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广东电力系统调度规程(修订)
行及检修管理、继电保护与安全自动装置、调度自动化和通信管理、事故处理与调查、违约责任等内容。
4.4.3并网调度协议应明确调度管辖设备的调度命名和编号，如有接线、命名、编号发生改变，需重新签订协议。
4.4.4 用户变电站并网前需满足以下条件：
（1）已签订供用电合同和并网调度协议。
（2）用户变电站的运行值班人员应具备工作资质，接受调度指令的人员必须获得接受调度指令资格。
（3）用户侧的一、二次设备均满足接入电网的要求，并按国家相关规定试验合格。
（4）已向调度机构提供以下技术资料：电气主结线图、主要设备参数、联网方式、继电保护和安全自动装置、调度自动化及通信设备、负荷特性曲线、现场运行规程、操作细则、主要设备说明书等技术资料。
（5）启动调试方案已由业主及施工单位审查并报调度机构审核批准。 （6）继电保护、安全自动装置已按照调度机构要求整定及投入，有关调度信息已传至调度自动化主站，通信通道质量满足调度要求，电能计量装置满足电网公司要求。
（7）为保证电力系统安全运行所必须具备的其它条件。 4.4.5用户并网工作流程：
（1）用户首次并网前三个月，调度机构应根据用户申请，与用户协商签订《并网调度协议》。
（2）用户应在首次并网前15个工作日向电网公司提出并网申请，由所在电网公司组织审查批复，由调度机构按照并网计划安排送电。 4.5 新能源并网管理 4.5.1 新能源并网管理原则
4.5.1.1新能源又称非常规能源，是指传统能源之外的各种能源形式，如风能、太阳能、生物质能、地热能、海洋能等能源。新能源的特点是发电能力受气象条件、季节、昼夜等因素的影响，不具备调峰和调频能力。
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4.5.1.2 按国家政策要求，在保证电力系统安全稳定运行和电力供应的前提下，调度机构应优先安排新能源机组发电。 4.5.2 风电并网运行管理 4.5.2.1发电计划
（1）风电场应具备必要的技术手段，开展短期（0-24小时）和超短期（15分钟-4小时）发电出力预测，并将出力预测上传至调度机构。
（2）风电场每日12点前向调度机构报送次日0时至24时的96点发电功率预测曲线，时间分辨率为15分钟。
（3）风电场每15分钟向调度机构滚动上报未来15分钟～4小时的发电功率预测曲线，时间分辨率为15分钟。
（4）调度机构在保证电网安全稳定运行的基础上，原则上按照风电场上报的功率预测结果下达风电场发电计划。如电网运行条件受到约束，调度机构可对风电场发电计划进行调整。 4.5.2.2 调度调控
（1）风电场运行值班人员应严格执行调度指令，按发电计划曲线和调度指令控制风电场功率，在满足调度机构下达的出力曲线前提下，机组启停可由风电场自行控制。
（2）若风电场的运行危及电网安全稳定，调度机构有权限制风电场有功出力直至停机，待危害因素消除后再恢复风电场并网发电。
（3）发生下列情况之一的，必须经调度机构同意方可再次并网，严禁擅自并网：
① 因电网故障、安自装置动作，或因频率、电压等系统原因造成风电厂机组跳机。
② 因台风等自然灾害影响，或风电场机组故障解列停运。
（4）风电场应按调度机构下达的电压控制曲线要求，及时控制无功补偿装置的投退，在无功补偿装置全部投入或退出后仍不能满足调度机构的控制要求时，应及时向调度机构汇报。 5 调度运行管理 5.1 运行操作原则
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5.1.1任何情况下严禁“约时”停、送电；严禁“约时”开始或结束检修工作；严禁“约时”投、退重合闸。
5.1.2 发布倒闸操作调度指令前，值班调度员应与受令人核对设备状态，向受令人明确操作任务和要求。
5.1.3 操作前应注意操作后可能引起的潮流、电压和频率的变化、发电机失步、操作过电压、设备过负荷、超稳定极限、继电保护及安全自动装置是否满足要求，变压器中性点接地方式是否符合规定等。
5.1.4 操作过程中若发生异常或故障，运行值班人员应根据现场规程处理并尽快汇报值班调度员。
5.1.5 操作完毕后，受令人应立即向发令人汇报执行情况，不得延误。受令人汇报后，该项操作方可认为执行完毕。
5.1.6 进行继电保护、安全自动装置等二次设备操作时应使用其调度命名。值班调度员只针对其装置功能发布调度指令，原则上不具体下达压板操作的指令。 5.1.7运行中的安自装置必须得到值班调度员的指令或许可方可操作。新建或改造后的安自装置在投信号或挂网试运行期间，试验操作、调试定值更改、状态变更等工作均由工程管理部门或专业管理部门通知或许可，并对其正确性负责。 5.1.8 调度指令包括单项令、逐项令和综合令。
5.1.9 中调值班调度员下达逐项令或综合令，必须使用操作票；中调值班调度员下达单项令，不需要使用操作票，但必须明确操作目的，必要时应作详细记录。 5.1.10 各类调度指令的适用范围：
（1）对于一个操作任务，凡需涉及两个或两个以上单位配合完成并按一定逻辑关系进行操作的或虽然只涉及一个单位但对系统运行方式有重大影响的复杂操作，均应发布逐项令。发令调度员按操作票顺序逐项下达操作指令，受令人按照下达的操作指令完成现场操作。每执行完一项操作指令，必须向发令调度员报告，等待接受下一项操作指令，直到全部操作完成。
（2）对于只涉及一个单位而无需其他任何单位配合即可完成的操作任务，可使用综合令。
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（3）对经批准操作权下放给相关地调的线路的停、送电操作，中调值班调度员对地调值班调度员发布综合令，由地调值班调度员编制调度操作指令票进行逐项操作。
（4）以下操作可以发布单项令： ①参数调整。 ②二次设备操作。 ③机、炉开停。
④单一项目操作，如合上或断开单一的开关，投入或退出机组辅助调节功能。
⑤控制或解除控制用电负荷，拉闸限电或恢复用户供电。 ⑥设备启动、调试时按照启动方案执行的操作。
⑦事故处理。其中事故处理告一段落后的恢复性倒闸操作，应使用综合令或逐项令进行操作。
⑧中调下达给统调电厂的发电曲线以及中调下达给地调的非统调电厂发电曲线、错峰预警信号。
5.1.11 以下情况，由现场运行值班人员根据现场需要，向中调值班调度员提出操作申请，得到调度许可后即可进行操作：
（1）500kV变电站的低压电抗器、电容器以及站用变的状态改变。 （2）有载调压主变分接头开关的调节。 （3）主变中性点接地方式的改变。 （4）发电机组调节系统的投入和退出。 （5）发电机组试验或退出备用。
5.1.12 在操作过程中，如系统发生事故，应立即停止操作，迅速处理事故，待事故处理告一段落，经评估后，再操作。 5.2 运行操作 5.2.1开关操作
（1）开关可以断、合额定电流以内的负荷电流和切断额定遮断容量以内的故障电流。
（2）开关带电合闸前，必须有完备的继电保护投入。 （3）开关合闸后，应检查三相电流是否正常。
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（4）开关分闸操作时，当发现开关非全相分闸，应立即合上该开关。开关合闸操作时，若发现开关非全相合闸，应立即断开该开关。 5.2.2刀闸操作
严禁带负荷拉开或合上刀闸。带电的情况下，允许用刀闸进行下列操作： （1）拉、合无故障的电压互感器和避雷器。
（2）经设备管理单位确认，拉、合220kV及以下电压等级的母线充电电流。 （3）拉、合无接地故障的变压器中性点接地刀闸（含拉、合变压器中性点小电抗接地刀闸和变压器隔直装置接地刀闸）。
（4）拉、合220kV及以下等电位的环路电流，但必须采取防止环路内开关分闸的措施。
（5）拉、合充电电容电流不超过5安培的空载引线。
（6）经设备运行维护单位确认，按规定拉、合500kV3/2开关结线方式的母线环路电流。 5.2.3线路操作
（1）线路送电操作前，必须检查线路工作是否全部结束、工作人员是否撤离、接地安全措施是否全部拆除，继电保护是否完备并按要求投入。
（2）线路停送电操作应充分考虑线路充电功率对系统和线路末端电压的影响，防止设备过电压。
（3）线路充电应优先选择远离电厂侧为充电端；再选择短路容量大的一侧为充电端，充电端必须有变压器中性点直接接地，优先选择带有并联电抗器侧的对端为充电端。
（4）用小电源向线路充电时，应考虑继电保护的灵敏度，并应有防止送电端发电机产生自励磁的措施。
（5）线路停电操作应当按照断开开关、拉开线路侧刀闸、拉开母线侧刀闸的顺序依次操作。若开关已断开，线路侧刀闸因故不能拉开，应及时汇报中调值班调度员，证实线路对侧已停电，并在开关靠线路侧验明或确认无电压后，方可拉开母线侧刀闸。 线路送电操作顺序相反。
（6）线路各侧均与电源明显隔离或具有可判断的隔离点，经验明无电压后方可合上线路接地刀闸或挂接临时地线。
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