电网运行监控系统

电网运行监控系统（共12篇）

电网运行监控系统 篇1

电网是输电、变电、配电设备及相应的辅助系统组成的集发电与用电的统一整体, 无论其中哪一环节出现运行安全问题都将给社会经济和人民生活造成不良影响, 因此做好电网运行管理是一项既复杂又重要的工作。近年来, 随着我国电力市场的不断扩大、电网互联现象的不断增加, 使得电网运行的环境颇为复杂。复杂的运行环境和不断增加的用电需求, 对电网运行的安全性提出了更高的要求, 因此及时发现电网运行中存在的问题, 并对其进行分析, 以总结出相应的措施来切实地做好电网运行管理, 确保供电系统的安全运行。

1 目前电网运行中存在的问题

就目前电网运行情况来看, 主要存在着由主观因素和客观因素所引起的两种问题, 具体阐述如下。

1.1 由主观因素引起的运行安全问题

主观因素引起的运行安全问题, 即由于电网相关工作人员安全意识淡薄, 缺乏“全员参与, 安全第一”的理念, 进而导致电网运行管理不到位、不全面, 致使电网运行存在安全隐患。

1.2 由客观因素引起的运行安全问题

客观因素重要包括自然因素、设备因素和电网运行自身等因素, 这些因素可对电网运行的安全性造成一定的影响。首先, 自然因素引起的运行安全问题, 由于电网中部分地区供电范围较大、半径较长, 使得电网运行很容易受到自然灾害 (如暴风、雨雪) 的影响, 从而对电网运行的安全性造成威胁;其次, 设备因素造成的运行安全问题, 由于电网中某些供电和传输设备陈旧、老化, 导致其性能指数降低、自动化和数字化水平低下, 最终引发电网运行的安全问题;最后, 由于电网改造还未彻底的普遍, 导致电网中仍然存在着电网结构薄弱, 受季节影响较大, 存在着供电电压不稳、低下的问题, 使得电网不能够安全运行。除上述外, 电网无功补偿装置不足也会对电网的安全运行造成影响。

2 做好电网安全运行管理的有效措施

2.1 提高电网工作人员的职业技能和职业素质

职业技能是指工作人员的职业技能水平, 对于电网运行管理的工作人员来说, 应该具有较高的专业技能水平, 能够及时发现问题所在, 并对其采取相应的、有针对性的措施来避免、解决电网运行出现的安全问题。职业素质, 即指电网工作人员所应具备的职业道德, 各司其职、各负其责。电网只有在科学规划、精心设计、标准施工和及时维修、检测的共同协作下才能确保其安全运行, 为此作为电网工作人员应该提高安全生产意识, 积极做好本职工作, 从电网运行过程中的各个环节做起, 确保供电系统安全运行。

2.2 不断完善电网网架结构, 优化供电系统

电网结构合理与否将直接影响到功能供电系统的安全性和稳定性, 为此加快脚步、不断完善电网结构、优化供电系统不容忽视。由上文可知, 目前我国部分电网存在着电网网架结构薄弱问题, 因此相关人员应坚持安全与科学统一的原则对其进合理的规划, 有效缩短供电半径, 实现电源与电网的科学规划;积极做好无功补偿工作, 实现有功与无功的科学规划。另外应该及时更换供电系统中的陈旧、老式设备, 积极引入先进的科学设备, 实现电网运行管理的数字化、信息化, 从而有效确保供电系统的安全运行。

2.3 强化电网中继电保护运行的管理工作

继电保护, 即能够对电力系统线路和设备中出现的异常或故障进行检测, 并发出报警信号, 或者直接将故障部分切除、隔离的一种保护措施。由此证实, 继电保护是供电系统安全运行的重要保障, 所以积极做好并强化电网中继电保护运行的管理工作具有重要作用。强化电网继电保护运行的管理工作:第一, 应该对控制保护设备、压板和直流系统中所有保险进行严格的管理, 以确保继电保护装置中所有部件的准确性和有效性;第二, 应该积极做好继电保护运行的检查工作, 其中包括送电后的检查、停电后的检查和故障跳闸后的检查三方面, 以确保设备指示灯、复位和保险等元部件的良好使用性。

2.4 建立健全电网安全运行的管理制度

健全的电网安全运行管理制度, 是正确、合理管理的有效保障, 所以为避免电网运行安全问题的出现, 建立健全电网安全运行的管理制度意义重大。供电系统中有了健全的安全运行管理制度, 就可以有效约束、督促相关工作人员的日常行为, 从根本上杜绝擅离职守、误操作、误调度等不良问题的出现, 同时促使工作人员养成良好的工作习惯和工作态度, 从而以此来确保供电系统的安全运行。

2.5 做好电网安全告警系统, 完善电网应急机制

电网安全告警, 主要是针对无工作人员值守或少人值守的变电站, 并对其通过计算机系统进行的实时监控, 从而及时发现供电系统中的异常情况和故障并发出警报, 以避免出现的安全事故。通常电网的安全警告系统包括事故告警、保护信号告警和重要装置告警灯等, 由此全面做好电网安全警告系统可有效避免由各种原因引起的安全问题。电网的建设, 一方面利国利民;另一方面一旦管理不当就会危害到社会利益和公共安全, 因此建立并完善电网应急机制势在必行。电网应急机制的建立和完善, 应该以“社会利益、安全生产”为原则, 以实际情况为依据, 从电网发电、供电、输电和用电过程中的各个细小环节入手, 积极引进先进的科学设备, 同时采用信息化、数字化方法手段来有效避免、解决电网运行中存在或出现的安全问题。

综上文所述, 做好电网安全运行, 确保供电系统安全运行, 是推动社会发展和维护国民利益的重要保障。目前我们在电网建设和运行管理方面已取得了较大的进步与发展, 但是随着电网规模的扩大和用电需求的增加, 对供电系统的安全运行提出了更高的要求, 所以有效提高工作人员素质、优化电网结构、强化继电保护管理和建立健全安全运行管理制度, 并积极做好电网安全告警、完善应急机制是实现供电系统安全运行的有力保障。

摘要：随着社会的发展与进步, 电网已成为当今社会正常生产、生活的重要组成部分, 为此积极做好电网运行管理, 确保供电系统安全运行具有重要意义。本文笔者结合日常电网运行中存在的问题, 剖析了目前电网运行中存在的问题, 并在此基础上, 对如何做好电网运行管理, 确保供电系统安全运行进行了分析与探讨。

关键词：电网,安全运行,因素,管理措施

参考文献

[1]吴志东, 孙宏宇.电网安全运行管理浅析[J].华章, 2012, 5.

[2]徐家杰.浅谈如何做好变电站运行管理及电网安全运行[J].广东科技, 2012, 3.

[3]张焕俊, 张亮如.电网安全运行管理的几点思考[J].中国新技术新产品, 2010, 1 1.

[4]周劲峰.论配电网改造后安全运行管理工作[J].黑龙江科技信息, 2009, 8.

电网运行监控系统 篇2

[摘 要]电网调度监控管理的一体化具有重要的意义。在进行调控管理中，一方面能发现电网中存在的问题并对其进行解决，使得电网拥有一个安全稳定的运行环境。另一方面，进行一体化管理确保了供电的质量，满足了不同用户对用电的需求。随着我国现代化步伐的不断加快，电网的调度监控也在不断的进步。有关电网的相关的运行管理制度也越来越受重视。

[关键词]电网调度；一体化；运行管理；分析

中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）16-0067-01

导言

随着电网行业的发展和进步，工作效率不断提高，逐步向着现代化、实用化和智能化的方向发展，同时监控部门和调度部门的融合，实现了电网调度监控的一体化，为电网运行效率的提高创造了有利的条件。总之，电网调度监控的一体化是实现电网行业可持续发展的必由之路，对保证供电质量、满足用户需求起到了积极的促进作用。电网调度监控一体化的运行管理具有重要的现实意义，一方面其可及时发现电网运行中存在的不良问题，通过采取措施将其排除，为电网的安全运行创造良好的环境。另一方面，确保了供电质量，满足了不同用户的用电需求。今年来，随着我国电网调度监控一体化的不断推进，有关其运行管理受到越来越多业内专家的高度重视。电网调度监控一体化

电网调控一体化包含电网的调度和监控两个重要方面。电网调度监控的一体化为不同部门的发挥优势、提升效率和质量起到重要的作用。其包含了三级分布的管理结构，对不同的任务和分布形态，进行不同的管理。在电网调度监控管理中，分为三个基本的环节，分别为生成、运行以及厂站终端。在使用中利用相关的计算机技术，对不同节点进行了链接，为数据的传输提供有利的条件。在通常情况下，例如前置机、调度工作站等都是位于主站节点的主备式设备，在设备中，自动化系统因其具有SCADA的功能，能对全局进行实时分析及监控、处理。在操作中，微机远程终端要对其数据进行初步的处理，通过电力载波和微波的媒介?鞯菔迪质?据的传送，在传输完毕后，将处理后的数据显示出来。电网调度监控一体化管理问题

信息技术和网络技术的发展和进步，在很大程度上推动了电网调度监控一体化的实现，特别是国家电网的一体化建设取得了显著的成效，但是对于地方电网而言，在实施调度监控一体化的过程中还存在着诸多问题：第一，变电所的设备陈旧。电网调度和监控的一体化需要依赖先进的设备，但是由于资金缺乏，部分设备未进行及时更新和改造，甚至一些本该淘汰的设备仍然在运行。为了实现电网调度监控的一体化，需要对设备进行更新和改造，这就需要花费大量的人力、物力和财力。第二，电网行业的发展追求经济利益，而电网调度监控一体化产生的直接经济效益并不明显，进而导致部分电网企业忽视对调度监控一体化系统的重视，阻碍了一体化实现的进程。第三，电网行业规模庞大，分布范围广，加上变电所的分布较为零散，进而导致符合稀薄，不利于数据信息的有效传输。此外，具有专业水平的技术人员缺乏是阻碍了电网调度监控一体化系统建设的一个关键因素，专业人员的缺乏难以对系统的建设提供技术支持。为了推动电网调度监控一体化系统的建立，需要针对电网运行过程中的问题，采取有针对性的措施，为一体化和自动化的实现创造有利的条件。首先要加加大对电网设备的更新和改造的投入，对于不符合运行需要的设备进行更换，对于损坏的设备进行改造和维修，为实现一体化奠定坚实的基础，这也是提高电网运行效率的一个有效方法。其次，要充分认识到一体化系统对电网运行的促进作用，认识到实现电网调度监控一体化是电网可持续发展的必由之路，为电网的运行创造了安全稳定的运行环境，对后期经济效益的提高起着推动作用。与此同时，加强对工作人员的培训和再教育，提高其技水平和业务能力，便于对系统进行正常的管理和有效的维护。此外，还需要对电网调度监控一体化系统进行管理，培养高素质的管理人员，为系统的正常运行提供技术支持，保证电网调度监控一体化系统的正常运行。电网调度监控一体化的设计与运行

电网调度监控一体化的实现是一个系统的工作，由于其涉及较多比较专业的电学知识，因此，要想实现该系统社会与经济效益的最大化发挥应加强对设计与运行环节的研究。接下来笔者结合多年实践经验，对电网调度监控一体化的设计与运行进行探讨。

4.1 电网调度监控一体化的设计

电网调度监控一体化设计的合理与否关系着电网调度监控一体化系统的后期运行稳定性。因此，电网调度监控一体化设计时应进行综合的分析，尤其应注重以下内容：首先，电网调度监控设计时应注重经济性与安全性方面的考虑，最大限度的实现两者的融合。一方面，电网调度监控一体化的经济性与电力企业的正常、稳步发展密切相关，因此，应在满足用户电网需求的基础上，实现提高电力企业经济效益的提高。另一方面，电网安全运行与否关系着社会不同行业正常的生产运营，因此，确保电网运行的安全性是社会发展的客观要求；其次，注重系统设计的科学性与系统性。即，认真研究当前先进的管理理论，将其运用到设计的不同环节之中，并从整体角度出发，以最大化实现电网社会与经济效益为目标，完成电网调度监控一体化的设计；最后，注重设计的标准化与适用性。考虑到电网调度监控一体化难免给原有电网管理工作造成影响，为将这一影响降到最低，应结合原有电网管理及电网实际，将各项工作加以分解，构建标准化的管理方式及业务流程，为电网的高效、安全运行做好铺垫。

4.2 电网调度监控一体化的运行

电网调度监控一体化的运行是一个难度较大工作，需要各个部门的密切配合。那么为确保电网调度监控一体化的运行能够达到预期目标，实施过程中需要注意哪些问题呢？首先，设置合理的组织架构。根据电网调度监控一体化实际情况，设置合理的组织架构，明确相关责任人的职责，并对业务流程、人员配备情况加以明确规定，尤其应明确划分检修范围、业务界限，以确保电网调度监控一体化的顺利运行；其次，完善各部门技术支撑。电网调度监控一体化的运行不仅需要各部门的配合，而且需要各部门提供必要的技术支持。例如，对变电站而言，应定期进行设备的更新换代以及技术改造。而调度部门应建立视频监控、大屏幕等系统；最后，完善电网调度监控一体化各项制度。工作的实施需要制度的约束，电网调度监控一体化的运行也不例外，这就要求从电网调度监控一体化的实际出发，从人员管理、系统维护、日常工作入手制定严格的制度，确保在相关制度的约束下各项工作有条不紊的进行。结论

电网调度监控一体化是实现电网可持续发展的必由之路，对提升电网的运行管理水平和提高其经济效益起到了积极的促进作用。因此各个电网行业要结合自己的实际需求，采取合理的措施推进调度监控一体化的实现，将调度与监控中心进行结合，实现信息资源和设备的共享，在节约投资的同时，还提高了电网的经济效益和社会效益。相信在信息技术和网络技术的推动下，电网的运行会更加高效稳定，并逐步走向智能化、自动化和系统化的道路，必将有力的推动我国电网的改革和发展，为其竞争力和综合实力的提升提供有利的保障。

参考文献：

电网调度监控一体化运行管理剖析 篇3

关键词：电网；调度；运行管理

中图分类号：TM734 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）12-0108-02

电网调度监控管理的一体化具有重要的意义。在进行调控管理中，一方面能发现电网中存在的問题并对其进行解决，使得电网拥有一个安全稳定的运行环境。另一方面，进行一体化管理确保了供电的质量，满足了不同用户对用电的需求。随着我国现代化步伐的不断加快，电网的调度监控也在不断的进步。有关电网的相关的运行管理制度也越来越受重视。

1 电网调度监控一体化

电网调控一体化包含电网的调度和监控两个重要方面。电网调度监控的一体化为不同部门的发挥优势、提升效率和质量起到重要的作用。其包含了三级分布的管理结构，对不同的任务和分布形态，进行不同的管理。在电网调度监控管理中，分为三个基本的环节，分别为生成、运行以及厂站终端。在使用中利用相关的计算机技术，对不同节点进行了链接，为数据的传输提供有利的条件。在通常情况下，例如前置机、调度工作站等都是位于主站节点的主备式设备，在设备中，自动化系统因其具有SCADA的功能，能对全局进行实时分析及监控、处理。在操作中，微机远程终端要对其数据进行初步的处理，通过电力载波和微波的媒介传递实现数据的传送，在传输完毕后，将处理后的数据显示出来。

2 电脑调度一体化的设计与运行分析

电网调度监控一体化主要由系统操作实现。在操作中，由于其涉及较多的内容和理论，因此，在进行电网调度一体化的过程中，要想实现经济和效益的高水平发挥，就要加强在环节设计中的研究。本章以电网调度监控自动化的设计为引入点，对其设计和运行模式进行探讨。

2.1 电网的调度监控一体化研究

在电网调度监控一体化中，设计工作至关重要。直接与后期的电网调度监控一体化的运行稳定性挂钩。因此，在设计前要对其进行具体的综合分析，在分析电网调度监控一体化工作中，要注意以下内容：电网调度监控设计的一体化要在安全性与经济性两方面进行考虑，追求两者之间的最优交点。一方面，电网的调度监控技术、水平与企业的发展息息相关，而企业稳步发展才能使得电网调控的技术经费得以增加；另一方面，要在满足电力系统安全稳定正常运行的基础上，提高企业经济效益。由于电网的特殊性，其安全稳定的运行对不同行业都有着重要的影响，因此，电网的正常运行对社会发展有着重要的作用。在设计中，要注重其设计的科学性以及系统性。要对先进的管理理论进行细致的研究和分析。将理论运用到不同的环节之中，在设计中从整体的角度出发，以实现电网运行的最大化效益为目的，从而完成对电网调度一体化的设计和相关探讨。在电网调度监控设计中，要考虑电网调度一体化对原有的用户产生的影响，在设计中将其影响降至最低点。通过结合实际的电网管理经验，结合各项工作，构建标准化的管理方式，从而为电网实现高效、安全运行做好相应的铺垫。

2.2 电网调度监控一体化的运行模式

电网调度监控一体化的工作难度较大，在运营时，要相关的技术部门加大配合力度。为了电网调度监控一体化能够在运行中得到良好的运作，在实施过程中要注意到以下几点：

运行中要设置合理的框架结构，根据电网的监控一体化的相关情况，明确相关人员的岗位职责，对人员配备情况进行详细的说明；并对业务流程进行规定，明确其检修范围和人员划分的业务界限，从而保证系统能够正常的运行。在进行电网调度监控中，要求相关部门进行紧密的配合，通常要求相关部门提供技术支撑。就变电站设备举例，各相关部门都应根据自身业务职责有计划性对其进行设备巡视、维护、定检、更新换代和改造。调度部门要建立视频监控以及大屏幕系统，同时要完善电网调度监控一体化的各项规章制度。在工作中，要对电网调度监控一体化进行相应的条款约定，从实际出发，以人员管理与日常工作等方面入手，制定严格的制度，从而保证电网调度一体化运行模式在相关制度的约定下有序的进行。

3 电网调度监控一体化的对策及注意事项

在电网调度监控一体化中，因其使用上受到地方经济的影响，电网调度监控一体化仍存在着一些突出的问题。在电网调度监控的使用中，部分地区仍存在设备功能落后，缺乏资金支撑等问题。此类问题在一定程度上影响我国的电网调度监控一体化的推进。在部分地区，电网监控调度一体化的执行力度低，使得推进的进度相对缓慢。因此，相关部门要加大重视力度。在使用中，为避免出现上述原因，地方电力主管部门要结合当地的电网调度一体化的综合管理水平，增加电力设备的经费投入，及时进行更换陈旧的设备和设施。使得在运行中，其硬件系统得到充分的保障。地方部门要注意到电网调度一体化的重要性，要加大重视力度，通过一系列措施，提高管理队伍的综合水平以及执行业务的能力。例如：通过鼓励员工进行自主学习和研究等措施，定期举行对电网调度一体化，运行一体化的管理培训工作，通过有效工作的开展，从而提高其管理人员的综合技术水平，为后期的管理工作提供有力的后备力量。在管理中，还要注重引进人才，并不断将先进的管理理念融入其中，为电网的营造安全、稳定、高效的运行环境。

在电网调度的运行中，总体来讲要注意三点：对陈旧的设备要及时的更新换代，提高对电网调度监控一体化的重视，同时加强对人才的培养。陈旧的设备使得电力的运行受到影响，在使用过程中，也使得电网的调度监控一体化的麻烦增多，通过对设备的及时维修，使得电力得以正常的运转。因此要实现电网调度一体化的进程，就要对陈旧的设备进行及时的更新换代，相关技术人员要对设备进行定时的检查，对发生的问题及时进行解决，从而保证运行安全。电网的调度监控一体化的提高是未来的发展趋势。从长远的角度来讲有一定的重要性。要对电网调度监控一体化加大重视力度，一体化能够降低停电的时间，并提升供电的质量，积极的推进电网调度监控发展进程。在电网调度监控一体化中，人才的培养至关重要，进行人才培养时，可通过交流学习以及定期的培训等方式，并结合当地的具体情况，从而实现电网的调度监控一体化，并通过积极的吸取相关的优秀经验，从而提高电网调度监控一体化的整体管理水平。

4 结 语

电网调度监控一体化作为新的电网运行模式，在一定程度上能够满足各行各业对电能不同的需求，提升供电水平。电网调度监控一体化大大的降低了电网稳定运行的运行成本，并在提升电网的运行效率的同时节省了人力资源，加大了对人才的培养力度。通过积极的引进人才，加大对电网调控的执行力度，从而提高电网调度监控的管理水平。

参考文献：

[1] 周道芬.电网调度监控一体化运行管理分析[J].商品与质量·建筑与发展，2014，（1）.

[2] 郭士良.电网调度监控一体化运行管理分析[J].硅谷，2014，（5）.

电网计划与系统运行管理探讨 篇4

本文主要探讨在混联大电网发展趋势下, 新能源新技术接入电网后, 在综合考虑运行目标、风险控制、运行计划和应用计划的基础上, 电力系统如何实现分类演进层级的科学管理。

1 电网计划与系统运行管理要求

为了更好地适应电力行业新常态特点, 需要进一步加强电网系统运行管理, 提升系统运行综合效益。电网系统编制电网相关计划, 用于统筹协调各项指标, 指导电网全年系统运行工作。

在混联大电网发展下, 对电网计划与系统运行管理提出了新要求。

(1) 严标准是电力行业新常态的深入体现。能源新调整、供需新形态、安全新标准、节能新任务对系统运行目标提出了新的要求, 基于过往的安全稳定要求, 系统运行将无法满足社会需要, 还需要在此基础上有提升。

(2) 精细化是电力系统运行管控的必然要求。提升管理水平, 要求逐步实现科学管理的规范化、精细化、个性化, 而精细化管理过程的实现, 将带来管理责任具体化与明确化, 从而对过程管理提出了需求与目标。

(3) 全过程是计划管控成效的重要保障。新的目标与要求需要更为高效地执行, 闭环与反馈过程节点的控制, 具体明确的工作内容, 责任到人的具体执行, 工作成果的具体汇报, 形成了过程管控的新要求。

(4) 可评价是管理工作持续提升的主要激励。全过程闭环管控的始、终节点联系通过可评价实现, 有效的评价意见可促进目标工作质量的螺旋上升, 通过逐步提升始基准水平以达到目标节点水平的不断提高。

2 电网计划与系统运行管理体系

电网计划与系统运行管理要求对管理体系及其框架提出了方向与目标, 确立了体系内的管理特征。电网计划与系统运行管理具备目标层级管理、计划类别管理和途径闭环管理三大管理特征, 包括系统运行目标、系统运行风险控制措施、系统运行计划及新设备应用计划等。

2.1 管理目标

系统运行目标是为实现电网“安全、经济、优质、环保”运行, 最大限度满足电力供应需要, 系统运行应达到的目标和关键指标。

电网计划与系统运行实行层级管理, 按照“基础→提升→重要→最终”4个分类演进层级进行管理。

(1) 基础层级———确保系统安全稳定运行。不发生较大及以上电力安全事故, 避免一般电力安全事故, 不发生有人员责任的电力安全事件, 严守安全生产底线, 努力提高系统安全运行水平。

(2) 提升层级———提高系统经济运行水平。精心安排运行方式, 精心调度, 多发多供电量, 优化水火电购电结构, 完成送电年度计划, 控制系统网损, 提高输变电设备平均利用率。

(3) 重要层级———提高系统优质运行水平。加强系统运行调控, 避免频率越限, 减少电压越限时间, 提高电网频率及电压合格率;提高供电可靠率, 不发生因调度原因导致重要用户停电, 减少用户停电时间及停电次数, 保障重要用户用电安全。

(4) 最终层级———提高系统环保运行水平。深化节能发电调度, 不发生因调度原因导致弃水损失, 充分吸纳清洁能源;减少化石能源消耗和污染物排放, 严格按照节能排序发电, 提高化石能源使用效率。

2.2 管理内容

为实现系统运行目标, 根据管理要求将制定各项详细计划, 使电网计划与系统运行管理工作贴合电网运行形势, 让系统得到全方位管控。电网计划包括:安全风险防控重点措施计划、电力供应计划、设备运行计划及新技术应用计划。各项计划管理以系统运行指标所安排的工作节点与里程碑, 以及计划指标作为最终或阶段性目标。

2.3 管理途径

电网计划与系统运行管理通过全过程管控, 按环节理清各部门职责, 并明确各环节的工作内容和深度, 综合运用技术手段和管理措施, 实施对关键工作节点的管控, 全面、全程协调各环节、各参与方, 实现闭环管理。

管理计划的全过程分工作录入、工作下达、工作反馈、工作分解等4个过程, 如图1所示。

(1) 工作录入, 包含该项电网计划与系统运行工作的完整信息, 涵盖发起原因、工作目标、工作内容、节点要求、完成标志等。

(2) 工作下达, 电网计划与系统运行工作发起人将各项工作下达至承接相关部门, 由各部门负责人安排工作分解计划。

(3) 工作分解, 各承接部门将工作分解至具体执行单位, 层层落实, 建立逐级监督办理, 并按照工作节点定时上报工作情况。

(4) 工作反馈, 各计划执行部门工作完成后, 向管理部门逐级反馈完成节点交付物, 确保工作完成质量。

3 新问题探讨

考虑电力体制改革与能源互联网的发展新趋势, 电力系统运行对计划执行及运行指标实现将提出新的边界约束条件。

(1) 电力市场影响渐显。电力市场的逐步建立将在一定程度上影响系统物理运行特性, 电力交易执行、辅助服务实施使得原有基于计划要求的运行指标存在变化性运行指标由确定值调整为考核区间或调整指标体系都是潜在的改革方向。

(2) 能源互联逐步融合。能源互联网作为未来“源网荷储”协调模式, 将是能源效益最大化的优选方式, 作为能源互联网中核心平台的电力系统运行, 丰富并完善能源互联背景下的运行指标体系, 是电网更好服务能源优化的重要内容。

4 结束语

电力行业新常态下, 电网计划与系统运行管理体系需以“严标准、精细化、全过程、可评价”作为全方位发展方向, 构建“基础层级→提升层级→重要层级→最终层级”4个分类演进层级管理目标架构, 基于合理完善的管理内容分类, 通过全过程管控手段, 最终实现电网计划与系统运行管理工作的完整闭环。

电网运行监控系统 篇5

1.1 本规程适用于中国南方电网各级调度自动化系统主站的运行维护工作。总则

2.1 为规范中国南方电网各级调度自动化系统主站的运行维护工作，确保调度自动化系统安全、稳定、可靠和不间断运行，特制定本规程。

2.2 调度自动化系统主站指能量管理系统（EMS）、电能计量系统（TMR）、及其它调度工作相关的自动化系统主站的软、硬件设备，包括机房监控、电源、空调等辅助系统。各级自动化部门应结合具体情况明确运行维护范围。

2.3 本规程根据《中国南方电网调度自动化管理暂行规定》及国家有关调度自动化专业的规程、规定制定。

2.4 各级调度自动化系统主站的投运、监视、维护、检验、变更、故障处理、评价、退出等工作必须遵照本规程，制订相应的实施细则并贯彻执行。

2.5 调度自动化系统主站的运行维护工作应制度化、规范化。各级调度自动化部门应建立并执行以下制度：

a)新设备投运制度；

b)运行值班制度；

c)“两票三制”制度；

d)设备缺陷制度；

e)故障预案制度；

f)备品备件制度；

g)资料管理制度；

h)仪器、仪表及工具管理制度。新设备投运

3.1 新设备（功能）投运前必须通过验收和试运行，明确设备的运行维护责任。

3.2 新投运设备（功能）不得影响已投运设备（功能）的稳定运行。

3.3 新投运设备应具备运行维护所需的完整技术资料，设备及联接电缆标识清晰。

3.4 新投运设备应建立相应的设备台帐，指定专责人员对设备的运行进行连续的跟踪管理。4 监视与维护

4.1 运行值班人员按照相关运行值班制度的要求，对主站软、硬件设备的运行进行日常监视。

4.2 各级调度自动化系统主站的日常监视工作至少包括：

a)监视主站系统软、硬件的各项指标，发现问题须及时诊断处理，或通知专责人员跟进，做好记录。

b)定期核对信息，提高数据的可靠性和准确性。

c)定期检查系统日志文件、进程和磁盘空间。

d)对现场工作票的内容、实施条件和安全措施进行审核，办理许可手续。

e)监视辅助系统的运行工况，及时处理故障，不因辅助系统问题影响调度自动化系统运行。f)建立调度自动化系统主站运行日志，加强统计分析，汇总编入自动化月报。

4.3 专责维护人员负责组织实施系统软、硬件的定期维护和故障处理工作，确保设备安全稳定运行。设备定期维护按相应技术规范要求进行，维护内容及时写入运行日志，汇总编入自动化月报。

4.4 各级调度自动化系统的维护工作至少还包括：

a)根据系统情况定期或不定期对系统进行备份，妥善保管备份介质。

b)定期或不定期举行反事故演习，考察系统故障处理预案。

c)加强各级自动化部门间的沟通，实现信息共享。

d)建立与调度等用户间的沟通渠道，了解使用情况及要求，并快速反应。

e)电网一次设备故障动作后，应检查自动化系统的信息反应情况，给出合理的分析报告。

4.5 各级自动化运行维护机构应加强环节协调，合理安排SCADA/AGC/PAS/DTS各功能模块的同步维护工作。

4.6 具备冗余配置的主站系统软、硬件设备运行时，应根据需要及技术条件设置手动或自动定期轮换工作。

4.7 调度自动化系统主站机房应配备机房监视和故障自动告警系统。系统变更

5.1 系统软、硬件的变更，必须严格执行工作票、操作票制度。

5.2 系统软、硬件的变更，必须通过技术方案论证,相关责任人签字认可。详细技术方案作为工作票的附件送审批。

5.3 系统软、硬件变更前应在与运行环境一致的备用机上做好变更测试。系统软、硬件变更不允许影响运行系统的持续稳定运行。

5.4 电网一次设备小变更（如名称变更、变比更改、遥信置位等）且不致影响系统稳定运行时，应及时修改画面/数据，记入运行日志。注意全网画面和数据库的同步，并做好维护资料的同步更新。

5.5 电网一次设备大变更（如厂站、设备的增减，主接线变更等），需要同步修改画面和数据库时，须填写工作票并完成会签后方可进行工作。

5.6 系统软、硬件变更造成使用间断或障碍的，须事先得到被影响用户的同意，办理工作票会签手续并按工作票规定的内容进行工作。

5.7 系统软、硬件变更前，应认真分析可能出现影响系统稳定运行的情况，必须保证相应的故障预案库可用。

5.8 系统软、硬件的变更，如影响上、下级自动化系统的信息采集时，应及时向相关自动化部门通报变更内容，并提供相关变更资料。

5.9 系统软、硬件的重大变更及试运行，新建或技改厂站的信息变更，应给予重点监视，必要时实行24小时现场值班。值班人员必须熟悉安全措施和故障预案。

5.10 系统软、硬件变更及试运行期间，应加强与厂家的联系，指定相关技术人员随时待命。

5.11 一般不同时进行多项软、硬件的交叉变更工作。检修与评价

6.1 运行中设备的定期检修周期根据设备要求和实际运行状况确定。

6.2 设备检修申请按《中国南方电网调度自动化管理暂行规定》3.14执行。

6.3 设备检修由专责维护人员编写方案、填写工作票并完成会签工作，应备齐图纸资料、备品备件、测试仪器和检修工具，在批准的时间内按要求完成。

6.4 设备维护和检修时要做好安全措施，不得影响实时系统的持续稳定运行。

6.5 完成检修后，应检查项目是否完成，确认系统软、硬件是否正常，在各种测试通过验收后方可投入运行。

6.6 检修后应填写检修记录，修改有关图纸资料及维护手册，使之与实际状况相符。

6.7 建立自动化系统软、硬件运行状态的评价体系。评价结果应如实归档，汇总编入自动化月报。

6.8 设备评价中发现的问题应及时加以分析，提出合理的改进措施。故障处理

7.1 为保证调度自动化系统故障的迅速恢复，必须遵照自动化故障预案制度，建立本系统完善可

行的故障预案库。

7.2 故障预案库必须根据系统实际运行状态和预案的执行情况及时更新。

7.3 当自动化系统发生故障影响电网调度管理时，应立即通知当值调度员，报告系统对调度运行的影响范围和程度。必要时及时报告上级自动化值班人员。

7.4 故障发生时，由当值自动化值班员判定和启动故障预案对故障进行处理，限制故障扩大，尽可能在最短时间内恢复系统功能。

7.5 故障处理不必事先办理工作票，但故障处理完成后须补办相关手续。

7.6 故障处理完毕后，应及时通知当值调度员。并详细记录故障处理情况，按规定通报上下级自动化系统的值班员或报告领导。备品备件管理

8.1 备品备件应设专人管理，建立设备台帐。

8.2 备品备件的存储环境应符合规定条件。

8.3 备品备件使用后应及时维修或补充。

8.4 备品备件应定期检测，也可与在线运行设备定期轮换使用。设备退役

9.1 设备退役不得影响其他设备的正常运行。

9.2 设备退役应按《中国南方电网调度自动化管理暂行规定》3.14.5执行。附则

10.1 本规程由中国南方电网电力调度通信中心负责编制、修订、解释，并协调执行中遇到的问题。

10.2 本规程自发布之日起执行。

浅析电网管理与电网安全运行 篇6

关键词：电网 管理 安全运行

中图分类号：TM732文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2014）10（a）-0187-01

当前，我国的电网还存在不少的问题，这些问题直接影响到电网的安全运行。必须要对其进行分析，并提出有效的措施进行解决。

1 问题

1.1 对系统中的安全稳定性进行定量显示，是目前面临的一个问题

电力市场的不断发展，使电力系统中接近临界值的各种参数不断增加，对调度人员的工作带来不小的困难。必须要使用比较浅显易懂的信息对其安全稳定性进行估量，量化数字信息是一个很好的选择。对系统安全性和稳定性进行量化显示，简便实用，是目前需要解决的一个问题。

1.2 数据提供的信息量不充足

对于电网运行来说，其数据主要有仿真数据与实测数据两种。相关技术人员能够利用各种方式与手段得到一些数据中的信息量，但是却不能将信息全部掌握。所以，要对信息背后的信息进行挖掘，这是工作人员的任务，这些信息对电网的安全性与稳定性也有着重要的作用。

1.3 预测准确性有待提高

电力系统比较复杂，也正因为如此，使得它有着一定的不稳定性，准确预测是不太可能的工作。但是要想确保电网的安全性与稳定性就必须要进行正确预测，需要调度人员和相关专家利用当前的各种数据信息对电网运行状况进行综合分析，使预测准确性得到提升。

2 措施

2.1 对继电保护运行做好管理

第一，要对控制保护设备做好管理。这种设备的构成有多个单元，针对各种不同的单元，要对其进行标识，比如用标签或铭牌对其进行编号，从而直观地对相关情况进行了解，避免混淆。

第二，对直流系统与各分支保险做好管理。针对直流系统中的原件，要做好检查，针对各分支保险，要做好编号，以便于检查。

第三，对压板做好管理。做好投切工作的相关记录，并和压板图做好对比，定期对记录做好抽样检查，在填写操作票的时候要将投切操作包含在内。为了避免其因为有电压的存在产生误动现象，在投入前要对电压做好测量。

第四，做好检查工作。首先，在送电以后，要对断路器以及电流表读数还有指示灯状况做好检查；其次，在停电后，要对断路器做好检查，对位置灯进行查看，并找出断开的原因，确保断路器正常工作；再次，在跳闸之后要做好检查，检查保护工作的相关信号，对触点与保险具体状况做好检查。

2.2 对运行方式做好管理

第一，管理规范化。在对配电线路的相关运行方式进行管理时，要对其进行制度化，也就是从制度上对运行方式管理进行规范，对年运行方式进行编制必须要结合上一年存在的各种问题进行防范，也就是在运行方式中落实好反事故措施。

第二，在技术角度做好管理。运用技术手段对电网运行方式进行分析，并对其进行计算。针对母线与同杆并架的各种双回路故障具体的稳定性要做好校核与计算。

第三，细化防范对策，信息化管理。针对最为不利的电网运行方式，要有针对性地进行事故预想与反事故演习，做好电网事故的预防。领用计算机软件将数据库系统建立起来，使其运行方式得到健全。

2.3 对电力设施进行保护

在电力系统中，电网是确保其运行安全与稳定的重要物质基础，对电网加强建设是确保电网架构的可靠性的重要方法与手段。当时，这些年来，电力设施被不断破坏，给电力企业带来了极大损失。对电力设施加强保护是我国在经济发展中的一个重要问题，相关部门要将具有一定可操作性的办法指定出来，对现有的相关法规进行修改，添加对电力执法的相关内容，确保其有章可循。同时，电力企业必须要利用各种形式对相关法律法规进行宣传，使人们能够意识到供电安全的重要性，并自觉遵守相关法律法规。

2.4 防止人为原因造成的事故

从以往发生的各种电网事故中，我们可以发现人为因素是主要的原因之一。操作人员在调度时出现操作失误就很有可能造成电网事故，因此，必须要采取措施避免人为失误。第一，增加操作人员安全思想意识。操作人员只有在思想上对安全进行了重视，并树立其责任心与使命感，才能在工作中进行认真操作，防止因为缺少责任意识导致的操作失误。第二，制度能够对操作人员行为进行规范，并确保电网的安全性与稳定性。因此，要将相关管理制度建立起来，并严格按照相关规定进行管理。另外，还要建立起响应的奖惩制度，确保管理制度能够对操作人员形成约束力。第三，操作人员专业素质直接影响到电网的安全与稳定，因此，工作人员要主动学习专业知识，提高技能水平。另外，企业也要定期对工作人员培训，对其知识结构进行及时更新。

2.5 在电网中运用实时安全告警系统

在电网的运行与管理中，人的精力是有限的，不能一直对电网设备进行监视，因此，要运用实时安全告警系统，从而对电网的运行安全进行指导。

关于硬件。这一系统建立的基础是SCA-DA/EMS系统量测系统，主要依据的是数据库之中的各种量测数据，利用安全告警的相关子系统，对错误数据与信息进行迅速识别与过滤，从而确保实时信息具有一定的可靠性，将与电网真实运行相符的实时模型建立起来，并和实时系统进行协调运行。为了更加方便地对电网运行进行管理，需要在不同显示终端上对预告信号与事故告警信号进行显示，这样能够确保系统的预警性以及实时性还有实用性与智能分析性。这一系统比传统系统中信息显示有着更高的质量与力度，可以在线为我们提供相关控制方案，使运行管理人员能够对其做好静态安全评估与暂态安全的相关分析工作，从而在事故发生后能够进行快速反应。

关于技术。这一系统在利用SCADA/EMS系统的同时，添加了安全告警模块，利用系统中的各种量测数据将其中重要的信息筛选出来，将错误信息过来掉，并将实时模型建立起来。对信号安全进行识别，对预告与事故信号进行分类显示。针对测量数据还有各种预告信号做好分析与判断，从而确保综合预警的实现，在线将安全控制方案生成。

3 结语

总之，要想确保供电系统运行的安全，就要对电网运行的相关管理标准制定好，电网中的管理人员必须要认真对待自己的工作，在管理过程中不能疏忽大意，还要提升自己的知识技能与相关专业知识，提高安全意识。争取在第一时间将故障消除，确保电网的安全性与可靠性。

参考文献

[1]王成刚.电网管理与电网安全运行[J].中国新技术新产品，2012（18）.

[2]吴志东，宋为为，孙洪宇，等.电网安全运行管理浅析[J].华章，2012（5）.

电网运行监控系统 篇7

河南能源化工集团安化公司供电系统使用电压等级有:110kV、35kV、6kV、380V、220V五个等级, 有110kV变电站两座, 35kV变电站6座, 6kV配电室十个, 而化工企业生产规模之大, 设备生产连续性之强, 工艺流程又较为复杂, 这些种种特点为化工企业供电系统的安全稳定运行提出了严格的闭环要求, 但由于供电系统中受到各种外在及内在因素的影响, 包括强降雨、雷电天气及设备短路等造成的供电系统的波动情况时有出现, 造成现场设备的停运, 给生产及安全造成了严重影响, 因此优化工厂供电系统, 提高电网运行质量势在必行。

1“晃电”对化工生产企业造成影响

1.1 电网电压波动

正常的供电电网电压基本保持稳定, 不会产生很大的波动, 但是在“晃电”时电网电压都会有明显的降低, 电网中有很多电磁类设备, 当电压有明显的降低时, 现场电动机设备本身的出功明显降低;非抗“晃电”接触器电磁铁因低电压释放;低压进线断路器因低电压而失压脱扣;变频器、软起动器因低电压停止运行等。

1.2 大型转机设备损坏

在化工企业中因晃电而造成的设备损坏事故主要是指压缩机、汽轮机、发电机、高压锅炉给水泵等需要使用油站对设备轴瓦进行润滑的大型设备。由于这些设备是油润滑的轴瓦式设备, 其润滑油一般由专门的稀油润滑站提供, 在晃电瞬间稀油站的润滑油泵电机接触器因低电压释放, 油泵停止运行, 此时油站供油油压降低, 轴瓦极容易因缺油而损坏。

1.3 工艺生产中断

电动机的工作大多采用交流接触器、软启动器、变频调速器和真空断路器等控制启动, 在晃电时交流接触器、真空断路器会因低电压而释放, 软启动器、变频调速器也会因为低电压而停机, 工业生产中, 常常因“晃电”引起许多重要的高、低压电机 (设备) 停机, 而关键设备的停机又会导致大机组、甚至整个生产装置连锁停机, 导致连续生产过程被迫中断、生产装置停车。

综上可知:“晃电”短短的数秒钟, 对化工企业是灾难性的, 轻者十几万、上千万的经济损失, 严重的还会发生火灾、爆炸乃至人身伤害, 对企业来讲就是灾难的几秒钟。由于电网“晃电”已多次对公司生产系统运行造成威胁, 故根据公司实际供电现状, 采取各种攻关措施, 对供电系统防晃电进行综合优化, 提升电网运行质量是非常有必要的

2 电气控制装置设备失电类型统计

2.1 普通接触器晃电后不能自动吸合

通过试验及吸合灵敏度分析, 普通接触器功能欠缺, 不具备自动吸合功能, 一旦发生晃电, 接触器失电将不能自动吸合, 从而导致设备跳停。

2.2 变频器及低压综合保护器功能不全, 参数没有正确设定

对现有变频器及低压综合保护器进行分类排查, 对照《技术说明书》分析, 确定综合保护器有防晃电功能但未启用, 其变频器晃电参数设定不准确, 易发生误动作现象。

2.3 高低压系统进线有欠压线圈, 未开启失压延时保护, 失电脱扣不能连续工作

失压脱扣器的线圈经按钮和联动接点接于相间电压, 当网络电压出现晃电降低到某一规定值时, 失压脱扣器的电磁铁的吸力变小, 因此杠杆转动作用于脱扣机构, 使断路器断开。

2.4 DCS和PLC控制系统因晃电, 造成设备停车占8%

DCS和PLC控制系统, 现供电电源为单一的交流供电, 无UPS双投电源, 存在薄弱点。

综上可知, 因“晃电”导致设备停车的原因主要为:

(1) 系统进线开关不持续工作;

(2) 原普通接触器功能欠缺;

(3) 重要设备电源单一;

(4) 原保护装置功能及参数不全面。

3 针对因“晃电”导致设备停车所制定对策

1) 根据生产供电需求和电力规程要求, 将高、低压系统进线开关欠压线圈摘除, 使“晃电”发生后, 断路器不能脱扣, 或加装延迟性欠电压脱扣器, 防止系统因短时的压降或断电而造成断路器脱扣。该项目优化具有零投资, 见效快的改造优势, 而且此方法的断路器优化工作经过检验起到重要作用, 可行性较强。

2) 按照生产重要性选定和分类, 并根据配电室开关柜和控制箱内结构, 选定合适的防“晃电”接触器来代替普通接触器。防晃电接触器操作接通、分断与常规接触器完全相同, 该改造可在原电气控制回路内进行改造, 施工简单, 具有见效快的改造优势, 而且接触器在供电系统应用中普遍存在, 可行性较强。

3) 根据电机的实际参数和生产工艺要求, 合理开启变频器和低压综合保护器保护功能, 并设定准确的保护定值。将所有变频器和低压综保装置的保护功能和参数设定进行排查整定, 统一标准, 准确设定, 确保“晃电”发生后能准确及时快速投用和动作。通过此项优化, 不仅能有效避免了“晃电”跳车事故, 同时还具有过载、短路、故障记录等功能, 方便检修人员查找故障原因, 提高了检修质量。

4) 根据现场PLC电源控制原理和辅机设备的重要性, 准备将原来一路供电电源改为两路, 加装UPS电源, 根据设备进行安装固定接线调试, 若发生晃电, PLC可以通过UPS直接供电, 保证现场设备安全运行。

4 结束语

总而言之, 通过多次不间断的试验, 采用新的方法进行尝试, 及时整顿对晃电有触动的设备, 合理运用和推广有关抗晃电的技术和方法, 就可以大幅度的提高电网的的运行质量, 实现化工企业的安全、高效生产。

摘要：工厂供电系统是由电源系统、输电系统和配电系统组成并输送给用电设备的系统, 而系统中出现的“晃电”情况不可避免, 针对化工企业电网系统发生的“晃电”所造成的影响, 提出并改进了供电系统抗“晃电”的措施, 起到了提高电网运行质量的作用。

关键词：供电系统,晃电,改进,措施

参考文献

[1]信明贵, 陈亮.“晃电”检测与再启动控制器设计[J].电工电气, 2010 (7) :17-19.

[2]刘介才.工厂供电[J].北京:机械工业出版社.2010 (2) .

电网调度自动化系统运行维护研究 篇8

1 电网调度的主要任务

电网调度的首要任务是保障电网稳定、 安全、 运行, 为用户提供可靠、 安全的电能。 基于此, 在电网自动化调度系统中, 通过自动化装置、 继电保护等设备, 做为电力意外事故的防范措施。 一旦发生事故, 能够准确迅速地确定故障范围, 锁定故障影响。 另一方面, 电网调度自动化系统的运用, 可以很好保证供电质量, 使发电和用电达到平衡状态。 这就需要电力调度中, 对用电计划和需求量做准确预计和监测, 同时, 对发电厂的运行情况进行密切监控, 这些都需要处理大量的信息和数据, 而自动化系统的运用, 可以很好的解决这一难题。

2 电网调度自动化系统的基本结构

2.1 数据采集和控制执行系统

数据采集系统的作用是在电力系统中各发电厂、 变电站或线路上收集各种电力系统运行状态的实时信息, 并根据需要向调度控制中心提供各种监视、 分析和控制所需的信息。 控制执行系统接受上级调度中心根据需要发出的操作、 控制和调节命令, 直接操作或转发给本地执行单元操作。

2.2 数据传输系统

数据采集系统采集的实时数据通过数据传输系统传送到调度中心。一般的传输信道包括电话、 电力线载波、 微波、 同轴电缆和光纤。 数据传输系统首先要考虑的是传输的可靠性, 尤其在电力系统事故的情况下必须保证数据传输的有效性。

2.3 数据处理系统

传输到调度中心的数据经过数据处理系统得到精确、 完整的数据反映给调度员。 数据处理包括剔除粗差、 越限判断、 定时记录等。

2.4 运行状态分析和控制系统

调度控制的高级功能, 为运行人员的控制决策和自动控制提供依据。 这些高级应用可以分为4 类:

1) 电能质量。 AGC控制发电厂的出力分配, 目标是维持系统频率或维持联络线交换功率为给定值。 2) 经济运行。 短期负荷预报、 EDC经济调度控制确定各发电厂的负荷分配, 使发电成本最小。 3) 安全运行。 安全监视: 越限报警、 断路器跳闸报警、 保护动作报警等。 安全分析: 静态安全分析, 执行n- 1 规则, 即针对一个假想事故, 检验系统的安全性。 事故恢复指导, 在发生事故的时候辅助提出合理的对策。 4) 计划编制。 编制中、 长期发电计划, 检修计划。 进行运行数据统计等。

3 电网调度自动化系统运行维护中常见故障及处理方法

在电网调度自动化系统运行维护中, 及时定位和排除故障, 是对维护人员基本的要求。 因此, 为了及时排除故障, 恢复系统正常运行, 就需要定期对故障处理方法进行总结, 不断提高维护技能。 电网调度自动化系统运行维护中常见故障及处理方法如下:

3.1 断路器拒控故障

1) 检查装置控制部分合闸、 分闸继电器触点外引线是否正常。 一般在此种情况下, 需要对分合闸、 分闸继电器触点进行检查, 检查其触点通断是否正常, 触点外引线连接是否牢固。 2) 通信地址 ( 点号) 设置错误。 可以通过对分站遥控号与主站进行核实, 检查两端通信地址是否一致。 3) 断路器机构卡涩。 直接在断路器上面进行通断操作, 如果仍不能正常变位, 检查产生卡涩的原因, 检查重点放在机械装置连接和转换部位, 必要时直接更换断路器。 4) 就地/ 远动转换开关位置是否正确。 一方面对现场就地/ 远动开关进行查看, 看其位置是否在远动状态, 如果位置正确, 进一步检查其开关闭开、 断开是否正常。 5) 控制回路故障。 首先对控制回路的保险进行检查, 如果正常, 进一步检查控制回路的接线部位是否连接牢固, 也可以采用电源直接短接控制线, 检测其开关是否动作。 6) 主站系统故障。 主要检查电网自动化系统主站工作是否异常, 如果所有开关都出现拒动, 可能是系统事项服务模块出现问题, 可重启该模块看故障是否消除。 如果仍不能正常工作, 可能通过模块替换法, 进一步排除故障。

3.2 测量功率与实际不符

1) 相序不对。 首先对进行测量单元端的电压和电流进行测量, 如果正常, 进一步检查相序是否正常, 对相序进行调整。 2) 装置问题。通过对测量单元输入端的电压电流值进行测量, 看其与测量装置显示值是否一致。 必要时, 利用高精度测量源直接对测量装置进行加量, 查看与装置显示值是否相符。 如果仍不相符, 重点对通道系统和装置的精度进行检测。 3) 接线错误。 如果装置测量单元输入端的电压、 电流测量值与装置显示一致, 应进一步检查PT、 CT二次端电压电流值是否正确, 如果误差较大, 检查线路是否存在分压和分流故障, 接线是否正确。 4) 系数问题。 这个问题主要是后台和主动的系数设置失误造成的, 对系数进行调整可恢复正常。

3.3 正常情况下保护装置启动频繁

1) 突变量启动装置。 在出现启动频繁故障时, 应重点对二次电流的波动情况进行观察, 看是否在变量启动值以下, 如果是因为变量启动设置过小引起的, 在规定范围内, 对启动定值进行调整。 2) 定值运行区号不对。 对所投定值区和运行定值区号进行核对, 如果不同, 应立即进行更正。 3) 闲置保护定值不合适。 在自动化系统中, 为了安全起见, 设定有多重保护功能, 如果某一闲置定值设定不当, 也会间接导致保护装置启动, 因此, 应对相关的定值进行检测, 将其设定在一个安全的范围。 4) 保护定值。 重点检测保护装置频繁启动时, 核对二次电流是否达到保护定值的90% , 如果达到, 需要对保护定值进行重新修定。 5) 电网参数突然改变。 如果电网负荷快速变化, 当幅度超过一定范围, 也会引起保护装置启动频繁。 这就需要对相应保护定值的大小进行调整, 等负荷恢复正常后, 再进行重新修定。

4 结束语

电网调度系统也是一个自动化的系统, 随着技术的进步, 电网调度自动化系统已经从最初单一功能的数据采集与监控系统, 发展为以EMS (能量管理系统) 为核心的多功能系统。 因此, 通对电网调度自动化系统运行维护做进一步的研究和探讨, 才能不断符合系统的维护提出了更高的要求。

参考文献

[1]张建庭.电网调度自动化系统存在的问题与管理维护[J].装备制造, 2009.

电网调度监控一体化运行管理研究 篇9

一、电网调度监控一体化系统的构成

电网调度监控一体化实现了调度系统和监控系统的有效结合, 最大限度的发挥了各个部门的优势, 对提高电网运行的效率和质量起到推动作用。

电网调度监控一体化主要包括三级分布监控和管理结构, 在这一系统中, 各个功能和任务是分布的, 即管理部分分为主站和远方终端两个部分, 同时根据电网大生产、运行和管理的分工对各个工作站的任务进行设计。在电网调度监控一体化系统中, 管理是分为三个层次进行的, 即生成管理级、运行管理级以及厂站终端级。

主站的结构是分布式的, 在计算机技术的支持下, 将各个功能节点进行有效的衔接, 为实现数据之间的便捷通讯和信息共享创造了有利的条件, 一般而言, 主站系统中的主要节点设备都是主备式的, 如调度工作站、前置机等等。此外, 随着电网调度监控一体化系统的建立, 自动化系统都具备了SCADA的功能, 实现了对相应数据的实时分析、监控和处理, 在数据经过微机远动终端的处理以后, 在电力载波和微波的作用下被传输到主站系统进行再次的处理, 最后将完全处理好的数据传送到显示设备上。

可见, 电网调度监控一体化系统的构建是建立在计算机技术的基础之上, 是一个综合性较强的数据采集和处理系统, 各个模块都能够进行一体化的图形、数据设计, 进而有效的保证了数据的一致性和可靠性。同时融入了excel电子表格技术, 能够实现无缝报表的同时, 可以对历史的数据和相应的信息进行查询, 并对所有的运行数据进行统计, 不仅方便简单, 还具备较强的扩展性, 有效的提高了电网运行的效率。此外, 电网调度监控一体化系统采用的双网卡, 这样就将调度监控的自动化系统与信息系统连接到一起, 能够借助浏览器对电网运行的情况进行监督和控制, 并具备打印报表和浏览数据的功能, 真正的实现了信息资源的共享。

二、电网调度监控一体化的设计

电网调度监控一体化关系到电网的运行以及电网行业的经济效益, 因此需要顺应电网行业的发展, 加强对调度监控一体化的重视, 并结合相应的设计原则和实施策略推动电网调度监控一体化的实现。

(一) 电网调度监控一体化的设计原则

首先, 要坚持安全性和经济性相结合的原则。电网的运行关系到社会各个行业的生产和发展, 因此需要保证电网运行的安全, 因此在电网调度监控一体化系统的构建过程中要遵循安全性原则, 最大限度的为电网运行创造完全稳定的环境, 同时企业是以追求经济利益为目的的, 因此在系统构建中也要坚持经济性原则, 既要保证电网运行的安全性, 又要最大限度的提高经济效益。

其次, 要坚持系统性和科学性结合的原则。电网的调度监控一体化系统构建的目的是提升电网的运行水平, 这就需要在管理模式的基础上, 选择合适的技术支持系统和信息技术, 不断完善和优化管理模式。在这一过程中要遵循科学性和系统性相结合的原则, 即以先进的管理理论为指导, 从电网系统的整体运行着手, 为了提高电网运行管理的经济效益和社会效益, 采取有效的措施, 推动调度监控一体化的实现。

此外, 要遵循适用性和标准化相结合的原则。作为一个系统的工程, 电网调度监控一体化系统会引发原有的工作业务和流程的改变, 因此需要在原有管理模式的基础上, 结合电网的实际需求, 按照适用性和标准化的原则, 分解各项工作, 进而建立标准化的业务流程和管理方式, 为电网的安全稳定高效运行奠定坚实的基础。

(二) 电网调度监控一体化的实施策略

为了推动电网调度监控一体化的实现, 需要采用整体规划并分步实施的策略。因为电网调度监控一体化涉及到工作流程、职责范围以及人员的配置等各个方面的内容, 会对电网的整体运行带来一定的风险, 因此在实施过程中要从电网发展的全局着眼, 进行电网调度监控的整体规划, 最大限度的将风险控制在最小的范围, 同时为了降低电网调度监控一体化实现的难度, 需要将实施目标进行细化, 分步实施, 进而实现流程规范、权责明晰和优化人员配置的目标, 提高了实施的效率和成功率。此外, 要将电网管理水平的提高作为工作的重点来抓, 由于电网调度监控一体化是一个综合性的系统, 涉及到多个部门, 因此在实施中要加强各个部门和环节的协调, 最大限度的发挥各个部门的优势, 进而充分的利用电网行业的各项资源, 为提高电网的综合管理水平和增强竞争力创造有利的条件。

(三) 电网调度监控一体化的推行重点

首先, 要加强对组织机构的设置, 因此需要对智能电网建设的方法进行研究, 进而选择合适的调度监控一体化运行管理模式, 制定各组织机构的主要职责、人员配置情况、主要调度业务的流程及调度与变电工区业务划分界限、配网运行与检修范围, 在调控一体化实施的各个阶段, 根据实际情况进行相应的人员调整。

其次, 要建立技术支撑体系, 即结合电网发展的情况, 选择相应的技术支持, 明确各个部门的职责, 例如变电站要重视对设备的综合化改造, 而调度部门要积极构建自动化系统、大屏幕系统、视频监控等, 为电网的安全稳定高效运行提供技术支撑。

此外, 还要加强电网运行管理制度的建设。作为电网运行新的尝试, 电网调度监控一体化还缺乏相应的经验, 在建设过程中会出现一些新的问题, 例如职责的变化和设备的改造, 这就需要有相应的规章制度进行指导和约束, 这就要求必须建立新的管理体系, 同时修改和完善原先关于运行管理的有关规程、标准和规章、制度。

三、电网调度监控一体化管理问题

信息技术和网络技术的发展和进步, 在很大程度上推动了电网调度监控一体化的实现, 特别是国家电网的一体化建设取得了显著的成效, 但是对于地方电网而言, 在实施调度监控一体化的过程中还存在着诸多问题:第一, 变电所的设备陈旧。电网调度和监控的一体化需要依赖先进的设备, 但是由于资金缺乏, 部分设备未进行及时更新和改造, 甚至一些本该淘汰的设备仍然在运行。为了实现电网调度监控的一体化, 需要对设备进行更新和改造, 这就需要花费大量的人力、物力和财力。第二, 电网行业的发展追求经济利益, 而电网调度监控一体化产生的直接经济效益并不明显, 进而导致部分电网企业忽视对调度监控一体化系统的重视, 阻碍了一体化实现的进程。第三, 电网行业规模庞大, 分布范围广, 加上变电所的分布较为零散, 进而导致符合稀薄, 不利于数据信息的有效传输。此外, 具有专业水平的技术人员缺乏是阻碍了电网调度监控一体化系统建设的一个关键因素, 专业人员的缺乏难以对系统的建设提供技术支持。

为了推动电网调度监控一体化系统的建立, 需要针对电网运行过程中的问题, 采取有针对性的措施, 为一体化和自动化的实现创造有利的条件。首先要加加大对电网设备的更新和改造的投入, 对于不符合运行需要的设备进行更换, 对于损坏的设备进行改造和维修, 为实现一体化奠定坚实的基础, 这也是提高电网运行效率的一个有效方法。其次, 要充分认识到一体化系统对电网运行的促进作用, 认识到实现电网调度监控一体化是电网可持续发展的必由之路, 为电网的运行创造了安全稳定的运行环境, 对后期经济效益的提高起着推动作用。与此同时, 加强对工作人员的培训和再教育, 提高其技水平和业务能力, 便于对系统进行正常的管理和有效的维护。此外, 还需要对电网调度监控一体化系统进行管理, 培养高素质的管理人员, 为系统的正常运行提供技术支持, 保证电网调度监控一体化系统的正常运行。

结语

电网调度监控一体化是实现电网可持续发展的必由之路, 对提升电网的运行管理水平和提高其经济效益起到了积极的促进作用。因此各个电网行业要结合自己的实际需求, 采取合理的措施推进调度监控一体化的实现, 将调度与监控中心进行结合, 实现信息资源和设备的共享, 在节约投资的同时, 还提高了电网的经济效益和社会效益。相信在信息技术和网络技术的推动下, 电网的运行会更加高效稳定, 并逐步走向智能化、自动化和系统化的道路, 必将有力的推动我国电网的改革和发展, 为其竞争力和综合实力的提升提供有利的保障。

参考文献

[1]刘廷瑶, 邓小明, 常立民.浅析调度自动化系统设计与建设[J].湖北电力, 2012 (13) .

[2]刘秀娟, 任睿华.县级调度自动化系统发展规划探析[J].供用电, 2011 (24) .

电网运行监控系统 篇10

关键词：电网运行,集中监控,体系

0 引言

汉中电网运行集中监控系统建设,是国家电网公司第二批智能电网试点项目,该项目实施后将实现汉中电网地调、监控、县调一体化技术支持平台,为构建汉中供电局大运行体系奠定了技术基础。汉中供电局在建设技术支持系统的同时,按照国家电网公司“三集五大”要求,以提高汉中电网生产运行集约化、专业化、标准化管理水平为目的,全面推进生产管理精益化,由传统的条块化管理模式向调控一体运行管理模式转变,把实施调控一体化作为构建大运行体系的具体落实之一。在国家电网公司及陕西省电力公司“大运行”、“大检修”体系构架下,借鉴了东部地区调控一体化成功运行经验,对地区电网运行集中监控体系建设相关的生产组织架构变革、管理模式转变、业务流程再造、人力资源重组配置、调控业务调整等相关方面进行了研究[1,2]。

1 汉中电网调度控制业务现状

目前汉中电网调度控制业务分散在调度中心、变电处、直属三县电力局5个部门。调度中心负责地区电网的调度管理,组织、指挥、协调电网的运行、操作和事故处理。局直属的三县局县调,负责所辖35 kV变电站及10 kV中低压配电网调度、监控运行、检修管理、操作和事故处理。变电处负责局属110 kV及以上变电站和趸售区县35 kV变电站的运行维护,生产运行按“监控+操作队“模式运转。汉中供电局集控系统是按照分层分控大监控模式建设的,由1个监控中心、3个监控子站和3个操作队组成。监控中心通过集控系统,对所辖的无人值班变电站的设备运行状况进行监视,在调度业务流程中是地调与操作队间的中间层。

2 现行管理模式存在的问题分析

(1)现行体系下,调度运行监视一方面借助自动化信息对电网负荷、潮流、电压等进行监控,保障电网安全运行,重系统轻设备,重遥测轻遥信,而电网监控重设备轻系统,重遥信轻遥测,调度对设备状况掌握不全,监控对系统情况不很清楚,部分职责交叉,不利于电网综合运行管理,不满足“大运行”管理模式要求。

(2)业务上地调和监控是上下级关系,分属两个部门,各自执行本部门的管理制度,业务对口及效率受到影响,协调性差。

(3)调度操作指令、设备现场状况、工作联系等业务,需要通过监控中心衔接,流程重复,效率不高。

3 汉中电网运行集中监控体系建设方案

按照“大运行”模式和电网运行集中监控的原则,整合地区调度和监控中心业务及人力资源,在保留调度中心原调度业务的基础上,将无人值班变电站设备的远方运行监视职责归并调度中心[3,4,5]。

3.1 机构调整

将原变电处的“地区电网监控中心”人员及业务划归到调度中心,操作队及三县局县配调维持现有运维模式。操作队按照“大检修”模式,逐步向运检合一方向转变。三县局县调在本次统一技术平台的基础上,远期按地县一体化实现业务融合。县配调业务结合“大运行”管理模式及西安局配网调控一体化试点情况,逐步向大配调、一体化方向发展。

3.2 职责调整

操作队仍保留在变电处,其变电站现场运行管理职责未变。主要对调度中心职责进行了调整。

(1)常规地区电网调度职责。负责汉中电网的调度运行,负责与上下级调度的业务联系,负责指挥汉中电网事故、异常处理和倒闸操作。

(2)局属无人值班变电站的监控职责。负责局本部管辖范围内35 kV及以上无人值班变电站的运行监视,负责电网无功电压调整和规定范围内的遥控、遥调等工作,定期对所监控变电进行视频巡检。

(3)主站系统运行监视和维护。负责电网运行集中监控主冗系统、保护信息系统、故障录波系统、变电站安防及遥视系统、变电站消防系统、输变电设备在线监测子系统主站侧的运行综合监控,发现异常及时通知相关部门处理。

(4)根据“大运行”要求,承担其他电网运行职责。

3.3 业务划分

电网调度与监控职责合并,所有对电网远方集中监视、控制、操作、调整的任务直接执行,业务联系、调度指令和事故处理直接对上下级调度、现场操作队和检修班组。县配调负责所辖区域35 kV变电站及配电网的运行监视、控制、操作、调整任务。

3.3.1 调度中心与操作队业务划分

(1)调度业务:1)调度中心调度指令直接下达操作队执行,操作队对设备操作指令的回复、异常情况汇报均直接与调度中心联系。2)各检修专业的检修工作,按调管权限经OMS系统直接向县调或调度中心申请,操作队负责检修现场的管理。3)工作计划变动、专线用户停电等业务,由调度中心直接通知相关部门和用户。

(2)设备运行监控业务:1)调度中心负责所管变电站变电设备的远方运行监视,发现异常信号应及时分析判断,必要时通知操作队人员现场检查处理;根据电压无功需要,调整变电站主变有在调压开关档位和投切电容器;方式倒换、事故处理时拉合开关的单一操作;对具备程序化操作功能的设备进行程序化操作;事故情况下拉、合主变中性点接地闸刀;对具备远方投切功能的保护和自动装置软压板进行远方操作(具备条件时)。2)操作队负责现场设备的运行管理,主要负责变电设备日常巡视、维护和倒闸操作,及时发现并上报设备缺陷;负责现场检修工作的许可、验收,以及与调度中心核对相关信息工作。在监控系统无法远方监视设备运行时,负责变电设备的现场监控工作。

3.3.2 调度中心与县配调业务划分

(1)调度中心与县配调属上下级调度关系,业务上县配调接受调度中心管理。调度中心负责县配调人员的培训、业务考核和上岗认证。

(2)局属110 kV及以上变电站、趸售区局属35 kV变电站设备由调度中心监控调度,直属县局属地内的35 kV变电站由各县调监控调度,调管分界点保持不变。

(3)调度中心监控调管的变电站内10 kV公网,由调度中心监控,各县调进行调度。日常检修操作由县调直接与操作队联系,但应于前一日上报调度中心。事故处理、方式倒换等单一的远方开关操作,由县配调向调控班提出申请,由调控班实施遥控操作。

3.3.3 调度中心与上级调度业务划分

为了理顺业务关系和信息流转流程,330 kV无人值班变电站与省调直接业务联系模式,调整为经调度中心的间接业务联系模式。即地区内的330 kV无人值班变电站直接与调度中心业务联系,属省调范围的业务由调度中心与省调联系,省调的下行业务也经调度中心处理。

3.4 人力资源配置

目前地区电网调控一体化体系建设无标准可沿用,在专业融合和实际运行中不可避免地面临一些新问题,汉中供电局在体系建设中统筹考虑电网安全稳定运行和减人增效的双重目标,根据实际情况在定员范围内对人员配置和岗位设置做必要的调整。

根据2010年底汉中供电局输变电设备台账,按照《国家电网公司供电企业劳动定员标准》(Q/GDW247.2-2008)进行电网运行业务定员测算。经测算调度中心电网调度业务定员46人(含调度、运行方式、自动化),监控定员39人,共计85人。汉中供电局根据实际情况,计划配置52人。

汉中供电局操作队建设以330 kV变电站为中心,按1～1.5 h车程区域划分,保证无人值班站事故处理的及时性,同时又能兼顾330 kV变电站的重要性,实现330 kV变电站少人值班,逐步向无人值班方式过渡。在现有3个操作队的基础上,最终建设6个区域操作队,实现全部110 kV及以上变电站无人或少人值班。操作队暂按现有模式运行,在“大检修”体系建设中向运检合一模式过渡。经测算操作队定员共计108人,其余7座110 kV变电站按有人(少人)值班模式运行,定员42人。

实现调控一体化后实际配置202人,比定员减少人员配置34人,比目前实际减少人员配置19人,有效缓解目前运行人员紧张局面。随着汉中地区交通条件的逐步改善,“十二五”期间110 kV及以上变电站全部实现无人值班,电网运行控制人员控制人员配置将减少23%以上,达到减人增效目的。目前的地调、监控中心合并后,现有人员完全满足了调控中心人力资源配置需要。

4 电网运行集中监控预期效果

(1)实施电网运行集中监控后,电网调度、监控、运行的主要管理职能及业务分别从生技、调度、变电统一归并到调控中心,便于电网运行管理,人员配置减少四分之一,实现了减人增效的目标,符合“大运行”的要求。

(2)地区电网调度及运行业务由多头管理归并为调控中心总体负责,解决了电网运行指挥由多头负责、流程重叠、责任不清的问题,实现了管理的扁平化和集约化。

(3)电网调控人员全面直接掌控电网,及时了解电网及一二次设备的运行状态,对业务范围内的设备直接遥控操作,加快了事故及异常的处理速度。

(4)健全了汉中供电局调度机构业务岗位,与上级调度业务保持了连续性和一致性,减少了跨部门的协调,缩短了业务流程,有利于电网运行控制的统一指挥、统一协调。

(5)以电网运行集中监控系统为中心的电网数据中心建设,和以调控中心为中心的“大运行”体系建设,迈出了智能电网调度智能化关键一步,为持续推进汉中电网智能化奠定了坚实的基础。

5 结语

本文以落实国家电网公司“三集五大”要求,以构筑“大运行”体系为目标,对地区电网运行集中监控体系建设进行了研究探讨,对由此带来的生产组织架构变革、管理模式转变、业务流程再造、人力资源重组配置、电网调控业务调整等问题进行了探讨阐述,为汉中电网“大运行”体系不断深入推进奠定了坚实基础。但在专业融合和实际运行中不可避免的面临一些新问题,同时随着电网智能化水平的不断提高和国家电网公司“大运行”管理集约化推进,地区电网运行集中监控体系也必须适应新形势的发展,不断改进完善。

参考文献

[1]国家电网公司．国家电网公司“大运行”体系建设实施方案[R]．北京：国家电网公司．2010．

[2]国家电网公司．地(市)级智能电网调度技术支持系统应用功能规范[R]．北京：国家电网公司．2010．

[3]国网电力科学院国电南瑞科技股份有限公司．大型调度与集控系统解决方案[R]．南京：2010．国网电力科学院国电南瑞科技股份有限公司．

[4]吕洪波，冯跃龙，詹国红，等．国内外电网运行管理模式比较研究[J]．陕西电力，2010，38(9)：76-79．

电网调控运行问题研究 篇11

【关键词】电网调控；运行管理；继电保护

当前，我国的电力事业进入发展新阶段，对提高大电网驾驭能力，加强专业化、精益化管理提出了更高要求。国家电网公司高瞻远瞩，于2012年初提出全面推进“三集五大”体系建设的整体战略，为电网发展注入了强劲动力。相对于以往的工作体系而言，大运行体系具有更加理想的工作效果。由于电网调控运行的限制性条件相对较多。因此，即便是以大运行体系作为基础，电网调控运行仍然存在一定的安全风险。今后的工作重点在于，结合大运行体系的工作基础以及固有优势，制定电网调控运行的安全风险对策。

1.加强继电保护的运行管理

电网安全运行是确保电能持续、稳定供应的基础，而继电保护作为电网稳定运行的重要保障，其能够及时在故障发生时进行动作，从而避免故障进一步扩大，降低电网事故所带来的损失，所以继电保护运行的可靠性至关重要。这就需要在继电保护设计、制造、运行、维护、整定计算及调试等全过程中加强管理。但在实际运行过程中，继电保护受到多方面因素的影响，无法绝对的确保继电保护运行的可靠性，因此为了减少隐患的发生，则需要采取切实可行的措施做好事故防范工作，增强继电保护运行的可靠性。继电保护安全的运行，则需要从基础管理工作抓起，不仅需要强化现场的运行和维护管理工作，同时还要在校验和编制规程上下足功夫，只有这样才能确保继电保护能够正确动作，确保其运行的可靠性得以提升。

1.1“三个管好”

一是管好控制保护设备：在对控制保护设备进行管理时，则需要利用明显的标志来将其进行标识，同时对利用双重编号来对端子排和信号刀闸进行管理，这样在继电保护设备运行时才能更便于检查工作的开展。

二是管好直流系统及各个分支空气开关：对于直流系统的工作状态要进行定期检查，同时利用双重编号来对保险和空气开关进行管理，这对其进行定期检查，同时还要对直流电压进特测量，对定值表进行核对。

三是管好压板：压板在运行过程中发挥着非常重要的作用，所以需要做好压板的管理。作为运维站需要对各站的压板进行投切表和压板图的编制。而且对于投切表和压板图则需要每班都要进行核对，并做好投切记录，并将投切操作写入到操作表中。另外对于保护检验或是异常情况退后时，在重新投入前则需要对压板两端进行电压的测量，避免投入压板时出现保护误动的现象。

1.2“三个检查”

一是送电后的检查：送电后除检查电流表有指示，断路器确已合上外，还需检查保护、位置灯为红灯，正常送电瞬时动作的信号延时复归。

二是停电后的检查：除判明断路器断开的项目外，还需要检查位置灯为绿灯，正常停电瞬时动作的信号延时复归。

三是事故跳闸后的检查：除检查断路器的状态、性能外，还需要检查保护动作的信号。

2.完善大运行体系电网调控安全风险管理

2.1不断加强风险识别及风险分析

电网风险识别及评估是安全管理的重要基础。主要表现在：风险识别是通过检测系统采集、监控整个网络的运行状况，同时结合电网检修计划和运行方式评估近期运行的风险等级，检测因素主要包含人为因素以及外部环境因素、供电需求和运行调控之间的矛盾，以及时间积累出现的安全问题等。以上这些都可以运用数据监控分析来判断和分析电网的运行状况，并结合设备的基本运行数据和安全阀值判断系统可能存在的风险隐患。

2.2提升风险解决水平

在实际工作中，需要加大电网系统检修以及隐患排查治理力度，在人与系统充分结合的基础上，建立起风险事故的应对方案，并及时发现、指导解决可能存在的问题。在工作实践中，主要运用模拟仿真演练等方式提高各部门应急响应能力、协调配合能力以及人员抢修效率，进而达到减小风险危害以及提升管理水平的目的。

3.杜绝误调度、误操作事故

3.1提高调控人员的安全意识，增强责任心

坚持定期安全活动，学习误调度、误操作事故通报，真正吸取事故教训。

3.2严格执行规章制度，杜绝习惯性违章

误调度、误操作事故都是因为执行规章制度不严格、不认真造成的，因此，在工作中必须养成自觉认真执行规程制度的习惯，克服习惯性违章。

3.3加强技术培训，提高调控人员的业务素质

近年来，电力系统科技含量不断增加，各种新技术和新设备得到越来越广泛的应用，这就对电网调控人员的业务素质提出了更高的要求。所以需要加强对电网调控人员的培训力度，使其能够更加熟练的掌握电力设备、继电保护和自动保护装置的性能，在工作中能够灵活应对各类电网事故。同时还要加强调控人员职业道德的培训，使其安全意识得以不断提升，具有较高的责任心和使命感，这样可以有效的避免误调度和误操作，确保电网能够安全、稳定的运行。

3.4掌握运行方式，做好事故预想

调控员要对电网运行方式、电网主设备的运行状况和当班需要完成的工作，做到心中有数，并针对当时天气、电网运行方式和当班的主要工作，做好事故预想，提前做好应对措施，以便在发生异常时，能够及时果断进行处理，对于输电线路的检修工作，要重点警示，杜绝误调度事故的发生。

3.5加强工作人员之间的沟通能力

电力调控工作人员在工作交接的过程中，要重视沟通，不能够出现意外事故的发生，保证电力网络能够 24 小时的工作，保证电网在运行的过程中，有人值班，在交接的过程中，要能够将电网的运行情况与设备的状况了解清楚，避免电力事故的发生。

4.开展调控工作危险点分析及预控措施

4.1调控工作的主要危险点

（1）编制检修计划时运行方式考虑不周引起的倒闸操作误停电甩负荷；（2）调度操作命令票编制错误；（3）受理工作票的审核不细；（4）执行调度操作时误调度、误下令；（5）电网事故处理处理不当；（6）电网设备临检时有关安全措施考虑不周等。

4.2危险点预控措施

（1）加强对调控员的安全意识教育。调控工作安全与否与调控员安全意识有直接的关系。因此，必须把安全思想教育工作贯穿于调控工作的每一个环节，使调控员端正思想认识，提高工作责任心，为安全运行夯实思想基础。（2）严格落实调控员岗位安全责任制，将安全生产与经济利益挂钩，严格安全职责考核与管理。（3）严格调控运行管理，杜绝误调度、误操作事故的发生。首先就是严肃调控纪律，确保电网调控指挥畅通；其次就是加强调控运行管理考核，建立调控动态考核机制，并引入竞争和激励机制。

5.结束语

电网安全稳定的运行离不开电网调控管理，因此需要在日常工作中利用开展事故预想和反事故演习来不断的强化业务，同时作为调控管理人员，还需要深入，明确保护配置原则及操作要点，努力提高自身的业务素质水平，在工作中具有灵活的反应能力和应变能力，确保电网能够安全、稳定的运行。 [科]

【参考文献】

[1]陈家斌.变电运行与管理技术[M].北京：中国电力出版社，2004.

电网运行监控系统 篇12

1) 查阅设备运行记录和有关技术档案。包括运行日志、缺陷记录、事故和障碍异常记录与报告、出口短路的次数和情况等, 统计分析设备在长期运行中负荷、压力、温度、温升和有关参数的超标和异常变化情况, 发电机和变压器出口短路发生后对设备进行检查试验的报告。技术档案包括设备出厂试验与交接验收报告、历年预防性试验报告、历次大小修记录和报告等, 通过查阅和分析这些资料, 提出大修中需要进行检查和检修的项目与内容。

2) 编制检修工程技术组织计划。主要内容有:人员组织分工、施工项目、进度安排、特殊项目的施工方案、保证施工质量与安全的技术措施和现场防火措施、主要施工工器具和安全工器具明细表、备品备件和主要材料明细表、根据检修现场情况绘制施工图, 包括检修和安全工器具放置图、备品备件和材料放置图、设备分解后各部件和零件放置图等。

3) 根据施工计划提出备品备件和材料供应计划, 经批准后由物资部门负责完成。有些在市场无法购置的配件和材料, 由制造厂提供或委托加工的应与有关部门签订合同, 保质保量按时提供。对施工工器具和安全工器具进行全面检查修理及试验, 保证性能可靠、合格好用。

4) 按检修工作需要预先布置好起重设备或机械器具, 离地面2m及以上进行高处作业的地点, 应预先搭设脚手架和采取防止坠落的技术措施。在检修现场划定施工工器具、安全工器具、备品备件和材料、设备分解后配件和零部件放置位置等。

2 加强变电操作员的安全教育与技能培训

1) 重视设备开盖和解体后修前的检查工作。检修开工前由单位领导或检修负责人会同生技、安监人员对上述各项准备工作进行一次全面检查, 做到不具备条件不开工。

2) 检修工作必须严格按检修程序进行。原部颁检修导则和工艺规程中规定的施工程序是根据国内许多单位多年来的经验教训编订的。如为了防止变压器在检修中受潮, 导则中明确规定器身暴露在空气中的时间为:相对湿度<65%时为16h、相对湿度<75%时为12h, 并规定注油时器身温度应不低于周围环境温度, 否则, 应将变压器加热, 使器身温度高于环境温度5℃以上。此外, 还规定变压器必须进行真空注油。不仅对真空度、抽真空的时间和注油速度都明确规定, 而且还规定当油注到油面距箱顶200mm时, 应停止注油, 并继续抽真空保持4h以上, 才可以继续向变压器内补油。导则中还明确规定在真空注油后补油时, 严禁从下部油门注入, 只能从上部储油柜注油管注入。而且当油注到规定油面后要静止一段时间方可投运。在投运前还要采取措施排除在注油过程中变压器内部残存的空气, 对套管升高座、油管道中的死区、冷却器顶部都应多次排除残余气体。检修中不按这些程序操作, 变压器可能会受潮、瓦斯保护动作, 严重者会造成变压器烧损。

3) 严格贯彻检修维护责任制。做到每个项目自始至终都有专人具体负责, 小到每个螺丝、阀门、接头、瓷瓶、从拆卸、修理、保管到安装都要有明确的责任人。

4) 强化对检修质量的监督, 严格执行验收制度。检修开始后, 各部分工作虽是“分工把关, 各负其责”, 但对每个人工作质量是否符合要求, 仍难于保证。为确保检修质量, 除了组织验收组分段验收外, 有条件的可配备若干质量监督员, 专门对设备检修的关键点进行重点质量监控, 并负责监督检查各个岗位的检修工艺和质量符合要求。

5) 重视检修记录工作。检修记录是一项非常重要的基础管理工作, 是设备不可缺少的历史档案。应将这项工作纳入检修责任制中, 每个检修岗位都要指定一人具体负责, 并明确提出记录的具体要求, 印发各种记录表格和记录用纸, 做到及时准确完整地将对设备的检查、试验和处理情况 (包括检查的部位、检查方法、试验项目、技术状态、发现问题、处理情况和效果等) 作详尽的记录。

6) 对检修人员进行必要的培训, 除了组织全体检修人员学习检修工艺规程、质量标准、安全工作规程和施工技术组织措施外, 对新人员在检修前应进行钳工培训。对没有参加过同类设备大修的人员, 应组织专门培训, 掌握设备构造原理和检修工艺等。

根据公司实际需要, 加强变电操作员的安全教育与技能培训, 要做到培育不同工种和专业技术人员的带头人, 使其在各自的领域发挥好作用。

3 如何做好电网的安全工作

电力系统运行的好坏, 安全状况如何, 安全系数的高低等变电运行都是不可忽略的主体, 对电网的安全稳定运行起着举足轻重的作用, 可以说它是电网安全的守护神。除了电气设备本身的性能、质量的优劣、工艺条件等外部因素外, 更重要的就是人的可靠性, 这才是安全的根本, 才是真正起着支配安全地位的内因, 才是这个过程中起着决定性作用的主体。那么, 在确保电网安全运行的过程中, 该如何充分调动变电运行人员的潜力, 真正起到电网安全守护神的作用呢。

3.1 不可忽略人的安全意识在整个过程中的作用

从安全运行管理入手, 控制和消除人、机系统中的不安定因素, 事故的发生主要是由于人、设备、环境这三大要素之间的协调不良所致, 而这三者之间不是简单的孤立, 而是相互联系、相互影响、相互制约的。人可以影响到设备和酿造事故发生的环境。设备的健康状况是要靠人去维护的, 设备的不安全因素和状态也是要靠人去发现和改变的, 良好的环境也是要靠人去创造的。

作为变电运行, 直接接触的是设备, 也是最容易受到伤害的因素, 所有的伤害和意外事件都是由不安全的行为和状况所造成的, 在变电站、在变电运行人员中, 仅仅强调追求零伤害、零意外的目标显然是不够的, 因为人难免会有疏失或者健忘的时候, 惰性随时会占上风诱惑着你, 所以需要警钟长鸣, 树立坚定的信念, 相信在艰辛的旅程背后一定会有所回报, 是有价值和意义的。

因此, 作为变电运行人员, 必须具备更强的安全意识和责任心, 用心去看管好每一个设备, 密切注意设备的健康状况, 把设备当作自己的朋友一样看待, 绝不放过任何不利于安全运行的蛛丝马迹, 小心呵护, 认真做好巡检工作, 保好一方土, 从而实现“要我安全”到“我要安全”进而达到“我会安全”的过程转换和不断提升。

3.2 要充分调动人在整个安全过程中的主观能动性

如果没有了人的主观能动性, 那么我们的企业也只有望人观“止”了。变电运行是电力企业的一个重要生产部门, 没有扎实的运行水平和管理水平, 电力企业生产和发展就没有可靠的安全保证。只有充分调动运行人员的主观能动性, 安全生产才有可靠的基础, 才会促进电力企业的良性发展, 才能保证电网的安全、稳定运行。

为了电网的安全运行, 作为电能出入首要关口的变电运行岗位, 必须严把电能质量关口, 注重设备的负载能力, 加强对设备的巡视和检查, 仔细分析设备的运行状况, 做到有病早发现, 将隐患消灭在萌芽状态, 不可让设备带病坚持工作, 这样是不利于电网的安全运行的。

因此, 要从主观上入手, 提升运行人员的整体素质, 确保电网的安全运行。

3.3 电网的安全运行离不开运行人员的自身素质的提升

电网的安全运行离不开运行人员的自身素质的提升, 因为电网的安全运行必须要依靠人去实施, 运行人员素质的高低将会对安全生产产生直接影响。特别是在科学技术高速发展的今天, 各种技术日新月异, 被大量引入到了电力生产, 对于变电运行来说, 变电站综合自动化的应用更是对运行人员的业务素质有了更高的要求, 没有一定的知识充实自己的大脑, 是无法胜任本职工作的, 这将不利于电网的安全和稳定运行, 对电网也就难履行保护神的职责。因此, 要完成变电安全运行的任务就必须以提高运行人员的技术素质为核心, 建立一个经常性、规范化的培训制度, 做到有计划、有组织、有步骤地开展职工的专业技能培训和考核, 不断提高运行人员的技术素质、自我保护能力和处理突发性事故的能力。

没有良好的素质, 就不能有效地执行安全管理制度, 就不会有电网的安全运行, 也就更谈不上守护电网的安全了。

最后, 电网的安全更直接的意义是优质服务。企业的最终目的是服务于社会, 为企业创造一定的经济效益。服务乃是企业生存的基本法宝, 人, 仍然是主体, 共同构筑电网安全运行的重要环节。只有电网安全了, 才能为广大的电力用户提供最优质的服务, 起到保护神的作用。

作为运行人员, 要起到对电网的安全保护作用, 就必须尽职尽责履行自己的责任和义务。在倒闸操作过程中必须立足服务, 从自我做起, 随时做好战斗准备, 做到召之即来, 来之能战, 战之必胜。把握好整个过程中的运作尺度, 尽一切可能去缩短操作时间, 尽一切努力去为用户排忧解难, 把为用户着想作为自己工作的出发点和落脚点, 切不可行动上拖拖沓沓、操作起来慢慢悠悠, , 影响用户的用电时间。要知道对于用电企业来说时间就是企业生命, 时间就是企业的效益。所以作为运行人员要时刻为用户着想、为用户所急。真正做到一切为了用户, 为了一切用户, 为了用户一切, 把用户的利益和自己的利益统一起来, 纽成一股绳, 不可彼此孤立, 在不断满足新的供用电需求的同时, 构造主网服务意识, 打造优质服务品牌, 才能从真正意义上服务于电网, 做好电网的保护神。

4 结论

总之, 要实现电网安全运行, 安全运行的管理工作不能停留在表面, 要靠组织制度、技术措施、安全规程制度和责任制的落实, 防止人为责任事故。多年来, 对于变电事故的防范, 关键是管理、教育和责任的落实问题。各级人员必须在各自岗位上切切实实履行自己的职责, 不断提升自己, 从而也就提高了整体变电运行的管理水平。只要各项工作认真到位, 变电运行的安全工作是能够跨上更高台阶的, 也只有这样, 才能真正在运行岗位上发光发热, 做好电网安全运行的保护神。要进一步做好设备检修工作, 打造一支高素质的职工队伍, 加强基础管理, 实行科学管理, 以适应公司工艺技术装备水平不断提高、产能快速提升带来的新要求。

摘要：电网运行不安全, 将严重制约企业发展和经济效益的提高。搞好设备检修维护是贯彻“安全第一, 预防为主”方针, 提高设备可靠性, 保证设备安全经济运行, 充分发挥设备潜力的重要措施。本文就加强变电运行的设备检修安全和管理上提出相应措施, 以保证电力生产的安全。