运行调度模式

运行调度模式（精选9篇）

运行调度模式 篇1

摘要：为了对比分析不同运行调度模式对微网经济运行的影响,在考虑微源同时提供有功和无功功率的基础上,提出了计及制热收益的热电联产型微网系统经济运行优化模型。以一个包含风、光、储、微型燃气轮机、燃料电池以及热电负荷的具体微网为例,提出了不同运行调度模式下的经济调度策略,运用改进遗传算法优化了考虑实时电价的并网运行方式下各微源的有功和无功出力,并对比分析了微网与外网交互功率的约束以及不同运行调度模式对经济调度的影响。仿真结果表明微网可与外网自由双向交换功率的模式更具有经济优势,验证了所提模型、策略和算法的有效性。

关键词：微网,经济运行,运行调度模式,调度策略,遗传算法,热电联产,网架结构,模型

0 引言

微网[1,2,3]将各种分布式电源、负荷、储能单元及控制装置等结合在一起,形成一个单一可控的单元,向用户同时提供电能和热能,实现热电联产CHP(Combined Heat and Power)。微网已经成为智能电网中管理分布式能源的一种有效技术手段,针对微网的运行控制等方面已开展了广泛的研究[4,5,6,7]。

目前对微网系统的经济运行与优化调度的研究主要集中于分布式电源、负荷及储能装置等都集中接于同一母线的简化微网结构。文献[8]针对由风、光、储、燃料电池、余热锅炉及热/电负荷等构成的热电联产型微网系统,在微网可以与外网自由双向交换功率的调度模式下,建立了经济运行优化模型;文献[9]给出了供电、供热、供气一体化的微网结构,在考虑温室气体、污染物排放约束以及微网与外网可以自由双向交换功率的基础上,实现热、电、气各种能源的综合优化;国内学者刘小平、丁明等针对微网运行中各种不确定性因素的影响,在微网不可以向外网倒送功率的基础上,提出了基于机会约束规划的微网系统动态经济调度模型[10];文献[11]在微网可以从外网吸收功率、但不可以向外网输出功率的运行调度模式下,讨论了不同电力市场方案对经济调度的影响。但是,这些研究很少针对具体的网架进行经济调度,一般只考虑系统的有功平衡,较少考虑无功的影响,也并未考虑同时优化调度微源的有功和无功出力;另一方面,相应的约束条件过于简化,对微网联络线交换功率、旋转备用、储能元件充放电等指标与约束条件很少考虑。

本文以一个包含光伏PV(Photo Voltaic)、风机WT(Wind Turbine)、微型燃气轮机MT(Micro Turbine)、燃料电池FC(Fuel Cell)、蓄电池SB(Storage Battery)及热电负荷的微网为对象,建立热电联供型微网经济运行模型,在考虑FC、SB的同时输出有功和无功,并在满足能量供需平衡、电能质量和SB充放电深度等约束条件的基础上,运用改进遗传算法优化了考虑实时电价的并网运行方式下各微源的有功、无功出力,并对比分析了微网与外网交互功率的约束及不同运行调度模式对经济调度的影响。

1 微网系统运行优化模型

在单位时间间隔Δt内,本文作如下假设:微源的有功和无功出力恒定;热、电负荷需求恒定;微网与主网间的交互功率恒定且交互电价维持恒定。对于Δt选取不同的值,以下所建立的优化模型都适用,本文取Δt为1 h来分析。

1.1 微源建模

1.1.1 MT模型

含MT的热电联产系统的数学模型:

其中,QMT(t)为t时刻MT排气余热量;ηe(t)为t时刻MT的发电效率;η1为MT散热损失系数;Pe(t)为t时刻MT输出的电功率;Qhe(t)为t时刻MT烟气余热提供的制热量;Khe为溴冷机的制热系数;VMT为MT消耗的天然气量;Δt为MT的运行时间;L为天然气低热热值,取9.7 k W·h/m3。

MT的燃料成本计算式为:

其中,Cn1为天然气价格,本文取为2.5元/m3。

本文算例基于Capstone公司的C65型MT,其ηe(t)与Pe(t)的函数参见文献[12]。

1.1.2 FC模型

FC发电过程中的燃料消耗费用计算公式如下:

其中,PFC(t)、ηFC(t)分别为t时刻FC的输出功率与总效率。

本文算例基于质子交换膜FC(40 k W IFC PC-29),其ηFC(t)与PFC(t)的函数参见文献[12]。

1.1.3 SB模型

SB[13]在t时刻的剩余电量与SB在t-1时刻的剩余电量、t-1时刻到t时刻SB的充放电量和电量衰减量有关。

设SB在t时刻的充放电功率为PSB(t),放电时,PSB(t)≥0,t时刻的剩余容量为:

SB充电时,PSB(t)≤0,t时刻的剩余容量为:

其中,SOC(t)为t时刻SB的剩余容量;ηC、ηD分别为充、放电效率;DB为SB单位时间间隔的自放电比例;QBS为SB的总容量。

PV的出力模型参见文献[14-15],WT的出力模型参见文献[16]。

1.2 目标函数

本文未考虑微源的运行状态变化快等特点,仍采用常规的日前调度模型[17],目标函数为微网一天内由发电成本(包括燃料成本、投资折旧成本、运行维护成本)、污染排放物对环境的影响成本、微网与外网的交互成本以及热电联产系统的制热收益所构成的综合成本[18,19,20,21]最低。

其中,Cf(t)、CDP(t)、COM(t)、Ce(t)分别为t时刻各微源的燃料成本、投资折旧成本、运行维护成本、环境成本总和;Cgrid为微网与外网的交互成本;Csh为热电联产系统的制热收益;Fi为第i个微源的燃料成本函数;Pi(t)为第i个微源t时刻的有功出力;n为微源的个数;Caz,i为第i个微源的单位容量安装成本;ki为第i个微源的容量因数,ki=第i个微源的年发电量/(8760×该微源的额定功率);r为年利率;ni为第i个微源的投资偿还期;KOM,i为第i个微源的单位电量运行维护成本系数;Ve j为第j项污染物的环境价值;Vj为第j项污染物所受罚款;Qij为第i个微电源单位电量的第j项污染物排放量;m为污染物的种类;CP(t)、CS(t)分别为t时刻微网向外网的购电电价和售电电价;CGP(t)、CSP(t)分别为t时刻微网向外网的购电量和售电量;Qhe为热电联产系统的制热量;Kph为单位制热量的售价。

1.3 约束条件

a.潮流约束。

其中,Pfs、Qfs分别为节点f(f=1,2,…,h)给定的有功和无功功率值,h为系统节点数;Gfg、Bfg、θfg分别为节点f和节点g之间的导纳和相角差;gf表示与节点f相连的节点。

b.运行电压约束。

其中,Uf,min、Uf,max分别为节点f上运行电压的最小、最大值。

c.PV、WT和MT的有功出力约束。

其中,Pi,min、Pi,max分别为第i个微源有功功率的最小、最大值。

d.MT爬坡率约束[22]。

增负荷时:

减负荷时:

其中,Rup,MT、Rdown,MT分别为MT增加和降低有功功率的限值。

e.微网与外网允许交互的传输功率约束。

其中,PGrid,min、PGrid,max、QGrid,min、QGrid,max分别为微网与外网允许交互传输的最小、最大有功功率和最小、最大无功功率;cosφ为联络线传输功率的功率因数;c为联络线传输功率的功率因数限值。

式(19)—(21)表明将微网作为外部电网的一个“可控负荷”,保证联络线与微网交互传输的功率保持在一定的范围,且具有较高的功率因数,确保了联络线传输功率的安全性且更符合供电公司对接入微网的要求。

f.SB运行约束。

其中,PSB,max、PSB,min分别为SB的最大和最小有功功率;Sinv,SB为SB逆变器的容量;PSB(t)、QSB(t)分别为t时刻SB交流侧的充放电有功功率和无功功率;SOCmin、SOCmax分别为SB的最小和最大剩余容量。

从式(24)可以看出,SB的无功出力仅受逆变器容量的限制,与设备本身的容量无关[23]。

g.FC运行约束。

其中,PFC,min、PFC,max分别为FC有功功率的最小、最大值;PFC(t)、QFC(t)分别为t时刻FC交流侧的有功功率和无功功率;Sinv,FC为FC逆变器的容量。

式(23)、(24)及(27)、(28)表明SB和FC逆变器的容量优先分配给有功出力。

h.旋转备用约束。

其中,PD(t)、Ploss(t)、RD(t)分别为t时刻微网系统的总负荷、总网损和所需备用容量。

微源和外网的无功出力影响系统的网损,而网损与系统总有功负荷之和与微源和外网的总有功出力相等,从而无功出力影响了微源和外网的有功出力,进而影响各项成本。从式(24)、(28)可看出,微源的有功出力又影响其无功出力的变化范围,故本文模型是在有功与无功相互影响的基础上优化求解的。

1.4 系统运行调度模式

微网经济调度模型需要基于一种确定的运行调度模式进行优化,本文根据微网与外网间的能量交互方式及微网内分布式电源是否享受优先调度权,将微网与外网间的交互运行分为以下3种典型的调度模式[24]。

(1)模式1:优先利用微源来满足微网内的负荷需求,若存在功率缺额,可以从外网吸收功率,但不可以向外网输出功率。调度策略为:

a.由于PV和WT发电具有不可控性,且作为可再生能源不直接消耗燃料,不污染环境,故优先利用其出力,跟踪控制最大功率输出;

b.为使热电联产系统运行效率最高,其采用“以热定电”的方式,由热负荷确定MT的有功出力;

c.当WT、PV和MT的有功出力超过微网电负荷和网损时,超出的部分给SB充电,同时监视SB的充放电状态,当SB充满时依次切除部分发电成本较高的PV或WT;

d.当WT、PV和MT的有功出力无法满足微网电负荷和网损时,首先令SB输出有功,同时检测SB的充放电状态;

e.若SB在出力范围内无法确保微网安全可靠运行(在不切负荷的基础上,微网能在满足所有约束条件下运行),则优先调用FC的有功出力,若在FC出力范围内仍无法满足微网安全可靠运行,则再从外网购电。

(2)模式2:微源与外网共同参与系统的运行优化,但仍只可以从外网吸收功率,不可以倒送功率。调度策略为:

a.前4条调度策略同模式1;

b.若SB在出力范围内无法确保微网安全可靠运行,则比较FC的发电成本与购电成本,若FC的发电成本高于电价,则FC不发有功,微网从外网购电,此时若在联络线交换功率范围内仍无法满足微网安全可靠运行,则再调度FC发有功来满足微网安全可靠运行需求;

c.反之,若FC的发电成本低于电价,微网优先调用FC的有功出力,若在FC出力范围内仍无法满足微网安全可靠运行,则再从外网购电。

(3)模式3:微网可与外网自由双向交换功率,谷时电价较低不向外网售电,峰时电价较高,微网在安全可靠运行的基础上,可向外网售电。调度策略为:

a.前2条调度策略同模式1;

b.当WT、PV和MT的有功出力超过微网电负荷和网损时,超出的部分在峰时向外网出售,在谷时向SB充电(峰时电价高,谷时电价低,而SB的储能有限,采用此运行策略能取得更好的经济效益),若SB充满则向外网售电,此时若FC发电成本低于电价,可在容量范围内增加出力向外网售电来获益;

c.当WT、PV和MT的有功出力无法满足微网电负荷和网损时,首先令SB输出有功,同时监视SB的充放电状态;

d.若SB在出力范围内可满足微网安全可靠运行,若在峰时可考虑增加SB的有功功率向外网售电,否则维持原出力;

e.若SB在出力范围内无法确保微网安全可靠运行,则再比较FC的发电成本与购电成本,若FC的发电成本高于电价,则FC不发有功,微网从外网购电,此时若在联络线交换功率范围内仍无法满足微网安全可靠运行,则再调度FC发有功来满足微网安全可靠运行需求;

f.反之,若FC的发电成本低于电价,微网优先调用FC的有功出力,若FC在出力范围内能满足微网安全可靠运行,可继续增加FC的有功出力向外网售电来获取收益,此时若在FC出力范围内仍无法满足微网安全可靠运行,则再从外网购电。

本文所提的经济调度策略与国家节能减排的政策相符,在满足节能环保调度的基础上,实现微网的经济效益最好。本文利用经济调度策略确定各微源的出力以及外网和微网之间传输功率的运行状态(即确定有功出力的状态变量),与下述改进遗传算法相结合,共同对模型进行优化求解。

2 模型求解算法

遗传算法是一种基于自然选择和基因遗传学原理的随机并行搜索算法,是一种寻求全局最优解而不需要任何初始化信息的高效优化算法。遗传算法的参数中交叉概率Pc和变异概率Pm的选择是影响遗传算法性能的关键,Pc越大,新个体产生的速度越快,然而Pc过大时遗传模式被破坏的可能性越大,Pc过小,会使得搜索过程缓慢。对于变异概率Pm,Pm过小,不容易产生新的个体结构,而Pm过大,遗传算法变成了纯粹的随机搜索算法。M.Srinvivas等提出了一种自适应算法,Pc和Pm能随适应度自动改变,但此算法对个体适应度接近或等于最大适应度时,Pc和Pm接近或等于0,这对进化初期是不利的,使得进化初期的优良个体处在一种不发生变化的状态,导致进化走向局部最优解的可能性增加[25]。本文对Pc和Pm做如下改进:

其中,fmax、fmin和favg分别为种群中的最大、最小和平均适应度;f′为要交叉的两个体中较大的适应度。取Pc1=0.85、Pc2=0.5、Pc3=0.2、Pm1=0.09、Pm2=0.05、Pm3=0.01。

改进算法使群体中最大适应度个体的Pc和Pm不为0,分别提高到Pc3和Pm3,使优良个体不处于一种停滞状态,从而使算法跳出局部最优解。而当个体的适应度小于平均适应度时,适应度值比较集中,容易陷入局部最优解,此时改进算法增大了Pc和Pm,从而增加了种群的多样性。

本文运用改进自适应遗传算法并采取轮盘赌选择、多点交叉和多点变异来求解以下算例。群体规模为30,迭代次数为300。由于遗传算法属于启发式优化算法,本身具有随机性,每次优化会有不同的结果,故下文结果均是重复计算20次得到的平均值。

3 算例分析

3.1 微网系统结构

本文在文献[26]中微网结构图的基础上进行了相应的改动,如图1所示。

图1中,电负荷1为居民负荷,最大有功功率为15 k W;电负荷2为商业负荷,最大有功功率为30 k W;电负荷3为工业负荷,最大有功功率为2×15 k W,属于可中断负荷;电负荷4为工业负荷,最大有功功率为40 k W。3种负荷的功率因数都取0.85。考虑到配网辐射状的网络结构与低压线路参数的特点,取线路电阻R=0.64Ω/km,X=0.1Ω/km。

3.2 基础数据

本文中制热收益取为0.1元/(k W·h)[12];电压允许偏差为-5%~+5%;微网与外网传输的有功和无功功率上、下限分别为50 k W、-50 k W和30.987 kvar、-30.987 kvar(外网向微网注入功率为正,反之为负),联络线传输功率的功率因数限值为0.85;SB逆变器的容量为60 k V·A,SB的最大、最小剩余容量和初始容量分别为100%、30%、70%的额定容量,其额定容量为900 k W·h;FC逆变器的容量为40 k V·A;峰时为09:00—24:00,谷时为01:00—08:00。各微源的相关信息如表1所示,WT出力、PV出力、热负荷、由热负荷求出的MT有功出力曲线以及3种性质电负荷的日负荷曲线(与该日最大电负荷百分比)如图2所示。实时电价参见文献[24],各微源污染物排放数据、污染物价值标准、罚款等级参见文献[21]。

3.3 优化结果

本文假设各时段微网不能仅与外网交互传输无功功率,且MT不提供无功出力。

3.3.1 考虑/不考虑联络线功率的功率因数限制对比

并网运行时,由于节点1连接配网,潮流计算时将其看成平衡节点,同时取它的电压作为微网的参考电压,MT、FC和SB都采用功率(PQ)控制。微网运行调度采用模式2时,不考虑联络线传输功率的功率因数限制(即式(21))的有功优化结果如图3所示,无功优化结果如图4所示;考虑联络线传输功率的功率因数限制的有功优化结果如图5所示,无功优化结果如图6所示,其中有功缺额=总有功负荷-PV有功出力-WT有功出力-MT有功出力,无功缺额=总无功负荷。

从图3可以看出,采用调度模式2时,能量只能由外网系统向微网系统传输,微网内部的电源与外网共同参与系统的优化运行。17:00之前微网的有功缺额主要由SB提供,当17:00时SB剩余电量到达下限后,系统的有功缺额主要由外网来提供,联络线传输功率主要起到了调峰的作用,FC仅在发电成本低于购电电价时才提供有功出力。

从图4可以看出,SB和FC在优先满足有功需求基础上所提供的无功,配合联络线无功来满足微网的无功需求。微网负荷较轻的时段(01:00—07:00和23:00—24:00),微网系统的无功需求主要由SB来提供,而其他时段主要由FC和外网来提供。

微网运行调度采用模式2且不考虑式(21)的约束时,一天内SB只需充电2次、放电1次,延长了SB的使用寿命。一天内联络线传输功率的最低功率因数为0.000377,综合成本为1323.7元。

微网运行调度采用模式2时,考虑式(21)约束与不考虑式(21)约束时,各微源的有功出力及外网提供的有功出力具有相似的规律。

从图6可以看出,在微网负荷较轻时段(01:00—07:00和23:00—24:00),系统的无功需求主要由SB来提供,而其他时段主要由SB和FC共同提供,微网只从外网吸收较少的无功,且外网向微网传输功率的功率因数较高,与微网作为一个可控负荷接入配网,配网对负荷电能质量的要求相符。

微网在采用模式2且考虑式(21)约束时,一天内SB需充电2次、放电1次,各时段联络线传输功率的功率因数都不低于0.85,综合成本为1344.1元。

微网运行调度采用模式2时,不考虑式(21)相比于考虑式(21)更有经济优势,但联络线传输功率的功率因数较差,与微网作为一个可控负荷接入配网,配网对负荷电能质量的要求不符。

3.3.2 系统运行时采用不同调度模式对比

在考虑式(21)的约束下,微网运行调度采用模式1时有功优化结果如图7所示,无功优化结果如图8所示;微网运行调度采用模式3时有功优化结果如图9所示,无功优化结果如图10所示。

从图7可以看出,采用调度模式1时,能量只能由外网向微网系统传输,当微网中存在有功缺额时,优先调用微源的出力,当所有微源的出力范围内仍无法满足微网安全可靠运行时才向外网购电。17:00之前微网的有功缺额主要由SB提供,当17:00时SB剩余电量到达下限后,有功缺额主要由FC来提供,FC在这里主要起到了调峰的作用,微网只在仅由内部电源无法满足微网安全可靠运行的时段(13:00—14:00)才向外网购电。

从图8可以看出,在微网负荷较轻时段(01:00—07:00和23:00—24:00),系统的无功需求主要由SB来提供,而其他时段主要由SB和FC共同提供,微网只在仅由内部电源无法满足微网安全可靠运行的时段(13:00—14:00)才向外网吸取少量的无功,且外网向微网传输功率的功率因数较高。

从图9可以看出,采用调度模式3时,能量在微网系统与外网系统间可双向自由交互,峰时微源在满足微网安全可靠运行的基础上,在出力范围内可增加出力向外网售电来获益。17:00之前微网系统的有功缺额主要由SB来提供,当17:00时SB剩余电量到达下限后,有功缺额主要由外网来提供,FC只在发电成本低于电价的时段(14:00)才提供有功出力。

从图10可看出,在微网负荷较轻时段(01:00—07:00),系统的无功需求主要由SB来提供,而其他时段主要由SB和FC共同提供,微网仅在峰时段才向外网吸取少量的无功,且外网向微网传输功率的功率因数较高。

对比负荷需求全部由外网系统提供的模式,在满足微网与外网交互功率约束的基础上,采用上述3种调度模式所需费用对比情况如下:外网供电、调度模式1、调度模式2、调度模式3所需费用分别为995.889、1 404、1 344.1、1 317.8元。可以看出,微网系统相比于外网供电模式在经济上不占优势,但微网提高了用户的供电可靠性和供电质量,有效利用了可再生能源,提高了环境效益。对比微网运行调度分别采用模式1、2、3,可知:采用模式3时,在满足微网安全可靠运行的基础上,微网在峰时利用成本较低的分布式电源可向外网售电来获取收益,较之采用模式1和模式2,使微网系统的经济效益有所提高;采用模式2时,在电价低于微源发电成本的时段,可优先从外网购电来满足微网功率缺额,较之采用模式1,使微网更具有经济优势。

4 结论

本文建立了考虑微源同时提供有功和无功出力并计及制热收益的热电联产型微网系统经济调度模型,以一个包含WT、PV、SB、MT、FC以及热/电负荷的具体微网为例,提出了不同运行调度模式下的经济调度策略,运用改进遗传算法优化了考虑实时电价的并网运行方式下各微源的有功、无功出力,并对比分析了微网与外网交互功率的约束以及不同运行调度模式对微网经济调度的影响,验证了所提模型和算法的有效性。

本文提出由微源本身提供无功出力配合外网向微网提供的无功出力来满足系统无功需求,降低了安装无功补偿装置的额外投资,确保外网无需向微网提供过大的无功支撑且保证外网与微网间传输的功率具有较高的功率因数,较好地符合了供电公司对接入微网的要求。

运行调度模式 篇2

1、认真贯彻执行《电力法》、《电网调度管理条例》及上级关于电网有关文件精神及各项政策；

2、执行上级调度和领导发布的指令；

3、编制、执行电力系统的运行方式；

4、对调度管理的设备行使指挥权，保证赤峰地区电力系统安全运行和连续发供电；

5、编制和批准设备检查计划；

6、使电网处于最经济方式下运行，降低送变电损失；

7、使监视点电压符合国家标准；

8、贯彻执行电力系统的各种规程和制度；

9、迅速指挥、处理电网内各种类型事故，并制定反事故措施；

10、督促有关单位消除设备缺陷，提高设备完好率；

11、做好新设备投入前准备工作；

12、做好编制地方电厂、企业自备电力的发电计划，并监督执行；

13、对赤峰地区电网的远景规划和发展设计提出建议，并参加审核工作；

14、与下级调度、发、供电单位及有关人员用户签订调度协议，并督促其认真执行；

15、做好电网各项技术资料的统计、分析、整理和上报工作。第二节 调度设备管辖范围 第2条 网调授权赤调指挥的220KV变电所有：元宝山、赤峰、大板、宁城、新惠、林东、平庄。220KV线路有：元元一线、元元二线、元赤线、赤宝线、元大线、元新线、大东线、元平线、平宁线、宁建线，上述设备操作前，后，应请示汇报网调。第3条 当辽西电网由于发生事故单运时，由辽宁省网调指挥单运系统电源不足时，两锦、朝阳、赤峰三地区限电按4：2：1比例执行。第4条 当赤峰地区由于发生事故赤峰热电厂单运时，由赤调指挥单运系统的运行和事故处理。第5条 赤调骊赤峰地区电网指挥、管辖范围如：

1、赤峰热电厂机、炉、电等主要设备的启、停、并、解列及影响发电机出力的设备；2|局属各一次变、二次变送、变电设备及有关的继电保护、自动装臵、远动设备；

3、赤峰地区电网农电系统及大用户变电所主变压器、66KV及以上的设备、66KV及以上的送电线路。

4、局属配电联络线，双电源联络开关及红山区、松山区用户10KV专用线路；

5、赤峰地区各地方小水电、小火电厂、自备电厂进线开关及其并、解列操作。特殊情况下由过调授权有关调度或变电所联系、指挥；

6、克旗电网单运情况下由克旗调度指挥 第三节 调度管理制度 第6条 赤调值班调度员是赤峰地区电力系

统运行、操作和事故处理的指挥者，调度系统的值班人员必须树立全局观念，在业务上服从统一调度。非电力调度指挥系统的任何部门和个人均不得干预调度工作。第7条 凡属赤调指挥管辖的设备，未经值班调度员的同意，不得进行任何操作改变其运行状态。第8条 赤调对有关值班人员下达指令时，必须有录音，并对其正确性负责。接受调度指令人员要正确的复诵、录音，并做好记录，确认无误后执行。第9条 值班调度员下达的指令，受令者必须认真执行，如果有疑问时应及时向发令人询问，但发令人坚持原指令时，受令者必须执行。如果执行命令将威胁人身或设备安全时，受令者应拒绝执行，并将其理由反映给值班调度员和本单位领导。如受令者无故不执行或延误执行值班调度员指令时，未执行指令的值班人员和允许不执行指令的领导人对其后果均应负责。第10条 调度系统内的各有关运行单位领导发布的生产指令，如涉及到调度业务和权限，应事先征得调度同意。第11条 值班调度员与运行人员联系工作时，双方要自报单位和姓名，将联系内容做好记录，并复诵和录音。第12条 各旗县区农电局调度或送电端变电所，在接到赤调的委托指令后，有权指挥该地区的设备操作。第13条 新参加调度工作或脱离调度值班岗位三个月以上者，经考试合格，由主管局长或运行副总工程师批准后，方可值班，并通知有关运行单位。第14条 调度指令应由各运行单位的值班长或发电厂值长受理。当值班长和值长不在场时，可依次由第一值班员、第二值班员、发电厂的电气班长，第一值班员受理。各运行单位的非正式值班员，不得接受调度指令。第15条 各运行单位经领导批准的值班员名单和电话号码应与调度互相备案，有变动时应及时通知对方。有关单位应在每年春检前一个月向调度提供有权签发工作票的人员名单。第16条调度系统内的值班人员必须遵守调度纪律，出现违反调度纪律的情况时，调度部门应及时向上级调度机构或供电公司主管领导汇报，并会同安监部门和有关单位共同调查。由其所在单位或上级机关给予行政处分和经济处罚。第四节 继电保护和自动装臵运行管理 第17条 220KV线路、一次变电所220KV设备的继电保护和自动装臵由网调负责管理，授权赤调指挥操作。第18条 赤调指挥管辖的设备，其继电保护和自动装臵的停、启用由赤调负责，继电保护专业人员负责向调度提供继电保护整定方案、使用规定和继电保护定值通知单。第19条 继电保护和自动装臵定值管理：

1、由赤调编制的运行方式做为继电定值整定专业人员修改定值的依据。当运行中继电保护定值不能满足要求时，由运行单位报告调度，当值班调度员应及时向主管生产的领导汇报，并通知继电保护部门有关人员，继电保护人员应及时完成定值的变更、调试。由于运行方式的变更使继电保护定值不能满足系统要求时，由调度直接通知继电部门领导或继电定值专责人，待定值变更、调试后，才允许进行变更运行方式的操作。

2、研究大型运行方式的变更，继电专业人员应参加并会签。

3、新设备投运前，由调度编制出运行方式和投运方案。继电保护专责人员依次计算继电保护。第20条 值班调度员应按着继电专责人提供的继电保护整定方案和使用规定，指挥操作和事故处理，保证继电保护的正确使用。第21条 调度指挥管辖范围内的保护装臵改变定值或新保护装臵投运前，调度值班人员必须按定值通知单与现场运行人员进行整定值和有关注意事项的核对，无误后方可投入运行，调度值班人员应在通知单上注明定值更改时间及对方核对人姓名，并在调度运行日志上做好记录。第22条 现场运行人员应监视保护装臵的最大允许负荷或负荷曲线，防止保护误动作。当电流达到过流保护整定值的80%时或达到距离保护的停用曲线规定值时，运行单位可先停用该保护，然后报告调度。当电流下降到过流保护整定电流80%以下或者恢复到距离保护的允许运行曲线时，运行人员应及时恢复已停用的保护，事后报告调度。第23条 值班调度员有权根据运行方式，天气、设备等特殊情况，停用调度管辖范围内的继电保护和自动装臵，事后报告有关领导。但在下列情况下必须事先得到网调和局主管生产的领导批准：

1、一次变主变差动保护和重瓦斯保护同时停用，由网调批准：

2、一次变主变主保护停用其中之一时，（重瓦斯或差动）局主管生产领导批准；

3、二次变主变保护的停用，必须经局主管生产领导批准；

4、发电厂发电机保护，主变压器的主保护的停用，必须先经电厂总工程师的批准、同意后，再由值班长向当班调度员提出申请。第24条 调度所每年根据网调下达的低周切负荷数量，编制低周减载和低周解列方案。经局主管生产领导批准后，试验所负责按期完成现场调试工作。调度按要求掌握投入和退出，保证切除数量。第五节 运行方式管理 第25条运行方式编制原则：

1、选取最合理的结线方式，保证整个系统安全稳定运行，保证系统电能质量，力求达到系统运行的最大经济性；

2、保证系统运行可靠性和灵活性，使系统操作变更及检修安排合理，便于事故处理和防止事故扩大；

3、正常运行时保证重要用户的可靠供电，事故情况下保证发电厂用电、一次变电所用电及重要用户的保安电力。第26条根据赤峰地区电网的具体情况，运行方式分为年、日（临时性）两种。年运行方式做为调度正常运行及事故处理的指导原则，为继电保护整定提供依据。日方式根据系统情况随时调整安排。第27条运行方式应于每年春检前编制完成。其主要内容如下：

1、系统正常结线；

2、系统正常的运行方式；

3、主要设备检修的结线方式；

4、事故情况下的运行方式；

5、电网运行方面的有关注意事项。第28条 继电保护整定专责人员应按调度运行方式制定相应的继电保护及自动装臵的运行方案，在按到运行方式后一个月内向调度所提交。第29条 日方式根据系统运行情况的变化，系统结线改变的需要临时编制。日方式主要内容：

1、运行方式变更原因、内容；

2、结线方式、潮流分布、电压变化、消弧线圈补偿情况；

3、由继电专业人员根据方式变化提出保护及自动装臵的变更；

4、操作原则，注意事项及新方式下事事故处理原则。第30条 当值调度员在遇特殊情况时，为使系统安全经济运行，可根据当时的具体情况临时改变运行方式。操作前应征得调度所长和局主管生产领导的同意。影响到计量方面的方式变化应通知营业部门。第六节 设备检修管理 第31条 根据电力生产连续性特点发供电设备必须协调配合，实行统一平衡，安排计划检修，避免和减少重复停电。第32条 凡属赤调指挥管辖范围的设备（一、二次设备），因检修、试验、新建、改（扩）建工程等工作，影响到运行设备的停电、备用或运行方式改变及出力减少时，均需由该设备的运行单位向调度提出检修申请计划，经赤调批准后方可进行工作。第33条 检修计划分为年检修计划（220K系统）和月检修计划。检修计划的内容包括： 检修设备的双重名称、设备停电或工作范围、作业内容、作业时间等。第34条 220KV设备应由检修单位向赤调报告检修计划，赤调平衡后上报网调，由调统一安排。赤峰热电厂主要设备（机、炉、电）检修计划报网调同时抄报赤调。地方电厂、各旗县区农电局、各专用线用户的检修计划，直接报赤调平衡、安排。局属设备的检修计划报赤调，局里统一平衡后，随月生产任务书一起达到有关生产单位。第35条 各单位检修计划的提报和调度部门的批复应按规定的要求和时间进行。第36条 根据网调、赤调批准的设备停电检修计划、各有关生产单位在开工前三天向调度提出申请，调度在一工前一天批复，操作复杂，对系统运行方式影响较大，或较大面积停电设备检修，有关生产单位必须在开工前五天向调度提出申请，调度在开工前二天批复。节假日的设备停电检修，应于开工前15天提出申请，调度于开工前三天批复。第37条 设备停电检修，要严格按计划时间进行。如因特殊情况不能按计划进行时，检修单位应在开工前三天报告调度，最迟不晚于开前二天，以便调度能及时通知用户。由于系统原因检修不能按计划进行时，调度应在规定的批复时间内以前通知检修和用户。第38条 未经网调批准列入计划的检修，均属临时检修，对于 设备的临检，特做如下的规定：

1、临检应于开工前48小时向调度提出申请；

2、配合计划检修的临检，在其临检时间不超过计划检修时间时，赤调当值调度员应给予安排；

3、值班调度员有权批准当值内可以完工，不影响运行方式，不影响用户供电的设备临检（66KV及以下设备）。如：能用专用

旁路开关带送的开关、冷备或热备用的开关、变压器、旁路母线及二次回路等工作。第39条 设备异常运行，为防止扩大缺陷，应在6小时前向赤调当值调度员提出申请，当值调度员接到申请后根据系统情况及时安排，并及时通知重要用户。如果对用户不造成停电能安排的临检，当值调度员应尽早安排，不受6小时限制。第40条 设备异常运行达到规程规定的紧急停止运行条件时，或危及设备安全时，应立即向赤调当值调度员提出申请，当值调度员接到申请后根据系统情况立即安排。情况紧急时，应马上停止运行。事后向有关领导汇报。第41条 批准紧急的临检时间：35—220千伏以上变压器、开关、及电力电缆等输、变电等主要设备不超过72小时。第42条 设备停止和作业时间计算：

1、停电时间“从设备停止运行或停止备用时起到设备转入运行或备用为止；

2、作业时间：从发布工作许可命令起到接到工作负责人的竣工报告，并办理了工作终结手续为止。第43条 设备检修延期开工时，应经赤调检修专责人批准。第44条 设备检修延期的规定：

1、一、二次设备检修工期较长，如发现重要缺陷或其它原因不能按期完工时，在检修工期未过半前，向赤调提出延期申请，批准后，按新工期计算。史允许延期一次（220千伏一、二次设备检修延期由网调批准）。

2、检修工期只有一天（包括每日都要临时恢复送电的检修），由于气候变化影响，不能继续进行检修，在计划检查工期未过半前向赤调提出延期申请，批准后，按新工期计算。

3、地方火、水厂影响出力的主要设备大、小修，无论检修延期或提前竣工，必须提前2天向赤调提出申请，批准后，按新工期计算。第45条 地方火、水厂影响出力的主要设备大、小修不能按计划开工时，应在前三天11时前向赤调提出检修变更日期。第46条 对检修设备的停电，在未经赤调的批准，运行单位不得任意扩大操作范围。检修单位在未得到赤调的批准，不得随意扩大检修范围。第47条 设备停电或停止备用，虽经申请并得到赤调的批准，但在操作前仍需得到当值调度员的操作指令后，方可将设备转为检修或停止备用。第48条 经批准并开工的设备停电检修，因系统或用户的特殊要求，值班调度员可随时令其停止检修，将设备恢复运行。第49条带电作业：

1、送、变电设备的带电作业，凡对工作人员或系统安全影响而有要求的（如停用线路重合闸，或经联系后才允许对线路强送电等），要按检修申请手续向赤调提出申请，经批准后方可作业。

2、当日带电作业处理的紧急缺陷，直接向赤调当值调度员提出申请，当值调度员根据系统情况立即安排。第50条 赤调检修专责人在接到检修申请后应做到：

1、协调各生产单位，习题做到一、二次，送、变、配设备的配合检修；

2、根据检修内容，审批合理的检修时间；

3、充分利用系统结构，在安全、经济运行的前提下，合理安排检修运行方式，做到少停电，少限电；

4、填写的设备检修票，设备停电范围和工作内容明确，保护及自动装臵和运行方式交待清楚；

5、重大的设备检修，需经赤调有关人员讨论、审核。必要时经局有关领导批准。第51条 任何单位和个人严禁不经联系私自在自己不能控制电源的设备上进行作业或借机作业。即使知道设备不带电，也绝对不允许自行安排工作，因为设备有随时来电的可能。经批准的设备检修作业或借机作业，必须办理作业许可手续，否则视为无作业。第七节 线损负荷管理 第52条线损是供电企业综合性的重要技术经济指标，各有关单位应各尽其责，相互协调，加强管理，确保电网经济运行。第53条 调度所负责全局的送变电损失及一次网损的统计管理工作，负责制定送变电降损措施计划及送变电损失理论计算。第54条 定期向上级有关领导和主管科室提供线损统计数据和分析，对电网经济运行提出合理化建议。第55条 线损管理负责人应与运行方式、检修管理及无功电压管理负责人协调工作，监督新方式运行、设备检修及电压变化对线损大小的影响，及时提出合理性建议，尽可能地降低送变电损失。第56条 当系统内有新设备投运或方式变化时，线损管理人员应进行线损的理论计算，如对线损影响较大，及时通知有关部门。第57第 发电厂、变电所电度计量装臵出现异常问题时，应立即向调度所和计量所有关人员汇报，计量所及时进行处理，并将处理结果报调度所。第58条 发电厂、变电所应做好电量统计工作，要准时、准确地进行抄表，并正确地计算出当月电量，于下月1日以电话形式上报调度所。第59条 当发电厂、变电所发生异常计量时，值班人员必须详细记录在《变电所异常电量记录簿》上，不得漏项，并按异常电量计算方法计算出异常电量，在下月1日随月电量一起报调度所。第60条 各变电所应加强所用电的管理，对非生产用电要严格控制，所用电增加负荷时，必须经调度所和计划部批准。第61条线损管理专责人每年进行一次全网送变电线损理论计算，分析线损升高或降低的原因，提出改进措施，各有关的发电厂，变电所应提供真实可靠的计算依据。负荷管理 第62条 各发电厂、变电所每天按规定时间记录设备潮流（包括有功、无功、电压、电流），并按规定上报调度所。第63条 无人值班变电所由集控站记录设备潮流。第64条 各发电厂、变电所、集控站值班人员，应监视设备负荷情况，发现负荷超出允许范围应及时通知值班调度员，值班调度员应设法进行调整。第65条 每月典型日（15日，遇节假日顺延）各发电厂、变电所应准确记录24小时正步潮流（包括有功、无功、电压、电流），由调度所汇总后上报网调。第66第 调度所负责每天的负荷预测工作，并应确保准确性。第67条 各地方电厂要严格按赤调下达的发电曲线发电。当实际发电曲线与计划曲线出现偏差超过±3%时，将近电网管理的有关规定予以处罚，超发电计划，多发部分不予结算。第68条 赤调当值调度员有权根据电网安全稳定需要和电网电源的变化修改地方电厂上网曲线。第69条 赤调修改发电上网曲线要以有关设备规范、额定参数、设备的实际情况和电网的需要为依据。第八节 低频减载管理 第70条 为防止推动大电源而扩大事故，系统中安装低频减载装臵，当频率严重降低时，自动切除部分次要负荷，从而保证系统对重要用户的供电。第71条 调度所每年根据网调下达的低频切负荷数量，编制本地区低频减载和低周 解列方案，经局总工程师批准后执行。试验所负责按期完成现场安装调试工作，调度所按要求掌握投入和退出，以保证切除足够的数量。第72条 低频减载装臵每年整定一次，必要时可随时做适当调整。第73条 根据需要，低频减载装臵可以安装在电力用户内部，用户应积极配合，不得拒绝。第74条 任何单位不得擅自停用低频减载装臵、转移其控制负荷或改变装臵的定值。各厂、变低频减载装臵的投、切、定值的改变，必须按赤调指令进行。第75条 各厂、变低周减载装臵的投切，定值的改变，均按赤调指令进行。当低频减载装臵因故停止运行其间，系统周波降到该级低频定值时，运行人员应手动切除该装臵所控制的线路。第76条 每月15日为典型日（遇节假日顺延）各发电厂，变电所应记录2、10、19点（夏季为21点）低频减载装臵实际控制的负荷数量，由赤调汇总后上报网调。第九条 无功电压管理 第77条 电压是考核电能质量主要指标之

一、无功电力是影响电压质量的重要因素。因此要加强对无功电压管理，使系统电压经常保持在正常规定范围内。

1、赤调负责赤峰电力系统电压的监视、调整、考核；

2、赤调负责赤调电力系统无功补偿设备的统计，并会同有关部门做出无功电力规划，提出新增无功设备的容量及安装地点；

3、凡在赤峰地区新建发电厂和农网、城网66KV变电所必须采用有载调压变压器，新建送配线路按要求设计，原则上66KV线路长度不得超过60KM，10KV线路长度不得超过15KM，根据无功电力就地补偿原则，凡新建变电所（包括厂、矿、农电）在设计时必须考虑配备相应无功补偿设备。农网要考虑采取集中和分散补偿相结合原则，功率因数在0.9以上。第78条 发电厂、变电所运行人员应随时监视电压偏移，当电压偏移超出允范围时应进行无功出力的调整和电容的投切，使电压恢复正常，池无法调整时向赤调报告。第79条 赤峰热电厂、赤峰地区方水、火电厂及企业自备电厂应按电压标准及时调整砺磁电流及无功出力使电压保持正常水平。第80条 地区电网内各变电所的电容器每日可以在电压合格范围内自行投切。第81条 局属各载调压变压器的各变电所

当电压超出合格范围时，应及时向调度汇报，经总工程师批准后进行相应调整。第82条 局属各电变所（包括农电各中心变电所）变压器分接头的调整，由赤调统一管理，农电其它变电所、厂、矿市，的66KV变电所变压器分接头调整可自行调整后报赤调备案。第83条 赤峰电网电压监测点设臵规定： A类城市变电所，指县级以上城市规划建成区及供主要工业负荷的变电所，6.3--10KV母线设一个监测点。B类：110KV以上供电的和35--66KV专线供电用户，每个用户设一个监测点。C类：35--66KV非专用线用户和6.3--10KV用户每万千瓦负荷设一个监测点。D类：380/220V配电变压器按总台数1%设定结构的变化进行调整。第84条电压上升下限一般规定： 城市变电所：10KV+7-0%（A类电压监测点）66KV专、非线用户变电所：66KV+5%（B类、C类电压监测点）10KV用户变电所：10KV±7%（C类电压监测点）6.3KV用户变电所：6.3KV±5%（C类电压监测点）380/220V+5--10%（D类电压监测点）各一次变电所：220KV--3%---+7%，66KV-3%---+75（一般要求在上限运行）考核时间： A类电压监测是为全日24小时记录，B、C、D电压监测是每月5日、15日、25日记录，每月典型日遇节假日顺延一日记录。第十节 地方电厂和双电源用户的管理 第85条 并网运行的非电力系统直属的水、火电厂、自备电厂（简称为地方电厂）是电网的组成部分。上述电厂必须服从统一调度，遵守调度纪律。第86条 凡要求并网的新建和扩建的地方电厂、并网方案需经赤峰供电公司审核批准后方可施工。第87条 地方电厂在并网前需向赤调提出并网申请。经审查具备并网条件，并签定并网调度协议和其它有关协议，东北公司网调批准后可以并网运行。未经批准和私自将电源投入电网或不按调度令擅自操作者，必须对所造成的一切后果负责。第88条 地方电厂主要设备（发电机、主变压器和联络线）的年、月检修和发电厂计划，按赤调规定时间和要求报调度所批准后执行。第89条 地方电厂必须参加电网调峰，严格执行赤调下达的日调电曲线。赤调当值调度有权根据电网电压和线路潮流修改地方电厂的日调曲线。第90条 地方电厂要按规定的时间向赤调汇报发电有功和无功小时电量、母线电压和联络线潮流及发电曲线等运行数据，并及时向赤调报送有关报表。第91条 地方电厂的运行人员在执行赤调下达的运行操作和事故处理指令时，任何非运行人员不得干预。否则造成下列情况之一者，按违反调度指令追究有关人员责任并予以处罚：

1、不认真执行继电保护，自动装臵的有关规定而造成系统主要损坏、非同期并列及其它危险电网安全者；

2、拖延执行调度指令而造成电网事故扩大或达不到调度规定要求者；

3、不如实反映电厂运行情况，故意隐瞒事实真相，影响调度事故处理、判断者；

4、不认真执行调曲线，只顾本单位利益，不顾全大局者。第92条 当地方电厂拒绝和延缓执行调度指令，给电网安全运行造成威胁或严重违反调度协议时，赤调有权对其采取必要果断措施，将电厂解列，以保证电网的安全运行。第93条 凡属赤调指挥管理的地方电厂设备，未经当值调度的许可，不准自行变更其运行状态、接入系统状态（危及人身和设备安全者除外）。必须改变时应事先以书面形式将变动有关的资料报赤调，批准后方可变更。第94条 6—10KV及以上电压等级的专用线双电源用户由赤调统一调度指挥，10KV公用线用户双电源及400V以下双电源由配电调度或农电局调度指挥、管理。第95条 6—10KV及以上电压等级的专用线双电源用户向赤调报送有关的图纸资料。应设专人值班，并有可靠的通讯联系手段。第十一节 无人值班变电所集中控制站管理 第96条 局属无人值守变电所的集中控制站（简称集控站）值班员负责管辖范围内无人值班变电所遥测、遥信量的监视和利用遥控、遥调装臵进行正常操作和事故处理。第97条 集控站值班人员的操作应在赤调的统一指挥下进行。集控站值班人员管辖范围内无人值班变电所的正常倒闸操作、系统异常及事故处理的正确性负有责任，并应及时准确地向当值调度员汇报，并在调度统一指挥下进行。第98条 无人值班变电操作队受集控站值班指挥，并应及时、准确地将观察到的设备异常和操作情况向集控站值班员汇报。第99条 集控站值班人员发现远动设备异常时应及时汇报调度和远动室值班员。在集控站不能对变电所设备正常监视及控制期间，集控站应及时与变电所主管单位联系，尽快恢复有人值班。其调度关系按有人值班管理。第100条 集控站值班员应对管辖内变电所电压变动情况加强监视，及时投切电容器，使电压保持在合格范围内。第101条集控站值班员负荷管辖内无人值班变电所电量及典型日潮流的记录和上报。其要求与有人值班变电所相同。第102条 集控站值班人员对管辖内设备事故及异常除及时汇报调度外，并及时通知设备的维护单位进行处理。第十二节 新建、扩建和改建设备投入运行的管理 第103条 凡接入赤峰地区电力系统的新建或改（扩）建电力设备在投入运行前，由其主管单位向赤调报送设备投入运行的书面申请、设备参数及有关资料。第104条新建、扩建和改建电力建设的主管单位在以下规定时间内向赤调报送设备投运申请和设备参数及有关资料。

1、电厂投运前60天；

2、220千伏变电所及线路投运前50天； 3、66千伏及以下变电所投运前30天；

4、66千伏及以下的送、配线路投运前30天。第105条 非电力系统所属企业的新建、扩建和改建的电力设备投运前应报送以下设备参数及有关资料：

1、政府有关部门和上级主管部门对新建或改建工程项目的审批文件（复印件）；

2、试运行或正式投运计划日期，试验项目，带负荷要求；

3、主要的电气设备规范和设备参数（铭牌参数）；

4、发电厂或变电所一次主结线图，电气平面布臵图，继电保护及自动装臵原理图和配臵图；

5、负荷的有、无功情况，负荷性质、特点及有无特殊要求和规定等；

6、有关运行人员名单，与调度联系方式；

7、线路投运前应报：线路长度、导、地线型号、排列方式、杆、塔起、止号、杆、塔数目、导线换位情况，地理位臵图，线路实测参数，线路产权维护权限等有关资料。第106条 赤调接到投运的新设备参数和有关资料后进行下列工作：

1、向网调报送设备投运申请及方案，参数和有关资料等；

2、与网调和设备主管单位签定调度协议；

3、和供电公司有关单位共单位共同审核接网的设计方案。第107条 当新建或改建工程规模较大，投运复杂或采用过渡方案投运时，应在供电公司统一领导下由建设、设计、生技、试验、安监、调度、施工及有关单位组成设备启动小组，由运行和试验单位提出投运和试验方案，经设备启动小组审批后执行。新建或改建工程在施工中如需运行设备停电时，由运行单位按有关规定向赤调提出停电申请。第二章 电力系统正常操作 第一节系统运行结线方式 第108条 系统结线原则：为保证全系统和重要用户的连续可靠供电，电网的结线方式应具有较大的紧凑度，即并列运行的线路尽可能并列运行，环状系统尽可能环状并列运行，使网内设备最大限度的互为备用，并提高重合闸的利用率，同时还应满足以下条件：

1、根据潮流电压分布，必须保证系统电能质量及稳定的要求；

2、高压开关的遮断容量应满足短路容量的要求；

3、正常和事故时，潮流电压分布合理；

4、继电保护和自动装臵配合协调；

5、保证系统操作灵活、安全，能迅速消除事故和防止事故扩大及运行的最大经济性。第109条 主要厂、变电所母线结线原则：

1、一般同一电源来的双回线或者同一变电所的双回线应分别接于不同母线上，以避免母线故障时造成系统解列或扩大事故；

2、正常母线上有3个及以下元件运行时，为了尽量减少不必要的高压设备带电而增加事故机会，原则上为单母线运行，另一母线处于备用状态；

3、各主要厂、变电所固定结线方式，应根据系统运行情况，每年检查一次；

4、各厂、变电所要特别注意厂（所）用电源结线方式的合理性，充分利用备用电源自投装臵，赤峰地区电网应保证各一次变所用电及赤峰热电厂、元宝山电厂厂用电的可靠性。第110条 为保证对重要工业地区和重要用户的不间断供电，应在电网的重要送电线路和重要变电所安装备用电源自投装臵并应投入运行。第二节 操作制度 第111条 倒闸操作是将指将电气设备由一种状态（运行、备用、检修、试验四种）转换为另一种状态。主要是指拉开或合上某些开关和刀闸，启用或停用某些继电保护及自动装臵，拆除或装设接地线，拉开或合上某些直流操作回路等。第112条 一切常规操作必须填写操作票，在事故处理或单一操作时，可不填写操作票，但要做好记录。第113条 一般操作应避免在交接班或高峰负荷时进行，如特殊情况需要时，应待全部操作结束或操作告一段落后进行交接班。第114条 值班调度员发布操作指令时有以下三种形式：

1、逐项指令（即调度逐项下达操作指令）：指涉及两个及以上单位的共同配合完成的操作，66KV及以上单回送电线路的正常操作，10KV双电源配电线路的操作。

2、综合操作指令（即任务项操作令）指涉及一个单位的操作，对系统无影响，只发给现场操作任务。如：⑴发电厂、变电所更母线运行方式； ⑵线路开关的互带或经侧路带送，220KV旁路开关带220KV线路或主变的操作。⑶幅射状配电线路的停送电；⑷单一变电所内部停电或全部停电； ⑸变压器由运行转检修或转备用，或由备用转运行。综合令中除写清操作任务外，只交待运行方式变更，特殊方式下的继电保护扩=及自动装臵的变更，变电所全停电时，进线侧刀闸是否带电及线路作业的安全措施的装拆。操作现场根据综合指令按规程及有关规定编制详细操作票。综合令中有关继电保护安全自动装臵具体操作由现场值班人员负责。

3、口头指令：主要用于日常的一些调度业务、非计划性的倒闸操作和事故处理、限电等。第115条 指挥有计划的操作一般分两步进行：第一步下予令，当值调度员应于操作前4个小时，将不带编号的操作令，（即予令）下在现场，如有特殊情况，可提前2小时下发，现场人员根据予令填写现场操作票，但不许操作。第二步下动令（即带编号的，允许正式操作的指令）动令下达前，调度应与现场操作人员再次核对操作予令内容，无误后，调度即下达操作令编号（自下达编号后，予令即变成动令），然后正式宣布操作开始。操作前在模拟图板上的模拟操作不应占用实际操作时间。第116条 操作过程中要随时注意检查潮流的变化和负荷的分配，以验证开关位臵的正确性。第117条 现场操作人员在操作完应及时汇报调度，逐项操作令中，一次下达的按顺序操作的几项操作完毕后，可以一起汇报。第118条 操作过程中必须严格贯彻下列制度：

1、按批准的操作票顺序逐项进行操作，必须有人监护，不允许只凭经验或记忆进行操作，每操作完一项打“√”；

2、操作过程中如发生疑问，应停止操作，询问清楚后再进行操作；

3、操作过程中应严格执行复诵、录音、彼此互通姓名，并做好记录；

4、操作完，值班调度员要全面检查操作票，（包括备注部分），以防遗漏，在操作票左上角的位臵上盖“已执行”章，并及时更改调度模拟盘，使其符合现场实际情况。第119条 在任何情况下者禁止约时停、送电。第120条 操作票的编号要严密、明确、文字清晰，不得任意涂改，如有修改，每页不得超过三处，（四字）、超过应重新填写。要使用双重名称，如元红线125。第121条 接地线的管理：

1、发电厂、变电所、送、配电线路，出口线路侧接地线或接地刀闸由赤调负责；

2、双电源线路（包括用户）两侧接线由赤调负责；

3、发电厂、变电所内部停电或部分设备停电工作，自行掌握的地线、接地刀闸，由发电厂，变电所各自负责；

4、由供电局配电调度和各旗县调度管理的配电线中，包括只继开分支开关停 电的检修，接地线的装设和拆除由配电调度和旗县调度自行负责；

5、线路检修人员在工作地点装设的接地线，由检修人员自行负责。第三节 操作总则 第122条 调度在指挥电力系统生产运行、操作、事故处理过程中，应严格遵守“两票、三制、四对照”的原则。两票：检修票、操作票。三制：监护制、复诵录音制、记录制。四对照：对照系统、对照现场、对照检修票、对照典型操作票。第123条 操作前应充分考虑系统结线方式变更后的正确性、合理性，并应特别注意对重要用户供电的可靠性。第124条平衡系统有功和无功功率，保证系统运行的稳定性，并应考虑留有备用容量。第125条 注意系统变更后引起潮流、电压的变化，应及时将改变的运行结线及潮流变化通知有关现场，监视运行中的设备，防止设备过载和结点过热。当值调度与有关运行单位均应做好事故预想。第126条 运行方式变更应充分考虑到继电保护及自动装臵配合协调，消弧线圈补偿合理。第四节 并、解列操作 第127条 周波：同期并列周波必须相同，无法调整时，最大允许差0.5HZ。如果系统电源不足，必要时允许降低较高系统的周波进行同期并列，但正常系统的周波不得低于49.50HZ。第128条 电压：系统间并列，无论是同期还是环状并列，应使电压差（绝对值）调值最小，最大允许电压差为20%，特殊情况下，环状并列时最大电压差不得超过30%，或经过计算确定允许值。第129条 电气角度引起的电压差：系统环状并列时，应注意并列处两侧电压向量间的角度差，环路内变压器不允许有结线组别角度差（必须为零），对由潮流分布引起的功率角，其允许值根据环路内设备容量、继电保护等限制程度经核算后确定。第130条 相序、相位：由于设备检修（如导线拆、接引）或新建、扩建工程设备投入运行有可能引起相序、相位紊乱时，对单电源供电的负荷线路及两侧有电源的联络线，在受电或并列前应测试相序。环状网络合环前应测试两侧相位相同。第131条 环状网络中如有同期装臵，环并前应使用同期装臵检验同期，惟保证操作的正确性。第132条 系统解列时，应将解列点的有功和无功功率调整为零，电流尽可能调至最小。当调整有困难时，一般可调整到使系统向大容量系统输送少量有功功率时使之解列。第133条 环状络并列或解列时，必须考虑环内潮流的变化及对继电保护、系统稳定、设备过载等方面的影响。第五节 线路操作 条134条 线路停电时，应依次拉开油开关，负荷侧刀闸、电源刀闸、（线路上有电压互感器或所用变变压器时还应拉开互感器或所用变刀闸），验电并装设接地线。第135条 线路送电时，应先拆除全部接地线、短路线，工作人员全部撤离现场后，再依次合上电源刀闸、负荷侧刀闸、合上油开关。第136条 并列双回线之一停电时，应先在 送电端解列，然后在负荷端停电。送电时应由负荷侧充电，电源侧并列。以减少电压波动和解、并列处电压差，并应考虑运行线路是否过载。第137条 允许用刀闸操作的线路，在线路检修后或新线路投入运行时，必须用油开关试送。如无条件必须用刀闸试送时，应经局主管领导批准。第138条 两线一地制变电所的任何送、配电线路停电，需变电所装设接地线时，应装设在油开关与负荷侧刀闸之间，惟防将变电所的接地网电压传输到线路上。第139条 有通讯设施的线路停电时，庆及时通知通讯部门，以便采取措施，尽可能保持通讯不中断。第140条双电源线路的停、送电操作，应考虑高压长线路对小容量系统中发电机的励磁有影响，一般应在小电源侧并、解列、大电源侧充电。第六节 变压器操作 第141条 变压器侧高、低压侧均有电源时，一般情况下，由高压侧充电、代压侧并列，停电时先在低压侧解列，再由高压侧停电。第142条 超高压长线路末端变压器的操作时，为防止空载线路末端电压过高，使空载变压器投入时，造成磁路饱和出现异常的高次谐波而击空变压器绝缘。操作时电压不得超过变压器相应分接头电压的10%。第143条 变压器停电或充电操作时，为防止因开关三相不同期或非全相投入产生的过电压威胁变压器绝缘，中性点直接接地系统的主变压器停电或充电前，必须将变压器中性点直接地，并启用相应保护。当操作完毕后，则按照运行方式的规定使用中性点接地方式和继电保护。第144条 主变压器充电时，无论差动回路向量正确与否，均应将差动保护和瓦斯保护保护压板投入跳闸位臵，充电操作完毕后，再按规定决定是否需要暂退出。第145条 单电源的二次变压所若与电源线路同时停电时，应由送电端变电所一并停、送。若只是变电所以下全停时，先停负荷侧，后停电源侧，送电时与上相反。第146条 变压器改变分接头位臵后，应先测量分接头开关接触电阻合格后，方可运行，对有载调压变压器应事先计算差动保护允许调压分接头的调整范围。第七节 母线操作 第147条 用国产220KV断中带有均压电容的少油开关停送仅带有电感式电压互感器的空母线时，为避免少油开关触头间的并联电容和电感式电压互感感抗形成串联谐振，母线停、送电操作前应将电压互感器拉开或在电压互感器的二次回路内并（串）适当电阻消谐。第148条 变压器向母线充电时，此时变压器中性点必须直接接地。第149条 母线是发电厂、变电所的中枢，是电器元件的集合点，进行母线操作时，必须进行充分的检查准备，调度运行人员要做好系统性事故预想（如刀闸瓷柱折断等）。第150条 母线运行中进行倒闸操作，在母联开关合上后，应断开母联开关的操作电源，然后再进行倒闸操作。第151条 进行母线操作时应注意对母线保护的影响，根据母差运行规定做好相应的变更。倒母线过程中无特殊情况母差保护应在投入使用中。第152条 进行母线停、送电操作时，应注意防止电压互感器低压侧向母线反充电，使电压互感器二次保险熔断，而造成继电保护误动。第153条 220KV刀闸允许进行停、送空母线操作，但在送空母线时，应在肜开关给母线充电无问题后进行。第八节 刀闸的操作 第154条 刀闸操作允许范围：

1、拉、合空载母线；

2、拉、合无故障现象的电压互感器和避雷器；

3、拉、合系统无接地时的消弧线圈；

4、拉、合变压器中性点；

5、可拉、合并联开关的旁路电流；

6、用三相联动刀闸可切、合励磁电流不超过2安培的空载变压器或电容电流不超过5安培的空载线路；

7、用三相联动刀闸允许的合、解环操作，应经计算和试验，并得到总工程师的批准方可进行。第155条 母线上接有V型刀闸、要特别注意刀闸的操作，以防止刀闸“甩臂”。第156条 没有专用旁路开关，进行线路互带操作时，拉、合旁路刀闸前应停用并列开关的控制电源。第157条 中性点绝缘或经消弧线圈接地系统不允许用刀闸查找接地故障。第九节 消弧线圈的运行和操作 第158条 消弧线圈的操作及分接头位臵的改变应按赤调指令执行。值班调度员应根据系统运行方式的改变，按照补偿的整定原则及时对消弧线圈分接头进行调整。第159条 消弧线圈的整定原则：

1、使流过故障点的残流最小，以得消弧，并为系统带接地运行创造条件；

2、正常和事故情况下，中性点位移电压不危及设备绝缘，中性点位移电压不超过允许值： 长时间不超过相电压的15%；操作过程中（1小时内）不超过相电压的30%；接地故障时不超过相电压100%；

3、正常时应采取过补偿，如必须欠补偿运行时，应允分考虑到在事故情况下，最长一回线路一相断线不致产生谐振；

4、考虑事故处理方便，当系统分离后各单独系统亦应有适当的补偿度；

5、系统由于对地电容不平衡，或邻近不同等级的系统电压不平衡而影响该系统电压不平衡时，可调整补偿度加以改善；

6、经消弧线圈接地系统的补偿度按下式计算：全网补偿电流—全网电容电流 一般补偿度为5%一20%。在系统消弧线圈容量充裕时，尽量不安排最高分接头。第160条按下述原则，进行消弧线圈的调整：

1、欠补偿系统：线路停电前、送电后调整；

2、过补偿系统；线路停电后、送电前调整；

3、一经操作（不论停、送、并、解）即变成共振补偿时，必须在操作前调整。第161条 改变消弧线圈分接头的操作，必须将消弧线圈脱离系统后进行。投切消弧线圈时，必须在系统内无接地故障时方可进行操作。第162条 一个系统如果正常一台消弧线圈运行，在调整分接头位臵时，可先将该系统同一电压等级备用的消弧线圈投入，然后再进行调整。一个系统只有一台消弧线圈，当需要调整其分接头时，有条件的可先将该系统与同一电压等级带有消弧线圈的其它系统并列，然后进行调整。如必须将唯一的一台消弧线圈脱离系统，使系统变为中性点绝缘运行时，应事先确认不能发生铁磁谐振或采取必须措施后方可进行操作。第163条 系统内有两个以上消弧线圈运行时，当需要改变其分接头位臵时，应逐一进行调整，避免系统出现无消弧线圈运行方式。第164条 禁止将消弧线圈同时连接在两组运行变压器的中性点。将消弧线圈从一台变压器中性点切换到另一台变压器中性点上时，应先将消弧线圈断开，然后再投入到另一台变压器中性点上。第165条 消弧线圈的检修（包括影响消弧线圈运行的附属设备），必须安排在雷 雨季节前进行，以保证雷雨季节消弧线圈不脱离运行。第166条 凡装有消弧线圈的变电所，消弧线圈动作后，应立即汇报调度，并详细记录运行时间，消弧线圈电流，中性点电压及消弧线圈的温度、温升等。第167条 在整定调谐时，如遇到中性点位移电压和补偿度不能双重满足时：

1、在冬季以满足位移电压不超过规定值为原则。

2、在其它季节以满足补偿度不超过规定为原则。第168条 只有一台消弧线圈的系统，允许带接地故障运行时间由消弧线圈的温升决定；有几台消弧线圈的系统，个别消弧线圈达到规定的温升时，且继续升高，在不得已的情况下，可以重新调整补偿度，然后切除该消弧线圈。单相永久性接地消弧线圈上层油温及其允许连续运行时间按厂家规定执行，如无厂家规定，允许温升按55℃以下掌握，运行时间不超过2小时。第169条 赤峰地区电网66KV系统消弧线圈参数表： 第十节 新设备投入运行操作 第170条 新建或改、扩建设备投运前，必须具备下列基本条件：

1、局属设备经局新设备启动小组验收合格，移交生产单位并正式交给调度指挥运行。农电及大用户新建或改、扩建设备投运前，必须经局组织有关单位验收合格，正式交付调度指挥运行；

2、有符合现场实际的一、二次图纸；

3、与调度有两条独立的通信线路，并已投运畅通；

4、新建或改、扩建工程的一、二次设备（继电保护、安全自动装臵、通信、电量采集装臵、自动化等均应同步完成，具备投运条件；

5、继电保护、自动装臵按定值单调试完，具备投运条件。并将定值单报送赤调；

6、设备主管单位组织运行人员进行业务培训和规程的学习（包括安规和调度规程），并经考试合格。第171条 调度部门在接到新、改、扩建设备全面验收合格报告后，并请示供电公司主管领导同意，方可下达正式投运的操作指令。第172条 赤调在接到有关单位提出的设备投运申请后，应做如下工作：

1、进行潮流和电压损失计算，确定运行方式和变压器分接头位臵；

2、对新设备进行编号；

3、重新对消弧线圈进行整定计算；

4、组织调度人员去现场熟悉设备，并编制投运方案；

5、修改调度模拟盘和地理位臵图。第173条 在接到新设备投运前验收合格的报告，并经局主管领导批准后，调度室做好指挥操作的准备。投运方案应在预定投运前3天送交调度室，以便调度值班人员熟悉方案，编制倒闸操作票，做好事故预想。第174条 自备电厂及地方电厂机组并网运行前，必须具备并网条件，签订经网调或省调批准的调度协议，经有关部门和人员验收合格，局主管领导批准后方可并网。第175条 新建或改、扩建设备投运时应做如下工作：

1、相位与相序要核对正确；

2、核对投运现场及与其配合相邻或上一级设备的继电保护定值调试正确，安全自动装臵、通讯、自动化设备同步投运；

3、拆除投运现场全部安全措施；

4、全电压合闸，有条件使用双重开关和双重保护。第三章 电力系统的事故处理 第176条 电力系统发生事故时，当值调度员及有关运行人员应做到：

1、尽快限制事故的发展，消除事故根源，并解除对人身和设备的威胁；

2、千方百计保持正常设备的继续运行，保证发电厂厂电源和重要用户的供电；

3、尽快对已停电的用户恢复供电，特别是有保安电力的重要用户；

4、调整系统的运行方式，使其恢复正常。第177条 在进行事故处理时，赤调当值调度员为地区电网事故处理全面领导人，各基层调度、集控站值班长、变电所值班长、电厂值长，应在赤调当值调度员统一指挥下，密切配合，迅速地执行一切操作指令（对人身和设备安全有威胁者除外）。为防止事故的扩大，必要时赤调有权越级下达调度指令。第178条 当系统事故发生时：

1、事故单位要迅速、简明、清楚、准确的将事故情况（主要指跳闸开关、潮流、电压、设备状况、继电保护及自动装臵动作情况等）报告调度。在调度的统一指挥下迅速消除事故；

2、非事故单位要充分准备，防止与应付事故的蔓延，不要急于向调度询问事故情况。第179条 事故处理期间，事故单位和调度电话应保持通话的状态，以利及时互通情况，迅速排除故障。第180条 处理系统事故时，值班调度员应及时了解开关位臵、继电保护和自动装臵动作情况以及频率、电压、潮流变化情况，充分利用远动自动化信号和自动化信息判断事故，以提高事故处理的正确性。第181条 发生下列情况之一时，为防止事故扩大，拖延事故处理时间，运行现场无需联系调度，可先进行停电处理，但事后，立即报告调度：

1、当人身或设备安全受到直接威胁，非立即停电不能解除危机时；

2、设备有严重损伤或有明显缺陷，并在继续发展，不停电即可造成事故或使设备损坏时；

3、发电厂和变电所的厂（所）用电全部或部分停电时，恢复电源的操作。第182条 事故处理过程中，如发现设备有明显缺陷，当值调度员应及时通知有关单位进行处理。线路则应立即通知巡线或事故抢修。第183条 系统事故处理完毕后，值班调度员应向有关领导和部门汇报事故处理过程，并详细整理记录事故情况。（事故时间、事故系统运行方式、事故现象、处理过程、影响负荷情况、存在的问题及事故的可能原因等）。第二节 低周波事故处理 第184条 东北电力系统的频率为50赫，瞬间变动允许范围：自动调频装臵使用时为±0。2赫。超出上述允许范时，叫做频率异常或事故。第185条 各级调度、发电厂及一、二次变电所均应配臵准确频率表，并保证其可靠运行。第186条 当赤峰地区电网（包括元宝山电厂）与辽西电网解列单运时，周波由网调管理，元宝山电厂为周波调整厂，赤峰热电厂为辅助调整厂。赤调应及时向东北网调反映调波情况。

1、频率超过50±0.5HZ且延续时间30分钟以上；频率超过50±1HZ且延续时间15分钟以上。为一般电网事故。

2、频率超过50±0.5HZ，且延续时间20分钟以上；频率超过50±1HZ，且延续时间10分钟以上，为一电网一类障碍。第187条 当系统频率低于49.80HZ时，按上级调度指令拉闸限电，使频率恢复到49.80HZ时以上。第188条 当系统频率低于49.5HZ，地区各发电厂值班人员不待调度指令，立即增加出力，使频率恢复到正常频率，并及时汇报赤调值班调度员。第189条 当系统频率到49.20HZ以下，第一阶频率继电器已自动切除负荷，频率仍不见恢复，赤调应不待网调指令，立即按事故拉闸顺位切除负荷，使频率恢复到49.50HZ以上或全部顺位拉完为止，并立即报告网调。第90条 当系统频率降到48.50HZ以下，各有直配负荷的发电厂和一次变电所，不待调度指令，应立即按一次拉闸顺位表切除负荷，赤调按网调指令，切除负荷直至频率恢复到49.5HZ以上或顺位表拉完为止。第191条 接到网调限制负荷的命令，应立即执行，赤调要指令所属下级调度，一、二次变电所立即执行切除负荷限电，并将限负荷数量及时报告网调。不允许用临时调整用户的办法来应付。第192条 必须送保安电力的用户，拉闸后赤调联系用户送出保安电力。第193条 当频率恢复到49.8赫以上时，赤调按着网调的指令按负荷性质逐一送出所拉和低周减载所切除的负荷。与网调电话不通时，在保证频率不低于50.00HZ的情况下，可送出部分负荷、如频率又低于49.80HZ时，应停止恢复送电。第194条 调度应每年编制一次事故限电顺位和一次拉闸限电顺位，报市有关部门和供电公司领导批准后执行。第三节发电机事故处理 第195条 发电机跳闸应先查明继电保护及自动装臵动作情况，再进行处理。

1、不轮发电机由于甩负荷造成过速、过电压保护动作跳闸，应立即恢复并列负荷；

2、发电机过电流保护（或带低压闭锁的过电流保护）动作跳闸时，如其它保护均未动作，发电机没有不正常现象，如外部故障引起的，不须检查，待排除外部故障后，可立即并列负荷；

3、机组其它保护动作跳闸时，应按现场规程规定去处理，确定无问题由厂领导批准后再并列带负荷；

4、发电机因人误碰保护装臵跳闸，庆立即调整转速恢复与电网的并列运行。第196条 汽轮发电机转子线圈发生一点稳定性接地，允许继续运行，但应使用两点接地保护作用于跳闸。水轮发电机转子线圈发生一点永久性接地应立即停机检查。第四节 变压器事故处理 第197条 变压器的开关跳闸时，应首先根据继电保护动作和事故跳闸当时的外部现象，（变压器过负荷，电网中短路等），判断故障原因，然后进行处理：

1、若主保护动作（瓦斯、差动），未查明原因，消除故障前不得送电；

2、如只是过流保护（或低压过流）动作，检查主变问题后，即可送电。（二次有电源线路应先断开）当判明是越级故障引起跳闸时，将故障设备断开后，恢复主变压器受电带负荷；

3、装有重合闸的变压器，跳闸后重合不良时，应检查主变压器后再考虑送电；

4、有备用变压器或备用电源自动投入装的变电所,当运行变压器跳闸时先投入备用变压器或备用电源然后再检查跳闸的变压器.198条 变压器停送电操作时,当开关三相拉合不同期时,可能引起过电压包括传递到低压侧的过电压,为此规定:

1、停送电操作时，允许中性点直接接地变压器数量比正常多一台，先奖操作的变压器中性点直接接地，操作完根据系统民政部决定是否断开中性点。

2、发电厂单元式机变组停送电，变压器中性点必须直接接地。199条 中性点接地系统不允许脱离中性点运行。200条 变压器事故过负荷时，应立即设法使变压器规定时间内降低负荷：

1、投入备用变压器；

2、联系调度将负荷转移到系统别处去，如发迹系统结线方式等。

3、按规定的顺序限制负荷。201条 变压器事故过负荷的允许值应遵守制造厂的规定，一次系统各厂、变的变压器事故过负荷允许值，由于各有关单位参照厂家规定及设备状况作出规定，报上级调度备案。母线电压消失的事故处理 201条 变电所全停，一般是因母线故障或线路故障时开关、保护拒动造成的，亦可以级因外部电源全停造成的，要根据仪表指示，保护和自动装臵动作情况、开关信号及事故现象，判断事故情况，立即报告上级调度，并全迅速采取措施，切不可只凭所用电源合停或照明全停而误认为是变电所全停电。201条 多电源联系的变电所全停电时，应立即将多电源间可能联系的开关拉开，比母线应首先拉开母联开关防止突然来电造成非同期合闸，但每组母线上应保留一个主要电源线路开关在役入状态，检查有电压抽取装臵的电源线路，以便及早判断来电时间。203条 线于多电源或单电源供电的变电 全停，如果向用户供电的线路的开关保护未动作，不应拉开开关，除调度有特殊规定者例外。204条 当发电厂母线电压消失时，发电厂值班员应不待调度每时令立即拉开电压消失母线上人武部电源开关，同时设法恢复受影响的厂用电，有条件时，利用本厂机机组对母线进行强送电，应尽可能利用外来电源。205条 当母线电压消失时,并伴随由于故障引起的爆炸,火光等异常声响时,现场值班人员应立即汇报上级调度,并自行拉开故障母线上的所有开关,找到故障点并迅速隔离后联系值班调度员同意,方可对停电母线送电.206条 当母线本身无保护装臵,或其母线保护因故停用中,母线故障时,其所接之线路开关不会动用,而由对方的开关跳闸,应联系后按下列办法处理:1单母线运行时,立即联系值班调度员同意,造反适当电源开关强送一次,不良后切换至备用母线受电.2双母线运行时,立即拉开母联开关,汇报值班调度员,值班调度员造反两线路,分别对两条母线强送.207条 当母线由于差动保护动作而停电,无明显故障现象时,按下列办法处理:

1、单母线运行时，联系值班调度员同意，造反电源线路开关强送电一次，不良后切换至备用母线。

2、双母线运行而又同时停电时，不待调度指令，立即拉开母联开关，联系值班调度员同意，分别用线路开关强送电一次，选取哪个开关强送，由调度决定。

3、比母线之一停电时（母母联开关强送，但母联开关必须具有完善的充电保护（相间、接地保护均有），强送不良时拉开故障带电至运行母线。第七节 系统振荡的事故处理 系统振荡的现象：振荡时发电机电流表，功率表及连结失去同期的电厂或部分系统的输电线及变压器的电流表，功率表明显周期性地剧烈摆动，同时，系统中各点电压将发生波动，振荡中心的电压波动最大，照明灯光随电压波动一明一暗，发电机发出有节奏的嗡嗡声，在失去同期的受端系统中，频率下孤，在送端的系统频率则升高。208条 消除振荡的措施：

1、发电厂或变电应迅速采取提高系统电压；

2、频率升高的电厂，迅速降低频率，起码到振荡消失或降低至不低于49。50HZ为止

3、频率降低档的电厂，应充分利用容量和事故过载能力提高频率，直至消除振荡或恢复到正常频率为止，必要时，值班调度员可以下令受端切除部分负荷。

4、不论频率升或降低的电厂都要按发电机事故过负荷规定，最大限度的提高励磁电流，受端负荷中心调相机按调节度要求调整励磁电流，防止电压升高，负荷加大而恶化稳定水平。

5、调度值班人员争取在3-4分钟内将振荡消除值班人员不得解列任何机组。

7、若由于机组失磁而引起系统振荡时，应立即将失磁机组解列，但应注意区别汽轮发电机失磁异步运行时，功充电流也的小的摆动。

8、环状系统解列操作而引起振荡时，应立即投入解列的开关。第八节 高压开关异常 209条 发电厂，变电所值班人员在拉合开关操作发生非全相时，应立即拉开开关，然后报告上级值班人员。210条 发电厂、变电所值班人员发现运行中的开关非全相运行时，应立即报行上级调度员。211条 值班调度员在接到发电厂或变电所值班人员关于开关非全相运行的报告后，如果是两断开，应立即下令现场值班人员将该开关拉开，如果开关是一相断开，可下现场值班人员再投扩一次，如仍不能恢复全相运行时，应立即采取措施将该开关停电。212条 当再次合闸仍不能恢复全相运行且潮流很大，立即拉开运行相开关可能引起电网稳定破坏、解列单运行，损失负荷或引起其它设备严重过载扩大事故时，则立即：

1、下令受端发电厂迅速增加出力相应下令送端发电厂减力，使非全相运行线路潮流调至最小。

2、根据需要下令受电端调度紧急事故拉闸，然后再将非全相运行的开关停电下来。213条 将非全相开关停电的处理方法：

1、220KV系统用侧路开关与非全相开关并联，将介路一茁壮成长操作直流停用后，拉开非全相开关的两侧刀闸，使非全相开关停电。

2、如果非全相开关所带元件（线路、变压器等）有投机倒把停电且是双母线时，对侧先拉开线路（变压器另一侧）开关后，本侧将其它元件倒到另一条母线，用母联开关与非全相开关串联，再用母联开关断开空载电流，线路及非全相开关停电，最后拉开非全相开关的两侧刀闸。

3、非全棹开关所带元件为发电机时，应迅速降低该 发电机有功和无功出力至零，再参照上述方法进行。失去通讯联系的处理：

1、当值班调度员与发电厂、变电所或下级调度电话不通时，应通过各种通信方式恢复通话，或通过有庆调度及厂变转接。通信中断的发电厂、变电所或调度应尽可能想办法与上级调度取得联系，在未取得联系前，应暂停可能影响一次系统运行的设备的操作。

2、当系统无故障且与调度通信中断时：1）担负频率调整任务的发电厂仍负责调频，并尽可能增加备用容量，其他厂、变应积极协助调整频率、电压、并参照当日有功、无功曲线执行。2）停止执行计划检修作业，开始执行的操作应暂停，待通信恢复后继续操作。

3、当系统故障时且与调度通信中断时：1）发电厂或变电所母线故障全停或母线失压时，应尽快将故障点切除，单母线只保留一组电源开关，双母线拉开母联开关后，每条母线只保留一组电源开关，具体操作参照本规程母线故障及电压消失处理规定执行。

2、当系统频率异常时，各发电厂按照频率异常处理规定执行，并注意线路输送功率不得超过稳定限制时，如超过稳定极限，应自行降低出力。

3、当系统电压异常时，各厂、变及时调整电压视电压情况投切本所低压侧的无功补偿设备。

4、信恢复后，有关厂、变运行值班人员应立即向值班调度员汇报通信中断期间的处理。设备检修的调度管理：

1、本章为肉调在其调度管辖设备进行检修时的管理制度，所涉及的单位必须按本规程执行。

2、已批复的设备检修计划开工前，必须经值班调度员同意衙，才能开工。

3、网调管辖设备检修不能按计划开工时，应及时将详细原因汇报网调，网调调度员请示主管领导批准后，输延期或撤消手续。

4、网调管辖设备检修不能按计划完工时，应在原计划工期未过半前，向网调提出延期申请，网调请示主管领导批准后，输延期手续。

5、已开工的检修计划，要增加工作项目时，如对系统及设备有影响时，必须缶网调提出申请，经批准后方或进行。

6、对非计划的网调管辖设备临时检修申请，如设备有严惩缺陷，继续运行将影响设备安全时，应及时向网调申请，当班调度员可批准当日时间内完工且对供电、供热无影响时的设备检修，如超出上述时间或对系统供电、供热有影响的检修申请，应请示网调主管领导批准。新设备投入的调度管理

1、新建发电厂、变电所必须具备与上级调度有两 路独立的通信路由。

2、扩建、改建或新建而投入设备时，应做如下工作：1）全电压合闸，合闸时一般应使用双重开关和比重保护；2）相位与相序要核对正确；3）相应的继电保护、安全自动装臵，通信、电量采集装臵、自动化设备同步调试役入运行。

3、新设备投入运行前，必须具备下列基本条件：1）

一、二次（继电保护、安全自动装臵、通信、电量采集装臵、行动化等）设备将应调试正常，同步投运。

2、按调度要求提前一个月报送必备的图纸资料，设备参数，值班人员名单。3）设备命名、编号、调度部门批准。4）组织有关运行人员学习规程、规定，并经考试合格后，持证上岗。

4、新设备需提前15天由运行单位向上级调度报送正式的投入方案。侧路代送操作的原则步骤：

一、220KV侧路代线路开关送电：

1、用侧路开关给侧路母线充电后停回。

2、合上被代线路的侧路刀闸。

3、将被代线路两侧高频保护改投信号。

4、将侧路开关及线路开关接地二、三段停用。

5、合上侧路开关环并。

6、拉开被代线路开关解环。

7、将侧路开关的接地二、三段启用。

8、交换线路两高频信号，良好后役跳闸，重合闸使用方式按调度指令执行。

二、侧路带主变运行：

1、用侧路开关给侧路母线充电良好后停回。

2、合上主变一次侧路刀闸。

3、如主变差动CT使用开关CT而不是用套管CT，应将主变差保护停用。

4、侧路开关原来线路保护是否使用，由所属变电所的主管生产领导决定。

5、将侧路开关线路保护接地二、三段停用（如线路保护使用）。

6、合上侧路开关环并。

7、拉开主变一次开关。

8、将侧路开关线路保护接地二、三段启用。

三、路因故不能操作锁死，用侧路开关代送操作：

1、侧路开关挂号信应改为被线路保护定值紧急情况如果妆地，距离保护能伸出本线路，请示领导同意，可使用此定值。

2、用侧路开关组侧路母线良电良好后停回。

3、合上被带线路开关的侧路刀闸。

4、将被带线路两侧的高频保护改投信号。

5、合上侧路开关环并。

6、将侧路开关的操作直流停用。

7、拉开被带线路开关侧刀闸。

8、将侧路开关的操作直流启用。

电网调度监控一体化运行管理模式 篇3

关键词：电力行业,电网调度监控,一体化

引言

相较于其他行业而言, 电力行业是一个较为危险的行业, 因为在电网的生产运行中常常会出现一些安全事故, 将会给企业带来严重的损失, 甚至会威胁到人们的生命安全。为了减少安全事故的发生、保障生命财产安全, 电网调度监控一体化的设计的安全性就显得尤为重要。电网调度监控一体化的设计初衷就是为了创建一个稳定、安全的电力资源环境, 并提高电网运行质量。因此, 在电网调度监控一体化的设计之前, 管理人员需要对原有的生产和工作流程进行一定的改进, 并对电网的生产模式进行具体且全面的了解, 从而保证其设计的系统性。其次, 在设计时必须使用合理、科学的信息技术, 从而保证其能够正常、平稳运行。

1 电网运行管理的现状

电力与每个人的生活息息相关, 所以电网管理的好坏对人们的日常生活起着非常重要的作用。目前, 我国的电网运行存在着多种管理模式, 应用较多的是传统模式、集控站模式、监控中心+运维操作站模式以及调控中心+运维操作站模式 (见图1) [1]。这四种模式各具优劣, 但是就目前我国电力企业所应用的实际情况来看, 由于第四种模式相对安全且具有较大的可行性, 电力企业对该种模式的应用相对较多。“调控中心+运维操作站模式”是集监控和调度为一体的模式, 控制和调度工作人员不仅要负责监控, 还要负责调度, 这就要求调度人员必须更深地了解电网运行设备, 在管理运行的过程中发挥出指导作用。而且这种模式的运行不同于传统的模式, 其可以有效地把变电部门行业调度部门的设备控制和设备监视的工作区别开来, 提高员工的工作效率, 满足人们对电力的需求。

2 电网运行管理存在的问题

各种因素都影响着各地区的电网运行模式的实行, 这使电网执行统一规范制度的难度提升, 也给实现电网调度监控一体化的管理模式增加了一定的难度。在电网调度监控一体化运行管理的实施过程中还存在许多的问题, 主要体现在以下几个方面:1设备陈旧。先进的设备是实施电网调度监控一体化管理的基础, 由于部分地区对电网行业的资金投入较少, 很多设备到了使用的年限却无法及时进行更换, 甚至有一些引发过安全事故的淘汰设备仍然在使用中。因此, 在一定程度上电网调度监控一体化管理的运行也受到了这些问题的影响[2]。2输电网结构复杂。变电所的设立具有负荷分散、分布广泛等特点, 由于地点的限制, 对数据的传输的速度造成了不利影响。除此之外, 电网调度监控一体化管理的人员管理水平有限, 缺乏专业知识, 全面的管理专业人才极度缺乏, 也影响着电网调度监控一体化的实施。3直接效益不明显。由于电网调度监控一体化管理所产生的效益需要长时间的实施才能得到体现, 导致大多数的电力企业失去了对实现一体化的兴趣, 从而影响着一体化管理的整体实施效果。

3 针对一体化管理问题的对策

3.1 加大管理力度

电力企业必须加强对企业各层工作人员的管理力度才能促进一体化管理模式的实施和正常运行。1应该建立一个合理的管理制度, 根据制度对员工进行约束和管理, 对于各部门工作人员的工作也需要制定一个相对完善的操作规章制度, 并要求员工严格按照规章制度要求自己, 当然, 这些制度在后期也需要根据实际情况来进行完善, 从而起到规范员工行为的作用;2企业内部组织的建设应该得到加强, 应该设置一个专门的领导小组来指导如何更好地实施电网调度监控一体化, 其他各项工作可分别设立各个小组, 来协助领导小组实施该项目;3随着新的运行模式的全方面实施, 企业应该重新分配电力企业的人力资源, 企业可以根据管理过程中的不同需求来对部门及员工的员工人数进行增加和删减, 从而使人力资源的利用率大大提高[3]。

3.2 更新供电设备

电网调度监控一体化管理安全的基础就是应首先保证设备的安全。因此, 相应部门必须对目前变电所所存在的设备问题加以重视, 并加大对变电所内电力设备的投资, 以便变电所及时、合理地更新供电设备, 来满足电网调度监控一体化的需求。同时, 设备的管理也不可忽视, 技术人员应对各项电力设备进行定期的检查, 及时发现电力设备的故障, 并对其进行相应的维修处理, 确保设备的安全运行。

3.3 引进高技术人才

目前, 电网调度监控一体化管理所缺乏的正是高技术、高素质的人才, 想要促进一体化管理的快速实施, 就必须引进高技术的人才来运行电网一体化的管理模式的质量维护和日常运行, 引进管理方面的高技术人才迫在眉睫。电力企业应该从两个方面来引进人才:1制定合理的电网一体化管理人才培养计划, 增强管理人员的综合素质和技术管理水平;2对外招聘有丰富经验的管理人员, 提高企业的电网调度监控一体化管理水平。除此之外, 在引进高技术的人才之后, 还应经常对电网调度监控一体化的管理人员进行一定的培训, 在条件允许的情况下, 可以派其去其他地方的变电所或其他电力企业进行电网调度监控一体化管理方面的考察, 来保证电网能够更稳定、更扎实地运行[4]。

3.4 充分认识其重要性

想要让电网走入可持续发展的道路上, 就必须加大电网调度监控一体化的实施推广, 该管理模式对企业的电网管理效率有着显著的提高, 尤其是在后期经济效益方面。因此, 电力企业不能只看到眼前的短期利益, 而是要拥有长远的眼光, 关注实施电网调度监控一体化给企业所带来的长远利益, 应积极推进该管理模式的实现。

4 电网调度监控一体化的实施

电网调度监控一体化包含的内容有很多, 例如工作的流程、人员配置以及职责划分等等, 每一个环节都应该严肃对待, 不能出现任何错误, 否则就会影响到电网的正常运行。因此, 在实施电网调度监控一体化的过程中应该注意以下内容:1对各方面的因素进行全方位的考虑, 制定出一个合理的计划, 对与存在的问题应给出针对性的措施, 可能存在的风险也应该给出合适的应对方案, 将损失率降到最低。2电网调度监控一体化有着极强的综合性, 参与实施该管理的部门很多。因此, 应充分发挥各部门的不同优势, 提高各部门之间的协作能力, 从而保证电网调度监控一体化实施时的工作效率。3电网调度监控一体化的实施难度极大, 为了降低其难度, 电力企业需要根据实际的实施情况将工作人员的工作内容不断进行细分, 给需要的部门配置相应的技术人员协助工作。同时, 必须制定一个合理的制度, 实施制度的制定必须责权分明, 并在后期进行不断地修改和完善, 以保证电网调度监控一体化的实施效率和质量。

5 结语

电网调度监控一体化运行管理模式具有重要意义, 相关部门应该充分利用现有的资源, 并解决目前电网管理中所存在的问题, 为电网调度监控一体化的实施提供保障。同时, 国家电力部门应对电网的发展进行全面的部署并规划出一个良好的实施方案, 增加在该建设上的财政投入, 促进我国电力行业的发展。

参考文献

[1]李阳.汉中电网“调控一体化”项目实施研究[J].科技资讯, 2013, 26:151.

[2]申永辉, 王津, 赵志辰, 徐琳.地县一体化职能电网调度控制系统的建设与应用[J], 河北电力技术, 2014, 05:35~37.

[3]张国栋.县网调度自动化系统及调控一体化运行管理分析[J].技术与市场, 2013, 12:139~141.

湖南电网调度运行值班规范 篇4

(试行)

目次

前言................2 引言................3 1 范围..................4 2 规范性引用文件...............4 3 基本要求.....................4 4 值班要求.....................4 5 场地及资料管理...............5 6 其它..................5前言

本规范是《湖南电力调度规程》（湘经能源„2007‟301号）、《湖南地区电力调度规程》（湘电公司调„2008‟183号）有关湖南电网调度运行值班管理部分的详细规定。

本规范为强制性标准。

本规范由湖南省电力公司提出。

本规范由湖南省电力公司调度通信局起草并解释。

本规范主要起草人：黄颖、张文磊、李军、陈浩、王正纲、邵兵清。

引言

湖南调度系统是湖南电网的重要窗口，电网值班调度员担负着履行电网调度指挥的重任，其工作质量直接影响着电网的安全、优质、经济运行，为使电网调度工作标准化、制度化、规范化，争创国际一流的调度管理水平，特制定本规范：

本规范的编制规则满足《电力行业标准编写基本规定》DL/T 600-2001的规定要求。使用以下条款表述用词：

应——表示要准确地符合规程而应严格遵守的要求的用词，其反面词是“不应”；

宜——表示在正常情况下首先这样做的用词，其反面词是“不宜”； 可以——表示在规程规定的范围内允许稍有选择的用词，其反面词是“不必”；

能——表示事物因果关系的可能性和潜在能力的用词，其反面词是“不能”。

调度运行值班规范

1范围

本标准规定了湖南电网调度运行人员运行值班的行为规范及管理要求。本标准适用于湖南电力公司调度通信局（以下简称省调）、各地区调度所（以下简称地调）及各县局调度班（以下简称县调）调度运行人员的值班管理。规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准引用而成为本规范的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有修改单（不包括勘误内容）或修订版均不适用于本标准，凡是不注日期的引用文件，其最新版适用于本规范。

国家电网安监„2009‟664号《国家电网公司电力安全工作规程（变电

部分）》、《国家电网公司电力安全工作规程（线路部分）》

湘经能源【2007】301号

《湖南电力调度规程》 《湖南电力地区调度规程》

湘电公司调【2008】183号

3基本要求

3.1 值班调度员应严格执行《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》及国家有关电网管理的法律、法规，国家电网公司、华中电网公司、湖南省电力公司颁发的有关规章制度、规程、规范及有关合同和协议。

3.2 廉洁奉公，遵纪守法，不滥用职权，维护发电、供电、用电单位的合法权益。3.3 严格执行“统一调度、分级管理”的原则，按调度管辖范围行使职权。

4值班要求4、1 调度指令规范化，使用统一的调度术语，严格执行调度指令，下级调度服从上级调度，维护调度纪律的严肃性。调度工作联系要使用普通话和调度术语，严格执行下令、复诵、录音、汇报、记录制度。联系工作时应主动通报单位（代号）、姓名。

4.3 严格执行重大事件汇报制度，调度汇报应及时准确。

4.4值班调度员应按预先排定的轮值表值班，特殊情况经调度科长（班长）同意可以换班，但不得连值两班。

4.5 值班调度员不得使用个人通信工具进行调度业务联系（不可抗力除外），不应用调度电话谈论与调度业务无关的事和转接与调度业务无关的电话。不得做与调度工作无关的事，不得离开工作岗位，特殊情况需离开时间超过半小时，应征得调度科长（班长）同意。

4.6值班调度员应统一着装，并有明显岗位标志，仪表、着装整洁，坐姿端正。场地及资料管理

5.1 调度值班室系生产指挥场所，应保持肃静、整洁。各种调度记录应完整、准确、详实，字迹清楚、工整。保证调度值班室内资料齐备，摆放整齐。5.2 上级领导、运行方式人员、继电保护人员、自动化和通信人员因工作需要可按有关规定进入调度值班室。谢绝与调度工作无关人员进入和禁止工作已完人员逗留于调度值班室。

5.3 值班室内各种资料、用具、文件等不得随意拿出室外或转借他人，如特殊情况需要外借时，应经值班调度员允许并负责收回。6 其它

6.1 值班调度员当班前 4 小时内不得饮酒，值班时应神智清醒。

运行调度模式 篇5

近年来,广州电网规模不断扩大,迅速增加的变电设备与可利用的人力资源之间的矛盾日益突出,要求不断优化变电运行管理的模式与方法[1]。

在南方电网调度运行一体化战略思想的指引下,根据广州供电局输变电集约化管理要求,结合变电所实际情况,于2011年开始实行“监控中心+巡维中心”的运行管理模式。监控中心负责管辖范围内变电站监视、遥控及遥调操作,而巡维中心负责管辖范围内变电站的巡视、现场操作和设备管理。监控中心负责对无人值班变电站进行远程监视工作,接受调度令,通过调度自动化系统对设备进行遥控操作,或转发调度令给巡维中心,进行紧急事故处理与汇报等。巡维中心实行分区域配置,就近负责变电站的操作、工作许可及验收、事故处理、巡视及其他运行管理。这种模式促进了变电运行专业内部职能的划分,职责更加分明。由于设立监控中心,在增加变电站的同时不需要增加监控人员数量,所以这种运行模式在变电站达到一定规模时,减人增效的特点最显著。随着新变电站的集中大量增加,减人增效作用愈发凸现。

本文基于本所监控中心收发调度令、运行监视等方面的业务要求,通过分析监控中心日常工作流程,建立了一套集监控中心调度平台、运行监视、事故分析与一体的信息系统。

1 监控中心工作流程

1.1 接发调度令

监控中心转接调度令工作大致内容如下:

(1)接受各级调度部门的调度指令;

(2)调度下达指令后,分别直接下达到变电站。

监控中心成立后,接发调度令工作流程,经过了以下两个阶段。

第一个阶段:试运行阶段。通过地调、各区调对监控中心直接发令,再由监控中心转发到各操作变电站,监控中心在接到操作变电站汇报的操作完成时间后做好记录,再向地调、各区调汇报操作时间和设备状态。

第二个阶段:正式运行阶段。中调的调度命令直接下发到监控中心,由监控中心转发到各操作变电站。

1.2 运行监视

变电一所运行监视区域包括城区五十多个变电站,以及番禺、增城片区的几十个变电站,设备运行状况监视是监控中心的重要工作,实行新的运行管理模式后,监控中心管辖的变电站成倍增加,因此,需要在传统运行监视业务基础上,增加设备运行集中监控功能,有重点地进行监视,同时拓展在线分析预警功能[2]。目前,主要将监视信号按以下方式分类:

(1)事故跳闸:开关事故跳闸、安稳联切负荷、低周减载联切负荷等;

(2)设备异常:保护异常、冷却器故障、主变过负荷、母线越限等;

(3)设备缺陷:装置闭锁、SF6压力低告警、冷控失电、保护通讯中断等。

1.3 异常及事故处理的相关工作流程

对于监控值班人员来说,他们需要仔细认真地完成自己的工作。一旦遇到受控站异常等情况的发生,首先应当根据自己的知识以及经验进行自我判断,并及时将具体情况向相关的设备管辖调度汇报。事故处理过程如下:

(1)收集事故报文、开关变位等情况,汇报调度;

(2)通过视频系统检查故障设备;

(3)指挥巡维中心进行现场事故处理;

(4)向各级管理人员汇报事故情况;

(5)事故情况下执行各级调度指令。

2 信息化平台的建设

配合变电一所运行管理模式的转变,需要设计开发大监控中心日常工作服务平台,优化变电站监控方式,提高事故处理效率及操作效率。针对监控中心核心工作流程,进行了信息化平台功能模块的设计和实现。

2.1 调度平台

监控人员来自三个集控中心的运行人员,他们长期以来在各自集控中心工作,没有了解其他集控中心的设备和线路,在转令和复令过程中容易漏项,对电网造成安全威胁。在此情况下如果还是光靠《调度指令记录簿》来记录调度接令、转令和复令工作很难避免工作过程中出现的不安全因素。通过建立监控中心智能调度平台,优化监控中心调度模式,将监控接发调度令工作转换到统一的工作平台完成,以操作任务为主线,自动生成相关变电站、操作需注意的设备,以及需要通知的人员等信息,并通过软件设置的固定业务逻辑规范了转令和复令过程,同时在一定程度上减轻了转令员的工作量。深化了电话录音系统功能,实现录音文件、来电、去电与调度指令的自动关联。调度指令执行过程如图1所示。

2.2 运行监视

针对目前监控中心运行监视信息过于集中的问题,难以从大量的监视信息中提取出有价值的信息用于分析。提出从调度EMS系统接口获取变电一所管辖的设备的监视信息,深化遥信、遥测信息的应用,对异常信息根据关联性进行分类、筛选,并针对主变油温、开关变位等重点监控信息进行趋势分析,使监控人员容易发现设备故障、消除安全隐患。

(1)变电站负荷监视

在地图上展示一所变电站分布、连接情况,线路负荷,在变电站上展示主变负荷率;数据可分层展示(主变负荷,线路负荷等)。如图2所示。

(2)断路器跳闸

自动获取EMS系统事故跳闸、重合闸信号,并展示;监控值班人员根据断路器事故数据填写断路器跳闸信息。如图3所示。

2.3 事故分析处理

本文的事故分析处理系统是对综自信号延伸应用的一次有益尝试,可以为下阶段进行变电设备状态检修的研究做一些技术及业务方面的储备。本阶段实现了站内开关和线路开关跳闸事故的初步分析功能,按站内开关和线路开关提供两种展示方式。自动登记跳闸事故,并获取事故发生前后一段时间内相关的遥测、遥信,按监控需要展示相关设备状态,电流曲线,保护信号等[3]。如图4所示。

3 结束语

本文通过分析变电一所监控中心收发调度令、运行监视等方面的核心业务要求和工作流程,建立了一套集监控中心调度平台、运行监视、事故分析于一体的信息系统,满足了变电一所“监控中心+巡维中心”运行管理模式框架信息化要求,提高了变电运行专业化管理水平,有效降低了监控值班人员的工作强度,为进一步加强变电站的监控集约化程度打下了坚实的基础[4]。

参考文献

[1]王修庞,罗虎,李朝阳.变电站集控运行管理模式探索[J].继电器,2008,36(08):91-94.

[2]张绍章.县级调控一体化的改造[J].农村电气化,2011(02):42-43.

[3]罗涛,何海英,吕洪波,等.基于全寿命周期理论的电网调控一体化管理模式评价[J].华东电力,2011(02):172-175.

高压电网调度运行分析 篇6

电网调度的主要任务是组织、指挥、指导和协调电网安全、优质、经济运行, 满足经济建设和人民生活的用电需要。电网调度实行统一调度、分级管理, 共分为国调、网调、省调、地调及县调5级调度机构, 其中网调负责某一地区电网的调度管理。地区电网一般是以若干个220 k V变电站为电源支撑, 由110 k V、35 k V、10 k V、6 k V电压等级组成的网络, 各220 k V变电站所带供电区呈辐射状开环运行, 担负着本地区电能的输送和分配任务。地区电网调度的技术管理水平是地区电网安全、优质、经济运行的重要保证。本文对地区高压电网的调度运行进行了分析。

1 高压电网调度计划管理

对于高压电网而言, 电网调度计划主要指发、输、变、配设备的停电检修计划。合理、科学编制调度计划是各项检修工作顺利进行的重要保证。因此, 做好调度计划编制工作是保证电网安全稳定运行的重要基础。通常电网调度计划需要按年、月、周、日进行编制。高压电网输变电设备停电计划应以基建、重点工程和重点技改项目为主线, 其他检修项目与之配合, 同时要按时间均衡安排停电计划, 优化基建项目配合停电方案, 减少设备停电次数和停电时间, 利用一次设备停电的机会, 开展所有相关检修工作, 力争做到设备年内不重复停电, 提高可靠性指标, 保证电网安全稳定运行。高压电网输变电设备计划停电工作应与电厂机组检修工作相结合, 尽可能减小停电计划对局部电网供电能力和电厂发电的影响。

1.1 梯度调度计划管理

1.1.1 调度年度计划管理

在当年11月份之前, 地区供电公司应着手编制次年调度计划, 由公司生产管理部门提交大修、技改年度计划, 由公司基建管理部门提交新 (扩) 建项目年度计划, 地区电力调度中心应对各单位上报的年度检修计划进行充分整合, 最大限度地避免重复停电。整理完毕后的调度年度计划应涵盖次年度本公司的所有停电计划, 并分配到月, 在保证重点项目工期的前提下, 尽可能拉平月度计划检修量。调度年度计划经相关部门及地区电力调度中心审核, 报公司领导批准后执行。各相关单位依据调度年度计划申报调度月度计划。

1.1.2 调度月度计划管理

各相关单位应根据调度年计划安排, 对各停电项目和内容进行确认后, 在每月规定时间以前向地区电力调度中心申报次月检修计划, 检修计划应明确到具体的工作日, 地调根据各单位计划申报情况, 结合公司整体工作安排及当前电网运行情况, 整理出次月调度月计划, 经公司相关管理部门和电力调度中心共同确认审核, 报公司领导批准后执行。各单位根据下发的调度月计划, 提前进行各项准备工作。

1.2 检修方式下调度措施管理

电网运行在特殊方式或特殊时段时, 其运行方式薄弱, 稳定性、可靠性相对正常运行方式有所降低, 需要调度部门对电网运行方式进行优化、设备运行部门对重点设备加强巡视、营销部门通知相关客户提前做好准备, 加强调度措施管理, 确保调度计划有序实施。应根据停电计划安排, 结合近期负荷情况, 找出最优的运行方式。对220 k V设备停电计划应遵循设备运行故障时的情况, 避免2座及以上220 k V变电站、3座及以上110 k V变电站失压。对110 k V设备停电时, 遵循不造成1座及以上110 k V变电站长时间失压, 同时保证重要用户的用电。

2 高压电网运行方式管理

电力系统运行方式的编制是电力系统运行方式工作的重要组成部分, 年度运行方式是保证电力系统安全、优质、经济运行的年度大纲。编制电网年度运行方式的目的是为了充分发挥系统内发电、输电、变电设备能力, 以最大限度地满足负荷需求, 使整个系统安全运行和连续供电, 同时使系统内供电的质量符合规定标准, 合理使用本系统燃料和水力资源, 使整个系统在最经济的方式下运行。

2.1 电网年度运行方式编制

应简述上一年度设备投产情况及系统网络结构变化情况, 主要是指110 k V及以上发电、输电、变电项目投运情况。对截止上一年某地区电网内的电厂、变电站及输电线路的数量和容量进行统计, 并绘制供电区地理接线图。总结上一年电网运行情况, 统计上一年电网最大及最小负荷、分析夏季最大和冬季最大负荷期间电网内各种设备是否存在过载, 分析各个供电区及各级母线电压是否满足要求, 各项电网运行指标是否达到预定目标。

2.2 电网运行分析管理

电网运行分析是对电网某个时期内的供电能力、供电可靠性、电压供电质量以及电网经济运行能力的总体评估和分析。随着电网规模的不断扩大, 电网运行中存在的问题越来越复杂, 做好电网运行分析工作对保证电网安全稳定运行和可靠连续供电起着重要的作用。在夏季最大和冬季最大负荷期间, 要对电网进行更加全面、深入地分析, 通过计算分析发现电网运行管理中存在的薄弱环节, 提出切实、有效的应对措施, 确保大负荷期间地区电网安全稳定运行和电力有序供应。

2.3 电网计算分析管理

近年来随着地区电网规模的不断扩大, 地区电网已开始从110 k V终端馈电网运行逐步发展为220 k V环网运行。传统的经验型调度运行管理模式已不能适应电网运行管理的要求, 必须对电网进行深入地计算分析, 才能准确把握电网运行机理, 使电网运行始终处于可控、能控、在控状态。因此, 开展地区电网潮流及稳定计算是保证电网安全运行的重要基础。

3 高压电网调度运行管理

3.1 确定有序用电的原则

电网出现电力供应紧张时, 地区电网有序用电管理工作对于保障电网安全稳定运行, 保证社会经济的有序、平稳运转, 保证广大人民群众的正常生活用电有着重要意义。

(1) 确定有序用电的原则。把防止电网大面积停电事故作为首要任务, 确保电网安全运行, 不发生重大人身伤亡和重大设备损坏事故。

(2) 确保重点保障的原则。确保重点区域、高危用户、重点单位、重要用户、重要场所、农业生产、化肥生产、城乡人民生活用电, 同时兼顾重点企业的用电需求, 最大限度地满足社会用电需求, 确保不发生有重大社会影响的停电事件。

(3) 分级调控原则。根据电力供应不同的紧缺情况, 可分为若干等级的调控方案, 并实施相应的有序用电方案。

3.2 制定有序用电方案

高压电网调度部门应根据次年电网新投产项目时间及负荷情况, 结合本地区经济发展水平, 用电客户的具体情况, 预测次年的最大负荷, 联合市场营销部制定次年度的有序用电方案, 并应按照供电缺口的不同程度将有序用电分为若干个等级, 将每一级的定义制订清晰, 便于执行人员准确理解和把握。

4 结语

高压电网调度运行操作具有涉及设备多、操作集中、持续时间长等特点, 需要严格规范新设备启动试运行期间调度员的调度行为, 严肃调度纪律, 确保试运行工作的安全、有序、顺利开展。高压电网的安全调度运行是电力系统可靠运行的重要保证。

摘要：高压电网作为电力系统骨干电网, 其可靠性和安全性对电力系统安全运行具有重要的影响。现主要对高压电网调度运行进行了分析, 研究了高压电网调度计划和运行方式管理, 提出了高压电网调度运行管理方案, 对于高压电网实际调度运行具有一定的指导意义。

关键词：高压电网,调度,经济运行

参考文献

[1]孙晓强.电网调度典型事故处理与分析[M].北京:中国电力出版社, 2011

运行调度模式 篇7

1 电力调度安全运行风险防护的重要性分析

我国经济发展正处于经济转型的重要时期, 各方面建设对于电力能源的需求量不断增多, 电力企业的发展在市场的作用下逐渐开始朝着规模化、现代化的方向发展。电力调度工作是整个电力能源正常有序输送的关键环节, 从实际的运行现状来看, 其调度的内容较为复杂多样, 因此在调度技术上就需要不断的更新提高。我国的电力企业相对于国外来说, 属于一体化的模式, 即从发电到配电的直接经营模式。在这种模式的作用下, 社会的用电情况就很大程度的需要电力调度来实现协调, 基于此, 从社会稳定有序的发展角度来讲, 电力企业相关部门要加强对电力调度工作的重视力度, 对潜在的安全风险及时的防控, 争取把可能造成的危害将为最低。

2 电力调度运行操作中出现的调度安全风险的原因

2.1 安全意识的缺失

电力工作属于高危险性工作, 需要电力工作人员在工作中做好相应的防护措施, 特别是对于调度人员来说, 尤其要作为重点来抓。电力调度工作在工作的性质上是较为单一枯燥的, 工作的开展基本上是按照事先的规划进行的, 长期以往, 容易造成工作人员逐渐忽略对安全措施的重视, 安全意识逐渐下降, 这就给工作的开展带来很多的潜在风险, 对于细节性的问题把我不准, 而且很多的工作人员由于长时间的操作, 会形成经验性的工作, 对于调度中的一些关键数据没有及时的进行记录, 使调度工作效率下降, 从而给调度安全风险的发生带来了可乘之机。

2.2 调度人员技能水平的欠缺

由于电力调度工作涉及众多的技术操作, 较为复杂, 因此, 对于调度人员的专业技能水平就有了很高的要求, 不仅仅需要有良好的技能素质而且还要有相应的基础理论知识, 能够面对各种不同的故障问题。但是, 实际情况却是在大多数的电力企业中, 对于调度人员的技能水平要求没有严格的要求, 很多的调度人员对于出现的问题不能及时的解决, 无从下手, 而且对于一些突发的事件也不能正确的分析事故出现的原因, 无法采取有效的措施进行处理解决, 给电力供给带来很大的影响。

2.3 管理体制的不完善

电力企业在需求量不断增加的趋势下, 自身也在不断的进步和完善, 在这一过程中会有很多的新的技术方法的出现, 而且电力运行的系统也在不断的更新升级, 这样的话, 就必然会导致一些新型问题的出现, 那么就需要调度部门有一套高效健全的管理体制来进行维护和处理。然而, 现在很多的电力企业在不断的完善自身的同时, 忽视了对调度工作的管理体制更新, 使调度人员的工作没有一个严格的制度遵守, 缺少规范化的指导, 这对于安全风险的发生解决时极为不利的, 不能及时的找出问题出现的原因, 增加了事故安全的调查难度, 最终影响到整个调度工作的落后, 降低了工作的进程和效率的提高。

3 电力调度运行操作中安全风险的防护措施分析

3.1 促进调度人员综合素质的提高

电力调度工作的顺利开展实施, 关键在于调度人员的自身素质高低, 同时也是实施的主体。首先, 要重视调度人员的技术水平提高, 加强专业技能的培训, 对调度人员进行定期的技术测试和培训, 对存在的技术遗漏点及时的弥补提高;其次, 在注重实践技能水平提高的同时也是加大对理论水平的重视, 要把工作中常见的问题点进行全面详细的讲解, 并对应对方法的原理进行科学分析, 与此同时, 也要提高工作人员的心理素质, 在工作中有耐心、责任心, 对待工作不马虎, 认真踏实, 做好安全防护工作, 把危险降为最低。

3.2 要对潜在的安全风险及时的防控

对电力调度工作中事故风险的预测防控, 也是可以极大降低事故的发生率的。例如, 在夏季用电高峰期, 电力系统运行处于高压的状态, 电力调度工作的开展需要考虑到诸多因素, 需要调度人员及时的对这些影响因素进行分析排除, 并在调度工作开始前对线路进行全面的定期的排查, 确保线路运行良好。调度人员对安全风险的良好预测性可以有效的降低事故的危害程度和范围, 可以起到快速、高效的处理解决。

3.3 健全电力调度运行的管理体制

调度管理体制的健全完善, 不仅可以保证电力调度工作的顺利进行, 而且还能够提高调度工作的效率。在对电力系统进行升级更新时, 也要重视对调度管理体制的完善, 使两者充分协调配合, 把相关的规章制度规范化实施, 贯彻落实到调度工作的全过程中, 形成系统化的调度运行模式, 在调度工作的各个环节上要确保有良好的衔接, 不会出现问题, 这样从制度到实施以及人员管理形成了较为完善的体制, 规避了很多的调度安全风险的产生。

4 结语

电力调度运行操作中的安全风险对电力企业来说是必须要正确对待并处理的, 它对电力调度工作的高效开展有重要影响, 因此, 新时期下, 电力调度人员要从多方面的的角度考虑问题, 做好对调度安全风险的预测处理工作, 把存在的问题及时的处理, 以确保电力调度工作的顺利开展。

参考文献

[1]王小艺.电力调度运行操作中的调度安全风险及防护措施[J].山东工业技术, 2014 (21) :164.

优化运行经济调度降耗增效 篇8

为充分发挥热电联产机组的优势, 使公司效益最大化。2012年借助管理提升活动的开展, 兰州西固热电公司 (二厂) 与西固热电厂 (三厂) 组织专业技术人员, 成立专题攻关小组, 从机组设计指标、实际运行性能、发电供热经济性出发, 通过对近年来经济运行数据的分析和研究, 确定了二、三厂机组优化运行的方案, 为实现二、三厂经济调度提供了可调依据。

1.1 二、三厂机组状况

1.1.1 2×165MW双抽供热机组运行工况 (图1)

1.1.2 2×330MW双抽供热机组运行工况 (图2)

1.1.3 供热状况

西固公司作为国内最大的热电联产企业之一, 担负着向中石油兰州石化公司、兰州三毛实业股份有限公司、甘肃省构建工程公司、兰州铁路局兰州西车辆段等大、中型企业的工业供热任务。同时, 也是“西热东输”兰州市西固区、七里河区冬季居民采暖热网的主力热源点, 肩负着居民冬季采暖供热的重要任务。

供工业热用户的蒸汽压力等级有5.0Mpa、2.5Mpa、1.5Mpa、0.8Mpa。其中5.0Mpa蒸汽是由锅炉出口蒸汽经13/5Mpa减温减压器直接供给, 不经过汽轮机高压部分做功发电, 其余蒸汽均由汽轮机可调整抽汽段及不可调整抽汽段供给。目前冬季最大生产抽汽供汽量在800t/h左右, 夏季平均生产抽汽供汽量在220t/h左右。

采暖供热利用低压采暖抽汽加热采暖水, 通过兰州市热力公司“西热东输”供热管网, 供给兰州市西固区、七里河区居民及周边960万平方米采暖用热。

1.2 二、三厂机组煤耗情况

1.2.1 二厂机组煤耗变化及负荷率变化趋势 (2012年11月至2013年10月) (图3、图4)

1.2.2 三厂机组煤耗变化及负荷率变化趋势 (2011年10月至2011年10月) (图5、图6)

通过二、三厂机组煤耗变化及负荷率变化趋势对比看出, 夏季二厂机组煤耗比三厂机组高60克/千瓦时左右, 冬季二厂机组煤耗比三厂机组高20克/千瓦时左右。

1.3 二、三厂经济性对比分析

1.3.1 以二、三厂分别发1亿千瓦时电量进行对比

二厂的综合厂用电的均值为17.5%, 二厂发1亿电量的上网电量为10000× (1-0.175) =8250万千瓦时。二厂的上网电价为377元/兆瓦时, 电收入为8250×0.377=3110.25万元;三厂的综合厂用电的均值为7.5%, 三厂发1亿电量的上网电量为10000× (1-0.075) =9250万千瓦时, 三厂上网电价为342.3元/兆瓦时, 电收入为9250×0.3423=3166.28万元。所以, 发1亿千瓦时电量三厂要比二厂多收入56.03万元, 三厂发电要优于二厂。

1.3.2以二、三厂分别供100万吉焦热量进行对比

二厂供热厂用电率均值为12.10千瓦时/吉焦, 如果二厂供100万吉焦热量, 按照发电量全年18亿计算, 使综合厂用电率上升0.67%。三厂供热厂用电率均值为9.50千瓦时/吉焦, 如果三厂供100万吉焦热量, 按照发电量全年35亿计算, 使综合厂用电率上升0.27%。所以, 供100万吉焦热量, 二厂综合厂用电率上升要高于三厂0.4%, 三厂带供热要优于二厂。

1.3.3以二厂和三厂同时运行, 全月发电4.3亿度, 供热67.23万吉焦 (抽汽226吨/时, 直供65吨/时) , 调整二、三厂运行方式, 变化电量、供热结构进行对比。

(1) 方式一 (图7) 。二厂一机运行, 平均电负荷13.5万, 热负荷150吨/时;三厂两机运行, 平均电负荷44.35万, 热负荷76吨/时。

(2) 方式二 (图8) 。二厂两机运行, 平均电负荷23万, 热负荷180吨/时;三厂一机或两机运行, 平均电负荷34.85万, 热负荷46吨/时;对比方式一和二可以看出, 增加二厂电热负荷, 减少三厂电热负荷, 电热收入增加了60万元, 而供热燃料成本却增加了219.12万元, 电热收入小于成本支出, 经济效益降低。

1.3.4 对比分析

(1) 从电价上分析, 二厂综合电价为377元/兆瓦, 三厂综合电价为342.3元/兆瓦, 二厂电价比三厂高34.7元/兆瓦, 但综合厂用电率高, 上网电量减少, 发电收益减少。三厂上网电价低, 但综合厂用电率低, 上网电量多, 发电收益增加, 所以三厂发电要优于二厂。 (2) 二厂供电煤耗夏季比三厂高60克/千瓦时左右, 冬天高20克/千瓦时左右。夏季以同样的供电量计算二厂发电得益34.7元/兆瓦, 但煤耗上升多支出42.25元/兆瓦 (按照标煤价650元/吨) , 亏4.55元/兆瓦;冬季煤耗上升多支出9.75元/兆瓦 (按照标煤价650元/吨) , 盈24.95元/兆瓦。所以, 无论是夏季还是冬季, 三厂要尽量多带电负荷。

1.4 二、三厂经济调度优化方案

电、热负荷的分配, 冬季受负荷率影响不明显, 夏季受机组运行方式和全年用电量增长的限制, 电网调度的原则是:以热定电, 对二、三厂负荷分别下达。所以, 只能采取内部机组优化配制来达到提高经济效益的目的。通过机组优化配制年煤耗可降低4.61克/千瓦时, 产生经济效益1575万元, 同时减少温室气体的排放, 产生巨大的经济效益和社会效益。

1.4.1 机组运行方式

(1) 二厂运行方式 (直供热按照150吨/时扣除) 。 (图9)

(2) 三厂运行方式 (图10)

(3) 二、三厂配合运行方式 (图11)

1.4.2 经济调度优化方案和措施

(1) 在夏季由于二厂是供热机组, 机组性能决定了热电比对机组实际煤耗影响较大。所以, 二厂尽量多带热负荷, 降低总体煤耗, 三厂在两台机组运行时, 可以将一台机组解列二级可调整抽汽, 只带一级不可调整抽汽运行。 (2) 春季按照检修计划安排运行方式, 三厂尽量多带电负荷, 增加上网电量, 增加电收入, 二厂带热负荷降低燃料消耗量。可采用方式二运行, 检修工作放在夏季进行, 缩短夏季运行时间20%, 全年煤耗可降低1.26克左右, 节约标煤0.63万吨, 节约成本391万元。 (3) 在夏季尽量申请电网调度争取三厂两台机组运行, 增加低煤耗、上网电量多的机组运行台数, 降低燃料成本。 (4) 在冬季由于受供热负荷大和锅炉出力的影响, 以提高二、三厂锅炉负荷率为准则, 在满足二厂锅炉供石化直供热的条件下, 二厂机组根据运行工况尽量多带工业抽汽, 剩余部分由三厂机组接带, 三厂机组以接带采暖供热为主, 这样有利于降低三厂机组的供电煤耗。可采用方式一运行, 并保持运行稳定性, 延长大负荷方式运行时间, 按照时间延长10%, 全年煤耗可降低2.5克左右, 节约标煤1.5万吨, 节约成本926万元。 (5) 根据日常机组统计和试验数据分析, 机组热效率的顺序依次为#2机组、#1机组、#9机组和#10机组, 在小负荷时应按照此顺序进行运行和负荷分配。 (6) 在二厂和三厂联合运行方式下, 二厂应尽量避免在两炉两机方式下运行。因为在此方式下增加了机组的空耗, 降低了机组负荷率, 对供电煤耗影响较大。同时, 三厂机组根据机组特性曲线要求, 供热时尽量避免180MW负荷以下运行。 (7) 二厂在有条件的情况下用一段抽汽代替13/2.5MPa减温减压器供热, 减少直供热产生的节流损失。 (8) 提高机组负荷率, 保证运行每台机组负荷率在75%以上, 提高主、辅运行稳定性, 减少机组非停。 (9) 保证锅炉需要的煤种供给, 减少偏离值, 并按照西固公司配煤制度进行掺烧, 杜绝由于煤质差、掉焦产生的灭火。 (10) 提高机组安全性, 检修设备修必修好, 设备缺陷早发现、早处理, 保持机组长周期运行, 尽量减少方式六和方式七运行时间, 年降低煤耗0.85克左右, 节约标煤0.42万吨, 节约成本258万元。

2 发挥热电联产优势, 经济调度, 提升指标经济性

2.1 努力保持最佳经济运行方式

在完善并严格执行二、三厂机组经济调度优化方案基础上, 充分发挥公司热电联产机组的优势, 努力争取电网支持, 增加发电负荷, 同时做好电热负荷的匹配调整, 保持最经济方式下运行, 探索机组长周期稳定运行经验来指导生产运行工作。千方百计增加低压力等级机组抽汽供给, 减少较高压力等级蒸汽供给, 控制13/2.5MPa减温减压器投入, 严格控制供热成本, 降低供热煤耗的整体水平。

2.2 加强小指标对标管理

根据运行各岗位职责, 锅炉专业对主蒸汽压力和温度, 再热蒸汽温度, 锅炉反平衡效率 (包括排烟温度、氧量、飞灰炉渣可燃物、锅炉漏风、煤粉细度) , 制粉单耗等指标进行重点监督;汽机专业对给水温度、高加投入率、汽机真空 (包括端差、过冷度、循环水温升) , 给水电耗 (汽耗) 、循环水泵电耗、凝结水泵电耗、汽水损失等指标进行重点监督;电气运行对各变压器空耗, 厂内照明等指标进行重点监督;辅控专业对制水单耗、制水损耗、输煤电耗、除灰电耗等指标进行重点监督, 。加大指标的管控, 执行好滑压运行和参数压红线运行。以小指标来带动煤耗的降低, 以小指标最优实现大指标的可控在控。

2.3 优化辅机和系统运行方式, 减少锅炉辅机的启停次数, 以降低锅炉辅机电耗

运行加强对设备的巡回检查力度, 加强各辅机设备运行电流的监视, 定期进行比对, 出现偏差或异常要及时查找原因, 发现的设备缺陷和隐患, 及时联系并积极创造条件配合处理, 努力降低因辅机设备缺陷影响的电、热负荷。做好各项经济指标日、周、月分析, 及时解决所存在问题, 对大的问题及时研究必要是进行技术攻关。热试组发挥能耗监督和指导作用, 加强对机组检修前后的热力试验工作, 分析机组检修前后的能耗变化情况, 配合节能共同查找能耗变化产生的原因, 降低反平衡煤耗。

2.4 规范运行操作, 杜绝由于运行人员操作不当, 执行不到位造成缺陷的发生和机组降出力等不安全事件的发生

对影响经济性的缺陷进行及时填报, 督促检修消除, 设备部要做好考核, 为安全经济保驾护航, 同时最大限度的适应目前煤种变化的实际情况, 将机组配煤掺烧工作和机组带负荷能力有机结合起来, 努力做到不因配煤掺烧带不上负荷或环保指标超标使机组降低负荷。并要做好配煤和燃烧调整工作, 根据掺配煤质及时调整风量、风压等参数, 提高锅炉燃烧效率, 确保不发生因燃料供应不足或燃煤质量不良造成的炉膛结焦或灭火事故。

摘要：本案例结合企业实际情况, 介绍了以安全生产为基础、经济效益为中心、优化运行为重点, 深入开展“优化运行、经济调度、降耗增效”专项活动, 进一步提高企业规范化、标准化、精细化管理水平, 进一步规范运行管理, 有效促进节能减排, 提高运营效率, 降低生产成本, 增加经济效益的实践经验。

备用调度建设运行管理方案 篇9

目前国际上大型电网普遍建设了不同形式的备用调度,并呈现出快速发展的趋势:一是建设标准不断提高,技术条件从临时简易型向永久完备型转变;风险防范范围从火灾和设备故障扩展到严重自然灾害、公共卫生事件和恐怖袭击等社会安全事件;二是功能不断完善,不仅主、备用调度的技术装备配置相同,而且从无人值班发展到有人值班,主备调联机同时运行,各自承担部分日常调度业务[1]。

国家电网在2006年的《国家电网公司“十一五”期间加强电网调度工作意见的实施细则》中就明确要求,各级调度应建立健全备用调度体系,网、省级调度机构要考虑配置一个主调度中心、一个容灾备用调度中心[2]。南方电网公司也于2014年出台了《南方电网备用调度建设与管理指导意见》,要求加快开展省地两级备用调度建设,原则上自然灾害高风险区域的省地两级备用调度要尽快建成投运。

本文结合云南省调备用调度建设经验,从备用调度建设方式及选址、技术系统配置原则、日常运行管理等方面介绍了备用调度建设及管理的思路和要点。

1 备用调度系统建设方式及选址

备用调度建设方式应结合电网发展规划与本单位具体情况,考虑自身所面临的主要风险和发生概率,并充分利用现有基础设施和资源优势,在保证满足需求的前提下节省建设成本,提高设备综合利用率。备用调度系统建设方式主要有自备方式和互备方式:自备方式是指在备调建设与主调独立的调度自动化系统及通信系统;互备方式是指在同级或上下级调度之间利用现有系统资源建设备调自动化系统和通信系统[3,4]。

备用调度选址应全面评估风险因素、基础设施、技术条件及运维水平等,要满足相关标准及实际运行要求。选址主要有同城异址和异地两种,同城异址是指备调与主调在同一城市,但位于相距较远的不同建筑体内;异地是指备调与主调位于不同的城市或地区[4]。具体选址时应考虑以下几方面:

1)备调选址应结合当地地域环境特点,尽可能规避与主调同时发生的同类风险,基础设施抗灾水平须符合国家相关标准;

2)与主调之间的距离应适中,且交通便利,这有利于主、备调之间人员、相关物品及资料的快速转移;

3)充分考虑所选地的电力通信网基础条件及后续发展规划,能够满足备调系统(自动化及通信)的可靠接入;

4)备调所在地相关单位应具备相应的人力、物力及技术支持力量,尤其是备调所在单位,要能够满足备调系统的日常运行维护及异常处置需要,同时还应具备在紧急情况下代替主调行使调度指挥电网运行职责的能力。

2 备用调度技术系统配置原则

建设备用调度的目的就是在于主调中心完全或部分丧失应有功能后,调度人员能够在备用调度继续指挥和指导电网的安全稳定运行,保证调度机构不间断运行。因此,从原则上讲,备用调度建设时,应参照主调中心的各种系统配置,备调技术系统(自动化、通信及相关配套)最终建设完成时应与主调基本一致。

1)备用调度自动化系统的系统构架及核心功能应用模块应与主调系统的配置保持一致;

2)备调自动化系统建设还应结合主调系统后续规划建设功能模块,预留相关接口和设置;

3)备调自动化系统应具备与主调系统完备的自动同步功能,满足基本免维护的要求,并具备防止因主调系统功能、数据等异常影响备调系统正常运行的保障措施。

4)备调自动化系统电源(交、直流)至少满足N-1要求;

5)备用调度通信系统应相对独立于主调通信系统,应考虑在通信骨干环网的骨干节点接入;

6)主调机构管辖厂站至少应通过调度数据网接入备调系统,某些有特殊要求的厂站还应再通过专线方式接入备调系统;

7)备用调度通信系统至少应有两路不同路由的光缆接入,其传输网、调度数据网、综合数据网、通信电源设备至少满足N-1要求;

8)备用调度应有独立的调度电话号码,调度交换机应具有与主调相同的组网和互联互通能力;

9)备用调度应配置必要的通信网管系统和技术支持系统,且具有独立操作的能力,在主调系统故障情况下不受影响。

10)备用调度须配置与主调相同的电力调度生产管理信息系统(DMIS)、检修管理系统、水情自动管理系统、定值管理系统及图纸管理系统等调度员值班相关辅助系统。

备用调度建设是一项周期长、成本高、系统复杂的工程,对于完全新建的单位,可以分步实施,先期可仅实现SCADA、调度电话等基本调度功能,随后再逐步完善。

在备用调度技术支持系统建设过程中,应同步进行调度运行所需相关管理细则的编制,管理细则应包含(但不限于)相关单位和人员职责、备用调度日常管理(场所及资料)、人员培训及主备调切换条件和流程等方面,下面就上述几方面进行简要介绍,切换流程如图1。

当风险因素消除或得到控制,主调具备行使电网调度指挥权能力后,应及时将调度指挥权由备调切换回主调,主调中心的调度人员应及时通知相关单位。

3 结束语

电力调度机构承担着电力系统稳定运行的组织、指挥、指导和协调职能,要求其不能中断运行。但各种风险因素存在可能会导致其丧失部分或全部功能,从而无法行使相应职能。建设备用调度能够有效保证调度运行指挥不中断,避免电力系统处于无序运行。本文从备用调度系统建设方式及选址、备用调度技术系统配置原则以及备用调度运行管理等方面对备用调度建设和运行管理方案进行了探讨。

参考文献

[1]国家电网公司省级及以上电网备用调度建设框架方案[Z].北京:国家电网公司,2009.

[2]金春梅,储真荣,马世峰.省级电网备用调度系统(中心)的建设方案[J].上海电器技术:2008(3).

[3]肖红霞,康贤军,姚朝.调度自动化系统在电网中的应用[J].云南电力技术,2011(6):35-37.

[4]南方电网备用调度建设与管理指导意见[Z].广州:南方电网公司,2014.