第一篇：二0一一年度無功電壓管理工作計劃

二0一一年度無功電壓管理工作計劃

無功電壓質量是電網運行的重要指標之一，它直接影響到電網的安全穩定運行。二0一一年，為了加強公司電網的電壓質量和無功電壓的管理，特提出如下工作計劃：

1、認真貫徹執行“電力系統電壓和無功電力規定”以及并聯電容及其附屬設備定貨技術條件等規章制度，每季進行一次無功電壓綜合分析。

2、各所要按照公司年初實現“電網堅強”及降低線損的要求，重點作好提高電壓質量工作，并落實具體的措施。

3、應加強研究、分析鄂旗電網無功電力平衡狀況，以“導則”為依據，根據本地區的各級電壓質量狀況，補充無功電源建設的規劃方案，逐步補足無功缺口，并努力使鄂旗電網在優化的方式下運行。

4、加強無功電壓專業的技術管理。每季應對本地區各級電壓、無功設備運行狀況及主變力率進行分析，并提出改進意見和措施。

5、電容器的投入主要是由于降低系統的無功潮流，減少無功損耗，提高電壓質量，提高主變的功率因數，所以供電所均要重視電容器的投切工作。

6、對10KV線路分散補償電容器，要求加強管理及時投切，使其真正起到節能降損的作用。

7、根據新投10KV線路長度及負荷狀況，重新測算線路壓降，在六月底前，完善10KV線路無功補償裝置的安裝和投切工作，真正實現提高電壓質量，降低線損的作用。

8、切實抓好用戶電容器的管理。用電服務人員要重視用戶無功電壓工作，用電營銷部要抓好新投用戶的無功補償裝置管理。摸清用戶無功補償情況，加強管理，關鍵使用戶普遍采用可控硅無觸點自動投切裝置，使其在高峰負荷時力率能滿足規定要求，低谷時不向系統倒送無功，實現就地平衡。

9、提高無功設備的健康水平和運行水平，抓好全過程管理，嚴把無功補償工程設計、定貨、安裝、試驗、維護、運行等各個關口，提高無功補償可用率。

10、技術要求

（1）電網調壓方式必須采用逆調壓方式。

（2）網內各電壓等級母線電壓及主變壓器一次側功率因數保持在合格范圍內，優先保證變電站10kV母線電壓在高峰時段不低于10.5kV；在低谷負荷時段不高于10.3kV。

鄂托克旗電力有限責任公司

二0一一年一月八日

2011年無功電壓管理目標及重點工作要求

一、主要技術經濟指標

1、電壓合格率

供電綜合電壓合格率≥96.6%，其中：Ａ類電壓合格率≥95%;B、C類電壓合格率≥98%；D類電壓合格率≥95%；

2、無功補償設備可用率指標 并聯電容器可用系數≥96%；

3、主變壓器一次側功率因數指標

高峰負荷時，35kV變電站一次側功率因數≥0.95； 低谷負荷時，一次側功率因數＜0.95。

二、2011年無功電壓管理重點工作要求

1、真實實現逆調壓的調壓方式，全力保證電網內各類電壓合格率達到預定指標，35kV及以上主變壓器一次側功率因數在合格范圍，優先保證變電站10kV母線電壓在高峰負荷時段不低于10.5kV；在低谷負荷時段不高于10.3kV，同時兼顧主變壓器一次側功率因數在高峰負荷時段不低于0.95；在低谷負荷時段不高于0.95。

2、確保缺陷電容器的消缺率和未交付生產電容器的投運率，完成并聯電容器的可用率。

3、根據公司文件要求，今年要將B、C、D類電壓監測點的電壓檢測儀全部更換為自動采集數據型儀表，各供電分局及大用戶管理處提前做好裝設點的分析考查。

三、2011年各相關單位分解任務

1、調度所 ⑴保證調度自動化遙測數據的準確性，提供正確無誤的報表數據。

⑵ 根據各變電站調壓建議下令投退電容器。

⑷ 合理調整負荷峰谷時段及變壓器無載調壓分接頭位置；根據實際需要下達電容器全、半容量運行方式變更；對長時間未運行電容器按設備輪換制度進行試投運。

2、輸變電管理所

⑴各變電站實時監視本站各等級電壓及主變壓器一次側功率因數，根據調度授權情況自行調整主變壓器分頭或向調度值班人員提出調壓建議。

⑵當本站各等級電壓及主變壓器一次側功率因數不在合格范圍，而本站已無調整能力，要向調度值班員及時提出，調度值班員從樞紐站進行調整，向值班員下達投退用戶電容器指令。（3）確保缺陷電容器消缺的及時性，要像對待系統主設備缺陷一樣及時修復缺陷電容器，確保完成電容器的可用率指標。

4、大用戶管理所

⑴負責實時監視調整所屬變電站各等級電壓及主變壓器一次側功率因數在合格范圍內，監督所屬用戶負荷功率因數在合格范圍內，并監督調整其無功補償裝置的運行情況，必要時向縣調值班調度員提出調壓建議。

⑵提前核對本部門各電壓等級用戶數目及配變數目，做好各類電壓監測裝設點的分析考查，按時完成各類電壓監測點的裝設調試工作。

⑶加強城市配電網電壓調整，適時調整配電變壓器分頭，切實提高D類電壓合格率。

⑷及時修復配網分散安裝已損壞的無功補償裝置，督促新增用戶安裝配備足量無功補償裝置并及時驗收投運，保證用戶已有無功補償裝置的可運率和投運率。

生產部 2011.1.20 2010年線損工作管理目標及重點工作要求

一、主要技術經濟指標

1、網損率不大于 0.9%，地區綜合線損率不大于 2.4%。

2、線損率指標及線損小指標

⑴各供電分局線損率完成年度計劃指標。

⑵關口計量裝置綜合誤差合格率 100%，220kV 及以上變電站母線電量不平衡率≤±1%，110kV 及以下變電站≤±2%。

二、2010年線損管理重點工作要求：

1、提高代表日線損理論計算準確性，有效指導節能降損工作。

2、落實降損的技術措施，做好無功就地平衡，提高電容器投運率，降低電網損耗。繼續加大對電網無功投入和配網改造力度，組織推廣節能降損先進技術。

3、合理安排電網運行方式，視電網負荷情況開展主變停備工作，降低電網損耗，落實降損的各項技術措施。

4、提高分電壓等級線損統計的準確性，嚴格抄表例日的管理，加大月末電量的抄見比重，嚴格控制線損率較大異動情況的發生。

5、加強關口計量管理，進一步降低不明損耗，統一網損統計口徑，加強各級關口數據核查，以確保關口電量數據準確。

5、要進一步加強站用電的管理與考核，嚴格站用電管理，通過合理調節室內環境溫度，從而控制電鍋爐及空調的耗電量，減少站用電量。

第二篇：電壓無功管理工作總結

電壓無功管理工作總結

我工區所轄九個變電站，除站外，其余8座變電站裝有電容器補償裝置。35KV母線裝有電容器13組，容量172600kvar；站35KV側還裝有低壓電抗器一組，容量45000kvar。10KV母線裝有電容器8組，容量30000kvar，電容器總裝設容量202600kvar。截止年底，電容器組可用率達99.99%。10KV母線設有電壓監測點8個，截止年底，全工區電壓總合格率為99.78%，電壓合格率和電容器可用率均達到一流標準。

為了搞好電壓無功管理工作，工區成立了以主任為組長的電壓無功管理領導組，運行、修試股各設專責人一名，成員由各站站長組成。建立、健全了電壓無功設備臺帳。并制訂了相應的管理制度及考核辦法。同時要求各站加強對無功設備的運行維護和管理工作，根據調度部門下達的電壓曲線，結合本站實際情況及時投切電容器和調整有載分接開關。

目前尚有變電站3000kvar電容器組急待更換為密集型電容器，另外需更換為有載調壓變壓器，以利于系統電壓的調整。

第三篇：無功電壓管理典型經驗

無功電壓管理典型經驗

專業名稱：無功電壓管理 日期：2006年12月 填報單位: 榆林供電公司

[摘要] 電力系統的無功補償與無功平衡，是保證電網穩定、經濟運行和電壓質量的基本條件。電壓和力率是電網運行的兩個重要參數，也是同業對標中的兩個重要指標，電壓合格率和電網的實時利率與電網中的無功潮流分布密切相關。電力系統的無功補償與無功平衡，是保證電壓質量和力率合格的基本條件，有效的電壓控制分析和合理的無功補償，不僅能保證電壓質量，而且能夠提高電力系統運行的穩定性、安全性和經濟性。本文通過分析無功電壓及力率管理中存在的問題，找出解決這些問題的措施，為提高電網安全、穩定、經濟運行水平奠定基礎。

一、專業管理的目標

無功電壓專業目標，按照國家標準和無功功率就地平衡的原則實現35kv及以上電網和用戶功率因數達到0.95，6-10kv電網和用戶的功率因數達到0.90以上。從而減少公司電網運行過程中功率損耗提高電壓合格率。

二、專業管理的主要做法

分析榆林電網無功電壓管理方面存在的主要問題，通過對存在問題的分析研究制定相應的措施，改善電網無功潮流分布。電網供電負荷分析

1.1、榆林供電公司110kv電壓等級供電用戶主要有神華神朔鐵路陜西段電氣化鐵路；榆林供電局通過榆林、神木330kv變電站躉售電量；神木化工有限公司等用戶。

1.2、35kv電壓等級用戶主要是神東煤炭公司國有大型煤礦和部分高耗能用戶。用戶除高耗能企業外均為一類供電負荷。2.無功電壓管理方面存在的主要問題

2.1用戶端無功補償容量不足，造成線路電壓損耗增大，用戶端電壓跌落明顯，并且在運行中需要從電網吸收大量，造成電網的無功負擔增加和大量的無功功率損耗。2.2 由于歷史原因，造成神東煤炭公司“一口電價”政策，使得用戶不重視無功補償裝置的運行管理，我公司也沒有有力的依據對用戶執行力率電價。加之用戶自身沒有 充分認識到做好無功平衡對自身帶來的效益和對電網經濟安全運行的作用。

2.3 配網范圍內公網用戶無功補償設備配置容量缺額較大，主要靠變電站安裝的補償電容器進行無功補償調節。雖然變電站主變的壓側功率因數符合標準，但由于線路功率因數較低，造成配網線路電量損耗較多，線路線損率較高。

2.4 大柳塔熱電廠由于經濟效益的驅使，造成發電機組多發有功少發無功的現象長期存在，大柳塔熱電廠線路的上網力率偏高，時常保持在0.99左右。

2.5 大柳塔、松定變電站各有一臺無載調壓變壓器沒有進行改造，造成兩臺主變運行參數難以統一，影響兩臺變壓器并列運行，造成這兩個變電站中低壓側母線電壓合格率偏低。

2.6 變電站安裝的電壓及無功補償設備自動控制裝置，由于設備制造質量和設備運行的穩定性不好，投入率不高。

2.7 大柳塔、松定變電站無功補償電容器容量偏小，加之原來按照煤炭企業管理標準執行，采用分散型電容器設備老化嚴重，故障率高，可用率低，影響設備正常運行，無功補償電容器，起不到應有的作用。

2.8 變電運行值班員普遍存在不能根據電網無功負荷和電壓變化情況合理投切電容器，存在投上后不退、退出后不投的情況。針對以上問題采取的主要措施以及收到的成效

3.1收集電網和用戶運行數據，并對電網運行數據進行分析匯總和整理，組織人員由主管經理帶隊走訪用戶，與用戶進行面對面的交流，通過大量、詳實的數據真是的反映了用戶用電過程中無功功率方面存在的問題。同時向用戶解釋提高用電功率因數對自身帶來的經濟效益和對電網安全運行的益處。使用戶充分認識到自身設備運行中存在的問題，得到用戶的支持與理解，并著手開始解決自身設備管理中存在的問題。

3.2 加強對力率調整電價政策的宣傳，尤其是對大工業用戶宣傳力率電價政策，通過一段宣傳之后，對部分用戶開始執行力率電價，通過價格手段，促使用戶安裝無功補償設備并且重視這些設備的運行維護管理，使得用戶的無功補償設備能夠投入運行，為電網無功潮流分布的合理性發揮作用。

3.3 在公司內形成制度，定期走訪用戶，了解用戶無功電壓設備的運行情況，積極為用戶解決設備運行、檢修和改造上的遇到的技術難題，及時解決用戶設備運行中發 生的各類問題，幫助用戶解決無功補償方案的制定、審查以及經濟性論證。使用原來沒有安裝補償電容器的用戶，安裝上了補償裝置，運行效果良好。通過和用戶長期的交往和合作，和用戶建立了良好的合作關系，更重要的是解決的公司電網在無功功率上的壓力，使電網無功分布日趨合理。

3.4每月統計計算各電壓等級關口計量裝置的有功、無功電度量，計算各電壓電壓等級的平均功率因數。逐月比較分析每個月功率因數升高或降低的原因，并提出針對性的措施，以達到每個月各電壓等級的功率因數在標準規定范圍內。

3.5 逐月制定變電站電壓曲線及調管電場的電壓和無功曲線，并且通過調度值班員嚴格控制發電廠的利率曲線，通過發電廠多發無功緩解大柳塔地區電網無功功率。

3.6 逐月統計每個變電站主變中低壓側功率因數，確定每個變電站無功電量的缺額，依此下達各變電站電容器投運率的數值。在每個月的運行分析會議上分析各變電站各電壓等級的功率因數以及無功補償電容器的投運率。

3.7 對110kV大柳塔、松定變電站無載調壓變壓器進行有載調壓改造，通過主變調壓方式的改造，解決了原來這兩各個變電站兩臺主變并列運行的限制條件，有效的提高了這兩個變電站中低壓側母線電壓合格率，為用戶提供更加優質的電能質量。

3.8 更換并增大110kV大柳塔變電站補償電容器及容量，解決主變低壓側無功電源不足問題，通過兩組3000KVar新電容的投入運行，徹底解決了大柳塔變電站主變6kV側功率因數長期偏低的問題，該變電站主變6kV側功率因數從0.70提高到0.99，改善了無功功率分布，提高了主變的效率。

3.9 每月統計計算各電壓等級關口計量裝置的有功、無功電度量，計算各電壓電壓等級的平均功率因數。逐月比較分析每個月功率因數升高或降低的原因，并提出針對性的措施，以達到每個月各電壓等級的功率因數在標準規定范圍內。

3.10就無功補償設備的運行狀況和要求對變電運行值班員進行了全面的培訓，通過培訓使變電站值班員充分認識無功補償設備的作用以及投、退條件。使得變電站安裝的補償電容器能夠及時、正確的投、退。

3.11 修改運行規程，對主變有載分接頭調整和電容器投、退管理制度進行修訂，規定變電運行值班員根據調度下達月度電壓曲線和各變電站運行的實時功率因數自行調整主變分接頭和電容器的投退操作。并且要求變電站值班員首先按照無功功率就地平衡的原則調節無功補償設備的投入容量，然后在按照電壓要求調節有載調壓變分接頭。通過培訓和制度的修訂使得各變電站的電容器投運率大大提高，從原來不足60%提高到94.76%。

3.12 在電壓監測手段上采用了先進的監測設備，通過調度自動化系統監測統計變電站母線電壓合格率，供電電壓檢測點采用GMS網進行數據采集和傳輸，能夠及時的掌握使各電壓監測點的運行電壓數據。有效的提高了公司綜合電壓合格率。

三、評估與改進

在沒有采取以上措施之前，由于神華礦區用戶電網設備比較落后加之不太重視自己無功補償裝置的運行管理，用電功率因數很低在0.70左右，有些用戶的用電功率因數更低在0.60左右。整個礦區電網用電功率因數較低。

1、典型案例分析：

1.1以2003年8月15日9：00為例 1115、1116大蘇1、2線總負荷：有功功率P=1.634萬KW;無功功率Q=2.68萬Kvar；大柳塔熱電廠上網負荷：有功功率P=2.35萬KW;無功功率Q=0.63萬Kvar；這一時刻大蘇1、2線功率因數cosφ＝0.52，熱電廠功率因數cosφ＝0.97。

若大蘇1、2線功率因數按0.90計算,整個大柳塔礦區無功功率缺額為Q缺＝1.889萬Kvar；熱電廠功率因數按0.90計算,熱電廠少發無功缺額為Q缺＝0.5萬Kvar。

如果熱電廠嚴格按照0.90功率因數出力，大蘇1、2線功率因數按照0.90計算，整改礦區電網此刻無功缺額為Q缺＝1.389萬Kvar。

電網在這種狀況下運行不僅電網運行的經濟性差、安全性也很差，在此種情況下一旦大蘇1、2線發生跳閘，礦區電網將會因為無功不足發生電網電壓崩潰電網全部失壓。對礦區各個煤礦的安全生產造成嚴重威脅。

采取以上有效措施之后，用戶加強了對已安裝的無功補償設備的運行管理，并且在原來沒有安裝補償電容器的變電站加裝了相應的補償電容器。礦區電網功率因數得到了很大改善。

1.2 以2004年9月15日9：00為例： 1115、1116大蘇1、2線總負荷：有功功率P=4.78萬KW;無功功率Q=1.93萬Kvar；大柳塔熱電廠上網負荷：有功功率P=2.35萬KW;無功功率Q=0.83萬Kvar；這一時刻大 蘇1、2線功率因數cosφ＝0.93，熱電廠功率因數cosφ＝0.94。

通過以上電網運行數據反映大柳塔礦區電網功率因數已經達到0.93，改善的電網無功分布，使我公司電網無功功率分布趨于合理，提高電網運行的經濟性。說明，用戶合理的進行無功補償不僅能過保證用戶的電壓質量，而且可以有效的降低電網的有功電量損耗，提高用戶自身的經濟效益，確保電網安全、穩定、經濟運行。2以后工作的方向

2.1 加強學習無功電壓管理方面先進的技術，力爭將先進的技術應用在電網無功電壓技術管理之中，使電網運行的經濟性達到提高。

2.2 增加配網線路無功補償設備的投入力度，采用國內先進的配網補償方案，徹底解決困擾配網無功補償的問題。

2.3 認真研究無功自動控制裝置的原理、性能以及管理軟件，通過研究解決目前這些裝置的缺陷，徹底解決后將提高電網無功電壓的控制手段和運行水平。

2.4 加強電網需求側管理，35kV及以上供電的電力用戶無功補償設備的配置按照高峰負荷時變壓器的功率因數應達到0.95以上。并且盡量選用根據功率因數自動投且的控制方式。

第四篇：電力系統電壓和無功管理條理

電力系統電壓和無功管理條理

1.電壓是電能的主要質量指標之一。電壓質量對電網穩定及電力設備安全運行、線路損失、工農業安全生產、產品質量、用電單耗和人民生活用電都有直接影響。無功電力是影響電壓質量和一個重要因素。各級電力部門和各用電單位都要加強對電壓和無功電力的管理，切實改善電網電壓和用戶端受電電壓。

2.為使各級電壓質量符合國家標準，各級電力部門做好好電網的規劃、建設和管理，使電網結構、布局、供電半徑、潮流分布經濟合理。各級電壓的電力網和電力用戶都要提高自然功率因數，并按無功分層分區和就地平衡以及便于調整電壓的原則，安裝無功補償設備和必要的調壓裝置。

3.電壓和無功電力實行分級管理。各網、省局、地（市）縣供電（電業）局都要切實做好所屬供電區的無功電力和電壓質量管理工作。制訂職責范圍和協作制度，并指定一個職能部門設專（兼）職負責歸口管理。

各級電力部門要對所管轄電網（包括輸櫝電線路、變電站和用戶）的電壓質量和無功電力、功率因數和補償設備的運行監察、考核。各電力用戶都要向當地供電部門按期報送電壓質量和無功補償設備的安裝容量和投入情況，以及無功電力和功率因數等有關資料。電網和用戶都要提高高壓裝置和無功補償設備的運行水平。

1.電力調度部門要根據電網負荷變化的和調整電壓的需要，編制和下達發電廠、變電站的無功出力曲線或電壓曲線。

2.發電廠的發電機的變電站的調相機要嚴格按照調度下達的無功出力曲線或電壓曲線按逆調壓的原則運行，沒有特殊情況或未經調度同意，不得任意改變無功出力，并要按調度部門的規定，定期報送發電機的有功一無功負荷曲線（――曲線）。水、火電廠在系統需要時，按調度指令，發電機可改為調相運行。

3.變電站裝設的并聯電容器、電抗器組，除事故和危及設備安全情況外，都要按照調度命令或電壓曲線按逆調壓的原則運行。

4.當電網電壓偏移和波動幅度較大時，按設計規程，應采用有載調壓變壓器，對220V千伏（直接帶10千伏地區負荷）和110千伏及以下電壓的變電站至少采用一級有載調壓；已建成的上述變電站和分接頭不合適的變壓器應根據需要逐步改造和更換為有載調壓變壓器。對220千伏（不帶10千伏地區負荷）及以上電壓的變電站根據系統調壓是否需要，對變壓器可靠性的影響及投資進行綜合研究后確定。用電單位若需裝置調壓設備，應報請電力部門批準。

變壓器的分接頭要按照電壓管理范圍分級管理，有載調壓變壓器的分接頭要按照電壓曲線或調度命令及時調整。

1.用戶在當地供電局規定的電網高峰負荷時的功率因數，應達到下列規定：

高壓供電的工業用戶和高壓供電裝有帶負荷調整電壓裝置的電力用戶功率因數為0．90及以上；其他100千伏安（千瓦）及以上電力用戶和大、中型電力排灌站功率因數為0．80及以個；躉售和農業用電功率因數為0．80及以上。

凡功率因數未達到上述規定的新用戶，供電局可拒絕接電。

2.電力用戶裝設的各種無功補償設備（包括調相機、電容器、靜補和同步電動機）要按照負荷和電壓變動及時調整無功出力，防止無功電力倒送。

自備電廠、地方電廠、小水電、余熱電廠的機級都應按照雙方協議或調度規定方式運行。

3.為調動用戶改善電壓，管好無功設備的積極性，凡受電容量在一百千伏安（千瓦）及以上的用戶均應按國家批準的《功率因數調整電費辦法》的有關規定，實行功率因數考核和電費調整。

1.各級電力部門和電力用戶都要按無功電力分層分區和就地平衡的原則，做好無功補償設備的規劃、設計、建設、合理安排無功電源。電力部門在建設有功電源同時，應根據電網結構、潮流分布等情況建設相應的無功補償設備，不留缺口，并應納入建設計劃與有功配套建設，同時投產。

2.新建或擴建的電電機，不僅應能送出無功，而且應能吸收無功；調相機應合理擴大遲相容器，以適應高電壓、大電網無功補償的需要。

1.各網、省局可結合本地區實際情況，制定本條例的實施細則。

本條例自發布之日起施行。2.

第五篇：有功調度及頻率管理和無功調度及電壓管理

有功調度及頻率管理

10.1 湖北電網頻率的標準是50赫茲，頻率偏差不得超過±0.2赫茲。湖北電網頻率按（50±0.1）Hz控制，按（50±0.1）Hz、（50±0.2）Hz分別考核。任何時間電鐘與標準鐘誤差不得超過±30秒。

10.2 為監視電網頻率，湖北電網內各級調度機構調度室、發電廠控制室、地區監控中心值班室和110kV及以上變電站應裝有數字式頻率表和電鐘。電網頻率表、電鐘以省調（或上級調度機構）表計為準。

10.3 正常情況下，發電廠應按照日發電調度計劃運行，有功出力的偏差應在日發電調度計劃曲線的±3%以內，或按照值班調度員指令運行。發電設備不能按日發電調度計劃運行時，應按下列規定執行：

1）發生事故緊急停運的，按照現場規程處理，并及時匯報值班調度員；

2）發生臨時性缺陷、燃料質量等原因無法按照日發電調度計劃執行的，應及時向值班調度員提出申請后按照值班調度員臨時指令執行。

10.4 并網發電機組提供基本調峰的能力必須達到以下要求，發電機組其它各項運行指標與參數必須滿足《并網調度協議》中的相關規定。

1）額定容量200MW及以上的火電機組，基本調峰容量不低于機組額定容量的50％； 2）額定容量200MW以下的火電機組，基本調峰容量不低于機組額定容量的30％。

10.5 所有并入湖北電網運行的發電機組必須具備一次調頻功能。機組正常運行時其一次調頻功能必須投入，未經值班調度員許可，不得退出機組的一次調頻功能。

10.6 所有并入湖北電網運行的發電機組一次調頻死區、轉速不等率、最大負荷限幅等基本性能指標應滿足《電網運行準則》中相關規定的要求。

10.7 并入湖北電網運行的200MW及以上容量的火電機組、40MW及以上容量的水電機組必須具備AGC功能。

10.8 具備AGC功能機組的AGC可用率、調節容量、調節速率、調節精度和響應時間等參數必須滿足《湖北電網自動發電控制技術要求》的規定；機組的AGC功能投停方式必須按省調的通知執行，值班調度員可根據電網需要臨時投停機組的AGC功能。

10.9 具備AGC功能的機組正常運行時均應投入AGC功能，當調度計劃出力超過其AGC 出力調整范圍時，發電廠值長應自行退出AGC功能，并匯報值班調度員。當AGC功能退出后，機組出力按日發電調度計劃曲線運行。發電廠因設備消缺、運行方式改變不能按規定投入AGC功能時，由發電廠值長向值班調度員提出申請，經同意后方可退出。機組AGC功能因故緊急退出后，發電廠值長應及時匯報值班調度員。10.10 省調值班調度員可根據系統需要修改各發電廠日發電調度計劃曲線，相應發電廠應及時增、減發電出力以滿足調整后的發電曲線。

10.11 地區電網解列時，孤立小電網的頻率調整由所在地區的地調值班調度員或主力發電廠值長負責。幾個地區和幾個發電廠解列為同一電網時，由省調指定相應的地調值班調度員或主力電廠值長負責頻率調整。無功調度及電壓管理

11.1 湖北電網發電廠220kV母線正常運行上限、下限值為242kV和220kV，各省調發電廠220kV母線電壓運行超過規定限值時，發電廠值班人員應不待值班調度員的指令自行調整，使電壓恢復至允許范圍內，調整無效時，應立即報告省調值班調度員；變電站220kV母線正常運行上限、下限值為235kV和213kV，變電站值班人員應加強對220kV電壓運行的監視，保證各級電壓運行在規定范圍內，當220kV母線電壓超過規定限值時，應及時報告省調值班調度員。

11.2 無功調整應按無功負荷就地平衡的原則，實行無功功率分層分區平衡，減少長距離輸送無功，減少電網的有功損耗和無功損耗。

11.3 各級調度機構應按調度管轄范圍實行無功電壓分級管理,地區電網內電壓中樞點及監視點報省調備案。11.4 根據電網穩定水平、調壓能力和電網負荷季節性的變化，調度機構按季下達電壓考核點電壓（或無功）運行曲線，標明正常運行電壓和允許的偏差范圍。湖北電網電壓考核點參見附錄六。

11.5 各電壓考核點的廠、站運行人員應嚴格執行調度機構下達的電壓（或無功）曲線。有調整手段的廠、站要盡力做到逆調壓。

11.6 電網需要時，值班調度員可臨時改變電壓（或無功）運行曲線。

11.7 發電機、調相機的自動勵磁、強勵、低勵限制裝置和失磁保護應正常投入運行，如遇特殊情況需退出運行時，應征得值班調度員同意。

11.8 電壓調整的方法：

1)改變發電機和調相機的勵磁；

2)投、切電容器、電抗器；

3)調整變壓器的分接頭；

4)改變廠、站間的負荷分配；

5)改變電網接線方式；

6)啟動備用機組；

7)向上級調度匯報，請其協助調整；

8)電壓嚴重超下限運行時，按規定切除相應地區部分用電負荷。