|
《《江蘇電力系統調度規程》宣貫材料》 《江蘇電力系統調度規程》宣貫材料 江蘇電力調度交易中心 （2006年3月） 一、江蘇電網概況及特點 1、電網規模 江蘇電網地處華東電網腹部，東聯上海、南鄰浙江、西接安徽；現由6條500千伏省際聯絡線分別與上海黃渡、浙江瓶窯、安徽繁昌相聯；2條500千伏線路與山西陽城電廠相聯； 500千伏龍政雙極直流與三峽相聯。全省基本形成了“三縱三橫”的500千伏網架，220千伏電網已逐步實現分層分區運行。 截止2005年底，江蘇電網統調電廠79座，機組250臺，總裝機容量3988.72萬千瓦。其中30萬千瓦及以上機組67臺，容量2529.18萬千瓦，占總容量的63.4%。500千伏變電所、開關站21座，變壓器33臺，變電容量為2525萬千伏安，輸電線路72條，總長度6576.72公里（含省際聯絡線）；220千伏變電所、開關站225座，變壓器427臺，變電容量為5893萬千伏安，輸電線路608條，總長度12544.33公里。 2005年江蘇電網最高統調用電負荷3319.3萬千瓦（8月16日，同比增長35.2%），最高統調日用電量6.984億千瓦時，（8月16日，同比增長31.2%），統調用電量累計1894.9億千瓦時，同比增長 19.22%。 2、2005年電網運行特點 （1）全省電力資源由緊缺向自給有余過渡：2005年前三季度，全省電力資源總體偏緊，夏季用電高峰出現了一定的電力缺口，主要通過增加區外來電和實施局部地區的錯峰限電措施得以解決；從9月份開始，電力資源出現了一定程度的富裕。 （2）電力電量同步大幅增長：在統調用電負荷大幅增長的同時，年統調用電量增長率達到19.22％，出現了電力電量同步大幅增長的局面。全年統調發電量的增幅超過用電量達16個百分點，主要得益于區外售電的有效開展。 （3）一批500kV輸變電工程建成投運對全網發用電平衡和電力外送發揮了重要的作用。500kV西通道的建成投運，使得500kV過江通道的輸送能力由450萬千瓦提高到650萬千瓦，2005年9月19日電網實際輸送潮流曾達638.6萬千瓦，為江北電網多余電力的順利外送并全部參與江南電網的發用電平衡、為電力交易的有效開展創造了良好的條件。500kV伊蘆變、龍王山變以及三堡、吳江擴建第二臺主變的投運，對提高連云港、徐州地區電力外送能力和南京、蘇州南部地區的受電能力發揮了重要的作用。 （4）大量提高電網輸送能力措施的實施使電網輸送瓶頸大大減少。2005年先后實施了500kV武南、車坊、東善橋閘刀更換以及500kV三堡-雙泗線路、部分220 kV線路的增容改造、500kV蘇北穩定控制系統以及揚州、夏港等6座電廠送出工程穩定控制系統建設，使電網 輸、配電瓶頸大大減少，基本實現了有電送得出、落得下、供得上。 3、2005年電網運行突出矛盾 （1）500kV變電所潮流分布不均衡，部分500kV主變供電能力沒有得到充分利用。受電網結構限制，石牌、泰興500kV主變下送功率較小，有時甚至出現反送500kV電網的情況，而相鄰的車坊、江都變已處于重載或過載狀態，通過運行方式調整仍然難以解決。 （2）限制電網短路電流的運行方式調整十分頻繁，電網安全供電受到較大影響。2005年主要依賴電網運行方式調整來限制電網短路電流，有時不得不采取特殊運行方式。頻繁的運行方式調整使電網操作壓力大幅增加，電網安全運行受到嚴峻考驗。一些220kV線路被迫提前實施開斷，電網的供電可靠性也受到較大影響。 （3）電源點電力外送矛盾較突出，切機措施的大量實施使電網安全運行壓力大幅增大。由于電源建設速度加快，部分配套項目不能同步建成等，2005年新增或擴建電源出現比較多的電力送出受阻矛盾，全年實施了夏港、新海等6個電廠的穩定控制切機措施，過多的穩定控制措施使電網安全運行壓力大幅增大 4、2006年電網總體運行情況預測 （1）根據2005年負荷實測情況、地區負荷增長水平及近階段實際負荷增長趨勢，預計2006年全省用電負荷仍將保持高速增長的態勢，夏季高峰全網統調最高用電負荷4000萬千瓦，比2005年最高用電負荷3319.3萬千瓦增長20.51%。 （2）全網電力電量增速將趨緩，全省發用電基本平衡，略有富 裕，年度發電利用小時數將有所下降；局部地區發用電平衡因燃機氣源的不穩定存在一定的不確定性。 （3）電源建設繼續保持快速增長，電力資源近年來將首次超過電網供電能力；蘇州南部、常錫電網500kV主變供電能力有所不足，蘇北五市電力輸送瓶頸矛盾加劇。由于電力資源富裕，電力輸送壓力將進一步加大，電力資源短缺時未暴露的一些電網運行矛盾將逐步顯現。 （4）500kV沿江輸送通道將建成投運，500kV電網形成“三縱四橫”格局，西電東送能力將得到提高。田灣核電等機組投運后，500kV過江通道輸送潮流將出現較嚴重的不均衡，北電南送能力將有一定程度的下降。 （5）蘇南電網短路電流水平超標矛盾依然突出，蘇北電網部分站點短路電流水平將首次超標。通過運行方式頻繁調整解決電網短路電流超標的局面在2006年仍將不會改變，部分電網分層分區方案將在2006年被迫提前實施，電網規模效益和供電可靠性受到一定的影響。 5、2006年江蘇電網主網運行特點 2006年夏季高峰前，江蘇電網將建成500kV武北—張家港—（國華）—徐行沿江輸送通道，500kV電網形成“三縱四橫”網架結構。 500kV武北變及其220kV配套工程建成投運后，將形成以新橋、呂墅為樞紐變的輻射型供電網絡，常州電廠、諫壁電廠（部分）直接或間接接入武北變；長灣輸變電工程建成投運后，成為諫壁電廠電力 外送的主通道，可提高諫壁電廠電力外送的能力；唐子、王石輸變電工程建成投運后，鹽城電網與泰州北部電網的聯絡得到加強，北五市220kV電網電力外送能力得到提高。 220kV電網將在2005年運行方式的基礎上進一步實施分層分區運行，形成7個供電區域，分別為江北分區、寧鎮西分區、武北分區、武南宜興分區、無錫分區、蘇州南分區、蘇州北分區。其中，武北分區與武南宜興分區將通過一回220kV聯絡線保持弱聯系，淮陰220kV電網與揚州、南京電網之間的聯絡線將視潮流情況適時開斷運行，實現淮陰電網與揚州、南京電網的分區運行。 500kV江都—泰興雙線建成投運后，江蘇電網過江斷面輸送能力將得到提高，揚州、泰州220kV電網可實現分層分區運行。 二、《江蘇電力系統調度規程》修改背景 近年來，江蘇電網發生了很大變化，尤其是采用高科技手段調控電網的能力不斷提高，建成了調度生產信息管理系統，實現了基于數據網絡的多種業務應用和流程控制；建成江蘇電力通信主干光纖網和ATM數據交換網，建立了覆蓋全省各主要調度對象的電力信息高速公路，加之電網繼電保護裝置配置全面實施微機化。此外，投運了沙河抽水蓄能電站和廠站綜合自動化及AVC系統，還大大增加了220千伏無人值班變電站等。同時，我國電力體制改革進一步深化，實現了廠網分開、華東區域電力市場投入模擬運行，國家電監會也對電網調度提出了有關要求。因此，1997年出臺的《江蘇電力系統調度規程》已不能很好滿足江蘇電網實際運行要求。為適應電力體制改革和 電力市場運營的需要，充分發揮電力調度在保障電網安全、電力市場運作、優化資源配置和協調廠網關系等方面的作用，確保江蘇電網安全、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》、《電力監管條例》和國家、地方政府以及適用于電力工業的法律、法規及標準，結合江蘇電網實際情況，2004年8月起省公司組織人員對《江蘇電力系統調度規程》著手進行修改。新版《江蘇電力系統調度規程》增加條款主要有針對華東電力市場的“執行電力市場運營規則，負責電力市場運營”；涉及無人值班變電站安全運行的“無人值班變電站調度管理”及加強無功電壓管理的“自動電源控制系統的調度管理”和在緊急情況下確保電網安全運行的“電網黑啟動原則”等。新版《江蘇電力系統調度規程》重點加強調度管理、加強維護電網安全穩定運行考核、加強技術監督和機網協調等，進一步提高了江蘇電網調度管理規范化、制度化和法制化水平。新版《江蘇電力系統調度規程》2005年11月1日正式頒布執行。 三、《江蘇電力系統調度規程》的主要內涵 新版《江蘇電力系統調度規程》（以下簡稱“調度規程”）共十五章370條（不包括三個附件），原《江蘇電力系統調度規程》十五章222條。修改后的“調規”在原來的基礎上新增148條。“調度規程”的主要特點： 1、突顯總則、精練意深 “調度規程”第一章“總則”分為三節14條，占全部內容的3.78%，但精練的表述突顯了調度規程的核心內涵。主要體現在以下方面： （1） 明確調度規程制定的目的、依據和遵守原則（第1-3 條）。 本規程制定的依據是《中華人民共和國電力法》、《電網調度管理條例》、《電力 監管條例》和國家、地方政府以及上級電力管理有關部門制定的適用于電力工業的 法律、法規及標準。 （2） 闡明調度規程的適用范圍，強調執行規程的嚴肅性（第 4-7條）。 本規程適用于江蘇電力系統發電、輸電、配電、用電及其它活動中與電力調度 有關的行為。任何單位和個人均不得非法干預電力調度活動。 （3） 突顯電力調度實施“統一調度、分級管理”的原則，明 確組織形式與相關職責（第8-10條）。 按照國家五級電力調度機構設置原則，江蘇電力調度機構設置采用三級制，即 省調 地調 、縣調。各級調度機構應對應調度運行、運行方式、電力市場、繼電保 護、電力通信、調度自動化等專業，設立與本省電力調度管理相適應的專業部門和 崗位，配備相適應的專職人員。江蘇電力系統中的發電廠應有負責運行管理的職能 部門，設立與本省電力調度管理相適應的專業崗位，配備相適應的專職人員。 （4） 確保調度工作的正常不間斷運作，提出相應的安全保障 措施（第11-12條）。 應有兩個不同電源點的市電供電，并配備不間斷電源和事故照明。有條件的電 力調度機構應建立備用調度中心。 （5） 明確調度管理的基本任務（第13-14條）。 電力系統調度管理必須依法對電網運行進行組織、指揮、指導和協調，領導所 轄電力系統運行、操作和事故處理，負責電力市場運營，履行相關職責。 2、圍繞核心、明確職責 “調度規程”第二至第五章，明確電力系統及其調度系統是一個不可分割的整體，必須遵守“統一調度、分級管理”和“嚴守紀律、 服從調度”的原則，才能確保電力系統的安全穩定運行。主要體現在以下方面： （1） 調度管轄范圍劃分的原則（第二章第15-19條）。 按照統一調度、分級管理的原則和便于指揮等要求，根據本網的網絡結構特點 和電網發展的趨勢，確定調度管轄范圍的劃分。 （2） 調度管理制度（第三章第一節第20-33條）。 省調值班調度員是江蘇電力系統省調調度管轄范圍內的運行、操作和事故處理 的指揮人，負責正確執行網調的調度指令。各級調度機構、各并網發電廠、變電所 的運行值班人員，必須嚴守調度紀律，服從調度指揮。 （3） 無人值班變電所調度管理（第三章第二節第34-36條）。 江蘇電網無人值班變電所實行地區監控中心統一管理模式，明確了正常調度操 作和異常及事故處理的要求。 （4） 重大事件匯報制度（第三章第三節第37-40條）。 遇有重大事件時，應嚴格按照上級調度關于重大事件匯報的規定執行。規定重 大事件時，地調值班調度員和發電廠值長應立即向省調電話匯報事件的簡要情況，不得拖延。并在4小時之內將詳細情況以書面形式匯報省調調度處。 （5） 系統運行方式的編制和管理（第四章共四節第41-50條）。 根據統一調度分級管理的原則，江蘇電網各級調度機構根據各自的電網調度管 轄范圍，負責編制本地區電網的年度、季度（月度）運行方式，經本單位主管領導 批準，報上級電力調度機構。并對編制第一文庫網年度、季度（月度）、日常和特殊時期運行 方式提出規范要求。 （6） 設備檢修的調度管理（第五章二節第51-65條）。 設備檢修計劃按時間分為年度、季度、月度和日檢修計劃。按設備檢修類別分 為定期、臨時檢修等。按檢修設備分為：發電、變電、輸電、繼電保護及安全自動 裝置、調度自動化、電力通信等設備。明確設備檢修計劃的主要內容有：停電場所、停電范圍、工作內容、停電開始時間、停電結束時間、備注（送電時要求：是否要 沖擊、核相、帶負荷試驗等）。 3、調度協議、共同遵守 根據電力系統自身的特點與規律以及社會主義市場經濟運作的模式，相關法律、法規規定并明確了并網調度協議的簽定是確保電力系統安全穩定運行的前提，本“調度規程”明確了調度協議的簽定、執行以及新設備啟動等相關內容。 （1） 并網管理的依據與執行（第六章第一節第66-70條）。 凡需并入江蘇電網運行的發電廠，必須在并網前與江蘇電網經營企業簽訂并網 協議。 用戶的并網應符合《電力供應與使用條例》和有關技術規定及運行要求，特殊 用戶的并網還應與相關調度機構簽定有關協議。 （2） 并網調度協議的簽定與執行（第六章第二節第71-73條）。 并網調度協議簽訂各方應遵循電網運行的客觀規律，堅持確保電力系統安全運 行和平等互利、協商一致的原則。 （3） 并網運行技術條件和標準（第六章第三節第74-81條）。 并網運行的發電廠應符合國家有關法規、行業技術標準和江蘇電網的運行規 定。 （4） 新設備按入系統管理（第七章第一節第82-100條）。 明確新設備啟動前必須具備的條件和建設單位應（通過運行主管部門或所屬地 調）于啟動前3個月提供的有關工程資料內容；規定相關調度部門應完成的工作。要求電力調度通信、調度自動化、繼電保護及安全自動裝置等電網配套工程，應與 發電、變電工程項目同時設計、同時建設、同時驗收、同時投入使用。 （5） 新設備啟動原則（第七章第二節第101-112條）。 新設備啟動應嚴格按照批準的調度實施方案執行，調度實施方案的內容包括： 啟動范圍、調試項目、啟動條件、預定啟動時間、啟動步驟、繼電保護要求、調試 系統示意圖等。明確斷路器、線路、母線、主變、機組、電流互感器和電壓互感器 的具體啟要求。 4、安全運行、防患未然 電力系統的正常運行不僅有嚴格的質量要求，而且安全穩定運行是前提，是一項復雜的系統工程，需要相互配合、科學管理、技術支持、共同努力等各部門、各環節的的協調一致，才能取得佳績。主要體現在以下方面： （1） 頻率的調整標準及要求(第八章第一節第113-120條)。 明確頻率調整的標準和調頻廠選擇的原則，要求并網發電廠機組必須具備一次 調頻功能，且正常投入運行。 （2） 發電機組調節性能的調度管理（第八章第二節第121-125 條）。 發電機組調節性能（調差性能、AGC調節性能和一次調頻性能）應滿足江蘇 電網的規定要求。 （3） 系統運行備用的管理（第八章第三節第126-130條）。 電網運行備用分為旋轉備用和非旋轉備用。運行備用容量一般應滿足系統負荷 預測誤差并考慮最大一臺運行機組的額定容量。 （4） 系統無功電壓的調度管理（第九章第一、二節第131-147 條）。 電力系統無功電壓管理實行統一領導下的分級管理負責制，電網經營企業、發 電企業和電力用戶都應結合電網情況加強無功電壓的管理，共同確保電能質量。省調負責領導220千伏電網運行電壓的監視、調整及其它運行管理工作。各地調負責110千伏及以下電網運行電壓的監視、調整和其它運行管理工作。 （5） 自動電壓控制系統的調度管理（第九章第三節第148-152 條）。 裝機容量50萬千瓦及以上發電廠的機組應參與系統的AVC控制，實時跟蹤省 調AVC主站下達的電壓目標值。 （6） 網損管理（第九章第四節第153-156條）。 江蘇電網網損實行分層、分區管理。省調負責220千伏網損管理和境內500 千伏網損的統計，地區供電公司負責本地區110千伏及以下網（線）損的統計和管 理。 （7） 調度操作管理原則（第十章第一節第157-165條）。 省調直接、間接調度的設備，由省調通過“操作指令”、“委托操作”和“操作 許可”三種方式進行調度操作管理。只有省調副值及以上值班調度員有權進行調度 操作改變運行狀態。有權接受省調操作指令的對象為：在省調備案的地調正值值班 調度員、發電廠值長（或電氣班長、機爐長）、變電所（或監控中心）正值班員。 （8） 調度基本操作的要求（第十章第二節第166-173條）。 包括并列與解列操作、合環與解環操作、斷路器操作、隔離開關操作、母線操 作、線路操作、變壓器操作和零起升壓操作。 （9） 系統穩定運行的管理（第十一章第一、二、三節第174-193 條）。 明確系統穩定管理原則，規定穩定計算和穩定限額的管理。 （10） 電網安全自動裝置的管理（第十一章第四節第194-201 條）。 電網安全穩定裝置按調度管轄范圍劃分由相應調度機構歸口管理，由設備運行 維護單位負責運行管理。相應調度機構應制訂、頒發新投運的電網安全自動裝置運 行管理規定。 5、事故處理、穩準迅速 電力系統的事故是國民經濟的重大災難，電力系統的異常及事故處理，涉及到方方面面，只有在調度的統一指揮、協調處理，方可保持電力系統的完整性，大系統的互補性以及供電的持續性。 （1） 電力系統事故處理的一般原則和規定（第十三章第一節第 202-204條）。 事故處理必須做到：盡速限制事故發展，消除事故的根源并解除對人身和設備 安全的威脅；根據系統條件盡可能保持設備繼續運行，以保證對用戶的正常供電； 盡速對已停電的用戶恢復供電，對重要用戶應優先恢復供電；調整電力系統的運行 方式，使其恢復正常。 （2） 頻率異常的處理（第十二章第二節第205-210條）。 系統頻率超出50±0.2HZ為事故頻率。事故頻率允許的持續時間為:超過50± 0.2HZ，總持續時間不得超過30分鐘;超出50±1HZ，總持續時間不得超過15分鐘。 （3） 電壓異常的處理（第十二章第三節第211-219條）。 電壓監視和控制點電壓偏差超出電網調度的規定值±5%，且延續時間超過2 小時；或偏差超出±10%，且延續時間超過1小時，為一般電網事故。 （4） 電力系統各元件（設備）的事故處理（第十二章第四、五、 六、七、八、九、十、十一節第220-249條）。 明確線路事故、母線故障和失電、系統解列事故、發電機事故、變壓器及電壓 互感器、系統潮流異常、系統振蕩事故、斷路器及隔離開關異常的處理原則。 通信、自動化系統異常時的調度工作與事故處理（第十二章第十二節第250-256條）。 省調與其直接調度管轄的發電廠、變電所之間的調度專用電話、有線電話、移 動電話都因故無法取得聯系時，省調值班調度員可通過有關地調值班調度員轉達調 度業務。有關廠(所)也應主動與所在地區地調聯系，并接受其轉達的調度業務。同 時應設法采取一切可能措施，盡快恢復通信聯系。 （5） 電網黑啟動原則（第十二章第十三節第258-262條）。 電網黑啟動是指整個系統因故障全部停電后，利用自身的動力資源（柴油機、 水利資源等）或利用外來電源帶動無自啟動能力的發電機組啟動達到額定轉速和建 立正常電壓，有步驟地恢復電網運行和對用戶供電，最終實現整個系統恢復的過程。 省調，負責編制并執行220千伏電網恢復方案。各地調根據省調黑啟動方案和本地 區電網特點，負責編制并執行地區電網恢復方案。 6、二次系統、規范管理 電力系統中的二次系統（繼電保護及安全自動裝置、電力通信、自動化系統）是確保電力安全穩定的技術支持和不可缺少的部分，所以有關法律、法規明確規定二次系統要與一次設備同時設計、同時建設、同時驗收、同時投入使用。 （1） 二次系統專業管理（第十三章第一節第263-266條；第十 四章第一、二節；第299-306條；第十五章第一、二節第336-343 條）。 主要包括繼電保護、電力通信、調度自動化專業管理。 （2） 二次系統運行管理（第十三章第二節第267-277條；第十 四章第三節第307-319條；第十五章第三節第344-355條）。 主要包括繼電保護、電力通信、調度自動化專業運行管理。 （3） 二次系統設備管理（第十三章第三節第278-288條；第十 四章第四節第320-322條；第十五章第四節第356-360條）。 主要包括繼電保護、電力通信、調度自動化設備管理。 （4） 二次系統涉及其它專業以及特殊要求的技術管理（第十三 章第四節第289-294條；第十四章第五、六第323-331條；第 十五章第五、六節第361-368條）。 主要包括繼電保護及安全自動裝置通道、電力通信頻率和調度自動化信息管 理。 （5） 二次系統運行指標統計、評價和考核管理（第十三章第五 節第295-298條；第十四章第七節332-335條；第十五條第七 節第369-370條）。 主要包括繼電保護、電力通信、調度自動化統計評價和考核。 四、“調度規程”重點修改和補充增加的內容 1、根據國家電監會《電網調度管理條例》的修改意見，將 “電網調度機構”統一改為“電力調度機構”。 2、原調度規程中的開關規范名稱用“斷路器”，閘刀規范名稱用“隔離開關”。 3、第一章總則第2條：本規程制定的依據增加了《電力監管條例》。 4、根據調度系統安全性評價要求和“十一五”調度發展規劃增加了： 第11條 各級電力調度機構的調度室和機房應有兩個不同電源點的市電供電，并配備不間斷電源和事故照明。 第12條 為在突發事件、自然災害、戰爭時，保證提供不間斷的電力調度指揮，有條件的電力調度機構應建立備用調度中心。 5、第13條 調度管理的基本職責：根據電力市場運行的需要，增加了“執行電力市場運營規則，負責電力市場運營”。 6、原調度規程第二章第11條“有關間接調度、委托調度和委托代管三種方式”調整為第三章調度管理第30條。 7、原調度規程第三章第13條“有關依法簽定并網調度協議”調整為第六章并網調度管理第66條。 8、根據江蘇電網無人值班變電所的運行情況，增加了“第二節無人值班變電站調度管理”（第34條—第36條 ）。 9、根據國家電力調度中心的要求，加強信息溝通的及時性，增加了“第三節重大事件匯報制度”（第37條—第40條）。 10、根據江蘇電網年度運行方式編制要求，第46條增加了“省公司發展策劃部、生產技術部、基建部和電力營銷部在每年10月1日前提供資料的要求”。 11、第62條臨時檢修及其處理3．省調值班調度員有權批準下列設備的臨時檢修“（1）機組輔機失去備用，工期不超過兩班。（2）輔機臨時消缺影響機組出力，電網條件許可，工期以當班為限。（3）電氣設備臨時消缺對電網運行方式無明顯影響，工期以當班為限”。比原規程第43條3．的要求更加嚴格。 12、為規范機組的并網管理，按照《江蘇電網并網發電機組并網技術條件》，在第六章并網調度管理中增加了“第三節并網運行技術條件和標準”。（第74條—第78條） 13、第七章新設備接入系統運行的管理，有關時間要求按照“電網基建技改工程投運管理手冊”執行。 14、第七章新設備接入系統運行的管理，按照多年來執行的電網新設備啟動原則，增加了“第二節電網新設備啟動原則：（第101條—第112條）。 15、第八章系統頻率的調度管理，為確保電網與機組的穩定，提高電能質量，根據江蘇省經貿委“統調發電企業考核辦法”，增加了“第二節 發電機組調節性能的調度管理”（第121條—第125條）。 16、第八章系統頻率的調度管理，根據華東電網運行備用管理規定，增加了“第三節系統運行備用管理”（第126條—第130條）。 17、第九章系統無功電壓網損的調度管理，為加強電網的無功管理，增加了“第三節 自動電源控制系統的調度管理”（第148條—第152條）。 18、第九章系統無功電壓網損的調度管理，為加強網損的統計和管理，增加了“第四節 網損管理”（第153條—第156條）。 19、第十章調度操作管理，有權接受省調操作指令的對象為增加了“監控中心正值班員”。 20、第十章調度操作管理第157條，根據優化江蘇電網調度操作管理模式，明確省調直接、間接調度的設備，由省調通過“操作指令”、“委托操作”和“操作許可”三種方式進行調度操作管理。 21、第169條1.“允許用隔離開關進行近控操作的范圍”改為“允許用隔離開關進行操作的范圍”。 22、第169條 1.“允許用隔離開關進行操作的范圍” 增加（6）“拉開或合上非3/2斷路器結線的母線環流（不含用隔離開關隔離四段式母線的母聯、分段斷路器)，但此時應確認環路中所有斷路器三相完全接通、非自動狀態。” 取消原7）“拉開或合上開關旁路閘刀的旁路電流（但此時必須肯定斷路器確實在三相完全接通，且必須將環路中斷路器改為非自動）”。 23、第十一章 系統穩定運行的管理增加了“第四節 電網安全自動裝置管理（第194條—第201條） 24、第202條事故處理的原則“盡可能保持設備繼續運行，以保證對用戶的正常供電”。改為“根據系統條件盡可能保持設備繼續運行，以保證對用戶的正常供電。” 24、根據新的電力生產事故調查規程，增加了“第205條明確事故頻率的范圍”。 25、第206條頻率異常的處理增加“根據ACE偏差情況進行處理的原則”。 26、根據新的電力生產事故調查規程，增加了“第211條明確事故電壓的范圍”。 27、第223條 帶電作業的線路故障跳閘后，申請單位應迅速向省調值班調度員匯報，強調“省調值班調度員在得到申請單位同意后方可進行強送電”。與新的電力生產事故調查規程一致。 28、根據新的電力生產事故調查規程，增加了“第237條明確電網輸電斷面超穩定限額運行時間超過1小時為電網一般事故”。 29、第244條 母聯及分段斷路器正常運行發生閉鎖分合閘的情況，應采取以下措施，增加3.“三段式母線分段斷路器，允許采用遠控方式直接拉開該斷路器隔離開關進行隔離，此時環路中斷路器應改為非自動狀態，否則采用到母線方式隔離。” 30、第246條斷路器非全相運行且閉鎖分合閘，應立即降低通過非全相運行斷路器的潮流，增加“4. 三段式母線分段斷路器，允許采用遠控方式直接拉開該斷路器隔離開關進行隔離，此時環路中斷路器應改為非自動狀態，否則采用調度停電的方式隔離該斷路器。明確 5.三段式母線母聯斷路器及四段式母線母聯、分段斷路器，采用調度停電的方式隔離該斷路器。” 31、增加了自動化系統異常的調度工作和事故處理（第255條—第257條） 32、增加了電網黑啟動原則（第258條—第262條）。 33、第276條增加了繼電保護及安全裝置整定單應每年核對一次，3-5年更新一次。取消一份退回省調繼電保護科。 34、增加了第286條明確“新安裝的繼電保護及安全自動裝置啟動帶負荷試驗完畢，由設備運行維護單位繼電保護專職人員確認后視 為正式投運設備”。 35、根據目前省公司的通信設置情況，省公司的通信專業用“省公司電力通信機構”表示。 36、根據國家電力監管委員會的第5號令《電力二次系統安全防護規定》的要求。增加了第368條明確“因違反規定造成后果的，責任單位應承擔相應的責任。” 五、“調度規程”宣貫、培訓及執行要求 1、江蘇電力系統內電力生產運行單位的運行人員必須認真學習“調度規程”、熟悉遵守“調度規程”并進行考核。其他與電力生產運行有關的管理、技術和工作人員應熟悉并遵守本規程的有關部分。 2、各地區供電公司調度機構，要做好“調度規程”在所在地區有關調度、生產、運行部門的學習宣貫、培訓和考核工作。并根據“調度規程”結合本地實際情況修訂各地區供電調度規程，（建議地區供電公司組織縣公司參與修訂市公司的調度規程，縣公司可不必再修訂；市公司的調度規程應包括配網調度的內容）。 3、各發電企業、地區供電公司變電、線路等部門根據“調度規程”對照、補充、修訂現場運行規程并經生技、調度部門會簽（審核）后報領導審批。 4、江蘇電力系統內電力生產運行單位的調度規程和現場運行規程均應與本規程精神相符，不得與本規程相抵觸。若有關條款涉及省級電力調度機構管理權限時，必須事先得到相應認定。 5、電力系統計劃、基建、檢修、設計、科研等非電力調度系統 部門在涉及省級電力調度機構業務管轄范圍時，須遵守“調度規程”。 6、本“調度規程”適用于江蘇電力系統發電、輸電、配電、用電及其它活動中與電力調度有關的行為。任何違反“調度規程”的單位和個人，必須承擔相應的法律、行政和經濟責任。 |
|
|
