地区电网运行方式

地区电网运行方式（精选10篇）

地区电网运行方式 篇1

1 地区电网的特点

1.1 结构特点

地区电网基本以220k V变电站为中心, 环网建设, 但为防止形成220/110k V电磁环网, 110k V线路及变电站以辐射状的网络运行。地区电网110k V线路结构中“T”接形式较多, 多数线路有一个及以上“T”接支路。地区电网设备的密集程度受城市范围影响密切, 城市配网一般以道路为依托, 形成纵横交错的网格型, 多条线路沿相同路径架设, 以满足供电能力的要求。

1.2 负荷特点

地区电网负荷分布受工商业发展程度、交通运输业发展集中程度等因素的影响较大, 其分布呈现多中心的特点, 即市区为负荷中心, 各县城为次负荷中心。城区内部负荷主要分布在工业园区、主干道周边的密集生活商业等区域, 农村地区负荷主要沿国道、省道等主要道路分布。

从负荷变化情况来看:工业园区负荷基本平稳;生活区与商业区受空调等大功率电器负荷影响显著;其余地区负荷分布较均匀。

1.3 电源分布特点

并入地区电网电源主要为小水电和新能源电厂, 其分布主要呈现以下特点:小水电、风电集中在山区, 一般远离市区, 通常接入地区末端电网;光伏、冷热电联产、垃圾焚烧和企业自备电厂主要集中在市区, 处于地区电网的中心。并入地区电网的小水电一般以径流式小水电居多, 无调节能力, 季节性强。

1.4 变电站母线形式

地区电网110k V变电站的110k V母线一般为单母分段接线或内桥接线, 中、低压侧一般采用单母分段接线, 部分老站采用单母分段带旁母的接线形式。110k V变电站一般有2条进线, 少数区域枢纽变电站有110k V线路转出。

1.5 设备特点

地区电网110k V变电站一般配置2台主变, 主变容量常选用3.15~6.3MVA, 110k V输电线路导线截面积一般选用240~300mm2。10k V出线一般选用可负载400A左右的设备, 可供负荷7~8MW。城区配网线路电缆较多, 电容电流大, 单相接地故障熄弧难, 引发过电压造成次生故障的现象时有发生。

2 地区电网运行方式安排原则

2.1 母线运行方式安排

地区电网220k V变电站的110k V母线一般并列运行, 安排运行方式时遵循以下原则: (1) 保证在一条母线故障时不至于造成所供负荷损失或所供变电站失压; (2) 尽量保证供向同一方向的线路接入不同母线; (3) 每条母线保证一条来自不同220k V变电站110k V母线; (4) 尽量减小正常运行时的母联电流; (5) 尽量减少事故处理时的操作步骤和难度。

2.2 电网联网方式安排

为防止220k V/110k V电磁环网运行, 降低短路电流, 提高电网输电能力, 地区电网采用开环运行的方式。一般而言, 负荷不高的变电站, 采取双进线一主一备的方式运行, 线路之间采用备自投的方式进行投切, 以确保线路故障时, 备自投能将负荷转移至其他变电站供带, 减小负荷损失。负荷较重的变电站, 如负荷接近线路送电能力时, 将110k V母联开环运行, 以便充分利用两回线路的输电能力, 并确保其中任意一回线路故障时, 备自投能实现负荷自动转供, 防止负荷损失。

从供电方向来看, 负荷相对集中的区域, 通常安排2个不同方向的220k V变电站供电, 或选用不同线路供带负荷时对220k V站母线方式的影响。

2.3 中性点方式安排

为防止地区电网因运行方式变化导致零序电流分布变化过大而频繁调整零序保护, 通常以220k V变电站为中心, 将中性点固定在220k V变压器上, 以便有效地避免零序网络频繁变化。

地区电网中性点方式按以下原则安排:220k V变电站只安排一台主变中性点接地, 不采用主变联跳来防止电网失去中性点, 通过放电间隙和零序过压保护解决失去中性点后的绝缘保护和电气保护问题;110k V变电站中性点一般不接地;所有半绝缘变压器中性点接地;有发电厂接入的110k V变电站中性点接地。

2.4 检修停电及新设备投运运行方式安排

由于新设备接入和电网设备检修停电, 电网并不总是运行在全接线状态下, 因此必须充分考虑非全接线情况下的电网方式安排。

为避免220k V单电源对电网造成的安全风险, 通常将变电站110k V母线分列运行, 其中一条母线由该站供电, 供带主要负荷, 另一条母线由相邻220k V变电站供带, 作为其备用电源。按此方式运行, 既保证了电压质量, 也不会因较长电气距离的串供降低供电可靠性, 充分利用备自投的配置方案, 可以有效解决220k V单电源失去后引起的全站失压及负荷损失问题。

由于地区电网有“T”接线路多的特点, “T”接线路停电时带来的多个站单电源问题比较突出。尤其是在工作周期比较长的检修停电工作中, 电网长期处在一种安全风险较大的方式下, 因此, 地区电网检修停电方式安排时, 通常将工作线路段解头施工, 通过断开电气连接的方式, 既保证了施工需求, 又减少了变电站单电源的时间。

2.5 配网运行方式安排

由于城市配电网有互连多和用户密集的特点, 因此城市配网运行方式主要按如下原则来安排: (1) 为保障重要用户的供电安全, 其电源不安排由同一个变电站供电; (2) 运行方式安排中尽量缩短重要用户供电半径, 将互联线路的开断点, 选取在重要用户附近; (3) 确保高层建筑可靠供电, 对高层用户采用2条并架线路相向互供的形式, 按二级重要用户的要求保证其消防和电梯用电; (4) 尽量避免过多的电缆线路集中由同一母线供电, 防止单相接地引发次生故障; (5) 尽可能地将配电网分片运行, 减少电容电流, 城区变电站10k V母联开环运行。

3 地区电网备自投安排原则

由于地区电网110k V变电站通常只有2路进线电源, 因此备自投的互投开关一般选择2路进线开关, 但负荷较重的内桥接线变电站, 可考虑使用母联进行备投, 以减轻进线负载。

备投逻辑一般采用尽量简单的原则设置, 即母线无压进线无流则启动备自投, 可以有效地保证备投动作的可靠性, 避免备投不成功带来的整站失压。

对于一些不能反复冲击的负荷或并入了电源的线路, 可采取备投联切的形式, 保证备投可靠动作和用户设备安全。

4 地区电网继电保护相关原则

4.1 地区电网保护配置原则

地区电网中110k V变电站高压侧一般不设母线保护, 母线故障切除多靠上级线路Ⅱ段保护实现, 低压侧母线故障靠主变低后备切除。

由于地区电网多为辐射状结构, 110k V线路保护仅配置在220k V变电站一侧, 通常使用距离、零序等保护;10k V线路一般使用三段式过流保护;主变配置非电量、差动、复闭过流和中性点零序过流、过压等保护。

4.2 密集城区线路保护配置原则

由于密集城区线路过短, 常有本级保护Ⅰ段深入下级设备的现象, 通常采取新上差动保护的方式来避免保护失去选择性。因此, 随着电网接线日益变短, 新施工的城区线路多使用光纤差动保护。

5 地区电网运行方式安排面临的挑战

5.1 日益增加的电容电流

随着城市电缆使用数量的增多, 配电网电容电流不断增大, 单相接地故障时引发的过电压次生故障越来越多。部分配电网即使采用分割网络或配置更大容量消弧线圈的方法难以解决此问题, 因此, 快速的接地故障切除成为了配电网运行的难点。目前较好的解决方法是提高配网电压增加输送能力, 减少电缆总长度, 或者采用小电阻接地, 实现接地故障跳闸, 缩短接地故障持续时间。

5.2 用户集中接入影响配网供电可靠性

受负荷分布的影响, 部分重要用户或高层建筑用户为节省投资, 按就近接入的原则接入配电网, 造成多个重要用户分布在同一条线路不同位置, 影响了联络线开断点的选择, 无法满足供电可靠性要求。

5.3 电网容量不断增加

新能源电厂接入地区使得电网容量不断增加, 将导致配网潮流与传统形式发生一定变化, 由原来单一方向的潮流可能转换为双向潮流, 对于电能质量的控制、保护配置和备自投配置等均将带来新的挑战。

5.4 协调安全与经济指标是安排的难点

随着电力体制改革的深入, 供电企业盈利模式将转变为收取过网费的形式, 在新的运营模式下, 如何协调供电安全与经济指标将成为地区电网方式安排的新难题。

6 地区电网运行方式的发展方向

6.1 配电自动化引入

配电自动化的发展为配电网运行方式实时调整提供了可能, 配电网可通过配电自动化系统实现电网的实时安全分析、电网故障诊断及实时线损分析, 运行人员通过配电自动化系统可以实时监测电网运行情况, 及时调整运行方式, 确保电网安全及可靠供电。

6.2 智能电网的发展将实现电网可靠、经济运行

随着智能电网各项技术的不断发展, 变电站备自投不再受制于电网的接线, 该装置灵活地实现多进线间的相互备用, 极大地改善与多电源站相关线路与变电站的负荷分布, 实现电网经济运行。

地区电网运行方式 篇2

摘要：随着社会经济的不断进步，电力在社会中的地位越来越重，人们对电力运行的安全性、稳定性、经济性提出了更高要求。电网调度是确保电网正常供电的基础，在电网改造与电网设备水平不断提高的情况下，电网调度工作的自动化水平不断提高。电网调度，其主要任务是指挥电网运行，电网调度运行的状态与质量，直接影响着电网运行的安全性、稳定性与可靠性。在新时期下，人们的生活水平不断提高，对电力的需求日益增加，本文结合新时期用电形势，对当前电网调度运行管理的现状进行了分析，找出电网运行中存在的不安全因素，并提出电网调度运行的改进措施，确保电网运行的经济效益与社会效益。

关键字：新时期 电网调度 运行方式

一、新时期下电网调度运行管理的现状

在建设电网时，缺乏科学统一的规划，难以形成有效合理的电网网架结构，从而导致电网网络结构十分复杂，电磁环网出现重复交错，为有效控制带来了很大困难。虽然城乡电网改造工程的进行，让我国初步建立了电网调度运行自动化系统，然而在一些落后地区，其电网建设较为缓慢，电网输送能力较差。一旦电网线路负载过大，容易出现连锁反应，甚至会导致大面积停电，带来严重的经济损失。电网运行管理缺乏有效协调机制，在电网运行过程中难以进行统一调度，影响供电的稳定性与可靠性。

（一）技术水平不够完善

当前，我国电网运行中存在着技术水平不够完善的现象，其表现为技术人员配备落后与技术手段不够完善两个方面。电网的不断发展，是以先进技术为依托，在电网不断进步的过程中，需要相对应的先进技术来支持。然而当前，我国电网技术的发展与应用并不能满足日益发展的电网需求。在社会经济的推动下，电网的规模不断扩大，要求更多的技术人员及与电网发展相适应的配备。从目前我国电网整体发展的情况来看，技术人员的不足与技术人员配备上的落后，导致了电网系统维护工作的质量不佳，影响电网的运行效率。在进行调度工作时，调度工

作人员专业水平较低，违规操作较多，影响着电网系统运行质量。

（二）倒闸操作缺乏统一管理

在我国电网运行过程中，经常会很出现一些倒闸操作现象，如检修期间停电与送电，电网运行方式的切换，发电机并网等工作，都需要进行倒闸操作。倒闸操作需要编写倒闸操作票。由于操作票的编写内容与标准并不是统一进行的，而是由各地区内操作人员进行编写的，编写人员的素质水平与操作水准不同，其操作票的规范与标准差别较大，缺乏同一的标准，容易导致倒闸操作严重违规，难以实现统一管理，影响电网运行的稳定性与可靠性。

二、电网调度运行中存在的不安全因素

电网调度属于电网运行的核心，在保证电网运行的安全性、稳定性与可靠性上发挥着极为重要的作用。为确保电网调度正常运行，就需要对影响电网调度正常运行的不稳定因素进行较为全面的分析与研究，找出问题所在，从而提出针对性措施。当前，电网调度运行中存在的不安全因素主要包括以下几个方面：

（一）电网调度人员在交接班与调度时存在的不安全因素

电网调度人员没有严格遵守并落实电网调度运行的相关操作规范，交接班时，在没有完全掌握电网运行方式的基础上便下达调度命令，错误调度的执行，导致严重事故发生，或是由于调度人员因个人因素，在调度命令拟写时出现失误等。在电网调度工作进行时，没有清楚了解现场，或交接班时没有将具体电网运行情况交代清楚，导致调度人员操作失误，引起严重问题。

（二）电网调度人员的责任心与技术水平

电网调度人员缺乏对电网调度运行操作制度的认可与执行，在调度过程中出现较多错误，导致工作组之间协调效果不佳，影响电网运行的稳定性；调度人员责任心不高，缺乏对调度失误引发严重后果的认识，不规范使用调度语，导致调度失误；调度人员技术水平较差，心理素质不佳，对于电网调度操作程序与运行状态不了解，难以进行统筹管理，导致重要地区供电不稳定等。

（三）电网调度运行的管理问题

电网调度管理的内容较多，包括对调度人员的管理、调度制度的管理、调度设备的管理等，其中调度人员班组的管理是重点。班组工作人员需要将在安全管

理放在工作第一位，提高员工的安全意识；在班组的制度管理上，确保操作规范，明确格式，并加强审查，落实规范是确保操作正确的基础；在设备管理上，缺乏足够的重视，没有安排专业人员经常性的检查设备，导致设备故障较多；在检修管理过程中，对于设备中存在的问题不能及时发现，影响电网运行设备质量。

三、电网调度运行改进措施

（一）完善电网结构，加强继电保护，切实提高调度人员的技术水平

随着社会经济的不断发展，电力公司对电力设备的资金投入有所增加，进一步优化了电网结构。当前，我国大部分地区已经完成了环网220 kV电网，在局部单环网中形成了500kV，大大提高了高压电网运行的稳定性。继电保护，在确保电网稳定可靠运行、防止电网事故范围进一步扩大等多方面发挥着重要作用。强化继电保护运行，加强继电保护装置检测，确保继电保护装置能够发挥实际效用，保证整体电网运行的安全性与稳定性。在电网调度运行过程中，调度失误、或操作失误，都会对整体电网的安全运行带来严重影响，而改变电网运行方式、停送电操作指挥与处理电网事故的关键是电网调度工作人员。为保证电网运行的安全性与稳定性，必须要切实提高电网调度工作人员的安全意识与技术水平，严格落实操作规范，完善调度制度，加强调度管理，杜绝操作失误。

（二）在电网调度运行中积极引入先进技术

为确保电力系统的安全与稳定运行，加强电网调度，需要积极引入先进技术，如计算机技术与雷电定位技术等。应用计算机设计数据库，并将调度人员的各种操作记录到数据库之中；依据调度人员编制内容，数据库实现点对点自动化数据流传输，确保电力调度自动化系统的可靠安全运行。使用计算机技术，运行OMS软件中电网状态评估与在线潮流计算，减少调度人员操作失误，确保电网调度运行正常；雷电容易造成跳闸事故，影响电力系统的可靠性，应用雷电定位技术，建立完整的自动雷电参数统计库，能够在线路发展跳闸后，快速查找出雷击故障点，在保证电网运行的稳定性上发挥着重要作用。

（三）加强调度管理，杜绝调度失误

将电网运行方式管理模块化，开展具有针对性的事故处理演习，加强调度人员处理突发事件的能力，建立数据库系统，提高电网运行方式的自动化水平；建

立应急预案，最大限度的确保电网运行的安全性与有序性。明确调度工作人员责任，严格落实《电网调度管理条例》，不定期进行调度人员培训，杜绝调度失误。

四、结语

在新时期下，电力在社会中扮演的角色越来越重要，电力运行的安全性、稳定性与可靠性，直接影响着人们的生活与生产状态。为提高电力系统运行的安全性与稳定性，减少事故发生，就需要加强电网调度工作。当前，虽然我国电网系统已经初步具备了自动化水平，但在部分地区，电网设备较为落后，电网承载力不足，容易引发连锁反应，导致大规模断电故障。影响电网调度安全运行的主要因素包括电网调度人员在交接班与调度时存在的问题、电网调度人员的责任性与技术水平较低、电网调度运行的管理问题等，为确保电网安全可靠运行，提出完善电网结构，加强继电保护，切实提高调度人员的技术水平，积极引入先进技术，加强调度管理，杜绝调度失误等措施，切实确保电网调度运行的经济效益与社会效益。

参考文献：

县域电网运行方式危险点分析 篇3

关键词：县域电网；运行方式；危险点

中图分类号：TM732 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 06-0000-01

随着时代的发展，电网已经演变成为现在各种各样的形式，这样就使得县域电网运行更加的复杂多变，从而给电力系统带来了很多的问题。因此，对于电网不同运行方式需要进行不同的研究，使得每个运行方式的危险都降到零，从而有效的保障了电力系统的正常运行，促进县级市的发展。

一、县域电网运行依据

（一）保证电力系统正常运行的要求。在进行县域电网运行时，一定要保证的是电力系统的正常运行，只有电力系统正常运行才可以保障人民的正常用电。对于现在各种各样的电网运行方式，相关部门应该结合当地的实际情况和潮流变化进行正确的选择，选择的运行方式必须具有灵活性，符合电力系统发展的要求。当电力系统中的一个元件出现故障时，能够保证电力系统的正常运行，不受这个零件的影响或者影响的效果比较小。对于县域电网要进行分区操作，可以将县域划分成几个大区，然后在这几个大的区域建立独立的电网，这样就算其中的一个电网损坏也不会影响到其他的电网和电力系统的正常运行，不会对城市造成过大的影响。另外，还需要注意的是一定要对短路电流进行合理的控制，不然将会导致严重的后果。

（二）电力系统安全稳定准则。在《电力系统安全稳定导致》一书中明确规定了电力系统承受其他因素影响的能力分为三个级别。第一级别是在受到干扰时电力系统可以保持稳定运行和电网的正常供电，不影响居民的正常用电；第二级别是当县域电网受到干扰时电力系统可以正常稳定的运行但是会损失小部分负荷，对居民用电产生轻微的影响；第三级别是县域电网受到干扰时电力系统承受不住干扰从而无法正常运行，但是必须要防止整个电力系统的崩溃并且尽最大的可能减少负荷损失。

（三）电网运行方式安排。电网运行方式的安排指的就是在电网调度过程中，在满足电网安全稳定和对社会正常供电的情况下合理的安排对于机组发电和输变电设备的检修。对于机组发电和输变电设备的检修一定要确保整个电力系统在任何一个零件发生故障的时候都可以正常的运行，不会对电力系统产生影响或产生过大的影响，确保电力系统还可以对于居民进行正常的供电。在进行具体的电网运行方式安排的时候，可以参考电网第一级安全稳定标准，将母线故障作为第二级标准要求。在进行电网运行方式安排的时候可以适当的采用切机和切负荷等紧急措施来对电力系统进行稳定从而到达提高电网设备利用率，确保电力系统正常运行的目的。

二、县域电网运行方式中存在的危险点

（一）检修计划不合理。在对于县域电网进行周检修或者年检修计划的时候没有考虑全面。在对县域电网进行检修计划的时候没有充分的考虑到负荷的转移方向。对于设备处于N-1方式下运行时没有进行潮流计算从而使得整个检修计划的数据产生偏差从而影响到整体的结果。另外，对于县域电网的的备用容量没有充分考虑也会对整个县域电网造成影响，使得社会过载运行从而造成损坏影响整个电力系统的正常运行。

（二）没有对县域电网运行方式进风险评估。在已经在使用或者建成的县域电网中没有进行县域电网运行方式的风险评估，从而无法预知风险，使得县域电网在没有防范的情况下产生事故从而给电力系统带来极大的影响以及对人们的生活造成极大的不便。

（三）对于设备参数不够熟悉。对于在县域电网运行中的设备参数不够熟悉，没有对于每个设备具有一定的了解，从而无法对于设备进行合理的工作安排，使得运行方式安排产生错误。另外对于线路的不熟悉也会造成县域电网运行方式安排的错误。这种错误会使得线路或者设备长时间处于一种错误的工作状态，一直在超负荷的进行运行，一旦超过了设备或者线路的承受范围就会严重发热从而导致设备或者线路的损坏，这就大大缩短了设备的使用时间，不仅仅给电力系统造成了很大的麻烦还给人们的生活带来了极大的不便。

（四）对于变压器过载能力不够熟悉。每个变压器的过载能力都是不相同的，如果没有根据每个变压器的过载能力安排具体的工作就会使得变压器在N-1方式运行中出现损坏的现象，从而引起整个电力系统的损坏，导致电网不能够正常的供电给人们带来极大的损失。

三、县域电网运行方式危险点的预防措施

（一）制定全面的检修计划。对于检测计划的编制做到最优，在进行编制的过程中可以制定几套不同的方案，然后将这些方案进行比较从而得出一个最优的方案进行使用，确定县域电网在运行中不会因为检修的不全面而引起相应的故障。

（二）对县域电网进行风险评估。对于县域电网中重大的检修项目进行电网安全风险评估并且制定相应的应对风险方案。对于可能产生的危险进行危险点的预控和预想工作，对于所有一切可能产生的风险进行评估，确保整个电网处于实时监测中，加强平时对于县域电网的监测。

（三）熟悉每个设备参数。在进行编制运行时，要对每个设备的参数进行了解并且记录，然后再按照每个设备的参数对于每个设备进行不同的工作安排。确保每个设备可以在充分发挥其功能的同时不会产生损坏影响县域电网的正常运行。

（四）充分了解变压器的过载能力。在进行县域电网编制运行方式之前先充分了解变压器的过载能力，在充分了解变压器的过载能力之后再根据变压器的过载能力对县域电网进行具体的编制运行方式，确保变压器可以在运行时正常的使用不出现损坏的现象。

四、结束语

县域电网对于县级市来说是十分重要的存在，如果一个城市连电力系统都出现了问题，那么这个城市发展是可想而知的。本文主要就县域电网运行方式危险点进行了相应的分析并且提出了相关的解决方案，希望可以对县域电网运行方式的防护有所帮助，避免危险的发生。

参考文献：

[1]苏丽琼.提高地区电网运行方式科学实用性的措施[J].海峡科学，2010（10）：119-121.

临沧地区电网运行方式的探讨 篇4

调度工作之一就是要在当前资源条件下安排风险最少的电网运行方式, 以提高对用户供电的可靠性[1]。某地区电网单一故障引发一般或较大电力安全事故的风险较大。因此, 研究其电网运行方式安排, 对于指导各方积极应对电网运行安全风险具有重要意义。

2 电网规模及电力供需情况

2.1 地区电网规模

截止2012年底, 临沧地区500k V变电站只有一座:博尚变, 为德宏水电送出的联络开关站, 暂无主变。220k V变电站有二座:临沧变和新云变, 220k V临沧变已投运2台主变, 其变电容量为2*90MVA, 220k V母线接线方式为双母带旁路;220k V新云变已投运2台主变, 其变电容量为120MVA+150MVA, 220k V母线接线方式为单母分段。网络图如图1所示。

2.2 电力供需情况

目前, 临沧地区用电需求在350MW左右, 小电总装机在650MW左右。汛期负荷高峰时间段电力能够基本平衡, 负荷低谷时间段存在小电送出的需求, 但由于送出通道限制存在窝电情况。因临沧境内大部分小水电站为径流式电站, 枯期小电出力严重下降, 负荷高峰时间段需要从主网下网负荷约200MW, 负荷低谷时间段电力能够基本平衡。

3 正常运行方式

3.1 电磁环网解环运行

若漫湾电厂~500k V草铺变~500k V宝峰变~大朝山电厂~220k V临沧变~220k V新云变之间的500/220k V电磁环网合环运行, 由于汛、枯期漫湾、大朝山电厂最大发电出力都在1000MW以上, 在其送出线路 (500k V漫昆双回线或者500k V大宝双回线) 发生N-2故障跳闸的情况下, 极容易出现220k V线路超热稳极限、系统稳定破坏的严重事件, 就算配置联切机组的安全自动装置, 也不能完全避免严重事故的发生。因此, 该电磁环网必须解环运行。考虑到220k V临沧变向临沧市区供电的情况, 断环点一般设置在220k V临沧变。由于220k V临沧变220k V母线为双母带旁路接线方式、且配置有备自投装置, 其断环点的选择有两种方式, 也就相应地形成两种地区电网运行方式。

3.2 正常运行方式的选择

方式一:220k V新临线220k V临沧变侧断路器热备用作为系统断环点, 220k V备自投装置投入运行。其网络拓扑如图1所示。

在该运行方式下, 220k V新云变供电片区电网小电装机约150MW, 负荷约80MW, 枯期负荷高峰时段220k V漫新Ⅰ回线下网潮流约40MW;220k V临沧变供电片区电网小电装机约500MW, 负荷270MW, 枯期负荷高峰时段220k V大临线下网潮流约115MW。

若发生220k V大临线跳闸, 220k V临沧变220k V备自投动作将跳开其所有110k V电源型出线以及110k V临北双回线所供110k V北郊变主变中压侧断路器 (中压侧所供线路均为有源线路) 。被解列的电网能否保持独立网运行, 取决于其功率盈缺状况以及后续的高周切机、低频减载的动作情况。备自投动作后, 220k V临沧变220k V、110k V母线以及110k V北郊变主变低压侧母线带电, 再人为恢复110k V北郊变主变中压侧所供市区负荷, 将解列电网重新并入系统。在事故期间, 临沧南部电网及临沧市区部分用户停电, 损失负荷最大约240MW, 占临沧电网所有负荷的68%, 将构成较大电力安全事故。若220k V临沧变备自投拒动, 110k V北郊变备自投不会动作, 220k V大临线供电片区电网可能全部失压, 临沧市区全部停电, 损失负荷最大约270MW, 占临沧电网所有负荷的77%, 将构成较大电力安全事故。

当发生220k V漫新Ⅰ回线跳闸, 220k V新云变可能失压, 损失负荷80MW, 占临沧电网所有负荷的23%, 将构成一般电力安全事故。

方式二:220k V临沧变分站运行。其网络拓扑如图2所示。

在该运行方式下, 220k V新云变和220k V临沧变#1主变供电片区电网小电装机约200MW, 负荷约110MW, 枯期负荷高峰时段220k V漫新Ⅰ回线下网潮流约55MW;220k V临沧变#2主变供电片区电网小电装机约450MW, 负荷约240MW, 枯期负荷高峰时段220k V大临线下网潮流约100MW。

在此运行方式下, 若发生220k V大临线跳闸, 向市区供电的110k V北郊变在其备自投动作后转为全由220k V临沧变#1主变电源供电, 市区负荷不损失;220k V临沧变220k V#2号主变所供片区电网如瓦解, 则负荷最大损失210MW, 占临沧电网所有负荷的60%, 将构成较大电力安全事故。如110k V北郊变备自投拒动, 增加损失部分市区负荷约30MW, 但不会提升电力安全事故的等级, 损失部分市区负荷。

若发生220k V漫新Ⅰ回线跳闸, 110k V北郊变在其备自投动作后转为全由220k V临沧变#2主变电源供电, 市区负荷不损失。220k V新云变及220k V临沧变#1号主变所供片区电网如瓦解, 则负荷最大损失80MW, 占临沧电网所有负荷的27%, 将构成一般电力安全事故, 市区负荷不损失。如110k V北郊变110k V备自投不动作, 同样不会提升电力安全事故的等级。

综上所述, 两种方式在220k V大临线故障跳闸后均可能构成较大事故, 在220k V漫新Ⅰ回线故障跳闸后均可能构成一般事故。但是, 方式一在220k V临沧变备自投正确动作情况下仍将损失大部分市区负荷, 并且其动作逻辑复杂, 存在误动、拒动的可能性, 一旦备自投拒动将损失全部市区负荷;方式二在向市区供电的110k V北郊变备自投正确动作情况下, 不会损失市区负荷, 如果其备自投拒动, 则只损失一半的市区负荷。两种方式引发电力事故的可能性均较大, 为提高市区供电可靠性, 权衡利弊后取其轻, 方式二相对较优, 被采用为正常运行方式。

4 联络变检修运行方式

按照规定, 电网运行方式安排优先考虑N-1故障风险预控, 必须规避可能出现的最严重风险[2~3]。针对此典型检修方式, 以下提出二个备选运行方式, 分析N-1故障的可能风险。

方式一, 将220k V东那变、220k V临沧变220k V母线由分站运行转为并列运行, 大朝山电厂#7联络变停电、220k V母线分列运行, 即大朝山电厂#5机、220k V临沧变和220k V新云变经220k V漫新Ⅰ回线与系统联网, 大朝山电厂#6机、220k V东那变经220k V木东线与系统联网运行。220k V及以上电网简图如图3所示。此运行方式下, 若发生220k V漫新Ⅰ回线、漫湾电厂联络变、漫湾电厂220k V母线故障跳闸, 将造成220k V临沧变、220k V新云变与系统解列, 甚至瓦解, 可能导致临沧市损失负荷350MW, 约占地区负荷100%, 将构成较大电力安全事故。同时, 可能导致临沧市区全停。

方式二, 220k V临沧变#1主变、220k V新云变通过220k V漫新Ⅰ回线与系统联网, 220k V临沧变#2主变通过220k V大临线并入大朝山电厂, 大朝山电厂220k V部分再通过220k V大东线、220k V木东线并入系统。断点为大朝山电厂联络变、220k V临沧变母联。220k V及以上电网简图如图4所示。在此运行方式下, 若发生220k V漫新Ⅰ回线、漫湾电厂联络变、漫湾电厂母线故障跳闸, 将造成220k V临沧变#1主变、220k V新云变与系统解列, 甚至瓦解, 可能导致临沧市损失负荷约110MW, 约占地区负荷的32%, 将构成一般电力安全事故;但是220k V临沧变#2主变不会失电, 不会造成临沧市区全停。若发生220k V大临线、大朝山电厂220k V母线、220k V大东线、220k V木东线等设备跳闸, 将造成这一片区电网与系统解列, 甚至瓦解, 可能导致临沧市损失负荷约240MW, 约占地区负荷的68%, 将构成较大电力安全事故。临沧片区备自投动作成功损失负荷可减少15MW。如发生220k V木东线跳闸, 可能导致220k V东那变失压, 损失负荷约60MW, 约占地区负荷的18%, 将构成一级事件。以上故障如果发生, 还将导致临沧市大面积停电。

方式一在汛期有利于大朝山电厂多发电, 其最严重的N-1故障将可能导致临沧市区全停, 构成较大事故;方式二所有N-1故障均不会造成临沧市区全停。经过对以上二种运行方式N-1故障的安全风险分析, 认为后者N-1故障的安全风险相对要小些, 所以最终被采纳作为实施方式。

针对该检修方式, 调度机构除了要合理安排电网运行方式外, 还需要协调、督促相关单位采取相应的风险控制措施。为提高跳闸解列后的独立网稳定运行的可能性, 需要严格控制单一并网线路下网潮流, 原则是下网潮流要小于片区电网低周减载实际可切的负荷量、低周减载可切线路不得包含电源支路。因此, 在电网运行调控方面, 合理组织大朝山电厂220k V机组的开停和出力, 保证220k V大东线、220k V木东线潮流为大朝山电厂→220k V东那变→220k V木乃河变方向, 两线送出功率均不大于130MW。

5 结论

以上阐述了电网运行方式安排所需要遵循的原则以及所必须规避的风险。调度机构在进行电网运行方式安排之外还需做好电力错峰、让峰工作。电网运行方式安排是一项系统而复杂的工作, 合理安排地区电网运行方式, 能够在一定程度上提高供电可靠性, 但要从根本上提高临沧地区电网抵御N-1故障风险的能力, 还亟待加强地区电网的建设并健全网架结构。

参考文献

[1]高孟平.切实做好电网运行方式的安排和管理.云南电业[J], 2010, 11.

[2]吕东晓, 李勇, 肖达强.华中电网运行方式安排初探.华中电力[J], 2002, S1.

地区电网运行方式 篇5

关键词：电网运行；类型；重要性；措施

中图分类号： TM732 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）21-29-20 引言

电网运行方式是电网调度工作的重要内容之一，要提高电网调度工作的效果，就要加强对电网运行方式的管理，从而更好地保证电网的安全、稳定运行。

1 电网运行方式的类型

我国电网运行的方式有很多类型，按照时间的安排来进行分类，可以将电网的运行方式分成五种类型，分别是年度运行方式、夏冬季运行方式、月度运行方式、周运行方式及日前运行方式。

1.1 年度运行方式

年度运行方式，也就是对电网进行整年的统筹安排。在安排年度运行方式时，工作人员需对上一年的电网运行特点及问题进行总结，再结合当前电网以及电源的投产计划、电网的检修停电计划等，对目前的电网运行情况进行预测，比如对目前的电力电量供需情况进行相关的预测。最后，结合预测结果，对电网的年度稳定性进行计算，从而更好地预测电网在年度运行过程中可能会出现的各种问题，更好地安排电网在年度运行过程中的工作重点，加强对电网年度运行的统筹谋划，更好地加强电网在运行过程中的稳定性以及协调性。

1.2 夏冬季运行方式

电网的夏冬季运行方式，是基于电网的年度运行方式的基础上开展的，工作人员需要结合夏冬两季的天气特点、人们对于电力的需求以及电力电量的供应等等各种情况，来对夏冬两季的电力限额进行分析，并且对相关的电力专题进行分析，从而更好地结合夏冬两季不同的情况来制定不同的电网运行方式。比如，在南方，人们在夏季对于电力的需求明显要高于冬天对于电力的需求，因此电网部门就要结合人们需求的变化来调节电网的限额供应，满足人们的用电需求。在制定夏冬两季的电网运行计划和规定的时候，工作人员应该严格按照上级部门的相关的要求来制定和实行，保证所制定的电网运行计划与上级的统一性。

1.3 月度运行方式

电网的月度运行方式主要是根据月度的电力负荷预测结果来对电力的供应情况进行预测，然后再根据预测结果来制定电网机组的月度发电计划以及月度的停电计划。通过制定好机组的发电和停电计划，工作人员可以对电网的稳定性进行计算和分析，并且结合当前的情况以及稳定性的计算结果来对电网部门的发电和停电计划进行相关的建议，比如提出相应的检修停电建议。负责电网月度运行方式的工作人员还需要结合其他部门的要求来开展电网的运行计划，比如加强和设备部门之间的合作。

1.4 周运行方式

周运行方式是根据一周的电力负荷预测结果来制定电网的发电计划，根据当前电网现状、新设备投产情况及各部门对电网设备停电的需求情况确定电网周运行方式。周运行方式较月度运行方式更贴近实际情况，操作性更强。

1.5 日前运行方式

与周运行方式相同的是，日前运行方式也是根据日度的电力负荷预测结果等来制定电网的运行方式。日前运行方式在电网运行中的运用很重要，特别是出现新设备投入生产、需要进行多重检修停电等重要的变更时，需要加强对日前电网运行方式的分析和运用。针对需要进行多重检修停电的工作，工作人员需要进行专题校核。为了更好地保证电网在检修停电过程中的安全程度，工作人员需要对电网运行的安全措施进行细化和优化，从而更好地保证电网运行过程中的安全性。在制定安全措施的时候，工作人员也需要结合实际的情况来调整措施或者相应的电网运行方式，从而更好地保证电网的正常稳定运行。

2 加强对电网运行方式管理的重要性

2.1 保证电网的正常安全运行

电已是当代社会形影不离、不可或缺的能源，如果发生大面积停电将对社会产生不可估量的影响，保证电能的正常供应成为电力部门的第一宗旨，因此，电力部门首先就要加强对电网的运行管理，完善电网的运行方式。加强对电网的运行方式完善可以有效地提高电网的工作效率，降低电网检测过程中的时间消耗以及人力消耗。其次，加强对电网运行方式的完善和改进，通过结合不同的情况来选择不同的电网运行方式，可以更好地提高电网的管理效果，保证电网的正常运行。

2.2 提高电网在运行过程中的经济性

加强对电网运行方式的管理也是提高电网在运行过程中的经济性的重要方式之一。在保证安全稳定的前提下，选择合适的运行方式，能降低能耗、减少网损率，更低更好地节约资源，从而提高电网在运行过程中的经济性，降低供电陈本。

3 电网运行方式的管理措施分析

3.1 加强对电网运行方式的综合管理

由于我国电网的覆盖率高、普及面广，所以在进行电网运行方式管理的过程中，难度大，工作量多，要想保证电网运行方式的管理效果，对管理人员的专业要求非常高。因此，电力部门首先要严把电网方式安排人员的专业水平关。要加强要对电网方式安排人员的专业培训，并定期进行考核，确保其专业技能水平满足电网方式安排的要求。

要加强对电网运行方式的综合管理，工作人员还需要从技术上来加强对电网运行方式的深入探讨。在进行电网运行方式管理的过程中，工作人员需要面对各种复杂的数据以及各种复杂多变的外界环境和情况，因此工作人员需要从技术上来对电网运行方式進行分析和探究。比如，在进行分析计算的时候，工作人员需要对联络线跳闸所导致的电网解离、同时失去两条线路的重点输电断面等情况进行相应的计算和分析，通过对母线以及相关设备的回路故障稳定性的校核计算，从而更好地对电网的运行方式进行计算和分析，更加专业对电网运行方式进行管理。

安全运行是对电网运行方式的最基本要求，所以加强电网运行过程中的安全管理是非常重要的。在进行电网运行方式综合管理的过程中，工作人员需要对电网运行方式进行事故的预测以及防范措施的制定。首先，工作人员要加强对电网运行方式的细节管理，避免由于疏忽而导致管理事故的发生，进而影响到管理人员的人身安全。其次，管理人员要结合当前电网运行方式的特点来将可能出现的各种事故都列举出来，并且对这些事故的发生制定对应的预防和处理措施，尽最大的努力来避免安全事故的发生以及当事故发生后作出最佳的处理，将损害降到最低。比如，电网运行方式管理人员可以开展事故演习，提高工作人员对于事故防范的重视程度以及提高工作人员的事故处理能力，防止电网事故的发生。

在进行电网综合管理的过程中，工作人员应该完善电网预警机制额建设，加强对继电保护的运行管理。首先，加强完善电网预警机制的建设，需要加强对计算机实时监控系统的应用，加强在事故发生时的及时报警，而且实施监控系统还能提供在线实时操作处理，能够及时地对不安全的因素进行处理。其次，由于继电保护是电网安全运行的重要前提，加强对电网的继电保护需要加强对设备、压板以及直流系统或者其他的分支保险的保护。除此之外，工作人员还应该加强对电网的检查，比如在停电后进行电网检查、在事故跳闸后进行电网检查。要进一步地加强对电网的管理，工作人员还应该同时建立电网数据，实现对电网的数字化管理以及电网数据的共享。

3.2 在保证安全稳定的前提下提高电网运行经济性

随着电网建设投入的增加及建设质量的提高，电网网架日渐强大，电网管理制度也日趋完善。提供稳定、优质、高效的电能的目的达到以后，如何提到电网运行经济性将成为电网运行的下一个关注点。降低线损是提高电网运行经济性的最直接有效方式。电网的工作人员首先要提高发供电设备的可靠性，选择可靠性高的发供电设备。其次，工作人员要选择合理的电力系统结构和接线，降低送电线路的损耗。最后，工作人员应该合理地配置机电保护装置，加强对高低压用电设备的熔丝保护。工作人员可以采取环型运行方式的供电网络，确定网络断开点的时候必须要以经济功率的分布状况作为基本的依据，从而加强对线路电能损耗的控制。简而言之，在保证电网正常运行的前提下，不仅仅要依靠丰富的电网运行经验，还需要结合相关的数据来进行计算、分析，加强对电网运行情况的掌握，从而更好地结合数据以及经验来选择更加经济的运行方式。

电网运行方式的管理效果直接影响着电网的安全运行，因此电网工作人员应该认识到对电网运行方式管理的重要性，结合目前的电网运行情况来完善电网运行方式的管理模式，制定相关的管理措施，从而更好地提高管理效果，提高电网在运行过程中的安全性、稳定性以及经济性。

参 考 文 献

[1] 朱文.地区电网运行方式智能管理系统研究[D].上海交通大學，2014.

电网运行方式综合管理浅析 篇6

1 电网运行方式综合管理的特点

随着我国经济的发展和城乡电网的改造, 电网的覆盖率提高, 因此说需要进行管理的范围也相对增加, 电网运行方式的综合管理过程中需要采集大量的数据, 进行大量的计算, 这就造成了管理工作的复杂多变, 形成了电网运行方式综合管理的独有特点, 主要表现在以下两个方面。

1.1 电网运行管理涉及相关条件多

电网运行管理需要涉及到众多的数据、管理方案以及其他的检修方案, 要想在各种相关因素中选出最适合的管理方式进行电网运行的管理不是一件容易的事, 况且进行电网运行管理还需要出具电网运行方式的报告, 如电网设备的检修、电网电量计划以及电网建设过程和调度过程中的决策依据, 这些都是需要管理者考虑的。由此可以看出, 电网运行管理过程中涉及的相关内容众多。

1.2 电网运行管理计算数据繁杂

电网运行管理的过程中, 会涉及到各方面的应用数据, 如用电需求数据、生产管理数据、设备状况数据、发电能力数据、检修计划数据等, 这些数据在电网运行管理的过程中都必须弄清, 进行正确的计算, 工作量大且极易出错, 需要谨慎进行管理。

2 电网运行方式综合管理的必要性

随着电力用户对于电网供电的要求越来越高, 而各地区之间的联系又日益密切, 电网运行的设备也日益更新, 加强电网运行方式的管理就显得尤为必要了。下面本文就从两个方面简单论述加强电网运行方式综合管理的必要性。

2.1 保证不同运行方式下电网的安全运行

由于电网覆盖率逐渐提高, 电网的运行只依靠当值的调度员已经不能够完成一系列的计算管理和协调工作, 加之电网有不同的运行方式, 且运行方式会随着外界环境诸如负荷、设备运行状况以及季节环境的变化有所不用, 这样就需要加强电网运行方式的综合管理, 以确保电网运行能够在安全的环境下进行。

2.2 实现电网经济运行

电网的运行需要有严谨的管理方式, 进行正确的计算与比较分析, 这样才能够实现电网运行的经济合理化。由于目前的电网的调压手段较为落后, 因此说加强电网运行方式的综合管理, 开展年度运行方式的计算分析, 通过这种管理方式来找出一条适合电网的最佳运行模式, 找出电网经济安全运行的薄弱环节进行改进, 以最终实现电网运行的安全经济化, 做到电网管理的有的放矢。

3 电网运行方式综合性管理的方法

电网运行方式的综合性管理工作的开展, 能够保证电力系统的安全高效的运行, 满足用电用户的需求, 因此说加强电网运行的管理十分重要。从目前的情况看, 电网的覆盖率越来越高, 电网的运行方式的管理要求也越来越严格, 运用合理的措施方法进行管理十分必要, 下面本文就简述几种电网运行方式综合管理的方法。

3.1 加强电网运行方式的管理

要做好电网运行方式的管理工作, 需要从以下三个方面着手。首先要实现管理方式的制度化。任何的管理工作都要按照一定的制度进行, 合理的管理制度是实现电网良好运行的关键, 因此要制定健全的管理机制, 防范电网运行中的疏漏。其次要对于电网运行中的不利方式有针对性且有重点的进行事故演习, 找出最恰当的管理方法, 防患于未然。最后要加强管理过程中的分析力度, 对于数据的计算进行精确的管理, 保证电网运行的安全性。

3.2 完善电网预警机制建设

随着经济的发展和先进技术的应用, 不少地区的电网进行了改造, 大部分地区已经实现了变电站无人值班或者少数人值班的制度, 由于管理人数的降低, 难免会出现疏漏的情况。电网的运行管理实现了集中控制, 计算机实时监控系统的应用更是电网运行管理中的重要方式。然而在实际的运行中, 少数的人员不可能一直监视着电网运行设备, 因此说出现紧急的情况有时不能及时得到解决, 由此看来, 完善电网的预警机制, 实现事故发生及时报警, 安全预警以及提供在线实时操作处理, 及时处理不安全因素, 这样就能够及时解决问题, 降低安全风险, 实现运行管理的安全性能。在完善电网预警机制建设过程中, 要注意对安全警告模式进行分类, 预警机制的硬件和软件系统要完善。

3.3 加强继电保护运行管理

继电保护是电网安全运行的保护伞, 但是有时候也会成为电网事故发生的根源, 因此说, 加强继电保护运行管理对于电网运行方式的综合管理起到了关键的作用, 进行继电保护运行管理, 不仅需要管理好控制保护设备、压板以及直流系统和他们的分支保险, 还需要在管理的基础上, 按时进行检查工作, 如停电后的检查工作、送电后的检查工作以及事故跳闸后的检查工作, 这样能够最大限度的防止因为疏漏而造成的电力事故。尤其是跳闸检查时, 除了要检查断路器的性能而后状态之外, 还需要及时检查保护动作的信号、出口几点起的接点等各个方面, 这样才能查出故障。由此看来, 继电保护运行的管理工作十分重要, 管理者需要格外的重视。

3.4 建立电网数据库, 实现电网运行管理数据共享

随着电网覆盖率的增加, 各方面的数据也越来越繁杂, 因此说建立起电网数据库, 实现电网运行数据库资料的共享, 对于电网运行的综合管理来说既方便又可行。电网数据库的建立需要有基础数据库、故障信息数据库、电网运行方式数据库、分析计算数字数据库、计算结果分析数据库等各种数据库构成, 将其进行集中的管理, 以数据库为中心进行管理, 能够实现电网运行信息的高效运转, 避免了数据繁杂造成的错误情况的发生, 保障了电网的安全运行。

3.5 实现高科技电网运行方式综合管理

电网运行方式的综合管理需要有高科技技术的应用, 这样才能够实现运行管理的高效与安全。例如采用分布式网络计算技术进行管理, 这样能够将复杂的计算任务分解为较为简单的计算任务, 再将这些任务分配到不同的计算节点上进行计算, 实现了方便快捷的计算, 更有利于运行管理。除此之外, 还可以利用高科技技术对于电网运行数据进行整个, 自动的提取和每个系统相关的数据, 自动的完成综合优化的计算任务, 分析并汇总出相关的报表和电网运行动态图, 方便管理者管理。由此可见, 电网运行方式的综合管理的安全高效要依靠高科技来实现。

4 结语

电网的安全运行关系到整个电力系统的安全运行, 加强电网运行方式的安全管理显得尤为重要, 本文就从电网运行方式综合管理的特点出发, 探讨了电网运行方式综合管理的重要性并指出了进行管理的一些措施, 希望能够对今后电网运行方式的管理起到一定的帮助作用, 实现电网运行的安全, 保证整个电力系统安全高效的运行。

参考文献

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[5]贾伟.电网运行与管理技术问答[M].中国电力出版社, 2007.

县域电网规划运行方式研究 篇7

随着经济的快速发展,现在和未来社会对能源的需求也在不断的增加,任何一个地区都希望有一个经济可靠安全运行的供电网络,为地方经济发展建设带来长远的保障。合理的利用资源,适时构建资源设施,要求做到既能保证满足经济发展,又不能过度浪费电力资源。国家对农村建设的重视,县域电力的需求也在逐年增加,让更多的工、农、企业在当地经济开发区落户,这就把长期占据生活用电局面被慢慢打破。电力企业作为一个有机整体,县域电网的规划直接影响到整个电网未来的发展,因此,对于县域电网的规划和运行方式的研究具有非常重要的意义。

1 县域电网运行的问题

1.1 电网规划发展不平衡,远期规划滞后

长期以来,受到当地历史发展的影响,我国大部分地区的电网建设处于一种欠发达状态,目前来讲,县域电网网架结构较为薄弱,很多变电站仍为单电源供电,不能满足N-1备份,有些变电站仍为单主变供电方式。供电超半径现象依然存在。电网远期规划不能满足地区的需求,县域电网的规划建设不平衡将制约地方经济的发展,甚者影响人民的正常生活,是县域电网规划运行最薄弱的环节。

1.2 电网事故影响较大

由于当地用电负荷的逐年增加,对县域电网安全运行也带来了一定的风险,电网事故一旦发生,将危及到国家和人民的生命财产,供电企业也蒙受着严重的经济损失。而电网的事故发生是短暂的,事故一旦发生,要想在很短的时间内进行恢复运行是十分困难,往往会用好几个小时甚至几天的时间才能恢复电网的正常运行状态。县域电网涉及的面积较大,但是其事故的发生与其所管辖有直接的关系,但由于地形特点和当地经济开发程度不同,供电企业在开展检查工作困难程度大大增加,排查事故隐患的周期加长,给供电企业抢修工作带来了很大的困难。

1.3 电力安全具有较强的关联性

电力关系到千家万户,和人民有着千丝万缕的关系。社会中的诸多因素都影响到县域电网的安全运行,人为环节出现操作性失误,也会增加系统电网事故发生的机率。不可预见性的自然灾害也会给系统电网带来安全运行风险。同样,县域电网与上级主管部门电网之间也存在较强的关联性,更严重者将影响到上级电网的安全运行。

1.4 电力预测准确性较低,县域电网运行规模难确定

电力是一种特殊的产品,其产供销一并完成的模式往往让企业工作人员对供应和需求无法做出合理的预测,对于工作人员的操作要求非常的严格和谨慎,电网事故的发生,很多时候都是瞬间发生,可预见性差。破坏程度高,维修较为困难,社会影响力广等特点,对很多运行人员技术要求更加严格。县域网络的规模越大,其维护和检修的难度也就越大,在事故发生后的影响就越大。但县域的电网规模必须满足所在区域的正常生活和经济生产。

1.5 县域电网供电不足

原来的供电方式是许多县域电网目前的供电形式,传统方式产生已逐渐不能满足当前电力的需求,其运行方式的不灵活,单辐射供电和单电源供电等方式将影响着整个系统的科学分配,造成了部分地区电力供应不均或缺额情况。

2 解决县域电网运行方式存在的问题

2.1 统一规划和实地结合方式实施电网建设

电网具有全局性和系统性,目前县域电网建设结构仍存在不合理现象,需进行宏观的调控,从电网整体规划上着手,才能更好的使电力的分布得到均衡。同时,由于经济发展和人口分布的不平衡,资源使用率也出现偏差现象,为了更加合理的利用资源,实现资源的优化配置,规划设计时应结合当地地理位置和经济发展的实地情况,在整个电网建设的宏观目标下实现因地适宜的构建设计。

2.2 加强对日常检修与维护

电网的大部分输送设备都在室外,长期受到自然天气影响较多,日晒雨淋、其设备自然老化率大。县域电网存在隐患排查抢修难度大的特点,因此,加强日常的检查是一种增强县域电网安全运行的基本方法。日常的维护也有利于排查出电网潜在的隐患,从而降低电网大面积停电事故的发生率。

2.3 提升对电网电力的预测能力

县域电网的优化需要有较好的预测和规划,按照所要达到的效果和目标来进行规模建设,结合县域经济的发展,抓住重点,解决难点,确定项目建设的细分,落实项目到部门,实现逐个项目轻重缓急的一一落实。这样的方式能有效的避免资源浪费和电力预测不够的缺点。

2.4 进一步实现县域电力结构优化

让电网的配电规划与县域城市的规划保持协调的发展,需做到优化县域的电网结构。优化电网结构,实现电源点配置的最优,正确认识电源点的位置和容量,让供应和需求保持一致,提高电网供电的及时性和可靠性。县域电网建设要进一步引进先进的供电设备和技术,根据需求改进或者摈弃传统的供电方式,重视县域电网设备的投资建设。

2.5 建立和健全电网安全运行的相关法律

电力系统的快速发展源于经济的需求,其产生带有宏观的统一调控,在计划经济体制下,电力工业有了一套较为有效的法律法规,而不足是电网投入和薄弱的电力环节,都影响着电网的安全。电力改革,实现了厂网分开,也让电力逐渐走进了竞争上网的大环境。电力有着产供销一体的特点,改革前没有其特有的安全标准,而电力事故的发生所带来的危害性较大,因此,为了保证市场的秩序,维护人民生命和财产的安全,需要有一套更加健全的法律体系来保证,起到行政制约的作用。

3 结束语

地区电网运行风险管控分析与实践 篇8

1传统电网风险管控存在的问题

电网安全管理在电网企业开展的历史由来已久, 传统的电网安全管理模式存在一个最大的问题, 就是没有一个总抓手来统一协调网内外各方力量, 共保电网安全。具体来说, 电网安全的防控责任在调度机构, 但是调度机构只能掌握方式安排等工作, 对于网架规划、设备运维等其他与电网安全息息相关的业务, 则缺乏协调的力度。在传统的机制下, 电网安全运行的管理权责不对等, 职责散落在不同归口部门、不同执行单位, 使得沟通成本巨大。政府、电厂、用户等电网安全的重要参与者与利益相关者, 在传统的机制下更是没有将其有效纳入共保电网安全的工作中来。

传统的电网安全管理机制还存在3个问题:经验性有余, 科学性不足;前瞻性不足;闭环管理与落地能力弱。首先, 传统的运行计划编排和优化工作主要依靠运行方式人员对电网当前运行方式的熟悉程度和工作经验, 缺乏科学和可量化的数据进行参考。其次, 以往对电网运行风险管控措施大部分侧重于事故结果的分析和总结, 分析总结的基础对象主要是过去或当前拓扑结构下的电网网架, 而对于未来时段中某些特定的电网风险评估较为滞后。再次, 传统电网安全管理也缺乏风险控制措施“落地”以及闭环检查的方法流程。

2电网运行风险管理的主线

对于电网运行风险管理, 可以分为基准风险和基于问题的风险2条主线。基准风险是指电网正常方式下在较长时期内存在的风险, 是一种常态性的风险。为应对严峻复杂的电网运行形势、确保电网安全运行, 经过多年的探索和积累, 系统运行部门发展完善了对于基准风险的闭环管控方法, 主要包括危害辨识、风险评估、制定防控措施、多方协同贯彻落实等环节。按年度对电网运行风险进行全面深入分析, 提出防范系统运行风险的重点工作和措施, 按责任单位分解至相关部门 (单位) , 引领全年系统运行风险防控工作的开展, 做好分层、分级、分类、分专业的风险管理。各部门、各单位横向协同、纵向联动, 并做好与政府、企业、用户等的协同、沟通, 共同推进、落实防范系统运行风险工作和措施, 确保基准风险防控落实到位。

基于问题的风险是指电网在开展设备检修、试验、异常等非正常方式或特定情况下一定时期内存在的风险, 通俗的理解就是电网内部和外部变化所带来的不确定后果, 具有差异性大、时效性强的特点。

在年度运行方式中, 一般偏重基准风险评估和防控, 对于风险较大的非正常方式或短期内难以消除的设备异常开展基于问题的风险评估;在月、周、日及实时方式工作中, 结合综合停电安排、负荷需求变化、设备运行状态、外部气候因素等电网实际运行情况, 重点开展基于问题的风险辨识工作, 并确保各项防控工作落实到位。

3系统运行风险管理的4个环节

(1) 危害辨识。电网运行危害因素的辨识分析, 可分为外部因素和内部因素, 其中外部因素主要包括电网运行可能遇到的恶劣天气、山火等自然环境因素, 内部因素则包括电网结构和电源分布的合理性、一二次设备运行状态、人员操作和素质影响等。

(2) 风险评估。在危害辨识和确定运行方式基础上, 对电网可能发生的危害事件开展全面的计算分析, 明确负荷、用户损失等后果, 依据《中国南方电网有限责任公司电力事故 (事件) 调查规程》和《南方电网运行安全风险量化评估技术规范》确定危害事件导致的事故 (事件) 等级和发生的概率, 最终评定危害事件导致的风险等级。

在基于问题的风险管理中, 还要特别针对月度停电计划、设备异常故障情况开展危害因素分析和风险评估, 坚决杜绝安排“N-1”故障导致电力安全事故或有重大不良影响的用户停电事件的运行方式。日常运行中, 根据天气、负荷等实时变化情况, 细化安全风险评估, 确定风险后果和等级, 按照《电网运行安全风险管理规定》发布电网风险预警。

(3) 风险控制。在危害辨识和电网风险评估的基础上, 从减少故障发生概率和降低危害后果2个方面提出控制措施。

在减少故障发生概率方面, 根据危害因素和事件的具体情况, 从梳理明确需重点运维的设备、制定并落实特维措施、加强风险控制实施过程的监督等制定具体措施。在降低危害后果方面, 从优化电网运行方式安排、完善网架结构、执行需求侧错峰用电、与政府部门和用户沟通协调、做好舆论宣传与引导等方面制定具体措施。

肇庆电网220k V四端线改造工程是一个防控基于问题风险的典型案例。网省地三级系统运行部门通过评估“220k V端州-布基-四会的220k V双回线路建设”, 发现该工程期间形成220k V罗旺线单线供3个220k V变电站的长串结线, 在线路故障后将造成多厂站失压风险, 区域电网风险将达到省网Ⅲ级及地区Ⅱ级电网风险。根据年度风险揭示结果, 省地两级调整年度计划安排, 将区域内风险管控配套相关的220k V罗旺线特维护、220k V四会站、旺新站设备特维工作提前安排, 并对区域负荷预分配测算、明确工程进度日沟通机制、电网应急情况下方式预安排、电网黑启动预安排等工作, 确保风险发布后相关预控的有条不紊推进。肇庆220k V罗旺线+四端线供电区域简图如图1所示。

停电前, 完成《220k V四端线停电期间肇庆电网风险控制方案》编制, 并由调度、设备、安监、市场等部门有针对性地制定了20个调度事故处理预案以及停电期间负荷预测与分配方案。根据工程建设安排, 及时将有关信息向政府主管部门报送及反映工程建设中存在问题, 特别是在处理青苗赔偿、用电协调等得到政府部门大力支持。停电期间, 为满足110k V联络线路快速复电及肇庆电网黑启动的要求, 对3个220k V站和部分110k V站恢复有人值守, 并在220k V站增加检修、继保、自动化等专业人员24小时驻守;针对易受外力破坏的24处隐患, 每处安排专人24小时值守, 同时每天对重要特维线路进行不间断巡线;供电局安全监察大队根据监察责任区开展现场督察。针对220k V四端线停电期间易造成用电大面积受限且时间长会造成社会舆论危机的可能, 提前介入开展正面宣传引导, 使得用户知道该项工程的重要性和迫切性, 得到群众的理解和支持。通过各级协调联动, 使得该项工程期间电网运行平稳, 风险得到有效管控。

(4) 风险回顾。为更好地总结风险防控工作的经验教训, 持续改进风险评估和控制水平, 提高风险管理人员素质, 系统运行部门应会同安监部门定期对风险评估的合理性、风险控制措施的落实情况和效果及时评估和回顾。对于Ⅲ级及以上风险防控工作, 应及时检查风险防控措施落实和执行情况, 做好风险防控全过程的总结。

4取得的成效

(1) 在系统运行风险管理的过程中, 提升了系统运行风险的认识和理解, 改变了以往电力系统“重设备、轻系统”的思想, 建立了以系统安全稳定和可靠供电为导向的风险防控理念, 强化了全体员工共同参与的系统运行风险责任意识。

(2) 通过改进、完善电网风险辨识方法, 加大了风险监测与辨识技术手段建设, 提升了电网风险辨识的量化水平。

浅谈电网中性点运行方式 篇9

当电力系统中的任何一相发生单相接地故障时, 单相接地故障电流的大小和非故障相工频电压的高低, 即所谓的电力系统的基本运行特性, 对应于不同数值范围内的接地程度系数。各种中性点接地方式的电力系统具有不同的基本运行特性。以下将结合中压电网中所采用的几种中性点接地方式, 讨论相应电力系统的基本运行特性。

现代城市对电网运行特性的基本要求是: (1) 供电可靠性高; (2) 人身安全性好; (3) 设备安全性好; (4) 电磁兼容与通信系统良好共处; (5) 维修工作量小; (6) 综合技术经济指标合理等。

电力系统在正常运行时, 对不同的中性点接地方式及其差异, 基本上没有反映。可是, 当系统发生单相接地故障时, 情况则大不一样了。因中性点接地方式的不同, 非故障相工频电压的升高和单相接地故障电流的大小也不相同。通常, 以两者的具体数值表征不同接地系统的基本运行特性, 各种接地方式的特点和适用范围等主要问题都是由此来决定的。

2 各种接地方式比较

2.1 中性点不接地

中性点不接地, 实际上是经过集中于电力变压器中性点的等值电容 (绝缘状态欠佳时还有泄漏电阻) 接地的, 其零序阻抗多为一有限值, 而且不一定是常数。此时, 系统的零序阻抗呈现容性, 因接地程度系数k<0, △U可能高于相电压, 故非故障相的工频电压升高会略微高过线电压。最早的城市中压电网由于规模不大, 多采用中性点不接地方式。在这种接地方式下, 系统发生单相接地故障时, 流过故障点的电流为所有非故障线路电容性电流的总和。在规模不大的架空线路网架结构中, 这个值是相当小的, 对用户的供电影响不大。而且各相间的电压大小和相位维持不变, 三相系统的平衡性未遭破坏, 允许继续运行一段时间 (2h以内) 。但是这种接地方式有一个极大的缺陷, 就是当接地电流超过一定值时容易产生弧光接地过电压, 将使系统的安全性受到很大的影响, 对系统绝缘水平要求更高。近几年国家和地方大力投资进行城网、农网改造, 电网规模扩大, 电缆线路不断增加, 6~35k V中压电网原有的中性点不接地方式已不再适宜, 并已逐渐被其他接地方式取代。

2.2 中性点经电阻接地

对于中压电网来说, 中性点经电阻接地的最初出发点, 主要是为了限制电弧接地过电压。电阻接地方式可以避免不接地方式中弧光接地过电压的产生, 同时由于增大了故障线路的接地电流, 使得故障选线可以很方便地实施, 进而实现快速跳闸, 使非故障线路不需要长时间承受过电压, 降低了绝缘水平要求。对于以电缆为主又能实现环网供电的城市中压电网, 这是一种较为理想的接地方式。因为以电缆线路为主的电网发生单相接地故障时, 流过故障点的电容电流很大, 容易发展为相间故障, 且多为永久性接地故障, 需要及时跳闸, 切除故障线路。而环网供电可保证供电的连续性, 最大限度地减少停电范围。从目前国内农网及城网的发展情况看, 依然是架空线路占多数, 或架空线路和电缆混合电网, 环网供电水平较低。这些情况决定了国内中压电网以中性点经消弧线圈接地, 也就是通常所说的谐振接地方式为主要的接地方式。

2.3 中性点经消弧线圈接地 (谐振接地)

谐振接地系统即中性点经消弧线圈接地的电力系统。因为消弧线圈是一种补偿装置, 故这种系统通常又被称为补偿系统。消弧线圈是一种铁心带有空气间隙的可调电感线圈, 它装设于中压电网的中性点。当系统发生瞬间单相接地故障时, 可经消弧线圈作用消除, 保证系统不断电;当为永久单相接地故障时消弧线圈动作可维持系统运行一定时间, 可以使运行部门有足够的时间启动备用电源或转移负荷, 不至于造成被动;系统单相接地时消弧线圈作用可有效避免电弧接地过电压, 对全网电力设备起保护作用;由于接地电弧的时间缩短, 使其危害受到限制, 因此也减少维修工作量;由于瞬时接地故障等可由消弧线圈自动消除, 因此减少了保护错误动作的概率;系统中性点经消弧线圈接地可有效抑制单相接地电流, 因此可降低变电所和线路接地装置的要求, 且可以减少人员伤亡, 对电磁兼容性也有好处。同时由于消弧线圈还会使故障相恢复电压上升速度变慢, 保证电弧的熄灭和避免发生重燃, 从而有降低过电压水平、使瞬时性接地故障自动消除等优点。需要注意的是, 补偿电网在正常运行期间, 为了限制中性点位移电压的升高, 要求非自动消弧线圈适当的偏离谐振点运行。否则, 预调式的自动消弧线圈一般应加限压电阻, 以利于电网的安全运行。

3 各种接地方式系统的基本运行特性

前已说明, 中性点不接地系统, 实际上是经过一定数值的容抗接地的。此时, 系统的零序阻抗呈现容性, 因接地程度系数k<0, △U可能高于相电压, 故非故障相的工频电压升高将会略微高过线电压 (这一现象是由高阻性接地故障引起的) 。实际上中性点不接地的电力系统, 其k值的一般变化范围为-∞<k<-40, 零序阻抗很大。当k为一较大的负值时, △U=△UA, 相当于从线电压三角形的外边逼近此值, 结果是线电压三角形整体位移, 而形状几乎不变;单相接地故障点的电流始终为容性, 大小由系统的三相对地电容确定, 其值不应超过小电流接地系统规定的上限10A。当超过此值后, 接地电弧难于瞬间自行熄灭, 应转变接地方式。这种接地方式同时还具有中性点不稳定的特点。当系统的电容电流较小时, 单相接地电弧自行熄灭后, 容易导致电压互感器的铁心饱和激发起中性点不稳定过电压。此种不稳定过电压可引起电压互感器烧毁与高压熔丝熔断等事故。所以不论从现状和发展还是从技术经济方面考虑, 此种接地方式都不是很适宜的。

中性点经电阻接地后, 可以属于有效和非常有效接地系统, 也可以属于非有效接地、甚至小电流接地系统, 具体情况需视电阻的数值而定。对于中压电网来说, 中性点经电阻接地的最初出发点, 主要是为了限制电弧接地过电压。在小电流接地系统的继电保护选择性获得解决之前, 也曾藉此来实现故障线路的自动跳闸。在中性点为高电阻接地方式的情况下, 为使接地电弧瞬间熄灭, 一般来说单相接地电容电流应不大于10A, 所以适用范围受到限制, 只宜在规模较小的10k V及以下电网中应用。当电网的额定电压较高时, 接地电容电流超过限值后, 此种接地方式就不再适用, 而需要改变为其他接地方式了。若改为低电阻接地方式, 电网的接地电容电流便可不受限制。可是, 由于此种接地方式的接地故障电流大, 有时会带来很多问题和麻烦, 如人身安全、设备安全和通信干扰等均需采取措施, 而且运行和维修费用也会相应增加。

谐振接地系统的中性点一般经消弧线圈 (自动或手动调谐电感) 接地, 也可采用消弧变压器。理论上可以这样考虑, 将系统的三相对地电容集中在一个 (或几个) 变压器的中性点上, 同时与该集中电容并联一个 (或几个) 调谐电感, 对电感值进行调整, 使其靠近谐振点运行。虽然调谐电感是一个很有限的数值, 但却可使X0趋近无限大。当调整消弧线圈使接地程度系数k→±∞, 即Z0→±∞时, 相当于消弧线圈在谐振点 (失谐度υ=0) 运行。

结语

中性点接地问题是一项综合性的技术经济问题, 它涉及到电网的安全运行、供电可靠性、建设资金投入、用户安全、设备安全及经济运行等问题。在专业技术方面涉及电力系统、过电压与绝缘配合、继电保护、通信与自控、电磁兼容、接地设计等诸多领域。随着电网的发展, 寻找更经济合理的接地方式是一项新的课题。中压电网的中性点接地方式的选择是一个非常重要却又复杂的问题, 到目前为止, 还没有出现一种接地方式能满足各方面需要, 本文所作的工作只是浅尝, 还有待于深入研究。

摘要：本文分析了中性点接地方式对电力系统运行的影响。针对国内中压电网现在所采用的中性点不接地、谐振接地、电阻接地三种接地方式, 分析了它们的基本运行特性。

关键词：中性点,接地方式,运行

参考文献

地区电网运行方式 篇10

1 目前电网经济调度运行存在的问题分析

在供电系统中, 地区电网经济调度关乎着企业的经济效益, 然而在实际的操作中, 还是存在一些问题, 要明白这些问题的存在, 找出习惯性的错误做法, 进行改正。这些问题包括:一部分电网调度人员思想认识上比较守旧, 他们认为行政手段和经济手段是两个不相干的对立面, 在他们的思想观念里, 电网运行过程中的调度部门是比较有权利的机构, 要采用行政手段来对电网的调度实施管理, 并把安全作为行动的主要目标, 假如采用经济手段进行调度的话, 就可能在一定程度上削弱电网调度的权威性, 还会引起电网调度的混乱。在电网运行中, 安全问题是头等大事, 但是也不能无限放大其重要性, 不能因此而忽视地区电网的经济调度, 因为电力企业是一个独立的经济组织, 经济效益是其中重要的考核指标。

2 地区电网经济调度运行的分析和措施

2.1 在合格范围内适当提高运行电压

对于电网的功率损耗来说, 主要是分为两个组成部分:一个是固定的损耗, 一个是可变的损耗。变压器铁心的损耗跟电压平方是一个正比例的关系, 但是线路的导线和绕组的动率损耗跟电力的平方是一个反比例的关系, 如果电压比较高的话, 那么损耗就会降低。要保证电压的质量问题, 为用户提供合格的电能, 这也是降低损耗的重要方面。所以, 可以根据具体符合的变化来对电压进行合理的调整, 从而不断的降低电网的损耗。对于地区电网调度来说, 主要是承担着电压控制的任务, 一般都是实施逆调压的方式来对电能的质量进行调整, 从而使得输送的电流减少, 在一定程度上降低了电网的损耗, 设备的传输效率在逐渐提高。要加大电压的监视力度, 保证电压是合格的, 在高峰时段进行主变分接头的调整, 提高电网运行的电压, 在低谷阶段, 如果电压比较高的话, 就需要把电压调低, 从而保证设备的运行是安全可靠的。

2.2 合理投退无功补充设备, 提高功率因数

我们通常意义上所说的电器设备的功率主要是其有功功率, 事实上, 多数的电气设备中不但有有功电力, 还要无功电力的消耗。如果在电网中输送比较多的无功, 势必会增加电网中电能的损耗。我们要进行分层分区进行就地平衡, 从而减少电网中无功的传输, 这样也能减少电网的损耗。作为变电站的值班人员, 要强化无功潮流的检测, 对于功率因数产生的变化进行密切的监视, 能够及时的安排变电站无功补偿设备的投退, 一旦发现功率因素出现变动, 当其下降时要对无功投入进行补偿, 尽可能的提高功率的因数。在负荷的低谷时期, 对于无功负荷比较小的时候, 就要无功的补偿设备做退出处理, 这样就能减少无功的过分补充, 保证功率的因数是相对合格的, 从而在一定程度上降低了无功的损耗, 提高了地区电网运行的效益。

2.3 合理安排电网运行方式

要使得电网运行中设备的生产和输送效率得到保证, 就要不断的降低自身的损耗, 要选择安全合理的电网运行方式, 这是比较有效的手段。要在保证电网安全性的基础上考虑提高电网运行的经济效益。当确定了地区电网的运行方式之后, 可以有一段实验期, 在这个时期内要对电网的运行情况进行记录和讨论, 找出存在的问题并提出解决的方案。要尽可能的做好电网运行的分析和预算, 不断对其运行方式作出合理的调整, 减少设备线路可能出现的故障, 从而降低电网的损耗。

2.4 科学合理的检修计划

要尽可能的减少设备检修中出现的失误, 制定严密可行的检修计划。在进行电网调度的时候。要利用先进的科技手段, 对电网的运行和检修的数据进行收集, 并对收集的数据进行合理的分析, 找出其中存在的问题并制定检修计划。根据现有的地区电网框架, 对于可行的检修方式进行了解, 综合分析其中可能存在的问题。作为调度部门在制定一定时期的调度计划的时候, 要统筹兼顾, 需要那排合理的检修方式, 保证设备的安全运行和最佳经济状态。

2.5 做好各种事故应急预案和应急处理措施

在日常事故的演练的时候, 要求调度人员和相关部门认真的编写事故的应急方案, 相关人员要强化事故的演习工作, 要具备应变的能力, 做到有备无患。在电网事故发生的时候能够沉着应对, 协调统一电网事故的处理, 在一个比较短的时间内争取电网运行方式的恢复, 尽可能的减少客户的停电时间, 从而减少电量的损失, 为企业树立良好的形象。

2.6 提高调度人员的业务水平

作为电网安全经济运行的只会人员, 电网调度人员要具备比较高的业务水平。要本着积极负责的工作态度, 保证地区电网经济调度运行, 其任务是比较艰巨的。因此, 我们要加大电网运行技术的培训力度, 提高调度人员的业务水平。通过对于调度人员的考核, 提高地区电网调度的积极性。

3 结束语

对于电网经济调度来说, 属于比较复杂也是比较系统的工作, 需要各个部门之间的配合, 争取作出比较科学的调度, 能够对电网的运行方式作出合理的调整, 从而对运行方式进行优化, 争取减少电网损耗, 提高供电用户的满意程度。

摘要：随着电力市场经济体制改革的不断深入, 地区电网调度除了要担负起安全运行的责任外还要配合市场调整方面的工作, 电网经济调度在供求关系中的作用不可小视。文章在分析了电网经济调度运行可能存在的问题之后, 从几个方面对地区电网经济调度运行的措施进行了探讨。

关键词：地区电网,经济调度,运行措施

参考文献

[1]吴乾德.新时期对电网经济调度的探讨[J].科技致富向导, 2012 (10) .

[2]汪家旺.分布式电网经济调度模型的研究与应用[J].计算机应用技术, 2011 (12) .