欧阳欢;配电网调度运行操作规范管理研究

第一篇：欧阳欢;配电网调度运行操作规范管理研究

配电网调度运行操作规范管理研究

欧阳欢

摘要：近几年，国家加大了对于电力体制的改革力度，很多的供电企业越来越重视配电网的规范化以及可靠性管理。但是，在实际的配电网运行管理过程中，很多问题仍然存在。新时期新背景下，加强对于配电网调度运行操作规范管理的研究有着重要的现实意义。本文旨在研究我国配电网调度运行操作规范管理现状，针对出现的问题提出相应的解决策略，为我国电力管理部门在配电网调度运行操作规范管理方面的进一步发展提供一些可行性的思路。

关键词：配电网；调度运行；操作规范；管理研究

随着国家电网规模不断扩大，配电网也得到快速发展。目前，调度管理规范大多关注于主网，对配网的调度管理研究较为欠缺。做好配网调度管理，规范配网调度管理，提高配网调度管理水平，确保配电网安全可靠运行，成为电力行业当前急需解决的问题。研究配电网调度管理，提高配网调度规范化管理水平，成为当前调度管理需要深人研究的工作。本文主要研究目前我国配电网调度运行操作规范管理存在问题，探讨配电网调度运行操作规范管理策略，为我国电力管理部门在配电网调度运行操作规范管理方面的进一步发展提供借鉴。

一、配电网调度运行操作规范管理现状

随着国家经济的不断进步以及人们生活水平的不断提高，广大的电力用户对于电力企业供电依赖性逐步增强，这就对于电力企业电网调度运行操作规范管理带来了巨大的挑战。供电如果突然中断，对于人们的生活以及社会安定和企业发展有着消极的影响，对于工农业以及国家经济发展带来巨大的损失。持续的供电不仅仅体现出电力企业管理水平，而且还体现出电力企业优良的社会服务水平。近几年来，伴随着我国电网规模的不断扩大，配电网的发展速度也是极为的迅速。但是，在实际的配电网调度运行操作规范管理方面，很多问题仍然存在，例如配网调度管理工作受配调与地调管理工作重点的不同，导致在电网实际调配过程中二者往往因为业务重点的不同，而产生调配矛盾，不利于配电网调度管理工作的顺利进行。再如，在配电网的安全性以及可靠性方面，电力企业还是存在着不少的管理漏洞。因此，加强对于电网科学调度的研究，提高配电网调度的管理水平，是目前我国电力企业电力管理的重要方面。

二、配电网调度运行操作规范管理策略探究

1、建立一支高素质的调度管理队伍

电力市场以及电力体制改革的大背景下，调度人员不仅仅需要懂得电力相关法律知识，而且还要懂得市场经济运行，尤其是在电网管理技术方面，调度人员需要投入更多的精力。伴随着计算机信息技术的不断推进与发展，电力供应企业对于调度人员的需求，开始由操作型到智能型转变，智能型调度人员成为电力企业配电网调度运行的重要支柱。调度人员应该深刻的认识到自身在配电网调度中的重要作用，增强自身使命感以及责任意识，提高电网调度操作优质、可靠、安全的能力。另外，电力供应企业还应该加强对于调度管理队伍的培训，提高他们掌握自动化系统以及应对紧急事故的能力，提高他们安全意识以及综合信息的能力。

2、加强对配电网调度的安全、运行管理

为提高配电网调度的安全性，必须强化安全管理措施，实行安全生产责任制，贯彻落实安全生产的方针政策，并将应急预案的演习落到实处，才能有效防止调度事故的发生，安全生产也能有效实现。另外，还要加强对调度运行的管理，建立健全的调度运行管理制度，促使配电网调度的运行规范化，同时要严格检修制度，对申报检修的项目一定要做好审批，不符合检修要求的要禁止，并对检修项目做好监督工作，依照检修时间完成工作，尽早恢复配电网的正常运行。还要对配电网运行中存在的问题及时归纳总结，并当做事故进行演习，从而保证配电网安全、稳定的运行。

3、建立科学、合理的考核体系

随着国家经济的不断进步以及人们生活水平的不断提高，广大的用户对电力供应公司的电力系统服务提出了更高的要求。配电网调度作为电力系统服务的重要环节，直接影响着电力供应企业的形象和效益。电力企业只有把电网调度服务纳入到电力企业考核体系当中，才可以更好地对配电网调度服务进行制约和监督，从而更好地适应广大用户的实际需求。为此，电力企业应该建立完善的配电

网调度服务内外考核机制，完善服务考核体系，建立公正客观地服务考核方式。电力企业建立配电网调度服务内外考核机制，既要要求电力企业内部对配电网调度服务质量与水平进行考核，还应该尽量的听取客户的意见和建议，通过这种完善的内外考核机制，才可以为电力企业配电网调度运行管理提供依据和方向。

4、明确电网管理模式，积极开展创新研究

电力企业在进行配电网管理工作时，应该首先确定主电网和配电网分别所采取的管理模式，从而更加科学的对配电网的管理界面进行有效的调度。明确配电网调度管理模式，有利于配电网调度的精细化，有利于地区电网的稳定安全高效运转。另外，各个供电局的人员配置、组织机构以及设备情况等都是不同的，因此，电力企业可以将电网条款进行分类，一类为参照性条款，例如配电网管辖范围、调电操作等，这部分条款在实际的配电网调度管理中不用强制性实施。另一类为强制性条款，这类条款需要供电企业严格实施与管理。另一方面，电力企业应该积极开展创新研究，将配电网的调度工作做到优化管理。电力企业应该加大对于新技术的应用，大大提高工作效率，增强电力企业供电的可靠性。

总结：

综上所述，配网调度规范化管理的应用研究应该得到关注。随着电网的快速发展和信息化水平的提高，通过持续的建章立制和优化流程控制，不断规范配网调度管理，必将全面提高地区供电企业的调度管理水平。尽管我国电力管理部门在配电网调度运行操作规范管理方面取得了重大的进展，但是很多问题仍然存在，影响着配电网调度运行的顺利开展。为此，电力管理部门应该深入研究自身配电网调度运行操作规范管理现状，创新配电网调度运行操作规范管理策略，为电力管理部门在配电网调度运行操作规范管理方面的进一步提升提供借鉴与参考。

参考文献：

[1] 张昱.基于电网安全稳定的调度管理体系[A].2011年云南电力技术论坛论文集 [J].2011（08）

[2] 刘旭斐,谢一工,王珍意.电网调度运行操作业务流程优化[A].2011年云南

电力技术论坛论文集 [J].2011（08）

[3] 刘旭斐,谢一工,王珍意,杨永强,郭文韬.电网调度运行指挥信息化平台的应用[A].2011年云南电力技术论坛论文集 [J].2011（08）

第二篇：欧阳欢;电力调度运行中的安全控制探讨

电力调度运行中的安全控制探讨

欧阳欢

摘要：伴随着国家经济的不断进步，以及电力事业的不断发展，我国居民的现代化生活水平不断提高，这就进一步对于电力的要求越来越高，电力供应的安全性以及稳定性对于现代人的生产生活影响越来越大。电力调度安全控制作为我国电力事业发展的重要环节，直接影响着电力安全以及稳定，影响着人们的日常生产与生活。本文旨在研究我国电力调度运行中安全控制现状，针对出现的问题提出相应的解决策略，为我国在电力调度运行中安全控制方面的进一步发展提供一些可行性的思路。

关键词：电力调度；运行；安全控制；策略探析

近些年来，我国电网建设得到了快速发展，电力管理设备技术性在不断增强，这对电力调度工作人员提出了更高的要求，因此，电力调度人员要积极应对这些科技的挑战。电力部门要加强电力调度的安全管理，其重点在于探析系统扰动对电力系统运行的影响及如何采取措施提高电力系统抗扰动能力。电力调度工作涉及电力日常运行与管理，它是电力安全和供电效率的保障．也是电力部门日常工作中的重要环节。本文主要研究我国电力调度运行中安全控制注意事项和策略，为我国在电力调度运行中安全控制方面的进一步发展提供借鉴。

一、风险管理

（一）风险识别

电力系统实际运行过程中，系统会出现扰动现象，这种扰动现象会对电力运行产生极其不良的影响，但是这种问题的出现是随机的。所以，加强对于电力调度运行风管的识别有着重要的作用。电力系统的运行风险主要来自于两大方面。一是备用容量风险，二是电力市场风险。首先，备用容量风险，主要指的是由于风电机组减速或者用户用电量激增而出现的电力供应紧张、电网负荷过重以及发电备用容量不足的问题。各个电力调度单位为了满足电力需求，降低电力不足带来的损害，往往采用提高线路稳定极限的方式进行电力运转，这就给电力运转的安全性带来极大的伤害。其次，电力市场风险。电力市场风险主要指的是由于电力系统负荷过大或者电厂电力潮流增加、线路过载而出现的风险。电力市场风险的存在，严重影响着电力运转的安全性。

（二）风险控制

通过对以上电力系统的运行风险有了初步的认识之后，开始对电力系统的运行风险进行相应的控制。首先，事前控制。电力调度人员应该准备好电力调度计划一周的电力燃料，对于输电系统的可用性以及传输备用容量进行相应的计划，确保电力系统的运行风险事前有效控制。其次，事中控制。在实际的电力运行过程中，电力调度人员应该随时注意电力调度的实际需求变化，使得电力调度的实际需求变化，满足人们需求，对于意外突发事件，调度人员相应的准备。实时调度的任务包括：输电备用任务、输电系统稳定性、输电系统安全性、继电保护协调以及反映市场需求的变化情况等因素。最后，事后控制。事后控制主要包括强化通信功能关注，对于电力运行进行相应实时分析，合理的规划实际输电电路，建立完善的电网模型以及事后费用分析与管理等。

二、运用电力技术对调度运行进行控制

(一)建立能量管理系统

电力调度能量管理系统主要指的是WAMS能量管理系统，它主要是以WAMS为基础的，可以实现对于电力调度运行以及发电机动态的安全管理，同时对其进行相应的监测。WAMS能量管理系统在增强分析、计算能力以及电网决策以及在线核算方面都有着重要的作用，通过对于WAMS能量管理系统的运用，可以减少电力调度实时运行，减少技术决策的失误。WAMS能量管理系统可以实现对于整个电力调度进行运算和分析，找出电力调度运行中的常见事故以及不利条件，减少电力调度运行风险对于电网安全运行的管理，同时提出电网安全运行的管理策略。

(二)变电站综合自动化技术

变电站综合自动化技术主要是以计算机为基础，通过对于综合自动化技术的运用，可以为电网运行中的故障、电度采集等问题提供技术支持。目前，在我国电力管理场所，最为常用的便是分层分布式综合自动化系统。综合自动化系统通过建立实时数据库，帮助实现计算机数据生成以及数据储存功能。调度人员还可

以通过运用综合自动化系统，在原有操作系统基础上进行修正以及组合，进而形成新的操作票，避免手写票以及人为错误对于电力安全调度的运行管理。其次，综合自动化系统还可以实现电力运行数据共享，减少控制信号以及二次系统的故障，使得综合自动化系统的灵活性以及科学性有较大的提高。

三、强化调度员安全意识，严格执行操作规范

电力调度员是进行电力调度运行安全管理控制的关键以及重点，他们责任意识以及安全意识的强弱直接影响电力调度运行安全管理控制效率。如果电力调度员电力调度员本身存在问题，一旦电力调度工作出现失误，往往会造成极其严重的后果。因此，强化对于电力调度员责任意识以及安全意识的培育，增强电力调度员职业道德操守，对于电力调度运行安全管理控制有着重要的作用。首先，保证电力调度运行值班的质量。电力企业应该按照电力调度员的实际情况进行相应的排班，平均分配值班力量。其次，电力调度员应该严格按照相关电力调度运行安全管理控制规章制度进行，杜绝违章操作现象，强化电力调度运行安全管理监督。最后，调度人员在进行电力调度运行命令时，应该使用专业调度术语，必须互报单位、姓名，严格执行发令、复诵、录音记录和汇报等制度，确保由调度下达的指令正确无误。

总结：

增强电力运行的安全性是非常重要的，要做好各个方面的工作，意识上要保证每一位员工对工作安全保护意识，将机械的运用和人员的积极性调动充分结合起来，加深电力技术对电力调度工作的规范和指导，增加电力调度人员在工作中的责任意识，是对电力调度安全运行的有效保证。我国在电力调度运行中安全控制方面积累了丰富的经验，但是在实际的电力调度运行中安全控制中，很多问题仍然存在。为此，电力部门应该深入研究电力调度运行中安全控制存在问题，创新电力调度运行中安全控制策略，为我国在电力调度运行中安全控制方面的进一步发展提供借鉴与参考。

参考文献：

[1]邢大鹏． 电网调度安全性评价管理系统的设计和研究[J]．西华大学，2008(12)

[2]丘毅昌．论电力调度在电力系统安全运中的应用[J] ．科技创新导报，2010(02)

[3]李耀庭． 电力调度自动化网络的安全与实[J]．科技创新导报．2010(04)

[4]司徒友． 电力系统调度运行存在的问题与解决方法探讨[J] ．广东科技，2009，(11)

第三篇：配电网运行与管理研究

配电网运行与管理研究

目前，随着电力系统的迅速发展和超高压大容量电网的形成，配电网的运行与管理技术已发生了很大变化，国内外经验表明，如果对配电网运行管理不善，一旦发生故障，轻者造成部分用户停电，重者使系统失去稳定性、电网瓦解、造成大面积停电、经济遭受巨大损失。电力生产的最大特点就是发电、输电、变电、配电、用电必须同时进行。作为电力生产重要环节之一的配电网，其设备运行及管理的好坏，直接关系到供电企业所得利润和经济效益。同时随着配电网容量的增大，新技术的应用和配电网综合自动化改造进程的加快，配电网运行与管理的工作量及难度显著增加，这对配电网运行与管理人员的综合素质提出了更高的要求。

为了提高配电网运行与管理者的管理水平，将对配电网运行与管理技术所涉及到的配电网规范化管理、配电线路、配电变压器的运行管理及现场安全工作等作系统研究。

研究内容要点：

1.配电线路运行技术

2.配电变压器的运行试验选择

3.箱体变电站选择、安装、调试

4.配电网无功功率自动补偿技术

5.配电网安全管理

6.配电网设备管理

第四篇：电网调度运行管理工作计划

电网调度运行管理工作计划

电网调度运行管理工作计划

电网调度运行管理工作计划

1适应形式需求，增强全局观念，加强调度纪律，确保电网安全稳定运行。调度运行系统成员要清醒的认识所担负的电网安全责任，以高度的责任感和使命感突出抓电网的安全管理，全力以赴保证电网的安全稳定运行，结合电网运行情况，制定并贯彻实施切实可行的电网稳定措施和反事故措施，严格执行电网管理中的各项规章制度，切实履行好职责。调度人员、变电运行人员、各设备线路维护部门要以高、精、细、严的标准严格要求自己，坚持事故预想天天做，每季度坚持开展反事故演习，根据不同季节，不同情况，积极合理有效地

开展工作，保证电网安全稳定运行。2强调经济调度，高度重视运行分析，努力提高电网经济运行水平。对于经济调度重点落实电网监控和经济运行理论计算分析，加强对电网的实时监控，坚持开展负荷预测，总结负荷变化规律特点，结合潮流分布，以及经济运行理论计算数值，及时调整运行方式；并且要建立相应的运行管理现场规程、制度，强调目标责任的落实，努力提高电网经济运行水平。

3加强对继电保护定值的校验工作，要根据规程规定结合电网结构及电网运行方式的改变，及时对系统进行短路电流计算，保护定值校核；突出抓好继电保护和安全自动装置的基础管理，进一步完善电网安全自动装置，杜绝继电保护“三误”现象的发生，切实落实继电保护“反措”，以满足电网运行的安全性需求。4以运行方式为指导，认真分析研究电网存在的薄弱环节，加强设备预防性试验和设备缺陷管理，推行以状态检

修为基础的动态检修，提高设备健康水平。要认真准备，做好“春、秋季检修”及“迎峰度夏”准备工作，及时消除电网、设备隐患。

5加强检修的组织管理。定检必须依据修必修好的原则按计划严格落实，严格控制临检，推行以停电工作的必要性和紧迫性为客观依据对停电计划进行测算考核，实行“先测算后停电”，合理制定检修停电计划，严格控制停电范围。在开展“零点工程”的同时，加强各检修单位的配合和联系，统一管理，统一安排，严格控制停电时间；检修单位要有工作计划，优化施工方案，落实工作措施，减少工作时间；停送电管理实行预报告制度，积极推行对检修、调度、运行操作部门停送电时间分级考核制度，减少设备在非检修状态的停电时间，杜绝设备停电等人现象，努力提高电网健康水平和供电可靠性。

6加快农网建设改造及各变电站设备的技改步伐，积极推行技术进步。完善

和优化电网结构，按照电网规划，优先安排增加电网传输容量提高电网安全和供电质量的项目，改善电网供电设备状况，增强供电设备供电能力。7高度重视无功管理，按照无功平衡的原则和有关导则规定，作好无功补偿的规划工作，同时加强无功管理措施的落实。按照总体平衡与局部平衡相结合，以局部为主；电力部门补偿与用户补偿相结合；分散补偿与集中补偿相结合，以分散为主；降损与调压相结合，以降损为主等几项原则，加大管理和宣传力度，提高各级管理人员和用户对无功的重视程度，使无功管理工作纳入规范化轨道。

8加快通信及调度自动化系统建设改造步伐。按照二期农网结余资金和三期农网通信及调度自动化建设规划，争取早日完成东部光纤通信环网工程，加快调度主站系统改造，以开发高级应用为主导，不断完善调度主站系统功能及指标，争取早日实现调度自动化实用化达

标。

9以人为本，加强队伍建设，提高整体素质。电网运行管理对人员的技术素质要求比较高，在，要坚持以提高人员素质为根本，充分发挥人的主观能动性，实现突破创新和发展壮大。首先是完善各项管理制度，并严格落实各项规章制度、规程、规定的执行，从加强制度管理上规范人。其次是以创建学习型企业为契机去塑造人，有计划、有针对性的开展学习和培训，以多种多样的形式提高人员的业务技术素质和树立敬业爱岗的品质。

第五篇：广州电力系统调度运行操作细则（定稿）

广州电力系统调度运行操作细则（试行）

广州电力系统调度运行操作细则（试行）总则

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

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

《电气操作导则》（Q/CSG 10006-2004）

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

调度机构的电网设备运行和操作指挥权限的范围。3.1.2 调度机构

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

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

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

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

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广州电力系统调度运行操作细则（试行）

3.1.4.1 综合令

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

指值班调度员下达的单一项目操作的调度指令。3.1.4.3 逐项令

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

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

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

3.1.5.1 电话发令模式

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

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

3.1.6 操作预令

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

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广州电力系统调度运行操作细则（试行）

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

3.2.1.2 热备用状态

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

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

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

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

指连接设备的各侧均有明显的断开点或可判断的断开点，设备各侧已接地的状态。

3.2.2 继电保护状态 3.2.2.1 投入状态

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

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

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

指安全自动装置的工作电源投入，出口压板连接到指令回路的状态。即安全

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广州电力系统调度运行操作细则（试行）

自动装置具备正常的出口动作功能。3.2.3.2 投信号状态

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

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

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

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

通过人为操作，将开关由合闸位置转为分闸位置的操作。3.3.3 拉开

将刀闸、地刀由合闸位置转为分闸位置的操作。3.3.4 装设地线

指通过接地短路线使电气设备全部或部分可靠接地的操作。3.3.5 拆除地线

指将接地短路线从电气设备上取下并脱离接地的操作。3.3.6 运行操作

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

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

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广州电力系统调度运行操作细则（试行）

3.3.8 投入、停用、退出

指使继电保护、安全自动装置等设备达到指令状态的操作。3.4 事故处理

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

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

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

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

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

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

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

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广州电力系统调度运行操作细则（试行）

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

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

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

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

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

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

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

同一厂、站内的设备，分属不同调度调管，经相关方值班调度员协商后,可

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广州电力系统调度运行操作细则（试行）

采取委托操作方式将其中一方调管设备委托另一方值班调度员操作。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5.2.3.1 调度指令分为单项令、综合令和逐项令。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5.2.3.12 发布倒闸操作调度指令，值班调度员应认真考虑：

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5.2.4.11 线路操作

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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按照当前执行的定值单要求来确定该重合闸的投入方式。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5.2.5.4 启动方案的执行应符合《启动方案执行要求和注意事项》的要求。

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广州电力系统调度运行操作细则（试行）附则

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

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

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

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