中国南方电网电力调度管理规程(印发版)
南方电网调〔2017〕2号附件
中国南方电网电力调度管理规程
中国南方电网有限责任公司
批准：江毅
审定：许超英
审核：刘映尚
初审：高孟平唐卓尧张昆杨俊权
编写：李翔范展滔辛阔黄韬黄河徐光虎马骞和识之
卢伟辉唐红兵李崇浩张弛
郑茂然徐键杨志敏胡荣
郑志千陶文伟陈刚
目录
1总则 (1)
2规范性引用文件 (1)
3电力调度机构职责及管辖范围 (2)
4调度管理规则 (5)
4.1 一般规则 (5)
4.2 调度运行 (6)
4.3 运行方式 (8)
4.4 水库调度 (10)
4.5 风力发电与光伏发电 (12)
4.6 电力监控系统网络安全 (12)
4.7 继电保护 (13)
4.8 电力通信 (14)
4.9 调度自动化 (15)
4.10 备调管理 (16)
4.11 调度纪律 (16)
5运行方式管理 (17)
6电网运行安全风险管理 (19)
6.1 一般要求 (19)
6.2 风险辨识与评估 (19)
6.3 风险发布 (19)
6.4 风险控制 (20)
6.5 风险解除与延期 (20)
7频率及省（区）间联络线管理 (20)
8无功电压管理 (22)
9运行操作管理 (23)
9.1 解并列操作 (23)
9.2 解合环操作 (23)
9.3 线路操作 (23)
9.4 变压器操作 (24)
9.5 母线操作 (24)
9.6 开关操作 (24)
9.7 刀闸操作 (24)
9.8 零起升压 (25)
9.9 无功补偿设备操作 (25)
9.10 保护装置操作 (25)
9.11 一次调频、AGC、PSS、AVC操作 (26)
9.12 机组开停机操作 (26)
9.14 串补操作 (27)
9.15 SVC、STATCOM操作 (27)
10事故处理 (27)
10.1 基本原则 (27)
10.2 系统振荡 (28)
10.3 系统稳定破坏 (28)
10.4 线路故障 (29)
10.5 发电机故障 (30)
10.6 变压器故障 (31)
10.7 母线故障 (31)
10.8 开关故障 (32)
10.9 高抗故障 (33)
10.10 串联补偿装置故障 (33)
10.11 SVC、STATCOM故障 (33)
10.12 融冰装置故障 (33)
10.13 直流输电系统 (34)
10.14 二次设备异常 (35)
10.15 调度自动化系统主要功能失效 (35)
10.16 调度对外联络中断 (35)
11稳定管理 (36)
11.1 稳定计算管理 (36)
11.2 稳定运行管理 (36)
12检修管理 (37)
13备用管理 (41)
14新设备启动投运管理 (42)
15安全自动装置管理 (44)
15.1 策略管理 (44)
15.2 并网管理 (45)
15.3 整定管理 (45)
15.4 运行管理 (46)
16继电保护管理 (46)
16.1 整定管理 (46)
16.2 运行管理 (48)
17电力通信管理 (50)
17.1 运行管理 (50)
17.2 技术管理 (51)
18调度自动化管理 (52)
18.2 信息管理 (52)
18.3 运行管理 (53)
19电力监控系统网络安全管理 (54)
19.1 并网管理 (54)
19.2 运行管理 (54)
19.3 策略管理 (55)
20水库调度管理 (55)
20.1 水库调度基本要求 (55)
20.2 水库运用参数和基本资料 (55)
20.3 水文气象情报及预报 (56)
20.4 水电调度计划管理 (56)
20.5 水库防洪及综合利用 (57)
20.6 水电机组振动区管理要求 (57)
21调度信息管理 (57)
22附则 (60)
附录一南方电网500KV设备调度命名及编号准则 (62)
附录二调度术语 (65)
附录三继电保护跳闸信息汇报规范 (90)
1总则
1.1为进一步加强和规范电力调度管理，适应电力体制改革、技术发展、管理创新的要求，保障电网安全、优质、经济、环保运行，结合近年电网运行经验，根据国家有关法律、法规、政策，制定本规程。
1.2南方电网是指由广东、广西、云南、贵州、海南五省（区）区域内的发电、输电、变电、配电、用电等一次设备以及为保障其运行所需的继电保护、安全自动装置、电力通信、调度自动化、网络安全、电力市场技术支持系统等二次设备构成的统一整体。
1.3本规程所称电力调度，是指电力调度机构对所辖电网运行进行的组织、指挥、指导和协调。包括调度运行、运行方式、继电保护、电力通信、调度自动化、网络安全等专业管理工作。
1.4南方电网电力调度机构从上至下分为四级。一级电力调度机构简称南网总调，即中国南方电网电力调度控制中心；二级电力调度机构简称中调；三级电力调度机构简称地调；四级电力调度机构简称县（配）调。中调的设立、变更、撤销需经南网总调批准，地调、县（配）调的设立、变更、撤销需经相应中调批准，中调报南网总调备案。
1.5南方电网实行统一调度、分级管理。任何单位和个人不得非法干预电力调度工作。
1.6电力调度机构坚持公开、公平、公正调度，依法接受监管。
1.7南方电网电力调度管理实行调度权与设备所有权、经营权相分离，按有利于电网安全、优质、经济、环保运行，有利于实施西电东送战略，有利于建立规范有序的电力市场原则，划分调度管辖范围。
1.8本规程是南方电网电力调度管理的最高准则。南方电网内凡涉及电网运行相关的规程、制度均不得与本规程相抵触。
1.9南方电网内凡涉及南方电网电力调度运行工作的有关单位及人员均应遵守本规程。
1.10本规程1～4适用于南方电网各级电力调度机构及其调度管理工作，5～21适用于南网总调直调系统调度管理工作，并用于指导其他电力调度机构相关工作。1.11本规程由中国南方电网有限责任公司负责解释和修订。
2规范性引用文件
2.1下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。凡注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程，鼓励使用本规程的相关单位及个人研究是否可使用这些文件的最新版本。凡未注明日期的引用文件，其最新版本适用于本规程。
中华人民共和国电力法
中华人民共和国网络安全法
电网调度管理条例（国务院令115号）
电力监管条例（国务院令432号）
电网运行准则（GB/T 31464-2015）
中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发[2015]9号）《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发[2002]5号）
《国务院关于组建中国南方电网有限责任公司有关问题的批复》（国函[2003]114号）关于印发《中国南方电网有限责任公司组建方案》和《中国南方电网有限责任公司章程》的通知（发改能源[2003]2101号）
国家发展改革委国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知（发改经体[2015]2752）
《电力监控系统安全防护规定》（国家发展和改革委员会14号令）
3电力调度机构职责及管辖范围
3.1调度系统包括各级电力调度机构、生产运行单位。生产运行单位包括发电厂、变电站、输电线路、配电网、大用户配电系统等的运行值班单位和设备巡维单位。电厂远程集控中心、变电站集控中心等形式的集控中心是发电厂或变电站的异地运行值班单位，是调度系统的一部分，未经电力调度机构同意不得自行操作、控制调度管辖范围的任何设备。
3.2南方电网范围内的所有发电、输电、变电、配电、用电设施以及为保障其运行所需的继电保护、安全自动装置、电力通信、调度自动化、网络安全、电能计量、电力市场支持系统等，不论所有权、经营权所属，均应列入相应的电力调度机构的调度管辖范围，服从相应电力调度机构的调度管理。
3.3南网总调是南方电网最高电力调度机构, 代表中国南方电网有限责任公司行使调度权。
3.4南网总调直调系统包括与南网总调有直接调度业务联系的电力调度机构、生产运行单位和南网总调直接调度的设备。
3.5电力调度机构的主要任务：
3.5.1贯彻国家有关法律、法规，按照电网运行的客观规律和有关规定，保障电网安全、优质、经济、环保运行。
3.5.2按照规程规定实施“公开、公平、公正”调度，维护发电、供电、售电、用电等各方的合法权益。
3.5.3遵循节能、环保的原则，优先利用可再生能源和清洁能源发电，协调流域水
库优化调度，充分合理利用一次能源。按照法律及政策法规，实施优化调度，充分发挥电力系统设备能力，最大限度地满足全社会用电需求。
3.6南网总调主要职责包括：
3.6.1负责对南方电网实施统一调度，组织开展调度管辖电网及设备的调度运行、运行方式、发电调度、水库调度、继电保护、电力通信、调度自动化、网络安全等运行指挥及专业管理，指导下级电力调度机构工作。
3.6.2组织制定并监督执行相应的规章制度，包括专业管理规程、规定和技术标准以及评价考核标准等，开展电力调度相关专业技术监督工作。
3.6.3负责组织制定调度管辖范围划分原则，明确调度管辖形式。
3.6.4负责指挥和协调南方电网的调频、调峰、调压及事故处理，指挥调度管辖范围内设备的操作。
3.6.5负责制定和组织实施南方电网运行方式，负责调度管辖范围内的设备检修管理，下达调度发电计划和送受电计划，并对执行情况进行监督、考核。
3.6.6负责系统实时平衡，负责电力交易安全校核和阻塞管理，负责保障电力交易结果的执行，按规定向电力交易机构提供安全约束条件和基础数据，参与制定省间及相关送受电合同。
3.6.7负责电网安全风险管理和稳定管理，并对执行情况进行监督、考核。
3.6.8负责电网和设备的并网调度管理，负责南方电网对外联网的调度管理。
3.6.9负责水电厂水库的发电调度工作，组织开展主要流域梯级水电优化调度，组织制定水电调度运行计划，参与协调防洪、航运、供水等水库综合利用。
3.6.10负责二次系统（继电保护、安全自动装置、电力通信、调度自动化、网络安全等，下同）及设备的运行管理、检修管理，以及大修、技改的专业管理。
3.6.11负责电力监控系统网络安全管理。
3.6.12负责通信资源（含公网通信资源，下同）和IP地址管理。
3.6.13负责组织新入网二次设备测试、审查及推广应用。
3.6.14负责组织调度系统从事调度工作相关人员的培训和考核。
3.6.15负责组织南方电网调度运行信息披露与发布。
3.6.16参与电网规划、电源规划、接入系统规划、有关基建及技改工程设计的审查工作，参与二次系统及设备的规划、设计、选型及工程验收工作。
3.6.17参与电力系统相关事故调查分析。
3.6.18行使公司授予的其他职责。
3.7中调主要职责包括：
3.7.1接受南网总调的调度指挥和专业管理，对所辖电网实施统一调度。
3.7.2负责调度管辖电网及设备的调度指挥、运行方式、发电调度、水库调度、继电保护、电力通信、调度自动化、网络安全等运行指挥及专业管理。指导下级电力调
度机构工作。
3.7.3制定和执行相关制度、标准以及评价考核办法等，开展所辖电网调度相关专业技术监督工作。
3.7.4负责所辖电网的调度管辖范围划分，明确调度管辖形式。
3.7.5负责所辖电网的调频、调峰、调压及事故处理，指挥调度管辖范围内设备的操作。
3.7.6负责制定和组织实施所辖电网运行方式，负责调度管辖范围内的设备检修管理，下达调度发电计划和送受电计划，并对执行情况进行监督、考核。
3.7.7负责所辖电网实时平衡，负责所辖电网电力交易安全校核和阻塞管理，负责保障电力交易结果的执行，按规定向电力交易机构提供安全约束条件和基础数据，参与制定省间及相关送受电合同。
3.7.8负责所辖电网安全风险管理和稳定管理，并对执行情况进行监督、考核。3.7.9负责所辖电网和设备的并网调度管理，根据授权开展对外联网的调度管理。
3.7.10负责所辖水电厂水库的发电调度工作，开展梯级水电优化调度，组织制定所辖水电调度运行计划，参与协调防洪、航运、供水等水库综合利用。
3.7.11负责所辖电网二次系统及设备的运行管理、检修管理，以及大修、技改的专业管理。
3.7.12负责所辖电网电力监控系统网络安全管理。
3.7.13负责所辖电网通信资源和IP地址管理。
3.7.14负责组织所辖电网调度系统从事调度工作相关人员的培训和考核。
3.7.15负责所辖电网调度运行信息披露与发布。
3.7.16参与所辖电网规划、电源规划、接入系统规划、有关基建及技改工程设计的审查工作，参与二次系统及设备的规划、设计、选型及工程验收工作。
3.7.17参与电力系统相关事故调查分析。
3.7.18行使上级授予的其他职责。
3.8地调、县调或配调主要职责：
接受上级调度的调度指挥和专业管理，负责所辖电网的调度运行及管理工作，对所辖电网实施统一调度。
3.9调度管辖范围划分原则：
结合电网运行实际，按照以下原则，由南网总调确定调度管辖范围的划分。3.9.1西电东送通道上的500kV及以上输变电设备，省（区）间联络以及对省（区）间送受电能力有较大影响的500kV及以上输变电设备，由南网总调调管。
3.9.2跨省消纳电力的电厂，参与主网主调频的抽水蓄能电厂，以及对西电东送能力有较大影响的电厂，原则上由南网总调调管。
3.9.3与南网总调调管的换流站可能构成孤岛方式运行的500kV及以上发电厂及输
变电设备，由南网总调调管。
3.9.4南网总调调管范围以外的500kV及以上发电厂及输变电设备，220kV发电厂及输变电设备，原则上由中调调管。
3.9.5110kV及以下发电厂及输变电设备调管范围划分由相应中调确定。
3.9.6110kV及以上对外联网或送受电相关设备，原则上由南网总调调管；南网总调可视具体情况授权下级电力调度机构调管。35kV及以下对外送受电相关设备，原则上由相应中调或地调调管，并报南网总调备案。
3.9.7500kV及以上厂站的主变（不含高压站用变、厂用变）分接头、中性点接地方式、低压无功补偿设备，原则上由调管该厂站最高电压等级设备的电力调度机构调管。
4调度管理规则
4.1一般规则
4.1.1电力调度机构应依据上级电力调度管理规程，结合实际制定所辖电网电力调度管理规程，并报上级电力调度机构备案。生产运行单位应根据电力调度管理规程，结合实际制定现场运行规程，并报电力调度机构备案。
4.1.2并网运行的发电厂、电力用户以及与南方电网联网运行的电网，必须按调管要求签订并网或联网调度协议，满足系统安全稳定运行的技术条件及有关规定。当发生不满足系统安全稳定运行的技术条件及有关规定时，相应电力调度机构有权要求其与电网解列，整改合格后方可重新并网。
4.1.3市场交易主体应服从电力调度机构的统一调度，配置完善的技术支持系统及专业技术支持人员。
4.1.4并网运行的发输变电工程，二次系统及设备应随一次设备同步设计、同步施工、同步验收、同步投运，遵循OS2相关标准。
4.1.5南方电网各级电力调度机构之间应按规定共享相关实时信息，下级电力调度机构应根据要求向上级电力调度机构传送实时信息，也可向上级电力调度机构申请获取相关实时信息。地方电网、自备电厂，应按规定向所属电力调度机构传送实时信息。与南方电网联网运行的电网的电力调度机构，根据联网协议等相关协定，相互传递有关信息。
4.1.6调度对象应按规定向电力调度机构报送相关信息。电力调度机构应按规定向调度对象及相关单位发布和披露有关电力调度运行信息。
4.1.7在遭受台风、洪水、雨雪、地震、战争等不可抗力，严重威胁电网安全稳定运行的情况下，电力调度机构可发布特别调度令，宣布进入紧急状态，提出特别措施要求，各单位须严格执行。
4.1.8并网运行的二次系统及设备的配置和设计应严格遵守和执行国家和行业的标准、规范及反事故措施。
4.1.9一、二次设备异常跳闸或不正确动作，必须在原因核查清楚、采取有效的风险控制措施或风险隐患消除完毕后，经电力调度机构同意方可并网运行。
4.1.10与电力调度机构进行业务联系的有关人员应经电力调度机构培训、考核并取得相应资格。
4.2调度运行
4.2.1调度员在值班期间负责对电网实施监控，是电网运行、操作和事故处理的指挥员，在调度管辖范围内行使调度指挥权。除本级电力调度机构负责人及调度专业负责人外，任何单位和个人不得直接要求值班调度员发布任何调度命令。
4.2.2值班调度员必须按照规程规定发布调度命令，并对其发布调度命令的正确性负责。接受调度命令的调度系统值班人员必须执行调度命令，并对执行调度命令的正确性负责。调度系统值班人员发布或执行调度命令受法律保护，并承担相应的责任。
4.2.3调度系统值班人员如认为调度命令不正确，应立即向发布该调度命令的值班调度员报告。值班调度员坚持执行时，受令的值班人员应当执行该命令。如执行该命令确将危及人身安全或设备安全，受令的值班人员应拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正命令的建议报告发令的值班调度员和本单位主管领导。
4.2.4下级电力调度机构的操作对上级电力调度机构所管辖设备运行或电网安全有影响时，必须得到上级电力调度机构值班调度员许可后方可进行。上级电力调度机构的操作对下级电力调度管辖系统有影响时，上级电力调度机构值班调度员应提前通知有关下级电力调度机构值班人员。
4.2.5由电力调度机构调管的设备，未经相应值班调度员的命令或许可不得自行操作。运行值班人员遇有危及人身、设备安全的紧急情况，可按照现场规程规定先行处理，处理后应立即报告相应的值班调度员。
4.2.6正常情况下，值班调度员应执行调度计划，当电网出现异常情况或实际运行与计划偏差较大时，值班调度员可根据系统运行需要修改调度计划，并做好记录。4.2.7调度命令可采取电话口头发令或专业信息系统发令两种方式，下达调度命令时应使用规范的调度术语，设备应冠以变电站名称（针对监控、监视、集控中心）、电压等级、双重命名（设备名称及编号）。值班调度员在进行调度业务联系时应使用录音电话或专业信息系统，录音及记录保留至少3个月。
4.2.8上级电力调度机构管辖范围内的设备，根据需要可委托下级电力调度机构调度管理，委托时应明确委托范围和委托时间，并通知被委托设备的运行单位值班人员。
4.2.9任何情况下都严禁“约时”停、送电；严禁“约时”开始或结束检修工作。
4.2.10操作前，应提前做好事故预想，并注意以下问题：
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，超稳定极限等。
操作后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。
许可检修工作开工前应核实设备状态已满足检修申请要求，具备开工条件。
设备送电前应核实作业现场工作任务已结束，作业人员已全部撤离，现场所有临时安全措施已拆除，具备送电条件。
4.2.11操作应遵守以下规定：
发、受调度操作命令，必须确认发、受令单位，互报姓名，受令人接令后应将全部命令复诵无误，发令人认可后方可执行。
操作过程中如有临时变更，应按实际情况重新填写操作票后方可继续操作。受令人若有疑问，应及时向发令人报告，不得擅自更改操作票及操作顺序。
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。
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。
4.2.12事故处理基本原则：
迅速限制事故的发展，消除事故的根源并解除对人身和设备安全的威胁。
用一切可能的办法保持电网稳定运行。
调整系统运行方式，使其尽快恢复正常。
4.2.13事故处理期间，调度系统值班人员有权拒绝回答任何与事故处理无关的询问。
4.2.14委托操作的设备发生事故或异常，一般由受委托方值班调度员负责处理，但发生与委托设备相关的复杂事故（如母线跳闸，全站失压等），由委托方视情况决定是否终止委托关系。
4.2.15发生威胁电网安全运行的紧急情况时，电力调度机构可以调整或中止执行电力交易计划，按照安全优先的原则实施调度，并做好相应记录。
4.2.16必要时，上级电力调度机构值班调度员可以越级向下级电力调度机构调度对象运行值班人员下达调度命令，运行值班人员应当执行，执行后迅速报告调管该设备的电力调度机构值班调度员。
4.2.17与电力调度机构值班调度员进行调度业务联系的调度系统运行值班人员必须经电力调度机构培训、考核并取得受令资格。
4.2.18值班调度员变动，应在其变动前书面报告上一级电力调度机构并通知所辖调度系统的有关单位。
4.2.19生产运行单位具有受令资格的运行值班人员变动，须在变动前书面报告相应电力调度机构。
4.2.20调控一体化应满足技术标准、制度流程、人力资源等条件。
4.2.21纳入调度集中监控的厂站应满足有关技术条件，经相应电力调度机构确认并进入试运行；试运行结束后，经评估验收合格，方可正式纳入集中监控。
4.3运行方式
4.3.1各级电力调度机构应结合电网实际及市场化交易结果编制运行方式，中调及以上电力调度机构应编制年度方式、月度方式、日方式等正常运行方式和迎峰度夏方案、保供电方案等特殊运行方式。
4.3.2调度计划是电网运行、电量考核及结算的依据。各级电力调度机构、生产运行单位、市场交易主体均应严格执行。交易机构应严格依据调度计划开展交易结算。
4.3.3为确保电网安全稳定运行，在运行方式安排前，必须开展电网安全运行风险辨识与评估，制定风险控制措施，并组织闭环落实。
4.3.4严禁安排超稳定极限、超设备限额、超设备能力以及安全裕度不足的运行方式，计划安排和调度控制应留有一定潮流波动空间。
4.3.5稳定计算分析应根据电网特性，开展静态安全分析和静态稳定、暂态稳定、动态稳定、电压稳定、频率稳定、短路电流、次同步振荡等计算分析。
4.3.6应通过实测和建模研究，建立适用于稳定计算的元件、控制装置及负荷的详细模型和参数。稳定计算应采用尽可能准确的模型和参数，以保证仿真计算的准确度。
4.3.7计算同一类型稳定问题应采用统一的计算程序、稳定判据、元件及其控制系统的模型和参数、负荷模型和参数、故障切除时间、安全自动装置动作时间等有关计算条件。
4.3.8建设单位应在新设备投产前向电力调度机构报送设备参数、限额、运行特性、说明书等并网资料；已投入运行的设备因技术改造、更换等情况导致并网资料发生变化时，设备运行维护单位应及时报送至有关电力调度机构。
4.3.9应结合电力市场交易结果编制发用电调度计划，发用电调度计划包括：优先发电计划；政府间送受电计划和各省（区）政府下达的差别发电量计划；市场化交易发电计划（含省内与省间）；优先购电计划；市场化交易用电计划等。
4.3.10电力调度机构组织开展电力交易的安全校核，并将校核结果反馈电力交易机构。安全校核应根据电力交易计划、优先发电计划、政府差别电量计划、停电检修计划、设备投产（退运）计划、负荷预测、水库运用计划、可再生能源发电预测、试验计划等基础数据，分析电网运行是否满足国家和行业的政策、标准要求，对不满足要求的情况，提出调整意见。
4.3.11日内实时市场交易计划须按规定时间提交电力调度机构进行安全校核。安全校核通过后，形成调度计划并执行。如安全校核不通过，电力调度机构应按照保证安全原则，制定并执行调整后的计划，执行结果通报交易机构。
4.3.12调度计划执行结果偏差在规定范围以内的，交易机构据实结算。偏差超过规
定范围的，电力调度机构明确偏差原因及责任方。
4.3.13全网和各省（区）电网的运行备用在正常运行方式、事故后经调整的运行方式下均应满足要求。
4.3.14电力系统的无功电源与无功负荷，采用分（电压）层和分（供电）区基本平衡的原则进行配置和运行。各级电力调度机构应做好以下无功电压管理工作：按调度管辖范围分级负责管辖电网电压和无功功率的调度管理，对网内无功电压水平进行监控；
定期对电网无功潮流进行优化计算，合理安排无功出力、电压曲线，调节主变分接头，投/退无功补偿设备；
掌握无功补偿设备、主变分接头及无功电压自动控制装置等设备的运行状况，做好无功电压的统计、分析工作，提出改善电网电压水平的建议。
4.3.15设备运行维护单位应按规定向相应电力调度机构报送设备检修计划、检修申请，并按电力调度机构批复的检修工期完成设备的检修工作。
4.3.16各级电力调度机构应编制并下达管辖范围内设备年度、月度检修计划。年度、月度检修计划是生产运行单位安排检修工作的依据，凡需改变或限制电力调度机构调管设备运行方式或状态的，均应向电力调度机构报送申请，未经批准不得擅自工作。
4.3.17发输变电设备应按照年度、月度计划及设备运行状况需要安排检修工作，市场化交易计划的制定应考虑设备检修计划。
4.3.18检修申请应注明检修工作对一、二次设备的影响范围，明确与系统相关的安全措施。继电保护装置、安全自动装置、自动化装置的工作与其他设备相互影响，特别是在共用电流互感器回路上工作时，须在工作申请及方案中明确其相互影响的设备及与系统相关的安全措施。
4.3.19电力调度机构应综合考虑宏观经济、气象条件、历史负荷数据、负荷特性、节假日、重大社会活动等因素的影响，开展调度负荷预测工作。
4.3.20负荷预测包括系统负荷预测与母线负荷预测。系统负荷预测包括年、季、月、周、日预测以及国家法定假期等保供电期预测。母线负荷预测一般指日前母线96点负荷预测。
4.3.21一次设备停电，继电保护装置、安全自动装置可不退出运行。未经调度批准，不得在继电保护装置、安全自动装置、自动化装置或二次回路上工作。
4.3.22按照“可靠、优化”的原则，确定南方电网安全自动装置配置方案、控制策略。电网安全自动装置配置、整定实行局部服从全网，低压电网服从高压电网的原则。
4.3.23全网统一的低频减负荷方案由南网总调组织制定。各省（区）电网应装设足够的低频、低压减负荷装置，确保切除容量满足方案要求，并报南网总调备案。
4.3.24安全稳定控制系统装置必须通过出厂测试、现场调试、挂网试运行，经验收合格后方能正式运行。
4.3.25各级电力调度机构负责调度管辖范围内安全自动装置的定值整定，并对整定正确性负责。安全自动装置的整定需其他电力调度机构配合的，应以书面明确，互相备案。
4.3.26电厂正式并网前，必须按规定完成所有涉网试验，试验结果符合有关标准和规程要求；系统特性发生变化时，电厂应根据系统需要装设或调整安全自动装置。4.3.27发电厂应按规定设定电厂涉网保护、安全自动装置、一次调频、PSS、AGC、AVC的参数及状态，未经电力调度机构同意不得擅自变更。
4.3.28电力调度机构应制定电网黑启动方案，根据电网的实际情况滚动修订，并进行必要的黑启动试验、演练。被指定为黑启动电源的电厂应定期进行机组的黑启动试验，以确保黑启动机组能快速可靠启动。
4.3.29南方电网区域内需并入南方电网运行的电厂、大用户、地方电网等主体，必须征得并网点所属电力调度机构同意，接受相应调度管理，执行相应电力调度规程。相应电力调度机构向上级电力调度机构备案。未经电力调度机构同意，不得再与第三方电网并网，否则电力调度机构将采取措施直至解列。
4.3.30南方电网区域内并入南方电网运行的地方电网，未经电力调度机构同意，不得与南方电网构成电磁环网，不得擅自改变解合环点。解合环操作及解合环点变更，必须征得电力调度机构同意。
4.3.31与南方电网并联网运行的电网，双方应签订并联网调度协议，明确联络线功率控制、频率控制、电压控制、稳定控制、保护配合、事故支援及信息交换等运行要求，共同确保并联网安全。
4.3.32并网或联网调度协议应提前3个月协商，最迟于首次并网或联网前3个工作日签订。并网或联网调度协议相关内容不得违反电力调度管理的规程规定。
4.4水库调度
4.4.1水电厂水库调度应在确保电力系统和水电站安全的前提下，根据电力供应、系统运行要求和电力市场有关规则，充分利用水能资源，发挥水电厂在电力系统运行中的调峰、调频、调压、事故备用和黑启动等作用以及水库其他综合效益。
4.4.2并网运行的水电厂必须服从电力调度机构的统一调度，各级电力调度机构依法对并网运行的水电厂实施水库发电调度管理。
4.4.3水电厂是水电站防汛安全的责任主体单位，负责水电站水库的防洪度汛安全；政府防汛部门负责流域及水库（群）防汛的统一指挥管理。电力调度机构负责水电厂水库的发电调度，配合政府有关部门做好水库防汛等综合利用相关工作。
4.4.4在汛期承担下游防洪任务的水库，其汛期防洪限制水位以上的防洪库容运用应服从有管辖权的防汛指挥机构的指挥和监督。水电厂实施水库汛限水位动态控制应得到防汛指挥机构许可，如果未经许可超汛限水位运行，由此导致的安全事故由水电
厂负责。
4.4.5水库调度主要工作包括：收集、处理、传递水文气象和水库运用等信息，进行水文气象预报，协调水电厂水库发电和防洪、航运、供水等综合利用需求，制定长、中、短期水库运用计划，定期进行水电调度运行分析总结。
4.4.6水电厂水库的设计参数及指标是指导水库运行调度的依据，未经原设计审查单位批准不得任意改变。
4.4.7除特殊情况外，水电厂水库最低运行水位不得低于死水位。年调节以上水库应根据电力供需情况和流域梯级水电站群全年优化调度的需要确定供水期末库水位。
4.4.8有调节能力的水电厂水库，应采用设计水库调度图与水文预报相结合的方法进行调度，根据水库调度图确定水库运用方式。调节能力差的水电站水库应充分利用短期水文气象预报，在允许范围内科学采取预泄腾库、拦蓄洪尾等优化调度措施以提高运行综合效益。
4.4.9梯级水电厂水库群的调度运行，应以流域梯级综合利用效益最佳为准则，制定梯级水库群的调度规则和调度图，开展流域梯级优化调度，合理安排各水库蓄放水次序，充分发挥水库群的整体效益。
4.4.10水电厂、流域集控中心应加强与气象部门的预测会商，做好水文预报工作，并按要求向相关电力调度机构报送年、季、月、周、日等来水预测。
4.4.11水电厂应建立水情自动测报系统，接入电力调度机构水调自动化系统；下级电力调度机构水调自动化系统应接入上级电力调度机构水调自动化系统，确保水情信息及时、准确、可靠传输。
4.4.12水电厂应根据来水预测、水库运用及综合用水要求，按时向电力调度机构报送水电厂水库的长、中、短期运用建议，按照电力市场运行规则做好市场分析、发电能力评估和发电交易有关工作，最大限度利用水能资源。
4.4.13电力调度机构根据水电厂的水库运用建议、系统运行要求和电力市场交易情况，开展水电发电能力测算分析和交易计划校核，制定并下达年、季、月、日水电调度计划。
4.4.14电力调度机构应与水电厂一起，加强与市场交易部门的信息沟通、协调，及时反映水电调度运行问题，不断完善水电参与电力市场有关规则，促进水电清洁能源消纳。
4.4.15水电厂应与水库防洪、航运、供水等综合用水单位建立常态联络和协调机制，动态掌握跟踪综合用水要求，及时协调并向电力调度机构和有关各方通报情况，充分发挥水库的综合利用效益。
4.4.16有关电力调度机构应规范地区小水电并网和发电调度运行管理，明确小水电发电运行信息、发电计划报送要求，并按上级电力调度机构要求报送小水电运行信息。
4.4.17并网小水电厂应通过政府有关部门的验收、鉴定，与电力调度机构签订并网
调度协议，一次、二次设备必须满足相关技术规范要求。
4.5风力发电与光伏发电
4.5.1风电场、光伏电站（10kV及以上，下同）开展项目可研、接入系统、初设审查、涉网设备选型、设计联络会等工作，应通知电力调度机构，由电力调度机构提出相关要求。
4.5.2风电场、光伏电站并网前应与相应电力调度机构签订并网调度协议，按规定向电力调度机构提出申请，并报送相关资料。
4.5.3风电场、光伏电站须提供具备检测资质单位出具的有功/无功功率控制能力、电能质量、高低电压穿越能力、频率适应性等功能测试合格报告。
4.5.4风电场、光伏电站应提供风电机组、光伏组件电力汇集系统及控制系统可用于系统仿真计算的模型及参数，当模型和参数出现变化时，应按规定将变化情况报送电力调度机构。
4.5.5风电场、光伏电站应按规定开展中长期（年、月）、短期、超短期发电功率预测，配置发电功率预测系统，预测精度须满足相关标准要求。
4.5.6风电场、光伏电站应按相关规范要求配置AGC、AVC等功能，并按电力调度机构要求投退，参与系统的调频、调峰和调压，有功功率和无功功率的动态响应特性应符合相关标准。
4.5.7风电场、光伏电站非正常解列后，严禁擅自并网。
4.5.8风电场、光伏电站因设备检修影响出力超过电力调度机构规定限额时，应向电力调度机构提出检修申请。
4.6电力监控系统网络安全
4.6.1电力调度机构负责下级电力调度机构和调管范围内变电站、发电厂涉网部分的电力监控系统网络安全的技术监督工作。
4.6.2电力监控系统网络安全工作应当落实国家网络安全等级保护制度，按照国家网络安全等级保护的有关要求，坚持“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的原则，保障电力监控系统的安全。
4.6.3应当按照“谁主管谁负责，谁运营谁负责”的原则，建立健全电力监控系统网络安全管理制度，将电力监控系统网络安全工作及其信息报送纳入日常安全生产管理体系，落实分级负责的责任制。电力监控系统应具备监测、记录网络运行状态的技术措施，相关信息接入有关技术系统。
4.6.4电力监控系统应按照网络安全等级保护制度的要求开展系统定级、备案、测评、整改等工作。
4.6.5电力监控系统及其网络安全措施的规划、设计、建设及运行，应符合国家网
络与信息安全有关要求。电力监控系统网络安全应随电力监控系统同步规划、同步设计、同步建设、同步验收、同步运行。
4.6.6电力调度机构、生产运行单位必须编制电力监控系统网络安全实施方案并经相应的电力调度机构审核，实施后应经过相应的电力调度机构验收。接入电力调度数据网络、综合数据网络的设备与应用系统，其接入技术方案和网络安全措施必须经过相应的电力调度机构批准。
4.6.7电力监控系统网络安全设备选型应根据国家有关规定，选择经过国家有关部门的检测或审查的设备。设备选型应安全、可靠。
4.6.8新建或改扩建的电力监控系统，应通过信息安全等级保护测评、电力监控系统安全防护评估合格后方可上线投运。电力监控系统应定期开展安全防护测评、评估，对于不符合相关规定要求的，应当在规定的期限内整改。。
4.6.9电力调度机构、生产运行单位应做好网络安全策略管理，包括但不限于电力监控系统的网络拓扑结构、IP地址及分配规则、路由及访问控制策略表、用户授权信息、密钥证书等。安全策略应定期更新备份，配置变更必须报请相应电力调度机构审核，经批准后方可实施。
4.6.10电力调度机构负责指挥调管范围内的电力监控系统网络安全应急处理。电力调度机构、生产运行单位应建立健全电力监控系统网络安全的联合防护和应急机制，制定应急预案，完善监测手段，及时响应网络安全异常事件。
4.6.11发生电力监控系统网络安全事件，应当立即向上级电力调度机构报告，并联合采取紧急防护措施，防止事态扩大，同时注意保护现场，以便调查取证。
4.6.12发生严重威胁电网运行监视与控制的电力监控系统网络安全异常事件或隐患等情况，相应电力调度机构有权采取强制断网、隔离等措施，确保整体电网安全。4.6.13地调及以上电力调度机构电力监控系统网络安全运行实行24小时值班（候班）制度，生产运行单位应满足24小时响应要求。
4.6.14电力监控系统网络安全设备的检修应严格执行工作票制度，对于影响电力监控系统业务运行的工作应由相关专业会签。
4.6.15电力调度机构、生产运行单位应做好备品备件管理，储备必要的备品备件，确保电力监控系统的业务连续性。
4.6.16退出运行的电力监控系统应履行退役报废手续，并对相关数据存储介质进行彻底擦除，避免敏感信息泄漏。
4.7继电保护
4.7.1各单位应履行继电保护管理和运行维护职责，确保继电保护可靠运行，故障快速切除。
4.7.2继电保护的整定计算应以保证电网的安全稳定运行为目标，执行局部服从整
体、下一级电网服从上一级电网的原则。低电压等级的故障必须严格限制在本电压等级切除，不得造成高电压等级保护越级跳闸。
4.7.3电力调度机构依据相关规定负责整定范围内继电保护整定管理工作。运行维护单位负责定值的执行工作，并对其执行的正确性负责。
4.7.4继电保护整定计算范围原则上与调度管辖（含代管）范围一致，上级电力调度机构可将部分继电保护的整定计算工作授权下级电力调度机构或运维单位进行。
4.7.5电力调度机构之间应以书面形式提供所需的整定分界点的设备参数、系统阻抗、保护定值以及整定配合要求等。对于线路两侧由不同电力调度机构整定的，应互换定值单备案。新设备投产等影响对方的应提前1个月通知受影响方。
4.7.6厂站自行整定的保护定值应满足电力调度机构的定值配合要求。厂站应根据电力调度机构提供的资料进行定值校核，并将校核结果及相关保护定值报电力调度机构备案。
4.7.7继电保护装置应按规定投运，任何设备严禁无保护运行，500kV及以上设备不允许无主保护运行。
4.7.8电力调度机构负责确定调度管辖范围内变压器中性点的接地方式。中性点接地方式需改变时，由厂站值班员提出申请，经调度员许可后操作。
4.7.9南网总调对继电保护的软件版本、智能变电站的装置能力描述文件（ICD）进行统一管理和发布，中调负责组织，运行维护单位负责软件版本升级的具体实施。
4.7.10智能变电站继电保护装置、含继电保护功能模块的智能电子设备，以及影响继电保护功能的二次回路相关设备应纳入继电保护装置设备范畴。
4.7.11含继电保护功能的配电自动化终端（控制器）应纳入继电保护设备范畴管理。
4.7.12按照下级电网服从上级电网的原则，电厂或用户的涉网保护应根据电网侧的保护选型。线路保护应配置与系统侧相同型号、相同版本的保护设备。
4.8电力通信
4.8.1电力通信网包括传输系统、数据通信系统、语音交换系统、无线通信系统、视频会议系统、统一通信、应急通信，对通信网运行起支撑作用的通信管理网、数字同步网、网络安全系统、通信运行管控系统和通信电源，以及相应的辅助系统。4.8.2电力通信网应满足电力业务需求，遵循统一规划、分级建设、网络互联、资源共享的原则。
4.8.3通信资源调配和运行管理实行下级服从上级、局部服从整体、支线服从干线的原则。
4.8.4电力通信网络分为主干通信网络、省通信网络、地区通信网络三层，上下层网络之间通过多点互联。
4.8.5通信电路分三级管理，南网总调、中调、地调分别负责一、二、三级电路调
度管理。
4.8.6南方电网设网、省、地三级通信调度，下级通信调度服从上级通信调度指挥。网级和省级通信调度实行24小时值班制度，省级通信调度负责省级和地级通信网集中监控，地区通信调度24小时候班。
4.8.7在光纤环网上新建、扩建、改造时，必须与现有运行通信网络实现互联互通，纳入现有网管系统统一管理，保证通信网络功能的完整性。
4.8.8光传输设备、数据网络设备、视频会议设备软件版本库由南网总调统一管理和发布，中调和运行维护单位负责设备软件版本升级。
4.8.9通信PCM、SDH（不含与线路保护、安稳装置接口的板卡、线缆）设备、光缆检修，时间小于6小时，受影响的纵联差动保护装置在具备两个运行正常的不同传输路由，或受影响的其他线路允许式纵联保护、安全自动装置在具备运行正常的自愈环方式通道时，可以不申请退出。
4.8.10南方电网IP地址实行统一规划、分级管理、分级负责；南网总调统筹B类地址管理，中调统筹C类地址管理。
4.8.11各单位应备有必要的备品备件，确保发生N-1将导致整机不可用的异常时可24小时修复，备品备件的软件版本应与发布的软件版本库一致。
4.9调度自动化
4.9.1二次系统发展应遵循一体化原则，须制定相关管理和技术标准。
4.9.2电力调度机构归口管理OS2系统。各单位应制定功能模块建设计划，相关建设架构和内容应通过相应电力调度机构审查。
4.9.3调度自动化系统由主站端、厂站端系统及其设备，经通信通道连接组成。4.9.4调度自动化系统以满足电网运行和调度管理需要为目标，按照“统一标准、统一规划、分级负责、协同发展”的原则进行建设与管理。
4.9.5调度自动化系统的结构和性能应满足连续运行的可用性要求。
4.9.6调度自动化系统运行应实行24小时值班制度。各运行维护单位应制订相应的自动化系统运行管理制度。发现AGC、AVC、远方操作等控制功能异常，自动化值班员应立即及时通知值班调度员并暂停该功能。
4.9.7调度自动化设备实施统一的软件版本和硬件型号管理，由南网总调统一发布，中调负责组织，相关电力调度机构和生产运行单位负责软件版本升级和硬件改造的具体实施。
4.9.8调度自动化系统的控制参数、信息交换参数纳入定值管理，由电力调度机构下达。运行维护单位负责执行定值，并对其执行的正确性负责。厂站整定的自动化系统及装置参数应满足调度自动化信息安全性、可靠性、完整性、及时性要求。
4.9.9新建和技改后的调度自动化系统应经过功能测试和安全防护评估，合格后可