电力调度集控系统

电力调度集控系统（共4篇）

电力调度集控系统 篇1

摘要：介绍集控中心调度系统性能特点、功能、技术指标和作用,对位置的选择进行分析和比较。

关键词：集控中心调度系统,梯级水电站,位置选择比较,经济调度

0 引言

日鲁库、中古、汤古沟水电站工程位于九龙河流域四川省九龙县汤古乡境内,始于鸡丑山脚下,止于百尼电站取水口,平均海拔高程在3650m以上,省道(S215)贯穿3个电站首尾,交通便利,距成都约585km。3个电站都是以发电为单一开发目标,无防洪、航运、灌溉、漂木等综合利用要求。

3个水电站均为引水式电站,由首部枢纽、引水系统、厂区枢纽3部分组成。主要建筑物有:底格拦栅坝、沉砂池、暗渠、引水隧洞、压力前池(调压井)、压力管道、发电厂房、尾水渠及升压站等。

四川省九龙县汤古电力开发有限公司将日鲁库、中古电站、汤古沟电站及110kV升压站实行统一管理。为减少各水电站运行值班人员的数量,提高电站运行管理水平,改善运行人员生活环境,在中古电站旁管理站内建设集控中心调度系统,由集控中心调度系统集中监控并接受甘孜州地调调度。

1 集控中心梯级调度系统

集控中心计算机监控系统与各梯级电站采用单模光纤以太网连接,集控中心的生产管理和运行人员可以通过该系统对整个梯级电站的主辅设备进行实时、准确、可靠的操作,有效地完成各电站所有被控对象的安全监控,以及整个梯级电站的经济调度;可有效提高梯级水电站群的综合管理水平,发挥水电站群联合优化调度优势。

集控中心计算机监控系统接受电网调度机构命令,实现对各梯级的集中监控功能。

集控中心计算机监控系统支持各种应用软件及功能的开发应用,支持第三方软件在系统上无缝集成和可靠运行,支持数据网络通信,并能方便地与其它系统通信。

集控中心计算机监控系统符合安全防护的规定,严格执行国家经贸委关于“电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定”的要求。

集控中心计算机监控系统高度可靠、冗余,其本身的局部故障不影响现场设备的正常运行,系统的MTBF、MTTR及各项可用性指标均达到行业标准《水电厂计算机监控系统基本技术条件(DL/T578)》及《电力系统调度自动化设计技术规范(DL5003)》的规定。

集控中心计算机监控系统为分布开放系统,既便于功能和硬件的扩充,又能充分保护应用资源和投资。分布式数据库及软件模块化、结构化设计,使系统能适应功能的增加和规模的扩充,并能自诊断。

系统实时性好、抗干扰能力强。人机接口界面友好、操作方便。

远方中心计算机监控系统为容错设计,不因任何一台机器发生故障而引起系统误操作或降低系统性能。

计算机监控系统采用成熟的、可靠的、标准化的硬件、软件、网络结构和汉化系统。

系统支持在线及离线编程,远程编程维护。

该系统可广泛应用于大、中、小型梯级水电站、水电站群的联合调度和控制。

1.1 性能特点

依据梯级水电站群的水能资源,电网对各电站不同出线的电量需求,各电站水轮发电机组及主要设备的工作状况等都做出详细数据资料,在此基础上,统筹考虑电网需求、经济利益优化等因素,做出实时的发电出力安排,充分发挥上游水库对径流的调节作用,提高整个水电站群的能量效益。

1.2 主要功能

计算机监控系统能实时、准确、有效地完成对梯级电站被控对象的安全监控;数据采集和处理;安全运行监视及事件报警;梯级控制与调节;梯级、站级自动发电控制(AGC);自动电压控制(AVC);远程控制、调节和省中调(梯调、网调)调度的控制、调节;运行参数统计记录与生产管理;全梯级发电与输送电量、损耗电量平衡分析;系统自诊断与冗余切换;软件开发与维护;梯级联合经济调度控制(EDC);网络信息安全防护。

1.3 特点

(1)开放式系统。

该调度系统实现了软件、硬件、数据及用户交互方式等各方面的标准化接口,在系统上考虑到了MIS网、负荷控制、模拟盘、卫星钟外接设备,能方便地与其它系统集成,成为一个贯穿于整个梯级电站的大系统。

(2)分布式系统。

该调度系统采用了符合现代开放式系统标准的可扩充、分布式体系结构来取代传统的集中式系统,SCADA工作可以在不同的机器上协调进行,有效地降低了网络中各工作站的负荷。将整个网络作为一个多CPU的计算机系统,通过任务管理器合理地分配网络计算资源,管理系统中各模块的协调运行,监视网络站点的各个进程和线程,动态挂接模块,纠正局部模块的异常运行状态,从而在整体上提高系统的运行效率和可靠性。

(3)智能通信处理装置。

为提高整个系统的安全性、可靠性,提高系统运行速度,采用了模块独立的通信处理装置。该装置采用智能化设计,提供高的运算精度和可靠性,接口界面友好,中心频率、波特率均可根据需要调节。

(4)采用WINDOWSNT网络操作系统。

采用了跨平台的WINDOWSNT网络操作系统,既可以在服务器和工作站(可采用CICS或RISC技术)上运行,又可以在微机平台上运行。这种设计方案保护了用户的投资,不受平台限制,满足开放式系统的基本要求。

(5)通用完备的数据库管理系统。

SCADA/EMS/DMS系统是多模块、网络分布的计算环境,要求系统的数据库能够提供开放、统一的数据访问,而且SCADA/EMS/DMS系统对输入数据的准确度又有较高的要求;随着系统所需数据量的急剧增加,数据库必须能够实现大容量的数据存储和高速访问。采用开放的数据库连接标准(ODBC),用户可任选ORACLE、SYBASE、SQLSERVER等商用数据库,支持工业标准的SQL数据库查询语言,实现了网络范围内数据访问的透明性。

只要在数据库管理系统的系统基本参数中将系统中各种参数的容量加以修改,就可以轻松地扩充或减少系统的容量,且修改后,系统以前的参数自动调整,不须做任何修改。

(6)彻底的C/S(客户/服务器)体系结构。

C/S体系结构与NOVELL网络的资源共享模式有着本质的区别,在资源共享模式下,局域网中使用工作站的资源来运行所有的应用程序,服务器只是用来存放数据和程序,服务器的处理能力未能很好地发挥。在C/S模式下,任务是共同运行在客户和服务器上,这样用户得到的就不只是工作站的性能,而是工作站加服务器的性能。

在远动系统中,SQLSERVER运行于主、备后台机上,负责远动系统的数据存储及管理,如果配置高性能的后台机及相对便宜的工作站,通过客户/服务器两端功能的合理分布,在不增加总投资的情况下,可以提高远动计算机系统的总体性能。这种模式能减少在网络上传输的数据量,在远动实时数据量大的情况,可极大地减轻网络负担,有助于整个系统的稳定运行。

(7)安全机制。

系统提供了多级权限,对各级权限进行了严格的等级区分,各级用户有自己不同的权限,根据自己的权限进行相应的操作,保证了系统安全可靠地运行和参数数据库的安全。

(8)面向对象的技术。

该电力调度系统采用面向对象的思想和技术,使升级和集成更加自然和平滑,模块性更好,便于扩充和维护。

(9)多媒体技术。

该调度系统能处理字符、图像和声音等各种多媒体信息,使整个系统能以各种有声有色的信息同用户交互。

2 系统结构及硬件功能

2.1 系统结构

系统结构见图1。

2.2 硬件功能

2.2.1 网络设备

集控层配置3套接入交换机(交换机采用导轨式环网型,2个单模百兆光口,传输距离40km,8个电口),3套光口分别接入日鲁库电站、中古电站、汤古沟电站环网,3套光口均接入核心交换机,实现了集控中心与梯级电站的环形网络结构。集控中心的通信计算机同时接收梯级电站的实时数据,并且发送集控中心的控制要求。

2.2.2 SCADA/AGC/AVC服务器(双冗余配置)

SCADA服务器接收计算机通信服务器和其它服务器传送的数据,维持一个完整的实时数据库(监控系统数据库的SCADA部分)。服务器还完成开关量报警处理、模拟量越限检查、数据库数据的指定计算、实时数据传播到其服务器和工作站等任务。其它节点上的数据库分区,依赖于网络通信程序,保持各个节点上数据库的一致性。

2.2.3 历史数据服务器(双冗余配置)

每台服务器具备足够大的硬盘容量,以保证足够的保存时间。二台相同的历史数据服务器按热备用方式运行,存储相同的历史数据库。

2.2.4 操作员工作站

值班员工作站的功能包括图形显示、定值设定及变更工作方式等。运行值班人员通过彩色液晶显示器可以对电站的生产、设备运行做实时监视,取得所需的各种信息。电站所有的操作控制都可以通过鼠标器及键盘实现。

2.2.5 工程师/培训工作站

工程师/培训工作站主要用于系统维护和管理人员修改系统参数、定值,增加和修改数据库、画面和报表,实现对全厂各设备的仿真操作以及对运行人员的培训,并完成保护信息管理工作站的功能。

2.2.6 ON-CALL、语音报警工作站

ON-CALL功能主要通过1台ON-CALL工作站完成。其主要完成语音/电话报警、电话查询、事故自动寻呼(ON-CALL)及手机短信报警等功能。

3 系统软件

3.1 操作系统

操作系统具备进程管理(包括批处理、分时及实时进程管理)、进程间的同步或异步通信、虚拟内存管理及内存保护、中断处理和I/O管理服务、事件驱动、多线程多队列管理、资源分配控制、文件管理、共享进程库支持、动态链接、应用编程接口等功能。

3.2 网络软件

网络软件支持灵活的结构、国际通用网络通信协议(ISO/OSI、TCP/IP、TASE.2等)、局域网通信、远程数据通信、异种网络互联等功能;能实现远程调用、终端服务、打印服务、窗口服务、图形服务、网络文件共享等应用;具有严密可靠的网络安全保护措施。

3.3 图形用户接口(GUI)

提供遵循X-Window和OSF/Motif标准的图形用户接口,并满足如下要求:所选择的GUI对每种平台保持不变的应用编程接口(API),以实现从一种平台到另一种平台迅速而方便的移植。

3.4 程序设计语言

程序设计语言(C/C++、Java等高级语言)是来自厂家的标准版本。

3.5 支持软件

支持软件包括网络通信系统、进程管理系统、人机交互系统和数据库管理系统等。

4 监控系统技术指标

4.1 容量指标

(1)系统可接入电站个数≥10个。

(2)数据库规模:数据库存放模拟量、数字量、控制量、调节量、虚拟量等,总容量不少于200000。

(3)参加AGC机组:30个对象。

(4)历史数据库的历史数据至少在线保存2年。

4.2 实时性指标

(1)以对SCADA数据库的访问速率作为实时数据库实时性能的度量标准,访问方法为对任意数据的读或写。SCADA数据库的访问速率≥50000次/s。

(2)从模拟量越限、状态量变位到相应告警动作发出的时间≤5s。

(3)对画面显示,其实时性指标为:调任何画面,其响应时间≤1s;全系统扫描时间≤10s;画面上实时数据采用变化刷新,周期为2～10s可调;时钟数据的刷新周期为1s。

(4)AGC的实时性:计算执行周期3～30s可调;每次计算时间≤3s。

4.3 系统时间精度

(1)系统时钟的精度:±1×10-6s。

(2)系统时间与标准时间误差:≤1ms/d(不累计)。

4.4 SOE时间分辨率

站间:≤10ms。

实时数据处理指标:遥测量死区最小整定值为额定值的0.5%～1%(可调);主站对遥信量、遥控量和遥调量处理的正确率为100%。

4.5 可维修性

可维修性参数平均修复时间0.5h,设备具有自诊断和故障寻找程序,按照现场可更换部件水平确定故障位置。

4.6 系统安全性

(1)操作安全性:对系统每一功能提供校核,发现有误时及时报警并撤消命令;当操作有误时,能自动和手动禁止,并报警;对任何自动和手动操作做存储记录和进行提示指导。

(2)通信安全性:系统设计保证信息传送中的错误不会导致系统关键性故障;集控中心监控系统与电站计算机监控系统级的通信包括控制信息时,对响应有效信息或没有响应有效信息有明确肯定的指示;当通信失败时,重复通信3次并发出报警信号;当个别通道超过重发极限时,发出报警。

(3)硬件、软件和固件设计安全:有电源故障保护和自动重新启动;能预置初始状态和重新预置;具有自检查能力,检出故障时能自动报警;设备故障能自动切除或切换并能自动报警;系统中任何单个元件的故障不会造成设备误动。

(4)系统部署病毒防护系统,保证病毒特征码及时、全面的更新。

5 位置选择比较

集控中心的选址对整个网络的配置有直接影响。

5.1 选址中古电站

将集控中心的位置选择在中古电站旁管理站内的原因是公司的整个行政管理部门都设置在中古电站旁管理站内。集控中心距离日鲁库电站和汤古沟电站较近,便于公司对全部3个电站设备运行状况的了解和监控。但由于汤古沟电站是电网的接入点,所以汤古沟电站需要将数据重新发送至中古电站旁管理站内的集控中心进行汇总,这样在就需要增加一套由汤古沟电站转发数据的硬件设备,对投资有一定增加。

5.2 选址汤古沟电站

如将集控中心的位置选择在汤古沟电站,由于汤古沟电站作为电网接入点,所有的数据都要在汤古沟电站进行汇总,在网络层次上传输数据明确,对投资有一定降低。但由于公司行政管理部门都集中在中古电站旁管理站内,集控中心距离日鲁库电站较远,不便于公司对全部3个电站设备运行状况的了解和监控。

6 结语

从便于公司对全部3个电站设备运行状况的了解和监控考虑,集控中心调度系统的位置宜选择在中古电站旁管理站内。

该水电站集控中心调度系统,不仅能实现远程集控、统一运营的新生产模式,还能通过建设集控自动化系统、流域水情自动测报系统和通信系统,实时、准确、可靠地完成对所属电站的安全监控,可有效提高梯级水电站群的综合管理水平,发挥水电站群联合优化调度优势,实现发电量最大化、发电收益最大化、蓄能最大化、调峰能力最大化、耗水量最小化等目标。

参考文献

[1]四川省凡永工程设计有限公司.四川省甘孜州九龙县日鲁库、中古、汤古沟水电站初步设计报告[R].成都:四川省凡永工程设计有限公司,2007

[2]许建安.中小型水电站电气设计手册[M].北京:中国水利水电出版社,2007

电力调度集控系统 篇2

【关键词】能量管理系统 电力系统技术 调度自动化

1、引言

能量管理系统(EMS)是一套为电力系统控制中心提供数据采集监视、控制和优化，以及为电力市场提供交易计划安全分析服务的计算机软硬件系统的总称，它包括为上层电力应用提供服务的支撑软件平台和为发电和输电设备安全监视和控制、经济运行提供支持的电力应用软件，其目的是用最小成本保证电网的供电安全性。

目前为止，电网能量管理系统的发展已经历经三代，第一代系统为70年代基于专用机和专用操作系统的SCADA系统，第二代系统为80年代基于通用计算机和集中式的SCADA/EMS系统，部分EMS应用软件开始进入实用化，第三代系统为90年代基于RISC/UNIS的开放分布式EMS系统(含SCADA应用)，采用的是商用关系型数据库和先进的图形显示技术，EMS应用软件更加丰富和完善。

2、电力企业应用系统互连现状

电力企业应用系统互连、数据共享、软件互操作是开放性系统发展和建设的趋势。

随着计算机软硬件技术的发展和电力企业自动化需求的不断提高，电力企业自动化系统产品不断更新换代，电力企业自动化水平有了显著提高，大多数电力企业或多或少的配备正在建设以下实时或非实时系统(R/NR，如EMS系统(R/NR)TMR系统(R/NR)、TMS系统(R/NR)、DMS系统(R/NR)、企业资源规划(ERP)系统(NR)、AM/FM/GIS系统(NR)、MIS系统(NR)等，这些系统分别承担着电力企业的输配电网运行和控制、维护、管理、计划编制等任务，根据建设时间和服务的领域不同，目前这些系统具有以下共同的异构特征：

图1 电力企业自动化应用系统互连现状

(1)多种计算机硬件平台，包括SUN、COMPAQ、IBM、HP等公司的UNIX服务器、UNIX工作站和一系列的PC机等;(2)多种操作系统平台，包括Solaris UNIX、Tru64UNIX、AIXUNIX、NT、LIUNX等;(3)多种商用数据库平台，包括Oracle、Sybase、DB2、SQLServer等;(4)多种构件技术，包括公用对象请求代理体系结构(CORBA)技术、分布式公用对象管理(DCOM)技术、企业JavaBean(EJB)技术;(5)大型主机模式、客户/服务器(C/S)模式、Web浏览器/服务器(B/S)模式;(6)多种开发语言，如C、C++、Java、PowerBuilder等。

为了使不同厂家及时期建设的电力企业自动化应用系统能够做到数据共享、软件互连，国内系统通常的做法是：1)跨部门收集各个应用系统的数据;2)根据需要开发点对点的系统接口(如图1所示)。

以上方法缺点是缺乏一种标准的数据库访问接口，同时新建的系统虽然暂时避免了成为“自动化系统孤岛”，但不会建立一种企业自动化系统共享的、高效的分布式数据平台，其结果是给未来的电力市场或数据仓库的建立，创建了更多的“自动化孤岛”。

图2 一体化应用系统的互连趋势

随着CORBA/DCOM标准和技术的不断发展，以及IEC61970CIM/CIS标准的不断丰富完善，新一代电力企业自动化系统(EMS、TMR、TMS、DMS、RDS、AM/FM/GIS等)的建设必须考虑到系统一体化平台建设的需求。

(如图2)将是今后电力企业自动化系统发展的趋势。

3、EMS新技术和发展趋势

随着计算机领域计算机硬件技术、通信技术、数据库技术、Interent技术的发展，以及电力企业电力市场化进程的不断加快，作为适应电力企业新的业务(电力市场)和一体化建设(EMS/TMR/TMS或EMS/TMS/DMS)需求的EMS系统支撑平台和EMS应用软件必然采用如下新的技术：

3.1CORBA中间件平台技术

CORBA技术作为对象管理组织(OMG)推出的软件系统开发标准，目前已经被众多的厂家和用户所接受，并成为新一代EMS系统应用软件互操作和与其它系统进行透明操作和数据共享的软件平台标准。

3.2公用信息模型(CIM)

为使EMS应用软件之间的交互正确无误，需要对交换的数据信息达成一致，即提供标准的元数据级的模型和标准应用程序接口(APIs)。

在电力行业，CIM定义了电力工业标准对象模型，用于电力系统的数据工程、规划、管理、运行和商务等应用的开发和集成，它提供了描述电力对象及其关系的标准。

CCAPI的CIM部分提交给IEC形成了IEC 61970的三个部分。

在IEC 61970中，CIM用统一建模语言(UML)描述，对象用公共类、属性及对象间的关系来描述，对象之间的静态关系有：聚集、归一化和关联。

3.3可视化技术

可视化的在线监控软件已经成为调度员和电力市场交易员的迫切需求，其可以将传统的用数字、表格等方式表达的离线信息，转换为通过先进的图形技术、显示技术表达的图形信息，例如潮流的可视化技术、电压稳定的可视化技术、暂态稳定安全域的可视化技术、负荷预测的可视化技术、电力市场电量竞价计划的可视化安全分析技术等。

3.4电力市场交易与安全分析

一体化的技术随着电力市场的发展，EMS作为电力市场技术支持系统的一个有机组成部分，除了承担传统的电网数据采集、监视和控制任务外，EMS应用软件作为电力市场技术支持系统的有机组成部分将更多的承担电力市场交易的电网安全分析任务，从而改变了传统EMS的工作领域，要求对众多的EMS应用软件的接口和分析技术进行重新设计，即EMS/电力市场应用软件的统一设计，分别实施。

3.5Interent信息服务技术

Interent不但为远程维护提供了全新的手段，而且将传统的电网参数和实时SCADA的数据浏览扩展到AGC功能、EMS应用功能(状态估计、安全分析、最优潮流等)的浏览，使得EMS应用软件的实用化水平的提高得到了进一步的保证，延伸了EMS系统的对外窗口，进一步提高了EMS系统的服务水平。

4、结语

电力调度集控系统 篇3

1 广州调度集控系统特点

广州地区电网使用的2套调度集控一体化系统有许多新的特点。

1.1 调度与集控的一体化架构

在传统的EMS调度主站系统基础上加入了集控的元素，通过调度数据网的扩展，将系统的终端延伸到集控中心。调度集控一体化的优势在于电网信息的完全统一使用和维护，有利于调度与变电运行的集约化，更加适应复杂化程度越来越高的电网结构。调度与集控用户群的增加并非简单的数量上增加，而是电网监控职能与管理体系元素的增加。例如，广州地区调度员关心的为主网系统的情况;而监控中心、巡检中心这些集控点值班员关心的是某个站内设备的情况。不同信息送到不同的用户界面，这就是调度与集控的一体化的基础，信息分流。广州调度集控系统架构简图如图1所示。

1.2 双调度集控系统基于国际标准的信息交换

双调度集控系统基于国际标准的信息交换在广州地区调度已经实现。广州电网主备调度集控系统信息交换的实现主要包括3个方面：数据库信息、图形、图模对应关系。

2套调度集控系统信息交换流程参见图2。

1.2.1 数据库信息的交换

数据库信息的交换主要使用基于通用信息模型CIM(Common Information Model)标准的可扩展标记语言XML(eXtensible Markup Language)文件进行数据交换[1]。CIM定义了EMS信息模型中几乎所有的主要对象以及这些对象的公共类、属性和它们之间的关系，覆盖各个应用的面向对象的电力系统模型。为了保证良好的可控性与校验功能，数据的交换是异步且全模型方式实现的。全模型导入的导入方式是通过比较新旧2个CIMXML文件之间的差别，并根据此差别来更新数据库中的模型。采用CIM/XML格式作为模型交互的标准格式，可以实现不同系统之间模型数据交互。

1.2.2 图形交换

图形交换，指的是将外系统提供的符合规范的可缩放矢量图形SVG(Scalable Vector Graphics)文件转换成本系统平台内部格式(见文献2的描述)。

1.2.3 图模对应关系交换

图模对应关系的交换主要包括厂站一次接线图及图形内所有图元。所有图元自动链接数据库，不应出现错误链接或者无链接的情况。厂站一次接线图连接准确无误差。热区调用的大小、位置、调用属性(包括调用界面及程序)不丢失。

在广州主备调度集控系统基于国际标准的信息交换中也面临着一些问题。由于工程开始有某些特别的需求，在2套调度集控系统中，设备名称不是按照某种规范进行录入的。虽然实际设备名称规范基本是按照电力行业调度规程制定的，设备名称是由用户在生成和维护系统时确保的，系统也不会对名称进行任何的限制。

在长期的运营过程中，由于设备不断的增添、删除和无统一的命名规则，导致SCADA数据具有一定的随意性[3]。2套系统设备名称的不统一必然带来基于国际标准的信息交换的混乱，即使采用映射表的方式转换效果也不是很好。在大量的设备中，是否所有的设备名称都完全符合想象中的映射规则很难保证。系统曾经尝试进行名称映射，涉及了80多条转换规则，花费了大量的时间实现后发现还有20%～30%的设备无法匹配，证明采用映射表的方式纯粹是加大了维护工作量。国内外每一套EMS系统都有自己的特点，数据的结构与内容拥有自己相应的规则，如果无论在哪个系统上进行建模，都考虑另一个系统如何命名，这很可能导致这种双系统配置模式无法发挥各套系统的特长。要实现完全免维护的数据交换，只能局限于使用系统的基本功能，所以对于被导入模型数据和图形的系统，还是作为应急备用系统比较合适。

1.3 继电保护信息系统的集成

继电保护信息系统是一个继电保护运行管理系统，同时又是一个辅助分析和辅助决策系统。调度集控一体化系统信号的采集不局限于变电站的硬接点信号，还包括微机保护的配置与报警信息。调度集控一体化系统利用南方电网103规约从保护子站读取保护装置的具体配置和定值。保护子站实时地向主站传递保护装置的报警信息，这样保护动作信息可以实时地反映在调度集控一体化系统的告警窗。保护信号、录波文件又由调度集控系统传递到保护信息分析应用平台进行更加专业细致的分析。系统可以实现对电网的在线仿真和分析，在调度员培训仿真DTS(Dispatcher Training Simulator)系统应用中集成了继电保护信息后将更加真实的电网场景反映给电网运行人员，为电网运行人员提供宝贵的电网实操作经验。继电保护仿真对DTS模拟系统在事故情况下的继电保护装置动作及运行情况有着重要的意义[3,4,5,6]。广州继电保护信息系统构架图见图3。

1.4 可视化功能模块集成

利用可视化技术，可以实现文献[7]中提到的“动用人类各种感官，实现人和计算机的全面沟通”。可视化功能是运用计算机图形学或者一般图形学的原理和方法，将科学与工程计算等产生的大规模数据转化为图形、图像，以直观的形式表示出来。使用OpenGL技术的可视化功能已经无缝嵌入广州调度集控系统，主要为三维等值线/面的使用。

实现等值线或等值面的关键是用空间插值算法建立数学模型，然后进行着色。电力系统可视化运行数据的过程包括4个步骤：过滤、映射、绘制、反馈[8]。在广州调度集控系统可视化模块中主要使用了克里金插值法(Kirging)和反距离加权插值法(Inverse Distance to Power)。等值线主要包括母线等值线、线路等值线等。母线等值线主要是沿着母线图形的中心点，按照母线的数据和给出的着色范围进行填充着色。例如，采用冷暖色作为着色范围，电压越高的母线颜色越接近暖色，电压越低的地方越接近冷色，这样在网络母线电压图上就可以直观地观察电压分布情况。线路等值线主要是按照线路潮流的数据和给出的着色范围进行填充着色。同样的道理，线路的负荷轻重可以非常直观地观察。如果想对区域的潮流或者电压分布更加直观了解，可以将等值面用3D视图的方式显示出来。具备可视化功能的电网电压色温图可以直观且快速地让电网运行人员了解电网的电压现状。

1.5 双热系统的配置

冗余系统的技术方案取决于空间、目的、功能、技术要求、通信要求、维护量、费用等，而双热系统的配置与网络安全分区配置可以提高系统可靠性[9]。电力自动化网架的庞大与复杂导致数据采集问题的发生难以杜绝，双热系统的配置比主备系统配置更加能够满足大型地区调度对EMS高可靠性的需求;而横向隔离装置、纵向加密认证网关、安全拨号网关的广泛使用和合理布局提高EMS的网络安全;独立的网络监控系统为EMS系统的底层稳定性提供了保障。

由于双系统共用交换机来节省成本和减低网络复杂性的方式比较受欢迎，但是需要注意许多复杂结构网络的问题。广州调度集控系统主要网络架构参见图4。

1.5.1 选择2层还是3层网络架构问题

一般超过20多个网络交换设备的网络系统建议选择3层结构，否则容易使信息经过2个交换机时，有可能不断恶性循环而产生广播，出现严重的广播风暴，造成系统瘫痪。对于广州这样的大型调度集控系统，由于引入了分布广泛的大量的集控交换机与工作站。整个广州调度集控系统有近80个网络设备。第2层交换暴露出弱点：对广播风暴、异种网络互连、安全性控制等不能有效解决，所以整个广州调度集控熟数据网络构架宜采用3层的网络交换结构。

1.5.2 选择快速生成树协议还是生成树协议问题

生成树协议的主要功能有2个。

a.在利用生成树算法、在以太网络中，创建一个以某台交换机的某个端口为根的生成树，避免环路。

b.在以太网络拓扑发生变化时，通过生成树协议达到收敛保护的目的。

如果当前的网络包含了很多在交换机之间的第2层的连接，特别是如果在做许多的虚拟局域网VLAN(Virtual Local Area Network)聚合，就要认真考虑快速生成树协议，这有助于改善交换机失效后的恢复时间。根据对定时器的设置情况，恢复时间可以是3～60 s，如果不需要定时器调整(timer-tweaking)，恢复时间只需100～300 ms。

1.5.3 选择RIP协议还是OSPF协议问题

相比选路信息协议RIP(Routing Information Protocol)而言，开放最短路径优先协议OSPF(Open Shortest Path First)更适合用于大型网络，主要体现在OSPF没有跳数的限制，支持可变长子网掩码VLSM(Variable-Length Subnet Mask);使用组播发送链路状态更新，在链路状态变化时使用触发更新，提高了带宽的利用率，收敛速度快且具有认证功能。

2 应用过程中出现的问题

2.1 集控工作站资源释放问题

广州调度集控系统原先使用debian3.1版本的linux作为DF8003的集控工作站。在使用过程中发现由于Xfree86占用太多资源而造成集控工作站图形界面速度慢甚至死机的情况。据调查，其他地区调度也存在linux系统启动界面达到一定程度时，容易出现X-Window资源不足的问题[10]。debian3.1使用XFree86作为其X-Window系统的其中一个实现，但第三方程序开发容易造成资源无法正确释放，出现系统速度逐渐减慢的情况。当前较新的debian4.0与redhat4.0企业版已经没有使用Xfree86的x-sever，而是用新的XFree86 4.4 RC2版本，或者称作XOrg的X-Window系统，经过测试后发现XOrg较好地解决了这个资源无法释放的问题。

2.2 系统稳定性

系统稳定性主要包含系统程序稳定性与数据库稳定性。系统程序的稳定性问题常见的是数组溢出和程序逻辑的错误，只有靠严格的测试与版本管理才能够杜绝这种错误发生。国内厂家最常见的数据库稳定性问题在于对边界问题的考虑不够周到。在广州调度集控系统中常发生由于某种类型的记录数目超过了数据库规定的最大限制而发生的系统稳定性问题，这样的类似问题应做到预先考虑，在数据表的记录达到90%或者其他一个特定的比例时应该发出报警，避免问题的发生。对于数据库与程序数组的规划要考虑到电网的容量与规划，这样可以有效提高系统的稳定性。

2.3 原始数据的准确性

“8·14”美加大停电的事故中，不准确的数据输入到中西部独立输电系统运营者MISO(Midwest Independent System Operator)的状态估计软件中，第一能源公司FE(First Energy)控制室内告警和记录系统失效，几个FE的远程测控终端RTU(Remote Termina Unit)故障，直至FE的EMS/SCADA计算机故障。使得FE的调度员失去了EMS/SCADA实时监控电网安全运行的重要(唯一)技术手段。再完美的调度系统，也要以站端自动化的准确数据来源为基础[11]。

3 提高复杂调度集控系统安全性的新方法

目前，调度集控系统在大型城区电网的应用的问题主要集中在系统的容量和功能越来越强大，但是面临的安全风险却越来越大。这样的风险往往是由于系统的复杂化与网络化带来的。在这种形势下，针对复杂地调系统的运行安全要使用新的方法。

3.1 图形的管理发布机制

图形的准确性直接影响到调度集控运行人员的判断。图形状态的划分，即调试态、发布态、完成态的建立保证了调度员、集控员被误导的可能性降到最低;图形的独占功能保证同一时刻内同一幅图形在全系统内只可能被一台工作站打开与编辑，避免了图形维护的交叉。.

3.2 针对遥控安全性设置的安全机制

广州调度集控系统指定了所有遥控操作必须在间隔图内操作，禁止在厂站接线图上进行操作，避免了“走错间隔”情况的发生;遥控需要录入用户口令，并且需要重新录入要遥控的设备编号，很大程度上避免了控错开关的可能性。对于调试进行中的厂站，系统管理员可以关闭整站的遥控。.

3.3 封锁数据库中调试完成站的参数修改权限

数据库内的变电站远动信息表在调试完成后即可将该站所有参数封锁，保证了调试后数据的不可篡改性。

3.4 良好的系统运行环境和快速切换

利用现有的EMS系统数据采集和报警功能，通过EMS系统来监视系统的运行环境。如将UPS的工作状态通过RTU扫描送到EMS系统，当外部电源中断、UPS电池电压过低都会从EMS系统发出报警提示，便于对设备故障进行及时处理[12]。在系统侦测时段中适当选取判定次数和执行间隔的可变间隔的侦听程序方法可缩短故障切换时间[13]。

4 系统发展方向

按照国内大型地区调度的自动化水平，离全面闭环控制的智能调度阶段还有一段距离，但是在多个局部实现闭环控制的调度集控系统目前还是可行的。多个局部实现闭环控制的调度集控系统可以形成基于混成控制系统的构架。混成控制系统以事件处理为核心，通过定义事件将经济运行和安全运行目标统一到一个处理框架内，实现复合目标趋优化控制[14]。要实现这个目标，就要很好地设计EMS应用软件的支撑环境，应用软件对实时、历史、未来和培训的多态支持，以及各应用软件之间的功能整合等问题[15]。以本体论的多智能体为基础的EMS与传统的EMS相比，在系统的开放性上更符合电力系统发展的趋势[16]。在统一平台支撑下，WAMS和EMS的一体化将有利于WAMS和EMS应用功能的进一步扩展[17]。

5 结语

电力调度集控系统 篇4

调

度 管 理 规

山东电力集团公司 二OO九年九月

程

目 录

第一章 总 则....................................................................1 第二章 调度管理.................................................................3 第一节 调度管理任务.........................................................3 第二节 调度管理基本原则..................................................4 第三节 调度汇报制度.........................................................6 第四节 调度应急管理.........................................................8 第三章 调度设备管辖范围划分原则...................................9 第四章 系统运行方式编制和管理.....................................11 第一节 系统运行方式管理................................................11 第二节 运行方式编制................................................11 第三节 月、日调度计划编制............................................12 第四节 特殊时期保电措施编制.........................................13 第五章 设备检修调度管理................................................14 第一节 检修计划管理.......................................................14 第二节 检修申请管理.......................................................14 第六章 新设备启动投产管理............................................18 第一节 新建输变电设备启动投产管理..............................18 第二节 新建发电机组启动并网管理.................................19 第七章 系统频率调整及有功管理.....................................23 第一节 发电出力管理.......................................................23 第二节 负荷管理...............................................................24 第三节 频率（联络线）调整............................................25 第四节 自动发电控制系统（AGC）调度管理.....................25 第八章 系统电压调整及无功管理.....................................27 第一节 系统无功管理.......................................................27 第二节 系统电压调整.......................................................27 第三节 自动电压控制系统（AVC）调度管理.....................29 第九章 调度操作管理.......................................................31 第一节 操作一般原则.......................................................31 第二节 操作制度...............................................................34 第三节 基本操作规定.......................................................35 第十章 电力系统事故及异常处理.....................................41 第一节 事故处理一般原则................................................41 第二节 频率异常处理.......................................................44 第三节 电压异常处理.......................................................46 第四节 主要设备事故处理................................................47 第五节 电网解、并列事故处理.........................................54 第六节 系统振荡事故处理................................................54 第七节 通信、自动化系统异常时有关规定及事故处理....57 第十一章 机网协调管理....................................................59 第十二章 继电保护调度管理............................................61 第十三章 安全自动装置管理............................................64 第十四章 调度自动化系统管理............错误！未定义书签。第十五章 调度通信系统管理............................................69

附录一 调度术语示例.......................................................71 附录二 省调管辖设备编号原则.........................................77 附录三 输电线路持续允许电流、功率..............................79 附录四 省调调度员职责及相关制度.................................80

第一章 总则

第一章

总

则

第1条 为规范电力系统调度管理，保障电力系统安全、优质、经济运行，维护发电、供电、用电各方的合法权益，特制定本规程。

第2条 本规程依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《电网运行准则》及电力行业有关标准，遵照上级调度规程规定制定。

第3条 山东电力系统运行实行统一调度、分级管理的原则。

第4条 山东电力调度中心接受国家电力调度通信中心（以下简称国调）和华北电力调度通信中心（以下简称网调）的调度管理。

山东电力系统设置三级调度机构，即省、地区（市）、县（市）调度机构（以下简称省调、地调、县调）。各级调度机构在调度业务工作中是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调度。

第5条 调度机构是电力系统运行的组织、指挥、指导和协调机构，各级调度机构分别由本级电网经营企业直接领导。调度机构既是生产运行单位，又是职能管理机构，在电力系统运行中行使调度权。

第6条 凡并入山东电力系统的各发电、供电（超高压公司）、用电单位，必须服从调度机构的统一调度管理，遵守调度纪律。各级调度机构按照分工在其调度管理范围内具体实施调度管理。

第7条 山东电力系统各级调度机构值班人员，变电站、操作队、监控中心运行人员（以下简称变电运行人员），山东电力系统调度管理规程

发电厂值长（单元长、机组长）及电气运行人员统称调度系统运行值班人员，必须熟悉并严格执行本规程；有关领导、技术人员也应熟悉并遵守本规程。

第8条 本规程的解释权属山东电力调度中心。

第二章 调度管理

第二章

调度管理

第一节 调度管理任务

第9条 电力系统调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电力系统的运行，保证实现下列基本要求：

1、按照电力系统的客观规律和有关规定，保证电力系统安全、稳定、可靠、经济运行。

2、调整电能质量（频率、电压和谐波分量等）指标符合国家规定的标准。

3、遵循资源优化配置原则，充分发挥系统内的发、输、供电设备能力，最大限度地满足经济社会和人民生活用电需要。

4、按照“公开、公平、公正”的原则，依据有关合同或协议，维护发电、供电、用电等各方的合法权益。

第10条 调度机构的主要工作：

1、接受上级调度机构的调度指挥。

2、对所辖电力系统实施专业管理和技术管理。

3、指挥调度管辖范围内设备的操作；指挥电网的频率、区域控制偏差（ACE）和电压调整；指挥电力系统事故处理。

4、负责组织编制、执行电网运行方式和月、日调度计划，并对执行情况进行监督、考核；执行上级调度下达的跨省联络线运行方式和检修方式。

5、负责电力系统的安全稳定运行及管理，组织稳定计算，编制电力系统安全稳定控制方案，参与事故分析，提出改善安全稳定的措施，并督促实施。

6、负责所辖电力系统的继电保护及安全自动装置、自动

山东电力系统调度管理规程

化和通信系统的运行管理。

7、负责新建机组的并网管理，签订并网调度协议；负责机组退出调度运行管理。

8、负责发电厂的机网协调管理。

9、负责调度系统的应急管理；负责编制黑启动方案，并组织黑启动试验。

10、负责调度系统有关人员的持证上岗管理和业务培训工作。

11、负责电网经济调度管理，编制经济调度方案，提出降损措施，并督促实施。

12、参与电网规划编制工作，参与电网工程设计审查工作。

13、参与编制本网年、月发供电计划和技术经济指标。

14、行使电力行政管理部门或上级调度机构授予的其他职权。

第二节 调度管理基本原则

第11条 下列人员需经培训、考试，并取得《调度运行值班合格证书》，方可上岗，进行电力调度业务联系：

1、发电厂值长（单元长、机组长）、电气（集控）班长。

2、变电站（操作队、监控中心）站（队）长、值班员。

3、各级调度机构值班调度员。

第12条 值班调度员必须按照规定发布各种调度指令。所谓调度指令，是指上级值班调度员对调度系统下级运行值班人员发布的必须强制执行的决定，包括值班调度员有权发布的一切正常操作、调整和事故处理的指令。

第13条 省调值班调度员在调度关系上受上级调度机4

第二章 调度管理

构值班调度员的指挥，并负责正确执行上级调度机构的调度指令。省调值班调度员为省调调度管辖范围内系统的运行、操作和事故处理的指挥人，所属地调值班调度员、发电厂值长、变电运行人员，在调度关系上受省调值班调度员的指挥。省调值班调度员直接对调度范围内的运行值班人员发布调度指令，并对指令的正确性负责。地调值班调度员及厂站值班员对其执行指令的正确性负责。

第14条 任何单位和个人不得干预调度系统运行值班人员发布和执行调度指令，不得无故不执行或延误执行上级值班调度员的调度指令。当发生无故拒绝或延迟执行调度指令、违反调度纪律的行为时，应依据有关法律、法规和规定追究受令人和所在单位的责任。

第15条 各级领导人发布的指示如涉及到值班调度员的权限时，必须经值班调度员许可方能执行（现场事故处理规程中有规定者除外）。各级领导人发布的一切有关调度业务的指示，应通过调度机构负责人转达给值班调度员；值班调度员直接接受和执行指示时，应迅速报告调度机构负责人。

第16条 未经值班调度员许可，任何单位和个人不得擅自改变其调度管辖设备状态。对危及人身和设备安全的情况按厂站规程处理，但在改变设备状态后应立即向值班调度员汇报。

第17条 网调调度设备状态改变前后，现场运行值班人员应及时向省调值班调度员汇报。网调管理设备，在操作前应征得网调许可，操作后应及时向网调汇报。网调和省调双重调度设备，双方均可操作，操作前后均要通知对方。

第18条 对于地调代管设备、省调许可设备，地调在操作前应向省调申请，在省调许可后方可操作，操作后向省调

山东电力系统调度管理规程

汇报。

第19条 紧急需要时，省调值班调度员对地调负责操作的设备可以越级发布调度指令，受令单位应当执行，并迅速通知地调值班调度员。

第20条 进行调度业务联系时，必须使用普通话及调度术语，互报单位、姓名，严格执行下令、复诵、录音、记录和汇报制度。受令单位在接受调度指令时，受令人应主动复诵调度指令并与发令人核对无误；指令执行完毕后应立即向发令人汇报执行情况。

调度术语示例见附录一。

第21条 各级运行值班人员在接到上级调度机构值班调度员发布的调度指令时或者在执行调度指令过程中，认为调度指令不正确，应当立即向发布该调度指令的值班调度员报告，由发令的值班调度员决定该调度指令的执行或者撤销。如果发令的值班调度员坚持该指令时，接令运行值班人员应立即执行，但是执行该指令确将危及人身、电网或者设备安全时，运行值班人员应当拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告发令的值班调度员和本单位直接领导人。

第22条 厂站运行值班人员接到两级调度互相矛盾的调度指令时，应报告上级值班调度员，如上级值班调度员坚持该指令时应按上级调度指令执行，并向下级值班调度员说明。

第三节 调度汇报制度

第23条 各地调调度员和发电厂值长，接班后一小时内向省调值班调度员汇报重要操作、重大设备异常、恶劣天气6

第二章 调度管理

情况等，同时省调值班调度员应将运行方式变化及重大异常运行情况告知有关单位。

第24条 省调管辖及许可设备发生异常或事故时，地调调度员、发电厂值长、变电运行人员，须立即汇报省调值班调度员。省调值班调度员应按照规定向上级调度和有关领导汇报。

第25条 遇下述情况之一者，省调值班调度员应立即报告网调值班调度员： 1、300MW及以上机组故障跳闸。

2、统调发电厂全停。

3、电网解列成两部分或多部分。

4、大面积停电或极重要用户停电。

5、发生稳定破坏事故。

6、重大人身伤亡事故。

7、重要设备严重损坏。

8、发电厂水淹厂房事故、水电厂垮坝事故。

第26条 地调、发电厂管辖设备遇下列情况之一者，应立即报告省调值班调度员：

1、重要发供电设备损坏或遭受较大的破坏、盗窃。

2、发生人身伤亡或对重要用户停电。3、220kV变压器、线路非计划停运或故障跳闸。4、220kV任一段母线故障跳闸。

5、电网损失负荷（包括事故甩负荷、安全自动装置动作切负荷和限电、事故拉路）。

6、地区电网发生功率振荡和异步振荡。

7、调度管辖范围内发生误调度、误操作事故。

8、发电厂水淹厂房事故、水电厂垮坝事故。

山东电力系统调度管理规程

9、预报有灾害性天气或天气突然变化。

第27条 调度员值班期间，不得离开调度室，如必须离开时，应经领导同意，由具有值班资格的人员代替。发电厂值长离开值班室时，应指定有调度联系资格的专人负责调度联系，并事先报告值班调度员。

第四节 调度应急管理

第28条 调度应急管理遵循预防为主、统一指挥、迅速响应、分级负责、保证重点的原则。

第29条 为了保证应急机制有效运转和应急预案有效执行，各级调度机构应成立相应的应急组织机构并明确职责。应急组织机构人员名单和联系方式报上级调度机构备案。

第30条 调度机构应建立应对突发事件的工作机制，编制相应工作预案，并报上级调度机构备案。预案内容包括组织机构、应急预案启动和解除条件的判定、工作流程、人员到位要求、向公司应急领导小组和上级调度机构的报告程序等。

第31条 调度机构应组织相关应急培训和应急预案演练，调度系统运行值班人员应熟悉有关应急预案的措施和要求。调度机构每年至少组织一次联合反事故演习，相关厂站按照调度机构要求参加联合反事故演习。

第32条 调度机构根据电网发展变化情况编制并及时修订黑启动方案。黑启动方案包括研究方案、试验方案和调度操作方案。黑启动方案必须得到电网经营企业的批准，并报上级调度机构备案。

第33条 调度机构按照规定编制并及时修订调度管辖范围内的典型事故处理预案。发电厂和变电站制定全厂（站）停电预案和保厂（站）用电方案并报所辖调度机构备案。第三章 调度设备管辖范围划分原则

第三章

调度设备管辖范围划分原则

第34条 山东电力系统设备按照调度管辖划分为网调调度、省调管辖、地调管辖、县调管辖设备。

第35条 网调调度设备为跨省联络线及相关设备。网调与省调调度分界设备定为网调与省调双重调度设备。

第36条 省调管辖设备划分原则

山东电力系统内，除上级调度机构管辖外的以下设备为省调管辖设备：

1、单机容量50MW及以上的发电机组。

2、主要发电厂的主要设备（500kV变压器、母线，单元接线的220kV升压变压器，接有600MW及以上单机的220kV母线，接有机组容量600MW及以上的重要220kV母线，无功补偿设备）。

3、装机容量超过10MW的并网风电场。4、500kV变电站的主要设备（主变、母线、无功补偿设备）。5、220kV变电站中存在稳定问题的220kV母线和出线6条及以上的重要220kV母线。6、500kV线路，跨地区（供电区）的220kV线路。

7、省调管辖设备配置的继电保护、安全自动装置以及有关的自动化、通信设备；机组涉网保护以及有关的调节控制系统。

省调管辖设备中，运行状态变化对华北主网或邻网的安全稳定运行和继电保护配合产生较大影响的设备，列为网调管理设备，山东电力系统内网调管理设备由网调规程确定。

省调管辖设备中，状态变化对系统运行方式影响不大的 山东电力系统调度管理规程

发、输电设备，可委托地调代管。如：部分发电厂设备，风电场，部分跨地区的220kV线路。

第37条 地调管辖设备划分原则

地区电网内非省调管辖的主要发、输、变电设备。地调管辖设备中，其操作对省调管辖范围内的发、输、变电设备或对系统运行方式有较大影响的，列为省调许可设备。

第38条 县调管辖设备原则在地区电力系统调度规程中明确。

第39条 发电厂厂用电设备及热电厂的供热设备，由各厂自行管理。第四章 系统运行方式编制和管理

第四章

系统运行方式编制和管理

第一节 系统运行方式管理

第40条 根据调度管辖范围，调度机构负责编制系统的运行方式、月度调度计划、日调度计划、特殊时期(含节假日)保电措施。

运行方式、月度调度计划、特殊时期(含节假日)保电措施须经相应公司分管领导批准，日调度计划由相应调度机构领导批准。

第41条 编制系统运行方式应遵循电网安全、优质、经济运行原则，并满足下列要求:

1、满足《电力系统安全稳定导则》的要求，当电网发生N-1故障时，能保证电网安全稳定运行。

2、能迅速平息事故，避免事故范围扩大，最大限度保证重要用户的连续可靠供电。

3、短路电流不超过开关的额定遮断电流。

4、具有足够的备用容量。

5、电能质量符合相关标准。第42条 发电厂、地区电网的正常结线应与主网的正常结线相适应。发电厂的正常结线应保证发电厂的安全运行，特别是厂用电系统的可靠性。地区电网的正常结线应首先保证主网的安全。

第二节 运行方式编制

第43条 运行方式的主要内容包括：

1、上电网运行情况总结。山东电力系统调度管理规程

2、本新建及扩建设备投产计划。

3、本电网分月电力平衡分析（包括负荷预测，发电预测，外网受、售电计划），调峰能力分析。

4、本发输电设备检修计划。

5、电网结构变化、短路分析及运行结线方式选择。

6、电网潮流计算分析。

7、电网稳定计算分析。

8、无功电压和网损管理分析。

9、安全自动装置配置和低频、低压自动减负荷整定方案。

10、系统安全运行存在问题及措施。

第三节 月、日调度计划编制

第44条 月度调度计划的主要内容包括:

1、电力平衡方案。

2、发输变电设备检修计划。

3、新设备投产计划。

4、重大检修方式下的电网分析及措施。

5、联络线送、受电计划。

第45条 日调度计划的主要内容包括：

1、全网、地区电网预计负荷和负荷限额。

2、批复的设备检修申请。

3、联络线送、受电计划。

4、发电厂及电网出力计划（每日负荷备用容量不小于最大发电负荷的3%，事故备用不小于本系统一台最大机组的容量，上述备用容量应根据电网结构合理分布，调用应不受系统安全的限制）。

5、开停机方式安排，机组AGC投停计划。第四章 系统运行方式编制和管理

6、检修方式出现薄弱环节的潮流分析、反事故措施和有关注意事项。

第四节 特殊时期保电措施编制

第46条 电网特殊时期（含节假日）保电措施应包括电网日调度计划（含前后各1日）的全部内容，并制定保电预案。山东电力系统调度管理规程

第五章

设备检修调度管理

第一节 检修计划管理

第47条 电力系统内主要设备实行计划检修。设备年、月度检修应从设备健康状况出发，根据检修规程所规定的周期和时间进行，使设备经常处于良好状态，以保证安全经济发、供电。

第48条 发电厂应在每年10月15日前，向省调报送下发电机组检修计划；省调根据电网负荷预测和电力平衡情况，对检修计划进行统筹安排，于每年11月15日前，批复下一发电机组检修计划。根据《发电企业设备检修导则》的规定，每台机组每年只安排一次A、B、C级计划检修，D级检修根据系统运行情况在月度计划中安排。

电网输变电设备的计划检修按照有关规定执行。第49条 各单位应在每月15日前将次月检修计划（包括新设备投产计划）报省调。省调批准后于月底前5天下达，属网调调度及管理的设备由网调批准。月度检修计划包括网调调度设备、网调管理设备、省调管辖设备、省调许可设备的检修。

第50条 发电厂的省调许可设备，其检修计划由发电厂报所属地调，地调安排后报省调。

第二节 检修申请管理

第51条 设备检修或试验虽已有计划，有关单位仍需在开工前履行申请手续。网调调度设备、网调管理设备，在开工前3个工作日12时前向省调提出申请，省调在开工前2个工14

第五章 设备检修调度管理

作日12时前向网调提出申请，省调在网调批复后通知有关单位。

省调管辖设备、省调许可设备，按管辖范围在开工前2个工作日12时前向省调提出申请，省调在开工前1个工作日17时前批复申请并通知有关单位。

超高压、发电厂的检修工作，涉及省调、地调管辖设备停电的，应向相应地调提交检修申请，再由地调向省调提出申请。

节日检修（含节后第一个工作日）应在节前3个工作日12时前向省调提出申请，省调在节前1个工作日12时前批复。

第52条 对于网调调度设备的检修开工令，若网调值班调度员下达给厂站运行值班人员，厂站运行值班人员应立即汇报省调值班调度员，完工后由受令单位向网调值班调度员汇报，同时汇报省调值班调度员；若网调值班调度员下达给省调值班调度员，省调值班调度员向申请单位下达开工令，完工后申请单位向省调值班调度员汇报，省调值班调度员向网调值班调度员汇报。

第53条 网调管理设备、省调管辖设备、省调许可设备的检修开工令，由省调值班调度员下达给提申请的发电厂值长、地调值班调度员、超高压公司生产调度值班员，完工后由受令单位向省调值班调度员汇报。

网调管理设备，在操作前须征得网调值班调度员的许可，在开竣工后省调值班调度员应汇报网调值班调度员。

第54条 地调管辖设备停电，需省调管辖设备配合停电、代用或需将负荷调其他地区电网供电时，也应按照第51条规定执行。

第55条 检修申请应包括以下内容：停电范围、检修性 山东电力系统调度管理规程

质、主要项目、检修时间、最高（低）出力、降出力数额及原因、紧急恢复备用时间以及对系统的要求（送电时是否需要核相、保护测方向）等。未履行申请及批准手续，不得在设备上工作。

地调代管、省调许可设备，地调在向省调提申请前要对地区电网进行分析，提出运行方式调整及需采取的措施，报省调审核、批准。

第56条 网调调度设备、网调管理设备、省调管辖设备、省调许可设备检修工作到期不能竣工者，申请单位应按申请程序向省调值班调度员提出延期申请，省调值班调度员向网调值班调度员转提网调调度设备、网调管理设备的延期申请。

输变电设备预计提前竣工的，应在竣工前3小时向省调汇报，延期申请应在批准竣工时间前3小时提出。机炉设备延期申请应在批准工期未过半时提出。

第57条 网调调度、网调管理、省调管辖的继电保护、自动装置和远动设备停用、试验、改变定值，影响发电厂出力的附属设备及公用系统检修、消缺等工作，也应按上述有关条款规定执行。

第58条 设备非计划停运，可随时向省调值班调度员提出申请，省调值班调度员向网调值班调度员转提网调调度设备、网调管理设备的非计划停运申请。

第59条 省调值班调度员有权批准下列临时检修项目： 1、8小时内可以完工，且对系统和用户无明显影响的检修。

2、与已批准的计划检修配合的检修（但不得超出已批准的计划检修时间）。

第60条 省调批准的设备检修时间计算：

第五章 设备检修调度管理

1、发电机组检修时间从设备断开，省调值班调度员下开工令时开始，到设备重新投入运行达计划出力并报竣工或转入备用时为止。设备投入运行所进行的一切操作、试验、试运行时间，均计算在检修时间内。

2、输变电设备检修时间从设备断开并接地，省调值班调度员下开工令时开始，到省调值班调度员得到“××设备检修工作结束，检修人员所挂地线全部拆除，人员已撤离现场，现在可以送电”的汇报为止。申请时间包括停、送电操作及检修时间。

第61条 省调管辖的输变电设备的带电作业，须在作业前汇报省调值班调度员，说明带电作业时间、内容、有无要求，及对保护、通信、远动的影响，并得到同意，值班调度员应通知有关单位。如带电作业需持续多日时，应遵循“当日工作，当日结束”的原则。

第62条 发电设备检修（计划检修、非计划停运及消缺）工作结束前一日12时前应向省调汇报，启动前应征得值班调度员的同意。山东电力系统调度管理规程

第六章

新设备启动投产管理

第一节 新建输变电设备启动投产管理

第63条 调度机构应参与新建（含扩建或改建）输变电设备可行性研究、初步设计审查等前期工作。

第64条 对于需接入山东电力系统的220kV及以上电压等级的发电厂、变电站的输变电设备，运营单位应在启动前3个月向省调上报新设备编号建议。省调在新设备启动前2个月明确调度名称、调度管辖范围划分、电力电量计量点等。

省调管辖设备编号原则见附录二。

第65条 对于网调调度、省调管辖及省调许可的新设备，运营单位应在启动前3个月向省调提供书面资料，同时提供有关电子文档。书面资料应包括：

1、一次系统结线图。

2、主要设备规范及技术参数。

3、线路长度、导线规范、杆号、同杆并架情况等。

4、继电保护、安全自动装置配置及图纸（原理图、配置图、二次线图、装置说明书等）。

5、试运行方案、运行规程、主要运行人员名单、预定投产日期等。

在向省调提供资料的同时，也应将有关资料报相关地调。通信线路和通信设备的资料报通信管理部门。

第66条 对于220kV及以上电压等级的发电厂、变电站的输变电设备，在启动前15天由运行单位书面向省调提出启动措施。其内容包括：启动日期、启动范围、接带负荷、对电网的要求等。

第六章 新设备启动投产管理

第67条 相关单位应在新设备启动前7个工作日，在专用调度管理系统维护新投产设备参数、母线联结方式等基础数据，并经省调审核。

第68条 省调应在新设备启动前5个工作日答复下列问题：

1、运行方式和主变分头位置，变压器中性点接地方式。

2、省调调度员名单。

3、继电保护及安全自动装置（调试）定值。

第69条 新设备启动申请应在启动前3个工作日12时前向省调提出申请，省调提前2个工作日17时前批复。

第70条 提交新设备启动申请前必须具备下列条件：

1、基础数据已维护正确并经调度机构审核确认。

2、调度自动化信息接入工作已经完成，调度电话、自动化设备及计量装置运行良好，通道畅通，实时信息满足调度运行的需要。

3、启动、试验方案和相应调度措施已批准。第71条 新设备启动前必须具备下列条件：

1、设备验收合格。

2、所需资料已齐全，参数测量工作已结束。

第72条 新设备投入运行必须核相。设备检修改造后，如需核相由运行单位在申请中向相应调度机构提出。

第73条 地调管辖的220kV新设备，在向所属地调申请启动的同时，也需将设备规范、一次结线、主变分接头运行位置等主要资料报省调。

第二节 新建发电机组启动并网管理

第74条 凡要求并网运行的发电机组，不论其投资主体 山东电力系统调度管理规程

或产权归属，均应遵照《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》等法律法规的规定，根据调度管辖范围依法签订并网调度协议并严格执行。

第75条 发电厂应在机组启动并网前3个月，向省调提供书面资料和有关电子文档（外文资料需同时提供中文版本），提出一次设备编号建议。书面资料应包括：

1、一次系统结线图。

2、主要设备规范及技术参数（抽水蓄能电站应包括水库资料）。

3、继电保护、安全自动装置配置及图纸资料（原理图、配置图、二次线图、装置说明书等）。

4、运行规程、主要运行人员名单、预定投产日期等。省调应在机组启动并网前2个月确定调度名称，下达调度管辖范围和设备命名编号。

第76条 发电厂应在机组并网前45天，以公文形式向省调提交机组启动试运申请书。省调应在收到机组启动试运申请书后15天内进行批复，申请书至少应包括以下内容：

1、机组名称和参数。

2、预计机组总启动日期、要求的机组启动调试期。

3、调试项目及措施、调试负责人或工作联系人等。第77条 新建机组具备并网条件后，发电厂应在机组启动并网前15天提出并网条件验收申请。省调在收到并网条件验收申请书5个工作日内答复，验收工作应在机组启动并网前5个工作日完成。

第78条 发电厂应在机组启动前7个工作日，在专用调度管理系统维护新投产机组参数等基础数据，并经省调审核。

第79条 省调应在机组启动并网前5个工作日编制完成20

第六章 新设备启动投产管理

机组启动并网调度措施，下达启动调试方案和安全自动装置定值。

第80条 新建机组启动并网前应具备以下条件：

1、新建机组配套送出工程（一次和二次设备）的建设、调试、验收已完成，具备并网机组电力送出的必要网络条件。

2、发电厂与电网企业签订《并网调度协议》等相关合同协议书。

3、取得质检部门签发的《机组整套启动前质量监督检查报告》，并完成对相关问题的整改。

4、发电厂值长、单元长、电气班长取得上岗证书，名单已报调度机构。

5、现场规程、保厂用电措施和全厂停电应急预案等资料齐全，并报调度机构。

6、相关调度管理及应用系统安装完毕，并已接入调度机构。机组数据注册完毕。

7、新建机组调试大纲、电气试验方案、并网调试方案已报调度机构。

第81条 新建机组并网必备条件验收合格后，应在启动前3个工作日12时前向省调提出启动申请，省调提前2个工作日17时前批复。

第82条 启动试运机组应视为并网运行设备，纳入电力系统统一运行管理。与电网运行有关的试验须经调度机构批准，调度机构根据电网实际情况为并网调试安排所需的运行方式。

第83条 启动试运机组进入和完成168（72＋24）小时满负荷试运，发电厂值长均应及时向调度机构值班调度员汇报。山东电力系统调度管理规程

第84条 新建机组移交生产前应完成以下调试试验项目：

1、发电机组励磁系统、调速系统、PSS试验。

2、发电机进相运行试验。

3、发电机组一次调频试验。

4、发电机组AGC试验。

5、发电机甩负荷试验。

6、电网要求的其他试验。

第85条 新建机组完成满负荷试运后1个月内，应完成第84条规定的所有试验。试验完成后，电厂应及时向调度机构提供试验报告，经调度机构审核确认符合要求，机组方可移交生产。第七章 系统频率调整及有功管理

第七章

系统频率调整及有功管理

第一节 发电出力管理

第86条 发电厂应按日发电调度计划曲线运行，并根据调度指令调整出力。

第87条 省调值班调度员根据系统情况或上一级调度指令，有权修改各发电厂调度计划曲线。

第88条 发电厂向省调上报月度检修计划的同时，应说明各种运行方式下的最大连续出力和最小技术出力，经省调批准执行。当出力变化时，应于前2个工作日12时前向省调提出申请，并经批准。

第89条 运行设备异常等原因使机组最大连续出力和最小技术出力发生临时变化时，发电厂值长应向省调值班调度员报告改变原因并提出申请。

第90条 省调对非灵活调度发电机组实行计划管理。非灵活调度发电机组是指发电机组不在已经核定的最大、最小技术出力间灵活调整的，或者需连续运行而不能参与调峰的机组(新建机组并网调试期间、发电机组开停机过程除外)。

不超过30天的短期非灵活调度发电机组，发电厂每月15日前向省调报送次月计划申请书；超过30天的长期非灵活调度发电机组，发电厂提前3个月以公文形式报送计划申请书。

第91条 发电厂燃料供应不足时，应向省调提出降出力或停机申请，避免全厂低于最小运行方式或全厂停机。山东电力系统调度管理规程

第二节 负荷管理

第92条 各供电公司应做好本地区负荷预测工作，避免因实际用电负荷与预测负荷偏差较大而造成ACE（频率）越限、设备过负荷及低电压运行。

第93条 负荷预测分为负荷预测、月度负荷预测、日负荷预测、节日负荷预测。

地区负荷预测应包括每月最高、最低负荷，在每年10月底前报省调。月度负荷预测应在前1个月20日前报省调。日负荷预测曲线按96点进行编制，在前1个工作日的15时前报省调。

法定节假日3个工作日前上报地区负荷预测曲线，并可每日进行修改上报。节假日最高、最低负荷预测应在10天前报省调。

第94条 各供电公司应于每年一季度末向省调上报经政府主管部门批准的“地调限电拉路序位”、“地调事故拉路序位”和“省调事故拉路序位”。省调应每年修订“省调事故拉路序位”，并报政府主管部门批准。

第95条 若发电出力不能满足用电需求，或因发输电设备计划检修造成地区电网供电能力不足，省调在进行电力平衡时，应按照批准的方案分配地区用电限额，各地调按分配的负荷限额控制地区负荷。

第96条 电网实时运行过程中，因发输电设备故障导致不能满足用电需求时，省调应向相关地调下达限电或事故拉路指令，明确拉路数额、范围及执行时间。地调按照限电拉路序位或事故拉路序位立即执行。第七章 系统频率调整及有功管理

第三节 频率（联络线）调整

第97条 山东电网频率标准为50赫兹，频率偏差不得超过±0.2赫兹，正常情况下电网频率按50±0.1赫兹控制。

第98条 为监视电网频率，各级调度机构调度室、发电厂控制室、变电监控中心、110kV及以上变电站应装有数字式频率表。

第99条 电网频率及区域控制偏差（ACE）调整由省调值班调度员负责。发电厂值长、地调值班调度员对保证频率及ACE在规定范围，与省调值班调度员负有共同责任。

第100条 联网运行方式下，山东电网按联络线功率及频率偏差（TBC）方式控制。当山东电网与华北主网解列时，由省调负责山东主网的调频工作，山东电网按定频率控制（CFC）方式控制。

第101条 负责ACE调整的机组由省调指定，正常情况下由投入AGC功能的机组承担；特殊情况下可以指定有条件的机组进行人工调整。当机组失去调整能力时，发电厂值长应立即向省调值班调度员汇报。

第102条 省调应严格执行跨省联络线送受电计划。由于特殊情况，需要修改次日的联络线计划时，应于当日12时前向网调提出申请。

第四节 自动发电控制系统（AGC）调度管理

第103条 运行的200MW及以上容量的机组必须具备AGC功能，新投产100MW及以上容量的机组必须具备AGC功能，并满足山东电网机网协调技术要求。

第104条 机组的AGC功能正常投停方式按省调通知执行，值班调度员有权根据电网需要临时调整。未经调度许可 山东电力系统调度管理规程

（紧急情况除外）不得擅自退出功能或修改控制参数。

第105条 发电厂因设备消缺等原因不能按规定投入AGC功能时，由发电厂值长向值班调度员提出申请，经同意后方可退出。当AGC功能退出后，机组按调度计划出力曲线接带负荷。机组AGC功能因故紧急退出，发电厂值长应立即汇报省调值班调度员。

第106条 机组AGC装置的检修试验工作均应履行检修申请手续。

第107条 发电厂应编写AGC现场运行规程，并上报省调备案。第八章 系统电压调整及无功管理

第八章

系统电压调整及无功管理

第一节 系统无功管理

第108条 省调依据《电力系统安全稳定导则》、《电力系统电压和无功电力技术导则》和《电力系统电压质量和无功电力管理规定》，负责220kV及以上电网电压与无功功率的运行控制及管理。

第109条 为保证电网电压质量，220kV及以上电压等级发电厂、500kV变电站的500kV和220kV母线定为省调电压考核点。

第110条 220kV变电站的220kV母线为省调电压监测点。

第111条 未列入省调电压考核点的发电厂、220kV变电站各级母线为地调电压监测点。

第112条 省、地调按调度管辖分工，根据电网负荷变化和调压需要对发电厂电压考核点和电压监测点编制和下达电压曲线。电压考核点和电压监测点允许变动范围应符合电压质量考核标准的要求。

第113条 凡与发、输、配电设备配套的无功补偿设备、调压装置、测量仪表等均应与相关设备同步投产。

第二节 系统电压调整

第114条 调整电压的原则：

1、调压方式：在电压允许偏差范围内，供电电压的调整使电网高峰负荷时的电压值高于电网低谷负荷时的电压值。

2、电网的无功调整应以分层、分区和就地平衡为原则，山东电力系统调度管理规程

避免经长距离线路或多级变压器输送无功功率。

3、无功电源中的事故备用容量，应主要储备于运行的发电机、调相机和无功静止补偿装置中，以便在发生因无功不足，可能导致电压崩溃事故时，能快速增加无功出力，保持电网稳定运行。

第115条 500kV变电站运行值班人员发现500kV母线电压低于500kV或高于550kV，220kV母线电压低于220kV或高于242kV时，应立即报告省调值班调度员。

网调确定的电压监测点，其运行电压范围依照网调规定执行。

第116条 220kV变电站220kV母线电压低于213.4kV或高于235.4kV时，变电站（或监控中心）运行值班人员应立即报告所属调度值班调度员。

第117条 发电厂和具有无功调整能力的变电站应严格按照调度下达的电压曲线自行调整无功出力，合格调压范围为目标值电压的98%-102%。

1、无功高峰负荷期间，发电机无功要增到考核点电压达到目标电压值或按发电机P-Q曲线带满无功负荷为止。

2、无功低谷负荷期间，发电机无功要减到考核点电压降至目标电压值或功率因数提到0.98以上（或其他参数到极限）。

3、已执行上款规定但考核点电压仍高达目标电压值的102%及以上时，100MW以下容量发电机组功率因数要求达到1（自动励磁调节装置投运），100MW及以上容量发电机组功率因数要求达到省调规定的进相深度。

4、发电厂可投切的低压电抗器组，由发电厂电气运行值班人员根据母线电压和发电机功率因数按规定自行调整。第八章 系统电压调整及无功管理 5、500kV变电站电容器组、低压电抗器组的投切，有载调压变分接头的调整，由变电站运行值班人员根据母线电压按规定自行调整，但操作前后应向省调值班调度员汇报，省调值班调度员应及时记录。

6、可单独投切的500kV高抗，省调值班调度员可根据有关规定及电网实际运行情况进行投停操作。

第118条 地调值班调度员要加强对所辖并网地方电厂和变电站无功、电压的监视、调整，保持变电站母线电压质量。通过采取调整机组无功出力、投退无功补偿设备等措施，保证220kV主变高压侧功率因数高峰时段不小于0.95，低谷时段不大于0.95。

如全部调压手段用完后，变电站母线电压质量仍不能满足要求时，应及时汇报省调值班调度员协助调整。

第119条 变压器分头选择整定按调度管辖范围分级管理。变压器运行电压一般不应高于运行分头额定电压的105%。

第120条 电压调整的主要方法：

1、改变发电机、调相机励磁，投、停电容器、电抗器。

2、改变变压器分头。

3、改变发电厂间及发电厂内部机组的负荷分配。

4、抽水蓄能机组调相运行。

5、开启、停运机组。

6、改变电网结线方式，投、停并列运行变压器。

7、限制电压过低地区的负荷。

第三节 自动电压控制系统（AVC）调度管理

第121条

省调根据电网安全运行需要确定AVC子站布 山东电力系统调度管理规程

点。

第122条 山东电网AVC系统主站和子站设备均属省调管辖。省调值班调度员负责AVC子站的投入或退出，发电厂值长负责每台机组AVC功能的投退。

第123条 安装AVC子站的发电厂，当子站投入且省调AVC主站处于闭环控制（遥调方式）时，考核点电压按主站下发的指令调整；当投入本厂就地闭环控制（就地方式）或AVC子站退出运行时，考核点电压要依照省调下达的电压曲线调整。

第124条 发电厂和变电站的AVC子站正常应投入运行（自动方式），由省调根据实际情况决定采用遥调或就地方式。

第125条 新（扩、改）建的AVC子站，投入运行前应进行试验和调试，并将调试试验报告、现场运行管理细则报省调备案。AVC子站设备定值需报省调审核后执行。

第126条 影响AVC功能的子站设备检修或更换后，应进行相关的试验。

第九章 调度操作管理

第九章

调度操作管理

第一节 操作一般原则

第127条 电网倒闸操作，应按调度管辖范围内值班调度员的指令进行。如对省调管辖的设备有影响，操作前应通知省调值班调度员。省调管辖设备的操作，必须按省调值班调度员的指令进行，省调委托地调代管设备、省调许可设备的操作，地调值班调度员在操作前必须经省调值班调度员的同意，操作后汇报省调值班调度员。

第128条 地调管辖的设备需省调管辖的旁路开关代运，其操作由地调值班调度员指挥；省调管辖的设备需地调管辖的开关代运，其操作由省调值班调度员指挥；改变母线运行方式的操作，由其调度管辖单位的值班调度员指挥。

第129条 3/2接线一串中的两个设备由不同调度管辖时，该串中任一开关、刀闸的操作需征得另一方的许可并经管辖母线的调度同意。

第130条 值班调度员在操作前应与有关单位联系，确认无问题后再操作。倒闸操作应尽量避免在交接班、高峰负荷和恶劣天气时进行。

第131条 对于无人值班变电站的计划操作，操作通知、预告由省调值班调度员下达给操作队（或监控中心）值班人员;对于有人值班变电站的计划操作，操作通知、预告由省调值班调度员直接下达给变电站值班人员。

省调值班调度员将操作指令直接下达变电站（或监控中心），由变电值班人员实施操作，操作队值班人员应按计划到现场。

山东电力系统调度管理规程

第132条 值班调度员对管辖设备进行两项及以上的正常操作，均应填写操作指令票。对一个操作任务涉及两个以上综合指令的正常操作，要填写操作顺序。

第133条 值班调度员在填写操作指令票和发布操作指令前要特别注意下列问题：

1、对电网的运行方式、有功出力、无功出力、潮流分布、频率（ACE）、电压、电网稳定、通信及调度自动化等方面的影响。必要时，应对电网进行在线安全计算分析并做好事故预想。

2、对调度管辖以外设备和供电质量有较大影响时，应预先通知有关单位。

3、操作顺序的正确性，严防非同期并列、带负荷拉合刀闸和带地线合闸等。

4、继电保护、安全自动装置和变压器中性点接地方式的适应性。

5、线路“T”接线。

第134条 操作指令分逐项指令、综合指令和单项指令。涉及两个及以上单位的配合操作或需要根据前一项操作后对电网产生的影响才能决定下一项操作的，必须使用逐项指令。

凡不需要其他单位配合仅一个单位的单项或多项操作，可采用综合指令。

处理紧急事故或进行一项单一的操作，可采用单项指令。下列操作值班调度员可不用填写操作指令票，但应做好记录：

1、合上或拉开单一的开关或刀闸(含接地刀闸)。

2、投入或退出一套保护、安全自动装置。

第九章 调度操作管理

3、投入或退出机组AGC、AVC、PSS。

4、发电机组启停。

5、事故处理。

第135条 逐项指令的操作由值班调度员填写操作指令票，下达操作预告，逐项发布操作指令，收听汇报，实施操作。

综合指令的操作，由值班调度员填写综合指令票，下达操作任务、时间和要求，现场填写倒闸操作票，根据值班调度员指令实施操作。

单项指令的操作，值班调度员不填写操作指令票，可随时向运行值班人员发布指令。

第136条 省调值班调度员的操作指令，应由地调值班调度员、发电厂值长或电气班长、变电运行人员接受，并汇报执行结果。

第137条 省调值班调度员为便利操作或在通信中断时，可以通过地调值班调度员、发电厂值长转达指令和汇报，也可委托地调值班调度员对省调管辖设备进行操作。

委托操作应在操作8个小时前通知受委托地调和受令单位（异常和事故处理不受此时间限制），同时将有关安全、技术措施一并下达。操作结束后，地调将调度权交还省调。

第138条 省调值班调度员应在前一工作日17时前，将操作任务通知有关单位。

第139条 接地刀闸（地线）管理规定：

1、凡属省调管辖线路出线刀闸以外的省调值班调度员下令操作的线路接地刀闸（地线），由省调操作管理。

2、线路出线刀闸以内的接地刀闸（地线），由厂站运行值班人员操作管理。

山东电力系统调度管理规程

3、检修人员在线路上装设的工作地线，由检修人员操作管理。

第二节 操作制度

第140条 操作指令票制：

1、所有正常操作，值班调度员应于发布指令两小时前填写好操作指令票，对照厂站主接线图检查操作步骤的正确性，并将操作步骤预告有关单位。新设备启动操作应提前24小时下达操作预告。

2、操作预告可利用电话、传真、网络等方式将调度指令内容传到现场，双方必须进行复诵校核内容一致。

3、现场根据调度预告的步骤，写出倒闸操作票，做好操作准备。

4、在拟票、审核、预告及执行操作指令票中，值班调度员要充分理解检修票中的内容、安排、要求及运行方式变化原因，明确操作目的，确定操作任务，必要时征求现场操作意见，并做好事故预想。

5、填写操作票，必须正确使用设备双重编号和调度术语；操作指令票内容必须清楚、明确，值班调度员必须按核对正确已经预告的操作指令票发布操作指令。

6、新设备启动送电前，值班调度员应与现场运行值班人员核对接线方式、设备名称及编号正确。新设备启动不允许调度员现场指挥操作。

第141条 复诵指令制：

接受操作预告、操作指令和收听操作汇报的运行值班人员，都必须复诵。操作指令复诵无误方可执行。下令者只有得到直接受令者完成指令的汇报时，指令才算执行完毕。

第九章 调度操作管理

第142条 监护制：

调度操作指令票一般由副值调度员填写，调度长（正值）审核。

发布操作指令和收听操作汇报，一般由副值调度员实施，调度长（正值）监护。

第143条 录音记录制：

所有调度操作、操作预告、事故处理都必须录音；值班调度员和现场运行人员必须做好操作记录。

第三节 基本操作规定

第144条 变压器操作 1、110kV及以上电力变压器在停、送电前，中性点必须接地，并投入接地保护。变压器投入运行后，再根据继电保护的规定，改变中性点接地方式和保护方式。

2、变压器充电时，应选择保护完备、励磁涌流影响较小的电源侧进行充电。充电前检查电源电压，使充电后变压器各侧电压不超过其相应分头电压的5%。一般应先合电源侧开关，后合负荷侧开关；停电时则反之。500kV变压器停送电，一般在500kV侧停电或充电。

3、新装变压器投入运行时，应以额定电压进行冲击，冲击次数和试运行时间按有关规定或启动措施执行；变压器空载运行时，应防止空载电压超过允许值。

4、变压器并列运行的条件：（1）结线组别相同。（2）电压比相同。（3）短路电压相等。

电压比不同和短路电压不等的变压器经计算和试验，在

山东电力系统调度管理规程

任一台都不会发生过负荷的情况下，可以并列运行。

5、倒换变压器时，应检查并入的变压器确已带上负荷，才允许停其他变压器。

6、并列运行的变压器，倒换中性点接地刀闸时，应先合上要投入的中性点接地刀闸，然后拉开要停用的中性点接地刀闸。

第145条 开关、刀闸操作

1、开关合闸前，厂站必须检查继电保护已按规定投入。开关分、合闸后，厂站必须检查确认开关三相位置。

2、开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许就地操作时，必须进行三相同时操作，不得进行分相操作。

3、母线为3/2接线方式，设备送电时，应先合母线侧开关，后合中间开关；停电时则反之。

4、刀闸的操作范围：

（1）在电网无接地故障时，拉合电压互感器。（2）在无雷电活动时拉合避雷器。

（3）拉合220kV及以下母线和直接连接在母线上的设备的电容电流，拉合经试验允许的500kV母线。

（4）在电网无接地故障时，拉合变压器中性点接地刀闸。（5）与开关并联的旁路刀闸，当开关合好时，可以拉合开关的旁路电流。

（6）拉合3/2接线的母线环流。其他刀闸操作按厂站现场规程执行。第146条 母线操作

1、母线的倒换操作，必须使用母联开关。

2、备用母线和检修后的母线，充电时现场应投入母联开关的保护，充电良好后方可进行倒换操作。母线倒换操作时，36

第九章 调度操作管理

现场应断开母联开关操作电源。

3、无母联开关、母联开关无保护的双母线倒换操作和用刀闸分段的母线送电操作，必须检查备用母线确无问题，才可使用刀闸充电。

4、母线倒闸操作过程中，现场负责保护及安全自动装置二次回路的相应切换。

5、进行母线倒闸操作时应注意：（1）对母差保护的影响。

（2）各段母线上电源与负荷分布的合理性。（3）主变中性点接地方式的适应性。（4）防止PT对停电母线反充电。

（5）向母线充电时，应注意防止出现铁磁谐振或因母线三相对地电容不平衡而产生过电压。

第147条 线路操作

1、线路停电操作顺序：

拉开开关，拉开线路侧刀闸，拉开母线侧刀闸，在线路上可能来电的各端合接地刀闸（或挂接地线）。

线路送电操作顺序： 拉开线路各端接地刀闸（或拆除地线），合上母线侧刀闸，合上线路侧刀闸，合上开关。

值班调度员下令合上线路接地刀闸（或挂地线）即包括悬挂“禁止合闸，线路有人工作”的标示牌；值班调度员下令拉开线路接地刀闸（或拆除地线）即包括摘除“禁止合闸，线路有人工作”的标示牌。

2、双回线或环形网络解环时，应考虑有关设备的送电能力及继电保护允许电流、电流互感器变比、稳定极限等，以免引起过负荷跳闸或其他事故。

山东电力系统调度管理规程 3、500kV、220kV双回线或环网中一回线路停电时，应先拉开送电端开关，后拉开受电端开关，以减少开关两侧电压差，送电时反之；如一侧发电厂，一侧变电站，一般在变电站侧停送电，发电厂侧解合环。有特殊规定的除外。

直配线路停电时一般先拉开受电端开关，后拉开送电端开关。送电时反之。

4、操作220kV及以上电压等级的长线路时应考虑：（1）勿使空载时受端电压升高至允许值以上。（2）投入或切除空线路时，勿使电网电压产生过大波动。（3）勿使发电机在无负荷情况下投入空载线路产生自励磁。

第148条 新建线路投入运行时，应以额定电压进行冲击，冲击次数和试运行时间，按有关规定或启动措施执行。

第149条 500kV高压并联电抗器送电前，电抗器保护、远方跳闸装置应正常投入，500kV线路高抗（无专用开关）投停操作必须在线路冷备用或检修状态下进行。

第150条 解、并列操作

1、值班调度员在解、并列操作前，应认真考虑可能引起的电压、频率（ACE）、潮流、继电保护与安全自动装置的变化，并通知有关单位。

2、准同期并列的条件：（1）相序、相位相同。（2）频率相同。（3）电压相同。

3、并列时调整频率的原则：

（1）发电机与电网并列，应调整发电机的频率，可在任一稳定频率进行。

第九章 调度操作管理

（2）电网与电网并列，应调整频率不符合标准的电网或容易调整的电网。两电网并列可在49.9赫兹至50.1赫兹之间任一稳定值进行。

4、并列时调整电压的原则：

（1）发电机与电网并列，调整发电机电压，并列点两侧电压偏差在1%以内。

（2）电网与电网并列，并列点两侧电压偏差应在5%以内，无法调整时，允许电压差20%。

5、电网解列时，应将解列点有功、无功调整至零。有困难时，可在有功调整至零，无功调至最小的情况下解列。

凡有并列装置的厂站运行人员必须达到能操作并列的要求。

第151条 解、合环操作

1、值班调度员在解、合环前，应认真考虑继电保护、安全自动装置、潮流变化、设备过载、电压波动等变化因素，必要时应对电网进行在线安全计算分析，并通知有关单位。

2、解、合环应使用开关，未经计算试验不得使用刀闸。

3、环形网络只有相位相同才允许合环。

4、合环操作有条件的应检查同期，电压差不超过20%，相角差不超过30度（经计算各元件过载在允许范围内）。

第152条 零起升压操作

1、担负零起升压操作的发电机，需要有足够的容量，对长距离高压线路零起升压时，应防止发电机产生自励磁。零起升压前，发电机强励、自动电压调整装置、失磁保护退出，联跳其他非零起升压回路开关压板退出，其余保护均可靠投入。

2、升压线路保护完整并投入，重合闸退出，联跳其他非

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零起升压回路开关压板退出。

3、对主变压器或线路串变压器零起升压时，变压器保护必须完整并可靠投入，中性点必须接地。

4、零起升压系统必须与运行系统有明显断开点。

第十章 电力系统事故及异常处理

第十章

电力系统事故及异常处理

第一节 事故处理一般原则

第153条 省调值班调度员在事故处理时接受网调值班调度员指挥，是省调管辖范围内电力系统事故处理的指挥者，应对省调管辖范围内电力系统事故处理的正确性和及时性负责。

第154条 事故处理的主要任务：

1、迅速限制事故发展，消除事故根源，解除对人身和设备安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解。

2、用一切可能的方法，保持对用户的正常供电。

3、迅速对已停电的用户恢复送电，特别应优先恢复发电厂厂用电、变电站站用电和重要用户的保安用电。

4、调整电网运行方式，使其恢复正常。

第155条 电网发生事故时，运行值班人员应立即向省调值班调度员简要报告开关动作情况，待情况查明后及时汇报下列情况：

1、跳闸开关（名称、编号）及时间、现象。

2、继电保护和自动装置动作情况，故障录波及测距。

3、表计摆动、出力、频率、电压、潮流、设备过载等情况。

4、人身安全和设备运行异常情况。

第156条 事故单位处理事故时，对调度管辖设备的操作，应按值班调度员的指令或经其同意后进行。无须等待调度指令者，应一面自行处理，一面将事故简明地向值班调度员报告。待事故处理完毕后，再作详细汇报。网调管理设备

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和网调省调双重调度设备发生故障时，省调在进行处理的同时报告网调。

第157条 为了迅速处理事故，防止事故扩大，下列情况无须等待调度指令，事故单位可自行处理，但事后应尽快报告值班调度员：

1、对人身和设备安全有威胁时，根据现场规程采取措施。

2、厂（站）用电全停或部分停电时，恢复送电。

3、电压互感器保险熔断或二次开关跳闸时，将有关保护停用。

4、将已损坏的设备隔离。

5、电源联络线（网调调度设备除外）跳闸后，开关两侧有电压，恢复同期并列或合环。

6、安全自动装置（如切机、切负荷、低频解列、低压解列等装置）应动未动时手动代替。

7、本规程及现场规程明确规定可不等待值班调度员指令自行处理者。

第158条 电网事故过程中，各单位应首先接听上级调度的电话。非事故单位应加强设备监视，简明扼要地汇报事故象征，不要急于询问事故情况，以免占用调度电话，影响事故处理。

第159条 值班调度员在处理事故时应特别注意：

1、防止联系不周，情况不明或现场汇报不准确造成误判断。

2、按照规定及时处理异常频率、电压。

3、防止过负荷跳闸。

4、防止带地线合闸。

5、防止非同期并列。

第十章 电力系统事故及异常处理

6、防止电网稳定破坏。

7、开关故障跳闸次数在允许范围内。

第160条 值班调度员在处理事故中，要沉着、果断、准确、迅速。处理事故期间非有关人员应主动退出调度室，有关人员应协助值班调度员处理事故。事故处理告一段落，应迅速将事故情况汇报上级值班调度员及有关领导。

第161条 在事故处理过程中，为缩小事故范围、防止设备损坏、解救触电人员以及对电网的紧急调整等进行的操作称之为应急处理操作。是否为应急处理操作，由值班调度员认定。

值班调度员发布应急处理操作的调度指令称为应急指令。

第162条 应急指令的执行

1、受令单位接到值班调度员发布的应急指令后，在保证安全的前提下，应尽可能提高应急处理操作的速度。

2、执行应急指令时可不用操作票，但应做好记录。

3、对于无人值守变电站，操作单位执行应急指令时，能遥控的设备必须用遥控操作。

4、应急处理过程中，现场可采取一切通信方式尽快与调度联系。

5、执行应急指令需要解锁操作时，可由操作队或变电站当值负责人下令紧急使用解锁工具，发电厂由当值值长下令紧急使用解锁工具，操作完毕后应及时向防误闭锁专责人汇报。

6、执行应急指令优先于执行正常操作指令。

第163条 事故处理时，要全部录音并做好记录。对重大事故当值调度员应在3日内写出事故报告。

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第164条 重大电网事故，要组织有关人员讨论分析，总结经验教训，制定相应的反事故措施。

第165条 交接班时电网发生事故，应停止交接班。由交班调度员（运行人员）进行处理，接班调度员（运行人员）协助，待事故处理告一段落后，再进行交接班。

第二节 频率异常处理

第166条 电网发生事故导致跨省联络线送受电偏离计划时，省调值班调度员应立即报告网调，按照网调要求采取措施尽快恢复联络线计划。

第167条 当电网频率低于49.8赫兹时，省调值班调度员按照网调值班调度员指令立即调整发电厂出力，解列抽水工况运行的抽水蓄能机组，启动抽水蓄能机组发电工况运行。当电网备用出力不足时，省调值班调度员立即对地调值班调度员下达限电或事故拉路指令。地调接到指令后，应在15分钟内完成。

当频率低至49.5赫兹且有继续下降趋势或低于49.8赫兹持续时间超过15分钟以上时，省调值班调度员按照省调事故拉路序位直接拉路，使频率低于49.8赫兹的持续时间不超过30分钟。

第168条 当电网频率低于49.25赫兹时，各发电厂、变电站（或监控中心）运行值班人员应主动迅速地将装有低频自动减负荷装置应动而未动的线路拉闸；抽水蓄能电站值班人员将抽水工况运行的机组解列，自行启动机组发电工况运行。

当频率低于49.0赫兹时，各地调值班调度员应立即自行按“事故拉路序位”拉闸，使频率恢复至49.0赫兹以上。

第十章 电力系统事故及异常处理

当频率低于48.5赫兹时，发电厂运行人员按本厂“事故拉路序位”立即拉闸，使频率恢复至49.0赫兹以上，然后汇报省、地调值班调度员。

当频率低于48.0赫兹时，省调值班调度员、地调值班调度员、发电厂值长可不受事故拉路序位的限制自行拉停负载线路或变压器，使频率恢复至49.0赫兹以上。

第169条 当电网频率低于46.0赫兹时，按所管辖调度机构批准的“保厂用电方案”，发电厂可自行解列一台或数台发电机带本厂厂用电和地区部分负荷单独运行，同时将其他机组自行从电网解列(如现场规程有明确规定，按现场规程执行)。

第170条 当电网频率恢复至49.0赫兹，电压恢复至额定电压的90%以上时，解列运行的发电厂应主动联系值班调度员将解列的发电机并入电网。

第171条 电网低频率运行时，对拉闸和低频自动减负荷装置动作跳闸的线路，需在频率恢复到49.8赫兹以上，并征得省调值班调度员的同意，方可送电(需送保安电源者除外)。省调下令拉闸的设备由省调下令恢复送电。

第172条 当电网频率持续偏高且无法调整时，省调值班调度员可令各厂采取措施降低出力或让部分机组滑减出力直至停机。

第173条 下级调度机构未按上级调度机构指令或有关规定及时限电或拉闸，所引起的一切后果由其负责。

第174条 一般情况下，电网频率超过50±0.2赫兹的持续时间不应超过20分钟；频率超过50±0.5赫兹的持续时间不应超过10分钟。任何情况下，频率超过50±0.2赫兹的持续时间不得超过30分钟;频率超过50±0.5赫兹的持续时

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间不得超过15分钟。

第175条 局部电网解列时，装机容量小于3000MW的电网正常频率为50±0.5赫兹。一般情况下，频率超过50±0.5赫兹的持续时间不应超过20分钟;频率超过50±1赫兹的持续时间不应超过10分钟。任何情况下，频率超过50±0.5赫兹的持续时间不得超过30分钟;频率超过50±1赫兹且持续时间不得超过15分钟。

第三节 电压异常处理

第176条 一般情况下，220kV及以上母线电压超出规定电压±5%的持续时间不应超过1小时；超出规定电压±10%的持续时间不应超过30分钟。任何情况下，电压超出规定电压±5%的持续时间不得超过2小时；超出规定电压±10%的持续时间不得超过1小时。

第177条 当220kV及以上母线电压低于规定电压的95%时，省调值班调度员采取措施使电压恢复正常，必要时在低电压地区限电。

当电压低于规定电压的90%时，省调值班调度员应立即在低电压地区事故拉路，直至电压恢复正常。

第178条 当发电机电压降至额定电压90%以下时，现场运行值班人员应利用发电机事故过负荷能力，增加无功出力以维持电压，同时报告所属调度值班调度员处理，若电压下降很快，低于额定电压的85%，发电厂可按事故拉路顺序自行拉路，使电压恢复到额定值90%以上，再向值班调度员报告。