江西电网调度控制管理规程2017年7月.pptVIP

* 第七章 并网电厂调度管理 7.2 并网电厂运行管理 7.2.1 并网电厂应参与系统调频、调峰、调压，相关机组调节性能应满足相关技术标准、运行标准要求。 7.2.2 机组励磁系统、调速系统、涉网保护、安全自动装置、AGC、AVC等装置的技术改造方案应满足相关标准要求并经调度同意。 7.2.3 并网电厂涉网保护、安全自动装置、PSS、AGC、AVC等应按规定投入，其运行状态及定值未经调度同意，不得擅自变更。 7.2.4 并网电厂应按相关规定完成机组（含励磁、调速）参数实测及建模；新能源电站应完成风电机组或光伏发电单元、无功补偿设备及相关控制系统参数实测及建模。 7.2.5 并网电厂内调管设备的检修，均应纳入调度设备停电计划统一管理。 7.2.6 并网电厂应制定全厂停电故障处置预案，并报相关调控机构备案。 * 第九章 电网电压调整和无功管理 9.1 无功电压管理原则 9.1.1 电网无功补偿遵循分层分区、就地平衡的原则。电网电压的调整、控制和管理，由各级调控机构按调管范围分级负责。 9.1.2 接入电网运行的发电厂、变电站等应按电网调控机构下发的电压运行曲线进行调节。 9.5 值班调度员应按照直调范围监控有关电压考核点和电压监视点的运行电压，根据情况实时调整，主要措施包括： 9.5.1 调整发电机无功出力，投切或调整无功补偿设备。 * 第九章 电网电压调整和无功管理 9.5.2 正常运行时，当变压器二次侧母线电压仍偏高或偏低，可以带负荷调整有载调压变压器分接头运行位置；事故及系统无功不足时，严禁调整有载调压变压器分接头运行位置。 9.5.3 调整电网运行方式，改变潮流分布，包括转移部分负荷等。 9.5.4 必要时限制部分用电负荷。 9.5.5 在采取上述措施后电压仍越限时，各级调控机构应配合进行调整，或采取其他可行的调压措施。 * 第九章 电网电压调整和无功管理 9.6 电压允许偏差范围 9.6.5 正常运行方式时，220千伏变电站220千伏母线电压允许偏差值为额定电压的-3%～+7%，且日波动幅度不应大于5%；事故运行方式时为额定电压的-5%～+10%。 9.6.6 正常运行方式时，发电厂和220千伏变电站的35～110千伏母线电压允许偏差为系统额定电压的-3%～+7%，事故运行方式时为系统额定电压的-10%～+10%。 9.6.7 带地区供电负荷的变电站和发电厂（直属）的10（6）千伏母线正常运行方式下的电压允许偏差为额定电压的0～+7%。 * 第十一章 调控运行操作规定 11.1 调度倒闸操作原则 11.1.1 调控机构应按直调范围进行调度倒闸操作。许可设备的操作应经上级调控机构值班调度员许可后方可执行。对下级调控机构调管设备运行有影响时，应在操作前通知下级调控机构值班调度员。 11.1.2 华中分中心调管设备由华中分中心负责操作。但值班人员在设备停送电操作前、后须汇报省调值班调度员。 11.1.3 调度操作指令分为逐项指令、综合指令、单项指令和许可操作指令等四种形式。调度在执行操作时，应根据操作任务和具体情况确定发令形式。 * 第十一章 调控运行操作规定 11.3 调度倒闸操作指令票 11.3.1 拟写操作指令票应以检修票或临时工作要求、日前调度计划、调试调度实施方案、安全稳定及继电保护相关规定等为依据。拟写操作指令票前，拟票人应核对现场一、二次设备实际状态。 11.3.2 拟写操作指令票应做到任务明确、票面清晰，正确使用设备双重命名（或三重命名）和调度术语。拟票人、审核人、下令人、监护人必须签字。 11.3.3 操作指令票分为计划操作指令票和临时操作指令票。计划操作指令票应依据检修票拟写，必须经过拟票、审票、下达预令、执行、归档五个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成。临时操作指令票应依据临时工作申请和电网故障处置需要拟写，可不下达预令。 * 第十一章 调控运行操作规定 11.3.19 设备检修安全措施装、拆的规定。调度负责设备检修所需的厂、站侧的状态，厂、站如需改变设备状态，应得到值班调度员的同意。设备检修具体安全措施由厂、站负责；如设备检修状态未发生改变，厂、站可根据工作要求自行调整安全措施。 11.3.20 严禁约时停送电，严禁约时装拆接地线和开竣工。 * 第十一章 调控运行操作规定 11.4 设备停电检修工作的许可和终结制度 11.4.1 凡调管设备停电检修必须向相应调控机构履行工作许可和终结制度，任何单位和个人不得擅自许可设备开工检修或对检修设备恢复送电。 11.4.2 调管设备的计划停电检修，应使用“江西电力系统发输变电设备检修票