09重庆电力系统调度控制管理规程.doc

《09重庆电力系统调度控制管理规程.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《09重庆电力系统调度控制管理规程.doc（74页珍藏版）》请在三一办公上搜索。

1、201109重庆电力系统调度控制管理规程 重庆电力系统调度控制管理规程 重 庆 市 电 力 公 司二一一年九月 批 准： 孙渝江审 定： 刘昌盛审 核：张继红初 审：黄编写人员：潘永旗林 黄 蕙 万朝辉 刘思绪 谢刚文 陈宏胜 黎 穆 沈 策 曹文忠高家志刘 波李 果陈 宁李 平邹晓莉赵 理张津铭刘 艳毛泽文谭春春邵 刚I 应熟悉本规程的人员：电 力 公 司：总工程师、副总工程师、发展策划部、生产技术部、安全监察部、 基建部、营销部、农电工作部负责人及有关专业技术人员。调 控 中 心：主任、副主任、总工程师、副总工程师、各处处长及专业技术人员。 供 电 局：局长、副局长、总工程师、副总工程师，

2、以及生技、安监、调度、 营销、变电、线路等有关专业负责人和技术人员。检 修 分 公 司：局长、副局长、总工程师、副总工程师，以及生技、安监、调度、变电、运维、线路等有关专业负责人和技术人员。发 电 厂：厂长、副厂长、总工程师、副总工程师，以及生技、安监、电气 运行等有关专业负责人和技术人员。用 户：主管动力的行政、技术负责人。 应熟悉本规程并接受考试的人员：调 控 中 心：全体调度员、监控员。供 电 局：全体调度员、监控员及有关专业技术人员。发 电 厂：值长及全体电气值班人员。变 电 站：站长及全体运行值班人员。运 维 站：站长及全体运维值班人员。用 户：有权接受调度命令的人员II 目 录目

3、录 .I第一章 总 则 . 1第二章 调度控制管理机构 . 2第三章 调度控制管理的基本任务 . 3第四章 调度控制管辖范围划分原则 . 4第五章 调度管理制度 . 5第六章 监控管理制度 . 6第七章 电网运行方式的编制和管理 . 7第八章 电网频率运行管理 . 13第九章 电网低频低压减负荷管理 . 14第十章 电网无功电压运行管理 . 16第十一章 设备检修管理 . 17第十二章 设备新投、异动管理 . 20第十三章 并网调度管理 . 23第十四章 电网稳定管理 . 24第十五章 水库及新能源调度管理 . 27第十六章 继电保护及安全自动装置的调度管理 . 32第十七章 电力通信系统的调

4、度管理 . 37第十八章 调度自动化（设备监控技术）系统调度管理 . 40第十九章 调度操作制度 . 44第二十章 监控操作制度 . 52第二十一章 事故处理 . 54第二十二章 调度控制值班工作制度 . 67附件1：重庆电力系统电气设备检修申请书 . 75附件2：重庆电力系统新设备加入系统运行申请书 . 76附件3：重庆电力系统设备异动执行报告 . 80附件4：重庆电力系统调度指令票 . 81附件5：调度术语 . 82III 第一章 总 则1.1为加强电力系统调度管理，保障电力系统安全、优质、经济运行，维护电力系统发电、供电、用电各方的合法权益，结合重庆电网具体情况，特制定本规程。1.2本规

5、程制定的依据是中华人民共和国电力法、电网调度管理条例、电力监管条例和国家、地方政府以及上级电力管理有关部门制定的适用于电力工业的法律、法规及标准。1.3本规程遵循电力系统运行的客观规律，结合重庆电力系统实际情况，坚持统一调度、分级管理，按照公开、公平、公正的原则，指导重庆电力系统调度管理工作。1.4本规程适用于重庆电力系统发电、输电、配电、用电及其它活动中与电力调度控制（简称调控）有关的行为。1.5发电厂、用户供电设备在并入重庆电网前，必须满足本规程规定的并网条件，并与重庆市电力公司签订并网调度协议。1.6重庆电力系统是指由接入重庆电网的发电、输电、配电、用电等一次设备以及为保障其运行所需的调

6、度自动化、电力通信、继电保护及安全自动装置等二次设备组成的统一整体。重庆电力调控系统包括重庆各级调控机构和有关运行值班单位。各级电力调控机构依照本规程规定，行使本级电力调控管理职能。1.7重庆电力系统内电力生产运行单位的调控规程和现场运行规程均应与本规程精神相符，不得与本规程相抵触；若有关条款涉及市级电力调控机构管理权限时，必须事先得到相应认定。1.8重庆电力系统内电力生产运行单位的运行人员必须熟悉并遵守本规程，其他与电力生产运行有关的管理、技术和工作人员应熟悉并遵守本规程的有关部分。电力系统生产、规划、基建、检修、设计、科研等各部门（环节）在涉及调控业务管辖范围时，须遵守本规程。任何单位和个

7、人均不得非法干预电力调度。任何违反本规程的单位和个人，必须承担相应的法律、行政和经济责任。1.9重庆电网与相邻电网联网运行的调控管理，按上级调控管理机构制定的规程规定执行。1.10本规程解释权属重庆市电力公司。 1 第二章 调度控制管理机构2.1电力调控机构是电网运行的组织、指挥、指导、协调和控制机构。调控机构既是生产运行单位，又是电网管理部门的职能机构，代表本级电网管理部门在电网运行中行使调度控制权。2.2按照国家电力调控机构设置原则，重庆电网设置二级调控机构，即：重庆电力系统调控机构（简称市调）地（县）级电网调控机构（简称地（县）调）2.3各级电力调控机构应对应调度控制、调度计划、运行方式

8、、继电保护、电力通信、调度自动化、水库及新能源等专业，设立与本级电力调度管理相适应的专业部门和岗位，配备相适应的专职人员。2.4重庆电力系统中的发电厂应设置运行管理的职能部门，配备与电力调度管理相适应的专业岗位和专职人员。2.5市、地（县）级电力调控机构在调度业务工作中是上下级关系，下级电力调控机构必须服从上级电力调控机构的调度。2.6重庆市调在调度业务上是重庆电力系统最高电力调控机构，是重庆电力系统调度生产指挥中心，并接受上级调控机构的调度。重庆电力系统内的电力生产运行单位必须服从与调度管辖相对应的电力调控机构的调度。重庆市调在监控业务上是重庆电力系统最高管理机构，市、地（县）级电力调控机构

9、负责各自监控范围内设备监控。2 第三章 调度控制管理的基本任务3.1重庆电力系统调度控制管理必须依法组织、指挥、指导、协调、监视和控制电力系统运行、操作和事故处理，保证实现下列要求：3.1.1根据有关规定，使电网安全、连续、可靠供电；3.1.2使电网内的电能质量（频率、电压和谐波分量等指标）符合国家规定的标准；3.1.3充分发挥发、供电设备能力，最大限度地满足本电网内的用电需要；3.1.4优化资源利用，合理使用燃料和水能资源，最大限度地使电网在经济方式下运行；3.1.5依法调度，维护发、供、用电等有关各方的合法利益；3.1.6监控电网设备运行状态，快速处理电网事故。3.2市调的职责3.2.1负

10、责重庆电网的安全、优质、经济运行，划分重庆电网调度管辖范围，对所辖电网及并网电厂实施统一调度管理；3.2.2负责电网内调度控制运行、调度计划、运行方式、继电保护、调度自动化、电力通信、水库及新能源调度等专业管理，制定重庆电力系统电力调度、设备监控方面的标准、规程、制度和办法，负责所辖电网二次设备技术监督；3.2.3负责指挥市调调度及监控管辖范围内设备的运行、操作及电网的事故处理，参与电网事故调查分析；负责指挥电网调频、调峰及调压工作，负责指挥网间联络线潮流的调控；3.2.4负责电网的安全稳定运行及管理，编制全网低频、低压减负荷方案；3.2.5负责组织编制和执行所辖电网运行方式。执行上级调控机构

11、下达或批准的网间联络线运行方式；3.2.6负责调度管辖范围内设备的检修平衡；3.2.7负责所辖电网电力电量平衡、临时交易工作；3.2.8参与所辖电网规划、设计、建设和工程项目审查工作，负责调度管辖范围内新设备启动；3.2.9参与签订发电厂、地方电网的并网协议和购售电合同，负责签订调度管辖范围内的发电厂、地方电网、用户的并网调度协议；3.2.10负责编制重庆电网限电序位表、重庆电网紧急限电序位表，报政府批准后执行；3.2.11参与主要水电厂发电与防洪、航运和供水等方面的协调工作；3.2.12负责组织制定全网继电保护及安全自动装置配置的技术方案和调度管辖范围内的整定方案，并督促实施；3.2.13负

12、责组织制定电力通信网络、自动化系统的规划，并督促实施；负责电力二次 3 系统安全防护；3.2.14负责公司调度技术装备的运行和管理；3.2.15负责对本级监控管辖范围调度控制管辖范围划分原则4.1为使电力调控机构有效地指挥电力系统的运行、操作及事故处理，凡并入本电网运行的发电、输电、变电等相关设备，不论其产权归属或管理方式，均按相关规定纳入相应的电力调控机构的调度及控制管辖范围。4.2市调调度管辖范围4.2.1重庆电网500千伏省间联络线的调度管理按上级调控机构有关规定执行，重庆电网其余500千伏输变电设备以及相关二次系统由国家电网华中调控分中心（简称华中分调）授权市调调度；4.2.2重庆电网

13、内220千伏输变电设备以及相关二次系统属市调调度管辖；4.2.3凡属上级调控机构委托、许可调度设备，按上级调控机构相关规定执行；4.2.4单机容量为10兆瓦及以上或装机总容量为50兆瓦及以上的发电厂和相关的二次系统由市调调度管辖，新能源电厂原则上由市调调度管辖。4.3市调监控管辖范围重庆电网500千伏变电站及500千伏输电设备。4 4.4地（县）调调度及监控管辖范围由地区调度控制管理规程明确。4.5属地（县）调调度管辖的设备，如果状态或运行方式改变将影响市调调度及监控管辖设备的运行状态和电网的安全时，其状态或运行方式的改变须经市调调度许可。第五章 调度管理制度5.1各级调度员在值班期间是调度管

14、辖电网运行、操作和事故处理的指挥员，按调度管辖范围行使调度权。值班调度员必须按照规定发布各种调度指令，并对其正确性负责。5.2本级调控机构监控员、发电厂值长、运维站（组）和有人值班变电站及用户电力调度的正值以上人员（含正值）、下级调控机构的调度员和监控员有权接受调度指令，在调度业务上接受上级调控机构值班调度员的指挥。下级调控机构、发电厂、运维站（组）和有人值班变电站及用户电力调度的运行值班人员接受上级调控机构值班调度员的调度指令时，应录音、复诵该调度指令，核实无误后立即执行。调控系统运行值班人员若不执行或延迟执行上级值班调度员的调度指令，则未执行的运行值班人员以及不允许执行或允许不执行的领导人

15、均应对此负责。任何单位和个人不得非法干预调度指令的执行。5.3调控系统运行值班人员接受上级调控机构值班调度员发布的调度指令后，若认为该调度指令不正确，应立即向发令值班调度员报告，由发令值班调度员决定该调度指令的执行或撤消。如发令值班调度员重复该调度指令，受令运行值班人员必须迅速执行，但如执行该调度指令确将危及人身、设备或电网安全时，则受令运行值班人员应拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正该调度指令内容的建议，报告发令值班调度员和本单位直接领导人。5.4非调控机构负责人不得直接要求值班调度人员发布或变更任何调度指令，一切有关调控业务的指示，应通过调控机构负责人传达给值班调度员。任何单位和个人对上

16、级调控机构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调控机构提出，不得要求运行值班人员拒绝或拖延执行调度指令；在上级电网管理部门或者上级调控机构对其所提意见未作出答复前，受令运行值班人员仍须按照上级调控机构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控机构采纳或者部分采纳所提意见，由该调控机构的负责人将意见通知值班调度员，由值班调度员更改或撤消调度指令并由其发布。5.5属调度管辖范围内的任何设备，未获得相关调控机构值班调度员的调度指令，监控、发电厂、运维站（组）、变电站或者下级调控机构的运行值班人员均不得自行操作或者自行下令操作，但在电网出现紧急情况时上

17、级调控机构值班调度员越级下达调度指令，或者发生危及人身、电网及设备安全的情况除外。发生危及人身、设备以及电网安全的情况时，监控、 5 发电厂、运维站（组）及变电站的运行值班人员应当按照有关规定处理，处理后应立即报告相关调控机构的值班调度员。5.6当出现威胁电网安全，若不采取紧急措施将造成严重后果的情况时，值班调度员可以直接（或者通过下级调控机构的值班调度员）越级向电网监控管理制度6.1监控职责6.1.1负责影响电网运行设备紧急告警信息的运行监视，主要包括事故、异常、越限、变位信息；6.1.2负责确认受控站的运行方式、设备运行状态，按照设备监视参数进行运行限额监视。6.1.3发现设备紧急告警信息

18、时，负责通知运维人员进行现场检查处理，并汇报值班调度员；6.1.4负责不需要人员到现场的断路器远方遥控操作；6.1.5负责电网无功电压远方调整，远方投切电容器组、并联电抗器、调整主变分接头等；6.1.6配合专业人员对监控主站系统监控信息、画面等功能进行验收；受控站新建、扩建、改造及设备检修后，配合专业人员对监控主站系统“五遥”功能进行验收；6.1.7受控站失去远方监控无法及时恢复时，将监控职责移交运维责任单位（部门），并汇报值班调度员。6 6.2加强对操作权限和密码管理，完善和规范遥控操作的程序及操作要求，防止误拉合断路器的事故发生。6.3加强对监控值班管理，防止漏监、误控引发电网事故。6.4

19、对调度管辖设备的倒闸操作，操作预令由值班调度员发至值班监控员或变电运维站（组），值班监控员或变电运维人员拟定操作票；操作正令由值班调度员发至值班监控员或变电站现场运维人员，值班监控员或变电站现场运维人员操作完毕，汇报值班调度员。6.5值班监控员不具备转发、分解调度指令的权限。6.6需运维人员到现场进行的倒闸操作，运维人员负责该现场的全部倒闸操作。6.7值班监控员与变（配）电运维人员每月月末核对设备缺陷情况。6.8运维人员按照值班监控员的要求，及时赶到现场，尽快检查设备状况并向值班监控员汇报。6.9设备告警时，值班监控员初步分析判断，并与运维人员核实现场设备状况，同时要求运维人员尽快落实是否影响

20、设备正常运行；若不影响设备正常运行，则值班监控员不汇报值班调度员，但须要求运维人员立即安排处理；若影响设备正常运行，则值班监控员须立即汇报值班调度员。第七章 电网运行方式的编制和管理7.1各级调控机构均应编制管辖范围内电网年度运行方式和月、周、日调度计划，并满足调度管理任务的基本要求。7.2年度方式编制7.2.1基本原则年度方式分析应全面评估本年度电网运行情况、安全稳定措施落实情况及实施效果，分析预测次年电网安全运行面临的风险和生产运行实际需求，提出电网建设、技术改造等措施建议，指导次年电网规划、建设、生产和运行，提高电网安全工作的系统性、针对性和有效性。7.2.2工作要求7.2.2.1各单位

21、主要领导应了解、熟悉年度运行方式，研究审核年度运行方式提出的问题、措施和建议，保证各环节有效衔接、闭环运转；7.2.2.2各单位和部门应加强对本网年度方式分析工作的组织协调，以年度方式为指导，滚动修正季度、月度运行方式，有序组织各项基建、技改及生产工作，提高电网运行方式的适应性；7.2.2.3各单位和部门应建立健全年度方式的编制、配合、汇报、落实和评估机制，明确相关责任部门在年度方式编制、实施中的职责，确保及时准确提供次年电网基础数据，保 7 证年度方式分析的全面性和准确性；7.2.2.4规划设计部门应及时提供次年新设备投产计划和设备参数，营销部门应及时提供次年新增大用户负荷，生产技术部门应及

22、时提供输变电设备额定输送能力及事故过载能力，调度部门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；7.2.2.5各单位和部门应按照年度运行方式提出的重大问题和措施建议，组织制定专项方案，并将专项方案和相关措施纳入本单位电网规划、建设、技改等年度工作计划，落实责任部门、项目实施、资金来源和完成时间。7.2.3年度方式主要内容7.2.3.1上年度电网运行情况分析（1）新(改、扩)建项目投产日期及设备规范；（2）电力系统规模。7.2.3.2上年度生产运行情况分析（1）本网电力供需形势；（2）负荷特性分析；（3）生产、运行指标和对指标的分析及评价；（4）主要水电厂运行情况；（5）发电设备运行

23、及检修情况分析；（6）输变电设备检修情况分析。7.2.3.3上年度电网安全运行状况分析（1）电网运行方式变化大事记；（2）系统事故简述及原因分析；（3）系统安全稳定措施落实情况和效果；（4）电网薄弱环节分析；（5）安全自动装置动作情况及分析；（6）电网运行方式提出措施的落实情况；（7）调度系统重点工作开展情况。7.2.3.4本年度电网运行方式（1）新(改、扩)建项目投产计划；（2）电力生产需求预测全网和各地区分月用电负荷预计；发电设备检修计划；主要输变电设备检修计划；水库控制运用计划；发购电计划、网间分月送受电计划；8 备用容量(含负荷备用和事故备用)安排；全网和各地区分月电力电量平衡。（3）

24、电网主要设备检修计划；（4）水电厂水库运行方式；（5）本年度电网结构、短路分析及运行接线方式（包括电网中性点接地方式）；（6）电网潮流计算、N-1静态安全分析；典型运行方式潮流、典型检修方式潮流；N-1静态安全分析。（7）系统稳定分析及安全约束主要稳定计算结果；稳定措施建议项目；重要线路及断面潮流限额；静态电压稳定分析。（8）无功电压和网损管理无功补偿设备容量；无功补偿措施建议项目；无功分层分区平衡情况；电压监视点电压水平及考核标准；各厂、站主变分接头位置；可能出现电压越限地点和原因分析及采取的措施。（9）电网继电保护、安自装置和低频低压减负荷整定方案继电保护整定方案；电网安全自动装置；低频低

25、压减负荷配置方案；系统振荡解列装置和快速解列装置的配置。（10）调度系统重点工作开展情况电磁环网解环研究；提高输送能力措施。（11）电网运行中存在的问题及改进措施或建议；（12）下级电网年度运行方式概要各地调编制的下年度地区电网运行方式应书面报送市调。7.3月调度计划应包括7.3.1电力电量平衡7.3.1.1月用电负荷预计；9 7.3.1.2水电厂水库控制运用计划；7.3.1.3统调电厂可调出力；7.3.1.4直调电厂发电计划（均包括电力、电量和调峰）；7.3.1.5省间购售电计划。7.3.2设备检修计划7.3.2.1发电设备检修进度表；7.3.2.2输变电设备检修进度表（含许可调度设备）；7

26、.3.2.3电网运行风险提示和控制措施。7.3.3月计划中存在的问题及要求；7.3.4省间联络线电力、电量计划。7.4周、日调度计划应包括7.4.1电力电量平衡：7.4.1.1 96点日用电负荷预计；7.4.1.2省间联络线日送电力、电量计划和功率控制曲线及功率调节厂安排；7.4.1.3省间电力电量交换计划；7.4.1.4重要并网线、联络线日送电力、电量计划和负荷曲线；7.4.1.5直调电厂日发电量及有功出力曲线；7.4.1.6各地区用电负荷电力、电量分配计划。7.4.2设备检修停电计划；7.4.3继电保护及安全自动装置的调整；7.4.4通信、调度自动化设备的改变；7.4.5电网运行风险提示，

27、设备检修停电风险级别划分及预控措施；7.4.6稳定措施变更通知单；7.4.7当运行方式变更且与典型方式相比有较大变化时，应编制特殊运行方式，包括一次接线示意图，以及继电保护及安全自动装置、通信和调度自动化的调整；7.4.8其它有关运行事项。7.5调度计划的编制和下达市调根据市电力公司有关部门提出的年、季度发、购、供电计划和检修计划，编制年度运行方式和月、日调度计划，并保证实施。7.5.1发电调度计划的编制原则7.5.1.1凡由调控机构统一调度并纳入电网进行电力、电量平衡的发电设备，不论其产权归属和管理形式，均必须纳入发电调度计划的范围；7.5.1.2月度发电调度计划须在年度分月发电计划的基础上

28、，综合考虑用电负荷需求、月度水情、电网设备能力及其检修情况等因素进行编制；10 7.5.1.3日发电调度计划在月调度计划的基础上，综合考虑近期内水情、电网设备能力及其检修情况、气象等因素进行编制；7.5.1.4调控机构编制发、供电调度计划时，对具有综合效益的水电厂水库，不论其产权归属和管理形式，均应根据批准的水电厂设计文件，合理运用水库蓄水，不得破坏水库的正常运用，不允许水库长期处于降低出力区运行；7.5.1.5调控机构编制发、供电调度计划时，应留有备用容量，分配备用容量时应考虑输电网络的送（受）电能力。备用容量包括负荷备用、事故备用和检修备用容量。电网的总备用容量不宜低于最大发电负荷的20%

29、，各种备用容量采用标准：（1）负荷备用容量：应不低于重庆电网最大发电负荷的2%5%；（2）事故备用容量：一般为重庆电网最大发电负荷的10%左右，原则上不小于本电网内最大一台单机容量；（3）检修备用容量：应结合电网负荷特点，水、火电比例，设备质量和检修水平等情况确定，一般为最大发电负荷的8%15%；电网如不能按上述要求留足备用容量运行时，应及时报告电网管理部门。7.5.2月调度计划的编制7.5.2.1每月15日前市调直调厂、各地调应根据水情和检修情况将下月的发电、用电计划报市调，检修分公司将检修情况报市调并报相应供电局；7.5.2.2编制全网月检修计划并纳入月调度计划见第十一章设备检修管理；7.

30、5.2.3水电厂根据水情预报及发电计划将预计的月末运行水位报送市调；7.5.2.4市调综合上述资料进行全面平衡和计算，确定直调厂的月发电计划和调峰任务；确定网间联络线功率调控任务；确定各地区月用电计划，同时计算出网供电力、电量，连同设备检修计划、电网运行方式于月末下达各直调、间接调度厂、地（县）调和检修分公司执行，并报华中分调备案。7.5.3周、日调度计划的编制7.5.3.1周、日调度计划在依据月调度计划的基础上，根据华中分调下达的省间日购售电计划并结合电网实际情况、短期气象预报，进行负荷预测，编制日发电曲线；各直调厂日有功出力曲线；间接调度厂电力、电量计划；和网供电力、电量计划；7.5.3.

31、2根据各厂发电安排及电网情况，指定省间联络线功率调节厂并下达日功率控制曲线；7.5.3.3受理并审核市调调度管辖范围内发、变、送电设备检修工作申请票；7.5.3.4市调综合以上资料编制成日调度计划书，经各专业会审并经市调领导批准后执行。7.6周、日调度计划的执行7.6.1省间联络线功率交换曲线是各省网进行不合格交换负荷责任时间及调峰考核的 11 依据，各单位应严格按照曲线执行；7.6.2市调直调、间接调度电厂必须按照市调下达的日发电曲线或电力、电量计划运行；7.6.3出现下列紧急情况之一时，值班调度员可以调整日发电、供电调度计划，发布限电、调整发电厂功率及开、停发电机组等指令，并可以向调度管辖

32、电网内的发电厂、运维站（组）及变电站等运行值班人员发布其他调度指令7.6.3.1发电、供电设备发生重大事故或电网发生事故；7.6.3.2电网频率或者电压超过规定值；7.6.3.3输变电设备负载超过规定值；7.6.3.4主干线路功率超过规定的稳定极限；7.6.3.5其它威胁电网安全运行的紧急情况。12 第八章 电网频率运行管理8.1电网额定频率为50赫兹，频率偏差不得超过0.2赫兹。8.2电网频率调整一般由电网自动发电控制（AGC）系统自动执行,重庆电网内具备AGC功能的发电机组并网正常后，AGC按调度指令投入运行。8.3并网运行的机组应投入一次调频功能，如需退出应经值班调度人员同意。机组的一次

33、调频参数由市调确定。市调负责对重庆电网内直调发电机组一次调频功能的试验参数确认及其投运、监督和考核工作。机组一次调频的功能应先通过现场试验，并经市调确认达到规定的各项技术指标，市调向电厂下达具体的一次调频定值和执行指令。市调要实时监测直调机组的一次调频运行情况，对达不到规定技术指标要求的单位，按相关规定进行考核。8.4重庆电网与华中电网并列运行时，频率调整按照国调、华中分调有关规定执行。 重庆电网独立运行时，市调可根据电网具体情况确定第一、第二调频厂。第一调频厂在其调频能力范围内应保持系统频率在500.2赫兹以内，当电网频率超过500.2赫兹时，第二调频厂应主动协助调整，使频率恢复至正常允许的

34、偏差范围以内。8.5当地区电网与重庆电网解列运行时，其频率的调整和控制，由市调授权所在地（县）调负责。13 第九章 电网低频低压减负荷管理9.1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。在频率或电压严重下降时自动切除部分次要负荷，以保证电网的安全运行及对重要用户的不间断供电。9.2新、扩建变电站必须按要求设置低频低压减负荷装置并与一次设备同步投运。9.3低频低压减负荷装置的设置和整定原则9.3.1确保全网及解列后局部电网频率恢复到49.5赫兹以上，但不高于51赫兹；确保电网在扰动后系统电压恢复到允许范围内，不发生电压过低或崩溃；9.3.2在各种运行方式

35、下的低频低压减负荷装置动作，不应导致其它设备过载和联络线潮流超稳定极限；9.3.3因功率缺额造成的频率下降不应使大机组低频保护动作；9.3.4低频低压减负荷顺序为：次要负荷先切除，较重要的负荷后切除；9.3.5低频低压减负荷装置切除的负荷不应被重合闸或备用电源自动投入装置再次投入；9.3.6全网低频减负荷整定切除负荷数量应按预测最大年平均负荷（预测月最大负荷取年平均）计算；低压减负荷整定切除负荷数量按电网特殊要求整定并按具体要求投入。9.4低频低压减负荷方案的编制9.4.1市调根据电网运行情况每年编制一次全网低频减负荷整定方案，下达有关供电局执行；9.4.2各供电局根据市调下达的低频减负荷分配

36、指标，会同其市场营销部门编制低频减负荷实施方案（其各轮次的切除负荷量不得小于各轮次分配指标），报市调备案；9.4.3为保证电网有足够低频减负荷量，各供电局在正常安排低频减负荷方案整定同时，还应另外安排一定数量的自动低频减负荷备用容量以替代因故减少的自动低频减负荷容量。9.5无特殊情况，低频低压减负荷装置均应投入运行。9.6低频低压减负荷装置（全站共用一套或二套）的运行管理9.6.1低频低压减负荷装置正常均应投入使用，未经市调同意，不得擅自退出；9.6.2各供电局应在每年按规定完成全部低频低压减负荷装置定期检验和缺陷处理，保证可靠投入运行；9.6.3对现有低频低压减负荷装置的完善、更改的方案须经

37、市调审批；9.6.4装置的定期检验和更改须经市调同意。9.7低频减负荷方案应按区域电网低频减负荷统一整定方案的要求，确定整定轮次和各 14 轮切除负荷数量，并报华中分调批准。9.8重庆电网制定的低频减负荷方案还应满足本网失去大电源后的要求。9.9低频低压减负荷装置的检验管理及事故统计分析按有关规定执行。9.10低频低压减负荷量月统计报表分析按有关规定执行。9.11市调委托有关供电局负责供电公司低频减负荷方案管理。15 第十章 电网无功电压运行管理10.1电力系统的无功和电压的调整、控制和管理，由调控机构按调度管辖范围分级负责。电力系统的无功补偿实行“分区分层、就地平衡”的原则。10.2各级调控机构应在调度管辖电网16 第十一章 设备检修管理11.1设备检修计划的编制原则11.1.1检修工期与周期应符合有关检修规程的规定；11.1.2检修计划安排要遵循电网运行的客观规律，把握检修停电工作节奏，考虑运行、施工单位的承受能力；全面考虑不同季节的负荷情况以及检修、基建、调控等部门的工程任务安排，经综合平衡后，统筹安排；11.1.3设备检修应做到一、二次