f) 系统稳定分析及安全约束。 g) 无功电压分析。
h) 电网安自装置和低频低压减负荷整定方案。
i) 电网安全运行存在的问题、 电网结构的改进措施和建议。 j) 下级电网年度运行方式概要。 k) 电网调度管辖范围划分明细。
4.2.5 各相关单位须落实年度运行方式的各项要求， 各级调控机构须做好年度运行方式执行跟踪和后评估工作。
4.3 夏（冬） 季运行方式在年度运行方式基础上， 根据夏（冬） 季供需形势、 基建进度等情况， 省调、 地调开展所辖电网迎峰度夏（冬） 滚动校核工作， 统一制定夏（冬） 季电网运行规定。 4.4 临时运行方式
4.4.1 针对电网特殊保电期、 多重检修方式、 系统性试验、 配合基建技改等临时运行方式， 调控机构应按调管范围进行专题安全校核， 制定安全稳定措施及运行控制方案。
4.4.2 对上级调控机构调管的电网运行有影响的运行控制方案， 应报上级调控机构批准； 对同级调控机构调管的电网运行有影响时， 应报上级调控机构协调处理， 统筹制定运行控制要求。 4.5 在线安全稳定分析
4.5.1 省调应按规定开展在线安全稳定分析， 评估电网安全裕度； 电网重大方式调整前， 调控机构应启动独立或联合预想方式在线计算； 电网发生严重故障后， 调控机构应启动独立或联合应急状态在线分析。
4.5.2 在线安全稳定分析应涵盖调控机构调管范围内所有220 千伏及以上输
变电设备， 模型及参数应与离线计算保持一致， 故障集全网统一。 第五章 调度计划管理
5.1 调度计划包括发输电计划和设备停电计划， 按照安全运行、 供需平衡和最大限度消纳清洁能源的原则， 统筹确定年度、 月度、 日前发输电计划及
设备停电计划。
5.2 本单位运维、 上级调控机构直调或许可设备的停电计划须经上级调控机构批准后纳入年度、 月度、 日前停电计划。
5.3 设备停电按性质划分为计划停电、 临时停电、 紧急停电。
5.3.1 计划停电指纳入月度设备停电计划， 并办理停电检修申请票的设备停电工作。
5.3.2 临时停电指未纳入月度设备停电计划， 但办理停电检修申请票的设备停电工作； 任一设备在连续 6 个月周期内， 重复停电视为临时停电。 5.3.3 紧急停电指设备异常需紧急停运处理以及设备故障停运抢修、 陪停等由值班调度员批准的设备停电工作。 5.4 年度调度计划
5.4.1 年度发输电计划（包括大用户直购电等交易） 必须通过调控机构安全校核。
5.4.2 年度停电计划应统筹考虑电网基建投产、 设备检修和基础设施工程等因素， 并以相关文件为依据。
5.4.3 年度停电计划原则上不安排同一设备年内重复停电； 对电网结构影响较大的项目， 必须通过专题安全校核后方可安排。 5.4.4 省调编制河北南网 220 千伏及以上主网设备年度停电计划， 地调、 县调编制所辖电网年度停电计划。 年度停电计划下达后， 原则上不得进行跨月调整。 如确需调整， 须提前向相关调控机构履行审批手续。
5.4.5 年度发电设备检修计划应考虑分月电力电量平衡和跨区跨省输电计划等， 经全网统筹后， 按调管范围发布。
5.4.6 每年 9 月底前， 各有关单位向相应调控机构报送次年度输变电设备检修计划、 新建、 扩建、 改建工程计划、 发电设备检修计划、 分月负荷预
测等。
5.5 月度调度计划 5.5.1 月度停电计划
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5.5.1.1 月度停电计划以年度停电计划为依据， 未列入年度停电计划的项目一般不得列入月度计划。 对于新增重点工程、 重大专项治理等项目， 相关部门必须提供必要性说明，并通过调控机构安全校核后方可列入月度计划。 5.5.1.2 省调编制河北南网 220 千伏及以上主网设备月度停电计划， 地调、 县调编制所辖电网月度停电计划， 停电计划须经安全校核通过后方能发布。 5.5.1.3 月度停电计划须进行风险分析， 制定相应预案及预警发布安排。 对可能构成一般及以上事故的停电项目， 须提出安全措施， 并按规定向相应监管机构备案。
5.5.1.4 每月 5 日前， 各相关单位应根据年度调度计划和电网情况向省调报送次月输变电设备停电及基建投产计划、发电设备检修计划。 新、 改、 扩建工程施工停电对上级电网运行有较大影响时， 设备运维单位应提前 2 个月通过所属调控机构提供停电配合施工方案， 并逐级上报， 经批准后实施。 5.5.2 月度发输电计划 5.5.2.1 省调统筹安排 220 千伏及以上电网月度发输电计划。
5.5.2.2 省调根据本网发电资源、 负荷预测、 安全约束、电力电量平衡、 月度跨区跨省电力、 通道设备停电检修计划， 并合理预留调峰、 调频资源后， 编制直调发电机组组合并报国调及华北分中心核备后， 确定月度发输电计划安排。
地调编制直调发电机组组合并报省调核备。
5.5.2.3 省调可根据电网安全约束、 全网电力电量平衡、清洁能源消纳需求等因素， 调整地区电网月度发电机组组合。
5.5.2.4 省调、 地调按照直调范围制定并发布月度发输电调度计划。 5.6 日前调度计划 5.6.1 日前停电计划
5.6.1.1 日前停电计划的编制， 应以月度停电计划为基础， 原则上不安排未列入月度停电计划的项目， 日前停电计划必须进行安全校核。
5.6.1.2 各有关单位应根据月度停电计划， 向相应调控机构提交检修申请票，
检修申请票须逐级报送。
5.6.1.3 500 千伏及以上设备检修申请票遵循 D-4 申报原则， 500 千伏以下设备遵循 D-2 申报原则。
5.6.1.4 紧急停电可直接向相应调控机构值班调度员提出， 并由其批复。 5.6.1.5 设备计划检修因故不能按期开工， 应在设备预计停运前 6 小时报告值班调度员。 计划检修如不能如期完工，必须在原批准计划检修工期过半前向调控机构申请办理延期手续， 延期申请只允许办理一次。
5.6.2 日前发输电计划 5.6.2.1 各调控机构开展日前系统负荷预测、 日前母线负荷预测， 并按要求报上级调控机构， 负荷预测准确率及合格率应符合相关规定。
5.6.2.2 日前发输电计划包括跨区跨省联络线 96 点输电计划、 机组组合、 96 点发电计划、 风力（光伏） 发电功率预测和风险点提示等。
5.6.2.3 火电厂应按规定申报分机组发电能力、 升降负荷速率等机组约束。 水电、 风电、 光伏等优先消纳类机组应按规定申报发电计划。
5.6.2.4 省调根据水电、 风电、 光伏等优先消纳类机组发电申报计划， 综合考虑电网安全约束、 发电预测准确率等因素后， 将其纳入日前发电平衡， 并合理预留调峰、 调频资源。
5.6.2.5 日前发输电计划编制应综合考虑跨区跨省输电计划、 电网安全约束、 机组约束等因素， 并须通过国调组织的全网联合量化安全校核。 5.6.3 值班调度员有权根据电网实际运行情况对日前调度计划进行调整。 5.7 调度计划的安全校核
5.7.1 年度计划须根据年度方式和有关规定， 结合分月负荷预测进行安全校核， 编制年度停电计划风险分析报告。
5.7.2 月度计划须结合分日负荷预测和机组组合， 进行典型断面潮流下安全校核， 编制风险分析报告， 制定月度风险预警发布计划； 每周四发布下一周电网运行风险预警通知书， 并制定安全风险防控措施。
5.7.3 日前计划应结合次日 96 点负荷预测进行安全校核，编制风险点提示，
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并制定电网安全措施。 5.8 负荷预测管理 5.8.1 负荷预测数据报送
5.8.1.1 各地调应于 8 月底前向省调提交下年度预测负荷， 每月 5 日前向省调提交下月预测负荷。
5.8.1.2 各地调应于每日 14 点前向省调提交次日预测负荷； 每周五14点前， 提交本周六至下周一的预测负荷。 负荷预测结果包括系统负荷预测和母线负荷预测。
5.8.1.3 各地调应提前 5 天向省调提交节日预测负荷（春节、 国庆期间预测负荷提前 30 天） 。 5.8.2 负荷预测统计
5.8.2.1 各地调应在节后 3 日内将节日负荷预测统计及分析报省调。 5.8.2.2 各地调应于每月 5 日前将上月负荷预测统计及分析报省调。 5.9 设备检修管理
5.9.1 设备检修应由设备运维单位按规定格式向相应调控机构提交检修申请票。
5.9.2 检修申请票的开工、 竣工手续， 均由设备运维单位所属调控机构值班调度员、 输变电设备运维人员、 厂站运行值班人员向相应调控机构值班调度员办理。
5.9.3 设备临时停电， 运维单位需提供书面情况说明， 分报相应调控机构和运维管理部门， 并附送本单位领导意见。
5.9.4 设备紧急停电， 运维单位应在设备停运 4 小时内补办检修申请票。 5.9.5 设备恢复送电时， 如需进行试验(冲击、 核相、 保护相量检查、 带负荷试验等)， 应将试验方案与检修申请票一并报相应调控机构。 5.9.6 输变电设备带电作业， 按直调范围经相应调控机构值班调度员同意后进行； 需停用重合闸的， 应向相应调控机构提交检修申请票。 国调及华北分中心调管范围的输变电设备带电作业， 应按规定向省调提交检修申请票。
5.9.7 带电作业应在良好的天气下进行， 如遇雷雨、 大风、 雪、 雾或者不符合带电作业要求时应立即停止作业。
5.9.8 设备检修时间的计算： 机炉是从系统解列或停止备用开始； 电气设备是从值班调度员下达第一项停电调度操作指令开始， 到设备重新正式投入运行或根据调控机构要求转入备用为止。
5.9.9 禁止在未经申请、 批准及下达开工令的已停电设备上工作。 禁止约时检修或停送电。 已批准检修的设备在预定开始时间未能停下来， 原则上应将原检修时间缩短， 而投入运行的时间不变。
5.9.10 在设备检修期间， 因系统特殊需要， 值班调度员有权终止检修或缩短检修工期， 尽快使设备投入运行。
第六章 输变电设备投运管理
6.1 凡新建、 扩建和改建的输变电设备（含发电厂升压站设备， 以下简称“新设备” ） 并入电网运行， 应符合国家有关法规、 标准及相关技术要求。 调控机构应参与新设备的接入系统审查、 可研审查、 初设审查、 二次设备技术规范审查、竣工验收等工作。
6.2 有关单位应将下一年度新设备投产计划及有关技术资料， 于每年 8 月底前报相应调控机构。
6.3 工程业主单位应按照《电网运行准则》 要求， 提前 90天（从计划投产之日起） 向调控机构提供相关资料。
6.4 调控机构收到并网申请和正式资料后 30 天内， 按规定进行有关计算、 核定和调度范围划分、 设备命名编号工作。调度命名应遵循统一、 规范的原则。
6.5 工程业主单位应提前 30 天向调控机构报送以下资料 6.5.1 自动化设备型号、 版本、 定值单等。
6.5.2 与实际装置相符的保护装置技术说明书及实际装置打印定值清单。 保护装置的软件版本信息。 6.5.3 监控信息点表。
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6.6 调控机构取得有关资料后， 提前 7 天完成调度自动化联调， 提前 5 天下发保护定值单。 6.7 新设备投入运行的申请
6.7.1 有关单位应提前 15 天向调控机构报送经本单位审核的新设备启动方案， 方案中应包括：
6.7.1.1 一、 二次设备报竣工的项目。
6.7.1.2 一次设备充电、 核相建议方案， 操作步骤及安全措施。 6.7.1.3 一次设备试验项目及步骤。 6.7.1.4 二次设备试验项目及步骤。
6.7.2 调控机构提前 7 天下发新设备启动方案。
6.7.3 有关单位应按规定向调控机构提交新设备启动申请票。 6.8 新设备投运前必须具备以下条件
6.8.1 设备验收工作已结束， 质量符合安全运行要求， 有关运行单位已向调控机构提出新设备投运申请。
6.8.2 所需资料已齐全， 参数测量工作已结束， 并以书面形式提供给有关单位（如需要在启动过程中测量参数者， 应在投运申请书中说明） 。 6.8.3 生产准备工作已就绪（包括运行人员的培训、 调管范围的划分、 设备命名、 现场规程和制度等均已完备） 。 6.8.4 监控（监测） 信息已按规定接入。
6.8.5 调度通信、 自动化系统、 继电保护、 安全自动装置等二次系统已准备就绪。 计量点明确， 计量系统准备就绪。 6.8.6 启动试验方案和相应调度方案已批准。
6.8.7 有关人员已取得上级调控机构颁发的上岗资格证书。
6.9 新设备启动前， 有关人员应熟悉厂站设备， 熟悉启动试验方案和相应调度方案及相应运行规程规定等。
第七章 并网电厂调度管理
7.1 发电厂并网管理
7.1.1 并网电厂必须满足《电网运行准则》 相关要求。
7.1.2 风电场并网应满足《风电场接入电力系统技术规定》相关要求。 光伏电站并网应满足《光伏发电站接入电力系统技术规定》 相关要求。 7.1.3 并网电厂（包括新建、 改建和扩建的电厂） 接入系统审查、 可研审查、 初设审查、 二次设备技术规范审查、 竣工验收必须有调控机构参加。 7.1.4 电厂并网前必须与国网河北省电力公司或其授权单位签订《并网调度协议》 。
7.1.5 发电厂并网必须具备下列条件
7.1.5.1 并网机组须完成发电机励磁系统、 调速系统、PSS、 发电机进相能力、 AGC、 AVC、 一次调频等调试试
验， 调试由具有资质的机构进行， 调试报告应提交调控机构， 相关参数按调控机构要求整定。
7.1.5.2 发电厂涉网保护和安全自动装置的配置和整定应满足电网运行要求。 涉网保护、 安全自动装置、 故障录波器的运行信息能够远传至调度端。 7.1.5.3 并网电厂至调控机构具备两个以上可用的独立路由的通信通道。 电厂调度自动化子站应通过调度数据网实现与调度自动化主站实时数据交互。 并网电厂电量采集装置应通过调度数据网将电量采集数据传送至调控机构。7.1.5.4 风电场、 光伏电站应按有关标准建立发电功率预测系统， 并按要求传送相关信息。
7.1.5.5 风电机组、 光伏逆变器必须满足并网技术标准要求并经国家授权的检测单位检测合格。 风电场和光伏电站的无功电压控制措施应满足并网标准要求。
7.1.5.6 风电场、 光伏电站应具备 AGC、 AVC 等功能， 有功功率和无功功率的动态响应特性应符合相关标准要求。
7.1.5.7 电厂正式并网前， 必须按规定完成所有试验， 试验结果符合有关标准和规程要求。
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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控机构同意。
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、 参数及定值未经调控机构同意， 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； 风电场、 光伏电站及其无功补偿设备、 相关控制系统应完成参数实测及建模。 7.2.5 并网电厂内调度管辖设备的检修， 均应纳入调度设备停电计划统一管理。
7.2.6 并网电厂必须按调控机构要求制定故障处理预案；及时落实电网反事故措施及安全防范措施； 参加电网组织的联合反事故演习； 及时向调控机构汇报设备故障情况， 提供故障分析所需的数据资料。
7.2.7 并网电厂必须严格执行调控机构下达的日发电计划或值班调度员修改后的日发电计划。 特殊情况需改变日发电计划时， 必须征得值班调度员的同意。 7.2.8 并网电厂机组最大、 最小技术出力的变更， 应经政府主管部门批准， 同时须满足并网安全、 技术等相关要求。 7.2.9 地调直调电厂的管理
7.2.9.1 除省调直调电厂外， 并网运行的电厂一律由所在供电区的地调统一调度， 双方应签订并网调度协议并报省调备案。
7.2.9.2 各电厂应参加电网的电力电量平衡计划， 执行调度计划安排； 机组调峰能力必须满足国家有关规定和电网调峰要求， 并按照调度指令参与调峰。 7.3 燃料管理
7.3.1 电厂应按标准储存燃料， 按规定向调控机构报送燃料供应量、 消耗量、 库存量、 可用天数、 缺煤（气、 油） 停机台数及对应发电容量等信息。
7.3.2 当燃料库存低于规定的警戒线时， 应及时向调控机构报告。 7.3.3 调控机构按调管范围进行燃料供需分析， 根据电力电量平衡及时发布燃料供应预警。
第八章 负荷控制管理
8.1 负荷控制原则上应按照先错峰、 后避峰、 再限电、 最后拉路的顺序实施。
8.2 电力供应不足或局部电网供电能力受限时， 相应调控机构提前告知本单位用电管理部门， 由其组织实施错峰、 避峰、 限电。
8.3 调控机构每年编制本网保障电力系统安全的拉路序位表， 报政府主管部门审批后执行。 在电网出现有功功率不能满足需求、 超稳定限额、 电力系统故障、 持续的频率或电压超下限、 备用容量不足等情况时， 可按拉路序位表控制负荷； 调控机构应对本网拉路序位负荷实时容量进行监控， 并实现越限告警功能。
8.4 值班调度员一般采取拉路通知、 拉路指令、 紧急拉路指令三种方式控制负荷， 有关调控机构、 变电站、 直调用户等值班人员应分别在 15、 10、 5 分钟内将用电负荷控制到指定数值； 特殊情况下值班调度员可按拉路序位表越级拉路，并通知相关单位。
8.5 在电网严重故障等紧急状态下， 为保障电网安全运行需进行负荷控制时， 值班调度员可采取所有可行措施进行紧急控制， 防止电网崩溃。
8.6 当控制的负荷具备恢复条件时， 按照“谁控制谁恢复” 的原则尽快恢复送电。 27
第九章 电网频率调整及调度管理
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