调度工作运行管理指导意见

第一篇：调度工作运行管理指导意见

调度工作运行管理指导意见

一、调度工作程序

二、调度工作运行程序

三、交集班程序

调度工作安全管理指导意见

一、生产环节的安全管理

二、急时处理安全紧急情况

三、做好安全督察工作

调度工作季节性管理

一、雨季三防调度

二、夏季防暑降温调度

三、冬季防寒防冻调度

调度重大事故组织抢救管理工作指导意见

一、各级调度在指挥抢救重大事故时的职责

二、调度在指挥抢救事故的工作方法

三、重大事故汇报程序

调度工作制度

一、领导干部值班制度

二、逐级汇报制度

三、、调度中心交接班制度

四、调度保密制度

五、调度资料保管制度

调度基础业务管理制度意见

调度考核制度

调度会议管理制度

调度通讯制度

调度指挥管理制度

调度中心内部信息处理程序

调度管理人员岗位责任制

第二篇：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。

第三篇：调度运行规程

调度运行规程 总 则 第1条 本规程依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《东北电力系统调度运行规程》及上级颁发的有关规程、规定和安全调度的文件，结合赤峰地区电网的特点，在我局原有调度规程的基础上，加以修改、充实、编写而成的。第2条 电力系统包括发电厂（地方电厂、企业自备发电厂）、变电所、输配电线路和与此相关联的用户，是一个不可分割的完整系统，必须实行统一调度管理。调度系统包括各级调度机构和电网的发电厂、变电所的运行值班单位。赤峰供电公司电力调度（以下简称赤调）是电力系统地区组合调度机构，对赤峰地区电网实行统一调度管理。第3条 本规程适用于赤峰地区电网统一调度管理的发、送、变、配、用户等有关设备。上述设备的主管单位领导和全体运行人员应熟知本规程的全部内容。公司所属各生产单位及有关科室应熟知本规程的全部或部分内容，并贯彻执行。第4条 赤峰地区电网调度系统各单位现场运行规程及有关规定中的有关部分与本规程有抵触者，均应以本规程为准进行修订。第5条 本规程有关部分如与上级调度部门颁发的规程、规定有抵触时，按上一级规程规定执行。第6条 各级调度和运行人员在调度业务和运行指挥中是上、下级关系。各运行单位必须在调度的统一指挥下，严格执行各种规程制度，密切配合，保证电力系统安全、经济、可靠的运行。第7条 任何单位和个人不得干预调度值班人员发布的调度命令。当发生拒绝执行调度指令和违反调度纪律时，调度会同有关部门组织调查，视情节及后果轻重矛以严肃处理。第8条 本规程解释权属赤峰供电公司。本规程自2002年9月1日起执行，原1991年12月颁发的《赤峰电力系统调度规程》即行作废。第一章 调度管理 第1条 赤峰管理的任务是指挥赤峰地区电网的运行、操作和事故处理，可靠向用户提供优质电力主要工作有：

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

2、执行上级调度和领导发布的指令；

3、编制、执行电力系统的运行方式；

4、对调度管理的设备行使指挥权，保证赤峰地区电力系统安全运行和连续发供电；

5、编制和批准设备检查计划；

6、使电网处于最经济方式下运行，降低送变电损失；

7、使监视点电压符合国家标准；

8、贯彻执行电力系统的各种规程和制度；

9、迅速指挥、处理电网内各种类型事故，并制定反事故措施；

10、督促有关单位消除设备缺陷，提高设备完好率；

11、做好新设备投入前准备工作；

12、做好编制地方电厂、企业自备电力的发电计划，并监督执行；

13、对赤峰地区电网的远景规划和发展设计提出建议，并参加审核工作；

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

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

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

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

4、局属配电联络线，双电源联络开关及红山区、松山区用户10KV专用线路；

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

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

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

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

2、研究大型运行方式的变更，继电专业人员应参加并会签。

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

1、一次变主变差动保护和重瓦斯保护同时停用，由网调批准：

2、一次变主变主保护停用其中之一时，（重瓦斯或差动）局主管生产领导批准；

3、二次变主变保护的停用，必须经局主管生产领导批准；

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

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

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

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

1、系统正常结线；

2、系统正常的运行方式；

3、主要设备检修的结线方式；

4、事故情况下的运行方式；

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

1、运行方式变更原因、内容；

2、结线方式、潮流分布、电压变化、消弧线圈补偿情况；

3、由继电专业人员根据方式变化提出保护及自动装臵的变更；

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

1、临检应于开工前48小时向调度提出申请；

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

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

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

1、停电时间“从设备停止运行或停止备用时起到设备转入运行或备用为止；

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

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

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

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

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

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

1、协调各生产单位，习题做到一、二次，送、变、配设备的配合检修；

2、根据检修内容，审批合理的检修时间；

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

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

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

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

1、赤调负责赤峰电力系统电压的监视、调整、考核；

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

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

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

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

2、拖延执行调度指令而造成电网事故扩大或达不到调度规定要求者；

3、不如实反映电厂运行情况，故意隐瞒事实真相，影响调度事故处理、判断者；

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

1、电厂投运前60天；

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

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

1、政府有关部门和上级主管部门对新建或改建工程项目的审批文件（复印件）；

2、试运行或正式投运计划日期，试验项目，带负荷要求；

3、主要的电气设备规范和设备参数（铭牌参数）；

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

5、负荷的有、无功情况，负荷性质、特点及有无特殊要求和规定等；

6、有关运行人员名单，与调度联系方式；

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

1、向网调报送设备投运申请及方案，参数和有关资料等；

2、与网调和设备主管单位签定调度协议；

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

1、根据潮流电压分布，必须保证系统电能质量及稳定的要求；

2、高压开关的遮断容量应满足短路容量的要求；

3、正常和事故时，潮流电压分布合理；

4、继电保护和自动装臵配合协调；

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

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

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

3、各主要厂、变电所固定结线方式，应根据系统运行情况，每年检查一次；

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

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

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

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

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

2、操作过程中如发生疑问，应停止操作，询问清楚后再进行操作；

3、操作过程中应严格执行复诵、录音、彼此互通姓名，并做好记录；

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

1、发电厂、变电所、送、配电线路，出口线路侧接地线或接地刀闸由赤调负责；

2、双电源线路（包括用户）两侧接线由赤调负责；

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

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

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

1、拉、合空载母线；

2、拉、合无故障现象的电压互感器和避雷器；

3、拉、合系统无接地时的消弧线圈；

4、拉、合变压器中性点；

5、可拉、合并联开关的旁路电流；

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

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

1、使流过故障点的残流最小，以得消弧，并为系统带接地运行创造条件；

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

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

4、考虑事故处理方便，当系统分离后各单独系统亦应有适当的补偿度；

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

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

1、欠补偿系统：线路停电前、送电后调整；

2、过补偿系统；线路停电后、送电前调整；

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

1、在冬季以满足位移电压不超过规定值为原则。

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

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

2、有符合现场实际的一、二次图纸；

3、与调度有两条独立的通信线路，并已投运畅通；

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

5、继电保护、自动装臵按定值单调试完，具备投运条件。并将定值单报送赤调；

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

1、进行潮流和电压损失计算，确定运行方式和变压器分接头位臵；

2、对新设备进行编号；

3、重新对消弧线圈进行整定计算；

4、组织调度人员去现场熟悉设备，并编制投运方案；

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

1、相位与相序要核对正确；

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

3、拆除投运现场全部安全措施；

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

1、尽快限制事故的发展，消除事故根源，并解除对人身和设备的威胁；

2、千方百计保持正常设备的继续运行，保证发电厂厂电源和重要用户的供电；

3、尽快对已停电的用户恢复供电，特别是有保安电力的重要用户；

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

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

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

1、当人身或设备安全受到直接威胁，非立即停电不能解除危机时；

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

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

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

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

1、不轮发电机由于甩负荷造成过速、过电压保护动作跳闸，应立即恢复并列负荷；

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

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

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

1、若主保护动作（瓦斯、差动），未查明原因，消除故障前不得送电；

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

3、装有重合闸的变压器，跳闸后重合不良时，应检查主变压器后再考虑送电；

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

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

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

1、投入备用变压器；

2、联系调度将负荷转移到系统别处去，如发迹系统结线方式等。

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

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

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

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

1、发电厂或变电应迅速采取提高系统电压；

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

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

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

5、调度值班人员争取在3-4分钟内将振荡消除值班人员不得解列任何机组。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2、已批复的设备检修计划开工前，必须经值班调度员同意衙，才能开工。

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

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

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

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

1、新建发电厂、变电所必须具备与上级调度有两 路独立的通信路由。

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

3、新设备投入运行前，必须具备下列基本条件：1）

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

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

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

一、220KV侧路代线路开关送电：

1、用侧路开关给侧路母线充电后停回。

2、合上被代线路的侧路刀闸。

3、将被代线路两侧高频保护改投信号。

4、将侧路开关及线路开关接地二、三段停用。

5、合上侧路开关环并。

6、拉开被代线路开关解环。

7、将侧路开关的接地二、三段启用。

8、交换线路两高频信号，良好后役跳闸，重合闸使用方式按调度指令执行。

二、侧路带主变运行：

1、用侧路开关给侧路母线充电良好后停回。

2、合上主变一次侧路刀闸。

3、如主变差动CT使用开关CT而不是用套管CT，应将主变差保护停用。

4、侧路开关原来线路保护是否使用，由所属变电所的主管生产领导决定。

5、将侧路开关线路保护接地二、三段停用（如线路保护使用）。

6、合上侧路开关环并。

7、拉开主变一次开关。

8、将侧路开关线路保护接地二、三段启用。

三、路因故不能操作锁死，用侧路开关代送操作：

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

2、用侧路开关组侧路母线良电良好后停回。

3、合上被带线路开关的侧路刀闸。

4、将被带线路两侧的高频保护改投信号。

5、合上侧路开关环并。

6、将侧路开关的操作直流停用。

7、拉开被带线路开关侧刀闸。

8、将侧路开关的操作直流启用。

9、交换被供线路两高频保护信号，良好后投跳闸，重合闸使用方式按调度令执行。

第四篇：某银行个人业务运行管理指导意见(讨论稿)

某农商银行个人业务运行管理

指导意见（讨论稿）

为加强业务管理水平，规范业务发展模式，理顺业务运行流程，提高业务发展速度，强化激励制约机制，建立一个适应现代化商业银行运作管理体系，充分调动全行员工的工作积极性、主动性和创造性，努力提高经营管理水平和综合发展能力，促进我行个人业务安全、稳定、快速、健康发展，结合本行实际，制定本指导意见。

一、指导思想

通过建立合理的管理模式和规范的运行流程，在全辖形成公平统一的竞争环境和发展空间，充分调动全行上下主动开展个人业务营销的积极性，做到公平竞争、合理分配，充分体现劳酬结合、风险与利益共享；确保我行个人业务快速、可持续发展。

二、基本原则

按照“差别授权、分级管理、定期检查、严格问责”的原则。结合我行实际对各支行的业务发展，根据各支行的管理水平、风险状况进行差别授权、分级进行管理；保证我行个人业务安全、稳健运行。

三、相关职责

（一）个人业务部职责。根据流程银行及合规风险管理要求，个人业务部门职责主要是对各支行个人类业务管理及个人类客户的产品营销工作。根据各支行建议负责提出产品

开发需求，协同各支行对个人新产品的营销和推广；协同各支行对个人业务市场的拓展、客户关系维护；协同各支行对个人类客户市场细分及信息的管理；协助做好个人类客户信贷责任认定的调查核实；负责受理中介公司的合作申请和草拟合作协议；负责本业务条线数据收集分析，各项任务指标的推动组织落实；协同各支行对本条线客户经理的管理，协助人力资源部及各支行做好客户经理的准入、培训、考核和退出工作，为营销人员提供业务指导和技术支持工作。

（二）各支行职责

负责个人类客户营销；提出产品开发需求，负责个人新产品的营销和推广；负责个人业务市场的拓展、客户关系维护；个人类客户市场细分及信息的管理；负责个人类客户信用评级、授信资料的收集和调查，贷后检查及风险分类；负责授（用）信审批条件的落实，监督客户办理抵（质）押登记等担保手续；负责个人类客户面谈及合同的面签；负责对个人类信贷业务发生前的信贷档案收集和整理，及信贷业务发生后的档案移交工作；负责对个人业务数据的统计和上报工作。

四、业务发展目标及措施

（一）存款（储蓄存款）

1.发展目标：三年增加40亿元，达成100亿元。其中2015年增加12亿元，达成72亿元，增幅20%。2016年增加13亿元，达成85亿元，增幅18%。2017年增加15亿元，达成100亿元，增幅17.6%。

2.工作措施：一是以农村网点为基础，充分发挥网点优势，加强文明优质服务，力促定期储蓄存款增长。二是以城区网点为主，带动农村网点，以易贷卡、手机银行、社保卡为手段，带动活期储蓄存款增长。

（二）贷款（个人贷款）

1.发展目标：三年增加21亿元，达成45亿元。其中2015年增加6亿元，达成30亿元，增幅26%。2016年增加7亿元，达成37亿元，增幅23%。2017年增加8亿元，达成45亿元，增幅21.6%。

2.发展措施：立足“三农”，做活小微（个体工商户）。本着做实农户贷款、工资本贷款，做强做优易贷卡、商家乐贷款，做活小微（个体工商户）贷款；大力发展个人综合消费贷款、个人住房抵押贷款和个人经营贷款；继续做强个人住房按揭贷款、汽车按揭贷款。

五、运行管理模式

（一）架构设置

分级管理，分别营销。对各支行的个人业务由个人业务部分级管理，对个人类客户及客户经理由各支行自主管理，各支行按区域及资源优势分别营销个人类客户。对于高端客户（传统意义上大客户）及按揭贷款类客户由个人业务部协同各支行共同营销管理。

（二）人员配备

个人业务部配备总经理1人、副总经理1人、员工1-2人，不设置客户经理。各支行根据个人业务规模配备营销客

户经理，原则上由各支行行长在本支行现有客户经理的基础上选择使用，本行客户经理人员不足的，从其他支行多余人员或其他岗位人员中选择使用。对于客户经理的使用，实行各支行行长与客户经理“双项择优选择”使用，对于现有客户经理原则上不作太大调整。

（三）工作流程

1.业务营销流程。逐级分配，层层落实。

（1）目标分解。对于总行下达的个人业务指标，包括储蓄存款、个人贷款、个人类电子银行业务及其他代理中间业务等；由个人业务部以支行（包括一、二级支行）为单位进行分配，通过组织推动、业务培训、考核评比、奖惩通报等措施，实现完成全行个人业务营销任务的目的。

（2）营销管理。对于一般客户的营销由各支行进行自主管理；对于高端客户的营销，由各支行提出业务营销需求、目标客户情况、预测业务规模及未来收益等，协同个人业务部拟定具体营销方案报总行审批后实施。

2.贷款审批流程。分级授权、分级审批。

（1）办理个人信贷业务的农村支行。对于金额在10（含）万元以下的贷款，由本行客户经理调查、委派信贷会计审查、支行行长审批发放；对金额在10（不含）万元以上、50（含）万元以下的贷款，由本行客户经理调查、委派信贷会计审查、支行行长审核、授信管理部审批发放。

（2）办理个人信贷业务的城区支行及营业部。对于30（含）万元以下的贷款，由本行客户经理调查、委派信贷会

计审查、支行行长审批发放。对金额在30（不含）万元以上、50（含）万元以下的贷款，由本行客户经理调查、委派信贷会计审查、支行行长审核、授信管理部审批发放。

（3）办理个人信贷业务的全行机构。对金额在50（不含）万元以上、100（含）万元以下的贷款，由本行客户经理调查、委派信贷会计审查、支行行长审核、授信管理部复审、分管行长审批发放；对金额在100（不含）万元以上、200（含）万元以下的贷款，由本行客户经理调查、委派信贷会计审查、支行行长审核、授信管理部复审、行长审批发放；对金额在200（不含）万元以上的贷款，由本行客户经理调查、委派信贷会计审查、支行行长审核、授信管理部复审、授信会授信、贷审组审批发放。

（四）建立考核机制

分级考核，按劳分配。按照总行《绩效工资考核指导意见》，由各部门对各支行业务指标完成情况、内控管理、业务贡献度等进行综合考核，按支行分配绩效；充分体现按劳取酬，按业务贡献度拉开差距，真正实现多劳多得、少劳少得、不劳不得。各支行在分配绩效过程中，要充分考虑业务贡献人员，在本支行内坚决打破平均主义、吃大锅的现象；切实体现现代商业银行的经营理念。对各行不良贷款考核及电子银行业务发展考核按照《2015年不良贷款考核办法》及《2015年电子银行业务考核办法》执行。

六、加强业务培训

1.加强业务知识培训。根据业务发展需要个人业务部门

要加强对客户经理的培训，原则上每季不少于一次，培训方式可以采取多种形式，请进来、走出去，充分让营销人员开阔视野，了解业务知识。培训内容不限于信贷基础、内控制度、风险防控、合规操作等。

2.加强营销技能培训。通过对我行现有个人业务产品的整合，结合新产品的推广及营销，加强对客户经理及柜面人员营销技能的培训，增强营销意识，提高营销管理水平；同时加大对客户的培训与指导，让广大客户熟知我行个人业务产品功能、使用方法及产品优势等；真正实现营销的效果。

七、明确工作责任

个人业务部门作为我行个人业务营销管理的责任主体，负责指导、推动全行个人业务健康发展；对全行个人业务发展较慢、任务不能完成、营销管理不力承担指导、推动责任；各一、二级支行是个人业务营销的主办单位，各支行行长为个人业务营销管理的第一责任人，对本支行产品营销、业务管理、风险防控、违规责任承担领导责任；对本行业务发展不力、风险防控不强、违规问题较多承担主要责任。对各支行个人业务完成较差的处理由个人业务提出初步建议，总行将根据情况依据省联社《违规行为处理办法》进行追究。

八、本指导意见从2015年1月1日起实施，各支行在执行过程中遇到问题，及时与个人业务部联系。

第五篇：风电并网调度管理指导意见-吉林能源局

附件:

吉林省新能源优先调度工作实施细则

（试 行）

第一章 总则

第一条 为保障吉林电网安全稳定运行，贯彻落实国家可再生能源政策，规范吉林风电场、光伏电站并网调度运行管理，促进新能源健康有序发展，依据《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国可再生能源法》、《电网调度管理条例》、《风电场接入电力系统技术规定》GBT_19963-2011、《光伏发电站接入电力系统技术规定》GBT_19964-2012、东电监市价„2010‟418号《东北区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）》、《东北区域并网发电厂辅助服务管理办法实施细则（试行）》和《新能源优先调度工作规范》等法律法规和有关标准，制定本实施细则。

第二条 本细则适用于吉林省内已并网运行的，由省级电力调度机构（以下简称省调）直调的风力发电场、光伏发电

站。地（市）、县电力调度机构直接调度的风电场和光伏电站可参照执行。

第三条 本实施细则对吉林电网新能源优先调度职责分工、工作内容与要求进行了规定。

第二章 并网管理

第四条 符合可再生能源开发利用规划、依法取得政府部门许可、满足并网技术标准的新能源场（站）申请并网时，应按要求向省调提交并网申请书，同时提交场站相关的详细资料，资料应经调度部门审核确认符合有关要求。

第五条 并网风电机组、光伏逆变器必须满足相关技术标准，通过并网检测，并取得具有相应资质的检测机构的检测认证，不符合要求的不予并网。

第六条

风电场、光伏电站应按《风电场接入电力系统技术规定》、《光伏发电站接入电力系统技术规定》等技术标准要求进行并网测试，并向省调提供由具备相应资质的机构出具有关风电场/光伏电站运行特性的正式测试报告，测试内容至少应包括风电机组/光伏逆变器低（高）电压穿越能力测试、风电场/光伏电站低（高）电压穿越能力验证、场站电能质量测试、2

场站有功/无功控制能力测试等。应由具有相应资质机构开展监督检查，风电场/光伏电站对检查意见进行及时整改。未按要求在并网前提交相关材料的，不予并网；未按要求在并网后提交相关材料的，停电整改。

第七条 风电场、光伏电站应按《风电场功率预测预报管理暂行办法》、《光伏发电站功率预测技术要求》建立风电、光伏功率预测预报系统和发电计划申报机制。不能按要求向电网调度机构提交功率预测结果和计划的风电场、光伏电站，不予并网运行。

第八条 风电场、光伏电站并网前应保证运行、检修规程齐备，相关的管理制度齐全，其中涉及电网安全的部分应与所接入吉林电网调度的安全管理规定相一致。

第九条 风电场、光伏电站应根据已确认的调试项目和调试计划，编制详细的机组并网调试方案，并向省调提交试验方案和有关报告，省调审核后实施。

第十条 新并网的风电场、光伏电站自并网之日起1年内为调试期，当系统因调峰或网架约束时，优先限制发电。调试期结束后纳入调电排序管理。

第三章 基础信息管理

第十一条 并网新能源场（站）应按能源监管机构及调度机构要求报送和披露相关信息，并保证报送及时性和数据准确性。

第十二条 并网风电场、光伏电站要按照气象观测规范标准，配套建立实时测风塔、环境监测仪，数据采集应满足实时性的要求，数据传输要保证连续稳定、时间间隔不大于5min，宜采用时段内的平均值，并将采集实时信息传送至省调。

测风塔采集量应至少包括10m、50m及轮毂高度的风速和风向以及10米高气温、气压、湿度等数据。环境监测仪采集量应至少包括法向直射辐照度、散射辐照度、总辐照度、组件温度、环境温度、风速、气压和相对湿度。

第十三条 风电场、光伏电站应将风电机组、逆变器有功功率、无功功率、运行状态等实时信息上传至省调，并保证数据的连续稳定。

第十四条 风电场、光伏电站应于每日9点前上报前一日风电场、光伏电站调度运行数据日报，应于每月1日10点前上报风电场、光伏电站调度运行数据月报。

第十五条 省调对各风电场、光伏电站实时上传数据的可

用率和信息报送情况进行统计（因非场站侧原因导致信息报送不及时不准确的，免考核），并将其纳入调电排序管理。

第十六条 各风电场、光伏电站应做好弃风、弃光统计工作，并按省调要求上报统计结果，弃风、弃光计算方法详见附录A。

第四章 安全运行管理

第十七条 并网新能源场（站）应落实调度机构制定的反事故措施及相关要求。

第十八条 并网新能源场（站）应制定可靠完善的保场用电措施、全场停电事故处理预案，并按调度机构要求按期报送。

第十九条 风电场、光伏电站涉网保护应按照电网有关规定和要求配臵，不满足的风电场、光伏电站应限期整改。

第二十条

风电场、光伏电站汇集线系统单相故障应能快速切除，不满足要求的风电场、光伏电站应限期整改。

第二十一条 风电场、光伏电站应按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的原则部署安全防护体系，物理隔离、纵向加密、防火墙等相应网络设备应配臵到位。

第二十二条 发生事故后，并网新能源场（站）应按相关规定及时向调度机构汇报事故情况，事故处理完后，应将事故处理报告报送至调度机构。

第五章 调度运行管理

第二十三条 风电场、光伏电站应服从省调统一调度，按省调调度规程规定，安排运行值班，制定并上报发电和检修计划，开展继电保护和安全自动装臵、调度自动化和通信等方面运行管理工作。

第二十四条 风电场、光伏电站值班人员应严格服从省调值班调度员的指挥，迅速、准确执行调度指令，不得以任何借口拒绝或者拖延执行。接受调度指令的并网风电场、光伏电站值班人员认为执行调度指令将危及人身、设备或系统安全的，应立即向发布调度指令的电力调度机构值班调度人员报告并说明理由，由电力调度机构值班调度人员决定该指令的执行或者撤销。出现下列事项之一者，定为违反调度纪律，调度部门可以部分或者全部暂时停止其并网发电。

(一)拖延或无故拒绝执行调度指令;(二)不如实反映调度指令执行情况;

(三)现场值长离开工作岗位期间未指定具备联系调度业务资格的接令者;(四)不执行电力调度机构下达的保证电网安全运行的措施；

(五)调度管辖设备发生事故或异常，3分钟内未向电力调度机构汇报(可先汇报事故或异常现象，详细情况待查清后汇报);(六)在调度管辖设备上发生误操作事故，未在1小时内向电力调度机构汇报事故经过或造假谎报;(七)其他依据有关法律、法规及规定认定属于违反调度纪律的事项。

第二十五条 在事故情况下，若风电场、光伏电站的运行危及电网安全稳定运行，省调有权暂时将风电场、光伏电站解列。事故处理完毕，电网恢复正常运行状态后，应尽快恢复风电场、光伏电站的并网运行。

第二十六条 风电场、光伏电站因安自装臵动作，频率、电压等电气保护动作导致脱网的风电机组、逆变器不允许自启动并网。风电机组、逆变器再次并网须由具备相应资质机构重新出具并网安全性评估报告，在电网条件允许情况下，由省调

下令同意并网后方可并网发电。

第二十七条 风电场、光伏电站因欠缺高电压、低电压、零电压穿越能力等自身原因造成大面积脱网的，自脱网时刻起该场站同型机组、逆变器禁止并网（风电机组单机容量1MW以下除外），直至完成高电压、低电压、零电压穿越复查改造，并由具备相应资质的机构进行该类风机、逆变器的高电压、低电压、零电压穿越能力抽样检测，合格后方可正常并网发电。

第二十八条 风电场、光伏电站应参与地区电网无功平衡及电压调整，保证并网点电压满足调度下达的曲线要求。当风电场、光伏电站无功补偿设备因故退出运行时，风电场、光伏电站应立即向电网调度机构汇报，当无功补偿设备的退出影响到并网点电压的调整时，在电网需要控制风电场、光伏电站出力时，省调优先控制其出力。

第二十九条 风电场、光伏电站应配备相应动态无功补偿装臵并满足动态响应30ms的要求，并具备自动电压调节功能。风电场、光伏电站应按照调度运行要求装设自动电压控制(AVC)子站，AVC子站各项性能应满足电网运行的需要。风电场、光伏电站的动态无功补偿装臵应投入自动运行，月投入自动可用率应大于95%。

第三十条 风电场、光伏电站应做好相关设备的维护工作，避免因场站原因造成的集电线路、主变等设备的非计划停运。非计划停运包括保护动作跳闸及设备被迫停运。

第六章 自动功率控制管理

第三十一条 并网新能源场（站）应具备有功功率调节能力，必须配臵有功功率控制系统，接收并自动执行省调远方发送的有功功率控制信号，功率控制系统功能应满足省调要求。对不满足要求，无法投入运行的风电场、光伏电站，当系统需要限制出力时，优先控制其出力。

第三十二条

风电场、光伏电站应按照调度机构要求控制有功功率变化值。风电场装机容量小于30MW时，10分钟有功功率变化最大限值为10MW，1分钟有功功率变化值最大限值为3MW；新能源场（站）装机容量在30-150MW（含）时，10分钟有功功率变化最大限值为该场（站）装机容量的1/3，1分钟有功功率变化最大限值为该场（站）装机容量的1/10；新能源场站装机容量大于150MW时，10分钟有功功率变化最大限值为50MW，1分钟有功功率变化最大限值为15MW。风电场因风速降低或风速超出切出风速而引起的有功功率变化速率超出限值的

不予考核。光伏电站有功功率变化速率应不超过10%装机容量/min，允许出现因太阳能辐照度降低而引起的光伏发电站有功功率变化速率超出限值的情况。

第三十三条 风电场、光伏电站应按省调要求通过功率控制子站实时上传场（站）理论发电功率和可用发电功率，并保证上传数据的准确性。

第三十四条 风电场、光伏电站应严格按照控制系统主站指令执行发电计划曲线，在限电时段，实际发电与下发控制指令计划正偏差不超5%，否则，该时段调节不合格。

第三十五条 省调负责统计风电场、光伏电站因不跟踪主站指令而超发的发电电量，并在次月交易电量中予以扣除。

第三十六条 省调对风电场、光伏电站功率控制子站的投运率、调节合格率、上传数据（理论发电功率和可用发电功率）准确率进行统计并纳入调电排序。

第七章 功率预测管理

第三十七条 风电场、光伏电站应按省调要求开展功率预测工作，保证功率预测系统的稳定运行，及时、准确、可靠地向省调传送预测信息。

第三十八条 风电场、光伏电站功率预测系统必须满足电力二次系统安全防护的有关要求，与电网调度机构的功率预测系统建立接口并运行于同一安全区。

第三十九条 风电场、光伏电站每年10月30日前上报下一的分月电量预测，每月20日前上报下月电量预测，每日9:00前上传未来1至3天风电、光伏功率预测曲线和预计开机容量，每15min滚动上传未来4小时风电、光伏功率预测曲线和当前开机容量、延迟时间不大于30秒。

第四十条 风电场短期功率预测月平均功率预测准确率应达到80%以上、合格率应达到85%以上，上报传送率应达到100%。光伏电站月平均预测准确率应达到85%以上、合格率应达到85%以上，上报传送率应达到100%。

第四十一条 风电场超短期月平均功率预测第 4 小时的准确率应达到85%。光伏电站超短期月平均功率预测第4小时的准确率应达到90%以上。

第四十二条 连续6个月中有3个月考核不满足要求的场站视为不达标，按要求进行整改，整改期间准确率、合格率和传送率考评项得分均为0，整改期限不得超过3个月。

第八章 新能源发电优先调度管理

第四十三条

省调根据月度发电计划确定的新能源接纳电量做好月度新能源消纳工作，根据新能源短期功率预测做好机组方式和发电计划调整，根据超短期功率预测做好日内机组出力调整,优先保证新能源消纳。

第四十四条 省调根据风电场、光伏电站的基础信息管理、安全运行管理、调度运行管理、自动功率控制管理、功率预测管理等情况进行排序。

第四十五条

在确保电网和新能源场（站）安全的前提下，根据场（站）排序情况、月度交易电量、短期新能源预测、现货交易电量等做好新能源交易计划分解及日内出力滚动调整。

第四十六条 火电机组调电过程中，火电机组安排方式和最低出力应按照国家能源局东北监管局组织核定的最小运行方式有功出力执行。

第四十七条 发电机组依次按下列顺序参与调峰：（1）除保留的AGC火电机组外，其余火电机组均减至最低技术出力；（2）水电机组在不影响防汛安全和不弃水情况下停机参与调峰；（3）申请东北调控分中心给予调峰支援；（4）火电机

组按照《东北电力辅助服务市场运行规则》进入有偿调峰辅助服务；（5）请示东北调控分中心同意，风电场、光伏电站参与调峰。

第四十八条

网架约束原因控制风电、光伏发电的条件是：（1）省调监控的风电、光伏输送断面潮流超过电网稳定限值的80%；（2）断面内并网火电机组均减至东北能监局核定的最小技术出力；（3）东北调控分中心控制的断面，按照东北调控分中心运行规定和东北调控分中心调度员控制指令严格执行。

第四十九条 省调根据新能源场（站）每日上报次日发电功率预测曲线及电网运行约束确定新能源接纳总体空间，并于每日18:00前下发至各新能源场（站）执行。日前新能源发电计划分配原则为：

（1）分配参与短期市场交易（日前现货市场等短期交易）新能源场站的发电计划；

（2）分配中长期市场交易（大用户直供、风电送华北、风电送北京等长期交易）新能源场站的发电计划；

（3）分配特许权、清洁供暖等政府保证性政策的新能源场站发电计划；

（4）按照新能源排序调电序位安排新能源厂站发电计划曲线。

第五十条 省调根据新能源场（站）实时上报理论发电能力和可用发电能力，结合电网运行约束安排新能源接纳空间。日内新能源发电分配原则为：

（1）按日前计划执行日前现货交易和日内现货交易（包括风火臵换、省内实时获取用电的蓄热式电采暖等）；

（2）按日前发电计划执行中长期市场交易（大用户直供、风电送华北、风电送北京等长期交易）；

（3）按照日前计划执行特许权、清洁供暖等政府保障性政策的新能源场（站）发电计划；

（4）按照新能源排序调电序位执行新能源厂站发电曲线。第五十一条 当日内实际可用发电功率高于日前预测功率时，高出日前预测按新能源排序调电序位增加新能源场（站）发电出力；当日内实际可用发电功率低于日前预测功率时，按照新能源排序调电序位依次调减新能源厂站发电空间、政府保障性政策的新能源场（站）发电空间、日前发电计划执行中长期市场交易空间、现货交易空间原则调电。

第五十二条 省调负责开发和维护新能源调度技术支持系

统，各新能源场（站）配合电网调度机构做好系统开发和维护工作。

第九章 新能源场（站）排序指标评价管理 第五十三条 省调负责对新能源场（站）排序评分指标进行评价，并将得分、发电计划等信息进行发布。

第五十四条 排序评分项目主要分为场站基础信息管理指标、安全运行管理、调度运行管理、自动功率控制管理以及功率预测预报指标等五类，各分配一定的权重，电网调度机构根据各项得分进行权重评价。各项得分计算方法采用归一化处理和半梯形模型。

第五十五条 新能源场（站）基础信息管理指标包括气象信息数据合格率、风电单机（光伏逆变器）实时信息上传合格率、场站运行上报数据合格率。风电场气象信息数据包括：10m、30m、50m和轮毂高度的风速、风向，温度、湿度和气压；光伏气象信息数据包括法向直射辐照度、散射辐照度、总辐照度、组件温度、环境温度、风速、气压和相对湿度。风电单机实时上传信息包括：有功、无功、机头风速和状态；光伏

逆变器实时上传信息包括：有功、无功和状态。对应得分为100×月合格率。

第五十六条 新能源场（站）安全运行管理指标包括风电机组（逆变器）具备高、低电压（零电压）穿越能力占比，二次安全防护方案、卫星时钟设备和网络授时设备、新能源场（站）涉网保护配臵（故障录波器接入数据完整性、母差保护配臵、汇集线系统是否满足单相故障快速切除等），事故预案编制等反措落实情况等，对应得分根据现场设备运行情况归一化处理。

第五十七条 新能源场（站）调度运行管理指标包括调度指令执行情况、无功补偿装臵投入率、电气设备非计划停运，对应得分采用半梯模型计算。

第五十八条 新能源自动功率控制管理指标包括系统投入率、调节合格率、上传数据（理论发电功率和可用发电功率）准确率。

省调通过AGC系统按月统计各风电场、光伏电站AGC投入率。投入率计算公式为：AGC投入率=（AGC子站投入闭环运行时间/风电场、光伏电站AGC应投入闭环运行时间）×100%。在计算AGC投入率时，扣除因电网原因或因新设备投运期间AGC

子站配合调试原因造成的AGC装臵退出时间。

省调通过AGC系统按月统计考核风电场、光伏电站AGC装臵调节合格率。省调AGC主站下达出力指令后，子站AGC装臵在省调下达的时间定值内调整到位。AGC调节合格率计算公式为：AGC调节合格率=（子站执行主站调节指令合格点数/主站下发调节指令次数）×100%。

AGC上报数据准确率包括理论发电功率准确率和可用发电功率准确率。省调通过AGC系统按月统计各风电场、光伏电站AGC上传数据准确率。准确率计算公式见附录C。

第五十九条

新能源场（站）预测预报指标包括日前预测准确率、合格率、上报率、95%分位数偏差率、平均绝对误差率、极大误差率。月预测预报准确率高于80%、合格率高于85%、上报率高于90%，其中一项不达标时对应本月考评项得分为0。对应得分采用半梯模型计算。

第六十条

场站发电指标考虑全省新能源场（站）发电均衡性将其作为一定权重，即累计年发电利用小时较高的新能源场（站）得分相对较低、累计年发电利用小时数较低的新能源场（站）得分相对较高。对应得分采用半梯模型计算。

第十章 监督与管理

第六十一条 按照新能源优先调度的原则，省调应每月根据排序指标对新能源场（站）进行综合评定，各新能源场站根据场（站）负责对评定指标进行校核。

第六十二条 调度每月将调电原则上报东北能源监管局和省能源局，东北能源监管局会同省能源局负责监督调度方案的执行情况，并建立争议协调解决机制。

第六十三条

新能源场（站）和电网调度机构应按政府有关部门的要求，报送与披露相关生产运行信息。

第十一章 附 则

第六十四条 本实施细则自2018年1月1日开始实施，原《吉林省风电优先调度工作实施细则（实行）》作废。

第六十五条

本实施细则由吉林省能源局负责解释。

附 录 A

弃风、弃光建议计算方法

1.风电场、光伏电站发电功率指标包括理论发电功率和可用发电功率。风电场、光伏电站理论发电功率指在当前风、光资源下场内所有风机、逆变器均可正常运行时能够发出的功率，其积分电量为理论发电量；风电场、光伏电站可用发电功率指考虑场内设备故障、缺陷或检修等原因引起受阻后能够发出的功率，其积分电量为可用发电量。

2.风电场、光伏电站受阻电力分为场内受阻电力和场外受阻电力两部分：场内受阻电力指风电场、光伏电站理论发电功率与可用发电功率之差，其积分电量为场内受阻电量；场外受阻电力指风电场、光伏电站可用发电功率与实发功率之差，其积分电量为场外受阻电量。

3.风电场理论功率及受阻电量计算主要有三种方法：样板机法、测风塔外推法和机舱风速法。风电场可根据具体情况，采用一种或多种计算方法。

4.光伏电站理论功率及受阻电量计算主要有两种方法：气象数据外推法和样板逆变器法。各光伏电站可根据实际情况选择算法，建议具备条件的同时采用两种方法计算。

5.样板机法是在选定样板机基础上，建立样板机出力与全场出力之间的映射模型，获得全场理论发电功率。按如下方式计算：

NkMkPjpj,k,mMk1km1

KNkMkPjpj,k,mk1Mkm1

K式中，Pj为风电场j理论发电功率，Pj为风电场j可用发电功率，k为风机型号编号，K

为型号k为风机型号数量，Mk为型号k风机的样板机数量，Nk为型号k风机的全场总数量，Nk风机的开机运行总数量，pj,k,m为风电场j型号k风机第m台样板机的实际功率。

6.测风塔外推法是在测风塔优化选址基础上，根据风电场所处区域的地形、地貌，采用微观气象学、计算流体力学理论，将测风塔风速、风向推算至风电场内每台风机轮毂高度处的风速、风向，并通过风速-功率曲线将其转化为单机理论发电功率，进而获得全场理论发电功率。按如下方式计算：

（1）将测风塔风速外推至每台风机轮毂高度处的风速、风向。

（2）采用经过试验验证的风速-功率曲线或拟合的风速-功率曲线将风机轮毂高度处的风速转化为风机理论发电功率。

（3）单机理论发电功率加和获得全场理论发电功率：

Pjpj,mm1M

（4）风电场可用发电功率为：

PjMMm1pj,m

式中，Pj为风电场j理论发电功率，Pj为风电场j可用发电功率，M为全场风机台数，M为非限电停运的风机台数，pj,m为风电场j第m台风机的理论发电功率。

7.机舱风速法是采用拟合的风速-功率曲线将风机机舱实测风速转化为单机理论发电功率，进而获得全场理论发电功率。按如下方式计算：

（1）采用机舱平均风速和单机平均功率拟合的风速-功率曲线，将机舱风速转化为风机理论发电功率pj,m。

（2）单机理论发电功率加和获得风电场理论发电功率：

Pjpj,mm1M

（3）风电场可用发电功率：

PjMMm1pj,m

式中，Pj为风电场j理论发电功率，Pj为风电场j可用发电功率，M为全场风机台数，M为非限电停运的风机台数，pj,m为风电场j第m台风机的理论发电功率。

8.气象数据外推法采用物理方法将实测水平面辐照强度转换为光伏组件斜面辐照强度，将环境温度转换为板面温度，综合考虑光伏电站的位臵、不同光伏组件的特性及安装方式等因素，建立光伏电池的光电转换模型，得到光伏电站的理论功率。按如下方式计算：

（1）根据气象监测设备的实测水平辐照强度和环境温度，将水平辐照强度转化为光伏组件斜面的有效辐照强度，将环境温度转化为光伏组件的有效温度，有条件的宜使用直采光伏组件温度数据。

（2）根据光伏组件标准工况下的设备参数，计算当前气象条件下光伏组件输出的直流功率。

（3）综合考虑光伏组件的有效数量、光伏组件的老化、光伏组件的失配损失、光伏组件表面的尘埃遮挡、光伏电池板至并网点的线路传输及站用电损失、逆变器效率等因素，得到光伏电站并网点的交流功率。

9.样板逆变器法是在选定样板逆变器基础上，建立样板逆变器出力与全站出力之间的映射模型，获得全站理论发电功率，按如下方式计算。

光伏电站理论发电功率：

分值1 0a b0,0xaxaf(x),axbba1,bx

光伏电站可用发电功率：

NkMkPjpj,k,mk1Mkm1

K式中，Pj为光伏电站j理论发电功率，Pj为光伏电站j可用发电功率，k为逆变器型号编号，K为逆变器型号数量，Mk为型号k逆变器的样板逆变器数量，Nk为型号k逆变器的全站总为型号k逆变器的开机运行总数量，数量，Nk机的实际功率。

pj,k,m为光伏电站j型号k逆变器第m台样板10.风电场、光伏电站场内和场外受阻电量按如下方式计算 风电场、光伏电站场内受阻电量：

EI,jt(Pj,iPj,i)i1n

风电场、光伏电站场外受阻电量：

EO,jt(Pj,iTj,i)i1n

式中，EI,j为j场内受阻电量，EO,j为j场外受阻电量，Pj,i为i时刻场站j理论发电功率，Pj,i为i时刻场站j可用发电功率，Tj,i为i时刻场站j实发功率，n为统计时段内样本数量，t为时间分辨率。

附 录 B 半梯形模型

a和b是评价指标的阈值，x是评分参数的量值，f（x）为得分。

分值1 0a b0,0xaxaf(x),axbba1,bx

图1 指标评价模型

附 录 C

新能源功率预测评价指标计算公式

（1）分位数偏差率：

95%分位数偏差率包括95%分位数正偏差率和95%分位数负偏差率。95%分位数正偏差率指将评价时段内单点预测正偏差率由小到大排列，选取位于95%位臵处的单点预测正偏差率，按如下公式计算：

PPiPMiE0,i1,2...niCiEjsortp(Ei),j1,2,...nPer95Ej,jINT(0.95m)

95%分位数负偏差率指将评价时段内单点预测负偏差率由大到小排列，选取位于95%位臵处的单点预测负偏差率，按如下公式计算：

PPiPMiE0,i1,2...niCiEjsortn(Ei),j1,2,...nPer95Ej,jINT(0.95m')

其中，率，Per95为95%分位数偏差率，Per95取值步长根据具体情况而定，PPi为i时刻预测功

Ci为i时刻开机容量，PMi为i时刻可用发电功率，Ei为i时刻预测偏差率，Ej为排序后的单点预测偏差率，sortp(.)为由小到大排序函数，sortn(.)为由大到小排序函数，INT（）为取整函数，n和n分别为评价时段内的正偏差样本数和负偏差样本数，不少于1年的同期数据样本。

（2）准确率CR按如下公式计算：

1nPPiPMi2CR1-()100%

nCi1i其中PPi为i时刻的预测功率，PMi

为i时刻的可用发电功率，Ci为i时刻的开机容量，n为统计时段内的总样本数。

（3）合格率QR指预测合格点数占评价时段总点数的百分比，合格点数是指预测绝对偏差小于给定阈值的点数，计算公式如下：

1nQRBi100%ni1PPiPMi1, TCiBi0, PPiPMiT Ci

其中，Bi代表i时刻预测绝对误差是否合格，若合格为1，不合格为0，T为判定阈值，依各电网实际情况确定，一般不大于0.25。

（4）平均绝对误差率MAE按如下公式计算：

1nPPiPMiMAEni1CiEVposmax(EVnegmin(其中，100%

（5）极大误差率EV包括正极大误差率和负极大误差率，按如下公式计算：

PPiPMi)100%,i1,,nCi PPiPMi)100%,i1,,nCi

EVpos为正极大误差率，EVneg为负极大误差率。

（6）预测数据上报率Rr按如下公式计算：

RrR100%N

其中，R为评价时段内数据上报成功次数，N为评价时段内应上报次数。（7）AGC上报理论发电功率准确率按如下公式计算：

P1nPCR1TiRini1Ci

AGC上报理论发电功率准确率按如下公式计算：

100% 100% 1nPMiPRiCR1ni1Ci

其中，PTi为理论发电功率，PMi为可用发电功率，PRi为实际功率。