江西电网调度管理规程(DOC73页).doc

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1、第一章 总 则第一条 为加强江西电网调度管理，保证电网安全、稳定、优质、经济运行，维护电力使用者、投资者者和经营者的合法权益，制定本规程。第二条 电网运行必须实行统一调度、分级管理的原则，电网调度必须对电网运行进行组织、指挥、指导和协调，所有并网运行的发供电企业和电力用户对维护电网的安全、稳定、优质、经济运行均负有责任。第三条 电网调度机构必须按照“公平、公正、公开”的“三公”原则，依据有关合同和协议，维护各方的合法权益。按照国家电监会要求做好电网调度信息发布工作。第四条 本规程修订的依据：1、1995年12月28日颁布的中华人民共和国电力法； 2、1993年6月29日国务院颁布的电网调度管理

2、条例； 3、1994年10月11日原电力工业部颁发的电网调度管理条例实施办法及其电网调度管理条例有关配套文件； 4、2002年4月1日国家电力公司华中公司发布的调度规程；5、2002年3月12日国家电力公司颁发的全国互联电网调度管理规程。6、2007年11月1日华中电网有限公司颁布的华中电力系统调度管理规程。第五条 本规程是江西电网的调度运行、电网操作、事故处理和调度业务联系的基本规程，在涉及电网调度管理活动中，江西省内所有电力生产者、经营者、管理者、使用者均应遵守本规程。各电网运行单位所颁发的规程、规定等，均不得与本规程相抵触。 本规程如与上级调度管理规程有抵触的部分，以上级调度管理规程为准

3、。江西电网内所有发、供电单位，设计、基建、试验单位有关领导、运行人员和管理人员均须遵守本规程；江西电网内所有发、供电单位主管生产的领导、有关运行人员和管理人员应参加本规程的考试。第二章 调度管理的任务第六条 电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行，应保证实现下列基本要求：1、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、使整个电网安全、稳定、优质、经济运行，保证供电可靠性；3、使电网内的电能质量指标符合国家规定标准；4、按最大范围优化配置资源和环境保护的原则，使整个电网在最经济方式下运行；5、遵循电网运行的客观规律，符合社会主义市场经济规律的要求；按照电

4、力市场规则运营电力市场；6、按照“公平、公正、公开”的原则，依据有关合同或协议，维护网内各方的合法权益，做好电网调度信息发布工作。第七条 江西电力调度中心（以下简称省调）是江西电网的调度管理机构，负责江西电网的运行指挥和调度管理，并在其管辖范围内进行下列主要工作：1、组织编制和执行电网的运行方式；2、指挥省调调度管辖范围内的设备运行与操作；3、指挥本电网的频率调整（与华中电网解列运行时）和电压调整，使省间联络线控制符合有关规定；4、指挥电网事故处理，负责进行电网事故分析，制订并组织实施提高电网安全运行水平的措施； 5、参与编制年度检修计划，根据年度检修计划编制并批准省调调度管辖范围内设备的月、

5、日检修计划；6、负责江西电网调度、运方、继电保护、自动化、通信的专业管理；7、负责省调调度管辖范围内设备的运行管理；负责对下级调度机构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设备及装置的配置和运行进行技术指导；8、提出电网继电保护及安全自动装置、电力通信和调度自动化的远景发展目标，并参加规划的编审工作；9、对江西电网的远景发展规划和工程设计提出意见，并参加审查工作； 10、按照电力市场规则运营电力市场；11、参加编制发电、供电计划，监督发电、供电计划执行；12、参加拟订电网内发供电量计划和各项技术经济指标（煤耗、厂用电、水耗、线损）和改进电网经济运行的措施，负责指挥电网的经济运行

6、；13、负责制定江西电网紧急拉路限电序位表和超供电能力拉路限电序位表，报江西省人民政府有关部门批准后执行；14、负责本网内电能质量、节能（线损）、继电保护和安全自动装置、自动化系统的技术监督；15、组织电力调度系统有关人员的业务培训；16、统一协调水电厂水库的合理运用；17、协调有关所辖电网运行的其它关系；18、负责行使上级、江西省电力公司和网调批准（授予）的其他职权。第三章 调度机构的职责和权限第八条 电网调度机构是为保障电网安全、稳定、优质、经济运行，对电网运行进行组织、指挥、指导和协调的机构。各级调度机构分别由本级电网管理部门直接领导，在电网运行中依法行使调度权。第九条 江西电网设置三级

7、调度机构。省级调度机构（简称省调），省调是江西电网最高调度机构；地（市）级调度机构（简称地调）；县（市）调度机构（简称县调）。 各级调度机构在电网调度业务活动中是上、下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。第十条 省调的职责：1、负责本网的调度管理工作，组织制定相应的规程、规章、制度、考核标准，参与制定电网运行、管理等方面的政策、规定和措施；2、负责本网的安全、稳定、优质、经济运行；服从网调的统一调度，执行主网有关运行方式和安全稳定运行规定，维护全网的安全、稳定、优质、经济运行；3、按照电力市场规则运营电力市场；负责电网经济调度管理；4、组织编制和执行本网的运行方式；开展运行方式的计

8、算分析，组织制定和实施电网稳定措施和安全运行规定；核准地区电网中与省主网相关联部分的运行方式；5、配合省级电网管理部门参加编制本网年度发、供电计划和技术经济指标，负责制定本网月度发、供电计划，制定、下达和调整本网日发、供电调度计划，并监督执行；执行网调下达的省间联络线交易计划；安排和批准调度管辖范围内设备的检修；6、负责指挥和组织实施并考核本网的调峰、调频和调压；并根据网调要求，参与主网的调峰和调频工作；7、对省调调度管辖范围内的设备进行操作管理；8、负责指挥省调调度管辖电网的事故处理，分析事故原因，制定提高电网安全运行水平的措施；9、编制省调调度管辖范围内的新建或改造设备的启动调试方案，负责

9、与有关单位签定并网协议，并严格执行；参与省网间联网方案的制定；参与组织本网内新建工程、新设备投产的有关接入系统的调试工作；10、负责制定江西电网紧急拉路限电序位表和超供电能力拉路限电序位表，报江西省人民政府有关部门批准后执行；11、提出电网继电保护及安全自动装置、通信和调度自动化的远景发展目标，并参加规划的编审工作；12、对江西电网的远景发展规划和工程设计提出意见，并参加审查工作；13、负责省调调度管辖范围内设备的运行管理，负责本网内继电保护及安全自动装置、通信网络和电网调度自动化系统的技术管理；14、根据来水情况和防洪、灌溉、航运以及城市供水等方面的要求，安排本网内水电厂的运行方式和水库运用

10、计划，并参与协调；15、负责本网内电能质量、节能（线损）、继电保护及安全自动装置、调度自动化的技术监督；16、负责行使上级、江西省电力公司和网调批准（授予）的其他职权。第十一条 地调和县调的职责：1、地调的主要职责：（1）负责本地区（市）电网的调度管理，执行上级调度机构发布的调度指令；执行上级调度机构及上级有关部门制定的有关标准和规定；负责制定本地区（市）电网运行的有关规章制度和对县调调度管理的考核办法，并报省调备案；（2）参与制定本地区（市）电网运行技术措施、规定；（3）维护本地区（市）电网的安全、稳定、优质、经济运行，按计划和合同规定发电、供电，并按省调要求上报电网运行信息；（4）组织编制

11、和执行本地区（市）电网的运行方式；运行方式中涉及上级调度管辖设备的要报该级调度核准；（5）根据省调下达的日供电调度计划制定、下达和调整本地区（市）电网日发、供电调度计划；监督计划执行情况；批准调度管辖范围内设备的检修；（6）根据省调的指令进行调峰、调频或控制联络线潮流；指挥实施并考核本地区（市）电网的调峰和调压；（7）负责指挥调度管辖范围内的运行操作和事故处理；（8）负责划分本地区（市）所辖县（市）级电网调度机构的调度管辖范围；（9）负责制定本地区（市）紧急拉路限电序位表和超供电能力拉路限电序位表，经本级人民政府批准后执行；（10）对本地区电网的远景发展规划和工程设计提出意见，并参加编审工作；

12、（11）批准新建、改建和扩建工程接入电网运行，参与工程项目的验收，负责制定新设备启动调试方案；（12）负责本地区（市）和所辖县（市）电网继电保护及安全自动装置、电力通信、电网调度自动化系统规划的制定及运行管理和技术管理；（13）负责与有关单位签定所辖范围内的并网调度协议； （14）负责本地区（市）电网调度系统值班人员的业务培训；负责所辖县（市）电网调度值班人员的业务指导技术培训；（15）行使上级电网管理部门或上级调度机构授予的其它职权。2、县调的主要职责：（1）负责本县（市）电网的调度管理，执行上级调度及有关部门制定的有关规定；负责制定本县（市）电网运行的有关规章制度；（2）维护本县（市）电网

13、的安全、稳定、优质、经济运行，按计划和合同规定发电、供电，并按上级调度要求上报电网运行信息；（3）负责根据地调下达的日供电调度计划制定、下达和调整本县（市）电网日发、供电调度计划；监督计划执行情况；批准调度管辖范围内设备的检修；运行方式中涉及上级调度管辖设备的要报该级调度核准；（4）根据上级调度的指令进行调峰、调频或控制联络线潮流；指挥实施并考核本县（市）电网的调峰和调压；（5）负责指挥调度管辖范围内的运行操作和事故处理；（6）参与本县（市）电网继电保护及安全自动装置、电力通信、电网调度自动化系统规划的制定并负责其运行管理和技术管理；（7）负责本县（市）电网调度系统值班人员的业务指导和培训。第

14、四章 调度管辖范围划分原则第十二条 为使调度机构能有效地指挥电网的运行操作和事故处理，以实现调度管理的基本任务，所有影响江西电网发供电能力的主要设备必须由有关调度机构统一调度管辖。 网调调度管辖范围之外的设备由省调、地调、县调三级调度分级调度管理。第十三条 省调调度管辖范围1、装机容量在100兆瓦及以上发电厂；100兆瓦以下统调发电厂的发电机开关以内的设备；2、220千伏及以上变电站（不包括220千伏终端变电站）的220千伏母线；3、220千伏及以上线路（不包括220千伏终端线路）；4、与上述设备相关的继电保护和安全自动装置、通信和自动化设施。 凡省调调度管辖范围内的设备均应包括锅炉、汽轮机、

15、发电机、主变压器、母线、线路等设备，及其相应的开关、刀闸、接地刀闸、避雷器、电流互感器、电压互感器等设备在内。第十四条 省调调度许可设备 运行状态变化对省调调度管辖范围内联网、发输变电等系统运行构成影响的非省调调度管辖设备。第十五条 省调调度备案设备运行状态变化对省调调度管辖范围内联网、发输变电等系统事故处理构成影响的非省调调度管辖设备。第十六条 地调调度管辖范围1、100兆瓦及以上发电厂110千伏出线间隔及110千伏专用旁路间隔和旁路母线；100兆瓦以下统调发电厂发电机开关及以上的所有设备；2、省调调度管辖的220千伏变电站的主变压器；改变主变运行状态及其中性点接地方式需经省调许可；3、省调

16、调度管辖的220千伏变电站的110千伏及以下母线；220千伏终端变电站；4、110千伏及以下变电站；5、各变电站的调相机和无功补偿设备；6、220千伏终端线路；7、110千伏地区电网间联络线；跨地区转移负荷需经省调许可，必要时由省调进行协调；8、省调调度管辖发电厂的35千伏母线；9、按并网调度协议调度管理并网小水电厂、小火电厂； 10、与上述设备相关的继电保护和安全自动装置、通信和自动化设施。第十七条 各发电厂的厂用电系统及其相关的继电保护和安全自动装置，均由各厂管辖。 第十八条 各级调度管辖范围的划分应经省级电网管理部门批准，并报上一级调度机构备案。第十九条 江西电网内调度管辖范围的具体划分

17、以省调规定为准，江西电网省调调度管辖设备范围详见附录二，江西电网省调调度许可及备案设备范围详见附录三。第五章 调度管理制度第二十条 江西省调值班调度员在其值班期间是江西电网运行、操作和事故处理的指挥人员，按照省调调度管辖范围行使调度权。值班调度员必须按照规定发布调度指令，并对其正确性负责。第二十一条 省调值班调度员在其值班期间受华中网调值班调度员的指挥，负责接受和执行华中网调值班调度员的调度指令。第二十二条 省调值班调度员的调度联系对象为：地调（下级）值班调度员、发电厂值班人员（值长或电气值班长）、变电站值班人员（值班长或主值班员），以上人员统一简称值班人员。值班人员在电网调度业务方面受省调值

18、班调度员的指挥，接受省调值班调度员的调度指令。第二十三条 值班人员接受上级调度机构值班调度员的调度指令后，应当立即复诵调度指令，经核实无误后方可执行。执行后立即汇报执行情况，不汇报不算执行完毕。调度指令的发令人和受令人双方都要互报单位、姓名，录音并作好记录。 任何单位和个人都不得干预调度指令的发布和执行，调度系统的值班人员发布或执行调度指令，受法律保护并承担相应的责任，有权利和义务拒绝各种非法干预。 值班人员如有不执行或延迟执行上级调度机构值班调度员的调度指令，则未执行调度指令的值班人员以及不允许执行或允许不执行调度指令的领导人（或其他人员）均应当对此负责。对拒绝执行调度指令、违反调度纪律、虚

19、报和隐瞒事实真相的行为，一经发现，省调应立即组织调查，并依据有关规程、规定或合同进行处罚。调查结果上报上级有关部门严肃处理。第二十四条 值班人员在接到上级调度机构值班人员发布的调度指令时或者在执行调度指令过程中，认为调度指令不正确，应当立即向发布该调度指令的值班调度员报告，由发令的值班调度员决定该调度指令的执行或者撤消。如果发令的值班调度员重复该指令时，受令的值班人员原则上必须执行，但若执行该指令确将危及人身、设备或者电网安全时，值班人员应当拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告发令的值班调度员和本单位直接领导人。第二十五条 上级领导发布的一切有关调度业务的指示，应当通过调度机

20、构负责人转达给值班调度员。非调度机构负责人不得直接要求值班调度员发布任何调度指令。第二十六条 电网管理部门和调度机构的负责人以及发电厂、供电公司、超高压分公司及变电站的负责人，对上级调度机构的值班调度员发布的调度指令有不同意见时，只能向上级电网管理部门或者上级电网调度机构提出，不得要求所属值班人员拒绝或者拖延执行调度指令；在上级电网管理部门或者上级电网调度机构对其所提意见未作出答复前，受令的值班人员仍然必须按照上级调度机构的值班调度员发布的该调度指令执行；上级电网管理部门或者上级调度机构采纳或者部分采纳所提意见，应由该调度机构的负责人将意见通知值班调度员，由值班调度员更改调度指令并发布。第二十

21、七条 凡属省调调度管辖范围内的设备，值班人员必须得到省调值班调度员的指令后才能进行相应操作；凡属省调调度许可范围内的设备，值班人员必须得到省调值班调度员的许可后才能改变运行状态；凡属省调调度备案范围内的设备，改变其运行状态，必须报省调备案。但遇有危及人身、设备以及电网安全的情况时，值班人员应当按照有关规定先行处理，处理后应当立即报告省调值班调度员。第二十八条 在电网出现威胁电网安全运行的紧急情况下，省调值班调度员可以直接越级向电网内下级调度机构管辖的发电厂、变电站等运行值班单位发布调度指令，下级值班人员必须立即执行。 第二十九条 当发电厂、变电站的值班人员同时接到省调和地调的调度指令时，应优先

22、执行省调的调度指令（特殊情况由地调值班调度员报告情况后，由省调值班调度员决定调度指令执行的先后顺序）。地调值班调度员发布的调度指令不得与省调值班调度员发布的调度指令相抵触。第三十条 发电厂必须按照省调下达的调度计划和规定的电压变化范围运行，并根据省调调度指令开、停机、炉，调整功率和电压，不允许以任何借口拒绝或者拖延执行省调调度指令，或者不执行调度指令。第三十一条 省调必须执行上级下达的供电计划。省调值班调度员根据电网运行情况，可以按照有关规定调整省调下达的日发电、供电调度计划，但必须将调整的原因及数量记录清楚。第三十二条 省调调度的发电厂、变电站、地调值班人员在接班后，应主动向省调值班调度员汇

23、报运行情况及主要设备异常情况。第三十三条 值班人员应按省调规定要求报送各种数据。第三十四条 有权接受调度指令的人员名单应根据设备调度管辖范围，报上级调度机构；同时将上级调度人员名单通知下级单位。人员发生变动应及时上报上级调度机构（通知下级单位）。第三十五条 各发电厂、变电站，供电公司和超高压分公司应按规定收集、统计和处理运行数据、电网运行情况，将各专业有关报表和数据客观真实地向江西电力调度中心、通信专业向江西电力通讯信息有限责任公司报送。不得虚报、瞒报、拒报、迟报，不得伪造、纂改。第六章 电网运行方式编制与管理第三十六条 电网运行方式工作按照统一调度、分级管理的原则进行管理。各级电网经营企业应

24、负责对本电网调度机构运行方式的领导和监督。各级调度机构应负责本电网调度管辖范围内的运行方式的管理、编制、实施，并负责对下一级调度机构的运行方式工作的专业管理和运行方式执行情况的监督考核。第三十七条 电网运行方式工作的主要任务是：1、合理安排电网结线方式；2、电网安全稳定分析及制定措施；3、负荷预测及电力电量平衡；4、制定发电计划及电力电量交易计划；5、电网经济运行；6、制定水库运用计划；7、无功平衡和电压管理；8、新设备投运；9、事故后分析；10、制定全部或局部系统全停后恢复方案；11、参加电网规划设计审查，提出电网技术改造建议或措施。第三十八条 电网运行方式工作的主要内容是：1、参加管辖电网

25、相关联网规划和工程审查以及有关工作；参加管辖电网规划、系统设计和有关工程的设计审查等；2、编制管辖电网新建或改建设备的接入系统方案；参与组织网内有关新设备投产和调试工作；3、负责本电网运行方式工作的专业管理和有关工作的运行管理；4、组织编制和执行管辖电网的运行方式，并按要求报上级调度机构，认真执行上一级调度机构下达的运行方式；5、组织管辖电网内运行方式工作交流，定期召开运行方式协调会，定期对调度系统运行方式人员进行业务培训；6、负责按有关协议、规则、规定做好电力电量交易的运营管理和统计分析工作；7、按照电网运行规律和电力市场运营要求，做好管辖电网的负荷预测和考核分析；8、地、县级调度机构运行方

26、式工作的管理办法由省调负责制定并监督执行。第三十九条 电网运行方式工作的管理制度1、省调编制的年度运行方式应于每年2月底前报网调和国调；2、省、地调应定期向相应的电网经营企业的领导、主管生产、基建与规划的负责人，汇报年度运行方式，说明运行中存在的主要问题，提出解决的措施建议和意见；3、省、地调编制的年度运行方式应于上年12月底前完成，由电网经营企业主管生产的领导或总工程师组织审查，经相应的电网经营企业总工程师批准后下达各有关单位执行；4、各级电网经营企业、供电企业和并网运行的电力生产企业，应按各级调度机构的要求提供有关资料，并执行各级调度机构编制的电网运行方式；5、各级调度机构应定期与下一级调

27、度机构就年度运行方式编制工作的有关问题进行研讨和协调；6、月（季）、日（周）运行方式是年度运行方式的具体执行方案，由各级调度机构负责制定并组织实施；7、特殊运行方式系指节日运行方式，以及超出年度、月度运行方式中安排的重大检修、异常运行和事故情况下的运行方式；各级调度机构原则上应提前3天、重大节日及特殊时期提前7天与下一级调度机构就特殊运行方式进行协调。必要时，省、地调编制的特殊运行方式应报相应的电网经营企业总工程师批准或备案，并报上一级电网调度机构。第四十条 电网运行方式的编制应由各级调度机构按年、月、日编制，并应满足调度管理任务的基本要求。第四十一条 年度运行方式编制程序及下达1、每年六月底

28、前由省调向有关单位搜集下列资料：（1）下年度发电设备检修预安排，主要输变电设备检修预安排及各厂分机组核定出力（含最大、最小技术安全出力）；（2）本网下年度发电量预计划，各厂分解发电厂预计划，网损计划指标；（3）本网下年度，分月全网及供电区负荷预计；（4）新建、改建、扩建发输变电设备投产计划及设备主要参数；（5）地方发电厂装机容量，分月综合可调出力及调峰容量和全年分区分月各地上网电量及出力；2、年度运行方式应包括下列内容：（1）本网分月最大负荷和用电量预测；（2）本网及各发电厂分月可调出力和发电量预计划；（3）本网主要发、供电设备检修计划进度表；（4）水电厂水库控制及运用计划；（5）本网分月电力

29、和电量平衡计划；（6）电网正常与检修方式潮流，电压分布图；网损、无功优化计算分析结果；（7）电网稳定计算与分析结果，稳定运行规定及采取的安全稳定措施；（8）电网按频率减负荷整定方案和省调调度管辖的主力发电厂的保厂用电措施；电网安全自动装置的调整意见；（9）系统短路容量表；（10）省调所辖范围内主变压器的电压分接头位置表；（11）系统运行方式及电网结构中存在的问题及改进意见； 3、省调于每年12月底前编制并完成下年度运行方式，由省电力公司主管生产的领导或总工程师组织审查，经省电力公司总工程师批准后，2月底前下达各有关单位执行； 4、地调年度方式编制可参照省调的编制程序执行。第四十二条 月调度计划

30、编制程序及主要内容1、月调度计划编制程序：（1）发电厂应于每月20日前，向省调书面申报下月发电设备和输变电设备检修计划和影响电网运行的工作项目；（2）供电公司应于每月20日前，向省调申报下月输变电设备检修计划和影响电网运行的工作项目；（3）省调根据年度购售电合同、电力市场交易情况和发电设备大、小修计划，各单位发供电设备月检修安排，月燃料供应情况，月各水电厂水库水位与来水预报情况，月预计用电情况，进行综合平衡，统筹安排，于月底前将下月生产调度计划下达各单位执行；（4）凡不按规定向省调申报月度检修计划的项目，省调在日计划中不予安排；2、月调度计划主要内容：（1）本网月最大负荷和用电量预测； （2）

31、本网及各发电厂月可调出力和发电量计划；（3）本网主要发、输变电设备检修计划；（4）水电厂水库控制水位及运用计划；（5）本网月电力和电量平衡计划；（6）省调所辖电网内主变压器电压分接头位置表；（7）省调所辖电网内各电压中枢监测点和电压监视点的电压曲线及允许偏差范围；（8）电网结构、运行方式和调度管理上存在的问题和改进意见。第四十三条 日调度计划编制程序和主要内容1、日调度计划编制程序：（1）省调依据核定的机组可调出力和最低技术出力，各发电厂运行方式和技术经济特性，设备检修、燃料供应、水情预测等情况，机组状况和启停方式，各发电厂（供电公司）上（购）网电价，各地区及全省次日预计负荷、电力市场的交易情

32、况，省间联网线电力电量交换计划等因素，编制日调度计划；（2）各地调应会同用电部门，依据实际用电水平和变化规律，网络方式和供电能力，准确地预计次日用电负荷曲线，于每日11:00前向省调申报，可在当日15:00前修正一次；（3）各发电厂应于每日11时前将本厂次日机组状况，设备检修、燃料供应等情况按时报送省调；（4）各发电厂（供电公司）计划检修或临时检修设备（设备紧急抢修除外），应在开工前2日10时前向省调申报检修申请；（5）省调应于每日17时前完成次日调度计划的编制工作，经分管副主任、总工或分管副总工批准后，下达到各发供电单位；同时将日调度计划和检修工作票下发给值班调度员，由值班调度员负责指挥和组

33、织实施；2、日调度计划编制内容：（1）全网发电出力和用电负荷及全日发电量和供电量；（2）各发电厂发电出力曲线及发电量；（3）各供电公司用电负荷曲线及供电量；（4）全网电力电量平衡；（5）主要发、输、变电设备检修计划及检修工作票；（6）水库运用计划及运行要求；（7）电网调峰、调频及调压计划；（8）电网结线方式、运行操作和安全措施；（9）继电保护及安全自动装置的运行安排和运行规定； 3、省调编制发电、供电调度计划时，应当留有备用容量；电网的备用容量包括负荷备用容量、事故备用容量、检修备用容量，各种备用容量采用如下标准：（1）负荷备用容量：应不低于最大发电负荷的2%-5%；（2）事故备用容量：一般为

34、最大发电负荷的10%左右，但不低于电网中一台最大机组的容量；（3）检修备用容量：应不低于最大发电负荷的8%-15%； 电网如果不能按上述要求留足备用容量运行时，应当采取相应措施，并经电网管理部门同意。第四十四条 日调度计划修改原则及其有关规定1、日调度计划下达后，省调和各有关单位必须认真执行，一般情况下不予修改； 2、省调值班调度员根据电网运行的具体情况、有关规定和上级指示，有权修改各发电厂、供电公司当日或次日发（供）电计划，应详细记录修改原因，并以调度指令通知各发电厂、供电公司执行； 3、下列情况方可修改日发电计划：（1）电网事故、联络线临时检修或联络线潮流越限、其它异常情况，需变更机组运行

35、方式和发电出力时；（2）省间联网线受（送）电计划调整，需变更机组运行方式和发电出力时；（3）天气、水情的突然变化、预计负荷和实际负荷发生较大偏差、其他不可抗拒的自然灾害等，需变更机组运行方式和发电出力时；（4）由于本厂设备缺陷、临时检修或燃料供应等因素影响发电出力时，应提前向省调提出申请，经批准后方可修改； 4、下列情况方可修改日用电计划：（1）大机组或多台机组紧急停机或故障，发电能力达不到计划值时；（2）省调管辖的联络线过载、事故检修和其它不可预测的突发事件，需限制用电时；（3）天气、水情的突然变化或其它不可抗拒的自然灾害等，需调整用电负荷时； 5、日发（供）电计划曲线修改的原因及最终结果，

36、省调值班调度员应通知各有关发电厂、供电公司，双方核对无误后均应做好记录。第七章 电能质量管理第四十五条 电能质量是省调三项运行监督的一项重要技术指标，由省调负责归口统一管理江西电网电能质量的运行监督，并按调度管辖范围实行分级管理，保证电能质量是各级调度机构的主要职责，因此，必须加强电能质量的运行监督管理，保证电能质量，确保电网安全、稳定、优质、经济运行，保证电力用户安全生产和产品质量，保障供用双方的合法权益。第四十六条 电能质量运行监督管理职责是：1、电能质量指标的运行监测；2、调整和控制电能质量指标的运行偏差；3、电能质量指标的统计和考核；4、建立电能质量运行管理制度，并组织实施；5、监督并

37、推动电能质量防治工作；6、电能质量管理部门指定的其他运行监督工作。第四十七条 电能质量主要指标合格率应符合国家标准：1、频率偏差合格率标准KF99.5%；2、电压偏差合格率标准KX92%；（高中压供电电压偏差KX95%）；Kn96%；3、电压波动与闪变合格率标准KX应符合GBl2336-90规定；4、三相电压不平衡度合格率标准KX应符合GBT15543-1995规定；5、电压正弦波畸变率合格率标准KX应符合GBT14549-93规定。第四十八条 电能质量监测点的设置，应综合考虑下列因素：1、应覆盖主网及全部供电电压等级，并在电网内呈均匀分布；2、满足电能质量指标调整与控制的要求；3、满足特殊用

38、户和订有电能质量指标条款合同用户的要求。第四十九条 电网正常频率管理1、电网频率标准是50赫兹，其偏差不得超过0.2赫兹，严禁升高或降低频率运行；2、江西电网与华中主网并网运行时，其频率的监视调整和运行管理，由网调负责；省调应认真监视执行网供曲线，当偏离计划值时，应主动调整，使其偏差在规定范围内；3、江西电网与华中主网解网运行时，频率偏差不得超过0.2赫兹，频率的监视调整和运行管理，由省调负责；4、地区电网与省网解网运行时，其频率的监视调整和运行管理，由所在地调或县调负责；因特殊情况江西电网分为若干独立小电网运行时，省调值班调度员可根据电网实际情况指定调频厂调频，指定地调负责局部电网的调频工作

39、；5、江西电网与华中主网解网运行期间，主调频厂定为柘林、万安水电厂，当其失去调频能力时，则由丰城、井冈山、九江、贵溪等火电厂担任主调频厂，主调频厂的变更应由省调确定并下达。主调频厂的任务是保持电网频率不超过0.2赫兹，在规定的负荷调整范围内，主调频厂应主动负责调整系统频率，使其在允许偏差范围内，当主调频厂已达到规定的负荷调整范围时，则应立即报告省调值班调度员；6、在电网正常运行时，发电厂应严格按调度计划或调度指令接带出力；机组的一次调频、AGC必须投入，因故不能投入时必须向省调值班调度员汇报；发电厂如有特殊情况，需改变出力时，必须事先申请并得到省调值班调度员的同意。第五十条 系统电压和无功电力

40、应按调度管辖范围实行分级管理。各级调度应负责指挥和管理所辖电网运行中的无功平衡和电压质量，并对其所辖电网内的电压质量按有关规定和考核办法进行运行监测、统计、分析和考核。第五十一条 各级调度值班调度员应在进行有功电力调度和频率调整的同时，还必须进行无功电力调度和电压调整。第五十二条 电力系统各级电压网络的额定电压值是：380（220）伏、6千伏、10千伏、35千伏、110千伏、220千伏、500千伏、1000千伏。 其中：220伏为单相交流值，其余均为三相交流值。第五十三条 电压允许偏差范围1、电力系统各级网络电压允许偏差值的确定原则应满足用户受电端供电电压允许偏差值的要求；在电网电压允许偏差范

41、围内，其具体允许偏差值由相应调度机构确定；2、电压允许偏差值规定如下： （1）发电厂和变电站的500千伏母线：正常运行方式时，最高运行电压不得超过系统额定电压的+10%，最低运行电压不应影响同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节；向空载线路充电，在暂态过程衰减后，线路末端电压不应超过系统额定电压的1.15倍，持续时间不应大于20分钟； （2）发电厂和220千伏及以上变电站的220千伏母线：正常运行方式时，发电厂电压允许偏差值为系统额定电压的010%，变电站电压允许偏差值为系统额定电压的-3+7%的范围内，但其偏差幅度都不应大于5%；（3）发电厂和220千伏变电站的11035千伏

42、母线：正常运行方式时，电压允许偏差值为相应系统额定电压的-3%+7%的范围内，但其偏差幅度不应大于5%；（4）发电厂和110千伏及以下变电站的供电母线：其电压允许偏差值应满足用户受电端供电电压允许偏差值的要求；（5）发电厂和变电站的610千伏母线：其电压允许偏差值应满足用户受电端供电电压允许偏差值的要求。第五十四条 电压监测点设置原则1、各级电网调度机构应按调度管辖范围在本电网内设置电压质量监测点；其设置地点和数量应根据电网的发展和网络结构的变化按年进行设置；各级电网电压质量监测点应报相应电网管理部门批准；2、电压监测点设置原则：（1）江西电网电压中枢监测点应设置在与220千伏及以上电网直接连

43、接的发电厂220千伏母线；500千伏变电站的220千伏母线；220千伏变电站的220千伏母线；设置数量不应少于全网220千伏及以上发电厂、变电站总数的85%；（2）江西电网电压监视点应设置在所有220千伏母线上； （3）各地调应在所辖电网内按“电力系统电压和无功电力管理条例”规定按类设置电压中枢监测点和电压监视点；并应随负荷及用户数量变化增减相应类别电压监测点数量。第五十五条 电压的监测和调整1、各级调度机构应根据电源建设、网络结构、运行方式、负荷水平和电压调整的需要，依照发电厂、变电站的无功电源容量以及可调节能力，编制年度、季度、月度及重大设备检修方式的无功电力方案，并按此运行实施调度；2、

44、无功电力调度应按调度管辖权限实行分级管理，各级调度机构都应对各级调度“界面”处的无功电力进行监督和控制；其“界面”无功电力交换限量（或功率因数）值的确定，由相关调度机构商定，报省电力公司备案； 当“界面”处的无功电力交换量（或功率因数）值超过规定值时，有关调度应予以调整，调至允许范围以内；3、各级调度机构应依据有关规定的原则，按季（月）编制和下达所辖电网内电压中枢监测点和电压监视点的电压曲线；按日编制和下达发电厂、变电站的电压曲线或主变高压侧力率曲线；4、各发电厂和变电站要严格按照调度下达的电压曲线或主变高压侧力率曲线按逆调压的原则运行，必须认真监视和及时调整；当其母线电压超出允许范围时，应不

45、待调度指令自行调节发电机、调相机的无功出力，投切无功补偿设备，调整相应的有载调压变压器的分接开关位置，使电压达到合格范围；当无调节能力时应立即报告相应调度机构值班调度员；5、各级调度值班人员应认真监视所辖电网内电压中枢点和电压监视点的电压质量以及发电厂、变电站的无功出力和无功补偿设备的运行情况；当其母线电压超出允许范围时，应令其调整至允许范围内；若无法调整时，向相关值班调度员汇报，值班调度员则应采取措施，在调整时应遵循无功电力分层分区平衡原则，采取改变运行方式、潮流分配、网络参数、主变压器变比、发电机进相等措施进行调整；6、电力用户装设的各种无功补偿设备（包括调相机、电容器、静补和同步电动机）

46、要按照负荷和电压状况及时调整无功出力；7、自备发电厂、地方发电厂、小水电、余热发电厂的机组都应按照双方协议或调度规定方式运行。第五十六条 无功补偿与调压设备的管理1、无功补偿和调压设备的管理应按调度管辖范围实行分级管理，各级调度机构应对各自管辖范围内的无功补偿和调压设备进行调度管理和运行指挥；2、发电厂的发电机和变电站的调相机及无功补偿设备应严格按照调度下达的电压曲线或主变高压侧力率曲线按逆调压的原则运行和调整；在电网运行方式、负荷水平发生变化及调压需要时，应按调度指令进行调整和监视；3、发电厂的发电机自动调节励磁、强励限制、低励限制装置和失磁保护应正常投入运行；若需停用试验或检修应报告省调，经批准后方可停用；4、凡地调管辖的调相机，若需停用试验或检修，应经省调许可后方可停用；5、各供电公司应做好调相机和无功补偿设备的安全运行、合理补偿及调压工作，并应定期维护和按期巡视，发生故障时，应及时处理修复，使其随时保持完好状态；6、各级调度机构应做好所辖电网内主变压器电压分接头位置的运行管理；每