电网管理

电网管理（精选十篇）

电网管理 篇1

关键词：智能电网,电网调度管理,精益化管理

一、智能电网的概述

作为自动化供电网络的智能电网在运行过程中能够随时监控每一个节点和用户, 同时也能够确保电流和信息的传递实现双向进行。宽带通信、自动控制系统以及分布式智能是构成智能电网的主要组成部分, 在这些组成部分所发挥的作用下, 电网中的各个部位可以保证紧密的连接并能够进行实时的互动。传感器是智能电网实现自身功能的重要部件, 通过传感器, 智能电网可以将配电、输电、发电等设备组织形成总线网络, 并对节点进行监控以确保其运行过程的可靠性, 在运行特定时间需要采集电网数据并对数据进行分析与处理, 其处理结果可以作为智能系统仿真软件进行教学支持以及预测的依据, 在此基础上对电力质量进行优化并有效降低生产成本, 从而实现电力调度管理与智能电网运行的最优化, 并促进电网可靠性进一步提高。智能电网可以使电力的输送、生产等环节得到优化, 从而有效节约电力资源, 在高效使用资源的同时为电力行业以及电力用户带来最大效益。

二、智能电网环境下电网调度管理工作中暴露出的问题

电网调度管理机构作为保证电网经济、优质、安全运行的部门承担着安排电网运行方式、安全电网检修计划、处理电网异常状况与事故、进行调度命令的下达等重要工作。而在智能化电网发展以及电网规模不断增大的背景下, 调度管理人所需要管理的内容以及操作的设备也越来越复杂, 从而导致了电网调度管理工作量不断增加。智能电网是电网在未来发展中的重要趋势, 而优化电网调度管理应当作为建设智能电网工作中重要的内容之一, 同时也应当是电网运行部门以及电网调度管理部门需要明确的共同目标, 并在此基础上实现电网调度管理工作效率的提高以及推动电网调度管理工作向科学化、规范化以及标准化发展。但是在当前的电网调度管理工作中, 传统的调度管理工作方式仍旧具有较低的工作效率与工作水平, 大量存在的重复劳动已经暴露出了阻碍智能电网发展的因素并造成了当前电网调度管理工作难以适应智能电网发展的情况, 而在优化电网调度管理工作的过程中, 有必要对传统电网调度管理工作中存在的问题作出了解并有针对性地进行解决。

(一) 信息孤岛现象的存在。

计算机技术以及网络技术的发展推动了智能电网的发展, 所以在电网调度管理工作中不仅需要依靠计算机来开展调度工作, 还应当加强对网络的重视, 但是当前电力调度管理部门中许多业务功能仍旧只是单纯地依赖计算机来完成, 而在此过程中业务的流程可能要涉及到多个电网调度管理职能部门, 部门与部门之间的信息传递还需要用手工方式来进行, 这种现象不仅降低了工作的效率, 并且容易导致“信息孤岛”现象的出现, 不利于电网调度管理工作的协调开展。

(二) 对信息缺乏统一的管理与整体的规划。

在电力系统中各个部门所使用的软件系统各异, 而这种情况在一定程度上影响了部门间的协调与交流, 同时上级部门也难以对信息进行整体和统一的规划与管理, 这种问题在很大程度上影响电网调度管理工作的效率并制约着电网调度管理工作在智能电网环境中的适应性。

三、智能电网环境下电网调度管理工作的努力方向

电网调度管理部门本身的工作性质决定了电网调度管理的专业性以及严肃性特点, 为确保供电的质量以及可靠性, 电力生产部门以及经营部门在智能电网建设中投入的电力设备日益增多, 同时也导致了电网调度管理工作越来越繁重和复杂。作为电力行业中重要的协调和指挥管理系统的电网调度系统能够有效地确保电网运行的安全性, 所以在智能电网环境中, 电网调度管理相关工作应当对任何可能出现的问题都采用科学的控制方法来进行控制与解决以构建维护电网安全的结构体系, 在此过程中, 有必要推动电网调度管理工作呈现出精益化的特点。

(一) 推动上下级调度工作的协调化。

精益化调度的主要目的在于强化电网的调度管理工作, 避免调度管理过程中出现重复性建设和无效劳动, 通过将生产运行建立在科学合理的组织与制度的基础上来优化电网调度工作, 在此过程中调度运行、通信、保护等业务的处理要保证最大的协调化以及下级调度管理工作中的协调是实现调度管理工作精益化的关键内容。在推动精益化调度管理工作实现中要加强上下级企业的沟通, 通过统一电力系统办公设备来实现信息的交流与共享, 从而为上下级调度工作的协调化建立技术保障。

(二) 实现与社会企业、用户以及政府部门的协调。

调度管理部门是电力行业中重要的部门, 同时在生产链上也处于十分重要的位置, 只有保障产业链中的调动管理工作能够做到最优化才能够有效地促进电力行业运行效率的提高以及电力企业经济效益的提高。在此过程中, 可以从以下几个方面入手:一是建立并重视与电力行业紧密相关的社会企业之间的业务, 确保在能源供求量增大的背景下实现水、电、煤等资源的协调, 并满足社会对能源需求量的增加;二是优化与用户之间的协作方式。只有确保能源得到合理的使用, 才能确保电能的有效供给, 同时也能够提高作为能源使用主体的用户的响应能力;三是与政府部门加强合作。政府部门的管理会对电网调度管理工作中的精益化管理产生很大影响, 所以需要加强与政府部门合作来满足企业基本的生产需求。

(三) 实现业务流程之间的协调。

在电网调度管理业务流程的协调中, 继电保护专业需要提供先进科学的继电保护技术, 并通过采取科学的控制方案对电网运行过程中继电保护方面所体现出的问题进行解决, 降低电网运行中所面临的安全风险, 同时要对电网进行定期检修, 通过实时监控电网运行来避免电网出现高负载运行状态。重视控制电网负荷变化并调整电网运行方式以实现系统在运行中实现最大化的效率。针对电网停电问题要制定出相应的检修停电计划, 通过对停电范围进行控制来降低停电面积以保持较好的供电水平;调度运行专业应当在电网的运行过程中采取在线监控、预测等手段来分析电网运行数据, 降低电网运行中面临的风险, 这一点对电网调度管理工作人员提出了较高的要求, 需要电网调度管理工作人员能够以电网运行实际情况为依据来进行控制措施与预防措施的制定以确保电网运行的稳定性与安全性;调度自动化以及通信专业在电网运行过程中要从能力和技术角度对系统运行情况进行掌握, 这要求能够为电网运行提供良好的技术平台, 同时也要求提高通信以及自动化的掌握能力, 降低电网运行过程中产生技术问题的概率。

总之, 电网调控管理工作直接影响着智能电网的运行效果, 所以要求电网调度管理工作能够确保断网实现同步保护, 通过先进理论以及技术的运用在电网运行过程中对电网的运行状态作出有效控制以保护电网的正常运行, 同时要求在管理好职能电网的基础上做到能源节约并提高自身的服务能力以满足社会对电力的需求。

参考文献

[1].任志翔, 仇群辉.智能电网调度自动化技术思考[J].经济研究导刊, 2010

[2].张广鑫.智能电网的发展状况及其功能特点[J].广播电视信息, 2010

[3].冯俊青.智能电网的实现与发展趋势[J].信息与电脑 (理论版) , 2010

浅谈电网建设与电网维护管理的关系 篇2

——县级供电公司的电网建设与电网维护管理

一、前言

为了超前谋划2007年工作思路，广纳良策，更好地指导和规范07年公司各项工作的运作，公司向各二级单位广泛征求15个问题的回答意见。这体现了公司决策层更务实更科学的工作理念和思维方式的转变。所提15个问题涵盖公司安全生产、电网建设、生产维护、服务创新、营销管理、财务管理、多产业发展、教育培训等各个方面的内容，与公司的发展与壮大息息相关。公司要求各个二级单位对全部15个问题都要逐一作出回答，其用意深远，出发点可圈可点。设计室作为一个业务性和专业性都较为单一的二级单位，在15个问题中有许多问题自我感觉没有发言权，即使说了其实也完全脱离实际，所以只结合本单位的工作实际特点，有感而发，就15个问题中的第二个问题发表个人诌议，浅谈电网建设与电网维护管理的关系，仅供参考，不对之处请诸位批评指正。

二、历史沿革与现状

公司现行的生产维护管理组织机构健全，但也存在管理真空。公司老总作为第一责任人对生产维护管理负总责，下面有分管生产副总经理和副总工程师，主管科室有生产技术科和安保科，运行维护单位又包括主网单位（包括变电工区、输配电管理中心、调度所和常规110kv孔垅变电站）和供电单位（各供电所）以及其他相关单位。按照传统的管理模式，生产技术科作为公司的生产指挥中心，主要负责公司范围内的生产维护管理、技术指导与监督，其主要职责体现在生产维护管理功能上。1999年实施农网改造工程，工程建设任务繁重，为了保障电网建设不影响正常的电网生产维护管理，公司原电力局成立了专门但属临时性机构网改办公室，专门负责电网建设工作。随着农网一二期改造工程的竣工验收，网改办也完成了它的历史使命，机构设置被中止，一些剩余的电网建设尾巴被转移到生产技术科。从此，生产技术科除了承担本身的电网生产维护管理职责外，又承担了电网建设的管理职责。以前网改办3、4个人承担的工作任务全部转移到生产技术科，而生技科仅仅也是设置一个网改专责来负责管理。一些电网建设工程的相关管理出现断层和真空现象。

三、弊端初现

电网生产维护管理与电网建设管理职责的并轨，表面上全部叠加在生技科。但生技科的人员配置有限，难以有足够的精力来管理电网建设，从而导致电网建设管理不畅，程序不严。从电网建设的客观规律和基本建设程序要求来看，生技科的人公文写作员配置远远满足不了电网建设管理的需要，从而暴露了电网建设的诸多弊端，主要表现在：

1、从电网建设的立项程序表现出项目管理混乱。三期县城电网改造工程项目，这既有当初项目申报的深度和灵活性不够，不便于操作的因素，但更主要的是体制原因，没有专门的机构对项目负责，项目立项缺乏统一原则，随意性大；项目方案设计变更手续不全，一个项目出现多次设计，从而导致项目管理一直不能理顺，直至现在，三期城网的项目到底有多少尚不清楚。项目管理的混乱同时也导致了物质材料调拨和招标的混乱，一个项目接到设计任务并完成工程勘测设计后，网改专责根据项目材料计划下达材料调拨单，物质部门根据调拨单进行材料招标，但是施工单位在施工过程中由于种种原因需要对原方案进行变更，设计单位根据项目管理单位的变更通知对原项目又重新进行变更设计，那么方案的变更而导致的材料变更如何进行总量平衡的关键环节失去监督，必然导致物质材料的库存积压或者材料供应不足而影响工程进度。

2、从电网建设的工程施工主体来说，缺乏施工主体多元化和招标竞争机制，导致施工单位积极性不高。现在的管理模式是，工程项目确定以后，按照施工资质的不同而采取行政手段下达给各个施工单位。公司根据项目费用切块与相关施工单位签订施工合同。按照本人的理解，对于施工单位来说，一个项目就是一个利润增长点，一般不会出现亏损的情况，但大多数施工单位对这块利润并不感兴趣，积极性不高，工程进度慢。这种情况为什么会出现？究其原因我认为是机制的原因，一方面，我的地盘我作主，谁也抢不走的思想普遍存在，10kv作业只有配网中心具备施工资格，低压项目各管各所，互不干涉，施工主体的单一行政指定，没有了担心项目被抢的忧患意识，没有危机感和竞争意识，自然积极性就不高；另一方面，有些单位的施工力量就不强，本身的生产维护管理任务就重，难以有足够的精力来从事电网建设任务，建设周期越拖越长。

3、从电网建设的过程管理来说，缺乏有效质量监控。现行的体制下，生技科肩负电网建设和生产维护管理双重职责，但实际上生技科很难履行电网建设工程的过程管理，质量控制失去监控。因为生技科现有的人员配置只能满足各个专业生产维护管理的需要，不可能抽出过多的精力来从事电网建设管理。施工队伍的工艺质量只能听天由命，相当部分工程项目自竣工之日起就成为故障高发项目，工程竣工移交到生产维护管理环节后一开始就是带病运行，电网建设过程中建设质量先天不足，维护管理难度加大，维护管理成本居高不下。

4、工程竣工验收主体不明，职责不清，缺陷整改缺乏闭环监督。在网改办没有撤消以前，工程竣工验收有一整套的验收管理制度和相关责任主体。施工单位工程竣工后先进行自验收，然后向网改办提出书面申请，网改办组织专门的验收人员对各项工程进行现场复查验收。自从网改办撤消后，生技科难以组织专门的验收人员，长期靠设计室几个人去履行验收职责。然而又没有相应的责、权、利挂钩机制，思想不通，验收人员积极性不高，很难保证验收质量。项目竣工验收后的后续环节和移交生产运行没有规范程序。

四、问题浅析

现行的电网建设与生产维护管理的相互混淆、职责界定不清的根本原因还在于体制问题。现行生技科的机构设置难以满足电网建设和生产维护管理的双重职责，直接导致了一块牌子两张皮的现象，管理职责难以落实到位，电网建设的过程管理和质量监督管理、工程竣工验收技术资料移交管理等等都失之于宽，纲不举则目不张，权不谋则责不眀，缺乏有效的责、权、利挂钩机制，单一的行政指定机制限制了积极因素的发挥，市场化的招投标竞争机制还没有引入，多劳多得的分配体制在电网建设这一环节还没有得到根本体现，电网建设项目的项目经理负责制连尝试都还没有开始。

五、个人建议

为了从根本上扭转目前电网建设和生产维护管理职责混淆不清，一块牌子两张皮的现象，个人认为只有从根本的机构设置来做文章。

（1）应该把电网建设管理职责从生技科的管理职责重剥离出来，把生技科从繁琐的项目建设管理中解放出来，让生技科有充足的精力从事其专业的生产技术指导及生产维护运行管理，其根本任务是保证电网的安全、可靠、经济运行；

（2）剥离出来的电网建设管理智能应另设专门的电网建设管理机构，其职责应涵盖电网建设项目的立项、建设施工、质量监督、验收交接等工程建设自立项到竣工移交前所有的过程管理。该机构还应组织成立足够专业化的项目经理，采用招投标的市场化竞争模式优化配置施工力量，项目经理的职责就是取得项目施工标的后，按照工程合同进行市场化运作，对建设项目的施工质量、施工进度、竣工验收、资料整理、移交运行负全部责任。只有等到全部工序完成，验收合格并经项目监理商、验收委员会共同认可后才能移交给生产维护管理单位。

（3）可结合本公司鑫源公司的民营化改革为契机，组织成立民营化工程施工公司。让民营化公司直接参与工程招投标，既对公司的多产业发展提供条件，同时在公司范围内有利于形成竞争机制，促进多种施工力量的优化组合，合理配置施工人力资源，还可以解决部分单位施工任务重，工程进度慢的问题。

电网管理 篇3

【关键词】智能电网；电网调度；管理；研究

随着我国经济水平的迅速发展，人类面临着严重的资源环境的压力，在这种背景下，推动着我国电力制度的改革，其中，安全、经济、高效的智能电网已经成为电网未来发展的总趋势。但是，目前，在智能电网环境下的电网调度管理存在着一些问题，影响着我国电网智能化的推行与改革，因此，要不断加强电网调度管理的智能化、精益化。

一、智能电网概述

（一）智能电网

目前，智能电网是科学技术发展和社会经济发展的必然产物，在西方的很多发达国家，对于智能电网方面已经有着非常完善的研究，并且技术力量也是非常的雄厚，对于应用的形式以及规划都比较完整。我国在智能电网方面的研究比较晚，处于初级的发展阶段。虽然智能电网技术在欧美等国家已经越来越受到重视，但是，到目前为止，仍没有一个准确的定义，其中，较有影响力的观点是来自Smart Grid和Intelli Grid中，针对智能电网的定义以及目标比较一致，通常，运用的是新型高科技传感器或者是双通道通信等相关的设备，外城电力系统的传输和分批的工作。智能电网能够改善当天的条件的电力使用效率，并且能够提升电力的安全性能。

（二）智能电网和传统电网相比所占的优势

传统的电网是由变电站和调度主站两个系统而组成的，收集和整理信息是电网调度工作的主要工作原理，按照收集与整理的信息，来采取合适的调度措施。在整个调度管理中，管理的内容相对来说比较简单，但是由于技术力量的制约性，在系统的大环境下，很容易形成信息孤岛，而在后期的服务方面，相比之下也较为欠缺，长期以往，在应用时会出现很多的不足之处。智能电网与传统电网略有不同，在调度质量和调度系统等方面都有很大的提升，主要优势主要表现在以下方面，一是，在智能电网的调度系统中存在完善的信息平台，可以把整个电网系统的信息进行集中，从而实现电网信息的高效管理。二是智能电网对系统内部的信息能够做出较为快速的信息集中，能够在很大程度上提升电网调度管理的有效性。三是智能电网可以延长电网使用的寿命，从而保障电网能够高效的运行。

二、智能电网环境下的电网调度管理中存在的问题

电网调度管理的主要工作内容是进行电网安全的检修、电网运行方式的安排以及对电网异常状况的处理，能够直接关系着电网高效、经济、安全的运行，在电网工作中，占有重要的地位。在智能电网的环境下，对调度管理人员提出新的挑战，不仅增加了调度人员的工作量，而且调度人员的工作方式也发生了变化。智能电网已经成为电网的一种发展趋势，因此，优化电网调度管理指日可待。在对新与旧的管理方式的对碰下，电网调度问题已经成为管理的重大问题，已经严重的影响了调度管理工作的顺利进行，因此，要对这些问题进行认真的梳理，然后进行有针对性的解决，从而高效的提升智能电网环境下的管理水平与管理效率。首先，在电网调度管理过程中，对信息的管理并没有统一的规划。电力行业拥有复杂的工作系统，是在许多部门的配合下共同完成的，因此，各个部门使用的计算机软件系统是不相同的，使部门与部门之间的交流与沟通都比较困难，从而导致电网调度管理工作中存在种种的问题，没能及时适应智能电网的推行。我国电力行业存在严重的信息孤岛的现象。从智能电网的概念中，我们能够清楚的认识到，计算机在智能电网的推进与发展中起到的重大作用，没有计算机技术的支持，智能电网便很难顺利的进行下去。在智能电网环境下，电网调度管理工作是需要使用计算机进行辅助的，对于调度工作必须依靠计算机才能够完成。目前，我国电网的调度工作中，有很多部门之间由于种种原因而导致信息的交流与传递不能够通过计算机网络技术进行，存在着“信息孤岛”的问题，不利于智能电网的推行与发展。

三、解决智能电网环境下电网调度管理的问题，实现精益化调度管理

（一）对产业链上下游的管理

电力系统不是一个单一的系统，在系统内，有效的运营对于相关的资源和行业有很大的依赖，所以，做好产业链的上下游工作能够实现精益化的调度管理。在资源供应方面来讲，要对电力部门与发电企业进行协调好关系，建立良好的合作，对水资源、煤炭的相关动态要进行咨询与留意，这些都是与本行业有着紧密的关系的。同时，做好与政府部门的协调工作，是开展各项工作的首要前提。

（二）对专业间的管理

智能化电网调度是通过各个部门之间的协作才能有效完成的，所以，要协调好各专业间的合作关系。在实际工作中，对具体问题要进行合理的分析与探讨，并且找出问题的根源，再及时的采取有效的措施进行处理。对每个专业的工作人员要秉承着严谨负责的工作态度进行处理调度过程的每一个问题，相互间要进行合作的加强，增进互相理解，只有这样，才能够使工作人员落实自己应该履行的责任，出现问题后不退缩不推诿，一起促进电网调度的高效管理。

（三）对公司部门间的管理

电网企业中涉及的业务往往都比较多，涉及的管理部门也比较多，并且所有的管理部门之间都各司其职，因此，对公司部门间进行管理，实现部门间的协调化，才能够更好的推进电网调度工作的顺利的开展。例如，规划部门要运用先前的电网运行的信息资料，这样才会更好的进行电网调度工作的整体规划，而这些信息又都在生产技术部门、电力营销部门，并要通过对电网设备的相关风险分析，才能够将这些信息汇集在生产技术部门，而电力营销部门要全面的对年度计划以及相关的电价报表进行分析，同时还要对相应的计量数据进行分析，这些信息一般都是来自财务部门、规划部门以及调度部门。很明显的看出各部门间的工作顺利开展是需要所有部门互相配合的，所以，做好部门间的合作，才能够有效的推进电网调度工作顺利的进行。

结束语

综上所述，电网调度管理对智能電网的运行效果有着直接的影响，因此，在电网调度管理工作中，要保证断网实现同步保护，采用先进的理论与技术，通过管理和控制电网运行状况，来保证电网工作的正常运行，同时，在管理好智能电网的基础上，要做到能源的节约，并且提升自身的服务能力，从而满足社会对电力的需要。

参考文献

[1]张曼.智能电网环境下对电网调度管理的思考[A].云南省科学技术协会.战略性新兴产业的培育和发展——首届云南省科协学术年会论文集[C].云南省科学技术协会：，2013：4.

[2]余盛.智能电网环境下对电网调度管理方式刍议[J].中国新技术新产品，2014，19：2-3.

[3]蔡鹏程，朱清.智能电网环境下的电网调度管理研究[J].产业与科技论坛，2013，07：216-217.

智能电网环境下的电网调度管理探析 篇4

1 智能电网的概述

智能电网的提出是在欧美等国, 其发展尚处在初级阶段。我国开展智能电网的研究起步晚, 发展缓慢, 但是智能电网可以有效满足社会资源节约与环境保护的切实需求, 成为电网发展的一大趋势。智能电网的出现是社会经济与科技不断发展的必然趋势, 主体就是电网的智能化, 建立的基础是集成化的高速双向通信网路, 拥有先进的传感、测量、决策支持系统、设备等技术手段的支持, 其发展目标就是完成经济高效、安全可靠、自愈兼容、并且与环境平衡的电网模式。可以说, 智能电网在其运行的过程中能够自动化的对每一个节点与用户进行随时的监控, 保证电流与信息的双向传输, 它的主要组成部分就是宽带通信、分布式智能控制、以及自动控制系统, 这些系统在保证了电网各个部分之间的紧密连接与互动运行。其中, 最重要的组成部件是传感器, 可以说智能电网从配电、输电到发电整个总线网络, 以及在节点的智能监控上面都必须使用到传感器, 在这个过程中, 将在一定运行时间内所采集到的电网数据进行有效的分析与处理, 可以为智能系统的完善与预测提供重要的数据支持。总之, 智能电网是在高科技的技术支持下, 不断优化电力的输送、生产等多重环节, 可以有效的节约电力资源并且带来最大化的经济、环境效益。

2 智能电网环境下的电网调度管理中存在的问题

电网调度管理日常主要的工作就是进行电网运行方式的安排、电网安全的检修、对电网异常状况或者事故的处理、以及相关调度命令的下达等, 可以说直接关系到电网经济、高效、安全的运行, 占有极为重要的地位。而在智能电网的环境下, 对电网调度管理人员的工作提出了更高的要求, 他们的工作内容以及所接触到的设备更加的高科技、更加的复杂, 这不简单的只是增加了他们的工作量, 连他们的工作方式也随之而发生改变。不过智能电网已经成为电网发展的未来趋势, 所以优化电网调度管理已经刻不容缓。在新旧管理方式的对碰下, 电网调度管理工作中暴露了大量的问题, 这些问题已经严重影响了管理工作的顺利进行, 必须对这些问题进行梳理, 然后有针对性的进行解决, 有效提高智能电网环境下电网调度管理工作的效率与水平。

首先, 在电网调度管理中, 对信息的管理并不统一且没有一个整体的规划。电力行业拥有庞大而复杂的工作系统, 是在诸多部门的配合下展开的, 所以各个部门所使用的计算机软件系统并不相同, 这在智能电网的环境下会对信息的管理造成严重的阻碍, 使得部门之间的交流沟通以及信息的整体规划与管理都比较困难, 导致电网调度管理工作在开展中存在种种问题, 无法及时有效的适应智能电网的推行。

其次, 我国电力行业存在着信息孤岛的现象。从智能电网的概念中我们可以认识到计算机在智能电网发展中的重要作用, 可以说没有计算机技术的支持, 智能电网就无法顺利推行。所以在智能电网环境下, 电网的调度管理工作需要计算机的辅助来进行, 甚至某些调度工作必须依靠计算机才可以完成。但是, 目前我国在电网调度工作中, 还有很多部门之间由于种种原因信息的交流传递并没有通过计算机网络技术来进行, 甚至还存在“信息孤岛”的现象, 这样严重影响了电网调度工作的效率与协调性, 不利于智能电网的推行。

3 智能电网环境下的电网调度管理工作的转变

针对上述智能电网环境下电网调度管理工作所存在的一些问题, 我们必须予以高度的重视与反思, 积极转变管理工作的方向与理念, 采用科学的、专业化的管理控制方法, 在智能电网环境下, 不断规范电网管理, 积极做好电网的安全工作。而由于电网调度管理工作的内容和性质具有严肃性以及专业性, 所以, 比如在电网调度工作中不断的推行精益化的调度管理。

首先, 不断推动上下级之间调度工作的协调化。协调优化是精益化调度管理的核心内容, 在电网调度管理工作中, 只有不断推动上下级之间的调度工作, 确保电网调度运行、通信以及保护等业务之间的协调优化, 才可以最大限度的避免在调度管理工作中出现重复性以及无效的劳动, 有效的提高调度工作的小路, 切实加强电网调度管理工作。而推动上下级之间的调度工作首先就必须不断加强上下级之间的交流沟通, 所以最好实现上下级部门之间电力办公系统设备的统一, 实现信息无碍的交流共享。

最后, 实现业务流程之间的协调优化。在智能电网环境下, 电网调度管理工作是在不同业务流程之间开高效开展的, 所以, 精益化的调度管理必须建立在业务流程之间的协调优化上。主要可以从以下方面来进行: (1) 在电网不同业务运行方式上要形成一个全局性、前瞻性的观念, 能够对电网有可能出现的风险进行超前分析, 并作出预防措施; (2) 电网在运行中应该重视继电保护的风险, 提供继电保护的专业技术支撑; (3) 在业务流程之间的调度运行方面应该实时的再现预测、计划、监控以及应急处理, 进行有效的数据风险分析, 并且有一定的控制手段进行电网稳定运行的安全保护; (4) 要加强调动自动化与通信技术, 为智能电网的运行提供技术支持, 实现业务流程之间的协调优化。

最后, 要不断加强电力行业与政府、社会企业与用户之间的协调优化。电网调度管理工作的内容并不是局限在电力行业内部, 还包含在产业运行链条中的调度管理。一是与生产链条的顶端的社会企业之间的业务, 比如与水、煤等资源企业之间业务协调优化, 确保电网的顺利运行;二是与用户之间业务联系;三是不断加强与政府部门的合作。只有不断强化电网与三者之间业务的协调优化, 才能够最大化的提高电网工作的运行效率, 推动电网智能化运行。

综上所述, 智能电网是电网发展的大趋势, 它对电网调度管理工作提出了更高的要求, 而调度管理的智能化、精益化可以有效满足智能电网的发展需求。这就需要电网调度工作中不断的加强上下级之间的协调、业务流程之间的协调优化以及电力行业与政府、社会企业和用户之间的协调优化, 在协调优化的过程中, 要不断的采取新的理论与科学技术, 真正的实现一个电网灾变防治的预防、决策连锁体系, 进一步实现智能电网。

摘要：智能电网是电网发展的大趋势, 它对电网调度管理工作提出了更高的要求, 而调度管理的智能化、精益化可以有效满足智能电网的发展需求。这就需要电网调度工作中不断的加强上下级之间的协调、业务流程之间的协调优化以及电力行业与政府、社会企业和用户之间的协调优化, 在协调优化的过程中, 要不断的采取新的理论与科学技术, 真正的实现一个电网灾变防治的预防、决策连锁体系, 进一步实现智能电网。

关键词：智能电网,调度管理,问题,转变

参考文献

[1]赵亮.地区电网智能调度理论与管理模式研究[D].华北电力大学, 2012.

云南电网调度管理规程 篇5

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

浅析电网运行方式综合管理 篇6

[关键词]电网运行方式;综合管理;特点必要性;措施方法

随着城乡电网的改进，电网运行装备设置也在不断的完善，电网调度的现代化程度越来越高，这就为电网的安全运行提供了保证。在现有的情况下，只有完善的现代化程度还不够，还必须要对电网运行方式进行综合的管理，加强电网调度管理，尤其要注意的是要加强继电保护的安全运行的管理，以保证电网运行的安全。下面本文就进行详细的论述。

一、电网运行方式综合管理的特点

1.电网运行管理涉及相关条件多

电网运行管理需要涉及到众多的数据、管理方案以及其他的检修方案，要想在各种相关因素中选出最适合的管理方式进行电网运行的管理不是一件容易的事，况且进行电网运行管理还需要出具电网运行方式的报告，如电网设备的检修、电网电量计划以及电网建设过程和调度过程中的决策依据，这些都是需要管理者考虑的。由此可以看出，电网运行管理过程中涉及的相关内容众多。

2.电网运行管理计算数据繁杂

电网运行管理的过程中，会涉及到各方面的应用数据，如用电需求数据、生产管理数据、设备状况数据、发电能力数据、检修计划数据等，这些数据在电网运行管理的过程中都必须弄清，进行正确的计算，工作量大且极易出错，需要谨慎进行管理。

二、电网运行方式综合管理的必要性

1.保证不同运行方式下电网的安全运行

由于电网覆盖率逐渐提高，电网的运行只依靠当值的调度员已经不能够完成一系列的计算管理和协调工作，加之电网有不同的运行方式，且运行方式会随着外界环境诸如负荷、设备运行状况以及季节环境的变化有所不用，这样就需要加强电网运行方式的综合管理，以确保电网运行能够在安全的环境下进行。

2.实现电网经济运行

电网的运行需要有严谨的管理方式，进行正确的计算与比较分析，这样才能够实现电网运行的经济合理化。由于目前的电网的调压手段较为落后，因此说加强电网运行方式的综合管理，开展年度运行方式的计算分析，通过这种管理方式来找出一条适合电网的最佳运行模式，找出电网经济安全运行的薄弱环节进行改进，以最终实现电网运行的安全经济化，做到电网管理的有的放矢。

三、电网运行方式综合性管理的方法

1.加强电网运行方式的管理

要做好电网运行方式的管理工作，需要从以下三个方面着手。首先要实现管理方式的制度化。任何的管理工作都要按照一定的制度进行，合理的管理制度是实现电网良好运行的关键，因此要制定健全的管理机制，防范电网运行中的疏漏。其次要对于电网运行中的不利方式有针对性且有重点的进行事故演习，找出最恰当的管理方法，防患于未然。最后要加强管理过程中的分析力度，对于数据的计算进行精确的管理，保证电网运行的安全性。

2.完善电网预警机制建设

随着经济的发展和先进技术的应用，不少地区的电网进行了改造，大部分地区已经实现了变电站无人值班或者少数人值班的制度，由于管理人数的降低，难免会出现疏漏的情况。电网的运行管理实现了集中控制，计算机实时监控系统的应用更是电网运行管理中的重要方式。然而在实际的运行中，少数的人员不可能一直监视着电网运行设备，因此说出现紧急的情况有时不能及时得到解决，由此看来，完善电网的预警机制，实现事故发生及时报警，安全预警以及提供在线实时操作处理，及时处理不安全因素，这样就能够及时解决问题，降低安全风险，实现运行管理的安全性能。在完善电网预警机制建设过程中，要注意对安全警告模式进行分类，预警机制的硬件和软件系统要完善。

3.加强继电保护运行管理

继电保护是电网安全运行的保护伞，但是有时候也会成为电网事故发生的根源，因此说，加强继电保护运行管理对于电网运行方式的综合管理起到了关键的作用，进行继电保护运行管理，不仅需要管理好控制保护设备、压板以及直流系统和他们的分支保险，还需要在管理的基础上，按时进行检查工作，如停电后的检查工作、送电后的检查工作以及事故跳闸后的检查工作，这样能够最大限度的防止因为疏漏而造成的电力事故。尤其是跳闸检查时，除了要检查断路器的性能而后状态之外，还需要及时检查保护动作的信号、出口几点起的接点等各个方面，这样才能查出故障。由此看来，继电保护运行的管理工作十分重要，管理者需要格外的重视。

4.建立电网数据库，实现电网运行管理数据共享

随着电网覆盖率的增加，各方面的数据也越来越繁杂，因此说建立起电网数据库，实现电网运行数据库资料的共享，对于电网运行的综合管理来说既方便又可行。电网数据库的建立需要有基础数据库、故障信息数据库、电网运行方式数据库、分析计算数字数据库、计算结果分析数据库等各种数据库构成，将其进行集中的管理，以数据库为中心进行管理，能够实现电网运行信息的高效运转，避免了数据繁杂造成的错误情况的发生，保障了电网的安全运行。

5. 实现高科技电网运行方式综合管理

电网运行方式的综合管理需要有高科技技术的应用，这样才能够实现运行管理的高效与安全。例如采用分布式网络计算技术进行管理，这样能够将复杂的计算任务分解为较为简单的计算任务，再将这些任务分配到不同的计算节点上进行计算，实现了方便快捷的计算，更有利于运行管理。除此之外，还可以利用高科技技术对于电网运行数据进行整个，自动的提取和每个系统相关的数据，自动的完成综合优化的计算任务，分析并汇总出相关的报表和电网运行动态图，方便管理者管理。由此可见，电网运行方式的综合管理的安全高效要依靠高科技来实现。

四、结语

电网的安全运行关系到整个电力系统的安全运行，加强电网运行方式的安全管理显得尤为重要，本文就从电网运行方式综合管理的特点出发，探讨了电网运行方式综合管理的重要性并指出了进行管理的一些措施，希望能够对今后电网运行方式的管理起到一定的帮助作用，实现电网运行的安全，保证整个电力系统安全高效的运行。

参考文献：

[1]李志兰.综述电网运行方式综合管理[J].电子世界，2012（9）.

[2]张立.电网运行方式综合性管理研究[J].中国科技博览，2011（13）.

[3]郑婵燕.电网运行方式综合管理系统的设计与应用分析[J].黑龙江科技信息，2010（33）.

电网管理 篇7

关键词：智能电网,调度管理,建议

我国在21世纪迅猛发展的同时也造成了许多资源匮乏和环境污染问题, 在这种压力和形势下, 我国电网的制度化改革和智能化的推进也迫在眉睫。不断的引入先进技术和智能化设备, 大大增强了我国电网的智能化推进和制度化改革。然而, 由于我国电网智能化发展起步较晚, 经验缺乏以及相应的制度法律法规不完善, 导致我国电网智能化的推进受到极大的阻碍。因此, 不能在稍微取得一些成果之后就自满而停滞不前, 必须采取相应针对性措施提高电网智能化的调度管理的水平。

1 智能电网的概述

最早提出智能化电网的是欧美等国家, 由于发展时间较短, 智能化电网的发展仍处在初级水平。另外, 由于我国对智能化电网的接触时间较短、起步较晚以及发展速度较为缓慢, 导致我国智能化电网的发展水平落后于发达国家水平。然而, 我国对智能化电网的研究一直没有松懈, 这也是因为其巨大作用和重要意义所决定的。高质量的智能化电网能够有效的节约资源、保护环境、符合我国可持续发展的战略目标, 而且对电网的一体化和智能化发展有着重要的推动作用。在当前的形势下, 智能化电网的发展是社会和科技发展的必然趋势, 其主要体现就是在高速双向网络传输条件、先进传感设备以及传输技术等基础上实现电网运行的智能化, 从而实现建立高效率化、经济化、安全性高、兼容性强以及与环境友好相处的电网模式的目标。这种高效率、智能化的电网模式意味着电网双向输电运行过程中能够对每一个输送节点和电能用户进行有效的监控, 从而保证电网输送电能和信息的双向安全性。这种智能化电网模式在组成上主要有传感系统、宽带信息输送、智能化控制系统以及电缆网等, 这些部分构成了整个电网电能和信息的双向输送系统, 保证了电网运行的安全和高效。在这些组成部分中, 传感器是使用最多、占整个电网比例最高的设备, 是整个电网模式进行数据收集和分析工作的保障。

2 智能电网环境下的电网调度管理中存在的问题

要想提高建筑智能化电网的质量、加快其工作开展进度, 提升智能化电网的调度管理的效果, 一些专业能力过硬、责任意识极强、个人素养很高的技术和管理人才时必不可少的, 而且, 智能化电网与传统电网运行差别较大, 必须要有一支高能力、高水平、高素质的智能化电网技术和调度管理队伍。然而, 一般来说, 我国当前电网技术员工和调度管理人员自身素质相对低下, 专业水平也不够高, 对智能化和现代化的电网运行设备缺乏足够的了解, 这些都加大了智能化电网运行调度管理的难度。因此, 在当前我国智能化电网转型期, 必须要尽早的进行电网调度管理问题的总结, 并积极采取针对性的措施进行问题解决, 这对当前我国智能化电网的发展和电网环境的优化来说, 具有极为重要的意义和作用。

首先, 我国在智能化电网信息管理上有着明显的管理缺陷。这一问题的出现在很大程度上是由于电力信息管理单位中个部门和负责人之间出现权力交叉、职责不明、在其位不谋其职, 这些因素使得信息管理方面存在巨大漏洞。而且, 各部门之间的计算机系统软件不同造成信息管理时的沟通不便, 导致信息管理效果直线下降。另一方面, 信息管理制度不完善, 缺乏统一规划, 而且管理者管理意识和责任意识淡薄, 执行力度不够大, 最终导致信息管理工作质量低下, 阻碍智能化电网的推进。

另外, 信息孤岛现象在我国的电力行业中较为普遍。目前我国在电网调度工作中, 还有很多部门之间由于种种原因信息的交流传递并没有通过计算机网络技术来进行, 甚至还存在“信息孤岛”的现象, 这样严重影响了电网调度工作的效率与协调性, 不利于智能电网的推行。

3 智能电网环境下的电网调度管理工作的转变

上述问题是智能化电网调度管理中普遍存在的较为突出的问题, 针对上述问题, 必须要采取相应的措施来进行应对和解决。必须要做好智能化电网的管理工作, 要健全相应的管理制度, 为管理人员和技术人员提供正确的引导, 从而保证电网运行各个工序的质量。而且要做好相应的安全工作, 把电网安全性放在首要位置, 培养管理人员的安全意识, 规范技术人员的电网操作步骤, 做到安全第一。只有这样才能做到精益求精的智能化电网调度管理要求。

首先, 要加强电力行业上下级之间的协调性。只有具有高度协调性和配合意识的上下级, 才能保证精益求精的调度管理工作, 才能保证整个电力系统的高效和安全运行。而且, 协调的上下级能够在电网的调度运行、信息输送以及电力维护业务中发挥更大的作用, 能够有效避免劳动资源和时间的浪费, 提高电网运行的效率和质量, 从而提高电网调度管理的质量水平。在上下级的协调性提高中, 必须要有高效率且准确的信息沟通, 因此, 统一的办公设备和计算机软件是不可或缺的。

其次, 实现业务流程之间的协调优化。在智能电网环境下, 电网调度管理工作是在不同业务流程之间开高效开展的, 所以, 精益化的调度管理必须建立在业务流程之间的协调优化上。主要可以从以下方面来进行: (1) 在电网不同业务运行方式上要形成一个全局性、前瞻性的观念, 能够对电网有可能出现的风险进行超前分析, 并作出预防措施; (2) 电网在运行中应该重视继电保护的风险, 提供继电保护的专业技术支撑; (3) 在业务流程之间的调度运行方面应该实时的再现预测、计划、监控以及应急处理, 进行有效的数据风险分析, 并且有一定的控制手段进行电网稳定运行的安全保护。

结语

总而言之, 在时代和社会发展的大背景下, 智能化电网是我国电网未来发展的大趋势, 它在先进技术和设备的支持下, 能够在提高双向输电能力的同时, 提高整个电力系统的效率和质量, 但是它对电网的调度管理也有着更高、更精准的要求。因此, 我们必须针对上述问题, 采取相应的针对性措施, 实现调度管理的上下级、业务环节以及电力行业和社会、政府以及每一个用户之间的协调, 从而实现智能化电网模式调度管理质量的优化, 达到最终的电网智能化目标。

参考文献

[1]赵亮.地区电网智能调度理论与管理模式研究[D].华北电力大学, 2012.

电网调度运行管理 篇8

现阶段我国电网按照统一调度、分级管理的工作原则进行电网调度运行管理。统一调度与分级管理相互作用相互影响, 为保障我国电网调度的安全运行提供有效管理。电网设备的安全运行关键在于提高电网调度的管理水平, 提高调度人员的整体素质。电网调度工作主要是通过调度人员对电网运行进行有效地组织、指挥和协调。电网调度工作的主要内容集中在一下几点:第一, 制定电网调度工作计划, 并严格按照计划规定认真执行电网调度;第二, 按照严格的操作程序, 对电网调度的相关设备进行操作, 对电网设备组织定期不定期的检修;第三, 对电网频率及电网电压进行调整;第四, 及时发现并解决电网调度中的问题, 并对电网调度中的事故进行分析研究, 建立事故调查档案;第五, 对调度系统内的工作人员进行培训教育, 提高调度管理水平。

1 现阶段我国电网调度运行管理的现实情况

目前电网调度运行中涉及一系列倒闸造作, 针对一系列的倒闸操作需要认真细致的编写倒闸操作票, 并参照具体规定用圆珠笔或是钢笔填写倒闸造作票, 操作票填写完成严禁改动。为确保操作票的万无一失, 需调度系统内部的工作人员如:操作人员、值班人员与调度人员分别对操作票进行审查, 确保电网运行的安全与稳定, 确保电网设备与运行管理人员的安全。

操作票虽然是工作人员通过手工操作生成的, 虽然工作人员进行重复操作会浪费大量的时间, 但却增加了电力调度运行系统的灵活性。但编写倒闸造作票的人员的素质有高有低, 操作票的格式以及书写的字迹规范程度都各不相同, 无法对操作票形成统一的标准, 无法实现对电网运行的标准化管理。经过多年的努力, 电网调度工作人员已经就如何规范操作票的制定与书写, 采取了多种有效措施加以改进, 保障电网调度运行管理的顺利实施。但我国电网调度运行管理中还有许多问题需要进一步完善, 需要电网调度运行管理工作人员齐心协力共同努力才能取得成功。

2 充分发挥指挥中心作用, 提高电网调度工作水平

调度中心的作用主要集中在对调度的安全管理、调度运行管理、对调度员的经济进行考核、杜绝误调度与误操作事故的发生等多项具体工作内容。

2.1 加强调度安全管理

认真贯彻落实安全生产责任制以及安全生产方针, 对重大安全事故以及生产隐患进行各种调查, 建立安全管理责任制。应急救援预案的落实等方面进行责任分解, 为进一步加强安全生产管理, 强化安全防范措施应从源头上杜绝生产安全事故的发生, 确保安全生产目标的实现。

2.2 强化调度运行管理

制定调度运行管理的各项制度, 使调度运行管理工作规范化发展, 运用制度规范电网运行的管理方式。以电网负荷的变化情况以及电网的实际运作状况作为参考依据, 努力缩短和减少方式倒换的时间与负荷。此外, 针对电网运行设备的检修, 一方面对检修时间与检修审批上进行严格控制, 认真做好审批工作。电网的检修要负荷经济原则, 同时还有充分保障检修人员的人身安全。另一方面, 针对电网运行设备的检修做好监督、检查工作, 对检修工作人员是否按规定时间与方式进行检修予以监督。调度员要对电网的检测进度予以时刻关注, 尽量确保在规定时间内完成电网检测工作, 恢复电网的正常运行。对电网运行中存在的问题进行总结防范, 定期进行反事故演习, 将反事故措施落实到现实运行中去。

2.3 加强调度员经济调度的考核

电网调度必须秉承经济调度原则, 电网调度要以实现电网运行经济效益的最大化为根本目标。在调度管理工作的开展过程中要对调度员的调度方式是否符合经济调度原则进行考核。将运行方式倒换及两票考核等纳入调度员个人考核范围内, 以便提高调度员开展经济调度的积极性和自觉性。

2.4 杜绝误调度, 误操作事故

首先, 提高电网调度工作人员的工作责任感与安全调度意识。认真学习有关电网安全运行方面的各项规章制度, 并认真贯彻落实上级部门制定的有关安全生产的文件和会议精神, 同时根据文件的相关规定要求大家共同学习, 抓落实对照先进找差距, 积极整改求提高。切实提高调度工作标准, 另外为强化安全调度管理, 营造良好的安全生产氛围积极组织调度员参加各项安全生产活动, 并把开展各项安全生产活动作为搞好安全生产工作的主要措施来抓;

其次, 严格执行规章制度, 杜绝“三违”现象发生, 误调度、误操作都是因为对规章制度的执行不到位所造成的, 为此必须严格执行电网调度管理的各项工作制度。针对调度交接工作容易出现的各种问题, 进行仔细分析, 完善调度交接班记录, 尽量避免因调度交接工作引发的问题出现。对本班未完成的项目和安全生产应注意的问题等逐一登记交给下一班。使接班人员了解上班的运行方式和检修内容。在日常工作中, 掌握运行方式, 做好事故预想, 调度员要对电网运行方式, 主要设备的运行状况和当班需要完成的工作, 做到心中有数, 搞好事故预想, 提前做好应对措施, 才能杜绝误调度事故的发生;

最后, 努力提高调度人员的调度业务水平与能力。随着科技的不断发展, 现代化调度系统及新型调度设备的应用, 电网调度工作正在逐步向机械化、智能化的发展趋势转变。针对电网调度运行所面临的新情况, 必须努力提高电网调度人员的业务素质与操作技能。调度中心还要就中心内部成员组织定期与不定期的培训教育工作, 努力提高调度人员的操作技能, 使其对电网调度的工作原理、电网调度的自动化系统、电网调度的一次系统图以及电网运行的多种方式和具体事故处理措施等内容做到心中有数, 使调度控制人员具备准确下达倒闸操作命令、分析电网工作状态、判断电网运行事故的具体原因等方面的能力。通过提高电网调度人员的业务能力杜绝误调度, 误操作事故的发生。

摘要：电网调度运行工作关乎电网运行的安全与稳定, 为此在电网运行的过程中必须加强电网运行管理工作。本文在对调度运行管理的现实状况进行分析的基础上, 提出了加强调度运行管理的具体措施。

关键词：电网调度,运行,管理

参考文献

[1]朱莹.加强变电站运行管理刍议[J].企业家天地 (理论版) , 2010 (12) .

电网电压无功管理探讨 篇9

电力系统的无功补偿与无功平衡, 是保证电压质量的基本条件。有效的电压控制和合理的无功补偿, 不仅能保证电压质量, 而且提高了电力系统运行的稳定性、安全性和经济效益。因此, 两者是不可分割的。

无功补偿应尽量按分区、分层、分站进行无功补偿, 做到就地平衡以达到减少无功潮流的目的。不同电压等级的变电站一般均应配置可投切的无功补偿设备;对10 k V及以下配电线路, 可适当分散配置380 V并联电容器, 其容量约为配变容量的0.05～0.10;所有电力用户均应按《全国供用电规则》中的有关规定装设无功补偿设备使其功率因数达到规定值;在电网电压支撑点和220 k V枢纽变电站中, 应有适当的无功补偿备用容量, 以便适应在运行方式变化及事故时维持合格电压的要求。

2 无功与电压

2.1 负荷的电压静态特性

负荷的电压静态特性是指在频率恒定时, 电压与负荷的关系, 即U=f (P, Q) 的关系。其中无功负荷与电压之间的变化关系较为重要, 因为在电压变化时, 无功负荷的变化远大于有功负荷的变化, 而且无功负荷变化引起的电压波动也远较有功负荷大。

2.1.1 有功负荷的电压静态特性

有功负荷的电压静态特性决定于负荷性质及各类负荷所占的比重。同步电动机的负荷完全与电压无关, 感应电动机 (由于滑差的变化很小) 的负荷基本上与电压无关, 因此可以将同步电动机及感应电动机的有功负荷近似地看作与电压零次方呈正比, 为了简化计算, 近似地将这类负荷都看作与电压的平方呈正比;电力线路损失在输送功率不变的条件下, 与电压的平方呈反比 (变压器的铁损与电压的平方成正比, 因其占总网损的一小部分, 故忽略不计) 。所以, 电力系统有功负荷的电压静态特性可用下式表示:

式中, a1、a2、a3为各类负荷占总负荷的百分数。

Kpu为有功负荷的电压效应系数, 它的物理意义是:因电压变化引起的有功负荷变化对电压变化的比值。对大电力系统, Kpu一般在0.55～0.9之间;对大电力系统中的局部系统, Kpu的变化范围可能很大, 有的在0.2～3之间。Kpu还可以用下式表示:

式中, Pn为额定电压Un下对应的额定负荷;ΔP为电压变化U引起的负荷变化。

2.1.2 无功负荷的电压静态特性

异步电动机是系统中无功功率的主要消耗者, 它决定着系统无功负荷的电压静态特性。除电动机外, 变压器、输电线路也消耗一部分无功功率。系统的无功负荷静态特性实际上是各种无功负荷的综合电压静态特性。

在电压变化引起无功负荷变化的情况下, 无功负荷变化与电压变化之比较称为无功负荷的电压调节效应系数 (Kqu) , 它等于dQ/dU, 其变化范围比Kpu要大, 且与有无无功补偿设备有关。

2.2 无功对电压和线损的影响

2.2.1 无功与电压

在交流线路中, 由于线路电阻和电抗的存在, 在通过负荷功率时, 在线路的电阻和电抗上就会产生压降, 由于负荷电流中存在着有功分量iR和无功分量iL, 无功电流IL的存在, 使总电流值加大。可以简化为ΔU=iPR+iQX。

当线路输送的有功功率一定时, 电压的损耗主要决定于无功功率;如果负荷的无功电流过大, 在线路上会产生较大的压降, 会使线路末端电压较低, 电压过低对用电设备会有严重的影响。

在电网电压偏低时, 能否单纯靠调整变压器分头 (包括无励磁调压和有载调压) 来提高电压?在调压幅度不大, 电网有足够无功容量时是可以的;但如果电网缺乏无功, 变压器分接头上调, 将会引起下一级变压器和用电设备吸收更大的无功功率, 由于无功差额增大将引起电压进一步下跌。因此, 维持电压水平的根本措施是增加电网的无功容量。

2.2.2 无功对电压的影响

(1) 根据负荷的电压静态特性, 当一个地区无功过剩时, 电压将升高, 无功不足时电压将降低, 故无功不平衡将引起电压偏移。 (2) 由于无功潮流在电网中的流动, 产生电压的降落, 造成电压偏移, ΔV=Q·X。 (3) 由于无功负荷的变化, 将引起电压降的变动, 一般可用ΔV%≈ΔQ/Ps来计算 (ΔQ为变动的无功负荷量;Ps为该结点的短路容量) 。

2.2.3 无功对线损及系统经济性的影响

(1) 潮流在电网中造成的损失ΔP= (P2+Q2) /U2·R, 故无功潮流的大小影响损失;若功率因数从1.0降到0.7, 线损即增加1倍。 (2) 减少无功功率的流动, 可减小导线截面、变压器容量等设备费用。 (3) 增加输送能力。

3 电力系统电压调整手段及相关的管理措施综述

3.1 调压方式

电压是电能质量的重要指标之一。传统的电能质量包含频率、电压和可靠性3个方面。随着科学技术的不断进步和发展, 人们对电能质量有了更全面的认识和更高的要求。电压质量对电网的安全与经济运行, 对保证用户安全生产和产品质量以及电气设备的安全与寿命有重要影响。

电压调控采用哪种基本的调压方式, 需要根据电网的基本情况, 如中枢点供电至各负荷点的线路的长度、负荷的类型及其大小、各负荷的变动幅度及其变化规律作出正确的选择。主要有逆调压、恒调压和顺调压3种基本调压方式, 而“逆调压”方式是地区电网电压质量的首选调压方式。

3.2 调压方法

电压调整是一个复杂的问题, 因为整个系统的每个结点的电压都不相同, 用户对电压的要求也不一样, 所以不可能在系统一、二处调整就能满足每一个结点的电压要求。电压的调整应根据系统的要求视不同情况采用不同方法。

加强网架建设、完善电网结构、优化无功电源配置, 是做好地区电网电压质量调控工作的基本条件。电压调整的方法具体有: (1) 增减无功功率进行电压调整, 如调相机、并联电容器、并联电抗器的调压; (2) 改变有功和无功的重新分布进行电压调整, 如调压变压器、改变变压器分接头的调压; (3) 改变网络参数进行电压调整, 如串联电容器、停投并列运行变压器的调压。

毫无疑问, 电网无功电源配置不足, 不具备灵活的无功电力调节能力, 甚至缺少必要的检修备用, 要对电网电压实施调控是难以保证的。电网中每一个结点的电压都不相同, 用户对电压的要求也不一样, 要做好地区电网的电压质量调控工作, 必须根据电网的具体要求, 在不同的结点, 采用不同的方法。

电压质量管理是一项技术性、综合性很强的的工作, 涉及从规划到生产运行中的每一个环节, 地区电网规划、输变电工程设计、基建项目投运, 都要合理确定无功补偿设备和调压装置的容量、选型及配置地点, 同步落实相应的无功电力补偿设施;生产运行部门要严格验收精心维护, 保证设备良好的投运率。改善、提高电压质量, 必须紧紧抓住无功平衡和无功补偿这项基础工作。这就涉及到网架建设、电网结构及无功电源配置问题, 因为这是实施电压调控的最基本的条件。

3.3 相关的管理措施

加强对用户及各地区电网受电功率因数的监督、考核是做好无功平衡及电压调整工作的有力措施。事实上, 电压调整是一个比频率调整更为复杂的问题, 也是电力需求侧管理的一项重要内容。电网的无功补偿和调压手段, 是保证电压质量的基本条件。但忽视了用户这一重要环节, 也很难真正把电压调控好。

(1) 合理安排电网运行方式, 做好无功功率平衡的日、月、季、年的平衡计划, 是做好电网无功功率分层、分区、就地平衡的基础工作。

(2) 电网每一结点电压质量的好坏除了与调压设备有关外, 与电网调度员及变电站运行人员对电压的监视和及时调整也关系重大。区调、县调除了应掌握管辖范围内的调压设备的调压能力、运行情况外, 尚应掌握辖区内的电压监视点的电压变化规律及允许偏移范围, 并随时对电压监视点的实际电压进行监视和调整。为了做好调压工作, 调度部门要合理安排电网的运行方式, 并切实做好下列准备工作:1) 编制全网日、周、月、季、年无功负荷曲线;2) 编制全网各县区无功平衡表;3) 编制与下达骨干水电站及枢纽变电所的无功电压曲线或无功负荷曲线;4) 编制电压监视点的电压曲线;5) 合理选择各发电站及中枢点变压器的分接头。

电网调度运行管理探讨 篇10

现今,我们正处于快速发展的电气信息时代,一切信息工具都离不开电的使用,电网对整个社会的稳定发展起着举足轻重的作用,而电网调度的规范管理工作决定着电网的安全运行,只有电网调度的运行模式适应时代发展的需求,才能使电网运行承载更大的负荷。电网调度就是要对电网运行进行组织、指挥、指导和协调,要求所有并网运行的发供电单位和电力用户通力合作,致力于电网调度的合理运行,适时进行调整,以使我国电力市场进一步发展,同时提高企业经济效益。

1 目前我国电网调度运行管理中存在的问题

电网调度对电网的正常运行有着重要的影响,电力系统由几十到几百个发电厂、变电所和千万个电力用户,通过多种电压等级的电力线路,互相连接成网进行生产运行,牵一发而动全身,一旦出现操作性失误,轻则引起停电,对电力用户及电力企业造成损失,重则导致重大安全事故,威胁人们的生命财产安全,阻碍电网的正常稳定运行。因此,做好电网调度工作显得尤为重要。作为一名调度员,繁复的工作容易让人疲惫,但对调度指挥全网,必须精益求精。目前,我国电网各级调度系统基本上实现了自动化,为获取准确、实时电网信息提供了便利。随着经济的快速发展,电网调度方式、手段也在不断改善更新,但我国电网调度运行管理中仍存在着一些问题。

1.1 相关专业技术人员经验不足

电网调度运行对调度员思维的全面性和工作的严谨性有着极高的要求。就编写一张正确的操作票而言,看似简单,但事实上它不仅要求调度员有一定的专业知识技能,而且要求其对现场一、二次设备操作规则、电网运行状况等有一定的了解。传统的人工填票费力费时,效率低下,且稍有不慎就会出错,为了降低操作失误率,减轻工作人员的负担,国家已开始使用自动化的调度操作票系统,但由于相关专业技术人员缺乏经验,导致系统维护跟不上,其安全性和稳定性受到很大影响,系统尚无法发挥正常功效。

1.2 相应管理制度不完善

电网调度的正常运行要求坚持“公平、公正、公开”原则,但现实情况不容乐观。在发、送电的过程中常常需要进行倒闸操作,如发电机解列、并网,暂停或停止送电,或是切换运行方式等,这些操作尚不可能完全做到“公平、公正、公开”。自动化操作系统已在全国得到普及应用,但相应的管理维护制度却没有及时制定,这就使得系统的正常运行无法得到保障。为此,相关管理制度的制定与完善已刻不容缓,及时弥补漏洞,才能尽可能地降低损耗。

1.3 设备检修管理不及时

依据《发电企业设备检修导则》,发电机组检修按检修规模和停用时间分为4个等级,以取代原有的大修、小修和临修等概念。但由于管理人员的懈怠,未及时申请检修的现象仍时有发生,这就导致设备存在潜在风险,一旦遇到严重的自然灾害(水灾、雪灾等),问题将会暴露,致使电网受到严重损坏,从而影响全国电网的稳定运行。

2 改善措施

目前,我国电网调度运行正朝着规范化、高效化的方向发展,在电力系统运行中实行统一调度与分级管理,其中,统一调度是基础,分级管理是保障,二者彼此联系,密不可分。电力调度是电网运行管理、倒闸操作和事故处理的指挥中心,是电网安全、稳定运行的重要保障。加强电力系统的调度管理,提高调度人员的素质水平,完善相应管理制度以杜绝误调度、误操作事故的发生,是保证电力系统及设备正常运行的重中之重。

2.1 电网调度运行的主要工作任务

(1)电网运行方式的制定和指导实施。

(2)管辖范围内各个设备的操作以及定期维护与检修的申请。

(3)电力系统频率的监视与控制以及系统电压的管理与调整。

(4)对电网事故的及时分析处理以及后续工作的安排与统筹规划,避免类似事故的发生,以确保电网安全、稳定、高效运行。

(5)负责调度人员的工作安排与技能训练。

2.2 电网调度运行的管理措施

2.2.1 加强内部制度的管理与约束

电力调度安全管理工作的好坏,直接影响着电网的安全和经济运行。而且随着电力系统的现代化程度越来越高,电网运行日渐稳定,对技术人员的素质要求也越来越高。因此,为了有效保障电网安全、优质、经济运行,就要不断强化电力企业内部制度管理,加强调度管理的思想教育,使调度员从思想上深刻认识到调度管理的重要性,以从根本上杜绝误调度、误操作事故的发生。此外,电力企业还可以从以下几个方面着手加强内部制度的管理与约束:

(1)开展各种安全教育活动。只有工作人员从思想上重视电网调度的重要性,具备忧患意识,才能更加积极认真地投入工作,避免失误。可以举办一些有意义的活动,选拔安全意识先进集体、突出个人,给予奖励,并号召大家向其学习,鼓励大家积极融入集体,努力营造重安全、重质量的集体氛围。

(2)加强技能训练,提高相关技术人员的素质水平。学无止境,时代的发展日新月异,要求工作人员不断学习,掌握更多、更全面的专业知识,对各种自动化系统有一定的了解,以迎接各种挑战,应对各种突发状况。公司可以定期进行专业人员的知识测试,提高员工的警惕意识,使其增强自身的灵活应变能力。

(3)加大各项规章制度的执行力度,做到赏罚分明。对违反规定的从业人员,尤其是那些蓄意破坏或牟取私利的业务人员要给予相应的处罚,而对工作积极勤奋的人员要进行奖励,并号召大家向模范学习。每个业务人员要有自己的工作记录表,按时完成任务,不拖延。

2.2.2 加强电网调度的运行管理

确保安全生产的主要措施和重要依据就是要严格实行两票三制制度,通过严格审核与相关检测确保两票的合格率,对合格的项目要及时审批并给予鼓励,对不安全的项目应予以退返并及时与其负责人做好沟通工作,以减少相应损失。要规范电网运行方式的管理工作,并合理安排工作,及时指出并更正项目运行中存在的问题,反复演习,强化训练,避免类似失误再次出现。

2.2.3 及时检修电力系统设备

质量是一切工作得以顺利进行的前提,电力系统设备安全运行才能保障整个电网稳定运行。应根据电力系统的实际负荷情况及运行方式,尽可能减少其倒换时间和负荷,一方面要严格控制检修时间和检修的审批过程,确保做到不遗漏、不拖延,同时充分保证检修人员的生命安全,做到防患于未然;另一方面要加大对检修人员工作态度与工作方式的监督力度,调度人员也要时刻关注检修的进程,确保在规定时间内完成相应的检修工作,及时对各种问题进行记录并加以总结反思,然后落实到实践中。

2.2.4 强化电网经济调度

在满足广大用户电力需求的基础上,制定各发、供电企业的相应电能损耗指标,以做到费用最少、效益最高,从而达到经济运行的目的。

3 结语

电网调度正朝着智能化的方向发展,针对我国电网调度目前面临的机遇与挑战,应努力提高相关从业人员的素质水平,强化供电企业内部管理,制定相应的现代化系统设备维护管理措施,严格遵守各项规章制度,使电网调度的运行管理更加规范化、严谨化。

参考文献

[1]黄晓明.对电网调度运行管理的探讨[J].新建设:现代物业,2011(9)