供配电系统调度运行规程

供配电系统调度运行规程一、概述

供配电系统调度运行规程是保障电力系统安全、稳定、经济运行的重要技术文件。本规程旨在规范调度运行操作流程，明确岗位职责，确保电力供需平衡，优化资源配置，提高系统运行效率。规程涵盖调度操作原则、设备运行管理、负荷监控、应急处理等方面，适用于各级电力调度机构及运行人员。

二、调度操作原则

（一）安全第一原则

1.严格遵守电力系统安全规定，确保人身和设备安全。

2.操作前必须核对设备状态和运行参数，防止误操作。

3.重要操作需经双重确认，并记录操作日志。

（二）经济运行原则

1.优先利用低成本电源，降低系统运行成本。

2.合理安排设备轮换和检修，提高设备利用率。

3.通过经济调度手段，优化潮流分布，减少线路损耗。

（三）可靠性原则

1.保持系统电压、频率在允许范围内波动。

2.加强备用电源管理，确保供电连续性。

3.定期进行系统潮流计算，防止过载。

三、设备运行管理

（一）发电机运行管理

1.根据负荷需求调整发电机出力，避免频繁启停。

2.监控发电机振动、温度等关键参数，及时发现异常。

3.定期进行发电机绝缘和冷却系统检查，确保运行稳定。

（二）变压器运行管理

1.严格执行变压器负载率控制，防止过载运行。

2.定期检测变压器油位、油色和绝缘油性能。

3.根据季节变化调整变压器分接开关，优化电压匹配。

（三）输配电线路运行管理

1.实时监控线路电流、温度和绝缘状况。

2.避免线路长期处于高负荷状态，合理分配输送功率。

3.定期进行线路巡检，及时处理树障、绝缘破损等问题。

四、负荷监控

（一）负荷预测

1.基于历史数据和气象条件，采用统计模型预测短期负荷。

2.每日编制负荷曲线，指导调度运行。

3.对突发事件导致的负荷突变，启动应急响应。

（二）负荷控制

1.通过需求侧管理手段，引导高峰时段负荷转移。

2.优先保障重要用户供电，必要时采取限电措施。

3.利用智能调度系统，动态调整负荷分配。

五、应急处理

（一）故障处理流程

1.故障发生时，立即启动应急预案，隔离故障区域。

2.快速恢复非故障区域供电，减少停电影响。

3.组织抢修队伍，尽快修复故障设备。

（二）备用电源启动

1.根据故障等级，自动或手动投入备用电源。

2.监控备用电源运行状态，确保切换过程平稳。

3.故障排除后，逐步恢复主电源供电。

（三）恢复运行

1.检查系统各设备状态，确认安全后逐步恢复运行。

2.调整系统运行方式，防止恢复过程中产生新的过载。

3.记录故障处理过程，总结经验教训。

六、运行记录与考核

（一）运行记录

1.建立完整的运行日志，包括操作记录、故障处理记录等。

2.每日编制运行日报，汇总系统运行状态。

3.定期整理运行数据，用于性能分析和优化。

（二）运行考核

1.制定调度运行评价标准，包括安全性、经济性等指标。

2.每月开展运行考核，对超标问题进行改进。

3.加强人员培训，提升调度运行水平。

一、概述

供配电系统调度运行规程是保障电力系统安全、稳定、经济运行的重要技术文件。本规程旨在规范调度运行操作流程，明确岗位职责，确保电力供需平衡，优化资源配置，提高系统运行效率。规程涵盖调度操作原则、设备运行管理、负荷监控、应急处理等方面，适用于各级电力调度机构及运行人员。

本规程的制定依据主要包括电力系统设计规范、设备技术手册、相关行业标准以及实际运行经验。其核心目标是实现“安全可靠、优质经济、优化调度、规范管理”的运行宗旨。所有调度运行人员必须熟悉并严格执行本规程，确保系统在各种运行工况下均能保持最佳状态。

二、调度操作原则

（一）安全第一原则

1.严格遵守电力系统安全规定，确保人身和设备安全：所有操作必须以不危害人身安全和设备完好的前提进行。操作前必须进行风险评估，识别潜在危险点并制定防范措施。严禁无票操作、擅自操作或越级操作。

2.操作前必须核对设备状态和运行参数，防止误操作：操作人员必须使用合格的操作工具（如验电器、绝缘手套等）对操作设备进行验电、接地等安全措施。操作票填写后，需经值班负责人和调度员双重审核，并在模拟盘或计算机监控系统（SCADA）上进行模拟操作检查，确认无误后方可执行。

3.重要操作需经双重确认，并记录操作日志：重要操作（如开关远方操作、变压器投切、系统解并列等）必须执行“监护复诵”制度，即操作人和监护人分别复诵操作步骤和设备名称，确认无误后执行。所有操作，无论大小，均需详细记录在操作日志中，包括操作时间、操作人、监护人、操作内容、操作原因、设备状态等，并存档备查。

（二）经济运行原则

1.优先利用低成本电源，降低系统运行成本：调度员应优先调度运行成本较低的发电机组或电源点，例如优先使用燃煤机组、水电机组（在来水充足时）等。在满足负荷需求的前提下，尽量减少高价能源（如天然气、油）的消耗。

2.合理安排设备轮换和检修，提高设备利用率：根据设备运行年限、磨损程度和维护计划，合理安排发电机组、变压器、线路等的轮换运行和计划检修，避免部分设备长期超负荷运行，延长设备使用寿命。制定设备检修计划时，需考虑负荷预测，尽量安排在负荷低谷时段进行，减少对系统运行的影响。

3.通过经济调度手段，优化潮流分布，减少线路损耗：利用潮流计算软件或在线经济调度模型，实时分析系统潮流分布情况，通过调整发电机出力、改变变压器分接开关位置、调整无功补偿设备投切等方式，使功率在电网中传输时损耗最小化。例如，对于某条线路存在明显迂回供电的情况，可调整运行方式，由更近、损耗更小的线路承担部分负荷。

（三）可靠性原则

1.保持系统电压、频率在允许范围内波动：电压偏差应控制在国家规定的范围内（例如，额定电压的±5%或±10%），频率偏差应保持在±0.2Hz以内。通过调整发电机励磁、投入/切除无功补偿设备、调整发电机出力等手段进行电压和频率的调节。

2.加强备用电源管理，确保供电连续性：必须确保系统中存在足够的备用容量（发电机备用、线路备用、变压器备用等），以应对突发故障或计划性停机。定期对备用电源进行自启动试验和检查，确保其处于良好状态，能够随时投入运行。建立备用电源自动投入装置（ATS），并在必要时手动启动备用电源。

3.定期进行系统潮流计算，防止过载：每日、每周或根据系统运行方式变化，进行系统潮流计算，分析各线路、变压器、发电机等的负荷情况。对于接近或超过负荷极限的设备，应提前采取措施，如调整相邻设备出力、申请增加备用容量或建议用户侧进行负荷转移等，防止设备过载发热导致故障。

三、设备运行管理

（一）发电机运行管理

1.根据负荷需求调整发电机出力，避免频繁启停：调度员应根据实时的负荷预测和当前系统运行状况，合理分配各发电机组的出力。优先采用调整现有机组出力的方式满足负荷变化，避免在负荷小幅度波动时频繁启停机组，以减少机组磨损和系统冲击。

2.监控发电机振动、温度等关键参数，及时发现异常：通过监控系统实时监测发电机的振动值、轴承温度、定子绕组温度、氢冷系统压力和温度等关键参数。设定各参数的正常范围和告警阈值，一旦参数超出正常范围，应立即查明原因，必要时降低出力或申请停机处理。

3.定期进行发电机绝缘和冷却系统检查，确保运行稳定：制定并执行发电机绝缘预防性试验计划，如介质损耗角正切（tanδ）、电容值测量等。定期检查冷却系统的运行状态，确保冷却介质（如氢气、水）的参数在正常范围内，防止因冷却不良导致发电机过热损坏。

（二）变压器运行管理

1.严格执行变压器负载率控制，防止过载运行：通过监控系统实时监测变压器的负荷率（负荷电流与额定电流之比）。对于运行中的变压器，其负荷率一般应保持在额定值的75%-90%范围内，具体可根据变压器类型、年龄和散热条件适当调整。当预测负荷将导致变压器长时间超过此范围时，应提前调整运行方式，如投入备用变压器或转移负荷。

2.定期检测变压器油位、油色和绝缘油性能：通过在线油位计或定期现场检查监测油位，油位应处于正常范围。定期取样分析绝缘油的介质损耗角正切（tanδ）、色谱分析、水分含量等指标，判断变压器内部是否存在故障或缺陷。油色变暗、浑浊或出现油泥，也需及时分析原因。

3.根据季节变化调整变压器分接开关，优化电压匹配：夏季负荷较低时，可将变压器的分接开关调整到较高档位，以降低一次侧电压，使二次侧电压维持在额定水平。冬季负荷较高时，可调整到较低档位，以适应电网电压的下降，确保用户端电压稳定。调整分接开关必须停电或利用调压开关进行，并做好记录。

（三）输配电线路运行管理

1.实时监控线路电流、温度和绝缘状况：通过SCADA系统实时监测线路的电流、电压、功率因数以及导线温度（部分线路配备测温装置）。设定各参数的告警阈值，如电流超过额定值、温度接近或超过允许最高温度时，应立即采取措施。分析温度异常原因，可能是负荷过载或散热条件恶化。

2.避免线路长期处于高负荷状态，合理分配输送功率：根据线路的设计容量和实际运行经验，设定合理的最高负荷限额。调度员在安排输送任务时，应充分考虑各线路的承载能力，避免某条线路长期接近或超过其最大负荷能力，导致线路发热严重、损耗增大甚至绝缘老化加速。

3.定期进行线路巡检，及时处理树障、绝缘破损等问题：结合计划性停电窗口，对线路进行外观巡视，检查导线有无断股、损伤，绝缘子有无污秽、破损、闪络痕迹，杆塔有无倾斜、基础下沉，线路附近有无树木距离过近或施工活动等。发现问题应及时记录并上报，安排相关部门处理，防止故障发生。

四、负荷监控

（一）负荷预测

1.基于历史数据和气象条件，采用统计模型预测短期负荷：利用历史负荷数据（日、月、年）和当日的天气预报信息（如温度、湿度、风力、是否节假日等），运用时间序列分析、回归分析或机器学习等方法，建立负荷预测模型。每日工作日前（如提前一天下午或前夜）完成短期负荷（如次日逐时负荷）预测，并滚动修正。

2.每日编制负荷曲线，指导调度运行：根据负荷预测结果，编制未来24小时或更长时间的逐时负荷曲线。该曲线是调度员安排发电计划、调整运行方式、进行设备检修安排的重要依据。负荷曲线应区分不同电压等级、不同区域或不同类型的负荷。

3.对突发事件导致的负荷突变，启动应急响应：对于因极端天气、重大活动等可能引发的负荷骤增或骤降，应特别关注。一旦发生，立即启动应急响应程序，重新评估系统状态和负荷需求，快速调整运行方式以适应新的工况。

（二）负荷控制

1.通过需求侧管理手段，引导高峰时段负荷转移：利用需求响应平台或与重点用户签订的协议，在用电高峰时段，通过经济激励或行政手段（需符合相关规定且提前告知），引导用户将部分可转移负荷（如工业冷库、充电桩等）转移到用电低谷时段或与其他用户错峰运行。

2.优先保障重要用户供电，必要时采取限电措施：根据用户的重要性和用电性质（如医院、交通枢纽、供水等），制定供电保障等级。在系统电源不足或极端紧急情况下，按照事先制定的应急预案和保电序位，必要时对非重要用户采取有序用电或临时限电措施，确保核心用户供电不受影响。

3.利用智能调度系统，动态调整负荷分配：对于具备双向计量和通信能力的用户（如分布式电源用户、储能用户），利用智能调度系统实时获取其用电/发电/充电状态，动态调整电网与用户的互动策略，优化整体运行效益。例如，在电价低谷时段引导用户充电，高峰时段放电反送电。

五、应急处理

（一）故障处理流程

1.故障发生时，立即启动应急预案，隔离故障区域：一旦监控系统发出故障告警或接到用户报告，值班调度员应立即判断故障性质和范围。根据故障等级和类型，启动相应的应急预案。首要任务是尽快隔离故障点，防止故障扩大，解除对非故障设备和用户的威胁。例如，跳闸的线路应先检查确认无永久性故障后，再尝试恢复送电。

2.快速恢复非故障区域供电，减少停电影响：在隔离故障的同时，应评估非故障区域的供电情况，通过调整运行方式（如切换备用电源、调整线路潮流等），尽快恢复其供电，特别是重要用户的供电。制定抢修计划，协调资源尽快修复故障设备。

3.组织抢修队伍，尽快修复故障设备：故障信息应及时通报给设备运维部门和相关抢修队伍。调度员应提供故障点信息、系统运行方式建议，并为抢修工作创造必要的运行条件（如调整邻近设备运行状态）。跟踪抢修进度，并在设备修复后提供送电方案支持。

（二）备用电源启动

1.根据故障等级，自动或手动投入备用电源：对于因主电源故障导致失电的区域或设备，应根据其重要性和事先的配置，自动或手动启动备用电源。例如，发电机组的厂用电备用系统、变电站的站用变备用电源、重要用户的自备发电机等。

2.监控备用电源运行状态，确保切换过程平稳：备用电源启动后，必须实时监控其电压、频率、有功功率、无功功率等参数，确保其运行在正常范围内。对于自动投入装置，需确认其投入成功。对于手动启动的设备，需检查其并网或投入后的系统影响。

3.故障排除后，逐步恢复主电源供电：故障设备修复并经测试合格后，按照“先恢复重要用户、再恢复一般用户、最后恢复系统”的原则，逐步恢复主电源供电。送电前需确认系统运行方式已调整到位，不会对恢复后的系统和设备造成冲击。

（三）恢复运行

1.检查系统各设备状态，确认安全后逐步恢复运行：系统恢复供电后，需对关键设备（如发电机、变压器、开关、线路等）进行检查，确认其状态正常，无异常发热、振动、声音等。根据潮流计算结果和设备承载能力，逐步调整设备运行方式和负荷分配。

2.调整系统运行方式，防止恢复过程中产生新的过载：恢复运行过程中，必须密切监控系统电压、频率、潮流分布情况。避免多个设备或线路同时投入导致局部过载。必要时，需暂时保留部分故障或失电状态，待系统稳定后再逐步恢复。

3.记录故障处理过程，总结经验教训：对每次故障的处理过程，包括故障发生时间、地点、现象、处理措施、恢复时间、影响范围等，进行详细记录。故障处理完毕后，组织相关人员进行分析，总结经验教训，修订应急预案和操作规程，提高未来应对类似故障的能力。

六、运行记录与考核

（一）运行记录

1.建立完整的运行日志，包括操作记录、故障处理记录等：运行日志是调度运行工作的基础记录，必须真实、准确、完整、及时。内容包括但不限于：日常操作票、事故处理记录、设备异常记录、调度电话录音（或文字整理）、系统运行参数（电压、频率、负荷、潮流等）随时间变化的曲线或数据、值班人员交接班记录等。

2.每日编制运行日报，汇总系统运行状态：每日工作结束后，值班负责人需汇总当天的系统运行情况，包括最高负荷、最低负荷、平均负荷、主要设备运行状态、发生的操作和故障事件、处理结果等，编制运行日报，向上级汇报。

3.定期整理运行数据，用于性能分析和优化：按月、按季或按年整理系统运行数据，进行统计分析，如负荷特性分析、设备利用效率分析、线损分析、频率电压波动分析等。分析结果用于评估运行效果，发现问题，为优化调度运行提供依据。

（二）运行考核

1.制定调度运行评价标准，包括安全性、经济性等指标：建立一套科学的调度运行评价指标体系。安全性指标可包括：误操作次数、重大事故发生次数、设备事故率等。经济性指标可包括：网损率、线损率、电源利用小时数、运行成本等。可靠性指标可包括：负荷满足率、电压合格率、频率合格率、用户停电次数和时间等。

2.每月开展运行考核，对超标问题进行改进：根据评价标准，定期（如每月）对调度运行工作进行考核评估。对考核中发现的问题和超标项，分析原因，制定改进措施，并跟踪落实情况。

3.加强人员培训，提升调度运行水平：定期组织调度运行人员进行业务培训，内容包括新设备新技术知识、操作技能、事故处理能力、负荷预测方法、调度规程学习等。通过培训考试、模拟演练、经验交流等方式，不断提高调度人员的综合素质和业务水平。

一、概述

供配电系统调度运行规程是保障电力系统安全、稳定、经济运行的重要技术文件。本规程旨在规范调度运行操作流程，明确岗位职责，确保电力供需平衡，优化资源配置，提高系统运行效率。规程涵盖调度操作原则、设备运行管理、负荷监控、应急处理等方面，适用于各级电力调度机构及运行人员。

二、调度操作原则

（一）安全第一原则

1.严格遵守电力系统安全规定，确保人身和设备安全。

2.操作前必须核对设备状态和运行参数，防止误操作。

3.重要操作需经双重确认，并记录操作日志。

（二）经济运行原则

1.优先利用低成本电源，降低系统运行成本。

2.合理安排设备轮换和检修，提高设备利用率。

3.通过经济调度手段，优化潮流分布，减少线路损耗。

（三）可靠性原则

1.保持系统电压、频率在允许范围内波动。

2.加强备用电源管理，确保供电连续性。

3.定期进行系统潮流计算，防止过载。

三、设备运行管理

（一）发电机运行管理

1.根据负荷需求调整发电机出力，避免频繁启停。

2.监控发电机振动、温度等关键参数，及时发现异常。

3.定期进行发电机绝缘和冷却系统检查，确保运行稳定。

（二）变压器运行管理

1.严格执行变压器负载率控制，防止过载运行。

2.定期检测变压器油位、油色和绝缘油性能。

3.根据季节变化调整变压器分接开关，优化电压匹配。

（三）输配电线路运行管理

1.实时监控线路电流、温度和绝缘状况。

2.避免线路长期处于高负荷状态，合理分配输送功率。

3.定期进行线路巡检，及时处理树障、绝缘破损等问题。

四、负荷监控

（一）负荷预测

1.基于历史数据和气象条件，采用统计模型预测短期负荷。

2.每日编制负荷曲线，指导调度运行。

3.对突发事件导致的负荷突变，启动应急响应。

（二）负荷控制

1.通过需求侧管理手段，引导高峰时段负荷转移。

2.优先保障重要用户供电，必要时采取限电措施。

3.利用智能调度系统，动态调整负荷分配。

五、应急处理

（一）故障处理流程

1.故障发生时，立即启动应急预案，隔离故障区域。

2.快速恢复非故障区域供电，减少停电影响。

3.组织抢修队伍，尽快修复故障设备。

（二）备用电源启动

1.根据故障等级，自动或手动投入备用电源。

2.监控备用电源运行状态，确保切换过程平稳。

3.故障排除后，逐步恢复主电源供电。

（三）恢复运行

1.检查系统各设备状态，确认安全后逐步恢复运行。

2.调整系统运行方式，防止恢复过程中产生新的过载。

3.记录故障处理过程，总结经验教训。

六、运行记录与考核

（一）运行记录

1.建立完整的运行日志，包括操作记录、故障处理记录等。

2.每日编制运行日报，汇总系统运行状态。

3.定期整理运行数据，用于性能分析和优化。

（二）运行考核

1.制定调度运行评价标准，包括安全性、经济性等指标。

2.每月开展运行考核，对超标问题进行改进。

3.加强人员培训，提升调度运行水平。

一、概述

供配电系统调度运行规程是保障电力系统安全、稳定、经济运行的重要技术文件。本规程旨在规范调度运行操作流程，明确岗位职责，确保电力供需平衡，优化资源配置，提高系统运行效率。规程涵盖调度操作原则、设备运行管理、负荷监控、应急处理等方面，适用于各级电力调度机构及运行人员。

本规程的制定依据主要包括电力系统设计规范、设备技术手册、相关行业标准以及实际运行经验。其核心目标是实现“安全可靠、优质经济、优化调度、规范管理”的运行宗旨。所有调度运行人员必须熟悉并严格执行本规程，确保系统在各种运行工况下均能保持最佳状态。

二、调度操作原则

（一）安全第一原则

1.严格遵守电力系统安全规定，确保人身和设备安全：所有操作必须以不危害人身安全和设备完好的前提进行。操作前必须进行风险评估，识别潜在危险点并制定防范措施。严禁无票操作、擅自操作或越级操作。

2.操作前必须核对设备状态和运行参数，防止误操作：操作人员必须使用合格的操作工具（如验电器、绝缘手套等）对操作设备进行验电、接地等安全措施。操作票填写后，需经值班负责人和调度员双重审核，并在模拟盘或计算机监控系统（SCADA）上进行模拟操作检查，确认无误后方可执行。

3.重要操作需经双重确认，并记录操作日志：重要操作（如开关远方操作、变压器投切、系统解并列等）必须执行“监护复诵”制度，即操作人和监护人分别复诵操作步骤和设备名称，确认无误后执行。所有操作，无论大小，均需详细记录在操作日志中，包括操作时间、操作人、监护人、操作内容、操作原因、设备状态等，并存档备查。

（二）经济运行原则

1.优先利用低成本电源，降低系统运行成本：调度员应优先调度运行成本较低的发电机组或电源点，例如优先使用燃煤机组、水电机组（在来水充足时）等。在满足负荷需求的前提下，尽量减少高价能源（如天然气、油）的消耗。

2.合理安排设备轮换和检修，提高设备利用率：根据设备运行年限、磨损程度和维护计划，合理安排发电机组、变压器、线路等的轮换运行和计划检修，避免部分设备长期超负荷运行，延长设备使用寿命。制定设备检修计划时，需考虑负荷预测，尽量安排在负荷低谷时段进行，减少对系统运行的影响。

3.通过经济调度手段，优化潮流分布，减少线路损耗：利用潮流计算软件或在线经济调度模型，实时分析系统潮流分布情况，通过调整发电机出力、改变变压器分接开关位置、调整无功补偿设备投切等方式，使功率在电网中传输时损耗最小化。例如，对于某条线路存在明显迂回供电的情况，可调整运行方式，由更近、损耗更小的线路承担部分负荷。

（三）可靠性原则

1.保持系统电压、频率在允许范围内波动：电压偏差应控制在国家规定的范围内（例如，额定电压的±5%或±10%），频率偏差应保持在±0.2Hz以内。通过调整发电机励磁、投入/切除无功补偿设备、调整发电机出力等手段进行电压和频率的调节。

2.加强备用电源管理，确保供电连续性：必须确保系统中存在足够的备用容量（发电机备用、线路备用、变压器备用等），以应对突发故障或计划性停机。定期对备用电源进行自启动试验和检查，确保其处于良好状态，能够随时投入运行。建立备用电源自动投入装置（ATS），并在必要时手动启动备用电源。

3.定期进行系统潮流计算，防止过载：每日、每周或根据系统运行方式变化，进行系统潮流计算，分析各线路、变压器、发电机等的负荷情况。对于接近或超过负荷极限的设备，应提前采取措施，如调整相邻设备出力、申请增加备用容量或建议用户侧进行负荷转移等，防止设备过载发热导致故障。

三、设备运行管理

（一）发电机运行管理

1.根据负荷需求调整发电机出力，避免频繁启停：调度员应根据实时的负荷预测和当前系统运行状况，合理分配各发电机组的出力。优先采用调整现有机组出力的方式满足负荷变化，避免在负荷小幅度波动时频繁启停机组，以减少机组磨损和系统冲击。

2.监控发电机振动、温度等关键参数，及时发现异常：通过监控系统实时监测发电机的振动值、轴承温度、定子绕组温度、氢冷系统压力和温度等关键参数。设定各参数的正常范围和告警阈值，一旦参数超出正常范围，应立即查明原因，必要时降低出力或申请停机处理。

3.定期进行发电机绝缘和冷却系统检查，确保运行稳定：制定并执行发电机绝缘预防性试验计划，如介质损耗角正切（tanδ）、电容值测量等。定期检查冷却系统的运行状态，确保冷却介质（如氢气、水）的参数在正常范围内，防止因冷却不良导致发电机过热损坏。

（二）变压器运行管理

1.严格执行变压器负载率控制，防止过载运行：通过监控系统实时监测变压器的负荷率（负荷电流与额定电流之比）。对于运行中的变压器，其负荷率一般应保持在额定值的75%-90%范围内，具体可根据变压器类型、年龄和散热条件适当调整。当预测负荷将导致变压器长时间超过此范围时，应提前调整运行方式，如投入备用变压器或转移负荷。

2.定期检测变压器油位、油色和绝缘油性能：通过在线油位计或定期现场检查监测油位，油位应处于正常范围。定期取样分析绝缘油的介质损耗角正切（tanδ）、色谱分析、水分含量等指标，判断变压器内部是否存在故障或缺陷。油色变暗、浑浊或出现油泥，也需及时分析原因。

3.根据季节变化调整变压器分接开关，优化电压匹配：夏季负荷较低时，可将变压器的分接开关调整到较高档位，以降低一次侧电压，使二次侧电压维持在额定水平。冬季负荷较高时，可调整到较低档位，以适应电网电压的下降，确保用户端电压稳定。调整分接开关必须停电或利用调压开关进行，并做好记录。

（三）输配电线路运行管理

1.实时监控线路电流、温度和绝缘状况：通过SCADA系统实时监测线路的电流、电压、功率因数以及导线温度（部分线路配备测温装置）。设定各参数的告警阈值，如电流超过额定值、温度接近或超过允许最高温度时，应立即采取措施。分析温度异常原因，可能是负荷过载或散热条件恶化。

2.避免线路长期处于高负荷状态，合理分配输送功率：根据线路的设计容量和实际运行经验，设定合理的最高负荷限额。调度员在安排输送任务时，应充分考虑各线路的承载能力，避免某条线路长期接近或超过其最大负荷能力，导致线路发热严重、损耗增大甚至绝缘老化加速。

3.定期进行线路巡检，及时处理树障、绝缘破损等问题：结合计划性停电窗口，对线路进行外观巡视，检查导线有无断股、损伤，绝缘子有无污秽、破损、闪络痕迹，杆塔有无倾斜、基础下沉，线路附近有无树木距离过近或施工活动等。发现问题应及时记录并上报，安排相关部门处理，防止故障发生。

四、负荷监控

（一）负荷预测

1.基于历史数据和气象条件，采用统计模型预测短期负荷：利用历史负荷数据（日、月、年）和当日的天气预报信息（如温度、湿度、风力、是否节假日等），运用时间序列分析、回归分析或机器学习等方法，建立负荷预测模型。每日工作日前（如提前一天下午或前夜）完成短期负荷（如次日逐时负荷）预测，并滚动修正。

2.每日编制负荷曲线，指导调度运行：根据负荷预测结果，编制未来24小时或更长时间的逐时负荷曲线。该曲线是调度员安排发电计划、调整运行方式、进行设备检修安排的重要依据。负荷曲线应区分不同电压等级、不同区域或不同类型的负荷。

3.对突发事件导致的负荷突变，启动应急响应：对于因极端天气、重大活动等可能引发的负荷骤增或骤降，应特别关注。一旦发生，立即启动应急响应程序，重新评估系统状态和负荷需求，快速调整运行方式以适应新的工况。

（二）负荷控制

1.通过需求侧管理手段，引导高峰时段负荷转移：利用需求响应平台或与重点用户签订的协议，在用电高峰时段，通过经济激励或行政手段（需符合相关规定且提前告知），引导用户将部分可转移负荷（如工业冷库、充电桩等）转移到用电低谷时段或与其他用户错峰运行。

2.优先保障重要用户供电，必要时采取限电措施：根据用户的重要性和用电性质（如医院、交通枢纽、供水等），制定供电保障等级。在系统电源不足或极端紧急情况下，按照事先制定的应急预案和保电序位，必要时对非重要用户采取有序用电或临时限电措施，确保核心用户供电不受影响。

3.利用智能调度系统，动态调整负荷分配：对于具备双向计量和通信能力的用户（如分布式电源用户、储能用户），利用智能调度系统实时获取其用电/发电/充电状态，动态调整电网与用户的互动策略，优化整体运行效益。例如，在电价低谷时段引导用户充电，高峰时段放电反送电。

五、应急处理

（一）故障处理流程

1.故障发生时，立即启动应急预案，隔离故障区域：一旦监控系统发出故障告警或接到用户报告，值班调度员应立即判断故障性质和范围。根据故障等级和类型，启动相应的应急预案。首要任务是尽快隔离故障点，防止故障扩大，解除对非故障设备和用户的威胁。例如，跳闸的线路应先检查确认无永久性故障后，再尝试恢复送电。

2.快速恢复非故障区域供电，减少停电影响：在隔离故障的同时，应评估非故障区域的供电情况，通过调整运行方式（如切换备用电源、调整线路潮流等），尽快恢复其供电，特别是重要用户的供电。制定抢修计划，协调资源尽快修复故障设备。

3.组织抢修队伍，尽快修复故障设备：故障信息应及时通报给设备运维部门和相关抢修队伍。调度员应提供故障点信息、系统运行方式建议，并为抢修工作创造必要的运行条件（如调整邻近设备运行状态）。跟踪抢修进度，并在设备修复后提供送电方案支持。

（二）备用电源启动

1.根据故障等级，自动或手动投入备用电源：对于因主电源故障导致失电的区域或设备，应根据其重要性和事先的配置，自动或手动启动备用电源。例如，发电机组的厂用电备用系统、变电站的站用变备用电源、重要用户的自备发电机等。

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