第一篇：阳泉地区电网“地县一体化”调度运行模式的探讨
阳泉地区电网“地县一体化”调度运行模式的探讨
摘要：介绍并分析了阳泉电网调度运行模式现状及发展趋势。阐述了阳泉电网“地县一体化”运行管理模式的内涵和实现方式。
关键词：地区电网 地县一体化 运行模式 探讨 0引言
根据国家电网公司“三集五大”工作部署，阳泉供电分公司作为省公司调控一体化试点建设单位，在上级领导和分公司有关部门的指导下，阳泉电网“调控一体化”模式于2010年11月25日进入试运行阶段。半年之久，调度、监控人员配合日益默契，实现了电网信息在监控和调度之间的零距离传递，调度决策效率大大提高。为了将阳泉电网“大运行”体系进一步推向深化，本文结合阳泉电网调度实际情况，对实践“地县一体化”调度运行模式进行探索和研究，提出了阳泉“地县一体化”运行模式的建设思路。1阳泉电网调度运行模式现状和自动化系统现状 1.1阳泉电网调度运行模式现状
目前，阳泉电网调度已将变电监控中心统一纳入地调管理，电网调度与变电站集中监控合二为一，电网运行机构做了相应调整，调度所成立调控班，负责电网调度与变电站运行监控的统一管理，除承担原调度全部职责外，同时还承担变电站设备工况的监控及特殊情况下开关的远方分合操作等。1.1.1调控中心人员配置
调控班共30人。管理人员6人，其中主任1人、副主任2人，技术员、安全员各1人；值班人员25人，5值2运转，每值5人，其中值长1人、电网调度值班员2人、电网监控值班员2人。1.1.2调控班主要职责
（1）履行地区电网调度管理工作职责。
（2）负责地区主网110KV及以上变电站的日常运行监控工作。
（3）负责所辖变电站的电压、功率等电网运行潮流参数的监视和控制调整。（4）负责监视各变电站上传的设备运行信息，并指挥各运维操作队及时检查处理异常运行设备，消除设备缺陷，保证设备的安全可靠运行。
（5）负责及时监视、收集、分析设备故障跳闸时电网一、二次设备的运行、动作信号，汇报相应中调或配（县）调。并指挥相关运维操作队尽快赶赴现场核查设备故障及运行情况，查找故障点。在电网调度的统一指挥下，尽快隔离故障设备，恢复停电设备的正常运行。
（6）负责监视各变电站防火、防盗、视频系统等辅助设施的报警信号，指挥相关运维操作队及时核查，通知维护单位进行处理。
（7）负责电网正常运行状态下的单一拉合断路器（包括接地选检）、拉合主变中性点隔离开关的单一操作、无功电压调整、软压板投退、接地选检等远方操作。（8）负责电网事故紧急状态下的事故隔离、电网方式调整，拉闸限电、110KV及以下系统紧急转供电等开关遥控操作。
（9）在电网运行的特殊情况下，通知运维操作队在一定时间内恢复有关变电站转为有人值班的运行管理。
（10）参与变电站监控系统信号定义、分类工作，确保监控信号意义明确，分类清晰。（11）配合运维操作队进行综自系统四遥信息及辅助安全设施（视频、消防、安防）的验收传动工作。1.2自动化系统现状
通过对地调原有自动化系统的一系列改造，包括对UPS及前置系统的改造完善和GPS卫星时钟更换。目前,阳泉电网自动化综合应用系统功能已较为完善，安装了事项信息分层管理软件，实现了对各种事项进行灵活分类，设置，并且支持自动化系统维护人员、乃至监控人员自行对事项分类种类、个数的设置，能够自行定义事项分类的名称，能够对事项分类内容灵活调整，可按站、按间隔、按电压等级、按负荷、主变、联络线等不同分类灵活配置、定义；可自定义各类分层事项的报警时间、复归方式；可自定义人员权限明确事项确定的人员；可自定义事项窗口显示方式，如同一窗口显示、多窗口水平或垂直排列显示、单独类型事项弹出窗口方式突出显示；可通过点击事项与推图联动；可在一个分类中添加不同类型的事项，如分类名称为特殊运行方式的分类中，可自定义添加不同厂站的开关事项、保护事项、遥测事项、变压器事项等。信息量大大减少，减轻监控人员劳动强度，尤其在事故处理时，监控人员能准确、及时地发现和判断故障原因，大大提高了调度人员处理事故的速度。2阳泉电网“地县一体化”调度运行模式建设思路 2.1统一思想，提高认识
建设“五大”体系，实现公司发展方式的转变，是国网公司贯穿“十二五”期间的重要战略任务。而“地县一体化”是“调控一体化”建设的深化，将提高电网可靠性，节约人力资源，充分发挥地调专业力量优势，有效提升县级调度管理水平，实现“运行集约化、应用分布化，维护一体化，管理扁平化”。2.2分时分步，逐步实现 2.2.1阳泉电网现状
阳泉电网网内有500KV变电站1座，220kV变电站6座，110kV变电站20座，35KV变电站19座；220KV线路28条，110KV线路52条。
阳泉地调属五级调度中的第四级调度，下属有平定、盂县、市区、郊区四个县（区）调度。“调控一体化”以来，调控班负责地区主网110KV及以上变电站的日常运行监控及电网调度管理工作。平定、盂县、郊区三个县（区）调度负责所辖35KV变电站及区域内110KV变电站的日常运行监控及所辖10KV线路的电网调度管理工作，其中地调起职能管理作用，不具体管辖各县区的35KV变电站运行情况，站内的四遥信息核对、监控、运行电压、主变分头调整、事故（超计划）拉路等等工作均由县区支公司调度自行管理。市区配网调度是成立最晚的一个县（区）调度，成立于2002年，它主要管辖市区内110KV变电站的10KV、6KV线路及10KV开闭站的调度管理工作。2.2.2建设思路
阳泉电网三个“先天优势”形成“一体化”雏形。首先阳泉调度管理模式已实现“调控一体化”，负责地区主网110KV及以上变电站的日常运行监控及电网调度管理工作，对配网调度管辖设备遥测、遥信、遥调、遥控均能从功能上加以实现。其次阳泉配网设备在2001年以前属于地调调度设备，调度员对设备熟悉，地县一体化后，调度员无需耗费太多的时间熟悉设备。再次阳泉自动化、通信设备早在2009年就已经统一纳入地调统一维护和管理，为实现地县一体奠定基础。
阳泉电网需要分步骤实现“地县一体化”，首先撤销配网调度，地调与配调合二为一，建制上归属地区调度所。调控班除承担原调度全部职责外，同时还承担原配网调度管辖的10KV、6KV线路和10KV开闭站的调度管理等。将调控班、县调的调度运行业务整合为统一的地区电力调控中心，人员配置共35人。管理人员5人，其中主任1人、副主任2人(分别分管调度、监控业务)，技术员、安全员各1人；值班人员30人，5值2运转，每值6人，其中总值长1人、主值调度员和分别负责主网调度和配网调度的副值调度员各1人、电网监控值班员2人。其中值长总体负责主网调度、配网调度以及监控三方的工作协调和指挥，对当值所有工作负安全监督管理职责；主值调度员负责协助当值值长地区主网和配网的电网调度生产、运行监控、异常及事故处理的协调指挥工作，对两名副值调度员工作进行监督、指导和培训；主网副值调度员和配网副值调度员分别负责主网设备（配网设备）的倒闸操作，在主值调度员领导下，进行主网设备（配网设备）的异常及事故处理；电网监控员负责所辖110KV变电站以上设备运行信号的监视、分析、汇总工作，向本值值长负责。
“地县一体化”运行管理模式下调控中心的业务流程如图1-5所示。
图1 调控中心正常业务流程图
图2 调控中心电网正常操作流程
图3 调控中心检修申请报送流程
图4 调控中心检修申请批复流程
图5 调控中心事故异常处理流程
调、控、配一体化运行成熟后，可以逐步将其余三县（区）调度管辖设备的监视和控制权限收回地调，原配网副值调度员升级为县（区）网副值调度员，将打破原有县域划分，统一管理各县（区）调业务，这样就从人员上实现了“地县一体化”。2.3综合自动化系统技术支持
实现“地县一体化”的技术支持核心是集地区、县区电网调度和集中运行监视与控制于一体的调控一体化技术支持系统。
调度自动化一体化模式以远程工作站方式实现：地调采用统一数据采集方式采集县级变电站数据，并采用远程工作站方式进行监控。此种方式的系统配置如图6所示。
此方式的实现，需要以下技术的支持：（1）地调系统海量数据采集处理技术；（2）地调系统大节点容量的分布式处理技术；（3）通信网络的高速率、高可靠技术。3结语
地县一体化智能调控体系是建立在智能电网基础上的，智能电网通过高速通信网络实现对运行设备的在线状态监测，以获取设备的运行状态，在最恰当的时间给出需要维修设备的信号，实现设备的状态检修，同时使设备运行在最佳状态。系统的控制装置可以被调整到降低损耗和消除阻塞的状态。通过对系统控制装置的这些调整，选择最小成本的能源输送系统，提高运行的效率。最佳的容量、最佳的状态和最佳的运行方式将大大降低电网运行的成本。此外，先进的信息技术将提供大量的数据和资料，并将集成到现有的企业范围的系统中，大大加强其能力，以优化运行和维修过程。这些信息将为设计人员提供更好的工具，创造出最佳的设计来，为规划人员提供所需的数据，从而提高其电网规划的能力和水平。这样，运行和维护费用以及电网建设投资将得到更为有效的管理。
总之，地县一体智能调控体系这一更为扁平化的组织结构的建立，将会有效的提高我们在电网调度方面的管控水平，在今后的工作中，我们要以科学发展观为指引，紧密结合公司改革发展的实际情况，锐意创新、不断进取，探索出一条电网调度管理科学的创新之路，为实现“晋级、晋段、晋升”的宏伟目标，作出自己的努力。
第二篇：电网运行和调度
电能作为特殊商品，其生产、输送和消费有其特殊性。电力系统的运行有着明显的特点；
（1）电能目前还不能大量存储，电能的生产、输送必须和电能的即时消费一致；
（2）电力系统的暂态过程非常迅速，以10^-3~10^-6s计；
（3）供电中断有可能给国民经济和人民生活造成重大损失，甚至影响国家安全和社会稳
定；
（4）电能质量要求十分严格。
由于以上特点，电力系统的运行必须安全可靠，并应具备有符合标准的供电质量和运行经济。电力系统正常情况运行时，必须使所有运行设备的电流、电压及频率在允许的幅值与实践范围内，此时必须保持稳定性，即同步稳定、电压稳定与频率稳定。同时电力系统的运行必须符合越来越严格的环境保护要求。
电力系统调度管理是指对影响电力系统全局安全经济运行和事故处理的问题进行计划、只会、控制、协调等工作的总称。调度管理的主要任务是：①充分利用发供电设备的能力和调节手段向用户提供质量合格的电能；②在发生不超过设计规定的事故条件下，使电力系统安全运行和向用户连续不断供电；③合理使用燃料、水能等资源，使电力系统在安全稳定运行的前提下达到最大的经济性和较小的环境污染。
调度管理的主要内容包括：①电力系统运行计划的编制；②电力系统运行控制；③电力系统运行分析；④继电保护、通信和调度自动化等设备的运行管理；⑤有关规程制度的编制和人员培训等的管理。图3-22所示是我国华北某电力系统地区调度室。
电力系统的运行是通过发电厂和变电所的控制和操作来完成，发电厂和变电所在其相应调度范围的指挥下完成以下主要工作：
（1）发电厂有功、无功出力的增减，频率和电压的调整；
（2）系统之间、发电厂与系统之间的并列与解列；
（3）输电线路和变压器的投入与停送电；
（4）网络的合环与解环；
（5）母线接线方式的改变；
（6）中性点接地方式的改变和消弧线圈补偿的调整；
（7）继电保护和自动装置使用状态的改变；
（8）设备维护检修等相关工作。
另外，发电厂和变电所还要随时监视其设备正常运行或不正常运行的状态、开关的投切、保护的动作与否、自动化装置的运行情况等。
为了完成以上所述功能与任务，发电厂和变电所控制室中通常装有各种监视仪表，如电流表、电压表、功率表、频率表等，其中有的是作为运行记录用，有的只是为了监视运行情况（如越限等）。控制室内还装有灯光监视信号（如表示断路器的通、断位置的红、绿灯只是，表示断路器自动跳闸的绿灯闪光、表示断路器自动合闸的红灯闪光的指示），及提醒值班人员注意有不正常情况的光字信号牌。此外，还有印象信号，如表示断路器跳闸的蜂鸣器；表示设备运行不正常的电铃音响（同时相应的光字牌也亮，显示出设备的不正常状态）。
发电厂和变电所的控制对象主要是高雅断路器，其控制多用集中控制方式，即在控制室内用控制开关（或按钮）通过控制回路对远方的断路器进行操作，要求操作回路既能远方手动跳、合断路器，又能由继电保护装置和自动化装置跳、合断路器，断路器的动作完成后应将相应的位置信号送回到控制室以供值班人员监视。
另外，发电厂对其常厂用电系统及直流电源系统也均有自己的相应监视系统。
第三篇：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：
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第四篇：地区电网调度管理规程
地区电网调度系统值班人员、停送电联系人员资格管理办法总则
1.1加强电网调度管理，维护电网调度正常秩序，保证地区电网的安全稳定运行和可靠供电，依据《电网调度管理条例》、《国家电网公司调度机构直调厂站运行值班人员持证上岗管理办法》制定本办法。
1.2 调度系统值班人员、停送电联系人员须经电网调度业务培训、考核合格后上岗。严禁未经考核或考核不合格的人员发布或接受调度指令、进行停送电业务联系。
1.3 本办法适用于地区电网内与调度机构有调度业务联系的发电、供电、用电单位以及其他有关单位和个人。
1.4 电网调度机构负责调度系统值班人员、停送电联系人员资格的考核认证工作。
2调度系统值班人员
2.1 调度机构对调度业务考试合格的人员颁发《调度系统运行值班合格证书》。
2.2 取得《调度系统运行值班合格证书》的值班人员具备发布或接受调度指令、进行停送电业务联系的资格。
2.3 下列人员须取得《调度系统运行值班合格证书》：
2.3.1 县级调度机构（含地方电网调度机构）值班调度人员；
2.3.2 发电厂值班长或电气班长；
2.3.3 变电站（含开关站、换流站、配电站）值班长和正值班员；
2.3.4 配电网络运行值班人员；
2.3.5 用电人电力调度员或变电站值班长和正值班员；
2.3.6 其他需与调度机构进行调度业务联系的值班人员。
2.4 地区电业局调度中心负责其直调系统值班人员的考核工作，各县调负责其直调系统值班人员的考核工作。
2.5 下级调度机构值班调度人员资格由上级调度机构考核。发电厂、变电站（含开关站、换流站、配电站）、配电网络运行值班人员资格由调度机构考核。调度关系涉及多级调度机构的，由最高一级调度机构考核；涉及同级多个调度机构的，可由共同上级调度机构考核。
取得上级调度机构颁发的《调度系统运行值班合格证书》后，应及时送各下级调度机构登记备案，自登记备案之日起生效。
2.6 新建设备的运行人或所有人应于投产日60个工作日前向调度机构申报需考取调度系统值班人员资格的资料，调度机构应于收到申报资料之日起60个工作日内完成考试和发证工作。
2.7 调度系统值班人员资格有效期一年，一年一审，到期30个工作日前申请调度机构进行审核。调度机构自受理申请之日起30个工作日内完成审核工作。停送电联系人员
3.1 调度机构对停送电业务考试合格的人员名单予以公布，取得停送电联系人员资格。
3.2 停送电联系人员具备与调度机构进行停送电业务联系的资格。
3.3 地区地调负责其直调系统停送电联系人员的考试和公布工
作，各县调负责其直调系统停送电联系人员的考试和公布工作。
3.4 上级调度机构公布的停送电联系人员适用于各下级调度机构，上级调度机构公布的停送电联系人员名单应转发各下级调度机构。
停送电联系业务涉及多级调度机构的，由最高一级调度机构组织考试；涉及同级多个调度机构的，可由共同上级调度机构组织考试。
3.5 需办理停送电联系业务的单位或个人应提前30个工作日向调度机构申报需考取停送电联系人员资格的资料，调度机构自收到申请资料之日起30个工作日内完成考试和公布工作。
3.6 停送电联系人员资格有效期一年，到期30个工作日前申请调度机构进行审核。调度机构自受理申请之日起30个工作日内完成审核和公布工作。
4罚则
4.1 调度系统值班人员、停送电联系人员发生下列情况之一的，对其予以警告，必要时将书面通知其所在单位：
4.1.1 不按调度计划、电网运行规定监视和控制电网运行，未造成损失且情节轻微的；
4.1.2 延误执行调度指令的；
4.1.3 未及时反映电网运行情况；
4.1.4 设备停送电时间、检修时间变动时，未及时向调度机构申请的；
4.1.5 其它违反调度纪律、规程和制度，未造成损失且情节轻微的。
4.2 调度系统值班人员、停送电联系人员发生下列情况之一的，取消其资格，并书面通知其所在单位：
4.2.1 审核内受到同一调度机构两次警告的；
4.2.2 不按调度计划、电网运行规定监视和控制电网运行，造成损失或情节恶劣的；
4.2.3 不执行调度指令的；
4.2.4 不如实反映电网运行情况，情节恶劣的；
4.2.5 未按设备停送电时间联系停送电的；
4.2.5 不执行调度机构下达的电网安全控制措施的；
4.2.6 未经值班调度员同意擅自操作调度管辖和许可设备，情节恶劣的；
4.2.7 其它违反调度纪律、规程和制度，造成损失或情节恶劣的。
4.3 发生4.2规定情形的，有关调度机构应及时报请资格管理调度机构取消责任人调度系统值班人员或停送电联系人员资格。
4.4 调度系统值班人员、停送电联系人员资格自取消之日起一年内不予重新认可。
第五篇：2011年电网调度运行工作计划
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XX年年，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。
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