电力调度考核细则精选(九篇)

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第1篇：电力调度考核细则范文

关键词：火电厂；AGC（自动发电控制）；性能优化；两个细则

中图分类号：TM6 文献标识码： A

华北电网于2010年起按照《华北区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）》、《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》及《华北区域发电厂辅助服务及并网运行管理实施细则的有关修改条款》文件（简称：两个细则）对并网发电厂进行管理。两个细则的实施在有利于电网稳定的同时，对电厂特别是老厂设备的整体性能也是巨大考验。张家口发电厂从两个细则实施以来8个月被电网考核数额巨大。焦点主要集中在AGC调节性能方面。为此张家口电厂全面启动了两个细则AGC调节性能的研究和改进。

1 对电厂AGC调节全流程进行分析，查找性能偏差原因

1.1两个细则相关考核指标的分析

AGC调节性能考核指标包括：K1(调节速率)，K2(调节精度)，K3(响应时间)，KP(调节性能综合指标)。其计算公式分别如下：

式中Vij是机组i第j次调节的调节速率（MW/分钟），PEij是其结束响应过程时的出力（MW），PSij是其开始动作时的出力（MW），TEij是结束的时刻（分钟），TSij是开始的时刻（分钟），Pdij是第j次调节的启停磨临界点功率（MW），Tdij是第j次调节启停磨实际消耗的时间（分钟），VNi是机组i标准调节速率（MW/分钟），一般的直吹式制粉系统的汽包炉的火电机组的标准调节速率为机组额定有功功率的1.5%，张家口发电厂按1.5%计算。

式中ΔPij为第i台机组在第j次调节的偏差量（MW），Pij（t）为其在该时段内的实际出力，Pij为该时段内的设点指令值，TEij为该时段终点时刻，TSij为该时段起点时刻，调节允许的偏差量为机组额定有功功率的1%。

式中tij为机组i第j次AGC机组的响应时间。是指EMS系统发出指令后，机组出力在原出力点的基础上，可靠地跨出与调节方向一致的调节死区所用的时间。火电机组AGC响应时间应小于1分钟。

式中衡量的是该AGC机组i第j次调节过程中的调节性能好坏程度。

实测机组月度调节性能指标K1，K2，K3。采用K1，K2，K3参数进行分项单独考核，若参数大于设定值1，考核电量为0；若参数小于1，按照参数大小进行考核。

同时对于机组参与AGC调节给与一定补偿费用，其计算公式如下：

日补偿费用＝D×Kpd×YAGC

式中D为每日调节量的总和，Kpd为机组当天的调节性能综合指标，YAGC为AGC调节性能补偿标准，火电机组取15元/MW。

根据各项指标公式进行分析得出以下结论：

1）在调节过程中达到目标值所用时间越短，速率越快，K1值越大于1。

2）K2值是一个≤2的数。在调节过程中偏差量越小，K2值越接近于2。

3） K3值也是一个≤2的数。在调节过程中跨出调节死区所用的时间越短，K3值越接近于2。

4）日补偿费用计算公式中，D与AGC调节模式有关，受调度控制电厂无法干预；YAGC为固定值；Kpd受机组性能制约且数值越大补偿越多。

总结以上分析：K1，K2，K3三个值分别越大于1不仅不会被考核，而且会得到更多补偿；K1，K3两个值与时间关系密切。所以从AGC调节时间入手提高K1，K3两个值，可达到明显改善AGC调节性能的目的。

1.2张家口发电厂AGC调节流程分析

指令下行数据流：中调下发遥调指令到NCS系统的远动机，远动机对各机组的遥调指令进行转换计算后以通讯报文形式通过串口发给各机组侧的ADAM4024模块，ADAM4024模块根据报文指令输出4－20mA电流到DCS系统，由DCS系统进行机组出力调节。流程图如下：

反馈上行数据流：机组出力改变后，功率值通过SLC测控装置采集，然后通过FNET网与GATEWAY网关控制器通讯，GATEWAY以232串口方式将数据送至前置工控机处理。远动机从前置机获取遥测数据并上送给调度。流程图如下：

对AGC调节的全流程进行分析可看出：

1）从调度下发指令到接收到电厂反馈中间传输环节很多。

2）整个环节不是一个完整的闭环。即DCS判断是否调节到目标值的判断依据是机组的有功功率变送器送给DCS的机组有功值，且采用三取中方式。而上传给调度的机组有功值是靠机组NCS交流采样装置采集的。存在数据不同源的问题。

对NCS测控装置的性能进行分析发现采集精度为1‰,实际机组CT满值为15000A，PT满值为20kV；则对应功率满值为519.60MW。对应1‰的采集精度，则死区值最大为0.52MW。

我们对机组DCS协调进行逻辑优化后进行试验，得到DCS从接到指令到完成调节总共用时在30秒左右。以此推理在不考虑通道传输环节情况下K3值应达到1.5左右，可实际K3值刚刚接近1，折算后对应通道传输环节耗费了20秒以上的时间。因此可以认为中间传输环节多、有功功率数据不同源（包括NCS测控装置死区）是造成K1、K3值低的原因，同时NCS和DCS之间的误差影响使K2值降低。

2对系统结构及设备进行改造将影响性能偏差的因素消除

2.1制定方案对系统结构及设备进行改造

根据设备现状及分析，张家口发电厂对NCS远动机进行了改造，改为新型NSC300远动机。新增NSD500V型NCS测控装置。改变原有的系统结构，减少数据传输的中间环节。

改造后指令下行数据流：中调下发遥调指令到NCS系统的远动机，远动机对中调指令进行光电转换后输出4－20mA电流到DCS系统，由DCS系统进行机组出力调节。流程图如下：

改造后反馈上行数据流：DCS将机组的有功功率值以4-20mA摸拟量输出至NSD500V测控装置，经测控装置直接采集数据并转发给远动总控系统，总控系统直接将有功功率值上送至调度。流程图如下：

2.2 AGC调节流程时间测试试验

改造完成后我们与网调进行联调试验，模拟实际运行中AGC调节过程，记录相关数据。试验步骤如下：

1）与网调核对GPS时钟的一致性，找到电厂侧与网调的时钟误差。并以网调侧时钟作为试验基准时钟。

2）在网调侧人工置数，在机组DCS侧记录收到调度指令的时间。

3）在机组DCS侧人工置数，在网调侧记录收到电厂反馈数据时间。

4）对记录数据进行误差修正。整理后得到下表

调度

2.3改造效果分析及结论

通过对时间测试数据分析，可以看出AGC指令由华北网调下发至DCS的时间为4秒左右，DCS反馈上传至华北网调的时间为5秒左右，整个远动系统双向传输时间为9秒左右。与此前通道传输环节耗费20秒以上的时间相比，传输环节所用时间大幅减少。原因主要是传输过程减少了3个环节所致。因此K1、K3值能得到有效提高。

机组有功数据实现同源（机组的有功功率变送器送给DCS的机组有功值），消除NCS采集死区也对提高K1、K3值有利，消除NCS与DCS两个系统的误差对提高K2值有利。

2010年9月10日完成全部改造工作后对10日前后机组运行中K值统计对比如下表。其他机组因检修、停备或实验，数据不完整，只取5、6、8号机数据。

9月10日前后K1值：

9月10日前后K2值：

9月10日前后K3值：

通过试验数据对比可以看到，K3值的提高幅度最为明显；K1值有2台机有明显提高，1台机变化不大；K2值有1台机有少量提高，2台机变化不大。由于K1，K2，K3三个值都有不同程度的提高，可以确定AGC调节性能整体得到提高。按照公式

Kp值提高幅度更为明显，得到的补偿也大幅提高。

3 结束语

本文主要阐述了火电老厂在系统结构和设备性能难以满足两个细则要求，AGC性能偏差突出的情况下，如何在分析两个细则要求基础上，发现本厂存在的薄弱环节，并有针对性的进行设备改造。本文以张家口发电厂为例介绍了在系统结构及设备改造过程中，如何通过试验数据的对比分析，来验证改造效果，确认AGC调节性能的提高。其主要目的是本文所提出的工作思路对同类电厂能起到一个借鉴作用，能够为这些电厂扭转两个细则的不利局面提供一定帮助，并为电网稳定做出贡献。

参考文献

［1］《现代电网自动控制系统及其应用》中国电力出版社周全仁

［2］《华北区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）》、《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》、《华北区域发电厂辅助服务及并网运行管理实施细则的有关修改条款》华北电网有限公司电力电度通信中心

第2篇：电力调度考核细则范文

关键字： RTUAGC问题 分析

1．RTU概况和问题的提出

唐山热电公司的两台300MW机组所用的远动终端装置（RTU）为中国电力科学研究院自行供货，型号为EP-IA2000。其遥测量有21个，遥信量有14个，遥调量有3个。在2010年上半年，华北网调对唐热存在的“AGC跟踪缓慢”问题共计考核400余万元，诚然这一问题涉及远动、热控、汽机、锅炉等诸多专业，但相关专业进一步做工作来避免考核已迫在眉睫，因此保护专业开始从自身角度摸清设备底细，开展扎实有效的工作。

2．问题的分析与解决

2.1首先唐热保护专业借鉴中电联相关会议交流材料中的经验，对重点问题逐个梳理。

2.1.1数据同源问题

唐山热电公司向华北调度传送的遥测有功功率数据和本厂功率调节系统所用的有功功率数据不是来自同一信号源。给调度传送的有功功率数据来自交流采样装置，是数字量信号；本厂功率调节系统的有功功率数据来自变送器屏的功率变送器，是4～20mA模拟量信号。面对此问题唐热专业人员决定直接采用王滩发电公司的成功经验，采取将RTU有功功率的数字量信号转换为4～20mA模拟量信号送到DCS的方案。

具体实施过程如下：

其一.与中国电力科学研究院联系落实需要新增的设备，详细清单见下表：

设备清单

序号 设 备 名 称 型号 单位 数量 产地 备注

1 底板 3BP150 块 1 奥地利 B&R公司

2 模拟量输出板 3AM051 块 1 奥地利 B&R公司

3 填充板 3BM150 块 2 奥地利 B&R公司

4 同源配套软件 套 1 北京 中国电科院

5 专用端子 3TB170 块 1 奥地利 B&R公司

需要在原有RTU上增加4路4～20mA有功功率输出信号（每台机组两路），选用模块型号为3AM051；由于RTU屏体原有的底板（12槽）槽位已满，要新增模块必须更换底板为3BP150型；还需要对的空槽位用模块填充，选用模块型号为3BM150。具体配置如下：

其二.需要按以下要求修改热控专业侧逻辑。将RTU有功功率信号转换成两路4-20mA（对应有功0-335MW）信号传至DCS后，再与原变送器提供的有功功率模拟量信号进行三取中比较，取中值用于机组有功功率的调节。

这样就实现了数据同源,即向华北调度传送的遥测有功功率数据和本厂功率调节系统所用的有功功率数据同源自RTU的交流采样装置。

2.1.2加长上传遥测数据报文长度的问题

在中电联相关会议交流材料中，杨柳青热电公司提及加长上传遥测数据报文长度的问题，以缩短变化数据上传时间。唐热保护专业与中国电力科学研究院技术人员核实唐热RTU报文长度已经在过去的升级改造中由16个数据长度修改为32个数据长度。

2.1.3对遥测量的阀值重新设置的问题

此问题在唐热体现的非常明显，具体的表现形式是：在调度侧下达的AGC指令发生变化后，虽然机组有功功率能够及时被调节到指令值，但是调节过程中机组有功功率上传调度的遥测数据却在较长时间以后变化（约30秒）。这必然是AGC跟踪缓慢问题的重要原因之一。唐热保护专业与中国电力科学研究院技术人员查实唐热RTU的有功数据上传阀值原来设定为0.5MW,也就是说当机组接收AGC的指令变化后，调节系统使机组有功数据变化量在0.5MW及以上时才上传调度。换句话说调节系统使机组有功数据变化量在0.5MW以下时RTU系统不会上传有功数据。 对此保护专业人员建议修改设置达最小值。中国电力科学研究院技术人员最初认定阀值最小能修改为0.25MW，并进行了参数设置。专业人员经过一段时间地观察认为改善效果比较明显，但并不完美。在此之后唐热保护专业又与中国电力科学研究院设计人员多次沟通，探讨实现最佳状态的途径。经过设计人员的努力，在优化设置以后能够修改有功数据上传阀值为0MW。也就是说，这种情况下只要机组有功数据发生变化就能够及时传送到调度侧。经过较长时间观察，实际运行工况验证了上传效果非常好。

2.2 其次唐热保护专业与天津汉拓公司沟通，探讨能否发现RTU本身影响通信效率的因素。他们将典型时段的通信事件记录数据考取，然后通过邮件方式发送至天津汉拓公司，得到如下分析：

2.2.1规约理解方面的偏差。

电力行业标准“101规约”规定 2级数据为传输原因是背景扫描或循环周期传输的数据内容，华北电网在执行101规约过程中实际上未采用2级数据，即子站需要上传的数据均为1级数据，为保证规约的完整性，在子站无1级数据需要报告时，主站仍采用召唤二级数据实现数据访问，同时为提高通信效率，要求若有1级数据需要报告，对召唤二级数据的应答直接以数据报告帧应答。看通信过程，把遥测变化作为二级数据处理了，造成的可能影响包括如下两个方面：

其一，命令传输过程到数据上送结束之间多了一个链路应答过程；

其二，在有较多低优先级1级数据（SOE信息）需要报告时，这样的应答过程会造成遥测变化上送的延迟。

针对此问题保护专业人员与中国电力科学研究院设计人员以及其他电厂相关技术人员多次沟通。结合唐山热电公司总计两台机组且无母线，一级数据很少的现状，唐热专业人员认定此因素影响不大，决定不做改进工作。

2.2.2不应有的无所请求数据帧(如图：10:33:44.723~10:33:46.113的过程)影响通信效率。

此过程一直重复发生。

针对这一问题，唐热保护专业人员与中国电力科学研究院设计人员进行了沟通，得到了设计方的确认。中国电力科学研究院制定了优化参数的方案，并派工程技术人员到电厂具体实施，排除了不应有的无所请求数据帧重复发生的问题。

2.3最后两个问题的说明

2.3.1远动装置遥调、遥测信号共用一条通道，可能会相互影响传输时间的问题。

遥调指令频繁下发，导致召唤遥测数据命令无法下发，致使变化遥测数据无法上传。这一问题为各电厂共性问题，除了将设备在硬件、软件方面保持在最新版本以外，已经没有进一步工作可作。联系中国电科院我公司现在的RTU装置无论硬件、软件都为升级后最新版本。

2.3.2调度侧统计的“实发功率为0，系统问题”的问题。

在机组满负荷或按某一AGC指令正常运行时，调度侧会在短时内统计实发功率为0。这种情况运行之中偶尔发生，保护专业认为在多数时间传送正常的状态下，造成部分时段的异常，电厂端远动设备不会有存在这种缺陷的可能。在分析典型时段的事件记录以后，结合此时段监护系统的运行曲线唐热保护专业得出如下结论：发电机功率正常上传,且通信过程正确,功率没有0发出，判断为调度侧设备问题。

3．结论

通过开展实现数据同源、遥测量阀值的重新设置、不应有的无所请求数据帧的排除等工作，并且将RTU系统硬件与软件都保持在最新版本状态，使得唐山热电公司在面对华北网调两个细则的考核过程中改变了被动的局面，在机组AGC投BLR模式的情况下，不仅免除了考核，而且可以预期能够因获得奖励而为公司增加经济效益。

参考文献：

[1]远动设备及系统第5-101部分：传输规约基本远动任务配套标准 DL/T 634-2002

第3篇：电力调度考核细则范文

AGC管理规定

一、适用范围及有效期

本规定适用于国电建投内蒙古能源有限公司布连电厂AGC管理，本规定至新规定实施前有效。

二、编制依据根据《内蒙古电网AGC运行管理办法》、《华北区域发电厂并网运行管理实施细则》、《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》、《发电厂并网运行安全性评价》的要求，特制定针对本厂机组实际情况的AGC运行管理制度。

三、AGC 机组运行管理

1.机组在负荷调整范围内的负荷变化率、机组增加(或减少)负荷的时间响应特性，以及机组负荷调整上、下线值等反映AGC机组运行特性的参数，应严格按照“机组自动发电控制(AGC)投入批准书”规定的指标运行。

2.值长在投退AGC前后要和上级值班调度核对RTU实时传送的“允许”和“状态”信号必须真实、准确、可靠。

3 AGC投退操作需向中调申请，得到中调值班调度许可后，方可进行AGC投退操作。

4 已投运的AGC机组，该机组大修后，在投入AGC运行前，须重新确认机组AGC定值单。

5 运行值班人员发现AGC运行异常时，可停用该AGC 装置，改为就地手动控制，及时联系热控、继保人员检查处理，及时汇报调度中心调度员并做好记录，同时向调度中心自动化部门汇报进行处理。异常处理完后，应及时向调度中心汇报并根据调度指令恢复其AGC装置运行。

6 热控继保人员积极配合调度中心进行每月AGC的机组随机测试，对测试指标低于调度中心备案的机组AGC 定值单的机组，应及时整改，整改完成后须重新确认机组AGC定值单。

7 指定专人负责AGC 系统的运行维护，并配合调度中心相关专业对AGC进行调试、投运工作。

8 运行值班人员严格执行调度关于AGC的命令，为经调度许可任何人不得擅自改变AGC负荷上下限，变负荷率等参数。

9 运行人员认真记录AGC运行情况。

10 机组正常运行时，AGC负荷下限为：330MW，上限为：660MW，变负荷率为：10～8MW/min。

四、考核管理规定

1 AGC投运率=AGC投运时间/机组运行时间投运方式百分比。

2 对于擅自解除AGC的责任人，考核500元/每次。

3 对于擅自更改AGC上下限、变负荷率的责任人，考核200元/每次。

4 未及时联系、消除AGC缺陷的责任人，考核100元/次。

AGC (自动增益控制)

自动增益控制是指使放大电路的增益自动地随信号强度而调整的自动控制方法。实现这种功能的电路简称AGC环。AGC环是闭环电子电路，是一个负反馈系统，它可以分成增益受控放大电路和控制电压形成电路两部分。增益受控放大电路位于正向放大通路，其增益随控制电压而改变。控制电压形成电路的基本部件是 AGC 检波器和低通平滑滤波器，有时也包含门电路和直流放大器等部件。放大电路的输出信号u0 经检波并经滤波器滤除低频调制分量和噪声后，产生用以控制增益受控放大器的电压uc 。当输入信号ui增大时，u0和uc亦随之增大。uc 增大使放大电路的增益下降，从而使输出信号的变化量显著小于输入信号的变化量，达到自动增益控制的目的。

放大电路增益的控制方法有：

①改变晶体管的直流工作状态，以改变晶体管的电流放大系数β。

②在放大器各级间插入电控衰减器。

③用电控可变电阻作放大器负载等。

AGC电路广泛用于各种接收机 、 录音机和测量仪器中，它常被用来使系统的输出电平保持在一定范围内 ，因 而也称自动电平控制 ; 用于话音放大器或收音机时，称为自动音量控制。AGC有两种控制方式：一种是利用增加AGC电压的方式来减小增益的方式叫正向AGC，一种是利用减小AGC电压的方式来减小增益的方式叫反向AGC .正向AGC 控制能力强，所需控制功率大被控放大级工作点变动范围大，放大器两端阻抗变化也大;反向AGC所需控制功率小，控制范围也小。

AGC——Automatic Gain Control的缩写。所有摄象机都有一个将来自 CCD的信号放大到可以使用水准的视频放大器，其放大量即增益，等效于有较高的灵敏度，可使其在微光下灵敏，然而在亮光照的环境中放大器将过载，使视频信号畸变。为此，需利用摄象机的自动增益控制(AGC)电路去探测视频信号的电平，适时地开关AGC，从而使摄象机能够在较大的光照范围内工作，此即动态范围，即在低照度时自动增加摄象机的灵敏度，从而提高图像信号的强度来获得清晰的图像。具有AGC功能的摄像机，在低照度时的灵敏度会有所提高，但此时的噪点也会比较明显。这是由于信号和噪声被同时放大的缘故。

发电机组AGC投入管理规定

1、目的：为加强我公司发电机组AGC投入相关设备检修、维护以及功能投入力度，确保发电机组AGC功能正常稳定投入，满足电网调度中心相关指标考核要求，特制定本规定。

2、范围：适用于我公司两台发电机组AGC投入日常管理及考核。

3、规范性引用文件：

下列标准所包含的条文 , 通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。在标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订 , 使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。

DL/T655-1998 火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程

DL/T656-1998 火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程

DL/T657-1998 火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程

DL/T658-1998 火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程

DL/T659-1998 火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程

(86) 水电生字第 93 号关于颁发《热工仪表及控制装置检修运行规程 ( 试行 ) 》的通知

电安生 [1994]227 号关于修改《电业安全工作规程》 ( 热力和机械部分 ) 部分条款的通知和“热力机械工作票制度的补充规定”

火力发电厂分散控制系统运行检修导则(DL/T774-2001)

《湖北省电力公司电网调峰调频管理办法》

湖北电力试验研究院《蒲圻电厂#1、2机组AGC测试

报告》

湖北省电力调度中心《关于省调机组AGC功能以及调节性能检查情况通报》

4、术语和定义：

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

AGC:自动发电控制(Automatic Generation Contral)

ADS:电网总调所自动调度系统(Automatic Dispatch System)

LDC：负荷指令中心(Load Demand Computer)

RTU:厂、站远动装置(Remote Terminal Unit)

CCS:协调控制系统(Correspond Control System)

5、职责：

发电部当班运行值负责在正常工况下按中调要求投入AGC功能，技术支持值热控专业负责相关系统设备的日常维护以及缺陷诊断及消除，技术支持部电气二次专业负责远动装置的日常维护及消缺。

6、内容：

6.1 自动发电控制(Automatic Generation Contral：简称AGC)是现代化电网运行控制的基本技术之一，它的作用是实行自动调频和调峰、保证电网安全和经济运行。

6.2 我公司AGC控制系统主要由以下几部分组成：

a、电网调度中心实时控制计算机系统;

b、信息传输通道;

c、厂、站远动控制装置;

d、火电厂单元机组机炉协调控制系统

6.3 AGC功能投入的一般步骤。

6.3.1首先将机组投入CCS运行模式;

CCS模式投运步骤

A、首先运行人员投锅炉主控

(1)投相应磨煤机的容量风挡板对应的手自动操作器为自动位(为保证机组稳定运行，一般将A磨煤机投手动，带基本负荷，B、C投自动，参与自动调节)

(2)然后投锅炉燃料自动操作器为自动位

(3)最后在负荷命令中心画面上投锅炉主控操作器为自动位完成以上操作后，负荷命令中心画面上“控制方式选择”出现“锅炉跟随方式”

B、然后，运行人员投汽机主控

(1)首先运行人员必须建立负荷命令中心画面上汽机主控操作器与DEH控制之间的联系，将DEH对汽机调门的控制权，转至负荷命令中心画面上汽机主控操作器，具体操作如下：

(1.1)首先DEH必须在“自动”运行位置(DEH控制主画面的上方状态上显示“自动”状态)

(1.2)然后在DEH控制主画面的上方状态显示“遥控允许REMOTE CONTROL PERMISSIVE”，向DEH发出遥控请求

(1.3)一旦遥控允许，运行人员进行遥控操作，DEH控制主画面的上方状态显示从“遥控OUT”状态，转为“遥控IN”状态)，只有出现此状态，才表明DEH已经将控制权交由负荷命令中心画面上汽机主控操作器。

(2)观察实际负荷命令中心画面上显示的实际功率，设定目标负荷接近实际功率并设定好合适的负荷变化率

(3)等目标负荷与实际负荷比较接近时，将负荷命令中心画面上汽机主控操作器投自动位，紧接着按负荷命令中心画面上“控制方式选择”的按钮，机组进入CCS控制模式。负荷命令中心画面上“控制方式选择”出现“协调方式”

C、由于目前锅炉送风系统、磨煤机热风挡板不具备投自动条件，需要运行人员进行必要的手动辅助操作。

6.3.2在CCS方式将机组负荷调整与AGC指令一致时，向中调请求并得到许可后，在负荷命令中心投入ADS方式(即AGC方式)。

6.3.3目前机组负荷上限宜设定320MW，下限宜设为210MW，升/降负荷速率设定为可依据不同工况设定3-6MW/分钟。

6.4为确保磨煤机容量风风量测量装置通畅不堵塞，发电部热控专业人员应保证每天对机翼式测风装置吹扫一次，具体操作步骤如下:

6.4.1首先由运行人员依次解除AGC模式、CCS模式、BF模式、燃料主控自动。

6.4.2将三台磨煤机总风量退出扫描。

6.4.3在就地操作容量风风量变送器箱内启动吹扫按钮(绿色按钮为启动按钮，红色按钮为停止按钮)，开始启动自动吹扫程序，吹扫周期结束后自动停止。

6.4.4三台磨煤机全部吹扫结束后，再按照前述步骤，恢复机组AGC运行方式。

6.5机组并网后负荷超过210MW,如果设备无异常具备AGC投入条件时应立即向调度申请投入AGC方式。

6.6无影响机组安全运行及AGC投入的因素，任何人员均不得擅自退出AGC运行方式，调度命令及设备异常情况除外。

6.7如因处理缺陷等原因需退出AGC方式时，必须经公司生产主管领导批准后方可向调度申请退出AGC方式。缺陷处理结束后，应立即向调度申请恢复机组AGC运行方式，并向公司生产主管领导汇报。

6.8由于设备缺陷不及时消除原因或运行操作原因没能按中调要求投入AGC方式，将依据中调考核标准，酌情考核相关责任单位及责任人。

第4篇：电力调度考核细则范文

一、以安全生产为中心，保证全厂通讯畅通

1、以厂年度计划为目标，完成厂和上级单位交给的各项任务，维护全我厂通讯系统的正常运行，为生产调度提供必要保障，为职工家属提供方便。

2、保证通信电源运行可靠，交换机、光端机、微波、载波、图传等设备的运行率达99.999％以上，达到省局通讯标准。完成对全厂生产、家属区电话和线路进行检修、维护，重新跳线等基础工作。

3、利用“春检”、“秋检”“安全活动月”等全厂安全大检查的时机，对微波、载波、交换机、光端机、图传及电源设备和通讯线路进行全面认真地检查，找出缺陷及时进行处理；对现场的通讯设施和线路进行检修和规范。

4、加强通讯专业防雷、防汛工作的管理。春季对设备接地、避雷装置等防雷措施进行详细的检查，加装防雷接地的环地母线、压敏电阻；测量各设备的接地电阻，对不合格的进行处理。确保在雷雨天气设备的安全运行。汛期重点检修厂区到江岸的老化通信电缆，并经常对通讯线路进行巡视，维护生产调度的正常进行。

5、配合电网调度中心进行电力通讯系统的安全性评价工作，消除设备缺陷，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。借鉴现代新的管理方法和管理模式，在强化劳动纪律管理上和调动职工工作的积极性上做文章。以“生产管理考核细则”、“通讯工作标准”“通讯承包考核规定”等全面考核职工，对后进职工起到约束作用。加强对办公费用的管理，厉行节约，使通讯分场各项经济指标照去年同期有不同程度的提高。

2、强化职工的安全意识，保证设备的稳定运行。要开展好安全学习和教育活动，认真做好春、秋检，定期维护设备，做好记录，保证通讯的畅通。

3、加强对软件的管理和建设。从分场到班组，对各种设备台帐、检修记录、运行记录以及各项规章制度严格按照“**公司优秀企业”标准进行整理和完善。

4、加强职工的技术培训，使之熟练掌握设备维护、测试技能，保证脱离省公司后，具有一定独立处理故障的能力。加强职工对新的电信技术的学习和业务培训，努力提高职工队伍的整体素质，加强岗位培训和技能培训，使职工适应现代企业的要求。

第5篇：电力调度考核细则范文

【关键词】调度自动化 PI实时数据平台 实时监控 RTU AGC性能

随着科技的发展，电力系统进入了大规模的并网发电、高度自动控制的新时代，而用户对供电可靠性和供电质量的要求也日趋严格，这对经济调度、实时监控的水平要求越来越高，统一调度、分级管理、分层控制的模式，使调度自动化系统在发电生产中的任务越来越重要，发挥的作用也日益凸显。

一、发电厂调度自动化系统的任务

电力系统电厂端调度自动化就是对生产系统中的设备及其运行状态进行监控和调节，将实时信息进行采集、处理传送到省调、地调及本厂的SIS、MIS系统，同时传送省调下发的计划、调节指令，按计划调节机组负荷，保证电网电能质量，经济合理利用能源。调度自动化系统可以提高电厂生产的安全运行水平，通过实时数据的采集、处理、存储、传输，能够为生产调度、运行人员提供实时监控、调节数据，为相关领导及技术人员进行系统分析、预测未来发电量及机组的效益等提供详实可靠的数据依据，而当发生事故时调度员能及时掌握情况，迅速进行处置，防止事故扩大，减少损失。

二、调度自动化的组成部分及其功能

我厂调度自动化系统包括RTU、AGC、AVC、厂网互动平台、PMU、脱硫、热电联产和调度数据网，以PI系统做实时数据支撑平台。RTU 的基本功能是采集各种表征电力系统运行状态的实时信息，如各发电机组及传输线路的有功、无功、电流、频率等实时值，即遥测量；各电气设备的开关状态遥信量；此外还负责接收和执行省调度控制中心发出的遥调、遥控命令。AGC（Automatic Generation Control）是自动发电控制，电厂AGC是按照一定的调节速率，在规定的机组出力范围内，实时调整发电出力，以满足电力系统频率和功率的控制要求。AVC（Automatic Voltage Control）自动电压控制系统，电厂AVC按照给定的目标条件和约束条件，实现电力系统电压的自动调节，以提高电力系统运行的经济性、可靠性和电压质量。调度数据网主要设备为两台H3C交换机、两台主、备路由器及防火墙、纵向认证加密装置及传输通道，为信息采集和执行子系统与调度控制中心提供了信息交换的桥梁。厂网动平台是由建立在Ⅱ区的ORACLE数据库服务器和WEB服务器组成，接收省调下发的滚动计划，我们在此基础上做了接口应用。PI实时数据平台是SIS的支撑平台，我们将与生产有关的几乎所有的实时信息接入PI数据库做了储存，并对相关数据做了统计或计算，建立了比较完善的数据仓库。利用PI的ProcessBook、Datalink等客户端工具，对储存的数据进行分析，为生产调度提供服务。热电联产、PMU、脱硫等都是负责采集、传输相关参数的子系统。

三、PI系统在调度自动化中的应用

建立了日内滚动计划监管平台。2010年电监会了《两个细则》，两个细则要求发电计划由原来的日前计划改为滚动计划，提前两小时下发，每15分钟下发一次，要求实时出力不能超出计划值的±2﹪，按照考核精神，整合了PI系统采集的实时数据及厂网互动平台的数据库，利用PI系统的客户端工具ProcessBook，在Ⅳ区绘制了日内滚动计划监管平台，如下图1所示，图中红色曲线为滚动计划，由厂网互动平台的ORACLE数据库读取；比绿色的实际出力曲线超前2个小时，上下两条黄色的曲线为超出计划值±2﹪的包络线，当机组按滚动计划模式运行时，实际出力的绿色曲线应该在上下两条包络线之间。

图的右侧显示的是每个时间点的实时值及重要的参数，在图象下方的表格中，显示了每15分钟下发的滚动计划值。各集控室值班人员根据这些计划值进行操作。从图中可以清楚地看到当前的实时出力曲线与滚动计划曲线的吻合情况，若出现偏差，可及时做出调整，对未来时间段的计划趋势也一目了然，大大地方便了调度、运行人员的工作，对实时监控所起的作用是其他电厂仅从EXCEL表中读一个个孤立的数值所不能比的。为了方便各生产领导及相关部室技术人员对生产运行状况的掌握，我们将监管平台在MIS区，这样只要在客户端安装了PI系统相关插件就可以看到。目前，华电集团正在所辖并网的电厂推广此方案。

图1

四、AGC性能提升

《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》中规定对装设AGC装置并且由相关电力调度机构AGC主站控制的机组，以参与系统ACE控制的程度进行区分，按调节深度和调节性能的乘积进行费用补偿。为了提高AGC性能，为公司争取更大的效益，我们调自人员尝试性地进行了《AGC性能提升》这一课题的研究。

着手的第一步就是利用PI系统存储的海量数据，对影响发电机组AGC性能的几个方面进行了反复的、大量的数据分析处理，对关键测点的走势图进行了比对分析，经过总结，2012年12月，定性了通道时延、有功误差、通道干扰和实时K值无法计算4个关键问题，正是围绕着这4个关键问题的逐步改进、完善，我们的AGC性能得到了阶段性提升。

有功功率是AGC判断生成的主要参数，所以向DCS侧传送的有功功率信号准确与否对AGC的调节至关重要。为此我们组织协调电气分场对#3-6机有功采集的二次回路进行了整改，并把所有的有功变送器进行统一校验，使有功误差保证在了0.25MW以内。

有功功率上传到省调才能约会电网实际负荷量生成新的AGC指令，有功功率是否能实时上传到省调，AGC指令是否能实时下发到DCS系统也是直接影响AGC性能指标的一个重要因素。理论上数据下发时延应该在12S以内，但经系统分析发现，经常会有超过30S的现象发生，为此，我们对上行的三条通道进行了测试分析，判断出优先级，然后联系省调对优先级进行了更改，保证了通道的最优化。

在AGC-R运行模式下，发电机组的AGC性能指标是以Kp值来计量的，而Kp值只有通过省调在第二天下发，我们才能知道前一天的AGC运行跟踪情况，在进行机组控制调节时，只能大概调试，等第二天出来结果后才知调试效果，所以根据各相关参数计算出Kp值是关键因素。为此我们增加了一套通道监控装置，利用通道监控装置采集上、下行通信的报文，通过解读这些报文所含的信息，可以计算出K1、K2，K3，进而计算出Kp值。AGC指令是电网调度实时控制系统中经过负荷预测的调度计划， 并在实际运行中根据当前负荷需求和电网频率稳定的要求， 每8s运算一次当前被控机组的设定功率。它是由基本负荷分量和调节分量组成。基本负荷分量是在短期预测基础上制定的日负荷发电计划中包含的基本发电量； 调节分量是指超短期负荷系统， 对当前负荷变化情况运算预测出的下一时间段要求改变的系统负荷调节量。

利用PI的客户端工具PROCESSBook我们对RTU侧接收到的AGC指令值与DCS侧AGC做了比对如图2：

图2

从图中我们可以看到本应是重合的两条曲线却存在明显的非线性误差， 仅对这种情况，我们对指令回路进行了整改，使AGC幅值平均误差由0.56MW调整到了0.1MW，指令线性也得到了很大改善，见图3：

图3

通过一次次的修改方案、解决问题，终于在今年7月份完成了AGC通道监控及并网服务系统的安装调度工作，完成了实时K值的计算，为AGC性能优化提供了监管调度平台如图4：

图4

为了让公司生产相关人员都可以看到AGC运行情况，我们将并网服务系统数据转发到PI系统并进行了开发工作，并作出了数据报表。

第6篇：电力调度考核细则范文

为实现该安全工作目标，努力完成我局安全生产的各项工作任务，我们将着重以下几方面的工作：

（一）加强全体员工的安全生产意识，强化安全生产责任制

1、继续做好《安全生产法》、《省安全生产条例》、《省重大安全事故行政责任追究规定》的宣传和贯彻工作，使广大干部职工做到学法、知法、懂法、依法办事。

2、继续加强员工的安全知识和技术技能的培训和锻炼。只有加强职工的安全知识和培训，加强安全思想的宣传工作，提高职工的安全意识、技术技能和责任心，安全生产才有根本的保障。

3、加强安全生产监管，全面落实安全生产目标责任制。把安全目标和责任从领导到一般职工，层层分解，落实到人。做到责任明确、责任到位，达到人人重视、人人参与，各施其职、各负其责，互相配合和监督。

（二）加强安全生产规范化、制度化的建设

1、要不断完善和修订我局的安全管理各项工作的规章制度，加大安全管理力度，认真执行本局制定的《安全生产考核细则》。

2、坚持例会、安检等各项例行工作。

每月的安全生产例会要坚持并要加强，安全检查工作要坚持。提高检查的质量。班组的安全活动要加强，要改变以往流行形式，敷衍塞责的做法，切实做好事故预想、反事故演习等工作。

（三）加强电网建设和技术改造，提高供电可靠性，保证对重要用户的可靠供电

1、加强调度管理。严格控制《调度规程》，严肃调度纪律，加强调度员的素质培训，制订事故处理预案和积极可行的应对措施。

2、保电工作要制度化。

3、依靠科技进步，改善电网安全运行条件。

（四）抓好设备缺陷管理工作，提高设备消缺率

1、切实做好设备运行状态分析工作。

2、抓好“反措”计划的落实。

3、认真对待消缺工作，避免设备长期带缺陷运行。

4、做好设备备品备件工作。

（五）加强外包工作的安全管理

1、要同施工队签订安全责任书，明确安全责任。

2、要确保施工队资质条件符合安全要求。

3、要加强跟踪检查。

（六）继续加强高压线路行下违章建筑的专项整治工作

1、要加强《电力法》、《电力设施保护条例》的宣传。

2、要加强巡视检查，发现有问题立即处理。

（七）继续加强车辆及司机的各项管理

1、加强司机的安全学习。

2、加强车辆的检查，使车辆状况良好。

（八）借鉴吸收先进的技术和管理办法，提高我们的安全工作水平

第7篇：电力调度考核细则范文

管理创新,搭建科学发展平台

科学发展观,第一要义是发展,核心是以人为本。围绕如何实现企业又好又快发展,2003年底,以于信友为班长的公司新一届领导班子进行了深入思索。公司新班子成立后,高度重视管理创新工作,不断提升管理能力、管理水平和管理效率。围绕创新,乳山电业进行了有益的探索:

一是创新考核机制。在修订完善《经济责任制考核实施细则》的基础上,打破单向考核的做法,实行三级联动考核。即总公司考委会对职能部门考核,职能部门考核基层单位,每个月从基层单位抽调人员对职能部门提出考核意见,改变以往只考核基层单位和职工的做法,做到人人参与考核、人人被考核,增强了考核结果的公平性和公正性。考核机制创新释放了巨大的工作活力,员工的工作积极性空前高涨。

二是创新用人机制。提出“评价工作好坏不分亲疏,提拔使用不分远近”、“不让老实人吃亏,不让为企业做出贡献的人吃亏”等用人理念,并在此基础上明确了干部任用五条标准,即有良好的群众基础,一定的领导才能;孝敬父母,尊重领导;身边的亲人、朋友积极向上,并支持总公司的工作;原则上是党员、团员;有承受批评、挫折、压力和不公平待遇的能力。公开、透明的干部选拔任用机制,真正体现了“让想干事、肯干事的人能干成事,让能干事、干成事的人有地位”。

三是创新管理方法。大力推行扁平化管理,积极实施牵头部门负责制。即对任何一项涉及多个不同部门的工作,牵头部门或个人即时拥有对其它部门的直接调度支配权。与此相配套,对班子成员分工模式做了改革,所有人只分管业务工作,不分管业务部门。通过实行牵头部门负责制进一步规范了公司各级管理人员的职责、权限和工作方法,做到各级管理组织职能清晰、职责明确,形成统一领导、归口管理、分级负责和监督完善的企业内部管理格局,从根本上杜绝了部门间的推委扯皮现象,提高了工作效率。

四是强化过程控制。推出“五环”工作法,即工作有布置、有检查、有落实、有总结、有汇报,实行闭环管理。为此,还推出了督查督办工作制度,建立起以企业发展目标为导向、以指标任务管理为重点、以交流沟通机制为纽带、以提升管理水平为目标的督查督办管理运作体系,确保布置的各项工作件件有落实,事事有回音,强化了工作执行的到位率,有效地提升企业内部的管理水平。

五是创新落实机制,确保执行有力。按照“凡事有章可循,凡事有据可查,凡事有人负责,凡事有人监督”的总要求,推出“五步”工作法,实行闭环管理,做到有布置、有落实、有检查、有总结反思、有汇报;实施督查督办管理,健全以企业发展目标为导向、以指标任务管理为重点、以交流沟通机制为纽带、以提升管理水平为目标的督查督办管理体系,确保工作件件有落实,事事有回音;坚持“抓大抓小放中间”,记录好“每天三件事”,即主要工作、进展情况、经验教训;开好“每月三个会”,即每天的班前班后会、每周的调度会和每月的经济分析会,有效规范了工作秩序,推动了工作落实。

自2004年以来,公司累计创造新技术、新经验120多项,获省级奖励7项、地市级奖励15项。公司被集团公司评为全省农电管理综合标杆单位,先后有4项管理最佳实践作法入选集团公司最佳实践库。

2009年1至7月份,高压线损率完成3.75%,10千伏线损率完成1.55%,0.4千伏线损率完成6.27%,比2003年底分别下降3.36、6.09和11.46个百分点,在全国同行业中遥遥领先,几年来,通过降损累计减少电量损失1.2亿千瓦时,避免国家损失7500万元。

履行责任,积蓄科学发展力量

一个企业的眼界,决定了企业的发展方向和结果。作为关系全市经济发展、人民安居乐业和社会稳定的重要国有企业,乳山市电业总公司牢固树立“身在乳山、服务乳山、发展乳山”的主人翁意识,秉承“四个服务”宗旨,积极履行企业社会责任,树立了“诚信、负责、开放、进取”的社会形象,赢得了经济效益和社会效益的双丰收。

2009年,根据市委、市政府提出的“工业立市、旅游兴市”两大战略,以及“四基地一中心”发展规划,该公司加快了乳山电网升级改造步伐。目前,已经在建和规划在建的35千伏以上电网项目有11个,这些项目竣工后将进一步优化全市电网结构,增加电网科技水平,全面提升电网安全可靠性。截至2009年8月19日,公司实现连续安全生产6732天。综合供电可靠率达到99.861%,综合电压合格率达到98.3348%。

第8篇：电力调度考核细则范文

关键词：电网调度 国民经济 安全运行

中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1007-3973（2013）012-059-02

近年来，地区电网新增装机容量不断扩较，如东北区域，发电装机容量已达1.05亿千瓦。伴随着居民供热负荷与工业蒸汽负荷快速增长，部分纯凝机组实行了供热改造，供热机组装机比重增加，同时东北区域电力负荷增长乏力，冬季峰谷差大，供热和调峰的矛盾尤为突出，东北区域低谷调峰困难越来越严峻。例如，部分地区频遭遭强冷空气袭击，普降中到大雪时，电网用电负荷节节攀升履创新高，省内用电负荷维持高水平运行，地区发供电负荷基本趋于平衡。

1 电网调度应对电力紧张的方法

（1）电网负荷增大，电网调度需要密切关注供需形势变化，做好相应电网调度工作。同时要求发电企业维护好设备，发现问题及时消缺，严格执行调度命令，团结治网，共度难关。

（2）供电企业要做好应对较长期低温、雨雪天气变化的物资、人员、器材等各方面抢修准备工作，制定完善雨雪天气应急处置预案，科学调度，紧急处置，保证信息报送渠道畅通，确保迎峰度冬及春节期间电网稳定运行和城乡居民正常用电需求。

（3）实时平衡智能调度系统改造项目，平衡智能调度系统改造项目技术配置先进，控制策略合理有效，各项功能和指标均满足系统技术标准要求，提交的竣工验收资料齐全，项目管理规范，系统试运行3个多月，以达到预期效果。

2 电网调度实时平衡智能调度系统的意义

（1）电网调度实时平衡智能调度系统，实现了省调与直调火电厂之间发电计划、试验计划和原料库存信息交换、电网调度计划实时修改下放、《两个细则》考核系统数据对接，对加强省调电厂并网管理发挥了重要作用。

（2）电网调度实时平衡智能调度系统数据库得到全面升级，新增的服务器实现了与现有服务器双机运行，互为备用、实时切换，提高了系统的应用范围和规模，实现了基于104规约数据实时通信指令传输，指令传输效率大幅提升，下发的调度计划稳定、安全、及时。

（3）开发的基于超短期负荷预测多时间尺度多目标机组分类控制策略、备用协调和机组协调控制策略及安全约束调度策略使CPS指标和断面控制水平得到进一步提升，项目应用取得较好效果，有效提高了厂网经济效益。

（4）电网调度实时平衡智能调度系统，促使电网调度技术支持系统完成了调度计划量化安全校核任务。

3 智能电网调度技术支持系统在现场的应用

（1）国调中心曾组织全网联合计算，实施了“三华”（华北、华东、华中）、交直流混联电网日前调度计划安全校核在线计算。应用智能电网调度技术支持系统完成了“三华”电网整体发电计划、停电计划的潮流计算和安全校核，并将告警信息正确传送到国调中心的数据池，实现了“分布式计算、全网告警”的目标。供电日前调度计划96个断面的潮流计算收敛结果准确可信、信息交互及时，系统功能的完整与高效得到了国调中心的表扬。

（2）供电公司根据大电网安全控制要求和调度运行需要，克服了时间紧、任务重等困难，保质保量完成了日前调度计划量化安全校核功能的开发和投运。精心组织，完成了负荷预测、发电计划、停电计划相关系统的基础数据核查，调试各系统与智能电网调度技术支持系统的接口，这些努力使全网联合计算取得全面成功。

（3）各调度机构在加强调度管理、落实监管要求、保持电网安全稳定和经济运行方面所取得的成绩，相关工作是：1）进一步加强和规范电力调度监管工作，围绕调度监管常态制度建设，努力使调度监管工作规范化、制度化。2）高度重视整改落实工作，针对会议通报的问题严格按照时间节点要求整改到位。3）对明年区外来电进一步增加、电网调峰矛盾进一步突出的情况，加强做好电网运行重大问题的专题研究工作。4）做好电网风险管控和隐患治理工作，建立电网隐患台帐和隐患治理进度计划，切实保证电网安全稳定经济运行。

（4）按照电监会的部署要求，供电企业要扎实推进电力调度专项监管，结合华东区域实际情况探索创新，建立健全调度监管工作会议制度、调度重要文件备案制度、电网重大安全风险和管控措施报告制度、电网运行方式跟踪监管制度、调度机构自查报告制度、调度监管现场检查制度以及调度监管评价和通报制度等制度，进一步加强和规范调度监管工作。

4 强化对电网调度工作的监管

（1）供电公司应按照电监会检查方案，被检网省调度要撰写自查报告，自查报告中。调度工作除取得成绩外，还要分析存在的问题，被检网省调度对调度监管工作的相关意见进行认真研讨。

（2）涉及中小机组供热保民生情况，被检网省调度要在电网运行方式安排，安全稳定运行，可再生能源优先调度等方面所做的工作。

（3）被检电网调度部门要积极配合好现场检查工作，及时准确提供检查资料，共同做好检查工作。

（4）调研人员要通过调阅相关文件，抽取调度日志、调度曲线，调度计划的安排和执行情况记录，分别对可再生能源优先调度，系统备用容量管理，“三公”调度执行情况，火电厂最小运行方式执行情况，调度管理规程和有关办法的制定情况，调度信息报送和披露等方面进行了重点检查，并将发现的问题和监管意见及时告知被检单位。

5 开展地调自动化的必要性

（1）开展地调自动化系统完善工作，对系统前置、应用软件、数据库结构及应用进行升级，优化数据采集功能，变电站集中监控功能扩充，增加系统调试状态功能及调度数据网第二平面通信功能，为地县一体化调控业务的运转提供了技术支撑。

（2）在完善工程中，供电公司要规范自动化系统信息命名，制作智能光子牌，实现监控的快速、直观、方便，了解系统的运行情况；系统调试态支持计算统计、越限处理、网络拓扑等功能的测试。

（3）为确保地区电网调度自动化系统完善工程有效进行，供电公司制定了《电网地调调控系统升级流水化作业方案》等方案，落实责任制，实时管控项目建设进度、质量，对辖区35千伏～110千伏变电站自动化信息进行校核试验，保证了工程的顺利进行。

（4）地县级备用调度建设是是“五大”体系建设提升完善工作的重要组成部分。各地市公司按照省公司统一部署，先后完成了值班场所改造、备调技术支持系统建设、运维与管理体系完善、人员选拔培训、应急切换演练等各项工作。省地县三级备用调度体系的建成并投入运行，满足了调度指挥连续性要求，有效提升了电网调度系统应对突发事件处置能力和应急支援效率，扎实提高了电网安全运行水平。

6 强化调度员工素质培训

（1）进一步加强人员培训，完善调控运行人员培训方案，促进备用调度的常态化运行。

（2）定期开展应急切换演练与评估，加深主调与省调端备调、地区配调端备调的磨合，不断提升备用调度实用化水平。

（3）定期完善备调体系运行资料，确保地县级备用调度资料实时性和可操作性。

（4）电网公司要不断加强备调日常运行维护和系统检修管理，确保地电网备用调度正常运行，随时具备承担调度指挥职责的能力。

（5）加强地县级备用调度有效探索，及时总结备调运转情况，健全主备调日常、预警、应急等状态下信息沟通机制和内容，为国家电网公司系统开展相关电网调度工作积累经验。

第9篇：电力调度考核细则范文

【关键词】可靠性供电；措施；管理方法

随着经济的发展，对供电可靠性提出了更高要求，提高供电可靠性，不仅可以满足用户需求，也是供电企业自身行为的需要，同时还可以减少停电损失，避免因停电而引起的经济纠纷，树立良好的企业形象。

1 影响农网供电可靠性的主要因素

企业员工对供电可靠性管理的认识不足，制度不健全。受农网改造、业扩工程工作量加大的影响，使得各供电所员工在设备停电上较为随意，对供电可靠性管理工作有些麻痹认识，考核不到位。据可靠数据统计，影响客户停电的主要因素是配网预安排停电和配网故障两个方面，从而显现出农网网架结构仍存在较多薄弱之处。

2 提高供电可靠性能力的技术措施

供电可靠性的提高需要依靠科学技术的进步，需要依靠精细化管理的实施，因此，必须抓住关键技术，各项措施协调到位。

（1）加大电网改造力度。加速电网改造是提高供电可靠性的关键，这就要求在电网改造方面下苦工夫。目前，我县正在进行全县范围内的农网改造，同时也已制定了详细的城网规划。

（2）依靠科技进步。①推广状态检修，通过在线监测、红外测温等科学手段，按实际需要进行停电检修。②在保证安全的情况下开展带电作业的研究，减少设备停电时间。③采用免维护或少维护设备，延长设备检修周期。根据实际情况改变设备到期必修的惯例。

（3）提高设备质量，缩短停电检修时间。在农网改造供电设备选用中，通过三项关键技术的推广应用，可以有效缩短停电检修时间，提高供电保障能力。一是积极选用免维修、免维护的先进设备，尽可能缩短停电检修时间。如六氟化硫断路器、真空断路器等。农村35kV变电所较多，这类变电所可以实行提档升级，建成或改造为无人值守变电所，提高供电管理的自动化程度。二是推行带电作业。在农村供电设备临时检修中，尽量实行带电作业。在严格执行有关规定，能确保安全的条件下，推行带电作业，减少停电次数。为了实行这一操作，可以采用棒式绝缘子替换针式绝缘子，减少故障的发生，从而缩短停电时间。用硅橡胶金属氧化物避雷器替换阀式避雷器，以增强线路避雷和防止过电压的能力，减少因雷击造成的事故跳闸。同时尽可能配备箱式或全密封式变压器，减少雷雨的影响。

（4）加强自动化建设，减少人为失误的影响。提高自动化是科学技术进步的表现。只有提高自动化才能减少人为操作失误的影响，从而提高供电可靠能力。为此，在提高供电自动化中，对农村电路可以分别情况，合理配置继电保护，进行自动化程度设计。对供电可靠性要求比较高的用户，应当采用变电所10kV出线专路供电的方式，把该用户和其它用户供电线路分开，避免相互影响，防止其他用户停电或故障时影响该用户可靠用电。对于变电所10kV出线非专路供电且供电可靠性要求比较高的用户，可考虑进线保护采用电流速断、0.5S过流保护技术。

3 提高供电可靠性能力的管理措施

提高农村供电可靠性能力，必须在优化关键技术的同时，做到精细化管理，从而才能努力为群众提供安全、可靠、优质的电力供应。

（1）加强决策管理，健全管理保障体系。供电企业应成立农村供可靠性领导小组，由办公室、生技、营销、财务、调度及相关部门的主要领导、可靠性专责人员参加，主要负责制定和落实提高供电可靠性的各项管理、技术措施及配电网络建设规划方案的讨论、制订，认真贯彻执行上级相关的规定和办法，切实完成可靠性指标。各相关部门配备相应的可靠性兼职人员，认真贯彻执行上级有关供电可靠性的有关规章制度、可靠性管理考核细则，督促完成公司下达的可靠性考核指标。各有关部门可靠性管理兼职人员组成供电可靠性管理网络，负责可靠性的各项具体管理工作，使信息传递和有关资料整理、上报工作及电网规划、设计、基建、施工、生产运行等相关工作有条不紊。如生产技术部：1）贯彻执行有关可靠性监督管理的国家规定、技术标准，制定公司电力可靠性管理工作规范；2）建立电力可靠性管理工作体系，落实电力可靠性管理岗位责任；3）建立电力可靠性信息管理体系，采集分析电力可靠性信息；4）准确、及时、完整地报送电力可靠性信息；5）开展电力可靠性成果应用，提高电力系统和电力设施可靠性水平；6）开展电力可靠性技术培训；7）审批35KV及以上线路及设备的停电申请；8）负责110KV变电站设备的日常管理工作；9）落实、完成本部门可靠性指标；10）建立高压用户基础资料。再者营销部：1）执行和实施公司下达的有关可靠性管理的文件及计划，落实、分解、完成本部门可靠性指标；2）审批10KV及以下线路及设备的停电申请；3）准确、及时、完整地报送电力可靠性信息；4）监督客服中心、各供电营业所有关电力可靠性工作的开展。

（2）加强资料整理，健全科学决策体系。资料是科学决策的依据，是企业运行的真实记录。县级供电企业应指导督促农村供电所建立可靠性基础资料，并对每年的资料进行准确统计；对所辖线路所有的运行数据进行统计分析，并与历年数据进行比较，及时查找线路本身或管理上存在的问题，有针对性地进行整改。农网改造后供电线路发生了非常大的变化，因此应及时对10kV线路重新进行统计，并绘制详细的地理接线图。对线路存在的缺陷做到心中有数、重点巡查、及时处理，从而为科学决策提供依据，进一步提高农村供电可靠性。

（3）加强目标管理，健全管理优化体系。供电企业“生技、调度、营销等部门应当坚持月计划的刚性管理，严格执行计划停电时间，严格控制临时停电，严格落实检修方案，做好检修各项准备工作，最大限度减少停电时间，确保停电指标的可控在控。”要实现这一目标，必须定期召开供电可靠性分析例会，由供电可靠性管理牵头单位主持召集各相关人员参加供电可靠性分析会；每季度召开一次由主管领导主持，公司可靠性领导小组成员和局属各有关部门人员参加的供电可靠性分析会，总结上月或上季全公司各部门可靠性指标任务完成情况及存在的主要问题，查找影响供电可靠性的直接原因，布置下月或下季主要工作任务要求，编制供电可靠性指标的滚动计划，对供电可靠性指标进行超前预控。

（4）加强操作管理，健全服务优化体系。在操作管上，必须实行停电统合计划统一审批制，统筹协调各级电网检修、工程施工等工作，整合停电项目，优化停电方案，有效减少非计划停电、重复停电现象。为此，必须实行每日生产调度会制度，由分管生产的领导统一安排停电检修工作，加强部门间停电信息沟通，实现一次停电，多家配合，避免重复停电，严禁计划外停电，彻底杜绝随意性停电。还要及时制订上报月度计划、周计划，由调度部门统一管理和协调，编制合理的停电检修计划，使变电、线路、业扩、农网改造等停电有机地结合起来。为此，电力企业内部各有关部门必须相互配合，充分利用一次停电的机会，尽可能地开展各类施工、检修工作，实现一停多用和综合检修，减少停电次数，减少客户停电时间，从而提高供电可靠率。为了做到无缝对接，在检修施工结束前应当实行预汇报制度，即配网运行人员在计划送电前30分钟到达操作现场，等待调度命令，准备执行送电操作，缩短停电时间。对大型施工工程，因为其停电范围广，停电时间长，必须实行工程项目管理，要求施工队伍提前一周制订施工方案，充分做好一切准备工作，分段、分时联合施工，尽可能缩小停电范围，减少停电时间。

4 结语

随着近几年我国经济的飞速发展，用户对供电可靠性也有了越来越高的需求。电力相关工作者们需要不断进行创新，在电网组织机构的管理和相关技术的应用上进行总结，使电力供应和管理工作能够与时俱进。