电网调度运行工作分析

电网调度运行工作分析（共8篇）

电网调度运行工作分析 篇1

摘要：正文结合笔者多年的工作经验，对高压电网调度运行工作进行了浅析，并提出了高压电网运行管理方式，对于做好高压电网调度运行工作具有一定的参考意义。

关键词：电网；调度；管理

1高压电网调度计划管理

对于高压电网而言，电网调度计划主要指发、输、变、配设备的停电检修计划。合理、科学编制调度计划是各项检修工作顺利进行的重要保证。因此，做好调度计划编制工作是保证电网安全稳定运行的重要基础。通常电网调度计划需要按年、月、周、日进行编制。高压电网输变电设备停电计划应以基建、重点工程和重点技改项目为主线，其他检修项目与之配合，同时要按时间均衡安排停电计划，优化基建项目配合停电方案，减少设备停电次数和停电时间，利用一次设备停电的机会，开展所有相关检修工作，力争做到设备年内不重复停电，提高可靠性指标，保证电网安全稳定运行。高压电网输变电设备计划停电工作应与电厂机组检修工作相结合，尽可能减小停电计划对局部电网供电能力和电厂发电的影响。

1.1梯度调度计划管理

1.1.1调度计划管理

在当年11月份之前，地区供电公司应着手编制次年调度计划，由公司生产管理部门提交大修、技改计划，由公司基建管理部门

提交新（扩）建项目计划，地区电力调度中心应对各单位上报的检修计划进行充分整合，最大限度地避免重复停电。整理完毕后的调度计划应涵盖次本公司的所有停电计划，并分配到月，在保证重点项目工期的前提下，尽可能拉平月度计划检修量。调度计划经相关部门及地区电力调度中心审核，报公司领导批准后执行。各相关单位依据调度计划申报调度月度计划。

1.1.2调度月度计划管理

各相关单位应根据调度年计划安排，对各停电项目和内容进行确认后，在每月规定时间以前向地区电力调度中心申报次月检修计划，检修计划应明确到具体的工作日，地调根据各单位计划申报情况，结合公司整体工作安排及当前电网运行情况，整理出次月调度月计划，经公司相关管理部门和电力调度中心共同确认审核，报公司领导批准后执行。各单位根据下发的调度月计划，提前进行各项准备工作。

1.2检修方式下调度措施管理

电网运行在特殊方式或特殊时段时，其运行方式薄弱，稳定性、可靠性相对正常运行方式有所降低，需要调度部门对电网运行方式进行优化、设备运行部门对重点设备加强巡视、营销部门通知相关客户提前做好准备，加强调度措施管理，确保调度计划有序实施。应根据停电计划安排，结合近期负荷情况，找出最优的运行方式。对220 kV设备停电计划应遵循设备运行故障时的情况，避免2座及以上220 kV变电站、3座及以上110 kV变电站失压。对110 kV设备停电时，遵循不造成1座及以上110 kV变电站长时间失压，同时保证重要用户的用电。

2高压电网运行方式管理

电力系统运行方式的编制是电力系统运行方式工作的重要组成部分，运行方式是保证电力系统安全、优质、经济运行的大纲。编制电网运行方式的目的是为了充分发挥系统内发电、输电、变电设备能力，以最大限度地满足负荷需求，使整个系统安全运行和连续供电，同时使系统内供电的质量符合规定标准，合理使用本系统燃料和水力资源，使整个系统在最经济的方式下运行。

2.1电网运行方式编制

应简述上一设备投产情况及系统网络结构变化情况，主要是指110 kV及以上发电、输电、变电项目投运情况。对截止上一年某地区电网内的电厂、变电站及输电线路的数量和容量进行统计，并绘制供电区地理接线图。总结上一年电网运行情况，统计上一年电网最大及最小负荷、分析夏季最大和冬季最大负荷期间电网内各种设备是否存在过载，分析各个供电区及各级母线电压是否满足要求，各项电网运行指标是否达到预定目标。

2.2电网运行分析管理

电网运行分析是对电网某个时期内的供电能力、供电可靠性、电压供电质量以及电网经济运行能力的总体评估和分析。随着电网规模的不断扩大，电网运行中存在的问题越来越复杂，做好电网运行分析工作对保证电网安全稳定运行和可靠连续供电起着重要的作用。在夏季最大和冬季最大负荷期间，要对电网进行更加全面、深入地分析，通过计算分析发现电网运行管理中存在的薄弱环节，提出切实、有效的应对措施，确保大负荷期间地区电网安全稳定运行和电力有序供应。

2.3电网计算分析管理

近年来随着地区电网规模的不断扩大，地区电网已开始从110 kV终端馈电网运行逐步发展为220 kV环网运行。传统的经验型调度运行管理模式已不能适应电网运行管理的要求，必须对电网进行深入地计算分析，才能准确把握电网运行机理，使电网运行始终处于可控、能控、在控状态。因此，开展地区电网潮流及稳定计算是保证电网安全运行的重要基础。

3高压电网调度运行管理

3.1确定有序用电的原则

电网出现电力供应紧张时，地区电网有序用电管理工作对于保障电网安全稳定运行，保证社会经济的有序、平稳运转，保证广大人民群众的正常生活用电有着重要意义。

（1）确定有序用电的原则。把防止电网大面积停电事故作为首要任务，确保电网安全运行，不发生重大人身伤亡和重大设备损坏事故。

（2）确保重点保障的原则。确保重点区域、高危用户、重点单位、重要用户、重要场所、农业生产、化肥生产、城乡人民生活用电，同时兼顾重点企业的用电需求，最大限度地满足社会用电需求，确保不发生有重大社会影响的停电事件。

（3）分级调控原则。根据电力供应不同的紧缺情况，可分为若干等级的调控方案，并实施相应的有序用电方案。

3.2制定有序用电方案

高压电网调度部门应根据次年电网新投产项目时间及负荷情况，结合本地区经济发展水平，用电客户的具体情况，预测次年的最大负荷，联合市场营销部制定次的有序用电方案，并应按照供电缺口的不同程度将有序用电分为若干个等级，将每一级的定义制订清晰，便于执行人员准确理解和把握。

4结语

电网调度运行工作分析 篇2

1 危险点分析预控概述

危险点是指作业中有可能发生危险的地点, 部位, 场所等行为动作, 其具有几个特点:潜在性, 多变和复杂性, 可知可预防性。随着电力企业不断的总结事故经验教训, 不断的摸索、实践, 逐渐出现了一些科学有效的预防措施, 危险点分析预控由此应运而生。电力工作人员通过对作业环境、作业内容、工作方法、人员素质等方面进行着手, 对电力生产中的各项工作提前做出分析判断, 查找、发现各种可能发生的不安全因素, 并依据安全法规及各类安全操作规程制定出有效的预防措施, 杜绝事故的发生, 从而达到预防的目的。

2 电网调度运行工作中危险点分析的意义以及危险点预控的整体把控

电网调度工作是基于分析电网具体的需求, 并根据相关控制规范以及工作流程管理电力输配工作。对电网调度运行工作中危险点分析与预控能够确保电网安全、可靠、稳定运行, 对国家经济以及社会发展有着相当重要的推动作用。电网调度工作对调度人员的专业技能要求极高, 相关调度人员必须具备对各类危险事故的预防以及处理能力, 并能够深入掌握所处电网的运行方式, 合理指挥道闸操作。电网调度工作的顺利开展与对整个电网运行过程中各个环节存在隐患的可能性的分析、预估以及处理息息相关。在认识了这些运行危险点后, 若事故出现在电网中, 电网调度人员可以根据已定各项预防应急措施, 指挥厂站人员进行事故处理, 从而尽可能的确保电网的正常供电。做好对电网调度中危险点的预控工作, 可以有效提升调度安全性以及可靠性。

3 电网调度运行中危险点的主要内容以及预控对策

3.1 电网调度工作中事故处理危险点分析以及预控措施

电网调度中经常出现事故, 如何进行高效处理是当前所有相关工作人员需要研究的话题。本文主要从事故处理前、事故处理过程中两个阶段进行详细论述:

在事故发生前期, 一旦出现电网事故, 调度员应该全方位收集事故信息, 如果不能及时了解全面而又详细的事故情况, 则必须先简要了解事故发生的大概情况, 及时初步分析事故对电网系统造成的影响, 并依据初步分析逐步深入了解事故情况, 同时核对相关信息。在分析判断电网调度事故危险点时, 要求相关调度员必须要具备过硬的专业技能以及良好的心理素质, 并拥有一定的处理事故的能力。如果调度员专业工作素质缺乏, 不具备过硬的处理事故的技能, 在没有掌握调度管辖范围内的设备以及事故的影响程度与范围的前提下便冒然处理事故, 极容易导致调度出现误差, 影响电网的安全、稳定运行。因此, 电网调度人员必须准确掌握事故处理原则, 了解调动规程所规定的电压、系统震荡、频率异常等故障处理方法, 还需要了解彼时电网的运行方法、事故现场的安全自动装置、保护以及设备等均需要做到心中有数, 并及时向上汇报相关调度情况, 根据需要配合、协助进行调查与处理事故。

在事故处理过程中, 需要按照已经了解的相关信息以及分析结果根据事故处理原则进行处理事故, 迅速隔离故障点。在隔离故障以及处理危险点时, 调度人员要及时掌握设备参数、保护配置、潮流数据、电网的运行方式与结构等信息, 以免延误工作, 造成更大的损失。在处理事故时要避免因现场汇报有误、情况不确定、联系不周等情况而造成判断失误现象发生。要根据相关规定及时处理系统异常电压与频率, 防止破坏电网运行的稳定性、防止非同期并列、防止带地线合闸、防止过负荷跳闸等情况发生, 并将开关跳闸次数设置在规定次数内, 防止保护无投退。在事故处理中, 要注意事故处理中设备的限额、电压、潮流的变化, 掌握因处理事故导致电网运行方式的改变情况, 做好事故的处理。

3.2 电网调度运行方式中的危险点以及预控措施

按照调度运行的值班方式, 拟票值夜班的责任调度员需要编制次日危险点预控卡, 并在下一值的操作证展开。通常调度员会在同一时间段内操作十份以上的指令票, 如果选择不可取的操作方式, 如采取一份指令票单独针对一张预控卡的方式, 则不仅会加重调度员的工作负担, 影响调度员的注意力与正常思维, 还会影响电网调度效果。电网调度中确定了危险点后, 要特别重视电网运行方式以及电网设备的变更, 比如新设备的启动投运、电磁环网、转移负荷特殊的运行变更等等。危险点预控卡上面必须包括:执行日期、操作目的、执行确认、危险点、预控措施、执行人、编制人以及审核人等等。重视对危险点以及预控措施说明的精简。要在较为复杂的电网调度中根据实际情况准确寻找危险点, 完善预控措施, 让危险点与预控措施说明能够发挥其强大的指导意义以及作用力。在处理突发事件时, 不适合先编制危险点的预控卡, 否则不仅会影响对突发事件的准确判断, 同时也会延误处理事故的最佳时机, 造成不可估量的损失。

3.3 电网调度操作中的危险点以及预控措施

下文分别从下达调度指令、撰写并审核调度指令、送电操作以及施工中三方面对电网调度操作中的危险点以及预控措施加以详细说明。

1) 调度指令的下达。调度指令的下达是由副值调度员根据审核之后的指令票进行操作的, 在此过程中, 不允许漏项、倒项以及无根据跳项操作。下达与接收调度指令的双方调度员要互报姓名与所在单位, 不能在无人监护的时候下达调度指令, 且只有正值或正职以上的调度员才有资格担任调度操作的监护人。接收调度指令后要进行复诵并录音, 在双方核对没有问题后进行执行, 如有问题, 要立即向当值的调度员汇报, 以确保调度的安全、稳定运行。

2) 撰写并审核调度指令。从上文论述我们知道, 调度指令是由副值调度员下达的, 而调度指令的拟写也是由副值调度员操作的。副值调度员在拟写指令票时要根据电力设备状态的变更申请单或者电网的运行方式变更单进行操作, 并将拟写好的指令票交由正值调度员审核, 如果审核存在错误责令重新拟写, 如果不存在错误直接签名即可。不允许拟写与审核指令票均由一人完成的现象的发生, 以免调度工作处于无监督的窘境下。

3) 送电操作中的危险点以及预控措施。值班调度员不仅要仔细核对交接班记录、调度日志以及当日的工作票, 还要准确掌握同一停电设备中工作班组的工作内容以及所有的计划工作时间, 从而确保所有的工作均能够落实, 消除送电状态下产生的消极影响。

4) 施工处理中的危险点以及预控措施。在日常工作培训教育中, 要不断训练提高电网调度人员对突发事故的处理能力以及反事故预想思维。值班调度人员第一时间接收了事故报告后要根据自动装置的实际运作情况迅速判断事故, 并及时运用对策有效避免事故的进一步发展。

4 结语

电网调度工作是一项动态性的工作, 需要调度人员时时刻刻做好准备, 并具备一定的技能知识, 一旦发生事故, 能够及时处理, 顺利解决, 保证电网能够及时供电, 确保供电的可靠性与安全性。本文在分析了电网调度运行工作中危险点分析的意义以及危险点预控的整体把控的基础上探讨了电网调度运行中危险点的主要内容以及预控对策, 并从三方面进行了详细地论述, 以期能为同行提供一些建设性的意见与建议。

参考文献

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[2]何娟.电网调度运行工作中的危险点分析[J].电子制作, 2013.

[3]焦忠杰, 成东旗.浅谈电网调度中的危险点分析和预控[J].中国电力教育, 2009.

智能电网经济调度运行分析 篇3

智能电网就是利用新能源，并通过先进的控制技术提高电网运行的稳定性、经济性以及供电的可靠性实现电网的经济调度和经济运行不仅可以提高网省公司运行的经济性，而且是实现智能电网建设的重要内容。国家电网公司积极推动的特高压建设以及智能电网建设的目标之一也是提高电网运行的经济性。

一、电网实时动态监测系统

《电力系统安全稳定导则》规定电力系统n-1故障下的安全稳定性是第一级安全稳定标准，必须遵循，为此调度运行部门每年编制《年度稳定运行规定》，包括正常方式和检修方式。

计算分析、在线电压稳定计算分析以及与之相适应的预防控制辅助决策。WAMS系统显著的特点是实现对电网的动态监测，并实现从离线分析计算向在线分析计算的重大飞跃，这是智能电网的重要内容之一。WAMS系统不仅将在电网安全稳定中发挥重要作用，还可以利用WAMS实现对电网的经济运行在线分析和调控，从而实现电网运行的经济调度，进一步发挥其在智能电网中的应用。

二、电网经济运行及经济调度

随着智能电网的建设以及电网公司自身运行的经济性，电网调度运行管理人员将密切关注电网运行经济性，可以利用WAMS系统对电网的经济运行在线分析和在线调控，实现电网运行的经济调度。

（一）电量测量与分析

同步相量测量单元（简称PMU）的出现解决了电网不能动态监测和存储动态数据的问题，各网省公司建设完成的WAMS系统还可利用PMU进行电量统计。PMU能每20ms的精确测量机组和线路的电压、电流以及相位，并且利用GPS给每个数据打上时标，因此利用PMU可以计算获得精确的有功功率和无功功率，再乘以相应时间间隔，即可以获得该时间间隔的发电机发电量和负荷的用电量，对电量进行累加，可实现对日、月和年发电机和负荷的电量；这样，可利用PMU测量获得的发电机发电量和负荷的用电量与电能量采集装置采集电量的校核，并将PMU作为电能量采集装置的后备，确保在电能量表出现不正常工作状态时，能向电网运行管理人员提供正确的发电机发电量和负荷的用电量。

（二）网损在线计算分析及统计

目前电网调度部门的网损统计（包括500kV和220kV电网），都是采取上网关口电量减去下网关口电量获得的，因此，电量表采集的准确性对网损统计以及电量统计至关重要，若电量表的电量采集在某时刻出现问题，电网运行和管理人员将得不到正确的电量数据，从而影响到电力公司运营的经济性。

由于电网实际运行状态的经常变化，电气设备的检修、发电机组出力的变化、负荷的变化、电网的建设和电源的建设等电网运行方式的变化都会对网损造成影响，精确的网损计算分析不能采用上述的两种离线方法，此外，这两种离线统计方法也不能为电网调度运行管理人员提供非常有价值的网损信息和控制方法。

WAMS系统的高级计算功能为在线网损计算及网损电量统计提供了基础。由于PMU能实时传送数据，可以进行网损在线计算分析，这就可找出造成网损大的因素，寻找控制措施，提高电网运行经济性；另一方面，可以校核实际统计网损，提高网损管理的有效性。其实现方法也简单，仅需要在WAMS系统对其潮流计算程序进行简单改造即可实现。

（三）经济调度

经典的经济调度理论基础是最优潮流，尽管最优潮流在上个世纪70年代就趋于成熟，并且随着内点法等优化算法的出现，最优潮流的收敛性也取得了较大的进步，但最优潮流仍不能用于电力系统的经济调度和在线计算。

在电网实际的调度运行中，当发电计划与实际负荷需求出现差别时，可采用经济调度，此时采用灵敏度方法是一种较实用的做法。通过在线计算电网的经济运行指标，如网损、购电费用对机组的灵敏度，按灵敏度大小对机组进行排序，然后在满足电网稳定运行的前提下（包括各种稳定运行限额），对灵敏度小的机组优先考虑满出力，实时实现电网的“次优”运行状态，以提高电网的安全经济运行水平。事实上，只要每隔5～15min对电网进行一次经济调度的灵敏度计算，根据灵敏度计算结果进行适当的调节，即可保证系统运行在“次优”运行状态。这样，不仅计算简单快速，而且易于调度运行人员实时控制。

（四）AGC的经济调控

为了达到电网实时有功功率的平衡，保证系统的安全稳定性，电网公司对并网运行的发电机组的AGC功能都提出应具体要求，并建立了严格的考核标准，这些考核指标包括AGC功能投运率、AGC指令平均响应速率和平均调节精度等。可以通过WAMS系统实现对机组AGC功能的经济调控。

随着大机组、超高压电网的形成，电压不仅是电网电能质量的一项重要指标，而且是保证大电网安全稳定运行和经济运行的重要因素，为此，电压指标是网省公司对电网运行管理的重要指标之一。网省公司对上网的电厂按季下达母线电压曲线和发电功率因数调节范围。发电厂电压曲线和变电所的母线电压曲线全天按96个点进行考核，每天24h划分为高峰、腰荷、低谷3个时段。虽然经典的无功功率优化既能保证电压合格，又能降低网损，但电力系统的无功优化问题是一个多目标、多变量、多约束的混合非线性规划问题，其优化变量既有连续变量如节点电压，又有离散变量如变压器挡位、无功补偿装置组数等，使整个优化过程十分复杂，特别是优化过程中离散变量的处理更增加了优化问题的难度，因此，在线无功优化计算同前述的在线最优潮流一样，由于收敛性和操作性的问题，无法实用化。但无功优化又不同于前述的最优潮流，有其实用性的一面，因为无功优化仅牵涉到无功电源、无功补偿设备以及变压器等设备调节，不牵涉到具有计划性的有功功率调节，因此，不牵涉到发电厂与电网公司签订的发电合同。这样，可以利用AVC实现电压质量合格，并且可提高电网经济运行性能。

通过WAMS系统实现自动电压控制（AVC）控制，对发电机无功功率、并联补偿设备和变压器有载分接头的自动调节，以电网分层分区之间的无功流动最小为目标函数，以电网电压合格的约束条件，通过多智能体协调的计算方法实现AVC的在线调控，可使电网到达运行在“次优”状态，以提高电网运行的经济性。

结束语

随着智能电网的建设工作的推进，提高电网运行的经济性是电网公司运行管理人员着重研究的方向之一。利用WAMS系统的动态监测以及强大的计算功能，可以进一步推广至电网的经济运行在线分析计算及控制，提高电网运行的经济性，实现经济调度，包括电量统计分析、在线网损计算分析、经济调度、AGC和AVC的经济控制等，从而提高电网公司运行的经济性和运行效益。

参考文献

[1]陈树勇，宋书芳，李兰欣，等.智能电网技术综述[J].电网技术，2009，33。

[2]胡学浩.智能电网——未来电网的发展态势[J].电网技术，2009，33。

[3]王正风，黄太贵，吴迪，等.电网实时动态监测技术在电力系统中的应用[J].华东电力，2007，35。

[4]陈珩.电力系统稳态分析[M].北京：中国电力出版社，1998。

[5]吴迪，李端超，董瑞，等.安徽电网自动电压控制系统的实施与效果[J].电力设备，2005，6。

电网调度及变电运行交接班标准 篇4

1.1 本标准规定了中国南方电网有限责任公司系统内电力调度（总调、中调、地调）、变电运行（有人值班变电站和管理多个变电站的集控中心、监控中心、巡维中心）的交接班流程、内容和要求。

1.2 中国南方电网有限责任公司系统内的县调、配调交接班参照执行。规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注明日期的引用文件，其后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

DL 408-1991 电业安全工作规程（发电厂和变电所部分）DL 409-1991 电业安全工作规程（电力线路部分）

中国南方电网有限责任公司电力生产事故调查规程

中国南方电网有限责任公司电网调度管理规定

Q/CSG 1 0004-2004 电气工作票技术规范（发电、变电部分）Q/CSG 1 0005-2004 电气工作票技术规范（线路部分）Q/CSG 1 0006-2004 电气操作导则

Q/CSG 2 0001-2004 变电运行管理标准 术语和定义 3.1 交接班

电力调度及变电运行连续工作班组人员之间的工作移交过程。

3.2 集控中心（区域控制中心）

对多个无人值班变电站进行集中监视、控制、巡视、现场操作和设备管理的运行班组。3.3 监控中心

对多个无人值班变电站进行集中监视、控制的运行班组。3.4 巡维中心

对多个无人值班变电站进行巡视、现场操作及设备管理等工作的运行班组。总则

4.1 各级调度机构应根据本标准结合实际制定交接班细则。4.2 各单位应根据本标准要求，结合本单位管理模式制定变电站交接班细则。调度交接班 5.1 调度交接班流程

调度交接班流程见图１。

开始交班准备工作接班准备工作核对监控系统信息核对调度生产信息整理运行资料及办公用品查阅调度生产信息查阅相关运行资料交接班记录否是否具备交接班条件是交接班当前运行方式计划及非计划工作执行情况设备缺陷、障碍、事故及处理情况新设备启动投运及设备异动当前安全措施当前危险点、薄弱环节电力电量调整上级领导、部门指示及其它情况否交接班内容是否清楚无疑问是交接班调度员双方签名结束 图1：调度交接班流程框图

5.2 交班准备工作 5.2.1 核对监控系统信息。

a)b)c)发电厂机（炉）运行情况与实际一致； 系统厂、站电气主结线运行方式与实际一致； 重要联络线潮流与实际一致。

5.2.2 核对当值调度生产信息。

a)b)c)d)e)f)g)h)i)j)k)发电机组限出力情况及原因；

系统各厂、站电气主结线运行方式及中性点变化情况； 当前电网开(合)环点、解(并)列点； 计划、非计划工作的执行情况；

电网中设备缺陷、障碍、事故及处理情况； 新设备启动投运及设备异动情况； 当前安全措施的布置情况；

继电保护、安全自动装置的调整情况及原因； 发供电及联络线电力、电量调整情况； 保供电、计划用电、限电、错峰执行情况； 上级领导及部门指示。

5.2.3 整理运行资料、办公用品。5.2.4 交接班记录。

应准确、全面填写系统所发生的变化和当前非正常运行状态，主要包含以下内容：

a)b)c)d)机、炉方式变化；

发电机组缺陷及限出力情况；

电网开(合)环点、解(并)列点变化情况；

系统各厂、站电气主结线运行方式及中性点变化情况； e)f)g)h)i)j)k)l)m)计划、非计划工作的执行情况； 遗留的重大、紧急设备缺陷； 障碍、事故及处理情况；

新设备启动投运及设备异动情况； 当前安全措施布置情况；

继电保护、安全自动装置调整情况及原因； 当前电网危险点、薄弱环节及注意事项； 保供电、计划用电、限电、错峰执行情况； 上级领导、部门指示及其它情况。

5.3 接班准备工作 5.3.1 查阅调度生产信息。

a)b)c)d)e)f)g)h)i)j)k)当前发电机组运行情况； 当前发电机组缺陷及限出力情况； 电网开(合)环点、解(并)列点变化情况；

系统各厂、站电气主结线运行方式及中性点变化情况； 计划、非计划工作的执行情况；

电网中设备缺陷、障碍、事故及处理情况； 新设备启动投运及设备异动情况； 当前安全措施布置情况；

当前电网危险点、薄弱环节及注意事项；

当前继电保护、安全自动装置的非正常状态及原因； 上级领导、部门指示。

5.3.2 查阅各类生产运行资料。5.4 交接班条件 5.4.1 同时满足下列条件，方可进行交接班。

a)b)交接班双方调度员均到达调度值班室；

电气操作及事故处理完毕或告一段落（交班过程中发生事故，由交班调度员负责处理，接班调度员可在交班负责人的指挥下协助处理，待处理告一段落后，方可继续进行交接班）；

c)交接班双方值班负责人均同意。

5.4.2 交班过程中一般不进行电气操作，也不受理非紧急性工作。5.5 交接班

5.5.1 交班工作由交班负责人主持，其他当值调度员可作相应补充。

5.5.2 交接班内容以当值交接班记录为主，对人身、电网、设备安全有较大影响的事项应重点交待，交班负责人对交接班内容的完整性、正确性负责。

5.5.3 接班调度员若对交接班内容发生疑问，由交班调度员解答清楚。5.6 交接班结束

5.6.1 交接班调度员双方签名后，交接班结束。

5.6.2 交接班期间，交班调度员对电网运行承担安全责任。交接班完成后，接班调度员即为当值调度员，对电网运行承担安全责任。有人值班变电站交接班 6.1 交接班流程 交接班流程见图２

交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交交

图2：有人值班变电站交接班流程框图

6.2 交班准备工作

6.2.1 核对监控及五防系统信息

a)b)c)d)监控系统（电气主结线模拟图）设备状态与现场实际一致； 监控系统的通讯状况；

五防系统信息与现场实际电气主结线、设备运行状态一致； 五防机与监控机通讯正常。

6.2.2 核对当值期间变电生产信息

a)b)c)d)e)f)电气操作执行情况；

设备检修、维护及改扩建等工作情况； 当前安全措施的布置情况； 缺陷、障碍、事故及处理情况； 新设备启动投运及设备异动情况； 上级领导及部门指示。

6.2.3 整理运行资料

a)b)已执行、未执行及作废的操作票；

已终结工作票、工作终结的工作票，已开工未终结工作票，未许可工作票；

c)保护定值通知书、图纸、图表、投运方案、技术资料、记录本等相关文件。

6.2.4 整理并定置摆放安全工器具、仪器仪表、常用工具、钥匙、备品备件等生产用品，清洁办公环境。6.2.5 交接班记录

应准确、全面填写当前设备状态及本值期间的工作情况，主要包含以下内容：

a)b)c)d)e)f)g)h)i)j)k)一次设备运行方式；

二次设备运行状态，继电保护、安稳装置动作及变更情况； 站用电系统、直流系统、主变冷却系统运行状态； 当前安全措施布置情况； 预告的操作任务；

未终结、未许可的工作票； 缺陷及处理情况； 障碍、事故及处理情况； 当前危险点及预案；

新设备启动投运及设备异动情况； 上级领导、部门指示及其他情况。

6.3 交接班条件

6.3.1 同时满足下列条件，方可进行交接班：

ａ）交接班双方均到达主控室。ｂ）电气操作指令执行完毕。

ｃ）无正在办理许可手续的工作（票）。

ｄ）事故处理完毕或告一段落（在交接班过程中发生事故或电网有紧急操作时，应立即停止交接班，由交班人员进行处理或操作，接班人员可在交班负责人的指挥下协助工作）。ｅ）交接班双方负责人均同意。6.4交接班

6.4.1 交班工作应由交班负责人主持，其他交班人员可作相应补充，交班负责人对交接班内容的完整性、正确性负责。6.4.2 交接班内容以交接班记录为主，重点交接对人身、电网和设备安全有较大影响的事项。6.4.3 现场检查。

现场检查由接班负责人安排，必要时可要求交班人员参加，重点检查现场情况是否与交接班记录相符。主要内容包括：

a)一次设备、站用电系统、直流系统的运行方式； b)主变的档位、冷却系统的实际运行情况； c)继电保护、安全自动装置的实际运行情况； d)未执行操作票，未终结、未许可工作票，投运方案、技术资料等； e)声、光信号试验；

f)缺陷、危险点是否有进一步扩展的趋势，是否有其它新的设备缺陷和异常；

g)通讯、录音设备、正常照明、事故照明、通风设施情况；

h)施工现场及安全措施未拆除的工作现场，站内安全措施的具体布置情况；

i)工器具室器具完好、数量相符、定置摆放。

6.4.4 接班人员若对交接班内容发生疑问，由交班负责人解答。6.5 交接班结束

6.5.1 交接班双方人员签名后，交接班结束。

6.5.2 交接班期间，交班人员对变电站安全运行承担安全责任。交接班完成后，接班人员即为当班人员，对变电站安全运行承担安全责任。无人值班变电运行交接班 7.1 交接班流程 交接班流程见图３

图3：集控中心/监控中心

开始交班准备工作核对监核对变整理运行清洁控电资料办系生生产公统用品产及工环信信具境息息交接班记录否是否具备交接班条件是交接班当前运行方式缺陷、两票执上级领与固定当前安障碍、行情况当前危新设备启动投导、部方式的全措施事故及变化情处理情及遗留险点及运及设门指示况况工作预案备异动及其他情况否交接班内容及检查无疑问是交接班人员双方签名结束中心交接班流程框图

/巡维

7.2 交班准备工作

7.2.1 核对监控系统信息（集控中心、监控中心）。

a)b)监控系统运行状况与通讯状况；

监控显示各变电站电气设备状态与实际一致。

7.2.2 核对当值期间变电生产信息。

a)b)c)d)e)f)电气操作执行情况；

设备检修、维护及改扩建等工作情况； 当前安全措施的布置情况； 缺陷、障碍、事故及处理情况； 新设备启动投运及设备异动情况； 上级领导及部门指示。

7.2.3 整理运行资料。

a)b)已执行、未执行及作废的操作票；

工作已经终结但由于某种原因未完成履行终结手续的工作票、工作终结的工作票，已开工未终结工作票，未许可工作票；

c)保护定值通知书、图纸、图表、投运方案、技术资料、记录本等相关文件。

7.2.4 检查仪器仪表、钥匙等生产用品和交通、通讯工具。清洁办公环境。7.2.5 交接班记录

应准确、全面填写管辖变电站运行方式变化情况和设备非正常运行状态，主要包括以下内容： a)b)c)一次设备非正常运行方式； 二次设备非正常状态；

直流系统非正常运行方式，站用电运行方式变化、主变冷却系统非正常状态；

d)e)f)g)h)i)j)k)当前安全措施布置情况； 预告的操作任务；

未终结、未许可的工作票； 缺陷及处理情况； 障碍、事故处理情况； 当前危险点及预案；

新设备启动投运及设备异动情况； 上级领导、部门指示及其他情况。

7.３ 交接班条件

7.３.1 同时满足下列条件，方可进行交接班：

a)交接班负责人必须到达集控中心、监控中心、巡维中心，接班人员全体到达集控中心、监控中心、巡维中心；

b)若遇交班人员外出操作，交班负责人确认其操作完毕后可以进行交接班；

c)d)e)电气操作指令执行完毕； 无正在办理许可手续的工作(票)；

事故处理完毕或告一段落(在交接班过程中发生事故或电网有紧急操作时，应立即停止交接班，由交班人员进行处理或操作，接班人员应在交班负责人的指挥下协助工作)；

f)交接班双方负责人均同意。7.4 交接班

7.4.1 交班工作应由交班负责人主持，其他交班人员可作相应补充，交班负责人对交接班内容的完整性、正确性负责。7.4.2 交接班内容以交接班记录为主，重点交接涉及人身、设备的安全事项。7.4.3 接班检查。

由接班负责人安排本值人员进行，必要时可要求交班人员参与。主要内容包括：

a)未执行操作票，未终结工作票、未许可工作票，相关投运方案、技术资料及文件；

b)c)d)e)监控系统运行情况；

仪器仪表、钥匙等生产用品和交通、通讯工具； 办公用品及记录本；

接班人员若对交接班内容发生疑问，由交班负责人解答清楚。

7.5 交接班结束

7.５.1 交接班双方签名后，交接班结束。

电网调度运行工作分析 篇5

保证塔城电网调度自动化系统稳定运行技术措施

研究应用

新疆塔城电力有限责任公司 党翠萍 牛秀梅

[摘 要] 电网调度自动化系统是保证电网安全经济、可靠运行的重要技术手段,是用运科学技术管理现代化电网的显著标志。近年来，随着塔城电网负荷的不断增长、电网架构的日趋复杂、区间调度的紧密联系，调度自动化系统设备功能的稳定可靠显得越发重要。由于调度自动化系统技术新、发展快，对远动、调度及监控中心人员、技术手段和管理方式提出了更新、更高的要求。近年来，各类与远动直接或间接相关的事故从无到有、从少到多的事实给我们敲响了警钟。确保调度自动化系统安全稳定、运行，建设坚强和谐智能电网是现代化电力企业当务之急。

[关键词] 电网自动化系统 稳定运行 技术措施

前言

电网调度自动化系统是集计算机、网络、数据通讯、电力系统等多学科、多领域、多专业知识为一体的综合电网运行管理系统。为电网的实时监控、故障处理、负荷预测及安全、经济、优质运行，发挥着重要的作用，同时也为电力企业领导、管理部门在电网发展、规划建设提供着科学的决策依据。电网调度自动化系统的稳定可靠应用彻底地改变传统电网调度模式，也为不断发展进步的电网管理从经验型向科学分析型转变。二十一世纪以来，随着国内外调度自动化系统技术产品日趋成熟，调度自动化系统在各级调度指挥运行中均取得了良好的效应。但由于种种原因造使电网调度自动化系统应用系统、功能应用存在着运行不稳定因素，影响着电网的安全经济、优质运行，给企业经济效益、电网安全带来一定的隐患。制约着电网运行管理水平的发展提高。

随着电网的迅猛发展和电力自动化水平的不断提高，各种电压等级的变电站逐步采用综合自动化、数字化变电站运行模式，实现少人或无人值班管理，调度自动化系统运行各项指标逐步被纳入到电力生产的安全考核项目中，对其安全型、可靠性提出了更高的要求。由于调度自动化系统技术新、发展快，对远动、调度及监控中心的人员和管理方式提出了很高的要求。近几年来各类与远动直接或间接相关的事故从无到有、从少到多的事实给我们敲响了警钟，深刻剖析自动化系统运行不稳定因素，制定相应管理、技术措施以确保电网自动化系统安全稳定运行刻不容缓。电网调度自动化系统运行中的不稳定因素

1.1 人为因素人是生产力中最活跃的因素。要使调度自动化系统安全、高效运行，目前亟待解决如下方面问题：

1.1.1 安全意识不够，工作责任心不强。调度自动化系统从作为辅助调度运行指挥的“两遥”(遥测、遥信)起步，到目前全面监控电网运行的“四遥”(遥测、遥信、遥控、遥调)乃至“五遥”，电网运行管理发生了质的飞跃。尤其是自动化调度端系统，肩负着区域电网的整个安全经济运行、负荷平衡、电能质量，因需对整个电网进行合理优质的调配，安全措施不能局限在某一点，尤其是对无人值班模式变电站的管理运作上，因此潜在的安全危害性更大。例如遥控操作，从数据库填写到人机画面制作必须保证百分之百的正确，操作须经严格的复审、核对，确保现场开关精确对位，稍有疏忽，就有可能造成误控事故，中断电网的正常运行。

1.1.2综合业务素质不够，故障处理盲目性大。电网自动化系统科技含量高，技术更新快，对人员的综合知识素质要求高。不少专业人员业务技能不够，运维基础知识欠缺，所见常规事故处理尚能掌握，但处理不常见、突发事件的设备故障、事故时，头脑不清醒，不能在最短的时间内将故障点隔绝，甚至造成事故扩大。

1.2 系统自身缺陷

1.2.1 系统、装置的配置缺陷、不间断运行老化影响着系统运行率和稳定可靠性。自动化系统、装置一旦投运就要求长期保持良好的工作状态，24 小时不间断的运行。电子电路对环境温度、湿度和大气压力等都有严格的要求。如地区电网调度自动化标准中规定，调度自动化系统工作环境温度为18-28度，相对湿度为30%-75%。目前电网内部分35千伏变电站冬季设备运行在零下30℃及以下的环境中，设备提前老化状况令人担忧。一套完善的自动化系统从可研、设计到订货、施工调试、运行都应经系统、周密地专业性地论证，系统设备结构性、配置、运行缺陷，将给今后的稳定运行埋下诸多的隐患。

1.2.2信息传输通道是塔城电网调度自动化系统运行稳定薄弱重要环节之一。调度自动化系统最突出的优势就是能够对电网实现远方实时监控、集中管理。目前电网110千伏及以上重要枢纽变电站仍采用单通道或假双通道(两条通道使用同种介质)运行模式，使自动化系统信息传输通道相对薄弱，一旦出现通道故障短时间内恢复困难，直接造成运行变电站与调度监控的失控。另外，通道的失步在调度端呈现的死数据与其它正常数据并无分别，在通道报警关闭的情况下，极易给调度员造成错觉、假象，影响正常的调度指挥。

1.3 环境因素

1.3.1 人机混杂，设备运行环境得不到保证。调度自动化系统及远动装置对运行环境要求极为严格，例如：电网内个别35千伏无人值守站冬天由于站内气温过低、密封稀疏，造成设备各种故障频发。另外，人员随意进出、设备运行环境变化大，也会增加设备故障的发

生率，设备的安全可靠性也因此受到一定影响。

1.3.2设备电源的可靠性。调度自动化系统的稳定正常运行要有可靠的不间断电源来保证。目前多采用专用UPS 提供电网故障停电情况下临时供电，许多UPS电源自投运以来就放任自流，蓄电池长期不进行维护、保养、试验。并缺乏电源维护管理专职人员、相关措施等，造成即使UPS电源失效也无人知道的局面，给调度自动化系统安全运行带来隐患。

1.4 管理因素

1.4.1重视管理不到位。因自动化系统属二次系统，显见效益不直观，在电力企业不能引起足够的重视；人员配备、系统设备的技术管理手段在一定得时期也都得不到完备。再加上思想处于轻视、麻痹，自恃设备性能稳定，人员长期培训滞怠、缺乏反事故技术措施等等，将在系统的稳定运行中存在着安全隐患。稳定运行技术措施、防范对策

2.1随着计算机技术、网络通讯技术的飞速发展，国内自动化技术日趋成熟稳定，各项实用功能模块的应用，为调度自动化系统的稳定、可靠运行奠定良好的基础。完善的技术措施对电网调度自动化系统稳定可靠运行起着至关重要的作用。性能优良的调度自动化系统在整个开发过程中贯彻自上而下的系统设计思想，充分应用Internet技术、面向对象技术、数据库中间件和通信中间件技术、Java技术等先进计算机软硬件技术，提供统一的技术支撑平台，采用双网系统（包括主干网和采集网）、独立的前置采集系统，更是保证了整个网络的稳定运行，避免了大量数据包堵塞网络，有效的避免了网络的瘫痪；从硬件软实施冗余配置、高层应用软件功能采用三层机制，即服务器，引擎，客户端，服务器负责各个节点数据一致性，引擎负责具体的算法，使系统的稳定性大大增强；采用独立的数据采集子网，以连接前置通信子系统主机与终端服务器，一方面将采集数据与主网隔离，避免了主网的数据通讯拥挤，网络延迟，另外也大大增强了采集数据通讯传输带宽，保证了通讯的实时性，从而极大提高了系统的运行稳定运行。

2.2运行管理的完善。管理归根结底是对人的管理，面对电力企业新思路、新形势，首先要转变观念、与时俱进，避免思想上对安全稳定运行认识的不到位、疏于管理、放任自流、措施落实不到位的现象发生。其次是加强业务技能的培训及提高，以增强对系统故障判断的识别能力及应对突发事件的应变能力。特别是要加强与自动化专业相关专业的基础知识及技能的学习，了解熟知各专业的渗透关系，拓宽知识面，提高本专业与相关专业间协调能力，使业务技能和综合素质得以显著提高。实际运维工作中举一反

三、随机应变，这样，系统设备的稳定可靠性就有了一定的基本保障。

对自动化运行设备日常检查和维护工作中发现的共性问题，应迅速采取对策、制定防范措施。同时，通过每年的技术改造逐步减少设备自身缺陷，使系统在实际应用中逐渐成熟完善。对变电站综合自动化设备，应尽量改善设备运行环境，坚持设备巡检制度。对通讯管理机等重要设备采取冗余技术，历史数据定期备份、备品备件及时补充。对在运行中暴露出来的诸如装置老化、电源不可靠等问题要及时采取措施，对影响系统稳定可靠性的设备积极要求完善、更换，杜绝因设备自身缺陷造成的事故发生。

电网自动化系统运行的好坏，很大程度上取决于运行管理。SCADA/EMS系统、集控系统、电能量计量系统由于是各种信息集中的地方，因而也是实施运行管理的最佳切入点。通过不断完善规章制度、提高专业维护人员技能水平、充足备品备件、保证系统设备的运行环境、建立健全日常运行管理措施，对自动化系统稳定可靠运行起着关键的保障基础。

对电网自动化系统的核心—机房，除保证温、湿度及卫生条件外，在管理上应严禁外来人员随意进出机房，禁止外来盘随意插入计算机，从管理手段的强有力落实保证机房环境满足运行设备的需求。

2.3在技术进步方面要不断加强完善，充分利用成熟、完善的应用功能技术，保证自动化系统全方位的稳定运行，如电子值班功能、KVM（键盘鼠标、显示器）集中控制系统等。通过先进技术减少人员维护强度，提高维护效率及水平，保证自动化系统的正常可靠运行。电网主要枢纽变电站远动通道应采用不同介质的双通道方式。同时，改进调度端失步厂站中断、通讯异常显示方式，如：界面信息变灰或通道状态标示显示异常、事项窗口提示等，将与正常变电站明显区分，防止调度员产生错觉，影响正常调度。

对自动化系统供电的UPS电源要定期巡视、试验、记录。当蓄电池损坏时，要及时采取措施，严格避免电源电池失效给电网自动化系统带来安全运行隐患。

3.结束语

智能电网与节能经济调度分析论文 篇6

目前，我国相关部门对于三相负荷平衡问题做出了相关规定，电力企业变压器出口端的电流不平衡度必须小于15%,线路的不平衡度必须小于20%.电力企业工作人员必须对三相负荷进行定期检查，如果发现三相负荷不平衡首先要分析负荷不平衡的原因，并针对存在的问题进行调整和完善。节能经济制度在智能电网中的实行对于电力企业工作人员的专业水平和综合素质也提出了较高要求，电力企业必须认识到加强人员培训的重要性，定期派遣工作人员参加专业化培训，提高工作人员的专业水平和综合素质。

4 结语

在新形势下，电力企业传统的调度模式已经无法满足电力企业发展的需要。为了更好的满足电力企业发展的需求，智能电网节能经济调度已经取代了传统的调度模式，更好的保证了电网系统运行的稳定性和安全性，降低外部因素对电网运行的影响，满足用户的用电需求，提高电力企业的经济效益和社会地位，推动电力企业的发展。节能经济调度的实行实现了电力企业的精细化管理，提高了电力企业的管理水平。除此之外，节能经济制度的实行对于电力企业工作人员的专业性提出了新的挑战，电力企业工作人员必须增强责任心，不断丰富自身的知识储备，提高自身的专业性，保证电网运行的稳定性。

参考文献

[1]陈凯旋.基于多智能体一致性的智能电网调度策略[D].南京邮电大学，2016.

[2]林斯然.面向智能電网的互动式节能调度分析[J].山东工业技术，2016，(11)：135.

智能电网调度运行关键技术分析 篇7

关键词：智能电网,特征,调度,关键技术

0引言

近年来,随着电网运行环境不断变化,电网负荷日益增加,电力市场运营对电网运行的影响日益突出;再加上各类风灾、水灾、冰灾、热浪、地质灾害等对电网的影响,如何提高电网运行稳定性和安全性已经成为了电力企业需要重点解决的问题。为保证电网稳定运行,提出了智能电网调度理念,在智能电网模式下可以实现电网调度运行、设备监控一体化的管理,提高电网运行的管理水平和技术水平。

1智能电网的基本特征

1.1自愈性

在智能电网运行过程中,自愈性是一个突出特征,是确保电网安全运行的基础。当电网受到来自内部或者外部的损害后,只需要工作人员进行少量的干预就可以将电力网络中出现问题的元件隔离开,不会对系统的正常运行造成过大的影响。当局部网络运行异常或者电力元件运行异常时,智能电网可以自行进行检测和分析,从而尽快恢复电网运行。

1.2兼容性

智能电网兼容性指的是其可以和微电网、分布式电网并网运行,可以实现风能、太阳能等可再生清洁能源的接入,可以和包括集中式发电在内的储能装置或电源一起使用,满足用户多样化电力需求。

1.3优质、高效

智能电网中引入了先进的信息监控技术,大大提高了设备的使用效率,实现了智能电网的高效、优质运行[1],降低了电网运行维护成本。随着社会发展步伐的不断加快,新技术、新理念层出不穷,用户对电力的需求层面也变得更加广泛,不仅对电能质量有着严格的要求,而且对电能的多样化也有了更高层次的需求。而智能电网正是在这种需求背景下被提出的,通过接入智能电网不仅可以满足人们的多样化需求,实现电网信息的高度集成与共享,而且可以达到电网精细化、规范化和标准化管理的基本要求。

2智能电网调度运行中存在的不足之处

(1)电压等级过于冗杂,电网规划不科学,使得输变电设备的电能输送效率不高。随着智能电网相关技术的不断发展,加之新能源并网发电的崛起,对电网进行科学的规划和调整已迫在眉睫。

(2)缺乏完善的电网测量基础数据,所测量的数据准确度较低。传统的调度模式中,电网的日常操作或电网的维修,都需要技术人员进行现场操作,并且需要手工对检修部位进行记录,但这种处理方式人为因素较多,若遇到一些突发事件,则处理难度较大,而且耗时耗力。

(3)现有的调度技术系统平台还不够完善。智能电网的大力普及,不仅会使电网规模扩大,而且需要维护的设备也在逐渐增多,原有的技术系统已远远不能满足其发展需求,因此,对技术系统平台进行优化设计就显得尤为重要。

(4)电厂和电力用户之间缺乏有效的互动。由于我国的电力市场发展还处于起步阶段,在很多方面还存在不足之处,各地区所开设的电网公司在服务方面也做得不是很到位,不能为用户提供更加全面的服务。因此,在智能电网应用过程中,需要结合我国的基本国情,对原有的发电体制进行改进,实现电力行业可持续发展。

3智能电网调度运行关键技术分析

3.1合理配置现行电网电压等级

(1)分析各类变电电压组合的短路电流,对配电网短路电流进行限制,简化配电网络中的电压等级,提高配电效率,实现配电网的自动化运行。

(2)对变电层次进行进一步的简化,提升低压配电网络的电压等级,提升电能输送功率,在保证电网安全运行的基础上降低线损率,为用户输送更加优质的电能。

(3)随着智能电网的日益普及,需要重新对我国的电压等级进行优化调整,实现电网效益的最大化[2]。为了防止电压等级过渡过程中影响电网的可靠性,可以通过装设联络开关的方式,实现新老配电网的并列运行。

3.2输变电设备状态在线监测技术

(1)硬件基础。硬件基础主要为传感设备和监测设备。传感器和监测装置主要安装在变电站端输变电设备的各个部位上,以实现站端输变电设备状态信息的实时监测。

(2)通信协议。智能电网通信协议目前常用的为IEC61850数据传输通讯规约,通信流程如图1所示。

(3)综合状态监测系统。监测系统采取的是开放式架构的评估平台,可实现系统与装置的数据共享。调度运行客户端通过利用站端监测单元可以对电网输变电设备的运行状态进行监控,保证电网系统的安全运行。

3.3用户侧互动模式下调度一体化技术

3.3.1负荷侧的用户互动技术

受经济技术水平的制约,目前我国的电力市场还处于建设阶段,还存在实时电价缺失的情况,因此应根据当前电网发展情况,通过采取实施峰谷电价、强化用户端需求管理等措施来提高管理水平。当前,一部分地区工商业用户已正式实施峰谷电价,错开了用电高峰期,这样一来,一方面可使电力资源得到合理的分配与使用,另一方面也能为用户节省一定的费用支出。此外,可以在峰谷电价的基础上,让用户根据自身的生产需求,自愿进行用电申报,然后将发电机组和用户互动负荷作为决策变量参与到电网调度发电计划的编制工作中。实施流程如图2所示。

4结语

3.3.2电源侧的用户互动技术

(1)光伏发电并网技术。光伏发电系统主要由以下几部分组成:一是光伏阵列,二是系统控制器,三是逆变器等构件。

(2)风力发电并网技术。风力发电机有三种类型,即同步、异步、双馈式,这三种类型的发电机都是借助风能带动风轮机转动,将其转化成动能,再通过传动装置等的作用,将发电机所产生的能量最终转化成电能。

3.4电力用户智能服务

在智能电网环境中,配电网络的稳定性可为电力居民用户智能服务提供保障,而完善的配电网络能为电力用户的智能服务提供坚实的基础。电力用户能够借助智能电表对用电情况进行了解,并通过智能电表将用电信息上传到上一级配电自动化系统,然后利用配电自动化指令对用电设备进行有效控制。此外,智能电表还能实现续缴电费、业务办理等多项功能[3]。

3.5数据服务技术

当前,在智能电网运行数据的获取和处理方面主要存在以下这些问题:进行横向数据交换时比较复杂、前置采集系统冗余,电网运行过程中有一部分冗余数据结构出现异构,数据之间存在比较大的误差,融合难度大,分级调度交换缺乏灵活性。所以,可以选择在SOA数据服务的基础上,采用标准接口和注册中心的方法解决调度自动化系统中出现的问题,实现数据的共享和设计,从而做好电网设备全生命周期管理工作。

3.6电网运行智能决策技术

电网运行智能决策技术主要包括智能电网运行状态自我感知、智能电网运行状态专家系统、智能电网运行风险评估技术三个方面的内容,可以有效提高电网的运行安全性,提高电网在线安全评估水平,可以在多个时间尺度下实现安全稳定约束和预想故障,保证电网调度运行的协调性。

综上所述,智能电网的建设为电网的发展提供了新的方向,同时也带来了更多的挑战。为了提高智能电网的调度运行水平,达到经济、环保的基本要求,需要对电网架构和调度运行系统中存在的问题进行研究,对智能电网调度运行的关键技术进行分析,为日后智能电网的调度和运行提供参考依据。

参考文献

[1]杜贵和,王正风.智能电网调度一体化设计与研究[J].电力系统保护与控制,2010,38(15):127-131.

[2]陈实,许勇,王正风,等.电网实时动态监测技术及应用[M].北京:中国水利水电出版社,2010.

电网调度运行工作分析 篇8

【关键词】电网调度运行；危险点分析预控；要点；标准化

电力企业开展危险点分析预控，最先在检修作业工作中得到推广应用。实践证明，开展危险点分析预控，对于人身事故的超前控制和预防，有十分积极的作用。借鉴检修作业开展危险点分析预控工作的经验，探索调度运行危险点分析预控的方法，是安全管理面临的一个新课题。笔者根据调度运行开展危险点分析预控的实践，谈一些体会和想法。

1.电网调度安全运行的特点

电网调度安全运行的危险主要有：①没有严格执行有关规程制度，造成发出错误指令；②业务技能不高，判断失误，造成误发令；③应变能力不强，在处理突发事件时，惊惶失措，造成误发令等。与检修、运行工作相比较，调度安全运行具有以下几方面的特点。

（1）误调度事故对调度员自身一般没有直接的危险，而对于电网安全、电气操作人员和检修人员的人身安全构成严重威胁。

（2）调度人员不直接面对设备，误调度事故是由错误的调度指令通过电气操作人员的执行间接造成，具有较强的隐蔽性，直观性较差。

（3）调度运行一般由2人或单人值班，工作中的独立性较强，发生不安全行为时的相互监督比较薄弱，纠错几率较小。

（4）调度运行操作频繁，对系统情况的掌握要求较高，而且突发事件多，要求精力集中，处置果断，并且要求具备同时处理不同地点、不同性质多个事故、障碍的能力。

（5）调度运行整体连贯，具有较强的前后关联性，一个误调度事故，往往可以追溯到上一值、上上一值，包括拟票、预发，甚至运方、继保安排和方案审批。

2.电网调度运行开展危险点分析预控的方法

在调度运行中开展危险预控工作，切不可照搬检修作业中的一套，而应运用危险点分析预控的原理，根据调度运行的特点，掌握合理的方法，才能使危险点分析预控在提高调度安全运行水平、防止误调度事故的发生方面发挥其应有的实效。

2.1结合实际建立危险点数据库

（1）组织调度人员在认真学习《供电企业危险点分析与预控措施》（调度部分）的基础上，根据本调度范围内电网和设备、调度管理和人员状况等具体情况，进行分析排查，建立起符合实际、具有自身特点的危险点数据库。

（2）根据以往的工作实践，编制典型的危险点预控卡，组织学习，加深理解，熟悉掌握。

2.2电网调度运行危险点预控卡的编制和执行

（1）根据调度运行值班的方式，一般可由计划拟票值（白班）当班调度员填写危险点预控卡，在下一值（预发或正令）操作中执行，在拟票、审票、发令时发挥提醒、警示作用。

（2）正常情况下，切忌“一票一卡”（即一张操作任务票对应一张预控卡）。调度操作一天数十、上百张操作任务票，机械地参照检修作业中 “一票一卡” 的做法，将使调度工作大为复杂、繁琐，非但起不到警示、预控的作用，反面会严重影响调度员的注意力和正常思维，产生事与愿违的严重后果。

（3）危险点预控卡必须包括执行日期、操作目的、危险点、预控措施、编制人、审核人、执行人、执行确认等要素。

（4）调度运行危险点预控工作应由周调度危险点预控与日调度危险点预控结合开展。由于调度运行值班轮转的特点，调度员对一些操作任务的前因后果了解掌握不很全面，调度部门的主管领导及运方、继保等管理人员要参加调度班组的每周安全活动，对重大操作进行详细交底，指导开展危险点的分析排查，编制“周调度危险点预控卡”。这项工作作为日调度危险点分析预控的指导十分必要。

（5）调度交接班要把危险点预控卡的执行情况作为一项重要内容，认真交待，做到一班保一班。

2.3危险点预控工作的检查和考核

（1）危险点预控卡应有具体的编制、审核、执行、管理办法，已执行的预控卡应逐月分析、统计，与停电单、操作任务票等一并检查、考核。

（2）应定期对危险点分析预控工作进行分析，不断完善危险点数据库，总结经验，提高实效。

3.必须把握的几个要点

（1）危险点和控制措施要简明扼要，切忌面面俱到。调度工作十分繁杂，要根据当时、当天的具体实际情况找准危险点，控制措施要明确并具可操作性。

（2）危险点的确定要侧重于方式的变更和电网设备的变化，如新设备启动投运、电网开断割接、转移负荷以及特殊运行变更等。

（3）事故处理等突发事件的紧急处置，不宜编制并使用危险点预控卡，以免影响判断、延误时机。可在时间允许的情况下，调用典型预控卡进行参考。

（4）要把危险点预控卡的执行作为安全监护的重要内容，正、副值之间要相互督促，加强安全互保意识，严格操作监护。

（5）相互提醒、层层把关。上、下值之间，正、副值之间，运行方、继保等管理人员与调度人员之间对危险点控制要相互提醒，层层把关。

（6）标准化、规范化是调度安全运行的根本保证。调度运行工作上人为失误的危险点预控，关键是规范调度员的行为，实施标准化管理，这就要求调度人员：①加强学习，掌握电网和设备情况，提高业务技能；②要严格执行调度规程等各项规章制度，杜绝调度工作中的随意性；③要积极开展事故预想和反事故演习，提高对突发事件的应变处理能力，做到胸有成竹，遇事不慌。 [科]

【参考文献】

[1]吉林电力有限公司编委会.供电企业危险点分析与预控措施.中国电力出版社，2004.