地区电网调度管理系统（精选8篇）
1.1加强电网调度管理，维护电网调度正常秩序，保证地区电网的安全稳定运行和可靠供电，依据《电网调度管理条例》、《国家电网公司调度机构直调厂站运行值班人员持证上岗管理办法》制定本办法。
1.2 调度系统值班人员、停送电联系人员须经电网调度业务培训、考核合格后上岗。严禁未经考核或考核不合格的人员发布或接受调度指令、进行停送电业务联系。
1.3 本办法适用于地区电网内与调度机构有调度业务联系的发电、供电、用电单位以及其他有关单位和个人。
1.4 电网调度机构负责调度系统值班人员、停送电联系人员资格的考核认证工作。
2调度系统值班人员
2.1 调度机构对调度业务考试合格的人员颁发《调度系统运行值班合格证书》。
2.2 取得《调度系统运行值班合格证书》的值班人员具备发布或接受调度指令、进行停送电业务联系的资格。
2.3 下列人员须取得《调度系统运行值班合格证书》：
2.3.1 县级调度机构（含地方电网调度机构）值班调度人员；
2.3.2 发电厂值班长或电气班长；
2.3.3 变电站（含开关站、换流站、配电站）值班长和正值班员；
2.3.4 配电网络运行值班人员；
2.3.5 用电人电力调度员或变电站值班长和正值班员；
2.3.6 其他需与调度机构进行调度业务联系的值班人员。
2.4 地区电业局调度中心负责其直调系统值班人员的考核工作，各县调负责其直调系统值班人员的考核工作。
2.5 下级调度机构值班调度人员资格由上级调度机构考核。发电厂、变电站（含开关站、换流站、配电站）、配电网络运行值班人员资格由调度机构考核。调度关系涉及多级调度机构的，由最高一级调度机构考核；涉及同级多个调度机构的，可由共同上级调度机构考核。
取得上级调度机构颁发的《调度系统运行值班合格证书》后，应及时送各下级调度机构登记备案，自登记备案之日起生效。
2.6 新建设备的运行人或所有人应于投产日60个工作日前向调度机构申报需考取调度系统值班人员资格的资料，调度机构应于收到申报资料之日起60个工作日内完成考试和发证工作。
2.7 调度系统值班人员资格有效期一年，一年一审，到期30个工作日前申请调度机构进行审核。调度机构自受理申请之日起30个工作日内完成审核工作。停送电联系人员
3.1 调度机构对停送电业务考试合格的人员名单予以公布，取得停送电联系人员资格。
3.2 停送电联系人员具备与调度机构进行停送电业务联系的资格。
3.3 地区地调负责其直调系统停送电联系人员的考试和公布工
作，各县调负责其直调系统停送电联系人员的考试和公布工作。
3.4 上级调度机构公布的停送电联系人员适用于各下级调度机构，上级调度机构公布的停送电联系人员名单应转发各下级调度机构。
停送电联系业务涉及多级调度机构的，由最高一级调度机构组织考试；涉及同级多个调度机构的，可由共同上级调度机构组织考试。
3.5 需办理停送电联系业务的单位或个人应提前30个工作日向调度机构申报需考取停送电联系人员资格的资料，调度机构自收到申请资料之日起30个工作日内完成考试和公布工作。
3.6 停送电联系人员资格有效期一年，到期30个工作日前申请调度机构进行审核。调度机构自受理申请之日起30个工作日内完成审核和公布工作。
4罚则
4.1 调度系统值班人员、停送电联系人员发生下列情况之一的，对其予以警告，必要时将书面通知其所在单位：
4.1.1 不按调度计划、电网运行规定监视和控制电网运行，未造成损失且情节轻微的；
4.1.2 延误执行调度指令的；
4.1.3 未及时反映电网运行情况；
4.1.4 设备停送电时间、检修时间变动时，未及时向调度机构申请的；
4.1.5 其它违反调度纪律、规程和制度，未造成损失且情节轻微的。
4.2 调度系统值班人员、停送电联系人员发生下列情况之一的，取消其资格，并书面通知其所在单位：
4.2.1 审核内受到同一调度机构两次警告的；
4.2.2 不按调度计划、电网运行规定监视和控制电网运行，造成损失或情节恶劣的；
4.2.3 不执行调度指令的；
4.2.4 不如实反映电网运行情况，情节恶劣的；
4.2.5 未按设备停送电时间联系停送电的；
4.2.5 不执行调度机构下达的电网安全控制措施的；
4.2.6 未经值班调度员同意擅自操作调度管辖和许可设备，情节恶劣的；
4.2.7 其它违反调度纪律、规程和制度，造成损失或情节恶劣的。
4.3 发生4.2规定情形的，有关调度机构应及时报请资格管理调度机构取消责任人调度系统值班人员或停送电联系人员资格。
近年来, 随着经济的快速发展和人们生活水平的逐步提高, 全社会对电力的数量和质量的需求增长迅速, 红河电网规模不断扩大, 电网的结构日趋复杂, 电网电压越来越高, 对调度值班人员驾驭大电网的能力提出了更高的要求。现代电力系统不断扩大, 结构日趋复杂, 监控所需的实时信息越来越多, 仅凭人的知识、技术和经验是越来越难于应付, 只有采用由当代最新技术和设备装备起来的调度自动化系统, 才能使调度人员真正做到统观全局、科学决策、正确指挥电网运行, 电网调度的各种培训、正常操作、事故恢复处理建立在科学的计算分析结果之上, 使电网调度真正实现“传统经验型调度”到“科学分析型调度”的转变, 才能保证电力系统的安全稳定运行。
2 调度自动化系统的发展
调度自动化系统经历了从无到有, 从单一功能发展到拥有较完善功能体系的EMS能力管理系统。第一代调度自动化系统主要实现遥测、遥信两遥功能, 可以这样说:这一代调度自动化系统赋予了调度员“一双眼睛”, 也就是说调度员可以借助调度自动化工具对电网运行监视和获取一般运行信息, 自动化系统为调度中心安装了一双千里眼, 可以有效地对电力系统的运行状态进行实时的监视。
随着微型计算机、通信技术、信号处理技术的发展, 利用微机构成的远动终端的功能及性能得到很大提高, 基于通用计算机平台的调度自动化系统的得到快速发展。调度中心出现了SCADA系统, 调度员可以及时掌握电力系统的运行状态、异常状态, 及时发现电网的事故, 减少了调度指挥的盲目性和失误。基于微机远动终端的运用, 使电网调度中心得到的电力系统实时运行信息的数量和质量都大大提高, 调度自动化系统具备遥测、遥信、遥控和遥调功能, 调度员可在调度中心对电网内各远动子站的一次设备进行操作, 可较快速恢复电网的正常运行。可以说第二代调度自动化系统赋予了调度员“一双手”, 便于调度员对电网的一般性控制和操作, 远动系统真正实现“远动”功能。
随着计算机技术、通信技术、网络技术的发展, 调度自动化设备的技术水平也进入了快速发展阶段, 为适应调度人员对调度自动化系统功能的新要求, 调度自动化系统在SCADA的基础上增加了自动发电控制、经济调度、网络拓扑、状态估计、静态和动态安全分析、调度员潮流、负荷预报、最优潮流、调度员培训仿真等一系列功能的电网高级应用软件, 这一代调度自动化系统为EMS能量管理系统。调度自动化系统通过高级应用软件的快速计算和实时智能分析, 帮助调度员对电网深层把握, 及时处理电网可能发生的潜在问题。可以说第三代调度自动化系统赋予调度人员一个“充满智慧的大脑”, 使调度由经验型调度上升转变至科学的分析型调度。
第四代调度自动化系统, 基于IEC 61970标准、面向对象技术、通信和数据库中间件技术、Internet技术, 考虑电力市场技术支持系统需求的DMS/EMS一体化自动化系统。把异种机型、多体系结构互联起来, 在不同系统之间建立一种公共的相互兼容、相互操作的环境, 实现数据交换、信息共享的调度自动化系统。
3 EMS在电网安全调度中的应用探讨
3.1 红河调度自动化系统的现状。
目前红河电网调度自动化系统为EMS能力管理系统 (包含SCADA功能) , 该系统高级应用软件功能包括:网络拓扑、状态估计、调度员潮流、负荷预报、调度员培训仿真等应用, 网络拓扑功能为其他电网应用分析软件的基础, 网络拓扑是根据遥信信息确定地区电网的电气连接状态, 建立电力系统的网络模型, 并将网络的物理模型转换为数学模型。为确保网络拓扑建立电网模型的真实性, 要求在进行系统数据库录入遥信参数时, 已经严格区分各种采集遥信的类型, 包括断路器位置、隔离开关位置、接地刀闸位置信息。并可根据网络拓扑得出的设备连接状态信息, 进行网络拓扑动态着色, 以各种颜色直观地显示出设备的电气状态。
3.2 EMS在电网安全调度中的应用探讨。
以网络拓扑功能为基础, 对电力网络进行分析, 判断设备的电气连接状态。网络拓扑动态着色是根据网络拓扑得出的设备连接状态信息, 以各种颜色直观地显示出设备的电气状态。此时, 在调度自动化系统内部建立了基于遥信信息确定地区电网的电气连接状态, 建立电力系统的网络模型, 作为计算模型。基于IEC 61970标准、面向对象技术、通信和数据库中间件技术、Internet技术的调度自动化系统的应用, 实现数据交换、信息共享、可跨平台实施数据交换和信息共享, 可从DMIS应用系统中获取调度操作票中所列的相关安全措施信息, 将这些信息传输到调度自动化系统内, 也可以采用当值调度员在自动化系统中定义的各种挂牌状态、各种临时线路安全措施标识等信息参与计算, 作为计算参数。
自动化系统常驻实时数据库是相应关系数据库在内存中的一个子集, 实时库中应包含支持电网各应用系统进行实时处理所必需的全部数据, 各种应用的数据库是紧密联系、有机结合在一起的。可以按照应用的类型分成几部份:SCADA数据库、网络分析数据库、智能操作票数据库。应用常驻实时数据库中智能操作票数据库和网络拓扑分析的电网连接模型, 实现基于调度自动化本身的调度智能操作票系统。
当值调度人员使用调度智能操作票系统做模拟操作并生成调度指令票或者操作票时, 调度自动化系统启动基于网络拓扑分析的计算模型基础上加入各种安全措施信息与操作对象有关联的全网内的 (不只是间隔内, 变电站内的) 设备状态进行五防检查判断计算, 对不符合条件的自动禁止, 并发出告警信息提示调度员, 并将导致拓扑动态着色功能不能对相应线路进行着色, 再次提醒调度人员, 检查该项操作的合法性。如禁止对线路上存在有电气连接关系的接地刀闸在合闸状态的线路进行合闸控制操作, 包括存在T接点上存在有电气连接关系的接地刀闸在合闸状态的线路进行合闸控制操作, 对挂有临时安全措施的设备禁止任何控制操作等, 并可以根据用户需要定义各种挂牌状态与遥控操作之间的闭锁关系灵活设置五防检查条件, 经过五防检查正确后生成正确的调度指令票或者操作票。
基于调度自动化系统的调度智能操作票系统和调度行为安全评价系统, 比传统调度五防具有不可比拟的优越性, 传统调度五防不具备全网的电气连接关系判断, 而调度自动化系统的智能操作票系统和调度行为安全评价系统可以有效利用网络拓扑分析的计算模型基础上加入各种临时安全措施信息与操作对象有关联的全网内的设备状态进行检查判断计算, 可对整个电网进行操作逻辑判断。
一旦基于调度自动化系统的调度智能操作票系统和调度行为安全评价系统在调度自动化中应用, 将可在很大程度上有效提高各级调度安全调度能力, 为电网的安全稳定运行提供可靠的自动化技术保障, 将可有效避免2008年云南昭通电网“6.14”调度事故的发生, 通过调度行为安全评价计算分析, 能可靠的发现当时线路上存在T接接地点的存在, 网络拓扑动态着色也将有效提示线路不能带电的拓扑着色, 在调度智能操作票系统和调度行为安全评价系统将报警提示调度人员线路T接点上存在有电气连接关系的接地刀闸在合闸状态禁止进行合闸控制操作, 这起误操作事故将可以得到避免。
结束语:在此对EMS电网调度自动化系统的发展和运用历程进行了回顾, 对EMS电网调度自动化系统在安全调度中的应用了有益的探索。随着科学技术的不断进步, 电网调度自动化系统也将日趋成熟完善, 真正成为电网控制系统强有力的“心脏”。
一、电网的主要损耗
电网的主要损耗包括变压器损耗和输电线路导线损耗。一般来说，从发电、供电到用电本身需要转换3-5次，其中有一个大的有功和无功功率的消耗。系统的铁损和铜损的工作电压，使稳定的主要电网电压的平方成正比，变压器损耗被称为△P0的表达式恒定损耗它是由变化。电流的平方成正比的工作电压的平方和变压器绕组的铜损，△PK表示损失的变化。
二、减少电网损耗的措施
地调在安排电网正常运行方式时，应加强管理接触线（以下简称为主要变量），以减少远距离的无功功率，充分发挥电容器和有载分接开关变压器，主变压器安排电网正常操作模式为了减少总的功率损耗和变压器负载轻仲裁钠，进行调整，以减少线路损耗，电源变压器，联络线的运作模式。
（一）合理调整电网运行方式
经济运行的电力系统基本原则，是保证电能质量标准和电力系统的可靠运行和安全的前提下，最大限度地提高能源生产的传输效率。以及减少损失的技术措施，这些措施，因为没有必要增加投资，以继续执行的电气设备中，为了减少损失，首先，为系统用于实施该方法的合理安排是必要的，这是经济的和最合理的。
1.此工作地调一直利用中国电科院的《电力系统综合程序》软件对电网运行方式定期进行计算、修订，以最优的方式运行来降低網损。但对负荷改变（特别是低负荷）如何合理调整电网运行方式降低网损是一项非常繁杂的工作，需组织各个变电站的变压器和组织输电线路经济运行，另外还需利用电网经济运行软件进行验证。
2.最大限度地减少110 kV线路迂回供电运行时间，降低网损。例如：110KV西来峰变电站在正常运行时尽量用电源点比较近的卧西II回接带，不用伊西线接带， 以减少110 kV迂回供电，降低网损。
3.地质调查，它是要加强有助于降低维护操作模式行的损失，维护计划。在维护模式下，电网能量损失较大的正常运行操作。加强设备运行维护的规划，最大限度地减少停机时间，如引进的现场维护，可以减少电网损耗的检修。
（二）合理调整电网运行电压
损失分量和传输线的变压器的电力系统中的导体损失的重大损失。我们已作相应调整，电网电压的变压器的磁芯损耗△P0是接近相同的，增加抽头的变压器。因此，这部分的损失大比例的净亏损总额，净亏损总额略有减少的增加成反比电压电网运行的平方和△PK+△PL和线路损耗和变压器的铜损耗，电压因为你。 （可变损耗）△△PK + PL，它占了总耗电量的50%以上时，△P比可适当增加电网电压显着降低功耗。网格的实际操作中，负载的功率的变压器电网可变损耗大于50%时，它通常将用于调整的电网电压的网格的方法，以减少适当增加的能量损失相当大的比例可能。
（三）加强无功管理，提高电网功率因数
电网的操作，无功功率的电源网络的传输线增加活性的功耗，有可能不仅要提高层次划分，局部平衡和电压质量，无功功率，改善电网运行的经济它不仅，也可实现，它有一个显着的效果。线的功率损耗是电网的功率因数，能量损失的功率因数的平方成反比，电网被降低。并提高电网的功率因数，无功功率，以加强管理，这应该采取以下措施。
三、加大对大工业用户功率考核
严格考核大工业用户功率因数，要求装设电容器组，并加装无功电能表，采取奖罚制度。近期，受国际金融危机和国内经济下滑的影响，大量高载能负荷企业停产，停产比例达到整个高载能负荷的70%以上，地区电网负荷由最大114万千瓦直线下降到30万千瓦，电力销售市场受到了前所未有的冲击。乌海地调根据负荷情况，通过计算，在多台主变并列运行的变电站，合理减少主变台数（全网共有6台主变退出运行、总容量为353MVA），收到了很好的效果，以地区总负荷439MW考虑，方式变化前后的网损见下表：
根据上表分析可知：总有功负荷为439MW时，方式改变后乌海电网有功损耗将减少为12.438-12.283=0.155（MW），每年节电为0.155×24×30×12=1339.2（MWh）。每度电按0.4元计算，每年将节约53.5万元。
为加强电网调度自动化系统运行管理工作，确保电网调度自动化系统运行稳定和数据的准确可靠，满足山东电网调度生产和电力市场运营的需求，特制定本考核管理办法。
一、说明
第一条
本考核管理办法依据《山东电网调度自动化系统运行管理规程》和《山东电网自动计量系统运行管理规定》而制订，适应于地区调度自动化系统、省网所属厂（站）远动设备、地区数据转发设备、电量采集设备及通信通道的运行考核管理。第二条
本考核管理办法考核统计的内容包括：系统及设备运行指标、事件汇报制度、遥信传动试验及遥测合理性检验、变送器定期校验、设备维护与事故处理、运行工作记录等。第三条
被考核的设备和系统必须建立完整的技术档案和管理资料（包括测点表、调试记录、校验记录、维护测试记录、竣工资料等）。考核方法为不定期抽查和互查，其结果将列入考核运行单位工作的内容。第四条
调度中心按月下发《山东电网调度自动化系统运行简报》。年终将根据各单位的运行情况，推荐给集团公司参加本先进企业评比，作为选优和否决的条件。第五条
为了充分发挥和调动自动化专业人员的积极性，在考评设备可靠、数据准确性的同时，每年对表现突出的专业人员给予表彰，并建议所在单位给予奖励。
二、考核范围
第六条 运行指标
1、厂站设备月可用率≥99.5%
厂站设备包括rtu、电厂采集器fag或变电站采集器metcom，以及市局调度自动化系统转发软件。因市局自动化系统的原因（包括通道）造成转发厂站中断的时间统计为：中断时间乘厂站数。
2、自动化系统月可用率≥99%。
自动化系统分调度自动化系统（ems）和电量自动计量系统（tms）。
3、遥测合格率≥98%。
遥测误差超出 ± 1.5%时为不合格遥测。
4、遥信动作正确率≥99%。包括正常动作和事故情况下。
5、厂站通道（包括rtu、fag/metcom）可用率≥99%。
6、转发数据月正确率≥99%。
第七条 其他考核内容
1、月报表必须在次月5日前以电子邮件或传真的方式发出。
2、月报统计的内容要与实际运行情况相符。
3、月报应有简要的本系统的运行情况的报告或事件说明。
4、由于设备故障而不汇报，造成数据不刷新超出1小时的情况。
5、当接到调度中心自动化值班人员设备或系统异常通知时，要及时处理并汇报处理情况。常白班在1小时内，节假日在2小时内。
6、每月定期检查通道，保持正常可靠，并将检查情况记录留档。
7、应制定省网所属厂站设备检修、测试计划。
8、厂站设备检修申请必须按照规程要求申报，经所在车间或调度所批复，并按照要求内容填报和提前一周上报。第八条
对造成较大影响的事件或延误事故处理，导致事故扩大的，要根据有关事故处理的规定认定、处理。第九条 遥信传动试验及遥测合理性检验
1、制定有厂（站）遥信传动试验月计划（每个厂站要求一年做2次），且提前一个月上报，并在当月测试落实（以调度中心自动化运行值班员记录为准）。
2、主动进行遥信传动试验，试验时以调度中心厂站接线画面显示为准。各单位要制定二次回路试验计划，定期测试。
3、每周进行厂（站）遥测数据合理性检查。在一周内不得出现相同的问题或错误。第十条 电测量变送器定期校验工作
1、制定省网所属厂站变送器检定月计划（每个电量变送器每年1次），且提前一个月上报，并在当月检定工作中完成（以调度中心自动化运行值班员记录为准）。
2、电量变送器校前合格率≥98%。
3、按季上报变送器定期校验工作总结，填写认真，内容准确无误，并存一年。第十一条
明确自动化运行专责人和夜晚自动化运行值班联系电话，分管主任手机号码的变动情况及时通知省调自动化值班员。第十二条
建立自动化运行记录。做好与调度中心自动化值班员的联系记录。对遥信传动试验测试、遥测合理性检查、通道检查测试、变送器校验、设备异常处理等内容要记录留档。第十三条 按期完成调度中心自动化交办的其他工作。
三、考评要求
第十四条
调度中心以自动化运行值班记录、设备检修申请、巡视记录和各单位的计划申请为准，结合当月的工作情况，按月下发电网调度自动化运行简报。第十五条
各单位不得出现由于人员责任而造成的电网事故、调度自动化系统的故障和规程认定的调度自动化事故。第十六条
当相同问题或错误连续二次出现在月简报中时，将对该单位提出严重警告或发通报批评。当达到三次时将取消当年评奖资格。第十七条
由调度中心组织安排各单位开展互查工作，进行经验交流和评比工作，评比的结果将作为评选先进集体的重要依据，并纳入调度中心有关专业考核范围。
四、附则
第十八条 本考核管理办法自颁布之日起执行。
1.云南电网遵循“、”的原则，任何单位和个人不得非法干预电力调度工作。
A、统一调度、分级管理； B、统一调度、自行管理； C、统一调度、统一管理；
2.下级调度机构
服从上级调度机构的调度。发电厂、变电站的运行值班单位，服从相应调度机构的调度。
A、必须、必须； B、可以、可以； C、应该、应该；
3.云南电网内调度机构分为三级，从上到下依次为：省级调度机构(简称“省调”或“中调”)、地区调度机构(简称“地调”)、县（市）级调度机构(简称“县调”)。云南省调属于中国南方电网四级调度机构的，上级调度机构为
（简称“总调”）A、第三级，中国南方电网调度通信中心； B、第二级，中国南方电网电力调度通信中心； C、第二级，中国南方电网调度通信中心；
4.调度管理实行调度权与设备所有权、经营权相分离，按有利于电网、有利于电网
、有利于电网调度管理的原则划分调度管辖范围。
A、经营效益提高、规模扩大； B、安全经济运行、规模扩大； C、安全经济运行、运行指挥；
5.继电保护、安全自动装置、通信及自动化设备的调度管辖范围划分，原则上与
的调度管辖范围一致。
A、电网、厂站设备；B、电网二次设备；C、电网一次设备
6.厂、站内除相关调度机构管辖以外的设备由厂、站管辖，一般为，站用电系统，监控系统，水工和热工等辅助系统。
A、厂用电系统、直流系统；B、排水系统、气系统；C、主机设备、闸门系统； 7.省调调度许可设备是指地调或发电厂管辖但 的改变须经省调同意的设备。
A、运行方式； B、设备运行方式；
C、运行状态；
8.“可接令人”在值班期间受值班调度员的调度指挥，接受值班调度员的调度指令，并对调度指令
的正确性负责 A、接受； B、传达； C、执行；
9.各级调度机构管辖范围内的“可接令人”的 由本单位负责，受令资格的培训及考核由相应调度机构负责；厂站具有受令资格的运行值班人员变动，须在变动前
相应调度机构。
A、资格、电话；B、岗位技能培训、书面报告；C、岗位技能培训、告知；
10.省调调度管辖范围的“可接令人”为下列人员：1.地调调度员。2.发电厂值长、电气班长（火电厂单元长）及同等岗位职责的。3.变电站、集控站站长、技术负责人、值班长。4.新设备投产联系人 A、值班负责人；B、技术负责人；C、部门领导；
11.未经值班调度员下令或许可，任何单位和个人不得 改变调度管辖范围内的设备状态。对危及人身和设备安全的情况，现场人员可先按有关规定处理，处理后应 向值班调度员汇报。A、进行、进行； B、擅自、立即； C、马上、立即；
12.在发布、接受调度指令时，双方 严格执行报名、复诵、记录、录音和回令制度，使用标准调度术语，设备应冠以电压等级和双重命名（设备名称和编号）。受令人在接受调度指令时，必须 方可执行，执行完毕后立即回令。
A、必须、检查；B、要求、检查无误；C、必须、复诵无误；
13.调度系统值班人员在接受调度指令时，如认为该调度指令不正确，应立即向发布该调度指令的值班调度员报告，当值班调度员确认并重复该指令时，受令人。如执行该指令确将危及人身、电网或设备安全时，受令人应，同时将拒绝执行的理由及修改建议上报给下达调度指令的值班调度员，并向本单位主管领导汇报。A、拒绝执行、拒绝执行； B、应当执行、拒绝执行； C、必须执行、拒绝执行；
14.，上级调度机构值班调度员可以越级向下级调度机构调度对象运行值班人员下达调度指令，运行值班人员应当执行，执行后迅速报告调管该设备的调度机构值班调度。
A、必要时； B、一般情况； C、进行操作时；
15.调度机构管辖范围内的设备发生异常或故障时，厂站运行值班人员应立即向相应调度机构值班调度员汇报情况，并对汇报情况的 负责，值班调度员应正确处理、作好记录。
A、正确性； B、及时性； C、正确性、及时性
16.重大事件应按规定 上报。
A、程序； B、时间； C、逐级；
17.一个运行单位同时接到多级调度机构的调度指令而不能同时执行时，应及时汇报其中的 调度机构值班调度员协调处理。A、最近一级；B、最低一级；C、最高一级
18.运行单位原则上应保证在任何时间都有“ ”在主控室（集控室）内。A、负责人； B、可接令人；C、可执行人
19.下列行为为严重违反调度纪律行为，请选出不是的是。
A.不执行或拖延执行调度指令。
B.得到调度机构值班负责人允许，改变调度管辖设备的状态、参数、控制模式行为的。
C.不如实反映现场情况，有意隐瞒或虚报事实。
D.未经调度许可，擅自在调度机构调度管辖或许可设备上进行工作。
20.下列行为为严重违反调度纪律行为，请选出不是的是。
A.经调度下令，改变发电厂有功、无功出力。
B.继电保护、安全自动装置动作情况汇报不及时或汇报错误，延误事故处理。
C.未经调度许可，在运行中的电力通信、调度自动化设备上开展工作并造成后果。
D.性质恶劣的其他行为。
21.设备检修的工期与周期应符合发、输、变电设备检修的相关规定，遵循“ ”的原则 A、计划及状态检修结合；
B、一次设备与二次设备配合检修； C、应修必修、修必修好
22.设备检修分为
检修和
检修两类。
A、计划、非计划； B、临时、计划； C、临时、非计划；
23.设备检修计划分为 检修计划和 检修计划。、月度检修计划中应包括需要运行设备改变状态或对电网运行有其他要求的设备检修、技改、试验、配合停电等工作
A、、季度；
B、季度、月度； C、、月度
24.省调管辖和许可设备的检修申请要求至少在开工前 个工作日上报检修申请单，省调应在开工前1 个工作日17:00 以前批复申请。A、1；
B、2； C、3；
25.遇设备突发异常或故障，需进行紧急处理或抢修的，可先根据现场规程处理，并向管辖该设备的调度机构值班调度员提出，是否补办书面申请由调度机构根据电网安全需要及现场处理的实际情况决定 A、检修要求； B、书面申请； C、口头申请；
26.已开工的设备检修工作，若因故不能按期完工，必须提前向调度机构办理延期申请，原则上应在设备检修申请工期未过半以前提出延期申请。检修申请延期时间不超过原批准结束日期当天24:00 的，由该检修申请停复电联系人提前向值班调度员办理延期手续。检修申请延期时间超过原批准结束日的，由该检修申请填报单位提前按原申请申报流程提出申请，由调度机构方式部门决定是否同意延期。在工期过半后才申请延期的，按 统计。A、非计划检修； B、计划检修； C、临时检修；
27.凡列入调度管辖范围的设备，其铭牌参数、接线 必须提前征得相应调度机构同意，并报相应调度机构备案。
A、减少；拆除 B、增大；拆除 C、改变；变更
28.发电机励磁调节器、电力系统稳定器(PSS)和一次调频的投入、退出应得到相应调度机构的批准，电力系统稳定器(PSS)和一次调频投退信号应传送至相应调度机构。上述装置异常或故障，值班运行人员 A、立即汇报中调，按调度命令执行； B、可将其退出，通知专业人员处理；
C、可先按现场运行规程将其退出，再向值班调度员汇报。
29.并入云南电网的机组均应具备 功能，其性能指标与参数应满足有关规定的要求并投入运行
A、机组进相； B、一次调频； C、机组调相
30.继电保护装置是保证电网安全稳定运行和保护电气设备的主要装置。继电保护装置包括各保护装置、保护通道接口、数据交换接口、故障录波装置及保护信息管理系统等设备及。
A、安全自动装置；B、功角测量装置；C、二次回路
31.厂（站）继电保护专业工作人员职责：对现场进行工作的 负责，根据现场二次回路工作内容提出检修申请，申请中明确保护功能投退、调整要求及影响范围
A、正确性；B、必要性；C、安全性
32.厂（站）运行人员职责：对现场继电保护操作处理的正确性负责，按现场二次回路工作内容填写操作票，对现场操作中的继电保护问题 进行处理。A、按现场运行规程；B、调度命令；C、询问专业人员后
33.现场进行继电保护工作，必须按规定办理检修申请、现场工作票及二次措施单等。现场工作必须得到 许可方能进行保护投退、切换等具体操作。A、调度员； B、运行值班负责人； C、中调方式科人员
34.保护功能和保护通道的投退、切换操作，值班调度员只负责提出保护功能、保护通道投退或切换的功能要求，具体操作由现场人员按现场运行规程执行，并对其操作的 负责。
A、正确性； B、及时性； C、完整性
35.500kV 设备不允许 运行。
A、无主保护；
B、无保护； C、无瓦斯保护
36.一次设备停电后，除调度员明确下令操作的继电保护外（如失灵保护、联跳保护、远跳保护），若继电保护装置或二次回路上没有工作，则继电保护装置。
A、退出运行并断开电源； B、必须退出运行； C、可不退出运行
37.调度机构管辖设备有关保护的投入、退出、检验、定值更改等操作，须经调度机构 同意，并严格按现场运行规程执行。A、继电保护科人员；B、调度机构值班员；C、值班调度员
38.断路器充电保护按调度指令投退，仅用于对母线、线路充电时使用，正常运行时。
A、退出； B、投运； C、按调度指令执行；
39.对于 接线的母线，当母差保护全停时，该母线应停运。
A、单桥； B、双母线；
C、3/2 断路器；
40.双母线接线方式，母差保护 时，一般不对该母线进行倒闸操作，除非必要并且经方式核算。
A、单套投运；B、全部退出；C、单套退运；
41.继电保护装置出现的异常、缺陷，厂、站运行值班人员应汇报，并通知专业人员及时进行处理。
A、厂领导； B、运行值班负责人； C、值班调度员
42.发生事故时，现场运行值班人员应先记录好继电保护装置的全部动作信号后方可复归，并将继电保护装置动作情况、故障测距结果及时汇报值班调度员。有人值班变电站在装置动作（无人值班变电站，在运行值班人员到达现场后）
小时内，将保护动作信号、各保护的打印报告、故障录波、事件记录等传真至调度机构继电保护部门。A、3；
B、2； C、1；
43.110kV 及以上系统保护发生不正确动作，应在2 小时内向省调进行专业对口汇报，并立即将保护装置动作情况、动作报告及故障录波报告报省调继电保护科。对保护不正确动作情况在事故原因查明后 个工作日内上报保护装置动作原因分析报告。
A、1；
B、2； C、3；
44.非电气量保护，由运行单位负责管理，厂站运行值班人员根据现场运行规程规定操作，但 保护投退须征得设备管辖值班调度员的许可。A、压力释放； B、高压套管压力低； C、重瓦斯；
45.继电保护及安全自动装置定值通知单应包括设备名称、装置型号、断路器编号、电流、电压互感器变比、定值更改原因，还需注明定值项编号、名称、符号，并备注清楚。明确装置功能要求，但不明确到装置连接片等具体屏柜上操作元件。
A、注意事项； B、执行要求；
C、执行要求和注意事项；
46.省调整定范围内继电保护及安全自动装置通知单须经省调值班调度员与现场值班员核对无误后方可执行，并严格遵守通知单执行情况 制度。A、报告；B、回执；C、反馈
47.在调度自动化设备（含自动化通道）上的维护或检修工作，应向相应调度机构提出申请,并在申请中明确对调度自动化数据的影响程度及范围，由相应调度机构 批准。
A、继电保护科人员；B、自动化部门；C、调度机构值班员
48.自动化设备维护或检修工作开始前,现场工作人员必须采取措施,防止与现场一次设备实际运行值不一致的错误数据上传到相应调度机构自动化系统，防止因厂站自动化设备原因导致的误调、误控等。同时必须电话征得相关调度机构 同意后，方可开始工作。自动化设备维护或检修工作结束时，现场工作人员必须与相应调度机构自动化值班人员确认所涉及的自动化数据或设备已恢复正常。
A、方式科；B、调度值班负责人；C、自动化值班人员
49.自动发电控制是电网调度自动化系统的一个组成部分，是保证电网安全经济运行、调频、调峰及区域间电力控制的重要措施之一。AGC 的性能由省调进行 和考核。
A、技术监督； B、监督； C、评定；
50.并入云南电网运行单机容量在200MW 及以上的火电机组，单机容量在40MW 及以上的水电机组或全厂装机容量50MW 及以上水电厂，至少具有日调节能力的水电厂应具有 功能。火电机组应具备机炉协调控制系统，水电机组应具备完善、稳定、可靠的自动启停和综合控制系统。有多台机组的水电厂应具备全厂协调、集中控制的计算机监控系统。A、进相； B、AGC； C、一次调频；
51.具备AGC 功能的电厂，必须保证AGC 功能的正常可用。AGC 功能的投、退应按 执行。
A、机组运行工况；B、调度指令；C、值班负责人指令
52.并网运行的AGC 机组，未经调度机构同意，修改AGC 机组功能及参数。调度机构同意修改的AGC 机组功能及参数，调度机构将视情况确定是否重新安排联调试验。
A、禁止； B、可以 ；
C、不得；
53.云南电力通信网应满足电力业务的需求，通信网的资源调配和运行管理实行、支线服从干线的原则。A、上级服从下级、局部服从整体； B、下级服从上级、整体服从局部； C、下级服从上级、局部服从整体；
54.电力通信系统检修工作是指凡在运行中的通信设备、设施上进行作业或需要
工作。A、相关回路上的；B、改变其参数设置的；C、改变其运行状态的；
55.省调直调500kV、220kV 线路的线路保护纵联方向、纵联距离、纵联零序以及安全自动装置的通信通道宜采用光通信自愈环方式。纵联差动保护应采用两路不同传输路由的 通信通道传输方式，禁止采用自愈环方式。A、2M ；
B、3M； C、1M；
56.操作接令人汇报调度机构值班调度员的操作结果必须是经过检查核实后的，如断路器、隔离开关、接地开关、二次设备等的，负荷、电流、电压、保护切换回路等的实际情况。
A、设备状态、实际状态；B、状态、状态；C、计算机监控状态、状态；
57.调度机构值班调度员发布的操作指令（或预发操作任务）一律由具备“可接受调度指令”资格的人员，其他人员不得，值班调度员也不可将操作指令（或预发操作任务）下达给其他人员。A、操作、操作；B、接令、接令；C、执行、执行；
58.除、重要操作或事故外，倒闸操作应避免在雷雨、大风等恶劣天气、交接班时进行，必要时应推迟交接班。A、中调要求； B一般情况； C、紧急情况；
59.在任何情况下，“约时”停送电、“约时”装拆接地线、“约时”开工检修。
A、允许； B、严禁； C、可以；
60.断路器分闸后，应检查三相电流是否为零，并。
A、检查电压是否为零； B、汇报中调； C、现场核实；
61.使用隔离开关进行母线倒闸操作，拉、合同电压等级经断路器或隔离开关闭合的站内环流（拉、合前先将环路内断路器操作电源切除）。A、允许； B、禁止 C、可以；
62.变压器在停（送）电，变压器中性点必须接地，并投入该变压器中性点接地保护，待操作完后再根据规定改变中性点接地方式。A、操作时； B、操作中； C、之前；
63.变压器投入运行时，应选择励磁涌流影响较小的一侧送电。一般应先合上
（或高压侧）断路器，再合上（或低压侧）断路器，停运时相反； 500kV 联络变压器，必要时也可先从220kV 侧停（送）电，在500kV 侧合（解）环或并（解）列。
A、电源侧、母线侧；B、负荷侧、电源侧；C、电源侧、负荷侧；
64.新装变压器投入运行时，应以额定电压冲击 次，并进行 ；变压器空载运行时，应防止空载电压超过允许值。A、5、试验；
B、5、核相；
C、3、试验；
65.参加AGC 运行的机组异常或AGC 功能不能正常运行时，发电厂值班人员可不待 将机组由调度机构控制模式切至就地控制模式，并立即汇报值班调度员。有关单位须及时对异常情况进行处理，处理完毕立即汇报。A、设备发信； B、调度许可； C、调度指令；
66.发生断路器跳闸的单位，运行值班人员须在跳闸后 分钟内向调度机构值班调度员汇报事故发生的时间、跳闸设备和天气情况等事故概况，跳闸
分钟内，应将一次设备检查情况、继电保护及安全自动装置动作情况等内容汇报值班调度。
A、3、30； B、2、15； C、3、15；
67.凡线路有带电作业，无论是否停用重合闸，跳闸后均 立即强送电。A、短时； B、不得； C、可以
68.线路保护与该线路高抗保护同时动作时，立即强送电。A、短时；
B、不得； C、可以
69.线路跳闸后强送不成功，条件允许时，可用 对线路进行零起升压，若零起升压失败，值班调度员将线路转检修后，应立即通知有关单位事故抢修。A外接电源； B、发电机组； C线路对侧；
70.当线路跳闸后强送不成功，对继电保护动作有疑问，且现场反映无明显故障现象时，经领导批准，可 该保护，再强送一次。A、试验 B、检查 C、退出； B、71.线路并联电抗器（高抗）保护动作跳闸时，在未查明原因并消除故障前，对高抗送电。
A、短时； B、不得； C、可以
72.当系统发生振荡时，各发电厂及装有调相机的变电站，应不待调度指令立即充分利用发电机、调相机的过载能力增加，提高电压至最大允许值，直至设备达到过载承受极限为止。A、机组频率；B、有功负荷；C、励磁；
73.当系统发生振荡时，频率 的发电厂，应充分利用备用容量（包括启动备用水轮机组）和事故过负荷能力提高频率、电压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下令切除部分用电负荷。A异常； B、降低； C、升高；
74.当系统发生振荡时，频率 的发电厂，迅速降低发电机出力，提高电压，使其频率降低至与受端系统频率接近；同时注意保证厂用电系统的正常运行。
A异常； B、降低； C、升高；
75.当系统发生振荡时，任意将发电机或调相机解列。若发电机失磁应立即降低有功出力，并恢复发电机励磁，否则将失磁机组解列。A、短时； B、不得； C、可以
76.除经过试验并批准允许无励磁运行的机组外，发电机失去励磁后应立即解列。允许无励磁运行的发电机，失磁运行不得超过 分钟。A、30； B、60； C、10；
77.变压器的差动和瓦斯保护同时动作跳闸时，未查明原因并消除故障前
强行送电。
A、不得； B、短时；
C、可以 78.变压器的差动或瓦斯保护其中之一动作时，在检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波装置动作情况，判明变压器内部无明显故障时，经设备运行维护单位主管领导同意后可强送电一次，有条件时也可进行。
A、主变直接充电试验； B、升流试验；
C、零起升压；
79.发电厂、变电站值班人员发现运行中的断路器非全相运行时：若两相断开应立即 该断路器；若单相断开应立即 该断路器，当合闸仍不能恢复全相运行时，应立即断开该断路器，操作后马上汇报值班调度员。A、合上、合上； B、断开、合上；
C、合上、断开；
80.断路器操作过程或设备事故跳闸后造成断路器非全相运行，现场运行值班人员确认后应立即手动 断路器，再汇报值班调度员。A、操作； B合上； C、断开；
81.厂、站与调度机构通讯联系中断时，发电厂应维持通讯联系中断前运行状况。可能保持 不变，有关规定允许自行处理的异常或事故除外。A、电气接线方式、运行方式；B、电气接线方式； C、运行方式；
82.厂、站与调度机构通讯联系中断时，一切已批准但未执行的检修计划及操作应暂停执行。调度指令已下发，正在进行的操作应，待通讯联系恢复后再确认是否继续操作。
A、继续执行； B、暂停； C、取消；
83.一次设备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，需要检修的设备 的状态
A、已停运； B、已隔离； C、已接地
黑龙江电网通信调度管理规定 总则
1.1 为加强黑龙江电网通信系统运行管理工作，规范电网通信调度管理，确保黑龙江电网系统通信网络安全稳定运行，制定本规定。
1.2 本规定确定了黑龙江电网通信调度管理框架，规定了各级通信调度对电网通信网的运行、维护、协调指挥的内容与要求。2 适用范围
2.1 本规定适用于黑龙江电网系统通信网内通信电路/设备的投入、退出、转接、检修测试、故障处理、通信故障统计分析和考核评价的管理。
2.2 省公司各电业局、省调直调电厂均需严格遵守本规定条款。3 引用标准
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
黑龙江电网通信管理规程 黑龙江电网光纤通信运行管理规程 黑龙江电网光缆线路运行维护管理规定 黑龙江电网微波通信运行管理规程 黑龙江电网载波通信运行管理规程 黑龙江电网调度总机运行管理规程 黑龙江电网图像通信运行管理规程 黑龙江电网行政交换机运行管理规程 黑龙江电网通信电源运行管理规程 黑龙江电网通信检修管理规定
黑龙江电网系统通信春（秋）季安全检查管理规定 4 通信调度管理
4.1 黑龙江电网通信调度的上级业务领导部门为国网电力信息通信公司通信调度(简称国通调)和东北
黑龙江电网通信调度管理规定
电力通信调度(简称网通调)。
4.2 黑龙江电网通信调度工作实行统一调度、分级管理、逐级审批的管理原则。
4.3 黑龙江电网通信调度管理分两级:省公司电网通信调度（以下简称省通调）和各地区电网通信调度（以下简称地区通调）。省公司调度通信中心负责省网通信调度业务的归口管理，省通调设在电通公司，各电业局是所辖范围通信调度工作的归口管理单位，地区通调设在各电业局通信工区。
4.4 凡接入黑龙江电力通信网的所有通信传输、接入、交换、图象等系统和通信线路、通信站动力及环境设施，以及承载各类通信业务的通信电路、光路均列入通信调度管辖范围。各电业局必须建立相应的通信调度机制。
4.5在电网设备运行、检修、基建和改造等工作中，当影响电网通信业务正常运行时，其相关工作应按通信调度分类纳入本规定管理范围。电网通信调度机构设置及职责
5.1 黑龙江电网通信调度管理分两级:省公司电网通信调度（以下简称省通调）和各地区电网通信调度（以下简称地区通调）。省通调设在电通公司，地区通调设在各电业局通信工区。5.2 省通调职责
5.2.1 接受电力调度通信中心的专业领导，负责省公司调管通信电路/设备的运行管理工作，指挥、协调省公司调管的通信电路/设备的日常运行维护、故障处理。
5.2.2 接受上级通信调度的调度指令，指挥、协调上级通信调度调管省公司所辖通信电路/设备的运行维护、故障处理等工作；
5.2.3 协助电力调度通信中心编制省网通信网的运行方式，并组织有关单位实施；
5.2.4 接受、审核地区通信调度关于省公司调管的通信电路/设备检修申请，报经电力调度通信中心同意后组织、监督实施；
5.2.5 受理通信通道需求申请，编制通信通道实施方案报经电力调度通信中心审批后，组织、协调相关单位实施；
5.2.6 组织对所辖通信运行电路/设备的投用、退出及迂回转接的方案编制，报经电力调度通信中心审批后，组织、监督相关单位实施；
5.2.7 根据省网通信运行需要，有权调用地区通信调度所属通信电路，以满足省公司电力生产指挥的需要；
5.2.8 依据电网一次系统检修计划，组织编制省网通信电路/设备的检修、测试计划，报经电力调度通信中心审批后协调、监督相关单位实施；
黑龙江电网通信调度管理规定
5.2.9 参与对所辖通信运行电路/设备、通信资源的统计、分析工作； 5.2.10 负责通信网络信息、所辖通信资源资料存档。5.3 地区通信调度职责
5.3.1 负责本地区调管通信电路/设备的运行管理工作，指挥、协调本地区调管的通信电路/设备的日常运行维护、故障处理。
5.3.2 接受省通信调度的调度指令，指挥、协调省通信调度调管本地区所辖通信电路/设备的运行维护、故障处理等工作；
5.3.3 编制本地区通信网的运行方式，报经省公司审批后组织实施；
5.3.4 参与编制省网通信网的运行方式，并严格按照批准的运行方式进行实施； 5.3.5 编制、提报所辖通信电路/设备检修申请，经省公司批准后严格按照批复时间和要求实施； 5.3.6 受理本区域相关单位通信通道需求申请，编制通信通道实施方案，按本规定要求履行审批程序并实施；
5.3.7 组织编制本地区通信运行电路/设备的投用、退出及迂回转接方案，按本规定要求履行审批程序并实施；
5.3.8 根据省网通信运行需要，有权调用地区通调所属通信电路，以满足电力生产指挥的需要； 5.3.9 依据电网一次系统检修计划，组织编制省网通信电路/设备的检修、测试计划，报经电力调度通信中心审批后协调、监督相关单位实施；
5.3.10 参与对所辖通信运行电路/设备、通信资源的统计、分析工作； 5.3.11 负责调管通信网络信息、所辖通信资源资料存档。通信调度运行管理
6.1 省公司、各电业局必须建立相应的通信调度机制，省、地区两级通信调度必须严格执行24小时值班制度。
6.2 通信调度员应掌握所辖通信网、通信系统和通信电路的运行情况，通过网管、通信监控系统监视主干通信电路、设备的运行质量，受理通信业务故障。当所辖通信网、通信系统和通信电路、设备发生故障时，应尽快查明故障原因，及时组织有关部门进行故障处理，并根据故障处理情况做好通信运行电路的迂回转接工作。
6.3 各级通信调度，必须服从上级通信调度指挥，严格执行上级通信调度指令，指挥、协调本级调度所辖范围内的通信电路、设备的运行、操作、维护及故障处理。
6.4 通信调度应认真规范地填写各类运行值班记录、报表，完成通信电路、设备的停役申请、投入/退
黑龙江电网通信调度管理规定
出申请的受理、审核、批转、下达（执行）工作。
6.5 通信调度员应由具有较高通信专业技术素质、管理协调能力和职业道德的通信专业人员担任，调度员必须经过培训、考核并取得相关资格证书后方可正式上岗，省公司电力电力调度通信中心负责组织相关的培训和考核工作。
6.6 各级通信调度每天必须在规定的时间段内（15：00—16：00），依据值班日志扼要向上一级通信调度汇报所辖范围内通信系统前24小时的运行情况。
6.7 下级通信调度遇下列情况时应及时向上级通信调度汇报：
1)
重要厂站（含500kV变电所、直调电厂）电力调度、自动化实时信息通道全阻； 2)
继电保护、安全稳控装置、调度自动化等重要电力信息传输通道中断； 3)
影响通信主干电路正常运行的局部通信阻断；
4)
人为误操作或其它重大事故造成通信主干、重要电路中断；
5)遇有火灾、地震、雷击、台风等不可抗拒原因严重影响通信主干电路正常运行的重大自然灾害；
6)
重要厂站（含500kV变电所、直调电厂）、地区通信中心交流失电，仅靠通信蓄电池组维持供电。
6.8 各级通信调度遇重大问题时应及时向所在单位通信主管领导汇报。6.9 通信调度指令
1)通信调度指令是当值通信调度员下达的涉及通信调度管理、通信系统运行的口头、书面的任务。2)通信调度员发布的调度指令，下级通信调度员、检修维护人员、厂(站)通信值班员必须立即执行。如受令人在接到上级通信调度员发布的调度指令或在执行调度指令过程中，对调度指令有异议，有责任和权利立即向发令通信调度员报告，由发令通信调度员决定该指令的执行或撤消。当发令通信调度员重复该指令时，受令人必须执行。
3)
通信调度员发布口头调度指令时必须使用录音电话，发令者与受令者必须及时在值班日记上作详细的记录。各级通信调度员在发布或接受调度指令时应使用规范术语，互报姓名、所在单位，并严格按照发令、复诵、记录的程序执行。
4)
如有不执行或拖延执行上级通信调度指令者，一切后果均由受令人和不接令的决策者负责。对于无故拒绝执行通信调度指令的行为将按照省公司有关规定严肃处理。
5)对于各级通信调度管辖范围内的通信运行电路、设备，未经通信调度员的指令，各有关单位、部门不得擅自进行操作或改变通信运行方式。
6)通信调度员接受新的调度工作，若涉及其它通信调度管辖范围时，必须与所涉及的通信调度
黑龙江电网通信调度管理规定
联系并办理相关手续，经对方同意后方可开展工作。
6.10 缺陷管理及故障抢修
1)当通信系统发生故障及紧急缺陷时，应首先启用并通知用户使用备用电路。若涉及上级通信调度调管的电路，本级通信调度应及时向上级通信调度报告；无法及时恢复时，应采取临时迂回、转接等应急措施。
2)在通信电路、设备的消缺检修过程中应遵循先抢通，后修复的原则，抢通顺序应按照《黑龙江电网通信检修管理规定》有关要求执行。
3)通信调度员是调度管辖范围内通信电路、设备的紧急缺陷及故障抢修的发令人和故障恢复的确认人。
4)重要通信用户(继电保护、安全稳控装置、调度、自动化等用户)发现电路紧急缺陷及故障，应立即向本级通信调度报告。
5)缺陷(消缺)处理。通信电路、设备发生紧急缺陷及故障时，通信调度应首先通过通信监控、通信网管等技术手段判断或界定，在初步判断及处理后，应及时将消缺（抢修）通知单送下发检修单位，并按缺陷管理流程流转。
6)通信电路、设备缺陷处理完成后的结果，需要得到责任通信调度的确认。并由通信检修机构完整填写消缺（抢修）通知单中的缺陷原因及处理过程回交通信调度，实行闭环管理。7)通信电路、设备在消缺（抢修）中的所有临时应急措施在消缺后要及时复原。对检修单位提出需要保留的临时应急措施，通信调度应给予明确指令。如需要转为正常方式的，应补充办理通信电路安排审批程序。
8)
当值通信调度员在紧急缺陷及故障处理期间，可根据需要召集有关通信专业技术人员共同商讨判断故障处理中的有关问题。通信调度指挥权的授权、委托、收回。
7.1 在通信正常检修、通信紧急缺陷和故障处理、通信跨级和跨网检修等期间，上级通信调度员可以将所属指挥权的全部或部分授权给发起工作的一方或者具备重要路由资源、网管、作业面大一方的通信调度员，承担现场的检修指挥权；
7.2 在通信正常检修、通信紧急缺陷和故障处理、通信跨级和跨网检修等期间，当值通信调度员可以将所属指挥权委托给同级检修机构在局端中心站或具备重要路由资源、网管、作业面大的重要站点的通信检修人员。
7.3 通信调度员应当对授权或委托后的检修工作进行监督，随时了解、掌握检修现场的工作情况。7.4 在完成相应授权或委托的工作内容后，通信调度员应及时将调度指挥权收回，也可以视实际检修情
黑龙江电网通信调度管理规定
况中途收回指挥权。被授权或被委托的机构、人员，在完成相应授权或委托的工作内容后，也应立即将指挥权交回授权或委托的通信调度。
7.5 在实际检修过程中，因为各种原因造成被授权方或被委托方要求交还指挥权时，通信调度员在核实现场检修状态或工作计划执行情况后，必须收回指挥权。
7.6 若在授权或委托的过程中，造成生产检修任务的扩大或者引起事实上的运行电路、设备受损，其事件的定性与授权或委托的收回行为无关。
7.7 调度指挥权的授权、委托与收回等指令应以同步录音方式下达。通信调度员在下达在通信调度指挥权的授权、委托与收回等指令前，应通过录音电话明确告知相关的受调下级通信调度机构（员）或检修人员。通信设备、电路停役管理
8.1对于通信运行设备、电路改变当前运行方式的工作需办理停役申请，通信设备、电路停役工作纳入电网通信检修管理，停役计划申报、停役申请及批复、停役开竣工、停役延时等按照《黑龙江电网通信检修管理规定》执行。
8.2停役申请统一由通信调度当值受理，各级通信调度根据权限按照《黑龙江电网通信检修管理规定》执行审批流转程序。
8.3原则上停役申请由通信电路、设备检修单位向通信调度申请，当通信停役工作涉及多个单位，由上级通信调度负责协调并明确停役申请单位，在提交的停役申请中应注明需要配合的单位。8.4各单位应严格按照《黑龙江电网通信检修管理规定》要求的时间提出通信停役申请。原则上审核和审批单位对违反时间规定的通信停役申请不予受理。9 通信设备、电路的接入/退出管理
通信调度受理通信设备、电路的接入/退出申请，并根据用户需求、通信网络实际情况编制设备、电路的接入/退出方案履行审批程序，对批复的方案以书面（或电子文档流转）下达至各受令机构（人员），组织、协调相关单位实施接入/退出方案。对已接入的通信运行电路需要更改接入方式，也应按上述要求执行。10 附则
运行方式是电网调度的总方案, 是电网调度运行的基础。科学的运行方式, 是保证电网安全、稳定、经济运行的必要条件。
1.1 理念或策略
(1) 正常方式:总结规律, 紧随节气安排。 (2) 计划方式:未雨绸缪, 事前主动调整。 (3) 非计划方式:亡羊补牢, 事后及时管控。
1.2 专业管理的范围和目标
(1) 范围:10k V~110k V电网运行方式;
(2) 目标:弥补电网方式管理的薄弱环节, 减少系统运行风险。
1.3 专业管理的指标体系及目标值
年度、夏季、冬季方式切换时间误差:1周内。
(1) 计划风险, 目标值:0。
(2) 非计划风险, 目标值:72小时后0。
(3) 一般方式单执行时间, 目标值:48小时内。
(4) 非计划方式持续时间, 目标值:72小时内。
(5) 非计划方式会审时间, 目标值:48小时内。具备恢复条件的非正常方式恢复时间, 目标值:24小时内。
2 电力系统安全运行方式的系统模块
图1是电力系统安全运行方式的总体框架图, 后文将分别对每个系统模块进行介绍。
2.1 正常方式
由于地区调度不涉及发电调度, 故正常方式相对稳定, 年度、夏季和冬季三个版本足以满足需求。年度方式是基础, 夏季和冬季方式则在年度方式基础上根据网络及负荷特点进行修正。正常方式一般包括编制、审查、发布、执行四个环节。
年度、夏季和冬季三版正常方式分别针对不同季节的负荷水平及特点而制定, 其中年度方式是基础, 它与夏季和冬季方式的区别主要在考虑制冷负荷和供暖负荷上。目前三版正常方式之间的执行时间界限比较模糊, 为此借鉴24节气, 总结了负荷变化与节气之间的规律, 使年度、夏季、冬季方式的切换时间得以明确。24节气原本用于指导农业生产, 但由此却影响着我们的日常活动, 而这些活动又直接影响着用电, 所以我们猜想它是否在负荷变化上也会体现出一定的规律。每年负荷变化一般在最大负荷的55%~100%区间内波动, 这里我们取最大负荷80%作为方式切换的指标, 寻找切换的节气规律。经过几年负荷曲线的对比, 总结其规律如下:每年年初经历的小寒和大寒是冬季供暖负荷高峰, 执行上年冬季方式;之后负荷开始下降, 这时可切换执行年度方式, 直到6月芒种, 电网负荷水平一直在80%以下;夏至开始, 天气逐渐炎热, 负荷增长, 到处暑后结束, 期间适于执行夏季方式;然后从白露开始负荷再次降至80%以下, 切换回年度方式, 并延续到霜降;立冬后, 气温逐渐寒冷, 供暖负荷起来, 这时切换到冬季方式, 并延续至次年年初。这样, 以立春、夏至、白露、立冬为节点的年度方式切换规律就总结出来, 详见表1。经比较, 此规律的误差时间在一周之内。
2.2 非正常方式
非正常方式分为计划和非计划两类, 全称应分别为“计划非正常方式”和“非计划非正常方式”, 后文分别简称为“计划方式”和“非计划方式”。根据多年经验, 非正常方式的重点在于事前主动调整, 事后及时管控, 分别应用于计划和非计划方式。
(1) 计划方式一般用于短期内正常方式无法满足的情况, 事先根据当前情况制定满足临时需要所安排的方式, 包括根据检修计划、负荷预测等意料之内的情况主动调整的方式。由于不属于正常方式, 其运行风险增大, 但由于事先谋划, 故不但可通过分析知其风险, 而且还可针对风险制定预防措施:首先要求通过技术手段安排出最优的计划方式, 同时分析清楚在此方式下还存在哪些风险, 以及发生紧急情况后的应对措施。这是方式管理中的难点。
(2) 非计划方式一般指在运行中出现的意外情况, 由当值调控员临时调整的运行方式。由于此类方式既不属于正常方式, 同时还在计划之外, 故其风险相对最大, 是电网方式管理的重点。而且由于非计划方式往往只在调控运行日志中记录或消除, 很容易成为电网方式管理中的盲区。
由于故障等意外情况的不可控, 非计划方式通常无法完全避免, 但是发生非计划方式后, 却可以通过技术和管理手段来对其风险进行管控, 将计划外的方式在有限的时间内纳入计划内管理, 以降低运行风险。但这里并不是将所有电网出现的非计划方式不加筛选地纳入管控, 这样做既不切实际, 也没有必要。因为如果持续时间不长, 其风险在大多数情况下是可以接受的。
目前的做法是对超72小时尚未恢复的非计划方式转入专业会审, 从设备传输容量、供电可靠性、重要用户、保护配合等方面进行分析校验, 查看此方式是否满足运行要求, 是否还有更优的方案, 还存在哪些风险及其应对措施。选择72小时作为非计划方式纳入管控的原因是, 对于大多数故障、缺陷情况, 尤其是电缆故障, 一般处理过程不会超过72小时, 如果在此时间之内能够恢复, 则对电网的影响不大;而如果72小时内仍无法恢复正常, 则大部分都会变成长期非正常方式, 所以有必要对这些情况进行再评估。如果存在无法回避的风险, 应发布风险预警, 必要时还应采取安排保电等措施。专业会审的时间不应超过48小时。
2012年, 计划和非计划方式均纳入标准化系统中, 实现了电子流程运转, 提高了效率。计划方式通过下达方式变更单的方式来管理, 非计划方式则在超72小时后, 由系统自动触发建立管控流程, 完全不需调控员再人工干预。
(3) 以上是非正常方式的编审管理, 此外, 还要加强其恢复管理。在满足条件后, 应及时将电网恢复为正常方式。例如停电检修工作结束后、故障缺陷处理完毕后、负荷恢复正常后等, 都应及时将方式恢复正常。
计划方式的恢复:停电检修等有明确起始和终了节点的计划方式, 恢复由当值调控员执行;对于负荷波动等无法明确起始和终了节点的计划方式的恢复, 恢复工作由当值调控员根据运行情况发起, 通知方式计划组具备恢复条件, 方式计划组确认无误后编制方式单, 最后由调控员执行。
非计划方式的恢复:72小时之内由调控员自行恢复, 超72小时后则与计划方式恢复管理相同。
3 结束语
现有《运行方式管理办法》内容主要以年度运行方式为主, 并未涵盖计划和非计划方式的管理内容。通过本文所述的电网运行方式的管理体系, 将事前主动调整和事后及时管控结合, 加强了非正常方式管理, 为电网的安全稳定运行提供了保障。
摘要：运行方式是电网调度的总方案, 是电网调度运行的基础。科学的运行方式, 是保证电网安全、稳定、经济运行的必要条件。本文在多年经验积累下, 提出了一套电网运行方式的管理体系, 将正常方式分为年度、夏季、冬季三版滚动执行, 非正常方式分为计划和非计划两类管理。通过总结24节气与负荷波动的规律来确定年度、夏季与冬季三版正常方式之间的切换时间, 通过事前主动调整和事后及时管控两种模式管理计划和非计划两类非正常方式, 形成闭环体系, 弥补了电网方式管理的薄弱环节, 减少了系统运行风险。
摘要：本文主要介绍了电力调度运行的规律和事故特点。对电网安全运行加以科学地管理，建立与完善有效的事故防范体系，提升对电网事故的调控能力，更好地应对电网安全风险。
关键词：电力调度；安全运行；管理体系；措施
随着我国电网事故越来越呈现出影响范围大、发展速度快、后果日益严重的趋势，从而产生巨大的政治、经济、社会影响。目前，面临着电力供应严重短缺、跨区大电网稳定矛盾突出、区域电力市场运营的新形势。再加上近年来国内外相继出现的一系列电网大停电事故。电网安全已被上升到国家安全、社会稳定的战略高度.引起各方面的高度关注。因此，电网企业都纷纷将其电网安全风险管理能力作为其立身之本、价值创造和赢得未来竞争的核心竞争力。
一、现代电网事故的特点。
为了有针对性地建立电网安全风险的调度应对体系.首先必须深入了解和把握现代电网事故的特点及新的发展趋势.根据近年来对国内外典型电网事故的汇总分析。
1、电网安全风险的调度应对体系。
为了有效地开展电网安全风险管理.调度机构作为电网安全生产的最重要环节，必须建立起一套切实有效、严密闭环的风险应对体系.并以电网安全风险管理信息系统为平台，实现从电网安全管理3大体系～风险识别一风险评估与管理一提升风险防范能力一风险实时调控一风险管理能力持续改进的全过程闭环管理，不断提升调度系统对电网安全风险的调控能力，以最大限度地规避风险、最快速度地平息事故、最大可能地减少损失。
2、电网安全管理体系。
-个严密、完善的电网安全管理体系是确保电网安全常态化管理、高效执行的前提和有力保障。具体而言.应抓好3方面建设：①构建电网安全管理的组织体系、执行体系和监督体系：②建立明确的安全生产责任制、强化电网安全生产的全员、全面、全过程管理；③规范电网安全管理的工作流程。
3、电网安全风险识别。
风险识别是电网安全风险管理的起点和重要环节。通常可以多视角地对电网安全风险进行识别。从电力体制改革、自然灾害、外力破坏、人为事故等因素识别电网外部安全风险：也可通过对输电网安全性评价及调度系统安全性评价来识别电网内部自身固有隐藏的风险。
4、电网安全风险评估及调度调控策略。
在电网安全风险识别出来后.下一步应对相关风险进行量化评估.并制定相应的调度调控策略。
4.1 风险评估
在这一阶段.将重点通过定性的统计分析和定量的仿真计算.确定电网安全风险发生的可能性、严重性，评估对电网风险的可预见性、可控性以及承受能力，并在此基础上对上述风险进行多维度的排序.绘制相应的风险管理图.以确定各阶段电网安全风险管理的重点与轻重缓急。
4.2 电网安全风险的调度调控策略
（1）滚动修订电网事故处理预案从年度层面.应针对电网结构的发展变化，及时滚动调整年度电网事故处理预案和年度电网迎峰度夏预案，并滚动修订电网黑启动方案。从短期层面.应制定日前电网方式事故处理预案及调度台实时运行反事故预想。或根据需要制定特殊时期或特殊方式下电网保电预案。
（2）制定并实施电网整改反措计划在日常运行中应及时根据电网事故统计分析、电网潜在风險和自身薄弱环节.制定有针对性的电网反措计划，在规定时间落实整改.并完善相关规章制度。
（3）反省电网规划和系统3道防线建设
① 超前介入电网中长期发展规划，提出建设性意见，不断消除电网结构性隐患；②滚动规划与实施电网3道防线建设，避免极端事故情况下电网稳定破坏和大面积停电。
5、风险防范能力设计与实施。
为了更好地开展安全风险管理，提升风险调控水平，必须对自身风险管理能力进行评估。并在此基础上设计与实施新的、必要的风险防范能力和技术支持系统，从而实现系统地训州、分析、度量、管理和监控电网安全风险。
5.1电网安全风险量化评估分析能力
为了科学地对电网安全风险进行定量分析评估，应逐步使用先进的电网安全风险量化评估工具改进风险管理的模型，建立和完善电网事故统计分析数据库，以不断提高对风险的量化评估分析能力。应根据风险管理目标的要求决定风险量化的方法、假设、精度.而不一定每类风险都进行详细、复杂的量化。
5.2 电网仿真计算分析能力
（1）电网离线与在线计算仿真软件针对近年来出现的大区联网动态稳定突出、局部地区电网稳定矛盾突出等新情况，调度部门一方面应根据电网发展需要，适时更新电网离线综合仿真计算软件，扩充电网动态稳定、电压稳定等计算功能.完善模型参数，解决电网过渡时期出现的新问题：另一方面根据电网实时调度调控和电网集约化运行的需要，逐步推广与运用电力系统在线计算仿真工具，满足电网在线智能决策调度的需要。
二、提高电力系统电网仿真计算的精确度和可信度。
1、培训仿真与演习能力。
注重调度员日常培训与系统反事故演习是提高电网安全风险防范能力.加速电网事故处理的重要方面。
（1）电网调度员培-01l仿真系统（DTS）功能完善实用。并在此基础上实施针对性地电网调度培训I。
（2）系统反事故演习常态化和特殊事件（迎峰度夏、重大节假日和特殊保电时期等）反事故演习相结合.不断提高调度实战演习能力。
（3）定期实施厂站黑启动试验.确保黑启动电源的安全可靠。
2、能量管理系统（EMS）及电网在线智能化监控技术支持系统建设
为增强电网安全风险调控能力.必须逐步实现离线型、经验型调度向在线化、智能化调度的转变。这一点。在美加大停电事故的体现尤为突出。为此.调度部门必须切实加强技术支持系统的建设：① 根据电网安全形势变化和生产实际需要逐步完善EMS系统高级应用软件功能（电网N一1静态安全分析、电网在线稳定裕度分析、超短期负荷预测及发电计划自动安全校核等）：同时.尽快完善EMS系统的实时安全校核、设备越限提示、事故预警、事故推画面、事故反演等功能以及EMS系统中基于GPS技术的数据自动采集和分析功能。②推广实施系统广域实时监测和稳定预决策系统、自动电压控制系统以及继电保护管理信息系统等。不断提升电网的在线调度监控能力。
2、建立和完善电网事故应急处理机制。
（1）研究防止电网大面积停电、稳定破坏事故的措施。研究电网重大事故危机管理策略。
（2）探索研究备用调度体系的建设.进一步完善电网调度应急处理机制。
3、调度实时风险调控
从严格意义上讲.电网安全风险的调度实时调控应覆盖电网运行安全实时预警、调度事故处理与恢复、信息沟通和披露的全过程。
4、电网运行安全实时预警
通过调度员事故预想、EMS系统越限提示和在线稳定监测系统等实时预警。可以使调度运行值班人员及时了解电网运行薄弱环节.提前采取针对性的、有效的措施及时将事故隐患消灭在萌芽中或将系统恢复到一定的安全裕度内.从而有效避免电网事故的发生。
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