天津电网调度管理规程
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Q/TGS 天津市电力公司企业标准
Q/TGS102301.08-2002
天津电网调度管理规程
2002-11-10发布2002-11-10实施
天津市电力公司发布
目次
1 范围 (1)
2 规范性引用文字 (1)
3 总则 (1)
4 调度管理 (2)
4.1 调度管理的任务 (2)
4.2 调度管理制度 (3)
4.3 调度范围的划分 (4)
4.4 各类电厂、双电源用户调度管理 (5)
5 电网运行方式管理 (7)
5.1 电网运行方式的编制与管理 (7)
5.2 电网有功调度计划管理 (8)
5.3 电网的负荷管理 (9)
5.4 新建和改扩建设备投入运行的调度管理 (10)
6 设备检修的调度管理 (11)
6.1 检修计划管理 (11)
6.2 检修工作申请票管理 (12)
7 电网频率、联络线潮流调整 (13)
7.1 中调负责电网频率的调整。 (13)
7.2 区调协助中调调频 (13)
8 电网无功管理及电压调整 (13)
8.1 无功管理 (13)
8.2 电压调整 (14)
9 倒闸操作管理 (15)
9.1 总则 (15)
9.2 操作制度 (17)
9.3 基本操作 (18)
10 电网事故及异常处理 (21)
10.1 总则 (21)
10.2 电网频率异常的处理 (22)
10.3 电网振荡事故的处理 (22)
10.4 电网电压异常的处理 (23)
10.5 母线故障的处理 (23)
10.6 线路开关掉闸的处理 (24)
10.7 变压器事故的处理 (25)
10.8 发电机事故的处理 (26)
10.9 高压开关异常的处理 (27)
10.10 电网接地事故的处理 (27)
11 失去通信联系时的调度处理 (28)
11.1 失去通信联系时的正常处理 (28)
11.2 失去通信联系时的事故处理 (29)
12 同期并列装置与低频减载装置的调度管理 (29)
12.1 同期并列装置的调度管理 (29)
12.2 低频减载装置的调度管理 (30)
13 稳定管理 (30)
14 继电保护及安全自动装置的调度管理 (31)
14.1 总则 (31)
14.2 继电保护的调度管理 (32)
14.3 安全自动装置的调度管理 (35)
15 电网调度自动化、通信系统管理 (35)
15.4.1调度自动化 (36)
16 消弧设备的调度管理 (37)
16.1 调谐值的选择 (37)
16.2 运行操作 (37)
（一）（规范性目录）
区调调度员值班管理制度 (39)
（二）（规范性附录）
名词解释41
（三）（规范性目录）
主系统继电保护短时间停用审批权限表 (44)
（四）（资料性附录）
35千伏电缆允许载流量表 (45)
（五）（资料性附录）
导线参数表 (46)
（六）（规范性目录）
天津电网电气设备调度编号原则 (47)
（七）（规范性目录）
编制年度运行方式报告应向区调报送的资料内容 (49)
（八）（规范性目录）
电网峰谷平时段和典型记录时间 (50)
（九）（规范性目录）
新建和改扩建设备投运应向区调报送技术资料内容 (51)
（十）（规范性目录）
新设备投入申请书 (53)
（十一）（规范性目录）
电网负荷预测工作考核管理办法 (55)
（十二）（规范性目录）
津电调检修申请票 (57)
（十三）（规范性目录）
津电调停（带）电检修工作申请票封面 (59)
（十四）（规范性目录）
津电调操作计划 (61)
天津电网调度管理规程
1 范围
本标准规定了天津电网内的调度人员、变电运行人员及相关专业人员在电网的运行、操作和故障处理等工作的行为准则。
本标准适用于天津电网内各级调度机构，各级调度机构调度的发电厂、变电站。
2 规范性引用文字
下列文件中的条款通过《天津电网调度管理规程》的引用而成为该规程的部分条款或内容。凡是注日期的引用文件，其随后的所有修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程，然而鼓励根据本规程达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规程。
中华人民共和国主席令第六十号中华人民共和国电力法
国务院第115号令电网调度管理条例
国务院第196号令中华人民共和国电力供应与使用条例
DL 408-91 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）
DL 409-91 安全工作规程 (电力线路部分)
DL 497-92 电力系统自动低频减负荷工作管理规程
DL 755-2001 电力系统安全稳定导则
DL/T 572-1995 电力变压器运行规程
（87）水电讯字第41号电力系统部分设备统一编号准则
能源电（1988）18号电力系统电压和无功电力管理条例
电政法（1994）315号关于电网与发电厂、电网与电网并网运行的规定
电政法（1994）607号电网机构的职权及其调度管理范围的划分原则和直接调度的发电厂的划分原则
国电发2000（589号）防止电力生产重大事故的二十五项重点要求
调调（1995）131号电网调度人员文明值班规范
华北电发2002（15号）华北电网调度管理规程
华北电发1999（13号）京津唐电网调度管理规程
3 总则
为了加强电网调度管理工作，适应社会主义市场经济的要求和电网运行的客观规律，向用户供应充足的符合质量标准的电能，维护电网投资者、经营者及用户等各方的合法权益，根据《电力法》、《电网调度管理条例》及上级调度机构的有关规程、规定，结合天津电网的具体情况，制定本规程。
天津电网由天津市电力公司（以下简称公司）统一管理。电网是由发电、供电（输电、变电、配电）、用电等所有一次设施及相关的继电保护、自动化、通信等二次设施构成的不可分割的整体，产供销同时完成，必须实行统一调度。各方应密切配合协作，以保证电网安全、优质、经济运行。
在服从华北电网统一调度（以下简称中调）的原则下，天津电网内部实行统一调度、分级管
理。
天津电网（以下简称电网）分为二级调度：
天津市电力公司调度通信中心（以下简称区调）；
城东、城南、城西、东丽、津南、西青、北辰、滨海、蓟县、武清、宝坻、静海、宁河十三个区县调度（以下简称配调）。
区调代表公司在电网运行中行使调度权。
区调与配调、区调与调度范围内发电厂和变电站在调度业务和电网运行指挥上是上下级关系，各配调、发电厂和变电站必须服从区调的领导和指挥。
本规程是电网运行、操作和事故处理的基本依据，其解释权属于区调。电网内的发、供、用电等单位的相关人员，必须遵守本规程。
电网内的发、供、用电等单位制定的规程、规定不得与本规程相抵触，涉及区调权限的有关条款，应事先得到区调的认定。
4 调度管理
4.1 调度管理的任务
4.1.1 电网调度管理的任务是领导和指挥电网的运行、操作和事故处理，保证实现下列基本要求：
4.1.1.1 充分利用电网内发供电设备能力，最大限度地满足电网负荷的需要；
4.1.1.2 使整个电网安全、稳定、正常地运行，保证供电可靠性；
4.1.1.3 使电网内供电和供热的质量符合规定标准；
4.1.1.4 合理使用各种资源，使整个电网在最经济方式下运行；
4.1.1.5 执行公司与有关方面签订的合同或协议，保证各方的合法权益。
4.1.2 区调的主要工作：
4.1.2.1 负责电网的调度管理，保证电网安全、优质、经济运行及按计划发电和供电；4.1.2.2 负责制定或参与制定相应的规章制度、电网运行技术措施、电网管理方面的规定及电力市场的运行规则等；
4.1.2.3 负责编制调度范围内设备的检修计划和批准这些设备进行检修；
4.1.2.4 负责指挥调度范围内设备的操作；
4.1.2.5 负责指挥电网的调峰、调压和协助中调调整频率；
4.1.2.6 负责指挥电网调度范围内设备的事故处理，参加事故分析，制定并组织实施提高电网安全运行水平的措施；
4.1.2.7 负责组织编制和执行电网的运行方式；
4.1.2.8 参加电网的规划编制和基建、改建、扩建工程的设计审查工作，负责审查调度管辖范围内设备的并网方案，签订并网调度协议或调度协议（以下简称协议）；
4.1.2.9 负责电网的安全稳定管理，制定并组织实施提高电网安全稳定的措施；
4.1.2.10 负责指挥电网的经济运行；
4.1.2.11 负责电网的无功电压监督管理；
4.1.2.12 负责调度范围内的电网线损管理。贯彻落实有关节能降损方针、政策、法律、法规及有关指令，制定线损管理办法，控制线损率在合理范围内；
4.1.2.13 负责配合有关部门制定电网年度发电量计划（上网电量计划）、电力分配计划和各种技术经济指标，参加经济活动分析，提出改进经济运行的措施；
4.1.2.14 负责根据城市供水的要求，安排电网内水电厂的运行方式；
4.1.2.15 负责电网短期负荷预测和负荷预测工作管理；
4.1.2.16 执行有关协议、合同，制定和调整电网的日发、供电调度计划，监督并控制按计
划发、供电；
4.1.2.17 负责电网负荷管理工作；
4.1.2.18 负责电网有关生产技术指标的统计分析、管理考核；
4.1.2.19 负责电网继电保护和安全自动装置（以下简称保护装置）的规划、运行管理和技术管理；
4.1.2.20 负责调度自动化和通信系统的规划、运行管理和技术管理；
4.1.2.21 负责组织调度系统有关人员的业务培训、考核及上岗合格证书颁发等工作；
4.1.2.22 负责协调有关所辖电网运行的其他关系；
4.1.2.23 负责行使公司或上级调度机构批准（授予）的职权。
4.1.3 配调的主要工作：
4.1.3.1 协助上级调度的工作，确保天津电网安全、优质、经济运行；
4.1.3.2 负责编制调度范围内设备的检修计划和批准这些设备进行检修；
4.1.3.3 负责指挥调度范围内设备的操作及事故处理；
4.1.3.4 按电压曲线要求，负责所辖设备的电压调整；
4.1.3.5 负责调度范围内设备的负荷监控、短期负荷预测；
4.1.3.6 负责上报调度范围内设备的运行情况；
4.1.3.7 审查并签订调度管辖范围内设备的调度协议；
4.1.3.8 负责协调有关所辖电网运行的其他关系；
4.1.3.9 负责行使分公司或上级调度机构批准（授予）的职权；
4.1.3.10 参加调度范围内设备相关事故的分析及反事故措施的制定；
4.1.3.11 完成上级下达的相关技术经济指标，参加所调网内经济活动分析，落实及配合提出所调网内设备经济运行措施。
4.2 调度管理制度
4.2.1 并网运行的发电厂、变电站必须服从电网的统一调度管理，严守调度纪律。下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。
4.2.2 任何单位和个人不得干预调度命令的发布和执行，各级调度机构和发电厂、变电站值班人员依法执行公务，有权拒绝各种对调度业务的非法干预。
4.2.3 发电厂、供电单位领导人发布的命令，当涉及到值班调度员的权限时，必须经值班调度员许可后才能执行，但在现场事故处理规程中已有规定者除外。
4.2.4 需要并网运行的发电厂、机组、用户变电站，必须在并网之前与区调签订有关调度协议，否则不得并入电网运行。
4.2.5 值班调度员为调度范围内电网运行和操作的指挥者，直接对调度范围内的下级值班调度员、发电厂值长（或电气班长）、变电站值长（或正值）（以下统一简称值班人员）发布调度命令，并对所发布的调度命令的正确性负责。值班调度员在发布调度命令和调度谈话时应全部录音。值班人员接受调度命令应作书面记录，重复命令，核对无误，并经值班调度员允许后方可执行。
4.2.6 值班调度员发布的调度命令，值班人员应逐条记录。填写倒闸操作票（紧急事故处理除外），复诵无误后立即执行，不得延误；执行中不准改变操作顺序和擅自更改操作命令；操作完毕后，及时回令，并将执行情况报告值班调度员。如值班人员认为该命令不正确，或操作过程中设备出现异常不能继续操作时，应向值班调度员报告，由值班调度员决定原调度命令是否执行。但当执行该项命令将威胁人身、设备安全或直接造成误停电事故（事故处理要求停电者除外），则必须拒绝执行，并将拒绝执行的理由报告值班调度员和本单位领导。
4.2.7 值班人员如无故拖延执行或拒绝执行值班调度员的命令，则未执行命令的值班人员和允许不执行该命令的领导人均应负责。
4.2.8 凡属区调调度范围内的设备，未经值班调度员许可，不得擅自改变设备的运行状态，但对人身和设备安全有威胁者除外。按现场规程紧急停用的设备，在停用之后应立即将采取紧急措施的理由及情况报告值班调度员。值班人员必须如实汇报现场运行情况，正确回答值班调度员的询问，不得隐瞒真相。并对隐瞒真相造成的后果负责。
4.2.9 不属区调调度设备的操作，如对主网运行方式有重大影响，或是在进行这种操作前必须了解主网方式时，应得到区调值班调度员的许可后才能进行。
4.2.10 配调调度的设备与区调调度的设备构成环路（包括电磁环路）时，应得到区调值班调度员的许可后才能进行。
4.2.11 当值班人员发现设备有威胁安全运行或影响其出力的异常运行情况和缺陷时，应及时报告值班调度员，值班调度员应做详细记录，对重大异常及重大缺陷应立即报告调度系统主管领导。
4.2.12 配调调度的设备发生重大事故（如重要用户停电、主要设备损坏、人身伤亡等），值班人员应及时报告区调，值班调度员应做好记录，并向主管领导汇报。
由于通信不便或为了操作、施工方便，区调可以委托配调转达调度命令或对区调调度的设备代下操作令，但事先应通知受委托单位和受令单位，严防因联系不周发生事故。
4.3 调度范围的划分
4.3.1 调度范围的划分由区调确定并以批准书或并网调度协议、调度协议的形式下达，在设备投入运行时执行。
4.3.2 电网内所有运行设备都必须有明确的编号，其中线路和线路开关还必须有双重编号（线路名称、开关编号）。
4.3.3 调度范围划分的一般原则
调度范围的划分要便于倒闸操作和事故处理，分界点应具体且为能进行操作的一次设备。
4.3.3.1 区调调度范围
4.3.3.1.1 并入电网的所有地方和自备电厂的发电机、汽轮机、发电用锅炉。
4.3.3.1.2 公司所属发电厂及并入电网的独立电厂、地方电厂的220千伏、110千伏、35千伏主（联）变、母线及其母联、旁路开关、刀闸（中调调度的除外，厂用系统包括高压厂用变由电厂自行调度）。
4.3.3.1.3 220千伏非主要环路及辐射型供电线路、有关变电站的母线、母联、旁路开关、刀闸、降压变压器。
4.3.3.1.4 110千伏线路和变电站母线、母联、旁路开关、刀闸、有关降压变压器。
4.3.3.1.5 枢纽变电站中的母线、母联、旁路开关、刀闸、有关降压变压器。
4.3.3.1.6 35千伏电厂并网线路。
4.3.3.1.7 枢纽变电站中的10千伏母线、母联、旁路开关、刀闸。
4.3.3.1.8 区调认为有必要直接调度的变压器中性点接地刀闸、安全自动装置、消弧电抗器。
4.3.3.1.9 双电源用户中划归区调调度的设备。
4.3.3.1.10 其他区调认为有必要直接调度的设备。
4.3.3.1.11 中调划归区调调度的设备。
4.3.3.1.12 凡区调调度范围内的所有一、二次设备均列为主网范围。
4.3.3.2 配调调度范围
配调调度范围的划分由区调确定并以批准书的形式下达，在设备投入运行时执行。本条只规定了一般原则。
4.3.3.2.1 城区配调调度范围
4.3.3.2.1.1 城区配调所管辖的由市区220千伏、110千伏站出线的10千伏配电开关（含两侧刀闸）及以下线路和装在该站10千伏系统的消弧电抗器。
4.3.3.2.1.2 当10千伏系统装有消弧电抗器且10千伏母线的配电出线由不同的配调调度时，则将该消弧电抗器划归管辖配电出线较多的配调调度。
4.3.3.2.1.3 35千伏转供变电站的35千伏母线以下设备（不包括35千伏消弧电抗器）。
4.3.3.2.1.4 35千伏终端变电站（负荷变电站）的35千伏进线隔离开关及以下设备（不包括35千伏消弧电抗器）。
4.3.3.2.2 新四区配调调度范围
新四区配调所管辖的由新四区220千伏、110千伏站和35千伏站出线的10千伏配电开关（含两侧刀闸）及以下线路和装在该站10千伏系统的消弧电抗器。
当10千伏系统装有消弧电抗器且10千伏母线的配电出线由不同的配调调度时，则将该消弧电抗器划归管辖配电出线较多的配调调度。
4.3.3.2.3 两区、两县和滨海配调调度范围
4.3.3.2.3.1 220千伏变电站的主变压器35千伏、10千伏受总开关（含两侧刀闸）及以下设备（包括主变压器中性点消弧电抗器）。
4.3.3.2.3.2 110千伏变电站的主变压器110千伏受总开关（含母线侧刀闸）及以下设备（不包括主变压器中性点接地刀闸）。
4.3.3.2.3.3 本分公司所管辖的专供本地区负荷的110千伏线路、变电站（包括主变压器中性点接地刀闸）。
4.3.3.2.3.4 本分公司所管辖的35千伏线路、变电站。
4.3.3.3 区调调度范围的设备在必要时可暂时委托配调调度。
4.3.3.4 分界设备定为双重调度设备。凡涉及双重调度的设备，一方变更其运行方式，必须征得另一方的同意。双重调度设备原则上由下级调度进行操作，在操作完成后将设备状态报告上级值班调度员。
4.3.4 如区调和中调、区调和配调调度范围的划分及管理制度发生改变，按相应规定执行。
4.3.5 凡列为中调管理设备的投停，应事先征得中调的许可，发生故障时应立即报告中调。
4.4 各类电厂、双电源用户调度管理
4.4.1 各类电厂、双电源用户并网前应报送有关资料（包括机炉参数、电气单线图、线路、变压器资料等），落实保证电网和厂、站安全运行的各项安全稳定措施，加装所需的保护装置、调度自动化、通信等二次设施并保障其可靠运行。接受区调各技术专业（调度、继电保护、自动化、通信）的专业管理、技术监督、指导和考核。经协商一致后签订并网调度协议或调度协议。电厂并网线路凡由配调调度的，还需与配调签订相应的调度协议并报区调备案。
4.4.1.1 并网调度协议的主要内容：
4.4.1.1.1 定义与解释；
4.4.1.1.2 陈述和保证；
4.4.1.1.3 双方的义务；
4.4.1.1.4 并网的条件；
4.4.1.1.5 并网申请；
4.4.1.1.6 调试期的并网调度；
4.4.1.1.7 电厂的技术参数；
4.4.1.1.8 调度运行；
4.4.1.1.9 调度计划；
4.4.1.1.10 设备检修；
4.4.1.1.11 继电保护及安全自动装置；
4.4.1.1.12 调度自动化；
4.4.1.1.13 电力调度通信；
4.4.1.1.14 辅助服务；
4.4.1.1.15 不可抗拒力；
4.4.1.1.16 违约责任；
4.4.1.1.17 提前终止；
4.4.1.1.18 生效与期限；
4.4.1.1.19 争议的解决；
4.4.1.1.20 其他。
4.4.2 各类电厂、双电源用户的值班人员应掌握本厂（站）设备情况和熟悉协议的规定，在具体工作中认真执行各项规章制度。通过有关调度运行管理等的培训考核并取得合格证书，方可正式上岗，从事与区调的业务联系，接受调度命令。
4.4.3 自备电厂、双电源用户接地线管理的原则：地线的封拆不以调度范围划分，而以厂（站）方能否控制的原则划分。凡是并列电源线路进口地线的封与拆，由调度下令进行，其余地线即从并列电源线路进线刀闸以内的地线均属内部地线，由厂（站）自己封拆，调度不再下令，故厂（站）在检修完毕后，必须先自行拆除自理封挂的全部地线，并确保并列电源线路进线刀闸为断开状态，方可向调度报完工。
4.4.4 各类电厂、机组应积极参与电网的调峰，不断提高调峰能力。
地方和自备电厂应做到高峰多发、低谷少发。有条件的地方和自备电厂机组应两班制运行，即每日7：00-23：00开机，23：00-次日7：00停机。
4.4.5 各类电厂应按要求将当日电厂（机组）发电量、厂用电量、上网电量及4：00、10：00、前夜高峰点的发电有功出力上报值班调度员。
4.4.6 电厂并网线路如为双电源，当使用中的电源线路突然断电时，应一面报告区调，一面做好独立运行的有关措施，听候处理。此时应防止出现机组全停。如为单电源，线路突然停电时，应在做好独立运行的措施后报告区调，听候处理。防止出现非同期并列。
4.4.7 各类电厂应保证与电网并列的同期装置正常运行，并根据从电网受电情况调整解列继电保护联切装置的联切负荷值，以保持一旦与系统解列后发电机出力与负荷的平衡。该联切装置的运行、联切负荷的投停均由现场负责。
保护装置定值的改变和投、退随机组的开停或运行方式变化的，按现场规程自行负责处理。
低频减载装置如是按电网要求装设的，则该装置的投停均由值班调度员下令；若该装置仅为保证本厂机组安全运行而装设，则由现场自行负责。
4.4.8 各类电厂、双电源用户的低压侧严禁未经调度同意进行并列操作。
4.4.9 各类电厂、双电源用户的低压侧如有其他电源时，其设备应装有可靠的连锁装置，严禁并列操作。低压侧部分区调一律不调度。
4.4.10 单电源用户的低压侧如有其他电源时，其设备应装有可靠的连锁装置，严禁并列操作。
4.4.11 为严肃调度纪律，保证电网安全运行，及时进行正常的操作和迅速而正确地处理事故，各类电厂、双电源用户有下列行为之一的，区调应提出警告。警告无效，即为不具备统一调度的条件，区调有权会同有关管理部门废除协议，并解列发电机组、停止供电：
4.4.11.1 违反有关法规、条例、规程、协议；
4.4.11.2 不服从统一调度；
4.4.11.3 电气主控室或配电室没有安排昼夜值班；
4.4.11.4 电气主控室或配电室没有专线（或专用）电话；
4.4.11.5 其他严重威胁电网安全、优质、经济运行的行为。
5 电网运行方式管理
5.1 电网运行方式的编制与管理
5.1.1 区调和配调各自编制调度管辖范围内的电网运行方式。
年度和特殊时期（夏季、防汛）运行方式应分别每年一次和根据情况编制，如电网结构有重大变化则另行加以修正。区调编制的年度运行方式经公司总工程师批准，于年初下达，并作为电网正常运行方式和继电保护整定方案的依据。
电网正常运行方式及有关保护装置的整定和使用应保证本规程4.1.1基本要求的实现。
5.1.2 编制运行方式时，应考虑各种实际可能出现的较严重的情况，提出电网存在的问题和应采取的措施，限期解决。如在现有设备情况下，确实无法解决时，应向公司总工程师汇报。
5.1.3 编制电网运行方式应考虑的因素:
5.1.3.1 电网结构；
5.1.3.2 电网有功负荷和无功负荷的大小及分布；
5.1.3.3 电网潮流合理分布；
5.1.3.4 设备负载能力，设备不过负荷；
5.1.3.5 电网电压调整的要求，电压质量符合标准；
5.1.3.6 电网短路容量的要求，短路容量不超过设备允许值；
5.1.3.7 电网稳定的要求，当电网内最大容量的发电机、变压器或输电线路断开或故障时，保持电网的稳定；
5.1.3.8 防止电网内部过电压的要求；
5.1.3.9 电网调峰、调频的要求，频率质量符合标准；
5.1.3.10 供电可靠性的要求；
5.1.3.11 事故后运行方式的要求，能迅速消除事故，限制事故范围，避免事故扩大，保证对重要用户继续供电；
5.1.3.12 电网经济运行方式的要求，整个电网在最经济条件下运行；
5.1.3.13 适应主要设备检修的要求；
5.1.3.14 低频减载装置整定方案；
5.1.3.15 限电拉路序位表；
5.1.3.16 谐波控制的要求，谐波质量符合标准；
5.1.3.17 保护装置对运行方式的要求，充分发挥重合闸、自互投装置以及联切装置的作用；
5.1.3.18 调度自动化、通信系统对运行方式的要求。
5.1.4 年度运行方式的主要内容：
5.1.4.1 上一年度电网运行情况分析：
5.1.4.1.1 电网新建、改扩建项目设备投产情况及设备规范；
5.1.4.1.2 电网规模；
5.1.4.1.3 负荷、电量、峰谷差、联络线功率、电量交换等主要生产技术指标完成情况及分析；
5.1.4.1.4 电网事故、安全、稳定、安全措施的落实等情况总结及分析，电网运行存在的问题；
5.1.4.1.5 本年度电网新建、改扩建项目设备投产计划；
5.1.4.1.6 根据有关部门提供的本年度地区负荷预测、电力电量平衡情况，编制电力电量平衡表：
a)本年度发电设备和供电设备的大小修计划；
b)本年度电网经济调度方案及调峰能力分析；
c)本年度事故拉路序位。
5.1.4.1.7 本年度电网安全稳定运行水平分析；
5.1.4.1.8 本年度各主要发电厂、变电站的短路容量；
5.1.4.1.9 本年度电网结构、潮流分布及中枢点电压水平；
5.1.4.1.10 本年度线损理论计算分析；
5.1.4.1.11 本年度消弧电抗器运行方式；
5.1.4.1.12 本年度电网低频减载、安全自动装置整定方案及使用规定；
5.1.4.1.13 本年度电网正常运行方式、母线结线方式及主要设备检修方式；
5.1.4.1.14 本年度电网运行存在的问题及改进意见；
5.1.4.1.15 附表（图）：
?城区35千伏变电站合环条件表；
?短路容量表；
?本年度电网地理结线图；
?本年度正常方式下基本潮流图。
5.1.5 电网应经常保持在正常运行方式下运行。如需改变正常运行方式时应遵守如下的规定：
5.1.5.1 值班调度员应按预先批准的运行方式执行。在遇有特殊情况，以及设备发生过负荷时，值班调度员应对电网运行方式做适当的调整，并按保护装置规定的要求相应改变保护装置使用方式；
5.1.5.2 日检修方式由日计划人员在正常允许的方式范围内确定；
5.1.5.3 由于检修停电和临时性工作，使局部运行方式有较大变化或因其他原因采取特殊运行方式时，应按经批准的运行方式通知单执行。
5.1.6 为了编制合理的年度电网运行方式，各发电供电单位应于每年8月30日前将下一年度的有关资料按要求汇总后报区调。
5.1.7 为了加强对运行方式的监督与分析，各发供电单位应将地区负荷、典型记录、厂站月报、电压监测月报等报表按要求及时准确地报送区调。
5.1.8 网络线损应按负责范围每年至少进行一次理论计算和分析，同时充分利用电量采集、远动遥测等技术手段加强线损管理，随时监督、及时调整运行方式，积极降损。
5.1.9 各配调调度范围的电网正常运行方式应与主网正常运行方式相适应，并报区调备案。如与主网运行方式有矛盾，必须事先取得区调同意或服从主网运行方式要求。
5.1.10 电网内各发供电单位负责制定所属厂、站的厂（站）用电方式、保厂（站）用电措施，并报区调备案。
5.1.11 每月15日为电网潮流实测日（典型日），各发供电单位应相互配合，保证电网潮流的完整性。各发电厂、变电站（集控台）负责做好典型日4：00、10：00和前夜高峰点的整点抄表记录。区调负责绘制典型日的潮流，每季度做一次全面分析，并写出分析意见报公司总工程师。
5.2 电网有功调度计划管理
5.2.1 区调根据负荷预测、设备检修、来水（气）、电网调峰及备用、供热要求、发电量（上网电量）计划、安全约束、有关部门提供的经济性比较参数等情况，按照公平、公正、公开、经济和合理的原则在机组最高和最低技术出力范围内编制各发电厂的发电出力调度曲线，调停发电机组。
5.2.2 各发电厂应将经有关部门核定后的机炉在各种情况下的启停时间、增减负荷的速度、最大可能出力、最小技术出力、启停和带负荷顺序等技术参数上报区调，作为编制发电曲线和进行负荷调整的依据。
5.2.3 各发电厂的检修工作按设备检修的调度管理规定执行。机炉的开停、检修、完工、报备用应及时报告区调。
5.2.4 各发电厂应严格按照区调下达的发电曲线发电。实发电力与发电曲线之误差应在±3%之内，并按规定接受考核，考核以区调遥测和电量采集数值为准。区调编制的各发电厂的发电曲线、旋转备用容量、机炉开停计划经调度系统主管领导批准后，于前一个工作日的16：00前下达。
自备电厂发电曲线按日均发电负荷比必须小于或等于用电负荷比的原则下达。
5.2.5 当电网运行情况发生变化或负荷预测出现较大偏差时，值班调度员有权变更发电曲线和机炉启停时间，但应做好记录，作为考核的依据。
值班调度员发布、修改发电曲线，调停发电机组，值班人员必须无条件执行。遵照值班调度员的要求调整负荷，直至全厂出力增加到最大或降低到最小。当发电机组发电出力出现异常，无法按发电曲线发电时，值班人员应向值班调度员提出修改调度曲线，经批准后按修改的曲线执行。
5.3 电网的负荷管理
5.3.1 电网的负荷管理是编制运行方式、检修计划、电力平衡、电网发展规划和保证电网安全、优质、经济运行的基础。负荷管理是电网调度机构日常工作的重要组成部分。
5.3.2 负荷管理包括电网潮流，厂、站15日典型记录，变电站负荷月报，反映各地区负荷、电量、负荷率、峰谷差等情况的负荷月报，限电拉路序位，城区和郊区10千伏线路公休调荷日，负荷预测等。
5.3.3 负荷管理实行统一管理，由区调和配调根据调度范围分别负责，并逐步实现计算机联网。
5.3.4 发供电单位应将经有关部门核定后的设备额定参数上报区调，作为负荷调整和进行负荷分析的依据。
5.3.5 值班调度员应随时监控电网潮流的分布。厂、站值班人员应随时监视负荷变化情况，发现接近或超出设备允许值时，报告值班调度员，由值班调度员设法给予调整。
5.3.6 区调负责：
5.3.
6.1 电网负荷管理工作的监督与考核；
5.3.
6.2 主网负荷信息；
5.3.
6.3 电网电力日报、电量简报的统计分析（快报）；
5.3.
6.4 汇总分析上报的厂、站15日典型记录，变电站负荷月报，地区负荷月报，并提供给有关部门；
5.3.
6.5 每年根据电网变化情况制定电网电力平衡方案，汇总限电拉路序位经公司同意后统一报市经委批准执行，上报中调事故直接拉路序位，遇有变化及时予以修正；
5.3.
6.6 电网短期负荷预测和节日负荷预测，并按要求上报中调；
5.3.
6.7 在电力平衡出现缺口时，配合有关部门做好错峰用电等工作；
5.3.
6.8 限电拉路和限电拉路统计。
5.3.7 各发供电单位负责：
5.3.7.1 所辖电网的负荷管理；
5.3.7.2 所辖电网的负荷信息；
5.3.7.3 地区电力日报、电量简报的统计分析（快报）；
5.3.7.4 每月按时将所属厂、站15日典型记录，变电站负荷月报，地区负荷月报上报区调；
5.3.7.5 每年根据电网变化情况制定本地区电力平衡方案，上报区调直接拉路序位，限电拉路序位上报区调并经市经委批准后执行，遇有变化应及时予以修正；
5.3.7.6 按时完成并上报本地区短期负荷预测、节日负荷预测及分析，年度负荷预测应于年底前上报区调；
5.3.7.7 当电力平衡出现缺口时，将负控装置所能控制的最高负荷、负荷性质上报区调，配合区调做好负控技术限电等工作；
5.3.7.8 按区调下达的限电拉路命令进行限电拉路和限电拉路的统计，并上报区调。
5.3.8 作为保证电网安全运行的重要措施，限电拉路序位的编制是十分必要的。各配调应按下列要求编制上报限电拉路序位:
5.3.8.1 限电拉路序位应不低于上一年度地区最大负荷的5%；
5.3.8.2 限电拉路序位应包括变电站、线路开关双重编号、电压等级、负荷容量、负荷性质、公休调荷日、有无重要用户等内容；
5.3.8.3 区调直接拉路序位不应与配调限电拉路序位相重叠，且必须是区调直接调度变电站的直配负荷线路；
5.3.8.4 应保证区调直接拉路序位的准确性及容量。
5.3.9 限电拉路序位表一经颁布，应严格执行，禁止随意变更序位表中的序位。
5.3.9.1 因线路切改、新建和改扩建等原因，造成限电拉路序位发生变化，应及时上报区调。
5.3.9.2 遇有保电等原因，在区调直接拉路序位中需要暂时退出，配调应于前一个工作日的12：00前向区调提出保电申请，说明保电时间、保电性质、保电线路开关双重编号，必要时还应说明保电线路上级电源情况，以便于区调作出安排。
5.3.10 出现下列紧急情况之一的，值班调度员可以发布限电拉路命令：
5.3.10.1 发供电设备发生重大事故或者电网发生事故；
5.3.10.2 电网频率或者电压超过规定范围；
5.3.10.3 供电设备负载超过规定值；
5.3.10.4 主干线路功率值超过规定的稳定极限；
5.3.10.5 其他威胁电网安全运行的紧急情况。
5.3.11 值班调度员发布限电拉路命令后，值班人员应迅速认真严格执行。如有的用户停电后需尽快恢复用电时则应以后续序位弥补所限负荷。当配调未能按要求限制负荷时，值班调度员有权按区调直接拉路序位进行直接拉路。
5.3.12 限电拉路负荷应在电网情况允许后及时发出。
各级调度机构应积极收集负荷及其影响因素的历史资料并进行整理，这是作好负荷控制、分析和预测工作的基础。逐步实现气象预报信息自动传输，建立气象信息数据库。深入分析电网用电负荷特性和变化规律，逐步采用新技术、新方法，不断提高负荷分析水平和预测的精确度。
5.4 新建和改扩建设备投入运行的调度管理
5.4.1 主管单位应于新建和改扩建设备预定投入运行日期前三个月向区调提出书面申请，并报送下列资料：
5.4.1.1 电气接线图、平面布置图和汽水系统图；
5.4.1.2 主要设备规范、技术参数和运行定额；
5.4.1.3 保护装置原理图及有关运行说明；
5.4.1.4 预定启动投运时间及停电、过渡方案和启动方案；
5.4.1.5 安全措施；
5.4.1.6 试运行计划；
5.4.1.7 运行规程、运行人员名单；
5.4.1.8 远动、通信方式。
5.4.2 新建和改扩建设备投入运行的申请办法：
5.4.2.1 区调应于新建和改扩建设备预定投入运行日期前一周，将编定的设备调度编号、调度范围划分、厂、站和设备命名、运行方式、变压器分头位置、批准书及批复的启动投运方案等有关事项，下发至相关单位。
5.4.2.2 凡属发电厂管辖的设备由发电厂负责向区调提出书面申请并报送资料；
5.4.2.3 供电设备由所属供电单位向调度提出书面申请并报送资料；
5.4.2.4 凡属业扩和用户设备由所属各供电单位向调度提出书面申请和报送资料；
5.4.2.5 凡属中调调度范围内的设备，所属发供电单位应将书面申请和资料报公司有关部门和区调，经审批同意后，统一由区调向中调报送。
5.4.3 新建和改扩建设备所属发电厂、供电单位，虽已接到区调批准书和有关启动投运事项的批复，仍应于投入运行前二个工作日的12：00前，向值班调度员提出投运申请，区调应于前一个工作日的16：00前批答给申请单位。在接到区调允许投入运行的通知及值班调度员下达的操作命令后，才能进行启动操作。
5.4.4 有关继电保护、安全自动装置、自动化、通信系统应随一次设备投产同步投入。5.4.5 配调调度范围内新建和改扩建设备的投入运行，如与主网有关的，应在投运前报区调备案，并征得区调同意。
5.4.6 新建和改扩建的发、供、用电设备，在启动正常后即列入运行设备，按本规程规定实施调度管理。
6 设备检修的调度管理
6.1 检修计划管理
6.1.1 为使运行设备保持良好状态，各级调度机构，发电厂、供电单位和基建等部门应积极配合与协调，加强对检修工作的管理，提高检修质量，做到应修必修、修必修好，应试必试、试必试准。
6.1.2 设备检修实行统一平衡，综合检修。发、供、用电设备检修应做到统一平衡，避免重复停电，以减少停电的次数和倒闸操作。凡新建和改扩建工程停电过渡，应一并纳入综合检修计划中统一安排。
6.1.3 积极开展输配电线路带电作业和供电设备旁带方式检修，充分利用设备停电时间做好缺陷处理、清扫、预试及继电保护校验等综合检修工作。对用户停电检修尽量配合用电设备检修或安排在公休日及夜间进行。发电设备利用低谷消缺，检修尽量安排在负荷低谷期和节假日进行。
6.1.4 设备检修（包括二次设备）应按予定的计划进行。各发电厂、供电单位对于区调调度范围的设备应按规定提出年度、月度检修申请，由区调统一平衡后，制定年度、月度检修计划，并发布实施。
月度检修计划原则上按年度检修计划执行，日检修计划应严格按照批准的月度检修计划执行。因故改变检修计划时，需经各方协商确定。非计划检修必须经主管领导同意后方可向区调提出申请。
6.1.5 设备月度检修计划平衡会，于前一月的25日前召开。区调应于前一月的28日以前编制完毕并下达，其中属于中调管辖的，由区调向中调申报经批准后下达。
6.1.6 对用户停电的计划检修由主管调度部门提前7天通知用户。
6.1.7 节日检修计划，应在节前一周向区调提出，其中属于中调调度范围内的设备，由区调报中调批准后下达。
6.1.8 区调调度范围内设备的检修，虽已列入月度检修计划，仍需在提前二个工作日的12：00前向区调提出申请，区调应在提前一个工作日的16：00前批复给申请单位。
中调调度范围内设备的检修申请，统一在上述规定时间内向区调提出，由区调向中调申请，然后将中调批复的结果通知申请单位。
6.1.9 各发电厂、供电单位应将其管理的发供电设备检修、试验、继电保护校验等工作统一归口后，向区调提出检修申请（其他单位如有工作，应向管辖该设备的发电厂、供电单位提出申请）。
在得到区调的正式批复以后，供电单位应及时通知有关变电站及其他有关工作人员。6.1.10 带电作业也应办理有关申请手续，明确作业要求，并在工作开始前征得值班调度员的同意。
6.1.11 虽不由区调调度，但改变运行方式对主网造成影响或要求主网也改变运行方式的设备；影响电厂综合发电出力的附属设备；双重调度的设备需停用检修时，也应办理有关申请手续。但下达操作命令仍按调度管辖范围进行。
6.1.12 凡按规定办理的检修申请，区调应予以受理，并按规定时间批复。
6.1.13 厂站设备检修时间的计算是从设备退出运行（备用）时开始，到设备正式转入运行（备用）时为止，操作和启动时间包括在检修时间内。
线路检修时间的计算是从线路开关、刀闸拉开，挂好地线，具备下达施工令时开始，到值班调度员接到线路检修负责人有关线路工作完工、现场地线全部拆除、施工人员已撤离现场、线路可以送电的报告时为止。
6.1.14 设备临时发现危急缺陷，值班人员应讲明情况，并可随时向值班调度员提出停电检修申请，由值班调度员予以批复。
值班调度员有权批准当日完工且对电网供电、供热无影响的临时检修。如值班调度员已接到批准的次日检修计划时，也可以批准次日可以完工的检修工作。如检修时间较长或对电网供电、供热有影响时，由值班调度员向有关领导汇报后再予以批复。
值班调度员有权根据情况批准事故检修。对影响用户供电的，如时间允许应通知用户；如时间来不及可按紧急事故处理。对电网运行方式影响较大的，应及时向有关领导汇报。6.2 检修工作申请票管理
6.2.1 检修申请应使用规范的名称，按预定的格式填写。
检修工作申请票的主要内容包括：厂站名称、开工及完工时间、用适用的综合命令术语或逐项令形式表示的设备具体停电范围、停用继电保护名称、检修或试验计划、检修或试验的主要内容、接线及相位的变动情况、对电网运行方式的要求、继电保护带负荷做向量要求等。线路检修申请票还应有编号及工作负责人。
6.2.2 检修单位应作好设备检修前的各项准备工作。按时要令，严格按照检修时间进行检修工作，按时完工。
6.2.3 操作票根据检修工作申请票的要求编制，实行日计划编制、审核、批准签字手续。
每日汇总次日所有检修工作申请票和操作票后形成日调度计划目录表。
6.2.4 线路检修恢复送电时，值班调度员必须全面检查检修工作申请票与封面汇总全部结束后，才能进行操作。
有关线路检修的施工令和完工送电令为特殊令，必须经同值审核无误，逐项挑勾，并签字盖章后才能发出。
6.2.5 线路检修特殊令应作到：
6.2.5.1 开工前三查：一查停电范围；二查操作单位；三查厂、站、线路停电操作全回令。
6.2.5.2 给电前两查：一查工作票全部完工，现场自理地线已拆除并回令；二查设备结构、性能有无变化。
6.2.6 设备的检修或试验虽经批准，但在开工前仍需得到值班调度员下达的施工令后才能进行。施工令按检修工作申请票的内容下达。
中调调度范围内设备检修的施工令：
a)厂站设备由网调直接向值班人员下达；
b)线路由中调下达给区调后，再由区调下达。
6.2.7 发电厂、变电站设备的检修工作申请票，由值长统一接受值班调度员发给的施工令后，值长即可按许可工作范围令各工作班组开工，不得分项目多次向调度要令。
工作结束后，只有当各工作班组工作全部完工，人员全部撤离，自理地线全部拆除，工作票全部终结，具备送电条件时，才能向调度报完工。如设备的结线、性能有变化，则应加以说明。
6.2.8 严禁未办理检修申请及批准手续而私自在已停电的设备上进行工作。
6.2.9 在设备检修完工交令时，值班调度员认真与值班人员核对检修工作申请票的内容，复诵无误后，在检修工作申请票上签字。
6.2.10 同时有多个现场的线路检修工作，使用线路检修工作申请票封面。在全部工作都已完工交令后，方可下令拆除线路各侧地线，恢复送电。
6.2.11 有配合工作的检修，必须在有关工作全部完工后，方可恢复送电。
6.2.12 检修工作任何情况下严禁“约时”送电，“约时”封拆地线，“约时”开工、竣工。
6.2.13 如因某种原因，检修设备未能在予定时间停电，原则上完工时间不变。如必须延期或检修中发现问题而延期，且对电网运行无显著影响和不影响重要用户供电者，经提出延期申请，可由值班调度员批准；否则须经领导批准。
6.2.14 设备检修时遇特殊情况，值班调度员有权中止检修。
6.2.15 所有已执行的检修工作申请票和操作票经整理统计后，应保留一年，严禁提前销毁。
7 电网频率、联络线潮流调整
7.1 中调负责电网频率的调整。
电网频率标准为50赫兹，偏差±0.20赫兹。禁止升高或降低频率运行。
电网频率应经常保持50赫兹运行，偏差在±0.10赫兹内。
当部分地区电网独立运行，其容量不超过3000兆瓦时，该地区电网的频率偏差不得超过±0．50赫兹。
7.2 区调协助中调调频
7.2.1 区调根据中调的命令控制电网受电负荷，协助中调调频。
7.2.1.1 当电网出现频率缺额时，值班调度员应严格按控制指标监控电网受电负荷，使负荷不超出控制指标。
7.2.1.2 当电网频率出现低于49.80赫兹的趋势时，应立即检查负荷，超出控制指标时，根据中调的命令，采取调动电厂出力、大工业用户错峰用电、负控技术限电、限电拉路等措施，将超指标部分迅速控制下来。
7.2.2 配调值班调度员通过按区调命令控制地区负荷，协助区调控制电网受电负荷。
7.2.3 当局部电网独立运行时，由区调根据情况临时指定调频厂和负责监督单位。
8 电网无功管理及电压调整
8.1 无功管理
8.1.1 电网无功功率在保证电压质量，降低电能损耗的前提下，实行分层、分区就地平衡的原则。应尽可能使无功功率就地供应，避免通过长距离线路输送无功功率。局部电网无功功率不足时，应先就地调整，无法调整时，再由电网调整。
8.1.2 发电机运行功率因数应按电网要求进行调整。
8.1.3 新投发电机组应具备在有功功率额定时，功率因数进相0.95运行的能力。对已投运的发电机组，有计划地进行进相运行的试验。
8.1.4 由区调调度的具有进相运行能力的发电机组，其运行方式的改变按值班调度员的命令执行。
8.1.5 无功补偿设备应按照电网无功功率优化计算结果，合理配置，提高无功补偿设备的运行水平。
8.1.6 220千伏及以下电网的无功电源总容量，应大于最大自然无功负荷，一般按1.15倍计算。
8.1.7 220千伏及以下电网在主变最大负荷时，其二次侧的功率因数或由电网供给的无功功率与有功功率比值的正常范围为：
表1.
电压等级
功率因数无功功率/有功功率kV
220 0.95-1 0.33-0
35-110 0.9-1 0.48-0
8.1.8 由发电厂直接供电的变电站，当供电线路较短时，功率因数可取表中低值，其他情况应取高值。
8.1.9 无功补偿设备应经常投入运行，以主变高压侧不向电网倒送无功为原则，只有当母线电压超出正常范围，且已无法调整时才能停运。
8.1.10 变压器分接开关的运行位置（以下简称分头）应按保证厂、站母线和用户电压在正常范围，并充分发挥无功补偿设备效益、降低线损的原则，通过优化计算确定。
8.1.11 区调及配调应根据电网的负荷、潮流变化及设备的技术状况及时调整运行方式，缩短供电半径，减少迂回供电，降低线损，实现电网经济运行。
8.2 电压调整
8.2.1 电网电压调整实行逆调压：高峰时段将母线电压调整到电压曲线的上限，低谷时段将母线电压调整到电压曲线的下限。
8.2.2 调整电压的方法主要有：
8.2.2.1 改变发电机、调相机的励磁电流（包括可以进相运行的发电机组进相运行），以调整无功出力；
8.2.2.2 投入或停用并联电容器、电抗器；
8.2.2.3 改变有载调压变压器的分头；
8.2.2.4 改变发电厂间或机组间出力分配；
8.2.2.5 启、停发电机组；
8.2.2.6 调整电网运行方式；
8.2.2.7 利用停电机会，改变无载调压变压器分头。
8.2.3 发电机、变压器对运行电压的要求
8.2.3.1 发电机或调相机母线运行电压在额定电压的±5%以内，最高运行电压由连接发电机母线的设备及发电机的安全决定，但不得超过额定电压的110%。
8.2.3.2 变压器运行电压一般不得超过运行分头额定电压的105%，根据变压器的构造特
点，经过试验或制造厂认可，允许提高至分头额定电压的110%。
8.2.4 正常运行时发电厂和变电站母线电压的正常范围为：
表2.
电压等级
kV 额定电压
kV
正常范围
kV
发电厂变电站
500 500 490-540 485-525
220 220 220-235 213-235
110 110 107-117 103-117
35 35 34-36.5 34-36.5
枢点，具有调压能力的中枢点为控制点。具体的中枢点和控制点由区调确定。
8.2.6 区调根据负荷和电网电压的特点，按季度编制电网电压控制点的电压曲线和中枢点的电压正常范围，发给有关厂、站，以便调整和监视。
8.2.7 当发电厂、变电站的母线电压超出正常范围时，首先应调整发电机和无功补偿设备的无功出力，其次再调整有载调压变压器的分头，使电压达到正常范围。
8.2.8 电压控制点的值班人员应主动按规定的电压曲线进行调整，使控制点的电压在电网电压高峰期间维持上限运行，电压低谷期间维持下限运行。当经过调整仍超过正常范围，且调整手段用完已无法调整，或发电机的静子和转子电流已经调满、机组功率因数已达到规程规定的最高功率因数时，应立即报告值班调度员。
电压中枢点的值班人员应经常监视母线电压，当发现电压超出正常范围时，立即报告值班调度员。
8.2.9 配调调度范围内的厂、站母线电压超出正常范围时，配调应首先进行调整，当经过调整仍超过正常范围，且调整手段用完已无法调整时，应立即报告区调值班调度员，由区调负责进行调整。
8.2.10 值班调度员应经常监视控制点和中枢点电压，并随时掌握电网无功出力和无功补偿设备运行情况，当接到值班人员关于电压超出正常范围的报告时，立即采取措施，使电压恢复正常。
8.2.11 区调调度范围内无载调压变压器分头的运行位置由区调直接管理。需要改变时，必须经区调批准。
8.2.12 当局部电网独立运行时，区调可临时指定调压厂、站和监督单位。
8.2.13 区调负责分析电网无功负荷组成、无功出力、无功补偿设备的运行及电压质量情况，发现问题及时采取措施解决。每季度应进行一次综合分析，计算出电网电压监测点电压合格率、电容器的高峰投入率，并向公司总工程师汇报。
自备电厂应按照逆调压的原则，根据电压情况，自行调整发电机无功出力，满足电网调压和本厂电压要求。在上下午高峰负荷时间，发电机无功功率应尽量多发，直至不再从电网输入无功功率；在夜间低谷负荷时间，发电机无功功率应尽量少发，直至本厂电压达到允许最低值。经调整不能保证供电电压时，报值班调度员处理。
9 倒闸操作管理
9.1 总则
9.1.1 电网内电气设备的倒闸操作，按调度范围实行分级管理。
9.1.2 调度范围内的设备，未经本级值班调度员的同意，不得擅自改变其运行方式（现场规程中有规定的除外）。
9.1.3 操作票由一名值班调度员填写时，应经另一名值班调度员审查。操作过程中需要修改操作票时，也应经同值审核无误后才能继续执行。
9.1.4 填写操作票前应做到：
9.1.4.1 了解检修工作申请票工作内容，明确操作目的；
9.1.4.2 了解检修工作申请票停电范围，明确操作要求；
9.1.4.3 了解检修运行方式安排，明确注意事项。认真分析厂站负荷，合理安排检修运行方式，避免因检修过负荷；
9.1.4.4 了解继电保护细则，明确继电保护要求。采用特殊运行方式，或检修运行方式的变化超出年度运行方式和继电保护细则规定的范围时，还须经过运行方式或继电保护专业会签，并按有关运行方式通知单执行；
9.1.4.5 了解厂站结线，认真与现场核对运行方式，明确现场结线的特点和设备现状。当有疑问或发现矛盾时，应与有关人员研究处理。
9.1.5 操作票管理标准:
9.1.5.1 可以由计算机直接生成，也可用钢笔填写，但应做到字迹清楚、工整；
9.1.5.2 按预定格式填写；
9.1.5.3 统一编号，顺序使用；
9.1.5.4 遇有配合工作时，注明“注意与XXX配合”；
9.1.5.5 操作步骤正确、完整，并按操作步骤顺序填写，不漏项、越项；
9.1.5.6 一行只能写一步操作；
9.1.5.7 一项操作任务需要书写多页时，须注明转页号、接页号；
9.1.5.8 使用规定的调度术语填写，使用综合命令要规范；
9.1.5.9 手工填写操作票时出现笔误，应用“=”线将笔误处划掉，继续填写。不准在笔误处涂改，或使用涂改液覆盖；
9.1.5.10 某项操作未能执行，应用“（）”号括上，并加盖“此项作废”章；
9.1.5.11 执行完毕后，在紧靠最后一步操作的下面一行空白处盖“已执行”章；
9.1.5.12 未执行的操作票一律加盖“作废”章，严禁自行销毁。
9.1.6 电网正常倒闸操作，应尽量避免在下列情况时进行：
9.1.6.1 值班调度员交接班时；
9.1.6.2 电网高峰负荷时；
9.1.6.3 联络线潮流超过稳定极限时；
9.1.6.4 电网发生事故时；
9.1.6.5 该地区重要用户有重要任务时；
9.1.6.6 该地区出现雷雨、大风、大雾、冰雹等恶劣天气时。
9.1.7 区调调度范围内电气设备的倒闸操作一般使用综合命令。但对以下情况使用逐项令：9.1.7.1 对用户变电站使用逐项令；
9.1.7.2 新设备投入，启动时第一次操作使用逐项令；
9.1.7.3 事故处理以及其他较为特殊的操作，调度员认为有必要下达逐项令时；
9.1.7.4 凡不符合综合命令术语既定含义的操作，不能使用综合命令时，一律使用逐项令；
9.1.7.5 其他区调认为应使用逐项令的操作。
9.1.8 发电厂、变电站值班人员在接到区调以综合命令术语形式下达的操作任务后，应将综合命令进行分解，对照典型操作票，根据现场规程、设备情况填写具体倒闸操作票。