第一篇：調度工作運行管理指導意見

調度工作運行管理指導意見

一、調度工作程序

二、調度工作運行程序

三、交集班程序

調度工作安全管理指導意見

一、生產環節的安全管理

二、急時處理安全緊急情況

三、做好安全督察工作

調度工作季節性管理

一、雨季三防調度

二、夏季防暑降溫調度

三、冬季防寒防凍調度

調度重大事故組織搶救管理工作指導意見

一、各級調度在指揮搶救重大事故時的職責

二、調度在指揮搶救事故的工作方法

三、重大事故匯報程序

調度工作制度

一、領導干部值班制度

二、逐級匯報制度

三、、調度中心交接班制度

四、調度保密制度

五、調度資料保管制度

調度基礎業務管理制度意見

調度考核制度

調度會議管理制度

調度通訊制度

調度指揮管理制度

調度中心內部信息處理程序

調度管理人員崗位責任制

第二篇：電網調度運行管理工作計劃

電網調度運行管理工作計劃

電網調度運行管理工作計劃

電網調度運行管理工作計劃

1適應形式需求，增強全局觀念，加強調度紀律，確保電網安全穩定運行。調度運行系統成員要清醒的認識所擔負的電網安全責任，以高度的責任感和使命感突出抓電網的安全管理，全力以赴保證電網的安全穩定運行，結合電網運行情況，制定并貫徹實施切實可行的電網穩定措施和反事故措施，嚴格執行電網管理中的各項規章制度，切實履行好職責。調度人員、變電運行人員、各設備線路維護部門要以高、精、細、嚴的標準嚴格要求自己，堅持事故預想天天做，每季度堅持開展反事故演習，根據不同季節，不同情況，積極合理有效地

開展工作，保證電網安全穩定運行。2強調經濟調度，高度重視運行分析，努力提高電網經濟運行水平。對于經濟調度重點落實電網監控和經濟運行理論計算分析，加強對電網的實時監控，堅持開展負荷預測，總結負荷變化規律特點，結合潮流分布，以及經濟運行理論計算數值，及時調整運行方式；并且要建立相應的運行管理現場規程、制度，強調目標責任的落實，努力提高電網經濟運行水平。

3加強對繼電保護定值的校驗工作，要根據規程規定結合電網結構及電網運行方式的改變，及時對系統進行短路電流計算，保護定值校核；突出抓好繼電保護和安全自動裝置的基礎管理，進一步完善電網安全自動裝置，杜絕繼電保護“三誤”現象的發生，切實落實繼電保護“反措”，以滿足電網運行的安全性需求。4以運行方式為指導，認真分析研究電網存在的薄弱環節，加強設備預防性試驗和設備缺陷管理，推行以狀態檢

修為基礎的動態檢修，提高設備健康水平。要認真準備，做好“春、秋季檢修”及“迎峰度夏”準備工作，及時消除電網、設備隱患。

5加強檢修的組織管理。定檢必須依據修必修好的原則按計劃嚴格落實，嚴格控制臨檢，推行以停電工作的必要性和緊迫性為客觀依據對停電計劃進行測算考核，實行“先測算后停電”，合理制定檢修停電計劃，嚴格控制停電范圍。在開展“零點工程”的同時，加強各檢修單位的配合和聯系，統一管理，統一安排，嚴格控制停電時間；檢修單位要有工作計劃，優化施工方案，落實工作措施，減少工作時間；停送電管理實行預報告制度，積極推行對檢修、調度、運行操作部門停送電時間分級考核制度，減少設備在非檢修狀態的停電時間，杜絕設備停電等人現象，努力提高電網健康水平和供電可靠性。

6加快農網建設改造及各變電站設備的技改步伐，積極推行技術進步。完善

和優化電網結構，按照電網規劃，優先安排增加電網傳輸容量提高電網安全和供電質量的項目，改善電網供電設備狀況，增強供電設備供電能力。7高度重視無功管理，按照無功平衡的原則和有關導則規定，作好無功補償的規劃工作，同時加強無功管理措施的落實。按照總體平衡與局部平衡相結合，以局部為主；電力部門補償與用戶補償相結合；分散補償與集中補償相結合，以分散為主；降損與調壓相結合，以降損為主等幾項原則，加大管理和宣傳力度，提高各級管理人員和用戶對無功的重視程度，使無功管理工作納入規范化軌道。

8加快通信及調度自動化系統建設改造步伐。按照二期農網結余資金和三期農網通信及調度自動化建設規劃，爭取早日完成東部光纖通信環網工程，加快調度主站系統改造，以開發高級應用為主導，不斷完善調度主站系統功能及指標，爭取早日實現調度自動化實用化達

標。

9以人為本，加強隊伍建設，提高整體素質。電網運行管理對人員的技術素質要求比較高，在，要堅持以提高人員素質為根本，充分發揮人的主觀能動性，實現突破創新和發展壯大。首先是完善各項管理制度，并嚴格落實各項規章制度、規程、規定的執行，從加強制度管理上規范人。其次是以創建學習型企業為契機去塑造人，有計劃、有針對性的開展學習和培訓，以多種多樣的形式提高人員的業務技術素質和樹立敬業愛崗的品質。

第三篇：調度運行規程

調度運行規程 總 則 第1條 本規程依據《中華人民共和國電力法》、《電網調度管理條例》、《東北電力系統調度運行規程》及上級頒發的有關規程、規定和安全調度的文件，結合赤峰地區電網的特點，在我局原有調度規程的基礎上，加以修改、充實、編寫而成的。第2條 電力系統包括發電廠（地方電廠、企業自備發電廠）、變電所、輸配電線路和與此相關聯的用戶，是一個不可分割的完整系統，必須實行統一調度管理。調度系統包括各級調度機構和電網的發電廠、變電所的運行值班單位。赤峰供電公司電力調度（以下簡稱赤調）是電力系統地區組合調度機構，對赤峰地區電網實行統一調度管理。第3條 本規程適用于赤峰地區電網統一調度管理的發、送、變、配、用戶等有關設備。上述設備的主管單位領導和全體運行人員應熟知本規程的全部內容。公司所屬各生產單位及有關科室應熟知本規程的全部或部分內容，并貫徹執行。第4條 赤峰地區電網調度系統各單位現場運行規程及有關規定中的有關部分與本規程有抵觸者，均應以本規程為準進行修訂。第5條 本規程有關部分如與上級調度部門頒發的規程、規定有抵觸時，按上一級規程規定執行。第6條 各級調度和運行人員在調度業務和運行指揮中是上、下級關系。各運行單位必須在調度的統一指揮下，嚴格執行各種規程制度，密切配合，保證電力系統安全、經濟、可靠的運行。第7條 任何單位和個人不得干預調度值班人員發布的調度命令。當發生拒絕執行調度指令和違反調度紀律時，調度會同有關部門組織調查，視情節及后果輕重矛以嚴肅處理。第8條 本規程解釋權屬赤峰供電公司。本規程自2002年9月1日起執行，原1991年12月頒發的《赤峰電力系統調度規程》即行作廢。第一章 調度管理 第1條 赤峰管理的任務是指揮赤峰地區電網的運行、操作和事故處理，可靠向用戶提供優質電力主要工作有：

1、認真貫徹執行《電力法》、《電網調度管理條例》及上級關于電網有關文件精神及各項政策；

2、執行上級調度和領導發布的指令；

3、編制、執行電力系統的運行方式；

4、對調度管理的設備行使指揮權，保證赤峰地區電力系統安全運行和連續發供電；

5、編制和批準設備檢查計劃；

6、使電網處于最經濟方式下運行，降低送變電損失；

7、使監視點電壓符合國家標準；

8、貫徹執行電力系統的各種規程和制度；

9、迅速指揮、處理電網內各種類型事故，并制定反事故措施；

10、督促有關單位消除設備缺陷，提高設備完好率；

11、做好新設備投入前準備工作；

12、做好編制地方電廠、企業自備電力的發電計劃，并監督執行；

13、對赤峰地區電網的遠景規劃和發展設計提出建議，并參加審核工作；

14、與下級調度、發、供電單位及有關人員用戶簽訂調度協議，并督促其認真執行；

15、做好電網各項技術資料的統計、分析、整理和上報工作。第二節 調度設備管轄范圍 第2條 網調授權赤調指揮的220KV變電所有：元寶山、赤峰、大板、寧城、新惠、林東、平莊。220KV線路有：元元一線、元元二線、元赤線、赤寶線、元大線、元新線、大東線、元平線、平寧線、寧建線，上述設備操作前，后，應請示匯報網調。第3條 當遼西電網由于發生事故單運時，由遼寧省網調指揮單運系統電源不足時，兩錦、朝陽、赤峰三地區限電按4：2：1比例執行。第4條 當赤峰地區由于發生事故赤峰熱電廠單運時，由赤調指揮單運系統的運行和事故處理。第5條 赤調驪赤峰地區電網指揮、管轄范圍如：

1、赤峰熱電廠機、爐、電等主要設備的啟、停、并、解列及影響發電機出力的設備；2|局屬各一次變、二次變送、變電設備及有關的繼電保護、自動裝臵、遠動設備；

3、赤峰地區電網農電系統及大用戶變電所主變壓器、66KV及以上的設備、66KV及以上的送電線路。

4、局屬配電聯絡線，雙電源聯絡開關及紅山區、松山區用戶10KV專用線路；

5、赤峰地區各地方小水電、小火電廠、自備電廠進線開關及其并、解列操作。特殊情況下由過調授權有關調度或變電所聯系、指揮；

6、克旗電網單運情況下由克旗調度指揮 第三節 調度管理制度 第6條 赤調值班調度員是赤峰地區電力系

統運行、操作和事故處理的指揮者，調度系統的值班人員必須樹立全局觀念，在業務上服從統一調度。非電力調度指揮系統的任何部門和個人均不得干預調度工作。第7條 凡屬赤調指揮管轄的設備，未經值班調度員的同意，不得進行任何操作改變其運行狀態。第8條 赤調對有關值班人員下達指令時，必須有錄音，并對其正確性負責。接受調度指令人員要正確的復誦、錄音，并做好記錄，確認無誤后執行。第9條 值班調度員下達的指令，受令者必須認真執行，如果有疑問時應及時向發令人詢問，但發令人堅持原指令時，受令者必須執行。如果執行命令將威脅人身或設備安全時，受令者應拒絕執行，并將其理由反映給值班調度員和本單位領導。如受令者無故不執行或延誤執行值班調度員指令時，未執行指令的值班人員和允許不執行指令的領導人對其后果均應負責。第10條 調度系統內的各有關運行單位領導發布的生產指令，如涉及到調度業務和權限，應事先征得調度同意。第11條 值班調度員與運行人員聯系工作時，雙方要自報單位和姓名，將聯系內容做好記錄，并復誦和錄音。第12條 各旗縣區農電局調度或送電端變電所，在接到赤調的委托指令后，有權指揮該地區的設備操作。第13條 新參加調度工作或脫離調度值班崗位三個月以上者，經考試合格，由主管局長或運行副總工程師批準后，方可值班，并通知有關運行單位。第14條 調度指令應由各運行單位的值班長或發電廠值長受理。當值班長和值長不在場時，可依次由第一值班員、第二值班員、發電廠的電氣班長，第一值班員受理。各運行單位的非正式值班員，不得接受調度指令。第15條 各運行單位經領導批準的值班員名單和電話號碼應與調度互相備案，有變動時應及時通知對方。有關單位應在每年春檢前一個月向調度提供有權簽發工作票的人員名單。第16條調度系統內的值班人員必須遵守調度紀律，出現違反調度紀律的情況時，調度部門應及時向上級調度機構或供電公司主管領導匯報，并會同安監部門和有關單位共同調查。由其所在單位或上級機關給予行政處分和經濟處罰。第四節 繼電保護和自動裝臵運行管理 第17條 220KV線路、一次變電所220KV設備的繼電保護和自動裝臵由網調負責管理，授權赤調指揮操作。第18條 赤調指揮管轄的設備，其繼電保護和自動裝臵的停、啟用由赤調負責，繼電保護專業人員負責向調度提供繼電保護整定方案、使用規定和繼電保護定值通知單。第19條 繼電保護和自動裝臵定值管理：

1、由赤調編制的運行方式做為繼電定值整定專業人員修改定值的依據。當運行中繼電保護定值不能滿足要求時，由運行單位報告調度，當值班調度員應及時向主管生產的領導匯報，并通知繼電保護部門有關人員，繼電保護人員應及時完成定值的變更、調試。由于運行方式的變更使繼電保護定值不能滿足系統要求時，由調度直接通知繼電部門領導或繼電定值專責人，待定值變更、調試后，才允許進行變更運行方式的操作。

2、研究大型運行方式的變更，繼電專業人員應參加并會簽。

3、新設備投運前，由調度編制出運行方式和投運方案。繼電保護專責人員依次計算繼電保護。第20條 值班調度員應按著繼電專責人提供的繼電保護整定方案和使用規定，指揮操作和事故處理，保證繼電保護的正確使用。第21條 調度指揮管轄范圍內的保護裝臵改變定值或新保護裝臵投運前，調度值班人員必須按定值通知單與現場運行人員進行整定值和有關注意事項的核對，無誤后方可投入運行，調度值班人員應在通知單上注明定值更改時間及對方核對人姓名，并在調度運行日志上做好記錄。第22條 現場運行人員應監視保護裝臵的最大允許負荷或負荷曲線，防止保護誤動作。當電流達到過流保護整定值的80%時或達到距離保護的停用曲線規定值時，運行單位可先停用該保護，然后報告調度。當電流下降到過流保護整定電流80%以下或者恢復到距離保護的允許運行曲線時，運行人員應及時恢復已停用的保護，事后報告調度。第23條 值班調度員有權根據運行方式，天氣、設備等特殊情況，停用調度管轄范圍內的繼電保護和自動裝臵，事后報告有關領導。但在下列情況下必須事先得到網調和局主管生產的領導批準：

1、一次變主變差動保護和重瓦斯保護同時停用，由網調批準：

2、一次變主變主保護停用其中之一時，（重瓦斯或差動）局主管生產領導批準；

3、二次變主變保護的停用，必須經局主管生產領導批準；

4、發電廠發電機保護，主變壓器的主保護的停用，必須先經電廠總工程師的批準、同意后，再由值班長向當班調度員提出申請。第24條 調度所每年根據網調下達的低周切負荷數量，編制低周減載和低周解列方案。經局主管生產領導批準后，試驗所負責按期完成現場調試工作。調度按要求掌握投入和退出，保證切除數量。第五節 運行方式管理 第25條運行方式編制原則：

1、選取最合理的結線方式，保證整個系統安全穩定運行，保證系統電能質量，力求達到系統運行的最大經濟性；

2、保證系統運行可靠性和靈活性，使系統操作變更及檢修安排合理，便于事故處理和防止事故擴大；

3、正常運行時保證重要用戶的可靠供電，事故情況下保證發電廠用電、一次變電所用電及重要用戶的保安電力。第26條根據赤峰地區電網的具體情況，運行方式分為年、日（臨時性）兩種。年運行方式做為調度正常運行及事故處理的指導原則，為繼電保護整定提供依據。日方式根據系統情況隨時調整安排。第27條運行方式應于每年春檢前編制完成。其主要內容如下：

1、系統正常結線；

2、系統正常的運行方式；

3、主要設備檢修的結線方式；

4、事故情況下的運行方式；

5、電網運行方面的有關注意事項。第28條 繼電保護整定專責人員應按調度運行方式制定相應的繼電保護及自動裝臵的運行方案，在按到運行方式后一個月內向調度所提交。第29條 日方式根據系統運行情況的變化，系統結線改變的需要臨時編制。日方式主要內容：

1、運行方式變更原因、內容；

2、結線方式、潮流分布、電壓變化、消弧線圈補償情況；

3、由繼電專業人員根據方式變化提出保護及自動裝臵的變更；

4、操作原則，注意事項及新方式下事事故處理原則。第30條 當值調度員在遇特殊情況時，為使系統安全經濟運行，可根據當時的具體情況臨時改變運行方式。操作前應征得調度所長和局主管生產領導的同意。影響到計量方面的方式變化應通知營業部門。第六節 設備檢修管理 第31條 根據電力生產連續性特點發供電設備必須協調配合，實行統一平衡，安排計劃檢修，避免和減少重復停電。第32條 凡屬赤調指揮管轄范圍的設備（一、二次設備），因檢修、試驗、新建、改（擴）建工程等工作，影響到運行設備的停電、備用或運行方式改變及出力減少時，均需由該設備的運行單位向調度提出檢修申請計劃，經赤調批準后方可進行工作。第33條 檢修計劃分為年檢修計劃（220K系統）和月檢修計劃。檢修計劃的內容包括： 檢修設備的雙重名稱、設備停電或工作范圍、作業內容、作業時間等。第34條 220KV設備應由檢修單位向赤調報告檢修計劃，赤調平衡后上報網調，由調統一安排。赤峰熱電廠主要設備（機、爐、電）檢修計劃報網調同時抄報赤調。地方電廠、各旗縣區農電局、各專用線用戶的檢修計劃，直接報赤調平衡、安排。局屬設備的檢修計劃報赤調，局里統一平衡后，隨月生產任務書一起達到有關生產單位。第35條 各單位檢修計劃的提報和調度部門的批復應按規定的要求和時間進行。第36條 根據網調、赤調批準的設備停電檢修計劃、各有關生產單位在開工前三天向調度提出申請，調度在一工前一天批復，操作復雜，對系統運行方式影響較大，或較大面積停電設備檢修，有關生產單位必須在開工前五天向調度提出申請，調度在開工前二天批復。節假日的設備停電檢修，應于開工前15天提出申請，調度于開工前三天批復。第37條 設備停電檢修，要嚴格按計劃時間進行。如因特殊情況不能按計劃進行時，檢修單位應在開工前三天報告調度，最遲不晚于開前二天，以便調度能及時通知用戶。由于系統原因檢修不能按計劃進行時，調度應在規定的批復時間內以前通知檢修和用戶。第38條 未經網調批準列入計劃的檢修，均屬臨時檢修，對于 設備的臨檢，特做如下的規定：

1、臨檢應于開工前48小時向調度提出申請；

2、配合計劃檢修的臨檢，在其臨檢時間不超過計劃檢修時間時，赤調當值調度員應給予安排；

3、值班調度員有權批準當值內可以完工，不影響運行方式，不影響用戶供電的設備臨檢（66KV及以下設備）。如：能用專用

旁路開關帶送的開關、冷備或熱備用的開關、變壓器、旁路母線及二次回路等工作。第39條 設備異常運行，為防止擴大缺陷，應在6小時前向赤調當值調度員提出申請，當值調度員接到申請后根據系統情況及時安排，并及時通知重要用戶。如果對用戶不造成停電能安排的臨檢，當值調度員應盡早安排，不受6小時限制。第40條 設備異常運行達到規程規定的緊急停止運行條件時，或危及設備安全時，應立即向赤調當值調度員提出申請，當值調度員接到申請后根據系統情況立即安排。情況緊急時，應馬上停止運行。事后向有關領導匯報。第41條 批準緊急的臨檢時間：35—220千伏以上變壓器、開關、及電力電纜等輸、變電等主要設備不超過72小時。第42條 設備停止和作業時間計算：

1、停電時間“從設備停止運行或停止備用時起到設備轉入運行或備用為止；

2、作業時間：從發布工作許可命令起到接到工作負責人的竣工報告，并辦理了工作終結手續為止。第43條 設備檢修延期開工時，應經赤調檢修專責人批準。第44條 設備檢修延期的規定：

1、一、二次設備檢修工期較長，如發現重要缺陷或其它原因不能按期完工時，在檢修工期未過半前，向赤調提出延期申請，批準后，按新工期計算。史允許延期一次（220千伏一、二次設備檢修延期由網調批準）。

2、檢修工期只有一天（包括每日都要臨時恢復送電的檢修），由于氣候變化影響，不能繼續進行檢修，在計劃檢查工期未過半前向赤調提出延期申請，批準后，按新工期計算。

3、地方火、水廠影響出力的主要設備大、小修，無論檢修延期或提前竣工，必須提前2天向赤調提出申請，批準后，按新工期計算。第45條 地方火、水廠影響出力的主要設備大、小修不能按計劃開工時，應在前三天11時前向赤調提出檢修變更日期。第46條 對檢修設備的停電，在未經赤調的批準，運行單位不得任意擴大操作范圍。檢修單位在未得到赤調的批準，不得隨意擴大檢修范圍。第47條 設備停電或停止備用，雖經申請并得到赤調的批準，但在操作前仍需得到當值調度員的操作指令后，方可將設備轉為檢修或停止備用。第48條 經批準并開工的設備停電檢修，因系統或用戶的特殊要求，值班調度員可隨時令其停止檢修，將設備恢復運行。第49條帶電作業：

1、送、變電設備的帶電作業，凡對工作人員或系統安全影響而有要求的（如停用線路重合閘，或經聯系后才允許對線路強送電等），要按檢修申請手續向赤調提出申請，經批準后方可作業。

2、當日帶電作業處理的緊急缺陷，直接向赤調當值調度員提出申請，當值調度員根據系統情況立即安排。第50條 赤調檢修專責人在接到檢修申請后應做到：

1、協調各生產單位，習題做到一、二次，送、變、配設備的配合檢修；

2、根據檢修內容，審批合理的檢修時間；

3、充分利用系統結構，在安全、經濟運行的前提下，合理安排檢修運行方式，做到少停電，少限電；

4、填寫的設備檢修票，設備停電范圍和工作內容明確，保護及自動裝臵和運行方式交待清楚；

5、重大的設備檢修，需經赤調有關人員討論、審核。必要時經局有關領導批準。第51條 任何單位和個人嚴禁不經聯系私自在自己不能控制電源的設備上進行作業或借機作業。即使知道設備不帶電，也絕對不允許自行安排工作，因為設備有隨時來電的可能。經批準的設備檢修作業或借機作業，必須辦理作業許可手續，否則視為無作業。第七節 線損負荷管理 第52條線損是供電企業綜合性的重要技術經濟指標，各有關單位應各盡其責，相互協調，加強管理，確保電網經濟運行。第53條 調度所負責全局的送變電損失及一次網損的統計管理工作，負責制定送變電降損措施計劃及送變電損失理論計算。第54條 定期向上級有關領導和主管科室提供線損統計數據和分析，對電網經濟運行提出合理化建議。第55條 線損管理負責人應與運行方式、檢修管理及無功電壓管理負責人協調工作，監督新方式運行、設備檢修及電壓變化對線損大小的影響，及時提出合理性建議，盡可能地降低送變電損失。第56條 當系統內有新設備投運或方式變化時，線損管理人員應進行線損的理論計算，如對線損影響較大，及時通知有關部門。第57第 發電廠、變電所電度計量裝臵出現異常問題時，應立即向調度所和計量所有關人員匯報，計量所及時進行處理，并將處理結果報調度所。第58條 發電廠、變電所應做好電量統計工作，要準時、準確地進行抄表，并正確地計算出當月電量，于下月1日以電話形式上報調度所。第59條 當發電廠、變電所發生異常計量時，值班人員必須詳細記錄在《變電所異常電量記錄簿》上，不得漏項，并按異常電量計算方法計算出異常電量，在下月1日隨月電量一起報調度所。第60條 各變電所應加強所用電的管理，對非生產用電要嚴格控制，所用電增加負荷時，必須經調度所和計劃部批準。第61條線損管理專責人每年進行一次全網送變電線損理論計算，分析線損升高或降低的原因，提出改進措施，各有關的發電廠，變電所應提供真實可靠的計算依據。負荷管理 第62條 各發電廠、變電所每天按規定時間記錄設備潮流（包括有功、無功、電壓、電流），并按規定上報調度所。第63條 無人值班變電所由集控站記錄設備潮流。第64條 各發電廠、變電所、集控站值班人員，應監視設備負荷情況，發現負荷超出允許范圍應及時通知值班調度員，值班調度員應設法進行調整。第65條 每月典型日（15日，遇節假日順延）各發電廠、變電所應準確記錄24小時正步潮流（包括有功、無功、電壓、電流），由調度所匯總后上報網調。第66第 調度所負責每天的負荷預測工作，并應確保準確性。第67條 各地方電廠要嚴格按赤調下達的發電曲線發電。當實際發電曲線與計劃曲線出現偏差超過±3%時，將近電網管理的有關規定予以處罰，超發電計劃，多發部分不予結算。第68條 赤調當值調度員有權根據電網安全穩定需要和電網電源的變化修改地方電廠上網曲線。第69條 赤調修改發電上網曲線要以有關設備規范、額定參數、設備的實際情況和電網的需要為依據。第八節 低頻減載管理 第70條 為防止推動大電源而擴大事故，系統中安裝低頻減載裝臵，當頻率嚴重降低時，自動切除部分次要負荷，從而保證系統對重要用戶的供電。第71條 調度所每年根據網調下達的低頻切負荷數量，編制本地區低頻減載和低周 解列方案，經局總工程師批準后執行。試驗所負責按期完成現場安裝調試工作，調度所按要求掌握投入和退出，以保證切除足夠的數量。第72條 低頻減載裝臵每年整定一次，必要時可隨時做適當調整。第73條 根據需要，低頻減載裝臵可以安裝在電力用戶內部，用戶應積極配合，不得拒絕。第74條 任何單位不得擅自停用低頻減載裝臵、轉移其控制負荷或改變裝臵的定值。各廠、變低頻減載裝臵的投、切、定值的改變，必須按赤調指令進行。第75條 各廠、變低周減載裝臵的投切，定值的改變，均按赤調指令進行。當低頻減載裝臵因故停止運行其間，系統周波降到該級低頻定值時，運行人員應手動切除該裝臵所控制的線路。第76條 每月15日為典型日（遇節假日順延）各發電廠，變電所應記錄2、10、19點（夏季為21點）低頻減載裝臵實際控制的負荷數量，由赤調匯總后上報網調。第九條 無功電壓管理 第77條 電壓是考核電能質量主要指標之

一、無功電力是影響電壓質量的重要因素。因此要加強對無功電壓管理，使系統電壓經常保持在正常規定范圍內。

1、赤調負責赤峰電力系統電壓的監視、調整、考核；

2、赤調負責赤調電力系統無功補償設備的統計，并會同有關部門做出無功電力規劃，提出新增無功設備的容量及安裝地點；

3、凡在赤峰地區新建發電廠和農網、城網66KV變電所必須采用有載調壓變壓器，新建送配線路按要求設計，原則上66KV線路長度不得超過60KM，10KV線路長度不得超過15KM，根據無功電力就地補償原則，凡新建變電所（包括廠、礦、農電）在設計時必須考慮配備相應無功補償設備。農網要考慮采取集中和分散補償相結合原則，功率因數在0.9以上。第78條 發電廠、變電所運行人員應隨時監視電壓偏移，當電壓偏移超出允范圍時應進行無功出力的調整和電容的投切，使電壓恢復正常，池無法調整時向赤調報告。第79條 赤峰熱電廠、赤峰地區方水、火電廠及企業自備電廠應按電壓標準及時調整礪磁電流及無功出力使電壓保持正常水平。第80條 地區電網內各變電所的電容器每日可以在電壓合格范圍內自行投切。第81條 局屬各載調壓變壓器的各變電所

當電壓超出合格范圍時，應及時向調度匯報，經總工程師批準后進行相應調整。第82條 局屬各電變所（包括農電各中心變電所）變壓器分接頭的調整，由赤調統一管理，農電其它變電所、廠、礦市，的66KV變電所變壓器分接頭調整可自行調整后報赤調備案。第83條 赤峰電網電壓監測點設臵規定： A類城市變電所，指縣級以上城市規劃建成區及供主要工業負荷的變電所，6.3--10KV母線設一個監測點。B類：110KV以上供電的和35--66KV專線供電用戶，每個用戶設一個監測點。C類：35--66KV非專用線用戶和6.3--10KV用戶每萬千瓦負荷設一個監測點。D類：380/220V配電變壓器按總臺數1%設定結構的變化進行調整。第84條電壓上升下限一般規定： 城市變電所：10KV+7-0%（A類電壓監測點）66KV專、非線用戶變電所：66KV+5%（B類、C類電壓監測點）10KV用戶變電所：10KV±7%（C類電壓監測點）6.3KV用戶變電所：6.3KV±5%（C類電壓監測點）380/220V+5--10%（D類電壓監測點）各一次變電所：220KV--3%---+7%，66KV-3%---+75（一般要求在上限運行）考核時間： A類電壓監測是為全日24小時記錄，B、C、D電壓監測是每月5日、15日、25日記錄，每月典型日遇節假日順延一日記錄。第十節 地方電廠和雙電源用戶的管理 第85條 并網運行的非電力系統直屬的水、火電廠、自備電廠（簡稱為地方電廠）是電網的組成部分。上述電廠必須服從統一調度，遵守調度紀律。第86條 凡要求并網的新建和擴建的地方電廠、并網方案需經赤峰供電公司審核批準后方可施工。第87條 地方電廠在并網前需向赤調提出并網申請。經審查具備并網條件，并簽定并網調度協議和其它有關協議，東北公司網調批準后可以并網運行。未經批準和私自將電源投入電網或不按調度令擅自操作者，必須對所造成的一切后果負責。第88條 地方電廠主要設備（發電機、主變壓器和聯絡線）的年、月檢修和發電廠計劃，按赤調規定時間和要求報調度所批準后執行。第89條 地方電廠必須參加電網調峰，嚴格執行赤調下達的日調電曲線。赤調當值調度有權根據電網電壓和線路潮流修改地方電廠的日調曲線。第90條 地方電廠要按規定的時間向赤調匯報發電有功和無功小時電量、母線電壓和聯絡線潮流及發電曲線等運行數據，并及時向赤調報送有關報表。第91條 地方電廠的運行人員在執行赤調下達的運行操作和事故處理指令時，任何非運行人員不得干預。否則造成下列情況之一者，按違反調度指令追究有關人員責任并予以處罰：

1、不認真執行繼電保護，自動裝臵的有關規定而造成系統主要損壞、非同期并列及其它危險電網安全者；

2、拖延執行調度指令而造成電網事故擴大或達不到調度規定要求者；

3、不如實反映電廠運行情況，故意隱瞞事實真相，影響調度事故處理、判斷者；

4、不認真執行調曲線，只顧本單位利益，不顧全大局者。第92條 當地方電廠拒絕和延緩執行調度指令，給電網安全運行造成威脅或嚴重違反調度協議時，赤調有權對其采取必要果斷措施，將電廠解列，以保證電網的安全運行。第93條 凡屬赤調指揮管理的地方電廠設備，未經當值調度的許可，不準自行變更其運行狀態、接入系統狀態（危及人身和設備安全者除外）。必須改變時應事先以書面形式將變動有關的資料報赤調，批準后方可變更。第94條 6—10KV及以上電壓等級的專用線雙電源用戶由赤調統一調度指揮，10KV公用線用戶雙電源及400V以下雙電源由配電調度或農電局調度指揮、管理。第95條 6—10KV及以上電壓等級的專用線雙電源用戶向赤調報送有關的圖紙資料。應設專人值班，并有可靠的通訊聯系手段。第十一節 無人值班變電所集中控制站管理 第96條 局屬無人值守變電所的集中控制站（簡稱集控站）值班員負責管轄范圍內無人值班變電所遙測、遙信量的監視和利用遙控、遙調裝臵進行正常操作和事故處理。第97條 集控站值班人員的操作應在赤調的統一指揮下進行。集控站值班人員管轄范圍內無人值班變電所的正常倒閘操作、系統異常及事故處理的正確性負有責任，并應及時準確地向當值調度員匯報，并在調度統一指揮下進行。第98條 無人值班變電操作隊受集控站值班指揮，并應及時、準確地將觀察到的設備異常和操作情況向集控站值班員匯報。第99條 集控站值班人員發現遠動設備異常時應及時匯報調度和遠動室值班員。在集控站不能對變電所設備正常監視及控制期間，集控站應及時與變電所主管單位聯系，盡快恢復有人值班。其調度關系按有人值班管理。第100條 集控站值班員應對管轄內變電所電壓變動情況加強監視，及時投切電容器，使電壓保持在合格范圍內。第101條集控站值班員負荷管轄內無人值班變電所電量及典型日潮流的記錄和上報。其要求與有人值班變電所相同。第102條 集控站值班人員對管轄內設備事故及異常除及時匯報調度外，并及時通知設備的維護單位進行處理。第十二節 新建、擴建和改建設備投入運行的管理 第103條 凡接入赤峰地區電力系統的新建或改（擴）建電力設備在投入運行前，由其主管單位向赤調報送設備投入運行的書面申請、設備參數及有關資料。第104條新建、擴建和改建電力建設的主管單位在以下規定時間內向赤調報送設備投運申請和設備參數及有關資料。

1、電廠投運前60天；

2、220千伏變電所及線路投運前50天； 3、66千伏及以下變電所投運前30天；

4、66千伏及以下的送、配線路投運前30天。第105條 非電力系統所屬企業的新建、擴建和改建的電力設備投運前應報送以下設備參數及有關資料：

1、政府有關部門和上級主管部門對新建或改建工程項目的審批文件（復印件）；

2、試運行或正式投運計劃日期，試驗項目，帶負荷要求；

3、主要的電氣設備規范和設備參數（銘牌參數）；

4、發電廠或變電所一次主結線圖，電氣平面布臵圖，繼電保護及自動裝臵原理圖和配臵圖；

5、負荷的有、無功情況，負荷性質、特點及有無特殊要求和規定等；

6、有關運行人員名單，與調度聯系方式；

7、線路投運前應報：線路長度、導、地線型號、排列方式、桿、塔起、止號、桿、塔數目、導線換位情況，地理位臵圖，線路實測參數，線路產權維護權限等有關資料。第106條 赤調接到投運的新設備參數和有關資料后進行下列工作：

1、向網調報送設備投運申請及方案，參數和有關資料等；

2、與網調和設備主管單位簽定調度協議；

3、和供電公司有關單位共單位共同審核接網的設計方案。第107條 當新建或改建工程規模較大，投運復雜或采用過渡方案投運時，應在供電公司統一領導下由建設、設計、生技、試驗、安監、調度、施工及有關單位組成設備啟動小組，由運行和試驗單位提出投運和試驗方案，經設備啟動小組審批后執行。新建或改建工程在施工中如需運行設備停電時，由運行單位按有關規定向赤調提出停電申請。第二章 電力系統正常操作 第一節系統運行結線方式 第108條 系統結線原則：為保證全系統和重要用戶的連續可靠供電，電網的結線方式應具有較大的緊湊度，即并列運行的線路盡可能并列運行，環狀系統盡可能環狀并列運行，使網內設備最大限度的互為備用，并提高重合閘的利用率，同時還應滿足以下條件：

1、根據潮流電壓分布，必須保證系統電能質量及穩定的要求；

2、高壓開關的遮斷容量應滿足短路容量的要求；

3、正常和事故時，潮流電壓分布合理；

4、繼電保護和自動裝臵配合協調；

5、保證系統操作靈活、安全，能迅速消除事故和防止事故擴大及運行的最大經濟性。第109條 主要廠、變電所母線結線原則：

1、一般同一電源來的雙回線或者同一變電所的雙回線應分別接于不同母線上，以避免母線故障時造成系統解列或擴大事故；

2、正常母線上有3個及以下元件運行時，為了盡量減少不必要的高壓設備帶電而增加事故機會，原則上為單母線運行，另一母線處于備用狀態；

3、各主要廠、變電所固定結線方式，應根據系統運行情況，每年檢查一次；

4、各廠、變電所要特別注意廠（所）用電源結線方式的合理性，充分利用備用電源自投裝臵，赤峰地區電網應保證各一次變所用電及赤峰熱電廠、元寶山電廠廠用電的可靠性。第110條 為保證對重要工業地區和重要用戶的不間斷供電，應在電網的重要送電線路和重要變電所安裝備用電源自投裝臵并應投入運行。第二節 操作制度 第111條 倒閘操作是將指將電氣設備由一種狀態（運行、備用、檢修、試驗四種）轉換為另一種狀態。主要是指拉開或合上某些開關和刀閘，啟用或停用某些繼電保護及自動裝臵，拆除或裝設接地線，拉開或合上某些直流操作回路等。第112條 一切常規操作必須填寫操作票，在事故處理或單一操作時，可不填寫操作票，但要做好記錄。第113條 一般操作應避免在交接班或高峰負荷時進行，如特殊情況需要時，應待全部操作結束或操作告一段落后進行交接班。第114條 值班調度員發布操作指令時有以下三種形式：

1、逐項指令（即調度逐項下達操作指令）：指涉及兩個及以上單位的共同配合完成的操作，66KV及以上單回送電線路的正常操作，10KV雙電源配電線路的操作。

2、綜合操作指令（即任務項操作令）指涉及一個單位的操作，對系統無影響，只發給現場操作任務。如：⑴發電廠、變電所更母線運行方式； ⑵線路開關的互帶或經側路帶送，220KV旁路開關帶220KV線路或主變的操作。⑶幅射狀配電線路的停送電；⑷單一變電所內部停電或全部停電； ⑸變壓器由運行轉檢修或轉備用，或由備用轉運行。綜合令中除寫清操作任務外，只交待運行方式變更，特殊方式下的繼電保護擴=及自動裝臵的變更，變電所全停電時，進線側刀閘是否帶電及線路作業的安全措施的裝拆。操作現場根據綜合指令按規程及有關規定編制詳細操作票。綜合令中有關繼電保護安全自動裝臵具體操作由現場值班人員負責。

3、口頭指令：主要用于日常的一些調度業務、非計劃性的倒閘操作和事故處理、限電等。第115條 指揮有計劃的操作一般分兩步進行：第一步下予令，當值調度員應于操作前4個小時，將不帶編號的操作令，（即予令）下在現場，如有特殊情況，可提前2小時下發，現場人員根據予令填寫現場操作票，但不許操作。第二步下動令（即帶編號的，允許正式操作的指令）動令下達前，調度應與現場操作人員再次核對操作予令內容，無誤后，調度即下達操作令編號（自下達編號后，予令即變成動令），然后正式宣布操作開始。操作前在模擬圖板上的模擬操作不應占用實際操作時間。第116條 操作過程中要隨時注意檢查潮流的變化和負荷的分配，以驗證開關位臵的正確性。第117條 現場操作人員在操作完應及時匯報調度，逐項操作令中，一次下達的按順序操作的幾項操作完畢后，可以一起匯報。第118條 操作過程中必須嚴格貫徹下列制度：

1、按批準的操作票順序逐項進行操作，必須有人監護，不允許只憑經驗或記憶進行操作，每操作完一項打“√”；

2、操作過程中如發生疑問，應停止操作，詢問清楚后再進行操作；

3、操作過程中應嚴格執行復誦、錄音、彼此互通姓名，并做好記錄；

4、操作完，值班調度員要全面檢查操作票，（包括備注部分），以防遺漏，在操作票左上角的位臵上蓋“已執行”章，并及時更改調度模擬盤，使其符合現場實際情況。第119條 在任何情況下者禁止約時停、送電。第120條 操作票的編號要嚴密、明確、文字清晰，不得任意涂改，如有修改，每頁不得超過三處，（四字）、超過應重新填寫。要使用雙重名稱，如元紅線125。第121條 接地線的管理：

1、發電廠、變電所、送、配電線路，出口線路側接地線或接地刀閘由赤調負責；

2、雙電源線路（包括用戶）兩側接線由赤調負責；

3、發電廠、變電所內部停電或部分設備停電工作，自行掌握的地線、接地刀閘，由發電廠，變電所各自負責；

4、由供電局配電調度和各旗縣調度管理的配電線中，包括只繼開分支開關停 電的檢修，接地線的裝設和拆除由配電調度和旗縣調度自行負責；

5、線路檢修人員在工作地點裝設的接地線，由檢修人員自行負責。第三節 操作總則 第122條 調度在指揮電力系統生產運行、操作、事故處理過程中，應嚴格遵守“兩票、三制、四對照”的原則。兩票：檢修票、操作票。三制：監護制、復誦錄音制、記錄制。四對照：對照系統、對照現場、對照檢修票、對照典型操作票。第123條 操作前應充分考慮系統結線方式變更后的正確性、合理性，并應特別注意對重要用戶供電的可靠性。第124條平衡系統有功和無功功率，保證系統運行的穩定性，并應考慮留有備用容量。第125條 注意系統變更后引起潮流、電壓的變化，應及時將改變的運行結線及潮流變化通知有關現場，監視運行中的設備，防止設備過載和結點過熱。當值調度與有關運行單位均應做好事故預想。第126條 運行方式變更應充分考慮到繼電保護及自動裝臵配合協調，消弧線圈補償合理。第四節 并、解列操作 第127條 周波：同期并列周波必須相同，無法調整時，最大允許差0.5HZ。如果系統電源不足，必要時允許降低較高系統的周波進行同期并列，但正常系統的周波不得低于49.50HZ。第128條 電壓：系統間并列，無論是同期還是環狀并列，應使電壓差（絕對值）調值最小，最大允許電壓差為20%，特殊情況下，環狀并列時最大電壓差不得超過30%，或經過計算確定允許值。第129條 電氣角度引起的電壓差：系統環狀并列時，應注意并列處兩側電壓向量間的角度差，環路內變壓器不允許有結線組別角度差（必須為零），對由潮流分布引起的功率角，其允許值根據環路內設備容量、繼電保護等限制程度經核算后確定。第130條 相序、相位：由于設備檢修（如導線拆、接引）或新建、擴建工程設備投入運行有可能引起相序、相位紊亂時，對單電源供電的負荷線路及兩側有電源的聯絡線，在受電或并列前應測試相序。環狀網絡合環前應測試兩側相位相同。第131條 環狀網絡中如有同期裝臵，環并前應使用同期裝臵檢驗同期，惟保證操作的正確性。第132條 系統解列時，應將解列點的有功和無功功率調整為零，電流盡可能調至最小。當調整有困難時，一般可調整到使系統向大容量系統輸送少量有功功率時使之解列。第133條 環狀絡并列或解列時，必須考慮環內潮流的變化及對繼電保護、系統穩定、設備過載等方面的影響。第五節 線路操作 條134條 線路停電時，應依次拉開油開關，負荷側刀閘、電源刀閘、（線路上有電壓互感器或所用變變壓器時還應拉開互感器或所用變刀閘），驗電并裝設接地線。第135條 線路送電時，應先拆除全部接地線、短路線，工作人員全部撤離現場后，再依次合上電源刀閘、負荷側刀閘、合上油開關。第136條 并列雙回線之一停電時，應先在 送電端解列，然后在負荷端停電。送電時應由負荷側充電，電源側并列。以減少電壓波動和解、并列處電壓差，并應考慮運行線路是否過載。第137條 允許用刀閘操作的線路，在線路檢修后或新線路投入運行時，必須用油開關試送。如無條件必須用刀閘試送時，應經局主管領導批準。第138條 兩線一地制變電所的任何送、配電線路停電，需變電所裝設接地線時，應裝設在油開關與負荷側刀閘之間，惟防將變電所的接地網電壓傳輸到線路上。第139條 有通訊設施的線路停電時，慶及時通知通訊部門，以便采取措施，盡可能保持通訊不中斷。第140條雙電源線路的停、送電操作，應考慮高壓長線路對小容量系統中發電機的勵磁有影響，一般應在小電源側并、解列、大電源側充電。第六節 變壓器操作 第141條 變壓器側高、低壓側均有電源時，一般情況下，由高壓側充電、代壓側并列，停電時先在低壓側解列，再由高壓側停電。第142條 超高壓長線路末端變壓器的操作時，為防止空載線路末端電壓過高，使空載變壓器投入時，造成磁路飽和出現異常的高次諧波而擊空變壓器絕緣。操作時電壓不得超過變壓器相應分接頭電壓的10%。第143條 變壓器停電或充電操作時，為防止因開關三相不同期或非全相投入產生的過電壓威脅變壓器絕緣，中性點直接接地系統的主變壓器停電或充電前，必須將變壓器中性點直接地，并啟用相應保護。當操作完畢后，則按照運行方式的規定使用中性點接地方式和繼電保護。第144條 主變壓器充電時，無論差動回路向量正確與否，均應將差動保護和瓦斯保護保護壓板投入跳閘位臵，充電操作完畢后，再按規定決定是否需要暫退出。第145條 單電源的二次變壓所若與電源線路同時停電時，應由送電端變電所一并停、送。若只是變電所以下全停時，先停負荷側，后停電源側，送電時與上相反。第146條 變壓器改變分接頭位臵后，應先測量分接頭開關接觸電阻合格后，方可運行，對有載調壓變壓器應事先計算差動保護允許調壓分接頭的調整范圍。第七節 母線操作 第147條 用國產220KV斷中帶有均壓電容的少油開關停送僅帶有電感式電壓互感器的空母線時，為避免少油開關觸頭間的并聯電容和電感式電壓互感感抗形成串聯諧振，母線停、送電操作前應將電壓互感器拉開或在電壓互感器的二次回路內并（串）適當電阻消諧。第148條 變壓器向母線充電時，此時變壓器中性點必須直接接地。第149條 母線是發電廠、變電所的中樞，是電器元件的集合點，進行母線操作時，必須進行充分的檢查準備，調度運行人員要做好系統性事故預想（如刀閘瓷柱折斷等）。第150條 母線運行中進行倒閘操作，在母聯開關合上后，應斷開母聯開關的操作電源，然后再進行倒閘操作。第151條 進行母線操作時應注意對母線保護的影響，根據母差運行規定做好相應的變更。倒母線過程中無特殊情況母差保護應在投入使用中。第152條 進行母線停、送電操作時，應注意防止電壓互感器低壓側向母線反充電，使電壓互感器二次保險熔斷，而造成繼電保護誤動。第153條 220KV刀閘允許進行停、送空母線操作，但在送空母線時，應在肜開關給母線充電無問題后進行。第八節 刀閘的操作 第154條 刀閘操作允許范圍：

1、拉、合空載母線；

2、拉、合無故障現象的電壓互感器和避雷器；

3、拉、合系統無接地時的消弧線圈；

4、拉、合變壓器中性點；

5、可拉、合并聯開關的旁路電流；

6、用三相聯動刀閘可切、合勵磁電流不超過2安培的空載變壓器或電容電流不超過5安培的空載線路；

7、用三相聯動刀閘允許的合、解環操作，應經計算和試驗，并得到總工程師的批準方可進行。第155條 母線上接有V型刀閘、要特別注意刀閘的操作，以防止刀閘“甩臂”。第156條 沒有專用旁路開關，進行線路互帶操作時，拉、合旁路刀閘前應停用并列開關的控制電源。第157條 中性點絕緣或經消弧線圈接地系統不允許用刀閘查找接地故障。第九節 消弧線圈的運行和操作 第158條 消弧線圈的操作及分接頭位臵的改變應按赤調指令執行。值班調度員應根據系統運行方式的改變，按照補償的整定原則及時對消弧線圈分接頭進行調整。第159條 消弧線圈的整定原則：

1、使流過故障點的殘流最小，以得消弧，并為系統帶接地運行創造條件；

2、正常和事故情況下，中性點位移電壓不危及設備絕緣，中性點位移電壓不超過允許值： 長時間不超過相電壓的15%；操作過程中（1小時內）不超過相電壓的30%；接地故障時不超過相電壓100%；

3、正常時應采取過補償，如必須欠補償運行時，應允分考慮到在事故情況下，最長一回線路一相斷線不致產生諧振；

4、考慮事故處理方便，當系統分離后各單獨系統亦應有適當的補償度；

5、系統由于對地電容不平衡，或鄰近不同等級的系統電壓不平衡而影響該系統電壓不平衡時，可調整補償度加以改善；

6、經消弧線圈接地系統的補償度按下式計算：全網補償電流—全網電容電流 一般補償度為5%一20%。在系統消弧線圈容量充裕時，盡量不安排最高分接頭。第160條按下述原則，進行消弧線圈的調整：

1、欠補償系統：線路停電前、送電后調整；

2、過補償系統；線路停電后、送電前調整；

3、一經操作（不論停、送、并、解）即變成共振補償時，必須在操作前調整。第161條 改變消弧線圈分接頭的操作，必須將消弧線圈脫離系統后進行。投切消弧線圈時，必須在系統內無接地故障時方可進行操作。第162條 一個系統如果正常一臺消弧線圈運行，在調整分接頭位臵時，可先將該系統同一電壓等級備用的消弧線圈投入，然后再進行調整。一個系統只有一臺消弧線圈，當需要調整其分接頭時，有條件的可先將該系統與同一電壓等級帶有消弧線圈的其它系統并列，然后進行調整。如必須將唯一的一臺消弧線圈脫離系統，使系統變為中性點絕緣運行時，應事先確認不能發生鐵磁諧振或采取必須措施后方可進行操作。第163條 系統內有兩個以上消弧線圈運行時，當需要改變其分接頭位臵時，應逐一進行調整，避免系統出現無消弧線圈運行方式。第164條 禁止將消弧線圈同時連接在兩組運行變壓器的中性點。將消弧線圈從一臺變壓器中性點切換到另一臺變壓器中性點上時，應先將消弧線圈斷開，然后再投入到另一臺變壓器中性點上。第165條 消弧線圈的檢修（包括影響消弧線圈運行的附屬設備），必須安排在雷 雨季節前進行，以保證雷雨季節消弧線圈不脫離運行。第166條 凡裝有消弧線圈的變電所，消弧線圈動作后，應立即匯報調度，并詳細記錄運行時間，消弧線圈電流，中性點電壓及消弧線圈的溫度、溫升等。第167條 在整定調諧時，如遇到中性點位移電壓和補償度不能雙重滿足時：

1、在冬季以滿足位移電壓不超過規定值為原則。

2、在其它季節以滿足補償度不超過規定為原則。第168條 只有一臺消弧線圈的系統，允許帶接地故障運行時間由消弧線圈的溫升決定；有幾臺消弧線圈的系統，個別消弧線圈達到規定的溫升時，且繼續升高，在不得已的情況下，可以重新調整補償度，然后切除該消弧線圈。單相永久性接地消弧線圈上層油溫及其允許連續運行時間按廠家規定執行，如無廠家規定，允許溫升按55℃以下掌握，運行時間不超過2小時。第169條 赤峰地區電網66KV系統消弧線圈參數表： 第十節 新設備投入運行操作 第170條 新建或改、擴建設備投運前，必須具備下列基本條件：

1、局屬設備經局新設備啟動小組驗收合格，移交生產單位并正式交給調度指揮運行。農電及大用戶新建或改、擴建設備投運前，必須經局組織有關單位驗收合格，正式交付調度指揮運行；

2、有符合現場實際的一、二次圖紙；

3、與調度有兩條獨立的通信線路，并已投運暢通；

4、新建或改、擴建工程的一、二次設備（繼電保護、安全自動裝臵、通信、電量采集裝臵、自動化等均應同步完成，具備投運條件；

5、繼電保護、自動裝臵按定值單調試完，具備投運條件。并將定值單報送赤調；

6、設備主管單位組織運行人員進行業務培訓和規程的學習（包括安規和調度規程），并經考試合格。第171條 調度部門在接到新、改、擴建設備全面驗收合格報告后，并請示供電公司主管領導同意，方可下達正式投運的操作指令。第172條 赤調在接到有關單位提出的設備投運申請后，應做如下工作：

1、進行潮流和電壓損失計算，確定運行方式和變壓器分接頭位臵；

2、對新設備進行編號；

3、重新對消弧線圈進行整定計算；

4、組織調度人員去現場熟悉設備，并編制投運方案；

5、修改調度模擬盤和地理位臵圖。第173條 在接到新設備投運前驗收合格的報告，并經局主管領導批準后，調度室做好指揮操作的準備。投運方案應在預定投運前3天送交調度室，以便調度值班人員熟悉方案，編制倒閘操作票，做好事故預想。第174條 自備電廠及地方電廠機組并網運行前，必須具備并網條件，簽訂經網調或省調批準的調度協議，經有關部門和人員驗收合格，局主管領導批準后方可并網。第175條 新建或改、擴建設備投運時應做如下工作：

1、相位與相序要核對正確；

2、核對投運現場及與其配合相鄰或上一級設備的繼電保護定值調試正確，安全自動裝臵、通訊、自動化設備同步投運；

3、拆除投運現場全部安全措施；

4、全電壓合閘，有條件使用雙重開關和雙重保護。第三章 電力系統的事故處理 第176條 電力系統發生事故時，當值調度員及有關運行人員應做到：

1、盡快限制事故的發展，消除事故根源，并解除對人身和設備的威脅；

2、千方百計保持正常設備的繼續運行，保證發電廠廠電源和重要用戶的供電；

3、盡快對已停電的用戶恢復供電，特別是有保安電力的重要用戶；

4、調整系統的運行方式，使其恢復正常。第177條 在進行事故處理時，赤調當值調度員為地區電網事故處理全面領導人，各基層調度、集控站值班長、變電所值班長、電廠值長，應在赤調當值調度員統一指揮下，密切配合，迅速地執行一切操作指令（對人身和設備安全有威脅者除外）。為防止事故的擴大，必要時赤調有權越級下達調度指令。第178條 當系統事故發生時：

1、事故單位要迅速、簡明、清楚、準確的將事故情況（主要指跳閘開關、潮流、電壓、設備狀況、繼電保護及自動裝臵動作情況等）報告調度。在調度的統一指揮下迅速消除事故；

2、非事故單位要充分準備，防止與應付事故的蔓延，不要急于向調度詢問事故情況。第179條 事故處理期間，事故單位和調度電話應保持通話的狀態，以利及時互通情況，迅速排除故障。第180條 處理系統事故時，值班調度員應及時了解開關位臵、繼電保護和自動裝臵動作情況以及頻率、電壓、潮流變化情況，充分利用遠動自動化信號和自動化信息判斷事故，以提高事故處理的正確性。第181條 發生下列情況之一時，為防止事故擴大，拖延事故處理時間，運行現場無需聯系調度，可先進行停電處理，但事后，立即報告調度：

1、當人身或設備安全受到直接威脅，非立即停電不能解除危機時；

2、設備有嚴重損傷或有明顯缺陷，并在繼續發展，不停電即可造成事故或使設備損壞時；

3、發電廠和變電所的廠（所）用電全部或部分停電時，恢復電源的操作。第182條 事故處理過程中，如發現設備有明顯缺陷，當值調度員應及時通知有關單位進行處理。線路則應立即通知巡線或事故搶修。第183條 系統事故處理完畢后，值班調度員應向有關領導和部門匯報事故處理過程，并詳細整理記錄事故情況。（事故時間、事故系統運行方式、事故現象、處理過程、影響負荷情況、存在的問題及事故的可能原因等）。第二節 低周波事故處理 第184條 東北電力系統的頻率為50赫，瞬間變動允許范圍：自動調頻裝臵使用時為±0。2赫。超出上述允許范時，叫做頻率異常或事故。第185條 各級調度、發電廠及一、二次變電所均應配臵準確頻率表，并保證其可靠運行。第186條 當赤峰地區電網（包括元寶山電廠）與遼西電網解列單運時，周波由網調管理，元寶山電廠為周波調整廠，赤峰熱電廠為輔助調整廠。赤調應及時向東北網調反映調波情況。

1、頻率超過50±0.5HZ且延續時間30分鐘以上；頻率超過50±1HZ且延續時間15分鐘以上。為一般電網事故。

2、頻率超過50±0.5HZ，且延續時間20分鐘以上；頻率超過50±1HZ，且延續時間10分鐘以上，為一電網一類障礙。第187條 當系統頻率低于49.80HZ時，按上級調度指令拉閘限電，使頻率恢復到49.80HZ時以上。第188條 當系統頻率低于49.5HZ，地區各發電廠值班人員不待調度指令，立即增加出力，使頻率恢復到正常頻率，并及時匯報赤調值班調度員。第189條 當系統頻率到49.20HZ以下，第一階頻率繼電器已自動切除負荷，頻率仍不見恢復，赤調應不待網調指令，立即按事故拉閘順位切除負荷，使頻率恢復到49.50HZ以上或全部順位拉完為止，并立即報告網調。第90條 當系統頻率降到48.50HZ以下，各有直配負荷的發電廠和一次變電所，不待調度指令，應立即按一次拉閘順位表切除負荷，赤調按網調指令，切除負荷直至頻率恢復到49.5HZ以上或順位表拉完為止。第191條 接到網調限制負荷的命令，應立即執行，赤調要指令所屬下級調度，一、二次變電所立即執行切除負荷限電，并將限負荷數量及時報告網調。不允許用臨時調整用戶的辦法來應付。第192條 必須送保安電力的用戶，拉閘后赤調聯系用戶送出保安電力。第193條 當頻率恢復到49.8赫以上時，赤調按著網調的指令按負荷性質逐一送出所拉和低周減載所切除的負荷。與網調電話不通時，在保證頻率不低于50.00HZ的情況下，可送出部分負荷、如頻率又低于49.80HZ時，應停止恢復送電。第194條 調度應每年編制一次事故限電順位和一次拉閘限電順位，報市有關部門和供電公司領導批準后執行。第三節發電機事故處理 第195條 發電機跳閘應先查明繼電保護及自動裝臵動作情況，再進行處理。

1、不輪發電機由于甩負荷造成過速、過電壓保護動作跳閘，應立即恢復并列負荷；

2、發電機過電流保護（或帶低壓閉鎖的過電流保護）動作跳閘時，如其它保護均未動作，發電機沒有不正常現象，如外部故障引起的，不須檢查，待排除外部故障后，可立即并列負荷；

3、機組其它保護動作跳閘時，應按現場規程規定去處理，確定無問題由廠領導批準后再并列帶負荷；

4、發電機因人誤碰保護裝臵跳閘，慶立即調整轉速恢復與電網的并列運行。第196條 汽輪發電機轉子線圈發生一點穩定性接地，允許繼續運行，但應使用兩點接地保護作用于跳閘。水輪發電機轉子線圈發生一點永久性接地應立即停機檢查。第四節 變壓器事故處理 第197條 變壓器的開關跳閘時，應首先根據繼電保護動作和事故跳閘當時的外部現象，（變壓器過負荷，電網中短路等），判斷故障原因，然后進行處理：

1、若主保護動作（瓦斯、差動），未查明原因，消除故障前不得送電；

2、如只是過流保護（或低壓過流）動作，檢查主變問題后，即可送電。（二次有電源線路應先斷開）當判明是越級故障引起跳閘時，將故障設備斷開后，恢復主變壓器受電帶負荷；

3、裝有重合閘的變壓器，跳閘后重合不良時，應檢查主變壓器后再考慮送電；

4、有備用變壓器或備用電源自動投入裝的變電所,當運行變壓器跳閘時先投入備用變壓器或備用電源然后再檢查跳閘的變壓器.198條 變壓器停送電操作時,當開關三相拉合不同期時,可能引起過電壓包括傳遞到低壓側的過電壓,為此規定:

1、停送電操作時，允許中性點直接接地變壓器數量比正常多一臺，先獎操作的變壓器中性點直接接地，操作完根據系統民政部決定是否斷開中性點。

2、發電廠單元式機變組停送電，變壓器中性點必須直接接地。199條 中性點接地系統不允許脫離中性點運行。200條 變壓器事故過負荷時，應立即設法使變壓器規定時間內降低負荷：

1、投入備用變壓器；

2、聯系調度將負荷轉移到系統別處去，如發跡系統結線方式等。

3、按規定的順序限制負荷。201條 變壓器事故過負荷的允許值應遵守制造廠的規定，一次系統各廠、變的變壓器事故過負荷允許值，由于各有關單位參照廠家規定及設備狀況作出規定，報上級調度備案。母線電壓消失的事故處理 201條 變電所全停，一般是因母線故障或線路故障時開關、保護拒動造成的，亦可以級因外部電源全停造成的，要根據儀表指示，保護和自動裝臵動作情況、開關信號及事故現象，判斷事故情況，立即報告上級調度，并全迅速采取措施，切不可只憑所用電源合停或照明全停而誤認為是變電所全停電。201條 多電源聯系的變電所全停電時，應立即將多電源間可能聯系的開關拉開，比母線應首先拉開母聯開關防止突然來電造成非同期合閘，但每組母線上應保留一個主要電源線路開關在役入狀態，檢查有電壓抽取裝臵的電源線路，以便及早判斷來電時間。203條 線于多電源或單電源供電的變電 全停，如果向用戶供電的線路的開關保護未動作，不應拉開開關，除調度有特殊規定者例外。204條 當發電廠母線電壓消失時，發電廠值班員應不待調度每時令立即拉開電壓消失母線上人武部電源開關，同時設法恢復受影響的廠用電，有條件時，利用本廠機機組對母線進行強送電，應盡可能利用外來電源。205條 當母線電壓消失時,并伴隨由于故障引起的爆炸,火光等異常聲響時,現場值班人員應立即匯報上級調度,并自行拉開故障母線上的所有開關,找到故障點并迅速隔離后聯系值班調度員同意,方可對停電母線送電.206條 當母線本身無保護裝臵,或其母線保護因故停用中,母線故障時,其所接之線路開關不會動用,而由對方的開關跳閘,應聯系后按下列辦法處理:1單母線運行時,立即聯系值班調度員同意,造反適當電源開關強送一次,不良后切換至備用母線受電.2雙母線運行時,立即拉開母聯開關,匯報值班調度員,值班調度員造反兩線路,分別對兩條母線強送.207條 當母線由于差動保護動作而停電,無明顯故障現象時,按下列辦法處理:

1、單母線運行時，聯系值班調度員同意，造反電源線路開關強送電一次，不良后切換至備用母線。

2、雙母線運行而又同時停電時，不待調度指令，立即拉開母聯開關，聯系值班調度員同意，分別用線路開關強送電一次，選取哪個開關強送，由調度決定。

3、比母線之一停電時（母母聯開關強送，但母聯開關必須具有完善的充電保護（相間、接地保護均有），強送不良時拉開故障帶電至運行母線。第七節 系統振蕩的事故處理 系統振蕩的現象：振蕩時發電機電流表，功率表及連結失去同期的電廠或部分系統的輸電線及變壓器的電流表，功率表明顯周期性地劇烈擺動，同時，系統中各點電壓將發生波動，振蕩中心的電壓波動最大，照明燈光隨電壓波動一明一暗，發電機發出有節奏的嗡嗡聲，在失去同期的受端系統中，頻率下孤，在送端的系統頻率則升高。208條 消除振蕩的措施：

1、發電廠或變電應迅速采取提高系統電壓；

2、頻率升高的電廠，迅速降低頻率，起碼到振蕩消失或降低至不低于49。50HZ為止

3、頻率降低檔的電廠，應充分利用容量和事故過載能力提高頻率，直至消除振蕩或恢復到正常頻率為止，必要時，值班調度員可以下令受端切除部分負荷。

4、不論頻率升或降低的電廠都要按發電機事故過負荷規定，最大限度的提高勵磁電流，受端負荷中心調相機按調節度要求調整勵磁電流，防止電壓升高，負荷加大而惡化穩定水平。

5、調度值班人員爭取在3-4分鐘內將振蕩消除值班人員不得解列任何機組。

7、若由于機組失磁而引起系統振蕩時，應立即將失磁機組解列，但應注意區別汽輪發電機失磁異步運行時，功充電流也的小的擺動。

8、環狀系統解列操作而引起振蕩時，應立即投入解列的開關。第八節 高壓開關異常 209條 發電廠，變電所值班人員在拉合開關操作發生非全相時，應立即拉開開關，然后報告上級值班人員。210條 發電廠、變電所值班人員發現運行中的開關非全相運行時，應立即報行上級調度員。211條 值班調度員在接到發電廠或變電所值班人員關于開關非全相運行的報告后，如果是兩斷開，應立即下令現場值班人員將該開關拉開，如果開關是一相斷開，可下現場值班人員再投擴一次，如仍不能恢復全相運行時，應立即采取措施將該開關停電。212條 當再次合閘仍不能恢復全相運行且潮流很大，立即拉開運行相開關可能引起電網穩定破壞、解列單運行，損失負荷或引起其它設備嚴重過載擴大事故時，則立即：

1、下令受端發電廠迅速增加出力相應下令送端發電廠減力，使非全相運行線路潮流調至最小。

2、根據需要下令受電端調度緊急事故拉閘，然后再將非全相運行的開關停電下來。213條 將非全相開關停電的處理方法：

1、220KV系統用側路開關與非全相開關并聯，將介路一茁壯成長操作直流停用后，拉開非全相開關的兩側刀閘，使非全相開關停電。

2、如果非全相開關所帶元件（線路、變壓器等）有投機倒把停電且是雙母線時，對側先拉開線路（變壓器另一側）開關后，本側將其它元件倒到另一條母線，用母聯開關與非全相開關串聯，再用母聯開關斷開空載電流，線路及非全相開關停電，最后拉開非全相開關的兩側刀閘。

3、非全棹開關所帶元件為發電機時，應迅速降低該 發電機有功和無功出力至零，再參照上述方法進行。失去通訊聯系的處理：

1、當值班調度員與發電廠、變電所或下級調度電話不通時，應通過各種通信方式恢復通話，或通過有慶調度及廠變轉接。通信中斷的發電廠、變電所或調度應盡可能想辦法與上級調度取得聯系，在未取得聯系前，應暫停可能影響一次系統運行的設備的操作。

2、當系統無故障且與調度通信中斷時：1）擔負頻率調整任務的發電廠仍負責調頻，并盡可能增加備用容量，其他廠、變應積極協助調整頻率、電壓、并參照當日有功、無功曲線執行。2）停止執行計劃檢修作業，開始執行的操作應暫停，待通信恢復后繼續操作。

3、當系統故障時且與調度通信中斷時：1）發電廠或變電所母線故障全停或母線失壓時，應盡快將故障點切除，單母線只保留一組電源開關，雙母線拉開母聯開關后，每條母線只保留一組電源開關，具體操作參照本規程母線故障及電壓消失處理規定執行。

2、當系統頻率異常時，各發電廠按照頻率異常處理規定執行，并注意線路輸送功率不得超過穩定限制時，如超過穩定極限，應自行降低出力。

3、當系統電壓異常時，各廠、變及時調整電壓視電壓情況投切本所低壓側的無功補償設備。

4、信恢復后，有關廠、變運行值班人員應立即向值班調度員匯報通信中斷期間的處理。設備檢修的調度管理：

1、本章為肉調在其調度管轄設備進行檢修時的管理制度，所涉及的單位必須按本規程執行。

2、已批復的設備檢修計劃開工前，必須經值班調度員同意衙，才能開工。

3、網調管轄設備檢修不能按計劃開工時，應及時將詳細原因匯報網調，網調調度員請示主管領導批準后，輸延期或撤消手續。

4、網調管轄設備檢修不能按計劃完工時，應在原計劃工期未過半前，向網調提出延期申請，網調請示主管領導批準后，輸延期手續。

5、已開工的檢修計劃，要增加工作項目時，如對系統及設備有影響時，必須缶網調提出申請，經批準后方或進行。

6、對非計劃的網調管轄設備臨時檢修申請，如設備有嚴懲缺陷，繼續運行將影響設備安全時，應及時向網調申請，當班調度員可批準當日時間內完工且對供電、供熱無影響時的設備檢修，如超出上述時間或對系統供電、供熱有影響的檢修申請，應請示網調主管領導批準。新設備投入的調度管理

1、新建發電廠、變電所必須具備與上級調度有兩 路獨立的通信路由。

2、擴建、改建或新建而投入設備時，應做如下工作：1）全電壓合閘，合閘時一般應使用雙重開關和比重保護；2）相位與相序要核對正確；3）相應的繼電保護、安全自動裝臵，通信、電量采集裝臵、自動化設備同步調試役入運行。

3、新設備投入運行前，必須具備下列基本條件：1）

一、二次（繼電保護、安全自動裝臵、通信、電量采集裝臵、行動化等）設備將應調試正常，同步投運。

2、按調度要求提前一個月報送必備的圖紙資料，設備參數，值班人員名單。3）設備命名、編號、調度部門批準。4）組織有關運行人員學習規程、規定，并經考試合格后，持證上崗。

4、新設備需提前15天由運行單位向上級調度報送正式的投入方案。側路代送操作的原則步驟：

一、220KV側路代線路開關送電：

1、用側路開關給側路母線充電后停回。

2、合上被代線路的側路刀閘。

3、將被代線路兩側高頻保護改投信號。

4、將側路開關及線路開關接地二、三段停用。

5、合上側路開關環并。

6、拉開被代線路開關解環。

7、將側路開關的接地二、三段啟用。

8、交換線路兩高頻信號，良好后役跳閘，重合閘使用方式按調度指令執行。

二、側路帶主變運行：

1、用側路開關給側路母線充電良好后停回。

2、合上主變一次側路刀閘。

3、如主變差動CT使用開關CT而不是用套管CT，應將主變差保護停用。

4、側路開關原來線路保護是否使用，由所屬變電所的主管生產領導決定。

5、將側路開關線路保護接地二、三段停用（如線路保護使用）。

6、合上側路開關環并。

7、拉開主變一次開關。

8、將側路開關線路保護接地二、三段啟用。

三、路因故不能操作鎖死，用側路開關代送操作：

1、側路開關掛號信應改為被線路保護定值緊急情況如果妝地，距離保護能伸出本線路，請示領導同意，可使用此定值。

2、用側路開關組側路母線良電良好后停回。

3、合上被帶線路開關的側路刀閘。

4、將被帶線路兩側的高頻保護改投信號。

5、合上側路開關環并。

6、將側路開關的操作直流停用。

7、拉開被帶線路開關側刀閘。

8、將側路開關的操作直流啟用。

9、交換被供線路兩高頻保護信號，良好后投跳閘，重合閘使用方式按調度令執行。

第四篇：某銀行個人業務運行管理指導意見(討論稿)

某農商銀行個人業務運行管理

指導意見（討論稿）

為加強業務管理水平，規范業務發展模式，理順業務運行流程，提高業務發展速度，強化激勵制約機制，建立一個適應現代化商業銀行運作管理體系，充分調動全行員工的工作積極性、主動性和創造性，努力提高經營管理水平和綜合發展能力，促進我行個人業務安全、穩定、快速、健康發展，結合本行實際，制定本指導意見。

一、指導思想

通過建立合理的管理模式和規范的運行流程，在全轄形成公平統一的競爭環境和發展空間，充分調動全行上下主動開展個人業務營銷的積極性，做到公平競爭、合理分配，充分體現勞酬結合、風險與利益共享；確保我行個人業務快速、可持續發展。

二、基本原則

按照“差別授權、分級管理、定期檢查、嚴格問責”的原則。結合我行實際對各支行的業務發展，根據各支行的管理水平、風險狀況進行差別授權、分級進行管理；保證我行個人業務安全、穩健運行。

三、相關職責

（一）個人業務部職責。根據流程銀行及合規風險管理要求，個人業務部門職責主要是對各支行個人類業務管理及個人類客戶的產品營銷工作。根據各支行建議負責提出產品

開發需求，協同各支行對個人新產品的營銷和推廣；協同各支行對個人業務市場的拓展、客戶關系維護；協同各支行對個人類客戶市場細分及信息的管理；協助做好個人類客戶信貸責任認定的調查核實；負責受理中介公司的合作申請和草擬合作協議；負責本業務條線數據收集分析，各項任務指標的推動組織落實；協同各支行對本條線客戶經理的管理，協助人力資源部及各支行做好客戶經理的準入、培訓、考核和退出工作，為營銷人員提供業務指導和技術支持工作。

（二）各支行職責

負責個人類客戶營銷；提出產品開發需求，負責個人新產品的營銷和推廣；負責個人業務市場的拓展、客戶關系維護；個人類客戶市場細分及信息的管理；負責個人類客戶信用評級、授信資料的收集和調查，貸后檢查及風險分類；負責授（用）信審批條件的落實，監督客戶辦理抵（質）押登記等擔保手續；負責個人類客戶面談及合同的面簽；負責對個人類信貸業務發生前的信貸檔案收集和整理，及信貸業務發生后的檔案移交工作；負責對個人業務數據的統計和上報工作。

四、業務發展目標及措施

（一）存款（儲蓄存款）

1.發展目標：三年增加40億元，達成100億元。其中2015年增加12億元，達成72億元，增幅20%。2016年增加13億元，達成85億元，增幅18%。2017年增加15億元，達成100億元，增幅17.6%。

2.工作措施：一是以農村網點為基礎，充分發揮網點優勢，加強文明優質服務，力促定期儲蓄存款增長。二是以城區網點為主，帶動農村網點，以易貸卡、手機銀行、社保卡為手段，帶動活期儲蓄存款增長。

（二）貸款（個人貸款）

1.發展目標：三年增加21億元，達成45億元。其中2015年增加6億元，達成30億元，增幅26%。2016年增加7億元，達成37億元，增幅23%。2017年增加8億元，達成45億元，增幅21.6%。

2.發展措施：立足“三農”，做活小微（個體工商戶）。本著做實農戶貸款、工資本貸款，做強做優易貸卡、商家樂貸款，做活小微（個體工商戶）貸款；大力發展個人綜合消費貸款、個人住房抵押貸款和個人經營貸款；繼續做強個人住房按揭貸款、汽車按揭貸款。

五、運行管理模式

（一）架構設置

分級管理，分別營銷。對各支行的個人業務由個人業務部分級管理，對個人類客戶及客戶經理由各支行自主管理，各支行按區域及資源優勢分別營銷個人類客戶。對于高端客戶（傳統意義上大客戶）及按揭貸款類客戶由個人業務部協同各支行共同營銷管理。

（二）人員配備

個人業務部配備總經理1人、副總經理1人、員工1-2人，不設置客戶經理。各支行根據個人業務規模配備營銷客

戶經理，原則上由各支行行長在本支行現有客戶經理的基礎上選擇使用，本行客戶經理人員不足的，從其他支行多余人員或其他崗位人員中選擇使用。對于客戶經理的使用，實行各支行行長與客戶經理“雙項擇優選擇”使用，對于現有客戶經理原則上不作太大調整。

（三）工作流程

1.業務營銷流程。逐級分配，層層落實。

（1）目標分解。對于總行下達的個人業務指標，包括儲蓄存款、個人貸款、個人類電子銀行業務及其他代理中間業務等；由個人業務部以支行（包括一、二級支行）為單位進行分配，通過組織推動、業務培訓、考核評比、獎懲通報等措施，實現完成全行個人業務營銷任務的目的。

（2）營銷管理。對于一般客戶的營銷由各支行進行自主管理；對于高端客戶的營銷，由各支行提出業務營銷需求、目標客戶情況、預測業務規模及未來收益等，協同個人業務部擬定具體營銷方案報總行審批后實施。

2.貸款審批流程。分級授權、分級審批。

（1）辦理個人信貸業務的農村支行。對于金額在10（含）萬元以下的貸款，由本行客戶經理調查、委派信貸會計審查、支行行長審批發放；對金額在10（不含）萬元以上、50（含）萬元以下的貸款，由本行客戶經理調查、委派信貸會計審查、支行行長審核、授信管理部審批發放。

（2）辦理個人信貸業務的城區支行及營業部。對于30（含）萬元以下的貸款，由本行客戶經理調查、委派信貸會

計審查、支行行長審批發放。對金額在30（不含）萬元以上、50（含）萬元以下的貸款，由本行客戶經理調查、委派信貸會計審查、支行行長審核、授信管理部審批發放。

（3）辦理個人信貸業務的全行機構。對金額在50（不含）萬元以上、100（含）萬元以下的貸款，由本行客戶經理調查、委派信貸會計審查、支行行長審核、授信管理部復審、分管行長審批發放；對金額在100（不含）萬元以上、200（含）萬元以下的貸款，由本行客戶經理調查、委派信貸會計審查、支行行長審核、授信管理部復審、行長審批發放；對金額在200（不含）萬元以上的貸款，由本行客戶經理調查、委派信貸會計審查、支行行長審核、授信管理部復審、授信會授信、貸審組審批發放。

（四）建立考核機制

分級考核，按勞分配。按照總行《績效工資考核指導意見》，由各部門對各支行業務指標完成情況、內控管理、業務貢獻度等進行綜合考核，按支行分配績效；充分體現按勞取酬，按業務貢獻度拉開差距，真正實現多勞多得、少勞少得、不勞不得。各支行在分配績效過程中，要充分考慮業務貢獻人員，在本支行內堅決打破平均主義、吃大鍋的現象；切實體現現代商業銀行的經營理念。對各行不良貸款考核及電子銀行業務發展考核按照《2015年不良貸款考核辦法》及《2015年電子銀行業務考核辦法》執行。

六、加強業務培訓

1.加強業務知識培訓。根據業務發展需要個人業務部門

要加強對客戶經理的培訓，原則上每季不少于一次，培訓方式可以采取多種形式，請進來、走出去，充分讓營銷人員開闊視野，了解業務知識。培訓內容不限于信貸基礎、內控制度、風險防控、合規操作等。

2.加強營銷技能培訓。通過對我行現有個人業務產品的整合，結合新產品的推廣及營銷，加強對客戶經理及柜面人員營銷技能的培訓，增強營銷意識，提高營銷管理水平；同時加大對客戶的培訓與指導，讓廣大客戶熟知我行個人業務產品功能、使用方法及產品優勢等；真正實現營銷的效果。

七、明確工作責任

個人業務部門作為我行個人業務營銷管理的責任主體，負責指導、推動全行個人業務健康發展；對全行個人業務發展較慢、任務不能完成、營銷管理不力承擔指導、推動責任；各一、二級支行是個人業務營銷的主辦單位，各支行行長為個人業務營銷管理的第一責任人，對本支行產品營銷、業務管理、風險防控、違規責任承擔領導責任；對本行業務發展不力、風險防控不強、違規問題較多承擔主要責任。對各支行個人業務完成較差的處理由個人業務提出初步建議，總行將根據情況依據省聯社《違規行為處理辦法》進行追究。

八、本指導意見從2015年1月1日起實施，各支行在執行過程中遇到問題，及時與個人業務部聯系。

第五篇：風電并網調度管理指導意見-吉林能源局

附件:

吉林省新能源優先調度工作實施細則

（試 行）

第一章 總則

第一條 為保障吉林電網安全穩定運行，貫徹落實國家可再生能源政策，規范吉林風電場、光伏電站并網調度運行管理，促進新能源健康有序發展，依據《中華人民共和國電力法》、《中華人民共和國可再生能源法》、《電網調度管理條例》、《風電場接入電力系統技術規定》GBT_19963-2011、《光伏發電站接入電力系統技術規定》GBT_19964-2012、東電監市價?2010?418號《東北區域發電廠并網運行管理實施細則（試行）》、《東北區域并網發電廠輔助服務管理辦法實施細則（試行）》和《新能源優先調度工作規范》等法律法規和有關標準，制定本實施細則。

第二條 本細則適用于吉林省內已并網運行的，由省級電力調度機構（以下簡稱省調）直調的風力發電場、光伏發電

站。地（市）、縣電力調度機構直接調度的風電場和光伏電站可參照執行。

第三條 本實施細則對吉林電網新能源優先調度職責分工、工作內容與要求進行了規定。

第二章 并網管理

第四條 符合可再生能源開發利用規劃、依法取得政府部門許可、滿足并網技術標準的新能源場（站）申請并網時，應按要求向省調提交并網申請書，同時提交場站相關的詳細資料，資料應經調度部門審核確認符合有關要求。

第五條 并網風電機組、光伏逆變器必須滿足相關技術標準，通過并網檢測，并取得具有相應資質的檢測機構的檢測認證，不符合要求的不予并網。

第六條

風電場、光伏電站應按《風電場接入電力系統技術規定》、《光伏發電站接入電力系統技術規定》等技術標準要求進行并網測試，并向省調提供由具備相應資質的機構出具有關風電場/光伏電站運行特性的正式測試報告，測試內容至少應包括風電機組/光伏逆變器低（高）電壓穿越能力測試、風電場/光伏電站低（高）電壓穿越能力驗證、場站電能質量測試、2

場站有功/無功控制能力測試等。應由具有相應資質機構開展監督檢查，風電場/光伏電站對檢查意見進行及時整改。未按要求在并網前提交相關材料的，不予并網；未按要求在并網后提交相關材料的，停電整改。

第七條 風電場、光伏電站應按《風電場功率預測預報管理暫行辦法》、《光伏發電站功率預測技術要求》建立風電、光伏功率預測預報系統和發電計劃申報機制。不能按要求向電網調度機構提交功率預測結果和計劃的風電場、光伏電站，不予并網運行。

第八條 風電場、光伏電站并網前應保證運行、檢修規程齊備，相關的管理制度齊全，其中涉及電網安全的部分應與所接入吉林電網調度的安全管理規定相一致。

第九條 風電場、光伏電站應根據已確認的調試項目和調試計劃，編制詳細的機組并網調試方案，并向省調提交試驗方案和有關報告，省調審核后實施。

第十條 新并網的風電場、光伏電站自并網之日起1年內為調試期，當系統因調峰或網架約束時，優先限制發電。調試期結束后納入調電排序管理。

第三章 基礎信息管理

第十一條 并網新能源場（站）應按能源監管機構及調度機構要求報送和披露相關信息，并保證報送及時性和數據準確性。

第十二條 并網風電場、光伏電站要按照氣象觀測規范標準，配套建立實時測風塔、環境監測儀，數據采集應滿足實時性的要求，數據傳輸要保證連續穩定、時間間隔不大于5min，宜采用時段內的平均值，并將采集實時信息傳送至省調。

測風塔采集量應至少包括10m、50m及輪轂高度的風速和風向以及10米高氣溫、氣壓、濕度等數據。環境監測儀采集量應至少包括法向直射輻照度、散射輻照度、總輻照度、組件溫度、環境溫度、風速、氣壓和相對濕度。

第十三條 風電場、光伏電站應將風電機組、逆變器有功功率、無功功率、運行狀態等實時信息上傳至省調，并保證數據的連續穩定。

第十四條 風電場、光伏電站應于每日9點前上報前一日風電場、光伏電站調度運行數據日報，應于每月1日10點前上報風電場、光伏電站調度運行數據月報。

第十五條 省調對各風電場、光伏電站實時上傳數據的可

用率和信息報送情況進行統計（因非場站側原因導致信息報送不及時不準確的，免考核），并將其納入調電排序管理。

第十六條 各風電場、光伏電站應做好棄風、棄光統計工作，并按省調要求上報統計結果，棄風、棄光計算方法詳見附錄A。

第四章 安全運行管理

第十七條 并網新能源場（站）應落實調度機構制定的反事故措施及相關要求。

第十八條 并網新能源場（站）應制定可靠完善的保場用電措施、全場停電事故處理預案，并按調度機構要求按期報送。

第十九條 風電場、光伏電站涉網保護應按照電網有關規定和要求配臵，不滿足的風電場、光伏電站應限期整改。

第二十條

風電場、光伏電站匯集線系統單相故障應能快速切除，不滿足要求的風電場、光伏電站應限期整改。

第二十一條 風電場、光伏電站應按照“安全分區、網絡專用、橫向隔離、縱向認證”的原則部署安全防護體系，物理隔離、縱向加密、防火墻等相應網絡設備應配臵到位。

第二十二條 發生事故后，并網新能源場（站）應按相關規定及時向調度機構匯報事故情況，事故處理完后，應將事故處理報告報送至調度機構。

第五章 調度運行管理

第二十三條 風電場、光伏電站應服從省調統一調度，按省調調度規程規定，安排運行值班，制定并上報發電和檢修計劃，開展繼電保護和安全自動裝臵、調度自動化和通信等方面運行管理工作。

第二十四條 風電場、光伏電站值班人員應嚴格服從省調值班調度員的指揮，迅速、準確執行調度指令，不得以任何借口拒絕或者拖延執行。接受調度指令的并網風電場、光伏電站值班人員認為執行調度指令將危及人身、設備或系統安全的，應立即向發布調度指令的電力調度機構值班調度人員報告并說明理由，由電力調度機構值班調度人員決定該指令的執行或者撤銷。出現下列事項之一者，定為違反調度紀律，調度部門可以部分或者全部暫時停止其并網發電。

(一)拖延或無故拒絕執行調度指令;(二)不如實反映調度指令執行情況;

(三)現場值長離開工作崗位期間未指定具備聯系調度業務資格的接令者;(四)不執行電力調度機構下達的保證電網安全運行的措施；

(五)調度管轄設備發生事故或異常，3分鐘內未向電力調度機構匯報(可先匯報事故或異常現象，詳細情況待查清后匯報);(六)在調度管轄設備上發生誤操作事故，未在1小時內向電力調度機構匯報事故經過或造假謊報;(七)其他依據有關法律、法規及規定認定屬于違反調度紀律的事項。

第二十五條 在事故情況下，若風電場、光伏電站的運行危及電網安全穩定運行，省調有權暫時將風電場、光伏電站解列。事故處理完畢，電網恢復正常運行狀態后，應盡快恢復風電場、光伏電站的并網運行。

第二十六條 風電場、光伏電站因安自裝臵動作，頻率、電壓等電氣保護動作導致脫網的風電機組、逆變器不允許自啟動并網。風電機組、逆變器再次并網須由具備相應資質機構重新出具并網安全性評估報告，在電網條件允許情況下，由省調

下令同意并網后方可并網發電。

第二十七條 風電場、光伏電站因欠缺高電壓、低電壓、零電壓穿越能力等自身原因造成大面積脫網的，自脫網時刻起該場站同型機組、逆變器禁止并網（風電機組單機容量1MW以下除外），直至完成高電壓、低電壓、零電壓穿越復查改造，并由具備相應資質的機構進行該類風機、逆變器的高電壓、低電壓、零電壓穿越能力抽樣檢測，合格后方可正常并網發電。

第二十八條 風電場、光伏電站應參與地區電網無功平衡及電壓調整，保證并網點電壓滿足調度下達的曲線要求。當風電場、光伏電站無功補償設備因故退出運行時，風電場、光伏電站應立即向電網調度機構匯報，當無功補償設備的退出影響到并網點電壓的調整時，在電網需要控制風電場、光伏電站出力時，省調優先控制其出力。

第二十九條 風電場、光伏電站應配備相應動態無功補償裝臵并滿足動態響應30ms的要求，并具備自動電壓調節功能。風電場、光伏電站應按照調度運行要求裝設自動電壓控制(AVC)子站，AVC子站各項性能應滿足電網運行的需要。風電場、光伏電站的動態無功補償裝臵應投入自動運行，月投入自動可用率應大于95%。

第三十條 風電場、光伏電站應做好相關設備的維護工作，避免因場站原因造成的集電線路、主變等設備的非計劃停運。非計劃停運包括保護動作跳閘及設備被迫停運。

第六章 自動功率控制管理

第三十一條 并網新能源場（站）應具備有功功率調節能力，必須配臵有功功率控制系統，接收并自動執行省調遠方發送的有功功率控制信號，功率控制系統功能應滿足省調要求。對不滿足要求，無法投入運行的風電場、光伏電站，當系統需要限制出力時，優先控制其出力。

第三十二條

風電場、光伏電站應按照調度機構要求控制有功功率變化值。風電場裝機容量小于30MW時，10分鐘有功功率變化最大限值為10MW，1分鐘有功功率變化值最大限值為3MW；新能源場（站）裝機容量在30-150MW（含）時，10分鐘有功功率變化最大限值為該場（站）裝機容量的1/3，1分鐘有功功率變化最大限值為該場（站）裝機容量的1/10；新能源場站裝機容量大于150MW時，10分鐘有功功率變化最大限值為50MW，1分鐘有功功率變化最大限值為15MW。風電場因風速降低或風速超出切出風速而引起的有功功率變化速率超出限值的

不予考核。光伏電站有功功率變化速率應不超過10%裝機容量/min，允許出現因太陽能輻照度降低而引起的光伏發電站有功功率變化速率超出限值的情況。

第三十三條 風電場、光伏電站應按省調要求通過功率控制子站實時上傳場（站）理論發電功率和可用發電功率，并保證上傳數據的準確性。

第三十四條 風電場、光伏電站應嚴格按照控制系統主站指令執行發電計劃曲線，在限電時段，實際發電與下發控制指令計劃正偏差不超5%，否則，該時段調節不合格。

第三十五條 省調負責統計風電場、光伏電站因不跟蹤主站指令而超發的發電電量，并在次月交易電量中予以扣除。

第三十六條 省調對風電場、光伏電站功率控制子站的投運率、調節合格率、上傳數據（理論發電功率和可用發電功率）準確率進行統計并納入調電排序。

第七章 功率預測管理

第三十七條 風電場、光伏電站應按省調要求開展功率預測工作，保證功率預測系統的穩定運行，及時、準確、可靠地向省調傳送預測信息。

第三十八條 風電場、光伏電站功率預測系統必須滿足電力二次系統安全防護的有關要求，與電網調度機構的功率預測系統建立接口并運行于同一安全區。

第三十九條 風電場、光伏電站每年10月30日前上報下一的分月電量預測，每月20日前上報下月電量預測，每日9:00前上傳未來1至3天風電、光伏功率預測曲線和預計開機容量，每15min滾動上傳未來4小時風電、光伏功率預測曲線和當前開機容量、延遲時間不大于30秒。

第四十條 風電場短期功率預測月平均功率預測準確率應達到80%以上、合格率應達到85%以上，上報傳送率應達到100%。光伏電站月平均預測準確率應達到85%以上、合格率應達到85%以上，上報傳送率應達到100%。

第四十一條 風電場超短期月平均功率預測第 4 小時的準確率應達到85%。光伏電站超短期月平均功率預測第4小時的準確率應達到90%以上。

第四十二條 連續6個月中有3個月考核不滿足要求的場站視為不達標，按要求進行整改，整改期間準確率、合格率和傳送率考評項得分均為0，整改期限不得超過3個月。

第八章 新能源發電優先調度管理

第四十三條

省調根據月度發電計劃確定的新能源接納電量做好月度新能源消納工作，根據新能源短期功率預測做好機組方式和發電計劃調整，根據超短期功率預測做好日內機組出力調整,優先保證新能源消納。

第四十四條 省調根據風電場、光伏電站的基礎信息管理、安全運行管理、調度運行管理、自動功率控制管理、功率預測管理等情況進行排序。

第四十五條

在確保電網和新能源場（站）安全的前提下，根據場（站）排序情況、月度交易電量、短期新能源預測、現貨交易電量等做好新能源交易計劃分解及日內出力滾動調整。

第四十六條 火電機組調電過程中，火電機組安排方式和最低出力應按照國家能源局東北監管局組織核定的最小運行方式有功出力執行。

第四十七條 發電機組依次按下列順序參與調峰：（1）除保留的AGC火電機組外，其余火電機組均減至最低技術出力；（2）水電機組在不影響防汛安全和不棄水情況下停機參與調峰；（3）申請東北調控分中心給予調峰支援；（4）火電機

組按照《東北電力輔助服務市場運行規則》進入有償調峰輔助服務；（5）請示東北調控分中心同意，風電場、光伏電站參與調峰。

第四十八條

網架約束原因控制風電、光伏發電的條件是：（1）省調監控的風電、光伏輸送斷面潮流超過電網穩定限值的80%；（2）斷面內并網火電機組均減至東北能監局核定的最小技術出力；（3）東北調控分中心控制的斷面，按照東北調控分中心運行規定和東北調控分中心調度員控制指令嚴格執行。

第四十九條 省調根據新能源場（站）每日上報次日發電功率預測曲線及電網運行約束確定新能源接納總體空間，并于每日18:00前下發至各新能源場（站）執行。日前新能源發電計劃分配原則為：

（1）分配參與短期市場交易（日前現貨市場等短期交易）新能源場站的發電計劃；

（2）分配中長期市場交易（大用戶直供、風電送華北、風電送北京等長期交易）新能源場站的發電計劃；

（3）分配特許權、清潔供暖等政府保證性政策的新能源場站發電計劃；

（4）按照新能源排序調電序位安排新能源廠站發電計劃曲線。

第五十條 省調根據新能源場（站）實時上報理論發電能力和可用發電能力，結合電網運行約束安排新能源接納空間。日內新能源發電分配原則為：

（1）按日前計劃執行日前現貨交易和日內現貨交易（包括風火臵換、省內實時獲取用電的蓄熱式電采暖等）；

（2）按日前發電計劃執行中長期市場交易（大用戶直供、風電送華北、風電送北京等長期交易）；

（3）按照日前計劃執行特許權、清潔供暖等政府保障性政策的新能源場（站）發電計劃；

（4）按照新能源排序調電序位執行新能源廠站發電曲線。第五十一條 當日內實際可用發電功率高于日前預測功率時，高出日前預測按新能源排序調電序位增加新能源場（站）發電出力；當日內實際可用發電功率低于日前預測功率時，按照新能源排序調電序位依次調減新能源廠站發電空間、政府保障性政策的新能源場（站）發電空間、日前發電計劃執行中長期市場交易空間、現貨交易空間原則調電。

第五十二條 省調負責開發和維護新能源調度技術支持系

統，各新能源場（站）配合電網調度機構做好系統開發和維護工作。

第九章 新能源場（站）排序指標評價管理 第五十三條 省調負責對新能源場（站）排序評分指標進行評價，并將得分、發電計劃等信息進行發布。

第五十四條 排序評分項目主要分為場站基礎信息管理指標、安全運行管理、調度運行管理、自動功率控制管理以及功率預測預報指標等五類，各分配一定的權重，電網調度機構根據各項得分進行權重評價。各項得分計算方法采用歸一化處理和半梯形模型。

第五十五條 新能源場（站）基礎信息管理指標包括氣象信息數據合格率、風電單機（光伏逆變器）實時信息上傳合格率、場站運行上報數據合格率。風電場氣象信息數據包括：10m、30m、50m和輪轂高度的風速、風向，溫度、濕度和氣壓；光伏氣象信息數據包括法向直射輻照度、散射輻照度、總輻照度、組件溫度、環境溫度、風速、氣壓和相對濕度。風電單機實時上傳信息包括：有功、無功、機頭風速和狀態；光伏

逆變器實時上傳信息包括：有功、無功和狀態。對應得分為100×月合格率。

第五十六條 新能源場（站）安全運行管理指標包括風電機組（逆變器）具備高、低電壓（零電壓）穿越能力占比，二次安全防護方案、衛星時鐘設備和網絡授時設備、新能源場（站）涉網保護配臵（故障錄波器接入數據完整性、母差保護配臵、匯集線系統是否滿足單相故障快速切除等），事故預案編制等反措落實情況等，對應得分根據現場設備運行情況歸一化處理。

第五十七條 新能源場（站）調度運行管理指標包括調度指令執行情況、無功補償裝臵投入率、電氣設備非計劃停運，對應得分采用半梯模型計算。

第五十八條 新能源自動功率控制管理指標包括系統投入率、調節合格率、上傳數據（理論發電功率和可用發電功率）準確率。

省調通過AGC系統按月統計各風電場、光伏電站AGC投入率。投入率計算公式為：AGC投入率=（AGC子站投入閉環運行時間/風電場、光伏電站AGC應投入閉環運行時間）×100%。在計算AGC投入率時，扣除因電網原因或因新設備投運期間AGC

子站配合調試原因造成的AGC裝臵退出時間。

省調通過AGC系統按月統計考核風電場、光伏電站AGC裝臵調節合格率。省調AGC主站下達出力指令后，子站AGC裝臵在省調下達的時間定值內調整到位。AGC調節合格率計算公式為：AGC調節合格率=（子站執行主站調節指令合格點數/主站下發調節指令次數）×100%。

AGC上報數據準確率包括理論發電功率準確率和可用發電功率準確率。省調通過AGC系統按月統計各風電場、光伏電站AGC上傳數據準確率。準確率計算公式見附錄C。

第五十九條

新能源場（站）預測預報指標包括日前預測準確率、合格率、上報率、95%分位數偏差率、平均絕對誤差率、極大誤差率。月預測預報準確率高于80%、合格率高于85%、上報率高于90%，其中一項不達標時對應本月考評項得分為0。對應得分采用半梯模型計算。

第六十條

場站發電指標考慮全省新能源場（站）發電均衡性將其作為一定權重，即累計年發電利用小時較高的新能源場（站）得分相對較低、累計年發電利用小時數較低的新能源場（站）得分相對較高。對應得分采用半梯模型計算。

第十章 監督與管理

第六十一條 按照新能源優先調度的原則，省調應每月根據排序指標對新能源場（站）進行綜合評定，各新能源場站根據場（站）負責對評定指標進行校核。

第六十二條 調度每月將調電原則上報東北能源監管局和省能源局，東北能源監管局會同省能源局負責監督調度方案的執行情況，并建立爭議協調解決機制。

第六十三條

新能源場（站）和電網調度機構應按政府有關部門的要求，報送與披露相關生產運行信息。

第十一章 附 則

第六十四條 本實施細則自2018年1月1日開始實施，原《吉林省風電優先調度工作實施細則（實行）》作廢。

第六十五條

本實施細則由吉林省能源局負責解釋。

附 錄 A

棄風、棄光建議計算方法

1.風電場、光伏電站發電功率指標包括理論發電功率和可用發電功率。風電場、光伏電站理論發電功率指在當前風、光資源下場內所有風機、逆變器均可正常運行時能夠發出的功率，其積分電量為理論發電量；風電場、光伏電站可用發電功率指考慮場內設備故障、缺陷或檢修等原因引起受阻后能夠發出的功率，其積分電量為可用發電量。

2.風電場、光伏電站受阻電力分為場內受阻電力和場外受阻電力兩部分：場內受阻電力指風電場、光伏電站理論發電功率與可用發電功率之差，其積分電量為場內受阻電量；場外受阻電力指風電場、光伏電站可用發電功率與實發功率之差，其積分電量為場外受阻電量。

3.風電場理論功率及受阻電量計算主要有三種方法：樣板機法、測風塔外推法和機艙風速法。風電場可根據具體情況，采用一種或多種計算方法。

4.光伏電站理論功率及受阻電量計算主要有兩種方法：氣象數據外推法和樣板逆變器法。各光伏電站可根據實際情況選擇算法，建議具備條件的同時采用兩種方法計算。

5.樣板機法是在選定樣板機基礎上，建立樣板機出力與全場出力之間的映射模型，獲得全場理論發電功率。按如下方式計算：

NkMkPj????pj,k,mMk?1km?1

KNk?MkPj?????pj,k,mk?1Mkm?1

K式中，Pj為風電場j理論發電功率，Pj?為風電場j可用發電功率，k為風機型號編號，K

?為型號k為風機型號數量，Mk為型號k風機的樣板機數量，Nk為型號k風機的全場總數量，Nk風機的開機運行總數量，pj,k,m為風電場j型號k風機第m臺樣板機的實際功率。

6.測風塔外推法是在測風塔優化選址基礎上，根據風電場所處區域的地形、地貌，采用微觀氣象學、計算流體力學理論，將測風塔風速、風向推算至風電場內每臺風機輪轂高度處的風速、風向，并通過風速-功率曲線將其轉化為單機理論發電功率，進而獲得全場理論發電功率。按如下方式計算：

（1）將測風塔風速外推至每臺風機輪轂高度處的風速、風向。

（2）采用經過試驗驗證的風速-功率曲線或擬合的風速-功率曲線將風機輪轂高度處的風速轉化為風機理論發電功率。

（3）單機理論發電功率加和獲得全場理論發電功率：

Pj??pj,mm?1M

（4）風電場可用發電功率為：

Pj??M?M??m?1pj,m

式中，Pj為風電場j理論發電功率，Pj?為風電場j可用發電功率，M為全場風機臺數，M?為非限電停運的風機臺數，pj,m為風電場j第m臺風機的理論發電功率。

7.機艙風速法是采用擬合的風速-功率曲線將風機機艙實測風速轉化為單機理論發電功率，進而獲得全場理論發電功率。按如下方式計算：

（1）采用機艙平均風速和單機平均功率擬合的風速-功率曲線，將機艙風速轉化為風機理論發電功率pj,m。

（2）單機理論發電功率加和獲得風電場理論發電功率：

Pj??pj,mm?1M

（3）風電場可用發電功率：

Pj??M?M??m?1pj,m

式中，Pj為風電場j理論發電功率，Pj?為風電場j可用發電功率，M為全場風機臺數，M?為非限電停運的風機臺數，pj,m為風電場j第m臺風機的理論發電功率。

8.氣象數據外推法采用物理方法將實測水平面輻照強度轉換為光伏組件斜面輻照強度，將環境溫度轉換為板面溫度，綜合考慮光伏電站的位臵、不同光伏組件的特性及安裝方式等因素，建立光伏電池的光電轉換模型，得到光伏電站的理論功率。按如下方式計算：

（1）根據氣象監測設備的實測水平輻照強度和環境溫度，將水平輻照強度轉化為光伏組件斜面的有效輻照強度，將環境溫度轉化為光伏組件的有效溫度，有條件的宜使用直采光伏組件溫度數據。

（2）根據光伏組件標準工況下的設備參數，計算當前氣象條件下光伏組件輸出的直流功率。

（3）綜合考慮光伏組件的有效數量、光伏組件的老化、光伏組件的失配損失、光伏組件表面的塵埃遮擋、光伏電池板至并網點的線路傳輸及站用電損失、逆變器效率等因素，得到光伏電站并網點的交流功率。

9.樣板逆變器法是在選定樣板逆變器基礎上，建立樣板逆變器出力與全站出力之間的映射模型，獲得全站理論發電功率，按如下方式計算。

光伏電站理論發電功率：

分值1 0a b?0,0?x?a?x?a?f(x)??,a?x?b?b?a1,b?x??

光伏電站可用發電功率：

Nk?MkPj?????pj,k,mk?1Mkm?1

K式中，Pj為光伏電站j理論發電功率，Pj?為光伏電站j可用發電功率，k為逆變器型號編號，K為逆變器型號數量，Mk為型號k逆變器的樣板逆變器數量，Nk為型號k逆變器的全站總?為型號k逆變器的開機運行總數量，數量，Nk機的實際功率。

pj,k,m為光伏電站j型號k逆變器第m臺樣板10.風電場、光伏電站場內和場外受阻電量按如下方式計算 風電場、光伏電站場內受阻電量：

EI,j??t??(Pj,i?Pj,i?)i?1n

風電場、光伏電站場外受阻電量：

EO,j??t??(Pj,i??Tj,i)i?1n

式中，EI,j為j場內受阻電量，EO,j為j場外受阻電量，Pj,i為i時刻場站j理論發電功率，Pj,i?為i時刻場站j可用發電功率，Tj,i為i時刻場站j實發功率，n為統計時段內樣本數量，?t為時間分辨率。

附 錄 B 半梯形模型

a和b是評價指標的閾值，x是評分參數的量值，f（x）為得分。

分值1 0a b?0,0?x?a?x?a?f(x)??,a?x?b?b?a??1,b?x

圖1 指標評價模型

附 錄 C

新能源功率預測評價指標計算公式

（1）分位數偏差率：

95%分位數偏差率包括95%分位數正偏差率和95%分位數負偏差率。95%分位數正偏差率指將評價時段內單點預測正偏差率由小到大排列，選取位于95%位臵處的單點預測正偏差率，按如下公式計算：

PPi?PMi?E??0,i?1,2...n?iCi???Ej?sortp(Ei),j?1,2,...n??Per95?Ej,j?INT(0.95?m)??

95%分位數負偏差率指將評價時段內單點預測負偏差率由大到小排列，選取位于95%位臵處的單點預測負偏差率，按如下公式計算：

PPi?PMi?E??0,i?1,2...n??iCi???Ej?sortn(Ei),j?1,2,...n???Per95?Ej,j?INT(0.95?m')??

其中，率，Per95為95%分位數偏差率，Per95取值步長根據具體情況而定，PPi為i時刻預測功

Ci為i時刻開機容量，PMi為i時刻可用發電功率，Ei為i時刻預測偏差率，Ej為排序后的單點預測偏差率，sortp(.)為由小到大排序函數，sortn(.)為由大到小排序函數，INT（?）為取整函數，n和n?分別為評價時段內的正偏差樣本數和負偏差樣本數，不少于1年的同期數據樣本。

（2）準確率CR按如下公式計算：

?1nPPi?PMi2?CR??1-?()??100%

??nCi?1i??其中PPi為i時刻的預測功率，PMi

為i時刻的可用發電功率，Ci為i時刻的開機容量，n為統計時段內的總樣本數。

（3）合格率QR指預測合格點數占評價時段總點數的百分比，合格點數是指預測絕對偏差小于給定閾值的點數，計算公式如下：

1nQR??Bi?100%ni?1PPi?PMi?1, ?T?Ci?Bi???0, PPi?PMi?T ?Ci?

其中，Bi代表i時刻預測絕對誤差是否合格，若合格為1，不合格為0，T為判定閾值，依各電網實際情況確定，一般不大于0.25。

（4）平均絕對誤差率MAE按如下公式計算：

1n?PPi?PMiMAE???ni?1?CiEVpos?max(EVneg?min(其中，???100%?

（5）極大誤差率EV包括正極大誤差率和負極大誤差率，按如下公式計算：

PPi?PMi)?100%,i?1,?,nCi PPi?PMi)?100%,i?1,?,nCi

EVpos為正極大誤差率，EVneg為負極大誤差率。

（6）預測數據上報率Rr按如下公式計算：

Rr?R?100%N

其中，R為評價時段內數據上報成功次數，N為評價時段內應上報次數。（7）AGC上報理論發電功率準確率按如下公式計算：

?P1n?PCR?1???TiRini?1?Ci

AGC上報理論發電功率準確率按如下公式計算：

???100% ????100% ?1n?PMi?PRiCR?1???ni?1?Ci

其中，PTi為理論發電功率，PMi為可用發電功率，PRi為實際功率。