县级电网调度管理

县级电网调度管理（共8篇）

1.县级电网调度管理 篇一

云南电网调度管理规程

云南电网调度管理规程 云南电力集团有限公司 2004年8月 批准：廖泽龙

云南电网调度规程修编审核小组： 王 文、黄家业、张 叶、高孟平、杨 强、洪贵平、蔡建章、张建文、赵晋昆、赵 明、胡劲松

云南电网调度规程修编参加编写人员： 李文云、况 华、沈 龙、王 凯、刘长春、蔡保锐、翟海燕、蔡华祥、周俐俐、刘 玲 目 录 第一章 总 则

第二章 电网调度管理 第一节 电网调度管理的任务 3 第二节 调度管辖范围的划分原则 7 第三节 调度管理制度 8 第四节 运行方式的编制和管理 12 第五节 水库调度管理 16 第六节 设备检修管理 18 第七节 负荷管理 22 第八节 新设备投运管理 23 第九节 电网频率及省际联络线潮流调整 26 第十节 电网电压调整和无功管理 28 1 第十一节 电网稳定管理 31 第十二节 继电保护及安全自动装置管理 34 第十三节 调度自动化管理 41 第十四节 系统关口电能计量管理 47 第十五节 调度通信管理 48 第三章 运行操作 第一节 操作制度 53 第二节 基本操作 59 第四章 事故处理

第一节 事故处理的一般原则和规定 67 第二节 系统频率异常及事故的处理 69 第三节 系统电压异常及事故的处理 71 第四节 线路事故处理 72 第五节 母线事故处理 75 第六节 系统解列事故处理 77 第七节 系统振荡事故处理 78 第八节 发电机事故处理 80 第九节 变压器事故处理 81 第十节 断路器异常处理 82 第十一节 通讯中断的事故处理 83 第十二节 电力系统黑启动 84 附录：

附录一 云南电网调度术语 86 附录二 电网运行情况汇报制度 97 附录三 调度系统培训制度 99 附录四 新设备投产应报送的技术资料内容 100 2 附录五 云南电网申请管理 103

第一章 总 则

第1条 为了加强电网调度管理，确保电网安全、优质、经济运行，结合电力生产特点，根据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》等有关法律、法规，并结合云南电网实际，制定本规程。

第2条 云南电网系指由云南省境内并入中国南方电网的发电、供电（输电、变电、配电）、受电设施和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、电网调度自动化等构成的整体。

第3条 本规程适用于云南电网的调度运行、电网操作、事故处理和调度业务联系等涉及调度运行相关专业的活动。云南电网内各电力生产运行单位颁发的有关电网调度的规程、规定等，均不得与本规程相抵触。

第4条 云南省内与云南电网运行有关的各级电网调度机构和发、输、变电等单位的运行、管理人员均须遵守本规程；其他人员，凡进行涉及电网运行的有关活动时，也均须遵守本规程。

第5条 云南电网实行统一调度、分级管理。

第6条 云南电网内调度机构分为三级调度，依次为：省级调度机构(简称“省调”)、地区调度机构(简称“地调”)、县级调度机构(简称“县调”)。各级调度机构在电网调度业务活动中是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。云南省调属于中国南方电网南网总调的下级调度机构。第7条 本规程由云南电力调度中心负责解释。第二章 电网调度管理 第一节 电网调度管理的任务

第8条 电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行、操作与事故处理，遵循安全、优质、经济的原则，努力实现下列基本要求：

1． 按照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 3 电设备能力，最大限度地满足电网的用电需求。

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，使电网电能质量（频率、电压和波形等）指标符合国家规定的标准。

3． 根据国家有关法律、法规和政策以及有关合同或者协议，按照“公平、公正、公开”的原则对电网进行调度，保护发电、供电、用电等有关方面的合法权益。第9条 云南省调是云南电网运行的组织、指挥、指导和协调机构，在电网运行中行使调度权。云南省调的主要职责：

1、接受南网总调的调度指挥。

2、负责云南电网调度管辖范围的划分。

3、执行上级调度机构发布的调度指令，实施上级调度机构及上级有关部门的有关标准和规定，行使上级电网调度机构授予的其它职责。

4、主持制定电网运行技术规定和措施，制定电网调度管理有关方面的规定和措施。

5、实行“三公”调度，遵守并网调度协议，并按规定发布调度信息。

6、负责电网调度、运行方式、继电保护及安全自动装置、电力信息通信、调度自动化、水库调度等专业归口管理及技术监督。组织制定相应的规程、规定及考核标准，并监督和考核。

7、组织编制和执行云南电网的年、月、日运行方式，批准管辖范围内的设备检修。参加编制云南电网发、供电计划和技术经济指标，参加南方电网运行方式的计算分析。

8、负责管辖范围内新建、改建与扩建设备的命名编号，审批新设备投运申请书，制定设备启动调度方案并进行调度指挥。

9、负责指挥管辖范围内设备的运行、操作及事故处理，参与事故分析。

10、指挥并考核电网的调峰、调频和调压，控制省际联络线潮流。

11、负责电网经济调度及网损管理，提出措施并督促实施。

12、负责管辖范围的继电保护及安全自动装置的运行管理及整定计算。

13、负责云南电网安全稳定运行及管理，组织稳定计算，编制云南电网安全稳定控制方案，提出改善安全稳定的措施并督促实施。

14、参加电网规划、系统设计的审查，负责组织管辖范围内的继电保护及安全自动装置、电网调度自动化系统的规划、改造、选型及实施工作。负责组织管辖范围内的通信信息系统的改造、选型及实施工作。

15、负责编制云南电网事故和超计划用电的拉闸限电序位表，并报经本级人民政府有关部门批准后执行。

16、参与电力市场规则的制定，负责技术支持系统的建设，负责云南电网电力市场交易的组织、实施和电力电量考核。

17、组织调度系统各专业人员的业务培训，开展有关专业活动。第10条 地调的主要职责

1、负责本地区（市）电网的调度管理，执行上级调度机构发布的调度指令；实施上级调度机构及上级有关部门制定的有关标准和规定；负责制定本地区（市）电网的有关规章制度和对县调调度管理的考核办法，并报省调备案。

2、参与制定本地区（市）电网运行技术措施、规定。

3、维护全网和本地区（市）电网的安全、优质、经济运行，按计划和合同规定发电、供电，并按省调要求上报电网运行信息。

4、组织编制和执行本地区（市）电网的运行方式；运行方式中涉及上级调度管辖设备的要报该调度核准。

5、负责制定、下达和调整本地区（市）电网日发、供电调度计划；监督计划执行情况；批准调度管辖范围内设备的检修。

6、根据省调的指令进行调峰和调频或控制联络线潮流；指挥实施并考核本地区（市）电网的调峰和调压。

7、负责指挥调度管辖范围内的运行操作和事故处理。

8、负责划分本地区（市）所辖县（市）级电网调度机构调度管辖范围，经本级 5 电网经营企业批准，并报省调备案。

9、负责制定本地区（市）电网事故限电序位表，经本级人民政府批准后执行。

10、负责实施本地区（市）电网和所辖县（市）电网继电保护和安全自动装置、通信网络和自动化系统的规划、运行管理和技术管理。

11、负责本地区（市）电网调度系统值班人员的业务指导和培训；负责所辖县（市）级电网调度值班人员的业务技术培训、考核和上岗考试。第11条 县调的主要职责

1、负责本县（市）电网的调度管理，实施上级调度及有关部门制定的有关规定；负责制定本县（市）电网的有关规章制度。

2、维护全网和本县（市）电网的安全、优质、经济运行，按计划和合同规定发电、供电，并按上级调度要求上报电网运行信息。

3、负责制定、下达和调整本县（市）电网日发、供电调度计划；监督计划执行情况；批准调度管辖范围内设备的检修；运行方式中涉及上级调度管辖设备的要报上级调度核准。

4、根据上级调度的指令进行调峰和调频或控制联络线潮流；指挥实施并考核本县（市）电网的调峰和调压。

5、负责指挥调度管辖范围内的运行操作和事故处理。

6、负责实施本县（市）电网继电保护和安全自动装置、自动化系统的规划、运行管理和技术管理。

7、负责本县（市）电网调度系统值班人员的业务指导和培训。第二节 调度管辖范围的划分原则

第12条 调度管理实行调度权与设备所有权、经营权相分离，按有利于电网安全经济运行、有利于电网运行指挥、有利于电网调度管理的原则划分调度管辖范围。第13条 省调与地调之间调度管辖范围划分，由省调确定。地调与县调之间调度管辖范围划分，由相应地调确定。第14条 省调调度管辖范围一般为：

1.纳入省网电力电量平衡的并网发电厂。2.220kV及以上变电站。3.220kV及以上输电线路。

第15条 省调调度管理设备一般为地调或发电厂管辖但运行状态的改变须经省调协调的设备。

第16条 地调调度管辖范围一般为：

1.纳入地区供电单位购售电管理的并网发电厂。2.220kV及以上变电站除省调调度管辖范围外的设备。3.地调所在地区的110kV及以下变电站和线路。第17条 发电厂、变电站自行调度管辖范围： 厂、站自用系统设备。

第18条 凡列入调度管辖范围的设备，其铭牌参数改变，必须经产权所有单位批准，并报相应调度机构备案。接线变更等必须征得相应调度机构同意。第19条 调度管辖范围具体划分见有关划分通知。第三节 调度管理制度

第20条 值班调度员在值班期间是电网运行、操作和事故处理的指挥者，在调度管辖范围内行使调度指挥权。值班调度员必须按照规定发布调度指令，并对其发布调度指令的正确性负责。

第21条 省调的“可接令人”为省调管辖范围的下列人员： 1.地调调度员。

2.发电厂值长、电气班长（火电厂单元长）。3.变电站（集控站）站长、值班长。

上述人员须经省调考核认证，合格后方可成为省调的“可接令人”。

第22条 省调的“可接令人”受省调值班调度员的调度指挥，接受省调值班调度员的调度指令，并对调度指令执行的正确性负责。

第23条 任何单位和个人不得干预调度系统的值班人员发布或执行调度指令。调 7 度系统的值班人员依法执行公务，有权拒绝各种非法干预。上级管理部门的主管领导发布的一切有关调度业务的指示，应通过省调主管领导或调度负责人传达给值班调度员。

发、供电单位领导的指示或命令，如涉及到省调管辖权限时，须经省调值班调度员许可后方能执行。

第24条 未经省调值班调度员许可，任何单位和个人不得擅自改变省调调度管辖和管理范围内的设备状态。对危及人身和设备安全的情况，现场人员可先按现场运行规程处理，处理完毕后应立即向省调值班调度员汇报。

第25条 在调度联系和发布、接受调度指令时，双方必须严格执行报名、复诵、记录、录音和汇报制度，使用标准调度术语和设备双重名称（设备名称和编号）。受令人在接受调度指令时，必须复诵无误方可执行，执行完毕后立即汇报执行情况。

第26条 地调值班调度员和厂站值班人员在接受省调调度指令时，如认为该调度指令不正确，应立即向发布该调度指令的省调值班调度员报告，当省调值班调度员确认并重复该指令时，受令人必须执行。如执行该指令确将危及人身、电网或设备安全时，受令人应拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及修改建议上报给下达调度指令的省调值班调度员，并向本单位主管领导汇报。

第27条 属于省调管辖范围内的设备，根据需要，在省调与有关地调或厂站协商后，可长期或临时委托地调或厂站进行调度管理。

第28条 因主网运行方式改变而影响地调管辖范围内电网、设备运行时，省调应事先通知地调。因地调管辖范围内电网、设备运行方式改变后影响主网时，地调应事先取得省调的同意。

第29条 当电网出现紧急情况时，省调值班调度员可以直接越级向电网内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，运行值班人员必须执行，并将执行情况分别报告省调和所属地调值班调度员。下级调度机构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 8 触。

第30条 省调管辖范围内的设备发生异常或故障时，厂站运行值班人员应立即向省调值班调度员汇报情况。省调值班调度员应正确处理、作好记录，并及时汇报领导。

第31条 一个运行单位同时接到省调和地调的调度指令而不能同时执行时，应及时汇报省调值班调度员，省调值班调度员根据指令的性质和影响，从全局出发确定执行指令的次序，并应及时通知相应地调和该运行单位。

第32条 运行单位应根据有关规定及时汇报电网运行信息、异常和事故情况。第33条 运行单位必须保证在任何时间都有可接受调度指令的人员在主控室（集控站）内。

第34条 无人值班变电站的调度管理规定：

1.在有条件的地区实行变电站无人值班，应事先进行可行性分析研究，技术上和组织上必须提供可靠保证，确保无人值班变电站运行安全和供电可靠。2.实现变电站无人值班，调度自动化系统必须符合规定要求并且运行稳定可靠。3.无人值班变电站运行维护由集控站（中心）负责，集控站（中心）应建立专项规章制度，必须24小时值班，以确保及时对无人值班变电站进行设备操作。4.各级调度机构管辖范围内的无人值班变电站，必须接受调度机构的统一调度。集控站（中心）值班人员根据调度机构值班调度员的调度指令对无人值班变电站进行操作。

5.当需对无人值班变电站进行现场就地操作时，操作人员应在规定的时间内到达现场完成操作。

第35条 调度系统可接令人员发生变动后，应以文件形式通知有关调度机构和运行单位，并附最新人员名单（须经省调考核认证）。

第36条 省调调度管辖的地调、发电厂、变电站的运行规程应按规定及时修编并报省调备案。

第37条 有下列违反调度纪律行为之一者，省调应及时会同有关部门调查，并按 9 有关法律、法规和规定进行处理。1.不执行或拖延执行调度指令。2.擅自越权改变设备状态。

3.不如实反映现场情况，有意隐瞒或虚报事实。

4.不经调度许可，擅自在省调管辖或管理设备上进行工作（无论是否造成后果）。5.不经调度下令，擅自改变发电厂有功、无功出力。

6.对继电保护、安全自动装置动作情况汇报不及时或汇报错误，延误事故处理。7.与省调调度业务有关的电力信息通信、调度自动化设备退出运行、检修或在调试前未向省调申请并得到同意的。8.性质恶劣的其它行为。第四节 运行方式的编制和管理

第38条 省调应按年、月、日编制系统运行方式，以及其它需要的特殊运行方式（含保供电方案），并满足调度管理的基本要求。

各级调度机构应编制本地区电网的运行方式。下一级电力系统的运行方式，应服从上一级电力系统的运行方式要求，各地调的运行方式应报省调备案。

第39条 运行方式应于前一年年底前编制好，其内容包括：

1、上年电网运行情况总结。

2、本电网运行方式。

第40条 月度运行方式应于前一月月底编制好，其主要内容包括： 1.月度发电调度计划。2.月度售电计划和购小电计划。3.月度发电设备检修计划。4.月度输变电检修计划。5.各发电厂可调小时。

第41条 日运行方式应于前一日18：00时之前编制好下达到有关单位，其内容 10 包括：

1.各供电局地区负荷曲线和预测需电量。2.省内负荷预测曲线和外送负荷曲线。

3.各发电单位96点有功出力曲线和发电量计划。4.检修容量及开停机安排。5.备用安排情况。6.设备检修安排。7.新设备申请书。8.运行方式变更通知单。9.其它要求及注意事项。

第42条 在编制发、供电计划时，应当留有备用容量，分配备用容量时应考虑电网的送受电能力，备用容量包括负荷备用、事故备用、检修备用等。云南电网备用容量按南网总调统一安排，总备用容量不宜低于最大发电负荷的20%，各种备用容量宜采用如下标准：

1.负荷备用：一般为最大发电负荷的2～5%。

2.事故备用：一般为最大发电负荷的10%左右，但不小于电网中一台最大机组的容量。

3.检修备用：应当结合电网负荷特点、水火电比例、设备质量、检修水平等情况确定，一般宜为最大发电负荷的8～15%。

4.电网如果不能按上述要求留足备用容量运行时，应经有关部门同意。第43条 发、供电调度计划

1.各级调度机构应分别根据调度管辖范围编制并下达日发电、供电调度计划。2.值班调度员可按有关规定，根据电网运行情况调整日发电、供电调度计划，调整后必须作好记录。3.编制发电调度计划的依据： 1）负荷预测。

2）电网的设备能力和检修情况。

3）电网潮流、稳定、调压和经济运行的要求。4）各发电厂的上网电价。5）各发电厂购售电合同。6）火电厂的燃煤储存情况。

7）水电厂水力资源情况，对具有综合效益的水电厂的水库，应根据批准的水电厂设计文件，并考虑防洪、灌溉、发电、环保等各方面要求，合理利用水库蓄水。8）外送（购）电计划。9）发电厂上报的发电计划。10）有关的并网调度协议。4.编制供电调度计划的依据： 1）负荷需求预测。2）电网发电和供电能力。3）电网计划用电方案。4）销售电价。

5）有关的供、用电合同（协议）。6）上级下达的供、用电计划。7）国家有关供、用电政策。

5.发电厂执行发电调度计划，地（县）调执行供电调度计划。第44条 出力管理

1.发电厂必须按照日发电调度计划运行，并根据调度指令调整功率。2.发电（调相）设备不能按日发电调度计划运行时，应按下列规定办理： 1）发生事故紧急停运的，根据现场规程规定处理。

2）发生临时性缺陷、燃料质量等原因需要调整日发电调度计划的，应于6小时前向省调值班调度员提出申请，经同意后执行。

3.发生下列情况之一时，值班调度员有权调整日发、供电调度计划，下令开、12 停发电机组：

1）发、供电设备事故或电网事故。2）电网频率或电压超出规定范围。3）输变电设备负载超过规定值。

4）主干联络线功率值超过规定的稳定限额。

5）由于天气等原因使实际负荷偏离预计负荷而调整困难时。6）由于水情突然变化，防汛等紧急情况。7）威胁电网安全运行的紧急情况。第五节 水库调度管理

第45条 水库调度管理的基本任务：

1.在确保水电站水工建筑物安全的前提下，按设计确定的任务、调度原则合理安排水库的蓄、泄水方式，充分发挥防洪、发电、灌溉、供水、航运等综合利用的效益，发挥水电厂在电力系统中的调频、调峰和事故备用作用。2.在全网内实施水库群补偿和水火互补调度，保证电网安全、经济。3.负责电网水调自动化系统的运行和维护，协助和指导各水电厂的水情测报系统的建设、运行和维护。第46条 水库运行

1.水电站水库设计的开发任务、水文特性和功能经济指标（如正常高水位、死水位、防洪限制水位、机组的引用流量等）是指导水电厂运行调度的依据，运行时必须遵照执行，未经批准不得任意改变。

2.水库调度应与水文气象部门保持密切的联系，充分利用水调自动化系统，做好水文预报工作，及时掌握水雨情变化，合理安排水电厂的运行方式。3.依据系统实际情况和各水库综合利用部门的要求，编制水库调度计划，实行水库群联合补偿调度，发挥水电站及水库的最大效益。

4.水库调度计划的编制，应采用保证率和水文气象预报相结合的方法，所采用保证率一般可在70～75%。对水库运用方式和安排，须根据水雨情和水库下游的 13 情况及时调整水库发电方式。第47条 水库调度基本原则

1.在保证安全的前提下，充分发挥水库综合利用最大效益，当安全与兴利二者发生矛盾时，必须服从安全。

2.水库调度应充分利用水头和水量，提高水量利用率。

3.在汛期应严格执行规定的防洪限制水位，当超过防洪限制水位时，水库的蓄、泄由水库所在地区的防汛指挥部调度。特殊情况，经上级批准，可拦截洪尾，适当超蓄。防洪限制水位以下，由省调调度。

4.遇设计枯水年份，供水不应破坏。遇特枯年份，供水破坏应均匀，不应集中。5.梯级电站实行统一调度，同步运行，确保电网安全稳定及整个梯级效益最大化。

第48条 水库调度工作制度

1.每年年底前，水电厂应根据水文、气象预报和历史资料分析，编制下一水库控制运用发电建议方案，上报省调。省调根据电厂上报建议和系统负荷预测、火电厂供煤平衡及降雨来水趋势预报等综合情况，编制全网水库群补偿调度和水火互补的计划。

2.每月5日前，水电厂应将月度水情报表报到省调。3.每旬第一个工作日，水电厂应将本厂的旬报报到省调。4.每天10时前水电厂应将当日流域的水、雨情报告省调。

5.各水调分中心应做好有关设备的维护和管理，确保数据准确可靠传输至省调。第六节 设备检修管理

第49条 发电、供电设备的检修，应当服从调度机构的统一安排。云南电网计划检修安排原则：

1.电网检修安排应综合考虑电网安全、发供电平衡及设备健康状况。2.各发供电单位必须抓好设备管理，健全设备档案，保证检修质量，全面掌握设备的运行状况，逐步消除非计划检修。

3.设备计划检修原则上应在不影响发供电的情况下进行。4.设备检修应抓好计划管理，避免重复停电。

5.基建工程项目对电网设备有影响的，必须提前报、月度计划。6.正常情况下，调节性能好的水电厂及火电厂的大修工作安排在汛期进行，调节性能差的水电厂安排在枯期进行。

第50条 检修工作按性质分为计划检修、临时检修、事故检修三类。1.计划检修分年、月两种。

各单位应于年底上报次省调管辖设备的检修计划，经协调后统一安排。月度检修计划由省调负责编制，各单位应于18日前将次月省调管辖设备检修计划报省调，经综合平衡后于月底下达。2.临时检修：

可向值班调度员申请的非计划检修。超越调度员权限的临检申请应通过相关部门办理。3.事故检修：

指设备损坏已构成事故的检修，也必须尽快办理事故检修申请。

第51条 已列入计划的设备检修，在开始检修前，应按规定提前向省调办理检修申请：

一般设备的计划检修应在开工2天前申请，省调在开工前1天批复。对电网运行或发供电能力影响较大的检修项目应在开工5天前提出申请并同时上报检修方案，省调在开工前2天答复，在开工前1天批复。

节日检修应提前15天提出申请，并同时上报检修方案，省调在节日前2天答复，在节日前1天批复。

第52条 各发、供电单位应明确计划检修归口管理部门，负责对同一设备的不同检修项目和不同部门的检修工作进行综合平衡、协调，防止重复停电检修；并归口向省调办理省调管辖、管理设备检修申请，由省调平衡、协调。凡属电网联络线计划检修相关发电、供电单位必须配合进行，避免重复停电检修。

凡遇基建工程需要在役设备停电或改变运行方式者，按检修停电申请手续向相应的调度部门申请。

第53条 凡地调度管辖、省调管理设备的检修工作，应向省调办理检修申请。临时检修管理：遇设备异常或故障，需对设备进行紧急处理或抢修，厂站值班员可以随时向调度管辖该设备的值班调度员提出申请。值班调度员有权批准下列检修：

1、设备异常需紧急处理或设备故障停运后的紧急抢修；

2、线路带电作业；

3、与已批准的检修工作相配合的检修（但不得超过已批准的计划检修时间或扩大停电范围）；

4、在停电设备上进行，且对运行电网不会造成安全影响的检修；

5、安全措施具体明确，对运行系统安全无影响的二次常规工作；

6、本值可以完工，对系统运行方式、送受电及电网安全无影响的其它工作。第54条 已经批准的设备检修，在改变设备状态前，须当值调度员同意或下令后方可进行。属省调管辖、管理范围的设备检修竣工，在未得到省调值班调度员的许可前，不得改变其状态。

第55条 送变电设备带电作业，工作负责人应于开工前向相应设备管辖调度部门值班调度员电话申请，应包括：工作设备名称、内容，工作地点和要求，获得同意后方可工作。工作中发现设备异常，须立即停止工作并向相应值班调度员汇报。工作终结后工作负责人应及时报告相应调度部门值班调度员。

第56条 设备计划检修工作中，若因故不能按期完工，检修单位应于计划检修工期未过半前向相应调度部门提出延期申请。

已批准停役计划检修的设备，若因故不能按期开工，应提前24小时通知相应调度部门，申请更改停役检修时间。

第57条 检修工期的计算：（1）发电厂和变电站设备检修时间自设备从系统解列开始，至并入系统运行或转入备用时止。设备的停复电操作，启动试验等均应 16 算在检修时间内；（2）电力线路检修时间的计算点自许可工作开始，至接到停复电联系人报告工作结束，安全措施已拆除，检修人员已撤离，可以向线路送电的报告为止。第七节 负荷管理 第58条 负荷管理的任务

1.收集和统计本电网的负荷资料。2.进行用电情况分析。3.进行负荷需求预测。4.编制、下达供电调度计划。5.编制、下达事故限电方案。

第59条 负荷管理人员应进行以下分析：

1.省网、地区电网和大用户实际用电曲线与预计曲线的偏差及其原因。2.各行业的用电比例、生产特点、用电规律以及用电量与国民经济的关系。3.气象、季节变化、原材料供应和负荷的自然增长率对省网和地区电网负荷的影响。

4.电网异常和事故运行情况对用户的影响。5.小水电在水情变化时对电网发、供电负荷的影响。第60条 负荷预测

1.负荷预测分为、月度、日负荷预测及节日负荷预测。

2.地区下负荷预测应包括每月最高、最低负荷及电量，于本年末60天前报省调。下月度负荷预测于本月末10天前报省调，日负荷预测应于前一天的12：00前报省调。地区节日负荷预测应在节日前5天报省调。

第61条 各级调度应执行日供电调度计划，因气候、事故等原因需调整计划时，地调应向省调值班调度员提出申请，经同意后按修改的计划执行。在事故情况下，地调应执行省调下达的限电方案。第八节 新设备投运管理

第62条 新建、改（扩）建工程以及地区电网或电厂（机组）并网前，应按调度管辖范围划分向相应调度机构办理申请入网手续，并按规定在并网前3个月向调度部门提交技术资料（见附录四）。

第63条 凡接入云南电网的地区电网或电厂（或机组），应遵守《电网与发电厂、电网与电网并网运行的规定》和集团公司颁《云南省地方发电厂（网）与省电网并网运行的规定》（试行）。并网前，应本着平等互利、协商一致的原则签定并网协议、调度协议、供用电协议等。调度机构在收齐有关计算资料后，需进行潮流、电压、稳定、短路电流、继电保护及安全自动装置等计算、校核，于该工程投产前1个月书面提交建设单位有关计算、校核结论。第64条 新设备投产前应具备下列条件：

1.必须符合国家颁布的新设备启动验收规程规定，并经启委会同意或建设单位和运行单位签字认可。

2.必须满足电网安全稳定运行的要求，执行调度机构提出的方案和意见，确保设备安全并入电网运行。3.设备参数测试正常。

4.生产准备工作就绪，运行人员已经技术培训考试合格，并经调度机构资格认证；规程制度及有关技术资料齐全。

5.继电保护及安全自动装置、电力通信、调度自动化及电能计量设备等满足调度管理工作的需要，必须与工程同步验收、同步投产。若属于水电厂投产，水电厂水情测报系统已接入云南电网水调自动化系统。6.完成保证电网安全需要具备的其他措施。

第65条 新建、改（扩）建工程，建设单位应在接入电网前15天向省调提交规范的新设备投产申请书，并提前7天提交并网启动试运行方案、运行规程、事故处理规程、现场运行人员和有关负责人名单等资料。省调在新设备启动前批复投产申请，主要内容有： 1.调度管辖范围划分。

2.新设备投入运行的电网操作程序。

3.新设备调试、投运过程中有关继电保护及安全自动装置的要求及注意事项。4.通信、自动化要求及注意事项。5.其他有关事宜。

第66条 新设备投产前有关调度机构应做好的准备工作： 1.修改电网一次接线图和二次保护配置图。

2.修改调度模拟盘，修改或增补有关电网调度自动化的接线图。3.修改设备参数资料。4.建立和修改设备档案。

5.修改短路容量表，制定稳定运行规定。6.调整保护整定方案。7.其它准备工作。

第67条 新设备投产前调度员和有关人员应及时深入现场熟悉设备，现场运行方式，运行规程和事故处理规程等，并做好事故预想。

第68条 凡新建、改（扩）建设备自得到调度员指令并同意接入电网试运行起，该设备的试运行即应遵守本规程的有关规定；该设备验收并移交生产单位后即纳入调度管理并应遵守本规程的一切规定。

第69条 110kV重要联络线、联络变断路器和220kV及以上断路器应具备同期并列功能。

第九节 电网频率及省际联络线潮流调整

第70条 云南电网与南方电网并列运行时，电网频率及电钟的调整由南方电网调度统一负责指挥。南方电网的标准频率是50Hz，其偏差不得超过±0.2Hz。第71条 云南电网与南方电网并列运行时，云南电网负责控制省际联络线的功率，遵守送售电协议，完成联络线间电力电量交易计划。省际联络线交换功率的调整，由省调AGC或指定电厂按省际联络线的负荷曲线或南方总调调度员的要求进行调整和监视。省调AGC的联络线调整模式及偏差在保证本电网的安全运行下 19 应满足南网总调的要求。

第72条 云南电网单独运行时，标准频率是50Hz，偏差不得超过±0.2Hz，电钟与标准钟的误差不得超过30秒。省调值班调度员可以根据电网的实际运行情况、技术手段通过省调AGC进行调频，也可以指定主调频厂和第二调频厂来进行调频。主调频厂负责在50±0.2Hz范围内进行调整，使电网频率保持在50Hz；当电网频率偏差超过±0.2Hz时，第二调频厂要主动参与频率的调整使电网频率偏差小于±0.2Hz；当调频厂失去调频能力时，应立即汇报省调，省调值班调度员应迅速采取措施恢复其调频能力或改变调频厂；其余电厂按省调值班调度员的要求接带负荷。

第73条 为保证系统频率正常，省调在编制系统及各发电厂的日调度计划时，应按规定留有必要的旋转备用容量（2％～5％），分配备用容量时，应考虑到调频手段和通道的输送能力。

第74条 为防止系统频率崩溃，各地区网必须严格执行省调下达的低频减载方案，切除容量和轮级都要满足省调的要求。各地区网不得擅自停用低频减载装置。低频减载装置动作后必须立即汇报省调调度员，得到许可后才能对所切负荷送电。

第75条 省调在系统内为保证频率质量而装设的其它自动装置，如自动发电控制（AGC）、发电机低频自启动、高频切机等，均应由省调统一制定方案。当系统频率下降到低频自启动的整定值而装置未动时，现场值班人员应立即将有关机组开机并列并汇报省调调度员。

第76条 在省际联络线送、受电计划大幅调整的时段，省调和南网总调要互相协调调整联络线功率，防止系统频率越限。

第77条 对省际联络线潮流或系统频率有较大影响的大用户在负荷大幅度调整之前必须征得省调调度员的许可。

第78条 当云南电网与南方电网的联网方式发生变化时，省调调度员要及时通知地调和主要发电厂。

第79条 云南电网内发生电网解列运行时，由省调值班调度员负责指定解列网的调频厂及频率调整范围。当解列网装机容量小于3000MW时，该网频率的偏差不得超过±0.5Hz。

第80条 各发电厂、变电站在发现系统频率出现异常或越限时，要主动汇报省调。并按本规程中系统频率异常及事故处理的有关规定执行。

第81条 当省际联络线出现大幅度功率波动，联络线监控电厂应及时汇报省调。第十节 电网电压调整和无功管理

第82条 云南电网的无功管理和电压调整按调度管辖范围实行分级负责，电网的无功补偿及调整实行“分层分区、就地平衡”的原则，主网电压按“逆调压”原则调整控制。

第83条 省调管辖范围内电压管理的内容包括：

1.确定电压考核点、监视点，并根据电网的发展进行必要、适当的调整。原则上省调管辖的所有220kV及以上母线均作为电压监视点，其中的80%作为电压考核点。

2.每季度编制下达一次无功、电压曲线，明确正常运行电压值和允许的偏差范围。

3.指挥系统无功补偿装置投切和机组的无功出力调整。4.确定和调整变压器分接头位置。5.对监视点的电压合格率进行统计考核。

第84条 省调负责管辖范围内的无功平衡分析工作以及在相关各地区电网的无功分区平衡的基础上组织进行全网无功平衡分析工作，并制定改进方案和措施。第85条 各厂、站的运行人员负责监视并按给定的无功、电压曲线控制各级母线运行电压在曲线范围内。

1.高峰负荷时，按发电机P—Q曲线规定的限额，增加发电机无功出力，使母线电压逼近上限运行。

2.低谷负荷时，按发电机允许的最高功率因数，降低发电机无功出力，使母线 21 电压逼近下限运行。

3.腰荷时，通过适当调整发电机无功出力，使母线电压在上、下限的中值运行。4.允许进相运行的发电机，根据其核定的进相能力，应在进相深度范围内调整无功出力，使母线电压在电压曲线范围之内。

5.当母线电压超出电压曲线规定值，可不待调度指令自行调整发电机无功出力，使母线电压恢复至电压曲线允许范围，若经调整仍超出规定值，应立即报告省调值班调度员。

6.发电机、调相机的自动电压调整装置，正常应投入运行，如需停用，应得到省调值班调度员同意。

第86条 省调、各地区调度值班调度员，应按照调度管辖范围监控有关电压考核点和电压监视点的运行电压波动，当发现超出合格范围时，首先会同下一级调度在本地区内进行调压，经过调整电压仍超出合格范围时，可申请上一级调度协助调整。主要办法包括：

1.调整发电机、调相机无功出力、投切变电站电容器组或低压电抗器，达到无功就地平衡，或开停备用机组。

2.在无功就地平衡前提下，当主变压器二次侧母线电压仍偏高或偏低，而主变为有载调压分接头时，可以带负荷调整主变分接头运行位置。

3.在保证系统稳定运行的前提下，适当提高或降低送端母线运行电压。4.调整电网运行方式，改变潮流分布或限电。

第87条 低压侧装有电容器组及主变为有载调压的220kV变电站，正常情况下主变分接头及电容器组由VQC装置进行控制调整，若VQC装置退出则按以下原则调整：

1.110kV母线电压在合格范围（110kV±7.3%）内按无功、电压曲线调整。2.当110kV母线电压低于额定电压的97%时，将本站电容器组分组投入，当电容器组投完后电压仍偏低时，方能调整变压器分接头断路器，提升电压；当110kV母线电压高于额定电压的107%时，将本站电容器组分组退出，当电容器组退完 22 后电压仍偏高时，方能调整变压器分接头断路器，降低电压。3.兼顾低压侧母线电压调整的要求。第88条 供电单位应统计以下资料报省调：

1.每月8日以前将报送上月地区电网A、B、C、D类电压合格率。

2.每月20日前按要求报送典型日（15日）地区有功、无功负荷曲线，电压曲线，电容器组运行实测资料。

3.每月20日前报送上月220kV有载调压变分接头调整次数，无载调压变分接头运行位置。

第89条 省调应对电压曲线的执行情况进行统计分析：

1.每日统计电压控制点、监视点的运行电压，并统计日电压合格率和月度电压合格率。

2.统计分析系统内发电厂峰谷发电功率因数、主要变电站峰谷负荷功率因数及变电站调压设备运行状况。

3.分析正常和特殊方式下，调压工作存在的问题并提出改进措施。若遇突出问题，应对所下达的电压曲线进行及时调整。第十一节 电网稳定管理

第90条 稳定运行管理的主要任务是：掌握电网的稳定性情况，按《电力系统安全稳定导则》要求，制定和实施保持电网稳定运行和异步运行后再同步措施，防止稳定破坏、电网瓦解和大面积停电事故的发生。第91条 稳定运行管理的主要内容：

1.对各种运行方式的稳定情况进行计算分析提出合理的运行方式。2.提出主干联络线或断面的动态和暂态稳定最大控制功率极限。3.提出稳定措施方案，经电网稳定工作小组批准后督促实施。4.对电网重大事故进行稳定性校核计算分析，并提出相应对策。5.对安全稳定装置的动作情况进行统计分析和评价。第92条

1.电网稳定工作由电网稳定领导小组统一领导，分级管理，分层负责。各级调度及接入电网的发供电企业承担相应责任。

2.凡在电网内从事电力规划、设计、建设、生产、科研、调度等工作，均应遵守电网稳定管理的有关规定。

3.省调负责电网稳定计算，提出相应控制措施，负责电网稳定的运行管理

第93条

1.电网稳定计算应遵循《电力系统安全稳定导则》、《电力系统技术导则》、《电力系统暂态稳定计算暂行规定》的原则，按照调度管辖范围，分级负责进行。2.电网调度机构的稳定计算，计算前由省调统一研究网络结构、开机方式、负荷水平、自动装置动作时间、计算模型等有关计算条件，拟定计算大纲及计算计划。并按程序统一，标准统一，模型统一，方式统一，安排计算任务统一(简称“五统一”)的要求进行稳定计算。

3.全网性稳定事故分析计算，由省调负责进行分析计算，提出报告，并报上级调度机构备案；制定提高安全稳定运行的措施，对电网继电保护及安全自动装置配置等提出要求。

4.省调应定期对全网各主干线稳定水平进行校验、分析，提出改进电网稳定的措施。并做好来年新设备投产稳定计算，提出保证系统稳定的措施方案。5.各地区网络存在的稳定问题由所管辖的地调负责进行稳定管理，定期进行稳定计算分析，制定必要的措施，并报省调审查备案。

6.为了确保全网的安全稳定运行，省调对地区电网提出的潮流输送极限、运行方式、继电保护、稳定措施等要求，各地调须遵照实施。

第94条 220kV及以上电压等级的系统，当速动保护退出将影响电网安全稳定运行时，须经主管领导批准。

第95条 省调在编制年、月、日运行方式或新建发、输、变电设备投产前，应根据电网的实际情况，进行必要的稳定分析计算，提出保证电网稳定的措施和注意 24 事项。

第96条 对于与电网稳定分析计算紧密相关的设备参数，如发电机参数、励磁系统参数、PSS参数、调速系统参数、变压器参数等，相关单位应向省调提供详细的技术资料。断路器实际动作时间参数应由设备所属单位定期向省调汇报。第97条 相关部门应积极开展发电机、励磁系统、调速系统、负荷特性等参数的实测工作。大型发电机组及其调节系统参数，应结合发电机组调试或大、小修，逐台进行实测。

第98条 省调值班调度员及有关发电厂、变电所运行值班人员，应对发电机功率因数、发电厂母线电压和联络线潮流进行监控，联络线一般不得超出暂态稳定极限运行。如因特殊要求而需超暂态稳定极限送电时必须得到主管领导的批准。第99条 为了保持电网稳定运行，防止电网瓦解和大面积停电，线路的自动重合闸、低频减载装置、振荡解列装置、发电机失磁保护、发电机PSS功能及电力系统稳定控制装置等，未经省调值班调度员同意，不得随意停用。系统稳定控制装置和安全自动装置由所属调度管辖部门负责整定，对主网有影响者应报上级调度机构同意或许可。装置所在主管单位负责运行维护和定期校验，并列入继电保护及安全自动装置评价、考核范围。第十二节 继电保护及安全自动装置管理

第100条 继电保护及安全自动装置实行“统一领导、分级管理”的原则。省调继电保护部门对全网继电保护专业进行行业管理，其职责是：

1.负责省调管辖范围内继电保护及安全自动装置配置、计算整定及运行管理工作。

2.负责定期修编调度管辖范围继电保护及安全自动装置的整定计算方案、运行说明。

3.参加新建工程及系统规划的继电保护及安全自动装置的审查工作。组织或参加对属于技改工程的继电保护及安全自动装置的审查工作。

4.负责电网继电保护及安全自动装置动作情况的分析、统计评价和运行总结。25 组织或参加对不正确动作的原因进行调查、分析。

5.监督继电保护及安全自动装置反事故措施、重大技术措施与技术改造方案的制定和实施。监督继电保护及安全自动装置整定方案、运行规程、检验规程等的修编与实施。

6.对接入云南电网110kV及以上电压等级的电力设备的继电保护及安全自动装置，从规划、设计、配置、选型、安装调试到运行维护的全过程实施技术监督。7.组织或参加全网继电保护及安全自动装置的更新改造和新技术推广应用工作。

8.组织全网继电保护及安全自动装置专业技术的培训。

第101条 云南电网主变压器中性点接地运行数目，均由省调统一分配及管理，各运行单位不得随意更改，需要改变接地方式时，应事先得到省调同意。在操作过程中允许某一厂站中性点接地数短时超过规定。

第102条电气设备不允许无保护运行。对于具有双套主保护配置的设备，不允许双套主保护同时停用。特殊情况下停用保护，需请示主管领导批准，并按有关规定处理。

第103条 针对继电保护出现的临时问题，继电保护的临时处理措施由继电保护部门编制，主管领导批准后执行。

第104条 一次设备的所有继电保护及安全自动装置应按规定投运，现场必须具备运行规程。规程由设备所属单位编制，并报调度继电保护部门备案。第105条 新设备投产时，继电保护及安全自动装置必须与一次设备同时投运。新安装的或一、二次回路有过变动的方向保护及差动保护，必须在带负荷状态下进行测试正确（如做方向六角图、测量差动保护的差电压或差电流）。第106条 对需变更二次回路接线的设备装置，在变更前，由基建单位或设备所属单位将相关图纸及资料交送调度继电保护部门。

第107条 省调管辖的继电保护及安全自动装置的投、退按省调值班调度员的命令执行，任何人员不得擅自进行投、退操作。

第108条 省调管辖的继电保护及安全自动装置的定值按省调下达的定值通知单执行。定值整定试验完毕，现场值班人员与省调值班调度员核对无误后，方可投入运行。

第109条 省调管辖的一次设备（如发电机、变压器、电抗器等）的继电保护及安全自动装置，其定值不是省调下达的均由设备所属单位管理，这些继电保护装置的投、退由现场运行人员按规程规定执行。

第110条 继电保护及安全自动装置的运行维护与检验，由装置所属单位负责。继电保护及安全自动装置的检验，应按有关检验规程的规定进行，对装置及二次回路的检查、试验应尽量配合一次设备停电进行，各单位要统筹考虑安排。第111条 一次设备进行检修，若检修申请中无二次回路的工作内容，则不允许在相关的二次回路上工作。

第112条 接入交流电压回路的继电保护及安全自动装置，运行中不允许失去电压。当失去电压时，现场值班人员应将此类保护停用，并报告值班调度员；当有可能失去电压时，应汇报值班调度员，申请停用此类保护或采取相应措施。第113条 线路各侧的纵联保护必须同时投、退。线路纵联保护在投运状态下，除定期交换信号外，禁止在线路纵联保护通道或保护回路上进行任何工作。第114条 各种类型的母差保护在双母线或单母线运行时均应投跳闸，在倒母线操作时不停用母差保护，但要根据母差保护的类型改变母差保护的运行方式。第115条 线路重合闸的方式为：

1.500kV及220kV线路一般采用单相重合闸； 2.直馈线路的电源侧采用三相重合闸；

3.110kV双侧电源或环网供电线路重合闸投运方式由值班调度员根据运行方式决定，一侧投检同期，另一侧投检无压。

第116条 线路输送电流在任何情况下不得超过距离Ⅲ段或过电流保护的允许值。

第117条 电网发生事故时，现场值班人员应先记录好继电保护及安全自动装置 27 的全部动作信号，并经第二人复核无误后，方可将信号复归。继电保护及安全自动装置动作情况须及时汇报省调值班调度员。

第118条 在电网发生故障后，必须及时将省调管辖设备的继电保护及安全自动装置动作情况、打印报告、故障录波器录波波形图上报上传省调，并将故障测距结果汇报省调值班调度员。在电网发生故障后的5天内将继电保护及安全自动装置打印报告、故障录波器录波波形图现场打印报告报省调。

第119条 继电保护及安全自动装置整定及配置应符合相关规程规定，以保证电网安全稳定运行。

第120条相关部门应及时书面提供下列资料，作为编制继电保护及安全自动装置整定方案和运行说明的依据：

1.系统开机方式，正常及实际可能出现的检修方式。

2.系统最大有功及无功潮流，母线最高最低运行电压，线路最大负荷电流，线路等值电势摆角及非全相过程中序量变化。

3.系统稳定的具体要求，包括故障切除时间、重合闸方式及重合时间等。4.系统主接线图和设备命名编号。5.其他必要的运行资料。

第121条 地调管辖的电网运行方式、继电保护及安全自动装置改变将引起省调管辖的继电保护及安全自动装置改变时，应于改变前与省调联系。

第122条 按省调下达的分界点系统阻抗及保护定值配合要求，各单位应及时对所管辖电网（设备）的保护定值进行校核，并将分界点保护整定资料报省调；如不能满足配合要求时，应协商解决，原则上局部电网服从整个电网，下级电网服从上级电网。

第123条省调继电保护及安全自动装置定值通知单管理规定：

1.继电保护及安全自动装置定值通知单是运行现场调整整定值的书面依据。2.定值通知单应注明设备名称、装置型号、断路器编号和所使用的电流、电压互感器变比，执行更改定值工作负责人应先核对无误后才能执行。执行中如发现 28 疑点、差错或与现场不符时，应及时向整定单位提出，不得草率执行。3.继电保护及安全自动装置的整定值的确定和变更必须按调度指令执行。4.省调整定范围内继电保护及安全自动装置通知单须经省调值班调度员与现场值班员核对无误后方可执行，并严格遵守通知单回执制度。

5.运行现场必须妥善保存当前使用的继电保护及安全自动装置定值通知单，并定期进行核对。

6.由于运行方式变化，需要临时改变继电保护及安全自动装置整定值时，按临时定值通知单执行。

第124条各单位应按《继电保护及安全自动装置统计评价规程》的要求，加强运行分析和统计评价工作，按月统计分析并填报。保护动作情况月报表、省调调度管辖范围内线路纵联保护、母差保护投入率统计月报表，保护定检完成情况月报表等，各单位应于每月5日前报送省调。

第125条 电网安全自动装置的初步设计方案须取得调度部门同意，控制策略需经调度部门审定。

第126条 安全自动装置的维护与检验由设备所属单位负责，各单位须按相关规程对装置进行检验。

第127条各单位应于每月5日前将省调管辖的安全自动装置的异常、动作情况进行统计分析，并报送省调。

第128条省调管辖系统安全自动装置由省调负责定值下达和指挥装置投、退。未经省调许可，不得更改装置定值和装置的运行状态。

第129条省调管辖范围内安全自动装置定值单由省调下达至相应单位，现场定值单必须与省调值班调度员核对无误后方可执行。

第130条 安全自动装置动作或异常时，厂站运行值班员应及时报告省调值班调度员。装置缺陷应及时处理。

第131条 必须保证低频、低压减载装置、区域型稳定控制装置所切负荷容量，不得因使用备用电源自投装置而影响切负荷容量。不得擅自转移装置所切负荷，29 在新方案申报年内，如所切负荷容量减少，必须及时补充相应的切除容量，并报省调备案。

第132条各供电单位须实测每季度典型日（2、5、8、11月的15日）4：00、10：00、15：00、20：00共4个点时的低频、低压减载装置控制的实际负荷，做简要分析后于次月5日前以报表形式报送省调。

第133条 省调根据南方电网低频减载方案及本网的实际情况，每年对各地区各轮低频、低压减载切负荷容量进行调整。低频、低压减载切除容量既要满足省网按级按量的要求，还应满足地区网与主网解列后稳定运行的要求。

第134条 站间通信是区域稳定控制装置的重要组成部分，相关单位必须确保通信的可靠畅通。

第135条 发电机组自动励磁装置及PSS功能正常应投入运行，如需检修或试验停用，应得到省调批准。第十三节 调度自动化管理

第136条 电网调度自动化系统是保证电网安全、优质、经济运行，提高电网调度运行管理水平的重要手段。

第137条 电网调度自动化系统是省调调度端自动化设备、厂站端自动化设备、各级调度端自动化设备经由数据传输通道构成的整体。

第138条 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，并按规定配置足够的专业人员，有自动化装置的厂站应设自动化专责人员。确保电网调度自动化系统的稳定、准确、可靠工作是各级调度自动化管理部门的职责。

第139条 省调调度端自动化设备主要包括：能量管理系统（EMS）、电能量计量系统（TMR）、调度管理信息系统（DMIS）、电力市场技术支持系统、电力调度数据网络设备、调度模拟屏、自动化设备专用电源、专用空调、其他相关设备。第140条 电网调度自动化系统厂站端设备主要包括：

1.远动装置及相关设备（包括电源设备、连接电缆、屏柜、防雷设备等）。

2.厂站计算机监控系统、变电站综合自动化系统、集控站（中心）自动化系统及其相关设备。

3.远动专用变送器、遥控、遥调执行继电器、输入和输出回路的专用电缆及其屏、柜，与远动信息采集有关的交流采样等测控单元。

4.电能量采集终端及相关设备（包括电源设备、连接电缆、通信线、调制解调器、防雷设备等），智能电能表计的通信接口。

5.电力调度数据网络设备（路由器、调制解调器、通信接口装置、交换机或集线器等）及其连接电缆，自动化设备到通信设备配线架端子间的专用通信电缆。6.自动化设备专用的电源设备及其连接电缆。

7.与保护设备、站内监控系统、数据通信系统、水电厂监控或DCS系统等接口。第141条 省调是全网调度自动化专业的技术归口管理部门和全网信息技术监督工作的主要职能部门。负责全网调度自动化规划的制定、实施并负责运行管理和技术管理，参与设计审查和工程验收。省调的主要职责：

1.参加编制全省电网调度自动化规划、设计；参加审定电网调度自动化规划，组织审核网内地区电网、厂站调度自动化新建、改（扩）建工程规划、设计；负责调度自动化设备的入网审核、批准及招、评标工作；负责审核网内电网调度自动化技改、大修工程等工作。

2.负责网内电网调度自动化专业技术管理以及全网自动化运行设备的调度管理等工作。

3.负责全网信息网络设备的入网检测和许可，负责各类信息业务性能检测和鉴定。

4.负责省调主站端设备的运行维护、定期检修工作。

5.负责省调管辖的新建、改（扩）建工程的厂站端设备投运前的检查、验收工作。

6.贯彻执行相关规程，结合云南电网具体情况编制具体实施细则；贯彻上级的工作布置和要求。

7.负责调度自动化专业的考评、经验交流、技术指导和技术培训等工作。8.负责对各地调主站端设备及管辖范围内厂站端设备进行运行统计分析和事故调查工作，负责组织和安排各厂站自动化信息的检测工作。9.收集地调、各发电厂的统计报表，按规定汇总上报。10.编制和审核网内自动化设备的定检、测试协调等工作。

第142条调度自动化实行统一领导、分级管理的原则。各级调度自动化运行管理部门负责本调度端调度自动化系统设备的运行维护、定检及技术管理工作；有条件的均应建立运行值班制度。运行管理部门根据设备的可用率和信息的正确性对维护单位进行考核。

第143条 设备的运行维护由设备所在地单位负责。生产运行单位应保证设备的正常运行及信息的准确、可靠，应作好设备的定期巡视、检查、测试和校核。每年至少进行一次厂站例行遥信传动试验工作，并与省调核对遥测、遥信。凡投入系统正式运行的设备，均应建立岗位职责，明确专职维护人员。值班人员发现设备故障或接到设备故障通知，维护单位必须立即派人赶到现场处理。电网发生事故后，自动化专业人员应认真检查、核对和记录。

第144条 凡投入电网正式运行的电网调度自动化设备因故障或其它原因临时停运，电网调度自动化专业人员应及时通知相关调度的值班调度员。各地调自动化系统、厂站调度自动化设备的计划停运、定期检修应提前一天提出书面申请，经设备管辖部门批准后方可实施。

第145条 当电网一次接线发生变化时，调度自动化运行管理部门应根据运行方式、调度等部门提供的资料及要求，及时修改数据库、画面、报表、模拟盘接线等，并修改向有关用户转发的信息。

第146条 各级值班调度员或运行值班人员以及相关使用部门发现调度自动化系统信息有误或其它不正常情况时，应及时通知相关自动化值班人员进行处理，自动化值班人员应及时处理并做好记录。

第147条 为确保发电厂和变电站远动设备可靠运行，应配备专用不间断电源 32（UPS）或厂（站）内直流电源；为防止雷电或强电磁场干扰，在远动设备至通信设备的输出接口应加装避雷和电隔离设施。

第148条 投入运行的调度自动化设备不得随意更改和变动。远动设备的远动信息增减或改变、遥测量定标值的改变等，须经上级调度自动化机构同意方可实施。关口计量点换表、移表、校表、电能量采集装置的电话号码改变等，应首先向省调自动化部门提出申请报告，经审批核准后方可进行，并把变动的实际结果通知有关单位。

第149条 输电线路检修或通信设备检修等，如影响自动化通道，应由通信管理部门提出受影响的通道名单，附在相应的停役申请单后，并提前书面通知相关调度部门及自动化运行管理部门，经批准后方可进行。通道恢复时，也应及时通知自动化运行管理部门，以便使自动化设备及时恢复运行。

第150条 各级调度自动化部门直接管理的信息范围应与调度管辖的一次系统范围相适应，并且要求自动化信息直接传送至相关的调度部门。根据高级应用软件（负荷预报、状态估计、静态安全分析、调度员潮流等）的需要，各级调度除必须掌握直调的信息外，还必须掌握非直接调度的厂站及系统的部分信息，这些信息由相关的调度自动化部门转发，自动化信息应根据省调的统一规定进行分层传送。

第151条 各级调度自动化部门、发电厂应建立严格的值班制度，并按规定向上级调度自动化管理部门报送远动和调度自动化系统运行月报。每月第4个工作日前将上月报表按要求报省调调度自动化部门。运行管理部门根据有关规程、规定对责任单位进行考核。

第152条按电网要求需具备AGC功能的发电厂，新投产机组在并网调试期间应完成AGC功能试验及系统调试，并在机组移交商业运行时同时投入AGC控制。AGC功能在投运前，必须制定本厂的AGC运行规程，并报省调备案。

第153条 省调负责对机组AGC的性能进行技术监督。凡具备AGC功能的电厂，均应保证AGC功能的正常可用，其投入和退出由省调值班调度员决定。各发电厂 33 与AGC有关的设备或系统停役检修，应向省调提出申请，经批准后方可进行。第154条 省调对容量为 50 MW以上水电机组及容量为200MW以上火电机组逐步实现自动发电控制（AGC）功能，新建发电厂的发电机组应具备实施AGC的功能。第155条 各生产运行单位应制定相应的调度自动化系统信息安全管理制度，确保所辖范围内的控制系统及调度数据网络的安全。各类应用系统或设备接入电力调度数据网络，必须经省调批准后方可实施。

第156条 调度自动化信息与其它信息的交换应满足信息安全的要求。第157条 电网二次系统的信息安全应符合《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》（国家经济贸易委员会第30号令）。第十四节 系统关口电能计量管理

第158条 系统关口计量是负荷管理、计费、网损考核的主要依据，是实现厂网分开、竟价上网，保证云南电力市场“公平、公正、公开”的物质基础。为此建立了云南电网电能量计量系统，为保证该系统的正常运转，各单位应落实责任人，认真加强管理，保证电能计量的准确。

第159条 系统关口计量点、计量方式及电量计算方法按有关规定执行。关口计量表日常计量电力电量由省调实行管理。关口表换表、移表、校表、代供等应先报告有关职能管理部门，并有临时的表计或方法可供计量后才能工作。关口计量点（厂、局或变电站）值班人员必须记录好换表、移表、校表、代供前后的电量读数、时间，并书面报告省调。

第160条 各关口计量点应配备满足DL/T448—2000《电能计量装置技术管理规程》和符合云南电网电能量采集系统技术要求的计量装置，并经省调审核通过。第161条 新建发电厂、变电站关口计量点的计量装置要完备才能接入系统。安装并需接入云南电力集团公司采集系统主站的表计，应在表计启用前15天，由项目建设单位向省调提出申请，同时提交相关资料。

第162条关口计量表应定期进行校验。校验工作由有资质的计量部门负责，每次校表后应将校验报告送省调和上级计量管理部门。

第163条 各厂、局要有计量归口管理部门。关口计量点所在厂、局、变电站值班人员或负责人员应加强对表计、采集器、调制解调器、规约转换器电源、相关电源、通信线的日常巡视工作，发现问题及时报省调和相关管理部门。第十五节 调度通信管理

第164条 电力系统通信网是电力系统不可缺少的重要组成部分，是电网调度自动化和管理现代化的基础，是确保电网安全、稳定、经济运行的重要手段。第165条 云南电网通信系统是由省调和地调电网调度机构至各调度管辖电厂、变电站的主备用通信电路组成，其承载的主要电网调度业务有：调度电话、继电保护、安全自动装置、调度自动化等信息。电力系统通信主要为电力生产服务，同时也为基建、防汛、行政管理等服务。

第166条 云南电网通信系统的运行与管理实行“统一调度、分级管理、下级服从上级、局部服从整体”的原则。各级通信管理、维护部门必须严格执行《电力系统通信管理规程》、《电力系统通信调度管理条例》、《电力系统微波通信运行管理规程》、《电力系统载波通信运行管理规程》、《电力系统光纤通信运行管理规程》、《电力系统通信站防雷运行管理规程》等有关规程规定，确保通信系统的正常运行。

第167条 省调是云南电网通信职能管理部门，负责全网通信的规划、组织和协调工作，负责全网通信电路的专业技术管理和技术监督工作，代表集团公司在技术、运行维护上归口管理云南电力通信网。其主要职责是：

1、参加编制、审查云南电力通信网发展规划。参加有关通信工程设计审查和工程竣工验收。

2、组织编制云南电力通信系统的规章制度，并监督执行。

3、负责全网电力通信设备的入网检测和许可，负责各类通信业务性能检测和鉴定。

4、负责协调云南电网通信系统运行中出现的重大问题。会同安全监察部门参加电力通信系统的事故调查和事故分析。

5、负责云南电力通信系统技改大修项目的管理，参加审查工程项目计划、技术改造计划及其技术方案。

6、参加审查所辖地区局和直属单位的通信网规划及主要通信工程项目计划。

7、负责通信资产资源的归口管理，审核批准云电集团所属通信资源的使用方案。

8、负责集团公司无线电管理委员会的日常管理工作。负责统一归口管理云南省行政区域内电力系统各发、供电单位的无线电管理工作。负责集团公司通信频率的管理工作。

9、负责审批影响电网安全运行的相关通信电路、话路的停复役和变更方案。

10、提出电网调度信息传输方面的运行技术要求。

11、负责审批影响电网安全运行的通信系统设备计划或临时检修方案。

12、负责协调电力通信的运行维护工作，对通信电路的运行维护情况进行监督和考核。

第168条 云电信息通信股份有限公司接受云南电力集团有限公司的委托，负责云南电力通信系统的运行维护。

第169条 运行的通信系统必须满足可靠性、稳定性、实时性的要求，保证电网安全稳定运行。

第170条 对继电保护、安全自动装置、调度自动化、水调系统等重要系统，必须配置可靠的双通道或迂回通道，并保证这些重要系统通道的畅通。第171条 运行维护部门应按电路或设备运行管理规程的规定，定期对所辖电路或设备进行检测，发现问题及时解决，并定期向省调上报电路运行情况。第172条在通信系统发生故障时所辖电路的运行维护部门应立即组织人员进行检修，并采取相应迂回或转接措施，保障电网通信系统的畅通。同时应通知省调值班调度员及相关部门，并在2日内将事故原因和处理结果以书面形式报送省调。

第173条 通信系统计划检修原则上应与电网一次系统的计划检修同步进行。计划检修、临时检修、事故检修按本规程规定的设备检修管理办法执行。

第174条 当通信系统进行临时检修将对调度生产业务造成瞬时或短时影响时，通信运行维护部门必须提前通知省调当值调度员，并征得当值调度员同意后方可进行操作。

第175条 电网运行人员发现调度电话不通，通道使用部门发现通道原因影响有关信息传输时，应及时通知通调值班员，当通道恢复正常后，通调值班员也应及时通知相关部门。

第176条 电力线载波与其他专业的设备维护职责划分：

1.电力线载波通道的耦合电容器、线路阻波器、接地隔离开关、绝缘架空地线的巡视、维护、拆装，由各运行维护单位高压电气专业负责。

2.电力线载波通信用的结合滤波器、高频电缆的维护和接地隔离开关的操作由通信（或运行）人员负责。

3.电力线载波通道的耦合电容器的实验，线路阻波器工频特性实验和保护避雷器特性实验，由各运行维护单位高压电气专业负责，线路阻波器的频率调整和高频特性实验则由通信专业负责。

第177条 复用通道与其他专业的设备维护职责划分：

1.调度自动化、继电保护、安全自动装置等与通信复用的通信通道，通信与各专业以电缆、光缆的共用接线端子（或接口）为分界面，接线端子、接口及以内通信设备的维护、调测均由通信专业负责，但在这些设备上进行维护操作前，必须事先征得相关专业部门的同意。接线端子、接口外侧至相关专业的设备、电缆、光缆等由相关专业负责。上述通道的使用情况发生变化时，相关部门应及时以书面形式通知通信部门，以便安排接入或退出相应的通道。

2.继电保护、安全自动装置等专用的高频通道设备由使用专业负责。第178条 光纤线路与其他专业的设备维护职责划分：

1.架空地线复合光缆线路（OPGW）、全介质自承式光缆线路（ADSS）、架空地线缠绕光缆线路（GWWOP）（包括线路、线路金具，线路中的光缆接续箱）的巡视、维护、检修等工作，由相应线路管理单位负责。通信维护部门应协助进行纤 37 芯接续等工作。当线路事故或遭受雷击故障等其他非正常情况时，线路管理单位应及时向通信维护部门提供有关情况，以便采取相应措施。

2.普通架空光缆、管道光缆以及从变电站门型架（或中继站OPGW终端塔）光纤接续箱至通信机房的进场光缆由通信部门负责。

第179条 新建工程竣工验收前必须经过试运行，由运行部门提供试运行报告。在工程竣工验收时，应提供完整的竣工资料。

第180条 运行统计及评价按照《中国南方电网通信管理暂行规定》要求执行。《电力系统通信管理规程》DL/ T 544—94要求执行。运行统计报表每月2日前报送省调。第三章 运行操作 第一节 操作制度

第181条 电网的运行操作应根据调度管辖范围的划分，实行统一调度、分级管理。

属省调管辖范围内的设备，由省调直接进行调度操作和运行调度管理，只有省调值班调度员有权发布其倒闸操作指令和改变运行状态。

省调委托地调代管设备、省调管理设备，地调在操作前必须经省调值班调度员同意，操作后汇报省调值班调度员。

出现威胁电网安全，不采取紧急措施可能造成严重后果的情况下，上级调度机构值班调度员可越级对下级调度机构管辖范围内的设备进行操作指挥，但事后应尽快通知下级调度机构值班人员。

第182条电网的运行操作分为倒闸操作、工况调整、二次设备的操作等。倒闸操作是将电网或设备由一种状态（运行、热备用、冷备用、检修）转换到另一种状态。工况调整是指将电网或设备由当前运行工况调整到另一个运行工况，主要是指调整频率、电压、负荷、潮流、相角差等。

第183条 值班调度员应优化操作过程，合理安排操作后的电网运行方式。为此在发布电网操作指令前，应认真考虑以下方面：

1.电网接线方式是否合理，应采取的相应措施是否完善，并拟定必要的事故预想和防止事故的对策。

2.电网运行方式安排是否合理，稳定是否符合规定的要求，相应的备用容量是否合理安排。

3.对电网的有功出力、无功出力、潮流分布、频率、电压、电网稳定、通信及调度自动化等方面是否有影响。

4.继电保护和安全自动装置运行状态是否协调配合，是否需要改变。5.变压器中性点接地方式是否符合规定。6.相序或相位是否一致，线路上有无“Τ”接。

7.对其它的运行单位影响较大时，是否已将电网运行方式及对其的影响或要求通知该单位，以使其采取相应的措施。

8.对500kV、220kV系统的操作，应尽量按照有关规定、要求，防止发生工频、操作、谐振过电压。

9.由于运行方式的改变，对电网中发、供、用电各方面的影响最小。第184条 调度操作指令分为综合令和逐项令两种，在逐项令中可以包含有综合令。

1.综合令：只涉及一个单位完成的操作，可下达综合令。发令人说明操作任务、要求及操作设备的起始、终结状态，具体操作步骤和内容由受令人根据有关规程自行拟定。

2.逐项令：凡涉及两个及以上单位且操作顺序不能颠倒的操作，必须逐项下达操作指令，受令人必须严格按照发令人下达的指令顺序执行。未经发令人许可，不得越项操作。

第185条 省调值班调度员在发布省调管辖设备操作指令前，应预先向有关单位说明操作目的，明确操作任务及要求。相关现场人员应根据省调值班调度员的上述要求及现场运行规程，准备相应的现场操作票。

第186条 省调值班调度员对其所发布操作指令的正确性负责，但不负责有关现 39 场值班人员所填写的具体操作步骤、内容的正确性；有关现场值班人员对填写的操作票中所列具体操作内容、顺序等正确性负责。

调整继电保护及安全自动装置时，由省调调度员下达对装置的功能性要求，厂站人员按现场运行规程操作，满足功能性要求。

第187条 操作接令人汇报省调值班调度员的操作结果必须是经过现场检查核实后的设备状态，如断路器、隔离开关、接地隔离开关、二次设备等的实际状态正确，负荷、电流、电压、保护切换回路等正常。

第188条 在操作过程中，运行操作人员必须注意力集中，并做到： 1.用语简明、扼要、严肃、认真，正确使用调度规范用语。

2.彼此通报姓名制度：操作时要彼此通报全名。“×××（单位）×××（姓名）”

3.双重命名制度：即带电压等级的设备名称、设备编号，缺一不可。“×××kV（设备名称）×××（设备编号）”

4.复诵制度：调度员发布调度指令完毕或现场运行人员汇报执行操作的结果时，双方均应重复一遍，核对无误后，方可允许进行操作。

5.录音和记录制度：双方业务联系必须录音，操作结果必须记录。

6.严禁只凭经验和记忆发布及执行调度指令。严禁在无人监护情况下进行运行操作或与运行操作有关的调度业务联系。

7.操作过程中必须充分利用自动化系统有关遥测、遥信等核实操作的正确性。8.操作过程中有疑问、事故跳闸或发现异常时，需暂停操作，弄清情况、消除事故和异常后，再继续操作。

第189条 省调值班调度员发布的操作令（或预发操作任务）一律由“可接令人”接令，其他人员不得接令，省调调度员也不可将调度指令（或预发操作任务）发给其他人员。

第190条 下列操作，省调值班调度员可不写操作票，随时根据需要下达操作指令，但仍应遵守发令、监护、复诵、录音制度，并做好记录。

1.凡不涉及2个及以上单位单一操作的综合令。2.带电作业投、切线路两端重合闸。3.投、切线路两端高频保护。4.事故处理和紧急情况。

第191条 除第190条所列情况外，其余倒闸操作均须填写操作票，并严格按操作票执行。对于必须使用操作票进行的倒闸操作，严禁无票操作。第192条操作票填写要求：

1.填写操作票时应做到任务明确、字体工整，正确使用调度术语和设备双重命名（即设备名称和断路器编号）并加电压等级，不得涂改、倒项、并项。2.操作票一般由当班副值调度员负责填写，当班正值调度员负责审查并签字后，方可操作。

3.调度操作票在满足操作任务技术要求的前提下，应优化操作步骤。4.停电操作票、送电操作票应分别填写，不允许填写在同一份操作票上。第193条 操作票操作制度：

1.操作票的执行一般由当班副值调度员负责发令，当班正值调度员负责监护。2.当班调度员按审核的操作票顺序逐项下达操作指令，并及时填写发令人、发令时间、受令人、执行完成时间等。严禁不按操作票而凭经验和记忆进行操作。3.受令人必须得到发令人的调度指令，并记录发令时间后，方能进行操作。4.严格执行彼此通报姓名、复诵、录音制度，逐项记录操作时间。操作中有疑问和遇到异常时，暂停操作，弄清情况和消除异常后再进行。

5.操作过程中必须充分利用调度自动化系统有关遥测、遥信等核实操作的正确性。

6.操作完毕后，应由操作监护人全面审查一遍操作票，以防遗漏。

第194条 除紧急情况、重要操作或系统事故外，倒闸操作应避免在雷雨、大风等恶劣天气、交接班或高峰负荷时间进行，必要时应推迟交接班。

第195条 在任何情况下，严禁“约时”停送电、“约时”挂拆接地线、“约时” 41 开工检修。

第196条 省调管辖范围内无人值班变电站的倒闸操作及事故处理由省调值班调度员对其集控站（中心）值班人员下达调度指令。集控站（中心）值班人员负责执行省调值班调度员下达的调度指令，对于无法进行远方操作的倒闸操作由其管辖的操作队进行操作。

第197条 接地隔离开关（地线）管理规定：凡属省调管辖线路，省调值班调度员下令操作的线路接地隔离开关（地线），由省调操作管理；出线隔离开关以内的接地隔离开关（地线），须经省调许可后，由厂、站值班人员操作管理；检修人员在线路上装的工作地线，由检修人员操作管理。第二节 基本操作 第198条 断路器操作。

1.断路器允许断、合额定电流以内的负荷电流及额定遮断容量以内的故障电流。2.断路器合闸前，继电保护必须按照规定投入；断路器合闸后，应检查三相电流是否平衡，自动装置已按规定设置。

3.断路器分闸后，应检查三相电流是否为零，并现场核实。

4.断路器合（分）闸操作时，如发生断路器非全相合（分）闸时，按断路器异常情况有关规定处理。

5.用旁路断路器代供时，旁路断路器保护应按代供定值正确投入，应先用旁路断路器向旁母充电正常后，再继续操作，在确认旁路断路器三相均已带上负荷后方可停用被代断路器。

6.断路器操作时，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。第199条 隔离开关操作。

1.允许使用隔离开关进行下列操作：

1)拉、合电压互感器及避雷器（无雷、雨时）。

2)拉、合无接地故障变压器中性点接地隔离开关或消弧线圈。

3)倒母线操作等，拉、合经断路器或隔离开关闭合的站内环流（拉、合前先将环路内断路器操作保险电源切除）。

4)拉、合电容电流在隔离开关允许值内的空母线及空载线路。1.1.1.1.26 超过上述范围时，必须经过试验，并经主管领导批准。2.500kV隔离开关不能进行下列操作：

1)带负荷拉、合短引线（如需操作，须请示主管领导）。2)向母线充电或切空载母线（如需操作，须请示主管领导）。

3)严禁用隔离开关拉、合运行中的500kV线路并联电抗器、空载变压器、空载线路及电容式电压互感器。

3.角形接线和500kV二分之三接线的母线，是否可以用隔离开关拉、合母线环流，应遵守制造厂的技术规定或通过试验确定。4.严禁解除防误闭锁装置拉、合隔离开关。第200条 并列、解列操作 1.电网并列操作的条件： 1)相序一致，相位相同。

2)频率相等，频率偏差不大于0.5Hz，但两网的频率必须在合格范围内。3)电压相等或电压偏差尽量小，允许电压偏差500kV不超过10%，220kV及以下不超过20%。2.严禁非同期并列。3.电网解列操作

两电网解列前，应先调整解列点的潮流，使有功功率接近零，无功功率尽量小，保证解列后两个电网的频率、电压变动在允许范围内。4.发电机并（解）列操作

发电机与电网并（解）列操作时，由发电机调整频率和电压在合格范围内进行。第201条有关单位应定期维护，保证同期装置正常。凡装有并列装置的厂、站运行人员应熟练掌握同期并列操作的技能。

第202条 电网合环、解环操作。

1.合环操作必须相位相同，整个环路内的变压器接线组别之差为零。2.合、解环操作前必须考虑到潮流、电压的可能变化，是否会引起某一元件过负荷，继电保护及安全自动装置的配合及对电网稳定的影响，并通知有关单位。3.合环时500kV的电压差一般不应超过额定电压10%，220kV（110kV）电压差不应超过额定电压20%。

4.环状电网合环点设有同期装置时，应启动同期装置进行合环。合环时相角差220kV一般不应超过25度，500kV一般不应超过20度。

5.凡属地调调度的35kV、110kV环路操作，若环路内有省调的管辖或管理设备，应事先向省调调度员问明是否是同期系统，并避免采用大迂回进行环路操作。其环路操作时设备是否过载，继电保护与安全自动装置是否适应、配合等问题，由有关地调负责考虑。第203条 线路操作。

1.环状或并联运行线路中的一部分线路停（复）电时，必须考虑运行设备是否会过载、继电保护定值及电网安全自动装置是否适应、电网稳定是否满足要求、线路相位、相序是否一致等。2.线路停（送）电操作原则：

1)高压长距离线路一般应由大电源侧停电或充电，当需要小电源侧向大电源一侧充电时，必须考虑线路充电功率对发电机不发生自励磁和线路保护灵敏度的要求。

2)双电源或环网中一回线路停电时，一般先在功率送出端断环，再由受入端停电；送电时由功率受入端充电，对侧合环，以减少断路器两侧电压差。3)线路作业完毕，送电前一般不进行绝缘检测（新建或改建线路和考虑操作对电网稳定有重大影响且需要者例外）。

3.3/2断路器接线方式，线路送电时一般应先合上母线侧断路器，后合中间断路器，停电时相反。

4.500kV线路高抗（无专用断路器）操作必须在线路冷备用或检修状态下进行。5.装有高压并联电抗器的500kV线路，复电前必须投入并联电抗器。500kV线路当并联电抗器因故停运，线路需要投运时，应通过计算满足要求。6.多端电源的线路停电时，必须先断开各端断路器，再拉开相应隔离开关，然后方可合上接地隔离开关或挂接地线，送电时与此相反。

7.线路检修时，线路各端接地隔离开关均应合上或挂接地线。线路工作结束时，必须在所有工作单位都已汇报完工，工作人员已全部撤离现场，工作地区所有安全措施确已拆除，方可进行送电操作。

8.220kV及以上电压等级的空载线路停送电操作时，线路末端不允许带变压器。9.新建、改建或检修后相位有可能变动的线路送电前，施工单位必须进行核相或确保相位正确。电网有条件时，应安排在送电过程中核相。第204条 变压器操作 1.变压器并联运行的条件： 1)电压比相同；

2)短路电压比（短路阻抗或阻抗电压）相同； 3)接线组别相同。

电压比和阻抗电压不同的变压器，通过计算在任一台变压器都不过载的情况下，可以并列运行。

2.变压器在停（送）电之前，变压器中性点必须接地，并投入该变压器中性点接地保护，待操作完后再根据规定改变中性点接地方式。

3.变压器投入运行时，应选择励磁涌流影响较小的一侧送电。一般应先合上电源侧（或高压侧）断路器，再合上负荷侧（或低压侧）断路器；停运时，应先拉开负荷侧（或低压侧）断路器，再拉开电源侧（或高压侧）断路器； 500kV联络变压器，必要时也可先从220kV侧停（送）电，在500kV侧合（开）环或并（解）列。

4.倒换变压器时，应检查并入的变压器确已带负荷后，才允许停下需停运的并 45 联变压器。

5.两台并联运行的变压器，在倒换中性点接地隔离开关时，应先合上原未接地变压器的中性点接地隔离开关，再拉开原接地变压器的中性点接地隔离开关。6.新装变压器投入运行时，应以额定电压冲击5次，并进行核相；变压器空载运行时，应防止空载电压超过允许值。第205条 母线操作

1.母线操作时，应根据继电保护的要求，调整母线差动保护运行方式。2.母线运行中进行倒闸操作时，应确保所倒换两段母线间母联断路器的两侧隔离开关及母联断路器合上，并将母联断路器的操作电源切除。

3.进行母线停、送电操作时，须防止电压互感器低压侧向母线反充电引起电压互感器二次保险熔断（跳），避免继电保护失压或安全自动装置误动作。4.用母联断路器对空母线充电：

1)凡有母线充电保护者应投入，合闸后视不同接线继续投入或切除。2)母联断路器的保护应投入（方向相反时，将其零序方向短接）。3)凡有联跳母联断路器的保护应投入。

5.用旁路断路器代供运行前，应先用旁路断路器对旁路母线充电一次，正常后再用线路（或主变）上旁路母线的隔离开关对旁母充电，最后用旁路断路器合环。6.对于母线倒闸操作中会发生谐振过电压的发电厂、变电站母线，必须采取防范措施才能进行倒闸操作。第206条 线路零起升压操作。

1.零起升压用的发电机应有足够的容量，对线路零起升压时，应避免发电机产生自励磁和设备过电压。

2.零起升压时，发电机的强行励磁、复式励磁、自动电压调节装置以及发电机失磁保护、线路断路器的自动重合闸等均应停用，被升压的所有设备均应有完善的继电保护；

3.对直接接地系统的线路，送端变压器中性点必须直接接地。

4.不允许用绑线式、镶嵌式转子的发电机进行零起升压。第207条 自动发电控制装置（AGC）投切、调整。

1.云南电网与南方电网互联运行且需要参与系统调频时，AGC区域控制模式应投入联络线和频率偏差控制模式（TBC）。

2.云南电网与南方电网互联运行且不需要参与系统调频时，AGC区域控制模式应投入恒定联络线交换功率控制模式（FTC）。

3.云南电网单独运行时，AGC区域控制模式应投入恒定频率控制模式（FFC）。4.参加AGC运行的机组异常或AGC功能不能正常运行时，发电厂值班人员可不待调度指令将机组由省调控制切至当地控制模式，并报告省调值班调度员。有关单位须及时对异常情况进行处理，处理完毕后立即汇报省调值班调度员。5.参加AGC运行的电厂或其所在地区解列单独运行时，应将其AGC切除或根据省调指令执行。第四章 事故处理

第一节 事故处理的一般原则和规定

第208条 省调值班调度员是省调调度管辖范围内电网事故处理的指挥者，应对事故处理的正确性和迅速性负责，在处理事故时应做到：

1.尽速限制事故的发展，隔离并消除事故的根源、解除对人身和设备安全的威胁，防止人身伤害、防止电网稳定破坏和瓦解。

2.用一切可能的方法保持设备继续运行，首先保证发电厂厂用电、枢纽变站用电及重要用户的供电。

3.迅速恢复解列电网、发电厂的并列运行。

4.尽快对已停电的用户恢复供电，重要用户应优先恢复供电。5.调整电力系统的运行方式，使其恢复正常。

第209条 在处理事故时，各级值班调度员和现场运行值班人员应服从省调值班调度员的指挥，迅速正确地执行省调值班调度员的调度指令。凡涉及到对系统运行有重大影响的操作，均应得到省调值班调度员的指令或许可；为防止事故扩大 47 或减少事故损失，凡符合下列情况的操作，可以不待调度指令立即自行处理，但事后应尽快汇报省调值班调度员： 1.将直接威胁人身安全的设备停电。2.解除对运行设备安全的威胁。3.将故障设备停电隔离。

4.发电厂、变电站执行经批准的保厂用、站用电措施。5.电压回路失压时将有关继电保护和自动装置停用。

6.本规程及现场规程中明确规定可不待省调值班调度员指令自行处理者。第210条系统事故处理的一般规定：

1.发生断路器跳闸的单位，值班人员须在3分钟内汇报所跳断路器的名称和编号。

2.系统发生事故或异常情况时，有关单位值班人员应及时、简明扼要地向省调值班调度员报告事故发生的时间、现象、设备名称和编号、跳闸断路器、继电保护、自动装置动作情况及频率、电压、潮流的变化等。

3.事故单位的值班人员应坚守岗位，加强与省调的联系，随时听候调度指令，进行处理；非事故单位应加强监视，不应在事故当时向省调值班调度员询问事故情况，以免影响事故处理。

4.事故处理时，必须严格执行发令、复诵、汇报、录音及记录制度，必须使用规范的调度术语和操作术语，指令与汇报内容应简明扼要，发令与汇报工作应由值班调度员、发电厂值长(或电气班长)、变电站值班长担任。

5.为迅速处理事故和防止事故扩大，省调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地调值班调度员。

6.在处理事故时除有关领导和专业人员外，其他人员均应迅速离开调度室，必要时值班调度员可以要求其他有关专业人员到调度室协商解决处理事故中的有关问题，凡在调度室内的人员都要保持肃静。

7.事故处理告一段落时，省调值班调度员应将事故情况报告上级调度机构值班 48 调度员、主管领导。事故发生时的值班调度员事后应填写事故报告。第211条 断路器允许切除故障的次数应在现场规程中规定，断路器实际切除故障的次数，现场值班人员应作好记录并保证正确。断路器跳闸后，能否送电或需停用重合闸，现场值班人员应根据现场规程规定，向省调值班调度员汇报并提出要求。

第二节 系统频率异常及事故的处理

第212条 云南电网与南方电网联网运行，若电网频率偏差超过50±0.2Hz时，省调值班调度员应及时检查省际联络线功率是否偏离规定值。如为云南电网责任，应迅速调整出力，在15分钟内使其满足规定。电网频率异常期间，若省际联络线潮流超过稳定极限，省际联络线控制厂应无需等待省调通知而尽一切能力将联络线潮流控制在稳定极限内，然后汇报省调；其余发电厂和地调不得擅自采取行动，应请示省调值班调度员并按其指令统一处理，以免引起联络线过载或失去稳定跳闸。

当云南电网事故，省际联络线出现有功、无功潮流倒送，则省际联络线控制厂应不待省调指令立即增加有功、无功出力(含启动备用水轮机)外，并同时立即汇报省调当值调度员处理。省调当值调度员应立即指令其他电厂增加有功、无功出力(含启动备用水轮机)。防止云南网电压降低和发生省际联络线反向过载或稳定破坏解列事故。

第213条 云南电网与南方电网解网运行时，系统频率异常及事故处理的一般原则：

1.当电网频率降至49.8Hz以下时，各（主、辅）调频发电厂无须等待调度命令，应立即自行增加出力直至频率恢复到合格范围内或至设备允许过负荷出力。2.当电网频率降至49.8Hz以下，经电厂增加出力，且备用水电机组均已并网而仍不能回升到合格范围时：

1)49.8～49.0Hz：如须限电拉闸省调值班调度员须在15分钟内将限电负荷数分配给各地调，地调应在接令后15分钟内完成。

2)49.0～48.8Hz：如须限电拉闸，应在10分钟内向各地调发布事故拉闸分配负荷数指令，各地调应在5分钟内完成。如遇执行不力，省调越级执行。障碍或事故责任归属有关地调。

3)48.8Hz以下：各地调和发电厂、变电站的值班人员应立即汇报省调值班调度员，各地调立即执行省调值班调度员指令，按“事故拉闸限电序位表” 进行拉闸，使频率恢复至合格范围内。

3.当电网频率下降到危及发电厂厂用电安全运行时，发电厂可按批准的保厂用电规定，执行保厂用电措施。

4.当电网频率超过50.2Hz以上时，各发电厂必须按省调指令相应将出力降低使系统频率恢复到合格范围以内，必要时省调值班调度员应发布停机、停炉指令或采取水厂短时弃水运行，务必在30分钟内使频率恢复正常。第214条为保证电网频率质量，水电厂应做到： 1.低频自启动机组正常投入。

2.在接到省调值班调度员开机指令后备用机组10分钟以内并网运行。3.当调频厂运行机组出力将达到最大或最小技术出力时，及时向省调值班调度员汇报。

第215条低频减载动作切除的线路，未得省调值班调度员同意不得送电（事先规定的保安电力线和装置误动切除的线路除外）。第三节 系统电压异常及事故的处理

第216条当整个电网电压普遍较低时，各厂、站应尽量增加发电机、调相机及其他无功补偿设备的无功出力；当电压监视点母线低于90％额定电压时，各厂站应利用机组允许过负荷能力，装有无功补偿设备的各变电站无功补偿装置应全部投运，增加无功出力并及时汇报省调处理。省调值班调度员应迅速利用电网中所有的无功出力和起动备用机组来维持电压。当采取上述措施仍不能使电压升高到正常范围内时，省调值班调度员应下令低电压地区及其相邻地区进行限电，使电压恢复到正常范围以内。

2.县级电网调度管理 篇二

随着我国电力工业和电力系统现代化发展进程不断加快, 电力通信的发展得到了极大的推进。它同电力系统的安全稳定控制系统、调度自动化系统被人们合称为电力系统安全稳定运行的三大支柱。目前, 它更是电网调度自动化、网络运营市场化和管理现代化的基础;是确保电网安全、稳定、经济运行的重要手段;是电力系统的重要基础设施。电力通信网对通信的可靠性、保护控制信息传送的快速性和准确性具有极其严格的要求。我们必须不断优化调度通信的方式方法, 采取有效措施, 保证调度通信畅通, 确保电网安全、经济和可靠运行。

二、电力通信网的构成及特点

电力通信网是由光纤、微波及卫星电路构成主干线, 各支路充分利用电力线载波、特种光缆等电力系统特有的通信方式, 并采用明线、电缆、无线等多种通信手段及程控交换机、调度总机等设备组成的多用户、多功能的综合通信网。

(一) 电力通信的主要方式

1. 载波通信

电力线路主要是用来输送工频电流的。将话音及其他信息通过载波机变换成高频弱电流, 利用电力线路进行传送, 这就是电力线载波通信。电力载波通信用于电力调度与变电站、发电厂之间的通信, 是电力系统特有的、应用区域最广泛的一种通信方式, 具有通道可靠性高、投资少、见效快、与电网建设同步等得天独厚的优点。电力线载波适宜于县调等信息需求量小的情形, 以及在其他场合作为可靠的备用通信手段。

2. 光纤通信

光纤通信是以光为载波, 以光纤为媒介质的通信方式。采用光纤通信, 具有以下优点:光纤通信具有通信容量大, 衰减小, 不怕雷击, 抗电磁干扰、抗腐蚀、保密性好、可靠性高、敷设方便等优点, 不过投资费用相对较高, 尤其对于城区内直埋式电缆线路的光纤敷设, 施工费用将更大。

3. 其他通信

如数字微波、卫星通信、移动通信、对流层散射通信、特高频通信、扩展频谱通信、数字程控交换机及以数据网等新兴通信技术等。

在实际的配网自动化的通信系统, 必须构建一个成本低、收效高的双向通信系统, 用可以接受的费用在可靠性和信息流量方面提供非常高的性能。同时, 由于配电网自动化系统所要完成的功能太多而系统复杂, 采用单一的通信系统来满足所有的功能需要是不现实的, 也是不经济的。因此, 在配电网自动化系统中, 要应用多种通信方式, 按综合的经济技术指标而选取其中最优的组合。

(二) 电力通信的特点

电力通信网承担的主要任务是传递各种电力生产和管理业务信息。由于网络规模的限制, 电力通信网实际上是一个小而全的网络, 是调度自动化的基础。

三、陵水电网调度通信管理现状与存在问题

陵水电网管辖110kV变电站2个, 采用光纤通信方式, 35kV变电站8个, 采用载波通信方式。采用通信规约为CDT规约。光纤通信的覆盖率不高, 占的比重不大。电力线载波由于其固有的弱点:通道干扰大、信息量小, 再加上设备水平、管理维护等方面造成的稳定性差、故障率高等不足, 已显得不能适应现代电网对通信多方面、多功能的要求, 问题主要是:

1.通道少。35kV变电站的通道通常采用电力线载波将信息传输到110kV变电站, 再通过110kV枢纽站通过光纤上传到县调, 由于缺少迂回通道, 导致通道稳定性低, 时有中断。

2.速率低。电力线载波传输速率低、时间长, 已很难适应现代通信高速、大容量的传输需要, 限制了调度自动化、办公自动化水平的提高。

3.干扰大。电力线上的负载变化、开关操作、雷电、短路故障等情况, 会在电力线上产生连续的电磁干扰, 受到这些干扰的影响, 致使通信杂音大、误码高。

在日常维护中, 载波通信还暴露出了几点问题:

1.雷雨天气, 远动信号差, 音频信号差, 远动传输出现误码, 通道失步, 误码率高, 提机时杂音大, 双方听不清讲话内容。

2.载波机运行时间长, 性能损耗大, 专业人员要定期对载波机性能进行调试, 才能保证载波机正常运行。

3.载波系统采用交流供电方式, 交流电源出现故障时, 载波通信无法正常工作。

另外, 目前县级调度还存在着网络结构薄弱、网络技术落后;主干电路设备老化、运行不够稳定, 造成传输质量下降, 运行效率降低;传输容量偏小;通道利用率偏低;业务种类开展较少;网络接入系统薄弱等诸多薄弱环节, 有待改进和提高。

四、陵水电网优化调度通信管理的方式

(一) 因地制宜, 合理优化通信方案

因地制宜综合采用多种通信方式组合, 以符合经济适用、安全可靠的原则。结合陵水实际情况, 通信方式可以采用以下方案:

1. 变电站应尽量普及光纤通信, 双通道, 载波可作为备用通道

目前, 县级电网光纤覆盖率低, 应加大光纤通信的建设力度, 使变电站的实时数据能准确及时地传送到调度端, 保证了变电站的稳定运行和安全生产。宜采用光纤通信为主要通信方式, 载波通信可作为备用通道进行使用。

2. 采用GPRS无线通信方式

采用GPRS无线通信方式有以下优点:

(1) 现在的技术已经比较成熟稳定, 信号稳定、覆盖面广;网络建设零“投入”, 免维护 (由网络经营商维护) 且运行费用低。

中国移动资费标准各地稍有差异, 以海南移动为例, 资费如下:

(2) 由于负控、集抄、配变监测仪等设备的普及, 各级供电公司已经建成了完善的GPRS虚拟专网。

(3) GPRS通信速率和通信延迟基本能够满足基于终端馈线自动化的要求。

(4) GPRS网络上/下行速率理论值为42.8/171.2kbps, 实际平均上/下行速率为15/45kbps;TD-SCDMA (3G) 网络速率理论值为384/384kbps, 实际平均上/下行速率为120/210kbps;完全满足配网自动化应用数据传输的带宽要求。

(5) GPRS网络数据传输延时平均在500ms～1000ms之间, TD-SCDMA网络数据传输延时平均在100ms～500ms之间, 完全满足配网自动化应用数据传输的延时要求。

(6) 由于3G网络的推广普及, 无线网络在通信速率、可靠性、稳定性等方面有了很大的突破, 随着资费的降低和网络的完善, 3G通信必将成为主流的通信方式。

3. 优化通信网结构配置。

(1) 110kV变电站应具有两个互为备用的独立通信方式。

(2) 光通信覆盖率应进一步提高。

(3) 优化通信网结构配置。

(二) 提高电力通信光缆运行维护管理水平

电力通信网作为电网发展的基础设施, 在保障电网安全、经济运行, 提高电网企业信息化水平等方面发挥着越来越重要的作用, 是智能电网、信息化发展的重要支撑, 因此通信要做好坚强保障工作。要建立完善的标准化管理体系, 理顺流程, 以精益化管理方法为手段推进通信专业不断发展。实行统筹规划引领;按照“统一规划, 统一标准、统一建设, 同步实施”的原则, 做好与电网一次规划的衔接, 适应智能电网建设、电网调度运行和企业现代化管理的需要。在海南这样一个孤岛电网, 做好电网运行调度绝非易事, 网架薄弱、台风频繁来袭、“大机小网”风险等等这些问题都大大增加了电网调度的难度。因此, 必须不断改进完善应急预案。修订完善专项预案, 充实具体的现场处置方案, 按照预案, 落实相应的队伍, 工具、材料、车辆等方面的储备, 确保应急处置工作规范、有序、高效。

1. 加强光纤安装、运行、维护管理

(1) 优化调度通信工程设计。一个完整的通信网络包括3大部分:传输、接入和交换。作为一个综合的传输平台, 传输层是整个通信网络中最通用、最重要的部分。传输层的稳定、安全和灵活, 将直接影响整个网络正常运行和将来业务的拓展。所以, 只有在先构建一个稳定、安全、灵活的传输层网络的前提下, 才能系统地接入各种设备和业务。

(2) 加强光缆的安装过程管理和验收管理。如, 光纤进行折弯时, 曲率半径不得小于60mm。

(3) 加强光纤的维护。在有些机器件、布线等金属导体中, 维修机必须要采取静电保护, 避免出现因为电路上的混乱, 导致出现安全事故;再有对强功率激光, 不要对准眼睛及身体, 以保护自身的安全。

2. 加强员工技能培训, 提升员工光缆运行检修维护水平

目前, 陵水供电局光缆设备不断增加, 部分设备日益老化, 部分一线员工未接受过系统性培训。因此, 应该贯彻落实海南电网公司“抓管理、强基础、提升输电运检实力”方针, 加强培训, 不断提升员工通信光缆运行检修水平。开展对光纤线路的日常巡视检查, 防止人为恶意破坏, 如不法分子盗剪等。

五、运用一体化平台, 提高调度通信管理水平

随着电力体制改革不断深入, 电网结构不断复杂, 对电网调度信息化的管理水平提出了更高要求。调度通信系统一体化建设是集调度生产管理平台和调度生产数据平台功能于一身, 调度通信设备可优化配置, 实现了统一平台、数据共享、责任分区和综合应用, 发展和丰富了实用化的内涵, 主要体现在三个方向:一是数据建设和处理一体化, 共享同一数据源, 从根本上做到数据的一致性;二是系统应用的一体化, 能够为统一运行管理规范、统一界面提供技术支持;三是遵循最新国际标准, 采用软件复用技术, 建立基于信息的信息交换机制, 提供异构环境下独立用用系统之间的松耦合机制, 达到系统的标准化、构件化, 使系统具有更好的开放性。

六、结语

3.县级电网调度管理 篇三

关键词：县级电网调度;调度管理;方法

1 调度运行必要性

为了适应我国经济的发展，电网的发展非常迅速，运行操作也越来越复杂，一旦发生故障，影响很大，另外一方面，要考虑好用户对供电的质量要求以及可靠性，这就对电力系统运行调度人员和电力系统的自动化水平提出了更高的要求，从另一方面也体现了电网调度管理的重要性。

电力系统有着生产紧密性、技术密集性的特点，要编写一张正确的操作票要求运行人员不仅要有一定的专业水平，而且要对现场一、二次设备操作规则、电网的运行状态以及操作前后状态改变带来的问题都要十分清楚。这是保证电力系统安全的一项重要工作，对调度员来说也是一项繁复的智能性劳动。这些工作不仅要求调度员具有良好的技术素质，还要具备丰富的运行经验，并且必须时刻保持高度的注意力，稍有不慎，对电力系统的安全稳定运行将构成很大的威胁。不仅如此，人工开票仍然受到时间、环境、健康的影响，日久天长难免要出差错。还有，某些设备的操作很复杂，其操作内容多达几十项甚至上百项，特别是在紧急状态下，要求运行人员开出正确的操作票并非易事，传统的人工填票方式费时费力，对于比较复杂的系统确定某一操作任务相应的操作序列往往要花费很长的时间，为保证操作票的正确性，还需要反复核对。为减轻调度员负担，国内外专家做了大量的工作，开发了计算机自动生成调度操作票系统。它是调度系统规范化管理的重要内容之一，也使专业人员从繁重的重复劳动中解脱出来，集中精力研究电网安全、经济运行中更深层次的问题，极大地解放一调度员的劳动，排除人为因素造成的差错，缓解一调度员压力，减少一误操作导致的难以用数字计算的电网效益、社会效益损失。

1 县级电网调度运行管理现状与分析

1.1 各县调缺少统一规范的生产技术平台，各县调在业务工作流程、工作标准、记录格式等方面千差万别，工作效率和质量不高。

1.2 值班方式不统一，影响电网安全运行。各县调值班方式不统一，与地调值班方式也未保持一致，交接班时间多种多样。这样就造成全天很多时间点都有调度部门在交接班，很多时间点都有“新”的调度员加入到工作中，这些人员需要时间熟悉电网运行情况，既不利于电网安全，又会延误某些操作。

1.3 监控信息上传不规范，信息量过大。变电站各类信息通过调度自动化系统上传至调度中心，能够提高对现场设备的管理水平。但目前普遍存在一个问题，即信息上传不够规范，开关、刀闸、保护等各种信号不管需要与否均一律上传，导致信息多而杂，并且受现场各类因素影响，信息往往出现冗余甚至错误，严重影响监控的准确性和及时性。

1.4 调度员业务水平参差不齐，目前缺少有关调度员系统的培训体系。造成部分县调调度员知识水平有待提高，电网安全意识、大局意识较差，不能很好的根据地区电网实时运行情况进行优化调度。

2 主要做法

2.1 规范好管理模式

在对各县电网调度运行管理模式进行调研的基础上，按照上级有关部门对电网调度运行管理工作的规定，对县级电网调度运行管理模式实行调度和监控融合，统一运行班组人员配置和工作职责，统一调度员交接班时间。主要职责：贯彻执行国家和上级单位有关规定及工作部署;调度管辖县域范围内35千伏及10千伏电网及分布式电源，承担县域内35 千伏变电设备集中监控，以及所监控电力设施安保、消防告警信号远方集中监视。

2.2 统一的技术管理平台

为促进电网调度运行标准化和精益化管理，提高科学调度水平和驾驭大电网运行的能力，进一步加强县级电网调度安全保障体系和内部安全监督体系建设，实施安全生产动态闭环控制，强化全面、全过程、全方位监督与管理，在所辖县调开展统一的调度运行管理信息系统建设。

调度运行管理信息系统包含电网能量管理系统、调度员培训模拟系统、调度生产管理系统（OMS）三个子系统，涵盖调度运行管理涉及的所有日常工作。其中，电网能量管理系统的建设目标是，建成以计算机技术为基础的现代电力综合自动化系统，为调度运行人员提供电网各种实时信息;调度员培训模拟系统的建设目标是，建成实用化的调运行人员演习平台，可以模拟电力系统在正常和事故状态下的各种运行情况;调度生产管理系统的建设目标是，采用当今业界最先进软件技术，站在对整体业务数据规划高度之上设计配置的电网调度生产管理平台。

电网能量管理子系统由数据采集與监视控制系统（SCADA）、高层应用软件系统（PAS）、自动电压控制系统（AVC）组成。数据采集与监视控制系统可以接收SCADA 的实时量测进行状态估计、静态安全分析等计算，帮助调度员了解和掌握电力系统的运行状态，并提供分析决策。自动电压控制系统（AVC）对全网无功电压状态进行集中监视和分析计算，从全局的角度对广域分散的电网无功装置进行协调优化控制。

调度员培训模拟子系统（DTS）运用计算机技术，通过建立实际电力系统的数学模型，再现各种调度操作和故障后的系统工况，并将这些信息送到电力系统控制中心的模型内，为调度员提供一个逼真的培训环境。DTS 可在电网正常、事故、恢复控制下对调度员进行培训，训练其正常调度能力和事故时的快速决策能力，提高调度员的运行水平和分析处理故障的技能;也可用于各种运行方式的分析，协助运方人员制定安全的系统运行方式。调度生产管理子系统（OMS）以电力调度生产过程为研发对象，根据调度生产管理特色建成适用于调度系统的信息系统。系统能够辅助完成调度的日常工作，能够提高工作中对信息的检索效率，辅助安全性决策，为安全生产提供必要的数据，操作简单，易于使用。调度生产管理子系统包括值班管理、检修管理、电网管理、设备管理专业管理、综合管理、报表管理、系统管理等八大主要模块。

2.3 完善县级调度运行人员培养体系

建立健全县级调度人才培养使用机制。县级电网调度机构要承担更多的电网调度任务，需要复合型调度人才;电网运行管理岗位也需要熟悉和掌握电网技术的调度人才。因此，必须建立健全调度人才引进、培养、使用和考核的机制，拓宽人才引进和输送渠道，为人才的培养和使用创造有利条件。县级调度机构管理和专业技术岗位新增人员要从具有较高学历的人员中择优选聘，建立人才培养、使用和输送的合理流动机制，不断培养人才，同时向公司其他部门输送人才。

建立完善县级调度人才梯次结构和激励机制。建立完善的管理、技术等人才结构和激励机制，造就一批具有较高水平的电网调度人才，并留有必要的人才储备，形成人才梯次结构。生产运行的性质决定了调度机构人员配置应合理、到位。同时，还应有一定的人才储备，以应对科技及电网发展的挑战，保证人力资源连续、充足。

建立健全县级调度人员培训机制。随着新技术、新设备的不断应用，调度人员普遍面临知识更新问题。因此，应在地调的统一组织下，建立调度人员专业和技能培训体系，强化专业技术人员常态化轮训和考核，推行执证上岗，使调度运行值班人员100%执证上岗。地调还应定期举办系列培训班，以加强县级电网调度机构专业技术人员培训工作。

3 总结

综上所述，本文从电网快速发展、电力供需形势变化等方面论证了进一步规范县级电网调度机构运行管理的必要性，系统分析了所属各县级电网调度机构的运行管理现状，在充分听取各县级电网调度机构宝贵建议的基础上，结合公司发展战略和电网调度工作实际，对加强县级电网调度机构运行管理提出了一系列建设性的、可操作的实施意见。

参考文献：

[1]冯春燕.浅谈调度运行专业安全工作的过程管理[J].宁夏机械，2007，（3）.

[2]刘明礼.调度运行管理系统[J].农村电气化，2008，（3）.

4.河北南部电网调度管理规程 篇四

河北省电力公司

发布

目录

第一章 总 则..................................1 第二章 调度管理................................3 第一节 调度管理任务与职责........................3 第二节 调度管辖范围划分..........................4 第三节 调度管理制度..............................6 第四节 并网电厂管理..............................8 第五节 负荷管理.................................10 第六节 调度计划管理.............................12 第七节 设备检修管理.............................14 第三章 电网运行方式管理.......................17 第四章 电网运行调整...........................19 第一节 有功与频率调整...........................19 第二节 无功与电压调整...........................20 第五章 倒闸操作...............................23 第一节 操作原则.................................23 第二节 操作制度.................................24 第三节 并列与解列操作...........................26 第四节 开关及刀闸操作...........................26 第五节 变压器及高压电抗器操作...................27 第六节 线路操作.................................28 第七节 母线操作.................................29 第八节 零起升压.................................29 第六章 事故处理...............................31 第一节 事故处理原则.............................31 第二节 频率异常处理.............................33 第三节 电压异常处理.............................34 第四节 母线故障和电压消失处理...................35 第五节 线路故障跳闸处理.........................36 第六节 开关异常处理.............................37 第七节 变压器事故处理...........................37 第八节 通信中断处理.............................39 第九节 电网振荡事故处理.........................40 第七章 继电保护调度管理.......................42 第八章 调度自动化运行管理.....................46 第九章 通信及通道管理.........................48 第十章 新设备接入电网管理.....................50 第十一章 电网稳定管理.........................53 第十二章 安全自动装置管理.....................54

附件..........................................56 附件一 河北南部电网调度规范用语................56 附件二 典型操作命令及含义......................64 附件三 电气设备统一编号原则....................73 附件四 新设备投运规定..........................75 附件五 输电线路长期允许载流量（Ａ）.............78 附件六 年度方式计算向省调报送资料内容...........79 第一章 总 则

第1条 为了加强河北南部电网（以下简称河北南网）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》和上级调度机构的规程、规定，结合河北南网具体情况，制定本规程。

第2条 河北南网是由发电、供电（输电、变电、配电）、用电等所有一次设施及相关的继电保护、通信、自动化等二次设施构成的整体。河北南网由保定、石家庄、邢台、邯郸、衡水、沧州六个地区电网组成，是华北电网的重要组成部分，并通过网间联络线与华中电网、华北主网联网运行。

第3条 河北南网调度机构在调度业务上接受上级调度机构领导，内部实行统一调度、分级管理。

第4条 河北南网调度系统包括网内各级电网调度机构和并入河北南网运行的发电厂、变电站（含直调大用户）（以下简称厂、站）的运行值班单位等，河北南网调度机构分为三级，依次为：

省级电网调度机构（简称省调），即河北电力调度通信中心。省辖地级电网调度机构（简称地调），包括石家庄、邯郸、保定、邢台、沧州、衡水六个地区调度所。

县级电网调度机构（简称县调），包括上述六个地区所属县级调度所。

第5条 省调代表河北省电力公司在河北南网运行活动中行使调度权。

第6条 省调与地调、省调与河北南网内相关厂、站运行值班单位在电网调度业务活动中是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。任何单位和个人不得干预调度系统的值

• 1 • 班人员发布或者执行调度指令；调度系统的值班人员依法执行公务，有权拒绝各种非法干预。上级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员。如找不到调度机构负责人，则值班调度员可直接接受和执行，同时尽速报告有关领导并做好记录。

第7条 本规程是河北南网的调度运行、电网操作、事故处理和调度业务联系等涉及调度运行相关的各专业的活动的基本依据。网内的调度、发电、供电、用电等单位和个人，必须遵守本规程，其制定的规程、规定等不得与本规程相抵触，若有关条款涉及省调权限时，应事先得到省调的认定。

任何违反本规程的调度机构、相关单位及相关人员，必须承担相应的行政和法律责任。

第8条 洪水、地震等重大自然灾害及战争等非常时期的电力调度依照国家有关规定执行。

第9条 本规程解释权归河北省电力公司。• 2 •

第二章 调度管理 第一节 调度管理任务与职责

第10条 调度管理的任务：

1． 以电网安全、经济运行为目标，在调度管辖范围内实现优化调度，充分发挥电网的发、输、供电设备能力，最大限度地满足用户的用电需要；

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；

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；

4． 按电力市场运营规则，组织电力市场的运营。第11条 省调的职责：

1． 接受上级调度机构的调度指挥和调度管理，执行其下达的调度计划；

2． 负责对河北南网实施专业管理和技术监督，参与制定有关管理制度、电网运行技术措施和电力市场的运行规则；

3． 负责河北南网的安全、优质、经济运行，按调度管辖范围指挥电网操作和事故处理；

4． 负责指挥河北南网调频、调压和网间联络线调整； 5． 负责组织河北南网运行方式的编制和执行；

6． 配合有关部门编制河北南网年度发、供电计划和各项经济技术指标；

• 3 • 7． 负责编制河北南网月、周、日调度计划，并下达执行；监督调度计划的执行，并负责调整、检查、考核；

8． 负责河北南网的安全稳定运行及管理，组织稳定计算，编制河北南网安全稳定控制方案，组织事故分析，提出改善安全稳定的措施，并督促实施；

9． 负责河北南网经济调度管理及管辖范围内的网损管理，编制经济调度方案，提出降损措施，并督促实施；

10．负责河北南网继电保护和安全自动装置的规划、运行管理和技术管理。执行经网调协调后的与相邻电网继电保护定值配合的整定，执行网调审定的安全自动装置配置方案和运行管理规定；

11．负责河北南网通信系统的规划、运行管理和技术管理； 12．负责河北南网调度自动化系统的规划、运行管理和技术管理；

13．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；

14．参加河北南网规划、系统设计和工程设计的审查； 15．参加签订河北南网的并网协议，负责编制、签订相应并网调度协议，并严格执行；

16．行使河北省电力公司或上级调度机构批准（或授予）的其它职权。

第二节 调度管辖范围划分

第12条 为使调度机构有效地指挥电力系统的运行操作和事故处理，并网运行的所有发供电设备，均应列入相应调度机构的• 4 • 调度管辖范围。河北南部电力系统的设备必须使用统一的设备命名和编号，其规则见附件三。

第13条 河北南网的调度管辖范围划分原则如下： 1． 发电厂

非上级调度管辖的直接接入220kV及以上电网的并网电厂，其锅炉、汽（水）轮机、发电机、主变压器、220kV及以上母线由省调调度管辖。110kV接有用户负荷的母线，原则上属地调调度管辖，省调调度许可，但与主网联系紧密的110kV母线由省调调度管辖。影响发电厂出力的附属设备列为省调调度许可设备。

其它单机容量12兆瓦或全厂总容量24兆瓦及以上的发电厂，其锅炉、汽（水）轮机、发电机属省调调度管辖，由省调调其出力，必要时可委托地调管辖。省调不直接管辖的发电厂均属地调调度管辖。2． 变电站

非上级调度管辖的220kV及以上母线，500kV变电站的主变压器、35kV母线、低压电抗器、低压电容器等设备属省调调度管辖。馈供的220kV末端变电站属地调调度管辖。

220kV变电站的主变、电容器组属地调调度管辖，省调调度许可。当220kV变电站的主变中低压侧母线经联络线接有较大容量的发电厂时，该母线及主变由省调调度管辖。220kV变电站的110kV母线属地调调度管辖。

110kV及以下变电站属地调或县调调度管辖。3． 输电线路

非上级调度管辖的220kV及以上线路属省调调度管辖设备，但220kV辐射线路原则上属地调调度管辖，省调调度许可。110kV及以下线路属地调或县调调度管辖，省调直调发电厂直接并网用的110kV线路由省调调度管辖。

• 5 • 4． 地调间互供电设备的调度管辖范围，原则上按产权归属划分，地调间可通过签订调度协议明确其调度关系，并报省调。

5． 两级调度的分界设备定为双重调度设备。

6． 继电保护及安全自动装置等二次设备的调度隶属关系，原则上对应于一次设备的划分。

第14条 调度范围的划分由省调确定，并以批准书或省调文件形式下达。调度范围划分汇总列入每年下发的《河北南部电网年度运行方式》。

第三节 调度管理制度

第15条 省调值班调度员是河北南网运行、操作和事故处理的指挥者，按调度管辖范围行使指挥权，并对其发布调度指令的正确性负责，必要时可越级下达调度指令，事后应尽快通知有关单位值班调度员。下级值班人员[指：地调值班调度员、发电厂值长（电气班长）、变电站值班长（主值）、超高压调度值班调度员、直调大用户值班员]受省调值班调度员的调度指挥，接受其指令，并对执行指令的正确性负责。

第16条 有关单位在每年12月份，以书面形式将可接受省调调度指令的值班人员（须经省调考试合格）名单报省调，人员变动应随时报省调。

第17条 联系调度业务、发布及回复调度指令时，双方必须互报单位、姓名，使用统一规范的调度用语，并全部录音。下级值班人员接受省调值班调度员的调度指令时，应作书面记录，重复命令，核对无误，经省调值班调度员允许后方可执行；执行完毕应立即向省调值班调度员回复该指令。

• 6 • 第18条 下级值班人员不得无故拒绝或延误执行省调值班调度员的调度指令。若认为所接受的指令不正确（或有疑义），应立即向发令人报告，由其决定该指令的执行或撤消，如果发令人重复该指令，受令人必须迅速执行；但当执行该指令确将危及人身、设备或电网的安全时，受令人必须拒绝执行，并将拒绝执行的理由报告发令人和本单位直接领导。

第19条 发生下列情况时，下级值班人员应立即向省调值班调度员汇报：

1． 省调管辖或许可设备故障、损坏及异常运行；

2． 地调管辖的110kV及以上变电站全站事故停电或主要设备损坏；

3． 省调管辖或许可设备的继电保护及安全自动装置异常或动作；

4． 电网主网解列、震荡、大面积停电事故；

5． 由于电网事故造成重要用户（如煤矿、铁路、钢厂、市政设施、化工厂等）停、限电，影响正常生产；

6． 天气突然变化或自然灾害（如水灾、火灾、风灾、地震、污闪、冰闪等）对电力生产构成威胁；

7． 人员误调度、误操作事故； 8． 人身伤亡事故；

9． 外部环境或涉外其它原因，对发电厂、变电站、输电设备的安全运行构成威胁；

10．本规程其它条款规定的汇报内容或下级值班人员认为应该汇报的情况。

第20条 发生下列情况时，省调值班调度员应立即向网调值班调度员汇报：

1． 300兆瓦及以上机组故障掉闸； 2． 发电厂全停；

• 7 • 3． 电网解列成两部分或多部分；

4． 自然灾害（如水灾、火灾、风灾、地震、污闪、冰闪等）对电力生产构成威胁；

5． 大面积停电或极重要用户停电； 6． 发生稳定破坏事故； 7． 重大伤亡事故；

8． 人员责任事故（误调度、误操作或违反调度纪律、调度规程等）；

9． 重要设备严重损坏。

第21条 如有以下行为之一者，视为违反调度纪律： 1． 拖延或无故拒绝执行调度指令；

2． 擅自越权改变省调管辖设备的技术参数或设备状态； 3． 不执行上级调度机构下达的调度计划； 4． 不如实反映本单位实际运行情况； 5． 影响电网调度运行秩序的其他行为。

第四节 并网电厂管理

第22条 并入河北南网运行的发电厂（机组），必须在并网前与河北省电力公司或其授权单位签订并网调度协议。

第23条 并网电厂必须按省调要求制定事故处理预案；及时落实电网反事故措施及安全防范措施；参加电网组织的联合反事故演习；及时向省调汇报设备事故情况，提供分析事故所需的数据资料。

第24条 并网电厂的机组须具备以下要求： 1． 按电网需要启停调峰；

• 8 • 2． 100兆瓦及以上火电机组具备50%及以上变负荷调峰能力；

3． 200兆瓦及以上火电机组和40兆瓦及以上水电机组具有AGC功能，AGC调节性能须满足电网需要；

4． 具备进相运行能力，进相深度由省调核定； 5． 一次调频功能满足电网要求；

6． 200兆瓦及以上机组必须装备PSS（电力系统稳定器）； 7． 与电网有配合要求的继电保护及励磁系统、调速系统等涉及电网稳定的参数设定、定值设定满足电网要求。

第25条

并入110kV及以下电压等级的电厂与有关地调应相互配合做好如下工作：

1． 低周低压解列等自动装置的整定方案； 2． 低周减载装置切除容量校验；

3． 事故情况下紧急拉路和送出序位（需由当地政府部门同意）；

4． 检修方式下的供需平衡； 5． 厂用电安全措施。

第26条 并网电厂必须严格按省调下达的日出力计划或值班调度员修改后的计划带负荷，不得自行随意更改。特殊情况需改变日出力计划时，必须征得省调值班调度员的同意。在满足全厂发电计划和电网运行方式规定的前提下，有条件的电厂可以自行安排机、炉运行方式，但影响电网备用容量时除外。

第27条 当并网电厂的机组启停时间、变负荷速率及最大、最小技术出力发生变化时，电厂必须报省公司生产管理部门审核，并按规定向省调申请，经批准后方可变更，否则仍按更改前调度。

第28条 水力发电厂（机组）调度管理：

1． 水电的调度管理要在保证水工建筑物和水电厂机组安全运行并满足防洪、放流计划、调峰和调频的条件下，经济合理地

• 9 • 安排发电运行方式。抽水蓄能电站应保持调节池的调整裕度，以满足电网调峰、调频和事故备用需要。

2． 水库水位在正常范围内时，水电厂的运行方式由省调根据电网需要进行安排。水库水位在发电死水位以下时，水电厂的应根据现场规定处理，并向省调提出运行方式要求。

第29条 省调委托地调调度电厂的运行管理： 1． 省调负责编制月、周发电量计划。2． 地调负责编制日调度计划及调度管理。3． 电厂机炉运行信息必须上传到省调。

第五节 负荷管理

第30条 负荷预测数据报送：

1． 省公司用电管理部门和各地调应于8月底前向省调提供下年度预测负荷。

2． 省公司用电管理部门和各地调应于每月20日前向省调提供下月预测负荷。

3． 各地调应于每日14点前向省调提供次日预测负荷；每周五14点前，提供本周六至下周一的预测负荷。

4． 省公司用电管理部门和各地调应提前5天向省调提供节日预测负荷（春节预测负荷提前10天）。

第31条 负荷预测的统计：

1． 各地调应在节后3日内将节日负荷预测统计总结报省调。2． 各地调应于每月5日前将上月负荷预测统计总结报省调。第32条 省调按政府有关部门批准的用电方案编制，并下达各地区执行。省调有权在超计划用电的地区限电。

• 10 • 第33条 各地调每年11月30日前完成本区域电网下一年度事故及超计划用电拉路序位制定，拉路序位负荷总量必须满足电网安全和事故处理的要求，经当地人民政府主管部门批准后报省调备案。

第34条 各地调应按下列要求上报事故及超计划用电限电省调直接拉路序位表：

1． 各序位须经当地人民政府批准；

2． 各序位所在的厂站必须是省调直接调度的厂站且使用双重编号；

3． 各序位执行后必须能达到减少网供负荷的目的；

4． 各地调所报的拉路序位负荷总量须不低于上一年度本地区最大负荷的15%。

5． 拉路序位表于每年11月30日前上报省调。凡未正式申报新拉路序位表的，省调仍按原拉路序位表拉路，拉路所造成的后果由原申报单位负责。

6． 省调汇总各地调直接拉路序位表，编制河北南网事故及超计划用电直接拉路限电序位表，报省政府主管部门批准后执行。

第35条 省调值班调度员可采取以下几种方式控制用电负荷： 1． 限电通知； 2． 限电命令；

3． 事故限电命令。要求地调值班调度员分别在15分钟、10分钟、5分钟内，将本市用电负荷控制到要求的数值，地调值班调度员不得擅自多限或少限；

4． 省调直接拉路限电。在电网出现紧急情况或地调不能按前三项之一及时控制本地区负荷时，省调值班调度员可根据事故及超计划用电限电序位表，直接给有关变电站下达拉路指令。

第36条 省调越级拉闸限电后，要及时通知相关地调，以避免重复限电，并按谁拉谁送的原则及时恢复送电。

• 11 •

第六节 调度计划管理

第37条 河北南网年度计划由省调会同省公司有关部门编制。省调负责编制月度、日调度计划及节假日调度计划，经省公司批准后下发。

第38条 年度调度计划：

省公司有关部门和各发电厂、供电公司、超高压公司及直调大用户于每年8月底前，按附件六的规定向省调报送下一年度有关资料，主要内容包括：

1． 发电设备检修计划；

2． 省调调度管辖设备大修及清扫、预试计划；

3． 省调调度管辖设备的继电保护及安全自动装置定期校验计划；

4． 新建、扩建、改建工程计划； 5． 分月负荷预测。

省调根据上述资料会同有关部门编制年度调度计划，经省公司批准后执行。

第39条 月度调度计划：

省公司有关部门和各发电厂、供电公司、超高压公司及直调大用户应于每月10日前向省调报下月有关资料，主要内容包括：

1． 电网发电、输变电设备检修计划； 2． 新建、扩建、改建工程计划；

3． 对电网有影响的有关试验、技改工作安排； 4． 发电厂计划可调电量和发电量计划，各市电力分配计划； 5． 分日负荷预测；

• 12 • 6． 三个月的滚动计划。

省调根据以上资料，会同有关部门编制月度调度计划，经省公司批准后执行。

第40条 日调度计划：

日调度计划应在月度调度计划的基础上，综合考虑用电负荷需求、机组供热、电网设备能力、设备检修情况及有关调度协议等进行编制，并应留出全网可调出力的2～5％作为调整备用。具体内容包括：

1． 日预测负荷；

2． 电网各发电厂日有功出力计划，网间联络线有功计划及电力指标分配方案；

3． 各直调发电厂的机、炉启停计划（不含由省调下达综合出力曲线的发电厂）；

4． 批复的设备检修申请及相应的电网安全措施；

5． 电网运行方式和继电保护及安全自动装置变更要点； 6． 新建、扩建及改建设备投运的启动措施； 7． 对电网有影响的试验安排。第41条 节假日调度计划：

各发电厂、供电公司应提前10个工作日向省调报以下资料： 1． 节日机炉消缺计划； 2． 节日有功负荷曲线； 3． 大工业用户停开计划； 4． 可供节日限电的拉路序位。

省调根据上述资料及用电部门提供的预测负荷，编制节假日调度计划，提前3个工作日下达。

• 13 • 第七节 设备检修管理

第42条 对电网有重大影响的设备检修及改造工程，设备主管单位须提前30天向省调进行书面汇报，并在开工前做好相应的安全措施，主要内容包括：

1． 天气情况对工作的影响； 2． 重要用户保电措施； 3． 发电厂保厂用电措施； 4． 方式安排要点；

5． 供电小区的电力平衡；

6． 独立运行存在的问题及分析； 7． 事故处理预案。

第43条 电网设备检修计划分为年度计划、月度计划、周计划。可带路进行或可带电作业的检修，不列入计划。省调管辖及许可范围内设备的清扫、预试、大修、更改以及其它需设备停运的工作应纳入省公司年度设备检修计划。

第44条 月度计划包括年度计划安排项目、年度计划调整项目、新建、扩建、改建项目，工期精确到日；周计划是月度计划内容的调整和明确，同时包括临时检修、月度计划未涉及的工作内容。每月10日前上报下月月度计划；每周三12时前上报下周计划，下周计划日期为本周六至下周五。

第45条 未列入月度计划的检修为非计划检修，非计划检修包括临时检修（简称临修）和事故检修。属下列情况之一的临修除外：

1． 经省调批准，在低谷时段进行的维护性检修；

2． 与某一设备的计划检修相配合，不影响电网运行方式，不超过计划检修工期的设备消缺；

• 14 • 3． 开关切断故障电流达到规定次数后的内部检查；

4． 省调批准的主机组和主系统科研、技术改进、特殊试验项目；

5． 省调安排的临时消缺（包括节日检修）；

6． 省调批准的工期内，机组大修正式竣工前的消缺。

第46条 省调值班调度员可以批准对系统运行没有影响的设备检修，同时应做好记录。

所谓“对系统运行没有影响”主要指：

1． 不改变省调管辖范围内的电网正常结线方式（如：母线的运行和联接方式、电网的环网运行方式及中性点接地方式等）；

2． 不造成过负荷、限电、降低电能质量； 3． 不降低电网的稳定性和超出运行限额；

4． 不影响继电保护和安全自动装置的整定配合关系； 第47条 检修申请的办理：

1． 省调调度管辖范围内设备的检修申请通过“调度生产管理系统”，或由各厂站值班人员向省调值班调度员办理；线路检修申请和开、竣工手续由所在地调或超高压调度值班调度员向省调值班调度员办理。

2． 网调、国调管辖范围内设备的检修申请，由各厂站值班人员经省调值班调度员向网调办理。

3． 省调许可设备的检修申请由设备所辖部门值班人员向省调办理。

4． 检修申请票的内容应包括工作时间、工作内容、停电范围以及对电网的要求等。

5． 设备主管单位应根据周检修计划安排，提前两个工作日于12点前向省调申请（属网调管辖的设备和省调许可设备亦应同样办理）。临时检修（事故抢修除外）应至少提前24小时向省调申请。

• 15 • 第48条 设备检修时间的计算：机炉是从系统解列或停止备用开始；电力线路是从省调值班调度员下达“开工令”时开始，到省调值班调度员得到申请单位值班调度员报告“人员撤离、工作地点地线拆除，相位正确，具备送电条件”为止；其他电气设备是从省调值班调度员下达设备停运开工令时开始，到设备重新正式投入运行或根据省调要求转入备用为止。投入运行（或备用）的操作时间（包括试验及试运行）均计算在检修时间之内。

第49条 有关单位必须在接到上级调度的操作指令后，方可进行停运操作。严禁在未经申请、批准及下达开工令的已停电设备上工作。严禁约时检修或停送电。已批准检修的设备在预定开始时间未能停下来，原则上应将原检修时间缩短，而投入运行的时间不变。

第50条 设备检修在批准工期内不能竣工的，可申请工作延期。延期申请必须在批准工期未过半时办理，延期申请只允许办理一次。

第51条 在省调调度管辖的输变电设备上带电作业或在带电线路防护区之内的其他作业（如：砍伐树木、架设管线、机械作业、大型施工作业等）应向省调汇报。若对系统有要求，有关单位应事先向省调办理申请手续。

• 16 •

第三章 电网运行方式管理

第52条 各级调度机构均应编制各自调度管辖范围内的电网年度运行方式。年度方式应每年编制一次，如一年内电网结构有重大变化应编制过渡方式。

河北南部电网年度运行方式由省调于上年年底前编制完成，经河北省电力公司主管生产领导批准后执行并报网调、国调；各地调编制的年度运行方式于本年一季度前完成，经各供电公司主管生产领导批准后执行并报省调。

第53条 编制年度运行方式时应考虑的内容： 1． 潮流分布合理的要求； 2． 载流元件热稳定的要求； 3． 电网稳定的要求； 4． 电网短路容量的要求； 5． 电网内部过电压的要求； 6． 电网电压调整的要求； 7． 电网调峰的要求； 8． 供电可靠性的要求； 9． 事故后运行方式的要求； 10．适应主要元件检修的能力。第54条 年度运行方式的内容： 1． 上一年度电网运行情况分析

(1)电网新建、改建、扩建项目投产情况及新增设备规范；(2)负荷、峰谷差情况；

(3)电网主要生产指标完成情况；

• 17 •(4)电网安全稳定情况；(5)电网事故情况；(6)安全措施落实情况；(7)电网运行存在的问题。

2． 本年度新建、改建、扩建设备投运计划。3． 本年度分月预计最大、最小负荷与电力平衡。4． 本年度电网结构、潮流分布情况。

5． 本年度电网的正常电气接线方式及主要元件检修方式。6． 本年度无功调整及电压水平分析。7． 本年度电网经济运行及调峰分析。8． 本年度电网稳定极限及稳定措施。

9． 本年度各发电厂、变电站母线短路容量。

10．本年度电网安全自动装置运行规定及低频（低压）减载整定方案。

11．结合电网方式，考虑电网“黑启动”方案。12．电网运行存在的问题及改进措施或建议。13．本年度系统主要设备年度检修计划。14．电网调度管辖范围划分明细。

第55条 各地调编制的年度运行方式应服从省调的主网运行方式要求。

第56条 为编制年度运行方式和进行电网计算，各有关单位于每年8月15日前按附录六要求将有关资料报省调。

• 18 •

第四章 电网运行调整 第一节 有功与频率调整

第57条 电网频率应经常保持在50赫兹，禁止升高或降低频率运行。电网装机容量在3000兆瓦及以上时，其频率偏差超过±0.2赫兹的延续时间不得超过20分钟，频率偏差超过±0.5赫兹的延续时间不得超过10分钟；电网装机容量在3000兆瓦以下时，其频率偏差超过±0.5赫兹的延续时间不得超过20分钟，频率偏差超过±1赫兹的延续时间不得超过10分钟。

第58条 联网运行时，省调负责监视并控制本网区域控制偏差（ACE）在规定范围内：

1． AGC控制方式为TBC方式；

2． ACE调整厂由省调指定，该厂应留有一定的调整容量，按规定调整ACE；当调整容量不足时，应立即汇报省调值班调度员。

第59条 独立运行时，省调负责指挥本网频率调整。值班调度员应及时通知有关调频厂；调频厂负责监视电网频率，并在其调整能力范围内保持频率正常：

1． AGC控制方式为FFC方式；

2． 指定邢台发电厂担任第一调频厂，马头、上安、西柏坡、衡水、邯峰、定洲发电厂担任第二调频厂；省调可临时指定某电厂承担调整频率任务。

3． 当频率偏离50赫兹时，第一调频厂在其调整能力范围内

• 19 • 应保持频率在50±0.2赫兹以内。当频率偏差超过±0.2赫兹时，第二调频厂应主动参加调整，使频率恢复至正常范围。当调频厂失去调频能力时，该厂值长应立即向省调值班调度员汇报。

第60条 电网实时运行中的备用有功功率小于规定数值延续时间不得超过30分钟。

第二节 无功与电压调整

第61条 系统电压质量对电网的安全稳定和经济运行有直接影响，各级运行值班人员必须加强对系统电压的监视调整，使各控制点和监视点的电压保持在允许范围以内。

第62条 省调按照《电力系统电压和无功电力技术导则》的规定，制定无功电压调度管理规定。在以下母线中选择足够数量的电压监视点和控制点：直接接入220kV及以上电压等级的发电厂高压母线；500kV变电站的500kV及220kV母线；220kV变电站的母线；发电厂110kV母线。

第63条 省调根据电网运行方式、季节性负荷特点以及调压设备的调整能力，参照网调下达的电压曲线等，按逆调压原则编制电压控制点和监视点的季度电压运行曲线。各地调应按规定编制本地区季度电压曲线。

第64条 系统电压调整的要求：

1． 有调压手段的电压控制点和监视点的值班人员，应经常监视其母线电压，并按网、省调下达的电压运行曲线及时进行调整。当其母线电压超过允许偏差范围而又无能力调整时，应立即汇报省调值班调度员。当500kV电压超过规定曲线时，有调整能力的厂站应调整无功功率或补偿容量。经调整后仍超过规定，省• 20 • 调值班人员应报告网调值班调度员；

2． 高峰负荷期间，各母线电压应维持在相应的高限值运行。在未达到相应的高限值前，发电机必须按其运行规程规定带满无功出力，电容器全部投入。

3． 低谷负荷期间，各母线电压应降至相应低限值运行。当电压超过相应高限值，则发电机应高功率因数运行。必要时，发电机须进相运行；

4． 特殊情况下（如电网事故、天气突然变化、节日等）省调值班调度员有权修改电压曲线，各单位值班人员应立即按照修改后的电压曲线进行调整，双方应做好记录；

5． 监视点及控制点的电压偏离省调下达的电压曲线±5％的延续时间不得超过60分钟；偏离±10％的延续时间不得超过30分钟；

6． 非电压控制点和监视点的发电厂、变电站的母线电压按年度方式给定的电压曲线运行。

第65条 调整电压的主要手段： 1． 调整发电机的励磁电流；

2． 投入或停用补偿电容器和低压电抗器； 3． 调整变压器分头位置； 4． 调整发电厂间的出力分配； 5． 调整电网运行方式；

6． 对运行电压低的局部地区限制用电负荷。

第66条 属省调调度管辖的变压器，其分头位置由省调整定；属地调调度管辖的变压器，其分头位置由地调整定。

第67条 220kV降压变电站的主变高压侧功率因数应按省调下达的高峰、低谷控制值运行，且高峰不得低于控制值，低谷不得高于控制值。

第68条 电网应有足够的无功备用容量，以便在电网需要时，• 21 • 能快速增加无功电源容量，保持电力系统的稳定运行。凡与发、输、配电设备配套的无功补偿设备、调压装置等均应与相关设备同步投产。

• 22 •

第五章 倒闸操作 第一节 操作原则

第69条 电网倒闸操作应根据调度管辖范围的划分，实行分级管理。省调值班调度员对其调度管辖范围内的设备行使操作指挥权。

第70条 凡属双重调度设备的操作，下达指令方调度员应于操作前后通知另一方调度员。省调、地调各自调度管辖的设备，必要时可以委托对方临时调度，但须事先办理审批手续。被委托方交还设备时，若经双方同意，可不必将设备恢复到被移交前的状态，否则应恢复到原状态。设备移交时，双方要做好记录，并及时通知有关单位值班人员。

第71条 调度模拟盘和自动化系统所标示的电气接线、设备名称编号、运行状态、接地点的位置等，在任何时刻均应和实际情况一致。

第72条 倒闸操作前，值班调度员要对电网进行安全分析和仿真计算：

1． 结线方式改变后电网的稳定性、合理性； 2． 操作引起的潮流、电压、频率的变化；

3． 继电保护及安全自动装置、变压器的中性点是否符合规定；

4． 操作对计量装置、通信及自动化系统的影响； 5． 电网安全措施和事故预案的落实情况；

• 23 • 6． 倒闸操作步骤的正确性、合理性及对相关单位的影响。倒闸操作后，调度模拟盘和自动化系统所标示的电气接线、设备名称编号、运行状态、接地点的位置等均应和现场情况一致。

第73条 计划操作应尽量避免在下列时间进行： 1． 交接班时；

2． 雷雨、大风等恶劣天气时； 3． 电网发生异常及事故时。

第二节 操作制度

第74条 未经省调值班调度员同意，任何单位和个人不得擅自改变省调调度管辖设备的运行状态（对人身或设备有威胁者除外，但在改变设备状态后应立即报告省调值班调度员）。

第75条 省调调度管辖的设备，若其运行方式发生变化对电网有较大影响，省调值班调度员应在操作此类设备前后向有关下级值班人员说明情况。

操作国调、网调调度管辖设备的前后，下级值班人员应向省调值班调度员汇报。省调在操作网调调度许可设备前，应征得网调值班调度员的同意。

调度正常操作应填写操作指令票：

1． 操作指令票应有统一编号，并按编号顺序使用。操作内容使用统一的调度规范用语和设备双重名称；

2． 操作指令票一般由主值调度员填写，副值调度员审核签字，经调度值长审批签字后生效，生效后的操作指令票不准再做修改；

3． 操作指令票的内容不准出现错字或漏项等；

• 24 • 4． 已填写的操作指令票不用时，应在票面注明“作废”字样；生效后的操作指令票作废的应注明作废原因；

5． 各厂、站之间的操作顺序有要求时，应以中文一、二、三……标明指令的序号；一条指令分为若干小项时，应按操作的先后顺序，用阿拉伯数字1，2，3……标明项号；

6． 操作指令票中需要说明的事项，应记录在指令票的备注栏内。

第76条 调度指令的形式：

1． 综合指令：仅涉及一个单位的倒闸操作，可采用综合指令的形式；

2． 逐项指令：凡涉及两个及以上单位的倒闸操作，或必需在前一项操作完成后才能进行下一项的操作任务，必须采用逐项指令的形式；

3． 即时指令：机炉启停、日调度计划的下达、运行调整、异常及事故处理等可采用即时指令的形式。下达即时指令时，发令人与受令人可不填写操作指令票，但双方要做好记录并使用录音。

第77条 省调值班调度员发布调度指令时，应征得值班调度值长的许可，并在其监护下进行。发布和接受调度指令时还要求：

1． 双方互报单位和姓名全称； 2． 冠以××时××分及“令”字；

3． 发布指令必须按操作指令票逐项下达，不准颠倒序号或越序下令、操作；

4． 受令人抄录指令后，要向发令人复诵该指令，发令人核对无误，明示对方可以操作后，对方应立即执行。

第78条 操作完毕后，受令人必须及时回复指令（包括完成时间、操作内容、设备现在的运行方式等），省调值班调度员应做好记录。

• 25 • 第79条 在调度指令的执行过程中，因设备或电网异常等原因导致该指令不能继续执行时，应终止执行，省调值班调度员须在该操作指令票票面注明“终止执行”字样，并在备注栏注明终止执行的原因。

第三节 并列与解列操作

第80条 并列条件：

1． 相序、相位必须相同； 2． 频率相等，无法调整时频率偏差不得大于0.3赫兹，并列时两系统频率必须在50±0.2赫兹范围内；

3． 电压相等，无法调整时220kV及以下电压差最大不超过10％，500kV最大不超过5%。

并列操作必须使用同期并列装置 第81条 解列操作：

尽可能将解列点的有功潮流调至零，无功潮流调至最小。第82条 解、合环操作：

必须保证操作后潮流不超继电保护、电网稳定和设备容量等方面的限额，电压在正常范围。合环操作必须经同期装置检测。

第四节 开关及刀闸操作

第83条 开关合闸前，厂站必须检查继电保护已按规定投入；开关合闸后，厂站必须检查确认三相均已良好接通，在开关三相拉开后检查三相均已断开。

• 26 • 第84条 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。

第85条 刀闸操作范围：

1． 在电网无接地故障时，拉合220kV及以下电压等级电压互感器、避雷器、变压器中性点的刀闸；

2． 拉合220kV及以下电压等级空母线，但在用刀闸给母线充电时，应先用开关给母线充电无问题后进行；

3． 拉合220kV及以下开关可靠闭合情况下的旁路电流； 4． 拉合220kV及以下一个半开关接线的母线环流；

5． 500kV的刀闸拉合经试验许可的母线环流及旁路电流时，须远方操作。刀闸是否可以拉合空载母线，需经本单位总工程师批准，并列入现场规定中。

在进行上述3、4项的刀闸操作时，有条件时用远方操作，需就地操作应经本单位总工程师批准。

第五节 变压器及高压电抗器操作

第86条 变压器投、停前，各侧中性点必须接地。运行中的变压器，其110kV或以上侧开关处于断开位置时，相应侧中性点应接地。

第87条 变压器充电前，应将全部保护投入跳闸位置。先合母线侧刀闸，再合变压器侧刀闸，由保护健全侧电源开关充电后，合上其余侧开关。停电时顺序相反。

第88条 新安装及大修更换线圈的变压器投入运行时，应以额定电压进行冲击加压试验，冲击次数和试运时间按有关规定或启动措施执行。变压器与单元发电机组连接者，在第一次投运时一

• 27 • 般应先零起升压。

第89条 变压器并列的条件：

1、接线组别相同；

2、变比相等；

3、短路电压相等。

当上述条件不符合时，必须经过计算合格，才允许并列运行。第90条 110kV及以上变压器，其中性点接地的数量、方式、地点应满足继电保护整定方案要求，并列入现场规程。倒换接地方式时需按先合后拉的原则进行。

第91条 500kV无专用开关的高压电抗器停、送电操作必须在本线路处于检修或冷备用状态下进行。

第六节 线路操作

第92条 220kV及以上线路停电操作一般采用下列顺序： 1． 拉开线路送端开关；

2． 拉开线路受端开关；

3． 拉开线路各侧开关的两侧刀闸（先拉线路侧刀闸，再拉母线侧刀闸）；

4． 在线路上可能来电的各侧挂地线（或合上接地刀闸）。一个半开关接线应先拉开中间开关，再拉开母线侧开关。线路送电操作与上述顺序相反。第93条 线路停、送电注意事项：

1． 双回线或环网中任一回路停、送电，应考虑操作后电网潮流的转移，避免出现相关设备过负荷、潮流超稳定极限等情况；

2． 充分考虑线路的充电功率可能引起的发电机自励磁、电网电压波动及线路末端电压升高等。（一端充电时，线路末端最高电压不得超过系统额定电压的1.15倍，持续时间不得大于20分• 28 • 钟）；

3． 尽量避免由发电厂端向线路充电；

4． 线路充电开关应具备完善的继电保护装置，并保证有足够的灵敏度；

5． 220kV及以上的辐射线路停、送电时，线路末端不允许带有变压器。

第94条 新建线路投入运行时，应以额定电压进行冲击，冲击次数和试运时间按有关规定或启动措施执行。

第七节 母线操作

第95条 母线倒闸操作：

1． 应根据继电保护规程和现场规程规定，将母线保护二次回路作相应切换，保证一次结线和二次交直流回路相对应；

2． 在倒闸操作前应将母联开关的直流控制电源断开，操作完毕投入直流控制电源；

3． 向母线充电应使用带有反应各种故障类型的速动保护的开关，且充电时保护在投入状态。用变压器开关向母线充电时，该变压器中性点必须接地；

4． 防止经PT二次侧反充电。

第八节 零起升压

第96条 用发电机对系统设备零起升压应事先进行计算，防止发生过电压、自励磁等现象，升压前应根据现场规程规定退出发

• 29 • 电机的相关保护和自动装置。

第97条 被升压的所有设备均应有完善的保护，线路重合闸退出。

第98条 双母线中的一组母线进行零起升压时，应采取防止母差保护误动的技术措施，否则应停用该母差保护。

• 30 •

第六章 事故处理 第一节 事故处理原则

第99条 省调值班调度员为河北南网事故处理的指挥者，在处理事故时应做到：

1． 尽速限制事故发展，消除事故根源并解除对人身、设备和电网安全的威胁；

2． 用一切可能的方法保持正常设备继续运行和对用户的正常供电；

3． 尽速对已停电的用户恢复供电； 4． 尽速恢复电网正常运行方式。

第100条 系统发生事故时，有关单位值班人员必须立即、准确地向省调值班调度员汇报保护和开关的动作情况，查明情况后再详细汇报事故情况，主要内容包括：

1． 开关的动作时间、相别； 2． 保护及自动装置的动作情况； 3． 故障点及设备检查情况；

4． 频率、电压、负荷的变化情况； 5． 天气、现场作业及其它情况。

第101条 下级值班人员在处理其管辖范围内的事故时，凡涉及到对主网运行有影响的操作，应经省调值班调度员许可。

第102条 处理事故时，下级值班人员可不填写操作票即行正式操作。

• 31 • 第103条 处理事故期间，值长（值班长）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，须指定合格人员接替。

第104条 如在交接班过程中发生事故而交接班的签字手续尚未完成，则应由交班调度员负责处理事故，接班调度员根据交班调度员的要求协助处理，直到事故处理告一段落方可进行交接班。

第105条 下级值班人员应不待调度指令先行以下紧急操作，然后再报告省调值班调度员：

1． 将直接对人身安全有威胁的设备停电； 2． 将故障点及已损坏的设备隔离；

3． 对运行中的设备有受损伤威胁时的处理；

4． 当母线电压消失时，将连接在该母线上的开关拉开； 5． 发电厂厂用电全停或部分停电时，恢复其电源；

6． 电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将可能误动的保护及自动装置停用；

7． 低频低压减载、低频低压解列、自动切机等装置应动作未动时手动代替；

8． 现场规程规定的其它紧急操作。

第106条 开关允许切除故障电流的次数应在现场规程中规定。开关跳闸后能否送电，应由现场值班人员向省调值班调度员汇报。

第107条 事故处理时应严防设备过载、带地线合闸、带负荷拉合刀闸、非同期并列、电网稳定破坏等。

第108条 事故发生后，值班调度员应及时向有关领导汇报。事故处理完毕，应及时填写电网异常简报。

• 32 • 第二节 频率异常处理

第109条 联网运行时频率异常的处理：

当电网频率超出50±0.1赫兹时，省调值班调度员应首先判断造成频率异常的原因，分别作如下处理：

1． 频率超出50±0.1赫兹，且本网ACE值超出规定偏差，省调值班调度员应迅速采取有效措施，将ACE值控制到规定偏差内。当电网调整容量不足时，省调值班调度员应迅速向网调汇报，必要时可请求事故支援。

2． 频率超出50±0.1赫兹，但本网ACE值在规定偏差内，省调值班调度员应按网调要求处理。

第110条 独立运行时频率异常的处理： 1． 频率降低到49.80赫兹及以下时：

第一、第二调频厂应立即主动调整，当调整容量不足时，省调值班调度员应立即采取以下措施，直至频率恢复到允许值。

(1)调整其它发电厂出力；(2)启动备用机组；(3)控制用电负荷。

2． 频率降低到49.50赫兹及以下时：(1)各发电厂立即主动参加调整；

(2)各发电厂应立即自行将备用机组投入；(3)令各地调事故拉路或直接拉路限电；

(4)各单位值班人员应检查低频减载装置动作情况，如装置的相应轮级拒动（或装置停用），应立即自行手动拉开该低频减载装置应切除的负荷线路开关。3． 频率高于50.20赫兹时，第一、第二调频厂应立即降出力直至频率恢复到允许值。若频率仍未恢复，省调值班调度员应立

• 33 • 即采取以下措施：

(1)调整其它发电厂出力；(2)启动抽水蓄能机组；(3)停机备用。

第111条 当河北南部电网解列成几个区域电网时，省调值班调度员应判明情况，并指定有关发电厂为相应区域电网的调频厂，通知有关地调配合调整。

第112条 当频率降低威胁发电厂厂用系统的安全运行时，下级值班人员可根据现场保厂用电措施进行处理，并报告省调值班调度员。

第三节 电压异常处理

第113条 500kV运行电压正常范围：发电厂上限550kV，下限490kV，变电站一般不超过变压器额定电压的5%，最高不超过535kV，下限485kV。当电压超出上、下限值时，发电厂、变电站值班人员应及时调整，并同时报告网调、省调值班调度员。

第114条 220kV、110kV运行电压应满足以下要求，否则视为电压异常：

1． 220kV监视点、控制点电压偏离不超过电压曲线的±5%； 2． 发电厂、500kV变电站的220kV母线电压不低于209kV；发电厂、220kV变电站的110kV母线电压不低于99kV；

3． 发电厂、变电站的母线电压不高于10%额定电压。第115条 当出现低电压异常时，现场值班人员应利用发电机的事故过负荷能力来限制电压的继续下降，同时汇报省调值班调度员。值班调度员应迅速采取有效手段，必要时在电压低的地区• 34 • 事故拉路，直至电压恢复正常。

第116条 当出现高电压异常时，现场值班人员应及时汇报省调值班调度员。省调值班调度员可采取机组进相、水电机组调相运行、调整运行方式等措施，必要时可停运机组、电气元件，直至电压恢复正常。

第117条 当电压降低威胁发电厂厂用系统的安全运行时，值班人员可根据现场保厂用电措施进行处理，并报告省调值班调度员。

第四节 母线故障和电压消失处理

第118条 当母线故障或电压消失后，现场值班人员应立即汇报省调值班调度员，同时将故障或失压母线上的开关全部拉开。

第119条 母线故障或电压消失后，现场值班人员应立即对停电母线及相关设备进行外部检查，并把检查情况报告值班调度员，值班调度员按下述原则进行处理：

1． 若确认系保护误动作，应尽快恢复母线运行；

2． 找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障点后对停电母线恢复送电；

3． 双母线中的一条母线故障，且短时不能恢复，在确认故障母线上的元件无故障后，将其冷倒至运行母线并恢复送电；

4． 找不到明显故障点的，有条件应对故障母线零起升压；否则可对停电母线试送电一次。对停电母线进行试送，应优先用外部电源；试送开关必须完好，并有完备的继电保护；

5． 对端有电源的线路送电时要防止非同期合闸。

• 35 • 第五节 线路故障跳闸处理

第120条 线路故障跳闸后，省调值班调度员可进行强送电一次，在强送电前需注意：

1． 正确选择强送端：（1）尽量避免用发电厂或重要变电站侧开关强送，若跳闸线路所在母线接有单机容量为20万千瓦及以上大型机组，则不允许从该侧强送；（2）强送侧远离故障点；

（3）强送侧短路容量较小；

（4）开关切断故障电流的次数少或遮断容量大；（5）有利于电网稳定；（6）有利于事故处理和恢复正常方式。

2． 下级值班员可确认开关无异常时方可强送，强送开关必须有完备的继电保护。

第121条 有带电作业的线路故障跳闸后，省调值班调度员在未了解现场具体情况前，不得对线路强送电。

第122条 下列情况现场值班员可不待调度指令自行处理，同时汇报省调值班调度员：

1． 单电源线路故障跳闸后若重合闸拒动或无自动重合闸，下级值班人员应立即自行强送一次；

2． 当线路开关跳闸且线路有电压时，下级值班人员应立即检同期（具有检同期装置）合上该开关。

第123条 线路故障跳闸后，一般允许强送一次，若强送不成功，需再次强送时应请示总工或主管生产的领导。

第124条 当高抗保护动作造成线路跳闸时，在未查明高抗保护动作原因之前不得进行强送。

• 36 • 第125条 线路故障跳闸后无论送电是否成功，省调值班调度员均应通知有关单位带电查线。有关单位值班调度员应将查线结果及时汇报省调值班调度员。

第六节 开关异常处理

第126条 开关在进行操作时发生非全相，现场值班人员应立即断开该开关并报告省调值班调度员。

第127条 开关在正常运行中发生非全相：若两相断开时应立即拉开该开关；若一相断开时应试合一次该开关，如试合不成功则应尽快采取措施将该开关拉开。同时汇报省调值班调度员。

第128条 开关因压力降低或操作机构异常，尚未出现“分闸闭锁”时，值班调度员可用旁路转带或直接拉开此开关；开关因压力降低或操作机构异常出现“分闸闭锁”时，应根据现场规程规定将开关可靠闭锁，并按以下原则处理：

1． 一个半开关接线可直接拉开该开关的两侧刀闸（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；

2． 双母线接线的线路开关可用母联开关串带、旁路转带等方法将该开关停电。

第七节 变压器事故处理

第129条 变压器故障跳闸造成电网解列时，在试送变压器或投入备用变压器时，要防止非同期并列。

• 37 • 第130条 当并列运行中的一台变压器跳闸时，首先应监视运行变压器过载情况，并及时调整。如有备用变压器，应迅速将其投入运行。

第131条 当变压器故障跳闸后，应根据变压器保护动作情况进行处理：

1． 重瓦斯和差动保护同时动作跳闸，未查明原因和消除故障之前不得强送；

2． 重瓦斯或差动保护之一动作跳闸，如不是保护误动，在检查外部无明显故障，经瓦斯气体检查（必要时要进行色谱分析和测直流电阻）证明变压器内部无明显故障后，经设备主管单位总工程师同意，可以试送一次，有条件者应先进行零起升压；

3． 过流保护动作跳闸，进行外部检查无异常后，可以试送一次；

4． 变压器过负荷及其它异常情况，按现场规程规定处理。第132条 当出现以下异常情况时，现场值班人员应不经请示值班调度员和本单位主管领导，立即将其退出运行，但事后应立即将异常情况及处理过程向值班调度员汇报：

1． 对人身安全构成威胁；

2． 变压器声响明显增大，内部有爆裂声； 3． 严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计的指示限度； 4． 套管有严重的破损或放电现象； 5． 变压器冒烟着火；

6． 发生危及变压器安全的故障，而变压器的有关保护拒动； 7． 变压器附近的设备着火、爆炸或发生其他情况，对变压器构成严重威胁；

8． 在正常负载和冷却条件下，变压器的温度不正常并不断上升；

9． 值班人员认为可能威胁主变安全的其它情况。

• 38 •

第八节 通信中断处理

第133条 各单位与省调的通信联系中断时，值班人员应立即通知有关部门。

第134条 与省调失去联系的单位，在设法和省调取得联系的同时，还应遵守如下规定：

1． 尽可能地保持电气结线和中性点接地方式不变，维持电网的完整；

2． 有调频或调联络线任务的发电厂仍负责调整工作，其它单位仍按原来的发电曲线、电压曲线和本规程的规定调整有功、无功；

3． 发电厂若发现线路输送功率超过稳定极限时，可自行降低出力，使输送功率降至稳定极限以内；

4． 省调已批准的检修、试验工作，除非情况特别紧急不得自行开工，检修已毕的设备保持在检修状态；

5． 省调值班调度员虽已发布调度指令，但未经省调值班调度员同意执行操作前中断了通信联系，则该调度指令不得执行；若已经省调值班调度员同意执行，则该项调度指令可全部执行完毕。

6． 省调值班调度员已发布了调度指令而未接到受令者完成指令的报告前中断通信联系时，仍应认为该项调度指令正在执行中。

第135条 凡与省调中断通信联系按规程规定自行进行事故处理或异常处理的单位，事后应设法向省调值班调度员详细报告情况。

• 39 •

第九节 电网振荡事故处理

第136条 电网发生非同步振荡时的主要现象是：

1． 发电机、变压器和联络线的电流表、电压表、功率表周期性地剧烈摆动，发电机、变压器发出周期性的异常轰鸣声；

2． 电网中各点电压表的指针周期性摆动，振荡中心的电压表摆动最大，并周期性地降低到接近于零；白炽照明灯光忽明忽暗；

3． 失去同期的电网联络线或发电厂间联络线的输送功率往复摆动；

4． 送端部分电网频率升高，受端部分电网频率降低，并略有摆动。

下级值班人员发现上述现象，应立即汇报省调值班调度员，省调值班调度员应立即向网调值班调度员及领导汇报。

第137条 为使失去同步的电网能迅速恢复正常运行，并减少运行操作，在满足下列各种条件的前提下，允许局部电网短时间的非同步运行，而后再同步。

1． 通过发电机的振荡电流在允许范围内，不致损坏电网重要设备；

2． 电网枢纽变电站或重要用户变电站的母线电压波动最低值在额定值的75％以上，不致甩掉大量负荷；

3． 电网只在两个部分之间失去同步，通过预定调节措施，能使之迅速恢复同步运行。

第138条 电网发生稳定破坏，应采取适当措施使之再同步，防止电网瓦解并尽量减少负荷损失。其主要处理原则是：

• 40 • 1． 频率升高的发电厂，应立即自行降低出力，使频率下降，直至振荡消失或频率降到不低于49.80赫兹；

2． 频率降低的发电厂，应立即自行升高出力，使频率上升，直至振荡消失或频率升到49.80赫兹以上。必要时有关调度可在频率降低的地区拉闸限电；

3． 各发电厂应自行提高无功出力，尽可能使电压提高至最大允许值。

第139条 在电网振荡时，电厂值班人员不得无故解列发电机组。

• 41 •

第七章 继电保护调度管理

第140条 继电保护是保证电网安全、稳定运行的重要组成部分。电网中的设备在投入运行前必须将所有的保护投入运行。

需停用某种保护时，经有关部门办理申请手续，允许短时停用一种保护。运行中的所有设备不允许无保护运行。

第141条 省调负责确定河北南网继电保护的配置和设备选型原则，编制调度管辖范围内的定值整定方案和运行说明；组织、参加电网事故的调查、分析工作；负责全网继电保护动作统计分析和技术监督工作。

第142条 各地调、发电厂应根据省调下达的继电保护整定方案和有关要求，编制各自管辖范围内的具体实施方案。

第143条 设备所在单位负责继电保护装置的运行、维护、检修和校验等工作。

第144条 定值管理

1． 继电保护定值计算范围原则上与一次设备的调度管辖范围一致，不能一致时应书面予以明确。计算范围有变动时，应办理移交手续。

发电厂、变电站的发电机、变压器、高压并联电抗器、低压电抗器等设备的继电保护定值，一般由设备所在单位整定计算，另有规定者除外。

2． 省调负责确定调度管辖及许可范围内变压器中性点接地方式，审核批准地调调度管辖范围内变压器中性点接地方式；确定调度管辖范围内发电厂的最大、最小运行方式；协商确定相关整定分界点处继电保护的定值配合。各级调度机构在基建（含新、• 42 • 扩、改建）工程投产前，应按定值计算要求按时向相关调度机构及发电厂提供系统等值电抗。

3． 省调调度管辖的继电保护装置首次投运前或更改定值（包括临时更改）后，现场值班人员必须与省调值班调度员核对定值正确，方可投入运行。

各单位保护调试人员更改或重新输入定值后，应向现场值班人员提交完整的保护装置整定定值书面结果或保护装置打印的定值单，与应执行定值通知单核对无误。

现场值班人员对继电保护装置实际整定值与应执行定值通知单的一致性负责；省调值班调度员对应执行定值通知单与实际执行定值通知单的一致性负责。实际定值与定值通知单不一致时，应及时与省调联系处理。

核对完毕，双方应在定值通知单上签写日期、双方姓名，盖“已执行”章。签盖后的定值通知单要妥善存档备查。

第145条 继电保护装置的运行管理

1． 省调调度管辖或许可的设备，其保护装置投停及更改定值等工作必须事先得到省调值班调度员的指令或许可，装置本身有故障或有误动危险时除外，但停用后应及时报告省调值班调度员。

2． 非省调调度管辖的设备，其保护装置的投停影响到省调调度管辖的保护装置时，应事先征得省调值班调度员的许可。

3． 如保护装置的某些投运方式仅由所在厂、站运行方式决定时，其投停规定应纳入现场运行规程，不必由省调下令。

母差保护的投入方式（指有选择或无选择），应根据母线结线方式的变更，由现场值班人员按现场规程做相应的变更；因电网结线方式变更需要改变母差保护投入方式时，按照省调值班调度员的指令执行。

4． 省调调度管辖或许可设备保护装置的软、硬件变更前，• 43 • 必须经省调批准。

5． 省调值班调度员在改变电网运行方式前后，应根据有关规定，对继电保护装置做相应的变更。运行中出现特殊方式或超出继电保护运行规定所允许的范围时，应及时告知省调继电保护专业人员，必要时需经有关领导批准。

6． 现场值班人员必须按现场规程的规定，对继电保护装置（包括纵联保护通道）及回路（包括交、直流）进行定期巡视和检测，并监视一次设备的负荷电流不超过保护装置的最大允许值。

7． 当省调调度管辖的继电保护装置发生异常时，现场值班人员应立即报告省调值班调度员，并按有关规定处理。同时通知本单位继电保护专业人员到现场处理，必要时报告设备所在单位的有关领导。现场值班人员应将异常原因及处理结果及时报告省调值班调度员。

8． 国调、网调调度管辖范围内设备的继电保护装置动作时，现场值班人员在汇报国调、网调值班调度员后应及时汇报省调值班调度员。省调调度管辖范围内设备的继电保护装置动作时，现场值班人员应准确记录继电保护动作信号，立即报告省调值班调度员。设备所在单位应及时收集保护动作信息（故障录波、微机保护打印报告等），并对继电保护装置进行检查、分析，查明保护动作原因，并按规定向省调提交动作分析报告。必要时，由省调组织进行调查、分析和检验工作。

9． 各发、供电单位应根据继电保护装置运行要求，及时编制、修订现场运行规程。

第146条 保护校验应按照检修计划和有关检验规程的规定进行，检验项目按有关规程（无规程时参照生产厂家说明书）的要求进行。保护装置的检查、定期校验及更改定值等工作，一般应配合一次设备的工作进行。线路两侧的保护校验应协调同步进行。

第147条 新研制或首次在本网使用的继电保护装置，经省调• 44 • 批准方可投入运行。

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第八章 调度自动化运行管理

第148条 调度自动化系统是保证电力系统安全稳定运行的重要设备，各级调度机构及接入电网运行的发电厂和变电站要装备符合实用化标准要求的调度自动化设备。调度自动化设备（系统）的运行管理和自动化专业职责要严格执行上级有关规定和《河北省电网调度自动化系统运行管理规程》，不得随意改变。

第149条 调度数据网络、调度自动化系统（设备）、电能量计费系统、生产信息管理等系统应最大限度地实现数据的共享，适应电力市场运营的要求。其系统的安全防护要符合国家及电力行业的有关规定。

第150条 在新建、改(扩)建工程中，调度自动化设备(系统)必须与一次设备同步投运。当电网一次结线发生变化时，现场远动信息量的修改按远动定值通知单执行，不能任意改变；调度端自动化系统应及时变更相关信息和显示内容。

第151条 省调委托地调调度的电厂均要装备运行可靠的远动设备。远动信息可由相关地调直接采集，并将信息可靠地送到省调。

第152条 省调自动化部门负责管理省调电能量计费系统；各发供电单位负责其关口采集装置及其附属设备的运行维护。用电计量部门对关口电能表计进行检修或校验前要通知省调自动化运行管理部门。

第153条 省调调度管辖厂站自动化设备的计划停运检修，负责单位提前两天报省调自动化运行管理部门，并经调度运行部门批准后方可实施。

5.云南电网调度管理规程复习题 篇五

1.云南电网遵循“、”的原则，任何单位和个人不得非法干预电力调度工作。

A、统一调度、分级管理； B、统一调度、自行管理； C、统一调度、统一管理；

2.下级调度机构

服从上级调度机构的调度。发电厂、变电站的运行值班单位，服从相应调度机构的调度。

A、必须、必须； B、可以、可以； C、应该、应该；

3.云南电网内调度机构分为三级，从上到下依次为：省级调度机构(简称“省调”或“中调”)、地区调度机构(简称“地调”)、县（市）级调度机构(简称“县调”)。云南省调属于中国南方电网四级调度机构的，上级调度机构为

（简称“总调”）A、第三级，中国南方电网调度通信中心； B、第二级，中国南方电网电力调度通信中心； C、第二级，中国南方电网调度通信中心；

4.调度管理实行调度权与设备所有权、经营权相分离，按有利于电网、有利于电网

、有利于电网调度管理的原则划分调度管辖范围。

A、经营效益提高、规模扩大； B、安全经济运行、规模扩大； C、安全经济运行、运行指挥；

5.继电保护、安全自动装置、通信及自动化设备的调度管辖范围划分，原则上与

的调度管辖范围一致。

A、电网、厂站设备；B、电网二次设备；C、电网一次设备

6.厂、站内除相关调度机构管辖以外的设备由厂、站管辖，一般为，站用电系统，监控系统，水工和热工等辅助系统。

A、厂用电系统、直流系统；B、排水系统、气系统；C、主机设备、闸门系统； 7.省调调度许可设备是指地调或发电厂管辖但 的改变须经省调同意的设备。

A、运行方式； B、设备运行方式；

C、运行状态；

8.“可接令人”在值班期间受值班调度员的调度指挥，接受值班调度员的调度指令，并对调度指令

的正确性负责 A、接受； B、传达； C、执行；

9.各级调度机构管辖范围内的“可接令人”的 由本单位负责，受令资格的培训及考核由相应调度机构负责；厂站具有受令资格的运行值班人员变动，须在变动前

相应调度机构。

A、资格、电话；B、岗位技能培训、书面报告；C、岗位技能培训、告知；

10.省调调度管辖范围的“可接令人”为下列人员：1.地调调度员。2.发电厂值长、电气班长（火电厂单元长）及同等岗位职责的。3.变电站、集控站站长、技术负责人、值班长。4.新设备投产联系人 A、值班负责人；B、技术负责人；C、部门领导；

11.未经值班调度员下令或许可，任何单位和个人不得 改变调度管辖范围内的设备状态。对危及人身和设备安全的情况，现场人员可先按有关规定处理，处理后应 向值班调度员汇报。A、进行、进行； B、擅自、立即； C、马上、立即；

12.在发布、接受调度指令时，双方 严格执行报名、复诵、记录、录音和回令制度，使用标准调度术语，设备应冠以电压等级和双重命名（设备名称和编号）。受令人在接受调度指令时，必须 方可执行，执行完毕后立即回令。

A、必须、检查；B、要求、检查无误；C、必须、复诵无误；

13.调度系统值班人员在接受调度指令时，如认为该调度指令不正确，应立即向发布该调度指令的值班调度员报告，当值班调度员确认并重复该指令时，受令人。如执行该指令确将危及人身、电网或设备安全时，受令人应，同时将拒绝执行的理由及修改建议上报给下达调度指令的值班调度员，并向本单位主管领导汇报。A、拒绝执行、拒绝执行； B、应当执行、拒绝执行； C、必须执行、拒绝执行；

14.，上级调度机构值班调度员可以越级向下级调度机构调度对象运行值班人员下达调度指令，运行值班人员应当执行，执行后迅速报告调管该设备的调度机构值班调度。

A、必要时； B、一般情况； C、进行操作时；

15.调度机构管辖范围内的设备发生异常或故障时，厂站运行值班人员应立即向相应调度机构值班调度员汇报情况，并对汇报情况的 负责，值班调度员应正确处理、作好记录。

A、正确性； B、及时性； C、正确性、及时性

16.重大事件应按规定 上报。

A、程序； B、时间； C、逐级；

17.一个运行单位同时接到多级调度机构的调度指令而不能同时执行时，应及时汇报其中的 调度机构值班调度员协调处理。A、最近一级；B、最低一级；C、最高一级

18.运行单位原则上应保证在任何时间都有“ ”在主控室（集控室）内。A、负责人； B、可接令人；C、可执行人

19.下列行为为严重违反调度纪律行为，请选出不是的是。

A.不执行或拖延执行调度指令。

B.得到调度机构值班负责人允许，改变调度管辖设备的状态、参数、控制模式行为的。

C.不如实反映现场情况，有意隐瞒或虚报事实。

D.未经调度许可，擅自在调度机构调度管辖或许可设备上进行工作。

20.下列行为为严重违反调度纪律行为，请选出不是的是。

A.经调度下令，改变发电厂有功、无功出力。

B.继电保护、安全自动装置动作情况汇报不及时或汇报错误，延误事故处理。

C.未经调度许可，在运行中的电力通信、调度自动化设备上开展工作并造成后果。

D.性质恶劣的其他行为。

21.设备检修的工期与周期应符合发、输、变电设备检修的相关规定，遵循“ ”的原则 A、计划及状态检修结合；

B、一次设备与二次设备配合检修； C、应修必修、修必修好

22.设备检修分为

检修和

检修两类。

A、计划、非计划； B、临时、计划； C、临时、非计划；

23.设备检修计划分为 检修计划和 检修计划。、月度检修计划中应包括需要运行设备改变状态或对电网运行有其他要求的设备检修、技改、试验、配合停电等工作

A、、季度；

B、季度、月度； C、、月度

24.省调管辖和许可设备的检修申请要求至少在开工前 个工作日上报检修申请单，省调应在开工前1 个工作日17:00 以前批复申请。A、1；

B、2； C、3；

25.遇设备突发异常或故障，需进行紧急处理或抢修的，可先根据现场规程处理，并向管辖该设备的调度机构值班调度员提出，是否补办书面申请由调度机构根据电网安全需要及现场处理的实际情况决定 A、检修要求； B、书面申请； C、口头申请；

26.已开工的设备检修工作，若因故不能按期完工，必须提前向调度机构办理延期申请，原则上应在设备检修申请工期未过半以前提出延期申请。检修申请延期时间不超过原批准结束日期当天24:00 的，由该检修申请停复电联系人提前向值班调度员办理延期手续。检修申请延期时间超过原批准结束日的，由该检修申请填报单位提前按原申请申报流程提出申请，由调度机构方式部门决定是否同意延期。在工期过半后才申请延期的，按 统计。A、非计划检修； B、计划检修； C、临时检修；

27.凡列入调度管辖范围的设备，其铭牌参数、接线 必须提前征得相应调度机构同意，并报相应调度机构备案。

A、减少；拆除 B、增大；拆除 C、改变；变更

28.发电机励磁调节器、电力系统稳定器(PSS)和一次调频的投入、退出应得到相应调度机构的批准，电力系统稳定器(PSS)和一次调频投退信号应传送至相应调度机构。上述装置异常或故障，值班运行人员 A、立即汇报中调，按调度命令执行； B、可将其退出，通知专业人员处理；

C、可先按现场运行规程将其退出，再向值班调度员汇报。

29.并入云南电网的机组均应具备 功能，其性能指标与参数应满足有关规定的要求并投入运行

A、机组进相； B、一次调频； C、机组调相

30.继电保护装置是保证电网安全稳定运行和保护电气设备的主要装置。继电保护装置包括各保护装置、保护通道接口、数据交换接口、故障录波装置及保护信息管理系统等设备及。

A、安全自动装置；B、功角测量装置；C、二次回路

31.厂（站）继电保护专业工作人员职责：对现场进行工作的 负责，根据现场二次回路工作内容提出检修申请，申请中明确保护功能投退、调整要求及影响范围

A、正确性；B、必要性；C、安全性

32.厂（站）运行人员职责：对现场继电保护操作处理的正确性负责，按现场二次回路工作内容填写操作票，对现场操作中的继电保护问题 进行处理。A、按现场运行规程；B、调度命令；C、询问专业人员后

33.现场进行继电保护工作，必须按规定办理检修申请、现场工作票及二次措施单等。现场工作必须得到 许可方能进行保护投退、切换等具体操作。A、调度员； B、运行值班负责人； C、中调方式科人员

34.保护功能和保护通道的投退、切换操作，值班调度员只负责提出保护功能、保护通道投退或切换的功能要求，具体操作由现场人员按现场运行规程执行，并对其操作的 负责。

A、正确性； B、及时性； C、完整性

35.500kV 设备不允许 运行。

A、无主保护；

B、无保护； C、无瓦斯保护

36.一次设备停电后，除调度员明确下令操作的继电保护外（如失灵保护、联跳保护、远跳保护），若继电保护装置或二次回路上没有工作，则继电保护装置。

A、退出运行并断开电源； B、必须退出运行； C、可不退出运行

37.调度机构管辖设备有关保护的投入、退出、检验、定值更改等操作，须经调度机构 同意，并严格按现场运行规程执行。A、继电保护科人员；B、调度机构值班员；C、值班调度员

38.断路器充电保护按调度指令投退，仅用于对母线、线路充电时使用，正常运行时。

A、退出； B、投运； C、按调度指令执行；

39.对于 接线的母线，当母差保护全停时，该母线应停运。

A、单桥； B、双母线；

C、3/2 断路器；

40.双母线接线方式，母差保护 时，一般不对该母线进行倒闸操作，除非必要并且经方式核算。

A、单套投运；B、全部退出；C、单套退运；

41.继电保护装置出现的异常、缺陷，厂、站运行值班人员应汇报，并通知专业人员及时进行处理。

A、厂领导； B、运行值班负责人； C、值班调度员

42.发生事故时，现场运行值班人员应先记录好继电保护装置的全部动作信号后方可复归，并将继电保护装置动作情况、故障测距结果及时汇报值班调度员。有人值班变电站在装置动作（无人值班变电站，在运行值班人员到达现场后）

小时内，将保护动作信号、各保护的打印报告、故障录波、事件记录等传真至调度机构继电保护部门。A、3；

B、2； C、1；

43.110kV 及以上系统保护发生不正确动作，应在2 小时内向省调进行专业对口汇报，并立即将保护装置动作情况、动作报告及故障录波报告报省调继电保护科。对保护不正确动作情况在事故原因查明后 个工作日内上报保护装置动作原因分析报告。

A、1；

B、2； C、3；

44.非电气量保护，由运行单位负责管理，厂站运行值班人员根据现场运行规程规定操作，但 保护投退须征得设备管辖值班调度员的许可。A、压力释放； B、高压套管压力低； C、重瓦斯；

45.继电保护及安全自动装置定值通知单应包括设备名称、装置型号、断路器编号、电流、电压互感器变比、定值更改原因，还需注明定值项编号、名称、符号，并备注清楚。明确装置功能要求，但不明确到装置连接片等具体屏柜上操作元件。

A、注意事项； B、执行要求；

C、执行要求和注意事项；

46.省调整定范围内继电保护及安全自动装置通知单须经省调值班调度员与现场值班员核对无误后方可执行，并严格遵守通知单执行情况 制度。A、报告；B、回执；C、反馈

47.在调度自动化设备（含自动化通道）上的维护或检修工作，应向相应调度机构提出申请,并在申请中明确对调度自动化数据的影响程度及范围，由相应调度机构 批准。

A、继电保护科人员；B、自动化部门；C、调度机构值班员

48.自动化设备维护或检修工作开始前,现场工作人员必须采取措施,防止与现场一次设备实际运行值不一致的错误数据上传到相应调度机构自动化系统，防止因厂站自动化设备原因导致的误调、误控等。同时必须电话征得相关调度机构 同意后，方可开始工作。自动化设备维护或检修工作结束时，现场工作人员必须与相应调度机构自动化值班人员确认所涉及的自动化数据或设备已恢复正常。

A、方式科；B、调度值班负责人；C、自动化值班人员

49.自动发电控制是电网调度自动化系统的一个组成部分，是保证电网安全经济运行、调频、调峰及区域间电力控制的重要措施之一。AGC 的性能由省调进行 和考核。

A、技术监督； B、监督； C、评定；

50.并入云南电网运行单机容量在200MW 及以上的火电机组，单机容量在40MW 及以上的水电机组或全厂装机容量50MW 及以上水电厂，至少具有日调节能力的水电厂应具有 功能。火电机组应具备机炉协调控制系统，水电机组应具备完善、稳定、可靠的自动启停和综合控制系统。有多台机组的水电厂应具备全厂协调、集中控制的计算机监控系统。A、进相； B、AGC； C、一次调频；

51.具备AGC 功能的电厂，必须保证AGC 功能的正常可用。AGC 功能的投、退应按 执行。

A、机组运行工况；B、调度指令；C、值班负责人指令

52.并网运行的AGC 机组，未经调度机构同意，修改AGC 机组功能及参数。调度机构同意修改的AGC 机组功能及参数，调度机构将视情况确定是否重新安排联调试验。

A、禁止； B、可以 ；

C、不得；

53.云南电力通信网应满足电力业务的需求，通信网的资源调配和运行管理实行、支线服从干线的原则。A、上级服从下级、局部服从整体； B、下级服从上级、整体服从局部； C、下级服从上级、局部服从整体；

54.电力通信系统检修工作是指凡在运行中的通信设备、设施上进行作业或需要

工作。A、相关回路上的；B、改变其参数设置的；C、改变其运行状态的；

55.省调直调500kV、220kV 线路的线路保护纵联方向、纵联距离、纵联零序以及安全自动装置的通信通道宜采用光通信自愈环方式。纵联差动保护应采用两路不同传输路由的 通信通道传输方式，禁止采用自愈环方式。A、2M ；

B、3M； C、1M；

56.操作接令人汇报调度机构值班调度员的操作结果必须是经过检查核实后的，如断路器、隔离开关、接地开关、二次设备等的，负荷、电流、电压、保护切换回路等的实际情况。

A、设备状态、实际状态；B、状态、状态；C、计算机监控状态、状态；

57.调度机构值班调度员发布的操作指令（或预发操作任务）一律由具备“可接受调度指令”资格的人员，其他人员不得，值班调度员也不可将操作指令（或预发操作任务）下达给其他人员。A、操作、操作；B、接令、接令；C、执行、执行；

58.除、重要操作或事故外，倒闸操作应避免在雷雨、大风等恶劣天气、交接班时进行，必要时应推迟交接班。A、中调要求； B一般情况； C、紧急情况；

59.在任何情况下，“约时”停送电、“约时”装拆接地线、“约时”开工检修。

A、允许； B、严禁； C、可以；

60.断路器分闸后，应检查三相电流是否为零，并。

A、检查电压是否为零； B、汇报中调； C、现场核实；

61.使用隔离开关进行母线倒闸操作，拉、合同电压等级经断路器或隔离开关闭合的站内环流（拉、合前先将环路内断路器操作电源切除）。A、允许； B、禁止 C、可以；

62.变压器在停（送）电，变压器中性点必须接地，并投入该变压器中性点接地保护，待操作完后再根据规定改变中性点接地方式。A、操作时； B、操作中； C、之前；

63.变压器投入运行时，应选择励磁涌流影响较小的一侧送电。一般应先合上

（或高压侧）断路器，再合上（或低压侧）断路器，停运时相反； 500kV 联络变压器，必要时也可先从220kV 侧停（送）电，在500kV 侧合（解）环或并（解）列。

A、电源侧、母线侧；B、负荷侧、电源侧；C、电源侧、负荷侧；

64.新装变压器投入运行时，应以额定电压冲击 次，并进行 ；变压器空载运行时，应防止空载电压超过允许值。A、5、试验；

B、5、核相；

C、3、试验；

65.参加AGC 运行的机组异常或AGC 功能不能正常运行时，发电厂值班人员可不待 将机组由调度机构控制模式切至就地控制模式，并立即汇报值班调度员。有关单位须及时对异常情况进行处理，处理完毕立即汇报。A、设备发信； B、调度许可； C、调度指令；

66.发生断路器跳闸的单位，运行值班人员须在跳闸后 分钟内向调度机构值班调度员汇报事故发生的时间、跳闸设备和天气情况等事故概况，跳闸

分钟内，应将一次设备检查情况、继电保护及安全自动装置动作情况等内容汇报值班调度。

A、3、30； B、2、15； C、3、15；

67.凡线路有带电作业，无论是否停用重合闸，跳闸后均 立即强送电。A、短时； B、不得； C、可以

68.线路保护与该线路高抗保护同时动作时，立即强送电。A、短时；

B、不得； C、可以

69.线路跳闸后强送不成功，条件允许时，可用 对线路进行零起升压，若零起升压失败，值班调度员将线路转检修后，应立即通知有关单位事故抢修。A外接电源； B、发电机组； C线路对侧；

70.当线路跳闸后强送不成功，对继电保护动作有疑问，且现场反映无明显故障现象时，经领导批准，可 该保护，再强送一次。A、试验 B、检查 C、退出； B、71.线路并联电抗器（高抗）保护动作跳闸时，在未查明原因并消除故障前，对高抗送电。

A、短时； B、不得； C、可以

72.当系统发生振荡时，各发电厂及装有调相机的变电站，应不待调度指令立即充分利用发电机、调相机的过载能力增加，提高电压至最大允许值，直至设备达到过载承受极限为止。A、机组频率；B、有功负荷；C、励磁；

73.当系统发生振荡时，频率 的发电厂，应充分利用备用容量（包括启动备用水轮机组）和事故过负荷能力提高频率、电压直至消除振荡或恢复到正常频率为止。必要时值班调度员可下令切除部分用电负荷。A异常； B、降低； C、升高；

74.当系统发生振荡时，频率 的发电厂，迅速降低发电机出力，提高电压，使其频率降低至与受端系统频率接近；同时注意保证厂用电系统的正常运行。

A异常； B、降低； C、升高；

75.当系统发生振荡时，任意将发电机或调相机解列。若发电机失磁应立即降低有功出力，并恢复发电机励磁，否则将失磁机组解列。A、短时； B、不得； C、可以

76.除经过试验并批准允许无励磁运行的机组外，发电机失去励磁后应立即解列。允许无励磁运行的发电机，失磁运行不得超过 分钟。A、30； B、60； C、10；

77.变压器的差动和瓦斯保护同时动作跳闸时，未查明原因并消除故障前

强行送电。

A、不得； B、短时；

C、可以 78.变压器的差动或瓦斯保护其中之一动作时，在检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波装置动作情况，判明变压器内部无明显故障时，经设备运行维护单位主管领导同意后可强送电一次，有条件时也可进行。

A、主变直接充电试验； B、升流试验；

C、零起升压；

79.发电厂、变电站值班人员发现运行中的断路器非全相运行时：若两相断开应立即 该断路器；若单相断开应立即 该断路器，当合闸仍不能恢复全相运行时，应立即断开该断路器，操作后马上汇报值班调度员。A、合上、合上； B、断开、合上；

C、合上、断开；

80.断路器操作过程或设备事故跳闸后造成断路器非全相运行，现场运行值班人员确认后应立即手动 断路器，再汇报值班调度员。A、操作； B合上； C、断开；

81.厂、站与调度机构通讯联系中断时，发电厂应维持通讯联系中断前运行状况。可能保持 不变，有关规定允许自行处理的异常或事故除外。A、电气接线方式、运行方式；B、电气接线方式； C、运行方式；

82.厂、站与调度机构通讯联系中断时，一切已批准但未执行的检修计划及操作应暂停执行。调度指令已下发，正在进行的操作应，待通讯联系恢复后再确认是否继续操作。

A、继续执行； B、暂停； C、取消；

83.一次设备检修状态指连接设备的各侧均有明显的断开点或可判断的断开点，需要检修的设备 的状态

A、已停运； B、已隔离； C、已接地

6.县级电网调度管理 篇六

山东电网光伏电站调度管理规定

（试行）总则

1.1 为加强光伏发电调度管理，保障电力系统安全、优质、经济运行，根据《光伏系统并网技术要求》（GB/T 19939-2005）、《光伏（PV）系统电网接口特性》（GB/T 20046-2006）、《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2000）、《光伏发电站接入电力系统技术规定》（GB/Z 19964-2005）、《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定(试行)》（以下简称《国网技术规定》）、《山东电力系统调度管理规程》（以下简称《调度规程》）等标准、规程，制定本规定。

1.2 本规定涉及光伏电站并网管理和正常运行阶段的调度管理以及相应基本技术要求。

1.3 本规定适用于山东电力调度中心(以下简称省调)调度管辖的光伏电站（总装机容量超过10MW或通过35kV及以上系统并网）的调度管理，自颁布之日起试行。其它光伏电站参照本规定执行。术语和定义

2.1 峰瓦（watts peak）

指太阳电池组件方阵，在标准测试条件下的额定最大输出功率。

2.2 逆变器（inverter）

指光伏电站内将直流电变换成交流电的设备。最大功率跟踪控制器、变流器和控制器均属于逆变器的一部分。

2.3 孤岛现象（islanding）

指电网失压时，光伏电站仍保持对失压电网中的某一部分线路继续供电的状态。孤岛现象可分为非计划性孤岛现象和计划性孤岛现象。非计划性孤岛现象（unintentional islanding）是指非计划、不受控地发生孤岛现象；计划性孤岛现象（intentional islanding）是指按预先配置的控制策略，有计划地发生孤岛现象。

2.4 防孤岛（anti-islanding）指禁止非计划性孤岛现象的发生。2.5 光伏电站分类

小型光伏电站指接入电压等级0.4kV的光伏电站；中型光伏电站指接入电压等级10～35kV的光伏电站；大型光伏电站指接入电压等级66kV及以上的光伏电站。并网管理

3.1 新建光伏电站应具有政府部门的核准文件和电网企业的接入系统批复文件。

3.2 新建光伏电站应在拟并网前6个月与省调联系，协商签订并网调度协议，确定光伏电站并网运行的安全技术条件和行为规范。

3.3 新建光伏电站应在拟并网前3个月，向省调和所属地调报送下列资料，并完善OMS基础信息库（包括但不限于）：

3.3.1 光伏电站基础信息：资产属性（企业法人名称）、电站经纬度、容量、拟投产日期、设计利用小时数、发电量等。

3.3.2 技术参数：太阳能电池组件型号、逆变器型号及性能参数、辐照度、发电容量等。

3.3.3 涉网一次设备保护、并网线路及母线保护图纸及相关技术资料。

3.3.4 光伏电站升压站一、二次设备参数、图纸及保护配置资料。

3.3.5 调度自动化设备（远动通信装置、电能量远方终端和调度数据网及二次系统安全防护设备）配置、信息接入资料。

3.3.6 调度自动化信息上传通道和通信规约情况。3.4 光伏电站调度命名由省调统一实施，电池组件及逆变器编号报省调和所属地调备案。

3.5 新建光伏电站在升压站接入系统送电和并网发电前，应具备向省调和所属地调提供实时信息的条件。已并网光伏电站也应按照以下要求在省调规定的期限内完成信息传送。

光伏电站实时信息包括并网状态、光照数据（辐照度、空气温度等）、逆变器运行信息（有功、无功、电流等）、逆变器状态信息、无功补偿装置信息、并网点的频率电压信息、升压站潮流信息及关口点电能信息。

3.6 光伏电站应在升压站安装故障录波仪，记录故障前10ｓ到故障后60ｓ的情况，按省调要求配备至省调和所属地调的数据网络传输通道。

3.7 光伏电站的主变压器应采用有载调压变压器。3.8 新建光伏电站应通过所属地调，于每月15日前报送下月新设备验收、启动送电计划，现场启动方案（包括启动设备、启动程序及启动过程中要做的涉网试验），运行规程，并网后检测计划；省调于每月25日前批复验收计划。

3.9 光伏电站应在启动并网1周前，完成调度自动化设备及互传信息调试。

3.10 光伏电站并网前须与所属地调开通专用调度电话，并测试良好。

3.11 光伏电站有关值班人员应取得省调颁发的上岗证书，名单报调度机构备案。

3.12 光伏电站并网前须通过省调组织的并网必备条件现场验收，并完成有关问题的整改。

3.13 光伏电站并网联络线、主变等接入系统设备为省调许可设备，启动送电前必须按照《调度规程》向所属地调提交新设 备启动送电申请，地调同意后报省调审批。

3.14 光伏电站应在并网运行后6个月内向省调提供经有资质单位提交的光伏电站运行特性的测试报告；已并网光伏电站应按照省调要求限期完成相关测试。否则省调将按照有关规定采取解网或限制出力等考核措施。

3.15 光伏电站测试应按照国家或电力行业有关光伏电站并网运行的相关标准或规定，由相应有资质的单位进行。

3.16 光伏电站测试前应将检测方案报省调备案，测试应包含以下内容：光伏电站有功功率控制能力、无功/电压控制能力、电能质量、低电压耐受能力、相关涉网保护、运行特性及省调要求的其他并网调试项目。

3.17 光伏电站并网后经测试不合格者，要限期整改。逾期未整改完成并对电网造成潜在影响者，将采取部分停运直至全部停运措施。

3.18 为保证光伏电站并网后测试结果的准确性与严谨性，省调将对测试过程进行监督，对测试结果进行检查确认。调度运行管理

4.1 事故情况下，若光伏电站的运行危及电网安全稳定运行，省调有权暂时将光伏电站解列。电网恢复正常运行状态后，应尽快按省调调度指令恢复光伏电站的并网运行。

4.2 光伏电站在紧急状态或故障情况下退出运行后，不得自行并网，须在省调的安排下有序并网恢复运行。4.3 光伏电站应参与地区电网无功平衡及电压调整，保证光伏电站并网点电压满足省调下达的电压控制曲线。当光伏电站内无功补偿设备因设备原因退出运行时，应立即向省调汇报，并按调度指令控制光伏电站运行状态。

4.4 光伏电站应按要求向省调和所属地调上传实时信息，并保证实时信息的正确性。当因故未能上传实时信息时，光伏电站应立即向省调汇报，并按省调要求限期完成上传。发电计划管理

5.1 光伏电站应每日12时前向省调提交次日光伏发电功率申报曲线，省调综合考虑电网运行情况，编制光伏电站次日计划曲线，并于17时前下达给光伏电站。

5.2 值班调度员可根据实际运行情况对日发电调度计划曲线作适当调整，并及时通知光伏电站值班人员。

5.3 光伏电站应严格执行省调下达的日发电调度计划曲线（包括修正的曲线）和调度指令，及时调节有功出力。

5.4 对于实际出力超出允许偏差部分，将按照曲线违约考核。

5.5 光伏电站可以根据太阳辐照度变化情况，提前1小时向省调值班调度员申请修改计划曲线，但每次修改范围必须大于计划值的±20%及以上。

5.6 省调可结合电网实际运行需要确定以下光伏电站运行模式。5.6.1 最大出力模式：指调度给光伏电站下达全场最大出力曲线，对低于最大出力曲线的情况不限制。

5.6.2 恒出力模式：指调度给光伏电站下达全场出力曲线为一恒定值。

5.6.3 无约束模式：指调度对光伏电站实时出力没有限制，光伏电站可以根据太阳辐照度情况自行调整出力。

5.6.4 联络线调整模式：指调度根据光伏电站相关送出潮流约束情况，下达光伏发电出力曲线。检修管理

6.1 设备检修按计划进行，光伏电站向电网提交、月度发电计划建议的同时，将、月度、节日、特殊运行方式的设备检修计划建议报省调。

6.2 省调将光伏电站设备检修计划纳入电力系统、月度、节日、特殊运行方式检修计划。

6.3 光伏电站设备（包括电池组件、逆变器和升压站设备等公用设备）检修影响运行容量超过40%额定容量时，按《调度规程》履行检修申请手续。

6.4 光伏电站应严格执行已批复的检修计划，按时完成各项检修工作。

6.5 光伏电站无功补偿设备检修，应按年、月计划安排，经省调统一平衡批准后方可进行。无功补偿设备运行状态的改变应经省调批准。6.6 光伏电站因设备更新改造等原因出现特殊运行方式，可能影响电网正常运行时，应将更改方案提前2日通知省调。基本技术要求

7.1 光伏电站应具备常规变电站的一般功能，如远方操作功能、频率表等。

7.2 调度自动化设备配置

7.2.1 光伏电站应配置计算机监控系统1套，其中远动通信装置应双机冗余配置；传输通道为数字专线和网络互备；传输规约为DL/T 634.5101-2002、DL/T 634.5104-2002、DL/T 719-2000。

7.2.2 光伏电站应配置电能量远方终端设备1套，传输通道为网络和电话拨号互备；传输规约为DL/T 719。

7.2.3 光伏电站应配置路由器2台、交换机2台、纵向加密认证装置2台、SDH 2M链路2条；采用MPLS VPN、IP over IP技术体制，将2套相互独立的网络设备分别接入地调接入网的不同节点。

7.2.4 光伏电站其它设备按《并网发电厂调度自动化设备（子系统）配置规范》（调自[2010]39号）要求配置。

7.2.5 光伏电站应按《并网发电厂调度自动化信息接入规范》（调自[2010]39号）接入和上传常规的自动化基础数据。

7.3 光伏电站监控系统与升压站计算机监控系统应具有通信功能，实现光伏电站实时信息的上传。

7.4 光伏电站有功功率控制 7.4.1 光伏电站应配置有功功率控制系统，具备有功功率调节能力，接收并自动执行省调发送的有功功率控制信号，确保光伏电站有功功率值符合省调的给定值。

7.4.2 在电网紧急情况下，光伏电站应能快速自动切除部分逆变器乃至整个光伏电站。

7.4.3 光伏电站应具有限制输出功率变化率的能力。7.4.4 光伏电站启动时应确保输出的有功功率变化不超过所设定的最大功率变化率。

7.4.5 除发生电气故障或接受到来自于电网调度机构的指令以外，光伏电站同时切除的功率应在电网允许的最大功率变化率范围内。

7.5 光伏电站的无功配置和电压调整

7.5.1 光伏电站须安装动态无功补偿装置，补偿容量应满足《国网技术规定》和省调要求。

7.5.2 光伏电站的功率因数应能够在-0.98～+0.98范围内连续可调。

7.5.3 光伏电站在其无功输出范围内，能够根据并网点电压水平，调节光伏电站的无功功率、无功补偿设备投入量以及调整变压器的变比，具备参与电网电压调节的能力;其调节方式、参考电压、电压调差率等参数可由电网调度机构远程设定。

7.6 光伏电站运行能力和电能质量要求 7.6.1 低电压耐受能力(1)光伏电站具有在并网点电压跌至 20％额定电压时能够保证不脱网连续运行 1s 的能力。

(2)光伏电站并网点电压在发生跌落后 3s 内能够恢复到额定电压的 90％时，光伏电站能够保证不脱网连续运行。

7.6.2 运行频率要求

(1)光伏电站应能在49.5Hz～50.2Hz频率范围内连续运行。(2)频率低于48Hz时，根据光伏电站逆变器允许运行的最低频率或电网要求而定。

(3)在48Hz～49.5Hz频率范围内，每次频率低于49.5Hz时要求至少能运行10min。

(4)频率50.2Hz～50.5Hz时，每次频率高于50.2Hz时，要求至少能运行2min，但同时具备0.2s内停止向电网线路送电的能力，实际运行由电网调度机构决定；并且当频率高于50.2Hz时，不允许处于停运状态的光伏电站并网。

(5)频率高于50.5Hz时，在0.2s内停止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏电站并网。

7.6.3 光伏电站应配置电能质量监测设备，实时监测的光伏电站电能质量（包括谐波、波形畸变、电压偏差、电压波动和闪变、电压不平衡度及直流分量等）符合《国网技术规定》，并按照调度要求上传有关信息。

7.7 过流与短路保护

7.7.1 光伏电站需具备一定的过电流能力，在120%额定电流 以下，连续可靠工作时间应不小于lmin；在120%～150%额定电流内，光伏电站连续可靠工作应不小于10s。

7.7.2 光伏电站向电网输出的短路电流应不大于额定电流的150%。

7.8 防孤岛

7.8.1 光伏电站必须具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力，其防孤岛保护应与电网侧线路保护相配合。

7.8.2 光伏电站的防孤岛保护必须同时具备主动式和被动式两种，应设置至少各一种主动保护（频率偏移、有功功率变动、无功功率变动、电流脉冲注入引起的阻抗变动等）和被动防孤岛保护（电压相位跳动、3次电压谐波变动、频率变化等）。

7.9 逆功率保护

7.9.1 不可逆并网方式的光伏电站应配置逆向功率保护设备。

7.9.2 逆向电流超过额定输出的5%时，光伏电站应在0.5～2s内停止向电网线路送电。

7.10 光伏电站必须在逆变器输出汇总点设置易于操作、可闭锁、且具有明显断开点的并网总断路器。信息统计及披露

8.1 光伏电站应进行运行情况统计，每月初按要求向省调和所属地调报送光伏电站运行月报。

7.县级电网调度管理 篇七

关键词：电网调度自动化,应用,发展

电网调度自动化系统是一个利用现代电子信息技术采集数据服务于电网运行的系统。这个系统可以利用先进的电子技术和网络技术, 用采集的数据为工作人员提供电力系统的即时运行信息以及为工作人员做出正确的决策提供参考。电网调度自动化系统已经成为保证电网安全和经济可靠运行的重要支柱手段之一。县级电网调度自动化系统是配电网综合自动化系统的核心, 它是县级电网安全、可靠、经济运行的保证。这种新型电网调度手段彻底升级了县级电网调度系统的方式, 为县级电网的安全和稳定运行提供了重要保证。近几年来, 县级电网调度自动化系统的研究发展快速, 其实际应用也取得了不错的效果。

1 县级电网调度自动化的现状

目前, 县级电网调度自动化系统在电网调度运行的实时监控、电网最大负荷预测、突发故障的处理等方面发挥着不可替代的作用。重要的是, 它采集的数据信息还为各部门做出科学、正确决断提供了非常重要的依据。但是, 由于我国电网调度自动化系统还处于起步阶段, 电网建设中存在着不少的问题。

1.1 管理方面

目前, 各县对电网调度自动化系统的规划和建设, 差不多都是自定方案、自选设备、自己管理。这些现象导致了目前我国投入运行的系统种类繁杂, 且基本应用设施的水平参差不齐等。有些县局还非常盲目, 缺乏科学完整的规划和具体目标, 对县级电网调度自动化系统结构和功能没有一个科学、正确的认识, 而且一些县的通道设备和远动终端站等应用设施不是很齐全, 最重要的是, 他们缺乏专业的技术人员。这些问题严重阻碍了县级电网调度自动化系统的整体建设和快速发展。为此, 各市、县可以建设一个专门的部门或者机构, 聘请专业人员来制定统一的规划, 并且对各市、县的电网调度自动化系统的建设实行统一管理, 以便于电网调度自动化系统的整体统一建设。除此此外, 还应定期对相关技术人员进行统一培训;与此同时, 各县政府在电网调度自动化系统的规划和建设中, 应该对电网调度运行工作人员进行统一编制管理;组织专业技术人员调查并对建设方案进行完善, 以求得到一个完整的县级电网调度自动化系统的建设规划。总而言之, 县级电网调度自动化系统的建设必须做到实事求是, 从实际出发, 制定一个既能满足本局电网发展需要, 又不超出经济承受能力的科学的严谨的建设方案。

1.2 技术方面

1.2.1 系统功能和维护方面

当前, 我国已经投入运行的系统主要有CC-2000, SD-6000, OPEN-2000三种类型。这三种系统都采用RISC工作站和国际公认标准。现在, 有些县局已将电网调度系统平台升级为DF-8003C, 该系统是国内在Windows2008 (基于NT技术构建) 环境下实现调度自动化应用, 具有主机容量大, 运行稳定可靠, 反应快速, 处理能力强, 硬件可靠等特点。

目前, 各县局的电网凋度自动化系统虽然已经初步建成, 但由于我国电网调度自动化的研究还处于起步阶段, 专业技术工作人员溃乏, 导致不能对系统运行进行及时和有效的维护和管理, 严重影响自动化系统运行的稳定性和安全性。针对这种情况, 各市、县应该根据电网调度自动化系统的规划和建设, 加强专业技术工作人员的培养和培训, 以保证系统的稳定性和安全性。各县局由于缺乏调度自动化系统的运行和管理经验, 不能及时制定各种管理制度, 导致分工不明确, 影响系统的运行。为此, 应该组织相关人员及时制定相应的规章制度。不重视工作人员的培训工作, 当电网调度出现问题时, 只能移交厂商处理, 导致各种突发的故障和事件得不到及时和有效的处理。这些问题都严重影响系统的安全和稳定运行。

1.2.2 通道建设

当前, 县级电网调度自动化系统的规划和建设都是以“四遥”为目标, 并朝着“遥视”功能前进。但是目前的调度自动化主站系统、变电所综合自动化系统和变电所远动监控系统以及通道都未能满足这—要求。

现在, 各县局使用的通道类型比较多, 但只有微波、无线扩频和光纤等少数几种能够满足电网调度自动化系统“四遥”功能的要求。微波和光纤能够同时实现“四遥”和“遥视”功能, 但这两种通道的建设成本很高, 在县级电网调度自动化系统的建设中一般都不会采用这两种通道。就现在而言, 由于造价的原因, 三种通道中最实用的通道的还是无线扩频通讯。无线扩频能实现“四遥”功能, 但不支持“遥视”功能, 且运行不稳定、维护量较大。因此, 针对其运行不稳定的缺点, 必须制定合理方案, 加强专业技术工作人员的配置, 为系统的安全和稳定运行提供保障。

2 发展

电网调度自动化经过了起初的简单“两遥”系统后, 逐步发展成依赖“四遥”的无人值班站监控系统, 直到目前正在大力推广的高层应用软件, 电网调度自动化系统经过了一个从低级到高级的发展过程。近年来, 随着计算机技术、网络通信技术、数据库技术等的飞速发展和电力市场的要求以及国际标准的成熟完善, 调度自动化系统正在朝着数字化、网络化、智能化、标准化、集成化和市场化的方向发展。

随着我国电力系统的快速发展, 电网调度自动化系统已经成为各电力企业的核心部分, 国家电网公司发布了调度系统的“十二五”发展规划指出:1) 在现有系统的基础上, 须进一步完善系统的功能, 特别是电网的分析功能, 主要包括网络拓扑和网络建模的建设, 使系统具有更强的分析能力。2) 在PS6000电网调度自动化系统的基础上, 可以建立一个调度综合数据的应用平台, 使电网调度系统采集的数据规范化, 提升电网调度自动化系统功能。3) 在PS6000调度系统的基础上, 逐步研究电力市场的运营模式, 为今后市场化的工作打下良好的基础。

3 结语

当前, 我国经济的快速发展和科学技术的不断进步, 使得县级电网调度自动化系统的研究和应用也发展迅速。但是, 我国的电网调度还处于起步阶段, 仍需加大研究力度, 使县级电网调度自动化系统日益完善。

参考文献

[1]李玉彤.县级电网调度自动化系统的应用研究[J].硅谷, 2011.

8.县级电网调度管理 篇八

【摘 要】随着计算机及其网络技术、通信技术、远动技术的发展，为县级电网调度自动化及其支撑平台的发展提供了条件。本文总结了县级电网调度自动化的发展过程及县级电网调度自动化的应用情况，提出了以JAVA技术为核心的新一代广义平台的概念，介绍了新一代的县级电网调度自动化的展望。

【关键词】县级电网；调度自动化；应用；发展；JAVA技术

1.发展过程

20世纪70年代的调度自动化系统是基于专用计算机和专用操作系统SCADA（数据采集与监视、控制）系统，称为第一代；80年代是基于通用计算机（VAX系列/VMS或PC/DOS）的EMS（能量管理系统），称为第二代；90年代则是基于RISC/UNIX（或PC/Windows）的开放分布式EMS/DMS（能量管理/配电管理系统），称为第三代。毫无疑问，每前进一步都与计算机及其操作系统的升级有着紧密联系，但每一代的进步都有其各自的目标。可以这样说：第一代解决了调度员"一双眼睛"问题，也就是说调度员可以借助调度自动化工具对电网运行监视和获取一般的现象及信息；第二代解决了调度员"一双手"的问题，便于调度员对电网的一般性控制和获取安全经济运行的决策依据；第三代解决了调度员"一个大脑"问题，系统通过高级应用软件的快速计算和实时智能分析，帮助调度员对电网深层把握，及时处理电网可能发生的潜在问题，提供电网改造、扩展的技术依据。随着计算机技术的发展，调度自动化设备的技术水平也进入了快速发展阶段，我们充分抓住了计算机技术发展给调度自动化工作带来的机遇，清醒地认识到以往认为的先进模式存在功能单一、可靠性差等缺陷。

2.系统应用

近几年，电网的发展对调度自动化系统提出了更多、更高的要求，变电所综合自动化、无人值班变电所的实现，使调度自动化系统成为集电网测量、控制、保护、经济运行、指标考核等多方面的综合性管理系统。县调自动化系统是一个技术不断发展、功能不断扩充的系统，在发展中总会碰到新的问题，现行的一些标准已明显不能满足实际的需要。工程实施中常常碰到系统满足实用化指标，但不能满足实际要求。如：通道不可靠、监视不完善（烟火报警、发热部位温度、视频系统等）、一次设备开关机构分合不可靠等。那么新一代电网调度自动化的目标是什么？随着电力系统的发展，县级电网调度自动化已经成为县级电力企业的"心脏"，这就是说：未来的县级电网调度自动化将起一个心脏的作用，县级电力企业的活力就决定于它，如提高县级电网本身安全经济分析能力和负荷预测的准确度，为未来的数字化电网打基础等。总之，新一代县级电网调度自动化对电网的运行作用越来越大，而对计算机及其网络技术、通信技术的依赖性也越来越强。

3.新技术的展望

3.1组件化技术的发展

随着计算机技术和现代通信技术的飞速发展，电力系统自动化软件正在兴起网络化、组件化浪潮，从厂站侧间隔级的过程总线到主站侧的电力企业集成总线将全面组网和互联，IT界流行的公共对象请求代理体系结构（简称CORBA）、企业级Java组件（简称EJB）、分布式组件对象模型（简称DCOM）和基于简单对象访问协议（简称SOAP）的XML（可扩展标记语言）WebServices等组件模型开始用于电力系统自动化的解决方案。特别是IEC61970标准的出台使分布式、组件式的调度自动化系统必将成为未来发展的方向。

3.2 Linux操作系统的兴起

自由软件的蓬勃发展造就了Linux这一操作系统的诞生，它的出现削弱了微软Windows操作系统的霸主地位。Linux具有良好的开发性和稳定性，它采用的是Unix操作系统的内核，而且它的源代码是公开的。从安全角度讲Linux比Windows更具安全性，因此资深的系统安全分析家肯定地认为Linux是目前乃至未来5年最安全的操作系统，这可能也是我国政府加大发展有自主知识产权的Linux操作系统的出发点之一。电网调度自动化系统是一个实时系统，Linux的运用无疑为系统的稳定性下了一个定心丸。

3.3 Java的优点

Java优秀的平台有无关特性。Java的平台无关性，是指在某种操作系统（如Windows）中书写编译得到的Java字节码文件可以不加修改地在其它操作系统（如Linux、Unix）中运行。这一特性无论对于开发者还是用户都具有非同寻常的意义。

Java不同于C++等其它面向对象的语言特色。从数据结构中取消了C++语言指针结构；在多线程支持和安全性等方面已优于C++，大大降低了系统发生异常的可能性，有效地保证了电力调度自动化系统的可靠性；其内置的内存垃圾自动回收机制有效地解决了曾令程序员头疼的系统内存泄漏问题；Java以其优秀的类似于CORBA的RMI接口，使得开发分布式应用系统变得十分简单，从而为实时性要求较高的计算任务分摊在几个Java虚拟机上运行提供了较为简单的方案，并对未来实现国际电工委员会的IEC61970系列规约标准提供了实现的开放接口；有专门的类库支持网络通讯；Java强大的Internet功能，带来的好处是通用性、标准化、低成本、低维护费和高度的可移植性。使得许多以往常规电力调度自动化系统的许多功能在用户端的Web浏览器中实现，既简化了操作、延伸了电力调度自动化系统的管理范围，又大大减少了软件的升级维护费用。

面向对象性。Java程序是由程序包组成，每个程序包包括类的定义，而类的定义是产生对象实例的模板，由属性和行为组成。作为面向对象的语言，Java支持封装性、多态性、继承等概念。有效支持代码的重用，提高代码的开发速度，缩短软件的开发周期。

用户界面设计方面。由于Internet技术的发展和Java提供的界面控件的可插入观感特性和布局管理特性等界面设计新思路，满足了不同操作系统平台上和不同屏幕显示模式下用户对界面控制元素现实行为的多种要求，提供了同一平台上不同窗口系统的显示（模拟Java界面风格、Windows界面风格和Motif界面风格）；不同显示分辨率下界面控件的排布方式的管理，所有的系统显示都是用于查看、修改、监视和控制调度自动化系统功能执行的web页。这些特性可为现场监控人员对界面风格的要求提供很大的灵活性。

基于Java多层构架的调度自动化体系结构。整个系统包括四层：客户层，WebTop层，应用层和数据库层。客户层是一个图形用户界面，提供应用接口，这层不直接访问数据库，客户层只提供一个友好的人机界面，这使得客户端成为一个真正的瘦客户。WebTop层作为一个代理和缓冲，一个顶端的Web服务器用于存储JavaApplet程序和静态数据，并提供本地资源访问的能力。应用层是多层结构中最重要的一层，它提供所有的事务逻辑处理功能，所有的数据库访问操作在这一层完成。数据层的功能是存储数据，通常它采用关系型数据库，但是随着国际电工委员会满足面向对象数据结构和访问的实时数据库管理系统的设计和开发标准IEC61970系列的推出，将采用面向对象的数据库结构（多层架构）。

4.县级电网调度自动化系统的发展前景