9.1 河北南网标准频率是 50Hz， 频率偏差不得超过±0.2Hz。 在 AGC 投运情况下， 电网频率按 50±0.1Hz 控制。各级调控机构、 发电厂均有义务维持电力系统标准频率。 9.2 频率控制
9.2.1 省调可根据系统频率控制要求和电厂调整能力确定调频厂。
9.2.2 控制电网频率的手段有： 一次调频、 二次调频、 高频切机、 低频减负荷、 机组低频自启动、 负荷控制， 以及直流调制等。 9.3 频率调整
9.3.1 联网运行时， 省调负责监视并控制本网区域控制偏差（ACE） 在规定范围内：
9.3.1.1 省调依据华北分中心确定的联络线关口控制标准， 负责监视并控制本网区域控制偏差（ACE） 。 值班调度员可根据电网运行需要经上级调控机构值班调度员同意后，修改联络线送受电计划。 9.3.1.2 AGC 控制方式为 TBC 方式。
9.3.2 独立运行时， 省调负责指挥本网频率调整， AGC 控制方式为 FFC 方式。 值班调度员可临时指定某直调发电厂担任调频厂， 调频厂负责监视电网频率， 并在其调整能力范围内保持频率正常， 当调频厂失去调频能力时应立即向省调值班调度员汇报。 9.4 备用容量管理
9.4.1 省调负责本网备用容量的管理， 电网备用容量应满足《电力系统技术导则》 要求。
9.4.2 省调值班调度员负责监视和控制全网有足够的备用容量（紧急故障除外）， 电网实时运行中的备用有功功率小于规定数值延续时间不得超过 30 分钟。
9.4.3 日前电力供需平衡有缺口时， 应通过安排有序用电的方式使电网保持足够的备用容量。
9.4.4 日内电力供需平衡有缺口时， 首先进行网间实时电力交易； 如仍不能
满足要求， 应通过切除用电负荷的方式使电网保持足够的备用容量。 9.5 并网发电机组均应投入一次调频功能， 未经调度许可不得退出。 机组一次调频基本性能指标应满足《电网运行准则》 要求。
9.6 为保证频率质量而装设的各种自动装置， 如 AGC、 低频自起动、 高频切机等均应由调控机构统一确定整定原则；其整定值的变更、 装置的投入或停用， 均应得到调度许可。
9.7 为防止电网频率崩溃， 网内必须装设适当数量的低频减负荷自动装置， 并按规程规定运行； 调控机构应对本网低频减负荷实时容量进行监控， 并实现越限告警功能。
第十章 电网电压调整和无功管理
10.1 电网无功补偿遵循“分层分区、 就地平衡” 的原则。调控机构按调管范围负责电网电压的调整、 控制和管理； 负责直调范围内系统无功平衡分析工作， 并制定改进措施。
10.2 无功电压调度管理主要内容包括 10.2.1 确定电压考核点、 电压监视点。
10.2.2 编制季度（月度） 、 节假日特殊方式电压曲线。 10.2.3 指挥直调系统无功补偿装置运行。 10.2.4 确定和调整变压器分接头位置。 10.2.5 AVC 系统运行维护和策略调整。 10.2.6 统计考核电压合格率。
10.3 值班监控员和厂站运行值班人员， 负责监视监控范围内母线运行电压， 控制母线运行电压在规定限值内。 若超出限值且无调整能力时， 应立即汇报相应值班调度员。
10.4 电压超出合格范围时， 值班调度员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， 可申请上级调控机构协助调整。 主要措施包括：
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10.4.1 调整发电机、 调相机无功功率。 10.4.2 投入或停用电容器和电抗器。
10.4.3 调整风电场和光伏电站风电机组或并网逆变器的无功出力， 投切或调整无功补偿设备。
10.4.4 抽水蓄能机组调相运行。 10.4.5 调整变压器分接头位置。
10.4.6 调整电网运行方式， 改变潮流分布。 10.4.7 在运行电压低的局部地区限制用电负荷。 10.5 电压调整要求
10.5.1 正常情况下， 电压监视点电压由 AVC 主站闭环控制， 按照 AVC 主站指令自动调整母线电压。
10.5.2 AVC 异常情况下， 值班监控员、 厂站运行值班人员按电压曲线进行电压控制。
10.5.3 特殊情况下（如电网故障、 天气突然变化、 节日等）值班调度员有权修改电压曲线及 AVC控制策略， 各单位值班人员应立即按照修改后的电压曲线进行调整， 双方应做好记录。
10.5.4 电压监视点的电压偏离电压曲线±5％的延续时间不得超过 60 分钟； 偏离±10％的延续时间不得超过 30 分钟。 10.6 AVC 调度管理
10.6.1 AVC 适用于电网稳态电压的自动控制。 调控机构负责直调范围内 AVC 系统建设及运行管理， 确定 AVC 控制策略。 10.6.2 各级调控机构 AVC 应实现信息交互与控制配合。
10.6.3 AVC 控制对象包括发电机、 调相机、 电容器、 电抗器、 有载调压分接头、 动态无功补偿设备等， AVC 应能实现上述设备之间的协调控制。 10.6.4 AVC 功能的投退， 应得到值班调度员的许可。 在电网故障或异常情况下， 可闭锁或退出 AVC 控制。
10.7 电网应有足够且分布合理的无功备用容量， 以保持系统的稳定运行。 凡
与发、 输、 变、 配电设备配套的无功补偿设备、 调压装置等均应与相关设备同步投产。
第十一章 电网稳定管理
11.1 依据《电力系统安全稳定导则》 、 《电力系统技术导则》、 电网安全稳定管理工作规定等， 按照“统一管理、 分级负责”的原则实施电网稳定管理。 11.2 各电网企业应建立规划设计、 建设、 运维、 调度、 安全监督和科研试验等电网稳定协同管理机制。
11.3 电网稳定管理包括电网安全稳定分析、 电网运行方式安排、 稳定限额管理、 安全稳定措施管理以及电网运行控制策略管理等工作。
11.4 电网中长期规划、 2～3 年滚动分析校核， 年度、 夏（冬） 季、 月度、 临时运行方式必须按照统一标准开展稳定分析。
11.5 调控机构应每年对电网进行一次全面的稳定计算分析， 按计算结果编制调管范围内电网正常方式和检修方式下的稳定控制极限。 确定稳定控制极限时应留有适当的稳定储备。 电网结构或运行方式发生较大变化前， 应进行校验和计算， 提出稳定控制极限， 制定提高稳定水平的措施， 由各相关单位共同组织实施。 11.6 电网稳定分析
11.6.1 依据《电力系统安全稳定计算技术规范》 开展电网稳定分析计算。 11.6.2 电网稳定分析应统筹制定计算边界条件和计算分析大纲， 统一程序、 统一模型、 统一稳定判据、 统一计算方式、 统一计算任务、 统一协调控制策略。
11.6.3 电网稳定分析应基于覆盖本网 110 千伏以上发、输、 变电设备的统一仿真模型， 使用全网互联计算数据开展稳定计算工作。 11.6.4 调控机构在进行安全稳定分析计算时应满足上级电网的运行要求。 下级调控机构制定的稳定控制策略应服从上级调控机构的要求。 11.7 稳定限额管理
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11.7.1 调控机构应执行统一的输电断面稳定限额。 对关联输电断面稳定限额的制定， 应按照下级服从上级的原则， 由上级调控机构统筹管理。 11.7.2 输电断面的运行控制， 原则上应按调管范围进行管理。 上级调控机构可指定输电断面实时运行责任调控机构，责任调控机构负责断面的正常实时调整与控制， 必要时可申请上级调控机构进行调整。
11.7.3 稳定限额中的电网控制要求， 一般按《电力系统安全稳定导则》 规定的第一级安全稳定标准的校核结果和相关设备的过载能力给出。
11.7.4 在确定稳定限额时， 应综合考虑电网热稳定、 暂态稳定、 动态稳定和电压稳定的影响， 取其中最低的限值作为稳定限额的计算极限， 编制稳定限额时应根据实际需要在计算极限的基础上留有 5％～10％的稳定储备。11.7.5 稳定限额中应有正常方式和正常检修方式下的控制要求。 11.8 安全稳定控制措施管理
11.8.1 调控机构应根据《电力系统安全稳定导则》 规定的安全稳定标准， 制定电网安全稳定控制措施。
11.8.2 安全稳定控制系统原则上按分层分区配置， 各级稳定控制措施必须协调配合。 稳定控制措施应优先切机、 直流调制， 必要时可切负荷、 解列局部电网。 11.8.3 调控机构负责统一协调确定低频低压减负荷装置轮级、 定值及减负荷比例， 每年应根据供电负荷变化及时调整低频、 低压减负荷容量。 11.8.4 调控机构负责监督管理发电机组 PSS、 一次调频性能和参数。
第十二章 调控运行操作规定
12.1 调度倒闸操作原则
12.1.1 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。
12.1.2 凡属双重调度设备的操作， 下达指令方调度员应于操作前后通知另一
方调度员。 省调、 地调各自调度管辖的设备， 必要时可以委托对方临时调度， 但须事先办理审批手续。 被委托方交还设备时， 若经双方同意， 可不必将设备恢复到移交时的状态， 否则应恢复到移交时的状态。 设备移交 时， 双方要做好记录， 并及时通知有关单位值班人员。
12.1.3 影响网架结构的重大操作前， 相关调控机构应进行在线安全稳定分析计算。
12.1.4 操作前应考虑以下问题
12.1.4.1 接线方式改变后电网的稳定性和合理性， 有功、无功功率平衡及备用容量， 水库综合运用及新能源消纳。 12.1.4.2 电网安全措施和事故预案的落实情况。
12.1.4.3 操作引起的输送功率、 电压、 频率的变化， 潮流超过稳定限额、 设备过负荷、 电压超过正常范围等情况。
12.1.4.4 继电保护及安全自动装置运行方式是否合理， 变压器中性点接地方式、 无功补偿装置投入情况。
12.1.4.5 操作后对设备监控、 通信、 远动等设备的影响。
12.1.4.6 倒闸操作步骤的正确性、 合理性及对相关单位的影响。 12.1.5 计划操作应尽量避免在下列时间进行， 特殊情况下进行操作应有相应的安全措施。 12.1.5.1 交接班时。
12.1.5.2 雷雨、 大风等恶劣天气时。 12.1.5.3 电网发生异常及故障时。 12.1.5.4 电网高峰负荷时段。 12.2 监控远方操作原则
12.2.1 调控机构值班监控员负责完成规定范围内的监控远方操作， 接受、 执行（或转发） 、 回复值班调度员下达的调度指令。 12.2.2 下列情况可由值班监控员进行监控远方操作 12.2.2.1 一次设备计划停送电的开关操作。
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12.2.2.2 故障停运线路远方试送的开关操作。 12.2.2.3 无功设备投切及变压器有载调压分接头操作。 12.2.2.4 负荷倒供、 解合环等方式调整的开关操作。 12.2.2.5 小电流接地系统查找接地时线路试停的开关操作。
12.2.2.6 经本单位主管领导同意且经试验许可的 GIS 设备刀闸（ 接地刀闸除外） 操作。
12.2.2.7 具备远方操作条件的继电保护及安全自动装置软压板的投退、 保护信号的复归。
12.2.2.8 其它按调度紧急处置措施要求的开关操作。
12.2.3 监控远方操作前， 值班监控员应考虑设备是否满足远方操作条件以及操作过程中的危险点及预控措施， 并拟写监控远方操作票， 操作票应包括核对相关变电站一次系统图、 检查设备遥测遥信指示、 拉合开关操作等内容。12.2.4 监控远方操作前后， 值班监控员应检查核对设备名称、 编号和开关、 刀闸的分合位置。 若对设备状态有疑问，应通知输变电设备运维人员核对设备运行状态。
12.2.5 监控远方操作应严格执行模拟预演、 唱票、 复诵、监护、 记录等要求。 若电网或现场设备发生故障及异常， 可能影响操作安全时， 监控员应中止操作并报告相关调控机构值班调度员， 必要时通知输变电设备运维人员。 12.2.6 监控远方操作无法执行时， 调控机构值班监控员应立即汇报相应调控机构值班调度员， 并联系输变电设备运维单位进行操作。 12.2.7 设备遇有下列情况时， 严禁进行开关监控远方操作 12.2.7.1 开关未通过遥控验收。
12.2.7.2 开关正在检修（遥控传动除外） 。 12.2.7.3 接到现场有运维人员巡视的汇报。
12.2.7.4 集中监控功能（系统） 异常影响开关遥控操作。 12.2.7.5 一、 二次设备出现影响开关遥控操作的异常告警信息。 12.2.7.6 未经批准的开关远方遥控传动试验。
12.2.7.7 不具备远方同期合闸操作条件的同期合闸。 12.2.7.8 输变电设备运维单位明确开关不具备远方操作条件。 12.3 调度倒闸操作指令票
12.3.1 调度倒闸操作应填写操作指令票。 拟写操作指令票应以检修申请票或临时工作要求、 日前调度计划、 设备调试调度实施方案、 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。 12.3.2 拟写操作指令票应做到任务明确、 票面清晰。
12.3.2.1 操作指令票的拟票人、 审核人、 审批人、 下令人、 监护人必须签字。
12.3.2.2 操作指令票应使用统一的调度术语和设备双重名称， 涉及无人值班变电站设备的操作时， 应在双重名称前加上变电站名称。
12.3.2.3 操作顺序有要求时， 应以中文一、 二、 三……标明指令的序号； 一条指令分为若干小项时， 应按操作的先后顺序， 用阿拉伯数字 1， 2， 3……标明项号。
12.3.2.4 操作指令票的内容不准出现错字、 漏项等； 尚未执行的操作指令票不用时， 应在票面注明“作废” 字样；已审批签字的操作指令票作废的应注明作废原因。 操作指令票中需要说明的事项， 应记录在操作指令票的备注栏。
12.3.2.5 操作指令票执行过程中， 因设备或电网异常等原因导致该指令不能继续执行时， 应终止执行， 值班调度员须在该操作指令票票面注明“终止执行” 字样， 并在备注栏注明终止执行的原因。 12.3.3 调度指令的形式
12.3.3.1 综合指令： 仅涉及一个单位的倒闸操作， 可采用综合指令的形式。 12.3.3.2 逐项指令： 凡涉及两个及以上单位的倒闸操作，或在前一项操作完成后才能进行下一项的操作任务， 必须采用逐项指令的形式。
12.3.3.3 即时指令： 机炉启停、 日调度计划的下达、 运行调整、 异常及
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故障处置等可采用即时指令的形式。 下达即时指令时， 发令人与受令人可不填写操作指令票， 但双方要做好记录并使用录音。 12.3.4 操作预令不具备正式调度指令效果， 正式操作应执行当值调度员通过调度电话正式下达的调度指令。 调控机构发布操作预令后， 相关运维人员登录系统自行签收。
12.3.5 操作指令票分为计划操作指令票和临时操作指令票。
12.3.5.1 计划操作指令票应依据检修申请票拟写， 必须经过拟票、 审核、 审批、 下达预令、 执行、 归档六个环节， 其中拟票、 审核、 审批须由不同人完成。 计划送电操作以及单一开关、 刀闸、 保护及自动装置的操作可不下达预令。
12.3.5.2 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。
12.3.6 对于无人值班的变电站， 值班调度员下达操作指令至现场的输变电设备运维人员； 对于有人值班的厂站， 值班调度员下达操作指令至厂站运行值班人员； 监控远方操作时， 值班调度员下达操作指令至相应调控机构值班监控员。
12.4 监控操作票
12.4.1 监控远方操作应使用监控操作票， 监控操作票必须按照调度指令填写。
12.4.2 监控操作票应由监控副值或主值填写， 监控值长审批。 拟票前应根据调度指令核对相关设备状态满足遥控操作条件， 如有疑问及时汇报发令人。 12.4.3 监控操作票操作顺序应与调度指令一致， 票面清晰， 不得有错字、 漏项， 应使用规范的设备三重名称和监控操作术语。
12.4.4 监控操作票执行过程中， 因监控、 远动系统或现场设备异常等原因导致无法继续遥控操作时， 应终止执行并汇报值班调度员， 在票面注明“终止执行” 字样， 并在备注栏注明原因。 12.4.5 异常及故障处理时， 值班监控员遥控操作可不填写操作票， 但应做
好记录， 同时严格执行监护、 复诵制度。 12.5 系统解、 并列与解、 合环操作
12.5.1 系统并列前， 原则上需满足以下条件： 12.5.1.1 相序、 相位相同。
12.5.1.2 频率偏差应在 0.1Hz 以内。 特殊情况下， 当频率偏差超出允许偏差时， 可经过计算确定允许值。
12.5.1.3 并列点电压偏差在 5%以内。 特殊情况下， 当电压偏差超出允许偏差时， 可经过计算确定允许值。 12.5.2 系统并列操作必须使用同期装置。
12.5.3 系统解列操作前， 原则上应将解列点的有功功率调
至零， 无功功率调至最小， 使解列后的两个系统频率、 电压均在允许范围内。
12.5.4 系统解、 合环操作必须保证操作后潮流不超继电保护、 电网稳定和设备容量等方面的限额， 电压在正常范围内。 具备条件时， 合环操作应使用同期装置。 12.6 线路操作
12.6.1 停、 送电注意事项
12.6.1.1 线路停送电操作应考虑潮流转移和系统电压， 特别注意使运行线路不过负荷、 断面输送功率不超过稳定限额， 应防止发电机自励磁及线路末端电压超过允许值。
12.6.1.2 尽量避免由发电厂侧向线路充电。
12.6.1.3 线路充电开关必须具备完善的继电保护， 并保证有足够的灵敏度。 12.6.1.4 220 千伏及以上线路转检修或转运行的操作， 线路末端不允许带有变压器。 12.6.1.5 线路高抗（无专用开关） 投停操作必须在线路冷备用或检修状态下进行。
12.6.1.6 正常停运带串补装置的线路时， 先停串补， 后停线路； 带串补装
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