电力调度控制中心主任岗位职责

2020-04-18 来源：岗位职责收藏下载本文

推荐第1篇：调度中心主任

调度中心主任工作总结

我担任调度中心和采购员已近两年了，各位领导在工作和生活中都给予了我足够的、支持和帮助，在领导指导下，我通过不懈努力，今年各方面均取得一定的进步，首先感谢公司领导对我的信任，给我这样的工作平台和锻炼自己的机会，现将我2013年的工作情况汇报如下，请各位领导批评指正。2013年的工作，我主要从以下几个方面谈谈自己对调度和采购工作的认识

采购是公司运转的一个非常重要的环节，是公司内能够创造收益的部门，作为一个采购员，需弄清采购的客户群体，为客户提供满意的服务

一直以来采购员的工作是服务于生产，它的任务就是以最低的采购成本提供满足质量、数量、交货期三大条件的原料和辅料，换句话说，质量，数量，交货期就是生产的要求。生产的三点要求对采购员来说就是三项责任：向谁买，买多少，何时买，向谁买就是从价格、质量等几个方面考察，选择出合适的供应商。

一、对调度工作的认识

1、以服务各部门核心思想，积极提高自身的思想认识和工作水平，公司各个部门围绕销售和生产任务开展工作，一切工作以销售和车间生产任务为核心，调度中心作为公司的核心部门，至关

重要，这和以往的生产计划安排完全不是一个概念，调度工作以整合公司所有资源为手段，要达到利益最大化，生产效益的不断提高，不同于以往的生产计划安排和对销售订单的发货，没有对订单进行有效的整合，没有得到最大的发挥，调度中心在销售和生产中间起到了一个承上启下的作用。

2、合理制定调度工作任务计划，对调度任务进行检查跟踪及时掌握销售订单和生产任务，对订单进行整理，对长短期订单进行合理采购原材料，合理安排调度工作任务单，保证均衡生产。销售和生产任务下达后，及时检查跟踪销售和生产任务的完成进度，对于影响销售和生产任务完成的因素和环节，针对性的解决处理，保证调度在执行过程中不受到阻碍和影响。及时协调解决生产过程中出现的问题。

3、工作中必须和各个部门沟通协调，保障调度任务顺利执行和公司各部门保持良好的沟通，保证原辅材料的及时供应；和质检、技术人员、紧密结合，对生产中出现的问题，及时协调解决，保障生产的顺利进行。

二、工作中存在的不足

1、虽然个人的对调度工作的核心思想有了新的认识和提高，但是个人的工作主动性还相当缺乏，工作是在被动状态下完成的，工作效果不理想，很多工作没有做到位，对自己设定的目标还存在着很大的差距。

3、在工作过程中销售订单没有准确的发货时间，没有很好的协

调好发货，半成品转运过程中碰坏严重，生产成本增加，没有真正达到有效的安全运输状态，管理不到位。

4、工作中安排中没有把生产产能更好的发挥出来，部分设备闲置的现象还存在，生产效率没有得到明显的提高，设备没有更好的保养和维护，生产效益没有得到最大化。

三：2014年工作打算和思路

1、认清工作目标和思路。企业在发展，新的要求促使我们不断的学习，不断地弥补工作中的不足和提高自身的素质；不断地提高自身的业务水平和管理水平；这样才能跟得上公司发展的步伐。公司成立调度中心以来，公司在管理上理清了思路，为我们的工作也指明了方向。我会认真总结2013年的不足之处然后去改进。只有不断完善自己和合理安排手下人员才能保证目标任务的完成。

2、充分准备，确保生产有效均衡。以销售和生产工作目标为核心，围绕这个核心工作任务，就更加求我在工作需要和各个部门密切配合，形成强有力的生产保障供应能力，保障好生产、协调好生产、指导好生产、监督好生产，保证生产、让公司生产经营工作的顺利开展进行。

3、立足本职工作，树立工作的责任感和使命感。工作就意味着责任，只有工作有责任感的人，才能把工作做好。调度中心作为公司的核心部门，我更应该意识到这个岗位责任重大，事关大局，公司各项工作的直接受到影响，调度工作不作为就意味着我的无

能和严重失职，工作中要时刻要求自己，对自己的本职工作要有高度的责任感，做一个有强烈责任感的人，这样才能把调度主管工作做好。工作中的积极主动性、预测性，努力的完成公司制定的各项工作任务，工作中出现的问题及时向公司领导请示和汇报，以便得到更好的解决措施和办法，做好本职工作，让领导放心、满意。

4、积极主动的去工作，承担工作责任。对本职工作一定要做到踏踏实实、不折不扣，项项有落实。围绕调度中心工作任务，对工作任务进行明确和细化，将目标和任务分解到位，努力实现公司制定的总体经营目标。对公司领导交付的其他工作，也要义不容辞承担起来，力求做到工作中不留余地，确保各项工作有目标、有任务，有落实，有检查。

新的一年，面临新的机遇，新的挑战，我将继续努力工作，以公司大局为重，以饱满的工作热情，严谨的工作态度，高度的责任心，认真做好自己的本职工作。虚心学习，积极协调配合公司各个部门开展工作，努力完成2014年的各项工作任务。我的总结完毕！

调度中心主任：荣庆2013年11月28日

推荐第2篇：电力调度

信息管理可靠性管理经济性管理电压管理负荷管理负荷控制中心负荷控制终端分布式集中式

基于重合器—分段器 RTU 负荷控制与管理远程抄表及计费自动化

电网调度子系统：信息采集与命令执行信息传输信息处理与控制人机联系

A·工频控制技术是一种双向通信方式，他是利用电路传输线作为信号传输途径，并利用电压过零实际进行电压调制。由变电站向外传输的信号是工频技术，是在50HZ工频电压过零点附近的区间根据需要，通过调制电路，产生一个轻微的电压波形畸变，位于远方控制点的检测设备能检测出这个畸变，并还原出所待变的源码。向变电站传送信息的工频控制技术是简历在电流调制的基础上的，在远方控制点准确的控制一个开关产生，空过电感吸收电流，在变电站检测出这个电流变化，并还原出源码

·信号发生原理在电压过零点附近经杂关电容放电电感吸收电流脉冲波

速度快

可靠性受负荷阻抗影响，并注意利用控制香味原理的其他设备脉冲干扰

A~·变电站远动系统对远东信息的处理过程可分信号输入输出和调理，采集处理于控制，远动通信三部分13403094829

1远动信号在进入RTU前，必须进行同意调理，时期满足数字信号处理要求

要信信号的输入输出调理过程，一般是讲采集的信号直接送到要信端子办，端子板实际是信号的接口电路，他对输入输出信号进行隔离和电平调整，形成于内外隔离的符合各自电平要求的信号。信号经过隔离，滤波处理后送RTU惊醒要信处理要信信号一般来自变电站测量二次贿赂。遥测测量变送器首先把测量二次回路的各种点参数统一变换为标准只留信号，经过变换的信号输入RTU端子办进行隔离保护滤波，在送入A/D 转换器进行转换，形成遥测数字量

遥控和遥调信号是RTU向控制对象发送的数字信号，一般是TTL电平，需要进行整理和驱动才能直接驱动操动执行机构。传统的远动专职一般增加中间继电器的办法来天正和增加信号的驱动力，这些中间继电器可以集中组成遥控执行继电屏，可以实现被控对象yu RTU隔离。保护RTU不受干扰和破坏

2远动的各种遥测要信信号经信号转换和调整后送入远动设备RTU，成为抑郁存储和传输的数字量，同时，他还根据通信环节处理后所得的遥控遥调指令，完成一定逻辑判断，驱动执行机构，完成各项控制任务

3远东信必须与调度主站进行交换，才能实现远动自动化的各种功能，远东与调度主站系统交换通过远动专用通信设备实现 ~~

A安全措施

1TA TV回路上工作室确保人生安全

在接入时，应防止TA开路TV短路。在对变送器进行消缺跟换是，TATV都在运行，所以应短接TA二次回路，并应在短路点后二次会路上测量是否五点六，确保无电留工作电源安全措施

调度自动化主站系统，集控中心系统，变电站，是对变电站一次设备进行见识和控制的，一旦失去电源，便会失去见识可控制，很重要，装设不间断电源注意事项遥控时哦为确保电网安全和正常运行，炒作中应对操作返校与属于哦要操作的对象是否一直，在确保一直的情况下，方可进行操作，综合自动化点电站惊醒更滑时，应统治远东人员到现场，对远动装置和后台机进行调试，再进入运行。在变电站远动主站惊醒调试时，应将所有开关刀闸的远方/就地把手置入就地位子，只将索要调试的置在远方位子，防止遥控数据库错误导致误拉合运行设备

电镀自动化系统的安全防范，应防止病毒和黑客入侵，安装杀毒软件和防火墙，对系统操作人员进行密码管理，专人专用，严防密码被窃，定期对计算机检测，一包稳定运行

A地理信息系统有硬件软件数据库组成

功能：数据预处理图形操作与制图输出站内自动化子系统的地理信息管理馈线自动化的地理信息管理

用户抄表和自动计费子系统的地理信息管理

实现电网内配电线路机用户护甲线方案的辅助设计

A远方终端作用于功能

作用是采集发电产于变电所中表征电力系统运行状态的模拟量和数字量，见识并向调度中心发送信息，执行调度中心发往现场的控制和调节命令

远方功能

主要指RTU与调度中心之间通过远距离信息传输所完成的监控当地功能

主要指RTU通过自身或连接的显示，纪录设备，实现对电网的监视控制

A变电站基本功能

1控制与监视 2自动控制 3测量表计 4继电保护 5与继电保护相关的功能 6接口 7系统子系统

1数据采集 2时间顺序纪录和事故追忆 3故障录波 4 控制及安全操作闭锁运行监视与人机联系子系统

A配电载波：

高频阻波器—防止高频信号像不需要的方向传输耦合滤波器—将载波设备与馈线上的高电压，操作电压及雷电典雅等隔离，以防止高电压进入通信设备，同时使高频载波信号顺利耦合到馈线上去

结合滤波器—与耦合滤波器配合将信号耦合到馈线上去，抑制干扰

A标度变换 40*10 400/2047=0.195407=0.0011001000000 左移2位N1N2=10 K=0110011001000000

A(M+L)T

T=0.02s

T=tA

A对个种子网络系统的相关任务设置不同的优先级

采用信息加密技术

设置网络防火墙和专用网关

进行数据双重备份

采用预防性突发事故的信息隔离技术

根据环境变化 ❀ 系统进一步完善调整和扩展自身的能力，并能实现重构

推荐第3篇：电力调度

电力调度自动化系统

丁品

（南京信息工程大学信息与控制学院，08电气4班20081340115）

摘要：电力调度自动化系统在电网的实时监控、故障处理等方面发挥了重要作用，它的应用彻底改变了传统的电网调度方法，是电网调度手段的一次革新，是电网稳定运行的重要保障。本文通过分析电力调度自动化系统的主要功能，针对系统特点及发展趋势进行探讨。关键词：电力调度自动化系统；数字；市场；智能

Abstract: electric power dispatching automation system in power system real-time monitoring, fault proceing plays an important role, its application has completely changed the traditional dispatching method for power grid dispatching method, is an innovation, is the important guarantee for the stable operation of power network.In this paper, through the analysis of power dispatching automation system the main function, according to the characteristic of the system and development trend are discued.

Key words: electric power dispatching automation system; digital; market; intelligent

1 引言

在电力系统从小到大的发展过程中，电力系统自动化设备在其中扮演了重要的角色，为电力系统的安全运行发挥了极其重要的作用，自动化设备的水平也随着需求变化以及工业控制技术、计算机及网络技术和通信技术的发展有有了质的飞跃。从当初简单的继电器自动装置以及电力调度中心通过电话了解、调度各个发电厂、变电站的设备，发展为现在的在各个发电厂、变电站(子站)采用以计算机技术为主的综合自动化设备监控变电站内的电力设备，子站向电力调度中心(主站)发送遥测、遥信等信息，主站向子站发送遥控、遥调命令。增加防火、防盗以及遥视等功能后，实现了变电站真正的无人值班，产生了巨大的经济效益。从内容上分，可以将电力系统自动化划为电力系统调度自动化、发电厂自动化和变电站自动化等三部分。调度自动化又可分为发电和输电调度自动化(通常称为电力调度自动化)、配电力调度自动化(通常称为配电网自动化或配电自动化)。

2电力调度自动化概述

电力调度自动化系统是从全局的角度对整个电力系统进行监测和控制，它通过远程通信网络收集电网运行的实时信息，对电网的运行状态进行监视和安全性分析、状态估计、负荷

预测、远程调控等，从而保证电网的安全稳定运行，提高电能质量，改善电网运行的经济性。调度自动化系统是整个电网的控制核心，其可靠性对电网安全运行至关重要。如果调度自动化系统发生故障或失效，将使调度中心无法对电网的运行状态作出正确的判断和恰当的处理，无法保证一次系统的安全稳定运行，甚至会引起连锁性事故的发生，导致系统崩溃和大面积停电，造成巨大的经济损失和社会影响。

电力调度自动化系统由调度主站（调度中心）、厂站端、通信三大部分组成，厂站端又包括电厂综合自动化系统和变电站综合自动化系统。狭义上讲，电力调度自动化系统指的是调度主站系统。电力调度的任务：确保电网的安全运行，确保电能质量，确保电网的经济运行并参与企业经营管理。\\

国内的电力电力调度自动化系统主要有南瑞的OPEN-3000电力调度自动化系统、许继的PANS-2000电力调度自动化系统、四方的CSD-2100电网调配管一体化主站系统及东方电子的DF8900电力应用一体化系统等。其中南瑞的OPEN-3000电力调度自动化系统在当前的国内市场中占据了主导地位，代表了当前国内的电力调度自动化系统的发展方向。

3 电力调度自动化系统的发展趋势

3.1数字化

随着信息化的普及和深入，越来越多的目光投向了数字化变电站和数字化电网的研究开发。电网的数字化包括信息数字化、通信数字化、决策数字化和管理数字化4个方面。

3.1.1信息数字化：是指电网信息源的数字化，实现所有信息（包括测量信息、管理信息、控制信息和市场信息等）从模拟信号到数字信号的转换，以及对所有电网设备（包括一次设备、二次保护及自动装置以及采集、监视、控制及自动化设备）的智能化和数字化。电网具有很强的时空特性，需要采集、监视和控制设备的二维及三维时变信息。信息数字化的目标是数据集成、信息共享，主要以数字化变电站为主体。

3.1.2通信数字化：是指数字化变电站与调度自动化主站或集控中心之间通信的数字化。畅通、快速、安全的网络环境和实时、准确、有效运行信息的无阻塞传递是数字化电网监控分析决策的重要前提。

3.1.3决策数字化：电网安全、稳定、经济、优质运行是电网数字化的根本目的，必须具备强大的分析和决策功能，实施经济调度、稳定控制和紧急控制的在线闭环，达到安全、稳定、经济、优质运行的目的。

3.1.4管理数字化：包括设备生产、运行等大量基础数据在内的各种应用系统的建设，实现从电网规划、勘测、设计、管理、运行、维护等各个环节的全流程的信息化。

电力调度自动化的数字化将会给调度的视角带来新的变化，许多新兴技术，如遥视技术、虚拟现实技术、可视化技术、全球定位系统（GPS）技术、遥感技术、地理信息系统（GIS）技术将会在未来调度自动化系统中得到广泛深人的应用。

数字化的目标是利用电网运行数据采集、处理、通信和信息综合利用的框架建立分区、分层和分类的数字化电网调度体系，实现电网监控分析的数据统一和规范化管理以及信息挖掘和信息增值利用，实现电力信息化和可视化、智能化调度，提高决策效率和电力系统的安全、稳定、经济运行水平。

3.2市场化

电力市场化改革也给电力系统运行和控制带来一系列新问题。例如：电网的传输容量逐步逼近极限容量；电网堵塞现象日趋严重；负荷和网络潮流的不可预知性增加；大区电网运行相对保密，相关电网信息和数据不足；厂网分开后的调度权受到限制，以安全性为唯一目标的调度方法转向以安全性和经济性为综合目标的调度方法；市场机制不合理可能降低系统的安全性等。因此，需要未来的调度自动化系统和电力市场的运营系统更加紧密地结合在一起，在传统的EMS和WAMS应用中更多地融入市场的因素，包括研究电力市场环境下电网安全风险分析理论，以及研究市场环境下的传统EMS分析功能，如面向电力市场的发电计划的安全校核功能、概率性的潮流及安全稳定计算分析、在线可用输电能力（ATC）的分析计算等。

3.3智能化

智能调度是未来电网发展的必然趋势。智能调度技术采用调度数据集成技术，有效整合并综合利用电力系统的稳态、动态和暂态运行信息，实现电力系统正常运行的监测与优化、预警和动态预防控制、事故的智能辨识、事故后的故障分析处理和系统恢复，紧急状态下的协调控制，实现调度、运行和管理的智能化、电网调度可视化等高级应用功能，并兼备正常运行操作指导和事故状态的控制恢复，包括电力市场运营、电能质量在内的电网调整的优化和协调。

调度智能化的最终目标是建立一个基于广域同步信息的网络保护和紧急控制一体化的新理论与新技术，协调电力系统元件保护和控制、区域稳定控制系统、紧急控制系统、解列控制系统和恢复控制系统等具有多道安全防线的综合防御体系。

4 电力调度自动化的具体应用

现代电力调度自动化所涉及的应用内容范围很广，其基本内容包括运行监视、经济调度、安全分析和自动控制等。

4.1SCADA应用系统

SCADA是架构在统一支撑平台上的一个具体应用，是EMS系统的最基本应用，主要用于实现完整的、高性能的、实时数据采集和监控功能。SCADA软件具有口令管理、等级设置、工作站功能设定等安全管理手段。任何操作或事件都能记录、存储或打印出来。在任何重要的控制操作执行之前，系统自动检查口令和安全性，所有的操作结果能进行记录、存储和打印。SCADA应用利用系统软件支撑平台提供的服务，主要实现数据采集和处理、控制和调节、事

件和报警处理、网络拓扑着色、趋势记录、事故追忆PDR、事件顺序记录SOE、历史数据回放、报表系统与管理和打印与输出等功能

SCADA系统是电力调度自动化系统中的一个非常重要的一个应用，主要完成“四遥”功能（遥测、遥信、遥控、遥调）。它主要由由放置在各个变电站、发电厂内的监控系统及RTU等分站设备和电调度中心的主站设备组成。主站SCADA系统通过数据通道接收放置在发电厂、变电站(子站)内的RTU(RemoteTerminalUnit)或综合自动化系统采集的当地电气量数据和信息，利用主站系统的SCADA功能，对变电站和发电厂进行监视和控制。变电站内的综合自动化设备，接收来自主站系统的命令，并结合其自身的自动控制功能，对子站的设备进行控制。

根据具体的实际需求，SCADA系统可以分为：电网主站综合自动化系统，电厂综合自动化系统、配网综合自动化系统、变电站综合自动化系统、馈线综合自动化系统及其远动RTU系统等部分。

4.2AGC/AVC应用系统

即自动发电控制和最低电压控制，它们是对电网安全经济运行实现闭环控制的重要功能。在对电网频率调整的同时，实现经济调度控制，直接控制到各调频电厂，并计入线损修正，实现对互联电网联络线净功率频率偏移控制；对于非调频厂，则按日负荷曲线运行；对于有条件的电厂还应实现自动电压和无功功率控制（AVC）。主要有以下功能：

1）实时数据处理，直接读取SCADA所有量测，对每一量测进行严格质量检验，并引入状态估计遥测遥信粗检测对量测质量进行关联分析，对全网完整模型实时拓扑进行校验避免动态分区错误，确保控制数据源安全性。

2）动态控制策略，考虑变压器/容抗器等离散型设备操作次数约束，结合负荷曲线动态变化特性，使控制具有一定预见性，尽量减少动作次数。

3）上下级协调控制，地调AVC可响应省调实时无功指令或满足功率因数考核指标，保证主网电压稳定，减少主网输送无功功率并降低网损。

4）安全策略，实时运行安全策略完备，建立电网异常事件知识库，对保护事件可根据SCADA保护信号自定义报警，确保闭环控制运行稳定可靠。

4.3PAS高级应用软件

高级应用软件PAS系统主要是为对电网安全、经济和稳定的全面监视，提供优化、预防和紧急控制措施的分析和辅助决策手段；提供了全面的网络分析功能和解决方案。主要包括以下功能：

1)网络建模及网络拓扑,对整个网络分析来说显得非常重要，因为正确的网络模型(描述电力系统组件及其连接关系和参数)是保证网络分析各应用软件正确运行的基本条件。

2)状态估计,是EMS信息重建部分最主要的功能模块，其估计的结果是其它EMS分析软件的数据基础。

3)调度员潮流,是基本的网络分析软件，为调度工程师和运行分析工程师提供一种方便的分析工具，调度员可以在假想的条件下研究当前网络可能出现的运行状态，计划工程师可以用它校核计划的安全性，分析工程师可以用它分析近期运行方式的变化。

4)负荷预报,是未来数据的一个主要来源，对于电力系统控制、运行和计划都是非常重要，预测结果的好坏将影响电力系统运行安全性提高和经济性改善。

5)故障计算和分析,是根据电力网络的运行方式和网络组件的参数计算电力网络在系统发生故障的情况下系统故障电流的分布

6)静态安全分析,静态安全分析能够对系统发生预想事故时能否继续安全运行进行评估，为运行调度人员维护电力系统安全可靠运行提供依据，安全分析可以在实时和研究模式下运行。

4.4DTS应用系统

调度员培训仿真系统（DispatcherTrainingSimulator，简称DTS）是一套数字仿真系统，它运用计算机技术，通过建立实际电力系统的数学模型，再现各种调度操作和故障后的系统工况,并将这些信息送到电力系统控制中心的模型内，为调度员提供一个逼真的培训环境，以达到既不影响实际电力系统的运行而又使调度员得到身临其境的实战演练的目的。典型的DTS系统由电网仿真子系统、控制中心EMS仿真子系统和教员控制子系统组成：

1)电网仿真子系统PSM提供对电网的全面模拟，包括一次系统的模拟，又模拟了保护和安全自动装置等的二次系统；还模拟了电力系统的数据采集。

2)控制中心EMS仿真子系统（CCM）能模拟调度端的各种数据采集处理和操作、控制功能。控制中心仿真数据和仿真电网侧数据一致，学员可以使用与EMS一致的用户接口和应用软件功能。

3)教员控制子系统能很方便、快捷地建立教案，包括培训仿真的初始断面，提供对教案的管理工具和简单方便的DTS系统维护界面。

5结束语

现代社会对电能供应的“安全、可靠、经济、优质”等各项指标的要求越来越高，相电力调度自动化应地，电力系统也不断地向自动化提出更高的要求。电力系统自动化技术不断地由低到高，电力调度自动化由局部到整体的发展。电力一次系统的迅速发展是电力调度自动化系统发展的推动力，调度自动化系统正在朝着信息化、、标准化、智能化、数字化、网络化、WEB化、可视化、无线化、市场化、高新化的方向发展。数字化、高新化是自动化系统的基础，WEB化、可视化、无线化、集成化、网络化和标准化是要采取的手段，智能化是最终要实现的目标，市场化是未来市场发展趋势。总之，电网电力调度自动化的应用宗旨就是“功能越来越强大，使用越来越简单”，面向客户“傻瓜化”。

参考文献：

[1]何景斌.管理信息系统在电力调度管理自动化中的应用[J].建材与装饰，2007.

[2]马红.电力调度自动化系统实用化应用[J].现代电子技术2004.

推荐第4篇：调度中心主任述职报告

调度中心主任述职报告

尊敬的各位领导：大家好！

我是xxx，自去年9月份以来，一直担任调度中心主任职务，首先感谢公司领导对我的信任，给这样的工作平台和机会，现将我xx年的工作情况汇报如下，请各位领导批评指正。xx年的工作，我主要从以下几个方面谈谈自己对本职工作的认识

一、对调度工作的认识

1、以“整合资源、发挥产能、提高效益”核心思想，积极提高自身的思想认识和工作水平

公司各个部门围绕调度任务开展工作，一切工作以调度工作任务为核心，调度中心作为公司的核心部门，至关重要，这和以往的生产计划安排完全不是一个概念，调度工作以整合公司所有资源为手段，要达到产能最大化，生产效益的不断提高，不同于以往的生产计划安排，只是对客户订单的转达，没有对订单进行有效的整合，产能没有得到最大的发挥，调度在销售和生产中间起到了一个承上启下的作用。

2、整合公司所有资源，合理编制调度工作任务计划，对调度任务进行检查跟踪

及时掌握市场订单资源，对订单资源进行整合，对长短期订单进行合理搭配，合理编制调度工作任务单，保证均衡生产。生产设备管理，要让长期运转的设备停下来保养维护，不常用甚至闲置的设备动起来的思想，进行生产机台匹配，让公司所有的生产设备处于良好的运转状态；在保证设备运转良好的前提下，进行调度工作任务满负荷安排，这样才能保证产能的最大化；调度任务下达后，及时检查跟踪调度任务的完成进度，对于影响调度任务完成的因素和环节，针对性的解决处理，保证调度在执行过程中不受到阻碍和影响。召开调度会，及时组织协调解决生产过程中出现的问题。

3、工作中必须和各个部门沟通协调，保障调度任务顺利执行和公司各部门保持良好的沟通，保证原辅材料的及时供应；和设备、品管部、工艺部相关人员紧密结合，对生产中出现的问题，及时协调解决，保障生产的顺利进行。

4、工作中需借助考核办权威部门发挥的作用，对调度任务进行考核监督

借助考核办作为公司的权威部门，发挥对调度工作任务完成情况进行检查考核，调度工作任务利用“一纸作业”的特点，把调度工作上所以的工作信息反馈出来，由考核部门进行考核处理，对于突出问题，召集问题责任人召开协调会，需要重点问题重点解决。

二、工作中存在的不足

1、虽然个人的对调度工作的核心思想有了新的认识和提高，但是个人的工作主动性还相当缺乏，工作是在被动状态下完成的，工作效果不理想，很多工作没有做到位，离公司新的目标和要求之间还存在着很大的差距。

2、9~12月份没有完成公司制定的1800.0万元/月的调度任务，实际完成率78.8%。

3、在工作过程中对市场、销售订单资源没有准确的把握，没有很好的协调指导生产，导致水印和胶生产不均衡；生产任务量不饱和，对于短期内订单量增加，生产过程中出现的瓶颈，没有有效的预防和处理措施，处于应急状态，导致生产现场秩序混乱，半成品转运过程中损耗严重，生产成本增加，没有真正达到有效的均衡生产状态，资源整合不到位。

4、工作中安排中没有把生产产能更好的发挥出来，部分设备闲置的现象还存在，生产效率没有得到明显的提高，设备没有更好的保养和维护，生产效益没有得到最大化，企业没有得到更大的收益，没有让员工工作更轻松。

三：xx年工作打算和思路

1、认清工作目标和思路。企业在发展，新的要求时刻促使我们不断的学习，才能不断地弥补工作中的不足和提高自身的素质；才能不断地提高自身的业务水平和管理水平；才能跟得上公司发展的步伐。xx年公司成立调度中心以来，公司在管理上理清了思路，为我们的工作也指明了方向。xx年工作目标任务已经确立，围绕2.4个亿的目标任务，需要认真思考，如何去实现这个目标，调度任务如何去完成。对年度目标进行分解到月度、每日，为了达成目标每日的目标，需要充分考虑到机台匹配、产能的发挥，人员的配制，这样才能保证目标任务的完成。

2、充分整合资源，确保生产有效均衡。以调度工作目标任务为工作核心，围绕这个核心工作任务，就更加求我在工作需要和各个部门密切配合，对订单资源、产能保障发挥、人力资源进行融合，形成强有力的生产保障供应能力，保障好生产、协调好生产、指导好生产、监督好生产，保证生产、让公司生产经营工作的顺利开展进行。

3、立足本职工作，树立工作的责任感和使命感。工作就意味着责任，只有工作有责任感的人，才能把工作做好。调度中心作为公司的核心部门，我更应该意识到这个岗位责任重大，事关大局，公司各项工作的直接受到影响，调度工作不作为就意味着我的无能和严重失职，工作中要时刻要求自己，对自己的本职工作要有高度的责任感，做一个有强烈责任感的人，这样才能把调度工作做好。工作中的积极主动性、预测性，不折不扣的完成公司制定的各项工作任务，工作中出尊敬的各位领导：大家好！

一、对调度工作的认识

1、以“整合资源、发挥产能、提高效益”核心思想，积极提高自身的思想认识和工作水平

2、整合公司所有资源，合理编制调度工作任务计划，对调度任务进行检查跟踪

4、工作中需借助考核办权威部门发挥的作用，对调度任务进行考核监督

二、工作中存在的不足

2、9~12月份没有完成公司制定的1800.0万元/月的调度任务，实际完成率78.8%。

三：xx年工作打算和思路

4、积极主动的去工作，承担工作责任。对本职工作一定要做到踏踏实实、不折不扣，项项有落实。围绕调度工作任务，对工作任务进行明确和细化，将目标和任务分解到位，努力实现公司制定的总体经营目标。对公司领导交付的其他工作，也要义不容辞承担起来，力求做到工作中不留余地，确保各项工作有目标、有任务，有落实，有检查，有考核。

新的一年，面临新的机遇，新的挑战，我将继续努力工作，以公司大局为重，以饱满的工作热情，严谨的工作态度，高度的责任心，认真做好自己的本职工作。虚心学习，积极协调配合公司其他部门开展工作，努力完成xx年的各项工作目标任务。我的述职完毕，谢谢各位领导！

推荐第5篇：调度指挥中心主任责任制

调度指挥中心主任责任制

（工作内容)

1、在矿业公司总经理的领导下，负责调度室全面工作，根据煤炭生产的方针政策和生产计划，对日常生产进行安排和调度。

2、组织安全生产调度会议，参加各类生产会议，对有关安全生产的安排和决议负责督促检查。

3、掌握各矿安全生产完成情况和生产动态，搞好综合平衡组织均衡生产，协助有关领导抓好安全。

4、掌握各矿采掘部署工作面的衔接和采区准备情况，督促解决问题，保持矿井正常接替。

5、负责各矿协调生产和辅助部门的关系。

6、负责接受传达和公司领导下达的有关安全生产指令和部署的工作，并检查落实情况。

7、对妨碍安全生产的问题和生产中薄弱环节，组织有关部门及时解决。发生重大事故时，负责调度人力、物力、车辆等。对各矿业务部门进行一一调度，行使调度职权。

8、经常检查调度工作情况，按时召开调度工作会议，总结工作，交流经验，提高工作质量。

9、负责组织调度人员的业务学习和培训工作，不断提高调度人员的思想觉悟和业务水平，组织实现标准化调度室。

10、负责向公司领导汇报工作，提供情况。

2010年2月2日

推荐第6篇：调度中心主任述职报告

调度中心主任述职报告

尊敬的各位领导：

大家好！

我是XXX，自去年9月份以来，一直担任调度中心主任职务，首先感谢公司领导对我的信任，给这样的工作平台和机会，现将我 2011年的工作情况汇报如下，请各位领导批评指正。2011年的工作，我主要从以下几个方面谈谈自己对本职工作的认识

一、对调度工作的认识

1、以“整合资源、发挥产能、提高效益”核心思想，积极提高自身的思想认识和工作水平

2、整合公司所有资源，合理编制调度工作任务计划，对调度任务进行检查跟踪

3、工作中必须和各个部门沟通协调，保障调度任务顺利执行

和公司各部门保持良好的沟通，保证原辅材料的及时供应；和设备、品管部、工艺部相关人员紧密结合，对生产中出现的问题，及时协调解决，保障生产的顺利进行。

4、工作中需借助考核办权威部门发挥的作用，对调度任务进行考核监督

二、工作中存在的不足

2、9~12月份没有完成公司制定的1800.0万元/月的调度任务，实际完成率78.8%。

三：2012年工作打算和思路

1、认清工作目标和思路。企业在发展，新的要求时刻促使我们不断的学习，才能不断地弥补工作中的不足和提高自身的素质；才能不断地提高自身的业务水平和管理水平；才能跟得上公司发展的步伐。2011年公司成立调度中心以来，公司在管理上理清了思路，为我们的工作也指明了方向。2012年工作目标任务已经确立，围绕2.4个亿的目标任务，需要认真思考，如何去实现这个目标，调度任务如何去完成。对年度目标进行分解到月度、每日，为了达成目标每日的目标，需要充分考虑到机台匹配、产能的发挥，人员的配制，这样才能保证目标任务的完成。

新的一年，面临新的机遇，新的挑战，我将继续努力工作，以公司大局为重，以饱满的工作热情，严谨的工作态度，高度的责任心，认真做好自己的本职工作。虚心学习，积极协调配合公司其他部门开展工作，努力完成2012年的各项工作目标任务。

我的述职完毕，谢谢各位领导！

推荐第7篇：宁夏电力调度控制管理规程（材料）

前言

总则

................................................................................................2 2

调控范围及职责

............................................................................2 3

调度管理制度

................................................................................6 4

监控管理制度

................................................................................8 5

运行方式管理

..............................................................................11 6

调度计划管理

..............................................................................12 7

设备新投管理

..............................................................................16 8

频率及联络线控制

......................................................................17 9

无功控制和电压调整

..................................................................18 10

低频低压减负荷管理

................................................................19 11

电网稳定管理

............................................................................20 12

并网调度管理

............................................................................22 13

水库调度管理

............................................................................23 14

新能源调度管理

........................................................................24 15

继电保护和安自装置

................................................................26 16

调度自动化系统

........................................................................29 17

电力通信系统

............................................................................33 18

调度操作制度

............................................................................34 19

监控操作制度

............................................................................41 20

事故处理规定

............................................................................42 21

持证上岗管理

............................................................................53 22

安全管理及应急机制

................................................................55 B.1

冠语

..........................................................................................56 B.2

电网主要设备名称

..................................................................56 B.3

调度管理术语

..........................................................................60 B.4

操作术语

..................................................................................63 B.5

操作指令

..................................................................................67 附件A ...........................................................................................................

前言

原《宁夏电力系统调度控制管理规程（试行）》是2012年发布实施的。两年来， “大运行” 体系建设不断深化，电网调度和监控以及运维模式都有了新的变化。为适应“大运行” 体系的新要求，国家电网调控中心、国网西北调控分中心陆续出台了新的技术标准和管理规定，宁夏电力公司依据国调和西北分中心专业管理要求，也相继编制、修订了一系列的技术标准和管理标准。此外，宁夏电网网络结构、装机容量等方面也发生了很大变化。基于以上因素，宁夏电力公司组织相关专业人员对原调度控制管理规程进行了修订。

与上一版本相比，本规程有以下主要变化：——根据国网公司《国家电网调度控制管理规程（征求意见稿）》，对原调控管理规程的章节进行了调整，内容重新进行了梳理。

——增加了安全管理及应急机制一章。

——在频率及联络线控制中增加了广义联络线调整的相关内容。

——无功控制和电压调整一章中明确了对机组迟相和进相运行能力的要求。 ——电网稳定管理一章中增加了机组涉网保护方面的技术和管理规定。

——继电保护和安自装置一章中增加了智能变电站继电保护装置相关规定，以及监控员在继电保护方面的职责。

——调度自动化系统一章中增加了自动化系统的运行管理、检修管理、投运和退役管理、缺陷管理等内容。

——事故处理规程中增加了监控异常及事故处理规定。

——按照最新规定，调整设备调管原则，更新了设备调管范围和监控范围表。 ——根据最新下发的“大运行” 体系相关技术标准和管理标准，对原有内容逐条进行了修订。

——增加了主要继电保护装置功能说明和线路允许极限输送容量两个资料性附录。

——调度术语汇编中增加了直流输电系统及新能源相关的术语及定义，并根据国家最新颁布的标准和规定，更新了部分术语及其定义。

需要指出的是，本规程是基于2014年5月31日的宁夏电网网架结构及电网运行实际而修编的。随着电网的发展和电力体制改革的深化，本规程的部分内容将不再适用，使用中需特别注意。

本规程实施之日起代替2012年版《宁夏电力系统调度控制管理规程（试行）》。本规程的附录A、附录B为规范性附录。本规程的附录C、附录D为资料性附录。本规程由宁夏电力公司组织制定。

本规程由宁夏电力调度控制中心提出、归口并解释。本规程由宁夏电力调度控制中心负责起草。

本规程主要起草人：宁波、苏明昕、彭嘉宁、摆世彬、朱建军、张衡、黄鹏、徐鹤勇、刘一峰、项丽、王小立、吴建云、黄伟兵、严兵、王运、苏波、马天东、朱仔新、高任龙、白鹭、韩红卫、张宏杰、李笑宇、张杰、王鑫、刘刚、田志浩、李金东、王勇、杨龙。

感谢公司科技信通部、所属各供电局、检修公司、各直调发电厂在本规程修编过程中给予的大力支持与配合。

1 总则

1.1 为规范和加强宁夏电网调度控制管理工作，确保电网安全、优质、经济运行，依据《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》和有关法律、法规，并结合宁夏电网实际，制定本规程。

1.2 本规程规定了宁夏电网调度控制管理、设备操作、集中监视、远方操作、设备验收、事故处理和业务联系的基本原则。

1.3 本规程适用于宁夏电力系统发电、输电、配电、用电及其它活动中与电力调度控制有关的行为。各级电网经营企业、调控机构和并入宁夏电网内的各发电、输变电、用电单位及其他有关单位必须熟悉和遵守本规程。 1.4 宁夏电网实行统一调度、分级管理。 1.5 宁夏电网设置两级电网调度控制机构（简称“调控机构”），分别为宁夏（自治区）电力调度控制中心（简称“宁夏区调” ）和地（市）级电力调度控制中心（简称“地调” ）。宁夏区调是国家电网西北电力调控分中心（简称“西北分中心” ）的下级调控机构。

1.6 各级调控机构在调度业务中是上下级关系，下级调控机构必须服从上级调控机构的调度。

1.7 宁夏电网内的电力生产运行单位必须服从与调度管辖相对应的调控机构的调度。

1.8 各级调控机构应按照调度控制、调度计划、运行方式、继电保护、调度自动化、水库及新能源等专业，设立与本级电力调度管理相适应的专业部门和岗位，配备相适应的专职人员。

1.9 本规程适用于宁夏电网内各级调控机构的电力调控业务活动，各电力生产运行单位颁发的有关电力调度控制的规程、规定等，均不得与本规程相抵触。 1.10 任何单位和个人均不得非法干预电力调度，任何违反本规程的单位和个人，按照相应的法律、法规承担责任。

1.11 宁夏电网与西北电网联网运行的调控管理，按西北分中心制定的规程规定执行。

2 调控范围及职责

2.1 调控管辖范围包括调度管辖范围（简称“调管范围” ）和设备监控范围（简称“监控范围” ），调管范围指调控机构行使调度权的设备范围，监控范围指调控机构集中监控的所有变电站设备。

2.2 调度管理实行调度、监控权与设备所有权、经营权相分离，按有利于电网安全经济运行、有利于电网运行指挥、有利于电网调度管理的原则划分调管范围和监控范围。

2.3 宁夏电网内设备属上级调控机构委托、许可调度设备的，区调按上级调控机构相关规定执行。

2.4 同一设备原则上应仅由一个调控机构直接调度。 2.5 二次设备调度管辖范围由其一次设备管辖范围确定。 2.6 宁夏区调直接调管范围

2.6.1 并入宁夏电网 110 千伏及以上系统，不属于西北分中心直调，且单机容量在 50 兆瓦及以上或全厂容量在 100 兆瓦及以上的火力发电机组。

2.6.2 单机容量在 5 兆瓦以上或全厂装机在 25 兆瓦以上的水电机组。 2.6.3 所有风力发电机组及并网容量在 50兆瓦以上的光伏发电设备。

2.6.4 除国调和西北分中心直接调管设备外的其他 330 千伏母线、线路及其附属设备。

2.6.5 除发电厂启备变及厂用负荷变外的其他 330 千伏主变及主变附属设备。

2.6.6 除部分用户变及直供馈线路外的所有 220 千伏母线及母线附属设备、母联开关和相连刀闸、旁路开关和相连刀闸、线路、线路开关和相连刀闸，以及直接调管机组的升压变及其附属设备。 2.6.7 220 千伏（或 330 千伏）变电站 110 千伏系统中接有区调直调水、火电厂的，其 220 千伏（或 330 千伏）主变、110 千伏母线及母线附属设备、母联开关和相连刀闸、110 千伏电源联络线及线路开关和相连刀闸。 2.6.8 区调直调 110 千伏水、火电厂的 110 千伏母线、母联开关和相连刀闸、旁路开关和相连刀闸、线路开关和相连刀闸及母线附属设备。

2.6.9 铝厂一所、二所 110 千伏母线及母线附属设备、母联开关和相连刀闸、线路、线路两侧开关和相连刀闸。

2.6.10 除西北分中心直接调管外的其他 220千伏及以上与宁夏区调直调设备相关的稳控装置。

2.6.11 220 千伏、330 千伏电网及直调的110千伏厂站主变中性点接地方式。

2.6.12 低频低压减负荷装置的投退。

2.6.13 110 千伏以及上电压等级的故障录波器。 2.7 宁夏区调间接调管范围

2.7.1 并网容量在 50 兆瓦及以下的光伏电站。

2.7.2 区调直接调管的 110 千伏及以下新能源场站升压站的并网联络线。 2.7.3 直接调管的火电厂启备变及非 3/2 接线方式的启备变高压侧开关。 2.7.4 地调调管的 110千伏及以上电压等级的设备与主网的合、解环操作。 2.7.5 影响区调直调设备的 110 千伏及以下稳控装置（系统）。 2.8 地调调管范围

2.8.1 地区电网内不属西北分中心、宁夏区调调管的电厂。

2.8.2 220 千伏及以上变电站除国调、西北分中心和宁夏区调直接调管范围外的设备。

2.8.3 地调所在地区的 110 千伏及以下变电站和线路。

2.8.4 接入 110 千伏及以下电压等级且并网容量在 50 兆瓦及以下的光伏电站。

2.9 发电厂、运维站站自行调度管辖范围

不属西北分中心、区调、地调调管的设备。 2.10 区调监控范围

2.10.1 除西北分中心监控和有人值守站外的其他 750千伏变电站。 2.10.2 宁夏电网内重要的 330 千伏枢纽变电站。 2.11 地调监控范围

2.11.1 各地调所在地区电网中不属于区调监控的 330千伏变电站。 2.11.2 各地调所在地区电网 220 千伏及以下变电站。

2.12 原则上各级调控机构应每年下达调管范围和监控范围明细表。新并网设备应在启动前明确调管范围和监控范围。调管范围和监控范围具体划分见附录 A。

2.13 各级电力调度控制机构按照调管范围和监控范围依法组织、指挥、指导、协调、控制电力系统运行、操作和事故处理，监视和控制电网设备，保证实现下列要求：

a) 根据有关规定，使电网安全、连续、可靠供电。 b) 使电网内的电能质量（频率、电压和谐波等指标）符合国家规定的标准。 c) 按照最大范围优化配置资源的原则，充分发挥发、供电设备能力，最大限度地满足本电网内的用电需要。

d) 优化资源利用，合理使用燃料和水能资源，最大限度地使电网在经济方式下运行。

e) 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” 的原则维护发、供、用电等有关各方的合法利益。

2.14 宁夏区调的职责

2.14.1 负责宁夏电网的安全、优质、经济运行，划分宁夏电网调管范围和监控范围，对所辖电网及并网电厂实施统一调度、监控管理。

2.14.2 负责宁夏电网内调度运行、设备监控、调度计划、运行方式、继电保护、调度自动化、水库及新能源调度等专业管理，制定电力系统电力调度、设备监控方面的标准、规程、制度和办法，负责所辖电网二次设备技术监督。 2.14.3 负责指挥宁夏电网调度范围内设备的运行、操作及电网的事故处理，参与电网事故调查分析。负责指挥宁夏电网调峰、省间联络线潮流的调控及调管范围内的调压工作。

2.14.4 负责宁夏电网监控范围内设备的集中监视、远方操作及事故、缺陷处理，监控信息的统计、上报。

2.14.5 负责电网的安全稳定运行及管理，编制调管范围内电网的安全稳定控制方案，编制全网低频、低压减负荷方案。 2.14.6 负责组织编制和执行宁夏电网运行方式，执行西北分中心下达或批准的网间联络线运行方式。

2.14.7 负责调管范围内设备的检修平衡，受理并批准调管设备的检修申请。 2.14.8 负责宁夏电网电力电量平衡及安全校核。

2.14.9 参与所辖电网规划、设计、建设和工程项目审查工作，负责调管范围内新设备启动。

2.14.10 负责签订调管范围内的发电厂、用户的并网调度协议。

2.14.11 负责编制《宁夏电网限电序位表》、《宁夏电网紧急限电序位表》，报政府批准后执行。

2.14.12 负责调管水电（厂）站水库发电调度工作，编制水库调度方案。 2.14.13 负责调管范围内的新能源场站验收、并网、发电调度工作及相应的技术监督。

2.14.14 负责组织制定全网继电保护及安全自动装置配置的技术方案和调管范围内的整定方案，并督促实施。

2.14.15 负责组织制定电力自动化系统的规划，并督促实施。负责电力二次系统安全防护。

2.14.16 负责公司调度技术装备的运行和管理。

2.14.17 负责宁夏电网内调控运行技术人员的业务技术培训、考核和上岗考试工作。

2.14.18 接受上级电力管理部门、调控机构授权或委托的与电力调度相关的工作。

2.15 地调的职责

2.15.1 接受宁夏区调的调度管理，执行宁夏区调发布的调度指令。实施宁夏区调及上级有关部门制定的有关标准和规定。

2.15.2 在宁夏区调的统一领导下，负责所辖电网的安全、优质、经济运行，负责调管范围内设备的运行、监视、操作及电网的事故处理。

2.15.3 负责监控范围内设备的集中监视、远方操作及事故、异常缺陷的处理，并将各类监控信息数据及时上报区调。

2.15.4 负责编制和执行所辖电网的运行方式。 2.15.5 负责编制所辖电网内设备检修计划，属宁夏区调间调范围内设备的检修申请由地调统一归口向宁夏区调申请。 2.15.6 参与编制《宁夏电网限电序位表》和《宁夏电网紧急限电序位表》中相关内容。

2.15.7 负责所辖电网继电保护、自动化等专业技术的管理工作。

2.15.8 参加所辖电网发展规划、设计和有关工程项目的审查，负责调管范围内新设备启动。

2.15.9 负责本地区负荷预测工作。

2.15.10 负责签订调管范围内的发电厂、用户的并网调度协议。 2.15.11 负责对本级监控范围内电网运行设备的集中监控，并及时向宁夏区调汇报属区调调度管辖及许可范围内

一、二次设备状态及异常、事故情况。 2.15.12 负责所辖单位调度值班人员的业务技术培训、考核和上岗考试。 2.15.13 根据宁夏区调的指令进行调峰，负责所辖电网的电压调整工作。 2.15.14 行使区调和本供电公司授予的其它职权。 3 调度管理制度

3.1 区调值班调控员在值班期间是宁夏电网生产运行的指挥者和协调者，按相关法律、规定行使调度指挥权，并对其下达调度指挥及调度指令的正确性负责。

3.2 区调监控员、地调调度（监控）员及厂、站、运维站（队）的值班员接受调控机构值班调控员的调度指令和运行管理，并对执行指令的正确性负责。 3.3 在调度联系和发布、接受调度指令时，双方必须严格执行下令、复诵、记录、录音和汇报制度，使用标准调度术语和设备双重名称（设备名称和编号）。受令人在接受调度指令时，必须复诵无误方可执行，执行完毕后立即汇报执行情况。区调值班调控员只有在接到上述汇报后，方可认为操作指令执行完毕。 3.4 任何单位和个人不得干预区调值班调控员下达或执行调度指令，区调值班调控员有权拒绝各种非法干预。

3.5 区调值班调控员下达的调度指令，发电厂、变电站、运维站的值班人员和地调值班调度（监控）员必须执行。如认为其指令不正确时应予以指出，区调值班调控员要认真复查，当区调值班调控员仍重复原指令时，则必须执行。但确认执行该指令对人员或设备的安全有威胁时，接令人应拒绝执行，并将拒绝执行的理由和建议报告区调值班调控员和本单位的直接领导。

3.6 宁夏电力公司领导发布的有关调度业务的指示，一般应通过区调领导传达到值班调控员。特殊情况下，值班调控员也可直接接受并执行，但应尽快汇报

区调领导和电网调控处长。

3.7 未经区调值班调控员下令或许可，任何人不得操作区调管辖范围内的设备。当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应按照现场规程自行处理，并立即汇报值班调控员。

3.8 调度许可设备在操作前应经上级调控机构值班调控员许可，操作完毕后应及时汇报。当发生紧急情况时，允许下级调控机构的值班调控员不经许可直接操作，但应及时向上级调控机构值班调控员汇报。属厂、站管辖设备的操作，如影响到调控机构调度管辖设备运行的，操作前应经调控机构值班调控员许可。

3.9 发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，区调值班调控员可直接越级向地调管辖的厂、站、监控、运维站等的运行值班单位发布调度指令，并及时通知相应地调值班调控员。此时，地调值班调控员不得发布与之相抵触的调度指令。 3.10 属于区调直接调管范围内的设备，根据需要，在区调与有关地调或厂站协商后，可长期或临时委托地调或厂站进行调度管理。因主网运行方式改变而影响地调管辖范围内电网、设备运行时，区调应事先通知地调。因地调管辖范围内电网、设备运行方式改变后影响主网时，地调应事前取得区调的同意。 3.11 发电厂必须按照调度日运行方式运行，并根据调度指令参与调峰、调频、调压。区调值班调控员根据系统运行情况有权修改日调度计划，并予以记录，且对正确性负责。 3.12 发电厂、变电站和地调的当值人员应主动向区调值班调控员汇报运行情况，发现异常要及时汇报。区调值班调控员也应向现场通报电网主要运行情况。 3.13 一个运行单位同时接到区调和地调的调度指令而不能同时执行时，应及时汇报区调值班调控员，区调值班调控员根据指令的性质和影响，从全局出发确定执行指令的次序，并应及时通知相应地调和该运行单位。

3.14 运行单位必须保证在任何时间都有可接受调度指令的人员在主控室（集控站）内。

3.15 对拒绝执行调度指令，破坏调度纪律，有以下行为之一者，调控机构应组织调查，通报批评并约谈相关单位负责人。直接责任人及其主管人员应由其所在单位或有关机关给予行政处分：

3.15.1 未经上级调控机构许可，不执行上级调控机构下达的发电调度计划。 3.15.2 不执行有关调控机构批准的检修计划。

3.15.3 不执行调度指令和调控机构下达的保证电网安全的措施。 3.15.4 不如实反映调度指令执行情况。 3.15.5 不如实反映电网运行情况。

3.15.6 调控系统运行值班人员玩忽职守、徇私舞弊、以权谋私尚不构成犯罪的。

3.15.7 性质恶劣的其它行为。

3.16 调控系统运行值班人员须经培训、考核取得合格证书，由相应主管部门批准，并书面通知有关单位和部门后，方可正式上岗值班。 3.17 有权接受调度指令的人员名单应根据调度管辖范围，报相应调控机构备案。

3.18 调度值班制度

3.18.1 非调度值班人员不得擅自进入调度控制室，外来人员未经批准严禁进入调度控制室。

3.18.2 调控员值班期间，不做与值班无关的事情，谢绝会客，不得将无关人员带入调度控制室。

3.18.3 值班调控员应保持良好精神状态，调度业务联系要严肃认真，态度诚恳，语言简明，使用普通话和统一的调度术语。

3.18.4 调控员接班后应对系统的运行情况勤了解、勤分析、勤调整，并做好本班的事故预想及处理措施。所有记录要完整、清晰。 3.18.5 保持调度控制室肃静、整洁。

3.18.6 严格遵守保密制度，不得向无关人员泄露生产数据和系统运行情况。 3.18.7 值班期间调控员不得擅自离开工作岗位。 3.18.8 为了保证调度系统正常工作和通信畅通，值班调控员不得转接非调度业务电话。

3.18.9 值班调控员应按排班表值班，如因病、事需要请假应按规定办理请假手续，不得私自找人替班。

3.18.10 值班调控员不准连值两班。 3.19 调度交接班制度

3.19.1 交班值应提前十分钟做好交班的准备工作，认真填写值班日志，将相关资料收集齐全并摆放整齐，保持调度台整洁。

3.19.2 接班值应提前十分钟到岗，了解系统情况，认真阅读休班期间各项记录、工作票、调度业务单及其它运行资料。

3.19.3 交接班时，交班调控员应详细交接电气方式、机炉方式、检修设备、系统负荷、计划工作、运行原则、存在问题等内容及其它注意事项，接班调控员应认真听取，如有疑问应及时提出。

3.19.4 交接班内容以交接班日志、记录为依据。交班少交或漏交所造成的后果，由交班值负责。接班值未认真接班造成的后果，由接班值负责。 3.19.5 如遇下列情况，不得交接班：

a) 交接班人员未到齐。

b) 事故处理及倒闸操作未告一段落时。

c) 记录、报表填写不完全或交待不清楚时。

d) 交接班时发生事故，应立即中止交接班，并由交班调控员进行事故处理。接班调控员可按交班调控员的要求协助处理事故。

e) 不到交接班时间。

3.19.6 交、接班调控员双方在交接班日志上签字后，交接班手续方算履行完毕。

4 监控管理制度

4.1 监控员应熟悉监控系统、所辖变电站的一次主接线及正常运行方式、设备调度管辖范围、相关操作要领以及其它运行注意事项。 4.2 监控值班员负责受控站设备的监控工作，主要包括事故、异常、越限、变位等信息。全面掌握各受控站的运行方式、设备状态、异常信号、主设备的负载、电压水平、故障处理等情况。

4.3 监控人员值班期间应与设备管辖调度员、变电运维人员、自动化人员保持通讯畅通。

4.4 值班监控员在进行业务联系时，必须使用专用录音电话，

并严格执行下令、复诵、记录、录音和汇报制度，使用标准调度术语和设备双重名称（设备名称和编号）。 4.5 设备集中监视管理

4.5.1 值班监控员应对受控站设备进行集中监视，包括全面监视、正常监视和特殊监视，及时发现设备异常和缺陷信息，通知现场运维人员，必要时汇报相关值班调度员。

4.5.2 正常监视是指监控员值班期间应对变电站设备事故、异常、越限、变位信息，变电站运行工况及设备状态在线监测告警信息、输变电设备负载情况进行不间断监视。

4.5.3 全面监视是指监控员对所有监控变电站进行全面的巡视检查，全面监视应包括以下内容：

a) 检查监控系统是否正常，遥信、遥测数据是否刷新。

b) 检查变电站

一、二次设备，站用电、交直流等设备运行工况。

c) 检查电流、电压、有功、无功、温度等遥测量是否正常，开关、刀闸位置等遥信量是否正确。

d) 核对监控系统检修置牌情况。 e) 核对监控系统信息封锁情况。

f) 检查输变电设备状态在线监测系统和监控辅助系统（视频监控等）运行情况。 g) 检查变电站监控系统告警直传、远程浏览功能情况。 h) 核对未复归、未确认监控信号及其它异常信号。

4.5.4 特殊监视是指在某些特殊情况下，监控员对变电站设备采取的加强监视措施，如增加监视频度、定期抄录相关数据、通过变电站视频系统辅助查看、对相关设备或变电站进行固定画面监视等，并做好事故预想及各项应急准备工作。遇有下列情况，应对变电站相关区域或设备开展特殊监视，做好事故预想及各项应急准备工作：

a) 设备有严重或危急缺陷，需加强监视时。 b) 新设备试运行期间。

c) 设备重载或接近稳定限额运行时。 d) 遇特殊恶劣天气时。

e) 重点时期及有重要保电任务时。 f) 电网处于特殊运行方式时。

g) 电网发生事故或安防、消防系统告警时。 h) 其它有特殊监视要求时。

4.6 集中监控许可管理

4.6.1 尚未实施集中监控的变电站，在满足设备集中监控技术条件后，运维单位如需将变电站纳入调控中心设备集中监控，应向调度机构设备监控管理处提交变电站实施集中监控许可申请和相关技术资料。

4.6.2 调控机构应对变电站集中监控进行许可管理，在收到运维单位书面申请后，编制完成变电站监控业务移交工作方案，分析评估变电站集中监控条件。评估通过后，调控机构应与运维单位明确监控职责移交的范围和时间，当值值班监控员与现场值班运维人员通过录音电话按时办理集中监控职责交接手续，并向相关调度汇报。

4.6.3 在变电站集中监控前，调控机构应完成人员培训、越限告警限值设定、运行规定和台账记录修订等准备工作。

4.6.4 变电站在集中监控试运行期间内，监控业务移交工作组对变电站是否具备集中监控技术条件进行现场检查，检查应根据移交工作方案中现场检查的项目和内容执行，对检查发现的问题应及时通知运维单位进行整改，检查记录应签名留存。

4.6.5 变电站在集中监控试运行期满后，监控业务移交工作组对试运行情况进行分析评估，形成集中监控评估报告，作为许可变电站集中监控的依据。 4.6.6 已实施集中监控的变电站改、扩建后，相关监控信息完成验收联调后，运维单位如需将改、扩建部分设备纳入调控中心设备集中监控，应向调度机构设备监控管理处提交相应设备实施集中监控许可申请和相关技术资料。调度机构可参照新建变电站纳入调控中心设备集中监控办法执行。 4.7 监控信息接入变更和验收管理

4.7.1 出现以下情况，调控中心应组织开展监控信息验收： a) 新建、改建、扩建工程投产。

b) 变电站综自系统改造、变电站远动机或其它变电站。 4.7.2 调度端监控信息联调验收应具备以下条件：

a) 工程管理部门或运检单位已完成变电站端监控系统验收工作，监控信息完整、正确。

b) 相关调度技术支持系统已完成数据接入和维护工作。 c) 相关远动设备、通信通道正常、可靠。

4.7.3 调控中心制定验收工作计划并组织联调验收，验收内容包括技术资料、监控信息、监控画面及监控功能。 4.7.4 调控中心根据验收工作计划，组织监控员与现场运维人员对监控信息逐一核对，进行相关遥控试验，验证告警直传和远程浏览功能，及时处理验收问题，做好验收记录。

4.7.5 验收过程中发现的问题由调控中心协调相关单位、部门进行消缺。消缺完毕后，运维单位应向调控中心提交监控信息接入变更和验收申请，调控中心组织再验收。

4.7.6 验收完毕后，调控中心应将监控信息表及时归档。

4.7.7 变电设备检修，涉及信号、测量或控制回路的，即使监控信息表未发生变化，运维单位也应在工作前向值班监控员汇报。检修结束恢复送电前，运维单位还应与值班监控员核对双方监控系统信息一致性。 4.8 监控值班管理

4.8.1 设备监控实行 24 小时不间断监视。

4.8.2 值班监控员与值班调度员值班电话号码应分设，并具备录音功能。 4.8.3 监控人员应按批准的倒班方式轮流值班，并遵守统一的作息时间，不得擅自变更值班方式和交接班时间，如需换、替班，应经监控负责人批准。 4.8.4 监控人员在值班期间，必须坚守工作岗位，如有特殊情况，应经监控负责人批准并安排人员代班，履行交接手续后方可离岗。 4.8.5 监控人员在值班期间，应注意文明生产，穿戴统一的值班工作服和值班岗位标志，保持工作场所整洁。

4.8.6 值班人员在接班前 12 小时内严禁饮酒，值班期间应保持良好的精神状态。

4.8.7 监控人员在值班期间，应严格执行规章制度，遵守劳动纪律。

5 运行方式管理

5.1 各级调控机构均应编制管辖范围内电网年度运行方式和月、日调度计划。节日、重要保电期间或电网发生重要设备检修、电网运行方式发生较大改变时，应制定相应的电网特殊运行方式。 5.2 年度方式编制 5.2.1 基本原则

年度方式分析应全面评估本年度电网运行情况、安全稳定措施落实情况及实施效果，阐述次年电网运行中预计存在的主要问题及电网运行方式安排重点，提出电网规划、建设、技术改造等措施建议，指导次年电网规划、建设、生产和运行。

5.2.2 工作要求

5.2.2.1 为确保及时准确提供次年电网基础数据，保证年度方式分析的全面性和准确性，各有关单位应于每年 9 月 30 日前向调度部门提供编制年度运行方式所需资料。

5.2.2.2 省公司规划、运维、营销、基建、电网交易中心等有关部门提供下列资料：全年新(改) 建项目投产计划、省(网) 间联络线售（购）电计划、各厂发电计划和购电计划、输变电设备检修计划。

5.2.2.3 各供电公司及区检修公司提供下列资料：地区分月用电预测、地区现有电网主接线图和地理接线图、输变电设备检修计划。

5.2.2.4 各火电厂提供下列资料：发变电设备检修计划、发电机 P－Q 曲线、机组微增特性曲线、煤场的有关资料。

5.2.2.5 各水电厂提供下列资料：年度水库运用计划、来水预测、发电能力预测、发变电设备检修计划、发电机 P－Q 曲线、机组微增综合特性曲线。 5.2.2.6 各风电厂/太阳能发电厂提供以下资料：年度风电/光伏发电预测、发电设备检修计划。

5.2.3 年度方式主要内容

a) 上年度电网运行情况总结，包括新投产设备及设备规范、年度末系统规模、上年度生产运行情况分析、上年度电网安全状况分析。 b) 本年度电网新设备投产计划。 c) 本年度电力生产需求预测。

d) 本年度电网主要设备检修计划。 e) 水电厂水库运行方式。

f) 本年度电网结构、短路分析及运行结线方式。 g) 电网潮流计算、N-1 静态安全分析。 h) 系统稳定分析及安全约束。 i) 无功电压分析。

j) 电网安自装置和低频低压减负荷整定方案。 k) 调度系统重点工作开展情况。

l) 电网安全运行存在的问题及措施。 m) 下级电网年度运行方式概要。

5.2.4 各地区电网调控机构应于 12 月 20 日前向宁夏区调汇报年度运行方式主要结论，并于 12 月 31 日前完成年度运行方式编制工作，由所属供电公司主管生产的领导组织审查批准后执行。

6 调度计划管理

6.1 调度计划编制原则

6.1.1 区调根据公司有关部门提出的年、季度发、购、供电计划和相关单位检修计划，在“公开、公平、公正” 原则的基础上编制月、日调度计划，并保证实施。

6.1.2 充分发挥发、输、变电设备的能力，在满足各种约束的前提下，制定月、日调度计划，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。

6.1.3 月度发电调度计划应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、新能源发电、电网设备能力及其电气设备检修情况等因素进行编制。

6.1.4 日发电调度计划在月调度计划的基础上，综合考虑近期内水情、新能源发电、电网设备能力及其检修情况、气象等因素进行编制。

6.1.5 区调编制发、供电调度计划时，应留有旋转备用容量，分配备用容量时应考虑输电网络的送（受）电能力。宁夏电网的旋转备用容量应不小于网内单机容量最大的发电机组的额定功率，同时要适当考虑为风电、光伏发电预留一定的旋转备用容量。

6.2 月调度计划的编制和执行 6.2.1 月调度计划主要内容 a) 全网及各地区负荷预测及用电计划。 b) 水电厂水库控制运用计划。 c) 统调电厂发电计划。 d) 省间购售电计划。

e) 省间联络线电力、电量计划。 f) 电气设备停电计划及进度表。

g) 各地区负荷功率因数和各中枢点电压（或无功）允许偏差范围。 6.2.2 每月 15 日前区调统调厂、各地调应根据水情和检修情况将次月发电、用电计划报区调。每月 5 日 24:00 前区检修公司、各地调将停电计划报区调并报相应供电公司。如遇到报送日期为节假日，则报送日期提前至节假日前最后一个工作日。

6.2.3 编制全网月停电计划并纳入月调度计划。

6.2.4 水电厂根据水情预报及发电计划将预计的月末运行水位报送区调。 6.2.5 每月 13 日由区调主持召开月度停电计划协调会，确定次月调度计划。如遇到节假日，则顺延至节假日后第一个工作日。 6.2.6 月度调度计划编制完成后，经上级调控机构及宁夏电力公司主管生产领导批准后，下发有关单位执行。 6.3 日调度计划的编制和执行 6.3.1 日调度计划内容

a) 全网及各地区 96 点日用电负荷预计曲线。 b) 省间联络线 96 点有功曲线。 c) 省间电力电量交换计划。

d) 统调电厂日发电量及有功出力曲线。 e) 发电设备停电计划。 f) 输变电设备停电计划。

g) 电网运行风险预警通知书（可能触发电网风险时提供）。 h) 特殊运行方式下稳定措施变更通知单。 6.3.2 调度计划处在月调度计划的基础上，根据西北分中心下达的省间日购售电计划并结合电网实际情况、短期负荷预报、新能源发电预测、设备运行状况等编制日发电调度计划，并进行电能日前安全校核，确保日调度计划满足安全稳定导则要求，经调度计划处、调度控制处、系统运行处处长审核，区调主管生产领导批准后，由区调值班调度员负责下达执行。

6.3.3 调度计划处受理区调调管范围内电气设备停电工作申请票，经过调度、计划、系统、保护、自动化处、公司科技信通部通信处处长审核，区调主管生产副主任或总工程师批准后形成日检修计划，区调值班调度员负责下达执行。

6.3.4 调度计划处在编制日停电计划时，对于重大检修方式或可能触发风险预警的检修方式，应提前 1 周下达风险预警通知书，系统运行处根据需要下达有关检修方式下电网运行控制原则的调度业务联系单。

6.3.5 各直调发电厂应严格执行日有功负荷计划曲线，并根据调度指令调整，当发电厂无法按计划运行时，应立即汇报区调值班调度员，区调按有关规定进行考核。

6.3.6 正常情况下区调应严格执行日调度计划。出现下列紧急情况之一时，区调值班调度员可以调整日发电、供电调度计划，发布限电、调整发电厂功率及开、停发电机组等指令，并汇报西北分中心值班调度员，通知有关地调值班调度员及直调发电厂值班长：

a) 发电、供电设备发生重大事故或电网发生事故。 b) 电网频率或者电压超过规定值。 c) 输变电设备负载超过规定值。

d) 主干线路功率超过规定的稳定极限。

e) 其它威胁电网安全运行的紧急情况。 6.4 设备停电计划的编制和执行 6.4.1 停电检修分类

6.4.1.1 计划检修：指列入月度停电计划的停电项目。

6.4.1.2 临时检修：计划停电检修以外的电气设备停电检修工作。设备异常需紧急处理以及设备故障停运后的紧急抢修、与已批准的计划停电检修相配合的检修（但不得超过已批准的计划停电检修时间或扩大停电范围）除外。 6.4.1.3 事故抢修：指由于设备健康或其它原因被迫停止运行，需立即进行抢修恢复的停电检修工作。

6.4.1.4 依据《发电企业设备检修导则》（DL/T 838-2003），发电厂机组检修按检修规模和停用时间分为 A、B、C、D 四个等级。 6.4.1.5 有关单位向宁夏区调提交发电厂设备停电申请时，对于发变组单元式接线方式（发电机与变压器之间无开关），应明确是机组检修还是发变组检修。对于发电机与变压器之间有开关的，机组和主变的检修申请应分别提交（本规程中规定：机组不包括变压器，发变组包括变压器）。 6.4.2 停电计划编制原则

6.4.2.1 设备停电检修的工期与间隔应符合有关检修规程的规定，并满足有功备用裕度和输变电容量裕度的要求。设备停电检修须协调配合，实行统一管理、统一安排进度、统一制定安全措施并予以落实，避免重复停电。

6.4.2.2 坚持计划检修，应修必修，合理安排检修，保证检修质量和检修工期。设备检修应做到相互配合，即电源和用电、发电和输变电、主机和辅机、一次和二次设备停电检修之间以及各单位之间的相互配合。

6.4.2.3 由生产或基建单位引起的设备停电（包括

一、二次设备），均需纳入计划。

6.4.2.4 宁夏区调间接调管及许可设备的停电检修也需纳入区调停电计划。 6.4.2.5 设备停电计划一经全网平衡后，原则上不再变动。当电网运行状况发生变化导致电网有功备用裕度不足或电网受到安全约束时，电力调度机构应对相关的发、输变电设备检修计划进行必要的调整，并及时向受到影响的各电网使用者通报。

6.4.2.6 月度停电计划严格按照年度停电计划项目进行编制，停电时间可根据电网实际情况及工程进度等进行调整，原则上不再增加年度计划以外的检修。月度停电计划的内容包括设备名称、检修工期、检修内容、停电范围等。 6.4.2.7 宁夏区调下达的月度停电计划，原则上应在当月完成。确因特殊原因无法当月完成的，应由责任单位对未完成原因书面说明及改期时间，并上报宁夏区调。该电气设备停电计划需重新申请，宁夏区调根据电网运行方式平衡情况另行安排。

6.4.2.8 各单位在上报日停电计划时应合理安排设备的操作时间，原则上同一电厂或变电站内不同时安排 2 个及以上运行元件的停电检修计划，同一输电断面或通道不安排线路同停；全网内2 条及以上线路或同一电厂、变电站内 2 个及以上运行元件在当天停（送）电操作时间间隔是一个设备操作结束再进行另外设备的操作。

6.4.3 停电计划的编制 6.4.3.1 年度停电计划编制

6.4.3.1.1 宁夏电网内统调各发电厂、检修公司及各供电公司应按照有关规程规定编制三年检修工程滚动规划，并于每年 9 月30 日前按照调管范围向宁夏区调报送次年度宁夏区调调管设备停电计划。

6.4.3.1.2 宁夏区调调管的 330 千伏及以上等级电气设备的次年度停电计划由宁夏电力公司调度控制中心编制，于 10 月 30 日前报送西北分中心。宁夏区调根据西北分中心次年度调管设备检修计划编制宁夏电网 220千伏及以上等级电气设备次年度停电计划，并于当年 12 月 31 日前以公司文件的形式下发。 6.4.3.2 月度停电计划编制

6.4.3.2.1 次月停电计划由统调各电厂、检修公司及各供电公司依据公司下达的电气设备年度停电计划，结合本单位实际情况，于每月 5 日 24： 00 前通过 OMS 系统将内部平衡后的月度停电计划申请报送宁夏区调，此后将不再受理任何停电计划申请。如遇到报送日期为节假日，则报送日期提前至节假日前最后一个工作日。

6.4.3.2.2 宁夏区调根据各单位上报的电气设备月度停电计划并结合电力电量平衡及电网安全约束编制成初稿，通过宁夏区调内部审核后，将月度停电计划初稿下发至各单位征求意见，于每月13日由宁夏区调组织召开宁夏电网月度停电计划协调会，集中进行停电计划统筹安排。如遇节假日，则开会日期顺延至节假日后第一个工作日。

6.4.3.2.3 宁夏区调编制完成次月月度停电预计划后，于每月15 日前向西北分中心其调管范围内的电气设备停电计划。预计划一经排定后，除上级调度机

构管辖范围内要求变动的停电计划，其余工作不得修改及变动。

6.4.3.2.4 每月 28 日前，宁夏区调以公司文件形式正式下发次月月度停电计划，各电厂、检修公司及供电公司严格执行。 6.4.3.3 节日停电计划：除在月度停电计划中确定外，一般情况应在节日前五个工作日报宁夏区调平衡后安排。

6.4.4 日停电计划的申请、批复与执行

6.4.4.1 宁夏区调调管设备的停电检修，虽已在年、月停电计划中确定，但仍需在开工前三个工作日 10 点前由具备检修工作票申请资格人员通过 OMS 系统向区调提出申请。如遇到报送日期为节假日或节假日后 3 个工作日内的工作，则报送日期均提前至节假日前 3 个工作日。

6.4.4.2 西北分中心直调机组及直调电厂升压站电气设备的停电申请，由直调电厂值长在开工前三个工作日 10 点前通过网调OMS 向网调申报，并向区调通过 OMS 系统上报停电申请。

6.4.4.3 国调直、间调、许可电气设备的停电申请，由区检修公司运维检修部生产调度专责在开工前五个工作日 10 时前通过OMS 系统向区调申请，再由宁夏区调向上级调度部门申请。

6.4.4.4 区调受理运行单位日停电申请后，进行安全校核及检修票流转批复，在开工前两个工作日 17 时前批复停电申请。国调、西北分中心直接、间接调管及许可设备检修时间以国调、西北分中心批复时间为准。

6.4.4.5 区调受理的停电申请未获批准即行作废。工作单位如需检修须重新按规定提出停电申请。

6.4.4.6 运行中发现设备缺陷需要临时检修，应尽早向宁夏区调提出申请，事故抢修可随时向宁夏区调申请。

6.4.4.7 因基建施工单位施工或用户本身工作需要，要求宁夏区调调管范围内的设备停电时，其停电计划和申请手续由设备运维单位统一向宁夏区调办理。 6.4.4.8 严禁未经办理申请、未获批准、未经允许开工而私自在已停电的设备上进行工作。在宁夏区调调管的电气设备上进行带电作业时，均须按正常手续办理申请。

6.4.4.9 已经批复的设备停电计划，设备状态的改变，必须得到值班调度员的指令以后才能进行。检修工作经值班调度员许可后方可开工。工作结束后应及时报告值班调度员，否则不能认为检修工作已经完毕。

6.4.4.10 如因某种原因原定停运转入检修的设备延期开工时，不允许按原批准检修的期限自行推迟设备投入运行或转入备用的时间。如需变更工期，必须重新按停电申请的流程向宁夏区调申请。因系统原因不能按期开工，宁夏区调应提前通知申请单位。

6.4.4.11 开工检修的设备因故不能按期完工，应在原批准的计划检修工期未过半前办理延期申请手续。如果计划检修工期只有一日（包括每天都要恢复送电的检修），只允许由于气候突然变化，影响人身和设备安全不能继续进行计划检修者，方可提出改期申请。临修设备不允许改期。 6.4.4.12 对正在检修的设备，要增加工作项目，必须向宁夏区调增报申请，若有设备状态变化必须明确要求，待批复后方能工作。新增工作要延长工期，应按第 6.4.4.11 款规定办理延期申请手续。

6.4.4.13 设备的非计划停运，或计划检修未能按期开工、完工，影响正常的电力电量交易计划者，按有关规定追究相应单位的责任。

6.4.4.14 宁夏区调值班调度员有权批准下列对系统运行方式影响不大的临时检修：

a) 不影响正常供电且在 24 小时内可以完成的设备检修。

b) 与已批准的计划检修相配合的检修工作（但不能超出计划检修设备的检修时间）。

7 设备新投管理

7.1 调管范围内新(扩、改) 建设备的建设单位，应在每年 8 月31 日之前向相应调控机构提交下年度的工程进度表、设计参数及对运行设备的影响情况，以便调控机构有计划的安排投运并及时发挥效益，否则调控机构有权拒绝受理。 7.2 凡新(扩、改) 建的发、输、变电设备（统称新设备）接入电网运行，应遵循电网相关规程、技术标准和管理流程，调控机构应参与工程前期工作，涉及运行设备的配合停电、启动调试等投入运行前的准备工作都必须经过调度部门的同意。

7.3 新设备的工程管理部门必须按《宁夏电网新(扩、改) 建设备启动管理规范》有关时间要求，及时向所属调度部门提供相关资料。调度部门收到全部资料后，进行相关的计算、核定和设备命名编号工作。

7.4 电网内调度命名应遵循统

一、规范、唯一的原则。授权下级调控机构调管的设备，其调度命名应按规定报送区调备案。

7.5 新设备启动前调度部门各专业应完成各项生产准备工作。

7.6 新设备运行单位确定最终投产日期后，应提前 3 天向调控机构提出书面启动投产申请，调控机构根据系统运行情况进行安排。

7.7 新设备启动前，相关人员应熟悉厂站设备，熟悉启动调试方案、调度方案及运行规程规定等。新投产设备启动调试期间，影响上级调控机构直调系统运行的，其调试调度方案应报上级调控机构备案。 7.8 新设备启动条件

7.8.1 新投运厂站（或间隔）完成调管范围划分，确定监控主体并按调管范围报相应调控机构备案。

7.8.2 设备验收工作已结束，质量符合安全运行要求，相关运行单位按调度相关规定，向调度部门已提出新设备投运申请。 7.8.3 所需资料已齐全，继电保护及安全自动装置调试报告等均已报送相应调度部门审核通过。设备参数实测工作已完成，实测报告以书面形式提供相关单位，并符合调度部门的要求。

7.8.4 接受电网统一调度的安全技术装备和管理设施齐备。

7.8.5 运行人员通过上岗考试并取得合格证书，且名单已正式报区（地）调。现场标识、规程和制度等均已完备。

7.8.6 发电机组投运前三个月，按调管范围与相关调度机构签订《并网调度协议》。

7.8.7 远动设备和调度数据网络设备已按电力行业标准、规程设计建成，远动信息及调度数据网络系统信息齐全，具备准确、实时送入有关电网调度机构的电网调度自动化系统的条件。

7.8.8 与并网运行有关的计量装置和电能量采集终端安装齐备并经验收合格，电能量计量计费系统具备运行条件；二次系统安全防护应满足规定要求。 7.8.9 资产分界点或关口计量点的电量数据通过电量采集终端具备完整、准确接入调度自动化系统的条件。与电网调度有关的通信设施（不同路由的主、备通道）通过调试，满足继电保护、安全自动装置、调度自动化、并网启动、调度、测试试验等的要求，与有关电网调度机构间的通信通道符合规定，并已具备投运条件。

7.8.10 保护定值已按实测参数调整到位，有关继电保护定值通知单已下发现场，核对定值准确无误。

7.8.11 变电站内部监控信息已通过实际回路操作验证回路施工的正确性，并验收合格。完成远传监控信息的核对验收工作。

7.8.12 启动试验方案和相应调度方案已批准。 7.8.13 启动试验方案和相应调度方案经审查批准。电网调度人员已掌握新设备并网启动方案。

7.8.14 相关其它生产准备工作已经完成。 7.8.15 启动委员会同意投产。

7.9 新设备投产只有得到值班调度员的命令后方能投入系统运行。值班调度员接到启动委员会启动许可后，按照新设备启动方案进行启动工作。启动过程中运行方式的改变、试验安排等必须经值班调度员的许可后方能进行，投产设备试运行结束并移交给运行单位后即按调度规程的规定对设备进行调度管理。 7.10 新建机组或增容改造机组进入168 小时试运前必须完成的试验包括：励磁系统参数实测、PSS 投入试验、调速系统参数实测、一次调频试验、AGC 试验、AVC 试验、进相试验。

7.11 继电保护及安全自动装置应与一次设备同步投产。

8 频率及联络线控制

8.1 频率运行管理

8.1.1 电网额定频率为 50 赫兹。装机容量为 3000 兆瓦及以上电网，频率偏差不得超过±0.2赫兹，正常情况下，频率偏差按不超过±0.1赫兹控制。 8.1.2 宁夏电网与西北电网联网运行时，电网频率由西北分中心负责调整，宁夏区调配合西北分中心进行频率调整。

8.1.3 宁夏电网独立运行或地区电网与宁夏电网解列运行时，宁夏区调可根据电网具体情况确定第

一、第二调频厂。第一调频厂在其调频能力范围内应保持系统频率在 50±0.2 赫兹以内，当电网频率超过 50±0.2 赫兹时，第二调频厂应主动协助调整，使频率恢复至正常允许的偏差范围以内。若需西北分中心直调机组担任调频电厂，宁夏区调需征得西北分中心同意。 8.2 机组一次调频运行管理

8.2.1 并网运行的机组应投入一次调频功能。

8.2.2 机组一次调频投退状态应接入相应调控机构智能电网调度技术支持系统，实现调度端远方监视。

8.2.3 机组投入一次调频，首先应在电厂内部通过试验，确认已达到《西北电网机组一次调频运行管理办法》相关技术要求，征得机组所在电网调度管理部门和技术监督部门的认可后，方可确认该机组投入了一次调频功能。 8.2.4 西北分中心直调发电机组，其一次调频功能由西北分中心负责管理。宁夏区调直接调管机组以及其他机组的一次调频功能由宁夏区调具体负责，其功

能投退、技术指标变化、调速系统更新改造等情况须征得西北分中心同意并报送备案。

8.2.5 当电网频率波动超出一次调频死区时，机组在所有运行方式下都应自动参与一次调频。现场应随时记录并保存机组一次调频的投入及运行情况，以便有关部门进行技术分析与监督。

8.2.6 已由电网调度管理机构确认投入了一次调频功能的机组，不得擅自退出此功能。

8.2.7 宁夏区调应实时监测直调机组一次调频运行情况，对达不到规定技术指标要求的机组，按照“两个细则” 进行考核。未达到一次调频要求的机组应尽快进行功能完善、试验等工作，并及时上报相关材料，在规定的时间内完成一次调频整改工作。

8.3 广义联络线调整

8.3.1 宁夏区调应充分运用 AGC、负荷预测等技术手段，按照西北分中心下达的广义责任联络线调整直调机组出力，严格执行本控制区联络线电力、电量计划，并满足一定比例负荷偏差及新能源预测偏差的调整需求。 8.3.2 在西北电网事故或特殊方式下，宁夏区调应按照西北分中心调度指令调整联络线送受计划，辅助西北分中心进行调峰、调频及输电断面调整。 8.3.3 当宁夏电网发生新能源大幅波动、大容量机组跳闸、输变电设备故障、电网损失较大负荷、负荷预测偏差大等情况时，经全力调整后仍造成本控制区联络线偏差超过允许值时，区调应在事故后及时向西北分中心汇报并申请修改广义考核联络线计划或联络线偏差免考核。申请修改（或免考核）联络线计划时，须明确修改（或免考核）的数量及时间。

8.3.4 当电网安全和联络线调整发生矛盾时，应以优先保证电网安全为原则。 9 无功控制和电压调整

9.1 电力系统的无功和电压的调整、控制和管理，由各级调控机构按调度管辖范围分级负责。电力系统的无功电压管理实行“分区分层、就地平衡” 的原则。

9.2 各级调控机构应在所辖范围内设置电压监测点、考核点及电压允许波动范围。 220 千伏及以上电网的电压质量监测点、考核点及电压允许波动范围由区调设置并报西北分中心批准。地调设置所辖范围内的电压质量监测点、考核点及电压允许波动范围，并报省电力公司批准和区调备案。凡有调整手段的电压考核点均应实施逆调压。

9.3 各级值班监控（运维、运行）人员必须监视电压考核点的电压，区调与地调、发电厂要互相配合，根据相应调控机构下达的电压曲线和相关规定的要求，充分利用现有调压手段进行电压调整，并逐步实现自动控制方式。

9.4 各调控机构、发电厂要保证自动电压控制系统（AVC）正常运行时处于闭环控制状态。各级运行、监控人员必须监视 AVC 系统运行状态，发现问题及时汇报、处理。地调 AVC 系统、发电厂AVC 子站改变运行状态需征得宁夏区调值班调度员同意。

9.5 各供电公司、检修公司要认真维护无功补偿装置及调压装置，使其保持完好状态。无功补偿装置及调压装置应定期维护，发生故障时应及时修复，保证无功补偿设备及调压装置可用率达到 96%以上。

9.6 装有有载调压变压器的变电站，应综合考虑调压措施效果。电压偏低时不宜调整主变压器分接头，防止配网大量吸收主网无功；电压偏高时不宜调整

主变压器分接头，防止配网向主网反送大量无功。

9.7 各发电厂、变电站需根据区调要求投入 AVC 装置，不得擅自退出。 9.8 在电压水平影响到电网安全时，调度部门有权采取限制负荷和解列机组、停运线路等措施，防止电压崩溃。

9.9 水、火电厂无功功率及调压运行管理

9.9.1 发电厂应按调度部门下达的无功出力或电压曲线，严格控制高压母线电压，保证高压母线日电压合格率为 100%。若由于调整能力所限无法达到时，应立即报告值班调度员。

9.9.2 各并网机组必须具备《电力系统电压和无功电力技术导则》所规定的迟相运行能力（额定功率时滞后功率因数应能达到cosφ =0.85～0.9）。达不到要求时，发电厂应进行无功带载能力试验，确定发电机发出无功的最大能力，报所属调控机构备案。

9.9.3 各并网机组必须具备《电网运行准则》所规定的进相运行能力（I00 兆瓦及以上机组在额定功率时超前功率因数应能达到cosφ =0.95～0.97），发电厂应按调度机构要求进行进相试验，确定发电机的实际可用进相范围，其调压能力、进相运行资料报所属调控机构备案，并严格执行区调下发的发电机进相运行规定。

9.9.4 区调值班调度员在中枢点电压高于上限且其它常规调压手段均已进行完毕，而电压仍超出允许值上限时，可采用邻近电厂已经过试验确定可以进相的发电机进相调压。

9.9.5 区调值班调度员在实施发电机组进相时，要综合掌握电网的稳定性控制，对进相运行的机组要优先降有功出力调峰，以增加稳定储备。

9.9.6 发电厂运行值班人员在机组进相操作过程中要平稳进行，并注意监视有关母线电压，当发现异常时应立即按现场运行规程处理，并将情况报告区调值班调度员。

9.9.7 区调值班调度员在电网发生异常引起电压或稳定储备降低时，要立即指令进相机组增加励磁并退出进相运行。

9.9.8 发电机的励磁装置、强励、低励限制功能、失磁保护、AVC 和无功补偿装置应正常投入运行。其停用、试验应事先经调度管辖的调控机构批准。发生故障停用时，应立即报告值班调度员。

9.9.9 区调统一确定所管辖发电厂的升压变压器分接头位置，任何单位不得自行变动。

9.10 风电厂无功电压控制原则

9.10.1 当风电厂并网点的电压偏差在-10%～+10％之间时，风电厂应能正常运行。

9.10.2 风电厂变电站高压侧母线电压正、负偏差的绝对值之和不超过额定电压的 10％，一般应控制在额定电压的-3%～+7％。 9.10.3 风电厂无功补偿装置宜采取自动控制方式。

9.10.4 在风电机组发电时，风电厂升压变电站高压侧不应从系统吸收无功功率。

10 低频低压减负荷管理

10.1 为防止电网低频率或低电压运行而扩大事故，应有计划地配置足够数量的低频低压减负荷装置。在频率或电压严重下降时自动切除部分次要负荷，以保证电网的安全运行及对重要用户的不间断供电。

10.2 新（扩、改）建变电站必须按要求设置低频低压减负荷装置并与一次设备同步投运。

10.3 低频低压减负荷装置的设置和整定原则依照《电力系统自动低频减负荷技术规范》和《电力系统自动低压减负荷技术规范》的相关规定执行。 10.4 低频低压减负荷方案应按上级电网低频减负荷统一整定方案的要求，确定整定轮次和各轮切除负荷数量，并报上级调度备案。

10.5 区调于当年 1 月完成低频低压减负荷方案的编制下发，各地区供电公司在方案下发 15 日内编制地区电网低频低压减负荷方案，各地区供电公司和检修公司分别负责各自运维厂站方案的具体实施，并于当年 3 月份完成方案的实施工作，同时报宁夏区调备案。

10.6 各地区供电公司应严格执行调控机构下达的低频低压减负荷实施方案。 10.7 检修公司不负责运维变电站低频低压减负荷方案的制定工作，必须严格执行地区供电公司的低频低压减负荷方案。 10.8 低频低压减负荷装置的运行管理

10.8.1 低频低压减负荷方案包含的变电站低频低压减负荷装置正常均应投入使用，未经区调同意，不得自行退出。若低频低压减负荷装置因故退出，在系统频率或电压降到该装置的动作值时，应手动切除该装置所控制的线路负荷。 10.8.2 自动低频低压减负荷装置有效切除的负荷不允许通过备用电源自动投入装置恢复送电。低频低压减负荷装置动作切除的负荷送电时，需区调值班调度员同意。

10.8.3 各地区供电公司管辖内的低频低压减负荷装置应按有关规程定期校验和处理缺陷，保证可靠投入运行。

10.8.4 对现有低频低压减负荷装置的方案完善、更改须经宁夏区调审批。 10.9 电网发生事故出现系统频率、电压低于低频低压减负荷装置整定值的情况时，各地调值班调度员应及时了解低频低压减负荷装置动作情况（动作时间和切除的负荷量），并及时报告区调值班调度员。事故后各地调还应向区调书面报送管辖范围内低频低压减负荷装置的动作情况分析与评价材料。 11 电网稳定管理

11.1 电网稳定分析应按照“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，依照调管范围分级负责进行。区调与各地调在稳定计算中要密切配合，并有责任相互提供必要的参数与信息。

11.2 各级电网调度机构编制的电网安全稳定运行规定，一般一年修订一次，遇有电网结构或电网运行方式发生重大变化时，应及时修订或做专题研究。 11.3 各级电网安全稳定运行规定需经相应公司生产主管领导批准后执行。下级调度机构的电网安全稳定运行规定应及时上报上级调度机构备案，并不得与上级调度机构的电网安全稳定运行规定相抵触。

11.4 各级调度机构负责调管范围内电网的安全稳定计算分析，负责所调管电网安全稳定措施的制定和实施，并报上级调度备案。下级调度机构的安全自动装置和电网稳定措施，其状态改变可能影响上级调度电网安全稳定水平时须报告上级调度机构。

11.5 在日常运行中应按调度管辖范围密切监视电网运行状态，并严格按照运行规定的限额进行控制。当断面输送功率达到或接近稳定规程时，应立即报告上级调度机构值班调度员，并及时进行调整。

11.6 各发电厂负责制定保电用厂和发电设备的安全措施，包括在失去系统主

电源情况下的保厂用电措施和机组黑启动方案，并报区调备案。及时组织落实调度制定的有关系统稳定的具体措施。

11.7 各级调控机构应制定本网黑启动调度操作方案，并根据电网发展，适时修订。作为电网黑启动电源点的相关发电厂应按区调要求每年定期进行机组黑启动试验，并将试验报告送区调系统运行处备案。 11.8 机组涉网安全管理

11.8.1 电力系统稳定器 PSS 管理 11.8.1.1 宁夏区调职责 11.8.1.1.1 组织、协调宁夏区调直接管辖发电机组 PSS 性能验证试验，审核试验报告，向西北分中心上报调管机组 PSS 性能验证试验报告及审核结果备案。

11.8.1.1.2 编制并下达宁夏区调直接管辖发电机组 PSS 定值，向西北分中心上报机组 PSS 定值备案。根据电网实际运行工况和需要，确定宁夏区调直接管辖发电机 PSS 投退状态，并上报西北分中心核准。

11.8.1.1.3 负责建立并维护宁夏区调直接管辖机组 PSS适用于当前电网安全稳定分析工具的计算模型和参数，并将机组 PSS 计算模型和参数报西北分中心备案。负责建立并维护宁夏区调管辖机组 PSS 计算模型参数库。 11.8.1.1.4 定期开展电网小干扰稳定分析，校核宁夏电网各典型方式动态稳定水平，发现动态稳定薄弱环节，提出包括调整部分发电机组 PSS 定值及投退状态的对策，并在西北分中心统一协调下安排相关并网电厂实施。 11.8.1.1.5 组织本区调管辖范围机组 PSS 相关事故调查和分析。 11.8.1.2 并网发电企业职责

11.8.1.2.1 负责励磁系统 PSS 模块的选型安装、运行维护、调试检修及技术改造全过程工作，确保 PSS 在其生命周期全过程处于良好的运行状态，满足运行可靠性和其他功能性运行指标要求。

11.8.1.2.2 负责按照标准和电网要求组织并实施 PSS的整定和性能试验，包括按调度管辖范围向相应调度部门上报 PSS 预整定方案和性能试验方案申请，实施性能试验，按要求上报性能试验结果等。

11.8.1.2.3 执行调控机构下达的 PSS 参数整定单，根据调控机构的要求投退励磁系统 PSS 模块。

11.8.1.2.4 保证 PSS 和其他机组保护以及机组监控系统（DCS等）控制模式的配合，在保证机组安全稳定运行的同时确保 PSS能够切实发挥作用。

11.8.1.2.5 监视励磁系统 PSS 模块的运行状态，及时发现 PSS故障或异常状况并向相应调度部门汇报，提出故障或异常原因的技术分析意见，协助并参与相关事故调查。

11.8.1.2.6 建立励磁系统 PSS 台帐，保持台帐的有效性、完整性和准确性，并按要求向调控机构上报 PSS 模型参数资料。

11.8.1.2.7 在电网调度部门统一协调下参与提高电网动态稳定水平工作，实施 PSS 性能优化、参数重新整定和验证工作。 11.8.2 涉网保护管理

11.8.2.1 并网电厂应重视与加强厂用系统继电保护整定计算与管理工作，杜绝因厂用系统保护不正确动作扩大事故范围。

11.8.2.2 并入宁夏电网且由宁夏电力调度控制中心直接调管的发电机组的发电机定子过电压、发电机定子过激磁、发电机定子低电压、发电机低频率、发

电机高频率、发电机失步保护、发电机失磁保护、低励限制的定值应报区调备案，并满足以下要求：

11.8.2.2.1 发电机定子低电压保护定值应低于系统低压减载的最低一级定值。发电机定子低电压保护中动作值一般不高于额定电压的 0.75 倍、时限应不低于 1.0 秒，动作于信号。

11.8.2.2.2 发电机定子过电压保护整定值应结合发电机的过电压能力，采用较高的定值。对于汽轮发电机，过电压保护整定值根据定子绕组绝缘状况决定，一般不低于额定电压的1.3 倍，动作时限取 0.5 秒，保护动作于解列。对于水轮发电机，过电压保护整定值根据定子绕组绝缘状况决定，一般不低于额定电压的1.5倍，动作时限取 0.5 秒；采用晶闸管整流励磁的一般不低于额定电压的 1.3倍，动作时限取 0.3 秒，保护动作于解列。过激磁保护依据厂家提供的发电机、升压变过激磁曲线，选择其中过激磁能力低者进行整定，可由低定值和高定值两部分组成。过激磁保护如果配置定时限保护，其低定值部分应带时限动作于信号，高定值部分应动作于解列。过激磁保护如果配置反时限保护，反时限保护应动作于解列。过激磁保护启动值不得低于额定值的1.07 倍。

11.8.2.2.3 发电机失磁保护应能正确判断失磁状态，宜动作于解列。发电机失磁保护应具备不同测量原理复合判据的多段式方案。与系统联系密切的发电厂或采用自并励励磁方式的发电机组宜将阻抗判据作为失磁保护的复合判据之一，优先采用定子阻抗判据与机端三相正序低电压的复合判据。在机组自身没有失磁的情况下，系统振荡（含同步振荡）时发电机组失磁保护不应动作。励磁调节器中的低励限制应与失磁保护协调配合，遵循低励限制先于失磁保护动作的原则，低励限制线应与静稳极限边界配合，且留有一定裕度。 11.8.2.2.4 发电机失步保护应能正确区分失步振荡中心所处的位置。发电机失步保护的失步次数定值一般不超过 2 次、失步保护范围不超出升压变，电网调度管理部门要求须与系统配置的失步保护相配合者除外。

11.8.2.2.5 汽轮发电机组频率异常保护的动作定值应满足《电网运行准则》中汽轮发电机组频率异常运行能力的要求。发电机组低频保护应与电网的低频减载装置配合，低频保护定值应低于低频减载装置最后一轮定值。发电机组过频保护应与电网的高频切机装置配合，遵循高频切机先于过频保护动作的原则。同一电厂过频保护应采用时间元件与频率元件的组合，分轮次动作。

11.8.2.3 各发电厂应每年定期核查涉网保护的定值，对不满足上述要求的定值应在保护发电设备安全的情况下及时调整。

12 并网调度管理

12.1 并网运行的发电厂、地区电网和直供电用户必须服从调控机构的统一调度。

12.2 需要并网运行的发电厂、地区电网和直供电用户的供电设备与所并入的电网双方之间，必须在并网前按国家有关法律法规，根据平等互利、协商一致的原则签订并网调度协议(并网电厂按国家电力监管委员会和国家工商行政管理总局制定的《并网调度协议(范本)》签订)，并严格执行。调控机构应向并网电厂提供《宁夏电网新机并网指南》、《省电网发电机组首次并网投运必备条件列表》及《省电网发电机组进入 72 小时/168 小时试运行必备条件列表》。 12.3 协商一致必须以服从统一调度为前提，以《电网调度管理条例》为依据，以电网安全、优质、经济运行为目的，并符合国家有关电网管理的法律法规以及电力行政主管部门和电网管理部门的规程、规定、规范、标准等。

12.4 并网方应在首次并网日的三个月前，向调控机构提交并网申请书。并网申请书的内容应符合《并网调度协议》的要求。

12.5 调控机构依据《并网调度协议》和《宁夏电网新机并网指南》《宁夏电网新（扩、改）建设备启动管理规定》的内容对并网方的并网条件进行认定。 12.6 并网方根据调控机构已确认的并网调试调度方案，按照值班调度人员的调度指令进行并网调试，并网调试设备应视为系统运行设备。

12.7 调控机构应针对并网调试期间可能发生的紧急情况制定事故处理预案。 12.8 并网设备通过调试后，并网方应向调控机构提交调试报告和正式并网运行申请。经调控机构批准后方可正式并网运行。 12.9 未签定并网调度协议的不能并网运行。

12.10 并网电厂在进入商业运行前，还应通过安全性评价并合格。

12.11 并网运行的发电厂、地区电网和直供电用户运行值班人员上岗前须参加调控机构举办的上岗培训并考试合格。

13 水库调度管理

13.1 依照《水法》、《防洪法》、《电网调度管理条例》、《中华人民共和国防汛条例》、《黄河水量调度条例》、《水库调度工作规范》等有关政策规范，做好水库调度工作。

13.2 水库调度的基本原则：按照设计确定的任务、参数、指标及有关运用原则，在确保枢纽工程安全的前提下，充分发挥水库的综合利用效益。 13.3 水库防洪防汛工作服从有管辖权的防汛部门的统一领导和指挥。 13.4 调控机构职责

13.4.1 负责电网内直调水电厂水库经济调度和运行工作，制订水库运用和发电调度计划并监督执行。

13.4.2 负责与上下级调控机构、政府有关部门以及综合用水单位联系协调水库调度相关业务。

13.4.3 负责电网水调自动化系统及网内水电厂水调自动化系统的管理。 13.4.4 负责区内及所属水电厂的水文、气象信息收集及预报管理。 13.4.5 参与电网负荷预测、电力电量平衡、运行方式编制、运行分析、节能发电调度及“三公” 调度等有关工作。

13.4.6 参与电网内公司系统的防汛、同业对标及电力市场等有关工作。 13.5 水电厂职责

13.5.1 水电厂应按要求向相应电网调控机构提供水库调度有关的运行参数、指标和基本资料（含历史水文资料）。如主要参数、指标及基本资料发生变化，应及时核准并上报。

13.5.2 水电厂应按照调度部门颁发的水调自动化系统运行管理规定，建设水调自动化系统，系统应充分满足向上级调控机构水调自动化系统传输流域水文气象信息及水库运行数据的功能，制定管理细则并加强维护管理，确保系统可靠运行。

13.5.3 水电厂应根据水库设计的防洪标准、洪水调度原则和防护对象的重要程度，结合枢纽工程实际情况,于每年4月1日前制订年度水库洪水调度方案，按照相应程序审批后报相应电网调控机构备案，于每年10月底前向相应电网调控机构上报本年度水库度汛和大坝安全工作总结。

13.5.4 水电厂应及时向相应电网调控机构报送水库调度重要信息，主要包括年度、月度水库运用计划，所辖流域防洪调度，水库停机排沙及影响水库综合

利用的枢纽施工情况等。

13.5.5 水电厂应做好水库经济运行工作，重视短期水文气象预报，制订相应日运行计划，优化开机方式及负荷分配，保持水库较高水位运行，加强综合用水管理，充分利用水能资源。

13.5.6 凡并入电网运行的水电厂，在保证各时期控制水位的前提下，应充分发挥其在电网运行中的调峰、调频和事故备用等作用。

13.5.7 水电厂应在每月1日向相应电网调控机构报送水库调度月报，在每年1月15日前报送上年度水库调度工作总结。 14 新能源调度管理

14.1 按照《中华人民共和国可再生能源法》的要求，在确保电网安全稳定运行的前提下，全额保障性收购符合并网技术标准的风电、光伏发电等新能源上网电量。

14.2 根据风电、光伏发电功率预测结果，在确保电网安全稳定运行的前提下，合理安排电网运行方式，优先调度风电、光伏发电等新能源。 14.3 并网管理

14.3.1 调控机构应严格按照《风电场接入电网技术规定》、《光伏电站接入电网技术规定》及并网调度协议要求，做好风电场和光伏电站并网管理工作。 14.3.2 凡并入宁夏电网运行的风电场、光伏电站，必须与调度管辖对应的调控机构签订并网调度协议及购售电合同，并服从电网调控机构的统一调度，接受技术监督，不得无协议并网运行。

14.3.3 新建风电场应满足《国家能源局关于印发风电机组并网检测管理暂行办法的通知》要求，所用机型应在并网前通过国家认证检测单位进行的并网检测，否则不得并网。

14.3.4 风电场输变电一次设备及二次设备配置应当符合《风电场接入电网技术规定》的技术要求，光伏电站输变电一次设备及二次设备配置应当符合《光伏电站接入电网技术规定》的技术要求。电力二次系统应当符合《电力二次系统安全防护规定》和其它有关规定。

14.3.5 新建、改建、扩建的风电场和光伏电站必须具备齐全的变电站和机组技术资料，包括继电保护、安全自动装置、调度自动化、电力通信、机组类型和主要参数等相关资料，掌握风电场和光伏电站所处地域内的自然地理和风力资源等基本情况，为新能源调度工作提供可靠依据。应注重资料的积累，必要时予以补充和修正。

14.3.6 新建、改建、扩建的风电厂和光伏电站投入运行前，电网调控机构应当根据国家有关规定、技术标准和规程，组织认定风电厂和光伏电站的并网基本条件。不符合并网基本条件的，调控机构应向发电企业提出改进意见。 14.3.7 新建、改建、扩建的风电厂、光伏电站应在并网前三个月向电网调控机构提交调度基本资料。发电企业应当按照新设备启动并网调度方案和有关技术要求完成启动准备工作。在首次并网前 3 日向相应调控机构提出并网申请，提交机组调试计划，办理相应的调度管理手续并在机组首次并网前，征得值班调度员同意。

14.3.8 光伏电站调试运行结束后，应提供经有资质单位提交的光伏电站运行特性的测试报告，内容包括：光伏电站有功功率控制能力、无功/电压控制能力、电能质量、低电压耐受能力、相关涉网保护、运行特性及调控机构要求的其他并网调试项目。

14.3.9 风电厂调试运行结束后，应提供风电机组的电能质量、有功和无功调节性能、低电压穿越能力等项目的检测报告，还应提供风电厂的电能质量、有功和无功调节性能检测报告。

14.3.10 风电厂和光伏电站在全部检测项目检测合格，全部电气一次和二次设备调试合格并完成并网安全性评价后才可以进入商业运行。

14.3.11 风电场和光伏电站应按照相关规程、规定，通过自动化系统向电网调控机构报送其运行信息，对于调控机构需要调整或增加的与发电调度有关的数据或信息时，发电企业应按照有关要求调整和增加。

14.3.12 风电场应在并网后 6 个月内完成电能质量、有功功率/无功功率调节能力、机组低电压穿越能力、电网适应性测试、电气模型验证等现场检测及评估。检测不合格的，须解网整改。 14.4 功率预测和发电计划

14.4.1 风电厂、光伏电站须签订风电、光伏功率预测服务合同，确保气象信息的来源，并与当地气象部门合作，逐步建立历史气象信息和发电曲线资料库，根据气象预测资料，研究新能源发电的规律。

14.4.2 宁夏区调、风电场和光伏电站应建立相应的功率预测系统。

14.4.3 风电场、光伏电站应根据多年气候情况预测下一年发电量，并按规定上报相应调控机构。

14.4.4 风电场、光伏电站应根据气候情况预测下月发电量和最大出力、最小出力，并按规定上报相应调控机构。

14.4.5 并网风电场、光伏电站应开展短期和超短期功率预测工作，并按规定将功率预测结果上报相关调控机构。

14.4.6 风电场、光伏电站日发电计划依靠功率预测系统的预测结果来编制，供电力电量平衡时参考。遇异常天气等特殊情况，实际出力与预测值偏差较大时，可以根据电网运行情况及时对发电计划进行调整。

14.4.7 当电网运行受到约束时，电网调控机构可对风电场、光伏电站发电计划进行适当调整。 14.5 调度运行

14.5.1 风电场、光伏电站应按相关规定要求，按期、按时向区调及其它相关调控机构报送年、月、日发电计划和调管设备检修计划及检修申请。

14.5.2 并网风电场、光伏电站应具备有功调节能力和有功自动控制功能。 14.5.3 并网风电场、光伏电站应严格执行调控机构下达的发电调度计划曲线（包括实时滚动修正的计划曲线）和调度指令，及时调整有功功率。调控机构根据相关规定对并网风电场、光伏电站的计划执行情况进行考核。 14.5.4 并网风电场、光伏电站应装设足够的无功补偿装置，满足地区电压调整的需要，同时应保证无功补偿装置处于完好状态并接受区调监督。

14.5.5 并网风电场、光伏电站应具备电压调节能力和电压自动控制功能，按照相关规定参与电网调压。

14.5.6 并网风电场、光伏电站应根据调控机构下达的电压范围和调度指令，及时调整无功功率。

14.5.7 并网风电场、光伏电站相关设备的检修应按照区调检修管理规程执行。

14.5.8 并网风电场、光伏电站变电站需要安装故障记录装置，记录故障前 10 秒到故障后 60 秒的情况。该记录装置应该包括必要数量的通道，并配备至区

调的数据传输通道。

14.5.9 并网风电场、光伏电站内属调控机构管辖范围内的设备（装置）参数整定值应按照调控机构下达的整定值执行。光伏电站、风电场在改变其状态和参数前，应经相关调控机构批准。

14.5.10 正常情况下，不安排风电场、光伏电站参与系统调频、调峰，但在下列特定情况下，风电场、光伏电站应根据调度机构值班调度员指令来控制其输出的有功功率。电网恢复正常运行后，值班调度员应及时恢复相关风电场、光伏电站并网及其出力。

a) 电网故障或特殊运行方式下要求降低风电场、光伏电站有功功率，以防止输电线路发生过载，确保电力系统稳定性。

b) 当电网频率过高时，如果常规调频电厂容量不足，可降低风电场、光伏电站有功功率。

c) 在紧急事故情况下，电力调度部门有权临时将风电场、光伏电站解列。一旦事故处理完毕，应立即恢复风电场、光伏电站的并网运行。 15 继电保护和安自装置

15.1 继电保护和安自装置是保证电网安全稳定运行和保护电气设备的主要装置。电力系统继电保护装置包括线路保护、变压器保护、发电机保护、发电机-变压器组保护、母线保护、断路器辅助保护、电抗器保护、电容器保护、远方跳闸保护、短引线保护、保护通道接口、数据交换接口、故障录波器及故障信息管理系统等设备。安自装置包括备自投、振荡解列装置、低频低压减载装置、区域安控系统等设备。

15.2 各运行单位应认真执行《继电保护和安全自动装置技术规程》、《微机继电保护装置运行管理规程》、《宁夏电网继电保护和安全自动装置运行管理规程》、《宁夏电网继电保护整定系统运行管理规范（试行）》等有关规程规定及国家有关文件，以保证所辖范围内继电保护装置的正常运行。

15.3 继电保护装置的运行实行“统一调度、分级管理” 的原则。各级调度按调管范围划分对继电保护装置实施调度管理。 15.4 电气设备必须有可靠的保护装置，任何电力设备和线路在任何时候不得在无继电保护的状态下运行。

15.5 凡属区调调管继电保护装置的投、退操作，必须依照区调值班调度员的指令进行。严禁擅自对继电保护进行投、退操作。

15.6 发电厂、变电站应有完善的继电保护现场运行规程，明确站内各设备保护装置的投退操作原则。

15.7 一次设备在运行状态或热备用状态时，其保护应为投入状态。一次设备在冷备用或检修状态时，其保护应为退出状态。

15.8 继电保护和安全自动装置的定期校验应尽量配合一次设备的检修同时进行，所有检修工作应办理申请手续。

15.9 超越年度运行方式规定的系统运行方式及中性点接地方式，须由宁夏区调主管领导批准。

15.10 继电保护装置出现异常时，运行人员应及时向主管调度汇报，根据现场运行规程无法处理时，立即通知继电保护人员。

15.11 运行的电气设备原则上不允许无主保护运行，特殊情况下停运主保护，按如下原则处理：

a) 110 千伏线路的全线速动保护停用，后备保护故障切除时间必须满足年度运行方式对系统稳定的要求。

b) 220 千伏及以上变压器（含发变组）、线路无主保护时必须停运。

c) 110 千伏及以上母线无母差保护运行时，后备保护故障切除时间必须满足年度运行方式对系统稳定的要求。若不满足，须经电力公司主管生产的领导批准方可停用。

d) 在系统运行方式允许时，不宜采用旁路开关代变压器运行方式。 15.12 在下列情况下应停用整套继电保护装置：

a) 继电保护装置使用的交流电压、交流电流、开关量输入、开关量输出回路作业。

b) 继电保护装置内部作业。 c) 继电保护人员输入定值。

d) 继电保护装置发生影响到装置功能及出口的缺陷时。

15.13 线路纵联保护装置如需停用直流电源，应在两侧纵联保护装置退出后，才允许停用直流电源。

15.14 无人值守变电站高频保护应设置通道自测，每天定时自动检测高频通道，检测信号作为集中监控信号上送。 15.15 代送线路

15.15.1 代送线路前将被代线路两侧高频闭锁保护停用，切换高频通道结束后，测试高频通道正常，投入高频闭锁保护。 15.15.2 旁路代路前，需将线路两侧光纤差动保护退出运行，避免因旁路支路分流引起两侧差流过大，造成线路跳闸。 15.16 重合闸应在下列情况下停用：

a) 由于运行方式的临时改变，三相重合闸可能出现非同期重合或电势角过大重合。 b) 开关遮断容量不足时。 c) 空载线路充电时。

d) 重合后会引起系统稳定破坏时。 e) 线路有人带电作业要求停用时。 f) 重合闸装置异常时。

15.17 220 千伏及以上电压等级保护装置定值更改时，要求双套保护装置轮流退出进行定值更改，线路另一侧对应的纵联保护装置同时退出。 15.18 保护装置更改定值后或新保护装置投入运行前，各级调度、现场运行人员必须完成宁夏调度管理系统（OMS）中继电保护定值单执行流程，否则不允许该保护装置投入运行，具体执行流程参照《宁夏电网继电保护整定系统运行管理规范（试行）》。

15.19 现场继电保护工作结束，工作负责人应认真填写发电厂、变电站现场工作记录本，向当值值班员明确保护能否投入运行结论。

15.20 继电保护动作信号、灯光信号，现场值班人员必须准确记录后方可复归。

15.21 现场运行人员每月对微机保护装置时钟进行检查与校正。每月对微机保护装置采样值查看或打印一次，发现问题及时处理、汇报。 15.22 故障录波器与保护装置一样，正常情况下必须始终投入运行，并保持良好的工作状态。未经调度批准，不得擅自停用。

15.22.1 现场运行人员每周手动起动故障录波器一次，以检查故障录波器工作是否正常。

15.22.2 故障录波器频繁启动时，现场运行人员应立即通知继电保护人员处理。

15.23 保护及故障信息系统可以进行定值召唤、模拟量查看、录波文件和历史记录查询等操作，未经授权不得进行操作。定值修改、定值切换、压板投退等功能禁用。

15.24 保护及故障信息系统的信息核对应纳入保护设备定检工作中，在保护设备定检过程中应核对保护动作信息、告警信息、自检信息、定值、故障量信息是否能正确上送故障信息系统。

15.25 保护及故障信息系统中不得擅自使用移动存储设备。

15.26 通信专业人员在通道设备上工作影响继电保护装置的正常运行时，应提前向调度部门办理申请手续，经调度批准后方可工作。

15.27 智能变电站继电保护正常运行时，运行人员应通过后台定期对保护状态、压板等进行调阅，确保装置功能正确投入、网络通信正常。

15.28 智能变电站继电保护装置光纤回路、二次回路、装置内部有工作时应停运整套保护并投入该保护检修压板。

15.29 智能变电站继电保护光纤回路工作前应确认相关合并单元及智能终端已退出运行，保护相关 SV 压板及 GOOSE 压板已退出。

15.30 智能变电站继电保护装置报 GOOSE 断链或 SV 断链时应退出相关保护，并立即联系保护人员处理。

15.31 各级运行人员在继电保护方面的职责 15.31.1 调度人员在继电保护方面的职责 15.31.1.1 了解保护的原理。

15.31.1.2 批准和监督所辖保护的正确使用与运行。 15.31.1.3 系统事故状态或运行方式改变时，应按有关规程、规定对保护使用方式进行变更。

15.31.1.4 根据设备最大允许负荷，做好负荷调整，避免设备过载可能引起的保护跳闸。

15.31.1.5 在系统发生事故或异常情况时，应根据开关、保护的动作情况处理事故，并作好记录，及时通知有关人员。根据保护装置的测距结果，给出巡线范围，及时通知有关单位。

15.31.1.6 熟悉继电保护专业运行规程、规范和整定方案。 15.31.1.7 负责与各级调度或现场值班员进行定值核对。 15.31.2 监控人员在继电保护方面的职责 15.31.2.1 了解保护的原理及二次回路，掌握继电保护装置及相关设备上送信息的含义。

15.31.2.2 负责监视保护装置及相关设备上送信息，发生事故或异常后及时汇报主管调度，通知运行值班人员处理，并做好记录。

15.31.2.3 负责监视设备的运行情况，出现过负荷运行及时汇报相关调度处理，避免设备过载可能引起的保护跳闸。

15.31.3 （电气）运行值班人员在继电保护方面的职责

15.31.3.1 了解保护的原理及二次回路，掌握保护装置打印（显示）出的各种信息的含义。

15.31.3.2 负责与保护人员核对装置运行定值的正确性，负责保护的投入、停用、校正时钟等操作。

15.31.3.3 负责与调度人员核对保护装置的定值。 15.31.3.4 执行上级颁发的有关保护规程和规定。

15.31.3.5 负责巡视保护装置和二次回路，做好保护屏体清扫，打印机纸张更换工作。

15.31.3.6 负责审核继电保护工作人员的工作票及安全措施，审核无误后许可工作。负责对继电保护作业内容及现场进行检查验收。

15.31.3.7 保护装置及其二次回路出现缺陷或异常情况时，及时赶到现场确认，向调度管辖对应的调控机构值班调度员汇报，做好记录，联系并督促有关单位处理。

15.32 各类型继电保护装置的运行注意事项和具体使用按《宁夏电网继电保护和安全自动装置运行管理规程》等有关继电保护专业规程、规范、反措的要求执行。

16 调度自动化系统

16.1 宁夏电力调度控制中心自动化处是宁夏电网调度自动化专业技术归口管理部门，负责宁夏全网调度自动化系统的技术管理、技术监督和技术指导。 16.2 宁夏电网调度技术支持系统负责实时采集和监视全网电力系统运行信息，自动调节与控制指定的电力设备，采集和处理全网发供电关口电能量，实现宁夏电网在线安全稳定计算和分析，是宁夏电网安全、优质、经济运行和管理的重要技术支持系统。

16.3 本规程所指调度自动化子站设备是指变电站、开关站、换流站、火电厂、水电厂、风电场、太阳能电站等各类厂站的自动化设备，主要包括：

a) 厂站监控系统、远动终端设备（RTU）及与远动信息采集有关的变送器、交流采样测控单元、相应的二次回路。 b) 电能量远方终端。

c) 电力调度数据网络接入设备。 d) 厂站二次系统安全防护设备。 e) 相量测量装置（PMU）。 f) 计划检修管理终端。 g) 时间同步装置。

h) 风（光）功率预测子站。 i) 和谐调度支持系统子站设备。 j) 自动电压控制（AVC）子站。

k) 远动终端、电能量远方终端、PMU、路由器、安全防护

设备专用的电源设备（包括 UPS、直流电源等配电柜）及其连接电缆。

l) 自动化数据传输通道，主要包括自动化系统专用的电力调度数据网络、专线、电话拨号等通道。

16.4 自动化管理和运行维护部门之问应相互配合、紧密合作，按照《宁夏电网调度自动化系统运行管理规程》中各部门职责进行管理并严格执行。 16.5 运行维护管理

16.5.1 运行维护和值班人员应严格执行相关的运行管理制度，应定期对自动化系统和设备进行巡视、检查、测试和记录，定期核对自动化信息的准确性，发现异常情况及时处理，做好记录并按有关规定要求进行汇报。

16.5.2 主站在进行系统的运行维护时，如可能会影响到向调度员提供的自动化信息时，自动化值班人员应提前通知值班调度员，获得准许并办理有关手续后方可进行；如可能会影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应提前通知相关调度机构自动化值班人员并办理有关手续后方可进行。 16.5.3 厂站在进行有关工作时，如可能会影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应按规定提前通知对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员，自动化值班人员应及时通知值班调度员，获得准许并办理有关手续后方可进行。 16.5.4 子站设备运行维护部门应保证设备的正常运行及信息的完整性和正确性，发现故障或接到设备故障通知后，应立即进行处理，并及时报对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员。事后应详细记录故障现象、原因及处理过程，必要时写出分析报告，并报对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门备案。

16.5.5 厂站应建立设备的台账、运行日志和设备缺陷、测试数据等记录。每月做好运行统计和分析，按时向对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门填报运行维护设备的运行月报。

16.5.6 由于一次系统的变更(如厂站设备的增、减，主接线变更，互感器变比改变等)，需修改相应的画面和数据库等内容时，应以经过批准的书面通知为准。

16.5.7 厂站未经对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门的同意，不得在子站设备及其二次回路上工作和操作，但按规定由运行人员操作的开关、按钮及保险器等不在此限。

16.5.8 各类电工测量变送器和仪表、交流采样测控装置、电能计量装置须按 DL/T 410 和 DL/T 630 的检验规定进行检定。 16.5.9 凡属对运行中的自动化系统、设备、数据网络配置、安全防护配置、软件或数据库等作重大修改，均应经过技术论证，提出书面改进方案，经主管领导批准和相关调度机构确认后方可实施。技术改进后的设备和软件应经过 3～6 个月的试运行，验收合格后方可正式投入运行，同时对相关技术人员进行培训。

16.6 检修管理

16.6.1 自动化系统和设备的检修分为计划检修、临时检修和故障抢修。计划检修是指纳入年度计划和月度计划的检修工作；临时检修是指须及时处理的重大设备隐患、故障善后工作等；故障抢修是指由于设备健康或其他原因须立即进行抢修恢复的工作。

16.6.2 自动化检修按照 OMS 系统自动化检修流程进行管理，自动化系统和设备的年度检修计划应与一次设备的检修计划一同编制和上报。对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门负责进行审核和批复；主站系统由其自动化管理部门提出，并报本调度机构的领导审核批准。

16.6.3 各厂、局应于每月 5 日向区调提供下个月的自动化系统设备检修计划，当月根据通知时间参加公司月度检修平衡会对本单位调度自动化设备检修计划进行审核，25 日前将审核后的月度检修计划上挂 OMS 系统调度自动化月度检修计划。

16.6.4 子站设备的计划检修由设备运维单位至少在 3 个工作日前提出申请，临时检修至少在 2 个工作日前提出申请，同时报对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门批准后方可实施。

16.6.5 设备检修工作开始前，应与对其有调度管辖权的调度机构自动化值班人员联系，得到确认并通知受影响的调度机构自动化值班人员后方可工作。设备恢复运行后，应及时通知以上调度机构的自动化值班人员，并记录和报告设备处理情况，取得认可后方可离开现场。

16.6.6 主站系统的计划检修和临时检修由自动化部门至少在 3个工作日前提出书面申请，经本单位其他部门会签并办理有关手续后方可进行；如可能影响到向上级调度机构传送的自动化信息时，应向上级调度机构提出申请并获得准许后方可进行。

16.6.7 主站系统的故障抢修，由自动化值班人员及时通知本单位相关部门并按现场规定处理，必要时报告主管领导；如影响到向相关调度机构传送的自动化信息时，应及时通知相关调度机构自动化值班人员。故障抢修结束后，应及时提供故障分析报告。 16.7 投运和退役管理

16.7.1 子站设备应与一次系统同时设计、同时建设、同时验收、同时投入使用。 59 16.7.2 子站设备永久退出运行，应事先由其维护单位向对其有调度管辖权的调度机构自动化管理部门提出书面申请，经批准后方可进行。一发多收的设备，应经有关调度协商后再作决定。

16.7.3 主站系统投入运行或旧设备永久退出运行，应履行相应的手续。 16.8 缺陷管理

16.8.1 运行中的调度自动化系统和设备出现异常情况均列为缺陷，根据威胁安全的程度，分为严重缺陷和一般缺陷。

16.8.2 缺陷未消除前，运行维护部门应加强检查，监视设备缺陷的发展趋势。严重缺陷因故不能按规定期限消缺，应及时向相关调度机构汇报。 16.8.3 缺陷处理应按照 SOP 缺陷处理流程进行管理，自动化管理部门负责对缺陷处理工作的及时性、正确性进行考核评价。

16.9 宁夏区调直调厂站的自动化设备为宁夏区调直调设备，其运行管理遵循“属地化管理” 原则，即由设备所在单位负责设备的安全运行和维护。 16.10 发电厂、变电站基建竣工投运时，自动化数据传输通道应保证同步建成投运。各级调度机构对调度数据网骨干网进行网络结构调整或参数修改时，应报上级调度机构审批。新接入调度数据网的单位，或网络接入单位对网络结构进行调整时，应报主管调度机构审批。新的业务接入调度数据网时，应将业务描述、业务 IP 地址、开放端口、安全要求、用户范围等信息报主管调度机构审批。

16.11 电力调度数据网络用户在遇到网络故障、网络攻击、收到非法信息、感染计算机病毒时，应及时向主管调度机构报告。

16.12 宁夏区调直调厂站及联络线两侧计量关口电能表计的运行管理由设备主管运行单位负责，关口电能表计和电能量远方终端的计量监督由设备主管运行单位指定的计量部门负责。

16.13 调度自动化设备运行维护的责任单位应保证设备的正常运行及信息的完整性和正确性，发现故障或接到设备故障通知后，应立即进行处理，必要时派人到厂站处理，并将故障处理情况及时上报宁夏区调的自动化值班人员。

16.14 调度自动化设备运行维护的责任单位应制定自动化设备的检修计划，把检查相应的远动输入输出回路的正确性及检验相关的交流采样装置和变送器准确度列入检修工作任务。检修计划需要各运行维护的责任单位上线填报，检修工作同时上线流转进行管控。

16.15 调度自动化设备需配置必要的备品备件和仪器仪表，并对各类设备及仪器仪表按规定进行定期检测。

16.16 宁夏区调直（间）调输电线路检修或通信设备检修等，如影响调度自动化通道时，由通信管理部门列出受影响的通道名单，附在相应的停役申请单后通知宁夏区调自动化处，经同意后方可进行。通道恢复时，也应及时通知宁夏区调自动化处，以便使自动化设备及时恢复运行。

16.17 调度员或监控员发现调度自动化系统信息不正确或其它不正常情况时，应及时通知自动化值班员进行处理，并做好记录。

16.18 自动化值班员发现系统出现异常或信息不正常时，应及时通知调度员和相关单位自动化值班员，并进行处理，事后做好记录。

16.19 各级调度机构应按“源端维护、全网共享” 的原则，维护调管范围内的电网模型、图形、实时数据。地调自动化管理部门应及时将最新的电网公共模型、图形、实时数据传送给上级调度机构和其它相关调度机构。 16.20 各发电厂、供电公司和区检修公司应根据宁夏区调的统一要求进行自动化系统功能和设备的补充及更新改造。各发电厂、供电公司和区检修公司调度自动化系统的建设规划、功能设计、技术方案、设备选型必须经宁夏区调审查。调度自动化设备必须符合国家和行业标准，具备入网资格。必须满足宁夏电网的入网要求和相关规定，符合宁夏区调规定的技术条件及通信协议，必要时应通过宁夏区调组织的技术测试。

16.21 各发电厂、供电公司和区检修公司自动化部门应按有关规定要求定期核定本级电网调度自动化系统信息采集与考核范围。每年第一季度内，行文上报宁夏区调，经核准后考核执行。运行的电网调度自动化设备及运行参数不得随意更改。

16.22 各发电厂、供电公司和区检修公司自动化部门必须上线建立本系统设备台帐，要求技术参数完整、正确，并进行动态维护。设备投产后两个月内将竣工报告、图纸资料、设备及通道参数等报宁夏区调自动化处。

16.23 各发电厂、供电公司和区检修公司自动化部门应在每年第一季度内将本单位自动化专业人员名单及联系电话报送宁夏区调自动化处。专业人员变动时，应于一周内报送宁夏区调自动化处。

16.24 各发电厂、供电公司和区检修公司自动化部门应对每月的运行数据进行分析统计，按期编写运行月报和年报。月报于每月 5 日前上报宁夏区调自动化处，年报于每年 1 月 5 日前上报宁夏区调自动化处。

16.25 宁夏区调按有关规定对各发电厂、供电公司和区检修公司自动化部门实施运行管理考核。

16.26 各发电厂、供电公司和检修公司在做好计划性工作之外，还需配合区调完成好临时性工作。

16.27 自动发电控制（AGC）管理

16.27.1 自动发电控制（AGC）是保证电网安全、优质、经济运行的重要技术手段之一，各发电厂应按《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》等规定，建设和完善机组自动发电控制（AGC）功能。

16.27.2 凡新建单机容量 200 兆瓦及以上、已运行的单机容量300 兆瓦及以上火电机组（含供热机组）、30 兆瓦及以上的水电机组应具备自动发电控制(AGC) 功能。上述机组在正式并网前应与调度自动化系统进行 AGC 联调试验并满足电网有关调整要求，并纳入区调自动化系统 AGC 控制管理。

16.27.3 宁夏电网内各发电厂必须配合区调安排的定期或临时的自动发电控制（AGC）功能调试工作，并按区调要求调整自动发电控制（AGC）系统的技术参数，调试结束后双方应各自存档，发电厂改变其技术参数前必须经区调自动化处批准，由区调再次安排调试，并对修改后技术参数和调试结果进行存档。 16.27.4 自动化系统 AGC 控制的机组运行工况，由调度端软件控制，现场值班人员不得无故人工干预。

16.27.5 自动化系统 AGC 控制的机组发生如下紧急情况，现场值班人员可以先行将机组退出 AGC 控制，事后应立即汇报当班调度员。

a) 机组已达上限出力或下限出力而控制指令仍然增加或减少出力，已影响机组运行安全。

b) 现场远动主机（RTU）已死机且 3 分钟未恢复。 c) 机组有关保护已动作应打闸停机。

d) 机组主要附属设备故障，需要紧急停机处理。

16.27.6 自动化值班人员应认真监视 AGC 控制软件的运行和通道情况，发现问题应及时处理。

16.27.7 对不满足调整要求的 AGC 机组，区调有权责令整改，并依据有关法律、法规和规定进行处理。

16.27.8 宁夏电网新能源发电机组的自动发电控制功能应满足《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》、《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》的具体要求。

17 电力通信系统

17.1 宁夏电力通信网实行统一调度、分级管理、下级服从上级、局部服从整体、网络集中化运行、设备属地化维护的基本原则。 17.2 通信网规划是电网规划的重要组成部分，由各级通信机构组织或参与编制并通过上级通信管理机构审查，其编制和滚动修订周期应与电网规划相一致。通信网规划应遵循统筹规划、适度超前、优化整合、资源共享的基本原则。 17.3 各级通信网规划和建设应充分考虑电网备调以及通信网容灾的需求，在各级电网主调通信系统整体失效的极端情况下，通信网仍能证各调度点至备调通信畅通。

17.4 电网基扩建项目通信技术方案以及通信专项技改、大修项目技术方案应接受相应通信管理部门的专业技术审查。

17.5 新建通信设备须明确设备运行维护单位，经通信运行维护单位竣工验收合格后方可投入运行，验收资料报相关通信机构备案。

17.6 并网通信设备应具备国家电信主管部门或公司核发的通信设备入网许可证，设备技术指标应满足公司通信技术标准和规范的要求。 17.7 各级通信机构应建立健全电力通信应急机制，组织编制和修订所辖通信网应急预案，并组织定期演练。 17.8 各级通信机构应合理配置人员，通信现场作业人员必须具备相应的通信专业知识和技能，熟悉电力安全生产规定，熟悉相应通信标准和工作流程，并经考核合格后方可上岗。

17.9 运行管理

17.9.1 各级通信机构应按照“统一协调、分级负责” 的原则，编制本级通信调管范围内的通信网年度运行方式和日常运行方式。 17.9.2 各级通信资源由相应通信管理部门实施统一管理，通信资源的调配应严格履行申请、审批流程，任何单位和个人未经许可不得擅自使用。通信资源基础数据应采用信息化方式进行管理，并保证数据的准确性。

17.9.3 通信资源应优先保证电网调度生产业务（包括继电保护及安全自动装置、调度自动化数据、调度电话等）的需求。 17.9.4 通信网应实施集中监控，地级及以上通信机构应建设通信网络管理系统，功能包括网络实时监视、通信资源管理、通信运行管理等。 17.10 维护与检修

17.10.1 通信设备维护应遵循属地化维护的基本原则，各级通信机构应根据上级下达的维护责任区段及职责划分负责相关通信设备的维护工作。 17.10.2 各级通信机构应与电网运行维护单位明确光缆线路、电力载波、通信电源等设备维护界面，与继电保护、自动化、信息、营销等业务部门明确维护界面。

17.10.3 通信运行维护单位应确保电网调度生产业务（包括继电保护及安全自动装置、调度自动化数据、调度电话等）的通道畅通，调度电话必须进行录音，录音保存时间至少 1 年。

17.10.4 通信运行维护单位应储备必要的备品备件，并定期进行测试，保证其可用性。

17.10.5 当通信检修影响电网调度生产业务（包括继电保护及安全自动装置、调度自动化数据、调度电话等）时，相关部门和专业应对通信检修票进行会签。当通信检修工作影响继电保护及安全自动装置通道时，应按照电网检修管理规定同时办理电网设备检修手续。

17.10.6 电网设备检修或基扩建施工如影响通信电源、引入光缆及其他设备正常运行，或输电线路施工检修造成光缆异动，检修或施工单位须提前向相应通信运行维护单位提出计划和申请，由通信运行维护单位向相应通信调度提出通信检修计划和申请，经通信专业管理部门审批同意后方可开展相关工作。如影响上级通信业务，必须报上级通信调度审批后，方可开展相关工作。 17.10.7 当通信设备发生故障或缺陷时，相关人员应立即通知通信调度，并按照有关规定组织紧急抢修和设备消缺工作。通信运行维护单位应对通信故障应及时进行总结，提出整改措施和反事故预案，重大故障应列入通信故障案例库。

18 调度操作制度

18.1 操作原则

18.1.1 电网倒闸操作应按调度管辖范围，严格依据调度指令执行：

18.1.1.1 上级调管范围内的倒闸操作，按照上级调控机构相关规定执行。 18.1.1.2 凡区调直接调管范围内的设备，其操作须由区调值班调度员发布调度指令后方可执行。

18.1.1.3 凡区调间接调管范围内的设备，其操作须经区调值班调度员许可后，方可执行。

18.1.1.4 区调调管范围内的设备操作对下级调度调管系统有影响时应提前通知有关调度。

18.1.1.5 地调管辖的设备的操作涉及区调管辖设备时，必须向区调提出申

请，区调可根据具体情况由区调操作或委托地调操作。

18.1.1.6 区调委托地调进行的操作，在操作前地调应及时联系区调，操作完后尽快向区调汇报。

18.1.1.7 当涉及两个调度单位的设备操作时，特别是设备管辖范围交界处的操作时，应事先联系好，严防互不通气或联系不清造成事故。 18.1.1.8 调控机构间借用对方调管范围内的设备时，须经调度管辖的值班调度员同意，双方在确认借用前设备的运行状态后，方可操作。 18.1.2 倒闸操作前应充分考虑以下问题：

a) 结线方式改变后电网的稳定性和合理性，保证有功、无功功率平衡及留有必要的备用容量。

b) 操作时可能引起的系统潮流、电压、频率的变化，避免潮流超过稳定极限、设备过负荷、电压超过正常允许范围等情况。

c) 继电保护、安全自动装置运行方式是否合理，变压器中性点接地方式、无功补偿装置投入情况是否正确。

d) 操作对安控、通信、自动化、计量等方面的影响。

e) 注意严防非同期并列、带地线送电及带负荷拉刀闸等恶性误操作，并应作好操作中可能出现的异常情况的事故预想及对策。

f) 新建、扩建、改建设备的投运，或检修后可能引起相序或相位错误的设备送电时，应查明相序、相位正确。

g) 操作对调度管辖范围以外设备和供电质量有较大影响时，应预先通知有关单位。

h) 注意设备缺陷可能给操作带来的影响。 18.1.3 操作指令

18.1.3.1 调度运行人员在下达和接受调度指令时，必须使用普通话和调度术语，互报单位和姓名，开关、刀闸要用双重名称。

18.1.3.2 调度指令一般通过调度操作指令票和调度口头指令两种形式下达，两者具有同等效力。

18.1.3.2.1 操作指令票：由值班调度员拟票，经审核后下达的调度指令。 18.1.3.2.2 口头指令：由值班调度员口头下达的调度指令。此类指令调度员无须填写操作指令票。

18.1.3.3 值班调度员在发布调度指令时，必须严格执行下令、监护、复诵、录音、记录等制度。

18.1.3.4 值班调度员发布操作指令时，必须发出“发令时间”。“发令时间” 是值班调度员正式发布操作指令的依据，运行值班人员没有接到“发令时间” 不得进行操作。运行值班人员完成操作任务后，应立即向值班调度员汇报操作内容及完成情况，同时汇报“完成时间”，只有当值班调度员接到操作“完成时间” 的汇报后，该项操作指令才算执行完毕。

18.1.3.5 值班调度员对其发布的调度指令的正确性负责。现场运行操作人员接受值班调度员的调度指令，对其执行指令的正确性负责。 18.1.3.6 受令人与值班调度员必须时刻保持通信畅通，在操作或事故处理过程中，受令人听到调度联系电话铃声，应立即暂停操作，并迅速接听电话，确认电话内容与本操作任务无关，方可继续操作。在操作过程中如有疑问时应停止操作，待询问清楚后再进行操作。

18.1.3.7 正常操作应尽可能避免在下列时间进行： a) 交接班时。

b) 雷雨、大风等恶劣气候时。 c) 系统发生异常及事故时。 d) 系统高峰负荷期间。

e) 通信、自动化系统发生异常及事故影响正常操作时。但事故处理及改善电网安全稳定运行状况的操作，应及时进行，并应考虑相应的安全措施，必要时应推迟交接班。

18.1.4 操作指令票制度

18.1.4.1 一切正常倒闸操作，必须使用调度操作指令票。 18.1.4.2 编制调度操作指令票的依据：

18.1.4.2.1 根据检修工作票、日运行方式、试验方案及新设备投运方案来编制。

18.1.4.2.2 临时停送电项目和其它临时性操作，按实际情况的要求编制。 18.1.4.3 调度操作指令票由副值调度员填写，填写操作指令票前，值班调度员应严格审查检修工作票内容、专业意见和说明，必须充分掌握前后运行方式的变化，并与相关运行值班人员、运维人员仔细核对有关设备状态，包括保护、自动装置等。

18.1.4.4 操作指令票应做到任务明确、内容正确，设备使用双重名称（设备名称和调度编号），并正确使用调度术语。

18.1.4.5 调度操作指令票应包括以下内容：操作任务、操作内容、接令单位、操作单位、操作步骤、操作时间（包括发令时间和汇报执行完毕时间）、发令人、受令人、备注、拟票人签名、审核人签名、监护人签名、评价人签名、执行日期、编号以及页数。其中操作内容栏中包括所有一次、二次设备操作和汇报、通知项目。

18.1.4.6 操作指令票必须经过拟票、审票、预发、执行四个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成。 18.1.4.7 操作指令票的审核

18.1.4.7.1 调度操作指令票由调度值班长或正值调度员审核，经由拟票和审核人都签字的操作票，方可按规定下令操作。 18.1.4.7.2 前一值编制的调度操作指令票，执行值的正值调度员或调度长必须重新审核签字后才能执行。如认为有问题可作废重新填写，对于上一值调度操作指令票的正确性，执行值负主要责任。 18.1.4.8 对于计划检修工作，值班调度员应将操作目的和操作内容事先通知操作单位，以便于操作单位编制本单位的倒闸操作票。 18.1.4.9 操作指令票的执行

18.1.4.9.1 调度员在开始操作前，应先进行在线安全校核无误后，再进行正式操作。

18.1.4.9.2 调度员发布操作命令时，应与受令人互报单位、姓名，现场受令人为当值负责人。

18.1.4.9.3 调度员发布操作命令时，应下达操作票号、操作任务、操作项号及内容、下令时间，现场复诵无误后，调度员发布 “可以执行” 的命令。

18.1.4.9.4 调度员发布操作命令前，应了解现场作业及操作准备情况。

18.1.4.9.5 调度员应按操作顺序逐项下达操作命令，除允许连续执行的项目外，下一个操作项目，必须在上一个操作项目已执行完毕、并记录汇报人姓名和操作完成时间，才能下达。 18.1.4.9.6 操作指令票中，一个操作单位有几个连续操作项目，虽然有先后顺序，但与其它单位没有配合问题，又不需要在操作中间和调度联系的，调度员可以将连续操作项目一次下达，现场可连续执行完后，将操作完成时间汇报调度。

18.1.4.9.7 操作中有疑问和遇到异常时，应暂停操作，查明情况和消除异常后再进行。

18.1.4.9.8 操作票执行完，由调度长或主值调度员对操作票进行详细检查，确认正确无误并归档后，操作票才算正式执行完毕。

18.1.4.9.9 对填写错误或填写正确而未执行的操作指令票，应予以作废。 18.1.4.10 下列操作可不填写和使用操作指令票： a) 事故及紧急异常处理。

b) 拉、合单一的开关或刀闸（含接地刀闸）。 c) 投入或退出一套保护、安全自动装置。 d) 更改电网稳定措施。 e) 发电机组启停。

f) 计划曲线更改及功率调整。 18.1.5 调度预发指令票制度 18.1.5.1 区调调度预发指令票（简称预令票）是指根据区调已批准的一次设备检修计划，针对母线、线路停电、开关代路等大型操作，在开工前一日拟写、预发的调度预发指令票，以便相关操作单位提前做好操作准备。

18.1.5.2 对于计划性的母线、线路及开关代路等停电操作，区调在批准开工时间前一日 16 时前预发布调度指令。

18.1.5.3 调度预令的编写应根据次日检修工作票内容，由区调副值调度员按照正式调度指令的要求编写，经区调主值或调度长审核后进行预发布。 18.1.5.4 预令票应使用智能操作票系统拟票，预令票的格式、编号等均由 OMS 系统自动生成。

18.1.5.5 区调预令票在计划操作前一日 16 时前由值班调度员进行发布。 18.1.5.6 预令票的发布应通过 OMS 系统流程进行，不具备条件的可通过口头、电话或传真、电子邮件等手段进行预发。

18.1.5.7 预令票应下发至操作单位（运维站、发电厂），同时下发管辖设备的监控员。

18.1.5.8 操作单位及管辖设备的监控员应在预令票下发当日18 时前通过 OMS 系统对发布的预令票进行浏览。若对发布的预令票如有疑问，应及时与区调值班调度员联系；若无疑问应签字确认签收。

18.1.5.9 预令票流程纳入安全内控平台进行考核。若计划操作因故取消，值班调度员将预令票直接归档。

18.1.5.10 区调预发布的调度指令仅作为操作单位提前了解作过程、拟写现场操作票并做好有关操作准备工作的依据。

18.1.5.11 有关操作单位必须以区调值班调度员电话下达的正式操作指令为准执行操作，严禁未经核对而按预发布的调度预令执行操作。

18.1.5.12 预令票转操作票时，要重新履行拟票、审核、下达等环节，并根

据电网实际运行情况对操作步骤和操作内容作相应调整。禁止不经审核而直接根据预令票下达调度操作指令。 18.2 基本操作

18.2.1 并列与解列操作 18.2.1.1 并列条件 a) 相序一致，相位相同。

b) 频率相等，系统联系较强时，最大允许偏差0.5赫兹。由于某部分系统电源不足，必要时允许降低频率较高系统的频率进行同期并列，但不得低于49.5赫兹。 c) 电压相等或电压差尽量小，允许电压偏差 330 千伏不超过 10%，220 千伏不超过 20%。

18.2.1.2 发电机组必须准同期并列。

18.2.1.3 电压相等或电压偏差尽量小，允许电压偏差330千伏不超过 10%， 220 千伏及以下不超过 20%。

18.2.1.4 不论何种情况，所有并列操作必须使用同期装置。

18.2.1.5 解列前，必须将解列点的有功功率调整至接近于零，无功功率调整至最小，确保使解列后的两个电网频率、电压均在允许范围内。 18.2.2 合、解环路操作

18.2.2.1 合环前必须确认相位相同，相角差一般不超过 30°。

18.2.2.2 合环前应将电压差调整到最小。电压差一般允许在20%以内，特殊情况下，环状并列最大电压差不应超过 30％，或经过计算确定允许值。 18.2.2.3 合环时一般应经同期装置检定，功角差原则上不大于30°

18.2.2.4 合、解环前应先检查与合、解环点相关的有功、无功潮流，以确保合、解环后电网各部分电压在规定范围内，各环节的潮流不超过继电保护、系统稳定和设备容量等方面的限额。 18.2.3 变压器操作

18.2.3.1 变压器并列运行条件： a) 相位相同，接线组别相同。 b) 电压比相等。

c) 短路电压百分数相等（允许差值不超过 10%）。 d) 容量比不超过 3:1。

18.2.3.2 如果不符合上述条件，应经必要的计算和试验，经调管单位主管生产领导批准后才能并列运行。

18.2.3.3 在中性点直接接地电网中，变压器停、送电操作时,中性点必须接地。 18.2.3.4 并列运行的变压器在倒换中性点接地刀闸时，应先合上原不接地变压器的中性点接地刀闸，再拉开原直接接地变压器的中性点接地刀闸。

18.2.3.5 变压器停电时，应先断开负荷侧开关，后断开电源侧开关。变压器送电时，先合上电源侧开关，后合负荷侧开关。

18.2.3.6 如变压器高、低压侧均有电源，一般情况下，送电时应先由高压侧充电，低压侧并列。停电时先在低压侧解列，再由高压侧停电。 18.2.3.7 变压器充电前所有保护应正确投入。

18.2.3.8 对于没有装设发电机开关的发电机变压器组，停电操作先在发电机变压器组高压侧解列，然后降压停电。送电时，零起升压再由变压器高压侧同期并列。

18.2.3.9 自耦变压器中性点直接接地运行，带负荷调压分接头开关允许操作次数按制造厂或现场规定执行。 18.2.4 开关操作

18.2.4.1 开关合闸前必须检查继电保护已按规定投入，开关合闸后，必须确认三相均已合上，三相电流基本平衡。

18.2.4.2 开关操作时，若控制室操作失灵，厂站规定允许进行就地操作时，必须进行三相同时操作,不得进行分相操作。

18.2.4.3 母线为 3/2 接线方式，设备送电时，应先合母线侧开关，后合中间开关。停电时应先断开中间开关，后断开母线侧开关。

18.2.4.4 用旁路开关代其它开关运行,应先将旁路开关保护按所代开关保护定值整定投入，确认旁路开关三相均已合上后，方可断开被代开关，最后拉开被代开关两侧刀闸。 18.2.5 刀闸操作

18.2.5.1 允许用刀闸进行下列带电操作： 18.2.5.1.1 拉合无故障电压互感器或避雷器。 18.2.5.1.2 拉合变压器中性点接地刀闸。 18.2.5.1.3 拉合经开关闭合的旁路电流。

18.2.5.1.4 拉合 220 千伏及以下电压等级空母线（经试验确定）。 18.2.5.1.5 凡经过现场试验的以下情况，允许用刀闸断开因故不能分闸的开关。操作前还应注意刀闸闭锁装置退出及调整通过该开关的电流到最小值： a) 在角形接线，闭环运行的情况下。

b) 一个半开关接线，两串及以上同时运行的情况下。 c) 双开关接线，两串及以上同时运行的情况下。 18.2.6 线路操作

18.2.6.1 线路操作时应考虑电压变化和潮流转移，特别注意保证运行设备不过负荷、线路（断面）输送功率不超过稳定限额，防止发电机自励磁及线路末端电压超过允许值。

18.2.6.2 对线路进行充电时，充电线路的开关必须至少有一套完备的继电保护，充电端宜有变压器中性点接地。

18.2.6.3 联络线停送电操作，如一侧为发电厂、一侧为变电站，一般在发电厂侧解合环，变电站侧停送电。如两侧均为变电站或发电厂，一般在短路容量小的一侧解合环，短路容量大的一侧停送电。有特殊规定的除外。 18.2.6.4 双回线线路同时送电时，应先将一回线路送电，另一回线再由受端侧反充电。双回线的一回线送电时，应由受端侧充电，送端侧合环。 18.2.6.5 线路由热备转运行或运行转热备时，应待一侧开关操作完毕后，再操作另一侧开关。

18.2.6.6 线路停电时，应在线路各侧开关断开后，先拉开线路侧刀闸，后拉开母线侧刀闸。线路送电时，应先合上母线侧刀闸，后合上线路侧刀闸，再合上线路开关。

18.2.6.7 投入或切除空载线路时，应避免电压发生过大波动，造成空载线路末端电压升高至允许值以上。

18.2.6.8 改建或检修后相位可能变动的线路，首次带电时，必须核相，确保相序正确。

18.2.6.9 220 千伏及以上电压等级线路操作时，不允许线路末端带变压器停送电。

18.2.6.10 禁止在只经开关断开电源的设备上装设地线或合上接地刀闸。多侧电源（包括用户自备电源）设备停电，各电源侧至少有一个明显的断开点后，方可在设备上装设地线或合上接地刀闸。

18.2.6.11 线路检修时，线路各端均应合上接地刀闸或挂接地线。线路工作结束时，必须在所有工作单位都已汇报完工，工作人员已全部撤离现场，工作区域所有安全措施确已拆除，方可进行送电操作。 18.2.7 零起升压操作一般规定

18.2.7.1 对线路零起升压，应保证零升系统各点的电压不超过允许值，避免产生发电机自励磁和设备过电压，必要时可降低发电机转速。

18.2.7.2 担任零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，强励磁装置应停用，其余保护均可靠投入，但联跳其它非零升压回路开关的压板退出。 18.2.7.3 升压线路保护完整、可靠投入。但联跳其它非升压回路开关压板退出，线路重合闸停用。对主变压器或线路串变压器零起升压时，该变压器保护必须完整并可靠投入，并退出联跳其它非零起升压回路开关的压板，中性点必须接地。

18.2.7.4 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误动作，母联开关应保持冷备用，防止开关误合造成非同期并列。 18.2.8 新设备投运操作

18.2.8.1 新设备投运前，应将投运方案及有关设备参数资料交调度员熟悉，并做好系统操作准备和事故预想。

18.2.8.2 新设备投运时，启动验收委员会应指定现场联系工作的负责人，并将姓名提前通知区调。

18.2.8.3 新设备投运时应做以下工作： 18.2.8.3.1 全电压冲击合闸，合闸时有条件应使用双重开关和双重保护。对于线路须全电压冲击合闸三次，对于变压器须全电压冲击合闸五次。 18.2.8.3.2 相位、相序要核对正确。

18.2.8.3.3 相应的继电保护、安全自动装置、自动化设备同步调试并按方案要求投入运行。

18.2.8.3.4 新设备进行试运行，系统相关保护定值的变更应根据方式变化，按不配合时间尽可能短、影响尽可能小的原则来安排更改。 18.2.9 发电机操作

18.2.9.1 发电机在开机前、停机后必须进行有关项目的检查。

18.2.9.2 发电机正常解列前，宜先将有功、无功功率降至零，然后再断开发电机开关，切断励磁。

18.2.9.3 发电机单独对线路递升加压时应遵守下列事项： a) 对线路零起升压时，应避免发电机产生自励磁和设备过电压。

b) 递升加压的变压器中性点应接地，变压器保护必须完整并可靠投入。

c) 递升加压线路时，该线路所有保护装置起动相邻元件的后备接线（开关失灵保护）应退出。线路重合闸改投直跳或退出。

d) 用作递升加压的发电机后备保护跳其他开关的压板应断开，失磁保护应退出。 e) 递升加压时，发电机采用手动励磁，强励退出。

f) 双母线中的一组母线进行递升加压时，母联开关应改为冷备用，母差保护应

按母线分列方式投入。

g) 一般避免用 20 万千瓦及以上大型火电机组对线路递升加压。如有必要，需经主管领导批准。 18.2.10 母线操作 18.2.10.1 母线停、送电操作时，须注意防止电压互感器低压侧向母线反充电。 18.2.10.2 母线操作时，应根据继电保护的要求，调整母线差动保护运行方式。 18.2.10.3 在中性点直接接地的系统中，变压器向母线充电时，变压器充电侧中性点必须可靠接地。

18.2.10.4 用母联开关向母线充电时，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。

18.2.10.5 对于母线倒闸操作中会发生谐振过电压的发电厂、变电站母线，必须采取防范措施才能进行倒闸操作。 18.2.10.6 恢复双母线运行时，必须按调度预先规定的双母线正常接线方式操作，如有特殊要求值班调度员应在操作前下达。 18.2.10.7 双母线一组母线电压互感器停电，母线接线方式不变（电压回路不能切换者除外）。

18.2.11 电网 AGC、AVC 操作一般规定

18.2.11.1 按照规定参加电网 AGC、AVC 运行的电厂，其厂内AGC、AVC功能应按调度指令投退。

18.2.11.2 电厂或机组的 AGC、AVC 功能的投退，应经调度员许可。无调度许可，电厂 AGC、AVC 功能不得随意退出运行或更改定值。 18.2.12 电网一次调频操作一般规定

18.2.12.1 按照规定参加电网一次调频运行的电厂，其厂内一次调频功能应按调度指令投退。

18.2.12.2 电厂或机组的一次调频功能的投退，应经调度员许可。无调度许可，电厂一次调频功能不得随意退出运行或更改定值。 19 监控操作制度

19.1 值班监控员接受调控机构值班调度员的调度指令和运行管理，进行规定范围内的遥控、遥调等工作，并对执行指令的正确性负责。 19.2 监控远方操作范围包括：

a) 拉合开关的单一操作（无需人员到现场的操作）。 b) 调节变压器有载分接开关。 c) 投切电容器、电抗器。 d) 电磁环网合解环操作。 e) 事故处理时的遥控操作。 f) 按照调度指令在 10 千伏（35 千伏）系统查找接地时进行线路试停的操作。 g) 调度允许的其它操作。

19.3 设备遇有下列情况时，不允许进行监控远方操作： a) 设备未通过遥控验收。

b) 设备存在缺陷或异常不允许进行遥控操作时。 c) 设备正在进行就地操作时。

d) 设备正在进行检修时（遥控验收除外）。 e) 监控系统异常影响设备遥控操作时。

19.4 遇到重大检修或新设备启动，应以现场操作为主。

19.5 遇到下列情况，区调监控可许可地调进行地调调管设备的远方操作，并将所调管设备监控权移交地调监控，工作完毕收回监控权：

a) 区调监控系统因异常情况无法进行远方操作时。 b) 区调监控员接受上级调度或区调指令进行事故处理时。 c) 区调监控正在进行其他设备远方操作时。 d) 其他无法正常进行远方操作的情况时。

19.6 监控员按规定接受、执行调度指令，正确完成规定范围内的远方操作；负责与相关调度、运维单位之间进行监控远方操作有关的业务联系；负责监控范围内变电站的无功电压调整。

19.7 监控员进行监控远方操作应服从相关值班调度员统一指挥。

19.8 监控员执行的调度操作任务，应由调度员将操作指令发至监控员。监控员对调度操作指令有疑问时，应询问调度员，核对无误后方可操作。 19.9 监控远方操作前应考虑操作过程中的危险点及预控措施。

19.10 进行监控远方操作时，监控员应核对相关变电站一次系统图，严格执行模拟预演、唱票、复诵、监护、录音等要求，确保操作正确。

19.11 监控远方操作中，若发现电网或现场设备发生事故及异常，影响操作安全时，监控员应立即终止操作并报告调度员，必要时通知运维单位。 19.12 监控远方操作中，若监控系统发生异常或遥控失灵，监控员应停止操作并汇报调度员，同时通知相关专业人员处理。

19.13 监控远方操作中，监控员若对操作结果有疑问，应查明情况，必要时应通知运维单位核对设备状态。

19.14 监控远方操作完成后，监控员应及时汇报调度员，告知运维单位，对已执行的操作票应履行相关手续，并归档保存，做好相关记录。

19.15 自动电压控制系统（简称 AVC 系统）异常，不能正常控制变电站无功电压设备时，监控员应汇报相关调度，将受影响的变电站退出 AVC 系统控制，并通知相关专业人员进行处理。退出AVC 系统控制期间，监控员应按照电压曲线及控制范围调整变电站母线电压。

19.16 AVC 系统控制的变电站电容器、电抗器或变压器有载分接开关需停用时，监控员应按照相关规定将相应间隔退出 AVC系统。

19.17 未纳入 AVC 系统进行闭环控制的电容器、电抗器、有载调压变压器，监控员应根据相关调度颁布的电压曲线及控制范围进行投切、调档，并按调度指令执行，操作完毕后做好记录。 20 事故处理规定

20.1 总则

20.1.1 区调调度员在值班期间为宁夏电网事故处理的总指挥。按调度管辖范围划分事故处理权限和责任，区调调管设备的事故处理操作，除本规程允许运行单位不待调令进行的操作以外，必须按照区调值班调度员的指令进行。区调间接调管设备的事故处理以地调为主，在事故处理过程中应及时互通情况。 20.1.2 事故处理的主要任务

20.1.2.1 迅速限制事故的发展，消除事故的根源，并解除对人身、电网和设备安全的威胁，防止系统稳定破坏或瓦解。

20.1.2.2 用一切可能的办法，保持正常设备的运行和对重要用户的正常供电。

20.1.2.3 尽快使各电网、发电厂恢复并网运行。

20.1.2.4 尽快对已停电地区恢复供电，对重要用户应尽可能优先恢复供电。 20.1.2.5 调整系统运行方式，使其恢复正常运行。 20.1.3 为防止事故扩大，事故单位运行值班人员可不待区调调度指令进行以下紧急操作，但操作后应尽快报告区调值班调度员： a) 对人身、电网和设备安全有威胁的设备停电。 b) 将故障停运已损坏的设备隔离。

c) 当厂（站）用电部分或全部停电时，恢复其电源。

d) 现场规程规定的可以不待调度指令自行处理事项。 20.1.4 电力系统发生事故时，事故单位必须主动采取措施，消除对人身、电网和设备安全的威胁，限制事故的发展。同时应迅速、准确向值班调度员简要汇报事故发生的时间、现象、相关设备状态、潮流异常情况，经检查后再详细汇报以下内容：

a) 开关动作情况和主要设备出现的异常情况。 b) 继电保护和自动装置动作情况。 c) 频率、电压、负荷变化情况。 d) 运行方式变更情况。 e) 事故原因及其处理过程。

f) 有关事故中的其它异常现象和情况。

20.1.5 电力系统发生事故时，各级运行值班人员应根据继电保护、安全自动装置动作情况、调度自动化信息以及频率、电压、潮流等有关情况判断故障点及性质，迅速处理事故。事故处理时，必须使用标准的调度术语，接令人须复诵无误后方可执行，双方做好记录和录音。

20.1.6 电力系统发生事故时，各级运行值班人员应坚守岗位，认真监视管辖设备的运行情况。事故单位运行值班人员应迅速、准确、扼要地向值班调度员报告事故情况，并按照调度指令进行处理。非事故单位应加强设备运行监视，不得在事故期间用调度电话向调度或其它单位询问事故情况。 20.1.7 电力系统发生事故时，值班监控员应立即通知运维人员进行现场设备检查，并尽快将检查结果汇报值班调度员。 20.1.8 电力系统发生事故时，区调值班调度员应将事故情况迅速报告有关领导，并按电网重大事件汇报制度，及时向上级值班调度员汇报事故简况。 20.1.9 调度管辖范围内发生下列故障时，值班调度员应立即向上级调控机构值班调度员汇报。

a) 上级调控机构调管的设备故障。 b) 需要上级调控机构协调或配合处理。

c) 影响上级调控机构调管稳定控制装置（系统）切机、切负荷量的。 d) 影响上级调控机构控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的。 e) 影响上级调控机构直调发电厂开机方式或发电出力的。 f) 需要立即汇报的其它情况。 20.1.10 事故处理时，区调值班调度员命令运行单位立即拉合开关，双方都不允许挂断电话，接令单位立即操作，立即回令。 20.1.11 事故处理时，各单位的领导对本单位运行值班人员发布的指示不得与上级值班调度员的调度指令相抵触。如认为值班调度员处理事故不正确，应及时纠正，必要时可直接指挥事故处理，并对系统事故处理承担责任。

20.1.12 事故处理时，除有关领导和专业人员外，其他人员应迅速离开调控大厅。值班调度员有权要求系统运行、继电保护、调度计划、自动化等专业人员配合事故处理，提供必要的技术支持。

20.1.13 交接班时发生事故，应立即暂停交接班，并由交班调度员进行处理，直到事故处理完毕或事故处理告一段落，方可交接班。接班调度员可按交班调度员的要求协助处理事故。交接班完毕后，系统发生事故，交班调度员亦可应接班调度员的请求协助处理事故。 20.1.14 事故处理完毕后，进行事故处理的调度员应详细记录事故情况，及时填写事故报告并按规定向上级调控机构报送。 20.2 频率异常处理

20.2.1 宁夏电力系统额定频率为 50.00Hz，超过 50±0.20Hz为频率异常。依据《国家电网公司电力生产事故调查规程》，当系统频率偏差超出 50±0.20Hz 且延续时间超过 30 分钟，或超出50±0.50Hz 且延续时间 15 分钟，为一般电网事故。当系统频率偏差超出 50±0.20Hz 且延续时间超过 20 分钟，或超出 50±0.50Hz且延续时间超过 10 分钟，为电网一类障碍。 20.2.2 宁夏电网与西北主网并网运行时按下列规定处理：

20.2.2.1 频率异常由西北分中心负责处理，区调按西北分中心的指挥，配合处理。

20.2.2.2 宁夏电网内发电厂均为频率监视厂，当频率变化超过50±0.2Hz 时，各发电厂按调度指令增减出力。

20.2.2.3 当频率变化超过 50±0.5Hz 时，宁夏电网内各发电厂不待调度指令，立即自行调整出力，直至频率恢复正常或调整设备达到额定出力或最小技术出力为止，并将调整情况尽快汇报区调。

20.2.2.4 当频率低至低频减载装置整定值以下而装置拒动时，运行值班人员在核对无误后立即手动断开低频减载装置控制的线路，并尽快汇报区调。 20.2.3 宁夏电网单独运行（包括局部电网解列）时按下列规定处理： 20.2.3.1 频率低于 49.80Hz，持续时间超过 5 分钟，区调令电厂调整出力（如无备用容量可直接安排限电），15 分钟后仍未达到 49.80Hz 时，可下令拉闸限电，使频率恢复到 50±0.20Hz 以内为止。各单位在接到限电指令后，必须在 5 分钟内限电完毕并汇报区调。

20.2.3.2 当频率下降到 49.50Hz 以下，各地调应立即限制部分负荷或按区调调度员指令限电，使频率恢复到 49.50Hz 以上，地调在接到区调限电指令后，必须在 5 分钟内限电完毕并汇报区调。

20.2.3.3 当地调限电不力，频率仍未恢复正常，区调值班调度员按《宁夏电网紧急事故限电序位表》直接下令拉闸限电，造成的后果由限电不力的地调负责，并追究相关责任。

20.2.3.4 当频率下降到 49.00Hz 时，区调值班调度员按《宁夏电网紧急事故限电序位表》拉大馈路限电。

20.2.3.5 当频率下降到48.50Hz以下时，区调值班调度员在限完《宁夏电网紧急事故限电序位表》中的大馈路后，可以拉其它可限的 110 kV 馈路负荷限电，使频率恢复到 49.50Hz 以上。

20.2.3.6 当系统频率高于 50.20Hz 时，调度指定调频厂应不待调令立即降低出力，使频率恢复正常。如果无法使频率恢复正常，应报告值班调度员。当系统频率高于 50.50Hz 时，电网内各发电厂不待调令降低出力直至最小技术出

力，使频率恢复至50.20Hz以下如果发电厂调整容量不足，值班调度员可采取解列机组的措施。

20.2.3.7 装有高频切机装置的发电厂，当频率已高至动作值而装置未切机时，应手动解列该发电机组。装有低频解列装置的发电厂，当频率低于装置动作值而该装置拒动时，应立即将机组手动解列。

20.2.3.8 区调下令的限电或低频减载装置动作切除的负荷，在未得到区调解除限电指令时，不得擅自恢复送电。

20.2.3.9 各地调、发电厂、变电站在执行低频限电时，要严密监视频率的变化，防止造成多限电使频率偏高或窝电。限电时要迅速、准确，严防等待观望导致事故扩大。

20.2.3.10 当频率降低危及电厂厂用电安全时，电厂可按保厂用电方案的规定解列部分发电机保厂用电。

20.2.3.11 当电网分成两个系统，并列时如频率差较大，频率低的系统可以通过限电提高频率，频率高的系统应该降低频率，但最低不准降至 49.5Hz 以下。 20.2.3.12频率调整厂站的值长对于保证频率正常与区调调度员负有同等责任。

20.3 电压异常处理

20.3.1 依据《国家电网公司电力生产事故调查规程》，系统电压监视控制点电压偏差超出电压曲线值±5％，且延续时间超过 2小时；或偏差超出±10％，且延续时间超过 1 小时，为一般电网事故。系统电压监视控制点电压偏差超出电压曲线值±5％，且延续时间超过1小时；或偏差超出±10％，且延续时间超过30分钟，为电网一类障碍。

20.3.2 为了保持系统的静态稳定和电能质量，发电机最低运行电压不得低于额定值的 90％。

20.3.3 电压降低处理

20.3.3.1 运行值班人员应立即进行电压调整，切除电抗器、投入电容器。 20.3.3.2 发电厂应不待调度指令自行增加无功出力，使母线电压恢复至允许偏差范围内。

20.3.3.3 应迅速调用无功备用容量来提高电压。

20.3.3.4 改变电网运行方式，充分发挥长线路无功功率效应。 20.3.3.5 确实无调压能力时按事故限电序位表控制负荷。 20.3.4 电压升高处理

20.3.4.1 运行值班人员应立即进行电压调整，切除电容器、投入电抗器。 20.3.4.2 发电厂应不待调度指令降低无功出力至下限值或进相运行，使母线电压恢复至允许偏差范围内。

20.3.4.3 频率正常，发电容量足够时，可命令部分发电机组解列。 20.3.4.4 改变电网运行方式，减少或避免长线路无功功率效应。 20.4 变压器事故处理 20.4.1 变压器主保护（重瓦斯保护或差动保护或分接头瓦斯保护）动作跳闸，在未查明故障原因并消除故障前不允许送电。

20.4.2 变压器主保护动作跳闸，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后，有条件时应进行零起升压，如正常可将变压器恢复运行。如无零起升压条件，因系统急需，经设备主管单位领导同意，可以试送一次，否则应按照有关规程、规定进行检查，

确认变压器内部无故障后方可恢复运行。

20.4.3 变压器后备过流保护动作跳闸，在找到故障点并有效隔离后，可试送一次。轻瓦斯保护动作发出信号后应注意检查并适当降低变压器传输功率。 20.4.4 强油循环、自耦、带负荷调压变压器冷却系统故障，允许的传输功率和运行时间按现场规程执行。

20.4.5 并列运行的两台变压器，当一台故障跳闸，造成另一台过载时，运行值班人员按调度指令转移负荷或限电，直至过载消除，并考虑系统中性点分布是否合理，必要时应调整系统中性点的分布。

20.4.6 若变压器某侧正常运行时接于中性点直接接地的系统（简称“接地系统侧” ）跳闸后改由另一侧（简称“另一侧” ）对变压器充电，则无论跳闸前“接地系统侧” 中性点接地刀闸处于何种位置，在从“另一侧” 对变压器充电前均应先合上“接地系统侧” 中性点接地刀闸，待变压器投入后再恢复正常的中性点接地方式。 20.5 开关异常处理

20.5.1 开关的液压、气压、油位异常，地调、现场运行值班人员应尽快报告区调值班调度员，并通知运维部门。

20.5.2 开关在运行中不能分闸操作需要停电处理时，可采取下列措施将开关停电：

20.5.2.1 凡有专用旁路开关或母联兼旁路的发电厂、变电站，采用代路的方法使故障开关脱离电网。

20.5.2.2具有母联开关的厂站,可采用母联开关串联故障开关使故障开关停电。

20.5.2.3 直馈线路的受端开关，将负荷转移后，用断开对侧电源开关的方法使故障开关停电。

20.5.2.4 对于母联开关可将部分元件两个母线刀闸同时合上，再拉开母联开关的两侧刀闸。

20.5.2.5 用拉开本站和其他厂、站开关的办法，使与故障开关连接的回路断开，从而使故障开关停电。

20.5.2.6 无论采取何种方式，刀闸的操作必须符合刀闸操作原则。

20.5.3 开关单相自动跳闸，造成两相运行时，如重合闸没动作，现场值班人员不待区调指令立即手动合闸一次后汇报区调。区调按下述原则处理： 20.5.3.1 变压器和负荷线路不允许两相运行，应立即转移负荷后停电处理。 20.5.3.2 电源联络线两相运行，如果系统条件允许可将故障开关停运处理。系统条件不允许停运开关时，允许短时间运行，此时应注意尽量减少通过故障开关的功率，并尽快查找原因及处理缺陷。如较长时间才能恢复，应请示区调主管生产领导批准后再停运故障开关。 20.5.4 当事故跳闸后造成一相相通，现场运行值班人员确认无误后立即手动断开，并汇报调度。 20.6 线路事故处理

20.6.1 单电源负荷线路跳闸，无重合闸、重合不成功或重合闸不动作情况下，地调、现场值班人员可不待调度指令立即强送电一次（低频、低压减载装置及安全自动装置动作切除者除外）后汇报区调。若强送失败，地调、现场值班人员应立即报告区调值班调度员。区调值班调度员可根据具体情况，必要时再强送一次。

20.6.2 系统联络线、环网线路（包括双回线）事故跳闸时的处理原则： 20.6.2.1 投单相重合闸的开关，单跳重合成功，地调、现场值班人员应立即将动作情况汇报区调值班调度员。

20.6.2.2 装有同期装置的线路开关跳闸，现场值班人员在确认线路有电压且符合并列条件时，可以不待调度指令自行同期并列后汇报调度。

20.6.2.3 投单相重合闸的开关，重合闸拒动、单跳重合不成功、相间故障或未投重合闸的线路故障而三相跳闸时，现场值班人员应立即将事故情况汇报区调值班调度员，区调值班调度员根据规定和系统情况选择强送端强送一次。强送成功后对侧开关经同期并列或合环。

20.6.2.4 当线路跳闸后强送不成功，且现场汇报无明显故障现象，必要时经区调主管领导批准可再次强送一次。强送不成功，有条件的应对线路零起升压。 20.6.3 强送电的原则

20.6.3.1 正确选择线路强送端，必要时改变结线方式后再强送电，要考虑到继电保护及开关情况和对电网稳定的影响。 20.6.3.2 强送开关应至少有一套完善的保护，强送端母线上必须有中性点直接接地的变压器。

20.6.3.3 在强送前，要检查重要线路的输送功率在规定的限额之内，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定的措施。 20.6.3.4 强送前应控制强送端电压，使强送后首端、末端电压不超过允许值。 20.6.3.5 线路跳闸或重合不成功的同时，伴有明显系统振荡的，不应马上强送，需检查并消除振荡后再强送电。

20.6.4 下列情况线路跳闸不再强送电： a) 空充电线路。 b) 电缆线路。 c) 试运行线路。 d) 线路跳闸后，经备用电源自动投入已将负荷转移到其它线路上，不影响供电。 e) 线路有带电作业。

f) 运行人员已发现明显故障时。

g) 线路变压器组跳闸，重合不成功。

h) 线路开关有缺陷或遮断容量不足的线路。

i) 已掌握有严重缺陷的线路（水淹、杆塔倾斜、导线严重断股等）。 20.6.5 遇有下列情况，必须联系区调调度员得到许可后方可强送电： a) 母线故障，经检查没有明显故障点。 b) 可能造成非同期合闸的线路。 c) 变压器后备保护跳闸。

20.6.6 对于故障的线路，区调值班调度员应及时通知该线路运维单位查线,并将保护、安全自动装置动作情况、开关跳闸情况、故障测距通知查线单位。查线人员未经调度许可，不得进行任何检修工作。查线结束后,无论是否发现故障点，均应及时汇报区调值班调度员。区调值班调度员通知的查线，均视为线路带电。

20.7 发电机事故处理

20.7.1 发电机事故跳闸，应按现场规程处理。

20.7.2 装有失磁保护的 100MW及以上发电机失磁而失磁保护拒动时，现场值班人员应不待调度指令迅速将失磁的发电机组手动解列。水轮发电机组严禁

失磁运行。

20.7.3 容量在 50MW 及以下汽轮发电机发生失磁，在不危及发电机安全的条件下，可不必手动解列，但应汇报区调并迅速降低失磁机组的有功出力至发电机允许的最低值，同时设法恢复励磁。如果不能在 30 分钟内恢复励磁应停机。发电机失磁运行，机端电压严重下降不能维持厂用电设备正常运行时，可将厂用电切换至备用厂用电源。

20.7.4 当发电机进相或高力率运行时，系统发生干扰容易失去同步，如出现失步应立即减少发电机有功出力，增大励磁电流使发电机重新恢复同步。如无法恢复同步时，应将发电机解列，并尽快重新并入系统。

20.7.5 发电机三相电流不平衡，采取措施后仍超出规定值，则应立即停机检查。

20.7.6 发电机对空载线路零起升压产生自励磁时，应立即将发电机解列。 20.7.7 大型机组出现严重缺陷需要停机前，应及时汇报相关调度，待值班调度员采取紧急措施后再安排停机，防止突然停机造成事故扩大。 20.8 母线事故处理

20.8.1 当母线失压时，地调、现场运行值班人员应不待调令，立即拉开失压母线上的所有开关，并汇报区调值班调度员。 20.8.2 母差保护动作引起母线失压处理原则 20.8.2.1 未经检查不得强送。

20.8.2.2 经过检查找到故障点并能迅速隔离的、或属瞬时故障且已消失，可对停电母线恢复送电。

20.8.2.3 经过检查找到故障点但不能很快隔离的，若系双母线中的一条母线失压，应对接于失压母线的各元件进行检查，确认无故障的元件可倒至运行母线并恢复送电，并将故障母线或故障元件转为冷备用或检修状态。

20.8.2.4 经过检查不能找到故障点时，可对停电母线试送电一次。对停电母线进行试送，应尽可能用外来电源、试送开关必须完好，并有完备的继电保护。有条件者可对故障母线进行零起升压。

20.8.2.5 双母（包括双母单分段、双母双分段）接线方式 GIS母线失压时，因无法观察到故障点，应首先将接于失压母线的所有刀闸拉开，然后用外来电源对接于该母线的线路、母联开关及刀闸、变压器带电，逐段查找故障点。查找故障点时，应特别注意对线路、变压器与失压母线之间 T 接点的检查。 20.8.3 因开关失灵保护或出线、主变后备保护动作造成母线失电时，应在故障开关隔离后恢复母线供电。 20.9 安控装置动作处理

20.9.1 当安控装置动作后，监控（运行值班）人员应立即汇报值班调度员。 20.9.2 当安控装置误动作时，应将误动的安控装置退出。

20.9.3 安控装置动作切除的线路、机组，在未得到值班调度员许可前，不得恢复。

20.10 系统潮流异常处理

20.10.1 增加受端发电厂出力，并提高电压水平。

20.10.2 降低送端发电厂出力(必要时可切除部分发电机组)，并提高电压水平。

20.10.3 调整系统运行方式(包括改变系统接线等)，转移过负荷元件的潮流。

20.10.4 在受端进行限电或拉闸。 20.11 系统振荡处理

20.11.1 宁夏电网可能产生振荡的主要原因

20.11.1.1 主网稳定破坏引起宁夏电网与主网间振荡。

20.11.1.2 输电线路输送功率超过极限值造成静态稳定破坏。

20.11.1.3 电网发生短路故障，切除大容量的发电、输电或变电设备，负荷瞬间发生较大突变等造成电力系统暂态稳定破坏。

20.11.1.4 环状网络（或并列双回线）突然开环，使两部分系统联系联络阻抗突然增大，引起动稳定破坏而失去同步。 20.11.1.5 大容量机组跳闸或失磁，使系统联络线负荷增大或使系统电压严重下降，造成联络线稳定极限降低，易引起稳定破坏。 20.11.1.6 电源间非同期合闸未能拖入同步。 20.11.1.7 多重故障。

20.11.1.8 弱联系统阻尼不足或其它偶然因素。 20.11.2 同步振荡的主要现象

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

20.11.2.2 发电机机端和系统的电压波动较小，无明显的局部降低。

20.11.2.3 发电机及系统的频率变化不大，全系统频率同步降低或升高。 20.11.3 同步振荡处理

20.11.3.1 发电厂运行值班人员在发现系统同步振荡时，可不待调度指令，退出机组 AGC、AVC，适当增加机组无功出力，并立即向值班调度员汇报。 20.11.3.2 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，若发电机调速系统故障或励磁调节器故障，应立即减少机组有功出力，并消除设备故障。如短时无法消除故障，经值班调度员同意后，将该机组解列。

20.11.3.3 值班调度员应根据系统情况，提高送、受端电压，适当降低送端发电出力，增加受端发电出力或限制部分负荷，直至振荡消除。 20.11.4 异步振荡的主要现象

20.11.4.1 发电机、变压器以及联络线的电压表、电流表、功率表明显的周期剧烈摆动，发电机、变压器发出有节奏的轰鸣声。

20.11.4.2连接失去同步的发电机或系统联络线上的电流表和功率表摆动最大。

20.11.4.3 振荡中心电压周期性地降至接近于零，且其附近的电压摆动最大，随着离振荡中心距离的增加，电压波动逐渐减小。白炽灯随电压波动有不同程度的明暗现象。

20.11.4.4 失去同步的电厂或系统间产生频率差，送端频率升高，受端频率降低，并略有摆动。

20.11.5 异步振荡处理

20.11.5.1 发电厂应迅速采取措施恢复正常频率，使两部分系统频率尽快地接近相同。高频率的电厂，迅速降低频率，直到振荡消除或降低到不低于 49.20Hz 为止。低频率的电厂，应充分利用备用容量和事故过载能力提高频率，直到消除振荡或频率恢复到正常范围内。

20.11.5.2 频率升高或降低的电厂应不待调度指令退出机组的AGC、AVC装置，

并立即提高发电机的的电压至最高允许值。地调、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，提高系统电压至允许最高值。 20.11.5.3 在系统振荡时，电厂不得自行解列机组。若由于机组失磁而引起系统振荡时，应立即恢复励磁，否则将失磁的机组解列。

20.11.5.4值班调度员应迅速采取措施在3分钟内将振荡消除,否则应按年度方式中规定的解列点解列。待电网恢复稳定后，再进行并列。选择解列点时，需防止因解列后有功电力供需不平衡而导致频率崩溃，防止缺少无功而导致电压崩溃。

20.11.5.5 当发生系统振荡，宁夏电网与主网解列后，宁夏电网内部仍然振荡，可以在宁夏电网内再次解列以消除振荡。 20.11.6 低频振荡的主要现象

20.11.6.1 低频振荡常出现在弱联系、远距离、重负荷输电线路上以及弱联系的两个或两个以上地区的串联系统中，振荡频率在 0.2～2.5Hz 范围内，具有与同步振荡类似现象。 20.11.7 低频振荡处理

20.11.7.1 应根据振荡频率、振荡分布等信息正确判断低频振荡源。 20.11.7.2 降低振荡源机组有功，减轻重负荷线路潮流，直至振荡消除。 20.11.7.3 增加机组无功出力，提高振荡区域系统电压。 20.11.7.4 若有运行机组未投入 PSS 装置，令其立即投入。 20.12 互感器异常及事故处理

20.12.1 电压互感器发生异常情况时，值班人员应迅速按现场规程规定处理。 20.12.2 电流互感器发生异常情况时，应立即停用与该组电流互感器有关的保护装置，值班人员应迅速按现场规程规定处理。 20.13 通信联系中断处理

20.13.1 调控机构、厂、站、运维站（组）与上级调控机构的专用通信中断时，各单位应积极主动采取措施，利用一切可能的方法与上级调控机构通信正常的单位中转、修复通信设备等方式，尽快与上级调控机构进行联系。如不能尽快恢复，上级调控机构可通过有关下级调控机构的通信联系转达调度业务。 20.13.2 事故时凡能与区调通讯畅通的地调、发电厂、变电站有责任向与区调失去联系的单位，转达区调指令和联系事项。

20.13.3 发电厂、变电站失去通讯联系时，除应设法恢复通讯外，还应按下列原则处理：

20.13.3.1 发电厂应按调度曲线自行调整出力，同时要注意频率、电压变化及联络线潮流情况。

20.13.3.2 发电厂和变电站的运行方式，尽可能保持不变，一切已批准但未执行的计划及临时操作应暂停执行。

20.13.3.3 当值班调度员下达操作指令后，受令方未重复指令或虽已重复指令但未经值班调度员同意执行操作前，失去通信联系，则该操作指令不得执行。若值班调度员已经同意执行操作，可以将该操作指令全部执行完毕。值班调度员在下达了操作指令后而未接到完成操作指令的报告前，与受令单位失去通信联系，则认为该操作指令正在执行中。 20.13.3.4 正在进行检修的设备，具备恢复运行条件时，应待通信恢复正常后，根据调度指令恢复运行。

20.13.3.5 凡涉及系统安全的操作，在与调度员取得联系前不得自行处理。紧

推荐第8篇：电力调度方案

广利110kv变电站电力调度方案

广利110kv变电站：燃气公司110KV变电站

利源35kv变电站站：利源焦化35kv变电站（电厂）

为保证河南利源焦化集团电力系统的安全稳定、经济可靠运行，对广利110kv变电站和利源35kv变电站的运行调度方式制定方案如下：

一、广利110kv变电站和利源35kv变电站（电厂）具备的条件：

1、两站的所有设备符合电力系统的安全运行要求、管理设施齐全。（包括继电保护装置、通讯安全自动装置等）

2、两站通讯设备必须保持良好状态，所有各种运行指示符合公司系统的要求。

3、计量表的计量装置应安装齐备，计量点设在广利1计量为准。

二、调度关系：

1、利源35kv变电站和电厂6kv系统主要设备被广利110kv变电站调度，利源35kv站（电厂）在接到调度指令后，确认无误后执行。

2、正常运行中广利110kv变电站和利源35kv变电站，对各自的操作制定的正确性负责。

3、在系统发生异常和事故时，利源35kv变电站值班人员必须及时准确的向广利110kv汇报异常和事故情况。广利110kv变电站根据运行方式和负荷情况向利源35kv变电站正确指挥调度。

4、利源35kv变电站和电厂6kv系统值班人员严格执行调度指令任何人员（包括各级领导）不得干涉调度指令的执行。

三、调度范围划分

1、广利110kv变电站自调度设备

广利1

广利2

利351

利352 利350 利61

利62 601 602 603开关

2、利源35kv变电站自调度设备：

除广利110kv变电站自调度设备以外的其它设备有利源35KV变电自调。

3、由利源35kv变电站自调但需经广利110kv变电站同意方可操作的设备主焦-回路利43和主焦二回路利48.

4、上述调度范围如有变动，以广利110kv变电站书面通知为准。

四、正常运行方式。

1、利源35kv变电站35kv广利2、利352运行于北母，利350运行、利351运行南母。

2、6kv系统：6

1、603运行于东母，利6

2、602运行于西母。

3、只有广利1和广利2线路或利3

51、利352异常停运后，主焦一回路利43或主焦二回路，利48才能早同期运行（并列时向广利110kv站汇报运行方式）

五、调度运行管理

利源35kv变电站值班人员应严格遵守调度纪律，执行调度指令。下列为违反调度纪律行为：

1.1在调度运行生产过程中，运行值班人员拒不执行或拖延执行甲方调度命令，经警告无效者。1.2无广利110kv变电站调度命令或许可，擅自操作或改动广利站调度的设备者。

1.3未经广利110kv变电站调度值班员的许可，擅自改变所规定的运行方式和设备（包括一次二次设备）者。

1.4对于已停电进行检修的设备，擅自更改检修范围且影响送电者。1.5利源35kv站设备发生超限异常事故状态，不及时向广利110kv变电站值班人员汇报或隐瞒事故真相，并导致广利110kv变电站调度人员的误判断或延误事故处理者。

1.6没有执行重大事件汇报制度，造成严重影响的。

2、利源35kv变电站应加强对站内电厂一二次设备运行维护，因运行维护不当造成事故，由利源35kv变电站承担责任；因利源35kv变电站无人接电话或电话线路异常造成供电中断或延误送电由利源35kv变电站负责。

3、利源35kv变电站应接受调度指令的人员名单报广利110kv变电站核准，广利110kv变电站有权发布调度指令的人员名单汇报利源35kv变电站，双方人员有变化时应及时通报对方。

4、利源35kv变电站私自操作广利110kv变电站调度的设备而对双方或第三方造成人身设备及其它损失，由利源35 kv变电站负责。

5、利源35kv变电站及电厂6 kv母线上和出线上出现设备故障，保护动作跳闸和动作所有信号，利源35kv值班人员应立即向广利110kv变电站值班人员汇报保护动作情况或设备故障情况，然后根据调度权限处理。

6、广利110kv变电站和利源35kv变电站系统异常或出现故障情况，造成广利35KV线路失电，广利110kv变电站值班人员应及时向利源35kv变电站通报情况，但两站出现特殊情况，威胁人身或重大威胁设备安全事故等情况而与广利110kv变电站通讯中断允许利源35kv变电站先处理，但事后应尽快汇报广利110kv变电站值班人员。

7、当广利110kv变电站全站失压的情况下，广利110kv变电站值班人员查明原因通知利源35kv变电站，应及时与主焦回路并网，并网后通知广利110kv变电站值班人员。

8、特殊情况下，如利源35kv变电站6kv（发电机）出现故障时。广利110kv变电站应满足利源焦化用电的要求，如广利110kv变电站10kv发电机出现故障时，利源35kv变电站应满足利源燃气公司焦化用电，以免向网上吸收电量。

六、运行方式管理

1、利源35kv变电站应向广利110kv变电站提供35kv系统和6kv系统一次设备接线图，广利110kv变电站应向利源35kv变电站提供110kv、35kv、10kv一次系统图，供值班人员掌握运用。

2、广利110kv变电站应根据电网系统的要求对燃气公司35KV、10KV和利源35kv、6kv系统保护定值计算维护周期校验结果负责。

广利110kv变电站

2011-01-04

推荐第9篇：电力调度协议

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电力调度协议

为了电网安全、经济、合理运行及调度指令的畅通，_________公司（以下称甲方）与_________电业局调度所（以下称乙方）双方协商，特签订本电力调度协议。

一、调度管理

1．正新110kv送变电设备并网投入运行后是_________电网的一个组成部分，在运行调度方面受_________电业局调度所（简称地调）值班调度员领导，实行统一调度管理。双方均应严格遵守国务院颁发《电网调度管理条例》和省电力局、_________电业局颁发的调度规程及其有关规定处理日常调度业务。

2．110kv正新ⅰⅱ回线路（包括10

33、1043刀闸），110kv正新变电站的10

3、104单元、110kvⅰⅱ段母线及其连接母线附属设备、100间隔属于_________电业局地调管辖设备。正新变的#

1、#2主变压器单元（包括10

11、10

21、90

1、902间隔）属_________电业局地调许可设备（#

1、#2主变投切或并列运行，900开关合环运行）。

3．属于_________电业局地调管辖设备只有得到地调值班调度员的命令后现场值班人员才能进行改变设备状态（除对人身或设备安全有威胁时，否则不得自行操作）。属于_________电业局地调许可设备许可权在地调。

4．计划停电由乙方提前5个工作日通知甲方（临时性停电除外）。

二、运行方式管理

110 kv正新变电站正常供电方式主电源规定由正新ⅰ回带#

1、#2主变分列运行，正新ⅱ回为备用电源（冷备用）。

1）_________公司的日供电量和日最高供电负荷应严格按照市经委和市三电办下达计划指标运行，生产线正式投产前并要求装设无线电力负荷控制器，以便地调监测和应急情况部分限电。

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2）_________公司日供电负荷如有较大变化时，应于变化前一天的8：00前由变电站值班人员通知地调值班调度员，以便修改电网负荷预计曲线。有计划性的大量增荷应由公司计划主管部门书面向调度所及市三电办申报。

三、继电保护管理

1．正新变电站的继电保护计算调试，定值下达由_________公司负责，其最后整定结果应一式二份报送_________电业局生技部继保专职人员审定，调度所备查。

2．继电保护装置的投切权限按管辖范围的划定进行投切管理。

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四、通讯管理

1．正新变电站至_________电业局调度所调度通信电路走向如下：

（略）

2．使用路由安排

1）开通主备用二路远动信号传输电路；

2）开通两个调度电话号码为_________、_________；

3）维护范围

从正新变的调度电话、远动信号控制电缆终端至_________电业局调度所的调度电话、远动终端设备。

4）甲方委托乙方对上述维护范围的电路进行维护。

乙方应按照电力通信设施维护要求对上述电路进行维护，确保电路正常运行（自然灾害除外）。

五、其他有关事项

1．本协议对_________电业局调度所和_________公司具有同等效力，在执行中任何一方都不得违背协议。

2．本协议自双方签字盖章之日起生效，本协议一式共十六份，甲、乙双方各执八份。

3．未尽事宜由甲乙双方协商解决。

甲方（签章）：乙方（签章）：_______________ 代表（签章）：代表（签章）：_______________ 签订时间：_______年___月___日签订时间：_______年___月___日签订地址：签订地址：___________________

文档来源：律师365（http://www.daodoc.com/）合同栏目，找律师就上律师365

推荐第10篇：电力调度工作总结

海南电网公司白沙供电局调度中心

2011年工作总结

白沙供电局调度中心二0一一年十一月

2011年白沙县调工作总结

白沙电力调度所

2011年工作总结及2012年工作计划

2011年，在局领导班子的正确领导下，在局全体员工的大力支持配合下，白沙电力调度所团结一致，紧紧围绕局年初工作目标及安全生产方针，团结一致，密切配合，扎实工作，开拓进取，在安全生产、迎峰度夏及防风防汛、调度管理等方面做了大量工作，取得了一定的成绩。现作总结汇报如下。

一、主要工作开展情况

（一）带头加强学习，不断提高班组员工素质。根据省公司及局领导的安排部署，我们白沙电力调度所紧紧围绕省公司建设与国际旅游岛相适应、国际先进水平电网企业的战略目标，充分利用原有的“一块黑板”的“传、帮、带”作用，深化“三基”工作，全面启动了创先达标创建活动以及安全风险管理体系的建设，同时紧密结合实际，切实将南网方略和企业文化理念贯彻落实到实际工作中去，时刻用南网方略统领全局，逐步提升调度管理工作的层次水平，并取得了阶段性的成绩。

（二）加强安全生产管理，确保电网安全稳定运行。一年来，调度所以安全风险管理体系建设为主线，逐步实现安全生产的过程管理，同时，认真贯彻落实南方电网公司安全生产1号令，认真贯彻落实局制定的安全生产方针，切实

1 2011年白沙县调工作总结

执行局制订的安全生产的各项规章制度，实现了安全目标层层分解，分级控制，层层落实责任制，按守土有责的要求，确保了白沙电网安全稳定运行。

一是及时制订白沙电网年度运行方式。年初，调度所就根据白沙电网的负荷预测情况及局生技部、基建部的技改大修及电网建设计划，结合白沙电网的实际情况，在上级调度部门的指导下，制定了白沙电网年度运行方式，为全年电网的安全稳定运行打下良好基础。

二是在省中调及局领导的指导下，开展了为期一个多月的调度及变电站自动化图形核对工作，并根据省公司发布的《关于规范海南电网输变配电设施命名及管理工作的通知》重新对变电站一次设备进行规范命名，做到图图相符，图实相符。

三是在中调及地调指导下，开展了各变电站开关遥控点号的核查统计工作，对有疑问的遥控点号进行了仔细的核对检查，并将统计结果上报省中调，确保了自动化遥控设备的正确、可靠动作。

四是在中调的统一布置下，开展了对白沙电网的风险评估工作，并根据评估的白沙电网可能存在的风险提出了相应的应对措施，提前发出电网风险预警，做到有备无患。

五是编制了白沙电网的各种保供电运行方案，建立和完善了各种安全生产规章制度。一年来，白沙电力调度所在局分管领导的指导下，根据重要节假日的保电要求，先后编制了：《白

2 2011年白沙县调工作总结

沙电网“元旦、春节”保供电运行方案与电网事故处理预案》、《白沙电网“两会”期间的保电运行方案与电网事故处理预案》、《白沙电网“三月三”节日期间的保电运行方案》、《白沙电网清明节保电运行方案》、《博鳌亚洲论坛期间白沙电网的保电运行方案》、《白沙电网“五一节”保电运行方案》、《高考期间白沙电网保电运行方案与电网事故处理预案》、《中考期间白沙电网保电运行方案与电网事故处理预案》、《中秋节期间白沙电网保电运行方案与电网事故处理预案》、《国庆节期间白沙电网保电运行方案与电网事故处理预案》、同时修编了《2011年白沙电网调度管理规程》等11个预案及规章制度；同时还修编了《白沙电网黑启动操作手册》，并在局的统一部署下开展了反事故演练，增强了全体人员应对突发事故的能力。

六是严格执行“两票三制”制度，严格办票、审票，统计今年来调度所共纠正工作票填写错误100次，工作程序不当30例。另，对不符合停送电手续及违反规定的停送电工作，调度坚决不给予发布调度操作指令；累计今年来调度所共填写调度操作指令票739张，合格率100%；受理第一种工作票362张，第二种工作票41张，合格率100%，这对电网的改造建设及供用电设备的安全检修以及安全运行起到了强有力的保障作用。

（三）全力做好迎峰度夏及防风防汛工作，保障了电力供应和电网安全稳定运行。

3 2011年白沙县调工作总结

今年来，随着小城镇的建设及人们生活水平的不断提高以及社会经济的发展，用电负荷增长迅猛，另，由于东方电厂机组维修以及跨海电缆保护施工，使得海南电网出现了很长一段时间的供电紧张局面，同时还出现了很长一段时间的孤岛电网运行情况，再加上6-7月份的高温天气，使得海南电网的迎峰度夏工作任务繁重，确保海南孤岛电网安全稳定运行的压力巨大，为此，调度所在上级调度部门及局分管领导的指导下，未雨绸缪，首先配合营销部门编制了白沙电网迎峰度夏实施方案，并得到了县发改局的支持与协助，另一方面，调度所还提前对白沙电网主变运行情况和过载能力进行了调查，并对不满足N-1的变电站编制了处理预案，同时做好计划检修，尽量将计划检修安排于迎峰度夏及错避峰用电期间。

防风防汛方面，今年来，袭击海南或对海南有较大影响的台风或热带风暴有：“海马台风”、“洛坦台风”、“纳莎台风”、“海棠台风”、“尼格台风”，特别是九月底十月初的“纳莎台风”、“尼格台风”对白沙电网的影响尤为严重，“纳莎台风”期间，唯一供给白沙电网的110kV那打线因台风而发生了跳闸，造成白沙电网出现了短时间的全黑情况，在这种情况下，我们调度所临危不惧，在局领导的指导及上级调度部门的帮助下，我们立即启动了白沙电网的防风防汛预案及调度所编制的台风期间白沙电网调度运行方案

4 2011年白沙县调工作总结

及事故处理预案，在短短的八分钟内即通过另一条联络线路恢复了白沙县城电网的供电工作，同时指挥具备发电条件的水电站满发上网，并逐步扩大了供电范围，同时适时发布白沙电网风险预警通知书，调动各方面力量确保电网安全稳定运行，从而将台风给白沙电网造成的损失降到了最低限度，受到了广大用户的好评。

（四）致力于调度运行管理、继电保护及经济调度方面的工作，确保电网安全稳定运行，节能降耗，提高供电量及电能质量。

一年来，调度所大力加强调度运行管理、继电保护及经济调度方面的工作，精心安排电网运行方式，千方百计降低网损，提高电能质量。

一是加强设备检修管理，按照“该修必修，修必修好”的原则统筹安排线路及设备检修，坚持每月召开停电平衡会议制度，减少重复停电现象的发生；

二是加强倒闸操作管理，严格执行倒闸操作指令票制度，严格发令受令及监护制度，累计全年调度所共执行调度操作指令票510张，指令正确率达到了100%；

三是加强继电保护基础管理工作，提高保护动作的准确性及可靠性，今年来，调度所在中调的统一部署安排下，开展了将近一个月的白沙电网35kV及以下保护定值校核及整改工作，并根据中调提出的指导意见，对白沙供电局主变差动保护

5 2011年白沙县调工作总结

二次谐波制动系数取值范围进行了调整，从而确保了白沙电网各变电站主变的安全稳定运行；同时，在对白沙电网35kV及以下保护定值校核及整改工作过程中，还绘制完成了白沙电网保护定值配合图，特别是在中调的指导下，对白沙电网各站具备投入重合闸的线路投入重合闸，由此大大缩短了线路瞬时故障跳闸时恢复送电的时间，提高了供电可靠率，降低了客户平均停电时间。累计今年10kV线路继电保护装置动作642次，正确动作率达到了100%； 35kV线路0跳闸; 四是加强对电网运行方式的管理，根据年初制订的电网运行方式及设备实际检修工作的情况以及小水电丰枯水期的发电情况，及时合理地调整电网运行方式，确保电网安全稳定运行以及降低网损；同时还编制变压器经济运行负荷曲线，及时投退空载变压器，降低变损；

五是根据各变电站10kV线路及母线无功功率的朝流以及电压变化情况，按照无功就地平衡原则及时地投退电容补偿装置，使系统电压在规定范围内运行，从而提高了系统供电的电能质量。

(五)加强基础管理工作，管理水平得到了进一步的提升。11年,白沙供电局全面启动了创新争优及达标创建活动，在06年达标创建的基础上扩大了达标创建范围，提出了新的要求，在达标老师指导下，我们组织调度所全体人员学习达标工作内容，并成立达标工作小组，对达标工作进行了分工布置，

6 2011年白沙县调工作总结

经过近一年的努力，我们已基本掌握了达标工作的思路及工作方法，为全面推进达标工作打下了良好的基础。

回顾过去的一年，可以说在局领导班子的正确领导下，在全体员工的支持努力下，白沙供电局电力调度所的各项工作均取得了新成效。

二、经验与体会。总结一年的工作,我们主要有以下5点体会:

1、必须坚持用南网南略统揽全局。

南网方略是我们工作学习的行动指南，我们要通过深入学习，系统认识和准确把握南网方略的重要意义和深刻内涵，不断增强贯彻落实的自觉性和坚定性。结合实际，统一思想，凝聚实力，才能更好地完成省公司及局领导下达的各项工作任务。

2、必须搞好基础管理工作，持之以恒地将达标工作落到实处。

基础管理是达标工作的重要内容，我们局虽然已被网公司评为县级供电企业基础管理达标单位，但基础管理工作是一项长期而艰巨的任务，需要我们持之以恒地常抓不懈，才能巩固达标成果，创建一流企业。

3、必须始终保持良好的精神状态，狠抓工作落实。良好的精神状态是局及所内各项工作上层次、上水平、

7 2011年白沙县调工作总结

上台阶的重要基础和保证。要大力加强班组建设，班组成员之间应互相尊重，互相配合，形成合力。

4、必须转变工作作风，切实提高执行力。

工作作风的好坏直接关系到工作的成果，而且不良的工作作风将严重地影响和降低执行力，因此，我们应要进一步强化转变工作作风，强化班组成员的责任意识和团队意识，加强协调沟通，相互支持，切实提高工作效率和执行力，形成班组、部门、局一盘棋，上下一股劲，齐心协力狠抓落实的局面。

5、必须注重人的发展，提高人员素质。

局的发展进步归根到底是人才的发展进步，因此我们应加强班组员工的教育培训工作，有针对性地进行培训学习，提高员工的综合素质和业务技能，并以此提高局的竞争力。

三、2012年调度所面临的安全生产形势和主要工作计划

（一）2012年的安全生产形势安全生产形势。

在局领导及上级调度部门的关心支持下，11年白沙电力调度所虽然取得了一些成绩，但我们也清醒地认识到工作中还存在着一些问题，安全形势不容乐观：一是安全生产的思想意思还比较薄弱；二是“达标创先”工作的量化考核还不够详细；

8 2011年白沙县调工作总结

三是电网结构还比较薄弱，抵御自然灾害能力不强；四是电网建设任务依然繁重，今年尚有35kV木棉站“T”接改“∏”接工程，同时还有农城网改造，另，白沙110kV变电站将建成并投运，这其中将涉及极其繁重的停送电工作任务，这就要求我们必须时刻保持清醒的头脑，对安全生产工作必须常抓不懈；五是2012年白沙电网将进行配网自动化改造建设，同时还有调度搬迁工作，这些对于我们来说都是新的课题，定会面临许多新挑战，新困难。

（二）2012年的主要工作计划

1、总体思路

紧紧围绕海南国际旅游岛建设和网公司战略部署，按照“集团化管理模式、一体化管理制度”的要求，全力推进一体化、规范化、专业化管理，突出抓好创先达标工作，以局安全生产方针为指导努力完成局布置的各项工作任务。

2、安全生产工作指标

以安全风险管理体系的建设为主线，确保不发生人身死亡及重伤事故；不发生直接经济损失达30万元的火灾事故；不发生有责任的市区（县城）全停的电网停电事故；不发生直接经济损失达50万元的设备事故；不发生恶性误操作事故；不发生一般误操作及人为责任事故。

3、夯实安全生产基础，强化调度管理，实现电网持续安全

9 2011年白沙县调工作总结

一是认真总结35kV无人值班站运行过程中的调控一体化工作经验，为今后调配一体化的建设积累经验；二是配合局全力推进电网建设，优化电网结构，提高供电可靠率；三是加强培训，为未来电网的升级做好知识储备；四是强化调度管理，特别是配网的停送电倒闸操作，牢固树立一切事故都可以预防的安全理念。

4、以经济效益为重，持续搞好线损管理工作

线损管理依然是我局新年的一项重要任务，作为我们调度部门来说，主要应合理调整电网运行方式，合理安排停送电工作，及时地投退无功补偿电容器，提高功率因数，进一步降低网损。

5、以创先达标工作为契机，以安全风险管理体系建设为主线，进一步提升调度管理水平

举全所之力，紧紧围绕“全面推进具有鲜明海岛特色现代化电网建设，为海南国际旅游岛建设提供坚强电力保障”的目标，向先进单位看齐，结合白沙工作实际，以客户故障“零停电”为终极目标，推进达标创先工作，努力创建优秀供电企业及优秀班组，着力推进达标创先工作常态化，进一步提升调度管理水平。

白沙供电局电力调度所

2011年11月22日

第11篇：电力调度基本常识

参考文件：

1、《计划调度浅谈》，裴爱峰，很好的理论文章，读后很使人启发，这个对于我后面进入决策层有很好的启发意义。

22、电力调度

目录简介

电力调度所需实现的功能

1.设备的监视

2.防火防盗3.灯光及智能化设备的控制基本任务

简介

电力调度是指当居民用电超过一个限度的时候，把适当的把企业用电限制并输送给居民用电。是近年来随着科技的不断发展，形成的现代化监测、控制、管理手段。

电力调度所需实现的功能

在电力调控中安装工业电视监控系统，其目的是为了在保证电力调度和电力供应的时间段中，提高对于突发事件的应急情况的解决速度，进一步来确保电力供应的安全运行水平。

设备的监视

主要包括主变压器、断路器、电压互感器、电流互感器、高压室开关、主控室的电源盘及控制盘盘面等。通过在监视对象处安装摄像机、感应探头等装置，实现对一二次设备及其运行情况的监视，如：主变压器、开关是否有外部损伤，主变压器油位及控制盘上的表头、灯光信号是否正常等。

防火防盗

变电站撤人后，万一变电站发生火警，往往因为不能及时发现而延误了事故的处理，造成事故进一步扩大。此外，变电站有盗贼闯入时，也缺乏有效的防御手段。为此，可在高压室和主控室等地点装设一批烟感或温感探头，并在围墙四周安装对射式红外线探头。当探头感测到烟雾、高温或有人闯入时，就会向后台发出告警信息，同时连动切换摄像机画面，并记录下当时现场的情况。灯光及智能化设备的控制

为使工业电视监控系统在晚上仍能发挥作用，变电站的灯光应具有定时开关或远方控制的功能；而一些智能化的设备，如探头、门禁等也可做到远方控制。基本任务

1.采集数据。

由RTU收集站端（变电站OR电厂）的电气参数，包括开关位置、保护信号、电压电流等遥测数据。。。。

2.传输信息。

将RTU收集到的信息经过可靠的通道传送至主站系统（前置机、服务器），并传输主站下达的控制命令到战端。

3.数据处理。

收集到的信息要经过处理、筛选、计算。

4.人机联系。

将处理过的信息经由友好的界面呈现给用户，并实现遥控、遥调功能。

第12篇：电力调度考试题

电力调度考试题调度员：

一、解释题

1、运行状态

2、热备用状态

3、冷备用状态

4、检修状态

二、问答题

1、值班调度员在下达指令操作前应考虑哪些问题？

2、单电源架空线路跳闸后如何处理？

3、电网解合环操作规定是什么？

4、调度操作指令分为哪三种形式？

第13篇：电力知识调度

运行控制的目标：安全优质经济环保电能质量：电压 5% 频率0.2 波形波形畸变：不是正弦波，就有谐波，产生高次谐波，发生谐波畸变。

电力运行方式编制：制定发电计划制定检修计划做好能源平衡制定系统接线方式进行潮流计算进行安全分析

事故处理原则：尽速限制事故的发展尽快回复对用户的供电尽快回复电力系统的政策运行

SCADA的基本功能：数据采集数据传输及处理计算与控制人机界面及告警处理前置机的功能：担负着与厂站RTU和各分局的数据通信及通信规约解析等任务是SCASA\EMS系统的桥梁和基础

网络拓扑基本功能：根据开关的开合状态（遥信信息）和电网一次接线图来确定网络的拓扑关系，即节点－支路的连通关系，为其它高级应用做好准备。作用：将网络物理模型转化为计算模型。物理模型：对网络的原始描述（节点模型）计算模型：面向网络计算方程的模型状态估计的功能

对生数据（SCADA实时断面数据）进行计算，以得到最接近于系统真实状态的最佳估计值。（获得可靠的已知数据）对生数据中的不良数据进行检测和辨识。（搜索错误的坏数据）

推算齐全而精确的电力系统运行参数。（估算可靠的未知或难于测量数据）纠正可能的开关状态错误（网络接线辨识）。估计某些可疑或未知的设备参数（参数估计）。确定合理的测点数量和合理的测点分布。预测未来的趋势。残差：各测量值与计算的相应估计值之差

回归分析法基本步骤：获取历史数据找出负荷变化规律建立负荷预测模型（如线性回归模型）

建立拟合误差方程（如误差的最小二乘目标函数）对拟合误差方程求偏导，代入历史数据

求解回归常数和回归系数获取未来影响因素的相关数据将数据代入负荷预测模型，获得符合预测结果

电力系统有功功率控制的主要作用：A维持电力系统频率在允许范围之内B 提高电力系统运行的经济性 C保证联合电力系统的协调运行

电力系统频率一次调整：当系统负荷减少时，频率的一次调整过程与上述相反。即系统频率升高，发电机有功功率减少，负荷调节效应使负荷吸取的有功功率相对于原频率下的功率有所增加。

电力系统频率二次调整：当系统负荷变化较大，通过改变发电机调速系统的设定值使系统频率恢复到规定范围内的频率调整称为频率的二次调整

AGC的基本目标：使全系统的出力与负荷相匹配将电力系统的频率偏差调节到0，保持系统频率为额定值 2控制区域间联络线的交换功率与计划值相等，实现各区域内有功功率的平衡3在区域各个电厂间进行负荷的经济分配控制方式：定频控制方式定交换功率控制方式定频交换功率控制方式AGC的经济调度：火电厂内各机组间的经济负荷分配火电厂之间的经济负荷分配水火电厂之间的经济负荷分配－水火联合经济调度

不同电压控制方式评价：发电机调压主要适用于近距离调压。在系统无功功率充裕时，首先应考虑采用改变变压器变比调压。无功功率的就地补偿虽需增加投资，但这样不仅能提高运行电压水平，还能通过减少无功功率在网络中的传输而降低网络的有功功率损耗。

串联电容补偿可用于配电网的调压，但近年来，串联电容补偿用于超高压输电线带

来的对潮流控制、系统稳定性的提高等方面的综合效益已日益引起人们的关注。配电网电压无功控制的主要目的：调整电压校正功率因素平衡负荷电压无功控制的方式：逆顺常调压方式

影响负荷端电压的4 因素有：发电机端电压UG或Eq变压器变比K1,K2负荷节点的有功、无功负荷P＋jQ电力系统网络中的参数R＋jX

稳定控制的措施：1改善电力系统基本元件的特性和参数2采用附加装置提高电力系统稳定性3改善电力系统运行方式与其他措施

电网主要接线方式：1无备用接线：放射式干线式链式 2有备用方式：双回路（放射式干线式链式）环形接线双向供电

电磁环网：不同的电压等级运行的线路，通过变压器电磁回路的接线而构成的环路。弊端：1易造成系统的热稳定破坏2易造成系统动稳定的破坏3不利于经济运行4需要装设高压线路因故障停运后连锁切机、切负荷等安全自动装置

第14篇：电力调度工作总结

电力调度工作总结

篇一:电力调度员个人工作总结

四季轮回。不知不觉，本人已在调度这个新的工作岗位上度过了平凡但却充实的第一年。2006年二月末，本人从昌化操作站至调度所，从事调度与监控工作。这是领导对本人的信任与培养。我也十分珍惜这个机会，在新的岗位上勤勤肯肯，努力工作，充分发挥自己的聪明才干。以下是本人一年来的总结：

一、立足本岗，做好本职工作从到调度所报到之日起，本人

就积极投入到新的工作岗位中去，积极向各位老师傅们学习业务技术，学习大量调度业务技术书籍及有关规章制度。调度班张班长是位能干、热情、细

致的女班长。她十分重视对对新进调度员的业务培养工作。为我三个月后的调度副值业务考试以及以后业务技术发展，制定了详细周全、循序渐进地学习计划。六月份，本人顺利通过调度副值考试，并正式担任调度副值。

本人在跟班学习的同时，尽已所能，完成所领导交与的调度所内联网建设等工作；根据所及班组工作计划、创一流工作计划及工作动态，及时完成上级布置的工作。积极配合班长完成班组部份管理工作，起草了监控岗位责任制，监控交接班制度、监控值班等制度，完成一些资料整理工作。进入调度所工作时，正值局创一流供电企业活动最后攻坚阶段。本人积极主动参与，完成班、所布置的无论份内或份外的工作。特别是在局MIS系统“调度管理”模块及“监控”模块的修改和建立，本人做了大量工作：搭建模型，调试改进，等等。整理和规范了班组台账资料，制作了统一的台账标签。在日常工作中，本人及时根

据设备变更情况，完成相应的资料登记整理工作。

在进调度所工作后不久，调度所为了加强对电网的调度管理，加强对无人值班变电所设备的监控，理顺关系，确保电网的安全经济运行，成立了监控站。根据工作安排，本人被安排于监控站工作。监控站成立前，电压及功率因数两市局对我局的考核指标完成情况很不尽如人意。从2006年3月份，我局A类电压合格率及功率因数呈现逐月上升的好趋势，其中电压合格率5月份达到％，创历史最好记录。其中包含了调度班全体人员的辛勤劳动。本人也为摸索10kV电压变化规律，多次后半夜起床监控电压变化情况，为电压的调节控制积累了很好的经验。本人的工作也受到了许局长的点名表扬。

二、加强业务学习，适应岗位需要

“科学技术是第一生产力”，作为生产一线的一名电力工人，深知业务技术的重要性。只有扎实过硬的业务技术，

在企业、部门中立足。社会生产不断发展进步，需要人们掌握更新更好的技术，满足社会生产发展的需要。当代社会，已进入高速发展的信息时代，新技术，新科技不断出现，电力行业也不例外。如本人目前所从事的工作，可以说，绝大部份是在电脑上完成。作为监控的重要工作之一：电压和无功调节、负荷控制，就是在调度自动化系统上完成；另外，值班的日常工作都在MIS中进行。掌握先进的生产、管理工具是适应现代化企业需要的必备素质。作为一名普通工人，本人坚持立足本岗，努力学习，刻苦专研专业技术，努力提高业务技能；积极学习先进科学文化知识，不断学习，不断进步，以适合日益发展的电力事业需要。

随着临安经济的发展和社会用电量的不断提高，临安电网结线也日趋复杂与庞大。作为一名调度员，就必须时刻集中精力，了解和掌握电网的最新情况，分析电网运行情况，分析系统负荷、

潮流、电压、无功，分析其可能存在的问题、隐患。只有对电网运行高度掌握的情况下，才能发现其可能存在的问题、隐患，并早作打算，未雨绸缪，有备无患；才能在突发事故中快速、安全、高效地处理事故、故障，才能减少客户停电时间，真正贯彻落实李局长在行风建设和优质服务大会上所提出的：“始于客户需求，终于客户满意”，“客户至上”的要求！没有扎实过硬的业务本领，一切都是空谈，“客户至上”也成了空中楼阁。始终要求自己保持高度责任心，对待每天的停电检修，事故处理，合理安排运行方式。

为进一步提高调度人员的业务素质，今年11月份，调度所领导又安排本人到杭州电力学校进行为期17天的调度业务培训。本人也十分珍惜这次机会。经过半个多月的培训，本人感触颇深。深感这次培训的及时性和重要作用。此次培训涵盖了电力企业发、供、变、配等电力生产销售的全部过程，包括发电

厂的锅炉、汽机、电气，供电中的输电线路，继电保护，DTS仿真机培训；还对《电力法》，《电力供应和使用条例》等电力法律法规进行了系统的学习。通过这次培训不但使我的业务水平有了较大的提高，也从学校老师哪里了解到了世界电力未来的发展趋势；电力技术发展的前沿科学；认识到信息技术对电业技术发展的非凡影响。

这次培训也使我感到一种深深地危机感，进一步、更深入地学习科学文化知识的迫切感时时冲撞着自己。电力技术飞速发展，信息科技日新月异，企业发展和岗位素质要求从业者要有一种十分强烈的自觉学习要求，要不断学习，不断进步才能不被岗位淘汰。翻老黄历，吃老本的日子早已一去不返。“逆水行舟，不

进则退”。只争朝夕，发奋学习，才是在激烈的竞争中求得生存的根本之道。本人也计划进行系统的岗位技能学习，以适应企业发展的需要。

三、把握信息技术发展动态，跟上时代发展步伐掌握一些新兴实用技术，才能将更好为企业、为社会所服务；也使自身价值的实现与企业发展目标得以紧密结合。本人在业余时间广泛阅读现代企业管理，半月谈等报刊杂志，扩大知识面，提高自身综合素质。

篇二:电力调度员工作总结

根据公司大班组改革的统一安排部署，调度班于7月份正式成立，随着市调601全面监管县调以及公司上下推行“严抓严管”的强力态势下，各方针对调度班组的要求越来越高、专业性越来越强、考核也越来越严。面对如此高压态势，调度班只有立足现实、扎实基础，按照班组建设的要求逐步缩短与兄弟单位的差距。现将调度班上月安全生产以及下月工作安排情况汇报如下：

一、上月工作完成情况

1、截止7月31日调度班共实现安全调度426天，上月监测到最高负荷城

区为（去年同期为）,公司为（去年同期为），负荷整体回升缓慢；上月监测的110KV最高电压为，最低为，35KV最高为，最低为，10KV最高为，最低为均在规定范围内；当月共受理检修卡5份，计划检修停电5次；执行逐项操作票1张；综合调度指令票5张，下达及时操作命令75项，均无差错，上月35KV线路跳闸4次，10KV线路跳闸46次；各小水电受来水不足的影响，普遍出力不足。

2、完成35KV荔溪变35KV庄荔404线路、35KV变电设备、主变以及10KV主变低侧断路器、电容器组302断路器、母线TV进行了冲击合闸试验，并对主变进行了24小时带电试运行，均取得成功。

3、完成了调度办公室的布置工作，现已进场办公。

4、完成班组考核的相关的标准，已进入班组成员的讨论修改阶段。

二、存在的问题

1、根据地调关于规范县调的管理要求，目前调度班还缺员一名。

2、由于公司的内退制度，今明后三年都会有调度员离开调度岗位，后备的调度运行人员亟待培养。

3、改为两人24小时全天值班后，需要解决值班员的吃饭与洗澡问题。

三、下月工作安排

1、全面实施新的考核细则，规范员工的行为与工作态度。

2、8月确定为调度班标杆班组创建月，启动本班的标杆班组创建工作。

3、开展“人人都是安全员”活动，四次安全活动将分别员工轮流主持，以此提高活动效果。

4、完成针对各调度对象所在单位（变电站与小水电）的现场核对工作。

5、完成各类报表的报送

篇三:电力调度所上半年工作总结

半年来在公司的正确领导下，在分管领导和生产技术部门的督促指导下，

基本完成了公司年初下达的各项工作任务，实现了电网的安全、可靠、优质、经济运制、二面就以下几方面作一个简要的总结汇报。

一、提高员工素质、增强安全意识、加强调度管理、保证了本市电网的安全、可靠、优质、经济运行。电网的调度管理是领导电网运行、操作和事故处理，实现电网安全运行和连续供电的保证半年来本所职工努力学习业务知识特别加强了对新《安规》和新《调规》的学习、不断提高自身业务技术素质认真对待工作和事事处处严格遵守调度纪律把安全摆在首要位置从而使半年未发后任何误高度事故、保证了电网的安全运行。

1、合理调整供电网络、根据情况及时改变运行方式如城东新投运的两条10KV出线、工业园线（916）、凤竹线（918）。投运到现在前后才两个月故障停电就达到了17条次（主要上开关厂造成）每次停电后才的倒电、我们都到现场进行认真的分析了解后才进行停电工

作、保障了多次、多开关、刀闸操作倒电的安全。第二是黄金东线黄金西线和杨林线的互倒电、由于工业园线和凤线的故障较多发生故障后负荷必须及时转移我们想尽办法向领导提供负荷转移的初步方案保证了城东地区的可靠供电。

2、合理安排水电上网、与所有、有能力发电上网的水电站签定水电上网调度协议、特别是高泉电站由于历史的原因、该站原与德安县公司的关系较好、发电往德安输送较多。在公司领导的努力下现与我公司签定了上网协议为了保证关系的进一步发展、我们主要在优质服务上做工作有什么情况及时与其进行勾通保证了该站发电大部分往我公司网上输送。

3．合理安排线路设备的维护`维修施工按公司领导的指意及时提高通知核实客户，同时在市电视台以游动字幕的方式通知全市客户、对个别在中用户如有特殊情况根据计划情况的轻重缓急进行更改尽量满足客户需求从而得广在客

户的好评。

4、严于律已认真做好电网事故的调度处理半年来（止6月30日）公司的供电网络发生大小跳闸事故次电量损失万KVH。对每次事故我们均进行认真的分析、与管辖事故线路进行的机关站所提出指导性意见并令其对事故线路进行认真的巡视检查尽快找出故障区，整改办法处理或隔离故障迟早恢复线路的正常供电。

篇四:电力调度所党风廉政建设工作总结

半年来，党支部根据利电党［2007］1号文件精神，结合“三观”教育（科学的发展观，正确的权力观，务实的政绩观）的展开，狠抓了党风廉政建设工作，重点抓了狠刹当前社会盛行的“四股不正之风”（行业不正之风、弄虚作假之风、大操大办之风、漂浮懒散之风），认真落实了党风廉政建设责任制，加大了从源头上治理腐败工作的力度。

一、指导思想

进一步认真学习党的“十六大”和胡锦涛同志“两个务必”的重要讲话精神，根据利电党［2007］1号文件关于党风廉政建设的具体要求，结合本所内员工思想和工作的实际，以规范化管理，创建省级供电企业“一流班组”工作为主线，努力加强党风廉政建设和反腐倡廉工作。坚持从严治党，从严治企的工作方针，狠刹当前社会盛行的“四股不正之风”，严格加强对党员、干部、员工的思想教育，进一步增强所内党员干部、特别是党员领导干部的遵纪守法意识，廉洁自律意识和规范从政行为意识，努力提高依法经营，依法管理和依法办事水平，为建设高效、廉洁的党员、干部、员工队伍，努力将全体员工的思想精力引导到企业改革和生产经营这个总目标上来，为全面完成公司下达的各项工作目标和生产任务提供可靠的精神动力和政治保障。

二、具体作法

在党支部的精心组织安排下，半年的党风廉政建设工作主要从三个方面得到了加强：

1、加强政治学习，提高思想认识

为了把党风廉政建设工作做扎实，党支部始终把全员的政治学习作为基层所提高思想认识，深刻领会其内涵实质来抓。在党的各个会议上或全体员工大会上认真组织学习，学习的主要内容有：党的“十六大”会议精神，胡锦涛同志在西柏坡“两个务必”的重要讲话，“三个代表”的重要思想，“八个坚持，八个反对”，《中国共产党章程》以及各级党委有关党风廉政建设的文件精神，结合本所职工的思想状况和工作实际，加强对共产党员的党性和思想信念教育，加强对全体干部职工的政纪、法纪教育，不断增强党员干部遵纪守法的自觉性，推动企业改革，加强企业规范化管理，努力提升企业形象。通过学习，极大地调动了广大党员、干部、职工的积极性，提高了思想认识和思想觉悟，深刻认识到从

严治党、从严治企、加强党风廉政建设不只是上级部门或上层领导的事，普通党员或普通员工没有腐败的环境和条件，不存在什么腐败的错误想法，充分认识到加强党风廉政建设必须从我做起，是从源头治理腐败的重要举措。使党员干部真正从思想上构筑起拒腐防变的坚固防线。

2、强调领导带头、发挥表率作用

说一千，道一万，不如领导带头干。反腐倡廉、加强党风廉政建设一样责任重大、任重道远。公司的决定要靠基层单位去执行。所以，要搞好党风廉政建设，必须首先要搞好领导班子建设，各项工作必须在党支部的统一领导下，在所领导的模范行为带动下，充分发挥党员、干部的积极作用，要求员工做到的，党员干部首先必须做到，要求一般职员执行的，党员干部必须首先带头执行，要做好基层的党风廉政建设和反腐防变工作，关键在于所领导班子，关键在于所领导干部的身体力行。所以，党支部

经常组织召开支部大会，扩大支部会议、班子成员会、民主生活会、班组长以上干部会等形式，针对所里近期出现的一些思想认识问题，对照文件精神，集中教育，自查自纠，从根本上预防了不良现象的发生，不断增强了所里班组长以上干部进行预防职务犯罪的思想教育。抵御市场经济负面影响的能力。

三、强化制度管人，严肃政治纪律

为了认真做好党风廉政建设工作，促进各项工作的健康发展，使党风廉政建设工作不断深入，持之以恒，其最好办法是用制度管人，严肃政治纪律：一是严格签订了党风廉政建设责任状，实行党支部书记、所长负总责，各班组长具体负责，实行责任追究制度。二是进一步规范了各种管理制度，。三是全体员工认真学习《某某电力公司党风廉政建设领导责任追究办法》，对违反党风廉政建设有关规定进行严肃处理，决不姑息迁就。四是进一步加大规范管理的力度，促进党风廉政建设和精神文明建设。

总之，党风廉政建设工作，是进一步认真学习党的“十六大”精神，实践“三个代表”，加强“三观”教育，提高党员干部思想觉悟，深入企业改革，全面实施企业规范管理的重要工作，各方面取得了一定的成绩。但离上级党委的要求还有一定的距离，在诸多方面还存在着不少薄弱环节，需要在今后的工作中加以改进，在下半年的工作中，我们决心更加努力，扎实工作，进一步团结全体党员、干部、员工勤奋努力，积极做好各方面的工作，不断把党风廉政工作推向前进！

第15篇：电力调度协议书

电力调度协议书

为了电网安全、经济、合理运行及调度指令的畅通，____________有限公司（以下称甲方）与____电业局调度所（以下称乙方）双方协商，特签订本电力调度协议。

一、调度管理

1）____110kv送变电设备并网投入运行后是厦门电网的一个组成部分，在运行调度方面受厦门电业局调度所（简称地调）值班调度员领导，实行统一调度管理。双方均应严格遵守国务院颁发《电网调度管理条例》和省电力局、厦门电业局颁发的调度规程及其有关规定处理日常调度业务。

2）110 kv____回线路（包括10

33、1043刀闸），110 kv____变电站的10

3、104单元、110kv段母线及其连接母线附属设备、100间隔属于____电业局地调管辖设备。____变的#1#2主变压器单元（包括10

11、10

21、90

1、902间隔）属____电业局地调许可设备（＃

1、＃2主变投切或并列运行，900开关合环运行）。

3）属于____*电业局地调管辖设备只有得到地调值班调度员的命令后现场值班人员才能进行改变设备状态（除对人身或设备安全有威胁时，否则不得自行操作）。属于____电业局地调许可设备许可权在地调。

4）计划停电由乙方提前5个工作日通知甲方（临时性停电除外）。

二、运行方式管理

1）110 kv____变电站正常供电方式主电源规定由____回带#1#2主变分列运行，____回为备用电源（冷备用）。

⑴厦门________有限公司的日供电量和日最高供电负荷应严格按照市经委和市三电办下达计划指标运行，生产线正式投产前并要求装设无线电力负荷控制器，以便地调监测和应急情况部分限电。

⑵厦门________有限公司日供电负荷如有较大变化时，应于变化前一天的8：00前由变电站值班人员通知地调值班调度员，以便修改电网负荷预计曲线。有计划性的大量增荷应由公司计划主管部门书面向调度所及市三电办申报。

三、继电保护管理

1）____变电站的继电保护计算调试，定值下达由厦门________有限公司负责，其最后整定结果应一式二份报送厦门电业局生技部继保专职人员审定，调度所备查。

2）继电保护装置的投切权限按管辖范围的划定进行投切管理。

四、通讯管理

1）____变电站至____电业局调度所调度通信电路走向如下：

_____________________

2）使用路由安排：

a.开通主备用二路远动信号传输电路；

b.开通两个调度电话号码为16

37、2607；

3）维护范围

从____变的调度电话、远动信号控制电缆终端至____电业局调度所的调度电话、远动终端设备。

4）甲方委托乙方对上述维护范围的电路进行维护。

乙方应按照电力通信设施维护要求对上述电路进行维护，确保电路正常运行（自然灾害除外）。

五、其他有关事项

1）本协议对____电业局调度所和厦门________有限公司具有同等效力，在执行中任何一方都不得违背协议。

2）本协议自双方签字盖章之日起生效，本协议一式共十六份，甲、乙双方各执八份。

3）未尽事宜由甲乙双方协商解决。

________________电业局调度所________________有限公司

第16篇：电力调度制度

供电电力调度员交接班制度

一、严格执行“手拉手”调度员交接班制度，如交班人拒绝执行交接班制度或者接班人在接班时发现调度卫生脏、乱，不进行签字和接班。并向安技室负责人汇报，否则责任自负。

二、当班发生的主要问题，应有处理结果和记录（时间、地点、数据、故障类型、原因过程）。对处理的重点问题需进行详细交待，具体要做到（五交清）。

1、交清当班生产维修任务完成情况。

2、交清本班安全生产维修情况及各类事故隐患，重点环节部位的变化情况。

3、交清正在处理或待处理工作的详细内容。

4、交清领导指示，上级通知、命令执行情况。

5、交清下一班生产维修计划数据。

三、接班调度员要认真听取交班调度员的情况说明并在交接本上签字，仔细查阅调度工作日志，切实做到交清接好，不清不接，责任分明。值班调度员岗位责任制

1、在段长和技术主管的领导下工作，负责当班的生产、维修、调度指挥工作，组织各段生产维修环节，完成当班生产维修任务。

2、随时了解掌握本段生产维修情况，对存在影响生产维修的问题，做到心中有数，底子清、情况明，回答准确。

3、认真执行请示和汇报工作制度，对于上级指示要上答下传：下边情况及时上报，做到及时传递，快速传达。

4、对有碍安全生产维修问题及设备运行状况，做到记录准确、落实清楚、主动调度；对延续问题，班班落实记载，做到问题处理不完记录不间断，保持调度记录连续性。

5、熟练掌握调度传真和录音电话的使用方法，发现问题要及时向安技室负责人汇报。

6、做好正常或紧急“天窗”接触网停送电下令指挥工作，认真填写“天窗作业记录表”，下令时使用录音电话，不得省略下令指挥的任何一个环节，确保“天窗”和其它停送电作业顺利进行，对停送电指挥中出现任何过失责任问题，要作出严肃处理。

7、当班记录要字迹工整，数字准确，分析恰当，各种通知要迅速落实并有记载。

供电电力调度岗位职责

一、职能标准：

遵守各项规章制度，及时传达上级指示命令，加强调度责任心，充分发挥调度指挥和协调作用，完善调度的工作汇报，请示制度，坚守岗位，杜绝脱岗。

二、工作标准

1、工作积极主动，认真填写各种日志和通话记录，字迹清楚，语言表达精炼。

2、落实各项施工计划天窗作业，掌握进度和检修内容。

3、值班实行24小时工作制，如有特殊情况需要请假或者调班，必须经过段长和技术主管的同意。

4、规范工作用语，下达命令要有编号、时间、地点。

5、涉及双方或三方的突发事件，要协调好工作关系。

6、汇报工作要逐级上报，特殊情况可以直接上报公司领导，如若延误工作，追究其责任。

三、办公室面貌：

1、坚持每日一次卫生清洁。

2、值班调度员不能在当班期间干与工作无关的事情。

安技室调度培训记录

培训地点：

安技室

培训时间： 2017年8月24日

至2017年8月31日

培训方法：

阅

读

培训目的：

1、熟悉电力调度相关制度；

2、对制度入心入脑，坚持安全作业，做好交接班工作；

3、准确、及时的做好上传下达各类命令。

培训完毕后人员签名：

——————

第17篇：调度岗位职责

调度岗位职责

一、统计。以各个班组为单位，统计各个班组每天出勤的具体人数、项目种类及进度、生产中遇到的特殊情况。

人员出勤报表：

一次线、二次线进度表：

任务表：

三大统计报表的作用：根据报表中的数据对进度进行分析和评估，找出问题根源。 ⑴人员出勤报表：以班组为单位作统计，每个班组每天的人员出勤情况，根据出勤情况分析每天、每周、每月人员出勤率是否满足进度需求。

⑵进度报表：以班组为单位作统计，每个班组每个项目每天的生产进度情况。 ①一次线进度表：

项目名称：加工构件所属项目名称。

批次：以技术员划分为准批次填写。

数量：项目构件数量。

完成：统计表为统计便利，以周为时间节点，下一周数据统计开始时要填写上周已完成数量及进度，便于快速分析总体生产进度。

下料：由于工序情况特殊无法直观的从具体支数体现进度，可按常用百分比体现数据进度。

组立、埋弧焊、校正：该三道工序通过组立任务单可以很直观的体现出具体数据，统计时要填写具体支数进度。（组立数量=埋弧焊数量+校正数量） ②二次线进度表：项目名称：加工构件所属项目名称。

批次：以技术员划分为准批次填写。

数量：项目构件数量。

完成：统计表为统计便利，以周为时间节点，下一周数据统计开始时要填写上周已完成数量及进度，便于快速分析总体生产进度。

拼装、焊接、打磨、报检：该四道工序通过各班组分配任务单可以很直观的体现出具体数据，统计时要填写具体支数进度。（拼装数量=焊接数量+打磨数量+校正数量）

⑶任务表：主要用于记录二次线已下项目任务单，便于后续的项目进度跟踪落实。

项目名称：加工构件所属项目名称。

起始、完成：计划所要求加工的时间节点。

备注：项目构件数量，及便于统计的辨认标识。

二、执行。对每月、每周、每天计划的重点程度进行总结，通过计划以各个班组为基点进行具体实施和落实。

⑴根据每天统计的人员出勤、进度完成情况，针对一些出现问题的地方作出调整。

⑵根据项目的计划安排，对现行项目重点与次重点，发货急缓情况有针对性的进行调整。

⑶除根据数据所反映的问题外对于上级所安排的计划方针，针对任务方针想办法制定切实可行的实施方案并有效的执行。

三、汇报。对每天所安排的任务实施进度情况，对上级进行汇报。特别是遇到有困难的问题要弄清楚其问题的根源，有针对性的进行汇报。

⑴碰头会汇报：碰头会举行的时间为每天早上9：00，碰头会时间比较短，主要是对前天工作中遇到的问题进行汇报，然后由上级进行总结安排当天工作。汇报内容：

①汇报前天及加班夜班人员出勤情况，可适当作出正面、切实际点评。 ②汇报当前重点项目进度情况，次重点项目适当简短汇报。

⑵生产例会汇报：生产例会举行时间为每天下午16:00，主要汇报当天各班组人员出勤、生产进度。

汇报内容：

①汇报前天加班夜班及当天出勤情况（酌情汇报铆工、焊工、磨工人员分布），并作出适当点评对进度滞后工序提出人员调整。

②以班组或项目为单位汇报当天生产进度情况，对重点项目、次重点项目进度进行安排，预测完成时间节点并对相应较进度滞后班组提出有效处理方式（例如要求加班或夜班人员出勤人次适当增加）。

⑶撰写周重点：周重点一般在每周星期五撰写，并在当天交予助理进行汇总审核。

①本周工作完成情况：

重点工作部署、次重点完成部署：按本周计划和工作开展情况，如实汇报当周重点项目进度情况，并注明负责该项目进度实施的负责人和时间节点。

达到标准（结果）：根据次、重点的进度情况，预测在具体时间内能够达到的结果。

完成情况：本周结束时汇报该项目的进度情况，对比与本该达到预期结果的差距，并找出影响进度的具体原因。篇2：生产调度员岗位职责

生产调度员岗位责任制

1、生产调度员在项目执行经理的带领下工作。

2、负责全项目部日常生产、安全的协调调度和管理工作。

3、做好“上传下达”工作，负责及时准确地向劳务班组下传达生产任务、生产调度指令、各项通知、通报等；负责向有关领导及时汇报生产情况及主要生产进度。

4、随时掌握生产、安全动态；对现场生产进度情况进行重点了解，发现问题应及时如实逐级上报。

5、负责建立完整的原始记录，及时提出调度报表和生产、安全动态分析资料，做到汇报及时、数字准确、内容完整、问题真实。

6、对各区劳务队的组织机构、主要岗位人员的有关情况和变动要及时了解掌握。

7、负责每周、每天的生产碰头会的召集、记录等工作。

8、负责汇总上报各区劳务队的材料计划，并按项目部的既定程序审核、审批后报材料组采购和及时的催促。

9、负责每周现场安全生产检查的召集，配合安全负责人做好检查工作。

10、完成领导安排的其它工作。

材料后勤负责人岗位责任制 1．在项目经理的领导下，负责项目部材料部门的管理工作。 2．了解掌握施工过程和形象进度，掌握所需要的主要材料的品名、规格、数量、质量。配合生产部门编制好施工材料计划，确保施工现场的材料供应。 3．参加本项目生产计划会议，分析考核物资工作的经济技术指标，并提出改进意见。搞好经济分析以及各施工点、段材料消耗的节、超情况，向项目经理及施工负责人提供分析资料。

4．负责安排收料员配合现场材料到场的计量收方工作。 5．搞好对内、对外结算，督促仓库建立各种台帐，做到账面整洁、清晰，帐物相符，盈亏有原因，损坏有报告，记帐有凭证，调整有依据。 6．负责各种材料原始凭证、计量凭证、核算凭证质量证明书等资料收集，按程度准确及时地传递和反馈，并装订成册，专项保管。 7．忠于职守，实事求是，全面、准确、及时地收方、结算、报统计资料，为改善管理，提高经济效益提供依据。

8．做好食堂每天生活安排和职工生活福利、劳保用品购置、发放、保管工作。 9．做好项目驻地生活区的卫生文明和环境保护工作的检查、验收工作，制定奖惩制度。 10．负责完成领导交待其它设备、用品采购、发放、保管工作、接待、招待等工作。 11．完成领导交办的其它任务。

安装负责人岗位责任制

1、贯彻落实安全生产的方针、政策、法规和各项规章制度。

2、坚持“安全第

一、预防为主”、“生产必须安全、安全为了生产”、“管生产必须同时管安全”的原则。

3、对水、电施工安装全过程负直接责任。

4、签订劳务承包协议的同时，签订安全防范，安全责任协议。

5、把安全工作贯彻到施工、安装的各个环节中去，遇到安全与生产发生矛盾时，生产必须服从安全。

6、开工前做好向施工安装人员中进行书面安全技术交底。

7、经常组织班组学习安全操作规程，并检查执行情况，教育作业人员正确使用防护用品。

8、发现不安全隐患，应及时采取措施予以改正，否则不能继续施工。

9、发生重大事故，应采取果断措施进行抢救工作，并保护好现场，同时向上级和管部门汇报，事后认真总结经验教训，防止类似事故的发生。 10．完成领导交办的其它任务。篇3：调度员岗位职责

调度员岗位职责

1、调度员必须在调度长的领导下，尽职尽责地做好各项工作。

2、调度员必须本着下情上传、上情下传的汇报程序，及时准确地将信息传达给各位领导，以便更好指挥生产。

3、调度员有事自己串班，原则上不给假，否则旷职一次罚款100元。（本班工资没有）。

4、调度员工作期间必须坚守工作岗位，无辜脱岗一次罚款50元，（吃饭只给30分钟）但调度室必须有人看守）。

5、调度员必须手拉手交接班，下班人不到本班人不能走，否则按漏岗论处，罚款50元。

6、调度员必须按规定做好各种记录，汇报表要求准确及时，不能有误。

7、调度室卫生清扫工作由调度员负责，要求交班必须做到室内卫生清洁明亮，否则一次处罚20元。

8、调度本班必须先考勤，然后根据出勤人数如数发放保健。

调度组织机构姜

明

君调度长邹加奇调度员

吴

继

良

董政凯篇4：调度员岗位职责

调度员岗位职责

调度员是安全生产调度的直接责任者，在生产技术分管调度的副主任的领导下做好安全生产调度工作。

一、必须掌握公司安全生产的专业知识，熟练掌握灾害预防与处理方案、重大事故应急救援预案等必备知识。

二、必须坚守岗位、遵章守纪，不得撤离职守。当发生生产故障时，应立即采取措施予以消除。发生事故时，应迅速组织处理，并及时向有关领导汇报，并参与生产事故原因调查。

三、深入生产现场掌握生产实际运行情况，按照要求完成现场巡检工作。在巡回检查中，督促检查各岗位人员严格执行安全操作规程、劳动纪律、工艺指标、规范化考核等。

四、对本班次的安全生产负责。在指挥生产时要做到及时、准确、灵活，确保不出现违章指挥现象，及时制止违章作业现象，确保本班生产安全。

五、做好上情下达、下情上报工作，对上级有关通知、通报、指令认真按时落实处理；对基层单位反映的安全生产信息，根据具体情况及时解决或向有关领导汇报。

六、当发生重大事故时，按照事故汇报程序及时向有关领导汇报，并指挥有关人员迅速组织抢救。

七、认真填写各种调度记录、台帐，做到数字准确、字迹清晰；严格执行标准化作业规程。

八、坚持八小时调度值班负责制度，严格交接班制度，交班调度员要将本班发生问题、待办、未处理完的工作等详细认真地向接班调度员交清楚，做到问题不交清楚不下班。

九、对违章作业、违章指挥要坚决及时制止，不听劝阻者责令其停止工作，并及时向有关领导汇报。

十、积极参加专业和安全生产培训学习，提高自身安全素质和业务技术水平，切实做到生产调度指挥工作不出现失误。

十一、完成领导临时交办的各项工作。篇5：生产调度岗位职责

生产调度岗位职责

1、在常务副厂长的领导下从事全厂的生产作业计划的管理及日常

生产的协调工作。

2、负责根据销售要货计划，结合车间实际生产能力及设备状况，

编制全厂月度生产作业计划，报战线领导审核。

3、负责各生产车间水、电、煤等的协调工作，以及各种物料供应

的协调组织工作。

4、负责检查各部门生产作业计划的完成情况，并将计划执行情况

定期提出考核意见。

5、组织有关单位和部门采取有效措施处理由生产过程中发生的重

大理故。对生产过程中出现的一些问题应及时处理，处理不了的，必须立即向生产副厂长或厂长汇报。

6、负责生产车间夜班及节假日值班情况及全厂的劳动纪律的督促

检查与考核。

7、经常出入车间，及时掌握生产动态，掌握设备运行和检修情况，

发现问题及时组织处理，并上报领导，搞好平稳生产。

8、对新装置开车要紧密配合，积极协调各部门之间的关系，保证

一次开车成功。

9、组织生产调度会，汇报生产任务完成和装置运行情况，落实领

导部署。

10、负责本单位内外工作联系，协调好各单位部门之间关系，保证生产顺利进行，杜绝非计划停车。

11、负责向有关部门汇报公用工程及生产物料的用量情况。

12、完成厂领导临时安排其他工作。

生产调度程序

生产调度指令是总厂调度室对生产活动实施的指挥和过程控制，调度室直接对各生产作业单位进行生产调度，一切生产指令统一由总调度台下达，各生产作业单位要树立局部服从全局的观念，做到令行禁止，确保生产活动的正常开展。

一生产调度指令下达方法: a）日常调度指令由调度室直接下达给各生产作业单位生产装置当班班长； b）较为重大的生产调度指令由调度室下达给生产作业单位的分管领导或工艺组长,生产作业单位分管领导或工艺组长可根据本部生产指令传递规定快速下达给生产装置当班班长；

c）较为重大以上的生产调度指令的下达, 总调度室应尽可能的

超前通知生产作业单位的分管领导或工艺组长。 d）在生产经营信息及调度指令的传递过程中，调度室必须对电

话进行录音并书面简要记录，记录内容包括：联系人姓名、联系时间、联系内容、执行情况等事项。并进行交接班。各生产作业单位生产装置当班职工接到调度电话指令；必须进行书面记录并进行交接班。

二生产作业单位应严格执行生产调度指令，并及时将执行情况反馈调度室及关联单位。

三生产作业单位如对生产调度指令有异议，应及时将有关意见汇报至调度室，当调度室发出书面调度令时，生产作业单位必须立即执行。

四正常上班时间调度工作联系程序 1 生产作业单位动、静设备出现一般故障时： 2 所在岗位立即汇报生产作业单位专业组； 3 生产作业单位专业组汇报联系相关管理部或业务部进行处理。

五生产作业单位动、静设备出现较大或严重故障时： 1 所在岗位立即汇报生产作业单位专业组，并汇报至调度室； 2 生产作业单位专业组汇报联系相关管理部或业务部进行处理，并汇报生产作业单位分管领导； 3 当班调度汇报调度室主任，及时掌握情况，做好联系协调；

六装置发生一般生产波动时，所在岗位人员立即组织处理，汇报生产作业单位专业组，并汇报至调度室。

七装置发生较大或严重生产波动时： a）所在岗位人员立即汇报本单位专业组，并立即汇报至调度室； b）生产作业单位专业组及时组织处理，并汇报本单位分管领导； c）当班调度立即汇报调度室主任及生产部相关技术人员； d）调度科分管副科长立即汇报调度科科长和生产部分管部长； e）生产部相关技术人员立即汇报生产副厂长。

生产经营调度会

一生产经营调度会一般在每周一（节日长假期间等特殊情况另行通知）下午13：30（夏季时间14:00）召开，时间一般控制在1小时以内。

二参加会议的单位、人员： a）本企业有关领导；

b）生产部负责人及有关人员； c）各生产作业单位分管生产的领导或工艺组长； e）各管理部、业务部以及消防大队负责同志； f）总厂办、工程管理部、财务部、总厂工会、保卫部、社区管理部负责人或有关同志； g）指定需要参加会议的其他单位、人员。

三会议一般由本企业分管领导主持。本企业分管领导外出时，由出席会议的本企业领导主持。在没有本企业领导出席时，由调度室主任主持会议。

四会议程序：

a）各部门（车间）汇报当前的主要生产经营情况以及需要协调解决的重要问题； b）其它单位、部门汇报有关生产经营方面工作情况以及需要协调解决的重要问题； c）调度室汇报上期《生产经营调度会纪要》落实情况，并对当前生产经营工作作出安排，并就反映的问题，提出建议或初步处理意见； e）最后会议主持人对当前的生产经营工作进行总结并对今后的生产经营工作做出部署。五会议要求： a）参加会议的人员必须按时到会并签到，不得迟到、早退； b）会议期间将手机置于振动状态；

c）特殊情况不能到会时必须事先向调度室请假； d）保持良好的会风和会场纪律。与会人员要认真听会并做好记

录，每次生产经营调度会的主要内容和会议精神均要及时向本单位有关人员传达贯彻，凡涉及到本单位的工作任务，要立即安排、落实。

六调度室负责生产经营调度会记录，并按期编写《生产经营调度会纪要》。

七每周一上午，调度室负责了解上期《生产经营调度会纪要》落实情况，本企业各有关单位、部门必须如实、认真、准确地汇报。

八调度室负责督查《生产经营调度会纪要》执行情况，并在每月初向企划部反馈对上月《生产经营调度会纪要》执行情况的考核意见。

第18篇：调度岗位职责

调度员岗位职责

1、生产调度员必须按时到岗，做好当天的生产任务安排；

2、接到生产任务通知单后，要及时与施工方负责人联系，明确开盘时间，强度等级，施工部位，合理调派车辆；

3、会同技检人员根据已领到的配合比通知单和施工方案通知操作室生产；

4、认真执行施工要求，根据生产流程控制代作流程，合理安排罐车泵车，搅拌机的均衡生产；掌握施工现场的生产动态，对各个环节（相关口）的衔接，做好协调和调配，避免现场出现压车或长时间断车现象；

5、负责与客户在生产中的具体接洽，并尽全力满足顾客提出的合理要求；

6、负责对生产过程中出现的问题和突发事件的处理和上报工作；

7、负责施工现场的勘察和生产过程与客户配合工作按计划做好日常工作，保证安全生产；

8、保证设备的正常运转，服务生产，注意安全操作；

9、认真准确填写负责的本班次各类票据（混凝土任务单、混凝土运输单、混凝土租车单、混凝土日报表）生产日记和交接班记录；

10、妥善做好每次混凝土施工的收尾工作，满足客户实际所需方量（多于合同方量应由客户负责人签收）；

11、负责日常的生产现场环境和刷车台的使用管理；

12、及时回收和结算本班资各类票据，认真填写发车时间，审核车出站及到达的时间，卸料回站时间，在连续供料情况下，当班调度负责回收上个班次全部票据，在确保所有票据核对无误后方可下班；

13、在生产过程中遇到机械、质量、交通、安全等方面的突发事件，及时组织处理，并向上级汇报；

14、认真完成上级交给的临时任务。

德州鼎泰混凝土有限公司

第19篇：调度岗位职责

生产指挥中心调度岗位职责

调度主任

一、职务名称：调度室主任

二、直接上级：生产矿长

三、直接下属：调度员

四、本职工作：组织协调全矿生产、完成各项调度内业资料

五、工作职责：

1、本单位负责全矿生产、指挥、组织、协调生产工作。把好各项安全制度、措施、规程的制定、落实，消灭“三违”，确保安全生产。

2、调度主任对本中心日常管理（开调度会、做旬、月、年报表、统计各队生产产量以及进度情况）。

3、负责对全矿水文、地质、通风、避灾路线、巷道布置图等进行审核后并备案。

4、组织调度员学习矿内及公司的文件（包括三大规程）。熟练掌握操作调度室内的设备。

5、必要时亲临现场指挥，以保证正常生产。

6、负责全矿调度会及矿领导安排的各项工作落实情况。

7、全面负责当天生产调度的指挥，努力做到全面安全地完成当日生产任务。

8、掌握安全生产动态，发现问题及时指示值班调度员组织有关部门派人迅速进行办理。

9、综合分析当日安全生产情况，总结经验教训。同时主持好当日生产的调度会议，落实作业计划完成情况。

10、及时传达落实上级领导下达的安全生产指令，各生产辅助单位提出的问题要及时组织解决。

11、在值班期间若发生重大事故，在矿长、总工未到调度室之前，担负起事故抢救的临时指挥工作。

调度员

一、职务名称：调度员

二、直接上级：调度主任

三、直接下属：联系各区队负责人

四、本职工作：主持当班生产协调工作、完成主任或矿领导安排布置的各项工作任务

五、工作职责：

1、主持当班生产协调工作，掌握当班生产作业计划及完成情况，完成当班生产数据的统计，资料整理，图牌板填写，原因分析和生产预报，并及时汇报上级领导。

2、按汇报程序向有关领导部门汇报事故，并调动一切力量，做好抢救指挥工作。

3、完成各种数据统计汇编，填写各类台帐和报表，班中做好各项记录。

4、及时调度各生产及辅助单位当班的任务完成情况，以及存在的问题，汇报值班领导。

5、深入现场，掌握生产动态，对生产中存在的问题及时调度。

6、认真执行调度各项制度。

7、完成主任或矿领导安排布置的其它工作和任务。

8、严格按照《调度员行为准则》要求自己，树立良好的个人形象和企业形象。

第20篇：调度岗位职责

调度员岗位职责

1、熟悉施工生产计划，了解工程的工程数量、工期安排、主要施工方法和技术措施。

2、负责定期收集施工计划产值和形象进度完成情况，填写各种调度统计报表。

3、负责调度日常值班、防洪值班、夜间值班制度，做到上令下达，及时准确。

4、负责建立调度台账、记录、调度电话记录、调度通知记录，负责接收外来文件传真，转达工程建设单位或上级的电话指示或口头要求。

5、完成领导临时交办的各项工作。

合武项目部第二分部

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电力调度控制中心主任岗位职责

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