护人员，并配置设备运行维护所必需的仪表、工具和备品配件。

第七章 系统频率的调度管理

第一节 系统频率标准

7.1.1各级电网调度运行人员有责任按照国家电能质量标准调整电网运行指标，执行电能质量监督实施办法有关规定，保证供电质量符合国家标准。

7.1.2 福建电网与华东电网并列运行时，频率调整按《华东电力系统调度规程》执行。标准频率为50 赫兹。频率偏差不得超过 50±0.2赫兹,超出50±0.2赫兹为事故频率,事故频率的允许持续时间不得超过15分钟。在正常情况下，发电机组AGC投入时，系统频率应保持在50±0.1赫兹范围内运行。

7.1.3当发生省网或省内局部地区独立电网运行时，独立网用负荷为300万千瓦及以上,频率偏差正常不得超过50±0.2 赫兹；超出50±0.2赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过15分钟。独立网用电负荷小于300万千瓦，频率偏差正常不得超过50±0.5 赫兹；超出50±0.5赫兹，持续时间不得超过30分钟；超出50±1赫兹，持续时间不得超过15分钟。

7.1.4 系统事故造成地区电网独立运行时，地调及地区电厂负责独立小网调频调压任务，使之能与省电网顺利并网，不应出现因调整不当引起高频切机、低频减负荷甚至垮网的现象。

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第二节 调频厂的确定及频率监视

7.2.1电网运行时应指定第一调频厂和第二调频厂。

省电网单机容量在100MW及以上的火电厂、单机容量在50MW及以上的水电厂、燃汽轮机组以及抽水蓄能机组均可担任系统的第一、二调频厂。正常运行情况下，省调应指定上述其中的电厂担任第一调频厂，机组投入AGC运行的电厂即自动转为第一调频厂，未指定为第一调频厂或未投AGC的上述电厂均为系统的第二调频厂。 选择系统调频厂应遵循以下原则：

1、具有足够的调频容量，可满足系统负荷的最大增、减变量。

2、具有足够的调整速度，可适应系统负荷的最快增、减变比。

3、在系统中所处的位置合理，其与系统联络通道具备足够的输送能力。

7.2.2省调调度室应装有ACE监视画面和数字式频率显示器及记录式频率记录仪，当频率超出50±0.1Hz时，应具备告警信号。系统的频率以省调调度室的频率显示为准；系统第一、第二调频厂和频率监视点每月15日白班应与省调核对频率显示装置。

7.2.3为有效监视系统频率运行，对各单位装设频率表的要求：

1、在各地调调度室和所有电厂、变电站（集控站）的中控室（或集控室）均要求装有频率显示器：所有500/220千伏变电站应装有数字式频率表。

2、各地调调度室和第一、第二调频厂应装有数字式和记录式频率表，当频率超出50±0.15Hz时，应具备有告警音响和灯光信号。

3、系统频率监视点为；省调直调电厂、所有500千伏变电站、220千伏鼓山变、旗山变、笏石变、惠安变、罗塘变、半兰山变、鼎美变、总山变、王庄变，列西变、杨真变、甘棠变，上述厂站应装有频率自动记录仪，当记录仪启动时应有告警音响和灯光信号。

4、各单位装设的频率显示器、数字式或记录式频率表的准确性必须经具备相应检测资质的部门的认定，且数字式和记录式频率表精度必须能达到小数点后三位数。

7.2.4当地区电网解列运行时，由省调指定该地区的调频厂和负责调频的单位。

第三节 系统频率的调整

7.3.1 当省电网与华东联网运行时，由网调指定联络线调节模式。正常情况下联

络线按功率及频率偏差控制（TBC）方式控制区域控制偏差（ACE）在规定范围内。

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7.3.2 第一调频厂的调整原则：

1、 在省电网与华东电网联网运行，负责按照跨省联络线功率及频率偏差控制（TBC）方式控制区域控制偏差（ACE）在规定范围内，ACE=△P+β*△f。（△P—联络线功率偏差值，β—本网频率偏差系数，△f—系统频率偏差值）。若省调AGC主站故障时，第一调频厂应按照调度员指令或联络线指标鉴控画面要求对机组出力进行人工调整。

2、 当省电网与华东电网解列运行时，负责系统频率的调整，保持系统频率在50±0.1Hz范围内。

3、 第一调频厂应注意监视投入AGC的机组是否具有足够的调整容量，当投入AGC的机组即将无调整容量时发电厂值长应提前向省调调度员报告，省调调度员应指令该厂调整其他机组出力或调整其他电厂机组出力，确保第一调频厂的调频能力。

第一调频厂应能监视跨省联络线潮流、省电网实际日负荷变化曲线以及联络线指标监控画面，并按照省调要求装设区域控制偏差（ACE）和跨省联络线功率偏差越限告警装置。

7.3.3 第二调频厂的调整原则：

当系统频率超出50±0.1Hz时，第二调频厂应立即主动调整出力参与系统调频，直至频率恢复至50±0.1Hz内，并尽快报告省调调度员。

7.3.4 当频率超出50±0.2Hz时，全省所有电厂应主动调整出力协助电网调频，直至频率恢复至50±0.2Hz内。

7.3.5 省调直调和许可的电厂（第一调频厂除外）正常情况下应严格按省调下达的有功曲线发电，机组的正常升降负荷速率应按规定要求，如现有开机方式无法满足发电调度计划的要求时，有关单位应提前汇报省调值班调度员并征得同意后，通过改变开机方式的方法来满足发电调度计划要求，或执行省调值班调度员修改后的发电调度计划；在事故频率情况下，应尽最大可能满足省调调度员的要求进行机组出力的紧急调整；在调整出力时，应监视系统频率和相关线路潮流，如已超出规定范围和允许限额时，应暂停调整并报告省调值班调度员。

第四节 发电机组调节性能的调度管理

7.4.1 发电机组有功调节性能包括：调差性能、AGC调节性能和一次调频性能。

7.4.2 发电机组的额定、最高和最低技术出力是调度管理的依据。机组的调差性能应满足福建电网的规定要求。

7.4.3 凡并入省电网的单机容量在100MW及以上的火电厂、单机容量在50MW

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及以上的水电厂（含抽水蓄能和燃气轮机组）均应具备AGC功能。

1、自动发电控制（AGC）是保证电网安全、优质、经济运行的重要保证措施。AGC的投入与退出由省调下令，未经调度许可不得擅自退出或修改控制参数。

2、机组AGC功能应通过省调组织电厂参与的系统调试，升降负荷速率应达到每分钟1.5~2.0%额定出力的要求。

3、水电厂监控系统在AGC机组处于远方单机控制模式时，应将省调AGC远方控制命令直接转给机组调速器进行控制。

4、投入AGC运行的发电机组运行模式由省调值班调度员确定，在EMS系统上操作并通知有关电厂。调度员改变机组AGC运行模式时，应在操作之前通知该电厂运行人员确认后方可进行。

5、省电网AGC装置的频率采用省调调度端的当地频率。当系统发生震荡或与系统解列等事故时，现场应退出AGC改为手动调节并立即汇报省调。

6、当现场投AGC的机组或AGC功能发生异常情况时，电厂值班人员可以先停用AGC装置，将机组切至“当地控制”，然后汇报省调。异常处理完毕后，应立即向省调汇报并由当值调度员通知恢复AGC运行。

7、当主站AGC系统发生异常时，省调调度员应当立即退出主站AGC，并通知第一调频厂进行手动调整电网频率和联络线功率。

8、AGC异常处理时间超过24小时的应通过技术支持系统申报申请，24小时之内的需向当班调度员口头申请。

9、设备停役检修影响机组AGC功能正常投运时，相关单位应向省调提出申请并经批准。

10、电厂AGC功能通过厂内监控系统实现的，监控系统的相关规范及指标要经过省调审核。

11、具有AGC功能的发电厂，应根据机组实际情况编写AGC现场运行规程交运行值班人员执行，同时报送省调备案。

7.4.4 系统正常运行时，机组的一次调频功能必须投入运行。

1、机组调速器特性参数为涉网定值,由省调下达，现场必须严格执行不得自行更改。

2、当机组一次调频功能不能正常运行时，发电厂运行值班人员可按现场运行规定将一次调频功能退出，并立即汇报省调值班调度员。

第五节 运行备用管理

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7.5.1 电网运行备用分为旋转备用、非旋转备用及可控负荷备用。旋转备用是指可随时调用的机组出力，主要由水电机组、抽水蓄能机组、运行中的火电机组、燃气轮机组等承担。非旋转备用是指能在数小时内启动并网，且能连续2小时满足电网下一次尖峰负荷要求的机组出力。可控负荷备用是指在30分钟内各级调度部门通过负荷控制系统等手段能直接调度控制的负荷。

7.5.2 与华东电网联网运行情况下，为保证系统频率正常，控制好联络线潮流，省调在编制日调度计划和安排开停机时应按网调规定留有运行备用容量。省网独立网运行时，旋转备用容量应全由运行中的水电、火电、燃汽轮机组承担，其容量不低于系统预测最高负荷的3～5％。电网运行备用容量的分配应充分考虑调节手段和联络通道的输送能力。

7.5.3 电网运行备用容量实施在线监测。当旋转备用容量不足时，省调值班调度员应开启备用机组或向省外购电；若采取以上措施后仍不能满足系统备用容量，应立即采取相应负荷控制措施，迅速恢复备用容量至规定值。

第八章 系统无功电压管理

第一节 基本原则

8.1.1 电力系统无功补偿装置配置应能保证在系统高峰和低谷时段负荷水平下，分（电压）层和分（供电）区的无功平衡，同时正常方式下应留有足够动态无功备用容量，满足电压调整及事故方式电网安全稳定运行需要。

分（电压）层无功平衡的重点是220千伏及以上电压层面的无功平衡，分（供电）区就地平衡的重点是110千伏及以下系统的无功平衡。无功补偿配置应根据电网情况，实施分散就地补偿与变电站集中补偿相结合、电网补偿与用户补偿相结合、高压补偿与低压补偿相结合，以满足降损和调压的需要。

8.1.2 根据《电力系统安全稳定导则》、《电力系统电压和无功电力技术导则》和《电力系统电压质量和无功电力管理规定》、《电力系统无功补偿配置技术原则》要求，按照调度管辖范围划分，省调负责220千伏及以上电网、地调负责所辖电网的电压与无功功率的运行控制及管理。

8.1.3 省调应按要求建立省电网各中枢点母线电压的考核点和监视点，以保证电压质量。电压考核点和监视点允许变动范围应符合电压质量考核标准的要求，省调按月（季）编制下达各电压考核点、监视点的电压曲线及地区网供功率因素考核基值。

8.1.4 为保持电网电压波形在规定允许的范围内运行，各电业局应按《电力系

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统谐波管理暂行规定》及《福建省电网谐波技术监督实施细则》做好用户入网的谐波管理，并根据电网特点设置电网电压波形监测点。

第二节 无功补偿与调压配置技术要求

8.2.1 新建发电厂机组或励磁系统系统的设计选型，应通过省公司组织（调度部门参加）的有关审查，其技术要求应按《福建电网发电机励磁系统管理规定》执行。

8.2.2 500千伏电网应分散、优化配置高压、低压并联电抗器，原则上要求高、低压并联电抗器总容量与500千伏线路充电功率基本补偿。接入500千伏系统电厂升压站可考虑装设一定容量、通过开关投退的高压电抗器。500千伏降压变容性无功补偿容量应按主变容量10%—25%配置或经计算分析确定。

8.2.3 220千伏变电站无功补偿容量一般按220千伏主变容量10%—25%配置，并满足220千伏主变最大负荷时，其高压侧功率因素不低于0.95。当220千伏变电站110千伏及以下出线以电缆为主或较大容量地区电源接入该变电站110千伏系统时，容性无功补偿容量可按下限配置。一般情况下无功补偿装置的单组容量，接入35千伏电压等级不宜大于12Mvar，接于10千伏电压等级不宜大于8Mvar。

8.2.4 电力用户应根据负荷特点，合理配置无功补偿装置。100千伏安及以上高压供电的电力用户，在用户高峰负荷时主变高压侧功率因素不宜低于0.95；其他用户，主变高压侧功率因素不宜低于0.90。同时应防止用户向系统倒送无功功率。

第三节 电压的监视与调整

8.3.1 定为省电网电压各考核点和监视点的变电站值班人员，应按电压曲线变动范围认真监视母线电压，当电压水平超出允许变动范围时，应立即报告省调调度员。

8.3.2 省调调度员应监视系统各考核点和监视点的电压水平，当发现电压超出允许偏差范围时，应采取下列办法进行调整:

1、 改变发电机的无功出力曲线；调整联变低压侧电抗器、电容器的无功补偿容量或调整联变有载调压分接头位置。

2、 通知地调改变集中补偿电容器的容量、地区中小水电调相机的无功出力。

3、 启动备用机组发电或调相运行。

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4、 适当改变主系统的运行方式。

5、 改变有载调压变压器电压分接头。

8.3.3 正常情况下500KV系统运行电压应控制在500—550KV范围内，500KV主变500KV侧运行电压不应超过该运行分接头额定电压的105%。按无功分层平衡及控制原则，应采取措施尽可能减少500/220KV系统间的无功流动。

8.3.4 各地区应按《福建电网地区无功电压运行管理及考核办法》要求做好220千伏及以下电网无功补偿设备的维护及运行管理工作, 掌握各地区电压考核点的波动情况，监视各考核点的运行电压。当地区无调节手段需要省电网协助调整时应报告省调调度员。

加强趸售县关口无功电压的调度管理及网供力率的考核，协助用电管理部门对用户电容器的运行管理，充分调用地区电源机组的无功调节能力，加强对调度管辖内电厂的无功电压运行管理及考核。地区无功电压调整应遵循如下原则：

1、 正常情况下地区网供力率应满足省调下达的网供力率考核指标，同时按逆调压原则调节，即地区网供力率高峰时段调高、低谷时段降低运行。当地区电压考核点电压越限时，应就地采取控制措施。

2、 地区电网无功电压的调整应与220千伏电压协调控制：

（1） 当省电网采取调整措施而220千伏电压仍越限时，各地区应充分调用调度管辖范围内中小型电厂机组的无功调节能及时投退无功补偿设备，督促调整趸售县关口及直供用户的力率。

（2） 防止220千伏主变有载分接头的调整造成220千伏电网电压进一步恶化。当220千伏变电站220千伏母线电压低于-3%额定电压或超过+7%额定电压，应暂停通过调整220千伏主变有载分接头以提高或降低110千伏及以下地区电网电压。

（3） 采取上述措施而220千伏电压仍低于205千伏时，经省调许可后各地调采取限荷措施。当220千伏电压低于198千伏时，地调应在低电压区按地区紧急限电序位表直拉馈线。

8.3.5 若需要改变省调管辖的变压器分接头位置（有载调压除外），运行单位应按要求提前办理申请，并得到调度指令后方能进行。

8.3.6 按设备管辖归属，省调负责所辖500千伏联变或发电厂主变有载调压分接头的调整，地调负责所辖220千伏及以下主变有载调压分接头的调整。当110千伏及以下地区网络电压越限时，地调调度员应按照无功分层分区就地平衡的原则，首先改变地区无功补偿容量及调用地区电网的中小电厂机组无功调节能力，然后才调整220千伏主变分接头。当省电网调压需要时，省调调度员有权直接下令调整地调所辖220千伏主变分接头或投退220千伏集控站、变电站电容补偿设

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备，相关变电站（集控站）事后应及时汇报有关地调。

8.3.7 各电厂应按调度部门（或AVC）下达的高压侧母线电压控制曲线, 按“逆调压”原则调整运行机组的无功出力，控制高压侧母线电压在合格范围内。高峰时段增大无功出力使母线电压接近上限运行，低谷时段则降低无功出力或进相运行使母线电压接近下限运行；在高低峰交替时，应使母线电压在上、下限之间均匀变化。在调整母线电压时，还应注意使其他各侧电压变化不超过规定值。若调度部门出于电网安全运行或满足地区网供力率要求，要求电厂按下达的总无功出力运行时，则电厂在满足高压侧母线电压控制范围同时，应及时调整全厂无功出力满足调度部门下达的总无功出力要求。若电厂机组无功调节达到极限能力，但高压侧母线仍越限运行，电厂值长应及时汇报值班调度员。

8.3.8 并网电厂应按照《福建电网发电机励磁系统管理暂行规定》负责机组励磁系统的运行管理及维护检修工作，从组织、管理和技术等方面保证发电机自动励磁调节装置及其特性单元（包括强励、过励及低励限制、PSS功能等）完好，PSS装置投运信号应实时传送省调自动化系统,实现机组PSS投运状态在线动态监视。未经相关调度许可，励磁系统（包括PSS）各环节功能不得停用。

8.3.9 电网自动电压控制（AVC）系统是保证电网安全、优质、经济运行，并作为电网安全稳定预防性控制措施的重要技术手段。省电网AVC系统基于集中决策多级协调的设计原则，由省调AVC主站、地调AVC子系统、电厂监控系统（AVQC装置）、变电站监控系统（AVQC）和相关通信通道组成，并实现省调主站与各子系统之间的分级协调控制。

1、 各电厂、变电站及电业局应根据《福建电网自动电压控制（AVC）系统运行管理暂行规定》负责AVC系统（装置）的运行维护及管理，制定现场运行规定。各电厂、变电站AVC装置（功能）应具备完善的安全闭锁控制策略。

2、 正常情况下，省调直调电厂、500千伏变电站、地调AVC“远控”方式变更必须严格按省调调度员的指令执行。若现场一、二次设备缺陷要求退出AVC闭环控制时，厂、站及地调人员应按要求及时向省调提出申请，并尽快处理设备缺陷。

第九章 继电保护及安全自动装置管理

第一节 继电保护管理原则

9.1.1. 9.1继电保护及安全自动装置是保证电网安全稳定运行和保护电气设备

的主要装置。电力系统继电保护装置包括主保护、后备保护、保护通道接口、

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数据交换接口、故障录波器及信息管理系统等设备。

9.1.2. 电力系统各单位应认真执行《继电保护和安全自动装置运行管理规程》、 《继电保护和安全自动装置技术规程》、《 3-110千伏电网继电保护装置运行整定规程》和《 220-500千伏电网继电保护装置运行整定规程》、《电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》及省调颁发的《福建电网微机保护软件版本管理规定》、《福建继电保护及安全自动装置检验周期时间和检验项目规定》、《继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定福建电网实施细则》等规程规定和反措文件的要求，以保证所辖范围内继电保护及安全自动装置的正常运行。

第二节 继电保护专业管理

9.2.1 继电保护专业工作实行统一领导，分级管理，省调继电保护处是全省继 电保护运行管理和技术管理的职能机构和归口部门。

9.2.2 统计评价管理

1、各单位按规定的时间、周期及时上报继电保护统计报表。在每月5日前通过DMIS系统上报上月报表，并实时填报省调所辖保护动作评价和二次设备缺陷表。

2、省调按期编制季报报、半年报、年报，对继电保护情况进行统计、评价和分析，下发各单位并报送国调、网调及省电力公司有关部门。并按年发布全网保护装置的运行分析报告。

3、电业局、发电厂的继电保护专业人员应向上级继电保护专业部门提供动作原始记录和报告，尽早进行事故调查并查明原因，在事故发生后的8小时内上报微机型保护和故障录波器报告（对于220千伏线路单跳重合成功的故障，若辅站故障信息系统和故障录波系统信号完整，则上送有关电子文档即可），24小时内上报事故快报。

各级继电保护专业管理机构应认真分析调度管辖范围内的系统故障及继电保护动作情况，积累运行资料，研究和总结运行经验并提出改进措施。

第三节 继电保护运行管理

9.3.1. 各级值班调度员应严格执行相关规程、规定，熟悉继电保护配置、整定 原则，负责指挥和指导调度管辖范围内各类继电保护装置的运行和操作。

9.3.2. 厂站运行人员应熟悉继电保护基本原理、装置性能、二次回路和继电保

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护运行规程，熟悉监控系统内的保护信号（含节点光字牌和报文）含义和处理要点，对继电保护装置及其二次回路进行定期巡检，按照调度指令进行相关操作。继电保护装置动作应按现场运行规程处理，并准确记录继电保护装置动作信号，打印故障报告，及时向有关值班调度员、继电保护专业人员及相关领导汇报。

9.3.3. 不允许任何设备无继电保护运行；省电网接入220千伏及以上线路、母 线、发电机、变压器、电抗器等电气元件正常运行均应有快速保护，若本元件所有快速保护退出，必须采取临时措施并报省调同意，否则一次设备必须停役。

9.3.4. 新建工程的继电保护设备必须满足基建三级验收、《福建省电力系统继电 保护新设备投产验收管理办法》和《关于加强继电保护标准化检验和验收标准化的通知》要求，验收合格方可并网启动。

9.3.5. 新投保护设备在投入运行前，运行部门应修编现场运行规程中的相关内容，现场运行规程的继电保护部分应包括如下内容：

1、对保护运行监视及操作等的通用条款。

2、以被保护的一次设备为单位，编写保护配置、组屏方式、保护屏上需要运行人员监视及操作的设备情况等。

3、不同一次方式下各保护的运行操作规定。保护装置及其回路异常或故障时的处理方法，应包括：各种异常信号出现时的相应处理原则及注意事项；电流互感器、电压互感器停电或故障时对有关保护的处理措施。

9.3.6. 设备运行维护单位应建立继电保护装置运行管理制度。当继电保护装置发生异常或有缺陷时，现场值班人员应按照调度管辖范围向有关值班调度员汇报，按有关运行规程和缺陷管理规定处理，做好记录并通知本单位继电保护专业人员及时处理缺陷。

9.3.7. 省调调度员应根据继电保护专业提供的继电保护运行说明和整定单进行 调度电气操作。如运行中出现特殊运行方式，超出年度整定方案和调度运行说明范围之外时，应及时与运行方式、继电保护有关人员联系，商定处理办法。必要时需经领导批准后执行。

9.3.8. 省调管辖设备的保护投入、退出应按调度指令执行，由厂、站值班人员 进行操作（明文规定由现场操作的除外）。

保护装置盘面上应有整定值或相应运行方式的明显标记和具备切换的压板。保护的试验、处理缺陷以及更改定值工作，应按规定办理申请手续，但事故分析检验可当班提出申请，省调应尽快批复。

9.3.9. 继电保护装置发生不正确动作后，应组织有关部门进行事故调查，在事 故调查前现场应保持不变，以便查清事故原因。

9.3.10. 线路送电方式或备自投的模式设定，应避免出现功率转移后备保护

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误动；机组进相或强励运行，应避免进入机组失磁或过励磁保护动作区域。

9.3.11. 继电保护装置随一次设备的投入、停用规定

各厂站内经常随一次设备停运而相应变动的保护，均由现场根据规定进行相应的改变，而调度仅下达一次设备的状态指令。这种变动仅适用于明文规定的保护操作，参见福建电网年度220千伏及500千伏继电保护整定方案及运行规定。

9.3.12. 高频保护装置

1、按规定时间，厂、站值班人员每天交换一次高频闭锁式保护信号，做好记录，对于无人值班站，应投入通道自动检查功能，并按设备巡视周期进行通道检查。如发现异常应立即报告调度员，确定是否停用高频保护，并通知保护人员进行处理。

2、高频保护在投入跳闸压板前以及保护动作切除故障后，应检查高频通道一次。

3、线路两侧的高频保护，原则上必须同时投入或退出，操作中要尽可能缩短不对应的时间。

9.3.13. 500、220千伏线路不宜长期充电运行（超过24小时），特殊情况需要 运行时，应将重合闸退出；对于配置电流差动保护的线路，应确保两侧保护均正常投入后才能单侧充电运行。原则上新建线路启动投产试运行24小时正常后才投入线路重合闸，具体按照启动方案执行。

9.3.14. 母差失灵保护的规定

1、多段母线的母差保护装置，应作为一套母差保护投、停。

2、母差保护短时退出的运行规定：母差退出而母线继续运行时，要求按稳定校核结果相应修改对侧系统后备保护时间和本站变压器（升压变）的后备保护时间，在采取措施前，母线不得倒闸操作。

3、失灵保护由于设备、通道原因造成该功能退出运行按《福建省电力系统安全稳定管理规定》有关规定处理，要求有关工作应在现场天气晴好，现场一次设备无任何工作下方可进行。

9.3.15. 发电厂、变电站在中断保护直流电源查找直流失地时，凡是允许式保护、 电流差动保护（REL561保护除外），均可单侧短时解除装置直流电源进行直流失地查找；高频闭锁保护在穿越性故障时会误动作，应先退线路对侧高频保护后进行处理。

9.3.16. 发电机组和变压器的过励磁保护若出现启动发信，现场运行人员应立即 查明目前的系统电压及频率状况，若在正常运行工况范围内应及时复归，在正常工况范围外应及时汇报调度调整电压及频率；保护装置异常应及时汇报调度退出有关保护装置，安排检修人员进行处理。

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9.3.17. 主变、母线、线路、电抗器、等设备的差动保护，运行人员需要定时观测其差流变化情况，出现异常增大时应及时通知检修人员进行检查；正常运行时出现“CT断线告警信号”，不论信号是否自动复归，均需要退出保护装置进行检查处理。

9.3.18. 变压器瓦斯保护

变压器进行注油、滤油、换潜油泵、更换硅胶及处理呼吸器等工作时，重瓦斯保护应改投信号位置，工作结束后经2小时试运行并确认瓦斯继电器无气体时，可将重瓦斯保护投入跳闸。变压器差动保护和瓦斯保护不允许同时停役。

9.3.19. 微机型保护装置，包括故障录波器、信息子站等，无论是否有GPS对时， 投运时应校对时间，日常检查周期不得超过一个月，检查应做好记录。

9.3.20. 电压互感器及其二次回路的管理：

1、对于3/2接线的线路保护取用线路PT作为主电压，该PT停役时，线路应停役。

2、同一电压等级的两组母线PT一次侧未并列之前，二次侧不得并列，防止反充电，母线停电和送电前，要检查是否出现“母线PT并列”或“切换继电器同时动作”告警信号，出现以上信号，要暂停操作，安排检修人员进行检查处理。

3、当母线停役或电压互感器停役，值班人员除向该设备管辖调度单位申请外，还应向由该PT供电的保护装置所属调度单位申请。

4、PT失压时，现场应将会误动的保护和安全自动装置解除（如低电压、距离、失磁、高频方向和高频距离保护、低频低压解列等），并立即报告当值调度员。

9.3.21. 在线路开关旁代操作过程中，作为旁代运行的高频保护的通道或有关保 护回路可以直接切换至保护盘上，不必将对侧的该套高频保护退出（电流差动保护除外），但操作时间应尽量缩短，以缩短高频保护不配合时间。

9.3.22. 故障录波器和信息子站的运行。

1. 故障录波器和信息子站，按变电站所属的单位进行调度和管理，装置及 远传通道异常时，应通知保护专业人员处理。若需退出，必须向相应的调度机构办理申请和许可手续，其后台计算机不得用其进行与录波信息收发无关的工作，并做好防病毒工作。

2. 对接入各子站系统的继电保护装置等进行检验或消缺工作（除与主站、 辅站联调外）时，应做好无效信息的屏蔽措施，确保现场试验产生的无效信息不影响全网系统的正常运行。

9.3.23. 各厂局应落实综自站保护信号分类显示和传输原则，确保集控站运行人 员能够及时获知所辖站保护动作的详细信息，保护动作时，应查明并记录保护动

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作情况后再复归信号。对无人值班站的母差、主变保护动作及线路永久故障，应到现场检查，在未弄清保护动作情况前，不得随意复归信号和一次强送电。

9.3.24. 继电保护通道及其加工设备的管理

1、对500及220千伏快速保护及远跳保护所使用的通信通道，当保护或通信任一专业有工作，通道及相关设备(含光纤、光端机、PCM、光电接口、载波机、载波耦合设备、音频接口、接口用通讯电源、阻波器、结合滤波器、高频电缆等)需停役或检修时，必须事先与另一专业联系，并通过设备所在运行单位履行调度申请手续，严格执行工作票制度。

2、继电保护及安全自动装置通道因故变更，设备维护单位应向有关调度提出申请，经相关调度批准后执行。

3、复用线路光纤通道的保护装置应在路由的各环节标示规范命名。有关部门应根据通信网条件，按照《福建电网继电保护用光纤通道技术原则及运行维护规定》，合理安排并优先采用光纤作为传送继电保护信息的通道。并定期做好专用、复用、备用光通道的检测工作。

4、保护专业涉及通信设备检修的安全措施原则：

⑴对于通道自动切换的安控、允许式保护、独立远跳保护可不退出，在通道切换成功后，运行人员应检查设备无不可复归的异常信号后可继续运行。

⑵省内均采用点对点通道的线路光纤电流差动保护，在通信工作时应将受影响的差动保护（含附带的远跳保护）投信号，通信工作结束后，运行人员应检查设备无不可复归的异常信号，按调度令将电流差动保护（含附带的远跳保护）投入。

5、以电力线载波作为继电保护信息传输通道的，其通道频率由省调负责下达。以光纤作为继电保护信息传输通道的,其通道的组织、管理由所辖调度部门负责。

6、阻波器、结合滤波器及接地闸刀、高频电缆等通道加工设备应结合间隔或线路的大修进行定检、耦合电容器要按预防性试验周期进行定检。

9.3.25. 各单位应在每年2月底前，对现场端子箱防潮、非电量保护防水进行检 查，4月底前对保护小室进行一次空调及去湿设备的检查，以保证雨季及高温酷暑季节设备的运行环境。

9.3.26. 电厂有关运行管理和事故调查规定：

1、根据《继电保护及安全自动装置检验条例》的要求，并网发电厂对厂内所有保护及安全自动装置负责定期校验和正常维护，保存完整的试验记录和报告，如继电保护和安全自动装置出现缺陷，应及时汇报有关调度，并按规定处理。

2、省调针对电网安全生产形势、安全运行中的薄弱环节和突出的问题、电

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网运行方式等所制订的各项反事故措施和事故通报文件，其中涉及电厂二次设备的反事故措施，电厂必须及时落实。

3、省公司按有关标准、规定对电厂继电保护及安全自动装置进行全过程技术监督管理并按年度公布整改建议。凡由于电厂保护设备及二次回路不满足反措要求，设备超期服役，运行技术指标恶化等原因无法满足安全要求，电厂必须限期整改并报省调备案。

9.3.27. 网调管辖保护的运行，应按照网调编制的联络线继电保护运行说明执 行；联络线保护装置的检修工作以及影响到这些装置的检修工作，应按照网调“设备检修管理”相关条款执行。运行中的继电保护装置出现缺陷，应及时汇报网调，由网调按规定进行缺陷处理；同时，现场值班人员应将缺陷和处理情况报省调调度员。

联络线保护装置的事故原因调查工作由网调负责组织进行。事故发生后，有关变电站应及时将有关事故资料送往网调、省调。网调提出联络线的反事故措施，省调督促福州超高压局执行。

第四节 整定计算及定值管理

9.4.1. 继电保护装置的整定计算依据《3～110千伏电网继电保护装置运行整定规程》、《220～500千伏电网继电保护装置运行整定规程》、《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》等有关规定执行。

9.4.2. 继电保护整定范围划分原则：

1、电网继电保护整定范围一般与调度管辖范围一致。按定值管理分工界面，各级管理部门必须负责对相应保护进行配置确定、接线审定、整定计算、定值编制、接口配合和定值运行管理。当整定范围与调度管辖范围不一致时（如主设备涉网保护等），整定部门应将整定值、整定说明、运行规定、资料和图纸等，完整地提供给所属调度部门备案。

2、调度管辖范围变更时，应同时移交相关继电保护和安全自动装置的图纸、资料和定值单，二个月内由接管单位复核并确认出台新定值。若运行方式有变化，接管单位应在变化前重新计算定值，保证装置的定值与运行方式相适应。

3、整定计算时应遵循如下原则：

局部电网服从整个电网，下级电网服从上一级电网，局部问题自行消化，尽量照顾局部电网和下级电网的需求，同级电网间应相互协商，出现难以解决矛盾可申请上一级部门裁定。

9.4.3. 整定范围分界点的规定

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1、各级继电保护部门保护整定范围的分界点及其整定限额和等值阻抗网络（包括最大、最小正序、零序）应以书面形式明确，共同遵守。制定或更改时，必须事先向有关各方提出，经各方协商确定。上级调度部门必须在每年年初向下一级发布分界点系统侧的等值阻抗、定值配合条件和边界定值单；下级调度部门应在每年年初上报地区电网侧的等值阻抗，并将有关边界定值单报上级调度部门核备；有交界面的同级调度部门间应相互提供等值阻抗、边界定值配合条件及边界定值单备案，若相互间有异议，可由上一级调度协调并裁定。各级调度机构与电厂之间应及时交换分界点间的等值参数和整定限额及整定单。

2、对于跨省联络线的定值管理分工界面，每年4月底前，省调向网调报送、网调向省调下达联网变电站500千伏母线（联络线断开时）短路阻抗（含最大、最小的正序、零序阻抗）以及整定配合要求。影响联络线保护定值或定值配合的新扩建工程，投产前3个月，网调、省调之间按有关规定相互提供相关资料及有关厂、站的等值综合阻抗等，以满足整定计算的需要。

9.4.4. 本系统保护定值管理分为四类：

1、省电网保护：220千伏和500千伏电网的线路、母线，500千伏联变、高抗以及与省电网保护配合有关的220千伏变压器零序保护定值由省调管理。

2、地区网保护：220千伏主变、110千伏及以下地区电网的线路和母线以及与地区电网保护配合有关的变压器零序保护等定值由电业局地调（或职能部门）和县调管理。

3、直调厂（站）变压器、发电机及厂（站）用电系统的保护由所在厂（局）职能部门管理。发电厂母线保护、变压器的零序电流等后备保护由接入网络所属的调度部门整定。机组的高频保护、低频保护、失磁及失步保护、发变组低压过流保护等整定应报接入网络所属的调度部门核准后执行。

4、跨省联络线保护：联络线及相关设备保护配置方案、定值计算由网调管理。跨省联络线保护整定值由网调下达至福州超高压局，并送省调备案。联络线保护装置的投退及定值单的执行由网调统一下令。现场值班员须与网调调度员核对定值单无误后方可执行，并严格遵守定值单回执管理制度。

5、220千伏主变中性点接地方式原则按照省网年度继电保护整定方案和运行规定执行，确保站内变压器接地容量基本恒定。地区110千伏主要中性点接地方式原则上由地调确定。

9.4.5. 继电保护年度整定方案

各级调度应每年编制继电保护年度整定方案，并结合电网发展变化，及时予以修订补充。整定方案编制后，必须履行校核、审核及批准手续方可实施。

1、年度整定方案的编制应根据：

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（1）由调度运行方式专业提供的系统运行方式及参数，包括正常和实际可能的特殊运行方式；最大有功及无功潮流（必要时应包括冲击负荷电流值、电动机自起动电流值等）；最低运行电压，最佳重合闸时间，解列点及系统稳定的具体要求等。

（2）各级调度每年交换所辖系统分界点间的等值参数和整定限额。

（3）由各单位书面提供系统的线路、主设备实测参数及试验报告。

2、年度整定方案的主要内容包括：

（1）对系统近期输电网络及电源发展的考虑。

（2）保护装置的通用整定原则及特殊整定原则。

（3）主变压器中性点接地方式的安排。

（4）正常及特殊方式下的调度运行说明。

（5）各级调度管辖范围分界点间的继电保护整定限额。

（6）系统继电保护配置表、通道的规范命名。

（7）系统继电保护运行方式、配置、整定方面存在的问题、措施和备案。

9.4.6. 省调直调电厂应编制电厂继电保护整定方案，并结合电网发展变化，及时予以修订补充。

1、整定方案的编制应根据：由上级调度提供的系统大小运行方式及参数，包括正常和实际可能的特殊运行方式；厂用电动机自起动电流值等、厂用系统允许的最低运行电压、机组许可的进相能力等。

2、整定方案的主要内容包括：

（1）电厂一次设备的参数。

（2）厂内各保护装置的通用整定原则及特殊整定原则。

（3）正常及特殊方式下的厂内继电保护运行说明。

（4）上级调度管辖范围分界点间的继电保护整定限额。

（5）电厂继电保护装置配置表、跳闸模式。

（6）电厂内部各点的短路电流计算表；电厂内部正序、负序、零序阻抗图。

（7）电厂继电保护配置、整定方面存在的问题和改进意见。

9.4.7. 继电保护整定通知单的执行规定：

1、继电保护装置定值通知单应履行计算、复算、审核及批准手续。继电保护及安全装置整定单与现场装置实际设定值应每年核对一次。

2、整定值通知单是保证继电保护正确动作的重要依据，执行中具有强制性。省调通过调度生产管理信息系统下发所负责的继电保护定值单，各厂局继电保护专责负责协调定值单在本厂局的流转工作，并下载打印保存。调试人员应确保继电保护装置完整、正确地按照相应定值单设定，定值更改后，各单位应组织检修、

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运行及有关人员对执行情况进行验收，微机保护要重新从保护装置中打印出保护定值报告，与下达的保护定值整定单核对正确一致，在投运前由运行值班人员与省调调度员核对定值单编号并汇报执行情况，经核对无误签名后方可投运；若执行定值有偏差应报告继保专业部门，由其决定是否继续执行。定值单应该按照要求的期限执行，并在DMIS流程中填写执行情况（包括现场执行情况、软件版本等），执行完毕后5日内将流程返回。为安全及可靠备份，省调调度室、电业局和发电厂继电保护专责、变电站和电厂运行值班室必须具备纸质的定值单1份，省调继电保护部门留存归档1份。

3、如遇临时性运行方式或事故抢修运行方式，需要变更保护定值时，可由调度直接下达调度指令进行更改，运行方式恢复后，定值应恢复原定值， 双方应做好核对和记录。

9.4.8. 发电厂、变电所控制室内应备有下列有关保护资料：

1、继电保护装置整定通知单。

2、继电保护装置设备台帐。

3、相关调度机构继电保护运行整定规程及其说明。

4、继电保护装置原理及二次回路接线图。继电保护直流配置图

5、继电保护装置现场运行规程。

6、继电保护工作记录（包括整定值临时更改、接线更改等工作记录、异常情况处理结果）。

7、继电保护装置运行操作和事故动作记录（包括保护投退记录、掉牌、信号灯及其它异常情况）。

8、其它继电保护规程、规定和必要的资料。

第十章 系统稳定和安全措施的管理

第一节 稳定准则

10.1.1 规划、设计、建设、生产、试验、调度等部门应熟悉电网安全稳定工作规定；调度、试验及设计部门应积极开展电力系统安全稳定分析研究工作。在安全第一和技术经济合理的前提下，通过加强和改善电网结构、采取相应的安全稳定技术措施，保证电网的安全稳定运行。

10.1.2 电网运行应当连续、稳定，保证供电可靠性。电网的稳定管理与分析，应遵循《电力系统安全稳定导则》、《国家电网公司电力系统安全稳定计算规定》和《福建省电力系统安全稳定管理规定》的基本原则。

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10.1.3 系统安全稳定工作的重点是避免事故大面积停电，避免扰动影响扩散，避免连锁事故的发生，保证电力系统的正常运行。

10.1.4 电力市场对电网的安全稳定性和可靠性提出了更高要求，但电力交易或交换都必须在电力系统安全稳定允许条件下进行。

第二节 稳定计算及管理

10.2.1 为保证电力系统安全稳定运行，省调必须在新设备投运前，对新设备投运后的省电网进行安全稳定校验，电网应满足如下要求：

1、 能够适应各种运行方式下潮流变化的需要，具有一定的灵活性，并能适应电网发展的要求。

2、 任一元件无故障断开，应能保持电网稳定运行，且不致使其他元件超过事故过负荷和电压偏差的要求。

3、 应有较大的抗扰动能力，并满足导则中规定的有关各项安全稳定标准。

4、 逐步实施电磁环网解环运行，实现电网合理分层分区，主力电源应直接接入高压电网。

5、电源发展应与负荷发展相协调，应重视受端支撑电源建设和无功补偿容量配置。

6、 合理控制短路电流。

10.2.2 电网重大结构调整或大电源接入电网在设计阶段应该进行电网稳定水平校核，对不能满足电网安全稳定要求的设计方案，应通过设计方案调整和采取控制措施来解决，并确保需要的安全稳定装置同步投产，在措施未实现前可根据当年运行方式的校验结论限制电网的运行方式和电厂出力，并报省公司领导批准。

10.2.3 电力设备发生故障使电力系统平衡状态被破坏时，可能发生功角、频率或电压不稳定事故。按照电网整体特点，各发电厂、电业局以及高压供电的用户应加强一、二次设备的运行管理，保证其经常处于健康运行状态，保证断路器、继电保护、自动装置及各种调节设备性能良好，动作可靠。

10.2.4 省调根据电网的特点，针对各种典型故障对电网在各种正常运行方式、正常检修方式和特殊运行方式的电网稳定情况进行分析，提出相应的稳定控制运行方案或技术措施，并形成每一年度的电网稳定运行规定；特殊运行方式下若影响电网稳定运行及用户供电时，省调应将电网稳定运行方案上报省公司领导批准后执行；与跨省联络线有关的检修限额控制报华东网调批准后执行。

10.2.5 各地调应根据地区电网的结构特点，针对各种典型故障对地区电网在各

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种正常运行方式、正常检修方式和特殊运行方式下的稳定情况进行分析，并提出相应的稳定控制方案或技术措施；各地调应进行省电网主电源失去，地区电网解列后的安全稳定分析，并提出防止地区电网频率和电压崩溃的控制措施，经省调审核后，由各电业局安排实施。

10.2.6 省调应向地调提供省电网年度典型方式计算数据文件，指导地调进行地区电网的年度计算分析。各地区应加强地区电网的稳定计算分析工作，重视110千伏地区电网快速保护的建设及运行管理，采取相应的技术措施，防止地区110千伏电网发生故障影响到省电网的稳定运行。凡影响省电网稳定运行的检修方式和快速保护停运方式，地调应按本规程要求提前向省调办理申请，落实好安全措施后方能安排有关一、二次设备停役。

10.2.7 当省电网的任一元件快速保护退出运行前，应办理申请手续，省调应进行安全稳定校验计算，在必要时提出相应的控制措施，当采取措施后仍不能满足电网稳定运行要求时，应报省公司领导批准后执行。

10.2.8 发电机组调速器、汽门快关装置、励磁调节器(含系统稳定器)及水轮机自动控制装置等既是发电机运行状态的调节设备同时又是提高电力系统运行稳定性的调节装置，这类调节装置正常应投入自动位置。关系到省电网安全的有关定值，各电厂应按调度部门下达的定值整定，未得到相应调度部门的定值单，不得擅自更改其定值。

10.2.9 安全稳定自动装置的运行规定由省调下达。现场运行规程由各发电厂、电业局编写并严格执行。

10.3.3各单位应切实按《福建电网功率振荡预防及处理规定》落实各项预防系统功率振荡事故保网措施，完善现场运行规程，充分掌握系统发生振荡的一般现象、主要原因及处理原则，提高应对系统功率振荡事故应处置能力。

第三节 安全稳定自动装置管理

10.3.1 电力系统安全稳定自动装置(简称“安全稳定自动装置”)是防止电力系统稳定破坏、避免发生电力系统大面积停电事故的重要措施。

安全稳定自动装置一般有：按频率、电压自动减负荷装置，远方、就地联锁切机切负荷装置，低频自启动装置，高频切机装置，机组快关，自动励磁调节，保厂用电，500千伏站低压电抗器和电容器自动投切，备自投装置，同期装置，系统振荡失步解列等，是电力系统安全稳定和保证用户供电可靠性的重要措施，应保证正常投运，未经相应级别调度员的同意不得擅自退出运行。安全稳定自动装置按属地化管理，装置安装所有单位负责运行维护

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10.3.2 各运行部门应保证各种安全稳定自动装置处在良好的工作状态，装置的投入与退出的操作应按管辖该设备的调度部门的指令执行，并符合有关管理规定，不得擅自改变装置的运行方式。系统远方联锁切机切负荷装置应按规程规定定期组织通道检查和装置试验。同时按照备自投装置运行管理规定，做好备自投装置的配置和运行工作，根据运行方式的变化，及时变更备自投的投退方式。 10.3.3安全稳定自动装置按调度范围划分由各级调度归口管理，安全稳定自动装置是保护的一个组成部分，继电保护专业遵循保护专业体系的管理要求负责装置的基建验收、定期检修、缺陷处理、备件管理、版本管理、制定装置的运行规定和检验规程。安全稳定措施的功能要求、定值单及控制策略表、运行效果分析由运行方式专业负责管理。

10.3.4 安全稳定自动装置在设计时要遵循《电力系统安全稳定控制技术导则》、《继电保护和安全自动装置技术规程》、《华东电网安全稳定自动装置设计技术原则规定（试行）》、《福建电力系统安全稳定运行规定》、《电网运行准则》（DL/T 1040-2007）的要求，在电网计算和分析的基础上，确定装置的配置、功能要求和构成，充分考虑电厂和重要用户的安全；在装置、光纤通道、直流电源、CT/PT等方面均采用独立双重化配置，以保证装置的可靠动作，并具有独立的闭锁措施防止误动作。

10.3.5按频率、电压自动减负荷装置应具备独立的投退回路和独立的投退压板，各轮次间应具备顺序动作和加速切负荷功能，具备完备的闭锁措施，具有有效识别电网故障和电网失去稳定时电压下降的自适应能力。按频率、电压自动减负荷方案由调度部门负责组织实施。

10.3.6 安控装置应具备有正式出厂报告及装置技术说明书、运行维护说明书和原理接线图，调度部门组织管辖范围安全自动装置的设计审查、出厂试验、动模试验验收，编制调试方案、运行规定、检验规程，审查现场运行单位制定的现场运行规程，并进行各级调度运行检修人员的培训工作。安控装置安装完毕，须做现场调试，有条件时应进行系统试验。各现场运行单位根据装置的运行规定制定现场运行规程，报有关调度部门备案。

各级安全自动装置投运前要求基建部门组织三级验收，满足《福建省电力系统继电保护新设备投产验收管理办法》和标准化检验要求，并报有关安监部门备案后方可投运。

安全自动装置的投入与退出的操作应按管辖该设备的调度部门的指令执行，并符合有关管理规定，不得擅自改变装置的运行方式。

10.3.7 安全稳定自动装置执行继电保护版本管理规定，需要改变软硬件时，要求厂商应事先提出软硬件升级申请，需要改变稳定装置软件应事先提出修改的定

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值、策略表、修改的设计说明书及原理结线图，调度部门组织审查后予以修改，装置改动后必须做现场调试，对于全网性的稳定装置重要要重新进行系统联合调试试验验证。

10.3.8 省调所辖安控系统定值单流程管理

省调下发安控系统定值单到各单位时首先由专责接收并确认，然后流转至现场值班长签名确认。在新定值单正式投运后，省调调度员与现场核对定值单后在DMIS上签名确认后返回省调归档。各单位专责应及时到DMIS上签名确认，并监督定值单在其单位内的流转结束直至返回省调。

10.3.9 为防止频率异常时发生电网崩溃事故，发电机组应具有一定频率异常运行能力，并满足《电网运行准则》关于发电机组非正常运行包括频率异常运行能力的要求。

10.3.10 省调直调机组的高频率、低频率保护整定值必须经有关调度部门审核。其中机组低频率保护的动作定值应低于系统低频减载方案最低一级定值，高频保护的定值应与水电厂高频切机装置定值相配合。动作时限中按汽轮机和发电机制造厂有关规定进行整定，但不得低于《电网运行准则》关于汽轮发电机频率异常每次允许时间要求，而且同一电厂不同机组之间高频率、低频率保护时限应有先后配合。 电厂在投产前应通过省调DMIS上填写高频、低频保护定值单并将机组高频、低频特性资料文档，经由部门领导确认后上报省调备案。

10.3.11 安全稳定自动装置动作后，各厂站应及时向省调汇报，各地调调度员应全面收集情况（切除开关、切负荷量、频率变化值等），并汇报省调调度员；省调调度员亦应及时了解各地区装置动作情况并通报电网频率的最高值与最低值及其他重要情况。

1、若系统事故频率确已低于按频率自动减负荷装置整定值而装置未动作时，值班人员应立即手动切除该动而未动的线路，并向调度员报告。

2、安全稳定自动装置动作后所切除负荷的恢复送电需经省调调度员的许可。当通信失灵且电网频率确已恢复到50HZ时，地调调度员可按规定恢复送电。恢复送电的顺序为：

（1）低频减载装置从低频率轮次逐级向高频率轮次恢复送电。

（2）低频减载装置从低电压轮次逐级向高电压轮次恢复送电。

（3）联切装置从最后动作轮次逐级恢复送电。

3、安全稳定自动装置动作切除负荷后，需要送保安电力的线路按预先制定的经过审批的方案执行，该方案应报省调备案。

4、安全稳定自动装置动作后应认真分析并填写报表。报表内容：装置名称、动作时间、动作轮次、电网频率变化、母线电压变化、实切负荷量、动作原因、不

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正确动作原因、改进方案等。装置每次动作后还应做出评价，评价功能、技能及效果。

10.3.12 各地区应保证全稳定自动装置切除负荷的总量和各轮次切除负荷量符合省调下达的低频低压切荷量，不得擅自更改切除量，原则上低频、低压切荷馈线应具有远动信息采集条件，各地区应实现低频、低压切荷量在线监测功能，并按省调要求将上述切荷量传送省调EMS系统。当线路、设备停电检修时需改切同等负荷量的其他线路，并如实统计低频低压切荷量。每月15日为典型考核日，各电业局应在25日之前将统计分析结果通过DMIS上报省调。若实测切荷量低于省调下达指标或高于省调下达指标20%，各单位应在DMIS上注明原因，并及时整改。 10.3.13 220千伏及以上主网同期装置（功能）管理

1、配置原则：省调直调管辖设备的所有开关、地区接有电源的110KV及发下变电站可能作为并列点的开关，必须配置同期装置，并具备自动及手动并列功能。220KV变电站主变200/110KV侧一开关是否安装同期装置由电业局视地区电源接入方式及地区安全运行需要确定。

2、同期装置的整定原则：（1）频率差0.2HZ；（2）电压差500KV系统为额定电压的10%，220KV系统为额定电压的20%；（3）相角差500KV系统不超过20度，220KV系统不超过30度。

3、同期装置（功能）的初设，基建验收、定期校验、缺陷处理应遵循保护专业体系的管理要求。

4、各单位根据上述原则定期核查220KV及以上开关同期装置整定情况，保护同期装置（功能）良好。若装置出现异常，运行人员应及时汇报调度员，并应及时组织消缺。

10.3.14 省调调通信部门负责安全稳定自动装置通信通道运行名称的确定和全程协调；省电通公司负责相关通信站点的维护、全程故障抢修和定期检修工作，其中定期检修须结合安全稳定自动装置有关的通信站（节）点出现故障时，分别向其有关通信管理部门、运行值长和省调通信调度汇报，同时配合有关维护部门进行故障抢修。

10.3.15 与安全稳定自动装置有关通信设备故障时均应按照省调检修流程办理。通信维护操作、检修、或抢修完毕，必须由现场保护和运行人员同意后方可重新投（接）入安全稳定自动装置通信通道。此外，通信维护（检修）人员必须同时向省调通信调度汇报有关运行情况。

第十一章 系统倒闸操作规定

第一节 操作制度

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11.1.1 福建电网设备的倒闸操作，根据调度管辖范围划分，谁管辖谁操作：

1、 网调管辖设备，由网调下令操作，但现场在操作前、后亦应向省调值班调度员汇报。

2、 网调许可省调管辖的设备，正常情况下由省调下令操作，但省调在操作前须经网调值班调度员同意后方能操作，操作后须尽快报告网调值班调度员。

当福建电网与华东网解列运行时，经网调授权同意后，网调管辖及许可设备可根据省调的调度指令改变其状态，但工作结束后应尽快恢复原状态并汇报网调。

3、 省调管辖设备由省调下令操作。

4、 省调许可地调或厂站管辖设备，由管辖单位下令操作，但操作前须经省调同意，操作完毕须尽快报告省调值班调度员。

11.1.2 倒闸操作前，省调调度员应认真考虑以下问题：

1、接线方式改变后电网运行的稳定性和合理性，系统有功、无功功率的平 衡。

2、操作时可能引起的系统潮流、电压、联络线偏差、频率、短路容量的变化。应留有适当的稳定储备和运行备用，防止设备过负荷或超稳定极限、电压超越正常范围等情况，必要时，应使用高级应用软件（如调度员潮流软件、DTS等）对系统进行计算分析和安全校核。

3、对系统继电保护、安全自动装置、变压器中性点接地方式的影响。

4、操作顺序是否符合操作过电压的限定，联变分接头位置、无功补偿容量 是否合理，防止操作过程引起的电压异常变化。

5、开关和刀闸的操作是否符合规定。严防非同期并列、带负荷拉合刀闸及 500千伏系统用刀闸拉合短线等操作。

6、操作后对水库调度、自动化及通信的影响。

7、对地区运行方式有要求的操作，应待地区方式安排好后再进行操作；当 恢复操作后对地区方式解除要求时应通知有关单位。

8、属网调许可设备，操作前应得到网调的许可，操作完毕应汇报网调。

9、做好操作中可能出现异常情况的事故预想。

11.1.3 省调调度员拟票、操作原则：

1、 福建省电力系统实行统一的由综合指令、单项指令和任务指令相结合的调度操作指令。调度操作指令不论采取何种形式发布，都必须使现场值班人员完全明确该操作的目的和要求。综合指令中的设备状态和指令规范见附录B，任务指令的相关规定详见附录C。

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2、 省调调度员必须对操作指令的正确性及符合系统的要求负责。操作逻辑符合要求并遵守《国家电网公司电力安全工作规程》及上级的运行管理规定。

3、 省调调度员对一切正常操作应拟写调度操作指令票。对可以用一条综合指令或单项指令表达的操作，以及事故处理，允许不拟写调度操作指令票，但当值操作和监护调度员之间应意见一致。

4、 省调下达操作指令时原则上按票面顺序逐项下令，待前一项操作令操作完毕后才能下达下一项操作令。但当同一操作单位的几项操作令是连续（即中间无其它单位的操作令及汇报内容）的可一次性下令，现场按下令顺序全部操作完毕后汇报。

省调在对一个操作任务执行倒闸操作中，如需要提前操作某项而对该操作任务的其它操作项无影响时可提前下达该项操作指令，但操作调度员需取得监护调度员的同意，必要时还应向相关单位说明情况，严禁无根据的跳项操作。

5、 调度员进行操作时，应遵守互报单位与姓名、下令、复诵、记录、录音、汇报等制度，并使用普通话及统一的调度术语和操作术语，并实行倒闸操作监护制度。一切倒闸操作，现场应与省调核对发令和操作结束的时间。

6、 调度员在发布指令前必须查看调度自动化系统信息，同时通过电话与现场核对设备状态，充分了解检修申请单中的工作内容、时间安排、安全措施及一、二次方式变化的原因，以此审查核对所拟写指令票的正确性。操作前还应提醒相关单位操作及运行上的注意事项，操作后应及时改变调度自动化系统上的运行方式及快速保护的投入状态，使其与现场设备运行方式相对应。

7、系统中的一切正常操作，宜在系统低谷或潮流较小时安排，应尽可能避免在下列时间进行：值班人员在交接班时；系统运行方式不正常时；系统发生异常、事故时；遇雷雨、大风等恶劣气候时；高峰负荷时；该地区有重要保电要求时；电网有特殊要求时。

但系统需要立即改变不正常现象以及事故处理本身的操作可以例外, 必要时应推迟交接班。

8、由于系统操作对某些单位的运行有较大影响时，操作前后，均应通知有关单位值班人员。

11.1.4 操作预令及操作令的下达

1、 计划操作指令票由前一天终班调度员拟写、审核后通过网络、传真或电话的方式发布操作预令，现场应及时拟写预令操作票，若有疑问应及时向省调值班调度员提出；当班调度员在开始操作前对操作预令票审核后正式下达操作令，现场才能进行倒闸操作。由于系统需要进行临时性的操作时，可由当班拟写，经审核预发给现场，并及时通知现场接收及拟写预令操作票，待现场汇报具备操作

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条件后执行。系统正常运行中应尽可能避免复杂的临时性操作。操作指令票的拟写、审核、预令下达、操作等方面可采用微机化管理，但使用单位必须要有严格的安全认证机制及管理和技术措施，以确保操作指令票微机化管理的安全性。

2、 新设备启动投产时，应于设备正式启动前五天形成正式启动方案，省调根据启动方案提前拟写调度启动操作票，并于启动前24小时将启动操作预令票发布给有关单位。

11.1.5 现场操作原则：

1、 现场值班人员在接受调度操作指令时，必须根据调度指令的内容拟写符合规定的现场操作票，并对操作票与指令内容的一致性和正确性负责。

2、 现场值班人员同时接到两级调度发布的操作指令时，原则上应先执行高一级调度机构发布的调度指令，如执行有问题，应向高一级调度汇报，由高一级调度调度员与另一发令单位协商并决定先执行哪一级操作指令。

3、 虽有预定的开、停机计划，但现场在锅炉点火、机组并列及降负荷、解列前应取得调度员同意后才能进行。

4、 现场值班人员因交接班无法完成已接受的调度操作指令时，可由现场交下一班执行，省调调度员不再重复已下达的操作指令。接班的现场值班人员如对调度指令有疑问或需核对操作指令时，可向省调调度员提出，但决不允许无故拖延执行调度指令。

5、 在任何情况下，严禁“约时”停电、送电，严禁“约时”挂拆接地线和“约时”开始、结束检修工作。

6、遇有重大设备检修或启动等重要操作时，变电部门领导应到场进行指挥监护

第二节 设备操作的基本规定

11.2.1 发电机、电网的并列与解列操作

1、电网并列条件：相序相同、两电网频率差不大于0.2Hz、并列点两侧电压基本相等。允许500千伏电网电压差不大于额定电压的10％，220千伏电网电压差不大于额定电压的20％。500千伏电网相角差不大于20度，220千伏电网相角差不大于30度。

2、当进行开关的准同期并列操作时，现场应尽可能采用自动准同期方式。若采用手动准同期方式，由由各单位根据设备承受并列合闸的冲击电流自行整定相角差，原则上不应超过第1条规定。

3、 电网解列操作，必须将解列点的有功负荷调至近于零，无功负荷和电流调至最小使解列后的各部分的频率和电压在允许范围内。特别注意操作过程中

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500千伏、220千伏电压波动不大于额定电压的10%。

电网的解列、并列操作前后，调度员必须通知有关单位及调频厂调频任务的开始或结束。电网解列后独立小网的保护、安全自动装置等电网安全措施由地调考虑。省电网AGC系统控制模式由调度员根据需要更改。

4、 发电机的解列操作，必须在发电机定子电流调至零时进行。

5、 发电机的自同期并列必须考虑冲击电流对机组和电网的影响，必须经有关部门计算批准。

11.2.2 电网合环与解环操作

1、 合环前必须确认两侧电压相位一致。

2、 合环前应将两侧电压差调至最小。500千伏电网电压差不超过额定电压的10％；220千伏电网电压差正常操作时最大不超20%。

3、 合环时，应经同期装置检定，便于监视合环处的压差、角差。两侧电压相角差220千伏电网不超过30度，500千伏电网不超过20度，必要时可解除同期闭锁。当合环操作中，同期表出现频差现象时，现场应立即停止操作，并立即向调度汇报。

4、 合环操作时，必须确保合环后各环节潮流的变化不超过继电保护、电网稳定和设备容量等方面的限额。

5、 解环操作时，应先检查解环点的有功、无功潮流和电流，确保解环后电网各部分电压在规定范围内，各环节的潮流变化不超过继电保护、电网稳定和设备容量等方面的限额。

6、 地调所属网络的合环转电操作，凡环路跨越两个及以上220千伏变电站（或电厂）的都可能影响省电网的保护配合、潮流变化和运行操作，地调调度员应经省调当值调度员口头同意后才能进行操作。合解环应选择在有通信手段的变电站进行，合环时间不得超过半小时。

11.2.3 变压器（500千伏系统称为“联变”，下同）操作

1、 变压器并列运行的条件：联接组别相同；电压比相等；短路电压值相等。对电压比和短路电压值不同的变压器，经计算在任一台都不过载的情况下，也允许并列运行。

2、 对于220千伏电压等级的变压器，送电时应先送电源侧开关，再送负荷侧开关；停电时应先断负荷侧开关，再断电源侧开关。对有多侧电源变压器，送电时应根据差动保护的灵敏度选择充电开关。

3、 对于500千伏联变和其低抗或电容补偿装置的停、送电，应遵守分级操作的原则，送电先送联变，后送低抗或电容补偿装置，停电操作与之相反，不允许联变和低抗或电容补偿装置一起停送电。

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4、 变压器倒换操作时，应先检查并入的变压器已带上负荷后方可进行另一台变压器的停役操作。

5、 变压器的停送电操作均应在该变压器220千伏及110千伏侧中性点接地时进行，以防止操作过电压。

220千伏或110千伏侧开关处于断开位置的运行变压器，其相应侧的中性点应接地，与相邻变压器的保护互跳接线也要相应改变。

6、 为防止操作中线路跳闸造成变压器中性点不接地运行，以及防止操作中中性点接地数少于保护要求，110千伏及以上电网中性点的倒换操作应遵守先合后断的原则，并尽量缩短操作时间。

7、 严禁变压器无主保护运行。

8、 大修后的变压器在投入运行前，有条件者应采取零起升压，对可能造成相位变动者应进行相位核对。

9、 对变压器送电时的要求：

（1） 变压器应有完备的继电保护，用小电源向变压器送电时应核算继电保护灵敏度（特别是主保护）。

（2）为防止充电变压器故障跳闸后系统失稳，必要时先降低有关线路的潮流。。

（3） 变压器送电时，应检查充电侧母线电压及变压器分接头位置，保证送电后各侧电压不超过规定值。

（4） 变压器充电时，重瓦斯保护应投跳闸。

11.2.4 500千伏高抗的操作

1、 500千伏线路高抗的操作：

（1） 高抗的停役操作：应在线路两侧均转热备用（即两侧开关都断开）15分钟后进行。现场值班人员进行操作时，应检查线路确无电压。

（2） 高抗的复役操作：高抗应视为线路单元内设备，合高抗刀闸时，应在线路由冷备用转热备用过程中进行，且操作时应采用多元法检查线路确无电压。

（3） 对有高抗的500千伏线路，高抗是线路无功补偿的重要设备之一，其状态规定见附录C。

（4） 高抗送电前，应确认具备送电条件，高抗的保护（包括远方跳闸保护）均应正常投入，远传跳闸通道应正常。

（5） 高抗退出运行后，若线路仍需运行，应按方式计算的保证电网稳定允许值控制线路潮流。

2、 500千伏母线高抗的操作。

（1） 应考虑电网无功功率的平衡，尽可能防止操作时对电网电压产生大的

67

波动。

（2） 500千伏母线高抗是提高电网稳定水平、降低过电压倍数的无功补偿设备，其操作规定与变压器的操作基本规定相同。

11.2.5 刀闸的操作

1、 允许用刀闸进行下列操作：

（1） 拉、合无故障的电压互感器。

（2） 在无雷击时，拉、合无故障的避雷器。

（3） 拉、合正常运行变压器的中性点。

（4） 拉、合220千伏及以下母线充电电流。

（5） 拉、合励磁电流不超过2安培的空载变压器和电容电流不超过5安 培的空载线路。

（6） 拉、合经开关或刀闸闭合的旁路电流；拉、合一个半开关接线及角 形接线方式的母线环流。操作时应将有关开关的操作电源断开；对现场可远方操作的刀闸，可不断开开关操作电源。

（7） 进行拉、合运行中的500千伏母线环流时，须远控操作。

2、 不能用刀闸操作情况：

（1） 一般情况下不进行500 千伏3/2单元接线线路侧或联变侧刀闸的带电拉、合短引线操作。如需进行此类操作必须请示省公司领导同意。

（2） 未经试验确认，禁止用刀闸拉、合500千伏母线，如需操作必须经省公司领导同意。

（3） 严禁用刀闸拉、合运行中的线路高抗（500千伏）、励磁电流不超过2安培的空载变压器、电容电流不超过5安培的空载线路。

11.2.6 开关的操作

1、 拉、合负荷电流和各种设备的充电电流以及额定遮断容量以内的故障电流。

2、 开关合闸前，必须检查继电保护已按规定投入，确认断路器性能良好；开关合闸后，必须检查确认三相均已接通，有关仪表及指示灯的指示正确。

3、 两开关互相替代操作时，必须考虑操作开关在断合过程中可能出现的非全相现象，因而操作过程中必须将运行开关可能误动的有关零序保护解除，现场对此应有明确的运行规定。

4、开关操作时，若遥控失灵，现场规定允许进行就地操作时，必须进行三相同时操作，不得进行分相操作。

5、开关使用自动重合闸装置时，现场应按规程规定考虑其遮断容量下降的因素。当开关允许切断故障电流的次数，按现场规程规定仅有一次时，若需继续

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运行，现场应向调度汇报并申请停用该开关的自动重合闸装置。

11.2.7 线路的操作

1、 线路停、送电操作时, 应考虑电网电压和潮流的变化，使电网有关线路等设备不过负荷、输送功率不超过稳定极限。对500千伏线路的操作，还应考虑线路充电功率对电网电压的影响，使线末电压不超过允许值，同时还应事先做好无功平衡，防止线路操作时电网电压产生大的波动。

2、 线路在转检修前应将两侧均转冷备用后再继续操作；线路恢复运行时应核查线路确无工作并先将线路两侧转冷备用后，再进行送电。

3、 线路停电操作时应先断开关，再断负荷侧刀闸，后断母线侧刀闸；送电时先合母线侧刀闸，后合负荷侧刀闸。

4、 线路停电转检修，必须在线路两侧开关、刀闸、旁路刀闸、PT（或CVT）刀闸或二次侧开关完全断开后方可合接地刀闸或挂接地线；送电时，则应在线路两侧接地刀闸或接地线断开或拆除后，方可进行刀闸、开关的操作。

5、 对一个半开关接线的停电操作，应先断开中间开关，后断开母线侧开关；对长线路的停电操作一般情况下应先断送端开关后断受端开关。送电时，顺序与此相反。

6、 线路操作时，尽可能避免使孤立发电厂带空载线路运行。

7、 对500千伏线路停、送电操作，一般情况下，应考虑选择过电压倍数较低的一侧进行操作，遵循将线路两侧均转热备用状态后再将线路停役或送电，尽量避免带电拉、合500千伏刀闸。

8、 对500千伏电网，在未经试验和批准的情况下，不得对末端带有变压器的线路进行充电或拉停。

9、 对带有高抗的500千伏线路，因接线特殊，其线路单元的四个状态定义详见附录C（特殊结线处理）。

10、对线路进行充电时的一般要求：

（1） 选择充电端的原则，应尽量避免由电厂侧先送电。

（2） 充电开关必须有完备的继电保护，并保证有足够的灵敏度。

（3） 当充电线路有故障应能快速切除，保证电网稳定。必要时可改变继电 保护定值或降低有关线路潮流。

（4） 用小电源向线路充电时，应核算继电保护灵敏度，并应防止线路充电 功率使发电机产生自励磁。

（5） 充电端必须有变压器中性点接地。

（6） 考虑线路充电功率对电网及线路末端电压的影响，防止线路末端设备 过电压，或因线路末端电压升高造成的并列困难和合环时的电压波动。

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11.2.8 母线的操作

1、 母线或旁路母线送电时，必须选择有速断保护的开关试送电。当充电母线或旁路母线故障跳闸时，应保证电网稳定，必要时先降低有关线路的潮流。只有经过充电证实母线或旁路母线无故障时方可用刀闸（500千伏系统除外）操作带电。

2、现场在母线操作中应采用防止谐振的措施。

3、设有旁路母线的开关站，一般情况下旁路母线应挂在线路上运行，旁路 开关做为潮流大的线路开关或重要线路开关的备用开关。在运行和操作中，同一电压等级的旁路母线原则上不允许同时有两把以上的旁路刀闸在合闸位置；若电网特殊需要合两把刀闸，则必须采取相应的措施。

4、用变压器向母线充电时，变压器中性点必须接地，其保护应作相应的调 整。

5、对GIS母线进行操作时，应保证SF6的充气压力和密度在规定值以内。

6、进行母线倒闸操作时应注意：

（1） 对母差保护的影响。

（2） 各段母线上电源与负荷分布是否合理。

（3） 主变中性点分布是否合理。

（4） 双母线PT在一次侧没有并列前二次侧不得并列运行，防止PT对停运母线反充电。

11.2.9 核相

1、 新设备或检修后相位可能变动的设备投入运行时，应校验相序、相位相同后才能进行同期并列或合环操作。

2、 220千伏及以上线路或变压器核相，一般在母线PT二次回路进行。核相时应先验明PT电压相位正确。

11.2.10 零起升压操作

1、对长线路或通过长线路对变压器进行零起升压的发电机，必须有足够的 容量，防止发电机产生自励磁，必要时应经过计算分析；同时应防止线路末端电压超过规定允许值。

2、担任零起升压发电机的强行励磁装置、自动电压调整器、复式励磁装置均应退出，零升回路联跳其他开关的跳闸压板均应退出。

3、零起升压时，必须在发电机未建立电压时将发电机与被加压的设备联接 好，升压回路保护完整，并可靠投入，然后再加励磁；缓缓加压时，应注意观察三相电压、电流是否平衡。

4、升压回路变压器中性点应接地，同时应考虑正常运行系统中性点接地数

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量保持不变。

5、进行零起升压系统与正常运行系统连接的开关一般应在冷备用状态，如 开关在热备用状态时应采取措施防止开关误合造成非同期并列。

6、升压线路有高抗时，高抗应同线路一起零升压（高抗保护应完整投入）， 使升压设备各点电压不超过允许值。

7、线路加压正常后，应先将发电机机端电压调至最低，然后再断开线路开 关。

11.2.11 避雷器的操作

1、 一般情况下，避雷器无单独的隔离刀闸，其状态随主变、线路、PT等。

2、 500千伏电网避雷器是该电网设备主要保护之一，其作用是防止操作和大气过电压对设备的破坏。一般情况下不许退出运行，如须退出，应经省公司领导批准。

11.2.12 地调借用省调设备旁代主变开关的操作

地调需借用省调管辖的旁路或旁母开关旁代主变开关时，必须办理申请并提供借用后的运行方式；操作时，省调调度员将旁路母线（或母线）、旁路或旁母开关操作至热备用状态，代线路保护解除后借给地调，然后由地调根据需要进行操作，直至旁路母线（或母线）、旁路或旁母开关恢复到原热备用状态，代主变保护解除后交还省调为止。交接时，双方应核对开关、旁路母线状态以及继电保护方式等内容。

第十二章 系统事故处理

第一节 系统事故处理一般原则

12.1.1 省调调度员是处理系统事故的指挥人，对事故处理的正确性和快速性负责。处理事故时应做到：

1、 尽快限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身和设备安全的威胁。

2、 用一切可能的办法，保持对用户的正常供电。

3、 尽快恢复系统的正常运行方式，尽早对已停电的用户恢复供电，优先恢复重要用户供电。

12.1.2 系统发生事故或异常情况,有关单位值班员应立即向省调调度员简要报告开关动作情况，并在事故或异常发生后5分钟内报告事故时间、开关跳闸状态、设备主保护及重合闸动作情况以及出力、潮流、频率、电压等变化情况。尽快查明有关情况后再汇报以下内容：事故现象、保护具体动作情况、其他安全自动装置动作

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情况、重合闸动作后的高压断路器的外观情况、开关跳闸次数、所辖范围内设备现场处理意见和应采取的措施。220KV及以上集控站和有人值班站的运行值班人员应掌握打印继电保护动作报告和故障录波报告的方法，当无法判断故障情况时应在事故或异常后1小时之内将故障录波和保护动作报告（含文字、图形报告及必要的图片或影像资料）传至省调。

对属于网调许可设备的故障，省调调度员应尽快将设备故障简要情况汇报网调调度员，待事故处理完毕后详细汇报事故及处理情况。

事故处理期间，发生事故单位的值长或值班长应留在中控室进行全面指挥，并与省调调度员保持联系，如确有必要离开时应指定适当的值班人员顶替。

非事故单位除向省调报告发现的异常情况外，不应在事故当时向省调调度员询问事故情况或占用调度电话，以免妨碍事故处理，而应密切监视频率、电压、潮流变化情况，防止事故的扩大。

12.1.3 事故处理期间，各单位值班人员均应服从省调调度员的指挥。凡涉及系统的操作，均应得到省调调度员的指令或许可后方可操作。但下列操作无须等待省调值班调度员的指令，处理告一段落后作详细汇报:

1、将直接对人身安全有威胁的设备停电。

2、将已损坏的设备隔离。

3、 系统低频低至49.6Hz，将备用机组或具备运行条件的已解列机组恢复同期并列。

4、双电源的线路开关跳闸后，开关两侧有电压时恢复同期并列。

5、 已知线路故障而开关拒动时，将开关断开，有分相操作机构的开关，只断开一相或二相时将其余相断开。

6、电压互感器保险熔丝熔断时将有关保护停用。

7、当确认母线电压消失时，将母线上的开关断开（除指定保留的开关外）。

8、发电厂厂用电部分或全部失去时恢复其厂用电源。

9、 在本规程或现场规程中明确规定，可不待省调调度员指令自行处理的操作。

12.1.4 省调值班调度员在电网特殊事故时（例如系统振荡或稳定破坏、发用电功率严重不平衡、设备严重过载、人身、设备受到严重危胁等紧急情况），可以根据电网故障情况及相关规定采取拍停机组或拉停主变切负荷等快速方式处理事故，以避免大面积停电或电网崩溃等严重后果。

12.1.5 事故处理过程中，不得进行交接班，直到事故处理告一段落后接班者能够工作时，才允许交接班；交接班时发生事故，且交接班手续尚未办理完毕时，仍由交班者负责处理，接班者协助进行处理，在告一段落或处理结束后，才允许

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交接班。

12.1.6 在事故处理过程中，各级调度、现场运行人员必须严格执行发令、复诵、记录、录音和汇报制度，必须使用统一的规范用语，指令应正确无误，汇报应简明扼要。

12.1.7 厂、站内发生设备故障跳闸，若查不到原因又需送电时，现场必须明确报告所辖调度能否对该设备进行试送电。

12.1.8 事故处理告一段落，有关人员应按以下原则作好有关汇报工作。

1、当发生以下事故时，省调调度员应及时将事故情况向省调领导报告：

（1） 50MW及以上的省调直调机组发生跳闸。

（2） 发电厂及500/220千伏变电站重大设备损坏或全停。

（3） 500千伏设备跳闸。

（4） 220千伏线路跳闸后强送不成功。

（5） 线路跳闸造成电网解列成两片及以上

（6） 影响跨省联络线送受电计划。

（7） 220千伏及以上变电站主变、母线跳闸。

（8） 现场人员伤、亡或现场人为责任事故。

2、当发生以下事故时，省调领导应尽快将事故情况向省公司领导汇报：

（1） 600MW机组跳闸。

（2）220千伏及以上电压等级变电站全站失压。

（3）500千伏线路永久性故障，联变跳闸。

（4）省调发生误调度、误操作。

3、应向上级调度汇报的情况以上级调度颁布的相关规定为准。

12.1.10 地区发生下列事故或异常情况时，当班地调调度员应及时报告省调调度员，包括事故原因、后果及事故处理简要情况：

1、 地调管辖、省调许可设备故障跳闸。

2、 地调及所辖县调调度员发生误调度、误操作事故。

3、 地区电网发生人员伤、亡事故。

5、因电网设备跳闸造成县级电网独立网运行

6、因台风、大雪、污闪等自然灾害造成的供电馈线跳闸频繁而对供电影响较大。

7、地区电网发生事故引起主系统频率越50±0.2HZ或地区减供负荷达10%。

第二节 系统频率异常的处理

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12.2.1 系统低频率的处理原则

1、 当系统频率降至49.80Hz以下时，各厂无需调度指令应自行增加出力使频率恢复至49.8Hz及以上或达到本厂最大可能出力为止（若增加出力可能使设备过负荷或超稳定极限运行时，则应根据允许的极限增加出力）；调相运行的发电机应不待调度指令改为发电运行；处于热备用状态的水电机组应主动报告调度并经同意后立即开启并入系统。以上处理情况，各发电厂值班人员应及时报告省调值班调度员，以便及时控制联络线的潮流不超过允许限额。在频率恢复后，各发电厂应按省调值班调度员的指令调整出力。

省调调度员应根据联络线ACE值偏差情况，采取恢复频率的措施，并及时向网调汇报和了解事故原因。

2、 当系统频率降至49.50Hz且有继续下降趋势时，省调应根据联络线ACE值偏差情况，通知各地调按地区紧急事故限电序位限制负荷，地调应按省调下达的限电指令、限电量在规定的时间内执行完毕，努力使频率恢复至49.80Hz。

当系统频率低于49.80Hz连续15分钟以上而系统没有备用容量时，省调可以使用系统紧急事故限电序位表拉荷限电，努力使频率恢复至49.80Hz。

3、 当系统频率降至49.00Hz及以下时，省调、地调调度员应立即按地区紧急事故限电序位表限制负荷，努力使频率恢复至49.80Hz。

4、 当系统频率降至48Hz及以下时，各级调度及发电厂、变电站值班人员应不等调度指令立即按系统紧急事故限电序位表拉荷，甚至各级调度员下令限制整个次要变电站负荷，努力使系统频率在15分钟内回升到49.00Hz以上。 当系统频率紧急调整结束后，省调调度员应按具体情况作如下调整：

（1） 继续启动备用机组。

（2） 如系统已解列，应尽速恢复并列，并重新分配各厂出力。

（3） 恢复限制的负荷或重新分配限制负荷。

5、 当与华东电网解列、省网独立网运行时的低频事故处理可参照以上处理原则。

12.2.2 系统高频率的处理原则

1、 当系统频率≥50.2Hz，各电厂应立即主动将出力降低直至机组允许最低出力；省调调度员应根据联络线ACE值，通知有关电厂降低出力和修改发电曲线，使ACE偏差值趋于零或为负，努力使系统频率在30分钟内恢复正常。

2、 当系统频率＞50.5Hz时，装有高频切机的发电厂机组应立即停止该机的运行。

3、 当系统频率＞51.0Hz时，在各电厂出力已降至最低的基础上，省调调度员应立即发布停机、停炉指令，努力使系统频率在15分钟内恢复正常。

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12.2.3 为保证系统频率质量和稳定，对水电厂的要求：

1、 高频切机、低频自启动装置，正常应投入。

2、 在接到调度员开机指令后，正常情况下非贯流式机组10分钟内应并网运行，贯流式机组15分钟内并网运行；事故情况下非贯流式机组5分钟内应并网运行，贯流式机组10分钟内并网运行。

12.2.4 当系统事故被解列成几个独立片时，如果独立片与省调通信中断，则该独立系统的频率恢复工作由各地调调度员按上述原则处理。

第三节 系统电压异常的处理

12.3.1 电压监视、考核点电压偏差超出规定的电压曲线±5％，且延续时间超过2小时；或偏差超过±10％，且延续时间超过1小时，为电网事故。

12.3.2 当母线电压高于电压曲线允许偏差的上限时，厂、站值班人员应立即自行降低发电机、调相机的无功出力直至安排具备进相条件的机组进相运行，并退出电容器。当电压不见下降或继续升高时，应报告省调或地调调度员。调度员应调整系统无功出力，退出有关地区的变电站补偿电容器、投入电抗器，改变变压器有载调压分接头、甚至改变系统运行方式，在1个小时之内将电压调至允许偏差范围内。

12.3.3 采取发电机－变压器组送电的500千伏线路，由于线路末端开关跳闸而使线路末端电压超过550千伏时，值班人员应立即降低发电机励磁电流（同时降低发电机转速），然后断开线路开关。

12.3.4 500千伏线路处于单侧充电状态时，如线路末端电压超过550千伏，应设法降低至正常范围内，如不能降至正常范围内，应断开线路开关。

12.3.5 当母线电压低于电压曲线允许偏差的下限时，厂、站值班人员应立即自行加大发电机、调相机的无功出力，投入电容器。当电压不见回升或继续下降时，应报告省调或地调调度员，调度员应调整系统无功出力，投入有关地区的变电站补偿电容器，退出电抗器，改变变压器有载调压分接头，启动备用机组，甚至改变系统的运行方式，在1个小时内将电压调至运行偏差范围内。

12.3.6 当220千伏变电站220千伏母线电压低于214千伏时，应充分利用发电机、调相机的允许过负荷能力和系统无功备用容量等办法，增加无功出力尽快使电压回升，当已达到设备的最大限额时，应立即汇报有关值班调度员，采取调整措施。各地调应避免通过调整220千伏及以下分接头来提高地区电网电压；若220千伏电压水平进一步恶化并低于205千伏时，各地调应采取限荷措施；若220千伏电压低于198千伏（额定电压值的90％）时，为防止电压崩溃，省调调度

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员应下令限制负荷或按地区电网事故紧急限电序位限制负荷。限电原则是：在电压最低地区先执行；

12.3.7 系统电压降低到严重威胁发电厂厂用电安全时，现场值班人员可自行按现场规程规定的方法和步骤，将厂用电与系统解列汇报相关调度。

12.3.8 各发电厂应将发电机的最大允许无功功率、发电机进相运行能力、过负荷能力的有关报告及材料及时报省调核定，其中低励限值需经省调计算核定后通过定值单下达。

第四节 线路事故处理

12.4.1 500千伏、220千伏线路开关跳闸后，重合闸未投或重合不成功，省调调度员可强送电一次。对强送不成的线路，经查找无法确认故障点，有条件时应对线路进行零起升压以判明线路是否有故障。若无零起升压的条件，系统需要该线路运行时，可经省调领导批准选择适当的开关再强送一次。若500千伏线路装设有高抗，线路故障跳闸至强送的间隔应为15分钟或以上。

12.4.2 当500千伏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。在未查明高抗保护动作原因和消除故障之前，不得进行强送电。

12.4.3 线路有电缆或按规定不能投重合闸的线路发生跳闸后，应待查明原因后才能强送；若无法查明原因而电网又急需送电时，经省调领导同意后调度员可进行强送一次。

12.4.4 有带电作业的线路故障跳闸后，强送电规定：

1、 未向调度提出要求故障跳闸后不能强送的，按12.4.1规定可以进行强送。

2、 带电作业要求线路重合闸退出或故障跳闸后不能强送电的线路跳闸后，现场工作人员应尽快联系调度，说明能否进行强送电。

12.4.5 对于因污闪或其他间歇性故障引起跳闸的线路，当强送电次数达到500千伏3次和220千伏5次，若线路再跳闸，则不宜再强送，待天明雾消或台风平息后再行强送电，以防止开关无谓的跳合闸造成开关损坏或无谓的增加跳闸次数。

12.4.6 线路发生跳闸后，现场运行人员应立即向省调调度员作线路开关跳闸等情况的扼要汇报。经检查后，再详细汇报如下内容：

1、 事故跳闸时保护装置（包括高抗保护）及安全自动装置动作情况。

2、 开关动作情况及外部有无明显缺陷。

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3、 对故障跳闸线路的有关设备（包括高抗）进行检查的情况。

4、 其它线路状态及潮流情况。

5、 故障录波器、故障测距情况。

12.4.7 调度员在下令线路强送之前应考虑：

1、 系统是否解列，若解列了，应待各网稳定运行后，先以大网一侧的开关强送电。

2、 合理选择强送电端，尽可能安排从有人值班厂站侧且选择离电源远、阻抗大的一侧强送，避免在振荡中心和附近进行强送，应降低有关联络线的潮流使系统稳定不致遭到破坏。如果有关联络线潮流难以调低，可根据预先计算确定的强送端强送电。500千伏线路强送电应可能选择过电压倍数低的一侧进行，且下令强送前应调整好送端电压，防止强送电后电压超过规定值。

3、 选择强送的开关跳闸次数未达到允许开断次数（N）（油开关跳闸次数未超过N－2次），开关设备应完好，保护应完备。开关允许切除故障的次数现场应在规程中作出明确的规定，做好开关实际切除故障的次数的记录，并以表格形式张榜挂于墙上明显的位置，调度员下令强送时若开关跳闸次数已达到允许开断次数，相关厂站及时向调度员汇报。

4、 强送端变压器中性点必须接地，如确需对终端变压器和220千伏线路一起强送电，终端变压器中性点必须接地。

5、 强送电前，一般应接到线路两侧厂站关于线路保护动作情况及设备外部检查情均正常的汇报。对于需要紧急送电的线路，若线路开关为SF6开关时，强送前可不待开关外部检查结果。220KV无人值班变电站的线路SF6开关跳闸后，若系统需要紧急送电，只要相关集控站从监控后台系统系统确认线路两侧均有一套及以上高频保护动作且高频保护没有出现异常信号，调度员即可下令对跳闸线路强送电（无人值班变电站线路两套保护具体动作报文信号应保证能独立且完整地送到集控站）。

6、 若线路跳闸时，线路仅有后备保护动作而高频保护没有动作，则在高频拒动原因没有查清楚前不允许强送；若线路开关跳闸同时开关失灵（远跳）保护动作，要求现场检查确认失灵的开关或故障点并隔离后才能强送。 12.4.8 线路强送成功后，另一侧开关转合环（或并列）运行。

12.4.9 线路故障跳闸后不论送电成功与否，调度员均应发布巡线指令，发布巡线指令时应说明：线路状态，继电保护动作和故障测距情况。接令部门在接到巡线指令后3日内应将巡线结果汇报相关调度。

第五节 母线事故处理

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12.5.1 母线故障失压时现场人员应根据继电保护动作情况，开关跳闸情况，现场发现故障的声、光等信号判断是否母线故障，并将情况立即报告调度员。 母线故障后，现场人员应对停电母线和故障母线上母差范围内的各元件设备进行外观检查，查明情况立即报告调度员。

12.5.2 母线事故处理原则：

1、 双母线其中一组母线故障停电后，应尽快将已确认无故障的元件改接至运行母线并恢复元件的并列、合环或送电。

2、 找到故障点后尽快隔离，对停电母线恢复送电。

3、 对GIS母线及发电厂母线经检查找不到故障点时，应尽量利用电源对母线进行零起升压，无升压条件时再考虑对母线进行试送电。

4、母线试送电原则：首先确保本站母差保护正常并投入，尽可能用外来电源进行试送电，试送电开关应有0秒跳闸功能；当使用本厂（站）电源试送电时，应首先使用带0秒充电保护的母联或旁母开关；若线路跳闸同时母线失灵保护动作，不得用本线路开关对母线试送电。

5、无人值班站母线跳闸后必须到现场查找，必须到现场查找确认并消除故障点后再送电

12.5.3 母线电压消失是指母线本身无故障而失去电源，一般是由于系统故障，或相邻元件故障该跳闸的元件开关拒动，引起越级跳闸所致。母线电压消失判别的依据是同时出现下列现象：

1、 该母线电压表指示消失。

2、 该母线各元件负荷、电流指示为零。

3、 该母线供电的厂（站）用电消失。

12.5.4 多电源变电站母线电压消失，在确定非本母线故障时，为防止各电源突然来电引起非同期并列，现场人员应按下述办法自行处理后汇报调度：

1、拉开查明是拒动的开关。

2、单母线仅保留一路电源开关，拉开所有其他开关。

3、双母线应先拉开母联开关，每一组母线保留一路电源开关，拉开所有其它开关。

12.5.5 单回线路供电的变电站母线电压消失，在确定非本母线故障时，除断开主变开关外，母线上其它开关可不断开，立即报告调度员，等待来电。

12.5.6 发电厂母线电压消失后，应立即将可能来电的开关全部拉开，并设法恢复厂用电，利用机组对母线零起升压，正常后待线路有电压，即恢复与系统同期并列。也可利用外来电源对停电母线进行试送电。

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第六节 变压器事故的处理

12.6.1 变压器开关跳闸时，根据变压器的保护动作情况作如下处理：

1、 变压器主保护（包括重瓦斯、差动保护）同时动作跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不得进行强送电。

2、 变压器的重瓦斯或差动保护之一动作跳闸，在检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体、油分析和故障录波器动作情况，证明变压器内部无明显故障后，在系统需要时经变压器所属单位领导批准可以试送一次；对500千伏联变进行试送电需经省公司领导批准。有条件时，应尽量进行零起升压。

3、 变压器过流保护等后备保护动作跳闸，在找到故障并有效隔离后，可试送一次。

12.6.2 变压器轻瓦斯保护发出信号应进行检查，并适当降低变压器负荷。 12.6.3 变压器过负荷及其他异常情况时，现场按规程规定进行处理，并汇报调度。变压器的事故过负荷倍数及时间应严格按变压器运行规程规定控制。

12.6.4 无人值班站的变压器跳闸后必须到现场查找确认并消除故障点后才能送电

12.6.5 高、低抗处理可参照变压器的处理原则。

第七节 开关异常处理

12.7.1 开关异常指由于开关本体机构或其控制回路缺陷而造成的开关不能按调度或继电保护及安全自动装置指令正常分合闸的情况，主要考虑开关远方操作失灵、闭锁分合闸、非全相运行等情况。开关因本体或操作机构出现异常但未出现跳闸闭锁时，现场应尽快联系检修人员来处理；对于一个半开关接线方式，不影响系统运行方式时可先断开此开关。

12.7.2 开关远方操作失灵时现场应及时联系检修人员处理，并按现场规程作好安全及预防措施。

12.7.3 开关因本体或操作机构异常出现“跳闸闭锁”信号，应断开开关的跳闸电源，并按现场规程进行处理。仍无法消除故障，则应设法尽快隔离故障开关。 12.7.4 开关非全相异常运行处理原则：

1、 500／220千伏开关不得非全相运行。当发现两相运行时，现场值班人员应迅速恢复全相运行，如无法恢复，应立即断开该开关；当发现一相运行时，现场值班人员应立即断开运行相开关。事后迅速汇报省调调度员。

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2、 发电机－变压器组开关发生一相或两相跳闸时，现场值班人员应立即断开该开关，如无法断开，立即降低机组负荷，确保机组的负序电流、振动、发热不超过标准，并应迅速隔离非全相开关。事后汇报值班调度员。

3、 地调管辖220千伏主变发生非全相运行无法恢复时，应首先尽量转移主变负荷，消除另一台主变的过载；有条件的应先考虑旁代故障开关进行隔离，否则应停主变进行隔离。此间不得进行中性点倒换操作，事故处理完毕应保证中性点接地个数符合要求并汇报省调调度员。

4、 厂、站220千伏双母线的母联开关发生非全相运行，应立即合上断开相开关，若无法合上时则应断开其它相开关；在非全相运行期间，应尽快采取措施降低母联潮流。

第八节 发电机事故的处理

12.8.1 发电机事故处理应按《发电机事故处理规程》和现场运行规程进行处理，并将故障原因和处理意见及时向省调值班调度员汇报。发电机跳闸后在未查清原因并消缺之前不得并网。

12.8.2 发电机进相或高功率因数运行时，由于受到干扰而引起发电机失步，应立即减少发电机有功出力，增强励磁，以使发电机重新拖入同步，否则将发电机解列，重新并入电网。

12.8.3 发电机失去励磁时的处理:

1、凡装设失磁保护的机组，失磁后若失磁保护未动作，现场人员应立即手动将失磁的发电机组与系统解列。

2、当机组失去励磁不会导致系统失去稳定，在系统电压允许的情况下，机组可短时运行，此时必须迅速降低有功出力，同时设法恢复励磁。允许无励磁运行时间及允许的有功出力应在现场运行规程中规定。若在规定的短时运行时间内不能恢复励磁，发电厂运行值班人员应将失磁的机组解列。

12.8.4 发电机组过负荷的处理：

1、当发电机严重过负荷时，现场值班人员应立即调整机组的有功、无功出力，并将原因和处理意见及时向省调值班调度员汇报。

2、当个别地区电压降低，使发电机严重过负荷时，有关发电厂应与相关调度值班调度员联系，采取适当措施(包括降低有功，增加无功及限制部分负荷)来消除发电机的过负荷。

第九节 系统设备及稳定限额越限处理

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12.9.1 正常运行中发电厂、变电站的值班人员，应按规定的允许限额监视系统联络设备的负荷，当达到最大允许值时，应报告省调值班调度员，省调值班调度员应按事先规定调整出力或负荷，或采取其它措施进行处理，使其不超过最大允许值。设有联络设备跳闸联切或远切负荷装置者应进行现场检查，确保其正常运行。

12.9.2 处理系统联络设备过负荷及超稳定限额的一般原则：

1.增加受端系统发电厂的出力，直至限制或切除部分负荷，并提高电压，必要时发电机可按事故过负荷方式运行。

2.降低送端系统发电厂的出力，直至切除部分发电机，并提高电压，其中若有频率调整厂应停止其频率调节任务。

3.调整系统运行方式，降低过负荷设备中的潮流。

4.当联络设备的负荷已达到热稳定或按稳定计算要求或继电保护整定值要求的最大允许限额时，省调值班调度员应采取一切必要的手段努力在10分钟内消除其过负荷。

5.系统联络变压器过负荷时处理措施应参考其过负荷的允许范围及允许持续时间。

第十节 独立网事故处理

12.10.1 福建电网与华东电网解列列造成省网独立网运行，福建省调应积极配合网调进行事故处理，尽快恢复联网运行，同时作好如下事项：

1、将EMS主站的AGC调节模式改为调频模式并告知有关电厂省网独立网运行期间注意事项。

2、控制全网机组单机出力在合理范围之内，防止机组跳闸后引起低周减载装置动作。

按照相关规定作好继电保护装置、安全自动装置、调速系统等二次设备的运行方式或定值调整。

12.10.2 若因电网事故造成主网系统解列时，有关单位应在省调的协调指挥下采取一切必要措施尽量保证解列后各部分系统的稳定运行，各有关地调、发电厂、变电站应加强与省调的沟通联系工作，密切监视系统运行信息，及时汇报异常情况；省调调度员应注意监视调度自动化系统提供的相关地区频率、AGC控制策略等重要信息，发现异常时应及时安排退出AGC，并采取下列办法尽快实现解列系统的同期并列：

1、降低频率较高的系统内发电厂出力直至解列发电机组甚至解列整个发电

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厂以降低其频率，但不得低于49.50赫兹。

2、启动备用机组，无备用机组时短时切除部分负荷或将负荷切换至频率较高系统供电以提高频率较低系统的频率。

3、在系统事故情况下，经过长距离输电线路的两个系统，允许在电压差20%、频率差0.5赫兹范围内进行同期并列。

12.10.3当系统某些联络线或联络变压器故障跳闸造成某地区独立网事故时，应按如下原则进行处理：

1、若事故不涉及省调管辖或许可范围设备的，由有关地调节负责处理，必要时可提请省调协调。对可能发生的涉及多个地调（但不涉及省调管辖或许可范围设备）的地区独立网事故，有关地调做好事故处理预案，明确负责独立网调度运行指挥的地调。

2、若事故涉及省调管辖或许可范围设备时，由省调指定一个相关的地调为独立网运行的临时调度指挥机构，将独立网内所有调度机构及电网设备的调度权交由其负责调度，有关单位应予积极配合。省调将独立网范围、独立网开始时间、运行要点等注意事项通知有关单位。担任临时调度指挥的地调应做好如下工作：

（1）全面负责组织、指挥、指导、协调独立网的正常运行。

（2）负责独立网内的调频、调压任务，控制独立小网的频率在规定的范围之内，电压在额定电压的±10%之内，不应出现调整不当引起高频切机、低频减负荷的情况，必要时应退出独立网内电厂的高频切机功能，待与主网恢复并列运行后重新投入。

（3）经省调同意后，将具备并网条件的110KV系统独立网恢复与省网的同期并列；220KV系统独立网一般情况下由省调负责组织与省网的同期并列操作，当临时调度指挥机构的条件具备的情况下，省调也可将此操作委托其进行。

第十一节 系统发生振荡时的事故处理

12.11.1. 系统发生振荡的主要原因：

1、 系统发生故障，特别是连续多重故障，造成系统稳定破坏。

2、 系统不正常的操作（如非同期并列，强送故障线路等）。

3、 故障时开关和继电保护不正确动作或自动调节装置失灵。

4、 长距离传输功率突增超极限（如送端发生功率过剩，受端失去电源或双回路失去一回路等）。

5、 大机组失磁，再同步失效。

12.11.2. 系统发生振荡的一般现象：

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1、 发电机、变压器和联络线的电流表、功率表以及发电机、母线电压表周期性地摆动，每周期约0.15－3秒，发电机和变压器发出有节奏的蜂鸣声。

2、 振荡中心的电压摆动最大，并周期性地变化，最低值接近零值，白炽灯一明一暗。

3、 失去同期的两个（及以上）电厂或电网间联络线功率往复摆动，送端频率升高，受端频率下降，一般相差在1Hz或以上（振荡周期T＝1/△f）。 12.11.3. 系统发生振荡时的处理

1、 系统稳定没有破坏时，利用人工方法再同步处理：

（1） 各发电机和调相机应充分利用机组励磁系统的过载能力提高无功出力；同时调整系统无功补偿容量，尽可能使电压提高至允许的最大值。

（2） 频率升高的发电厂立即自行降低出力，使频率下降直到振荡消失或频率降到49.8Hz为止。

（3） 频率下降的发电厂应自行增加出力，直到振荡消失。频率下降的地区，省调调度员应果断地按系统事故紧急限电序位拉闸限电，使频率提高，直至49.80Hz，并使振荡消失。

2、 在下列情况下应选择适当的解列点将系统解列：

（1） 振荡剧烈且振荡电流超过设备允许范围，可能使重要设备损坏。

（2） 主要变电站电压波动低于额定值的75％，可能引起大量甩负荷。

（3） 采取人工再同步，在3－4分钟之内未能恢复同步运行。

解列点选择原则：

（1） 解列后的各电网内发电机组应能保持同步运行。

（2） 各电网内应尽可能保持功率的平衡。

3、 系统发生振荡时，任何发电机、调相机都不得自行手动解列；当频率或电压下降到严重威胁厂用电安全时，可按现场事故处理规程执行保厂用电的措施；在此之前应主动与调度联系。

4、 若由于发电机失磁，机组与系统失去同步运行产生振荡时，现场人员应立即判明情况将失磁机组与系统解列。

第十二节 通信中断情况下的调度工作及事故处理

12.12.1 厂、站及地调与省调失去通信联系时，各单位应主动采取措施，用一切可能的方法尽快与省调取得联系，凡能与省调取得联系的厂、站及各级调度有责任转达省调的调度指令或联系事项，失去联系的单位，应尽可能保持接线方式不变，并密切监视频率和电压及潮流，事故时按本规程有关规定处理。

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12.12.2 当系统发生事故而通信中断时，各厂、站及地调值班人员应主动加强相互间的联系，主动按系统各种事故处理原则进行本厂站、本地区电网的事故处理。一般由地调负责联系各厂站，并和相邻地调协商，当涉及两面三刀个解列电网的事故处理时，应与对侧联系，按线路跳闸事故原则进行试送电和并列。

12.12.3 省调调度员发现通信中断后，应暂缓对停电设备的试送电，直至恢复通信联系后才能进行送电操作。同时，省调调度员应立即通知省调通信调度员通信中断情况。省调通信调度员负责全程协调、跟踪监督通信系统故障处理，必要时可在请示省调领导后启动相关应急预案，相关单位及部门应给予积极配合。故障处理完毕，省调通信调度员应及时通知省调调度员。

12.12.4 在调度员下达操作指令后，受令方未重复指令或虽已重复指令但未经值班调度员同意执行操作前失去通信联系，则该操作指令不得执行；值班调度员已经同意执行的操作，可以将该操作指令全部执行完毕。值班调度员在发布了操作指令后而未接到完成操作指令的报告前，与受令单位失去通信联系，则仍然认为该操作指令正在执行中。

12.12.5 通信中断时，通信运行值班人员应按相关通信规程规定，尽快进行故障 抢修，并优先恢复与电力调度业务直接相关的重要通信通道。各级通信运行维护部门应坚持下级服从上级、局部服从整体、支线服从干线进行故障抢修处理。

第十三节 自动化系统异常时调度工作及事故处理

12.13.1 调度自动化系统异常并影响到省调值班调度员对频率、电压及联络线功率调整时，省调值班调度员应采取以下措施：

1、立即停用AGC、AVC控制系统，通知相关厂站对频率、电压及联络线功率进行人工调整。

2、与网调联系，明确系统联络线的调节值，并按规定联系免考核事宜。 12.13.2 调度自动化系统异常并影响到省调值班调度员正常系统操作或事故处理时，省调值班调度员应采取以下措施：

1、暂缓正常的系统操作。

2、对于改善系统运行方式的重要操作及事故处理应及时进行，但此时应与现场仔细核对运行方式。

12.13.3 因调度自动化系统异常影响到省调值班调度员对数据统计及管理时，省调值班调度员应及时与自动化值班人员联系，自动化值班人员应及时通知有关人员处理，短时无法恢复时应采用人工方法统计生产数据，保证调度工作的正常

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进行。

第十三章 调度自动化管理

第一节 基本原则

13.1.1 电网调度自动化系统是电力系统的重要组成部分，是为确保电力系统安全、优质、经济运行提供准确信息和控制的基础设施，是电力市场运营和提高电力系统运行现代化水平的重要技术手段。

13.1.2电网调度自动化专业工作的主要职责是确保调度自动化系统正常运行，及时有效提供电网生产、市场运营与调度管理信息，对电网运行实时监控，为电网安全、稳定、经济运行提供技术支持和信息支持。

13.1.3福建电网调度自动化管理工作实行统一领导、统一规划、分级管理、分工负责的原则。调度自动化系统运行管理机构分国调、网调、省调、地调、县调五级进行管理。超高压局和发电厂自动化系统运行管理机构为负责调度自动化专业的部门。

13.1.4 各级调度机构应设置相应的自动化管理部门。超高压局、发电厂和供电公司应设立自动化运行管理部门或配备具备专业技能的自动化专业人员。调度自动化管理部门对调度管辖的发电厂、下级调度自动化管理部门实行专业归口管理。

13.1.5 各级调度机构自动化管理部门和自动化专业人员应严格执行部颁《电网调度自动化系统运行管理规程》等国调、网调、省调制定的有关规程和规定，并根据具体情况制定实施细则，对所辖范围内调度自动化系统运行进行维护和管理。

13.1.6电网调度自动化系统由电网监控、电量采集、动态监测、市场运营、调度生产管理等主站系统、子站设备和数据传输通道等构成。

第二节

13.2.1 运行管理机构和职责划分 职责分工

1、省调自动化处为福建电网调度自动化的运行主管部门，并受网调自动化处的领导，负责全省调度自动化系统运行管理、专业管理，并直接维护省调的关的调度自动化系统。

2、各地调自动化管理部门为本地区调度自动化的运行主管部门，负责本地区调度自动化系统运行管理、专业管理，并直接维护地调的关的调度自动化系统。

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3、各县调自动化管理部门为本县调度自动化的运行主管部门，负责本县调度自动化系统运行管理、专业管理，并直接维护县调的关的调度自动化系统。

4、各发电厂自动化管理部门负责厂内调度自动化系统的运行维护和管理。

5、超高压局、各电业局应指定机构负责与调度自动化系统相关的变电站端（变电站内RTU及综自系统等）自动化系统的运行维护和管理，保证厂站端系统满足各级调度自动化系统的各项技术要求。

6、各单位自动化管理部门负责本单位二次系统安全防护工作，保证二次系统安全防护符合《电力二次系统安全防护规定》的要求。

13.2.2 各单位调度自动化系统运行维护管理的职责

1、执行上级颁发的各项规程、规定和工作要求。

2、结合本省电网实际，编制电网调度自动化系统的运行规程、检验规程、技术标准和管理规定等。

3、负责所辖范围内调度自动化设备的运行、维护和定期检验等工作。

4、根据上级调度部门要求，提供准确的调度自动化信息和实现控制功能。

5、负责运行统计分析并按期上报。

6、根据上级调度部门要求，编制所辖范围内所度调度自动化系统建设、改造项目计划并组织实施。

7、编制各类调度自动化设备的现场运行规程及使用说明，并对有关人员进行培训。

8、负责或参加新安装的调度自动化系统或相关厂站端设备的监督、检查和验收。

9、按统一调度、分级管理原则对所辖调度自动化系统及设备运行指标实施逐级考核。

第三节 调度自动化运行管理

13.3.1 新建工程的自动化系统和改造后的自动化系统必须按照有关技术标准，通过由相应调度部门组织或参与的验收，验收合格后方可投入运行。

13.3.2 新建工程的自动化系统和改造后的自动化系统设备应在统一的调度生产管理平台(DMIS)上建立设备档案,建立的设备信息应准确可靠。

13.3.3 投入运行的调度自动化设备由电网运行或自动化运行值班人员统一管理，并参照二次系统的有关规定，负责管辖范围内的自动化系统或设备的巡视检查、故障处理或协查、运行日志记录、信息定期核对，许可执行已批准的检修、停役操作、通知相关调度和用户、检查安全措施和许可停复役工作。

13.3.4 自动化系统或设备的检修、检验等工作必须按照检修管理规定进行申

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请，并经现场值班和上级调度端自动化值班人员许可后进行，未经自动化运行值班人员同意，不得无故停用。

13.3.5 厂(站)一次设备退出运行或处于备用、检修状态时，有关远动装置、测控单元、变送器等装置运行时，应按停复役规定办理申请和批准。

13.3.6 在有可能影响自动化设备运行的一、二次回路上工作和操作时，应当采取相应措施，防止错误信息影响调度自动化系统，并通知相应调度的自动化运行值班人员。在工作完结时，现场运行人员应当对信息进行正确性校核。

13.3.7 自动化运行值班以及维护人员开始在调度自动化系统上工作或发现调度自动化系统功能和信息异常时，应该立即通知有关电网调度和运行人员，提醒电网调度和运行值班人员采取相应措施，防止错误信息导致电网调度和控制出现差错。

13.3.8 在一、二次系统发生与调度自动化系统有关的变更时，应将有关变更内容及时通知调度自动化运行管理部门，调度自动化运行管理部门应根据变更内容及时修改数据库、画面、报表、模拟屏接线等，确保调度自动化系统反映的电网情况为当前实际状态。

13.3.9 在调度自动化系统及相关系统发生变更，如系统改造、新设备接入和参数变更时，相应的管理部门应该在实施前把方案报上级调度自动化管理部门审查，同时上报接入和变更申请， 经批准后方可实施接入。

13.3.10 通信部门及调度自动化部门的专业人员应熟悉通信及自动化的专业分工界面，各自备有相应界面设备的资料，并定期检查两侧接线的完好性。

13.3.11 各级调度、厂(站)自动化运行专业应保证量测数据的有效性、遥测和遥信的实时性、电量原始数据的正确性。直采直送的信息实施直接管理和核对，逐级传送的信息实施逐级管理和核对。

13.3.12 为满足电网调度自动化各子系统对应用数据一致性、实时性、可靠性的要求，调度部门根据需要制订相应的数据管理办法。数据管理办法应对应用数据的正确性、实时性、可靠性提出具体要求，明确数据来源、传输途径、质量要求、后备次序、应用条件等。规定用于电网运行考核、电网参数计算、历史数据统计等主用数据、后备替补数据、计算或抄录数据的合法性和操作依据。

13.3.13 用于电量计费的电能表内记录数据和主站数据库内电量数据都是法定的计量原始数据，不允许任何人改变原始数据。

13.3.14 运行中的调度自动化设备必须具备制造厂家提供的技术资料、安装调试中校正的设计资料、调试和竣工报告，并应有符合实际情况的现场安装接线图、原理图、外部回路接线图、信息表、通道组织图和测试记录。

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13.3.15 运行中的调度自动化设备必须做好软件和数据备份，备份必须设专柜存储，由专人管理，并进行定期检查的恢复试验。

13.3.16 调度自动化系统的运行管理应满足二次系统安全防护的要求，预防和控制计算机病毒的产生、感染、传播和扩散，保证各应用系统的正常运行，如发现受到入各单位须建立计算机病毒防治管理规定。

13.3.17 各调度自动化系统必须制订各类应急处理预案，保证在系统发生突发事件时能得到有效处理。

13.3.18 并网各有关单位应根据调度自动化系统的配置情况，配备必须的自动化运行人员，投入运行的设备均应有明确的运行管理、维护专责人员，建立完善的岗位责任制，自动化专职人员名单应报上级调度部门。

13.3.19 运行值班人员必须经过专业培训及考试，考试合格后方可上岗。新系统设备投入运行前，必须对运行值班人员和专责维护人员进行该系统或设备的技术培训和技术考核。

13.3.20 各级调度部门自动化专业应制订符合本系统的调度自动化系统运行管理制度，包括：运行值班和交接班制度、机房管理制度、设备和功能停复役制度、设备安全检查制度、系统故障查处流程和消除缺陷管理制度、新设备移交运行的技术交底制度、电网调度自动化系统年度运行统计考核范围和信息考核内容等。 13.3.21 各级调度自动化管理机构应按照《福建省电网调度自动化系统运行管理规程》的规定，做好自动化设备的日常维护、定期检验、报表管理及运行统计和分析等工作，保证调度自动化系统可靠稳定运行,提高管理水平。

第四节 调度自动化设备检验和缺陷管理

13.4.1 按属地化管理进行自动化设备的维护、检验、检修、缺陷处理、技术改造和备品备件管理等，设备维护单位应按照《电网调度自动化系统运行管理规程》的要求，负责设备的检查、缺陷管理、事故处理、运行分析和统计等工作。 13.4.2 设备检验管理

1、 运行中和新安装的调度自动化设备应按照相应检验规程或技术规定进行检验工作，设备的检验分为新安装设备的验收检验，运行中设备的定期检验和运行中设备的补充检验。

2、 涉及上一级自动化系统运行设备的检验计划应在月前上报上级自动化管理部门，并按批复的时间进行。

3、 与一次设备相关的调度自动化设备的检验应尽可能结合一次设备的检修进行。用于考核、结算的测量设备及电量计费装置、计量回路应由指定的计量监督部门进行定周期的现场校验。

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4、 调度自动化设备检验应由设备的专职负责人进行。检验前应作充分准备，如图纸资料、备品备件、测试仪器、测试记录、检修工具等均应齐备，明确检验的内容和要求，在批准的时间内保质保量地完成检验工作。

5、 在进行运行中设备的检验工作时，必须遵守DL408—91《电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)》和专用检验规程的有关规定，确保人身、设备的安全以及设备的检验质量。

6、 设备经检验合格并确认内部和外部接线均已恢复后方可投运，通知有关人员并及时整理记录，写出检验技术报告，上报相关的电网调度自动化运行管理部门备案。

13.4.3 设备缺陷管理

调度自动化设备缺陷分成二个等级，即紧急缺陷和重要缺陷。紧急缺陷是指引起自动化信息中断的全部缺陷和影响调度生产局部错误信息的缺陷。重要缺陷是指冗余设备的单一故障和主备通道的单一中断等暂时不影响自动化信息的缺陷。

1、 缺陷处理的响应时间要求

（1）紧急缺陷：运行值班人员必须先消除对人身和设备的威胁；检修人员必须立即赶赴现场进行处理。

（2）重要缺陷：检修人员必须在8小时之内赶赴现场进行处理。

2、 各级调度自动化运行专业均应建立缺陷档案，详细记录缺陷的现象、发生的原因、处理的过程和结果。对于一时无法消除的缺陷要加强监视，并根据具体情况缩短巡视和测试周期。

3、 各级调度自动化设备缺陷应按专业归口管理的原则，及时向省调自动化运行主管部门报告。

第五节 调度自动化信息管理

13.5.1调度自动化信息的正确性是自动化系统的基础，自动化信息管理按照数据源及传输关系进行管理。自动化系统的运行、维护人员对各自管辖范围内的数据采集和处理和对外提供数据的正确性负责。

13.5.2自动化系统中包含电网运行的实时信息、非实时信息、历史数据、计划以及参数等，均为电网运行的关键信息，统一纳入自动化信息管理。任何人不得修改自动化的原始数据。

13.5.3 调度自动化信息应定期进行检查校验，校验的时间周期按照有关规定进行，信息校核直采直送的信息实施直接核对，逐级传送送的信息实施逐级核对。

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13.5.4 参数管理等同于设备异动管理，按照设备异动管理规定执行。

13.5.5 在系统各类检修中，如果会造成数据不正确的，应报检修申请或在检修申请中作为工作项注明。

13.5.6 计量关口电能量计量数据的精度由电能表决定由管理计量部门管理，计量系统只为数据传递的正确性负责。计量系统内记录数据和主站数据库内电量数据是法定的计量原始数据，任何人不得改变。

第十四章 系统通信调度管理

第一节 基本原则

14.1.1 福建电力通信网遵循“统一调度、分级管理；统一规划、分步实施；统一建设，同步配套；统一调配、高效应用”和“属地运检维护、全程联合作业；统一操作标准、全网专业管理”的原则，坚持下级服从上级、局部服从整体、支线服从干线的原则。

第二节 职责分工

14.2.1 省、地、县调度部门以及并网各有关单位都应建立相应的通信管理机构，对管辖职责范围内的通信管理工作实行统一调度、分级管理。省调负责全省电力通信系统全过程专业管理；地区网、县网通信系统的运行管理由地调负责；跨省联网通信系统和电路的运行管理按上级要求执行，并由省调负责向上级通信管理机构报批。

14.2.2 省电力通信系统分为四级电路，即：跨省联网（福建省与国网、华东电网及其他网、省之间联网的通信系统）、省网、地区网、县网。省电力公司直接管辖的通信网或与省电力公司生产业务关联互连、与省调直调业务有关的通信电路为省网电路。跨省联网、地区网、县网按照管辖范围比照定义。

14.2.3 省调负责协调各专业用户对电力通信网的业务需求和专业界面技术要求。对于省网通信网路的物理（包括功率、时隙配置、接线、端口、接口类型、速率、传输媒介等）、逻辑变更（包括路由、时隙等）、业务内容变化、设备投退停复役和检修、消缺等实行审批制度，只有在取得省调批准后方可进行操作，且未经省调书面批准也不得擅自将互联通设备用于其他与电力生产无关的业务。 14.2.4 福建电力通信网范围内的无线电频率管理均应遵照无线电管理委员会有关规定和文件执行。日常管理由省电力公司无委办（设置在省调通信处）负责。

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各地区电业局向当地无线电管理委员会申请无线电频率时，须报省电力公司无委办协调。省网范围内的载波频率的使用实行全省统一规划、归口管理。220KV及以上电力载波频率由省调统一管理和核配。

14.2.5 省调主要职责：

1、 制定相应的通信管理办法、规程、规定。

2、 负责全网通信规划工作；归口管理全网通信技术改造；提出省电网通信系统大修计划、办理设备报废报批；组织制订所辖通信网的故障处理预案。

3、 负责省电网通信系统的运行管理工作，指导和协调地调、直调电厂的通信运行管理工作，组织全网通信技术培训、交流和持证上岗考试工作。

4、 负责所辖电路、设备的运行统计、分析、评价、考核等管理工作，定期提出运行报告。

5、负责并网通信站的投产启动验收工作，并根据《福建省电力系统标准站管理办法》负责组织标准通信站的验收和复检工作。

6、参加新并网省调直调输变电工程、电厂各阶段的设计审查会，对通信系统接入设计进行专业管理、审核，并依据《福建电力通信基建全过程管理暂行办法》履行全过程管理中相应的其他职责。

14.2.6 地调主要职责：

1、 贯彻执行上级颁发的各种规程、规定及有关规章制度。

2、 负责提出本地区（包括县）通信网的规划，报省调审查批准后组织实施；具体实施所辖范围内的技术改造。

3、 负责所辖通信设备、省电网落地通信设备的监视、运行维护和检修申请；组织编写所辖通信网的故障处理预案。

4、 组织专业技术培训和技术考核，指导和协调县调、直调电厂的通信运行管理工作。

5、负责非省调直调电厂、地区网、县网通信电路的运行统计、考核。

6、参加本地区新并网省调直调或省调管辖、地调直调输变电工程、电厂的各阶段的设计审查会，提出接入地区通信网意见，并依据《福建电力通信基建全过程管理暂行办法》，履行全过程管理中相应的其他职责。

14.2.7 县调主要职责：

1、 贯彻执行上级颁发的各种规程、规定及有关规章制度。

2、 具体实施所辖范围内的县通信网的规划，技术改造的实施；参加所辖范围的配套或专项通信工程（项目）验收。

3、 负责所辖范围通信设备、省和地网落地通信设备的监视、维护和检修申请；组织编写县通信网的故障处理预案。

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14.2.8 并网电厂职责：

1、 执行国网公司、华东电网公司及省公司颁布的有关电力通信规程、规定和管理办法，并满足有关涉网安全运行的工作要求。

2、 组织或参加本电厂可研、初设、施工图设计审查会并提供审查所需通信资料。并在项目验收、启动投产后将相关通信资料报送省调。

3、 负责区域内落地通信设备的运检维护工作；组织对本站通信事故、障碍的调查分析，制定改进措施；依照省调要求报送有关表报资料。

4、 按照检修计划要求，负责提出电厂涉网通信电路的检修计划和异动的申请；提出并实施区域内通信网路的投退、停复役、异动、消缺及应急迂回转接工作；服从省调通信调度指令。

5、 进行标准化管理建设，确保通信站为标准通信站。

第三节 运行管理

14.3.1 省网分设二级通信调度，即省和地区（市）局通信调度，业务关系上是上下级关系，下级通信调度必须服从上级通信调度的业务领导和指挥，按照调度令操作。省调直调发电厂由省级通信调度实施通信调度管理；其它发电厂由地级通信调度实施通信调度管理。各级通信调度必须实行24小时有人值班。有关运行管理依照《福建省电力系统通信调度管理规定》执行。

14.3.2 省电力通信网分设二级维护中心站，即省级和地区通信中心站，分别负责相应管辖范围内通信设备的维护及其接入管理，业务上为上下级关系；分设二级通信网管中心站，即省级和地区网管中心站，分别负责相应管辖范围内通信设备的通信监控网管系统维护及其接入，业务上为上下级关系。

14.3.3 结合电网年度检修计划，福建电力通信网实行年度运行方式管理，省调每年12月最后一个工作日前下达次年度的通信网路运行方式，其基本内容包括：所承载电力生产业务的通信网路的路由描述、名称、基本技术特征；年度检修计划；一次系统检修影响通信网路情况；省、地两网通信传输系统物理路由图；行政与调度交换网组网图；省电力监控主站与直调厂、站从站接入简图；省网骨干传输系统（包括数据传输网）简图等。

14.3.4 电力通信设备的运行维护按照属地运检管理的原则由设备装置所在地的单位负责。省网干线通信电路以及与干线电路互通有关的电路（设备）的使用由省调制定和批准，其运行方式不得随意变更，有关通信电路的停、复役必须按规定手续执行。在省网干线通信电路发生异常时，各有关单位通信部门必须及时到位、积极配合，严格服从省调通信调度通信调度命令以及省级维护中心站和网管中心站的

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全程统一指挥，使省网干线通信电路及时恢复正常运行。

14.4.5 对于通信与自动化、继保复用通道的建设、运行应做到：

1、 对于500千伏线路安控、保护采用光通信传送时，其承载光缆只能为OPGW，不得采用ADSS、普通架空或地埋光缆等。220千伏线路保护、安控除城区变电站无法架设OPGW外，同上述原则。

2、 对于新建工程在移交光纤时，必须提供光纤线路的总损耗、每一个光纤接头的损耗、接线盒和跳纤位置、编号等有关技术资料。

3、 复用通信设备应在面板、机架、端子牌、接线板的显著位置准确清晰地标明所承载的信号业务名称。

4、 通信运检部门必须健全完整的通信通道技术资料文档，如：通道路由走向、光缆芯编号。

5、 通信连接继电保护、安全自动装置的传输电缆应屏蔽，通信和保护装置在同一接地网的应两端接地，不在同一接地网的应采用光传输技术互联。

6、 复用设备的停、复役以及运行维护检修，只能在申请中所列出的范围内进行，严禁超范围无批准的任何操作。

14.4.6 通信设备的终端用户（包括：继保、自动化、MIS、水调信息等），其接入终端设备必须符合通信通道传输标准（电平、阻抗、速率、同步等），其需求参数应得到各级通信管理部门的许可，如不符合标准，由有关部门协商解决。

对通信故障进行处理过程中，如出现大面积、多业务、多站点、大带宽的业务传送中断时，省、地通信调度应立即分别向省调（局）分管领导和通信管理部门主要负责人汇报，如发生可能严重威胁一次安全稳定运行的省网通信网路时，则省调通信调度应同时向省调正职和分管生产领导汇报。

14.4.7 省调对并网通信系统（站）开展技术监督和专业管理。为确保通信互联互通的完整、可靠、顺畅，省调对并网通信系统设备实行核准入网许可、互联方式准入制度管理。并网通信系统与其他任何第三方的通信设备实行互联互通应获得省调书面批准。

14.4.8 根据《福建并网通信系统并网实施管理办法》的规定，并网单位通信系统（站）在互联通信设备中，包括技术参数、设备选型、频率需求（系指：电力载波、无线电频率）等均符合省网系统通信技术规范和管理要求。并网通信站应具有24小时随时到达故障现场抢修的能力。如通信站具备无人值守条件，可向省调提出申请，获得批准后方可实施。

14.4.9 并网单位应根据并网协议和有关管理规定的具体要求按时报送所属并网通信站通信网络图、通信设备状态统计表、通信设备评定等级情况。运行中，并网单位应使所辖互联相关的通信站符合省网标准通信站要求，自觉接受省调组织的标

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准通信站的监督、检查；严格遵守有关并网通信设备的设计和运行规程、标准，保证其并网端通信设施的连续可靠运行。

14.4.10 并网单位按规定向省、地级报送上一月度通信运行统计报表；于每年1月10日前报送上一年度的年报；对于出现通信障碍、事故的事件，须在三个工作日内送达调查分析报告。

14.4.11 并网单位应按年度分类编制并向省调报送相关维护（管理）范围的电力通信系统反事故应急预案和设备故障处理导则。对于安全自动装置系统、线路保护以及汛期水调水情有关的通信通道，有关通信运行维护单位应预先调试准备完毕且有定期测试的不同路由、指标适合传送相关信息的冷备用通信通道，作为现场人员接受调度令后投入的手段。

14.4.12 各单位应定期进行仪器仪表校验、备品备件的通电检测、设备机房的防雷接地检查测试。

14.4.13 变电站通信设施日常巡视工作委托变电运行（巡视）人员进行巡视，具体实施依照《福建省电力有限公司变电站通信设施日常巡视纳入变电运行管理实施方案》执行，各变电站的现场规程应涵盖相关的内容。

14.4.14 电力线载波传输设备运行界面分工：

1、 载波电路的耦合电容器或电容式电压互感器、线路阻波器，接地刀闸的巡视、维护、拆装和电气性能试验（含避雷器）均由设备所在地的变电部门负责。线路阻波器的高频特性调试，接地刀闸的操作由通信运检维护部门负责。

2、 电力线载波通信终端设备（电力载波机）、结合滤波器、高频电缆的运行维护、检测由通信运检维护部门负责。继电保护、安全自动装置专用终端机（收发讯机、电力线载波机）、结合滤波器、高频电缆的运行维护、检测由继电保护部门负责；通信运检维护部门应协助继电保护部门进行设备的定期检验和事故处理，提供技术指标和故障分析。现场安全措施等工作由继电保护部门负责。

3、 安装在电力载波机内的继电保护音频接口设备、远动转发设备（选频网络、数/模转换设备等）和室内通信电源，由通信运检维护部门负责。

4、 继电保护和远动装置至电力载波机（或音频配线架）之间专用信息传输电缆，含隔离变压器，由继电保护、调度自动化部门负责，在载波机侧的连接由通信运检维护部门负责，继保或自动化专业人员应具体保证电缆线对和标牌的正确性，并现场进行监护。

5、 合相运行并装设在户外的分频滤波器、高频差接网络、结合滤波器、高频电缆公用部分的运行维护检测由通信运检维护部门负责。

14.4.15 电力特种光缆传输设备运行界面分工：

1、 架空地线复合光缆（OPGW）、缠绕光缆（GWWOP）、加绑光缆包括线路及引

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下线、预绞丝、耐张线夹、悬垂线夹、防震垂、加绑光缆线夹、缠绕金属丝、线路中间光纤接续箱、盘留光缆等的巡视、维护、检修分界点为升压站或变电站出线构架（门形架）地线耐张线夹外1米处，该点往输电线路方向的日常巡视由输电线路维护部门负责，该点往升压站或变电站方向由电厂或变电站的变电运行部门负责；通信运检维护部门负责全程光纤纤芯、各终端接续箱、进站接续普通光缆的日常运检、维护、测试，以及牵头组织特种光缆消缺工作（不含金具消缺。金具消缺工作由输电线路维护部门负责组织），其它部门在专业范围予以配合。

2、 与中低压输电线路同杆架设（包括自承式无金属ADSS）光缆或同沟、管敷设的光缆的巡视，以厂站围墙为界，围墙外线路部分为由线路维护部门负责，围墙内部分由电厂或变电站（变电）部门负责。光纤接续箱（盒）或光纤配线架（ODF）及全程光纤纤芯（含光纤通路的衰耗、色散等指标）的运检、维护、测试由通信运检维护部门负责，输电线路或变电专业负责相关专业工作。

3、 通信专业与不同专业共用一条光缆时，以通信机房总光缆光纤配线架（ODF）输出端法兰盘为界，法兰盘至其他专业的装置的光纤尾纤，由该专业负责，通信运检维护部门给予配合。光纤配线架（ODF）端子以内及光纤跳线由通信运检维护部门负责。

4、 继电保护、安全自动装置、调度自动化复用的数字传输通道时，以通信机房内的综合配线架MDF(DDF/VDF)的最外侧端子为专业间分工管理界面，继电保护、安全自动装置、调度自动化等终端设备至通信机房MDF出口端子的连接线缆，包括匹配变量器、光电转换器、光电调制解调器等由继电保护、调度自动化等相关专业负责。

14.4.16 通信专业网络管理，依照省调颁布的其他专业规程执行。

1、通信传输系统管理，依照《福建省电力系统光纤通信运行管理规程》、《福建省电力系统数字微波通信运行管理规程》、《福建省电力系统载波通信运行管理规程》、《福建电力通信系统通信网路管理办法》、《福建电力系统数字微波通信工程验收暂行规定》、《福建省电力系统电力线载波通信工程验收暂行规定》、《福建电力系统光缆通信工程竣工验收暂行规定》执行。

2、生产管理交换网络和调度交换网络的管理，依照《福建电力系统自动交换网运行管理办法》执行。

3、电视电话会议系统的管理，依照《福建省电力系统会议电话电视系统维护管理暂行办法》执行。

4、广域数据网的管理，按照《福建电力系统广域数据网运行管理规定》执行。

5、无人值班通信站的管理，依照《福建省电力系统通信网无人值班通信站

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管理规定》执行。

6、通信站防雷技术管理按照《福建省电力系统通信站防雷运行管理规定》执行。

7、全程电路管理按照《福建电力通信网路管理办法》执行。

8、 通信基建项目的管理按照《福建电力通信基建全过程管理暂行办法》执行。

第十五章 水库调度管理

第一节 基本原则

15.1.1 水库调度总原则：按设计确定的任务、参数、指标及有关运用原则，在保证枢纽工程及电网安全的前提下，充分发挥水库的综合利用效益。

15.1.2 并入电网运行的水电厂水库必须服从电网的统一调度，严格执行水库调度有关法律、法规、规范和制度。

15.1.3 水库调度的主要内容包括：编制水库调度方案、运行计划，及时掌握、处理、传递水文气象和水库实际运行等信息，进行水文气象预报，确定水库运行方式，实施水库调度运行，并分析总结。

15.1.4 省调直调水电厂应建立水库调度专职机构，建立健全规章制度，配备专业技术人员，加强水库调度管理，提高水库综合利用效益。水库调度值班人员及有关专责若有变动，应及时将变动名单上报省调。

15.1.5 并入电网运行的水电厂必须具备齐全的水库设计资料，应将水库的基本资料汇编成册，并根据资料的积累和变化情况及时补充和修正。

15.1.6 并入电网运行的水电厂应进行与水库水量平衡有关的水文观测计算，其精度应符合国家有关规定。

15.1.7 并入电网运行的水电厂有义务向电网调度管理部门提供水库设计资料、历史和实时水库运行信息。

第二节 水库洪水调度

15.2.1 水库洪水调度的任务：根据设计确定的枢纽工程设计洪水、校核洪水和下游防护对象的防洪标准，按照设计的调洪原则，在保证枢纽工程的安全前提下，拦蓄洪水和按规定控制下泄流量，尽量减轻或避免下游洪水灾害。

15.2.2 对省调直调水电厂的防汛调度管理要求：

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1、 具有不完全季调节及以上性能的水电厂，每次闸门变动应提前30分钟（特殊情况除外）向省调报告当时库水位、入库流量、闸门开度及泄流量。

2、 具有周调节及以下性能的水电厂，在每场洪水调节过程中闸门首次开启和闸门全关应向省调通报。

3、 省公司所属水电厂每年二月底前应制定年度洪水调度方案报省调审查，省公司负责报上级主管部门批准。非省公司所属水电厂每年三月底前将上级主管部门审批过的洪水调度方案报省调备案。

4、 水电厂每年三月底前应完成汛前检查和准备工作，并将上级主管单位组织的防汛复查意见及有关整改措施报省调备案。

5、 水电厂每场洪水过后一周内做出该场洪水调度分析并上报省调。

6、 水电厂汛后一个月内完成年度防汛工作总结，在向上级防汛主管部门报送的同时抄报省调。

7、 水电厂应按设计规定时间进行水库汛末水位回蓄，如需提前蓄水应报省调同意。

8、 水电厂应制定超标准洪水的应急调度方案，并报省调备案。

15.2.3 对地调直调省调许可出力水电厂的防汛调度管理要求：

1、水电厂在每场洪水调节过程中闸门首次开启、闸门全关及泄洪影响机组出力受限应向地调汇报，由地调调度员向省调调度员汇报。

2、 水电厂每年三月底前应完成汛前检查和准备工作，并将上级主管单位组织的防汛复查意见及有关整改措施报地调备案。

3、 水电厂每场洪水过后一周内做出该场洪水调度分析并上报地调。

4、 水电厂汛后一个月内完成年度防汛工作总结，在向上级防汛主管部门报送的同时抄报地调。

5、 水电厂应按设计规定时间进行水库汛末水位回蓄，如需提前蓄水应报省调同意。

6、 水电厂应制定超标准洪水的应急调度方案，并报地调备案。

15.2.4 防汛值班期间，遭遇重大汛情，危及电力设施安全时，各单位应及时向上级防汛值班室报告。

第三节 水库发电调度

15.3.1 电网应根据水电厂水库特性、水文气象情势及负荷预测，合理安排运行方式。当水库弃水或将要弃水时，应根据电网负荷情况加大出力或带基荷满载运行，以提高水电发电负荷率，多发水电，节约燃料资源。

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15.3.2 梯级水电站的调度运行，要以梯级综合利用效益最佳为准则，根据各水库所处位置和特性，制定梯级水库的调度原则。实施中应正确掌握各水库蓄放水次序，协调各水库的运行。

15.3.3 当预计入库流量有较大变化时，并入电网运行的水电厂应及时向所属调度机构报告，以便及时调整负荷，提高水库水能的利用。

15.3.4 对省调直调和地调直调省调许可出力水电厂的水库发电调度工作汇报要求：

1、 水电厂每日9时前以传真方式向省调报当日8时上游和下游库水位、8时入库流量、8时泄流量，前一日的入库流量、发电流量、泄流量、出库流量、流域平均降雨量、弃水损失电量，预计后一日平均入库流量、发电量及电站可调出力。已并网的水工在建的水电厂根据工程进度和审批的蓄水方案加报每日水库允许的最高蓄水位。

2、 省调直调的大型水库电站（指水口、棉花滩、沙溪口、古田溪、安砂、池潭、街面、洪口）每月1日10时前应填报上月水电调度快报（内容根据国调有关规定执行），以电子邮件形式报省调。

3、 水电厂每月2日前应填报上月水电调度运行月报（内容根据省调有关规定执行），以电子邮件形式报省调。

4、 水电厂应在每月18日前以电子邮件形式向省调报下个月水库发电计划建议，内容包括：下个月来水频率、平均入库流量、期初水位、期末水位、月发电量。

5、 水电厂应在当年10月底前编制下一年度水库控制运用计划，并上报省调。

6、 各大型水电厂每年12月10日前对本年度水库调度工作进行预总结，以电子邮件方式上报省调，并于每年1月10日前将上年度水库调度工作正式总结以正式文件方式上报省调。总结的主要内容包括：水库雨、水情分析；水库调度运用过程；节水增发电分析；水库实际运用指标与计划指标的比较；水库综合利用效益分析；水电调度存在问题及相应改进意见。

15.3.5 对地调的水库发电调度管理要求：

1、 各地调要每日收集调度管辖的水电厂当日8时水库坝上水位、昨日流域降雨、昨日出入库及发电流量、昨日发电量、次日预计发电量、预计最大可调出力等信息，并在每日10时前通过省调DMIS系统上报省调。

2、 各地调每日10时前向省调上报本地区小水电昨日总计发电量、次日小水电预计总计日发电曲线及发电量等信息。

3、 各地调每月18日前根据水库水位、来水预测，编制下个月本地区小水

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电发电量和购电量计划，并报省调和省公司发展部。

4、 各地调每年12月完成编制下一年的本地区小水电水库调度运行方式，并纳入地区电网运行方式上报省调，小水电水库调度运行方式一般采用70%～75%的保证率来水编制，同时选用50％和90％频率来水计算各主要水库分月发电量、地区水电总的分月发电量，并将年度分月发电量和购电量计划报送省公司计划部。

5、 各地调每年1月10日前对上年度水库调度工作进行总结，并上报省调。总结的主要内容包括：水库雨、水情分析；水库调度运用过程；水库实际运用指标与计划指标的比较；水库综合利用效益分析；水电调度存在问题及相应改进意见。

15.3.6 省调要加强省、地、县三级水库发电调度协调工作，并对地、县调的水库发电调度管理工作提供技术指导。

第四节 水库通航调度

15.4.1 过船建筑物（指船闸或升船机，下同）正式通航的水电厂应设立通航管理机构，建立健全通航管理规章制度，做好过船建筑物的运行和养护。

15.4.2 水电厂过船建筑物必须做到科学管理、合理使用、定期保养、计划检修，保持设备正常运转，应建立过船建筑物运行实况监视系统，提高过船建筑物安全运行水平。

15.4.3 水电厂应建立完整的过船建筑物技术档案，做好运行记录。 15.4.4 对省调直调的水电厂通航调度管理要求:

1、 水电厂厂内制定的过船建筑物现场运行规程应报送省调备案。

2、 水电厂过船建筑物调度运行方案应报省调审查。

3、 水电厂发电流量与通航流量矛盾时，应及时报省调协调。

4、 水电厂应按省调调度检修管理有关规定向省调提出通航申请；当日电网需加大水电厂出力，并满足通航条件时，省调可安排水电厂临时通航。

5、 水电厂每日8时前应向省调传送过船建筑物运行实况日报；每月3日前应向省调传送上月过船建筑物运行月报、运行分析；每年1月15日前应向省调报送上年度过船建筑物运行总结。

6、 水电厂对过船建筑物进行一级、二级保养时，应提前15天告知省调；进行岁修、大修时应提前一个月告知省调；进行抢修时也应及时告知省调。

第五节 水情自动测报及水调自动化

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15.5.1 水电厂应建设水情自动测报系统，实现水库流域实时雨水情自动收集，为提高水电厂和电网经济运行水平和保证水库防洪安全服务。

15.5.2 装机容量在10万千瓦及以上的水电厂、梯调及地调应建立水调自动化系统，并与省调水调自动化系统联网。

15.5.3 水电厂及地调应建立水情自动测报及水调自动化系统运行维护管理规程，并设置专职人员维护管理，确保系统安全、可靠、稳定运行。

15.5.4 水情自动测报和水调自动化系统规划、设计、更新及改造方案必须报省调审查，其技术性能参数应达到有关国家及行业标准要求，并满足所接入电网各项技术规范要求。

15.5.5 与省调水调自动化系统联网的水电厂每日7：30前应检查流域平均降雨量、库水位、平均入库流量、平均发电流量、平均泄流量、当前泄流量等关键性数据是否正确，向省调传输是否正常。水情自动测报及水调自动化系统出现故障时，应及时向省调通报。

15.5.6 与省调水调自动化系统联网的水电厂或地调因水情自动测报或水调自动化系统检修、设备维护可能造成系统停运时，应经省调许可。

15.5.7 水调自动化系统设备出现故障，运行维护人员接到通知后要及时到达现场，查找故障，尽快处理，恢复设备正常运行。

15.5.8 已建立水情自动测报或水调自动化系统的水电厂及地调，应于每年1月10日前向省调报送上一年水调自动化系统（含水情自动测报系统）运行总结。总结内容应包括设备的运行情况、水文预报情况、系统的效益、存在的问题和改进的意见等。

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