电力系统运行及调度工作先进个人材料

第一篇：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。

第二篇：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。

第三篇：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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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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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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广州电力系统调度运行操作细则（试行）

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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广州电力系统调度运行操作细则（试行）

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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第四篇：电力系统调度运行的流程和规范

电力系统调度运行的流程

和相关规范

姓名：钱其琨 学号：201300191117

摘要：电力系统调度控制的流程主要有：负荷预测，预定发电计划，安全校验，校正发电计划并实施，实际偏差的实时控制。调度的目的是保证电网安全稳定运行，提供高质量的电能，为社会经济发展、提高人民生活水平保驾护航。

关键词：电网调度 负荷预测 发电计划 实时控制

一、流程

1.负荷预测

电力系统是由发电厂、输电线路、配电系统和负荷组成的复杂系统，在满足电能质量的同时，还要考虑到经济效应。负荷预测是指定发电计划和确定电力系统发展规划的基础。其预测结果同电力系统的安全、经济运行紧密相连。

负荷预测根据目标不同分为超短期、短期、中期和长期预测。超短期指一小时内的预测，用于安全监测和紧急控制等；短期指未来一天到一周的负荷预测，用于机组优化组合、新能源接入和传统能源的配合等方面；中期负荷是几个月到一年的预测，用于燃料的购买、使用计划和机组维修计划；长期预测则是对未来若干年的预测，用于电网发展规划、新电厂的建设等。

负荷预测的精准度取决于历史数据的准确性和预测方法的有效性。随着技术发展，历史数据的问题基本解决，预测方法基本上决定了负荷预测的精准度。

传统的预测方法有：1.趋势外推法，通过过去一段时间负荷的变化趋势推断未来的情况；2.时间序列法，认为负荷随时间周期性变化，观察过往情况进行预测；3.回归分析法，通过历史资料建立数学模型，由模型计算未来情况进行预测。

2.预定发电计划

获得了预测数据之后，要在保证电网安全运行、保证电能质量的前提下兼顾经济效益，并在此基础上进行未来一段时间的发电计划。

发电计划的制定要保证电力系统的安全性、可靠性、连续性、完整性、开放性、可扩性等性质。保证电力系统安全可靠连续运行，同时可以适应故障的发生和电网的扩建。

发电计划有、季度、月度、周度和日度的分别。每种计划都是根据该时段的负荷预测、电网资源状况和供电能力来对较长时段的计划进行修正和落实，使得发电计划能够根据情况不同进行修正，适应各种情况，提供高质量的电能。

3.安全校验

随着我国经济的发展，我们的电力系统逐步发展为一个综合大电压、高电流、远距离输电、多种能源的复杂系统，同时面对着社会日益增长的用电需求和对质量的要求。这就要求我们必须进行安全校验，保证电网安全运行，避免事故发生。

4.校正发电计划并实施

发电计划偏差是指超短期负荷预测的结果与原有发电计划的差额，在差额较小的时候，可以用自动发电控制来弥补；如果差额较大，则必须校正发电计划，否则会危害系统的安全性和稳定性。

5.实际偏差的实时控制

设备检修的调度。根据有关规程、规范、标准的规定进行检修计划编制，相关单位负责检修，保证设备经常处于良好状态。计划应按照、季度、月度的时段进行编制，并对节假日做特殊安排。

并网调度。进行并网的发电厂要符合标准，并按照相关协议和技术要求进行并网，并网运行前要经过相关的安全检验。

设备接入。接入前进行可行性研究，接入过程中按照国家和行业规定对断路器、线路、母线、变压器、互感器进行启动。并网后做带负荷实验。一切无误后方可运行。

调频。电网标准频率50Hz，通常误差不得超过±0.2Hz。调频厂要具有足够的调频容量和调整速度，以适应紧急情况。

电压管理。分析220千伏及以上电网潮流和电压变化，合理安排运行方式，开展无功优化工作，改善电压质量。高峰时母线电压逼近电压曲线上限运行，低谷时逼近下限，平时在上下限之间运行。

二、相关规程

首先确定管理原则和责任范围，各单位配合以电网为中心进行调度。调度管理统一调度分级管理。电力系统各级调度机构的值班调度员在其值班期间为电力系统运行和操作的指挥人，按照批准的调度管辖范围行使指挥权。下级调度机构的值班调度员、发电厂值长、变电所值班长在调度关系上受上级调度机构值班调度员的指挥，接受上级调度机构值班调度员的调度指令。发布调度指令的值班调度员应对其发布的调度指令的正确性负责。

设备检修。

设备的运行维护管理由各供电公司、各发电厂负责，其内容包括日常巡视、检查、技术监督、反措、维修和缺陷管理、定期切换、运行分析、生产运行信息的报送等工作。检修按照计划进行，除月度计划中进行的变更外一般不变。检修日期不得过长以免影响电网正常运行。临时检修一般不得转为计划检修。调停备用的机组不得擅自检修避免发生不能即使投入使用的情况。

无功调控。

确定电压控制点、电压监视点，按季度编制下达电压曲线及运行电压规定值，并进行监测和电压合格率统计。变压器分接头位置的确定和调整。无功补偿设备的调度运行。发电机、调相机的无功出力调节管理。对电压有关的自动装置进行电压计算，配合有关专业部门给出定值要求。按照无功分层分区平衡的原则，进行各级电网的无功平衡分析，并提出改进建议。

频率调控。

调度管理员负责电网的频率调整工作，监视和控制全网备用容量使系统时刻能够具有足够调频能力应对紧急状况。同时监视频率使区域控制误差在允许范围内。

参考文献：

[1] 董根源.电网调度发电计划偏差校正的在线优化分析[D].福州：福州大学 2005 [2] 江苏电力系统调度规程 2010

第五篇：《电力系统调度》复习

《电力系统调度》复习大纲

第一章 概述

1、电力系统运行控制目标、电能质量的基本要素

2、电力系统运行方式的内容

第二章 数据通信/通信规约

1、数据通信的调制解调方法

2、数据通信的差错控制措施（奇偶校验、方阵校验、线性分组码的概念及算法）

3、CDT规约（包括帧结构，同步字、控制字以及信息字的内容，以及不同的帧的传送方式）

第三章 SCADA系统

1、SCADA系统的基本功能

2、前置机系统的作用

第四章 EMS/高级应用软件

1、网络拓扑的功能、作用和算法流程。

2、状态估计的基本概念、术语及计算过程。

3、负荷预测方法及其异同点。

第五章 有功功率及频率调整

1、电力系统的功频特性

2、电力系统一次调频及二次调频的概念

3、电力系统经济调度及等微增率法则的推导

4、AGC的基本目标和控制方法

5、AGC的CPS1及CPS2评价标准

第六章 无功功率及电压调整

1、影响电力系统负荷侧电压的主要因素

2、电力系统电压控制手段及其优缺点。

第七章 电力系统稳定控制

1、静态稳定和暂态稳定的概念

2、提高电力系统稳定性的方法、措施及其原理

第八章 配电自动化系统

1、馈线自动化技术

2、馈线自动化中的重合器、分段器的原理、作用

3、重合器与熔断器的配合实现馈线自动化

4、重合器与分段器配合实现馈线自动化