福建省图书馆

福建电力工业在1956年前均为孤立网络供电，未形成区域性电网。1956年3月，闽北区域的古田溪水电站向福州送电，开始形成闽北电网。1961年6月，闽南区域的厦（门）杏（林）电网形成，1966年2月，扩大为漳（州）厦（门）电网。1969年7月，闽西区域的龙（岩）漳（平）电网形成，1973年1月，扩大为闽西电网。当年4月，闽西电网联人漳厦电网形成闽西南电网。1980年2月，闽北电网与闽西南电网相联接，从而形成福建电网。
  在各区域电网形成过程，都相应建立调度机构负责调度管理工作，制订了规章制度，编制日、月（季）、年运行计划，开展水、火电经济调度，为电网安全经济运行，提高电能质量创造了条件。调度通信，调度自动化和继电保护等专业工作也逐步展开，并不断得到改善与提高，适应了电网发展的需要。
  第一章 电网
  1956年，福建省第一个区域电网——闽北电网，从古田溪水电站一级一期2台6000千瓦发电机组向福州送电开始形成。到1979年末，电网发展以古田溪水电厂、永安火电厂、安砂水电厂为主要电源，具有65.52万千瓦装机容量，220千伏主网架，供电达23个市县的供电网络，成为以后福建电网的主干部分。
  在闽西南地区，60年代初，厦门首先出现厦（门）杏（林）电网，1966年延伸到漳州，成为漳厦电网。60年代末，闽西开始形成龙（岩）漳（平）电网，1973年扩展成为闽西电网，当年又与漳厦电网连接，构成闽西南电网。1979年6月，闽西南电网正式接纳山（美）泉（州）电网联网运行。至1979年末，闽西南电网形成以华安、杏林等6个水火电厂为主要电源，具有27.82万千瓦装机容量，110千伏网架，供电达17个市县的供电网络。
  1980年，闽北电网与闽西南电网相联接而成为福建电网。到1990年末，福建电网发展为具有314.77万千瓦装机容量，水火电源比较协调，主网架接近实现220千伏双回路环网运行，供电57个市县，限峰不限电量的供电网络。
  第一节 闽北电网
  闽北电网是福建最早形成的一个区域电网，始于古田溪水电站向福州送电。
  1956年3月，古田溪水电站一级一期工程2台6000千瓦机组，全省第一条110千伏福州至古田输电线路（暂以66千伏运行）和福州西郊变电站（3台4200千伏安）同时竣工，古田溪水电通过3台单相双线圈变压器（3台4200千伏安），升压至66千伏送电福州（主变压器中性点采用消弧线圈接地方式）。11月，福州电厂两个发电所3台火电机组改频成功（60赫兹改为50赫兹），其中排尾发电所1台2400千瓦机组通过西郊变电站与古田溪水电并网运行，形成闽北电网雏形。当年发电量0.33亿千瓦时，最高负荷1.33万千瓦。
  闽北电网形成时，“二五”计划将要开始，闽北地区工业建设正在逐步展开，工业用电负荷呈急剧上升的趋势。为了适应用电需求，1958年7、8月先后建成110千伏古（田）南（平）线路和南平黄墩变电站1万千伏安主变压器（110/38.5/6.0千伏），先以66千伏运行送电到南平市。南平地区的后谷发电所和第11列车电站等5000千瓦火电机组和西芹水电站132千瓦机组并入电网运行。10月，南平造纸厂自备电站3000千瓦机组并入电网运行。12月，第11列车电站4000千瓦机组退出电网。1959年10月，古田溪水电站一级二期3号1.25万千瓦机组和4.65万千伏安的110千伏三相双线圈升压变电站投产（主变压器中性点采用直接接地方式），福州西郊、南平黄墩变电站分别增容至2.5万千伏安和1.75万千伏安（110/38.5/6.3千伏），福州一古田一南平线路从66千伏升压至110千伏运行。当年底建成220千伏的古田至南平、三明输电线路。
  1960年3月，三明列西变电站1.5万千伏安主变压器（110/38.5/6.3千伏）投产，闽北电网以110千伏延伸送电至三明市，三明热电厂1.2万千瓦机组并网运行。同年8月，古田溪一级电站6台机组6.2万千瓦全部投产并网发电，与此配套的110千伏升压站六角形开关母线形成。
  闽北电网初创的4年多，基本适应了福州、南平、三明市工业发展用电需要。至1960年末全网装机8.35万千瓦，其中水电占78％（含联网小水电0.43万千瓦），年发电量3.32亿千瓦时，最高负荷5.7万千瓦，有220千伏输电线路1条143.5公里，110千伏输电线路2条165.91公里，110千伏变压器7台12.05万千伏安，装机容量、发电量、最高负荷分别比刚建网时增长4.34倍、9.06倍和3.28倍。
  1961年以后，闽北电网负荷继续增长，输变电工程也有所发展，但新电源投产不多。1963年电网负荷达到6.42万千瓦，供电开始紧张。1964年1月，福州、三明分别租用一艘船舶电站4000千瓦机组和第27列车电站2500千瓦机组应急。当年5月，220千伏古（田）福（州）线路建成。至此，福州一古田一南平一三明220千伏线路全线架通。6月，福州东郊变电站3.15万千伏安主变压器（110/38.5/10千伏）和联接东、西郊变电站的110千伏线路投产，使电网向福州送电有了东、西郊2座变电站，但由于古田二级电站尚未建成，古福Ⅱ回路和将东线“T”接古福I回路，都由古田一级电站送电，遇有故障可能同时跳闸，可靠性较低。
  1965年至1968年，古田三级电站2号1.6万千瓦机组，青州纸厂自备电厂2台6000千瓦机组先后并网发电；福州船舶电站、三明第27列车电站先后退出电网；南（平）青（州）线、三（明）清（流）线2条110千伏线路相继建成。在此期间，由于“文化大革命”影响，电网发展基本上处于停滞状态。
  1969年省革命委员会成立后，工农业生产略有回升，电网继续发展。当年3月，古田二级电站2号6.5万千瓦机组并网发电，采用3台单相6万千伏安双线圈（220/110/10.5千伏）自耦变压器，以110千伏向古（田）福（州）Ⅱ回路送电，改变了原来古福I、Ⅱ回路“T”接运行方式，使古福I、11回路分别由古田一、二级电站出线，提高了福州供电可靠性，缓解了供电紧张状态。1969年至1970年，闽北电网相继扩展到清流、明溪、长汀、连城、宁化等5县向军工生产单位供电。
  1971年，电网用电负荷增加到20.3万千瓦，供电又开始偏紧。5月，福州再度租用第37、46两个各2500千瓦的列车电站。同月，古田四级电站2号1.7万千瓦机组投产并网。6月，南平马站变电站8万千伏安（220/115/11千伏）自耦有载调压变压器投产，以110千伏运行，受电黄墩变电站，220千伏侧空载运行。7月，110千伏的三（明）永（安）线和永安坑边变电站1.5万千伏安主变压器（110/38.5/10千伏）投产，电网延伸到永安县，永安（兴坪）电厂3000千瓦机组，桂口水电站264千瓦机组并网运行。到7、8月间，古田溪遇到特枯水年份，一级电站水库降到死水位运行，古田溪梯级电站装机16.04万千瓦，只能带8万千瓦运行，水电出力大减，火电调节能力不足，电网出现严重缺电局面，当年闽北电网缺电2.5亿千瓦时，压缩负荷12万千瓦。下半年因缺电引起福州、三明、南平、永安等主要工业城市的工矿企业长时间停电压电，并停止照明用电，最严重时压缩工业负荷40％—50％。为了迅速扭转这种状况，省革命委员会组织有关部门以会战形式，分段架设110千伏的邵（武）顺（昌）线路85.72公里。9月，邵武电厂2.7万千瓦及第27列车电站2500千瓦火电机组并网运行，把邵武约2万千瓦的富裕电源输入电网，使供电紧张状态略有缓解。
  1971年末，闽北电网装机容量达27.04万千瓦，其中水电占64.46％（包括联网小水电1.39万千瓦），年发电量10.12亿千瓦时，最高负荷20.3万千瓦，有220千伏输电线路3条237公里，110千伏输电线路18条645公里，220千伏变压器4台26万千伏安，110千伏变电器18台34.55万千伏安；基本形成以古田溪梯级水电站为中心，以110千伏线路为骨干的幅射网络向福州、南平、三明、永安、邵武等地伸展，供电范围达到2个省辖市（福州、三明）及15个县、市（南平、永安、邵武、顺昌、光泽、古田、闽侯、闽清、长乐、连江、宁化、明溪、清流、长汀、连城）。但由于缺乏总体规划，电网在发展过程中后备电源不能及时跟上，水、火电结构不合理，水电调节性能较低，以致几度发生缺电的被动局面。同时，还存在着主要电源远离负荷中心，网架薄弱，调压手段缺乏，无功补偿不足，调度通信落后等问题，远不能适应社会经济发展需要。
  为了加强闽北电网的网络建设，1972年10月，古田溪二级电站220千伏升压站初步建成，原古（田）南（平）三（明）线路在古田二级电站至南平马站变电站线路开断，由110千伏升压至220千伏运行，作为古南Ⅱ回路，成为全省第一条运行的220千伏线路，这条线路采用单相重合闸装置，南（平）三（明）线路改接在南平马站变电站中压侧，暂以110千伏送电三明市。1972—1973年，电网向顺昌县埔上和富文、福清县、闽侯县南屿镇延伸。在这期间，闽北电网电源也有较大增长，古田四级电站1号1.7万千瓦机组，二级电站1号6.5万千瓦机组和三级电站1号1.7万千瓦机组先后投产。至此，古田溪4个梯级电站12台机组25.9万千瓦全部建成。在福州的第37、46两个列车电站先后退出电网。
  1974年1月，三明后山变电站9万千伏安主变压器（220/121/38.5千伏）投产，南（平）三（明）线路在南平的开断点重新连接，升压到220千伏运行，但与南平马站变电站的主变压器共用一个开关，形成“T”接布局，可靠性较低。1975年，永安火电厂一期2台2.5万千瓦机组、安砂水电厂1号2万千瓦和3号7.5万千瓦机组相继投产并网发电。
  1976年以后，闽北电网开始加强火电建设。1977—1979年，永安火电厂二期扩建工程2台5万千瓦机组，安砂水电厂2号2万千瓦机组先后并网发电。1977年10月，福州东郊变电站增容扩建到9万千伏安（220/120/38.5千伏），古福Ⅱ回路（古田二级电站至福州东郊变电站），升压至220千伏运行，古田二级电站升压站四角形开关母线形成。同年12月，220千伏三（明）永（安）Ⅱ回路（三明后山变电站至永安火电厂）建成投产，永安火电厂改由这条线路联入电网，原经坑边变电站的110千伏线路开断运行。1978年1月，三明列西变电站增容扩建为6.3万千伏安（220/110/38.5千伏），220千伏南（平）三（明）线路开断接入这个变电站220千伏母线，从列西变电站至后山变电站220千伏3.56公里线路成为后（山）列（西）Ⅱ回路。1979年1月，福州至莆田110千伏线路和4万千伏安主变压器（110/38.5/10千伏）莆田筱塘变电站建成投产，电网改为110千伏向莆田送电。
  从1972—1979年，电网装机容量增加34.7万千瓦，比1971年增长1.28倍。网络不断发展改善，网架得到加强。1978年，福州一古田一南平一三明一永安全线实现220千伏运行，输送能力、电能质量、供电可靠性都有较大改善，基本上适应社会用电的需要。
  1979年末，闽北电网装机容量达65.52万千瓦，其中水电占64.48％（含联网小水电5.03万千瓦），年发电量达25.83亿千瓦时，最高负荷39.9万千瓦，有220千伏输电线路5条280.48公里，110千伏输电线路23条885.26公里，220千伏变压器10台89.3万千伏安，110千伏变压器30台70.94万千伏安，基本形成以古田溪梯级电站和永安火电厂、安砂水电厂为主要电源，以220千伏线路为骨干，110千伏线路相配合的网络骨架，供电范围达到2个省辖市（福州、三明）、21个县市（南平、永安、邵武、顺昌、光泽、古田、罗源、闽清、长乐、连江、宁化、清流、明溪、长汀、连城、闽侯、莆田、福清、仙游、将乐、泰宁）和2个镇（沙县青州镇和建阳麻沙镇）。
  闽北电网形成23年，装机容量年均增长率17.5％，发电量年均增长率20.8％，但由于历史条件限制，仍存在总体规划不够，电源远离负荷中心，水火电比例失调，水电调节性能低等结构性弱点。网架个别地方如南（平）三（明）线路与古（田）南（平）线路还是采用“T”接布局，给南平、三明、永安系统的安全供电留下一定隐患。
  第二节 闽西南电网
  闽西南电网，系由漳（州）厦（门）电网和闽西电网在1973年4月联网形成的。其中，漳厦电网由厦（门）杏（林）电网延伸至漳州而成；闽西电网由龙（岩）漳（平）电网扩展而成。
  厦杏电网始建于1961年6月，当时为缓解厦门市供电紧张状况，由厦门岛内的厦港（2500千瓦）、莲坂（2500千瓦）2个电厂，通过35千伏厦（门）杏（林）线和厦门将军祠变电站7500千伏安（35/6.6千伏）与杏林电厂6000千瓦机组联网运行。至1965年末，厦杏电网装机容量1.95万千瓦，年发电量1329.63万千瓦时，最高负荷9510千瓦。
  1966年2月，为了调剂漳州、厦门2市供电，漳州扩建市后变电站为7500千伏安（35/6.3千伏），杏林至漳州市后变电站110千伏线路建成投产（以35千伏运行），漳州糖厂自备电厂3台3000千瓦供热式发电机组，联入厦杏电网运行，形成漳厦电网。当年底，电网装机容量2.99万千瓦，年发电量8559万千瓦时，最高负荷2.14万千瓦。漳厦联网后，促进了2市经济的发展，工农业生产用电急剧增加，供电逐步紧张。1969年10月，漳州东屿变电站1万千伏安（110/38.5/6.6千伏）主变压器和南（靖）漳（州）110千伏线路建成，漳厦电网第一条110千伏输电线路投入运行，电网延伸到南靖县，南靖船场溪水电站1号1.25万千瓦机组并网运行，电网供电状况有所好转，负荷继续发展。但由于后继电源跟不上，1972年厦门、漳州分别租用第15和46列车电站（各2500千瓦）接入电网，补充供电。1972年末，漳厦电网装机容量4.47万千瓦，水电占26.37％，年发电量2.24亿千瓦时，最高负荷4.03万千瓦，有110千伏输电线路2条97.6公里，110千伏变压器2台2万千伏安，供电范围扩展到南靖、龙海、同安、长泰、漳浦县。
  为解决龙岩地区“小三线”建设的用电需要，调节龙岩、漳平之间的供电，1969年7月，龙岩红炭山变电站3200千伏安（35/10千伏）和龙（岩）漳（平）110千伏线路（以35千伏运行）建成，龙岩中粉电厂1号3000千瓦机组与漳平电厂2台1500千瓦机组，第7列车电站2500千瓦机组联网运行，形成闽西电网的前身——龙漳电网。联网时装机容量8500千瓦，年发电量3337万千瓦时，最高负荷5800千瓦。1970年7月，龙岩中粉电厂2号6000千瓦机组并网发电。1972年12月，龙岩至永定芦下坝水电站110千伏线路建成，以35千伏供水电站施工用电，电网扩大到永定县。
  1973年1月，龙岩龙门变电站1.5万千伏安（110/38.5/10千伏）主变压器，上杭矶头至龙岩110千伏线路投产（以35千伏运行）接入龙门变电站35千伏母线，把连城庙前2台750千瓦机组，矶头水电站2台6500千瓦机组与龙漳电网并网运行成为闽西电网。联网时，装机容量2.9万千瓦，水电占44.8％，年发电量8793万千瓦时，最高负荷1.46万千瓦，供电范围扩大到上杭县和连城县庙前镇。
  1973年4月，龙（岩）南（靖）110千伏线路建成，龙门变电站同时升压110千伏运行，闽西电网和漳厦电网联网，闽西的富余电源向厦门、漳州输送，形成了以南靖船场溪、上杭矶头2个水电厂和厦门杏林、龙岩中粉2个火电厂为主要电源的的闽西南电网，全网装机容量7.64万千瓦，水电占37.37％，火电占62.63％。
  闽西南电网形成不久，1973年5月，龙岩铁石洋电厂1号1.2万千瓦机组建成并网发电，漳厦地区供电状况进一步好转。但在当年6月1日，矶头水电站遇到33年一遇的洪水，由于防洪措施不当，造成厂房受淹的重大事故，2台6500千瓦机组停机检修处理，直至9月12日才修复发电，使电网供电一度出现紧缺状况。从当年9月至1974年9月，容量均为6500千瓦的永定芦下坝水电站1、2号机组和矶头水电站3号机组先后投产。1973年11月，矶头到龙门变电站线路从35千伏升压110千伏运行。1975年11月，铁石洋电厂2号1.2万千瓦机组并网发电，电网装机容量增长65.5％，改善了闽西南地区电力供应状况。当年底，闽西南电网装机容量达12.83万千瓦，其中水电占41.12％，年发电量4.65亿千瓦时，最高负荷7.36万千瓦，供电范围达2个省辖市（厦门、漳州）和10个县市（龙岩、同安、南靖、漳浦、长泰、平和、龙海、上杭、漳平、永定）及连城庙前镇。
  1976年10月，厦门东渡变电站3.15万千伏安（110/38.5/10千伏）主变压器和泉州至厦门杏林110千伏线路建成，形成于1972年的山（美水电站）泉（州）电网开始联入闽西南电网。但由于山泉电网骨干电源——山美水电站水库是以灌溉为主，结合发电、防洪、对调度原则和调度权限末妥善解决，以致从1976—1979年4年间4次联网运行4次解列，使这个库容3.7亿立方米，具有多年调节性能的水库，未能充分发挥调节作用。
  为了进一步改善闽西南供电状况，1977年12月，漳平变电站1.5万千伏安（110/35/6.3千伏）主变压器建成投产，龙（岩）漳（平）线由35千伏升压到110千伏运行，接入龙门变电站110千伏Ⅱ段母线。1978年2月至1979年10月，南靖船场溪水电站2号1.25万千瓦机组、杏林电厂3号2.5万千瓦机组和华安水电站1、2号机组各1.5万千瓦先后投产并网发电。1979年6月10日，山泉电网联网问题经省、地有关部门协商，对调度原则和调度权限取得一致意见后，正式并入闽西南电网运行，通过合理调节，原山泉电网供电区域的缺电状况也得到缓解。至1979年末，闽西南电网装机容量达到27.82万千瓦，其中水电占59.3％（包括联网小水电7.56万千瓦），年发电量8.9亿千瓦时，最高负荷14.49万千瓦，有110千伏输电线路11条共518.97公里，变压器15台33.05万千伏安，形成以华安、船场溪、山美、矶头4个水电站和杏林、龙岩2个火电厂为骨干电源，110千伏单回路供电的网架。供电范围达3个省辖市（厦门、漳州、泉州）及15个县市（同安、南靖、龙海、长泰、平和、漳浦、华安、龙岩、漳平、上杭、永定、晋江、南安、永春、惠安）。
  闽西南电网发展过程中，对改善闽西南地区供电条件，促进经济发展起了积极的作用。但由于缺乏统盘规划，电源不足，比例失调，网络结构薄弱。全网火电单机容量偏小，煤耗很高；水电除山美水库为多年调节外，其余均为径流开发，汛期大量弃水，枯水期出力很小（保证出力仅为装机容量27.1％）；电网东西端相距303.8公里，输变电布局不合理，有的不配套“卡脖子”，影响网内余缺电的合理调节。从而使闽西南电网长期电源紧缺，频率与电压经常处在下限运行，电能质量不稳定。
  第三节 福建电网
  1980年2月，建成莆田大型中波广播电台备用的110千伏莆（田）泉（州）线，使闽北电网南端莆田与闽西南电网北端泉州相接，从而形成福建电网。电网形成后，南网调峰困难及电压大幅度波动有所缓和，当年减少雨季弃水，增发水电2650万千瓦时，枯水季得到北网电能补充，少开或停开高耗机组；莆田、泉州及邻近地区因有2个系统供电，提高了供电可靠性。但电网是以110千伏联接，属弱联系型，线路交换功率仅有2—3万千瓦。联网当年，北网、南网都有发展。北网增加池潭水电厂10万千瓦机组，同时建成池潭至三明220千伏线路和福州东郊变电站、池潭水电厂等处220千伏变压器27.3万千伏安，并扩建南平马站变电站220千伏母线。南网增加华安水电厂、厦门电厂共5.5万千瓦机组，建成华安至漳州110千伏Ⅱ回路。至1980年底，全网共有装机容量111.37方千瓦，其中水电占66.75％（含联网小水电22.2万千瓦）；220千伏线路6条、361.9公里，110千伏线路36条、1538.3公里；220千伏变压器13台、116.6万千伏安，110千伏变压器52台、114.9万千伏安，无功补偿设备13万千乏。年发电量39.07亿千瓦时（水电占56.8％），最高负荷北网为45.1万千瓦、南网为16.4万千瓦。供电范围达40个市县，电网基本适应社会用电需要。但原来2个电网存在的弱点，如网架、电源结构不合理，出力变化大，主要电源远距负荷中心等均未改善。
  为了加强电网管理，1981年1月1日，实行全电网统一调度，网络建设继续发展。至1983年，新增110千伏永安至漳平（按220千伏架设）、福州至马尾线路2条共64.1公里；新增三明、厦门、泉州、漳州、龙岩、邵武及福州马尾等处110—220千伏变压器17.9万千伏安。永（安）漳（平）线送电至漳平变电站，连通龙岩、漳州、厦门，使全网输电干线构成单回路220—110千伏电磁大环网，环路总长867.5公里，调度比较灵活；110千伏福（州）莆（田）线在永泰城关开断，并联进1万千伏安的永泰变电站.永泰县小水电联入电网。电网延伸至永泰、华安、沙县等3县。其间，为了缓和闽南沿海城市供电紧张局面，1982年对福州一莆田一泉州110千伏线路的输送功率，经采用电子计算机计算，提高到5—6万千瓦；1983年经系统实际静稳定试验，又提高到7—8万千瓦。但在这3年中，全网没有大中型发电设备投产，电网发电量增长远跟不上全省国民经济的发展需要。三明、泉州、漳州等地最高负荷分别急剧增长67.4％、59.1％和48.1％，而电网发电量和供电量仅上升21.4％和15.18％，供求矛盾尖锐，以致1981年首次取消限电不久又恢复限电。1982、1983两年，在全省来水量正常偏丰的情况下，对计划内用电还限电2.5亿千瓦时。同时，由于采用单回路电磁大环网供电等原因，造成4次系统振荡破坏运行稳定性。
  1984年后，为了缓解严重缺电状况，加速电网建设。1984年、1985年永安火电厂扩建投产2台各10万千瓦机组，新建的漳平电厂于1986年、1987年相继投产10万千瓦机组各1台。同时，福州市和厦门市各建1座7.5万千瓦和9.8万千瓦的燃气轮机电厂，于1985年、1986年先后投产。1987年，沙溪口水电厂第一台7.5万千瓦机组并网发电。1984—1987年，电网装机容量增长69.24％。其中联网小水电增加20.7万千瓦，而且水火电比例开始改善。
  全网输变电建设的进展也较快，1984—1987年共建成220千伏线路5条（永安至厦门，以及永安至三明、三明至南平、南平至福州、漳平至漳州等Ⅱ回路），220千伏变电站3座（厦门李林、漳州总山、福州北郊），总容量48万千伏安。1985年，福州东郊变电站新建的本省首次出现的2台3万千乏调相机投入运行，电网运行状况开始有了改善。220千伏永（安）厦（门）线送电后，电磁大环网打开，稳定性得到加强。1987年10月，龙岩、漳州等地再改为由220千伏总山变电站供电，可靠性有了提高。1987年与1983年比较，全省工农业生产总值年平均增长率为16.87％，电网发电量增长率为14％（1986年火电发电量超过水电，水电仅增长1％），最高负荷增长率为12.7％，供电量增长率为12.2％。电力发展速度逐步接近于全省国民经济发展速度，供电紧张状况趋向缓和，供电范围增加云霄、东山、诏安、建阳、大田、德化、平潭等7个县。但是，整个电网调峰出力仍然不足，一些火电厂甚至高温高压机组也参加调峰，运行比较困难，影响了节能效益。1986年，福州燃气轮发电机组利用625小时（1989年该厂3台机组拆走）。1987年，由于工业生产“过热”的影响，水电超发过头，造成古田溪一级水库消落至死水位。这4年共限电12.52亿千瓦时，退役机组3.98万千瓦。
  1988—1990年电网建设发展进一步加快。华能福州电厂、沙溪口和范厝水电厂等新投产的发电设备有％.1万千瓦，联网小水电增加26.1万千瓦，尤其是华能福州电厂的2台35万千瓦机组并网发电，改善了电网水火电比例结构，火电装机容量超过水电，并使沿海城市主要负荷中心得到有力的电源支撑，电网多年存在的缺电矛盾得到缓解。1989年，达到“限峰（高峰用电）不限电”的水平。新建220千伏线路17条（华能福州电厂至林中I、Ⅱ路，东郊、红山，林中至笏石I、Ⅱ回，北郊至红山、东郊，李林至井山I、11回、半兰山、总山，东渡至半兰山，漳平至曹溪，井山至笏石、山兜，沙溪口至故县）总长799.2公里，其中有本省第一条高压海陆电缆（厦门集美到斗门）7.29公里。新建220千伏变电站9座（井山、林中、笏石、红山、半兰山、东渡、曹溪、山兜、故县）及华能福州电厂、沙溪口水电厂新增220千伏变压器，总容量252.2万千伏安。全省6个省辖市及5个县级市均由220千伏送电。全网除永（安）漳（平）第2回路未建外，基本形成220千伏双环网网架，电网稳定性、供电连续性都有提高。电网供电范围扩大到建宁、安溪、尤溪、屏南、武平等县。鹰厦铁路电气化供电工程永安至漳平段110千伏94公里线路，4座计18.3万千伏安牵引变电站，永安到来舟段110千伏100.3公里线路，3座计7.15万千伏安牵引变电站先后于1988年7月，1990年10月开始由电网供电，使铁路运输量大幅度上升。
  但是，电网也出现了新情况，最突出的是华能福州电厂单机容量占总负荷20％以上，形成“大机组、小电网”的结构，系统面临可能因某些偶然事故而引起频率电压大幅度下降，电网瓦解的严峻局势。为此采取了包括加强继电保护和自动装置在内的一系列措施，该厂投产当年，电网经历4次有关事故的考验，情况良好。为适应大机组投运必须严格控制电网频率变动范围的要求，电网把频率调整从50±0.5赫兹改为50±0.3赫兹。同时，由于铁路电气化用电为非线性三相不平衡负荷，使电网谐波分量激增，影响附近电厂机组安全和电能质量；由于系统负荷率低，调峰容量不足，1989年在负荷增长不多情况下，压峰5万千瓦，限电4.2亿千瓦时。同时，配电设施不足，对用户停电机率偏高。
  1990年底，福建电网拥有装机总容量314.77万千瓦，其中水电占48.1％（含小水电80.87万千瓦）；输电线路220千伏31条、1771.34公里，110千伏101条、2663公里；主变压器220千伏38台、492.8万千伏安（其中电厂升压变压器16台、246.50万千伏安），110千伏121台、305.33万千伏安（其中电厂升压变压器38台、90.10万千伏安）；无功补偿设备84.64万千乏。供电范围达6个省辖市（福州、厦门、莆田、泉州、漳州、三明）及51个县、市（福清、闽侯、闽清、连江、罗源、长乐、永泰、平潭、同安、莆田、仙游、晋江、石狮、南安、惠安、永春、德化、安溪、南靖、漳浦、长泰、平和、龙海、华安、云霄、东山、诏安、龙岩、长汀、连城、上杭、永定、漳平、武平、永安、明溪、清流、宁化、将乐、泰宁、沙县、大田、建宁、尤溪、南平、邵武、顺昌、光泽、建阳、古田、屏南），占全省市县总数（含金门县）的81.4％。1990年全网发电量117.49亿千瓦时（其中水电占50.3％），最高负荷186万千瓦，部属单位年供电量90.53亿千瓦时，与1980年相比，发电量、供电量平均年增长率分别为11.64％、10.1％，同期全省工农业总产值年平均增长14.4％，基本上适应国民经济和社会发展的用电需要。
  第二章 调度系统
  福建自形成区域电网（闽北电网、闽西南电网）到联成福建电网，均采用中心调度（以下简称中调）和地区调度（以下简称地调）两级调度系统。中调为一级调度，负责全网的总调度，指挥网内主要发电厂和骨干线路、变电站的运行，并对地调进行业务指导。中调所既是主管单位的生产部门，又是它的职能机构。地调为二级调度，负责本地区的供电调度和联网小水电的运行。古田溪水电厂设梯级调度（也简称地调），负责各梯级电站的水能经济调度和运行、检修的统一管理。
  第一节 闽北电网调度系统
  1956年3月，闽北电网形成时，电网中心调度机构尚未成立，暂由古田溪一级电站值长调度福州西郊变电站，福州地区供电由福州电厂调度科负责。
  1958年7月，为适应电网送电南平，省水利电力厅电业局成立调度科（设在福州市新民路省水利电力厅办公大楼内，职工8人，占地50平方米）担负闽北电网的中心调度，管辖范围包括古田溪一级电站、福州电厂、福州西郊变电站、福州地调、南平后谷发电厂、南平纸厂自备电厂、南平黄墩变电站和南平地调。福州供电所调度室负责福州地调。南平电厂调度室负责南平地调。1960年3月，电网送电三明，电网调度范围增加了三明热电厂、三明列西变电站和三明地调。三明热电厂调度室负责三明地调。1963年5月，省水利电力厅电业局调度科改称中心调度所，职工增至18人。1964—1968年，电网管辖范围增加福州东郊变电站、古田溪三级电站、青州纸厂自备电厂。1969年，省水利电力厅内部机构裁并，中心调度所改为中心调度组，归厅生产组管理，人员裁减至8人（其中调度员仅4人）。1970年1月，省电力工业局成立，中调组从新民路迁往省府路1号，占地300平方米。1971年1月，省电力工业局扩大组成省水利电力局，中调组改称电力中心调度所。同年7月，电网送电永安，管辖范围增加永安（兴坪）电厂、坑边变电站和永安地调。永安供电所调度室负责永安地调。9月，邵武（药村）电厂并入电网，电网调度管辖范围增加了邵武（药村）电厂、邵武地调。邵武电厂调度室负责邵武地调。当年底，闽北电网中调管辖9个发电单位（古田溪、大目溪、才溪水电站，福州、三明、邵武、永安电厂，南平纸厂和青州纸厂自备电厂），6个变电站（福州东郊和西郊，南平马站和黄墩、三明列西和永安坑边变电站），5个地调（福州、南平、三明、永安、邵武地调）。
  1972—1977年，中调所管辖地调数不变，电厂、线路和变电站有所增加。1978年6月，省水利电力局电业管理局成立（以下简称省电管局）。1979年1月，电网35千伏线路送电莆田，归福州供电局地调管理。同年3月，中心调度所划归省电管局管理，人员增至48人。9月，110千伏福甫线送电莆田，电网管辖范围增加莆田筱塘变电站、莆田地调。莆田供电局调度室负责莆田地调。12月，中调所将110千伏黄墩、顺昌变电站的主变部分和南平纸厂自备电厂划归南平地调管辖。当年底，中调管辖范围为7个发电单位（古田溪、安砂水电厂、永安、邵武、福州电厂、三明化工厂和青州纸厂自备电厂）；11个变电站（福州东郊和西郊、南平马站和黄墩、三明列西和后山、永安坑边、福清朱山、闽侯坑南、顺昌派溪、莆田筱塘变电站）；32条线路，其中：220千伏5条（古福、古南、后列、三永等四条Ⅱ回路、南三线），110千伏23条（古福、古南、后列、三永等四条I回路、联一线、联二线、联三线、联四线、将东线、黄马线、马青线、青顺线、邵顺线、永坑线、安永线、安坑线、邵泰线、池泰线、福永线、永莆线、福清线、三清线、清馆线），35千伏4条（东排线、西钢线、三列线、三后线）；7个地调（福州、南平、三明、邵武、永安、莆田、古田地调）。
  第二节 闽西南电网调度系统
  1961年6月，厦杏电网形成，厦门市水利电力局成立中心调度室（设在厦门市公园南路、配7人），承担厦杏电网的中心调度，管辖厦港、莲坂、杏林电厂和将军祠变电站。1962年7月，厦门电业局成立，中心调度室划归该局。1963年，厦门供电所成立调度组负责地区供配电调度。1965年12月，厦门电业局试行托拉斯制，调度室随电业局迁至杏林电厂。1966年2月，漳厦电网形成，中心调度由厦门市电业局中心调度室负责，配人员9人，管辖范围增加了漳州糖厂自备电厂，漳州市后变电站和漳州地调。漳州供电所调度室负责漳州地调。1969年初，中心调度室由杏林迁回厦门。当年7月形成龙（岩）漳（平）电网，于龙岩电厂设电网调度室（配4人）负责中调任务。1972年10月，发供电分开，龙岩电网管理所成立，龙漳电网调度室划归该所。1973年1月，闽西电网形成，原龙漳电网调度室改为闽西电网调度室，负责电网中调。
  1973年4月，漳厦电网和闽西电网联成闽西南电网，在漳州市成立闽西南电力公司。中心调度从厦门市移到该公司，改称闽西南电力公司中心调度室（配15人），管辖范围增加了5个电厂（龙岩、漳平电厂、矶头、船场溪、芦下坝水电站），漳州东屿、龙岩龙门变电站和龙岩地调。原闽西电网调度室改为龙岩地调。1979年10月，山泉电网并入闽西南电网，中调管辖增加了山美水电站、泉州后茂变电站和泉州地调。泉州电厂调度室负责泉州地调。当年底，闽西南电网调度室增加到30人，调度范围为：15个发电单位（华安、船场溪、山美、芦下坝、矶头水电厂，龙岩、漳平、杏林、莲坂、厦港电厂，702电站，漳州糖厂自备电厂，第7、15、46列车电站）；6个变电站（厦门将军祠和东渡，漳州东屿和市后，龙岩龙门，泉州后茂）；11条线路，其中110千伏10条（华漳I回、山泉线、杏泉线、杏漳线、南漳线、龙漳线、龙南线、杏东线、芦龙线、矶龙线），35千伏1条（龙铁线）；4个地调（厦门、漳州、龙岩、泉州地调）。
  第三节 福建电网调度系统
  1980年，闽北电网和闽西南电网联成福建电网，运行初期仍维持2个系统，按联络线潮流输送协议，实行联合调度。当年10月，省电管局中心调度所改为福建省电网中心调度所，人员增至80人，1981年元旦实行省网统一调度，共管辖14个电厂（古田溪、安砂、池潭、华安、船场溪、矶头、山美水电厂，永安、厦门、龙岩、邵武、福州电厂和三明化工厂、青州纸厂自备电厂）；15个变电站（福州东郊和西郊，南平黄墩和马站，三明列西和后山，永安坑边，顺昌派溪，莆田筱塘，泰宁，泉州后茂，漳州东屿，龙岩龙门，福清朱山，闽侯坑南变电站）；39条线路，其中：220千伏6条（古福、古南、后列、三永等4条Ⅱ回路、南三线、池三线），110千伏28条（古福、古南、后列、三永等四条I回路、华漳Ⅱ回路、联一线、联二线、联三线、联四线、将东线、黄马线、马青线、青顺线、邵顺线、永坑线、安永线、安坑线、福莆线、邵泰线、池泰线、山泉线、杏泉线、莆泉线、杏漳线、南漳线、永漳线、龙漳线、龙南线），35千伏5条（龙铁线、东排线、西钢线、三列线、三后线）；11个地调（福州、南平、三明、莆田、泉州、漳州、厦门、龙岩、邵武、永安、古田地调）。
  随着省中调所管辖范围逐步扩大，陆续将部分电厂、变电站和线路下划。1985年7月，龙岩电厂、龙铁35千伏线路、龙门变电站下划龙岩地调管辖。同年8月，三明化工厂自备电厂下划三明地调管辖。1986年1月，矶头水电厂下划龙岩地调，福州电厂、西郊变电站、35千伏东排线下划福州地调管辖。1987年，为适应电网迅速发展的需要，使省中调所集中精力管好主系统，将联络线以外的110千伏线路和110千伏以下变电站（除永安坑边、漳州东屿变电站外）全部下划有关地调管辖；将船场溪水电厂下划漳州地调，古田溪一、三、四级电站下划古田溪水电厂地调，青州纸厂自备电厂下划南平地调，邵武电厂下划邵武地调。
  1989年1月26日，位于福州市五四北路的省电网中心调度大楼落成，省中调所从省府路迁入大楼9层至20层，使用面积6843平方米。1990年底，该所有职工149人，管辖范围为：
  11个地调：福州、南平、三明、莆田、泉州、漳州、厦门、龙岩、邵武、永安、古田地调；
  10个骨干电厂：古田溪二级电站，安砂、池潭、沙溪口、范厝、华安水电厂，华能福州、永安、漳平、厦门电厂。
  16个主要变电站：220千伏的福州东郊、西郊和红山，南平马站，三明列西和后山，漳州总山，厦门李林、东渡和半兰山，泉州井山，莆田笏石，福清林中，龙岩曹溪变电站，以及110千伏的永安坑边和漳州东屿变电站。
  31条220千伏线路：古福Ⅱ路、古南Ⅱ路、沙马线、沙列线，马北线，列马线，沙故线，池三线，后列Ⅱ路，永列线，永平线，平曹线，平总I、Ⅱ路，总李I、Ⅱ路、井李I、Ⅱ路，井石I路，中石I、Ⅱ路，李半线、东半Ⅱ路，福中I、Ⅱ路，三永Ⅱ路，福东线，福红线，北东Ⅱ路，北红线，井兜线。
  12条110千伏联络线：东华线，总华线，总东线，安永线，永坑线，安坑线，后列I路，三永I路，北永线，漳厦线，李杏线，池范线。
  各地区调度室作为各供电局的生产部门及其职能机构。其主要管辖范围为本地区110千伏及以下线路、变电站和不属省中调管辖的省属电厂、企业自备电厂及联网小水电；并负责审查批准其运行、检修、停役及新设备的投入。古田地调主要负责古田溪水电厂一、三、四级电站间的运行、检修统一管理和水能经济调度运行。
  第三章 调度运行
  调度运行主要任务是做好年、季、月、日运行方式编制，保持正常供电，确保电能质量和电网稳定。本省电网调度运行始于50年代后期。1958年，闽北电网开始编制日运行方式和系统结线运行方案。1965年，该电网开始编制年度运行方式和季度、月度计划。1973年，闽西南电网形成后，由于用电负荷一直处于紧张状态，电力供应又大起大落，该电网除日运行方式较正常外，年、季、月运行调度则难于开展。1980年2月，福建电网形成，次年就开始实现统一调度，使用TQ-16型电子计算机进行电力潮流和稳定计算，并逐步加强年、季、月、日运行编制，使之步入正规阶段。
  第一节 运行方式编制
  福建电网运行方式的编制，是从1958年负责闽北电网中调任务的省水电厅电业局调度科成立开始。早期设专业人员1人，仅编制日运行方式和系统结线运行方案。1963年，中心调度所成立运行方式组，人员增至4人。1965年开始编制年度运行方式和季度、月度计划，并按水文预报，分月安排电量、水电出力和水火电检修容量，确定分月平均可调出力，作好年度、季度的电力电量平衡。同时，开展潮流分析计算，提出改进措施，供调度运行控制及省局编制年度计划参考。1968年，运行方式专业人员参加“清队”学习班，1969年，全部人员下放，由调度员兼作日运行方式编制，其他工作中断。1973年，专业人员恢复至3人，原来各项工作重新恢复，但重点放在负荷预测，电力电量平衡，检修安排及简易潮流计算等方面。
  闽西南电网的前身漳厦电网和闽西电网调度室，各配备有运行方式专业人员1人，只编制日运行方式计划。1973年，闽西南电网形成，闽西南电力公司中心调度室配备运行方式专业人员2—3人，但该电网从1973—1979年，用电负荷一直处于紧张状态，网内水电均系径流开发，火电调节能力不足，每逢大雨全部水电满发，出现旱情则出力锐减，电力供应大起大落，除了日运行方式比较正常外，月度、季度的运行方式只进行电力电量平衡、检修安排和简易潮流计算等工作，年度运行方式编制无法开展。
  1981年，福建电网实现统一调度，中调所运行方式组配专业人员9人，开始使用TQ-16型电子计算机进行电力潮流和稳定计算。1984年，运行方式组改设科，人员增至12人，年、季、月、日运行方式编制均步人正规阶段。到1990年，各种运行方式编制的内容、方法和执行情况如下：
  年度运行方式：主要包括全年分月系统最大有功、无功负荷和电量平衡以及系统与主要发电厂有功、无功的最大、最小出力；水电厂水务计划；主设备大、小修计划进度；各发电厂经济出力分配方案；系统正常主结线及电压水平和潮流分布图；系统的稳定运行极限及所采取的措施；系统运行方式存在问题和改进意见等。于每年一季度编制完成，经省电力工业局审批后，供局内各有关职能部门对生产计划、技术、基本建设和物资供应进行综合平衡的依据和参考。
  季度、月度运行方式：是在执行年度运行方式中，根据当季、当月电网实际情况进行编制的。主要包括无功管理；对系统最大有功、无功及电量分配；季度电压曲线，降低网损措施；水电厂月末水库水位控制原则；水火电经济调度以及主设备检修安排等。季度运行方式于每季前一个月、月度运行方式于前一个月下旬编制，经省电力工业局批准，下达各发供电单位，以指导系统的运行和检修工作的计划安排。
  日运行调度计划：主要包括全系统每小时的有功、无功负荷与用电量预计；各发电厂出力分配；主系统结线方式变更和相应的继电保护装置调整要求，对申请设备检修和停役的审批；重大操作计划及反事故措施等。日运行调度计划于前一日17时以前经中调所领导批准，以调度命令下达发供电单位，作为调度运行依据。
  由于上述各项运行方式编制正常开展，使电网运行情况做到上下心中有数，电能质量和安全经济运行水平不断提高。1981—1990年，电网频率和电压合格率均符合部颁和省电力工业局的考核标准。
  第二节 电能质量
  电能质量的主要指标是频率、电压和谐波。它们对电网稳定运行，线损高低，以及工农业产品质量和用电单耗都有直接影响。
  一、频率
  福建省电网的频率，按规定要保持在50赫兹运行，一般不得超过±0.2赫兹，最大不得超过±0.5赫兹。频率的调整以中调标准钟为准，要求电钟与标准钟的误差不得大于或小于1分钟。
  1956—1979年，闽北电网电源比较富裕，调峰容量较好，频率保持在正常的50±0.5赫兹范围内运行。1973—1979年闽西南电网由于电源不足，调峰容量又紧缺，在晚峰和枯水期，频率一般只能维持在49赫兹运行，在用电负荷超过时，只能采取限电以保持频率。
  1980年福建电网形成后，电网总体结构逐步改善，频率合格率从1981—1987年都保持在99.86％—100％之间，均超过部颁考核标准99％的要求。频率考核从1986年起由正点考核改为连续考核。
  1988年9月，华能福州电厂第一台35万千瓦发电机组投产。按日本厂家规定，该机组运行频率允许值为50.5—48.5赫兹；低频越限允许积累时间：47.5—48.5赫兹15分钟，47.0—47.5赫兹3分钟、46.9—47.0赫兹1分钟，不允许低于46.9赫兹；高频越限允许积累时间：50.5—51.0赫兹30分钟，51.0—51.5赫兹3分钟，51.5—51.6赫兹1分钟，不允许高于51.6赫兹。超过允许范围和积累时间，将导致汽轮机叶片疲劳，影响使用寿命。
  华能福州电厂单机容量占全网低谷和高峰负荷的39％和25％。为了防止机组因突然甩负荷而导致系统频率、电压崩溃，保证电网安全运行，1988年福建电网对频率运行规定调整为50±0.3赫兹变幅控制。同时，指定古田溪水电厂为第一调频厂，安砂、池潭水电厂为第二调频厂，永安火电厂为汛期第二调频厂，古田溪水电厂，永安火电厂作为系统监视点。第一调频厂担负50±0.2赫兹范围内调频，第二调频厂在系统频率超出50±0.3赫兹时，立即参加调频，直至恢复到50±0.3赫兹范围为止。当系统频率超出50±0.5赫兹时，所有发电厂立即协助调频。全网频率调整由中调所调度员指挥，调频厂值长负有同等责任。系统频率以中调所数字和记录频率表为准，时间以中调所标准钟和电钟为准。调频厂和频率监视点于每月15日与中调核对1次频率表，各地调、发电厂、变电站要求经常与中调所核对频率表和时间，以保证全网计量标准一致。从而使1988年、1989年、1990年电网频率分别达到99.86％、99.98％、99.98％。
  二、电压
  新中国成立后，福建省各发供电单位供电电压，送电以10（6.0）、3.3（2.3）千伏为主，配电为380和220/110伏。1952年，福州至莲柄港输电线路以35千伏送电。1956—1958年，闽北电网形成初期，110千伏古福I路和古南I路曾以66千伏运行，至1959年才升压到110千伏运行。1966年形成的漳厦电网和1969年形成的龙漳电网（后发展为闽西电网），初期均以35千伏运行。1973年漳厦电网与闽西电网联接为闽西南电网，升压到110千伏运行。
  1980年，福建电网形成，电压运行等级统一为220、110、35千伏和10（6.0）千伏、380/220伏。主网以220千伏线路为主，110千伏线路相配合，地区供电以35千伏为主，配电线路为10（6.0）千伏和380/220伏，电压运行管理，按调度管辖范围，实行分级管理和考核。当年电网开始按水利电力部颁发的“关于电力系统电压和无功电力管理条例（试行）”执行，电压运行管理逐步正规。中调所在编制年、季、月运行方式时，对电压运行都作了具体规定和要求，由各地调、发电厂、变电站以及考核点、监视点执行，使电压波动控制在额定电压的±5％范围内。
  各考核点和监视点值班人员按中调所下达的无功出力分配曲线，监视调整电压。在高峰、低谷和高低峰交替时，分别调整母线电压逼近上限、下限运行和上下限之间均匀变化。当调整能力受限制，电压曲线无法符合要求时，立即报告中调所调度员。中调所调度员负责掌握系统各考核点和监视点的电压水平，发现电压超出允许偏差范围，立即设法采取措施，注意无功就地平衡，使系统电压得到合理调整。从而使1981—1984年，福建电网的电压合格率达到98.7％—99.12％，都超过了98％的考核标准。
  随着系统的扩大和网络结构不断完善，1985年福州东郊变电站2台3万千乏调相机投入运行，从1985年以后，电压合格率都保持在99％以上。1988年12月，华能福州电厂第2台35万千瓦机组投产，福建电网电压运行条件进一步得到改善，至1990年电压合格率为99.2％。
  三、谐波
  谐波是衡量电能质量的内容之一。福建电网在1987年以前，谐波对电网运行影响甚微，未引起重视。1988年7月，电网开始向鹰厦铁路电气化的4座110千伏牵引变电站（总容量18.3万千伏安）送电后，引起了单相非线性用电设备（如整流器、电炉）、冲击性负荷和铁路电气化用电等三相不平衡，使电网谐波分量激增，影响沿线附近电厂的发电机组正常运行和电能质量，给电网安全运行带来一定危害。1989年5月，省电力工业局成立谐波管理领导小组，负责系统谐波管理的协调、审核、审定和检查督促。省电力试验研究所设立谐波监测站，负责日常监测技术管理。有关供电局设立监测管理小组，负责所辖区域内的谐波管理监测工作。同时，开始对现有谐波源的电力用户进行谐波量测试，对超标准用户进行分批治理，并严格管理新的超标电力用户的用电申请，要求谐波分量抑制在许可范围内，才能供电。
  第三节 电网稳定
  在1979年前，闽北电网和闽西南电网由于系统规模较小，均未发生因系统振荡而引发的电网稳定问题。
  1980年，闽北、闽西南2个电网联网，系统规模扩大，但因只是通过110千伏福莆泉线路弱联系，网络结构薄弱，系统稳定问题开始突出。1982年3月13日，220千伏三永Ⅱ路和110千伏三永I路相继出现故障跳闸，电网暂态稳定破坏而发生振荡，由于调度处理及时，未造成停电。1983年3月，永安至漳平220千伏线路送电漳平（暂以110千伏运行）并连接龙岩龙门、漳州东屿和厦门东渡变电站，电网出现220千伏一110千伏电磁环网运行，因电网稳定储备系数低，又未采取相应的自动解列装置等有效措施，给电网稳定运行造成威胁。当年7月16日，220千伏南三线出现故障三相跳闸，引起系统振荡，并因调度处理失误，使福州东郊变电站全站停电。
  为了提高电网稳定运行水平，省电力工业局于1983年7月多次组织有关专业人员研究采取电网稳定对策。当年，根据水利电力部颁发的《电力系统稳定导则》，制订“福建省电力系统稳定规程（试行）”，决定福莆泉线110千伏线路输送功率在未取得准确的试验数据前，暂定不超过6万千瓦，并指定专业人员进行系统稳定计算和准备系统静稳定试验。
  1983年8月至9月，将泉州后茂变电站莆泉线105号开关及莆田筱塘变电站莆泉线154号开关的LH-11型距离保护解除振荡闭锁接线，兼作线路保护和振荡解列的保护措施。10月10日，在泉州后茂变电站安装投运ZZJ-2型振荡解列装置。省电网中心调度所和省电力试验研究所在水利电力部电力科学研究院系统所的协助和有关厂（站）配合下，于10月12日14时30分对联接南北网的110千伏福莆泉线正式进行了2次静态稳定极限试验。当110千伏福莆泉线有功达10.2万千瓦时系统发生振荡，后茂变电站105号开关ZZJ-2型振荡解列装置和被解除振荡闭锁的LH-11型距离保护，同时动作跳闸，证实该装置正确可靠，于当日16时30分成功完成试验。通过试验摸清了电网静稳定极限及有关基本数据，使福甫线允许输送容量从原来的6万千瓦提高到8万千瓦，增长33％，全年可多供电量4500万千瓦时，收到明显的社会经济效益。这一科研项目获得水利电力部1984年科技成果三等奖。
  1984年9月，永安至厦门李林变电站220千伏线路送电，电磁环网打开，电网稳定得到改善。1985年后，永安一三明一南平一福州和漳平至漳州等220千伏第二回路先后建成投入运行，电网网架得到加强，振荡事故显著减少。1986年后，电网在稳定运行方面继续采取了措施，网架建设也逐步得到加强，未再发生因振荡而引起的稳定破坏事故。
  1988年9月，华能福州电厂投产后，出现大机组小电网的问题，对电网的安全稳定带来了新的不利因素。为了避免和减少因大机组异常运行给系统稳定运行造成危害，全网加强了安全自动装置工作，采用新型低频继电器，对主要水电厂和永安火电厂分别装设高频切机低频自起动和联锁切机装置；对220千伏枢纽变电站装设低频低压解列装置；对县电网与主网接口处装设顺功率低频、逆功率高频解列装置。同时，在电网稳定计算方面，引进了中国电力科学研究院编制的直流混合电力系统综合计算程序进行计算，满足了电网稳定计算时间和准确度的要求。至1990年，电网经受初步考验，基本安全稳定运行。但大机小网的不利因素仍然存在，全网尚需加强220千伏网架和电源建设，进一步发展用电负荷，以保证电网安全运行。
  第四章 经济调度
  福建省从闽北电网形成后，为在安全稳定的前提下，力求电力系统在最经济合理的运行方式下运行，加强了水电厂的经济调度。对闽北、闽西南2个电网的火电厂的经济调度均依据直观的煤耗率和燃料成本高低进行。2个电网并网前，对无功经济调度和网损管理，均无明确的管理规定和考核办法。
  1980年，福建电网形成后，网内逐步形成水电站库群，经济调度发展成为较复杂的多库多梯级的水电站库群优化调度。与此同时，火电厂的等微增率调度的科研、测试以及人员培训工作开始加强，逐步接近实施阶段。无功经济调度和网损管理，在此期间也开始步上正轨，从而使电网的经济效益有了显著提高。1980年、1982年、1987年三次获得省节能领导小组、省经济委员会和省科学委员会、省总工会和省计划委员会分别授予的节能奖状、奖旗。
  第一节 水电厂经济调度
  福建水电厂经济调度首先在闽北电网开始。1960年8月，古田溪水电站一级年调节水库正式投入运行后，开始实施单库单站经济调度，采用以时历法编制的调度图为参考，结合系统用电需要与气象水文预报，控制季末、月末水库水位，灵活调度，保持高水位经济运行，汛期及时腾空库容预先发电，抓准机遇多蓄来水，使水能得到充分利用。
  1965年，古田溪水电站三级电站1台机组投产，二、三、四级电站均已全面动工。为了合理发挥各梯级水能的作用，该站与武汉水电学院协作，开始进行梯级经济调度的研究，拟定了一级电站厂内经济运行方案和一、三级电站负荷分配简化方案，初步实施了一库两站的经济调度。1966年，因“文化大革命”开始，以致梯级经济调度研究中断。
  1973年12月，古田溪四个梯级电站全面投产后，1974年古田溪水电站与武汉水电学院恢复全梯级负荷分配的研究，发展成单库多梯级优化调度，编制了4座梯级电站日负荷最优分配计算，作为各级电站日负荷最优分配的技术依据。1975年1月，省中调所、古田溪水电站又与武汉水电学院合作，利用动态规划编写了“古田溪梯级水电站经济运行长期最优运行方式的研究”。1976年，开始利用该科研成果的优化调度图，进行各梯级电站水库调度。1978年，古田溪水电厂梯级调度室成立，全面实施优化调度，提高了梯级水库运行水位和综合效率，一级电站发电耗水率降低2.5％，梯级电站水能利用率提高7.4％，梯级区间季节性电能提高4.3％。1978—1984年共节水多发电4.44亿千瓦时，为同期全厂发电量的7.85％。在安砂水电站的季调节水库投入运行时，也采用了古田溪水电站早期实施的单库单站的经济调度方法。
  闽西南电网由于网内水电厂均系径流开发，故未开展水电站经济调度工作。
  1980年2月，福建电网形成。当年5月，池潭水电厂不完全年调节水库投入正常运行。1982年2月，省中调所协同安砂水电厂引进柘溪型水库优化调度模式，编制并实施安砂水电厂优化调度方案。同年6月，为了更好地发挥网内电站库群补偿调节联合调度的经济效益，省中调所与河海大学水资源水文系协作进行闽江流域内的“古田、安砂、池潭水电厂库群年联合优化调度”研究，经过近两年的计算修改、补充，提出了库群年联合优化调度的科研论证方法和源程序研制报告。1984年开始实施，按照3库的最优负荷分配指导调度，取得较好效益，年平均增加发电量1800万千瓦时。该成果获1988年水利电力部科技进步三等奖。
  1989年2月，根据沙溪口、范厝水电厂相继投产，网内形成较复杂的混联水电站库群的状况，省中调所与武汉水电学院合作开发闽江上游沙溪、富屯溪流域内“安砂、池潭、范厝、沙溪口4个水电厂联合最优日负荷分配计算程序”，该程序成果在1990年完成。从1980—1990年，古田、安砂、池潭、华安、船场溪等省属水电厂共节水多发电14.95亿千瓦时，年平均多发电1.36亿千瓦时。
  第二节 火电厂经济调度
  闽北、闽西南电网形成后，火电厂的经济调度相对比较薄弱，系按各厂的供电煤耗率和燃料成本进行调度。1964年，闽北电网开始收集各厂效率试验资料，编拟微增特性曲线，但尚未实施，1966年因“文化大革命”而中断。
  60年代后期至70年代中期，网内一些中温中压火电机组投产。70年代中期以后，又陆续有高温高压火电机组投产，火电厂经济调度则按高温高压、中温中压和效率高低的顺序，安排各厂发电出力，并尽可能减少调峰和开停机次数，原则上控制年度、月度的高温高压发电比，装机容量比和全网供电煤耗率指标，以实现电网的经济调度。
  福建电网形成后，1983年，由省中调所为主，省电力试验研究所、福州大学配合，重新开始等微增率研究工作。1984—1987年，先后进行了各厂效率特性试验、人员培训、各厂单机等微增率曲线整编，并由福州大学提供了全网（包括网损修正）等微增率经济调度程序，开始进入系统试用阶段。1988年6月，由于华能福州电厂大机组接入系统，情况发生较大变化，系统试用暂停，对全网等微增率经济调度仍继续进行研究。
  在开展电网火电厂经济调度工作中，注重提高高温高压装机容量比和发电量比的比重，1990年K值为1.03，达到部颁规定，大于1的要求，使省属火电厂供电煤耗率由1980年的每千瓦时566克，逐渐降到1990年每千瓦时的482克。
  第三节 无功经济调度及网损
  闽北和闽西南电网形成后，无功出力和线路损失分为中调、地调2级管理。省中调所管理系统无功经济调度和直接调度的线路和变压器一次网损，地调负责管理本地区的无功调度和二次线损。当时，因缺乏明确的管理规定和统一考核标准，而且由于电网网架薄弱，系统运行方式主要考虑安全用电，加强统一调度，严格考核调度计划执行情况，提高电压运行，增加受端无功补偿，并及时调整主变压器分接头、调相机组出力及水电厂调相方式，以降低电网的有功损耗。对无功出力，主要考核发电厂按分配出力带足无功、各电压中枢点和主要发电厂母线电压符合曲线规定，尽可能做到无功就地平衡，避免长途输送以降低线损。
  1980年、1982年，电力工业部、水利电力部分别颁发了《电力系统电压和无功电力管理试行条例》和《线路损失管理试行条例》，福建电网开始贯彻这2个条例，逐步建立系统电压中枢点的考核点和监视点，制订考核标准。省中调所和各供电局在电厂和中枢变电站出口管辖范围的分界点，均安装关口表，分别计量考核，并由各供电局负责定期校核关口表的准确度，由省电力试验研究所负责监督和抽查。电网网损管理设专职人员负责，由省电力工业局生产处和中调所运行方式科专职工程师负责管理线损和考核线损工作，进行线损理论计算，分析存在问题，提出降低线损措施。
  1984年开始，福建电网网架逐年改善，管理措施逐步加强。1985年，福州东郊变电站2台3万千乏调相机投入运行，无功补偿能力得到加强，无功补偿设备增加6万千乏，使福州一莆田一泉州等地有了电压支撑点，从而提高了电网电压运行水平。1987年末，永安一三明一南平一福州和漳平一漳州220千伏线路全线架通。1988年末，全省实现220千伏线路环网运行。1989年9月，全网除永安至漳平外，基本实现220千伏双环网运行，电网结构进一步改善。1986年、1989年先后引用了浙江大学编制的电网计算程序和能源部电力科学院编制的潮流优化程序，用于指导网损管理和运行方式的安排，对降低网损都起了积极作用，一次网损率和全网线损率由1981年的4.87％和8.39％，分别降到1990年的3.26％和6.87％，共节电3.42亿千瓦时。
  第五章 调度通信
  福建的电网调度通信，在闽北电网初形成时，主要靠架空音频线路以手摇电话进行联系。60年代初期至70年代，闽北电网及闽西南电网的远程调度联系均为电力线载波通信所取代。1980年福建电网形成时，电力线载波通信仍然是电网远程调度联系的唯一手段。1981年，福建电网实行统一调度后，对电力线载波通信网络进行调整、改善，并开始建设微波电路，通信枢纽交换设备也不断更新。1986年，全网主要厂、局（站）都有2路电力线载波通信电路和模拟微波电路，实现2种通信手段。1989年，微波环网电路全部建成。
  电网通信的业务管理由省中调所负责，在通信科下设通信调度室担负全网电力线载波、微波电路运行指挥工作，实行24小时值班制。网内各厂、局均配备通信专职人员，主要厂、局还设立通信科。全网至1990年末共有通信专业人员427人，其中技术人员179人，技术工人248人。
  第一节 有线通信
  一、音频通信
  1956年，闽北电网形成时，调度通信主要靠架空音频线路，以手摇电话机进行联系，并租用邮电局长途电话备用，因音质差，干扰大，调度联系比较困难。1960年开始，音频有线通信仅作为各级调度室至载波室之间近距离通信的电路联系。1964年，为克服架空线路的弱点，提高音频通信的质量，建成了第一条从中调至福州东郊、西郊变电站的28对埋地音频电缆11公里。接着各地调近程音频线路也逐步改建或新建地下音频电缆。1973年，闽西南电网各级调度室至载波室之间的近距离通信电路，均采用音频电缆。
  福建电网形成后，音频电缆一直作为近距离通信的主要工具和各级调度室到载波室的音频终端线路，后又逐渐接通微波电路，并传递自动化信息。到1990年底，全网音频电缆计44条、长236公里。
  二、光纤通信
  1982年3月，在水利电力部南京自动化研究所配合下，建成中调所至福州东郊变电站30路数字多模短波长光纤电缆线路，长7.2公里。这是当时国内电力系统第一条实用性光缆通信线路。该线路与10千伏路灯同杆架设，共有5个接头，投入后解决了信息传输增加原音频电缆通道不够的问题，经过多年的运行实践，电路稳定可靠，不受电磁及雷电干扰，并为电网应用现代化通信技术积累了经验。1988年，华能福州电厂引进日本OKI公司生产的单模长波长、60路数字光纤通信系统，安装在中调所至福州东郊变电站，全长8公里。当年8月开工，因电缆接头焊接等问题的影响，将于1991年2月投入运行。
  三、电力线载波通信
  闽北电网在1960年初开始使用捷克产的ZC-75000型电力载波机，开通福州西郊变电站、南平黄墩变电站和古田溪一级水电站电路；并使用南京有线电厂生产的ZDD—1型电力载波机，开通福州至三明列西变电站电路。当年底，又使用南京邮电学校生产的59—3型简易电力载波机，开通福州至大目溪水电站电路。从此，闽北电网远程调度联系都改用电力线载波通信。以后网内新投产的厂、站，均逐步使用国产ZDD—2型、5型、12型及ZJ一3型、5型载波机。以上电力载波机均系使用电子管。1970年改用晶体管载波机，到1971年，全网载波机实现全晶体管化。闽西南电网的远程调度联系从1973年开始使用载波通信，载波机的更新换代基本上与闽北电网同步。1979年末，闽北、闽西南两个电网载波通信系统分别为电路31条、19条；载波室22个、13个；载波机62台、43台。
  1980年2月，福建电网形成后，从当年12月至1982年7月，对全网载波通道进行了改造，统一机型，重新规划调整频谱，组成了从福州至南部网络110千伏线路的载波通道25条，配载波机50台（其中ZJ-3型42台，ZS-3型8台）；从福州通北部网络220千伏线路载波通道17条，配载波机34台（其中ZDD-5型24台，ZDD-12型10台）的全网载波系统，使网内主要厂、站、局都有2路载波电路，保证了调度联系的需要。1985年5月至1988年7月，全网载波系统又进行了规划，对局部不合理的分别调整了通道，更新了设备，使北部网络载波机型逐步统一为ZDD-5A型和ZDD-12A型，电路更加合理完善，通信可靠性进一步提高。但是由于全网远程通信调度联系只靠载波通信一种手段，受到电力线路检修、故障跳闸等干扰，而影响及时调度和事故处理，对电网安全经济运行十分不利。
  1988年3月，由华能福州电厂引进日本PSB514（A）型电力载波机22台，分别安装在福州电厂，福州东郊、西郊、红山变电站和福清林中变电站各载波室，并复用了高频保护信号，为华能福州电厂投产调度联系提供了通信电路。
  到1990年，全网载波通信电路共有87条，其中220千伏69条，110千伏18条，载波机176台，载波室27个，通信线总长度9467公里。
  四、程控电话
  随着电网通信手段逐步完善，电网企业管理的行政电话也有改善。1987年省中调所开始使用加拿大SX-200门程控电话交换机，并通过微波电路与网内各厂、局、站的纵横制交换机组成行政电话通信网。1988年，引进美国STANCiL20声道调度电话自动录音设备，1989年，引进英国斐利斯公司ISDX-800门程控电话交换机，取代SX-200门程控交换机。与此同时，省中调所配置D-120门3席调度总机，各地调、厂、站也都配置调度总机汇接。1990年，全网共有调度总机53台、84席1980门。
  第二节 微波通信
  1980年，福建电网形成后，根据当年水利电力部提出的电力调度必须具备2种以上独立通信手段的要求，省中调所委托邮电部微波办公室，进行全网微波电路规划设计。1981年规划设计完成。当年为了节省建设资金，缩短工期，方便维护，减少基建工作量，省中调所与省邮电局微波总站合资建设模拟微波电路。双方同意微波中继站的机房、电源、站区设施利用省微波总站现有设备或双方合建，微波机和电路由电网自行购置建设使用，省微波总站代为维护。1982年，第一条从福州至古田溪一级电站120路模拟微波电路开通，全线长99公里，共有4个站、1处反射板。1984年，继续开通至南平。至1986年，从福州至莆田、泉州、厦门、漳州的南部微波电路和北部延伸至三明、永安的微波电路先后开通。
  为了使南北模拟微波形成环路，经省人民政府批准，1984年开始筹建福州一漳州一龙岩一福州环形微波电路工程，至1989年11月完成环网的设备安装，先后开通至漳平、龙岩、漳州。1990年9月开始环网调试，12月竣工验收，实现电路环网运行。
  在建设模拟微波环形电路的同时，华能福州电厂于1988年引进了日本OKI公司的480路数字微波通信系统，共安装6个站，即省中调所、福州后岐山站（无人值守站）、华能福州电厂、福州红山变电站、福州双奶顶站（中继站）和福清林中变电站，全长73.85公里，当年11月正式投入运行，提高了福建电网调度通信现代化的水平。
  1990年末，全网共有300路的模拟微波电路，实现环网运行，设置微波站34个（其中委托省微波总站维护的高山中继站18个，电网自己管理的微波站16个），特高频站5个，反射板3处，全长1001公里。数字微波电路可开通480路，设置6个站，全长73.85公里。全网主要发、供电单位都有正反双向电路，通达中调所的主、备电路，进一步提高了调度通信的可靠性和灵活性，也为行政电话网的开通和远动信息的传输提供有利条件。
  第六章 调度自动化
  福建电力系统的调度自动化，经历两个阶段。第一阶段自1960年开始，进行控制端与被控端的远距离自动监控（简称远动），至1983年远动装置布点结束，各远动彼此间基本上相对独立。第二阶段从1980年后，着手建立以电子计算机为中心，以微机运动为基础，及多种外围设备、信息传输和软件等组成的整套调度自动化工作，至1990年，全网调度自动化部分达到实用化程度。
  第一节 远动
  1960年，省电力中心试验所继电保护组与福州供电所合作进行远动试点，设计和试制一套机电型有接点式远动设备，利用架空音频电缆信息通道，安装在供电所调度室与35千伏义洲变电站，运行不到半年，因一次设备的控制部分不良及通道、维护等问题未及时解决而工作中断。1966年初，上海水电勘测设计院为古田溪梯级电站调度设计一套远动方案，装置采用上海低压电器科研所设计、上海华通开关厂制造，在国内梯级电站调度有创新意义的全晶体管无接点式、串连通道的YZS-1/4设备。但因在“文化大革命”初期受“批判”，以致1969年远动设备到货时被搁置一旁，远动工作再次中断。
  1973年古田溪梯级电站全部建成投产，1974年古田溪水电站成立全省第一个远动班组，着手整顿被搁置的设备，利用架空弱电明线为信息通道（后改为电力线载波通道），陆续在厂部调度室和二、三、四级电站安装调试，1976年投入运行，在电站运行安全监视和水能经济调度中发挥了良好作用。
  1974年，闽北电网中调所在该所与福州东郊变电站试装1套有接点式SF-58装置，因限于人力，时干时停。1976年，省电力中心试验所远动室协助对该装置进行调试后投入运行，但运行情况不好，不久停用。1979年，闽北电网中调所及有关单位筹建远动班组。次年在中调所、福州西郊变电站和二明列西变电站安装、调试并投入2套无接点式YZY和SZY型远动装置。
  闽西南电网于1974年在中调室继保组配备远动专业人员，次年安装从漳州中调室至东屿变电站的1套SF-58型远动装置投入运行。以后相继安装了中调室至南靖船场溪水电厂、厦门东渡变电站、泉州后茂变电站等3套SF-58型装置，运行正常，为调度提供大量信息。1977年后又增添2套无接点式的YZM和WYZ型远动装置，分别安装在厦门杏林电厂、龙岩龙门变电站，但未调试好，后又因电网情况变化而未投运。
  2个区域电网中调至各厂、站间的远动信息通道，均使用音频电缆或电力线载波加音频电缆转接，信息传输速率为120和250波特/秒。
  1981年福建电网实行统一调度，为了适应自动化发展的需要，中调所继保组远动班开始负责全网远动工作，远动装置布点重新调整。原闽西南电网远动装置除东屿变电站1套留交漳州供电局地调使用外，其余陆续停用；在东屿变电站和古田溪水电厂各加1套YZY型装置用以转发远动信息至中调所；在永安火电厂、安砂水电厂各装1套YZY和SZY型装置。这些装置运行效果较好。1982年3月系统曾发生1次振荡事故，由于调度员从远动仪表中觉察，及时处理，避免造成重大损失。1983年底，中调所可从三明列西、漳州东屿、福州西郊变电站和古田、永安、安砂电厂等处的装置收集到共10个厂站的远动信息供调度监视电网运行之用，信息通道亦有部分改用微波，至此远动装置布点结束。1986年从古田、永安电厂至中调所装置的远动信息试行接入中心微机系统进行处理，但效果不好。至1987年此类型的远动装置全部换成微机远动终端。
  第二节 在线计算机系统
  1980年，福建电网形成。当年底，省水利电力厅电管局委托第四机械工业部通讯工程公司进行电网调度与通信自动化总体设计。次年3月，电网组织有关专业人员调查国内跨区大电网调度自动化现状，并与该公司洽谈，拟定较为先进的调度自动化设计方案。但由于所需投资多，一时难以实施。为此根据微机优势及发展前景，当年底另与第四机械工业部761厂联合试制以Z-80型单板机为主体的RMS-1型微机远动。第一期项目从1983年到1984年，先后在福州东郊变电站、池潭水电厂安装微机远动终端；在中调所安装1套8位微型计算机系统，以EG3003型为主机，Z-80型为中央处理器，配有软盘和小型磁带、显示器（以51厘米彩色电视机改装）、RS-232C型通信口及驱动柜等，实现了东郊、池潭两处远动数据采集、处理、出口显示和数据打印等功能。此时东郊变电站至中调所间的一段信息通道还由音频电缆改为光缆传输。1984年9月，省中调所成立自动化科，加强对调度自动化的管理，并根据发展情况，先后制订、修订了全网调度自动化规划。
  第二期项目在1985年6月开始进行，采用经改进的RMS-Ⅱ型设备，在南平地调，南平马站、黄墩变电站，厦门地调，厦门李林、东渡变电站，永安火电厂和三明列西变电站布点，并对中调所等处的一期设备加以改造，采用了微波或载波与微波接力的信息通道。至1986年底，全网共有11套微机远动与中调所间传递运行信息。其间中调所曾添置1套包括5个显示终端的16位MC-68K微型计算机系统作为主机，但因主机板和硬盘存在较大缺陷难以维修，未能投用。
  1987年，考虑到国内微机远动设备由研究阶段逐步转入批量生产，以及本省调度自动化的发展前景，决定将RMS-Ⅱ型设备更换为山东烟台无线电六厂制造的DCF-5型微机远动，首批设备在漳平电厂、漳州地调、总山变电站、东屿变电站、省中调所等处安装使用，运行情况良好。总山变电站还在电网基建工程中第一次做到远动与主设备同步投产。并继续在福州北郊、红山、东郊、莆田笏石、泉州井山变电站及安砂、池潭水电厂等处安装或更换为DCF-5型设备。同时，由于南部网络的微波通道中特高频下话路运行不稳定、误码率高，漳州、泉州、莆田等处相继改用国产短程数字小微波传送远动信息。在此期间，电网建立了全网调度自动化设备的运行考核和表报制度。
  1988年开始，为适应电网迅速扩大和网络复杂性增加的状况，从引进设备和采取过渡措施两方面着手加强调度自动化。引进设备方面，在华能福州电厂工程中引进1套日本三菱公司生产的安全监控系统，1989年下半年安装完毕后，由日方人员进行调试。1990年8月中日双方会同验收时发现主机功能不足，软件也未过关，实际可容纳的微机远动终端数量有限，达不到合同和技术规范书条款的要求，未获通过，经双方谈判解决办法，至当年底尚无结果。在与电厂配套的输变电工程中，引进美国CST公司的监控系统和微机远动终端（拟装用于厦门、福州地调和沿海各220千伏变电站），以及通信规约转换器（拟装用于省中调所）。1990年上半年设备到货，尚在进行单机测试。在过渡措施方面，省中调所与山东大学威海分校合作研制带有部分监控功能的通信规约转换设备ES-310H系统，以满足过渡期间的调度需要，使国产终端与引进监控系统配套应用。投运后发挥了国产和引进微机远动终端以及调度端设备的作用，实现了初级监控，效果较佳。由于数字微波误码率低，更适合于传送远动信息，所以部分信息通道也使用了同期引进日本OKI公司生产的480路数字微波电路，传输速率用300和1200波特/秒，运行情况良好。
  1990年底，福州、厦门、莆田、泉州、漳州、龙岩、三明、南平等8个供电局地调和古田梯级调度，以及永安、漳平、沙溪口等电厂都成立了远动班组，其他省中调所调度的电厂均配备远动专职人员。全网共有远动专业人员65人，其中省中调所21人。网内共27套微机远动终端的布点为：220千伏变电站16处（其中列西、后山变系使用功能更强的DCF-7或WDF-7装置），中调所调度的电厂10处（其中华能福州电厂用的是日本三菱造终端），以及直接调度的110千伏变电站1处，远动覆盖率达90％。所采集并已接入运行的远动信息量基本完整，达到220千伏负荷潮流和电压考核点的数据为100％，电压监视点的数据为90％，统调电厂发电功率总加的完成率为94％，各地区统配负荷总加的完成率为93％。在省中调所中心调度室的监视器屏幕上以多种曲线、棒图、系统图等形式显示出实时的电网、厂站主结线，主干线负荷潮流，功率、负荷总加，和系统频率、中枢点电压等数据，并直接在调度模拟盘上显示有关的遥测、遥信信息，以及具有报警、制表、打印等功能，为调度员和运行管理人员提供可靠而又直观的全网主要运行信息，并成为电网运行调度的重要依据之一。同时，福州、厦门、莆田等地调还装设了山东大学的ES-310H系统，泉州、漳州、龙岩、南平、古田、邵武等地调采用DCX-5主站系统，除三明地调拟安装山东大学的ES-400型改进型系统须于1991年完成，和永安地调暂无装设计划外，各地调均实现初步的监控功能。
  第七章 继电保护
  继电保护（以下简称继保）包括继电保护装置和安全自动装置，是保证电力系统安全可靠的技术装备，被称为电网的哨兵。
  第一节 继电保护装置
  福建早期电力设备电压低、容量小，以配电网供电，继保装置简单，仅电厂的发电机、馈电线路，少量的电动机等装有反时限过电流或瞬时低电压保护，其余大部分用熔丝器具起保护作用。
  1956年，古田溪水电站一期工程装有比较合理、齐全的继保装置，经基建单位按选型计算进行整定调试投产，继电器为仿苏产品，使用直流电源操作，发电机、变压器配有差动和低压闭锁的定时限过流保护，66千伏线路装定时限电流电压保护，厂用电及低压馈线装瞬时电流和定时过流保护等等。此后建成的发电变电工程基本上都是采用这一类型的继保装置。1958年省水利电力厅电业局和电力中心试验所分别建立继保专业管理与继保试验管理部门。
  1959年冬，古福线升压110千伏运行，从此110千伏及以上电压网络改为大接地电流系统，其电力设备加装保护单相和两相接地故障的零序保护装置，同时由于地区电源增加，联络线上开始使用2个参变量的方向继电器。同年，福州西郊110千伏变电站扩建，采用由上海供电局试制的磁饱和制动D3T型差动保护。开始对闽北电网继保装置运用情况进行年度统计评价，继保装置正确动作率为68.4％。随着电网扩大，一般的方向电流电压保护已逐渐不能适应需要，1962年古福线、古三线改用较复杂的GH-11感应型距离保护屏。从此，新投产的高压干线亦大部分采用这种装置。在此期间，电业局颁发并执行“福建电力系统继保及自动装置暂行管理规程”，并在已经执行的以防三误（误整定、误接线、误碰）为中心的反事故措施基础上，制定了现场检验安全制度和装置调度运行规定，编发整定值表。到1963年基层单位相继建立起继保班组，专业人员增至64人，继保专业工作逐步走上正轨。
  这一期间，对陆续暴露的质量差、设计欠周密等继保装置缺陷，先后在检验调试工作中结合进行技术改进，解决了常见的电流互感器2次负担过重、2次回路绝缘下降、电压继电器轴系磨损、中间继电器线卷断线、时间继电器卡涩、方向继电器潜动等问题，使装置的误动逐步抑制，1964年继保正确动作率达到90.3％。1969年3月，古田溪二级电站第一台6.5万千瓦机组投产，安装发电机横差动保护，联一线使用均压式ZCD线路纵差动保护（以架空明线为导引线，不久受雷电击坏而停用）。
  由于“文化大革命”的影响，有相当一段时间，继保专业力量被削弱，继保工作及其效果每况愈下。1972年，闽北电网110千伏系统装置正确动作率只有74％。1972年以后，随着电网主网络的发展，相继采用各类功能较强的继保装置。一类是整流型保护，1972年升压220千伏运行的古南线和1974年龙岩35千伏电源联络线分别装设LH-11和LH-01距离保护；1975年及1977年永安火电厂110千伏母线及220千伏母线投产时都装用了相位比较式差动保护。LH-11保护由于其特性稳定、调试较感应型保护方便，而成为电网中110千伏及以上电压线路的主要保护装置。另一类是晶体管保护，1972年顺昌富文变电站首先使用试制的普通保护，以后古田溪一、二级电站110千伏联一、联二线安装BFG-1负序方向高频和BJL-11距离零序保护，三明后山220千伏变电站全部装设晶体管保护。但由于早期产品的元器件质量、工艺水平和抗干扰性能均较低劣、曾造成多次误动，为此当时分别采取更换、整顿、闭锁和缓用等措施，以减少或避免发生继保事故。1977年后，220千伏三永Ⅱ路等处装设经整顿的定型产品，装置比较可靠、灵敏，被推广使用。此外，古南三线装有3端高频闭锁，古福Ⅱ路、三永Ⅱ路装有高频相差动保护。此类高频保护能高速切除全线路范围内故障，成为电网中220千伏线路均须配备的装置。这一期间，网络及装置渐趋复杂，整定计算陆续解决了平行双回线互感影响、“8”字形电网结线的保护动作配合以及星形3绕组主变压器零序阻抗值的选用等问题。
  电网中一些继保装置和有关设备出现的异常问题，经过多年的技术改进与革新得以解决。1973、1975、1979年3次改进重瓦斯保护装置，使其起到保护变压器的作用；1978—1984年，对广泛使用的80套LH--11距离保护作了加装负序电流闭锁和总闭锁2次改进，使装置的可靠性不断提高；同时，对高频保护作了故障判别性能和高频信号接进录波器等改进，促使全系统18套高频保护都正常投入运行，1979、1980年在220千伏线路与主变压器高压开关上加装一批非全相保护和开关失灵保护，以防止扩大事故。在此期间，组织实施水利电力部颁发的继电保护运行条例和管理规程，省电管局也制定实施故障录波装置管理办法和高频保护装置运行规定等，推动了继保工作的开展。
  1981年，为了适应福建电网统一调度管理的要求，由省中调所负责全网主要保护的计算整定，组织装置改进，检验管理并确定复杂保护的定检调试时间定额，制定专用的规章制度，继保专业的各项工作均有进展，当年装置正确动作率为96.4％。到1984年，全部装置正确动作率提高到98.2％，达到水利电力部提出的不低于98％的指标。
  从1984年以后，按照电网发展需要，制定了主网继保完善化计划，经过6年实施，先后将三永Ⅱ路、古南Ⅱ路、古福Ⅱ路等线路保护更换为统一标准的继保装置；由北东Ⅱ路起至漳州止，220千伏线路的保护装置都增加了接地距离部件，进一步改善了对接地故障的保护；全网31条220千伏线路中，有29条按不同动作原理配置了双重化高频保护，另2条线路的第2套高频保护正在加装，明显地提高了电网运行的稳定性。在这期间更换了全网原装用的工艺尚未过关的晶体管近1.2万只，防止了装置可能产生的误动。同时开始使用从国外引进的保护装置有德国西门子公司7SL-27距离保护、SWT400-F6允许式高频闭锁距离保护；瑞士BBC公司LZ-96距离保护、INX5差动保护；日本FM微波分相电流纵差动保护。配备的计算工具除原有YY-19复杂故障计算台外，还增添了BL-0520XT/1电子计算机，并改革检验制度，提高检验质量。继保专业管理也得到进一步加强，普遍实行继保安全措施票，提高了现场工作的安全度。
  至1990年底，全网220千伏和110千伏的母线、线路分别配备282套和330套高性能继保装置，基本上适应电网设备安全与运行稳定的要求。当年系统经受多次严重故障冲击的考验，保持电网正常运行。这一年福建电网继保装置共动作3409次，其正确动作率上升到99％，超过历史最高水平。全系统继保专业人员达到278人。
  第二节 安全自动装置
  福建最早的安全自动装置是1956年古田溪水电站一期工程投产时配备的发电机自动调节励磁、半自动自同期、厂用电备用电源自投等装置。1959年，三明、福州电厂和南平黄墩、福州西郊变电站的馈线开始安装开关自动重合闸，使线路故障跳开后能自动重合，并有50％—70％的机会立即恢复供电。60年代初期，全省电力系统普遍推广强行励磁、自动调节励磁及重合闸，双电源线路则采用检查线路无电压或检査同期重合闸（曾一度使用捕捉同期环节，因效果不佳被淘汰）。为了防止电源突然断开所引起的频率大幅度下降，1962年闽北电网有关电厂、变电站和大用户开始加装低频减载装置，至1965年完成预定任务。1963—1965年，在全省进行厂用电系统自动装置整顿，拆除了不合理的低电压及其自动联锁跳闸，改进重要电动机的自起动和厂用电备用电源自投，以提高发电生产的可靠性。
  进入70年代后，着重发展与全网运行关系密切的安全自动装置。1971年，在南平马站变电站的出线上配备SC4型故障录波器，以后又在主要110千伏线路及220千伏线路装设。录波装置对分析事故和保护动作情况提供了可靠的记录。1972年，古南Ⅱ路首先使用单相重合闸，有效地提高了电网运行可靠性。此后，凡220千伏线路全部配备经改进的综合重合闸（以单相重合方式进行）。1975年，永安火电厂配备自动准同期装置以缩短机组并车时间。1977年，该厂于三永Ⅱ路上安装逻辑切机装置，当线路故障时可保持发、送电功率平衡。同年，福州东郊变电站扩建时，采用光线示波原理构成的PGL录波装置，以取代维护复杂、影响直流绝缘下降等缺点的SC4型录波器，效果较好，被广泛装设。1979年古福Ⅱ路在古田、东郊两端分别加装检查电压和联跳电源线路等环节后，使用多相重合方式运行的综合重合闸。因效果不好，未再推广。
  1983年，为解决大环网运行所带来的振荡事故，在莆田筱塘和泉州后茂变电站分别加装许昌继电器研究所制造的ZZJ-2阻抗型振荡解列装置，动作可靠，厦门李林变电站亦装用。1984年，筱塘变电站加装1套永（泰）莆（田）线或甫泉线可调换使用的备用电源自投装置，以配合电网的开环运行方式。同年开始安装经过改进的、带有记忆功能，并可拍录故障前波形的PGL-GJ录波屏。
  1988年，华能福州电厂及其配套的220千伏输变电工程投产，为了解决“大机组、小电网”带来的电网能否稳定安全运行的突出问题，在安全自动装置方面，采取以下措施：系统更换和加装数字式低频减载装置200多套，紧急时可按需要切除近40％的负荷；在古田二级、安砂、池潭等水电厂装设低频自起动机组的装置及二级I号机调相改发电运行的装置；在厦门、龙岩、邵武等火电厂安装低频保厂用电装置，在6座220千伏变电站增加低频或低频低压解列装置；在山美水电站和列西变电站等7处安装顺、逆功率和高、低频解列县电网装置；在华安等4个水电厂、厦门等3个火电厂配备高频切机装置，从而使电网在出现危及全网运行的事态时，能够维持出力与负荷的平衡、频率与电压的限额，经过华能福州电厂多次甩负荷和220千伏线路故障的考验，仍可正常运行。与此同时，电网还装设了法国TPE-2000录波器，DLDS测距仪、西门子公司WT-96综合重合闸及日本的多相重合闸等从外国引进的自动装置。1990年，福建电网基本形成220千伏双回路环形网架，共使用71套综合重合闸装置，单相重合成功率高达88.5％；配置了新一代的DGL-1微机型故障录波器，能直接测算出故障点的距离等数据，性能较为完善；尤其是增设JYT远方联切负荷装置，进一步提高了系统运行的安全可靠性。当年底，各种安全自动装置已基本达到电网运行所必需的配置水平。