电网运行情况

关键词： 互联 运行 电力 电网

电网运行情况（精选6篇）

篇1：电网运行情况

巴中电网受自然灾害影响电网运行情况汇报

省调：

16日20时至18日16时，我市出现强降雨恶劣天气，南江、通江北部、巴州北部降雨最较大，电网受损较严重。现将相关情况汇报如下：

一、气象水情况信息

巴州区兴文镇最大降雨量达244.7mm,南江和平降雨量达317.5毫米,通江县沙坪最大降雨量达208.3mm,平昌县粉壁最大降雨量达230.7mm，主要河流水位上涨，但未超过警戒水位。

二、电网受损及恢复情况 1、220kV、110kV设备运行情况 220kV电网设备运行正常。2、35kV及以下设备运行情况

截止9月19日06时，巴中电网累计停运35kV线路13条，10kV线路94条，35kV变电站13座。目前已恢复35kV线路8条，未恢复5条；恢复10kV线路43条，未恢复线路51条；恢复35kV变电站9座，未恢复变电站4座。最高损失负荷58MW，到目前为止，未恢复负荷27MW。停电影响通江县、南江县部分乡镇村社，巴州区部分乡镇停电，无重要及高危用户。

三、威胁电网安全、稳定运行情况 1、35kV长赤站站内进水严重，部分端子箱内进水，为了安全变电站进行停电避险，待站内积水排除后，及时恢复变电站送电，对其端子箱烘干和站内电缆绝缘检查。变电站运行安全风险较大。

2、部分线路电杆基础滑坡现象较严重，设备坚持带电运行，对电网安全运行风险较大。

巴中地调

2011年09月19日06时

篇2：电网运行情况

2008年电网安全运行情况概述

2008年是不平凡的一年，也是国家电网公司成立以来困难最多、挑战最大的一年，国家电网公司认真贯彻科学发展观，深入落实国家相关部门关于安全生产的工作部署，坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，健全完善安全风险防范体系、应急管理体系和事故调查体系。公司不断深化“百问百查”活动，建立安全长效机制，实现安全闭环管理和过程控制；积极推进安全风险管理，强化电网运行调度.积极开展“隐患排查”专项行动，深入排查电网安全运行风险与隐患，切实做到“二个百分之百”：组织安全生产诊断分析，深入推进反事故斗争；与地方政府联合开展电力突发事件应急演习，提高应急处理能力。2008年，国家电网公司克服自然灾害、电煤供应紧张、负荷大起大落、历史罕见秋汛、电源集中投产等不利因素，取得了抗灾救灾斗争的全面胜利，圆满完成特高压交流示范工程投运调试、奥运保电和迎峰度夏度冬等重点丁作，确保了国家电网的安全稳定运行。

2008年，除去冰冻雨雪灾害和地震灾害影响，国家电网的安全运行情况总体良好，随着对电网安全运行管理的加强和反事故斗争的深人开展，电网事故总数有所下降。据调度口径统计，2008年国家电网范围内发生对电网影响较大的故障54起(2次灾害各算1起，下文同此)，比2007年(69起)下降21.74%。其中，220kV及以上厂(站)全停13起，220kV及以上母线停电21起，局部电

网解列6起，其他事故13起，新疆南疆电网发生1起稳定破坏事故。

2008年电网各种类型的故障所占的比例如图1所示。

随着电网建设的快速发展，网架结构不断得到加强。调度系统管理的精细化，运行方式安排的更加合理，安全隐患排查和治理的更加深入，在客观上减小了电网事故发生概率，提高了电网安全稳定运行可靠性。2008年各类因素引发的电网事故数量均较往年有所减少，全年事故总量也明显下降。

2008年电网事故类型与近年来的情况基本相似。其中对电网影响较大的“220kV及以上发电厂、变电站全停”故障以及“220kV及以上母线停电”故障数量占事故总量的半数以上，局部地区特别是在西藏、新疆、青海等西部电网结构薄弱的地区，比较容易受到局部

恶劣天气或单一设备故障的影响，局部小电网解列事故和变电站全停事故时有发生。此外，重要发电厂全停、受恶劣天气影响导致跨区送电系统断面破坏等严重威胁电网稳定运行的“其他”类型事故也占据了相当比例。2004—2008年国家电网故障统计如表1。2008年电网安全运行情况分析

排除2次罕见重大自然灾害影响，2008年全年电网总体运行情况较好，自然灾害、设备故障、人员违章作业仍是威胁电网安全运行的三大主因。按事故原因分类统计，共发生自然灾害引起的电网事故15起，占全部的27.78%；发生26起由设备故障引起的电网事故，占全部的48.15%；发生7起由人员责任引起的电网事故，占全部的12.96%；发生6起由其他原因引起的电网事故，占全部的11.11%。近5a来的事故原因分类比较如图2所示。

2.1 2次严重自然灾害对电网安全造成极大影响

自然灾害一直是危害电网安全，尤其是电网设备安全的主要因素，而且近几年自然灾害的破坏力逐年增强，危害逐年增大。2008年因自然灾害、恶劣气候引起的突发事件和电网故障共计15起，比去年减少3起。

2008年上半年，我国中南部地区电网、四川地区电网先后遭受罕见低温雨雪冰冻灾害和“5·12”特大地震灾害侵袭，灾区电力设施在灾害中损毁严重，主网结构遭到严重破坏，电网损失历史罕见。

2.1.1 华中、华东电网“1·10——2·5”受持续低温雨雪冰冻天气影响

受全球气候拉尼那现象影响，1月10日一2月5日.华中、华东地区遭受50a来最严重的冰雪灾害，灾害影响到华中和华东电网的全部省市，其中湖南、江西和浙江受灾最重，冰雪持续天数、积雪深度、冰害范围、影响程度等均超过历史纪录，电力线路倒塔、断线等严重损毁情况普遍发生，江西电网5次与主网解列，福建因联络

线中断孤网运行，湖南、江西、浙江的500kV主网结构遭到严重破坏。公司35kV及以上变电站累计停运884座；停运输电线路15284条，其中35kV及以上线路1611条；损毁杆塔184074基，其中35kV及以上杆塔7200基。公司经营区域内37个地市的545个县(区)供电受到影响，其中80个县(区)供电几乎全部中断。

2.1.2 “5·12”四川汶川地震对电网造成破坏

2008-05—12T14：28：04，四川西北部阿坝藏族自治州汶川县境内发生里氏8.0级地震。公司经营范围内共有四川、甘肃、陕西、重庆4个省级电网、23个地市的110个县、1885个乡镇、18046个行政村供电受到影响，累计停电用户525.36万户。地震发生时，国网送南网的江城直流系统江陵站因换流阀振动导致双极跳闸，损失送南方电力187万kW；华中、西北电网分别下降约550、230万kW；四川电网负荷由1185万kW下降至754万kW，降幅达36.3%，共有21座水电厂与系统解列，甩出力205.8万kW；4座火电厂与系统解列，甩出力106万kW；220kV及以上主变压器跳闸21台。在这次地震中，公司35kV及以上变电站停运245座；停运线路3322条，其中35kV及以上线路370条；倒塌房屋19005栋(间)；损毁机器设备58611台(套)。岷江流域6座水电站受到严重损坏。

这2次自然灾害历史罕见，破坏力强，影响范围广，持续时间长.远超电力设施建设抵御自然灾害标准，电力设施在这2次灾害中

受损严重，部分地区电网甚至遭到毁灭性破坏，电网的安全稳定运行及有序供电遭到严重破坏。

2.2 局部恶劣天气对远距离送电走廊造成较大危害

受气候变化影响，近几年夏季局部地区突发性极端气候现象时有发生，且发生时间短，发生区域集中，破坏力强。由于我国特殊的能源格局分布模式，远距离跨区输电方式正在被越来越广泛的采用。这种送电方式输送容最大，送电距离远，经济效益高，但途经地势地貌复杂，沿途发生突发性极端气候的几率大。而且远距离跨区送电通道内线路多采用同杆并架或紧凑型输电线路.送电走廊相对集中，输电系统受这种恶劣天气侵袭，易发生风偏、雷击、冰闪跳闸等事故，甚至造成送电断面全失，对电网安全稳定运行构成极大威胁。2008年，此类典型故障共发生2起，简要介绍如下：

2.2.1 华北电网“8.21”500kV万顺三回线跳闸

2008-08-21T16：00，河北宣化局部地区出现雷雨、冰雹及飑线风天气。16：35—16：37，华北电网内蒙古送出南通道500kV万顺(万全一顺义)二回线相继故障跳闸，稳控装置正确动作切除达旗一、二厂、包头、国华准厂、丰镇、岱海电厂共8台机组，损失出力283万kW，系统最低频率至49.88Hz。

事故原因为局部地区飑线风造成线路风偏，对塔身放电，造成线路跳闸。

2.2.2 东北电网“9·17”500kV科沙双线跳闸

2008-09-17T19：42，东北电网500kV科沙Ⅰ、Ⅱ线(科

尔沁一沙岭)故障跳闸，造成通辽Ⅱ厂、霍林河电厂送出通道500kV阿科(阿拉坦一科尔沁)Ⅰ、Ⅱ线，霍阿(霍林河一阿拉坦)Ⅰ、Ⅱ线，通科<通辽Ⅱ厂—科尔沁)线停电；通辽Ⅱ厂、霍林河电厂、阿拉坦、科尔沁4个厂站500kV系统全停；通辽Ⅱ厂5号机和霍林河电厂2号机跳闸，分别甩出力30.3、53.7万kW.东北电网低频49.64Hz运行2rain。巡线发现科沙Ⅰ、Ⅱ线共倒塔4基，塔头折断1基。

事故原因为通辽地区出现龙卷风、冰雹天气，科沙双线送电通道在恶劣天气中受损。

为应对恶劣天气造成的跨区送电断面全失这类电网故障，以国家电力调度中心为主的各级调度机构积极应对，制定出详细可靠的事故预案，开展事故预想，尤其是对同杆并架线路及紧凑型线路输电通道，有针对性地实施反事故演习，建立起完善的应急制度，提高此类事故的应变处置能力。同时，协同有关部门，加强对局部地区气候跟踪研究分析，对特殊地区特殊气候，有针对性地提高电力设施设计、建设、维护的标准，加强电力设施抗灾害能力。对于特别重要的送电断面，加装安全自动装置并完善动作策略，将事故的影响有效地控制在最小的范围内，保证主网的安全。

2.3 设备故障是诱发电网事故的主要因素

2008年因设备故障引发的电网事故共计26起，是诱发电网事故的最主要原因。从历年电网事故诱因统计分析来看，设备故障的原因多样，而且十分隐蔽，不易发现，因此对于设备故障及隐患治理是

一项长期而艰巨的任务。国家电网公司针对设备故障加强了对运行设备的维护与管理，定期开展电网设备运行分析，不断加强设备运行监视，及时发现、诊断、处理设备隐患及缺陷，加大设备改造力度，应用新技术，合理安排设备检修，加强对同类设备的家族性缺陷的治理，有效地提高了设备运行的可靠性，避免了设备故障发生。同时在厂站内开展安全分析，制订设备故障隔离措施、方法，尽可能将故障影响限制在有限范围内。2008年设备故障引发的几起典型事故如下：

2.3.1 安徽电网“7·3”220kV恒兴变电站单母线停电

2008-07-03T16：25，安徽电网220kV恒兴变电站(西开GIS设备)220kVHB母线因支撑绝缘子存在制造工艺质量问题，造成Ⅰ号气室筒故障短路，Ⅱ母线母差保护动作，该母线上所有运行元件跳闸，母线失压。故障发生前，恒兴变220kVⅠ、ⅡA、ⅡB母线并列运行。故障造成恒兴变电站2号主变压器跳闸，损失负荷5.7万kW。

此次事故暴露出电网中一些一次设备的设计制造存在严重缺陷，而运行维护单位又缺乏对此类设备隐患的评估和认识，实际运行中未采取针对性的维护和改造措施，最终导致电网事故的发生。生产运行部门需在实际运行维护工作中不断总结积累经验，进一步加强对设备的运行评估和技术改造力度，及时发现并消除隐患，从而减少因一次设备故障引起电网事故发生的次数。

2.3.2 山西电网“8·9”220kV太原第一热电厂机组全停

8月9日凌晨，山西电网220kV太原第一热电厂(简称太一电

厂)发生一起机组全停事故。01：45，太一电厂与山西省调通信、自动化联系全部中断；02：00—04：00，太一电厂12—14号、16号机(3x30万+5万)相继停运，因其他机组正在检修，电厂机组全停，共损失出力80万kW。

事故原因为太一电厂13、14号机循环水泵2号电源电缆头爆炸，电缆沟起火，造成循环水泵双电源失电停运。

此次事故暴露出电厂电缆明显的设计缺陷，低压电力电缆、控制电缆、通信电缆等同沟同层敷设，防火封堵不足。经排查，部分厂站的电缆铺设都不同程度存在问题，对于发现的安全隐患，应深入分析研究，采取合理防范措施，并制定有效的整改方案，发现一项处理一项，切实消除安全风险。

2.4 人员责任事故仍时有发生

2008年，因人员责任造成的电网事故共7起，其中检修、施工人员责任事故占绝大多数。人员责任事故的发生，一方面说明在电网规模不断扩大，设备维护量不断增加，潜在危险增多的情况下，对于运行、检修人员的技术水平和综合素质要求越来越高；另一方面也说明部分单位在深入贯彻落实公司安全生产“三个百分之百”的要求上仍存在较大差距，安全活动流于形式，现场安全监督管理松懈，安全责任落实不到位，标准化作业不到位，安全责任事故屡禁不止。2008年几起典型的人员责任事故如下：

2.4.1 华北电网“6·17”500kV准格尔电厂母线停电

2008-06-17T10：04，华北电网准格尔电厂唯一外送通道

500kV准宁I线(准厂一宁格尔)跳闸，电厂2号机跳闸，3、4号机手动从升压站解列，3号机带厂用电运行，全厂损失出力90万kW。事故前准格尔电厂500kVII母检修，事故后电厂全部机组从升压站解列，500kVI母停电。

事故原因为现场丁作人员在进行准格尔厂准宁Ⅰ线5013开关C相TA介损试验时，将TA二次绕组短接接地，导致C相分流，准宁Ⅰ线纵联电流差动保护动作跳闸。

此次事故暴露了检修人员技术水平不够，不能认真开展危险点分析和预控，对于潜在危险分析不深人，标准化作业不到位等问题。各相关单位应当认真开展培训工作，提高专业人员的技术水平，深入开展现场标准化作业，认真实施全过程技术监督和管理。

2.4.2 华中(河南)电网“11·7”短时功率波动

2008-11-07T17：55／17：57，三峡近区500kV斗江线(斗笠一江陵)出现明显功率波动，幅度从140万kW到200万kW，斗笠、江陵、葛换流站三峡安控装置报警。根据实测曲线，华中电网发生了功率波动，波动频率为0.599Hz，持续时间2min。在功率波动过程中，鄂豫、鄂湘联络线波动较大，湖北电网作为华中电网南北潮流的汇集地有较大的穿越功率摆动。

经调查分析，当时河南110kV新安电厂未经调度同意擅自并网，对华中主网激发振荡频率为0.6225Hz、阻尼比为3.33%的功率振荡。振荡发生2min后机组因功率波动较大解列，由于系统阻尼较强，在扰动源消除后，功率波动现象迅速消失。

此次事故暴露出涉网单位人员严重违反调度纪律，相关调度机构对于涉网单位人员培训、管理、监督不到位。需严肃调度纪律，加强自备电厂、小机组、地区小电网等的调度运行管理，加强对涉网单位人员培训力度，执行涉网单位人员持证上岗制度。

2.5 局部地区电网结构薄弱，稳定问题突出

由于电网建设发展不平衡，局部地区特别是西藏、新疆、青海等西部地区电网网架结构薄弱，电压等级低，电源支撑点少，小地区电网与主网间多为单线串联，单线送电距离长，电气联系弱，安全稳定储备水平低，系统稍有扰动即会发生局部电网解列或稳定破坏事故。2008年第三季度，藏中地区先后发生4次造成局部电网解列的事故，新疆南部电网发生一起典型稳定破坏事故：8月30日，新疆南部电网因电源支撑点库车电厂1号机组无功控制模式不当，龟兹变电站电压由229kV左右瞬降至213kV，同时1号机有功功率由3万kW突降至1.2万kW，联络线功率进一步扩大.导致振荡发生。稳控装置按既定策略动作解列220kV台兹(台远一龟兹)一线、苏鹿(哈克苏一金鹿)线，造成220kV阿克苏变电站、龟兹变电站、库车电厂失压，阿克苏地区共计损失负荷28.6万kW；疆南电网、和田电网与主电网解列，引起系统静态稳定破坏事故。此次事故暴露出新疆电网网架结构薄弱，稳定问题突出。

为应对当前突出的电网稳定问题，首先要加快电网建设，完善网架结构，提高电网运行可靠性；其次，应深入研究安全稳定自动控制装置的配置.制定科学的控制措施，合理调节不同控制装置的配合环

节，在电网发生故障时，将故障威胁限制在最小范围内。同样问题在西藏、青海地区电网也十分突出，亟待解决。

2.6 外力破坏事故有所增加

我国电网不断发展扩大，尤其是220kV及以下等级电网已经发展至空前规模，城镇地区电网日趋密集，受人为干扰因素不断增多，电网安全隐患增多，电网安全的不可控性增加。2008年，因其他原因造成的电网故障有6起，与往年持平，但因外力破坏造成的电网故障比例明显提高，且造成较大损失。

7月2日，上海电网崇明岛与长兴岛联网的110kV海底电缆家长(陈家镇一长兴)线架空档因过往船只外力破坏跳闸，长兴岛电网与主网解列，损失负荷约10万kW；7月11日，湖北电网220kV徐巡一线因吊车碰线跳闸；9月13日，陕西电网330kV北郊变电站闲人为盗窃破坏，造成站内主变跳闸，与北郊变电站相连的4个110kV变电站停电，损失负荷7.3万kW。

针对这类不确定性高、防范难度大的电网故障，各相关单位应加强对电力设施的安全巡视，提高电网运行的后备保障能力，制定可行的重要供电用户保障措施，确保对重要用户供电的可靠性。

加强电网安全管理工作

2008年国家电网安全运行总体势头良好，电网安全管理工作卓有成效。公司认真贯彻国务院和国家有关部委关于安全生产的各项要求，坚持“安全第一、预防为主”的方针，通过深化“百问百查”活动建立安全长效机制，实现安全闭环管理和过程控制：完善制度、明

确责任，切实做到“二个百分百”；推进安全风险管理，强化电网运行调度，深入排查电网安全运行风险与隐患，认真落实电网安全运行组织管理与技术措施；深入开展反事故斗争，建立常态机制，实现电网安全可控、在控、能控；认真总结世界各国的经验教训，加强大电网安全稳定研究，提高电网分析计算和运行控制水平；加强完善调度应急机制建设，完善应急汇报制度，制定应急处理的组织和协调流程，防止了电网稳定破坏和大面积停电事故发生。

2009年国内外经济形势正发生着急剧的变化，电力安全生产面临更大压力。以特高压电网为核心的“三华”同步电网即将付诸实现，提高电网调度对电网运行的实际控制能力，促进各级调度协调发展，为“二华”同步电网安全稳定运行提供强有力的调度保障，是电网调度今后一个时期的重点工作。为确保电网持续安全稳定运行，特别要做好以下几方面工作：

第一，强化安全意识，落实安全责任制。坚持“安全第一、预防为主”的方针，建立健全保证体系和监督体系，完善规章制度，严格执行规程，加强安全教育和培训.强化安全指导和监督，落实安全生产责任制，深入开展“百问百查”安全活动，将安全活动落到实处；强化安全生产流程，深人开展标准化作业，规范作业人员行为；坚持严格管理，用“三铁”反“三违”，杜绝“三高”现象，认真总结和吸取事故教训，对于事故，按照“四不放过”原则，依法严肃追究有关责任。

第二.大力加强电网建设，夯实安全生产的物质基础。坚强的网

架结构是电网安全稳定运行的基础。当前电网尤其是西部地区电网建设明显滞后，存在严重的网架布局不合理、网络结构薄弱问题。东部地区电网建设明显好于西部地区，但是仍不能满足日益增长的电力需求，存在检修安排密集、局部地区改造集中、新设备调试投产集中等问题。相关规划、建设、调度机构应加快网络规划研究，监督电网建设进度和质量，提高电网运行的可靠性，为电网运行提供坚实的物质基础。同时针对不同电网的薄弱点以及电网关键点的安全稳定问题，深入分析研究，科学安排装设低频、低压减载装置以及解列装置，合理制定稳定控制装置策略，统筹安排工程进度、安排检修计划，减少局部电网解列事故和稳定破坏事故的发生。

第二.加快对大电网运行机理的研究，提高对大电网的驾驭能力。随着特高压试验示范工程的胜利完成，全国互联电网格局即将发生巨大的变化，空前规模的“三华”电网即将在不远的未来实现。网络结构日趋扩大，系统电气联系日趋复杂，当前电网运行中电磁环网普遍存在，动态稳定及电压稳定问题突出，部分电网短路容量超标问题突出，低频振荡和功率波动现象时有发生。面对日益复杂的新局面和日益提高的安全新要求，各级调度机构应积极准备，深入研究电网安全存在问题，加快建设电网在线安全分析预警系统，强化电网安全的科技支撑，深人加强“三华’’电网运行的协同管理，确保地区电网和互联电网安全、稳定、高效运行。

第四，加强设备维护，保证设备健康运行。要进一步加强对重点设备的维护力度，特别要加强对枢纽变电站、重载线路进行特巡，及

时发现设备缺陷，防止发生重大设备事故。要充分利用技术手段，对设备健康状况进行跟踪、分析，推广状态检修等新的检修作业方法，切实掌握设备的健康状况，提高设备运行可靠性。深入研究不同地质气候条件下电力设施的设计选型方案，必要时提高重点地区设备的安全防护等级，进一步提高设备的安全运行水平。

篇3：电网运行情况

1 电网运行方式相关概念

电网运行方式安排是供电企业为统一确定电网运行极限, 统一部署电网控制策略, 统筹协调电网基建、生产、经营工作的组织, 是实现电网安全稳定的统筹管理而开展的计算和分析活动。

电网运行方式的安排, 应通过对电网稳定性的计算分析发现其存在的问题, 要充分考虑电网的结构、电源与负荷的分布以及设备运行的承载能力等, 充分发挥输变电设备的输电能力, 最大限度地满足负荷需求, 使电网安全运行和连续可靠供电, 确保电网供电质量符合规定标准, 实现电网整体的安全、稳定、可靠、灵活及经济运行。

2 电网运行方式分析与安排应遵循的标准及规范

为确保电力系统安全稳定运行, 电网运行方式分析及安排需遵循《电力系统安全稳定导则》 (DL 755-2001) 、《国家电网公司电网安全稳定管理工作规定》 (国家电网调[2006]170号) 、《电力系统安全稳定计算技术规范》 (DL/T1234-2013) 、《电力系统安全稳定控制技术导则》 (DL/T 72.3-2000) 、《电网运行准则》 (DL/T 1040-2007) 等国家法律法规、行业标准及企业调度规程等。

3 电网运行方式分析与安排的原则

合理安排电网运行方式是电网安全稳定运行的重要基础之一。在安排电网运行方式时, 应充分考虑电网结构、负荷水平、电源分布等因素的影响, 制定电网安全稳定控制策略, 及时调整开机方式, 确保运行电压在允许偏差范围内, 保证电网各断面潮流在可控制范围以内。

电网运行方式安排应确保运行过程中任一元件跳开时, 电力系统仍能稳定运行, 且不致于使其他元件发生超过输电能力或导致稳定破坏等事故。电网运行方式应使电网具备较大的抗扰动能力, 并满足《电力系统安全稳定导则》规定的各项安全稳定标准。

电网运行方式安排应充分考虑各级变电站及用户供电的可靠性, 认真分析系统特点, 考虑一定的裕度, 保持其灵活性, 以满足负荷变化及用户供电灵活性及可靠性的需要, 并能够适应事故情况下负荷的转移及应急方式的调整。电网的运行方式安排同时还应该兼顾经济性原则, 根据电源布局及负荷分布, 合理安排开机方式, 实现无功分层分区、就地平衡, 避免无功功率的不合理流动, 降低网损。

4 湖南电网运行方式分析及安排

湖南电网运行方式分析与安排在国家调度中心统一领导之下开展相关工作。电网运行方式分析与安排按时间可分为年度运行方式、夏冬季运行方式、月度运行方式和日前运行方式;按系统状态可分为正常运行方式、检修运行方式及事故运行方式。下面简要介绍按时间划分的各种电网运行方式分析。

4.1 年度运行方式

年度运行方式分析是统筹安排全年电网调度运行活动的重要依据之一。其主要任务是总结上年度电网运行情况, 分析电网运行特点和薄弱环节, 根据电网和电源的投产计划、检修停电计划, 开展电力电量供需情况预测, 进行年度稳定计算, 分析电网运行中可能存在的主要问题及电网运行方式安排重点, 统一确定主网运行限额, 统筹制定电网控制策略, 协调电网运行、运维检修及工程建设等各项工作。

4.2 夏冬季运行方式

夏冬季运行方式是在年度方式的基础上, 根据夏冬季供需形势、基建进度及系统特性变化等情况, 滚动校核重要断面稳定限额, 完成相关专题分析, 细化确定电网运行策略。执行上级调控部门稳定运行规定及电网运行控制要求, 制定电网夏冬季稳定运行规定并督促各级调控部门执行相关要求。

4.3 月度运行方式

月度电网运行方式主要对电网根据月度负荷预测结果, 预计电力供应情况, 制定机组月度发电计划以及月度停电计划, 并对其开展稳定计算分析, 提出检修停电工作安排建议。负责制定月度新设备启动等调控部门配合方案。

4.4 日前运行方式

日前运行方式主要依据负荷预测结果, 制定发电计划。对新设备投产等重大方式变更、多重检修停电等特殊方式, 开展日前电网运行方式分析, 对于重点检修停电工作进行专题校核, 细化电网运行安全稳定措施, 调整运行方式并制定临时稳定控制策略。

5 电网运行方式分析与安排面临的挑战

“西电东送”“南北互供”“全国联网”等跨区大电网实现了大范围的能源资源优化配置, 提高了电网的整体经济效益并推进跨省、跨区之间的电力交易。同时, 大规模清洁能源的接入也使电网运行特性发生了变化, 增加了电网运行的复杂性, 给电网运行方式安排带来了新的挑战。

面对跨区大电网发展的新形势, 更需要各级调度协同配合, 加强电网运行分析的深度及广度, 合理安排电网运行方式, 确保电力系统安全稳定运行。

6 各级调度协同运行方式分析与安排

跨区大电网的形成, 使电网一体化特征更加明显, 原有的独立安排电网运行方式的方法, 已不能适应电网发展的需要, 而应在原来“分级调度”的原则基础上, 按照“集中计算、统一决策、分网管理”的原则开展电网运行方式分析与管理, 建立不同电压等级电网运行方式统一管理机制, 按照“统一程序、统一模型、统一稳定判据、统一运行方式、统一安排计算任务、统一协调运行控制策略”的原则执行, 实现国调、各分中心调度及省调统一编制年度运行方式用于指导电网运行。

各级调度协同运行方式分析与安排中, 国家调度中心负责组织制定系统主网年度运行方式, 统筹安排跨区、跨省夏冬季电网运行方式及运行控制策略, 负责直调范围内月度、日前运行方式稳定校核工作。

分中心调度参与主网年度运行方式、夏冬季滚动分析以及专题联合计算工作, 参与制定、落实执行公司主网年度运行方式, 负责制定调管范围内电网年度运行方式分册;按照主网控制要求, 细化制定调管范围内电网稳定运行规定及控制策略, 负责调管范围内电网月度、日前运行方式稳定校核工作。

省级调度参与国调及分中心调度组织的运行方式集中计算和协同计算, 负责落实主网运行方式与控制要求, 细化制定本省电网年度运行方式及运行控制策略, 指导下级电网制定年度运行方式。负责各个省内电网月度、日前运行方式稳定校核。

地级调度负责地县电网年度运行方式管理, 组织地县电网年度运行方式分析, 统筹安排地县电网年度运行方式及运行控制策略, 负责地区电网停电检修安排。

各级调度应密切协作配合、协同计算, 确保计算分析结果全面、准确, 使得电网运行方式分析与安排更加准确、合理。

7 结束语

篇4：浅析电网管理与电网安全运行

关键词：电网 管理 安全运行

中图分类号：TM732文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2014）10（a）-0187-01

当前，我国的电网还存在不少的问题，这些问题直接影响到电网的安全运行。必须要对其进行分析，并提出有效的措施进行解决。

1 问题

1.1 对系统中的安全稳定性进行定量显示，是目前面临的一个问题

电力市场的不断发展，使电力系统中接近临界值的各种参数不断增加，对调度人员的工作带来不小的困难。必须要使用比较浅显易懂的信息对其安全稳定性进行估量，量化数字信息是一个很好的选择。对系统安全性和稳定性进行量化显示，简便实用，是目前需要解决的一个问题。

1.2 数据提供的信息量不充足

对于电网运行来说，其数据主要有仿真数据与实测数据两种。相关技术人员能够利用各种方式与手段得到一些数据中的信息量，但是却不能将信息全部掌握。所以，要对信息背后的信息进行挖掘，这是工作人员的任务，这些信息对电网的安全性与稳定性也有着重要的作用。

1.3 预测准确性有待提高

电力系统比较复杂，也正因为如此，使得它有着一定的不稳定性，准确预测是不太可能的工作。但是要想确保电网的安全性与稳定性就必须要进行正确预测，需要调度人员和相关专家利用当前的各种数据信息对电网运行状况进行综合分析，使预测准确性得到提升。

2 措施

2.1 对继电保护运行做好管理

第一，要对控制保护设备做好管理。这种设备的构成有多个单元，针对各种不同的单元，要对其进行标识，比如用标签或铭牌对其进行编号，从而直观地对相关情况进行了解，避免混淆。

第二，对直流系统与各分支保险做好管理。针对直流系统中的原件，要做好检查，针对各分支保险，要做好编号，以便于检查。

第三，对压板做好管理。做好投切工作的相关记录，并和压板图做好对比，定期对记录做好抽样检查，在填写操作票的时候要将投切操作包含在内。为了避免其因为有电压的存在产生误动现象，在投入前要对电压做好测量。

第四，做好检查工作。首先，在送电以后，要对断路器以及电流表读数还有指示灯状况做好检查；其次，在停电后，要对断路器做好检查，对位置灯进行查看，并找出断开的原因，确保断路器正常工作；再次，在跳闸之后要做好检查，检查保护工作的相关信号，对触点与保险具体状况做好检查。

2.2 对运行方式做好管理

第一，管理规范化。在对配电线路的相关运行方式进行管理时，要对其进行制度化，也就是从制度上对运行方式管理进行规范，对年运行方式进行编制必须要结合上一年存在的各种问题进行防范，也就是在运行方式中落实好反事故措施。

第二，在技术角度做好管理。运用技术手段对电网运行方式进行分析，并对其进行计算。针对母线与同杆并架的各种双回路故障具体的稳定性要做好校核与计算。

第三，细化防范对策，信息化管理。针对最为不利的电网运行方式，要有针对性地进行事故预想与反事故演习，做好电网事故的预防。领用计算机软件将数据库系统建立起来，使其运行方式得到健全。

2.3 对电力设施进行保护

在电力系统中，电网是确保其运行安全与稳定的重要物质基础，对电网加强建设是确保电网架构的可靠性的重要方法与手段。当时，这些年来，电力设施被不断破坏，给电力企业带来了极大损失。对电力设施加强保护是我国在经济发展中的一个重要问题，相关部门要将具有一定可操作性的办法指定出来，对现有的相关法规进行修改，添加对电力执法的相关内容，确保其有章可循。同时，电力企业必须要利用各种形式对相关法律法规进行宣传，使人们能够意识到供电安全的重要性，并自觉遵守相关法律法规。

2.4 防止人为原因造成的事故

从以往发生的各种电网事故中，我们可以发现人为因素是主要的原因之一。操作人员在调度时出现操作失误就很有可能造成电网事故，因此，必须要采取措施避免人为失误。第一，增加操作人员安全思想意识。操作人员只有在思想上对安全进行了重视，并树立其责任心与使命感，才能在工作中进行认真操作，防止因为缺少责任意识导致的操作失误。第二，制度能够对操作人员行为进行规范，并确保电网的安全性与稳定性。因此，要将相关管理制度建立起来，并严格按照相关规定进行管理。另外，还要建立起响应的奖惩制度，确保管理制度能够对操作人员形成约束力。第三，操作人员专业素质直接影响到电网的安全与稳定，因此，工作人员要主动学习专业知识，提高技能水平。另外，企业也要定期对工作人员培训，对其知识结构进行及时更新。

2.5 在电网中运用实时安全告警系统

在电网的运行与管理中，人的精力是有限的，不能一直对电网设备进行监视，因此，要运用实时安全告警系统，从而对电网的运行安全进行指导。

关于硬件。这一系统建立的基础是SCA-DA/EMS系统量测系统，主要依据的是数据库之中的各种量测数据，利用安全告警的相关子系统，对错误数据与信息进行迅速识别与过滤，从而确保实时信息具有一定的可靠性，将与电网真实运行相符的实时模型建立起来，并和实时系统进行协调运行。为了更加方便地对电网运行进行管理，需要在不同显示终端上对预告信号与事故告警信号进行显示，这样能够确保系统的预警性以及实时性还有实用性与智能分析性。这一系统比传统系统中信息显示有着更高的质量与力度，可以在线为我们提供相关控制方案，使运行管理人员能够对其做好静态安全评估与暂态安全的相关分析工作，从而在事故发生后能够进行快速反应。

关于技术。这一系统在利用SCADA/EMS系统的同时，添加了安全告警模块，利用系统中的各种量测数据将其中重要的信息筛选出来，将错误信息过来掉，并将实时模型建立起来。对信号安全进行识别，对预告与事故信号进行分类显示。针对测量数据还有各种预告信号做好分析与判断，从而确保综合预警的实现，在线将安全控制方案生成。

3 结语

总之，要想确保供电系统运行的安全，就要对电网运行的相关管理标准制定好，电网中的管理人员必须要认真对待自己的工作，在管理过程中不能疏忽大意，还要提升自己的知识技能与相关专业知识，提高安全意识。争取在第一时间将故障消除，确保电网的安全性与可靠性。

参考文献

[1]王成刚.电网管理与电网安全运行[J].中国新技术新产品，2012（18）.

[2]吴志东，宋为为，孙洪宇，等.电网安全运行管理浅析[J].华章，2012（5）.

篇5：电网运行规1

发布部门：电力工业部 国家电力监管委员会 分类导航：

发布日期：2006-11-03

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电网运行规则（试行）

（2006年11月3日国家电力监管委员会令第22号公布 自2007年1月1日起施行）

第一章 总则

第一条 为了保障电力系统安全、优质、经济运行，维护社会公共利益和电力投资者、经营者、使用者的合法权益，根据《中华人民共和国电力法》、《电力监管条例》和《电网调度管理条例》，制定本规则。

第二条 电网运行坚持安全第一、预防为主的方针。电网企业及其电力调度机构、电网使用者和相关单位应当共同维护电网的安全稳定运行。第三条 电网运行实行统一调度、分级管理。电力调度应当公开、公平、公正。

本规则所称电力调度，是指电力调度机构（以下简称调度机构）对电网运行进行的组织、指挥、指导和协调。

第四条 国家电力监管委员会及其派出机构（以下简称电力监管机构）依法对电网运行实施监管。

第五条 本规则适用于省级以上调度机构及其调度管辖范围内的电网企业、电网使用者和相关规划设计、施工建设、安装调试、研究开发等单位。

第二章 规划、设计与建设

第六条 电力系统的规划、设计和建设应当遵守国家有关规定和有关国家标准、行业标准。第七条 电网与电源建设应当统筹考虑，合理布局，协调发展。

电网结构应当安全可靠、经济合理、技术先进、运行灵活，符合《电力系统安全稳定导则》和《电力系统技术导则》的要求。

第八条 经政府有关部门依法批准或者核准的拟并网机组，电网企业应当按期完成相应的电网一次设备、二次设备的建设、调试、验收和投入使用，保证并网机组电力送出的必要网络条件。

第九条 电力二次系统应当统一规划、统一设计，并与电力一次系统的规划、设计和建设同步进行。电网使用者的二次设备和系统应当符合电网二次系统技术规范。

第十条 涉及电网运行的接口技术规范，由调度机构组织制定，并报电力监管机构备案后施行。拟并网设备应当符合接口技术规范。

第十一条 电网企业和电网使用者应当采用符合国家标准、行业标准和相关国际标准，并经政府有关部门核准资质的检验机构检验合格的产品。

第十二条 在采购与电网运行相关或者可能影响电网运行特性的设备前，业主方应当组织包括调度机构在内的有关机构和专家对技术规范书进行评审。

第十三条 电网企业、电网使用者和受业主委托工作的相关单位，应当交换规划设计、施工调试等工作所需资料。

第三章 并网与互联

第十四条 新建、改建、扩建的发电工程、输电工程和变电工程投入运行前，拟并网方应当按照要求向调度机构提交并网调度所必需的资料。资料齐备的，调度机构应当按照规定程序向拟并网方提供继电保护、安全自动装置的定值和调度自动化、电力通信等设备的技术参数。第十五条 新建、改建、扩建的发电工程、输电工程和变电工程投入运行前，调度机构应当对拟并网方的新设备启动并网提供有关技术指导和服务，适时编制新设备启动并网调度方案和有关技术要求，并协调组织实施。拟并网方应当按照新设备启动并网调度方案完成启动准备工作。

第十六条 新建、改建、扩建的发电工程、输电工程和变电工程投入运行前，拟并网方的二次系统应当完成与调度机构的联合调试、定值和数据核对等工作，并交换并网调试和运行所必需的数据资料。

第十七条 新建、改建、扩建的发电工程、输电工程和变电工程投入运行前，调度机构应当根据国家有关规定、技术标准和规程，组织认定拟并网方的并网基本条件。拟并网方不符合并网基本条件的，调度机构应当向拟并网方提出改进意见。

第十八条 发电厂需要并网运行的，并网双方应当在并网前签订并网调度协议。电网与电网需要互联运行的，互联双方应当在互联前签订互联调度协议。

并网双方或者互联双方应当根据平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则签订协议并严格执行。

第十九条 发电厂、电网不得擅自并网或者互联，不得擅自解网。第二十条 新建、改建、扩建的发电机组并网应当具备下列基本条件：

（一）新投产的电气一次设备的交接试验项目完整，符合有关标准和规程；

（二）发电机组装设符合国家标准或者行业标准的连续式自动电压调节器；100兆瓦以上火电机组、核电机组，50兆瓦以上水电机组的励磁系统原则上配备电力系统稳定器或者具备电力系统稳定器功能；

（三）发电机组参与一次调频；

（四）参与二次调频的100兆瓦以上的火电机组，40兆瓦以上非灯泡贯流式水电机组和抽水蓄能机组原则上具备自动发电控制功能，参与电网闭环自动发电控制；特殊机组根据其特性确定调频要求；

（五）发电机组具备进相运行的能力，机组实际进相运行能力根据机组参数和进相试验结果确定；

（六）拟并网方在调度机构的统一协调下完成发电机励磁系统、调速系统、电力系统稳定器、发电机进相能力、自动发电控制、自动电压控制、一次调频等调试，其性能和参数符合电网安全稳定运行需要；调试由具有资质的机构进行，调试报告应当提交调度机构，调度机构应当为完成调试提供必要的条件；

（七）发电厂至调度机构具备两个以上可用的独立路由的通信通道；

（八）发电机组具备电量采集装置并能够通过调度数据专网将关口数据传送至调度机构；

（九）发电厂调度自动化设备能够通过专线或者网络方式将实时数据传送至调度机构。新建、改建、扩建的发电机组并网前应当进行并网安全性评价。并网安全性评价工作由电力监管机构组织实施。

第二十一条 发电厂与电网连接处应当装设断路器。断路器的遮断容量、故障清除时间和继电保护配置应当符合所在电网的技术要求。

分、合操作频繁的抽水蓄能电厂的主断路器，其开断容量和开断次数应当具有比常规电厂的主断路器更大的设计裕量。

第二十二条 主网直供用户并网应当具备下列基本条件：

（一）主网直供用户向电网企业及其调度机构提供必要的数据，并能够向调度机构传送必要的实时信息；

（二）主网直供用户的电能量计量点设在并网线路的产权分界处，电能量计量点处安装计量上网电量和受网电量的具有双向、分时功能的有功、无功电能表，并能将电能量信息传输至调度机构；

（三）主网直供用户合理装设无功补偿装置、谐波抑制装置、自动电压控制装置、自动低频低压减负荷装置和负荷控制装置，并根据调度机构的要求整定参数和投入运行；主网直供用户的生产负荷与生活负荷在配电上分开，以满足负荷控制需要。第二十三条 继电保护、安全自动装置、调度自动化、电力通信等电力二次系统设备应当符合调度机构组织制定的技术体制和接口规范。电力二次系统设备的技术体制和接口规范报电力监管机构备案后施行。

第二十四条 接入电网运行的电力二次系统应当符合《电力二次系统安全防护规定》和其他有关规定。

第二十五条 电网互联双方应当联合进行频率控制、联络线控制、无功电压控制；根据联网后的变化，制定或者修正黑启动方案，修正本网的自动低频、低压减负荷方案；按照电网稳定运行需要协商确定安全自动装置配置方案。

第二十六条 除发生事故或者实行特殊运行方式外，电力系统频率、并网点电压的运行偏差应当符合国家标准和电力行业标准。

在发生事故的情况下，发电机组和其他相关设备运行特性对频率变化的适应能力仍应当符合国家标准。

第二十七条 电网使用者向电网注入的谐波应当不超过国家标准和电力行业标准。并入电网运行的电气设备应当能够承受国家标准允许的因谐波和三相不平衡导致的电压波形畸变。第二十八条 电网企业与电网使用者的设备产权和维护分界点应当根据有关电力法律、法规确定，并在有关协议中详细划分并网或者互联设备的所有权和安全责任。

第二十九条 接入电网运行的设备调度管辖权，不受设备所有权或者资产管理权等的限制。

第四章 电网运行

第三十条 电网企业及其调度机构有责任保障电网频率电压稳定和可靠供电；调度机构应当合理安排运行方式，优化调度，维持电力平衡，保障电力系统的安全、优质、经济运行。调度机构应当向电力监管机构报送运行方式。

第三十一条 调度机构依照国家有关规定组织制定电力调度管理规程，并报电力监管机构备案。电网企业及其调度机构、电网使用者和相关单位应当执行电力调度管理规程。第三十二条 电网企业及其调度机构应当加强负荷预测，做好长期、中期、短期和超短期负荷预测工作，提高负荷预测准确率。

第三十三条 主网直供用户应当根据有关规定，按时向所属调度机构报送其主要接装容量和年用电量预测，按时申报、月度用电计划。

第三十四条 调度机构应当编制和下达发电调度计划、供（用）电调度计划和检修计划。第三十五条 编制发电调度计划、供（用）电调度计划应当依据省级人民政府下达的调控目标和市场形成的电力交易计划，综合考虑社会用电需求、检修计划和电力系统设备能力等因素，并保留必要、合理的备用容量。调度计划应当经过安全校核。

第三十六条 水电调度运行应当充分利用水能资源，严格执行经审批的水库综合利用方案，确保大坝安全，防止发生洪水漫坝、水淹厂房事故。

水电厂应当及时、准确、可靠地向调度机构传输水库运行相关信息。实施联合运行的梯级水库群，发电企业应当向调度机构提出优化调度方案。

第三十七条 发电企业应当按照发电调度计划和调度指令发电；主网直供用户应当按照供（用）电调度计划和调度指令用电。

对于不按照调度计划和调度指令发电的，调度机构应当予以警告；经警告拒不改正的，调度机构可以暂时停止其并网运行。

对于不按照调度计划和调度指令用电的，调度机构应当予以警告；经警告拒不改正的，调度机构可以暂时部分或者全部停止向其供电。

第三十八条 电网企业、电网使用者应当根据本单位电力设备的健康状况，向调度机构提出、月度检修预安排申请；调度机构应当在检修预安排申请的基础上根据电力系统设备的健康水平和运行能力，与申请单位协商，统筹兼顾，编制、月度检修计划。

第三十九条 电网企业、电网使用者应当按照检修计划安排检修工作，加强设备运行维护，减少非计划停运和事故。电网企业、电网使用者可以提出临时检修申请，调度机构应当及时答复，并在电网运行允许的情况下予以安排。

第四十条 电网企业和电网使用者应当提供用于维护电压、频率稳定和电网故障后恢复等方面的辅助服务。辅助服务的调度由调度机构负责。

第四十一条 电网的无功补偿实行分层分区、就地平衡的原则。调度机构负责电网无功的平衡和调整，必要时制定改进措施，由电网企业和电网使用者组织实施。调度机构按照调度管辖范围分级负责电网各级电压的调整、控制和管理。接入电网运行的发电厂、变电站等应当按照调度机构确定的电压运行范围进行调节。

第四十二条 调度机构在电网出现有功功率不能满足需求、超稳定极限、电力系统故障、持续的频率降低或者电压超下限、备用容量不足等情况时，可以按照有关地方人民政府批准的事故限电序位表和保障电力系统安全的限电序位表进行限电操作。电网使用者应当按照负荷控制方案在电网企业及其调度机构的指导下实施负荷控制。

第四十三条 发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，调度机构值班人员应当立即采取措施，避免事故发生和防止事故扩大。必要时，可以根据电力市场运营规则，通过调整系统运行方式等手段对电力市场实施干预，并按照规定向电力监管机构报告。

第四十四条 调度机构负责电网的高频切机、低频自启动机组容量的管理，统一编制自动低频、低压减负荷方案并组织实施，定期进行系统实测。

第四十五条 继电保护、安全自动装置、调度自动化、电力通信等二次系统设备的运行维护、统计分析、整定配合，按照所在电网的调度管理规程和现场运行管理规程进行。

第四十六条 电网企业及其调度机构应当根据国家有关规定和有关国家标准、行业标准，制订和完善电网反事故措施、系统黑启动方案、系统应急机制和反事故预案。

电网使用者应当按照电网稳定运行要求编制反事故预案，并网发电厂应当制订全厂停电事故处理预案，并报调度机构备案。

电网企业、电网使用者应当按照设备产权和运行维护责任划分，落实反事故措施。调度机构应当定期组织联合反事故演习，电网企业和电网使用者应当按照要求参加联合反事故演习。

第四十七条 电网企业和电网使用者应当开展电力可靠性管理工作、安全性评价工作和技术监督工作，提高安全运行水平。

第五章 附则

第四十八条 地（市）级以下调度机构及其调度管辖范围内的电网企业、电网使用者和相关单位参照本规则执行。

第四十九条 本规则所称电网使用者是指通过电网完成电力生产和消费的单位，包括发电企业（含自备发电厂）、主网直供用户等。

篇6：电网运行规则

第一章 总 则

第二章 规划、设计与建设

第三章 并网与互联

第四章 电网运行

第五章 附 则电网运行规则（试行）

第一章 总 则

第二章 规划、设计与建设

第三章 并网与互联

第四章 电网运行

第五章 附 则

电网运行规则（试行）

国家电力监管委员会令

第 22 号

《电网运行规则（试行）》已经2006年10月26日国家电力监管委员会主席办公会议通过，现予公布，自2007年1月1日起施行。

主 席 柴松岳

二○○六年十一月三日

第一章 总 则

第一条 为了保障电力系统安全、优质、经济运行，维护社会公共利益和电力投资者、经营者、使用者的合法权益，根据《中华人民共和国电力法》、《电力监管条例》和《电网调度管理条例》，制定本规则。

第二条 电网运行坚持安全第一、预防为主的方针。电网企业及其电力调度机构、电网使用者和相关单位应当共同维护电网的安全稳定运行。

第三条 电网运行实行统一调度、分级管理。

电力调度应当公开、公平、公正。

本规则所称电力调度，是指电力调度机构（以下简称调度机构）对电网运行进行的组织、指挥、指导和协调。

第四条 国家电力监管委员会及其派出机构（以下简称电力监管机构）依法对电网运行实施监管。

第五条 本规则适用于省级以上调度机构及其调度管辖范围内的电网企业、电网使用者和相关规划设计、施工建设、安装调试、研究开发等单位。

第二章 规划、设计与建设

第六条 电力系统的规划、设计和建设应当遵守国家有关规定和有关国家标准、行业标准。

第七条 电网与电源建设应当统筹考虑，合理布局，协调发展。

电网结构应当安全可靠、经济合理、技术先进、运行灵活，符合《电力系统安全稳定导则》和《电力系统技术导则》的要求。

第八条 经政府有关部门依法批准或者核准的拟并网机组，电网企业应当按期完成相应的电网一次设备、二次设备的建设、调试、验收和投入使用，保证并网机组电力送出的必要网络条件。

第九条 电力二次系统应当统一规划、统一设计，并与电力一次系统的规划、设计和建设同步进行。电网使用者的二次设备和系统应当符合电网二次系统技术规范。

第十条 涉及电网运行的接口技术规范，由调度机构组织制定，并报电力监管机构备案后施行。拟并网设备应当符合接口技术规范。

第十一条 电网企业和电网使用者应当采用符合国家标准、行业标准和相关国际标准，并经政府有关部门核准资质的检验机构检验合格的产品。

第十二条 在采购与电网运行相关或者可能影响电网运行特性的设备前，业主方应当组织包括调度机构在内的有关机构和专家对技术规范书进行评审。

第十三条 电网企业、电网使用者和受业主委托工作的相关单位，应当交换规划设计、施工调试等工作所需资料。

第三章 并网与互联

第十四条 新建、改建、扩建的发电工程、输电工程和变电工程投入运行前，拟并网方应当按照要求向调度机构提交并网调度所必需的资料。资料齐备的，调度机构应当按照规定程序向拟并网方提供继电保护、安全自动装置的定值和调度自动化、电力通信等设备的技术参数。

第十五条 新建、改建、扩建的发电工程、输电工程和变电工程投入运行前，调度机构应当对拟并网方的新设备启动并网提供有关技术指导和服务，适时编制新设备启动并网调度方案和有关技术要求，并协调组织实施。拟并网方应当按照新设备启动并网调度方案完成启动准备工作。

第十六条 新建、改建、扩建的发电工程、输电工程和变电工程投入运行前，拟并网方的二次系统应当完成与调度机构的联合调试、定值和数据核对等工作，并交换并网调试和运行所必需的数据资料。

第十七条 新建、改建、扩建的发电工程、输电工程和变电工程投入运行前，调度机构应当根据国家有关规定、技术标准和规程，组织认定拟并网方的并网基本条件。拟并网方不符合并网基本条件的，调度机构应当向拟并网方提出改进意见。

第十八条 发电厂需要并网运行的，并网双方应当在并网前签订并网调度协议。电网与电网需要互联运行的，互联双方应当在互联前签订互联调度协议。

并网双方或者互联双方应当根据平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则签订协议并严格执行。

第十九条 发电厂、电网不得擅自并网或者互联，不得擅自解网。

第二十条 新建、改建、扩建的发电机组并网应当具备下列基本条件：

（一）新投产的电气一次设备的交接试验项目完整，符合有关标准和规程。

（二）发电机组装设符合国家标准或者行业标准的连续式自动电压调节器；100兆瓦以上火电机组、核电机组，50兆瓦以上水电机组的励磁系统原则上配备电力系统稳定器或者具备电力系统稳定器功能。

（三）发电机组参与一次调频。

（四）参与二次调频的100兆瓦以上的火电机组，40兆瓦以上非灯泡贯流式水电机组和抽水蓄能机组原则上具备自动发电控制功能，参与电网闭环自动发电控制；特殊机组根据其特性确定调频要求。

（五）发电机组具备进相运行的能力，机组实际进相运行能力根据机组参数和进相试验结果确定。

（六）拟并网方在调度机构的统一协调下完成发电机励磁系统、调速系统、电力系统稳定器、发电机进相能力、自动发电控制、自动电压控制、一次调频等调试，其性能和参数符合电网安全稳定运行需要；调试由具有资质的机构进行，调试报告应当提交调度机构，调度机构应当为完成调试提供必要的条件。

（七）发电厂至调度机构具备两个以上可用的独立路由的通信通道。

（八）发电机组具备电量采集装置并能够通过调度数据专网将关口数据传送至调度机构。

（九）发电厂调度自动化设备能够通过专线或者网络方式将实时数据传送至调度机构。

新建、改建、扩建的发电机组并网前应当进行并网安全性评价。并网安全性评价工作由电力监管机构组织实施。

第二十一条 发电厂与电网连接处应当装设断路器。断路器的遮断容量、故障清除时间和继电保护配置应当符合所在电网的技术要求。

分、合操作频繁的抽水蓄能电厂的主断路器，其开断容量和开断次数应当具有比常规电厂的主断路器更大的设计裕量。

第二十二条 主网直供用户并网应当具备下列基本条件：

（一）主网直供用户向电网企业及其调度机构提供必要的数据，并能够向调度机构传送必要的实时信息。

（二）主网直供用户的电能量计量点设在并网线路的产权分界处，电能量计量点处安装计量上网电量和受网电量的具有双向、分时功能的有功、无功电能表，并能将电能量信息传输至调度机构。

（三）主网直供用户合理装设无功补偿装置、谐波抑制装置、自动电压控制装置、自动低频低压减负荷装置和负荷控制装置，并根据调度机构的要求整定参数和投入运行；主网直供用户的生产负荷与生活负荷在配电上分开，以满足负荷控制需要。第二十三条 继电保护、安全自动装置、调度自动化、电力通信等电力二次系统设备应当符合调度机构组织制定的技术体制和接口规范。电力二次系统设备的技术体制和接口规范报电力监管机构备案后施行。

第二十四条 接入电网运行的电力二次系统应当符合《电力二次系统安全防护规定》和其他有关规定。

第二十五条 电网互联双方应当联合进行频率控制、联络线控制、无功电压控制；根据联网后的变化，制定或者修正黑启动方案，修正本网的自动低频、低压减负荷方案；按照电网稳定运行需要协商确定安全自动装置配置方案。

第二十六条 除发生事故或者实行特殊运行方式外，电力系统频率、并网点电压的运行偏差应当符合国家标准和电力行业标准。

在发生事故的情况下，发电机组和其他相关设备运行特性对频率变化的适应能力仍应当符合国家标准。

第二十七条 电网使用者向电网注入的谐波应当不超过国家标准和电力行业标准。并入电网运行的电气设备应当能够承受国家标准允许的因谐波和三相不平衡导致的电压波形畸变。

第二十八条 电网企业与电网使用者的设备产权和维护分界点应当根据有关电力法律、法规确定，并在有关协议中详细划分并网或者互联设备的所有权和安全责任。第二十九条 接入电网运行的设备调度管辖权，不受设备所有权或者资产管理权等的限制。

第四章 电网运行

第三十条 电网企业及其调度机构有责任保障电网频率电压稳定和可靠供电；调度机构应当合理安排运行方式，优化调度，维持电力平衡，保障电力系统的安全、优质、经济运行。

调度机构应当向电力监管机构报送运行方式。

第三十一条 调度机构依照国家有关规定组织制定电力调度管理规程，并报电力监管机构备案。电网企业及其调度机构、电网使用者和相关单位应当执行电力调度管理规程。

第三十二条 电网企业及其调度机构应当加强负荷预测，做好长期、中期、短期和超短期负荷预测工作，提高负荷预测准确率。

第三十三条 主网直供用户应当根据有关规定，按时向所属调度机构报送其主要接装容量和年用电量预测，按时申报、月度用电计划。

第三十四条 调度机构应当编制和下达发电调度计划、供（用）电调度计划和检修计划。

第三十五条 编制发电调度计划、供（用）电调度计划应当依据省级人民政府下达的调控目标和市场形成的电力交易计划，综合考虑社会用电需求、检修计划和电力系统设备能力等因素，并保留必要、合理的备用容量。调度计划应当经过安全校核。第三十六条 水电调度运行应当充分利用水能资源，严格执行经审批的水库综合利用方案，确保大坝安全，防止发生洪水漫坝、水淹厂房事故。

水电厂应当及时、准确、可靠地向调度机构传输水库运行相关信息。

实施联合运行的梯级水库群，发电企业应当向调度机构提出优化调度方案。

第三十七条 发电企业应当按照发电调度计划和调度指令发电；主网直供用户应当按照供（用）电调度计划和调度指令用电。

对于不按照调度计划和调度指令发电的，调度机构应当予以警告；经警告拒不改正的，调度机构可以暂时停止其并网运行。

对于不按照调度计划和调度指令用电的，调度机构应当予以警告；经警告拒不改正的，调度机构可以暂时部分或者全部停止向其供电。

第三十八条 电网企业、电网使用者应当根据本单位电力设备的健康状况，向调度机构提出、月度检修预安排申请；调度机构应当在检修预安排申请的基础上根据电力系统设备的健康水平和运行能力，与申请单位协商，统筹兼顾，编制、月度检修计划。

第三十九条 电网企业、电网使用者应当按照检修计划安排检修工作，加强设备运行维护，减少非计划停运和事故。

电网企业、电网使用者可以提出临时检修申请，调度机构应当及时答复，并在电网运行允许的情况下予以安排。

第四十条 电网企业和电网使用者应当提供用于维护电压、频率稳定和电网故障后恢复等方面的辅助服务。辅助服务的调度由调度机构负责。

第四十一条 电网的无功补偿实行分层分区、就地平衡的原则。调度机构负责电网无功的平衡和调整，必要时制定改进措施，由电网企业和电网使用者组织实施。调度机构按照调度管辖范围分级负责电网各级电压的调整、控制和管理。接入电网运行的发电厂、变电站等应当按照调度机构确定的电压运行范围进行调节。

第四十二条 调度机构在电网出现有功功率不能满足需求、超稳定极限、电力系统故障、持续的频率降低或者电压超下限、备用容量不足等情况时，可以按照有关地方人民政府批准的事故限电序位表和保障电力系统安全的限电序位表进行限电操作。电网使用者应当按照负荷控制方案在电网企业及其调度机构的指导下实施负荷控制。第四十三条 发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，调度机构值班人员应当立即采取措施，避免事故发生和防止事故扩大。必要时，可以根据电力市场运营规则，通过调整系统运行方式等手段对电力市场实施干预，并按照规定向电力监管机构报告。第四十四条 调度机构负责电网的高频切机、低频自启动机组容量的管理，统一编制自动低频、低压减负荷方案并组织实施，定期进行系统实测。

第四十五条 继电保护、安全自动装置、调度自动化、电力通信等二次系统设备的运行维护、统计分析、整定配合，按照所在电网的调度管理规程和现场运行管理规程进行。

第四十六条 电网企业及其调度机构应当根据国家有关规定和有关国家标准、行业标准，制订和完善电网反事故措施、系统黑启动方案、系统应急机制和反事故预案。电网使用者应当按照电网稳定运行要求编制反事故预案，并网发电厂应当制订全厂停电事故处理预案，并报调度机构备案。

电网企业、电网使用者应当按照设备产权和运行维护责任划分，落实反事故措施。调度机构应当定期组织联合反事故演习，电网企业和电网使用者应当按照要求参加联合反事故演习。

第四十七条 电网企业和电网使用者应当开展电力可靠性管理工作、安全性评价工作和技术监督工作，提高安全运行水平。

第五章 附 则

第四十八条 地（市）级以下调度机构及其调度管辖范围内的电网企业、电网使用者和相关单位参照本规则执行。

第四十九条 本规则所称电网使用者是指通过电网完成电力生产和消费的单位，包括发电企业（含自备发电厂）、主网直供用户等。

本规则所称主网直供用户是指与省（直辖市、自治区）级以上电网企业签订购售电合同的用户或者通过电网直接向发电企业购电的用户。