电网调度管理一体化

电网调度管理一体化（精选12篇）

电网调度管理一体化 第1篇

关键词：电网调度监控,一体化,供电质量

电网调度监控一体化技术不仅能够提高电网的运行效率, 应用了电网调度监控一体化后电网调度过程中的安全事故也有明显减少, 为电网行业的稳定、长远发展打造良好基础。因此, 我国大力研究电网调度监管一体化技术, 并取得了一定成果。

1 电网调度监控一体化设计问题

电网调度监控一体化设计涉及到的专业知识与内容颇多, 专业设计人员在设计中应该注意以下几点问题:

1.1 电网调度监控一体化的安全性

电力行业一直属于较危险行业, 一旦生产运行中出现安全事故将会为企业或个人带来严重损失。因此, 电网调度监控一体化的设计首先应该考虑其安全性。保证电网运行的安全环境, 才能提供高质量的电量。并且在设计时需要注意成本开销, 把握设计的经济性[1]。

1.2 电网调度监控一体化的目的性

电网调度监控一体化的设计需要以提高电网运行质量和安全、稳定的电力资源为目标。因此, 在设计电网调度监控一体化时需要选择科学、合理的信息技术, 保证电网的正常运行, 并运用一定的技术支持提高电网调度的效率。

1.3 电网调度监控一体化的系统性

电网调度监控一体化的设计将会对原有工作流程和生产带来一定影响。因此, 在设计之前, 需要根据原有管理模式及调度流程, 充分了解电网生产的具体情况, 保证设计的科学性、系统性[2]。

2 电网调度监控一体化的实施

电网调度监控一体化所涉及到的范围非常广, 包括人员调动、职责划分、工作流程等多方面, 任何一个环节出现错误都将会为电网运行造成不利, 因此, 在实施过程中还需要注意以下几点: (1) 纵观全局, 将现有管理方法即及生产模式合理规划, 针对问题采取相应的措施, 避免风险产生。 (2) 实施过程中会出现一些相关困难, 可以根据具体情况分析, 根据相应的难度配置对应的技术人员, 制定合理的分工制度, 保证电网调度监控一体化实施的质量和效率。 (3) 电网调度监控一体化的综合性较强, 涉及到的部门较多, 因此, 为保证实施效率, 各部门之间做好协调工作, 发挥各部门不同的优势[3]。

3 电网调度监控一体化的管理

在实施了电网调度监控一体化后, 可以明显提高电网调度效率, 但也因此出现一些管理上的问题, 概括起来应该分为三类: (1) 设备陈旧。电网调度监控一体化的实施需要先进设备的支撑, 不过部分电网企业由于资金有限, 设备更新不及时, 甚至仍然会使用陈旧淘汰的设备, 这对电网调度监控一体化的管理带来了一定的阻碍。 (2) 实施效果不佳。由于实施了电网调度监控一体化的效益在短时间内不会体现, 致使企业对一体化的实施失去了兴趣, 容易导致企业领导暂停实施政策, 使一体化实施效果不佳。 (3) 规模庞大、结构复杂。由于变电所的分布较为广泛, 负荷也比较分散, 对于一些数据的传输十分不利。并且专业人才对于电网调度监控一体化的管理水平有限, 导致一体化管理工作无法全面展开[4]。

4 针对电网调度监控一体化管理问题的对策

4.1 合理更新供电设备

结合变电所设备情况, 加大设备投资, 及时淘汰陈旧或无法满足电网调度监控一体化的设备, 技术人员需要及时、认真的检查变电所的电力设备, 若有损坏及时维修。保证设备安全就是保证了电网调度监督管理一体化的安全。

4.2 重视电网调度监控一体化的重要性

电网调度监控一体化虽然在短时间内体现不出明显利益, 但提高一体化的管理水平, 促进实施情况, 便能够为电网管理提升效率, 从而提升供电质量, 是能够帮助电网可持续发展的重要方法。因此, 电网企业管理人员应该全局考虑, 以长远发展来看, 积极推进电网调度监控一体化是电网企业发展的重要途径[5]。

4.3 引进、培养高素质技术人才

大力引进和培养高素质技术人才, 从而保证电网调度监控一体化的日常运行及质量维护。为了电网的稳定, 加大对人才的培训力度。例如, 可以通过定期的培训来提高工作人员的专业性。条件允许的电网企业, 可派人到外地考察, 结合本地电网企业的发展情况, 扎实、稳定的发展电网调度监控一体化的实施。另外, 可以面向社会聘请经验丰富的管理人才, 切实的提高电网调度监控一体化的管理水平。

结论:综上所述, 电网调度监控一体化能够保障电网运行的效率与质量, 对提高电网管理水平也具有一定的作用。因此, 国家电力部门大力研究电网调度监控一体化技术, 并取得一定的成果, 在此之上, 又对电网调度监控一体化的管理问题进行了分析, 提出问题的解决措施, 为加强我国电力行业的发展做出巨大贡献。

参考文献

[1]胡曦.基于WEB的变电站调控一体化系统的设计与实现[D].电子科技大学, 2013.

[2]殷自力, 陈杰.福建电网“调控一体化”运行管理模式的研究与实现[A].华东六省一市电机工程 (电力) 学会.第十九届输配电研讨会论文集[C].华东六省一市电机工程 (电力) 学会, 2011:5.

[3]王绍敏.东营地区一体化智能电网调度管理系统方案设计与实现[D].电子科技大学, 2012.

[4]刘克权.基于服务视角的S省智能电网调度控制系统设计研究[D].兰州大学, 2011.

电网调度管理一体化 第2篇

研究应用

技 术 协 议 书

2011年6月 甲方：朔州供电分公司

乙方：山西振中电力软件有限公司

一、项目名称：市县一体化电网调度管理系统研究应用

二、系统功能要求

1、调度员交接班管理

交接班是调度系统连接作业中重要的环节之一，交接班管理对于电网安全运行有着重要的意义。 交接班：

交班调度员在交班前详细检查本值工作完成情况，并提出下班应处理的各项工作和注意事项；  更换值班人

在日常工作中，经常会出现某个班的值班人员中途有事，需要由别人来顶替值班。对应于这一情况，可通过交接班模块中的更换值班人功能完成相应处理。人员变动,保存此人有的相关信息  值班记录管理：

值班记录即交接班报告，指调度员值班时对机炉信息、系统信息、限电情况、交接班注意事项、运行记事、重大记事等电子记录，并且只有当值调度员才能对本班记录进行修改。

录入重大记事时可以提供智能短语录入功能。 值班记录综合查询

系统读取当前日期的报告书记录放于列表中显示，也可以指定一个时间段，将这段时间的记录取出，提供关键字查询。

2、两票管理  申请票管理

在申请票列表中本地申请票同远程申请票均列入列表，可以通过选择按申请时间、申请工作时间、到期时间、批准工作时间进行选择。同时可以将申请票按单位排序。

可以将申请票列表中的申请票直接转化为相应的操作票（逐项票、综合票、新设备启动）。

申请票的批复由计划人员、方式人员、调度人员、保护人员、领导人员共同完成。但只有领导人员才能对申请票作批准与不批准标记，并对此负责。各批复人员在申请票相应的批复意见栏内录入批复意见，点击同意或不同意进行批复。

申请票延期由计划人员或领导人员进行批复。进入延期界面，选择要进行批复的延期内容，在审批意见中录入意见后点击批准延期或不批准延期进行批复。

申请票下达：批复后的申请票将由各申请单位自行取回。地调看到接受的人有信息。对于还需进行补充下达的申请票。选中要下达的申请票后点击申请票下达，进入申请票下达界面。在申请票下达界面中录入下达的地区、单位、被通知人后，点击增加，在所有应通知单位均通知后退出。申请票增加类型，计划（从月计划生成）、非计划（月计划中没有）删除一张申请票后，其他的票号需要连续 工作票和操作票的打印  综合票管理

一般用于记录仅涉及一个单位且不需要其它单位协同的操作。只有当值调度员用户和系统管理员可以进行综合票的操作，其余用户只能浏览，无权做任何的状态改动。综合票管理界面可以直接显示操作票的票号、操作票状态、操作票批复状态、操作任务、各项操作记录。 逐项票管理

一般用于涉及两个及以上单位的操作或必须在前一项操作完成并经调度许可后才能进行下一项的操作。操作内容分为操作

一、操作二两部分，分别对应限电操作和送电操作。只有当值调度员用户和系统管理员可以进行逐项票的操作，其余用户只能浏览，无权做任何的状态改动。逐项票管理界面显示操作票的票号、操作票状态、操作票批复状态、操作任务、下令人、监护人、指定设备以及各项操作记录。 远程票管理

本系统实现地调向中调进行远程报票。即实现临时停电申请和工作票远程办理、检修申请远程传输及操作票微机记录、电网运行信息统一数据库管理等功能。发送工作应提前提前一天，并于中午12:00前将生成的远程票传送至中调。由中调各专责及领导人员对申请票进行批复，并在领导签署意见后，地调端将已批复申请票及批复意见取回。

3、统一停电检修月计划

在这里指需要向地调报送的月计划，包括以下功能： 月计划的录入、修改、删除功能； 月计划的发送与接收功能； 月计划的查看功能。

月计划的统计（按周、月、季、年）统计月计划的四率:检修计划完成率、检修计划执行率、检修计划的临修率、检修计划的延期率

4、日报、周报、月报功能。实现报表功能的自动生成。

5、实现历史数据的导入，实现现有系统的功能。

6、短信发送功能。短息需要和日志进行联系

7、临时计划管理

临时计划上报

临时计划批复

临时计划执行

临时计划统计

8、县调和设备申请单位连接地调远程票管理。

9、县调增加 交接班、报告书、申请票和操作票等模块

10、使用客户有分级浏览功能

11、基础数据管理

系统提供使用单位参数、单位大类名称、单位名称、职工信息、设备状态代码、原因代码、产权单位代码等数据录入功能。A．地区代码：添加、修改、删除地区代码；

B.单位代码：添加、修改、删除各地区所包含单位代码，定义单位类型； C.职工代码：添加、修改、删除各单位职工代码，标记供职与否； D．设备状态代码：选择设备类型，添加、修改、删除该类型设备的状态，标记该状态是否停用；

E．原因代码：选择设备类型，添加、修改、删除该类型设备的停运原因； F．产权单位代码：添加、修改、删除机、炉的产权单位； G．电压等级代码：添加、修改、删除电压等级代码；

12、设备信息管理

用于定义各种类型设备的名称、所属地区、所属单位、参数、拼音代码、初始状态、初始原因、是否可用等条件，设备编号自动生成；定义设备之间的关联关系，根据设备关联关系定义设备联动关系。

发电机：定义设备名称、所属地区、所属单位、容量、产权单位、是否新机、是否统调、拼音代码、初始状态、初始原因、是否可用。

炉：定义设备名称、所属地区、所属单位、蒸发量、产权单位、、拼音代码、初始状态、初始原因、是否可用。

变压器：定义设备名称、所属地区、所属单位、容量、拼音代码、初始状态、初始原因、是否可用。

线路：定义设备名称、所属地区、长度、线径、CT、阻波器、拼音代码、电压等级、初始状态、初始原因、是否可用。

母线：定义设备名称、所属地区、所属单位、电压等级、拼音代码、初始状态、初始原因、是否可用。

保护：定义保护名称、保护类型，是否可用。

开关：定义设备名称、所属地区、所属单位、电压等级、开关类型、拼音代码、初始状态、初始原因、是否可用。开关类型的定义原则为，若一个 开关既属于发电机开关又属于主变开关则定义为主变开关，若一个开关既属于主变开关又属于线路开关则定义为线路开关，若一个开关既属于发电机开关又属于主变开关还同时属于线路开关则定义为线路开关。设备增加类型 CT、PT

13、智能短语

智能短语是指通过简单的界面操作变更设备的状态（包括原因），并生成记录设备状态变化的规范的文字记录信息。

智能短语可用于报告书录入，形成报程记录；在操作票的方式变更中，用智能短语来生成报告书中的“变更”记录。由智能短语形成的记录，在报告书的设备状态变更栏中形成相应的设备状态变更信息。智能短语也可用于人工提票中工作内容的输入与修改，形成与设备关联的文字信息。智能短语的用户权限：当值调度员、系统管理员可用；对于其余用户则屏蔽。

至少要提供机炉、变压器、线路、母线、保护、开关的设备智能短语录入功能

14、业务统计功能  工作量考核

按月统计每位调度员处理的综合票、逐项票、临时票的操作条数，并进行合计。统计规则为：该值任一位调度员发生任一类型的一项操作，为该值每一位调度员计一项操作记录。 调度员考勤

按月统计每位调度员值班考勤情况，统计担任的岗位及次数，计算值班数 量，计算每班得分情况，计算平均得分。 专责签字情况统计

按月统计各专责（日计划、方式、保护）对非作废申请票的意见签署情况，对于始终未在申请票上签字的专责做出标记，并形成合计。 注册日志

可查询在指定时间之前、之后，在指定时间段内、在全部时间的注册日志。以流水帐及按用户统计两种方式查询。

15、后台维护功能  班次调整

当出现连续两次接班时，当前班次与实际情况已不符，但调度员未能及时发现，已在错误班次内录有内容，通过班次调整功能将错误班次内的记录调整至正确班次，同时清空错误班次记录内容，并将错误班次号删除。规则：记录调整的目的班次记录必须为空。当发生多班次连续交错时，必须从第一个错班次开始往前调整记录。 设备状态调整

通过检查报告书某种类型的记录，结合指定设备在指定时间段内所查询出的设备变更历史，找到设备的不正确状态或原因，对设备状态及原因进行插入、删除、修改，确保设备状态、原因及设备变更历史的正确性。管理员进行的插入、删除、修改，凡经系统管理员插入、删除、修改的记录为不合格记录，形成不合格记录列表，可查询调度员在指定时间段内的不合格记录明细，包括：操作人员、所属时间、班次号、修改前内容、修改后内容、修改方式，并统计每位调度员的不合格记录数、管理员修改记录数。 操作票状态调整

用于改变操作票状态调整。操作票状态分为未联系、已联系、已许可、已结束、已结票。

规则：输入操作票号，显示操作任务，选择由何种状态改变为何种状态，所有操作记录均不更改。但修改操作票状态后，应将计划列表中该票相应的操作票进程更改过来，并将更改后的进程之后有关联系人，联系时间清空。

三、履行期限、地点和方式

期限：6个月

地点：朔州供电分公司 方式：系统正常合格投运。

四、维护

1.负责系统投运之日起一年内免费负责软件版本的更新和维护。2.提供指定相对固定的技术负责人及联络电话：曹永明、王勇 0351-7037635。

3.在用户发现软件故障时，乙方在用户提出维护要求的8个小时内作出响应，24小时内提交故障分析报告和解决方案，3×24小时内故障得到解决。

4.对于用户提出的软件性能提高、功能增加等改进要求，如属于“技术协议书”或“合同”的范畴，乙方在2周内予以解决；如属“技术协议书”或“合同”以外的功能开发，也会提供优惠服务。

五、工作条件和配合事项

1、甲方负责提供实施材料：向乙方提供电网一次主接线图（包含管辖范围内所有变电所一次系统接线，画至10kV母线，包括10kV母联。图中对于开关刀闸组合由甲方决定是只画开关或两者都画。系统图可以分多幅画，只要能够清晰反映电网实际连接情况，并包括与外系统连接关系，尤其外电源点）。

2、乙方负责培训甲方的技术维护人员和运行方式使用人员，培训时间不能少于两个工作日。

六、验收标准和方式：

按技术协议逐项验收。

甲方（签字盖章）：

乙方（签字盖章）：

2011年6月13日

电网调度监控一体化运行管理剖析 第3篇

关键词：电网；调度；运行管理

中图分类号：TM734 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）12-0108-02

电网调度监控管理的一体化具有重要的意义。在进行调控管理中，一方面能发现电网中存在的問题并对其进行解决，使得电网拥有一个安全稳定的运行环境。另一方面，进行一体化管理确保了供电的质量，满足了不同用户对用电的需求。随着我国现代化步伐的不断加快，电网的调度监控也在不断的进步。有关电网的相关的运行管理制度也越来越受重视。

1 电网调度监控一体化

电网调控一体化包含电网的调度和监控两个重要方面。电网调度监控的一体化为不同部门的发挥优势、提升效率和质量起到重要的作用。其包含了三级分布的管理结构，对不同的任务和分布形态，进行不同的管理。在电网调度监控管理中，分为三个基本的环节，分别为生成、运行以及厂站终端。在使用中利用相关的计算机技术，对不同节点进行了链接，为数据的传输提供有利的条件。在通常情况下，例如前置机、调度工作站等都是位于主站节点的主备式设备，在设备中，自动化系统因其具有SCADA的功能，能对全局进行实时分析及监控、处理。在操作中，微机远程终端要对其数据进行初步的处理，通过电力载波和微波的媒介传递实现数据的传送，在传输完毕后，将处理后的数据显示出来。

2 电脑调度一体化的设计与运行分析

电网调度监控一体化主要由系统操作实现。在操作中，由于其涉及较多的内容和理论，因此，在进行电网调度一体化的过程中，要想实现经济和效益的高水平发挥，就要加强在环节设计中的研究。本章以电网调度监控自动化的设计为引入点，对其设计和运行模式进行探讨。

2.1 电网的调度监控一体化研究

在电网调度监控一体化中，设计工作至关重要。直接与后期的电网调度监控一体化的运行稳定性挂钩。因此，在设计前要对其进行具体的综合分析，在分析电网调度监控一体化工作中，要注意以下内容：电网调度监控设计的一体化要在安全性与经济性两方面进行考虑，追求两者之间的最优交点。一方面，电网的调度监控技术、水平与企业的发展息息相关，而企业稳步发展才能使得电网调控的技术经费得以增加；另一方面，要在满足电力系统安全稳定正常运行的基础上，提高企业经济效益。由于电网的特殊性，其安全稳定的运行对不同行业都有着重要的影响，因此，电网的正常运行对社会发展有着重要的作用。在设计中，要注重其设计的科学性以及系统性。要对先进的管理理论进行细致的研究和分析。将理论运用到不同的环节之中，在设计中从整体的角度出发，以实现电网运行的最大化效益为目的，从而完成对电网调度一体化的设计和相关探讨。在电网调度监控设计中，要考虑电网调度一体化对原有的用户产生的影响，在设计中将其影响降至最低点。通过结合实际的电网管理经验，结合各项工作，构建标准化的管理方式，从而为电网实现高效、安全运行做好相应的铺垫。

2.2 电网调度监控一体化的运行模式

电网调度监控一体化的工作难度较大，在运营时，要相关的技术部门加大配合力度。为了电网调度监控一体化能够在运行中得到良好的运作，在实施过程中要注意到以下几点：

运行中要设置合理的框架结构，根据电网的监控一体化的相关情况，明确相关人员的岗位职责，对人员配备情况进行详细的说明；并对业务流程进行规定，明确其检修范围和人员划分的业务界限，从而保证系统能够正常的运行。在进行电网调度监控中，要求相关部门进行紧密的配合，通常要求相关部门提供技术支撑。就变电站设备举例，各相关部门都应根据自身业务职责有计划性对其进行设备巡视、维护、定检、更新换代和改造。调度部门要建立视频监控以及大屏幕系统，同时要完善电网调度监控一体化的各项规章制度。在工作中，要对电网调度监控一体化进行相应的条款约定，从实际出发，以人员管理与日常工作等方面入手，制定严格的制度，从而保证电网调度一体化运行模式在相关制度的约定下有序的进行。

3 电网调度监控一体化的对策及注意事项

在电网调度监控一体化中，因其使用上受到地方经济的影响，电网调度监控一体化仍存在着一些突出的问题。在电网调度监控的使用中，部分地区仍存在设备功能落后，缺乏资金支撑等问题。此类问题在一定程度上影响我国的电网调度监控一体化的推进。在部分地区，电网监控调度一体化的执行力度低，使得推进的进度相对缓慢。因此，相关部门要加大重视力度。在使用中，为避免出现上述原因，地方电力主管部门要结合当地的电网调度一体化的综合管理水平，增加电力设备的经费投入，及时进行更换陈旧的设备和设施。使得在运行中，其硬件系统得到充分的保障。地方部门要注意到电网调度一体化的重要性，要加大重视力度，通过一系列措施，提高管理队伍的综合水平以及执行业务的能力。例如：通过鼓励员工进行自主学习和研究等措施，定期举行对电网调度一体化，运行一体化的管理培训工作，通过有效工作的开展，从而提高其管理人员的综合技术水平，为后期的管理工作提供有力的后备力量。在管理中，还要注重引进人才，并不断将先进的管理理念融入其中，为电网的营造安全、稳定、高效的运行环境。

在电网调度的运行中，总体来讲要注意三点：对陈旧的设备要及时的更新换代，提高对电网调度监控一体化的重视，同时加强对人才的培养。陈旧的设备使得电力的运行受到影响，在使用过程中，也使得电网的调度监控一体化的麻烦增多，通过对设备的及时维修，使得电力得以正常的运转。因此要实现电网调度一体化的进程，就要对陈旧的设备进行及时的更新换代，相关技术人员要对设备进行定时的检查，对发生的问题及时进行解决，从而保证运行安全。电网的调度监控一体化的提高是未来的发展趋势。从长远的角度来讲有一定的重要性。要对电网调度监控一体化加大重视力度，一体化能够降低停电的时间，并提升供电的质量，积极的推进电网调度监控发展进程。在电网调度监控一体化中，人才的培养至关重要，进行人才培养时，可通过交流学习以及定期的培训等方式，并结合当地的具体情况，从而实现电网的调度监控一体化，并通过积极的吸取相关的优秀经验，从而提高电网调度监控一体化的整体管理水平。

4 结 语

电网调度监控一体化作为新的电网运行模式，在一定程度上能够满足各行各业对电能不同的需求，提升供电水平。电网调度监控一体化大大的降低了电网稳定运行的运行成本，并在提升电网的运行效率的同时节省了人力资源，加大了对人才的培养力度。通过积极的引进人才，加大对电网调控的执行力度，从而提高电网调度监控的管理水平。

参考文献：

[1] 周道芬.电网调度监控一体化运行管理分析[J].商品与质量·建筑与发展，2014，（1）.

[2] 郭士良.电网调度监控一体化运行管理分析[J].硅谷，2014，（5）.

分析电网调度监控一体化的运行管理 第4篇

1电网调度监控一体化系统的构成

对电网调度进行一体化的监控是在现代科学技术发展的前提下得以实现的, 电网在运行的过程中, 采用一体化的监控方式更加有利于提高工作效率, 在当前的一体化进程中, 主要包含以下两个部分, 一是监控, 共分为三级, 二是管理, 每一部分的功能各有不同, 二者相结合共同起到了对电网调度的有效控制。 在电网运行的过程中, 采用远程监控的方式能够在远距离的条件下对电网的质量以及使用情况进行有效的控制, 并且将其应用在各个工作站中, 具有明显的效果。

从整体的功能布局上来看, 要想对电网的使用情况进行有效的监控, 首先应该确保各节点能够实现有效的连接, 这样才能在大数据时代下将信息更为广泛的传播出去, 实现资源的共享。 主站中装配的设备通常都是主备式的, 并且已经基本实现了一体化的进程, 能够自主的实现功能的最大化发挥, 同时还具有相应的警报装置, 一旦出现问题, 可以在第一时间通知相关部门进行处理。 同时还可以对数据实行自动化的处理与分析, 并将处理后的数据通过相应的方式传播给数据显示器上, 这样工作人员就能对相应的情况作出指示以及判断。

电网调度监控一体化进程的实现, 是以计算机技术为基础的, 这一系统的应用可以将数据资源得到有效的整合, 再将集合起来的资源进行统一的处理, 建立起相应的模块, 一方面, 能够促进数据更加的精准, 另一方面, 还能保证数据的一致性, 这是电网系统运行中与过去相比最明显的突破。 在此基础上, 如果想对历史数据进行查询, 该一体化的运行管理也具备这一功能, 最终为促进信息资源的共享提供了有利的保障。

2电网调度监控一体化的设计

2.1电网调度监控一体化的设计原则

在对该系统进行设计的过程中, 最主要的是应该遵循以下几个原则。 首先是实用性的原则, 在合理的经济条件基础上建立的一体化系统, 不仅能够有效的控制好成本, 还能促进资源的最大化利用, 充分的发挥了其应用价值。 但是这一原则的实现也是具有要求的, 那就是要保证在安全的环境下运行, 这样才能既合理的利用了资源又保证了资源价值的最大化发挥。

其次, 现代社会是科学技术飞速发展的社会, 因此, 科学合理性是保证电网调度一体化在进行设计时重要的原则之一。 只有在科学理念的指导下进行的设计才能满足当前社会发展的需要, 才能促进电网的顺利运行, 为生产生活的供电提供更加有效、合理的资源。 更重要的是, 通过科学合理的设计, 能够保证电网的经济效益以及社会效益不受影响, 充分的利用当前所需要的资源, 进一步实现一体化的管理。

最后, 电网一体化监控在设计的过程中, 要在符合标准的基础上进行一定的改进, 具有适用性的要求。 因为电网的应用是与人们密切相关的系统工程, 如果不能打下坚实的基础, 就不能实现资源的优化配置以及合理的利用, 因此, 要根据实际情况, 适当的改变工作步骤以及流程, 满足对电网进行监控的需要。 这样才能在更加安全的环境中运行电网调度一体化的监控, 设计出更加合理的运行模式。

2.2电网调度监控一体化的实施策略

为了推动电网调度监控一体化的实现, 需要采用整体规划并分步实施的策略。 因为电网调度监控一体化涉及到工作流程、职责范围以及人员的配置等各个方面的内容, 会对电网的整体运行带来一定的风险, 因此在实施过程中要从电网发展的全局着眼, 进行电网调度监控的整体规划, 最大限度的将风险控制在最小的范围, 同时为了降低电网调度监控一体化实现的难度, 需要将实施目标进行细化, 分步实施, 进而实现流程规范、权责明晰和优化人员配置的目标, 提高了实施的效率和成功率。

2.3电网调度监控一体化的推行重点

首先, 要加强对组织机构的设置, 因此需要对智能电网建设的方法进行研究, 进而选择合适的调度监控一体化运行管理模式, 制定配网运行与检修范围, 在调控一体化实施的各个阶段, 根据实际情况进行相应的人员调整。

其次, 要建立技术支撑体系, 即结合电网发展的情况, 选择相应的技术支持, 明确各个部门的职责, 例如变电站要重视对设备的综合化改造, 而调度部门要积极构建自动化系统、大屏幕系统、视频监控等, 为电网的安全稳定高效运行提供技术支撑。

此外, 还要加强电网运行管理制度的建设。 作为电网运行新的尝试, 电网调度监控一体化还缺乏相应的经验, 在建设过程中会出现一些新的问题, 必须建立新的管理体系, 同时修改和完善原先关于运行管理的有关规程、标准和规章、制度。

3电网调度监控一体化管理问题

信息技术和网络技术的发展和进步, 在很大程度上推动了电网调度监控一体化的实现, 特别是国家电网的一体化建设取得了显著的成效, 但是对于地方电网而言, 在实施调度监控一体化的过程中还存在着诸多问题:第一, 变电所的设备陈旧。 电网调度和监控的一体化需要依赖先进的设备, 但是由于资金缺乏, 部分设备未进行及时更新和改造, 甚至一些本该淘汰的设备仍然在运行。 为了实现电网调度监控的一体化, 需要对设备进行更新和改造, 这就需要花费大量的人力、物力和财力。 第二, 电网行业的发展追求经济利益, 而电网调度监控一体化产生的直接经济效益并不明显, 进而导致部分电网企业忽视对调度监控一体化系统的重视, 阻碍了一体化实现的进程。 第三, 电网行业规模庞大, 分布范围广, 加上变电所的分布较为零散, 进而导致符合稀薄, 不利于数据信息的有效传输。

4结论

在今后的发展进程中, 对电网进行有效的管理与控制是未来电力事业发展的必经之路, 通过对全过程进行有效的监管, 不仅能够实现对电网管理的进一步发展, 同时能够保证我国的生产与生活更加便捷, 为社会创造更多的经济效益。

参考文献

[1]刘廷瑶, 邓小明, 常立民.浅析调度自动化系统设计与建设[J].湖北电力, 2012 (13) .

[2]刘秀娟, 任睿华.县级调度自动化系统发展规划探析[J].供用电, 2011 (24) .

电网调度管理规程（精选） 第5篇

目 录

第一章 总则

第二章 调度管辖范围及职责 第三章 调度管理制度

第四章 运行方式的编制和管理

第五章 设备的检修管理

第六章 新设备投运的管理

第七章 电网频率调整及调度管理

第八章 电网电压调整和无功管理 第九章 电网稳定的管理 第十章 调度操作规定

第十一章 事故处理规定

第十二章 继电保护及安全自动装置的调度管理

第十三章 调度自动化设备的运行管理 第十四章 电力通信运行管理

第十五章 水电站水库的调度管理

第十六章 电力市场运营调度管理 第十七章 电网运行情况汇报

附件：电网调度术语

第一章 总则

1.1 为加强全国互联电网调度管理工作，保证电网安全、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》和有关法律、法规，制定本规程。

1.2 本规程所称全国互联电网是指由跨省电网、独立省电网、大型水火电基地等互联而形成的电网。

1.3 全国互联电网运行实行“统一调度、分级管理”。

1.4 电网调度系统包括各级电网调度机构和网内的厂站的运行值班单位等。电网调度机构是电网运行 的组织、指挥、指导和协调机构，电网调度机构分为五级，依次为：国家电网调度机构（即国家电力

调度通信中心，简称国调），跨省、自治区、直辖市电网调度机构（简称网调），省、自治区、直辖

市级电网调度机构（简称省调），省辖市级电网调度机构（简称地调），县级电网调度机构（简称县

调）。各级调度机构在电网调度业务活动中是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调 度。

1.5 本规程适用于全国互联电网的调度运行、电网操作、事故处理和调度业务联系等涉及调度运行相 关的各专业的活动。各电力生产运行单位颁发的有关电网调度的规程、规定等，均不得与本规程相抵 触。

1.6 与全国互联电网运行有关的各电网调度机构和国调直调的发、输、变电等单位的运行、管理人员

均须遵守本规程；非电网调度系统人员凡涉及全国互联电网调度运行的有关活动也均须遵守本规程。

1.7 本规程由国家电力公司负责修订、解释。第二章 调度管辖范围及职责 2.1 国调调度管辖范围

2.1.1 全国各跨省电网间、跨省电网与独立省网间和独立省网之间的联网系统； 2.1.2 对全国互联电网运行影响重大的发电厂及其送出系统； 2.1.3 有关部门指定的发输变电系统。2.2 国调许可范围：

运行状态变化对国调调度管辖范围内联网、发输变电等系统(以下简称国调管辖系统)运行影响较大的

非国调调度管辖的设备。

2.3 网调（独立省调）的调度管辖范围另行规定。2.4 调度运行管理的主要任务

2.4.1 按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电网的发、输、供电设备能力，以

最大限度地满足用户的用电需要；

2.4.2 按照电网运行的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电能质量指标符合国家 规定的标准；

2.4.3 按照“公平、公正、公开”的原则，依据有关合同或者协议，维护各方的合法权益； 2.4.4 按电力市场调度规则，组织电力市场的运营。2.5 国调的主要职责：

2.5.1 对全国互联电网调度系统实施专业管理和技术监督；

2.5.2 依据计划编制并下达管辖系统的月度发电及送受电计划和日电力电量计划； 2.5.3 编制并执行管辖系统的年、月、日运行方式和特殊日、节日运行方式； 2.5.4 负责跨大区电网间即期交易的组织实施和电力电量交换的考核结算；

2.5.5 编制管辖设备的检修计划，受理并批复管辖及许可范围内设备的检修申请； 2.5.6 负责指挥管辖范围内设备的运行、操作；

2.5.7 指挥管辖系统事故处理，分析电网事故，制定提高电网安全稳定运行水平的措施并组织实施；

2.5.8 指挥互联电网的频率调整、管辖电网电压调整及管辖联络线送受功率控制；

2.5.9 负责管辖范围内的继电保护、安全自动装置、调度自动化设备的运行管理和通信设备运行协调 ；

2.5.10 参与全国互联电网的远景规划、工程设计的审查； 2.5.11 受理并批复新建或改建管辖设备投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施；

2.5.12 参与签订管辖系统并网协议，负责编制、签订相应并网调度协议，并严格执行； 2.5.13 编制管辖水电站水库发电调度方案，参与协调水电站发电与防洪、航运和供水等方面的关系；

2.5.14 负责全国互联电网调度系统值班人员的考核工作。2.6 网调、独立省调的主要职责： 2.6.1 接受国调的调度指挥；

2.6.2 负责对所辖电网实施专业管理和技术监督； 2.6.3 负责指挥所辖电网的运行、操作和事故处理；

2.6.4 负责本网电力市场即期交易的组织实施和电力电量的考核结算； 2.6.5 负责指挥所辖电网调频、调峰及电压调整；

2.6.6 负责组织编制和执行所辖电网年、月、日运行方式。核准下级电网与主网相联部分的电网运行

方式，执行国调下达的跨大区电网联络线运行和检修方式；

2.6.7 负责编制所辖电网月、日发供电调度计划，并下达执行；监督发、供电计划执行情况，并负责

督促、调整、检查、考核；执行国调下达的跨大区联络线月、日送受电计划；

2.6.8 负责所辖电网的安全稳定运行及管理，组织稳定计算，编制所辖电网安全稳定控制方案，参与

事故分析，提出改善安全稳定的措施，并督促实施； 2.6.9 负责电网经济调度管理及管辖范围内的网损管理，编制经济调度方案，提出降损措施，并督促 实施；

2.6.10 负责所辖电网的继电保护、安全自动装置、通信和自动化设备的运行管理； 2.6.11 负责调度管辖的水电站水库发电调度工作，编制水库调度方案，及时提出调整发电计划的意见

；参与协调主要水电站的发电与防洪、灌溉、航运和供水等方面的关系； 2.6.12 受理并批复新建或改建管辖设备投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施；

2.6.13 参与所辖电网的远景规划、工程设计的审查；

2.6.14 参与签订所辖电网的并网协议，负责编制、签订相应并网调度协议，并严格执行； 2.6.15 行使上级电网管理部门及国调授予的其它职责。2.7 其他各级调度机构的职责由相应的调度机构予以规定。

第三章 调度管理制度

3.1 国调值班调度员在其值班期间是全国互联电网运行、操作和事故处理的指挥人，按照本规程规定 的调度管辖范围行使指挥权。值班调度员必须按照规定发布调度指令，并对其发布的调度指令的正确 性负责。

3.2 下级调度机构的值班调度员及厂站运行值班员，受上级调度机构值班调度员的调度指挥，接受上

级调度机构值班调度员的调度指令。下级调度机构的值班调度员及厂站运行值班员应对其执行指令的 正确性负责。

3.3 进行调度业务联系时，必须使用普通话及调度术语，互报单位、姓名。严格执行下令、复诵、录

音、记录和汇报制度，受令单位在接受调度指令时，受令人应主动复诵调度指令并与发令人核对无误，待下达下令时间后才能执行；指令执行完毕后应立即向发令人汇报执行情况，并以汇报完成时间确

认指令已执行完毕。

3.4 如下级调度机构的值班调度员或厂站运行值班员认为所接受的调度指令不正确时，应立即向国调

值班调度员提出意见，如国调值班调度员重复其调度指令时，下级调度机构的值班调度员或厂站运行

值班员应按调度指令要求执行。如执行该调度指令确实将威胁人员、设备或电网的安全时，运行值班

员可以拒绝执行，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 领导汇报。

3.5 未经值班调度员许可，任何单位和个人不得擅自改变其调度管辖设备状态。对危及人身和设备安

全的情况按厂站规程处理，但在改变设备状态后应立即向值班调度员汇报。

3.6 对于国调许可设备，下级调度机构在操作前应向国调申请，在国调许可后方可操作，操作后向国

调汇报, 当大区电网或独立省网内部发生紧急情况时，允许网调、独立省调值班调度员不经国调值班

调度员许可进行本网国调许可设备的操作，但必须及时报告国调值班调度员；

3.7 国调管辖的设备，其运行方式变化对有关电网运行影响较大的，在操作前、后或事故后要及时向

相关调度通报；在电网中出现了威胁电网安全，不采取紧急措施就可能造成严重后果的情况下，国调

值班调度员可直接（或通过下级调度机构的值班调度员）向电网内下级调度机构管辖的调度机构、厂

站等运行值班员下达调度指令，有关调度机构、厂站值班人员在执行指令后应迅速汇报设备所辖调度

机构的值班调度员。

3.8 当电网运行设备发生异常或故障情况时，厂站运行值班员，应立即向管辖该设备的值班调度员汇 报情况。

3.9 任何单位和个人不得干预调度系统值班人员下达或者执行调度指令，不得无故不执行或延误执行

上级值班调度员的调度指令。调度值班人员有权拒绝各种非法干预。

3.10 当发生无故拒绝执行调度指令、破坏调度纪律的行为时，有关调度机构应立即组织调查，依据有

关法律、法规和规定处理。

第四章 运行方式的编制和管理

4.1 国调于每年年底前下达国调管辖系统的次运行方式。国调管辖系统所涉及的下级调度、生产

及运行等单位，在11月20日以前向国调报送相关资料。4.2 国调编制的运行方式主要包括下列内容： 4.2.1 上管辖系统运行总结；

4.2.2 本管辖系统运行方式安排及稳定运行规定； 4.2.3 本管辖系统新设备投运计划；

4.2.4 本管辖系统主要设备检修计划； 4.2.5 本管辖系统分月电力电量计划。

4.3 国调依据运行方式，以及有关的运行单位对月、日运行方式的建议等，编制国调管辖系统的

月、日运行方式。

4.4 所涉及有关调度依据运行方式和国调下达的月、日运行方式以及本电网实际运行情况，编制

相应的月、日运行方式，并将月运行方式报国调备案，月运行方式修改后，影响国调管辖系统运行方

式的修改内容要及时报国调。

4.5 国调管辖系统有关运行单位每月20日前向国调提出次月运行方式建议，国调于每月25日前向有关

运行单位下达次月月度运行方式。

4.6 国调编制的月度运行方式主要包括以下内容： 4.6.1 上月管辖系统运行总结； 4.6.2 本月管辖系统电力电量计划； 4.6.3 本月管辖系统运行方式安排；

4.6.4 本月管辖系统主要设备的检修计划。

4.7 国调管辖系统有关单位应于每日10时前向国调提出次日国调管辖系统的运行方式的建议，国调应

于12时前确定下达次日运行方式。

4.8 国调编制的日运行方式主要包括以下内容： 4.8.1 国调管辖系统日电力计划曲线； 4.8.2 国调管辖系统运行方式变更； 4.8.3 有关注意事项。

第五章 设备的检修管理

5.1 电网设备的检修分为计划检修、临时检修。

计划检修是指电网设备列入、月度有计划进行的检修、维护、试验等。

临时检修是指非计划性的检修，如因设备缺陷、设备故障、事故后设备检查等检修。5.2 计划检修管理：

5.2.1 计划检修：每年11月底前，直调厂站负责编制下一的设备检修计划建议，报送国调，国调于12月25日前批复。与国调管辖系统相关的各网省调的下一设备检修计划在每年12月10日前 报国调备案，国调可在必要时对有关内容进行调整。

5.2.2 月度计划检修：国调根据管辖系统设备检修计划和电网情况，协调有关方面制定月度检修 计划。有关运行单位应在每月20日前向国调报送下一月度检修计划建议，国调于25日前随次月运行方 式下达。

5.2.3 已纳入月度计划的检修申请须在检修开工前1天的上午（8:30－10:30）向国调提出设备检修申

请，国调于当天下午（14:00－15:30）批准或许可，遇周末或节假日相应提前申请和批复。5.2.4 未纳入月度计划的检修申请须在检修开工前2天的上午（8:30－10:30）向国调提出设备检修申

请，国调于开工前1天下午（14:00－15:30）批准或许可，遇周末或节假日于休息日前2个工作日相应

提前申请和批复。

5.2.5 节日或重大保电时期计划检修：有关网省调等应于保电时期前4天将设备检修计划报国调，经平

衡后国调于保电时期前2天正式批复下达。

5.2.6 计划检修申请应逐级报送到国调，国调的批复意见逐级通知到检修单位。检修工作内容必须同

检修票项目一致。临时变更工作内容时，必须向国调值班调度员申请，对调度员无权批准的工作项目 应重新申请。检修工作在国调值班调度员直接向厂站运行值班员或下级调度值班员下开工令后方可开

工，完工后厂站运行值班员或下级调度值班员汇报国调值班调度员销票。

5.2.7 计划检修因故不能按批准或许可的时间开工，应在设备预计停运前6小时报告国调值班调度员。

计划检修如不能如期完工，必须在原批准计划检修工期过半前向国调申请办理延期申请手续，如遇节

假日应提前申请。5.3 临时检修规定：

5.3.1 遇设备异常需紧急处理以及设备故障停运后的紧急抢修，可以随时向调度管辖该设备的值班调

度员提出申请。值班调度员有权批准下列检修：

5.3.1.1 设备异常需紧急处理以及设备故障停运后的紧急抢修；

5.3.1.2 与已批准的计划检修相配合的检修（但不得超过已批准的计划检修时间或扩大停电范围）；

5.3.1.3 在停电设备上进行，且对运行电网不会造成较大影响的检修。

5.3.2 临时检修其运行方式超出运行规定的需经有关专业人员同意方可进行。

5.4 检修申请内容包括：检修设备名称、主要检修项目、检修起止时间、对运行方式和继电保护的要

求以及其它注意事项等。其中设备检修时间为从值班调度员下开工令时开始，到检修工作完工并汇报

可以恢复送电时为止。第六章 新设备投运的管理 6.1 凡新建、扩建和改建的发、输、变电设备（统称新设备）需接入国调管辖系统，该工程的业主必

须在新设备启动前（交流系统3个月，直流系统4个月）向国调提供相关资料，并于15天前提出投运申 请。

6.2 国调收到资料后，进行有关的计算、核定和设备命名编号，应于新设备启动前2个月向相应网（省）调及有关单位提供相关资料。

6.3 新设备启动前必须具备下列条件：

6.3.1 设备验收工作已结束，质量符合安全运行要求，有关运行单位向国调已提出新设备投运申请；

6.3.2 所需资料已齐全，参数测量工作已结束，并以书面形式提供有关单位（如需要在启动过程中测

量参数者，应在投运申请书中说明）；

6.3.3 生产准备工作已就绪（包括运行人员的培训、调度管辖范围的划分、设备命名、厂站规程和制

度等均已完备）；

6.3.4 与有关调度部门已签订并网调度协议，有关设备及厂站具备启动条件；

6.3.5 调度通信、自动化设备准备就绪，通道畅通。计量点明确，计量系统准备就绪； 6.3.6 启动试验方案和相应调度方案已批准。

6.4 新设备启动前，有关人员应熟悉厂站设备，熟悉启动试验方案和相应调度方案及相应运行规程规 定等。

6.5 新设备启动调试后，经移交给有关调度及运行单位后方可投入运行。

6.6 新投产设备原则上不应降低已有电网稳定水平。网省调新投产设备启动调试期间，影响国调管辖

系统运行的，其调试调度方案应报国调备案。

第七章 电网频率调整及调度管理

7.1 互联电网频率的标准是50Hz，频率偏差不得超过±0.2Hz。在AGC投运情况下，互联电网频率按50 ±0.1Hz控制。

7.2 根据电网实际运行情况的需要，国调值班调度员可改变直调电厂或有关网省调的区域控制模式；

直调电厂或有关网省调因所辖电网运行需要变更区域控制模式须经国调许可。

7.3 有关网省调值班调度员负责监视并控制本网区域控制偏差（ACE）在规定范围内，同时监控网间联

络线潮流不超稳定限额。联络线计划送受电曲线由国调下达；国调值班调度员可根据电网需要修改联

络线计划送受电曲线。

7.4 国调直调发电厂在出力调整时，应同时监视电网频率，当频率偏差已超过±0.15Hz时，应及时汇 报上级调度。值班调度员可根据电网需要修改管辖发电厂的计划出力曲线。

7.5 国调管辖系统内为保证频率质量而装设的各种自动装置，如自动发电控制（AGC）、低频自起动、高频切机等均应由国调统一制定整定方案；其整定值的变更、装置的投入或停用，均应得到国调值班

调度员的许可后方可进行；当电网频率偏差到自动装置的整定值而装置未动作时，运行值班员应立即

进行相应操作，并汇报值班调度员。

7.6 有关网省调在平衡日发用电时，应安排不低于网内运行最大机组出力的旋转备用容量。7.7 为防止电网频率崩溃，各电网内必须装设适当数量的低频减载自动装置，并按规程规定运行。

第八章 电网电压调整和无功管理

8.1 电网的无功补偿实行分层分区就地平衡的原则。电网各级电压的调整、控制和管理，由国调、各

网（省）调和各地区调度按调度管辖范围分级负责。8.2 国调管辖范围内500kV电网的电压管理的内容包括： 8.2.1 确定电压考核点，电压监视点； 8.2.2 编制每季度电压曲线；

8.2.3 指挥管辖系统无功补偿装置运行； 8.2.4 确定和调整变压器分接头位置； 8.2.5 统计考核电压合格率。

8.3 国调负责国调管辖系统的无功平衡分析工作以及在相关各网（省）电网的无功分区平衡的基础上

组织进行全国互联电网无功平衡分析工作，并制定改进措施。

8.4 国调管辖系统各厂、站的运行人员，负责监视各级母线运行电压，控制母线运行电压在电压曲线 限值内。

8.5 国调、各网（省）调值班调度员，应按照调度管辖范围监控有关电压考核点和电压监视点的运行

电压，当发现超出合格范围时，首先会同下一级调度在本地区内进行调压，经过调整电压仍超出合格

范围时，可申请上一级调度协助调整。主要办法包括：

8.5.1 调整发电机、调相机无功出力、投切电容器、电抗器、交流滤波器达到无功就地平衡； 8.5.2 在无功就地平衡前提下，当主变压器二次侧母线电压仍偏高或偏低，而主变为有载调压分接头

时，可以带负荷调整主变分接头运行位置；

8.5.3 调整电网接线方式，改变潮流分布，包括转移部分负荷等。

8.6 国调负责国调管辖系统和汇总各网（省）一次网损情况，并定期进行全网性分析，提出改进意见。

第九章 电网稳定的管理 9.1 电网稳定分析，按照调度管辖范围分级负责进行。网（省）调按分析结果，编制本网（省）稳定 规定，对影响国调管辖系统运行的报国调批准。

9.2 电网稳定分析，按照“统一计算程序、统一计算标准、统一计算参数、统一计算模型”的原则，国

调、网（省）调各自负责所辖电网安全稳定计算分析和制定稳定措施，并承担相应的安全责任。

9.3 国调管辖系统运行稳定限额由国调组织计算。由各级调度下达相应调度管辖范围内设备稳定限额。

9.4 国调、相关网（省）调和生产运行单位应及时组织落实保证电网稳定的具体措施。9.5 有关网（省）调和生产运行单位因主网架结构变化或大电源接入，影响国调管辖系统安全运行的，需采取或改变安全自动控制措施时，应提前6个月向国调报送有关资料。

第十章 调度操作规定

10.1 电网的倒闸操作，应按调度管辖范围进行。国调调度管辖设备，其操作须由国调值班调度员下达 指令方可执行，国调许可设备的操作应经国调值班调度员许可后方可执行。国调调度管辖设备方式变 更，对下级调度管辖的电网有影响时，国调值班调度员应在操作前通知有关网省调值班调度员。

10.2 调度操作应填写操作指令票，下列操作调度员可不用填写操作指令票，但应做好记录。10.2.1 合上或拉开单一的开关或刀闸（含接地刀闸）； 10.2.2 投入或退出一套保护、自动装置； 10.2.3 投退AGC功能或变更区域控制模式； 10.2.4 更改电网稳定措施； 10.2.5 发电机组启停；

10.2.6 计划曲线更改及功率调整； 10.2.7 事故处理。10.3 操作指令票制度

10.3.1 填写操作指令票应以检修票、安全稳定控制定值通知单和继电保护定值通知单和日计划等为依 据。

10.3.2 填写操作指令票前，值班调度员应仔细核对有关设备状态（包括开关、刀闸、保护、安全自动

装置、安全措施等）。

10.3.3 填写操作指令票时应做到任务明确、字体工整、无涂改，正确使用设备双重命名和调度术语。

拟票人、审核人、预令通知人、下令人、监护人必须签字。

10.3.4 计划操作指令票必须经过拟票、审票、下达预令、下令执行四个环节，其中拟票、审票不能由 同一人完成。操作票必需经审核后方可下达给受令单位，受令单位如无疑问应尽快准备好厂站操作票，待接到正式下令时间后方可执行。

10.3.5 临时操作指令可不经下达预令直接执行，值班调度员必须认真拟票、审票和监护执行。10.4 操作前应考虑以下问题：

10.4.1 结线方式改变后电网的稳定性和合理性，有功、无功功率平衡及必要的备用容量，防止事故的 对策；

10.4.2 操作时所引起的输送功率、电压、频率的变化。潮流超过稳定极限、设备过负荷、电压超过正

常范围等情况；

10.4.3 继电保护、安全自动装置配置是否合理，变压器中性点接地方式、无功补偿装置投入情况，防

止引起操作过电压；

10.4.4 操作后对通信、远动、计量装置等设备的影响。10.5 计划操作应尽量避免在下列时间进行: 10.5.1 交接班时；

10.5.2 雷雨、大风等恶劣天气时； 10.5.3 电网发生异常及事故时； 10.5.4 电网高峰负荷时段。10.6 并列条件： 10.6.1 相序相同；

10.6.2 频率偏差在0.1Hz以内；

10.6.3 机组与电网并列，并列点两侧电压偏差在1%以内；电网与电网并列，并列点两侧电压偏差在5% 以内。

10.7 并列操作必须使用同期并列装置。解列前调整电网频率和有关母线电压，尽可能将解列点的有功

功率调至零，无功功率调至最小。

10.8 解、合环操作：必须保证操作后潮流不超继电保护、电网稳定和设备容量等方面的限额，电压在

正常范围。合环操作必须经同期装置检测。10.9 500kV线路停送电操作规定：

10.9.1 互联电网500kV联络线停送电操作，如一侧发电厂、一侧变电站，一般在变电站侧停送电，发

电厂侧解合环；如两侧均为变电站或发电厂，一般在短路容量大的一侧停送电，短路容量小的一侧解

合环；有特殊规定的除外； 10.9.2 应考虑电压和潮流转移，特别注意使非停电线路不过负荷，使线路输送功率不超过稳定限额，应防止发电机自励磁及线路末端电压超过允许值； 10.9.3 任何情况下严禁“约时”停电和送电；

10.9.4 500kV线路高抗（无专用开关）投停操作必须在线路冷备用或检修状态下进行。10.10 开关操作规定

10.10.1 开关合闸前，厂站必须检查继电保护已按规定投入。开关合闸后，厂站必须检查确认三相均 已接通；

10.10.2 开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许进行就地操作时，必须进行三相同时操作，不

得进行分相操作；

10.10.3 交流母线为3/2接线方式，设备送电时，应先合母线侧开关，后合中间开关；停电时应先拉开

中间开关，后拉开母线侧开关。10.11 刀闸操作规定：

10.11.1 未经试验不允许使用刀闸向500 kV母线充电；

10.11.2 不允许使用刀闸切、合空载线路、并联电抗器和空载变压器；

10.11.3 用刀闸进行经试验许可的拉开母线环流或T接短线操作时，须远方操作； 10.11.4 其它刀闸操作按厂站规程执行。10.12 变压器操作规定：

10.12.1 变压器停送电，一般在500kV侧停电或充电，必要时可以在220kV侧停电或充电。10.12.2 变压器并列运行的条件： 10.12.2.1 结线组别相同； 10.12.2.2 电压比相同； 10.12.2.3 短路电压相等。

电压比不同和短路电压不等的变压器经计算和试验，在任一台都不会发生过负荷的情况下，可以并列 运行。

10.13 零起升压操作规定：

10.13.1 担任零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，发电机强励退出，联跳其它非零起升压

回路开关的压板退出，其余保护均可靠投入；

10.13.2 升压线路保护完整，可靠投入。但联跳其它非升压回路开关压板退出，线路重合闸停用；

10.13.3 对主变压器或线路串变压器零起升压时，该变压器保护必须完整并可靠投入，中性点必须接 地；

10.13.4 双母线中的一组母线进行零起升压时，母差保护应停用。母联开关应改为冷备用，防止开关

误合造成非同期并列。

10.14 500kV串联补偿装置的投退原则上要求所在线路的相应线路刀闸在合上位置。正常停运带串补装

置的线路时，先停串补，后停线路；带串补装置线路恢复运行时，先投线路，后投串补；串补装置检

修后，如运行值班员提出需要对串补装置充电，可以先将串补装置投入，再对带串补装置的线路充电。

10.15 国调负责的直流输电系统操作如下：

10.15.1 直流输电系统从冷备用转为热备用状态； 10.15.2 直流输电系统从热备用转为冷备用状态； 10.15.3 直流输电系统转为空载加压试验状态； 10.15.4 执行国调直流输电系统继电保护定值单； 10.15.5 直流输电系统启动或停运；

10.15.6 直流输送功率调整和控制方式变更。

10.16 直流输电系统启动操作为从直流输电系统热备用状态操作至输送功率达到整定值；停运操作为

从直流输电系统由稳定运行操作至直流输电系统热备用状态。直流输电系统运行时间从换流阀解锁至

换流阀闭锁的时间。

10.17 在进行直流输电系统启停操作前，两侧换流站应相互通报。操作完成后，换流站及时将操作完

成时间、换流阀解（闭）锁时间等汇报国调调度值班员。10.18 直流输电系统单极运行时，进行由一极单极大地回线方式运行转为另一极单极大地回线方式运

行的操作，应在不中断输送功率的原则下进行。10.19 空载加压（TLP）试验

10.19.1 空载加压试验可采用以下方式： 10.19.1.1 降压空载加压试验； 10.19.1.2 额定电压空载加压试验。

10.19.2 空载加压试验一般在接线方式为GR方式下进行。

10.20 直流输电系统主控站转移操作或单极大地回线与单极金属回线方式转换操作时，由国调值班调

度员下令给两侧换流站，主控站运行值班员应联系对端换流站运行值班员，两换流站相互配合进行。

10.21 在遇有雾、细雨等恶劣天气致使直流输电系统设备放电严重时，国调值班调度员可下令将直流

输电系统改为降压方式运行。如相应极系统输送功率高于降压运行额定功率，须调整功率后再进行降 压操作。

第十一章 事故处理规定

11.1 国调值班调度员是国调管辖系统事故处理的指挥者；网（省）调按调度管辖范围划分事故处理权

限和责任，在事故发生和处理过程中应及时互通情况。事故处理时，各级值班人员应做到： 11.1.1 迅速限制事故发展，消除事故根源，解除对人身、设备和电网安全的威胁； 11.1.2 用一切可能的方法保持正常设备的运行和对重要用户及厂用电的正常供电； 11.1.3 电网解列后要尽快恢复并列运行； 11.1.4 尽快恢复对已停电的地区或用户供电； 11.1.5 调整并恢复正常电网运行方式。

11.2 当有关电网发生影响国调管辖系统安全运行的事故时，网（省）调值班调度员应尽快将事故简要

情况汇报国调值班调度员；事故处理完毕后，值班调度员应及时提出事故原始报告并向国调值班调度 员汇报详细情况。

11.3 国调管辖系统发生事故时，有关网（省）调值班调度员和厂站运行值班员应立即向国调汇报事故 概况，在查明情况后，应尽快详细汇报。汇报内容应包括事故发生的时间及现象、跳闸开关、继电保

护动作情况及电压、潮流的变化等。

11.4 当国调管辖系统发生事故，造成互联电网解列时，有关网（省）调值班调度员和厂站运行值班员

应保持本系统的稳定运行，尽快将频率调整至合格范围内。国调负责指挥国调管辖系统联络线的并列

操作，有关网（省）调和厂站应按国调要求调整电网频率和电压，尽快恢复并网运行。11.5 网省调值班调度员在处理事故时，对国调管辖系统运行有重大影响的操作，均应得到国调值班调

度员的指令或许可后才能执行。

11.6 为防止事故扩大，厂站运行值班员应不待调度指令自行进行以下紧急操作： 11.6.1 对人身和设备安全有威胁的设备停电； 11.6.2 将故障停运已损坏的设备隔离；

11.6.3 当厂（站）用电部分或全部停电时，恢复其电源； 11.6.4 厂站规程中规定可以不待调度指令自行处理者。

11.7 电压互感器或电流互感器发生异常情况时，厂站运行值班员应迅速按厂站规程规定进行处理，并

向有关值班调度员汇报。

11.8 事故处理时，只允许与事故处理有关的领导和工作人员留在调度室内，其他无关人员应迅速离开

；非事故单位不应在事故处理当时向当值调度员询问事故原因和过程，以免影响事故处理。11.9 事故处理完毕后，应将事故情况详细记录，并按规定报告。11.10 事故调查工作按《电业生产事故调查规程》进行。11.11 频率、电压异常处理

11.11.1 当国调管辖系统有关电网发生事故，电网频率异常时，应利用本网内发电机的正常调节能力，平衡网内负荷。若需国调配合，可向国调提出调整建议；

11.11.2 当国调管辖系统任一厂站母线电压低于限额时，国调应立即采取措施（包括投切无功补偿装

置、增加机组无功出力、调整联络线潮流等）使电压恢复至限额以内；

11.11.3 当国调管辖系统任一厂站母线电压高于限额时，国调应立即采取措施（包括投切无功补偿装

置、机组进相、停运轻载线路等）使电压恢复至限额以内，11.12 线路事故处理

11.12.1 线路跳闸后，为加速事故处理，国调值班调度员可进行强送电，在强送前应考虑： 11.12.1.1 应正确选择强送端，使电网稳定不致遭到破坏。在强送前，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，有关网省调应积极 配合；

11.12.1.2 厂站运行值班员必须对故障跳闸线路的有关设备进行外部检查，并将检查结果汇报国调。

若事故时伴随有明显的事故象征，如火花、爆炸声、电网振荡等,待查明原因后再考虑能否强送；

11.12.1.3 强送的开关必须完好，且具有完备的继电保护；

11.12.1.4 应对强送前强送端电压控制和强送后首端、末端及沿线电压作好估算，避免引起过电压。

11.12.2 线路故障跳闸后，一般允许强送一次。如强送不成功，需再次强送，必须经总工或主管生产 的中心领导同意。

11.12.3 线路故障跳闸，开关切除故障次数已到规定的次数，由厂站运行值班员根据厂站规定，向有

关调度提出要求。

11.12.4 当线路保护和高抗保护同时动作跳闸时，应按线路和高抗同时故障来考虑事故处理。在未查

明高抗保护动作原因和消除故障之前不得进行强送，在线路允许不带电抗器运行时，如电网需对故障

线路送电，在强送前应将高抗退出后才能对线路强送。

11.12.5 有带电作业的线路故障跳闸后，强送电的规定如下：

11.12.5.1 带电作业未要求线路故障跳闸后不得强送者，可以按上述有关规定进行强送； 11.12.5.2 带电作业明确要求停用线路重合闸故障跳闸后不得强送者，在未查明原因之前不得强送。

11.12.6 在线路故障跳闸后，值班调度员下达巡线指令时，应说明是否为带电巡线。

11.13 互联电网联络线输送功率超过稳定限额或过负荷时，有关网省调可不待国调调度指令迅速采取

措施使其降至限额之内。处理方法一般包括：

11.13.1 受端电网发电厂增加出力，包括快速启动水电厂备用机组，调相的水轮机快速改发电运行，并提高电压；

11.13.2 受端电网限电；

11.13.3 送端电网的发电厂降低出力，并提高电压； 11.13.4 改变电网结线，使潮流强迫分配。11.14 发电机事故处理

11.14.1 发电机跳闸或异常情况均按发电厂规程进行处理；

11.14.2 当发电机进相运行或功率因数较高，引起失步时，应立即减少发电机有功，增加励磁，以便

使发电机重新拖入同步。若无法恢复同步，应将发电机解列。11.15 变压器及高压电抗器事故处理

11.15.1 变压器开关跳闸时，根据变压器保护动作情况作如下处理：

11.15.1.1 变压器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，不得进行强送电；在检查变压器外部无明

显故障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，确认变压器内部无故障者，可以试送一次，有条件时 应进行零起升压；

11.15.1.2 变压器后备过流保护动作跳闸，在找到故障并有效隔离后，可试送一次； 11.15.2 高抗保护动作停运时，根据其保护动作情况作如下处理：

11.15.2.1 高抗的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，不能进行强送电；在检查高抗外部无明显故

障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，确认高抗内部无故障者，可以试送一次。有条件时可进行 零起升压；

11.15.2.2 高抗后备保护动作，在找到故障并有效隔离后，可试送一次； 11.16 母线事故处理

11.16.1 当母线发生故障或失压后，厂站运行值班员应立即报告值班调度员，并同时将故障母线上的

开关全部断开。

11.16.2 当母线故障停电后，运行值班员应立即对停电的母线进行外部检查，并把检查情况汇报值班

调度员，调度员应按下述原则进行处理：

11.16.2.1 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； 11.16.2.2 找到故障点但不能很快隔离的，将该母线转为检修；

11.16.2.3 经过检查不能找到故障点时，可对停电母线试送电一次。对停电母线进行试送，应尽可能

用外来电源；试送开关必须完好，并有完备的继电保护。有条件者可对故障母线进行零起升压。

11.17 开关故障处理

11.17.1 开关操作时，发生非全相运行，厂站运行值班员立即拉开该开关。开关在运行中一相断开，应试合该开关一次，试合不成功应尽快采取措施并将该开关拉开；当开关运行中两相断开时，应立即

将该开关拉开；

11.17.2 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

下令拉开此开关；

11.17.3 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，并按厂站规程进行

处理。仍无法消除故障，则可用刀闸远方操作解本站组成的母线环流（刀闸拉母线环流要经过试验并

有明确规定），解环前确认环内所有开关在合闸位置。11.18 串联补偿装置故障处理

11.18.1 因线路等其它原因导致带串补装置的线路停运时，如需对线路强送，需将串补装置退出，再 进行强送。

11.18.2 因串补装置故障停运，未经检查处理，不得投运。11.19 电网振荡事故处理 11.19.1 电网振荡时的现象： 发电机、变压器及联络线的电流表、功率表周期性地剧烈摆动，振荡中心的电压表波动最大，并同期

性的降到接近于零；失步的两个电网间联络线的输送功率则往复摆动；两个电网的频率明显不同，振

荡中心附近的照明灯随电压波动而一明一暗，发电机（调相机）发出有节奏的嗡－嗡声。11.19.2 电网稳定破坏时的处理办法：

11.19.2.1 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，防止扩大事故；

11.19.2.2 为使失去同步的电网能迅速恢复正常运行，并减少运行操作，在满足下列各种条件的前提

下可以不解列，允许局部电网短时间的非同步运行，而后再同步。

11.19.2.2.1 通过发电机，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； 11.19.2.2.2 电网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；

11.19.2.2.3 电网只在两个部分之间失去同步，通过预定调节措施，能使之迅速恢复同步运行者，若

调节无效则应予解列。

11.19.2.3 电网发生稳定破坏，又无法确定合适的解列点时，也只能采取适当措施使之再同步，防止

电网瓦解并尽量减少负荷损失。其主要处理办法是：

11.19.2.3.1 频率升高的发电厂，应立即自行降低出力，使频率下降，直至振荡消失或频率降到

49.5Hz为止；

11.19.2.3.2 频率降低的发电厂应立即采取果断措施使频率升高，直至49.5Hz以上。有关调度可下令

在频率降低的地区进行拉闸限电；

11.19.2.3.3 各发电厂或有调相机的变电站应提高无功出力，尽可能使电压提高至允许最大值。

11.19.3 在电网振荡时，除厂站事故处理规程规定者以外，厂站运行值班员不得解列发电机组。在频

率或电压下降到威胁到厂用电的安全时可按照发电厂规程将机组（部分或全部）解列。11.19.4 若由于发电机失磁而引起电网振荡时，厂站运行值班员应立即将失磁的机组解列。11.20 通信中断的事故处理

11.20.1 国调与有关网省调或调度管辖的厂站之间的通信联系中断时，各方应积极采取措施，尽快恢

复通信联系，如不能尽快恢复，国调可通过有关网省调的通信联系转达调度业务。11.20.2 当厂站与调度通信中断时：

11.20.2.1 有调频任务的发电厂，仍负责调频工作。其他各发电厂均应按调度规程中有关规定协助调

频。各发电厂或有调相机的变电站还应按规定的电压曲线进行调整电压； 11.20.2.2 发电厂和变电站的运行方式，尽可能保持不变；

11.20.2.3 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。

11.20.3 当国调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国调值班调度

员同意执行操作前，失去通信联系，则该操作指令不得执行；若已经国调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。国调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报告

前，与受令单位失去通信联系，则仍认为该操作指令正在执行中。

11.20.4 凡涉及国调管辖系统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

与国调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。11.20.5 通讯中断情况下，出现电网故障时: 11.20.5.1 厂站母线故障全停或母线失压时，应尽快将故障点隔离；

11.20.5.2 当电网频率异常时，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；

11.20.5.3 当电网电压异常时，各厂站应及时调整电压，视电压情况投切无功补偿设备。11.20.6 与国调失去通信联系的有关网省调或调度管辖的厂站，在通信恢复后，应立即向国调值班调

度员补报在通信中断期间一切应汇报事项。11.21 直流输电系统事故处理

11.21.1 直流线路故障，再启动失败致使直流系统某极停运，根据情况允许对该极线路进行一次降压

空载加压试验。若试验成功，可再进行一次额定电压空载加压试验。试验成功后，可以恢复相应极系 统运行。

11.21.2 因换流阀、极母线、平波电抗器等直流500KV设备故障引起直流输电系统某极停运，未经检查

处理不得恢复该极运行。在重新启动前，如条件许可，可在发生故障的换流站进行空载加压试验。

11.21.3 运行的交流滤波器因故障需退出运行时，换流站在确认备用交流滤波器具备运行条件后，经

国调值班调度员许可，可以进行手动投切交流滤波器（先投后切），交流滤波器的投切顺序按站内有 关规程执行。

11.21.4 换流阀和阀冷却水系统在运行中发生异常时，按站内有关规程处理。当发生换流阀冷却水超 温、换流变油温高等影响直流输电系统送电能力的设备报警时，换流站运行值班员可向上级调度汇报

并提出降低直流输送功率等措施，国调值班调度员根据电网情况处理。11.21.5 换流变压器故障或异常处理按站内有关规程执行。11.21.6 无功减载保护动作的故障处理

11.21.6.1 在升功率操作过程中出现无功减载保护报警信号，在自动或手动投入备用交流滤波器后可 继续进行升功率操作；如投入不成功时，由主控站值班员操作降低直流输送功率至报警信号消失，并

向国调值班调度员汇报。

11.21.6.2 运行的交流滤波器跳闸出现无功减载保护报警信号时，换流站运行值班员应手动投入相应 的备用交流滤波器；如投入不成功时，由主控站运行值班员操作降低直流输送功率至报警信号消失，并向国调值班调度员汇报。

11.21.6.3 运行的交流滤波器跳闸出现无功减载保护动作使直流系统输送功率降低时，在有备用交流

滤波器的情况下，由国调值班调度员下令恢复原输送功率。在升功率过程中如再出现无功减载保护报

警信号时，按11.21.6.1的规定处理。

第十二章 继电保护及安全自动装置的调度管理 12.1 继电保护整定计算和运行操作按调度管辖范围进行。

12.2 国调组织或参加新建工程、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、继电保护配置选型等）。

12.3 国调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。

12.4 国调负责修编调度管辖范围“继电保护整定方案及运行说明”，并配合新建或技改工程予以补充、修改。

12.5 国调负责调度管辖继电保护装置动作情况的分析、评价和运行总结，动作统计由相关网、省调统一统计，并报国调。

12.6 继电保护的定值管理

12.6.1 国调负责确定调度管辖范围内变压器中性点的接地方式。

12.6.2 每年4月底前，国调与相关网、省调间以书面形式相互提供整定分界点的保护配置、设备参数、系统阻抗、保护定值以及整定配合要求等，以满足整定计算的需要。

12.6.3 国调与相关网、省调整定分界点的继电保护定值配合，经与相关调度协商后，由国调确定。

12.6.4 国调继电保护定值单下达至直调厂、站。国调与相关网、省调互送整定分界点的定值单，用作 备案。

12.6.5 国调继电保护定值单须经国调值班调度员与厂站运行值班员核对无误后方可执行，并严格遵守

定值单回执制度。

12.7 继电保护装置的运行管理

12.7.1 继电保护装置应按规定投运。一次设备不允许无主保护运行，特殊情况下停用主保护，应按规 定处理。

12.7.2 国调调度管辖的继电保护装置的投退以及定值单的执行由国调下令。12.7.3 国调调度管辖的继电保护装置的正常运行操作，由国调值班调度员按照国调中心“继电保护整

定方案及运行说明”的规定下达调度指令，运行值班员按照厂站继电保护运行规定执行具体操作。

12.8 继电保护装置的维护与检验 12.8.1 继电保护装置的维护与检验，由继电保护装置所在单位负责。继电保护装置维护单位（简称维

护单位，下同）应按照检修计划和有关检验规程的规定，对继电保护装置进行维护检验。12.8.2 国调负责制订继电保护装置的反事故措施，维护单位负责具体实施。

12.8.3 运行中的继电保护装置出现异常（或缺陷）时，厂站运行值班员应立即向国调值班调度员汇报，按有关运行规定处理，并通知维护单位进行异常（或缺陷）处理工作。

12.8.4 当继电保护装置动作时（电网发生故障或电网无故障而保护装置本身发生不正确动作），厂站

运行值班员记录保护动作情况，立即向国调值班调度员汇报，并通知维护单位。维护单位应及时收集

保护动作信息（故障录波、微机保护打印报告等），并对继电保护装置进行检查、分析，查明保护动

作原因。必要时，由国调中心组织进行调查、分析和检验工作。

12.9 调度员应掌握继电保护的配置和“继电保护整定方案和运行说明”有关的规定，新设备投运时，继

电保护人员应向调度员进行技术交底。

12.10 运行值班员应熟悉“继电保护整定方案和运行说明”有关的规定和继电保护装置的回路接线，掌

握厂站继电保护运行规定。

12.11 国调管辖系统安全自动装置由该设备所属电力公司负责厂站运行维护管理，国调负责定值下达

和指挥装置投退，有关网（省）调和生产运行单位各自执行具体操作。未经国调许可，不得更改装置

定值和装置的运行状态。凡影响安全自动装置正常运行的工作，应及时报国调；装置缺陷应在停运后 及时处理。

12.12 国调管辖范围内安全自动装置定值单由国调下达至相应网（省）调及厂站。厂站接到定值单后，必须与国调调度员核对无误后方可执行定值。需改变后备保护定值时，各自按预定整定方案执行并

提前3天通知国调。

12.13 安全自动装置动作或异常时，厂站运行值班员应根据厂站规程及时报告国调和相关网省调值班 调度员。

12.14 国调调度管辖范围内的安全自动装置运行及动作统计情况由运行生产单位报国调，国调统一进 行统计评价。

第十三章 调度自动化设备的运行管理

13.1 电网调度自动化系统是保证电网安全、优质、经济运行的重要技术手段，各级调度机构应建设先

进、实用的调度自动化系统，设置相应的调度自动化机构。13.2 本规程所指厂站调度自动化设备主要包括： 13.2.1 远动装置（远动终端主机）；

13.2.2 厂站计算机监控（测）系统相关设备；

13.2.3 远动专用变送器、功率总加器及其屏、柜，与远动信息采集有关的交流采样等测控单元，远动

通道专用测试柜及通道防雷保护器； 13.2.4 电能量远方终端；

13.2.5 电力调度数据网络设备(路由器、通信接口装置、交换机或集线器等)及其连接电缆； 13.2.6 远动和电能量远传使用的调制解调器，串行通讯板、卡；

13.2.7 远动装置、电能量远方终端、路由器到通信设备配线架端子间的专用连接电缆； 13.2.8 遥控、遥调执行继电器屏、柜；

13.2.9 远动终端输入和输出回路的专用电缆；

13.2.10 远动终端、电能量远方终端、路由器专用的电源设备及其连接电缆（包括UPS、直流电源等配

电柜），电能表计出口与电能量远方终端连接电缆； 13.2.11 远动转接屏、电能量远方终端屏等； 13.2.12 与保护设备、站内SCADA监控系统、数据通信系统、电厂监控或DCS系统等接口。13.3 国调调度管辖厂站调度自动化设备属国调管辖设备，其运行管理由国调负责，并按照国调中心制

定的《国调调度管辖厂站调度自动化设备运行管理规定》执行；国调调度管辖联络线两侧厂站调度自

动化设备属国调许可设备，其运行管理分别由所辖网、省调负责，并按照所辖网、省调制定的相应规 定执行。

13.4 国调调度管辖厂站及国调管辖联络线两侧厂站的电力调度数据网络设备技术参数的制定、设置由

国调负责，其他人不得擅自更改；由于情况变化而需改变时，须提前报国调，经批准后方可进行并做

好记录。各类应用系统接入网络，需做好接入方案，并报国调批准后实施。

13.5 国调调度管辖厂站及联络线两侧计量关口电能表计的运行管理由发输电运营部负责，关口电能表

计和电能量远方终端的计量监督由发输电运营部指定的计量部门负责，关口电能表计的日常巡视和电

能量远方终端及其附属设备的运行维护由各厂站相关部门负责，13.6 国调调度许可设备范围内厂站调度自动化设备的运行管理分别由其所辖网、省调负责。13.7 调度自动化设备运行维护的责任单位应保证设备的正常运行及信息的完整性和正确性，发现故障

或接到设备故障通知后，应立即进行处理，必要时派人到厂站处理，并将故障处理情况及时上报国调 和相关网、省调的自动化值班人员。上一级调度机构可根据有关规程、规定对责任单位进行考核。

13.8 厂站调度自动化设备的计划和临时停运管理

13.8.1 国调调度管辖厂站调度自动化设备的计划停运，应提前2天报国调自动化运行管理部门并经调

度机构主管领导批准且通知相关网、省调自动化运行管理部门后方可实施；国调调度管辖联络线两端

厂站和国调调度许可设备范围内厂站调度自动化设备的计划停运，应提前2天报其上级自动化运行管理 部门，由该部门同时报本单位主管领导和国调自动化运行管理部门批准且通知相关网、省调自动化运

行管理部门后方可实施。

13.8.2 国调调度管辖厂站调度自动化设备的临时停运应及时报国调自动化值班员，经值班调度员许可

后，由自动化值班员通知相关网、省调自动化值班员；国调调度管辖联络线两端厂站和调度许可设备

范围内厂站调度自动化设备的临时停运应及时报其上级主管调度自动化运行值班员，经其值班调度员

同意并报国调自动化值班员许可后，由该自动化值班员通知相关网、省调自动化运行值班员和厂站值

班员后方可实施。

13.8.3 进行厂站例行遥信传动试验工作前、后，其上级主管调度自动化值班员应及时通知相关调度自 动化值班员。

13.9 值班调度员或运行值班员发现调度自动化系统信息有误或其它不正常情况时，应及时通知相关自

动化值班人员进行处理，并做好记录。

13.10 当一次设备检修时，应将相应的遥信信号退出运行，但不得随意将相应的变送器退出运行。运

行维护单位应把检查相应的远动输入输出回路的正确性及检验有关的变送器准确度列入检修工作任务

。一次设备检修完成后，应将相应的遥信信号投入运行，将与调度自动化设备相关的二次回路接线恢

复正常，同时应通知调度自动化设备的运行管理部门，并由该部门通知国调和相关调度。13.11 输电线路检修或通信设备检修等，如影响国调调度自动化通道时，由其通信管理部门提出受影

响的通道名单，附在相应的停役申请单后，并以书面形式提前通知相关调度部门及自动化运行管理部

门，经同意后方可进行。通道恢复时，也应及时通知自动化运行管理部门，以便使自动化设备及时恢 复运行。

第十四章 电力通信运行管理 14.1 互联电网通信系统（以下简称为联网通信系统）是国调、网调和省调对联网线路及其各变电站、换流站以及相关电厂实施调度、管理必要的技术支持系统。联网通信系统是由国调、网调和省调电网

调度机构至各调度管辖电厂、变电站、换流站以及互联电网联络线的主备用通信电路组成。主备用通

信电路的范围应以各互联电网工程初步设计中确定的通信方案为准。其承载的主要电网调度业务有：

调度电话、继电保护、调度自动化数据信号等信息。

14.2 联网通信电路的组织及运行管理由国调中心、电通中心以及各相关网、省通信管理部门负责。

14.3 本章节适用于与联网通信系统有关的网省公司通信管理、维护部门，各相关网、省通信管理、维

护部门应遵照本规程制订联网通信系统的运行维护管理细则。14.4 国调中心职责：

14.4.1 负责监督联网通信系统的安全、稳定、可靠运行； 14.4.2 负责协调联网通信系统运行中出现的重大问题；

14.4.3 负责审批直接影响联网通信电路、话路的停复役和变更方案； 14.4.4 负责审核联网通信系统中设备计划或临时检修方案； 14.4.5 负责制定联网通信系统中国调管辖通信设备的编号方案。14.5 电通中心职责：

14.5.1 负责联网通信系统运行情况的监测和调度指挥；

14.5.2 负责联网通信系统运行中重大问题的处理和事故调查；

14.5.3 负责制定联网通信系统中国调中心使用通信电路、设备的运行方式，并组织实施； 14.5.4 负责组织制订联网通信系统设备检修计划；

14.5.5 负责审批联网通信系统中设备计划或临时检修方案，并负责实施工作的协调； 14.5.6 负责组织制定系统反事故措施，并进行督促检查；

14.5.7 负责联网通信系统的运行统计、分析和评价工作，并以月报的形式报国调中心。

14.6 各相关网、省公司通信运行管理部门职责：

14.6.1 负责组织执行电通中心下达的调度指挥命令和电路运行方式；

14.6.2 负责制订联网调度生产使用的网、省通信电路、设备的运行方式，并组织实施； 14.6.3 负责所辖通信电路、设备的运行、维护管理工作；

14.6.4 负责监测所辖通信电路的运行情况，及时组织事故处理；

14.6.5 负责组织制定所辖联网通信系统设备检修计划，并上报审批；

14.6.6 负责所辖通信系统的统计分析及考核工作，编制运行统计月报，并上报电通中心； 14.6.7 负责制定反事故措施，并组织落实；

14.6.8 负责组织或协助上级组织的事故调查，提出并实施整改措施；

14.6.9 负责组织编制通信系统的调试导则和运行管理细则，组织通信人员的技术培训； 14.6.10 做好上级委派的其他工作。

14.7 联网通信系统是全国电力通信网的组成部分，其运行管理必须实行统一调度、分级管理、下级服

从上级、局部服从整体的原则。严格执行有关规程和制度，确保通信电路的畅通。

14.8 各级通信管理部门应定期对所辖电路或设备进行检测，发现问题及时解决。同时要建立汇报制度，定期逐级上报电路运行情况。

14.9 各级通信运行管理部门和人员必须严格执行《电力系统通信管理规程》、《电力系统微波通信运 行管理规程》、《电力系统光纤通信运行管理规程》、《电力系统载波通信运行管理规程》、《电力

系统通信站防雷运行管理规程》等有关规程、规定，确保联网通信电路的畅通。

14.10 在联网通信系统出现故障时，所辖电路的网省公司通信运行管理部门应立即组织人员进行检修，并采取相应迂回或转接措施，保障联网通信系统的畅通。同时应通知电网调度部门。由此造成的通

信事故有关通信运行管理部门应在3日内将事故原因和处理结果以书面形式报送上级通信主管部门。

14.11 当联网线路计划或临时检修影响联网通信系统运行时，国调中心批准的检修，由国调中心通知

电通中心；网省电网调度部门批准的检修，由网省电网调度部门通知各自的通信调度部门，在接到通

知后各级通信调度部门应做好相应通信业务的迂回、转接和准备工作。14.12 联网通信系统计划检修原则上应与一次系统的计划检修同步进行。当检修对联网调度生产业务

造成影响时，电通中心安排的检修报国调中心批准，并通知相关网省调通信运行管理部门。各网省通

信运行管理部门安排的检修报所属网省电网调度部门批准。并提前10日以书面形式向电通中心提出申

请，同时提出拟采用的通信业务迂回和转接方案。电通中心在征得国调中心意见后应在3日内以书面形 式给予批复，各网省通信运行管理部门接到批复方可决定是否开展下一步工作。检修工作结束后，需

逐级办理复役手续。

14.13 当联网通信系统进行临时检修对联网调度生产业务造成影响时，电通中心安排的检修报国调中 心批准，并通知相关网省通信运行管理部门。各网省通信运行管理部门安排的检修在征得所属网省电

网调度部门同意后，提前3日以书面形式向电通中心提出申请，并提出拟采用的通信业务迂回和转接方 案，电通中心在征求国调中心意见后应在1日内以书面形式给予批复，各网省调通信运行管理部门接到

批复方可决定是否开展下一步工作。检修工作结束后，需逐级办理复役手续。14.14 当联网通信系统的检修对联网调度业务没有造成影响时，电通中心安排的检修报国调中心备案，各网省通信运行管理部门安排的检修报所属网省电网调度部门备案，同时向电通中心报批。14.15 由于任何原因造成联网通信系统中断时，所辖电路的网省通信运行管理部门应通知相关网省通

信运行管理部门，各相关网省通信运行管理部门应予以积极配合。

第十五章 水电站水库的调度管理 15.1 总则

15.1.1 水库调度的基本原则：按照设计确定的任务、参数、指标及有关运用原则，在确保枢纽工程安

全的前提下，充分发挥水库的综合利用效益。15.1.2 国调管辖水电厂（以下简称水电厂）必须根据并网要求与相关电网经营企业签订并网调度协议，并服从电网的统一调度。

15.1.3 在汛期承担下游防洪任务的水电厂水库，其汛期防洪限制水位以上的防洪库容的运用，必须服

从有管辖权的防汛指挥机构的指挥和监督。

15.1.4 水电厂及其上级主管部门应加强对水库调度工作的领导，建立专职机构，健全规章制度，配备

专业技术人员，注重人员培训，不断提高人员素质和技术、管理水平。

15.1.5 水电厂必须具备齐全的水库设计资料，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，为水库调度工作提供可靠依据。

15.1.6 水库的设计参数及指标是指导水库运行调度的依据，不得任意改变。

15.1.7 水电厂及其上级主管部门应充分采用先进技术、装备，加强科学研究，积极开展水情自动测报、水调自动化和优化调度等工作，不断提高水库调度水平。15.2 水库运用参数和基本资料

15.2.1 水库调度运用的主要参数及指标应包括：水库正常蓄水位、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，控

制泄量等。这些参数及指标是进行水库调度的依据，应根据设计报告和有关协议文件，在调度运

用计划、方案中予以阐明。

15.2.2 基本资料是水库调度的基础，必须充分重视。应注重资料的积累，必要时予以补充和修正。

15.2.3 水库建成投入运用后，因水文条件、工程情况及综合利用任务等发生变化，水库不能按设计规

定运用时，水电厂上级主管部门应组织运行管理、设计等有关单位，对水库运用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。15.3 水文气象情报及预报

15.3.1 各水电厂要根据各自水库流域情况及相关服务的气象预报单位的预报考评结果，根据水库调度

运行的需要签订气象预报服务合同，确保水库流域气象信息的来源。

15.3.2 为做好水库调度工作，各水电厂应加强水情自动测报系统的维护和管理。15.3.3 各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。对已采用的预报方案，应根据实测资料的积累情况进行不断修改、完善。作业预报时，应根据短期

气象预报和水库实时水情进行修正预报。在实际调度过程中，应及时收集气象部门的预报成果，加以

分析引用，如有条件还应开展短期气象预报。

15.3.4 使用预报结果时，应根据预报用途充分考虑预报误差。15.4 洪水调度

15.4.1 水库洪水调度的任务：根据设计确定的水利枢纽工程的设计洪水、校核洪水和下游防护对象的 防洪标准，按照设计的洪水调度原则或经过设计部门论证、防汛主管部门批准的洪水调度原则，在保

证枢纽工程安全的前提下，拦蓄洪水、削减洪峰和按照规定控制下泄流量，尽量减轻或避免上下游洪 水灾害。

15.4.2 水库洪水调度原则为：大坝安全第一；按照设计确定的目标、任务或上级有关文件规定进行洪

水调度；遇下游防洪形势出现紧急情况时，在水情测报系统及枢纽工程安全可靠条件下，应充分发挥

水库的调洪作用；遇超标准洪水，采取保证大坝安全非常措施时应尽量减少损失。15.4.3 水库洪水调度职责分工：在汛期承担下游防洪任务的水库，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调度；不承担下游防洪任务的水库，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。已蓄水运用的在建水电工程，其洪水调度应以工程建设单位为主，会同设计、施工、水库调度管理等单位组成的工程防汛协调领导小组负责指挥调度。15.4.4 各水电厂应根据设计的防洪标准和水库洪水调度原则，结合枢纽工程实际情况，制定洪水

调度计划，并按照相应程序报批后报国调备案。

15.4.5 水电厂应按批准的泄洪流量，确定闸门开启数量和开度。按规定的程序操作闸门，并向有关单 位通报信息。

15.4.6 汛末蓄水时机既关系到水库防洪安全，又影响到水库蓄满率，应根据设计规定和参照历年水文

气象规律及当年水情形势确定。15.5 发电及经济调度

15.5.1 水库发电调度的主要任务：根据枢纽工程设计的开发目标、参数、指标，并结合灌溉、航运等

综合利用要求，经济合理地安排发电运行方式，充分发挥水库的发电及其他综合效益。15.5.2 发电调度的原则

15.5.2.1 保证枢纽工程安全，按规定满足其他防护对象安全的要求。当枢纽工程安全与发电等兴利要 求有矛盾时，应首先服从枢纽工程安全。

15.5.2.2 以发电为主的水电厂水库，要兼顾各综合利用部门对用水的需求。各综合利用部门用水要求

有矛盾时，应坚持保证重点、兼顾其他、充分协商、顾全整体利益的原则。

15.5.2.3 必须遵守设计所规定的综合利用任务，不得任意扩大或缩小供水任务、范围。15.5.3 凡并入电网运行的水电厂，在保证各时期控制水位的前提下，应充分发挥其在电网运行中的调

峰、调频和事故备用等作用。

15.5.4 水电厂年发电计划一般采用70%~75%的保证频率来水编制，同时选用其他典型频率来水计算发

电量，供电力电量平衡时参考。时段（日、月、季等）发电计划应在前期发电计划基础上，参照相应

时段水文气象预报及电网情况编制。遇特殊情况，应及时对计划进行修改。所编发电计划应及时报送

国调及其他有关部门。

15.5.5 有调节能力的水库，应根据设计确定的开发目标、参数及指标，绘制水库调度图。在实际运用

中，应采用设计水库调度图与水文预报相结合的方法进行调度。

15.5.5.1 根据库水位在水库调度图上的位置确定水库运用方式或发电方式，不得任意超计划及超规定 发电或用水。

15.5.5.2 有调节能力的水库，应充分利用水文气象预报，逐步修正和优化水库运行调度计划。调节能

力差的水库，应充分利用短期水文气象预报，在允许范围内采取提前预泻和拦蓄洪尾的措施。对于日

调节或无调节能力的水库，应更重视短期水文气象预报，制订日运行计划，尽量维持水库水位在较高 位置运行。

15.5.5.3 多年调节水库在蓄水正常情况下，年供水期末库水位应控制不低于年消落水位。只有遭遇大

于设计保证率的枯水年时，才允许动用多年调节库容；在遭遇大于设计保证率的枯水段时，才允许降 至死水位。

15.5.5.4 水电站水库调度运行中，除特殊情况外，最低运行水位不得低于死水位。15.5.6 应积极采取措施为节水增发电量创造条件，如加强水库及枢纽工程管理，合理安排水库运用方

式，及时排漂清污，开展尾水清渣工作；合理安排机组检修，优化机组的开机方式和负荷分配，尽量

减少机组空载损耗等。

15.5.7 电网应根据水电厂的特性，结合水文情况及负荷预计成果，合理安排运行方式。当水库弃水或

将要弃水时，提高水电发电负荷率，多发水电，节约燃料资源。15.5.8 梯级水库群的调度运行，要以梯级综合利用效益最佳为准则，根据各水库所处位置和特性，制 定梯级水库群的调度规则和调度图。实施中应正确掌握各水库蓄放水次序，协调各水库的运行。

15.6 水库调度管理

15.6.1 水电厂应编制水库调度规程，并不断修改完善。

15.6.2 水电厂应在五月底前将已批准的洪水调度计划报国调备案。制订的、供水期和月度水库运

用计划应分别在上年十一月底前、蓄水期末和上月二十日前报国调。15.6.3 加强水情自动测报系统和水调自动化系统的管理，制订相应的运行管理细则，保证系统长期可 靠运行。

15.6.4 按照有关规定做好水库调度值班工作和水库调度运用技术档案管理工作。

15.6.5 为了及时了解和掌握水电厂调度运行情况，需要将如下一些情况及时报送国调：

15.6.5.1 在溢洪期间，及时汇报溢洪道闸门启闭、调整情况，弃水开启闸门孔数、开度、泄流量和机

组发电状况、发电流量等。

15.6.5.2 防汛值班期间，遭遇重大汛情，危及电力设施安全时。

15.6.5.3 对于洪水频率小于等于5％和对电网及水电厂造成重大影响的洪水调度情况。15.6.6 水电厂在每月1日、11日和21日向国调上报水库运行旬报。15.6.7 实行水库调度月度汇报制度，按照国调颁发的《水库调度汇报制度》中具体条款执行。15.6.8 各水电厂应在每年10月底前逐级向国调上报本防汛和大坝安全工作总结，并在每年1月底

以前报送上水库调度工作总结。

15.6.9 新建水电厂在首台机组并网前一个月，应向国调及其他有关调度部门提交水库调度基本资料和

初期蓄水方案。

第十六章 电力市场运营调度管理

16.1 国调中心负责根据联络线送受电计划编制下达月、日电力电量送受计划。互联电网内的网调

和独立省调在各自的范围内行使调度职能，按照国调下达的电力电量送受计划控制联络线潮流和系统

频率，应保证送受电力控制在规定的偏差范围内且电网频率控制在规定范围内。

16.2 国调中心负责确定互联电网的控制方案和考核办法。互联电网考核结算依据是国调正式下达的日

计划曲线（包括修改后的日电力电量计划曲线）。

16.3 跨大区互联电网按TBC方式控制联络线潮流和系统频率。区域控制误差ACE为：ACE =ΔP ＋b*Δf。国调中心负责确定互联电网的负荷频率响应特性b值，并于每年2月底前根据上年的实际情况进行调 整。

16.4 联络线送受电量由国家电力公司电能量自动计费系统进行计算，并按国家电力公司有关规定结算。

16.5 月度联络线实际交换电力电量和考核结果，为互联电网内的网调和独立省调每月的电费结算依据。国调应于次月第5个工作日前将月度电力电量结算考核结果以电子表格的形式提供给双方确认；如认

为有误，应在收到此表格后的3个工作日内提出，逾期即认为无误。最终电力电量结算考核单于每月10 个工作日前，由国调中心传真给双方。

16.6 国调中心负责组织实施跨大区互联电网内网公司和独立省公司间的计划外临时电量交易。

第十七章 电网运行情况汇报 17.1 电力生产、运行情况汇报规定 17.1.1 每日7时以前，各网调、独立省调须将本网当日电力生产日报通过日报传输系统传送至国调，如日报传输系统故障传送不成功，应于8时前通过电话报国调。如当日数据未按时报送或报送数据有错

误，则本日数据完整率为零。

17.1.2 旬报的统计报送情况，正常应以次旬第一日的16时为准，如遇节假日，可顺延至第一个工作日 的16时。

17.1.3 电力生产运行月度简报的统计报送情况，正常应以每月第三日的12时为准，如遇节假日，可顺

延第三个工作日的12时。

17.1.4 电力生产月度计划的统计报送情况，正常应以每月最后一日的12时为准，如遇节假日，应提前

至每月最后一个工作日的12时。

17.1.5 每日8时以前，各网调、独立省调须将电网运行异常情况（事故停电、拉闸限电；主要线路故

障或超稳定限额运行、重要机组和220kV及以上重要主变压器故障；频率异常、主网电压超过设备运行

极限值；主要水电厂弃水情况等）、电网运行情况（330千伏及以上网架线路、220千伏跨省联络线启

停情况等）和重大新设备投产（330kV及以上设备、300MW及以上机组）情况报国调值班调度员。

17.2 重大事件汇报规定

17.2.1 在电网发生重大事件时，有关网调、独立省调应立即了解情况，并在事件发生后4小时内向国

调值班调度员汇报，跨省电网省网发生重大事件，省调要及时向网调汇报。17.2.2 重大事件分类：

17.2.2.1 电网事故：电网主网解列、电网振荡、大面积停电事故，由于电网事故造成网内重要用户停、限电，造成较大社会影响等。

17.2.2.2 厂站事故：电网内主要发电厂和220千伏及以上变电站单母线全停和全站停电、核电站事故、水电站垮坝事故、220kV及以上主要设备损坏。

17.2.2.3 人身伤亡：网内各单位在管辖范围内发生的重大人身伤亡事故。

17.2.2.4 自然灾害：水灾、火灾、风灾、地震、冰冻及外力破坏等对电力生产造成重大影响。17.2.2.5 调度纪律：调度系统违反《电力法》、《电网调度管理条例》等法律法规和规程规定的重大 事件。

17.2.2.6 经确认因调度局（所）人员责任打破安全记录。17.2.3 重大事件汇报的主要内容（必要时应附图说明）： 17.2.3.1 事件发生的时间、地点、背景情况；

17.2.3.2 事件经过、保护及安全自动装置动作情况； 17.2.3.3 重要设备损坏情况、对重要用户的影响； 17.2.3.4 电网恢复情况等。

17.2.4 在电网发生故障或受自然灾害影响，恢复电网正常方式需较长时间时，有关网调、省调应指派

专人随时向国调值班调度员汇报恢复情况。17.3 其它有关电网调度运行工作汇报规定

17.3.1 各网、省调在实行新调度规程时，及时将新调度规程报国调备案。17.3.2 发生电网事故的网、省调应在事故后5个工作日内由调度部门将事故情况书面报告传真至国调

中心调度室，并在事故分析会后向国调报送事故分析报告。17.3.3 每年1月底前，各网省调向国调报送 17.3.3.1 调度科上一工作总结；

17.3.3.2 上一调度人员（含地调）误操作情况（责任单位、发生时间、事件过程、后果、对有关

人员处理和防范措施等）；

电网调度管理一体化 第6篇

【关键词】智能电网；电网调度；管理；研究

随着我国经济水平的迅速发展，人类面临着严重的资源环境的压力，在这种背景下，推动着我国电力制度的改革，其中，安全、经济、高效的智能电网已经成为电网未来发展的总趋势。但是，目前，在智能电网环境下的电网调度管理存在着一些问题，影响着我国电网智能化的推行与改革，因此，要不断加强电网调度管理的智能化、精益化。

一、智能电网概述

（一）智能电网

目前，智能电网是科学技术发展和社会经济发展的必然产物，在西方的很多发达国家，对于智能电网方面已经有着非常完善的研究，并且技术力量也是非常的雄厚，对于应用的形式以及规划都比较完整。我国在智能电网方面的研究比较晚，处于初级的发展阶段。虽然智能电网技术在欧美等国家已经越来越受到重视，但是，到目前为止，仍没有一个准确的定义，其中，较有影响力的观点是来自Smart Grid和Intelli Grid中，针对智能电网的定义以及目标比较一致，通常，运用的是新型高科技传感器或者是双通道通信等相关的设备，外城电力系统的传输和分批的工作。智能电网能够改善当天的条件的电力使用效率，并且能够提升电力的安全性能。

（二）智能电网和传统电网相比所占的优势

传统的电网是由变电站和调度主站两个系统而组成的，收集和整理信息是电网调度工作的主要工作原理，按照收集与整理的信息，来采取合适的调度措施。在整个调度管理中，管理的内容相对来说比较简单，但是由于技术力量的制约性，在系统的大环境下，很容易形成信息孤岛，而在后期的服务方面，相比之下也较为欠缺，长期以往，在应用时会出现很多的不足之处。智能电网与传统电网略有不同，在调度质量和调度系统等方面都有很大的提升，主要优势主要表现在以下方面，一是，在智能电网的调度系统中存在完善的信息平台，可以把整个电网系统的信息进行集中，从而实现电网信息的高效管理。二是智能电网对系统内部的信息能够做出较为快速的信息集中，能够在很大程度上提升电网调度管理的有效性。三是智能电网可以延长电网使用的寿命，从而保障电网能够高效的运行。

二、智能电网环境下的电网调度管理中存在的问题

电网调度管理的主要工作内容是进行电网安全的检修、电网运行方式的安排以及对电网异常状况的处理，能够直接关系着电网高效、经济、安全的运行，在电网工作中，占有重要的地位。在智能电网的环境下，对调度管理人员提出新的挑战，不仅增加了调度人员的工作量，而且调度人员的工作方式也发生了变化。智能电网已经成为电网的一种发展趋势，因此，优化电网调度管理指日可待。在对新与旧的管理方式的对碰下，电网调度问题已经成为管理的重大问题，已经严重的影响了调度管理工作的顺利进行，因此，要对这些问题进行认真的梳理，然后进行有针对性的解决，从而高效的提升智能电网环境下的管理水平与管理效率。首先，在电网调度管理过程中，对信息的管理并没有统一的规划。电力行业拥有复杂的工作系统，是在许多部门的配合下共同完成的，因此，各个部门使用的计算机软件系统是不相同的，使部门与部门之间的交流与沟通都比较困难，从而导致电网调度管理工作中存在种种的问题，没能及时适应智能电网的推行。我国电力行业存在严重的信息孤岛的现象。从智能电网的概念中，我们能够清楚的认识到，计算机在智能电网的推进与发展中起到的重大作用，没有计算机技术的支持，智能电网便很难顺利的进行下去。在智能电网环境下，电网调度管理工作是需要使用计算机进行辅助的，对于调度工作必须依靠计算机才能够完成。目前，我国电网的调度工作中，有很多部门之间由于种种原因而导致信息的交流与传递不能够通过计算机网络技术进行，存在着“信息孤岛”的问题，不利于智能电网的推行与发展。

三、解决智能电网环境下电网调度管理的问题，实现精益化调度管理

（一）对产业链上下游的管理

电力系统不是一个单一的系统，在系统内，有效的运营对于相关的资源和行业有很大的依赖，所以，做好产业链的上下游工作能够实现精益化的调度管理。在资源供应方面来讲，要对电力部门与发电企业进行协调好关系，建立良好的合作，对水资源、煤炭的相关动态要进行咨询与留意，这些都是与本行业有着紧密的关系的。同时，做好与政府部门的协调工作，是开展各项工作的首要前提。

（二）对专业间的管理

智能化电网调度是通过各个部门之间的协作才能有效完成的，所以，要协调好各专业间的合作关系。在实际工作中，对具体问题要进行合理的分析与探讨，并且找出问题的根源，再及时的采取有效的措施进行处理。对每个专业的工作人员要秉承着严谨负责的工作态度进行处理调度过程的每一个问题，相互间要进行合作的加强，增进互相理解，只有这样，才能够使工作人员落实自己应该履行的责任，出现问题后不退缩不推诿，一起促进电网调度的高效管理。

（三）对公司部门间的管理

电网企业中涉及的业务往往都比较多，涉及的管理部门也比较多，并且所有的管理部门之间都各司其职，因此，对公司部门间进行管理，实现部门间的协调化，才能够更好的推进电网调度工作的顺利的开展。例如，规划部门要运用先前的电网运行的信息资料，这样才会更好的进行电网调度工作的整体规划，而这些信息又都在生产技术部门、电力营销部门，并要通过对电网设备的相关风险分析，才能够将这些信息汇集在生产技术部门，而电力营销部门要全面的对年度计划以及相关的电价报表进行分析，同时还要对相应的计量数据进行分析，这些信息一般都是来自财务部门、规划部门以及调度部门。很明显的看出各部门间的工作顺利开展是需要所有部门互相配合的，所以，做好部门间的合作，才能够有效的推进电网调度工作顺利的进行。

结束语

综上所述，电网调度管理对智能電网的运行效果有着直接的影响，因此，在电网调度管理工作中，要保证断网实现同步保护，采用先进的理论与技术，通过管理和控制电网运行状况，来保证电网工作的正常运行，同时，在管理好智能电网的基础上，要做到能源的节约，并且提升自身的服务能力，从而满足社会对电力的需要。

参考文献

[1]张曼.智能电网环境下对电网调度管理的思考[A].云南省科学技术协会.战略性新兴产业的培育和发展——首届云南省科协学术年会论文集[C].云南省科学技术协会：，2013：4.

[2]余盛.智能电网环境下对电网调度管理方式刍议[J].中国新技术新产品，2014，19：2-3.

[3]蔡鹏程，朱清.智能电网环境下的电网调度管理研究[J].产业与科技论坛，2013，07：216-217.

浅析智能电网调度一体化设计和研究 第7篇

1 智能电网调度的作用

电能必须实时平衡, 也就是发电、用电实时平衡, 各网省调作为电网安全稳定的直接生产单位必须实时获取电网运行的相关数据, 进行电网事故处理和电网运行方式的安排, 来确保整个电网系统的安全平稳运行。

作为电力调度最核心的传统SCADA/EMS系统, 对电力系统的运行状况实现控制和检测。SCADA通过采集各变电站、发电站电气设备的开关量、电气量和通过AVC、AGC等对电器设备进行调节和控制, 完成“四遥”的实现, 故障测距定位系统和故障录波系统实现对电网事故数据实现有效的保存;对发电计划实现有效的安排;对电网的动态实现预警和监测;电能量采集系统对电量进行采集。这些调度的关键系统来共同实现电网系统的安全经济平稳运行。

智能电网需在实现上述各种系统的基础上实现合理的资源创新和整合, 完成国家电力调度通信中心提出的智能电网调度技术支持系统建设框架的目标。

2 电网数据一体化

智能电网最基本的要求是能够实时传送电网的动态数据并及时进行合理有效的分析。电网运行直接管理部门, 网省级调度必须实时了解和掌握电网系统运行的情况, 针对电网运行过程中出现的问题及时分析作出处理。调度运行人员对电网运行情况进行了解的基础和前提是电网运行数据的快速获得。目前电力运行系统使用的支持系统是SCADA/EMS系统, 是调度运行人员的直接工具, 用来获得电网运行数据, 但因其不能完成采集动态数据, 有着相当的局限性, 不能满足智能电网的要求。而解决此问题的同步测量单元设备PMU, 并且PMU可以在电网出现干扰时, 能够采集数字量和模拟量, 其具备了SCADA的采集数据功能, 能够自动保存的瞬时数据达到9600点或者10000点的, 故PMU具有保护录波仪的能力, 其大体具有SCADA和故障录波仪的功能。但PMU还不能完全取代故障录波仪和SCADA, 主要存在三个方面, 以下作出分析。

(1) 目前的PMU还不具有遥控和遥调的功能, 可以对其进行技术更新和改造, 从而来实现遥控量和遥调的数据采集。

(2) 因为PMU关键是要保存电网的低频振荡数据, 一般接入测量CT, 所以当电网发生大的干扰时, 而电磁测量CT存在磁饱和的问题, 导致其保存电网暂态的数据精度往往不高, 光电式CT是智能变电站和数字化变电站的推广和建设, 将完全代替电磁式CT, 所以避免了电网暂态的数据精度不高的不足。

(3) 数据传输。PMU可以实现动态数据、稳态数据和暂态数据的传输和采集时, 其目前上传WAMS主站速度是50帧/s, 动态数据海量的传输将会导致数据网的阻塞, 并且会引起主站的磁盘存储浪费严重。

PMU可以大幅度的减少维护人员的工作量和设备的投资能利用GPS将每个数据实现打上时标, 还能直接测量发电机的功角, 获取相同时间面上的数据功能, 更具有时效性。

3 智能电网新应用功能的推广

3.1 智能电网运行方式预安排

目前很多国内已建成的电网或或在建的电网辅助决策系统和电网动态监测预警最主要功能是提供电网实时动态监测信息、辅助决策和预想故障下系统的稳定性给调度运行人员。

为了更进一步通过辅助决策系统和电网动态预警系统的功能, 实现智能电网的目的, 把它的功能应用推广到电网的运行方式和安排上, 实现功能一体化。

3.2 智能电网经济运行分析

因为电网调度部门不能掌握发电计划, 电网调度部门最关注的是电网安全稳定性, 很难达到经济调度的目的, 但随着智能电网的发展和建设, 电网的经济分析起着越来越重要的作用。

电量统计分析:PMU能够实现动态数据的采集和测量, 可以进行电量的的计算分析, 实现对电量采集装置的核对。

网损的统计分析:电网运行状态常常发生变化的, 导致离线网损计算不能合理正确的反应实际的网损, 表现在电网的建设、电气设备的检修和电源的建设都会对网损造成不同程度的影响。动态测量装置能够实时地传递数据, 可以采取实时网损进行在线分析, 在核对实际统计网损时, 寻找引起网损大的原因, 作出控制措施, 从而智能提高电网的运行经济性。

经济调度的使用。当实际与发电计划出现差别时, 应实施经济调度。因为电网规模的扩大使最优潮流难以收敛, 虽然在理论上是可行的, 但是电网在实际调度生产运行中的适用性不大。因此比较实用的方法是采用灵敏度, 可以通过对电网一些经济指标进行在线计算, 如购电费用、网损对机组灵敏度的大小, 对机组排序, 在满足电网安全可靠稳定运行的基础上, 优先考虑灵敏度小的机组满出力, 从而实时提高电网“次优”的运行情况, 以提高电网的稳定经济运行水平。

4 结语

电网调度系统最主要的方面是安全性、经济性和稳定性, 智能电网调度实现数据、功能和平台的一体化, 支持系统建设的构建和应用, 还需要不断的探索和研究, 利用智能化电网调度控制实现电网安全平稳运行, 提高高效、优质、绿色、清洁的供电能力。智能电网是整个电力行业系统一场巨大的变革, 将引起整个电力工业的革新, 是一种对资源适用型、节约型、经济型的可持续发展战略。

参考文献

[1]吕晓刚.论“调度一体化”管理模式[J].农电管理, 2011 (6) :31.

电网调度管理一体化 第8篇

国家电网公司提出了建设自主创新、国际领先的统一坚强智能电网[1]的发展目标。作为电网的神经中枢,电网调度是电网运行的重要组成部分,提高电网调度一体化、智能化水平既是建设智能电网的关键,也是维系电力生产运行的基础和保障电网持续发展的重要手段[2,3]。现阶段省地电网之间的相互依赖和耦合程度越来越高,为适应今后电网智能化发展的进一步要求,实现电力调度控制中心基于全景信息进行电网一体化运行和统一协调控制是迫在眉睫的需求。

目前,省地电力调度控制中心(简称省地调)所掌握的电网信息都还难以满足一致性、完整性、可靠性和实时性等方面的要求,不便于基于全景信息对电力系统进行精细深入分析和灵活协调控制,省地调之间在信息交互方面存在的局限性主要包括:(1)省地调模型交互的局限,当前调度机构间模型共享一般还是采用模型拼接[4,5]的方式,根据边界定义将对侧系统的全网模型或者局部区域模型拼接到本地,在实际应用中,系统间大范围的模型拼接不但容易出错,而且对本系统核心模型会造成极大的冲击,将成为省地互动应用功能实现的一大瓶颈;(2)省地调数据交互的局限,虽然当前调度机构间通过维护静态转发表的形式[6,7]能够实现部分实时数据的交互,但随着电网规模的不断增大,这种转发机制将严重制约电网调度实现多层面、多维度的信息快速采集、监视和共享,难以给省地调间的计算分析软件提供灵活的数据支撑,不易应对省地间海量信息的传输问题,不利于实现多级调度间的统一指挥和协调;(3)省级电力调度控制中心(简称省调)获取敏感重要局部电网信息的局限,由于上述省地调之间模型和数据传送采用静态模式交互的局限,缺乏按需动态共享的机制,省地调不易根据需要动态掌握保电线路、重要联络线和关键主变压器等地级电力调度控制中心(简称地调)敏感重要局部电网信息,不便于深度精细分析和联合协调控制,缺乏对突发事件应急支持机制所需的技术支撑能力;(4)省地调功能应用互动的局限,传统调度自动化系统长期基于局部信息进行电力系统分析和控制,目前对省地协调互动分析控制软件提供的支撑能力尚显不足,不便于实现省地一体化的实时监控分析、省地一体化的调度计划和一体化的调度管理等功能应用。

针对上述局限性,按照国家电网公司的统一要求,为了解决电网调度省地一体化建设所面临的问题和困难,本文结合智能电网调度技术支持系统试点工程,针对电网调度省地一体化的关键技术展开研究,配合江苏省调建设省地一体化系统,重点在电网模型、数据采集、业务流程、应用功能等方面进行研究和建设。

1 总体思路

完整、准确、一致、及时、可靠的基础信息是电网调度、监视、分析、控制、预警和辅助决策的基础,只有建立适应各级调度信息协同、共享的技术体系,才能为各级电网调度系统提供灵活开放、高效可靠的基础支撑。为了建立省地调度信息共享交互体系,同时综合分析上述省地电网调度面临的诸多局限,确立了本文开展研究电网调度省地一体化的总体思路,简单示意如图1所示。

总体思路的主要核心点如下。(1)省地一体化模型按需动态共享。实现省地电网模型和图形等信息的动态交互和按需共享,给后续各应用功能方便地获取全面、准确的电网模型信息提供支持。(2)省地一体化数据按需动态共享。实现省地数据在广域范围内按需动态交换使用、自动关联和校核互备,省地调度之间实时采集数据、故障信息、重要预警等信息,能够实现动态纵向交互和按需引用。(3)省地一体化数据交换和通信。探索实现地调对上送省调信息的预处理,并提供一种符合广域网标准安全要求的数据按需动态交换机制和通信方式,探索解决省地调间海量数据传输的问题。(4)省地一体化按需精细化分析。探索实现省地调间按分区对模型、数据和画面的个性实时动态裁剪,便于对敏感重要局部电网进行按需动态调用和精细化分析。(5)探索电网调度省地一体化典型应用。研究实现省地一体化数据分析校核、省地一体化拉限电、省地一体化合环电流校验和省地一体化调度员培训模拟等功能。

2 关键技术方案

IEC 61970系列标准对电力系统公共信息模型(CIM)及应用程序接口进行了规范,为电力系统不同控制区域之间交换模型数据提供了共同语言[8,9],国内外在针对IEC 61970标准的研究和应用方面已经取得一系列成果[4,5,6,7,10]。遵照前述总体思路,本文将在此基础上着重研究省地一体化的信息按需动态共享机制。

2.1 省地一体化模型按需动态共享

省地调通过模型拼接完成模型交互存在局限,近期出现的新一代调度技术支持系统的远程调阅和Web等功能虽然在一定程度上能够实现省调对地调模型、图形和数据的浏览,但不易基于这些信息进行应用分析,更不易实现电网操作和告警信息的共享,也不便于自由获取对方敏感重要局部电网信息进行精细化分析。鉴于上述原因,考虑在江苏省调和苏州地调调度技术支持系统间采用更加简便、易用的方式实现模型的按需动态共享,如图2所示。

2.1.1 按需获取对侧模型及图形

首先,确定获取模型的范围:(1)可以通过选择本系统厂站、电压等级、等值负荷等手段,快速确定需要获取对侧系统模型范围;(2)通过获取对侧系统模型全列表,从中选取所需模型。其次,仅将这部分模型信息拼接到本侧系统研究态的实时库中,不入商用库,从而规避了从商用库删除模型的风险。最后,使用过的拼接模型可以通过重新装载研究态实时库的方式恢复原始状态,也可以通过重新获取相关模型的方式来更新。这种获取方式与传统模型拼接相比,两侧系统间耦合度较低,系统间可以低风险灵活获取感兴趣的对侧系统区域图模。

2.1.2 支持多种模型拼接方式

1)以线路为边界,拼接对侧单个或多个厂站模型,适用于省地调间500kV和110kV及以下厂站完整模型的获取。

2)以变压器为边界,拼接对侧厂站某个电压等级的模型,适用于省地调间220kV厂站模型的获取。

3)以等值负荷、等值发电机为边界,拼接对侧单个或多个厂站模型,适用于省地调间等值厂站模型的获取。

2.2 省地一体化数据按需动态共享

省地调间通过维护静态转发表的形式完成数据共享存在大量局限,因此考虑在江苏省调和苏州地调调度技术支持系统间实现数据的省地一体化按需动态共享,内容主要包括省地实时数据共享、省地告警数据共享、省地历史数据共享和省地数据按需校核等。图3为省地一体化数据共享数据处理流程。

按需共享数据需要从对侧系统获取,首先需要考虑如何将本侧系统的数据请求转换成关于对侧系统具体数据的请求,其次还要考虑如何将获取的数据与相应的模型进行关联,以便在本侧系统上进行数据的展示和分析。省地调之间数据共享是双向的,在省调和地调系统上各自建立一个数据服务中心,数据服务中心由数据订阅、数据发送和数据接收3个服务模块组成,数据服务中心以拼接后的模型为基础,实现数据共享。当省调需要临时监视地调某一个厂站时,首先将该厂站地调系统模型按需动态共享到省调系统中,再进行实时数据、告警数据和历史数据等相关数据的按需动态共享。

1)数据订阅

在省调侧和地调侧数据服务中心分别驻留一个数据服务代理,负责接收来自对端系统的数据请求,并将此请求转变为对本侧系统数据的查询请求,最后将从本侧系统获得的数据返回给对侧系统。

2)数据传输

数据传输方式有2种。(1)文件传输:以遵循IEC 61970CIM/E标准的文件作为传输介质进行数据传输,通过生成和解析文件完成省地数据交互。(2)消息传输:数据共享以消息作为传输介质进行数据传输,通过定义完整消息类型,消息结构体,利用系统平台消息总线功能实现省地调间信息交互。

3)数据颗粒度

实时数据和历史数据的共享粒度考虑到测点级,即本侧系统可以订阅对侧系统中某厂站的全厂数据,也可以只订阅某厂站几个测点数据。

告警数据的共享粒度只考虑到厂站级,即只要本侧系统订阅了对侧系统中某厂站的数据,对侧系统将完成该厂全部告警数据到本侧系统的共享。

4)数据展示

共享实时数据将被写入需求侧系统研究态模式的实时库中,供研究态下其他应用使用;告警数据共享后,共享来的告警数据被显示到需求侧系统告警窗上,将其显示到一个独立的告警页面中,以便分析;历史数据共享后,需求侧通过曲线或列表方式展示来自于两侧系统同一测点和时间段的历史数据。

5)数据访问权限审核

省调系统侧能够按需共享地调系统侧的任何数据,而当地调系统需要共享省调系统侧数据时,则必须通过审核服务进行验证,因此,审核服务仅驻留在省调侧系统,负责对所有来自于地调系统的数据共享请求进行安全审核。安全审核的规则初步定义如下:(1)比较发起共享请求服务的地区与所查询测点的所属地区是否一致;(2)对于一些地区公共测点(如联络线数据等)可以预先定义允许访问的权限,只有拥有该权限的用户才可以访问。

2.3 省地一体化数据交换和通信

电力调度数据网将地理位置上分散在多个区域的调度自动化系统联系在一起,在逻辑上形成一个整体,而各个地区负责本区域的数据采集、分析与处理。如前所述,基于现有电力调度数据网,为了满足省地一体化建设需求,省地调之间需要研究符合广域网标准安全要求的数据按需动态交换机制和通信方式,为解决省地调间数据共享、海量数据传输和应用互动等问题打下基础。

数据交换和通信技术的研究是省地应用互动的基础。基于当前的省地数据交换和通信技术模式,省地间只能通过静态转发表的方式进行数据传输,实用中存在局限。因此,在本文的一体化数据交换和通信中将考虑引入数据代理机制,实现更通用的上下级调度信息的动态共享和灵活传输模式,具有自定义、快速和免配置的特点,减少数据流量和网络带宽的占用率,实现不同系统间的数据高速流动。另外,由于数据经过广域网进行远程传输,必须保证数据的及时性与准确性,这就需要分析电力调度自动化系统中数据流的类型与特点,采用合适的压缩与校验机制,保证数据的压缩比率,且不能占用太多的CPU时间,防止在解压缩及数据校验过程中影响数据的实时性。

网络通信的安全性是保障电力系统安全稳定运行的前提。因此,一体化数据交换和通信需要满足电力二次系统安全防护规定及调度数据网安全防护规定,这就需要引入纵向加密认证机制,采用认证、加密、访问控制等技术措施实现数据的远方安全传输以及纵向边界的安全防护,从而保证数据传输的机密性、完整性。

3 典型应用探索

本文前面实现的省地一体化模型、图形和数据的按需共享机制,可以为实现省地协调互动的分析控制提供必要的支撑,为进一步探索电网调度省地一体化典型智能应用打下了基础。本文结合当前省地调之间调度、监控和分析等方面实际的互动需求,实现了若干省地一体化典型应用功能,主要包括:(1)省地一体化数据分析、校核及互备;(2)省地一体化拉限电;(3)省地一体化110kV线路合环电流校验;(4)省地一体化调度员培训模拟。

3.1 省地一体化数据分析、校核及互备

省调与地调通过不同的途径获取实时数据,因此,省调的实时数据与地调存在偏差,进而导致历史采样数据也存在偏差。通常省调与地调仅能查看各自数据,难以对比数据以判断是否存在偏差过大的情况。另外,当确认本地历史数据错误时,难以对其进行修复。省地一体化历史数据分析、校核及互备功能可以有效解决此类问题。

数据按需校核建立在实时数据和历史共享的基础之上,并将数据共享范围扩充到状态结果数据共享,当用户对本侧系统某个量测数据的正确性怀疑时,可以根据需要获取对侧系统的数据和状态估计结果数据,与本侧系统的数据进行比对。按需数据校核粒度考虑到测点级,同样需要考虑数据访问审核问题。图4为省地数据按需校核示意图。

按需数据校核展示界面具有以下功能。(1)数据分析功能:指定区域、电压等级或厂站,以列表方式展示来自于两侧系统同一测点的数据和状态估计数据,根据指定的条件按平均偏差或最大偏差值从大到小进行排列。(2)数据校核实时告警:对同一测点同一时刻的4个数据进行校核,结果相差超过一定阀值时以特定的告警方式标示出来。(3)偏差较大的测点精细化分析功能:以曲线的方式对一定时间段内的数据进行分析。数据校核曲线由省调曲线、地调曲线和差值曲线组成,可以在曲线窗口上设定敏感度,显示一定范围内的差值曲线。(4)历史数据互备功能:如果发现本侧系统历史数据确实异常,可以手动将对侧系统相关数据同步到本侧系统,从而满足历史数据互备的要求。

3.2 省地一体化拉限电

目前,省调需要拉闸限电时,通常电话通知地调调度员,地调调度员对照拉路限电序位表所列线路,核对线路运行状态及负荷情况,根据限电指标人工计算,排列出所需的拉路线路及顺序,逐条发布指令进行拉路,切除相应的目标负荷值,并手工记录操作结果。整个流程不易规范,自动化程度不高,不利于事故的快速处理。因此,很有必要开发相关应用功能,实现省地一体化的拉限电操作处理。

省地一体化拉限电应用主要研究在发生全网或区域电网重大事故,全网发电能力严重不足或电源联络线过载时,接受上级或本级调度的指令,按设置序位表、目标和策略自动完成批量拉负荷操作,并自动记录操作过程和结果,提高事故处理的速度,在较短时间内实现电网发电、负荷的平衡,以保障电网安全稳定运行。

省调侧安装应用客户端,提供目标负荷的输入功能,并启动操作命令,将信息通过省调应用服务端发送给地调应用服务端。地调应用服务端实时监视省调请求信息,并弹出应用客户端执行界面,将执行结果以文件方式传送给省调。图5为省地一体化拉限电应用结构流程图。

3.3 省地一体化110kV线路合环电流校验

地区电网运行中经常会出现不同220kV片区通过110kV线路进行合环转供电的情况,大部分地调由于没有完整的220kV及以上电压等级模型和实时数据而无法进行准确的110kV线路合环电流校验计算,省调也因为没有110kV及以下电压等级模型和实时数据而无法进行计算。本文实现的省地一体化按需模型和数据共享使进行省地一体化110kV线路合环电流准确校验计算成为可能,能够有效解决上述问题,其主要包括以下2个方面的内容。

1)省调侧模型和实时数据的获取

地调侧确定好合环设备后,基于当前模型和实时数据进行拓扑搜索,找到相应的环路支路,根据环路支路所连接的厂站,确定需要共享到省调侧的模型和实时数据范围,通过省地一体化按需模型和数据共享机制将地调侧的这部分信息共享到省调系统研究态实时库中。

2)省调侧分析计算及结果的返回

省调侧根据拼接好的模型、本侧实时数据和地调共享来的实时数据进行研究态下的状态估计,计算收敛后,自动将状态估计收敛断面复制给研究序列,研究序列获取收敛断面后根据合环设备进行合环校验分析,状态估计计算不收敛也需要返回给地调侧相应信息。合环校验分析得到合环后潮流重载越限结果、遮断容量扫描结果、N-1开断结果返归给地调侧。

3.4 省地一体化调度员培训模拟

文献[10]针对区域电网联合反事故演习的实现方案进行了探讨,阐述了统一电网仿真方案具有真实性好、仿真结果数据一致、效果逼真等优点,但是其同样具有仿真网络大、网络模型维护和初始教案生成工作量大等缺点。基于本文实现的省地一体化的模型和数据按需共享机制,很容易克服上述缺点,基于统一电网仿真方案实现省地一体化调度员培训模拟,内容上主要包括模型准备和应用功能2个方面。

省地一体化调度员培训模拟的模型准备是指将省地一体化模型和数据按需动态共享拓展到调度员培训模拟应用,通过省地一体化按需共享工具能够在省调调度员培训模拟应用下拼接各地调电网模型和获取地调数据断面,快速形成全网培训模拟环境,然后下发到各个地调系统,从而保证省地一体化培训模拟环境的一致性,确保了各调度员培训模拟应用潮流计算结果的一致性。省地一体化调度员培训模拟应用功能的开发主要包括大电网网络建模、大电网状态估计、大电网潮流计算、基本仿真功能和应用层面的省地交互等。

4 结语

目前,基于本文关键技术方案开展实施的智能电网调度技术支持系统苏州试点工程已经顺利通过国家电网公司组织的整体验收,结合试点工程,本文成果及开发的软件模块完成了在大型地区电网调度中的实际应用,在一定程度上为电网调度省地一体化试点工程的建设方式探明了道路。

本文已开展的研究多属于基础信息和支撑的范畴,所完成的省地一体化应用探索也仅限于生产控制大区,后续工作的重点将是如何最大限度利用这些省地一体化方面提供的基础信息和支撑,将省地一体化应用互动拓展到管理信息大区,研究省地一体化的模型管理平台、调度计划运作平台及调度管理平台。

参考文献

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[8]IEC 61970 Energy management system application programinterface:Part 1 CCAPI guidelines preliminary draft[S].2003.

[9]IEC 61970 Energy management system application programinterface:Part 301 common information model(CIM)draftrevision 5[S].1999.

电网调度管理一体化 第9篇

关键词：电力系统,安全调度:安全运行,管理措施

一、影响电力系统安全调度的主要因素及对策

(一) 调度员的安全意识和责任心。

人的因素是一切工作成败的首要因素, 调度工作安全与否与调度员安全意识有直接的关系。我们坚持定期安全日活动, 学习误调度、误操作事故通报, 分析事故案例, 力争做到举一反三, 吸取事故教训, 并结合岗位查找不安全因素, 制定防范措施, 将安全责任落实到人。将安全生产与经济利益挂钩, 严格安全职责考核与管理, 不仅考核安全指标完成情况, 还要考核参加班组安全活动情况, 及时进行安全拾遗补缺活动。

(二) 调度员的安全责任素质和业务能力。

我们在实际工作中加强业务培训, 经常性地开展事故预想和反事故演习。对重大操作, 根据其工作内容, 提前深入现场, 请技术专责人讲解运行方式安排、保护配置原则及操作要点。通过事故预想、反事故演习和技术培训, 锻炼调度员快速反应能力, 对突发事故处理做到沉着、冷静、准确、迅速, 使调度员做到“三熟”、“三能”和“三过硬”, 即一熟悉系统接线, 二熟悉调度规程, 三熟悉各种操作及事故处理;一能准确判断, 二能看懂图纸, 三能处理各种异常和事故;复杂操作过硬, 紧急事故处理过硬, 继电保护随运行方式变更过硬。调度员是电网事故处理的主要指挥者, 良好的安全责任素质和业务能力可使其对事故征象的判断、关键性操作的处理做到准确、果断并能迅速准确处理事故。

(三) 调度工作的外部环境。

保证调度工作具有良好的外部环境是确保安全调度的重要条件。在具体工作中, 一是切实解决调度员的实际困难, 关心和体贴职工工作和生活, 切实保障调度员的合法权益, 让调度员精神饱满地投入到工作中;二是及时解决调度员工作的难题, 采纳合理化建议, 对电网结构和日常工作处理中存在的问题及早解决。

(四) 严格的规章制度、规范的调度工作程序和标准以及健全的资料档案。

在充分运用现行安全规章制度的前提下, 分析工作过程环节, 制定切实可行的调度工作的程序和标准, 使调度各项工作规范化、程式化, 从而规范调度员的行为, 使其安全而高效地进行工作, 工作中养成自觉认真执行规程制度的习惯, 克服习惯性违章等。

(五) 合理的电网运行方式。

对于复杂的倒闸操作, 须事先编制充电方案, 及时将运行方式、送电程序公示。完善事故预案的编制, 结合电网运行方式的变化进行事故预案修编, 保证调度员在事故预案的指导下正确、迅速处理各类事故。并根据各个时期配电网的负荷特点、薄弱环节, 结合各种运行方式制定反事故演习, 并及时纠正事故处理中的失误和错误。同时, 调度员要对电网运行方式、电网主设备的运行状况和当班需要完成的工作, 做到心中有数, 并针对当时天气、电网运行方式和当班的主要工作, 做好事故预想, 提前做好应对措施, 以便在发生异常时, 能够及时果断进行处理。对输电线路的检修工作, 要重点警示, 杜绝误调度事故的发生。

二、影响电网安全调度的危险点及相应的防范措施

危险点就是指易引发人为失误事故的潜伏点。调度人员在下令改变电网运行方式、指挥停送电操作和处理事故过程中, 都存在着误调度、误操作事故发生的可能, 从而影响电网的安全运行。结合调度现场工作实际, 调度危险点及防范措施主要有以下几点:

(一) 下达检修计划。

危险点:运行方式考虑安排不当, 倒闸操作误甩负荷。防范措施:认真审查日调度计划, 是否严格执行逐级审批签字制度;严密分析计算电网潮流, 检查运行方式安排是否严谨合理, 充分考虑运行方式变化对继电保护、自动装置和系统设备的影响, 并采取相应对策。

(二) 编制倒闸操作票 (指令票) 。

危险点:倒闸操作票编制错误。防范措施:仔细核对一次系统包括系统内断路器、隔离开关的实际位置, 有无接地线, 继电保护及自动装置的使用情况;正确使用继电保护及自动装置;对操作过程中, 系统潮流变化及由此对系统的影响进行正确的预测;操作不漏项、跳项。

(三) 审核倒闸操作票 (指令票) 。

危险点:操作票审核不细。防范措施:逐字、逐句、逐项审核;根据系统实际情况审查操作票中每一项操作的必要性及正确性;准确使用调度术语;针对调度工作站仔细核对;认真执行副值编制、正值审核制度, 大型操作班长再审核制度。

(四) 执行倒闸操作票 (指令票) 。

危险点:误下调度命令。 防范措施:严格按照操作票的顺序宣读执行, 不准漏项、擅自加项或跳项操作;在操作过程中必须认真执行复诵、记录、录音和监护制度;在执行操作票过程中, 如发生事故, 应立即停止操作, 弄清情况, 事故处理结束后, 方可继续操作。

(五) 受理工作票。

危险点:工作票不合格。 防范措施:认真仔细逐字逐句审核;工作票必须按规定填写, 且书写规范正确, 现场勘查单清楚规范;工作票须按规定时间提前一天送达;不合格票拒绝受理;工作时间到期不能终结的, 须按规定履行延期手续;认真填写记录, 工作票终结时必须与工作票登记记录对照, 是否有多张线路工作票或变电检修工作, 确认无误并办理终结手续后方可送电。

(六) 临时安全措施设置。

危险点:临时安全措施有较强的隐蔽性, 如线路检修工作人员根据工作的需要在工作场所装设临时安全措施, 此类临时安全措施的装设、撤除都是工作人员完成的。变电站检修人员临时增设安全措施, 容易导致指令票漏项。

防范措施:一是在下达许可指令时, 应说明安全措施设置情况, 工作范围。二是调度员接到工作结束汇报后, 应核实工作班组成员、安全工器具是否全部撤离工作现场, 工作现场设置的安全措施是否全部撤除;核实检修设备是否具备带电条件。三是检修人员现场安全措施与申请书安全措施一致, 特别是大型检修工作, 最好提前了解施工现场。

(七) 多班组在同一电气连接单元的工作。

危险点:一是多班组的工作不是同时结束, 容易误认为全部工作结束。二是设置的安全措施的要求也不相同, 忽视安全措施的完整性。防范措施:一是多班组在同一电气连接单元的工作, 安全措施设置完整后, 在逐一下达施工令。二是多班组在同一电气连接单元的工作全部结束后, 才能撤除所有的安全措施。

(八) 用户线路检修的复电。

危险点:一是用户的电气工作人员的技术业务水平不高, 有的对电力安全生产的相关规定、要求不知道。二是用户的电气工作人员不经过调度员的许可私自装设安全措施。防范措施:用户线路检修工作结束后在进行复电操作前, 应与用户的相关人员核实以下内容:一是应核实用户端电气设备上无人工作;二是应核实用户端电气设备上没有设置的安全措施;三是应核实该用户线路可以送电。

(九) 电网事故处理。

危险点:不按规程处理事故。防范措施:事故处理必须按规程规定进行;事故处理应迅速及时, 本着保人身、保电网、保设备的原则, 在处理过程中, 不能对未停电设备或人员造成影响, 防止事故扩大;下达事故处理操作指令时, 应认真考虑操作对系统的影响, 可能造成的后果, 充分考虑对重要用户供电的连续性;对一些重大事故的处理, 需及时向有关领导汇报。同时, 应强调调度发令的“三不”原则, 即:对运行方式变化不清楚不操作, 对操作目的不理解不操作, 计划操作临时变化及当值临时操作未经审核批准不操作。

除了在日常工作中加强对作业危险点的预防外, 还要应用科学技术手段加强作业危险点预控。如:采用电网调度运行过程控制管理系统、调度操作票生成及安全校验系统软件, 实现人机联合监控, 提高调控运行管理水平。按照确定的标准化作业流程, 结合本电网实际对调度工作的每一环节、每一工作步骤进行危险点确认、控制, 从而达到全过程预控。

三、结语

电网调度是电网生产运行的组织、指挥、协调工作的中心, 涉及配电系统生产、营销的各个部门。电网调度管理工作质量不仅关系到电网健康运行水平, 还直接关系到经济的合理发展和居民的生产生活。所以做好电网调度工作的安全管理工作, 对保证调控人员正确安全地进行电网倒闸操作和事故处理, 对保证电网安全稳定运行, 具有不可忽视的作用。对于县级调控一体化模式, 在调控人员整合和业务融合的过程中, 应充分考虑电网调度和监视业务合并后可能产生的不安全因素, 注意分析一体化过程中可能出现的新问题, 采取积极有效的措施完善, 确保电网安全充分体现“调控一体化”的优势。

参考文献

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[6].盛守贫.习惯性违章分析及控制措施[J].上海电力, 2007

[7].黄强, 徐田.电网安全风险的调度应对体系研究[J].华东电力, 2006

电网调度运行管理探究 第10篇

目前, 科技的不断进步推动着电网建设事业的迅猛发展, 电网管理的设备也相应得到了完善, 进而在一定程度上提高了电网调度自动化程度。然而, 由于受到各种因素的影响, 电网调度距完全自动化工作的目标仍有相当大的距离。这就要求相关调度人员应加强对电网调度知识的学习, 进而使自身的技术水平得到提高, 以保证电网的正常运行。在电网调度工作中, 需要做好以下几方面工作:

1电网调度安排需合理

对于电力工业而言, 虽然能为千家万户提供大量的电力能量, 但其本身对能量的需求也是不低的。所以, 对电网调度的合理安排, 可以避免不必要的能源消耗。然而, 当今最为关注的问题是如何才能使电网的运行效率得以提高。

1.1 对电网进行经济运行分析

目前, 通过对电网进行经济运行分析可以合理地对电网运行的效率进行适当的调控, 得到了大多数电力工业的支持。这对有关部门的要求是需要收集电网运行的历史数据, 对电网运行中设备运行、检修以及网损等方面的的真实情况有准确的把握, 同时也需要联合其他相关部门对其进行全面研究, 将电网调度中存在的问题找出, 并进行及时的处理, 以使电网保持经济的方式运行。

1.2 合理选择电网运行方式

电网运行方式的选择很大程度上决定了其能否以最经济方式运行。正确的运行方式能够节约大量的能量, 而不当的运行方式则会造成大量能量的浪费。所以, 在选择运行方式时, 在电网运行的安全性以及稳定性得以保障后, 才考虑其经济性;然后需对电网配用的各个设备的情况进行如实全全面的掌握, 进而使最佳经济运行状态能保持更加长久;对其实际运行状况也需时刻了解, 一旦遇到问题需及时地处理。

1.3 对无功电压进行合理管理

电网输送的无功电压只要未达标准状态, 均会造成损耗能量的浪费, 进而影响电网的运行效率。所以, 相关工作人员必须对设备的运行状态有个清晰的认识, 然后通过利用无功补偿装置以及无功电源等对遇到的不良状态进行调节, 保证电网健康有序的运行。

1.4 控制变压器损耗

控制变压器损耗的方式主要分为以下两个方面:①合理安排变压器的分接头位置;②合理调制主变台数。

此外, 一定要调控变电站下所带负荷, 否则也会造成不必要能量的损耗。所以, 有关工作人员需根据真实情况对主变的运行方式进行调节, 进而使变压器损耗降低。

1.5 注重负荷预测工作

电网中的负荷预测工作, 在电力系统功能的正常发挥以及发电计划的编制等方面都具有很重要的作用。所以, 做好负荷的预测工作, 使预测结果的误差尽可能的降到最低, 进而使供电系统的运行成本得到控制, 以确保整个系统安全、稳定的运行。

2控制误调度的概率

对于电网调度工作而言, 具有工作量多, 责任重的特点, 假如由于误调度而引发事故, 对电网系统的运行、人身、设备都会造成极大的影响。所以, 对安全调度的管理就必须严格有效.进而控制误调度的概率。

2.1 对相关调度人员的培训

电网调度工作能否正常开展, 一定程度上受到相关调度人员的安全意识以及业务水平的影响。因此, 对于电网管理部而言, 就必须加强对相关工作人员安全生产思想的教育, 以使其具有电网安全运行意识, 进而提高自身的责任心。此外, 对于如今电网调度不断引进新技术、新设备的现状, 管理部门需要定期开设培训班对相关调度人员进行专业培训, 进而使他们能够快速地认识和掌握新事物, 以确保电网调度运行的稳定性。

2.2 编制合理的规范以及标准

除了现有的安全制度需要严格遵守外, 管理部门也需在不断的实践中对遇到的问题进行分析, 然后对管理制度的缺陷进行相应的完善, 进而提高电网调度工作开展的效率。在事故出现时, 应根据相应的规程进行严格处理, 尽可能将损失降到最低。

2.3 保证有关资料的完整性

针对与电网调度有关的资料, 如电刚系统联络图、变电站接线图、送电线路图和继电保护整定定值单, 相关工作人员需注意对其整理以及保护。关于有关图纸, 必须根据规定将其输入计算机系统内的相关数据库, 同时注意对其更新。

2.4 把握电网中负荷的发展情况

如果输电线路遇到过负荷现象, 就会造成设备烧坏以及全站停电等安全事故。所以, 对电网中负荷情况的了解到底怎样对电网安全运行有着极其重要的影响, 要求相关调度人员必须对联络开关的闭合情况娴熟了解, 同时也需对系统负荷的真实情况进行全面分析, 进而制定出相应的事故应急处理方案。

2.5 做好交接班

为了保证电力调度工作能顺利进行, 要求接班人员必须在接班前十五分钟抵达值班室, 认真查看相关记录以及设备的运行情况;对交班人员而言, 需把本次值班过程中电网运行方式、检修工作进展、系统异常情况、计划完成情况等情况向接班人员解释清楚, 进而保证电网运行的安全性。

3结语

做好电网调度的工作对电网安全、稳定、经济运行有着极其重要的影响。虽然近年来, 我国在电网调度工作方面有一定的进展.但要达到科学的管理还需要进一步的努力。所以, 相关调度人员仍需不断探究总结, 进而使调度工作的总体水平得以提高, 以确保电网安全正常运行。

参考文献

对县级电网调度运行管理的探讨 第11篇

【关键词】电网；调度运行；管理

1.管理的目标

1.1管理理念

（1）以标准化作业贯穿到日常管理工作当中，深化细节管理，规范作业环境和工作流程，按章办事杜绝各类违规操作和违章现象，加强安全防护，不发生人身、电网和设备事故，确保电网的安全、稳定运行。

（2）以电网结构为依托，深入研究电网机理，充分利用现有资源开展经济运行，加强需求侧管理，电网建设稳步推进，实现供需平衡，各类运行指标符合国家行业标准，并不断提高电能质量和供电的可靠性。

（3）以调度自动化系统为平台，运用高级应用软件提高电网经济运行管理水平并不断减轻调度员的劳动强度。

（4）以信息化建设促进局里办公自动化应用能力的不断提高，加强电网通信网络建设，提高信息传输能力和速度。

1.2管理的范围和目标

建立健全规章制度，完善应急处理机制，坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的工作方针，坚持“保人身、保电网、保设备”的工作原则，以“零违章”保“零事故”；合理安排调度工作计划，遵照“该修必修，修必修好”的原则，延长设备使用寿命，提高设备利用率；加强电网建设，深化需求侧管理，保证供需平衡；开展优质服务工作，加强设备管理，提高供电可靠性；运用科技手段，提高电能质量，节能降耗，提高电网经济运行水平；加强电力电网通信建设，提高快捷高效信息保障；加强调度自动化建设，开发、运用高级应用软件，为电网的安全稳定、经济运行提供数据、技术支撑，提高工作效率。

1.3指标体系及目标值

（1）不发生人身、电网、设备事故，不发生人员责任事故，不发生调度误操作事故，保持电网安全、稳定运行。

（2）严把“两票”质量关，保证合格率100%。

（3）严把设备检修质量关，合理安排工作计划，减少停电时间和电量损失，提高供电可靠性。

（4）规范操作流程，保证设备操作无差错。

（5）合理安排电网运行方式，保证实时处于经济运行状态，减少电能输送损耗。

（6）提高电能质量，严格控制母线、线路电压和功率因数在合格范围之内。

（7）保证电网通信畅通，调度自动化数据实时、准确、可靠。

（8）运用高科技手段，减轻劳动强度，并完成各项目标任务。

2.主要做法

2.1电网安全管理

坚持“保人身、保电网、保设备”的原则，突出“人员、设备、管理”三大要素，把保护人的生命、规范人员行为、提高员工素质作为根本出发点，以遏制人身和人员责任事故、减少设备事故为主要目标，加强安全教育培训，严格安全监督管理，落实安全风险防范措施，完善电网应急处置机制，深入开展反违章活动，以“零违章”保“零事故”。建立以调度所长为第一安全责任人，副所长为安全员，班组设兼职安全员的安全网络，全面考核审查安全工作，强力推进标准化作业，提高安全规程的现场执行力。安全网络各成员认真履行监督职责，积极探索安全管理的新思路新方法，认真研究改进管理的细节与控制，采取多种形式提高员工安全意识，以落实安全生产的“三抓”（抓行为、抓细节、抓执行）建立安全管理，从人员、设备、管理三要素入手，建立了安全生产管理的规范机制，调动全员主动负责的工作积极性，层层签订安全生产责任书及无违章责任书，并及时开展违章纠查，对检查出的问题视情况进行警告或处罚，定期组织安全活动，学习有关文件、事故通报等，分析每周安全生产情况，总结安全工作经验，查找安全隐患，制定安全工作对策，切实做到“我要安全”、“杜绝违章”和“三不伤害”。加强“两票”管理，对照“两票填写规定”对执行情况及时进行奖罚。加强调度员安全操作管理，对照“千次操作管理规定”每月进行奖励。通过各项奖罚措施提升了安全生产的“可控、能控、在控”水平，巩固了长期稳定的安全生产良好局面。

2.2电网缺陷管理

规范设备缺陷管理，是提高设备运行水平的基础，在设备运行过程中及时发现并消除设备缺陷，能够有效地避免事故的发生。設备维护单位除按规定进行设备巡视外，运用带电监测和红外线成像测试仪等设备能够及时、精确发现缺陷。在缺陷发生后相关单位按照类别积极采取措施予以妥善处理，缺陷管理形成闭环管理，做到有发现、有汇报、有督促、有反馈、有考核。

2.3调度计划管理

按照《年、月、周、日检修计划申报制度》适时编制调度计划。年调度计划编制大修、预试、技改工作，作为年度检修的大纲。月调度计划参照年计划编制次月的总体工作安排，包括新增用户用电接火。周调度计划按照提前7天通知用户的工作要求，依据月调度计划安排下下一周工作内容。日调度计划依照周计划工作安排，结合电网运行方式、天气变化等情况合理安排。年、月、周调度计划须经检修工作会议讨论决定，并经主管生产副局长或副经理批准。检修工作由施工单位或设备管理单位提前一天上午10时以前报调度室，调度员接收工作计划后通过生产MIS发给运方专责，运方专责负责编制日调度计划，经调度所长审核、批准后，于17点前通过生产MIS公示。周六、周日、周一的日调度计划于周五下发，检修计划的执行情况由生产技术部负责统计、考核。

2.4电能质量管理

电能质量好坏始终是我们调度工作中的一项重点工作，陵水供电局也一直把节能降损作为工作重点，注重先进技术在节能降损工作中的运用，如建立全网无功优化系统、变电站集抄及大用户远抄系统，利用软件开展理论线损计算，积极开展带电作业等。

3.管理创新

随着国际金融市场的回暖和陵水经济多元化的发展，工业客户和旅游业对电网安全可靠供电的要求越来越高，为了满足用户需求，我们加大工作力度，以《陵水电力调度规程》为依据，以扎实的工作作风，科学的方法和创新精神，不断提高电网调度运行管理水平，保证向客户提供合格的电能并适应电网发展的需要。

局里根据企业运行状况，通过技术攻关和创新活动，实现各专业的标准化管理，带动局里全体人员学先进，找差距，人人争先的良好局面。通过加强基础管理，使各专业的管理制度化，规范化，实用化。以创建标杆班组、部室、专业为管理依据，以突出电网安全可靠运行为基础，局里特别采取了以下相应措施，保证供电的安全、稳定、可靠。

（1）成立配电中心，探索配网管理新模式。为了规范配电专业化管理流程，明确界定配电中心和供电所之间的责任划分，更好地促进配电专业化管理，提升配电线路的健康运行水平，我局于2013年9月成立配電中心，下设有配电班，明确岗位职责及工作流程，他们主要负责配电线路的巡视、维护、事故处理等工作，实现“营配分开、抄管分离”，提升了10kV配电线路的健康水平，确保10kV配网安全、可靠、经济运行。

（2）创建标杆调度室，完善调度管理制度，确保电网安全。电网调度管理工作是一项系统工程，需要协调多个部门，如果没有完善的管理制度，将会造成电网安全的不稳定、管理的混乱和工作的滞后。为此，我们到省公司调度中心、通信中心以及兄弟单位学习先进管理经验和理念，通过对先进管理经验和理念的消化吸收，结合本部门实际情况和上级有关规程，认真编制了60多种详细、具体的工作标准和管理制度、办法、规定以及现场规程等，并确定了具体的记录管理模式，规范了制度和资料管理。

（3）积极开展QC活动，促进工作创新。历年来，调通中心认真开展QC小组活动，取得了较好的效果。

4.结束语

电网调度管理一体化 第12篇

关键词：智能电网,电网调度,管理

一、智能电网的概念及其与传统电网调度的区别

智能电网, 即电网的智能化, 是现今科学技术高速发展的必然趋势与产物。目前欧美很多发达国家对于智能电网的研究都已经十分深入与完善, 各种技术也很全面, 在美国和欧洲很早就提出有关“智能电网”这样的概念, 并且对于实施方式有完整的规划。虽说智能电网目前在国际上还没有统一的定义, 但总体而言, 它是指使用健全的双路通信、高级的传感器和分布式计算机的电力传输和分配网络, 其目的是改善电力的传送和使用的效率、可靠性和安全性。

传统的电网调度主要由变电站和调度主站两部分构成, 通过系统对于特定信息的搜集、整合、分析, 从而采取相应调度措施, 这是一个单向且简单的过程, 由于技术层面不够深入使得整个系统中容易产生多个信息孤岛, 信息的共享也相对缺乏, 且对于客户的服务也很粗糙。总体而言这是一个简单的操作过程, 过程实施中容易造成很多信息盲区。与传统的电网调度方式相比, 智能电网环境下的电网调度效率有了很大提升, 主要体现在以下几个方面。首先智能电网调度中架构了更为广阔的信息交互平台, 将从系统实时获取的各类运营信息进行有效整合, 并且深化对于电网业务流的动态分析、诊断和优化, 这些大量的有效的信息的获取能够很大程度帮助实现电网运行及调度的有效管理。同时, 智能电网调度是一个高效、准确、及时的过程, 当系统得到相应反馈信息后会立刻做出反应, 在最短的时间内采取最有效的行动, 保障了管理的高效性。此外, 由于智能环境下的电网可以获取很多有效信息, 这对于延长电网使用寿命, 保障整个体系安全稳定运营是有很积极的作用的。

二、智能电网环境下电网调度的新形势

(一) 电能供应市场化

随着电力市场主体多元化的加深, 电网调度的业务也越来越多样, 而实施的过程难免会产生各种问题, 对于调度提出新的要求。由于发电站和各个调度部门间本质上是经济协调关系, 因此电力调度其实可以被直接放到电力市场中, 摆脱过去的单一的由政府部门实行调度的方式。当然, 一旦调度被放置于市场中, 应当用有法律效应的协议或条款约束和管理政策来有效协调各方间的利益关系, 这样才能更好的为服务于电力市场的交易中。

(二) 电网运行安全严峻

随着智能环境下越来越多的电网调度方式被发明并且投入使用, 这使得电网调度的管理越来越难落实。首先在目前的新形势下, 各种新的技术层出不穷, 很多设备的投产汇集到一起并且投产时间相对集中, 这直接使得电网过渡的方式十分庞杂, 给协调控制和运营管理带来很大的难度。此外, 电网设备很多置放于室外, 与自然环境直接接触, 很多时候恶劣的气候会对设备造成很大的损毁和破坏, 这给电网运行的安全带来很大障碍。

(三) 电网信息量日趋庞大

随着电网信息量的日趋庞大, 电力系统的动态变得越来越复杂, 然而有效掌握各方面相关信息及技术手段对于保障电网安全稳定运行是非常有必要的。随着调度系统智能化的不断深入发展, 电网系统需要处理与整合的信息会越来越多, 这是一个发展的必然趋势。

三、智能电网环境下, 实现精益化调度管理

在智能电网环境下, 电网调度需要工作人员进行实时系统监控, 对发电机进行有效控制, 同时还要实施有效的经济调度。此外还需要工作人员对于系统可靠性及运行的稳定性进行分析判断, 确保系统的安全有效运营。此外, 想要实现精益化调度管理, 本质而言要做好各方面的协调工作。

(一) 产业链上下游的协调优化

电力系统并不是一个单一的系统, 系统的有效运营对于很多相关行业及资源是有很大依赖的, 因此做好产业链上下游的协调优化是实现精益化调度管理的必要措施。对于资源供应上, 要协调好电力部门与发电企业的良好合作, 此外对于煤炭、水资源的相关动态及咨询要密切留意, 这些都和本行业有紧密关系。同时, 要协调好与政府部门间的关系, 这是有效的开展实施各项工作的前提所在。

(二) 专业间的协调优化

智能环境下的电网调度是需要各个相关部门有效合作才能完成的, 因此要协调好各专业间的合作关系。在具体操作过程中, 对于具体问题要合理的分析与探讨, 找到问题的根源所在, 再来及时采取最有效的措施加以处理, 每个专业的工作人员都要本着严谨负责的态度处理调度过程中的每一个问题, 相互间要增进理解、加强合作, 只有每个专业口的工作人员都充分履行了自己的职责, 对于问题不推诿不退缩, 才能一起促进电网调度的有效管理。

(三) 公司部门间的协调优化

电网企业中业务管理涉及的部门繁多, 只有每个部门都各施其责, 实现部门间的协调优化, 才能有效推进调度管理工作的顺利展开。例如规划部门需要过往的电网运行的有效信息才能实现对整体工作的进一步规划, 而这些信息由调度部门掌握, 调度部门需要了解电网设备的相关风险分析, 这些信息又汇集在生产技术部门, 而电力营销部门需要全面的年度计划及相应电价报表, 同时还需要相应的计量数据, 这些信息又分别来自规划部门、财务部门及调度部门。不难看出, 各部门之间工作展开时是对相应支持部门有依赖的, 因此只有实现部门间的良好合作, 才能共同推进工作的有效落实。

四、结语

智能电网环境下的电网调度管理是一项技术含量高, 涉及范围广且实施有效的调度手段, 相比传统电网调度, 智能电网调度中架构了更为广阔的信息交互平台, 借助这个平台能够获取大量有效信息, 这些信息又能够很大程度帮助实现电网运行及调度的有效管理。智能电网环境下, 要想实现精益化调度管理, 需要从各个方面做好协调工作。对产业链上下的有效协调能够处理好各方关系, 是确保调度工作稳定实施的前提, 同时, 由于调度工作涉及到各个专业的合作, 因此, 不同专业间的沟通互助是促进电网调度有效管理的良好措施。此外, 要加强电网企业中各个部门间的相互合作, 基于每个部门的工作落实对于其他相关部门都有一定程度的依赖, 加强部门间的有效合作是很有必要的, 这样才能共同推进电网调度管理的实施。

参考文献

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