電力調度考核細則精選(九篇)

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第1篇：電力調度考核細則范文

關鍵詞：火電廠；AGC（自動發電控制）；性能優化；兩個細則

中圖分類號：TM6 文獻標識碼： A

華北電網于2010年起按照《華北區域發電廠并網運行管理實施細則（試行）》、《華北區域并網發電廠輔助服務管理實施細則（試行）》及《華北區域發電廠輔助服務及并網運行管理實施細則的有關修改條款》文件（簡稱：兩個細則）對并網發電廠進行管理。兩個細則的實施在有利于電網穩定的同時，對電廠特別是老廠設備的整體性能也是巨大考驗。張家口發電廠從兩個細則實施以來8個月被電網考核數額巨大。焦點主要集中在AGC調節性能方面。為此張家口電廠全面啟動了兩個細則AGC調節性能的研究和改進。

1 對電廠AGC調節全流程進行分析，查找性能偏差原因

1.1兩個細則相關考核指標的分析

AGC調節性能考核指標包括：K1(調節速率)，K2(調節精度)，K3(響應時間)，KP(調節性能綜合指標)。其計算公式分別如下：

式中Vij是機組i第j次調節的調節速率（MW/分鐘），PEij是其結束響應過程時的出力（MW），PSij是其開始動作時的出力（MW），TEij是結束的時刻（分鐘），TSij是開始的時刻（分鐘），Pdij是第j次調節的啟停磨臨界點功率（MW），Tdij是第j次調節啟停磨實際消耗的時間（分鐘），VNi是機組i標準調節速率（MW/分鐘），一般的直吹式制粉系統的汽包爐的火電機組的標準調節速率為機組額定有功功率的1.5%，張家口發電廠按1.5%計算。

式中ΔPij為第i臺機組在第j次調節的偏差量（MW），Pij（t）為其在該時段內的實際出力，Pij為該時段內的設點指令值，TEij為該時段終點時刻，TSij為該時段起點時刻，調節允許的偏差量為機組額定有功功率的1%。

式中tij為機組i第j次AGC機組的響應時間。是指EMS系統發出指令后，機組出力在原出力點的基礎上，可靠地跨出與調節方向一致的調節死區所用的時間。火電機組AGC響應時間應小于1分鐘。

式中衡量的是該AGC機組i第j次調節過程中的調節性能好壞程度。

實測機組月度調節性能指標K1，K2，K3。采用K1，K2，K3參數進行分項單獨考核，若參數大于設定值1，考核電量為0；若參數小于1，按照參數大小進行考核。

同時對于機組參與AGC調節給與一定補償費用，其計算公式如下：

日補償費用＝D×Kpd×YAGC

式中D為每日調節量的總和，Kpd為機組當天的調節性能綜合指標，YAGC為AGC調節性能補償標準，火電機組取15元/MW。

根據各項指標公式進行分析得出以下結論：

1）在調節過程中達到目標值所用時間越短，速率越快，K1值越大于1。

2）K2值是一個≤2的數。在調節過程中偏差量越小，K2值越接近于2。

3） K3值也是一個≤2的數。在調節過程中跨出調節死區所用的時間越短，K3值越接近于2。

4）日補償費用計算公式中，D與AGC調節模式有關，受調度控制電廠無法干預；YAGC為固定值；Kpd受機組性能制約且數值越大補償越多。

總結以上分析：K1，K2，K3三個值分別越大于1不僅不會被考核，而且會得到更多補償；K1，K3兩個值與時間關系密切。所以從AGC調節時間入手提高K1，K3兩個值，可達到明顯改善AGC調節性能的目的。

1.2張家口發電廠AGC調節流程分析

指令下行數據流：中調下發遙調指令到NCS系統的遠動機，遠動機對各機組的遙調指令進行轉換計算后以通訊報文形式通過串口發給各機組側的ADAM4024模塊，ADAM4024模塊根據報文指令輸出4－20mA電流到DCS系統，由DCS系統進行機組出力調節。流程圖如下：

反饋上行數據流：機組出力改變后，功率值通過SLC測控裝置采集，然后通過FNET網與GATEWAY網關控制器通訊，GATEWAY以232串口方式將數據送至前置工控機處理。遠動機從前置機獲取遙測數據并上送給調度。流程圖如下：

對AGC調節的全流程進行分析可看出：

1）從調度下發指令到接收到電廠反饋中間傳輸環節很多。

2）整個環節不是一個完整的閉環。即DCS判斷是否調節到目標值的判斷依據是機組的有功功率變送器送給DCS的機組有功值，且采用三取中方式。而上傳給調度的機組有功值是靠機組NCS交流采樣裝置采集的。存在數據不同源的問題。

對NCS測控裝置的性能進行分析發現采集精度為1‰,實際機組CT滿值為15000A，PT滿值為20kV；則對應功率滿值為519.60MW。對應1‰的采集精度，則死區值最大為0.52MW。

我們對機組DCS協調進行邏輯優化后進行試驗，得到DCS從接到指令到完成調節總共用時在30秒左右。以此推理在不考慮通道傳輸環節情況下K3值應達到1.5左右，可實際K3值剛剛接近1，折算后對應通道傳輸環節耗費了20秒以上的時間。因此可以認為中間傳輸環節多、有功功率數據不同源（包括NCS測控裝置死區）是造成K1、K3值低的原因，同時NCS和DCS之間的誤差影響使K2值降低。

2對系統結構及設備進行改造將影響性能偏差的因素消除

2.1制定方案對系統結構及設備進行改造

根據設備現狀及分析，張家口發電廠對NCS遠動機進行了改造，改為新型NSC300遠動機。新增NSD500V型NCS測控裝置。改變原有的系統結構，減少數據傳輸的中間環節。

改造后指令下行數據流：中調下發遙調指令到NCS系統的遠動機，遠動機對中調指令進行光電轉換后輸出4－20mA電流到DCS系統，由DCS系統進行機組出力調節。流程圖如下：

改造后反饋上行數據流：DCS將機組的有功功率值以4-20mA摸擬量輸出至NSD500V測控裝置，經測控裝置直接采集數據并轉發給遠動總控系統，總控系統直接將有功功率值上送至調度。流程圖如下：

2.2 AGC調節流程時間測試試驗

改造完成后我們與網調進行聯調試驗，模擬實際運行中AGC調節過程，記錄相關數據。試驗步驟如下：

1）與網調核對GPS時鐘的一致性，找到電廠側與網調的時鐘誤差。并以網調側時鐘作為試驗基準時鐘。

2）在網調側人工置數，在機組DCS側記錄收到調度指令的時間。

3）在機組DCS側人工置數，在網調側記錄收到電廠反饋數據時間。

4）對記錄數據進行誤差修正。整理后得到下表

調度

2.3改造效果分析及結論

通過對時間測試數據分析，可以看出AGC指令由華北網調下發至DCS的時間為4秒左右，DCS反饋上傳至華北網調的時間為5秒左右，整個遠動系統雙向傳輸時間為9秒左右。與此前通道傳輸環節耗費20秒以上的時間相比，傳輸環節所用時間大幅減少。原因主要是傳輸過程減少了3個環節所致。因此K1、K3值能得到有效提高。

機組有功數據實現同源（機組的有功功率變送器送給DCS的機組有功值），消除NCS采集死區也對提高K1、K3值有利，消除NCS與DCS兩個系統的誤差對提高K2值有利。

2010年9月10日完成全部改造工作后對10日前后機組運行中K值統計對比如下表。其他機組因檢修、停備或實驗，數據不完整，只取5、6、8號機數據。

9月10日前后K1值：

9月10日前后K2值：

9月10日前后K3值：

通過試驗數據對比可以看到，K3值的提高幅度最為明顯；K1值有2臺機有明顯提高，1臺機變化不大；K2值有1臺機有少量提高，2臺機變化不大。由于K1，K2，K3三個值都有不同程度的提高，可以確定AGC調節性能整體得到提高。按照公式

Kp值提高幅度更為明顯，得到的補償也大幅提高。

3 結束語

本文主要闡述了火電老廠在系統結構和設備性能難以滿足兩個細則要求，AGC性能偏差突出的情況下，如何在分析兩個細則要求基礎上，發現本廠存在的薄弱環節，并有針對性的進行設備改造。本文以張家口發電廠為例介紹了在系統結構及設備改造過程中，如何通過試驗數據的對比分析，來驗證改造效果，確認AGC調節性能的提高。其主要目的是本文所提出的工作思路對同類電廠能起到一個借鑒作用，能夠為這些電廠扭轉兩個細則的不利局面提供一定幫助，并為電網穩定做出貢獻。

參考文獻

［1］《現代電網自動控制系統及其應用》中國電力出版社周全仁

［2］《華北區域發電廠并網運行管理實施細則（試行）》、《華北區域并網發電廠輔助服務管理實施細則（試行）》、《華北區域發電廠輔助服務及并網運行管理實施細則的有關修改條款》華北電網有限公司電力電度通信中心

第2篇：電力調度考核細則范文

關鍵字： RTUAGC問題 分析

1．RTU概況和問題的提出

唐山熱電公司的兩臺300MW機組所用的遠動終端裝置（RTU）為中國電力科學研究院自行供貨，型號為EP-IA2000。其遙測量有21個，遙信量有14個，遙調量有3個。在2010年上半年，華北網調對唐熱存在的“AGC跟蹤緩慢”問題共計考核400余萬元，誠然這一問題涉及遠動、熱控、汽機、鍋爐等諸多專業，但相關專業進一步做工作來避免考核已迫在眉睫，因此保護專業開始從自身角度摸清設備底細，開展扎實有效的工作。

2．問題的分析與解決

2.1首先唐熱保護專業借鑒中電聯相關會議交流材料中的經驗，對重點問題逐個梳理。

2.1.1數據同源問題

唐山熱電公司向華北調度傳送的遙測有功功率數據和本廠功率調節系統所用的有功功率數據不是來自同一信號源。給調度傳送的有功功率數據來自交流采樣裝置，是數字量信號；本廠功率調節系統的有功功率數據來自變送器屏的功率變送器，是4～20mA模擬量信號。面對此問題唐熱專業人員決定直接采用王灘發電公司的成功經驗，采取將RTU有功功率的數字量信號轉換為4～20mA模擬量信號送到DCS的方案。

具體實施過程如下：

其一.與中國電力科學研究院聯系落實需要新增的設備，詳細清單見下表：

設備清單

序號 設 備 名 稱 型號 單位 數量 產地 備注

1 底板 3BP150 塊 1 奧地利 B&R公司

2 模擬量輸出板 3AM051 塊 1 奧地利 B&R公司

3 填充板 3BM150 塊 2 奧地利 B&R公司

4 同源配套軟件 套 1 北京 中國電科院

5 專用端子 3TB170 塊 1 奧地利 B&R公司

需要在原有RTU上增加4路4～20mA有功功率輸出信號（每臺機組兩路），選用模塊型號為3AM051；由于RTU屏體原有的底板（12槽）槽位已滿，要新增模塊必須更換底板為3BP150型；還需要對的空槽位用模塊填充，選用模塊型號為3BM150。具體配置如下：

其二.需要按以下要求修改熱控專業側邏輯。將RTU有功功率信號轉換成兩路4-20mA（對應有功0-335MW）信號傳至DCS后，再與原變送器提供的有功功率模擬量信號進行三取中比較，取中值用于機組有功功率的調節。

這樣就實現了數據同源,即向華北調度傳送的遙測有功功率數據和本廠功率調節系統所用的有功功率數據同源自RTU的交流采樣裝置。

2.1.2加長上傳遙測數據報文長度的問題

在中電聯相關會議交流材料中，楊柳青熱電公司提及加長上傳遙測數據報文長度的問題，以縮短變化數據上傳時間。唐熱保護專業與中國電力科學研究院技術人員核實唐熱RTU報文長度已經在過去的升級改造中由16個數據長度修改為32個數據長度。

2.1.3對遙測量的閥值重新設置的問題

此問題在唐熱體現的非常明顯，具體的表現形式是：在調度側下達的AGC指令發生變化后，雖然機組有功功率能夠及時被調節到指令值，但是調節過程中機組有功功率上傳調度的遙測數據卻在較長時間以后變化（約30秒）。這必然是AGC跟蹤緩慢問題的重要原因之一。唐熱保護專業與中國電力科學研究院技術人員查實唐熱RTU的有功數據上傳閥值原來設定為0.5MW,也就是說當機組接收AGC的指令變化后，調節系統使機組有功數據變化量在0.5MW及以上時才上傳調度。換句話說調節系統使機組有功數據變化量在0.5MW以下時RTU系統不會上傳有功數據。 對此保護專業人員建議修改設置達最小值。中國電力科學研究院技術人員最初認定閥值最小能修改為0.25MW，并進行了參數設置。專業人員經過一段時間地觀察認為改善效果比較明顯，但并不完美。在此之后唐熱保護專業又與中國電力科學研究院設計人員多次溝通，探討實現最佳狀態的途徑。經過設計人員的努力，在優化設置以后能夠修改有功數據上傳閥值為0MW。也就是說，這種情況下只要機組有功數據發生變化就能夠及時傳送到調度側。經過較長時間觀察，實際運行工況驗證了上傳效果非常好。

2.2 其次唐熱保護專業與天津漢拓公司溝通，探討能否發現RTU本身影響通信效率的因素。他們將典型時段的通信事件記錄數據考取，然后通過郵件方式發送至天津漢拓公司，得到如下分析：

2.2.1規約理解方面的偏差。

電力行業標準“101規約”規定 2級數據為傳輸原因是背景掃描或循環周期傳輸的數據內容，華北電網在執行101規約過程中實際上未采用2級數據，即子站需要上傳的數據均為1級數據，為保證規約的完整性，在子站無1級數據需要報告時，主站仍采用召喚二級數據實現數據訪問，同時為提高通信效率，要求若有1級數據需要報告，對召喚二級數據的應答直接以數據報告幀應答。看通信過程，把遙測變化作為二級數據處理了，造成的可能影響包括如下兩個方面：

其一，命令傳輸過程到數據上送結束之間多了一個鏈路應答過程；

其二，在有較多低優先級1級數據（SOE信息）需要報告時，這樣的應答過程會造成遙測變化上送的延遲。

針對此問題保護專業人員與中國電力科學研究院設計人員以及其他電廠相關技術人員多次溝通。結合唐山熱電公司總計兩臺機組且無母線，一級數據很少的現狀，唐熱專業人員認定此因素影響不大，決定不做改進工作。

2.2.2不應有的無所請求數據幀(如圖：10:33:44.723~10:33:46.113的過程)影響通信效率。

此過程一直重復發生。

針對這一問題，唐熱保護專業人員與中國電力科學研究院設計人員進行了溝通，得到了設計方的確認。中國電力科學研究院制定了優化參數的方案，并派工程技術人員到電廠具體實施，排除了不應有的無所請求數據幀重復發生的問題。

2.3最后兩個問題的說明

2.3.1遠動裝置遙調、遙測信號共用一條通道，可能會相互影響傳輸時間的問題。

遙調指令頻繁下發，導致召喚遙測數據命令無法下發，致使變化遙測數據無法上傳。這一問題為各電廠共性問題，除了將設備在硬件、軟件方面保持在最新版本以外，已經沒有進一步工作可作。聯系中國電科院我公司現在的RTU裝置無論硬件、軟件都為升級后最新版本。

2.3.2調度側統計的“實發功率為0，系統問題”的問題。

在機組滿負荷或按某一AGC指令正常運行時，調度側會在短時內統計實發功率為0。這種情況運行之中偶爾發生，保護專業認為在多數時間傳送正常的狀態下，造成部分時段的異常，電廠端遠動設備不會有存在這種缺陷的可能。在分析典型時段的事件記錄以后，結合此時段監護系統的運行曲線唐熱保護專業得出如下結論：發電機功率正常上傳,且通信過程正確,功率沒有0發出，判斷為調度側設備問題。

3．結論

通過開展實現數據同源、遙測量閥值的重新設置、不應有的無所請求數據幀的排除等工作，并且將RTU系統硬件與軟件都保持在最新版本狀態，使得唐山熱電公司在面對華北網調兩個細則的考核過程中改變了被動的局面，在機組AGC投BLR模式的情況下，不僅免除了考核，而且可以預期能夠因獲得獎勵而為公司增加經濟效益。

參考文獻：

[1]遠動設備及系統第5-101部分：傳輸規約基本遠動任務配套標準 DL/T 634-2002

第3篇：電力調度考核細則范文

AGC管理規定

一、適用范圍及有效期

本規定適用于國電建投內蒙古能源有限公司布連電廠AGC管理，本規定至新規定實施前有效。

二、編制依據根據《內蒙古電網AGC運行管理辦法》、《華北區域發電廠并網運行管理實施細則》、《華北區域并網發電廠輔助服務管理實施細則》、《發電廠并網運行安全性評價》的要求，特制定針對本廠機組實際情況的AGC運行管理制度。

三、AGC 機組運行管理

1.機組在負荷調整范圍內的負荷變化率、機組增加(或減少)負荷的時間響應特性，以及機組負荷調整上、下線值等反映AGC機組運行特性的參數，應嚴格按照“機組自動發電控制(AGC)投入批準書”規定的指標運行。

2.值長在投退AGC前后要和上級值班調度核對RTU實時傳送的“允許”和“狀態”信號必須真實、準確、可靠。

3 AGC投退操作需向中調申請，得到中調值班調度許可后，方可進行AGC投退操作。

4 已投運的AGC機組，該機組大修后，在投入AGC運行前，須重新確認機組AGC定值單。

5 運行值班人員發現AGC運行異常時，可停用該AGC 裝置，改為就地手動控制，及時聯系熱控、繼保人員檢查處理，及時匯報調度中心調度員并做好記錄，同時向調度中心自動化部門匯報進行處理。異常處理完后，應及時向調度中心匯報并根據調度指令恢復其AGC裝置運行。

6 熱控繼保人員積極配合調度中心進行每月AGC的機組隨機測試，對測試指標低于調度中心備案的機組AGC 定值單的機組，應及時整改，整改完成后須重新確認機組AGC定值單。

7 指定專人負責AGC 系統的運行維護，并配合調度中心相關專業對AGC進行調試、投運工作。

8 運行值班人員嚴格執行調度關于AGC的命令，為經調度許可任何人不得擅自改變AGC負荷上下限，變負荷率等參數。

9 運行人員認真記錄AGC運行情況。

10 機組正常運行時，AGC負荷下限為：330MW，上限為：660MW，變負荷率為：10～8MW/min。

四、考核管理規定

1 AGC投運率=AGC投運時間/機組運行時間投運方式百分比。

2 對于擅自解除AGC的責任人，考核500元/每次。

3 對于擅自更改AGC上下限、變負荷率的責任人，考核200元/每次。

4 未及時聯系、消除AGC缺陷的責任人，考核100元/次。

AGC (自動增益控制)

自動增益控制是指使放大電路的增益自動地隨信號強度而調整的自動控制方法。實現這種功能的電路簡稱AGC環。AGC環是閉環電子電路，是一個負反饋系統，它可以分成增益受控放大電路和控制電壓形成電路兩部分。增益受控放大電路位于正向放大通路，其增益隨控制電壓而改變。控制電壓形成電路的基本部件是 AGC 檢波器和低通平滑濾波器，有時也包含門電路和直流放大器等部件。放大電路的輸出信號u0 經檢波并經濾波器濾除低頻調制分量和噪聲后，產生用以控制增益受控放大器的電壓uc 。當輸入信號ui增大時，u0和uc亦隨之增大。uc 增大使放大電路的增益下降，從而使輸出信號的變化量顯著小于輸入信號的變化量，達到自動增益控制的目的。

放大電路增益的控制方法有：

①改變晶體管的直流工作狀態，以改變晶體管的電流放大系數β。

②在放大器各級間插入電控衰減器。

③用電控可變電阻作放大器負載等。

AGC電路廣泛用于各種接收機 、 錄音機和測量儀器中，它常被用來使系統的輸出電平保持在一定范圍內 ，因 而也稱自動電平控制 ; 用于話音放大器或收音機時，稱為自動音量控制。AGC有兩種控制方式：一種是利用增加AGC電壓的方式來減小增益的方式叫正向AGC，一種是利用減小AGC電壓的方式來減小增益的方式叫反向AGC .正向AGC 控制能力強，所需控制功率大被控放大級工作點變動范圍大，放大器兩端阻抗變化也大;反向AGC所需控制功率小，控制范圍也小。

AGC——Automatic Gain Control的縮寫。所有攝象機都有一個將來自 CCD的信號放大到可以使用水準的視頻放大器，其放大量即增益，等效于有較高的靈敏度，可使其在微光下靈敏，然而在亮光照的環境中放大器將過載，使視頻信號畸變。為此，需利用攝象機的自動增益控制(AGC)電路去探測視頻信號的電平，適時地開關AGC，從而使攝象機能夠在較大的光照范圍內工作，此即動態范圍，即在低照度時自動增加攝象機的靈敏度，從而提高圖像信號的強度來獲得清晰的圖像。具有AGC功能的攝像機，在低照度時的靈敏度會有所提高，但此時的噪點也會比較明顯。這是由于信號和噪聲被同時放大的緣故。

發電機組AGC投入管理規定

1、目的：為加強我公司發電機組AGC投入相關設備檢修、維護以及功能投入力度，確保發電機組AGC功能正常穩定投入，滿足電網調度中心相關指標考核要求，特制定本規定。

2、范圍：適用于我公司兩臺發電機組AGC投入日常管理及考核。

3、規范性引用文件：

下列標準所包含的條文 , 通過在本標準中引用而構成為本標準的條文。在標準出版時，所示版本均為有效。所有標準都會被修訂 , 使用本標準的各方應探討使用下列標準最新版本的可能性。

DL/T655-1998 火力發電廠鍋爐爐膛安全監控系統在線驗收測試規程

DL/T656-1998 火力發電廠汽輪機控制系統在線驗收測試規程

DL/T657-1998 火力發電廠模擬量控制系統在線驗收測試規程

DL/T658-1998 火力發電廠順序控制系統在線驗收測試規程

DL/T659-1998 火力發電廠分散控制系統在線驗收測試規程

(86) 水電生字第 93 號關于頒發《熱工儀表及控制裝置檢修運行規程 ( 試行 ) 》的通知

電安生 [1994]227 號關于修改《電業安全工作規程》 ( 熱力和機械部分 ) 部分條款的通知和“熱力機械工作票制度的補充規定”

火力發電廠分散控制系統運行檢修導則(DL/T774-2001)

《湖北省電力公司電網調峰調頻管理辦法》

湖北電力試驗研究院《蒲圻電廠#1、2機組AGC測試

報告》

湖北省電力調度中心《關于省調機組AGC功能以及調節性能檢查情況通報》

4、術語和定義：

DCS:集散控制系統(Distributed Control System)

AGC:自動發電控制(Automatic Generation Contral)

ADS:電網總調所自動調度系統(Automatic Dispatch System)

LDC：負荷指令中心(Load Demand Computer)

RTU:廠、站遠動裝置(Remote Terminal Unit)

CCS:協調控制系統(Correspond Control System)

5、職責：

發電部當班運行值負責在正常工況下按中調要求投入AGC功能，技術支持值熱控專業負責相關系統設備的日常維護以及缺陷診斷及消除，技術支持部電氣二次專業負責遠動裝置的日常維護及消缺。

6、內容：

6.1 自動發電控制(Automatic Generation Contral：簡稱AGC)是現代化電網運行控制的基本技術之一，它的作用是實行自動調頻和調峰、保證電網安全和經濟運行。

6.2 我公司AGC控制系統主要由以下幾部分組成：

a、電網調度中心實時控制計算機系統;

b、信息傳輸通道;

c、廠、站遠動控制裝置;

d、火電廠單元機組機爐協調控制系統

6.3 AGC功能投入的一般步驟。

6.3.1首先將機組投入CCS運行模式;

CCS模式投運步驟

A、首先運行人員投鍋爐主控

(1)投相應磨煤機的容量風擋板對應的手自動操作器為自動位(為保證機組穩定運行，一般將A磨煤機投手動，帶基本負荷，B、C投自動，參與自動調節)

(2)然后投鍋爐燃料自動操作器為自動位

(3)最后在負荷命令中心畫面上投鍋爐主控操作器為自動位完成以上操作后，負荷命令中心畫面上“控制方式選擇”出現“鍋爐跟隨方式”

B、然后，運行人員投汽機主控

(1)首先運行人員必須建立負荷命令中心畫面上汽機主控操作器與DEH控制之間的聯系，將DEH對汽機調門的控制權，轉至負荷命令中心畫面上汽機主控操作器，具體操作如下：

(1.1)首先DEH必須在“自動”運行位置(DEH控制主畫面的上方狀態上顯示“自動”狀態)

(1.2)然后在DEH控制主畫面的上方狀態顯示“遙控允許REMOTE CONTROL PERMISSIVE”，向DEH發出遙控請求

(1.3)一旦遙控允許，運行人員進行遙控操作，DEH控制主畫面的上方狀態顯示從“遙控OUT”狀態，轉為“遙控IN”狀態)，只有出現此狀態，才表明DEH已經將控制權交由負荷命令中心畫面上汽機主控操作器。

(2)觀察實際負荷命令中心畫面上顯示的實際功率，設定目標負荷接近實際功率并設定好合適的負荷變化率

(3)等目標負荷與實際負荷比較接近時，將負荷命令中心畫面上汽機主控操作器投自動位，緊接著按負荷命令中心畫面上“控制方式選擇”的按鈕，機組進入CCS控制模式。負荷命令中心畫面上“控制方式選擇”出現“協調方式”

C、由于目前鍋爐送風系統、磨煤機熱風擋板不具備投自動條件，需要運行人員進行必要的手動輔助操作。

6.3.2在CCS方式將機組負荷調整與AGC指令一致時，向中調請求并得到許可后，在負荷命令中心投入ADS方式(即AGC方式)。

6.3.3目前機組負荷上限宜設定320MW，下限宜設為210MW，升/降負荷速率設定為可依據不同工況設定3-6MW/分鐘。

6.4為確保磨煤機容量風風量測量裝置通暢不堵塞，發電部熱控專業人員應保證每天對機翼式測風裝置吹掃一次，具體操作步驟如下:

6.4.1首先由運行人員依次解除AGC模式、CCS模式、BF模式、燃料主控自動。

6.4.2將三臺磨煤機總風量退出掃描。

6.4.3在就地操作容量風風量變送器箱內啟動吹掃按鈕(綠色按鈕為啟動按鈕，紅色按鈕為停止按鈕)，開始啟動自動吹掃程序，吹掃周期結束后自動停止。

6.4.4三臺磨煤機全部吹掃結束后，再按照前述步驟，恢復機組AGC運行方式。

6.5機組并網后負荷超過210MW,如果設備無異常具備AGC投入條件時應立即向調度申請投入AGC方式。

6.6無影響機組安全運行及AGC投入的因素，任何人員均不得擅自退出AGC運行方式，調度命令及設備異常情況除外。

6.7如因處理缺陷等原因需退出AGC方式時，必須經公司生產主管領導批準后方可向調度申請退出AGC方式。缺陷處理結束后，應立即向調度申請恢復機組AGC運行方式，并向公司生產主管領導匯報。

6.8由于設備缺陷不及時消除原因或運行操作原因沒能按中調要求投入AGC方式，將依據中調考核標準，酌情考核相關責任單位及責任人。

第4篇：電力調度考核細則范文

一、以安全生產為中心，保證全廠通訊暢通

1、以廠年度計劃為目標，完成廠和上級單位交給的各項任務，維護全我廠通訊系統的正常運行，為生產調度提供必要保障，為職工家屬提供方便。

2、保證通信電源運行可靠，交換機、光端機、微波、載波、圖傳等設備的運行率達99.999％以上，達到省局通訊標準。完成對全廠生產、家屬區電話和線路進行檢修、維護，重新跳線等基礎工作。

3、利用“春檢”、“秋檢”“安全活動月”等全廠安全大檢查的時機，對微波、載波、交換機、光端機、圖傳及電源設備和通訊線路進行全面認真地檢查，找出缺陷及時進行處理；對現場的通訊設施和線路進行檢修和規范。

4、加強通訊專業防雷、防汛工作的管理。春季對設備接地、避雷裝置等防雷措施進行詳細的檢查，加裝防雷接地的環地母線、壓敏電阻；測量各設備的接地電阻，對不合格的進行處理。確保在雷雨天氣設備的安全運行。汛期重點檢修廠區到江岸的老化通信電纜，并經常對通訊線路進行巡視，維護生產調度的正常進行。

5、配合電網調度中心進行電力通訊系統的安全性評價工作，消除設備缺陷，提高安全水平。

二、提高管理水平，向管理要效益

1、加大管理力度，提高工作效率。借鑒現代新的管理方法和管理模式，在強化勞動紀律管理上和調動職工工作的積極性上做文章。以“生產管理考核細則”、“通訊工作標準”“通訊承包考核規定”等全面考核職工，對后進職工起到約束作用。加強對辦公費用的管理，厲行節約，使通訊分場各項經濟指標照去年同期有不同程度的提高。

2、強化職工的安全意識，保證設備的穩定運行。要開展好安全學習和教育活動，認真做好春、秋檢，定期維護設備，做好記錄，保證通訊的暢通。

3、加強對軟件的管理和建設。從分場到班組，對各種設備臺帳、檢修記錄、運行記錄以及各項規章制度嚴格按照“**公司優秀企業”標準進行整理和完善。

4、加強職工的技術培訓，使之熟練掌握設備維護、測試技能，保證脫離省公司后，具有一定獨立處理故障的能力。加強職工對新的電信技術的學習和業務培訓，努力提高職工隊伍的整體素質，加強崗位培訓和技能培訓，使職工適應現代企業的要求。

第5篇：電力調度考核細則范文

【關鍵詞】調度自動化 PI實時數據平臺 實時監控 RTU AGC性能

隨著科技的發展，電力系統進入了大規模的并網發電、高度自動控制的新時代，而用戶對供電可靠性和供電質量的要求也日趨嚴格，這對經濟調度、實時監控的水平要求越來越高，統一調度、分級管理、分層控制的模式，使調度自動化系統在發電生產中的任務越來越重要，發揮的作用也日益凸顯。

一、發電廠調度自動化系統的任務

電力系統電廠端調度自動化就是對生產系統中的設備及其運行狀態進行監控和調節，將實時信息進行采集、處理傳送到省調、地調及本廠的SIS、MIS系統，同時傳送省調下發的計劃、調節指令，按計劃調節機組負荷，保證電網電能質量，經濟合理利用能源。調度自動化系統可以提高電廠生產的安全運行水平，通過實時數據的采集、處理、存儲、傳輸，能夠為生產調度、運行人員提供實時監控、調節數據，為相關領導及技術人員進行系統分析、預測未來發電量及機組的效益等提供詳實可靠的數據依據，而當發生事故時調度員能及時掌握情況，迅速進行處置，防止事故擴大，減少損失。

二、調度自動化的組成部分及其功能

我廠調度自動化系統包括RTU、AGC、AVC、廠網互動平臺、PMU、脫硫、熱電聯產和調度數據網，以PI系統做實時數據支撐平臺。RTU 的基本功能是采集各種表征電力系統運行狀態的實時信息，如各發電機組及傳輸線路的有功、無功、電流、頻率等實時值，即遙測量；各電氣設備的開關狀態遙信量；此外還負責接收和執行省調度控制中心發出的遙調、遙控命令。AGC（Automatic Generation Control）是自動發電控制，電廠AGC是按照一定的調節速率，在規定的機組出力范圍內，實時調整發電出力，以滿足電力系統頻率和功率的控制要求。AVC（Automatic Voltage Control）自動電壓控制系統，電廠AVC按照給定的目標條件和約束條件，實現電力系統電壓的自動調節，以提高電力系統運行的經濟性、可靠性和電壓質量。調度數據網主要設備為兩臺H3C交換機、兩臺主、備路由器及防火墻、縱向認證加密裝置及傳輸通道，為信息采集和執行子系統與調度控制中心提供了信息交換的橋梁。廠網動平臺是由建立在Ⅱ區的ORACLE數據庫服務器和WEB服務器組成，接收省調下發的滾動計劃，我們在此基礎上做了接口應用。PI實時數據平臺是SIS的支撐平臺，我們將與生產有關的幾乎所有的實時信息接入PI數據庫做了儲存，并對相關數據做了統計或計算，建立了比較完善的數據倉庫。利用PI的ProcessBook、Datalink等客戶端工具，對儲存的數據進行分析，為生產調度提供服務。熱電聯產、PMU、脫硫等都是負責采集、傳輸相關參數的子系統。

三、PI系統在調度自動化中的應用

建立了日內滾動計劃監管平臺。2010年電監會了《兩個細則》，兩個細則要求發電計劃由原來的日前計劃改為滾動計劃，提前兩小時下發，每15分鐘下發一次，要求實時出力不能超出計劃值的±2﹪，按照考核精神，整合了PI系統采集的實時數據及廠網互動平臺的數據庫，利用PI系統的客戶端工具ProcessBook，在Ⅳ區繪制了日內滾動計劃監管平臺，如下圖1所示，圖中紅色曲線為滾動計劃，由廠網互動平臺的ORACLE數據庫讀取；比綠色的實際出力曲線超前2個小時，上下兩條黃色的曲線為超出計劃值±2﹪的包絡線，當機組按滾動計劃模式運行時，實際出力的綠色曲線應該在上下兩條包絡線之間。

圖的右側顯示的是每個時間點的實時值及重要的參數，在圖象下方的表格中，顯示了每15分鐘下發的滾動計劃值。各集控室值班人員根據這些計劃值進行操作。從圖中可以清楚地看到當前的實時出力曲線與滾動計劃曲線的吻合情況，若出現偏差，可及時做出調整，對未來時間段的計劃趨勢也一目了然，大大地方便了調度、運行人員的工作，對實時監控所起的作用是其他電廠僅從EXCEL表中讀一個個孤立的數值所不能比的。為了方便各生產領導及相關部室技術人員對生產運行狀況的掌握，我們將監管平臺在MIS區，這樣只要在客戶端安裝了PI系統相關插件就可以看到。目前，華電集團正在所轄并網的電廠推廣此方案。

圖1

四、AGC性能提升

《華北區域并網發電廠輔助服務管理實施細則》中規定對裝設AGC裝置并且由相關電力調度機構AGC主站控制的機組，以參與系統ACE控制的程度進行區分，按調節深度和調節性能的乘積進行費用補償。為了提高AGC性能，為公司爭取更大的效益，我們調自人員嘗試性地進行了《AGC性能提升》這一課題的研究。

著手的第一步就是利用PI系統存儲的海量數據，對影響發電機組AGC性能的幾個方面進行了反復的、大量的數據分析處理，對關鍵測點的走勢圖進行了比對分析，經過總結，2012年12月，定性了通道時延、有功誤差、通道干擾和實時K值無法計算4個關鍵問題，正是圍繞著這4個關鍵問題的逐步改進、完善，我們的AGC性能得到了階段性提升。

有功功率是AGC判斷生成的主要參數，所以向DCS側傳送的有功功率信號準確與否對AGC的調節至關重要。為此我們組織協調電氣分場對#3-6機有功采集的二次回路進行了整改，并把所有的有功變送器進行統一校驗，使有功誤差保證在了0.25MW以內。

有功功率上傳到省調才能約會電網實際負荷量生成新的AGC指令，有功功率是否能實時上傳到省調，AGC指令是否能實時下發到DCS系統也是直接影響AGC性能指標的一個重要因素。理論上數據下發時延應該在12S以內，但經系統分析發現，經常會有超過30S的現象發生，為此，我們對上行的三條通道進行了測試分析，判斷出優先級，然后聯系省調對優先級進行了更改，保證了通道的最優化。

在AGC-R運行模式下，發電機組的AGC性能指標是以Kp值來計量的，而Kp值只有通過省調在第二天下發，我們才能知道前一天的AGC運行跟蹤情況，在進行機組控制調節時，只能大概調試，等第二天出來結果后才知調試效果，所以根據各相關參數計算出Kp值是關鍵因素。為此我們增加了一套通道監控裝置，利用通道監控裝置采集上、下行通信的報文，通過解讀這些報文所含的信息，可以計算出K1、K2，K3，進而計算出Kp值。AGC指令是電網調度實時控制系統中經過負荷預測的調度計劃， 并在實際運行中根據當前負荷需求和電網頻率穩定的要求， 每8s運算一次當前被控機組的設定功率。它是由基本負荷分量和調節分量組成。基本負荷分量是在短期預測基礎上制定的日負荷發電計劃中包含的基本發電量； 調節分量是指超短期負荷系統， 對當前負荷變化情況運算預測出的下一時間段要求改變的系統負荷調節量。

利用PI的客戶端工具PROCESSBook我們對RTU側接收到的AGC指令值與DCS側AGC做了比對如圖2：

圖2

從圖中我們可以看到本應是重合的兩條曲線卻存在明顯的非線性誤差， 僅對這種情況，我們對指令回路進行了整改，使AGC幅值平均誤差由0.56MW調整到了0.1MW，指令線性也得到了很大改善，見圖3：

圖3

通過一次次的修改方案、解決問題，終于在今年7月份完成了AGC通道監控及并網服務系統的安裝調度工作，完成了實時K值的計算，為AGC性能優化提供了監管調度平臺如圖4：

圖4

為了讓公司生產相關人員都可以看到AGC運行情況，我們將并網服務系統數據轉發到PI系統并進行了開發工作，并作出了數據報表。

第6篇：電力調度考核細則范文

為實現該安全工作目標，努力完成我局安全生產的各項工作任務，我們將著重以下幾方面的工作：

（一）加強全體員工的安全生產意識，強化安全生產責任制

1、繼續做好《安全生產法》、《省安全生產條例》、《省重大安全事故行政責任追究規定》的宣傳和貫徹工作，使廣大干部職工做到學法、知法、懂法、依法辦事。

2、繼續加強員工的安全知識和技術技能的培訓和鍛煉。只有加強職工的安全知識和培訓，加強安全思想的宣傳工作，提高職工的安全意識、技術技能和責任心，安全生產才有根本的保障。

3、加強安全生產監管，全面落實安全生產目標責任制。把安全目標和責任從領導到一般職工，層層分解，落實到人。做到責任明確、責任到位，達到人人重視、人人參與，各施其職、各負其責，互相配合和監督。

（二）加強安全生產規范化、制度化的建設

1、要不斷完善和修訂我局的安全管理各項工作的規章制度，加大安全管理力度，認真執行本局制定的《安全生產考核細則》。

2、堅持例會、安檢等各項例行工作。

每月的安全生產例會要堅持并要加強，安全檢查工作要堅持。提高檢查的質量。班組的安全活動要加強，要改變以往流行形式，敷衍塞責的做法，切實做好事故預想、反事故演習等工作。

（三）加強電網建設和技術改造，提高供電可靠性，保證對重要用戶的可靠供電

1、加強調度管理。嚴格控制《調度規程》，嚴肅調度紀律，加強調度員的素質培訓，制訂事故處理預案和積極可行的應對措施。

2、保電工作要制度化。

3、依靠科技進步，改善電網安全運行條件。

（四）抓好設備缺陷管理工作，提高設備消缺率

1、切實做好設備運行狀態分析工作。

2、抓好“反措”計劃的落實。

3、認真對待消缺工作，避免設備長期帶缺陷運行。

4、做好設備備品備件工作。

（五）加強外包工作的安全管理

1、要同施工隊簽訂安全責任書，明確安全責任。

2、要確保施工隊資質條件符合安全要求。

3、要加強跟蹤檢查。

（六）繼續加強高壓線路行下違章建筑的專項整治工作

1、要加強《電力法》、《電力設施保護條例》的宣傳。

2、要加強巡視檢查，發現有問題立即處理。

（七）繼續加強車輛及司機的各項管理

1、加強司機的安全學習。

2、加強車輛的檢查，使車輛狀況良好。

（八）借鑒吸收先進的技術和管理辦法，提高我們的安全工作水平

第7篇：電力調度考核細則范文

管理創新,搭建科學發展平臺

科學發展觀,第一要義是發展,核心是以人為本。圍繞如何實現企業又好又快發展,2003年底,以于信友為班長的公司新一屆領導班子進行了深入思索。公司新班子成立后,高度重視管理創新工作,不斷提升管理能力、管理水平和管理效率。圍繞創新,乳山電業進行了有益的探索:

一是創新考核機制。在修訂完善《經濟責任制考核實施細則》的基礎上,打破單向考核的做法,實行三級聯動考核。即總公司考委會對職能部門考核,職能部門考核基層單位,每個月從基層單位抽調人員對職能部門提出考核意見,改變以往只考核基層單位和職工的做法,做到人人參與考核、人人被考核,增強了考核結果的公平性和公正性。考核機制創新釋放了巨大的工作活力,員工的工作積極性空前高漲。

二是創新用人機制。提出“評價工作好壞不分親疏,提拔使用不分遠近”、“不讓老實人吃虧,不讓為企業做出貢獻的人吃虧”等用人理念,并在此基礎上明確了干部任用五條標準,即有良好的群眾基礎,一定的領導才能;孝敬父母,尊重領導;身邊的親人、朋友積極向上,并支持總公司的工作;原則上是黨員、團員;有承受批評、挫折、壓力和不公平待遇的能力。公開、透明的干部選拔任用機制,真正體現了“讓想干事、肯干事的人能干成事,讓能干事、干成事的人有地位”。

三是創新管理方法。大力推行扁平化管理,積極實施牽頭部門負責制。即對任何一項涉及多個不同部門的工作,牽頭部門或個人即時擁有對其它部門的直接調度支配權。與此相配套,對班子成員分工模式做了改革,所有人只分管業務工作,不分管業務部門。通過實行牽頭部門負責制進一步規范了公司各級管理人員的職責、權限和工作方法,做到各級管理組織職能清晰、職責明確,形成統一領導、歸口管理、分級負責和監督完善的企業內部管理格局,從根本上杜絕了部門間的推委扯皮現象,提高了工作效率。

四是強化過程控制。推出“五環”工作法,即工作有布置、有檢查、有落實、有總結、有匯報,實行閉環管理。為此,還推出了督查督辦工作制度,建立起以企業發展目標為導向、以指標任務管理為重點、以交流溝通機制為紐帶、以提升管理水平為目標的督查督辦管理運作體系,確保布置的各項工作件件有落實,事事有回音,強化了工作執行的到位率,有效地提升企業內部的管理水平。

五是創新落實機制,確保執行有力。按照“凡事有章可循,凡事有據可查,凡事有人負責,凡事有人監督”的總要求,推出“五步”工作法,實行閉環管理,做到有布置、有落實、有檢查、有總結反思、有匯報;實施督查督辦管理,健全以企業發展目標為導向、以指標任務管理為重點、以交流溝通機制為紐帶、以提升管理水平為目標的督查督辦管理體系,確保工作件件有落實,事事有回音;堅持“抓大抓小放中間”,記錄好“每天三件事”,即主要工作、進展情況、經驗教訓;開好“每月三個會”,即每天的班前班后會、每周的調度會和每月的經濟分析會,有效規范了工作秩序,推動了工作落實。

自2004年以來,公司累計創造新技術、新經驗120多項,獲省級獎勵7項、地市級獎勵15項。公司被集團公司評為全省農電管理綜合標桿單位,先后有4項管理最佳實踐作法入選集團公司最佳實踐庫。

2009年1至7月份,高壓線損率完成3.75%,10千伏線損率完成1.55%,0.4千伏線損率完成6.27%,比2003年底分別下降3.36、6.09和11.46個百分點,在全國同行業中遙遙領先,幾年來,通過降損累計減少電量損失1.2億千瓦時,避免國家損失7500萬元。

履行責任,積蓄科學發展力量

一個企業的眼界,決定了企業的發展方向和結果。作為關系全市經濟發展、人民安居樂業和社會穩定的重要國有企業,乳山市電業總公司牢固樹立“身在乳山、服務乳山、發展乳山”的主人翁意識,秉承“四個服務”宗旨,積極履行企業社會責任,樹立了“誠信、負責、開放、進取”的社會形象,贏得了經濟效益和社會效益的雙豐收。

2009年,根據市委、市政府提出的“工業立市、旅游興市”兩大戰略,以及“四基地一中心”發展規劃,該公司加快了乳山電網升級改造步伐。目前,已經在建和規劃在建的35千伏以上電網項目有11個,這些項目竣工后將進一步優化全市電網結構,增加電網科技水平,全面提升電網安全可靠性。截至2009年8月19日,公司實現連續安全生產6732天。綜合供電可靠率達到99.861%,綜合電壓合格率達到98.3348%。

第8篇：電力調度考核細則范文

關鍵詞：電網調度 國民經濟 安全運行

中圖分類號：TM73 文獻標識碼：A 文章編號：1007-3973（2013）012-059-02

近年來，地區電網新增裝機容量不斷擴較，如東北區域，發電裝機容量已達1.05億千瓦。伴隨著居民供熱負荷與工業蒸汽負荷快速增長，部分純凝機組實行了供熱改造，供熱機組裝機比重增加，同時東北區域電力負荷增長乏力，冬季峰谷差大，供熱和調峰的矛盾尤為突出，東北區域低谷調峰困難越來越嚴峻。例如，部分地區頻遭遭強冷空氣襲擊，普降中到大雪時，電網用電負荷節節攀升履創新高，省內用電負荷維持高水平運行，地區發供電負荷基本趨于平衡。

1 電網調度應對電力緊張的方法

（1）電網負荷增大，電網調度需要密切關注供需形勢變化，做好相應電網調度工作。同時要求發電企業維護好設備，發現問題及時消缺，嚴格執行調度命令，團結治網，共度難關。

（2）供電企業要做好應對較長期低溫、雨雪天氣變化的物資、人員、器材等各方面搶修準備工作，制定完善雨雪天氣應急處置預案，科學調度，緊急處置，保證信息報送渠道暢通，確保迎峰度冬及春節期間電網穩定運行和城鄉居民正常用電需求。

（3）實時平衡智能調度系統改造項目，平衡智能調度系統改造項目技術配置先進，控制策略合理有效，各項功能和指標均滿足系統技術標準要求，提交的竣工驗收資料齊全，項目管理規范，系統試運行3個多月，以達到預期效果。

2 電網調度實時平衡智能調度系統的意義

（1）電網調度實時平衡智能調度系統，實現了省調與直調火電廠之間發電計劃、試驗計劃和原料庫存信息交換、電網調度計劃實時修改下放、《兩個細則》考核系統數據對接，對加強省調電廠并網管理發揮了重要作用。

（2）電網調度實時平衡智能調度系統數據庫得到全面升級，新增的服務器實現了與現有服務器雙機運行，互為備用、實時切換，提高了系統的應用范圍和規模，實現了基于104規約數據實時通信指令傳輸，指令傳輸效率大幅提升，下發的調度計劃穩定、安全、及時。

（3）開發的基于超短期負荷預測多時間尺度多目標機組分類控制策略、備用協調和機組協調控制策略及安全約束調度策略使CPS指標和斷面控制水平得到進一步提升，項目應用取得較好效果，有效提高了廠網經濟效益。

（4）電網調度實時平衡智能調度系統，促使電網調度技術支持系統完成了調度計劃量化安全校核任務。

3 智能電網調度技術支持系統在現場的應用

（1）國調中心曾組織全網聯合計算，實施了“三華”（華北、華東、華中）、交直流混聯電網日前調度計劃安全校核在線計算。應用智能電網調度技術支持系統完成了“三華”電網整體發電計劃、停電計劃的潮流計算和安全校核，并將告警信息正確傳送到國調中心的數據池，實現了“分布式計算、全網告警”的目標。供電日前調度計劃96個斷面的潮流計算收斂結果準確可信、信息交互及時，系統功能的完整與高效得到了國調中心的表揚。

（2）供電公司根據大電網安全控制要求和調度運行需要，克服了時間緊、任務重等困難，保質保量完成了日前調度計劃量化安全校核功能的開發和投運。精心組織，完成了負荷預測、發電計劃、停電計劃相關系統的基礎數據核查，調試各系統與智能電網調度技術支持系統的接口，這些努力使全網聯合計算取得全面成功。

（3）各調度機構在加強調度管理、落實監管要求、保持電網安全穩定和經濟運行方面所取得的成績，相關工作是：1）進一步加強和規范電力調度監管工作，圍繞調度監管常態制度建設，努力使調度監管工作規范化、制度化。2）高度重視整改落實工作，針對會議通報的問題嚴格按照時間節點要求整改到位。3）對明年區外來電進一步增加、電網調峰矛盾進一步突出的情況，加強做好電網運行重大問題的專題研究工作。4）做好電網風險管控和隱患治理工作，建立電網隱患臺帳和隱患治理進度計劃，切實保證電網安全穩定經濟運行。

（4）按照電監會的部署要求，供電企業要扎實推進電力調度專項監管，結合華東區域實際情況探索創新，建立健全調度監管工作會議制度、調度重要文件備案制度、電網重大安全風險和管控措施報告制度、電網運行方式跟蹤監管制度、調度機構自查報告制度、調度監管現場檢查制度以及調度監管評價和通報制度等制度，進一步加強和規范調度監管工作。

4 強化對電網調度工作的監管

（1）供電公司應按照電監會檢查方案，被檢網省調度要撰寫自查報告，自查報告中。調度工作除取得成績外，還要分析存在的問題，被檢網省調度對調度監管工作的相關意見進行認真研討。

（2）涉及中小機組供熱保民生情況，被檢網省調度要在電網運行方式安排，安全穩定運行，可再生能源優先調度等方面所做的工作。

（3）被檢電網調度部門要積極配合好現場檢查工作，及時準確提供檢查資料，共同做好檢查工作。

（4）調研人員要通過調閱相關文件，抽取調度日志、調度曲線，調度計劃的安排和執行情況記錄，分別對可再生能源優先調度，系統備用容量管理，“三公”調度執行情況，火電廠最小運行方式執行情況，調度管理規程和有關辦法的制定情況，調度信息報送和披露等方面進行了重點檢查，并將發現的問題和監管意見及時告知被檢單位。

5 開展地調自動化的必要性

（1）開展地調自動化系統完善工作，對系統前置、應用軟件、數據庫結構及應用進行升級，優化數據采集功能，變電站集中監控功能擴充，增加系統調試狀態功能及調度數據網第二平面通信功能，為地縣一體化調控業務的運轉提供了技術支撐。

（2）在完善工程中，供電公司要規范自動化系統信息命名，制作智能光子牌，實現監控的快速、直觀、方便，了解系統的運行情況；系統調試態支持計算統計、越限處理、網絡拓撲等功能的測試。

（3）為確保地區電網調度自動化系統完善工程有效進行，供電公司制定了《電網地調調控系統升級流水化作業方案》等方案，落實責任制，實時管控項目建設進度、質量，對轄區35千伏～110千伏變電站自動化信息進行校核試驗，保證了工程的順利進行。

（4）地縣級備用調度建設是是“五大”體系建設提升完善工作的重要組成部分。各地市公司按照省公司統一部署，先后完成了值班場所改造、備調技術支持系統建設、運維與管理體系完善、人員選拔培訓、應急切換演練等各項工作。省地縣三級備用調度體系的建成并投入運行，滿足了調度指揮連續性要求，有效提升了電網調度系統應對突發事件處置能力和應急支援效率，扎實提高了電網安全運行水平。

6 強化調度員工素質培訓

（1）進一步加強人員培訓，完善調控運行人員培訓方案，促進備用調度的常態化運行。

（2）定期開展應急切換演練與評估，加深主調與省調端備調、地區配調端備調的磨合，不斷提升備用調度實用化水平。

（3）定期完善備調體系運行資料，確保地縣級備用調度資料實時性和可操作性。

（4）電網公司要不斷加強備調日常運行維護和系統檢修管理，確保地電網備用調度正常運行，隨時具備承擔調度指揮職責的能力。

（5）加強地縣級備用調度有效探索，及時總結備調運轉情況，健全主備調日常、預警、應急等狀態下信息溝通機制和內容，為國家電網公司系統開展相關電網調度工作積累經驗。

第9篇：電力調度考核細則范文

【關鍵詞】可靠性供電；措施；管理方法

隨著經濟的發展，對供電可靠性提出了更高要求，提高供電可靠性，不僅可以滿足用戶需求，也是供電企業自身行為的需要，同時還可以減少停電損失，避免因停電而引起的經濟糾紛，樹立良好的企業形象。

1 影響農網供電可靠性的主要因素

企業員工對供電可靠性管理的認識不足，制度不健全。受農網改造、業擴工程工作量加大的影響，使得各供電所員工在設備停電上較為隨意，對供電可靠性管理工作有些麻痹認識，考核不到位。據可靠數據統計，影響客戶停電的主要因素是配網預安排停電和配網故障兩個方面，從而顯現出農網網架結構仍存在較多薄弱之處。

2 提高供電可靠性能力的技術措施

供電可靠性的提高需要依靠科學技術的進步，需要依靠精細化管理的實施，因此，必須抓住關鍵技術，各項措施協調到位。

（1）加大電網改造力度。加速電網改造是提高供電可靠性的關鍵，這就要求在電網改造方面下苦工夫。目前，我縣正在進行全縣范圍內的農網改造，同時也已制定了詳細的城網規劃。

（2）依靠科技進步。①推廣狀態檢修，通過在線監測、紅外測溫等科學手段，按實際需要進行停電檢修。②在保證安全的情況下開展帶電作業的研究，減少設備停電時間。③采用免維護或少維護設備，延長設備檢修周期。根據實際情況改變設備到期必修的慣例。

（3）提高設備質量，縮短停電檢修時間。在農網改造供電設備選用中，通過三項關鍵技術的推廣應用，可以有效縮短停電檢修時間，提高供電保障能力。一是積極選用免維修、免維護的先進設備，盡可能縮短停電檢修時間。如六氟化硫斷路器、真空斷路器等。農村35kV變電所較多，這類變電所可以實行提檔升級，建成或改造為無人值守變電所，提高供電管理的自動化程度。二是推行帶電作業。在農村供電設備臨時檢修中，盡量實行帶電作業。在嚴格執行有關規定，能確保安全的條件下，推行帶電作業，減少停電次數。為了實行這一操作，可以采用棒式絕緣子替換針式絕緣子，減少故障的發生，從而縮短停電時間。用硅橡膠金屬氧化物避雷器替換閥式避雷器，以增強線路避雷和防止過電壓的能力，減少因雷擊造成的事故跳閘。同時盡可能配備箱式或全密封式變壓器，減少雷雨的影響。

（4）加強自動化建設，減少人為失誤的影響。提高自動化是科學技術進步的表現。只有提高自動化才能減少人為操作失誤的影響，從而提高供電可靠能力。為此，在提高供電自動化中，對農村電路可以分別情況，合理配置繼電保護，進行自動化程度設計。對供電可靠性要求比較高的用戶，應當采用變電所10kV出線專路供電的方式，把該用戶和其它用戶供電線路分開，避免相互影響，防止其他用戶停電或故障時影響該用戶可靠用電。對于變電所10kV出線非專路供電且供電可靠性要求比較高的用戶，可考慮進線保護采用電流速斷、0.5S過流保護技術。

3 提高供電可靠性能力的管理措施

提高農村供電可靠性能力，必須在優化關鍵技術的同時，做到精細化管理，從而才能努力為群眾提供安全、可靠、優質的電力供應。

（1）加強決策管理，健全管理保障體系。供電企業應成立農村供可靠性領導小組，由辦公室、生技、營銷、財務、調度及相關部門的主要領導、可靠性專責人員參加，主要負責制定和落實提高供電可靠性的各項管理、技術措施及配電網絡建設規劃方案的討論、制訂，認真貫徹執行上級相關的規定和辦法，切實完成可靠性指標。各相關部門配備相應的可靠性兼職人員，認真貫徹執行上級有關供電可靠性的有關規章制度、可靠性管理考核細則，督促完成公司下達的可靠性考核指標。各有關部門可靠性管理兼職人員組成供電可靠性管理網絡，負責可靠性的各項具體管理工作，使信息傳遞和有關資料整理、上報工作及電網規劃、設計、基建、施工、生產運行等相關工作有條不紊。如生產技術部：1）貫徹執行有關可靠性監督管理的國家規定、技術標準，制定公司電力可靠性管理工作規范；2）建立電力可靠性管理工作體系，落實電力可靠性管理崗位責任；3）建立電力可靠性信息管理體系，采集分析電力可靠性信息；4）準確、及時、完整地報送電力可靠性信息；5）開展電力可靠性成果應用，提高電力系統和電力設施可靠性水平；6）開展電力可靠性技術培訓；7）審批35KV及以上線路及設備的停電申請；8）負責110KV變電站設備的日常管理工作；9）落實、完成本部門可靠性指標；10）建立高壓用戶基礎資料。再者營銷部：1）執行和實施公司下達的有關可靠性管理的文件及計劃，落實、分解、完成本部門可靠性指標；2）審批10KV及以下線路及設備的停電申請；3）準確、及時、完整地報送電力可靠性信息；4）監督客服中心、各供電營業所有關電力可靠性工作的開展。

（2）加強資料整理，健全科學決策體系。資料是科學決策的依據，是企業運行的真實記錄。縣級供電企業應指導督促農村供電所建立可靠性基礎資料，并對每年的資料進行準確統計；對所轄線路所有的運行數據進行統計分析，并與歷年數據進行比較，及時查找線路本身或管理上存在的問題，有針對性地進行整改。農網改造后供電線路發生了非常大的變化，因此應及時對10kV線路重新進行統計，并繪制詳細的地理接線圖。對線路存在的缺陷做到心中有數、重點巡查、及時處理，從而為科學決策提供依據，進一步提高農村供電可靠性。

（3）加強目標管理，健全管理優化體系。供電企業“生技、調度、營銷等部門應當堅持月計劃的剛性管理，嚴格執行計劃停電時間，嚴格控制臨時停電，嚴格落實檢修方案，做好檢修各項準備工作，最大限度減少停電時間，確保停電指標的可控在控。”要實現這一目標，必須定期召開供電可靠性分析例會，由供電可靠性管理牽頭單位主持召集各相關人員參加供電可靠性分析會；每季度召開一次由主管領導主持，公司可靠性領導小組成員和局屬各有關部門人員參加的供電可靠性分析會，總結上月或上季全公司各部門可靠性指標任務完成情況及存在的主要問題，查找影響供電可靠性的直接原因，布置下月或下季主要工作任務要求，編制供電可靠性指標的滾動計劃，對供電可靠性指標進行超前預控。

（4）加強操作管理，健全服務優化體系。在操作管上，必須實行停電統合計劃統一審批制，統籌協調各級電網檢修、工程施工等工作，整合停電項目，優化停電方案，有效減少非計劃停電、重復停電現象。為此，必須實行每日生產調度會制度，由分管生產的領導統一安排停電檢修工作，加強部門間停電信息溝通，實現一次停電，多家配合，避免重復停電，嚴禁計劃外停電，徹底杜絕隨意性停電。還要及時制訂上報月度計劃、周計劃，由調度部門統一管理和協調，編制合理的停電檢修計劃，使變電、線路、業擴、農網改造等停電有機地結合起來。為此，電力企業內部各有關部門必須相互配合，充分利用一次停電的機會，盡可能地開展各類施工、檢修工作，實現一停多用和綜合檢修，減少停電次數，減少客戶停電時間，從而提高供電可靠率。為了做到無縫對接，在檢修施工結束前應當實行預匯報制度，即配網運行人員在計劃送電前30分鐘到達操作現場，等待調度命令，準備執行送電操作，縮短停電時間。對大型施工工程，因為其停電范圍廣，停電時間長，必須實行工程項目管理，要求施工隊伍提前一周制訂施工方案，充分做好一切準備工作，分段、分時聯合施工，盡可能縮小停電范圍，減少停電時間。

4 結語

隨著近幾年我國經濟的飛速發展，用戶對供電可靠性也有了越來越高的需求。電力相關工作者們需要不斷進行創新，在電網組織機構的管理和相關技術的應用上進行總結，使電力供應和管理工作能夠與時俱進。