西北电网调度管理规程
西北电网调度管理规程
第一章总则
第1条为了加强电网调度管理,维护正常的生产调度秩序，确保电网安全、稳定、优质、经济运行，根据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、国家有关文件精神以及现行有关规程、规定，结合西北电网具体情况，制定本规程。
第2条西北电网主要是指覆盖陕西、甘肃、宁夏、青海四省（区）的联合电网。电网调度管理坚持“统一调度、分级管理”的原则，网内各发、输、配、用电单位对维护电网的安全经济运行均负有相应责任。
第3条本规程适用于西北电网内调度运行、设备操作、事故处理和业务联系等涉及电调、水调、市场、方式、保护、自动化、通信等专业的各项活动。网内各电力生产运行单位颁发的有关规程、规定等，均不得与本规程相抵触。
新疆电网在与西北主网实现互联前，可依据本规程编制其相应的规程规定，并在调度业务上接受西北电网调度机构的指导。
第4条各发电企业、用户变电站及地区电网在并入西北电网前，应根据平等互利、协商一致的原则，与相应的电网管理机构签订并网调度（联网）协议,否则不得并网运行。
西北电网跨大区互联工作由西北电网经营企业及调度机构按照国家
和上级有关文件统一进行。
第5条各级电网管理部门、调度机构和并入西北电网内的各发、输、配、用电单位及各有关单位的有关领导和专责人员都必须熟悉和遵守本规程；凡涉及西北电网调度运行的有关活动均须遵守本规程。
第6条本规程的解释权和修订权属西北电网有限公司（以下简称西北电网公司）。
第7条本规程自颁布之日起执行。
第二章调度管理的任务和组织形式
第8条电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行和操作，保证达到下列基本要求：
1 按照电网的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电网的供电质量（频率、电压、谐波分量、可靠性等）符合国家规定的标准。
2 按资源优化配置的原则，结合本网实际情况，充分发挥电网内发供电设备的能力，合理利用一次能源，降低全网的运行成本，最大限度地满足社会发展及人民生活对电力的需求。
3 坚持“统一调度、分级管理”和“公平、公正、公开”的调度原则，积极探索通过市场机制和经济手段来管理电网，维护各调管单位的合法权益，推进西北区域电力市场的建设和完善。
第9条电网调度系统包括各级电网调度机构和网内厂站的运行值班单位。
西北电网各级调度机构是本级电网经营企业的组成部分，既是生产运行机构，又是电网运行管理的职能部门，依法在电网运行中行使调度权。
各级调度机构在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。
调管范围内的发电企业、变电站的运行值班人员必须服从所属有调管权的上级调度机构的调度。
第10条电网调度机构是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构，西北电网设置四级调度机构，即:
西北电网有限公司设西北电力调度通信中心(以下简称网调)；
陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆电力公司分别设电力调度（通信）中心（以下简称省调）；
各供电局设地区调度所（以下简称地调）；
县（市区）电力局设调度室。
第三章网调的职责和权限
第11条网调的职权：
1 指挥西北电网内网调调管设备的运行、操作及事故处理,协调间接调管设备的事故处理，当危及主网安全和或影响供电时,网调有权越级调度。
2 指挥、协调电网的调峰、调频和电压调整。
3 组织西北电网运行方式的编制，执行主网的运行方式，核准省网与主网相关部分的运行方式。
4 会同有关部门制定水库运用计划，实施直调水电厂的水库运用计划,协调全网水库的合理运用，满足流域防洪、防凌、灌溉、供水等综合利用的要求。
5 参与编制电网的年度分月调度计划和技术经济指标，负责编制全网月、日调度计划，并下达执行；监督调度计划执行情况，负责督促、调整、检查、考核。
6 平衡西北电网发电、输电设备的检修计划，负责受理并批准直调设备的检修申请，审核准间接调管设备的检修申请。
7 负责西北电网电力电量交易管理，按有关规定及协议实施调度,并对省际间交换和直调发电企业的功率和电量进行考核管理。
8 负责电网的安全稳定运行及管理，编制全网低频减负荷方案，提出并组织实施改进电网主网安全稳定运行的措施，实施全网无功电压和网损管理，参与电网事故的调查分析。
9 负责调管范围内设备的继电保护参数整定和管理。
10 根据调管范围和直调厂划分原则，负责制定网调调管范围，并报请电网管理部门批准，负责编制直调范围内新建、改扩建设备的启动并网方案。
11 负责签订和执行调管范围内的并网调度协议。
12 参与电网发展规划、系统设计和有关工程项目的审查，参与调管范围内的通信、调度自动化的规划。
13 行使西北电网内电力调度、水库调度、电力市场、运行方式、继电保护、通信、调度自动化的专业管理职能，组织并参与本网内有关电网调度管理方面的专业培训与经验交流。
14 坚持依法监督、分级管理原则，依据有关授权对电力建设和生产过程实施技术监督；组织并参与有关提高系统安全经济运行的科研试验，以及新技术的推广应用。
15 负责贯彻上级有关部门制定的有关标准和规定,行使主管部门赋予的其它职权。
第四章调度管理制度
第12条西北电力调度通信中心是西北电网的最高调度指挥机构，在调管范围内行使调度权。
第13条网内各省（区）调度机构的值班调度员、调管范围内的发电企业值长、变电站值班长在调度业务方面受网调值班调度员的指挥，接受网调值班调度员的调度指令。
网调值班调度员必须按照规定发布各种调度指令,并对其发布的调度指令的正确性负责。在发布和执行调度指令时，接令人应主动复诵指令并核对无误，待下达下令时间后才能执行；指令执行后应立即向网调值班调度员报告执行情况和执行完毕的时间，否则不能认为指令已经执行。
在发布和接受指令、以及进行其它调度业务联系时，双方均应做详细
记录并录音，同时必须使用调度术语及普通话。
第14条网调调管的任何设备，未获网调值班调度员的指令，各省调，发电企业、变电站值班人员均不得自行操作；当危及人身和设备安全时可先行操作，但事后应立即报告网调值班调度员。
在事故处理过程中，或受到不可抗力侵害时，网调可以指派省调暂时代行网调的部分或全部调管权，直到网调收回调管权为止。各省调必须接受指派，并按调度规程规定履行职责。
对于网调间接调管设备，各省调、发电企业、变电站的值班人员只有得到网调值班调度员的许可后方能进行操作。在紧急情况下，为了防止系统瓦解或事故扩大，网调值班调度员可越级直接指挥有关省调调管的发电企业、变电站值班人员进行操作，但事后应尽快通知有关省调。省调值班调度员发布的调度指令不得与网调越级发布的调度指令相抵触。
第15条网调值班调度员下达的指令,各省调、发电企业、变电站的值班人员必须立即执行。如认为值班调度员下达的调度指令不正确，应立即向网调值班调度员提出意见；如网调值班调度员仍重复指令，则值班人员必须迅速执行；如执行该项指令确会危及人员、设备或系统安全，则值班人员应拒绝执行，并将拒绝执行的理由及改正命令内容的建议迅速报告网调值班调度员和本单位直接领导人。
任何单位和个人不得非法干预电网调度，干预调度指令的发布执行。如有值班人员不执行、迟延执行、或变相执行调度指令，均视为不执行调度指令。不执行调度指令的值班人员和允许不执行调度指令
的领导人均应对不执行调度指令所造成的后果负责。
各省调和发供电单位的领导人发布的指令，如涉及网调调度员的权限，必须取得网调值班调度员的许可才能执行，但在现场事故处理规程中已有规定者除外。
第16条电网调度管理部门的主管领导发布的一切有关调度业务的指示，应通过调度机构负责人转达给值班调度员。非调度机构负责人，不得直接要求值班调度人员发布任何调度指令。任何人均不得阻挠值班人员执行网调值班调度员的调度指令。
第17条对拒绝执行调度指令，破坏调度纪律，有以下行为之一者，网调有权组织调查，并依据有关法律、法规和规定进行处理：
1.未经网调许可，不按照网调下达的发电、输电调度计划执行；
2.不执行网调批准的检修计划；
3.不执行网调调度指令和下达的保证电网安全措施；
4.不如实反映执行调度指令情况；
5.不如实反映电网运行情况；
6.违反调度纪律的其它情况。
第18条调度系统值班人员在上岗前，须经培训、考核、批准等程序，取得相应的合格证书，并书面通知有关单位和部门后，方可正式上岗值班。其中网调直调电厂值长应经网调考核合格后方可进行调度业务联系。
第五章调度管理范围划分原则
第19条网调调管的设备：
西北网调直接调度西北电网主网架和对主网安全稳定运行影响较大的330千伏线路和变电站的相关设备，以及跨省联络线；间接调管各省（区）调直调设备中与主网安全、电量平衡、网络传输能力等相关的设备，包括除直馈线以外的其它330KV联络线及相关变电站的相关设备。【网调调度管辖范围明细表见附录一】
网调直接调度对全网调频调峰、安全稳定影响较大的骨干发电企业，目前包括龙羊峡水电厂、李家峡水电厂、刘家峡水电厂、安康水电厂、渭河二厂、靖远一厂、靖远二厂、大坝电厂；网内其它20万千瓦及以上机组由网调间接调管，包括秦岭电厂、蒲城电厂、宝鸡二厂、平凉电厂、石嘴山二厂等。【网调间接调管设备明细表见附录二】
对于接入网调直接调管母线的非直调线路、变压器等设备的停送电工作，必须征得网调值班调度员许可后，才能进行操作。
第20条网调负责对西北电网内所有330KV及以上电压等级新建、改扩建设备按照以上原则进行调管范围划分，经西北电网公司批准后执行，并报国调备案。
根据电网发展变化的情况，网调可以按照上述程序对调管范围进行适当调整。
第六章电网调度计划的编制和管理
第21条电网调度计划（即运行方式）按年、月、日分别进行编制，应满足调度管理的基本要求。编制的基本原则如下：
1.凡由调度机构统一调度并纳入全网进行电力、电量平衡的发电及输变电设备，不论其产权归属和管理形式，均必须纳入调度计划的范围。各级调度机构依据其调管范围分别编制相应的调度计划。
2.年度调度计划是在负荷预测、水情预测和发输变电设备投产计划等信息基础上，编制全网全年电力电量平衡方案和年度设备检修计划，制定电网安全经济运行必须的各项措施。
3.月度调度计划须在年度分月发电计划的基础上，综合考虑用电负荷需求、月度水情、双边电量购销协议、燃料供应、供热机组供热等情况和电网输送能力、设备检修情况等因素进行编制。
4.日发电调度计划在月调度计划的基础上，综合考虑日用电负荷需求，近期内水情、燃料供应情况、电网传输能力、设备检修以及双边电量购销协议执行情况等因素后，编制日发电曲线并下达。
4.编制调度计划时，对具有综合效益的水电厂（站）水库，不论其产权归属和管理形式，均应根据批准的水电厂（站）的设计文件，合理运用水库，一般不得破坏水库的正常运用。
5.编制调度计划时应留有足够的运行备用容量，同时应考虑电网联络线断面的输送能力及不同主体利益关系的平衡。电网如不能按上述要求留足备用容量运行时，应经西北电网公司主管生产的领导同意。
第22条：年度调度计划（即年度运行方式）的编制
一、西北电网年度运行方式由网调协调组织各省公司及各发电企业编制，并经西北电网公司审批后执行。
二、年度运行方式应包括
1.编制的依据和原则；
2.上年度系统运行简要总结；
3.电力生产需求预测；
4.新（改、扩）建项目的投产计划；
5.电网主要设备检修计划
6.水电厂水库运行方式
7.电网结构及运行结线方式
8.潮流计算及N-1静态安全分析和静态电压稳定分析
9.系统稳定分析及安全约束
10.无功电压和网损管理
11.电网安全自动装置和低频率减负荷整定方案
12.系统短路容量
13.330千伏电网过电压问题
14.电网安全运行存在的问题及措施
15.对西北电网稳定性的总体评价
三、为了编制下一年度运行方式，各省调应于本年9月底前向网调提供下列资料：
1.下一年（改、扩）建项目计划；
2.本省（区）调管范围内的分月发电设备可调出力（能力）；
3.本省（区）调管范围内的发供电设备检修计划；
4.本省（区）分月负荷预计及电力电量平衡情况；
四、各直调发电企业应于本年9月底前向网调提交以下资料：
1.下一年（改、扩）建项目计划；
2.发电机组技术参数；
3.发变组及其它电气设备检修计划；
4.分月发电量计划（能力）。
第23条：月调度计划（即月运行方式）的编制
一、月调度计划的编制程序
1.网调水调部门每月20日前提供水库水位和流量控制意见，并通知有关省调和直调发电企业。
2.各省调于每月23日前，将本省（区）下一月初步调度计划的主要内容汇报网调。
3.网调各直调发电企业于每月23日前，向网调报送调管设备检修计划、双边电量购销协议以及发电能力等信息。
4.网调根据上述资料，平衡系统发输变电设备检修情况，确定后编制西北电力系统月度调度计划，报西北电网公司批准后于每月25日左右以正式文件通知有关单位执行，并上报国调。
二、月调度计划的内容包括：
1.全网及各省（区）电力电量平衡情况；
2.全网、各省（区）及各直调发电企业的发电计划；
3.各省（区）（广义）联络线交换电量计划；
4.发电设备检修进度表；
5.输变电设备检修进度表；
6.水电厂水库控制运用计划；
7.无功电压曲线。
第24条：日调度计划（即日运行方式）的编制
一、日调度计划的编制程序
1.日调度计划编制的依据是月调度计划和电网的实际情况。
2.各省调应于前一天12时前向网调汇报第二天本网预计最大/最小负荷（如遇节假日则为节假日前一天），调管范围内的机炉运行方式，调管范围内的最大/最小出力及发电量、设备检修安排、送购电计划及广义联络线96点监控曲线。
3.各直调发电企业在每天12时前向网调汇报第二天机炉运行方式、最大/最小出力及发电量。
4.网调进行全网电力、电量平衡后于先一日16时前编出并下达给各省（区）调度、直调发电企业和有关变电站。
二、日调度计划的内容
1.日预计负荷曲线（包括全系统、各省（区）发用电曲线及广义联络线控制曲线、各直调发电企业的负荷曲线，机炉运行方式安排）和旋转备用容量；
2.发供电设备检修通知单及调度业务通知单；
3.特殊运行方式下的电气结线图和反事故措施；
4.系统水、火电运行调整原则,保证电网安全稳定运行的措施,重大方式变化的事故处理方案。
第七章系统电力电量平衡方案的编制和执行
第25条网调编制系统电力电量平衡方案的原则是：
1.充分发挥发输变电设备的能力，在满足各种约束的前提下，尽量保证电力电量的正常供应，满足水库各项综合运用基本要求；
2.充分发挥电网的技术经济优势，积极开展水火电互补、跨流域补偿和梯级电站联合优化调度，使整个系统在较经济的方式下运行；
3.在“三公公平、公正、公开”及考虑各单位利益的原则基础上，网调将结合电力工业体制改革的进程，积极探索利用市场机制和经济手段进行电力电量交易管理。
第26条水库运用计划应依据水库和电网实际情况、水情预报和批准的设计文件统一协调平衡后编制，兼顾国民经济各部门对水库的基本要求，并提出年度发电量分配方案，以及月度运行计划。水库运用计划应根据短期气象和水文预报，适时进行滚动修正。各有关单位应于每季和每月前向网调提出下季和下月水库运用建议。
第27条各直调发电企业必须按照网调下达的日有功负荷曲线及规定的无功电压曲线运行，并根据调度指令调整。网调将对直调发电企业的功率及电量偏差按有关规定进行考核。当发电企业无法使其有功负荷和电压与相应的日负荷曲线和无功电压曲线相符合时，应立即汇
报网调值班调度员。
直调发电企业的机组起动时间、增减负荷的速度、以及最大可能出力和最小技术出力等参数，必须满足行业以及西北网调有关规定。当这些参数数据不能达到要求或发生变化，相关发电企业应及时书面报网调备案，并在现场规程中加以规定。
第28条陕、甘、青、宁各省（区）调必须严格按照调度计划确定的日广义联络线曲线运行，网调将对联络线的功率及电量偏差按有关规定进行考核。当各省（区）无能力调整时，应立即汇报网调值班调度员。
各省调应制定火电最小开机方式，并报网调备案。
第29条网调值班调度员可以按照有关规定，根据电网运行实际情况调整调度计划，调度员调整计划必须填写调度值班记录。
第30条为维持良好的用电秩序，应对可能的突发事件和电力电量供需紧张的局面，网内各级调度机构应上报供本级电网使用的事故及超计划用电的限电序位表（各省区限电序位表所控制的负荷总量应经网调核准）。事故和超计划限电序位表应当每年修订一次（或者视电网实际需要及时修订）。所限负荷应当满足电网安全运行的需要，两个限电序位表中所列负荷不得擅自转移。
对于未列入超协议限电序位表的超用电单位，值班调度员可责令其在15分钟内自行限电，当超协议用电威胁电网安全运行时，可以部分或者全部暂时停止对其供电。
第八章系统频率调整和联络线功率监视与控制
第31条电网额定频率是50.00赫兹，其偏差不得超过±0.2赫兹；在自动发电控制(AGC)投入时，电网频率按50.00±0.10赫兹控制。第32条所有并网发电机组都应参与系统一次调频，且须按西北电网运行要求进行参数整定，并使性能达到行业以及西北网调有关规定的标准。未经网调同意，严禁将网调直调发电机组一次调频特性更改或退出。
按照分级管理的原则，各省调调管范围内发电机组一次调频功能的试验、监督和考核工作，由相应省调负责。
第33条全网频率二次调整主要由网调及其直调发电机组负责。西北电网第一调频厂由网调指定，一般由直调水电厂担任，网调其它直调水电厂以及AGC投频率调节模式的火电机组担任第二调频厂。
西北电网的AGC控制策略和发电机组的AGC控制模式由网调确定。当网调直调发电机组AGC投入频率调节模式运行时，正常频率主要首先靠AGC来调整。
第34条第一调频厂的任务是保持电网频率不超过50.00±0.10赫兹，在规定的负荷调整范围内，第一调频厂应主动负责调整系统频率，当第一调频厂已达到接近规定的负荷调整范围时，应立即报告网调。第一调频厂的调整幅度为设备最大和最小技术出力。
在系统频率偏差超出50.00±0.20赫兹时，第二调频厂应不待调令立
即进行频率调整，使其恢复到50.00±0.20赫兹范围之内；当系统频率偏差超过50.00±0.50赫兹时，系统内所有发电企业均应不待调令立即进行频率调整，使其恢复到50.00±0.20赫兹范围之内。
网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±0.20Hz时，应及时汇报上级调度。值班调度员可根据电网需要修改调管发电厂的计划出力曲线。
第35条网调值班调度员应根据安装在调度室内的频率表监视系统频率，使其保持正常。系统内各省调调度室、各直调发电企业集控和网控必须装设主备频率表，且应于每月15日定期与网调核对。
频率调整厂值长与网调值班调度员在监视和调整频率方面负同等责任。
第36条联络线正常输送功率应按《西北电力系统稳定运行规程》（简称稳定规程）规定的限值监视与控制，未经西北电网公司总工程师批准不得改变。
当联络线输送功率达到或接近“稳定规程”和或网调值班调度员临时下达的功率监控值时，厂站值班人员应立即报告网调值班调度员，以便及时调整。厂站值班人员和网调值班调度员在联络线监控方面负有同等责任。
第37条各省（区）调度对广义联络线应加强监视，并按照调度计划及时进行调整。
第九章电网稳定管理
第38条电网稳定分析应根据《电力系统安全稳定导则》、《电力系统技术导则》、《电力系统暂态稳定计算暂行规定》的规定，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，依照调度管辖范围分级负责进行。网调与各省调在稳定计算中要密切配合，并有责任相互提供必须的、要准确的参数与信息。
第39条网调和各省应分别编制所辖电网的稳定运行规程，省调应将对网调调管辖系统安全运行有影响的运行方式报网调批准。稳定运行规程一般两年修订一次，遇电网结构有重大变化时应及时修订。网调和省调各自负责所辖电网安全稳定措施的制定，并承担相应的安全责任。
第40条安全稳定控制装置应按调度管辖范围由相应调度机构发布投退的调度指令，现场值班人员负责执行投退。省调管辖的安全稳定控制装置的使用，如影响到网调调度机构管辖电网的稳定运行和保护配合时，需经网调许可。
第41条当安全稳定控制装置动作后，现场值班人员应及时向调管该装置管辖的调度机构的值班调度员报告。装置调管辖单位应尽快到装置所在厂站现场对动作情况进行了解，装置运行单位应给予积极的配合。
第42条安全稳定控制装置的调管辖单位每年应对装置进行一次检查工作，装置运行单位应积极配合定检工作。
第43条电网运营企业应制定本网黑起动调度操作方案，并根据电网
的发展，适时修订。各电网使用者有关单位应根据方案的要求积极配合开展相关工作。
第十章系统低频自动减负荷管理
第44条为保证电网的安全运行及重要用户不间断供电，在系统频率因故严重下降时，应能自动切除部分负荷，因此，系统内应配置足够数量的低频减负荷装置。
第45条低频减负荷装置的设置按网调年度运行方式执行。
第46条低频减负荷装置的整定原则：
1.确保全网及解列后的局部电网频率恢复到49.50赫兹以上，并不得高于51赫兹；
2.在各种运行方式下低频减负荷装置动作,不应导致系统其它设备过载和联络线超稳定极限;
3.系统功率缺额造成频率下降不应使大机组低频保护动作；
4.根据负荷性质确定低频减负荷顺序，先切除次要用户、后切除较重要的用户；
5.低频减负荷装置所切除负荷不应被自动重合闸或备自投装置等再次投入,并应与其它安全自动装置合理配合使用；
6.全网低频减负荷整定切除负荷数量应按年预测最大平均负荷计算，并对可能发生的事故进行校核,然后按用电比例分解到各省(区)。
第47条各省应根据网调下达的低频减负荷方案相应编制本省（区）
电网的低频减负荷方案，并逐级落实到各地区供电局和有关厂站，各轮次的切负荷量不得小于网调下达方案中的整定值。
第48条网调及各省调应每年编制一次本系统的低频减负荷方案，网调于每年元十二月份完成并下达各省调。各省调应在于次年二月一月完成方案的编制，并下达到各地区及厂站，要求于三月末完成实施。第49条低频自动减负荷装置的运行管理
1.低频减负荷装置正常均应投入使用，不得自行退出。若低频减负荷装置因故停运，所在省调应及时向网调汇报。在系统频率降到该装置的启动值时，所在厂站值班人员应手动切除该装置所控制的线路负荷。
2.在拉闸限电情况下，低频减负荷装置实际切除负荷容量仍应满足方案要求。各省(区)应当装设备用低频减负荷装置，以便随时调整。
3.各省（区）低频减负荷装置应每年定期检验和处理缺陷，保证可靠投入运行。
4.各省调应将每月15日4时、10时、21时各级低频减负荷装置所控制的实际负荷数于月底前书面报告网调。
5.电网发生事故时，如出现系统频率低到低频减负荷装置整定值的情况，各省调值班调度员应及时了解低频减负荷装置动作情况，动作时间和切除的负荷量，并及时报告网调值班调度员；事故后各省调还应向网调书面报送所调管范围内低频减负荷装置的动作情况的分析与评价材料。
第十章系统电压调整与管理
第50条西北电网电压和无功电力实行分级管理。西北电网各级调度机构应按调度管理范围，在电网内设置确定电压控制点和电压监测点，主网电压控制点和电压监测点由网调确定报国调备案，省网电压控制点和电压监测点分别由省调确定并报网调备案。
第51条根据西北电网的特点，确定网调调管辖范围内的主网电压控制点为：网调直接调管发电厂的高压母线（含刘家峡电厂220kV母线）；电压监测点为：网调直接调管的所有发电厂和变电站的高压母线（含刘家峡电厂220kV母线）。网调将按有关规定对直调电厂有关电压控制点合格率及调整情况进行考核。
第52条网调每月编制控制点和监测点具体的电压曲线或无功出力曲线，随同月调度计划下发给有关厂站，以监视和调整电压。因电网运行方式的变化，电压曲线或无功出力曲线在日方式安排中可作适当修正。
各省调也应编制各自调管范围内电压或无功曲线，由有关发电厂和变电站负责监视和调整。
第53条凡具有调节能力和手段的发电企业和变电站必须根据给定的电压或无功曲线，对母线电压进行调整和监视，使其符合规定的数值。网调调管的发电机、调相机的自动调整励磁装置和强行励磁装置的投入和退出，必须取得网调值班调度员的同意。
当控制点母线电压超过允许的偏差范围时，该控制点的发电企业应不
(精编)电网调度控制管理规程
(精编)电网调度控制管理规程 电网调度控制管理规程 电网调度控制管理规程(DOC 195页 江西电网调度控制管理规程 国网江西省电力公司 二〇一五年四月
批准：谭永香 复审：刘镭 审核：段惠明王和春万源郭玉金 初审：王虎应忠德孙恭南 主要编写人员： 周栋梁叶菁叶钟海刘昕晖杜中剑伍太萍董欢欢郭国梁殷齐万玄玄杨峰余笃民文峰程正袁彦李小锐丁国兴陈红熊建华谌艳红李华勇马伊平段志远李峥山梁文莉王凯金学成邹根华宿昌邹绍平罗诚王文元
目录 第一章总则 ....................................................................... 1...........................................第二章调控管辖范围及职责 ........................................... 3...........................................第三章调度管理制度 ..................................................... 10...........................................第四章电网运行方式管理 ............................................. 13...........................................第五章调度计划管理 ..................................................... 19...........................................第六章输变电设备投运管理 ......................................... 28...........................................第七章并网电厂调度管理 ............................................. 31...........................................第八章电网频率调整及调度管理 ................................. 34...........................................第九章电网电压调整和无功管理 ................................. 36...........................................第十章电网稳定管理 ..................................................... 42...........................................第十一章调控运行操作规定 ......................................... 49...........................................第十二章故障处置规定 ................................................. 67...........................................第十三章电保护和安全自动装置管理......................... 96...........................................第十四章调度自动化及通信管理 ............................... 100...........................................第十五章清洁能源调度管理 ....................................... 106...........................................第十六章设备监控管理 ............................................... 112...........................................第十七章备用调度管理 ............................................... 114...........................................附录1：江西电网省调调管电厂设备.......................... 116...........................................附录2：江西电网220千伏变电站调管范围划分...... 121...........................................附录3：江西电网220千伏线路调管范围划分.......... 125...........................................附录4：江西电网省调调度许可设备.......................... 135...........................................附录5：江西电网委托调度设备 .................................. 136...........................................附录6：江西电网设备命名和编号原则...................... 137...........................................附录7：江西电网调度术语 .......................................... 141...........................................附录8：导线允许的长期工作电流 .............................. 189...........................................附录9：220千伏及以下变压器事故过载能力........... 191...........................................
浅论智能电网调度系统现状与技术展望
浅论智能电网调度系统现状与技术展望 发表时间：2016-08-12T15:05:53.260Z 来源：《基层建设》2016年11期作者：张浩 [导读] 随着我国经济的快速的发展，科技行业的得到了快速的发展。 国网江苏省电力公司 210024 摘要：随着我国经济的快速的发展，科技行业的得到了快速的发展，先进的技术也渐渐的加入到电网的建设中，智能化渐渐成为了电网发展的目标，在世界的许多的国家已经把智能电网作为国家发展的标志。在智能电网的的建设中，智能调度显得尤为重要，文章介绍了电网智能调度技术的研究现状，并为其未来的发展趋势提出了展望。 关键词：智能电网；调度；调度技术 引言：近些年，随着全球经济的快速发展，电网逐步实现现代化的建设。结合我国经济的体系和国情，不断的完善电网智能化的建设，对我国的电网不断的创新，建立各级电网的协调发展，坚持以智能电网的发展为目标。智能电网调度系统对智能电网的建设尤为重要，所以我们要格外注意智能电网调度系统的建设，为我国的供电系统提供更好的服务。 一、电网调度自动化系统的结构和功能 国民经济基础设施有很多，电网是其中最重要的一种。它具有协调国民经济的发展、保证能源优化利用和保障生产安全等重要职责。电网调度自动化系统主要分为四个系统，即信息的采集以及命令执行子系统、信息传输子系统、信息的收集以及处理控制子系统、人机联系子系统，每一个子系统都在实际的操作和应用当中扮演着非常重要的角色。电网调度自动化系统的主要功能：第一，是变电站的自动化，针对变电站的相关运行工作特点，实现对变电站的综合控制，完成相关数据的远距离传输以及遥测；第二，是配电网管理，通过对变电以及配电用电等进行监控，达到控制和管理的效果。 二、我国电网调度自动化系统现状 1、随着计算机技术的快速发展，我国电网的调度系统逐步实现自动化，从最简单的远程遥控，到现在的高度智能化系统，我国的电网调度系统实现的质的飞跃，现在的高科技设备比以往更加安全可好，稳定性也大大的提高，许多电力企业都升级了相应的设备和技术。 2、为了与国际的电网调度自动化技术接轨，我国从七十年代就开始加强了专业人才的储备工作。如今经过这么多年的发展，我们国家已经培养了大批的专业人才，并开发了一批自主产权的高科技产品，并在我国电网调度中得到了大量的应用，且效果都非常好，逐渐赶上国外许多先进的技术水平，在国际上形成了良好的竞争力。 3、计算机技术的快速发展，给电网的自动化建设带来了很大的基础保障，电网调度自动化系统越来越得到广泛的应用，这样可以使得我国电网系统的运行实现更加规范化、科学化的管理，更加方便了我国电网各级的调度人员对电网运行数据的收集、分析工作，对出现的问题可以及时的向上级反映，按时上报。 三、电网调度自动化系统的发展趋势 对电网调度自动化系统的未来发展趋势进行分析和探讨，掌握好未来电网的发展趋势，建立明确的发展目标，为我国电网的建设做出应有的贡献，使得我国的人们有更好的用电体验，提高我国在国际上的地位。 1、集成化 集成化是为了电网系统发展的方向，随着互联网的不断发展，通过各平台系统数据的不断的相互共享，使得系统与系统之间达成统一，优化平台和应用功能，从而完善更好的服务体系。同时与现代各种先进的技术相结合，使得系统的使用更加的快捷、准确对各大电网的数据和信息进行利用和处理，让整个电网调度系统的功能效果更加出色。 2、数字化 数字化是数字计算机的基础：若没有数字化技术，就没有当今的计算机，因为数字计算机的一切运算和功能都是用数字来完成的。数字化技术在我们日常的应用十分广泛，且包含着许多方面的内容。首先电网的测量信息、控制信息以及管理信息等，通过最开始的模拟的信号转换成完美的数字信号，此可称之为信息数字化；通过依靠信息化为主体，今昔数据的集成化处理以及采集和监控；其次，是通信数字化，指的是数字化的变电站以及调度自动化主站，实现更加通畅、快速、安全的网络环境，保证数据的实时准确传输；最后，是管理的数字化，主要包括有设备的生产、运行等，来更好的实现电网规划、设计、运行以及维护等多个环节的全程信息化。实现数字化的根本在于对电网调度过程中所涉及到的全部数据信息进行量化统计与处理，将调度管理的对象演变成为数字量模式。 3、网格化 网格化的建设可以让电网调度系统的资源进行有效的协调和共享，网格化是一种在无力网络互连基础上的应用和功能意义上的系统级联网。利用网格化的技术，可以对电力系统的每个时刻的变化进行很好的监控和预测，建立相应的数据系统，通过计算和储存将资源进行共享。在这信息化的时代，这样可以使得信息得到很好的利用，让电网调度系统的运行更加的流畅，使得我国电网更加的稳定。 4、智能化 智能化是未来电网发展的一大趋势，所以也是电网调度系统的发展趋势，智能化的技术可以让电网更好的运行。智能化技术可以及时的有效的对电力系统的信息进行收集，对电网的运行做到实时的监控和控制，做到动态的预警工作。当电网在运行是出现问题时，智能化的技术可以进行数据的分析和调整，及时的避免会出现的问题，如一些无法处理的紧急的事故，智能化技术还可以将电网紧急关闭，从而保障整个电网系统的安全。在日常的运行中，智能化技术还可以对电网进行优化处理，保障电网的更加长久的运行，保证人们的用电安全。 5、市场化 在当今社会，市场化带来的影响越来越大，未来电网调度系统与电力市场化的运用管理的结合会更加的紧密。市场化决定的人们的用电需求，人们的用电需求则决定着电网的发展方向。同时市场是一个大的环境，不同的市场里存在着不同的电力需求，这就需要我们的电网调度系统更加的市场化多元化。市场的不稳定因素对电网的影响也巨大，这就要求我们去主动的分析市场，预测市场的风险，优化电网
电力调度管理规程
宁波港国际集装箱有限公司 电力调度管理规程 1 总则 1.1 港区电力安全调度直接关系到港口的生产、工作和生活。供电和用电是一个 2.3 电力调度发布的命令(包括预令)一律由可以接受调度命令的人员接受，该人员由工程技术部审定。 2.4 电力调度对其所发布操作命令的正确性负责，但不负责审核由值班人员所填写的具体操作步骤和内容。 2.5 电力调度下达命令，变电所的值班人员必须立即无条件地执行，如值班人员认为所接受的命令不正确时，应对值班电力调度提出意见，如值班电力调度重复他的命令时，值班人员必须迅速执行。如执行该项命令将威胁人员或设备的安全时，则值班人员必须拒绝执行，并将拒绝执行的理由报告主管领导。若值班人员不执行或延迟
执行值班电力调度的命令，则由未执行命令的值班人员和允许不执行命令的主管领导对由之产生的后果负责。 3 调度术语 3.1 在倒闸操作和事故处理时，值班电力调度与值班人员有关调度命令的发布和接受，先互通姓名，严格执行复诵、录音、监护、记录等制度，并应使用华东电力系统调度管理规程所规定的统一调度术语和系统主设备的命名。 3.2 电力系统调度管理规程统一调度术语（见附表1） (过渡 4.2.5 母线压变检修状态——指母线压变手车拉至柜外。 4.3 电气设备检修 4.3.1 线路检修——待检修线路的开关、线路闸刀都在断开位置，该线路接地闸刀在合上位置（或装设接地线）。 4.3.2 开关检修——开关在断开位置，开关两侧闸刀均拉开，开关操作熔断器取下。
4.3.3 主变压器检修——主变两侧开关在断开位置，两侧闸刀均拉开，主变两侧合上接地闸刀或挂上接地线。 4.3.4 ××母线由运行改为检修——应包括母联和母线压变均改为冷备状态，并在母线上挂接地线。 4.3.5 ××母线由检修改为运行——拆除母线上接地线，并将母线压变改为运行状态。 5 正常运行 理，然后报告值班电力调度，其范围为：⑴将直接对人员生命有威胁的设备停电；⑵将已损坏的设备隔离；⑶根据现场事故处理规程的规定可不待值班电力调度命令自行处理的其它情况。 6.3 变压器主保护动作，开关跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不得进行强送。 6.4 当110kV系统失压或变电所内部发生重大故障时，值班人员除迅速向值班电力调度报告外，还应向公司主管领导报告，并作好记录、监护等工作。
智能电网调度技术支持系统-“四星拱月”熠熠生辉
四星拱月”熠熠生辉 公司智能电网调度技术支持系统试点建设纪实 杨胜春曹琰汪胜和 2010 年对于奋战在电网调度战线的每一位员工来说，是具有里程碑意义的一年。这一年我国电网调度科技研究与建设应用取得了重大突破。 2010年12月28日，在国家电力调度通信中心多功能会议室大屏幕上，全国电网，“ 华”区域电网，江苏、四川省级电网，北京城区、河北衡水、辽宁沈阳地区电网的广域全景运行信息，实时监控与预警、调度计划、安全校核、调度管理四大类应用的数十项功能，一一展现在国家电网公司副总经理栾军、总信息师吴玉生等领导面前，四类应用犹如四颗明星支撑起了智能调度这轮“新月”。 立志打造“智能神经中枢 坚强智能电网已成为现代能源产业和综合运输体系的重要组成部分。电网调度作为电网运行的指挥中枢，如何能够更好地适应特高压大电网运行和智能电网建设发展需要，保障大电网安全稳定、经济优质运行，成为调度人日夜思考的问题。 面对电网发展相对滞后，一次网架较薄弱的现实，调度人压力巨大。作为我国最高一级电网调度机构——国调中心，于2008 年年初就开始谋划建设新一代调度技术支持系统，立志打造能够适应坚强智能电网运行要求的、具有国际领先水平的电网“智能神经中枢”。 2009 年9 月，公司下达了智能电网试点工程项目计划，明确智能电网调度技术支持系统试点建设的首批9 家单位，拉开了这一系统研发与试点工程建设的序幕。 电网调度领域的“一大步” “这是个人的一小步，却是人类的一大步。”这是美国航天员阿姆斯特朗在踏上月球时所说的一句话。本次研发的智能电网调度技术支持系统，就是电网调度领域向前迈出的一大步，具有划时代的意义。它遵循标准化、一体化、集成化和智能化设计思想，集成传统省级以上调度应用系统功能，全面支撑各级调度业务发展需要，是我国电网调度自动化系统研制和建设史上前所未有的创新性工程。 牛顿说：“如果说我看得比别人更远些，那是因为我站在巨人的肩膀上。”新系统技术复杂、涉及面广，没有现成的技术和经验可供参考，项目管理和协调难度前所未有。从基础研究、规划设计、技术攻关、系统研制、工程建设到运行管理都需要全面创新。依靠电网调度领域的深厚积淀、建设模式的创新和各方资源的高效利用，从2008 年2 月启动系统建设框架研究，到2010 年12 月试点工程全部通过现场验收，用了不到三年时间，调度人就完成了技术支持系统革命性、跨越式的发展，创造了电网调度技术支持系统研发和工程建设的新水 平、新纪录。
西北电网调度管理规程
西北电网调度管理规程 第一章总则 第1条为了加强电网调度管理,维护正常的生产调度秩序，确保电网安全、稳定、优质、经济运行，根据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、国家有关文件精神以及现行有关规程、规定，结合西北电网具体情况，制定本规程。 第2条西北电网主要是指覆盖陕西、甘肃、宁夏、青海四省（区）的联合电网。电网调度管理坚持“统一调度、分级管理”的原则，网内各发、输、配、用电单位对维护电网的安全经济运行均负有相应责任。 第3条本规程适用于西北电网内调度运行、设备操作、事故处理和业务联系等涉及电调、水调、市场、方式、保护、自动化、通信等专业的各项活动。网内各电力生产运行单位颁发的有关规程、规定等，均不得与本规程相抵触。 新疆电网在与西北主网实现互联前，可依据本规程编制其相应的规程规定，并在调度业务上接受西北电网调度机构的指导。 第4条各发电企业、用户变电站及地区电网在并入西北电网前，应根据平等互利、协商一致的原则，与相应的电网管理机构签订并网调度（联网）协议,否则不得并网运行。 西北电网跨大区互联工作由西北电网经营企业及调度机构按照国家
和上级有关文件统一进行。 第5条各级电网管理部门、调度机构和并入西北电网内的各发、输、配、用电单位及各有关单位的有关领导和专责人员都必须熟悉和遵守本规程；凡涉及西北电网调度运行的有关活动均须遵守本规程。 第6条本规程的解释权和修订权属西北电网有限公司（以下简称西北电网公司）。 第7条本规程自颁布之日起执行。 第二章调度管理的任务和组织形式 第8条电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行和操作，保证达到下列基本要求： 1 按照电网的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电网的供电质量（频率、电压、谐波分量、可靠性等）符合国家规定的标准。 2 按资源优化配置的原则，结合本网实际情况，充分发挥电网内发供电设备的能力，合理利用一次能源，降低全网的运行成本，最大限度地满足社会发展及人民生活对电力的需求。 3 坚持“统一调度、分级管理”和“公平、公正、公开”的调度原则，积极探索通过市场机制和经济手段来管理电网，维护各调管单位的合法权益，推进西北区域电力市场的建设和完善。 第9条电网调度系统包括各级电网调度机构和网内厂站的运行值班单位。
中国南方电网同步相量测量装置(PMU)配置和运行管理规定(试行)
附件: 中国南方电网同步相量测量装置（PMU） 配置和运行管理规定 （试行） 1范围 本规定适用于中国南方电网PMU装置的配置和运行管理。南方电网公司各相关部门和单位、南方电网各并网发电企业，均应遵守本规定；有关单位在南方电网开展PMU装置的设计、施工、制造、运行维护等工作时，也应遵守本规定。 2总则 2.1为保证南方电网“广域测量系统”（以下简称“WAMS系统”）的安全、可靠运行，为电网运行提供准确的动态数据和故障信息，依据《电力系统安全稳定导则》（DL755－2001）、《电网运行准则》（DL/T 1040-2007）、《电网运行规则（试行）》（电监会22号令）、《中国南方电网电力调度管理规程》（Q/CSG 2 1003-2008）等有关规程规定，结合南方电网实际情况，特制定本规定。 3规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
IEEE C37.118- 2005 电力系统同步相量标准 ANSI/IEEE C37.111-1991 电力系统暂态数据交换通用格式 DL/T 478-2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件 GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 国家电力监管委员会5号令电力二次系统安全防护规定 南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范 DL 476-1992 电力系统实时数据通信应用层协议 DL/T 995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程 DL/T 553-1994 220kV～500kV电力系统故障动态记录技术准则DL/T 663-1999 220kV～500kV电力系统故障动态记录装置检测要求 4术语和定义 4.1相量 phasor 正弦量的复数表示形式。相量的模代表正弦量的有效值，相量的幅角代表正弦量的相角。 4.2同步相量 synchrophasor 对信号以标准时间为基准进行同步采样并转换而得的相量称为同步相量。电网同步相量之间的相位关系反映了电网相应交流电气量的实际相位关系。 4.3相量测量装置 phasor measurement unit (PMU) 用于进行同步相量的测量、记录和输出的装置。PMU的核心功能包括基于标准时钟信号的同步相量测量功能、失去标准时钟信号的守时功能、与主站之间实时通信功能。 4.4广域测量系统 wide area measurement system (WAMS)
省电力公司电网调度规程
省电力公司电网调度规程 第一章总则 第1条为了加强电网调度管理，确保电网安全、优质、经济运行，结合电力生产特点，根据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》等有关法律、法规，并结合省电力公司调度电网实际，制定本规程。 第2条省电力公司调度电网系指由省电力公司境内并入中国南方电网的发电、供电（输电、变电、配电）、受电设施和保证这些设施正常运行所需的继电保护及安全自动装置、计量装置、电力通信设施、电网调度自动化等构成的整体。 第3条本规程适用于省电力公司调度电网的调度运行、电网操作、事故处理和调度业务联系等涉及调度运行相关专业的活动。省电力公司调度电网内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。 第4条省电力公司内与省电力公司调度电网运行有关的各级电网调度机构和发、输、变电等单位的运行、管理人员均须遵守本规程；其他人员，凡进行涉及电网运行的有关活动时，也均须遵守本规程。 第5条省电力公司调度电网实行统一调度、分级管理。 第6条省电力公司调度电网内调度机构分为三级调度，依次为：省级调度机构(简称“省调”)、地区调度机构(简称“地调”)、县级调度机构(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。省电力公司调属于中国南方电网南网总调的下级调度机构。 第7条本规程由省电力公司调度电力调度中心负责解释。 第二章电网调度管理 第一节电网调度管理的任务 第8条电网调度管理的任务是组织、指挥、指导和协调电网的运行、操作与事故处理，遵循安全、优质、经济的原则，努力实现下列基本要求： 1．按照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、供电设备能力，最大限度地满足电网的用电需求。 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，使电网电能质量（频率、电压和波形等）指标符合国家规定的标准。 3．根据国家有关法律、法规和政策以及有关合同或者协议，按照“公平、公正、公开”的原则对电网进行调度，保护发电、供电、用电等有关方面的合法权益。 第9条省电力公司调是省电力公司调度电网运行的组织、指挥、指导和协调机构，在电网运行中行使调度权。 省电力公司调度的主要职责： 1、接受南网总调的调度指挥。 2、负责省电力公司电网调度管辖范围的划分。 3、执行上级调度机构发布的调度指令，实施上级调度机构及上级有关部门的有关标准和规定，行使上级电网调度机构授予的其它职责。 4、主持制定电网运行技术规定和措施，制定电网调度管理有关方面的规定和措施。 5、实行“三公”调度，遵守并网调度协议，并按规定发布调度信息。 6、负责电网调度、运行方式、继电保护及安全自动装置、电力信息通信、调度自动化、水库调度等专业归口管理及技术监督。组织制定相应的规程、规定及考核标准，并监督和考核。 7、组织编制和执行省电力公司电网的年、月、日运行方式，批准管辖范围内的设备检修。
智能电网调度控制系统现状与技术展望
智能电网调度控制系统现状与技术展望 发表时间：2019-06-18T10:17:36.507Z 来源：《中国建筑知识仓库》2019年01期作者： 1李玲君 2赵振华[导读] 现阶段，各行各业及人们对电能的需求量呈逐年递增的趋势，如果未做好电网调度工作将会出现供电不平衡的情况，为此电力企业需要充分重视电网调度工作，调度情况对电力系统正常运行有较大的影响，为了最大程度地保证电力系统安全运行电力企业需要对一些先进的技术进行合理应用。在科学技术不断发展下，智能电网建设目标得以实现，智能电网调度控制系统是智能电网建设中的关键环节，下 面笔者对其现状及技术展望分别进行分析。 一、智能电网调度控制系统技术的应用现状 将智能电网调度控制系统应用于实际电网的运行过程中，能够以较为安全的方式满足特大电网对调度控制的需求。具体来说，这一目标是通过建立分布式的实时数据库、大电网的统一建模以及远程控制实时图形的浏览技术来实现的。此外，由于这一系统技术的应用攻克了协调控制多级调度业务的告警问题，不仅解决了电网运行在线安全预警的技术难题，还对智能电网调度控制系统在电网中的应用现状进行了具体分析。 1.1多级调度业务告警问题 对于特大电网的多级调度中心系统来说，将全网运行所产生的实时数据信息内容实现共享和协同作用，是提高其可观测性的重要技术应用内容。相关研究人员应按照国际、国家以及多领域行业的运行标准，开发出分布式的实时数据库、特大电网的统一建模。这样一来，该系统所具备的相关技术就可以为电网调控业务的处理以及标准一体化D5000平台的建设提供支撑。在此过程中，优先要解决的问题是对特大电网中多个控制中心进行资源共享。 1.2多级调度协调故障控制 利用智能电网调度控制系统技术，能够实现多级调度协同业务的实时监控、安全控制以及电网智能告警。具体来说，智能电网调度控制系统技术的应用，将国家电网500kV以上的电网故障实现了全网的联动实时告警。这一内容的实现，是智能电网调度控制系统技术，解决了特大电网多级调度协调控制和电网故障联合处理难题的前提下进行的。 1.3多级调度中心的协同运行 在协同运行方面，智能电网调度控制系统技术的应用，能够反映出特大电网实时运行的工况、事件故障的触发情况以及多级调度互动的安全动态预警，这就在很大程度上提高了特大电网系统的运行安全。智能电网调度控制技术具体是通过评估电网实时状态，来解决其过程中存在的运行时间长、多重连锁故障的预警处置问题。以下几点即为该技术突破的最主要内容：第一点，技术的应用，将国、网、省三级调度业务内容实现了联合互动。此外，还为其运行提供了动态预警的保护功能。在跨区域、大规模的电网系统中，成功地建立起了数据信息资源的在线共享平台。这就意味着其的应用，具体解决了特大电网系统的运行过程中，多级调度协同计算的难题和快速对运行数据进行动态预警分析的难题。第二点，此技术的应用还为电网运行，提供了在线小干扰稳定分析和低频振荡预警相结合的综合分析功能。这就意味着对电网运行过程中的低频振荡问题实现了在线监测，在很大程度上提高了电网运行计算的精准性和分析工作的实际效率。第三点，此技术应用还综合考虑了电网运行过程中的开机方式、电压使用技术水平以及负荷的均匀分布等问题。 二、技术展望 尽管我国智能电网调度控制系统在技术上已经取得了很大进步，并在实际应用中取得了显著成效，但由于特大电网对于安全运行、新能源消纳提出了新的发展要求，又随着市场化改革步伐的加快和网络技术的发展，网络安全形势受到严重威胁，这样就对电网调度控制提出新要求，为解决这一问题就需要对智能电网调度控制系统技术进行深层研究。 2.1可信计算与安全免疫技术 随着我国科学技术的不断发展，智能电网调度控制系统已经逐步趋于成熟，无论是从安全性、智能性以及自控性来说都有了较为完善的系统，同时其在电网运行安全管理过程中也发挥着重要的作用。但是从安全管理角度来说仅靠技术的发展是不够的，还需要在原有技术的基础上进行安全管理的完善，进一步确保系统运行状态的平稳性。所以在未来智能电网调度控制的过程中需要对安全管理与系统构建技术进行有机的融合。在现阶段电网调度安全运行过程中信息技术的发展受到了网络信息攻击能力和传播能力的冲击，这对其自身的发展来说既是机遇也是一种挑战，如何能够在意识形态以及技术形态上对其进行进一步的创新显得尤为重要。除此之外在地区电网可信计算和安全免疫技术的发展过程中可以采用国外先进技术与我国实际运行状况相结合的方式，在实际运用过程中对其技术进行改进。 2.2短期电力市场的多级多时段优化技术 我国电力市场的发展经历了几次大起大落，却一直达不到欧美电力市场水平。尽管我国智能电网调度控制系统已经加入了能够支持现阶段电力市场所需要的先进模块，省级以上的调度控制系统也可以满足电力市场运行需求，但这项技术并没有得到实际应用，又由于缺乏一定的市场规则，导致这项技术在实际电力市场中的运行受到了一定阻碍。 2.3运行方式自描述及动态解析技术 电力网络调控技术以及电网调度运行的关键技术指的是电力网络的运行方式以及时机电网的调配。从现阶段我国电网的运行方式来看主要还是以年月日等时间模式运行的，这些运行方式的技术特征都较为相同，在运行管理过程中相关技术人员要根据标准的运行规范进行操作，避免操作不当引起的调度安全问题，在电网调度的科学配置过程中技术人员必须根据技术继续拧动态解析和运行方式的自描述。在电网的运行调控过程中需要对其技术进行不断的改进，并对电网阅读能力进行不断的提升，在促进电力网络动态识别能力以及运行解析方式的同时加强电网调度的安全性。从目前我国电网调度技术的发展状况来看，其不仅在电网控制调度技术方面有了极大的提升，同时可再生资源的随机性方面也变得更为优越。因此在后续发展过程中相关技术人员可以结合新兴的技术以及我国的实际发展国情进行相应的创造和调整，从而有效促进电网调度的自描述技术，加强其运行的有序性与高效性。
(管理制度)内蒙古自治区电网调度管理规程
内蒙古自治区电网调度管理规程 内蒙古电力（集团）有限责任公司
内蒙古电力（集团）有限责任公司文件 内电调（2006）号 关于颁发《内蒙古自治区电网调度管理规程》的通知内蒙古自治区电网各发、供电单位： 根据国务院颁布的《电力法》、《电网调度管理条例》及其它的国家电力行业规程，为适应内蒙古自治区电网的发展，内蒙古电力调度通信（交易）中心对二○○二年八月一日颁发的《内蒙古西部电力系统调度规程》（以下简称《规程》）进行了修订。经内蒙古自治区电网各有关单位、部门讨论和专家组会审，并报经主管领导批准，现正式颁发新《规程》。要求网内各发、供电单位按规程的规定，认真组织有关人员学习，掌握《规程》的各项规定，严格执行，以保证电网安全稳定经济运行。 本《规程》自XXXX年X 月X 日起执行，二○○二年内蒙古电力（集团）有限责任公司颁发的《规程》同时作废。 附件：内蒙古自治区电网调度管理规程 XXXX年X月X日 主题词：颁发电网调度规程通知 抄报：华北电网有限公司调度中心、国调 主送：内蒙古电网各发、供电单位
批准：XXX 审定：XXX 审核：XXX 会审： 修编：巴特尔张红光
总则 (6) 第一章调度管理 (8) 第一节调度管理的任务 (8) 第二节调度管理的组织形式 (10) 第三节调度范围的划分 (10) 第四节调度运行管理 (12) 第二章电网运行方式的管理 (15) 第一节年、（季）、月运行方式的编制 (15) 第二节日运行方式的编制及管理 (17) 第三节设备检修的调度管理 (20) 第四节新建、扩建和改建设备加入电网运行的调度管理 (22) 第三章电网频率和电压的管理 (25) 第一节频率的管理 (25) 第二节电压的管理................................................................................... 错误!未定义书签。第四章网间联络线的潮流控制与管理.. (29) 第五章自动发电控制装置（AGC）运行管理 (30) 第六章水电厂的调度管理 (32) 第七章电网的倒闸操作 (34) 第一节基本规定 (34) 第二节基本操作 (37) 第八章系统事故处理 (42) 第一节一般规定 (42) 第二节线路开关跳闸的处理 (44) 第三节母线故障电源解列的处理 (46) 第四节变压器故障的处理 (47) 第五节发电机和调相机的事故处理 (48) 第六节系统振荡的处理 (49) 第九章开闭设备编号准则 (50) 第一节旧编号准则 (50) 第二节新编号准则 (53) 附录一 (57)
《电网调度管理条例》
操作管理制度 《电网调度管理条例》 总则 1、为了防止电网操作上的误下令和误操作，必须统一操作管理，确保操作的统一、协调、准确、快速和电网安全运行，结合河池电网和创发水电服务中心的实际情况，制定本制度。 2、倒闸操作，系指将电气设备按预期目的由一种状态转换到另一种状态的行为。电气设备分为四种状态，即：运行、检修、热备用和冷备用。 3、一切正常倒闸操作，必须使用操作票，操作票系指： a)调度端：系统操作票及综合命令操作票；. b)现场端(变电站)：倒闸操作票。 4、下列操作可以不用操作票，使用口头命令，但应记入相应的记录簿中： a)事故处理； b)由于运行设备发生缺陷，严重咸胁人身或设备安全，需要紧急停止运行者； c)为防止事故而需要紧急操作者； d)拉闸限电； e)调整出力； f)单一项目的操作。 5、系统操作票使用逐项操作命令，综合操作命令票使用综合命令，口头命令使用逐项操作命令或综合命令。 6、调度员对所发布的操作命令的正确性负责，不论采用何种发令形式，均应使现场值班人员完全请楚该操作的目的和要求，现场值班人员将调度员发给
的操作预令，填写在专用的倒闸操作记录簿上，并按此记录编制本单位的倒闸操作票，并对其正确性负责。 7、系统操作票和综合命令票的使用范围 （1）一个操作任务需要两个及以上单位共同配合的操作，或只有一个单位操作，影响主要系统运行方式或需要观察对系统的影响者，均使用系统操作票。 所谓影响主要系统运行方式，系指操作涉及电网并解环或两个系统的并解列。 所谓需要观察对系统的影响者，系指操作对系统的潮流、电压、稳定等有较大影响，需要采取相应措施的。 （2）一个操作任务只需一个单位操作，不需要其他单位配合，不影响主要系统运行方式，也不需要观察对系统的影响者，使用综合操作命令票。 一个操作任务只需要一个单位操作一次设备，但只需在操作前或操作后，在其他单位变更保护装置(含自动装置，下同)使用方式的，使用综合命令票。单一变更保护装置的使用方式下发口头命令。如保护装置的投停操作与其他单位的一次设备操作必须在中间配合进行。则需使用系统操作票。 8、编制操作票和下发操作命令，必须使用正规调度操作命令术语和设备双重名称。所谓设备双重名称，系指设备名称和编号。 9、现场的倒闸操作，必须得到管辖该设备的值班调度员的正式命令后方可进行。 10、调度员在指挥正常操作时，若发生事故，应立即停止操作，迅速进行事故处理事故后或事故处理告一段落时，再进行操作。 11、正常操作应尽量避免在交接班或高峰负荷时进行，如果在交接班时操作没完，应操作完或操作到某一段落后再进行交接班，必要时接班人员应协助操作。 操作票的编制：
【管理制度】电网调度控制管理规程(DOC 195页)
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江西电网调度控制管理规程 国网江西省电力公司 二〇一五年四月
批准：谭永香 复审：刘镭 审核：段惠明王和春万源郭玉金 初审：王虎应忠德孙恭南 主要编写人员： 周栋梁叶菁叶钟海刘昕晖杜中剑伍太萍董欢欢郭国梁殷齐万玄玄杨峰余笃民 文峰程正袁彦李小锐丁国兴陈红 熊建华谌艳红李华勇马伊平段志远李峥山梁文莉王凯金学成邹根华宿昌邹绍平 罗诚王文元
目录 第一章总则 (1) 第二章调控管辖范围及职责 (3) 第三章调度管理制度 (10) 第四章电网运行方式管理 (13) 第五章调度计划管理 (19) 第六章输变电设备投运管理 (28) 第七章并网电厂调度管理 (31) 第八章电网频率调整及调度管理 (34) 第九章电网电压调整和无功管理 (36) 第十章电网稳定管理 (42) 第十一章调控运行操作规定 (49) 第十二章故障处置规定 (67) 第十三章电保护和安全自动装置管理 (96) 第十四章调度自动化及通信管理 (100) 第十五章清洁能源调度管理 (106) 第十六章设备监控管理 (112) 第十七章备用调度管理 (114) 附录1：江西电网省调调管电厂设备 (116) 附录2：江西电网220千伏变电站调管范围划分 (121) 附录3：江西电网220千伏线路调管范围划分 (125) 附录4：江西电网省调调度许可设备 (135) 附录5：江西电网委托调度设备 (136) 附录6：江西电网设备命名和编号原则 (137) 附录7：江西电网调度术语 (141) 附录8：导线允许的长期工作电流 (189) 附录9：220千伏及以下变压器事故过载能力 (191)
2008版中国南方电网电力调度管理规程
中国南方电网电力调度管理规程 中国南方电网有限责任公司 2008年2月 批准：祁达才 审定：许超英 审核：汪际锋 初审：刘启宏杨晋柏张弥 编写：郑耀东张昆曾勇刚赵曼勇杨俊权李矛王成祥目录 1 总则 (1) 2 规范性引用文件 (2) 3 调度系统及调度管辖范围 (2) 4 调度管理规则 (8) 4.1 一般规则 (8) 4.2 调度 (10) 4.3 运行方式 (13) 4.4 继电保护 (15) 4.5 电力通信 (16) 4.6 调度自动化 (18) 4.7 调度纪律 (19) 5 运行方式管理 (20) 6 频率及省（区）间联络线管理 (22) 7 无功电压管理 (23) 8 运行操作管理 (25) 8.1 解并列操作 (25) 8.2 解合环操作 (25) 8.3 线路操作 (26) 8.4 变压器操作 (26) 8.5 母线操作 (27) 8.6 开关操作 (27) 8.7 刀闸操作 (28) 8.8 零起升压 (28) 8.9 AGC操作 (28) 9 事故处理 (29) 9.1 线路事故 (29) 9.2 发电机事故 (31) 9.3 变压器事故 (32) 9.4 母线事故 (33) 9.5 开关事故 (34) 9.6 高抗事故 (35) 9.7 系统振荡 (35) 9.8 联络中断应急处理 (37) 9.9 继电保护跳闸信息汇报 (38) 10 稳定管理 (38)
11 检修管理 (39) 12 备用管理 (46) 13 直流及串补运行管理 (47) 14 新设备投运管理 (49) 15 安全自动装置管理 (51) 16 继电保护管理 (53) 17 电力通信管理 (59) 18 调度自动化管理 (62) 19 水库调度管理 (65) 20 调度信息管理 (67) 21 附则 (71) 附录A 总调调度管辖的设备明细 (72) 附录B 南方电网500kV设备调度命名及编号准则 (79) 附录C 调度术语 (84) 附录D 继电保护跳闸信息汇报规范 (109) 1 总则 1.1 为加强和规范电力调度管理，保障电网安全、优质、经济运行，根据国家有关法律、法规，制定本规程。 1.2 南方电网是指由广东、广西、贵州、云南、海南五省（区）区域内的发电、输电、变电、配电、用电等一次设备以及为保障其运行所需的继电保护、安全自动装置、电力通信、调度自动化、电力市场技术支持系统等二次设备构成的统一整体。 1.3 本规程所称电力调度，是指电力调度机构对所辖电网运行进行的组织、指挥、指导和协调。包括调度、运行方式、继电保护、电力通信、调度自动化等专业管理工作。 1.4 南方电网实行统一调度、分级管理。任何单位和个人不得非法干预电力调度工作。 1.5 电力调度机构坚持公开、公平、公正调度，接受国家电力监管机构的依法监管。1.6 本规程是南方电网调度管理的最高准则。南方电网内各生产运行单位制定的规程、规定均不得与本规程相抵触。 1.7 本规程1～4适用于南方电网各级电力调度机构和所有调度管理工作。5～20适用于总调直接进行的调度管理工作，并用于指导其他调度机构相关工作。规范性附录B、C适用于全网。 1.8 与南方电网运行有关的各电力调度机构和发电、输电、变电、用电等单位（包括南方电网区域外接入并接受南方电网相应调度机构调度的发电厂、变电站）应遵守本规程。非调度系统人员凡涉及南方电网调度运行有关工作的也应遵守本规程。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。凡注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程，鼓励使用本规程的相关单位及个人研究是否可使用这些文件的最新版本。凡未注明日期的引用文件，其最新版本适用于本规程。 中华人民共和国电力法 电网调度管理条例 电力监管条例
电力调度自动化系统运行管理规程
电力调度自动化系统运行管理规程 1范围 本标准规定了电力调度自动化系统的组成及其设备的运行管理、检验管理、技术管理，规定了各级电力调度自动化系统运行管理和维护部门的职责分工以及数据传输通道的管理等。本标准适用于电力系统各调度、运行、维护、设计、制造、建设单位及发电企业。 2规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单．（不包括刊物的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用予本标准。 DL 408电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分） DL/T 410电工测量变送器运行管理规程 DL/T 630交流采样远动终端技术条件 DL/T5003 电力系统调度自动化设计技术规程 国家电力监管委员会令（第4号）电力生产事故调查暂行规定 图家电力监管委员会令（第5号）电力二次系统安全舫护规定 3总则 3.1电力调度自动化系统（以下简称自动化系统）是电力系统的重要组成部分，是确保电力系统安全、优质、经济运行和电力市场运营的基础设施，是提高电力系统运行水平的重要技术手段。为加强和规范自动化系统管理，保证系统安全、稳定、可靠运行，制定本规程。3.2自动化系统由主站系统、子站设备和数据传输通道构成。 3.3主站的主要系统包括； a)数据采集与监控(SCADA)系统，能量管理系统．(EMS)的主站系统，调度员培训仿真(DTS)系统； b)电力调度数据网络主站系统： c)电能量计量系统主站系统 d)电力市场运营系统主站系统： e)水调自动化系统主站系统（含卫星云图） f)电力系统实时动态稳定监测系统主站系统 g)调度生产管理系统(DMIS)； h)配电管理系统(DMS)主站系统； i)电力二次系统安全防护系统主站系统： j)主站系统相关辅助系统（调度模拟屏、大屏幕设备，GPS卫星时钟．电网频率采集装置、运行值班报警系统、远动通道检测和配线柜、专用的UPS电源及配电柜等）。 3.4子站的主要设备包括； a)远动终端设备（RIU）的主机、远动通信工作站； b)配电网自动化系统远方终端； c)与远动信息采集有关的变送器、交流采样测控单元（包括站控层及间隔层设备）、功率总加器及相应的二次测量回路； d)接入电能量计量系统的关口计量表计及专用计量屏（柜）、电能量远方终端； e)电力调度数据网络接入设备和二次系统安全防护设备（包括路由器、数据接口转换器、交换机或集线器、安全防护装置等）； f)相量测量装置(PMU)； g)发电侧报价终端；