电网调控范文（精选11篇）
电网调控 第1篇
电网能否得到经济运行主要取决于其是否有着合理的运行方式。因而作为新时期背景下的电力企业,必须切实意识到调控电网运行方式的必要性,并坚持一定的原则,采取针对性的电网运行方式,促进电网运行的经济性和高效性。以下笔者就此展开探究。
1.调控电网运行方式的必要性
在电力需求日益增长的今天,为了更好地促进电力系统的发展和完善,提高电网运行的经济性。而这就需要在电网运行方式上进行调控,才能更好地促进电力系统运行的有序性,加上为了完善电网功能和电网结构的需要,就需要确保电网运行方式得到有效的调控,从而更好地确保每一种电网的运行方式均能得到正常高效的运行。而电网运行方式较多,尤其是电网结构和功能不断丰富的今天,面对多元化的电网运行方式,确保不同电网运行方式自身的优势得到体现。进而确保电力系统正常高效的运行,同时又能促进电网设备的运行状况和季节环境得到有机的结合,促进电网运行的高效性和安全性,在提高电能质量的同时促进电网运行效率的提升,在促进电力经济运行的同时还能达到节能降耗的目的。
2.电网运行方式调控的基本原则分析
调控电网运行方式对于促进电网经济运行效率的提高有着十分强烈的必要性,所以在调控过程中坚持一定的原则,具体如下:
一是安全性原则。也就是所采用的电网运行方式必须基于确保电力设备安全运行的前提,尤其是所有设备的运行指标均处于安全范围之内,从而促进电网输电线路安全的运行。二是稳定性原则。也就是所采用的电网运行方式必须确保电压和电流以及功率稳定,从而确保电网静态、动态和暂态的稳定性。三是可靠性原则。所调控的电网运行方式,不仅要确保电网在运行过程中确保本级和下级用户可靠的供电,而且还要确保不同的电源和变电站以及断路器等可靠的运行。即便是出现故障和需要维修时,同级或上下级的变电站的可靠供电均不会受到影响。四是灵活性原则,所调控的电网运行方式必须具有较强的灵活性,既要满足不同负荷用户的用电需求,而且还要做到因地制宜,紧密结合电源的类型和特点,切实加强特色新能源的应用,才能更好地确保电网供电的灵活性和可调整性。五是经济性原则。只有确保电网运行的经济性,才能更好地将线损降到最低,促进电网运行方式的优化,促进经济效益的提升。
3.电网运行方式调控的几点对策分析
为了更好地对电网运行方式进行调控,尽可能地确保电网运行的经济性、安全性、可靠性、灵活性和稳定性,笔者提出以下几点调控电网运行方式的对策。
3.1对电网潮流的分布进行合理的优化
电网潮流能否得到合理的分布,将直接影响到电力传输成本和节能降耗目标得以顺利的实施,进而对电网经济运行带来影响。而其影响因素主要有:一是电网的结构;二是电网的负荷;三是节点功率的不同。所以为了将这些影响降到最低,尽可能地确保电网经济运行效率,首先就需要对电网电流与节点进行合理的统计与分析,对电网运行标准进行合理的设计,在降低能耗的同时才能促进其运行效率的提升。在具体的优化过程中,主要是结合电网潮流的分布特点,切实加强对其的在线监测和故障智能化的诊断,才能更好地及时的发现电网运行中存在的不足,并结合电网在故障前后的潮流分布特点的变化,通过支路将分布因子开断后,智能化的选择支路进行两侧,从而生成在线的故障模式库,进而更好地与目前的潮流分布情况进行匹配,从而更加准确和快速的处理故障,对电网潮流的分布进行合理的优化,从而更好地确保电网运行的安全性和经济性。
3.2优化电力变压器的经济运行方式
在电力系统运行中,变压器作为最为常见的电气设备,其不仅耗能量较高,而且其运行方式直接关系到电网能否经济的运行。因而只有降低电力变压器的能耗,才能促进这一目标的实现。现实是很多因素带来的影响,导致变压器的运行负责较大,所以能耗问题也就因此出现。所以必须对变压器的运行负荷进行严格的控制,一般不得超过额定负荷的110%,并对变压器的数量和位置等结合实际进行针对性的确定,最终确保其科学合理的运行。也就是结合电网需要以及变压器实际,针对性的进行选择,切实做好数据的分析与处理,才能促进其经济的运行。以目前最为常见的三绕组变压器来看,主要是结合三侧绕组的额定容量、空载电流、空载损耗、绕组间的短路电极和短路损耗等技术参数,就运行的状态进行计算,从而得出其运行的方式是否具有较强的经济性,进而针对性的进行调整和优化。
3.3电网运行方式调控的合理化离不开高科技技术的支持
在上述工作的基础上,为了更好地对电网运行方式进行合理的调控,尽可能地提高电网经济运行效率,还应在这一工作中注重高新科技技术的应用。才能更好地促进电网运行管理模式的优化。例如利用分布式网络计算技术、大数据技术等,对整个电网运行数据予以整个和优化,不仅能够自动化的提取数据,而且还能对这些数据进行分析,自动化的进行综合计算,并对电网运行情况动态的进行分析,从而更好地利用其动态的掌握整个电网的运行情况,进而更好地结合其运行的情况,针对性的对其予以分析和优化,建立健全相应的预警机制,对于促进电网运行方式合理化的调控有着十分重要的作用。
3.4切实加强电网优化升级改造工作的开展
由于我国的电力需求正在日益加大,电力企业的电网负荷正在不断的加大,所以难免存在一些问题,例如输配变电量不足和供电半径长,这不仅会导致电能损耗较高,而且还会对供电的质量和安全带来影响,最终对电网经济运行的效率带来影响。所以还应对电网运行方式进行合理的优化,并对电网变压器的组合进行优化,切实加强电网的升级改造,才能达到智能性和经济性的目的。但是在这一工作中,必须对变压器的容量进行合理的确定,尽可能地预防存在“大马拉小车”的情况,并对电网布局进行优化,调整电网结构,对供电半径进行调整和优化,尽可能地采取节能降耗变压器,对导线截面积进行合理的确定,并对配网运行的方式进行合理的优化,针对性的对配电线路的联络方式进行确定,通过环型供电网络对网络断开点的经济功率分布的情况进行优化,从而有效的对其能耗进行控制,促进电网调度的经济性,尽可能地有效的控制电网损耗,尽可能地促进电网经济运行效率的提升和优化。但是在电网升级改造工作中,必须在技术、经济和人员等方面强化投资力度,尽可能地满足电力用户的需要,对电网结构进行优化和完善,从而更好地促进电网的优化和升级,提高电力企业的核心竞争力[3]。
4.结语
综上所述,只有合理调控电网运行方式,才能提高电网经济运行效率。所以必须意识到调控电网运行方式的必要性,电网运行方式调控必须坚持经济性、安全性、可靠性、灵活性和稳定性的原则,并对电网潮流的分布进行合理的优化,优化电力变压器的经济运行方式,电网运行方式调控的合理化离不开高科技技术的支持,切实加强电网优化升级改造工作的开展才能更好地对电网运行的方式进行合理的调控,促进电网运行的经济性提升。
参考文献
[1]康红艳,叶伟.合理编制运行方式提高电网经济可靠运行[J].科技创新与应用,2013,35:162.
[2]杨林,赵守忠,许小鹏,杨晓明,刘光强.地区电网经济运行研究[J].电气技术,2014,12:56-60.
青海电网步入调控一体化时代 第2篇
【字体：大 中 小】 2010年12月30日
2010年12月24日，青海省电力公司地区电网调控一体化工作总结会在海东召开，会议宣布了7个地区供电公司调控一体化工作全部通过验收，开始正式运行，标志着青海各地区电网正式步入调控一体化时代。
领导重视亲挂帅 精心组织抓策划
为贯彻国家电网公司推进“三集五大”的总体工作部署，更好地适应“两个发展”的需要，彻底解决传统变电运行模式带来的生产组织集约化、专业化程度不高、管理链条长、资源配置效率低的问题，2009年9月，青海省电力公司顺应形势，主动而为，积极谋划青海地区电网调控一体化工作。
作为青海省电力公司重点工作之一，调控一体化工作从策划阶段开始，就受到了公司领导的高度重视，公司成立了以总工程师祁太元为组长，调度中心、生产部、安监部、人资部、经法部领导和相关人员为组员的调控一体化研究工作小组负责此项工作的研究和策划。2010年1月5日，公司召开地区电网调控一体化总体实施方案汇报会，公司总经理王怀明、党委书记邓永辉等领导听取了调控一体化研究工作小组的工作汇报，明确了工作要求，提出了改进建议。按照公司领导的要求，调控一体化研究工作小组对总体方案进行了进一步的完善。3月15日，公司2010年第2次总经理办公会讨论并通过了《青海省电力公司地区电网调控一体化业务实施方案》和《青海省电力公司推行地区电网调控一体化工作方案》，方案提出了“2010年底全面实施地区电网调控一体化工作”的目标，确定了“安全可靠、集约高效”的工作原则和“整体推进、分类指导”的组织原则，明确了业务模式和总体工作安排，该方案作为纲领性文件，全面指导地区电网调控一体化工作的开展。
明确目标强措施 三个统一促建设
2010年3月23日，青海省电力公司组织召开调控一体化工作动员会，青海省公司地区电网调控一体化工作正式启动。
统一组织，制度先行。公司先后制定下发了《青海省电力公司地区电网调控一体化业务实施方案》、《青海电力公司推进地区电网调控一体化工作方案》、《青海省电力公司地区电网调度中心运行管理规定（试行）》、《青海地区电网调控一体化运行评估办法》等10个方案和制度，保障了各阶段工作的规范有序开展。
统一部署，强化控制。通过动员会、阶段评审会、周例会、中间评估等形式，加强统一部署，强化过程控制，及时总结点评存在问题，研究制定解决措施，部署安排下一阶段工作，确保整个建设工作“目标不偏移，落实不变味”。统一标准，规范业务。组织各地区供电公司对调控业务流程、技术支持系统、制度体系、技术资料及记录体系、调度室标识等进行了全面清理和规范，下发了《调度中心管理制度汇编》，统一了12种记录格式，19种报表格式，统一了调度技术支持系统功能，统一了信息分层分级分类展示标准，统一了调度室标识。
狠抓落实强管理 通力协作按期成
在短短的一年时间里，青海省电力公司完成了全部地区电网的调控一体化建设工作，完成了从组织研究—过程实施—验收评估的全过程工作，一步一个脚印，各项工作开展紧凑高效、扎实有序，承担具体建设任务的各地区供电公司付出了艰辛的努力。
面对时间紧、工作难度大、任务重的现状，参与建设的各供电公司领导和员工上下一心，众志成城，都发扬了开拓进取、吃苦耐劳的精神，主动放弃休息时间，加班加点，以极高的热情投入到紧张而繁重的工作中，做到了既不影响生产任务，又按计划稳步推进工作的目标。
科学组织，合理安排。为确保地区电网调控一体化工作实施，各地区供电公司成立了相应的组织机构，分管领导亲自主抓，有效组织，结合本单位实际制订实施策划方案和详细的工作方案，在实施过程中加强过程控制和监督检查，确保了调控一体化建设工作顺利实施。
强化培训、以人为本。根据调控一体化工作的需要，结合本单位人员业务能力方面存在的问题，制订了切合实际、灵活多样的培训方案，组织开展了集中培训、现场培训、委托培训、中心轮训等多种方式的培训，有效提高了员工的业务素质，总计组织完成了54期调控业务培训，培训人员400多人次。
完善系统、提高效率。根据调控一体化工作要求，各地区供电公司完成了110-35kV变电站综自改造，完善了自动化系统硬件配置和软件功能，完成了自动化接入信息完善工作，新接入信息近10万条次。针对监控信息量大的情况，开展了信息梳理整合和分层分级分类展示，电网监控信息量普遍下降了80%-85%。
完善基础、强化管理。针对35kV电网设备基础管理工作薄弱的情况，各地区供电公司加强基础管理工作，通过全面排查，对设备标识不全、技术标准缺失、定置管理管理不规范的问题，及时完成设备标识的补贴，编制典型操作票，补充了相应的技术规程、技术资料，对问题及时进行整改，变电运维水平得到提升。
辛勤劳动结硕果 调控一体成效显
自2010年11月1日调控一体化试运行以来，通过对调度、监视、控制业务及其技术支持系统资源的有效整合，实现了地区调度中心、运维站两级建制，管理扁平化、维护一体化、运行集约化、工作规范化的管理优势已经初见成效，电网安全运行水平和管理效率有所提高。
电网安全水平明显提升。调控一体化实施后，调控中心、运维站两级建制，扁平化的组织机构带来了业务流程的优化，调度指令由调度直接下达至运维站，避免了二次传令过程中可能发生的错误，缩短了操作时间，电网安全运行质量明显提高。
电网应急能力显著提升。调控一体化实施后，电网调度员可以及时、全面、准确地掌握电网运行情况，当电网发生异常或事故后，信息传递环节少，处理流程简洁，反应速度快，事故处理效率高，时间短，应急能力得到显著加强。如故障隔离、线路接地选检时间大大缩短，110kV变电站接地选检时间由原来的20分钟缩短为5～10分钟，一般事故处理效率提升幅度在30~50%左右。
工作条件环境得到改善。调控一体化实施后，大部分运行人员只需上常白班，大大缓解了值夜班的精神压力；工作地点实现了由地理环境恶劣、合格饮用水都难以保障的偏远地区到具备完善生活设施的城镇的转移，生活环境及正常生活秩序得到了保障，体现了以人为本的管理理念，有利于运行队伍的稳定。
人员业务能力得到提升。调控一体化实施后，调度与监控在专业上相互渗透、取长补短，培养了调度、监控技能兼备的人才，适应一岗多能要求。运行操作站人员要求全面掌握所辖的设备及操作巡视维护技能，锻炼和培养了运行人员的综合技能。截至目前，已有7名监控人员考取了副值调度员资格。
资源配置效率有所提升。调控一体化实施后，通过实行调度监控系统一体化和调度、监控管理人员的一体化，有利于系统资源、信息资源和管理资源的整合，节省了人力成本和运行维护成本。仅监控信息一项，通过优化整合，监控信息量下降了80～85%，极大地提高了监控工作效率。运行人员由运维操作站集约化管理，便于统筹调配，既解决了忙闲不均，又可应对大规模停送电操作，缩短操作时间。同时，作为无人值班模式的纵深推进，一线运行值班人员减人增效成效显著。结束语
电网调控运行安全风险及对策探究 第3篇
【关键词】电网调控；运行；安全风险；对策
一、前言
针对电网调控过程中的安全风险进行有效的分析是保证我国电力在运行过程中安全相当重要的部分，本文重点对我国电网调控的运行安全存在的主要风险进行了分析，针对该风险提出了相应的解决对策，目的是提高我国电网调控的质量，从而有效的保证电力系统的安全进行。
二、大運行体系下的风险影响因素
电网调控的过程中，电网的故障主要来源于内部和外部两个方面，对于电网的外部影响主要是自然天气的影响，而我们将焦点主要关注于内部影响，主要的风险存在于以下几个方面：
1、集约化风险
目前采用的大运行体系管理和传统的电网管理模式存在显著性的差别。大运行主要采用的是集约化的管理，其管理业务逐渐实现信息化，在整体维护和继电保护方面业务较多，使得调控更加的全面，但是也存在一定的安全风险因素。
2、硬件风险
在电力的调控方面需要大量的电气设备，在进行日常管理的过程中，设备的质量以及运行状态都会对电力调控产生一定的影响，因此设备如果存在安全风险，会对调控的过程带来安全隐患。
3、管理风险
随着我国自动化以及信息化技术在电力系统中的运用，目前电力网络的效率也出现了大幅度的提高，但是目前我国电力系统依然存在漏洞，由于人员操作经验的缺乏，都有可能造成非常严重的电力事故。
4、系统死机后崩溃造成的事故风险
对于电网调控而言，其运行系统是其非常重要的组成部分，对于整个电网起到了至关重要的作用，如果出现了系统崩溃或者是系统死机，则会对电力运行造成严重的影响。
从上述的分析我们可以了解到，在进行电网调控的控制过程中，对内部安全风险进行有效的控制，重视电网调控运行，采取有效的风险控制措施，才能够帮助电力人员最大程度的降低风险的发生，降低电力故障的发生，从而有效的控制电力系统的安全和有效的运行。
5、电网事故处理的风险
对突发事故的处理能体现一个调度工作人员的应变能力，电力调度员要把握事故处理的正确性和及时性。因此，电力调度员需对电网运行过程中内容进行综合分析，做出正确判断。
系统发生异常或事故时，值班人员应正确迅速地向调度员反映情况，电力调度员积极采取应对方案，要以百分百认真的态度，细心及时地处理异常或事故。
三、提高电网调控运行的措施
1、提高电网调控员的安全意识
调控员的安全意识和责任心是调控运行安全的基础。而调控员的安全意识和知识水平直接关系到在电网调度过程中人身、电网、设备的安全，对于调控员而言，责任心和细心是最为重要的。调控员要充分认识到电网调度过程中的误调度会造成严重的后果。只有把安全意识放在每一个调控员的心中，才能够控制调度工作中安全事故的发生。另外，电力调度是一项严肃的工作，因此需要有严格的规章制度，并对制度进行强有力的实施来规范调度工作，降低调控环节风险因素。
2、关于线路工作危险点的预防分析
线路工作票的许可工作需调控员认真核对安全措施是否到位。线路工作票办理终结时，需仔细核对所有工作内容均已完工，工作人民已全部撤离现场，线路上临时接地线均已拆除，线路具备送电条件后方能进行恢复送电操作，并填写运行日志。
3、电网调控倒闸操作时危险点的预防分析
严格执行操作指令票拟写、审核、预发、执行等流程，对调度工作计划要进行严格的审查，并对电网运行方式进行严格审查，从而采取相应措施。若有必要需进行电网潮流计算以确保电网倒闸操作的安全性。
4、严格控制电网设备停电计划，减少无序重复性停电
无序重复的停电工作会加重电力人员工作量，并对电力用户带来困扰。因此电网在运营的过程中要加强电网设备停电计划的管理工作，强化停电计划的刚性执行，最大限度减少设备停电次数和停电时间。调控人员需要认真的对停电工作进行审核，并且合理安排停电检修工作，考虑工作人员承载能力，适当的时候应该增加检修的工作人员。
四、结束语
综上所述，本文重点对电网调控运行的风险进行了有效的分析，在此基础上提出了相应的解决措施，目的是提高我国电网调控运行的质量，保证我国电网调控的科学性和安全性。
参考文献
[1]易炳星，王筱，杨海龙等.电网调控风险点安全防控策略研究[J].新疆电力技术，2014，（4）.
[2]刘生红，贾红芳，包小雄.加强电网调控运行安全风险管控研究[J].通讯世界，2014，（21）：72-73.
县级电网调控一体化建设 第4篇
近年来, 随着电气设备整体质量水平和自动化程度显著提高, 电网规模越来越大, 电网运行管理任务日益繁重。传统的有人值班、集控站、监控中心运行管理链条长的缺点逐渐暴露, 现有的电网运行管理模式不能适应电网发展要求。调控一体化就是针对当前电网运行模式的重要变革, 它是将调度运行和变电运行集约融合, 使调度员更加全面的掌控电网设备运行状况, 提高调度对电网运行的协同能力和驾驭能力, 保障电网安全可靠优质供电。建设电网调控一体化重点解决以下四方面问题。
1 变电站综合自动化改造
目前, 县域电网变电站远动工作站与县调通信方式大多采用DL451 (CDT) 与DL/T634 (Polling规约, 通信接口以RS-232为主。调控一体化要求综自系统采用DL/T634.5101、DL/T634.5104、IEC61850通信规约。厂站端远动工作站通过IP网络向调度控中心传输数据。数据直采直送, 直接关联调度主站电网设备模型、实时数据库和图形画面等。需要对现有远动工作站改造、更换, 对原综自厂家技术难以保障的, 可采取增设规约转换器的方式, 实现通信接口和规约的转换。对于目前仍采用传统RTU设备的变电站, 应加快综自改造。
由于变电站已经实现无人值班, 电网信息全部汇集到在调控中心, 这就要求远动工作站对数据信号、事故信号、状态信号等上传量的准确率达到100%, 系统具备较高的可靠性, 否则, 调控员不能及时获取电网实时信息, 无法保证电网安全运行。另外, 因为系统采集的信息量非常大, 而调度员不可能对所有信息均做到实时监视, 要求SCADA系统具备较高智能化程度, 信息分层分区预处理, 做好变电站信息的规范, 减少无关信息对调控员的干扰。
2 调度数据网建设
电力调度数据网传送电网自动化信息、调度指挥指令、继电保护与安全自动装置控制信息等重要数据, 其安全、稳定、可靠的运行是整个电网安全生产的基础保障, 是实现调控一体化的重要基础。目前县级通信网以电力专网和租用公网纤芯两种模式构建光传输系统, 网络结构以链路为主, 主要为155M、622MSDH, 辅以少部分PDH链路。
针对调控一体化和地县一体化的业务需求, 需要构建安全可靠、业务接口丰富, 且具有高可靠性的通信网络。变电站应具备两条独立的通信传输通道或形成光纤环网。为了方便管理和组网, 传输设备应与地区传输网同厂家、同系列设备。县级电网厂站信息汇聚后以两点两线、两个汇聚节点接入地区传输网与地调互联, 将接入地区调度数据网, 为调度自动化、调度电话、继电保护等业务提供可靠的路由, 达到地、县两点可靠连接。
调度数据网的组建应遵循“网络专用, 安全分区, 横向隔离, 纵向认证”的原则。为了确保不同安全级别业务接入运行与管理的逻辑隔离, 应采用基于MPLS VPN的技术体制, 划分不同的VPN, 承载不同安全级别的业务。县级电力调度数据网系统 (五级网) 在县调和第二汇聚点各以1台千兆路由器作为中心路由设备, 通过千兆三层交换机、千兆防火墙、千兆纵向认证加密装置, 以千兆双链路接入地调四级网, 实现四、五级数据网的互联。各变电站作为县级电力调度数据网的接入点, 网络设备由百兆路由器、二层交换机、百兆纵向加密装置、百兆防火墙等设备组成。通过调度数据网组建, 完成变电站与县调, 县调与地调之间数据的传输和共享。
3 调控一体化系统
按照国网公司要求调控一体化系统按地县一体化模式建设, 即在地区调度建设自动化主系统, 实现主网调控一体化的各项功能;县调仅配置必要的远程终端, 承担直调变电站监控信息、告警信息接入和维护工作, 对变电站全景信息的监视采用远程浏览方式实现。
调控一体化系统应遵循IEC 61970、IEC61968等标准, 实现功能模块化和接口标准化, 具备良好的开放性、灵活性、可扩性和友好性, 可在统一的基础平台上方便地扩展新的业务应用。系统功能应具备数据采集、数据处理、系统监视、操作与控制、无功电压优化 (AVC) 、防误闭锁及操作预演等功能。并提供事件顺序记录、事故追忆、反演和分析功能。此外, 系统应具备间隔建模与显示、光字牌等功能, 并能以光字牌的形式显示变电站一、二次设备的事故或故障信号。具备停电范围分析、供电风险分析、合环操作风险分析、负荷转供辅助决策、拉限电辅助决策、单相接地拉路辅助决策、调度智能操作票和综合故障分析等功能模块。同时, 采用KVM、远方终端等方式, 实现变电站全景信息监视, 直接浏览变电站内完整的图形和实时数据。使电网调度能够全面、快速、准确、直观地掌握电网的运行状况。
无人值守变电站还要加强现场的监控手段, 以变电站图像监控系统为基础, 对35千伏变电站进行周界、烟感、温、湿度监测和直流监控系统监控, 调控中心能够获得多元化信息, 进一步确保变电站的安全运行。
实行调控一体化后, 对调度自动化系统的可靠性提出了更高的要求, 单一系统安全风险陡升, 应合理考虑备调系统的建设。备用系统的建设宜采用地县一体化模式, 即系统设备和应用功能实现集中配置, 县调利用地调系统的远程工作站实现调控功能, 不再配置其它计算机设备。
4 运行体系建设
“调控一体化”即将原来的变电监控、变电运行维护全面分离, 将监控业务与调度业务融合, 实现电网调度与电网监控一体化管理。“调控一体化”模式实施后, 组织结构更加扁平化, 缩短了业务流程, 提高了电网故障处理效率和日常操作效率, 保证了运行人员统筹调配, 实现了减员增效, 提高了工作效率。但对实施过程中的困难应加以重视, 并采取有效措施, 才能保证调控中心和运维操作队的正常运转。
原有的制度保障体系及技术支撑体系是面向传统电网运行管理模式的, 为使调控一体化模式发挥最大效益, 针对运行组织结构和调度功能调整的变化情况, 必须建立与之相适应的保障体系, 制定或修订调度运行内部主要业务流程和工作规范和技术标准, 将分离的电网调度和监控业务合二为一, 使二者的业务做到无缝对接, 相互融合。
调控一体化后调度员、部分变电运行值班员成为调控员, 岗位职责、工作内容增加, 责任加重。调控员看到的只是屏幕上变化的的数据和符号, 面对不同变电站千差万别的设备、复杂的环境和不熟悉的现场设备, 遥控操作、监控时心里没底, 需要调控员具备良好地心理素质和较高业务技能。要求建立完善调控人才培养机制, 通过选拔一线专业骨干到调控员岗位培养锻炼, 适应电网监控工作, 提高驾驭电网能力, 为电网的安全稳定运行和企业的可持续发展储备人才力量。
5 结论
调控一体化是电网运行管理的重要变革, 以电网设备改造、电网通信网络和调控一体化系统平台建设为基础, 抓好制度、流程、标准的梳理, 强化人员的培训, 才能达到电网安全稳定运行, 减员增效, 提高效率的目的。
摘要：县级供电企业在实施调控一体化过程中, 遇到的主要问题是老旧变电站改造、电力通信网建设、调控一体化系统主站应具备的功能、运行体系建设, 本文分析以上进行问题, 并提出相应措施。
关键词：调控一体化,综合自动化,通信,运行体系
参考文献
[1]吕晓刚.论“调控一体化”管理模式.农电管理, 2011 (6) .
[2]云梦.农网调控一体化建设.农村电气化, 2012 (1) .
浅谈地区电网调控一体化系统建设 第5篇
摘 要：在国家电网公司构建“三集五大”，开展“大运行”体系建设的大背景下，结合沈阳地区电网调度、集控自动化系统运行和开展调控一体化试点情况，对沈阳地区电网开展调控一体化系统建设进行分析和论证，提出了沈阳地区电网调控一体化系统的建设思路。
关键词：地区电网；调控一体化；分析研究EMS
随着电力工业的发展，电网结构日趋复杂、电网运行管理和供电企业的社会责任也越来越大，传统的电网调度、运行管理模式，越来越不适应这种发展的需求，国家电网公司提出“三集五大”，特别是“大运行”体系，要求电网调度运行实行精细化集中管理，电网运行管理需要强大的技术支持系统来保证，“大运行”的技术支持核心是集电网调度和集中运行监视与控制于一体的调控一体化技术支持系统（简称调控一体化系统）。本文结合沈阳地区电网调度、集控自动化系统运行和开展调控一体化试点情况，对沈阳地区电网开展调控一体化系统建设进行分析和论证，提出了沈阳地区电网调控一体化系统的建设思路。
一、地区电网调控一体化建设模式
随着国家电网公司建设国际一流企业，要求公司实现跨越式发展，显著提升公司运营的效率与效益，保障电力安全可靠，承担社会责任，建设具有信息化、自动化、互动化特征的坚强智能电网，实现“三集五大”，构建“大运行”体系，在地区电网实现调控一体化。地区电网调控一体化主要有两个层面的含义：（1）技术层面，即建设调控一体化的技术支持系统，支持“大运行”体系建设；（2）仅仅围绕电网调度和集中运行管理的“大运行”体系建设，主要是运行和管理体系建设。
在电力调度自动化得到了快速发展的条件下，每个地区设置1个调控中心，建设1套调控一体化系统，接入该地区所有35330 kV变电站信息，由调控中心对该地区电网和所有35330 kV变电站进行监视和控制，在调控中心按照岗位设调度席位、监控席位、县调等席位，调度席位主要管理各地区电网运行，监控席位主要管理该地区电网所有变电站设备的监控操作，县调席位打破县域划分，统一管理该地区县调业务，这样在地区监控中心完成地电两级调度和监控业务，技术支持系统实现调控一体化、地县一体化。目前，在变电站自动化程度不高的情况下，必须在外围配置操作队，辅助调控中心完成现场操作，随着变电站自动化程度的提高，智能化变电站建设，将逐步取消操作队，完全实现远程监控操作。
随着计算机技术、厂站自动化技术、调度自动化技术、光通通信技术、网络技术的发展，电力调度技术支持系统日趋成熟，调度自动化技术日趋成熟，构建大系统技术已经成熟。在硬件配置方面，实现异构、跨平台、跨操作系统，在支撑基础软件方面，建立统一标准、统一软件平台，构建灵活、可定制、应用功能强大的大容量、功能完善的调控一体化技术支持系统成为可能。国产技术支持系统已经能够处理50万点以上的信息量，能满足地区电网调控一体化的信息处理要求。
在我国，由于地域、经济发展差别较大，地、县两级电网规模、电网调度运行管理的模式差别也较大，沈阳地处我国东北方区域，地区电网规模适中，地区电网以110 kV为主，县区电网35 kV及以下电网和城市配网为主，大部分地区电网内35--330 kV变电站数目在80--110座之间，城区大型变电站间隔较多，信息量大，每站平均遥信量2000、遥测量500、遥控量500。郊县、偏远地区普通变电站间隔较少，每站平均遥信量1200、遥测量300、遥控量300。一个地区大型变电站在变电站总数中一般只占30%左右，随着变电站总数的增加，大型变电站数目比例会降到25%左右，实际信息量不会超出上述测算方法估算的数目，系统规模可以满足实际需要。
实行调控一体化后，由于投资规模的不同，其系统软件硬件水平、软件功能和设备档次大为不同，安全可靠性也不同，这些是以往单一集控系统、县调系统无法相比的。另外用一套调控一体化系统代替原来多套系统，系统单一，可大大减少运行维护人员数量和劳动强度，在系统维护的方便性、及时性、统一性方面都是原来无法比拟的，便于系统统一建模，数据和模型一致性好。
从以上方面比较分析，调控一体化模式要比原来调度+集控模式优越，建设地区电网调控一体化系统符合“大运行”体系建设的要求，符合智能电网发展的要求，是必要的、可行的。同时，一体化建设需要更加注重统一规划、统一设计，并与规模投资相结合，只有这样，才能上档次、提水平、彰显规模效益，提高公司整体水平。
在技术层面，以建设地区电网调控一体化系统为先导，带动管理层面的业务流程和部门重新整合，紧紧围绕电网运行控制这一核心，需要打破层级、区域观念。
（一）要充分认识到这场变革不仅仅是技术层面，更重要的是管理体制方面的变革，涉及到部门职责重新整合、人员变动等诸多复杂问题，这种变化可能会对电网安全造成威胁，影响人员的稳定和企业指标的完成等。
（二）从原来调度+集控模式发展为调控一体化模式，在系统建设和改造时，需要有一定时间的过渡期。目前，由于大多数综合自动化站对现场信息不做处理，全部直接上传到集控主站，造成集控站接收信息量非常大，大量信息上传，造成信息堆积，运行人员难以区分哪些是有用信息，同时，大量信息上传占用通道资源和系统资源，影响系统实时指标，这些都是目前一些综合自动化变电站难以实现真正无人值班的原因之一。因此，需要对综合自动化变电站信息进行认真研究分析，是否考虑对综合自动化变电站信息过滤、分类，按照优先级上送主站，保证采集和控制的实时性要求，这些还有待进一步研究。
二、结语
电网调控运行安全风险及改进 第6篇
关键词：电网调控,运行,安全风险
调控一体化运行管理模式具有管理链条缩短, 人力资源使用率提高、电网应急事故处置能力得到加强等优势。同时, 不可避免地, 调控一体化也给电网调控工作带来了新的危险点, 因此, 对电网调控运行的危险点展开调查和分析, 并采取合理的措施进行控制, 做好风险预控也就成为保证电网安全运行的重要手段。本文主要介绍了电网调控运行工作的危险点, 并提出预防危险点的建设意见。
1 电网调控工作存在的主要安全风险
1.1 集约化风险
现阶段我国采用的大运行体系管理模式与之前传统的电网管理模式有着明显的区别。大运行管理模式主要采用的是集约化的管理方法, 其管理的业务逐步向信息化方向发展, 在整体维护方面以及继电保护方面的业务相对较多, 这就使得电网调控更加的全面, 但是, 我们也认识到正是由于集约化程度的提升也促使集约化风险有了一定的提高。
1.2 硬件风险
现阶段的电网调控工作之中用到大量的电气设备, 这些设备在进行日常管理的时候, 电气设备的质量和其运行状态都会对实际的电力调控产生相应的影响, 这就给电网调控带来了相应的硬件风险。
1.3 管理风险
随着我国电力系统之中自动化以及信息化技术的不断普及, 现阶段我国电力网络的实际效率也得到了大幅度的提升, 但是, 现阶段。我国电力系统依然存在一定的管理漏洞, 由于人员操作经验的缺乏, 管理人员工作的失误导致风险的产生。
1.4 电网事故处理的风险
处理突发事故的的能力可以体现一个调控工作人员的综合能力, 电力调控员要在实际的工作之中要科学把握事故处理的正确性和及时性。所以, 电力调控员在工作之中需对电网运行的整体过程中内容进行科学的分析, 做出相应的判断。如果系统发生异常或故障时, 相关值班人员应迅速地向调控员反映实际情况, 如果出现汇报不及时的情况便会产生电网事故处理风险。
2 电网调控工作中主要存在的危险点
(1) 监控人员漏看信息。在调控工作中, 监控员负责所辖变电站的遥测、遥控、遥调、遥信、遥视信号的监视, 在电网有检修工作或在恶劣天气事故发生较多时, 监控信息量骤然增多, 监控屏上大量的信息涌现, 推图频繁, 往往会导致次要信息掩盖重要报警信息的情况出现, 造成监控员漏看信息, 延误汇报, 为电网安全运行埋下严重的隐患, 甚至引起严重的电网事故。
(2) 调控一体化状态下, 变电设备运行集中监控、输变电设备状态在线监测和分析业务纳人相应调控机构统一管理, 推进调控运行与设备运行集中监控的集约融合。作为调控一体化的技术支撑平台, 调控自动化系统能否正确上传事故、异常信息, 直接关系到调控一体化的正常运行和电网的安全。自动化信息的正确性、自动化数据的准确性、监控信息分类分层报警的实用性将成为影响电网安全的重要因素。
(3) 挂牌摘取不及时。电网有检修工作时, 信息量太大, 为防止检修调试信号的上传影响监控员的正常监控, 监控员通常将检修设备挂“检修”牌。设备送电时, 若没有及时取消挂牌, 会导致设备信号不上传。接收不到该设备的运行情况。
3 电网调控运行安全风险的对策
3.1 建立完善的电网调控管理机制
(1) 明确业务界面。应规范调控一体化模式卜班组职责、岗位职责、值班管理、运行管理、资料管理、班组建设、培训体系等方面的要求, 明确倒闸操作、信息监视、保护、自动化系统运维和专业管理的工作界面, 全面梳理并划分变电运行与电网调控之间的工作界面。
(2) 优化工作流程。应对倒闸操作、电网事故、异常处理、检修计划编制、日检修计划审批工作、地调停限电管理、新设备启动、电压无功管理等流程重新进行优化, 保证电网运行的合理性和可操作性, 对于每一项工作, 都做到定人员、定时间、定内容、按计划、分步骤进行, 月底、年底进行检查考核, 实行闭环管理。
(3) 修编标准制度。根据调控一体化的功能定位、组织架构以及相关职责和业务范围变化, 细化编制、修订适应调控一体化的标准制度体系, 理顺管理关系, 构建简洁科学, 运转协调、顺畅、规范的标准化管理体系。
3.2 改进技术支持系统
对自动化系统改造。对EMS系统进行功能升级完善, 对遥信、遥测、遥控、遥调信息进行分类规范, 根据信息的重要程度, 将遥信信息分为事故信号, 重要告警信号, 一般告警信号, 越限报警和其他信号, 使监控员简洁明了的对信息进行监视判断, 降低监控员漏看信息的风险。
对变电站进行无人值班改造。调控一体化后, 变电站将实现无人值班。要对变电站设备进行综合自动化和调度数据网进行升级改造, 使信息能够可靠上传, 使监控人员能及时有效地监控到设备运行状况, 快速正确地捕捉事故异常信号, 满足调控一体化实施需要。
完善防误系统, 实现EMS、主站五防系统和子站五防系统的融合, 为调控一体化模式下调度、监控操作进行具有约束性的协调工作。组织调控人员就系统防误功能的实现、防误系统的安全分区以及刀闸位置的采样、后期维护等问题进行探讨, 为调控员提供实用、高效、安全、智能的操作平台。
3.3 防止调控人员误操作事故措施
(1) 在操作前, 值班调控员应严格按相关规定填写倒闸操作票, 针对系统认真核对。主要包括系统内的隔离开关和断路器的位置, 自动装置、继电保护和接地线的状态, 把好审核、监督关。坚持“四不操作”及“把五关”制度, 下达操作命时, 调控值班员需要按照命令票来发布命令, 不可以跳项操作, 擅自加项和漏项。
(2) 监控人员在进行遥控操作时: (1) 要明白操作的目的及操作安全事项。 (2) 操作过程中必须严格按操作票执行, 还要有一名值班监控员对操作人严格监督, 保障下达的操作任务命令及汇报执行操作的结果准确无误, 防止误操作事故的发生。操作完成后, 两名监控员共同检查所操作开关的实际位置, 并根据自动化系统提供的报文以及站内各开关的遥信、遥测值的变化来进行准确判断, 操作是否到位。
3.4 加强调控员、监控员沟通协作能力和业务素质
(1) 不断开展业务培训工作。实施军事化管理, 加强对高层应用软件和现场的学习, 做到对调控规程、电网运行方式、设备运行的原理和规定、事故处理方法熟练掌握, 使调控员、监控员具备大局意识和宏观掌控能力, 提高调控员电网运行分析能力。
(2) 开展事故预想和反事故演练。细化措施, 注重实效, 建立大安全综合防御体系。认真学习山西电网保护配置、电网接线方式、典型事故案例分析等, 努力提高专业素质, 防止发生电网大面积停电事故, 防止变电站全停及重要用户停电事故等。定期对调控员、监控员开展反事故演练活动, 加强调控员、监控员在电网非正常运行情况下的应急能力, 做到高效、及时、准确处理各种异常情况和电网事故, 提高调控员沟通协作能力和面对突发事件的沉着冷静能力。
3.5 加强预控机制
一般而言, 电网调控过程之中风险的是可以被预知, 值班工作人员在实际的检修电网的工作之中需要了解电网运行过程中存在的常见风险, 他们需要对电网的网架结构进行科学的分析, 对一些薄弱的环节进行科学的检查, 明确实际的供电量和电网运行的具体状态, 适时开展电网调控的安全风险防范工作, 做到实际的未雨绸缪, 保障电网调控工作的安全稳定的运行。相关工作人员应该对风险的预知可以分成几个步骤进行, 主要是有以下几个方面:检修计划的落实、提出风险、制定详细的预控措施、开展风险演习训练等。
4 结束语
综上所述, 我国电网运行调控之中仍然存在很多的安全风险, 这些风险直接影响着我国电力事业的快速发展, 为了更好的促进我国电网调控事业的推进, 在实际的发展过程之中我们应该充分注重安全风险的分析, 结合引起风险的原因, 制定相应的措施, 只有这样才能推进我国电力事业的快速发展。
参考文献
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电网调控 第7篇
1 现阶段我国电网调控中存在的问题
(1) 管理人员对电网调控不够重视。电网调控在日常工作中, 普遍存在的一个问题就是基层单位管理人员对电网调控缺乏重视, 从而引起自上而下的忽视现状。因此, 要想实现电网调控的高效管理和电网的安全、稳定、经济运行, 就要从根本上扭转对电网调控不重视的思想。电网企业应定期组织专业人士对电网调控管理人员进行职业素质教育, 普及高效管理在电网调控中的重要性, 对专业技术人员进行岗位技能培训, 并对其加强考核, 采取奖惩措施提高其工作积极性。防止管理人员不管有什么困难就找生产厂家, 对设备生产商过分依赖。 (2) 业务传递和工作联系手续不完善。在电网调控过程中, 工作量大, 操作任务复杂, 日常业务联系涉及的人员众多, 无论是交接班、现场核对还是在业务传递和工作联系中, 如果没有按照相关的工作流程进行, 极有可能导致误下令、误送电的发生, 引发人身、电网、设备事件, 或者在事故处理时无法及时与停送电联系人取得联系, 造成事故处理不及时, 扩大电网事故。 (3) 电网运行方式和检修计划编制不合理。由于电网运行方式和检修计划人员, 对电网运行方式缺乏系统全面的考虑和分析, 从而导致电网运行方式和检修计划编制不合理, 在电网实际运行中相关参数发生改变时, 可能导致线路过载、保护装置不匹配而造成甩负荷现象的发生, 甚至还会导致电网设备遭受不同程度的毁坏。 (4) 倒闸操作出现误差。在电网调控中, 倒闸操作是最为关键的-个环节, 当进行电网运行方式调整、电网检修以及电网事故处理的过程中, 都需要进行倒闸操作, 因此倒闸操作的合理性、规范性和正确性在一定程度上决定着电网调控的管理水平和电网的安全、稳定、经济运行能力。在倒闸操作中, 如果电网调控值班人员未下达正确的调控指令或者变电站运维人员未严格按照相关规范和标准进行操作, 极有可能导致电网事件的发生, 甚至导致大面积停电事故, 同时还会对电网设备和工作人员的人身安全造成较大的威胁。 (5) 电网事故处理不当。当电网发生故障时, 如果值班调控人员对事故原因分析不准或者对事故处理的基本原则把握不清, 极有可能出现误发调控指令的现象, 或者无法及时与停送电联系人取得联系, 造成事故处理不及时, 将事故进一步扩大, 甚至造成电网、设备损坏或者人身事件的发生。
2 保证电网安全、稳定、经济运行的建议措施
(1) 重视电网运行方式管理。严格落实《国家电网公司运行方式管理规定》等管理制度, 规范电网年度运行方式分析、电网年度运行方式编制、离线计算数据平台管理和协同计算平台管理等各项工作流程, 满足各项工作全过程管理要求;对电网运行方式进行深度分析研究, 对电网的夏大、夏小、冬大、冬小运行方式进行分析计算, 加强N-1/N-2安全稳定计算校核, 确保整个电网安全稳定运行;加强电网运行方式的经济性分析, 灵活采取调整运行方式 (如将供电可靠性要求不高的多台轻载主变并列运行调整为多台主变轮换运行, 降低主变损耗) 、优化输电线路潮流分配与流向 (如调控负荷点无功补偿, 提高线路负荷侧功率因数, 减少无功电力的流动) 、加强对统调发电厂及地方小发电厂管理等措施, 努力节能降损, 增供扩销, 提升电网经济运行水平;认真梳理分析电网运行中存在的问题和缺陷, 有针对性地制定应对措施, 加强风险防范管控, 切实将应对措施落实到电网运行方式管理中。 (2) 加强检修计划刚性管控。加强电网年、月、周检修计划管理, 落实检修计划刚性管控严肃性;加强检修方式下的N-1安全稳定校核, 对不满足安全性要求的制定针对性防控措施并确实落实到位;按照安排检修必须满足电网安全承载力的原则, 确保电网检修状态下维持可靠安全裕度, 防范检修时段的电网运行风险;推进带电作业、带电“搭火”, 严控非计划停电, 杜绝重复停电, 力争不错峰、不限电, 着力提增电量。 (3) 发生电网事故时正确、快速处理事故。在电网调控中, 事故处理是值班调控人员日常工作的重要内容。在事故处理过程中, 值班调控人员要保持清醒的头脑, 仔细和认真对待每一个细节问题;熟悉电网运行方式、规程和细则, 准确把握事故关键点和发展方向, 防止事故扩大, 避免出现人为二次事故;熟悉事故处理预案, 保证电网运行过程中不出现断面过载或调整不当等问题;对于电网正常运行或重要设备检修情况下的风险点, 事前一定要做好事故预案, 设备检修停电前要保证措施调整到位。 (4) 做好事故处理模拟演练。预防人为失误造成电网事故是值班调控人员的重要责任。做好事故处理模拟演练, 在演练过程中发现问题, 通过分析、总结可以提高值班调控人员的事故处理能力, 并且防患于未然, 在电网事故真正发生时, 可尽快限制事故发展, 消除事故根源并解除对人身和设备安全的威胁, 将事故造成的损失降至最低, 尽快对已停电地区恢复供电, 调整系统运行方式, 使其尽快恢复正常。 (5) 加强备用调度系统建设与管理。加强备用调度系统建设, 完善备用调度自动化信息系统功能;加强备调自动化系统的日常维护管理, 确保备调自动化系统正常运行, 模型和数据准确一致;定期开展主备调切换演练, 确保在突发事件下主备调之间实现调控业务的平稳过渡, 以发挥备调作用, 保障电网调控指挥的连续性, 提高电网调控的抗灾能力。 (6) 利用PSASP (电力系统综合分析程序) 、DTS (调度员培训系统) 等高级辅助软件。如今, 先进的科学技术手段已经成为电网调控高效管理与安全、稳定、经济运行的有力保障。在安排系统运行方式、检修计划时, 电网调控人员利用PSASP、DTS等高级辅助软件, 可以直观地看到系统运行方式调整后或设备检修后电网各断面、线路的潮流分布, 为系统运行方式调整、检修计划安排提供参考。同时, 值班调控人员在事故处理时, 也可通过PSASP、DTS等高级辅助软件的帮助, 及时分析出事故原因, 尽快采取措施限制事故发展, 消除事故根源, 使电网恢复正常运行。
3 结束语
随着国家电网公司“大运行”体系的优化提升, 特高压坚强智能电网建设的全面展开, 新能源的大规模并网发电, 我国电网发展正在发生深刻的变革。电网调控作为整个电网运行中的重中之重, 是电网安全、稳定、经济运行的重要保障。电网调控机构应紧密把握我国电网发展的潮流和趋势, 重视电网运行方式管理, 加强检修计划刚性管控, 发生电网事故时正确、快速处理事故, 做好事故处理模拟演练, 加强备用调度系统建设与管理, 提升调控人员业务水平, 保障电网安全、稳定、经济运行。
参考文献
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山区电网电压调控的问题与对策 第8篇
为了解决好电力系统的电压质量问题, 须做好无功电源规划和建设, 加强无功和电压管理, 使无功达到就地平衡, 系统无功达到分区分电压等级的平衡。作为山区电网的一个典型, 梅州电网的电压调控问题有一定代表性, 本文就其问题和原因进行深入分析, 提出一些建议供参考。
1 梅州电网无功补偿概况
梅州电网是广东电网的电源点, 小水电分布比较多, 小水电发电呈现季节性的特点;梅州电网负荷比较分散, 有些地区负荷较重, 有些地区负荷较轻;现有无功补偿装置偏重于容性无功补偿, 感性无功补偿容量相对来说比较少。梅州供电局装有VQC装置的变电站有3座, 但由于大部分变电站电压普遍偏高, 各站电容器长期备用的实际情况, 造成VQC装置处于停用状态。
2 电压调控面临的问题和困难
2.1 主要问题
梅州电网电压出现以下问题:220k V主网电压全年整体偏高;但同时一些县网及农村地区的配网电压大部分时间偏低。无功资源分布不均, 不能完全实现无功分层分区平衡, 电压调控难度大、任务艰巨。
梅州电网无功资源分布不均, 不同地区电压水平相差很大。部分县网较薄弱, 在220k V变电站未投产的方式下, 通过110k V串联方式供电, 县网内无功电源匮乏, 无功电压支撑能力明显不足, 存在电压偏低的问题。
2.2 客观困难
梅州电网电压调控出现的问题, 与电网规划不够合理、技术操作等有关, 也有很多客观存在的困难。
梅州电网负荷分散, 变电站分布欠合理, 供电半径长, 最长达到47km。小水电众多, 全市约有1500多个小水电站, 绝大多数是径流式。110k V变电站感性无功补偿多数不到位, 容性无功补偿却因电压偏高长期备用;有无功补偿的变电站, 也存在单组补偿容量过大而不能按需投切的情况。另外, 110k V变电站主变仍采用无载调压, 而220k V变电站主变抽头档位由中调整定, 地调在上下2档之间可进行调控。220k V变电站主变抽头档位绝大比分时段是置于电压最高档 (高压侧) , 即主变抽头已无调整空间。装有VQC的变电站也因VQC判据太过复杂, 应用效果欠佳。
3 电压失控的原因分析
影响电网电压高低主要是电力系统无功潮流, 梅州电网无功分布存在以下几个特点:220k V电网与110k V电网无功交换较重;电抗器安装不足;长期向500k V主网输送有功;小水电过多造成无功电压调控困难;变电站分布不够合理影响无功电压调控;存在电压失控无法调节的问题。这就造成电网运行难以满足无功分层分区就地平衡的需要, 在负荷波动较大的季节, 制订运行方式的难度很大。这不但不利于经济运行, 也威胁着电网运行的安全性。
3.1 电压偏高的原因
(1) 电网的发展及感性无功补偿的欠缺造成充电无功的过剩。高压输电线路及电缆线路在电网中大量地使用, 而城市附近火电厂的投产运行, 无功补偿设备不断投入, 用户功率因数提高, 使电网有功、无功通过长距离输送的状况得到减轻, 线路及变压器损耗的无功功率也随之减少, 总体上虽基本平衡, 但电网的充电功率相对增多。另一方面, 梅州市内2010年的500k V系统充电无功的总补偿度为6%, 220k V变电站充电无功的总补偿度为22.5%, 全部为低压电抗器配置, 补偿不均衡, 配置不合理。
(2) 部分变电站低谷时段一次侧功率因数不能满足要求。按《电力系统电压质量和无功电力管理规定》:220k V变电站“在最小负荷时, 相应一次侧功率因数不宜高于0.95, 但由于部分运行人员没有从全局的角度看待无功问题, 变压器分接头的调整及电容器的投退仍具有一定的随意性。在系统电压普遍偏高的情况下, 部分网区往往仅通过抬高变压器的档位以保证中、低压侧母线电压合格, 而不设法降低变电站一次侧的功率因数, 部分变电站甚至不退出电容器运行。在小方式运行期间, 由于负荷轻, 系统电压普遍偏高, 大部分220k V变电站抽头档位比较低, 220k V变压器一次侧的无功很小, 部分甚至向系统倒送无功运行。导致在系统电压高的情况下满足了110k V及以下电网的调压要求, 却使220k V及以上电网电压进一步升高。
(3) 对地方小水电及大用户的功率因数考核管理办法不尽合理。地方小水电及大用户的无功管理是当前影响梅州电网电压质量的问题之一。目前对地方小水电及大用户的功率因数是根据月有功电量和无功电量计算, 而不是根据实时的功率因数统计得到的, 随着电网的发展, 这种考核办法显得不科学、不合理。高峰时段, 为能发出较多的电量, 小水电高功率因数运行;低谷时段机组则低功率因数运行, 用以弥补高峰时段少发的缺额, 以满足功率因数考核的要求。据观察, 在低谷段某些变电站由于地方小水电的原因甚至出现向系统倒送无功的情况, 造成220k V母线电压越上限。
长期以来对大用户采用功率因数调整电费的办法, 虽然对节约电能和改善电压质量起到了一定的作用, 但在执行中存在以下问题:不管用户离电源的距离如何, 其功率因数考核的标准是一样的, 这就造成了电源附近无功过剩的问题。另一方面, 由于不少用户的无功补偿设备缺少相应的自动投切手段, 使一些用户在高峰时从电网吸收无功, 而在低谷时向电网倒送无功。虽然在功率因数调整电费办法中对这类用户采取了一些措施, 但都未从根本上解决问题。
3.2 电压偏低的原因
梅州地区部分县网及农村低压电网电压偏低, 主要原因有:
(1) 线路导线截面小。由于有些地区对负荷预测不准, 导致导线截面选择过小, 经过几年的运行, 负荷发展较快, 线路截面已不能满足载流量的要求。
(2) 无功补偿容量不足。由于低压电力网中有大量异步电动机和配电变压器, 而且负载率不高, 无功负荷相对比较高, 所以自然功率因数偏低。当补偿并联电容器容量不足时, 导致线路输送大量无功功率, 而产生电压损耗, 引起电压偏低。
(3) 10k V或低压配电线路供电半径长。当变电站选址不合理, 供电半径超过合理的长度时, 线路末端电压损耗太大, 导致电压偏低。
(4) 每逢农业繁忙时期负荷特别集中, 造成各级电网电压偏低。
(5) 电网中现有主变压器, 有载调压装置投运率低或调压操作不及时。
(6) 有的农村用户所用配变容量小、高能耗, 负荷高峰时出现了超负荷情况。
(7) 由于配电变压器三相负载不平衡, 引起中性点电压位移, 造成负载轻的一相电压偏高, 而负载重的一相电压偏低。
4 对策
主网电压偏高, 会对电网安全运行十分不利;县网及农村地区的配网电压偏低, 给用户用电带来损失。针对梅州电网电压出现的失控情况, 应采取相应对策, 分为技术措施和管理措施。
(1) 开展面向梅州电网的感性无功补偿技术探讨和经济论证, 对电压偏高严重的地区优先开展感性无功补偿。制定出电网无功补偿规划, 解决无功资源分布不均的现状。
(2) 在无功电压考核机制方面, 加强对小水电功率因数的考核, 在水电大发期间, 要求各地调水电厂努力提高功率因数运行, 各县网内无功功率就地平衡, 尽量不往主网倒送无功, 使系统电压偏高情况得到有效的控制, 同时减少无功潮流在电网各元件中的流动, 降低电网的损耗。
(3) 通过调节电网主变压器档位、优化容性/感性无功补偿、安装动态无功电压调节装置、更新电压调控策略等措施的有效配合, 消除电压调控死区;在此基础上, 从电网电源布点、安排发电机调节特性、规划主网架等方面入手, 从根本上解决失配问题。
(4) 加快区域自动电压控制 (AVC) 的建设, 以减轻人员工作量, 减少人为因素对电压合格率的影响, 进一步提高电压合格率, 并提高功率因数。
5 结束语
电网调控运行安全风险及对策探究 第9篇
社会经济的发展促进了电力的发展, 如今电力企业已经迅速发展, 强化电网中的调控管理工作和降低风险性才是最重要的目标。电网调控运行中, 存在着很多限制条件影响着电网的安全, 所以在实践中需要掌握影响调控运行的主要因素, 对电网的调控安全进行规范, 从而使调控质量与调控效率能够在大运行系统中发挥积极作用。
1 影响电网调控运行的安全因素
1.1 内部因素
电网调控运行风险中的内部因素主要包括集约化因素、硬件因素、电网管理因素以及系统运行因素。集约化因素主要是指大运行的电网体系与传统电网体系之间的差异, 所以在进行转换电网管理模式中, 大运行的集约化模式就会改变传统的调控方式。例如对整个系统的调控、对断路器进行调控、对二次设备进行控制等。电网实行的大运行调控在细节上相比于传统的控制模式更加细化, 但在调控中增加了运行的风险。硬件因素主要是指硬件本身的安全风险, 一些长时间运行的设备如服务器、断路器以及二次设备等, 如果这些设备的安全出现问题, 就会严重的损坏电力系统的正常工作。电网的管理因素在系统内部中是自我调整发生的故障, 例如在技术上的缺失、在操作过程中的影响都会导致系统不能正常工作。在系统运行方向上, 如果由于系统的多种故障导致电网系统无法正常工作, 电网的调控系统也会出现死机的现象[1]。
1.2 外部因素
电网调控运行风险中的外部因素主要包括气候因素、地质因素以及人为因素的影响, 这些外部因素在电网调控运行中是很难控制的, 所以就要运用一定的刺激来控制这些因素。例如为了改变气候因素以及地质因素的危害, 在进行电网线路建构过程中可以通过增加安全等级进行防范。人为因素在电网运行安全中发挥着重要的决定作用, 比如操作人员在设备操作过程中出现失误的现象、在配置设备参数过程中不细心都会导致电网发生故障, 所以为了解决人为因素在电网中出现的问题, 就需要实施相应的责任制和鼓励政策, 或进行工作人员的管理培训工作, 从而提高他们的责任意识和积极性。因此, 要解决电网调控运行中的安全风险问题不仅要注意自然因素的影响, 还要管理好工作人员在设备上的操作问题, 只有这样才能将电网在外部环境下的影响因素控制在一定范围内, 以保证电网的安全运行。
2 电网调控运行安全风险的对策
2.1 提升人员的综合素质
电网调控运行安全风险管理中应提升工作人员的综合素质, 因为电网的调控系统是在计算机程序下完成工作的, 在整个程序工作中都需要专业的技术人员和管理人员进行实施, 所以就要提高管理人员在电网调控工作中的基本素质[2]。如果电网在调控运行中出现操作错误的现象, 就会影响整个电网区域的安全性, 这就需要提高操作人员的技术水平和系统操作能力。规范电网在运行中发生的安全风险性, 对管理人员的理论知识以及实践知识进行定期的培训和考核制度, 以提高他们在工作中的积极性;还要对操作人员的技术水平和能力进行定期的模拟训练, 使操作人员能够不断完善自己的技术能力以适应电网的发展。最后在工作人员中建立考核制度, 为了激励他们能够发挥自己的最大能动性创造条件。
2.2 改进技术支持系统
从整个电网调控运行模式上看, 计算机系统在管理工作中发挥着重要的作用。计算机系统是否能够稳定运行影响着电网调控运行的安全性, 所以为了降低电网在调控运行中的风险, 就需要保证计算机系统的安全性。对计算机系统定期进行更新、升级, 利用先进的管理经验和技术支持来保证计算机系统能够在电网调控中安全运行, 不仅要保证计算机系统的安全性, 还要使该系统能够更快的适应新工作的运行模式。所以在进行电网调控系统过程中, 就要在计算机系统进行更新的情况下及时加强演练, 保证电网的运行数据与计算机的工作数据保持一致, 从而使监控问题和控制力度得到最大限度的改善[3]。
2.3 协调和沟通全局化发展
国家电网在大运行体系下是一个宏观的管理模式, 所以在整个调控系统中就要有效的对短板进行控制, 从而使全局建设和发展能够得到不断的强化。对重点区域与主要阶段进行强化, 对于比较薄弱的环节就需要大量的人力、物力和财力, 采集好有利的相关信息进行检查和勘探工作, 然后利用科学的方式将规划和目标联系起来, 考虑到全局化的发展将国家与地区的电网进行调整建设, 从而实现国家电网与地区电网的全局化发展, 这种更大范围的电网运行系统在调控安全上为工作人员统一管理提供了方便。而且电网在建设中、施工中以及人员管理中, 对每个阶段的管理单位之间都要协调好关系, 对建设电网的设计、人员管理、资金管理等设施都要进行科学有效的协调工作, 从而提升电网调控中的安全性和管理水平。
3 结论
从山西省电力公司长子供电公司分析的情况中我们可以看出, 在电力事业不断发展的今天, 就需要在电网调控运行中重视安全风险性。考虑到地区的实际情况建立严格的制度建设、人员培养等措施, 不仅能够有效的控制电网调控运行中的安全风险性, 也能够推动我国电力事业的更快发展。
参考文献
[1]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 (下半月) , 2013 (12) :93-94.
[2]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.
电网调控 第10篇
关键词：智能电网；电力调控一体化；作用
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）06-0062-02
在未来的发展之中，机械和信息技术逐渐取代人们来完成重复性作业，这也是随着科学技术的进步一种必然趋势，在未来的生活之中，电力系统同样会完成这类改变，也就是通过电脑和机械进行相应的调控，在现代之中，逐渐诞生了将调控进行一体化作业的概念，在这里进行相关的分析，希望可以有效带来提升。
1 电力调控一体化概述
调控一体化也就是将电力监控系统和调控系统进行统一作业，监控系统负责将系统的状态信息进行描述，进而通过控制中心对于系统状态进行评定，发布调控指令，进而完成整个系统调控的自动化。这种工作模式减少了人工的投入，将传统的变电站值班变成了历史。在实际的工作之中，电力调控一体化主要分为两个部分， 一部分是调控部分，负责具体的调控行为等，另外一部分是运维部分，由专门的运维人员来负责相应的设备巡视等工作。
在现代智能电网的组成之中，需要承认的是，智能电网仍处于初步阶段，所以说很多工作尚且不完善，电力调控一体化便是如此，作为智能电网之中的试点项目，其负责的便是电力调控和监控。在这个阶段，进行相关建设，便是提升智能电网的普及程度，进而将电力调控进行智能化的提升，充分保证电网的运行和维护进入现代化模式。传统模式之中，电网调控负责相应的电网调度，进而导致了自身工作较为复杂，在复杂的工作之中容易出现一系列的错误，而且在实际工作之中很容易出现分工不清的情况，降低了工作效率，所以说传统模式应得到改善。伴随着时代的进步，电网容量等方面也进行了提升，相应结构也发生了变化，导致现代电网的调控工作难度进一步提升，这就需要电网进行有效的自我改进。想要提升电网企业的服务质量，需要将调控一体化的模式进行有效推广，在调控一体化的模式下，调控中心和以前的工作并没有什么过大的区别，只不过通过这种模式将工作效率进行有效提升，将调度中心的工作进行智能化改善，进而有效的减轻了工作人员的相应劳动强度，保证在市场模式下，电网可以进行进一步的自我提升。
在实际使用过程之中，现阶段的调控一体化具有如下特征：首先便是为未来的电网模式提供了相应的样本。本身其自身便是试点性项目，所以说其标准相对更高一点，各项指标相应的负荷国家标准，而且为后期的发展预留了空间，这就是说调控一体化的实验模式已经成为了一种必然模式。其次调控一体化具有更强的安全性，通过信息技术的成功利用，保证了数据传输的安全性，充分保证了工作的有效性和安全性，进而提升了现代电网的相应工作效率。
2 现阶段电力调控中存在的问题
2.1 管理模式较为局限
城市进步使得高层建筑变得越来越多，这就导致了电力系统之中的高空架线并不能满足城市的需要，所以在现代电网之中，越来越多的使用电缆来进行电力输送任务，这同样是新时代电力系统的一项转变。在电网进行管理的过程之中，涉及了较多的管理内容，也就是涉及到架空线等方面的工作，很多时候纷杂的内容增加了管理工作的难度，这种难度不仅仅是因为管理事物较多的原因，更是因为相应的管理模式较为局限。所以说在新时代的管理之中，应该将管理模式进行增强。而且在现有的管理模式之中，相应的电网存储数据较为混乱，很多时候便会导致这些存储数据出现相应的问题，出现丢失等情况，进一步增加了管理工作的困难。
2.2 调控工作人员管理方式不当
在现阶段智能电网的系统之中，人员操作仍然占据了非常重要的作用。伴随着电力设备的基础数量越来越多，现有的管理部门和管理人员出现了不足的情况，很多时候在忙乱的工作之中，工作人员忙中出错，进而导致了电网工作之中的漏洞，而且这些任务量较重的工作十分打击相应工作人员的积极性。所以说在现阶段针对于电网调控人员的管理仍然存在问题，不能将人员进行最大程度利用，导致很多时候相关工作人员在进行工作的过程之中，会产生相应的不间断问题，管理模式的问题也是如同跗骨之刺，很大程度上影响了电力系统的发展。
2.3 调控工作开展盲目
前文曾经提到过，现阶段调控工作很多仍然是依靠人工来进行开展的，在这种基本调控模式之中，仍然存在漏洞，很多时候人工调控模式便会存在着盲目的现象，这也是人工相应出现问题的必然结果。很多时候，现代电网之中采取相应的分散式管理，这便导致了针对于调控工作的管理仍然力度不够，进而会导致相应的管理工作存在诸多问题。在电网进行自我发展的同时，仍然以老眼光来看待电网系统是不行的，这也势必会导致调控工作出现问题，降低了相应的工作效率，并且充分降低了电网智能化的速率。同样调控工作的盲目很多时候是因为不能良好的进行监控信息工作，进而会导致相应的监控工作存在各项问题，很多时候便会导致调控盲目，想要进行调控工作效果的提升，不仅仅是现代进行的有效提升，更需要进行科学的分析，采取有效的提升措施。
3 推广电力调控一体化的具体措施
3.1 提升管理模式
在现代智能电网的管理工作之中，如果管理模式出现了问题，那么落实到管理工作的具体之中，便会出现处处尽是问题的情况。所以说想要进行现代电网的管理工作效果提升，需要对于现代电网管理模式进行充分提升。在现代之中，已经研发出以GIS技术为基础的相关工作体系，通过GIS技术来进行地貌的检测，进而可以有效的帮助监控中心得到电网运行中的状况分析，提升调控效果。同时为了保证将这套体系利用好，需要相关工作单位进行工作方式的提升，也就是在现代之中电网调控作业之中需要进行良好的管理模式，将管理进行有效更新，保证工作人员在实际工作之中的具体工作效果，进而才能真正的保证调控工作得到有效提升。
3.2 加强人员管理
人员在现阶段仍然电网调控工作之中的主力，所以说针对于现代对于人员管理的方式应该得到加强。将电网的运营情况进行了解，然后根据电网的实际运行方式，来进行人员调整。通常情况下，电网调控工作之中存在工作量不同的部门，对于工作量较大的部门，便应该增添人手。加强对于工作人员工作能力的考核，也就是说保证整个人员工作系统的自身工作能力，充分保证在实际工作之中，工作人员可以有效的进行自我工作，来保证相关调控工作的有效性。
3.3 加强调控合理化
电力调控之中存在盲目调控的现象，在现代之中为了解决这一问题，引入了SCADA系统来解决这一问题，该系统通过智能化管理很好的帮助了管理模式进行提升。不仅是引入新系统负责调控工作，同时应该增强设备维护工作，保证在电网正常运行之中，设备可以正常使用。保证信息传递流畅，进而有效的在信息之间形成有效沟通。
4 结 语
伴随着时代的进步，电网调控逐渐走入了一体化时代，将两者进行有效结合，帮助现代电网系统进行了有效的自我提升。在本文之中，进行了电力调控一体化的概念叙述，并且针对性的提出了问题，也提出了相应解决措施，希望可以帮助电力调控一体化的发展，同时也帮助现代电网进行自我提升。
参考文献：
[1] 邬新艳.基于智能电网的电力调控一体化应用探讨[J].投资与合作：学
术版，2015，（11）.
电网调控 第11篇
在电网系统运行中, 电网的调控运行管理主要是工作人员的操作行为、电网在运行中的风险防范以及调控的业务办理等多种方面的安全管理。电力企业通过开展电网的调控管理措施, 不仅提高了工作人员的标准化水平, 这种规范化的管理工作也全面的实现了生产企业的安全管理工作。
1 分析电网调控安全运行的隐患
1.1 计划编制安全的隐患
长期以来, 我国的电网调控工作都缺乏现代软件系统对周期计划的编制工作, 没有将计算机软件的自动化工作进行完善, 还只是存留与人工方法的编制工作[1]。传统方法的实行不仅制约了电网的约束条件, 降低了经济运行的安全性, 也给编制人员的工作带来较大的困难。传统方法也没有实现编制计划中高效信息的有效性, 一些人为操作的失误使调控工作增加了难度, 不仅消耗了人力, 也降低了细化工作的效率。
1.2 外围影响因素隐患
随着电力体制的不断改革, 电力的控制计划在外围影响因素中产生了较大的变化。例如电力在市场上的运营、调度节能发电工作、双边交易以及替代交易、大用户的购电交易等。特别是一些电线路与设备的安全运行也在时间上改变了发电系统的正常计划。在这些情况中可能会带来较大的电网危险, 一方面, 使系统中机组燃料的库存、检修工作都不能正常运行, 导致电力在供应上的不平衡;另一方面, 发电企业对每年的调度工作都增加了难度, 许多合同都不能如实进行[2]。这些因素的影响在电力系统调度管理工作中最容易导致故障与事故的产生, 如果没有对这些误差的影响因素进行合理的分析和研究, 就会使调度计划无法完成, 也无法得到准确的参照信息。所以根据以上对电网调控安全运行中的隐患进行了分析, 对各个要素的影响和隐患的存在都加以具体的说明, 所以为了保证电网的运行安全, 就要根据以上问题的提出找出相应的解决对策, 从而保证我国社会经济在电网安全运行中的提升。
2 加强电网调控管理保证安全运行措施
2.1 加强继电保护管理
继电保护作为电网安全运行的重要保障, 它能在故障发生期间防止故障的发生、降低事故的影响程度。所以在继电保护运行管理工作中, 不仅要加强现场的运行管理和维护工作, 还要加大校验与编制规程的管理工作。在管理工作中, 首先加强设备的保护工作, 需要利用明显的标志标明, 还要利用双重编号的方式对端子排和信号刀闸进行管理, 以方便继电设备在运行中的检查工作。然后对直流系统、各个分支中的空气开关进行管理, 定期对直流系统中的工作人员进行检查, 利用双重编号的方式加大对保险与空气开关的管理工作, 还要定期对直流电压的数值进行测量。最后管理好压板的运行, 在运维站中对各站的压板进行投切表和压板图的编制, 工作人员定期都要进行核对并记录。在检查工作中首先在送电后的检查, 对电流表的指示、断路器、位置灯的信号加强巡视工作;然后在停电后也要进行检查, 不仅要观察断路器的断开项目, 对位置灯的信号是否正常;最后在事故后进行检查, 除了短路器在状态以及性能上的检查工作, 还要检查保护工作的信号[3]。
2.2 加强运行方式管理
首先规范运行方式的编制工作, 进行制度化的管理工作, 使电网中的运行方式能根据例年中存在的问题进行防范。并落实好事故管理的有效措施。然后分析电网在运行中的深度, 在分析上计算出母线和双回路故障之间的稳定性、联络线的跳闸情况。最后对特殊事故的防范制定措施, 对那些不利于运行的网架变化、严重的故障都要进行有组织、有重点、有针对性的防范, 从而降低电网在运行中的发生故障。
2.3 杜绝操作事故
对调控人员的安全意识和责任意识都要进行有效的提高, 定期加大安全活动、调度学习、事故操作的演习和培训工作[4]。制定严格的规章制度, 由于很多工作人员的操作行为和事故都是没有严格的制度加以制约, 工作人员在管理工作中不认真, 所以要养成自觉遵守规章制度的习惯。还要加强对调度人员的技术培训, 由于电力系统的科技发展水平越来越高, 许多新技术与新设备的应用起到重要作用, 所以就要提高调控人员的专业技能。加大人员的培训力度, 使他们能更熟悉系统的运行, 对继电保护、自动装置的运行能轻松掌握运行工作;还要加大对调控人员的职业素质进行培训, 提高他们的安全意识和工作责任感, 不仅避免了人员在操作中的失误状态, 还能保障电网运行的安全、可靠性。调控人员对电网在运行中受各种因素的影响还要做好准备工作, 对天气的变化、运行的方式以及值班人员的工作都要最好应对的措施, 防止发生故障期间能及时处理。工作人员在交接工作中还要进行友好的交流, 对设备的运行情况掌握好、交接好, 从而避免电网事故的发生。
3 结论
电网调控管理是电力系统中重要的组成部分, 为了使电网在安全运行中有效的进行防范, 加强工作人员在管理工作中的基本素质, 只有完善有效的管理系统才能提高电网在运行中的安全性和稳定性, 从而防止电网事故的发生。
摘要：随着电网需求量的不断增加, 企业在电力系统安全运行方向上的需求也越来越高。为了提高电网的高质量水平和人们的生活需求, 加强电网的调控运行管理成为电网管理工作中的主要部分。由于电网的调控管理关系着电网运行的可靠性, 所以内蒙古东部莫力达瓦达斡尔族自治旗供电有限公司在本文针对电网调控安全运行的隐患进行分析, 从而找出具体的有效措施加以解决。
关键词：电网调控,安全运行,措施
参考文献
[1]李婷, 裴立铭.加强电网调控管理保证安全运行措施探讨[J].科技创新与应用, 2014 (33) :176.
[2]廖锐.加强电网调度安全运行管理措施探讨[J].民营科技, 2013 (10) :110.
[3]张锡填.广东电网无功电压调控的典型问题及对策研究[D].华南理工大学, 2014.