市县一体化电网调度管理系统研究应用技术协议-朔州[合集5篇]

第一篇：市县一体化电网调度管理系统研究应用技术协议-朔州

市县一体化电网调度管理系统

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

2011年6月13日

第二篇：电网调度运行管理系统研究文献综述

电网调度运行管理系统研究文献综述

前言：随着我国国民经济持续增长,电网建设规模不断扩大,同时电力工业管理体制改革也不断深化,中国电网调度必须通过技术进步适应电力体制改革和全国联网的需要。中国电网调度系统近期的总体奋斗目标是实现主干通道光纤化、数据传输网络化、调度决策智能化、运行指标国际化和专业管理现代化,提高“公平、公正、公开”调度的水平,确保电网安全稳定运行,保障电力市场的规范、有序运营和用户可靠供电;达到建立全国互联电网运行控制的分层分区模式,合理划分控制区域,统一协调和保证全国互联电网的安全运行目标,实现全国范围内的电力资源优化配置。

关键词：电网调度；运行管理系统；智能化

1.当前我国电网的状况

随着“十一五”、“十二五”的规划，国家电网的一、二次设备逐日增加，对电网的稳定安全可靠运行有了更高的要求。目前我国电网按照统一调度、分级管理的工作原则进行电网调度运行管理，统一调度与分级管理相互作用相互影响相互制约。

现阶段，我国的电网网络结构呈现出越发复杂的状态，这是由于电网的容量在逐年扩大，投入的设备数量也在逐年增多，再加上对老旧设备的不断改造和极大程度的修整，电网的设备都在定期进行维修，对于一些没办法在使用的电网需要进行项目新建，在这个过程中需要停送电，对发电机解列、并网等操作改变系统的运行方式；我国的调动自动化已经逐步取代了常规的监视仪表，在电网中得到了普遍

地运用，尽管如此，我国的变电站在调度自动化方面仍然存在着一定的问题。

2.当前电网调度管理运行中存在的问题

2.1调度工作制度不够完善

随着科学技术的飞速发展，电网调度已经实现了自动化，由于现在有些电力企业对于调度自动化系统的投入与使用还缺乏一定的实际管理经验，对此并没有制定出一套完善的管理制度，造成调度工作无制度可依据，这在某种程度上会直接影响到调度系统的安全和稳定运行。

2.2缺乏专业的技术人才

电网调度系统虽然实现了自动化，但是关键的操作还得靠人来操 作完成，过硬的技术水平和丰富的理论知识对于电网调度的安全运行起着重要的作用，然而目前很大一部分电力系统缺乏这样的技术能力强素质高的调度人员，使得系统的运行维护明显滞后，难以有效保障系统运行的安全性和可靠性，影响工作效率。

2.3调度员失误造成延误送电或误送电

电网调度工作要求调度员要树立安全意识，但是有些调度员由于缺乏安全意识，责任心不强，习惯主观判断，对系统运行状况不清楚，也没有对现场进行核对，匆匆忙忙就进行操作，从而导致误下命令，造成误送电或者延误对重要用户的送电，严重的可能会引发事故。

2.4对设备检修维护不及时

依据相关导则，发电机组检修按检修规模和停用时间分为4个等

级，以取代原有的大修、小修和临修等概念但由于管理人员的懈怠，未及时申请检修的现象仍时有发生，这就导致设备存在潜在风险，一旦遇到严重的自然灾害(水灾、雪灾等)，问题将会暴露，致使电网受到严重损坏，从而影响全国电网的稳定运行。

针对目前存在的问题，电网工作人员应给予高度的重视，保证电网安全、稳定、经济运行，保证电网安全运行的条件下最大限度的提高调度部门的工作效率，使调度运行管理标准化、规范化、科学化、智能化。

3.电网调度运行管理措施

（1）建设健全的管理制度，实施调度安全管理坚持确保人身安全、电网安全、设备安全，保证电网的安全可靠运行；

（2）培养一批专业的电力工作者，维护设备安全。专门针对调度的缺陷进行管理维护，在设备运行过程中及时发现并清除设备缺陷，能有效的避免事故的发生；

（3）规范调度运行管理工作，及时、准确掌握调度运行信息、深化运行分析，有计划安排运行方式及检修工作；

（4）制定相应的调度计划管理，按照计划对各事项作好记录；

（5）深化电能质量管理，电能适量的好与坏影响着整个电网的运行。

4.电网调度运行的发展趋势

中国的电网设置将向着跨区域化、超远距离化发展，这就对于电网的调度提出了新的要求。并且，在电流容量、时效性、统一性、综

合性方面提出了新的要求。同时，随着电网规模的不断扩大，电网的调度也会越来越复杂，电网安全运行的数据也会越来越多，稳定性方面提出了更高的要求，传统的电网调度自动化系统已经不能满足新时代电网高速发展和安全运行的要求了。新时代的电网的调度自动化系统会是一种综合性的处理系统。它的数据分析、处理、承载量更大，同时对于电网故障的处理和分析也越来越快速，是一种综合性的大系统。综合以上信息电网调度自动化技术在以下几个方面会有巨大的发展前景：

4.1 数字化

随着网络技术的不断发展，信息化也在高速发展着，数字化技术的发展进程也在不断加快。电网调度自动化系统技术在数字化方面发展具有十分广阔的前景，尤其是在对于电网运行数据的收集、处理方面具有极大的发展空间。数字化的应用可以使电网调度所产生的数据规范化和层次化，使数据向着可视化和信息化发展，进一步实现智能调度，使其具有稳定、安全的运行环境。

4.2 市场化

随着各行各业的生产生活对于电力需求的不断加大，电网也越来越复杂，传递的信息也越来越巨大，已经在很大程度上接近于饱和状态，另外电网的调度信息一般处于保密状态，随着发电厂和电网调度部门的分区划管理，在安全性和经济性方面，电网的调度也受到影响，市场机制如果不合理，很可能会对电网调度产生影响。因此，未来的电网调度必须与市场联系在一起，进行合理的市场化管理。可以预见，在趋向于市场化发展的情况下，电网调度自动化系统也会进一步完善，充分与市场接轨，在市场化的前提下会迸发出巨大的能量。

4.3复合智能化

传统的人工电网调度必然会被智能化调度所取代，虽然现在的电网调度自动化系统在一定程度上实现了智能化，解放了人力，但受制于当前智能化研究水平低因素的影响，电网调度自动化系统的智能化水平相对较低，一部分的电网调度工作还需要人工的进行操作。可以说，受制于当前的智能化水平，电网调度自动化系统技术的发展也受到影响。但是，随着我国综合国力的不断提高，尤其是科技领域取得了突飞猛进的发展，智能化技术的发展也取得了显著地成效，这对于电网调度自动化系统技术的发展可以说影响深远，不论是在电网调度的数据收集、处理和电网运营状况的监测和处理方面，都会有巨大的提高。可以预见，伴随着智能化技术的不断发展，电网调度自动化系统也会随之发展，这是一种必然的结果。智能化电网调度技术的发展是电网调度自动化系统的一种必然趋势。

5.结束语

随着计算机领域、通信领域和人工智能领域等方面技术的不断发展，电网调度自动化系统也会随之更新换代，这些领域的发展为电网调度自动化、智能化、市场化、数字化系统的发展提供了强大的技术支持，使其适应将来电网发展形势的需要。电力是当今社会发展的根本，各行各业的发展都离不开电，确保电网调度运行的管理、努力地探索，就一定会取得巨大的成功。

6.参考文献

[1] 张冬梅.电网调度运行中存在的问题及处理措施.科技创业家，2013.11

[2] 罗成，温庆亮，陈定科.电网调度自动化系统技术的应用及前景.中国新技术新产品，2013.11

[3] 李维，胡江溢，程浩忠.电网调度运行知识库管理系统.华东电力，2004.5

[4] 李为皇.电网调度运行管理系统的发展现状与趋势.电源技术应用，2013.11

[5] 朵向阳.电网调度运行管理及调度自动化的研究.自动化控制，2014.1

[6] 赖志强.电网调度运行管理.科技传播，2011.10

[7] 刘燕平.电力系统调度安全运行管理的研究.科技风，2013.12

[8] 林建平.电网调度运行管理探讨.机电信息，2013.09

[9] 陈丽君，张涛.智能电网环境下配网调控一体化研究.信息技术，2014.1

[10] 赵遵廉.中国电网的发展与展望.中国电力，2004.1

[11] 刘芳，文强，陈春歌，李列平.电网调度系统安全运行评价指标体系研究.工业安全与环保，2012.5

[12] 熊信银.发电厂电气部分.第四版.中国电力出版社，2009

[13] 熊信银，张步涵.电气工程基础.第二版.华中科技大学出版社2010.1

第三篇：浅谈电网调度防误操作及运行管理系统研究

浅谈电网调度防误操作及运行管理系统研究

【摘要】电力是国家的能源的神经中枢，也是带动国家和社会发展的发动机。因此电网的运行安全与否关乎国家的长治久安和社会的稳定。然而近年来由于气候异常以及操作不当等一些不可抗力或人为因素导致安全事故频发，因此电网调度防误操作的运行管理以及相关研究就变得尤为重要。作者通过本为对电网调度防误操作及其运行管理系统的阐述，希望为该项研究增加一些可参考的材料。

【关键词】电网调度；防误操作；运行管理系统

1.前言

在电网运行过程中，安全生产应该是我们每个电网人摆在首位的。今年来由于人为或自然原因造成的安全事故频频发生为我们敲响了警钟。因为天灾造成的事故也许是我们始料未及但可以提前建立预警机制和应急预案，而对于人为因素导致的安全事故是可以完全避免的。因此，对于电网调度的防误操作和对运行管理系统进行研究是非常必要的。而且随着电网运行规模的不断扩展，调度体系不断完善，设备运行监控不断集中，电力设备操作的不断复杂，防误操作的重要性将变得尤为明显。

2.防误操作管理系统分类

现行的防误操作管理系统总共分为三类，第一类为知识库型防误操作管理系统、第二类为仿真防误型操作管理系统、第三类为专家型防误操作管理系统。三种类型的系统各有特点，也各自存在着不足，接下来作者将为大家逐一对这三种防误操作管理系统进行介绍。企业可以根据自身情况，自主选择防误性好的管理系统进行应用，也可以因地制宜因时制宜将多种系统相结合，在应用中总结和摸索出属于自己的一套防误操作管理体系，在最大程度上降低事故发生率，让防误操作管理系统可以真正做到发挥自己应有的作用。

2.1知识库型

该类型管理系统的特点即为将任务操作归类整理，将操作目的等标注好存入数据库。在调度员作业时可根据标注好的标签进行查询，并根据实际电网调度作业中的实际情况自行作出调整。该系统的优点是，在系统的操作上十分简便，易于上手。然而该系统的不足之处则在于缺乏智能判断性，在防误和辨识操作是否有误上存在漏洞。

2.2仿真防误型

该类型系统对电网系统的接线构造等一些电网结构进行仿真性模仿，并且将技术图形化，调度员可以非常直观地直接从图形上进行操作，并且系统还会对未通过的操作对调度员作出提示。该系统的最大优点在于直观性强，能起到一定的防误作用。然而缺陷却在于网络的局限性，缺乏自动化和智能化的运作，只能对设备进行单独的核查，无法在全网实现联合智能监控，亦无法生成自动筛查机制。

2.3专家型

该类型系统的运行机制依托不同程序分段进行或者逻辑性开关来达到防失误的目的，该系统最大优势在于其智能性优于前两种管理操作系统，在整体依托逻辑运行和推理机制的前提下，可以自行生成操作内容。然而该系统不可避免的也存在着缺陷，因其在开发语言和图形功能上存在的问题，使得系统整体效果失真，而且界面操作较为复杂，可推广性和普遍应用性较差，同样不适于全网推广。

3.防误操作在电网调度中的应用

防误操作在电网中的实际应用对于电网的安全运行和生产、降低人为事故发生率起的作用是很大的。在前文中作者简要介绍了电网调度中几种常用的防误操作管理系统，在下文中作者会继续阐述电网调度实际工作中，中防误操作的应用和意义。

3.1预防调度事故

作为调度人员，首先要认清自己的主要职能是尽最大可能降低错误操作和错误调度事故的发生率。调度人员必须提高安全生产意识，时刻都要把安全操作放在首位，因为工作的重复率强，更要保证工作的严谨性和注意力的高度集中，严禁在工作中进行与工作无关的活动和行为。第二，对规章制度和操作流程要做到严格按照标准执行，不可有一丝一毫的侥幸心理或懈怠心理，企业要建立安全档案和严格的检查监督机制，并将其纳入及绩效考核奖惩指标，以激励员工积极执行安全生产。最后，调度员还要做到熟悉自己所负责辖区的电网运行情况，做好巡检巡查工作，并建立紧急预案，做到有备无患。

3.2预防操作事故

操作事故发生的主要愿意就是当班工作人员并未严格按照章程和安全规范进行运行作业，人为导致的电网安全事故，导致经济损失和人员伤亡的现象。因此，当班调度员必须严格遵照安全准确的流程进行运行作业，对应该作业的项目做到不遗漏、不擅自增加作业项目、不抱有侥幸心理擅自略过或是简化作业项目。作业日志的撰写必须严格遵循术语论述，字迹工整清楚。当值调度员在要对自己的操作填写进行反复背诵确认，做到精准无误。与此同时，每个班次的调度员都要严格按标准进行语音录入和反复背诵内容，对记录监护制度要严格执行。每班次调度员都要结束操作后对设备进行仔细检查和养护，同时督促相关部门同事做好对设备及其相关设施的监控维护。

3.3事故处理

电力部门在国民经济中的特殊地位，就决定了电网事故所带来的的影响性和事故造成后果的严重性。因此在电网事故发生时作为调度员首先要做到镇定，反应迅速。对事故进行冷静分析仔细筛查并且做到在最快时间内找到事故发生的原因。第二部就是在最短时间内对事故进行处理防止其扩大化，排除设备周围可能的所有危险因素，制定快速可行的抢修方案，以最快速度通知相关部门协同配合，分秒必争对事故中的设备进行抢修，以争取最短时间内恢复电网正常运行。

4.结束语

复杂多变的气候是我们所不能掌握的，因此对于极端恶劣的气候造成的电力事故我们能做的只有在设计和线路施工以及设备的生产上将诸多因素考虑进去，并且在平时做好预警机制和应急预案的准备。而认为造成的电力事故是我们可以避免的，因此对于电网调度防误操作我们在平时应当将其放在安全生产培训的首位，同时对于防误操作运行管理系统的运行要勤于总结，查缺补漏，努力完善，尽力让它发挥自己应有的作用。综上所述笔者对电网调度防误操作及运行管理系统研究这一问题进行了简单阐述，希望可以对该项目的研究有所助益。

第四篇：电网调度管理规程（精选）

电网调度管理规程

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）；

17.3.3.3 报送调度科（处）人员名单及联系电话。

第五篇：论电网调度监控一体化运行管理模式

论电网调度监控一体化运行管理模式

[摘 要]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问题并对其进行解决，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。

[关键词]电网调度；一体化；运行管理；分析

中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）16-0067-01

导言

随着电网行业的发展和进步，工作效率不断提高，逐步向着现代化、实用化和智能化的方向发展，同时监控部门和调度部门的融合，实现了电网调度监控的一体化，为电网运行效率的提高创造了有利的条件。总之，电网调度监控的一体化是实现电网行业可持续发展的必由之路，对保证供电质量、满足用户需求起到了积极的促进作用。电网调度监控一体化的运行管理具有重要的现实意义，一方面其可及时发现电网运行中存在的不良问题，通过采取措施将其排除，为电网的安全运行创造良好的环境。另一方面，确保了供电质量，满足了不同用户的用电需求。今年来，随着我国电网调度监控一体化的不断推进，有关其运行管理受到越来越多业内专家的高度重视。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?鞯菔迪质?据的传送，在传输完毕后，将处理后的数据显示出来。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。此外，具有专业水平的技术人员缺乏是阻碍了电网调度监控一体化系统建设的一个关键因素，专业人员的缺乏难以对系统的建设提供技术支持。为了推动电网调度监控一体化系统的建立，需要针对电网运行过程中的问题，采取有针对性的措施，为一体化和自动化的实现创造有利的条件。首先要加加大对电网设备的更新和改造的投入，对于不符合运行需要的设备进行更换，对于损坏的设备进行改造和维修，为实现一体化奠定坚实的基础，这也是提高电网运行效率的一个有效方法。其次，要充分认识到一体化系统对电网运行的促进作用，认识到实现电网调度监控一体化是电网可持续发展的必由之路，为电网的运行创造了安全稳定的运行环境，对后期经济效益的提高起着推动作用。与此同时，加强对工作人员的培训和再教育，提高其技水平和业务能力，便于对系统进行正常的管理和有效的维护。此外，还需要对电网调度监控一体化系统进行管理，培养高素质的管理人员，为系统的正常运行提供技术支持，保证电网调度监控一体化系统的正常运行。电网调度监控一体化的设计与运行

电网调度监控一体化的实现是一个系统的工作，由于其涉及较多比较专业的电学知识，因此，要想实现该系统社会与经济效益的最大化发挥应加强对设计与运行环节的研究。接下来笔者结合多年实践经验，对电网调度监控一体化的设计与运行进行探讨。

4.1 电网调度监控一体化的设计

电网调度监控一体化设计的合理与否关系着电网调度监控一体化系统的后期运行稳定性。因此，电网调度监控一体化设计时应进行综合的分析，尤其应注重以下内容：首先，电网调度监控设计时应注重经济性与安全性方面的考虑，最大限度的实现两者的融合。一方面，电网调度监控一体化的经济性与电力企业的正常、稳步发展密切相关，因此，应在满足用户电网需求的基础上，实现提高电力企业经济效益的提高。另一方面，电网安全运行与否关系着社会不同行业正常的生产运营，因此，确保电网运行的安全性是社会发展的客观要求；其次，注重系统设计的科学性与系统性。即，认真研究当前先进的管理理论，将其运用到设计的不同环节之中，并从整体角度出发，以最大化实现电网社会与经济效益为目标，完成电网调度监控一体化的设计；最后，注重设计的标准化与适用性。考虑到电网调度监控一体化难免给原有电网管理工作造成影响，为将这一影响降到最低，应结合原有电网管理及电网实际，将各项工作加以分解，构建标准化的管理方式及业务流程，为电网的高效、安全运行做好铺垫。

4.2 电网调度监控一体化的运行

电网调度监控一体化的运行是一个难度较大工作，需要各个部门的密切配合。那么为确保电网调度监控一体化的运行能够达到预期目标，实施过程中需要注意哪些问题呢？首先，设置合理的组织架构。根据电网调度监控一体化实际情况，设置合理的组织架构，明确相关责任人的职责，并对业务流程、人员配备情况加以明确规定，尤其应明确划分检修范围、业务界限，以确保电网调度监控一体化的顺利运行；其次，完善各部门技术支撑。电网调度监控一体化的运行不仅需要各部门的配合，而且需要各部门提供必要的技术支持。例如，对变电站而言，应定期进行设备的更新换代以及技术改造。而调度部门应建立视频监控、大屏幕等系统；最后，完善电网调度监控一体化各项制度。工作的实施需要制度的约束，电网调度监控一体化的运行也不例外，这就要求从电网调度监控一体化的实际出发，从人员管理、系统维护、日常工作入手制定严格的制度，确保在相关制度的约束下各项工作有条不紊的进行。结论

电网调度监控一体化是实现电网可持续发展的必由之路，对提升电网的运行管理水平和提高其经济效益起到了积极的促进作用。因此各个电网行业要结合自己的实际需求，采取合理的措施推进调度监控一体化的实现，将调度与监控中心进行结合，实现信息资源和设备的共享，在节约投资的同时，还提高了电网的经济效益和社会效益。相信在信息技术和网络技术的推动下，电网的运行会更加高效稳定，并逐步走向智能化、自动化和系统化的道路，必将有力的推动我国电网的改革和发展，为其竞争力和综合实力的提升提供有利的保障。

参考文献：

[1] 李玉龙，解伟.智能电网调度与监控一体化运行模式新思考[J].中国电力教育，2013，27：183-184.[2] 明亮.县级电网调度监控一体化运行管理之我见[J].中国科技投资，2013，Z2：214.[3] 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[J].电力与电工，2011，04：4-8.