编制电力系统年度运行方式的规定

第一篇：编制电力系统年度运行方式的规定

编制电力系统年度运行方式的规定

为适应电网运行管理的需要，进一步加强电力系统运行方式管理，现颁发《编制电力系统年度运行方式的规定》（试行）（以下简称《规定》），请依照执行。

为及早发现电力系统运行中存在的问题，以便采取必要的措施，请各网、省局在抓好电力系统年、季（月）日运行方式的同时，组织力量编制电力系统两年滚动运行方式，其内容参照《规定》第十五条执行，重点是电力电量平衡、重要线路及断面稳定水平分析，短路容量分析和无功电压分析等以及应采取的措施。

本《规定》在执行中如发现问题，请随时告国家电力调度通信中心。

第一章 总 则

第一条 为加强电力系统年度运行方式编制工作，使年度运行方式编制工作制度化、规范化，以保证电力系统安全、优质、经济运行，制定本规定。

第二条 电力系统年度运行方式的编制是电力系统运行方式工作的重要组成部分，年度运行方式是保证电力系统安全、优质、经济运行的年度大纲。

第三条 电力系统年度运行方式应保证实现下列基本要求：

1.充分而合理地发挥本系统内发输变电设备能力，以最大限度地、合理地满足负荷需求。

2.使整个系统安全运行和连续供电。

3.使系统内供电的质量符合规定标准。

4.根据本系统的实际情况和与外部购售电的条件，合理使用本系统燃料和水力资源，使整个系统在最经济方式下运行。

第四条 下一级电力系统（局部）的年度运行方式，应服从上一级电力系统（整体）年度运行方式的要求。

第五条 本规定适用于跨省（区）电业管理局和省电力局。

第六条 本规定解释权属国家电力调度通信中心。

第二章 管理办法

第七条 电力系统年度运行方式由各调度局（所）负责编制。

第八条 编制年度运行方式所需基础资料，由网（省）局决定由有关部门提供。

第九条 各级调度机构应定期与下一级调度机构就电力系统年度运行方式进行协调。

第十条 电力系统年度运行方式需经网、省局总工程师批准后执行。

第十一条 电力系统年度运行方式应于2月底前报上级调度局（所）及国家电力调度通信中心，同时抄报部规划计划司、安全监察及生产协调司。

第三章 编制要求

第十二条 电力系统年度运行方式全篇可分上一年电力系统运行情况分析、本年度新（改）建项目投产计划、本年度运行方式三部分。

第十三条 上一年电力系统运行情况分析应包括如下内容：

一、上一年内新（改）建项目投产日期及设备规范

二、上一年底电力系统规模（包括全网及统调两部分）

1.总装机容量（其中：火电、水电（含抽水蓄能）、核电）。

2.各电压等级输电线路条数、总长度。

3.各电压等级变电站座数、变压器台数及总变电容量。

三、生产、运行指标

1.年发电量（（分全网、统调、部属），（其中：火电、水电、核电））。

2.年最大负荷、最大峰谷差及其发生时间。

3.跨省电网之间，跨省电网内部省电网之间以及独立省电网间年最大交换电力（送、受）及发生时间。

4.跨省电网之间，跨省电网内部省电网之间以及独立省电网间年总交换电量（送、受）、抽水蓄能电厂的发电量和抽水耗电量。

5.中枢点电压合格率及各电压等级出现的最高、最低电压值及其发生地点和时间。

6.频率合格率及高频率持续时间、低频率持续时间。

7.发电标准煤耗率和供电标准煤耗率。

8.发输变电事故造成的停电的最大电力、全年的停电电量，及折算为全网装机容量的停电时间。

9.年最小发电负荷率、年平均发电负荷率（全网、火电、水电、核电）。

四、电力系统规模及生产运行指标的分析和评价

五、主要水电厂运行情况

1.来水情况。

2.水库运用分析。

3.水电调峰及弃水情况分析。

4.年弃水调峰电量。

六、电力系统安全情况总结和分析

1.系统事故过程简述。

2.事故原因分析。

3.改进和防范措施。

七、系统安全稳定措施的落实情况和效果

八、电力系统运行中出现的问题

第十四条 本年度新（改）建项目投产计划应包括如下内容：

1.各项目预计投产日期。

2.各项目的设备规范。

3.本年度末电网地理接线图，本年度新投产项目以特殊标志画出。

第十五条 本年度运行方式编制的内容如下：

一、电力电量平衡

1.全系统和分区用电需求

用电需求的内容应包括年和分月最大负荷、年和分月平均最大负荷、年和分月最大峰谷差、年和分月用电量、各季典型日负荷曲线。应说明负荷预计的根据。

2.预测系统内主要水电厂来水情况，制定相应的水库运用计划。

3.发电计划

（1）分月全系统及分区火电最大可能出力和发电量计划，主力火电厂最大可能出力和发电量计划。

（2）分月全系统及分区水电最大可能出力和发电量计划（按75%来水保证率计算），主要水电厂最大可能出力和发电量计划（按75%来水保证率计算）。

（3）说明影响最大可能出力的原因。

4.设备检修安排。

5.备用容量安排。

备用容量应包括检修备用、负荷备用和事故备用容量。

6.电力电量平衡（统调口径）按年及分月对全系统和分区进行电力电量平衡。

电力平衡应包括：①最大负荷、最大可能出力、联络线交换功率、检修容量、最大可调出力、电力盈亏。②平均最大负荷、平均最大可能出力、联络线交换功率、检修容量、平均最大可调出力、电力盈亏。

电量平衡应包括需电量、发电量、联络线交换电量和电量盈亏等内容。

如平衡结果出现缺电力或电量情况，提出准备采取的措施及实现上述措施所需具备的条件。

7.制定网外紧急支援电力电量计划。

二、网络结构

1.电力系统中较大的网络结构变化及各时期网络结构特点。

2.典型的正常运行方式及重要的检修方式下的电气结线方式。

三、潮流分析

1.典型运行方式下高峰、低谷潮流图。

2.N—1静态安全分析。

四、重要线路及断面稳定水平分析及提高稳定水平的措施。

五、短路容量

1.编制短路容量表。

2.指出短路容量越限的设备及所应采取的措施。

六、无功与电压

1.无功补偿设备。

2.无功分层分区平衡情况。

3.系统电压水平、本年度电压可能越限的地点及其原因分析和准备采取的措施。

七、调峰、调频及经济调度

1.分月系统调峰能力分析，调峰能力缺额及补救办法。

2.调峰调频工作中存在的问题及改进意见。

3.本年度经济调度方案及经济分析（包括典型日运行方式的经济分析）。

4.线损率、网损率预测及减少线损、网损准备采取的措施。

八、安全自动装置及按频率减负荷装置的配置情况及整定方案

九、本年度电网运行中存在的问题、改进措施或建议。

附： 有关指标的名词解释

1.负荷

《规定》中未冠以发电、供电或用电的负荷是指：

负荷＝发电负荷±联络线功率（送出为-，受入为+）-抽水蓄能电厂抽水负荷。

2.最大负荷

报告期内负荷的最大值。

3.负荷峰谷差

每日最大负荷与最小负荷之差。

4.最大峰谷差

报告期内负荷峰谷差的最大值。

5.抽水蓄能电厂发电量和抽水耗电量

抽水蓄能电厂发电状态的发电量记入的总的水电发电量中，抽水耗电量单列一条统计。

6.平均最大负荷

Σ报告期每日最大负荷报告期日历天数

7.出力

发电机发出的功率。

8.可能出力

在机组和升压站等设备的共同配合下，同时考虑水电站受水量和水位、火电厂受燃料供因素的影响，发电设备实际可能达到的最大生产能力。即：可能出力为报告期内机组铭量，加经技术措施改造并经技术鉴定后综合提高的出力，减去机组之间、机组与主要辅升压站之

间不配套减少的出力，减去设备本身缺陷减少的出力，减去封存设备能力，减于水量和水位造成的水电机组减少的出力、火电因外部条件造成机组减少的出力。

9.最大可能出力：

报告期内可能出力的最大值。

10.平均最大可能出力

Σ报告期每日最大可能出力

报告期日历天数

做年度运行方式时，可直接预测年平均最大可能出力或月平均最大可能出力。

11.可调出力

可调出力＝可能出力-检修（含故障停机）机组可能出力

12.最大可调出力

报告期内发电设备可调出力的最大值。

在做年度运行方式时，年或月的最大可能出力可按下式计算。

年（月）最大可调出力＝年（月）最大可能出力-年（月）发电设备平均检修容量。

13.平均最大可调出力

Σ报告期每日最大可调出力

报告期日历天数

在做年度运行方式时，年或月平均最大可调出力可按下式计算。

年（月）平均最大可调出力＝年（月）平均最大可能出力-年（月）发电设备平均检修容量。

14.发电设备平均检修容量

发电设备平均检修容量

Σ报告期停机检修的发电设备容量×本期内停机检修的日历小时数报告期日历小时数

15.其余各统计指标按部颁《电力工业生产统计指标解释》中的定义执行。

第二篇：第二章 电力系统中性点的运行方式

提供各原理图的动画；提供图2-3的彩色图片。

第二章 电力系统中性点的运行方式

第一节

中性点不接地的三相系统一、正常运行情况

电力系统正常运行时，三相导线之间和各相导线对地之间，沿导线的全长存在分布电容，这些分布电容在工作电压的作用下会产生附加的容性电流。各相导线间的电容及其所引起的电容电流较小，并且对后面讨论的问题没有影响，故可以不予考虑。各相导线对地之间的分布电容，分别用集中的等效电容CU、CV、CW表示，如图2－1（a）所示。电力系统正常运行时，一般认为三相系统是对称的，若三相导线经过完全换位，则各相的对地电容相等，根据电工技术课程，用节点法按弥尔曼定理可求得中性点N对地的电位Un为零。

Vudvdwdudvd设电源三相电压分别为Uu、U、UW，各相对地电压分别用UUuUnUu

、U、Uwd表示，则有：

UUUvUnUv

（2-1）

 UUwUnUw

即各相的对地电压分别为电源各相的相电压。

各相对地电压作用在各相的分布电容上，如正常运行时各相导线对地的电容相等并等于C，正常时各相对地电容电流的有效值也相等，且有： ICU＝ICV＝ICW＝ωCUph（2-2）式中：Uph—电源的相电压；

ω—角频率；

C—相对地电容。

对称电压的作用下，各相的对地电容电流Icu、Icv、Icw大小相等，相位相差点120°，如图2－1（c）所示。各相对地电容电流的相量和为零，所以大地中没有电容电流过。此时各相电流Iu、IV、Iw为各相负荷电流Ifhu、Ifhv、Ifhw与相应的对地电容电流Icu、如图2－1（b）Icv、Icw的相量和，所示，图中仅画出U相的情况。

二、单相接地故障

在中性点不接地的三相系统

2－1 中性点不接地系统的正常运行情况

（a）电路图；（b）、（c）相量图

中，当由于绝缘损坏等原因发生单相接地故障时，情况将发生显著变化。图2－2所示为W相k点发生完全接地的情况。所谓完全接地，也称金属性接地，即认为接地处的电阻近

图2－2 中性点不接地三相系统单相接地

（a）电路图；（b）相量图

似等于零。

当W相完全接地时，故障相的对地电压为零，即Uwk0，则有：

nUwkUnUw

（2-3）

UUn上式表明，当W相完全接地时，中性点对地电压与接地相的相电压大小相等、方向相反，中性点对地的电压不再为零，而上升为相电压。于是非故障相U相和V相的对地 ww电压Uuk、Uvk分别为：

UukUuUnUuU

（2-4）

UvkUvUnUvU非故障相的对地电压升高到线电压，即升高为相电压的3倍，各相对地电压的相量关系如图2－2（b）所示，和Uvk之间的夹角为60°。此时U、W相间电压为Uuk，Uuk、V、W相间电压为Uvk，而U、V相间电压等于Uuv。此时，系统三相的线电压仍保持对称且大小不变。因此，对接于线电压的用电设备的工作并无影响，无须立即中断对用户供电。

单相接地故障时，由于U、V两相对地电压由正常时的相电压升高为故障后的线电压，则非故障相对地的电容电流也相应增大3倍，分别超前相应的相对地电压90°。未接地U、V相的对地电容电流的有效值为：

ICVICU3CUPh

（2-5）

Ｗ相接地时，W相对地电容被短接，Ｗ相的对地电容电流为零。此时三相对地电容电流之和不再等于零，大地中有容性电流流过，并通过接地点形成回路，如图2－2（b）所示，如果选择电流的参考方向是从电源到负荷的方向和线路到大地的方向，则W相接地处的电流，即接地电流，用IC表示，则

IC(ICUICV)

（2-6）

由图2－2（b）可见，Icu和Icv分别超前Uuk和Uvk90°，Icu和Icv之间的夹角为60°，两者的相量和为－Ic。接地电流Ic超前UW90°，为容性电流，于是，单相接地电流的有效值为：

3CUPh

（2-7）IC3ICU可见，单相接地故障时流过大地的电容电流，等于正常运行时一相对地电容电流的3倍。接地电流IC的大小与系统的电压、频率和对地电容值有关，而对地电容值又与线路的结构（电缆或架空线、有无避雷线）、布置方式、相间距离、导线对地高度、杆塔型式和导线长度有关。

单相接地电容电流的实用计算中可按下式计算：

ICU(L135L2)350

（2-8）

式中：IC—接地电容电流，A；

U—系统的线电压，kV；

L1—与电压同为U，并具有电联系的所有架空线路的总长度，km； L2—与电压同为U，并具有电联系的所有电缆线路的总长度，km。第二节 中性点经消弧线圈接地的三相系统一、消弧线圈的结构及工作原理

1.消弧线圈结构简介

消弧线圈有多种类型，包括离线分级调匝式、在线分级调匝式、气隙可调铁芯式、气隙可调柱塞式、直流偏磁式、直流磁阀式、调容式、五柱式等。

离线分级调匝式消弧线圈内部结构，如图2－3所示。其外形和小容量单相变压器相似，有油箱、油枕、玻璃管油表及信号温度计，而内部实际上是一只具有分段（即带气隙）铁芯的可调电感线圈，线圈的电阻很小，电抗却很大，电抗值可以通过改变线圈的匝数来调节。气隙沿整个铁芯柱均匀设置，以减少漏磁。采用带气隙铁芯的目的是为了避免磁饱和，使补偿电流和电压成线性关系，减少高次谐波，并得到一个较稳定的电抗值，从而保证已整定好的调谐值恒定。另外，带气隙可减小电感、增大消弧线圈的容量。为了绝缘和散热，铁芯和线圈浸放在油箱内。

2.消弧线圈的工作原理 消弧线圈装在系统中发电机或变压器的中性点与大地之间，其工作情况如图2－4所示。

正常运行时，中性点的对地电压为零，消弧线圈中没有电流通过。

当系统发生单相接地故障时，如Ｗ相接地，中性点的对地电压w图2－3 离线分级调式消弧线圈

内部结构示意图

UnU，非故障相的对地电压升高3倍，系统的线电压仍保持不变。消弧线圈在中性点电压即Uw作用下，有一个电感电流IL通过，此电感电流必定通过接地点形成回路，所以接地点的电流为接地电流IC与电感电流IL的相量和，如图2－4（a）所示。接地电流IC超前Uw90°，电感电流IL滞后Uw90°，IC和IL相位相差180°，即

图2－4 中性点经消弧线圈接地的三相系统

（a）电路图；（b）相量图

方向相反，如图2－4（b），在接地处IC和IL互相抵消，称为电感电流对接地电容电流的补偿。如果适当选择消弧线圈的匝数，可使接地点的电流变得很小或等于零，从而消除了接地处的电弧以及由电弧所产生的危害，消弧线圈也正是由此得名。

通过消弧线圈的电感电流：

IL式中：L—为消弧线圈的电感。

目前，我国低压侧为6kV或10kV的变电所的主变压器，多采用“YN，yn0”或“Y，d11”连接组。对前者，消弧线圈可接在星形绕组的中性点上；对后者，三角形接线侧的6kV或10kV系统中不存在中性点，需要在适当地点设置接地变压器，其功能是为无中性点的电压级重构一个中性点，以便接人消弧线圈（或电阻器）。接地变压器实质是特殊用途的三相变压器，其结构与一般三相芯式变压器相似，如图2－5所示，图中的T0为接地变压器，它的铁芯为三相三柱式，每一铁芯柱上有两个匝数相等、绕向相同的绕组，每相的上面一个绕组与后续相的下面一个绕组反极性串联，并将每相下面一个绕组的首端U2、V2及W2连在一起作为中性点，组成曲折形的星形接线。其二绕组视具体工程需要决定是否设置。如需兼作发电厂或变电所的自用电源变压器，应设置二次绕组，如图2－5中的虚框内所示。

图2－5 曲折连接式接地变压器原理接线图

UphL

（2-9）

第三节 中性点直接接地的三相系统

图2－6所示为中性点直接接地的三相系统电路图。

一、中性点直接接地系统的工作原理 正常运行时，由于三相系统对称，中性点的电压为零，中性点没有电流流过。当系统中

图2－6 中性点直接接地三相系统

发生单相接地时，由于接地相直接通过大地与电源构成单相回路，故称这种故障为单相短路。单相短路电流Ik很大，继电保护装置应立即动作，使断路器断开，迅速切除故障部分，以防止Ik造成更大的危害。

当中性点直接接地时，接地电阻近似为0，所以中性点与地之间的电位相同，即Un0。单相短路时，故障相的对地电压为零，非故障相的对地电压基本保持不变，仍接近于相电压。

二、特点及适用范围

1.中性点直接接地系统的主要优点

在单相接地短路时中性点的电位近似于零，非故障相的对地电压接近相电压，这样设备和线路对地绝缘可以按相电压设计，从而降低了造价。实践经验表明，中性点直接接地系统的绝缘水平与中性点不接地时相比，大约可降低20％左右的绝缘投资。电压等级愈高，节约投资的经济效益愈显著。

第四节 中性点经阻抗接地的三相系统一、中性点经低电阻接地的三相系统 在以电缆为主体的35kV、10kV城市电网，由于电缆线路的对地电容较大（是同样长的架空线路的20～30倍），随着线路长度的增加，单相接地电容电流也随之增大，采用消弧线圈补偿的方法很难有效的熄灭接地处的电弧。同时由于电缆线路发生瞬时故障的概率很小，如带单相接地故障运行时间过长，很容易使故障发展，而形成相间短路，使设备损坏，甚至引起火灾。根据供电可靠性要求、故障时暂态电压、暂态电流对设备的影响，对通信的影响和继电保护技术要求以及本地的运行经验等，可采用经低值电阻（单相接地故障瞬时跳闸）接地方式，如图2－7所示。

二、中性点经高电阻接地的三相系统

通过二次侧接有电阻的接地变压器接地，实际上就是经高电阻接地。其原理接线图如图2－8（a）所示，将接在接地变压器的二次侧的电阻R，经单相接地变压器T0（或配电变压器、或电压互感器）接入中性点。变压器的作用是使低压小电阻起高压大电阻的作用，从而可简化电阻器的结构，降低其价格，使安装空间更易解决。

接地电阻的一次值Rˊ＝K2R。K为接地变压器的变比。可通过选择K值是使得Rˊ等于或小于发电机三相对地容抗，从而使得单相接地故障有功电流等于或大于电容电流。

图2－7 中性点经低电阻接地的三相系统 接地变压器的一次电压取发电机的额定相电压，二次电压U2可取100V或220V，当二次电压取220V，而接地保护需要100V时，可在电阻中增加分压抽头，如图2－8（b）所示。

（a）；

（b）

图2－8 中性点经高电阻接地原理接线图

第三篇：浅谈电力系统调度运行

浅谈电力系统调度运行

摘要：文章阐述了电力系统调度运行管理的主要任务和现 实情况，提出加强调度管理工作，提高调度人员的素质水平。杜绝误调度、误操作事故的发生，充分发挥电力系统调度指挥 中心的作用。

随着电网容量的不断扩大，设备数量越来越多，网络结构 越来越复杂。由于设备周期性大修、小修，老旧设备改造，以 及新建电网项目，使得设备停电检修的工作量成倍地增加，需 要频繁地通过倒闸操作，改变系统的运行方式。而为确保供电 可靠及电网安全稳定运行，一般由调度人员凭着丰富的经验，及对电网结构运行状态和相关调度运行规程准确的把握，开出 正确操作任务顺序票。目前，误调度、误操作等电网操作事故 占全部电力系统事故的40％左右，所以必须有一套行之有效的 手段，防止此类事件的发生。电力系统调度管理的主要任务是 组织、指挥、指导和协调电力系统的运行，电力系统调度安全 管理工作的好坏，将直接影响电力系统的安全稳定可靠运行。

一、调度运行必要性

电力系统是一个庞大复杂的系统，由几十个到几百个发电

厂、变电所和千万个电力用户，通过多种电压等级的电力线路，互相连接成网进行生产运行。同时，电能生产输送过程迅速，发输用都在同一瞬间完成。全网发电出力和用电负荷必须时时 达到平衡。因此，作为一名调度员，调度指挥全网，必须心中 有数。目前，各级调度员都基本实现于“电网调度自动化系 统”，调度员通过迅速取得实时、准确、可靠的电网实时信息，进行调频、调压、调流，网络操作和事故处理，以保障用电质 量和电网稳定运行。

现代电力系统的发展趋势是电网日益庞大，运行操作日益 复杂，从而当电网发生故障后其影响也愈益广大。另一方面用 户对供电可靠性和供电质量的要求却越来越严格，这就对电力 系统运行调度人员和电力系统的自动化水平提出了更高的要求。如果一旦出现错误操作，轻则引起非正常停电，造成不该有的 损失；重则造成人员伤亡和大型设备损坏的恶性事故，由此带 来的直接经济损失和间接经济影响更是不可估量的。所以说，安全可靠的电网设备操作是一个永恒的课题，非常值得我们以 更多的资金和人力来深入地、进一步地进行研究。

电力系统有着生产紧密性、技术密集性的特点，要编写一 张正确的操作票要求运行人员不仅要有一定的专业水平，而且 要对现场一、二次设备操作规则、电网的运行状态以及操作前 后状态改变带来的问题都要十分清楚。这是保证电力系统安全 的一项重要工作。对调度员来说也是一项繁复的智能性劳动。这些工作不仅要求调度员具有良好的技术素质，还要具备丰富 的运行经验，并且必须时刻保持高度的注意力，稍有不慎，对

电力系统的安全稳定运行将构成很大的威胁。不仅如此，人工 开票仍然受到时间、环境、健康的影响，日久天长难免要出差 错。还有，某些设备的操作很复杂，其操作内容多达几十项甚 至上百项，特别是在紧急状态下，要求运行人员开出正确的操 作票并非易事，传统的人工填票方式费时费力，对于比较复杂 的系统确定某一操作任务相应的操作序列往往要花费很长的时 间，为保证操作票的正确性，还需要反复核对。为减轻调度员 负担，国内外专家做了大量的工作，开发了计算机自动生成调 度操作票系统。它是调度系统规范化管理的重要内容之一，也 使专业人员从繁重的重复劳动中解脱出来，集中精力研究电网 安全、经济运行中更深层次的问题，极大地解放一调度员的劳 动，排除人为因素造成的差错，缓解一调度员压力，减少一误操 作导致的难以用数字计算的电网效益、社会效益损失。

二、调度运行现状

电力系统运行实行统一调度、分级管理。统一调度以分级 管理为基础，分级管理是为了有效地实施统一调度。加强电力 系统调度管理，提高调度人员的素质水平，杜绝误调度、误操 作事故的发生是保证人身、电力系统与设备安全运行的关键。电网凋度自动化系统是科技含量高、建设周期长、投资大、涉及计算机、网络、数据通讯、远动和电力系统等多学科、多 领域、多专业技术知识的较为复杂的系统工程。电网调度自动 化系统，在电网的实时监控、故障处理、负荷预测和电网的安 全、经济、稳定运行等方面，发挥了重要作用，同时也为各级 领导和生产、管理部门提供科学准确的决策依据等方面发挥了 重要的作用。电网调度自动化系统的应用彻底地改变了传统的 电网调度方法，为电网调度提供了高科技含量的新型电网调度 手段，是电网调度手段和方法的一次革新，是电网安全、经济、稳定运行的重要保障。近几年来，随着电网调度自动化系统技 术日趋成熟，在实际应用中取得了很好的效果。

电力调度自动化系统在系统运行维护方面存在的问题主要 有：

1．缺乏相应的专业技术人员。目前，虽然部分地区电网调 度自动化系统已初步建立并运行，但由于缺乏相应的专业技术 人员，运行维护跟不上，系统运行的安全性和稳定性不能保证。大大影响了系统的效率，影响了系统功能的发挥。

2．缺乏相应的管理制度。调度自动化系统投入运行以后。由于缺乏运行和管理经验，没有及时制定各种管理制度，系统 的运行维护工作无制度可依，为确保不影响系统的安全、稳定 运行，及时学习和制定相应的各种管理制度。

3．重使用、轻管理。调度自动化系统投入运行以后，存在重使用、轻管理现象。不重视专业技术人员的配置和学习培训，出现问题后过分依赖厂家，影响系统的连续、安全、稳定运行，应及时纠正这种现象，实现使用和管理并重。

三、加强调度管理工作

在电力系统运行中，电力调度是电网运行管理、倒闸操作 和事故处理的指挥机构，是保证电网安全运行、稳定运行，要 保证电能生产的正常运行、要保证合格的电能质量、要有较好 的经济性，要保障自身的安全稳定j就必须对电网实施控制和 运行管理。加强和提高电网的调度管理主要有以下几个方面：

1．统一思想，加强调度纪律，提高认识。电力调度安全管 理工作的好坏，直接影响着安全和经济运行，随着电力调度安 全工作的现代化程度越来越高，对电网的安全稳定运行起到了 极大的促进作用，但是结合实际要保证电网的安全运行，就必 须杜绝人为的一切误调度、误操作事故以及不服从调度指令，擅自投停运设备。抓住这些就必须抓住人的因素，从思想上深 刻认识到调度管理的重要性和实行统一调度的目的，加强调度 纪律，有效保证电网的安全、优质、经济运行，维护社会的公 共利益。

2．加强电网运行的操作管理。为了加强操作管理提高电网 运行质量，减少设备遗漏隐患，垦区凋度所在贯彻部颁《电业 安全工作规程》和国家《电网调度管理条例》的有关前提下，结合本网实际操作管理制度。严格按《网区内电力调度管理规 程及相关规定》执行。切实提高调度人员的安全思想意识，严 格执行规章制度，坚决反对一切习惯性违章现象，坚持“两票” 制。

3．加强计划检修管理。推行一条龙检修，严格控制非计划 检修，在检修管理中始终将可靠性要求排在第一位，严格审批 手续，其中不具备条件或配合工作未准备好的决不批准，实现 检修计划一条龙管理，杜绝重复停电使可靠性停电指标使始终 处于受控状态。

4．提高电网的经济运行管理。电网经济运行又称电网经济 调度，它是在保证安全、可靠、运行和满足电能质量、用电需 要的前提下，根据经济调度的基本原理，制定各厂(站)之间 的电能的能耗使运行费用最少．从而获得最大的经济效益。

第四篇：电力系统供电方式

电力系统供电方式分哪几种类型 ：（1）按电压等级分为高压和低压供电；

（2）按电源数量分为单电源和多电源供电；

（3）按电源相数分为单相与三相供电；

（4）按供电回路分为单回路与多回路供电；

（5）按计量形式分为装表与非装表供电；

（6）按用电期限分临时用电与正式用电；

（7）按管理关系分为直接供电方式与委托转供电方式。

第五篇：电力系统运行及调度工作先进个人材料

电力系统运行及调度工作先进个人材料

供电局电力调度控制中心是电力系统运行的组织、指挥、指导和协调机构，既是生产运行单位，又是电力系统运行管理的职能机构，以保证电网的安全、保障电力供应、提高电网的经济运行水平为使命，负责**电网的安全、稳定、优质、经济运行。在电网调度机构中从事组织、指挥、指导、协调电力系统的运行、操作和事故处理的人员称为调度员。

在**电力调度控制中心有一个既平凡而又优秀的人，别看她年纪轻，但总是把工作摆在首位，参加工作以来，积极投入到工作岗位中去。工作中勤勤恳恳、任劳任怨，不管有多累、压力有多大她总是毫无怨言。她用自己的实际行动彰显出了新时代电力青年的风采，她就是**供电局调度值班员吴秋君。六年来，她兢兢业业、默默无闻地以自己的实际行动诠释着一个调度员的信念，得到了局里领导、员工良好的口碑。

吴秋君2008年毕业于贵州电力职业技术学院，于8月到**供电局参加工作，历任调度运行所调度副值、调度正值，兼任水电调度专职。2009年至2012年完成**理工大学电气工程及其自动化学业，取得本科毕业证书。