优化供电区域 提升供电质量 完善电网规划 加快电网建设

第一篇：优化供电区域 提升供电质量 完善电网规划 加快电网建设

优化供电区域 提升供电质量

完善电网规划 加快电网建设

在市公司、县委、县政府的正确领导下，***县供电公司领导班子带领全体干部职工，解放思想、团结奋斗、克服艰难、顽强拼搏、开拓进取，各项工作取得了显著成果。安全生产、优质服务、经营管理、电网建设、标准化建设和三节约等工作都取得了长足的进步和发展，尤其是实现了“电网建设、安全生产”与“优质服务”相互促进，协调发展。通过深化管理、强化队伍、优化管理，不断推进标准化建设工作，公司五个供电所完成并顺利通过省公司标准化建设工作的检查验收。09年连续保持了省、市、县三级文明单位称号，连续6年保持了省工会模范职工之家称号，保持了**省AAA级劳动关系和谐企业称号，连续13年荣获县“便民利民”优胜杯。以上这些成就，都与全体员工所付出的艰辛和努力密不可分，与我们顽强拼搏、开拓创新、无私奉献的敬业精神密切相关。09年完成购电4.62亿千瓦时，售电4.27亿千瓦时，这其中饱含着全体职工的执着追求和不懈努力。按照省、市公司09年安全生产工作整体部署，围绕县域经济快速发展，该公司紧跟步伐，大力投入到电网建设和生产基建工作当中，紧密结合安全生产、优质服务等重点工作，各项安全生产工作有条不紊开展并完成上级公司交待的各项工作任务。

一、生产基建：2009年，在上级领导和有关部门的大力支持下，***电网生产基建工作取得历史性突破，***220 kV输变电工程前期工作开展顺利，**110kV输变电工程和**110kV输变电工程顺利投运。

1、***220 kV输变电工程前期工作。2009年，***220 kV输变电工程前期工作开展顺利，完成站址选定和可研等前期工作。220kV线路进线终期8回，本期4回，110kV线路出线终期12回，本期7回，主变终期3台，容量3×120MVA，本期1台，容量1×120MVA。

2、**110kV输变电工程。2009年1月19日，**110kV输变电工程建成投运，主变1台，容量40.0MVA，**线及**T接线新建线路8.52公里。35千伏出线本期3回；10千伏出线本期3回。

随着***县改革开放力度加大和**市退城进郊战略的实施，***城西工业园区已形成规模，随着新的企业入驻建设和建成企业的投产，**和**2座35千伏变电站供电能力明显不足，且北漳变电站仅有郎堡110千伏变电站一个电源供电，供电可靠性不能满足N-1要求。**110KV输变电工程的投产，改善了电网结构，提高了供电可靠性。实现35kV**站双电源，缩短了供电半径，35kV**站供电环境进一步优化，原**站由110kV**站作为主供电源，线路长8.2公里，现主供电源改为110kV**站，线路长3.89公里，大大缩短了线路长度，降低了线路电能损耗。

3、**110kV输变电工程。2009年4月**110kV输变电工程开工建设，2009年10月21日建成投运。主变本期2台，容量2×50兆伏安，新建110kV**线3.6公里、**线2公里

接入系统。35千伏出线终期8回，本期4回；10千伏出线终期24回，本期12回。

作为**市**工业走廊带的重要节点，对电力供应提出更高的要求，此前，工业园区由**35千伏变电站（主变2台，容量12600千伏安）供电，只能满足项目基建用电，大量项目投产后，根本无法满足其正常生产用电。**110kV输变电工程建成投产，解决了不能满足项目用电需求难题，有力地推进了***经济的发展。

4、110kV**I线改造，线路3.5公里。110kV**I线穿越**工业区，对线路走径进行调整，对线路进行了改造，以适应工业区规划建设要求。

二、电网建设：2009年，***电网建设取得可喜成绩。先后完成有6条新建35kV线路投产；1条35kV线路切改；2条35kV线路已完成前期准备工作，基本具备开工条件。电网结构得到进一步优化，布局更加合理，电网建设史上具有重要意义。

1、2009年，**110kV变电站投运，**110kV变电站配套工程35kV**线（2.765km）、**线(3.899km)、**线(0.45km)建成投运，新建线路7.114公里，实现**、**35kV变电站双电源供电，缩短了秸杆电厂供电半径，改善了电网结构。

2、**线，新建线路3.912公里，建成投运后，可实现**店、**义、**3座变电站环网供电，提高了电网供电可靠性。

3、**线，新建线路1.16公里，建成投运后，缩短了供电半径；**线及**T接线改造，实现了**35kV变电站双电源，提高了

电网供电可靠性。

4、35kV**线、**线为**110 kV 变电站配套工程，新建35kV线路2条共计8.3公里，2009年完成工程施工设计和物资招标等前期工作，计划2010年3月底建成投运。

三、完善制度，落实责任，狠抓安全管理。

1、制度是安全的保证。公司安全监察部进一步健全、完善了安全管理制度，明确了每个安全工作岗位的职责、权限、义务和要求，用铁的安全管理制度，防止了感情用事，防止了失职、渎职。逐级签订了安全责任状，按照“谁主管、谁负责”的原则，认真履行每级在安全工作上的责任，从严抓，从细抓，哪一级出了问题，哪一级负责。执行安全风险金抵押制度，根据安全制度和每个岗位的安全职责，严格考核，兑现奖惩，狠抓了安全责任的落实，夯实了管理基础。

2、开展了丰富多彩的安全文化活动。公司开展了以安全为主题的文化活动，号召员工写安全口号，写自己的安全格言，写每一次安全管理活动收获，并在公司的刊物《***供电》上进行发表；开展了安全知识竞赛和安全标兵评选活动，鼓励员工学习安全知识、增强意识，对在安全工作中成绩突出的先进个人和单位进行表彰；到管理先进单位参观学习，学习好的安全管理方法，在本单位进行推广；邀请安全专家对员工进行安全知识讲座；一系列活动的开展，浓厚了公司的安全文化氛围，使公司处处能体现安全。

3、安全工器具定期试验。对各供电所、站、工区消防器材和安全工器具进行定期检查，不合格的进行淘汰，并及

时补充，督促定期试验，保证都在完好状态。

4、建设特色的安全文化。公司在供电所、站、工区、机关院内，建立了安全文化漫画长廊，启发、诱导增强安全意识。安全漫画让员工认识到了违章的根源、违章的后果和对亲人带来的伤害。还号召全体员工要有安全责任心和安全意识，利用《安规》和《安全性评价》等多个手段，确保人员作业和设备运行“双安全”。

5、强化日常安全管理工作。公司领导经常深入供电所、工区、施工现场进行检查督导，并对每个现场和隐患进行点评，及时通知安监部留有记录，安监部和领导对查出问题及时下达隐患通知书和整改指令书，并限期改正，改正率达到100%。公司每月定期召开安全网例会，会上领导就安全工作进行下一步安排部署，并总结本月安全工作，确保全年不发生人身和设备等安全事故。

6、开展“爱心活动”，实施“平安工程”。以电网安全、员工安全、企业稳定、社会和谐为目标，倡导关爱企业、关爱他人、关爱家庭、关爱社会的良好风气，使员工自觉树立“风险可以防范，失误应当避免，事故能够控制”的安全理念，公司领导深入到一线员工的家中，与家属签订“平安保证书”，让家属与公司一起监督。构建了以“安全、和谐、亲情”为特色的企业文化，培育了员工的安全责任心和安全意识。

7、深入开展“三节约”活动。为深入贯彻上级“三节约”活动的继续深入开展，安监部对仓库内70余组旧接地

线进行改造利用，经试验合格后全部配发的各单位，预计仅这一项可为公司节约资金30多万元。

新的一年，电力将面临着新的形势，机遇与挑战同在，我们要按照上级公司和县委、县政府部署和要求，进一步解放思想，转变观念，把握大局，与时俱进，坚定信心，狠抓落实，埋头苦干，坚持科学发展观，立足规范化管理，着力自主创新，完善体制机制，坚持以人为本，促进和谐发展，全面将各项工作向纵深推进，努力打造“一强三优”的现代***供电公司。为全面完成****年的各项任务促进***电力的改革发展和稳定而努力奋斗。

第二篇：贵州电网公司加快“小康电”建设

贵州电网公司加快“小康电”建设

2013-12-24来源：贵州日报

为加快“四在农家·美丽乡村”小康电建设,贵州电网公司着力实施“农村电网改造升级、农村用电公共服务均等化、理顺电网管理体制、农村电网电压质量提升”四项工程,并在年初计划基础上增加9.42亿元投入,加快建设“小康电”。

今年以来,按照科学布局、合理规划、高效利用、统筹协调的原则,贵州电网公司以改善农村用电质量、提高农网供电能力和供电可靠性为抓手,以解决农网“卡脖子”问题为突破点,强化农村供电服务基础管理,统筹城乡电网协调发展,全力提高农村电网装备、自动化、信息化水平。

按照“小康电”建设标准和要求,贵州电网公司采取增加变电站布点、新建及更换输配电线路和新增输配电设备等措施,对供电能力不足的农村电网实施改造升级,解决现有变电容量不足、布点不够、线径过小等问题,提高电网供电能力,适度超前提高农村电网供电可靠率,确保到2017年实现农村供电可靠率99.9%,用户平均停电时间小于8.76小时。

同时,推广“村电共建”、“省心柜台”服务模式,加快建设便民电费代收网点,切实解决城乡居民用电客户交费难问题,实现城乡公共服务均等化。目标是到2017年城乡居民半小时交费圈覆盖90%以上乡镇,到2020年城乡居民半小时交费圈覆盖95%以上乡镇。

按照国家相关要求,贵州电网公司将取消县级供电企业“代管”体制,争取全部理顺农电管理体制,推进农村电网改造升级工程实施。增加农网无功补偿设备和移动式储能系统的应用,到2017年实现农村居民端电压合格率达97%。

第三篇：电网规划建设的作用

电网规划建设的作用

为建设超前于社会发展的供电网络，适应象州经济快速发展的要求，象州供电公司在近几年中先后开展了城网改造、农网改造等电网大会战，加快电网建设步伐，完善网架结构，新建和整改高低压线路，努力把象州电网建设成为结构合理、技术先进、调度灵活、安全可靠、经济高效、适度超前的现代化坚强电网。

城区电网前期欠帐多、底子薄，历年来投入城区电网建设的资金少，档次不高，电网中存在的如中压网架薄弱、互联不强、线路线径小、负荷重、绝缘化水平低，变压器布点不够、容量不足，低压线路绝缘老化、供电半径大等诸多问题逐渐的暴露出来。而同时电网需要改造的项目非常多，如何合理安排好资金，我门要坚持因地制宜，经济适用的原则，抓住改造重点，精打细算。

为美化城市空间环境，我公司在城网规划设计时，特别注重电缆的应用，只要有条件的就实行电缆化改造，露天的变压器进行箱式改造。但是，由于资金不足问题，很多下地项目被上级否定，该为架空线路。

在改造建设线路时，充分考虑变电站之间、线路之间的联络互供能力，提高了线路运行的灵活性和可靠性。35kV线路已实现“手拉手”，10kV线路由于资金原因，尚未达到“手拉手”。

截止2015年12月底，35kV变电站全部达到“双主变”的要求（不含东岗变电站，110千伏沙兰变建成后，配套的线路建成后，就退运）。

在公司广大干部职工的努力下，克服了时间短、任务重、要求高、政策处理难、部门协调多等种种困难，基本完成上级下达的城网改造工程任务及资金（目前仅剩2台箱变没有投运，原因受阻）。在城网改造过程中，我局严格按照上级的要求，苦干实干，抓住此次大规模的城网建设与改造工程的契机，取得了良好的效果，使城区配电网得到了极大的加强。经过改造，配电网网架得到完善，城区线路实现了手拉手供电，线路配变容量控制在相对合理水平，提高供电能力及可靠性；消除了一大批存在时间较长的设备缺陷，提高了设备健康水平；增加了配变布点，缩短供电半径，提高了供电质量，降低低压电网损耗。取得了明显的社会效益和经济效益，得到了当地政府和人民群众的称赞。

按规划建设方案，象州县电网未来三年内，将建设成为以220千伏为龙头，110千伏为骨干，35千伏为主体，10千伏遍布城乡的坚强电网。建成220千伏大满（蓬莱）变、110千伏沙兰变、110千伏齐心变，加上现有的110千伏象州变、110千伏龙旺变、110千伏龙庆变，适度超前于象州县经济发展对电力的需求。

城网改造工程是一项系统大工程，从立项到验收，从安全到质量，一环节多，涉及到方方面面、各个部门，除了协调工作非常重要以外，还要突出重点，不能眉毛胡子一把抓。我公司合理安排，讲究方法，抓住重点，把握关键环节。如工程设计是龙头，在工程前期，我公司集中一批技术力量抓设计进度，保证设计质量。

农电之窗

2005-7-13 11:29:27

摘要：为了更好地落实县城电网建设改造工作，最大限度地提高县城电网的建设和改造质量，本文作者根据前两期的农村电网建设改造情况和县城城区的供用电特性，从四个方面提出了县城电网改造建设中应该注意和需要改进的问题。

关键词：县城电网

建设

改造

问题

县城电网建设与改造工程是旨在改善县城电网运行条件，增强县城电网供电能力，提高县城电网供电可靠性，以更好地满足县城地区用电增长的需要。随着我国一、二期农网改造工程的结束，如何做好县城配网建设和改造工作已成为当前农网改造工程之重点。

一、规划设计方面要本着慎重投入、注重产出，中、低压配电网的改造建设符合县城电网的长远期发展要求，网络框架一次到位的原则

（一）县城电网改造的主导思想要具有前瞻性

县城电网是我国农村电网中的一个重要组成部分，一般分为高压配网、中压配电网和低压配电网三个层次。县城电网的建设和改造工作要结合市政建设规划，充分考虑负荷的分布情况，优化配电台区的布点、位置和投运顺序，划分出相应的供电区域。然后根据负荷对供电可靠性的要求，来设计高中压配电网的结线方式、事故后网络重组的可能性、配电自动化对开关和设备的技术要求等。低压配电网的改造重点放在提高网络供电的连续性和一户一表的改造。既要调整变压器的运行位置与供电线路实现优化组合，又要根据电网中变压器与供电线路分布状况优化负载经济分配和电网经济运行方式。要把降低线路损耗，缓解供需矛盾，提高客户的受电能力，满足客户日益增长的用电需求为目标。进一步开拓电力市场，为商业用电创造良好的用电环境，促进经济繁荣，提高城镇居民生活质量奠定一个良好的发展基础。

（二）重视县城电网的规划，力求县城电网规划合理。

力求避免电网发展建设与城市发展建设互相矛盾、相互制约。县城中、低压配电网是县城的重要基础设施，县城电网的建设改造规划应符合县城发展总体规划和电网的发展规划的要求，并和上级电网规划相适应。因此，在进行配网的建设改造规划设计时，县级供电部门必须取得当地各级政府的理解和支持，要与城建部门密切配合，统一考虑在所有主、次道路的某一侧预留公用线路走径和电缆沟位置，并安排供电设施用地。

（三）搞好配网的负荷预测，确保符合县城电网的发展要求。

近年来县城作为农村经济文化的中心，经济发展水平比较快，带动了电力负荷及用电量的快速增长。但是由于过去欠账过多，尤其是中低压配电网的供电能力欠账过多，导致配电网结构十分薄弱，设备陈旧、供电能力低、互送能力差的现象普遍存在。每当夏季高温负荷的快速上涨时，往往发生配电线路、设备过负荷损坏，造成停电或不得不采用局部控制限电的办法来维持配电网的运行，形成有电进不去或进去落不下的落后局面。为了使县城10KV配电网的建设及客户报装处理适应今后县城发展规划的需要，避免重复建设和改造，减少配电台区供电范围的重叠，对县城供电区域内的负荷、电源点、10KV电网进行预测和规划是非常必要的。

（四）优化中压配电网的电网结构，提高县城电网的供电可靠性。

县城中压配电网的建设原则必须依据《城市电力网规划设计导则》并结合县城供电的特点，从改造和加强现有配电网入手，增强10KV配电网的供电能力，加强电网的结构布局和设施的标准化，提高安全供电的可靠性，做到远近结合、新建和改造相结合，技术经济上合理、实用、可行。不仅要逐步将县城的10KV中压配电网辐射型改成环网结构，还要加强不同变电站之间的10KV电网相互转供能力，在未实现配网自动化的前提下，至少要确保在检修或事故时，能通过调度操作运行。

（五）加快配网自动化的建设进程，提高县城电网的科技含量。

实现中压配电网自动化可以快速隔离故障，缩短事故或操作的停电范围和时间，通过转移负荷减少负荷和电量损失，提高供电的可靠性。然而要实现配网自动化必须具备两个前提条件：一是一次网络规划合理，接线方式简单，具有足够的负荷转移能力；二是变配电设备自身可靠，有一定的容量裕度，并具有遥控和智能功能。由于实现配网自动化的投资很大。因此各地要充分考虑本地区的社会经济发展水平，根据配电网络的现实情况及远景规划，在经济能力能够承受的范围内运作，有目的有重点有计划地进行改造。在配电自动化分阶段实施建设的初期，要有一个总体的考虑，为配电自动化指定一个切实可行的设计原则，通过分阶段投资和分阶段实施配电自动化，最终使得各配电自动化的子系统构成一个健全的自动化大系统。

（六）中低压主网络框架要一次到位，避免因负荷的发展需求而重复改造。

合理进行35KV及以上变电站布局，确保县城电网的电源点应至少有来自于两个不同方向，不同的110KV变电站供电。同时县城的35和110KV变电站要实现双电源或双回路供电，满足

第四篇：农村电网企业反窃电工作

浅谈农村电网企业反窃电工作

农村电网农村电网用电具有很强的季节性。正是由于这样的特点，每年的夏季和冬季出现负荷高峰，电网运行的稳定性下降，电网窃电现象也频繁出现。尤其是农村电力排灌、居民生活的空调和取暖用电等窃电现象较为突出。因此，电网企业每年实施2-3次的打击窃电行为专项行动，不但有利于遏止窃电行为的发生，而且能提高电网安全运行的可靠性，也是提高电网企业经济效益的良好对策。那么，农村电网企业如何抓好反窃电工作，笔者认为应该从以下几方面入手。

一、弄清用户窃电的原因

用户窃电的原因有多方面。一是用电户本身法制观念不强。正是由于长期以来，电力企业把电力作为一种社会公益性事业进行宣传，使得广大用电户认为供电企业供电是社会主义的优越性，而对“电是商品”认识不够，思想意识不强；对窃电的违法性认识不明确，对窃电所造成的危害性更认识不足。二是用电户受经济利益的驱动。对于很多用电户来说，电费是其生产经营的一大成本，尤其是一些能耗高、经济效益不好的用户，支付电费是一大难题。特别是一些个体商业用户、私人承包企业等，为追求更大利益，采用窃电方式来降低成本和解决经费不足的问题，有的甚至完全靠窃电来赢利。三是供电所用电管理存在漏洞。主要是营销各环节监督协调机制没有充分发挥好作用，工作协调不到位，存在各是其冲的现象；电力营销管理设施及管理制度不完善；个别职工业务能力不高，不认真履行职责，责任心不强；甚至有个别职工吃里扒外，为从用户那里换取好处，而不惜牺牲企业利益，内外勾结进行窃电。四是对窃电分子联合打击力度不够。由于在某些地方仍然还存在个别的“人情电”，“关系电”和“权力电”问题，所以导致了用电市场的“疲软化”，以至于反窃电工作难已到位，不容易开展，这就在无意中纵容了不法分子的窃电势力，从而形成个别现象的恶性循环。

二、进一步完善防窃电技术措施

防止窃电主要要把好配电设备的安装关，特别是计量装置的计量点选定和配电电源线进线的安装至关重要，必须按照技术要求严把质量；需要完善以下技术措施。一是安装多功能电子计费表。由于多功能电子计费表采用了比较先进的技术，在防窃电方面，具有全部失压、失流记录和报警、显示等功能，可有效地杜绝接线错误和窃电行为。目前市场上还有大量的机械式电能表，对于关口表必须进行更换，其它用户也必须有计划地逐步更换。二是在用电户与电网企业的产权分界点安装专用计量箱或专用电能表箱。对于高供高计使用专用变压器供电的用户，一律采用在产权分界点安装高压计量箱的办法计量；对高供低计专用变压器用户，如容量较大，并采用低压配电柜（屏）供电的，应安装专用计量柜（屏）；若容量较小，又无低压配电柜（屏）供电的，则在变压器上安装专用计量箱。对于在公用变压器上用电的低压用户，如用电容量较大，并经电流互感器接入计量表计的，必须安装专用计量箱；普通三相四线用电户应独立安装电能表箱；单相居民用户采用集中安装电能表计量的方式。三是严格按标准规范电力施工安装。电能表、互感器、二次连接线盒以及箱体门等封印应当完整，增强计量装置的防窃可

靠性。另外，计量装置的电源引入和引出线必须使用导管安装，特别是对计量表使用的中性线或地线，其连接点应当设置在计量柜内，中性线在进入计量柜以前，不应存在断点和其他任何Ｔ接连接点。四是对计量装置的检测使用先进的工具。如使用计量故障分析仪可测量并显示出计量装置的电压、电流、相位、功率、功率因数、电流互感器变比等参数，检查人员在现场就能根据所给出的接线方式，快速判断出接线错误，为检查窃、漏电，查找计量故障，追补电费提供了科学有效的依据。

三、“警电联系” 加大防窃电组织措施的工作力度

一是供电企业应加强对各类用电户的有关用电相关法律、法规知识的宣传教育，在反窃电工作中，注重运用法律武器。对窃电数额较大、事实清楚、证据确凿而构成犯罪的用户，在移交司法机关依法追究刑事责任的前提下，还要充分利用新闻媒体的作用，对广大用电户进行相关法律、法规知识的宣传，使之对窃电违法行为及其后果有足够的认识，在社会上形成依法用电、遵章用电的良好风气。二是进一步加强与公、检、法机关密切配合，共同打击窃电犯罪。三是加强企业内部监督，强化供电所管理。首先，对计量管理中存在的不足，通过组织定期普查和不定期的抽查方式，找出问题根源，制定严格的管理办法；其次，要加强抄、核、收管理，实现分线路、分台区考核到人，增强员工的责任心；另外，要结合一户一表改造，对装在用户室内的影响抄表、巡视、检查工作的电能表，进行计量装置外移或加装双重计量，对超期运行不合格的电能表和互感器要进行更换，并向社会公布窃电举报电话，设立举报奖励基金，发动群众打击窃电行为。四是加大反窃电工作的技术和资金投入。随着窃电分子的窃电手段越来越智能化，供电企业要遏制窃电的发生，就要加大技术和资金投入，变“事后堵漏”为“事前防范”。例如，增加资金改造负荷管理终端，逐步实现计算机远程抄表，充分发挥负荷管理系统的监控作用；使用红外远程防窃电报警装置等。五是组织建立一支高素质的反窃电队伍，并配置必要的工器具，实施供电所交叉检查。反窃电工作是一项原则性强、技术水平要求高的工作，既要有全体职工的共同参与，更要有一支思想作风好、技术过硬的专业反窃电队伍。因此，在反窃电工作中，对人的教育，必须做到制度要严，教育要勤，反腐倡廉，奖惩分明。只有这样，才能高效廉洁、才有高度的责任感。反窃工作才能真正的落到实处，见成效。

第五篇：山东电网风电调度管理规定

山东电网风电调度管理规定 总则

1.1为加强风电调度管理，保障电力系统安全、优质、经济运行，根据国家电网公司Q/GDW392-2009《风电场接入电网技术规定》（以下简称《技术规定》）、Q/GDW392-2009《风电场调度运行管理规范》、《山东电力系统调度管理规程》（以下简称《调度规程》）以及国家能源局《风电机组并网检测管理暂行办法》等标准、规程制定本规定。

1.2本规定涉及风电场并网管理和正常运行阶段的调度管理以及相应基本技术要求。1.3 本规定适用于山东电力调度中心（以下简称省调）调度管辖的风电场（总装机容量大于10MW）的调度管理，自2011年3月1日起执行。其他风电场参照本规定执行。

２ 并网管理

2.1 2011年1月1日起，新核准风电项目安装并网的风电机组，必须是通过《风电机组并网检测管理暂行办法》规定检测的机型，只有符合相关规定的风电机组方可并网运行。

2.2 新建风电场应在每年10月15日前，按《调度规程》规定向省调报送下半新设备投产计划，省调于11月15日前批复。

2.3 新建风电场应在拟并网前6个月与省调联系，协商签订并网调度协议，确定风电场并网运行的安全技术条件和行为规范。

2.4 新建风电场应在拟并网前3个月，向省调和所属地调报送下列资料并完善OMS基础信息库（包括但不限于）

2.4.1风电场基础信息：资产属性（企业法人名称）、电厂经纬度、装机台数及容量、拟投产日期、机组设计利用小时数、发电量等。

2.4.2 技术参数：风机型号、风轮直径、切入风速、额定风速、切出风速、发电机型号及模型、单机容量、发电机电压、功率调节速率（典型出力下的爬坡、下降速率）、机组有功（无功）特性曲线、功率因数等。

2.4.3 机组涉网保护、并网线路及母线保护图纸及相关技术资料。2.4.4 风电场升压站一、二次设备参数、图纸及保护配置资料。

2.4.5 调度自动化设备（远动通信装置、电能量远方终端和调度数据网及二次系统安全防护设备）配置、信息接入资料。

2.4.6 调度自动化信息上传通道和通信规约情况。

2.5 风电场调度命名由省调统一实施，风机编号报省调和所属地调备案。

2.6 新建风电场在升压站接入系统送电和机组并网发电前，应具备向省调和所属地调提供实时信息的条件。已并网风电场也应按照以下要求在省调规定的期限内完成信息传送。

风电场实时信息包括风力数据（风速、风向、空气密度等）机组出力信息（有功、无功、电流等）、机组状态信息、无功补偿装置信息、升压站潮流信息及关口点电能信息。2.7 风电场应监理风力测量及功率预测系统，按省调要求上传出力预测信息。2.8 风电场应在升压站安装故障录波仪，记录故障前10s到故障后60s的情况，按省调要求配备至省调和所属地调的数据传输通道。

2.9 风电场的主变压器应采用有载调压变压器，接入220kV及以上电压等级的风电场应按省调要求配置PMU系统。

2.10 新建风电场应通过所属地调，于每月15日前报送下月新设备验收、启动送电计划，现场启动方案（包括启动设备、启动程序及启动过程要做的涉网试验），运行规程，并网后检测计划；省调于每月25日前批复验收计划。

2.11风电场应在启动并网1周前，完成调度自动化设备及互传信息调试。2.12 风电场并网前须与所属地开通专用调度电话，并测试良好。

2.13 风电场有关值班人员取得省调颁发的上岗证书，名单报调度机构备案。

2.14 风电场并网前须通过省掉组织的并网必备条件现场验收，并完成有关问题的整改。2.15 风电场并网联络线、主变等接入系统设备为省调许可设备，启动送电前必须按照《调度规程》向所属地调提交新设备启动送电申请，地调同意后报省调审批。

2.16 针对风力发电机组容量特点，现场每完成10台风机启动后，应向省调值班调度员汇报启动情况，征得省调同意后，方可进行下一步启动工作。

2.17 风电场应在并网运行后6个月内向省调提供有关经有资质单位提交的有关风电场运行特性的测试报告；已并网风电场应按照省调要求限期完成相关测试。否则省调将按照有关规定餐区解网或限制出力等考核措施。

2.18 风电场测试应按照国家或电力行业有关风力发电机组并网运行的相关标准或规定，由相应有资质的单位进行。

2.19 风电场测试前应将检测方案报省调备案，测试应包含以下内容：风电场电压调节能力、机组有功/无功控制能力、最大功率变化率、电压偏差、电压变动、闪变、谐波、低电压穿越、相关涉网保护及省调要求的其他并网调试项目。

2.20 风电场并网后经测试不合格者，要限期整改。逾期未整改完成并对电网造成潜在影响者，将采取停运机组直至风电场全部停运措施。

2.21 为保证风电场并网后测试结果的准确性与严谨性，省调将对测试过程进行监督，对测试结果进行检查确认。调度运行管理

3.1 当电网调解能力不足时，风电场必须按照调度指令参与电网的调峰、调频、调压和备用。

3.2 施工情况下，若风电场的运行危及电网安全稳定运行，省调有权暂时将风电场解列。电网恢复正常运行状态后，应尽快按省调调度指令恢复风电场的并网运行。

3.3 风电厂及风电机组在紧急状态或故障情况下退出运行后，不得自行并网，须在省调的安排下有序并网恢复运行。

3.4 风电场应根据风电功率预测结果，每15分钟自动向省调滚动上报超短期风电功率预测曲线。

3.5 风电场应参与地区电网无功平衡及电压调整，保证风电场并网点电压满足省调下达的电压控制曲线。当风电场内无功补偿设备因故退出运行时，风电场应立即向省调汇报，并按调度指令控制风电场运行状态。

3.6 风电场应想省调和所属地调按要求上传实时信息，并保证实时信息的正确性。当因故未能上传实时信息时，风电场应立即向省调汇报，并按省调要求期限完成上传。发电计划管理

4.1 风电场应根据风电功率预测系统的预测结果，每日12时前向省调提交次日风电发电功率申报曲线，声调综合考虑电网运行情况，编制风电场次日计划曲线，并与17时前下达给风电场。4.2 值班调度员可根据实际运行情况对日发电调度计划曲线作适当调整，并及时通知风电场值班人员。

4.3 风电场应严格执行声调下达的每日发电调度计划曲线（包括修正的曲线）和调度指令，及时调解有功出力。

4.4 风电场按计划曲线运行时，实际出力应在以下范围内： 4.4.1 调度计划值在50MW以下时：允许偏上限范围为≤+25%；允许偏下限范围为≤-30%。

4.4.2 调度计划值在50MW~100MW之间（含50MW和100MW）时：允许偏上限范围为≤+20%；允许偏下限范围为≤-25%。

4.4.3 调度计划值在100MW以上时：允许偏上限范围为≤+15%；允许偏下限范围为≤-20%。

4.5对于实际出力超出允许偏差部分，将按照曲线违约考核。考核电量=超出允许偏差数绝对值×0.25×2（单位为万千瓦时）。

4.6 风电场可以根据风力变化情况，提前1小时向省调值班调度员申请修改计划曲线，但每次修改范围必须大于几话值的±20%及以上。

4.7 省调可结合电网实际运行需要确定以下风电场运行模式。

4.7.1 最大出力模式：指调度给风电场下达全场最大出力曲线，对低于最大出力曲线的情况不限制。

4.7.2 恒出力模式：指调度给风电场下达全场出力曲线为一恒定值。4.7.3 无约束模式：指调度对风电实时出力没有限制，风电场可以根据风力情况自行调整出力。

4.7.4 联络线调整模式：指调度根据风电厂相关送出潮流约束情况，下达风电出力曲线。4.7.5 旋转备用模式：指调度根据电网安全运行要求，在下达风电场出力曲线时，留装机可调容量20%的旋转备用。检修管理

5.1设备检修按计划进行，风电场向电网提交、月度发电计划建议的同时，将、月度、节日、特殊运行方式的设备检修计划建议报省调。

5.2 省调将风电场设备检修计划纳入电力系统、月度、节日、特殊运行方式检修计划。

5.3 风电场设备（包括机组和升压站设备等公用设备）检修影响运行容量超过20MW时，按《调度规程》旅行检修申请手续。

5.4 风电场送出设备计划检修，原则上每年只安排一次，且应尽可能安排在风电出力较小的时期进行。

5.5 风电场应严格执行已批复的检修计划，按时完成各项检修工作。

5.6 风电场无功补偿设备检修，应按年、月计划安排，经省调统一平衡批准后方可进行。无功补偿设备运行状态的改变应经省调批准。

5.7 风电场因设备更新改造等原因出现特殊运行方式，可能影响电网正常运行时，应将更改方案提前2日通知声调。

5.8 风电场内部计划安排风机全停或对风场处理影响较大的检修工作时，应尽可能与风电送出输变电设备的检修工作配合。6基本技术要求

6.1调度自动化设备配置

6.1.1 风电场应配置计算机监控系统1套，其中远动通信装置应双机冗余配置；传输通道为数字专线和网络互备；传输规约为DL/T 634.5101、DL/T 634.5104、DL/T 719.6.1.2 风电场应配置电能量远方终端设备1套，传输通道为网络和电话拨号互备；传输规约为DL/T 719.6.1.3 风电场应配置路由器2台、交换机2台、纵向加密认证装置2台、SDH 2M链路2条；才用MPLS VPN、IP over IP技术体制，将2套相互独立的网络设备分别接入地调接入网不同节点。

6.2 风电场其他设备按《并网发电厂调度自动化设备（子系统）配置规范》（调自[2010]39号）要求配置。

6.3 风电场应按《并网发电厂调度自动化信息接入规范》（调自[2010]39号）接入和上传常规的自动化基础数据。

6.4 风电场风机监控系统与升压站计算机监控系统应具有通信功能，实现风机实时信息的上传。

6.5风电场功率预测和有功功率控制

6.5.1 风电场应配置风电功率预测系统，具有0~48h短期风电功率预测以及15min~4h超短期风电功率预测功能，预测值的时间分辨率为15min。

6.5.2 风电场应配置有功功率控制系统，具备单机有功功率控制能力，接收并自动执行省调发送的有功功率控制信号，确保风电场有功功率值符合省调的给定值。

6.5.3 风电场有功功率控制应根据省调统一安排实现AGC功能。

6.5.4 在电网紧急情况下，风电场应能快速自动切除部分机组乃至整个风电场。6.6 风电场无功配置和电压调整

6.6.1 风电机组运行在不同输出功率时，其功率因数应在-0.95~+0.95变化范围之间可。风电场须安装动态无功补偿装置，补偿容量应满足《技术规定》和省调要求。

6.6.2 风电场无功功率的调节范围和响应速度，风电场应能自动调节并网点电压在额定电压的97%~107%。

6.6.3 风电场应配置无功电压控制系统；根据电网调度部门指令，风电场通过其无功电压控制系统自动调节整个风电场发出（或吸收）的无功功率，实现对并网点电压的控制，其调节速度和控制精度能满足电网电压调节的要求。

6.6.4 风电场无功电压控制应根据省调统一安排实现AVC功能。

6.7 风电场运行能力和电能质量要求 6.7.1 风电场低电压穿越能力

（1）风电场内的风电机组具有在并网点电压跌至20%额定电压时能够保证不脱网连续运行625ms的能力。

（2）风电场并网点电压在发生跌落后2s内能够恢复到额定电压的90%，风电场内的风电机组能够保证不脱网连续运行。

（3）电网故障期间没有切出电网的风电场，其有功功率在电网故障清除后应快速恢复，以至少10%额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前的值。6.7.2运行电压要求

（1）当风电场并网点的电压偏差在-10%~+10%之间时，风电场应能正常运行。

（2）当风电场并网点电压偏差超过+10%时，风电场的运行状态由风电场所选用风力发电机组的性能确定。6.7.3 运行频率要求

（1）风电场应能在49.5Hz~50.5Hz频率范围内连续运行。

（2）在48Hz~49.5Hz频率范围内，每次频率低于49.5Hz时要求至少能运行30min。（3）频率50.2Hz~51Hz时，每次频率高于50.2Hz时，要求至少能运行2分钟；并且当频率高于50.2Hz时，不能有其他的风力发电机组启动。

（4）频率高于51Hz时，风电场机组逐步退出运行或根据调度部门的指令限出力运行。6.7.4 风电场应配置电能质量监测设备，实时监测的风电场电能质量（包括电压偏差、电压变动、闪变、谐波等）符合《技术规定》，并按照调度要求能够上传有关信息。信息统计及披露

7.1 风电场应进行风场运行情况统计，每月初按要求向省调和所属地调报送风电场运行月报。

7.2 省调对全网风电运行情况进行统计分析，编制山东电网风电运行月报，兵定期向风电企业通报。