电力调度监控系统

电力调度监控系统（推荐8篇）

电力调度监控系统 篇1

第一章 概述

1、电力系统运行控制目标、电能质量的基本要素

2、电力系统运行方式的内容

第二章 数据通信/通信规约

1、数据通信的调制解调方法

2、数据通信的差错控制措施（奇偶校验、方阵校验、线性分组码的概念及算法）

3、CDT规约（包括帧结构，同步字、控制字以及信息字的内容，以及不同的帧的传送方式）

第三章 SCADA系统

1、SCADA系统的基本功能

2、前置机系统的作用

第四章 EMS/高级应用软件

1、网络拓扑的功能、作用和算法流程。

2、状态估计的基本概念、术语及计算过程。

3、负荷预测方法及其异同点。

第五章 有功功率及频率调整

1、电力系统的功频特性

2、电力系统一次调频及二次调频的概念

3、电力系统经济调度及等微增率法则的推导

4、AGC的基本目标和控制方法

5、AGC的CPS1及CPS2评价标准

第六章 无功功率及电压调整

1、影响电力系统负荷侧电压的主要因素

2、电力系统电压控制手段及其优缺点。

第七章 电力系统稳定控制

1、静态稳定和暂态稳定的概念

2、提高电力系统稳定性的方法、措施及其原理

第八章 配电自动化系统

1、馈线自动化技术

2、馈线自动化中的重合器、分段器的原理、作用

3、重合器与熔断器的配合实现馈线自动化

电力调度监控系统 篇2

1 后台监控系统概述

电力调度系统包含三个层次。首先是调度主站层, 也就是后台监控系统, 是电力自动化管理和控制的关键与核心, 主要功能在于对变电站和其他相关的电力设备进行在线监控、状态分析, 以及对各子站之间的关系进行协调, 从而对整个配电系统进行优化, 使得整个厂站网络处于最佳的运行状态。其次是区域分站, 处于中心站与子站之间, 由工控机、高档微机和相应的通讯设备共同组成, 可在变电站的子站与主站之间形成一个高速局域网, 实现两者之间的相互通信, 以及主站对于子站的SCADA功能。另外, 还能够在不同子站之间构筑数据通信网, 实现子站之间的相互通信以及数据的转发。然后是调度子站, 可以实现对下属设备的监测和控制, 实现与上层区域分站的数据通信功能。

对于后台监控系统的结构构成而言, 可以分为软件设备和硬件设备两大类。其中, 硬件设备主要包括数据服务器、WEB服务器以及各种各样的网络设备, 可以提供WEB服务、数据共享、维护管理等功能。而软件部分则主要采用Client/Server (客户端/服务器) 的模式, 以及分布式处理技术SCADA, 运用面向对象的编程方法进行设计, 因此存在良好的可扩展性和可维护性。

2 后台监控系统的功能和作用

后台监控系统可以说是整个电力调度的核心和关键, 可以实现对于电网整体运行状态的监测、分析和控制, 对变电站之间的相互关系进行协调, 从而使得电网系统具备良好的可靠性和稳定性, 确保电力网络始终处于最佳的运行状态。具体来说, 后台监控系统的功能主要包括数据采集和处理、远程控制、故障报警、安全管理、数据信息管理、设备管理、自动电压调节、报表的自动生成等, 功能非常丰富。同时, 利用双机热备用的方式, 可以极大地提升后台监控系统的稳定性和可靠性, 即使一台服务器出现故障, 另一台服务器也可以迅速对该服务器中的所有数据进行转移, 保证系统的不间断运行。另外, 利用自身的权限管理功能, 后台监控系统可以对自身可能存在的故障进行快速检测和自动维修, 或者通过相应的报警功能, 向工作人员发送警报信息, 人工消除故障, 避免故障对于系统其他部分的影响。

3 后台监控系统在电力调度中的应用

以CC2000系统为例, 对其在电力调度中的实际应用情况进行分析。

3.1 系统概况。

CC2000属于新一代的电网调度自动化系统, 采用的是分布式体系结构, 具有成熟、稳定、可靠、实效性强的特点。通常情况下, 该系统在硬件设置方面采用双网冗余配置, 在软件方面则采用重传技术, 以保证数据在网上的可靠传输。在计算机网络和通讯中, 采用最为广泛的TCP/IP协议, 可以有效实现开放系统的相互连接。同时, CC2000可以实现对于网上服务器以及工作站接地点的监控和治理, 可以充分满足可靠性和可扩充性的要求。

3.2 CC2000电力调度自动化系统在实际应用中, 主要体现在以下几个方面:

首先, 开放式的系统机构。在实际应用中广泛采用了国际标准, 如基于X-Window以及OSF/Motif的人际界面软件, TCP/OSI通信等。同时, 采用了灵活的分布配置, 不仅可以支持客户-服务器的配置, 也可以支持全分布对等式配置。终端用户也可以根据系统的规模以及自身的特殊要求, 对硬件和软件进行再配置, 确保系统功能的有效发挥。

其次, 面向对象的开发技术。CC2000系统引入了大对象概念, 将一个特定的应用作为一个大对象进行处理, 从而有效地保证了不同应用之间界面的清晰性以及应用自身的安全性。同时还能够更加直观、更加准确、更加完整地对应用因某个特定事件而产生的变化过程以及应用在过去、现在和未来的状态进行表示。

再者, 分布式的软件体系结构。分布式系统自身具备良好的性价比, 其优点十分显著, 但是由于软件的集成问题, 缺乏实时功能的支持以及简单有效的编程模型, 因此在实际应用中发展缓慢。而CC2000系统同样属于分布式实时系统, 但其在实际应用中具有相当的可行性, 同时优点显著, 主要表现在易于编程、良好的可移植性、可调度性、可扩充性和高效性、可靠性。

最后, 双网可靠组播传输协议 (MRTP) 技术。在当前的网络协议中, 应用最为广泛的, 是TCP协议和UDP协议, 但是, 这两种协议都存在一定的局限性, 应用范围限制较大。因此, 在对CC2000系统进行应用时, 设计研发了一种新的MRTP协议, 兼容了两者各自的优点, 更加安全可靠。该协议最为显著的特点, 就是自动重传机制, 可以通过对报文序号的分析, 判断是否存在报文丢失的情况, 然后自动申请丢失报文的重传。

4 结语

总之, 在电力调度中应用后台监控系统, 可有效减少错误率, 提升工作效率, 为电力系统的正常运行提供良好的技术支撑。

摘要：在机械自动化、电子科技等技术的带动下, 社会对于电力的需求日益增大, 对于电网供电的可靠性也提出了更高的要求。本文结合CC2000系统的特点, 对其在电力调度中的应用进行了分析和探讨。

关键词：电力调度,后台监控系统,应用

参考文献

[1]顾兴霞.后台监控系统在电力调度中的应用探讨[J].电源技术应用, 2013 (12) :484.

浅谈电力系统调度 篇3

关键词：电力系统调度 任务 主要工作 组织形式

1 電力系统调度的概念

电力系统调度，简单来说就是对电力系统运行的控制，控制系统中各元件的运行状态。电力系统调度要求任意时刻保证发电与负荷的平衡，要求调度管辖范围内电能质量的各个指标良好，确保电力系统安全稳定运行。

2 电力系统调度的任务与主要工作

2.1 电力系统调度的任务

2.1.1 尽最大可能的满足电力负荷的需求。伴随着社会经济及工农业生产的不断发展，人们生活水平不断提高，全社会的用电总量也随之增长。客观上要求电力系统建设足够容量的电厂，输电设备以及其他配套设施，这是整个电力系统必须要完成的任务。现阶段存在的主要问题有季节性缺电，这要求电力系统尽量采取有效措施，增加电源建设，若装机容量太少，或者燃料供应出现问题，没有足够的备用用量，那么调度的工作就很难操作。有了足够电源与设备后，如何调度就很关键，高峰负荷时，开启足够备用，避免停电和电力系统出现大范围拉闸限电。

2.1.2 保证电力系统运行的经济性。首先规划是电力系统运行经济性的前提条件，电厂的选址与布局、机组的大、燃料的种类以及运输方式、输电线路的电压等级与长度都会影响电力系统运行的经济性；在确定的网络结构下，调度方案决定系统运行的经济性，一般情况下大机组比小机组效率要高，高压输电经济性好于低压输电。一般情况下，开启全部备用，肯定能满足用电的需求，但是过多的备用会造成电网经济性的严重下降；应尽量多安排大机组高效率机组发电，减少并逐渐淘汰低效率机组，合理安排各机组的启停与发电计划，以达到较好的经济性能；若水电多时应尽量安排火电进行检修，夏季用电高峰季节尽可能不安排机组检修，这需要灵活巧妙地安排，在保障电力供应的基础上，获得最好的经济效益。

2.1.3 保障整个电网的安全可靠和连续供电

电能不能大规模储存，电网停电会对整个社会造成巨大的损失，保障整个电网的安全可靠运行和连续供电是电网必须完成的责任，关系到经济与社会的稳定。电能关系到千家万户，与国民经济各行业密不可分，一旦发生大面积停电事故，就会引起整个社会的混乱，电网事故，对于整个社会是一种灾难。随着社会工农业的发展，对供电的可靠性要求越来越高，停电造成的损失与危害也越来越大，比如铁路，以前电能只用于信号，停电时可用柴油发电机发电，不会对整个铁路的运行造成太大影响，现在电力机车所需要的电能自备发电设备几乎不可能满足，一旦电网停电，整个铁路系统将陷于瘫痪状态，2008年南方雪灾，湖南电网瘫痪，同时铁路系统也不能运行，大量旅客滞留。并且随着高层建筑的增多，电梯成为必备品，家庭电饭锅、微波炉、电水壶、空调、电脑、电冰箱、洗衣机进入居民家庭，停电事故会极大地影响人们的正常生活。另外，停电还可能对国家安全社会稳定造成影响，例如中南海或重要军事基地等政治军事中心发生停电会影响政府与国家安全，在高考等重要时刻及大型商场停电都可能造成恶劣的社会影响。

由于历史等各方面原因，我国电网结构薄弱，另外由于自然灾害及其它原因都可能造成电力供应的中断，此时，调度系统就应该采取有效措施，首先保证电力供应，其次若发生停电，应尽量减小停电的影响范围，确保重要负荷供电，并尽快恢复正常的电力供应。

2.1.4 保证良好的电能质量。我国电能质量的几个指标包括频率、电压和波形，电网的电能质量不单一取决于电网的某一环节，而是依赖于整个发电、输电、配电、用电各个部门的配合。①频率方面，对于一般电网，电网正常运行时，要求频率波动范围在0.2~0.5Hz。②电压方面，要求电压偏移不超过额定值的5%，现在看来，电压主要存在两个问题，一个问题是无功容量不足，另外一个问题是调整手段太少。往往是在电网负荷高峰时段，电压过低，电网负荷低谷时段出现电压过高现象，因此电压调整需要多级调整，有几级调度就需要有几级调整。一般情况下，网调要使500kV系统电压调整稳定，省调要使220kV电压保持稳定，各发电厂与变电所母线应按照调度规定的范围调整。③波形方面，谐波含量不能太大，需要满足国家标准GB/T14549-1993《电能质量 公共电网谐波》的要求。

2.2 电力系统调度的主要工作

2.2.1 负荷预测：根据负荷变化的历史记录，天气情况等分析人们用电的特点，对未来负荷的特点进行预测，绘制出相应的负荷曲线，并配备适当的发电容量。

2.2.2 制定发电计划、电网运行方式。按照经济调度的原则，并结合预测的负荷曲线，对调度区域内的各电厂分配发电任务（包括水电厂、火电厂等），提出各电厂的发电计划，合理安排机组的备用与启停，对系统内发、输、变电等设备的检修计划合理安排，对系统潮流进行计算，安排合理的运行方式。

2.2.3 安全监控和安全分析。全面收集系统内的运行信息，监视运行的状态，及时发现问题，并通过安全分析对事故进行预测，防患于未然。

2.2.4 指挥操作和事故处理。当发现事故时，对系统进行监视和指挥，实现系统迅速恢复正常运行。

3 电力系统调度的组织形式

电力系统调度的基本原则是统一调度、分级管理，伴随着电力系统规模的不断扩大，电力系统由城市的互联发展到区域间，甚至国与国之间的互联，从而电力系统调度也由一级调度，发展到多级调度，分别负责电力系统全局或局部系统的调度工作，分工合作，充分发挥大电力系统的优越性。

调度按照管理的范围与职责进行划分，一般按电压等级或者地理位置，并根据电力系统的特点以及行政区域确定。目前我国电力系统分为五级调度，分别为国家调度、大区调度、省级调度、地级调度、县级调度。他们有各自的管辖范围和职能：①国家调度是我国调度的最高级，负责协调各大区联络线潮流与运行方式，监视、统计和分析全国电网的运行情况，确保整个电网的安全稳定运行；②大区电力系统调度主要负责全系统的安全经济运行。主要对骨干的火电厂、水电厂，特高压的输电线路及变电所，220kV的主干线路和枢纽变电所，并对省级的调度工作进行统一协调。并对全系统的调度计划及负荷预测进行管理制定，监视和分析全系统运行和安全状况，编制整个管理系统内的统计报表。③省级调度是在大区电力系统调度领导下负责管理某一省公司区域内的调度工作。负责管理220kV及以下的省级公司管辖范围内的变电所及电力线路，并负责编制所辖电力区域内的调度计划及负荷预测工作，对联络线进行偏移控制，编制省公司管辖范围内的安全监视与分析，并编制统计报表。④地区调度在省级调度的领导下负责一地区范围内的调度工作。对110kV及以下变电所及送配电线路进行管理，分析并掌握地区用电负荷特点，并配合做好用电计划。进行电力中枢点的电压自动调整工作：对所辖地区的电网运行及安全状况进行监视与分析，编制统计报表。⑤县级调度是电网最低一级的调度机构，它的建设与发展先对其它四级调度滞后很多，其工作职责及结构配置不规范，各种管理也不够正规，应逐步加大对县级调度的管理与投入，以适应社会及电网的迅速发展[1]。

4 结语

电力系统调度监视和控制整个电力系统的运行状态，保障整个电网的安全稳定运行，获得合格的电能质量，队保障工农业生产的正常进行与人们生活有重要意义。

参考文献：

[1]李克勤.县级电网调度机构职责的思考[J].武汉电力技术学院学报，2006，4（3）：46-50.

作者简介：曹国伟（1980-），男，河北石家庄人，助理工程师，主要研究方向：电力系统自动化。李秀彦（1982-），女，河北石家庄人，助理工程师，主要研究方向：电力系统自动化。

电力调度监控系统 篇4

广州电力系统调度运行操作细则（试行）总则

1.1 为加强广州电力系统调度运行操作管理，规范调度运行操作，保障电网安全、稳定运行，特制定本办法。

1.2 广州中调及其调度管辖范围内运行单位的调度运行操作必须执行本办法。配网调度运行操作参照执行本办法。2 规范性引用文件

《电气操作导则》（Q/CSG 10006-2004）

《中国南方电网电力调度管理规程》（Q/CSG 212045-2011）《中国南方电网调度运行操作管理规定》（Q/CSG 212046-20115）《110kV及以上变电站运行管理标准》（Q/CSG 21002-2008）《广州电力系统主网调度规程（试行）》（广供电运〔2012〕25号）3 术语和定义 3.1 调度管理 3.1.1 调度管辖范围

调度机构的电网设备运行和操作指挥权限的范围。3.1.2 调度机构

电力系统运行的组织、指挥、指导和协调机构，简称调度。3.1.2.1 广州中调

广州供电局电力调度控制中心，南方电网公司第二级调度机构。3.1.3 运行单位

发电厂、变电站、大用户配电系统以及各集控中心、监控中心和巡维中心等接受某一级调度机构调管的发电、供电、用电单位。在本制度中，发电厂、变电站、大用户配电系统统称为现场，大用户配电系统简称为用户站。3.1.4 调度指令

值班调度员对其下级值班调度员或调度管辖运行单位运行人员发布有关运行和操作的指令。

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广州电力系统调度运行操作细则（试行）

3.1.4.1 综合令

指值班调度员按照操作目的和要求，用标准术语说明操作对象的起始和终结状态以及注意事项的调度指令。受令人按照综合令确定的操作规范和现场规程，自行拟定具体操作步骤和操作顺序，一次性完成所有操作后向发令人汇报。3.1.4.2 单项令

指值班调度员下达的单一项目操作的调度指令。3.1.4.3 逐项令

指根据一定的逻辑关系，按顺序下达的单项令或综合令，遵循发令－受令－执行－汇报－继续发布下一项命令的顺序原则。3.1.4.4 调度许可

值班调度员对下级调度值班调度员或运行单位运行人员提出的申请予以许可（同意）。3.1.5 发令模式

值班调度员对下级调度值班调度员或调度管辖运行单位运行人员下达调度指令的途径和方式。广州电力系统的调度发令模式分为电话发令模式和网络发令模式。

3.1.5.1 电话发令模式

通过调度专用电话发布调度指令，下令前须互报单位及姓名，发令过程须有专用录音系统录音。3.1.5.2 网络发令模式

通过调度专用网络发令系统发布调度指令，有关值班调度员及其调度管辖运行单位运行人员须通过专用密码确认受令身份。双方应将发布的调度指令可靠地存档。

3.1.6 操作预令

值班调度员提前一定时间发布的预备调度指令内容。预令不是正式调度指令，受令人不得执行而只能作为拟定现场电气操作票的依据与参考。3.2 设备状态 3.2.1 一次设备状态 3.2.1.1 运行状态

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广州电力系统调度运行操作细则（试行）

指设备或电气系统带有电压，其功能有效。母线、线路、开关、变压器、电抗器、电容器及电压互感器等一次设备的运行状态，是指从该设备电源至受电端的电路接通并有电压（无论是否带有负荷），且控制电源、继电保护及自动装置正常投入。

3.2.1.2 热备用状态

指该设备已具备运行条件，其继电保护及自动装置满足运行要求，开关的控制、合闸及信号电源投入，经一次合闸操作即可转为运行状态的状态。

开关的热备用是指开关本身在分闸位置，两侧刀闸在合闸位置，二次设备按要求投入。

线路、母线、变压器、电抗器、电容器等电气设备的热备用是指连接该设备的各侧均无安全措施，各侧开关全部在分闸位置，且至少一个开关处于热备用状态，二次设备按要求投入，一经合上该开关，设备就转为运行。3.2.1.3 冷备用状态

指连接该设备的各侧均无安全措施，且连接该设备的各侧均有明显断开点或可判断的断开点。3.2.1.4 检修状态

指连接设备的各侧均有明显的断开点或可判断的断开点，设备各侧已接地的状态。

3.2.2 继电保护状态 3.2.2.1 投入状态

指继电保护装置工作电源投入，相应的功能压板和出口压板投入的状态。3.2.2.2 退出状态

指继电保护装置工作电源投入，通过退出相应的功能压板或跳闸（重合）出口压板，退出部分或全部保护功能的状态。3.2.2.3 停用状态

指继电保护装置工作电源退出，出口压板退出的状态。3.2.3 安全自动装置状态 3.2.3.1 投入状态

指安全自动装置的工作电源投入，出口压板连接到指令回路的状态。即安全

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广州电力系统调度运行操作细则（试行）

自动装置具备正常的出口动作功能。3.2.3.2 投信号状态

指安全自动装置的工作电源投入，出口压板断开，对外通信通道正常时的状态。即安全自动装置不具备就地和远方出口动作，但具备收信发信功能。3.2.3.3 退出状态

指安全自动装置的工作电源投入，出口压板断开，对外通信通道断开时的状态。即安全自动装置不具备就地和远方出口动作功能，不具备对外发信功能。3.2.3.4 停用状态

指安全自动装置工作电源退出，出口压板断开时的状态。即安全自动装置丧失所有功能的状态。3.3 操作常用术语 3.3.1 合上

通过人为操作，将开关、刀闸、地刀由分闸位置转为合闸位置的操作。3.3.2 断开

通过人为操作，将开关由合闸位置转为分闸位置的操作。3.3.3 拉开

将刀闸、地刀由合闸位置转为分闸位置的操作。3.3.4 装设地线

指通过接地短路线使电气设备全部或部分可靠接地的操作。3.3.5 拆除地线

指将接地短路线从电气设备上取下并脱离接地的操作。3.3.6 运行操作

电力系统一次设备和二次设备各类操作的总称，也称为电气操作。电力系统的运行操作分为一次设备操作和二次设备操作。一次设备操作包括状态、运行方式变更和运行参数调整；二次设备操作包括运行定值更改和状态变更。其中，一次设备的状态、运行方式变更操作亦称为倒闸操作。3.3.7 倒闸操作

断开或合上开关、拉开或合上刀闸（地刀）、拆除或装设临时地线，将一次设备由一种状态转换到另一种状态的操作。

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广州电力系统调度运行操作细则（试行）

3.3.8 投入、停用、退出

指使继电保护、安全自动装置等设备达到指令状态的操作。3.4 事故处理

指在发生危及人身、电网及设备安全的紧急状况或发生电网和设备事故时，为迅速解救人员、隔离故障设备、消除设备过载、调整运行方式，不使事故扩大而进行的紧急操作。

发生危及电网及设备安全的情况下，事故处理仅限于开关的操作。发生危及人身安全的情况下，事故处理包括将故障设备转入冷备用或检修的操作。4 职责 4.1 调度机构

负责所辖范围内设备调度运行操作，并对下达的调度指令的正确性负责。4.2 运行单位

接受调度下达的调度指令，并对调度指令执行的正确性负责。5 管理内容与方法 5.1 基本原则

5.1.1 广州电力系统设备的运行操作应根据调度管辖范围的划分，实行统一调度，分级管理。各级调度对下级调度或其调管设备的运行单位发布调度指令，并对其正确性负责。特殊情况下，上级调度的值班调度员可对下级调度调管的设备直接发布调度指令，但事后应及时通知下级调度的值班调度员。

5.1.2 除调度规程或本制度明确规定可自行操作的情况外，任何单位和个人不得擅自改变调度管辖设备的状态、运行参数及二次设备定值。对调度管辖的设备，必须得到相应调度机构的值班调度员下达调度指令或调度许可后才可进行操作。遇有危及人身、设备或电网安全的紧急情况时，现场运行人员可先行按现场规程处理，事后必须立即报告值班调度员。

5.1.3 下级调度的操作对上级调度调管设备或电网安全有影响时，必须得到上级调度值班调度员许可后方可进行。上级调度的操作对下级调度调管设备或电网安全有影响时，上级调度值班调度员应提前通知有关下级调度值班调度员。

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广州电力系统调度运行操作细则（试行）

5.1.4 任何情况下严禁“约时”停、送电；严禁“约时”开始或结束检修工作；严禁“约时”投、退重合闸。

5.1.5 进行继电保护、安全自动装置等二次设备操作时应使用其调度命名。值班调度员只针对其装置功能发布调度指令，原则上不对压板具体下令。除值班调度员明确要求外，任何安自装置、保护的操作涉及到相关具体压板、把手、控制字修改等方面时，由运行人员按定值单和有关现场规程规定要求操作，现场运行规程中应明确安自装置、保护的压板、把手、控制字修改等具体操作要求和操作细则。

5.1.6 正式投入运行的安自装置的运行操作必须得到值班调度员的许可，但新建或改造后的安自装置在投信号或挂网试运行期间，除可能致使装置出口对一次运行系统实施控制的操作（包括投入运行操作或其它操作）必须由值班调度员下令或许可外，其它试验操作、调试定值更改、状态变更等工作均由工程管理部门或专业管理部门通知或许可，并对其正确性负责。

5.1.7 广州中调按照《广州中调调管设备操作流程优化标准》对部分设备实行设备操作流程优化。5.2 操作管理 5.2.1 受令资格

调度机构值班调度员及运行单位运行人员上岗前必须接受本单位组织的专业培训并通过岗位资格考试。调度机构值班调度员或运行单位运行人员必须具有相应调度机构受令资格方可接受调度指令。对于同时接受两级调度机构调管的运行单位，上级调度机构颁发给运行人员的受令资格适用于下级调度机构。具体要求详见相关管理规定。5.2.2 操作模式

根据调管范围的划分，广州电力系统调度操作模式可分为直接操作、委托操作、配合操作、转令操作、许可操作。5.2.2.1 直接操作

正常情况下，各级调度对其调管范围内设备采用直接操作模式。5.2.2.2 委托操作

同一厂、站内的设备，分属不同调度调管，经相关方值班调度员协商后,可

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广州电力系统调度运行操作细则（试行）

采取委托操作方式将其中一方调管设备委托另一方值班调度员操作。

委托操作前，相关方值班调度员应明确委托操作范围、操作对象目标状态及有关注意事项，并由委托方值班调度员通知相关单位运行值班人员。

委托操作期间，如委托范围内设备发生异常，原则上由受委托方值班调度员负责处理。

委托操作完成后，受委托方值班调度员应及时通报委托方值班调度员，委托方值班调度员应向现场核实并记录清楚。

委托关系有效性仅限于操作过程。委托操作完成后，委托方值班调度员应及时通知受委托方值班调度员及相关运行单位值班人员委托关系结束。5.2.2.3 配合操作

线路两侧设备由不同调度调管，且相关方调度在线路对侧厂站无调管权时，应采用配合操作。

在配合操作前，相关方值班调度员应协商一致，明确操作任务、内容、顺序及异常处理等有关事项。操作期间，相关方值班调度员应及时相互通报操作情况。5.2.2.4 转令操作

转令操作适用于间接调度设备的操作，监控中心将调度指令转达到无人值班站的操作也属于转令操作。

转令操作由发令方值班调度员向转令方值班调度员（监控员）下达调度指令，转令方值班调度员（监控员）接受发令方值班调度员的调度指令后，向现场运行人员转达执行。发令方值班调度员对发布调度指令的正确性负责，转令方值班调度员（监控员）对转达调度指令的正确性负责。

值班调度员如认为必要也可采用直接操作，直接向现场运行人员发布调度指令，事后通报转令方值班调度员或转令方值班监控员。现场运行人员在执行后应向有关方值班调度员或监控员汇报执行情况。5.2.2.5 许可操作

许可操作由运行人员根据现场需要，向相应调度机构值班调度员提出操作申请，得到调度许可后即可进行操作。许可操作应当有相应的许可操作记录。5.2.3 调度指令

5.2.3.1 调度指令分为单项令、综合令和逐项令。

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广州电力系统调度运行操作细则（试行）

5.2.3.2 对于一个操作任务，凡需两个或两个以上单位配合完成并按一定逻辑关系进行操作的或虽然只涉及一个单位但对系统运行方式有重大影响的复杂操作，均应发布逐项令，逐项令可包含若干个单项令或综合令。

5.2.3.3 对于只涉及一个单位而无需其他任何单位配合即可完成的操作任务，可使用综合令。

5.2.3.4 对经批准操作权下放给下级调度的线路停、送电操作，上级调度值班调度员可对下级调度值班调度员发布综合令，由下级调度值班调度员编制调度操作指令票进行逐项操作。

5.2.3.5 以下操作可以发布单项令： 5.2.3.5.1 参数调整； 5.2.3.5.2 二次设备操作； 5.2.3.5.3 机、炉开停；

5.2.3.5.4 单一项目操作，如合上或断开单一的开关或刀闸(含接地刀闸)，投入或退出机组辅助调节功能；

5.2.3.5.5 控制或解除控制用电负荷，拉闸限电或恢复用户供电； 5.2.3.5.6 设备启动、调试时按照启动方案执行的操作；

5.2.3.5.7 事故处理，但事故处理告一段落后的恢复性倒闸操作，应使用综合令或逐项令进行操作。

5.2.3.6 广州中调下达的发电曲线、错峰执行信号视为调度单项令。5.2.3.7 以下操作得到值班调度员的调度许可即可执行：

5.2.3.7.1 220kV及以下变电站的低压并联电抗器、电容器、10kV电压互感器、10kV避雷器，500kV及以下变电站的站用变的状态改变； 5.2.3.7.2 有载调压主变分接头开关的调节； 5.2.3.7.3 主变中性点接地方式的改变； 5.2.3.7.4 发电机组调节系统的投入和退出； 5.2.3.7.5 发电机组试验或退出备用；

5.2.3.7.6 下级调度需要借用上级调度调管设备才能完成的运行操作； 5.2.3.7.7 广州中调直调电厂的220kV、110kV启备变（也称高备变）由电厂自行管理，但所在升压站其他变压器全停以致没有其他中性点直接接地的情况下，共14页，第8页

广州电力系统调度运行操作细则（试行）

启备变停送电操作需得到值班调度员许可； 5.2.3.7.8 用户变电站的合环转电操作。

5.2.3.8 发、受调度指令，应使用标准调度术语，设备冠以电压等级、双重命名（设备名称及编号），具体指令格式参见附录B。

5.2.3.9 发令人对发布调度指令的正确性负责，受令人接受调度指令并对执行调度指令的正确性负责。

5.2.3.10 调度系统运行人员在接到值班调度员发布的调度指令时或在执行调度指令过程中，若认为调度指令不正确，应当立即向发令人报告，由发令人决定指令执行或者撤销。如果发令人重申该调度指令，受令人原则上必须执行，但受令人如果认为执行该指令确将危及人身、设备或电网安全，应当拒绝执行，同时应将拒绝执行的理由报告发令人和本单位直接领导。

5.2.3.11 发布倒闸操作调度指令前，值班调度员必须与受令人核对设备状态，向受令人明确操作任务和要求。

5.2.3.12 发布倒闸操作调度指令，值班调度员应认真考虑：

5.2.3.12.1 结线方式改变后的合理性，电网有功、无功出力与负荷的平衡，保证系统稳定运行的措施，并应考虑必要的备用容量；

5.2.3.12.2 注意操作时可能引起的功率、电流、电压和频率的变化，是否会引起其他元件过载或重载，并应将运行方式及潮流变化及时通知有关现场，加强监视；

5.2.3.12.3 继电保护、安全自动装置是否配合，变压器中性点接地是否符合继电保护相关规定的要求；

5.2.3.12.4 长距离输电线路送电，末端电压是否升高和防止发电机自励磁； 5.2.3.12.5 操作是否会造成非同期合闸、带电接地、带地线合开关、带负荷拉刀闸等误操作；

5.2.3.12.6 对于存在缺陷的设备操作，要考虑操作中该缺陷引发问题对系统的影响。

5.2.3.13 发布和接受调度指令，原则上使用调度专用电话或调度专用网络发令系统；如果正常调度通信系统因故中断，经调度机构主管领导批准，方可使用其他通信方式。

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广州电力系统调度运行操作细则（试行）

5.2.3.13.1 日常调度业务通过调度专用电话和调度专用网络发令系统进行； 5.2.3.13.2 各级调度机构可根据实际需要设置紧急调度电话，作为事故情况报送的最高优先级别专用电话。事故发生后，有关单位可使用紧急调度电话第一时间向上级调度汇报，而后续事故处理联系则恢复为正常调度电话。非紧急情况应避免使用紧急调度电话。

5.2.3.14 调度操作指令票包括综合令操作票和逐项令操作票，各运行单位电气操作票内容应与调度操作指令票对应。

5.2.3.15 应当下达综合令的操作，值班调度员应编制综合令操作票，履行审批手续后按照综合令操作票内容下达综合令。接受综合令后，运行人员须根据综合令的内容编制操作票，依次逐项执行完毕后，汇报值班调度员。

5.2.3.16 应当下达逐项令的操作，值班调度员应提前通知有关操作单位，说明操作目的和任务；相关运行人员须据此事先编制操作票。值班调度员应提前编制逐项令操作票，履行审批手续后，按照逐项令操作票内容依次逐项下令，运行人员每执行完受令内容，须汇报值班调度员，等待接受下一项指令，直至全部操作完毕。

5.2.3.17 逐项令操作票在执行过程中应坚持逐项发令、逐项执行、逐项汇报的原则。在不影响安全的前提下，如果连续几项由同一运行单位操作，可将这几项一次按顺序下达，操作单位则依次逐项执行，一次汇报；如果连续几项操作尽管涉及不同运行单位，但彼此之间没有安全逻辑关系，允许同时下达调度指令。5.2.3.18 一个需要下达若干综合令和逐项令才能完成的复杂操作任务，值班调度员须与相关运行单位运行人员事先做好沟通工作，确定下令和操作次序。5.2.3.19 可不填写调度指令票的操作有： 5.2.3.19.1 单项令的操作； 5.2.3.19.2 调度许可的操作；

5.2.3.19.3 事故处理时失压母线、主变由运行转热备用的综合令操作。5.2.3.20 操作预令不属于调度指令，不具备执行效力，操作预令仅供运行人员作为拟票和提前做好操作准备的参考依据，现场实际操作仍以值班调度员下达的调度指令为准，严禁根据操作预令实施运行操作。5.2.4 设备操作

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广州电力系统调度运行操作细则（试行）

5.2.4.1 对于影响厂、站用电的运行操作，现场运行人员在操作前应自行倒换好厂、站用电。

5.2.4.2 不同供电区域之间进行转供电操作，如果需要相应调度机构进行配合操作，应由值班调度员向相应调度机构值班调度员提出申请，相应调度机构值班调度员应对该配合操作进行潮流核算，若具备条件则予以实施。

5.2.4.3 各运行单位运行人员操作变压器并列或解列前应检查负荷分配情况，确认操作后不会造成其他设备过负荷。

5.2.4.4 开关一经操作带电，操作人员必须检查该开关电流是否正常，并汇报相关调度。

5.2.4.5 用母联开关对母线充电时，应投入母联开关充电保护，充电正常后退出该保护，保护投退操作过程中需母差保护配合由现场运行人员根据现场规程实施。

5.2.4.6 各运行单位运行人员进行开关分闸操作时，若该开关出现非全相分闸，应立即合上该开关；进行开关合闸操作时，若该开关出现非全相合闸，应立即断开该开关。

5.2.4.7 双母线结线设备倒母线时，应遵循开关母线侧刀闸“先合后拉”的原则。热备用设备进行倒换母线操作，其母线侧刀闸应按照“先拉后合”的原则进行。5.2.4.8 倒母线操作时，母线差动保护运行方式应由现场运行人员根据现场规程进行必要调整。

5.2.4.9 母线送电或停电时，现场必须有预防开关断口电容与母线电磁式电压互感器发生谐振的措施，现场规程应明确相关操作细则，现场运行人员根据现场规程实施操作。

5.2.4.10 母线停、送电操作时，现场应做好电压互感器二次回路切换，防止电压互感器二次侧向母线反充电。两组母线分列运行时，应防止电压互感器二次侧并列。进行电压互感器状态转换操作时，其二次侧开关由现场运行人员按现场规程操作。

5.2.4.11 线路操作

5.2.4.11.1 线路送电操作时，应先合上母线侧刀闸，后合上线路侧刀闸，最后合上开关；线路停电时的操作顺序与上述相反。

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广州电力系统调度运行操作细则（试行）

5.2.4.11.2 线路操作送电时，一般应选择远离发电机侧作为充电侧，如两侧均不涉及发电机，应选择大电源侧作为充电侧，停电时顺序相反。

5.2.4.11.5 多端电源的线路停电检修时，必须先断开各端开关及相应刀闸，然后方可装设接地线或合上接地开关，送电时顺序相反。5.2.4.12 变压器中性点地刀操作

5.2.4.12.1 对于110kV 及以上电压等级系统，合上或断开变压器开关进行变压器停、送电或经变压器向母线充电时，如该变压器中性点装有接地刀闸的，在操作前有关运行单位运行人员必须将该主变中性点地刀合上，调度员下达指令时可不再特别说明。操作完毕后的变压器中性点运行方式由现场运行人员按照正常运行方式执行，值班调度员另有要求时按调度指令执行。

5.2.4.12.2 如变压器中性点带消弧线圈运行，当变压器停电时，应先拉开中性点接地刀闸，再进行变压器操作，送电顺序与此相反；禁止变压器带中性点接地刀闸送电或先停主变后再拉开中性点接地刀闸。

5.2.4.12.3 并列运行中的变压器中性点地刀转换时，应先合上一台变压器的中性点地刀，再拉开另一台变压器的中性点地刀。

5.2.4.13 对于继电保护特殊配合的代路，现场规程必须作明确规定。旁路开关代路操作前值班调度员应考虑与安稳及对侧保护的配合。

5.2.4.14 使用旁路兼母联开关代其他开关运行时，现场运行人员应根据现场规程对母线运行方式改变前后继电保护配合调整。5.2.4.15 电抗器和电容器不允许并列运行。

5.2.4.16 对于线路保护，值班调度员下达投退指令时必须向现场指明所投退保护的具体类别，例如：主(或者A、B、C 屏)保护中的纵联保护或零序、距离保护还是整套主(或者A、B、C 屏)保护。

5.2.4.17 设备的非电气量保护，由现场运行人员根据现场规程进行操作。但主变本体或调压重瓦斯保护的投入、退出，操作前应向值班调度员申请。5.2.4.18 值班调度员下令投入（退出）设备的保护装置功能时，现场除投入（退出）该保护装置功能外，还应投入（退出）其启动其他保护、联跳其他设备的功能，如启动失灵等。

5.2.4.19 值班调度员下令投入线路重合闸时，除特别指定外，现场运行人员应

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广州电力系统调度运行操作细则（试行）

按照当前执行的定值单要求来确定该重合闸的投入方式。

5.2.4.20 一次设备及其开关间隔均转检修状态后，其相应的继保装置应保持在原来状态。若检修工作需要或现场规程规定，保护装置需要退出，现场运行人员无需向调度申请，但必须在相应一次设备转热备用前将该保护恢复到设备停电操作结束时的原有状态。

5.2.4.21 电气设备转热备用前，现场运行人员必须按继电保护定值单投入该设备继电保护，调度下令退出的除外。

5.2.4.22 线路带电作业如果不要求退出线路重合闸，原则上调度不予受理。5.2.4.23一次设备（线路除外）转检修状态后，现场运行人员可根据工作需要自行操作停电范围内一次设备（与带电系统作为明显断开点的刀闸除外）。设备复电前厂站值班员应将设备恢复至检修状态，并报值班调度员。

5.2.4.24线路转为检修状态后，若因厂站内工作需要，厂站线路侧需加装临时地线时，现场运行人员在确保操作安全并记录清楚后可自行完成，无需向值班调度员申请。工作结束后，现场运行人员负责解除上述临时安全措施。

5.2.4.25 正常情况下，调度系统应尽量避免在交接班期间进行操作。如在交接班期间必须进行操作或遇紧急突发事件时，应推迟交接班或待有关操作告一段落后再进行交接班。

5.2.4.26 各运行单位的运行操作应在确保安全的前提下提高效率，输变电一、二次设备状态转换参考操作时间见附录C。5.2.5 启动方案执行

5.2.5.1 启动方案的“启动操作步骤”编制视为操作票编制，必须包括与启动相关的所有操作内容，特别是安自装置的投退和继保定值的配合更改等事项。有关编制和审批单位对启动方案的正确性负责。

5.2.5.2 按照启动方案对设备进行启动、调试时，凡涉及调度管辖范围内设备的操作，必须经过值班调度员或由值班调度员授权的现场调度下令或许可才能进行。

5.2.5.3 新设备一经带电，其状态改变必须得到调管该设备的值班调度员或值班调度员授权现场启动的现场调度下令或许可才能进行。

5.2.5.4 启动方案的执行应符合《启动方案执行要求和注意事项》的要求。

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广州电力系统调度运行操作细则（试行）附则

6.1 本办法由广州供电局系统运行部负责解释。6.2 本办法自2012年7月15日起执行。7 附录

附录A 广州中调调管设备操作流程优化管理标准 附录B 调度操作指令格式及示例说明

附录C 输变电一、二次设备状态转换操作时间参考表附录D 启动方案执行要求和注意事项

电力调度监控系统 篇5

国网四川省电力公司关于颁发《四川电力系统调度控制管理规程》的通知

公司系统各有关单位，各发电企业：

为更好地适应电网发展及公司“三集五大”体系建设需要，进一步规范和加强四川电力系统调度控制管理，四川电力调度控制中心组织对《四川电力系统调度控制管理规程》进行修编，现予颁发，请遵照执行。原《四川电力系统调度控制管理规程》（川电调控〔2012〕132号）同时废止。各单位在执行过程中的问题和意见，请及时告知四川电力调度控制中心。

联系人： 四川电力调度控制中心 袁贵川 联系电话： ***

国网四川省电力公司 2016年1月 28 日

（此件发至收文单位本部及所属基层单位）附件：四川电力系统调度控制管理规程

四川电力系统调度控制管理规程

国网四川省电力公司 发布

批准

石俊杰 复审

李镇义

审核

李 旻 庞晓艳 李 焱 王 伟

初审

周 剑 李 建 李 响 陈 军 邹 琬 高 剑 路 轶 张 颖 张弛（女）梁汉泉 主要编写人员

张宏图

袁贵川

张弛（男）

胡与非

杨向飞 孙 毅

李 婕

温丽丽

陈 颖

李 熠 柏小宏

王 亦

沈伟年

杜成锐

钟甜甜 方 堃

朱小红 吴 磊

张国芳 李春艳

陈 昶

向 博

宋永娟

刘海洋

郭 亮

何 锐

郭 琳

赵 静

杨 琪

胡科华 王莉丽 郭 果 钟 华

四川电力系统调度控制管理规程 总则

1.1 为加强四川电力系统调度控制管理，保障系统安全、优质、经济运行，依照《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《国家电网调度控制管理规程》等法律、法规和相关规程、规定，制定本规程。

1.2 四川电力系统调度控制坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的安全生产方针。四川电力系统内各级电网企业及其调控机构、发电企业、电力用户有责任共同维护电力系统的安全稳定运行。

1.3 四川电力系统实行统一调度，分级管理的原则。1.4 任何单位和个人均不得非法干预电力调度。

1.5 电力调度控制机构（以下简称调控机构）是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构。电力系统内共有五级调控机构，依次为：国家电力调度控制中心（以下简称国调），国家电力调度控制分中心（以下简称分中心，在本规程中特指国家电网西南电力调控分中心），省（自治区、直辖市）电力调度控制中心（以下简称省调），地市（区、州）电力调度控制中心（以下简称地调），县（市、区）电力调度控制中心（以下简称县调）。1.6 本规程是四川电力系统调度控制管理的基本规程，适用于四川电力系统内发电、供电（输电、变电、配电）、用电及其它活动中与电力调度控制有关的行为。四川电力系统内各级调控机构和发电、供电、用电等单位应根据本规程制定本单位的调度控制规程或现场规程、规定，所颁发的有关规程、规定，均不得与本规程相抵触。

1.7 四川电力系统内的各级调控机构以及发电、供电、用电单位的运行、管理人员均应遵守本规程。

非电力调度控制系统人员凡进行涉及四川电力调度控制的有关业务时，也必须遵守本规程。1.8 本规程由四川电力调度控制中心归口并负责解释。2 调控管辖范围及职责

2.1 调度管辖范围（以下简称调管范围）是指调控机构行使调度指挥权的发、供、用电系统，包括直接调度范围（以下简称直调范围）和许可调度范围（以下简称许可范围）。

2.2 调控机构直接调度指挥的发、供、用电系统属直调范围，对应设备称为直调设备。2.3 下级调控机构直调设备运行状态变化对上级或同级调控机构直调发、供、用电系统运行有影响时，应纳入上级调控机构许可范围，对应设备称为许可设备。

2.4 上级调控机构根据电网运行需要，可将直调范围内发、供、用电系统授权下级调控机构调度。

2.5 调管及监控范围划分原则 2.5.1 省调直调范围

2.5.1.1 四川电力系统内国调、分中心授权调度的500kV系统。2.5.1.2 四川电力系统内重要的220kV网架、地区电力系统间220kV联络线和220kV电厂并网线路。

2.5.1.3 四川电力系统内在全省消纳的发电厂及其送出系统。2.5.1.4 国调、分中心授权调度的其它设备。

2.5.2 省调许可范围：对省调直调系统运行有影响的发、供、用电系统。2.5.3 省调监控范围：四川电力系统内500kV变电站设备。2.5.4 地调直调范围

2.5.4.1 地区电力系统内省调授权调度的220kV系统。2.5.4.2 地区电力系统内110kV及以下系统。

2.5.4.3 地区电力系统内在本地区消纳的发电厂及其送出系统。2.5.4.4 省调授权调度的其它设备。

2.5.5 地调许可范围：由各地调自行规定。

2.5.6 地调监控范围：本地区电力系统内220kV、110kV变电站设备。

2.5.7 地区电力系统之间110kV及以下联络线的调度关系由相关地调协商确定。2.5.8 县调调管及监控范围由地调自行规定。

2.5.9 原则上二次设备的调管范围与一次设备的调管范围一致，有明确规定的除外。

2.5.10 各发电厂、变电站的厂（站）用电系统由各厂（站）自行管辖，有明确规定的除外。2.6 调度运行管理的主要任务

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

2.6.2 按照电力系统运行的客观规律和有关规定保障电网连续、稳定、正常运行，保证供电可靠性，使电能质量指标符合国家规定的标准。

2.6.3 依据电力市场规则、有关合同或者协议，实施“公开、公平、公正”调度。2.7 调控机构的职责 2.7.1 省调的职责

2.7.1.1 接受国调及分中心的调度指挥。

2.7.1.2 落实国调及分中心专业管理要求，组织实施省级电力系统调度控制专业管理。2.7.1.3 负责控制区联络线关口控制，参与电网频率调整。2.7.1.4 负责直调范围内无功管理与电压调整。

2.7.1.5 负责省级电力系统调度运行管理，指挥直调范围内电力系统的运行、操作和故障处置。

2.7.1.6 负责设备监控管理，负责监控范围内设备集中监视、信息处置和远方操作。

2.7.1.7 根据国家电网主网设备停电计划，制定调管设备、月度、日前停电计划，受理并批

复调管设备的停电、检修申请。

2.7.1.8 开展省级电力系统月度、日前电力电量平衡分析，按直调范围制定月度、日前发供电计划。

2.7.1.9 开展调管范围内电网运行方式分析，根据国家电网运行方式制定省级电网运行方式。

2.7.1.10 负责省级电网稳定管理，制定直调电源及输电断面的稳定限额和安全稳定措施。2.7.1.11 参与省级电网发展规划、工程设计审查，编制省级电网调控运行专业规划。2.7.1.12 负责直调设备新建、扩建和改建工程的并网管理。2.7.1.13 组织签订直调系统并网调度协议。

2.7.1.14 负责组织开展直调范围内电网继电保护及安全自动装置的整定计算、运行管理，协助开展省域内国调及分中心直调的电网继电保护及安全自动装置运行管理。

2.7.1.15 负责直调范围内调度自动化系统的运行管理，负责省级电网调度自动化专业管理。2.7.1.16 负责协调与省级电网运行控制相关的通信业务。

2.7.1.17 组织开展调管范围内的故障分析，参与电网事故调查。

2.7.1.18 负责直调范围内调度控制系统值班人员持证上岗及考核工作。2.7.1.19 会同有关部门编制《四川电网有序用电预案》、《四川电网紧急拉闸限电序位表》，报政府批准后执行。

2.7.1.20 编制直调水电站水库发电调度方案，参与协调水库发电与防洪、航运、供水等方面的关系。

2.7.1.21 落实国调和分中心专业管理要求，组织实施省级电网水电及新能源调度专业管理。2.7.1.22 行使国调及分中心授予的其它职责。2.7.2 地调的职责

2.7.2.1 接受省调的调度管理，接受省调授权的与电力调度相关的工作。

2.7.2.2 负责所辖电力系统的安全、优质、经济运行，负责调度控制管辖范围内设备的运行、监控、操作及故障处置。

2.7.2.3 负责所辖电力系统调度控制、设备监控、调度计划、继电保护、调度自动化、水电及新能源、配网抢修指挥等专业管理和技术监督。

2.7.2.4 负责编制和执行所辖电力系统运行方式，执行省调下达的运行方式。2.7.2.5 负责编制并执行所辖电力系统调度计划。

2.7.2.6 会同有关部门编制本地区电网有序用电预案和本地区电网紧急拉闸限电序位表，报政府批准后执行。

2.7.2.7 负责组织制定和执行所辖电力系统的继电保护整定运行方案。

2.7.2.8 受理并批复新建或改建管辖设备投入运行申请，制定新设备启动并网调度方案并组织实施。

2.7.2.9 负责所辖电力系统的安全稳定运行管理。

2.7.2.10 负责直调水电站水库发电调度工作，制定水库调度方案，参与主要水电站发电与防洪、航运、供水等方面的协调工作。

2.7.2.11 负责签订直调系统并网调度协议。

2.7.2.12 负责对本级监控范围内电网运行设备的集中监控。2.7.2.13 负责直调范围内无功管理与电压调整。

2.7.2.14 参与电力系统事故调查，组织开展调管范围内故障分析。2.7.2.15 负责所辖配网的配网抢修指挥。2.7.2.16 行使省调授予的其它职责。2.7.3 县调的职责由管辖的地调规定。3 调度管理制度 3.1 一般原则

3.1.1 各级调控机构在电力调度业务活动中是上、下级关系，下级调控机构应服从上级调控机构的调度。调控机构调管范围内的厂站运行值班单位及输变电设备运维单位，应服从该调控机构的调度。

3.1.2 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现场规程处理，但在改变设备状态后应立即向值班调度员汇报。3.1.3 对于上级调控机构许可设备，下级调控机构在操作前应向上级调控机构申请，得到许可后方可操作，操作后向上级调控机构汇报；当电网发生紧急情况时，允许值班调度员不经许可直接对上级调控机构许可设备进行操作，但事后应及时汇报上级调控机构值班调度员。3.1.4 厂站管辖设备操作，如影响到调控机构调管设备运行的，操作前应经值班调度员许可。3.1.5 调控机构管辖的设备，其运行方式变化对有关电网运行影响较大的，在操作前、后或故障后要及时向相关调控机构通报。

3.1.6 发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，值班调度员可直接（或者通过下级调控机构值班调度员）越级向下级调控机构管辖的调控机构、厂站等运行值班人员发布调度指令，并告知相应调控机构。此时，下级调控机构值班调度员不得发布与之相抵触的调度指令。3.1.7 调控机构应执行经政府批准的紧急拉闸限电序位表和有序用电预案。

3.1.8 当电网运行设备发生异常或故障情况时，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即向直调该设备的值班调度员汇报。

3.1.9 当发生影响电力系统运行的重大事件时，相关调控机构值班调度员应按规定汇报上级调控机构值班调度员。

3.1.10 调度控制系统值班人员应经有资格的单位培训、考核合格方可上岗。3.1.11 需直接与调控机构进行调度业务联系的下级调控机构调度员、监控员和厂站运行值班人员、输变电设备运维人员，应参加该调控机构组织的考试并取得《调度控制系统运行值合格证书》。同时接受多级调控机构调度指令的厂站，由最高一级调控机构负责该厂站运行值班人员及输变电设备运维人员的考试和《调度控制系统运行值班合格证书》的颁发。3.1.12 有权进行调度业务联系的人员名单应根据调管范围，报相应调控机构。有调度业务联系的单位之间应按规定相互报送有权进行调度业务联系的人员名单。3.2 调度指令

3.2.1 值班调度员在其值班期间是电力系统运行、操作和故障处置的指挥员，按照相关法律、规定发布调度指令，并对其下达的调度指令的正确性负责。

3.2.2 值班监控员接受相关调控机构值班调度员的调度指令，并对其执行调度指令的正确性负责。输变电设备运维人员在进行监控运行业务联系时应服从值班监控员的指挥和协调。3.2.3 下级调控机构的值班调度员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员，受上级调控机构值班调度员的调度指挥，接受上级调控机构值班调度员的调度指令，并对其执行指令的正确性负责。

3.2.4 调度控制系统值班人员不得无故不执行（包括不完全执行）或延迟执行上级调控机构值班调度员的调度指令。调度控制系统值班人员发布或者执行调度指令，受法律保护，并承担相应的责任。任何单位和个人不得干预调度控制系统值班人员发布或执行调度指令。3.2.5 进行调控业务联系时，必须准确、简明、严肃，正确使用调度规范用语，互报单位、姓名。严格执行下令、复诵、监护、录音、记录、汇报和调度图板使用等制度。调度控制系统值班人员在接受调度指令时，应复诵指令下达时间和内容并与发令人核对无误后才能执行。指令执行完毕后，应立即向发令人汇报执行情况和完成时间，接受汇报的发令人应复诵汇报内容，以“执行完成时间”确认指令已执行完毕，并及时更改调度图板。值班调度员发布调度指令、接受汇报和更改调度图板均应进行监护，并做好录音和记录。

3.2.6 接受调度指令的调度控制系统值班人员若认为该调度指令不正确，则应立即向发令人报告，由发令人决定该调度指令的执行或撤消。如发令人重复该调度指令，受令人必须迅速执行，但如执行该调度指令确将危及人身、设备或电网安全时，则受令人应拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及改正该调度指令内容的建议，报告发令人和本单位直接领导人。3.2.7 上级领导发布的有关调度控制业务的指示，应通过调控机构负责人转达给值班调度员。非调控机构负责人，不得直接要求值班调度员发布调度指令。

3.2.8 发供用电单位和调控机构负责人发布的指示，如涉及上级调控机构值班调度员的权限时，必须经上级调控机构值班调度员的许可后才能执行，现场故障处置规程内已有规定者除外。

3.2.9 调度控制系统值班人员接到与上级调控机构值班调度员发布的调度指令相矛盾的其它指示时，应立即汇报上级调控机构值班调度员。如上级调控机构值班调度员重申其调度指令，调度控制系统值班人员应立即执行。若调度控制系统值班人员不执行或延迟执行调度指令，则未执行调度指令的调度控制系统值班人员以及不允许执行或允许不执行调度指令的领导人均应负责。

3.2.10 对于不按调度指令用电者，值班调度员应予以警告；经警告拒不改正的，值班调度员可以根据电力系统安全的需要，下令暂时部分或全部停止向其供电。对于不按调度指令发电者，值班调度员应予以警告；经警告拒不改正的，值班调度员可以根据电力系统安全的需要，经请示调控机构负责人同意后，下令暂时停止其部分或全部机组并网运行。对于不满足并网条件的发电企业、地方电网，调控机构可以拒绝其并网运行。擅自并网的，可下令其解列。3.2.11 在特殊情况下，为保证电能质量和电力系统安全稳定运行，值班调度员下令限电，接受限电指令的调度控制系统值班人员应迅速按指令进行限电，并如实汇报限电情况，对不执行指令或达不到要求限电数量者按违反调度纪律处理。3.2.12 当发生无故拒绝执行调度指令、破坏调度纪律的行为时，有关调控机构应立即会同相关部门组织调查，依据有关法律、法规和规定处理。3.3 调度许可

3.3.1 省调许可设备许可原则

3.3.1.1 省调许可设备改变运行状态，或进行虽不改变运行状态但对省调直调设备运行有影响的工作，相关地调应向省调履行许可手续。

3.3.1.2 地调申请调度许可时，应同时提出对省调直调设备的影响及相应的要求。

3.3.1.3 省调进行调度许可时，应将对省调直调设备的影响及省调采取的措施告知地调，对地调调管设备的影响由地调自行考虑。

3.3.2 非省调许可设备，如进行下列工作，地调应参照省调许可设备履行许可手续，并在操作前得到省调值班调度员的许可。

3.3.2.1 影响省调调度管辖安全自动装置（系统）切机、切负荷量的工作。3.3.2.2 影响省调控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的工作。3.3.2.3 影响省调直调发电厂开机方式或发电出力的工作。3.3.2.4 影响省调调度管辖保护装置定值的工作。3.3.3 地调许可设备管理原则由地调自行制定。4 电网运行方式管理 4.1 一般原则

4.1.1 各级电网的运行方式应协调统一。

4.1.2 调控机构应制定所辖电网、丰（枯）期、月度运行方式。

4.1.3 调控机构应针对电网特殊保电期、重大检修、系统性试验、重大运行方式变化等临时运行方式，制定相应运行控制方案。

4.1.4 省调统一开展四川220kV以上主网运行方式及丰（枯）期运行方式计算分析，统筹确定四川主网运行方式。4.2 运行方式

4.2.1 运行方式是电网全年生产运行的指导性文件，应根据电网和电源投产计划、检修计划、发输电计划及电力电量平衡预测等，统一确定电网运行限额，统筹制定电网控制策略，协调电网运行、工程建设、大修技改、生产经营等管理工作。

4.2.2 四川电网运行方式由省调统一组织编制，规划、运检、营销、基建、交易等相关部门配合，经国网四川省电力公司批准后执行。

4.2.3 根据四川电网运行方式，各地调负责制定所辖电网运行方式，经本级电网企业批准后执行，并报省调备案。

4.2.4 运行方式主要包括以下内容： 4.2.4.1 上电网运行总结

a.上新设备投产情况及系统规模。b.上生产运行情况分析。c.上电网安全运行状况分析。4.2.4.2 本电网运行方式

a.电网新设备投产计划。b.电力生产需求预测。c.电网主要设备检修计划。d.水电厂水库运行方式预测及新能源预测。e.本电网结构分析、短路容量分析。f.电网潮流计算、N-1 静态安全分析。g.系统稳定分析及安全约束。h.无功电压分析。

i.电网安自 装置和低频低压减负荷整定方案。j.调度系统重点工作开展情况。k.电网运行风险预警。

l.电网安全运行存在的问题、电网结构的改进措施和建议。m.下级电网运行方式概要。4.3 丰（枯）期运行方式

4.3.1 在方式基础上，根据丰（枯）期供需形势、基建进度以及系统特性变化等情况，省调统一组织、滚动校核220kV以上重要断面稳定限额，统一制定丰（枯）期电网稳定运行控制要点。

4.3.2 各级调控机构依据丰（枯）期主网稳定控制要点要求，按照调管范围制定丰（枯）期电网稳定运行规定。4.4 月度运行方式

4.4.1 在丰（枯）期运行方式基础上，根据月度供需形势、基建进度、开机方式、检修计划以及系统特性变化等情况，各级调控机构应校核重要断面稳定限额，并制定月度电网稳定运行控制要点。省调负责统一组织校核220kV以上重要断面稳定限额。

4.4.2 省调组织各地调完成月度检修计划安全校核流程，编制月度校核报告。4.5 临时运行方式

4.5.1 针对电网特殊保电期、重要检修、系统性试验、重大运行方式变化等临时运行方式，调控机构应按调管范围进行专题安全校核，制定并下达安全稳定措施及运行控制方案。4.5.2 重要临时运行方式的运行控制方案应经本级电网企业批准后执行；对系统整体安全运行影响较小的，应经本级调控机构批准后执行。

4.5.3 对上级调控机构调管的电网运行有影响的安全稳定措施及运行控制方案，应报上级调控机构批准；对同级调控机构调管的电网运行有影响时，应报上级调控机构协调处理，统筹制定运行控制要求。

4.5.4 安全稳定措施及运行控制方案应在临时运行方式开始2个工作日前完成制定和下达。4.6 在线安全稳定分析

4.6.1 调控机构应按规定开展在线安全稳定分析，评估电网安全裕度；电网重大方式调整前，调控机构应启动独立或联合预想方式在线计算；电网发生严重故障后，调控机构应启动独立或联合应急状态在线分析。

4.6.2 在线安全稳定分析应涵盖调控机构调管范围内所有重要发输变电设备，模型及参数应与离线计算保持一致，故障集全网统一。5 调度计划管理

5.1 调度计划包括发输电计划和设备停电计划。按照安全运行、相互配合、供需平衡和最大限度消纳清洁能源的原则，统筹考虑年、月、日发输电计划及年、月、周、日设备停电计划。5.2 发输电计划编制原则

5.2.1 调控机构直调的发电设备，不论其产权归属和管理形式，均应纳入相应调控机构的发输电计划范围。

5.2.2 月度发输电计划应在分月发输电计划的基础上，综合考虑跨区跨省交换计划、用电负荷需求、水情预测、电网安全约束及设备停电计划等因素进行编制。5.2.3 日前发输电计划应在月度发输电计划的基础上，综合考虑次日跨区跨省交换计划、水情、气象、电网约束及设备停电计划等因素进行编制。

5.2.4 编制发输电计划时，应留有备用容量，分配备用容量时应考虑输电网络的送（受）电能力。备用容量包括负荷备用容量、事故备用容量和检修备用容量。各种备用容量应满足相关规程规定要求。

5.2.5 发输电计划（包括大用户直供、替代等交易）应通过调控机构安全校核。5.3 设备停电计划编制原则

5.3.1 设备停电计划管理包括输变电设备计划停电管理和发电设备计划检修管理。

5.3.2 凡因检修、改造、试验、建设、市政施工等所需发输变电设备停电、检修的应纳入设备停电计划，且均应服从调控机构的统一安排，并遵循下级调控机构服从上级调控机构安排的原则。

5.3.3 设备停电计划管理严格执行“年统筹、月计划、周安排、日管控”的停电管理流程，确保设备计划停电检修工作的正常秩序。

5.3.4 上级调控机构直调及许可设备停电计划按上级调控机构规定执行，经上级调控机构批准后纳入本级调控机构的设备停电计划。5.4 设备停电计划

5.4.1 每年9月底前，设备运维单位和各发电企业根据运检、建设、试验、市政施工等工作计划提出设备停电需求，优化整合，统筹协调，制定停电建议计划，并报送相应调控机构。下级调控机构应按规定将上级调控机构直调及许可设备停电建议计划报送上级调控机构。

5.4.2 每年12月前，调控机构根据停电建议计划，结合电网运行特点、负荷预测、电力电量交易计划等因素，组织各相关单位统一协调、综合平衡后制定正式设备停电计划。

5.4.3 设备停电计划原则上不安排同一输变电设备年内重复停电；对电网结构影响较大的项目，应通过专题安全校核。

5.4.4 国调及分中心统一制定500kV及以上主网设备停电计划。设备停电计划下达后，原则上不得进行跨月调整。若确需调整，应提前向相关调控机构履行审批手续。

5.4.5 发电设备检修计划应考虑电网安全运行要求、电力电量平衡、输变电设备停电计划等因素，相互配合，统筹平衡。300MW以上发电设备检修计划需经全网统筹后，按调管范围发布。5.5 月度调度计划

5.5.1 月度设备停电计划

5.5.1.1 每月10日前，设备运维单位和各发电企业应依据计划安排，将次月度设备停电计划建议报送相应调控机构。调控机构审核后下达月度设备停电计划。

5.5.1.2 月度设备停电计划以设备停电计划为依据，未列入设备停电计划的项目一般不得列入月度计划。对于月度新增重点工程、重大专项治理、缺陷处理等项目，相关部门应提供必要说明，并通过调控机构安全校核后方可列入月度计划。

5.5.1.3 调控机构应对月度设备停电计划进行风险分析，制定预案，发布预警。对可能构成一般及以上事故的停电项目，应提出预控措施，并按规定向相应监管机构备案。5.5.2 月度发输电计划

5.5.2.1 每月15日前各直调电厂、调控机构应按要求将次月的发、用电计划报上级调控机构。5.5.2.2 调控机构根据上级调控机构月度发输电计划，统筹考虑次月购售电计划、负荷预测、发电能力、电网约束及检修安排等因素，确定次月发输电计划，并于月末下发执行。5.5.2.3 省调应编制月度发电机组组合并上报国调及分中心核备。5.6 周设备停电计划

5.6.1 周设备停电计划应依据月度设备停电计划编制。每周三前，各单位应落实停电相关准备工作，将下一周设备停电计划建议报调控机构，调控机构审核后发布周设备停电计划。5.6.2 未列入月度设备停电计划的项目一般不得列入周计划。对于新增重点工程、临时消缺等项目，相关部门应提供必要说明，并通过调控机构安全校核后方可列入周设备停电计划，但均统计为临时停电。5.7 日前调度计划

5.7.1 日前设备停电计划

5.7.1.1 相关单位应按周设备停电计划向调控机构报送停修申请书，原则上不安排未列入周设备停电计划的项目。

5.7.1.2 停修申请书办理前应逐项落实相关风险预警要求的预控措施。

5.7.1.3 停修申请书应按调管范围逐级报送，报送前应整合各施工单位工作内容和要求。5.7.1.4 省调直调的发电和变电设备停修申请书由厂站直接向省调报送；省调直调的线路和省调许可设备的停修申请书由地调、省检修公司报送省调。地县调停修申请书办理参照执行。5.7.1.5 停修申请书中停电设备、停电范围及要求、工作内容、停送电时间、送电要求等事项应准确填写并与实际一致。

5.7.1.6 自动化、通信检修工作需一次设备、安控装置配合停电或单一设备全部主保护停运，相关单位应在办理自动化检修票、通信检修申请票的同时办理一次设备停修申请书，并在自动化检修票、通信检修申请票和一次设备停修申请书同时批复后，方可实施。5.7.1.7 办理停修申请书应遵循D-3日原则，在停电开始前3个及以上工作日提交停修申请。5.7.1.8 停修申请书应经调控机构相关专业会签，并经领导批准后于停电开始2个工作日前批复申请单位。

5.7.1.9 已批准的停修申请书应按下列规定办理开工和完工手续：

a.应按值班调度员调度指令办理停修申请书的停电和开工。b.计划检修因故不能按时开工，应在原批准计划停运前6小时报告值班调度员,在原批准计划开工时间三日后仍未开工的，该停修申请书作废。

c.计划检修因故不能按时完工，应在原批准计划检修工期过半前向调控机构申请办理延期手续,且延期手续只能办理一次。

d.已开工的设备停修申请，如需增加工作内容，在停电范围、检修工期、安全措施和送电要求不变，且在当值内能完成的情况下，值班调度员可批准进行。不满足上述条件应另行办理停修申请书。

e.当系统出现紧急情况时，值班调度员有权终止已开工的检修工作。5.7.2 临时停电管理

5.7.2.1 设备异常需紧急处理或设备故障停运后需紧急抢修时，值班调度员可安排相应设备转检修。当值内无法完工的，相关单位应补办相关停修申请书。

5.7.2.2 值班调度员有权批准双套保护、安控装置中单套退出的临时工作。

5.7.2.3 值班调度员有权批复当值时间内可以完工且对系统运行不会造成较大影响的工作。5.7.3 日前发输电计划

5.7.3.1 省调配合国调、分中心协同开展日前发输电计划编制，发输电计划应经过全网联合量化安全校核。

5.7.3.2 调控机构应开展日前系统负荷预测、日前母线负荷预测，负荷预测准确率及合格率应符合相关规定，并按要求报上级调控机构。

5.7.3.3 直调电厂应按要求向调控机构申报次日发电计划曲线。

5.7.3.4 调控机构根据水电、风电、光伏等优先消纳类机组发电申报计划，综合考虑电网安全约束、发电预测准确率等因素后将其纳入日前发电平衡，并合理预留调峰、调频资源。5.7.3.5 调控机构在月度发输电计划的基础上，统筹考虑次日购售电计划、负荷预测、发电能力、电网约束及检修安排等因素，编制日前发输电计划。

5.7.3.6 日前发输电计划需经调控机构各专业会签、领导批准后发布执行。

5.7.3.7 直调电厂应按照调控机构下达的日前发电计划运行，值班调度员有权按照有关规定调整当日发输电计划。5.7.4 日前计划安全校核

5.7.4.1 省调每日按照“统一模型、统一数据、联合校核、全局预控”的原则，开展220kV以上电网的日前联合量化安全校核。

5.7.4.2 根据安全校核结果，针对基态潮流及N-1开断后潮流断面越限情况，采取预控措施消除越限。

5.8 设备异动管理

5.8.1 凡涉及变更原接线方式、更换主设备（含机组励磁、调速系统等）及其他涉网安全设备、调度名称更改等情况时，设备运行单位应填报《系统设备异动执行报告》，将改变前、后的接线图及变更设备资料随同设备停修申请书一起报送相应调控机构。

5.8.2 调控机构调度管辖范围内设备的继电保护、安全自动装置、故障录波器以及通信、自动化等设备的停运、试验、检修或其它改进工作应与一次设备同步按规定办理异动手续。5.8.3 凡设备异动后需在复电阶段进行核相、冲击合闸、带负荷测试检验和涉网试验的，应在异动报告中注明，必要时应向调控机构报送有关资料、试验方案等。

5.8.4 调度管辖、监控范围内互感器变比改变、保护装置更换、测控单元更换等一、二次设备异动，自动化子站运维单位应与调控机构同步完成主、备调自动化系统联调。

5.8.5 自动化子站设备永久退出运行，应事先由其维护部门向调控机构提出书面申请，经批准后方可进行。一发多收的设备，应经有关调控机构协商后确定。5.9 带电作业管理

5.9.1 涉及系统运行方式变化或操作的带电作业应办理停修申请书。

5.9.2 办理带电作业停修申请书时，应明确是否有控制负荷、停用重合闸、故障跳闸可否试送电等要求。

5.9.3 值班调度员有权批准仅需退出重合闸，且在当日完工的带电作业。5.10 安全措施管理

5.10.1 值班调度员在许可输电线路和其它设备上进行检修工作或恢复送电时，应遵守相关规定，严禁“约时”停、送电，严禁“约时”挂、拆接地线和“约时”开始、结束检修工作；电气设备停电检修，必须使所有电源侧有明显的断开点，线路停电检修时，应拉开各侧开关、刀闸，合上各侧接地刀闸（挂好各侧接地线），才能下达允许开工令；确认检修工作全部结束，现场安全措施全部拆除，检修人员全部离开现场后，才能开始对线路复电。5.10.2 输电线路的停电检修，该线路各端的接地措施由值班调度员负责命令厂站运行值班人员和输变电设备运维人员执行，线路工作现场的安全措施，在允许开工后由检修工作班自理，工作结束后应自行拆除，再办理完工手续。

5.10.3 发电厂、变电站内部电气设备停电检修的安全措施由设备所在单位自行负责(不包括线路停电的安全措施)，工作结束后应自行拆除，开关、刀闸设备均应处于拉开位置，再办理完工手续。新设备投运管理 6.1 一般原则

6.1.1 凡新建、扩建和改建的发输变电设备并入电网运行，应符合国家有关法规、标准及相关技术要求。6.1.2 新建、扩建和改建的发输变电设备接入系统（含涉网二次系统）的可研、初设和设计审查等工作应有相应电网调控机构参加。

6.1.3 需要并网运行的发电厂、地方电网和直供电用户在并网前应与电网企业签订《并网调度协议》。

6.1.4 调控机构应编制《并网调度服务指南》，明确设备并网应具备的条件、工作流程和资料报送要求等内容。新建、扩建和改建的发输变电设备应按《并网调度服务指南》办理并网相关手续。

6.2 调控机构主要职责

6.2.1 对并网方的并网条件进行认定。

6.2.2 划分调管范围，编制、下达设备调度命名编号文件。6.2.3 开展继电保护定值整定计算工作。6.2.4 编制新设备启动投产方案。6.3 调度命名

6.3.1 调度命名应遵循统一、规范的原则。

6.3.2 新建、扩建和改建的500kV及以上变电站、并网发电厂及线路的调度命名，应在工程初设阶段，由工程管理单位报国调、分中心或省调审定，其调管范围划分和设备调度命名、编号分别由相应调控机构负责下达。

6.3.3 新建、改建和扩建的220kV变电站及送出线路、220kV及以下并网且电力全省统一消纳发电厂及并网线路的调度命名，应在工程初设阶段，由工程管理单位报省调审定，其调管范围划分和发电厂、变电站、线路的调度命名统一由省调负责下达，厂站内设备的调度命名和编号按设备调管范围由相应调控机构负责下达。220kV及以上发输变电设备的调度命名和编号应符合省调制定的调度命名规则。

6.3.4 新建、改建和扩建的110kV及以下变电站及送出线路、220kV及以下并网且电力在地区电网消纳发电厂及并网线路的调管范围划分和设备调度命名、编号分别由相应地、县调负责下达。

6.3.5 发电厂厂用电系统设备及变电站站用变系统设备由发电厂或变电站参照调控机构命名规则自行命名编号，但不得与调控机构下达的设备命名重名或重号。6.4 新设备投运应具备的条件

6.4.1 需要并网运行的发电厂、地方电网和直供电用户已签定《并网调度协议》。6.4.2 已按《并网调度服务指南》要求报送资料并通过调控机构审核。

6.4.3 继电保护、调度通信、自动化设备安装调试完毕，并完成与调控机构主、备调的联调。6.4.4 设备参数测量工作已完成，并报送调控机构（如需要在投运过程中测量参数者，应在投运申请中说明）。

6.4.5 新投发电机组的各项涉网试验方案完备，并向调控机构报备。

6.4.6 纳入调控机构监控范围的设备已完成设备监控信息表审核及与调控机构主、备调的实传试验。

6.4.7 专业人员完成调控机构组织的业务培训；厂站运行值班人员（输变电设备运维人员）完成上岗资格培训及考试，并取得《调度控制系统运行值班合格证书》。6.4.8 启动试验方案和相应调度方案已获批准。6.4.9 已向调控机构提出新设备投运申请并经批准。6.4.10 生产准备工作已就绪（包括现场规程和制度已完备、运行人员对设备和启动试验方案及相应调度方案的熟悉等），相关厂、站及设备具备启动带电条件。6.4.11 启动委员会同意投产。6.5 新设备启动投运 6.5.1 新设备启动投运，可能对上级调控机构调管范围安全产生较大影响时，应经上级调控机构许可。

6.5.2 新设备在启动时应根据调试计划完成规定的所有试验，调控机构根据电网情况为并网调试安排所需的运行方式。

6.5.3 并网调试期间，并网方应根据经调控机构审核的并网调试调度方案，按照值班调度员的调度指令进行并网调试；调控机构应针对可能发生的紧急情况制定事故处理预案。

6.5.4 新设备应按新设备启动并网调度方案规定程序进行启动，如临时更改启动程序，应经启委会同意；若启动过程中发生电网故障或重大运行方式变化，值班调度员可中止新设备启动投运操作，待系统恢复正常后，再继续进行。

6.5.5 新设备只有得到值班调度员的命令或征得其许可后方能投入系统运行。值班调度员必须得到启委会的许可后才能进行启动。

6.5.6 新设备启动调试工作全部结束，进入试运行前应经启委会同意。

6.5.7 并网设备调试及相关系统试验完毕后，并网方应将调试报告、试验报告及相关参数报调控机构。并网电厂调度管理 7.1 发电厂并网管理

7.1.1 并网电厂必须满足《电网运行准则》相关要求。

7.1.2 风电场并网应满足《风电场接入电力系统技术规定》相关要求；光伏电站并网应满足《光伏发电站接入电力系统技术规定》相关要求。7.1.3 电厂并网前应与电网企业签订《并网调度协议》。7.1.4 发电厂并网必须具备下列条件：

7.1.4.1 发电机组的励磁系统、调速系统、继电保护、安全自动装置、PSS、AGC、AVC等技术性能参数达到有关国家及行业标准要求，其技术规范满足所接入电网的要求。

7.1.4.2 按要求完成发电机组励磁系统、调速系统、PSS、发电机进相能力、AGC、AVC、一次调频等调试试验。调试由具有资质的机构进行，调试报告应提交调控机构，相关参数按调控机构要求整定。

7.1.4.3 涉网保护（如定子过电压、定子低电压、过负荷、低频率、高频率、过激磁、失步、失磁保护及主变零序电流、零序电压等）和安全自动装置的配置和整定应满足有关规程、规定和电网运行要求，其中涉网保护应报调控机构备案。涉网保护、安全自动装置、故障录波器的运行信息应能远传至调度端。

7.1.4.4 发电厂至调控机构具备两个以上可用的独立路由的通信通道。电厂调度自动化子站应通过调度数据网实现与调度自动化主站实时数据交互。发电厂电量采集装置应通过调度数据网将电量采集数据传送至调控机构。

7.1.4.5 水电站应按有关标准建立水情自动测报系统及水调自动化系统，风电场、光伏电站应按有关标准建立发电功率预测系统，并按调控机构要求传送相关信息。

7.1.4.6 风电机组、光伏逆变器必须满足并网技术标准要求并经国家授权的检测单位检测合格。风电场和光伏电站的无功电压控制措施应满足并网标准要求。

7.1.4.7 风电场、光伏电站应具备 AGC、AVC 等功能，有功功率和无功功率的动态响应特性应符合相关标准要求。

7.1.4.8 电厂正式并网前，应按规定完成所有试验，试验结果符合有关标准和规程要求。7.2 并网电厂运行管理

7.2.1 并网电厂应参与系统调频、调峰、调压，相关机组调节性能应满足相关技术标准、运行标准要求。

7.2.2 并网电厂机组励磁系统、调速系统、涉网保护、安全自动装置、PSS、AGC、AVC 等应纳入调控机构的统一管理。上述设备进行技术改造或更新时，应提前90日向调控机构报送有关资料，并重做相关调试试验。

7.2.3 并网电厂涉网保护、安全自动装置、PSS、AGC、AVC等应按规定投入，其运行状态及定值未经调度同意，不得擅自变更。机组PSS未投入运行，机组发电出力不得超过额定容量的80%。

7.2.4 并网电厂机组励磁系统和调速系统应投入要求的自动控制模式，机组低励限制定值、调差系数和一次调频定值等应严格按调控机构下达的定值整定，未经调度同意，不得擅自变更运行状态及定值。

7.2.5 并网运行时，发电机励磁系统应投入自动电压闭环控制模式，不得采用无功恒定或其它控制模式。机组的计算机监控系统也应投入电压闭环控制模式，除手动或AVC调节的短时间外，不允许采用无功恒定或其它控制模式。

7.2.6 并网电厂应按调控机构的要求落实预防与控制电网功率振荡的各项措施，保证现场运行规程与电网调度规程相适应，保证出现功率振荡时能够及时响应和处置，平息功率振荡。7.2.7 并网电厂应按相关规定完成机组（含励磁、调速）参数实测及建模；新能源电站应完成风电机组或光伏发电单元、无功补偿设备及相关控制系统参数实测及建模。7.2.8 并网电厂内调度管辖设备的检修，均应纳入调度设备停电计划统一管理。7.2.9 并网电厂应制定全厂停电故障处置预案，并报相关调控机构备案。7.2.10 燃料管理

7.2.10.1 发电厂应按标准储存燃料，按规定向调控机构报送燃料供应量、消耗量、库存量、可用天数、缺煤（气、油）停机台数及对应发电容量等信息。

7.2.10.2 当燃料库存低于规定的警戒线时，发电厂应及时向调控机构报告。

7.2.10.3 调控机构按调管范围进行燃料供需分析，根据电力电量平衡及时发布燃料供应预警。电网频率及联络线控制管理

8.1 四川电力系统的频率调整和省间联络线潮流的控制方式按国调、分中心下达的有关联网运行规定执行。

8.2 电网标准频率是50Hz，其偏差不应超过±0.2Hz。西南、华中电网交流同步运行期间，电网频率按（50±0.1）Hz控制。

8.3 电力系统内所有发电厂均应监视频率。各级调控机构、发电厂均有义务维持电力系统标准频率。

8.4 四川电力系统解列孤网运行时，频率由省调值班调度员统一指挥。

8.5 地区电网与四川主网解列运行时，其频率的调整和控制，由省调指定相关地调或发电厂负责。

8.6 发电厂必须按照调度指令开停机炉、投退AGC、调整出力、维持备用容量。当发电厂因故不能使其出力与调度指令相符时，应立即汇报值班调度员。

8.7 省调值班调度员可根据系统运行需要指定发电厂调整系统频率或联络线潮流。当发电厂出力或送出线路输送容量达规定限值时，应立即汇报值班调度员。

8.8 值班调度员有权根据系统运行情况调整本调控机构下达的日发电、供电调度计划，相关调度控制系统值班人员应按发布的调整指令执行。

8.9 并网运行的机组应投入一次调频功能，未经值班调度员许可不应退出。机组的一次调频参数应符合有关规定。

8.10 在系统发电能力不足时，各单位应严格按计划用电。调控机构可以对超计划使用电力或电量的单位实施限电，由此产生的后果由超计划使用电力或电量的单位负责。

8.11 各级调控机构应会同有关部门制定拉闸限电序位表，报本级政府主管部门批准后执行。8.12 电网备用容量应满足《电力系统技术导则》要求。因电网故障、机组跳闸或发电出力受阻等原因造成备用容量不足时，应在规定时间内予以恢复。9 电网电压调整和无功管理

9.1 电力系统中的无功功率应实行分层、分区、就地平衡的原则，避免长距离输送。9.2 无功电压的调度管理按调管范围分级负责，其中并入110kV及以下系统的发电厂无功电压调度管理由地调统一负责，各级调控机构应做好所辖电力系统的无功功率平衡工作。9.3 四川电力系统220kV及以上母线均列为电压监测考核点，由国调负责统计和考核。110kV及以下电压监测考核点由所辖地区电网调控机构按有关规定进行设置、统计。

9.4 并入四川电力系统的各发电厂机组应具备《电力系统电压和无功电力技术导则》规定的进相与迟相运行能力，经调控机构认可的进相运行试验及安全校核后，由相应的调控机构下达机组的低励限制值。

9.5 并入四川电力系统的大用户，应按《电力系统无功补偿设备配置原则》的有关要求，配足无功补偿设备，并根据调控机构下达的电压曲线要求及时投切无功补偿设备，保证将高压母线电压控制在曲线规定的范围之内。

9.6 各级电力系统的电压曲线，由相应调控机构按丰、枯季节制定下达执行并报上一级调控机构备案。电压曲线的制定，应符合《电力系统电压和无功电力技术导则》、《电力系统电压和无功电力管理条例》和《电压质量和无功电力管理规定》的有关要求。9.7 无功电压的正常运行与调整 9.7.1 电压调整主要有以下措施：

9.7.1.1 调整发电机、调相机无功出力，调整风电场和光伏电站风电机组或并网逆变器、静止无功补偿器（SVC）和静止无功发生器（SVG）的无功出力。9.7.1.2 投切电容器、电抗器。

9.7.1.3 调整有载调压变压器分接头。9.7.1.4 改变电力系统运行方式。

9.7.1.5 在不影响系统稳定水平的前提下，按预先安排断开轻载线路或投入备用线路。9.7.1.6 对运行电压低的局部地区限制用电负荷。

9.7.2 各发电厂的运行值班人员，应按照调控机构下达的电压曲线要求监视和调整电压，将运行电压控制在允许的偏差范围之内。原则上应采用逆调压方法调整母线运行电压。

9.7.2.1 高峰负荷时，应按发电机P-Q曲线的规定限额，增加发电机无功出力，使母线电压在电压曲线的偏上限区域运行，必要时可采用降低有功出力增加无功出力的措施。

9.7.2.2 低谷负荷时，应降低发电机无功出力，具有进相能力的机组应按需采用进相运行方式，使母线电压在电压曲线的偏下限区域运行。

9.7.2.3平段负荷时，应合理调节机组无功出力，使母线电压运行在电压曲线的中间值。9.7.2.4 当发电机无功出力调整达到极限后，如母线电压仍不能满足电压曲线的要求，应及时汇报值班调度员。

9.7.3 值班监控员、厂站运行值班人员应认真监视并及时调整运行电压，做好调整记录，当变电站所有调压措施用尽但运行电压仍超出电压曲线规定范围时应及时汇报值班调度员。9.7.4 装有无功补偿设备的变电站，值班监控员、厂站运行值班人员应根据运行电压情况及时投切无功补偿设备，原则上应采用逆调压方法进行。

9.7.4.1 高峰负荷电压偏低运行时，应切除补偿电抗器，投入补偿电容器，提高母线运行电压。

9.7.4.2 低谷负荷电压偏高运行时，应切除补偿电容器，投入补偿电抗器，降低母线运行电压。

9.7.4.3 当无功补偿设备已全部投入或切除后，电压仍不能满足要求时，可自行调整有载调压变压器电压分接头运行档位，如电压还不能满足要求，应及时汇报值班调度员。

9.7.4.4 各变电站装设的静止无功补偿器（SVC）和发电厂装设的静止无功发生器（SVG），由管辖该装置的调控机构下达运行定值，装置的投、退应按值班调度员调令执行。9.7.5 各厂站变压器分接头档位的运行调整

9.7.5.1 无载调压变压器的电压分接头，由调控机构从保证电压质量和降低电能损耗的要求出发，规定其运行档位，未经调控机构同意，不得自行改变。

9.7.5.2 装有有载调压变压器的各厂站，必须在充分发挥本厂站无功调整设备（发电机、补偿电容器、补偿电抗器、静止补偿器等）的调整能力的基础上，才能利用主变压器分接头调压，并做好调整记录；当变电站220kV母线电压低于205kV、500kV母线电压低于490kV时，调整主变分接头应经省调值班调度员许可。

9.7.6 各级值班调度员、值班监控员应监视电压监测点和考核点的电压，积极采取措施，确保电压在合格范围内。

9.7.7 在进行发电厂和变电站无功电压调整时，值班调度员应充分发挥变电站无功补偿设备的调压作用，原则上尽可能使发电机组留有一定的无功备用容量，以提高发电机组的动态电压支撑作用。

9.7.8 装有高压电抗器的线路原则上不允许无高压电抗器运行。

9.7.9 在正常运行方式时，500kV各厂站母线电压最高不应超过550kV（有特殊要求的按有关规定执行），最低电压不应影响系统同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。

9.7.10 向500kV空载线路充电，在暂态过程衰减后，线路末端电压不应超过575kV，持续时间不应大于20分钟。

9.7.11 500kV发电厂、变电站母线高压电抗器的投退(各换流站的高压电抗器投退除外)由省调值班调度下令执行，发电厂、变电站运行人员不得自行改变母线高压电抗器的运行状态。10 电网稳定管理 10.1 一般原则

10.1.1 四川电力系统稳定管理工作按照统一管理、分级负责、网源协调的原则进行。

10.1.2 各级电网应建立规划设计、建设、运维、调度、安全监督和科研试验等电网稳定协同管理机制。

10.1.3 电网稳定管理包括电网安全稳定分析、电网运行方式安排、稳定限额管理、安全稳定措施管理以及电网运行控制策略管理等工作。

10.1.4 电网中长期规划、2～3年滚动分析校核，、丰（枯）期、月度、临时运行方式应按照统一标准开展稳定分析。

10.1.5 调控机构应定期制定电网稳定运行规定，并给出正常方式和检修方式稳定限额。涉及到上级调控机构调管设备的应报上级调控机构审核。10.1.6 调控机构应对运行方式以及周、日调度计划和临时运行方式以及电网实时运行状态等进行安全稳定校核分析。

10.1.7 为保证电力系统正常运行的稳定性和频率、电压水平，系统应有足够的稳定储备。10.2 管理职责

10.2.1 省调负责全网安全稳定专业管理。负责所辖电网安全稳定计算分析和安全稳定方面的网源协调，制定并组织实施电网安全稳定控制措施。

10.2.2 地调负责所辖电网的稳定管理。负责所辖电网（包括与主网解列运行方式）安全稳定计算分析和安全稳定方面的网源协调，制定并组织实施电网安全稳定控制措施，配合实施省调安全稳定控制措施。

10.2.3 发电厂负责本厂的安全稳定管理，组织落实调控机构有关电网安全稳定的要求和控制措施，制定保发电厂和发电设备的安全措施，包括失去系统电源的保厂用电措施和机组黑启动方案，配合进行电网黑启动或黑启动试验。发电厂在设计、建设、投产、运行以及设备改造或更新等阶段均应进行涉网安全的网源协调工作，定期开展并网安全自评价工作，达到电网稳定运行必备条件。

10.2.4 电力用户负责用户变电站的安全管理，组织落实调控机构有关电网安全稳定的要求和控制措施。

10.2.5 并网地方电网负责本网的安全稳定管理，组织落实上级调控机构有关电网安全稳定的要求和控制措施，制定保本网的安全措施，包括与主网解列后的孤网运行和黑启动等措施。10.3 电网安全稳定分析

10.3.1 电网安全稳定分析应严格执行《电力系统安全稳定导则》及《电力系统安全稳定计算技术规范》，按照调度管辖范围实行分级负责。

10.3.2 电网安全稳定分析应统筹制定计算边界条件和计算分析大纲，统一程序、统一模型、统一稳定判据、统一计算方式、统一计算任务、统一协调控制策略。

10.3.3 调控机构应建立覆盖全网220kV以上发、供、用电设备的统一系统仿真模型，并基于全网互联计算数据开展电网稳定分析工作，必要时应对110kV网络进行仿真分析。

10.3.4 电网安全稳定分析的内容主要包括方式计算、丰（枯）期稳定计算、在线安全分析，根据电网运行需要滚动确定稳定运行限额，分析和研究提高电网稳定水平的措施和对电网稳定事故进行分析计算。

10.3.5 调控机构组织开展运行中电网的安全稳定计算分析工作，制定电网运行方式和安全稳定运行规定，提出保证电网安全稳定运行的策略和措施，并按要求报上级调控机构。10.3.6 下级调控机构制定的稳定控制策略应服从上级调控机构的稳定控制要求，稳定控制策略必须通过联网计算故障集合校验。

10.3.7 220kV及以上系统设备无快速保护运行时，调度机构应进行安全稳定校验计算并采取相应的措施。如需按单永故障校核标准控制功率时，应经省调分管领导批准；如不满足单永故障校核标准，应经省公司分管领导批准。

10.3.8 调控机构应专题计算电网特殊运行方式稳定限额，并通过批复停修申请书将稳定限额逐级下达执行。

10.3.9 对220kV以上电网正常运行有影响的系统性试验，试验单位应提前60日向省调提出书面申请，提交试验方案和计算报告，共同研究试验调度方案、系统安全措施，经省公司分管领导批准后执行。

10.4 稳定限额及断面管理

10.4.1 调控机构应根据设备运行参数和稳定计算分析结果，确定运行设备输送功率、电流、电压或功率因数等的限额。

10.4.2 调控机构应执行统一的输电断面稳定限额。对关联输电断面稳定限额的制定，应按照下级服从上级的原则，由上级调控机构统筹管理。

10.4.3 调控机构应根据电网丰（枯）期电网特性，通过稳定计算分析，编制电网丰（枯）期稳定运行规定，经本级电网企业分管领导批准后执行。特殊情况下，需临时给定稳定断面及稳定限额。电网临时稳定限额应经本级调控机构分管领导批准后执行。10.4.4 电力系统不能超安全稳定限额运行。根据电网运行实际需临时调整稳定限额时，应经直调该设备的调控机构分管领导批准并做好事故预案，涉及上级调控机构许可范围的还应经上级调控机构许可。

10.4.5 输电断面的运行控制，原则上应按调管范围进行管理。若输电断面由分属不同调控机构的多个设备组成，该断面监控单位和监控方式由相关最高级调控机构协调确定，相关调控机构应根据职责要求履行监控责任。10.4.6 上级调控机构可指定输电断面实时运行责任调控机构，责任调控机构负责断面的正常实时调整与控制，必要时可申请上级调控机构进行调整。10.4.7 调控机构值班调度员负责保持所辖电网的稳定运行，出现超稳定限额情况时，应立即采取措施予以消除。涉及上级调控机构直调设备稳定限额变化或影响上级调控机构所辖电网稳定运行的情况，应及时汇报上级调控机构。10.4.8 值班监控员、厂站运行值班人员负责监控厂、站内设备在系统稳定限额和设备安全限额内运行，当发现超限额运行时，应立即汇报值班调度员并做好记录。10.4.9 在负荷调整和调度操作时，应按要求提前调整设备潮流，不得引起电力系统稳定破坏和安全自动装置动作。

10.4.10 系统设备异常故障时，应及时进行安全稳定校核，并采取安全控制措施保证系统安全稳定运行。

10.5 安全稳定控制措施管理

10.5.1 调控机构应根据《电力系统安全稳定导则》规定的安全稳定标准，制定电网安全稳定控制措施。

10.5.2 安全稳定控制系统原则上按分层分区配置，各级稳定控制措施必须协调配合。稳定控制措施应优先采用切机、直流调制，必要时可采用切负荷、解列局部电网。10.6 电网低频低压减负荷管理

10.6.1 省调负责制定四川电力系统低频、低压自动减负荷方案，并负责督促实施；地调应根据省调下达的方案要求，制定本地区包括并网地方电力系统的实施方案，并督促实施。10.6.2 地调制定的低频、低压自动减负荷实施方案应满足省调下达的切负荷量，同时还应考虑本地区可能出现的孤网运行情况，校核方案满足本地区失去主网电源或解列后有、无功平衡的要求。

10.6.3 低频、低压自动减负荷装置切负荷方案应报政府相关部门批准后执行。10.6.4 地调应定期对本地区的低频、低压自动减负荷装置的实际控制负荷数量、装置数量及实际投运情况进行统计和分析，并报送省调。对因地区电网运行方式或电网结构、负荷分布变化影响到低频、低压自动减负荷量的，应上报省调并制定调整方案。11 调控运行操作规定 11.1 调度倒闸操作原则

11.1.1 调控机构应按直调范围进行调度倒闸操作。许可设备的操作应经上级调控机构值班调度员许可后方可执行。对下级调控机构调管设备运行有影响时，应在操作前通知下级调控机构值班调度员。

11.1.2 调度倒闸操作应填写操作指令票。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：

11.1.2.1 投退AGC功能或变更控制模式。11.1.2.2 投退AVC功能、无功补偿装置。

11.1.2.3 启停发电厂机组、调整有、无功出力。11.1.2.4 故障处置、紧急异常处理。11.1.2.5 拉闸限电。

11.1.2.6 单独投退继电保护（包括重合闸）。11.1.3 操作前应考虑以下问题：

11.1.3.1 运行方式改变后系统的稳定性和合理性，有、无功功率平衡及必要的备用容量，水库综合运用及新能源消纳，防止故障的对策。

11.1.3.2 操作时可能引起的系统潮流、电压、频率的变化，避免发生潮流超过稳定极限、设备过负荷、电压超过正常允许范围、安控装置无故障跳闸判据启动等情况，必要时可先进行分析计算。

11.1.3.3 继电保护、安全自动装置运行方式是否合理，变压器中性点接地方式、变压器分接头位置、无功补偿装置投入是否正确。

11.1.3.4 操作对保护、安控、设备监控、通信、自动化、计量、水库调度等方面的影响。11.1.3.5 开关和刀闸的操作是否符合规定，严防非同期并列、带地线送电、带负荷拉合刀闸及500kV系统用刀闸带电拉合GIS设备短引线等误操作。

11.1.3.6 新建、扩建和改建设备的投运，或检修后可能引起相序、相位或二次接线错误的设备复电时，应查明相序、相位及相关二次接线正确。11.1.3.7 注意设备缺陷可能给操作带来的影响。

11.1.3.8 对直调范围以外设备和供电质量有较大影响时，应预先通知有关单位。11.1.4 影响网架结构的重大操作前，值班调度员应进行在线安全稳定分析计算，必要时可进行联合计算。

11.1.5 操作指令分单项、逐项、综合三种。

11.1.5.1 只对一个单位，只有一项操作内容的操作，如发电厂开停机炉、投退PSS等，值班调度员可以发布单项指令，由接受调度指令的调度控制系统值班人员操作，发、受令双方均应作好记录并录音。

11.1.5.2 涉及两个及以上单位或前后顺序需要紧密配合的操作，如线路停送电等，应下达逐项操作指令，操作时值班调度员应事先按操作原则拟定操作指令票，再逐项下达操作指令。接受调度指令的调度控制系统值班人员应严格按值班调度员的指令逐项执行，未经发令人许可，不得越项进行操作。

11.1.5.3 只涉及一个单位、一个综合任务的操作，如主变停送电等，值班调度员可以下达综合指令，明确操作任务或要求。具体操作项目、顺序由接受调度指令的调度控制系统值班人员自行负责，操作完毕后向值班调度员汇报。11.1.6 调度倒闸操作指令票

11.1.6.1 填写操作指令票应以停修申请书、安全自动装置启停调整通知单、继电保护定值通知单、新设备启动并网调度方案、电力系统运行规定和日调度计划等为依据。对于临时的操作任务，值班调度员可以根据系统运行状态（必要时商有关专业人员），按照有关操作规定及要求填写操作指令票。

11.1.6.2 填写操作指令票前，值班调度员应与操作相关单位值班人员仔细核对有关一、二次设备状态（包括开关、刀闸、中性点方式、保护、安全自动装置、安全措施等）。

11.1.6.3 填写操作指令票时应做到任务明确、字体工整、无涂改，正确使用设备双重（或三重）命名和调度术语。操作指令票必须经过操作任务评估、拟写、审核、下达、执行、归档等环节，其中拟写、审核不能由同一人完成，拟票人、审核人、下令人、监护人必须签字。11.1.6.4 厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应根据下达的操作指令或操作指令票，结合现场实际情况，按照现场有关规程、规定填写具体的现场操作票，保证现场一、二次设备符合操作要求和相应的运行方式。现场操作票应考虑以下主要内容：

a.一次设备停电后才能退出继电保护，一次设备送电时应先投入继电保护。b.厂用变、站用变电源的切换。c.直流电源的切换。

d.交流电流、电压回路和直流回路的切换。e.根据一次接线调整二次跳闸回路。

f.根据一次接线决定母差保护、安控装置的运行方式。

g.设备停运，二次回路有工作（或一次设备工作影响二次回路），应将保护停用并做好二次安全措施。h.现场规程规定的二次回路需作调整的其它内容。

11.1.6.5 值班调度员只对自己发布的调度指令正确性负责，不负责审核现场操作票中所列具体操作内容、顺序等的正确性。

11.1.6.6 预先下达的操作指令票只作为操作前的准备，操作单位值班人员应得到值班调度员正式发布的“操作指令”和“发令时间”后，才能进行操作。严禁未得到值班调度员的“操作指令”擅自按照预定联系时间进行操作。

11.1.6.7 在填写操作指令票、现场操作票或操作过程中，若有疑问应立即停止，待核实清楚再继续进行；若需要改变操作方案，值班调度员应重新填写操作指令票。11.1.7 在调度运行中，出现需要借用旁路（或母联）开关等设备时，应做到：

11.1.7.1 借用设备的值班调度员主动征得直调该设备的值班调度员同意，进行调度关系转移，并明确预计借用期限。

11.1.7.2 直调该设备的值班调度员，将调度关系转移情况通知相关操作人员，由借用该设备的值班调度员下达全部操作指令。

11.1.7.3 借用该设备的值班调度员在设备使用完毕转为备用或事先商定的方式后，归还给直调该设备的值班调度员，恢复原调度关系。11.1.8 系统中的正常操作，应尽可能避免在下列时间进行。但故障处置或改善系统不正常运行状况的操作，应及时进行，必要时应推迟交接班。11.1.8.1 交接班时。

11.1.8.2 操作现场有雷雨、大风等恶劣天气时。11.1.8.3 系统发生异常及故障时。11.1.8.4 系统高峰负荷时段。

11.1.8.5 通信中断或调度自动化设备异常影响操作时。11.1.8.6 主、备调调度权转移时。

11.1.9 调控机构可结合直调设备实际情况编制操作规程，明确电气设备的具体调度操作规定。

11.2 监控远方操作原则

11.2.1 调控机构值班监控员负责完成规定范围内的监控远方操作。11.2.2 下列情况可由值班监控员进行开关监控远方操作： 11.2.2.1 一次设备计划停送电操作。11.2.2.2 故障停运线路远方试送操作。

11.2.2.3 无功设备投切及变压器有载调压分接头操作。11.2.2.4 负荷倒供、解合环等方式调整操作。

11.2.2.5 小电流接地系统查找接地时的线路试停操作。11.2.2.6 其他按调度紧急处置措施要求的开关操作。

11.2.3 输变电设备运维单位按月向调控机构提交具备监控远方操作条件的开关清单，期间如有变更，需及时更新并向调控机构提交更新后的清单，对不具备远方操作条件的，应说明原因。

11.2.4 监控值班长及正值监控员有权接受调度指令，接受调度指令时应严格执行复诵、录音、记录等要求。

11.2.5 值班监控员在进行操作时，必须由两人进行，一人监护，一人操作，监护人应具备正值以上岗位资格。

11.2.6 监控远方操作前，值班监控员应考虑设备是否满足远方操作条件以及操作过程中的危险点及预控措施，按要求拟写监控操作票，操作票包括核对相关变电站一次系统图、检查设备遥测遥信指示、拉合开关操作等内容。对调度指令有疑问时，应及时询问值班调度员，核对无误后方可进行操作。

11.2.7 涉及单一开关的操作任务或故障远方试送可不拟写监控操作票，涉及多个开关的操作任务，应拟写监控操作票。远方操作前值班监控员应与输变电设备运维单位核实现场设备具备远方操作条件。

11.2.8 监控远方操作必须采取防误措施，严格执行模拟预演、唱票、复诵、监护等要求，确保操作正确。若电网或现场设备发生异常及故障，可能影响操作安全时，值班监控员应中止操作并报告值班调度员，必要时通知输变电设备运维人员。

11.2.9 监控远方操作前后，值班监控员应检查核对设备名称、编号和开关、刀闸的分、合位置，监控远方操作后的位置检查应满足两个非同样原理或非同源指示“双确认”，若对设备状态有疑问，应通知输变电设备运维人员核对设备状态。

11.2.10 监控远方操作中，因监控系统或站端设备异常等导致操作无法执行时，值班监控员应终止操作，汇报值班调度员，通知自动化人员或输变电设备运维人员检查处理，并可根据情况联系输变电设备运维单位进行现场操作，现场操作由值班调度员直接下令至输变电设备运维人员。

11.2.11 监控远方操作完成后（除涉及无功、电压调节进行的无功补偿设备和变压器调档操作外），值班监控员应及时汇报值班调度员，同时告知输变电设备运维单位。

11.2.12 设备检修工作许可开工后和设备送电前，输变电设备运维人员应及时告知值班监控员，值班监控员应在监控系统对应检修设备上设置或拆除“检修”牌，并做好相关记录。11.2.13 遇有下列情况时，不允许对开关进行远方操作： 11.2.13.1 开关未通过遥控验收。

11.2.13.2 开关正在进行检修（遥控传动除外）。

11.2.13.3 开关切除故障短路电流次数或正常操作次数已达规定值。11.2.13.4 集中监控功能（系统）异常影响开关遥控操作。

11.2.13.5一、二次设备出现影响开关遥控操作的异常告警信息。11.2.13.6 未经批准的开关远方遥控传动试验。

11.2.13.7 不具备远方同期合闸操作条件的同期合闸。

11.2.13.8 输变电设备运维单位明确开关不具备远方操作条件。

11.2.14 调控机构应定期对开关远方操作情况进行统计分析，并按时报送上级调控机构。12 故障处置规定 12.1 故障处置原则

12.1.1 迅速限制故障的发展，消除故障的根源，解除对电网、人身、设备安全的威胁。12.1.2 保持正常设备的运行和对重要用户及厂、站用电的正常供电，迅速将解网部分恢复并网运行。

12.1.3 尽快恢复对已停电的地区或用户供电。12.1.4 调整系统运行方式，使其恢复正常。

12.1.5 按规定及时汇报故障及处置情况，并告知有关单位和提出故障原始报告。12.2 故障处置要求

12.2.1 电网发生故障时，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即将故障发生的时间、设备名称及其状态等概况向值班调度员汇报，经检查后再详细汇报如下相关内容：

12.2.1.1 保护装置动作及通道运行情况。

12.2.1.2 设备实际位置、外部有无明显缺陷及故障征象。12.2.1.3 故障录波器、故障测距装置动作情况。

12.2.2 发生以下故障时，下级调控机构值班调度员应立即向上级调控机构值班调度员汇报： 12.2.2.1 上级调控机构许可设备故障。

12.2.2.2 影响上级调控机构直调范围内安控装置（系统）切机、切负荷量的。12.2.2.3 影响上级调控机构控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的。12.2.2.4 影响上级调控机构直调发电厂开机方式或发电出力的。

12.2.2.5 影响上级调控机构直调范围内保护及安控装置通道正常运行的。

12.2.2.6 其它影响上级调控机构直调系统安全运行或需要上级调控机构协调、配合处理的。12.2.3 故障处置时，调度控制系统值班人员进行对系统有重大影响的操作前，应取得相应值班调度员的许可。上级调控机构值班调度员必要时可越级发布调度指令，但事后应尽快通知下级调控机构值班调度员。非故障单位应加强运行监视，不得在故障当时向调控机构和故障单位询问故障情况或占用调度电话。12.2.4 为防止故障扩大，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应不待调度指令自行进行以下紧急操作，但事后应尽快汇报值班调度员：

12.2.4.1 将直接对人身和设备安全有威胁的设备停电。12.2.4.2 将故障停运已损坏的设备隔离。

12.2.4.3 当厂（站）用电部分或全部停电时，恢复其电源。

12.2.4.4 电压互感器或电流互感器发生异常情况时，按现场规程规定调整保护。12.2.4.5 系统故障造成频率严重偏差时，调整机组出力和启停机组协助调频。12.2.4.6 其它在厂站现场规程中规定可以不待调度指令自行处理者。12.2.5 设备故障跳闸后，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应根据现场规程规定确认设备是否具备送电条件，并向值班调度员汇报并提出送电时的要求。12.2.6 故障处置时，无关人员应迅速离开调度室。值班调度员有权要求有关专业人员到调度室协助故障处置。相关单位应保证至少一名有资格进行调度联系的人员坚守岗位，负责与值班调度员联系。

12.2.7 故障处置完毕后，故障单位应整理故障报告，及时汇报有关部门。12.3 故障协同处置

12.3.1 调控机构值班调度员负责处置直调范围的故障，故障处置期间下级调控机构值班调度员应服从上级调控机构值班调度员统一指挥。12.3.2 直调范围内电力系统发生故障，值班调度员应按要求立即进行故障处置；若影响非直调电力系统运行时，应及时通报相关调控机构，需上级或同级调控机构配合时，应由上级调控机构协调处理。12.3.3 跨区、跨省重要送电通道故障后，省调接受国调、分中心统一指挥通过调整机组出力、控制联络线功率等措施，将相关断面潮流控制在稳定限额之内，必要时采取控制受端电网负荷等措施，控制电网频率、电压满足相关要求。

12.3.4 各级调控机构间应建立电网运行信息共享机制，及时通（汇）报故障告警信息及处置措施，提高故障处置协同水平。12.4 频率异常处置

12.4.1 电网频率的标准是50Hz，超过50±0.2Hz为异常频率。12.4.2 四川电网与外网交流联网运行发生频率异常时，省调根据分中心的统一指挥进行频率调整。

12.4.3 电网频率降低时按下列办法处理，注意在处理过程中保证各重要联络线不超过稳定限额：

12.4.3.1 电网频率低于49.80Hz时，省调应下令所辖电厂立即增加出力、开出备用机组，必要时采取限电措施，使频率恢复正常。

12.4.3.2 电网频率低于49.50Hz时，省调应按限电序位表拉闸限电，使频率恢复至49.80Hz以上。

12.4.3.3 电网频率低于49.00Hz时，发电厂应不待调度指令采用增加发电机出力并短时发挥机组过负荷能力、开出备用水电机组等措施；有限电序位表的厂站，应不待调度指令立即按限电序位表拉闸限电。

12.4.3.4 电网频率低于48.50Hz时，调度控制系统值班人员可不受限电序位表的限制，自行拉负载线路(馈线)。

12.4.3.5 当频率下降到低频减载装置动作值而装置未动作时，各厂站应不待调度指令手动拉开该轮次接跳的开关。低频减载装置动作切除和手动拉开的开关，未经值班调度员下令不应擅自送电。

12.4.3.6 当频率降低至联络线低频解列装置或保厂用电、保重要用户低频解列装置定值而装置未动作时，各厂站应不待调度指令拉开相应开关，未经值班调度员下令，不应送电或并列。12.4.3.7 当频率恢复至49.80Hz以上时，发电出力的改变、停电负荷恢复送电，均应得到省调值班调度员的同意。

12.4.4 电网频率高于50.20Hz时的处理方法： 12.4.4.1 调频厂将出力减至最低。

12.4.4.2 少用网供计划的地调，应迅速减出力或停机，直到用到网供计划为止。

12.4.4.3 电网频率超过50.50Hz时，各发电厂应不待调度指令，立即减出力直至机组最低技术允许出力，各级值班调度员应发布紧急减出力或停机的指令，恢复频率至50.20Hz以下。12.5 电压异常处置

12.5.1 当发电厂母线电压降低至额定电压的90％以下时，厂站运行值班人员应不待调度指令，自行按现场规程利用机组的过负荷能力使电压恢复至额定值的90％以上，并立即汇报值班调度员。值班调度员应采取措施（包括降低有功、增加无功及限制部分地区负荷）消除发电机的过负荷情况。

12.5.2 当枢纽变电站500kV母线电压下降至480kV、220kV母线电压下降至190kV以下时，为了避免系统发生电压崩溃，值班调度员应立即采用拉闸限电措施，使电压恢复至额定值的95％以上，原则上首先对电压最低的地区实施限电。12.5.3 装有低电压解列装置或低电压减负荷装置的厂站，当电压低至装置动作值而装置未动作时，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应不待调度指令，拉开装置所接跳的开关。

12.5.4 当运行电压高于设备最高工作电压时，值班监控员、厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应采取切除电容器、投入电抗器、减少无功出力、进相运行等措施尽快恢复电压至正常范围，并汇报值班调度员；值班调度员接到汇报后应立即进行处理，使电压与无功出力及储备恢复正常。

12.5.5 当500kV厂站的母线电压超过550kV（有特殊要求的按有关规定执行）时，应立即采取措施在20分钟之内将电压降至合格范围。如需拉停500kV线路配合调压，应经调控机构分管领导批准。12.6 功率越限处置

当电网设备、输电断面功率超过稳定限额时，应按以下原则迅速采取措施降至限额以内: 12.6.1 增加受端发电厂出力，并提高电压水平。

12.6.2 降低送端发电厂出力(必要时可切除部分发电机组)，并提高电压水平。12.6.3 调整系统运行方式(包括改变系统接线等)，转移过负荷元件的潮流。12.6.4 在受端进行限电或拉闸。

12.6.5 涉及多级调控机构调管范围的输电断面，由最高一级调控机构值班调度员统一进行指挥调整。12.7 系统同步振荡处置

12.7.1 系统同步振荡的主要现象

12.7.1.1 发电机和线路上的功率、电流将有周期性变化，但波动较小，发电机有功出力不过零。

12.7.1.2 发电机机端和系统的电压波动较小，无明显的局部降低。12.7.1.3 发电机及系统的频率变化不大，全系统频率同步降低或升高。12.7.2 系统同步振荡的处理方法

12.7.2.1 厂站运行值班人员在发现系统同步振荡时，可不待调度指令，退出机组AGC、AVC，适当增加机组无功出力，并立即向值班调度员汇报。

12.7.2.2 厂站运行值班人员应立即检查机组调速器、励磁调节器等设备，查找振荡源，若发电机调速系统故障或励磁调节器故障，应立即减少机组有功出力，并消除设备故障。如短时无法消除故障，经值班调度员同意，解列该机组。

12.7.2.3 值班调度员应根据系统情况，提高送、受端电压，适当降低送端发电出力，增加受端发电出力，限制受端负荷，直至振荡消除。12.8 系统异步振荡处置

12.8.1 系统异步振荡的主要现象

12.8.1.1 系统内各发电机和联络线上的功率、电流将有程度不同的周期性变化。系统与失去同步发电厂（或系统）联络线上的电流和功率将往复摆动。12.8.1.2 母线电压有程度不同的降低并周期性摆动，电灯忽明忽暗。系统振荡中心电压最低。12.8.1.3 失去同步发电机的有功出力大幅摆动并过零，定子电流、无功功率大幅摆动，定子电压亦有降低且有摆动，发电机发出不正常的有节奏的轰鸣声、水轮机导叶或汽轮机汽门开度周期性变化。

12.8.1.4 失去同步的两个系统（发电厂）之间出现明显的频率差异，送端频率升高、受端频率降低，且略有波动。

12.8.2 系统异步振荡的处理方法

12.8.2.1 电网稳定破坏后，应迅速采取措施，尽快将失去同步的部分解列运行，防止扩大故障范围。

12.8.2.2 为使失去同步的电网能迅速恢复正常运行，并减少操作，在满足下列条件的前提下可以不解列，允许局部电网短时非同步运行，而后再同步：

a.电机、调相机等的振荡电流在允许范围内，不致损坏电网重要设备。

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

c.电网只在两个部分之间失去同步，通过预定调节措施，能迅速恢复同步运行。

12.8.2.3 对频率升高的发电厂，应不待调度指令，立即降低机组的有功出力，使频率下降，直至振荡消除，但不应使频率低于49.5Hz，同时应保证厂用电的正常供电。

12.8.2.4 对频率降低的发电厂，应不待调度指令，立即增加机组的有功出力至最大值，并迅速启动备用水轮机组，使电网频率恢复到49.5Hz以上，直至振荡消除。

12.8.2.5 厂站运行值班人员应不待调度指令，退出机组的AGC、AVC装置，增加发电机的无功出力，并发挥其过负荷能力，提高系统电压；值班监控员、厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应不待调度指令，退出低压电抗器，投入低压电容器，提高系统电压。但不应使500kV母线电压超过550kV、220kV母线电压超过242kV。

12.8.2.6 各级值班调度员应迅速在频率升高侧（送端）降低机组出力直至紧急停机，使频率下降；在频率降低侧（受端）采取紧急增加出力、启动备用水轮机组、故障限电等措施，使频率升高，直至振荡消除。12.8.2.7 在机组振荡时，未经值班调度员许可，厂站运行值班人员不应将发电机解列（现场规程有规定者除外）；但如发现机组失磁，应不待调度指令，立即将失磁机组解列。12.8.2.8 如振荡是因机组非同期合闸引起的，厂站运行值班人员应立即解列该机组。

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

12.8.2.10 在装有振荡解列装置的发电厂、变电站，应立即检查振荡解列装置的动作情况，当发现装置发出跳闸信号而未解列，且系统仍有振荡时，应立即拉开应解列的开关。

12.8.2.11 如经采取以上所列措施后振荡仍未消除，应按规定的解列点解列系统，防止故障的扩大，待电网恢复稳定后，再进行并列。12.9 单机异步振荡处置

12.9.1 单机异步振荡的主要现象

异步机组有功、无功、电流大幅摆动，可能出现过零。其余机组变化趋势与之相反。异步机组有周期性轰鸣声、水轮机导叶或汽轮机汽门开度周期性变化。12.9.2 单机异步振荡的处理方法

12.9.2.1 厂站运行值班人员在发现单机异步振荡后，应不待调度指令立即退出异步机组AGC、AVC，减少异步机组的有功出力，增加励磁电流，并汇报值班调度员。

12.9.2.2 采取减少异步机组的有功出力、增加励磁电流等措施3分钟后，机组仍然未进入同步状态，厂站运行值班人员可按现场规程规定解列机组。

12.9.2.3 如果振荡因机组非同期合闸引起，厂站运行值班人员应立即解列机组。12.10 线路故障处置

12.10.1 线路故障跳闸后，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即收集故障相关信息并汇报值班调度员，由值班调度员综合考虑电网情况、跳闸线路的有关设备信息确定是否试送。若有明显的故障现象或特征，应查明原因后再考虑是否试送。

12.10.2 试送前，值班调度员应与值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员确认具备试送条件。具备监控远方试送操作条件的，应进行监控远方试送。

12.10.3 试运行线路、电缆线路故障跳闸不应试送。其它线路跳闸后，值班调度员可下令对线路试送电一次。如试送不成功，需再次试送，应经本调控机构分管领导同意，有条件时可对故障线路零起升压。

12.10.4 线路跳闸后，对电网安全运行有重大影响的或有重大社会影响的如中心城市、重要用户、藏区电网供电线路等，值班调度员可下令对线路强送一次。12.10.5 线路故障跳闸后，送电前应考虑：

12.10.5.1 正确选择试送端，满足相关技术规定，使系统稳定不致遭到破坏。试送前，要检查重要线路的输送功率在规定的限额之内，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定的措施，尽量避免用发电厂或重要变电站侧开关试送。

12.10.5.2 线路试送开关应完好，且具有完备的继电保护。无闭锁重合闸功能的，应将重合闸停用。

12.10.5.3 若故障时伴随有明显的故障征象，如火花、爆炸声、系统振荡等，应查明原因后再考虑能否送电。

12.10.5.4 对试送端电压进行控制，对试送后首、末端及沿线电压作好估算，避免引起过电压。

12.10.5.5 线路故障跳闸后，若开关的故障切除次数已达到规定次数，厂站运行值班人员或输变电设备运维人员应根据规定向相关调控机构提出运行建议。

12.10.5.6 当线路保护和线路高压电抗器（串补装置）保护同时动作跳闸时，应按线路和高压电抗器（串补装置）同时故障来考虑故障处置。12.10.5.7 大电流接地系统中，线路试送端的运行主变压器应至少有一台中性点接地。对带有终端变压器的220kV线路送电，终端变压器的中性点必须接地。12.10.6 有带电作业的线路故障跳闸后，试送电的规定如下： 12.10.6.1 值班调度员应与相关单位确认线路具备试送条件，方可按上述有关规定进行试送。带电作业的线路跳闸后，现场人员应视设备仍然带电并尽快联系值班调度员，值班调度员未与工作负责人取得联系前不得试送线路。

12.10.6.2 线路故障跳闸后，值班调度员应发布巡线指令，应明确是否为带电巡线，同时将故障测距情况提供给线路运行维护单位。12.10.7 监控远方试送操作要求

12.10.7.1 监控远方试送操作应具备以下条件：

a.线路主保护正确动作、信息清晰完整，且无母线差动、开关失灵等保护动作。b.对于带高压电抗器、串补运行的线路，未出现反映高压电抗器、串补故障的告警信息。c.通过工业视频未发现故障线路间隔设备有明显漏油、冒烟、放电等现象。d.故障线路间隔一、二次设备不存在影响正常运行的异常告警信息。

e.开关远方操作到位判断条件满足两个非同样原理或非同源指示“双确认”。f.集中监控功能（系统）不存在影响远方操作的缺陷或异常信息。12.10.7.2 当遇到下列情况不允许对线路进行远方试送：

a.监控员汇报站内设备不具备远方试送操作条件。

b.运维单位人员汇报由于严重自然灾害、山火等导致线路不具备恢复送电的情况。c.电缆线路故障或者故障可能发生在电缆段范围内。d.判断故障可能发生在站内。

e.线路有带电作业，且明确故障后不得试送。f.相关规程规定明确要求不得试送的情况。

12.10.7.3 输变电设备运维人员到达现场后,应立即通知调控机构,检查确认相关一、二次设备运行状态，并及时汇报调控机构。如果此时线路尚未恢复运行，应由现场运维人员确认具备试送条件后，调控机构进行远方试送操作，并由现场运维人员负责设备状态确认。12.11 发电机故障处置

12.11.1 发电机异常或跳闸后，厂站运行值班人员应立即汇报值班调度员，并按现场规程进行处置。

12.11.2 电网故障情况下，负责孤网调频调压的发电机未经值班调度员许可，不得擅自解列。12.11.3 当发电机进相运行或功率因数较高，引起失步时，厂站运行值班人员应不待调度指令，立即减少发电机有功，增加励磁，使机组恢复同步运行。如果处理无效，应将机组与系统解列，检查无异常后尽快将机组再次并入系统。

12.11.4 机组失去励磁时而失磁保护未动，厂站运行值班人员应立即将机组解列。

12.11.5 发电机对空载长线零起升压产生自励磁时，厂站运行值班人员应立即降低发电机转速，并将该线路停电。

12.12 变压器及高压电抗器故障处置

12.12.1 变压器、高压电抗器的主保护（重瓦斯保护或差动保护或分接头瓦斯保护）动作跳闸，应对设备及保护进行全面检查，未查明原因并消除故障前，不得试送电。

12.12.2 变压器、高压电抗器后备保护动作跳闸，但未发现明显的故障现象，应检查继电保护装置，如无异常，可试送电一次；如有故障，在找到故障并有效隔离后，也可试送一次。12.12.3 变压器、高压电抗器后备保护动作跳闸的同时，伴有明显的故障现象（如电压电流突变、系统有冲击、弧光、声响等）应对设备进行全面检查，必要时应进行绝缘测定检查。如未发现异常可试送一次。12.12.4 变压器、高压电抗器轻瓦斯保护动作发信，应立即进行检查，确认设备能否运行。12.12.5 中性点接地的变压器故障跳闸后，值班调度员应按规定调整其他运行变压器的中性点接地方式。并列运行的变压器故障跳闸后，应立即采取措施消除运行变压器的过载情况。12.13 SVC装置故障处置

12.13.1 SVC相控电抗器故障跳闸后，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应立即检查相关设备，汇报值班调度员。缺陷消除恢复送电时应注意满足有关电容器和相控电抗器送电先后顺序的配合要求。

12.13.2 SVC装置发生异常影响到其动态电压调节功能时，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应立即汇报值班调度员，值班调度员应按该SVC装置停运控制相关断面潮流。12.14 母线故障处置

12.14.1 当母线失压后，值班监控员、厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应立即汇报值班调度员，同时将故障或失压母线上的开关全部断开，并迅速恢复受影响的厂站用电。12.14.2 当母线故障后，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应立即对停电母线进行检查，并把检查情况汇报值班调度员，值班调度员应按下述原则进行处理： 12.14.2.1 找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障后对停电母线恢复送电。

12.14.2.2 找到故障点但不能迅速隔离的，应将该母线转冷备用或检修。若系双母线接线方式中的一条母线故障，应在确认故障母线上的元件无故障后，将其倒至运行母线再恢复送电（应先拉开故障母线上的刀闸后再合上运行母线上的刀闸）。

12.14.2.3 经过检查不能找到故障点时，可对失压母线试送电一次。对失压母线进行试送宜采用外来电源，试送开关应完好，并启用完备的继电保护。有条件者可对失压母线进行零起升压。

12.14.2.4 当母线保护动作跳闸，应检查母线保护，如确认为保护误动，应停运该误动保护，按规定调整系统相关保护定值，恢复母线送电。

12.14.2.5 当开关失灵保护动作引起母线失压时，应尽快隔离故障开关，恢复母线供电。12.14.3 厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应根据仪表指示、保护动作、开关信号及故障现象，判明故障情况，切不可只凭厂站用电全停或照明全停而误认为变电站全站失压。值班调度员也应与厂站运行值班人员和输变电设备运维人员核对现状，切不可只凭母线失电而误认为变电站全站失压。

12.14.4 母线无压时，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应认为线路随时有来电的可能，未经值班调度员许可，严禁在设备上工作。12.15 开关故障处置

12.15.1 开关操作时或运行中发生非全相运行，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即拉开该开关，并立即汇报值班调度员。

12.15.2 开关因本体或操作机构异常出现“合闸闭锁”尚未出现“分闸闭锁”时，值班调度员可根据情况下令用旁路开关代故障开关运行或直接拉开此开关。

12.15.3 开关因本体或操作机构异常出现“分闸闭锁”时，应停用开关的操作电源，并按现场规程进行处理，仍无法消除故障，可采取以下措施: 12.15.3.1 若为3/

2、4/3接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的母线环流（操作前应经调控机构分管领导同意，并应采用远方操作方式，解环前确认环内所有开关在合闸位置）。12.15.3.2 其它接线方式用旁路开关代故障开关、用刀闸解环，解环前退出旁路开关操作电源；无法用旁路开关代故障开关时，将故障开关所在母线上的其它开关倒至另一条母线后，用母联开关断开故障开关；无法倒母线或用旁路开关代路时，可根据情况断开该母线上其余开关使故障开关停电。12.16 串补装置故障处置 12.16.1 当串补装置出现异常后，厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应根据现场运行规程判断设备能否继续运行。若不能继续运行或判断不明，应尽快汇报值班调度员将串补装置退出运行，线路及高压电抗器可以继续运行。

12.16.2 串补装置本体保护动作退出运行后，在未查明故障原因和消除故障前，不得对串补装置送电。

12.16.3 串补装置旁路开关合闸拒动或合闸闭锁时，允许线路带串补装置由运行转检修。此时，线路接地操作应在线路转冷备用15分钟后进行。

12.16.4 线路故障跳闸停运后，应将串补装置转冷备用状态，并检查线路、高压电抗器、串补装置的保护动作情况。线路恢复送电后，串补装置检查无异常，可投入运行。12.17 互感器故障处置

12.17.1 电压互感器发生异常情况时，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应按现场规程规定切换二次回路，必要时应调整母线或线路运行方式。

12.17.2 在操作过程中发生电压互感器谐振时，应立即破坏谐振条件。12.17.3 电流互感器不能正常运行时，原则上应立即停用相关一次设备。

12.17.4 电流互感器二次回路异常时，应停用相关保护，厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应迅速按现场规程规定处置。12.18 安控装置动作或异常处置

12.18.1 当安控装置动作后，值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应立即汇报值班调度员，值班调度员根据运行情况决定所切机组（负荷）是否并列（送电），但不得使任一线路或变压器超极限运行，并严格按新的运行方式下的稳定限额控制潮流。

12.18.2 当安控装置误动时，应将误动的安控装置退出，恢复正常方式，并通知有关人员迅速查明原因。

12.18.3 当切机装置拒动时，应迅速采取减出力措施，必要时可将拒切机组解列。

12.18.4 当安控装置通道不能正常运行时，应按规定退出该通道或停运该安控装置；停运该安控装置时，同时退出相关联的通道。12.19 通信联系中断处置

12.19.1 调控机构与主要厂站通信联系中断，备调通信畅通时，可将调度指挥权转移至备调。12.19.2 调控机构、厂站运行值班单位及输变电设备运维单位的调度通讯联系中断时，各相关单位应积极采取措施，尽快恢复通讯联系。在未取得联系前，通讯联系中断的调控机构、厂站运行值班单位及输变电设备运维单位，应暂停可能影响系统运行的设备操作。12.19.3 当厂站与调控机构通信中断时：

12.19.3.1 调频厂仍负责频率及联络线潮流调整工作，其它各发电厂均应按规定协助调整，各发电厂或有无功补偿设备的变电站应按规定的电压曲线调整电压。12.19.3.2 发电厂和变电站的运行方式，尽可能保持不变。

12.19.3.3 正在进行检修的设备，在通信中断期间完工，可以恢复运行时，只能待通信恢复正常后，再恢复运行。

12.19.4 当值班调度员下达操作指令后，受令方未重复指令或虽已重复指令但未经值班调度员同意执行操作前，失去通信联系，则该操作指令不应执行；若已经值班调度员同意执行操作，可以将该操作指令全部执行完毕。值班调度员在下达了操作指令后而未接到完成操作指令的汇报前，与受令单位失去通信联系，则应认为该操作指令正在执行中。12.19.5 通信中断情况下，出现电力系统故障时：

12.19.5.1 厂站母线故障全停或母线失压时，厂站运行值班人员及输变电设备运维人员应尽快将故障点隔离。

12.19.5.2 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额，如超过稳定极限，应自行调整出力。

12.19.5.3 电压异常时，各厂站应采取措施按规定调整电压。

12.19.6 凡涉及电网安全问题或时间性没有特殊要求的调度业务联系，失去通信联系后，在与值班调度员联系前不得自行处理，紧急情况下按厂站规程规定处理。

12.19.7 通信恢复后，值班监控员、厂站运行值班人员和输变电设备运维人员应立即向值班调度员汇报通信中断期间的处置情况。12.20 调度自动化系统主要功能失效处置

12.20.1 通知所有投入AGC控制的发电厂改为就地控制方式，按值班调度员要求调整机组出力。

12.20.2 通知所有投入AVC控制的厂站改为就地控制方式，按电压曲线调整电压。12.20.3 汇报上级调控机构，并按其要求调整联络线及重要断面潮流。

12.20.4 通知各重要厂站、下级调控机构加强设备状态、潮流及电压的监视，发生异常情况及时汇报。

12.20.5 除电网异常故障处理外原则上不进行电网操作、设备试验。12.20.6 将监控职责移交至输变电设备运维人员。12.20.7 根据相关规定要求，必要时启用备调。13 继电保护和安全自动装置管理

13.1 调控机构按照直调范围开展继电保护和安全自动装置的运行管理、定值管理和专业技术管理工作。

13.2 调控机构组织或参加直调范围新建工程、技改工程以及系统规划的继电保护专业的审查工作（含可研、初设、继电保护和安全自动装置配置原则等）。

13.3 调控机构组织或参加重大事故的调查、分析工作，并负责监督反事故措施的执行。13.4 运行管理

13.4.1 调控机构应制定继电保护和安全自动装置调度运行规程。运行维护单位应编写现场运行规程，并报有关部门备案。

13.4.2 继电保护和安全自动装置运行状态的变更应由值班调度员下令执行，现场具体操作按现场运行规程执行。

13.4.3 值班调度员应熟悉系统继电保护和安全自动装置的配置、运行规定和整定运行方案，了解动作原理和整定原则。新型继电保护和安全自动装置入网运行时继保人员应向值班调度员技术交底。

13.4.4 变压器中性点接地方式由调管该设备的调控机构确定，并报上级调控机构备案。如上级调控机构对主变中性点接地方式有明确规定，则按上级调控机构规定执行。13.4.5 调控机构应对继电保护和安全自动装置进行调度命名，值班调度员在下达调度指令以及现场值班员在汇报运行情况时，应严格按照定值单上保护装置的调度命名编号及保护名称执行。

13.4.6 运行中的继电保护和安全自动装置（含二次回路及通道、电源等）出现异常时，值班监控员、厂站运行值班人员或输变电设备运维人员应立即向值班调度员汇报，按调度指令及现场运行规程进行处理，及时通知维护部门消缺。紧急情况下，可不待调度指令，按现场规程将继电保护和安全自动装置退出，并立即汇报值班调度员。13.4.7 运行中的继电保护及安全自动装置动作时，值班监控员、厂站运行值班人员或输变电设备运维人员应记录继电保护及安全自动装置动作情况，立即向值班调度员汇报。运维单位查明动作原因后，应及时汇报直调及监控该装置的调控机构。13.4.8 继电保护及安全自动装置动作后，运维单位应立即进行处理和分析，调控机构应指导运行单位进行事故分析。13.4.9 继电保护和安全自动装置应按规定正常投运。一次设备不允许无主保护运行，特殊情况下停用主保护，应按相关规定处理。

13.4.10 220kV及以上设备主保护全部停运，设备宜同时停运。遇下列特殊情况设备需运行时，应做好相关安全措施，并经直调该设备调控机构分管领导批准。13.4.10.1 220kV线路失去全线速动保护。13.4.10.2 500kV断路器失去断路器保护。

13.4.10.3 220kV母线失去母差保护但满足单永故障考核标准的。13.4.11 运行维护单位应有完整的继电保护和安全自动装置图纸、资料，建立保护装置检验、动作统计、调试、反事故措施、重大缺陷及消缺记录等台帐。调控机构应建立继电保护及安全自动装置档案（包括图纸资料、事故分析、反事故措施等）。

13.4.12 运行维护单位负责继电保护统计分析及运行管理应用（模块）中保护及安全自动装置参数、装置检验信息、装置动作信息、装置缺陷及其相关一次设备等数据的录入及更新，各级调控机构负责审核运行维护单位填报数据的正确性和及时性。

13.4.13 继电保护和安全自动装置的动作分析和运行评价按照分级管理的原则，依据《电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程》开展。13.5 定值管理

13.5.1 继电保护定值的整定计算应符合国家、行业、和国家电网公司相关企业标准的要求。13.5.2 继电保护和安全自动装置的整定计算按照直调范围开展，上级调控机构可将部分继电保护和安全自动装置的整定计算授权下级调控机构或运维单位。

13.5.3 调控机构负责直调范围内系统保护的整定，并编制继电保护整定运行方案。13.5.4 发电厂负责发电机变压器组等元件保护定值计算，发电厂发变组中性点零序电流保护定值应按照调控机构下达的限值执行，满足电网运行要求并报调控机构备案。

13.5.5 设备运行维护单位负责整定变电站内的主变压器、高压电抗器及断路器的非电量保护、（66kV、35kV、10kV）站用变压器、低压电抗器、低压电容器、SVC及直流融冰装置保护、串联补偿装置本体保护定值，并将保护定值、整定说明、运行规定、资料和图纸报相应调控机构备案。13.5.6 发电厂、运维单位应根据调控机构提供的系统侧等值参数，对自行整定的保护装置定值进行计算、校核及批准。

13.5.7 调控机构之间、调控机构与发电厂之间保护装置整定范围的分界点、整定限额、配合定值、等值阻抗网络（包括最大、最小正序、零序等值阻抗）应书面明确，共同遵守，以满足分界点定值的整定计算要求。13.5.8 涉及整定分界面的定值整定，应按下一级电网服从上一级电网、下级调度服从上级调度、尽量考虑下级电网需要的原则处理。当整定限额、定值或等值阻抗网络需要更改时，应事先向对方提出，经双方协商确定。因新设备投产或调整定值影响对方定值配合的，应提前通知受影响方。

13.5.9 下级调控机构调度管理的继电保护装置动作的开关为上级调控机构所调度时，其保护装置定值必须满足上级调控机构所提出的要求。

13.5.10 调控机构应定期组织运行维护单位对直调范围内设备的继电保护定值进行全面核对。

13.5.11 定值整定单位应编制并下达继电保护和安全自动装置定值单，定值单应编号并注明编发日期，履行审批手续。

13.5.12 继电保护和安全自动装置定值应依据直调该设备的调控机构（含被授权单位）下达的定值单整定，调控机构、运行维护单位所执行的继电保护和安全自动装置定值单应一致。13.5.13 继电保护和安全自动装置的定值单应按调度指令启用、更换、作废，并由厂站运行值班人员或输变电设备运维人员与值班调度员核对执行。定值单执行后及时返回归档。13.5.14 运行维护单位如遇定值偏差或其它问题无法执行定值单时，应与定值整定单位核实、协商，由整定单位确定处理方案。

13.5.15 临时或特殊运行方式需要更改继电保护和安全自动装置定值时，可由定值整定单位下达临时或特殊方式定值。紧急情况下，值班调度员可先改变运行方式，后联系定值整定部门进行定值更改。13.6 专业技术管理

13.6.1 进入电网运行的继电保护和安全自动装置应通过国家或行业的设备质量检测中心的检测。

13.6.2 新（改、扩）建工程及技改工程应统筹考虑继电保护和安全自动装置的配置与选型方案。在设计审查及招评标过程中，下列装置的配置与选型应经相应调控机构继电保护部门审核。

13.6.2.1 线路、母线、变压器、断路器、高压电抗器、串联补偿装置等设备的继电保护装置。13.6.2.2 安全自动装置。

13.6.2.3 与继电保护和安全自动装置有关的一次设备。13.6.3 在四川电力系统挂网试运行的保护装置，其接入方案应经相应调控机构及运检部门共同审批。

13.6.4 设备运行单位应根据继电保护和安全自动装置的运行工况、使用年限以及调控部门要求，提出大修技改计划，调控机构负责审查。

13.6.5 继电保护和安全自动装置的软件版本及反事故措施应统一管理，分级实施。运维单位负责反事故措施及软件版本升级的具体实施。

13.6.6 新投运保护装置或保护装置电流、电压回路有变动时，应进行带负荷测试。13.6.7 继电保护和安全自动装置的状态信息、告警信息、动作信息及故障录波数据应满足上送至调控机构的要求。

13.6.8 各发电厂继电保护的配置和设计严格遵守和执行《继电保护和安全自动装置技术规程》、《电网运行准则》、《继电保护设备标准化设计规范》等规程规范及继电保护反事故措施要求。

13.6.9 当系统的继电保护和安全自动装置因安全稳定要求进行更新或改造时，相关发电厂及用户应按调控机构的要求予以配合。

13.6.10 智能站继电保护和安全自动装置管理、含继电保护功能模块的智能电子设备，以及影响继电保护和安全自动装置功能的二次回路相关设备均应纳入继电保护和安全自动装置设备管理范畴。

13.6.11 各级调控机构按照直调范围对智能变电站全站系统配置文件（SCD）进行归口管理，运维单位具体负责实施。

13.6.12 智能变电站继电保护和安全自动装置使用的智能装置能力描述文件（ICD）应通过国家或行业的设备质量检测中心的检测。

13.6.13 行波测距、故障录波装置（含故障录波系统子站）、二次设备在线监视与分析系统子站正常应投入运行。如需退出运行，应经值班调度员同意。

13.6.14 二次设备在线监视与分析系统及故障录波系统子站应在投运前完成与调度端主站联调测试，与一次系统及其保护装置同步投运。13.7 检验管理

13.7.1 运行维护单位应根据《继电保护和电网安全自动装置检验规程》等要求制定继电保护和安全自动装置检验标准化作业指导书，定期对运行中的继电保护和安全自动装置进行检验。13.7.2 运行维护单位应结合一次设备的检修，制定继电保护和安全自动装置检验计划，并将检验计划及完成情况及时报调控机构。

13.7.3 运行维护单位在进行继电保护和安全自动装置检验工作时应编制相应现场作业风险管控方案，落实风险管控措施。

13.7.4 接入电力系统运行的继电保护和安全自动装置所用的通道设备应按有关规程要求进行调试并定期进行检验，并保存完整的调试记录和报告。13.7.5 行波测距、故障录波、继电保护故障信息管理系统子站等的检验应按照继电保护装置检验管理的要求进行。13.8 运行操作 13.8.1 线路保护

13.8.1.1 线路两侧同调度命名编号的纵联保护应同时投退。投运前，线路两侧厂站值班人员应检查纵联保护通道正常。线路两侧后备保护可单独投退。

13.8.1.2 当保护通道异常或任一侧纵联保护异常时，线路两侧的该套纵联保护应同时停运。13.8.1.3 500kV线路电压互感器停用或检修时，该线路应同时停运。

13.8.1.4 对于3/2 接线或角形接线方式，当线路或主变停运而开关合环运行时，厂站运行值班人员应自行负责投入短引线差动保护或按规定进行保护调整。如主变差动保护回路无工作则可启用主变差动保护作为该短引线的保护，但主变瓦斯保护应退出运行。13.8.1.5 500kV线路纵联保护全部停运时，该线路应同时停运。

13.8.1.6 500kV线路任一侧两套远方跳闸装置或两个远跳通道同时停运时，该线路应同时停运。

13.8.1.7 220kV线路原则上不允许无纵联保护运行。在特殊情况下线路必须运行时，应按有关规定调整线路后备保护时间，但不允许一个厂站有两条及以上线路同时采用该运行方式。13.8.1.8 配置有两套微机重合闸的线路，重合闸的启用方式按照定值单要求执行。当其中一套保护装置停运时，厂站运行值班人员应自行负责启用或核实启用另一套保护装置上的重合闸功能。

13.8.1.9 对电气设备和线路充电时，应投入快速保护。

13.8.1.10 线路纵联保护弱馈功能的启用方式应根据电网运行方式及时调整。13.8.1.11 在110kV、220kV厂站内的母线解合环操作时（角形接线除外），解合环过程中应停用环内开关零序保护。

13.8.1.12 旁路开关代线路开关要启用纵联保护时，应将高频电缆（光纤通道）切换到旁路收发信机（光纤接口装置）或将线路收发信机（光纤接口装置）切换到旁路保护，不能切换的纵联保护应停用。

13.8.2 母差保护和断路器失灵保护

13.8.2.1 母差保护应适应母线运行方式，在母线运行方式发生改变时，应按现场运行规程调整母差保护运行方式。

13.8.2.2 500kV母线不允许无母差保护运行。

13.8.2.3 特殊情况下220kV母线无母差保护运行时，应按规定调整相关保护定值。

13.8.2.4 母联兼旁路（或旁路兼母联）开关在作母联开关运行时，应停用该开关配置的线路保护及作为旁路运行时使用的开关失灵启动保护。

13.8.2.5 开关退出运行时，厂站运行值班人员应自行负责退出该开关的断路器保护（或启动失灵回路）和重合闸；开关配置的保护回路有工作时，应断开该开关的失灵启动回路。13.8.2.6 双母线分开运行时应停用母联开关失灵保护。

13.8.2.7 双套线路（主变）保护与双套母差保护一一对应构成失灵回路的，按定值单要求同时启用两套失灵保护。对于未按照上述设计原则接线的按定值单要求启用一套失灵保护。13.8.2.8 微机母差保护检修、装置异常或相关回路有工作需停用母差保护时，同一装置中的失灵保护也应停用；因测试CT极性需退出母差保护时，失灵保护可继续保持启用状态。13.8.3 变压器和电抗器保护

13.8.3.1 500kV变压器及电抗器不允许无差动保护运行。

13.8.3.2 220kV变压器在运行中，其重瓦斯保护和差动保护不得同时停用。

13.8.3.3 变压器充电时，其保护应按规定投入运行。在带负荷测试时，为避免差动保护误动对系统造成影响，可在带负荷前短时退出主变差动保护（500kV变压器退出差动保护应经省调分管领导批准）。

13.8.3.4 变压器中性点接地保护投运方式应与中性点接地方式保持一致。当中性点接地方式发生改变时，应按现场规程调整中性点接地保护。

13.8.3.5 高（中）压侧为中性点直接接地系统的三圈变压器，当高（中）压侧开关断开运行时，高（中）压侧中性点应接地，并投入接地电流保护。

13.8.4 串补装置本体保护投入（退出）运行时，除应投入（退出）相应本体保护外，厂站运行值班人员还应自行负责投退相关压板，沟通（断开）串补装置本体保护跳线路本侧开关及远跳对侧开关的回路，以及线路保护至串补装置本体保护的回路。13.8.5 智能变电站设备

13.8.5.1 智能变电站运行中的合并单元、智能终端和过程层交换机出现异常时，值班监控人员、厂站运行值班人员、输变电设备运维人员应立即向值班调度员汇报，并按调度指令及现场运行规程处理。

13.8.5.2 合并单元、过程层交换机异常时，应立即退出受影响的继电保护和安全自动装置。13.8.5.3 智能终端异常时，应立即退出异常装置的出口硬压板，同时退出受影响的继电保护和安全自动装置。13.9 安控装置管理

13.9.1 本条所指安控装置是指具有如下主要功能的安全自动装置，其功能可由一个厂站完成，也可由两个及以上的厂站通过通道交换信息来完成。13.9.1.1 根据电力系统故障工况决定控制措施的策略表功能。13.9.1.2 联切机组（并网线路）和负荷功能。13.9.1.3 低频、低压就地切负荷功能。

13.9.1.4 高频、高压就地切机（并网线路）功能。13.9.1.5 设备过载联切机组功能。13.9.1.6 失步解列功能。

13.9.2 调控机构应制定安控装置的调度运行规程（规定），发电厂、供电公司、检修公司、电力用户负责根据安控装置的调度运行规程（规定）、厂家说明书等技术资料及现场实际情况，制定安控装置的现场运行规程。

13.9.3 调控机构负责安控装置及有关通道的调度管理，设备及通信运维单位负责安控装置及有关通道的运行管理及维护工作。

13.9.4 未经调控机构的批准，已投运的安控装置不能改变其硬件结构和软件版本。

13.9.5 各供电公司应保证安控装置切除负荷的总量和各轮次切除负荷量符合切负荷方案的规定，不得擅自减少切除量或更改所切负荷性质。若需改变所切负荷量时，应提前报省调批准。

13.9.6 安控装置动作切除的负荷不应通过备用电源自动投入装置转供。13.9.7 安控装置动作切机后，不应将被切机组的出力自行转到其它机组。13.9.8 安控装置的启停

13.9.8.1 安控装置启用应注意： a.确认系统的运行方式，核对安控装置的定值。

b.根据启停调整通知单确定安控装置的启用范围及有关厂站所启用的功能。c.检查并确认有关厂站的安控装置工作正常。

d.按照先启用策略表功能、后启用切机切负荷功能的顺序启用厂站安控装置的有关功能。

e.启用变电站切负荷功能时，应同时向变电站和地调下令（若变电站属地调调度管辖，则只需向地调下令），地调按规定向变电站下达启用切负荷压板的指令。13.9.8.2 安控装置停用应注意：

a.确认系统的运行方式。

b.根据启停调整通知单确定安控装置的停用范围及有关厂站所停用的功能。

c.按照先停用切机切负荷功能、后停用策略表功能的顺序停用厂站安控装置的有关功能。

d.停用变电站接收远切及低频、低压切负荷功能时，应同时向变电站和有关地调下令（若变电站属地调调度管辖，则只需向地调下令），地调按规定向变电站下达停用切负荷压板的指令。

13.9.9 安控装置的运行

13.9.9.1 当系统运行方式变化时，值班调度员应对不适应系统运行方式的安控装置及时进行调整。安控装置因故停运时，应相应调整系统运行方式。13.9.9.2 厂站内运行方式变化时，运行值班人员应按照安控装置的现场运行规程及时进行安控装置的调整（如根据开机情况确定所切机组）。

13.9.9.3 安控装置故障或通道故障，造成安控装置功能全部或部分损失时，安控装置应该全部或部分停运。其中低频、低压就地切负荷、高频切机功能应尽量保留运行。

13.9.9.4 安控装置动作后，运行值班人员应及时向值班调度员汇报，地调值班调度员还应全面收集切除开关，切负荷量等信息，向省调值班调度员汇报。调度系统值班人员应根据值班调度员命令处理，不得自行恢复跳闸开关。13.9.10 安控装置的联调

13.9.10.1 安控装置的联调应由调控机构根据系统运行情况，结合装置检验计划统一安排。13.9.10.2 调控机构应制定安控装置的联调方案，经批准后执行。相关单位应根据联调方案制定相应的调试细则。

13.9.10.3 安控装置的联调应制定相应的组织措施和安全措施。13.10 备用电源自动投入装置管理

13.10.1 调控机构应制定备用电源自动投入装置（以下简称备自投装置）调度运行规定，设备运行维护单位应制定现场运行规程，现场操作按现场运行规程执行。13.10.2 备自投装置联跳小电源功能、联切本站负荷功能和过负荷减载功能应满足以下要求： 13.10.2.1 备自投装置动作，备用电源投入前，该母线并网的小电源（包括通过多个厂站、多条线路最终在该站并网的机组）必须可靠解列，防止出现非同期并列。

13.10.2.2 对备用电源转供负荷量有要求的变电站，采取备自投装置联跳负荷开关措施，以保证备自投装置动作，转供的负荷量控制在电网稳定运行规定要求范围以内。

13.10.2.3 备自投装置动作，备用电源投入后，备自投装置过负荷减载功能应满足设备与电网稳定运行要求。

13.10.3 现场值班人员应按照值班调度员的调度指令启停备自投装置，并根据现场实际运行情况变化自行负责调整备自投装置运行方式与一次设备运行相一致。14 调度自动化管理 14.1 一般原则 14.1.1 调控机构负责调管范围内调度自动化系统的运行管理、技术管理，负责本级调度自动化主站系统的建设、技术改造和运行维护，负责调管范围内调度自动化系统安全运行及电力二次系统安全防护工作。

14.1.2 厂站运维单位负责自动化子站系统的安全运行，负责子站设备的运行维护和检验，参加新建和改（扩）建子站设备的设计审查以及投运前的调试和验收。14.1.3 省、地级调控机构应设置调度自动化专业部门，厂站运维单位应设置负责子站设备运行维护的部门或专岗。

14.1.4 调度自动化系统的功能、性能指标应满足有关国家标准、行业标准和规范、规程的要求，满足电力系统调度控制运行管理的需要。14.1.5 调度自动化系统的设备应符合国家标准、电力行业标准，并符合所接入调度自动化系统的技术条件。14.2 运行管理

14.2.1 调控机构按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的原则，建立电力二次系统纵深安全防护体系，并对下级调控机构和管辖厂站的安全防护工作实施管理与考核。14.2.2 按照“统一管理、分级维护”原则，省调负责省级调度数据接入网的运行管理与考核,地调负责地级调度数据接入网的运行管理与考核。14.2.3 调控机构、厂站运维单位应按照相关要求，分别负责主站系统和子站系统自动化设备的运行维护，并向相关调控机构及时提供实时数据、模型、图形，实现“源端维护、全网共享”。

14.2.4 电网模型命名应与电网一次设备调度命名一致。电网模型、电网一次接线图的描述和交换应遵循相关规范要求。14.2.5 运行维护要求

14.2.5.1 调度自动化系统运行维护、值班人员应经过专业培训及考试，合格后方可上岗。脱离岗位半年以上者，上岗前应重新进行考核。

14.2.5.2 调控机构、厂站运维单位的专责人员应定期对自动化系统和设备进行巡视、检查、测试和记录，定期核对自动化信息的准确性，发现异常情况及时处理，做好记录并按有关规定要求进行汇报。

14.2.5.3 厂站运维单位应建立厂站自动化设备的台账、运行日志、设备缺陷和测试数据等记录。每月做好运行统计和分析，编制运行维护设备的运行月报，按时上报调控机构。

14.2.5.4 在进行调控主站系统的运行维护时，如可能会影响到自动化信息或功能，应按规定提前办理自动化检修票，开工前自动化值班人员应提前通知值班调度员、监控员和相关调控机构自动化值班人员。

14.2.5.5 在厂站端进行工作可能影响上下行自动化信息时，应按规定提前办理自动化检修票，开工前应提前通知相关调控机构自动化值班人员，自动化值班人员应通知值班调度员、监控员。

14.2.5.6 未经调控机构同意，不应在子站设备及其二次回路上工作和操作，但按规定由运行人员操作的开关、按钮及保险器等不在此限。当自动化设备在运行中发生危及人身、电网或设备安全的情况时，现场人员应按相关规程处理，并及时向调控机构自动化值班人员汇报。14.2.6 异常和故障处理

14.2.6.1 下级调控机构主站设备异常影响送上级调控机构自动化信息时，应及时汇报上级调控机构自动化管理部门。

14.2.6.2 子站设备运维部门发现故障或接到设备故障、自动化信息异常通知后，应及时处理并向调控机构自动化值班人员如实汇报有关情况。对于超过24小时设备故障（异常）或信息错误，必须向调控机构提交书面报告，如实记录故障（异常）现象、原因及处理过程、处理结果和预防措施。

14.2.6.3 因设备缺陷暂时无法根本解决的，应采取加强管理、提高巡视力度、进行人工处置等方法，改善设备运行状况，同时申报改造项目予以解决。

14.2.6.4 厂站处理异常时如需投退AGC、AVC及一、二次设备远方控制功能，投退操作应经值班调度员许可。如异常危及电网运行、现场设备及人员安全，厂站运行值班人员应先退出AGC、AVC及一、二次设备远方控制功能，再及时向值班调度员汇报。14.3 AGC管理

14.3.1 200MW（新建100MW）及以上火电（不含背压式热电机组）和燃气机组，40MW及以上非灯泡贯流式水电机组和抽水蓄能机组，风电场，光伏电站应具备自动发电控制（AGC）功能，参与电网闭环自动发电控制。

14.3.2 纳入AGC控制的发电厂（机组）性能和指标应满足《电网运行准则》及相关技术标准。

14.3.3 应具有AGC功能的机组商运前，由发电厂提供AGC现场试验报告，并完成与调控机构AGC功能的闭环调试，由调控机构出具联调报告，明确其性能和参数满足相关技术标准要求。

14.3.4 纳入AGC控制的发电厂（机组），其调节参数（调节范围、调节速率等）由调控机构根据系统要求和机组调节能力确定并下达，未经调控机构批准不得修改。

14.3.5 发电厂（机组）AGC功能改造后，由发电厂提供机组有关现场试验报告，并与调控机构调度自动化系统重新进行联合调试、数据核对等工作。联合调试合格，由调控机构以书面形式通知发电厂，其AGC功能方可投入运行。

14.3.6 发电厂（机组）远方AGC功能的投入或退出，应经值班调度员许可。

14.3.7 具备AGC控制功能的发电厂（机组）进行自动化设备检修时，如工作影响AGC功能的正常运行，应征得当值调度员许可，申请退出发电厂（机组）AGC远方控制功能。14.4 AVC管理

14.4.1 AVC系统的建设、运行应按照“总体规划、分步实施、分级分层、联网协调运行”的原则实施。

14.4.2 并网运行机组应具备AVC功能，AVC装置应具备与电网调控机构AVC主站实现联合闭环控制的功能。

14.4.3 纳入AVC控制的发电厂（机组）性能和指标应满足《电网运行准则》及相关技术标准。

14.4.4 接入调控机构AVC主站的新建发电厂（机组）AVC子站，机组商运前由发电厂提供AVC现场试验报告，并完成与调控机构AVC功能的闭环调试，由调控机构出具联调报告，明确其性能和参数满足相关技术标准要求。14.4.5 纳入AVC控制的发电厂（机组），其调节参数由调控机构根据系统要求和机组调节能力确定并下达，未经调控机构批准不得修改。

14.4.6 发电厂（机组）AVC功能改造后，由发电厂提供机组有关现场试验报告，并与调控机构调度自动化系统重新进行联合调试、数据核对等工作。联合调试合格，由调控机构以书面形式通知发电厂，其AVC功能方可投入运行。

14.4.7 发电厂（机组）远方AVC功能的投入或退出，应经值班调度员许可。

14.4.8 具备AVC控制功能的发电厂（机组）进行自动化设备检修时，如工作影响AVC功能的正常运行，应征得当值调度员许可，申请退出发电厂（机组）AVC远方控制功能。

14.4.9 除用户变电站以外的所有35kV及以上电压等级变电站AVC子站均应接入调控机构AVC主站。

14.4.10 新建500kV变电站与省调AVC主站的接入和联调工作以及新建220kV变电站与地调AVC系统的接入和联调工作，应与变电站无功补偿设备的投产同步完成。

14.4.11 220kV变电站在投运后的1个月内，所辖地调AVC子站需完成新投变电站与省调AVC主站的联调测试工作。14.5 检修管理

14.5.1 调度自动化设备检修工作主要包括对自动化系统和设备的结构进行更改、软硬件升级、年检（测量装置/回路检验、传动试验等）、消缺等内容。14.5.2 调度自动化设备检修应实现计划管理。自动化系统和设备的检修计划应与一次设备的检修计划同步编制和上报，由相应调控机构负责审核和批复。14.5.3 未经相关调控机构自动化管理部门同意，任何人不应该对该调控机构管辖的自动化设备进行维护、调试、试验、测试、消缺等工作。14.5.4 自动化设备检修申请管理制度

14.5.4.1 自动化设备的计划检修和临时检修，应向调控机构办理自动化检修票并按规定履行审核、批准、开工、延期、完工手续。

14.5.4.2 自动化检修票应提前3个工作日（重要节日或重大保电时期应提前5个工作日），临时检修应提前4小时提出申请，报调控机构自动化管理部门批准后方可实施。

14.5.4.3 主站系统的故障消缺，由调控机构自动化值班人员及时通知相关业务处室，必要时应报告主管领导。

14.5.4.4 子站设备发生故障时，运维人员应立即向调控机构自动化值班人员汇报故障情况、影响范围，提出检修工作申请，经同意后方可进行工作。情况紧急时，可先进行处理，处理完毕后1天内将故障处理情况上报调控机构。

14.5.5 设备检修应执行安规及安全生产工作规定，制定完善的组织措施、安全措施、技术措施并落实。

14.5.6 已开工的自动化检修工作，当电网出现紧急情况时，调控机构自动化值班人员有权终止检修工作。15 调度通信管理 15.1 一般原则

15.1.1 电力通信应满足电网运行与管理的需要。四川电力通信网的调度管理应遵循统一调度、分级管理的原则。

15.1.2 四川电网通信电路及设备实行属地化管理原则，投入运行的通信电路及设备，均由属地管理单位实施运行维护和检修管理。接入通信网运行的通信设备及相应的辅助设施均应纳入相应的通信调度管辖范围。

15.1.3 通信调度是电力通信网运行与故障处理的指挥和协调中心，省信通公司应设置24小时有人值班的通信调度，按通信调度管辖范围下达通信调度指令，履行电力通信网的调度运行职责。省检修公司和地市供电公司应建立24小时通信运维值班制度，接受省级通信调度下达的通信调度指令,履行本级电力通信网运行维护职责。发电企业和直供大用户应按调度部门的要求建立24小时运维值班制度，接受通信调度下达的通信调度指令，履行资产和运维范围内的通信网运行维护职责。

15.1.4 承担通信光缆线路运行维护的单位（或部门），应接受同级和上级通信运行管理机构的业务指导和运行管理，服从通信调度指挥。

15.1.5 生产型场所通信机房运维单位应负责对电源、环境、主设备告警等信息实施24小时监视。

15.2 调度管辖范围

15.2.1 通信调度管辖范围参照DL/T544执行。

15.2.2 并入电力通信网运行的发电厂、用户变电站通信设备和承载电力生产业务的电路资源，按资产归属关系，由资产拥有者进行运行维护，按照调度管辖范围纳入相应通信管理机构调度管理。15.3 技术要求

15.3.1 电力通信网所用通信设备应符合国际标准、国家标准、电力行业标准及相应的技术管理规定，通过国家级质量检验测试中心测试，并满足所接入系统的组网要求。

15.3.2 电力通信网正常运行方式下，单一设备故障、单条光缆故障或单点设施故障，不应造成系统内任一厂站的电力调度业务的全部中断。15.3.3 投入运行的通信设备应具备必要的监视手段，各运行维护单位应即时监视调度通信电路的运行情况。

15.3.4 省调直调发电厂、用户变电站应配置省、地两套传输网设备，分别接入省、地通信传输网，其余传输设备根据具体工程组网需要配置。

15.3.5 接入四川电力通信网设备应保证与本级通信网管统一，同步时钟统一。15.3.6 省调核心通信站应具备四条及以上完全独立的光缆通道，地调核心通信站应具备三条及以上完全独立的光缆通道，县（配）调、重要变电站、直调发电厂（含梯级电站集控中心）和通信枢纽站通信系统应具备两条及以上完全独立的光缆通道。省调（含备调）至直调对象应具备两条及以上的完全独立的通道路由。

15.3.7 传输同一条线路的两套保护或有主备关系的两套安全自动装置使用的通道应具备完全独立的两条路由，采用两套独立的通信设备，并由两套独立电源供电，满足“双设备、双路由、双电源”要求。

15.3.8 省调与直调对象调度自动化实时业务信息的传输应具有两路不同路由的通信通道（主/备双通道）。

15.3.9 无人值班通信站的设置，应符合国家电网公司《电力通信网无人值班通信站管理规定》的要求，并履行相应的审批手续。

15.3.10 通信光缆或电缆应采用不同路由的电缆沟（竖井）进入通信机房和主控室；不得与一次动力电缆同沟（架）布放，并具备完善的防火阻燃和阻火分隔等各项安全措施。15.4 通信专业与相关专业的工作界面划分

15.4.1 通信运维部门与线路运维部门和其它二次专业的维护界面划分参照 DL/T 544 执行。15.4.2 接入-48V通信电源的其它设备，分界点为-48V直流电源接线端子或空气开关用户侧接线端子。其中，空气开关由用户运行管理部门负责操作。15.5 运行管理

15.5.1 通信设备、通信业务发生告警或故障时，运维责任单位（部门）应按照调管范围立即向所属通信运行管理机构报告。15.5.2 涉及省调调度管辖的业务，由省信通公司负责与省调进行协调；涉及地调调度管辖的业务，由地市信通公司负责与地调进行协调。15.5.3 各运维责任单位（部门）应按照通信运行管理机构的指令安排组织开展属地通信系统故障处置，并及时反馈故障处置进展情况，直至确认故障排除。

15.5.4 通信业务申请（包括业务新增、变更、退出）由各级通信运行管理机构负责受理、审核和通信业务运行方式编制。涉及跨级通信业务申请的，由最高级通信运行管理机构负责编制通信业务运行方式。通信业务运行方式实施前应取得方式编制运行管理机构的许可。任何单位和个人不得在没有通信运行方式单或没有通信调度许可的情况下擅自使用四川电力通信网的资源或改变四川电力通信网的运行方式。15.6 检修管理

15.6.1 四川电力通信系统检修工作应严格按照Q／GDW 720《电力通信检修管理规程》及《国家电网公司通信检修管理办法》的要求执行。15.6.2 涉及省信通公司的调管范围的检修工作由省信通公司负责受理，涉及地市信通公司的调管范围的检修工作由地市信通公司负责受理，检修实施单位在收到批准的通信检修申请票后，应按照批复的检修时间、计划方案和要求进行开工前的准备工作。在确认具备开工条件后，向检修工作受理单位申请开工。通信检修工作完成后，负责检修工作的单位在确认通信系统运行状态已恢复且具备竣工条件后，向检修工作受理单位申请竣工。15.6.3 影响电网调度生产业务的通信检修工作，相应通信检修申请票应经调控机构相关专业会签。通信检修申请票中应明确提出所影响的电网调度生产业务的具体内容和有关措施要求，业务名称应采用调度命名和规范用语。

15.6.4 各级信通公司、调控机构、运检管理机构应建立检修计划的月度沟通协调机制，涉及上级通信运行管理机构许可范围的电网检修和通信检修均应按要求上报月度通信检修计划，并提前组织相关单位召开协调会，明确相关检修工作联系人和检修计划申请、开竣工工作要求，认真组织相关单位编制“三措一案”，落实安全措施，制定应急预案。

15.6.5 现场开展巡视作业、检修作业、故障处置、方式执行工作时应严格按照Q／GDW 721《电力通信现场标准化作业规范》的要求实施规范化作业。16 水电调度管理

16.1 调度运行基本原则

16.1.1 按照水库设计确定的任务、参数、指标及有关运用原则，在确保枢纽工程安全的前提下，科学合理利用水能资源，充分发挥水库的综合效益。16.1.2 水电厂应根据电网运行需要、水电厂特性和水库控制要求，充分发挥在电网运行中的调峰、调频、调压、事故备用和黑启动等作用。

16.1.3 水库防汛及汛期防洪库容运用须服从具有管辖权的政府防汛部门统一安排和指挥，当枢纽工程安全与发电或其它兴利要求发生矛盾时，应首先服从枢纽工程安全；以发电为主的并网水电厂，要兼顾各综合利用部门的用水需求；各综合利用部门用水要求有矛盾时，由政府能源主管部门裁定。

16.1.4 水库正常调度运行中，除冲沙、检修、泄洪、库区施工等特殊情况外，水库最低运行水位不得低于死水位。

16.1.5 应按照国家节能发电调度政策和水电站特性，结合水文预报及负荷预计成果，科学、合理安排水库联合运行方式，发挥各水库调节性能，提高全网水能利用率，减少弃水。16.1.6 相关调控机构及水电厂应建立水电调度管理专职机构，合理配备专业技术人员，严格执行水库调度的相关规程、标准、制度。16.2 水库运用参数及资料

16.2.1 水电厂应具备齐全的水库运用参数和指标等设计资料，掌握水库上、下游流域内的自然地理、水文气象、社会经济及综合利用等基本情况，报调控机构作为水电调度的依据。水库运用参数和指标未经批准不得任意改变。

16.2.2 水库调度运用的主要参数及指标应包括水库调节性能、正常蓄水位、设计洪水位、校核洪水位、汛期限制水位、死水位及上述水位相应的水库库容，水电站装机容量、发电量、保证出力及相应保证率、利用小时、控制泄量等。

16.2.3 有季及以上调节能力的水库电厂，应根据设计确定的开发目标、参数及指标，绘制水库调度图，并及时提交调控机构。16.2.4 正常情况下，水电厂应每隔5～10年对水库运用参数和指标进行复核，定期开展流域水文、气象、水库运行历史资料的整编，并将有关部门审批后的复核结果和整编成果报相关调控机构。

16.2.5 新建水电厂应在首台机组并网90日前向调控机构上报水库调度基础参数、电站设计报告、电站设计运行说明书、流域气象水文历史数据、水库综合利用和初期蓄放水控制等资料。水库调度参数、指标及基本资料发生变化时，直调水电站应在7日内向调控机构汇报。16.3 水文气象预报

16.3.1 调控机构和水电厂应加强流域水文气象预报管理工作，结合水库调度运行实际工作需要，及时收集流域天气实况和预报信息，跟踪监视流域气象、水情变化。

16.3.2 水电厂应按照相关预报规范要求，根据水库流域情况、气象预报单位的预报结果、水库调度运行的需要，组织开展日、周、月、季、年、汛前、汛末、枯水期等特定时段的水文气象预报和评价工作。

16.3.3 在应用水文气象预报成果时，应充分考虑到预报偏差可能带来的影响，所编制的水库调度方案或水电计划应留有安全余地，必要时应对水情预测偏差可能带来的风险提出不同应对方案。

16.3.4 水电厂应开展洪水预报工作，使用的预报方法应符合预报规范要求，并经上级主管部门审定。在实际调度过程中，应及时收集气象预报成果，并组织开展短期气象预报。16.4 发电调度

16.4.1 调控机构及水电厂应编制、季度及月、周、日水库运行控制和发电计划方案。根据实际运行需要，编制迎峰度夏、迎峰度冬、检修施工等特殊运行方式下的水库控制和发电计划方案。

16.4.2 水库运行控制和发电计划方案宜采用70%～75%频率的来水编制，同时选用其它典型频率来水对比分析；季度及月、周、日水库运行控制和发电计划方案应在前期发电计划的基础上，参考水文气象预报及电网运行情况编制。16.4.3 水库实际调度运行中，应充分利用水文气象预报成果，动态调整和优化各阶段水库运行控制和发电计划方案。实际来水与前期预测情况偏差较大时，水电厂应及时汇报调控机构，调控机构应结合电网运行实际情况及时进行计划方案调整。

16.4.4 季调节及以上性能水库发电调度应采用水库调度图与水文预报相结合的方法进行，充分发挥各水库调节性能；日、周调节水库应充分利用短期水文气象预报成果，在允许范围内采取提前加大出力、拦蓄洪尾等措施提高水能利用率；无调节性能水库或径流式水电按来水发电。并网水电厂应加强短期水文预报，提高申报建议计划精度。16.4.5 梯级水库群调度运行要在满足电网运行需求的基础上，以梯级综合利用效益最佳为准则，由调控机构根据各水库地理位置和特性，统一制定合理的梯级水库群的调度规则和水库蓄放水次序，科学协调各水库发电运行。当流域水情发生重大变化时，上游水电厂应及时向下游水电厂通报相关水情信息。

16.4.6 反调节水库电厂应按有关部门批准的设计要求保证最小下泄流量，加强与上游电厂的配合联系，合理控制水库水位。

16.4.7 运行过程中遇有综合用水、施工、通航、检修等临时特殊控制要求时，水电厂应提前3日与调控机构沟通，并提交书面申请和相关材料，必要时应编制专题分析报告。当发生重大突发事件影响到水库调度运行时，水电厂应立即向调控机构报告并提供相关依据。16.5 洪水调度

16.5.1 汛期承担下游防洪任务的水电厂，汛期防洪限制水位以上的洪水调度由有管辖权的防汛指挥部门指挥调度；不承担下游防洪任务的水电厂，其汛期洪水调度由水电厂及其上级主管单位负责指挥调度。

16.5.2 水电厂应根据水库设计防洪标准和洪水调度原则，结合枢纽工程实际情况，编制洪水调度方案，并按相关程序进行报批。16.5.3 汛末在确保水库防洪安全的前提下，水电厂应根据设计规定，参照历年水文气象规律及当年水情形势，科学把握蓄水时机，拟订合理的蓄水方案。

16.5.4 对于洪峰或洪量频率小于等于10%的洪水，以及对电网、电厂运行造成重大影响的洪水，水电厂应开展防洪调度专题总结分析。16.6 调度信息管理

16.6.1 调度信息主要包括：水库流域和坝址实时水雨情信息、闸门启闭信息、日常水务计算结果、水库调度指令信息、地区和流域气象及水文实况及预报成果、水库发电运用计划建议等。

16.6.2 水电厂每日6：30前向调控机构报送前一天气象水情实况及发电运行情况；每日9:00前报送次日气象水文预报结果、水库发电计划和有关需求建议。16.6.3 水电厂每月19日前、每季度末5个工作日内、每年9月底前向调控机构报送下月度、季度、水库运用计划。

16.6.4 水电厂每年3月底前应将已批准或申报的洪水调度方案报调控机构备案，9月10日前上报汛末水库蓄水方案,11月10日前报送枯期水库运用方案。

16.6.5 水电厂每月前2个工作日内、每年1月10日前向调控机构报送月度、水库运行总结。

16.6.6 日常运行中，当并网水电厂获悉影响本电站或相关电站正常发电运行的重要气象、水文、地质、基建施工、防洪、综合利用等信息时，应立即向调控机构及上、下游相关电厂通报。

16.6.7 直调水电装机容量大于200MW的地市级调控机构应定时向省级调控机构报送其调度管辖水电厂水情及发电运行情况。16.7 水调技术支持系统应用管理

16.7.1 水电厂水情自动测报系统及水调自动化系统应实现水库流域实时水情自动收集，为提高水电厂经济运行水平和保证水库上下游防洪安全服务。16.7.2 装机容量在100MW及以上的水电厂、流域集控中心应建设水调自动化系统子站并与调控机构主站联网，按规定向调控机构水调自动化系统传输气象水情数据、水库调度信息、水库调度资料和运行控制方案等信息，并确保传送信息的完整性、准确度和可靠性。16.7.3 水调自动化系统主要功能应包括数据采集及处理、安全监视、数据库管理、人机联系、水库调度应用、数据通信等。

16.7.4 调控机构和并网水电厂应加强水情自动测报及水调自动化系统运行维护工作，确保系统稳定、可靠运行，并按要求做好安全防护工作，系统接入、改造、升级必须报调控机构审查或备案。

16.7.5 水电厂水调自动化系统出现故障时，电厂应立即安排人员进行处理，同时向调控机构通报。系统恢复正常后，各水电厂应立即向调控机构补传故障期间缺失的数据。16.7.6 水电厂水调自动化系统接入调控机构主站以及改造、升级等工作实施前应报调控机构备案；系统检修、相关网络设备维护等可能影响数据接收时，应事先征得调控机构许可，并做好相关预案。17 新能源调度管理 17.1 基本资料

17.1.1 风电场、光伏电站应具备完整的风（光）资源和发电利用设计资料，掌握气象环境、场址地形和发电设备的基本情况，报调控机构作为新能源发电调度的依据。设计资料未经批准不得任意改变。

17.1.2 风电、光伏发电调度运行的主要参数及指标应包括：场址的多年平均气象观测资料、地形及粗糙度，发电设备的位置坐标、发电功率特性、光伏组件衰耗特性，电站设计年及各月利用小时数等。风电场、光伏电站应作好现场观测、试验，维护整编数据信息，确保资料完备和有效。

17.1.3 风电场、光伏电站建成投入运行后，因气象环境、场址地形、发电设备等发生变化，不能按设计指标运行时，应由运行管理、设计等有关单位对新能源发电参数及指标进行复核。如主要参数及指标需变更，应按原设计报批程序进行审批后方可执行。17.1.4 风电场、光伏发电站应向调控机构报送相关涉网信息，主要包括风电机组、光伏组件、逆变器和动态无功补偿装置的仿真模型、控制参数、电气量保护定值及软件版本号等，相关参数、定值调整或软件升级，应经调控机构许可并备案。17.1.5 风电场、光伏电站应按有关标准和规定要求通过发电功率预测系统，向调控机构提供新能源发电调度信息，主要包括：发电功率预测结果、发电设备可用容量、气象观测信息、样板机运行信息、单机有功功率、无功功率和运行状态（运行、待风或停运状态）、场内发电受阻原因和发电量等。17.2 并网管理 17.2.1 风电场、光伏电站应按照相关要求，向调控机构提交完备的技术资料和并网检测试验方案。

17.2.2 并网前风电场、光伏电站应向调控机构提供本站所有机型的风机（逆变器）的型式试验报告。

17.2.3 风电场、光伏电站应在并网后6个月内完成电能质量、有功/无功功率调节能力、低电压穿越能力等并网技术标准要求的现场并网检测，并提交检测报告，检测不合格的，须解网整改。有条件的单位还应尽快完成电网适应性检测和电气模型验证。17.2.4 风电场、光伏电站输变电一次设备及二次设备配置应当符合电网的技术要求，二次系统应当符

合《电力二次系统安全防护规定》和其它有关规定。17.2.5 风电场、光伏电站内汇集线系统应采用经电阻或消弧线圈接地方式，并配置相应保护快速切除汇集线路的单相故障。汇集线系统中的母线应配置母差保护。17.2.6 17.2.7 风电场、光伏电站的监控系统建设应满足相应技术规范的要求，具备安全、稳定、可靠向调度端上传信息的性能要求。17.3 运行管理

17.3.1 风电场、光伏电站应按照有关标准和规定要求，开展中长期（年、季、月）、短期、超短期发电功率预测，预测精度应满足相关标准要求。17.3.2 调控机构应开展调度端新能源中长期及短期、超短期发电功率预测，并按照有关标准和规定要求，对风电场、光伏电站发电功率预测结果和发电功率预测系统数据报送情况进行评价考核。

17.3.3 风电场、光伏电站应根据发电功率测结果，每月19日前、每季度末5个工作日内、每年9月底前向调控机构报送下月度、季度、发电计划建议；每日9:00前向调控机构上报次日96点发电计划建议。

17.3.4 风电场、光伏电站应每15分钟自动向调控机构上报未来15分钟--4小时的超短期发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15分钟。17.3.5 调控机构应根据风电场、光伏发电站报送的发电计划建议，综合考虑电网运行情况和预报误差编制下达风电场、光伏发电站发电计划。17.3.6 风电场、光伏电站应参与电网无功平衡及电压调整，保证并网点电压满足电网调度机构下达的电压控制曲线．当风电场内无功补偿设备因故退出运行时，风电场应立即向电网调度机构汇报，并按指令控制风电场运行状态。

17.3.7 风电场、光伏电站应严格按照调控机构下达的调度指令参与电力系统运行控制，当电网需要时，应按调度指令调整出力或停运，参与电网调频、调峰、调压及系统稳定控制。17.3.8 当光伏电站多台光伏逆变器同时或相继故障解列停运后，未经调控机构许可不得自行恢复设备并网运行，光伏电站应做好事故信息记录并及时上报调控机构。

17.3.9 风电机组故障脱网后，未经调控机构许可不得自行恢复并网运行。发生故障后，风电场应及时向调控机构报告故障及相关保护动作情况，及时收集、整理、保存相关资料，积极配合调查。

17.3.10 风电场、光伏电站应按照电网设备检修有关规定将、月度、日前设备检修计划建议报调控机构，统一纳入调度设备停电计划管理。

17.3.11 调控机构应根据相关标准、规范和相关单位的反事故措施，结合电网实际情况，定期开展风电场、光伏电站的并网运行特性评价，评价结果可用于编制优先调度序列。

17.3.12 调控机构及风电场、光伏电站应建立新能源调度管理专职机构，合理配备专业技术人员，严格执行新能源调度的相关规程、标准、制度。18 设备监控管理 18.1 一般规定

18.1.1 调控机构按监控范围开展变电设备运行集中监控、输变电设备状态在线监测与分析业务。

18.1.2 设备监控管理主要包括变电站设备实时监控、设备监控信息管理、集中监控许可管理、集中监控缺陷管理和监控运行分析评价等内容。

18.1.3 值班监控员接受相关调控机构值班调度员的调度指令，并对其执行调度指令的正确性负责。

18.1.4 输变电设备运维人员在进行监控运行业务联系时，应服从值班监控员的指挥和协调。18.2 设备监控管理

18.2.1 设备监控信息管理

18.2.1.1 调控机构负责设备监控信息归口管理，组织制定设备监控信息技术规范和管理规定，参与涉及变电站设备监控信息的设计审查并提出专业意见，负责设备监控信息表的审核和发布。

18.2.1.2 电科院配合调控机构制定设备监控信息有关规范。

18.2.1.3 运维检修单位负责落实已投运变电站设备监控信息相关管理和技术要求，配合调控机构做好设备监控信息表管理工作，负责变电站已投产设备监控信息表编制。

18.2.1.4 建设管理部门负责落实新建（改、扩建）变电站建设阶段的设备监控信息相关管理和技术要求，负责协调设计单位依据《变电站典型信息表》要求编制设备监控信息表。18.2.1.5 设计单位负责设计变电站设备监控信息并出具设备监控信息表。

18.2.2 调控机构负责监控范围变电站设备监控信息接入（变更）及验收工作；运维检修单位配合做好相关工作，保证遥测、遥信、遥控、遥调信息的正确性；建设管理部门负责新建（改、扩建）变电站设备监控信息调试管理，确保监控信息与设计图纸（设备监控信息表）保持一致。

18.2.3 新建变电站纳入调控机构实施集中监控应执行自查、申请、现场检查、评估、批复、交接的许可管理流程，改、扩建变电站纳入调控机构实施集中监控可参照新建变电站许可管理流程执行。调控机构按监控范围实施变电站集中监控许可管理，并组织验收和评估工作。变电站纳入调控机构集中监控前，一二次设备及通信运维检修单位按相应职责对变电站是否满足集中监控条件进行现场检查自查，归纳总结形成自查报告，自查合格后附带相关资料向调控机构提交变电站集中监控许可申请，并配合调控机构开展集中监控许可相关工作。调控机构根据上送资料、现场检查、业务移交准备工作等情况进行分析评估，并形成集中监控评估报告，作为许可变电站集中监控的依据。评估报告应包括以下内容： 18.2.3.1 变电站现场检查情况（含通信系统检查情况）。18.2.3.2 变电站试运行情况。18.2.3.3 调控机构监控业务移交准备工作情况。

18.2.3.4 需在报告中体现的其它情况（如遗留问题及缺陷等）。18.2.3.5 评估意见（明确是否具备集中监控条件）。18.2.4 集中监控缺陷管理

18.2.4.1 运维检修管理部门和运维检修单位负责及时消除输变配设备集中监控缺陷。18.2.4.2 信通公司负责及时消除通信通道类设备集中监控缺陷。

18.2.4.3 调控机构负责集中监控缺陷发起及缺陷分类，负责集中监控缺陷消缺验收，负责主站监控系统设备缺陷的消缺处理，负责督导运维检修管理部门和运维检修单位消缺并跟踪、考核及归档，负责对监控范围集中监控缺陷情况进行统计分析，建立缺陷档案。18.2.4.4 集中监控缺陷按紧急程度分为危急缺陷、严重缺陷、一般缺陷三类。

a.危急缺陷在4小时内处理，最长不超过24小时，其中直接影响电网、系统和设备安全的缺陷要求立即处理。

b.严重缺陷在1周内处理，最长不超过1个月。

c.一般缺陷在三个月内消除，需要停电处理的在下次计划检修完工前消除，最长不超过1个检修周期。

18.2.5 调控机构定期组织召开监控运行分析例会，对监控范围设备监控信息、运行数据、管理指标进行统计归纳，并逐级向上级调控机构报送。调控机构按月、季度和开展监控运行评价工作，对监控范围设备监控运行情况进行总结和分析评价，并按规定将报表和总结报送上级调控机构。18.3 监控运行管理 18.3.1 运行监视

18.3.1.1 调控机构负责监控范围内变电站设备监控信息、输变电设备状态在线监测告警信息的集中监视。

a.负责通过监控系统监视变电站运行工况。

b.负责监视变电站设备事故、异常、越限及变位信息。c.负责监视输变电设备状态在线监测系统告警信号。d.负责监视变电站消防、安防系统告警总信号。e.负责通过工业视频系统开展变电站场景辅助巡视。

18.3.1.2 设备集中监视分为全面监视、正常监视和特殊监视。

18.3.1.3 全面监视是指值班监控员对所有监控变电站进行全面的巡视检查，500kV及以上变电站每值至少两次，220kV及以下变电站每值至少一次。

18.3.1.4 正常监视是指值班监控员对变电站设备事故、异常、越限、变位信息及输变电设备状态在线监测告警信息进行不间断监视。

18.3.1.5 特殊监视是指在某些特殊情况下，值班监控员对变电站设备采取的加强监视措施，如增加监视频度、定期查阅相关数据、对相关设备或变电站进行固定画面监视等，并做好事故预想及各项应急准备工作。遇有下列情况，应对变电站相关区域或设备开展特殊监视：

a.设备有严重或危急缺陷，需加强监视时。b.新设备试运行期间。

c.设备重载或接近稳定限额运行时。d.遇特殊恶劣天气时。

e.重点时期及有重要保电任务时。f.电网处于特殊运行方式时。g.其他有特殊监视要求时。

18.3.1.6 监控系统发出告警信息时，值班监控员应及时确认和处置，不得遗漏告警信息。18.3.1.7 运维站(班)应建立24小时有人值班机制，保证电网异常、设备故障时的应急响应，接到通知后应立即开展设备核查，规定时间内反馈检查和处理情况，不得迟报、漏报、瞒报和谎报。

18.3.1.8 输变电设备运维人员发现设备异常和缺陷情况，应按照有关规定处理，如异常或缺陷影响集中监控或电网安全运行，应及时汇报值班监控员和调度员。18.3.1.9 监控职责移交和收回

a.值班监控员无法对变电站实施正常监视时，应通知输变电设备运维单位，将监控职责移交至输变电设备运维人员。对于有人值守变电站，应将其监控职责移交至站端；对于无人值守变电站，应将其监控职责移交至该站所属运维站。

b.监控职责临时移交时，值班监控员应与输变电设备运维单位明确移交范围、时间、移交前运行方式等内容，输变电设备运维人员不得无故拒绝执行监控职责移交工作，应严格执行调控机构指令，迅速采取加强现场运维的措施，同时汇报运维管理部门。

c.输变电设备运维人员到达现场后或撤离前应告知值班监控员。监控职责移交完成后，值班监控

员应将移交情况向相关调度进行汇报。

d.因变电站站端自动化设备、调控机构监控系统、变电站与调控机构通信通道异常等其他原因造成

整站或某一电压等级设备所有遥测或遥信信息无法正常监视，并在5分钟内无法恢复时，调控机构应移

交全站监控职责，站端恢复有人值守。

e.发生下列情况时应移交对应设备的监控职责：

a)对一个及以上间隔所有或部分重要遥信信息无法正常监视，且无法通过其对应的遥测数据明确设备状态，并在5分钟内无法恢复时，站端恢复有人值守；

b)对一个及以上间隔所有或部分重要遥测信息无法正常监视，且无直接替代的遥测信息进行正常监视，并在5分钟内无法恢复时，站端恢复有人值守；

c)变电站站端自动化设备、调控机构监控系统、变电站与调控机构通信通道异常等其他原因造成值班监控员对部分重要监控数据无法正常监视时，站端恢复有人值守；

d)对单一设备某个遥信信息无法正常监视，且无法通过其对应的遥测数据明确设备状态，并在5分钟内无法恢复时，输变电设备运维单位根据情况恢复站端有人值守或采取加强现场运维的措施；

e)非操作或检修状态下，同一设备的信号频繁发出，一小时内达10次以上，或一小时内虽达不到10次，但一天内发出50次以上，且严重干扰集中监控工作，值班监控员屏蔽相应信号时，输变电设备运维单位根据情况恢复站端有人值守或采取加强现场运维的措施。

f.监控员确认监控功能恢复正常后，应及时与输变电设备运维单位核对变电站运行方式、监控信息和监控职责移交期间故障处理等情况，收回监控职责，做好相关记录，并汇报值班调度员。

18.3.1.10 工作汇报要求

a.开展变电设备、通信设备、自动化设备检修工作，出现可能导致监控系统发出告警信息的情形，工作人员应在工作开始前和结束后汇报值班监控员。

b.发生地震、火灾、恶劣天气等突发事件，输变电设备运维人员赶赴现场后须尽快将站内相关情况汇报值班监控员，如现场突发事件对电网运行构成威胁需相关调度采取控制措施时，应立即汇报值班调度员和监控员。

c.现场巡视中发现影响电网和设备安全运行的事故和异常情况，输变电设备运维人员须及时汇报值班监控员，如现场异常情况对电网运行构成威胁需相关调度采取控制措施时，应立即汇报值班调度员。18.3.2 监控信息处置

18.3.2.1 调控机构负责对监控系统发出的事故、异常、越限、变位信息进行分析和处置，输变电设备运维单位负责告知类信息的分析和处置。

18.3.2.2 监控信息处置以“分类处置、闭环管理”为原则，分为信息收集、实时处置、分析处理三个阶段。

a.信息收集。值班监控员发现告警信息后，应迅速确认，根据情况对以下相关信息进行收集，必要时应通知运维单位协助收集：

a)告警发生时间及相关实时数据。b)保护及安全自动装置动作信息。c)开关变位信息。

d)关键断面潮流、频率、母线电压的变化等信息。e)监控画面推图信息。f)现场影音资料（必要时）。g)现场天气情况（必要时）。b.信息处置

a)值班监控员收集到事故或异常信息后应初步分析评估其危急程度及影响范围，按规定汇报值班调度员，通知输变电设备运维单位检查处理。输变电设备运维单位应及时组织现场检查，并向值班监控员汇报现场检查结果及相关处理措施，如异常处理涉及电网方式改变，输变电设备运维单位应直接向值班调度员汇报，同时告知值班监控员。处置过程中，值班监控员应对相关设备运行工况加强监视，跟踪处理情况。处置结束后，值班监控员应与输变电设备运维人员核对设备运行状态，并做好相关记录。

b)值班监控员收集到输变电设备越限信息后，应汇报值班调度员，并根据情况通知输变电设备运维单位检查处理。对于变电站母线电压越限信息，值班监控员应按照电压曲线及控制要求，采取措施调压，如无法将电压调整至合格范围内，应及时汇报值班调度员。

c)值班监控员收集到变位信息后，应确认设备变位是否正常。如变位信息异常，应根据情况参照事故或异常信息进行处置。

c.分析处理。值班监控员无法完成闭环处置的监控信息，应及时报告设备监控管理专业人员，由设备监控管理专业人员协调运检部门和输变电设备运维单位进行处理，并跟踪处理情况。

18.3.2.3 经输变电设备运维人员判断告警信息为误发或不影响设备正常运行的，输变电设备运维单位可结合工作计划安排人员现场检查和处理。

18.3.2.4 对于判定为设备或监控系统缺陷引起的事故或异常信息，应及时启动集中监控缺陷处置流程。

18.3.2.5 对于严重影响其他设备正常监视，已登记缺陷且无需实时监视的频发事故、异常信号，可采取抑制或封锁措施，并做好相关记录，待缺陷消除后恢复正常监视。18.3.3 缺陷处置

18.3.3.1 值班监控员负责对监控系统告警信息进行分析判断，发现缺陷及时通知输变电设备运维单位，跟踪缺陷处置情况，并做好相关记录，必要时通知设备监控管理专业人员。18.3.3.2 缺陷管理分为缺陷发起、缺陷处理和消缺验收三个阶段。

a.缺陷发起：值班监控员对告警信息进行初步判断，认定为缺陷后启动缺陷管理程序，报告值班监控长，经确认后通知相应设备运维单位处理。如缺陷可能会导致设备退出运行或电网运行方式改变时，值班监控员应立即汇报值班调度员。

b.缺陷处理：值班监控员收到输变电设备运维单位核准的缺陷定性后，应及时更新缺陷管理记录，对输变电设备运维单位提出的消缺工作需求予以配合。

c.消缺验收：值班监控员接到消缺单位缺陷消除的报告后，应与输变电设备运维单位核对监控信息，确认相关异常情况恢复正常，完成缺陷管理记录。

18.3.3.3 输变电设备运维单位应按缺陷管理要求在规定时间内消除监控缺陷；因故无法在规定时间内消除的，应说明原因并提交消缺计划，明确消缺时间。18.3.4 运行监视管理

18.3.4.1 值班监控员应对监控运行情况进行分析总结，并按年、月、周、日对监控运行情况、自动化系统运行等情况进行统计分析，并向相关专业提出运行改进意见。

18.3.4.2 值班监控员应每周对抑制及封锁信号进行清理，确保运行记录、抑制及封锁记录、缺陷记录和监控画面的一致性。

18.3.4.3 值班监控员应对运维单位故障响应及时率、消缺及时性、信息汇报等实时运行情况进行记录，对造成工作延误、影响电网安全的情况进行考核。19 备用调度管理

19.1 备用调度管理内容包括：备调场所及技术支持系统管理、备调人员管理、备调演练及启用管理。

19.2 备调场所及技术支持系统管理

19.2.1 备调场所设施及技术支持系统配备应满足调度实时运行值班和日前调度业务开展需求，并与主调同步运行。

19.2.2 主、备调系统应实现电网模型一致、信息自动同步。

19.2.3 主、备调调度电话应满足呼叫信息同步更新和共享的需求。19.2.4 主、备调电网运行资料应保持一致。

19.2.5 备调场所设施及技术支持系统的日常维护由所在地单位负责管理。19.3 备调人员管理

19.3.1 备调应按规定为主调配置相应的调度员（以下简称备调调度员）。

19.3.2 备调调度员应具备主调值班资格,并统一纳入主调调度员持证上岗管理。

19.3.3 备调调度员应定期赴主调参加业务培训，参与主调调控值班，熟悉系统运行方式、运行规定和工作要求。

19.3.4 主调调度员及相关专业人员应定期赴备调同步值守，开展部分主调业务。19.4 备调演练

19.4.1 调控机构应定期开展主、备调应急转换演练及系统切换测试。

19.4.2 调控机构应针对可能发生的突发事件及危险源制定备调应急预案，并滚动修编。19.4.3 调控机构值班运行人员应定期使用备调系统开展电网正常运行监视。

19.4.4 调控机构每年应至少组织一次涉及主、备调调度（监控）指挥权切换的综合演练，调控机构相关专业均应参加演练。19.5 备调启用

19.5.1 因环境、场所、设备等原因影响主调调控业务正常开展时，应按相关规定及时启用备调。

19.5.2 调度指挥权转移前后，值班调度员应及时汇报上级调控机构，并根据需要通知相关调控机构及厂站。

附件：术语和定义 1.电力系统 由发电、供电（输电、变电、配电）、用电设施以及为保障其正常运行所需的继电保护和安全自动装置、计量装置、调度自动化、电力通信等二次设施构成的统一整体。2.电力系统运行

在统一指挥下进行的电能的生产、输送和使用。3.电力调度控制机构

负责组织、指挥、指导和协调电网运行和负责电力市场运营的机构。4.电力调度控制

电力调度控制机构（简称调控机构）为保障电力系统安全、优质、经济运行，促进资源的优化配置和环境保护，对电力系统运行进行的组织、指挥、指导和协调。5.电网企业

拥有、经营和运行电网的电力企业。6.发电企业

并入电网运行（拥有单个或数个发电厂）的发电公司。7.电力用户

通过电网消费电能的单位或个人。8.电力调度控制系统

包括各级调控机构、厂站运行值班单位和输变电设备运维单位。其中厂站运行值班单位指发电厂、梯级电站集控中心、变电站（含开关站、用户站）等运行值班单位。9.电力调度控制管理

指调控机构为确保电力系统安全、优质、经济运行，依据有关规定对电力系统生产运行、电力调度控制系统及其人员业务活动所进行的管理。一般包括调度控制管理、设备监控管理、系统运行管理、调度计划管理、继电保护及安全自动装置管理、电网调度自动化管理、电力通信管理、水电及新能源管理、调度控制系统人员培训管理等。10.调度控制系统值班人员

包括各级调控机构的值班调度员、监控员和厂站运行值班人员、输变电设备运维人员。11.调度许可

下级调控机构在进行许可设备运行状态变更前征得本级值班调度员许可。12.授权调度

根据电网运行需要将调管范围内指定设备授权下级调控机构直调，其调度安全责任主体为被授权调控机构。13.调度关系转移

经两调控机构协商一致，决定将一方直接调度的某些设备的调度指挥权，暂由另一方代替行使。转移期间，设备由接受调度关系转移的一方调度全权负责，直至转移关系结束。14.调度指令

值班调度员对其下级调控机构值班调度员、相关调控机构值班监控员、厂站运行值班人员及输变电设备运维人员发布有关运行和操作的指令。15.操作指令

值班调度员发布的有关操作的调度指令。16.单项操作令

值班调度员发布的单一一项操作的指令。17.逐项操作令

值班调度员发布的按顺序逐项执行的操作指令，要求受令人按照指令的操作步骤和内容按顺序逐项进行操作。18.综合操作令 值班调度员发布的不涉及其它厂站配合的综合操作任务的操作指令。其具体的操作步骤和内容，均由接受指令的调度控制系统值班人员按规程自行拟订。19.负荷备用容量

为平衡负荷预测误差和瞬时负荷波动而预留的备用容量。20.事故备用容量

为防止系统中发输变电设备故障造成电力偏差而预留的备用容量。21.检修备用容量

为完成发输变电设备检修任务而预留的备用容量。22.计划检修

为检查、试验、维护、检修电力设备，调控机构根据国家及有关行业标准，参照设备技术参数、运行经验及供应商的建议，所预先安排的设备检修。23.临时检修

计划检修以外的所有检修。24.临时运行方式

发电厂或电网接线方式与正常运行方式（包括正常检修方式）有重大变化时，发电厂或电网相应的运行方式。25.黑启动

当某电力系统因故障全部停运后，通过该系统中具有自启动能力机组的启动，或通过外来电源供给，带动系统内其它机组，逐步恢复系统运行的过程。26.强送

设备故障跳闸后，未经处理即行送电。27.试送

设备故障跳闸后，经检查处理后的送电。28.带电作业

对带电或停电未做安全措施的设备进行作业。29.安全自动装置

防止电力系统失去稳定性和避免电力系统发生大面积停电事故的自动保护装置，如输电线路自动重合闸装置、电力系统稳定控制装置、电力系统自动解列装置、按频率降低自动减负荷装置和按电压降低自动减负荷装置等。30.水调自动化系统

由水电厂内采集水文、气象和水库运行信息的子站、调控机构内对水库运行进行监视、预报、调度和管理的主站及相应的数据传输通道构成的系统。31.调度自动化系统

由采集电网和发电厂运行信息及完成控制功能的子站、调控机构内具有分析、应用、管理、控制功能的主站和相应的数据传输通道构成的为电力调度控制管理服务的系统。32.自动化主站系统

在调控机构内运行的各类调度自动化设备和应用系统。33.自动化子站系统

在发电厂、梯级电站集控中心、变电站现场运行的各类自动化设备和应用系统。34.电力通信网

电力调度监控系统 篇6

弹指一挥间，我从1998年学校毕业进入电力系统，正式成为一名调度工作人员，至今已经七年了。从最初的只是想搂住一个铁饭碗的想法，到如今深深地爱上这份光荣的事业；从嫌弃调度工作位不高、权不重的抱怨，到如今全身心地投入；从曾经有过的谋求新岗位的念头，到如今心甘情愿地坚守着这份寂寞。这其间，有过动摇和徘徊，也有过灰心与迷茫。是什么，有如此巨大的力量，让我对调度事业的感情与日俱增、历久弥坚？是这样的一种精神，一种淡泊名利、对党对人民无限忠诚、无比热爱的精神激励了我；是这样的一些人，一些恪守着生活的清贫，却对事业有着执著追求的人鼓舞了我。是他们，感动着我活泼跳跃的生命，坚定着我为电力调度事业倾注一腔热血的信念！他们，就是调度通信中心的党员们，正是这样一个优秀的共产党员群体，用他们的高度的责任感与事业心，铸就了电力调度事业一个又一个辉煌，完美地诠释了“共产党员”这个光荣的称号！。在他们中间，有这样一位女性。她很纤弱，但纤弱的肩膀却承载着推动电网发展进程的厚望与重托；她很和善，但和善的目光中却时常透露出坚毅与果敢；她并不张扬，却用自己扎实的工作作风在默默奉献；她也没有什么豪言壮语，却在用自己的实际行动实践着“人民公仆为人民”的诺言。她，就是我们电力调度通信中心的符梅同志。

符梅同志自进入电力系统以来，就一直默默地奉献在随州电网的调度工作中，她将自己如火如荼的青春都毫无保留地交给了这份光荣而又平凡的事业。随着电力体制改革的深化，2002年5月，随州供电公司调度通信中心成立了，符梅同志担任分管调度工作的主任。新的随州电网范围扩大了，电压等级升高了，面临的困难重重，一个女同志能行吗？面对眼前满是荆棘的道路，她没有退缩，也没有信誓旦旦，而是伏下身子，从零开始，用真诚和热情去攻下每一道难关，用自己的学识和人格去影响周围每一个同志。一路跋涉、一份执着、一行脚印，一串辉煌。随州电网的调度工作在她不懈的努力下开创着新的局面，她用自己的实际行动交出了满意的答卷。

曾记得，多少个暴风骤雨的夜晚，轰鸣的雷声就好似拉响的警报，催促着她疾走的步伐，顶风冒雨来到调度台和大家一起并肩战斗，每次都是在同事再三的规劝下才拖着疲惫的身躯回家休息，可是在黎明的曙光刚刚初现时，调度室里又出现了她单薄的身影。确保电网安全的重任和使命已使她全然忘却了自我。

曾记得，每一个新变电站，乃至每一个新设备的投产送电，她都牵挂于心。跑现场，查资料，遇到新的问题就通过邮件、电话向专家、向同行请教，努力把每一份送电方案都做得充分完美。事必躬亲、谦虚谨慎的作风着实让我们这些后辈感到汗颜。

曾记得，当“电荒”的阴影重现人们平静的生活时，她焦急万分，一方是主网的安全稳定运行，一方是亟需电力的客户，如何才能两全呢？她一边在武汉随州两地奔波，汇报实际情况，寻求上级调度的支持；一边多次到大客户了解生产实际需求，经市经贸委的协调，在“三个确保”的原则下，制定出可行的限电序位表，每一个拉限开关无不倾注着她践行优质服务和“三公调度”承诺的心血。

在我们的记忆中，类似的事情还有很多很多。这就是我们的符主任，其实，她普通得和其他芸芸女性没有什么区别。在家里，她为人女、为人妻，为人母；丈夫事业的成败，孩子学习的好坏，父母衣食的冷暖，事事都要挂在心上。所不同是做女人难，做一名女干部更难，要想成就事业，则是难上加难。作为女性，她比男子要多付出三分的汗水，五分的勇气，十分的毅力，十二分的艰辛。但是，在事业和家庭这架天平上，她却始终倾斜于令其钟爱一生的电力调度事业。女儿已经上高三了，她却很少有机会能为孩子做一顿可口的饭菜；老父亲生病了，她也没有很多的时间到父亲的病榻前嘘寒问暖、端茶递药，今年8月间，正是迎峰度夏工作的关键时期，父亲突发重病住院，她只匆匆将父亲送进了医院就回到了工作中，我清楚的记得，当时她说，老人病了真是造孽，坐卧不安，吃也吃不下，睡也睡不着。可想而知，她的心中强忍着怎样的担忧和愧疚呀。“宁可有愧于家人，也决不有愧于共产党员的称号！”这，就是她作为一名共产党员的铮铮誓言！

是的，不是没有想过，去寻找一种更为舒适的生活。但是，正是我身边有很多象符主任这样优秀的党员，虽然他们的工作平淡无奇，他们的行为质朴无华，他们的事迹谈不上惊天动地，他们的故事也未必能够催人泪下。然而，正是这一个个普普通通的人，一件件平平凡凡的事，时时刻刻感动着我，震撼着我，更坚定着我为这项光明的事业奋斗一生的信仰！

电力调度监控系统 篇7

电力调度中后台监控系统实现了对电力调度数据的在线采集与监控。电力调度中后台监控系统一方面包括系统硬件, 同时也包括系统运行的软件。电力调度人员基于后台监控系统, 对电力系统运行的信息以及相关控制数据进行监控, 另外, 利用电力调度后台监控系统自带的有关工具进行决策分析。电力调度后台监控系统实现了计算机技术, 自动化技术等相关技术的集成, 可以对系统的运行状态提供准确详尽的信息, 从而使得电力调度的工作效率, 系统诊断故障的效率, 决策分析的效率及效果得到全面提升。基于此, 后台监控系统对于电力调度而言具有举足轻重的作用, 保障了电网的稳定、可靠、安全、高效运行。

1 电力调度系统概述

整体上电力调度系统包括调度主站层, 调度子站, 区域分站三层。电力调度系统中调度主站就是电力调度后台监控系统, 事实上调度主站是整个电力调度进行自动化监控以及系统管理的关键, 对电网运行的状态进行整体的监控与分析, 同时对变电站之间的关系进行协调, 后台监控系统要求具有良好的安全性与可靠性, 从而确保整个电力网络的运行状态能够保持最佳。通过电力主站层, 实现了对变电所以及各有关电力设备的监控, 状态的分析, 子站关系的协调, 配电系统的优化。电力调度系统的区域分站系统在调度主站层和调度子站层之间, 位于变电站, 利用光纤向下和所属子站监控终端通信, 从而实现了对变电站全部子站SCADA功能;向上和中心主站实现通信, 进行数据的转发。区域分站通过工控机或者高档微机以及通信设备构成, 区域分站不但与主站构成了一个高速的局域网, 同时和各个子站的中断构成了数据的通信网。调度子站主要实现以下功能:调度子站向上实现和区域分站的通信, 从而对数据进行转发;调度子站向下实现了对所辖的设备的监测与控制。对于比较重要的调度子站的远动通道通常使用双机冗余设置。

2 电力调度后台监控系统的构成

电力调度后台监控系统通常包括硬件与软件两类。数据服务器、WEB服务器、维护工作站、调度员工作站、相关网络设备都属于硬件范畴;对于电力调度后台监控系统的软件而言, 一般使用Client/Server (客户端/服务器) 方式及分布式处理技术, 采用面向对象的编程方法, 使得系统的可维护性及拓展性提高。

2.1 电力调度后台监控系统的硬件系统

电力调度后台监控系统中控制中心是数据服务器, 对各个分站数据信息进行接收, 对各个分站监控情况进行分析, 同时处理各个分站的故障信息, 将上述信息进行分析与处理以后, 进行广播, 提供给其他站点使用。数据服务器都安装商用数据库, 实现了对电力调度系统的运行的参数以及历史数据进行存储, 同时, 可以作为网络数据库, 提供了系统和外界数据接口。调度员利用调度员工作站对整个电力调度系统进行监控, 对电网实时运行的情况进行查看, 同时可以获取电网运行的报表, 数据曲线等信息资料, 与此同时, 调度员工作站给电力调度系统监控与管理电网的运行状态提供了技术措施。当电力调度系统发生故障时, 系统维护人力基于对工作站的维护实现了对系统的维护。在WEB服务器中安装WEB服务端软件, 对WEB访问进行支持。利用网关, 路由器等, 和MIS系统接口, 实现了数据以及图形等信息资源的共享。

2.2 电力调度后台监控系统软件系统

HR2000系统是电力调度后台监控系统中常用的软件系统, 该系统实现了商业化, 是一个利用Window NT操作系统的数据库管理系统, HR2000系统使用标准智能扩展卡进行数据的采集, 使用Client/Server模式及分布式处理技术。HR2000系统实现了实时监控, 其人机界面良好, 具有操作简单易学的特征, 具有较强的可移植性, 当新硬件平台对系统软件运行支持时, 不需要进行系统的修改, 就可以运行在新的平台上;HR2000系统的功能比较稳定, 准确, 对满足电网调度自动化要求进行实时响应, 用户通过系统接口实现了对系统的二次开发, 从而对于电力调度系统而言, 其可扩展性非常强。

3 电力调度后台监控系统实现的功能

数据采集、数据管理、报警、数据库管理、遥控、信息管理、设备管理、自动电压调节、生成报表、打印报表、历史数据管理, 生成操作票, 进行调度员的培训模拟等功能都是后台监控系统完成的功能。电力调度后台监控系统不但可以提供SCADA系统的全部功能, 同时能够提供了系统的信息管理, 设备系统的管理, 地理信息管理, 操作票生成系统, 自动电压调节系统以及多种不同的保护系统的接口等。

电力调度后台监控系统通常采用双机热备用的形式, 当其中一台服务器发生故障时, 将出现故障的服务器的全部数据向另外的服务器进行转移, 从而使得系统的可靠性以及稳定性大幅度提高, 使得当一台服务器发生故障时, 系统可以正常的运转。电力调度后台监控系统自身具有权限管理的功能, 能够对自身的故障进行自动的维护, 也可以对故障通过人工切除的形式进行消除。当进行电力调度后台监控系统故障切除时, 对系统其它正常的节点的运行不会造成影响。

在整个电力调度的自动化监控与管理系统中, 后台监控系统的核心部分, 实现了整体上对电力调度自动化进行监视与控制, 对电网的运行状态进行分层, 对变电站内部的RTU之间的关系进行协调, 从而确保了整个电网的运行处于最佳的状态中。电力调度后台监控系统能够完成SCADA功能, 对数据进行采集, 对系统的配电站的数据进行上传, 对数据进行存储, 处理, 对事故进行报警, 进行远方控制等。事实上, 后台监控系统实现了对电网运行的实时监控, 具有实时性, 高效性及安全性。

4 电力调度后台监控系统的运行与管理

为了使得电力调度的效率提高, 确保电网的稳定安全高效运行。对于变电站的运行管理人员而言, 不但需要提高专业技能, 对电力调度后台监控的运行管理同样需要给予足够的重视。进行电力调度时, 当发生由于人为因素或者机器因素造成的系统的瘫痪问题时, 会使得正常的电网调度受到影响, 从而影响到电网的正常运行。因此, 要加强对电力调度后台监控系统的运行于管理。

1) 构建完善的电力调度监控系统运行于管理机制, 管理人员以及技术人员要严格执行各规章制度、操作制度。电力调度监控人员必须提高责任意识、加强培训、提高业务素质, 当发生由于违反操作制度造成的严重的后果, 必须进行严厉处罚, 不但追究相关人员的责任, 同时要追究相关领导的领导责任;

2) 加强对电力调度监控机的维护的管理。对设备要定期安排人员进行检查, 对存在的问题及时发现并进行处理;

3) 建立健全的电力调度后台监控系统的认证体系。加强对后台监控系统的身份认证, 通常要求主管领导进行控制, 从而预防普通的值班人员随意的进入到后台监控系统中进行操作。电力调度监控系统操作部分采用整体封装的方式。当监控人员发现系统信息异常时, 及时向上级领导进行汇报, 同时基于实际的情况对进行相应的指令的发送。

5 电力调度后台监控系统发展趋势

随着电网安全分析技术以及计算机技术, 网络技术的迅猛发展, 实现可视化在线监控已经成为电力调度中的急切的要求。通过可视化, 实现了把传统的电力调度中的基于数字、表格等的离线表达信息, 向先进的图形技术进行转化, 通过显示技术进行图形信息的表达。比如后台监控系统中潮流可视化技术, 电压稳定可视化技术, 电力负荷预测可视化技术, 暂态稳定安全域可视化技术, 电力市场电量竞价计划可视化技术等, 实现了将电缆系统的潮流, 暂态稳定区域, 电压不稳定区域, 电压稳定区域等通过可视图进行直观形象的表达, 从而可以满足调度人员对电网的监视与控制直观形象的要求。

6 结论

电力调度后台监控系统中综合应用了计算机技术, 网络技术, 电子通信技术, 自动化控制技术等, 其自动化程度非常高, 可靠性也非常高, 具有人机对话友好, 能够进行完整信息传送的优点, 对信息能够全面传送, 错误率非常低。随着技术的不断发展, 变电所的无人值守已经成为未来发展的趋势, 基于此, 后台监控系统对于电网的安全稳定安全运行而言意义重大。对于电力调度后台监控系统不但需要选择性能优良的设备, 同时要求调度运行人员的安全意识比较强, 业务素质过硬, 这样才能保证电网能够稳定、安全、高效的运行。

参考文献

[1]张晓波.微机保护后台监控系统的运行与维护[J].技术创新, 2009, 10 (8) :78, 79.

[2]杨秀娟.综合监控系统在电力系统中的应用[J].电力系统通信, 2013 (2) :26, 27.

电力调度监控系统 篇8

[关键词]电力系统；调度监控；异常现象；方法与措施

一、前言

在电力系统自动化逐渐得到普及的当前社会，传统的电力监控与调度方法已经不能满足现代化建设的需求，因此必须加强电网自动化调度系统的建设。电力调度自动化有利于对运行过程中的异常现象以及故障进行自动检查与控制，对提高电力系统的稳定性，降低电力系统故障都有积极意义。

二、电力系统调度监控异常及其处理的意义分析

首先，有利于保障电网运行的安全性，促进电力的开发应用。我国电力系统发展规模的持续扩大也促进了电力系统控制技术的进步，对电力系统的调度工作大致分为两类，一是经验调度阶段，二是分析调度阶段。在电力系统转型发展的形势下，如何保障电力系统的个稳定性，是每一个电力调度管理工作者着重思考的问题。一旦电力系统调度监控出现异常现象，轻则造成经济损失，重则带来人员伤亡。因此，对电力系统调度监控异常及其处理进行探究有利于提升电力系统的安全性能，更好的对电力进行开发利用[1]。其次，有利于规范电力系统的调度工作。电力系统的智能化控制在为社会发展带来便利的同时，也增加了电力系统调度工作的难度。电力系统管理智能化的发展，加强了电力系统之间的联系，因此电力系统的调度中一旦发生问题，将会对整个供电系统产生影响。因此加强对系统监控与调度工作的分析，能够有效规范电力系统调度工作，促进电力行业的稳定运行。

三、调度监控中出现的问题

1、对电网故障排查效率较低。

电网运行故障发生时，事故的预警系统会将各个层面的故障信息传输到电力调度中心，但由于信息量大而且数据较为复杂，很难在第一时间判断出具体的故障地点。在电力系统的工作运行中，常常会出现由于局部电网的工作异常给整个电网运行带来影响。而且在电网异常运行时，调度员的调度和监控压力较大，调度员在判断过程中往往会缺乏科学的论证，不能及时协调好电网的输送，再加之调度和监控设计存在着陈旧和落实难的问题，这就导致电网事故预警信息杂乱问题很难得到有效的解决[2]。

2、电网智能化控制系统建设不完善。

当前我国的电力系统智能化控制已经取得了一定了进展，实现了系统故障的初步报警功能，但在管理工作中，由于电网的输送能力不断加大，各种和管理数据相对复杂，智能化管理的发展水平不足以应对复杂管理环境的要求。因此在电力系统管理与调度工作中的大部分依然由人力进行控制。同时，由于电力系统建设具有一定的复杂性，在规划假设过程中缺乏合理性等原因的影响导致变电站的分布零散，信息的传递具有一定的滞后性，达不到信息高度共享的要求。

3、对故障的应对能力不足。

对电网的调度工作中，由于电力务工人员对电网的了解程度不足，对电网运行缺乏系统性的跟踪了解，因此当电网运行过程中出现异常事故，也很难得到有效处理。另一方面，由于对线力系统的了解不足，对线路排查以及判断都不能及时有效地进行，无法对一场事故进行有效处理的同时也无法在事故发生前，做好预防。由于调度人员的综合能力达不到电力系统调度工作的要求，对电力系统的监控能力与预防能力不足，影响了电力系统的正常运行。

四、电网调度监控中的异常现象处理措施

1、完善对电网调度与监控的事故处理机制

在对电网运行的日常监控与调度工作中，要提高对异常情况的处理能力就需要电力系统工作部门对电网运行各个环节中的状态进行深入了解，并进一步做好对电网信息的分析与预测工作。通过现有的网路技术与信息技术的辅助，对电网异常情况作出及时有效地判定。加强对电网系统在运行中各个环节的监督控制工作，建立及时有效的预警机制，对提高电网的运行能力，提高警报的有效性以及减少事故发生的概率有重要意义。加强对电网调度与监控工作的完善，能够提高对电网事故的分析的灵敏度，同时可以加强软件方面的建设以补充电网运行中的缺陷，保证电网运行的可靠性。

在处理电网系统异常情况时，首先要根据事故发生的环境以及运行状况对事故进行一定的模拟分析，利用电脑进行运行模拟，对电力系统的故障信息进行分析整合，以加深对异常发生原因、如何处理异常等的了解，提高对异常的处理能力。利用科学合理的电网调整策略确保电力系统运行的每一个环节的安全性和可靠性。另外还要做好电网运行过程中各相关信息的矫正和处理，实时监测电网系统的运行情况，及时发现故障，并与电网设备的动作信息进行有效的结合，从而对事故范围进行自动化判断，确保智能化监控的实现[3]。

2、创新电力系统的调度与监控系统核心技术

在日常监督管理过程中，对不同时段的运行状况进行监督，加强对故障的预测与报警机制建设。同是对高压电网及低压辐射电网采用不同的校正控制措施来有效的对越限操作序列进行消除。当系统运行中发生故障，可以立即展开对全网系统工作环境与状态的扫描工作，及时有效的判断出故障地点与故障原因。在电网调度工作中，电力部门要加快对电网调度监控管理系统的核心技术的创新，将新的科技手段与电网事故的排查进行结合，以保证对故障信息排查的速度与效率。在对事故进行分析的过程中，注意借助于相关系统提供的数据参考作为辅助，以提高事故处理的科学性，这样才能够制定得出更加学学合理的应急处理预案，全面提升电力系统异常事故对故障的处理能力。

3、加强电网调度与监控一体化建设。

在国家用电安全要求越来越高端当今时代，电力企业想要获得较高的利益以获得长期发展，就必须要加强一体化建设的落实。改变对变电站的传统维修方式，保证全过程业务整合和人员重组的职工队伍的稳定和现有生产业务的正常开展。通过对电力系统的整体性规划操作与局部实行相结合，提高电网系统的一体化建设。在加强一体化建设过程中，不仅要注重对整体的规划建设，也要注意对电网内部各组织机构的优化，以加快对电网调度监控相关设备的更新与改造力度，保障设备运行的科学高效。

五、总结

综上所述，电力的调动与监控异常处理是整个电网系统安全运行的关键所在。不仅关系到对整个电力系统的稳定，同时对国家的经济生产活动与居民生活都有着直接影响。因此电力部门要加强对电力系统的异常处理，在实践中不断创新出新的、有效的工作方法。面对电网异常事故，电力部门着力加强对事故的决策与处理机制，创新电力系统监控管理技术以保障当网系统的顺利运行。

参考文献

[1]庞飞.电力系统调度工作探讨[J].装备制造技术，2013，（02）：92.

[2]郑镇江.关于电力系统调度自动化技术的应用与发展[J].城市建设理论研究（电子版），2013，（20）：52.

[3]吴永志.电力系统调度自动化技术的应用与发展[J].中国高新技术企业，2011，（5）：98.