山西电网调度控制管理规程终稿完整版.pdf

《山西电网调度控制管理规程终稿完整版.pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《山西电网调度控制管理规程终稿完整版.pdf（154页珍藏版）》请在淘文阁 - 分享文档赚钱的网站上搜索。

1、 山西电网调度控制管理规程终稿 集团标准化办公室：VV986T-J682P28-JP266L8-68PNN 山西电网调度控制管理规程 国网山西省电力公司 二零一五年一月 批准：王礼田 复审：陈佩琳梁建伟 审核：张军六王晓林曹明德王生明穆广祺卢永平 续建国赵泰峰张涛田俊杰李鸣镝郭一兵 初审：赵兴泉李明刘洋杨宇尉镔武志宏 张伟王其兵李宏杰赵李宏樊丽琴潘捷 边江赵俊屹安成万张建伟罗韬慕国行 张秀丽郝春娟李玺印李国华王忠 主要编写人员：谢毅包磊韩鹏任建云赵园 边伟杨帅罗宏超王越刘志良杨大春 田浩贺卫华常亮亮刘雷张超杨林 郭庆李俊午焦军军李宁令狐进军刘国瑞 张沁白晨皓杨子成冯李军马小波冯维明 阮军鹏南晓

2、强王小昂贺鹏齐芸芸王中杰 王海滨薛志伟石文章李远侯亮张家玮 杨超颖（本规程从批准之日起执行，原调度规程作废）目录 第1章 总则 1.1 为适应特高压大区联网运行和山西电网运行与管理的需要，保证电网安全、优质、经济运行，依据中华人民共和国电力法、电网调度管理条例、国家电网调度控制管理规程和有关法律、法规，制定本规程。1.2 电网调度系统包括各级电网调度控制机构（以下简称调控机构）、厂站运行值班单位（部门）及输变电设备运维单位（部门）。调控机构是电网运行的组织、指挥、指导、协调机构，电网调控机构分为五级，由上至下依次为：国家电力调度控制中心（以下简称国调），国家电力调度控制分中心（以下简称分中心）

3、，省（自治区、直辖市）电力调度控制中心（以下简称省调），地市（区、州）电力调度控制中心（以下简称地调），县（市、区）电力调度控制中心（以下简称县调）。1.3 各级调控机构在电网调控业务活动中是上下级关系，下级调控机构必须服从上级调控机构的调度指挥。厂站运行值班单位及输变电设备运维单位，必须服从调控机构的调度。1.4 山西电网调度系统包括本省各级电网调控机构和电网内发电厂、变电站（简称“厂站”）的运行（运维）值班单位。由上至下依次分为：省调，地调，县调。1.5 山西电网运行实行“统一调度、分级管理”的原则。各级调控机构依照国家法律、法规和有关规定，行使本级电力调度控制管理职能。1.6 本规程适用

4、于山西电网的调控运行、电网操作、故障处置和调控业务联系等涉及调控运行相关的各专业的活动。1.7 本规程是山西电网调度系统调控运行管理工作的基本依据，凡属山西电网统一调度的发电、供电、用电企业，必须遵守本规程；非电网调度系统人员凡涉及山西电网调控运行的有关活动也均须遵守本规程。各运行单位的现场规程、规定等与本规程相抵触者，均应根据本规程予以修订，若有关条款涉及省调管理权限时，必须事先得到相应认定。1.8 任何单位和个人不得非法干预电力调度活动，调度系统的值班人员依法执行公务，有权拒绝各种非法干预。1.9 任何违反本规程的单位和个人，必须承担相应的法律、行政和经济责任。1.10 本 规 程 由 国

5、 网 山 西 省 电 力 公 司 负 责 修 订、解 释。第2章 调控管辖范围及职责 2.1 为使电力调控机构有效地指挥电力系统的运行、操作及事故处理，凡并入本电网运行的发电、输电、变电、用电等相关设备，不论其产权归属或管理方式，均应纳入相应的电力调控机构的调控管辖范围。2.2 调控管辖范围包括调度管辖范围（以下简称调管范围）和设备监控范围（以下简称监控范围），对应设备称为调管设备和监控设备。2.3 调管范围指调控机构行使调度权的发、输、变电系统，包括直接调度范围（以下简称直调范围）和许可调度范围（以下简称许可范围）。2.3.1 直调范围是指调控机构直接调度指挥的发、输、变、用电系统，对应设备

6、称为直调设备（也可称为调度设备）。其中，“双重调度设备”是指电网中某些设备可以由两级调控机构直接下令操作的设备；下级调控机构改变设备运行状态时应得到上级调控机构的许可后方能进行操作，上级调控机构操作前后应告知下级调控机构。“代调设备”是指根据电网运行需要授权下级调控机构调管的设备，其调度安全责任主体为被授权调控机构。2.3.2 许可范围是指下级调控机构直调设备运行状态变化应得到本级调控机构许可的设备范围，对应设备称为许可设备（也可称为管理设备）。2.4 监控范围指调控机构集中监控的设备范围。2.5 山西电网内各级调控机构调管范围和监控范围的划分，应遵循有利于电网安全、管理、高效的原则进行，省调

7、定期发布属省调“调管设备”和“监控设备”明细表。2.6 山西电网内的国调、华北分中心调控范围根据国调和华北分中心的有关规定执行。2.7 省级调控机构调管范围和监控范围划分原则：2.7.1 凡直接接入 220 千伏及以上电压等级的发电厂（包括火力、水力、风力、太阳能、燃气、生物质等发电），其发电设备 （机、电、炉、主变）、外接启备变均属省调直调设备（属上级调控机构调度管辖的除外）。上述发电厂影响发电出力的辅机设备属省调许可设备；各电厂的厂用电系统和热力网的调度管理，均由电厂自行负责。2.7.2 接入 110 千伏电压等级、总容量 50MW 及以上的水电站或100MW 及以上的火电厂机、电、炉、主

8、变属于省调直调设备，110 千伏设备属于省调许可设备、地调直调设备（属省调直调的除外），影响发电出力的辅机设备属于省调许可设备，启备变一般由地调或电厂调度、省调许可。其余的水电站或火电厂由地调调度。2.7.3 接入 110 千伏电压等级、总容量超过 30MW 的煤层气电厂发电机组及机组接入的低压母线属于省调直调设备，主变及 110 千伏部分设备属于省调许可设备、地调直调设备，影响发电出力的辅机设备和厂用变属于省调许可设备、电厂直调设备。其余煤层气电厂由地调调度。2.7.4 接入 110 千伏电压等级的风电场风电机组、集电线、动态无功补偿装置及风电机组接入的低压母线属于省调直调设备，主变及110

9、 千伏部分设备属于省调许可设备、地调直调设备，站用变、接地变属于省调许可设备、风电场直调设备。其余风电场由地调调度。2.7.5 接入 35 千伏及以上电压等级，且总容量大于等于 20MW 的光伏电站以及接入省调风电场升压站的光伏电站光伏组件、集电线、动态无功补偿装置及光伏组件接入的低压母线属于省调直调设备，主变及其高压侧 35 千伏或 110 千伏部分设备属于省调许可设备、地调直调设备，站用变、接地变属于省调许可设备、光伏电站直调设备。其余光伏电站由地调调度。2.7.6 省调直调发电厂、变电站（开闭站）的 220 千伏及以上母线（属上级调控机构调度管辖的除外）属省调直调设备。220 千伏终端变

10、电站的 220 千伏母线由所在地区地调调度管辖。2.7.7 山西电网 220 千伏及以上的联络线、跨地区直配线路和省调发电厂并网联络线均属省调直调设备(属上级调控机构调度管辖的除外)。本地区 220 千伏直配线路、省调调度管辖发电厂并网的 110千伏及以下联络线、母线属地调调管设备。2.7.8 不属于国调和华北分中心管辖的省内 500 千伏输变电设 备。2.7.9 运行状态的改变影响主系统运行方式的设备。2.7.10 省调直调的发电机组励磁系统及其电力系统稳定器（PSS）、调速系统、自动发电控制装置（AGC）、自动电压控制装置（AVC）、功角测量装置（PMU）属省调直调设备。2.7.11 继电

11、保护、安全自动装置、电网调度自动化及通信等二次设备的调度管理原则上与一次设备一致，有特殊规定的除外。2.7.12 变电站 500 千伏变压器属省调直调设备，220 千伏变压器为地调直调设备，省调许可设备。2.7.13 接入 220 千伏变电站的无功补偿设备（调相机、电容器、静止补偿装置（SVC）等）属省调许可设备，接入 500 千伏变电站的无功补偿设备属省调直调设备。2.7.14 500 千伏变电站站用变压器属省检修公司（地调）直调设备，省调许可设备。220 千伏及以下变电站站用变压器由地调调管。2.7.15 500 千伏变电站（开闭站）设备属省调集中监控范围。2.8 地级调控机构调管范围和监

12、控范围划分原则：2.8.1 除省调管辖设备外，本地区的所有发、输、变、配、用电设备(包括并网的用户自备电厂)。2.8.2 跨地区的输、变电设备应由两地区共同制定调控管理规定，报省调备案。2.8.3 省调委托的代调设备。2.8.4 承担地域内 110220 千伏变电站设备运行集中监控。2.8.5 考虑地域差异性，地调 635 千伏的调控范围可因地制宜调整。2.9 县级调控机构（含配调）调管范围和监控范围划分原则由各地区制定。2.10 凡母线与其所联接的分路开关分别由两级调度调管的，其母线刀闸为双重调度设备。（对母线刀闸的调度权规定为：改变接入母线的方式时，由调管母线的调度下令；而分路开关的停送电

13、需拉、合母线刀闸时，由调管该分路开关的调度下令）。2.11 当用省调直调的母联开关、旁路开关代路地调直调的开关 时，在代路期间，代路开关交由地调调度。代路过程的全部操作（包括二次设备）由地调负责操作。地调应按有关规定向省调提出代路申请，省调值班调度员于代路前将母联开关或旁路开关转为申请中要求的状态后交与地调值班调度员。代路结束后，地调应将代路的母联开关或旁路开关恢复原状态后交还省调。2.12 电网调度控制管理的任务是组织、指挥、指导和协调电力系统的运行，调控机构依法对电网实施调控管理，指挥电网运行操作和事故处理，负责调控专业管理，履行下列基本职责：2.12.1 按最大范围优化配置资源的原则，实

14、现优化调度，充分发挥电网的发、输、供电设备能力，以最大限度地满足用户的用电需要。2.12.2 按照电力系统运行的客观规律和有关规定，运用先进的技术支持手段，对电网及设备进行监视控制，不断提高调度控制管理水平，保障电网连续、稳定、正常运行，使电能质量指标符合国家规定的标准。2.12.3 依据电力市场规则、有关合同或者协议，实施“公开、公平、公正”调度。2.13 省级调控机构主要职责：2.13.1 落实国调及分中心专业管理要求，组织实施省级电网调度控制专业管理。贯彻国家电力相关法律法规，配合上级电力管理部门开展相关工作。2.13.2 负责组织实施所辖电网调度控制业务的专业管理。2.13.3 负责省

15、级电网调度运行管理，指挥直调范围内电网的运行、操作和故障处置。对下级调控机构有关业务进行管理。2.13.4 负责电网设备监控管理，负责监控范围内设备集中监视、信息处置和远方操作。2.13.5 组织开展省级电网运行方式分析，根据国家电网年度运行方式制定省级电网运行方式。2.13.6 根据国家电网主网设备年度停电计划，负责组织制定调管设备年度、月度、日前停电计划，受理并批复调管设备的停电、检修申请。2.13.7 负责组织开展所辖电网月度、日前电力电量平衡分析，按直调范围制定月度、日前发供电计划；2.13.8 负责所辖电网稳定运行管理，制定直调电源及输电断面的稳定限额和安全稳定措施。2.13.9 负

16、责开展所辖电网的独立在线安全分析，并配合国调和华北分中心进行跨省电网联合在线安全分析。2.13.10 负责省间联络线关口控制，参与电网频率调整，控制山西电网与其它网、省联络线的送受电力和电量。2.13.11 负责直调范围内无功管理与电压调整。2.13.12 根据电力行政主管部门的用电负荷分配指标，结合电网运行要求，下达并监督地区调控机构执行。2.13.13 负责编制山西电网年度事故拉闸限电序位和超计划用电拉闸限电序位，报政府电力主管部门批准后执行。2.13.14 负责组织开展调管设备继电保护及安全自动装置定值整定计算，负责调管范围内继电保护、安全自动装置和调度自动化系统的运行管理，协助开展省域

17、内国调及华北分中心直调的电网继电保护和安全自动装置运行管理。负责对下级调控机构管辖设备和装置的职能管理。2.13.15 负责组织全省调控系统的联合反事故应急演练，组织省调备用调度应急演练；指导地调反事故演练和地县级备调应急演练。2.13.16 负责编制和组织实施电网“黑启动”方案，负责所辖电网安全预案的编制，负责组织或参加系统性试验工作。2.13.17 负责山西电网经济（节能）调管范围内的网损管理，参与制定山西电网经济（节能）技术指标，加强电网运行经济（节能）分析，提出降损措施，改善电网经济（节能）运行水平，提高电能质量，并督促实施。2.13.18 负责受理并批复新建或改建调管设备投入运行申请

18、，编制新设备启动调试调度方案并组织实施。负责调管范围内的新设备编号、命名；接受上级调控机构委托，对其调管的新设备提出编号、命名建议。2.13.19 参与修订直调系统并网协议，负责签订、执行直调系统的并网调度协议。2.13.20 负责调管水电站发电调度管理，参与协调水库发电与防 洪、防凌、航运、供水等方面的关系。2.13.21 负责调管风电场、光伏电站等新能源发电调度管理，负责功率预测和运行控制，协调并网检测、电能消纳等相关工作。2.13.22 负责下级调控机构、相关厂站及运维单位专业人员培训、考核以及与调度、监控业务联系资格认证上岗合格证书颁发等工作。2.13.23 参与电力系统事故调查，组织

19、开展调管范围内故障分析。2.13.24 参与省级电网发展规划、工程设计审查，编制省级电网调控运行专业规划。负责制定所辖电网相关二次系统的规划，负责电力二次系统安全防护。2.13.25 负责统筹协调与山西电网运行控制相关的通信业务。2.13.26 协调调管范围内的涉及电网运行管理的其它工作。2.13.27 负责对下级调控机构配网抢修指挥的专业管理和考核，对配网抢修指挥人员的培训。2.13.28 履行国调及华北分中心授予的其他职责。2.14 地级调控机构主要职责：2.14.1 负责本地区电网的调控管理；执行上级调控机构发布的调控指令及上级有关部门制定的相关标准和规定；执行省调调整的设备调度操作权；

20、负责制定本地区电网的有关规章制度和对县调的调控管理办法，并报省调备案。2.14.2 维护山西电网和本地区电网的安全、优质、经济运行，按计划和合同进行发电、供电管理，并按上级调控机构要求上报信息。2.14.3 组织编制和执行本地区电网运行方式；运行方式中涉及上级调管设备的，应报上级调控机构批准。2.14.4 负责制定、下达和调整本地区电网的日发、供电调度计划并监督执行；批准调管范围内的设备停电、检修。2.14.5 指挥实施并考核本地区电网的调峰和调压。2.14.6 负责指挥调管范围内设备的运行操作和事故处理。负责调管范围内新设备的投产启动管理。2.14.7 负责监控范围内设备集中监视、信息处置和

21、远方操作。2.14.8 负责划分本地区所辖县（配）调的调管范围。2.14.9 负责制定本地区电网事故拉（限）电序位表和超计划用电拉（限）电序位表，报本地区电力主管部门批准后执行。2.14.10 负责调管范围内和所辖县电网内继电保护、调度自动化和通信系统的规划、运行管理和技术管理。负责对下级调控机构管辖设备和装置的职能管理。2.14.11 负责本地区电网调控业务培训，负责调度对象以及监控业务联系对象的资格认证。2.14.12 负责本地区配网抢修指挥工作的实施，对县配调配网抢修指挥专业管理和考核。2.14.13 参与本地区电网前期规划设计审查工作，对电力系统的长远规划、初步设计（包括新、扩、改建工

22、程）提出意见和建议。负责受理并批复新建或改建调管设备投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施。负责调管范围内的新设备编号、命名；接受上级调控机构委托，对其调管的新设备提出编号、命名建议。2.14.14 负责签订、执行直调系统的并网调度协议。2.14.15 负责本地区小电厂的调度管理。2.14.16 负责下级调控机构、相关厂站及运维单位专业人员培训、考核和上岗合格证书颁发等工作。2.15 县级调控机构主要职责：2.15.1 负责本县（区）电网的调控管理；执行上级调控机构发布的调度指令及上级有关部门制定的相关标准和规定；负责制定本县（区）电网的有关规章制度。2.15.2 维护地区电网和本

23、县（区）电网的安全、优质、经济运行，并按上级调控机构要求上报信息。2.15.3 负责制定、下达和调整本县（区）电网的日供电调度计划并监督执行；批准调管范围内的设备检修；运行方式中涉及上级调管设备的，应报上级调度核准。2.15.4 根据上级调度的指令进行负荷控制；指挥实施本县（区）电网的调压。2.15.5 负责指挥调管范围内设备的运行操作和事故处理。2.15.6 负责监控设备的集中监视、信息处置和远方操作。2.15.7 负责实施本县（区）电网调度自动化和通信系统的规划、运行管理和技术管理。协助地调开展本县（区）继电保护和安全自动装置运行管理。2.15.8 负责本县（区）电网调控业务培训。2.15

24、.9 负责签订、执行直调系统的并网调度协议。2.15.10 负责本县（区）配网抢修指挥业务的实施。第3章 调控运行管理 3.1 调度运行管理 3.1.1 调控机构值班调度员是电网运行、操作和故障处置的指挥者，按照调管范围行使调度指挥权。值班调度员必须按照规定发布调度指令，并对其下达的调度指令的正确性负责。下级调控机构值班调度员、值班监控员、发电厂运行值班人员、输变电设备运维人员及直调用户运行值班人员应接受上级调控机构值班调度员的调度指挥，执行上级调控机构的调度指令，并对执行调度指令的正确性负责。3.1.2 调控机构值班调度员在值班期间，按照调管范围行使调度指挥权，负责指挥所辖电网的运行、操作和

25、故障处置，同时接受上级调控机构值班调度员的指挥，正确执行其调度指令。下级调控机构值班调度员、值班监控员、发电厂运行值班人员、输变电设备运维人员及直调用户运行值班人员，必须严格遵守调度纪律，服从调度指挥。3.1.3 省调值班调度员的联系对象是省调监控员、地调调度员、地调监控员、发电厂值长、省检修生产值班室运行值班人员、输变电设备运维人员、直调用户主值及以上值班员。各单位应将有权发布和接受调度指令的人员名单及其变动情况，按规定以书面形式报送所属调控机构及有关单位。3.1.4 地调值班调度员的联系对象是地调监控员、县（配）调调控员、发电厂值长、输变电设备运维人员、直调用户主值及以上值班员。各单位应将

26、有权发布和接受调度指令的人员名单及其变动情况，按规定以书面形式报送所属调控机构及有关单位。3.1.5 县调值班调度员的联系对象是输变电设备运维人员、直调用户主值及以上值班员。各单位应将有权发布和接受调度指令的人员名单及其变动情况，按规定以书面形式报送所属调控机构及有关单位。3.1.6 进行调度业务联系、发布（或接受）调度指令时，必须使用普通话及调度术语，并互报单位、姓名。严格执行下令、复诵、监护、录音、记录和汇报制度，受令人在接受调度指令时应主动复诵调 度指令并与发令人核对无误，待下达下令时间后才能执行。指令执行完毕后应立即向发令人汇报执行情况，并以汇报完成时间确认指令已执行完毕。3.1.7

27、接受调度指令的值班调度员、值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员不得无故不执行或延误执行调度指令。当发生拒绝执行正确的调度指令，破坏调度纪律，有意虚报或隐瞒的行为时，省调应立即组织调查，并根据电网调度管理条例对当事人及允许不执行调度指令的领导人作出严肃处理，直至追究法律责任。如受令人认为所接受的调度指令不正确时，应立即向发令人提出意见，如发令人确认继续执行该调度指令时，应按调度指令要求执行。如执行该调度指令确实将危及人员、设备或电网的安全时，受令人可以拒绝执行，并将拒绝执行的理由及修改意见报告发令人和本单位领导。3.1.8 值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员接到各级调度

28、值班人员相互矛盾的调度指令时，应暂停执行该指令并向各级调度值班人员分别报告。3.1.9 未经调控机构值班调度员许可，任何单位和个人不得擅自改变其调管设备状态；现场人员在改变设备状态前，还应汇报负责监控该设备的值班监控员。对危及人身和设备安全的情况，现场人员应按有关规程、规定处理，但在改变设备状态后应立即向调管该设备的值班调度员和监控该设备的值班监控员汇报。3.1.10 对于上级调控机构许可设备，值班调度员操作前应向上级调控机构值班调度员申请，得到许可后方可操作，操作完毕后应及时汇报。当电网发生紧急情况时，允许值班调度员不经许可对上级调控机构许可设备进行操作，但必须及时报告上级调控机构值班调度员

29、。3.1.11 属于上级调度直调的设备（包括双重调度的设备），值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员在接到上级调度的指令后应报告相应调控机构值班调度员。双重调度的设备，下级调度在下令操作前应征得上级调度的许可。3.1.12 属于上级调度直调范围但操作权调整至下级调度的设备，下级调度应根据上级调度授权操作范围，执行相关设备的调度操 作任务，将调度操作指令下发至值班监控员、输变电设备运维人员。值班监控员、输变电设备运维人员应严格按照调度操作指令完成设备的操作，并及时向发令调度汇报。调度操作权授权仅适用于操作期间，当操作任务完成后，由下级调度向上级调度汇报操作完毕，相关的操作授权随即终止，

30、下级调度不得擅自进行未经授权的操作。3.1.13 调管设备运行方式变化对有关电网运行影响较大时，值班调度员在操作前、后或故障后要及时向相关调控机构通报；当出现威胁电网安全，不采取紧急措施就可能造成严重后果的情况时，值班调度员可直接向下级调控机构调管范围内的值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员下达调度指令，受令人必须立即执行，执行指令后，受令人除向发令人回复指令外，还应及时汇报调管该设备的值班调度员和监控该设备的值班监控员。3.1.14 一经操作（如合环倒负荷等）便对系统运行方式有较大影响或引起地区负荷统计口径发生变化的非上级调控机构调度管辖设备，操作前必须征得上级调控机构值班调度员

31、的同意。3.1.15 发现电网一、二次设备异常或故障时，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即向调管该设备的值班调度员汇报情况。值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应在接班后主动向值班调度员汇报主要设备异常运行状况和特殊问题。当发电厂和电网设备遇自然灾害、气候突然变化等情况时，厂站运行值班人员、输变电设备运维人员应立即向值班调度员汇报；属上级调管设备发生异常时，在汇报上级值班调度员后，应立即汇报相关调控机构值班调度员，以便采取应急措施。3.1.16 各级调控机构直调设备若受通信或其它原因限制时，可按照委托调度方式进行调度管理。3.1.17 上级领导发布的一切有关调控

32、业务的指示，应通过有权发布调度指令的调控机构主要负责人及调控专业负责人转达给值班调度员，非上述人员不得直接要求值班调度员发布任何调度指令；下级调控机构领导向其值班调度员、监控员发布的指示如涉及上级调控机构调管权限时必须经上级调控机构值班调度员许可后才能执行。3.1.18 值班调度员有权批准下列停电检修，超出运行规定的运行方式需征求有关专业人员意见：3.1.18.1 设备异常需紧急处理以及设备故障停运后的紧急抢修；3.1.18.2 与已批准的计划检修相配合的检修（但不得超过已批准的计划检修时间或扩大停电范围）；3.1.18.3 在停电设备上进行，且对运行电网不会造成较大影响的检修。3.1.19

33、省调值班调度员应定期开展在线安全稳定分析工作。涉及跨区、跨省电网运行分析时，可由国调及华北分中心统一组织开展联合分析计算。3.1.20 调控机构值班运行人员须经培训并取得上级调控机构颁发的合格证书，方具备上岗资格；厂站等运行值班人员须经培训并取得相关调控机构颁发的调控业务联系资格证书，方具备调控业务联系资格。3.1.21 各级值班调度员遇有重大事件时，应严格按照相关规定汇报。3.1.22 系统内主要发电厂和 220 千伏及以上枢纽变电站设备损坏或全站失电、网间联络线跳闸或电网解列、省调所辖各单位发生的重大人身伤亡事故、重大火灾事故、大面积停电事故、中止对重要用户供电及重大自然灾害等，省调值班调

34、度员应及时向相应的上级调控机构及有关领导汇报。3.1.23 下级调控机构、发电厂调管的设备发生重大事故（如设备损坏、110 千伏及以上变电站全站失电、误操作、人身伤亡、重大火灾、中止对重要用户供电等），值班人员应及时汇报上级调控机构值班调度员。3.1.24 各级调控机构所辖区域电网发生重大事件时，下级调控机构值班调度员应立即向上级调控机构汇报事件的简要情况，不得拖延，并在 4 小时之内将详细情况以书面形式汇报上级调控机构。在发生严重电网事故或受自然灾害影响，恢复系统正常方式需要较长时间时，应随时向上级调控机构值班调度员汇报恢复情况。3.1.25 重大事件汇报的主要内容：3.1.25.1 事件发

35、生的时间、地点、背景情况；3.1.25.2 事件经过，保护及安全自动装置动作情况；3.1.25.3 重要设备损坏情况、对重要用户的影响；3.1.25.4 系统恢复情况等。3.2 监控运行管理 3.2.1 值班监控员负责监控范围内设备集中监视、信息处置和远方操作等监控运行业务。输变电设备运维人员在进行监控运行业务联系时应服从值班监控员的指挥和协调。3.2.2 值班监控员负责监控范围内变电站设备监控信息、输变电设备状态在线监测告警信息的集中监视。3.2.2.1 负责通过监控系统监视变电站运行工况。3.2.2.2 负责监视变电站设备事故、异常、越限及变位信息。3.2.2.3 负责监视输变电设备状态在

36、线监测系统告警信号。3.2.2.4 负责监视变电站消防、安防系统告警总信号。3.2.2.5 负责通过工业视频系统开展变电站场景辅助巡视。3.2.3 设备集中监视分为全面监视、正常监视和特殊监视。3.2.3.1 全面监视是指监控员对所有监控变电站进行全面的巡视检查，220 千伏及以上变电站每值至少两次，220 千伏以下变电站每值至少一次。3.2.3.2 正常监视是指监控员值班期间对变电站设备事故、异常、越限、变位信息及输变电设备状态在线监测告警信息进行不间断监视。3.2.3.3 特殊监视是指在某些特殊情况（设备有严重或危急缺陷、特殊恶劣天气、重点时期及有重要保电任务等）下，监控员对变电站设备采取

37、的加强监视措施，如增加监视频度、定期查阅相关数据、对相关设备或变电站进行固定画面监视等，并做好事故预想及各项应急准备工作。3.2.4 值班监控员按照监控范围监视变电站运行工况，主要负责监视设备的事故类、异常类、越限类及变位类告警信息。输变电设备运维人员负责现场设备巡视、监视变电站告知类信息。3.2.5 监控信息处置以“分类处置、闭环管理”为原则，输变电设备运维单位负责配合调控机构开展信息收集、实时处置、分析处理。3.2.6 值班监控员负责对监控系统发出的事故、异常、越限、变 位信息进行实时分析与处置。3.2.7 当监控系统发出告警信息时，值班监控员按有关规定及时处置，通知输变电设备运维单位，并

38、按相关规定汇报值班调度员。输变电设备运维单位接到通知后应立即开展设备核查，并及时反馈处理情况，不得迟报、漏报、瞒报、谎报。3.2.8 输变电设备运维人员现场巡视发现设备异常和缺陷时，应及时汇报值班监控员，并做好相关记录。3.2.9 输变电设备运维人员现场发现设备存在危及人身、电网安全的情况，可按照现场规程先期处置，并及时汇报值班调度员、监控员。3.2.10 值班监控员接受相关调控机构值班调度员的调度指令，按有关规定执行，并对其执行调度指令的正确性负责。3.2.11 涉及监控范围内设备操作时，值班监控员可在取得直调该设备的调控机构值班调度员授权的情况下，向变电站运维人员转达调度指令，值班监控员对

39、转达调度指令的正确性负责，变电站运维人员对现场操作的正确性负责。3.2.12 值班监控员及输变电设备运维人员负责监控变电站母线电压、AVC 系统实时运行状态。AVC 系统无法保证电压调整至合格范围或 AVC 系统异常时，经值班调度员许可，调控机构值班监控员、有人值班变电站的运行人员可退出相关变电站 AVC 系统控制。3.2.13 监控范围内变电站 AVC 系统退出运行时，监控员负责根据电压曲线进行低压电容器（电抗器）组投退、变压器分接头调整、可控高压电抗器档位升降等遥控、遥调操作，遇有异常应向相应调控机构值班调度员汇报。3.2.14 变电站运维人员在倒闸操作前后、变电检修设备开竣工前，应及时汇

40、报值班监控员确认监控信息正常。3.2.15 出现以下情形，调控机构应将相应的监控职责临时移交运维单位：3.2.15.1 变电站站端自动化设备异常，监控数据无法正确上送调控机构；3.2.15.2 变电站与调控机构通信通道异常，监控数据无法上送调控机构；3.2.15.3 变电站设备检修或者异常，频发告警信息影响正常监控功能；3.2.15.4 变电站内主变、断路器等重要设备发生严重故障，危及电网安全稳定运行；3.2.15.5 因电网安全需要，调控机构明确变电站应恢复有人值守的其它情况。3.2.16 监控职责临时移交时，监控员应以录音电话方式与运维单位明确移交范围、时间、移交前运行方式等内容，并做好相

41、关记录。监控职责移交完成后，监控员应将移交情况向相关调度进行汇报。监控员确认监控功能恢复正常后，应及时通过录音电话与运维单位重新核对变电站运行方式、监控信息和监控职责移交期间故障处理等情况，收回监控职责，并做好相关记录。3.2.17 变电站需进行监控信息核对时，设备监控管理专业负责提前 3 个工作日将审核合格后的信息点表报调控专业，自动化专业负责技术支持系统各项条件具备，调控专业负责配合进行信息核对，并对所核对信息的正确性负责。信息核对结束后，由调控机构相关专业共同确认信息核对确已完成。3.2.18 新建变电站投产启动前，现场负责信息核对单位应在信息核对开始前一周向调控机构上报信息核对计划，确

42、保信息核对工作按时完成，调控专业负责配合完成相关一、二次设备（开关、继电保护及安自装置等）调控端遥控传动试验；启动过程中，值班监控员应按启动方案要求进行调控端遥控操作；启动完成后，值班监控员负责与输变电设备运维人员核对运行方式一致、监控信息正常。3.2.19 新投及尚未实施调度集中监控的变电站，在满足设备集中监控技术条件且通过调控机构组织的联合验收后，产权单位应按规定向相应调控机构提计划申请票，经调控机构相关专业会签批准并履行监控职责移交手续后，变电站监控职责正式移交调控机构。3.2.20 集中监控变电站改、扩建间隔启动投运后，需调控机构相关专业审核同意，经值班监控员确认监控信息正常后，通过录

43、音电话完成监控职责移交，并汇报相应调度。第4章 电网运行方式管理 4.1 电网运行方式管理原则 4.1.1 电网运行方式是电力生产和电网运行的基本依据，指导电力系统安全、优质、经济运行，协调电网规划、建设、运行管理工作。4.1.2 各级电网运行方式应协调统一，低电压等级电网的运行方式应满足高电压等级电网运行方式的要求。4.1.3 电网运行方式包括电源、电网、负荷的接入安排和运行安排，应综合考虑安全、经济因素，满足电力系统频率、电压、短路电流、潮流、稳定限额等控制要求。4.1.4 以年度运行方式为基础，结合电网夏、冬季运行特点以及新设备启动等重大方式变更，滚动制定电网运行方式及控制策略。4.1.

44、5 电网运行方式由调控机构组织统一编制，发展策划、建设、运维检修、营销（农电）、交易中心等部门配合，经电网公司领导批准，电网企业统一发布。4.2 电网年度运行方式 4.2.1 电网年度运行方式是各级电网全年生产运行的指导性文件。电网年度运行方式应结合电网和电源投产计划、检修计划、送电计划及电力平衡预测，统一确定主网运行限额，统筹制定电网控制策略，协调电网运行、工程建设、大修技改、生产经营等管理工作。4.2.2 国调及分中心负责完成 500 千伏及以上电网年度运行方式集中计算工作，统一下达国家电网年度运行方式。省级调控机构应在上级调控机构电网年度运行方式的基础上制定本网年度运行方式，并报上级调控

45、机构备案。地级调控机构应在省级调控机构电网年度运行方式的基础上制定本地区电网年度运行方式，并报省级调控机构备案。4.2.3 各级调控机构应在年底前完成年度运行方式计算分析和汇报工作，次年 1 月 20 日前，完成年度运行方式编制工作。4.2.4 电网年度运行方式应包括以下主要内容：4.2.4.1 上年度电网运行总结，主要包括上年度新设备投产情况 及系统规模、生产运行情况分析和电网安全运行状况分析；4.2.4.2 本年度电网运行方式相关统计数据，包括电网规模、新设备投产计划等；4.2.4.3 本年度电力生产需求预测，主要包括负荷预测、电力电量平衡、联络线送受电计划安排，以及发电、输变电设备投运、

46、退役和检修计划安排等；4.2.4.4 运行方式计算模型、参数管理，包括发电机组、变压器、输电线路、负荷、无功补偿等计算分析所需的模型及参数管理；4.2.4.5 电网正常及检修方式下的潮流、短路电流、静态稳定、暂态稳定、热稳定、小干扰稳定等计算分析，夏、冬季电网的运行方式、稳定限额及相应的控制要求；4.2.4.6 电网薄弱环节分析、对策及建议；4.2.4.7 电网无功平衡和电压控制分析；4.2.4.8 安全稳定自动装置（含解列装置）控制策略，低频、低压减负荷分配方案；4.2.4.9 其他需要说明的情况。4.2.5 年度运行方式下发后，各级电网公司相关部门须依据年度运行方式开展年度各项生产工作，各

47、级调控机构须做好年度方式执行跟踪和后评估工作。4.3 夏（冬）季电网运行方式滚动校核 4.3.1 在年度方式基础上，根据夏（冬）季高峰供需形势、基建进度以及系统特性变化等情况，省调参加国调组织的滚动计算，校核跨区、跨省重要断面稳定限额，统一制定夏（冬）季主网稳定运行控制要点。省调在 5 月 31 日前，参与完成夏季电网运行方式稳定运行规定编制工作；10 月 31 日前，参与完成冬季电网运行方式稳定运行规定编制工作。4.3.2 省调组织各地调，根据省内夏（冬）季高峰供需形势、基建进度以及系统特性变化等情况，开展电网夏（冬）季运行方式滚动计算工作，对本网安全稳定水平进行分析，确定网间联络线和省内输

48、电断面的稳定极限。在 5 月 31 日前，完成夏季电网运行方式稳定运行规定编制工作；10 月 31 日前，参与完成冬季电网运行方式稳定运行规定编制工作。4.4 临时运行方式 4.4.1 对电网特殊保电期、多重检修方式、系统性试验、配合基建技改等临时运行方式，调控机构应按调管范围进行专题安全校核，制定并下达安全稳定措施及运行控制方案。4.4.2 对上级调控机构调管的电网运行方式有影响的运行控制方案，应报上级调控机构批准；对同级调控机构调管的电网运行有影响时，应报上级调控机构协调处理，统筹制定运行控制要求。4.4.3 涉及山西主网稳定的临时方式，由省调申请，华北分中心组织相关省调统筹制定运行管理要

49、求，临时稳定控制方案由省调审核后报华北分中心批准执行。涉及地区主网稳定的临时方式，由地调申请，省调组织相关地调统筹制定运行管理要求，临时稳定控制方案由地调审核后报省调批准执行。4.4.4 系统专业负责组织对电网月度停电计划开展稳定校核，提出检修工作安排建议；计划专业负责组织开展日前安全校核、电网风险预警发布；调度员负责开展在线安全校核，实时调整电网运行方式。4.5 电网 23 年滚动分析校核 4.5.1 省调在现有电网规划和年度运行方式基础上，对未来 23 年的规划电网组织开展滚动分析校核，提出优化工程时序、完善目标网架建议，提供过渡期电网运行控制措施建议。4.5.2 山西主网及地区电网 23

50、 年滚动分析校核工作由省调牵头，省电科院负责收资、分析计算和主网报告编制工作，指导地区滚动分析校核工作；各地调负责所辖电网分析校核和报告编制工作；各级规划部门负责提供所辖电网 23 年规划设计报告、网架结构、负荷水平等边界条件，建设、生产部门负责落实基建、技改工程进度安排并组织工程实施。4.5.3 省调须及时向公司相关部门和地调提出收资需求，必要时开展联合计算分析。地调须配合上级调控机构做好收资工作，并参与联合计算分析。地调电网中期（23 年）滚动校核报告应报省调备案。第5章 调度计划管理 5.1 调度计划管理原则 5.1.1 调度计划包括发电计划和发输配设备停电计划。按照安全运行、供需平衡和