中国电力系统调度

中国电力系统调度（共8篇）

1.中国电力系统调度 篇一

中国电网调度现状

随着我国社会经济的发展和文化的进步，中国的电网调度取得了前所未有的发展，以《电力法》和《电网调度管理条例》(以下简称《条例》)的发布施行为标志，我国的电网调度进入了依法调度的新时期。

3.1.1调度机构及五级电网调度系统

我国现行的调度管理体制是国家电力公司主管全国的电网调度工作，县级及以上电网经营企业主管辖区内电网的调度工作，各级电网经营企业都相应设立了电网调度机构。根据《条例》的规定，我国已初步形成了由国调、网调、省调、地调、县调组成的全国五级电网调度系统，调度机构的设置和层级划分原则已经由法律予以规定。

目前国调代表国家电力公司行使电网调度管理职能，并对直调范围内的电厂、跨大区电网的联络线及有关变电站等进行实时调度。跨省电网内设有四级调度机构，独立省电网内只设三级调度机构。这种层级设置既是我国电网调度实践的科学总结，也是与国际大电网会议39工作组的调查结果相一致的。

3.1.2我国电网调度自身面临的主要问题

我国的电网调度也面临许多亟待解决的问题，最为突出的是法制观念淡薄。自《条例》出台6年来，政企分开后我国的电网调度实现了从以行政为主要手段的调度方式向依法调度的新型模式的转变，调度系统建设在法制化、规范化方面取得了可喜的进步，初步适应了两个根本性转变的需要，但违反《条例》规定的事仍时有发生，业外人士对有关调度的法律法规知之甚少，还需要进一步学习和宣传《条例》，加强依法调度、依法处理调度有关问题的自觉性。亟待解决的问题还应当包括如何依法应用经济的、技术的手段在市场条件下进一步强化统一调度、分级管理的问题，电网调度管理将随着电力市场的建立和完善以及电力工业走“可持续”发展道路、实现全国电网互联而发生重大的变化。

2.中国电力系统调度 篇二

2014 年1 月9 日, 国网石家庄供电公司地县一体化D5000 系统顺利通过现场验收, 至此, 河北南部电网11 套新建地县一体化主备调智能电网调度控制系统 (D5000) 全面完成现场验收并投入试运行。加上2011 年投入运行的衡水地县一体化主调系统和2012 年投入运行的省调主、备调系统, 国网河北电力省、地、县三级调度全部跨入智能调度时代, 成为国家电网公司系统第一家实现省地县主备调D5000 系统全覆盖、第一家基于D5000 系统实现地县一体化的单位。

3.浅谈电力系统调度 篇三

关键词：电力系统调度 任务 主要工作 组织形式

1 電力系统调度的概念

电力系统调度，简单来说就是对电力系统运行的控制，控制系统中各元件的运行状态。电力系统调度要求任意时刻保证发电与负荷的平衡，要求调度管辖范围内电能质量的各个指标良好，确保电力系统安全稳定运行。

2 电力系统调度的任务与主要工作

2.1 电力系统调度的任务

2.1.1 尽最大可能的满足电力负荷的需求。伴随着社会经济及工农业生产的不断发展，人们生活水平不断提高，全社会的用电总量也随之增长。客观上要求电力系统建设足够容量的电厂，输电设备以及其他配套设施，这是整个电力系统必须要完成的任务。现阶段存在的主要问题有季节性缺电，这要求电力系统尽量采取有效措施，增加电源建设，若装机容量太少，或者燃料供应出现问题，没有足够的备用用量，那么调度的工作就很难操作。有了足够电源与设备后，如何调度就很关键，高峰负荷时，开启足够备用，避免停电和电力系统出现大范围拉闸限电。

2.1.2 保证电力系统运行的经济性。首先规划是电力系统运行经济性的前提条件，电厂的选址与布局、机组的大、燃料的种类以及运输方式、输电线路的电压等级与长度都会影响电力系统运行的经济性；在确定的网络结构下，调度方案决定系统运行的经济性，一般情况下大机组比小机组效率要高，高压输电经济性好于低压输电。一般情况下，开启全部备用，肯定能满足用电的需求，但是过多的备用会造成电网经济性的严重下降；应尽量多安排大机组高效率机组发电，减少并逐渐淘汰低效率机组，合理安排各机组的启停与发电计划，以达到较好的经济性能；若水电多时应尽量安排火电进行检修，夏季用电高峰季节尽可能不安排机组检修，这需要灵活巧妙地安排，在保障电力供应的基础上，获得最好的经济效益。

2.1.3 保障整个电网的安全可靠和连续供电

电能不能大规模储存，电网停电会对整个社会造成巨大的损失，保障整个电网的安全可靠运行和连续供电是电网必须完成的责任，关系到经济与社会的稳定。电能关系到千家万户，与国民经济各行业密不可分，一旦发生大面积停电事故，就会引起整个社会的混乱，电网事故，对于整个社会是一种灾难。随着社会工农业的发展，对供电的可靠性要求越来越高，停电造成的损失与危害也越来越大，比如铁路，以前电能只用于信号，停电时可用柴油发电机发电，不会对整个铁路的运行造成太大影响，现在电力机车所需要的电能自备发电设备几乎不可能满足，一旦电网停电，整个铁路系统将陷于瘫痪状态，2008年南方雪灾，湖南电网瘫痪，同时铁路系统也不能运行，大量旅客滞留。并且随着高层建筑的增多，电梯成为必备品，家庭电饭锅、微波炉、电水壶、空调、电脑、电冰箱、洗衣机进入居民家庭，停电事故会极大地影响人们的正常生活。另外，停电还可能对国家安全社会稳定造成影响，例如中南海或重要军事基地等政治军事中心发生停电会影响政府与国家安全，在高考等重要时刻及大型商场停电都可能造成恶劣的社会影响。

由于历史等各方面原因，我国电网结构薄弱，另外由于自然灾害及其它原因都可能造成电力供应的中断，此时，调度系统就应该采取有效措施，首先保证电力供应，其次若发生停电，应尽量减小停电的影响范围，确保重要负荷供电，并尽快恢复正常的电力供应。

2.1.4 保证良好的电能质量。我国电能质量的几个指标包括频率、电压和波形，电网的电能质量不单一取决于电网的某一环节，而是依赖于整个发电、输电、配电、用电各个部门的配合。①频率方面，对于一般电网，电网正常运行时，要求频率波动范围在0.2~0.5Hz。②电压方面，要求电压偏移不超过额定值的5%，现在看来，电压主要存在两个问题，一个问题是无功容量不足，另外一个问题是调整手段太少。往往是在电网负荷高峰时段，电压过低，电网负荷低谷时段出现电压过高现象，因此电压调整需要多级调整，有几级调度就需要有几级调整。一般情况下，网调要使500kV系统电压调整稳定，省调要使220kV电压保持稳定，各发电厂与变电所母线应按照调度规定的范围调整。③波形方面，谐波含量不能太大，需要满足国家标准GB/T14549-1993《电能质量 公共电网谐波》的要求。

2.2 电力系统调度的主要工作

2.2.1 负荷预测：根据负荷变化的历史记录，天气情况等分析人们用电的特点，对未来负荷的特点进行预测，绘制出相应的负荷曲线，并配备适当的发电容量。

2.2.2 制定发电计划、电网运行方式。按照经济调度的原则，并结合预测的负荷曲线，对调度区域内的各电厂分配发电任务（包括水电厂、火电厂等），提出各电厂的发电计划，合理安排机组的备用与启停，对系统内发、输、变电等设备的检修计划合理安排，对系统潮流进行计算，安排合理的运行方式。

2.2.3 安全监控和安全分析。全面收集系统内的运行信息，监视运行的状态，及时发现问题，并通过安全分析对事故进行预测，防患于未然。

2.2.4 指挥操作和事故处理。当发现事故时，对系统进行监视和指挥，实现系统迅速恢复正常运行。

3 电力系统调度的组织形式

电力系统调度的基本原则是统一调度、分级管理，伴随着电力系统规模的不断扩大，电力系统由城市的互联发展到区域间，甚至国与国之间的互联，从而电力系统调度也由一级调度，发展到多级调度，分别负责电力系统全局或局部系统的调度工作，分工合作，充分发挥大电力系统的优越性。

调度按照管理的范围与职责进行划分，一般按电压等级或者地理位置，并根据电力系统的特点以及行政区域确定。目前我国电力系统分为五级调度，分别为国家调度、大区调度、省级调度、地级调度、县级调度。他们有各自的管辖范围和职能：①国家调度是我国调度的最高级，负责协调各大区联络线潮流与运行方式，监视、统计和分析全国电网的运行情况，确保整个电网的安全稳定运行；②大区电力系统调度主要负责全系统的安全经济运行。主要对骨干的火电厂、水电厂，特高压的输电线路及变电所，220kV的主干线路和枢纽变电所，并对省级的调度工作进行统一协调。并对全系统的调度计划及负荷预测进行管理制定，监视和分析全系统运行和安全状况，编制整个管理系统内的统计报表。③省级调度是在大区电力系统调度领导下负责管理某一省公司区域内的调度工作。负责管理220kV及以下的省级公司管辖范围内的变电所及电力线路，并负责编制所辖电力区域内的调度计划及负荷预测工作，对联络线进行偏移控制，编制省公司管辖范围内的安全监视与分析，并编制统计报表。④地区调度在省级调度的领导下负责一地区范围内的调度工作。对110kV及以下变电所及送配电线路进行管理，分析并掌握地区用电负荷特点，并配合做好用电计划。进行电力中枢点的电压自动调整工作：对所辖地区的电网运行及安全状况进行监视与分析，编制统计报表。⑤县级调度是电网最低一级的调度机构，它的建设与发展先对其它四级调度滞后很多，其工作职责及结构配置不规范，各种管理也不够正规，应逐步加大对县级调度的管理与投入，以适应社会及电网的迅速发展[1]。

4 结语

电力系统调度监视和控制整个电力系统的运行状态，保障整个电网的安全稳定运行，获得合格的电能质量，队保障工农业生产的正常进行与人们生活有重要意义。

参考文献：

[1]李克勤.县级电网调度机构职责的思考[J].武汉电力技术学院学报，2006，4（3）：46-50.

作者简介：曹国伟（1980-），男，河北石家庄人，助理工程师，主要研究方向：电力系统自动化。李秀彦（1982-），女，河北石家庄人，助理工程师，主要研究方向：电力系统自动化。

4.华中电力系统调度管理规程 篇四

2007-11-20发布 2008-01-01实施

华中电网有限公司 发布

目 次

前 言┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈Ⅱ 1 范围┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈1 2 规范性引用文件┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈1 3 术语和定义┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈2 4 总则┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈5 5 调度系统┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈5 6 调度机构┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈6 7 调度管辖范围┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈7 8 调度规则┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈7 9 调度指令┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈8 10 系统操作┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈9 11 事故处理┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈12 12 调度汇报┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈18 13 调度计划┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈19 14 水库调度┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈22 15 频率与电压┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈24 16 系统稳定┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈25 17 继电保护及安全自动装置┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈27 18 调度自动化┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈29 19 电力通信┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈29 20 并网调度┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈30 21 统计报表┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈31 附录A（资料性附录）华中电力系统年运行方式主要内容┈┈┈┈┈┈┈┈33 附录B（规范性附录）华中网调调度管辖一次设备┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈35 附录C（规范性附录）华中电力系统内国调调度管辖设备┈┈┈┈┈┈┈┈41 附录D（规范性附录）华中电力系统内国调调度许可及紧急控制设备┈43 附录E（规范性附录）华中网调调度许可设备┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈44 附录F（规范性附录）华中网调委托省调调度管辖设备┈┈┈┈┈┈┈┈45 附录G（资料性附录）月、日调度计划主要内容┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈47 附录H（规范性附录）网供及联络线电力、电量监视点┈┈┈┈┈┈┈48 附录I（规范性附录）并网资料┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈49 附录J（资料性附录）华中电力调度生产日报主要内容┈┈┈┈┈┈┈54 附录K（资料性附录）华中电力调度生产周报主要内容┈┈┈┈┈┈┈55 附录L（资料性附录）华中电力调度生产旬报主要内容┈┈┈┈┈┈┈56 附录M（资料性附录）华中电力调度生产月报主要内容┈┈┈┈┈┈┈┈57

I

前 言

为加强华中电力系统电力调度管理，保障电力系统安全，适应经济社会的协调发展和人民生活的用电需要，维护电力使用者、投资者和经营者的合法权益，依照《电网调度管理条例》，制定本规程。

本规程的附录B、附录C、附录D、附录E、附录F、附录H和附录I为规范性附录。

本规程的附录A、附录G、附录J、附录K、附录L、附录M为资料性附录。本规程附录内容的变动，以新发布的文件为准。本规程由华中电网有限公司提出。

本规程由华中电力调度通信中心归口并负责解释。本规程起草单位：华中电力调度通信中心。

本规程主要起草人员：李群山、崔云生、黄争平、凌卫家II

华中电力系统调度管理规程 范围

本规程规定了华中电力系统电力调度管理工作的基础性原则。本规程适用于华中电力系统内发电、输电、配电、售电、用电及其他活动中与电力调度有关的行为。2 规范性引用文件

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。凡是注日期的引用文件，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。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60号 中华人民共和国电力法

国务院令第115号 电网调度管理条例 国务院令第432号 电力监管条例

GB 17621-1998 大中型水电站水库调度规范 GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 GF-2003-0512 并网调度协议（示范文本）

SD 108-1987 继电保护及电网安全自动装置检验条例 SD 141 电力系统技术导则(试行)SD 325-1989 电力系统电压和无功电力技术导则 DL 548 电力系统通信站防雷运行管理规程 DL 755 电力系统安全稳定导则

DL/T 516 电力调度自动化系统运行管理规程

DL/T 544 电力系统通信管理规程

DL/T 559 220-500kV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 584 3-110kV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 623 电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程 DL/T 684 大型发电机变压器组继电保护整定计算导则 DL/T 723 电力系统安全稳定控制技术导则 DL/T 800-2001 电力企业标准编制规则 DL/T 961 电网调度规范用语

国电调[2001]532号 国家电力公司电力通信统计管理办法 国电调[2002]149号 全国互联电网调度管理规程（试行）

国家电网生[2003]298号 电网调度系统安全性评价（网、省调部分）国家电网总[2003]407号 安全生产工作规定

国通运[2004]158号 国家电网公司一级骨干通信电路故障处理规定 国调中心调技[2005]37号 国家电网公司调度机构直调厂站运行值班人员持证上岗管理办法

国家电网安监[2005]83号 国家电网公司电力安全工作规程（变电站和发电厂电气部分）（试行）

国家电网安监[2005]83号 国家电网公司电力安全工作规程（电力线路部分）（试行）

国家电网安监[2005]145号 国家电网公司电力生产事故调查规程 国调中心调技[2006]43号 国家电网调度系统重大事件汇报规定 国家电网调[2006]161号 国家电网公司电力系统安全稳定计算规定 术语和定义

下列术语和定义适用于本标准。3.1 电力系统

由发电、输电、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、调度自动化、电力通信、电力市场技术支持系统等二次设备组成的统一整体。

华中电力系统是由河南、湖北、湖南、江西、四川、重庆等六省（直辖市）电力系统组成的跨省（直辖市）电力系统。3.2 电力系统运行

在统一指挥下进行的电能的生产、输送和使用。3.3 电力调度机构

对电力系统运行进行组织、指挥、指导和协调的机构，在电力系统运行中行使调度权。3.4 电力调度

电力调度机构（以下均简称为调度机构）为保障电力系统安全、优质、经济运行和电力市场规范运营，促进资源的优化配置和环境保护，对电力系统运行进行的组织、指挥、指导和协调。3.5

电网企业

负责电网运行和经营的电力企业。3.6 发电企业

并入电网运行的(拥有单个或数个发电厂的)发电公司。3.7 独立小电力系统

与大电网不相连接的孤立运行的地区电力系统或县电力系统。3.8 电力用户

电网企业向其供电的个人或企业等社会组织。3.9 电力调度系统

包括各级调度机构和有关运行值班单位。运行值班单位指发电厂、变电站（含换流站、开关站）、大用户配电系统等的运行值班单位。3.10 电力调度管理

调度机构为确保电力系统安全、优质、经济运行，依据有关规定对电力系统生产运行、电力调度系统及其人员职务活动所进行的管理。一般包括调度运行管理、调度计划管理、继电保护及安全自动装置管理、电网调度自动化管理、电力通信管理、水电厂水库调度管理、调度系统人员培训管理等。3.11 4

调度系统值班人员

包括各级调度机构的值班调度人员和有关运行值班单位的运行值班人员。3.12 调度管辖范围

电力系统设备运行和操作指挥权限的范围。3.13 调度许可

设备由下级调度机构调度管辖，但在进行该设备有关操作前，下级调度机构值班调度人员应向上级调度机构值班调度人员申请，征得同意。3.14 委托调度

一方委托他方对其调度管辖的设备进行运行和操作指挥的调度方式。3.15 国调紧急控制设备

电力系统紧急情况下国调值班调度人员可直接下令进行调整的非国调调度管辖或调度许可的运行设备。正常情况下，该设备由相关网（省）调进行调度管理。3.16 调度指令

值班调度人员对其下级调度机构值班调度人员或调度管辖厂站运行值班人员发布的强制执行的决定。

3.17 操作指令

值班调度人员发布的有关操作的调度指令。3.18 逐项操作令

值班调度人员发布的按顺序逐项执行的操作指令，要求受令人按照指令的操作步骤和内容按顺序逐项进行操作。3.19 综合操作令

值班调度人员发布的不涉及其他厂站配合的综合操作任务的操作指令。其具体的操作步骤和内容，均由运行值班人员按规程自行拟订。3.20 状态令

值班调度人员发布的只明确设备操作初态和终态的一种操作指令。其具体操作内容和步骤，由厂站运行值班人员依据调度机构发布的操作状态令定义和现场运行规程拟订。3.21 许可操作

在改变电气设备的状态和运行方式前，由有关人员根据有关规定提出操作项目，值班调度人员同意其操作。3.22 负荷备用容量

为平衡负荷预计误差和瞬时负荷波动而预留的备用容量。3.23 事故备用容量

为防止系统中发输电设备故障造成电力短缺而预留的备用容量。3.24 检修备用容量

为完成发输电设备检修任务而预留的备用容量。3.25 计划检修

电力设备列入、月度计划进行的检修、维护、试验等。3.26 临时检修

非计划性的检修，如因设备缺陷、设备故障或事故后进行的设备检查等检修。3.27 PSS 一次调频

并网机组具备的通过原动机调速器来调节发电机组转速，以使驱动转矩随系统频率而变动的功能。3.28 特殊运行方式

电厂或电网接线方式与正常运行方式（包括正常检修方式）有重大变化时，电厂或电网相应的运行方式。

3.29 黑启动

整个电力系统因故障停运后，在无外来电源供给的情况下，通过系统中具有自启动能力机组的启动，带动无自启动能力的机组，逐步扩大电力系统的恢复范围，最终实现整个电力系统的恢复。3.30 安全自动装置

在电力系统中发生故障或异常运行时，起自动控制作用的装置。如自动重合闸、备用电源和备用设备自动投入、自动切换负荷、自动低频（低压）减载、电厂事故自动减出力、事故切机、电气制动、水轮发电机自动起动、调相改发电、抽蓄水改发电、自动解列及自动调节励磁等。3.31 水调自动化系统

由水电厂内采集水文、气象和水库运行信息的子站、调度机构内对水库运行进行监视、预报、调度和管理的主站及相应的数据传输通道构成的系统。3.32 保护及故障信息管理系统

由厂站内的收集继电保护装置动作信息及故障录波信息的子站、具有管理和分析功能的主站及相应的数据传输通道所组成的系统。3.33 调度自动化系统

由采集电网和电厂运行信息及完成控制功能的子站、调度机构内具有分8

析、应用、管理功能的主站和相应的数据传输通道构成的为电力调度管理服务的系统。一般包括数据采集与监控系统（SCADA）、能量管理系统（EMS）、调度员培训仿真系统（DTS）、电力调度数据网络系统、电能量计量系统、电力市场运营系统、水调自动化系统、电力系统实时动态稳定监测系统、调度生产管理信息系统（DMIS）、配电管理系统(DMS)系统、电力二次系统安全防护系统、相关辅助系统（调度模拟屏、大屏幕设备，GPS卫星时钟、电网频率采集装置、运行值班报警系统、远动通道检测和配线柜、专用的UPS电源及配电柜、相关二次回路等）等。3.34 电力通信网

由各种传输、交换、终端等设备组成的电力系统专用通信网络，包括基础网（光纤、数字微波、电力线载波、接入系统等）、支撑网（信令网、同步网、网管网等）和业务网（数据通信网络、交换系统、电视电话会议系统等）。3.35 电力通信机构

电网企业内归口负责组织、指挥、指导、协调电力通信运行和管理工作的机构。它履行调度管辖范围内电力通信网的调度权。4 总则

4.1 电力调度坚持安全第一、预防为主的方针。华中电力系统内各电网企业及其调度机构、发电企业、电力用户有责任共同维护电力系统的安全稳定运行。

4.2 电力调度应符合电力系统运行的客观规律和社会主义市场经济规律的要求。

4.3 电力调度实行统一调度，分级管理。4.4 电力调度应公开、公平、公正。

4.5 任何单位和个人均不应非法干预电力调度活动。

4.6 华中电力系统的调度运行管理、调度计划管理、继电保护及安全自动装置管理、电网调度自动化管理、电力通信管理、水电厂水库调度管理、调度系统人员培训管理及其他与电力调度管理相关的行为，均应遵守本规程。4.7 网调依照本规程所制定的关于华中电力系统继电保护及安全自动装置、调度自动化、电力通信的调度管理规程，与本规程具有同等效力。4.8 省调应依照本规程制定本省（直辖市）电力系统调度管理规程。4.9 违反本规程的单位和个人，按《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《电力监管条例》有关条款承担相应责任。5 调度系统

5.1 华中电力调度系统包括华中电力系统内各级调度机构和有关运行值班单位。

5.2 华中电力系统设置四级调度机构，即：

──华中电力调度机构（以下简称网调）；

──省（直辖市）电力调度机构（以下均简称省调）； ──省辖市（地区）电力调度机构（以下均简称地调）； ──县（县级市）电力调度机构（以下均简称县调）。

5.3 发电厂、变电站、大用户配电系统应根据设备运行的要求设立运行值10

班单位。

5.4 调度系统值班人员应经培训，并经有资格的单位考核合格方可上岗。离开运行岗位3个月及以上的调度系统值班人员，应经过熟悉设备系统、熟悉运行方式的跟班实习，并经考试合格后，方可再上岗值班。

5.5 直接与调度机构进行调度业务联系的运行值班人员，应参加由相应调度机构组织的有关调度管理规程及电网知识的考试，考试合格，取得该调度机构颁发的《调度运行值班合格证书》后，方可与调度机构进行调度业务联系。对同时接受多级调度机构调度指令的厂站，由最高一级调度机构负责该厂站运行值班人员《调度运行值班合格证书》的颁发和管理，并负责组织、协调其考试工作。

5.6 有权接受调度指令的调度系统值班人员名单应报上级调度机构，上级调度机构调度人员名单应通知下级调度机构和有关运行值班单位。6 调度机构 6.1 机构设置

6.1.1 电网企业应设置调度机构。调度机构应设置调度、运行方式、调度计划、水库调度、继电保护、调度自动化、电力通信、技术管理、综合管理等专业。

6.1.2 调度机构应按规定配备足够的人员和满足调度机构履行职责所需要的设施。

6.1.3 调度机构的任务是：

a)保证电力系统安全稳定运行，按照电力系统运行客观规律和相关规定保证电力系统连续、正常运行，使电能质量指标符合国家规定的

标准；

b)按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电力系统的发输变电设备能力，以最大限度地满足用户的用电需要； c）按照电力市场调度规则，依据相关合同或者协议，维护各方的合法权益。

6.2 网调的职责和权限 6.2.1接受国调的调度指挥。

6.2.2 负责对华中电力调度系统实施调度管理。6.2.3 负责指挥调度管辖系统的运行、操作和事故处理。

6.2.4 负责指挥华中电力系统调频、调峰及调度管辖系统电压调整。6.2.5 负责组织实施华中区域电力市场中短期和实时交易。

6.2.6 负责组织编制和执行调度管辖系统年、月、日运行方式，执行国调下达的运行方式。

6.2.7 负责编制和执行调度管辖系统月、日发供电调度计划，执行国调下达的发供电调度计划。

6.2.8 负责华中电力系统的稳定管理，组织稳定计算，编制调度管辖系统安全稳定控制方案。

6.2.9 负责华中电力系统继电保护、电力通信、调度自动化的专业管理，负责调度管辖系统的继电保护及安全自动装置（以下统称保护装置）、自动化设备的运行管理，负责网公司通信机构调度管辖范围内电力通信设备或电路的运行管理。

6.2.10 负责调度管辖水电厂水库发电调度工作，编制水库调度方案。

6.2.11 受理并批复新建或改建管辖设备投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施。

6.2.12 参与华中电力系统的规划及工程设计审查。6.2.13 负责签订、执行调度管辖发电厂并网调度协议。6.2.14 行使上级电网管理部门及国调授予的其他职责。6.3 安全管理

6.3.1 调度机构应制定本机构安全生产工作总体和分层控制目标及措施，并建立安全生产保证体系和安全生产监督体系。

6.3.2 调度机构应建立和落实本机构各级、各类人员安全生产责任制。6.3.3 调度机构应编制和落实本机构反事故措施计划和安全技术劳动保护措施计划。

6.3.4 调度机构应按规定进行调度系统安全性评价。

6.3.5 调度机构应按“事故原因不清楚不放过，事故责任者和应受教育者没有受到教育不放过，没有采取防范措施不放过，事故责任者没有受到处罚不放过”的原则，组织或参与电网事故、障碍及未遂的调查分析。6.3.6 调度机构应定期进行有针对性的反事故演习。网、省调每年至少组织进行一次不少于两级调度机构参加的联合反事故演习。6.3.7 调度机构应编制突发事件应急预案并定期演练。6.4 专业管理

6.4.1 调度机构应建立专业管理体系，制定专业管理标准和制度。6.4.2 调度机构各专业部门应按照调度管辖范围，履行专业管理中涉及到的规划设计、设备配置原则、新设备启动试验、运行检修、事故分析、消缺

反措及技术改造等方面的技术职责。

6.4.3 调度机构应编制电力系统运行方式。华中电力系统运行方式主要内容见附录A。

6.4.4 调度机构负责调度管辖系统的调度运行指标考核工作。

6.4.5 调度机构应建立培训工作制度，制定专业技术人员培训大纲，制定并落实专业培训计划。

6.4.6 调度机构应开展科学技术研究工作，推广、应用新技术，提高专业技术和管理水平。

6.4.7 调度机构应开展调度管理信息化工作，实现调度管理信息共享。7 调度管辖范围

7.1 一次设备调度管辖范围

7.1.1 网调调度管辖的一次设备范围（见附录B）包括：

a）华中电力系统内国调调度管辖范围（见附录C）以外的全部500kV发输变电设备及其相应的无功补偿装置； b）220kV省间联络线； c）部分接于220kV系统的电厂。

7.1.2 华中电力系统内除国调、网调调度管辖范围以外的一次设备由省调、地调、县调三级调度机构分级调度管辖。

7.1.3 调度机构调度管辖设备的状态和方式的改变，如影响上级调度机构调度管辖设备的安全运行，该设备属上级调度机构的调度许可设备。调度机构应书面明确本机构调度许可设备范围。国调调度许可及紧急控制设备见附录D。网调调度许可设备见附录E。

7.1.4 网调委托省调调度管辖设备按网调调度许可设备进行管理。网调委托省调调度管辖设备见附录F。7.2 保护装置调度管辖范围

7.2.1保护装置的调度管辖范围与相应调度机构调度管辖的一次设备范围相对应。

7.2.2调度机构单独使用的保护及故障信息管理系统主站设备和子站设备，由该调度机构调度管辖。

7.2.3 多级调度机构共用的保护及故障信息管理系统子站设备，由使用该设备的最高一级调度机构调度管辖。7.3 调度自动化设备调度管辖范围

7.3.1 调度机构调度自动化主站设备，由该调度机构调度管辖（属上级调度机构调度管辖的除外）。

7.3.2

多级调度机构调度的厂站中多级调度机构共用的厂站端调度自动化设备，由最高一级调度机构调度管辖。国调调度管辖厂站的调度自动化设备调度管辖范围划分按国调规定执行。

7.3.3调度自动化系统数据传输通道由相关通信机构调度管辖。7.3.4 除7.3.1、7.3.2、7.3.3条规定的情况外，各级调度机构的调度自动化设备调度管辖范围与相应调度机构调度管辖的一次设备范围相对应。7.4 电力通信调度管辖范围 7.4.1 通信机构的调度管辖范围为：

a)本电网企业使用的全部业务通道； b)本电网企业负责组网的通信设备；

c)同级调度机构调度管辖的厂站内非组网通信设备及线路上的架空地线复合光缆（以下简称OPGW）；

d)上级通信机构指定由本通信机构调度管辖的通信设备。上述a)、b)、c)款中不包括上级通信机构已明确由其他通信机构调度管辖的通信设备。8 调度规则

8.1 各级调度机构在电力调度业务活动中是上、下级关系，下级调度机构应服从上级调度机构的调度。

8.2 调度机构调度管辖范围内的运行值班单位，应服从该调度机构的调度。8.3 未经调度机构值班调度人员许可，任何人不应操作该调度机构调度管辖范围内的设备。电力系统运行遇有危及人身、设备安全的情况时，有关运行值班单位的值班人员按照相关规定处理，并立即报告有关调度机构的值班调度人员。

8.4 调度许可设备的操作，操作前应经相应调度机构值班调度人员许可。当发生紧急情况时，允许下级调度机构的值班调度人员不经上级调度机构许可进行许可设备的操作，但应及时向上级调度机构汇报。

8.5 调度机构调度管辖设备运行状态的改变，对下级调度机构调度管辖的设备有影响时，操作前、后应及时通知下级调度机构值班调度人员。8.6 属厂站管辖设备的操作，如影响到调度机构调度管辖设备运行的，操作前应经调度机构值班调度人员许可。

8.7 发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，值班调度人员可直接(或者通过下级调度机构的值班调度人员)越级向下级调度机构调度管辖的发电16

厂、变电站等运行值班单位发布调度指令，并告知相应调度机构。8.8 调度机构应执行经政府批准的事故限电序位表及保障电力系统安全运行的限电序位表。

8.9 网调调度许可设备的许可规则如下：

8.9.1 改变网调调度许可设备运行状态的工作，或虽不改变设备运行状态但对网调调度管辖设备的运行有影响的工作，相关省调应向网调履行检修申请、审批手续。

8.9.2 省调申请调度许可时，应同时提出对网调调度管辖设备的影响及相应的要求。

8.9.3 网调进行调度许可时，应将对网调调度管辖设备的影响及网调采取的措施告知省调，对省调调度管辖设备的影响由省调自行考虑。

8.10 非网调调度许可设备，如进行下列工作，省调应履行与网调调度许可设备相同的检修申请、审批手续，并在操作前得到网调值班调度人员的许可。

a)影响网调调度管辖稳定控制装置（系统）切机、切负荷量的工作； b)影响网调控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的工作； c)影响网调直调电厂开机方式或发电出力的工作； d)影响网调调度管辖保护装置定值的工作。

8.11 调度自动化、电力通信设备的调度许可规则如下：

8.11.1 调度机构调度自动化系统主站设备的操作，如影响上级调度机构调度管辖的调度自动化系统运行或信息完整准确，操作前应得到上级调度机构的许可。

8.11.2 通信机构调度管辖的电力通信设备的状态或方式的改变，如影响上

级通信机构调度管辖的电力通信设备的运行方式或传输质量，操作前应得到上级通信机构的许可。

8.11.3 调度自动化、电力通信设备的下列操作，操作前应得到值班调度人员的许可。

a)影响一次设备正常运行的； b)影响保护装置正常运行的；

c)影响电力调度业务正常进行的其他操作。9 调度指令

9.1值班调度人员是电力系统运行、操作和事故处理的指挥员，值班调度人员按照规定发布调度指令，并对所发布调度指令的正确性负责。接受调度指令的调度系统值班人员应执行调度指令，并对执行指令的正确性负责。调度系统值班人员发布和执行调度指令，受法律保护，并承担相应的责任。任何单位和个人不应干预调度系统值班人员下达或执行调度指令。

9.2 发布调度指令时，发布和接受调度指令的调度系统值班人员应先互报单位和姓名。发布调度指令应准确清晰，发布指令的全过程（包括对方复诵指令）和听取指令的汇报时，都应使用电网调度规范用语和普通话，并执行发令、复诵、录音、记录和汇报制度。

9.3 接受调度指令的调度系统值班人员认为执行调度指令将危及人身、设备或系统安全的，应立即向发布调度指令的值班调度人员提出拒绝执行的意见，由其决定该指令的执行或者撤销。

9.4 电网企业的主管领导发布的一切有关调度业务的指示，应通过调度机构负责人转达给值班调度人员。非调度机构负责人，不应直接要求值班调度18

人员发布调度指令。

9.5 下级调度机构的负责人、电网企业、发电企业以及电厂、变电站、电力用户的负责人，对值班调度人员发布的调度指令有不同意见时，可向发布该指令的调度机构提出，调度机构采纳或者部分采纳所提意见，应由调度机构负责人将意见通知值班调度人员，由其更改调度指令并发布。但在得到答复前，调度系统值班人员应执行原调度指令。

9.6

对于不按调度指令用电者，值班调度人员应予以警告，经警告拒不改正的，可以根据电网安全的需要，下令暂时部分或全部停止向其供电。对于不按调度指令发电的发电厂，值班调度人员应予以警告；经警告拒不改正的，值班调度人员可以根据电网安全的需要，经请示调度机构负责人同意后，下令暂时停止该发电厂部分或全部机组并网运行。对于不满足电网企业并网条件的发电企业、独立小电力系统，调度机构可以拒绝其并网运行，擅自并网的，可下令其解列。

9.7 当发生违反调度规程的行为时，相关调度机构应立即组织调查，依据相关法律、法规和规定处理。10 系统操作 10.1 操作制度

10.1.1 设备进行操作前，值班调度人员应填写操作指令票。两个或两个以上的单位共同完成的操作任务，应填写逐项操作指令票；仅由一个单位完成的操作任务，应填写综合操作指令票。逐项操作指令票和综合操作指令票应分别统一编号。

10.1.1.1 填写操作指令票应以检修工作申请票、运行方式变更通知单、稳

定措施变更通知单、继电保护通知单、日调度计划、试验或调试调度方案等为依据。

10.1.1.2 填写操作指令票前，值班调度人员应与有权进行调度业务联系的运行值班人员核对有关一、二次设备状态。

10.1.1.3 填写操作指令票应做到任务明确、票面清楚整洁，使用设备的双重名称（设备名称和编号）。每张操作票只能填写一个操作任务。逐项操作指令票和综合操作指令票可采用状态令的形式填写。

10.1.1.4 操作指令票应经过拟票、审票、预发、执行四个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成。

10.1.2 有计划的操作，值班调度人员应提前4小时将操作指令票预发给操作单位。运行值班人员应了解操作目的和操作顺序，依据调度机构下达的操作指令票填写现场操作票，如有疑问应向值班调度人员询问清楚。10.1.3 值班调度人员发布操作指令时，应给出“发令时间”。“发令时间”是值班调度人员正式发布操作指令的依据，运行值班人员未接到“发令时间”不应进行操作。

10.1.4 运行值班人员操作结束后，应汇报已执行项目和“结束时间”。“结束时间”是现场操作执行完毕的依据。

10.1.5 在操作过程中，运行值班人员如听到调度电话铃声，应立即停止操作，并迅速接电话，如电话内容与操作无关则继续操作。

10.1.6 逐项操作指令票应逐项发令、逐项操作、逐项汇报。在不影响安全的情况下，可将连续几项由同一单位进行的同一类型操作，一次按顺序下达，运行值班人员应逐项操作，一次汇报。

10.1.7 下列操作，值班调度人员可不必填写操作指令票，但应作好记录。

a）事故处理；

b）拉合单一的开关、刀闸、接地刀闸； c）投入或退出一套继电保护或安全自动装置； d）更改系统稳定措施；

e）机组由运行转为停机备用或由备用转为开机并网； f）投退AGC、PSS、一次调频功能。10.1.8 操作前应考虑如下问题：

a）系统运行方式改变的正确性，操作时可能引起的系统潮流、电压、频率的变化，有功、无功功率平衡及必要的备用容量；

b）继电保护或安全自动装置的投退、系统稳定措施的更改是否正确； c）变压器中性点接地方式是否符合规定； d）变压器分接头位置，无功补偿装置投入情况；

e）设备送电操作前应核实设备检修的所有工作已结束，相关检修工作申请票均已终结，设备具备送电条件，并与检修票、方式单、现场实际进行核对；

f）对电力通信、调度自动化的影响。

10.1.9 系统操作不宜在下列时间进行，特殊情况下进行操作应有相应的安全措施。

a）交接班时；

b）雷雨、大风、大雾等恶劣天气时； c）系统发生事故时；

d）通信中断或调度自动化设备异常影响操作时。10.2 设备停、送电操作一般规定

10.2.1 停电操作时，先操作一次设备，再退出继电保护。送电操作时，先投入继电保护，再操作一次设备。

10.2.2 对于常规稳控装置，停电操作时，先按规定退出稳定措施，再进行一次设备操作；送电操作时，先操作一次设备，设备送电后，再按规定投入稳定措施。

10.2.3 对于微机稳控装置，停电操作时，一次设备停电后，由运行值班人员随继电保护的操作退出保护启动稳控装置的压板及稳控装置相应的方式压板；送电操作时，随继电保护的操作投入保护启动稳控装置的压板及稳控装置相应的方式压板，再操作一次设备。10.3 并列与解列操作一般规定 10.3.1 系统并列条件：

a)相序相同；

b)频率差不大于0.1Hz；

c)并列点两侧电压幅值差在5%以内。10.3.2 并列操作应使用准同期并列装置。

10.3.3 解列操作时，应先将解列点有功潮流调至接近零，无功潮流调至尽量小，使解列后的两个系统频率、电压均在允许范围内。10.4 合环与解环操作一般规定

10.4.1 合环前应确认合环点两端相位一致。

10.4.2 合环前应将合环点两端电压幅值差调整到最小，500kV系统不宜超过22

40kV，最大不应超过50kV，220kV系统不宜超过30kV，最大不应超过40kV。10.4.3 合环时，合环角差不应大于25度，合环操作宜经同期装置检定。10.4.4 合环(或解环)操作前，应先检查相关设备（线路、变压器等）有功、无功潮流，确保合环(或解环)后系统各部分电压在规定范围以内，通过任一设备的功率不超过稳定规定、继电保护及安全自动装置要求的限值等。10.4.5 合环(或解环)后应核实线路两侧开关状态和潮流情况。10.5 开关操作一般规定

10.5.1 开关合闸前应检查继电保护已按规定投入。开关合闸后，应确认三相均已合上，三相电流基本平衡。

10.5.2 用旁路开关代其他开关运行时，应先将旁路开关保护按所带设备保护定值整定并投入。确认旁路开关三相均已合上后，方可拉开被代开关，最后拉开被代开关两侧刀闸。

10.5.3 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，应同时进行三相操作，不应进行分相操作。10.6 刀闸操作一般规定

10.6.1 可用刀闸进行下列操作：

a)拉、合电压互感器和避雷器(无雷雨、无故障时)； b)拉、合变压器中性接地点；

c)拉、合经开关或刀闸闭合的旁路电流(在拉、合经开关闭合的旁路电流时，应先退出开关操作电源)； d)拉、合一个半开关接线方式的母线环流。e)拉、合一个半开关接线方式的站内短线。

10.6.2 不宜进行500kV刀闸拉、合母线操作，如需进行此类操作须经网、省电网企业主管生产领导同意。

10.6.3 不应用刀闸拉、合500kV线路并联电抗器、空载变压器、空载线路。10.7 线路操作一般规定

10.7.1 220kV及以上电压等级线路停、送电操作时，都应考虑电压和潮流变化，特别注意使非停电线路不过负荷，使线路输送功率不超过稳定限额，停、送电线路末端电压不超过允许值，长线路充电时还应防止发电机自励磁。10.7.2 500kV线路停、送电操作时，如一侧为发电厂、一侧为变电站，宜在变电站侧停、送电，发电厂侧解、合环(或解、并列)；如两侧均为变电站或发电厂，宜在电压低的一侧停、送电，电压高的一侧解、合环(或解、并列)。10.7.3 线路停电时，应在线路两侧开关拉开后，先拉开线路侧刀闸，后拉开母线侧刀闸。对于一个半开关接线的厂站，应先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。当线路需转检修时，应在线路可能受电的各侧都停止运行，相关刀闸均已拉开后，方可在线路上作安全措施；反之在未全部拆除线路上安全措施之前，不允许线路任一侧恢复备用。

10.7.4 线路送电时，应先拆除线路上安全措施，核实线路保护按要求投入后，再推上母线侧刀闸，后推上线路侧刀闸，最后合上线路开关。对于一个半开关接线的厂站，应先合上母线侧开关，后合上中间开关。

10.7.5 220kV及以上电压等级线路检修完毕送电时，应采取相应措施，防止送电线路充电时发生短路故障，引起系统稳定破坏。

10.7.6 新建、改建或检修后相位可能变动的线路首次送电前应校对相位。10.8 变压器操作一般规定

10.8.1 变压器并列运行条件： a)接线组别相同；

b)电压比相等(允许差5%)； c)短路电压相等(允许差5%)。

当电压比和短路电压不符合时，经过计算，在任何一台变压器不会过负荷的情况下，允许并列运行。

10.8.2 变压器充电前，变压器继电保护应正常投入。10.8.3 变压器充电或停运前，应推上变压器中性点接地刀闸。

10.8.4 并列运行的变压器，在倒换中性点接地刀闸时，应先推上未接地的变压器中性点接地刀闸，再拉开另一台变压器中性点接地刀闸。

10.8.5 大修后的变压器在投入运行前，有条件者应采取零起升压，对可能造成相位变动者应校对相位。

10.8.6 变压器投入运行时，应先合电源侧开关，后合负荷侧开关。停运时操作顺序相反。500kV联变宜在500kV侧停(送)电，在220kV侧解(合)环或解(并)列。

10.9 500kV线路并联电抗器操作一般规定

10.9.1 线路并联电抗器送电前，线路电抗器保护、远跳及过电压保护应正常投入。

10.9.2 拉、合线路并联电抗器刀闸应在线路检修状态下进行。10.10 发电机操作一般规定

10.10.1 发电机在开机前、停机后进行有关项目的检查。10.10.2 发电机应采取准同期并列。

10.10.3 发电机正常解列前，应先将有功、无功功率降至最低，再拉开发电机开关，切断励磁。10.11 母线操作一般规定

10.11.1 母线充电前，应核实母线保护已正常投入。

10.11.2 用母联开关向母线充电时，运行值班人员在充电前应投入母联开关充电保护，充电正常后退出充电保护。

10.11.3 母线倒闸操作时，应考虑对母线差动保护的影响和二次压板相应的倒换。

10.11.4 母线倒闸操作的顺序和要求按现场规程执行。10.12 零起升压操作一般规定

10.12.1 担任零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，发电机强励退出，发电机保护完整可靠投入，并退出联跳其他非零起升压回路开关的压板。10.12.2 升压线路保护完整可靠投入，退出联跳其他非零起升压回路开关的压板，线路重合闸退出。

10.12.3 对主变压器或线路串变压器零起升压时，变压器保护应完整可靠投入，退出联跳其他非零起升压回路开关的压板，变压器中性点应直接接地。10.12.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。母联开关及两侧刀闸断开，防止开关误合造成非同期并列。

10.12.5 允许零起升压的500kV线路及升压方式见表1。

表1 允许零起升压的500kV线路及升压方式

线路名称葛玉线葛双Ⅱ回线葛岗线葛换Ⅰ、Ⅱ回线清换线五岗线五民线三牌线水渔Ⅰ、Ⅱ回线零起升压接线方式大江一台机大江一台机大江一台机大江一台机隔河岩一台机五强溪一台机五强溪一台机三板溪两台机水布垭一台机 11 事故处理 11.1 事故处理制度

11.1.1 网调值班调度人员是华中电力系统事故处理的总指挥，各级调度机构按其调度管辖范围划分事故处理权限和责任，并在事故发生和处理过程中及时互通情况、协调配合。

11.1.2 事故处理时，调度系统值班人员应遵循以下原则：

a)迅速限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备安全的威胁；

b)保持正常设备的运行和对重要用户及厂用电的正常供电； c)尽快将解网部分恢复并网运行； d)恢复对已停电的地区或用户供电； e)调整系统运行方式，使其恢复正常。

11.1.3 当电力系统运行设备发生异常或故障时，运行值班人员应立即向相应调度机构值班调度人员汇报。调度机构调度管辖设备的事故处理，应严格执行相应调度机构值班调度人员的指令(允许不待调度指令可自行处理者除外)。

11.1.4 厂站运行值班人员可不待调度指令自行进行以下紧急操作，同时应将事

故与处理情况简明扼要地报告值班调度人员。a)将直接对人身安全有威胁的设备停电； b)当厂站用电部分或全部停电时，恢复其电源； c)将故障停运已损坏的设备隔离；

d)其他在厂站现场规程中规定可不待调度指令自行处理的紧急情况。11.1.5 设备故障时，运行值班人员应立即向值班调度人员简要汇报一次设备的状态，经检查后再详细汇报如下内容： a)保护装置动作及通道运行情况； b)设备外部有无明显缺陷及事故象征； c)故障录波器、故障测距装置动作情况； d)其他相关设备状态及潮流情况。

11.1.6 值班调度人员应根据保护装置动作情况及频率、电压、潮流变化等情况，判断事故地点及性质。处理事故应沉着、果断。

11.1.7 调度管辖范围内发生下列故障时，值班调度人员应立即向上级调度机构值班调度人员汇报。

a)上级调度机构调度许可设备故障；

b)影响上级调度机构调度管辖稳定控制装置（系统）切机、切负荷量的；

c)影响上级调度机构控制输电断面（线路、变压器）稳定极限的； d)影响上级调度机构直调电厂开机方式或发电出力的； e)需要上级调度机构协调或配合处理的。

11.1.8 省（直辖市）电网或省（直辖市）电网内局部电网与华中主网解列28

孤网运行时，已解列电网内的事故处理由相应省调负责，解列电网内网调直调电厂出力调整和开停机权委托给相应省调，但解列电网内网调直调设备故障处理仍由网调负责，所在省调配合。

11.1.9 网调值班调度人员在事故处理期间可采取如下强制措施： a)紧急调用各省（直辖市）电网内的事故备用容量，进行跨省（直辖市）事故支援；

b)紧急开停直调电厂水、火电机组；下令省调紧急开停水、火电机组； c)调整或取消电力交易； d）下令省调紧急拉闸限电。

11.1.10 系统发生事故时，值班调度人员应迅速报告调度部门负责人，由调度部门负责人逐级汇报。调度机构负责人、调度部门负责人应监督、指导值班调度人员处理事故的正确性。调度机构负责人或调度部门负责人发现值班调度人员处理事故不力，可解除值班调度人员的调度权，指定他人或亲自指挥事故处理，并通知有关单位。被解除调度权的值班调度人员对解除调度权后的系统事故处理不承担责任。

11.1.11 处理事故时，调度系统值班人员应坚守岗位，运行值班负责人如需离开，应指定代理人并向值班调度人员报告。

11.1.12 处理事故时，各单位负责人对本单位调度系统值班人员发布的指示不应与上级值班调度人员的调度指令相抵触。单位领导人如解除本单位值班人员的职务，自行领导或指定适当人员代行处理事故时，应立即报告上级值班调度人员。

11.1.13 值班调度人员有权要求继电保护、运行方式、调度计划、通信、自动化等专业人员协助事故处理。

11.1.14 事故发生在交接班期间，应由交班者负责处理事故，直到事故处理完毕或事故处理告一段落，方可交接班。接班人员可应交班者请求协助处理事故。

11.1.15 事故处理完毕，应将事故情况详细记录，按规定报告。11.2 电网频率异常及事故的处理

11.2.1 电网频率超过50±0.2Hz为异常频率。11.2.2 电网频率低于49.80Hz时的处理方法：

11.2.2.1 网调和省调应下令所辖电厂立即增加出力、开出备用机组或采取限电措施，使频率恢复正常。

11.2.2.2 电网频率连续低于49.80Hz10分钟，网调应下令各省调按限电序位表限电。10分钟后电网频率仍低于49.80Hz，则网调应下令各省调按事故限电序位表限电，直到频率恢复到49.80Hz以上运行。11.2.3 电网频率低于49.50Hz时的处理方法：

11.2.3.1 发电厂应不待调度指令采用增加发电机出力并短时发挥机组过负荷能力、开出备用水电机组、抽水机组改发电等措施。但在增加出力的过程中不应使相应的输电线路过负荷或超过稳定规定。

11.2.3.2 各省调应不待网调调度指令按事故限电序位表进行拉闸限电。11.2.4 当电网频率低于49.00Hz时，有“事故限电序位表”的厂站，运行值班人员应不待调度指令立即按“事故限电序位表”拉闸限电。

11.2.5 当电网频率低于48.50Hz时，各级值班调度人员及厂站运行值班人员可不受“事故限电序位表”的限制，自行拉负载线路(馈线)。各省（直辖30

市）电网企业应事先制定这些线路的清单和限电顺序。

11.2.6 当频率下降到低频减负荷装置动作值而装置未动作时，运行值班人员应不待调度指令手动拉开该轮次接跳的开关。低频减负荷装置动作切除和手动拉开的开关，未经值班调度人员下令不应擅自送电。

11.2.7 当频率降低至联络线低频解列装置或保厂用电、保重要用户低频解列装置定值而装置未动作时，各厂站应不待调度指令拉开相应开关，并向值班调度人员汇报。未经值班调度人员下令，不应送电或并列。11.2.8 电网频率超过50.20Hz的处理方法： 11.2.8.1 调频厂将出力减至最低。

11.2.8.2 少用网供计划的省调，应迅速减出力或停机，直到用到网供计划为止。

11.2.8.3 当电网频率超过50.50Hz时，各电厂应不待调度指令，立即减出力直至机组最低技术允许出力，值班调度人员应发布紧急减出力或停机的指令，恢复频率至50.20Hz以下。11.3 系统电压异常及事故的处理 11.3.1 系统电压降低时的处理办法：

11.3.1.1 500kV系统厂站母线的运行电压下降为480kV、220kV系统厂站母线的运行电压下降为200kV以下时，运行值班人员应不待调度指令按规程自行使用发电机或调相机的过负荷能力，值班调度人员应立即采取措施直至限制负荷，使电压恢复正常。

11.3.1.2 500kV系统厂站母线的运行电压下降为450kV、220kV系统厂站母线的运行电压下降为180kV以下时，运行值班人员应不待调度指令自行按“事

故限电序位表”限电，并及时向值班调度人员汇报。值班调度人员应立即采取措施直至拉闸限电，使电压恢复正常。

11.3.1.3 当系统局部电压降低，使发电机或调相机过负荷时，有关厂站运行值班人员应联系值班调度人员采取措施(包括降低有功、增加无功及限制部分地区负荷等)，以消除发电机或调相机的过负荷。

11.3.1.4 系统电压低到严重威胁厂用电安全时，运行值班人员可自行按现场规程规定执行保厂用电措施。

11.3.1.5 装有低电压解列装置或低电压减负荷装置的厂站，当电压低至装置动作值而装置未动作时，运行值班人员应不待调度指令，手动拉开装置所接跳的开关。

11.3.2 系统电压升高时的处理办法：

11.3.2.1 当厂站母线电压超过规定时，应降低发电机、调相机无功出力、投退无功补偿设备，并按规定将发电机进相运行，使电压降至允许范围内。必要时值班调度人员可改变系统运行方式。

11.3.2.2 处于充电状态的500kV线路，末端电压超过560kV时，应设法降低电压，如仍不能降至560kV以下，则拉开线路开关。

11.3.3 当局部或个别中枢点电压偏低或偏高时，除调整无功出力外，可通过调整变压器分接头来调整电压，必要时可改变系统运行方式。11.4 线路的事故处理

11.4.1 线路故障跳闸后，值班调度人员可下令强送一次。如强送不成功需再次强送，应经调度机构主管生产领导同意，有条件时可对故障线路零起升压。

11.4.2 线路出现单侧跳闸，在检查厂站内开关无异常后，宜先将线路恢复合环（并列）运行，再检查继电保护或安全自动装置动作情况。11.4.3 故障线路强送原则：

a）强送端宜选择对电网稳定影响较小的一端，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定水平的措施。

b）若开关遮断次数已达规定值，虽开关外部检查无异常，但仍须经运行单位总工程师同意后，方能强送。在停电严重威胁人身或设备安全时，值班调度人员有权命令强送一次。c）强送端宜有变压器中性点直接接地。d)事故时伴随有明显的故障象征，如火花、爆炸声、系统振荡等，应查明原因后再考虑能否强送。

e)进行带电作业的线路跳闸后，值班调度人员未与工作负责人取得联系前不应强送。

f)强送前应控制强送端电压，使强送后末端电压不超过允许值。11.4.4 线路故障跳闸后，值班调度人员应发布巡线指令，并说明是否为带电巡线，同时将故障测距情况提供给线路运行维护单位。11.4.5 当线路（断面）输送功率超过稳定限额时，应立即采取以下措施，使线路（断面）输送功率恢复到允许范围内。

a）在受端系统采取发电厂增加出力、快速启动水电厂备用机组、燃气轮机组等措施，并提高电压；

b）送端系统的电厂降低出力，并提高电压； c）受端系统限电；

d）改变系统接线方式。

11.4.6 如500kV线路并联电抗器因故退出运行而线路仍需运行时，应有计算分析或试验依据并经电网企业主管生产领导批准。11.5 发电机的事故处理

11.5.1 发电机异常或跳闸后，电厂运行值班人员应立即汇报值班调度人员，并按现场规程进行处理。

11.5.2 机组失去励磁而失磁保护拒动，电厂运行值班人员应立即将机组解列。

11.5.3 当发电机进相运行或功率因数较高，引起失步时，应立即减少发电机有功，增加励磁，以使发电机重新拖入同步。若无法恢复同步，应将发电机解列后重新并网。

11.5.4 发电机对空载长线零起升压产生自励磁时，应立即降低发电机转速，并将该线路停电。

11.5.5 采取发电机变压器组送电的500kV线路，如线路末端开关跳闸而电厂侧开关未跳开时，值班调度人员应立即下令拉开电厂侧开关。11.6 变压器事故处理

11.6.1 变压器过负荷的处理方法：

a）受端系统加出力； b）投入备用变压器； c）受端系统限电； d）改变系统接线方式。

11.6.2 低压侧接发电机的自耦变压器公共线圈过负荷时，除按第11.6.1条34

处理外，还应进行以下处理：

a）降低高中压侧之间的穿越功率； b）降低低压侧发电机的功率。11.6.3 变压器跳闸后的处理规定：

a）变压器的主保护全部动作跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不应强送电。

b）变压器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，在检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，证明变压器内部无明显故障者，可试送一次，有条件时应进行零起升压。

c）变压器后备保护动作跳闸，在确定本体及引线无故障后，可试送一次。

11.6.4 变压器轻瓦斯保护动作发出信号后应立即进行检查，并适当降低变压器输送功率。

11.7 500kV并联电抗器故障处理

11.7.1 500kV并联电抗器的全部主保护动作跳闸，未查明原因并消除故障前，不应强送电。

11.7.2 500kV并联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，可试送一次。有条件时应进行零起升压。

11.7.3 500kV并联电抗器后备保护动作，确定本体及引线无故障后，可试送一次。

11.8 母线的事故处理

11.8.1 母线失压后，运行值班人员应不待调度指令将失压母线上的开关全部拉开，并立即报告值班调度人员。

11.8.2 因母线差动保护动作引起母线失压时，运行值班人员应对失压母线进行检查，并把检查情况报告值班调度人员，值班调度人员应按下述原则进行处理：

a）找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障后对失压母线恢复送电。b）找到故障点但不能很快隔离的，若系双母线中的一组母线故障时，应对故障母线的各元件进行检查并确认无故障后，均倒至运行母线并恢复送电。

c）经过检查未找到故障点时，可对失压母线进行试送，试送开关应完好，试送电源侧主变中性点应直接接地。有条件时可对失压母线进行零起升压。

11.8.3 因开关失灵保护或出线、主变后备保护动作造成母线失压，应将故障开关隔离后方可送电。11.9 开关异常及事故的处理

11.9.1 开关因本体或操作机构异常出现“合闸闭锁”尚未出现“跳闸闭锁”时的处理：

a）一个半开关接线方式，不影响设备运行时拉开此开关。

b）其他接线方式应断开该开关的合闸电源，并按现场规程处理，仍无法消除故障，则用旁路开关代替运行；如无旁路开关，则拉开该开关。

11.9.2 开关因本体或操作机构异常出现“跳闸闭锁”时，应断开该开关跳闸电源，并按现场规程处理，仍无法消除故障，则采取以下措施：

a）一个半开关接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的环，解环前确认环内所有开关在合闸位置。

b）其他接线方式用旁路开关代故障开关，用刀闸解环，解环前取下旁路开关跳闸电源。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他开关倒至另一条母线后，用母联开关拉开故障开关。

11.9.3 开关发生非全相运行，运行值班人员应立即拉开该开关。若非全相运行开关拉不开，则立即将该开关的功率降至最小，并采取如下办法处理：

a）有条件时，由检修人员拉开此开关； b）旁路开关备用时，用旁路开关代；

c）将所在母线的其他所有开关倒至另一母线，最后拉开母联开关； d）一个半开关接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的环，解环前确认环内所有开关在合闸位置；

e）特殊情况下设备不允许时，可迅速拉开该母线上所有开关。11.10 互感器异常及事故的处理

11.10.1 电压互感器发生异常情况时，应立即退出与该电压互感器有关的保护装置，运行值班人员应迅速按现场规程、规定处理。

11.10.2 电流互感器发生异常情况时，应立即退出与该电流互感器有关的保护装置，运行值班人员应迅速按现场规程、规定处理。11.11 切机切负荷装置动作的处理

11.11.1 切机切负荷装置动作后，运行值班人员应将所切机组按现场规程检查后做好并网准备，所切负荷未得到值班调度人员指令不应送电。11.11.2 切机切负荷装置误动时，应将误动的切机切负荷装置退出，恢复所

切机组和所切负荷。通道异常或故障造成切机切负荷装置误动作时，应将该通道压板退出，并恢复所切机组和所切负荷。

11.11.3 切机装置拒动时，值班调度人员应迅速采取减出力措施，必要时可将拒切机组解列。切负荷装置拒动时，运行值班人员可不待调度指令迅速将切负荷装置所接跳的开关断开。制动电阻拒动时，不应将制动电阻投入，必要时可采取减出力措施。11.12 振荡处理

11.12.1 异步振荡主要现象：

11.12.1.1 系统内各发电机和联络线上的功率、电流将有程度不同的周期性变化。系统与失去同步的发电厂（或系统）的联络线上的电流和功率往复摆动。

11.12.1.2 母线电压有程度不同的降低并周期性摆动，电灯忽明忽暗。系统振荡中心电压最低。

11.12.1.3 失去同步的发电机有功大幅摆动并过零，定子电流、无功大幅摆动，定子电压亦有降低且有摆动，发电机发出不正常的有节奏的轰鸣声、水轮机导叶或汽轮机汽门开度周期性变化。

11.12.1.4 失去同步的两个系统（电厂）之间出现明显的频率差异，送端电网频率升高、受端频率降低，且略有波动。11.12.2 同步振荡主要现象：

11.12.2.1 发电机和线路上的功率、电流将有周期性变化，但波动较小，发电机有功不过零。

11.12.2.2 发电机机端和电网电压波动较小, 无局部明显降低。

11.12.2.3 发电机及电网频率变化不大，全电网频率同步降低或升高。11.12.3 异步振荡的处理方法：

11.12.3.1 频率升高的发电厂，应不待调度指令立即降低机组有功出力，使频率下降，直至振荡消除，但不应使频率低于49.50赫兹，同时应保证厂用电的正常供电。

11.12.3.2 频率降低的发电厂，应不待调度指令立即增加机组有功出力至最大值，并迅速启动备用水轮机组，使电网频率恢复到49.50赫兹以上，直至振荡消除。

11.12.3.3 电厂运行值班人员应不待值班调度人员指令，退出机组AGC、AVC，增加发电机无功出力，并发挥其过负荷能力，提高系统电压；变电站运行值班人员应不待调度指令退出低压电抗器，投入低压电容器，提高系统电压。但不应使500kV母线电压超过550kV，220kV母线电压超过242kV。11.12.3.4 各级值班调度人员应迅速降低频率升高侧（送端）机组出力直至紧急停机，使频率下降；在频率降低侧（受端）采取紧急增加出力、开出备用水轮机组、事故限电等措施，使频率升高，直至振荡消除。

11.12.3.5 振荡时，未经值班调度人员许可，电厂运行值班人员不应将发电机解列(现场规程有规定者除外)；如发现机组失磁，应不待调度指令，立即将失磁机组解列。

11.12.3.6 如振荡因机组非同期合闸引起，电厂运行值班人员应立即解列该机组。

11.12.3.7 因环状电网（并列运行双回线路）的解环操作或开关误跳而引起的电网振荡，应立即经同期合上相应开关；

11.12.3.8 装有振荡解列装置的发电厂、变电站，应立即检查振荡解列装置的动作情况，当发现装置发出跳闸信号而未解列时，且系统仍有振荡，应立即拉开应解列的开关。

11.12.3.9 经采取11.12.3.1-11.12.3.8条所列措施后振荡仍未消除，应按规定选择合适的解列点解列，防止扩大事故，电网恢复稳定后，再进行并列。11.12.3.10 解列后，省（直辖市）网或省（直辖市）网内已解列局部电网振荡仍未消除，由省调负责处理本省（直辖市）电网内振荡事故，振荡消除后应立即向网调汇报，在网调值班调度人员统一指挥下恢复系统的正常运行。11.12.4 同步振荡的处理方法：

11.12.4.1 发电厂运行值班人员可不待调度指令退出机组AGC、AVC，增加机组无功出力，并立即向值班调度人员汇报。

11.12.4.2 值班调度人员应根据电网情况，提高送、受端电压，适当降低送端发电出力，增加受端发电出力，限制受端负荷。

11.12.4.3 发电厂运行值班人员应立即检查机组调速器、励磁调节器等设备，查找振荡源，若发现发电机调速器或励磁调节器等设备故障，应立即消除故障，并汇报值班调度人员。

11.13 运行值班单位与调度机构失去通信联系时的处理规定

11.13.1 调度机构与下级调度机构或调度管辖的厂站之间失去通信联系时，各方应积极采取措施，尽快恢复通信联系。

11.13.2 失去通信联系的运行值班单位，宜保持电气接线不变，发电厂按给定的负荷、电压曲线运行，调频厂进行正常的调频工作。

11.13.3 失去通信联系的运行值班单位，应认真做好运行记录，待通信联系40

恢复后及时向调度机构汇报在失去通信联系期间应汇报事项。

11.13.4 与网调失去通信联系的省调，应按计划控制好联络线功率和系统频率，加强运行监视，中止或不执行对主网安全稳定运行影响较大的操作。11.14 网调调度自动化系统全停时的处理规定

11.14.1 通知所有直调电厂AGC改为就地控制方式，保持机组出力不变。11.14.2 通知所有直调厂站加强监视设备状态及线路潮流，发生异常情况及时汇报网调。

11.14.3 汇报国调并通知六省调网调调度自动化系统全停；各省调应按计划用电并严格控制联络线潮流在稳定限额内；各省调对省网内网调调度管辖设备加强监视，发现重要断面潮流大幅度变化时及时汇报； 11.14.4 网调调度自动化系统全停期间，不宜进行系统操作。12 调度汇报

12.1 发生《全国电网调度管理规程》关于电网运行情况汇报的规定中所列各类事件，省调值班调度人员应立即向网调值班调度人员汇报。网、省调值班调度人员应按照规定的时间和内容要求向国调值班调度人员汇报事件情况。

12.2 省调应尽快将事件的详细情况发送电子邮件（或传真）至网调调度室。12.3 发生严重电网事故或受自然灾害影响，恢复系统正常方式需要较长时间时，有关省调应根据系统恢复情况及时向网调值班调度人员汇报。12.4 发生下列事件的厂站，应立即向相应调度机构值班调度人员汇报事件的简要情况，并尽快将重大事件的详细情况传真至调度机构。

a)厂站事故：220kV及以上发电厂、变电站发生母线故障停电、全厂

（站）停电；

b)人身伤亡：在生产运行过程中发生人身伤亡；

c)自然灾害：水灾、火灾、风灾、地震及外力破坏等对厂站运行产生较大影响；

d)厂站主控室发生停电、通讯中断、监控系统全停、火灾等事件； e)重要设备损坏情况。

12.5 省调值班调度人员应及时向网调值班调度人员汇报机组启、停及新设备投产情况和时间：

a）200MW及以上火电机组正常启、停；

b）200MW及以上火电机组、100MW及以上水电机组非计划停运； c）200MW及以上火电机组、100MW及以上水电机组第一次并网、开始168小时（或72小时）试运行、通过168小时（或72小时）试运行；

d)220kV及以上线路、主变压器开始调试和试运行结束。13 调度计划 13.1 原则规定

13.1.1 调度机构应编制并下达调度计划。调度计划包括发电、供电调度计划和检修计划。月、日调度计划主要内容见附录G。

13.1.2 发电、供电调度计划的编制，应依据政府下达的有关调控目标和电力交易计划，综合考虑社会用电需求、检修计划和电力系统的设备能力等因素，并保留必要的备用容量。对具有综合效益的水电厂（站）水库，应根据国家批准的水电厂（站）的设计文件和电力系统的实际，并综合考虑防洪、42

灌溉、发电、环保、航运等要求，合理运用水库的蓄水。

13.1.3 检修计划的编制，应在电网企业和发电企业提出的设备检修预安排计划基础上，考虑设备健康水平和运行能力，充分协商，统筹兼顾。电力设备的检修应服从调度机构的统一安排，并遵循下级电网服从上级电网检修安排的原则。调度机构编制检修计划时应注意以下事项： a）设备检修的工期与间隔应符合有关检修规程的规定。

b）水电机组A、B级检修宜在枯水期进行，300MW及以上大容量火电机组A、B级检修、500kV输变电设备及220kV联络线的检修宜避开电网用电大负荷期。

c）发电和输变电、一次和二次设备的检修在检修工期和停电范围等方面应统筹考虑，结合基建和技改项目，统一安排，避免重复停电。d）重要保电期间，不宜安排基建项目的启动投产和大型改造项目的停电施工。

e）发输变电设备检修应综合考虑电网安全和负荷平衡、厂站用电安全等。

13.1.4 安排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容量、事故备用容量和检修备用容量。华中电力系统备用容量采用如下标准：

a）负荷备用容量应不低于最大发电负荷的2%； b）事故备用容量应不低于最大发电负荷的5%；

c）检修备用容量应结合系统负荷特点、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%。

除上述备用外，低谷时段还应留有一定数量的调峰备用。13.1.5 调度机构应开展负荷预测工作，提高负荷预测准确率。

13.1.6 调度计划应经过发、输变电设备能力、稳定裕度等方面的安全校核。13.1.7 值班调度人员可以按照有关规定，根据电力系统运行情况，调整当日调度计划，调整情况应写入调度值班日志。

13.1.8 调度机构应对发电、供电调度计划和检修计划的执行情况进行考核。

13.2 发电、供电调度计划编制

13.2.1 月发电、供电调度计划的编制，应依据分月发电、供电计划，综合考虑社会用电需求、月度水情预计、月度购售电合同、燃料供应、发电计划实际完成进度和电力系统设备能力、设备检修等情况，并保留必要的备用容量。月度发电、供电调度计划应经电网企业主管生产领导批准。网调月发电、供电调度计划编制时间要求如下：

a)每月20日前，网调直调电厂应将下月发电预计报网调。

b)每月20日前，省调应将下月本网负荷预测、调度管辖电厂发电预计报网调。

c)每月28日前，网调应将直调电厂发电预计及分配、网供及联络线电力电量通知省调和直调电厂。

13.2.2 日发电、供电调度计划的编制，应依据月发电、供电调度计划，综合考虑社会用电需求、近期水情、临时购售电合同、燃料供应和电力系统设备能力、设备检修等情况，并保留必要的备用容量。日发电、供电调度计划应经调度机构主管生产领导批准。网调日发电、供电调度计划编制时间要求44

如下：

a)每日12时前，省调向网调报本省（直辖市）临时购售电需求，网调与国调联系区外电网临时购售电需求。达成购售电协议的，应及时签订购售电合同。

b)每日12时前，省调应将次日本省（直辖市）电网负荷预测、备用容量安排报网调，c)每日16时前，网调应将直调电厂发电计划、网供及联络线计划通知省调。 13.2.3 编制月、日发电、供电调度计划时，对跨区、跨省(直辖市)电力电量交易应按规定计及相应线损。13.3 负荷预测

13.3.1 调度机构应进行、月、日和超短期负荷预测。

13.3.2 负荷预测应至少采用3年连续的数据资料并按月给出预测结果。

13.3.2.1 负荷预测应综合考虑社会经济和电力系统发展的历史和现状，包括：

a)

电力系统的历史负荷资料；

b)

国内生产总值及其年增长率和地区分布情况； c)

电源和电网发展状况；

d)

大用户用电设备及主要高耗能产品的接装容量、年用电量； e)

水情、气温等其他影响季节性负荷需求的相关数据。13.3.2.2 负荷预测结果应至少包含下列内容：

a)

年、月用电量； b)

年、月最大负荷； c)

分地区年、月最大负荷；

d)标准日负荷曲线、标准周负荷曲线、月负荷曲线、年负荷曲线；年平均负荷率、年最小负荷率、年最大峰谷差、年最大负荷利用小时数。13.3.3 月负荷预测应综合考虑气象、节假日、社会重大事件等因素，月负荷预测结果应至少包含下列内容：

a)

月用电量； b)

月最大负荷； c)

分地区月最大负荷；

d)月负荷曲线、标准日负荷曲线。

13.3.4 日负荷预测应综合考虑气象、节假日、日类型、社会重大事件等因素，按照每日96点编制（00：15--24：00，每15分钟一个点）。13.3.5 超短期负荷预测是指当前时刻60分钟以内的负荷预测。超短期负荷预测应在电网实时负荷的基础上，综合考虑气象、节假日、日类型和近期负荷等因素。

13.4 网调检修管理

13.4.1 华中电网内国调调度管辖、调度许可设备的检修，按国调相关规定执行。

13.4.2 每年9月30日前，省（直辖市）电网企业、发电企业、国家电网公司所属超高压运行维护管理单位应将下发、输变电设备的检修（含基建项目）预安排计划抄送网调。网调于每年10月31日前将国调调度管辖、调度许可设备检修预安排计划上报国调。

5.中国电力系统调度 篇五

一、认真履行职责保证电网安全

杨艳自1997年7月从贵州电力学校毕业分配到安顺供电局，10多年来一直在生产一线从事运行工作。实际工作中，她时刻以一名共产党员的标准严格要求自己，在坚决贯彻执行党的路线方针政策的同时，坚持以南网方略作为自己的行动指南，认真贯彻南网公司安全生产1号令，用心践行“一切事故都可以预防”的理念，并将其落实到日常工作中。采访过程中，杨艳告诉笔者，身为生产一线的共产党员，务必以高度的政治感、责任感、使命感和严、勤、细、实的工作作风，踏踏踏实实做好本职工作，不辜负领导和同事们的期望；只有把书本上的理论知识与生产实践相结合，才能在大量的调度操作中锻炼、培养自己严格执行调度规程和相关制度的良好习惯，才能对设备异常、事故处理作出准确的判断和快速正确的处置，坚决不给误调度、误操作留下“半寸土壤”，确保每项操作准确、快捷、到位，真正发挥一名共产党员的模范带头作用。

众所周知，电网调度直接关系到电网的安全、稳定和经济运行。杨艳同志自XX年12月正式担任安顺地调电网调度员以来，全身心投入调度工作，刻苦钻研、虚心请教，很快熟悉和掌握了安顺电网一次接线、电网结构、设备状况、二次保护配置以及负荷结构等相关情况，掌握了电网调度工作应具备的各种基本常识和专业技能。通过规范使用生产管理信息系统、安顺供电局配电信息系统、地调操作票专家系统等现代新型管理手段，将调度工作由以往的粗放模式走向了标准化、流程化；通过正确、熟练使用df8002、psasp等电力系统分析软件对安顺电网进行分析，实现了由经验型调度到精确型调度的转变，为提高调度运行管理水平打下了良好的基础。在做好本职工作的同时，针对县级电力公司调度水平参差不齐、业务水平相对偏低的状况，杨艳先后深入平坝、城郊、关岭、镇宁等各县电力公司进行业务指导和技术帮扶，通过面对面、手把手现场培训，极大地提高了县公司的调度管理水平。

精心安排运行方式，确保主网安全稳定。在杨艳的组织分析和精确计算下，XX年3月顺利完成了220千伏两所屯变3号主变高跨施工停送电及投运工作；XX年3至9月完成了220千伏普定变综合自动化改造及2号主变更换期间大量的倒闸操作、方式调整和设备线路投运工作，有力地保障了普定变整治改造期间安顺电网的安全可靠运行。

二、优化运行方式保障电力供应

做到合理、经济调度就是为企业增收创效。为优化电网运行方式，尽可能避免大功率、长距离输电的方式，在满足主网安全运行的前提下，杨艳主动牵头制定了调度辖区内各变电站主变经济运行方案，对电网无功进行优化分析，对电容器的投退进行严格细致的计算分析，找到最佳补偿途径，对无功补偿容量不足的变电站明确提出需增加的电容器总容量和组数，同时制定了各用电客户对无功补偿电容器的运行管理规定。以加强线损“四分”管理、有效降低网损为契机，在深入分析、精确计算的基础上，杨艳要求各责任单位对区域内的平坝变、马田变、织金变、纳雍变、中岭变等8座110千伏变电站分别增加不同容量的无功补偿装置，以有效提高母线电压，降低电网无功潮流穿越。

搞好科学调度，保障电力供应，是电力调度员义不容辞的责任。2011年4月，受500千伏安顺变单台主变下网功率控制在250兆瓦的影响，每天负荷高峰时段，安顺供电局、六盘水供电局两单位用电负荷被迫限制120兆瓦左右，特别是盘县电厂或安顺电厂机组故障时限电则超过300兆瓦,面对此种情况，杨艳坐立不安，主动向中调反映并积极协商解决方案。功夫不负有心人，最终中调通过调整低周减载切负荷量和远方切负荷措施，将安顺变电站主变下网最大功率调整为650兆瓦，全面满足了安顺、六盘水两地区“冰灾”之后用电负荷的快速恢复。

根据安顺供电局各、各重大活动期间的电网运行方式，认真执行好日调度工作计划，并提前制定电网应急预案，按保供电方案做好事故预想，把保障电力可靠供应落实到每个细节中。杨艳以严谨务实的态度和一丝不苟的工作作风，创造性地开展调度运行工作，用行动诠释“服务永无止境”的理念。在XX年11至12月因电煤紧缺导致限电工作中，认真、严密执行安顺地区用电计划，全理安排、调剂客户错峰用电，做到“限电不拉路、错峰不减产”，受到地方政府和广大客户一致好评。她还以强烈的责任心和使命感，XX年至2011年连续四年出色地完成了“中国·贵州黄果树瀑布节”保供电、“迎峰度夏”保供电以及奥运保供电等大项工作，以过硬的业务能力保证了安顺电网乃至贵州主网的安全、稳定运行，同时也树立了供电企业良好的社会形象。

三、全心迎战冰灾

2011年初，一场历史上罕见的冰雪凝冻袭击祖国南方，黔中大地遭遇了史无前例的破坏和打击，倒杆、断线事故频频发生，安顺电网由“预警”转入“应急”状态。所有调度运行人员与其他抢险队员一样，以强烈的社会责任感迅速投入抗冰抢险战斗。“冰魔”肆虐，网区内220千伏、110千伏、35千伏、10千伏及以下线路大面积受损，灾情惨重。身为正值调度员的杨艳，有责任指导、下令各变电站、县级调度中心执行各项倒闸操作和处理各类设备事故，有责任协调修试所、输电所、变电所、县公司等相关部门全力抢修受损线路和设备，有责任尽最大努力恢复供电。在特殊时期、在紧要关头，杨艳等电力调度员主动放弃休息时间，不分白天黑夜，全天候24小时奋战在调度运行岗位上；一个星期不洗脸、不漱口、不洗脚，那是十分正常的事。

为了履行神圣的诺言，为了让更多的人看到光明，作为电力职工的丈夫也投身织（金）纳（雍）片区抢修“冻伤”线路，夫妻双双叱咤抗冰战场，家中四岁女儿的入园接送、吃饭、洗衣、防寒保暖等生活琐事，只好由年迈的奶奶独自一人“包揽”。抗冰抢险期间，杨艳等诸多调度员以调度室为家，以工作为重，心系电网安全，时刻关注全网抢修复电情况，一个多月安全、准确操作5000余次。40多天下来，当“俏酒窝”杨艳蓬头垢面、满脸疲惫回到家时，目光颤栗的女儿不敢叫妈妈，却躲藏到奶奶身后偷看她，还以为杨艳是从外面来的阿姨。

四、开展技术攻关提升综合技能

作为安顺电网电力调度中心的正值调度员，在科学合理安排运行方式，准确镇定处理电网异常及事故的同时，杨艳还积极参与了安顺供电局地调调度规程修编、安顺地区事故处理预案编制等多项地调层面上的工作。为提高自己的综合素质和专业技能，杨艳从忙碌中挤时间，认真学习《电力法》、《电网调度管理条例》、《电力监管条例》、《电网运行准则》和《中国南方电网电力调度管理规程》等相关法规和制度，全面把握安顺电力系统主要一次、二次设备的性能和相关运行参数，为开展技术攻关奠定了坚实的基础。

6.电力调度 篇六

基于重合器—分段器 RTU 负荷控制与管理 远程抄表及计费自动化

电网调度子系统：信息采集与命令执行 信息传输 信息处理与控制 人机联系

A·工频控制技术是一种双向通信方式，他是利用电路传输线作为信号传输途径，并利用电压过零实际进行电压调制。由变电站向外传输的信号是工频技术，是在50HZ工频电压过零点附近的区间根据需要，通过调制电路，产生一个轻微的电压波形畸变，位于远方控制点的检测设备能检测出这个畸变，并还原出所待变的源码。向变电站传送信息的工频控制技术是简历在电流调制的基础上的，在远方控制点准确的控制一个开关产生，空过电感吸收电流，在变电站检测出这个电流变化，并还原出源码

·信号发生原理在电压过零点附近经杂关电容放电 电感吸收电流脉冲波

速度快

可靠性受负荷阻抗影响，并注意利用控制香味原理的其他设备脉冲干扰

A~·变电站远动系统对远东信息的处理过程可分信号输入输出和调理，采集处理于控制，远动通信三部分***

1远动信号在进入RTU前，必须进行同意调理，时期满足数字信号处理要求

要信信号的输入输出调理过程，一般是讲采集的信号直接送到要信端子办，端子板实际是信号的接口电路，他对输入输出信号进行隔离和电平调整，形成于内外隔离的符合各自电平要求的信号。信号经过隔离，滤波处理后送RTU惊醒要信处理 要信信号一般来自变电站测量二次贿赂。遥测测量变送器首先把测量二次回路的各种点参数统一变换为标准只留信号，经过变换的信号输入RTU端子办进行隔离保护滤波，在送入A/D 转换器进行转换，形成遥测数字量

遥控和遥调信号是RTU向控制对象发送的数字信号，一般是TTL电平，需要进行整理和驱动才能直接驱动操动执行机构。传统的远动专职一般增加中间继电器的办法来天正和增加信号的驱动力，这些中间继电器可以集中组成遥控执行继电屏，可以实现被控对象yu RTU隔离。保护RTU不受干扰和破坏

2远动的各种遥测 要信信号经信号转换和调整后送入远动设备RTU，成为抑郁存储和传输的数字量，同时，他还根据通信环节处理后所得的遥控遥调指令，完成一定逻辑判断，驱动执行机构，完成各项控制任务

3远东信必须与调度主站进行交换，才能实现远动自动化的各种功能，远东与调度主站系统交换通过远动专用通信设备实现 ~~

A安全措施

1TA TV回路上工作室确保人生安全

在接入时，应防止TA开路TV短路。在对变送器进行消缺跟换是，TATV都在运行，所以应短接TA二次回路，并应在短路点后二次会路上测量是否五点六，确保无电留工作 电源安全措施

调度自动化主站系统，集控中心系统，变电站，是对变电站一次设备进行见识和控制的，一旦失去电源，便会失去见识可控制，很重要，装设不间断电源 注意事项 遥控时哦为确保电网安全和正常运行，炒作中应对操作返校与属于哦要操作的对象是否一直，在确保一直的情况下，方可进行操作，综合自动化点电站惊醒更滑时，应统治远东人员到现场，对远动装置和后台机进行调试，再进入运行。在变电站远动主站惊醒调试时，应将所有开关刀闸的远方/就地把手置入就地位子，只将索要调试的置在远方位子，防止遥控数据库错误导致误拉合运行设备

电镀自动化系统的安全防范，应防止病毒和黑客入侵，安装杀毒软件和防火墙，对系统操作人员进行密码管理，专人专用，严防密码被窃，定期对计算机检测，一包稳定运行

A地理信息系统有硬件 软件 数据库组成

功能：数据预处理 图形操作与制图输出 站内自动化子系统的地理信息管理 馈线自动化的地理信息管理

用户抄表和自动计费子系统的地理信息管理

实现电网内配电线路机用户护甲线方案的辅助设计

A远方终端作用于功能

作用是采集发电产于变电所中表征电力系统运行状态的模拟量和数字量，见识并向调度中心发送信息，执行调度中心发往现场的控制和调节命令

远方功能

主要指RTU与调度中心之间通过远距离信息传输所完成的监控 当地功能

主要指RTU通过自身或连接的显示，纪录设备，实现对电网的监视控制

A变电站基本功能

1控制与监视 2自动控制 3测量表计 4继电保护 5与继电保护相关的功能 6接口 7系统 子系统

1数据采集 2时间顺序纪录和事故追忆 3故障录波 4 控制及安全操作闭锁 运行监视与人机联系子系统

A配电载波：

高频阻波器—防止高频信号像不需要的方向传输 耦合滤波器—将载波设备与馈线上的高电压，操作电压及雷电典雅等隔离，以防止高电压进入通信设备，同时使高频载波信号顺利耦合到馈线上去

结合滤波器—与耦合滤波器配合将信号耦合到馈线上去，抑制干扰

A标度变换 40*10 400/2047=0.195407=0.0011001000000 左移2位N1N2=10 K=***0

A(M+L)Tss

T=0.02s

Tss=tA

A对个种子网络系统的相关任务设置不同的优先级

采用信息加密技术

设置网络防火墙和专用网关

进行数据双重备份

采用预防性突发事故的信息隔离技术

7.电力系统调度和运行技术分析 篇七

关键词：电力工作系统,调度,运行技术

电力工作中的调度技术和运行技术,是维持一套电力工作系统正常工作、安全运转的重要技术。电力工作系统的正常运转不仅关系到人们日常生活的安全稳定,更是关系到社会各个行业的生产与发展进度。因此,对于电力系统调度技术和运行技术,一定要有一个熟练地掌控。争取使电力工作系统的运转能够处于一个平稳的状态,维持社会生活生产的正常进行。

1 电力系统运行现状

1.1 电力系统在社会生产中至关重要

电力的应用在人们平常生活和社会生产行业中所起的作用是极为重要的。人们的日常生活,劳动生产等行业都需要电力来提供基本的动力支持。而社会生活中电力的传播与传送,则主要是通过电力工作系统来进行的。电力工作系统是一个大规模的电力传输与控制系统,该系统遍布于社会中的每一个角落。为人们的生活需要提供电力供给,为电力的运输工作提供基本的载体,因此,电力工作系统在人民的生活中所起的作用是巨大的。

1.2 电力系统运行中存在问题

自从电的发明以来,电力工作系统就作为了人们利用电能的基本传输工具,而且电力工作系统的应用已经有了较长的历史,当下的电力工作系统发展水平也已经具备了一定的规模。但是,电力工作系统的利用过程中还是存在着一定的问题的。电力工作系统需要专业人员来进行操作,才能安全地工作运转。然而,对电力工作系统的操控也是一项极高水平的技术,在对有些系统的操作过程中,稍有不慎,就会造成严重的电力事故。当下的电力使用过程中是存在着一定的使用问题的,这些操作问题往往会造成较大的经济损失。

2 调度和运行技术中的问题

2.1 电力系统调度出错

在电力工作系统的正常运作过程中,需要掌握电力调度和运行技术的专业人员来进行操控。当下的电力工作系统的运作过程中,常见的一个问题就是电力调度出错。在对系统的操控过程中,需要操作人员手动来进行操控,通过一些相关的机器设备来进行电力调度,而在这个过程中,就经常出现操作上的失误。因为操作人员的一时疏忽,对有关设备的控制出现错误,因而造成电力工作系统的正常工作状态受到影响。

2.2 电力调度操作不熟练

在对电力工作系统的控制和使用过程中,存在的另一个问题是电力调度操作不熟练。对于电力工作系统中的调度工作而言,是要具备相当熟练的操作技术的。操作人员必须能够及时地应对操作过程中出现的任何状况,并且熟练地操作各项机器设备来加以控制。而当下的电力工作系统工作中,一些操作人员显然是操作的技术不够熟练,因而会造成操作上的失误,影响电力工作系统正常的工作。

2.3 相关操作技术水平不高

电力工作系统的调控和运行中,另一个存在的问题是工作人员的操作水平不高。这主要是因为操作人员在工作培训的学习中没有深入掌握有关技术而造成的。工作人员的自身操作技术没有一个很好的水平,在电力工作系统的调度和运行过程中,也就无法呈现出一个良好的工作状态。此外,相关操作技术的缺乏也是造成电力行业中出现意外事故的一个重要原因。

3 如何改进调度和运行技术

3.1 完善调度和运行系统

对于电力工作系统运行中存在的相关问题,需要我们采取一定的改进措施来加以完善。首先,要加强电力工作中相关运行技术的改进工作。拥有一套健全的电力调度程序是保证电力工作高效开展的基础前提。健全电力调度和运行系统,还能够有效地防范电力工作过程中的意外事故,增加电力工作中的安全性。当下的电力调度和运行技术还处于一个发展中的水平,仍旧有较大的改进空间。因此,对电力调度和运行系统加以完善,能够切实地提高电力行业的工作效率。

3.2 加强操作人员的培训

对于电力工作系统中存在的不足之处,另一个有效措施是增强电力操作人员的培训力度。电力操作人员是电力工作系统中的首要控制者,其个人技术水平的高低决定了电力工作系统的工作质量。而在当下的电力工作中,很多的操作人员实际技术水平并不高,这就为电力行业的工作埋下了潜在的隐患。因此,必须要加强对电力操作人员的工作培训,提高工作人员的个人素质,增强技术水平,保证操作人员在电力工作的过程中能够更好地提高工作效率。

4 调度和运行技术改进的意义

4.1 有利于电力系统更好运转

对于电力工作系统的工作来说,改进其调度和运行的技术是有着重大的积极意义上的。建立一套高效率的调度技术和运行技术,电力工作才能更好地得以开展。电力工作系统才能更好地进行电能传输,为人们的生活生产提供基本的电力供给。技术水平始终是决定工作质量的一个重要因素,因此,改进电力调度和运行的技术,能够切实地提高电力行业的相关工作。

4.2 方便操作人员的工作开展

改进电力工作系统中调度技术和运行技术的另一个积极意义是方便了电力操作人员的工作,电力操作人员对电力工作系统的操控主要是通过电力调度和运行技术来实现的,该技术系统担负着实现人为对电力工作系统操控的重任。因此,建立一套高技术水平的电力调度和运行技术,能够方便于电力工作者的实际操作,能够对电力工作系统有一个更好地调控。电力行业工作的正常开展关系到整个社会的正常发展,因此,一定要积极改进电力调度和运行技术,促进电力工作系统的高效率工作,维持电力工作系统的正常运转。

5 结束语

电在人们的生活生产中产生的作用是巨大的,维持电力工作系统的正常平稳运转也是保证人民生活稳定的内在要求。以上通过对电力工作系统运行现状、电力工作系统调度技术和运行技术中存在的问题,已经针对电力工作系统的改进技术等方面的分析探讨,我们可以发现当下的电力工作系统运行中还是存在着一定的问题的。因此,需要及时地对电力工作系统的调度技术和运行技术进行改进,确保电力工作系统的正常运作。

参考文献

[1]易仕敏.电力市场和节能调度环境下电力工作系统调度与安全问题的研究[D].华南理工大学,2011.

[2]王锡凡.电力市场条件下电网的安全保证体系[J].电网技术,2004(09):7-1 3.

[3]龚建原.含风力发电的电力调度优化研究[D].重庆大学,201 3.

8.论述电力系统调度的主要工作 篇八

摘要：电力调度是对电力系统运行的控制，以保障电力系统的安全稳定运行，保证电网持续供电，并获得良好的电能质量，提高电网的经济效益，以满足社会工农业发展及人们生活的需要。

关键词：电力调度；电网事故；方法措施；系统工作

随着我国电网事故越来越呈现出影响范围大、发展速度快、后果日益严重的趋势，从而产生巨大的政治、经济、社会影响。目前，面临着电力供应严重短缺、跨区大电网稳定矛盾突出、区域电力市场运营的新形势。再加上近年来国内外相继出现的一系列电网大停电事故。电网安全已被上升到国家安全、社会稳定的战略高度.引起各方面的高度关注。因此，电网企业都纷纷将其电网安全风险管理能力作为其立身之本、价值创造和赢得未来竞争的核心竞争力

一、电力系统调度的概念。

电力系统调度，简单来说就是对电力系统运行的控制，控制系统中各元件的运行状态。电力系统调度要求任意时刻保证发电与负荷的平衡，要求调度管辖范围内电能质量的各个指标良好，确保电力系统安全稳定运行。

二、节能调度的概述。

根据相关资料调查显示，电力系统中电能的消耗占总发电量的30%左右，这就表示电力系统本身的能量消耗就非常巨大。所以，控制好节能调度工作就是电力系统中可以更好节约能源的重要保证。在电力系统中，节能调度主要是根据节能、经济以及环保的原则，确保供电安全，并且可靠的前提下，采用合理的工作方法，在达到用电要求的前提下，在电力系统各运行环节中，做到节能减排、降低损耗。在进行调度工作的时候，一定要先利用可再生资源，然后根据能量消耗以及排放污染物的种类进行相关的排序，尽可能的降低能源消耗以及污染物的排放量。

三、节能调度的可行性。

随着经济的迅速发展，电力系统也在不断的发展，对电力市场的改革也在逐步的加深，这些发展条件为实施节能调度奠定了有利基础。可以从以下几个方面分析实施节能调度的可行性。

我国经济与电力行业的不断发展为实施节能调度奠定了物质基础，同时经济的迅速发展也增加了用电量。大量的用电需求就导致了一定要采取节能调度的方法来实现高效率的发电，并且在电力建设方面要加大投入。

多年来电力系统的调度运行模式为实施节能调度总结了大量的实践经验，同时也提供了大量的调度运行数据以及软件成果。在很早的时候就开展了相应的电力调度工作，为实施节能调度积累了成功的方法。在电力系统的经济调度方面，我国已经积累了一定的实践经验与研究成果，在提高生产的经济效益、降低成本、节能减排以及改进电力系统中发电与供电的质量等方面均获得了很好的效果。

对电力系统进行充分地论证工作为实施节能调度提供了理论依据，在还没有实施节能调度之前，已经对电力系统的电量方面作出了充分的研究与证实工作，为开展节能调度做好前期准备。

四、节能调度的方法与措施。

在电力系统中，节能调度的关键就在于将以价格作为标准的调度方式转变为以能量消耗以及排放染污物的水平作为标准的调度方式。与此同时相关的电力产业也由商业化转向社会化，进而导致电力产业的成本逐渐增加，并且对于优化节能调度时间的长短上也存在着严重的问题。节能调度的优势就是在于使用“排序”的方式优先利用可再生资源、核电以及水电等一系列清洁能源进行发电。在相关的规范中规定，节能调度指的是：在确保电力供应充足的条件下，根据节能减排、经济环保的原则，优先利用可再生资源进行发电，依据能量消耗以及排放污染物水平的顺序进行排列，尽可能的降低能源的消耗量以及污染物的排放量。节能调度是在坚持节能减排、经济环保、可持续发展为目标的前提下，提出的有关调度理念。在优化节能调度、利用清洁能源的前提下，将节能调度与市场发展体制进行有机的结合，实现共同调度。假如完全根据能源消耗的排列顺序进行有关调度，虽然可以降低能源的消耗量，但是一定会导致电力产业成本的不断增加，进而忽略了市场的实际需求，然而如果只考虑成本报价，就会忽略能耗、污染物排放等问题，就不能实现节能减排的目标。因此，我们要对其进行合理地调度，完善其实施策略。电力运行系统是电力市场的主体，在其中的作用就不言而喻了，在现货竞价的电力市场中，根据报价排列发电的顺序，不仅提供了调度依据，还提供了系统运行的整体报价，实现市场的价格功能。节能调度是根据能源消耗的排列顺序进行发电的，目前还是依照批复电价作为上网电价。在这样的形势下，为了确保各个电力产业可以开展公平竞争以及经济调度的前提下，一定要对其调度原则以及调度方案进行模式化。在现阶段的电力市场中，一定要建立多元化的节能调度方案。从电力行业方面来看，开展短期的交易计划能够改变以最小成本购电方式的经济调度，在一定的程度上加大能源消耗的指标，将单一的调度方式转变为多样化的调度方式。

五、电力系统调度的主要工作。

1、负荷预测：根据负荷变化的历史记录，天气情况等分析人们用电的特点，对未来负荷的特点进行预测，绘制出相应的负荷曲线，并配备适当的发电容量。

2、制定发电计划、电网运行方式。按照经济调度的原则，并结合预测的负荷曲线，对调度区域内的各电厂分配发电任务（包括水电厂、火电厂等），提出各电厂的发电计划，合理安排机组的备用与启停，对系统内发、输、变电等设备的检修计划合理安排，对系统潮流进行计算，安排合理的运行方式。

3、安全监控和安全分析。全面收集系统内的运行信息，监视运行的状态，及时发现问题，并通过安全分析对事故进行预测，防患于未然。

4、指挥操作和事故处理。当发现事故时，对系统进行监视和指挥，实现系统迅速恢复正常运行。

六、电力系统调度的组织形式。

电力系统调度的基本原则是統一调度、分级管理，伴随着电力系统规模的不断扩大，电力系统由城市的互联发展到区域间，甚至国与国之间的互联，从而电力系统调度也由一级调度，发展到多级调度，分别负责电力系统全局或局部系统的调度工作，分工合作，充分发挥大电力系统的优越性。

调度按照管理的范围与职责进行划分，一般按电压等级或者地理位置，并根据电力系统的特点以及行政区域确定。目前我国电力系统分为五级调度，分别为国家调度、大区调度、省级调度、地级调度、县级调度。他们有各自的管辖范围和职能：①国家调度是我国调度的最高级，负责协调各大区联络线潮流与运行方式，监视、统计和分析全国电网的运行情况，确保整个电网的安全稳定运行；②大区电力系统调度主要负责全系统的安全经济运行。主要对骨干的火电厂、水电厂，特高压的输电线路及变电所，220kV的主干线路和枢纽变电所，并对省级的调度工作进行统一协调。并对全系统的调度计划及负荷预测进行管理制定，监视和分析全系统运行和安全状况，编制整个管理系统内的统计报表。③省级调度是在大区电力系统调度领导下负责管理某一省公司区域内的调度工作。负责管理220kV及以下的省级公司管辖范围内的变电所及电力线路，并负责编制所辖电力区域内的调度计划及负荷预测工作，对联络线进行偏移控制，编制省公司管辖范围内的安全监视与分析，并编制统计报表。

七、结语

电力系统调度监视和控制整个电力系统的运行状态，保障整个电网的安全稳定运行，获得合格的电能质量，队保障工农业生产的正常进行与人们生活有重要意义。

参考文献：