a） 发展部门应及时提供次年度电力电量平衡预测、 新建输变电工程 可研报告及评审意见、发电工程接入系统方案及评审意见；
b） 基建部门应及时提供次年电网基建工程投产计划和相关设备的设 计参数；
c） 营销部门应及时提供次年新增大用户负荷；
d） 运维检修部门应提供次年度电网技改大修工程的投产计划及相关
设备的设计参数， 并及时提供输变电设备额定输送能力及事故过载能力； e） 调控机构应完成负荷预测和基础数据准备工作， 开展年度方式计 算分析， 并向上级调控机构提供本地区电网次年度预计投产的主要输变 电工程和发电工程，电网结构和负荷变化情况；
f） 各级调控机构应于每年 8 月 15 日前启动次年度运行方式的编制
工作， 于每年 8 月 31 日前完成次年度运行方式相关资料和参数的数据录 入，并上报上级调控机构审核；
g）各级调控机构应于每年 11 月 30 日前完成次年度运行方式的短路、 潮流、稳定计算分析工作， 计算分析的深度应满足《国家电网安全稳定 计算技术规范》的要求；
h） 各级调控机构应于每年 12 月 31 日前完成次年度运行方式分析报告的编制工作。 5.3.3 年度方式编制应符合《国家电网公司电网年度运行方式编制规范》相关要求，并体现黑龙江省电网的运行特点。
a）对可能构成安全事故或事件的问题逐一研究分析、 落实控制措施，努力化解安全风险，切实防止电网稳定破坏事故、大面积停电事故和人员责任事故的发生；
b） 本年度运行总结应包括新设备投产情况及系统规模、 生产运行情况分析、 电网安全状况；
c） 次年度运行方式内容应包括电网新设备投产计划、 电力生产需求预测、电网主要设备检修计划、水电厂水库运行方式、 电网结构与短路电流分析及运行接线方式、 电网潮流计算与 N-1 静态安全分析、 系统稳定分析及安全约束、无功电压和网损管理、电网安全自动装置和低频减负荷整定方案、调度系统重点工作、 电网运行年度风险预警、 电网安全运行存在的问题及措施；
d) 下级电网年度运行方式概要。 5.4 系统运行接线方式管理
5.4.1 为保证系统安全稳定运行， 电网接线方式应具有较大的紧凑度，即并行的线路尽可能并列运行，同级电压环网尽可能环状运行， 最大限度满足互为备用， 尽量降低故障造成的影响和波及范围，提高重合闸利用率。同时还应符合以下条件： a） 潮流分布应能保证电能质量及稳定的要求； b） 短路容量应符合设备的能力；
c） 事故后潮流分布仍近合理，电压、频率稳定在允许范围内； d） 继电保护及安全自动装置运用合理；
e） 保持一定的灵活性， 使系统操作更方便合理， 便于事故处理和防止事故扩大； f） 符合系统运行的经济性。
5.4.2 有小电源的受端系统应将负荷合理安排，有条件情况下合理选定解列点， 力争自动解列后地区负荷与电源基本上自行平衡，损失最小。 5.4.3 大电源经几回线送电时， 应具备防止一回线跳闸引起其他线路过负荷跳闸或稳定破坏措施。
5.4.4 厂站母线的接线原则
a） 双母线（包括双母线三分段或四分段） 中的每条母线上所接元件应考虑当任一母线故障时， 运行母线系统仍有较大紧凑度，且电源与负荷基本上能平衡， 一般同一电源来的双回线或者同一变电站的双回线应接于不同的母线上；
b） 正常运行时， 每条母线上的连接元件应按正常方式固定连结， 只有当设备检修、新设备投产或事故处理需要时，才允许改变其接线方式或单母线运行； c） 母联开关及分段开关通过的功率应尽量小； d）当双母线上只有三个及以下元件运行时， 如果母线保护配置合理，则维持正常接线方式，否则应倒为单母线运行；
e） 3/2 接线方式的母线，应尽可能保持环状运行。
5.4.5 各发电厂和变电站应特别注意厂（站）用电接线方式的合理性，充分利用备用电源自动投入装置，严防厂（站）用电局部故障扩大成系统事故。 第六章 电网频率运行管理
6.1 东北电网的额定频率为 50.00Hz，投入自动调频装置时允许变动范围为 50.00±0.10Hz； 当手动调频时允许变动范围为 50.00±0.20Hz。当运行容量小于 3000 兆瓦的地区电网与主网解列时， 单运电网的频率允许变动范围为 50.00±0.50Hz。 6.2 电网频率调整一般由电网自动发电控制（AGC）系统自动执行, 省网内具备 AGC 功能的发电机组并网正常后， AGC 按调度指令投入运行。
6.3 省网内 100 兆瓦及以上容量火电机组和并入 220 千伏及以上电压等级的同步发电机组应按《国家电网公司电力系统一次调频管理规定》要求设定并投入一次调频功能，其他容量机组可参照执行。
6.3.1 省调负责省网内直调发电机组一次调频功能的投退、监督和考核工作。
6.3.2 对于达不到一次调频管理要求的发电机组，应及时向省调提出检修或调整申请，并按省调批复在规定期限内完成检修维护工作， 否则按相关规定进行考核。
6.4 东北电网频率监视和调整由网调值班调度员负责， 省调值班调度员按控制性能评价（CPS）标准调整省间区域控制偏差（ACE）参与系统频率的调整，网、省调承担相应的频率控制责任。当省网与东北电网解列时，省网频率监视和调整由省调值班调度员负责，届时哈三 B 厂或莲花厂为系统主调频电厂，其调频能力范围内应保持系统频率在 50±0.2 Hz以内。 辅助调频电厂视系统解列情况临时指定， 当电网频率超过 50±0.2 Hz 时， 辅助调频厂应主动协助调整， 使频率恢复至正常允许的偏差范围以内，其余电厂为负荷监视厂。 6.5 当地区电网与省电网解列运行时，其频率的调整和控制，由省调授权所在地（县）调或主力电厂负责。 6.6 发电厂频率管理
6.6.1 当系统频率发生变化时，水、火电厂和其他相关设备运行特性应满足以下要求： 在 48.5Hz～50.5Hz 范围能够连续运行； 在 48Hz～48.5Hz范围内， 每次连续运行时间不少于 300 秒, 累计运行不少于 300 分钟； 在50.5Hz～51Hz 范围内， 每次连续运行时间不少于 180 秒， 累计运行不少于 180 分钟。
6.6.2 当系统频率发生变化时，风电场运行能力应满足以下要求：在49.5Hz～50.2Hz 范围能够连续运行； 在 48Hz～49.5Hz 范围内，具有至少运行 30min 的能力；当高于 50.2Hz 时，具有至少运行 5min 的能力。
6.6.3 当系统频率发生变化时，集中式光伏电站运行能力应满足以下要求：在 49.5Hz～50.2Hz 范围能够连续运行； 在 48Hz～49.5Hz 范围内，具有至少运行 10min 的能力；当高于 50.2Hz 时，具有至少运行 2min 的能力。 第七章 低频低压减负荷及同期并列装置管理
7.1 低频低压减负荷装置管理7.1.1 为防止电网低频率或低电压运行而扩大事故， 应有计划
地配置足够数量的低频低压减负荷装置。在电网频率或电压严重下降时自动切除部分负荷，保证电网安全运行及对重要用户的不间断供电。
7.1.2 省调应每年编制下达低频低压减负荷方案。下级调控机构根据省调下达的低频低压减负荷分配指标， 结合本地区电网实际情况编制低频低压减负荷实施方案（其各轮次的切除负荷量不得小于各轮次分配指标），并向地方政府报备后报省调备案。低频低压减负荷方案应每年修订一次， 必要时可作适当调整。
7.1.3 正常运行时，低频低压减负荷装置按整定方案投入使用，未经省调同意， 不得擅自退出。如低频低压减负荷装置因故停用且无备用装置替代时， 所控线路执行手控，即频率（电压） 降低至装置整定值时，值班监控员或运维人员立即手动切除该线路。如所控线路检修时， 地调应临时指定手控线路，原则上应找负荷数量及负荷性质与之相近的线路代替。 7.1.4 当系统频率（电压）降至低频低压减负荷装置整定值， 但因装置拒动等原因被控线路未跳开，值班监控员或运维人员应不待调度指令手动切除被控线路。
7.1.5 低频低压减负荷装置动作所切负荷， 在未得到省调指令时，不得擅自送电。
7.1.6 当系统频率恢复到 49.80Hz 以上时， 各地调在得到省调指令后，由装置动作的最低一级频率定值所切负荷开始或按指定负荷数逐一送出。 7.2 同期并列装置管理
7.2.1 同期并列装置应定期校验并保持随时可用状态。装有同期并列装置的发电厂、变电站运行值班人员、 运维人员应能进行电网同期并列操作。
7.2.2 联络线路两侧应具备同期并列运行条件，相关变电站应在线路开关或母联开关上装设独立的同期并列装置或具备同期功能的装置。 7.2.3 机组的同期并列点原则上配置在发电厂侧。
7.2.4 同期并列装置应按同期角小于等于 30 度，频率差小于等于0.3Hz，电压差小于等于 10%（500kV 系统电压差小于等于 5%）整定。
7.2.5 同期并列装置由设备所在地的供电公司、检修公司、发电企业负责该设备的运行维护工作。 运行维护单位应明确同期并列装置的专业管理部门， 承担规定的专业管理职能。 7.2.6 同期并列装置安装投运后应同步完善现场运行规程，并向所属调控机构报送装置运行参数。
第八章 电网无功电压运行管理
8.1 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度管辖范围分级负责。 8.2 无功电压调控管理主要内容包括： a）电压考核点、 电压监视点管理； b）电压曲线管理；
c）无功补偿装置及 AVC 管理； d）电网无功电压运行管理； e）变压器分接头管理；
f）电压合格率统计考核管理。
8.3 省调负责直调范围内系统无功平衡分析工作， 以及指导地调开展地区无功平衡分析工作，并制定相应改进措施。 8.4 电压考核点设置原则
8.4.1 500 千伏变电站 220 千伏母线，其中哈南变 220 千伏一、二段母线分裂运行为两个考核点， 500 千伏前进变网调委托省调调度， 前进变500 千伏母线纳入省调考核点。 8.4.2 发电厂并网 220 千伏母线， 其中哈三 A、 B 厂， 双鸭山 A、 B 厂，牡二 A、 B 厂， 七台河厂 500 千伏侧、 220 千伏侧， 哈平南电厂东、 西母线分裂运行电压考核点均分别
统计。
8.4.3 220 千伏枢纽变电站。
8.4.4 220 千伏开关站、 牵引站、 用户变为非考核点， 220 千伏爱辉变由俄网供电不纳入考核。
8.5 电网正常运行方式下电压偏差和波动范围
8.5.1 500 千伏母线电压允许偏差为系统额定电压的 0～+10%，即 500 千伏～550 千伏；220 千伏并网的水、 火电厂和 500 千伏变电站的 220 千伏母线， 电压允许偏差为系统额定电压的 0～+10%，即 220 千伏～242 千伏；220 千伏并网的风电场、光伏电站和 220 千伏变电站的 220 千伏母线，电压允许偏差为系统额定电压的-3%～+7%，即 213.4 千伏～235.4 千伏；发电厂和 220 千伏变电站的 35 千伏～110 千伏母线， 电压允许偏差为系 统额定电压的-3%～+7%。
8.5.2 发电厂和变电站母线电压在满足 8.5.1 规定的电压偏差基础上，日电压波动率 500 千伏变电站 500 千伏母线不大于 5%， 即日电压最高值与最低值之差不大于 25 千伏； 发电厂 220 千伏母线和 500 千伏变电站220 千伏母线不大于 3.5%，即不大于 7.7 千伏； 220 千伏变电站 220 千伏母线不大于 5%， 即不大于 11 千伏。 8.6 电压曲线管理
8.6.1 各电压考核点的电压曲线由管辖的调控机构编制，按季下达并报上一级调控机构备案。电压曲线编制应保证设备安全运行以及用户电压合格， 同时根据无功平衡和无功优化计算结果做好电网的无功就地平衡，避免地区间特别是经过长距离线路交换无功。
8.6.2 电网电压调整实行逆调压原则，即应控制电压考核点的电压在允许范围内变动，在尖峰时段尽量按曲线上限运行，在低谷时段尽量按曲线下限运行。 8.6.3 发电机组应严格按照调控机构下达的电压曲线运行。当其母线电压超过允许偏差范围，且已无调整能力时，应立即报告值班调度员。 8.7 并网发电机组进相管理
8.7.1 并网发电机组应具备《电力系统电压和无功技术导则》 所规定的进相运行能力，并按要求完成进相试验，确定发电机组实际可用进相范围，并将试验结果以正式报告形式上报管辖调控机构备案。
8.7.2 并网发电机组应严格执行调控机构下发的发电机组进相运行规定，保持设备运行状态良好，确保能够达到规定的进相深度。
8.7.3 发电机组自动调节励磁、强励、低励限制装置、失磁保护和无功补偿自动投切装置应按规定正常投入运行。其停用、调整和试验应获得管辖调控机构批准。发生故障停用时，应立即报告值班调度员。
8.7.4 新能源机组（逆变器）应满足功率因数在超前 0.95～滞后 0.95的范围内动态可调。 8.8 无功补偿设备管理
8.8.1 无功补偿设备包括电容器、 电抗器、 SVC、 SVG 等动态无功补偿装置，应确保无功补偿设备按要求正常投入和退出运行， 无功补偿设备投退应经管辖调控机构批准方可进行操作，调控机构应做好记录。
8.8.2 无功补偿设备检修应实行统一管理， 纳入输变电设备检修计划，严格执行申请审批程序。
8.8.3 无功补偿设备运行中发生故障时，应立即汇报管辖调控机构，并尽快进行处理，处理后及时汇报管辖调控机构，按调控机构要求投入运行。
8.8.4 运维单位应巡视检查并定期维护无功补偿装置及调压装置，发生故障及时处理，保证无功补偿设备可用率应满足电网运行要求。 8.9 自动电压控制（AVC）系统管理
8.9.1 省内 AVC 系统实行网、省、 地三级联动管理， 省调 AVC 系统负责各直调电厂及与各地调 AVC 系统的协同控制功能管理， 有关运行状态改变须经省调同意。
8.9.2 AVC 系统的投入或退出由现场值班人员向管辖调控机构提出申请，经同意后执行。 8.9.3 AVC 系统运行参数调整应向管辖调控机构申请，经同意后方可执行。
8.9.4 机组启、 停机期间 AVC 系统应退出运行，机组运行稳定后将其投入运行。
8.9.5 AVC 系统异常， 不能正常控制无功补偿设备时, 调控中心监控人员应向管辖调控机构申请 AVC 系统退出运行， 并通知 AVC 系统维护单位立即处理。 退出 AVC 系统控制期间， 监控人员按照电压曲线及控制范围通知运维站值班人员调整母线电压。
8.9.6 电网出现特殊情况，值班调度员可下令将所管辖的 AVC 系统退出运行，待系统恢复正常后再将其投入运行。 8.10 变压器分接头管理
8.10.1 装有有载调压变压器的变电站， 应优先利用本站无功补偿设备进行调压， 无法满足电压要求时再调整变压器分接头。在高压侧电压不超过设备允许范围且有一定裕度的前提下，尽量满足中、 低压侧母线电压曲线。严禁与上级电网大量交换无功。
8.10.2 对于未接入 AVC 系统且不具备远方遥控调整功能的有载调压变压器分接头位置， 现场应按照地调给定的二次电压曲线进行调整。在进行变压器有载分接头开关人工操作前，应征得所辖调控机构值班调度员许可。
8.10.3 发电厂和变电站 220 千伏无载调压变压器分接头运行位置应由省调确定， 各单位不得自行变动。当变压器发生更换、 大修后， 应重新确定变压器分接头位置。 8.11 电网无功电压运行管理
8.11.1 各级值班监控（运维、 运行） 人员应监视电压考核点电压， 根据电压曲线和相关规定要求， 利用现有调压手段进行电压调整，并逐步实现自动控制方式。
8.11.2 运行人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，当发现超出合格范围时， 首先会同下级调控机构在本地区内进行调压，经过调整电压仍超出合格范围时， 应向上级调控机构汇报协助调整。 主要措施包括：
a） 调整水电、 火电机组无功出力， 调整风电机组、 光伏发电单元无 功出力， 投切或调整无功补偿设备、 交流滤波器等达到无功就地平衡； b）调整自动电压控制（AVC） 系统的控制策略；
c）在无功就地平衡前提下， 当变压器二次侧母线电压仍偏高或偏低， 可带负荷调整有载调压变压器分接头运行位置；
d）调整电网接线方式， 改变潮流分布， 包括转移部分负荷等； e）电力系统出现大扰动后，应采取紧急控制措施，防止电压崩溃；
f）如正常调整手段已全部使用后， 电压仍高于允许上限的 5%或低于下限的 5%时，可采用事故处理规定措施，并报告主管生产领导。
8.11.3 并网运行机组可根据需要将功率因数调至不低于迟相 0.98 运行，并安排具备进相能力的机组进相运行。发电机组进相时，应投入低励限制器，并按照调控机构下发的机组进相运行规定控制进相深度。
8.11.4 由于电网异常运行引起发电厂厂用电压低于额定电压的 85%，危及机组运行安全时， 可按预先制定的低电压保厂用电方案解列部分机组。
8.11.5 对电厂不执行调度无功调整指令的行为， 以及按要求未达到规定进相深度的机组， 应依据《东北区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）》 等规定进行考核。
8.12 各级调控机构应依据相关规定统计电压合格率， 并对下级调控机构履行管理考核职能，定期开展电压合格率考核。 第九章 调度计划管理