电力调度自动化管理

电力调度自动化管理（共8篇）

电力调度自动化管理 篇1

XX电力调度中心调度自动化管理规定（试行）范围

本规定适用于XX县电网，与XX县电网运行有关的各电网调度机构和发、输、变、供电单位以及在XX县电网从事电网调度自动化的科研、设计、施工、制造等单位，均应遵守本规定。规范性引用文件

本办法引用的标准如下：

《电力调度自动化系统运行管理规程》(DL/T 516-2006)

《电力二次系统安全防护规定》(电监会5号令)

《电力系统安全防护总体方案》(电监[2006]34号文)

《中国南方电网调度自动化管理规定》

《DL634.5.101-2002远动协议南方电网实施细则 》（调自[2007]1号）

《中国南方电网电力二次系统安全防护技术规范》（调自[2008]19号）

《南方电网电力二次系统安全防护管理暂行规定》（南方电网调〔2009〕7号）《中国南方电网调度自动化系统运行缺陷管理规定》（调自[2009]16号）《南方电网调度自动化系统不间断电源配置规范》（调自[2009]15号）

《南方电网地/县级调度自动化主站系统技术规范》（Q/CSG11005-2009）3 术语和定义

AGC: 自动负荷控制；RTC：远程终端单元。职责

XX县电力调度中心是XX县供电公司自动化管理的职能部门，对全网自动化系统规划、新建、改造、运行、维护实行统一管理，其主要职责如下：

4.1负责对县调管辖的自动化系统进行运行维护、调整试验和运行统计分析并定期上报和下发。

4.2贯彻执行上级颁发的各项规程、标准、导则和下达的工作部置与要求等文件、编制县调自动化系统的专用运行规程和标准规程。

4.3参与审核县调自动化系统的规划和设计。

4.4监督XX县电网供电区域内新建的自动化设备与厂、站一次、二次设备同步投入运行。

4.5编制并上报县调自动化设备的年度定检计划。

4.6负责编制县调自动化系统年度技改工程计划。

4.7参加审核县调上报的自动化设备年度定检计划，并及时审批计划外的零检。

4.8参加XX县电网供电区域内调度自动化系统事故的调查和分析处理，并及时上报。

4.9负责XX县电网供电区域内上级调度的厂、站安装自动化设备投运前的检查和验收。

4.10 负责县调管辖范围内新建、扩建、技改自动化工程项目的立项审查、设计审查，设备选型及招标，并参与工程竣工验收。

4.11 组织XX县电网调度自动化人员的培训和技术交流工作，提高人员素质。

4.12 组织或配合有关部门进行XX县电网内自动化专业的考核、评比、经验交流、技术指导

和培训工作。

4.13 负责编写XX县电网调度自动化发展远景规划，编制电网调度自动化技措计划、审核本

地区所辖县调自动化发展规划和重大项目技措计划及方案。

4.14 指导县级调度自动化系统运行达标工作，负责本地区县级调度自动化系统实用化考核

和复查工作。运行维护管理

5.1县调要认真做好基础管理工作。必须保证调度自动化系统实用化的各项指标。并接受

上级部门的检查。

5.2县调运行考核月报必须在下月5号前上报地调，并简述运行情况分析；地调在每月20

日前公布上月全区自动化运行简报，通报各县调度自动化系统运行和实用化考核指标完成情

况。

5.3县调每月3日前上报上月运行考核指标完成情况，每年元月20日前上报上年度的工作

总结，包括全年度运行考核指标完成情况、存在的问题、改进措施以及本年度工作要点、自

动化人员、设备状况调查表。

5.4值班制度

调度自动化机构应建立调度自动化系统运行值班制度。

1）调度自动化系统主站端宜实行24小时现场值班。可靠性高，且具有完善的故障报警功能的系统，经本调度机构负责人批准，可不实行24小时现场值班。调度机构应建立相应的制

度，在无现场值班人员的情况下，系统一旦出现异常，保证值班人员及时到达现场处理。

2）发电厂、变电站应加强调度自动化设备的运行维护工作，在设备发生故障时，调度自动

化运行维护人员应及时处理并向上级调度自动化管理机构报告。故障发生至开始处理一般不

超过40分钟。

3）值班人员在调度自动化系统异常或信息有误时，应立即处理并做好记录。

4）调度端调度自动化值班人员应重视对AGC运行情况的监视，一旦发现AGC功能异常和相

关的信息异常，应及时通知调度值班员采取相应措施，并立即进行处理。

5）应建立完善的交接班制度。在处理事故、进行重要测试或操作时，不得进行交接班。

5.5县调、发电厂所辖RTU如出现故障，应于12小时内迅速恢复，运行地点超出50公里的应于24小时内恢复运行，并及时通报上级调度机构自动化部门。

5.6运行设备变更、检修（除故障抢修）、年检以及CT/PT变化、数据量系数、信息量序

号的变更等工作，应提前三天内书面电传报地调，经同意后方可进行。

5.7RTU更新必须事先报地调。施工前应作好充分准备。施工过程中，设备停运时间不得

超过一周。

5.8功率总加考核点变化后应及时进行修改，并将修改结果书面报告地调。

5.9各厂、站一次接线图中功率（有功、无功）输入、输出平衡自查每周至少进行一次；

遥信对位检查每半年一次。以上工作做好记录，每月报地调校对1次，双方作好校对记录备

查，存在问题及时解决。

5.10 县调应指定专人负责与地调自动化部门的日常工作联系，并将名单及联系方式报地调

自动化部门备案。设备管理

6.1设备检验管理

6.1.1 调度自动化设备应按照相应检验规程或技术规定进行检验工作，设备的检验分为三

种：

a）新安装设备的验收检验；

b）运行中设备的定期检验；

c）运行中设备的补充检验。

6.1.2 各类电工测量变送器和仪表、交流采样测控装置、是保证调度自动化系统遥测精度的重要设备，必须严格按照有关规程和检验规定进行检定。

6.1.3 变送器的运行应纳入计量仪表监督，变送器的校验应纳入计量仪表范畴。

6.1.4运行中设备的定期检验分为全部和部分检验，其检验周期和检验内容应根据各设备的要求和实际运行状况在相应的现场专用规程中规定。

6.1.5 设备经过改进后或运行中出现故障或异常修复后必须进行补充检验。

6.1.6 某些与一次设备相关的调度自动化设备(如变送器、交流采样装置、远动装置、计算机监控系统相关设备、电气遥控和AGC遥调回路、电能量远方终端等)的检验时间应尽可能结合一次设备的检修进行，并配合一次设备的检修，检查相应的测量回路和测量精度、信号电缆及接线端子、并做遥信和遥控的联动试验。

6.1.7调度自动化设备检验应由设备的专责人负责现场组织。检验人员应具备相应的资质。检验前应作充分准备。图纸资料、备品备件、测试仪器、测试记录、检修工具等均应齐备，明确检验的内容和要求，在批准的时间内保质保量地完成检验工作。

6.1.8 在对运行中设备进行检验工作时，必须遵守《电业安全工作规程》和专用检验规程的有关规定，确保人身、设备的安全以及设备的检验质量。

6.1.9 设备经检验合格并确认内部和外部接线均已恢复后方可投运，并通知有关人员。要及时整理记录，写出检验技术报告，修改有关图纸资料，使其与设备的实际相符，并上报相关的调度自动化运行管理部门备案。

6.1.10各类仪表、仪器和测试设备应有专人管理，使其处于良好状态。要建立记录卡或记录簿，将检修校验及相应资质的计量机构校验的结果登记备查。

6.1.11各类仪表、仪器和测试设备，应按量值传递标准，按周期进行校验。各发电、供电、基建等单位与调度自动化有关的最高等级的标准仪表，应按规定定期送相应资质的计量机构进行校验。

6.2设备检修管理

6.2.1 计划检修应至少提前2个工作日向相关单位（部门）提出书面申请，并按以下规定办理，获批准后方可实施。

6.2.1.1 仅影响本级调度自动化系统的主站计划检修工作，应办理相关专业的会签手续，报本级调度机构分管领导批准；

6.2.1.2 影响上级调度自动化系统的主站计划检修工作，除向本级调度机构申请外，还应向上级调度自动化部门提出申请,接受申请的调度自动化部门应办理相关专业的会签手续后方可批复；

6.2.1.3子站计划检修工作，应向上级调度自动化管理机构提出申请。若该检修工作同时影响多个主站，负责审批的调度自动化管理机构应征得各有关主站调度自动化管理机构意见后，方可批复。计划检修申请单位在提出申请时，应同时提交替代信息的方案。

6.2.2 调度自动化设备的临时检修应在工作前通知主管该设备的调度自动化值班人员，并填写调度自动化设备停运申请单，经许可并通知受影响的相关调度自动化值班人员后实施。情况紧急时，可先进行处理，然后报告。

6.2.3 检修工作开始前，检修人员应与主管该设备的调度自动化值班员联系。设备恢复运行后，应及时通知批准停役的调度自动化值班员，并记录和报告设备退出运行的原因、时间及处理经过等，取得认可后方可离开现场。

6.2.4 厂站一次设备退出运行或处于备用、检修状态时，调度自动化设备不得停电或退出运

行，不得影响其它运行中的一次设备的遥信、遥测功能，确因检修工作需要停电或退出运行时，需提前2个工作日按规定办理设备停运申请。

6.3设备缺陷管理

6.3.1 各级调度自动化管理机构要建立调度自动化设备缺陷管理制度。及时发现和处理设备缺陷，保证设备完好。

6.3.2 设备维护单位应组织专业人员在工作标准规定的时间内消除设备缺陷。如确因设备情况特殊，无法在规定时间内完成消缺，应向上级调度自动化管理机构报告。

6.3.3 设备维护人员应详细记录设备缺陷情况，并对处理结果进行分析和总结。

6.4设备停退役管理

6.4.1 电网调度自动化设备永久退出运行，应事先由设备维护单位向上级调度自动化运行管理机构提出书面申请，经批准后方可进行。同时服务多个主站的设备，应经有关调度自动化管理机构协商后决定。

6.5备品备件管理

6.5.1各级调度自动化运行维护单位负责其调度自动化设备的备品备件的年度计划编制、购买和管理，根据有关规定以及设备的运行情况，储备足够的备品备件。

6.5.2 备品备件应有专人管理，建立台帐，备品备件的存储环境应符合制造厂规定的条件。

6.5.3 备品备件应定期检测，保证其完好和可用性。技术管理

7.1县调主站端系统网络协议应遵循TCP/IP《电力系统实时数据通信应用层协议》。有条件建立自动化计算机网络系统的发电厂亦比照此办法执行。

7.2县调主站端、向地调转发数据的远动终端，其通信规约必须严格遵守部颁DL451-91《循环式远动规约》，其中，A、B帧长定为32个信息字，C1、C2帧长定为64个信息字。

7.3遥测量的方向以潮流送出母线为正、送进母线为负。工程单位：有功量为MW、无功量

3为Mvar、电压为kV、电度量为kWh、频率为Hz、电流为A、水位为M、流量为M/s。以此为

基础，功率总加及110kV开关功率数据量系数为0.1，其它开关功率数据量系数为0.01，所有电流数据量系数均为1。

7.4110kV馈线开关、主变侧开关和参加功率总加的开关需采集有功功率（P）、无功功率（Q）和电流（I）；35kV开关需采集有功功率（P）和无功功率（Q）；母联和其它开关需采集电流（I）。

7.5开关量遥信状态编码必须统一。单遥信以“0”表示断开，“1”表示闭合；双遥信以“10”表示断开,“01”表示闭合，“00”、“11”为非法状态。

7.6开关状态显示必须以“红色”表示“合”，“绿色”表示“分”。

7.7向地调传送的信息顺序，必须根据地调信息编排原则编排的顺序执行。

7.8新建或改建的远动终端发送信息以同步或异步方式传输，并具备IP网络接口。

7.9数据传输速率目前暂定为300bit/s、600bit/s。对300bit/s方式，其中心频率为3000Hz，频偏为±150Hz；对700bit/s方式，其中心频率为2880Hz，频偏为±200Hz。以上频率指标的误差不得大于±10Hz。

7.10 通道的接收电平应保证在0～-10db范围内，远动终端发送电平应以载波、微波机或其它通信设备要求的入口电平为准。

7.11 自动化系统设备运行考核的内容和要求有：

7.11.1 自动化系统月平均运行率≥99.9%；

7.11.2 远动系统月运行率≥99.9%；

7.11.3 计算机系统月运行率（双机）≥99.9%；

7.11.4 功率总加合格率≥95%；

7.11.5 自动化系统日报表合格率≥96%；

7.11.6 事故时遥信正确动作率≥99%；

7.11.7 主要电气量遥测合格率≥99.3%；

7.11.8 自动化传输专用电路运行率≥99.8%；

7.11.9 设备完好率达到100%；

7.11.10 设备一类率≥90%；

7.11.11 设备缺陷消缺率≥90%；

7.11.12 重大设备缺陷消缺率达到100%；

7.11.13 绝缘工具合格率达到100%；

7.11.14 计量仪表校验合格率达到100%

7.11.15 远动装置故障停运时间连续不超过24小时。

7.12 自动化系统高级应用软件（PAS）运行考核的内容和要求有：

7.12.1 自动化系统状态估计覆盖率≥90%；

7.12.2 自动化系统状态估计可用率≥90%；

7.12.3 自动化系统遥测估计合格率≥90%；

7.12.4 自动化系统单次状态估计计算时间≤30秒；

7.12.5 自动化系统调度员潮流合格率≥90%；

7.12.6 自动化系统调度员潮流计算误差≤2.5%；

7.12.7 自动化系统负荷预报运行率≥96%；

7.12.8 自动化系统月负荷预报准确率≥94%；

7.12.9 自动化系统最高负荷准确率≥94%；

7.12.10自动化系统最低负荷准确率≥93%；

7.13 上述各条款同时适用于综合自动化设备。安全防护管理

8.1调度自动化系统安全防护是涉及面广且技术复杂的系统工程，其实施应遵循“统一领导、分级管理、总体设计、分步实施、远近结合、突出重点”的总原则。

8.2调度自动化系统必须设专责系统管理员，负责系统资源管理与调配、系统的密码管理、操作人员及控制台的权限管理等。

8.3调度自动化管理机构必须建立日常的安全管理制度。

8.4调度机构编制的所辖范围调度自动化系统安全防护实施方案，需经上级调度机构审查；方案实施完成后须通过上级调度自动化机构组织的验收。

8.5调度机构要编制各关键业务系统及关键设备的故障处理预案，准备好故障恢复所需备份，妥善保存，并经常进行预演。一旦发现安全问题，应及时向上级调度机构及有关部门报告，做好分析、处理工作并做好相关记录。对于危及系统安全的故障，要及时通知各相关单位，迅速采取隔离或阻断措施，防止其扩大和扩散。

8.6加强安全审计管理，对与安全有关的所有操作人员和维护人员的操作以及系统信息进行记录。发现系统安全漏洞以及内部人员违规操作，应立即采取相应措施，予以纠正。

8.7要定期对已投运系统进行安全风险分析，及时发现关键系统的安全漏洞并进行安全加固；要不断完善安全检测手段、快速响应机制、防护措施和安全策略，将调度自动化系统安全防护作为电力安全生产的重要内容，逐步提高全调度系统的安全水平。

8.8对调度自动化系统安全相关的规划设计、项目审查、工程实施、系统接入、日常运行等环节要加强安全管理。要注意对防护方案、实施方案、安全评估报告等重要文件和其中的关键技术及关键数据进行保密。行业管理

9.1非XX县供电公司出资兴建的，但由XX县电力调度中心直接调度的发电厂、变电站（简称系统外厂站）其自动化工作都必须接受XX县电力调度中心的行业管理。

9.2并入XX县电网，但属系统外电厂、电站的自动化工程，由电力调度中心提出方案，设计院遵循电力行业各种规程、标准中规定的原则进行设计，电力调度中心实施。

9.3并入XX县电网、但属系统外电厂、电站投资的自动化设备安排调试竣工后，必须经XX县电力调度中心或受委托的单位检验测试合格后方能投入运行。

9.4XX县系统外电厂、电站投入系统的自动化设备产权归投资方所有，设备运行维修工作归产权方负责。产权方无力维护的设备，可以委托XX县系统内相应管理单位负责维护。

9.5XX县系统外电厂、电站、投资的自动化设备，未经XX县电力调度中心同意不得随意搬迁或更换。

9.6系统外电厂、电站投资的通信设备运行维护管理工作，必须服从XX县电力调度中心的统一领导并接受运行考核。工程管理

10.1县调每年上报到地调的年度调度自动化技改项目、技术方案、项目建议书必须由地调出具项目审查、审核报告，提出结论性意见后并批准后方可实施。

10.2XX县网内调度自动化设备从设计、选型到安装调试，均应事先按管理程序报地调会审，并报XX县供电公司有关部门审批后实施。设备投入运行的验收工作，由地调会同XX县供电公司有关部门进行。

10.3基建项目必须做到“四同时”，即：同时设计、同时建设、同时验收、同时投入使用。10.4已投入运行的水、火电发电机组，未安装调度自动化设备的应进行技术改造，并将远动信号送地调；在建或待建的应保证远动设备与发电机组同期投运。

10.5新建站或更新改造站远动终端，均应选用交流采样远动终端。

10.6新装或更新的远动终端及采集仪表，必须持有南方电网公司颁发的入网许可证。10.7改建或新上基建项目，在投产前二周应将一次接线图交地调，以便自动化信息能及时接入地调。检查与考核

11.1 本标准按公司经济责任制考核办法进行检查与考核。

11.2 考核的内容为本标准规定的职责和工作内容与要求。附则

12.1 本规定由XX电力调度中心编制并负责解释。

12.2 本规定自公布之日起执行。

电力调度自动化管理 篇2

一、电力调度自动化管理存在的问题

电力调度自动化管理是保证系统稳定运行的前提, 可以确保供电的质量, 利用电力调度自动化管理可以尽可能降低由于人为导致的系统安全隐患。

(一) 管理力度不足。

目前国内电力系统运行的时候, 大部分已经基本达到了能够进行电力系统调度自动化管理, 但是因为发展的比较晚, 还处于发展起步阶段, 因此, 在管理的时候经常会出现很多问题, 而且也没有一定的电力调度管理规范和指标, 导致管理应用没有足够力度, 在一定程度上会干扰系统的运行, 制约企业的发展。所以, 需要对电力系统实施具有一定针对性的实用政策, 提高管理应用力度, 提高基层企业管理电力系统自动化调度的力度。

(二) 自动化调度设备不足。

在管理电子系统调度自动化过程中, 设备是必要的基本设施, 在应用自动化电力调度的时候需要利用先进单位设备为基本条件, 例如, 在系统报警和温度检测方面, 会适当的使用现代化自动化设备。但是, 目前还有很多企业不是十分重视, 因此, 使其缺少自动化设备, 需要不断提高管理力度和水平。

(三) 管理人员素质不高。

想要更好的进行电力调度自动化管理, 需要专业的管理人员, 所以, 管理人员的自动化管理素质以及管理水平的高低与整个系统的管理息息相关。针对现阶段国内水平来说, 很多技术人员的需要不断提高自身的管理水平, 目前自身掌握的自动化调度知识不是很高, 不能及时有效的解决管理中出现的问题, 从而破坏整个系统的稳定运行, 因此, 应该更加重视电力自动化调度。

二、电力调度自动化管理的对策

经过分析电力系统自动化过程, 可以看出现阶段管理中存在的问题还是有很多方面的, 因此, 需要电力企业针对发展的实际情况, 不断提高管理自动化调度的力度, 提高自动化调度管理的技术和水平。

(一) 加强管理的监控工作。

为了能够确保电力系统具有良好的自动化调度管理体系, 提高电力系统电力调度自动化管理水平, 需要不断提高电力系统的监控技术, 因此, 需要保证在安装监控设备的时候必须到位, 提高整体系统的监控技术。此外, 还需要不断提高自动化调度技术, 提高监控力度, 从而确保具有稳定运行系统, 对于运行中发生的问题进行严格控制, 保证系统可以安全稳定的运行。同时, 需要在监控的时候, 合理的进行收集信息, 保证能够全程进行监督, 确保系统收集的信息具有一定的有效性和准确性。适当的增加监控力度, 可以有效的增加人机互动质量, 系统可以十分精确的处理系统数据信息, 及时提出合理的解决方式, 保证能够高质量运行。

(二) 加强系统安全。

为了可以更好的符合人们生活以及生产对于用电量的实际需求, 就需要保证系统整体运行的安全性, 因此, 在电力系统自动化调度的时候, 电力企业需要全面分析系统安全, 特别是对提高系统的计算和模拟, 从而确保能够科学合理的分析和确定安全运行的危险以及运行实际范围, 提出合理的解决方案, 最大限度的降低安全隐患, 保证系统的整体安全。

(三) 优化电力自动化调度的设备。

电力企业需要在管理的过程中, 使用一些具有现代化水准的先进设备, 为确保具有高的管理水平提供保障, 因此, 需要不断提高投入电力系统自动化调度的力度, 此外, 还需要不断完善和改进自动化调度管理, 使用现代技术以及自动化设备, 为达到最好的设备管理提供保障。例如, 在应用电力系统自动化调度管理的时候, 需要严格观测和检测系统整体运行的情况、自动化设备运行情况以及机房内部温度和湿度, 合理的进行分析和总结, 并且进行定期检测, 以便于可以不断优化管理环境, 为安全运行提供保障。

(四) 增强相关工作人员的素养。

电力企业应该不断对相关人员进行培训, 保证施工人员能够充分掌握目前电力调度设备的规范操作和信息, 组建具有高水平的自动化调度管理团队, 不断培养相关人员的自身素质。此外, 还需要不断提高操作人员的责任意识, 摆正工作态度, 尽可能避免由于人为原因影响系统的运行。

(五) 科学分析调度策略。

在电力调度自动化运行的时候, 需要使用合理、科学、经济的方式进行调度, 这也是确保系统可以稳定运行的关键。在实际调度的时候, 需要不断完善调度策略, 充分满足容量和自身电能质量, 以控制电力系统网络损失。将有功功率平衡条件为基础, 以便于可以利用最低的运行燃料费以及成本来保证系统的稳定运行, 从而能够科学分配电机组的负荷参数, 以便于能够达到具有可靠性终端用户的目的。上述都是能够安全、经济的调度电力系统的关键, 需要相关操作人员结合实际运行状况, 满足系统安全、可靠运行的基本条件, 合理分配系统运行中的有功负荷, 以便起到能够有效的控制和管理电力系统自动化调度的目的, 从而可以促进社会经济的发展和进步。

结语

总而言之, 电力调度自动化管理对于电力企业电力系统的发展以及企业经济的效益具有一定的作用, 可以在一定程度上促进电力事业的发展, 增加系统的稳定性, 保障系统可以顺利的进行供电, 满足社会以及经济发展的实际需求, 所以, 电力企业在发展的过程中电力自动化调度管理为经济发展提供一定保障。

摘要：随着人们生活水平的提高, 大力建设基础能源设施, 基础设施是否能够稳定的运行对于电力系统具有一定影响。由于电力系统的覆盖面积越来越广泛, 会遭受到很多外在因素的影响, 想要保障电力系统可以稳定安全的运行, 就需要实施电力调度自动化管理。这种方式可以在一定程度上增加系统的稳定性, 虽然取得了一定成绩, 但是由于电力系统电力调度自动化管理起步比较晚, 没有很高的管理水平, 需要全面分析, 找到有效的解决方式, 以便于可以提高自动化管理水平, 促进电力系统的发展。本文主要分析了电力调度的自动化管理。

关键词：电力调度,自动化管理,电力系统

参考文献

[1]林玉珍.关于优化电力系统电力调度自动化管理的措施探讨[J].中国电子商务, 2014 (22) :80.

加强电力调度自动化管理的思考 篇3

关键词：调度自动化；功能；管理；措施

中图分类号：TM734文献标识码：A 文章编号：1000－8136（2012）09－0120－02

电力调度自动化系统是指直接为电网运行服务的数据采集与监控系统，同时也包括在此系统运行的应用软件。电力调度自动化系统能够在线提供电力系统运行信息，由于具有数据采集、实时数据库管理、信息处理、历史库管理、调度员培训模拟等功能，为电力调度运行人员进行控制、分析及决策提供了可能。调度自动化系统的安全可靠运行，关系到电网的安全。在当今电力供应紧张的形势下，保障电网安全监控尤为重要，这对电力自动化系统的运行管理提出了更高的要求。

1电力调度自动化系统的主要问题

随着电力系统的发展，县级电网调度自动化已成为县级电力的“心脏”，就是说，未来的县级电网调度自动化将起到一个心脏的作用，县级电力企业的活力就决定于它，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。县电力调度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问题，现行的一些标准已明显不能满足实际需要。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。因此，如何根据计算机发展迅速及新产品的出现从而调整电力调度自动化系统标准周期的问题就显得尤为重要。另一方面，由于在电力调度自动化实际工作中所应用的系统配置并非完全相同，因此，不可能使用统一的一个系统配置来评价所有的电力调度自动化系统。从目前电力调度自动化工作需求来看，较可行的方法是建立一套标准的系统配置模型，进而以此测出相应的技术参数。但同时应该注意到，使用不同思路所建立起来的参数模型其分散性可能较大，这是今后需要解决的一个问题。

2电力系统调度自动化的功能

2.1电力系统监视与控制

通过电力系统监视与控制为自动发电控制、经济调度、安全分析等高层次功能提供实时数据。其中，监视主要是对电力系统运行信息的采集、处理、显示、告警和打印，以及对电力系统异常或事故的自动识别，向调度员反映电力系统实时运行状态和电气参数。而控制主要是指通过人机联系设备执行对断路器、隔离开关、静电电容器组、变压器分接头等设备进行远方操作的开环控制。

2.2电力系统安全分析

电力系统安全分析主要内容是利用实时数据对电力系统发生一条线路，或一台发电机、变压器跳闸的假想事故进行在线模拟计算，以便随时发现每一种假想事故是否可以造成设备过负荷以及频率和电压超出允许范围等不安全情况，是一系列以单一设备故障为目标而进行的在线潮流计算。

2.3电力系统经济调度

电力系统经济调度是在满足安全、电能质量和备用容量要求的前提下，基于系统有功功率平衡的约束条件和考虑网络损失的影响，以最低的发电（运行）成本或燃料费用，达到机组间发电负荷经济分配且保证对用户可靠供电的一种调度方法。在调度过程中按照电力系统安全可靠运行的约束条件，在给定的电力系统运行方式中，在保证系统频率质量的条件下，以全系统的运行成本最低为原则，将系统的有功负荷分配到各可控的发电机组。经济调度一般只按静态优化来考虑，不计算其动态过程。

2.4自动发电控制

自动发电控制利用调度监控计算机、通道、远方终端、执行（分配）装置、发电机组自动化装置等组成的闭环控制系统，监测、调整电力系统的频率，以控制发电机出力。控制方式一般采用联络线净交换功率偏差和频率偏差控制方式（TBC）。这种控制方式的优点是：各控制地区根据其区域控制误差（ACE）控制地区内的调整电厂，自行平衡其负荷波动。按静态来说，基本不波及其他区域；按动态来说，又能支援邻区电力系统。

3调度自动化运行管理措施

3.1加强管理，改善设备运行环境

通过完善运行值班等一系列规章制度，密切监视自动化系统的运行状况、机房温湿度变化、设备健康状况等，并登记在运行日志里。对调度自动化系统的核心——远动机房，除保证温湿度及卫生条件外，还应改变人机混杂的状况，设置操作间，将设备与工作人员隔开，以保证机房的运行环境及运行设备的安全稳定性。调度自动化系统不要轻易对外提供接口，也不要不经杀毒就轻易拷入外来程序。系统与MIS之间宜采用经国家安全部门认证的物理隔离装置。加强对现场作业过程的检查和监督，封堵新模式下出现的管理漏洞，实现由人为控制向制度控制的转变。

3.2加强培训，提高员工素质

狠抓基础培训、全员培训。基本业务知识和技能是维护自动化设备所必须具备的能力，在安全生产上起着至关重要的作用。通过运用现有设备，开展多种形式的全员培训，把理论与实际操作结合起来，培养一支技能熟练、责任心强的员工队伍。加强与自动化专业相关的保护、调度、通讯等专业的基础知识及技能的学习，了解各专业的相互依赖关系，提高本专业及不同专业间的协调能力。强调培训的针对性、实用性，突出学、用结合，杜绝重理论、轻实践现象，着力提高员工实战技能，使其学以致用。

4结束语

随着技术的不断进步，县级电网调度自动化系统也将日趋成熟完善，调度自动化的安全防护级别不断提高，真正成为农网系统强有力的“心脏”。

（编辑：李敏）

电力系统调度自动化 复习题范文 篇4

一、单项选择题(共20题，每题1.5分，共30分)

2.调度控制中心对发电厂的机组启、停操作命令属于(C)

A.遥测信息B.遥信信息C.遥控信息D.遥调信息

3.已知RTU中每个遥测量的工作区一次只能保存10个数据，事故追忆要求保留事故前的3个数据，事故后的4个数据，每个遥测量占2个字节。如果有100个遥测量，则安排用于事故追忆的内存单元数目是(B)

A.1000B.1400C.2000D.700

5.越限呆滞区上下限复限值同时减少，则对同一监视信号，告警次数是(B)

A.越上限增加、越下限减少B.越上限减少、越下限增加

C.越上限越下限都增加D.越上限越下限都减少

6.异步通信中数据接收端的接收时钟为16倍数据速率，以下选项为干扰信息的宽度，其中能被检验出来的是(A)

A.4倍时钟周期B.10倍时钟周期

C.12倍时钟周期D.16倍时钟周期

7.在数据通信中，应用最广的数据信息代码集是(C)

A.BCD码B.补码C.七位ASCIID.余3码

8.下列选项中哪一项不属于通信子网协议(D)

A.物理层B.链路层C.网络层D.传输层

9.计算机网络的物理层数据传输方式中数据采样方式应属于(D)

A.规约特性B.机械特性C.电气特性D.电信号特性

10.LAN环形结构的性能之一是(D)

A.可靠性好B.灵活性好C.价格低D.模块性好

12.在EMS中分析电力系统电压失稳属于(C)

A.状态估计B.静态安全分析

C.动态安全分析D.最优潮流

11.自动发电控制AGC功能可保证电网的(B)

A.电压B.频率C.电流D.功率因数

14.2000MHZ频率属(C)

A.短波频段B.中波频段C.微波频段D.长波频段

15.数据传输系统中，若在发端进行检错应属(B)

A.循环检错法B.检错重发法C.反馈校验法D.前向纠错法

18.星形结构计算机网的特点之一(A)

A.资源共享能力差B.资源共享能力强

C.可靠性D.建网难

19.异步通信方式的特点之一是(B)

A.设备复杂B.设备简单C.传输效率高D.时钟要求高

20.调度员尽力维护各子系统发电，用电平衡时属(D)

A.正常状态B.紧急状态C.恢复状态D.瓦解状态

21.电力系统状态估计的量测量主要来自(C)

A.调度人员B.值班人员C.SCADA系统D.主机

22.对一个月到一年的负荷预测属(C)

A.短期负荷预测B.超短期负荷预测

C.中期负荷预测D.长期负荷预测

23.配电系统少人值守变电站应具有的基本功能是(B)

A.自动重合闸功能 B.变电站综合自动化功能

C.遥控功能D.遥信功能

二、填空题(共10题，每题1分，共10分)

12.RTU的基本组成包括_______和软件两个部分。（硬件

3.对变位遥信信息检测的常用方法是软件扫查和_______。（硬件中断

4.远动的遥测、遥信、遥控和摇调功能通过 _______ 实现。（通过传送远动信息

5.在电网远动通信中，对误码率数量级的要求是_______。（小于10-5

6.物理层用户之间交换信息需要通过_______。（一条实际链路

9.系统静态安全分析的内容包括电压、频率______。（过负荷

10.配电网的形式有树枝状、环状、_______。（网状

11.遥测信息将发电厂、变电站的各种运行参数传送到_______。（主站端

12.远动系统是调度自动化系统的重要组成部分，它是实现_______的基础。（调度自动化

13.配电网线路阻抗与电抗之比可能_______。（大于

1三、名词解释（共5题，每题3分，共15分）

2.CPU是微机系统的核心部件，主要完成算术和逻辑运算。

3.串行通信是指将构成字符的每个二进制数据位依据一定的顺序逐位进行传送的通信方法，数据按位进行传送。

4.遥控信息是指传送改变运行设备状态的命令，如发动机组的启停命令、断路器的分合命令、并联电容器和电抗器的投切命令等。

6.集中式的综合自动化是指集中采集变电站的模拟量、开关量和数字量等信息，集中进行计算与处理，再分别完成微机监控、微机保护和一些自动控制等功能。

7.设备层是指变电站内的变压器和断路器、隔离开关及其辅助触点，电流互感器、电压互感器等一次设备。

四、简答题(共3题，第1、2题6分，第3题5分，共17分。)

1.电网调度自动化应有哪些功能?

①控制整个电力系统的运行方式，使电力系统在正常状态下能满足安全、优质和经济地向用户供电的要求；(3分）

②在缺电状态下做好负荷管理；（1分）

③在事故状态下迅速消除故障的影响和恢复正常供电。（2分）

3.SCADA通过RTU所监视控制的配电变电站设备有哪些？

①断路器和其他开关设备状态；（1分）

②重合阀开合状态；（1分）

③带负荷调整变压器的分接头位置；（1分）

④静止补偿电容器组；（1分）

⑤数字保护装置的整定值组位置等。（1分）

3.电力系统调度中心有什么任务？

①合理地调度所属各发电厂的出力，制订运行方式，从而保证电力系统的正常运行，安全经济地向用户提供满足质量要求的电能。（3分）

②在电力系统发生故障时，迅速排除故障，尽快恢复电力系统系统的正常运行。（2分）

五、论述题(共2题，每题10分，共20分)

1.叙述数据通信系统的基本构成和各部分功能。

①数据终端，用以进行接收或发送数据信号。

②通信线路，是数据传输信道。

③调制解调器，使数字信号能在模拟信道上传输。

④通信处理机，完成计算机处理速度与通信线路传输速度间的匹配，起缓冲作用，串/并转换，对传输信道产生的误码和故障进行检测控制，减轻中央计算机的负担。

⑤主计算机，执行数据处理任务。

2.论述调度员培训仿真系统的设计目标和原则。

调度培训仿真系统的设计目标是：

①使调度员认识和理解电力系统的运动规律；

②取得电力系统各种状态下的决策与控制经验；

③增强在现有的系统信息和控制条件下作出调度决策能力；

调度培训仿真系统的设计原则是：

①对电力系统动态行为进行逼真的模拟；

②严格模拟调度室中人机交换的显示和操作过程；

③能用于培训全部EMS功能；

④精确模拟EMS的计算机系统性能。

六、计算题（共1题，共8分）

38.已知(15，10)循环码的G(x)=x5+x4+x2+1，编出当信息位M=1101010011时的码字。

①∵M=1101010011 ∴M(x)=x9+x8+x6+x4+x+1（1分）

②xn-k?M(x)=x15-10?M(x)=x5?(x9+x8+x6+x4+x+1)

= x14+x13+x11+x9+x6+x5（3分）

③R(x)≡〔xn-k?M(x)〕G(x)= =x3+x（1分）

电力调度自动化管理 篇5

管理标准 范围

本标准规定了XX供电局调度工作的一次网损，无功电压，停电计划审批和安全经济运行等主要管理内容和要求，亦适用于调度通信局与县（市）局调度之间分工，协调指挥工作的管理。引用标准

下列标准包含的条文通过在本标准中引用而构成标准条文。(1)1993年6月29日国务院115 号令《电网调度管理条例》(2)1994年10月11日电力工业部第3号令《电网调度管理条例实施办法》 管理职能

3.1各级调度在主管局长和调度通信局局长（主任）的领导下，负责本地区电力调度工作，其主要职责是：

(1)负责本管辖范围内发、供电系统的安全运行和经济调度，完成电力电量计划和上级调度下达的各种指令。

(2)负责协助中调搞好系统周波管理，及时投切无功补偿设备，加强电网电质和负荷管理。

(3)执行市局下达的月度检修计划和临时检修，分理安排运行方式，做好协调和配合检修工作。

(4)进行线损理论计算，制定全网经济运行方案，科学降损。(5)参加电网规划，有关新建、改建、扩建工程设计审查会议。编制送电方案、负责全网的运行管理工作。(6)负责全网负荷管理工作，编制全网事故拉闸限电方案。3.2局属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。管理内容与要求

4.1 调度工作管理流程图（略）

4.2 地调每季进行一次主网线损理论计算，各县市局调度每季进行一次各自网络的线损理论计算。

4.3 无功电质工作管理

(1)督促和运行单位电容器投切及调压工作，发现问题及时汇报。

(2)调度将地区主网电质合格率报生产部。4.4 调度检修管理

(1)参加市局月度停电检修计划和检修计划的编制。(2)严格执行月度停电检修计划，合理安排好检修和设备运行方式。

(3)每月进行检修工作总结，及时上报生产部。4.5 调度运行管理(1)安全运行管理。(a)不发生调度责任事故。(b)不发生调度责任障碍。(2)操作票管理。

(a)操作票合格率达100％。

(b)调度班班长对操作票进行检查，并对操作票标明“合格”与“不合格”。

(3)事故预想管理。(a)每值每月至少作一次事故预想。

(b)事故预想要填写在事故预想记录簿中，并编号或造册经领导审核。

(4)安全活动。

(a)每周一次安全和运行分析活动，并记入安全活动记录薄内。(b)及时组织学习事故通报和安全文件，并保存完整。(c)对安全活动中提出的问题，要有专人负责督促解决。4.6调度日常工作管理

(1)严格执行调度命令，不得以任何借口拖延调度命令的执行。(2)执行日负荷调度计划。

(3)按规定编制及季度运行方式。(4)及时向上级调度报规定的报表。(5)按时完成上级调度布置的任务。

(6)做好负荷预报，节假日负荷预计误差不超过±3％。(7)各县(市)调每日20 时各向上一级调度汇报前一天的该局的供电量，最大最小负荷及2:00、10:00、20:00的负荷。

(8)设专人负责技术培训工作。技术问答，考问讲解每季每人不得小于一次。

(9)新设备投入系统前组织调度人员到新站熟悉现场实际情况。4.7 文明生产管理

(1)调度室要有清洁卫生管理制度和出入管理制度。(2)调度员着装整齐并佩带标志。

(3)调度室各种记录摆放整齐，取用方便，报表记录规整。

调度自动化管理标准 1 范围

本标准规定了XX供电局调度自动化系统维护、事故处理等主要内容与要求；

本标准适用于局属各单位。管理职能

2.1自动化在主管局长和XX调度通信局局长的领导下负责本地区电网的调度自动化工作，其主要工作任务：

2.1.1地区电网的调度自动化系统的日常维护并向湖北省调度通信局转发信息。

2.1.2新建自动化工程的方案，设计和审定。

2.1.3编制自动化设备的管理规程及各项有关工作制度。2.1.4编写地区电网调度自动化规划及更改工程计划。2.1.5统计、分析并上报上级局所要的运行报表。管理内容及要求

3.1调度自动化系统维护管理流程图（略）3.2调度自动化专业无责任事故。

3.3不因本专业人员的责任造成误信、误测、误控。3.4事故遥信正确年动作率达99％。3.5遥控的正确动作率96％。

3.6局一次自动化系统计算机月平均运行率达99.8％。3.7遥测误差不得超过1％。

3.8调度自动化系统月平均运行率不得小于96％。3.9调度日报表月合格率不得不小于96％。

3.10 负责全局调度自动化的设备选型，工程审核和验收。3.11 按期完成本的更改工程项目及上级布置的全网调度自动化工作项目。3.12 按规定日期报出系统月运行统计表。技术资料管理

4.1图纸资料齐全，设备图纸和实际接线相符，各项试验检修有详细记录。

4.2处理系统故障有记录，运行日志记事簿填写及时清楚。检查与考核

本标准具体检查与考核按《通用考核管理规定》和局《经济责任制考核通则与细则》执行。

调度通讯管理标准 范围

本标准规定了全局通信专业生产机构设置、职责分工及运行维护等主要管理内容。

本标准适用于XX供电局调度通信局。引用标准

DL/T544－94 电力系统通信管理规程 DL/T544－94 电力系统微波通信运行管理规程 DL/T544－94 电力系统载波通信运行管理规程 DL/T544－94 电力系统光纤通信运行管理规程 管理职能

3.1 机构设置

3.1.1调通局下设通信科是我局通信业务管理的职能部门和生产单位，辖设微波（无线）班、载波班、有线（交接机）班、电源班、熊变通信站、磨山站等单位，作为全局通信各专业对口的生产管理单位，并设通信调度。

3.1.2供电局调度通信局通信科是我局辖区通信专业的管理单位，应设有通信专业的管理组织和专责人员。

3.1.3根据通信专业需要所设的班站是实施和执行工作计划与任务的基层组织。

3.2 主要职责 3.2.1 通信科主要职责

a)贯彻执行上级颁发的有关电力通信的各项规程、法规和制度；负责制定我局通信专业规程制度，完成上级交办的任务。

b)负责编制全局通信大修、改造工程计划；参与有关工程的勘测、设计、审查等工作；组织实施通信工程建设或通信工程的竣工验收。

c)负责现行通信电路的日常运行管理工作；指导和协调相关专业的通信电路和设备的管理工作；组织通信事故分析，制定改进措施；统计评价通信电路和设备的运行质量。

d)负责管理我局110KV 电网载波频谱、申请220KV站载波频率、微波频率； 负责各县市局载波频率的审查。e)负责编制本地区通信规划和制定“两措”计划，工作计划，业务技术培训计划。经业务主管部门批准后组织实施。

f)负责编辑出版通信月报，汇总每月无线通信、有线通信情况及技术分析，统计运行率指标要求及时准确，每月20日前向有关上级部门报送上月运行月报。

g)负责本端微波设备，载波音频终端设备，光通信终端设备，电缆及配线架，调度总机、行政交换机等所辖设备的维护管理。

3.2.2 各通信班站职责

a)按照规程、规范要求做好日常运行维护工作，确保本班站所辖电路和设备处于完好状态。

b)负责现场运行维护与检修等工作的人身和设备安全。检修工艺质量要达到标准。及时消除电路和设备的故障和缺陷。

c)按照上级对班组安全文明生产的要求，开展安全活动，技术业务学习活动、思想互助活动，并做好班站的基础建设与管理。

d)负责按上级要求完成交办的各项任务。3.2.3 通信调度主要职责

a)监督通信系统各级组织，贯彻落实有关电路运行管理方面的规程、规章制度，代表局通信科实施对全局通信电路的调度、指挥与管理。

b)负责我局通信的监测，下达电路的调测、故障的处理、电路的倒换等作业命令。

c)负责电路和设备的运行统计汇总上报，月报编发，检查与电路（设备）运行相关的虚假行为，通报相关领导处理。d)掌握电路及设备使用及变化状况，批准或下达电路调测检修计划，按照电路使用原则，批准电路和设备投入与撤出，编排电路、路由，下达工作通知单。

4管理内容与要求

4.1 通信工作管理流程图（略）

4.2 通信为电力调度、继电保护远动自动化、计算机通信以及生产管理，提供信息通道，并进行信息交换，为电力生产服务。为使电路稳定运行，依职责分工，遵循局部服从整体，下级服从上级的原则，密切配合，团结协作，确保电路实时畅通。

4.3通信电路和设备维护工作的运行条件

4.3.1 为保证通信人员组合的相对稳定，配置应符合实际需要、适应我局通信网发展建设与运行维护的人员担任。

a)定员要依照劳动人事部门的有关标准，保证基本数量：人员配备结构上，须具有通信专业中专以上文化程度，且具有一定工作能力的技术骨干。

b)各单位不得自行调减通信人员，主要技术骨干确需调离岗位时，须提前培养替岗人员并报上级业务主管部门，同意后方可实施。

4.3.2 保证职工技术业务的培训，不断提高其素质。a)保证职工技术业务的培训工作，按照局规划要求，由通信科统一安排，各班站分负责落实。

b)各运行人员需具备岗位所需的基本技能，须经上岗考核合格后上岗工作，凡新调入或因故离岗一年以上的通信运行人员，上岗须经考核合格。

4.4 无人值班通信站认定条件： 4.4.1 我局通信站具备以下条件，要经局通信科报上级主管部门批准后实行无人值放。动态运行维护。

a)已有通信站电路和设备，经两年以上运行总结评价，认为设备运行稳定，故障率低，站内设备及保障设施无缺陷，电源可靠并能自动投入。

b)防火、防盗、防自然灾害和外力破坏的安全措施完备得当。c)装有相应的监控系统，可随时发现无人值守站的异常情况。d)配备可靠的巡视车辆，仪器仪表和备品备件，配套切合实际并经上级业务部门审核同意的运行制度和防范措施。

e)通信机房具有良好的环境保护控制设施，保证设备清洁，室温在15℃至30℃之间，并有工作照明和事故照明。

f)新建通信站应以上述条件配备各项需要的措施，实行动态运行维护管理。

4.5 各通信站应建立的制度 a)各类人员岗位责任制； b)设备管理责任制； c)工作联系或考评制度；

d)工具、仪表、备品配件及技术资料管理制度； e)根据需要制定的其它制度。4.6 运行人员考评依据

4.6.1运行维护人员对分工管辖的电路和设备负全面责任。把电路、设备运行情况、故障处理的主动性、及时性和效果作为考评工作人员工作质量、技术水平及服务态度的主要依据。

a)必须坚守工作岗位，遵守规章纪律，服从指挥，执行命令，并按要求报告工作情况。b)当一站发生电路异常，需相关班站配合查找故障时，相关班站必须主动积极配合工作，如实核查故障保持同故障发现人或处理人员的联系，直到故障处理完毕，并做好记录。

4.6.2 运行值班岗位工作人员，要把交接班工作做为保证电路和设备连续稳定运行一项重要工作认真做好。

a)交接班工作必须准时、严肃、详细，做到手续清楚，交与接相衔接，保证工作的连续性。

b)防止错、漏交接。由于错交和漏交产生的问题由交班人员负责，由漏接产生的问题由接班人员负责。

c)交接班时，如电路和设备发生故障或正在执行调度命令应暂缓交接工作，特明确情况后，再进行交接。

4.7 建立报告制度、答复制度和联系制度

4.7.1 报告制度：我局各级通信人员，对于职责范围内的工作，要尽职尽责，按质量和时间要求做好并及时报告。

a)在接受任务或执行命令时遇有困难时应及时向自己的最近层领导报告，遇有紧急问题且近层领导不在时，可越级上报。

b)发现职责之外的问题应主动向问题所涉及的职责单位负责人报告。

c)发现职责不清或任务不明的问题时应向单位领导报告。d)对于交办的工作任务，完成后应向交办者详情报告。e)报告时应该说明情况和理由，涉及电路和设备运行安全，影响工作质量的问题，应以书面的形式报告。

4.7.2答复制度：我局各通讯通信领导以及与通信工作相关部门的领导，对于所属基层职工反映的情况，提出问题应认真对待，尽快答复。a)属于自己职责范围内，需急切决定的事项，一般应做到接到报告，当日答复，最迟不得超过三日给予回音。

b)对于需组织调研后才能答复的事项，应向报告者讲明情况，并确定答复时间，经调研确定意见后应尽快作出答复。

4.7.3 联系制度：我局通信系统各通讯组织要加强工作联系和情感交流。

a)每季至少一次业务联系，各班站应责成专人向开关班站互通一周里的工作情况，存在的问题和工作经验。

b)通信科要根据实际情况确定同班站的联系方式和要求，每月至少组织一次，深入班站调查了解情况。

c)通信科应建立技术研讨会制度，进行重大问题讨论，拿出实施方案。

4.8 通信设备运行统计：我局通信电路和设备的运行统计严格按照电力工业部颁《电力系统通信管理规程》的统计规定，分级分层统计评价。

a)各专业班站负责对本专业设备电路分别统计报通信调度。b)通信调度负责对我局所辖的电路和设备进行运行统计汇总。

5检查与考核

本标准具体检查与考核按局《通用考核管理规定》和《经济责任制考核通则与细则》执行。范围

本标准规定了电瓷外绝缘防污闪管理工作的主要管理内容及隶属关系。

本标准适用于全局防污闪管理工作。管理职能 2．1主要生产局长和总工程师负责领导全局防污闪工作。生产部高压专责工程师负责全局防污闪工作并编制全局防污闪计划和进行业务指导。防污计划应在二月底以前下达到各单位。2．2 由生产部高压专责工程师、输变电分局和有关供电局（工区）专工（兼职）组成防污闪工作管理网。

2．3 各单位负责管理本辖区的防污闪工作。

3管理内容与要求

3．1防污闪管理流程图

3．2 生产部专责工程师和各单位防污专（兼）责人职责如下： 3．2．1 贯彻上级的有关规定和各项技术措施。

3．2．2 组织开展盐密测量工作，做好污秽等级划分和调整工作，提出绝缘爬距调整的具体意见，列入大修更改工程计划。

3．2．3 组织绘制，调整本单位的污区分布图。

3．2．4 参加新（扩、改）建工程电气设备外绝流爬距的设计审查。

3．2．5 重视输变电清查的清扫工作。

3．2．6 参加输变电设备的电瓷污闪事故的调查分析，提出反事故措施。

3．2．7 按年编制电瓷防污闪措施计划、监督实施，做好分析总结。

3．2．8 建立健全各项技术资料，及时分析，发现问题，提出处理意见。

华中电力系统调度管理规程07 篇6

2007-xx-xx发布 2008-01-01实施

华中电网有限公司 发布

批准人：卢放

审核人：郑俊杰、梁虹

主要起草人员：李群山、崔云生、凌卫家、黄争平

参加编写人员：朱江、刘天斌、金延、刘进伟、肖昌育、何毅斌、苏玲、吕东晓、张德泉、王春明、陈学道、王健、王强、李勇、李锴、孙新德、李锋、徐友平、蔡敏、杨军、汤卫东、黄子平、甘凌、王汉青、张祥、肖华、汪剑波

目 次

前 言┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈Ⅱ 1 范围┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈1 2 规范性引用文件┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈1 3 术语和定义┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈2 4 总则┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈5 5 调度系统┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈5 6 调度机构┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈5 7 调度管辖范围┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈7 8 调度规则┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈8 9 调度指令┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈9 10 频率与电压┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈9 11 系统操作┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈10 12 事故处理┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈14 13 调度汇报┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈20 14 调度计划┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈20 15 水库调度┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈24 16 系统稳定┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈25 17 继电保护及安全自动装置┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈27 18 调度自动化┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈29 19 电力通信┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈30 20 并网调度┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈31 21 统计报表┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈32 附录A（资料性附录）华中电力系统运行方式主要内容┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈33 附录B（规范性附录）华中电力系统内国调调度管辖设备┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈35 附录C（规范性附录）华中网调调度管辖一次设备┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈42 附录D（规范性附录）华中电力系统内国调调度许可及紧急控制设备┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈44 附录E（规范性附录）华中网调调度许可设备┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈45 附录F（规范性附录）华中网调委托省调调度管辖设备┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈46 附录G（资料性附录）月、日调度计划主要内容┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈48 附录H（规范性附录）网供及联络线电力、电量监视点┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈49 附录I（规范性附录）并网资料┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈50

I

前 言

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

本规程的附录B、附录C、附录D、附录E、附录F、附录H和附录I为规范性附录。本规程的附录A、附录G为资料性附录。

本规程附录内容的变动，以新发布的文件为准。本规程由华中电网有限公司提出。

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

II

华中电力系统调度管理规程 范围

本规程规定了华中电力系统电力调度管理工作的基础性原则。

本规程适用于华中电力系统内发电、输电、配电、售电、用电及其他活动中与电力调度有关的行为。规范性引用文件

下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程。然而，鼓励根据本规程达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规程。

中华人民共和国主席令第60号 中华人民共和国电力法

国务院令第115号 电网调度管理条例 国务院令第432号 电力监管条例

国家电力监管委员会令第5号 电力二次系统安全防护规定 国家电力监管委员会令第22号 电网运行规则（试行）GB 17621-1998 大中型水电站水库调度规范

GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 GF-2003-0512 并网调度协议（示范文本）

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

DL/T 516 电力调度自动化系统运行管理规程 DL/T 544 电力系统通信管理规程

DL/T 559 220-500kV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 584 3-110kV电网继电保护装置运行整定规程

DL/T 623 电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程 DL/T 684 大型发电机变压器组继电保护整定计算导则 DL/T 723 电力系统安全稳定控制技术导则 DL/T 961 电网调度规范用语 DL/T 1040 电网运行准则

电监安全[2006]34号 关于印发《电力二次系统安全防护总体方案》等安全防护方案的通知 国电调[2001]532号 国家电力公司电力通信统计管理办法 国电调[2002]149号 全国互联电网调度管理规程（试行）

国通运[2004]158号 国家电网公司一级骨干通信电路故障处理规定

国调中心调技[2005]37号 国家电网公司调度机构直调厂站运行值班人员持证上岗管理办法 国家电网安监[2005]83号 国家电网公司电力安全工作规程（变电站和发电厂电气部分）（试行）国家电网安监[2005]83号 国家电网公司电力安全工作规程（电力线路部分）（试行）国家电网安监[2005]145号 国家电网公司电力生产事故调查规程 国调中心调技[2006]43号 国家电网调度系统重大事件汇报规定 国家电网调[2006]161号 国家电网公司电力系统安全稳定计算规定 3 术语和定义

下列术语和定义适用于本规程。3.1 电力系统

由发电、输电、配电、用电等一次设备以及为保障其运行所需的继电保护、安全自动装置、调度自动化、电力通信、电力市场技术支持系统等二次设备组成的统一整体。

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

在统一指挥下进行的电能的生产、输送和使用。3.3 电力调度机构

对电力系统运行进行组织、指挥、指导和协调的机构，在电力系统运行中行使调度权。3.4 电力调度 电力调度机构（以下简称调度机构）为保障电力系统安全、优质、经济运行和电力市场规范运营，促进资源的优化配置和环境保护，对电力系统运行进行的组织、指挥、指导和协调。3.5 电网企业

负责电网运行和经营的电力企业。3.6 发电企业

并入电网运行的(拥有单个或数个发电厂的)发电公司。3.7 独立小电力系统

与大电网不相连接的孤立运行的地区电力系统或县电力系统。3.8 电力用户

电网企业向其供电的个人或企业等社会组织。3.9 电力调度系统

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

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

包括各级调度机构的值班调度人员和有关运行值班单位的运行值班人员。3.12 调度管辖范围 电力系统设备运行和操作指挥权限的范围。3.13 调度许可

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

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

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

值班调度人员对其下级调度机构值班调度人员或调度管辖厂站运行值班人员发布的强制执行的决定。3.17 操作指令

值班调度人员发布的有关操作的调度指令。3.18 逐项操作令

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

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

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

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

为平衡负荷预计误差和瞬时负荷波动而预留的备用容量。3.23 事故备用容量

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

为完成发输电设备检修任务而预留的备用容量。3.25 计划检修

电力设备列入、月度计划进行的检修、维护、试验等。3.26 临时检修

非计划性的检修，如因设备缺陷、设备故障或事故后进行的设备检查等检修。3.27 电力系统稳定器（PSS）

发电机自动电压调节器中的一种附加励磁控制装置。它的主要作用是给电压调节器提供一个附加控制信号，产生正的附加阻尼转矩，来补偿以端电压为输入的电压调节器可能产生的负阻尼转矩，从而提高发电机和整个电力系统的阻尼能力，抑制自发低频振荡的发生，加速功率振荡的衰减。3.28 一次调频

并网机组具备的通过原动机调速器来调节发电机组转速，以使驱动转矩随系统频率而变动的功能。3.29 特殊运行方式

电厂或电网接线方式与正常运行方式（包括正常检修方式）有重大变化时，电厂或电网相应的运行方式。3.30 黑启动

整个电力系统因故障停运后，在无外来电源供给的情况下，通过系统中具有自启动能力机组的启动，带动无自启动能力的机组，逐步扩大电力系统的恢复范围，最终实现整个电力系统的恢复。3.31 安全自动装置

在电力系统中发生故障或异常运行时，起自动控制作用的装置。如自动重合闸、备用电源和备用设备自动投入、自动切换负荷、自动低频（低压）减载、电厂事故自动减出力、事故切机、电气制动、水轮发电机自动起动、调相改发电、抽蓄水改发电、自动解列及自动调节励磁等。3.32 水调自动化系统

由水电厂内采集水文、气象和水库运行信息的子站、调度机构内对水库运行进行监视、预报、调度和管理的主站及相应的数据传输通道构成的系统。3.33 保护及故障信息管理系统

由厂站内收集继电保护装置动作信息及故障录波信息的子站、具有管理和分析功能的主站及相应的数据传输通道所组成的系统。3.34 调度自动化系统

由厂站内采集运行信息及完成控制功能的子站、调度机构内具有分析、应用、管理功能的主站和相应的数据传输通道构成的为电力调度生产、管理服务的系统。一般包括数据采集与监控系统（SCADA）、能量管理系统（EMS）、调度员培训仿真系统（DTS）、电力调度数据网络系统、电能量计量系统、电力市场运营系统、水调自动化系统、电力系统实时动态稳定监测系统、调度生产管理信息系统（DMIS）、配电管理系统(DMS)、电力二次系统安全防护系统、相关辅助系统（调度模拟屏、大屏幕设备，GPS卫星时钟、电网频率采集装置、运行值班报警系统、远动通道检测和配线柜、专用的UPS电源及配电柜、相关二次回路等）等。3.35 4 电力通信网

由各种传输、交换、终端等设备组成的电力系统专用通信网络，包括基础网（光纤、数字微波、电力线载波、接入系统等）、支撑网（信令网、同步网、网管网等）和业务网（数据通信网络、交换系统、电视电话会议系统等）。3.36 电力通信机构

电网企业内归口负责组织、指挥、指导、协调电力通信运行和管理工作的机构。4 总则

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

4.2 电力调度应遵守国家有关法律、法规、政策的规定，并符合电力系统运行的客观规律和社会主义市场经济规律的要求。

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

4.5 任何单位和个人均不得非法干预电力调度活动。

4.6 华中电力系统的调度运行管理、调度计划管理、继电保护及安全自动装置管理、电网调度自动化管理、电力通信管理、水电厂水库调度管理、调度系统人员培训管理及其他与电力调度管理相关的行为，均应遵守本规程。

4.7 华中区域电力调度机构依照本规程所制定的《华中电力系统继电保护及安全自动装置调度管理规程》、《华中电力系统调度自动化调度管理规程》、《华中电力系统电力通信管理规程》，与本规程具有同等效力。

4.8 省（直辖市）电力调度机构应依照本规程制定本省（直辖市）电力系统调度管理规程。4.9 违反本规程的单位和个人，按《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《电力监管条例》有关条款承担相应责任。5 调度系统

5.1 华中电力调度系统包括华中电力系统内各级调度机构和有关运行值班单位。5.2 华中电力系统设置四级调度机构，即：

──华中区域电力调度机构（以下简称网调）；

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

5.3 发电厂、变电站、大用户配电系统应根据设备运行的要求设立运行值班单位。

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

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

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

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

6.1.2 调度机构应按规定配备足够的人员和满足调度机构履行职责所需要的设施。6.2 调度机构的任务

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

6.2.2 按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电力系统的发输变电设备能力，最大限度地满足用户的用电需要。

6.2.3 按照电力市场调度规则，依据相关合同或者协议，维护各方的合法权益。

6.3 调度机构的职责和权限 6.3.1 网调的职责和权限如下： 6.3.1.1接受国调的调度指挥。

6.3.1.2 负责对华中电力调度系统实施调度管理。

6.3.1.3 负责指挥调度管辖系统的运行、操作和事故处理。

6.3.1.4 负责指挥华中电力系统的调频、调峰及调度管辖系统的电压调整。6.3.1.5 负责实施华中区域电力市场电力交易。

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

6.3.1.7 负责编制和执行调度管辖系统月、日发供电调度计划，执行国调下达的发、供电调度计划。6.3.1.8 负责华中电力系统的稳定管理，组织稳定计算，编制调度管辖系统安全稳定控制方案。6.3.1.9 负责华中电力系统继电保护、电力通信、调度自动化的专业管理，负责调度管辖系统的继电保护及安全自动装置（以下统称保护装置）、自动化设备的运行管理，负责华中电网有限公司（以下简称网公司）通信机构调度管辖范围内电力通信设备或电路的运行管理。6.3.1.10 负责调度管辖水电厂水库发电调度工作，编制水库调度方案。

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

6.3.1.12 参与华中电力系统的规划及工程设计审查。6.3.1.13 负责签订、执行调度管辖发电厂并网调度协议。6.3.1.14 行使上级电网管理部门及国调授予的其他职权。6.3.2 省调的职责和权限如下： 6.3.2.1接受网调的调度指挥。

6.3.2.2 负责对本省（直辖市）电力调度系统实施调度管理。6.3.2.3 负责指挥调度管辖系统的运行、操作和事故处理。

6.3.2.4 负责指挥本省（直辖市）电力系统的调峰、省间联络线功率控制及调度管辖系统的电压调整。

6.3.2.5 参与华中区域电力市场电力交易。负责实施本省（直辖市）电力市场电力交易。6.3.2.6 负责组织编制和执行调度管辖系统年、月、日运行方式，执行网调下达的运行方式。

6.3.2.7 负责编制和执行调度管辖系统月、日发供电调度计划，执行网调下达的发、供电调度计划。6.3.2.8 在网调的统一领导下，负责本省（直辖市）电力系统的稳定管理，组织稳定计算，编制调度管辖系统安全稳定控制方案。

6.3.2.9 负责所辖电网的继电保护、安全自动装置、通信和自动化设备的运行管理。6.3.2.10 负责调度管辖水电厂水库发电调度工作，编制水库调度方案。

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

6.3.2.12 参与本省（直辖市）电力系统的规划及工程设计审查。6.3.2.13 负责签订、执行调度管辖发电厂并网调度协议。6.3.2.14 负责制定事故限电序位表和超计划用电限电序位表，经省（直辖市）人民政府批准后执行，并报网调备案。

6.3.2.15 行使上级电网管理部门及网调授予的其他职权。6.3.3 地调、县调的职责和权限，由相应省调予以确定。6.4 安全管理

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

6.4.2 调度机构应建立和落实本机构各级、各类人员安全生产责任制。

6.4.3 调度机构应编制和落实本机构反事故措施计划和安全技术劳动保护措施计划。6.4.4 调度机构应按规定进行调度系统安全性评价。

6.4.5 调度机构应按“事故原因不清楚不放过，事故责任者和应受教育者没有受到教育不放过，没有采取防范措施不放过，事故责任者没有受到处罚不放过”的原则，组织或参与电网事故、障碍及未遂的调查分析。

6.4.6 调度机构应定期进行有针对性的反事故演习。网、省调每年至少组织进行一次不少于两级调度机构参加的联合反事故演习。

6.4.7 调度机构应编制突发事件调度应急处理预案并定期演练。6.5 专业管理

6.5.1 调度机构应建立专业管理体系，制定专业管理标准和制度。

6.5.2 调度机构各专业部门应按照调度管辖范围，履行专业管理中涉及到的规划设计、设备配置原则、新设备启动试验、运行检修（检验）、事故分析、消缺反措及技术改造等方面的技术监督职责。6.5.3 调度机构应编制电力系统运行方式。华中电力系统运行方式主要内容见附录A。6.5.4 调度机构负责调度管辖系统的调度运行指标考核工作。6.5.5 调度机构应建立培训工作制度，制定专业技术人员培训大纲，制定并落实专业培训计划。6.5.6 调度机构应开展科学技术研究工作，推广、应用新技术，提高专业技术和管理水平。6.5.7 调度机构应开展调度管理信息化工作，实现调度管理信息共享。7 调度管辖范围

7.1 一次设备调度管辖范围

7.1.1 调度管辖的一次设备范围划分原则

7.1.1.1华中电力系统内除国调调度管辖范围（见附录B）以外的全部500kV发输变电设备及其相应的无功补偿装置、220kV省间联络线，电力电量需跨省分配的电厂或同一流域内接于220kV系统的重要梯级水电厂由网调调度管辖。华中网调调度管辖的一次设备见附录C

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

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

7.1.3 上级调度机构可将部分调度管辖设备委托下级调度机构调度管辖。网调委托省调调度管辖设备按网调调度许可设备进行管理。网调委托省调调度管辖设备见附录F。7.2 保护装置调度管辖范围

7.2.1保护装置的调度管辖范围与相应调度机构调度管辖的一次设备范围相对应。7.2.2调度机构单独使用的保护及故障信息管理系统主站设备和子站设备，由该调度机构调度管辖。7.2.3 多级调度机构共用的保护及故障信息管理系统子站设备，由使用该设备的最高一级调度机构调度管辖。7.3 调度自动化设备调度管辖范围

7.3.1 调度机构调度自动化主站设备，由该调度机构调度管辖（属上级调度机构调度管辖的除外）。7.3.2

多级调度机构调度的厂站中多级调度机构共用的厂站端调度自动化设备，由最高一级调度机构调度管辖。国调调度管辖厂站的调度自动化设备调度管辖范围划分按国调规定执行。7.3.3调度自动化系统数据传输通道由相关通信机构调度管辖。

7.3.4 除7.3.1、7.3.2、7.3.3条规定的情况外，各级调度机构在厂站端的的调度自动化设备调度管辖范围与相应调度机构调度管辖的一次设备范围相对应。7.4 电力通信调度管辖范围

7.4.1 电网企业使用的全部业务通道，由该电网企业的通信机构调度管辖。

7.4.2 电网企业负责组网的通信设备（主要指传输、交换、数据网设备）及负责建设的为电网生产服务的全介质自承式光缆（ADSS）和普通光缆，由该电网企业的通信机构调度管辖。

7.4.3 调度机构调度管辖的厂站内非组网通信设备（主要指通信专用电源、配线架、监控设备）及输电线路上的架空地线复合光缆（OPGW），由该调度机构所在电网企业的通信机构调度管辖。7.4.4 上级通信机构可根据生产需要，指定某些通信设备调度管辖权的归属。

7.4.5 上述7.4.2、7.4.3条中不包括上级通信机构已指定由其他通信机构调度管辖的通信设备。8 调度规则

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

8.2 调度机构调度管辖范围内的运行值班单位，应服从该调度机构的调度。

8.3 未经调度机构值班调度人员许可，任何人不得操作该调度机构调度管辖范围内的设备。电力系统运行遇有危及人身、设备安全的情况时，有关运行值班单位的值班人员应按照相关规定处理，并及时报告有关调度机构的值班调度人员。

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

8.5 调度机构调度管辖设备运行状态的改变，对下级调度机构调度管辖的设备有影响时，操作前、后应及时通知下级调度机构值班调度人员。

8.6 属厂站管辖设备的操作，如影响到调度机构调度管辖设备运行的，操作前应经调度机构值班调度人员许可。

8.7 发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，值班调度人员可直接(或者通过下级调度机构的值班调度人员)越级向下级调度机构调度管辖的发电厂、变电站等运行值班单位发布调度指令，并告知相应调度机构。

8.8 调度机构应执行经政府批准的事故限电序位表和超计划用电限电序位表。8.9 网调调度许可设备的许可规则如下：

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

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

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

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

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

8.11 调度自动化、电力通信设备的调度许可规则如下： 8.11.1 下级调度机构调度自动化系统主站设备的操作，如影响上级调度机构调度管辖的调度自动化系统运行或信息完整准确，操作前应得到上级调度机构的许可。上级调度机构调度自动化系统主站设备的操作，如影响下级调度机构调度管辖的调度自动化系统运行或信息完整准确，操作前应通知下级调度机构。

8.11.2 下级通信机构调度管辖的电力通信设备的状态或方式的改变，如影响上级通信机构调度管辖的电力通信设备的运行方式或传输质量，操作前应得到上级通信机构的许可。上级通信机构调度管辖的电力通信设备的状态或方式的改变，如影响下级通信机构调度管辖的电力通信设备的运行方式或传输质量，操作前通知下级通信机构。

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

a)影响一次设备正常运行的； b)影响保护装置正常运行的；

c)影响电力调度业务正常进行的其他操作。9 调度指令

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

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

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

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

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

9.6

对于不按调度指令用电者，值班调度人员应予以警告，经警告拒不改正的，可以根据电网安全的需要，下令暂时部分或全部停止向其供电。对于不按调度指令发电的发电厂，值班调度人员应予以警告；经警告拒不改正的，值班调度人员可以根据电网安全的需要，经请示调度机构负责人同意后，下令暂时停止该发电厂部分或全部机组并网运行。对于不满足电网企业并网条件的发电企业、独立小电力系统，调度机构可以拒绝其并网运行，擅自并网的，可下令其解列。10 频率与电压

10.1 频率

10.1.1 电力系统标准频率是50Hz，其偏差不应超过±0.2Hz。各调度机构、发电厂均有义务维持电力系统标准频率。

10.1.2 华中电力系统频率按（50±0.1）Hz控制，按（50±0.1）Hz、（50±0.2）Hz分段考核。网调值班调度人员依据华中电力系统频率考核办法对各省调和直调电厂进行考核。

10.1.3 网调对省调进行省间联络线功率考核时应计及频率效应。各省（直辖市）电力系统频率效应系数由网调确定。10.1.4 并网运行的机组应投入一次调频功能，未经值班调度人员许可不应退出。机组的一次调频参数应符合调度机构的有关规定。

10.1.5 并入华中电力系统的100MW及以上火电、燃气轮机组，40MW及以上非灯泡贯流式水电机组、抽水蓄能机组，均应具备AGC功能。

10.1.5.1 参加电网AGC运行的电厂，其厂内AGC功能应正常投入。10.1.5.2 参加电网AGC调整机组的调节参数（调节范围、调节速率等），由调度机构根据系统要求和机组调节能力确定。

10.1.5.3 电厂或机组远方AGC功能的投入或退出，应经值班调度人员许可。10.1.6 华中电力系统内为保证频率质量而装设的低频自起动、高频切机等装置，应由相应调度机构统一整定，并报上级调度机构核准。其整定值的变更、装置的投退，均应得到相应调度机构值班调度人员许可后方可进行。当电网频率偏差到自动装置的整定值而装置未动作时，相关厂站运行值班人员应不待调度指令立即进行相应操作，并向调度值班人员汇报。10.1.7

网调值班调度人员可根据机组状况、水情和系统运行的需要指定某一直调水电厂为华中电力系统主调频厂。各省调也应确定本省（直辖市）电力系统内的主调频厂。主调频厂的调整范围为机组最大和最小可能出力。在规定的负荷调整范围内，主调频厂应主动调整并保持系统频率不超过（50±0.05）Hz或大区间（省间）联络线功率偏差在允许范围内。当主调频厂已达到规定的负荷调整范围时，应立即报告值班调度人员。

10.1.8

当省（直辖市）电网或地区电网与华中电网解列运行时，其频率的调整和控制，由所在省调负责。

10.2 电压

10.2.1 电力系统的无功补偿实行“分区分层、就地平衡”的原则。无功和电压的调整、控制和管理，由调度机构按调度管辖范围分级负责。

10.2.2华中电网内220kV及以上电压等级母线均为华中电网电压考核点，按调度管辖范围进行考核。

10.2.3 调度机构应按季（或月）编制电压考核点的电压曲线（对有调整手段的厂站宜编制逆调压曲线），并报上级调度机构备案。

10.2.4 发电厂和变电站应按照调度机构下达的电压曲线，自行调整发电机无功出力或投、退低压电抗器（电容器），当本厂站已无调整能力而电压仍越限时，应立即报告值班调度人员。10.2.5 值班调度人员进行电压调整的主要办法有：

a)调整发电机、调相机、静止无功补偿装置无功出力；

b)投切电容器、电抗器；

c)调整有载调压变压器分接头； d)改变电力系统运行方式。

10.2.6 采取10.2.5条所列措施后电压仍越限时，各级调度机构应配合进行调整。10.2.7 静止无功补偿装置参考电压及斜率由相应调度机构整定。10.2.8 发电机、调相机自动励磁调节装置的低励限制、强励功能应满足调度机构的要求并正常投运，未经值班调度人员同意不应退出。11 系统操作

11.1 操作制度

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

11.1.1.1 填写操作指令票应以检修工作申请票、运行方式变更通知单、稳定措施变更通知单、继电保护通知单、日调度计划、试验或调试调度方案等为依据。

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

11.1.1.3 填写操作指令票应做到任务明确、票面清楚整洁，使用设备的双重名称（设备名称和编号）。10 每张操作票只能填写一个操作任务。逐项操作指令票和综合操作指令票可采用状态令的形式填写。11.1.1.4 操作指令票应经过拟票、审票、预发、执行四个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成。11.1.2 有计划的操作，值班调度人员应提前4小时将操作指令票预发给操作单位。运行值班人员应了解操作目的和操作顺序，依据调度机构下达的操作指令票填写现场操作票，如有疑问应向值班调度人员询问清楚。

11.1.3 值班调度人员发布操作指令时，应给出“发令时间”。“发令时间”是值班调度人员正式发布操作指令的依据，运行值班人员未接到“发令时间”不应进行操作。11.1.4 运行值班人员操作结束后，应汇报已执行项目和“结束时间”。“结束时间”是现场操作执行完毕的依据。

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

11.1.6 逐项操作指令票应逐项发令、逐项操作、逐项汇报。在不影响安全的情况下，可将连续几项由同一单位进行的同一类型操作，一次按顺序下达，运行值班人员应逐项操作，一次汇报。11.1.7 下列操作，值班调度人员可不必填写操作指令票，但应作好记录。

a）事故处理；

b）单一开关、低压电抗器、低压电容器的状态改变； c）机组状态改变；

d）拉、合刀闸、接地刀闸；

e）投入或退出一套继电保护或安全自动装置； f）更改系统稳定措施；

g）投入或退出自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）、PSS、一次调频功能。11.1.8 操作前应考虑如下问题：

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

b）继电保护或安全自动装置的投退、系统稳定措施的更改是否正确； c）变压器中性点接地方式是否符合规定；

d）变压器分接头位置，无功补偿装置投入情况；

e）设备送电操作前应核实设备检修的所有工作已结束，相关检修工作申请票均已终结，设备具备送电条件，并与检修票、方式单、现场实际进行核对； f）对电力通信、调度自动化的影响。

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

a）系统发生事故时；

b）雷雨、大风、大雾等恶劣天气时； c）交接班时；

d）系统高峰负荷时段；

e）通信中断或调度自动化设备异常影响操作时。11.2 设备停、送电操作一般规定

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

11.2.2 对于微机稳控装置，停电操作时，一次设备停电后，由运行值班人员随继电保护的操作退出保护启动稳控装置的压板及稳控装置相应的方式压板；送电操作时，随继电保护的操作投入保护启动稳控装置的压板及稳控装置相应的方式压板，再操作一次设备。

11.2.3 对于非微机（常规）稳控装置，停电操作时，先按规定退出稳定措施，再进行一次设备操作；送电操作时，先操作一次设备，设备送电后，再按规定投入稳定措施。11.3 并列与解列操作一般规定 11.3.1 系统并列条件：

a)相序相同；

b)频率差不大于0.1Hz；

c)并列点两侧电压幅值差在5%以内。11.3.2 并列操作应使用准同期并列装置。

11.3.3 解列操作前，应先将解列点有功潮流调至接近零，无功潮流调至尽量小，使解列后的两个系统频率、电压均在允许范围内。11.4 合环与解环操作一般规定

11.4.1 合环前应确认合环点两侧相位一致。

11.4.2 合环前应将合环点两侧电压幅值差调整到最小，500kV系统不宜超过40kV，最大不应超过50kV，220kV系统不宜超过30kV，最大不应超过40kV。

11.4.3 合环时，合环点两侧相位角差不应大于25度，合环操作宜经同期装置检定。

11.4.4 合环(或解环)操作前，应先检查相关设备（线路、变压器等）有功、无功潮流，确保合环(或解环)后系统各部分电压在规定范围以内，通过任一设备的功率不超过稳定规定、继电保护及安全自动装置要求的限值等。

11.4.5 合环(或解环)后应核实线路两侧开关状态和潮流情况。11.5 开关操作一般规定

11.5.1 开关合闸前应确认相关设备的继电保护已按规定投入。开关合闸后，应确认三相均已合上，三相电流基本平衡。

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

11.5.3 开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许进行就地操作时，应同时进行三相操作，不应进行分相操作。

11.6 刀闸操作一般规定

11.6.1 可用刀闸进行下列操作：

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

c)拉、合经开关或刀闸闭合的旁路电流(在拉、合经开关闭合的旁路电流时，应先退出开关操作电源)；

d)拉、合一个半开关接线方式的母线环流。e)拉、合一个半开关接线方式的站内短线。

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

11.6.3 不得用刀闸拉、合运行中的500kV线路并联电抗器、空载变压器、空载线路。11.7 线路操作一般规定

11.7.1 220kV及以上电压等级线路停、送电操作时，都应考虑电压和潮流变化，特别注意使非停电线路不过负荷，使线路输送功率不超过稳定限额，停、送电线路末端电压不超过允许值，长线路充电时还应防止发电机自励磁。

11.7.2 500kV线路停、送电操作时，如一侧为发电厂，一侧为变电站，宜在发电厂侧解、合环(或解、并列)，变电站侧停、送电；如两侧均为变电站或发电厂，宜在电压高的一侧解、合环(或解、并列)，电压低的一侧停、送电。

11.7.3 线路停电时，应在线路两侧开关拉开后，先拉开线路侧刀闸，后拉开母线侧刀闸。对于一个半开关接线的厂站，应先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。当线路需转检修时，应在线路可能受电的各侧都停止运行，相关刀闸均已拉开后，方可在线路上作安全措施；反之在未全部拆除线路上安全措施之前，不允许线路任一侧恢复备用。11.7.4 线路送电时，应先拆除线路上安全措施，核实线路保护按要求投入后，再合上母线侧刀闸，后合上线路侧刀闸，最后合上线路开关。对于一个半开关接线的厂站，应先合上母线侧开关，后合上中间开关。

11.7.5 220kV及以上电压等级线路检修完毕送电时，应采取相应措施，防止送电线路充电时发生短路故障，引起系统稳定破坏。

11.7.6 新建、改建或检修后相位可能变动的线路首次送电前应校对相位。11.8 变压器操作一般规定

11.8.1 变压器并列运行条件：

a)接线组别相同；

b)电压比相等(允许差5%)； c)短路电压相等(允许差5%)。

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

11.8.2 变压器充电前，变压器继电保护应正常投入。

11.8.3 变压器充电或停运前，应合上变压器中性点接地刀闸。

11.8.4 并列运行的变压器，在倒换中性点接地刀闸时，应先合上未接地的变压器中性点接地刀闸，再拉开另一台变压器中性点接地刀闸。11.8.5 大修后的变压器在投入运行前，有条件者应采取零起升压，对可能造成相位变动者应校对相位。11.8.6 变压器投入运行时，应先合电源侧开关，后合负荷侧开关。停运时操作顺序相反。500kV联变宜在500kV侧停(送)电，在220kV侧解(合)环或解(并)列。11.9 500kV线路并联电抗器操作一般规定

11.9.1 线路并联电抗器送电前，线路电抗器保护、远跳及过电压保护应正常投入，线路电抗器停运或电抗器保护检修，应退出电抗器保护及启动远跳回路压板。11.9.2 拉、合线路并联电抗器刀闸应在线路检修状态下进行。11.10 发电机操作一般规定

11.10.1 发电机在开机前、停机后进行有关项目的检查。11.10.2 发电机应采取准同期并列。

11.10.3 发电机正常解列：解列前，应先将有功、无功功率降至最低，再拉开发电机出口开关，切断励磁。

11.11 母线操作一般规定

11.11.1 母线充电前，应核实母线保护已正常投入。

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

11.11.3 3/2开关接线方式的母线正常充电操作，不应投入开关充电保护。

11.11.4 母线倒闸操作时，应考虑对母线差动保护的影响和二次压板相应的倒换。11.11.5 母线倒闸操作的顺序和要求按现场规程执行。11.12 零起升压操作一般规定

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

11.12.2 升压线路保护完整可靠投入，退出联跳其他非零起升压回路开关的压板，线路重合闸退出。11.12.3 对主变压器或线路串变压器零起升压时，变压器保护应完整可靠投入，退出联跳其他非零起升压回路开关的压板，变压器中性点应直接接地。

11.12.双母线中的一组母线进行零起升压时，母差保护应采取措施，防止母差保护误动作。母联开关及两侧刀闸拉开，防止开关误合造成非同期并列。

11.12.5 允许零起升压的500kV线路及升压用发电机见表1。表1 允许零起升压的500kV线路及升压用发电机 线路名称葛玉线葛双Ⅱ回线葛岗线清葛线五岗线五民线三牌线水渔Ⅰ、Ⅱ回线升压用发电机大江一台机大江一台机大江一台机隔河岩一台机五强溪一台机五强溪一台机三板溪一台机水布垭一台机 12 事故处理

12.1 事故处理制度

12.1.1 网调值班调度人员是华中电力系统事故处理的总指挥，各级调度机构按其调度管辖范围划分事故处理权限和责任，并在事故发生和处理过程中及时互通情况、协调配合。12.1.2 事故处理时，调度系统值班人员应遵循以下原则：

a)迅速限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备安全的威胁； b)保持正常设备的运行和对重要用户及厂（站）用电的正常供电； c)尽快将解网部分恢复并网运行； d)恢复对已停电的地区或用户供电； e)调整系统运行方式，使其恢复正常。12.1.3 当电力系统运行设备发生异常或故障时，运行值班人员应立即向相应调度机构值班调度人员汇报。调度机构调度管辖设备的事故处理，应严格执行相应调度机构值班调度人员的指令(允许不待调度指令可自行处理者除外)。

12.1.4 厂站运行值班人员可不待调度指令自行进行以下紧急操作，同时应将事故与处理情况简明扼要地报告值班调度人员。

a)将直接对人身安全有威胁的设备停电；

b)当厂站用电部分或全部停电时，恢复其电源； c)将故障停运已损坏的设备隔离；

d)其他在本规程和厂站现场规程中规定可不待调度指令自行处理的紧急情况。12.1.5 设备故障时，运行值班人员应立即向值班调度人员简要汇报故障设备及相关设备的状态和潮流情况，经检查后再详细汇报如下内容：

a)保护装置动作及通道运行情况； b)设备外部有无明显缺陷及事故象征； c)故障录波器、故障测距装置动作情况。

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

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

a)上级调度机构调度许可设备故障； b)需要上级调度机构协调或配合处理的。

c)影响上级调度机构调度管辖稳定控制装置（系统）切机、切负荷量的； d)影响上级调度机构控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的； e)影响上级调度机构直调电厂开机方式或发电出力的；

12.1.8 省（直辖市）电网或省（直辖市）电网内局部电网与华中主网解列孤网运行时，已解列电网内14 的事故处理由相应省调负责，解列电网内网调直调电厂出力调整和开停机权委托给相应省调，但解列电网内网调直调设备故障处理仍由网调负责，所在省调配合。

12.1.9 网调值班调度人员在事故处理期间可采取如下强制措施：

a)紧急调用各省（直辖市）电网内的事故备用容量，进行跨省（直辖市）事故支援； b)紧急开停直调电厂水、火电机组；下令省调紧急开停水、火电机组； c)调整或取消电力交易； d）下令省调紧急拉闸限电。12.1.10 系统发生事故时，值班调度人员应迅速报告调度部门负责人，由调度部门负责人逐级汇报。调度机构负责人、调度部门负责人应监督、指导值班调度人员处理事故。调度机构负责人或调度部门负责人发现值班调度人员处理事故不力，可解除值班调度人员的调度权，指定他人或由调度部门负责人亲自指挥事故处理，并通知有关单位。被解除调度权的值班调度人员对解除调度权后的系统事故处理不承担责任。

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

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

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

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

12.1.15 事故处理完毕，应将事故情况详细记录，按规定报告。12.2 电网频率异常及事故的处理

12.2.1 电网频率超过50±0.2Hz为异常频率。12.2.2 电网频率低于49.80Hz时的处理方法：

12.2.2.1 网调和省调应下令所辖电厂立即增加出力、开出备用机组或采取限电措施，使频率恢复正常。12.2.2.2 电网频率连续低于49.80Hz10分钟，网调应下令各省调限电并明确限电数量，各省调按限电序位表限电。10分钟后电网频率仍低于49.80Hz，则网调应下令各省调事故限电并明确限电数量，各省调按事故限电序位表限电，直到频率恢复到49.80Hz以上运行。12.2.3 电网频率低于49.50Hz时的处理方法：

12.2.3.1 发电厂应不待调度指令采用增加发电机出力并短时发挥机组过负荷能力、开出备用水电机组、抽水机组改发电等措施。

12.2.3.2 各省调应不待网调调度指令按事故限电序位表进行拉闸限电，并控制省间联络线不超稳定限额。

12.2.4 当电网频率低于49.00Hz时，有“事故限电序位表”的厂站，运行值班人员应不待调度指令立即按“事故限电序位表”拉闸限电。12.2.5 当电网频率低于48.50Hz时，各级值班调度人员及厂站运行值班人员可不受“事故限电序位表”的限制，自行拉负载线路(馈线)。各省（直辖市）电网企业应事先制定这些线路的清单和限电顺序。12.2.6 当频率下降到低频减负荷装置动作值而装置未动作时，运行值班人员应不待调度指令手动拉开该轮次接跳的开关。低频减负荷装置动作切除和手动拉开的开关，未经值班调度人员下令不应擅自送电。12.2.7 当频率降低至联络线低频解列装置或保厂用电、保重要用户低频解列装置定值而装置未动作时，各厂站应不待调度指令拉开相应开关，未经值班调度人员下令，不应送电或并列。12.2.8 电网频率超过50.20Hz的处理方法： 12.2.8.1 调频厂将出力减至最低。12.2.8.2 少用网供计划的省调，应迅速减出力或停机，直到用到网供计划为止。12.2.8.3 当电网频率超过50.50Hz时，各电厂应不待调度指令，立即减出力直至机组最低技术允许出力，值班调度人员应发布紧急减出力或停机的指令，恢复频率至50.20Hz以下。12.3 系统电压异常及事故的处理 12.3.1 系统电压降低时的处理办法：

12.3.1.1 当厂站母线电压低于调度机构规定的电压曲线时，应增加发电机、调相机无功出力、退出电抗器、投入电容器，使电压恢复到允许范围内。必要时值班调度人员可改变系统运行方式。

12.3.1.2 500kV系统厂站母线的运行电压下降为480kV以下、220kV系统厂站母线的运行电压下降为200kV以下时，运行值班人员应不待调度指令按规程自行使用发电机或调相机的过负荷能力，值班调度人员应立即采取措施直至限制负荷，使电压恢复正常。

12.3.1.3 500kV系统厂站母线的运行电压下降为450kV以下、220kV系统厂站母线的运行电压下降为180kV以下时，运行值班人员应不待调度指令自行按“事故限电序位表”限电，值班调度人员应立即采取措施直至拉闸限电，使电压恢复正常。12.3.1.4 当系统局部电压降低，使发电机或调相机过负荷时，有关厂站运行值班人员应联系值班调度人员采取措施(包括降低有功、增加无功及限制部分地区负荷等)，以消除发电机或调相机的过负荷。12.3.1.5 系统电压低到严重威胁厂用电安全时，运行值班人员可自行按现场规程规定执行保厂用电措施。

12.3.1.6 装有低电压解列装置或低电压减负荷装置的厂站，当电压低至装置动作值而装置未动作时，运行值班人员应不待调度指令，手动拉开装置所接跳的开关。12.3.2 系统电压升高时的处理办法：

12.3.2.1 当厂站母线电压超过规定时，应降低发电机、调相机无功出力、退出电容器、投入电抗器，并按规定将发电机进相运行，使电压降至允许范围内。必要时值班调度人员可改变系统运行方式。12.3.2.2 处于充电状态的500kV线路，末端电压超过560kV时，应设法降低电压，如仍不能降至560kV以下，则拉开线路开关。

12.3.3 当局部或个别中枢点电压偏低或偏高时，除调整无功出力外，可通过调整变压器分接头来调整电压，必要时可改变系统运行方式。12.4 线路的事故处理 12.4.1 试运行线路、电缆线路故障跳闸后不应强送。其他线路跳闸后，值班调度人员可下令强送一次。如强送不成功需再次强送，应经调度机构主管生产领导同意，有条件时可对故障线路零起升压。

12.4.2 线路出现单侧跳闸，在检查厂站内开关无异常后，宜先将线路恢复合环（并列）运行，再检查继电保护或安全自动装置动作情况。12.4.3 故障线路强送原则：

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

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

e)进行带电作业的线路跳闸后，值班调度人员未与工作负责人取得联系前不应强送。f)强送前应控制强送端电压，使强送后末端电压不超过允许值。

12.4.4 线路故障跳闸后，值班调度人员应发布巡线指令，并说明是否为带电巡线，同时将故障测距情况提供给线路运行维护单位。12.4.5 当线路（断面）输送功率超过稳定限额时，应立即采取以下措施，使线路（断面）输送功率恢复到允许范围内。a）在受端系统采取发电厂增加出力、快速启动水电厂备用机组、燃气轮机组等措施，并提高电压；

b）送端系统的电厂降低出力，并提高电压； c）受端系统限电； d）改变系统接线方式。

12.4.6 如500kV线路并联电抗器因故退出运行而线路仍需运行时，应有计算分析或试验依据，并经调度机构主管生产领导批准。12.5 发电机的事故处理

12.5.1 发电机异常或跳闸后，电厂运行值班人员应立即汇报值班调度人员，并按现场规程进行处理。12.5.2 机组失去励磁而失磁保护拒动，电厂运行值班人员应立即将机组解列。

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

12.5.4 发电机对空载长线零起升压产生自励磁时，应立即降低发电机转速，并将该线路停电。12.5.5 采取发电机变压器组送电的500kV线路，如线路末端开关跳闸而电厂侧开关未跳开时，值班调度人员应立即下令拉开电厂侧开关。12.6 变压器事故处理

12.6.1 变压器过负荷的处理方法：

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

12.6.2 低压侧接发电机的自耦变压器公共线圈过负荷时，除按第12.6.1条处理外，还应进行以下处理：

a）降低高中压侧之间的穿越功率； b）降低低压侧发电机的功率。12.6.3 变压器跳闸后的处理规定：

a）变压器的主保护全部动作跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不应强送电。

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

c）变压器后备保护动作跳闸，在确定本体及引线无故障后，可试送一次。

12.6.4 变压器轻瓦斯保护动作发出信号后应立即进行检查，并适当降低变压器输送功率。12.7 500kV并联电抗器故障处理

12.7.1 500kV并联电抗器的全部主保护动作跳闸，未查明原因并消除故障前，不应强送电。

12.7.2 500kV并联电抗器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，在检查电抗器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，证明电抗器内部无明显故障者，可试送一次。有条件时应进行零起升压。

12.7.3 500kV并联电抗器后备保护动作，确定本体及引线无故障后，可试送一次。12.8 母线的事故处理 12.8.1 母线失压后，运行值班人员应不待调度指令将失压母线上的开关全部拉开，并立即报告值班调度人员。

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

a）找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障点后对失压母线恢复送电。

b）找到故障点但不能很快隔离的，若系双母线中的一组母线故障时，应对故障母线的各元件进行 检查并确认无故障后，均倒至运行母线并恢复送电。

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

12.8.3 因开关失灵保护或出线、主变后备保护动作造成母线失压，应将故障开关隔离后方可送电。12.9 开关异常及事故的处理

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

a）一个半开关接线方式，不影响设备运行时拉开此开关。

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

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

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

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

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

a）有条件时，由检修人员拉开此开关； b）旁路开关备用时，用旁路开关代；

c）将所在母线的其他所有开关倒至另一母线，最后拉开母联开关；

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

e）特殊情况下设备不允许时，可迅速拉开该母线上所有开关。12.10 互感器异常及事故的处理

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

12.10.2 电流互感器发生异常情况时，应立即退出与该电流互感器有关的保护装置，运行值班人员应迅速按现场规程、规定处理。12.11 切机切负荷装置动作的处理

12.11.1 切机切负荷装置动作后，运行值班人员应将所切机组按现场规程检查后做好并网准备，所切负荷未得到值班调度人员指令不应送电。

12.11.2 切机切负荷装置误动时，应将误动的切机切负荷装置退出，将所切机组并网、恢复所切负荷。通道异常或故障造成切机切负荷装置误动作时，应将该通道压板退出，将所切机组并网、恢复所切负荷。12.11.3 切机装置拒动时，值班调度人员应迅速采取减出力措施，必要时可将拒切机组解列。切负荷装置拒动时，运行值班人员可不待调度指令迅速将切负荷装置所接跳的开关拉开。制动电阻拒动时，不应将制动电阻投入，必要时可采取减出力措施。12.12 振荡的处理

12.12.1 异步振荡的主要现象：

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

12.12.1.2 母线电压有程度不同的降低并周期性摆动，电灯忽明忽暗。系统振荡中心电压最低。12.12.1.3 失去同步发电机的有功出力大幅摆动并过零，定子电流、无功功率大幅摆动，定子电压亦有降低且有摆动，发电机发出不正常的有节奏的轰鸣声、水轮机导叶或汽轮机汽门开度周期性变化。12.12.1.4 失去同步的两个系统（电厂）之间出现明显的频率差异，送端频率升高、受端频率降低，18 且略有波动。

12.12.2 同步振荡的主要现象：

12.12.2.1 发电机和线路上的功率、电流将有周期性变化，但波动较小，发电机有功出力不过零。12.12.2.2 发电机机端和电网的电压波动较小, 无明显的局部降低。12.12.2.3 发电机及电网的频率变化不大，全电网频率同步降低或升高。12.12.3 异步振荡的处理方法：

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

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

12.12.3.3 电厂运行值班人员应不待值班调度人员的指令，退出机组的AGC、AVC装置，增加发电机的无功出力，并发挥其过负荷能力，提高系统电压；变电站运行值班人员应不待调度指令，退出低压电抗器，投入低压电容器，提高系统电压。但不应使500kV母线电压超过550kV、220kV母线电压超过242kV。12.12.3.4 各级值班调度人员应迅速在频率升高侧，降低（送端）机组出力直至紧急停机，使频率下降；在频率降低侧（受端），采取紧急增加出力、启动备用水轮机组、事故限电等措施，使频率升高，直至振荡消除。

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

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

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

12.12.3.8 在装有振荡解列装置的发电厂、变电站，应立即检查振荡解列装置的动作情况，当发现装置发出跳闸信号而未解列，且系统仍有振荡时，应立即拉开应解列的开关。12.12.3.9 如经采取12.12.3.1-12.12.3.8条所列措施后振荡仍未消除，应按规定的解列点解列系统，防止事故的扩大，待电网恢复稳定后，再进行并列。

12.12.3.10 解列后，如果省（直辖市）电网或省（直辖市）电网内已解列的局部电网振荡仍未消除，由省调负责处理本省（直辖市）电网内的振荡事故，振荡消除后应立即向网调汇报，在网调值班调度人员统一指挥下恢复系统的正常运行。12.12.4 同步振荡的处理方法：

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

12.12.4.2 值班调度人员应根据电网的情况，提高送、受端电压，适当降低送端的发电出力，增加受端的发电出力，限制受端的负荷。

12.12.4.3 发电厂运行值班人员应立即检查机组的调速器、励磁调节器等设备，查找振荡源，若发现发电机调速器或励磁调节器等设备故障，应立即消除故障，并向值班调度人员汇报。12.13 运行值班单位与调度机构失去通信联系时的处理规定

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

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

12.13.3 失去通信联系的运行值班单位，应认真做好运行记录，待通信联系恢复后及时向调度机构汇报在失去通信联系期间应汇报事项。

12.13.4 与网调失去通信联系的省调，应按计划控制好联络线功率和系统频率，加强运行监视，中止或不执行对主网安全稳定运行影响较大的操作。12.14 网调调度自动化系统全停时的处理规定 12.14.1 通知所有直调电厂AGC改为就地控制方式，保持机组出力不变。

12.14.2 通知所有直调厂站加强监视设备状态及线路潮流，发生异常情况及时汇报网调。

12.14.3 汇报国调并通知六省调网调调度自动化系统全停；各省调应按计划用电并严格控制联络线潮流在稳定限额内；各省调对省网内网调调度管辖设备加强监视，发现重要断面潮流超过稳定限额时及时汇报。

12.14.4 网调调度自动化系统全停期间，不宜进行系统操作。13 调度汇报

13.1 发生《国家电网调度系统重大事件汇报规定》中所列各类事件，省调值班调度人员应立即向网调值班调度人员汇报。网、省调值班调度人员应按照规定的时间和内容要求向国调值班调度人员汇报事件情况。

13.2 省调应尽快将事件的详细情况发送电子邮件（或传真）至网调调度室。13.3 发生严重电网事故或受自然灾害影响，恢复系统正常方式需要较长时间时，有关省调应根据系统恢复情况及时向网调值班调度人员汇报。13.4 发生下列事件的厂站，应立即向相应调度机构值班调度人员汇报事件的简要情况，并尽快将重大事件的详细情况传真至调度机构。

a)厂站事故：220kV及以上发电厂、变电站发生母线故障停电、全厂（站）停电； b)人身伤亡：在生产运行过程中发生人身伤亡；

c)自然灾害：水灾、火灾、风灾、地震及外力破坏等对厂站运行产生较大影响； d)厂站主控室发生停电、通讯中断、监控系统全停、火灾等事件； e)重要设备损坏情况。

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

a）200MW及以上火电机组正常启、停；

b）200MW及以上火电机组、100MW及以上水电机组非计划停运；

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

d)220kV及以上线路、主变压器开始调试和试运行结束。14 调度计划

14.1 原则规定

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

14.1.2 发电、供电调度计划的编制，应依据政府下达的有关调控目标和电力交易计划，综合考虑社会用电需求、检修计划和电力系统的设备能力等因素，并保留必要的备用容量。对具有综合效益的水电厂（站）水库，应根据国家批准的水电厂（站）的设计文件和电力系统的实际，并综合考虑防洪、灌溉、发电、环保、航运等要求，合理运用水库的蓄水。14.1.3 检修计划的编制，应在电网企业和发电企业提出的设备检修预安排计划基础上，考虑设备健康水平和运行能力，充分协商，统筹兼顾。电力设备的检修应服从调度机构的统一安排。调度机构编制检修计划时应注意以下事项：

a）设备检修的工期与间隔应符合有关检修规程的规定。

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

c）发电和输变电、一次和二次设备的检修在检修工期和停电范围等方面应统筹考虑，结合基建和技改项目，统一安排，避免重复停电。

d）重要保电期间，不宜安排基建项目的启动投产和大型改造项目的停电施工。e）发输变电设备检修应综合考虑电网安全和负荷平衡、厂站用电安全等。14.1.4 安排备用容量时应考虑输电网络的送(受)电能力。备用容量包括负荷备用容量、事故备用容量和检修备用容量。华中电力系统备用容量采用如下标准：

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

c）检修备用容量应结合系统负荷特点、水火电比例、设备质量和检修水平等情况确定，一般为最大发电负荷的8～15%。

除上述备用外，低谷时段还应留有一定数量的调峰备用。14.1.5 调度机构应开展负荷预测工作，提高负荷预测准确率。

14.1.6 调度计划应经过发、输变电设备能力、稳定裕度等方面的安全校核。

14.1.7 值班调度人员可以按照有关规定，根据电力系统运行情况，调整当日调度计划，调整情况应写入调度值班日志。

14.1.8 调度机构应对发电、供电调度计划和检修计划的执行情况进行考核。14.2 发电、供电调度计划编制

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

a)每月20日前，网调直调电厂应将下月发电建议计划报网调。

b)每月22日前，省调应将下月本网负荷预测、网调直调电厂发电建议计划报网调。

c)每月28日前，网调应将直调电厂发电计划、网供及联络线电力电量通知省调和直调电厂。14.2.2 日发电、供电调度计划的编制，应依据月发电、供电调度计划，综合考虑社会用电需求、近期水情、临时购售电合同、燃料供应和电力系统设备能力、设备检修等情况，并保留必要的备用容量。日发电、供电调度计划应经调度机构主管生产领导批准。网调日发电、供电调度计划编制时间要求如下：

a)每日11：30前，省调向网调报本省（直辖市）临时购售电需求，网调与国调联系区外电网临时购售电需求。达成购售电协议的，应及时签订购售电合同。

b)每日15时前，网调应将直调电厂发电计划、网供及联络线计划通知省调。

c)每日16时前，省调应将次日本省（直辖市）电网负荷预测、备用容量安排报网调。14.2.3 编制月、日发电、供电调度计划时，对跨区、跨省(直辖市)电力电量交易应按规定计及相应线损。

14.3 负荷预测

14.3.1 调度机构应进行、月、日和超短期负荷预测。

14.3.2 负荷预测应至少采用3年连续的数据资料并按月给出预测结果。

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

电力系统的历史负荷资料；

b)

国内生产总值及其年增长率和地区分布情况； c)

电源和电网发展状况；

d)

大用户用电设备及主要高耗能产品的接装容量、年用电量； e)

水情、气温等其他影响季节性负荷需求的相关数据。14.3.2.2 负荷预测结果应至少包含下列内容：

a)

年、月用电量； b)

年、月最大负荷；

c)

分地区年、月最大负荷；

d)标准日负荷曲线、标准周负荷曲线、月负荷曲线、年负荷曲线；年平均负荷率、年最小负 荷率、年最大峰谷差、年最大负荷利用小时数。

14.3.3 月负荷预测应综合考虑气象、节假日、社会重大事件等因素，月负荷预测结果应至少包含下列内容：

a)

月用电量； b)

月最大负荷；

c)

分地区月最大负荷；

d)月负荷曲线、标准日负荷曲线。

14.3.4 日负荷预测应综合考虑气象、节假日、日类型、社会重大事件等因素，按照每日96点编制（00：15--24：00，每15分钟一个点）。

14.3.5 超短期负荷预测是指当前时刻60分钟以内的负荷预测。超短期负荷预测应在电网实时负荷的基础上，综合考虑气象、节假日、日类型和近期负荷等因素。14.4 网调检修管理

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

14.4.2 每年10月20日前，省（直辖市）电网企业、发电企业、国家电网公司所属超高压运行维护管理单位应将下发、输变电设备的检修（含基建项目）预安排计划抄送网调。网调于每年10月31日前将国调调度管辖、调度许可设备检修预安排计划上报国调。

14.4.3 省调、发电企业、国家电网公司所属超高压运行维护管理单位应依据检修计划，在每月21日17时前将下月的设备检修（含基建项目）预安排计划（其中国调调度管辖、调度许可设备检修预安排计划应于18日17时前）报网调。网调应在设备检修预安排计划基础上编制月度检修计划，其中国调调度管辖、调度许可设备检修预安排计划应于19日17时前报国调。网调月度检修计划随网调月发电、供电调度计划一并下达。14.4.4 省调、发电企业、国家电网公司所属超高压运行维护管理单位应按照网调月度检修计划安排，及时完成本单位相应的检修准备工作，并按14.4.5条的要求申报相应的检修工作申请票。14.4.5 华中网调检修工作申请票申报规定如下： 14.4.5.1 申报流程：

a)网调直调电厂内网调调度管辖设备的检修由电厂向网调申报检修工作申请票，网调审批； b)网调调度管辖线路、变电站设备的检修，由设备运行维护单位通过省调向网调申报检修工作申请票，网调审批；

c)网调调度许可设备的检修，由省调向网调申报检修工作申请票，网调许可； d)国调调度许可设备的检修，由设备运行维护单位通过省调向网调申报检修工作申请票，网调审批后报国调许可。

14.4.5.2 申报时间：

a)

“五一”、“十一”、春节或重大保电期间的设备检修，设备运行维护单位应于节假日或重大保电期前5个工作日的11:30前向网调申报检修工作申请票，网调于节假日或重大保电期前2个工作日18:00前批复。b）

其他时段的设备检修，设备运行维护单位应于检修工作申请开工时间前3 个工作日的11:30前向网调申报检修工作申请票，网调于批准开工时间前1个工作日18:00前批复。

14.4.6 检修工作申请票的内容应包括申请单位、申请人、填报时间、检修类别、检修内容、停电范围、注意事项、检修起止时间、对有关一、二次设备的影响等。检修工作申请票的填报应使用规范的设备名称、编号和电网调度规范用语。

14.4.7 检修工作申请票应经网调相关专业部门会签、网调主管生产领导批准后批复申报单位。申请开工时间七日后仍未批复的，该检修工作申请票作废，网调应将未批准原因通知申报单位；仍需检修的，重新办理检修工作申请票。

14.4.8 已批准的检修工作申请票应按下列规定办理开工和终结手续。

14.4.8.1 网调批复的设备检修工作，应得到网调值班调度人员调度指令方可开工。14.4.8.2 检修工作申请票应按批准的工期按时开工。申请单位遇特殊原因无法按时开工的，应及时22 向网调汇报；因系统原因无法按时开工的，网调应向申请单位说明原因。在批准开工时间三日后仍未开工的，该检修工作申请票作废。

14.4.8.3 检修工作申请票应在批准的工期内终结。检修工作如不能按期终结，应在批准的检修工期结束48小时前提出延期申请；计划检修工期不超过48小时的设备检修，应在批准的检修工期结束6小时前提出延期申请，且只允许因气候原因影响人身和设备安全不能继续进行检修而提出。延期手续只能办理一次。

14.4.8.4 已开工的检修工作，如需增加工作项目，在检修工作的安全措施和工期不变的情况下，征得网调值班调度人员同意后可以进行。如安全措施或工期有变化，应重新向网调申报检修工作申请票。14.4.8.5 电网出现紧急情况时，网调值班调度人员有权中止已开工的检修工作。14.4.9 设备检修的起止时间从网调值班调度人员命令检修工作开工时开始，到检修工作完工向网调值班调度人员汇报终结为止。

14.4.10 网调值班调度人员有权批准下列临时检修工作：

a）设备异常或故障后的事故检修（事故检修如需变更电力系统运行方式，应经调度机构主管生产领导批准）；

b）仅需退出一套保护装置的临时检修； c）低压电抗器、低压电容器的临时检修； d）以下两类线路带电作业。

1）不需退出线路重合闸的带电作业；

2）在双回（或双回以上）输电线路其中一回线上的需退出线路重合闸当日可完工的带电作业。

上述a）－c）项检修时间如超过24小时，设备检修单位应在次日补办检修工作申请票。14.5 调度自动化设备、电力通信设备检验检修管理

14.5.1 调度机构、通信机构应制定调度自动化设备、电力通信设备检验检修的管理制度。14.5.2 调度自动化设备、电力通信设备的检验检修，应由设备运行维护单位按规定向调度机构调度自动化部门或通信机构提出调度自动化设备或电力通信设备检修工作申请票。

14.5.2.1 调度自动化设备、电力通信设备检修工作申请票应按规定履行相应的审核、批准、开工、延期、终结手续。设备运行维护单位根据调度机构调度自动化部门、通信机构批复的检修工作申请票办理相应的工作票。

14.5.2.2 调度自动化设备、电力通信设备工作票的签发人、工作负责人由设备运行维护单位批准，工作许可人应由经运行值班单位批准的具有一定工作经验的运行值班人员或经设备运行维护单位批准的的操作人员（进行工作任务操作及做安全措施的人员）担任。设备运行维护单位的工作票签发人、工作负责人、工作许可人名单均应报相关运行值班单位备案。

14.5.2.3 如工作许可人由设备运行维护单位的操作人员担任，则运行值班人员应根据备案的名单，核实工作票上所列人员（签发人、许可人、工作负责人）并指定工作范围。14.5.3 影响一次设备及保护装置正常运行的调度自动化设备、电力通信设备的检验检修，其运行维护单位除履行14.5.2条所规定的手续外，还应向相关调度机构申报检修工作申请票并履行相应手续。14.5.4 影响调度自动化设备、电力通信设备运行的一次设备检修工作，其运行维护单位除履行一次设备检修所规定的手续外，还应向相关调度机构调度自动化部门或通信机构申报调度自动化设备或电力通信设备检修工作申请票并履行相应手续。

14.5.5 调度自动化设备、电力通信设备检验检修产生下述影响的,调度机构调度自动化部门或通信机构应在开工前征得值班调度人员同意。

a）影响电网AGC、AVC功能或远动信息完整准确的； b)影响调度电话正常使用的；

c)影响继电保护及故障管理信息系统正常工作的。15 水库调度 15.1 调度机构应按照水库设计确定的任务、参数、指标及有关运用原则，在确保枢纽工程安全的前提下，合理利用水力资源，充分发挥水库的综合利用效益和水电厂在电网运行中的调峰、调频和事故备用等作用。

15.2 水电厂应具备齐全的水库设计资料，掌握水库上、下游流域内的自然地理、水文气象、社会经济及综合利用等基本情况，为水库调度工作提供可靠依据。

15.3 调度机构应做好水调自动化系统的建设管理工作，并制定水调自动化系统运行管理规定。15.4 水电厂应建设水调自动化系统（含水情自动测报系统），按照调度机构制定的水调自动化系统运行管理规定，制订相应的运行管理细则，加强维护管理，并按《全国电力二次系统安全防护总体方案》的要求做好安全防护工作，保证系统长期可靠运行。

15.5 调度机构及水电厂应保证水调自动化系统通信通道的畅通，按要求向上级调度机构水调自动化系统传送水情信息及水务计算结果，并保证传送或转发信息的完整性、准确度和可靠性。15.6 水电厂应开展洪水预报和径流预报工作，使用的预报方法应符合预报规范要求，并经上级主管部门审定。对已采用的预报方案，应根据实测资料的积累情况进行不断修改、完善。作业预报时，应根据短期气象预报和水库实时水情进行修正预报。在实际调度过程中，应及时收集气象部门的预报成果，加以分析引用，如有条件还应开展短期气象预报。15.7 水电厂应根据水库设计的防洪标准、洪水调度原则和防护对象的重要程度，结合枢纽工程实际情况，制订水库洪水调度方案，按照相应程序报批后报相应调度机构备案。15.8 汛末蓄水应根据设计规定和参照历年水文气象规律及当年水情形势确定。15.9 水库发电调度的原则如下：

a）保证枢纽工程安全，按规定满足其他防护对象安全的要求。当枢纽工程安全与发电等兴利要求有矛盾时，应首先服从枢纽工程安全。

b）以发电为主的水电厂水库，应兼顾各综合利用部门对用水的需求。各综合利用部门用水要求有矛盾时，应坚持保证重点、兼顾其他、充分协商、顾全整体利益的原则。c）应遵守设计所规定的综合利用任务，不应任意扩大或缩小供水任务、范围。

15.10 水电厂年发电计划宜采用70%～75%频率的来水编制，同时选用其他典型频率来水计算发电量，供电力电量平衡时参考。月、日发电计划应在前期发电计划的基础上，参考水文气象预报及电网运行情况编制。遇实际来水与预计值偏差较大等特殊情况时，应根据电网运行情况及时对发电计划进行调整。水电厂还应按照电网运行要求及时编制迎峰度夏、迎峰度冬以及水工建筑物施工、电网特殊运行方式等情况下的水库发电、蓄水计划。

15.11 有调节能力的水库，应根据设计确定的开发目标、参数及指标，绘制水库调度图。在实际运用中，应采用设计水库调度图与水文预报相结合的方法进行调度。

a）根据库水位在水库调度图上的位置确定水库运用方式，不应任意超计划及超规定发电或用水。b）多年调节水库在蓄水正常情况下，年供水期末库水位应控制不低于年消落水位。只有遭遇大于设计保证率的枯水年时，才允许动用多年调节库容；在遭遇大于设计保证率的枯水段时，才允许降至死水位。

c）水库调度运行中，除特殊情况外，最低运行水位不应低于死水位。d）应充分利用水文气象预报成果，逐步修正和优化水库运行调度计划。

15.12 对于日调节或无调节能力的水库，应特别重视短期水文气象预报，制订相应日运行计划，宜维持水库水位在较高位置运行。

15.13 应加强水库及枢纽工程管理，合理安排机组检修，优化机组的开机方式和负荷分配，减少机组空载损耗，节水增发电量。

15.14 梯级水库群的调度运行，应以梯级综合利用效益最佳为目标，根据各水库所处位置和特性，制定梯级水库群的调度规则和调度图。实施中应合理安排各水库蓄放水次序，协调各水库的运行。15.15 反调节电站应按要求保证最小下泄流量，与上游调峰电站保持联系，保持水库高水位运行。15.16 水电厂应按要求向调度机构报送水库调度运行信息，主要包括水库流域和坝址实时水雨情信24 息、闸门启闭信息、日常水务计算结果、水库调度指令信息、气象及水文预报成果、水库发电运用计划建议等。

15.17 水电厂应及时向调度机构报送重要汛情和防洪调度情况、影响发电的枢纽施工要求和综合利用要求等信息。对于洪水频率小于等于10％或对电网及水电厂造成重大影响的洪水调度情况，应及时分析并按规定报送调度机构。

15.18 水电厂编制的、季度、供水期和月度水库运用计划应分别在上年11月底前、每季度结束的5日前、蓄水期末和上月20日前报调度机构。次日来水预报及发电计划应在每日10：00前提交。15.19 水电厂应在5月底前将已批准的洪水调度方案报调度机构备案，并在每年10月底前将本防汛和大坝安全工作总结报调度机构备案。

15.20 水电厂应在每月3日前向调度机构报送水库调度月报，在每年1月20日前报送上水库调度年报。

15.21 水电厂应按要求向调度机构提供水库调度运用参数、指标和基本资料（含历史水文资料）。主要参数及指标是指导水库运行的依据，不得任意改变。若主要参数、指标及基本资料发生变化时，应在7日内予以提供。新建水电厂应在首台机组并网90日前向调度机构提交水库调度基本资料和初期蓄水方案。

15.2

2网调直调水电厂每天7：00前向网调报送当天0时水库上下游水位及前一天平均入库、出库流量、弃水流量、流域平均降雨量。省调应在每天7：30前通过水调自动化系统向网调报送其调度管辖水电厂的上述信息。

15.2

3葛洲坝水电厂应在每天10:00前向网调报送3天（汛期5天）入库流量预报、天气预报及发电量建议。16 系统稳定

16.1 原则规定

16.1.1 华中电力系统稳定管理工作应依据DL 755《电力系统安全稳定导则》、DL/T 723《电力系统安全稳定控制技术导则》、国家电网调[2006]16号《国家电网公司电力系统安全稳定计算规定》等国家、行业及国家电网公司相关规定，按照统一管理、分级负责的原则实施。16.1.2 网调负责华中电网稳定专业统一管理工作。16.1.3 各级调度机构应定期编制稳定规定。稳定规定应明确稳定计算条件，并给出正常方式和主要检修方式稳定限额。

16.1.4 稳定规定由电网企业批准并发布。下级电网稳定规定应报上级电网调度机构备案。省调稳定规定涉及到网调调度管辖设备的部分应经网调审核。16.2 稳定计算

16.2.1 华中电网稳定计算由网调组织，按照统一计算程序、统一计算标准、统一计算模型、统一运行方式、统一计算方案和计算进度的原则实施统一管理。各级调度机构按照调度管辖范围划分负责稳定计算工作，并对正确性负责。

16.2.2 三峡发输电系统及华中-华北联网方式下的稳定计算工作，在国调统一组织下进行。

16.2.3 下级调度机构进行稳定计算时，应以上级调度机构发布的稳定限额为计算条件，确保调度管辖设备运行状态不影响上级调度机构制订的稳定限额。若有影响，且下级调度机构方式调整困难时，可向上级调度机构提出申请，上级调度机构可根据实际情况采取适当措施。

16.2.4 全网性稳定事故分析计算，由网调负责组织进行，提出报告，报送各有关部门；省网局部稳定事故分析计算由省调负责，提出报告，并报网调备案。16.3 安全校核

16.3.1 调度机构应对运行方式及月、日调度计划及特殊运行方式进行安全校核。16.3.1.1 运行方式安全校核的主要内容包括：

a）电力系统网络结构分析； b）典型运行方式潮流，N-1静态安全分析；

c）电力系统安全稳定水平分析，提高稳定水平的措施，联络线稳定限额，并按照《电力系统安全稳定导则》的标准对本系统安全稳定水平进行评价； d）短路容量计算分析及防止短路容量越限的措施；

e）无功分区分层平衡情况、电压水平、可能越限的地点及原因分析和采取的措施； f）安全自动装置及低频（低压）减负荷方案；

g）本电力系统运行中存在的问题、改进措施和建议。16.3.1.2 月调度计划安全校核的主要内容包括：

a）典型运行方式潮流，N-1静态安全分析；

b）电力系统安全稳定水平分析及提高稳定水平的措施； c）无功电压分析；

d）电力系统运行中存在的薄弱环节、采取的有关措施。16.3.1.3 日调度计划安全校核的主要内容包括：

a）安全稳定措施及安全自动装置运行变更安排；

b）调度计划的执行有无导致设备超稳定限额或过负荷运行的可能。

16.3.2 当电力系统运行中出现以下特殊情况时，调度机构应及时进行稳定计算分析校核。

a）超出稳定规定的特殊运行方式； b）安全自动装置不能正常运行。

16.3.3 当系统运行方式变化使调度计划不满足稳定要求时，应对调度计划进行调整或改变系统运行方式。

16.3.4 如需按单永故障标准控制输送功率时，应由网、省调度机构主管生产领导批准，并采取预防事故措施。

16.3.5 如遇不满足单永故障考核标准的特殊运行方式，应由网、省电网企业主管生产领导批准。16.4 安全稳定措施

16.4.1 调度机构应根据调度管辖范围，制定电力系统安全稳定措施，电网企业、发电企业和电力用户应按照调度机构制定的稳定措施装设和运行安全自动装置。16.4.2 省调应按稳定规定保证安全自动装置切负荷的总量，不应擅自减少切负荷量或更改所切负荷地点。

16.4.3 安全自动装置所切除的负荷不应被自动重合闸或备用电源自动投入装置再次投入。16.4.4安全自动装置动作切负荷后，运行值班人员不应自行恢复所切负荷开关，并立即向值班调度人员汇报，根据值班调度人员指令处理。

16.4.5 安全自动装置动作切机后，不应将被切机组的出力自行转到其他机组。16.4.6 发电厂机组励磁系统、电力系统稳定器（PSS）、调速器等装置的参数应满足调度机构要求。16.4.7 调度机构应每年编制电网低频（低压）减负荷方案。

16.4.7.1 网调应于每年10月31日前完成下华中电网低频减负荷方案的编制并下达。

16.4.7.2 省调应完成本省（直辖市）电网低频减负荷方案的编制，于11月30日前报网调并下达到各地区电网企业及调度管辖厂站，在次年3月末实施完毕。16.4.7.3 华中电网低频减负荷方案应按以下原则编制：

a）确保全网及解列后的局部电网频率恢复到49.50Hz以上，且不高于51.00Hz； b）在电网各种运行方式下，低频减负荷装置动作均不应导致电网设备过载和联络线功率超稳定限额；

c）电网功率缺额造成的频率下降不应使大机组低频保护动作； d）应先切除次要用户、后切除重要用户；

e）全网低频减负荷装置切负荷总量应不低于年预测最大平均负荷的30%，并按可能发生事故造成的最大功率缺额进行校核。16.4.7.4 省调应根据本省（直辖市）电网的实际情况编制本省（直辖市）电网低压减负荷方案并组织实施。

16.4.7.5 低频（低压）减负荷装置因故退出时，省调应按低频（低压）减负荷方案的要求，采取措施保证切负荷总量。

16.4.7.6

在拉闸限电情况下，低频（低压）减负荷装置切负荷量仍应满足低频（低压）减负荷方案要求。

16.5 稳定监控

16.5.1 各级调度机构应负责本级调度管辖范围设备稳定监控。若输电断面由分属不同调度机构管辖的多个设备组成，该断面监控单位和监控方式由最高一级调度机构协调确定，并在稳定规定中明确。

16.5.2 各级调度机构值班调度人员应按照稳定规定要求，对电网实施监视和控制。涉及上级电网管辖设备或稳定限额的，应将监控结果及时报上级调度机构值班调度人员。

16.5.3 厂站运行值班人员应按照稳定限额要求，对本厂站出线及站内设备进行监视，超出稳定限额的，应立即向值班调度人员汇报。

16.5.4 系统中出现超稳定限额运行情况时，值班调度人员应立即采取措施，消除超稳定限额运行现象。

16.5.5调度机构应建立电力系统实时动态监测系统。

16.5.6

安全自动装置切负荷量的统计宜通过调度自动化系统进行。17 继电保护及安全自动装置

17.1 运行管理

17.1.1 调度机构应制定继电保护及安全自动装置调度管理规程。运行维护单位应依据调度机构制定的调度管理规程编写现场运行规程。

17.1.2 保护装置的投退及定值更改应按调度指令执行。

17.1.3 运行中的保护装置及二次回路出现下列异常时，运行值班人员应立即向值班调度人员汇报，并按调度指令及现场运行规程处理，及时通知维护部门消缺。

a)电压互感器二次回路异常； b)电流互感器二次回路异常； c)保护装置本体异常； d）保护通道异常；

e)保护装置直流电源接地； f)保护装置直流电源消失；

g）其他影响保护装置运行的异常情况。17.1.4 保护装置动作后，运行值班人员应立即向值班调度人员汇报保护装置的动作情况，并作好记录。保护装置动作信号记录完毕后方可复归，同时还应收集整理保护装置动作报告、动作信号及故障录波等报调度机构。

17.1.5 电气设备不应无保护运行。220kV及以上设备主保护全部停运，设备宜同时停运。17.1.5.1 网调调度管辖范围内发生下列情况，应经网调主管生产领导批准，并遵循16.3.4、16.3.5条的规定。

a)220kV线路失去全线速动保护运行； b)500kV断路器失去断路器保护运行； c)220kV母线失去母差保护运行。

17.1.5.2 网调调度管辖范围内发生下列情况，时间不超过6小时，应经网调主管生产领导批准，并遵循16.3.4、16.3.5条的规定。超过6小时的，应经华中电网公司主管生产领导批准。

a）500kV线路失去全线速动保护运行； b)500kV主变压器及高压电抗器失去电气主保护运行； c)500kV母线失去母差保护运行。

17.1.6 网、省调应建立保护及故障信息管理系统主站。220kV及以上电压等级厂站应建立保护及故障信息管理系统子站。

17.1.6.1 厂站保护及故障信息管理系统子站的投退应经调度机构同意。17.1.6.2 保护装置软压板不应通过保护及故障信息管理系统子站投退。17.1.6.3 保护装置定值不应通过保护及故障信息管理系统主站远方更改。17.1.7 调度机构应制定微机保护装置软件版本管理办法，统一管理调度管辖范围内微机保护装置的软件版本。

17.1.8 运行维护单位应有完整的保护装置图纸、资料，建立保护装置检验、动作统计、调试、反事故措施、重大缺陷及消缺记录等台帐。调度机构应建立保护装置档案（包括图纸资料、动作统计、保护异常、事故分析、反事故措施等）。17.2 定值管理

17.2.1 调度机构应制定保护装置整定计算及定值管理规定 17.2.2 安全自动装置的定值和策略表由调度机构确定。

17.2.3 安全自动装置的投退或运行策略表的切换，按值班调度人员的调度指令执行。17.2.4 调度机构应依据DL/T 559《220-500kV电网保护装置运行整定规程》、DL/T 684《大型发电机变压器组继电保护整定计算导则》、DL/T 584《3-110kV电网保护装置运行整定规程》，编制保护装置整定方案及运行说明并履行审批手续，运行方式变化较大或重要设备变更时应及时校核。17.2.5 发电厂内的发电机、变压器（500kV联络变压器除外）、变电站内的站用变压器、调相机、低压电抗器、低压电容器保护定值由设备运行维护单位负责整定，并将其定值、整定说明、运行规定、资料和图纸报相应调度机构备案。变压器、并联电抗器的非电量保护由其运行维护单位负责归口管理，并下达定值通知单。除此以外的调度机构管辖设备的保护定值，均由相应调度机构的继电保护部门负责整定。

17.2.6 发电厂应将发电机组的定子过电压、定子低电压、频率、失步、失磁保护及主变零序电流、零序电压、阻抗保护的配置方案和整定方案及定值报调度机构审批。

17.2.7 调度机构之间、调度机构与发电厂之间保护装置整定范围的分界点、整定限额、配合定值、等值阻抗网络（包括最大、最小正序、零序等值阻抗）应书面明确，共同遵守。分界点的整定应遵循局部服从全局、下一级电压系统服从上一级电压系统的原则，并兼顾局部或下一级电压系统的要求。当整定限额、定值或等值阻抗网络需要更改时，应事先向对方提出，经双方协商确定。因新设备投产或调整定值影响对方定值配合的，应提前通知受影响方。17.2.8 保护定值通知单执行规定：

17.2.8.1 保护定值通知单应履行审批手续。定值通知单应编号并注明编发日期与要求更改日期。17.2.8.2 保护定值通知单应分别发给相关调度机构、运行值班单位、维护单位，新设备的保护装置定值通知单还应发给基建调试单位。

17.2.8.3 运行维护单位应按定值通知单规定的日期执行，并应在3日内将回执提交整定单位。17.2.8.4 运行维护单位如遇定值偏差或其他问题无法执行该定值通知单时，应与定值整定单位核实、协商，由整定单位复核后下发新的保护装置定值通知单。

17.2.8.5 因临时或特殊运行方式需要更改保护装置定值，应由定值整定单位下达临时定值通知单。紧急情况下，值班调度人员有权先改变运行方式，后联系定值整定单位进行定值更改。17.2.8.6 保护定值通知单不应涂改，如需改动，应下发新的定值通知单。

17.2.8.7 保护装置执行新定值通知单后，运行值班人员应与值班调度人员核对保护定值通知单编号。保护装置具备投运条件后，运行值班人员应向值班调度人员汇报，按调度指令执行。17.3 检验管理 17.3.1 调度机构应依据《继电保护及电网安全自动装置检验条例》制定保护装置检验管理制度。运行维护单位应制定保护装置检验实施细则。

17.3.2 运行维护单位应按检验管理制度和检验实施细则进行保护装置的检验。17.3.3 运行维护单位应结合一次设备的检修，制定保护装置检验计划，并将检验完成情况及时报调度机构。

17.3.4运行维护单位应按期完成安全自动装置的定期检验、缺陷处理。调度机构应组织协调安全自动装置通道联调试验。

17.3.5 当保护装置发生不正确动作后，应退出该保护装置出口压板并保持保护装置状态不变，如实记录保护装置动作情况，及时进行现场检验。17.4 装置管理

17.4.1 保护装置应符合GB/T 14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》的规定及电网反事故措施的要求，并通过国家级质量检验测试中心的测试。

17.4.2 在华中电网首次使用的220kV及以上电压等级保护装置，应通过网调（省调）组织的入网动模试验。凡在华中电网挂网试运行的保护装置，其接入方案应经相应调度机构审核，并由调度机构报电网企业批准。

17.4.3 调度机构应制定继电保护技术原则及配置选型规定。

17.4.4 新（改、扩）建工程及技改工程应统筹考虑保护装置的配置与选型方案。在设计审查及招评标过程中，下列保护装置的配置与选型应经调度机构继电保护部门审核。

a)220kV及以上电压等级变电站的线路、母线、变压器、断路器、高压电抗器、串联补偿电容器等设备的继电保护装置；

b)并网发电企业内的发电机、变压器、线路、母线、高压电抗器、断路器等设备的继电保护装置；

c)系统安全自动装置。

17.4.5 调度机构应根据保护装置的运行情况及使用年限，提出保护装置更新改造建议。17.4.6 调度机构负责组织制定保护装置的反事故措施，运行维护单位负责实施。

17.4.7 保护装置发生不正确动作后，调度机构应组织有关单位进行调查分析，制定反事故措施，并监督实施。18 调度自动化

18.1 调度自动化系统的设备应符合国家标准、电力行业标准，并符合所接入调度自动化系统的技术条件。

18.2 调度自动化系统的安全防护应满足《电力二次系统安全防护总体方案》的要求。调度机构负责调度管辖范围内二次系统安全防护的管理工作。

18.3 调度自动化系统采集的自动化信息应满足调度运行管理的需要。

18.4 厂站端调度自动化信息至调度主站应具有两路独立的不同路由的通道。

18.5 多级调度机构调度的厂站应采用一发多收方式，共用一套调度自动化厂站设备。18.6 网调、省调、地调的调度自动化部门应实行24小时值班制度。

18.7 调度自动化设备的运行维护单位应保障设备的正常运行及传输信息的完整、准确。运行维护单位应定期巡视调度自动化设备，定期核对调度自动化设备遥测、遥信、遥控、遥调信息和功能的正确性，定期进行设备维护工作。

18.8 调度自动化系统应有应急预案和故障恢复措施，系统和数据应定期备份。18.9 调度自动化设备应按检验规程和技术规定进行检验。调度自动化系统实时信息采集所使用的电测量变送器、交流采样装置的检验宜与相应一次设备的检修同步进行。

18.10 调度自动化系统厂站端设备的检修，应按本规程14.5条的规定履行相应的手续。

18.11 网供及省间联络线电力、电量监视点（见附录H）的数据以网调调度自动化系统采集的数据 为准，如对其准确性有争议，可由网调组织相关各方共同对采集数据进行核对、确认。19 电力通信

19.1 原则规定

19.1.1 电力通信应满足电力调度生产与管理的需要。华中电力通信网的调度管理遵循统一调度、分级管理的原则。

19.1.2 华中电力系统内应设立华中电网有限公司通信机构（简称网公司通信机构）、省（直辖市）电力公司通信机构（简称省公司通信机构）、省辖市（地区）供电公司通信机构（简称地区通信机构）等三级通信机构。各级通信机构在电力通信业务活动中是上、下级关系，下级通信机构应服从上级通信机构的调度。

19.1.3 通信机构调度管辖范围内通信设备的运行维护单位应服从该通信机构的调度。

19.1.4 网、省（直辖市）、地区电网企业通信机构应设置24小时有人值班的通信调度。通信调度按通信调度管辖范围下达通信调度指令，履行电力通信网的调度运行职责。19.1.5 电力通信网所用设备应符合国际标准、国家标准、电力行业标准及相应的技术运行管理规定，满足所接入系统的组网要求。

19.1.6 主干通信网应形成以光纤或数字微波为主的环形网或网状网，并覆盖全部调度管辖对象。19.1.7 电力通信网正常运行方式下，单一设备故障或单点设施故障，不应造成系统内任一站点的电力调度业务的全部中断。

19.1.8 双重化配置的保护装置，应配置两条完全独立的通道，采用两套独立的通信设备，并由两套独立的电源供电。

19.1.9 无人值班通信站的设置，应符合国家电网公司《电力通信网无人值班通信站管理规定》及华中电力通信网的要求，并履行相应的审批手续。省(直辖市)公司通信机构负责本省(直辖市)行政区划内无人值班通信站的审批工作。网调调度管辖厂站内通信站、华中光纤通信网中继站的审批结果，应报网公司通信机构备案。

19.1.10 调度机构调度室、发电厂集控室、变电站中控室均应配置独立的公网电话。19.2 运行管理

19.2.1 发电厂及变电站应负责厂站内通信机房的日常管理及设备的日常巡视工作。当设备出现异常状况时，运行值班人员应及时通知通信运行维护单位（或部门）。

19.2.2 通信机房内的电源、环境、主设备告警等信息应引入厂站内计算机综合监控系统。19.2.3运行维护单位应按规定进行电力通信设备的检验检修。

19.2.4 电力通信设备检修宜与相应一次设备及保护装置的检修同步进行。载波机、高频通道、光缆备用纤芯的测试工作，应与其所在输电线路的检修同步进行。

19.2.5 电力通信设备的检修，应按本规程14.5条的规定履行相应手续。事故抢修时，运行维护单位可以电话方式申请。

19.2.6 在输电线路改造、改接等工作中，若需加固、移动、更换或中断光缆，运行维护单位应分别向调度机构和通信机构办理检修工作申请票、通信检修工作申请票，并附工作方案。

19.2.7 通信机构在新增或调整业务通道、设备运行状态时，应编制通信方式单并逐级下达。19.2.8 通信机构在安排下级通信机构、运行维护单位从事与电力通信网运行有关的工作，应编制工作通知单并逐级下达。

19.2.9 检修工作申请票、通信方式单、工作通知单的开工、终结、延期均应履行相应通信机构确定的手续，其中，开工时间应以通信调度员下达的开工指令为准。

19.2.10 各级通信机构应依照所属电网企业应急规范编制本机构所辖通信电路的应急预案，并根据网络和业务的变化对应急预案及时进行修改和补充。

19.2.11 电力通信网设备或电路故障时，运行维护单位应立即报告值班通信调度人员。故障处理按通信调度管辖范围进行。19.2.12 危及通信网络及人身安全的紧急情况下，运行维护单位应按照相关规定处理，并立即报告相应的值班通信调度人员。

19.2.13 涉及国调中心调度、生产业务的通信设备检修工作及相关流程应按照《国调直调系统通信检修管理办法》执行。20 并网调度

20.1 拟并网的发电厂、独立小电力系统应与电网企业签定并网调度协议。并网调度协议由协议各方根据平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则，参照GF-2003-0512《并网调度协议（示范文本）》起草。并网调度协议应于并网调试30日前签订。

20.2调度机构应参加拟并网的发电厂、独立小电力系统、新建的输变电工程（以下统称拟并网方）项目的可研审查、接入系统审查、初设审查及二次设备选型、技术方案确认等工作。

20.3 拟并网方的一、二次设备应符合国家标准、电力行业标准和其他有关规定，按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格。

20.4 拟并网方应在首次并网日的90日前，向调度机构提交有关参数（设备实测参数应在首次并网日的15日前提供，并网调试过程中实测的参数应在并网后7日内提供）、图纸以及说明书等并网资料（详见附录I，外文资料需同时提供中文版本），并对所提供资料的完整性和正确性负责。

20.5 拟并网方应在首次并网日的60日前，向调度机构提交并网申请书。并网申请书应包含并网设备的基本概况、并网调试方案、调试计划等内容。调度机构应于收到并网申请书后的35日内对并网申请书以书面形式给出确认或不确认的意见。

20.6 拟并网方在收到并网确认通知后10日内，应按电网调度机构的要求修编并网调试项目和调试计划，并与电网调度机构商定首次并网的具体时间和程序。20.7 调度机构对并网申请书予以确认后，应完成下列工作：

a）在首次并网日20日前将设备命名、编号及调度范围划分书面通知工程主管部门、运行值班单位和相关调度机构，并同时提供联系人员名单和联系方式；

b）在首次并网日10日前完成设备启动调试调度方案的编制，下达启动调试调度方案和安全自动装置的整定值；

c）在首次并网日5日前完成系统继电保护定值计算，向拟并网方提供系统保护定值通知单，并在收到实测参数7日后，确认是否更改定值；

d）通信机构应依据并网通信系统设计方案和并网调试大纲的要求，于首次并网日20日前完成并网通信电路运行方式单的下达和测试、开通工作；

e）调度机构自动化部门在首次并网日 7日前与拟并网方共同完成调度机构的调度自动化系统与拟并网方自动化设备的联调；

f）首次并网日20日前完成对拟并网方运行值班人员的调度系统运行值班资格认证； g）其他与并网有关的工作。

20.8 调度机构应依据并网调度协议，在首次并网日5日前组织完成拟并网方设备并网条件的认定。20.9 在确认拟并网方设备具备并网条件后，拟并网方应于首次并网日3日前向调度机构提出关于并网调试的检修工作申请票，调度机构应于并网调试1日前批复。

20.10 拟并网方应根据调度机构已确认的并网调试调度方案，按照值班调度人员的调度指令进行并网调试，并网调试设备应视为系统运行设备。

20.10.1 拟并网方管辖设备的操作可能对电网产生冲击时，拟并网方应编制反事故措施并提前告知值班调度人员。

20.10.2 调度机构应针对并网调试期间可能发生的紧急情况制定事故处理预案。

20.11 并网设备调试完毕，拟并网方应向调度机构提交调试报告和结论及正式并网运行申请。当拟并网方不满足并网运行条件时，调度机构应拒绝其并网运行，并向拟并网方下达拒绝并网通知书。20.12 未签定并网调度协议的，不应擅自并网运行。签定并网调度协议并且已经正式并网运行的，31 不应擅自解网。21 统计报表

21.1 调度机构、发电厂、变电站应按规定收集、统计和处理电力系统运行数据和运行情况，将有关报表和数据真实地向上级调度机构报送。

21.1.1 省调应于每日6时前将本省（直辖市）电力调度生产日报上报网调，网调于每日7时前将华中电力调度生产日报上报国调。

21.1.2 省调应于每周日12时前将本省（直辖市）电力调度生产周报上报网调。21.1.3 网调应于每旬后第一个工作日13时前将华中电力调度生产旬报上报国调。21.1.4 调度机构每月应编制电力调度生产月报。

21.1.5 省调应于每月2日前将本省（直辖市）电压合格率报网调，网调于每月3日前报国调。21.1.6 省调应于每月2日前将本省（直辖市）电网发输变电新（改、扩）建设备完成情况及下月投产计划报网调。

21.2调度机构继电保护部门应依据DL/T 623《电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》，对本系统保护装置运行情况进行综合统计分析，并对调度管辖保护装置的运行情况进行分析评价。21.2.1 省调应于每年7月31日前向网调报本省（直辖市）电力系统上半年保护装置动作统计报表，网调于8月20日前将华中电力系统上半年保护装置统计分析报告报国调。21.2.2 省调应于每年2月28日前向网调报本省（直辖市）电力系统上保护装置动作统计报表，网调于4月10日前将华中电力系统上保护装置统计分析报告报国调。21.3调度机构调度自动化部门应依据DL 516《电网调度自动化系统运行管理规程》，对本电网调度自动化系统运行情况进行统计、分析。

21.3.1 省调应于每月2日18：00前向网调报本省（直辖市）电网上月调度自动化系统运行月报。21.3.2 网调应于每月3日18：00前向国调报华中电力系统调度自动化系统运行月报。21.4 通信机构应依据DL/T 544《电力系统通信管理规程》和国电调[2001]532号《国家电力公司电力通信统计管理办法》，对本系统电力通信电路和设备运行情况进行综合统计分析，并对本电网企业所使用的电力通信电路和设备运行情况进行分析评价。

21.4.1 通信运行月报主要内容包括本通信机构调度管辖范围内电力通信网与设备运行情况的统计和故障分析。网、省公司通信机构应于每月15日前将运行月报报上级通信机构。21.4.2 省公司通信机构应于每月8日前向网公司通信机构报送电力通信统计月报，网公司通信机构对统计数据分析汇总后，于每月10日前报送国电通信中心。

21.4.3 电力通信统计年报主要是对电力通信网络基础设施及各种业务网络的电路、设备、资产、人员状况的统计。网、省公司通信机构应于2月28日前将上统计年报报国电通信中心。

附 录 A（资料性附录）

华中电力系统运行方式主要内容

A.1 上电力系统运行情况分析

a）新(改、扩)建项目投产日期及设备规范； b）电力系统规模； c）生产、运行指标；

d）对生产、运行指标的分析和评价； e）主要水电厂运行情况；

f）电力系统安全情况总结和分析；

g）系统安全稳定措施的落实情况和效果； h）电力系统运行中出现的问题； i）无功电压分析；

j）电力系统运行方式变化大事记； k）迎峰度夏总结分析； l）提高电网输电能力工作。A.2 本运行方式

a）编制原则和依据；

b）新(改、扩)建项目投产计划； c）生产调度计划：

1)全网和分省分月用电负荷预计； 2)发电设备检修计划；

3)主要输变电设备检修计划； 4)水库控制运用计划； 5)燃料供需计划； 6)发电计划；

7)备用容量(含负荷备用和事故备用)安排； 8)分月电力电量平衡。d）网络结构； e）潮流分析：

1)典型方式潮流； 2)N-1静态安全分析；

3)负荷中心静态电压分析。f）稳定分析：

1)主要稳定计算结果； 2)稳定措施建议项目；

3)重要线路及断面稳定限额； 4)保厂用电措施。

g）短路容量及开关遮断容量分析(包括主要变压器中性点接地方式)。h）无功电压：

1)无功补偿设备容量； 2)无功补偿措施建议项目； 3)无功分层分区平衡情况；

4)电压考核点电压水平及考核标准；

5)各厂站主变分接头位置；

6)可能出现电压越限地点及原因分析和准备采取的措施。i）调峰、调频：

1)分月用电峰谷差预测； 2）分月系统调峰能力预计；

3）分月调峰能力分析、调峰缺额及补救措施。

j）安全自动装置、低频（低压）减负荷装置的配置及整定方案； k）电力系统运行中可能存在的问题及改进措施或建议。

附 录 B（规范性附录）

华中电力系统内国调调度管辖设备

B.1 500kV线路及串补装置

辛洹线、万龙 I 线及其串补、万龙 II 线及其串补，三龙I、II、III线，三江I、II、III线，龙斗I、II、III线，斗江I、II线，宜江 I、II线，峡都I、II、III线，峡江I、II线峡葛I、II线。B.2 电厂

B.2.1 三峡左岸电厂

a）三峡左岸电厂500kV#1母线、#2母线、#3母线、#4母线以及上述母线接地刀闸。b）三峡左岸电厂除8××× 开关以外的所有500kV开关及其两侧刀闸。

c）三峡左岸电厂51116、511167、51236、512367、51316、513167、51536、515367、52116、521167、52236、522367、52316、523167刀闸。

d）三峡左岸电厂 500 kV三江 I 线高抗、三江 II 线高抗。e)三峡左岸电厂＃1B～14B主变的中性点接地方式。B.2.2 三峡右岸电厂

a）三峡右岸电厂500kV#5母线、#6母线、#7母线、#8母线以及上述母线接地刀闸。b）三峡右岸电厂除8××× 开关以外的所有500kV开关及其两侧刀闸。

c）三峡左岸电厂53116、531167、53236、532367、53316、533167、54316、543167、54216、542167、54436、544367刀闸。

d）三峡左岸电厂 500 kV峡江 I 线高抗。

e)三峡左岸电厂＃16B～26B主变的中性点接地方式。B.3 500kV变电站 B.3.1 洹安变电站

洹5051、5052 开关及其两侧刀闸，505167 接地刀闸。B.3.2 万县变电站

500 kV万龙 I 线高抗、万龙 II 线高抗，5022、5023、5032、5033 开关及其两侧刀闸，502367、503367、5023DK1、5023DK17、5033DK1、5033DK17 刀闸。B.3.3 斗笠变电站

a）500kV #1母线、#2母线及其接地刀闸； b）5021、5023、5031、5032、5041、5042、5051、5052、5061、5062开关及其两侧刀闸，503167、504167、505167、506167接地刀闸；

B.3.3 奉节串补站

奉节串补站 500 kV全部一次设备。B.4 直流系统

B.4.1 ±500kV葛南直流 B.4.1.1 500kV葛洲坝换流站

除5061、5063开关及其刀闸外的全部500kV设备。B.4.1.2 ±500kV葛南直流输电系统

±500kV葛南直流输电系统内所有换流变压器、平波电抗器、直流滤波器、开关、刀闸、线路等一次设备。

B.4.2 ±500kV龙政直流

B.4.2.1 500kV龙泉换流变电站

龙泉换流变电站内所有500kV母线、交流滤波器、开关和刀闸，500kV#2主变，500kV万龙Ⅰ线

高抗、万龙Ⅱ线高抗，500kV#2主变220kV侧2299接地刀闸，500kV#2主变35kV侧无功补偿设备。B.4.2.2 ±500kV龙政直流输电系统

±500kV龙政直流输电系统内所有换流变压器、平波电抗器、直流滤波器、开关、刀闸、线路等一次设备。

B.4.3 ±500kV江城直流

B.4.3.1 500kV江陵换流变电站

江陵换流变电站内所有500kV母线、交流滤波器、开关和刀闸，500kV#1主变，除5111、5123、5143、5151开关及其两侧刀闸、511167、515167、512367、514367、5151DK1、5151DK17、5143DK、5143DK17外的所有开关和刀闸，500kV三江Ⅲ线高抗，500kV#1主变220kV侧2339接地刀闸，500kV#1主变35kV侧无功补偿设备。

B.4.3.2 ±500kV江城直流输电系统

±500kV江城直流输电系统内所有换流变压器、平波电抗器、滤波电容器、开关、刀闸、线路等一次设备。

B.4.4 ±500kV宜华直流

B.4.4.1 500kV宜都换流变电站

500kV宜都换流变电站内所有 500 kV母线、开关、刀闸、换流变压器、交流滤波器等一次设备。B.4.4.2 500kV宜华直流输电系统

±500kV宜华直流输电系统内所有换流变压器、平波电抗器、滤波电容器、开关、刀闸、线路等一次设备。

B.4.5 灵宝背靠背直流 B.4.5.1 灵宝换流站

灵宝换流站内除2202617刀闸外的所有220kV换流变压器、母线、开关、刀闸、交流滤波器、电容器、电抗器，以及相应的二次设备。C.4.5.2 灵宝直流输电系统

灵宝直流输电系统内所有换流变压器、平波电抗器、滤波电容器、开关、刀闸、线路等一次设备以及相关的二次设备。

附 录 C（规范性附录）华中网调调度管辖一次设备

C.1 线路

C.1.1 省间联络线 C.1.1.1 鄂豫联络线

a)500kV樊白Ⅰ、Ⅱ回线，孝嵖Ⅰ回线。b)220kV丹邓Ⅰ、Ⅱ回线。C.1.1.2 鄂湘联络线

a)500kV江复Ⅰ、Ⅱ回线，葛岗线。b)220kV汪峡线。C.1.1.3 鄂赣联络线

a)500kV磁南线，咸梦线。b)220kV下柘线。C.1.1.4 鄂渝联络线

500kV张恩Ⅰ、Ⅱ回线。C.1.2 湖北省境内线路

500kV葛玉线，葛双Ⅰ、Ⅱ回线，清葛线、双玉Ⅰ、Ⅱ回线，玉凤Ⅰ、Ⅱ回线，凤磁Ⅰ、Ⅱ回线，凤咸Ⅰ、Ⅱ回线，玉孝Ⅰ、Ⅱ回线，木孝Ⅰ、Ⅱ回线，木道Ⅰ、Ⅱ回线，大道Ⅰ、Ⅱ回线，斗孝Ⅰ、Ⅱ回线，斗樊Ⅰ、Ⅱ回线，水渔Ⅰ、Ⅱ回线，恩渔Ⅰ、Ⅱ回线，渔兴Ⅰ、Ⅱ回线，渔宜线，江兴Ⅰ、Ⅱ回线，兴咸Ⅰ、Ⅱ回线，阳木Ⅰ、Ⅱ回线，荆双Ⅲ、Ⅳ回线，襄樊Ⅲ、Ⅳ回线。C.1.3 河南省境内线路

500kV姚郑线，姚白线，姚邵线、嵖邵Ⅰ回线，白郑线，白群Ⅰ回线，邵祥线，郑祥线，祥庄线，牡马Ⅰ、Ⅱ回线，马嵩Ⅰ、Ⅱ回线，嵩郑Ⅰ、Ⅱ回线，牡郑线，嵩获Ⅰ、Ⅱ回线，洹获线，洹仓线，获塔线，塔仓线，祥塔线，三牡Ⅰ、Ⅱ回线，邙马Ⅰ、Ⅱ回线，沁获Ⅰ、Ⅱ回线，丰洹Ⅰ、Ⅱ回线，多塔Ⅰ、Ⅱ回线，周嵖线，鸭白Ⅰ、Ⅱ回线。C.1.4 湖南省境内线路

500kV五岗线，五民线，岗复线、岗艾线，复沙Ⅰ、Ⅱ回线，复艾Ⅰ、Ⅱ回线，沙星Ⅰ回线，昆沙Ⅰ回线，星云线，艾云线，三牌线，牌长Ⅰ回线，长民线，民云线，金民Ⅰ、Ⅱ回线，湘云Ⅰ、Ⅱ回线，益复Ⅲ、Ⅳ回线。C.1.5 江西省境内线路

500kV南梦线，南进Ⅰ、Ⅱ回线，南乐Ⅰ、Ⅱ回线，乐鹰Ⅰ、Ⅱ回线，梦罗Ⅰ、Ⅱ回线，罗文Ⅰ、Ⅱ回线，文赣Ⅰ回线，丰进Ⅰ、Ⅱ回线，黄鹰Ⅰ、Ⅱ回线。C.2 发电厂设备

C.2.1 湖北省境内发电厂 C.2.1.1 葛洲坝电厂

a)＃1～＃21机组、升压变压器及其开关、刀闸（含旁路刀闸和接地刀闸，下同）、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。

b)二江电厂220kVⅠ、Ⅱ母线及其接地刀闸、TV、避雷器，220kV母联、251变220kV侧开关及其刀闸、TA，474刀闸，4747、47417地刀闸。c)500kV全部设备。C.2.1.2 丹江电厂

a)＃1～＃6机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。

b)220kV、110kVⅠ、Ⅱ母线、旁路母线及其接地刀闸、TV、避雷器、220kV、110kV母联、220kV旁路开关及其刀闸、TA。

c)丹52、53开关及其两侧刀闸。C.2.1.3 水布垭电厂

a)＃1～＃4机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.1.4 隔河岩电厂

a)＃1～＃4机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.1.5 高坝洲电厂

a)＃1～＃3机组、主变及其开关（不含高24、25开关）、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。

C.2.1.6 阳逻电厂三期

a)＃

5、＃6机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.1.7 荆门电厂三期

a)＃

6、＃7机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.1.8 襄樊电厂二期

a)＃

5、＃6机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.1.9 大别山电厂

a)＃

1、＃2机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.2 河南省境内发电厂 C.2.2.1 姚孟电厂

a)＃1～＃4机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)姚联变220kV侧开关及其刀闸、TA。c)500kV全部设备。C.2.2.2 沁北电厂

a)＃

1、#

2、＃

3、＃4机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.2.3 邙山电厂

a)＃

1、#2机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.2.4 大唐三门峡电厂

a)＃

3、#4机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.2.5 周湾燃气电站

a)＃

1、＃2机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.2.6 多宝山电厂

a)＃

1、＃2机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.2.7 丰鹤电厂

a)＃

1、＃2机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.2.8 鸭河口电厂

a)＃

3、＃4机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.3 湖南省境内发电厂 C.2.3.1 五强溪电厂

a)＃1～＃5机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.3.2 湘潭电厂二期

a)＃

3、#4机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.3.3 金竹山（B）电厂

a)＃

1、#2机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.3.4 三板溪水电厂

a)＃1～＃4机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.3.5 益阳第二发电厂

a)＃

3、#4机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.4 江西省境内发电厂 C.2.4.1 丰城电厂二期

a)＃

5、＃6机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。C.2.4.2 黄金埠电厂

a)＃

1、＃2机组、主变及其开关、刀闸、TV、TA、避雷器、中性点接地刀闸。b)500kV全部设备。

C.3 变电站（换流站、开关站）设备

C.3.1 湖北省境内变电站（换流站、开关站）C.3.1.1 葛洲坝换流站

换5061、5063开关及其刀闸。C.3.1.2 双河变电站

a)500kV全部设备。

b)双河500kV主变220kV、20kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c)双20kV母线，双20kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.3 凤凰山变电站

a)500kV全部设备。

b)凤凰山500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c)凤35kV母线，凤35kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.4 玉贤变电站

a)500kV全部设备。

b)玉贤500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c)玉35kV母线，玉35kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.5 孝感变电站

a)500kV全部设备。

b)孝感500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c)孝35kV母线，孝35kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.6 斗笠开关站

斗5033、5043、5053、5063开关及其刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.7 江陵换流站

江5151、5143、5123、5111开关及其刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.8 磁湖变电站

a)500kV全部设备。

b）磁湖500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。c）磁35kV Ⅶ、Ⅷ母。C.3.1.9 樊城变电站

a）500kV全部设备。

b）樊城500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）樊35kV母线，樊35kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.10 兴隆变电站

a）500kV全部设备。

b）兴隆500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）兴35kV母线，兴35kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.11 咸宁变电站

a）500kV全部设备。

b）咸宁500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）咸35kV母线，兴35kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.12 木兰变电站

a）500kV全部设备。

b）木兰500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）木35kV母线，兴35kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.13 渔峡开关站

500kV全部设备。C.3.1.14 恩施变电站

a）500kV全部设备。

b）恩施500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）恩35kV母线，兴35kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.15 道观河变电站

a）500kV全部设备。

b）道观河500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）道35kV 母线，乐35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.16 汪庄余变电站

汪庄余站汪09开关及相对应的刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.1.17 下陆变电站

下陆站下32开关及相对应的刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2 河南省境内变电站（换流站、开关站）C.3.2.1 郑州变电站

a）500kV全部设备。

b）郑州500kV主变220kV、20kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）郑20kV母线，郑20kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.2 嵩山开关站

除5033开关及其刀闸以外的500kV全部设备。C.3.2.3 牡丹变电站

a）除5011开关及其刀闸以外的500kV全部设备。

b）牡丹500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）牡35kV母线，牡35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.4 白河变电站

a）500kV全部设备。

b）白河500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）白35kV母线，白35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.5 获嘉变电站

a）500kV全部设备。

b）获嘉500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）获35kV母线，获35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.6 仓颉变电站

a）500kV全部设备。

b）仓颉500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）仓35kV母线，获35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.7 祥符变电站

a）500kV全部设备。

b）祥符500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）祥35kV母线，祥35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.8 邵陵变电站

a）500kV全部设备。

b）邵陵500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）邵35kV母线，邵35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.9 洹安变电站

a)除5051、5052开关及其两侧刀闸和505117、505127、505217、505227、505167接地刀闸以外的500kV全部设备。

b)洹安500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c)洹35kV母线，洹35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.10 马寺开关站

500kV全部设备。C.3.2.11 嵖岈开关站

500kV全部设备。C.3.2.12 群英变电站

a）500kV全部设备。

b）群英500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）群35kV母线，邵35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.13 塔铺开关站

500kV全部设备。C.3.2.14 庄周变电站

a）500kV全部设备。

b）庄周500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）庄35kV母线，邵35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.15 邓州变电站

邓州站丹邓

1、丹邓2开关及相对应的刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.16 紫东变电站

紫东站灵紫2开关及相对应的刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.2.17 灵宝换流站

灵宝换流站灵2202617刀闸。

C.3.3 湖南省境内变电站（换流站、开关站）C.3.3.1 岗市变电站

a）除5043开关及其刀闸以外的500kV全部设备。

b）岗市500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）岗35kV母线，岗35kV低压无功补偿设备及其相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.2 复兴变电站

a）500kV全部设备。

b）复兴500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）复35kV母线，复35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.3 沙坪变电站

a）500kV全部设备。

b）沙坪500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）沙35kV母线，沙35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.4 云田变电站

a）500kV全部设备。

b）云田500kV主变220kV、20kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）云20kV母线，云20kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.5 民丰变电站

a）500kV全部设备。

b）民丰500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）民35kV母线，民35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.6 长阳铺变电站

a）500kV全部设备。

b）长阳铺500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）长35kV母线，长35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.7 艾家冲变电站

a）500kV全部设备。

b）艾家冲500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）艾35kV母线，艾35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.8 昆山变电站

a）500kV全部设备。

b）昆山500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）昆35kV 母线，昆35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.9 牌楼变电站

a）500kV全部设备。

b）牌楼500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）牌35kV 母线，昆35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.10 星城变电站

a）500kV全部设备。

b）星城500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）星35kV 母线，星35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.3.11 峡山变电站

峡山站峡608开关及相对应的刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.4 江西省境内变电站（换流站、开关站）C.3.4.1 南昌变电站

a）500kV全部设备。

b）南昌500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）南35kV母线，南35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.4.2 梦山变电站

a）500kV全部设备。

b）梦山500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）梦35kV 母线，梦35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.4.3 罗坊变电站

a）500kV全部设备。

b）罗坊500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）罗35kV母线，罗35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.4.4 乐平变电站

a）500kV全部设备。

b）乐平500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）乐35kV 母线，乐35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.4.5 赣州变电站

a）500kV全部设备。

b）赣州500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）赣35kV 母线，乐35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.4.6 进贤变电站

a）500kV全部设备。

b）进贤500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）进35kV 母线，乐35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.4.7 鹰潭开关站

500kV全部设备。C.3.4.8 文山变电站

a）500kV全部设备。

b）文山500kV主变220kV、35kV侧相应的开关、刀闸、TV、TA、避雷器。

c）文35kV 母线，乐35kV低压无功补偿设备及其相应的开关刀闸、TV、TA、避雷器。C.3.5 重庆市境内变电站 C.3.5.1 张家坝变电站

张5021、5022、5032、5033开关及其刀闸、TV、TA、避雷器。

附 录 D（规范性附录）

华中电力系统内国调调度许可及紧急控制设备

D.1 国调调度许可设备

除特殊说明外，国调许可设备中的线路是指线路本体，不包括线路两侧刀闸和线路高抗。开关是指断路器，不包括两侧刀闸。D.1.1 发电厂设备

a）三峡左岸电厂内＃1－14发电机、相应的升压变压器及其开关、刀闸。b）三峡右岸电厂所有右三峡水利枢纽梯级调度中心管辖的500kV开关、刀闸以及发电机变压器组。

D.1.2 500kV换流（变电）站

a）葛洲坝换流站内500kV 5061、5063开关。

b）龙泉换流变电站内#2主变220kV侧229开关及2293、2296刀闸，35kV侧3201刀闸。c）江陵换流变电站内#1主变220kV侧233开关及2336刀闸，35kV侧3101刀闸； #2主变220kV侧237开关及2376刀闸，35kV侧3201刀闸。

D.1.3 华中－西北背靠背直流系统

a）灵紫线，I、II 紫五线。

b）华中－西北安控系统华中部分。

D.1.4 500kV线路、SVC装置、安全稳定控制装置（华中电网与华北电网联网运行方式）D.1.4.1 500kV线路

斗樊Ⅰ、Ⅱ线，葛换I、II线，洹获线、洹仓线、获仓线，樊白I、II线、孝嵖I线，洪板I、II线、黄万I线、板陈I、II线、陈长I、II线，长万I、II线，张长I、II线，张恩I、II线，恩渔I、II线，渔兴I、II线。D.1.4.2 SVC 装置

万县、陈家桥、洪沟变电站 SVC 装置。D.1.4.3 安全稳定控制装置

a）洹安、获嘉变安稳装置。

b）张家坝、恩施变电站的解列装置、失步快速解列装置。

D.1.5 500kV线路、SVC装置、安全稳定控制装置（华中电网与华北电网解网运行方式）D.1.5.1 500kV线路

斗樊Ⅰ、Ⅱ线，葛换I、II线，樊白I、II线、孝嵖线，洪板I、II线、黄万I线、板陈I、II线、陈长I、II线，长万I、II线，张长I、II线，张恩I、II线，恩渔I、II线，渔兴I、II线。D.1.4.2 SVC 装置

万县、陈家桥、洪沟变电站 SVC 装置。D.1.4.3 安全稳定控制装置

张家坝、恩施变电站的解列装置、失步快速解列装置。D.2 国调紧急控制设备

电力配网调度自动化对策探讨 篇7

在当今社会经济迅速发展的现状下, 对电力的需求以及使用量越来越大, 电力调度更是发挥了重大的作用。我国地区一级的配电自动化系统已经十分的普遍。这些年, 受到电网改造的影响, 电力配网调度自动化的技术和功能越来越完善。但是, 当下发挥出电力配网调度自动化的全部能力还需要不断研究, 只有电力专家和通用控制平台更好的合作才可以真正发挥出配网自动化技术的潜在能力。笔者经过多年的研究和探讨, 对于电力配网自动化现状和存在的问题以及如何改善, 从电力配网调度自动化的系统建设和系统运行以及系统管理等层面进行研究和探讨。

随着技术水平的提高, 电力配网调度的方式也呈现出多种多样的形态, 但最重要的是要保证电力调度的质量, 所谓电力调度, 主要是指以负荷预测为依据, 对发电机等各种电器元件运行时的状态、方式和调度控制进行科学、合理的监测。电力调度方式是不断变化和发展的, 从最传统的电力调度发展至今, 它经过了三个阶段, 分别为“三公调度”、“经济调度”、“节能调度”。“三公调度”的制定是为了保证发电完成率达到均匀分配, 做到公平调度。

1电力配网调度自动化所存在的问题

忽视核心基础功能和系统应用价值

电力配网自动化水平为了得以提高, 创建一个理想框架下的系统, 没有对电力配网自动化水平进行统一细致的规划和管理, 所以导致提不出准确、科学的实际需求, 致使电力配网自动化后期的应用没有办法实用化。过多的想要达到故障的处理和恢复能力, 具备一定的示范作用, 但是不可以大范围推广。只有少数的馈线自动化得到了解决, 致使使用方法没有全局的受益, 没有对全部电力配网实行科学化管理, 前期投入和后期回报不成正比。

设备和系统的可靠性问题、选择合适的网络平台和通信方式、操作和控制电源问题。上述的问题主要表现在, 电力配网调度自动化系统中对于设备的可维护性和设备的可靠性非常高。电力配网调度自动化系统的终端设备都是安装于户外, 户外的环境非常的恶劣, 电子设备非常容易损坏。提取操作电源和开关控制电源比较困难。电力配网调度自动化系统开发厂商对于供电企业配网管理流程不够熟悉。对于供电企业的实际血球不够了解, 造成产品的不适应性。

电力配网调度自动化系统设计和建设问题

在选择电力配网调度自动化系统设计单位的时候, 借助专业电力配网调度自动化系统设计公司, 从电力配网调度自动化系统的主站、设备、通信、土地建设、管理模式、实现方式进行全局考虑。电力配网调度自动化系统是一个非常复杂的系统性工程。没有确定好工作职责, 跟不上运行管理工作, 数据维护和系统应用方面比较薄弱。具有将DMS当成EMS翻版或者是简单的集成不良习惯, 在进行规划配电网网架时, 要研究和探讨本公司实现电力配网调度自动化系统所需要的潜在能力, 制定科学的方案, 要考虑好地理环境、管理模式、网架结构、负荷性质等等。

电力配网调度自动化系统管理不足

电力配网调度自动化系统运行模式和电力配网调度自动化系统管理模式不相匹配, 电力配网调度自动化系统基层的工作人员对于电力配网调度自动化系统的认识不够深入。电力配网调度自动化系统自身就是电力系统技术中管理薄弱的环节, 存在的现状是工作人员技术能力不足和工作人员人数不够。电力配网调度自动化系统工程涉及设备、通信、土地建设、配网运行的相关工作人员之间的协调运行, 在人员的管理和培养上是一项极其复杂的工作。导致电力配网调度自动化系统失去了解决配网管理的工具价值, 成为了一种工作负担。也就是说, 电力配网调度自动化系统的软件和硬件在成熟的情况下, 电力配网调度自动化系统的运行和管理以及维护和工作人员的培养都是相当重要的。

2电力配网调度自动化系统实现的意义

电力配网调度系统是整个电力系统中最后一个面向用户进行供电的部分, 电力配网调度自动化系统建设水平的好坏程度将和用户是否可以得到最经济实惠、安全可靠的电能。所以, 电力配网调度自动化系统在建设的时候要做到具备优质服务的工程。

当下是“科技兴电”的发展大势, 要实现降低人员数量提高工作效率, 必须要加快电力配网调度自动化系统的建设, 我国的国民逐渐步入小康社会, 用电的用户不断增加, 导致用电的负荷也在逐年的上升, 电网的格局布设越来越复杂, 进行供电的范围也越来越广阔, 导致电网的故障大幅增加, 过去传统的电力配网调度系统科技含量非常低, 致使整个的电力配网调度系统日常的运行和维护工作量越来越多, 过去专业水平不足的电力工作人员没有办法适应当下的电网管理和日常维护工作。

实现电力配网调度系统自动化, 保障供电可靠性

电力配网调度系统实现自动化将有利于电力配网调度系统可以更加高效的运行, 通过电力配网调度系统的运行状况, 来优化电力配网调度系统的运行模式。保障供电可靠性的前提下, 保证电力用户具备用电的时效性, 从而满足用电用户的供电需要。符合居民家用电器的需求和高新技术装备用电的需求, 降低高峰低谷、电压谐波、频率、电压幅值对于用电用户产生的危害。采用电力配网调度自动化系统, 降低停电面积, 缩短用户的停电时间, 这样就有利于提高设备的故障判断能力, 增强自动隔离故障速度, 可以快速恢复没有故障线路的供电。对于配电网设备的自身可靠性运行能力也会大大提高, 大大地减轻运行人员的劳动强度, 降低后期的维护费用。配电系统实现自动化, 用电负荷就可以被可以合理控制, 从而提高了设备的利用率;从而可以快速的判定故障, 从而可以快速的排除故障, 不仅科学合理的控制用电负荷, 增强了设备的使用效率, 还增强了企业的工作效率和经济效益。

3电力配网调度自动化系统对策

注重电力配网调度自动化系统设备的日常运行和维护

电力配网调度自动化系统是一项通信、自动化、配电网运行管理多种高新科技结合的产物。电力配网调度自动化系统具有涉及人员较多和涉及面较广以及不稳定的线路结构, 还要加上信息技术和计算机技术包含更新换代的特质, 所以电力配网调度自动化系统设备的日常运行和维护是电力配网调度自动化系统得以科学运用的关键之处, 电力配网调度自动化系统的日常运行需要数不尽的终端设备提供数据支持和无线与有线网络提供数据传输通道, 数据库的更新还要数据统计和汇总以及分析。

构建相对应的电力配网调度自动化系统运行维护机构

电力配网调度自动化系统涉及人员较多和涉及面较广以及不稳定的线路结构, 包括设备、通信、土地建设、配网运行等等, 工作人员的培养和日常管理是一项极其复杂的系统性工作。电力配网调度自动化系统工作人员的培养和管理以及设备的维护是有直接联系的, 要建立相对应的班组机构, 拥有具备专业技能的工作人员。将电力配网调度系统实现自动化以后, 不仅降低了工作人员的劳动量, 还提高了工作效率, 促使整个电力配网调度系统的日常运行更加的高效和快捷, 使得供电企业得到了更高的社会效益和经济利益。

要做好配电网络规划以及自动化规划, 做好本地区的配网结构、负荷情况调查, 还要结合本地区配电网规划情况, 进行配网自动化建设, 网架结构一定要相对完善、稳定。在选择产品供应商时, 要选择那些具有良好电力市场背景和对电力系统了解较深, 并且具有良好业绩的专业公司, 质量可靠为第一原则, 选择符合相关产业标准并经取得国家计量认证合格资质的质检中心检测通过的合格产品才可以使用。

4结语

关于电力调度的自动化技术分析 篇8

关键词：电力系统调度自动化通道配置方案优化

0引言

调度是电力系统的指挥系统，对电网的安全、可靠、稳定、经济运行起着重要作用。调度自动化系统提供详尽、可靠的实时信息，保证调度员能够了解电网的运行现状，及时发现电网隐患，是提高调度运行管理水平的重要手段。调度自动化系统由自动化主站(MTU)、分站(远动终端RTU)经由数据传输通道构成的整体。通道一方面将分站的实时信息传送至主站，同时又将主站的命令下发至分站，其运行的可靠程度直接影响自动化系统的运行状况。目前，国内常用的通信信道有载波、微波、特高频、扩频、直通电缆、卫星、光纤等几种方式。同时根据传送信号的不同可分为模拟通道和数字通道两种类型。以下就调度自动化系统通道配置方案做几点分析：

1通道数量

我们讨论通道数量时是指独立的远动通道。排除通道本身可靠性因素，远动主站和分站之间通道数量越多通信越可靠。这可以从概率学推出结论：假设单通道的运行率为95％，则双通道的运行率为

1－(1－0.95)*(1－0.95)=99.75％

三通道的运行率为

1－(1－0.95)*(1－0.95)*(1－0.95)=99.99％

可以看出通道数量越多，其运行率越高，通信越可靠。但是通道数量大于、等于三路时，通过增加通道数量的方式来提高通信质量效果已不在明显。因此，双通道方案具有较高的性能价格比，为最科学的通道配置方案。同时，国家电力调度通信中心《电网调度自动化与信息化技术标准》中对通道数量也提出了意见。根据《电力系统调度自动化设计技术规程DL 5003—13.33》规定：远动通道应在通信设计中统一组织。单机容量为300MW及以上或电厂总容量为80MW及以上的电厂，以及参加自动发电控制的电厂和330KV及以上电压等级的枢纽变电站，应有2个独立的远动通道，当1个通道故障时，可进行自动切换或人工切换。220KV枢纽变电站有条件时也可有2个独立通道。

随着电力通信的迅速发展，为保证调度自动化系统的稳定运行，建议110KV以上电压等级的变电站均应配置2个独立的远动通道。

2通道分析

就目前国内常用的通道方式进行分析：

直通电缆在远动主站和分站之间架设通信电缆，通信质量比较可靠，但是每一条通信电缆只有一条通信信道，同时当传输距离较远时，衰耗比较严重。因此目前此方案采用的已经较少。

电力载波是我国电力通信发展初期的主要通信手段，其特点是高压线路所到之处，均能实现载波通讯。但是模拟载波的波特率上限为600Bd，并且模拟载波和数字载波均有一个缺陷，载波机的数目随着端点之间线路数目增加而增加。远动主站和分站之间有N条线路，就需要2N台载波机构成通信信道。随着中间环节的增加，加大了故障几率，降低了可靠性。目前仍有大部分地区保留有载波方式，但其在电力通信中的重要位置已呈下降趋势。

微波、特高频、扩频为无线传输方式，随着现代技术的发展，其运行可靠程度已经达到较高水平。综合考虑安装成本、信道数量、可靠率、通信质量、维护等诸多因素，已经成为目前主流的通信方式。在电力通信中已逐步取代载波占据主要地位。

光纤通讯以其传输速率高、容量大、稳定可靠等诸多优点获得认可，但其相对昂贵的造价让人止步，目前主要用于通信主干道的建设。市区范围内距离调度主站较近，同时数据信息量较大的综合自动化站也有采用光纤构造环网，提高通信可靠性。

卫星通信在传输信号时有一定的延时，但是不受地理位置的限制，对于不便采用其它通信方式的边远或山区变电站而言是一个不错的选择。

3影响通信可靠程度的因素

就同一种通信方式而言，波特率越高其误码率越高，可靠率降低。以载波模拟通信为例，以600Bd通信时误码率较以300Bd通信时平均上升5倍。但是不同的通信方式其通信可靠程度又不一样。根据现场实践经验，一般而言，微波通信可靠程度比载波通信高，但是比扩频通信低。光纤通信最为可靠；而卫星通信可靠程度介于光纤通信和扩频通信之间。对于不同厂家的通信产品、不同的外界环境和以及设备安装调试工艺也对通信质量产生很大影响。

模拟通道的波特率较低，一般不超过600Bd。数字通道波特率一般高于600Bd。就目前远动分站(RTU)而言，一般均提供有数字接口，同时也通过Modem收发模拟信号。调度主站与分站之间的通信主要采用两类规约：一类是循环式远动规约，一类是问答式远动规约。循环式远动规约需要点对点的远动通道结构，即每个分站均需要自己独立的通道。问答式远动规约可以多台分站信号转接在一路讯道上，通过站地址来相互区分。调度主站接受信号是一种分时系统，它提供特定的时间段来接受特定通道的信号。综合自动化变电站的信息量较常规RTU要大，在上传信息时其数据帧的帧长要增加，如果采用300Bd通信时，会发生因数据帧接受不全而产生的丢帧现象。因此对于综合自动化变电站通信要采用600Bd以上，建议使用1200Bd。

4总结

在进行调度自动化系统通道方案的制定时，如果资金等各方面条件允许：

4.1应优先考虑通信可靠率高的通信方式。优先采用光纤、扩频等通道；避免采用载波、直通电缆等相对落后的方案。以保证通道的良好运行，提高通信可靠率。

4.2通道尽量要采用双通道配置方案。避免因通道中断而产生的通信故障，保证调度自动化系统能实时、准确的为调度人员提供信息，确保电网安全、可靠、稳定、经济的运行。

4.3通道波特率选择根据通道的不同，建议采用600Bd以上方案，尽量不选用300Bd的波特率。