1、江西電網調度控制管理規程國網江西省電力公司二一五年四月批準：譚永香復審：劉 鐳審核：段惠明 王和春 萬 源 郭玉金 初審：王 虎 應忠德 孫恭南 主要編寫人員： 周棟梁 葉 菁 葉鐘海 劉昕暉 杜中劍 伍太萍 董歡歡 郭國梁 殷 齊 萬玄玄 楊 峰 余篤民 文 峰 程 正 袁 彥 李小銳 丁國興 陳 紅 熊建華 諶艷紅 李華勇 馬伊平 段志遠 李崢山 梁文莉 王 凱 金學成 鄒根華 宿 昌 鄒紹平 羅 誠 王文元 目目 錄錄第一章 總則.1第二章 調控管轄范圍及職責.3第三章 調度管理制度.10第四章 電網運行方式管理.13第五章 調度計劃管理.19第六章 輸變電設備投運管理.28第七章 并網

2、電廠調度管理.31第八章 電網頻率調整及調度管理.34第九章 電網電壓調整和無功管理.36第十章 電網穩定管理.43第十一章 調控運行操作規定.50第十二章 故障處置規定.68第十三章 電保護和安全自動裝置管理.97第十四章 調度自動化及通信管理.101第十五章 清潔能源調度管理.107第十六章 設備監控管理.113第十七章 備用調度管理.115附錄 1：江西電網省調調管電廠設備.117附錄 2：江西電網 220 千伏變電站調管范圍劃分.122附錄 3：江西電網 220 千伏線路調管范圍劃分.126附錄 4：江西電網省調調度許可設備.136附錄 5：江西電網委托調度設備.137附錄 6：江西電

3、網設備命名和編號原則.138附錄 7：江西電網調度術語.142附錄 8：導線允許的長期工作電流.190附錄 9：220 千伏及以下變壓器事故過載能力.1921第第 1 1 章章 總則總則1.1 為加強江西電網調度控制管理，保證電網安全、優質、經濟運行，依據中華人民共和國電力法 、 電網調度管理條例 、 國家電網調度控制管理規程和有關法律、法規，制定本規程。1.2 本規程所稱“江西電網”是指國網江西省電力公司經營區域內的各級電網，包括并入上述電網的發電、輸配電、用電等所有一次設施及相關的繼電保護、通信、自動化等二次設施構成的整體。1.3 江西電網運行實行“統一調度、分級管理” 。1.4 電網調度

4、系統包括各級電網調度控制機構（以下簡稱調控機構） 、廠站運行值班單位（含水電流域梯級集控中心、風電場集控中心等）及輸變電設備運維單位。調控機構是電網運行的組織、指揮、指導、協調機構。江西電網設置三級調控機構，由上至下依次分為：省電力調度控制中心（簡稱省調） ；地（市）電力調度控制中心（簡稱地調）；縣（市、區）電力調度控制（分）中心（簡稱縣調） 。1.5 各級調控機構在電網調度業務活動中是上下級關系，下級調控機構必須服從上級調控機構的調度。廠站運行值班單位及輸變電設備運維單位，必須服從調控機構的調度。1.6 本規程適用于江西電網的調控運行、電網操作、故障處置和調控業務聯系等涉及調控運行相關的各專

5、業的活動。并入江西電網的各電力生產運行單位頒發的有關電網調控的規程、規定等，均不得與本規程相抵觸。1.7 與江西電網運行有關的各級調控機構和發、輸、變2電等單位的運行、管理人員均須遵守本規程；非電網調度系統人員凡涉及江西電網調控運行的有關活動也均須遵守本規程。1.8 地級調控機構依據本規程確定的原則，結合地區電網特點和運行管理需要，制定相應的調控運行細則。1.9 縣級調控機構以本規程為指導，參照本規程的原則要求，制定縣級電網調控管理規程。1.10 本規程由國網江西省電力公司負責解釋和修訂。3第第 2 2 章章 調控管轄范圍及職責調控管轄范圍及職責 2.1 調度管轄范圍（以下簡稱調管范圍）是指調

6、控機構行使調度指揮權的發、輸、變電系統，包括直接調度范圍（以下簡稱直調范圍）和許可調度范圍（以下簡稱許可范圍） 。2.2 調控機構直接調度指揮的發、輸、變電系統屬直調范圍，對應設備稱為直調設備。2.3 下級調控機構直調設備運行狀態變化對上級或同級調控機構直調發、輸、變電系統運行有影響時，應納入上級調控機構許可范圍，對應設備稱為許可設備。2.4 上級調控機構根據電網運行需要，可將直調范圍內發、輸、變電系統授權（委托）下級調控機構調度。2.5 為使調控機構能有效地指揮電網的運行操作和故障處置，所有影響江西電網發供電能力的主要設備必須由有關調控機構統一調度管轄；國調、華中分中心調管范圍之外的設備由省

7、調、地調、縣調三級調度分級調度管理。2.6 調管范圍劃分原則2.6.1 省調調管范圍2.6.1.1 裝機容量在 100 兆瓦及以上發電廠。2.6.1.2 直接接入 220 千伏及以上電壓等級的發電廠。2.6.1.3 裝機容量 100 兆瓦以下現省調直調水力發電廠的水電機組。2.6.1.4 裝機容量在 40 兆瓦及以上風電場風機及光伏電站箱變。2.6.1.5 220 千伏及以上變電站（不包括 220 千伏終端變電站、終端供電網）的 220 千伏母線。2.6.1.6 220 千伏及以上線路（不包括 220 千伏終端線路）4。2.6.1.7 上級調控機構或省調指定的發、輸、變電系統。凡省調調度管轄范

8、圍內的設備均應包括鍋爐、汽（水）輪機、發電機、主變壓器、母線、線路等設備，及其相應的開關、刀閘、接地刀閘、避雷器、電流互感器、電壓互感器等設備在內。2.6.2 地調調管范圍2.6.2.1 省調直調 100 兆瓦及以上發電廠的 110 千伏出線間隔及 110 千伏專用旁路間隔和旁路母線；省調直調100 兆瓦以下水電機組、風電場風機、光伏電站箱變以外的設備；省調直調發電廠的 35 千伏母線。2.6.2.2 省調直調的 220 千伏變電站的主變壓器；主變中性點接地方式不滿足省調規定要求的須經省調批準。2.6.2.3 省調直調的 220 千伏變電站的 110 千伏及以下母線；220 千伏終端變電站和終

9、端供電網。2.6.2.4 110 千伏及以下變電站。2.6.2.5 220 千伏及以下變電站的無功調節及無功補償設備。2.6.2.6 220 千伏終端線路；省調直調的 220 千伏母線上的待用間隔；110 千伏及以下母線上的待用間隔。2.6.2.7 110 千伏及以下線路；經地區電網間 110 千伏聯絡線跨地區轉移負荷需經省調許可，必要時由省調進行協調。2.6.2.8 按并網調度協議調度管理的發電廠。2.6.2.9 省調指定的發、輸、變電系統。220 千伏終端供電網：指僅由一個 500 千伏或 220 千伏變電站經單回或多回終端線路供電的一個或多個 220 千5伏變電站及其相關線路。2.6.3

10、 縣（配）調調管范圍2.6.3.1 直接并入縣級電網的非省、地調調度發電廠。2.6.3.2 地市公司或縣公司所屬 35 千伏、10 千伏線路及相關設備（含開關、刀閘、柱上開關、環網柜、電纜分接箱等） 。2.6.3.3 地市公司或縣公司所屬 35 千伏變電站、10 千伏開閉所。2.6.3.4 調度協議中明確規定由縣調管轄的客戶設備。2.6.3.5 縣級電網 10 千伏公變、專變為縣（配）調許可設備。2.6.3.6 地區電網內其它設備由地調具體劃分。2.6.4 繼電保護、安全自動裝置、電網調度自動化及通信等二次設備的調管范圍與一次設備一致。2.6.5 各發電廠的廠用電系統及其相關的繼電保護和安全自

11、動裝置，均由各廠自行管理。 2.6.6 江西電網內省調調管范圍的具體劃分以省調規定為準，江西電網省調調管、省調委托等設備詳見附錄 1-5。2.7 監控范圍劃分原則2.7.1 省調監控范圍：負責全省 500 千伏變電站設備運行集中監控。2.7.2 地調監控范圍：負責地區范圍內 35220 千伏變電站設備運行集中監控。2.7.3 縣（配）調監控范圍：負責縣域范圍內 35 千伏及以下變電站（開閉所等）設備運行集中監控。2.8 調度運行管理的主要任務2.8.1 按最大范圍優化配置資源的原則，實現優化調度，6充分發揮電力系統的發、輸、供電設備能力，最大限度地滿足用戶的用電需要。2.8.2 按照電力系統運

12、行的客觀規律和有關規定保障電網連續、穩定、正常運行，保證供電可靠性，使電能質量指標符合國家規定的標準。2.8.3 依據電力市場規則、有關合同或者協議，實施“公開、公平、公正”調度。2.9 省調主要職責：2.9.1 落實國調及華中分中心專業管理要求，組織實施江西電網調度控制專業管理。2.9.2 負責江西電網調度運行管理，指揮直調范圍內電網運行、操作和故障處置。2.9.3 負責設備監控管理，負責監控范圍內設備集中監視、信息處置和遠方操作。2.9.4 開展調管范圍內電網運行方式分析，根據國家電網年度運行方式制定省級電網運行方式；指導地縣級調控機構開展地區電網運行方式分析。2.9.5 根據國家電網主網

13、設備年度停電計劃，參與制定江西電網設備年度檢修計劃，負責編制電網設備月、周、日停電計劃，受理并批復電網設備停電、檢修申請。2.9.6 開展江西電網月、日電力電量平衡分析，按直調范圍制定月、日發供電計劃。2.9.7 負責江西電網穩定管理，制定直調電源及輸電斷面的穩定限額和安全穩定措施。2.9.8 負責省間聯絡線關口控制，參與電網頻率調整。2.9.9 負責直調范圍內無功管理與電壓調整。2.9.10 參與電網事故調查，組織開展調管范圍內故障分7析。2.9.11 負責組織開展直調范圍內電網繼電保護和安全自動裝置定值的整定計算，負責直調范圍內電網繼電保護、安全自動裝置和調度自動化系統的運行管理，協助開展

14、省域內國調及華中分中心直調的電網繼電保護和安全自動裝置運行管理。2.9.12 參與制定江西電網應急控制負荷序位表，經江西省人民政府批準后執行。2.9.13 統籌協調與江西電網運行控制相關的通信業務。2.9.14 參與江西電網發展規劃、工程設計審查，編制江西電網調控運行專業規劃。2.9.15 受理并批復新建、擴建和改建直調設備的投入運行申請，編制新設備啟動調試調度方案并組織實施。2.9.16 參與簽訂直調系統并網協議，負責編制、簽訂相應并網調度協議，并嚴格執行。2.9.17 編制直調水電站水庫發電調度方案，參與協調水庫發電與防洪、防凌、航運、供水等方面的關系。2.9.18 負責下級調控機構調控運

15、行人員、直調廠站運行值班人員、變電運維人員及省檢修分公司生產運行值班人員上崗培訓考核工作。2.9.19 行使國調、華中分中心授予的其他職責。2.10 地調主要職責：2.10.1 落實省調專業管理要求，組織實施本地區電網調度控制專業管理。2.10.2 負責本地區電網調度運行管理，指揮直調范圍內電網運行、操作和故障處置。2.10.3 負責直調范圍內無功管理與電壓調整。82.10.4 負責與地區內非省調直調電廠簽訂并網調度協議并依據協議對電廠進行調度管理。2.10.5 開展地區電網運行方式分析，依據江西地縣電網年度運行方式編制規范組織制定地縣電網年度運行方式。2.10.6 根據江西電網設備年度檢修計

16、劃，參與編制地區電網設備年度檢修計劃，負責編制地區電網設備月、周、日停電計劃，受理并批復設備的停電檢修申請；審核、批準縣調設備月度停電計劃。2.10.7 負責直調范圍內電網穩定專項管理，開展地區電網故障分析，參與地區電網發展規劃及相關工程設計審查。2.10.8 負責設備監控管理，負責監控范圍內設備集中監視、信息處置和遠方操作。2.10.9 受理并批復新建、擴建和改建直調設備投入運行申請，編制新設備啟動調試調度方案并組織實施。2.10.10 負責直調范圍內繼電保護、安全自動裝置、電力通信和調度自動化系統的運行管理及檢驗管理。2.10.11 負責組織開展直調設備繼電保護和安全自動裝置定值的整定計算

17、，負責所轄縣級電網 1035 千伏繼電保護定值的整定復算、審核和批準。2.10.12 參與制定本地區應急控制負荷序位表，經本級人民政府批準后執行。2.10.13 負責制定地區電網繼電保護、調度自動化系統規劃。2.10.14 參與制定電力通信規劃，協調與調度控制相關的通信業務。2.10.15 組織地縣調度自動化系統和調度數據網建設，負9責地縣級電網調度自動化系統運行管理。2.10.16 負責直調范圍內水電廠的水庫發電調度管理，參與協調水庫發電與防洪、防凌、航運、供水等綜合利用的關系。2.10.17 負責下級調控機構調控運行人員、直調廠站運行值班人員及變電運維等相關人員上崗培訓考核工作。2.10.

18、18 行使省調授予的其他職權。2.11 縣調主要職責：2.11.1 落實省、地調專業管理要求，組織實施縣級電網調度控制專業管理。2.11.2 負責縣級電網調度運行管理，指揮直調范圍內電網運行、操作和故障處置。2.11.3 負責直調范圍內無功管理與電壓調整。2.11.4 參與制定地縣電網年度運行方式。2.11.5 負責編制日調度計劃。2.11.6 負責設備監控管理，負責監控范圍內設備集中監視、信息處置和遠方操作。2.11.7 受理并批復新建、擴建和改建直調設備投入運行申請，編制新設備啟動調試調度方案并組織實施。2.11.8 負責直調設備繼電保護、安全自動裝置、電力通信和調度自動化系統的運行管理。

19、2.11.9 負責組織開展直調設備繼電保護和安全自動裝置定值的整定計算，并按要求報地調核準。2.11.10 負責直調水電廠的水庫發電調度管理，參與協調水庫發電與防洪、防凌、航運、供水等綜合利用的關系；2.11.11 負責直調廠站運行值班人員、變電運維等相關人員上崗培訓考核工作。102.11.12 行使地調授予的其他職權。第第 3 3 章章 調度管理制度調度管理制度3.1 調控機構值班調度員在其值班期間是電網運行、操作和故障處置的指揮者，按照調管范圍行使指揮權。值班調度員必須按照規定發布調度指令，并對其發布調度指令的正確性負責。 3.2 值班監控員接受相關調控機構值班調度員的調度指令，按有關規定

20、執行，并對其執行調度指令的正確性負責。變電運維人員在進行監控運行業務聯系時應服從值班監控員的指揮和協調。3.3 下級調控機構的值班調度員、廠站運行值班人員及輸變電設備運維人員，受上級調控機構值班調度員的調度指揮，接受上級調控機構值班調度員的調度指令，并對其執行指令的正確性負責。 3.4 值班調度員的調度聯系對象為：上下級調控機構值班調度員（調控員） 、調控機構值班監控員、發電廠值班人員（值長或電氣值班長） 、變電站運維（運行值班）人員（正值及以上） 、省檢修分公司生產運行值班人員、省送變電生產運行值班人員等，以上人員統一簡稱值班人員。3.5 進行調度業務聯系時，必須使用普通話及調度術語，互報單

21、位、姓名。嚴格執行下令、復誦、錄音、記錄和匯報制度，受令單位在接受調度指令時，受令人應主動復誦調度指令并與發令人核對無誤，待下達下令時間后才能執行；指11令執行完畢后應立即向發令人匯報執行情況，并以匯報完成時間確認指令已執行完畢。3.6 接受調度指令的值班人員不得無故不執行或延誤執行調度指令。如受令人認為所接受的調度指令不正確，應立即向發令人提出意見，如發令人確認繼續執行該調度指令，應按調度指令執行。如執行該調度指令確實將危及人員、設備或電網的安全時，受令人可以拒絕執行，同時將拒絕執行的理由及修改建議上報給發令人，并向本單位領導匯報。3.7 未經值班調度員許可，任何單位和個人不得擅自改變其調管

22、設備狀態。對危及人身和設備安全的情況按廠站規程處理，但在改變設備狀態后應立即向值班調度員匯報。3.8 對于上級調控機構許可設備，下級調控機構在操作前應向上級調控機構申請，得到許可后方可操作，操作后向上級調控機構匯報；當電網發生緊急情況時，允許值班調度員不經許可直接對上級調控機構許可設備進行操作，但必須及時匯報上級調控機構值班調度員。3.9 調控機構管轄的設備，其運行方式變化對有關電網運行影響較大的，在操作前、后或事故后要及時向相關調控機構通報；在電網中出現了威脅電網安全，不采取緊急措施就可能造成嚴重后果的情況下，上級調控機構值班調度員可直接（或通過下級調控機構值班調度員）向下級調控機構管轄的調

23、控機構、廠站等運行值班人員下達調度指令，有關調控機構、廠站運行值班人員在執行指令后應迅速匯報設備所轄調控機構的值班調度員。3.10 當電網或電廠運行設備發生異常或故障情況時，值班人員應立即向直調該設備的值班調度員匯報情況。3.11 當發生影響電力系統運行的重大事件時，相關調控12機構值班調度員應按規定匯報上級調控機構值班調度員。3.12 任何單位和個人不得干預調度系統值班人員下達或者執行調度指令，不得無故不執行或延誤執行上級值班調度員的調度指令。調度值班人員有權拒絕各種非法干預。3.13 當發生無故拒絕執行調度指令、破壞調度紀律的行為時，有關調控機構應立即組織調查，依據有關法律、法規和規定處理

24、。3.14 上級領導發布的一切有關調度業務的指示，應當通過調控機構負責人轉達給值班調度員。非調控機構負責人不得直接要求值班調度員發布任何調度指令。3.15 當值班人員同時接到兩級調控機構值班調度員的調度指令時，應優先執行上一級值班調度員的調度指令（特殊情況由下一級值班調度員報告情況后，由上一級值班調度員決定調度指令執行的先后順序） 。下一級值班調度員發布的調度指令不得與上一級值班調度員發布的調度指令相抵觸。3.16 有權接受調度指令的人員名單應根據設備調管范圍報相應調控機構；調控機構值班調度人員名單也應通知相關單位；人員發生變動應及時報送。3.17 值班人員應經培訓并取得相關調控機構頒發的調控

25、業務聯系資格證書，方具備調控業務聯系資格。3.18 值班人員應按調控機構要求報送有關報表、運行情況、故障情況和有關資料。不得虛報、瞞報、拒報、遲報，不得偽造、纂改。13第第 4 4 章章 電網運行方式管理電網運行方式管理4.1 運行方式管理4.1.1 電網運行方式是電網安全管理的重要依據，指導電網的工程前期、建設、生產和運行工作。各級電網的運行方式應協調統一，低電壓等級電網的運行方式應滿足高電壓等級電網運行方式的要求。4.1.2 協助國調及分中心開展 500 千伏以上主網年度運行方式、夏（冬）季運行方式計算分析。4.1.3 江西電網運行方式按照“集中計算、統一決策、分網管理”的原則進行管理。各

26、級電網經營企業負責本電網調控機構運行方式工作的領導和監督。各級調控機構負責本電網調管范圍內的運行方式編制、管理和實施，并負責對下一級調控機構運行方式工作的專業管理。4.1.4 電網運行方式由調控機構組織統一編制，電網企業規劃、建設、運維、營銷、交易等部門配合。4.1.5 以年度運行方式為基礎，結合電網夏季、冬季運行特點以及新設備啟動等重大方式變更，滾動制定夏季、冬季、臨時電網運行方式及控制策略。4.1.6 運行方式工作的主要任務：4.1.6.1 合理安排電網運行方式。4.1.6.2 電網安全穩定分析及制定措施。4.1.6.3 負荷預測及電力電量平衡。4.1.6.4 制定發電計劃。4.1.6.5

27、 開展短期電能交易，實施各類網間交易計劃。 4.1.6.6 電網經濟運行。144.1.6.7 制定水庫運用計劃。4.1.6.8 無功平衡和電壓管理。4.1.6.9 新設備投運。4.1.6.10 故障后分析。4.1.6.11 發電機組涉網參數及定值管理。4.1.6.12 參加電網規劃設計審查，提出電網技術改造建議或措施。4.2 年度運行方式4.2.1 年度運行方式是電網全年生產運行的指導性文件。電網年度運行方式應根據電網和電源投產計劃、檢修計劃、發輸電計劃及電力電量平衡預測，統一確定主網運行限額，統籌制定電網控制策略，協調電網運行、工程建設、大修技改、生產經營等管理工作。4.2.2 電網企業規劃

28、、建設、運維、營銷、交易等部門每年按調控機構要求提供次年投產設備相關資料。4.2.3 各級調控機構應在年底前編制完成調管范圍內電網次年年度運行方式。年度運行方式應經所屬電網企業批準后執行。4.2.4 年度計劃停電項目包括電網主設備常規檢修、技改、基建施工或新設備啟動配合停電、非電施工配合停電（如高速公路穿越）等。年度計劃停電項目應以基建投產計劃、設備檢修計劃、市政施工計劃等相關文件為依據。對于兩個以上相關設備同時停電、對電網運行結構影響較大的項目，應進行專題校核，通過校核后方可安排。4.2.5 年度發電設備檢修計劃應綜合考慮分月電力電量平衡和年度跨區跨省輸電計劃，并預留一定備用容量。4.2.6

29、 發電企業與大用戶年度交易結果應通過調控機構綜15合考慮電網安全、調峰、 “三公”調度等因素的校核后，方可納入年度運行方式。4.2.7 年度運行方式工作涉及電網規劃、建設、運維、交易、安監、調度運行等方面，各級電網經營企業要加強組織協調，明確各部門在年度運行方式編制、實施工作中的職責，做到分工明確、責任清晰、協同配合、落實到位，實現全過程閉環管理。4.2.8 在年度運行方式編制工作中，上級調控機構應加強本網和下級調控機構年度運行方式的協調工作，確保各級調度年度運行方式協調一致。4.2.9 各級電網經營企業、供電企業和并網運行的電力生產企業，應按各級調控機構的要求提供有關資料，并執行各級調控機構

30、編制的電網運行方式。4.2.10 相關部門及單位按照職責分工向調控機構提供次年投產設備相關資料：4.2.10.1 下年度發電設備檢修預安排，主要輸變電設備檢修預安排及各廠分機組核定出力（含最大、最小技術安全出力） 。4.2.10.2 本網下年度發電量預計劃，各廠分解發電廠預計劃，網損計劃指標。4.2.10.3 本網下年度分月全網及供電區負荷預計。4.2.10.4 新建、改建、擴建發輸變電設備投產計劃及設備主要參數。4.2.10.5 地方發電廠裝機容量，分月綜合可調出力及調峰容量和全年分區分月各地上網電量及出力。4.2.11 年度運行方式主要包括以下內容：4.2.11.1 上年度電網運行總結16

31、a) 上年度新設備投產情況及系統規模；b) 上年度生產運行情況分析；c) 上年度電網安全運行狀況分析。4.2.11.2 本年度運行方式a) 電網新設備投產計劃；b) 電力生產需求預測；c) 電網主要設備檢修計劃；d) 水電廠水庫運行方式預測及新能源預測；e) 本年度電網結構分析、短路容量分析；f) 電網潮流計算、N-1 靜態安全分析；g) 系統穩定分析及安全約束；h) 無功電壓分析；i) 電網安自裝置和低頻低壓減負荷整定方案；j) 調度系統重點工作開展情況；k) 電網運行年度風險預警；l) 電網安全運行存在的問題、電網結構的改進措施和建議；m) 下級電網年度運行方式概要。4.2.12 各級調控

32、機構應加強對年度方式的適應性管理，根據電網基建投產項目進度，及時對電網運行控制規定進行滾動修訂，并下發執行。4.2.13 各級調控機構應定期向本電網經營企業的領導、主管生產、基建與規劃的負責人匯報年度運行方式，說明運行中存在的主要問題，提出解決的措施、建議和意見。4.2.14 年度運行方式下發后，電網企業相關部門應依據年度運行方式開展年度各項生產工作。各級調控機構應做好年度方式宣貫和執行跟蹤工作，加強對電網運行方式的后評17估工作，及時評估措施的實施效果，分析總結存在的問題和差距，改進和完善電網運行方式工作。4.2.15 地縣年度運行方式管理工作和編制要求按照江西電網地縣一體化年度運行方式管理

33、規定和江西地縣電網年度運行方式編制規范（試行） 執行。4.3 夏（冬）季運行方式4.3.1 在年度方式基礎上，根據夏（冬）季供需形勢、基建進度以及系統特性變化等情況，國調及分中心統一組織、滾動校核跨區、跨省重要斷面穩定限額，統一制定夏（冬）季主網穩定運行控制要點。4.3.2 省調依據夏（冬）季主網穩定控制要點要求，按照調管范圍制定夏（冬）季電網穩定運行規定。4.4 臨時運行方式4.4.1 針對電網特殊保電期、多重檢修方式、系統性試驗、配合基建技改等臨時運行方式，調控機構應按調管范圍進行專題安全校核，制定并下達安全穩定措施及運行控制方案。4.4.2 對上級調控機構調管的電網運行有影響的運行控制方

34、案，應報上級調控機構批準。對同級調控機構調管的電網運行有影響時，應報上級調控機構協調處理，統籌制定運行控制要求。4.5 在線安全穩定分析 4.5.1 省調應按規定開展在線安全穩定分析，評估電網安全裕度；電網重大方式調整前，調控機構應啟動獨立或聯合預想方式在線計算；電網發生嚴重故障后，調控機構應啟動獨立或聯合應急狀態在線分析。4.5.2 在線安全穩定分析應涵蓋調控機構調管范圍內所有220 千伏及以上輸變電設備，模型及參數應與離線計算保持18一致，故障集全網統一。19第第 5 5 章章 調度計劃管理調度計劃管理5.1 調度計劃包括發輸電計劃和設備停電計劃。按照安全運行、供需平衡和最大限度消納清潔能

35、源的原則，統籌考慮年、月、周、日發輸（用）電計劃及設備停電計劃。5.2 許可設備的停電計劃須經上級調控機構批準后納入年、月、周、日停電計劃。5.3 月、周、日停電計劃須進行風險分析，制定相應預案及預警發布安排。對可能構成一般及以上事故的停電項目，須提出安全措施，并按規定向相應監管機構備案。停電方式下 N-1 可能造成五級及以上電網事件的停電計劃，上報月、周、日停電計劃的同時，應向所屬調控機構報送安全風險評估報告和停電檢修運行方案。5.4 年度停電計劃5.4.1 年度停電計劃應統籌考慮電網基建投產、設備檢修和基礎設施工程等因素，并以相關文件為依據。5.4.2 年度停電計劃原則上不安排同一設備年內

36、重復停電；對電網結構影響較大的項目，必須通過專題安全校核后方可安排。5.4.3 國調及分中心統一制定 500 千伏以上主網設備年度停電計劃。年度停電計劃下達后，原則上不得進行跨月調整。如確需調整，須提前向相關調控機構履行審批手續。5.4.4 年度發電設備檢修計劃應考慮分月電力電量平衡和跨區跨省輸電計劃等。5.4.5 年度發輸電計劃（包括大用戶直供等交易）必須通過調控機構安全校核。205.5 年度輸變電設備停電計劃應于上年 10 月底以前報省公司運維檢修部，由省公司運維檢修部匯編，經年度檢修協調會議研究確定，于上年 12 月底下達。年度發電設備檢修計劃應于上年 10 月底以前報省調，由省調匯編，

37、經年度機組檢修協調會議研究確定，于上年 12 月底下達。5.6 月度調度計劃5.6.1 月度停電計劃5.6.1.1 月度停電計劃以年度停電計劃為依據，未列入年度停電計劃的項目一般不得列入月度計劃。對于新增重點工程、重大專項治理等項目，相關部門必須提供必要說明，并通過調控機構安全校核后方可列入月度計劃。5.6.1.2 國調及分中心統籌制定 500 千伏以上主網設備月度停電計劃，統一開展安全校核。5.6.1.3 各單位應于每月 15 日前將下月國調、分調、省調調管的發、輸變電設備檢修計劃上報省調。供電公司的月度停電計劃應經本單位運維、調控、基建、營銷等部門會商，經綜合平衡后上報。5.6.1.4 各

38、單位于每月 15 日前將次月停電計劃申請情況報告報省調,于每月第 5 個工作日前將上月停電計劃執行情況報告上報省調。5.6.1.5 未納入月度計劃的發輸變電設備檢修項目，原則上在日計劃中不予安排。5.6.2 月度發輸電計劃5.6.2.1 省調統籌安排 220 千伏以上電網月度發輸電計劃。5.6.2.2 省調根據本網發電資源、負荷預測、安全約束、電力電量平衡、月度跨區跨省電力交換計劃、年度發電量及21交易計劃，編制發電機組組合并上報國調及分中心核備。5.6.2.3 省調按照直調范圍制定并發布月度發輸電計劃。5.6.2.4 月度發電計劃主要內容包括本網分旬最大用電負荷和月用電量預測；本網及各發電廠

39、月可調出力和發電量計劃；水電廠水庫控制水位及運用計劃；本網月電力和電量平衡計劃。5.6.2.5 月度發電計劃制定應考慮分旬電力電量平衡、清潔能源預測、月度跨區跨省電力交換計劃和火電機組年度電量計劃完成進度，并預留一定備用容量。5.6.2.6 清潔能源電廠每月 15 日前將次月發電建議計劃報省調。5.7 周停電計劃5.7.1 各單位根據月度檢修停電計劃，于每周四上午 12時前將下周一至周日的檢修停電計劃報省調。經省調周停電計劃會商會討論確定后，于周五上午 9 時前下達。5.8 日前調度計劃5.8.1 日前停電計劃5.8.1.1 日前停電計劃的編制，應以月度停電計劃為基礎，原則上不安排未列入月度停

40、電計劃的項目。5.8.1.2 各單位應于計劃開工前二日 10 時前向省調提出申請，省調于前一日 17 時前由值班調度員批復下達各單位執行，星期日、一、二開工檢修的項目應于上星期五 10 時前向省調提出申請；屬國調、華中分中心直調及許可的線路、變電站設備的檢修申請，各單位應于計劃開工前三日 10 時前報省調，經審核后由省調轉報華中分中心；華中分中心批復后由省調再轉下達給各單位；華中分中心直調電廠設備的檢修由電廠向網調申報檢修工作申請票的同時，向省調申報22檢修申請票。國慶、春節等節假日期間的檢修計劃，應于節前七日提出申請。5.8.1.3 停電計劃申報必須使用規范的設備名稱、雙重編號和調度術語，填

41、寫的設備名稱和編號必須與現場一致。5.8.1.4 停電計劃申報必須嚴格按照江西電力系統發輸變電設備檢修票（以下簡稱檢修申請票）票面格式填報。凡設備在服役時有核相、沖擊合閘、帶負荷試驗或做與系統有關的試驗等要求的必須在檢修票恢復送電要求中明確，且在設備檢修計劃開工前七日向省調報送試驗方案或恢復送電要求。重要輸變電設備檢修或改造項目，各單位應將相關施工方案審核后在設備檢修計劃開工前七日報省調。5.8.1.5 省調值班調度員可以直接安排的臨時檢修，由各單位向省調值班調度員提出申請，經其批準后即可執行，具體如下：a) 與已經批準的計劃檢修相配合的檢修工作，原則上不能超出計劃檢修設備的停役時間；b) 不

42、影響電網運行方式和出力計劃，在當日內完成的臨時檢修和收到次日計劃后次日內可以完成的臨時檢修；c) 事故檢修；但事故檢修預計工期超出 24 小時的需立即補報檢修申請。5.8.1.6 檢修申請和設備停復役的規定：a) 省調調管范圍內的一切設備如須停止運行或退出備用進行檢修（試驗）時，各單位應根據已下達的月度檢修計劃，按規定要求向省調報周檢修計劃，在開工前按規定要求向省調提出申請，由省調統籌安排后正式批復各申請單位；23b) 各單位必須按省調要求規范填報檢修申請票，設備停役檢修申請的正式批復以省調值班調度員的批復為準；設備停役檢修申請，雖已經在檢修開工前一日批準，但在設備停役前仍需得到省調值班調度員

43、的調度指令，才能將設備停止運行，并按規定進行檢修；c) 日計劃安排的計劃檢修的電氣設備因故不能如期開工時，申請單位應在設備停電前兩小時報告省調值班調度員；如因系統原因需推遲開工時，省調值班調度員應提前兩小時通知申請單位；d) 由于檢修單位的原因，原定停用檢修的設備延期開工時，不允許按批準的檢修期限自行順延檢修工期，如必須延遲檢修工期，應經省調批準；e) 設備檢修不能如期投入運行，計劃檢修工期超過 48小時的設備檢修，檢修申請單位應在原定檢修工期結束前24 小時辦理延期申請手續；計劃檢修工期超過 24 小時、不超過 48 小時的設備檢修，應在批準的檢修工期結束前 6 小時提出延期申請；計劃檢修工

44、期不超過 24 小時的設備檢修只允許因天氣突然變化不能繼續進行檢修而辦理延期申請手續。延期申請手續只能辦理一次；f) 已停役開工的設備，需要增加工作項目，必須向相應調控機構增報申請；g) 基建施工單位要求停役設備，各單位應納入檢修計劃，由各單位按規定向相應調控機構辦理檢修申請手續并履行工作許可制度；h) 輸變電設備的帶電作業對系統運行有要求者，應在開始帶電作業前征得省調值班調度員的同意；24i) 凡屬地調或發電廠調管的設備其停役檢修影響主網發電能力或安全供電時，應事先征得省調的許可后，方可進行工作；j) 凡屬省調調管電氣設備的停役檢修工作，必須得到省調值班調度員的許可工作指令，方可開工檢修；嚴

45、禁約時停電或開工檢修；k) 凡屬省調調管設備停役檢修工作結束后，申請檢修單位應立即報告省調值班調度員并辦理檢修竣工和恢復運行的手續；l) 凡涉及到省調調管范圍內的繼電保護和安全自動裝置以及自動化、通信（包括通道）等設備需停用時，也應按上述規定辦理檢修申請和批復手續。5.8.1.7 設備檢修時間的計算。發輸變電設備檢修時間的計算，是從省調值班調度員許可設備檢修開工起，到省調值班調度員接到設備檢修工作結束，可以送電（或可以恢復備用）的報告時為止；發輸變電設備檢修完畢的匯報均以設備運行維護單位的值班人員的匯報為準。5.8.2 日前發用電計劃5.8.2.1 日前發輸電計劃包括聯絡線 96 點輸電計劃曲

46、線、機組組合、96 點發用電計劃和風險點提示等。5.8.2.2 省調應開展日前系統負荷預測、日前母線負荷預測，并按要求報上級調控機構。5.8.2.3 火電廠須按規定申報分機組發電能力、升降負荷速率等機組約束。水電、風電、光伏等優先消納類機組須按規定申報發電計劃。5.8.2.4 省調根據水電、風電、光伏等優先消納類機組發電申報計劃，綜合考慮電網安全約束、發電預測準確率等因25素后將其納入日前發電平衡，并合理預留調峰、調頻資源。5.8.2.5 省調協同國調、分中心開展日前發輸電計劃編制，發輸電計劃必須經過全網聯合量化安全校核。5.8.2.6 各地調應根據氣象預報、調管（自備）電廠發電計劃、大用戶用

47、電情況、本地區用電變化規律和縣調負荷預測，預測所轄電網次日 96 點系統用電負荷，于每日 9:00 前上報省調，可在當日 15:00 前修正一次；應根據影響用電負荷的各種因素以及電網檢修和結線方式的變化，對省調母線負荷預測結果進行修正，并于每日 9:00 前上報省調，可在當日 15:00 前修正一次。5.8.2.7 省調編制發電、用電調度計劃時，應當留有備用容量。電網的備用容量包括負荷備用容量、事故備用容量、檢修備用容量，各種備用容量采用如下標準：（1）負荷備用容量：應不低于最大發電負荷的 2%5%；（2）事故備用容量：一般為最大發電負荷的 10%左右，但不低于電網中一臺最大機組的容量；（3）

48、檢修備用容量：應不低于最大發電負荷的 8%15%。電網如果不能按上述要求留足備用容量運行時，應當采取相應措施。5.8.2.8 日前發用電計劃修改原則及其有關規定:a) 日調度計劃下達后，省調和各有關單位必須認真執行，一般情況下不予修改； b) 值班調度員根據電網運行的具體情況、有關規定和上級指示，有權修改各發電廠、供電公司當日或次日發（供）電計劃，應詳細記錄修改原因，并以調度指令通知各發電廠、供電公司執行； c) 下列情況方可修改日發電計劃:電網事故、聯絡線臨時檢修或聯絡線潮流越限、其它異常情況，需變更機組運行26方式和發電出力時；省間交易計劃調整，需變更機組運行方式和發電出力時；天氣、水情的

49、突然變化、預計負荷和實際負荷發生較大偏差、其他不可抗拒的自然災害等，需變更機組運行方式和發電出力時；由于本廠設備缺陷、臨時檢修或燃料供應等因素影響發電出力時，應提前向省調提出申請，經批準后方可修改； d) 下列情況方可修改日用電計劃:大機組或多臺機組緊急停機或故障，發電能力達不到計劃值時；省調管轄的聯絡線過載、事故檢修和其它不可預測的突發事件，需限制用電時；天氣、水情的突然變化或其它不可抗拒的自然災害等，需調整用電負荷時；e) 日發（用）電計劃曲線修改的原因及最終結果，省調值班調度員應通知各有關發電廠、供電公司，雙方核對無誤后均應做好記錄。5.8.2.9 各級調度應于每日 17 時前完成次日調

50、度計劃的編制工作，經分管領導批準后，下達到相關單位；同時將日調度計劃和檢修票下發給值班調度員，由值班調度員負責指揮和組織實施。5.8.3 日前計劃安全校核5.8.3.1 按照“統一模型、統一數據、聯合校核、全局預控”的原則，開展 220 千伏以上電網的日前聯合量化安全校核。5.8.3.2 根據安全校核結果，針對基態潮流及 N-1 開斷后潮流斷面越限情況，采取預控措施消除越限。5.8.4 根據周停電安排和電網運行情況，動態開展風險評估，及時發布周電網運行風險預警。風險預警對應的工作任務結束后，按規定程序解除預警。275.9 地縣調計劃管理按照江西電網地縣調計劃管理實施細則執行。28第第 6 6

51、章章 輸變電設備投運管理輸變電設備投運管理6.1 輸變電設備投運管理基本原則6.1.1 調控機構按調管范圍劃分的原則開展輸變電新設備投運管理工作。6.1.2 新建、擴建和改建的輸、變電設備接入電網運行，應遵循電網相關規程、技術標準和管理流程，涉及運行設備的配合停電、啟動調試等投入運行前的相關工作都應經過相應調控機構許可。6.1.3 新建、擴建和改建的輸、變電設備（含發電廠升壓站設備）接入系統，該設備的業主應按電網運行準則 、江西電網輸變電設備接入系統調度服務手冊的要求做好接入系統的有關工作（相關資料圖紙參數的報送、并網申請、調試方案和計劃、有關合同的簽訂、驗收情況等） 。6.1.4 并網前應按

52、國家有關規定，根據平等互利、協商一致和確保電力系統安全運行的原則，參照并網調度協議范本與有關調控機構簽訂并嚴格執行并網調度協議。未簽訂并網調度協議的，不得擅自并網運行，簽訂并網調度協議并且已經并網運行的，不得擅自解網。6.1.5 新投產輸變電設備涉及的調度通信、自動化系統、繼電保護、安全自動裝置等二次系統應與一次設備同步投產。6.2 調度命名6.2.1 調度命名應遵循統一、規范的原則。6.2.2 新建 500 千伏以上變電站的命名，應在工程初設階段，由工程管理單位報相關調控機構審定。296.2.3 新建 220 千伏變電站的命名，由省調命名；新建220 千伏以下變電站的命名由管轄單位調控中心負

53、責。6.2.4 并入 220 千伏電網設備由省調負責命名與編號；110 千伏以下設備由設備管轄單位調控中心負責命名與編號。6.2.5 新建輸變電設備投運程序6.2.5.1 輸變電新設備首次投入運行 90 日前，工程管理單位應按電網運行準則的要求向調控機構提交相關資料，并報送投入運行申請書。6.2.5.2 電網調控機構在收到工程管理單位提供一次設備命名、編號申請及正式資料的 30 日內，下發相關設備的命名和編號。6.2.5.3 電網調控機構向工程管理單位發出投入運行確認通知后，完成下列工作：a) 首次投入運行 30 日前，向擬并網方提交并網啟動調試的有關技術要求；b) 根據啟動委員會審定的調試大

54、綱和啟動方案，編制調試期間的并網調度方案；c) 首次投入運行 7 日前，雙方共同完成調度自動化系統的聯調；d) 首次投入運行 5 日前，向擬并網方提供繼電保護定值單：涉及實測參數，則在收到實測參數 5 日后，提供繼電保護定值單。6.2.6 調控機構應依據并網調度協議，在首次投入運行 5日前組織完成擬并網方設備并網條件的認定。6.2.7 工程管理單位確認具備帶電調試條件后，在輸變電新設備啟動調試開始前，應向調控機構提交啟動調試申請。306.3 輸變電新設備啟動條件6.3.1 設備現場驗收工作結束，質量符合安全運行要求，工程管理單位已按規定向調控機構提交新設備啟動調試申請。6.3.2 所需資料已齊

55、全，參數測量工作已結束，并以書面形式提供有關單位（如需要在啟動過程中測量參數者，應在投運申請書中說明） 。 6.3.3 生產準備工作已就緒（包括運行人員的培訓、調管范圍的劃分、設備命名、現場規程和制度等均已完備） 。 6.3.4 監控（監測）信息已按要求完成接入和驗收工作。6.3.5 調度通信、自動化系統、繼電保護、安全自動裝置等二次系統已準備就緒。計量點明確，計量系統準備就緒。6.3.6 啟動試驗方案和相應調度方案已批準。 6.3.7 新設備啟動前，有關人員應熟悉廠站設備，熟悉啟動試驗方案和相應調度方案及相應運行規程規定等。31第第 7 7 章章 并網電廠調度管理并網電廠調度管理7.1 發電

56、廠并網管理7.1.1 并網電廠必須滿足電網運行準則相關要求。7.1.2 風電場并網應滿足風電場接入電力系統技術規定相關要求。光伏電站并網應滿足光伏發電站接入電力系統技術規定相關要求。7.1.3 并網電廠（包括新建、改建和擴建的電廠）接入系統（含涉網二次系統）的可研、初設和設計審查等工作必須有調控機構參加。7.1.4 并入江西電網的發電廠由調控機構按調管范圍對擬并網電廠設備進行調度命名編號。7.1.5 發電廠并網前必須與電網企業簽訂并網調度協議。7.1.6 發電廠并網必須具備下列條件：7.1.6.1 并網機組須完成發電機勵磁系統、調速系統、PSS、發電機進相能力、AGC、AVC、一次調頻等調試試

57、驗，調試由具有資質的機構進行，調試報告應提交調控機構，相關參數按調控機構要求整定。7.1.6.2 并網電廠涉網保護和安全自動裝置的配置和整定應滿足電網運行要求。涉網保護、安全自動裝置、故障錄波器的運行信息能夠遠傳至調度端。7.1.6.3 并網電廠至調控機構具備兩個以上可用的獨立路由的通信通道。并網電廠調度自動化子站應通過調度數據網實現與調度自動化主站實時數據交互。并網電廠電量采集裝置應通過調度數據網將電量采集數據傳送至調控機構。327.1.6.4 水電站應按有關標準建立水調自動化系統，風電場、光伏電站應按有關標準建立發電功率預測系統，并按調控機構要求傳送相關信息。7.1.6.5 風電機組、光伏

58、逆變器必須滿足并網技術標準要求并經國家授權的檢測單位檢測合格。風電場和光伏電站的無功電壓控制措施應滿足并網標準要求。7.1.6.6 風電場、光伏電站應具備 AGC、AVC 等功能，有功功率和無功功率的動態響應特性應符合相關標準要求。7.1.6.7 并網電廠正式并網前，必須按規定完成所有試驗，試驗結果符合有關標準和規程要求。7.2 并網電廠運行管理7.2.1 并網電廠應參與系統調頻、調峰、調壓，相關機組調節性能應滿足相關技術標準、運行標準要求。7.2.2 機組勵磁系統、調速系統、涉網保護、安全自動裝置、AGC、AVC 等裝置的技術改造方案應滿足相關標準要求并經調度同意。7.2.3 并網電廠涉網保

59、護、安全自動裝置、PSS、AGC、AVC 等應按規定投入，其運行狀態及定值未經調度同意，不得擅自變更。7.2.4 并網電廠應按相關規定完成機組（含勵磁、調速）參數實測及建模；新能源電站應完成風電機組或光伏發電單元、無功補償設備及相關控制系統參數實測及建模。7.2.5 并網電廠內調管設備的檢修，均應納入調度設備停電計劃統一管理。7.2.6 并網電廠應制定全廠停電故障處置預案，并報相關調控機構備案。7.2.7 新建機組應在商業運行前完成相關試驗或調試，并33于商業運行后 30 個工作日內提交正式試驗或調試報告。改造機組應在投運 1 個月內完成相關試驗或調試，試驗或調試完成后 30 個工作日內提交正

60、式報告。7.2.8 調控機構負責對管轄范圍內的機組調速系統、勵磁系統性能進行定期復核。7.2.9 常規水火電機組應按照相關技術規范的要求將重要運行參數接入 PMU，發電企業負責 PMU 設備的維護和檢驗。7.2.10 調控機構負責對管轄范圍內的機組調速系統、勵磁系統、PSS、AGC、AVC 和其它電廠涉網設備的功能和性能進行考核。7.3 燃料管理7.3.1 發電廠應按標準儲存燃料，按規定向調控機構報送燃料供應量、消耗量、庫存量、可用天數、缺煤（氣、油）停機臺數及對應發電容量等信息。7.3.2 當燃料庫存低于規定的警戒線時，應及時向調控機構報告。7.3.3 調控機構按調管范圍進行燃料供需分析，根