大运行体系范文

2024-07-26

大运行体系范文（精选10篇）

大运行体系第1篇

1 电网风险预警管理的基本概念

开展电网风险预警管理的首要任务是对风险预警管理的相关过程进行准确定义，通过技术手段和一定的标准进行风险辨识和分析，确定风险等级，提出并落实相应的预防性控制措施。

电网风险预警管理。通过风险分析，辨识出可能导致电网事故的潜在风险，并采取科学有效的措施加以控制，有效规避风险，确保电网安全稳定运行的科学管理体系与办法。

电网风险辨识。按照一定的标准，并结合电网的实际运行特点，对潜在或固有的影响电网安全的各种因素进行分析、归纳和鉴别，并对事故可能引起的后果进行客观评价的过程。

电网风险评价。在电网风险辨识的基础上，根据电网发生事故后造成后果的严重程度，对风险进行等级划分。当前浙江电网风险预警管理体系中，将电网风险划分为Ⅰ、Ⅱ两个等级，并根据风险等级确定相应的预控措施。

电网风险预控措施。电网风险预控是风险预警管理体系的核心，根据安全生产的目标和宗旨，在科学的风险辨识和风险评价的基础上，选择最优的风险预防控制方案，降低或避免风险。

2 电网风险预警管理的基本原则

(1)事故分类。当前，浙江电网风险预警管理中考虑的事故类型主要包括单一设备故障、母线故障、同杆并架线路故障等3类。2001年7月1日正式颁布执行的《电力系统安全稳定导则》对于“N-1”原则中的单一元件明确为线路、发电机、变压器等，并不包括同杆并架双回线和母线，同杆并架双回线和母线的故障分析适用于第二级安全稳定标准，即保持稳定运行但允许损失部分负荷。基于《导则》的上述规定，浙江电网风险预警管理中对于同杆并架双回线和母线故障分析给出的相关控制措施，主要是避免大范围停电及重特大事故。即使如此，部分运行方式下给出的限额仍然难以控制并缺乏可操作性。2008年冰灾事故也在一定程度上反映了“N-1”原则有待进一步完善。笔者认为，故障的严重程度应该用不加控制时的停电损失，或用使系统稳定而必须的最小控制代价来衡量。它应该是稳定分析的结果，而不是决策的前提。结合浙江电网的实际运行特点，在风险预警管理中，将上述两类故障都考虑进来，但与单一设备“N-1”故障进行了区分。对于风险较大但发生概率较低的事故的防范，在技术措施难以落实的情况下，允许通过组织措施来降低电网运行风险。

(2)风险等级划分。根据事故可能给电网带来的后果，将浙江电网风险划分为Ⅰ、Ⅱ两个等级。符合下列条件之一者，风险等级列为Ⅰ级：设备计划停役后将造成全省供电缺口达3%及以上。设备计划停役后将造成相应地区供电缺口达到规定数值(地区电网负荷500万千瓦及以上，供电缺口8%及以上;地区电网负荷200万千瓦～500万千瓦，供电缺口10%或40万千瓦及以上;地区电网负荷200万千瓦及以下，供电缺口15%或30万千瓦及以上)。事故后可能造成电网大面积停电，造成全省电网负荷减供8%及以上或单个地区减供负荷20%及以上。事故后可能造成1座及以上500千伏厂站全停。事故后可能造成3座及以上220千伏厂站(含用户变、牵引站)同停。其他可能造成相当后果的情况。符合下列条件之一者，风险等级列为Ⅱ级：设备计划停役后将造成全省供电缺口达1%及以上。设备计划停役后将造成相应地区供电缺口达到规定数值(地区电网负荷500万千瓦及以上，供电缺口4%及以上;地区电网负荷200万千瓦～500万千瓦，供电缺口5%或20万千瓦及以上;地区电网负荷200万千瓦及以下，供电缺口8%或15万千瓦及以上)。事故后可能造成电网非正常解列，并造成全省电网负荷减供4%及以上或单个地区减供负荷10%及以上。事故后可能造成2座220千伏厂站(含用户变、牵引站)全停。事故后可能造成220千伏电网直供高危用户停电。其他可能造成相当严重后果的情况。

(3)风险预控措施。风险预控措施主要包括技术措施与组织管理措施两大类。技术措施主要包括：负荷调整、有序用电、电厂机组出力控制、电厂保厂用电等事故应急预案、220千伏变电所防全停，等等。对于确实无法落实技术措施者，要求做好组织管理措施。组织管理措施主要包括：编写事故预案、线路等设备特巡、变电所加强值班力量、专职监护人加强监视工作、确保工作设备与带电设备存在明显隔离点、相关安监部门和生产部门派专人到现场，等等。

3 电网风险预警管理的主要内容

(1)风险预警管理流程。省调在制定月度检修计划时，同步开展电网运行方式风险评估，编制《浙江电网月度运行方式风险评估表》并随月度计划文件下发。各地区局根据省调下发的《浙江电网月度运行方式风险评估表》，及时启用《浙江电网运行方式风险预警通知书》，并将地区局生产领导签发的预警通知书作为停电(启动)申请单的附件上报省调。当前，浙江电网开展风险预警管理主要针对月度计划检修方式，也适用于电网临时方式，由省调下发《浙江电网临时方式风险评估表》，并由地区局在2个工作日内落实相关工作。根据风险预警管理制度规定，地区局应每月将上月预警通知书的落实情况以书面报告形式上报省调。

(2)各部门职责划分。电网风险预警管理涉及到多个部室或专业的密切配合，主要分为省公司和地区局2个层面。省公司层面上，浙江省调是浙江电网运行方式风险预警的管理部门，负责编制风险评估表，检查地区局履行情况。公司生产部、基建部、安监部、营销部各司其职，协调解决省公司层面上浙江电网风险预警管理中出现的问题。地区局是浙江电网风险预警管理的执行单位，负责具体落实省调运行方式风险评估表中的预控要求。

(3)风险评估表。《浙江电网运行方式风险评估表》由浙江省调负责制定，并随月度计划下发，风险评估表内容主要包括：主要停役设备;停役时间;工作内容;风险分析;受限断面;预控措施;风险等级。

(4)预警通知书。各地区局调度所根据省调下发的风险评估表，及时编制预警通知书，并将地区局生产领导签发的通知书作为停电(启动)申请单的附件上报省调。

4 电网风险预警管理的发展趋势

当前，浙江电网风险预警管理采用静态的电网风险评估，即在假设事故必然发生的前提下，进行风险评估及预防性控制，没有对设备发生故障的概率及事故产生的后果进行综合分析，这也直接导致当前对电网运行的控制偏于保守，电网的输送能力无法得到有效发挥。

电网风险的根源在于其概率特性，在电网实际运行中，电网各元件的故障概率不是固定不变的，而是随着电网运行方式、时间和外部因素的变化而变化。以输电线路为例，在冰灾、台风等极端自然条件下，线路故障概率可能急剧增大，电网事故风险也随之急剧增加。此外，随着电网互联规模的不断扩大，大容量、远距离输电线路不断增多，一条线路可能经过多个地区，这些地区的气候环境可能存在很大差异，在对线路进行可靠性建模时也必须充分考虑上述因素。当前，浙江省电力公司已与浙江省气象局签订了战略合作框架协议，联合开展极端外部灾害下的停电防御系统研究。可以预见，考虑概率特性的电网运行方式风险评估，是电网风险预警管理体系发展的必然趋势。

事实上，浙江省电力公司推行的电网风险预警管理，其重点不在技术上的创新，更多是通过管理变革创造出更好的效果。“群策群力”是对这一管理模式十分形象的描述———充分应用管理学中的经典德尔菲法和层次分析法，各专业层面从各自角度提出对电网运行方式风险隐患的考虑，对电网运行各环节进行风险评估和定级，在此基础上提出针对性的防范措施，通过闭环管理建立全方位、全过程的标准化风险管理体系。

大运行体系第2篇

——**县电业公司“大运行”体系建设工作汇报

**电网目前拥有变电站19座，变电总容量63.6万千伏安，其中，220千伏棠溪变电站1座，110千伏变电站4座，35千伏变电站14座。共有供电电源点 5个，形成了以220KV为中心，110KV为骨架，35KV分区供电，城市10KV手拉手的供电格局。其中，**县电业公司管理110千伏变电站2座（其中代维市公司师灵110千伏变电站一座），35千伏变电站11座，全部实现了无人值班和“五遥”功能。**县域供电面积1089平方公里，供电人口86万人，2011年供电量预计达到7亿千瓦时。

根据省市公司关于深化“三集”管理、推进“五大”体系建设的总体要求，**县电业公司坚持以“集约化、扁平化、专业化”为主线，以确保电网调度运行安全为前提，以提升电网运行绩效为目标，以突出管理创新和管理规范为重点，以提高人员业务能力为保障，积极探索实践县供电企业“大运行”体系建设之路。通过整合调度、监控、运维、通信及自动化等资源，变革组织机制，优化业务流程，合理配置人力资源，实施调度集控专业融合、运维操作分区管理、保护自动化业务整合，1 构建了“1+2+13”的“调控一体化”管理模式，实现了电网调度管理业务与运行监控业务的融合，提高了电网调度运行管控能力、安全风险管理水平、供电质量和生产效率，为实施“地县调控一体化”积累了经验，奠定了基础。现将主要做法汇报如下：

一、调控融合，扁平集约，建立“调控一体化”组织架构

（一）管理模式变革的背景

2009年，我公司打破传统的变电站分站管理、多人值班模式，实行“调度中心+集控站+运维操作队+无人值班变电站”的调度变电运行管理模式，所管辖的13座变电站全部实现了无人值班，变电运行实现了集中控制、统一管理、协调运行，解决了变电站值班人员数量多和结构性不足的矛盾，降低了运行人员劳动强度和管理成本，使电网安全可靠运行水平得到提升。

随着电网智能化建设的逐步推进，电网运行复杂程度的增大，对电网运行控制能力和精细化管理的要求愈来愈高，原有的管理模式也逐步暴露出管理层级多、链条长、信息传递环节多等问题，如集控站除负责监视变电站设备工况外，对上接受调度命令，对下向操作队进行调度命令的转令，调度与现场的一切上、下行信息全部需要经集控站上传下达，造成应急能力较差、资源综合利用效率较低等，已不能适应电网智能化发展的要求。2011年5月以来，我们按照国家电网公司“大运行” 2 体系建设的要求，深入探索推进“调控一体化”管理，全面重组调度、监控、运维、通信及自动化等资源，重新梳理优化业务流程，将监控业务划转调度，将调度运行和设备运行集约融合，构建了适合企业发展实际、具有特色的“调控中心+运维操作站”的县公司“调控一体化”管理模式。

（二）组织架构和管理职责

实施调度集控专业融合。成立调控中心，取消集控站，将原集控站负责的变电设备远方巡视、监控、遥控操作、状态评价等业务划转调控中心。调控中心设主任1名，下设电网调度班1个，调度员6名（含班长1名），系统监控班1个，监控员6名（含班长1名）。主要负责电网调度生产、运行监控、遥控操作、异常及事故处理指挥协调工作。

实施运维操作分区管理。成立运维操作站，主要负责变电站现场管理、设备巡视维护、现场操作以及事故处理等。在运维操作站分区域布点上，根据我县地域情况和电网结构现状，兼顾电网中长期发展规划，综合利用现有资源，依托县域东、西部两座110千伏变电站，分别设立李庄、师灵两个运维操作站，其中李庄运维站管辖李庄110千伏变电站和谭店、宋集、人和、盆尧、康李、二郎、重渠等7个35千伏变电站，师灵运维站管辖师灵110千伏变电站和吕店、出山、仪封、杨庄等4个变电站。从运维站到所辖子站车程均在40分钟以内。每个运维站设站长1名，安全员1名，值班长3名，正值班员6名，3 副值班员6名。

实施保护自动化业务整合。为满足“调控一体化”管理的需求，提升通信、自动化专业的保障能力，将通信、继电保护、自动化专业进行人员和业务整合，成立保护自动化班，负责继电保护、通信网络、电网调度自动化、视频监控系统设备的运行维护。设班长1名，技术专责2名，运行维护人员5名。

通过以上机构岗位设置和人力资源配置，实施调度集控专业融合、运维操作分区管理、保护自动化业务整合，实现了资源优化调整，减少了管理层级，缩短了管理链条，构建了“1+2+13”，即1个调控中心+2个运维操作站+13个无人值班变电站的“调控一体化”管理组织架构。

二、完善系统，信息分层，建立 “调控一体化”技术支撑平台

一是升级改造电网调度自动化系统。我公司最早于1991投入运行调度自动化系统，20年来进行了多次升级改造。为适应变电站无人值班和“调控一体化”管理的需要，2010年对调度自动化系统进行全面更新，在优化整合原有功能的基础上，实现多屏监视运行工状、多屏控制设备运行，具备更加强大的信息容量和更加完善的系统统计分析功能。新系统已于2011年9月顺利通过了省公司电网调度自动化实用化验收。

二是根据调控一体的实施需求，拓展应用了相关的功能软件。完善了变电站后台远程管理系统，对调度台实施了“调控 4 一体化”改造，增设了监控系统检修功能、信息屏蔽功能和未复归查询功能等，更好地完善自动化功能，减轻监控人员监视工作量。开发应用电网“调控一体化”能量管理系统（EMS），系统具备网络拓扑、状态估计、负荷预测、电网潮流分析、辅助决策等功能。

四是应用了全网无功优化系统（AVC），实现了电网电压和无功补偿的自动控制，提高了电网供电质量，降低了电能损耗。

四是所有变电站安装了视频监控系统和周界安全系统，能够实时监控、记录变电站的安全和设备运行情况，可提供事后事故分析的有关图像资料，并具备防火防盗功能。调控中心能够进行实时监控。

五是实施光纤环网工程，提升了通信传输的可靠性、稳定性。

六是开展信号分层规范清理工作，确保信号名称清晰、分级合理。按照信息重要程度，将信号分为四层，包括事故信号、重要告警信号、一般告警信号、其他信号。针对每日实时信号中无效信息比率较高的现状，在保证信号完整的基础上，采用多种技术措施“过滤”无效和冗余信息，提高集中监控的效率和安全性。通过这些措施解决了集中监控后信息量大，易造成误报、频报的问题，为调控一体化的实施提供了可靠保障。

三、优化流程，完善标准，建立“调控一体化”制度保障体系

今年，我公司承担了河南省电力公司标准化建设县级试点单位工作，为我们建立完善“调控一体化”制度保障体系提供了良好契机。遵照省公司统一策划的县供电企业标准体系表，根据“调控一体化”模式下新的管理内容、职责分配和保障要求，我们全面梳理调度、监控、运维操作、保护自动化等业务流程，编制相关技术标准、管理标准、工作标准，共优化完善与“调控一体化”相关的业务流程21项，制定相关的技术标准3项、管理标准8项、工作标准23项，编制完成了《**主网调控一体化管理规定（试行）》、《**主网运维操作站管理规定（试行）》等相关规章制度，内容涵盖职责划分、安全管理、运行管理、技术管理、培训体系、调度规程、应急预案、操作指导、无功电压管理等方面，并对相应的报表、记录、台帐进行规范完善，基本建成全业务、全流程、全岗位覆盖的“调控一体化”制度保障体系。

四、合理配置，复合培训，落实“调控一体化”人员保障机制

“调控一体化”的实施对调控值班和系统维护人员的综合素质提出了更高的要求。为稳步推进“调控一体化”的进程，实现电网调度运行管理模式变革的平稳过渡、安全衔接，我们采取资质审查、考试考核、公开选聘的形式，使合适的人到合适的岗，合理配置人力资源。同时，针对结构性缺员问题，实施复合型强化培训。制定了《调控人员培训计划》，集中各专 6 业技术骨干提前介入对相关知识和业务技能的学习，开展针对性培训。采取“请进来、送出去”的方式，分批安排外出学习，并邀请专家及相关厂家技术人员进行集中授课。组织人员到现场熟悉设备，既增加了对设备的感性认识，又促进了调控人员与相关生产单位人员的交流。开展模拟演练，提高实战能力。采取轮岗培训和跟班实习相结合的方式，扩展员工业务面，提高综合素质能力。各岗位人员很快熟悉了业务流程，掌握了业务技能，经过考试考核，具备了上岗和值班条件。同时，开展岗位练兵和技术竞赛活动，营造“比学赶帮超”的浓厚氛围。开展职业技能升级活动，积极开展调度、监控“双资格”培训，激励员工通过自身努力提高技能等级，拓展技能资格，培养“双师型”、“双技能”复合人才。

五、把握关键，平稳实施，规范“调控一体化”专业管理实行“调控一体化”管理，如何把调度与控制有机结合起来，同时又能相互监督制约，使系统安全平稳地运行，我们的思路和做法是：明确分工、相互制约、有机结合、平稳实施、把握关键，关注细节、持续提升。

（一）分工明确，相互制约

调控中心分别设置了调度运行班和系统监控班。调度运行人员履行电网安全、经济运行管理、事故处理的指挥调度职责，具体负责调度计划的落实、电网运行方式的调整、电网电压的调整和无功管理、主变经济运行、事故处理等。系统监控人员 7 负责电网的监视控制，通过调度自动化系统对主网运行情况进行监视，对电网潮流、电压无功、设备运行状态、事故信号和变电站二次系统信号进行监视、分析、汇总，并报调度运行值班人员；同时，通过变电站视频监视系统对变电站现场进行实时监视，及时发现设备在运行或操作过程中发生的异常情况，报调度运行值班人员。调度运行人员在综合分析各方面的信息后，向有关单位下达调度命令，系统监控人员根据调度命令进行调压、远方分合断路器等操作，运维操作人员进行变电站现场操作。

通过调度与监控业务的专业化分工，使调度与监控、指挥与执行作业实现了规范有效的监督制约，提高了电网调度运行的安全管控能力。

（二）有机结合，平稳实施

监控业务并入调控中心后，监控与调度运行人员同处一室工作，交接班统一进行，对全网的运行情况、调度计划、电网工作、事故障碍等都同时了解，进行无间断、面对面沟通，信息无时差共享，从而使调度与控制有机结合，有效地提高了工作效率，保证了电网的平稳运行。

（三）把握关键，关注细节，持续提升

把握调度与监控业务融合的关键点，找准专业化分工和协同机制的结合点，关注细节打磨和持续提升。分类梳理新模式下各环节新的要求、新的问题，细化措施，逐步实施，并加以 8 固化。如：

（1）对监控工作的规范性提出新的要求。针对系统监控人员对哪些信息需要监控、采取什么形式报告、报告信息如何表述等不统一、不明确、不规范等问题，编制《**电网调控运行信息管理规定》，对信息的来源、监控的范围、监控的重点、信息报告的形式、信息内容的标准化描述等作出详细的规定，并逐步对所辖13座变电站的相关监控信息进行清理，提高了监控工作的规范化。

（2）对常规的运维操作管理提出新的要求。运维操作站除严格落实日常维护计划制、定期巡视制、设备测温制、设备定期轮换制，强化现场运行维护管理之外，重点关注工作质量和细节优化。建立设备巡视卡制度，设备巡视卡详细列出巡视的各个项目和设备名称，要求运维人员按计划对变电设备和基础设施进行逐项巡视检查和记录，并签名确认，确保现场巡视人员到位和巡视工作质量。针对集中运维操作设备数量的不断增多，设备多样性和复杂性的不断增加，分门别类、详细编制各类设备的操作要求、操作步骤和操作要领，形成统一规范的设备操作手册，使操作人员可以一目了然地熟悉掌握操作过程，帮助运维人员正确规范进行操作。

（3）对二次系统运行管理提出新的要求。按照“管理集中，专业融合”的原则推进二次系统管理体系建设，实现继电保护、通信、自动化等二次系统的专业融合，培育二次系统复 9 合型人才。实行统一的二次系统管理模式，优化二次系统业务管理和流程控制，实现了二次系统的有机整合。

（4）对应急状态下处置要求做出明确的规定。如：在极端自然灾害及突发事件下，变电站暂时恢复有人值班。

四、取得的成效

（一）提高了电网调度运行管控能力

实施调控一体化，调度与监控业务的融合，减少了管理层级，缩短了业务链条，简化了值班流程。同时，强大的调度技术支撑体系，实现了信息无时差传递和辅助决策，使调度运行人员对电网信息掌握更加全面精确，事故的快速准确分析与应急处置能力显著提升，调度命令下达更加直接快捷，全面提高了电网调度运行的集约管控能力，为电网的安全稳定、可靠供电和优质服务提供了更加可靠的保障。

（二）提高了电网安全风险管理水平

相比变电站分散管理模式下，变电运行业务的集中管控，使人员的安全管控范围和安全管理幅度变窄，责任主体更加明确，安全系数得以提高。专业化的监控人员，使监控的深度、广度、精度和对信息数据的分析判断能力显著提高。专业化的运维操作队伍，职责更加明确和清晰，工作标准和管理要求更加细化，员工业务技能也由过去的“全而粗”向“单而精”转变，生产管理的重心从“事后”抢修转为“事前”预控，倒闸操作、运行维护、设备巡视等现场执行工作质量得到进一步提 10 升，现场操作安全风险得到有效管控。同时实施调度遥控操作，大大减少了运维人员往返变电站的次数，降低了交通安全风险。

（三）提高了供电可靠性和电压质量

调度与监控业务的融合，“调控一体化”信息平台的技术支撑，最大限度地减少了信息沉淀和误判，使风险预警、事故预判能力进一步提高，减少了电网发生事故停电的风险。同时，一旦电网发生异常或故障，调度、监控人员能在第一时间直接获取异常或故障信息，省略了集控分析、核实、上报等环节，提高了故障处理速度，最大限度地减少了停电范围和停电时间，提高了供电可靠性。全网无功优化系统的实施和应用，实现了电网电压和无功补偿的自动控制，提高了电网供电质量，降低了电能损耗。

调控一体化的管理成效已在实际工作中得到体现。在今年迎峰度夏期间，调控人员根据监控到线路和设备过负荷情况，直接调整电网运行方式，实施负荷转移，下达相关限电指令，有力保障有序可靠供电。实施“调控一体化”后，电网异常和故障的处理平均缩短约12分钟，加快了故障隔离和恢复供电时间，电网运行方式调整节约15分钟左右。

（四）人力资源合理配置，提高了生产效率，降低了管理成本

专业化的班组设置，业务技能的针对性培训，使合适的人 11 到合适的岗，合适的人干合适的活，实现了人力资源的优化配置，解决各专业人员力量不足、结构性缺员和部分人员年龄结构偏大、专业素质不能满足要求等问题。调度自动化系统能够实现开关一次设备遥控、主变分接头自动调整、电容补偿装置自动投退等，大量减少了操作人员赶往现场次数，缩短了设备停役时间，有效提高了生产效率，相应的交通、人力、管理成本也随之降低。

（五）为实施“地县调控一体化”积累了经验，奠定了基础

调控一体化并不是简单的调度、监控业务合一，它不仅是技术的革新，也是设备运行集控业务的转变、变电运行业务的改革、生产管理组织方式、运行维护管理模式的转变。**公司率先实施县公司层面电网调度业务与运行监控业务的融合，通过建立完善“调控一体化”技术支撑平台、制度保障体系和人员保障机制，优化业务流程，深化专业管理水平，逐步积累了“调控一体化”管理经验，建立完善了相关标准制度，培育了专业管理和技能人才，为下一步实施“地县调控一体化”奠定了基础。

大运行体系第3篇

【摘要】随着“三集五大”体系建设的不断推进，公司各项业务都在发生不同的变化；调控中心的组织机构、业务职责、制度流程、技术支持系统、人员等诸多方面都做出了一系列的调整。在“大运行”体系建设与磨合过程中，调控中心总结、提炼出“三二一”管理体制，即三强化两提升一融会贯通——强化指标管理，强化细节管理，强化安全隐患控制；提升调控运行效率，提升调控人员应急反应能力；通过融会贯通、跨领域式培训，培养出复合型人才。在此管理体制的约束指引下，调控中心取得一连串的优异成绩。在以后不断磨合中，将不断丰富、完善此管理经验，创造更多的佳绩。

【关键词】“三集五大”；“大运行”；调控一体化；“三二一”管理

一、企业基本情况

截止到2014年年底，烟台市牟平区供电公司共有500kV变电站1座，220kV变电站1座，110kV公用变电站7座，企业自备110kV变电站3座，35kV电网共有10座公用变电站和10座专用变电站。牟平供电公司电力调度控制中心负责牟平全区电力调度、电网监视工作。依据“三集五大”要求，电力调度控制中心下设调控运行班、配网抢修指挥班2个班，肩负着管辖牟平区35kV、10kV电网及分布式电源；负责牟平电网方式计划、保护整定、自动化等专业职能；负责区调自动化设备的运行维护和异常处置；负责区调电网模型、图形、数据的维护[1]。

二、综合管理目标描述

国家电网公司发布的2012年公司1号文件《关于全面推进“三集五大”体系建设的意见》，指出推进人财物集约化管理和“大规划、大运行、大检修、大营销”体系建设。牟平供电公司调控中心根据国家电网公司“三集五大”体系总体构建思路和要求，结合本公司及本区域电网实际情况，制定了自己的建设目标：全面构建集中统一、权责明晰、工作协同、规范高效的牟平电网大运行体系，提高电网运行调控能力和安全稳定水平[2]。一是深化专业纵向集约，实施地县调一体化运作。二是深化业务横向协同，扩展远方操作范围，提升设备监控运行管理水平，统筹协调配网抢修指挥业务。三是深化调控业务转型，推进调控核心业务统筹、强化支撑体系、健全制度标准，保障队伍建设，实施“标准化、一体化建设，精益化、集约化管理”。

三、主要做法和工作成效

在“大运行”体系建设与磨合过程中，调控中心总结、提炼出“三二一”管理体制，即三强化两提升一融会贯通——即强化指标管理，强化细节管理，强化安全隐患控制；提升调控运行效率，提升调控人员应急反应能力；通过融会贯通、跨领域式培训，培养出复合型人才。在此管理体制的指引下，调控中心取得一连串的优异成绩。

三个“强化”

1、强化指标管理

以六项指标为引领，以市公司横向同业对标指标体系为抓手，调控中心加强各项指标的过程控制，加强对指标数据和管理工作的分析和管控，对各项指标进行细化分解，制定优势指标巩固措施、潜力指标提升措施、弱势指标攻关措施和高权重指标保证措施，将各个工作环节落实到人。

2、强化细节管理

从小处着眼、细微处入手，引导员工加快思想观念转变，提升员工业务技能和综合素养。“大运行”体系建设的核心内容就是“调控一体化”，这种模式下的建设提升了调度对电网运行的整体驾驭能力，但缺少了原来调控中心与运维变电的相互把关，增加了调控人员“误操作”的可能性。因此必须加强内部管理、过程管理、细节管理，完善操作管理制度、建立岗位约束和监督机制。

3、强化安全隐患控制，确保安全生产管理的“新提升”

开展“安全生产大整顿”，通过风险隐患排查治理、学习贯彻《防人身伤害特别措施30条》等工作，进一步强化全员安全意识、层层落实安全责任，监督管理全面到位。

两个“提升”

1、提升调控运行效率

“大运行”体系的建设极大地提高了事故处理效率和电网调度应急反应能力，这种变化源自“大运行”体系建设的核心内容——调控一体化。这种模式提升了调度对电网运行的整体驾驭能力，提高了工作效率，实现调度、监控、信息的高度集中，是电网生产管理模式的彻底转变。

2、提升调控人员应急反应能力

电力调控中心依据新形势下调控值班岗位职责，制定了详细的调控专业的培训计划，在不断加强、巩固他们原有技能的同时，强化调度及监控业务融合培训，帮助他们尽快向“调控一体化”的模式转变。

方式专工定期对调控人员进行电网运行方式的讲解剖析，让调控人员熟知电网运行方式及事故处理预案，这样即使事故发生时也能沉着冷静，提升应急反应能力。定期组织反事故演习。借此让调控人员对电网运行方式及事故预案有更深刻的领悟；提升成员的反事故处理能力及心理素质。

组织班组成员学习各类重大事故，深刻分析产生的原因，吸取相关教训，制定调控员值班提示卡及反事故练兵演练等防控措施，及时做好事故预想及危险因素分析，加强操作过程管理及两票管理，进而让班组成员提高警惕，警钟长鸣，以预防类似事故的发生。

一融会贯通

促进班组成员各专业知识的融会贯通，培养复合型人才。

“调控一体化”的建设对运行专业人员的能力素质又提出了更高的要求：业务从电网延伸至设备，把电网安全和设备安全监控有機地结合，将调度员与监控员的优势结合起来，提高对电网的掌控能力，即复合型人才。吃透其本质需求后，调控中心采取多方机制，促进班组成员各专业知识的融会贯通。首先创新的制定了复合型人才的培养路线：通过培训扩充调控人员的理论知识，包括电网运行、变电运行、设备知识；加强现场学习，提高感性认识；跳出岗位局限，各专业人员之间交叉学习。其次加强选拔，引入激励机制，吸引优秀人才投身调控业务。多措并举培养出调控专业的全能人才，进一步提高调控队伍整体素质。

三、取得成绩

1、2013、2014两年同业对标指标评比中，调控运行专业指标排名均位于十个县局的前两位，年度综合指标排名第一，连续两年获得标杆专业的荣誉称号。

2、在“三二一”的政策指引下、多种措施的保证下，调控人员的业务水平不断提高，综合能力不断提升，较2013年，2014年全年完成停电次数比年同期多83条次，其中计划停电增加了70.4%，保护动作停电减少了3.45%，临时停电减少17.77%，截止到12月31日，调度已连续安全运行1095天，各项工作圆满收官，并取得省级优秀班组的荣誉称号。

3、在“三二一”的体系引导下，借助交叉学习，借力于相互辅导培训、一对一帮扶，调控中心各班组成员正向“复合型人才”方向转化，已出现了调控运行人员懂方式、会保护定值整定；综合自动化专工精于保护整定计算、懂方式、具备电网运行人员电网调度资格的融会贯通的局面，形成了各专业工作之间的相互提醒、相互协助、互为备用，共同服务于电网的安全稳定运行工作氛围。

四、结束语

优异的成绩代表着过去，代表着“三二一”政策曾经符合“大运行”，贴近牟平电网的特点；创新才能发展，调控中心将紧紧围绕“三集五大”的核心思想，紧密结合牟平电网的发展变化，与电网的发展共同进步，不断扩充、完善“三二一”政策，将其丰富为一个完整的管理体系，让其更好的为电网的发展服务。

参考文献

[1]《关于全面推进“三集五大”体系建设的意见》

大运行体系第4篇

2012年10~12月期间, 35千伏化建矿变电站 (专变用户) 因多次设备故障, 造成东关变电站 (国网含山县供电公司资产) 35千伏东林366线路跳闸, 其电源点电压瞬时下降, 给东关变35千伏其它客户造成重大影响, 同时也给110千伏电网安全运行带来了很大的风险。

经过多年的电网建设, 含山电网架构日趋坚强, 尤其是实现调控一体化后, 优化整合运行系统核心资源, 实现系统资源和信息资源共享, 最大限度地保障调度、变电站信息数据的一致性、准确性和可靠性。

但对客户用电安全的管理上仍存在“真空”现象, 主要表现在:客户电气设备老化较为严重;对供用电管理重视程度不够, 管理不规范;运行值班员业务能力不满足要求等问题。如何做好客户用电安全管理?含山县调度控制中心从专业管理的角度出发, 提出专业管理的目标和范围, 不断加强客户用电安全管理。

其中客户安全管理目标:不发生大面积停电及其它重大电网事故;客户值班人员倒闸操作及事故处理正确、规范;不发生由于误操作、误整定、方式安排不当等原因造成客户发生设备及人身事故;不发生客户违反调度纪律事件;不发生由于调度人员责任而造成对客户断电事故。

客户安全管理范围:根据电网实际情况, 修订应急预案, 做好重大节日期间的保电工作;实行精细化电网运行管理;在电网主变、母线等大型设备检修或重大方式变更时, 提前通知客户, 做好预警、预案工作, 确保客户的安全供电;规范调度协议, 明确双方责任, 为调度管理提供依据;对客户开展业务培训, 提高业务技能。

2 电力调度客户安全管理的做法

国网含山县供电公司调度控制中心对接入系统的客户分别从电网运行、设备状况等方面展开调研和分析:对因供电侧原因影响客户安全供电的隐患进行整改;对客户方面存在的隐患, 公司各部门加强协调和沟通, 采取联合客户用电安全服务、明确资产分界及维护范围、严格入网验收和技术监督、规范客户调度协议、开展客户值班员培训实行持证上岗、建立健全电网预警、预案机制, 加强客户侧继电保护定值管理等多种手段, 提高电网管理水平, 有效保障电网安全运行和用户安全供电, 确保系统、设备处于安全状态, 使客户安全供电工作做到可控、能控。其主要做法是:

(1) 部分较早建成客户的用电安全管理。通过深入开展安全用电服务工作, 深入客户侧排查安全隐患, 发现问题及时帮助用户整改, 从客户的供用电合同、客户接线情况、客户设备状况等情况进行梳理, 确定生产营销各部门参与范围。由调控中心和客户服务中心分别负责, 从供用电合同和调度协议的签订履行情况、供电设施和运行方式、客户第一断路器和进线总开关定值是否符合规定、是否建立完备的停送电联系制度和程序、是否建立完善的安全用电管理制度并有效执行、是否建立完善的变电所运行管理制度并严格执行、是否制定供电中断事件应急处理预案、计量装置及附属设备是否安全、可靠、是否存在影响安全用电的其他重大隐患和问题等方面, 开展客户安全用电服务工作, 实行客户安全用电服务标准化、规范化管理。

(2) 新投产客户的用电安全管理。客户投资的输变电设备在投运前与客户签订运行维护协议, 明确双方的资产界定和维护范围, 保证不出现维护责任的空白点。严格对客户用电输变电工程的验收和技术监督工作。组织各专业的业务骨干参与验收, 并将验收意见及时反馈给客户, 督促整改后进行再验收, 直至隐患和缺陷全部排除方可通知营销部门签订供用电合同。要求客户输变电工程投运后应由有资质的单位进行设备的检修、巡视、预试和年检, 保证设备和通道的完好。针对客户对供电质量的高可靠性要求, 制定对客户供电的应急预案, 并贯彻执行, 保证出现紧急事故后, 抢修器材和人员能及时到位。加强对县级供电公司侧设备的运行维护和管理, 制定年度预试检修计划, 及时响应客户的需求, 协助客户进行检修预试年检工作, 发现缺陷及时处理, 保证设备的完好。在迎峰度夏期间安排输变电设备红外测温, 发现问题及时消缺, 保证在高温大负荷期间设备安全可靠运行。为了切实提高客户值班员业务能力, 对于新投产客户在签订调度协议时明确值班员要通过持证方可与调度机构联系业务, 确保启动送电和正常业务能够正常开展。对于已取得上岗证书人员, 结合停送电联系人培训班的工作, 邀请参加培训, 从而保证客户变值班员知识水平的不断提高和改善。

(3) 调度专业客户的用电安全管理。在大型检修及重大方式变更前, 坚持提前告知客户停电范围、工作内容、时间及可能造成的后果等, 并下达预警通知单。制定详细的保电方案, 包括方式安排、保护意见、调度操作原则等, 经调度控制中心负责同志批准后由调度员执行, 内容丰富, 实用性强。并加强调度员对预案的学习和培训力度, 对于比较复杂的预案, 组织进行演练, 提高调度员对预案的熟悉程度, 确保在发生事故时, 调度员能够快速反应, 将损失降到最低。

重新修订《电网大面积停电预案》、《变电站全停预案等应急预案》, 要求客户制定预案, 形成一体化的应急预案体系, 提高调度系统应急处置能力。同时注重预案的实用性和可操作性, 坚持每年一次联合反事故演习, 演习内容将客户安全涵盖在内, 邀请客户观摩演习, 提高客户值班员业务技能。

3 电力调度客户安全管理的实践效果

(1) 客户用电安全管理得到加强。通过加强培训, 实行持证上岗, 客户值班员技能水平、持证上岗率有了很大提高, 尤其是客户调度业务人员安全意识提升很快, “统一调度, 分级管理”落到实处, 调度指令的严肃性得以加强。调度倒闸操作和事故处理能力有效提升, 违反调度纪律和调度协议的事件有效得到控制。

(2) 电网安全运行、输变电设备健康状况明显好转, 继电保护正确动作率保持较高水平。对公司内部与客户相关的设备加大了检查和巡视力度, 确保了设备健康运行。客户投资的输变电设备, 在投运前与客户签订运行维护协议, 明确双方的资产界定和维护范围, 保证不出现维护责任的空白点。严格对客户用电输变电工程的验收和技术监督工作, 做好继电保护定值管理, 提高继电保护正确动作率。通过整理、规范管理, 使得电网安全风险逐步降低, 为客户安全供电提供了有力保证。

(3) 增加了公司内部、公司与客户的沟通, 使得供用电双方联系、协调关系更加紧密。同时也推动了双方检修配合工作, 有效减少了客户供电设备重复性停电次数, 取得了良好的社会效益, 公司各部门和客户之间联系更加紧密, 双方相互学习, 相互理解, 共同提高, 实现了双赢, 调度管理功能得到很好体现。

大运行体系第5篇

关键词：空预器；排烟温度；轴向密封；径向密封

中图分类号：TK223 　　　　文献标识码：A 　　　　文章编号：1009-2374（2012）15-0122-03

1　2009年1～4月风烟参数整理

对2009年1月至4月3B空预器电流＞35A的各连续时段风烟参数进行整理，以寻找与3B空预器电流＞35A与有必然联系的参数。在3B空预器电流＞35A时段：

第一，从负荷来看，当前负荷并不完全固定，平均负荷有500MW的，也有600MW负荷的。因此3B空预器电流＞35A与负荷并无直接的关系。

第二，从3B空预器冷一次风温及冷二次风温来看，有大气温度低的时候，也有大气温度高的时候（14度至32度之间），显然3B空预器电流＞35A与3B空预器电流冷风温度并无直接关系。

第三，从3B空预器热一、二次风温来看，在11至14度范围内（热一冷风297℃～309℃，1热二次风311℃～325℃，2热二次风306℃～317℃）都有出现过3B空预器电流＞35A，3B空预器电流＞35A与3B空预器热一、二次风温无直接关系。

第四，从3B空预器入口烟温度来看，低点有357度，高点有375度，相差将近20度，3B空预器电流＞35A与3B空预器入口烟温无直接关系。

第五，从3B空预器排烟温度来看，在10至13度范围内（112℃～122℃，127℃～140℃）都有出现过3B空预器电流＞35A，3B空预器电流＞35A与3B空预器排烟温度无直接关系。

综合以上五点，单方面从负荷、空预器冷、热风温度、空预器入口烟温、排烟温度来分析3B空预器电流＞35A并不准确。3B空预器电流＞35A有时候出现在上述单一参数在低点，有时候又出现在高点；同时也可以说，当上述单一参数在高点或低点时，3B空预器电流并不一定＞35A。两者之间不存在必然的联系。

然而从3B空预器冷热端温差来看，当3B空预器电流＞35A时，各风烟侧冷热端温差值均达到某一小范围波动的固定值，尤其是一二次风侧冷热端平均温差及一次风侧冷热端温差，偏差在5～6℃（见表1），也就是说，当前3B空预器电流＞35A时与各风烟侧冷热端温差值有着必然性（各风烟侧冷热端温差值必定高于某一小范围波动的固定值，尤其是一二次风侧冷热端平均温差及一次风侧冷热端温差），但以上所述并未证明：3B空预器各风烟侧冷热端温差值达至下表的所示的固定值，空预器电流就一定＞35A。

2　负荷从400MW加至600MW又降至550MW的3B空预器风烟参数变化趋势

通过2009年03月25日负荷从400MW加至600MW稳定后又降至550MW的3B空预器风烟参数变化趋势（在此期间3B空预器连续出现过3B空预器电流＞35A报警），以求找出3B空预器电流波动与各参数的对应关系。

负荷从400MW加至600MW过程中，3B空预器各风烟侧冷热端温差随着负荷的增加而增大。

负荷从600MW减至400MW过程中，3B空预器各风烟侧冷热端温差随着负荷的降低而减小。

当3B空预器各风烟侧冷热端温差升高某一数值并长时间稳定（不出现大波动），则3B空预器电流会频繁出现＞35A报警。

当3B空预器各风烟侧冷热端温差未达到某一数值并长时间稳定，则3B空预器电流不会频繁出现＞35A报警。

综合以上4点，随着负荷升高，3B空预器各风烟侧冷热端温差也随着升高，当达到某一数固定的数值时，3B空预器电流会频繁出现＞35A报警；随着负荷的的降低，3B空预器各风烟侧冷热端温差也随着降低，当低于到某一数固定的数值时，3B空预器电流＞35A报警复位。

通过上述分析，可以得出：只有3B空预器各风烟侧冷热端温差高于某一固定值（小范围偏差）并稳定，则3B空预器电流会频繁出现＞35A报警。

3　从空预器密封装置来解释

回转式空气预热器为了减少漏风设有径向、轴向和旁路密封装置。

第一，径向密封装置。径向密封装置由冷、热端扇形密封板和冷、热端径向密封片组成。扇形密封板安装在预热器的静止部件上，径向密封片安装在转子的径向隔板上，运行中调节扇形板和径向密封片的间隙，即可控制预热器的径向漏风。本预热器在径向漏风上有所改进，由于扇形板的中心角为20°，而相邻两道径向密封片的中心角为10°，因此，始终有两道径向密封片处于扇形板的范围内，从而大大减小了预热器的径向漏风。

第二，轴向密封装置。轴向密封装置由轴向密封片和轴向密封板组成，轴向密封片安装在预热器转子圆筒外侧，并对应于每块径向隔板的位置上，沿整个转子的高度装设。三块轴向密封板装在烟气仓和一、二次风仓分隔区的外壳板上，调节轴向密封板与轴向密封片的间隙，可控制轴向漏风，同径向密封一样本预热器的轴向密封装置也改进为双密封结构，大大减小了轴向漏风。

第三，旁路密封装置。旁路密封装置由安装在上、下连接板上的环形密封角钢和安装在转子圆周上的“T”字钢组成，其作用是限制烟气、空气在经过预热器的传热元件时从转子与外壳之间的间隙旁路通过。旁路漏风是预热器漏风的一部分。

第四，当空气预热器运行时，由于自上而下通过转子的烟气温度较高，自下而上通过转子的空气温度较低，因此形成了整个预热器转子从热端到冷端的温度梯度，使转子产生蘑菇状变形，当空预器各风烟侧冷热端温差越大，则这种变形就越大，则容易造成空预器密封装置与定子发生摩擦，致使空预器电流升高。

大运行体系第6篇

关键词：大运行,大客户,安全管控,调度联席

根据山东省电力公司大运行建设方案, 地区调度机构承担地区电网 (含城区配网) 调度运行、设备集中监控、系统运行、调度计划、继电保护、自动化、水电及新能源 (含分布式电源) 等专业管理职责;负责市公司及其所属县公司信息通信专业管理;调度管辖地域内35~220千伏电网 (不含县公司35千伏电网) , 调度有关电厂;承担地域内35~220千伏变电设备 (不含县公司35千伏变电站) 运行集中监控、输变电设备状态在线监测业务等。大运行体系的建立, 进一步规范电网发、输、供、配、用等各环节的业务流程, 在市公司层面将电网运行管理职能独立并且强化。

1 创新沟通机制, 提升大用户安全管控能力

(1) 加强沟通, 建立对口联系机制。按照大用户性质、用电负荷规模、厂站接线架构等, 枣庄地调对网内大用户厂站进行分类, 按照重要性和规模的不同, 划为3个片区。结合“大运行”体系建设职能设置、枣庄电网实际情况和人员配置, 建立地调领导牵头、各专业密切配合的联系小组, 每个地调领导挂帅一个小组, 对口联系1个片区, 形成一个地调领导对口联系1个片区的“项目经理负责制”工作体系, 并建立沟通学习平台, 将重点大用户管理思路和经验扩大到网内全部大用户。

(2) 开展大用户专项电网安全诊断。枣庄公司按照“统一组织、深度分析、全面诊断、注重实效”的原则, 建立大用户电网风险辨识“统一领导、牵头部门主导、责任部门和单位配合”的工作机制, 在每年的岁末年初对拥有2座及以上变电站的大用户进行专项诊断分析, 明确给出电网诊断结论, 提出电网安全运行存在的具体问题, 做到“纵向到底、横向到边”, 逐年编制并下发《枣庄电网大用户变电站运行注意事项与存在问题》提高电网安全运行风险防控能力。

2 搭建数据平台, 提高服务大用户技能

(1) 建立大用户运行监控平台。枣庄地调以调度技术支持系统为依托, 开发大用户运行监控模块, 对大用户的实时运行信息进行统计分析。从电厂计划执行、大用户负荷实时运行信息监督、大用户厂站数据主站维护到大用户变电站“六复核”检查、大用户调度业务培训等, 实现枣庄公司对境内大用户、大工业用户的全过程调度运行管理, 从而实现厂网运行安全性和经济性。

(2) “三公”调度获大用户认同。依据购售电合同及并网调度协议, 按照电网运行的整体需要, 枣庄地调秉承“公正、公平、公开”原则, 制定调度计划, 合理安排运行方式, 根据电网运行需要、考虑发电设备状况和兼顾各发电企业利益, 公平合理地安排各发电企业的峰、谷调度计划。迎峰度夏 (冬) 期间, 枣庄地调面向大用户公开用电限额及计算依据, 春节调峰调压期间公布各地方电厂出力最高额, 均获得各大用户高度认可。

3 调控一体管控, 强化计划和指标管理

(1) 加强日调度管理, 提高负荷管理水平。利用枣庄电网大用户调度管理技术支持系统, 大用户实现网上日发、用电负荷申报、批复功能, 大用户负荷管理更加公平、科学、合理。根据电网经济运行、安全运行的要求, 科学分解月度出力计划, 实现对大用户有功出力的日调度管理。

(2) 利用科技手段, 加强对大用户的运行监控力度。利用光纤、无线等通信方式和OPEN3000调度自动化系统平台, 所有大用户远动信息实现远传功能。地调实时监督大用户运行, 避免大用户负荷突变、地方电厂故障停机等造成局部电网过负荷等运行隐患。

4 规范核心业务, 强化大用户运行标准化

(1) 全过程参与大用户新设备启动。枣庄地调在大用户厂站的规划可研阶段即参与进来, 对接入系统进行审查, 并利用潮流计算软件进行粗略计算, 校验可研项目中潮流的合理性和电网的稳定性, 确保可研项目的正确性。参与初步设计、技术协议、正式设计等工作, 按照有关规程、规定, 充分考虑设备的合理性、实用性、经济性, 兼顾运行和维护的方便。

(2) 将大用户厂站纳入电网保电调度管理。重大节假日及迎峰度夏 (冬) 期间调度管理指依据对往年负荷特性的分析和当年负荷增长趋势的预测, 通过准确的潮流计算, 确定节假日和迎峰度夏 (冬) 期间的调度措施。主要包括重大节假日及迎峰度夏 (冬) 期间地方电厂调峰调、加强电网无功电压控制何电网调度的通知, 要求枣庄公司各部门、大用户厂站严格执行, 保证电网安全稳定运行。

(3) 调控一体齐抓无功电压管理。针对枣庄电网以工业大用户为主的负荷特性, 无功电压的波动主要由大用户负荷突变引起, 枣庄地调对管理流程、控制流程、统计流程的各个环节实行全过程精细化管理, 明确相关部门职能, 并辅以多重审核、统计分析、信息化管理等手段, 计算不同状态下的电压浮动情况, 采取相应措施以保证电网电压合格。

5 以沟通促和谐, 强化调度联席机制

(1) 定期召开电网调度联席会。加强与大用户的交流沟通, 将有关政策信息及时传达, 对相关专业上的安全生产要求规范统一, 确保了大用户安全、稳定、顺畅发展, 实现了电网、地方电厂、大工业用户效益的最大化目标。

大运行体系第7篇

关键词：大运行体系,电网监控模式,发展及现状

0 引言

随着我国用电量的增加、电网规模的扩大, 使得我国原有的电网监控模式已经不能够满足现今电网运营的需求。对于以往的电网监控模式来说, 其不仅设备集约化程度不高、业务流程复杂、环节多、控制效率慢, 且在技术方面也存在一定的滞后现象, 大大降低了电网监控工作的监控效率以及监控效果。在这种情况下, 对于电网监控模式的改进势在必行。

1 大运行体系下地区电网监控模式变化

1.1 电网监控模式

在新的电网监控模式中, 我国的变电站从以往人工的值班模式彻底转变为了集控站模式, 并逐渐实现了电站的无人管理, 即在城市的一定范围之内建立起专门的操作队和监控中心, 其中, 操作队的工作人员能够对范围中的电网设备进行定期的检查、做好倒闸操作;而监控中心则能够对此范围内的电力运行情况进行实时的监控, 并在问题发现的第一时间能够及时通知相关人员对其进行处理。可以说, 通过该运行模式的转变, 能够在减少电网监控工作人员投入的基础上获得更好的监控效果。

在大集控模式中, 其能够有效地对电网监控工作中记录、信号接入、系统监控与管理等工作实现统一化, 并通过在集控中心设立操作专项小组的方式对范围内电站进行常规性的巡视以及倒闸操作, 并在出现问题出现时能够及时对其进行处理。通过这种大集控方式的实施, 则能够帮助电站在运维以及监控工作开展的过程中能够以更为明确的分工方式获得人力资源的优化配置。

1.2 监控人员素质

通过监控模式的转变, 使我国的变电站正式转变为了无人值守的方式, 并以此减少了电网运行、监控人员的数量。同时, 这种电网运行模式的转变, 也使得电站无论是从技术上还是设备上都出现了较大的提升。在这种情况下, 只有监控人员素质的提升, 才能够更好地完成该模式下的电网监控工作:第一, 电网监控人员需要对电网运行中设备的实施状态进行掌握, 如一、二次设备以及设备仪表的度数等。如果电网出现运行事故, 就需要电网的监控人员在看到监控画面时能够及时判断问题出现情况的原因并将其上报到上级部门, 以此进行更为及时的事故处理;第二, 监控人员也需要能够做好事故发生后不同部门间的协调处理。当事故出现之后, 监控人员需要在第一时间从监控设备的相关参数以及表现等情况选择出具有价值的信息, 并将其提交给电力调度部门使其能够作为后续操作的基础。在此过程中, 其也应当能够做好不同部门的协调以及分工工作, 以此在上级分析的过程中能够对现有的事故状况起到良好的控制作用;第三, 调度操作票的核查也是非常重要的一个环节。在电网监控过程中, 工作人员在实际操作之前也需要接受操作票以及调令, 并能够在对操作票中要求进行合理解读的基础上按照要求开展工作。可以说, 通过更多高素质、高技术、综合性电力监控人才的加入, 也是我们电网监控工作良好开展的重要保证。

1.3 监控设备

随着电网监控模式以及技术的改进, 使得我国现有变电站的监控系统也在此过程中得到了不断的提升, 从AD800、OPEN2000到现今的D5000, 通过设备的提升直接使电力企业的电网监控水平得到了提升:系统功能的完善、监控画面的清晰全面、监控信号的规范以及监控面积的增加都为企业开展电网监控工作作出了重要的保障。

而为了能够在此基础上使电网监控工作以及电网自动化运行水平能够得到进一步的提升、加强设备状态的检测有效性, 企业也可通过在线检测分析系统以及输变电自动控制系统的建立获得此项目标。通过上述系统设备的运用, 能够帮助电网监控工作人员更好地完成输变电设备在线监测以及无功电压的调整工作, 并在此基础上对运行环境信息以及输变电设备状态开展监测、预警等一系列功能。

1.4 管理模式

在大运行模式下, 电网运行的最终目标就是要真正的达成调控一体化。所谓调控一体化, 就是指通过对原有电网运行中的变电运行管理以及变电监控这两项工作进行分析, 并将其中所具有的调度以及监控工作进行整合, 以此帮助我们能够更好地开展电网监控以及电网调度工作。其具有的特点主要有以下几个方面:

(1) 组织结构方面, 其以变电站以及调控两级建制, 具有扁平的结构特征。而在集控管理模式中, 集控站同调度站相互之间以独立的方式进行建制, 而因此形成的集控、调度以及变电这三种结构则稍显复杂。 (2) 业务流程方面, 其通过将电网调度同电网运行监视这两项工作的融合, 能够帮助我们更为及时、准确地对变电站信息进行掌握。如果在实际操作的过程中对部分信息具有一定的疑问或者不确定, 则可以根据操作人员的需求在任何时间进行回溯, 并以此帮助我们能够更为快速、准确地对问题进行判断与处理;而在操作指令的发布中, 也可以直接以调控的方式下达给下级变电站, 从而以这种直接、跨越多个环节的方式使指令的下达能够更具效率;如果在电网监控过程中出现了事故, 则会通过调控中心及时地实施转出负荷、隔离故障的操作, 以此帮助我们更好地提升事故发生的应急处置效率。而在以往的集约式管理模式中, 其因为将监控工作同调度工作以分离的方式开展, 就会在实际工作中会出现较多的问题, 如信息传达环节多、流程多、效率低下以及掌握信息少等等, 两者相比而言大运行模式的电网管理工作明显具有着更高的运行效率以及更好的操作性。 (3) 值班制度方面, 我国的电网监控工作从最初的两班倒、三班倒到目前的五值三运转方式都大大减少了工作人员的夜间值班次数。在调控一体化方式中, 这种五值三运转的值班模式不仅有效地对夜间值班工作量进行了较为合理的安排, 也对以往变电监控人员经常出现的超时工作等问题进行了良好的解决。而通过这种方式, 对于企业以人为本的管理理念以及电网的安全运行都是一种有效的保障。 (4) 业务专业方面, 在调控一体化模式中, 调控中心无论是在变电站监控上还是调控中心的监控上都能够以非常专业的方式开展工作, 以此帮助工作人员能够具有更多的时间与精力去开展倒闸操作以及现场巡视等工作, 可以说大大提升了电网队伍的运行效率以及整体水平。同时, 通过对于不同班组工作人员分工的优化与科学配置, 也能够进一步的提升电网事故处理能力。

2 结束语

总的来说, 电网监控是我国电力工作中非常重要的一个环节。在上文中, 我们对大运行体系下地区电网监控模式的发展以及优势进行了一定的研究与分析, 可以说, 其无论是从模式上、人员上、设备上还是管理上对于我国现今的电网工作都具有着非常好的促进与提升效果, 需要我们能够对其进行良好的运用。

参考文献

[1]金双喜, 裘峰源, 宣跃.地区电网调控一体化系统建设的研究与分析[J].陕西电力, 2011 (01) :49-52.

[2]罗涛, 何海英, 吕洪波, 冯跃龙, 詹国红.基于全寿命周期理论的电网调控一体化管理模式评价[J].华东电力, 2011 (02) :111-113.

大运行模式下电网安全运行简析第8篇

关键词：大运行,电网调控,安全运行

引言

众所周知, 现如今的社会已经进入到信息化时代, 科学技术的发展得到了前所未有的提升。对于电网运行来说, 智能化时代已然到来, 而电网的“大运行”模式在智能化时代的基础上得以快速实现, 并最终给社会民众带来更加方便且高效的用电需求。从总体情况来看, 当前我国的电网体系已经从根本上发生了转变, 伴随着电网运行结构和形态的优化调整, 在充分整合资源的前提下, 电网的运行效率取得了质的飞跃。然而, 任何事物的发展都有其两面性, 我们应当用辩证的目光看待。伴随着电网“大运行”时代的到来, 电网运行的特性发生了巨大转变, 其复杂程度进一步提升, 因此对于电网运行的安全控制提出了全新的要求, 电网的安全运行必须得到充分有效的保障, 社会才能够健康发展下去。

1“大运行”体系建设背景以及主要业务流程

近年来, 我国电力系统的建设可以说是与日俱增, 技术方面的进步是一方面, 另一方面则是电力资源的优化整合与电力企业结构的自身升级。然而, 伴随着大好形势的发展, 停电事故时有发生, 电网安全带来了新的挑战。可以这么说, 电网安全已经触及到我国的民生, 对我国社会的稳定和人民的正常生活都有着极其重要的意义。电网企业对于电网的安全运行一直以来都持谨慎态度, 在对设备的检修和系统的调度方面都投入了大量的人力、物力和财力。由此可见, 电网的安全运行对于我国社会发展的重要性。同时, 电网体系的安全运行对于电网“大运行”体系的建立可以说起着不可替代的作用。现如今, 我国的电网企业已经充分意识到电网安全运行的重要性, 对于自身电网结构的优化和电网路线的维修保障都实现了有效的调整。这是对电网企业自身竞争力的有效提升, 也是考验电网企业对于电网安全运行的控制能力。

电网企业主要流程包括:设备运行以及监控流程、电网的调配和控制流程、运行方式的流程和安全控制的流程。其中, 安全风险防控是电网业务的核心, 而且安全风险防控的体系是一个很复杂, 涉及方面比较广的工程。在“大运行”体系中, 电网的生产体系和安全责任设置已经产生了很大的变化。并且, 随着经济建设的加快, 人们对于电力的要求水平逐渐提高, 电力已经深人到人们生活的方方面面, 人们对于电的依赖很大, 对于电网所出现的风险抵抗力降低。我国出现的电力事故比较多, 而且事故发生因素比较复杂和繁多。随着电力用户的增多和电力使用面积的扩大, 以及各行各业对于电力的依赖程度越来越高, 使得电网安全事故的影响范围逐渐扩大, 如果电网出现事故都会妨碍社会的正常运行和发展, 社会的总体效益和经济效益都会受到损失, 而且损失的程度很大。

2 大运行模式下电网安全运行策略

2.1 提高电网规划设计及建设标准, 严把设备质量关, 降低电网故障率

从近几年笔者所在区域电网运行统计情况分析, 电网设备事故与电网规划设计及建设标准、设备建造及施工安装质量密切相关。不同季节、不同的运行环境, 电网建设标准和质量要求也不一样。输配电线路安全运行受自然环境的影响较大, 其重点在提高预防自然灾害事故方面。变电设施受自然环境的影响要少一些, 但对其运行可靠性, 特别在异常运行情况下继电保护装置及设备本体的动作准确性、可靠性要求更高。为满足输配电线路可靠运行和实现变电站无人值班要求, 适当提高电网规划建设标准、设备建造、施工安装质量是十分必要的, 它是实现电网调控一体化运行的重要物质条件。

2.2 重视变电站无人值班改造标准, 提高信息通信、继电保护、自动装置运行可靠性

对于变电站来说, 当前我国的变电站普遍还是之前需要派专人进行看管的阶段, 这种变电站的结构形式已经跟不上时代发展的要求了。因此, 必须尽快实施变电站无人值班系统的改造, 实现变电站的自动化运行, 同时从根本上提升变电站的运行效率。另外, 变电站的无人值班系统的改造需要对相应设备进行合理更换, 确保变电站改造的标准化与合理化, 从而确保改造后的变电站的安全运行。

要想实现变电站的无人值班改造, 最重要的一点在于要做到信息传输的快速有效性和安全性。当然, 现阶段的信息传输可以分为数据信息和视频信息两个方面。 (1) 对于视频信息的传输来说, 主要是对于变电站的监控, 包括对变电站运行设备以及变电站的安全运行进行实时的监控和预防。 (2) 对于数据信息传输来说, 主要能够有效反映出变电站的运行状况, 是否在一条相对稳定且安全的轨道上运行。对于此, 电力企业应当及时的对变电站进行无人值班系统的改造, 以最终实现变电站的自动化安全运行。

2.3 加强电网运维管理, 提高设备健康水平

对于电网的安全运行来说, 电力企业一方面应当加强对电网的运维管理, 做好对电网的维修保障工作;另一方面要对电网的运行设备进行优化升级, 确保电网设备的高效率运行。当前虽然对于变电站无人制版系统进行了一定程度的改造, 然而再高级的系统, 运行在流程的全息体系, 也会有可能出现电网运行系统的安全故障。基于此, 要想从根本上保障电网的安全运行, 必须要对电网进行全方位的维护和监管, 做到第一时间发现故障, 第一时间解决故障;做好故障在还没发生之前就进行安全维护。从而从根本上解决电网运行过程中安全事故的发生, 保障人民的用电权利。

具体来讲, 加强电网的维护管理有以下几种方法, 也可以说要做好以下几方面的工作: (1) 对于电网的监管和巡视周期一定要合理把握, 确保电网运行设备的安全性以及合理性, 要做到及时的发现故障, 并有效对故障进行排除, 防治安全隐患的发生。 (2) 对于电网设备巡视的工作人员来说, 一定要加强其工作素质的提升和对工作使命的责任感, 确保电网巡视人员的专业技能和抢修能力, 从而有效保障电网的安全运行。 (3) 要做好电网远程设备的有效布控, 从而能够第一时间发现电网运行的具体状况, 早发现故障早做好维修的准备。 (4) 对于出现故障的电网设备, 一定要从根本上将其修好, 以确保电网的健康安全运行。

2.4 努力提升电网调度监控人员业务素质

上述对于电网维修人员的素质提升以及有所提及, 然而, 在电网运行的状况下, 传统的运行方式一旦出现故障, 维修人员便能够当场发现故障, 并找到故障发生的原因, 从而及时有效的对发生的故障就行维修。然而, 在变电站无人系统的转变之后, 对于电网调控的一体化模式, 需要的是信息化的一站式传输, 电网的调度人员需要根据电网信息传输的具体数据进行相应的分析和判断, 以发现电网运行的具体故障。这就要求电网调度人员的自身职业素质一定要过硬, 并且要有足够的现场维修经验, 从而判断出电网的运行是否在安全的状态之下。一旦检查出状况, 务必要从根本上进行维修, 以保障电网的安全运行。

3 结论

总上所述, 当前形势下的电网安全运行关系到我国居民的切身用电安全和经济发展的需要, 电力企业要从根本上做到电网的安全有效运行, 就必须要从设备上进行优化升级, 从资源上进行整合, 从而有效推行变电站的无人值班改造功能。另一方面, 电网的维修工作归根结底还是需要人来保障, 维修人员的自身素质一定要过硬, 且要具有足够的敬业精神和态度。只有做到这样, 才能有效确保我国电网的安全运行。

参考文献

[1]陈敏梅.电网调度安全风险分析及对策探讨[J].中国新技术新产品, 2011 (23) .

[2]劳海军.电力系统继电保护装置运行可靠性探讨[J].中小企业管理与科技 (上旬刊) , 2012 (02) .

[3]荣莉, 徐迪, 李伟玉.大运行体系下智能电网调度支持系统的改革及应用[J].中国电业 (技术版) , 2012 (11) .

[4]陆朝江.论电网调度安全运行管理中应注意的问题[J].技术与市场, 2012 (06) .

大运行体系第9篇

1 实践过程

(1) 开展安全业务学习。针对调控员普遍存在知识不衔接、业务不熟悉等问题, 每月月初制定了详细的培训计划, 月末对本月学习情况进行分析和总结, 并结合实际合理制定下一月度学习培训计划。坚持“安全第一、预防为主”的方针, 每周五安全活动日学习时间不少于2 h, 讨论发言率不低于80%, 针对新调控员底子薄的特点, 实施单独辅导, 由经验丰富的老调控员一对一地进行帮带。

(2) 实行“走出去”的培训策略, 提升员工业务素质。电力调控中心有一部分年轻员工, 工作经验较少, 因此加强这部分人员的技能培训一直是该公司的工作重点。在培训常态化、内容实用化、技术前沿化的培训方针基础上, 为适应电网发展的需要, 该公司采取“走出去”的培训策略, 先后组织员工分期到锦州培训中心进行调控运行仿真机等专业培训, 快速提高了员工的业务素质, 为电网安全稳定运行积累了宝贵的经验。

(3) 创新培训形式, 实施“订单式”培训。针对由于管理体制的变化, 一部分从事线路运检、营销多年, 年龄在50岁以上的老员工逐渐转入变电运行岗位工作, 他们对变电运行业务一无所知, 加之各变电站建成年代不同, 各种设备也存在着较大差异的实际情况, 该公司抽调调控中心专工, 由公司主管领导带队, 组成“骨干培训团队”, 按照“缺什么、补什么”的原则, 分别深入到23座变电站结合现场设备实际情况, 对设备巡视检查、倒闸操作、故障处理工作流程、正确验电及装拆接地线等进行了手把手现场教学, 并对值班员进行现场提问、答疑, 全面提升员工技能水平。

(4) 利用冬季培训时机, 快速提升调控员技能水平。为确保“大运行”体系下电网安全可靠供电, 该公司提早谋划, 根据各变电站设备具体情况分别制定了冬季培训方案和培训计划, 组织调控员通过幻灯片等教学方式, 对变电设备主接线、设备巡视、倒闸操作及事故处理等进行系统的演示讲解, 有力地助推了调控员专业素质的提升。

2 效果评价

目前该公司技能培训工作已经形成了完善的培训管理体系, 通过培训使调控员和变电站值班员操作技能和理论知识水平得到了进一步提高, 为“大运行”体系做好了人才储备, 为电网安全运行打下坚实基础。

(1) 电力调控中心在培训中采取集中授课与个人自学相结合, 理论与现场相结合, 让调控员走出操作台“看世界”, 组织调控员到变电站去实践学习, 使其了解变电设备具体在什么位置、有没有危险点存在, 做到心中有数, 建立了学习培训与考试考核相结合的灵活机制, 充分调动了员工学习的自觉性和学习热情。

(2) 调控员深入到各变电站, 结合实际对变电岗位的员工采取定点、定人的“定位式”现场教学, 改变了以往“上大课”的传统模式, 从变电站的电气主接线图、现场设备的用途, 到设备日常巡视、验电器的使用等进行详细的讲解。每周坚持进行一次安全日活动, 学习安全文件, 开展事故分析, 进行安全培训等;制定本网反事故演习工作规范, 根据电网薄弱环节编制有针对性应对极端天气及大面积停电的应急处理预案;扎实开展反事故演练和预案培训, 有效提高了调度和变电人员应对电网突发事故应急处置中的快速反应、正确处理及协调联动能力。

(3) 调控员汇报从精神面貌到汇报词, 基本达到规范化标准。每天交接班按照标准由上一班对下一班进行汇报交接, 调控中心 (变电站) 负责人把关, 公司领导进行抽查, 安全运检部定期对各运行人员的汇报情况进行检查, 完善了汇报流程。每年编制所辖电网的紧急事故拉闸序位表, 电网设备发生故障时, 调控员能及时进行电网事故分析, 高效指挥电网事故处理。合理安排计划检修, 尽可能缩小停电范围, 少停多供, 使电网连续、稳定、正常运行, 保证供电可靠性, 增加供电企业经济效益, 缩短检修和事故处理时间, 降低客户投诉率, 有效提升了供电企业优质服务水平。

大运行体系第10篇

1电网系统大运行体系的内涵

随着经济的持续健康增长、科学技术的不断进步和发展, 电网系统逐渐进入了大运行体系, 对于供电工作的顺利开展提供了重要的前提准备条件。大运行体系的核心是采取调控一体化的管理模式, 加强对于电网系统的控制和管理, 提高整体管理水平, 增强管理效果。在电网调控的实际操作中, 还需要不断进行探索和分析, 从中寻找到最适宜电网运行调控的管理模式。加强对于电网运行过程中各项细节的控制和管理工作, 逐步推进精益化的管理工作, 才能够最大限度地发挥大运行体系的优势, 使其为电力企业获取到经济效益和社会效益提供前提条件。处于大运行背景下的电网调控能够将变电站的监控和电网的科学调度工作进行有效结合, 从而统一进行管理控制, 这种调控方式主要是针对电网运行过程中的各个生产运行环节, 从中发现运行中的一些问题, 及时进行解决, 以保证电网运行能够安全有效地进行[1]。

2大运行背景下电网调控运行安全中的风险和处理方法

2.1电网调控中的内部风险

众所周知, 电网运行中影响安全生产供电工作的风险因素有很多, 我国电网在发展进程中也始终将保障电网运行的安全作为首要工作。处于大运行背景下的电网系统在调控运行过程中有着很多影响安全生产的内部因素。硬件因素、电网管理因素、系统运行因素和集约化的因素是导致电网运行存在风险的主要内容。电网调控运行中影响运行安全的内部风险是主要的风险来源, 对电网调控工作造成的影响也是最大的。处于大运行背景下的电网调控与传统的管理模式是有所差别的, 通常在进行电网调控时对于电力业务的集约化要求水平较高, 因而对于控制和管理工作要求的水平也较高。同时电网运行系统中各种机械设备对于电网调控工作的顺利进行也有重大影响, 加强对于断路器、服务器、继电器等众多重要设备的调控工作, 能够有效避免电网运行中的一些风险。有效建立大运行背景下的电网调控的风险管控体系, 能够尽可能地避免一些电网调控中的内部风险。对于相关工作人员要加强培训管理工作, 强化电网运行中的风险识别意识和能力, 逐步提高工作人员对于电网调控中的日常风险的处理能力。不断培养具有专业技术能力和丰富业务经验的专门人才, 能够为有效规避电网调控运行当中的风险提供重要的人才和技术支撑[2]。

2.2电网调控中的外部风险

电网运行过程中影响到电网调控安全有效进行的因素除了管理因素等方面的内部元素还有一些外界环境导致的原因。气候环境、地质条件、人为破坏、意外事故等等都有可能对电网调控工作的顺利进行产生负面影响。通常来说, 外部环境造成的风险是难以进行规避的, 但是掌握科学合理的分析方法, 能够将电网调控中存在的一些风险带来的危害降低到最小程度, 从而更好保障电网运行的安全。在建构电网运行的输电线路时, 对于周围的地质环境、气候环境进行全面而细致地考察, 形成完整的评估报告, 从而逐步提高输电线路的安全等级, 如此一来, 能够有效提高电网调控工作中的安全性和稳定性。对于一些容易引发意外事故的电网线路, 要能够事先进行安全控制, 做好安全防护工作。人为因素导致的电网运行中出现一些风险, 主要是由于施工操作人员的粗心大意, 甚至是习惯性违章行为导致的, 对于电网调控工作的有效进行具有严重的负面影响。增强施工操作人员的责任意识, 严格落实责任制度和绩效奖励制度, 能够在很大程度上提高工作人员的积极性[3]。

3结语

在大运行背景下进行电网调控工作, 需要对于电网运行中的各项环节做好控制和管理。同时, 对于电网调控工作中, 影响到电网安全运行的风险因素要进行严格的控制和把握, 积极发现电网运行中存在的安全隐患, 做好预防和处理工作, 增强电网运行系统的安全性和稳定性。提高相关工作人员的专业技能和业务素质, 加强各个部门之间的交流和沟通, 能够有效增强工作人员的责任感, 为电网调控安全运行系统中的风险管理工作提供重要的人才支撑。建立健全电网调控风险管理体系, 做好各个组织结构的设计和管理工作, 使得各个组织部门都能够有序进行风险管理工作, 提高规避电网运行中众多风险的能力。

摘要：随着经济的不断发展、电力需求的不断增长, 电力行业逐步处于大运行体系的管理模式之下。我国电网系统运行的安全有效对于保障人们生活、提高社会生产力、促进经济发展具有重要意义。而在大运行背景下的电网运行过程中, 仍然存在着一些影响电网调控安全运行的风险, 对这些风险做好管理工作, 才能够有效地予以规避。该文主要从电网系统大运行体系的内涵入手, 针对大运行背景下电网调控运行安全中的众多风险, 提出一些科学合理的处理方法。

关键词：大运行背景,电网调控,运行安全,风险管理

参考文献

[1]刘敏.大运行背景下电网调控运行安全风险及措施[J].科技与企业, 2015 (5) :66.

[2]钟利群.基于大运行体系电网调控运行安全风险及对策探究[J].科协论坛, 2013 (12) :93-94.

[3]黄剑峰, 魏美兰.基于大运行体系电网调控运行安全风险与对策[J].中国高新技术企业, 2014 (28) :137-138.

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调度运行体系07-26