电力调度管理流程

2024-07-31

电力调度管理流程（精选6篇）

篇1：电力调度管理流程

汉冶特钢电力调度停送电处理流程

为保证汉冶特钢电力系统的安全、稳定、优质、经济运行，贯彻“安全第一，预防为主”的方针，坚持保人身、保电网、保设备的原则，进一步规范各分厂电仪控用电，使电力调度、生产调度、各分厂电仪控责权分明，更好服务生产，特制定汉冶特钢电力调度事故处理的流程。

一、电力调度管辖电力设备范围1、110KV冶铁变电站、110KV制氧变电站、110KV钢厂变电站、35KV动态补偿站。

2、各分厂10KV高配室中由变电站直接供电的进线开关、母联

开关。

3、各分厂10KV系统有双电源的电器设备。

二、工作流程

（1）110KV及35KV变电站停送电及事故处理工作流程

110KV及35KV变电站发生异常事故，由各变电站值班人员直接汇报电力调度，由电力调度告知变电运行车间和厂级领导，电力调度根据事故类型和领导指示下令变电站值班人员操作。计划检修需停电时，应提前一天通知各分厂合变电站，临时性检修需提前4小时通知各分厂和变电站。

（2）各分厂10KV高配室停送电及事故处理工作流程

1、各分厂10KV高压室一次接线方式为单母线分段、双电源进线者，不影响生产情况下倒负荷，由各高配室电仪控主任汇报电力调度，由电力调度统一指挥进行操作。

2、各分厂10KV高配室发生事故停电，影响生产，由电仪控值班人员汇报电仪控车间主任，电仪控车间主任汇报电力调度（需将停电范围、时间、影响区域等全面汇报），然后由电力调度告知生产调度和变电运行车间主任、厂级领导，电力调度根据生产调度和领导指令指挥电仪控进行停送电操作。

3、各分厂10KV高配室备用电源，如需倒换方式，影响生产，需由各分厂电仪控车间主任联系电力调度，并将停电影响范围、停电操作汇报电力调度，然后由电力调度告知生产调度和变电运行车间主任、厂级领导，电力调度根据生产调度和领导指令下令操作。

4、各分厂10KV高配室如需进行母线电压调挡，可直接汇报生产调度，由生产调度安排电力调度，由调度统一指挥上级变电站进行调压。调压完成后电力调度应及时知会生产调度。

5、1000KW及以上的电机启动（含TRT并机），由各分厂电仪控汇报生产调度，生产调度应经电力调度确认后，方可进行是否下达启动指令。以避免多台电机同时启动，造成欠压或失压跳闸。

6、各分厂10KV高配室如遇上级变电站突然停电，以下分两种情况：

1、车间单电源运行，当变电站事故跳开不带负荷线路时，电调通知车间主任断开与该线路相连接开关：当变电站事故跳开带负荷线路时，车间停电，车间主任联系电调，电调安排倒电源并通知相关领导。

2、车间双电源运行时（100合上），变电站任一线路事故跳开，不影响车间生产，电调联系车间主任，断开与其相连接的开关，并汇报相关领导。如需做安全措施，则另行安排。

7、各分厂400V及以下电源、线路的使用和监管由各分厂电仪控自行处理，各分厂电仪控必须清楚本厂低压的电源，如需停电，由电仪控联系生产调度解决。

8、事故抢修状态下，各分厂电仪控可自行进行事故处理，但处理完毕后电仪控应将改动后的运行方式及设备情况汇报电力调度。

三、考核制度

1、电力调度当值人员接听电话不及时，拒接电话，考核当值人员50元，连带车间主任30元.2、发生事故，因汇报不到位，不及时，造成事故扩大化，根据事故影响范围，考核当值人员（含变电站、电仪控）50-100元，连带车间主任50元、关键岗位工50元。

3、发生事故，处理不及时，不到位，考核当值人员50元。

3、调度下令错误造成事故，考核调度当值人员100元，连带车间主任50元。

4、调度指令不准确，不清楚，考核调度当值人员50元，连带车间主任30元

2013年9月30日

篇2：电力调度管理流程

和相关规范

姓名：钱其琨学号：201300191117

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

关键词：电网调度负荷预测发电计划实时控制

一、流程

1.负荷预测

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

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

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

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

2.预定发电计划

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

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

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

3.安全校验

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

4.校正发电计划并实施

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

5.实际偏差的实时控制

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

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

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

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

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

二、相关规程

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

设备检修。

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

无功调控。

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

频率调控。

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

参考文献：

篇3：电力调度管理流程

随着智能电网的提出,我国电网也进入了一个高速发展期,呈现高参数、大机组、超高压、特大规模等特征[1,2],使得电网的复杂程度和运行的难度大幅增加,这对担负着保证电网安全、稳定、经济运行和优质供电重任的各级调度机构的调度值班人员(以下简称调度员)提出了更高、更严格的要求,而加强调度员业务基础知识培训是保证电网安全、稳定、经济运行的关键[3,4]。因此,如何提高调度员业务处理能力和加强调度员职业技能培训,成为电力调度培训管理工作面临的重要课题。

近年来流行的工作流技术在电力信息系统建设中已广泛应用[5,6,7],在一定程度上,通过采用工作流技术改进和优化了电力企业的业务流程,实现了业务过程的协调控制,提高了电力系统中的业务处理效率,但其对业务流程的管理几乎都是预先在程序中设置流程的规则,一旦企业业务流程发生改变,就无法对其进行相应的动态可视化管理。

同时,现有的电力调度培训在培训方面存在如下一些弊端[8,9]。

a.未形成统一的培训体系,对人员素质及培训效果没有良好的评价机制。作为接受培训的学员仅能知晓其培训结果,对培训的情况及培训流程一无所知。同时,培训员也只对培训内容负责,缺乏对培训的反馈情况的了解。

b.培训缺乏信息化管理,导致培训模式单一。现有的电力调度培训所采用的培训流程一般都是固定的,几乎所有的培训都是按同样的流程进行,这就造成了一定程度上培训形式的单一化。实际上,不同学员具有不同的特点,应根据实际需要灵活设置个性化培训模式。

本文就上述弊端及如何提高电力调度培训效率,介绍一个已开发出的基于JBPM(Java Business Process Management)、以可视化功能模块为界面、以电力调度培训为核心、实现了电力调度培训工作流的可视化管理系统。

1 工作流引擎介绍

JBPM作为开发本系统的开源软件,具有其他2款引擎(BPEL和WFMC)所没有的优点[10]:采用了一种更简单、也更易懂的轻量级XML结构的流程描述语言JPDL(JBPM Process Definition Language)描述业务流程[11,12,13];采用Hibernate对流程数据持久化,因此,JBPM可以运行于任意数据库上;采用面向图形编程GOP(Graph Oriented Programming)思想,架起业务人员和系统分析人员间沟通的桥梁,实现了业务流程建模到具体实现的平滑过渡。

在使用JBPM开发工作流程管理系统时,一般分为3个阶段:模型建立阶段、模型实例化阶段和模型执行阶段。在模型建立阶段,通过利用工作流建模工具,完成企业经营过程模型的建立,将企业的实际经营过程转化为计算机可处理的工作流模型。模型实例化阶段,给每个过程设定运行所需的参数,并为每个活动分配所需要的资源。模型执行阶段,主要完成人机交互和应用的执行。

2 系统总体设计

2.1 基于可视化流程的电力调度培训考试系统的系统架构图

在文献[14-16]提出的J2EE平台上MVC设计模式的实现基础上,结合本系统特征对其模型进行精简,得出适用于本系统的三层体系结构,如图1所示。

a.表示层是系统的用户接口,负责参与者与整个系统的交互,主要是接收用户输入的信息以及向用户输出信息(包括运用清晰的界面将电力调度培训流程及培训过程中的相关信息向不同的角色传递需要,如流程完成状态等)。同时,控制器Servlet通过Struts-config.xml配置文件将表示层的请求映射到业务逻辑层相应的类进行操作。

b.业务逻辑层是用来处理表示层提出的请求,然后对请求进行操作(包括向培训相关人员共享可视化的流程和设定用户对流程的可见度)。由于引入JBPM工作流引擎,因此,把业务逻辑分为2个部分:电力调度培训及考试常规性的业务逻辑操作;基于JBPM的电力调度培训业务流程的业务逻辑操作(流程的执行)。

c.持久层负责数据库的访问,在数据库中,将电力调度培训流程数据库与电力调度培训考试数据库分开存储。传统的电力调度培训考试系统只拥有试题库、人员库2个数据库。本系统引入流程库是为了实现流程定制功能。流程库用于储存流程的相关数据,包括流程时间周期、流程执行规则等。

2.2 基于可视化流程的电力调度培训考试系统的特点

基于可视化流程的电力调度培训考试系统应用目前流行的轻量级工作流技术,采用影音、文字、图片等多种表现形式,为电力调度提供了一个网络化、无纸化,集培训、考试与竞赛多种功能于一体,适合多工种人员使用的不受地区与时间限制的反馈式的互动在线调度培训平台。该系统在功能上实现了培训的闭环控制和个性化培训的模式,从培训需求的调查到培训效果的评估,并最终建立培训档案库供下次培训参考,其培训结构图如图2所示。

与传统的电力调度培训系统相比,本文系统具有以下几点创新:

a.建立了新型培训模型,完善了培训体系。培训模型由课程知识库模型、学员模型、信息采集模块和个性化推荐引擎模块构成。信息采集模块跟踪学员的行为收集学员学习信息,送到学员信息库进行信息的预处理。根据个性化信息和学员请求对原有数据库群发出调度命令,把学员最需要的信息反馈给学员,实时跟踪学员学习进度及知识掌握情况,并提供建议和指导,从而很大程度上避免了“知识迷路”和“学习迷航”的问题。

b.基于粗糙集的培训时间及专业分布特征分析法对效果进行综合评价。采用基于粗糙集的特征分析法对电力调度培训效果进行分析,通过数据压缩、约简、属性重要性分析等方法从中获取有利用价值的信息,深入挖掘影响培训效果的要素,从而建立电力调度职业技能人才培训效果的综合评价模型。

c.基于本体论的多媒体题库。多媒体题库是实现无纸化考试系统的核心。系统采用知识网络图,基于本体论建立题库的表示框架来提高培训资源的重用和共享程度,并且在框架中融合了Web所提供的丰富的教学资源。系统采用3层框架(主题层、知识点层和资源层)对领域题库进行表示。基于多媒体数据库技术建立的题库包括技术性与规程性试题,题型包括音频题、写票题、事故处理题,文字及图片等,专业设置包括电力调度的多个专业(调度运行、方式、远动等专业)。

3 电力调度培训考试可视化流程管理系统实现

传统工作流技术对业务流程的管理几乎都是预先在程序中设置流程的规则,不仅不能对其进行可视化的管理,而且不能对其流程进行动态更改。可视化流程管理就是利用计算机,对抽象的业务流程建模,并逐步可视化(借用直观的图像和图形描述),并以可视化界面对业务流程进行管理。下面以已在湖南省电力公司应用的电力调度培训考试系统为背景,设计其中的培训流程可视化管理,从而说明电力调度培训考试工作流可视化管理的实现过程。

3.1 电力调度培训工作流定义及可视化建模

为了把复杂的电力调度培训过程定义成工作流引擎可以理解的可视化信息及工作流管理系统可以管理的工作流,需要建立计算机化的工作流模型。按照工作流管理系统的3个阶段,首先确定该培训工作流过程模型,即:成立领导小组、培训计划制定、部门领导审核、审核通过后的培训内容实施、培训总结。在工作流的第二阶段需要对模型进行参数属性的定义,在流程定义中JBPM吸纳了UML的状态图和活动图的思想,即:JBPM采用Node和Transition来表示“节点”和“有向弧”。在该系统中,将根据实际需要用这几个“元素”的组合来描述电力调度培训工作流流程。根据以上分析,对上述电力调度培训工作流过程模型定义如图3所示。

流程节点的类型设置如下。流程开始为“Star State”节点。成立领导小组为“Task Node”节点。培训计划制定:因为用户需要填写对应的计划表,所以该环节采用“Task Node”节点,将当前用户指定为任务执行人。培训计划审核:该节点的“task”中设置了有条件的转向,该环节需要对上一环节制定的内容进行审核并填写审核意见,培训流程也将根据审核意见决定流转方向,所以此节点设计为“Decision”节点。培训总结:该环节设计为“Task Node”节点,流程结束为“End State”节点。流程定义完成之后,将生成流程定义文件processdefinition.xml、流程图图形数据文件gpd.xml和流程图形文件processimage jpg。生成的流程图文件就是将抽象的程序变成一张活动的过程模型图,并且可以用于跟踪该工作流流程的进度。

在工作流定义中通过增加、删除和修改活动节点,更新存储于数据库中的工作流信息记录,实现工作流的动态改变,从而实现工作流的可视化管理。

3.2 电力调度培训考试可视化流程管理系统的流转过程

流程的流转是通过转移Transition来实现的。在执行电力调度培训流程流转前,由该调度培训考试系统管理员或其他获得相关授权的人员将基于JBPM可视化界面设计的电力调度培训业务流程定义文件以jar格式的压缩包形式上传到工作流引擎所在的计算机。JBPM工作流引擎读取上传过来的压缩包,把压缩包里所有xml格式的文件转换成一个过程定义对象,最后通过Hibernate把相关信息持久化到数据库中。

工作流引擎根据收到的任务消息,启动工作流,并依据流程定义构造一个流程实例,为此流程实例创建一个“Root Token”,并将其放在“Start State”节点上,同时激活该流程的开始节点“Start State”。

执行完token.signal,则电力调度培训流程成功地从开始节点“Start State”转移到“Task Node”节点成立领导小组。此时,JBPM通过搜索流程数据库中的流程节点信息查找task对应的task instance,修改其状态域(state)为active,按照预先的定义执行相关处理。当所有的task instance被执行完后,流程将会自动流转到下一个节点,即培训计划的制定,继续流程的执行。

当该流程流转至“Decision”节点(培训计划审核)时,由于该节点设置了有条件的转向Transition值,流程会在它的不同转移上循环,流程将会按最先返回“true”条件,继续流程的执行。

同时,在流程流转过程中,根据gpd.xml可以得到当前节点在流程图图片上的位置,然后将图片上的该节点高亮度显示,这样就实现了基于可视化图形的流程监控。

4 结语

本文从电力调度培训工作流流程的建模、定义及实现等方面深入论述了JBPM在电力调度培训管理中的应用。

该系统已于2010年3月份开始投入运行,经历了19次公测、多期网络考试和竞赛考试以及网络培训。截至2010年底,系统的访问量达20 000多人次,单日最高登录人数达到515人次。运行结果表明,该系统达到了设计的预期效果,不仅能够满足调度员培训考试的实际需要,而且大幅减少了培训管理人员的工作量及培训费用,保证了培训考试的公正、合理,提高了电力调度培训效率。

摘要：将工作流引擎JBPM与电力调度培训相结合,研制出一种新型的基于Web的电力调度培训管理系统。提出电力调度培训流程,并以该流程为例阐明JBPM在流程可视化管理方面实现的步骤。介绍了JBPM工作流引擎的特点和操作规则,并设计出该系统的三层体系结构。与传统电力调度培训系统相比所不同的是业务逻辑层和数据持久层:业务逻辑层不仅含有常规的培训业务处理,还含有培训流程业务处理;在数据持久层,建立了基于本体论的多媒体库常规性数据库和流程库,流程库用于储存流程的相关数据,也是为了实现流程定制功能。最后采用基于粗糙集的培训时间及专业分布特征分析法对培训效果进行综合评价。

篇4：电力调度安全运行控制管理

【关键词】调度系统；安全运行；控制管理

1.影响电网调度系统运行安全的几种原因

1.1系统规范及环境

变电所综合自动化、无人值班变电所的实现，使调度自动化系统成为集电网测量、控制、保护等多功能为一体的管理系统。但仍沿用以前的技术标准，造成一些现行使用标准明显不能满足实际的需要。如通道不可靠、监视不完善、一次设备开关机构分合不可靠等问题。

1.2安全防护体系

从应用和连接方式来看，系统网络主要面临来自物理层面和内部计算机犯罪两大方面的问题。物理安全问题涉及主机硬件和物理线路的安全，如自然灾害、硬件故障、盗用、偷窃等，由于此类隐患而导致重要数据、口令及账号丢失。网络安全问题涉及网络层面的安全。由于联网计算机能被网上任何一台主机攻击，而网络安全措施不到位就会导致安全问题。如来自公网的攻击和威胁，由于公网上黑客、病毒盛行，网络安全的攻击与反攻击比较集中地体现在公网上。

系统安全问题涉及主机操作系统层面的安全。包括系统存取授权设置、账号口令设置、安全管理设置等安全问题。如未授权存取、越权使用、泄密、用户拒绝系统管理、损害系统的完整性等。

1.3误下命令

（1）调度员安全意识淡薄，未严格遵守规程，交接班不清或未认真了解系统运行方式，导致误下命令；在使用逐项命令，当工作量大，操作任务比较繁重时，拟写调度命令容易出现错误；在与现场进行核对的过程中，由于现场回报不清或交接班时没有对工作交接清楚就匆忙进行操作也容易造成错误。

（2）调度员安全责任心不强，使用调度术语不规范，凭经验主观判断，造成误下令。

1.4误送电

调度员未能树立起同“违章、麻痹、不负责任”安全三大敌人斗争的信念。未严格执行调度操作管理制度，工作许可及工作结束手续不清，造成误送电；当线路工作有多个工作组在工作时，工作结束时没有全部回报工作终结就送电或者用户在未得到当班调度许可就在用户专用线上工作也容易造成事故。

1.5延误送电

调度员执行意识淡薄，业务素质和心理素质差，对系统运行状况不清楚，特别在事故处理中，不知工作程序，延误对重要用户送电。

1.6管理因素

系统运行过程中，因员工工作责任心不强，未严格执行电网调度管理及操作方面的有关规定，以及不按规定进行巡视检查，并做好自动化系统的运行记录，对发现问题不及时处理，存有侥幸心理，造成不安全因素。在进行调度作业时，存在人机混杂或无定点、定人等监管措施，一些规章制度、措施执行不力，对发生的异常、未遂等不安全现象，不能及时进行分析、总结并吸取教训，造成管理不到位的现象。

2.完善系统管理的有效对策

2.1从硬件安全出发构建安全防护体系

（1）从操作管理入口着手，设定登陆和操作的权限，对管理人员进行分类和分级，其中包括系统维护人员、调度人员、现场技术人员等。可以按照对系统使用的权限来设计不同用户的使用范围。这要求在设计系统的时候就需要对不同的用户设定使用和管理规范，对非系统维护人员屏蔽某些功能，让核心数据得到应有的保护，也避免一些错误操作而造成的不必要误动或者事故。

（2）对主站数据库的安全操作。主站的系统负责的是整个系统数据的处理和指令发布，其最核心的就是实时数据库和后台数据库，实时数据库的作用就是保证系统实时数据的处理速度而形成的临时数据库，后台数据库则是设备的真正意义上的数据库和历史记录，这两个数据库按照一定的时间间隔进行数据传输和保持，操作人员应当对主站的数据库特征十分熟悉并可以准确的操作，避免错误数据的输入和系统垃圾的形成。

（3）注意保证主系统的功能和故障诊断。对于自动调度系统来说，其功能的是由不同的网络服务器实现的。在系统的建设、调试、运行的过程中一定要注意对各种服务器指标的监控，如CPU功率、网络流量、读写能力等，以此作为依据对系统进行实时的监控，并作出必要的调整，保证系统的基本功能，提高系统的安全性。还有，应合理设计系统的故障诊断功能，能够及时报错。

（4）注意计算机的防护。系统功能的实现主要依靠的是计算机，对所有的计算机而言外界的攻击和病毒都会对系统产生影响。所以在建立调度系统的时候一定要做好软硬件的防护工作，包括防火墙和病毒检测功能的增强。同时要定期对系统进行检测，做到及时发现及时处理。

2.2规范系统及运行环境的控制

加强对电网调度自动化系统的设计依据、系统体系结构配置、系统支撑软件要求、SCADA功能、历史数据管理、报表管理、高级应用软件、外部网络通信及系统性能要求等方面进行及时的规范化，以解决其造成的不安全因素。所有变电所按照无人值班变电所的要求进行设计、改造，实现四遥功能。对由于通道原因实现四遥功能暂时有困难的变电所，也要求二次的四遥功能一步到位，以节省投资，加快变电所无人值班工作的进行。

计算机系统宜设专职系统管理员，负责计算机系统的安全运行和性能优化。软件人员要定期检查、分析软件运行的稳定性和各种功能的运行情况，发现问题及时诊断处理，并作详细记录。

自动化系统设备应有可靠的接地系统，并具有防雷和防过压措施，每年应对上述装置的接地电阻进行检测，接地电阻值应符合有关规程的规定对调度自动化设备机房应按有关规定设置，并配备消防设施。

2.3作好预防误操作、误调度工作

（1）严格执行规章制度，堵绝习惯性违章。误调度、误操作事故都是因为执行规章制度不严格、不认真造成的，因此，在工作中必须养成自觉认真执行规程制度的习惯，克服习惯性违章。如调度员在受理线路工作票时，必须严格把关，仔细认真地进行审查，对工作票所列任务、安全措施及要求，逐项审核，不合格的工作票必须重新办理；下倒闸操作命令，术语要规范，并严格执行调度命令票制度。

（2）加强设备的可靠性。调度员要对电网运行方式、电网主设备的运行状况和当班需要完成的工作做到心中有数，并针对当时天气、电网运行方式和当班的主要工作，做好事故预想，提前做好应对措施，以便在发生异常时，能够及时果断进行处理。对输电线路的检修工作，要重点警示，杜绝误调度事故的发生。

2.4完善系统跟踪管理措施，加强运行管理

以“安全第一，预防为主”为宗旨，严格执行《电业安全工作规程》《电网调度自动化系统运行管理规程》《电网调度管理条例》等有关规定。同时建立有效的巡视制度，分站设备巡视由变电站运行人员负责。主站设备由调度值班人员负责，并做好自动化系统的运行记录，发现问题及时通知自动化专业人员进行处理。建立健全运行管理及安全规章制度，建立安全联防制度，将网络及系统安全作为经常性的工作。

加强工作责任心管理，防止来自内部的攻击、越权、误用及泄密。执行值班调度员要坚守岗位，在进行调度操作时应一人操作、一人监护，特别复杂的重大操作应双重监护，操作前应核对现场实际运行方式，分析负荷平衡情况，无功电压运行情况，重大操作还应进行危险点分析和事故预想。

3.结语

电力调度是一项严谨细致、持之以恒的工作。我们只有不断地努力，加化安全防护体系、规范化运行、监督管理方面采取相应措施，杜绝一切人为的误调度、误操作事故，保证电网的安全运行。

【参考文献】

[1]李晓波.论电网安全调度运行管理[J].经营管理者，2011（22）.

篇5：电力调度通讯管理标准

1范围

本标准规定了胶州市供电公司电力调度通讯管理职能，管理内容与要求，检查与考核。本标准适用于调度所电力调度通讯管理工作，是检查考核电力调度通讯岗位工作依据。2引用标准

省电力局〔1987〕山东电力系统通信管理规程。

省电力局〔1990〕山东电力系统微波运行管理规程。

3职责与权限

3.1职责

3.1.1胶州市电力系统通信由微波、通信、话务三个专业班组组成，属调度所领导，在调度所长和分管副所长领导下进行工作。

3.1.2电力系统通信主要为电力生产服务，为电力调度，继电保护、电网自动化，计算机等系统提供多种信息通道，是确保电网安全、经济调度的重要手段。

3.1.3电力系统通信网是一个整体，同时也为基建、防汛、线路检修、行政管理等业务服务。

3.1.4在调度分管所长领导下，并接受上级业务部门指导，实行各专业班组分别管理的方式进行管理工作。

3.1.5贯彻执行上级颁发的各种规程和各项规章制度。

3.1.6编制本系统通信发展规划和工作计划。

3.1.7专业班组负责对本专业所管辖的电路设备的故障处理，并组织对通信事故障碍的调查分析和制定改进措施。

3.1.8专业实行站、机、电路分工包干，建立责任制。

3.1.9组织本专业的技术培训，开展技术革新，采用新技术，不断提高电路质量和运行水平。

3.2责任

3.2.1负责所管辖通信电路的调度

3.2.2负责所管辖的通信站的运行、检修维护工作。

3.2.3负责本系统的通信业务指导。

3.3权限

3.3.1各专业班组有权对本系统电力通信业务工作进行指导。

3.3.2有权对本专业设备进行选型和对电路提出改造意见。

4管理内容与要求

4.1生产管理

4.1.1根据公司下达的计划，结合本部门的安排，编制通信、季度、月度工作计划，并组织实施。

4.1.2严格贯彻执行 “电业安全工作规程”、“电力系统通信运行管理规程”；山东电管局颁发的“通信规程”及其它部局颁发的有关规程。

4.1.3各专业班组及通信站应根据本管理标准和现场的实际需要制定以下管理制度：

4.1.3.1岗位责任制。

4.1.3.2设备巡视检查制度。

4.1.3.3设备缺陷管理制度。

4.1.3.4设备专责制度。

4.1.3.5设备定期检测制度。

4.1.3.6工具材料、仪器、仪表管理制度。4.1.3.7备品备件管理制度。4.1.3.8技术培训制度。4.1.3.9技术管理制度。4.1.3.10安全工作制度。4.1.3.11卫生清洁制度。4.1.3.12保密制度。

4.1.4通信系统设备维修和维修职责分工。

4.1.4.1主系统通信设备安装在公司，属公司产权并负责维修，电力微波通道及微波电路参数的测试工作由公司调度所负责组织实施、系统内各部门配合。

4.1.4.2地调与市调（胶州）之间的通讯设备和线路、电缆、按行政区划分，具体分界点双方协商解决。

4.1.4.3微波天线及铁塔的刷漆、维修由调度所各专业班组负责。

4.1.4.4通信用天线铁塔与避雷设施的试验由修试场高压试验人员负责。

4.1.4.5在通信与继电保护远动复用通道的公共部分上进行测试、维护工作，必须征得有关专业和调度部门的同意，方可进行工作。

4.1.4.6通信专业蓄电池的维护工作由各专业通信班负责，交直流电源必须具备自动切换装置，每月至少启停一次，每次运行应不小于10分钟，通信设备的电源电压必须保证在合格范围以内。

4.1.5修检修工作。

4.1.5.1通信人员必须严格遵守劳动纪律、履行“通信维护检修职责”，做好检测和维护工作。

4.1.5.2通信设备的正常检测、维护分为日、月、季三种，其内容按专业技术要求和运行规程实施。

4.1.5.3无人值守的通信设备检修维护周期分为每月二次。根据需要进行测试项目，重点做好机房设备的卫生清洁工作。

4.1.5.4设备出现故障，应及时检修并做好维护记录的次数。

4.1.5.5通信设备、电路每年应进行一次检修，设备大修周期一般应为三年，必须在前一年六月报主管部门审批，可根据具体情况确定大修日期，大修后设备必须符合1-2类设备指标。4.1.6通信调度管理必须实行统一管理，本公司系统通信电路由调度所调度管辖，各通信人员要服从调度命令，各专业班组团结协作，保证电路畅通。4.2技术管理

4.2.1技术资料管理

4.2.1.1微波、总机须具备通道网络图、频率图和话路分配表。4.2.1.2通信设备明细表。

4.2.1.3通信电路、设备测试表。4.2.1.4通信仪器、仪表配置明细表。4.2.1.5通信电路故障统计表。

4.2.1.6按各专业运行规程所例统一表、册、图的要求。

4.2.1.7各通信站必须具备下列技术资料设备原理、接线图、说明书及出厂记录。设备按装图、系统连接图、配线记录簿、安全记录，仪器、仪表图纸说明书。

4.3通信电路设备的运行统计和报表按各专业运行规程进行统计和计算，并于每月五日前报上月电路运行率。

5检查与考核

5.1检查周期与检查人

本标准执行情况，由调度分管副所长按月检查与考核。5.2检查内容与标准

考核内容为标准规定的责任和工作内容与要求部分。5.3考核与兑现

考核结果按胶州市供电公司经济责任制实施管理标准要求执行。

调度自动化系统管理工作标准

1范围

本标准规定了胶州市供电公司调度自动化系统管理职能，管理内容与要求，检查与考核。本标准适用于调度所调度自动化系统管理工作，是检查考核调度自动化管理岗位工作依据。2引用标准

能源部[1988]电网调度自动化系统实用化要求能源部〔1987〕电力系统远动运行管理规程

[DL 516—93]电网调度自动化系统运行管理规程省电管局〔1989〕山东电网远动考核暂行办法 3职责与权限

3.1职能分工

3.1.1胶州市调度自动化远动班，属调度所长和分管所长直接领导，并接受地调通讯自动化科的业务指导。

3.1.2调度自动化系统是提高调度运行管理水平的重要手段，是电网调度自动化系统的核心。

3.1.3调度自动化班为调度提供稳定、准确、可靠的信息，为确保电网安全经济、多供少损打下坚实基础。

3.1.4调度自动化系统分设调度端和所两端，是紧密联系的整体，采用统一领导，分级管理。3.1.5调度端和各变电站的自动化设备装置属调度自动化班管理。3.1.6自动化系统所使用的微波、电缆等电路通道，职责分工按各自的配线架为分工点和已明确的分工点实施。

3.1.7自动化系统的功率总加遥测点按公司（所）规定实施。3.2责任

3.2.1负责调度所使用的自动化设备的运行和检测维护工作。

3.2.2贯彻和执行上级颁发的规程要求，并按规程进行自动化系统的运行、维护和管理工作。

3.2.3参加制定调度自动化规划的设计和新建、扩建工程设计。

3.2.4负责本系统电网所使用的新按装自动化（远动）设备投运前的检查和验收工作。3.2.5编制改进工程和工作计划，并组织实施。3.3权限

对所需自动化设备选型和根据实际需要编写和改进计算机程序。4管理内容与要求

4.1管理内容

4.1.1建立健全岗位责任制和设备专责制。

4.1.2建立仪表、仪器、备品,备件、使用台帐。4.1.3保存好技术资料、图纸、说明书等资料。

4.1.4建立定期巡视、检测、设备维修、故障处理制度。

4.1.5运行中的自动化（远动）设备主机，必须按照运行规程所规定的事项进行检验统计，按规程要求进行上报。4.2管理要求

4.2.1不发生各类责任事故。

4.2.2自动化（远动）装置可用率高于99.8%。4.2.3遥测合格率为100%。5检查与考核

5.1检查周期与检查人

本标准执行情况，由调度分管副所长按月检查与考核。5.2检查内容与标准

考核内容为标准规定的责任和工作内容与要求部分。5.3考核与兑现

篇6：华中电力系统调度管理规程

2007-11-20发布 2008-01-01实施

华中电网有限公司发布

前言┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈Ⅱ 1 范围┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈1 2 规范性引用文件┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈1 3 术语和定义┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈2 4 总则┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈5 5 调度系统┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈5 6 调度机构┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈6 7 调度管辖范围┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈7 8 调度规则┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈7 9 调度指令┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈8 10 系统操作┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈9 11 事故处理┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈12 12 调度汇报┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈18 13 调度计划┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈19 14 水库调度┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈22 15 频率与电压┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈24 16 系统稳定┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈25 17 继电保护及安全自动装置┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈27 18 调度自动化┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈29 19 电力通信┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈29 20 并网调度┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈30 21 统计报表┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈31 附录A（资料性附录）华中电力系统年运行方式主要内容┈┈┈┈┈┈┈┈33 附录B（规范性附录）华中网调调度管辖一次设备┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈35 附录C（规范性附录）华中电力系统内国调调度管辖设备┈┈┈┈┈┈┈┈41 附录D（规范性附录）华中电力系统内国调调度许可及紧急控制设备┈43 附录E（规范性附录）华中网调调度许可设备┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈44 附录F（规范性附录）华中网调委托省调调度管辖设备┈┈┈┈┈┈┈┈45 附录G（资料性附录）月、日调度计划主要内容┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈47 附录H（规范性附录）网供及联络线电力、电量监视点┈┈┈┈┈┈┈48 附录I（规范性附录）并网资料┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈49 附录J（资料性附录）华中电力调度生产日报主要内容┈┈┈┈┈┈┈54 附录K（资料性附录）华中电力调度生产周报主要内容┈┈┈┈┈┈┈55 附录L（资料性附录）华中电力调度生产旬报主要内容┈┈┈┈┈┈┈56 附录M（资料性附录）华中电力调度生产月报主要内容┈┈┈┈┈┈┈┈57

前言

为加强华中电力系统电力调度管理，保障电力系统安全，适应经济社会的协调发展和人民生活的用电需要，维护电力使用者、投资者和经营者的合法权益，依照《电网调度管理条例》，制定本规程。

本规程的附录B、附录C、附录D、附录E、附录F、附录H和附录I为规范性附录。

本规程的附录A、附录G、附录J、附录K、附录L、附录M为资料性附录。本规程附录内容的变动，以新发布的文件为准。本规程由华中电网有限公司提出。

本规程由华中电力调度通信中心归口并负责解释。本规程起草单位：华中电力调度通信中心。

本规程主要起草人员：李群山、崔云生、黄争平、凌卫家II

华中电力系统调度管理规程范围

本规程规定了华中电力系统电力调度管理工作的基础性原则。本规程适用于华中电力系统内发电、输电、配电、售电、用电及其他活动中与电力调度有关的行为。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。凡是注日期的引用文件，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。然而，鼓励根据本规程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规程。

中华人民共和国主席令第60号中华人民共和国电力法

国务院令第115号电网调度管理条例国务院令第432号电力监管条例

GB 17621-1998 大中型水电站水库调度规范 GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 GF-2003-0512 并网调度协议（示范文本）

SD 108-1987 继电保护及电网安全自动装置检验条例 SD 141 电力系统技术导则(试行)SD 325-1989 电力系统电压和无功电力技术导则 DL 548 电力系统通信站防雷运行管理规程 DL 755 电力系统安全稳定导则

DL/T 516 电力调度自动化系统运行管理规程

DL/T 544 电力系统通信管理规程

DL/T 559 220-500kV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 584 3-110kV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 623 电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程 DL/T 684 大型发电机变压器组继电保护整定计算导则 DL/T 723 电力系统安全稳定控制技术导则 DL/T 800-2001 电力企业标准编制规则 DL/T 961 电网调度规范用语

国电调[2001]532号国家电力公司电力通信统计管理办法国电调[2002]149号全国互联电网调度管理规程（试行）

国家电网生[2003]298号电网调度系统安全性评价（网、省调部分）国家电网总[2003]407号安全生产工作规定

国通运[2004]158号国家电网公司一级骨干通信电路故障处理规定国调中心调技[2005]37号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

国家电网安监[2005]83号国家电网公司电力安全工作规程（变电站和发电厂电气部分）（试行）

国家电网安监[2005]83号国家电网公司电力安全工作规程（电力线路部分）（试行）

国家电网安监[2005]145号国家电网公司电力生产事故调查规程国调中心调技[2006]43号国家电网调度系统重大事件汇报规定国家电网调[2006]161号国家电网公司电力系统安全稳定计算规定术语和定义

下列术语和定义适用于本标准。3.1 电力系统

由发电、输电、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、调度自动化、电力通信、电力市场技术支持系统等二次设备组成的统一整体。

华中电力系统是由河南、湖北、湖南、江西、四川、重庆等六省（直辖市）电力系统组成的跨省（直辖市）电力系统。3.2 电力系统运行

在统一指挥下进行的电能的生产、输送和使用。3.3 电力调度机构

对电力系统运行进行组织、指挥、指导和协调的机构，在电力系统运行中行使调度权。3.4 电力调度

电力调度机构（以下均简称为调度机构）为保障电力系统安全、优质、经济运行和电力市场规范运营，促进资源的优化配置和环境保护，对电力系统运行进行的组织、指挥、指导和协调。3.5

电网企业

负责电网运行和经营的电力企业。3.6 发电企业

并入电网运行的(拥有单个或数个发电厂的)发电公司。3.7 独立小电力系统

与大电网不相连接的孤立运行的地区电力系统或县电力系统。3.8 电力用户

电网企业向其供电的个人或企业等社会组织。3.9 电力调度系统

包括各级调度机构和有关运行值班单位。运行值班单位指发电厂、变电站（含换流站、开关站）、大用户配电系统等的运行值班单位。3.10 电力调度管理

调度机构为确保电力系统安全、优质、经济运行，依据有关规定对电力系统生产运行、电力调度系统及其人员职务活动所进行的管理。一般包括调度运行管理、调度计划管理、继电保护及安全自动装置管理、电网调度自动化管理、电力通信管理、水电厂水库调度管理、调度系统人员培训管理等。3.11 4

调度系统值班人员

包括各级调度机构的值班调度人员和有关运行值班单位的运行值班人员。3.12 调度管辖范围

电力系统设备运行和操作指挥权限的范围。3.13 调度许可

设备由下级调度机构调度管辖，但在进行该设备有关操作前，下级调度机构值班调度人员应向上级调度机构值班调度人员申请，征得同意。3.14 委托调度

一方委托他方对其调度管辖的设备进行运行和操作指挥的调度方式。3.15 国调紧急控制设备

电力系统紧急情况下国调值班调度人员可直接下令进行调整的非国调调度管辖或调度许可的运行设备。正常情况下，该设备由相关网（省）调进行调度管理。3.16 调度指令

值班调度人员对其下级调度机构值班调度人员或调度管辖厂站运行值班人员发布的强制执行的决定。

3.17 操作指令

值班调度人员发布的有关操作的调度指令。3.18 逐项操作令

值班调度人员发布的按顺序逐项执行的操作指令，要求受令人按照指令的操作步骤和内容按顺序逐项进行操作。3.19 综合操作令

值班调度人员发布的不涉及其他厂站配合的综合操作任务的操作指令。其具体的操作步骤和内容，均由运行值班人员按规程自行拟订。3.20 状态令

值班调度人员发布的只明确设备操作初态和终态的一种操作指令。其具体操作内容和步骤，由厂站运行值班人员依据调度机构发布的操作状态令定义和现场运行规程拟订。3.21 许可操作

在改变电气设备的状态和运行方式前，由有关人员根据有关规定提出操作项目，值班调度人员同意其操作。3.22 负荷备用容量

为平衡负荷预计误差和瞬时负荷波动而预留的备用容量。3.23 事故备用容量

为防止系统中发输电设备故障造成电力短缺而预留的备用容量。3.24 检修备用容量

为完成发输电设备检修任务而预留的备用容量。3.25 计划检修

电力设备列入、月度计划进行的检修、维护、试验等。3.26 临时检修

非计划性的检修，如因设备缺陷、设备故障或事故后进行的设备检查等检修。3.27 PSS 一次调频

并网机组具备的通过原动机调速器来调节发电机组转速，以使驱动转矩随系统频率而变动的功能。3.28 特殊运行方式

电厂或电网接线方式与正常运行方式（包括正常检修方式）有重大变化时，电厂或电网相应的运行方式。

3.29 黑启动

整个电力系统因故障停运后，在无外来电源供给的情况下，通过系统中具有自启动能力机组的启动，带动无自启动能力的机组，逐步扩大电力系统的恢复范围，最终实现整个电力系统的恢复。3.30 安全自动装置

在电力系统中发生故障或异常运行时，起自动控制作用的装置。如自动重合闸、备用电源和备用设备自动投入、自动切换负荷、自动低频（低压）减载、电厂事故自动减出力、事故切机、电气制动、水轮发电机自动起动、调相改发电、抽蓄水改发电、自动解列及自动调节励磁等。3.31 水调自动化系统

由水电厂内采集水文、气象和水库运行信息的子站、调度机构内对水库运行进行监视、预报、调度和管理的主站及相应的数据传输通道构成的系统。3.32 保护及故障信息管理系统

由厂站内的收集继电保护装置动作信息及故障录波信息的子站、具有管理和分析功能的主站及相应的数据传输通道所组成的系统。3.33 调度自动化系统

由采集电网和电厂运行信息及完成控制功能的子站、调度机构内具有分8

析、应用、管理功能的主站和相应的数据传输通道构成的为电力调度管理服务的系统。一般包括数据采集与监控系统（SCADA）、能量管理系统（EMS）、调度员培训仿真系统（DTS）、电力调度数据网络系统、电能量计量系统、电力市场运营系统、水调自动化系统、电力系统实时动态稳定监测系统、调度生产管理信息系统（DMIS）、配电管理系统(DMS)系统、电力二次系统安全防护系统、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、相关二次回路等）等。3.34 电力通信网

由各种传输、交换、终端等设备组成的电力系统专用通信网络，包括基础网（光纤、数字微波、电力线载波、接入系统等）、支撑网（信令网、同步网、网管网等）和业务网（数据通信网络、交换系统、电视电话会议系统等）。3.35 电力通信机构

电网企业内归口负责组织、指挥、指导、协调电力通信运行和管理工作的机构。它履行调度管辖范围内电力通信网的调度权。4 总则

4.1 电力调度坚持安全第一、预防为主的方针。华中电力系统内各电网企业及其调度机构、发电企业、电力用户有责任共同维护电力系统的安全稳定运行。

4.2 电力调度应符合电力系统运行的客观规律和社会主义市场经济规律的要求。

4.3 电力调度实行统一调度，分级管理。4.4 电力调度应公开、公平、公正。

4.5 任何单位和个人均不应非法干预电力调度活动。

4.6 华中电力系统的调度运行管理、调度计划管理、继电保护及安全自动装置管理、电网调度自动化管理、电力通信管理、水电厂水库调度管理、调度系统人员培训管理及其他与电力调度管理相关的行为，均应遵守本规程。4.7 网调依照本规程所制定的关于华中电力系统继电保护及安全自动装置、调度自动化、电力通信的调度管理规程，与本规程具有同等效力。4.8 省调应依照本规程制定本省（直辖市）电力系统调度管理规程。4.9 违反本规程的单位和个人，按《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《电力监管条例》有关条款承担相应责任。5 调度系统

5.1 华中电力调度系统包括华中电力系统内各级调度机构和有关运行值班单位。

5.2 华中电力系统设置四级调度机构，即：

──华中电力调度机构（以下简称网调）；

──省（直辖市）电力调度机构（以下均简称省调）； ──省辖市（地区）电力调度机构（以下均简称地调）； ──县（县级市）电力调度机构（以下均简称县调）。

5.3 发电厂、变电站、大用户配电系统应根据设备运行的要求设立运行值10

班单位。

5.4 调度系统值班人员应经培训，并经有资格的单位考核合格方可上岗。离开运行岗位3个月及以上的调度系统值班人员，应经过熟悉设备系统、熟悉运行方式的跟班实习，并经考试合格后，方可再上岗值班。

5.5 直接与调度机构进行调度业务联系的运行值班人员，应参加由相应调度机构组织的有关调度管理规程及电网知识的考试，考试合格，取得该调度机构颁发的《调度运行值班合格证书》后，方可与调度机构进行调度业务联系。对同时接受多级调度机构调度指令的厂站，由最高一级调度机构负责该厂站运行值班人员《调度运行值班合格证书》的颁发和管理，并负责组织、协调其考试工作。

5.6 有权接受调度指令的调度系统值班人员名单应报上级调度机构，上级调度机构调度人员名单应通知下级调度机构和有关运行值班单位。6 调度机构 6.1 机构设置

6.1.1 电网企业应设置调度机构。调度机构应设置调度、运行方式、调度计划、水库调度、继电保护、调度自动化、电力通信、技术管理、综合管理等专业。

6.1.2 调度机构应按规定配备足够的人员和满足调度机构履行职责所需要的设施。

6.1.3 调度机构的任务是：

a)保证电力系统安全稳定运行，按照电力系统运行客观规律和相关规定保证电力系统连续、正常运行，使电能质量指标符合国家规定的

标准；

b)按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电力系统的发输变电设备能力，以最大限度地满足用户的用电需要； c）按照电力市场调度规则，依据相关合同或者协议，维护各方的合法权益。

6.2 网调的职责和权限 6.2.1接受国调的调度指挥。

6.2.2 负责对华中电力调度系统实施调度管理。6.2.3 负责指挥调度管辖系统的运行、操作和事故处理。

6.2.4 负责指挥华中电力系统调频、调峰及调度管辖系统电压调整。6.2.5 负责组织实施华中区域电力市场中短期和实时交易。

6.2.6 负责组织编制和执行调度管辖系统年、月、日运行方式，执行国调下达的运行方式。

6.2.7 负责编制和执行调度管辖系统月、日发供电调度计划，执行国调下达的发供电调度计划。

6.2.8 负责华中电力系统的稳定管理，组织稳定计算，编制调度管辖系统安全稳定控制方案。

6.2.9 负责华中电力系统继电保护、电力通信、调度自动化的专业管理，负责调度管辖系统的继电保护及安全自动装置（以下统称保护装置）、自动化设备的运行管理，负责网公司通信机构调度管辖范围内电力通信设备或电路的运行管理。

6.2.10 负责调度管辖水电厂水库发电调度工作，编制水库调度方案。

6.2.11 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。

6.2.12 参与华中电力系统的规划及工程设计审查。6.2.13 负责签订、执行调度管辖发电厂并网调度协议。6.2.14 行使上级电网管理部门及国调授予的其他职责。6.3 安全管理

6.3.1 调度机构应制定本机构安全生产工作总体和分层控制目标及措施，并建立安全生产保证体系和安全生产监督体系。

6.3.2 调度机构应建立和落实本机构各级、各类人员安全生产责任制。6.3.3 调度机构应编制和落实本机构反事故措施计划和安全技术劳动保护措施计划。

6.3.4 调度机构应按规定进行调度系统安全性评价。

6.3.5 调度机构应按“事故原因不清楚不放过，事故责任者和应受教育者没有受到教育不放过，没有采取防范措施不放过，事故责任者没有受到处罚不放过”的原则，组织或参与电网事故、障碍及未遂的调查分析。6.3.6 调度机构应定期进行有针对性的反事故演习。网、省调每年至少组织进行一次不少于两级调度机构参加的联合反事故演习。6.3.7 调度机构应编制突发事件应急预案并定期演练。6.4 专业管理

6.4.1 调度机构应建立专业管理体系，制定专业管理标准和制度。6.4.2 调度机构各专业部门应按照调度管辖范围，履行专业管理中涉及到的规划设计、设备配置原则、新设备启动试验、运行检修、事故分析、消缺

反措及技术改造等方面的技术职责。

6.4.3 调度机构应编制电力系统运行方式。华中电力系统运行方式主要内容见附录A。

6.4.4 调度机构负责调度管辖系统的调度运行指标考核工作。

6.4.5 调度机构应建立培训工作制度，制定专业技术人员培训大纲，制定并落实专业培训计划。

6.4.6 调度机构应开展科学技术研究工作，推广、应用新技术，提高专业技术和管理水平。

6.4.7 调度机构应开展调度管理信息化工作，实现调度管理信息共享。7 调度管辖范围

7.1 一次设备调度管辖范围

7.1.1 网调调度管辖的一次设备范围（见附录B）包括：

a）华中电力系统内国调调度管辖范围（见附录C）以外的全部500kV发输变电设备及其相应的无功补偿装置； b）220kV省间联络线； c）部分接于220kV系统的电厂。

7.1.2 华中电力系统内除国调、网调调度管辖范围以外的一次设备由省调、地调、县调三级调度机构分级调度管辖。

7.1.3 调度机构调度管辖设备的状态和方式的改变，如影响上级调度机构调度管辖设备的安全运行，该设备属上级调度机构的调度许可设备。调度机构应书面明确本机构调度许可设备范围。国调调度许可及紧急控制设备见附录D。网调调度许可设备见附录E。

7.1.4 网调委托省调调度管辖设备按网调调度许可设备进行管理。网调委托省调调度管辖设备见附录F。7.2 保护装置调度管辖范围

7.2.1保护装置的调度管辖范围与相应调度机构调度管辖的一次设备范围相对应。

7.2.2调度机构单独使用的保护及故障信息管理系统主站设备和子站设备，由该调度机构调度管辖。

7.2.3 多级调度机构共用的保护及故障信息管理系统子站设备，由使用该设备的最高一级调度机构调度管辖。7.3 调度自动化设备调度管辖范围

7.3.1 调度机构调度自动化主站设备，由该调度机构调度管辖（属上级调度机构调度管辖的除外）。

7.3.2

多级调度机构调度的厂站中多级调度机构共用的厂站端调度自动化设备，由最高一级调度机构调度管辖。国调调度管辖厂站的调度自动化设备调度管辖范围划分按国调规定执行。

7.3.3调度自动化系统数据传输通道由相关通信机构调度管辖。7.3.4 除7.3.1、7.3.2、7.3.3条规定的情况外，各级调度机构的调度自动化设备调度管辖范围与相应调度机构调度管辖的一次设备范围相对应。7.4 电力通信调度管辖范围 7.4.1 通信机构的调度管辖范围为：

a)本电网企业使用的全部业务通道； b)本电网企业负责组网的通信设备；

c)同级调度机构调度管辖的厂站内非组网通信设备及线路上的架空地线复合光缆（以下简称OPGW）；

d)上级通信机构指定由本通信机构调度管辖的通信设备。上述a)、b)、c)款中不包括上级通信机构已明确由其他通信机构调度管辖的通信设备。8 调度规则

8.1 各级调度机构在电力调度业务活动中是上、下级关系，下级调度机构应服从上级调度机构的调度。

8.2 调度机构调度管辖范围内的运行值班单位，应服从该调度机构的调度。8.3 未经调度机构值班调度人员许可，任何人不应操作该调度机构调度管辖范围内的设备。电力系统运行遇有危及人身、设备安全的情况时，有关运行值班单位的值班人员按照相关规定处理，并立即报告有关调度机构的值班调度人员。

8.4 调度许可设备的操作，操作前应经相应调度机构值班调度人员许可。当发生紧急情况时，允许下级调度机构的值班调度人员不经上级调度机构许可进行许可设备的操作，但应及时向上级调度机构汇报。

8.5 调度机构调度管辖设备运行状态的改变，对下级调度机构调度管辖的设备有影响时，操作前、后应及时通知下级调度机构值班调度人员。8.6 属厂站管辖设备的操作，如影响到调度机构调度管辖设备运行的，操作前应经调度机构值班调度人员许可。

8.7 发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，值班调度人员可直接(或者通过下级调度机构的值班调度人员)越级向下级调度机构调度管辖的发电16

厂、变电站等运行值班单位发布调度指令，并告知相应调度机构。8.8 调度机构应执行经政府批准的事故限电序位表及保障电力系统安全运行的限电序位表。

8.9 网调调度许可设备的许可规则如下：

8.9.1 改变网调调度许可设备运行状态的工作，或虽不改变设备运行状态但对网调调度管辖设备的运行有影响的工作，相关省调应向网调履行检修申请、审批手续。

8.9.2 省调申请调度许可时，应同时提出对网调调度管辖设备的影响及相应的要求。

8.9.3 网调进行调度许可时，应将对网调调度管辖设备的影响及网调采取的措施告知省调，对省调调度管辖设备的影响由省调自行考虑。

8.10 非网调调度许可设备，如进行下列工作，省调应履行与网调调度许可设备相同的检修申请、审批手续，并在操作前得到网调值班调度人员的许可。

a)影响网调调度管辖稳定控制装置（系统）切机、切负荷量的工作； b)影响网调控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的工作； c)影响网调直调电厂开机方式或发电出力的工作； d)影响网调调度管辖保护装置定值的工作。

8.11 调度自动化、电力通信设备的调度许可规则如下：

8.11.1 调度机构调度自动化系统主站设备的操作，如影响上级调度机构调度管辖的调度自动化系统运行或信息完整准确，操作前应得到上级调度机构的许可。

8.11.2 通信机构调度管辖的电力通信设备的状态或方式的改变，如影响上

级通信机构调度管辖的电力通信设备的运行方式或传输质量，操作前应得到上级通信机构的许可。

8.11.3 调度自动化、电力通信设备的下列操作，操作前应得到值班调度人员的许可。

a)影响一次设备正常运行的； b)影响保护装置正常运行的；

c)影响电力调度业务正常进行的其他操作。9 调度指令

9.1值班调度人员是电力系统运行、操作和事故处理的指挥员，值班调度人员按照规定发布调度指令，并对所发布调度指令的正确性负责。接受调度指令的调度系统值班人员应执行调度指令，并对执行指令的正确性负责。调度系统值班人员发布和执行调度指令，受法律保护，并承担相应的责任。任何单位和个人不应干预调度系统值班人员下达或执行调度指令。

9.2 发布调度指令时，发布和接受调度指令的调度系统值班人员应先互报单位和姓名。发布调度指令应准确清晰，发布指令的全过程（包括对方复诵指令）和听取指令的汇报时，都应使用电网调度规范用语和普通话，并执行发令、复诵、录音、记录和汇报制度。

9.3 接受调度指令的调度系统值班人员认为执行调度指令将危及人身、设备或系统安全的，应立即向发布调度指令的值班调度人员提出拒绝执行的意见，由其决定该指令的执行或者撤销。

9.4 电网企业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人员。非调度机构负责人，不应直接要求值班调度18

人员发布调度指令。

9.5 下级调度机构的负责人、电网企业、发电企业以及电厂、变电站、电力用户的负责人，对值班调度人员发布的调度指令有不同意见时，可向发布该指令的调度机构提出，调度机构采纳或者部分采纳所提意见，应由调度机构负责人将意见通知值班调度人员，由其更改调度指令并发布。但在得到答复前，调度系统值班人员应执行原调度指令。

9.6

对于不按调度指令用电者，值班调度人员应予以警告，经警告拒不改正的，可以根据电网安全的需要，下令暂时部分或全部停止向其供电。对于不按调度指令发电的发电厂，值班调度人员应予以警告；经警告拒不改正的，值班调度人员可以根据电网安全的需要，经请示调度机构负责人同意后，下令暂时停止该发电厂部分或全部机组并网运行。对于不满足电网企业并网条件的发电企业、独立小电力系统，调度机构可以拒绝其并网运行，擅自并网的，可下令其解列。

9.7 当发生违反调度规程的行为时，相关调度机构应立即组织调查，依据相关法律、法规和规定处理。10 系统操作 10.1 操作制度

10.1.1 设备进行操作前，值班调度人员应填写操作指令票。两个或两个以上的单位共同完成的操作任务，应填写逐项操作指令票；仅由一个单位完成的操作任务，应填写综合操作指令票。逐项操作指令票和综合操作指令票应分别统一编号。

10.1.1.1 填写操作指令票应以检修工作申请票、运行方式变更通知单、稳

定措施变更通知单、继电保护通知单、日调度计划、试验或调试调度方案等为依据。

10.1.1.2 填写操作指令票前，值班调度人员应与有权进行调度业务联系的运行值班人员核对有关一、二次设备状态。

10.1.1.3 填写操作指令票应做到任务明确、票面清楚整洁，使用设备的双重名称（设备名称和编号）。每张操作票只能填写一个操作任务。逐项操作指令票和综合操作指令票可采用状态令的形式填写。

10.1.1.4 操作指令票应经过拟票、审票、预发、执行四个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成。

10.1.2 有计划的操作，值班调度人员应提前4小时将操作指令票预发给操作单位。运行值班人员应了解操作目的和操作顺序，依据调度机构下达的操作指令票填写现场操作票，如有疑问应向值班调度人员询问清楚。10.1.3 值班调度人员发布操作指令时，应给出“发令时间”。“发令时间”是值班调度人员正式发布操作指令的依据，运行值班人员未接到“发令时间”不应进行操作。

10.1.4 运行值班人员操作结束后，应汇报已执行项目和“结束时间”。“结束时间”是现场操作执行完毕的依据。

10.1.5 在操作过程中，运行值班人员如听到调度电话铃声，应立即停止操作，并迅速接电话，如电话内容与操作无关则继续操作。

10.1.6 逐项操作指令票应逐项发令、逐项操作、逐项汇报。在不影响安全的情况下，可将连续几项由同一单位进行的同一类型操作，一次按顺序下达，运行值班人员应逐项操作，一次汇报。

10.1.7 下列操作，值班调度人员可不必填写操作指令票，但应作好记录。

a）事故处理；

b）拉合单一的开关、刀闸、接地刀闸； c）投入或退出一套继电保护或安全自动装置； d）更改系统稳定措施；

e）机组由运行转为停机备用或由备用转为开机并网； f）投退AGC、PSS、一次调频功能。10.1.8 操作前应考虑如下问题：

a）系统运行方式改变的正确性，操作时可能引起的系统潮流、电压、频率的变化，有功、无功功率平衡及必要的备用容量；

b）继电保护或安全自动装置的投退、系统稳定措施的更改是否正确； c）变压器中性点接地方式是否符合规定； d）变压器分接头位置，无功补偿装置投入情况；

e）设备送电操作前应核实设备检修的所有工作已结束，相关检修工作申请票均已终结，设备具备送电条件，并与检修票、方式单、现场实际进行核对；

f）对电力通信、调度自动化的影响。

10.1.9 系统操作不宜在下列时间进行，特殊情况下进行操作应有相应的安全措施。

a）交接班时；

b）雷雨、大风、大雾等恶劣天气时； c）系统发生事故时；

d）通信中断或调度自动化设备异常影响操作时。10.2 设备停、送电操作一般规定

10.2.1 停电操作时，先操作一次设备，再退出继电保护。送电操作时，先投入继电保护，再操作一次设备。

10.2.2 对于常规稳控装置，停电操作时，先按规定退出稳定措施，再进行一次设备操作；送电操作时，先操作一次设备，设备送电后，再按规定投入稳定措施。

10.2.3 对于微机稳控装置，停电操作时，一次设备停电后，由运行值班人员随继电保护的操作退出保护启动稳控装置的压板及稳控装置相应的方式压板；送电操作时，随继电保护的操作投入保护启动稳控装置的压板及稳控装置相应的方式压板，再操作一次设备。10.3 并列与解列操作一般规定 10.3.1 系统并列条件：

a)相序相同；

b)频率差不大于0.1Hz；

c)并列点两侧电压幅值差在5%以内。10.3.2 并列操作应使用准同期并列装置。

10.3.3 解列操作时，应先将解列点有功潮流调至接近零，无功潮流调至尽量小，使解列后的两个系统频率、电压均在允许范围内。10.4 合环与解环操作一般规定

10.4.1 合环前应确认合环点两端相位一致。

10.4.2 合环前应将合环点两端电压幅值差调整到最小，500kV系统不宜超过22

40kV，最大不应超过50kV，220kV系统不宜超过30kV，最大不应超过40kV。10.4.3 合环时，合环角差不应大于25度，合环操作宜经同期装置检定。10.4.4 合环(或解环)操作前，应先检查相关设备（线路、变压器等）有功、无功潮流，确保合环(或解环)后系统各部分电压在规定范围以内，通过任一设备的功率不超过稳定规定、继电保护及安全自动装置要求的限值等。10.4.5 合环(或解环)后应核实线路两侧开关状态和潮流情况。10.5 开关操作一般规定

10.5.1 开关合闸前应检查继电保护已按规定投入。开关合闸后，应确认三相均已合上，三相电流基本平衡。

10.5.2 用旁路开关代其他开关运行时，应先将旁路开关保护按所带设备保护定值整定并投入。确认旁路开关三相均已合上后，方可拉开被代开关，最后拉开被代开关两侧刀闸。

10.5.3 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，应同时进行三相操作，不应进行分相操作。10.6 刀闸操作一般规定

10.6.1 可用刀闸进行下列操作：

a)拉、合电压互感器和避雷器(无雷雨、无故障时)； b)拉、合变压器中性接地点；

c)拉、合经开关或刀闸闭合的旁路电流(在拉、合经开关闭合的旁路电流时，应先退出开关操作电源)； d)拉、合一个半开关接线方式的母线环流。e)拉、合一个半开关接线方式的站内短线。

10.6.2 不宜进行500kV刀闸拉、合母线操作，如需进行此类操作须经网、省电网企业主管生产领导同意。

10.6.3 不应用刀闸拉、合500kV线路并联电抗器、空载变压器、空载线路。10.7 线路操作一般规定

10.7.1 220kV及以上电压等级线路停、送电操作时，都应考虑电压和潮流变化，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，停、送电线路末端电压不超过允许值，长线路充电时还应防止发电机自励磁。10.7.2 500kV线路停、送电操作时，如一侧为发电厂、一侧为变电站，宜在变电站侧停、送电，发电厂侧解、合环(或解、并列)；如两侧均为变电站或发电厂，宜在电压低的一侧停、送电，电压高的一侧解、合环(或解、并列)。10.7.3 线路停电时，应在线路两侧开关拉开后，先拉开线路侧刀闸，后拉开母线侧刀闸。对于一个半开关接线的厂站，应先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。当线路需转检修时，应在线路可能受电的各侧都停止运行，相关刀闸均已拉开后，方可在线路上作安全措施；反之在未全部拆除线路上安全措施之前，不允许线路任一侧恢复备用。

10.7.4 线路送电时，应先拆除线路上安全措施，核实线路保护按要求投入后，再推上母线侧刀闸，后推上线路侧刀闸，最后合上线路开关。对于一个半开关接线的厂站，应先合上母线侧开关，后合上中间开关。

10.7.5 220kV及以上电压等级线路检修完毕送电时，应采取相应措施，防止送电线路充电时发生短路故障，引起系统稳定破坏。

10.7.6 新建、改建或检修后相位可能变动的线路首次送电前应校对相位。10.8 变压器操作一般规定

10.8.1 变压器并列运行条件： a)接线组别相同；

b)电压比相等(允许差5%)； c)短路电压相等(允许差5%)。

当电压比和短路电压不符合时，经过计算，在任何一台变压器不会过负荷的情况下，允许并列运行。

10.8.2 变压器充电前，变压器继电保护应正常投入。10.8.3 变压器充电或停运前，应推上变压器中性点接地刀闸。

10.8.4 并列运行的变压器，在倒换中性点接地刀闸时，应先推上未接地的变压器中性点接地刀闸，再拉开另一台变压器中性点接地刀闸。

10.8.5 大修后的变压器在投入运行前，有条件者应采取零起升压，对可能造成相位变动者应校对相位。

10.8.6 变压器投入运行时，应先合电源侧开关，后合负荷侧开关。停运时操作顺序相反。500kV联变宜在500kV侧停(送)电，在220kV侧解(合)环或解(并)列。

10.9 500kV线路并联电抗器操作一般规定

10.9.1 线路并联电抗器送电前，线路电抗器保护、远跳及过电压保护应正常投入。

10.9.2 拉、合线路并联电抗器刀闸应在线路检修状态下进行。10.10 发电机操作一般规定

10.10.1 发电机在开机前、停机后进行有关项目的检查。10.10.2 发电机应采取准同期并列。

10.10.3 发电机正常解列前，应先将有功、无功功率降至最低，再拉开发电机开关，切断励磁。10.11 母线操作一般规定

10.11.1 母线充电前，应核实母线保护已正常投入。

10.11.2 用母联开关向母线充电时，运行值班人员在充电前应投入母联开关充电保护，充电正常后退出充电保护。

10.11.3 母线倒闸操作时，应考虑对母线差动保护的影响和二次压板相应的倒换。

10.11.4 母线倒闸操作的顺序和要求按现场规程执行。10.12 零起升压操作一般规定

10.12.1 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，发电机保护完整可靠投入，并退出联跳其他非零起升压回路开关的压板。10.12.2 升压线路保护完整可靠投入，退出联跳其他非零起升压回路开关的压板，线路重合闸退出。

10.12.3 对主变压器或线路串变压器零起升压时，变压器保护应完整可靠投入，退出联跳其他非零起升压回路开关的压板，变压器中性点应直接接地。10.12.双母线中的一组母线进行零起升压时，母差保护应采取措施，防止母差保护误动作。母联开关及两侧刀闸断开，防止开关误合造成非同期并列。

10.12.5 允许零起升压的500kV线路及升压方式见表1。

表1 允许零起升压的500kV线路及升压方式

线路名称葛玉线葛双Ⅱ回线葛岗线葛换Ⅰ、Ⅱ回线清换线五岗线五民线三牌线水渔Ⅰ、Ⅱ回线零起升压接线方式大江一台机大江一台机大江一台机大江一台机隔河岩一台机五强溪一台机五强溪一台机三板溪两台机水布垭一台机 11 事故处理 11.1 事故处理制度

11.1.1 网调值班调度人员是华中电力系统事故处理的总指挥，各级调度机构按其调度管辖范围划分事故处理权限和责任，并在事故发生和处理过程中及时互通情况、协调配合。

11.1.2 事故处理时，调度系统值班人员应遵循以下原则：

a)迅速限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备安全的威胁；

b)保持正常设备的运行和对重要用户及厂用电的正常供电； c)尽快将解网部分恢复并网运行； d)恢复对已停电的地区或用户供电； e)调整系统运行方式，使其恢复正常。

11.1.3 当电力系统运行设备发生异常或故障时，运行值班人员应立即向相应调度机构值班调度人员汇报。调度机构调度管辖设备的事故处理，应严格执行相应调度机构值班调度人员的指令(允许不待调度指令可自行处理者除外)。

11.1.4 厂站运行值班人员可不待调度指令自行进行以下紧急操作，同时应将事

故与处理情况简明扼要地报告值班调度人员。a)将直接对人身安全有威胁的设备停电； b)当厂站用电部分或全部停电时，恢复其电源； c)将故障停运已损坏的设备隔离；

d)其他在厂站现场规程中规定可不待调度指令自行处理的紧急情况。11.1.5 设备故障时，运行值班人员应立即向值班调度人员简要汇报一次设备的状态，经检查后再详细汇报如下内容： a)保护装置动作及通道运行情况； b)设备外部有无明显缺陷及事故象征； c)故障录波器、故障测距装置动作情况； d)其他相关设备状态及潮流情况。

11.1.6 值班调度人员应根据保护装置动作情况及频率、电压、潮流变化等情况，判断事故地点及性质。处理事故应沉着、果断。

11.1.7 调度管辖范围内发生下列故障时，值班调度人员应立即向上级调度机构值班调度人员汇报。

a)上级调度机构调度许可设备故障；

b)影响上级调度机构调度管辖稳定控制装置（系统）切机、切负荷量的；

c)影响上级调度机构控制输电断面（线路、变压器）稳定极限的； d)影响上级调度机构直调电厂开机方式或发电出力的； e)需要上级调度机构协调或配合处理的。

11.1.8 省（直辖市）电网或省（直辖市）电网内局部电网与华中主网解列28

孤网运行时，已解列电网内的事故处理由相应省调负责，解列电网内网调直调电厂出力调整和开停机权委托给相应省调，但解列电网内网调直调设备故障处理仍由网调负责，所在省调配合。

11.1.9 网调值班调度人员在事故处理期间可采取如下强制措施： a)紧急调用各省（直辖市）电网内的事故备用容量，进行跨省（直辖市）事故支援；

b)紧急开停直调电厂水、火电机组；下令省调紧急开停水、火电机组； c)调整或取消电力交易； d）下令省调紧急拉闸限电。

11.1.10 系统发生事故时，值班调度人员应迅速报告调度部门负责人，由调度部门负责人逐级汇报。调度机构负责人、调度部门负责人应监督、指导值班调度人员处理事故的正确性。调度机构负责人或调度部门负责人发现值班调度人员处理事故不力，可解除值班调度人员的调度权，指定他人或亲自指挥事故处理，并通知有关单位。被解除调度权的值班调度人员对解除调度权后的系统事故处理不承担责任。

11.1.11 处理事故时，调度系统值班人员应坚守岗位，运行值班负责人如需离开，应指定代理人并向值班调度人员报告。

11.1.12 处理事故时，各单位负责人对本单位调度系统值班人员发布的指示不应与上级值班调度人员的调度指令相抵触。单位领导人如解除本单位值班人员的职务，自行领导或指定适当人员代行处理事故时，应立即报告上级值班调度人员。

11.1.13 值班调度人员有权要求继电保护、运行方式、调度计划、通信、自动化等专业人员协助事故处理。

11.1.14 事故发生在交接班期间，应由交班者负责处理事故，直到事故处理完毕或事故处理告一段落，方可交接班。接班人员可应交班者请求协助处理事故。

11.1.15 事故处理完毕，应将事故情况详细记录，按规定报告。11.2 电网频率异常及事故的处理

11.2.1 电网频率超过50±0.2Hz为异常频率。11.2.2 电网频率低于49.80Hz时的处理方法：

11.2.2.1 网调和省调应下令所辖电厂立即增加出力、开出备用机组或采取限电措施，使频率恢复正常。

11.2.2.2 电网频率连续低于49.80Hz10分钟，网调应下令各省调按限电序位表限电。10分钟后电网频率仍低于49.80Hz，则网调应下令各省调按事故限电序位表限电，直到频率恢复到49.80Hz以上运行。11.2.3 电网频率低于49.50Hz时的处理方法：

11.2.3.1 发电厂应不待调度指令采用增加发电机出力并短时发挥机组过负荷能力、开出备用水电机组、抽水机组改发电等措施。但在增加出力的过程中不应使相应的输电线路过负荷或超过稳定规定。

11.2.3.2 各省调应不待网调调度指令按事故限电序位表进行拉闸限电。11.2.4 当电网频率低于49.00Hz时，有“事故限电序位表”的厂站，运行值班人员应不待调度指令立即按“事故限电序位表”拉闸限电。

11.2.5 当电网频率低于48.50Hz时，各级值班调度人员及厂站运行值班人员可不受“事故限电序位表”的限制，自行拉负载线路(馈线)。各省（直辖30

市）电网企业应事先制定这些线路的清单和限电顺序。

11.2.6 当频率下降到低频减负荷装置动作值而装置未动作时，运行值班人员应不待调度指令手动拉开该轮次接跳的开关。低频减负荷装置动作切除和手动拉开的开关，未经值班调度人员下令不应擅自送电。

11.2.7 当频率降低至联络线低频解列装置或保厂用电、保重要用户低频解列装置定值而装置未动作时，各厂站应不待调度指令拉开相应开关，并向值班调度人员汇报。未经值班调度人员下令，不应送电或并列。11.2.8 电网频率超过50.20Hz的处理方法： 11.2.8.1 调频厂将出力减至最低。

11.2.8.2 少用网供计划的省调，应迅速减出力或停机，直到用到网供计划为止。

11.2.8.3 当电网频率超过50.50Hz时，各电厂应不待调度指令，立即减出力直至机组最低技术允许出力，值班调度人员应发布紧急减出力或停机的指令，恢复频率至50.20Hz以下。11.3 系统电压异常及事故的处理 11.3.1 系统电压降低时的处理办法：

11.3.1.1 500kV系统厂站母线的运行电压下降为480kV、220kV系统厂站母线的运行电压下降为200kV以下时，运行值班人员应不待调度指令按规程自行使用发电机或调相机的过负荷能力，值班调度人员应立即采取措施直至限制负荷，使电压恢复正常。

11.3.1.2 500kV系统厂站母线的运行电压下降为450kV、220kV系统厂站母线的运行电压下降为180kV以下时，运行值班人员应不待调度指令自行按“事

故限电序位表”限电，并及时向值班调度人员汇报。值班调度人员应立即采取措施直至拉闸限电，使电压恢复正常。

11.3.1.3 当系统局部电压降低，使发电机或调相机过负荷时，有关厂站运行值班人员应联系值班调度人员采取措施(包括降低有功、增加无功及限制部分地区负荷等)，以消除发电机或调相机的过负荷。

11.3.1.4 系统电压低到严重威胁厂用电安全时，运行值班人员可自行按现场规程规定执行保厂用电措施。

11.3.1.5 装有低电压解列装置或低电压减负荷装置的厂站，当电压低至装置动作值而装置未动作时，运行值班人员应不待调度指令，手动拉开装置所接跳的开关。

11.3.2 系统电压升高时的处理办法：

11.3.2.1 当厂站母线电压超过规定时，应降低发电机、调相机无功出力、投退无功补偿设备，并按规定将发电机进相运行，使电压降至允许范围内。必要时值班调度人员可改变系统运行方式。

11.3.2.2 处于充电状态的500kV线路，末端电压超过560kV时，应设法降低电压，如仍不能降至560kV以下，则拉开线路开关。

11.3.3 当局部或个别中枢点电压偏低或偏高时，除调整无功出力外，可通过调整变压器分接头来调整电压，必要时可改变系统运行方式。11.4 线路的事故处理

11.4.1 线路故障跳闸后，值班调度人员可下令强送一次。如强送不成功需再次强送，应经调度机构主管生产领导同意，有条件时可对故障线路零起升压。

11.4.2 线路出现单侧跳闸，在检查厂站内开关无异常后，宜先将线路恢复合环（并列）运行，再检查继电保护或安全自动装置动作情况。11.4.3 故障线路强送原则：

a）强送端宜选择对电网稳定影响较小的一端，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定水平的措施。

b）若开关遮断次数已达规定值，虽开关外部检查无异常，但仍须经运行单位总工程师同意后，方能强送。在停电严重威胁人身或设备安全时，值班调度人员有权命令强送一次。c）强送端宜有变压器中性点直接接地。d)事故时伴随有明显的故障象征，如火花、爆炸声、系统振荡等，应查明原因后再考虑能否强送。

e)进行带电作业的线路跳闸后，值班调度人员未与工作负责人取得联系前不应强送。

f)强送前应控制强送端电压，使强送后末端电压不超过允许值。11.4.4 线路故障跳闸后，值班调度人员应发布巡线指令，并说明是否为带电巡线，同时将故障测距情况提供给线路运行维护单位。11.4.5 当线路（断面）输送功率超过稳定限额时，应立即采取以下措施，使线路（断面）输送功率恢复到允许范围内。

a）在受端系统采取发电厂增加出力、快速启动水电厂备用机组、燃气轮机组等措施，并提高电压；

b）送端系统的电厂降低出力，并提高电压； c）受端系统限电；

d）改变系统接线方式。

11.4.6 如500kV线路并联电抗器因故退出运行而线路仍需运行时，应有计算分析或试验依据并经电网企业主管生产领导批准。11.5 发电机的事故处理

11.5.1 发电机异常或跳闸后，电厂运行值班人员应立即汇报值班调度人员，并按现场规程进行处理。

11.5.2 机组失去励磁而失磁保护拒动，电厂运行值班人员应立即将机组解列。

11.5.3 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，以使发电机重新拖入同步。若无法恢复同步，应将发电机解列后重新并网。

11.5.4 发电机对空载长线零起升压产生自励磁时，应立即降低发电机转速，并将该线路停电。

11.5.5 采取发电机变压器组送电的500kV线路，如线路末端开关跳闸而电厂侧开关未跳开时，值班调度人员应立即下令拉开电厂侧开关。11.6 变压器事故处理

11.6.1 变压器过负荷的处理方法：

a）受端系统加出力； b）投入备用变压器； c）受端系统限电； d）改变系统接线方式。

11.6.2 低压侧接发电机的自耦变压器公共线圈过负荷时，除按第11.6.1条34

处理外，还应进行以下处理：

a）降低高中压侧之间的穿越功率； b）降低低压侧发电机的功率。11.6.3 变压器跳闸后的处理规定：

a）变压器的主保护全部动作跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不应强送电。

b）变压器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，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，证明变压器内部无明显故障者，可试送一次，有条件时应进行零起升压。

c）变压器后备保护动作跳闸，在确定本体及引线无故障后，可试送一次。

11.6.4 变压器轻瓦斯保护动作发出信号后应立即进行检查，并适当降低变压器输送功率。

11.7 500kV并联电抗器故障处理

11.7.1 500kV并联电抗器的全部主保护动作跳闸，未查明原因并消除故障前，不应强送电。

11.7.2 500kV并联电抗器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，在检查电抗器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，证明电抗器内部无明显故障者，可试送一次。有条件时应进行零起升压。

11.7.3 500kV并联电抗器后备保护动作，确定本体及引线无故障后，可试送一次。

11.8 母线的事故处理

11.8.1 母线失压后，运行值班人员应不待调度指令将失压母线上的开关全部拉开，并立即报告值班调度人员。

11.8.2 因母线差动保护动作引起母线失压时，运行值班人员应对失压母线进行检查，并把检查情况报告值班调度人员，值班调度人员应按下述原则进行处理：

a）找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障后对失压母线恢复送电。b）找到故障点但不能很快隔离的，若系双母线中的一组母线故障时，应对故障母线的各元件进行检查并确认无故障后，均倒至运行母线并恢复送电。

c）经过检查未找到故障点时，可对失压母线进行试送，试送开关应完好，试送电源侧主变中性点应直接接地。有条件时可对失压母线进行零起升压。

11.8.3 因开关失灵保护或出线、主变后备保护动作造成母线失压，应将故障开关隔离后方可送电。11.9 开关异常及事故的处理

11.9.1 开关因本体或操作机构异常出现“合闸闭锁”尚未出现“跳闸闭锁”时的处理：

a）一个半开关接线方式，不影响设备运行时拉开此开关。

b）其他接线方式应断开该开关的合闸电源，并按现场规程处理，仍无法消除故障，则用旁路开关代替运行；如无旁路开关，则拉开该开关。

11.9.2 开关因本体或操作机构异常出现“跳闸闭锁”时，应断开该开关跳闸电源，并按现场规程处理，仍无法消除故障，则采取以下措施：

a）一个半开关接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的环，解环前确认环内所有开关在合闸位置。

b）其他接线方式用旁路开关代故障开关，用刀闸解环，解环前取下旁路开关跳闸电源。无法用旁路开关代故障开关时，将故障开关所在母线上的其他开关倒至另一条母线后，用母联开关拉开故障开关。

11.9.3 开关发生非全相运行，运行值班人员应立即拉开该开关。若非全相运行开关拉不开，则立即将该开关的功率降至最小，并采取如下办法处理：

a）有条件时，由检修人员拉开此开关； b）旁路开关备用时，用旁路开关代；

c）将所在母线的其他所有开关倒至另一母线，最后拉开母联开关； d）一个半开关接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的环，解环前确认环内所有开关在合闸位置；

e）特殊情况下设备不允许时，可迅速拉开该母线上所有开关。11.10 互感器异常及事故的处理

11.10.1 电压互感器发生异常情况时，应立即退出与该电压互感器有关的保护装置，运行值班人员应迅速按现场规程、规定处理。

11.10.2 电流互感器发生异常情况时，应立即退出与该电流互感器有关的保护装置，运行值班人员应迅速按现场规程、规定处理。11.11 切机切负荷装置动作的处理

11.11.1 切机切负荷装置动作后，运行值班人员应将所切机组按现场规程检查后做好并网准备，所切负荷未得到值班调度人员指令不应送电。11.11.2 切机切负荷装置误动时，应将误动的切机切负荷装置退出，恢复所

切机组和所切负荷。通道异常或故障造成切机切负荷装置误动作时，应将该通道压板退出，并恢复所切机组和所切负荷。

11.11.3 切机装置拒动时，值班调度人员应迅速采取减出力措施，必要时可将拒切机组解列。切负荷装置拒动时，运行值班人员可不待调度指令迅速将切负荷装置所接跳的开关断开。制动电阻拒动时，不应将制动电阻投入，必要时可采取减出力措施。11.12 振荡处理

11.12.1 异步振荡主要现象：

11.12.1.1 系统内各发电机和联络线上的功率、电流将有程度不同的周期性变化。系统与失去同步的发电厂（或系统）的联络线上的电流和功率往复摆动。

11.12.1.2 母线电压有程度不同的降低并周期性摆动，电灯忽明忽暗。系统振荡中心电压最低。

11.12.1.3 失去同步的发电机有功大幅摆动并过零，定子电流、无功大幅摆动，定子电压亦有降低且有摆动，发电机发出不正常的有节奏的轰鸣声、水轮机导叶或汽轮机汽门开度周期性变化。

11.12.1.4 失去同步的两个系统（电厂）之间出现明显的频率差异，送端电网频率升高、受端频率降低，且略有波动。11.12.2 同步振荡主要现象：

11.12.2.1 发电机和线路上的功率、电流将有周期性变化，但波动较小，发电机有功不过零。

11.12.2.2 发电机机端和电网电压波动较小, 无局部明显降低。

11.12.2.3 发电机及电网频率变化不大，全电网频率同步降低或升高。11.12.3 异步振荡的处理方法：

11.12.3.1 频率升高的发电厂，应不待调度指令立即降低机组有功出力，使频率下降，直至振荡消除，但不应使频率低于49.50赫兹，同时应保证厂用电的正常供电。

11.12.3.2 频率降低的发电厂，应不待调度指令立即增加机组有功出力至最大值，并迅速启动备用水轮机组，使电网频率恢复到49.50赫兹以上，直至振荡消除。

11.12.3.3 电厂运行值班人员应不待值班调度人员指令，退出机组AGC、AVC，增加发电机无功出力，并发挥其过负荷能力，提高系统电压；变电站运行值班人员应不待调度指令退出低压电抗器，投入低压电容器，提高系统电压。但不应使500kV母线电压超过550kV，220kV母线电压超过242kV。11.12.3.4 各级值班调度人员应迅速降低频率升高侧（送端）机组出力直至紧急停机，使频率下降；在频率降低侧（受端）采取紧急增加出力、开出备用水轮机组、事故限电等措施，使频率升高，直至振荡消除。

11.12.3.5 振荡时，未经值班调度人员许可，电厂运行值班人员不应将发电机解列(现场规程有规定者除外)；如发现机组失磁，应不待调度指令，立即将失磁机组解列。

11.12.3.6 如振荡因机组非同期合闸引起，电厂运行值班人员应立即解列该机组。

11.12.3.7 因环状电网（并列运行双回线路）的解环操作或开关误跳而引起的电网振荡，应立即经同期合上相应开关；

11.12.3.8 装有振荡解列装置的发电厂、变电站，应立即检查振荡解列装置的动作情况，当发现装置发出跳闸信号而未解列时，且系统仍有振荡，应立即拉开应解列的开关。

11.12.3.9 经采取11.12.3.1-11.12.3.8条所列措施后振荡仍未消除，应按规定选择合适的解列点解列，防止扩大事故，电网恢复稳定后，再进行并列。11.12.3.10 解列后，省（直辖市）网或省（直辖市）网内已解列局部电网振荡仍未消除，由省调负责处理本省（直辖市）电网内振荡事故，振荡消除后应立即向网调汇报，在网调值班调度人员统一指挥下恢复系统的正常运行。11.12.4 同步振荡的处理方法：

11.12.4.1 发电厂运行值班人员可不待调度指令退出机组AGC、AVC，增加机组无功出力，并立即向值班调度人员汇报。

11.12.4.2 值班调度人员应根据电网情况，提高送、受端电压，适当降低送端发电出力，增加受端发电出力，限制受端负荷。

11.12.4.3 发电厂运行值班人员应立即检查机组调速器、励磁调节器等设备，查找振荡源，若发现发电机调速器或励磁调节器等设备故障，应立即消除故障，并汇报值班调度人员。

11.13 运行值班单位与调度机构失去通信联系时的处理规定

11.13.1 调度机构与下级调度机构或调度管辖的厂站之间失去通信联系时，各方应积极采取措施，尽快恢复通信联系。

11.13.2 失去通信联系的运行值班单位，宜保持电气接线不变，发电厂按给定的负荷、电压曲线运行，调频厂进行正常的调频工作。

11.13.3 失去通信联系的运行值班单位，应认真做好运行记录，待通信联系40

恢复后及时向调度机构汇报在失去通信联系期间应汇报事项。

11.13.4 与网调失去通信联系的省调，应按计划控制好联络线功率和系统频率，加强运行监视，中止或不执行对主网安全稳定运行影响较大的操作。11.14 网调调度自动化系统全停时的处理规定

11.14.1 通知所有直调电厂AGC改为就地控制方式，保持机组出力不变。11.14.2 通知所有直调厂站加强监视设备状态及线路潮流，发生异常情况及时汇报网调。

11.14.3 汇报国调并通知六省调网调调度自动化系统全停；各省调应按计划用电并严格控制联络线潮流在稳定限额内；各省调对省网内网调调度管辖设备加强监视，发现重要断面潮流大幅度变化时及时汇报； 11.14.4 网调调度自动化系统全停期间，不宜进行系统操作。12 调度汇报

12.1 发生《全国电网调度管理规程》关于电网运行情况汇报的规定中所列各类事件，省调值班调度人员应立即向网调值班调度人员汇报。网、省调值班调度人员应按照规定的时间和内容要求向国调值班调度人员汇报事件情况。

12.2 省调应尽快将事件的详细情况发送电子邮件（或传真）至网调调度室。12.3 发生严重电网事故或受自然灾害影响，恢复系统正常方式需要较长时间时，有关省调应根据系统恢复情况及时向网调值班调度人员汇报。12.4 发生下列事件的厂站，应立即向相应调度机构值班调度人员汇报事件的简要情况，并尽快将重大事件的详细情况传真至调度机构。

a)厂站事故：220kV及以上发电厂、变电站发生母线故障停电、全厂

（站）停电；

b)人身伤亡：在生产运行过程中发生人身伤亡；

c)自然灾害：水灾、火灾、风灾、地震及外力破坏等对厂站运行产生较大影响；

d)厂站主控室发生停电、通讯中断、监控系统全停、火灾等事件； e)重要设备损坏情况。

12.5 省调值班调度人员应及时向网调值班调度人员汇报机组启、停及新设备投产情况和时间：

a）200MW及以上火电机组正常启、停；

b）200MW及以上火电机组、100MW及以上水电机组非计划停运； c）200MW及以上火电机组、100MW及以上水电机组第一次并网、开始168小时（或72小时）试运行、通过168小时（或72小时）试运行；

d)220kV及以上线路、主变压器开始调试和试运行结束。13 调度计划 13.1 原则规定

13.1.1 调度机构应编制并下达调度计划。调度计划包括发电、供电调度计划和检修计划。月、日调度计划主要内容见附录G。

13.1.2 发电、供电调度计划的编制，应依据政府下达的有关调控目标和电力交易计划，综合考虑社会用电需求、检修计划和电力系统的设备能力等因素，并保留必要的备用容量。对具有综合效益的水电厂（站）水库，应根据国家批准的水电厂（站）的设计文件和电力系统的实际，并综合考虑防洪、42

灌溉、发电、环保、航运等要求，合理运用水库的蓄水。

13.1.3 检修计划的编制，应在电网企业和发电企业提出的设备检修预安排计划基础上，考虑设备健康水平和运行能力，充分协商，统筹兼顾。电力设备的检修应服从调度机构的统一安排，并遵循下级电网服从上级电网检修安排的原则。调度机构编制检修计划时应注意以下事项： a）设备检修的工期与间隔应符合有关检修规程的规定。

b）水电机组A、B级检修宜在枯水期进行，300MW及以上大容量火电机组A、B级检修、500kV输变电设备及220kV联络线的检修宜避开电网用电大负荷期。

c）发电和输变电、一次和二次设备的检修在检修工期和停电范围等方面应统筹考虑，结合基建和技改项目，统一安排，避免重复停电。d）重要保电期间，不宜安排基建项目的启动投产和大型改造项目的停电施工。

e）发输变电设备检修应综合考虑电网安全和负荷平衡、厂站用电安全等。

13.1.4 安排备用容量时应考虑输电网络的送(受)电能力。备用容量包括负荷备用容量、事故备用容量和检修备用容量。华中电力系统备用容量采用如下标准：

a）负荷备用容量应不低于最大发电负荷的2%； b）事故备用容量应不低于最大发电负荷的5%；

c）检修备用容量应结合系统负荷特点、水火电比例、设备质量和检修水平等情况确定，一般为最大发电负荷的8～15%。

除上述备用外，低谷时段还应留有一定数量的调峰备用。13.1.5 调度机构应开展负荷预测工作，提高负荷预测准确率。

13.1.6 调度计划应经过发、输变电设备能力、稳定裕度等方面的安全校核。13.1.7 值班调度人员可以按照有关规定，根据电力系统运行情况，调整当日调度计划，调整情况应写入调度值班日志。

13.1.8 调度机构应对发电、供电调度计划和检修计划的执行情况进行考核。

13.2 发电、供电调度计划编制

13.2.1 月发电、供电调度计划的编制，应依据分月发电、供电计划，综合考虑社会用电需求、月度水情预计、月度购售电合同、燃料供应、发电计划实际完成进度和电力系统设备能力、设备检修等情况，并保留必要的备用容量。月度发电、供电调度计划应经电网企业主管生产领导批准。网调月发电、供电调度计划编制时间要求如下：

a)每月20日前，网调直调电厂应将下月发电预计报网调。

b)每月20日前，省调应将下月本网负荷预测、调度管辖电厂发电预计报网调。

c)每月28日前，网调应将直调电厂发电预计及分配、网供及联络线电力电量通知省调和直调电厂。

13.2.2 日发电、供电调度计划的编制，应依据月发电、供电调度计划，综合考虑社会用电需求、近期水情、临时购售电合同、燃料供应和电力系统设备能力、设备检修等情况，并保留必要的备用容量。日发电、供电调度计划应经调度机构主管生产领导批准。网调日发电、供电调度计划编制时间要求44

如下：

a)每日12时前，省调向网调报本省（直辖市）临时购售电需求，网调与国调联系区外电网临时购售电需求。达成购售电协议的，应及时签订购售电合同。

b)每日12时前，省调应将次日本省（直辖市）电网负荷预测、备用容量安排报网调，c)每日16时前，网调应将直调电厂发电计划、网供及联络线计划通知省调。 13.2.3 编制月、日发电、供电调度计划时，对跨区、跨省(直辖市)电力电量交易应按规定计及相应线损。13.3 负荷预测

13.3.1 调度机构应进行、月、日和超短期负荷预测。

13.3.2 负荷预测应至少采用3年连续的数据资料并按月给出预测结果。

13.3.2.1 负荷预测应综合考虑社会经济和电力系统发展的历史和现状，包括：

电力系统的历史负荷资料；

国内生产总值及其年增长率和地区分布情况； c)