电力调度运行规程

电力调度运行规程（精选8篇）

电力调度运行规程 篇1

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

2、执行上级调度和领导发布的指令；

3、编制、执行电力系统的运行方式；

4、对调度管理的设备行使指挥权，保证赤峰地区电力系统安全运行和连续发供电；

5、编制和批准设备检查计划；

6、使电网处于最经济方式下运行，降低送变电损失；

7、使监视点电压符合国家标准；

8、贯彻执行电力系统的各种规程和制度；

9、迅速指挥、处理电网内各种类型事故，并制定反事故措施；

10、督促有关单位消除设备缺陷，提高设备完好率；

11、做好新设备投入前准备工作；

12、做好编制地方电厂、企业自备电力的发电计划，并监督执行；

13、对赤峰地区电网的远景规划和发展设计提出建议，并参加审核工作；

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

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

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

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

4、局属配电联络线，双电源联络开关及红山区、松山区用户10KV专用线路；

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

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

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

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

2、研究大型运行方式的变更，继电专业人员应参加并会签。

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

1、一次变主变差动保护和重瓦斯保护同时停用，由网调批准：

2、一次变主变主保护停用其中之一时，（重瓦斯或差动）局主管生产领导批准；

3、二次变主变保护的停用，必须经局主管生产领导批准；

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

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

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

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

1、系统正常结线；

2、系统正常的运行方式；

3、主要设备检修的结线方式；

4、事故情况下的运行方式；

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

1、运行方式变更原因、内容；

2、结线方式、潮流分布、电压变化、消弧线圈补偿情况；

3、由继电专业人员根据方式变化提出保护及自动装臵的变更；

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

1、临检应于开工前48小时向调度提出申请；

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

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

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

1、停电时间“从设备停止运行或停止备用时起到设备转入运行或备用为止；

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

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

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

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

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

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

1、协调各生产单位，习题做到一、二次，送、变、配设备的配合检修；

2、根据检修内容，审批合理的检修时间；

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

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

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

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

1、赤调负责赤峰电力系统电压的监视、调整、考核；

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

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

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

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

2、拖延执行调度指令而造成电网事故扩大或达不到调度规定要求者；

3、不如实反映电厂运行情况，故意隐瞒事实真相，影响调度事故处理、判断者；

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

1、电厂投运前60天；

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

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

1、政府有关部门和上级主管部门对新建或改建工程项目的审批文件（复印件）；

2、试运行或正式投运计划日期，试验项目，带负荷要求；

3、主要的电气设备规范和设备参数（铭牌参数）；

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

5、负荷的有、无功情况，负荷性质、特点及有无特殊要求和规定等；

6、有关运行人员名单，与调度联系方式；

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

1、向网调报送设备投运申请及方案，参数和有关资料等；

2、与网调和设备主管单位签定调度协议；

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

1、根据潮流电压分布，必须保证系统电能质量及稳定的要求；

2、高压开关的遮断容量应满足短路容量的要求；

3、正常和事故时，潮流电压分布合理；

4、继电保护和自动装臵配合协调；

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

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

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

3、各主要厂、变电所固定结线方式，应根据系统运行情况，每年检查一次；

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

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

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

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

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

2、操作过程中如发生疑问，应停止操作，询问清楚后再进行操作；

3、操作过程中应严格执行复诵、录音、彼此互通姓名，并做好记录；

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

1、发电厂、变电所、送、配电线路，出口线路侧接地线或接地刀闸由赤调负责；

2、双电源线路（包括用户）两侧接线由赤调负责；

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

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

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

1、拉、合空载母线；

2、拉、合无故障现象的电压互感器和避雷器；

3、拉、合系统无接地时的消弧线圈；

4、拉、合变压器中性点；

5、可拉、合并联开关的旁路电流；

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

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

1、使流过故障点的残流最小，以得消弧，并为系统带接地运行创造条件；

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

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

4、考虑事故处理方便，当系统分离后各单独系统亦应有适当的补偿度；

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

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

1、欠补偿系统：线路停电前、送电后调整；

2、过补偿系统；线路停电后、送电前调整；

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

1、在冬季以满足位移电压不超过规定值为原则。

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

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

2、有符合现场实际的一、二次图纸；

3、与调度有两条独立的通信线路，并已投运畅通；

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

5、继电保护、自动装臵按定值单调试完，具备投运条件。并将定值单报送赤调；

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

1、进行潮流和电压损失计算，确定运行方式和变压器分接头位臵；

2、对新设备进行编号；

3、重新对消弧线圈进行整定计算；

4、组织调度人员去现场熟悉设备，并编制投运方案；

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

1、相位与相序要核对正确；

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

3、拆除投运现场全部安全措施；

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

1、尽快限制事故的发展，消除事故根源，并解除对人身和设备的威胁；

2、千方百计保持正常设备的继续运行，保证发电厂厂电源和重要用户的供电；

3、尽快对已停电的用户恢复供电，特别是有保安电力的重要用户；

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

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

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

1、当人身或设备安全受到直接威胁，非立即停电不能解除危机时；

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

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

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

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

1、不轮发电机由于甩负荷造成过速、过电压保护动作跳闸，应立即恢复并列负荷；

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

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

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

1、若主保护动作（瓦斯、差动），未查明原因，消除故障前不得送电；

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

3、装有重合闸的变压器，跳闸后重合不良时，应检查主变压器后再考虑送电；

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

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

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

1、投入备用变压器；

2、联系调度将负荷转移到系统别处去，如发迹系统结线方式等。

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

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

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

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

1、发电厂或变电应迅速采取提高系统电压；

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

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

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

5、调度值班人员争取在3-4分钟内将振荡消除值班人员不得解列任何机组。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2、已批复的设备检修计划开工前，必须经值班调度员同意衙，才能开工。

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

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

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

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

1、新建发电厂、变电所必须具备与上级调度有两 路独立的通信路由。

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

3、新设备投入运行前，必须具备下列基本条件：1）

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

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

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

一、220KV侧路代线路开关送电：

1、用侧路开关给侧路母线充电后停回。

2、合上被代线路的侧路刀闸。

3、将被代线路两侧高频保护改投信号。

4、将侧路开关及线路开关接地二、三段停用。

5、合上侧路开关环并。

6、拉开被代线路开关解环。

7、将侧路开关的接地二、三段启用。

8、交换线路两高频信号，良好后役跳闸，重合闸使用方式按调度指令执行。

二、侧路带主变运行：

1、用侧路开关给侧路母线充电良好后停回。

2、合上主变一次侧路刀闸。

3、如主变差动CT使用开关CT而不是用套管CT，应将主变差保护停用。

4、侧路开关原来线路保护是否使用，由所属变电所的主管生产领导决定。

5、将侧路开关线路保护接地二、三段停用（如线路保护使用）。

6、合上侧路开关环并。

7、拉开主变一次开关。

8、将侧路开关线路保护接地二、三段启用。

三、路因故不能操作锁死，用侧路开关代送操作：

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

2、用侧路开关组侧路母线良电良好后停回。

3、合上被带线路开关的侧路刀闸。

4、将被带线路两侧的高频保护改投信号。

5、合上侧路开关环并。

6、将侧路开关的操作直流停用。

7、拉开被带线路开关侧刀闸。

8、将侧路开关的操作直流启用。

电力调度运行规程 篇2

1 电网调度运行工作的现状

为了更好的进行电网实时监控, 及时处理电网中出现的一些问题, 预测电网负荷, 保证电网的稳定、经济、安全运行等, 是非常有必要采用电网调度自动化系统, 这一系统还能够为各级领导、生产和管理部门提供科学准确的决策依据, 其重要作用是不可估量的。电网调度自动化系统是较为复杂的系统工程, 此项工程的投资大, 它的科技含量高, 包含多领域、多专业技术知识, 此工程的建设周期长, 会涉及计算机、网络、数据通讯和电力系统等多学科。电网调度自动化系统的应用为电网调度提供了高科技含量的新型电网调度手段, 彻底地改变了传统的调度方式, 是电网安全、经济、稳定运行的重要保障, 是电网调度手段和方法的一次革新。随着日趋成熟的电网调度自动化系统技术, 近几年来在实际应用中取得了很好的效果。

在系统运行维护方面电力调度自动化系统存在的问题主要有:

1.1 重视使用却轻视管理。

轻视管理及重视使用的现象在调度自动化系统投人运行以后存在着。专业技术人员的配置和学习培训得不到重视, 问题出现后对厂家过分的依赖, 系统安全、连续、稳定的运行受到了影响, 使用和管理都应得到重视, 而这种重重使用轻管理的现象应及时进行纠正。

1.2 缺乏相应的管理制度。

在实际的运行当中, 因为这一没有足够的运行和管理经验, 因此不能及时制定相关的管理制度, 维护系统运行时没有制度保障, 为了使系统能够稳定、安全的运行, 就要制定行之有效的管理制度。

1.3 缺乏具有相应的专业技术人员。

因为相应的专业技术人员不足, 有些地方尽管已经建立电网调度自动化系统并投入运行, 但是却不能保证系统运行的安全性和稳定性, 跟不上运行维护, 系统功能的发挥也受到了影响, 因此系统的效率受到很大的影响。

以分级管理为基础展开统一调度, 我们之所以要进行分级管理, 主要是想有效地实施统一调度。不断改善调度人员素质水平, 加强电力系统调度管理, 杜绝误调度、误操作事故的发生是保证人身、电力系统与设备安全运行的关键。

2 电网安全稳定控制与运行

2.1 控制装置的配置要根据电网的具体情况而定, 采

用先进的技术控制装置, 安全稳定的控制技术要不断的继续发展。

2.2 充分利用电网资源和电力资源, 贯彻国家能源政

策及落实西电东送的发展战略, 实现全国电力资源的优化调度, 适应电力市场环境。

2.3 提高电网安全分析及运行控制水平, 比如全国

500千伏、330千伏主系统, 争取不要出现因为调度责任的稳定性破坏、系统瓦解等情况而导致的很严重的事故。

2.4 要制定相应的规定、规范, 使其能适应电网的发

展要求, 合理划分电网控制区域, 建立先进的互联电网频率和联络线控制模式。

3 调度运行工作的必要性

作为一名调度员, 必须心中有数, 调度指挥全网。目前, 调度员通过迅速取得实时、准确、可靠的电网实时信息, 各级调度员都基本实现于“电网调度自动化系统”, 以保障用电质量和电网稳定运行, 进行调压、调频、调流, 网络操作和事故处理。

若出现了错误的操作, 轻的会引起非正常的停电, 重一些的会引起大型设备遭到破坏, 甚至是人员伤亡, 给正常的运营带来损失, 不仅会造成巨大的直接经济损失, 而且也会带来相应的间接经济影响。因此, 电网设备的安全可靠操作是个不变的话题, 我们应进一步地进行研究。

运行人员不仅要对现场电网的运行状态和一、二次设备操作规则等问题都要十分清楚, 还要有一定的专业水平。对调度员来说也是一项繁复的智能性劳动, 这是保证电力系统安全的一项重要工作。这些工作对调度员的技术素质提出了更高的要求的同时, 还要求他们拥有充足的运行经验。为了让调度员没有那么重的负担, 国内外专家正在不断的做出相应的努力, 目前已开发了计算机自动生成调度操作票系统。它是专业人员集中精力研究电网安全、经济运行中更深层次的问题, 也使专业人员从繁重的重复劳动中解脱出来, 也是调度系统规范化管理的重要内容之一, 人为因素造成的差错被排除了, 调度员的劳动被极大地解放出来, 缓解调度员压力。

4 电网调度自动化

4.1 全部实现实用化, 全国网省调AGC功能能适应

大区电网互联和电力市场的要求, 最好是实现国际先进水平的频率质量。

4.2 全面应用调度员潮流、静态安全分析、状态估计、

DTS、负荷预测等应用软件网省调, 智能型调度、由经验型调度发展到分析型。

4.3 完善网调、国调、省调EMS系统的互联与数据交换。

4.4 实时控制专用的电力调度数据网络, 逐步形成完

善调度系统, 充分利用现有国家电力数据网络 (SP-DEND) , 连接各直接调度的各级调度中心、发电厂和变电站, 90%的省都已经拥有了三级网, 所有大区二级网建成并完善, 完善国家一级网。该网与外部公共因特网及内部公用电力信息网必须实现安全隔离, 为保证系统安全可靠实时的控制, 应按照国家相关安全部门的要求执行。

公共管理职能与调度扮演的角色之间出现了偏差, 是因为电网企业借助隶属于电网企业的电力调度机构实现其经营战略。即使企业制定了明确的目标, 但是因为没有进行合理的电力改善, 也还没有输配分开改革试点工作进展, 虽然完成了基本的社会责任, 但是电网企业仍然是高度垄断的地位, 作为垄断企业的本性是其追逐额外利润。

要求保持电力系统运行的客观物理规律供需瞬时平衡, 但是因为机组物理特性的限制, 负荷波动以及网络阻塞限制, 水情不确定等方面的影响, 很可能造成电力供需的不平衡, 尤其是电力系统故障等突发事件, 并可能危及电力系统安全稳定运行。

5 要加强调度管理工作

电力调度在电力系统运行中是保证电网安全、稳定运行, 是电网事故处理、运行管理和倒闸操作的指挥机构, 为了使电能质量符合要求, 为了让要电能生产处于正常运行状态, 为了让实现其自身的安全稳定, 就要管理和控制好电网的运行, 保证其合理的经济性。关于提高电网的调度管理主要要做到以下几点:

5.1 加强调度纪律, 统一思想, 提高认识。

随着电力调度安全工作的现代化程度越来越高, 极大的促进电网的安全稳定运行工作, 安全和经济运行受到了直接影响, 实行统一调度和从思想上深刻认识到调度管理的重要性的目的, 加强调度纪律, 抓住这些就必须抓住人的因素, 维护社会的公共利益, 电网的优质、安全、经济运行有效的得到了保证。

5.2 设备遗漏隐患要想能够减少, 就要加强电网运行的操作管理。

提高电网运行质量, 根据本网实际操作管理制度, 更好地进行操作管理。认真遵守各项规章制度, 不断的提高调度人员的安全意识, 一切习惯性违章现象必须要坚决的反对。

5.3 计划检修管理工作要加强。

严格控制非计划检修, 推行一条龙检修, 严格审批手续, 始终将可靠性要求排在检修管理中的第一位, 实现检修计划一条龙管理, 决不批准未准备好的或不具备条件的配合工作, 严禁出现重复停电的现象, 合理的控制可靠性停电。

5.4 要提高电网的经济运行管理。

电网经济运行也叫做电网经济调度, 主要依据的就是经济调度的基本原理, 在保证电能质量合格、保证安全运行等基础条件下, 获得最大的经济效益, 制定各厂 (站) 之间的电能的能耗使运行费用最少。

6 结束语

本文在上述对电网调度运行的现状、电网安全稳定控制与运行、电网工作的必要性进行了介绍, 阐述了电网调度自动化、及加强调度管理工作, 这里谈的只是一小部分, 在实际的实施过程中还有具体问题具体分析。社会经济水平越来越高, 科学技术越来越繁荣, 要想提高国民经济水平, 就要做好电力调度工作, 只有这样才能更好的组织电力企业的生产, 创造更多的经济效益。

参考文献

[1]房春局.浅谈电网调度自动化系统的管理[J].广西电业, 2009 (3) .

[2]杜一财.电网调度管理及安全运行[J].考试周刊, 2008 (1) .

[3]孙明一.调度运行管理系统[J].农村电气化, 2008 (3) .

[4]冯刚.浅谈调度运行专业安全工作的过程管理[J].宁夏机械, 2007 (3) .

[5]赵众力.电网调度自动化系统的开发应用[J].石油和化工设备, 2009 (3) .

电力调度运行规程 篇3

【关键词】电力调度运行；电力技术；应用

1.前言

在科技不断发展的今天，电力技术也取得较好的发展，且目前的电力系统也发生了非常大的变化，在电力系统中，高电压的互联电网慢慢形成。为适应当前社会发展与市场对于电力的需求，国内电力企业的内部系统实行了很大的改革，并且取得了较好的成效。因而，本文主要分析电力技术在电力调度运行中的具体应用，以期为以后电力系统内部运行人员进行操作提供依据。

2.电力调度运行中电力技术的具体运用

2.1电力电子技术在调度运行中的运用。电力电子技术主要利用电流参数变化，对整个电力系统进行调节。即应用直流电来调节自身的稳定性能，进而改善电力系统的安全性与经济性，降低电能传输时的消耗量，且交流的电可实现对长距离间的电力传输，并将电能的损耗值降到最低。因直流电自身对技术的要求较为简单，应用直流电把各个电网组合在一起，当电力系统在工作过程中，遇到雷电事件，为避免堆积电荷和电网间形成电流回路，引发电网安全事故，一般在电力系统当中，常常使用雷电的定位系统。

2.2变电综合自动化技术在调度运行中的运用。此项技术主要利用数据通信的方式，充分利用多媒体技术，实现数据信息的共享。而且该项技术包括：保护、重合闸、电度采集、故障录波以及无防功能等，可以有效地实现专家的系统，在该技术的基础上，形成一个分层、分布式的综合系统，改变以往面向功能化的设计，在离开关的设备比较近或是开关的设备上，直接装设相应的数据采集装置，之后连接专用的通讯网，实现信息共享，同时把数据直接传输到监控机，进而实现对整个变电站的信息数据共享。即电力调度运行过程中，变电综合的自动化技术的有效运用，大大减少了信号屏与二次电力系统设置，确保电力系统的实用性、灵活性及可靠性，而且在一定程度上提升了电力调度运行的管理水平与自动化的水平。

2.3AEMS系统在调度运行中的运用。第一，在电力运行中的应用。AEMS系统可以确保整个电力系统处于安全、正常的运行状态，使电力系统运行与分析具有一定的实际意义，并实现电力系统的在线监控；第二，实现动态的调度应用AEMS系统，能有效地分析并控制电力系统的负荷连续和动态间的变化情况，及时弥补之前EMS系统当中，只可以在某一时间段上来分析并控制系统的不足之处，以便优化电力调度的运行过程[1]。第三，为更好的适应整个电力市场的需求，应在电力系统运行过程中使用AEMS系统。AEMS系统的应用，可以较好地对电力系统内的线实行核算和定价，能提升电力系统的计算、分析能力，使得整个电力系统在运行或是技术决策方面减少因出现经营性争论和攻击受到的影响；第四，应用AEMS系统，能对所发生的连锁事故实行预防性的自动监控，即对紧急事件实行有效地调节与控制，进而提升系统的自动化管理水平。

2.4安全稳定控制技术在调度运行中的运用。近年来，我国很多城市，或是一些大中型的县级供电单位，在电力调度的运行中，所应用的调度系统已实现对信息数据的收集、处理以及控制等工程。即我国大部分县级的供电单位，都应用数据收集与控制系统进行相应的电网调度的工作，且在信息数据的采集与控制系统管理的运行过程中，电网运行的状态能经此系统得到非常好的控制，同时对整个电网系统运行故障进行检修与处理，进而提升电网运行的效率与安全性。安全稳定的控制技术在电力调度运行过程中，具体应用是由电路的控制系统、电力运行的系统等有关的管理系统运行得以体现[2]。主要原理是：经电力控制系统来监控电力负荷的变化状况，对比在有功和无功的状态之下，静态稳定的储备情况，然后按照对比结果来适当调整负荷。此外，若电网系统当中任何一个电力元件在运行过程中出现故障，此技术应用的时候，就能经控制系统准确地判断故障的原因与类型，在这个基础上，选用相关的调整方式消除故障，及时做好故障的处理工作，确保电网运行的安全性。

2.5雷电定位系统在调度运行中的运用。在调度运行过程中，雷电的定位系统在电力调度的运行过程中的应用表现在以下几个方面：第一，查詢雷击出现故障的位置与原因。一般情况下，电网输电线路若遭遇到雷击，可能会引发相应的电路故障，在雷电故障出现后，若要想确保整个电网线路的安全、正常运行，电力企业就应安排相应的检修人员，及时找出线路雷击出现的故障点，并及时消除故障。在检修过程中，值得关注的是，在电力雷电的定位系统或是雷电定位的技术还没有足够成熟前，对线路运行过程中，因雷击造成的故障点，应由巡线人员进行检修，此种故障的查询结果准确率较低。但雷电的定位系统运用时，解决了这个问题，一旦出现雷击跳闸，相关的调度人员，只要提供准确的跳闸时间，便可找出故障点。因此，此项技术的有效运用，不仅缩短了线路抢修的时间，还可免去电力线路巡视故障点的同时，大大降低巡线人员的工作强度。第二，准确判断出跳闸雷击的相关性因素。通过在电力调度运行过程中应用雷电定位的系统，就能及时通过线路的时间信息与开关信息，及时查找并分析出电力线路周边的雷击点，进而省去很多中间环节，确保雷击故障的准确性，进而有效地缩短了线路雷击故障的排查时间；根据雷电的情况及时作出调整[3]。电力调度运行中，若出现雷雨天气，雷电定位的系统在其中的应用，可以准确地监视出雷电的发生地点、电力的大小、时间等，并准确测试雷电的回击次数。及时了解这些信息，能够使调度员根据实际的运行情况作为依据，及时更改系统的运行状况，进而避免系统电力发生雷击事故，确保电力调度运行过程的安全性、稳定性及经济性。

3.结语

总而言之，在电力调度运行过程中，运用相应的电力技术，可以为电力企业带来更多利润。而国内的电力企业想要提升新电力技术的转化能力，应利用先进技术，不断提升电力系统自动化的运行水平，同时电力企业加快整个市场运营化脚步，特别是在电力调度运行上，更要充分应用先进技术，保证整个电力系统的安全、正常运行。并且作为一名优秀的调度人员，需不断提升自身的能力，多学习先进的电力技术，保证电力系统的安全性与稳定性。

参考文献

[1]汪金棠.关于电力调度自动化中的一体化技术分析[J].信息安全与技术，2014，12（2）：12.

[2]徐晓东，罗一文.电力调度语音通信系统运行风险分析及对策[J].中国新通信，2015，18（21）：14.

电力调度运行规程 篇4

江苏电力调度交易中心

（2006年3月）

一、江苏电网概况及特点

1、电网规模

江苏电网地处华东电网腹部，东联上海、南邻浙江、西接安徽；现由6条500千伏省际联络线分别与上海黄渡、浙江瓶窑、安徽繁昌相联；2条500千伏线路与山西阳城电厂相联； 500千伏龙政双极直流与三峡相联。全省基本形成了“三纵三横”的500千伏网架，220千伏电网已逐步实现分层分区运行。

截止2005年底，江苏电网统调电厂79座，机组250台，总装机容量3988.72万千瓦。其中30万千瓦及以上机组67台，容量2529.18万千瓦，占总容量的63.4%。500千伏变电所、开关站21座，变压器33台，变电容量为2525万千伏安，输电线路72条，总长度6576.72公里（含省际联络线）；220千伏变电所、开关站225座，变压器427台，变电容量为5893万千伏安，输电线路608条，总长度12544.33公里。

2005年江苏电网最高统调用电负荷3319.3万千瓦（8月16日，同比增长35.2%），最高统调日用电量6.984亿千瓦时，（8月16日，同比增长31.2%），统调用电量累计1894.9亿千瓦时，同比增长

19.22%。2、2005年电网运行特点

（1）全省电力资源由紧缺向自给有余过渡：2005年前三季度，全省电力资源总体偏紧，夏季用电高峰出现了一定的电力缺口，主要通过增加区外来电和实施局部地区的错峰限电措施得以解决；从9月份开始，电力资源出现了一定程度的富裕。

（2）电力电量同步大幅增长：在统调用电负荷大幅增长的同时，年统调用电量增长率达到19.22％，出现了电力电量同步大幅增长的局面。全年统调发电量的增幅超过用电量达16个百分点，主要得益于区外售电的有效开展。

（3）一批500kV输变电工程建成投运对全网发用电平衡和电力外送发挥了重要的作用。500kV西通道的建成投运，使得500kV过江通道的输送能力由450万千瓦提高到650万千瓦，2005年9月19日电网实际输送潮流曾达638.6万千瓦，为江北电网多余电力的顺利外送并全部参与江南电网的发用电平衡、为电力交易的有效开展创造了良好的条件。500kV伊芦变、龙王山变以及三堡、吴江扩建第二台主变的投运，对提高连云港、徐州地区电力外送能力和南京、苏州南部地区的受电能力发挥了重要的作用。

（4）大量提高电网输送能力措施的实施使电网输送瓶颈大大减少。2005年先后实施了500kV武南、车坊、东善桥闸刀更换以及500kV三堡-双泗线路、部分220 kV线路的增容改造、500kV苏北稳定控制系统以及扬州、夏港等6座电厂送出工程稳定控制系统建设，使电网

输、配电瓶颈大大减少，基本实现了有电送得出、落得下、供得上。3、2005年电网运行突出矛盾

（1）500kV变电所潮流分布不均衡，部分500kV主变供电能力没有得到充分利用。受电网结构限制，石牌、泰兴500kV主变下送功率较小，有时甚至出现反送500kV电网的情况，而相邻的车坊、江都变已处于重载或过载状态，通过运行方式调整仍然难以解决。

（2）限制电网短路电流的运行方式调整十分频繁，电网安全供电受到较大影响。2005年主要依赖电网运行方式调整来限制电网短路电流，有时不得不采取特殊运行方式。频繁的运行方式调整使电网操作压力大幅增加，电网安全运行受到严峻考验。一些220kV线路被迫提前实施开断，电网的供电可靠性也受到较大影响。

（3）电源点电力外送矛盾较突出，切机措施的大量实施使电网安全运行压力大幅增大。由于电源建设速度加快，部分配套项目不能同步建成等，2005年新增或扩建电源出现比较多的电力送出受阻矛盾，全年实施了夏港、新海等6个电厂的稳定控制切机措施，过多的稳定控制措施使电网安全运行压力大幅增大 4、2006年电网总体运行情况预测

（1）根据2005年负荷实测情况、地区负荷增长水平及近阶段实际负荷增长趋势，预计2006年全省用电负荷仍将保持高速增长的态势，夏季高峰全网统调最高用电负荷4000万千瓦，比2005年最高用电负荷3319.3万千瓦增长20.51%。

（2）全网电力电量增速将趋缓，全省发用电基本平衡，略有富

裕，发电利用小时数将有所下降；局部地区发用电平衡因燃机气源的不稳定存在一定的不确定性。

（3）电源建设继续保持快速增长，电力资源近年来将首次超过电网供电能力；苏州南部、常锡电网500kV主变供电能力有所不足，苏北五市电力输送瓶颈矛盾加剧。由于电力资源富裕，电力输送压力将进一步加大，电力资源短缺时未暴露的一些电网运行矛盾将逐步显现。

（4）500kV沿江输送通道将建成投运，500kV电网形成“三纵四横”格局，西电东送能力将得到提高。田湾核电等机组投运后，500kV过江通道输送潮流将出现较严重的不均衡，北电南送能力将有一定程度的下降。

（5）苏南电网短路电流水平超标矛盾依然突出，苏北电网部分站点短路电流水平将首次超标。通过运行方式频繁调整解决电网短路电流超标的局面在2006年仍将不会改变，部分电网分层分区方案将在2006年被迫提前实施，电网规模效益和供电可靠性受到一定的影响。5、2006年江苏电网主网运行特点

2006年夏季高峰前，江苏电网将建成500kV武北—张家港—（国华）—徐行沿江输送通道，500kV电网形成“三纵四横”网架结构。

500kV武北变及其220kV配套工程建成投运后，将形成以新桥、吕墅为枢纽变的辐射型供电网络，常州电厂、谏壁电厂（部分）直接或间接接入武北变；长湾输变电工程建成投运后，成为谏壁电厂电力

外送的主通道，可提高谏壁电厂电力外送的能力；唐子、王石输变电工程建成投运后，盐城电网与泰州北部电网的联络得到加强，北五市220kV电网电力外送能力得到提高。

220kV电网将在2005年运行方式的基础上进一步实施分层分区运行，形成7个供电区域，分别为江北分区、宁镇西分区、武北分区、武南宜兴分区、无锡分区、苏州南分区、苏州北分区。其中，武北分区与武南宜兴分区将通过一回220kV联络线保持弱联系，淮阴220kV电网与扬州、南京电网之间的联络线将视潮流情况适时开断运行，实现淮阴电网与扬州、南京电网的分区运行。

500kV江都—泰兴双线建成投运后，江苏电网过江断面输送能力将得到提高，扬州、泰州220kV电网可实现分层分区运行。

二、《江苏电力系统调度规程》修改背景

近年来，江苏电网发生了很大变化，尤其是采用高科技手段调控电网的能力不断提高，建成了调度生产信息管理系统，实现了基于数据网络的多种业务应用和流程控制；建成江苏电力通信主干光纤网和ATM数据交换网，建立了覆盖全省各主要调度对象的电力信息高速公路，加之电网继电保护装置配置全面实施微机化。此外，投运了沙河抽水蓄能电站和厂站综合自动化及AVC系统，还大大增加了220千伏无人值班变电站等。同时，我国电力体制改革进一步深化，实现了厂网分开、华东区域电力市场投入模拟运行，国家电监会也对电网调度提出了有关要求。因此，1997年出台的《江苏电力系统调度规程》已不能很好满足江苏电网实际运行要求。为适应电力体制改革和

电力市场运营的需要，充分发挥电力调度在保障电网安全、电力市场运作、优化资源配置和协调厂网关系等方面的作用，确保江苏电网安全、优质、经济运行。依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《电力监管条例》和国家、地方政府以及适用于电力工业的法律、法规及标准，结合江苏电网实际情况，2004年8月起省公司组织人员对《江苏电力系统调度规程》着手进行修改。新版《江苏电力系统调度规程》增加条款主要有针对华东电力市场的“执行电力市场运营规则，负责电力市场运营”；涉及无人值班变电站安全运行的“无人值班变电站调度管理”及加强无功电压管理的“自动电源控制系统的调度管理”和在紧急情况下确保电网安全运行的“电网黑启动原则”等。新版《江苏电力系统调度规程》重点加强调度管理、加强维护电网安全稳定运行考核、加强技术监督和机网协调等，进一步提高了江苏电网调度管理规范化、制度化和法制化水平。新版《江苏电力系统调度规程》2005年11月1日正式颁布执行。

三、《江苏电力系统调度规程》的主要内涵

新版《江苏电力系统调度规程》（以下简称“调度规程”）共十五章370条（不包括三个附件），原《江苏电力系统调度规程》十五章222条。修改后的“调规”在原来的基础上新增148条。“调度规程”的主要特点：

1、突显总则、精练意深

“调度规程”第一章“总则”分为三节14条，占全部内容的3.78%，但精练的表述突显了调度规程的核心内涵。主要体现在以下方面：

（1）明确调度规程制定的目的、依据和遵守原则（第1-3条）。

本规程制定的依据是《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《电力监管条例》和国家、地方政府以及上级电力管理有关部门制定的适用于电力工业的法律、法规及标准。

（2）阐明调度规程的适用范围，强调执行规程的严肃性（第4-7条）。

本规程适用于江苏电力系统发电、输电、配电、用电及其它活动中与电力调度有关的行为。任何单位和个人均不得非法干预电力调度活动。

（3）突显电力调度实施“统一调度、分级管理”的原则，明确组织形式与相关职责（第8-10条）。

按照国家五级电力调度机构设置原则，江苏电力调度机构设置采用三级制，即省调 地调、县调。各级调度机构应对应调度运行、运行方式、电力市场、继电保护、电力通信、调度自动化等专业，设立与本省电力调度管理相适应的专业部门和岗位，配备相适应的专职人员。江苏电力系统中的发电厂应有负责运行管理的职能部门，设立与本省电力调度管理相适应的专业岗位，配备相适应的专职人员。

（4）确保调度工作的正常不间断运作，提出相应的安全保障措施（第11-12条）。

应有两个不同电源点的市电供电，并配备不间断电源和事故照明。有条件的电力调度机构应建立备用调度中心。

（5）明确调度管理的基本任务（第13-14条）。

电力系统调度管理必须依法对电网运行进行组织、指挥、指导和协调，领导所辖电力系统运行、操作和事故处理，负责电力市场运营，履行相关职责。

2、围绕核心、明确职责

“调度规程”第二至第五章，明确电力系统及其调度系统是一个不可分割的整体，必须遵守“统一调度、分级管理”和“严守纪律、服从调度”的原则，才能确保电力系统的安全稳定运行。主要体现在以下方面：

（1）调度管辖范围划分的原则（第二章第15-19条）。

按照统一调度、分级管理的原则和便于指挥等要求，根据本网的网络结构特点和电网发展的趋势，确定调度管辖范围的划分。

（2）调度管理制度（第三章第一节第20-33条）。

省调值班调度员是江苏电力系统省调调度管辖范围内的运行、操作和事故处理的指挥人，负责正确执行网调的调度指令。各级调度机构、各并网发电厂、变电所的运行值班人员，必须严守调度纪律，服从调度指挥。

（3）无人值班变电所调度管理（第三章第二节第34-36条）。

江苏电网无人值班变电所实行地区监控中心统一管理模式，明确了正常调度操作和异常及事故处理的要求。

（4）重大事件汇报制度（第三章第三节第37-40条）。

遇有重大事件时，应严格按照上级调度关于重大事件汇报的规定执行。规定重大事件时，地调值班调度员和发电厂值长应立即向省调电话汇报事件的简要情况，不得拖延。并在4小时之内将详细情况以书面形式汇报省调调度处。

（5）系统运行方式的编制和管理（第四章共四节第41-50条）。

根据统一调度分级管理的原则，江苏电网各级调度机构根据各自的电网调度管辖范围，负责编制本地区电网的、季度（月度）运行方式，经本单位主管领导批准，报上级电力调度机构。并对编制、季度（月度）、日常和特殊时期运行方式提出规范要求。

（6）设备检修的调度管理（第五章二节第51-65条）。

设备检修计划按时间分为、季度、月度和日检修计划。按设备检修类别分为定期、临时检修等。按检修设备分为：发电、变电、输电、继电保护及安全自动装置、调度自动化、电力通信等设备。明确设备检修计划的主要内容有：停电场所、停电范围、工作内容、停电开始时间、停电结束时间、备注（送电时要求：是否要冲击、核相、带负荷试验等）。

3、调度协议、共同遵守

根据电力系统自身的特点与规律以及社会主义市场经济运作的模式，相关法律、法规规定并明确了并网调度协议的签定是确保电力系统安全稳定运行的前提，本“调度规程”明确了调度协议的签定、执行以及新设备启动等相关内容。

（1）并网管理的依据与执行（第六章第一节第66-70条）。

凡需并入江苏电网运行的发电厂，必须在并网前与江苏电网经营企业签订并网协议。

用户的并网应符合《电力供应与使用条例》和有关技术规定及运行要求，特殊用户的并网还应与相关调度机构签定有关协议。

（2）并网调度协议的签定与执行（第六章第二节第71-73条）。

并网调度协议签订各方应遵循电网运行的客观规律，坚持确保电力系统安全运行和平等互利、协商一致的原则。

（3）并网运行技术条件和标准（第六章第三节第74-81条）。

并网运行的发电厂应符合国家有关法规、行业技术标准和江苏电网的运行规定。

（4）新设备按入系统管理（第七章第一节第82-100条）。

明确新设备启动前必须具备的条件和建设单位应（通过运行主管部门或所属地调）于启动前3个月提供的有关工程资料内容；规定相关调度部门应完成的工作。要求电力调度通信、调度自动化、继电保护及安全自动装置等电网配套工程，应与发电、变电工程项目同时设计、同时建设、同时验收、同时投入使用。

（5）新设备启动原则（第七章第二节第101-112条）。

新设备启动应严格按照批准的调度实施方案执行，调度实施方案的内容包括：启动范围、调试项目、启动条件、预定启动时间、启动步骤、继电保护要求、调试系统示意图等。明确断路器、线路、母线、主变、机组、电流互感器和电压互感器的具体启要求。

4、安全运行、防患未然

电力系统的正常运行不仅有严格的质量要求，而且安全稳定运行是前提，是一项复杂的系统工程，需要相互配合、科学管理、技术支持、共同努力等各部门、各环节的的协调一致，才能取得佳绩。主要体现在以下方面：

（1）频率的调整标准及要求(第八章第一节第113-120条)。

明确频率调整的标准和调频厂选择的原则，要求并网发电厂机组必须具备一次调频功能，且正常投入运行。

（2）发电机组调节性能的调度管理（第八章第二节第121-125条）。

发电机组调节性能（调差性能、AGC调节性能和一次调频性能）应满足江苏电网的规定要求。

（3）系统运行备用的管理（第八章第三节第126-130条）。

电网运行备用分为旋转备用和非旋转备用。运行备用容量一般应满足系统负荷预测误差并考虑最大一台运行机组的额定容量。

（4）系统无功电压的调度管理（第九章第一、二节第131-147条）。

电力系统无功电压管理实行统一领导下的分级管理负责制，电网经营企业、发电企业和电力用户都应结合电网情况加强无功电压的管理，共同确保电能质量。省调负责领导220千伏电网运行电压的监视、调整及其它运行管理工作。各地调负责110千伏及以下电网运行电压的监视、调整和其它运行管理工作。

（5）自动电压控制系统的调度管理（第九章第三节第148-152条）。

装机容量50万千瓦及以上发电厂的机组应参与系统的AVC控制，实时跟踪省调AVC主站下达的电压目标值。

（6）网损管理（第九章第四节第153-156条）。

江苏电网网损实行分层、分区管理。省调负责220千伏网损管理和境内500千伏网损的统计，地区供电公司负责本地区110千伏及以下网（线）损的统计和管理。

（7）调度操作管理原则（第十章第一节第157-165条）。

省调直接、间接调度的设备，由省调通过“操作指令”、“委托操作”和“操作许可”三种方式进行调度操作管理。只有省调副值及以上值班调度员有权进行调度操作改变运行状态。有权接受省调操作指令的对象为：在省调备案的地调正值值班调度员、发电厂值长（或电气班长、机炉长）、变电所（或监控中心）正值班员。

（8）调度基本操作的要求（第十章第二节第166-173条）。

包括并列与解列操作、合环与解环操作、断路器操作、隔离开关操作、母线操作、线路操作、变压器操作和零起升压操作。

（9）系统稳定运行的管理（第十一章第一、二、三节第174-193条）。

明确系统稳定管理原则，规定稳定计算和稳定限额的管理。

（10）电网安全自动装置的管理（第十一章第四节第194-201条）。

电网安全稳定装置按调度管辖范围划分由相应调度机构归口管理，由设备运行维护单位负责运行管理。相应调度机构应制订、颁发新投运的电网安全自动装置运行管理规定。

5、事故处理、稳准迅速

电力系统的事故是国民经济的重大灾难，电力系统的异常及事故处理，涉及到方方面面，只有在调度的统一指挥、协调处理，方可保持电力系统的完整性，大系统的互补性以及供电的持续性。（1）电力系统事故处理的一般原则和规定（第十三章第一节第

202-204条）。

事故处理必须做到：尽速限制事故发展，消除事故的根源并解除对人身和设备安全的威胁；根据系统条件尽可能保持设备继续运行，以保证对用户的正常供电；尽速对已停电的用户恢复供电，对重要用户应优先恢复供电；调整电力系统的运行方式，使其恢复正常。

（2）频率异常的处理（第十二章第二节第205-210条）。

系统频率超出50±0.2HZ为事故频率。事故频率允许的持续时间为:超过50±0.2HZ，总持续时间不得超过30分钟;超出50±1HZ，总持续时间不得超过15分钟。

（3）电压异常的处理（第十二章第三节第211-219条）。

电压监视和控制点电压偏差超出电网调度的规定值±5%，且延续时间超过2小时；或偏差超出±10%，且延续时间超过1小时，为一般电网事故。

（4）电力系统各元件（设备）的事故处理（第十二章第四、五、六、七、八、九、十、十一节第220-249条）。

明确线路事故、母线故障和失电、系统解列事故、发电机事故、变压器及电压互感器、系统潮流异常、系统振荡事故、断路器及隔离开关异常的处理原则。

通信、自动化系统异常时的调度工作与事故处理（第十二章第十二节第250-256条）。

省调与其直接调度管辖的发电厂、变电所之间的调度专用电话、有线电话、移动电话都因故无法取得联系时，省调值班调度员可通过有关地调值班调度员转达调度业务。有关厂(所)也应主动与所在地区地调联系，并接受其转达的调度业务。同时应设法采取一切可能措施，尽快恢复通信联系。

（5）电网黑启动原则（第十二章第十三节第258-262条）。

电网黑启动是指整个系统因故障全部停电后，利用自身的动力资源（柴油机、水利资源等）或利用外来电源带动无自启动能力的发电机组启动达到额定转速和建立正常电压，有步骤地恢复电网运行和对用户供电，最终实现整个系统恢复的过程。省调，负责编制并执行220千伏电网恢复方案。各地调根据省调黑启动方案和本地区电网特点，负责编制并执行地区电网恢复方案。

6、二次系统、规范管理

电力系统中的二次系统（继电保护及安全自动装置、电力通信、自动化系统）是确保电力安全稳定的技术支持和不可缺少的部分，所以有关法律、法规明确规定二次系统要与一次设备同时设计、同时建设、同时验收、同时投入使用。

（1）二次系统专业管理（第十三章第一节第263-266条；第十四章第一、二节；第299-306条；第十五章第一、二节第336-343条）。

主要包括继电保护、电力通信、调度自动化专业管理。

（2）二次系统运行管理（第十三章第二节第267-277条；第十四章第三节第307-319条；第十五章第三节第344-355条）。

主要包括继电保护、电力通信、调度自动化专业运行管理。

（3）二次系统设备管理（第十三章第三节第278-288条；第十四章第四节第320-322条；第十五章第四节第356-360条）。

主要包括继电保护、电力通信、调度自动化设备管理。

（4）二次系统涉及其它专业以及特殊要求的技术管理（第十三章第四节第289-294条；第十四章第五、六第323-331条；第十五章第五、六节第361-368条）。

主要包括继电保护及安全自动装置通道、电力通信频率和调度自动化信息管理。

（5）二次系统运行指标统计、评价和考核管理（第十三章第五节第295-298条；第十四章第七节332-335条；第十五条第七节第369-370条）。

主要包括继电保护、电力通信、调度自动化统计评价和考核。

四、“调度规程”重点修改和补充增加的内容

1、根据国家电监会《电网调度管理条例》的修改意见，将 “电网调度机构”统一改为“电力调度机构”。

2、原调度规程中的开关规范名称用“断路器”，闸刀规范名称用“隔离开关”。

3、第一章总则第2条：本规程制定的依据增加了《电力监管条例》。

4、根据调度系统安全性评价要求和“十一五”调度发展规划增加了：

第11条 各级电力调度机构的调度室和机房应有两个不同电源点的市电供电，并配备不间断电源和事故照明。

第12条 为在突发事件、自然灾害、战争时，保证提供不间断的电力调度指挥，有条件的电力调度机构应建立备用调度中心。

5、第13条 调度管理的基本职责：根据电力市场运行的需要，增加了“执行电力市场运营规则，负责电力市场运营”。

6、原调度规程第二章第11条“有关间接调度、委托调度和委托代管三种方式”调整为第三章调度管理第30条。

7、原调度规程第三章第13条“有关依法签定并网调度协议”调整为第六章并网调度管理第66条。

8、根据江苏电网无人值班变电所的运行情况，增加了“第二节无人值班变电站调度管理”（第34条—第36条）。

9、根据国家电力调度中心的要求，加强信息沟通的及时性，增加了“第三节重大事件汇报制度”（第37条—第40条）。

10、根据江苏电网运行方式编制要求，第46条增加了“省公司发展策划部、生产技术部、基建部和电力营销部在每年10月1日前提供资料的要求”。

11、第62条临时检修及其处理3．省调值班调度员有权批准下列设备的临时检修“（1）机组辅机失去备用，工期不超过两班。（2）辅机临时消缺影响机组出力，电网条件许可，工期以当班为限。（3）电气设备临时消缺对电网运行方式无明显影响，工期以当班为限”。比原规程第43条3．的要求更加严格。

12、为规范机组的并网管理，按照《江苏电网并网发电机组并网技术条件》，在第六章并网调度管理中增加了“第三节并网运行技术条件和标准”。（第74条—第78条）

13、第七章新设备接入系统运行的管理，有关时间要求按照“电网基建技改工程投运管理手册”执行。

14、第七章新设备接入系统运行的管理，按照多年来执行的电网新设备启动原则，增加了“第二节电网新设备启动原则：（第101条—第112条）。

15、第八章系统频率的调度管理，为确保电网与机组的稳定，提高电能质量，根据江苏省经贸委“统调发电企业考核办法”，增加了“第二节 发电机组调节性能的调度管理”（第121条—第125条）。

16、第八章系统频率的调度管理，根据华东电网运行备用管理规定，增加了“第三节系统运行备用管理”（第126条—第130条）。

17、第九章系统无功电压网损的调度管理，为加强电网的无功管理，增加了“第三节 自动电源控制系统的调度管理”（第148条—第152条）。

18、第九章系统无功电压网损的调度管理，为加强网损的统计和管理，增加了“第四节 网损管理”（第153条—第156条）。

19、第十章调度操作管理，有权接受省调操作指令的对象为增加了“监控中心正值班员”。

20、第十章调度操作管理第157条，根据优化江苏电网调度操作管理模式，明确省调直接、间接调度的设备，由省调通过“操作指令”、“委托操作”和“操作许可”三种方式进行调度操作管理。

21、第169条1.“允许用隔离开关进行近控操作的范围”改为“允许用隔离开关进行操作的范围”。

22、第169条 1.“允许用隔离开关进行操作的范围” 增加（6）“拉开或合上非3/2断路器结线的母线环流（不含用隔离开关隔离四段式母线的母联、分段断路器)，但此时应确认环路中所有断路器三相完全接通、非自动状态。”

取消原7）“拉开或合上开关旁路闸刀的旁路电流（但此时必须肯定断路器确实在三相完全接通，且必须将环路中断路器改为非自动）”。

23、第十一章 系统稳定运行的管理增加了“第四节 电网安全自动装置管理（第194条—第201条）

24、第202条事故处理的原则“尽可能保持设备继续运行，以保证对用户的正常供电”。改为“根据系统条件尽可能保持设备继续运行，以保证对用户的正常供电。”

24、根据新的电力生产事故调查规程，增加了“第205条明确事故频率的范围”。

25、第206条频率异常的处理增加“根据ACE偏差情况进行处理的原则”。

26、根据新的电力生产事故调查规程，增加了“第211条明确事故电压的范围”。

27、第223条 带电作业的线路故障跳闸后，申请单位应迅速向省调值班调度员汇报，强调“省调值班调度员在得到申请单位同意后方可进行强送电”。与新的电力生产事故调查规程一致。

28、根据新的电力生产事故调查规程，增加了“第237条明确电网输电断面超稳定限额运行时间超过1小时为电网一般事故”。

29、第244条 母联及分段断路器正常运行发生闭锁分合闸的情况，应采取以下措施，增加3.“三段式母线分段断路器，允许采用远控方式直接拉开该断路器隔离开关进行隔离，此时环路中断路器应改为非自动状态，否则采用到母线方式隔离。”

30、第246条断路器非全相运行且闭锁分合闸，应立即降低通过非全相运行断路器的潮流，增加“4.三段式母线分段断路器，允许采用远控方式直接拉开该断路器隔离开关进行隔离，此时环路中断路器应改为非自动状态，否则采用调度停电的方式隔离该断路器。明确5.三段式母线母联断路器及四段式母线母联、分段断路器，采用调度停电的方式隔离该断路器。”

31、增加了自动化系统异常的调度工作和事故处理（第255条—第257条）

32、增加了电网黑启动原则（第258条—第262条）。

33、第276条增加了继电保护及安全装置整定单应每年核对一次，3-5年更新一次。取消一份退回省调继电保护科。

34、增加了第286条明确“新安装的继电保护及安全自动装置启动带负荷试验完毕，由设备运行维护单位继电保护专职人员确认后视

为正式投运设备”。

35、根据目前省公司的通信设置情况，省公司的通信专业用“省公司电力通信机构”表示。

36、根据国家电力监管委员会的第5号令《电力二次系统安全防护规定》的要求。增加了第368条明确“因违反规定造成后果的，责任单位应承担相应的责任。”

五、“调度规程”宣贯、培训及执行要求

1、江苏电力系统内电力生产运行单位的运行人员必须认真学习“调度规程”、熟悉遵守“调度规程”并进行考核。其他与电力生产运行有关的管理、技术和工作人员应熟悉并遵守本规程的有关部分。

2、各地区供电公司调度机构，要做好“调度规程”在所在地区有关调度、生产、运行部门的学习宣贯、培训和考核工作。并根据“调度规程”结合本地实际情况修订各地区供电调度规程，（建议地区供电公司组织县公司参与修订市公司的调度规程，县公司可不必再修订；市公司的调度规程应包括配网调度的内容）。

3、各发电企业、地区供电公司变电、线路等部门根据“调度规程”对照、补充、修订现场运行规程并经生技、调度部门会签（审核）后报领导审批。

4、江苏电力系统内电力生产运行单位的调度规程和现场运行规程均应与本规程精神相符，不得与本规程相抵触。若有关条款涉及省级电力调度机构管理权限时，必须事先得到相应认定。

5、电力系统计划、基建、检修、设计、科研等非电力调度系统

部门在涉及省级电力调度机构业务管辖范围时，须遵守“调度规程”。

电力调度运行规程 篇5

2009-2-23 35KV变电站电力电容器运行规程

1、运行前的检查

a.对电容器组及相关设备进行外观检查；

b.对电容器组保护定值进行核对并按调度命令投入其保护压板。c.室内照明电容器组的通风及照明装置应良好。

2、运行中的规定

对新投入运行的电容器组应在额定电压下冲击合闸三次(每次间隔5分钟)，24小时试运行期间，应加强巡视检查。2.1电容器正常巡视检查项目

a.外壳无膨胀、鼓肚及渗漏油现象，电抗器油位正常； b.套管应清洁、无裂纹和放电现象； c.引线接头无松动、过热、脱落及断线； d.无异常响声，熔丝应完整； e.电容器网门关闭良好，并加锁。

2.2电容器应根据所属调度下达的调压曲线进行投停操作，系统电压低时应首先投电容器，如果满足不了，再调整变压器有载分头，系统电压高时，首先调整变压器有载分头，如满足不了，再切电容器。2.3电容器组断路器拉、合闸间隔时间，不宜小于5分钟。2.4电容器停电工作时，必须经过充分放电才能工作，熔丝熔断的单个电容器工作时必须对该电容器进行充分放电。

2.5电容器室应通风良好，温度达到十40℃或超过厂家规定时，应将电容器短时停止运行。

2.6电容器本体温度不得超过60℃。

2.7串、并联电容器的长期运行电压不得超过其额定电压的1.1倍，电流不得超过其额定电流的1.3倍。厂家如有特殊规定的，可按制造厂规定执行。

2.8 连接电容器组的母线停电时，应先停电容器组后停负荷；送电时顺序与此相反。

2.9电容器容量不能任意变动，个别电容器损坏时，应更换容量和参数相同产品，并经试验合格方可投入运行。

2.10巡视检查电容器组只能透过网栏观察，严禁打开或进入网栏内。

3、异常及事故处理

3.1电容器发生下列异常运行情况之一者，应立即将其退出运行，并汇报调度

a.套管闪络或严重放电。b.接头严重过热或熔化。c.外壳膨胀变形或严重漏油。d.内部有放电声及放电线圈有异响。e.电容器爆炸、起火。

3.2发生上述异常后，应按下列原则处理

a.首先断开电容器电源，汇报调度及有关部门，采取必要的安全措施，进行检查、处理。

b.若发生爆炸着火时，应立即切断电源，组织人员灭火。c.单台熔丝熔断后，应对其进行详细的外观检查，若无异状可更换同型号同容量的熔断器试送一次，若再次熔断，停用该组电容器做相关试验，查明原因后方可投运。

3.3运行中的电容器组发生保护动作跳闸后，按下列原则处理： a.过压或欠压保护动作跳闸后 a.1 检查母线电压是否越限； a.2 检查二次及保护回路有无故障；

a.3 结合电容器组运行情况，判明电容器组是否有故障。

b.过流保护动作后

b.1 检查电容器内部元件有无击穿现象； b.2检查保护电流互感器是否正常；

b.3检查电容器的母线及附属设备等有无接地、闪络、短路故障。c.差压、差流保护动作后

c.1检查电容器外壳是否有鼓肚、膨胀； c.2做好安全措施后，检查有无发热异常； c.3熔丝是否完好。

d.经检查无异常后，可请示所属调度试送一次，若系电容器本身问题或送不成功时应立即汇报所属调度。试

电容器知识

处理故障电容器时应注意哪些安全事项？

在处理故障电容器前，应先拉开断路器及断路器两侧的隔离开关，然后验电、装设接地线。

由于故障电容器可能发生引线接触不良、内部断线或熔丝熔断等，因此有一部分电荷可能未放出来，所以在接触故障电容器前，还应戴上绝缘手套，用短路线将故障电容器的两极短接并接地，方可动手拆卸。对双星形接线电容器组的中性线及多个电容器的串联线，还应单独放电。

耦合电容器的正常巡视项目有哪些？

(1)瓷质部分应无放电痕迹、无破损；(2)引线及接地线应牢固，接地刀闸应在指定位置；(3)无渗漏油现象，无放电异响；(4)二次电压抽取装置的放电氖灯放电。某变电站用单台容量100kVAR的电力电容器（额定电压与所接母线电压相同）组成三相星形接线的4800kVAR的电力电容器组，问每相应并联几台？ 解: 每相需并联的台数N=4800/3×100=16(台)

为什么要在电力电容器与其断路器之间装设一组ZnO避雷器? 答：装设ZnO避雷器可以防止电力电容器在拉、合操作时可能出现的操作过电压，保证电气设备的安全运行。

电容器有哪些巡视检查项目？ 答：电容器巡视检查项目有：

（1）检查电容器是否有膨胀、喷油、渗漏油现象。（2）检查瓷质部分是否清洁，有无放电痕迹。（3）检查接地线是否牢固。

（4）检查放电变压器串联电抗是否完好。

（5）检查电容器室内温度、冬季最低允许温度和夏季最高允许温度均应符合制造厂家的规定。（6）电容器外熔丝有无断落。

电容器差动保护动作后应如何处理？ 答： 电容器差动保护动作后，处理办法为：（1）应首先检查电容器外壳是否膨胀、喷油（2）分组熔断器是否熔断

浅谈电力调度运行中的安全控制 篇6

摘要：电力调度工作是一项对调度人员工作责任心和业务技术及心理素质要求极高的工作，处理问题的正确与否直接关系到人员生命的安全，设备的安全运行以及电网的安全运行，因此必须把调度工作做细做实，认真做好日常工作中危险点源的分析预控制工作以杜绝事故的发生，确保人人身、设备和电网的安全。本文进行了电力调度运行中的安全控制分析，分析了电力调度安全运行所面临的问题，提出了电力调度安全管理实现的途径及电力调度安全控制的措施。关键词：电力调度 安全控制 预防措施 分析

正文

对于我国的人民生活以及社会经济发展而言，电力系统的安全稳定运行是至关重要的。对于电力调度的安全运行，应在安全防护体系、规范化运行、监督管理方面采取有效措施，确保电力调度工程的整体性安全措施能够真正落实。这同事就要求电力调度人员在日常工作中加强工作责任意识，及时查找安全隐患，采取积极措施，保证电力系统的安全稳定运行。本文对电力调度运行中的安全控制进行了分析。

1、电力调度安全运行所面临的问题

（1）电力调度工作是一个连续的过程，中间由多个环节组成，一旦在某个环节出现问题，就会对整个系统的运行造成影响，在一些极端情况下，甚至会使得整个电力系统瘫痪。

（2）由于调度人员在电力调度操作过程中并不是直接面对电气设备，所以调度事故的发生一般都是由于调度人员错误下达了调度指令最终导致了事故。因此，电力调度的事故原因比较隐蔽，不仔细核查难以发现。

（3）由于错误的调度指令所引起的事故还有一个特点，那就是事故本事不会危及到电力调度人员自身的人身安全。但是这类事故会给电力系统的安全运行、检修人员以及运行人员的人身安全带来严重威胁，造成难以估量的后果。

2、电力调度安全管理实现的途径2、1提高电力调度人员的工作能力

随着调度可视化监控系统在电力调度工作中的应用以及电网设备不断更新换代，电力系统的自动化以及自动化水平越来越高，这就对电力调度人员的工作

能力和义务素养提出了更高的要求。因此，电网企业应该着力于电力调度人员的培养，例如定期开展对调度人员的专业技术培训以及职业道德培训等。

2.2增强电力调度人员的责任意识

对于电力调度人员而言，责任意识是重中之重。可以这样说，责任意识是一个人综合素质的体现，责任意识强不强是干好电力调度工作的基础。在电力调度事故中，如误下命令、延误送电、误送电、误停电等都是调度人员责任意识不强所造成的。因此，增强电力调度人员的责任意识尤其重要。

2.3充分发挥电力调度自动化的有效作用

目前，电力调度自动化系统已经得到了广泛的应用，它能够使电网系统能够以更加经济和安全的方式运行，可以帮指调度人员对电网进行更好的管理。当在实际运行中，特别是县级调度对系统的拓展作用，如潮流计算、电网分析等功能未有效利用，不能完全发挥出系统在电网运行管理等高级应用方面的作用。而只是用了系统的遥控、遥调、遥测和遥信等基本功能。电力调度安全调控的措施

3.1制定并实施电网整改计划

电力调度部门在日常运行中应及时根据电网潜在的安全风险、统计分析电网事故以及总结自身的薄弱环节，有针对性的制定电网反措计划并在规定时间诶进行整改，完善相关的调度规章制度。

3.2注重平时的调度培训与事故演习

对电网调度员的日常培训与电网反事故演习必须加以重视，这些措施能够加快电网事故处理速度，有效提高电网安全风险防范能力。

（1）建立DTS系统，并以此作为平台来对调度员进行有针对性的电网

调度培训。

（2）将电网事故常态演习与特殊事故演习相结合，不断提高调度在事

故真正发生时的的处理能力。

（3）为确保黑启动电源的安全可靠，应定期实施场站黑启动试验。4 加强无功电压管理提高电能质量

4.1无功电力调度

电力调度部门应该对变电站联络线及电力调度分界点处的无功电力受入或者

送出量进行有效地控制和监督。此外电力调度部门还要根据电网负荷的变化情况以及电网电压运行状况来对调压装置以及无功补偿装置进行及时的调整。

4.2 电压调整

电压的调整应遵循无功电力分层分区的平衡原则来进行。电力调度部门通过对无功电压进行计算，定期下达对枢纽变电站的运行电压或无功电力曲线的调整方案。一旦局部网络电压有波动，就可以采取改变运行方式、有功与无功电力潮流的重新分配、调整主变压器变比或改变网络参数等多种措施加以解决。而在电压波动水平足以对电网安全造成影响时，电力调度部门需要采取限制负荷等措施。

4.3 电压质量技术监督

电压质量的技术监督工作是生产管理工作的重要内容之一，因此要建立对规划设计、基建、调度、运行等各个环节的全过程监督管理。通过对完善电压质量技术标准体系、组织体系和技术监督管理网的建立并贯彻实施，以及对并网的发、供电设备进行电压质量技术监督的归口管理。当与当地电网企业签订并网协议时，需要并网运行的发电企业一定要承担起电压质量技术监督方面的内容。5 结语

加强电力调度运行的有效策略 篇7

关键词：电力调度运行,存在问题,有效策略

0 引言

电力调度工作主要是对电网的供电、用电及电力维修等展开统一管理, 达成电力资源的完善配置, 增强电力系统的稳定性及安全性, 从而为现代企业实现最大化的效益目标。伴随着我国经济的飞速发展及信息技术的持续进步, 电网获得了极大程度的发展, 从而使电力调度亦逐步走向自动化, 获得了不错的成就, 然而在目前的工作中仍然还存有一些问题。

1 加强电力调度运行的有效策略

1.1 建立完善的电力调度制度和规定

1) 供电企业需注重电力调度工作说明, 制订科学、具体的电力调度工作计划表, 使相关部门全力实施。并且还需加强电力调度宣传力度, 带动企业所有员工共同参与电力调度工作, 让员工清楚认知到自身的责任与任务, 在工作的过程中严格遵照电力调度工作计划施行, 从而提升电力调度运行的质量。同时, 供电企业还需加强与有关部门进行合作交流, 采用有效对策减轻电力调度运行资金, 提升电力调度的运行成效。

2) 供电企业需遵照国家规定的有关法律法规来开展电力调度工作, 确保电力调度可以规范性运行。并且还需依据供电企业实际状况结合国家法律编订一套拥有企业风格、有效可行的电力调度制度和规定, 并让企业的员工在调度工作途径中贯彻施行。

3) 供电企业要结合电力用户需要及市场利率制订每一年的电网运行计划, 确保电网能够稳定、安全的运行。在实施电力调度工作时, 需要增强电力调度运行工作者的安全意识, 制订科学、恰当的电网运行维护救急措施, 预防存在安全后患的事件发生。并且还需施行安全职责制度, 使调度工作者在调度工作过程中严格遵照有关的制度操作, 防止调度工作者因操作不当而导致的安全事故。同时, 还需建立科学的电网内部安全运行监管系统, 更快地发现安全问题, 并采用有效的措施处理问题。

1.2 加强电力调度运行的规范化管理

1) 建立符合电力调度运行的标准系统。供电企业需加强和其它电力部门的合作, 以供电企业的效益目标及管理职能等方面为源头, 根据电力调度的相关规定建立健全的电力调度运行标准系统, 并严格施行, 并且还需跟上时代的脚步, 对电网运行规定及技术展开创新, 如需要计算电网的稳定率、装置自动化的电力调度等, 并在工作实践中应用。

2) 加强电力调度运行的规范化管理。电力有关部门共同合作, 建立联合体制, 从而提升电力调度运行的工作成效。详细来讲, 需要聘请电力专业人员对电力调度工作开展指导工作, 突破工作中的难点及重点, 并为电力调度部门编写有效的解决措施, 从而使电力调度运行获得规范化管理。还需注重电网稳定性与安全性, 在满足电网配置基础的需求上不断优化系统设计, 同时需制订电网保障及救急方案, 防患于未然, 使电力调度工作能够获得良性运行。

3) 加强电力调度运行工作人员的专业培训, 如对电力调度工作中常见问题的处理, 学会装置自动化的电力调度等, 从而增强他们的专业水准和业务素质。并且还需加强安全宣传的力度, 提升电力调度运行工作者的安全理念, 并在工作实践中严格遵照相关制度和规定施行, 从而增强电力调度运行质量。

1.3 尽量发挥电力调度部门的用途

1) 电力调度部门要转变以往的电力调度工作方式, 尽量发挥电力调度部门的用途, 树立服务理念, 依据电力用户的需要, 科学、恰当地对电力资源进行配置, 最终提升电力调度运行的质量。

2) 电力调度部门需维持平等、公正的原则, 在确保电力调度质量的前提上, 指引电力企业展开良好的竞争。伴随着我国城市化建设的飞速发展及市场经济机制的改革深入, 电力行业亦掀起了一股改革的热潮, 供电企业与电网分离, 市场竞争日趋激烈, 通常会发生一些恶意的竞争事件, 给有关的企业带来不良的影响及损失, 所以电力调度部门要平等、公正的展开调节, 为电力企业营造一个公平的竞争环境, 从而增强电力调度运行质量。

1.4 持续地完善电力调度运行体系

1) 电力调度运行体系不但需有极强的扩展性和扩充性, 而且需建立科学合理的运行平台, 使系统主站在正常的状态下可以有效的对有关设施及线路进行监管, 并自动搜索、整理及保存数据等。唯有严格按照相应标准设计及电力调度运行系统执行, 才有利于提升电力调度自动化的速度及运行质量。

2) 尽量运用现代自动化技术及信息技术来提升电力调度自动化运行速度与质量, 建设全天无人值班的自动化体系。

2 结语

电力调度运行管理是电力系统的关键模块, 电力调度运行的好与坏, 直接影响到整个社会的稳定发展。为了保障电力运行调度工作顺利运行, 必须从加强电力调度运行的规范化管理、尽量发挥电力调度部门的用途, 同时还需要持续地完善电力调度运行体系, 电力调度工作必然能够实现一种稳定的状态去为整个社会服务, 从而使电力事业发展道路更辉煌。

参考文献

[1]黄日艳.浅析电力调度运行管理常见问题及改进措施[J].科技风, 2013 (12) .

如何做好电力调度运行的工作要点 篇8

【关键词】电力调度；运行；工作要点

电力调度系统在电力行业中得到较为广泛的应用，当今社会环境下电力供应需求量不断加大，这就对电力调度运行提出了更为严格的要求。电力调度运行在电网的稳定性运行具有重要的指挥作用，能够通过电力系统内部各项设备之间的协调配合来推进电力系统的正常运行。因此加强电力调度运行工作要点的分析和研究，满足电力工程发展的实际需求，具有重要的现实意义。

1、我国电力调度安全运行的不足

1.1电力调度工作具有一定的连续性和复杂性，实际运行过程中各环节之间的紧密性比较强，一旦某个环节出现问题，会严重影响电力调度工作的整体工作质量，从而制约着电力系统的安全性运行，严重情况下甚至会导致电力系统出现瘫痪情况。

1.2电力调度运行故障具有一定的特殊性和隐蔽性，若在电力调度运行过程中不加以严格仔细的检查，难以进行有效的安全性控制。通常情况下是在调度人员下达调度指令后，电力运行人员并未进行核实就执行操作后，导致了电力调度故障的产生。

1.3就电力调度运行的实际情况来看，错误的调度指令所导致的故障问题比较特殊，故障本身不会危及到电力调度人员的人身安全，但是会严重制约着电力系统运行的安全性和稳定性，并且会对后期电力系统检修人员以及电力运行人员的人身安全产生严重的威胁，可见错误的调度指令具有极大的危害性，一旦出现，会造成难以预估的后果。

1.4从电力调度运行的整体情况来看，电力调度工作具有一定的复杂性，实际运行过程中对调度人员和运行人员的综合素质和专业技能的要求比较高，需要调度人员能够在电力调度实际工作中沉稳的应对各种突发状况并能够进行科学合理的处理，这就要求电力调度人员在实际工作中应当保持高度的精神集中和敏锐的洞察力，科学果断的处理问题，从而确保电力调度运行安全性得到有效保证。

2、电力调度运行的工作要点

2.1加强电力调度人员的综合业务能力

就当前我国电力调度运行的总体情况来看，调离调度部门内部缺乏坚实的理论基础，并且电力调度人员以及电力运行人员的专业知识和综合技能存在极大的欠缺，导致电力调度运行的实际工作质量和工作效率受到严重的影响，一旦出现电力调度故障问题，电力调度人员难以果断的做出正确的指令，这就在一定程度上加剧了电力运行过程中的安全隐患，导致电力运行过程中产生极大的损失。

因此，加强电力调度人员的综合业务能力是当前我国电力调度运行工作的重要内容，具有一定的必要性。这就要求电力行业相关部门应当积极加大力度对电力调度人员进行专业化培训和教育，促进电力调度人员职业素养和专业技能的提升，应当加强电力调度人员对电网线路的了解和掌握，切实保证其技术水平能够胜任电力调度工作。与此同时，应当在培训和教育的过程中，实现对现代化科学技术和新兴设备的有效应用，促进电网建设及运行的现代化发展，切实提高电力调度人员的业务素质，不断完善岗位职责，促进电力调度运行工作的顺利进行。

2.2遵守电力调度操作原则

电力调度运行应当严格遵循国家电网运行操作规范，遵守电力调度操作原则，积极对需要改变运行状态的“检修单”进行时间、内容、停电范围以及维修方式等详细检查，在经过相关人员的审批后方可进行电力调度运行操作。电力调度人员在进行电力调度过程中应当严格按照操作原则进行电力调度工作，相关监护人员应当完善自身岗位职责，一旦调度人员出现错误指令时应当及时进行纠正，以保证电力调度运行的安全性和可靠性。

2.3电力调度的公平性

在电力调度运行过程中，应当确保电力调度具有公平性，从而为电力系统运行的安全性和可靠性奠定坚实的基础。当前社会发展行下，我国市场经济体制不断完善，电力行业也在不断发展，供电企业必须在坚持安全稳定运行的基础上，实现突破和创新，从而在激烈的市场竞争中处于优势地位。就电力调度运行的总体情况来看，部分地区出现了电力竞价并进入电网的情况，这就极易引发恶性事件出现，在此种情况下，电力调度相关部门应当积极采取有效措施来保证电力调度的公平性，创建一个现代化且公平公正的电力企业竞争环境，从而维护电力行业的良性运行。

2.4以人为本、与时俱进

在电力调度运行过程中，应当坚持以人为本、与时俱进的原则，进行科学且规范的电力调度运行工作。这就要求相关工作人员在进行电力调度工作的过程中，对市场经济体制进行合理的把握，明确当今社会电力市场的发展特点，在此基础上重视电力用户的需求，立足于科学发展观的基础之上，坚持以用户为中心的服务宗旨，结合电力用户的反馈来调整电力调度工作，从整体上提高电力调度运行的稳定性和可靠性。

2.5提高电力负荷预测水平

在电力调度运行过程中，相关工作人员应当结合当前我国电力体制和我国国情进行系统化分析，在实际电力运营过程中提高电力负荷预测水平，实现对小水电资源的有效利用，积极拓展电力市场，推动电力调度运行的安全顺进行。

2.6统筹规划、统一指挥

在确保电网运行安全、稳定的同時，电力调度部门应做好调度工作。同时，认真贯彻安全第一的原则，以确保人员的人身财产安全以及设备设施的安全。通过技术改革造就一支高素质的专业队伍，加强电网运行的各项操作，提高综合的业务水平。同时，对电网调度过程中容易出现的电网故障、事故要事先进行认真分析、探讨，预先制定相应的应急措施。

3、结语

电力调度是电力系统运行中的重要内容，直接关系着电力系统运行的安全性和可靠性，并对电力企业的经济效益和社会效益产生重要的影响。在此种情况下，加强对电力调度运行的工作要点进行分析和探索，满足电力运行的实际需求，具有重要的现实意义。这就要求相关部门应当积极做好电力调度运行工作，通过对多种影响性因素进行控制和管理，来切实提高电力调度运行的稳定性，推进电力行业的现代化发展。

参考文献