电网运行管理标准

电网运行管理标准（共8篇）

电网运行管理标准 篇1

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。

电网运行管理标准 篇2

互联电网运行中,需要控制性能评价标准来评价和规范各控制区域的行为,使其既能满足系统的可靠性要求,又能公平地分享电网互联所带来的益处[1,2]。

目前,国内外所采用 的标准,如:北美的CPS1和CPS2标准(简称北美CPS标准)和中国的CPS1和CPS2标准(简称国内CPS标准),均是以衡量区域控制偏差 (area control error,ACE)[1]与频率偏 差 Δf(以下简称频差)相关性为原理而设计,可以称之为第二代标准。该类标准与早先采用的第一代标准———A1和A2标准(简称A标准)[3]相比具有诸多优点,在互联电网运行控制性能评价中发挥了良好的作用。

中国电网20世纪80年代中期开始采用A标准。2001年,借鉴北美CPS标准,华东和福建电网推行了新的评价标准及相关考核办法。随后,华中电网和南方电网公司也相继推出自己的评价标准及相关考核办法[4,5,6]。中国第二代标准尽管与北美标准指标个数相同,但由于指标构造形式存在差异,故其内涵与北美标准存在差异。因此,两套标准的构架不尽相同。

北美CPS标准的出发点是频率长期质量指标, 其实现方式是利用年滚动平均方式构造指标,由此可实现电网较为经济地运行是其亮点。而中国电网制定CPS标准过程中,更多关注的是频率安全,特别是对于特高压交流线路投运初期或超高压直流线路投运后(如华东电网)和区域电网改为背靠背与主网连接后(如东北或西北电网),电网较之前更为脆弱,此点更为重要,也更为运行人员所关注。

另一方面,文献[7]的分析表明,采用国内CPS标准可能会出现自动发电控制(AGC)过度调节且劳而无功、由于没有固定调节目标而造成AGC控制无所适从、追踪频差频繁变动会造成调度人员过度紧张等问题,这些不仅不利于节能减排,也不符合评价标准先进性的要求。

本文提出了一种互联电网运行控制性能评价标准构架,以解决目前中国各区域电网公司实施的标准中可能出现的频繁调节和过度调节问题。在所提出标准构架下,包含3个标准:频率安全标准、无意交换电量标准和频率质量标准,分别对应分钟、小时和月及以上3个时间尺度的控制性能评价。分析表明,在新构架下所设计的标准,既可引导控制区域快速做出调节,为系统保证电网秒级时间尺度的频率质量奠定基础、维护运行频率安全,又能容忍控制区域在一定的时间尺度内“将功补过”,从而达到节能减排的目的。

1频率偏差的限制

制定评价标准的目的是利用其来引导和约束控制区域的控制行为,使之有利于整个系统的功率供需平衡,从而保证电网安全、优质和经济运行。

频率是电网中功率供需平衡的指标,可以作为控制性能评价的一个依据;而电网运行频差与整个电网的ACE,即该电网所包含各控制区域的ACE之和呈正比例关系。这意味着,若要维持系统功率的供需平衡,就应将频差控制在零附近;而若要控制系统频率,就应该从控制各控制区域的ACE入手。

因此,以频率控制目标为出发点,制定出相应的控制性能评价标准,是顺理成章的思路。

某电网运行频差(频率实际值与计划值的差)历史数据在时间轴上的顺序分布如图1所示。

频率是一个随时间不断变化的随机量,它反映了电网中有功功率的供需平衡。

限制作为随机变量的频率波动,可以有多种方式。从保证系统安全稳定运行的角度看,期望每时每刻的频差均为零,即希望在每时每刻都将频率限制在某一固定值,但这样不仅技术上不可行,运行上也不经济,从用户角度看更不必要。运行中,考虑到用户用电质量需求、负荷波动情况和现有设备的调节能力等多种因素,不同电网会制定相应的频率质量标准。例如:中国一般要求频差绝对值小于某一限定值(如0.2 Hz)的累计时间占总时间的比率大于某一百分数(如99.99%)。这种将频率合格率限制得不低于某一设定值的做法可以保证长时间的频率质量,但对短时间没有约束,可能会对系统安全不利。北美要求频差在某一时间段T(如1min)的均值在一个较长时间段内(如一年)的均方根小于指定值,该做法的本质是将频差的方差限制在某一范围内,由于考虑了较长时间段的均方根值,故可以保证长时间的频率质量;同时,可以通过改变指标中变量取均值时段长短的方式,对短时段频率波动加以限制,在一定程度上也可保证频率在短时段的质量。

依据概率论理论,若频差时间序列随机分布且不存在自相关,则其在T时间段(如1min)的均值在一个较长时间段内(如一年)的均方根与1/槡T成反比。这意味着在这种情况下,选择任何一个时段长度都是等效的,故只需要关于一个时段长度的标准即可将频 率控制在 指定的质 量水平。例如:若 ε1=槡2ε2,则限制1min的频差均值在一年内的均方根小于ε1,等效于限制2min的频差均值在一年内的均方根小于ε2。文献[8]的研究也证明了这一点, 其研究表明,若频差时 间序列不 存在自相 关,则CPS2标准冗余(CPS1标准针对ACE的1min均值设计,而CPS2针对15 min均值设计),即只需要CPS1一个标准就能达到约束控制区域控制行为的目的。

CPS标准的研制者指出[9],由于目前各控制区域的工程实践和采用的AGC控制逻辑造成系统运行频差序列存在较强的自相关性,所以,仅靠一个标准无法实现对运行控制性能进行全时段的评价。文献[10]对中国某区域电网运行频率进行了概率统计分析,表明频差时间序列也存在较强的自相关性,因此,中国也同样存在上述问题。

所以,从频率角度出发制定标准,首先要解决的是在哪些时段长度上进行限制,才能有效保证频率在全时间尺度上满足要求的问题。换句话说,就是设置几个标准的问题。

北美电力 可靠性委 员会 (North American Electric Reliability Council,NERC)在1990年成立特别工 作组,历经7年研究推 出了CPS标准, 1998年才开始正式实施。在这8年多的研究中,研究组征求 多方意见,权衡利弊,最终采用 了限制10min和一年 (或一个月)两点的方 案[9],即频率1min的均值在10min的均方根小于给定值(CPS2标准,前提是各控制区域ACE的10min均方根序列间没有互相关性)和在一年的均方根小于给定值 (CPS1标准)两点限制。实践证明这种选择达到了标准设计的初衷。但由于该标准未对短时段频差予以限制,故在执行中出现了一些问题,如“22:00频率偏差现象”[11]。

在中国,由于电网自动化水平较低,故频率安全为主要矛盾,对短时段频差予以限制的需求更为强烈,尤其是对于特高压线路投运初期而追求稳定运行(如华东电网)和背靠背与主网连接的孤立区域电网(如东北或西北电网),该问题更为突出。因此,沿用北美CPS标准采用10min和一年这样两点限制的方式显然已不能满足要求。

2频差评价时间尺度的设置

分析图1中的频差波动曲线,考察频率波动的幅度可发现,其绝大部分频率分布在频差限额内,而分布在限外的极少。

运行中,被关注的主要有两点:一是频差保持在限定值内的累计时间,对应的是频率波动的统计数据,所反映的是频率质量,而衡量的依据是相关标准,如电力企业运行规程对频率质量的相关规定;二是频差大于限定值的程度,所反映的是系统的安全性,例如频差绝对值越大,说明发电与负荷之间的功率差越大,系统就越不安全,衡量也是依据相关标准,如关于频率质量的国家标准。显而易见,第一点所关注的是频率在一个较长时间段内的表现,通常为一个月、一个季度或一年;而第二点所关注的是频率在短时间尺度,秒或分钟级时间尺度内的表现。

作为频率调节的主要手段,AGC调节准确与否至关重要。某区域AGC的执行偏差可能会表现为该区域无意交换电量的显著增加,其关系到区域间在发电计划执行方面的相互影响,涉及经济利益,因此,它也是运行调度人员关注的一个物理量。研究表明[1],限制时段ACE均值与限制时段频率均值是等效的 (前提是各 控制区域 间的ACE没有相关 性)。

保证短时段内频率质量,并不是追求每时每刻将频差控制在零左右,而是只要频差绝对值不超出所要求的范围即可;由于实际运行中无意交换电量的结算单位时间为1h,因此可考虑设置约束时段为1h的标准,这样,不仅可实现对无意交换电量的约束,也能藉此保证小时级时段频率满足运行要求。

注意,要求系统运行频率不超出所要求的范围, 并不意味着控制区域每时每刻要将自身ACE限制在指定区间。若某区域在某时段由于某些原因调节成本过高,则可由其他区域进行低成本的补充控制; 反过来,必要时该区域也可以对其他区域进行补充控制。这样不仅双方受益,也会使得总的系统控制成本降低,可充分发挥互联电网中控制区域间的优势互补、相互支援的功能。评价标准应该具有引导这种行为的功能。

综上,本文提出的标准体系包含3个标准:频率质量标准、频率安全指标和无意交换电量标准。频率质量标准评价的着眼点是约束控制区域的长期控制行为,其落脚点是电网运行频率在指定时间段内应满足的合格率指标,涉及的是年、季度或月等长时间尺度;频率安全标准的着眼点是电网运行频率的安全,其落脚点是考察在频差超出限定值时刻各控制区域的表现,约束的是控制区域在秒或分钟级等时间尺度的短期控制行为;无意交换电量标准的着眼点是限制控制区域间的无意交换电量,从而减小控制区域间发电计划的相互干扰,其落脚点是小时级时段被评价控制区域ACE的均值,约束的是控制区域的中期控制行为,可保证小时级时段频差符合要求。

3各标准的指标设计思想

所谓指标设计思想是指采用何种手段或方式达到上述标准的频率限制要求。

对于无意交换电量标准和频率质量标准的实现方式,北美的经验值得借鉴。即通过限制1h时段内ACE均值的方式,来实现对1h数量级时间尺度运行频差的控制质量要求;利用限制频差1min均值在一个月或一年的滚动平均的方式,来实现对一个月或一年时间尺度频差的控制质量要求。

保持短时段的频率安全与质量,理论上可采取在每时每刻都将频率限制在某一限值内的做法,但第2节中已分析了此法并不可行,因此,在标准的设计中需要寻找有效且实用的方式来实现对短时段频率安全与质量的保证。北美也已意识到评价短时段频率安全与质量的必要性,并正着手寻找能够限制短时段频率偏差的相关标准,但目前尚未见成果报道。

在实际运行中,安全是首要目标,故频率是否被控制在限内是运行调度人员最为关注的。频率运行在限内,安全不是主要关注点,控制区域可容许有较大的ACE以进行区域间的互通有无;而若频率超出限值,则安全成为运行的主要矛盾,控制区域被容许的ACE限额应该被减少,以便运行频率尽快被 恢复至限内。因此,对于短时段评价可采用频率越限时评价、频率正常时不进行评价的方式,这样,可引导被评价主体的行为,减少甚至避免频率越限的情况发生。其做法是利用当电网运行频率超出规定值时,依据被评价主体ACE的数值和其ACE限定值之间的偏差值来评价其表现。由于该偏差在频率越限时段内的积分或均值,可反映控制区域的控制行为对电网运行频差越限所负有的责任,或促使频差恢复至限内所做的贡献,故可依据该积分或均值的数量作为评价的依据。注意到,之所以用代数量而非绝对值,是考虑应引导控制区域适时调节、“将功补过”,以充分发挥互联电网的优势。

关于上述标准的指标具体如何构造,限于篇幅, 将拟另文论述。

4新标准的特点

前述可见,频率安全标准针对当下的频率安全而设置,关注的是秒至分钟级时间尺度的频率越限问题,用于引导被评价对象通过控制行为,调节自身ACE始终在一个合理水平,防止当频率越限时被惩罚,为频率一次调节奠定良好的基础,达到提高系统短时频率安全的目的;无意交换电量标准针对非计划交换电量设置,关注于小时时间尺度的频率波动, 主要用于规范被评价对象较为严格地执行联络线交换计划(针对中国联络线裕度较小的问题);而频率质量标准针对中国电网对长时段(如年)频率合格目标设置,关注于所评价时间尺度内频率的合格率,主要用于规范被评价对象长期行为,着眼频差长期统计指标,目的是节能减排。

与北美和中国现有CPS标准所具有的两点约束构架相比,本文所提出标准的构架具有如下特点。

1)频率安全标准针对短时段设置,无意交换电量标准针对中时段,而频率质量标准针对长时间尺度,3个标准相互配合,可保证运行频率在全时间尺度满足频率合格要求,符合中国国情。

2)针对设备现有调节水平,短时段约束根据频差限值确定ACE限定值,采用积分或均值方式构造指标,有利于控制区域审时度势,从容施行控制指令;中时段利用ACE均值构造评价指标,可同时达到保证中时段频差质量和无意交换电量的目的;长时段采用年滚动平均方式构造指标,可最大限度减少无谓调节,实现节能减排。短、中、长时段指标采用不同约束要求、相互配合,既可达到提高频率质量的目标,又可解决调度员进行控制时“疲于奔命”且劳而无功、调节效果不佳的问题;与此同时,还可引导控制区域审时度势、“将功补过”,充分发挥互联电网相互支援、优势互补的功效。

3)频率安全标准可实现分钟级频差指标符合要求,从而保证系统频率安全;无意交换电量标准既可保证小时级频率质量,又能约束无意交换电量符合要求,从而保证控制区域间发电计划执行的互不干扰;频率质量标准既可实现月或年尺度频率质量,又能利用年滚动平均引导控制区域适时、适度地调节从而实现经济运行。3个标准配合,既顾及系统安全,又考虑频率质量,还以最为经济和节能减排的方式达到上述目标,可真正实现电力系统的“安全、优质、经济”运行。

5结语

在对现有标准深入分析的基础上,本文提出了适合于中国电网运行现状的互联电网运行控制性能评价标准新构架,即所设计的新标准由频率质量标准、频率安全标准和无意交换电量标准等系列标准构成。3个标准相互配合,可保证运行频率在全时间尺度满足频率合格要求,符合中国国情;既可达到提高频率质量的目标,又可解决调度员进行控制时 “疲于奔命”且劳而无功、调节效果不佳的问题;与此同时,还可引导控制区域审时度势、“将功补过”,充分发挥互联电网相互支援、优势互补的功效。

变电运行管理及电网安全运行分析 篇3

【关键词】变电运行管理；电网安全运行；分析

0.引言

经济建设的步伐不断加快，电网建设也飞速发展，电网在设备与技术含量方面都有了很大的飞跃，在这种情况下，变电运行管理也要达到更高的水平，只有变电运行一切正常，电网才会安全高效的运行，所以加强对变电运行的管理，可以让整个电网系统更加具有安全性，如今的变电管理还存在着问题，亟待相关人员进行解决。

1.变电运行管理对电网安全运行的影响

电网只有安全可靠的运行才能保障人们的正常生活，而对变电运行进行管理是保障电网安全运行的基础，变电运行起到为整个电网的正常运转进行管理维护和设备保障的作用，只有变电运行不出问题，电网运行才会一切正常。变电站的设备非常的繁多，对设备进行的管理与维护工作也比较复杂，这么多的设备非常容易出现故障，工作人员在工作的时候也不可能时时刻刻保证全身心的集中精力，往往由于一时的松懈会导致设备出现问题，引起整个电网运行的故障，导致巨大的经济损失，甚至会出现安全事故导致人员的伤亡。对变电运行进行管理，切不可掉以轻心，这是整个电网运行的重要环节，为了电网的安全运行和人们的生活安全，一定要对变电运行管理加以重视并改革，确保管理过程中不会出现安全漏洞，达到最佳的管理状态。

2.变电安全运行存在的问题

2.1安全管理环节薄弱

管理工作进行的不好是导致变电事故发生的重要原因，我国目前的变电运行管理缺乏科学的管理系统，整体的工作比较混乱，非但不能起到保障电网安全运行的作用，反而会由于自身的管理工作进行的不好而引起事故。在变电运行管理的工作中，管理人员大多素质较低，缺乏管理知识与专业技能的指导，整体的管理制度也不完善，管理者在进行管理时，不能及时的发现各种安全隱患并进行解决，管理工作做得并不到位，许多问题本来可以避免，结果由于管理者的延误最终酿成大错，导致无法挽回的损失。要想提高变电运行管理的质量，一定要建立完善的管理制度，目前的管理制度权责不明晰，工作效率低，不能满足要求日益提高的变现运行管理。

2.2操作不当影响安全运行

在目前的变电运行管理中，许多相关的工作人员都并非是专业人士，他们或者缺乏理论基础，或者缺乏实践技能，总体来说综合素质比较低，对变电运行管理工作起不到有力的推动作用，进行变电运行管理时，他们无法对设备进行精准娴熟的维修与日常防护，整体的变电运行管理工作达不到基本要求。由于操作人员综合素质低下，在工作过程中很容易出现不规范操作，操作人员的责任心不强和职业道德不够也为变电运行管理工作埋下了隐患，这些方面都是造成变电运行出现事故的潜在因素，一定要加以解决。

2.3日常维护、检修不到位，更新设备不及时

设备的日常维护对于变电运行管理来说是非常重要的，日常的运行过程对很多设备都会造成磨损，如果对这些磨损不进行相应的维护，会导致设备的使用寿命大大缩短，严重的话还可能导致事故发生。许多管理人员在进行工作时都会忽视设备的维护，这方面的工作做得一直不到位，老化的设备得不到及时的处理，在继续工作的过程中很容易出现问题，这也是变电事故发生的原因之一。

3.保障电网安全运行的相关技术

3.1主变三侧开关

针对主变三侧开关的检查，应该注重一次设备和保护牌的检查。如果产生故障的原因是因为在对变压器的瓦斯进行一系列的保护动作之时，就可以依据结果对变压器和二次回路出现的问题进行判断。针对呼吸气的喷油状况、二次回路的线路状况等的检查，将是确认着火、变压器变形状况等各种情况的重点检查对象。另外还需要检查主变、观察继电器当中气体颜色等。

3.2主变低压侧

处理开关跳闸当中的主变低压侧之时，如果主变低压侧是因为出现了超出规定负荷的电流，所以进行相应的保护动作，此时就需要检查有关设备。待确认了故障具体原因之后，再进行适当的保护动作。确认了主变低压侧只是因为超负荷电流出现而进行保护，那么可以排除线路故障而导致的开关拒动。然后进行二次设备和一次设备的检查。这就要求工作人员在进行检查之时必须进行彻底而全面的检查，以准确找出故障原因，并做出及时应对。

3.3处理由于线路引起的跳闸故障

处理由于线路引起的跳闸故障之时，如果没有发生异常状况，则重点检查跳闸开关的具体情况，以及消弧线圈的状况。由于消弧线圈位置特殊，所以工作人员极其容易忽视，但此处出现故障的频率较高，所以应该引起重视。如果是弹簧类开关，重点检查弹簧的工作状况，其无法正常工作也容易导致跳闸。如果是电磁类开关，重点检查和保险接触的动力状况。

4.加强变电运行管理对策

首先，针对在变电运行管理当中常常出现的问题，应该适当加强管理环节，完善管理制度。要不断提高管理人员的综合素质，明晰权责，落实责任制，提高管理人员的责任感。对于管理人员较少的情况应该适当添加，减少管理人员疲惫工作的状况，提高管理效率和水平。并且对于管理人员应该进行定期的培训，提高管理素质和安全意识。建立健全管理制度，明确各个部门、人员的具体职务范围，且必须按照规范规则进行工作。

其次，提高变电运行人员的综合素质。培养变电运行人员理论知识和实践知识的结合，提高综合素质。对于变电运行人员也要进行定期培训，不断提高其专业技能和专业知识，积极引导变电人员的自主学习和提高。同时提高变电运行人员的思想教育和安全意识，使之树立正确的三观，高度认识到本职工作的重要性，提高责任感。能够及时发现问题并且及时作出正确应对，避免事故发生，降低事故发生后的不利影响。

最后，一定要注意日常的维护工作。在日常管理工作中要注意对设备进行及时的维护和保养，保证设备的使用寿命达到最长，并且维护的过程也是发现问题的过程，及早的发现问题可以让问题得到更好的解决，以免由于人为的延误导致原本能够解决的问题最后酿成了大祸。

5.结束语

从以上的表述中我们可以得知变电运行的重要作用，只有加强对变电运行的管理才能保证电网的安全与可靠，目前我国的变电运行还存在着许多问题，对这些问题进行合理的解决可以让变电运行的整体质量有一个巨大的飞跃。在变电运行管理中，一定要提高管理人员的素质，还要注重对变电运行人员的培训，从多个方面严格把关，确保变电运行管理的最高质量，让我国的电网运行有一个更好的环境。■

【参考文献】

[1]林诗.变电运行管理及电网安全运行分析[J].科技致富向导，2013，24：323.

[2]郝朝霞.变电运行管理与电网安全运行的思考[J].科技资讯，2013，21：142.

电网运行管理标准 篇4

辽电调通中心[2011]65号

关于印发《辽宁电网风电安全运行管理工作实施方案》、《辽宁电网新建、扩建风电场并网管理规定（试

行）》的通知

各风电集团，并网风电场：

为深刻汲取今年以来国内电网发生的多起风电大规模脱网事故教训，保证辽宁电网安全稳定运行，促进省内风电资源可持续健康发展，按照近期国家电监会、国家电网公司下发的有关通知、通报要求，依据《电网调度管理条例》、《电网运行准则》、《风电机组并网检测管理暂行办法》、《风电场接入电网技术规定》等有关条例、规定，辽宁电力调度通信中心制定了《辽宁电网风电安全运行管理工作实施方案》、《辽宁电网新建、扩建风电场并网管理规定（试行）》，现印发给你们，各单位要认真贯彻执行。

联系人：李正文024-23146076（实施方案联系人）

孙力勇

024-2 3146069（管理规定联系人）附件：1．辽宁电网风电安全运行管理工作实施方案

2．辽宁电网新建、扩建风电场并网管理规定（试行）

二○一一年六月二十九日

主题词：能源

风电

管理

通知

辽宁电力调度通信中心

2011年6月29日印发辽宁电网风电安全运行管理工作实施方案

为深刻汲取近期国内电网发生的多起风电大规模脱网事故教训，保证辽宁电网安全稳定运行，促进辽宁省风电资源可持续健康发展，按照近期国家电监会、国家电网公司下发的有关通报、通知要求，依据《电网调度管理条例》、《电网运行准则》、《风电机组并网检测管理暂行办法》、《风电场接入电网技术规定》(Q/GDW 309-2009)、《风电调度运行管理规范》(Q/GDW 432-2010)、《电力系统电压和无功技术导则》等有关法令、规范，辽宁电力调度通信中心（以下简称“省调”）制定了《辽宁电网风电安全运行管理工作实施方案》，请各风电公司（场）认真贯彻落实。

一、风电场涉网保护定值整改方案

各风电公司要组织风机制造厂家和设计调试部门，立即开展风电场涉网保护及场内设备保护定值整定梳理工作。具体要求如下：

1.各风电公司要组织所属风电场，严格按照《风电场接入电网技术规定》，全面检查风电机组的主控定值、变流器定值是否与低电压穿越功能相配合，风电机组的低电压保护、过电压保护和频率保护定值是否与电网保护相协调，涉网保护整定原则是：低频率保护频率定值原则上不应高于48赫兹，高频率保护频率定值原则上不低于51赫兹，并且按照“尽可能延长低电压保护、过电压保护时间定值，尽可能降低低电压保护电压定值，尽可能提升过电压保护电压定值”的原则，逐台检查每台风电机组的频率保护、低电压保护、过电压保护定值以及主控系统、交流器等内设定值的合理性，逐台检查风电机组频率保护整定值，是否满足上述定值要求。各风电场要在2011年7月31日前将涉网保护定值自查情况及修改时间计划上报省调，自查报告应至少包括风电机组的频率保护、低电压保护、过电压保护配置情况以及定值设定情况，主控定值、变流器定值等内容。不满足上述要求的各风电场要在2011年10月31日前完成定值修改工作。

2．各风电场要全面梳理风电场内升压站变压器、配电线路、补偿设备、母线等所有电气设备保护配置及定值整定情况，并在2011年7月31日前向省调书面报告检查梳理结果和整改计划。

3．省调将从11月开始，组织东北电科院、有关供电公司对风电场涉网保护定值设定情况进行专项检查，同时对风电场内升压变、配电线路、汇流母线等电气设备保护配置情况进行抽查。对于经检查不合格或因保护误整定而引发风电机组脱网事故的风电场，风机不得并网运行，直至再次整改满足电网安全要求为止。

二、风电机组低电压穿越能力整改方案

各风电公司要全面梳理已投运和在建风电机组的低电压穿越能力省调将加大对已并网风电机组低电压穿越能力技术整改的督促工作力度。具体要求如下：

1.对于承诺具备低电压穿越能力的风电场，省调将从7月份开始，组织东北电科院对相关风电场进行人工短路辅助性试验验证及风电机组低电压穿越能力抽检。经试验不合格或在实际运行中发生低电压脱网事故的风电场，相关风电公司要制定切实可行的改造计划，确保在2011年12月31日前完成改造及相关试验工作。

2.对于不具备低电压穿越能力的风电场，相关风电公司要立即组织风机制造厂家制定详细完备的改造计划，明确具体的组织措施、技术措施以及资金安排，确保在2012年6月1日前完成整改及相关抽检工作。

3.对于未在规定时间内完成低电压穿越能力改造的风电场，省调将不再与其续签并网调度协议，风机不得并网运行，直至完成整改并经试验验证合格为止。

4.对于不具备低电压穿越能力的风电机组，在完成改造之前，省调将根据电网实际情况和风电公司整改工作进度，采取减发等措施以降低电网安全运行风险。

三、风电场无功补偿设备控制策略整改方案

各风电场要立即开展场内SVC、SVG等动态无功补偿设备补偿容量、运行控制方式的全面核查、整改工作。具体要求如下：

1．风电场并网运行时，要严格按照“风电场并网线路与系统零无功交换”的原则，投入动态无功补偿装置的自动调整功能、并且动态补偿响应时间不应大于30毫秒，同时要确保无功补偿装置的电容器支路和电抗器支路在风电场有功出力突变时能够快速正确投切。

2．风电场并网运行时，应通过动态调整风电场无功补偿容量、优化配置风电场升压变和风电机组机端变变比，保证风电机组的机端电压适应系统电压的正常变化。

3．配置有动态无功补偿设备的风电场，要立即组织设备制造厂家，按照上述原则，进行无功补偿装置控制策略自查工作，要在2011年7月31日前将自查报告上报省调(66千伏并网风电场要同时将自查报告上报所属地调)。自查报告应包括无功补偿装置类型、补偿容量、自动调整范围、控制方式、响应时间、是否满足“零无功交换”等内容。

4．对于动态无功补偿设备控制策略不满足上述原则的风电场，要制定改造计划，保证在2011年12月31日前完成整改。整改完成后，省调将组织电科院及相关地调进行检测，对于仍不满足要求的风电场，省调将不再与其续签并网调度协议，风机不得并网运行，直至再次整改满足电网要求为止。

5．对于未配置动态无功补偿设备的风电场，相关风电公司要立即安排资金，严格按照《辽宁电网风电场无功电压专题报告研究深度》有关要求，进行动态无功补偿装置的设计、采购工作，并在2012年6月1日前完成无功补偿设备的安装、调试、投运及检测工作。

6．对于动态无功补偿设备不满足要求的风电场，在完成改造之前，省调将根据电网实际情况和风电公司整改工作进度，采取减发等措施以降低电网安全运行风险。

四、风电场电气设备安全隐患排查治理方案

各风电公司要全面排查治理风电场内电气设备安全隐患，重点检查高压电缆及电缆头安全隐患，杜绝场内设备故障导致风电机组脱网事故。具体要求如下：

1.各风电公司要立即开展风电场内所有电气设备、配电电缆、线路、控制系统等场内系统和设备的安全隐患排查工作，并在2011年7月31日前将排查报告上报省调（排查报告应包括安全隐患排查结果、治理情况以及暂时无法治理隐患的下阶段整改计划）。

2.各风电公司要根据所属风电场运行实际，全力提高风电场升压站和汇集线系统等场内设备抵御雷雨、沙尘、冰冻等恶劣天气的能力，除了正常的检修预试等常规工作以外，各风电场要结合迎峰度夏、迎峰度冬工作，每年至少开展两次风电场内设备安全隐患排查治理工作，最大限度消除风电场内设备安全隐患．

3．对不积极主动开展隐患排查治理，或经隐患排查治理工作后再次发生同类事故的风电场，省调及相关地调有权暂停其并网发电，直至整改满足电网安全要求为止。

五、风电场调度管理工作要求

1．各风电公司要切实加强风电场运行管理工作。风电公司要配合开展35千伏及10千伏小电流接地系统研究和完善改造工作，在国家有关部门出台技术解决方案前，一旦风电场35千伏及10千伏小电流接地系统发生单相故障，运行值班人员要在第一时间向所属调度汇报，并在2个小时内将故障点隔离，否则所属调度应将该风电场从系统中切除。对于瞒报场内事故进而导致风电机组异常脱网的风电场，管辖调度有权禁止其并网运行，直至整改满足电网安全要求为止。在国家有关部门出台技术解决方案后，风电场应依据技术解决方案进行整改，实现风电场汇集线单相故障的快速切除。

2.风电场发生脱网事故后，严禁自行并网，需经管辖调度允许后方可并网。管辖调度负责对风电场脱网事故进行调查，风电场要主动提供相关资料并配合调查，提供的资料应至少包括：升压站故障录波器记录信息；脱网机组运行信息、低电压穿越功能投退状态、保护及开关动作信息、风机机端三相电压及电流；全场机组的生产厂家、型号、涉网保护定值、低电压穿越功能投退状态等信息统计报表；全场上网有功功率、无功功率曲线，全场风机机端有功功率、无功功率曲线：升压站无功补偿装置控制事件记录、自动调整功能投退记录、保护及开关动作信息；全场设备运行情况描述及场内故障设备照片等。

电网运行管理标准 篇5

省电力公司和各代管供电企业对2010年农村低压电网运行维护管理费调剂额进行了测算，同时对各供电企业的农网维护费成本进行了调整，调整的原则是：

一、解决因电量上升而引起的线变损费用增加。

二、提高农电工工资标准，由原来1.3万元/人.年提高到1.5万元/人.年。

三、适当解决农电工电话费和交通费补助,每人每月50元。

电网运行管理标准 篇6

1.电网基建工程项目标准化管理概念

国家对电网基建工程项目标准化管理有一个清楚的定性，对各个方面的管理都做出了规定。电网基建工程是电力行业的一部分，其标准化管理主要指在整个电网基建过程中，各方面都需要遵循一定的规则，统筹安排好人力、物力、财力等资源，努力提高各方面资源的利用效率。具体的管理要贯彻到电网基建的工程前期、工程建设与总结评价等工作中。只有各方面做到标准化管理，才能保证电网基建工程项目各方面的达标。

2.电网基建工程项目管理中容易出现的问题

2.1电网基建工程建设的管理问题

在电网基建工程建设进度计划管理上，如果前期没有统筹安排，必定会出现工程延期问题。工程的延期不仅会导致整个工程无法按时竣工，同时也会导致大量人力物力的浪费。在某些地区，尤其是东部较为发达的地方，对电力的需求非常大，工业生产和居民的日常生活对电力都有极大的依赖性。而在这些地区如果电网基建工程建设周期的延长，基建工程无法按时竣工，对这些地区的工业和居民日常生活会带来极大影响。所以在电网基建工程的标准化管理上，建设时间进度计划一定要管控好，保证工程的按时竣工。

2.2电网基建工程质量管理问题

电力行业是一个基础性的行业，与居民的日常生活关系密切，这也就对电网基建工程的质量提出了更高的要求。首先是安全性，电力资源的特殊性要求电网基建工程提供可靠的安全保障，能正常供应电力资源。电网基建工程质量要保证各项技术参数都能达到要求，材质上能合格，在这些方面严格把控工程质量，避免以后出现重大安全事故。

2.3电网基建工程技术管理问题

电网基建工程在具体的建设过程中有一定的难度，所以对其就要提供可靠的技术支持。在电网基建过程中有的环节会有很高的难度系数，这些方面需要专业的技术人员参与。然而在有些时候由于管理不当，忽略了技术的重要性，这样做的后果不仅会导致电网基建工程竣工后不符合要求，在开始运行后也会存在严重的安全隐患。所以在技术管理上一定要做到标准化管理，在需要技术支持的地方，要组织专家和相关技术人员共同探讨，实施可靠的施工方案。

2.4.电网基建工程合同履约问题

目前，电力建设项目管理领域合同管理仍存在诸多问题，法律风险管理水平亟待提高，电基建工程合同涉及物资、设计、施工、监理等方面，合同双方事先做出的各种约定和承诺，如物资的供货时间、索赔、不可抗力条款、合同价款调整变更等等，都是处理建设项目实施过程中各种争执和纠纷的法律依据。但是，目前电力工程市场竞争激烈，合同体系不完善，参建单位法律意识淡薄，造成电力工程合同管理风险承担上的不平衡等问题依然存在。

3.电网基建工程项目标准化管理策略

3.1制定合理的工程施工计划

工程的施工计划是施工前期的一个重要准备工作。在施工前，工程的总体建设周期，各个时间段的`工作任务都应该进行详细的规划和论证。上面已经讲到了施工时间周期上出现的问题，如果这一块出现问题就会严重影响工程的施工进度。所以在施工前期，工程的施工计划应该有一个详细的规划，可以邀请项目主管、专家技术人员、施工人员代表等共同商讨论证，制定合理的施工计划表，使各方面人员都了解工作计划，共同保证后期的施工进度和完成效果。

3.2加强质量监管

电网基建工程项目的质量监管不容忽视，这是实现标准化管理的重要环节。质量监管需要相关主管部门做好统筹安排。首先，要指定质量安全主体责任人，这主要是相关主管部门的负责人，这样可以提高相关负责人的责任意识。另外，要组建专门的质量监管队伍，专门负责质量监理工作，及时发现问题，消除质量问题，保证质量安全。还可以建立一套质量监管制度，制定一定的奖罚措施，对造成质量问题的人员要进行处罚，争取在每个人员心中形成质量第一的意识。

3.3加大技术支持力度

在电网基建工程项目标准化管理中出现的技术上的问题，应当予以足够重视。技术问题直接关系到电网基建工程能否正常运行。其牵涉到的技术问题也很多，如规划建设110KV变电站的选址、电气设施设备、环境协调发展和智能自动化水平等等，这些都需要专业人员进行指导。所以在电网基建工程项目中一定要有一支强大的技术人员队伍，给工程建设提供强大的技术支持。

3.4加大电网基建工程评价考核力度

电网基建工程应按照国家法律法规及相关规定，遵循“公平、公正、公开”的原则，择优选择资质合格、业绩优秀、服务优质的工程设计、施工、监理队伍。规范参建队伍合同管理，激励参建队伍提升建设能力与服务水平。根据参建单位合同履约情况开展评价考核，建立基建项目管理创新激励机制，鼓励各单位在贯彻落实标准化管理要求的同时，推进管理方式方法创新，推进基建工程标准化建设。

4结束语

电网运行故障分析及安全运行管理 篇7

1 电网运行故障分析及安全隐患

1.1 电网运行主要故障

1.1.1 雷击跳闸

雷击跳闸在近来年的电网运行故障中居首位, 其主要原因在于两点:1) 电网运行设计方面;2) 运行维护方面。雷电反击的最主要原因在于接地电阻超过设计值, 由于山坡地形的变化, 会引起山区输电线路保护角的变化, 保护角增大会导致屏蔽失效区域的增大。通过现场调查, 山区线路的雷电绕击跳闸较多, 导致这一现象的直接原因就是由于保护角取值较大或者是输电线路没有随着地形的变化进行改进而造成屏蔽区域失效。另外, 在设计阶段, 没有进行实际调查而造成输电线路不符合实际要求, 导致雷击跳闸率升高。在运行维护中, 绝缘水平的不足导致了输电线耐雷水平降低, 周围缺少防绕击措施, 运行中部分接地装置被腐蚀都可能造成雷击跳闸。

1.1.2 风偏放电

风偏放电是造成电网运行故障的问题之一, 一旦由于风偏放电, 就会导致重合闸困难, 影响整个电网的安全运行。线路故障有以下几个特点:第一, 在放电时段和放电区域, 会有持续的强风, 并盘有雷雨或者冰雹;第二, 在发生风偏放电的地区, 没有明显的地形地貌特征;第三, 杆塔上曲臂构架和导线上有比较明显的电弧烧痕, 并能看清放电路径;第四, 合闸失败几率高, 在强风结束后, 仍合闸失败。造成风偏放电有两个原因, 一是因为强风天气影响, 二是由于线路抗强风能力有待提高。

1.2 电网运行的安全隐患

1.2.1 开关遮断容量不足

随着现代社会用电负荷的逐渐增大, 电网分层的配套设施越来越不能满足高用电量的需求, 给电磁网环带来了极大的压力, 导致220k V系统短路情况增加, 220k V开关遮断容量不足问题日益严重。近些年, 在电网枢纽位置的厂站, 220k V母线短路现象发生率增大, 对电网设备和安全带来了极大的威胁, 假使开关相邻处发生故障, 不仅损害开关, 更给周围相关设备带来严重影响, 如果开关断不开, 存在问题, 必然会引起更大事故, 后果不可想象。

1.2.2 电压高低差幅较大、低谷电压太高

主网电压高低差幅较大、低谷电压太高, 给电网安全运行带来了严重影响。究其原因有以下几点:1) 电网计划设计部门存在工作失误, 未严格认真执行“技术规范”的要求;2) 没有考察当地实际情况, 按照电网固有的客观规律将感性、容性无功补偿容量装够。

2 电网的安全运行管理

2.1 提高继电保护的运行管理

继电保护装置在电网运行中有着两面性, 它可以为电网运行提供安全的保障, 但也可能成为扩大电网事故的源头。只有加强对继电装置的保护, 才能保障电网良好运行。我们要努力做到“三个管好”和“三个检查”。

1) “三个管好”:a.管好控制保护设备;b.管好直流系统及各个分支保险;c.管好保护压板。

2) “三个检查”:a.做好送电后的检查;b.做好停电后的检查;c.做好事故跳闸后的检查。

2.2 提高电网运行人员素质

一方面, 在电网基层的工作人员, 技术水平较差, 不注重培训的重要性, 导致培训流于形式。当电网出现故障时, 一些工作人员不能及时、准确的做出判断, 找不到故障发生的地点和原因, 甚至出现判断失误, 拉错开关等情况, 导致事故造成的停电范围大、时间长;另一方面, 由于从事此行业的人员年龄偏大, 缺乏年轻职工的加入, 文化层次不高, 影响企业现代化进程。通过以下几方面来提高电网运行人员素质:1) 加强对电网运行人员的培训, 让主管领导认识到培训的重要性, 使员工不断加强技能水平。要求工作人员不断学习新技术、新知识, 提高业务技能, 胜任本职工作。要注意培训内容的实用性, 多传授实际操作技能, 注重对实际情况的模拟训练。2) 开展工作指导, 使工作人员掌握相关操作标准, 完善自身业务素质。提高调度人员的安全意识和责任心, 让相关人员了解到误调度、误操作所带来的事故, 提高工作人员的警惕。3) 加强对电网运行人员综合素质的培养, 提高其职业道德水平, 使他们在自己的工作岗位上, 提高电网安全意识, 注重电网故障排查。4) 工作人员要做好事故预想。当天气情况恶劣或者遇到其他突发状况, 要做好事故预想, 早准备, 早预防, 并准备好应对措施, 以便在发生异常时, 能够及时、准确、果断处理同时应做好输电线路的检修工作, 对于有问题的线路, 应及早做出处理, 杜绝事故的发生。5) 注重吸收新鲜“血液”, 发现和培养新员工, 加强人才储备。

2.3 提高处理突发事故的能力

现今, 电网运行的环境不稳定, 还存在着许多意外因素, 主要表现在天气原因, 由于灾害性天气发生的频度与力度均有加剧趋势。在夏季, 会受到强雷暴雨的袭击, 冬季则会受到大面积污闪的影响。电网设计所能承担的程度也不足以承受某些自然灾害。除此之外, 外损和偷盗现象也是日益严重, 有些地方电力公司为了防止外损和防盗现象的发生, 花费了大量人力、物力经费, 仍没有起到本质的作用, 没有从根本上消除这个问题。这就需要做好两个方面:一方面相关部门应制定并不断完善相关法律法规, 从法律角度对不法行为加以约束和制裁;另一方面在公司内部因建立起一套完整的、行之有效的突发事故预警机制, 提高解决突发事件的能力, 以保证电网运行的安全。

3 结语

随着新技术的出现, 供电的可靠性虽然有了明显地提高, 但也存在着一些问题。这就要求相关工作人员对设备进行不断改善, 提高电力系统的可靠性, 以改善供电水平, 减少供电事故的发生。

摘要：现今, 随着电力企业的不断改革和发展, 电网安全越来越受到人们的重视, 电网安全已经成为行业内讨论的话题。分析电网运行的故障及存在的安全隐患, 并根据这些问题提出电网安全运行管理的有效方法。

关键词：电网运行,故障分析,安全运行管理

参考文献

[1]宋太忠.加强调度管理保证电网安全经济运行[J].时代经贸 (中旬刊) , 2007.

[2]董纪军.浅谈如何加强电网的统一调度和安全管理[J].中小企业管理与科技 (下旬刊) , 2010.

加强调度管理保证电网安全运行 篇8

关键词调度管理;电网;安全运行

中图分类号TM727.2文献标识码A文章编号1673-9671-(2010)022-0146-01

0引言

随着社会电网系统的互联和电网覆盖范围的扩大,电网一旦发生事故且不能迅速消除时,会导致连锁反应,造成大范围、长时间的停电,对社会的政治稳定、经济增长和人民生活安全等造成严重影响,这是其他行业事故无法比拟的。揭西县供电公司被广东电网公司成功接管后,广东电网公司对揭西县电网建设和改造投入了大量资金,逐步改善了昔日揭西县电网设备老化、结构薄弱、电网“卡脖子”、安全隐患大、供电可靠性差等状况。同时,揭西县供电企业管理水平和供电服务质量也进一步提高,电网建设力度也随之进一步提升,加强调度管理保证电网安全运行,有利于改善揭西县地方投资环境,促进揭西经济的发展和人民群众生活水平的提高。电网调度的主要任务是指挥电网运行,合理配置资源,保证整个电网安全稳定运行和连续可靠供电,电网调度管理工作的好坏直接影响着电网的安全可靠运行。当前,揭西县经济发展迅速,用电负荷逐年剧增,对电网安全稳定运行质量的要求越来越高,电网的改造和电网技术设备的更新,使电网调度管理工作逐步实现现代化程度,合理的电网网架结构、可靠的继电保护和高素质的调度人员是保证电网安全运行的三个必要条件。本文結合当前揭西县电网结构,分析加强调度管理,特别是加强可靠继电保护及安全自动装置的调度管理和运行方式的管理,提高调度人员自身素质水平,避免调度、操作失误事故的发生,保障电网安全稳定运行。

1加强继电保护管理

继电保护既是电网运行的可靠屏障,又是可能导致电网事故扩大的根源。作好继电保护装置的运行管理,使继电保护装置处于良好的工作状态,确保其正常运作。

1.1运行管理要做到“三个管好”

管好控制保护设备,控制保护设备不同单元要用明显标志分开,控制保护屏前后要有标示牌和编号,端子排、信号刀闸有双编号,继电器有双编号并且标注清楚出口继电器,有助于在工作运行中检查。管好直流系统及各个分支保险,定期检查直流系统及储能元件工作状态,各保险都制定双编号,定期核对保险编号及定值表,检查保险后的直流电压无误。管理好压板:编制压板投切表或压板图,每天值班人员检查核对后做好投切记录,在保护校验后或因异常情况需保护退出后,又重新投入前,应测量压板两端电压是否正确,以防止投入压板时保护误动。

1.2运行管理还要做到“三个检查”

送电后的检查,送电后要检查电流表有指示、断路器已合上,还要检查保护、位置灯为红灯,正常送电瞬时动作的信号延时复归。停电后的检查,要判明断路器断开的项目,要检查位置灯为绿灯,正常停电瞬时动作的信号延时复归。设备事故跳闸后的检查,要检查断路器的状态、性能,还要检查保护动作的信号、信号继电器的掉牌情况、出口继电器的接点、保险是否完好,必要时检查辅助接点的切断情况。

2加强运行方式管理

2.1建立健全数据库系统,提高运行方式的管理水平

从制度上规范电网运行方式工作管理化,每年年度运行方式的编制应依据前一年电网运行中存在的问题,加以防范,将反事故措施落实到运行方式中,更好地发挥运行方式对电网的指导作用。从技术上要完善调度自动化系统,以便收集准确的各种运行数据,为电网运行方式分析提供可靠的依据。对网架变化以及严重故障影响电网安全运行更最不利的运行方式要提出相应对策,进行有组织、有重点、有针对性的事故预想和反事故演习,制定防范措施,防患于未然。

2.2加强符合管理和电网潮流计算分析

根据季节负荷特性,准确掌握线路负荷情况,合理安排运行方式,对过负荷、重负荷线路问题加强监视,并采取相应措施,确保电网安全可靠经济运行。

3杜绝调度、操作失误事故

揭西县供电局调度人员在下令改变电网运行方式,指挥停、送电操作和处理事故操作中,防止误调度、误操作事故的发生是调度人员主要工作和重要责任。

3.1调度工作应着重抓调度操作全过程,严格执行调度规程

管理人员制定操作方案、事故预案,调度人员制定当值的危险点预控分析,检查调度值班期间的工作质量、调度工作的规范化。

3.2揭西县供电局严格执行电网运行规章制度,杜绝习惯性违章

据事后分析,调度、操作事故大部分因执行规章制度不认真、不严格造成的,因此,调度员在工作中必须养成自觉认真执行规章制度的习惯,克服习惯性违章。要提高调度人员的安全意识,增强岗位责任心。坚持定期举行安全活动,集中学习误调度、操作事故通报,从事故中汲取教训。开展调度命令无差错活动,将调度命令无差错作为安全考核指标对员工进行按月考核,考核结果作为评选先进的条件,从而增进了职工的主人翁责任感和岗位安全意识。

3.3发展科技新技术提高职业技能

随着各种新技术、新设备不断应用于揭西供电局电网运行中,电网运行的现代化水平越来越高,与此同时对调度人员的业务素质也提出了更高的要求。调度人员要加强学习技术知识,提高业务能力,以胜任本职工作为目标,掌握系统自动化工作原理,熟练运用各种运行方式的操作和事故应急处理,并果断决策事故发生的原因。县供电局调度人员通过各种形式的培训学习,苦练过硬本领,努力在指挥电网的运行和事故处理中做到准确无误。

3.4通过掌握运行方式,力争做好事故预想

揭西县供电局要求调度人员对电网运行方式、电网设备的运行状况和当班需要完成的工作每日做到心中有数,在天气突变或重大事件突发前做好事故预想和应急措施,以便能及时进行果断处理。遇电网改造和电路检修时,要重点警示,避免误调度事故发生。

4总结

随着揭西县城、农网的改造,电网变电站将能实现无人值班或少人值守,电网的运行管理变成操作队加集控中心方式,计算机实时监控系统是电网管理的重要手段,所以建立和完善实时监控系统的安全预警、在线提供实时操作预案功能,对电网的安全运行管理有着指导性的重要作用。总之,调度人员要对调度的设备了如指掌,严格遵守各项调度制度,时刻保持头脑清醒,工作中要密切配合,操作时要严格执行监护制度,在电网遭遇大负荷或极端恶劣天气时要提高警惕,及时、准确、果断的处理事发故障并上报相关领导部门。

参考文献

[1]宋太忠.加强调度管理保证电网安全经济运行[J].时代经贸,200,80.

[2]谢丽霞.加强调度管理保证电网安全运行[J].农村电气化,2003,10.

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