四川省技术规程（精选6篇）
四川省技术规程 第1篇
四川省人民政府办公厅关于 印发《四川省第二次土地 调查实施方案》的通知
川办函［2007］239号 二○○七年八月三十一日
《四川省第二次土地调查实施方案》（以下简称实施方案）已经省政府第二次全国土地调查领导小组第一次全体会议审议通过并报全国土地调查办审核批准，现予印发，请认真组织实施。
四川省第二次土地调查实施方案
根据《国务院关于开展第二次全国土地调查的通知》（国发〔2006〕38号）和《四川省人民政府关于开展第二次全省土地调查的通知》（川府发〔2007〕20号）的要求，为保证我省第二次土地调查（以下简称“全省土地调查”）的顺利开展，依据国务院部署的《第二次全国土地调查总体方案》和《第二次全国土地调查实施方案》制订本实施方案。
一、主要任务
按照国家制定的统一技术标准，全面查清全省土地利用状况，直接掌握真实准确的各类土地数据。
（一）农村土地调查。
1.农村土地利用现状调查。以县（市、区）为基本单位，以正射影像图为基础，按照统一的土地调查技术标准，实地调查全省城镇以外每块土地的地类、位置、范围、面积、分布等利用状况，查清全省耕地、园地、草地、林地、村庄等各类土地的分布和利用现状。
2.农村土地权属调查。调查农村集体土地所有权和公路、铁路、河流以及农、林、牧、渔场（含部队、劳改农场使用的土地）等国有土地的使用权状况。充分利用已有土地调查成果开展农村集体土地所有权登记发证工作。
（二）城镇土地调查。依据地籍调查技术规程，充分利用已有地籍调查成果调查城市、县城所在地建制镇内部每宗土地的界址、范围、界线、地类和面积等利用状况以及土地的所有权和使用权状况。对县城以下建制镇，可采用抽样统计方法，统计汇总出各类用地面积。
（三）基本农田调查。由县（市、区）组织，依据本地区的土地利用总体规划，按照基本农田保护区（块）划定和依法调整的资料，将基本农田保护地块（区块）落实至土地利用现状图上，统计汇总出各级行政区域内基本农田的分布、面积、地类等状况并登记造册。
（四）专项用地统计调查。在农村土地调查和城镇土地调查基础上收集利用有关资料，统计工业、基础设施、金融商业服务、开发园区和房地产等用地的利用状况。
（五）省、市、县三级土地调查数据库建设。
1.建立省、市、县三级土地调查数据库。按照土地调查数据库建设标准，以县（区、市）为单位组织开展集影像、图形、地类、面积和权属于一体的土地调查数据库建设，对影像、土地利用现状、土地权属和基本农田等数据进行管理；以市（州）为单位，结合市级管理模式，整合县级土地调查数据库，建设市级土地调查数据库；省对市、县两级土地调查数据库全面整合，建立省级土地调查数据库，满足省级国土资源管理对土地基础数据的要求。实现国家、省、市、县四级数据库之间的数据上传、接收、交换、备份、更新维护和日常应用。
2.建立市、县地籍信息系统。各市、县按照地籍信息系统建设有关技术标准和要求组织建立地籍信息系统，对城镇土地调查的图形数据、宗地属性以及各种表、卡、册等数据信息进行集中管理并提供编辑录入、查询统计、日常变更、制图输出、登记发证以及办公流程等管理功能，满足日常业务和管理需求。
（六）统一时点变更及成果汇总。
1.通过土地变更调查，将调查成果统一到2009年10月31日同一时点。
2.数据汇总。在土地调查数据库的基础上逐级汇总各级行政区内的各类土地调查数据以及基本农田和城镇建设用地等数据，形成全省各级行政区内的综合及专题调查汇总成果。
3.图件编制。利用数据库管理和计算机辅助制图等技术对全省土地调查图形数据进行整理缩编，编制省、市、县三级系列土地利用图件、图集和各种专题图件（集）等。
4.成果分析。根据土地调查成果，结合相关资料信息开展土地利用状况分析。对耕地、基本农田等各类土地的数量、分布、利用结构及其变化状况进行综合分析，评判土地利用的集约节约程度，预测变化趋势，为科学合理利用、节约集约利用土地提出建议。根据土地调查及分析结果，编制全省各级土地调查报告。
为保持调查成果现势性，按国家统一部署，调查结束后，每年进行一次土地变更调查工作，对土地利用变化状况进行全面调查，及时汇总调查成果。全省建立土地利用动态遥感监测制度，运用航空航天遥感等高新技术手段定期对城市等重点地区和耕地、基本农田、建设用地等重点地类进行变化监测，周期性覆盖全省，及时检查各地变更调查工作情况并利用监测成果积极做好调查成果维护和应用工作。
二、技术方法
（一）以航空航天遥感影像为主要信息源。农村土地调查充分应用航空航天遥感技术手段，及时获取客观现势的地面影像作为调查的主要信息源。采用多平台、多波段、多信息源的遥感影像，包括航空航天获取的光学及雷达数据；采用基于DEM和GPS控制点的微分纠正技术，提高影像的正射纠正几何精度；采用星历参数和物理成像模型相结合的卫星影像定位技术和基于差分GPS/IMU的航空摄影技术，实现对无控制点或稀少控制点地区的影像纠正。
（二）采用内外业相结合的调查方法。农村土地调查以正射影像图作为调查基础底图，充分利用现有资料实地对每一块土地的地类、权属等情况进行调查并详细记录，绘制相应图件，填写外业调查记录表，确保每一地块的地类、权属等现状信息详细、准确、可靠。以外业调绘图件为基础，采用目视解译与计算机自动识别相结合的信息提取技术，对每一地块的形状、范围、位置进行数字化，准确获取每一块土地的界线、范围、面积等土地利用信息。
城镇土地调查充分运用全球定位系统、全站仪等现代化测量手段，开展大比例尺权属调查及地籍测量，准确确定每宗土地的位置、界址、权属等信息。
（三）基于统一标准的土地调查数据库建设方法。系统整理外业调查记录，按照国家统一的土地调查数据库标准和技术规范，逐图斑、宗地录入调查记录并对土地利用的
图形数据和属性数据进行联结，形成集图形、影像、属性、文档为一体的土地调查数据库。
以地理信息系统为图形平台，以大型关系型数据库为后台管理数据库，存储各类土地调查成果数据，实现对土地利用的图形、影像、属性等空间数据及其他非空间数据的一体化管理，借助网络技术，采用集中式与分布式相结合方式有效存储与管理土地调查数据。考虑到土地变更调查需求，采用多时序空间数据管理技术，实现对土地调查数据的历史回溯。采用数据库优化技术，提高数据查询、统计、分析的运行效率。全省以市（州）为单位，统一应用通过国土资源部测评的第二次土地调查数据库应用软件。
（四）基于网络的信息共享及社会化服务技术方法。借助现有的国土资源信息网络框架，采用现代网络技术建立先进、高速、大容量的全省土地利用信息管理、更新的网络体系，按照“省—市—县”三级结构分级实施，实现各级互联和数据的及时交换与传输，为国土资源日常管理提供信息支撑，为各相关部门和社会提供土地基础信息和应用服务。
（五）土地调查的比例尺与坐标系。按国家提供的基础图件，全省农村土地调查以1∶10000比例尺为主。除甘孜、阿坝和凉山三州部分县按1∶50000比例尺外，其余地区按1∶10000或更大比例尺开展农村土地调查。
在城市和县城所在地的建制镇等城镇范围内开展大比例尺调查。全省城市、建制镇、开发区等城镇土地调查采用1∶500比例尺。
农村土地调查坐标系采用“1980西安坐标系”，城镇土地调查坐标系由各地确定。
三、主要成果
通过开展全省土地调查工作，全面获取覆盖全省的土地利用现状信息和土地权属信息，形成一系列不同尺度的土地调查成果。具体成果主要包括：数据成果、图件成果、相关文字成果、土地数据库成果等。
（一）数据成果。
1.各类土地面积数据； 2.基本农田面积数据；
3.不同坡度等级的耕地面积数据； 4.田坎系数测算及应用成果； 5.城镇土地利用分类面积数据； 6.各类土地的权属信息数据。
（二）图件成果。
1.土地利用现状图件； 2.基本农田分布图件； 3.城镇土地利用现状图件； 4.土地调查图集；
5.图幅理论面积与控制面积结合图表。
（三）文字成果。1.综合报告。
（1）土地调查工作报告；（2）土地调查技术报告；（3）土地调查成果分析报告。2.专题报告。
（1）基本农田状况分析报告；（2）城镇土地利用状况分析报告；
（3）专项用地统计调查分析报告。
（四）数据库成果。
1.农村土地调查数据库及管理系统； 2.城镇土地调查数据库及管理系统。
四、组织实施
（一）进度安排。2007年7月1日全面启动调查工作，在国家提供的调查基础资料后，用两年半时间全面完成全省土地调查工作。具体安排如下：
1.2007年7月至2009年6月开展农村土地调查，逐地块查清全省城镇以外农村土地的位置、类型、面积、分布等利用状况，查清农村土地权属状况。
2.在现有工作基础上开展城镇土地调查，2009年底完成全省城市、县城所在地建制镇的城镇土地调查。
3.2009年底在农村土地调查和城镇土地调查的基础上，通过调查汇总统计分析，查清工业、基础设施、金融商业服务、开发园区和房地产等用地的分布和利用状况。
4.2009年底完成基本农田的上图、登记造册，查清全省基本农田的数量、分布和保护状况。
5.2009年底完成包括土地利用现状数据、基本农田数据和城镇调查数据的省、市、县三级土地调查数据库及管理系统的建设，逐级提交数据库成果。
6.通过变更调查，将土地调查成果统一到2009年10月31日同一时点，逐级汇总土地调查成果。同时建立全省土地资源变化信息的调查统计、及时监测与快速更新机制。
（二）组织实施。
1.全省土地调查的组织领导。
（1）建立机构，加强领导。各级人民政府要加强对全省土地调查工作的组织领导。各级人民政府是土地调查工作的第一责任人，省、市（州）、县（市、区）三级政府逐级签订土地调查责任书并列入各级人民政府目标管理责任体系，作为重要的考评内容。
省政府已成立省第二次全国土地调查领导小组，各级要成立以政府分管领导为组长的土地调查领导小组，成员单位应包括发展改革、经济、监察、民政、财政、人事、国土资源、建设、水利、林业、农业、环保、统计、测绘、政府督办室等部门，各成员单位要密切配合。对调查工作中遇到的困难和问题要及时采取措施切实予以解决，其中涉及调查业务指导和检查方面的工作由各级国土资源部门牵头负责；涉及调查经费和物资保障方面的工作由各级发展改革委和财政部门负责；涉及民政勘界、城镇建设、水利、林业、基本农田和农用地、环保、基础测绘成果等资料由各级民政、建设、水利、林业、农业、环保、测绘等部门负责协助提供；涉及数据统计和分析方面的工作，由各级国土资源管理部门与统计部门负责处理。其他有关部门要各司其职、各负其责、通力协作、密切配合。各级国土资源管理部门要做好调查工作的具体业务和日常管理事务。各地可根据需要成立调查技术专家组，对调查中遇到重大技术问题进行研究解决。
（2）强化责任，督查督办。省第二次全国土地调查领导小组将组织督查组对工作启动、外业调查、内业建库等阶段工作情况进行督促检查，确保各项工作落实到位。市（州）、县（市、区）人民政府的调查领导小组也要对调查工作全过程进行不定期督查督办，确保调查工作顺利进行。
（3）严格把关，确保质量。全省土地调查要严格执行成果核查和检查验收制度。充分利用遥感、全球定位系统、地理信息系统和计算机技术对调查成果进行内外业核查，核查通过后方可申请检查验收。实行分阶段检查验收制度，凡是上阶段达不到要求，不向下阶段转进，切实把每个阶段、每个环节的工作做实、做细、做到位。
（4）依法调查，严明纪律。按照《土地调查条例》有关规定依法开展全省土地调查。对土地调查不重视，组织领导不力，工作进度迟缓，调查成果不合格以及调查图数弄虚作假的，省政府将追究有关当事人和当地政府领导的责任并冻结该地区的农用地转用和土地征收审批，直至整改合格。
2.省、市、县调查任务分工。按照国发〔2006〕38号“国家整体控制、地方细化调查、各级优势互补、分级负责实施”的要求，国家统一购置航空航天遥感资料，统一制作调查基础图件，地方负责实施调查工作。省、市、县分工如下：
（1）省承担工作任务。
一是全省土地调查前期工作。包括全省土地调查实施方案、技术规范等制订，对全省市、县实施方案、技术方案的审批，培训教材编写，人员培训、宣传动员、专题研究、专家论证等。
二是全省县级及以上行政境界线与控制面积数据库。按照民政部门勘界成果和国家下达我省省界控制界线和面积确定21个市（州）和181个县（市、区）本次调查行政界线的工作界线，建立全省县级及以上的行政界线及控制面积数据库系统，调查控制界线和控制面积下发各市（州）、县（市、区）开展调查工作。
三是调查基础资料质量检测及动态管理。全省土地调查基础资料动态管理贯穿于整个调查始终，为加强资料日常管理，建设全省基础资料质量检测及动态管理系统。管理内容包括遥感影像资料的存档情况或编程规划（计划）、种类、时相、分辨率、覆盖范围、介质、数据获取途径、数据处理程度、质量检测、数据下发、数据动态替换情况、数据备份、调查完成进度和影像数据元数据等。
四是调查试点工作。为顺利开展全省土地调查工作，探索适应全省不同类型调查区适当的技术路线、方法，积累经验，分类开展全省土地调查试点工作。
五是田坎系数测算及应用。为确保耕地数据的真实准确，全省农村土地调查田坎系数由省制订方案，统一组织测算并下发各市（州）、县（市、区）应用。
六是坡度图制作。耕地坡度分级是衡量耕地质量和数量的主要指标，是制定耕地保护和生态退耕政策的主要依据。省统一利用DEM完成全省坡度图制作并下发各市、县应用。
七是省级农村土地调查数据库及管理系统建设。指导市、县农村土地调查数据库建设，对市（州）、县（市、区）数据库建设检查与验收，建设省级土地调查数据库和省级土地调查数据中心。
八是成果核查。成果核查是确保数据真实准确最重要的技术手段和工作程序。由省统一组织全省的农村土地调查成果、基本农田调查成果、城镇土地调查成果和开发区调查成果的核查工作，包括：全面检查农村土地调查数据库中图斑、线状地物与DOM一致性和基本农田数据；外业抽查不一致图斑、线状地物和补测地物、土地权属界线。核查城镇和开发区权属调查、地籍测量和数据库建设。
九是检查验收工作。负责组织对市（州）、县（市、区）调查成果检查验收。十是省级成果汇总。在市（州）、县（市、区）调查成果汇总的基础上开展全省调查成果汇总，撰写系列报告、专著，编制图件，开展成果应用专题研究。
十一是组织实施等其他工作。负责省土地调查办公室日常工作、技术指导、省本级项目招投标。负责市县项目招投标和项目监督检查的管理。负责宣传培训、调查队伍资质及技术人员资格审查、总结表彰（包括调查成果奖评审），协助国家对县级调查成果的核查确认等有关实施保障工作。
（2）市（州）承担工作任务。
一是调查试点工作。每个市（州）安排1—2个县（市、区）作为土地调查试点单位，为全市（州）土地调查工作全面开展积累经验。
二是市（州）级成果汇总及数据库建设。在县（市、区）调查成果汇总基础上开展全市调查成果汇总，撰写报告、编制图件，开展成果应用专题研究；县级接边和数据汇总工作，1∶10000→1∶50000→1∶100000→1∶250000土地利用数据缩编处理，建设市级农村土地调查数据库及管理系统。
三是城镇土地调查工作。负责市中心城区与市级工业集中发展区的城镇土地调查和地籍数据库建设。
四是市辖区内的国家级、省级开发区调查。开发区调查在城镇土地调查和农村土地调查的基础上开展，内容包括开发区各类产业用地面积、空间布局和结构，土地利用强度、集约度等并制作开发区土地利用挂图。
五是组织实施等其他工作。负责市（州）土地调查办公室日常工作、技术指导、县级调查成果的初检、市本级项目招投标、宣传培训、总结表彰、协助国家和省对县级调查成果的核查确认等有关实施保障工作。
（3）县（市、区）承担工作任务。
一是农村土地调查。开展农村土地利用现状调查，查清土地利用现状和分布情况；开展农村土地权属调查，调查农民集体土地所有权以及调查农、林、牧、渔场等国有土地使用权状况；确定耕地图斑的坡度级；建设农村土地调查数据库。
二是基本农田调查。在农村土地调查基础上依据基本农田划定、依法调整的资料开展基本农田调查，将基本农田地块（区块）落实到土地利用现状图上，建设基本农田数据库。
三是城镇土地调查。开展县城所在地建制镇及县级工业集中发展区的城镇土地调查并建设城镇土地调查数据库；市、县根据需要可同时组织完成其他建制镇和村庄内部的地籍调查或采用抽样统计方法，统计汇总出各类用地面积。
四是县（市、区）级成果汇总。在完成调查成果基础上开展全县调查成果汇总，撰写报告、编制图件，开展成果应用工作。
五是组织实施等其他工作。负责县（市、区）土地调查办公室日常工作、调查成果的自检、组织项目招投标和项目监督检查、宣传培训、总结表彰、协助国家和省对县级调查成果的核查确认等有关实施保障工作。
3.保障措施。全省土地调查时间紧，任务重，技术难度高，经费支出大，为保证调查工作顺利开展，按时保质保量完成，要从政策、技术、机制和经费等方面制订切实可行、充分有效的保障措施。
（1）政策保障。全省土地调查成果将作为核定各地实际耕地保有量、基本农田保护状况、新增建设用地数量、建设用地总量、农用地转用和土地征收、土地利用总体规划修编、土地开发整理复垦、土地登记等各项土地管理工作的基础依据。
未按期完成调查任务的地区，省将暂停其土地征收、农用地转用、土地利用总体规划修编、土地开发整理复垦审批等工作。
（2）技术保障。
一是省土地调查办根据《第二次全国土地调查技术规程》制定符合我省实际的《四川省第二次土地调查技术规范》、《四川省第二次土地调查成果汇交办法》、《四川省第二次土地调查成果核查及检查验收办法》、《四川省第二次土地调查项目招投标办法》指导全省土地调查工作开展。
二是全省土地调查将充分利用航天航空遥感、地理信息系统、全球卫星定位和数据库及网络通讯等技术，形成集信息获取、处理、存储、传输、分析和应用服务为一体的、内外业相结合的土地调查技术流程，建立互连互通的 “省—市—县”三级土地调查数据库，提高调查工作的质量、效率和信息化服务水平。
三是建立四川省土地调查单位目录登记制度，参加调查工作的技术人员应参加培训且考试合格，承担调查任务的队伍应通过资质审查。
（3）机制保障。
一是项目招投标及项目监督检查制度。有条件的地区引入竞争机制，按照“公平、公正、公开”的原则，以县（市、区）为单位，以土地调查项目为单元，实行项目招投标管理制度，以合同方式约定双方职责、项目任务、成果质量、以及项目进展要求、经费支付方式等；推行项目监督检查制度，择优选择技术强、信誉好、质量高的单位为项目监督检查单位，项目监督检查单位全过程跟踪检查项目进展和成果质量。
二是成果核查制度。充分利用遥感、全球定位系统、地理信息系统和计算机技术对调查成果进行内外业核查，确保调查数据真实准确。核查通过后方可申请省级验收。
三是检查验收制度。采用分阶段成果检查制度，每一阶段成果需经检查合格后方可转入下一阶段，保证成果质量。执行分级检查验收制度，包括县级自检、市级初检、省调查办核查和验收。
（4）经费保障。全省土地调查是一项庞大的系统工程，需要投入大量的人力、物力、财力。按国发〔2006〕38号“各级财政部门在调查经费上要给以保证”和川府发〔2006〕20号“由省财政和地方各级财政分级负责并列入相应的财政预算，确保土地调查的专项资金足额到位”的要求，全省各级财政要把土地调查经费作为重点保障项目，确保资金按时足额落实到位。在各级人民政府的领导下，财政、国土资源及相关部门要密切配合，根据土地调查任务和计划安排核定土地调查经费，编制预算，列入相应的财政预算，及时拨付资金，经费来源为新增建设用地有偿使用费和土地出让金等土地收益。同时要加强经费管理，按第二次全国土地调查资金管理办法等有关规定制定具体管理办法，加强经费执行的监督检查。
（三）宣传培训。各级人民政府要通过报纸、电视、广播、网络等媒体和渠道大力宣传土地调查促进我省经济发展和社会进步，促进资源、环境、社会持续和谐健康发展的重要意义，提高全社会对本次调查工作重要性的认识，创造良好的舆论环境。
省第二次全国土地调查领导小组办公室负责对全省国土系统和参加全省土地调查的专业技术队伍的技术人员、管理人员进行土地调查技术、项目管理和质量保障方面的统一培训。市（州）、县（市、区）国土资源管理部门要结合土地调查试点对管理和专业技术人员进行培训。
四川省技术规程 第2篇
第一章
总则
1.1 为加强四川电网调度管理工作，保证电网安全、优质、经济运行，依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《全国互联电网调度管理规程（试行）》、《华中电网调度规程》和有关规程、规定，结合四川电网的具体情况，制定本规程。
1.2 本规程所称电网包括发电、供电(输电、变电、配电)、用电设施和为保证这些设施正常运行所需的继电保护及安全自动装置、计量装置、电力通信设施、电网调度自动化设施等，是一个不可分割的完整系统。
1.3 四川电网实行统一调度、分级管理的原则。各有关单位应协作配合，加强电网调度管理、严守调度纪律、服从调度指挥，以保证电网安全、优质、经济运行。1.4 四川电力调度系统包括四川电网内的各级调度机构和发电厂、变电站的运行值班单位等。四川电网内设立三级调度机构，依次为：省电力公司调度中心，简称省调；地区级电业局(公司)调度中心(局)，简称地调；县级供电局(公司)调度所，简称县调。电网调度机构是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构，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权。各级调度机构在调度业务上是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。调度机构调度管辖范围内的发电厂、变电站的运行值班单位，必须服从该级调度机构的调度。1.5 本规程是四川电网调度管理的基本规程，适用于电网调度运行各相关专业的工作。四川电网内各级调度机构和发电、供电、用电等单位应根据本规程编制本单位的调度规程或现场规程、规定，所颁发的有关规程、规定等，均不得与本规程相抵触。
1.6 四川电网内各级电网管理部门、调度机构和发电、供电、用电等单位的运行、管理人员都必须熟悉和遵守本规程。非电网调度系统人员凡涉及四川电网调度运行的有关活动也必须遵守本规程。
1.7 本规程由四川省电力公司负责修订、解释。
第二章
调度管辖范围及职权
2.1
省调调度管辖范围
2.1.1500kV电网（含500kV站内无功补偿装置）； 2.1.2220kV电网（不含220kV站内主变压器）；
2.1.3电网内装机容量10MW及以上的发电厂及其送出系统； 2.1.4 上级有关部门指定或委托调度的发输变电系统。2.2
省调调度许可范围
2.2.1 运行状态变化对省调调度发电厂有影响的110kV及以下送出设备； 2.2.2 220kV主变压器中性点；
2.2.3 安全自动装置所切供电设备；
2.2.4 在不同220kV厂站间合解电磁环网（转移负荷）操作；
2.2.5 其它运行状态变化对省调调度管辖电网运行影响较大的非省调调度管辖设备或省调委托调度设备。
2.3
地调调度管辖范围
2.3.1 本地区220kV站内主变压器(含站内无功补偿装置)；
2.3.2 本地区110kV及以下电网；
2.3.3 本地区装机容量10MW以下发电厂及其送出系统；
2.3.4 本地区电网与其它地区电网间的110kV联络线由相关调度机构协商调度； 2.3.5上级有关部门指定或委托调度的发输变电系统。2.4
县调的调度管辖范围由地调另行规定。
2.5
各发电厂、变电站的厂（站）用变由各厂（站）自行管辖。
2.6
属上级调度管辖的设备，如因调度手段受限或安全运行的需要，可以委托有条件的下级调度代为调度。
2.7
电网调度运行管理的主要任务
2.7.1 按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电网的发、供、用电设备能力，最大限度地满足用户的用电需要；
2.7.2 按照电网运行的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电能质量指标符合国家规定的标准；
2.7.3按照“公平、公正、公开”的原则，依据有关合同或者协议，维护各方的合法权益； 2.7.4 按电力市场运营规则，负责电力市场的运营管理。2.8 省调的职责和权限
2.8.1 接受国调、网调的调度管理；
2.8.2 负责所辖电网调度运行、继电保护、经营、通信、自动化等专业管理和技术监督； 2.8.3 负责指挥所辖电网的运行、操作和事故处理；
2.8.4 负责电力市场即期交易的组织实施和电力电量的考核结算； 2.8.5 负责指挥所辖电网调频、调峰及调压；
2.8.6 负责组织编制所辖电网年、月、日和特殊运行方式并下达执行及监督、考核； 2.8.7 会同有关部门编制电网事故和超负荷拉闸限电序位表； 2.8.8 负责所辖电网的安全稳定运行管理；
2.8.9 根据水库调度方案，结合电网情况，合理安排水电发电计划，配合水电站的防洪、灌溉、航运和供水工作；
2.8.10 受理并批复新建或改建管辖设备投运申请，编制新设备启动调度方案并组织实施； 2.8.11 参与所辖电网的规划、设计审查和设备选型； 2.8.12 参与签订调度管辖范围内并网电厂（网）、大用户的《购（售）电合同》，负责签订《并网调度协议》；
2.8.13 参与所辖电网事故分析和事故调查；
2.8.14 负责修编所辖电网调度的有关规程和制度，经省电力公司批准后执行； 2.8.15 行使上级和省公司或者国调、网调授予的其它职权。2.9 地调的职责和权限 2.9.1接受省调的调度管理；
2.9.2 负责所辖电网调度运行、继电保护、经营、通信、自动化等专业管理； 2.9.3 负责指挥所辖电网的运行、操作和事故处理； 2.9.4 负责所辖电网电力电量的考核结算； 2.9.5 负责指挥所辖电网调峰及调压；
2.9.6 负责组织编制所辖电网年、月、日和特殊运行方式并下达执行及监督、考核； 2.9.7 会同有关部门编制所辖电网事故和超负荷拉闸限电序位表；
2.9.8 负责所辖电网的安全稳定运行管理，落实省调提出的安全稳定管理措施；按省调下达的方案和要求，负责制定所辖电网低频、低压自动减负荷方案，并负责检查执行情况；
2.9.9 根据水库调度方案，结合电网情况，合理安排水电发电计划，配合水电站的防洪、灌溉、航运和供水工作；
2.9.10 受理并批复新建或改建管辖设备投运申请，编制新设备启动调度方案并组织实施； 2.9.11 参与所辖电网的规划、设计审查和设备选型； 2.9.12 参与签订调度管辖范围内并网电厂（网）、大用户的《购（售）电合同》，负责签订《并网调度协议》；
2.9.13 参与所辖电网事故分析和事故调查；
2.9.14 负责修编所辖电网调度的有关规程和制度，经电业局（公司）批准后执行； 2.9.15 行使上级和本电业局（公司）或者省调授予的其它职权。2.10
县调的职责和权限由相应的地调规定。
第三章
调度管理制度
3.1 各级调度机构的值班调度员在其值班期间为电网运行、操作和事故处理的指挥人，按照批准的调度管辖范围行使指挥权。值班调度员必须按照规定发布调度指令，并对其发布的调度指令的正确性负责。
3.2 下级调度机构的值班调度员及厂站运行值班人员，受上级调度机构值班调度员的调度指挥，接受上级调度机构值班调度员的调度指令。可以接受调度指令的人员为下级调度机构的值班调度员、发电厂值长或电气班长、变电站值班长或正值值班员。有调度联系的单位之间应定期相互报送有权进行调度联系的人员名单。下级调度机构的值班调度员及厂站运行值班人员应对指令执行的正确性负责。
3.3 进行调度业务联系时，必须准确、简明、严肃，正确使用设备双重命名和调度术语，互报单位、姓名。严格执行下令、复诵、监护、录音、记录、汇报和调度图板使用等制度。受令人在接受调度指令时，应主动复诵下令时间和内容并与发令人核对无误后才能执行；指令执行完毕后应立即向发令人汇报执行情况和执行完成时间，值班调度员应复诵报告内容，以“执行完成时间”确认指令已执行完毕，并及时更改模拟图板。值班调度员在下达调度指令、接受报告和更改模拟图板时，均应进行监护，并做好录音和记录。
3.4 如下级调度机构值班调度员或厂站运行值班人员认为所接受的调度指令不正确，应立即向发令的值班调度员提出意见，如发令的值班调度员重复其调度指令时，受令人员应迅速执行。如执行该指令确会威胁人员、设备或电网的安全，则受令人员可以拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告给发令的值班调度员，并向本单位领导汇报。
3.5 属调度管辖范围内的任何设备，未经相应调度机构值班调度员的指令，任何单位和个人不得擅自进行操作或改变其运行方式。对危及人身、设备、电网安全的紧急情况，可以按厂站现场规程自行处理，但在改变设备状态后应立即向值班调度员汇报。3.6 属上级调度机构调度许可范围内的设备，下级调度机构和发电厂、变电站只有得到上级调度机构值班调度员的许可后才能进行操作。
3.7 上级调度机构管辖的设备，其运行方式变化对下级调度机构管辖的电网有影响时，上级调度机构值班调度员应在操作前、后或事故后及时向相关调度通报。在紧急或特殊情况下，为保证电网安全稳定，上级调度机构值班调度员可直接（或通过下级调度机构值班调度员）越级向下级调度机构管辖的发电厂、变电站等运行值班单位发布调度指令，但事后应尽快通知有关调度机构。此时，下级调度机构的值班调度员发布的调度指令，不得与上级调度机构值班调度员越级发布的调度指令相抵触。
3.8 任何单位和个人不得非法干预调度系统值班人员下达或执行调度指令，不得无故不执行或延迟执行上级值班调度员的调度指令。值班人员有权利和义务拒绝各种非法干预。
3.9 发供用电单位和调度机构领导人发布的指示，如涉及上级调度机构值班调度员的权限时，必须经上级调度机构值班调度员的许可后才能执行，但在现场事故处理规程内已有规定者除外。
3.10 值班人员接到与上级值班调度员相矛盾的其他指示时，应立即报告上级值班调度员。如上级值班调度员重申他的指令时，值班人员应按上级值班调度员的指令执行。若值班人员不执行或延迟执行上级值班调度员的调度指令，则未执行调度指令的值班人员以及不允许执行或允许不执行调度指令的领导人均应负责。
3.11 上级领导发布的有关调度业务的指示，应通过调度机构负责人（指局（所）长（主任）、总工程师，调度处（科、组）长）或事先规定的人员转达给值班调度员，非上述人员，不得直接要求值班调度员发布任何调度指令。
3.12 当电网运行设备发生异常或者故障情况时，厂站运行值班人员应立即向相关调度机构值班调度员汇报。3.13 在特殊情况下，为保证电能质量和电网安全稳定运行，值班调度员下令限电，下级值班调度员和厂站值班人员应迅速地按指令进行限电，并如实汇报限电情况，对不执行指令或达不到要求限电数量者按违反调度纪律处理。
3.14 当发生无故拒绝执行调度指令、违反调度纪律的行为时，有关调度机构应立即组织调查，提交有关部门依据有关法律、法规和规定处理。3.15 调度系统值班人员需经培训、考核合格方可上岗。
第四章
运行方式的编制和管理
4.1 各级调度机构必须按年、月、日编制所辖电网运行方式。节日、重要保电期间或电网中出现重要设备检修、电网运行方式发生较大改变时，应制订电网特殊运行方式。
4.2 运行方式的编制
4.2.1 运行方式是保证电网正常运行的大纲，应分为上一年电网运行情况分析和本运行方式两部分，包括以下内容：
上电网的运行总结；电网的新（改）建设备投产计划；电网主要设备检修计划；各电厂逐月上网计划；各水电厂水库运行方式；电网正常运行的结线方式；系统丰、枯水期大、小方式时的潮流计算和分析；系统稳定分析及安全约束；电网的无功电压调整和网损管理；电网主干线最大电流；电网厂站最大短路容量；电网安控装置和低频自动减负荷整定方案；运行中出现的主要问题和改进建议。
4.2.2 为了编制好下的运行方式，各有关单位应于每年11月1日前将下的电网的有关资料提供给省调。
4.2.2.1省公司计划、生产、营销、基建等有关部门提供下列资料：
全年新(改)建项目投产计划；省(网)间联络线售（购）电计划；各厂发电计划和购电计划；输变电设备检修计划。
4.2.2.2 各电业局（公司）提供下列资料：
地区分月用电预测；地区现有电网主结线图和地理结线图；输变电设备检修计划。
4.2.2.3 各水电厂提供下列资料：
水库运用计划、来水预测、发电能力预测；发变电设备检修计划；发电机P－Q曲线；机组微增综合特性曲线。4.2.2.4 各火电厂提供下列资料
煤场、油库的有关资料；发变电设备检修计划；发电机P－Q曲线；机组微增特性曲线。
4.3 月度运行方式的编制
4.3.1 月度运行方式包括以下内容：
全网及各地区负荷预计及用电计划；各电厂电量计划；省(网)间联络线购（售）电计划；主要水电厂水库水位控制方式及月末水位；各厂、局的主要设备的试验及对电网运行方式安排的要求；主要供电设备检修计划；主要新（改）建发输变电设备投产计划；其他重要情况说明。
4.3.2 为了编制好下一月份的调度计划，有关部门应于每月的二十日前向省调送交有关资料：
各电业局（公司）次月负荷预计；各厂、局次月的主要设备检修进度表；各电厂可能影响正常运行的特殊事件或情况；各水电厂水情、发电能力预计及水库运行方式、防洪及其它综合利用要求（如最小下泄流量等）；各电厂的其他要求；计划、营销部门提供各地区用电计划分配指标；基建部门送交下一月份新(改)建项目投产时间安排表。
4.4
日方式的编制
4.4.1 日调度计划应包括下列内容：
发电厂机炉运行方式；电网主要设备检修计划；各电厂96点上网计划；省(网)间联络线96点购（售）电计划；各电业局（公司）96点用电负荷计划；主系统结线方式的变更及相应继电保护、安全自动装置的调整要求；预定的重大操作计划；检修方式出现薄弱环节的反事故措施；其他有关注意事项等。
4.4.2 为了编制好次日的日调度计划，有关部门应于每日11时前向省调送交有关资料：
各电业局（公司）次日96点负荷预计；各厂、局次日的设备检修计划；各火电厂的发电能力预计；各电业局（公司）负荷转供计划；各、厂局的主要设备的试验及对电网运行方式安排的要求；各电厂可能影响正常运行的特殊事件或情况；各水电厂前一日及当日实际雨水情及发电出力情况；次日雨水情、发电能力预计及水库水位控制要求、防洪等综合利用要求（如最小下泄流量等）；基建部门应提交次日新（改）建设备的投产计划及对电网运行方式安排的要求；各电厂的其他要求。
4.5
电网特殊运行方式的编制
4.5.1 电网特殊运行方式应包括下列内容：
发电厂机炉运行方式；电网主要设备检修计划；各电厂电力电量计划；省(网)间联络线购（售）电计划；各电业局（公司）用电负荷计划;继电保护、安全自动装置的调整要求；重要联络线稳定限额要求；重要发电厂出力限制要求；重要水电站水库（量）安全调度要求；针对电网薄弱环节的反事故措施；其他有关注意事项等。
4.5.2 为了编制好电网特殊运行方式，有关部门应向省调送交有关资料：
各电业局（公司）负荷预计；各厂、局设备检修计划；各火电厂的发电能力预计；各电业局（公司）负荷转供计划；各电厂可能影响正常运行的特殊事件或情况；各水电厂水情、发电能力预计及水库水位控制要求、防洪要求、最小下泄流量要求；各电厂的其他要求。
4.6 电网运行方式、月度运行方式、特殊保电时期或对电网安全运行有重大影响的电网特殊运行方式由省公司领导批准后执行，并报上级调度机构备案。电网日运行方式和对电网安全运行影响较小的电网特殊运行方式经省调领导批准后执行。
4.7 备用容量安排原则
编制电网运行方式时，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。备用容量采用标准：
4.7.1 负荷备用容量和事故备用容量：应为最大发电负荷的4%－12%，但不小于电网中最大一台机组的容量；
4.7.2 检修备用容量：一般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%。
4.8
各地调应参照上述要求制订本地区电网的年、月、日运行方式和地区电网特殊运行方式。
第五章 设备的检修管理
5.1 省调调度管辖设备的定期检修、试验必须纳入设备检修计划，检修计划分、季度、月度及日计划。
5.2 设备检修原则
5.2.1 设备检修的工期与间隔应符合国家有关的检修规程规定； 5.2.2 发输变电设备的检修安排应根据四川电网的特点，水电机组检修主要安排在枯水期进行、火电机组检修尽量安排在平水期及丰水期前后进行；
5.2.3 设备检修应做到相互配合，即发电和输变电、主机和辅机、一次和二次设备之间相互配合，避免重复停电。
5.3
省调负责对其调度管辖设备检修的安排及考核。
5.4
设备的检修分为计划检修（包括节日检修）和非计划检修（包括临时检修和事故检修）。
计划检修是指纳入、季度、月度有计划进行的检修、维护、试验等；
非计划检修是指因设备缺陷、设备故障、事故后设备检查等临时或事故性的检修。
5.5
计划检修管理
5.5.1计划检修：每年11月底以前，由发电厂、电业局（公司）负责编制下一的设备检修计划报送省调，省调统一平衡后下达执行。与省调管辖设备相关的各电厂、电业局（公司）的下一设备检修计划在每年12月10日前报省调备案，省调可在必要时对有关内容进行调整；
5.5.2季度计划检修：每季度末月的20日前，由发电厂、电业局（公司）负责编制下一季度的设备检修计划报送省调，省调根据检修计划，会同各相关单位统一协调、平衡后下达执行；
5.5.3月度计划检修：省调根据管辖设备的、季度检修计划和电网情况，协调有关方面制定月度检修计划，于每月25日前随月调度计划下达；
5.5.4 省调在安排检修计划时，同等情况下优先安排先提出申请的单位，逾期未报送检修申请的，省调有权推迟或不予安排；
5.5.5已纳入月度计划的检修申请需至少在检修开工前1日的上午向省调提出设备检修申
请，省调于当日下午15时前批准或许可，遇周末或节假日相应提前申请和批复；
5.5.6 节日或重大保电时期计划检修：各发电厂、电业局（公司）应在保电时期前5日将设备检修计划报省调，经平衡后省调于保电时期前2日正式批复下达；
5.5.7 计划检修申请应逐级报送到省调，省调的批复意见逐级通知到检修单位，检修工作内容必须同检修票项目一致；
5.5.8 计划检修因故不能按批准或许可的时间开工，应在设备预计停运前6小时报告省调
值班调度员。计划检修在原批准工期内不能完成者，可在工期过半前向省调申请办 6 理一次延期手续，遇节假日应提前申请；
5.5.9 计划检修确定后，除不可抗力影响外，不予改变工期，如因电网原因引起的变动，省调应重新安排合理的计划时间；
5.5.10 对系统运行方式影响较大的设备检修，应编制相应的电网特殊运行方式，并报主管领导批准。
5.6
非计划检修规定
5.6.1 非计划检修一般应按计划检修规定办理，如急需处理，可以向调度管辖该设备的值班调度员申请，值班调度员有权批准下列非计划检修：
5.6.1.1 设备异常需紧急处理以及设备故障停运后的紧急抢修；
5.6.1.2 在当值时间内可以完工的与已批准的计划检修相配合的检修； 5.6.1.3 在当值时间内可以完工且对电网运行不会造成较大影响的检修。
5.6.2 非计划检修其运行方式超出运行规定的需经有关专业人员同意方可进行。
5.6.3 非计划检修即使在设备停运或工作已开始后，如当日内不能完工，设备运行单位也应及时向省调补办设备停电检修申请书。
5.7
检修申请内容包括：检修单位、检修性质、检修设备名称、主要检修项目、设备停电范围、检修起止时间、对运行方式和继电保护的要求以及其他注意事项等。
5.8
凡变更原接线方式或设备，应填写《系统设备异动执行报告》，将改变前、后的接线图及变更设备资料随同“设备检修申请书”一起报送省调并经省调相关处室批复。凡异动后在复电时有核相、冲击合闸、带负荷检验和做与系统有关的试验等要求的，在申请检修的同时，应在申请书中明确提出。
5.9
凡在省调调度管辖的设备上进行重大试验（如：大型机组甩负荷、机组失磁试验、系统性试验、电容器投切试验、AGC试验等），设备运行单位应在试验前7日向省调提出申请和试验方案，经省调同意后方能进行。
5.10
省调调度管辖的设备上进行带电作业时，作业单位应事先向省调当值调度员提出
电话申请并向调度员明确指出：是否需要控制负荷、是否停用重合闸、事故跳闸是否可以强送电或其他要求。
省调值班调度员有权批准在当日完工的带电作业。
5.11 省调调度管辖范围内设备的继电保护、安全自动装置、故障录波器以及通信、自动化等设备的停运、试验、检修或其他改进工作应与一次设备同样按规定办理申请手续。
5.12 凡基建施工需要对省调调度管辖的发输变电设备停电、退出备用、降低出力或改变运行方式的应由施工单位向设备运行单位提出申请，再由设备运行单位按规定向省调提出申请。
5.13 非省调调度管辖范围内的设备检修、试验或运行方式改变影响省调调度管辖范围内的电厂出力、线路潮流、继电保护、通信、自动化信息传送的应得到省调许可，并在操作前告知省调当值调度员。
5.14 设备检修前，应经设备运行主管部门同意再向调度机构申请。5.1
5已批准的检修申请在设备停运或退出备用前，需得到省调值班调度员的命令或许可，检修工作也必须在省调值班调度员直接向厂站运行值班人员或下级调度值班人员下达开工令后方可开工。
5.16 严禁未经批准擅自在已停电或备用的设备上进行工作。5.17
设备的检修时间 5.17.1 发电设备检修时间的计算是以设备停运或退出备用时开始，到设备按调度要求转为运行或备用时止，设备停运和转运行或备用所进行的一切操作（包括起动、试验以 7 及投运后的试运行时间）均计算在检修时间内；
5.17.2 输变电设备的检修时间是以设备停运并做好安全措施后，值班调度员下达开工令时起，到值班调度员接到检修工作全部结束，现场安全措施全部拆除，可以恢复
送电的报告时止。
5．18 值班调度员在许可输电线路和其它设备上进行检修工作或恢复送电时，应遵守《电业安全工作规程》中的有关规定，严禁“约时”停、送电，严禁“约时”挂、拆接地线和“约时”开始、结束检修工作；电气设备停电检修，必须使所有电源侧有明显的断开点，线路停电检修时，应拉开各侧开关、刀闸，合上各侧接地刀闸，才能下达允许开工令；确认检修工作全部结束，现场安全措施全部拆除，检修人员全部离开现场后，才能开始对线路复电。
5．19
输电线路的停电检修，该线路各端的安全措施由值班调度员负责命令厂、站运行值班人员执行，线路工作现场的安全措施，在允许开工后由检修工作班自理，工作结束后应自行拆除，再办理竣工手续。
5．20 发电厂、变电站内部电气设备停电检修的安全措施由设备所在单位自行负责(不包括线路停电的安全措施)，工作结束后应自行拆除，开关、刀闸设备均应处于拉开位置，再办理竣工手续。
第六章 新建和改(扩)建设备加入系统运行的调度管理
6.1
凡新建、扩建和改建的发输变电设备（统称新设备）需接入系统，该工程的业主必须在新设备投运前90日向调度机构提供调度、方式、保护、通信、自动化等专业所需要的相关资料。
6.2
调度机构收到资料后，进行有关的计算、设备命名编号和调度管辖范围划分等，并于新设备投运前60日向有关单位提供相关资料。
6.3
新设备投入运行前30日，由设备运行单位按《新设备加入系统运行申请书》的要求向调度机构提出申请，申请书一式三份，并确认下列内容：
投产设备名称及启动投产设备范围；预定启动日期和启动计划；启动运行负责人，接受调度命令人员名单；待投产设备经相关单位验收合格、并具备启动带电条件。
6.4
调度机构接到申请后，应在启动投产前10日批复。6.5
新设备投运前必须具备下列条件，否则调度机构有权不受理或批准新设备加入系统运行的申请
6.5.1 设备验收工作已结束，质量符合安全运行要求，有关运行单位向调度机构已提出新设备投运申请并经批准；
6.5.2 申请并网发电机组经过并网安全性评价，影响电网稳定的发电机励磁调节器（包括PSS功能）、调速器、安全自动装置、以及涉及电网安全运行的继电保护等技术性能参数应达到有关国家及行业标准要求，其技术规范应满足所接入电网要求；
6.5.3 所需资料已齐全，参数测量工作已结束，并报送有关单位（如需要在投运过程中测量参数者，应在投运申请中说明）；
6.5.4 投产设备已调试合格，按调度规定完成现场设备和模拟图板命名编号，继电保护和安全自动装置已按给定的定值整定；
6.5.5 与有关调度机构已签定并网调度协议；
6.5.6 调度通信、自动化设备投产手续完备，安装调试完毕；
6.5.7
生产准备工作已就绪(包括运行人员的培训、厂站规程和制度已完备、运行人员对 8 设备和启动试验方案及相应调度方案的熟悉等)；
6.5.8
相关厂、站及设备具备启动带电条件； 6.5.9
启动试验方案和相应调度方案已获批准； 6.5.10 启动委员会同意投产。
6.6
新设备投产前，相关单位应提前90日向调度机构报送新设备投产计划，调度机构根据电网实际运行情况安排、平衡。
6.7
新设备投产只有得到值班调度员的命令或征得其许可后方能投入系统运行。值班调度员必须得到启动委员会的许可后才能进行启动。
6.8
投产设备自值班调度员接到启动委员会的许可后，其运行方式的改变、试验等必须要有值班调度员的指令或许可，投产设备试运行结束并移交给运行单位后即按调度规程的规定对设备进行调度管理。
第七章
有功功率调度管理及频率调整
7.1
发电厂必须按照值班调度员下达的调度指令运行，根据调度指令开停机炉、调整功率、维持备用容量，不允许以任何借口不执行或者拖延执行调度指令。当发电厂因故不能使其负荷与调度指令相符时，应立即报告值班调度员。
7.2 担任电网频率和联络线潮流调整任务的发电厂应按调度机构下达的控制要求进行调整，当发电厂设备已达到规定的调节范围，或线路输送容量已达规定的限值等而不能调整时，应及时报告值班调度员。
7.3
值班调度员根据电网运行情况，可以按照有关规定调整本调度机构下达的日发电、供电调度计划并下达执行。
7.4
电网频率的标准是50Hz，正常控制偏差不得超过±0.2Hz，在AGC投运情况下，电网频率按50±0.1Hz控制。电网内所有发电厂均应监视频率。省调值班调度员可根据电网实际需要临时指定发电厂负责调整频率。
7.5 当川渝电网与华中主网联网运行时，电网的频率调整和川渝－华中联络线潮流的控制方式按国调、网调下达的有关联网运行的规定执行。
7.6 当川渝电网与华中主网解网运行时，电网频率的调整由四川省调值班调度员统一
指挥，调频厂值长负责调整。
7.7 在电网发生发电出力不足的情况下,各单位必须严格按计划用电。调度机构可以对
超计划使用电力或者电量的单位实施限电，由此产生的后果由超计划使用电力或者电量的单位负责。
7.8
各级调度机构应会同有关部门编制事故及超计划用电拉闸限电序位表，报本级政府主管部门批准后执行。如果自报送之日起，三十日内没有批复，调度机构即可按上报的序位表执行。
7.9
对于未列入超计划用电限电序位表的超用电单位，值班调度员应当予以警告，责令其在十五分钟内自行限电，届时未自行限至计划值者，值班调度员可以对其发布限电指令，当超计划用电威胁电网安全运行时，可以部分或者全部暂时停止对其供电。
第八章 无功功率调度管理及电压调整
8.1
无功电压调度管理要求
8.1.1
电网中的无功功率原则上应实行分层、分区、就地平衡，避免长距离输送；
8.1.2 四川电网的无功电压调度管理按调度管辖范围分级负责：省调负责220kV及以上所有发电厂和变电站的无功电压调度管理，地调负责所辖范围内110kV及以下各厂站的无功电压调度管理，各级调度机构应做好所辖电网的无功功率平衡工作；
8.1.3 各级调度机构应在所辖范围内设置电压控制、监测、考核点。220kV及以上电网的电压控制、监测、考核点由省调设置并报网调批准。地调设置所辖范围内的电压控制、监测、考核点并报省电力公司批准和省调备案；
8.1.各级电网的电压控制、监测、考核曲线，由相应调度机构按丰枯季节编制下达执行并报上一级调度机构备案。电压曲线的编制，应符合《电力系统电压和无功技术导则》、《电力系统电压和无功电力管理条例》和《电压质量和无功电力管理规定》的有关要求；
8.1.5
并入四川电网的各发电厂必须具备《电力系统电压和无功技术导则》规定的进相运行能力，并经调度认可的进相运行试验后，确定机组的实际可用进相范围。
8.2
无功电压的正常运行与调整
8.2.1
各发电厂的运行值班人员，应按照调度机构下达的电压曲线要求，监视和调整电压，将运行电压控制在允许的偏差范围之内。原则上应采用逆调压方法调整母线运行电压：
8.2.1.1 高峰负荷时，应按发电机P－Q曲线的规定限额，增加发电机无功出力，使母线电压逼近电压曲线上限运行，必要时可采用降低有功出力增加无功出力的措施；
8.2.1.2 低谷负荷时，应降低发电机无功出力，具有进相能力的机组应按需采用进相运行方式，使母线电压逼近电压曲线下限运行；
8.2.1.3平段负荷时，应合理调节机组无功出力，使母线电压运行在电压曲线的中间值； 8.2.1.4 当发电机无功出力调整达到极限后，如母线电压仍不能满足电压曲线的要求，应及时报告值班调度员。
8.2.2 各变电站的运行值班人员，应认真监视运行电压，当运行电压超出电压曲线规定范围时，应及时进行调整，无调整手段的变电站应及时报告值班调度员。装有无功补偿设备的变电站，应根据运行电压情况及时投切无功补偿设备，原则上应采用逆调压方法进行：
8.2.2.1 高峰负荷电压偏低运行时，应投入无功补偿电容器，切除无功补偿电抗器，提高母线运行电压；
8.2.2.2 低谷负荷电压偏高运行时, 应切除无功补偿电容器，投入无功补偿电抗器，降低母线运行电压；
8.2.2.3 当无功补偿设备已全部投入或切除后，电压仍不能满足要求时，可自行调整有载调压变压器电压分接头运行档位，如电压还不能满足要求，应及时报告值班调度员；
8.2.2.4 各变电站装设的电压无功自动控制装置（VQC），由管辖该装置的调度机构下达运行定值，装置的投、退须经调度批准。
8.2.3各厂站变压器分接头档位的运行调整 8.2.3.1无载调压变压器的电压分接头，由各级调度机构从保证电压质量和降低电能损耗的要求出发，规定其运行档位，未经直接调度管辖部门同意，不得自行改变；
8.2.3.2装有有载调压变压器的各厂站，必须在充分发挥本厂站无功调整设备（发电机、调相机、补偿电容器、补偿电抗器、静止补偿器等）的调整能力的基础上，才能利用主变压器电压分接头调压，并向值班调度员报告调整后的实际档位和做好调整记录；当220kV变电站220kV母线电压低于200kV、500kV变电站500kV母线电压低于490kV时，调整主变分接头应经省调值班调度员许可；
8.2.4各级值班调度员应监视电压监测点和考核点的电压，当上述母线电压超出允许偏差 10 时，应积极采取措施，充分发挥一切调压手段，确保电压在合格范围内。
8.2.5 在进行电厂和变电站无功电压调整时，各级值班调度员应充分发挥变电站的无功补偿设备的调压作用，尽可能使发电机组留有一定的无功备用容量，以提高发电机组的动态电压支撑作用。
8.2.6 500kV线路的高压电抗器，须随线路的投入（退出）而投入（退出）。8.2.7
500kV各厂站在正常运行方式时，母线电压最高不得超过系统额定电压的+10%（有特殊要求的按有关规定执行），最低电压不应影响系统同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。
8.2.8 向500kV空载线路充电，首端电压应控制在525kV以下，在暂态过程衰减后，线路末端电压不应超过系统额定电压的1.15倍（即575kV），持续时间不大于20分钟。
8.3
电压异常的处理
8.3.1 当发电厂母线电压降低至额定电压的90%以下时，发电厂运行值班人员应不待调度指令，自行按现场规程利用发动机的过负荷能力使电压恢复至额定值的90%以上，并立即汇报值班调度员采取措施（包括降低有功、增加无功及限制部分地区负荷），以消除发电机的过负荷情况；
8.3.2 当枢纽变电站500kV母线电压下降至470kV、220kV母线电压下降至190kV以下时，为了避免电网发生电压崩溃，值班调度员须立即采用拉闸限电措施，使电压恢复至额定值的95%以上，原则是首先对电压最低的地区实施限电；
8.3.3 当运行电压高于设备最高工作电压时，发电厂应立即采取减少无功出力、进相运行等措施尽快恢复电压至正常范围，并报告值班调度员；装有无功补偿设备的变电站值班人员应立即切除电容器，投入电抗器，并报告值班调度员；值班调度员接到报告后应立即进行处理，使电压与无功出力及储备恢复正常；
8.3.4当500kV厂、站的母线电压超过550kV（有特殊要求的按有关规定执行）时，应立即报告值班调度员，值班调度员应立即采取降低机组无功出力、切除补偿电容器、投入补偿电抗器、调整变压器分接头或经请示领导后停运500kV线路等措施，在20分钟之内将电压降至合格范围。
第九章 电网稳定管理
9.1
电网稳定管理职责划分
9.1.1 各级调度机构的稳定管理应遵循和执行《电力系统安全稳定导则》。9.1.2 省调负责调度管辖范围内220kV及以上主干网络的安全稳定计算分析，提出稳定运行限额、安全稳定控制措施及对继电保护、安全自动装置的要求。
9.1.3地调负责调度管辖范围内电网的安全稳定计算分析,包括失去系统主电源解网后的安全稳定分析，采取必要的稳定措施，并报省调备案。凡影响主网稳定运行的检修方式和快速保护停运方式，地调应向省调办理许可申请，落实防患措施。
9.1.4 发电厂负责制定保电厂和发电设备的安全措施，包括在失去系统主电源情况下的保厂用电措施和机组黑启动方案，报省调备案，并配合电网黑启动方案制定措施和进行试验。电厂应定期开展并网安全性评价工作，达到电网稳定运行规定的必备条件。
9.1.5发电厂、电业局（公司）和并网地方电网应及时组织落实调度制定的有关系统稳定的具体措施。
9.1.6 电网稳定监控职责分工
9.1.6.1 各级调度机构负责保持调度管辖设备在稳定限额内运行； 9.1.6.2 发电厂、变电站负责监控本厂、站内设备在系统稳定限额和设备安全电流内运行，发现超限额运行时，应立即汇报上级调度并做好记录；
9.1.6.3 当电网出现特殊运行方式时，调度机构应另行计算稳定限额，并在检修申请书批复时将特殊运行方式的稳定限额逐级下达给各监控单位执行。
9.1.7
调度机构根据核定的发电机组技术出力以及系统需要，校核发电机组高力率或进相运行对稳定的影响，提出稳定限额。
9.2
系统稳定的运行规定
9.2.1 电网各联络线不得超过暂态稳定限额运行。省调调度管辖的500kV及220kV主网由于特殊需要而超暂态稳定限额运行时，必须得到省公司总工程师批准，受网调委托调度管理的500kV设备因特殊需要而超暂态稳定限额运行时，还必须得到网调批准，并做好事故预想，制定稳定破坏时的处理措施；
9.2.2 在负荷调整和倒闸操作前，必须按要求调整线路潮流，负荷调整和倒闸操作均不得引起电网稳定破坏和安全自动装置动作。安排计划检修操作应及时开出安控启停调整通知单，明确有关断面等稳定控制要求，随检修申请一同提交。电网设备异常、事故时，应及时对电网和安控系统进行评价，需调整的应立即通知值班调度员执行；
9.2.3 为保证电网正常运行的稳定性和频率、电压水平，系统应有足够的稳定储备； 9.2.4 凡是影响电网稳定的发电机自动励磁调节和原动机调速器等应投入自动位置，未经值班调度员许可，不得退出运行。涉及系统稳定的机组PSS参数和低励限制定值、调差系数等应严格按照省调下达的定值设定，未经省调批准不得擅自启停功能和更改定值；
9.2.5 发电机励磁调节器（包括PSS功能）、调速器等，若因技术改造或设备更新改变了技术性能参数，发电厂应重新进行并网安全性评价，并提前90日向省调报送有关资料，技术性能参数应达到有关国家及行业标准要求；
9.2.6
对于直接涉及电网安全运行的发电机低频保护、高频保护、定子过压和低电压保护、低励保护、过励保护、过负荷保护、失磁保护、失步保护的定值、调速器调差系数等必须满足有关规定并报省调备案；
9.2.7 220kV及以上电网设备必须具有快速保护，任一元件快速保护退出运行前，应办理申请手续，省调应进行安全稳定校验计算并采取相应的措施，当采取措施仍不能满足系统的暂态稳定性时，应报省公司总工程师批准后执行；
9.2.8 在电网内做系统性试验，凡影响220kV及以上电网正常运行的，试验单位应提前60日向省调提出书面申请，提交试验方案和计算报告，共同研究试验操作方案、系统安全措施，并提交省公司批准后执行。
第十章 安全自动装置的调度管理
10.1
本章包括安全自动装置中的安全稳定控制装置及低频、低压自动减负荷装置，其中，安全稳定控制装置包括如下主要功能
10.1.1根据电力系统故障工况决定控制措施的策略表功能； 10.1.2低频、低压切负荷功能； 10.1.3远方、就地切机切负荷功能； 10.1.4高频率切机功能； 10.1.5振荡解列功能。
由1个厂站完成上述功能的装置称为安全稳定控制装置，由2个及以上厂站通过通 12 道交换信息，共同完成上述功能的装置称为安全稳定控制系统，以下统一简称“安控装置”。
10.2
安控装置必须编制专用规程，以便运行有所遵循。安控装置的调度运行规程由各级调度机构编制，与安控装置有关的调度、发电、供电等单位均应遵守、执行；安控装置的现场运行规程由各电厂、电业局（公司）根据安控装置的调度运行规程及现场实际情况编制，厂站运行值班人员应按安控装置的现场运行规程执行具体操作。
10.3
安控装置及有关通道的调度管理由各级调度机构负责，安控装置及有关通道的运行管理及维护工作由所属电业局（公司）和发电厂负责。
10.4 已投运的安控装置，未经调度机构的批准，不能改变其结构和动作判据。
10.各电业局（公司）应保证安控装置切除负荷的总量和各轮次切除负荷量符合整定值的规定，不得擅自减少切除量或更改所切负荷性质。当所切负荷量及性质发生变化时，应及时向省调书面汇报。
10.6
各地调安排设备检修，如影响到本地区安控装置切负荷总量时，应事前得到省调的许可。
10.7 安控装置所控制的切负荷线路和变压器，不能使用备用电源自动投入装置，特殊情况必须使用时，必须保证安控装置动作时备用电源自动投入装置不能动作。
10.8
安控装置的启停 10.8.1 安控装置的启用
10.8.1.1 确认电网的运行方式；
10.8.1.2 根据启用通知单确定安控装置的启用范围及有关厂站所启用的功能； 10.8.1.3 检查并确认有关厂站的安控装置工作正常； 10.8.1.4 按照策略表功能先启用，切机、切负荷功能后启用的顺序启用厂站安控装置的有关功能；
10.8.1.5 启用变电站切负荷功能时，应同时向有关地调和变电站下令。10.8.2
安控装置的停用
10.8.2.1 确认电网的运行方式；
10.8.2.2 根据停用通知单确定安控装置的停用范围及有关厂站所停用的功能； 10.8.2.3 按照按切机、切负荷功能先停用，策略表功能后停用的顺序停用厂站安控装置的有关功能；
10.8.2.4停用变电站接收远切及低频、低压切负荷全部功能时，还应同时向有关地调下令。10.9
安控装置的运行
10.9.现场运行值班人员应认真做好安控装置的运行维护工作，按照安控装置的现场运行规程及时进行安控装置的调整（例如根据开机情况决定所切机组）、装置异常或故障的处理；
10.9.2
未经值班调度员的同意，现场运行值班人员不得擅自修改定值或改变装置的运行方式；
10.9.3
当电网运行方式变化时，应对不适应电网运行方式的安控装置及时进行调整； 10.9.4
安控装置动作后，各厂站运行值班人员应及时向值班调度员汇报，各地调还应全面收集切除开关，切负荷量等信息，向省调汇报。厂站运行值班人员应根据值班调度员命令处理，不得自行恢复跳闸开关。
10.10
安控装置的异常和事故处理
10.10.1 因安控装置故障或通道故障，造成安控装置功能全部或部分损失时，安控装置应该全部或部分停运；
10.10.2 低频、低压就地切负荷、高频切机功能应尽量保留运行；
10.10.3 调度机构应对电网运行方式进行相应调整。10.11
安控装置的检验和联调
10.11.1 安控装置的检验参照继电保护检验规程执行，由运行单位提出申请，各级调度机构批准后实施；
10.11.2 涉及多个厂局的安控装置联调应由省调根据电网情况统一安排；
10.11.3 安控装置的检验和联调应在安控装置停运的条件下进行，并保证与其他安控装
置连接的通道在两侧可靠断开，有关厂站所有切机、切负荷压板必须退出。
10.12 电网低频、低压自动减负荷管理
10.12.1 省调负责制定全网低频自动减负荷方案，并负责督促其实施，地调应根据省调下达的低频自动减负荷方案要求，负责编制本地区包括并网地方电网的实施方案，并负责督促其实施。
10.12.2 各地调制定的低频自动减负荷实施方案必须满足省调下达的切负荷量，同时还应考虑本地区可能出现的孤立运行情况，校核实施方案是否满足本地区失去主网电源或解列后功率平衡的要求，不足部分自行安排，并报省调备案。
10.12.3低频自动减负荷的整定方案及管理、装置管理、运行管理和装置动作统计评价遵照DL428-91《电力系统自动低频减负荷技术规定》和DL497-92《电力系统自动低频减负荷工作管理规定》的有关规定。
10.12.4 在受端负荷中心和局部电网结构薄弱的地区，应根据电网的电压稳定状况，装设必要的低压自动减负荷装置。
10.12.5 低频、低压自动减负荷装置的运行管理
10.12.5.1正常情况下，低频、低压自动减负荷装置必须投入运行，保证装置能够有效切除负荷，不允许使用备用电源自投装置将切除的负荷送出，不得擅自将装置退出运行；
10.12.5.2装置的定期检验和更改定值须经值班调度员同意方可进行； 10.12.5.3装置动作后，厂站运行值班人员应立即向调度机构汇报，并逐级汇报到省调值班调度员。各厂站和地调值班人员不得自行恢复送电，由地调值班调度员征得省调值班调度员同意才能恢复送电，省调值班调度员根据系统事故处理和频率恢复情况及时向各级调度系统值班人员下达逐轮次恢复送电命令；
10.12.5.4各地调应定期对本地区的各级低频、低压自动减负荷装置的实际控制负荷数量、装置数量及实际投运情况进行统计和分析，并报送省调。
第十一章
倒闸操作
11.1 系统的倒闸操作，应按调度管辖范围进行。省调调度管辖设备, 其操作须由省调值班调度员下达指令方可执行，省调调度许可范围内的设备，在操作前必须得到省调值班调度员的许可。省调调度管辖设备方式变更，对下级调度管辖的电网有影响时，省调值班调度员应在操作前通知有关的下级调度值班调度员。
11.2 操作前应认真考虑以下问题： 11.2.1 结线方式改变后电网的稳定性和合理性，有、无功功率平衡及必要的备用容量，防止事故的对策；
11.2.2 操作时可能引起的系统潮流、电压、频率的变化，避免潮流超过稳定极限、设备过负荷、电压超过正常允许范围等情况；
11.2.3 继电保护、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 14 置投入情况是否正确；
11.2.4 操作对安控、通信、远动、计量、水库调度等方面的影响； 11.2.5 开关和刀闸的操作是否符合规定，严防非同期并列、带地线送电、带负荷拉合刀闸及500kV系统用刀闸拉合短引线等误操作；
11.2.6 新建、扩建、改建设备的投运，或检修后可能引起相序或相位错误的设备复电时，应查明相序、相位正确；
11.2.7 注意设备缺陷可能给操作带来的影响；
11.2.8 对调度管辖范围以外设备和供电质量有较大影响时，应预先通知有关单位。
11.3 调度操作指令
调度操作指令分单项、逐项、综合三种。11.3.1 单项指令：只对一个单位，只有一项操作内容的命令，如发电厂开停机炉、加减负荷、限电、启停重合闸装置、设备检修开工、许可带电作业等，值班调度员可以直接口头发布单项指令，由下级值班调度员或厂站运行值班人员操作，发、受双方均应作好记录并录音；
11.3.2 逐项指令：涉及两个及以上单位，前后顺序需要紧密配合的操作，如线路停送电等，必须下达逐项操作指令。操作时值班调度员必须事先按操作原则编写操作指令票，再逐项下达操作指令，下级值班调度员或厂站运行值班人员必须严格按值班调度员的指令逐项执行，未经发令人许可，不得越项进行操作；
11.3.3 综合指令：只涉及一个单位、一个综合任务的操作，值班调度员可以下达综合指令，明确操作任务或要求。具体操作项目、顺序由厂站运行值班人员按规定自行填写现场操作票，操作完毕向值班调度员汇报。各厂站应对常见的正常操作，如旁路开关代路、倒母线等，预先拟定典型操作票，经审核和批准后备用。
11.4 操作指令票制度 11.4.1 倒闸操作应填写操作指令票，事故及紧急异常时为了保证迅速处理，可以直接下达操作指令；
11.4.2 填写操作指令票应以检修票、安全自动装置启停调整通知单、继电保护定值通知单和日计划等为依据；对于临时的操作任务，值班调度员可以根据系统运行状态，必要时通报有关专业人员，按照有关操作规定及方案拟定操作指令票，进行操作；
11.4.3 填写操作指令票前，值班调度员应仔细核对有关设备状态（包括开关、刀闸、保护、安全自动装置、安全措施等）；
11.4.4 填写操作指令票时应做到任务明确、字体工整、无涂改，正确使用设备双重命名和调度术语。操作指令票必须经过拟票、审票、下令、执行四个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成，拟票人、审核人、下令人、监护人必须签字。
11.5 厂站现场操作票的有关规定 11.5.1 发电厂、变电站运行值班人员应根据操作指令或预先下达的操作指令票，结合现场实际情况，按照现场有关规程、规定填写现场操作票，保证现场一二次设备符合操作要求和相应的运行方式；
11.5.2 值班调度员预先下达的操作指令票只作为操作前的准备，操作单位运行值班人员必须得到值班调度员正式发布的“调度指令”，并记上“发令时间”后，才能进行操作。严禁未得到值班调度员的“调度指令”擅自按照“预定联系时间”进行操作；
11.5.3 在填写现场操作票或进行操作过程中，如有疑问应立即停止，待问清楚后再继续进行；
11.5.4 在填写现场操作票时应注意，设备停送电的原则顺序是：停电操作时，先停一次设备，后停继电保护；送电操作时，先投继电保护，后操作一次设备；
11.5.5 值班调度员只对自己发布的调度指令的正确性负责，不负责审核下级运行值班人员所填写的现场操作票中所列具体操作内容、顺序等的正确性。
11.6
在调度运行中，出现需要借用旁路(或母联)开关的情况时，应做到： 11.6.1 借用旁路(或母联)开关的值班调度员主动征得管辖该开关的值班调度员同意，并明确借用期限；
11.6.2 管辖旁路(或母联)开关的值班调度员，将借用情况通知发电厂(或变电站)，并由借用该开关的值班调度员下达全部调度操作指令；
11.6.3 借用开关的值班调度员在该开关使用完毕转为备用或事先商定的方式后，归还给管辖该开关的值班调度员。
11.7
系统中的一切正常操作，应尽可能避免在下列时间进行： 11.7.1 交接班时；
11.7.2 雷雨、大风等恶劣天气时； 11.7.3 电网发生异常及事故时； 11.7.4 电网高峰负荷时段。
事故处理或需要立即改善系统不正常运行状况的操作，应及时进行，必要时应推迟交接班
11.8
系统解并列操作
11.8.1并列操作时，要求相序、相位相同，频率偏差在0.3Hz以内，机组与电网并列，并列点两侧电压偏差在1%以内，电网与电网并列，并列点两侧电压偏差在10%以内。事故时，为了加速事故处理，允许220kV系统在电压差不大于20%，500kV系统在电压差不大于10%，频率差不大于0.5Hz的情况下进行并列，并列频率不得低于49Hz。不论何种情况，所有并列操作必须使用同期装置；
11.8.2 解列操作时，须将解列点有功功率调整至接近于零，无功功率调整至最小，使解列后的两个系统频率、电压均在允许范围内，才能进行操作。
11.9
合解环路的操作
11.9.1 合环操作必须相位相同，应保证合环后各环节潮流的变化不超过继电保护、系统稳定和设备容量等方面的限额。合环时的电压差，220kV系统一般允许在20％，最大不超过30％以内，负荷相角差一般不超过30度，500kV系统一般不超过10％，最大不超过20％，负荷相角差不超过20度。有条件时，操作前应启用合环开关的同期装置，检查负荷相角差和电压差。如果没有同期装置或需要解除同期闭锁合环，需经领导批准；
11.9.2 解环操作应先检查解环点的有、无功潮流，确保解环后系统各部份电压在规定范围内，各环节的潮流变化不超过继电保护、系统稳定和设备容量等方面的限额；
11.9.3 用刀闸合、解环路时，必须事先经过计算或试验，并经领导批准。11.10
线路停送电操作规定 11.10.1 一般规定
11.10.1.1充电线路的开关，必须具有完备的继电保护，重合闸必须停用； 11.10.1.2投入或切除空载线路时，勿使系统电压发生过大的波动，勿使空载线路末端电压升高至允许值以上；
11.10.1.3勿使发电机在投入空载线路时产生自励磁； 11.10.1.4充电端必须有变压器中性点接地；
11.10.1.5线路停送电操作要注意线路上是否有“T”接负荷； 11.10.1.6应考虑潮流转移，特别注意勿使非停电线路过负荷，勿使线路输送功率超过稳定 16 限额；
11.10.1.7线路停送电操作时，如一侧发电厂，一侧变电站，一般在变电站侧停送电，在发电厂侧解合环（解并列）；如果两侧均为变电站或发电厂，一般从短路容量大的一侧停送电，短路容量小的一侧解合环（解并列）；有特殊规定或经领导批准的除外；
11.10.1.8任何情况下严禁“约时”停电和送电。11.10.2 500kV线路送电还应注意：
11.10.2.1线路高抗及其保护应可靠接入，对无高抗的线路充电必须经过试验或批准； 11.10.2.2 线路停送电操作应充分考虑线路充电功率对系统电压的影响，充电端电压不超过525kV；
11.10.2.3 在未经试验和批准的情况下，不得对末端带有变压器的线路进行停送电； 11.10.2.4 线路停电，厂站应将该线路远跳装置退出，500kV开关停运，应将该开关启动远跳的压板退出；
11.10.2.5 两次送电间隔时间应不低于15分钟。11.11 零起升压操作规定 11.11.1对长线路零起升压，应保证零升系统各点的电压不超过最大允许值，避免发电机产生自励磁和设备过电压，必要时可降低发电机转速；
11.11.2零起升压时，担任零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，发电机和线路的保护应完备，但联跳其它非升压回路开关压板退出，发电机的强行励磁、自动电压校正器、复式励磁等装置停用，线路的自动重合闸停用；
11.11.3 对主变压器或线路串变压器零起升压时，该变压器保护必须完整并可靠投入，中性点必须接地；
11.11.4双母线中的一组母线进行零起升压时，母差保护应采取措施，防止母差保护误动作，母联开关应改为冷备用，防止开关误合造成非同期并列。
11.12 变压器操作规定
11.12.1变压器并列运行的条件 11.12.1.1接线组别相同；
11.12.1.2电压比相差不超过5％； 11.12.1.3短路电压差不超过5％。
当上列条件不能完全满足时，应经过计算或试验，如肯定任何一台变压器都不会过负荷时，允许并列运行。
11.12.2变压器投入时，一般先合电源侧开关，停用时，一般先停负荷侧开关，500kV变压器停送电，一般从500kV侧停电或充电，必要时也可以在220kV侧停电或充电；
11.12.3变压器充电时，应有完备的继电保护、灵敏度，并应检查调整充电侧母线电压及变压器分接头位置，防止充电后各侧电压超过规定值；
11.12.4并列运行的两台变压器，其中性点接地刀闸，须由一台倒换至另一台时，应先推上另一台中性点接地刀闸，然后再拉开原来的中性点接地刀闸；
11.12.5 中性点直接接地系统中投入或退出变压器时，应先将该变压器中性点接地，调度要求中性点不接地运行的变压器，在投入系统后随即拉开中性点接地刀闸，运行中变压器中性点接地的数目和地点应按继电保护规定设置。
11.13
500kV高压电抗器操作规定
11.13.1 高压电抗器送电前，电抗器保护、远方跳闸保护装置应正常投入；
11.13.2 投、停线路高压电抗器的操作，必须在本线路停电接地的情况下进行，如无法接地，必须待本线路停电冷备用15分钟后，才能拉开高压电抗器刀闸；
11.13.3 同塔双回线路高抗的投、停必须在本线路停电接地的情况下进行；
11.13.4 高抗停运或高抗保护检修，应将高抗保护退出并退出启动远跳回路压板。11.14 母线操作规定
11.14.1 母线操作时，厂站应根据继电保护运行规程及时调整母线差动保护运行方式； 11.14.2 母线停送电操作时，须注意防止电压互感器低压侧向母线反充电； 11.14.3在中性点直接接地系统中，变压器向母线充电时，该变压器被充电母线侧中性点必须可靠接地，操作完毕，恢复正常供电方式后，变压器中性点的接地方式应符合调度要求；
11.14.4双母线上的元件，由一组母线倒至另一组母线时，应先将母联开关的操作电源断开。11.15 开关操作规定 11.15.1开关合闸前，厂站运行值班人员必须检查继电保护已按规定投入，合闸后必须检查确认三相均已接通，合环时还应同时检查三相电流是否平衡；
11.15.2开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许进行就地操作时，必须进行三相同时操作，不得进行分相操作；
11.15.3母线为3/2接线方式，设备送电时，应先合母线侧开关，后合中间开关，停电时应先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。
11.16 刀闸操作规定
允许用刀闸进行下列操作：
11.16.1系统无接地时，拉开、合上电压互感器； 11.16.2无雷电时，拉开、合上避雷器；
11.16.3拉开、合上空载母线，但500kV系统需经试验允许、领导批准；
11.16.4拉开、合上中性点接地刀闸，当中性点上有消弧线圈时，只有在系统没有接地故障时才能进行；
11.16.5与开关或刀闸并联的旁路刀闸，当开关或刀闸合上时，可拉开、合上开关或刀闸的旁路电流（在拉、合经开关闭合的旁路电流时，应先将开关操作电源退出），但500kV系统中拉、合站内经开关或刀闸闭合的环路电流，需经试验允许、领导批准。
超过上述范围时，必须经过试验并经领导批准,并严禁用刀闸带电拉合空载变压器、空载线路、并联电抗器。
第十二章
电网异常及事故处理
12.1 电网各级调度机构值班调度员是电网异常及事故处理的指挥者,按调度管辖范围划分事故处理权限和责任。事故处理时，各级值班人员应做到：
12.1.1 迅速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身、设备和电网安全的威胁； 12.1.2 用一切可能的方法保持正常设备的运行和对重要用户及厂用电的正常供电，迅速恢复系统各电网、发电厂间并列运行；
12.1.3 尽快恢复对已停电的地区或用户供电； 12.1.4 调整系统运行方式，使其恢复正常；
12.1.5 及时将事故和处理情况向有关领导汇报，并告知有关单位和提出事故原始报告。12.2 当地区电网发生影响省调管辖系统安全运行的事故时，地调值班调度员应一面处理事故，一面将事故简要情况汇报省调值班调度员。事故处理完毕后, 还应向省调值班调度员汇报事故详细情况并及时提出事故原始报告。
12.3
事故发生时，各级值班人员应迅速正确地执行值班调度员的调度指令，凡涉及对系统有重大影响的操作须取得相关值班调度员的指令或许可。为迅速处理事故和防止 18 事故扩大，值班调度员必要时可越级发布调度指令，但事后应尽快通知有关下级值班调度员。非事故单位应加强运行监视，作好应付事故蔓延的预想，不得在事故当时向调度机构和事故单位询问事故情况或占用调度电话。
12.4 事故发生时，事故单位值班人员应准确、及时、扼要地向值班调度员报告事故概况，主要内容包括：事故发生的时间及现象，开关变位情况(开关名称、编号、跳闸时间)，保护和自动装置动作情况，频率、电压和负荷潮流变化情况及设备状况等。有关事故具体情况,待检查清楚后，再迅速详细汇报。
12.5
为防止事故扩大，厂站运行值班人员应不待调度指令自行进行以下紧急操作，但事后须尽快报告值班调度员：
12.5.1 将直接对人身和设备安全有威胁的设备停电； 12.5.2 将故障停运已损坏的设备隔离；
12.5.3 当厂（站）用电部分或全部停电时，恢复其电源；
12.5.4 系统事故造成频率严重降低时，各发电厂增加机组出力和开出备用机组并网； 12.5.5 电压互感器或电流互感器发生异常情况时，厂站运行值班人员迅速按现场规程规定调整保护；
12.5.6 其他在厂站现场规程中规定可以不待调度指令自行处理者。
12.6 在处理事故时，除有关领导和专业人员外，其他人员应迅速离开调度室，必要时值班调度员可以要求有关专业人员到调度室协商解决处理事故中的有关问题，凡在调度室的人员都应保持肃静。
12.7 设备出现故障跳闸后，设备能否送电，现场值班人员应根据现场规程规定，向有关值班调度员汇报并提出要求。
12.8 事故处理期间，有关单位的值长、值班长、正值值班人员应坚守岗位，保持与省调值班调度员的联系，确有必要离开岗位，应指定合格人员接替。
12.9 事故处理完毕后，事故单位应整理事故及处理情况记录，并及时报告有关部门。12.10 线路事故处理
12.10.1 线路开关跳闸后，厂站运行值班人员应立即汇报值班调度员，同时对故障跳闸线路的有关一二次设备进行检查，并将检查结果汇报值班调度员。如重合闸不成功，值班调度员在得到厂站“站内一二次设备检查无异常，可以送电”的汇报后，可以对线路强送电一次。如强送不成功，需再次强送，必须经本调度机构总工或主管生产的领导同意，如有条件，可以采用零起升压方式。
12.10.2 线路发生故障后，省调值班调度员应及时通知有关地调值班调度员，再由地调值班调度员通知有关部门进行事故巡线，地调值班调度员应及时将巡线结果报告省调值班调度员。事故巡线时，若未得到省调值班调度员“XX线路停电巡线”指令，则应始终认为该线路带电。
12.10.3 线路一侧开关跳闸后，值班调度员应命令拉开可能引起末端电压过高的另一侧线路开关。
12.10.4 线路故障跳闸后，强送前应考虑：
12.10.4.1应正确选择强送端，使电网稳定不致遭到破坏。在强送前，要检查重要线路的输送功率在规定的限额之内，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定的措施，尽量避免用发电厂或重要变电站侧开关强送；
12.10.4.2强送的开关必须完好，且具有完备的继电保护, 无闭锁重合闸装置的,应将重合闸停用；
12.10.4.3 若事故时伴随有明显的事故象征，如火花、爆炸声、电网振荡等,待查明原因后再考虑能否强送；
12.10.4.4 强送前应调整强送端电压，使强送后首端和末端电压不超过允许值；
12.10.4.5 线路故障跳闸，开关切除故障次数已到规定的次数，由厂站运行值班人员根据规定，向有关调度提出要求；
12.10.4.6 当线路保护和线路高抗保护同时动作跳闸时，应按线路和高抗同时故障来考虑事故处理，在未查明高抗保护动作原因和消除故障之前不得进行强送，在线路允许不带高抗运行时，如需对故障线路送电，在强送前应将高抗转为冷备用；
12.10.4.7 500kV线路故障跳闸至强送的间隔时间为15分钟及以上；
12.10.4.8 线路有带电作业，明确要求停用线路重合闸, 故障跳闸后不得强送者，在未查明原因且工作人员确已撤离现场之前不得强送；
12.10.4.9 试运行线路和电缆线路事故跳闸后不应强送；
12.10.4.10 强送端变压器中性点必须接地，特殊情况下，如需对带有终端变压器的220kV线路强送电,终端变压器的中性点必须接地。
12.11 发电机事故处理
12.11.1 发电机跳闸或异常情况均按发电厂规程进行处理；
12.11.2 当发电机进相运行或功率因数较高，引起失步时，应不待调度指令，立即减少发电机有功，增加励磁，使机组恢复同步运行。如果处理无效，应将机组与系统解列，检查无异常后尽快将机组再次并入系统。
12.12 变压器事故处理
12.12.1 变压器的主保护(重瓦斯保护或差动保护或分接头瓦斯保护之一)动作跳闸，应对变压器及保护进行全面检查，未查明原因并消除故障前，不得对变压器强送电；
12.12.2 变压器后备保护动作跳闸，但未发现明显的故障现象，应检查继电保护装置，如无异常，可对变压器试送电一次，如有故障,在找到故障并有效隔离后，也可试送一次；
12.12.3 变压器后备保护动作跳闸的同时，伴有明显的故障现象(如电压电流突变、系统有冲击、弧光、声响等)应对变压器进行全面检查，必要时应对变压器进行绝缘测定检查，如未发现异常可试送一次；
12.12.4 变压器轻瓦斯保护动作跳闸，应立即取瓦斯或油样进行分析，若为空气，则排气后继续运行，若为其它气体，则应将变压器停电处理；
12.12.5 并列运行的变压器事故跳闸后，应立即采取措施消除运行变压器的过载情况，并按保护要求调整变压器中性点接地方式。
12.13 高压电抗器事故处理
12.13.1 高压电抗器的全部主保护动作跳闸，在未查明原因和消除故障之前，不能进行强送电；
12.13.2 高压电抗器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，在检查电抗器外部无明显故
障、检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，证明电抗器内部无明显故障者，由高抗所属电业局（公司）总工同意,可以试送一次，有条件时可进行零起升压；
12.13.3 高压电抗器后备保护动作跳闸，但未发现明显的故障现象，应检查继电保护装置，如无异常，可试送一次。如有故障,在找到故障并有效隔离后，可试送一次。
12.14 母线事故处理
12.14.1 当母线发生故障或失压后，厂站运行值班人员应立即报告值班调度员，并同时将故障母线上的开关全部断开，并迅速恢复受影响的厂站用电。
12.14.2 当母线故障停电后，厂站运行值班人员应立即对停电的母线进行检查，并把检查情况汇报值班调度员，值班调度员应按下述原则进行处理：
12.14.2.1 找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障后对停电母线恢复送电；
12.14.2.2 找到故障点但不能很快隔离的，将该母线转为检修。双母线中的一条母线故障时，应确认故障母线上的元件无故障后，将其倒至运行母线并恢复送电（注意：一定要先拉开故障母线上的刀闸后再合正常母线上的刀闸）；
12.14.2.3 经过检查不能找到故障点时，可对停电母线试送电一次。对停电母线进行试送，应尽可能用外来电源，试送开关必须完好，并有完备的继电保护。有条件者可对故障母线进行零起升压；
12.14.2.4当母线保护动作跳闸，必须检查母线保护，如确认系保护误动，停用该误动保护，恢复母线送电；
12.14.2.5当开关失灵保护动作跳闸时，应尽快拉开已失灵开关两侧刀闸，恢复母线供电。12.14.3 厂站运行值班人员要根据仪表指示、保护动作、开关信号及事故现象，判明事故情况，切不可只凭厂站用电全停或照明全停而误认为变电站全站失压。
12.14.4 母线无压时，厂站运行值班人员应认为线路随时有来电的可能，未经调度许可，严禁在设备上工作。
12.15 开关故障处理
12.15.1 开关操作时，发生非全相运行，厂站运行值班人员应立即拉开该开关；开关运行中一相断开，应试合该开关一次，试合不成功应尽快采取措施并将该开关拉开；当开关运行中两相断开时，应立即将该开关拉开；
12.15.2 开关因本体或操作机构异常出现“合闸闭锁”尚未出现“分闸闭锁”时，值班调度
员可根据情况下令用旁路开关代故障开关运行或直接拉开此开关，尽快处理；
12.15.3 开关因本体或操作机构异常出现“分闸闭锁”时，应停用开关的操作电源，并按现场规程进行处理，仍无法消除故障，可采取以下措施：
12.15.3.1若为3/2接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的母线环流（刀闸拉母线环流要经过试验并有明确规定），解环前确认环内所有开关在合闸位置；
12.15.3.2 其它接线方式用旁路开关代故障开关，用刀闸解环，解环前停用旁路开关操作电源；无法用旁路开关代故障开关时，将故障开关所在母线上的其它开关倒至另一条母线后，用母联开关断开故障开关；无法倒母线或用旁路开关代路时，可根据情况断开该母线上其余开关使故障开关停电。
12.16
电网振荡事故处理 12.16.1 电网振荡时的现象
发电机、变压器、线路的功率表和电流表指针周期性剧烈摆动,发电机、变压器有不正常的周期性轰鸣声，失去同步的两个电网的联络线的输送功率往复摆动，整个系统内频率变化，一般是送端频率升高，受端频率降低，并有摆动,振荡中心处电压表波动最大，并周期性地降低到零，偏离振荡中心的地区，电压也会波动,电灯忽明忽暗，靠近振荡中心的发电机组强行励磁装置，一般都会动作。
12.16.2 系统振荡事故的处理
12.16.2.1系统振荡时，无论频率升高或降低，各发电厂或有调相机、无功补偿装置的变电站，应不待调度指令，迅速提高无功出力，尽可能使电压提高至允许最大值。必要时应按发电机和调相机的事故过负荷能力提高电压，除现场有规定者外，发电机和调相机的最高允许电压为额定值的110％；
12.16.2.2频率降低的发电厂，应不待调度指令，充分利用机组的备用容量和事故过负荷能力，增加有功出力，提高频率，必要时，值班调度员可直接在频率降低地区（受端系统）按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，直至消除振荡或频率恢复到49.5Hz以上；
12.16.2.3频率升高的发电厂，应不待调度指令减少有功出力，降低频率，直到振荡消除。21 为了消除系统振荡，频率允许低于正常值，但不宜低于49.5Hz，并注意不要使联络线过负荷；
12.16.2.4当系统发生振荡，频率降到49 Hz以下，各地调、厂站应不待调度指令，立即按“拉闸限电序位表”拉闸限电，提高频率到49.5Hz以上；
12.16.2.5运行的发电机或调相机因失磁引起系统振荡时，发电厂、变电站值班人员应不待调度指令，立即将失磁机组解列；
12.16.2.6采取上述措施后，如果在3分钟内振荡仍未消除时，省调值班调度员应按事先规定的解列点将系统解列；
12.16.2.7振荡时，除厂站事故处理规程规定者以外，发电厂值班人员不得自行解列机组。当频率低到足以破坏厂用电系统正常运行时，发电厂值班人员应根据事先规定的保厂用电措施将厂用系统及部份负荷与主系统解列，严禁在发电机出口开关解列。当系统振荡消除，频率恢复正常时，应主动与主系统恢复并列。
12.17 通信联系中断的事故处理
12.17.1 各地调、发电厂、变电站与省调的专用通信中断时，各单位应积极主动采取措施，如利用行政通信、邮电系统通信、经与省调通信正常的单位中转、修复通信设备等方式，尽快与省调进行联系。如不能尽快恢复，省调可通过有关地调的通信联系转达调度业务。
12.17.2 当厂站与调度通信中断时：
12.17.2.1 担任电网频率和联络线潮流调整任务的发电厂，仍负责调整工作，其他各发电厂均应按规定协助调整，各发电厂或有调相机、无功补偿设备的变电站还应按规定的电压曲线调整电压；
12.17.2.2 发电厂和变电站的运行方式，尽可能保持不变；
12.17.2.3 正在进行检修的设备，在通信中断期间完工，可以恢复运行时，只能待通信恢复正常后，再恢复运行。
12.17.3 当值班调度员下达操作指令后，受令方未重复指令或虽已重复指令但未经值班调度员同意执行操作前，失去通信联系，则该操作指令不得执行；若已经值班调度员同意执行操作，可以将该操作指令全部执行完毕。值班调度员在下达了操作指令后而未接到完成操作指令的报告前，与受令单位失去通信联系，则仍认为该操作指令正在执行中。
12.17.4 凡涉及调度管辖系统安全问题或时间性没有特殊要求的调度业务联系，失去通信联系后，在与值班调度员联系前不得自行处理，紧急情况下按厂站规程规定处理。
12.17.5 通信中断情况下，出现电网故障时：
12.17.5.1 厂站母线故障全停或母线失压时，应尽快将故障点隔离；
12.17.5.2 当电网频率异常时，各发电厂按照频率异常处理规定执行，并注意线路输送功率不得超过稳定限额，如超过稳定极限，应自行调整出力；
12.17.5.3 当电网电压异常时，各厂站应及时调整电压，视电压情况投切无功补偿设备。12.17.6 在失去通信联系期间，各单位要做好有关记录，通信恢复后尽快向值班调度员补报通信中断期间一切应汇报事项。
12.18
电网频率异常处理
12.18.1 电网频率超出50±0.2Hz持续时间不允许超过30分钟，超出50±0．5Hz持续时间不允许超过15分钟。
12.18.2 当电网频率降低至49．8Hz以下，且无备用容量，各级调度、发电厂、变电站运行值班人员应按下述原则进行处理，并注意在处理过程中保证各重要联络线不超过稳定限额：
12.18.2.1 49.8Hz以下时，省调值班调度员应命令各地调值班调度员按要求的数量进行拉闸限电，地调值班调度员应立即执行,必要时省调值班调度员可直接对各地区按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，使频率低于49.8Hz持续时间不超过30分钟；
12.18.2.2 49.5Hz以下时，省调值班调度员可立即对各地区按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，使频率低于49.5Hz持续时间不超过15分钟；
12.18.2.3 48.5Hz以下时，各发电厂和变电站运行值班人员应按“拉闸限电序位表”进行拉闸限电，省调和地调值班调度员可不受“拉闸限电序位表”的限制，直接拉停变压器或整个变电站，使频率迅速恢复至49.5Hz以上；
12.18.2.4为了保证必保用户和电厂厂用电，在采取上述措施仍未解除威胁时，发电厂可按规定解列单机或部份机组带厂用电和部份必保用户用电，解列频率的规定值，对厂用电和必保用户的供电方式以及解列的办法，应事先会同省调研究确定，并报省公司批准；
12.18.2.5当频率恢复至49.8Hz及以上时，各地区电网出力的改变，恢复送电，均应得到省调值班调度员的同意。
12.18.3 当系统频率高于50.2Hz时，调频厂应首先降低出力，使频率恢复到50.2Hz以下，如已降低至最小技术出力而频率仍高于50.2Hz时应立即报告省调，省调值班调度员应采取措施，降低系统中其余发电厂的出力，必要时可紧急解列部份发电机组。
第十三章
继电保护装置的调度管理
13.1
一般运行规定
13.1.1 继电保护和自动重合闸装置（以下简称继电保护装置）是保证电网安全运行和保护电气设备的主要装置，各级运行单位应按部颁《继电保护及安全自动装置运行管理规程》及其他有关规程和规定执行；
13.1.2 四川电网继电保护装置的定值整定计算和调度运行管理，均按调度管辖范围进行； 13.1.3 各级调度机构负责修编各自调度管辖范围的“继电保护整定方案和运行说明”，并配合新建和技改工程予以补充修改；
13.1.4 省调负责四川220kV及以上电网的继电保护装置入网运行的审查工作，负责制定调度管辖范围内继电保护装置的配置原则；
13.1.5 继电保护装置的反事故措施，220kV及以上系统由省调负责制定，110kV及以下系统由调度管辖单位负责制定，具体实施由各运行维护单位负责，运行单位应按期严格执行调度机构发布的有关继电保护反措要求；
13.1.6 电厂内的继电保护装置，必须与电网的继电保护装置相配合，继电保护装置及其他有关设备的选型需征得相关调度的认可。在电网的继电保护装置改变时，电厂应按调度的要求及时修改所辖的继电保护的定值及运行状态；
13.1.7 各级调度机构负责各自调度管辖范围内的继电保护装置动作统计、分析和评价。发电厂负责本厂设备的继电保护装置动作统计、分析和评价。各地调和发电厂应按月将该报表报送省调，省调进行总结后再报送网调。
13.2
继电保护运行管理
13.2.1 继电保护装置应按规定投入运行，不允许一次设备无保护运行，特殊情况应按有关规定执行；
13.2.2 继电保护装置的投退和定值的更改必须按调度指令执行，现场继电保护装置的具体操作按现场运行规程执行；
13.2.3 调度人员应掌握系统保护装置的配置与运行规定，熟悉“继电保护运行方案”，了解保护装置的动作原理和保护整定原则。现场值班人员应了解本站（厂）所配置的继电保护装置，熟悉保护装置的现场运行规程。新型保护装置入网运行时继保人员应向调度人员和现场值班人员交底；
13.2.4 省调负责制定220kV及以上系统的变压器中性点接地方式，并将220kV主变中性点接地方式下发给地调和220kV发电厂，地调及电厂应按要求执行。需改变省调下达的变压器中性点接地方式时，应经省调批准；
13.2.5 地调负责制定管辖范围内的110kV变压器中性点接地方式；
13.2.6 各级调度机构应统一规定继电保护装置中各保护段的名称及作用，对同一设备配置了两套相同原理的保护装置，应进行调度命名编号，调度在下达命令时，应严格按照命名编号执行；
13.2.7 川渝电网联络线保护装置的运行管理见《川渝电网联络线调度管理规程》。13.继电保护定值整定及管理
13.3.1 系统继电保护定值的整定计算应符合部颁《220~500千伏电网继电保护装置运行整定规程》和《3~110千伏电网继电保护装置运行整定规程》的规定；
13.3.2 各级调度机构负责对调度管辖范围内的系统保护进行保护定值的整定计算，110kV及以下系统的联络线两侧开关的保护定值分别由调度管辖的单位整定计算；
13.3.3 并入电网运行的发电厂的变压器和发电机继电保护装置定值均由电厂自行计算，电厂内的变压器后备保护必须满足系统保护定值的配合关系；
13.3.4 下级调度机构调度管理的继电保护装置动作的开关为上级调度机构所调度时，其保护装置定值必须满足上级调度机构所提出的要求；
13.3.5 每年省调与网调、相关省（市）调及地调应相互提供整定计算分界点的保护配置、设备参数、系统归算阻抗、保护定值及整定配合要求等，以满足分界点定值的整定计算要求；
13.3.6 四川省网与其他省（市）网、地区网以及地区网之间保护的整定配合必须遵循局部电网服从整个电网、下一级电网服从上一级电网、局部问题自行消化的配合原则，同时要尽量照顾局部电网和下级电网的需要；
13.3.7 运行方式部门应提供根据合理的系统运行方式计算的线路事故过负荷的最大电流和系统稳定计算要求的保护动作时间给继保部门作有关保护的整定计算依据；
13.3.8 各级调度机构应定期组织运行单位对管辖范围内设备的继电保护定值进行全面核对，核对要求按有关规定执行；
13.3.9 继电保护定值单应一式四份，由继电保护整定计算部门留存一份，其余分别送到调度值班室、运行单位的保护调试部门和厂站值班室，要保证继电保护定值的“四统一”；
13.3.10 新建、改建和调整了定值的保护装置，在投运前，现场运行值班人员应与值班调度员核对保护定值单，确认保护按定值单整定无误后按有关指令和规定投运。
13.继电保护装置运行维护与检验
13.4.1 继电保护装置的运行维护，由设备所属单位负责。运行中的保护装置的检验，应按部颁《继电保护及安全自动装置检验条例》及有关检验规程的规定执行；
13.4.2 新投运或更换保护装置，应向有关调度机构办理新设备投运申请，并按有关规定提前报送相关资料；
13.4.3 当电网的继电保护装置因安全、稳定要求进行更新、改造，需要电厂配合时，相关电厂应及时进行相应继电保护装置的改造工作，并经相关调度机构批准后投运；
13.4.4 接入电网运行的继电保护装置及保护所用的通道设备应按有关规程要求进行调试 并定期进行校验维修，其整定值应符合调度下达的定值单的要求，并保存完整的调试记录和报告；
13.4.5 继电保护装置现场运行规程应根据有关的规定和要求，由设备所属单位编写，并报有关部门备案；
13.4.6 继电保护装置在运行中发现有缺陷时，现场值班人员应及时向值班调度员汇报，若需退出保护装置时，必须经值班调度员批准。紧急情况下，可按现场规程，先将保护装置退出，但事后应立即汇报；
13.4.7 继电保护装置的定期校验应尽量配合一次设备的检修同时进行，特殊情况下的临检工作应办理申请手续；
13.4.8 保护装置动作后的掉牌信号、灯光信号，现场值班人员必须准确记录后方可复归，并迅速向相应的调度机构汇报，事故录波图和事件记录应及时传至相应调度机构，并做必要的注释；
13.4.9 电网中运行设备的继电保护装置动作后，运行单位须立即按规程进行处理和分析，并将有关保护动作报告、故障录波资料报送相关调度机构，调度机构应指导、协助运行单位进行事故分析；
13.4.10 电厂出现机组或厂内其他电气设备继电保护装置动作后，应立即进行原因分析，对继电保护不正确动作必须查明原因，并采取相应措施，消除事故隐患，经调度批准后方可重新并入电网运行。
13.220kV及以上系统继电保护装置运行规定
13.5.1 运行中如有特殊情况，继电保护装置运行违背本运行规定中的有关条例时，500kV 系统应经省电力公司总工程师批准，220kV系统应经省调总工程师批准。13.5.2 在下列情况下应停用整套微机保护装置
13.5.2.1在微机保护装置使用的交流电压、交流电流、开关量输入、开关量输出回路工作； 13.5.2.2在装置内部工作；
13.5.2.3继电保护人员输入定值。
13.5.3 新投产保护装置或保护电流、电压回路有变动时，必须要带负荷测试。
13.5.4 当双母线接线的两组PT只有一组运行时，应将两组母线硬联运行（可采用将母联开关作为死开关或用刀闸硬联两组母线）或者将所有运行元件倒至运行PT所在的母线。
13.5.5 因一次运行方式的调整需更改运行保护装置定值时，值班调度员应根据设备在操作过程中保护是否有灵敏度来确定在方式调整前还是调整后更改保护定值。
13.5.6 线路保护
13.5.6.1在正常运行情况下，线路两侧同调度命名编号的纵联保护必须同时投运；
13.5.6.2当保护通道异常或任一侧纵联保护异常时，线路两侧的该套纵联保护应同时停运； 13.5.6.3一条线路两端的同一调度命名编号的微机纵联保护软件版本应相同；
13.5.6.4500kV线路在运行中，必须要有纵联保护投运，如无纵联保护，该线路也应同时
停运；
13.5.6.5500kV线路PT停用或检修时，则该线路必须同时停运；
13.5.6.6
500kV线路运行时，线路开关的短引线差动保护必须停用，线路停运，而开关合环运行时，短引线差动保护必须投入运行；
13.5.6.7 500kV线路任一侧两台故障启动装置或两个远跳通道同时停运时该线路也应同时停运；
13.5.6.8 220kV线路原则上不允许无纵联保护运行，在特殊情况下，可以将无纵联保护的运行线路后备II段时间按有关规定调整后运行，但不允许一个厂站有两条及以上 25 线路采用该运行方式，具体要求见有关规定；
13.5.6.9 旁路开关代线路开关要启用高频保护时，应将高频电缆切换到旁路收发讯机或将线路收发讯机切换到旁路保护，不启用的高频保护应停用；
13.5.6.10 对配置有两套微机重合闸的线路，正常运行情况下只启用一套重合闸，另一套重合闸备用，备用重合闸的重合方式应与运行重合闸相同；
13.5.6.11 线路输送功率在任何情况下，不应超过距离III段阻抗值整定允许的功率； 13.5.6.12 对电气设备和线路充电时，必须投入快速保护； 13.5.6.13 一般情况下，不允许用线路保护对变压器充电；
13.5.6.14在220kV厂站内的母线解合环操作时(角形接线除外)，解合环过程中应将环内开关零序保护停用。
13.5.7
母差保护和断路器失灵保护
13.5.7.1
母差保护正常时都应投入运行，原则上不允许母线无母差保护运行；
13.5.7.2
母差保护应适应母线运行方式，在母线运行方式发生改变时，其调整按现场运行
规程执行；
13.5.7.3
500kV一组母线的两套母差保护同时停运时，该母线应停运； 13.5.7.4
特殊情况下，220kV母线无母差保护运行时，应按有关规定执行；
13.5.7.5
母联兼旁路（或旁路兼母联）开关在作母联开关运行时，应停用该开关配置的线路保护及作为旁路运行时使用的开关失灵启动保护；
13.5.7.6
开关配置的保护回路有工作时，应停用该开关的失灵启动保护； 13.5.7.7
双母线分开运行时应停用母联开关失灵启动保护；
13.5.7.8
配置有两套失灵保护装置的厂站，正常时只启用一套失灵保护，另一套失灵保护备用；
13.5.7.9
微机母差保护停用时，原则上同一装置中的失灵保护也应停用。13.5.8
变压器和电抗器保护
13.5.8.1
500kV变压器及电抗器无差动保护运行时，应该停运；
13.5.8.2
220kV变压器在运行中，其瓦斯保护和纵差保护不得同时停用；
13.5.8.3
变压器差动保护新装或二次回路有改变时，应进行带负荷测试正确后方可投运； 13.5.8.4 变压器充电时，全部保护均应投入跳闸。在带负荷测试前，应将差动保护退出，再
进行测试（其他保护按现场运行规程处理）；
13.5.8.5 220kV变压器中性点经间隙接地时应投入零序电压和间隙过流保护，变压器中性点改为直接接地时，应停用间隙接地过流保护；
13.5.8.6 高(中)压侧为中性点直接接地系统的三圈变压器，当高(中)压侧开关断开运行时，高(中)压侧中性点必须接地，并投入接地电流保护。
13.6
故障录波装置运行规定
13.6.1 各电厂、变电站配置的故障录波装置必须投入运行，退出时，应经相关调度批准； 13.6.2 系统发生故障，故障录波装置动作后，应及时向调度机构汇报，并在规定时间内，将录波图传送到相关调度机构；
13.6.3 故障录波装置的运行维护同继电保护装置，检验管理按有关规程和规定执行。13.7
继电保护故障及信息管理系统
13.7.1 继电保护故障及信息管理系统主站的运行维护和管理由省调负责；
13.7.2 继电保护故障及信息管理系统各子站的信息采集屏由设备所属的发电厂、电业局（公司）负责运行维护，该系统的检验管理同继电保护装置。13.8
稳定监录系统
13.8.1 稳定监录系统主站的运行维护和管理由省调负责； 13.8.2 稳定监录系统各子站的信息采集屏由设备所属的发电厂、电业局（公司）负责运行维护，厂、站值班人员应与管理继电保护装置一样，定期进行设备巡视，作好设备运行记录。
第十四章
调度自动化系统的运行管理
14.1 电网调度自动化系统是保证电网安全、优质、经济运行的重要技术手段，各级调度机构应建设先进、实用的调度自动化系统，设置相应的调度自动化机构。各厂站应建设先进、实用的调度自动化终端、监控系统，并配备专人负责运行维护工作。
14.2 各级调度自动化机构、自动化专责应严格执行《全国电网调度自动化系统运行管理规程》。
14.3 四川电网调度自动化系统是由主站、子站以及主站和子站间经由数据传输通道构成的整体。自动化系统中采用的各种设备必须符合已颁发的国家标准、行业标准，必须符合省网系统内所规定的通信规约及接口技术条件。自动化系统的功能和性能必须符合部颁“电网调度自动化系统实用化要求”以及各自调度管辖范围内调度生产的特殊要求。
14.4 本规程所指的子站主要设备（即厂站调度自动化设备）包括： 14.4.1 远动终端
14.4.1.1远动装置（远动终端的主机）、远动通信工作站； 14.4.1.2 与远动信息采集有关的变送器和交流采样等测控单元、功率总加器及其屏（柜）、二次测量回路（二次测量回路中开关刀闸位置辅助节点由继电保护专业负责维护）；
14.4.1.3远动装置、电能量采集装置、路由器到通信设备配线架端子间的专用连接电缆； 14.4.1.4远动终端输入和输出回路的专用电缆；
14.4.1.5远动信号转接屏、遥控继电器屏、遥调接口； 14.4.1.6远动通道专用测试仪及通道防雷保护器（远动侧）； 14.4.1.7远动使用的调制解调器，串行通讯板、卡。
14.4.2 电力调度数据网络设备(路由器、数据接口转换器、交换机或集线器等)及其连接电缆，安全隔离装置及防火墙等
14.4.3 电能量计量
14.4.3.1电能量采集装置及专用计量屏（柜）；
14.4.3.2电能表数字通信口和脉冲信号与电能量采集装置连接电缆； 14.4.3.3电能量远传使用的调制解调器和串行通讯板、卡。
14.4.4 电厂计算机监控系统、变电站自动化系统和集控站系统的相关设备（包括：站控层及间隔层设备）
14.4.5 与水情测报系统、雷电定位系统、保护信息管理系统有关的接口
14.4.6 向子站自动化设备供电的专用电源设备及其连接电缆（包括UPS电源、直流电源、专用空调及配电柜）
14.4.7 与保护设备和DCS系统等接口设备 14.4.8 GPS 14.5 本规程所指的主站系统主要设备包括： 14.5.1 能量管理系统（EMS）； 14.5.2 电能量计量系统；
14.5.3 电力市场技术支持系统； 14.5.4 调度生产管理系统（DMIS）；
14.5.5 电力实时数据传输和网络管理系统（包括：各级调度专用的广域数据网络、用于远方维护及电能量计量等应用的调度专用拨号网络、各自动化系统内部的局域网 络，数据网络安全隔离装置及防火墙等）；
14.5.6 与水调自动化系统、功角/相位测量系统、雷电定位系统、保护信息管理系统、稳定监控系统的网络接口；
14.5.7 电网调度中心数据库系统；
14.5.8 调度辅助系统（包括：调度模拟屏、大屏幕投影设备、GPS等）； 14.5.9 主站专用的UPS电源、机房空调、机房监控系统及配电柜； 14.5.10 远动通道检测柜和配线柜。
14.6 省调调度管辖厂站调度自动化设备属省调管辖设备，其调度管理由省调负责，按照省调制定的相应规定执行，厂站调度自动化设备的日常巡视和运行维护由各电业局（公司）、电厂相关部门负责。
14.7
自动化管理部门负责参加审核所辖范围内新建、扩建和改造工程中厂、站自动化部分的规划、设计、招标及评标工作，新建、扩建厂站自动化系统与厂站一次设备必须同步投入运行，新设备投产须上报的资料明细见本规程第六部分。扩建工程中的调度自动化设备必须与原有的设备兼容、或覆盖原有的信息，必须保持调度自动化系统信息的完整性。
14.8
数据采集与监控系统（SCADA）的调度管理 14.8.1 省调、各电业局（公司）、电厂负责各自调度自动化系统、监控系统或RTU的信息维护，保证发送、转发信息的完整性、准确性和可靠性。各单位应定期对设备进行巡视、检查、测试和记录，发现故障或接到设备故障通知后，应立即进行处理，并将故障处理情况及时上报有关调度机构；
14.8.2 在省调管辖范围内的自动化设备上进行试验工作前后，应及时向省调自动化管理部门汇报，得到许可后方能执行；
14.8.3 遥测、遥信编排序列及遥测标度系数等自动化设备参数不得随意改动,如因一次设备变化等原因需要更改时,应得到有关调度机构同意后方可进行，并把变动的实际结果通知有关调度机构；
14.8.4 一次设备检修完成后，应将二次回路接线恢复正常，使相应的遥测、遥信信号投入正常运行，同时通知省调自动化管理部门；
14.8.5 运行维护单位必须按规程定期校验变送器准确度和交流采样精度。14.9
自动发电控制系统（AGC）的管理
14.9.1 单机容量>=40MW的水电机组、单机容量>=200MW的火电机组应具备AGC功能，参与电网闭环自动发电控制；
14.9.2 凡参与电网AGC调整的机组，必须经由省调组织的系统调试，在系统联调调试前，发电厂应向省调主管部门提供现场机组AGC试验分析报告，省调根据系统调试情况，核准调节能力，以AGC系统控制参数定值单的形式下达，由现场执行；
14.9.3 凡参与AGC运行的电厂都必须保证其设备按核定的调节性能正常投入，除紧急情况外，未经省调值班调度员许可不得擅自退出运行；
14.9.4 省调值班调度员应根据系统实际运行情况，及时调整机组AGC的控制模式及有关调节参数；
14.9.5 发电厂值班人员应加强对控制装置和机组的监视、检测，当本厂机组运行情况发生变化时，应及时向省调值班调度员上报机组当前运行参数。当出现异常需要退出“远方控制”时，应及时汇报省调值班调度员，经调度批准后，将机组切至“当地控制”；当出现严重威胁机组安全运行的情况时，现场值班人员可先将机组切至“当地控制”，然后向省调值班调度员汇报，并尽快组织相关技术人员进行处理。
14.10 电能量计量系统（TMR）的管理
14.10.1 电能量计量系统所有设备都是四川电网作为电费结算用的重要运行设备，任何单位和个人都不能随意更改设备及设备的运行状况；
14.10.2 省调负责电能量计量系统主站端设备软硬件的运行维护及向地（市）调转发关口电能量数据； 14.10.3 关口电能表计的管理按相关规程执行；
14.10.4 各电厂、电业局（公司）电能量计量系统、电能量采集装置及其附属设备的运行维护由各电厂、电业局（公司）负责，各单位对本系统的设备进行巡视检查时，发现问题应组织技术人员及时处理，并立即报告省调；
14.10.5 影响电能量计量系统正常运行的设备检修、更换工作必须确保电量数据不丢失。电能量计量系统中参与电量计算的参数、标志的变更，各电厂、电业局（公司）应提前将有关参数书面通知省调。
14.11 电力调度数据网络的管理
14.11.1 由省调至所辖厂站、地调的电力调度数据网络以下简称省级电力调度数据网，各地调负责各自管辖范围内的电力调度数据网络，以下简称地区电力调度数据网；
14.11.2 省调负责省级电力调度数据网设备技术参数的制定、配置；各地调负责所辖范围内地区电力调度数据网设备技术参数的制定、配置；
14.11.3 电力调度数据网络设备实行属地化管理，各电业局（公司）、发电厂负责其属地范围内各级电力调度数据网本地节点设备的运行维护管理；
14.11.4 新接入省级电力调度数据网的节点、设备和应用系统，须做好接入方案，经省调批准后实施；
14.11.5 新接入地区电力调度数据网的节点、设备和应用系统，须做好接入方案，经相应地调批准后实施，并报省调备案。
14.12
电力二次系统的安全防护管理
14.12.1 电力二次系统是指各级电力监控系统、调度数据网络（SPDnet）、各级管理信息系统(MIS)和电力数据通信网络（SPTnet）构成的系统；
14.12.2 各电业局（公司）、发电厂电力二次系统的安全防护方案必须经过上级主管部门的审查、批准。在电业局（公司）、发电厂应用系统无法满足安全防护要求时，不允许接入调度数据网络，只能采用专用通道等非网络连接方式与省调通讯。
14.13 厂站调度自动化设备的计划和临时停运管理
14.13.1 省调调度管辖厂站调度自动化设备的计划停运，应提前2个工作日以书面申请方式报省调批准方可实施；
14.13.2 省调调度管辖厂站调度自动化设备的临时停运，应及时以电话方式上报省调自动化管理部门提出申请，经省调自动化管理部门许可后方可实施，并应在事后2个工作日内向省调自动化管理部门补办书面申请以备案。
14.14 输电线路或通信设备检修等，如影响省调调度自动化通道时，由其通信管理部门提出受影响的厂站名单并以书面形式提前报告省调，经同意后方可进行。通道恢复时，应及时通知省调。
第十五章 电力调度通信运行管理
15.1
四川电力调度通信系统是四川电力通信网的重要组成部分，是电网调度自动化和管理现代化的基础，是确保电网安全、优质、经济运行的重要手段。四川电网内的电业局（公司）、并网电厂、变电站、开关站、换流站通信系统的建设、运行、维护 29 和管理必须遵守本规程，接入四川电力通信网的设备和电路必须遵守本规程。
15.2 调度通信系统：是由各级调度通信电路组成的通信系统，包括各级调度机构至其管辖的变电站、开关站、相关电厂、联网线路的主备用通信电路、设备、设施和应急调度通信电话。
15.2.1 调度通信电路：是各级调度机构至其管辖的下级调度单位之间的主备通信电路，包括省级调度通信电路和地区级调度通信电路；
15.2.2 省级调度通信电路：是省调至各调度单位（即地调、所辖并网电厂、220kV及以上变电站、开关站）及各调度单位之间的主备通信电路，包括调度电话、自动化信息、复用安控保护信息、稳定监录信息、继电保护故障录波信息、电网运营管理信息、生产例会及服务于电网生产行政管理的通道和租用电路。
15.3
调度通信电路的管理 15.3.1 调度通信电路的管理原则
15.3.1.1四川电网调度通信电路实行属地化管理原则，投入使用的调度通信电路，均由属地管理单位实施运行维护和检修消缺；
15.3.1.2调度通信电路必须经过竣工验收后方可接入使用；
15.3.1.3省级调度通信电路的竣工验收须经省调专业归口管理部门及相应运行维护单位签字认可；
15.3.1.4调度通信电路的调度电话（包括作为应急使用的公网市话单机）必须进行可靠、清晰的录音，录音资料至少要保存90日。
15.3.2 调度通信电路的组织原则 15.3.2.1新投运的省级调度通信电路，应具备不同路由的主备传输通道（不包括公网市话），主备通道能自动切换；
15.3.2.2省级调度通信电路的调度电话由省级调度通信专网提供，省级调度通信专网外电话不得拨打专网内的调度电话；各调度运行单位必须组织公网市话作为专用应急通信手段，公网市话单机应直接安放于调度现场；
15.3.2.3省级调度通信电路的组织应尽可能使用省级通信干线，需要使用地区级通信线路时，各级调度通信部门须积极配合，提供相关电路的运行资料，并确保其畅通，经调用的地区级通信电路，应按省级调度通信电路的要求进行管理和考核。
15.3.3 调度通信电路的调度、方式管理
15.3.3.1省级调度通信电路由省调实行统一调度、归口管理；
15.3.3.2地区级调度通信电路由各电业局（公司）地调实行统一调度、归口管理；
15.3.3.3四川电网调度通信指挥专用电话（包括运行维护单位调度通信的值班电话）为3000号，该电话必须保证24小时有人接听；
15.3.3.4 省级调度通信电路的运行方式按年编制下达，电路的投入、退出、调配以临时运行方式下达；
15.3.3.5 省级调度通信电路的运行方式主要内容包括：上的运行总结；新设备、电路的投产计划；主要通信站、电路、设备的检修计划；省级调度通信电路的路由清单和自动切换方式；运行中出现的主要问题及整改建议；
15.3.3.6 各电业局（公司）地调、发电厂不得擅自改变省级调度通信的运行方式，在组织区域通信电路时，如有可能影响省级调度通信电路的安全运行，必须事前向省调汇报，并制定相应的方案，经省调认可后方可实施。
15.3.调度通信电路的运行、检修管理
15.3.4.1调度通信电路应具备必要的监视手段，各运行维护单位应随时监视调度通信电路的运行情况，严格执行电力行业的有关规程、规定，建立健全设备的定期检查、30 检验和消缺制度；
15.3.4.2各电业局（公司）地调、发电厂应在每月10日前向省调通信管理部门报送上月的通信运行月报，月报的内容和统计按有关规程、规定执行；
15.3.4.3调度通信电路、设备的检修原则：具备主备功能的电路、设备检修时，不得中断调度通信使用；不具备主备功能的电路、设备检修时，原则上与一次系统检修同步进行；
15.3.4.4各电业局（公司）地调、发电厂应在每年11月底制定下一的调度通信电路的检修计划，并报送省调，省调根据通信网的具体情况进行审核后于年底前下达；
15.3.4.5省级调度通信电路的检修必须经省调批准后方可实施，计划检修须提前48小时向省调通信管理部门申请，计划检修不能按期完工的，应在批准的完工时限内办理延期手续；
15.3.4.6 调度通信电路必须按规定进行定期巡检和消缺；
15.3.4.7 复用保护、安控通信电路运行检修管理，按照复用保护、安控的相关规程执行； 15.3.4.8 在进行调度通信电路运行维护、检修消缺时，必须按规定做好相应的安全措施； 15.3.4.9 各运行维护管理单位应配备调度通信电路运行、维护、检修、消缺必须的仪器仪表和备品备件，并建立相应的管理制度。
15.3.调度通信电路的故障管理
15.3.5.1调度通信电路发生故障中断后，应立即投入备用电路，必要时采取临时应急措施（如中转、短接等）首先恢复调度通信电路，再进行故障抢修和分析；
15.3.5.2调度通信电路抢修时，应按先干线后支线、先重要电路后次要电路的顺序依次进行；
15.3.5.3 调度通信电路发生故障中断后，通信人员应及时通知有关用户，说明故障影响的范围、应急措施，同时向主管部门汇报，省级调度通信电路必须向省调汇报，并做好记录；
15.3.5.4 在电路抢修时采取的临时措施，故障消除后应及时恢复；
15.3.5.5 调度通信电路的故障评价分为事故、障碍两种，按《电力系统通信管理规程》的要求均应列入电力故障统计，逐级上报；
15.3.5.6 为了迅速、准确地处理故障，各级运行维护单位应制定故障处理程序和事故抢修预案。
15.3.6 调度通信系统的新设备投运管理 15.3.6.1 并网电厂、用户变电站接入四川电力调度通信系统，必须符合电力通信系统的技术、接口规范，提前90日向省调提供拟接入设备的型号、技术参数，并办理《四川电力通信网新设备（电路）入网申请书》；
15.3.6.2 并网电厂、用户变电站的业主办理《四川电力通信网新设备（电路）入网申请书》
的主要内容：
a）拟接入设备的技术指标； b）拟接入设备的接口方式；
c）使用四川电力通信系统资源的申请。
15.3.6.3 新设备投运前应按《新设备加入系统运行申请书》的要求办理新设备投运申请，新设备投运前必须具备的条件： a）设备入网手续办理完毕；
b）通信设备已通过验收，质量符合入网技术规范和安全运行要求； c）已明确通信设备的运行维护管理责任； d）调度通信电路畅通，达到投运要求。
15.3.7
微波、载波频率资源管理
15.3.7.1微波频率资源由省调协助无线电管理委员会进行规划和管理，微波频率的申请需经省调审核；
15.3.7.2 微波站内安装系统外无线发射设备必须报省调批准；
15.3.7.3 载波频率管理：220kV及以上电网载波频率由省调统一规划和安排，110kV及以下电网载波频率由各电业局（公司）地调进行规划和管理，低电压等级电网的载波频率不得干扰高电压等级电网载波频率，当载波频率发生相互干扰冲突时，低电压等级服从高电压等级。
15.4
通信专业与相关专业的工作界面划分 15.4.1 通信与自动化专业工作界面划分
15.4.1.1省调、地调中心站机房：通信与自动化专业的工作界面为通信与自动化专业直接相连的自动化端配线架（包括：VDF、DDF、ODF配线架），自动化端配线架及线缆（包括光缆）接头由自动化专业负责，自动化端配线架出口至通信专业的电缆（或2M同轴线和光缆）由通信专业负责；
15.4.1.2电厂、变电站及其他机房：通信与自动化专业的工作界面为通信与自动化专业直接相连的通信端配线架（包括：VDF、DDF、ODF配线架），通信端配线架及线缆（包括光缆）接头由通信专业负责，通信端配线架出口至自动化的电缆（或2M同轴线和光缆）由自动化专业负责；
15.4.1.3放置于通信机房内，专用于自动化专业的路由器、协议转换器由自动化专业负责。15.4.2 通信与保护专业工作界面划分
通信与保护专业的工作界面划分原则为通信与保护专业直接相连的通信端配线架（包括：VDF、DDF、ODF配线架）。复用保护、安控通道电路的工作界面具体划分按《四川电力系统复用保护、安控载波通道运行管理检修规程》和《四川电力系统复用保护、安控光纤通道运行管理检修规程》执行。
第十六章
水电站水库的调度管理
16.1 水电站水库调度的任务
16.1.1 在确保枢纽工程安全的前提下，合理利用水力资源，充分发挥水库的综合效益； 16.1.2 满足电网的安全、稳定及经济运行要求。16.2 水库控制运用的基本原则
16.2.1 水电站水库的设计参数及指标不得任意改变，如需改变，应按有关规定报批； 16.2.2 在汛期，汛限水位以上的防洪库容以及洪水调度运用服从有管辖权的防汛指挥机构的统一调度指挥，汛限水位以下库容服从省调统一调度指挥；
16.2.3水电厂水工建筑物、设备安全及上下游综合利用要求由水电厂负责，如需省调配合，由水电厂向省调提出申请；
16.2.4日周调节及径流水电站应做好水情预报，在允许的范围内承担部分调峰任务； 16.2.5 有季调节及以上能力的水库，在供水期初保持高水位计划用水，汛前腾空库容，但最低水位不得低于死水位(多年调节水库原则上不低于年消落深度)，汛期根据汛情提前大发，汛末利用后期洪水尽量蓄到正常高水位，供水期应多承担电网的调峰、调频和事故备用任务；
16.2.6 梯级水电站水库群之间的调度运行应相互协调，既保证各梯级水电站的经济效益，又保证满足电网运行要求，当水情发生重大变化时，上游水电站应向下游水电站 32 及时提供最新的水情信息；
16.2.7 在多沙河流上的水库要正确处理发电和排沙保库的关系。16.3 水库调度的职责
16.3.1 水电厂应建立水库调度专职机构，健全规章制度，配备专业技术人员，加强水库调度管理，提高水库综合利用效益。
16.3.2 水库运用主要参数指标及基本资料管理
16.3.2.1水电厂并网发电前应向省调提供水库运用主要参数指标及基本资料； 16.3.2.2 水库运用主要参数指标包括：水库正常蓄水位、设计洪水位、校核洪水位、汛期限制水位、死水位及上述水位相应的库容，水电站装机容量、发电量、保证出力及相应保证率，设计通航流量及其它综合利用要求等；
16.3.2.3 水库运用主要基本资料包括：库容曲线、设计洪水、径流资料、泄流曲线、水轮发电机组特性曲线、下游水位流量关系曲线、引水系统水头损失曲线、上游库区及下游河道资料等；
16.3.2.4水电厂必须具备齐全的水库设计资料，应将水库的基本资料汇编成册，并根据资料的积累和变化情况及时补充和修正。
16.3.3 水文情报及预报 16.3.3.1 水电厂应根据水文预报及调度需要布设水文情报站网，水文情报站调整应报省调备案，应进行与水库水量平衡有关的水文观测计算，其精度应符合国家有关规定；
16.3.3.2水电厂必须开展水文预报，预报方案应符合预报规范要求，应按规定向省调及其它有关部门报汛，并充分利用各种通信设施，保证水文信息传递及时准确。
16.3.4水情自动测报及水调自动化系统
16.3.4.1水电厂应建设水情自动测报系统，实现水库流域实时雨水情自动收集，为提高水电厂经济运行水平和保证水库上下游防洪安全服务；
16.3.4.2 装机容量在100MW及以上的水电厂或流域梯级控制机构应建立水调自动化系统，并与四川电网水调自动化系统联网；
16.3.4.3 水电厂应建立水情自动测报及水调自动化系统运行维护管理规程，并设置专职人员维护管理，确保系统安全、可靠、稳定运行，系统建设、改造、升级方案必须报省调审查；
16.3.4.4 与四川电网水调自动化系统联网的水电厂水情自动测报系统出现故障时，应及时向省调通报，因水情自动测报系统检修、设备维护可能造成测报系统停运时，应经省调许可。
16.3.5 水库调度联系制度
16.3.5.1 水电厂应在每年10月底前编制下一水库控制运用计划，并上报省调，每月20日前向省调报下个月发电计划建议；
16.3.5.2 水电厂每日10时前向省调报当日8时上、下游库水位、入库流量及泄流量，前一日的发电量、弃水损失电量、入库流量、发电流量、泄流量、出库流量及流域平均降雨量，预计后一日平均入库流量、发电量及电厂可调出力；
16.3.5.3水电厂每月第一个工作日前应填报水电调度月报，以传真或电子邮件形式报省调，并以邮寄方式向省调报送，每年1月31日前上报上水库调度总结、水情自动测报系统运行总结和水调自动化系统运行总结。
第十七章
电网运营调度管理
17.1 省调负责与并入四川电网的发电厂（网）以及220kV用户变电站签订《并网调度协议》。
17.2
签订《并网调度协议》的条件
17.2.1 发电厂（网）已经与省电力公司签订《购售电合同》；
17.2.2 220kV用户变电站已经与属地电业局（公司）签订《高压供用电合同》； 17.2.3 发电厂（网）以及220kV用户变电站已于计划并网的90日前向省调提供电网调度运行潮流、稳定计算和继电保护整定计算所需的技术资料与图纸（包括水库部分）；
17.2.4 发电厂（网）以及220kV用户变电站正常生产运行的条件均符合电力行业的有关规程和规定。
17.3 省调负责各发电厂（网）、电业局（公司）的关口设置和管理
17.3.1 关口设置的原则：发电厂（网）的关口设置在产权分界点、电业局（公司）的关口设置在潮流的送端；
17.3.2 各发电厂（网）、电业局（公司）每年须在第一季度的最后一周向省调上报各自的关口情况，如关口没有变化，应上报无变化；
17.3.3 关口的临时变化，须立即上报省调。17.4
发电厂（网）的考核结算
17.4.1 省调负责对发电厂（网）的考核结算；
17.4.2 对各发电厂（网）进行电量考核结算的依据是省调下达给各发电厂（网）的日发电调度计划曲线（包括修改后的临时调整曲线）；
17.4.3 各发电厂（网）以四川电网电能量自动采集计量系统采集的数据作为实际上网电
量，考核办法按相关规定执行。
17.5 电业局（公司）的考核结算
17.5.1 省调负责对各电业局（公司）的考核结算；
17.5.2 各电业局（公司）以四川电网电能量自动采集计量系统采集的数据（在关口采集系统未完善的情况下，以现行各电业局（公司）上报的并经省调核实的实际网供电量）作为实际网供电量，考核办法按相关规定执行；
17.5.3 在电力电量能满足用电需求时，考核各电业局（公司）负荷预测的准确率，考核依据是电业局（公司）上报的日负荷预测曲线；
17.5.4 在电力电量不能满足用电需求时，考核各电业局（公司）负荷控制力度，考核依据是省调下达给各电业局（公司）的计划用电曲线（包括临时调整曲线）。
17.6 省调根据相关规定负责实施和省外的计划外临时电力电量交易。
第十八章
电网运行情况汇报
18.1 电力生产运行情况汇报规定
18.1.1 每日6时以前，各地调、发电厂须将本网（厂）前一日电力生产运行日报传送至省调并保证报送数据的准确性，如传送不成功，应于7时前通过电话报省调；
18.1.2 电力生产运行旬报的统计报送，正常应以次旬第一日的16时为准，如遇节假日，可顺延至第一个工作日的16时；
18.1.3 电力生产运行月报的统计报送，正常应以次月第三日的12时为准，如遇节假日，可顺延至第三个工作日的12时；
18.1.4 电力生产运行月度计划的统计报送，正常应以每月最后一日的12时为准，如遇节假日，应提前至每月最后一个工作日的12时。
18.2
重要事件汇报规定
18.2.1 在系统发生重要事件时，各地调、发电厂、变电站值班人员应及时向省调值班调度员如实汇报。
18.2.2 重要事件分类
18.2.2.1电网：电网解列、振荡，电网频率、电压异常，220kV及以上电网设备故障、缺陷或超稳定限额运行，由于电网事故造成重要用户停、限电或大面积停电等；
18.2.2.2厂站：机炉设备、220kV及以上电网设备、厂站用电设备故障或缺陷等； 18.2.2.3人身伤亡：网内各单位在管辖范围内发生的重大人身伤亡事故； 18.2.2.4 自然灾害：水灾、火灾、风灾、地震、冰冻及外力破坏等对电力生产造成重大影响的事件；
18.2.2.5 调度纪律：调度系统违反《电力法》、《电网调度管理条例》等法律法规和规程规定的重大事件；
18.2.2.6 经确认因调度系统人员责任打破安全记录。18.2.3
重要事件汇报的主要内容（必要时应附图说明）18.2.3.1 事件发生的时间、地点、背景情况；
18.2.3.2 事件经过、保护及安全自动装置动作情况； 18.2.3.3 重要设备损坏情况、对重要用户的影响； 18.2.3.4 电网恢复情况等。
18.3
其它有关电网调度运行工作汇报规定
18.3.各地调、发电厂、变电站在实行新调度规程或现场规程时，及时将新调度规程或现场规程报省调备案。
18.3.2
发生重大事故的单位应在事故后5个工作日内将事故情况书面报告传真至省调，并在事故分析会后向省调报送事故分析报告。
18.3.3
每年1月底前，各地调向省调报送 18.3.3.1 地调调度科上一工作总结；
18.3.3.2 上一调度系统人员（含县调）误操作情况（责任单位、发生时间、事件过程、后果、对有关人员处理和防范措施等）；
舍饲养牛技术规程 第3篇
1 管理要点
入舍前5～7 d逐渐缩短放牧, 增加圈内停留时间, 避免因环境突变而导致生理机能紊乱, 引起疾病。
对舍饲牛进行检疫, 免疫注射和驱虫等技术处理。
入舍后10 d内喂给可口易消化的整株禾本科牧草, 逐渐增加碎草和青贮喂量。每日喂精料1.5 kg, 其中豆粕应占8%～10%, 补充所需的微量元素、矿物质等营养需要。
舍饲20 d内不应给予尿素饲料, 因长久放牧条件下瘤胃微生物缺乏对非蛋白氮利用的能力, 容易出现尿素中毒。因此, 在决定使用尿素饲料时要有10～15 d的适应期。
干草或玉米秸经加工处理, 一方面减少损耗, 另一方面易消化, 提高饲料利用率。若粗饲料质量较差, 能量较低时, 可适当增加精料, 补充养分的不足。
采用舍饲方式, 原则要求性别相同, 体质相近, 圈舍不过于拥挤。无论散养或栓系, 都应保持圈舍清洁干燥, 做到冬暖夏凉, 牛体干净。
2 饲养要点
舍饲期精料定时限量, 日喂2次, 粗料自由采食, 供给足量的清洁饮水。
饲喂时间, 冬季7:30和16:30, 夏季6:30和18:00。
如用尿素做蛋白质的补充料时, 需与能量饲料充分混合后加入适量的水调拌均匀添入槽内, 不得过早加水拌料, 以免产生氨气。否则不仅影响适口性, 还降低氮含量, 达不到蛋白补充效果。
尿素饲料要严格遵守使用方法, 不得将日用量1次投喂, 以免发生中毒。
饲料添加顺序, 干草→剩草拌入精料→青贮。
使用尿素饲料时, 饮水时间要控制在喂料后30～60 min进行。
未断奶犊牛因瘤胃环境尚未完全建立, 微生物区系还不能充分利用非蛋白氮作为营养源。所以, 不得使用尿素饲料。
3 畜舍及牛体卫生
3.1 畜舍卫生
牛舍环境卫生很主要, 小环境卫生质量的高低, 会直接影响牛的体质健康和抵抗疾病的能力。牛舍建筑要合理, 符合冬暖夏凉和透光通气的要求。同时要勤垫、勤扫, 随时清除粪便。经常保持舍内干燥清洁。畜舍内的最适温度为15～25℃, 相对湿度为62%。一般牛舍的采光靠自然光照完成, 无需人工光源补充, 但要注意畜舍方位准确。吉林西部地区方位应在南偏东25°至南偏西10°之间;窗户的采光系数为1∶16;畜舍要避免高建筑物或大树遮挡, 影响采光;畜舍内墙、棚应为白色, 增加反射光效率, 提高采光强度。舍饲养牛要彻底杜绝圈内积肥, 避免风湿病和腐蹄病。
3.2 牛体卫生
牛的皮肤是保护牛体内部器官的屏障, 它可调节体温, 防御病菌和寄生虫的侵袭。被毛对牛体也起保护作用, 如不经常梳刷和清理, 皮肤的排泄孔易被堵塞, 致使皮毛干燥, 甚至干裂, 导致病菌和寄生虫的侵害。常见的虱子、疥螨 (癞皮) 等皮肤病, 危害牛体健康。经常梳刷牛蹄, 不仅能保持牛蹄清洁, 清除寄生虫和虫卵, 而且能促进血液循环, 增强胃肠蠕动有助于消化, 提高饲料利用率, 同时能使牛性情温顺, 便于饲养管理。
4 母牛饲养
4.1 怀孕初期
母牛怀孕前一阶段的任务是保胎, 并使胎儿发育良好。受精卵在牛子宫内着床后, 最初4个月对母体营养物质的质量要求较高。以后随胎儿的不断发育对营养物质的需要量逐渐增加。怀孕后期母牛所需的营养物质要比孕前增加40%左右, 且要有足够的蛋白质饲料。此时期是获得出生大、体质健壮犊牛重要时期, 也是怀孕母牛饲养管理的关键时期。怀孕母牛饲养管理不当, 很容易引起流产或早产。要严禁饲喂发霉、变质、冰冻或其它异常饲料, 禁忌空腹饮冰渣水, 在日常饲养过程中禁忌惊吓、急跑、跳跃等剧烈运动, 特别是出入圈门和补料时, 防止冲撞拥挤。
母牛怀孕后期, 不宜进行防疫注射。
4.2 哺乳期
母牛产后即开始哺乳犊牛。这段的任务是保证母牛有充足的奶水供给犊牛。饲料要以优质干草和青绿多汁的饲料为主, 并依据个体膘情, 健康和泌乳量等情况, 酌情调整饲料种类和份量。正常情况下, 产后三四天喂给多汁饲料, 日给量4～6 kg, 第7天开始加喂精料, 日给量1～1.5 kg, 但注意多汁饲料和精料不可大量增加, 以免造成消化和泌乳机能紊乱等不良后果。产后1周内应供给母牛温热饮水, 以促进食欲和提高消化机能。
4.3 干奶期
犊牛断奶后临产前两个月左右, 停止挤奶, 叫做干奶。干奶的目的, 是为了保证胎儿正常发育和下一个泌乳期蓄积营养物质, 以提高产奶量。
5 犊牛培育要点
犊牛出生后特别是改良犊牛, 生长发育迅速, 初乳是犊牛的重要营养源, 也是重要的免疫保障物质。因此, 犊牛生后1 h内应吃足初乳, 它不仅提供了特殊的营养物质, 还具有清泻作用, 清除胎粪并刺激消化腺帮助消化。
1月龄内犊牛有喜好蹦跳运动的特点, 这一时期圈舍禁放机械、木杆等屏障物, 以防发生创伤事故。
随着犊牛的月龄增加, 生长发育所需的营养物质愈来愈多, 要逐渐增加多汁饲料和精饲料量, 犊牛期饲养管理良好, 将大大有助于育成阶段的生长发育。
秸秆青贮技术规程 第4篇
【关键词】秸秆；青贮饲料；贮后管理；品质评定
青贮饲料饲喂牲畜消化性强，适口性好，可最大限度地保持饲料的营养性，是牛、羊等草食家畜优质粗饲料之一，并可收到提高采食量、增加产奶量、改善膘情的较好效果。主要以玉米秸秆青贮为例，9至10月份是玉米秸秆青贮的黄金时期。特别是冬春季，饲料生产受到限制，青贮饲料可保证家畜正常生长发育的饲料需求。玉米青贮饲料是将含水率为65%～75%的玉米秸秆经切碎后，在密闭缺氧的条件下，通过乳酸菌的发酵作用，而得到的一种优质粗饲料。青贮后的玉米秸秆，不仅能有效地保存原玉米秸秆的营养成分，而且能有效地杀死秸秆中病菌、虫卵，破坏杂草种子的萌发能力，减少其对家畜及下茬农作物的危害。青贮饲料制作技术简单、易保管、成本低。同时也解决了收获季节畜禽饲养计划方面的难题，青贮饲料的原料收割及其储存和饲喂实行机械化操作，也可增加饲养计划选择的灵活性。
1 青贮方式
（1）青贮窖：也可用永久窖。建窖应选择在地势高燥、土质坚实的地方。
（2）地面堆储：选干燥的地面，铺上塑膜，将秸秆在上面堆垛，四边呈斜坡，压实后用塑膜封好，周围用土压严。
（3）袋储：塑料袋青贮方法简单，地点灵活，喂饲方便。适于原料收获批量小，又需陆续用料的养羊、牛户使用。
2 制作优质玉米青贮饲料的条件
收割期的选择：玉米全株青贮营养价值最高，应在玉米生长至乳熟期和蜡熟期收储，玉米秸秆青贮要在玉米成熟后，立刻收割秸秆，以保证有较多的绿叶。收割时间过晚，露天堆放将造成含糖量下降、水分损失、秸秆腐烂，最终造成青贮料质量和青贮成功率下降。
（1）水分：玉米青贮饲料中应含有一定量的水分，比较适宜的水分含量应在65%～75%。
（2）糖：糖是玉米青贮饲料的主要营养成分，一般要求玉米青贮含糖量不得低于2%，而玉米带穗青贮时含糖量一般在4%以上，基本可以满足需要。
3 玉米青贮的技术要点
3.1 原料要切碎
为确保无氧环境的形成，秸秆要切碎，切碎要在原料含水量达到65%～70%时进行，长度为2～3厘米，这样易于压实，并能提高青贮设备的利用率。同时切碎后渗出的汁液中有一定量的水分，利于乳酸菌迅速繁殖发酵，提高青贮饲料的品质。
3.2 装填和碾压
装前要清扫窖底，边装、边铡，边摊，边踏实。每装20～30厘米高时，用链轨拖拉机或55马力拖拉机反复碾压2～3次，然后继续装填。要特别注意青贮窖四周及四个角落处机械压不到的地方，应人工踩实。装填时间越短越好。装填时要边装边压实，越实越好，有条件的地方应一边装窖一边用链轨拖拉机碾压，在装填的过程中若再用铲车分次碾压效果更佳，碾压也是保证青贮质量不可忽视的重要环节。一般每立方米窖可青贮玉米秸秆500 千克左右。在青贮过程中，为了提高质量，增加适口性和消化率，还可以适当添加尿素、食盐等添加剂。
3.3 封窖
封窖是为了把青贮原料压紧，封严，使空气和水不进入窖内。青贮原料装填至高出窖口邊沿50～80厘米即可，上面铺一层干草，先用彩条布或剪开的蛇皮袋盖上，再用整块厚度为 0.08～0.12 毫米的塑料薄膜盖顶，并压实盖土封窖。盖土必须湿润，要一层层盖踏实，厚度一般 30～50 厘米，表面要拍打光滑，窖顶隆起成馒头状，否则容易透气。检查其紧实度是否适当的标准是，发酵完成后饲料下沉不超过深度的10%为宜。封窖一周内，必须随时注意青贮料下沉造成盖土的裂缝，要及时加填湿润土修整好。还要注意防大风、大雨及其他外力的破坏。青贮一旦开始，必须连续作业，做到“六快”，即做到快割、快运、快切、快装、快压、快封。
3.4 适时封窖
装填至离窖口30厘米时，在窖壁上铺塑料薄膜以备封窖。青贮玉米如果收获适时，大部分为绿叶，水分为60%左右可不必加水；若黄叶占一半以上，即应加水，一般加水10%～15%，边加边装，确保水和原料混合均匀。青贮窖装满后，用塑料薄膜覆盖窖顶，然后压上20～30厘米厚湿土，覆盖拍实并堆成馒头形，以利于排水。
4 储后管理
（1）距青贮窖1米四周挖好排水沟，防止雨水渗入池内。
（2）储后5～6天进入乳酸发酵阶段，青贮料脱水，软化，当封口出现塌裂、塌陷时，应及时进行培补，以防漏水漏气。
（3）要防牲畜践踏并做好防鼠工作，保证青贮质量。
5 青贮饲料品质评定
（1）上等：黄绿色、绿色，酸味浓，有芳香味，柔软稍湿润。
（2）中等：黄褐色、黑绿色，酸味中等或较少，芳香、稍有酒精味，柔软稍干。
（3）下等：黑色、褐色，酸味很少，有臭味、干燥松散或黏软成块。不宜饲喂，以防中毒。
6 青贮饲料的饲喂
青贮料制作一个半月后即可利用。要求分段开窖，从一角开始取用，切勿全面打开，防止暴晒、雨淋、结冻，严禁掏洞取料。取料后立即封严，防止二次发酵。青贮玉米有机酸含量较大，有轻泻作用，母畜怀孕后不宜多喂，以防造成流产，产前15天停止。牲畜改换饲喂青贮饲料时应由少到多逐渐增加，停喂青贮饲料时应由多到少，使牲畜逐渐适应。
四川省技术规程 第5篇
各乡镇人民政府，县府各部门：
为全面准确地贯彻《四川省实施行政许可规程》（省政府令181号，以下简称《规程》，(好范文)府办发[2004]84号印制），结合我县实际，现将有关事项通知如下：一、关于《规程》总则
《规程》是对实施《行政许可法》的补充和具体化，更具操作性。各乡镇政府及县府各部门要组织工作人员认真学习、理解《规程》各项条款，在工作中加以落实。
（一）在本县域内实施的行政许可事项及实施机关，各部门要通过政府指定的媒体和政府网站向社会公告，县政府指定媒体为“西部(好范文)”网站、(好范文)电视台、(好范文)电台。
（二）各行政许可实施机关要在本机关公示栏、公示资料、网站上公示本机关实施的行政许可事项，并对实施的每一项行政许可拟定实施办法，报县政府法制办备案。
（三）行政机关实施行政许可、监督检查许可事项，组织许可听证，除法律、行政法规有规定的不得收取任何费用；依照法律、行政法规应当收取费用的，应当按照公布的法定项目和标准收费；所收费用必须全部上缴同级财政国库，不得以任何形式截留、挪用、私分或变相私分、返还或变相返还；行政机关实施许可所需费用列入财政预算。
（四）县行政服务中心在贯彻《规程》中应充分发挥综合、协调、监督、指导作用，切实做到：一是将县府各部门实施的所有行政许可事项在其公示栏、公示资料及网站上公示；二是负责组织、协调县政府所属行政机关集中受理、现场办理行政许可事项；三是制定受理申请和办理行政许可的工作程序和规则并督促实施；四是建立健全实施行政许可的投诉制度，并向社会公布投诉电话、受理机构、办理制度，受理在行政服务中心办理行政许可的投诉。
（五）县政府法制办和行政许可实施机关的法制机构应当定期组织对行政许可的实施情况及存在的必要性进行评价、听取有关方面的意见并逐级向上级报告。
二、关于行政许可的实施机关
（一）完善好有关委托实施许可的程序。一是行政许可实施机关实施委托应当有法律、法规、规章依据；二是应当与受委托机关签署《实施行政许可委托书》，并应载明委托机关与受委托机关的名称、地址、联系方式，委托事项、方式、期限及法律责任等；三是委托书应报县政府法制办备案，并在政府指定媒体和政府网站上向社会公告。委托和受委托机关、行政服务中心应将委托书在公示栏、公示资料、公众信息网站上公示。
（二）两个以上行政机关实施的行政许可事项，政府确定由最后许可发证的机关为行政许可的统一受理机关，并按审批程序由受理机关负责统一办理，县行政服务中心负责组织行政机关开展集中办理、联合办理。
三、关于行政许可的实施程序
（一）搞好公示，包括办理许可指南、事项、依据、条件、数量、程序、期限、全部材料目录、格式文本等。
（二）建立好公众信息网站，允许公众免费下载，受理好申请人以电子数据、电子邮件等方式提出的申请。
（三）要建立和完善有关法律文书，包括《行政许可申请受理通知书》、《一次告知通知书》、《不予受理行政许可通知书》、《不需取得行政许可告知书》、《收到申请材料清单》等；对不予受理的要依法说明理由、告知诉权。
（四）依法对申请材料进行审查后，凡能当场作出决定应当场作出行政许可决定，并充分利用电话、电子邮件、手机短信等现代通讯工具尽快将行政许可决定信息告知申请人；对准予行政许可决定及相关信息在网站或公示栏予以公布，公众有权复制或免费查询。
（五）对申请变更的许可事项，行政机关要按照实施行政许可的程序作出决定，其期限不得超过初次办理许可的期限，法律法规规章另有规定的除外。
（六）对需通过特别程序作出行政许可事项，如：有限自然资源开发利用、公共资源配置、直接关系公共利益的特定行业的市场准入、需要赋予特定权利或确定资格资质、直接关系公共安全、人身健康、生命财产安全等事项，除法律、行政法规另有规定外，行政机关应通过招标、拍卖、考试、考核、检验、检测、检疫、先后顺序、当场登记、听证、鉴定、专家评审等方式依法作出决定；并根据实际与被许可人书面约定被许可人权利义务，包括：依法享有的开发、使用、经营、收益等权利和依法履行开发利用自然资源或公共资源义务、承担资源保护、生态环境保护及其他社会公益义务；明确价格行为、服务质量及标准、安全保障等方面的权利和义务；按照国家规定的服务标准、资费标准和行政机关依法规定条件，向用户提供安全、方便、稳定和价格合理的普遍服务的义务；未经作出许可决定的行政机关批准，不得擅自停业、歇业的义务；依法建立自检制度的义务，以及违返约定应承担的责任等。
四、关于听证制度
（一）凡是必须经过听证程序的事项必须举行听证，包括：法律、法规、规章规定应当听
证的事项；行政机关认为需要听证的涉及公共利益的重大行政许可事项；直接涉及申请人与他人间重大利益关系，并被行政机关告知依法享有要求听证权利的申请人、利害关系人在法定期限内提出听证的事项。
（二）听证由作出行政许可审查决定的机关的法制机构具体组织，并公开举行（除涉及国家秘密、商业秘密、个人隐私的外），接受社会监督。
（三）听证主持人、记录员应当依法履行《规程》规定的职权和义务，依照《规程》规定的程序主持听证和做好记录；听证参加人（包括许可申请审查人员、申请人、利害关系人）应当自觉遵守听证纪律，依照《规程》参加听证，依法行使权利。
（四）听证应当依照《规程》规定的程序进行（包括送达或公告告知听证相关信息、听证事项、时间、地点、参加方式等）；听证笔录应当载明《规程》所规定的九项内容；听证中止、听证放弃依照《规程》的规定确定；经听证的行政许可应当根据听证笔录作出许可决定。
五、关于监督检查
（一）明确监督主体。县政府监察和法制部门具体承担县政府对行政机关实施行政许可的监督检查，应当建立联席会议制度和协作办案机制，定期开展专项监督检查；监察部门重点是对违法实施行政许可的人员进行监督检查，法制部门重点是对违法实施行政许可的行政行为（包括抽象和具体）的监督检查；政府各部门法制工作机构具体承担对本行政机关实施行政许可的监督检查工作。
（二）明确监督检查的内容：是否违法设定行政许可；是否依照法定授权和法定程序实施行政许可；是否依照法律、行政法规收取费用并将其全部交入同级财政国库；是否依法履行对被许可人的监督职责。
（三）建立举报投诉制度。县政府确定县监察局、县府法制办为政府受理投诉的机关，并由其公布投诉电话、建立办理制度；县行政服务中心及政府各部门也应确定并向社会公布受理投诉的机构、电话和办理制度；各部门不得拒绝受理投诉，并向投诉人出具受理的书面回执，在受理投诉后10个工作日内将处理意见书面告知投诉人。
（四）建立健全对被许可人实施许可事项的抽查制度、巡查制度、日常监督检查制度；对监督检查情况及结果予以记录、归档并向公众提供查阅；行政机关实施监督检查，执法人员应不少于两人，并出示执法证件；对公民、法人或组织举报违法实施许可的，应及时处理，并将情况告知举报人；对作出撤销行政许可的，应当书面决定，并在决定之日起10日内送被许可人和利害关系人。
六、关于行政许可责任追究
（一）县政府及其部门都应当建立健全行政许可责任追究制度，查处、纠正行政机关违反《行政许可法》及《规程》的行为，并对相关责任人依法追究责任。
（二）对越权许可，违法许可，违法收费，不履行监督职责，多头受理，法定条件外附加培训、有偿咨询等额外负担的，无法定依据增设登记前置条件等行为，依法加强监督。
四川省技术规程 第6篇
来源： 系统管理员
发布时间：2016-04-28 点击数：439 次
根据四川省教育厅办公室关于2016年四川省普通高等学校体育竞赛活动安排计划的通知（川教厅办函〔2016〕19号），现将2016年四川省高校大学生田径比赛竞赛规程通知如下。
一、主办单位
四川省教育厅
二、协办单位
四川省学生体育艺术协会、四川省高等教育学会体育研究会、成都市高等学校体育协会
三、承办单位
成都体育学院
四、竞赛日期和地点
2016年5月28日至5月29日（星期
六、星期天）在成都体育学院举行
五、参赛单位 四川省内各普通高等院校均以学校为单位组队参赛。
六、竞赛办法
（一）竞赛分组
1、甲组（凡按照普通高等学校招收高水平运动员办法录取的学生、体育专业学生及注册运动员学生）
比赛项目：男、女同设100米、200米、400米、800米、1500米、5000米（男）、3000米（女）、110米栏（男，成年男子标准）、100米栏（女，成年女子标准）400米栏（成年男女标准）、4×100米接力、4×400米接力、跳高、跳远、三级跳远、铅球。
2、乙组（除甲组外，按照全国高等院校统一招生考试、录取的普通大学生，没有列入过教育部阳光招生高水平运动员招生名录的大学生）
比赛项目：男、女同设100米、400米、1500米，110米栏（男，栏高0.914米，栏距8.5米，起跑至第一栏13.72米）、100米栏（女，栏高0.84米，栏距8.5米，起跑至第一栏13米）跳高、跳远、铅球、1500米异程接力（800米+400米+200米+100米）、8人三项全能团体（50米+立定跳远+抛实心球（2KG））。
（二）报名规定
1、各参赛队可报领队1名，教练2——3名
2、甲组
（1）符合规定的院校最多可报20人，其中男子12人，女子8人（2）每单位每单项可报2人（可兼报接力）
（3）各参赛队最多可报注册运动员2人，男女不限（报名时用 ※ 标注）
（4）甲组各单项报名标准为二级运动员水平标准；男女5000米设关门时间（另行通知）
3、乙组
（1）符合规定的院校最多可报12人，其中男子8人，女子4人
（2）每单位每单项可报2人，每人限报2项（可兼报接力）
（3）参加8人三项全能团体项目须报男5人，女3人
（4）乙组各单项报名标准为三级运动员水平标准
（三）竞赛办法
1、比赛采用中国田径协会最新审定的《2016—2017田径竞赛规则》
2、参加乙组8人三项全能团体项目男5人，女3人，各单项分别记取参赛个人名次分，最高分等于参赛人数，最低1分，最后按照各队名次分累加，分数高者名次列前，取前十二名。其中50米采用一次性决赛，按照成绩排列名次；立定跳远和原地头上抛实心球各比赛2次，取最好成绩排列名次（立定跳远、原地头上抛实心球比赛办法参照教育部颁布的大学生体质健康测试办法）。
3、各组各单项报名不足3个单位或3人时，取消该项目比赛。
4、各组别100米至400米的径赛参赛人数不足或等于8人时，只设一个赛次，超过8人时均设两个赛次（若100米、200米参赛人数超过40人则再增加一个赛次）。田赛各项参赛人数超过30人时，进行及格赛（及格标准参照运动员等级标准），按成绩取前12名运动员参加决赛
5、比赛全部采用大会提供器材，不允许使用自备器材参赛
6、运动员比赛必须身着印有本单位名称（胸前单位名称高度不超过10厘米）的统一比赛服（背心、短裤），且必须符合中国田径协会有关比赛服装的规定，否则不能参加比赛。
7、比赛检录时运动员须交验运动员学生证（参赛证）和第二代身份证原件，否则不能参加比赛。
8、径赛项目采用全自动终点摄影计时，田赛采用电子测距。
9、根据《竞赛规则》第五章第二节第145条规定，凡不认真参加比赛者，取消所有后继比赛项目（包括接力项目）的比赛资格。
10、各队无故弃权人次达报名人数的1/3时，扣团体总分10分，无故弃权人次达到1/2时，给予全省通报批评。
11、竞赛日程另行通知。
七、运动员资格
（一）运动员必须是中华人民共和国公民且具有正式学籍的在校全日制在读大学生，包含本科、专科及研究生（函授、自考生、进修班、短训班等除外）。
（二）参赛运动员体检由各院校自行负责安排，体检合格方能报名。如发生人身安全事故，参赛运动员所在学校自行负责。
（三）参赛运动员必须在赛前报名后经大会组委会审核通过，符合参赛条件的方能参赛。
（四）报到时须向大会组委会交验参赛学校学生录检表复印件及相关证明。无招生录检表证明的学生一律不得参赛。
八、资格审查
（一）本次赛事设立资格审查委员会，其职责是受理运动员参赛资格等有关事宜。
（二）为端正赛风，资格审查委员会将在比赛前、比赛中、比赛后对运动员的资格进行审查，如在报名后或比赛前发现弄虚作假、违反有关规定者，将取消本人、本队比赛资格，不得补报、更换其他运动员；如在比赛中或比赛后发现弄虚作假、违反有关规定者，将取消录取资格和后续比赛资格，如出现某队多人弄虚作假、违反有关规定者将取消所在运动队所有比赛成绩，没收全部比赛保证金。同时给予运动员所在学校处以停赛一年的处罚。
（三）凡对运动员资格有异议并提出申诉者，需向资格审查委员会提交由本院校领队签字的申诉报告，同时交纳800元申诉费方可受理，胜诉者申诉费如数退还，败诉者将不再退还申诉费。
（四）关于兴奋剂检查及性别检查，按中国田径协会有关规定执行，由主办单位和承办单位组织实施。
九、录取名次、计分和奖励办法
（一）录取名次
1、个人名次
各单项均录取前8名，各项参赛人数等于或不足8人时，名次减1录取（以参赛人数为准）。
2、团体名次
（1）甲组设男子团体总分、女子团体总分前八名，专业组团体前八名。
（2）乙组设男子团体总分、女子团体总分前八名，普通组团体前八名。
3、如总分相等时，以破记录多者列前，再相等则以第一名多者列前，再相等则以第二名多者列前，以此类推。
（二）、计分办法
1、获得各组别、各单项前八名的运动员，分别按9、7、6、5、4、3、2、1分计分（接力项目加倍计分）。
2、破全国大学生运动会田径最高纪录者加18分；破四川省大学生运动会田径最高纪录者加9分（同时打破多个纪录者，只加计一个最高分；在同一项目比赛中，连续多次打破同一纪录者，只计一次加分）。
（三）、奖励办法
1、获得各项团体前八名的队颁发奖杯。
2、获得各单项前三名的运动员颁发奖牌，获得前八名的运动员颁发成绩证书，破全国、全省大学生田径锦标赛纪录颁发破纪录奖。
十、体育道德风尚奖
大会设体育道德风尚奖（集体和个人），具体办法另定。
十一、报名日期及办法
1、各单位5月8日17:00前以电子邮件形式提交报名表，邮箱地址： 11783323@qq.com报名表中必须注明本单位联系人姓名、电话以便及时通知。2、5月13日17:00前交纸质报名表，纸质报名表必须经主管校长签字，并加盖学校和医院公章，用快递寄至“四川省成都市武侯区体院路2号成都体育学院田径教研室张山老师收）”邮编：610041。
3、报名时请提供本队领队、教练、参赛运动员近期二寸免冠彩色照片一张，照片背面必须注明学校、姓名、性别。同时提供本队参赛服装照片（背心、短裤）。
4、运动员报名不能冒名顶替、弄虚作假。逾期不交者按弃权论。当提交的纸质报名表与网上报名表信息不一致时，以网上报名表信息为准。
5、联系人：宋涛***；张山***
十二、报到、缴费及技术会
（一）报到日期和地点 2016年5月27日中午12点前各代表队报到。同时交验体检表（加盖医院公章）和“人身意外伤害保险”证明。
报道地点：成都体育学院田径教研室
（二）缴费
接受现金及刷卡缴费。
（三）技术会
时间：2016年5月27日下午15:00召开技术会。
地点：成都体育学院同传室。
十三、裁判员、仲裁委员等的选派
部分岗位裁判由主办单位和竞赛组织委员会委派，其余由承办单位负责。
十四、经费
（一）大会经费由四川省、成都市高校体育协会和参赛单位报名费共同筹集；
（二）各参赛单位人员的差旅费、食、宿费等一切费用自理；承办单位可代为联系周边住宿，联系人：宋涛 电话***
（三）各参赛单位报道时须交纳比赛保证金2000元；如无违规、违纪行为闭幕式后退还。
（四）比赛报名费：2000元/队。
十五、其他规定
（一）参加本届比赛的所有运动员都必须由参赛学校购买“人身意外伤害保险”。报到时，向组委会交验保险单据原件，否则不能参加比赛。
（二）各代表团自备6×9尺校旗两面，颜色不限。
（三）未尽事宜，由大会补充，另行通知。
十六、本规程解释权属四川省教育厅、比赛组委会
四川省学生体育艺术协会、四川省高等教育学会体育研究会、成都市高等
学校体育协会 成都体育学院
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