电网调控（精选十篇）
电网调控 篇1
1 电网概况
小区域电网与大电网实行定联络线功率控制模式, 构成联合电力调度系统。大电网负责调频, 小区域电网负责执行联络线交换功率计划和处理本系统所发生的扰动, 在紧急情况下大电网给予小区域电网以临时性支援, 并在动态过程中得到最佳性能。
1.1 负荷现状
全网负荷10000MW, 负荷峰谷差大, 最低负荷5500MW, 电网最大峰谷差为4500MW。在工作日中午下班时段, 15分钟内负荷下降约2000MW, 占全网负荷20%。由于联络线按照计划送出, 调节非常有限, 调峰的矛盾越来越突出, 深度调峰、甚至停机调峰将不可避免地成为电网当前主要的调峰方式, 存在时段性、长假期的调峰困难。
1.2 机组现状
小区域电网是一个受电大户, 装机以火电为主, 没有水电以及蓄能机组, 统调机组中煤电出力1200MW, 9F燃气机组出力1560MW, 统调机组中200MW及以上能具备AGC功能的机组装机容量占全网负荷比例不足30%;9E联合循环燃气机组容量1100MW不参与AGC调节, 是典型的“小马拉大车”电网。
1.3 控制策略
控制策略采用AGC控制加人工监控干预, 设定AGC软件算法和功能, 以自动调节为主, 以人工调节为辅。根据调度原则, 安排网内燃煤和燃气不同类型的机组参加不同的控制目标, 对参加AGC机组容量及其响应速率提出恰当的要求, 燃气机组在AGC的投运中应避免频繁的大幅度变动, 以减少机组的寿命损耗。
实际调节中, 选取具有参考性的历史曲线, 结合日负荷预测曲线和当日天气情况, 进行短期或超短期负荷预测, 提前1至2小时修正预测偏差, 调整发电计划, 考虑优先调整调节速率较慢的机组, 将调节速率快的机组留有一定裕度, 以便应对负荷波动, 满足考核要求。
根据系统日负荷特性可把一天分为平稳期、平缓变化期和急剧变化期, 在平稳期, 火电AGC机组在曲线附近参与自动调节。对于已投运AGC的机组, 将根据具体情况具体时段采取不同模式, 调整机组出力分配。在急剧变化期, 火电非AGC机组按曲线发电, 不参与调节, 一部分调节速率较快的9F燃气机组按曲线发电, AGC控制模式改为自动调节模式, 必要时按调度员设定值快速加减出力, 另一部分调节速率较慢的火电AGC机组退出AGC, 按曲线发电。
2 面临的问题
2.1 调控问题
在负荷急剧变化期, 出现ACE (网间输送电功率调节量) 明显大于150MW的情况下难以足够快速的压减机组出力, 导致CPS2考核连续多点不合格。机组启停安排燃煤机组与汽机配合不当, 机组计划出力与实际负荷变化节奏吻合度不足, 无法很好跟踪负荷变化, 导致ACE波动较大。若负荷预测偏高, 会造成压减出力, 影响发电计划和节能发电进度;若负荷预测偏低, 旋转备用不足, 机组出力不足导致限电。
2.2 原因分析
CPS2调频考核指标为10分钟一个点, 在负荷急剧变化期, 正处于调峰机组启停时期, 9F启停期间不受AGC控制, 虽然发电功率目标值与计划曲线相符合, 但在10分钟内变化速率未达到要求, 导致ACE平均值超出范围。
在急剧下降时段, 负荷在此时间段下降200MW, 9F机组进入停机程序, 负荷曲线和发电计划如图1所示。虽然整体上机组出力的减少与负荷下降的幅度相同, 但两者下降的速率不同, 前5分钟负荷减的慢, 而机组出力减的速率相对较快;后5分钟负荷下降速率突然增加, 而机组出力由于前时间段的影响, 出力下降变缓, 此时机组出力高于负荷, 有功出现剩余, 10分钟内负荷积分面积远大于发电机组的积分面积, 最终导致ACE平均值超出范围。
3 可行性对策
调控需要对负荷变化幅度做出较为准确的预判, 要考虑机组的性能, 结合机组开停机程序, 功率变化速率、响应时间拐点, 提高跟踪精度, 采用超前细化预控方法进行调控。
细化CPS2考核10分钟基点将负荷预测时间级别, 如5分钟, 综合一个考核时间段ACE的变化趋势 (正负、大小) , 目标使其考核时段ACE均值趋于0。由于电网负荷和机组出力变化是引起CPS考核的主要原因, 因此首要任务是要研究电力系统负荷变化的规律。
鉴于9F燃气机组是一个计划时段按一个功率设定启停机指令, 没有精确跟踪启停过程出力曲线。超前细化预控方法进行调控的对象是在9F燃气机组开启过程中每隔5分钟的系统负荷, 负荷分量又可根据发电机组运行的实际情况, 分解为基本负荷和爬坡负荷, 由于预报时刻与当前时刻之间时间间隔很短, 可以选择如下线性模型:
y (t0+Δt) =y (t0) +bΔt[1]
根据超短期负荷预报预测的是下一时刻Δt=5分钟的系统负荷, 从而可以计算出下一时刻系统用电负荷的变化量ΔPL。由于联络线交换功率将按预定的计划运行, 因此要考虑下一时刻的联络线计划交换功率的变化量ΔPT, 根据用电负荷的变化量ΔPL和交换功率的变化量ΔPT, 可以得到系统中需要调整的总的发电出力的变化量ΔPG。另外, 系统中的一部分机组 (设总数为m) 可能是按日计划或调度员给定值运行, 从总的发电出力的变化量ΔPG中扣除这类机组预期的出力变化量, 即为机组需要承担的出力增量ΔPy, 用下式表示:
ΔPy=ΔPL+ΔPT-ΔPG
机组需要承担的出力增量ΔPy, 这是一个非常有用的信息, 可以帮助调度员提前采取相应的措施。
4 运行效果
运用超前细化预控方法进行调控, 提高跟踪精度细化负荷预测时间后对机组出力进行调整, 如图2所示。10分钟内负荷积分面积接近发电机组的积分面积, ACE平均值在规定范围。
5 结束语
电网调控 篇2
（初 稿）
一、××电网为什么要做调控一体化工作？
年初，国家电网公司、浙江省电力公司在“两会”上提出了以科学发展观为指导，以确保安全稳定和优质服务为基础，以建设坚强智能电网为主线，以推进“三集五大”工作为重点，切实加强“三个建设”，深入推进“两个转变”，建设“一强三优”现代公司的总体工作要求和战略部署。××市电力局认真学习领会国网公司“三集五大”工作要求，结合我局实际积极探索构建“大运行”体系，全面推进生产管理精益化，试点开展电网调控一体化工作，提高电网安全稳定运行和可靠供电水平。
近年来，随着社会生产力的发展，设备制造工艺不断进步，设备自动化水平不断提升，××电网设备整体健康水平显著提高，全局110千伏及以下变电所和市区220千伏变电所全部实现无人值班，2008年我局新的监控自动化系统建成，调度技术支持系统水平显著提高，电网安全可靠运行有了良好的物质基础。另一方面，××电网设备规模快速大幅增长，与2003年相比，我局110千伏及以上变电站数量增长了75%，输电线路长度增长70%。××电网设备的运行管理任务日益繁重，生产一线结构性缺员问题初步显现。原有的生产关系已逐步不能适应先进生产力的发展要求，传统的有人值班、集控站、监控中心运行管理模式有待于向新型的调控一体模式探索迈进。
当前，电网的发展进入了以特高压和智能化为重要特征、各级电网协调发展的新阶段，各级电网调度的战略定位进一步优化。国调、网调、省调更加侧重于大电网安全运行、大范围资源优化配置和大系统运作效率的提升。××市电力局作为地区供电企业，其地调和县调更应着眼于区域安全可靠供电和集约化发展，推进调控一体化工作，将调度运行和设备运行集约融合，使调度员更加全面的掌控电网设备运行状况，以提升地、县级两调度对电网运行的协同能力和整体驾驭能力，保障××电网安全可靠优质供电。
时下，××市委、市政府不断深化“生活品质之城”建设，积极布署“钱塘江时代”城市空间新格局，深入贯彻“和谐创业”的发展模式，高度关注重大民生保障问题，各项举措深受群众欢迎，也引起了国内外媒体的广泛关注。城市的发展对电网的安全可靠优质供电提出了更高的要求，推进电网调控一体化工作，可以有力助推××电网逐步由规模发展到品质提升的转变，全面提高电网的安全运行水平和供电保障能力，实现电网与经济、社会、环境的协调发展。
二、××电网调控一体化做了哪些工作？
我局根据国家电网公司“三集五大”工作的总体要求，按照浙江省电力公司将××电网作为调控一体化试点的工作安排，结合××电网运行实际，总结配网调控一体化、杭钱江监控中心成功运行经验，积极开展了××电网主网调控一体化试点工作，主要有下几方面：
一是虚心取经学习，调研兄弟单位调控一体化先进成果与经验。年初，我局组织相关人员赴北京、厦门等地学习了解调控一体化工作开展情况，在与调研单位进行了广泛的交流和探讨后，在充分借鉴兄弟单位成功经验的基础上，我局开拓思路，勇于创新，更加积极探索和推进了××电网的调控一体化工作。我们对兄弟单位的大力支持表示感谢！
二是创新管理模式，明确工作思路，确定分阶段工作目标。制定了××电网调控一体化总体实施方案，成立了组织机构，明确了工作职责，提出了工作要求，细化了工作安排，明晰了工作思路（将生产运行部门的部分变电站监控人员并入调度部门，在原电网调度业务基础上，增加电网监控职能，依靠规范上传的电网信息和智能完善的技术支持系统，全面掌握电网实时运行状态，提高对电网安全稳定运行的可控度），确定了分阶段工作目标（第一阶段：在软硬件水平相对较高的××市区范围首先实现调控一体化试点。第二阶段：在第一阶段试点工作基础上，推进省、地、县一体的调控一体化工作，将××电网500千伏、220千伏变电站设备纳入××电网调控中心统一监控，各县调实现对其运维设备调控一体化管理。第三阶段：在第二阶段试点工作基础上，实现××地区输电网全网调控一体，即配电网以上、500千伏以下设备运行集中监控业务纳入××电网调控中心统一管理，各县调实现对其调度设备调控一体化管理。）。
三是全力高效推进，完善开发××电网调控一体化技术支撑体系。
我局按照国家电力调度通信中心《地（市）级智能电网调度技术支持系统功能规范》，编制了《××地区电网调控一体技术支撑体系建设方案》，对原有调度自动化系统和监控自动化系统进行了扩建，并根据我局调控一体的实施需求开发了满足要求的功能软件（主要有变电所后台远程管理系统、风险预警与辅助决策系统、故障录波与保护信息管理系统、区域无功电压控制系统、视频监控系统等），对调度台实施了调控一体化改造、梳理了原有信息传输规范，为调控一体化工作的顺利实施提供了坚实的技术支撑和保障。
四是梳理业务流程，健全××电网调控一体化制度保障体系。针对调控一体化工作的实施，认真梳理业务流程，建立与之配套的制度保障体系，编写和完善了《××市电力局主网调控一体化管理规定（试行）》等相关规章制度。制度内容涉及职责划分、安全管理、运行管理、技术管理、培训体系、调度规程、应急预案、操作指导、无功电压管理等方面。明确了调控一体化模式下各单位与岗位的职责，除全面规范主网调控一体化安全生产管理外，对一些重要方面也做了相应规定，如：在极端自然灾害及突发事件下，调度向操作站移交监控职责，以及按电网风险要求落实管理干部到岗到位等。截止目前位置，相关制度已累计编制达六万字。
五是落实人员保障，开展调控人员选聘与培训。
调控一体化的实施对调度员的综合素质提出了较高的要求，为稳步推进调控一体化的进程、实现电网调度运行管理模式的平稳过渡、安全衔接，我局制定了《调控人员培训实施计划》。并从基层单位（超高压工区、变运工区、变检工区）选聘技术骨干15名，从调度所继保、自动化、通信专业抽调技术骨干5人。根据各自就任岗位开展有针对性地培训，按照跟班实习和集中授课、模拟演练（DTS）相结合的方式。其中监控业务委托变运工区进行培训，对监控的基本原理及电网设备特点进行全面的梳理与讲解。三值人员培训由各相关专业人员及厂家进行集中授课与实际演练。经过培训期间的考核以及运行后表现证明，各岗位人员已具备值班条件。目前，各相关部门反应良好，对各岗位的表现给予了充分肯定。
六是变革组织架构，同步推进××电网“大二次”专业融合 为进一步强化××电网二次系统的统一规划和建设、提升调控一体模式下二次系统运行管理和专业建设水平，我局突破传统的专业界面，变革组织架构，按照“管理集中，专业融合”的原则推进二次系统管理体系建设，实现继电保护、通信、自动化等二次系统的专业融合，培育二次系统复合型人才，实行统一的二次系统管理模式，优化二次系统业务管理和流程控制，实现了二次系统的有机整合，在更大范围内实现调度业务的统一协调和优化，努力构建满足××电网发展需要的更加安全高效的二次系统管理体系。
七是坚持技术创新，实施调控一体化试点变电站改造。我局110千伏花港变、留下变作为试点改造变电站，是本次为适应调控一体化运行而进行标准化改造的变电站典型，具有普遍性。改造工作参照智能化变电站标准进行，目前已实现远方程序化操作、自动化与视频联动、保护远方投退、定值远方调取、修改及软压板投退等功能，基本实现了调控一体化模式下对一、二次设备的最大监视及遥控范围，充分验证和体现了调控一体化模式的可行性和高效性。
三、××电网主网调控一体化工作取得了哪些效果？
我局在国网公司、省公司的正确领导和指引下，在国网公司、省公司各级调研组的悉心指导下，经过局各相关部门和单位精益求精、追求卓越的不懈努力和辛勤付出，2010年4月30日，我局实现了主网“调控一体化”，5月11日正式启用××电网调度控制中心，市区16座220千伏变电站、53座110千伏变电站和6座35千伏变电站纳入“调控一体化”管理，××电网调控一体化第一阶段工作圆满完成。主要取得了以下几方面效果：
一是安全效益得到充分发挥。
调度对电网运行状况的掌控能力明显提高。强大的调度技术支撑体系的实现，使调度更加全面掌握电网一、二次设备状况。如控制过程可视化，变电站监控后台远方调阅，保护、故录信息调阅，进一步提升了对电网、设备运行状态分析的整体性和准确性。目前市区每日监控信息量在8000条左右，调度每日需实时掌握的监控信息量约600条，电网及设备异常得到及时快速处理。
电网风险得到有效预防和控制。实施调控一体化改造后，监控系统《电网实时风险预警及辅助决策系统》可以按照负荷预测、电网拓扑、设备状态评估、故障概率等因数对各项检修工作电网方式进行风险评估，通过对电网实时扫描提醒调度员电网的实时N-1风险；并将电网的风险评估与电网主设备状态检修评估结果相结合，使得风险评估结果得到了量化，对调度实际操作有比较强的指导意义，对电网风险的有效预防和控制提供重要参考。事故的快速准确分析与应急处置能力显著提升。监控系统能够提供实时、准确的事故信息，风险预防与控制系统可自动提供事故发生时的处理辅助预案和处理后的风险评估，能够帮助调度员及时准确掌控电网运行情况，并迅速准确地作出判断，通过远方操作快速隔离处置故障。如5月1日下沙变10千伏Ⅱ段母线接地，调度员仅用2分钟就确认并隔离了故障。
现场误操作几率大幅降低。改造后的调度自动化技术支撑系统实现了调度台的远方程序化操作，可根据调度任务形成程序化的操作步骤，通过远方控制完成设备的自动操作；并对遥控操作提供全过程安全保障。从智能操作票的防误验证、系统层的综合防误、间隔层的就地“五防”到设备状态的视频确认，构筑了遥控过程的防误技术体系。调度遥控操作及智能操作票的应用，大大降低了现场误操作几率，保障了人身和电网设备安全。
交通安全风险有效降低。调度遥控操作大幅减少了运行人员往返变电站的次数，有效降低了运行人员的交通安全风险。
二是企业的社会经济效益得到充分发挥。
提高了生产效率。调控业务范围内工作大量减少了操作人员赶往现场次数，缩短了设备停役时间，有效提高了生产效率。现有调度自动化系统可根据指定目的状态即可自动完成运行方式变更的程序化操作的实现，具体可操作范围包括：开关、闸刀等一次设备遥控，以及投退软压板、定值区切换、保护电源投退等二次设备遥控。5月份，调控中心累计遥控次数42次，区域无功电压控制系统每天自动控制无功设备、变压器分接头约300次；5月10日，通过遥控开关实现了220千伏荷花变投运启动操作，比原有运行管理模式大大提高了工作效率。
提高了供电可靠性。实施调控一体化后，调度对电网运行状况的掌控能力明显提高，事故的快速准确分析与应急处置能力显著提升。尤其是主网调控一体化与配网调控一体化紧密衔接后，可以实现从变电站110千伏进线开关至10千伏线路开关站的调控一体化，对电网的安全稳定、可靠供电和优质服务提供了更加可靠的保障。
实现了减人增效。通过变革组织架构，创新管理模式，将调度运行和设备运行集约融合，充分挖掘人力资源潜力，采用调控一体集约化模式后，可以更加充分利用人力资源，有效释放运行人员工作效能。我局实施调控一体化后，监控人员数量由原集控站的40名减少到现调控中心的11名，并实现了调度和监控业务的融合。
降低了企业成本。通过充分利用调度自动化系统“遥控、遥信、遥测、遥调、遥视”功能，减少了现场交接班、巡视以及部分设备的操作，相应的交通、人力成本随之有效降低。
四、××电网主网调控一体化工作有哪些亮点？
解放生产力，原有成熟技术通过调控一体发挥了巨大效益。先进的生产关系可以促进生产力的发展，数字化变电站、变电所后台远程管理系统（KVM）和故障录波与保护信息管理等系统都是相对成熟的先进技术应用，在原有运行管理模式下并未发挥较高的生产效益，通过调控一体化的实施，可以使其更好的为电网安全稳定运行和优质可靠供电服务。KVM技术通过调控一体化的实施，通过数据网将变电站后台画面、鼠标键盘、声音延伸至调度台，实现对无人值班站辅助管理，为调度员提供全面的变电所设备运行信息，实现如后台信息的远程检阅、顺序控制、远程打印等先进应用。通过调控一体化的实施，故障录波与保护信息管理系统可以为调度员提供故障初步分析简报，包括故障线路、故障类型、故障测距、故障电流、故障持续时间等基础数据，并可为调度台提供具体的录波波形文件及波形分析工具，为调度员进一步分析故障，及时正确的判断故障情况提供了先进技术支持，保障了电网的安全稳定运行和优质可靠供电。
服务坚强智能电网建设，初步探索建成智能电网调度。随着坚强智能电网建设的推进，可再生能源和用户侧新型用电模式的发展，电网运行控制的难度将加大，以往基于局部信息的电力系统分析控制手段，已难以满足超大规模电网安全稳定运行的要求，需要在技术上实现突破，探索更具敏锐性、综合性、前瞻性和智能化的在线分析控制手段。我局调控一体化工作，经过对技术支持系统功能的完善和进一步开发，使调度员可全方位、多角度掌握电网的实时、未来、故障态信息。通过实时监视电网运行状态，KVM全面掌握变电所实时运行信息，视频提供设备运行状态。实现了全网－变电所－设备的由“面”及“点”的实时态监视。通过风险预警与辅助决策系统实现了从全网至任一母线设备的负荷预测，并实时扫描电网结构，实时提醒电网风险，合理分析电网未来态并提供有效参考。通过自动化系统迅速明确事故基本情况，由保护故录系统及KVM、视频提供故障细节情况，由N-1预警系统提供处理参考方案及要点，提醒电网存在风险，并通过远方控制迅速隔离故障，恢复送电完成了电网故障态处置。
五、××电网主网调控一体化工作中存在的困难及解决措施？
调控一体相关保障体系建设难度较大。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建设的，为使调控一体化模式发挥最大效益，必须建立与之相适应的保障体系。其困难主要有以下两个方面：
一、功能需求不明确；
二、改造及建设牵涉面大。为解决上述问题，我局集全局之力成立了包括领导小组、工作小组、技术小组、宣传小组的组织机构。建立以日为单位的工作计划，以周为单位的例会制度，项目任务责任明确到人。各部门及单位思想统一、群策群力、通力合作，积极做好前期的排查及调研，充分利用科学技术的进步成果，全面梳理电网运行业务流程，定期组织保障体系运转演习。4月30日至今，电网运行情况平稳。
六、××电网主网调控一体化工作目前还存在哪些问题？
生产管理的精益化水平有待提升。我局电网调控一体化工作起步成型较快，虽然整体架构已经搭建完成，但部分环节还有遗留细节问题有待梳理和完善，需要花大力气进行充实和协调处理。如调度日志的整理分析和设备专业管理函待进一步有机融合，制度保障体系需要继续编制完善和不断修订改进。
调控人员的素质水平有待持续提升。调控一体化的实施对电网调度、监控人员素质提出了挑战，对现有的岗位设置和定员提出了新的要求，虽然我局前期已经开展了相应的专业融合及培训工作，但人员综合素质的提升是一个长期持续性工作。在今后工作中，我们要进一步规范调控人员各项要求，扎实做好各项培训工作，深入推进专业融合，充分发挥调控人员主观能动性，确保调控一体工作的顺利实施和有效运转。
七、××电网主网调控一体化工作的下一步打算是什么？
调控一体化建设是我局根据国家电网公司“三集五大”工作的总体布署，结合我局实际对“大运行”体系的有益探索和实践，下一步将按照国家电网公司、浙江省电力公司试点工作要求，开展以下几方面工作：
一是推进地县一体的调控一体化工作。
按照××电网调控一体化总体实施方案分阶段工作目标，我局将在后续工作中总结当前市区电网和临安县调调控一体化经验，调整业务范围，明确职责界限，完善地县一体的调度技术支持系统，统一调度业务流程，统一工作标准，在所辖5个县级供电企业全面推进地县一体的调控一体化工作。
二是加快××电网220千伏、500千伏设备的调控一体建设。以属地化为原则，努力推进××地区500千伏监控中心建设工作，尽快完成县区220千伏变电站的杭钱江监控中心接入工作，并最终将杭钱江监控中心和500千伏监控中心的职能并入××电网调控中心，最终实现××电网管辖地域内配电网以上、500千伏及以下电压等级所有一、二次设备的运行集中监控业务。
三是注重专业融合和复合型人才培养。
在调度运行业务模式方面，要更加注重构建统一的“大值班”、“大二次”管理模式。扩充运行专业管理职能，实现电网实时资源优化配置与运行设备管理，在调控中心建立涵盖一次方式、二次系统及调度五大专业的协调管理机制，持续做好继电保护、通信、自动化等二次系统的专业融合，培育二次系统复合型人才，优化二次系统业务管理和流程控制以提升电网运行管控的专业能力。同时要健全完善人才培养机制，充分利用好调控员这一重要的复合型人才培养节点，通过不断选拔各一线专业骨干到调度员岗位培养锻炼，然后再回到各自重要的工作岗位，为电网的安全稳定运行和企业的可持续科学发展储备人才力量。
四是探索研究输变电设备调控合一工作。
按照国网公司统一部署，浙江省公司是输电线路状态监测中心建设项目的第一批试点单位，我局承担了省公司此项目的试点建设任务。项目建设的总体目标是建设体现现代智能的集输电线路状态监控、运行管理、指挥决策于一体的输电线路监控中心，计划建设省公司和地市局两级输电线路状态监测系统。其中地市级将通过建设输电线路状态监测值班平台，应用全省统一的输电线路状态监测系统，对各自运维区域内的输电线路进行状态与环境参数的集中监测。今后输电线路状态监测系统将与变电设备状态监测系统进行整合，形成一体化的输变电设备状态监测系统。我局将在其与变电设备调控一体化整合方面进行有益探索和研究。五是为“大生产”体系构建创造有利条件。
通过调控一体化工作的实施，我局生产一线结构性缺员问题得到有效缓解，运行人员紧张的局面得到缓解和改善，运行人员可以有更多的精力投入到“大生产”体系“运维一体化”工作的学习和培养中，这为我局下一步探索实践“大生产”体系提供了有利的人力资源保障。
论电网调控运行安全风险及对策 篇3
[关键词]科学技术；电网调控过程；安全风险；对策
电力系统也进入了一个快速发展的时代，而且已逐步实施了大运行体系。为了保障不影响人们的日常生活，针对当前电网的运行机制，合理进行电网调控变得越来越重要。从多方面来看就应当是加强管理，让其变得更加精细和专业，从而真正降低其调控运行风险，加强调控质量和效率，让电网运行有保障，并能提供相应的对策，以便提高工作效率和调控水平。
一、何为大运行体系
目前的大运行体系基本上是关于电网调度模式及其相关设备的整合，并调整其相关的功能结构体系，对其部分组织结果进行相应的改革，对其存在的管理方式进行相应的创新，并优化其业务流程，这样便能统一的进行构建，合理监控各个设备的运行情况。要加快我国电网事业的快速发展，不仅要优化其内部结构，而且也要加快其组织管理水平。这样便能使资源得到更合理的运用，真正提升企业的竞争水平。因此，大运行体系就是为了整合好设备和调度之间的关系，使电网和员工运作的更和谐。
二、电网调控运行中存在哪些安全风险
在当前经济不断发展的今天，电网的调控模式发生了根本性的变化，电网的调控范围越来越大，其复杂度和难度都在不断加大。因此，如何减少电网在调度过程中存在的风险就变得尤为的重要，如何最好电网调度的风险控制也将是重中之重的任务。电网风险根据其内外部因素划分为内部风险因素和外部风险因素。这个外部风险因素主要指的是气候因素和人为因素等，而对于所说的外部因素主要包括以下两个方面： 首先，电力系统的外部风险。系统外部风险构成因素比较复杂，也是最不容易防范的，主要有系统所在地气候、地质灾害及人为原因等。 其次，电力系统的内部因素。内部因素相对于外部因素所造成的风险要较容易控制，主要包括以下几部分内容：第一，是管理中存在的风险，在电网调控运行过程中，安全管理占据着重要作用，要做好管理工作就必须对电网所存在的安全隐患进行正确识别并对其进行评估，如果不能掌握过硬的专业技术能力，那么在管理中就会很容易产生风险，即在调度过程中因为操作不当或者是因为个人健康状态问题，而使得电网调度时出现失误，出现事故，进而影响整个电网系统的正常运行。第二，是设备上的风险，这种风险主要就是设备自身存在的问题而导致的电网故障，而这种问题也有可能是来自外界因素的影响，或者是检修人员未能及时发现消除设备缺陷而引起的。第三，规模化风险。这种风险主要是因为随着电网调控范围的扩大以及管理深度的不断加深，使得在调控过程中发生故障。第四，就是因为系统自身的崩溃而导致的调度事故。 对于上述存在的风险有些是可以人为控制避免的，有的是不可抗力引起的，这就需要针对具体问题具体分析，能够人为控制的尽量控制，不能的就做好正确的防范措施和事故预案。切实保障电网的安全性并降低其风险发生后的危害程度。
三、电网调控安全运行的基本思路
1.将整个管理流程进行规范化。随着计算机技术的发展，其应用范围也在逐渐扩大，尤其是在电力系统中的应用。由于电网调控是一个涉及多专业多部门的专业，因此在实现流程自动化管理过程中的每一个环节都要规范及标准，通过加强管理计算机操作流程来降低各类风险所发生。
2.不断提高电网调控的自动化程度。电网调控过程中很多风险都是由于人为因素造成的，因此，减少人为因素的干扰，对降低风险将具有非常重要的作用。而减少人为干扰的具体做法是通过大力提高调控程序的规范化，提高电网调控的自动化程度。
3.将各级安全风险预警和防范措施进行规范及标准化。电网调控的每个环节都有可能发生安全事故，因此要降低这类风险发生率就必须将风险防范制度规范及标准化。
四、电网调控安全运行的相关对策
1.做到全局协调化
电网调控是一个大的体系，要做到有效管理就必须从整体上开展一种宏观管理模式。从全局出发查找管理中存在的薄弱环节，并对其进行重点加强进而将其完善。各级调控体系还要明确整个电网调控的目标，让地方性电网与国家电网规划不脱节，要保持高度一致性。因此，在电网的规划、设计、建设、后期施工与管理方面也要做好一系列的协调工作，对各工种的工作人员进行定期培训，提高工作人员的业务能力及综合素质，进而实现电网建设及调控的全面一体化。
2.加强操作人员的素质水平
在对电网调控运行中所存在风险的分析时就明确指出，管理方面存在很大安全风险，要最大限度减少此方面的风险就必须要加强工作人员的个人素质。管理人员在整个电网调控过程中要发挥重要作用，同时管理人员也是电网调控任务的管理者，所以各级各部门的工作重点一定要围绕提高工作人员的业务技能素质进行开展。尤其是在设备存在的风险中，设备检修人员如果能够具有较高的工作素养，认真检修每一个设备，能够发现设备所存在的安全隐患并进行彻底维修，那么在很大程度上会降低因设备本身存在风险而发生的事故。因此，为加强各级工作人员的综合素养及专业知识，一定要定期对工作人员进行业务知识培训，同时为提高培训的有效性，及时对其进行考核。当然，如果在这个过程中表现较好的工作人员，还可以对其进行一定的奖励，这样对于提升工作人员的积极性也具有重要作用。
3.加强设备的系统管理和技术支持
随着科学技术的发展，计算机技术也得到了有效地发展，并且其更新换代的速度也越来越快，在国内各行业之间的应用也越来越广泛。尤其是在电网调控过程中，由于整个电网系统具有庞大的规模，计算机在实现电网调控的自动化方面更是发挥了重要作用，可以说计算机信息系统是否能够安全稳定运行是影响电网调控运行的关键因素。因此，为了保障电网调控过程中的安全性，就必须要加强调控的自动化水平，即计算机信息系统技术支持。
五、结语
随着综合国力的上升，电网系统在人们生活中扮演者越来越重要的角色，而相应的电力事业也得到了很快的发展。但是电网系统是一个规模较大的系统，在管理及运行过程中势必会存在一些安全风险，这些风险都需要在电网调控过程中引起足够的重视，无论是从管理制度方面，还是在加强工作人员基本素质方面等，都要具体问题具体分析，对每个环节中所存在的风险都要认真对待，只有这样才能够更有效地运行电网调控系统。
参考文献：
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[2]刘敏.大运行背景下电网调控运行安全风险及措施[J].科技与企业，2015（05）.
浅议县级电网潮流调控技术 篇4
随着社会对供电质量和可靠性要求的提高, 电压成为衡量电能质量的一个重要指标, 同时节能降线损也成为供电企业提高经济效益的有效手段。国家电网邛崃供电公司为加强输电线路损耗管理工作, 本着保障电网安全, 合理分布电网潮流的原则, 根据邛崃地区电网实际情况和负荷特点, 找准降低线路损耗的切入点, 进行了科学有效的管理, 并结合邛崃电网35k V网架结构的情况, 按照电源和负荷的分布特点, 对枯水期、丰水期、大方式、小方式和特殊方式下的网络运行情况来加以合理的安排, 避免输电线路损耗的增加。在每年编制电网运行方式都加以重点考虑, 并对大方式下电源点较为集中的站和线路, 进行有功和无功潮流分析和电压降分析, 以此来指导功率潮流的合理调整, 同时结合变电站的分布情况, 安排电源点的合理上网线路, 使电源的电量能基本做到就地消纳的原则, 在保证电网安全和可靠供电的情况下, 降低了电网系统的损耗, 实现了电网的经济调度。
1 县级电网调度潮流控制现状及措施
1.1 电网安全是降低线路损耗, 实现经济调度的基础
电网安全运行管理是经济调度的基础, 公司从加强继电保护和安全自动装置的运行管理、加强运行方式的管理、杜绝误调度、误操作事故入手, 每天关注气象消息, 实时关注天气变化, 对邛崃地区负荷趋势作出评估, 并及时了解掌握各小水电设备运行情况, 努力提高负荷预测准确率, 合理安排电网运行方式。
1.2 经济、合理调度小水电, 对降低输电线路损耗至关重要
邛崃地区小水电发电容量总共约58900k W。其中有10000k W为10k V农村小水电, 在就近的10k V线路T接上网, 调度对它们的管理还很薄弱, 所以加强35k V电源上网水电站调度管理, 对降低邛崃电网的线路损耗起着至关重要的作用。按照邛崃电网的电源结构特点和重要负荷分布特点, 公司调度合理安排电厂的上网线路, 尽量避免单条35k V输电负荷过重, 安排35k V线路输出电力的经济合理以降低线路的损耗。
1.3 合理安排运行方式是降低线路损耗的关键
由于邛崃电网农电负荷所占比重大, 造成较大的电网峰谷差比较大。同时邛崃所辖供电区域内, 负荷分布严重不均, 东部是负荷密集区域, 西部是主要的电源点, 这种分布造成35k V线路输电距离比较长, 线路损耗比较大, 所以合理的安排电网的运行方式, 提高电网的负荷率, 是降低邛崃电网线损的关键。公司在满足电网安全稳定、电力供需平衡的条件下, 根据居民生活用电和企业生产用电的运行特性曲线, 尽量要求三班倒生产企业在用电高峰时段避峰, 保持负荷曲线的平滑度, 提高负荷率, 降低线路输电损耗。
1.4 严格控制系统电压、系统无功潮流是降低输电线路损耗的保证
电压质量对电网稳定、电力设备安全运行、降低线路损耗具有重大影响。无功是影响电压质量的一个重要因素, 保证电压质量的重要条件是保持无功功率的平衡, 即要求系统中无功电源所供应的无功功率等于系统中无功负荷与无功损耗之和, 使电力系统在任一时间和任一负荷时的无功总出力与无功总负荷保持平衡, 以满足电压质量要求。变电站调节电压和无功的主要手段是调节主变的分接头和投切电容器组。通过合理调节变压器分接头和投切电容器组, 能够在很大程度上改善变电站的电压质量, 实现无功潮流合理平衡。调节分接头和投切电容器对电压和无功的影响为:上调分接头电压上升、无功上升, 下调分接头电压下降、无功下降;投入电容器无功下降、电压上升, 切除电容器无功上升、电压下降。
2 县级电网AVC无功优化技术及应用
2.1 AVC区域电压无功控制技术
AVC (区域电压无功控制) 通过对电压及无功调节设备的合理调整, 达到保证电网电压质量和降低网损的目的。在实时环境下, 从基于SCADA和状态估计中取得系统实时运行数据, 分析系统电压及无功分配情况, 在相关约束的前提下, 通过优化计算得到维持系统关键点的电压水平合格、减小系统网损并尽量减少控制量调整等优化目的所需的调整、控制措施, 通过SCADA下发对设备的调节命令, 实现系统经济可靠和高质量的运行状态。
2.1.1 主要功能
AVC系统对母线电压越限进行校正, 在满足母线电压、关口功率因数合格的前提下进行地区电网无功优化控制。根据SCADA系统采集到的遥测量、状态量、保护信号等, 进行在线的分析和计算, 然后通过计算机网络输出控制执行命令, 自动或在人工监督模式下调节变压器分接头和投退电容器, 使得输出电压以及无功功率在合格范围之内, 从而达到保证供电质量和减少网络损耗的目的。
当电压越上限, 无功正常/功率因数正常时:下调分接头, 如果分接头不可调则切除电容器;电容器优先模式:切除电容器, 若切电容器会导致无功/功率因数越限或者无电容器可切, 则下调分接头, 如果分接头不可调, 则强切电容器。当电压越上限, 无功越上限/功率因数越下限时:下调分接头, 如果分接头不可调则切除电容器。当电压正常, 无功越上限/功率因数越下限时:电压未接近上限时, 投入电容器, 若无电容器可投, 则不动作;电压接近上限时, 如果有可投的电容器则下调分接头, 否则不动作。当电压越下限, 无功越上限/功率因数越下限时:投入电容器, 如果投电容器会导致无功/功率因数反方向越限或者无电容器可投, 则上调分接头, 如果分接头不可调, 则强投电容器。当电压越下限, 无功正常/功率因数正常时:上调分接头, 如果分接头不可调则投入电容器;电容器优先模式则投入电容器, 如果投电容器会导致无功/功率因数越限或者无电容器可投, 则上调分接头, 如果分接头不可调, 则强投电容器。当电压越下限, 无功越下限/功率因数越上限时:上调分接头, 如果分接头不可调则投入电容器。当电压正常, 无功越下限/功率因数越上限, 电压未接近下限时, 切除电容器, 若无电容器可切, 则不动作;电压接近下限时, 如果有可切的电容器则上调分接头, 否则不动作。当电压越上限, 无功越下限/功率因数越上限时切除电容器, 若切电容器会导致无功/功率因数反方向越限或者无电容器可切, 则下调分接头, 如果分接头不可调, 则强切电容器。当电压正常, 无功正常/功率因数正常时, 中压侧越上限, 下调分接头;中压侧越下限, 上调分接头;中压侧电压正常则不动作。
AVC系统可以方便的输入和修改各种控制参数, 设备信息和电气参数。同时详细的记录所有控制策略的生成及执行情况, 包括设备、时间、结果、原因等等, 可以方便的生成列表供用户查看。可以自动识别系统的一次接线方式、运行模式, 并根据系统的运行方式和工况以及具体要求, 采取对应的优化措施, 使电压无功满足整定的范围。同时AVC具有丰富的闭锁功能, 保证系统安全运行, 而且用户可以根据需要灵活配置相关遥信作为闭锁信号。对于电容器组的投切, 也可以自行定义投切的顺序。
2.1.2 优化控制目标
各级电压在合格范围内, 以网损最小为目标, 当难以兼顾时, 控制目标的优先级为:220k V变电站:三绕组变压器220k V侧电压、110k V侧电压、35/10k V侧电压;110k V变电站:三绕组变压器应优先保证中压侧 (35k V) 母线电压, 双绕组变压器则优先保证低压侧 (10k V) 母线电压。另外, 县调AVC系统将各110k V及以下母线电压控制在电压约束范围以内, 同时保证电压在设定时间范围内的相对变化值不能大于某个可由用户设定的值。
2.1.3 性能指标
县调AVC系统满足的性能指标为:
AVC软件计算周期不大于2min
AVC软件的每次计算时间:≤15s
控制准确度:100%
可控变电站数量:≥64
画面调用响应时间:≤2s
画面数据更新时间:≤2s
CPU负荷率 (正常状态) :≤25%
CPU负荷率 (故障状态) :≤50%
网络负荷率:≤25%
2.2 邛崃调度AVC系统的应用
为了进一步提高邛崃电网经济运行水平, 邛崃供电公司投入应用AVC自动控制系统, 并通过适当提高电网的运行电压, 合理组织变压器的经济运行, 加强电网的运行管理, 有效实现电网的经济运行, 从而达到了降低系统损耗的目的。为了降低网损, 邛崃电网系统电压一直保持系统要求的上限运行, 公司220k V临邛变电站、110k V邛崃变电站、35k V西郊变电站等重要枢纽站的无功补偿装置一直较高的投运率, 以保证系统的无功潮流能输送量比较小, 从而实现无功功率的分层分区就地平衡。同时, 公司的10k V配电线路中, 对比较大的配电变压器均要求安装低压电容补偿柜, 对无功实行就地平衡原则, 这样减小了因系统无功功率的传送而引起的线路损耗, 提高电网运行经济性。
3 县级电网潮流控制的其他措施
邛崃电网的电网结构较为薄弱, 邛崃电网当前的主要输电线路为2条110k V线路和14条35k V线路, 35k V线路为骨干网架, 虽然采用了环网架设, 保证了输电网络运行的灵活性, 但是由于输电线路架设年代比较早, 导线线径小, 线路的阻抗比较大, 线路输电的损耗比较大。邛崃电网的负荷分布和电源分布特点, 造成了35k V线路输电线路的输电距离比较长 (如铜西线达到45km) , 电压降比较大, 对于线路损耗的控制有着比较大的影响。公司35k V水口、夹关、高埂等变电站都没有装设无功补偿装置, 因系统的无功潮流传送造成的线路损耗比较大。针对邛崃电网运行的实际情况, 主要采用以下应对措施:1加大电网的建设力度, 对公司35k V的变电站进行改造, 增加无功补偿装置, 严格控制无功潮流的传送, 以降低输电线路的损耗;2加快公司变电站主变压器的改造, 现变电站的主变大部分采用的是S7及以前的型号, 不是节能型变压器, 不能实现有载调压, 需要加快完成将S7型变压器改造为S11型变压器的改造工作, 使系统电压控制达到预期目标。同时加强调度运行的精细化管理, 防止调度误操作、方式误安排、保护误整定的“三误”事故发生, 控制电网严格按照运行曲线经济合理运行。
摘要：概括介绍了县级电网潮流调控重点和难点, 采取的调控潮流措施和解决问题的办法, 分析建设县调电网AVC区域无功优化系统的必要性、建设功能及应用情况。
电网调控 篇5
.重庆市电力公司南岸供电局重庆 400060 摘要:调控一体化是国家电网公司改革电网运行模式的 重要体现,是最终实现智能化电网的关键。本文以重庆 市电力公司南岸供电局管辖的南岸地区电网实行调控一 体化为例,列举了实行调控一体化运行的优点 : ①提高电 网设备操作效率;②实现减员增效;③促进电网运行技术 装备水平的提高;对一些不足之处逐一说明并制定相应 对策 :①调度、监控人员对新设备的认识不够 , 每周至少一 次去变电站熟悉设备 , 增加认识;②调度人员受干扰因素 增加 , 监控要时时监控信号人机画面,可以把信号告警声 音关小;③无用监控信号多影响监控质量,开发智能信 号分析软件;④运维站操作人员与调度员工作配合不够, 影响电网优质服务质量,每值运维站人员配备足,调度 方式每日工作安排要均匀;对目前调控一体化的发展提 供建设性参考意见:①达到调度与监控人员相互融合;②开展自动无功调压模式工作。
关键词:调控一体化 地区电网 应用现状 发展展望 1 引言
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。文献 [1]分析了国内现有调度中心、变电站监控中心、运 行维护中心等运行模式的特点与适用情况,并从 运行管理、业务流程、关键技术等多个方
面探讨 适应集约化管理的调度控制一体化的建设思路, 为地区调度控制一体化建设与管理实践提供借 鉴。文献 [2]运用全寿命周期理论对电网调控一体 化模式进行评估,通过对增量成本、增量收益及
增量利润的分析,建立了调控一体化项目全寿命 周期成本模型,对实施调控一体化所带来的经济 效益进行了评价,证明了调控一体化模式的经济 性。本文以重庆市电力公司南岸供电局地区电网 调控一体化为例做整体研究分析。调控一体化模式的应用现状 2.1 调控一体化模式的特点及优势
南岸供电局隶属于重庆市电力公司,南岸电 网属于地区电网,供电面积达 1453平方公里, 共有 220kV 变电站 6座, 110kV 变电站 20座, 35kV 变电站 8座。我局管辖 110kV 及以下电压 等级的电网, 110kV 变电站均实现无人值守, 35kV 变电站大多属于农网, 因建站时间早, 设备 陈旧,尚不具备无人值守条件。2011年 6月 30日我局地区调度正式实行调控一体化运行。所谓 调控一体化,即采取 ― 电网调度监控中心 +运维 操作站 ‖ 的管理模式。调度控制中心主要承担电 网调度、变电站监控及特殊情况下紧急遥控操作 等职责;运维操作站主要负责调度指令的分解、倒闸操作、运行巡视等工作,二者各司其责又紧 密配合,从而更好地实现了调度运行模式的扁平化、集约化管理,使调度人员能时刻掌握电网运 行关键信息,极大地提高了日常操作和事故处理 的工作效率,且更有利于实现全网资源的优化配 置。我局监控负责所辖范围内 220kV 及以下电压 等级设备的监控运行, 地调负责 110kV 及以下设 备的运行操作及事故处理。调控一体化运行优势 从以下几个方面体现: 2.1.1 提高电网设备操作效率
监控人员在发现异常及事故后,第一时间向 调度汇报, 减少了调度 +集控站 +操作队模式下经 电话汇报等中间环节,当值调度可以直接参与判 断故障的性质,在缩短汇报时间的同时,提高故
重庆市电机工程学会 2012年学术会议论文
1166 障判断的正确性;在紧急情况下,当值调度员可 以直接下令给监控员,通过遥控操作迅速隔离故 障点。如系统发生单相接地故障时,当值调度员 和监控员经过共同分析判断后,可以直接对故障 线路进行遥控操作,及时快捷地切除故障。在临 时调整电网运行方式时,当值调度也可直接下 令,通过遥控操作的模式,迅速改变电网过渡方 式,真正提高事故处理效率及应变能力。在用电 紧张的时期,调度员根据上级调度要求,可以直 接下令给监控员通过拉闸限电的方式在最短时 间内控制网供负荷在允许范围内。
2.1.2 实现减员增效
调度与监控同处一室值班,可以有效减少总 值班人员和监控设备、场地的投资,优化资源布 局达到减员增效的目的。我局现有监控员是从原 集控站模式中抽调的人员, 由原监控 +倒闸操作 +运行维护等混合人员到单一监控电网设备人员, 监控人员对监控信号的认识更深刻全面,能够根 据上传的信号快速判断影响电网设备运行的程 度,从而及时隔离故障,确保电网安全运行。2.1.3 促进电网运行技术装备水平的提高
实施调控一体化这种电网运行管理模式的 变革,是为了适应电网设备、技术水平不断提高 的发展要求,而新模式的实施反过来又促进了电 网运行技术保障水平的提高,这恰恰反映了生产 力水平提高与生产关系完善之间的关系。为了保 障调控一体化的顺利实施,体现新运行体系的优 势,我局在人、财、物上大量投入,实施老站综 合改造、电网自动化改造、升级各类调度技术支 持系统,大幅度提高了电网运行技术装备水平, 形成良好的发展局面。
2.2 现有调控一体化模式的不足
2.2.1 调度、监控人员对新设备的认识不够
我局现有调度人员在调度运行岗位上工作多 年,调度运行经验丰富,但随着电网发展,采用 新技术的设备越来越多,造成对变电站设备的认 识缺失。监控人员对新投 的变电设备认识不足, 容易造成对信号监控的疏漏。而在技术支持方面, 调度自动化系统虽然实现了对开关的遥控,但对 刀闸和继电保护设备均不具备遥控操作功能,要
靠运维操作站人员到现场操作,效率较低。
对策:每周至少一次组织调度、监控人员下 现场对变电设备重新进行学习和认识,并撰写现 场实习报告,实习报告每周递交一次,报告内容 包含每周的实习情况、实习效果、实习心得体会 以及对培训计划的要求;加大对电网设备的升级 改造,以具备更多的远方操作功能。
2.2.2 调度人员受干扰因素增加
在调控分离运行模式下,调度人员运行值班 环境相对独立,便于调度人员进行网络监视及事 故处理。调控一体化后, 受监控机频繁的 ― 语音告 警 ‖― 弹出窗口 ‖ 信息等因素影响, 调度人员思维可 能受到一定影响,对事故判断及应变能力降低。
对策:监控应设置专门信号监视人员,分工 监视,进行信息的筛选与分析,这样可以关小监 控信号上报的声音。
2.2.3 无用监控信号多影响监控质量
由于大多数无人值班站自动化设备不对现 场信息做处理,全部直接上传到集控自动化主 站, 造成集控主站接收信息量大, 大量信息上传, 造成信息堆积,监控人员难以区分哪些是有用信 息。所以平时无用信号多,事故发生时就更多。如 2011年迎峰度夏期间发生的 220kVXXX 全站 失电,导致所供的 6个 110kV 变电站和串供的 1座 110kV XX站 10kV 侧低周减载装置动作, 10kV 出线线路跳闸。不到十分钟,上传信号近千条。信号刷屏的速度迅速,监控人员不能有效筛选出 最重要信息,致使最初汇报调度人员的信息没有 重点,延缓了故障处理时间;或信息通道堵塞不 能被及时发现,监控系统在分层分区方面还需要 进一步细化;
对策:明确信息采集的原则,规范信息的命 名;采用先进的技术手段、实现对信息的智能管 理,进行信息合并精简信息,到达信息分层、分 流管理。根据新型调控一体化的自动化系统的建 设,开发智能信号分析软件来滤除误报信号,采 用直观简洁的人机界面展示等,来提高监视安全 性和效率。
2.2.4 运维站操作人员与调度员工作配合不够, 影响电网优质服务质量 我局运维操作站有 2个共负责 20座 110kV 重庆地区电网调控一体化的研究与展望 1167 无人值班变电站的操作与运行维护工作。运维站 负责的无人值班变电站地理位置跨度大,各站之 间路途遥远,而每值运维操作人员一定,若当日 计划检修的电网设备多,会造成调度不能按照计 划时间下令操作停电,推迟了电网设备的检修时 间和送电时间,遭到 95598的投诉,影响电网的 优质服务质量。若遇到临时电网故障,不能及时 隔离故障,增加了电网运行风险。
对策:每值运维人员要充足,以确保对电网 设备的及时操作。调度方式专责在每日检修工作 安排上要均衡,尽量避免调度和运维站操作人员 出现忙闲不等的状况。调控一体化模式的发展展望 3.1 调度与监控人员相互融合
由于调控一体化的系统复杂,专业性强,技 术支持系统要求高,势必带来一系列的衔接配合 及体制转型过渡上的问题。因此,建设过程中要 将调控一体化建设分为两个阶段。现执行的是第 一阶段,监控人员和调度人员在同一地点进行两 个班组的联合值班,按班组分工承担各自职责, 原有管辖范围和操作范围不变,以避免对现有体 系的过大冲击。在第二阶段,在联合值班的基础 上将调度、监控人员融合成同一班组进行管理, 监控和调度业务在班组内部统一调配。此模式要 求调度员和监控员同
时具备监控和调度两种职 责,对人的素质提出了更高的要求。因此,必须 计划开展对调度和监控人员结构、管理模式的调 整和培训,以满足调控一体化管理的需要。
3.2 开展自动无功调压模式(AVC 工作
我局现有的无功调压是监控员根据市公司 下发的调压曲线人工调节电容器、电抗器、主变 分接头开关,以保证各等级运行电压在指标范围 内。随着每年变电站数目的增加,监控员的劳动 强度增加,且每值监控员时时监视电网运行注意 力高度集中,有误投切无功设备的风险,影响电 网安全运行。急需开展自动无功调压模式。参考 国内 AVC 系统的最新研究成果 [3,4],结合我局 实际,制定 AVC 系统最佳方案。现总体思路:通过调度自动化系统采集各节点实时数据,并以 各节点电压合格、关口功率因数等为约束条件, 进行在线电压无功优化分析与控制,实现主变分 接开关调节次数最少和电容器投切最合理、电压 合格率最高以及输电网损率最小的综合优化目 标,最终形成控制指令,通过调度自动化系统自 动执行,进行电压无功优化运行闭环控制。结论
调控一体化是国网公司推行 ― 大运行 ‖ 体系建 设中的重要一环,调控一体化运行后,电网设备 操作时间缩短,实现了减员增效经济效益。而调 控一体化在国内电网中从无到有发展,真正达到 预期效果需要一定的过程。本文从实行调控一体 化的优势到存在的不足再到可能采用的解决措 施角度,说明完全实现调控一体化不可能一步到 位。展望未来,如何做到调度和监控人员的完全 融合,改变现有调度和监控分开管理模式,如何 提高电网自动无功调压控制等问题,向智能电网 方向迈进,尚需深入研究。
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调控一体化给电网运行带来的变化 篇6
关键词：调控一体化 电网运行 变化
0 引言
通过对国内电网运行模式进行分析，发现传统的电网运行管理模式在我国大部分电网中使用。但是，传统的调度变电运行管理方式随着电网的快速发展和智能电网建设的迅速推进，已不相适应现代电网集约化管理的需要了，社会经济科学发展的必然趋势是智能化模式。“调控一体化”总体实施方案在一些电公司里实施了，取代传统模式的是采用新的电网运行管理模式——“调控中心加运维操作站”模式。变电站无人值班改造将通过调控一体化工作来完成，促进调度管理的规范化、标准化，并以此提升调度系统的人员素质、管理能力及技术水平，会全面提升电网集约化管理水平，电网自动化水平大幅提高，提高了工作效率和电网事故快速处置能力。
1 目前国内电网变电运行的几种运行管理模式
①国内目前主要存在以下四种变电运行管理模式：传统模式、集控站模式、监控中心加运维操作站模式、调控中心加运维操作站模式（调控一体化）。
②超高压运行管理模式：传统模式、属地监控中心、独立超高压监控中心。
2 调控一体的实施给电网运行带来的变化
2.1 调控一体化给传统运行模式带来的变革
目前据了解一些电网的变电运行中还在采用传统的变电集控站管理模式，集控站、变电站、监控与运行维护等职责于一身。由于电网接线，同时“采用这种模式投入人力较多等因素，人力资源使用效率较低，各个集控站常常出现阶段性的忙闲不均现象。首先，与原有的运行管理模式相比较，电网发展的步伐明显加快，二者也明显的合不上拍了。其次，远程在线监测技术也日渐成熟，现代化大电网的雄厚驾驭实力也具备了，调度自动化、电网变电站自动化监控手段也日益发展起来，电网运行管理方式亟待变革。必须采用运维操作站新的管理模式加电网调度监控中心与新形势下为适应智能电网的发展要求相适应，这种模式成立调度控制中心，将电网监控中心和调度中心一体化设置，特殊情况下紧急遥控操作、变电站监控及电网调度等职责主要由调度控制中心承担；主要由运维操作站负责变电站倒闸操作、运行巡视、调度指令的分解等工作，两者紧密配合，又各司其责。
2.2 更集约的机构瘦身管理
由于采用电网调度通信监控中心加运维操作站的管理模式，精简管理人员，将按照大班组、小科室的要求设置调控中心，管理层级要压缩，完成变电站远程监控和运行、 维护、操作统一交由调度通信监控中心和变电运行管理所进行专业化管理，变电站监控中心监控职能的移交，真正实现变电站运行操作职能、远方监控职能的彻底分离。要想做到规范用工管理，达到优化资源配置、精简机构设置的目的，就必须构建运转协调、高效可靠、机构精简的组织体系。据了解，很多电业局改革前的十多个管理科室通过撤并管理科室后精减为三个，管理岗位形式采用兼岗。几个综合性生产班组成立了，一线班组力量得到了充实，技术、物资和人力资源实现了合理配置。通过优化人力资源配置，核定定员较国网标准减少了39%，人员用工较改革前精简了41%。
2.3 实现减员增效，有利于进行运行人员统筹调配
由于实行人员集约化管理可以根据各变电站操作巡视任务的繁忙情况管理人员，统筹调配运行人员，大为提高了工作效率，没有任务的不派，任务少的少派，任务多的变电站多派。精力不仅可以放在运行维护、倒闸操作、设备巡视等现场执行工作上，还改變了以往各队忙闲不均的现象，电网安全基础得到了夯实。变电运行人员在调控一体化运行后，据了解可精简20%左右。一些大型的现场工作，特别是设备启动、停送电等优势更为明显。同时，人员综合业务素质通过新模式下运行人员的综合技能培训的加强得到了提高，先进的技术支撑平台进行辅助，没有因为人手而使电网的安全保障有丝毫问题。以人为本的管理理念通过调控一体化模式得到体现，良好的工作条件和工作环境也为运行人员创造出来了。运行人员在新模式下分成运行维护人员和倒班人员两部分，推行弹性值班方式，运行维护人员又分白班和夜班。以前上班，要进行设备巡视、操作、监控、办票等多项工作，现在得到了解决，特别是以前需要24小时都集中精力监控设备，到了夜间，特别容易疲惫而影响安全的现象也得到了解决。分组巡视检查设备，运行人员可以从设备监控中解放出来腾出更多的人力及时间，提高专业技能，进行运行设备维护，并使电网运行更加科学、高效、电网安全更有保障，电网事故处理效率和日常操作效率将大大提高。
2.4 效率高、流程通畅
在新模式的工作流程中，可以同时获取和处理电网信息，因为电网调度与设备监控工作需要调控员在同一场所同时进行，最大限度地减少了信息沉淀和误判，这样可以为处理事故或故障争取到宝贵的时间。电网信息的“零距离”传递可以用调控一体化来实现。以供电局变电运行人员执行一项调度命令工作为例，在调控一体化改革前事故处理的流程需要通过调度、现场监控、调度等来回几次的信息传递（局调度中心、县调度中心、监控中心、监控中心运行班、运行人员5个操作流程和步骤）来完成此项工作。首先调度中心接收变电管理所的监控中心的汇报，调度中心了解完监控中心的汇报后向监控中心下达指令，向运行维护队下达操作命令由监控中心进行，现场操作由运维队进行。通过机构整合、流程优化后，调控双方可以同台办公，监控在第一时间会将信息传递给调度，现场处理工作由调度下达指令进行指导操作，这大大的缩短了事故处理时间，工作效率也得到了极大的提高（调度通信监控中心—县调控中心—运行人员3个操作流程和步骤）。为消除专业壁垒和方便开展好班组互帮互学活动，通信、自动化、监控的信息交流可以利用调控双方同台办公的机会得到加强，适应新的电网运行模式的需要。
2.5 面临新的挑战
许多相应的问题在调控一体化平台建成后还需要研究解决。
①优化机构配置；相应的人员岗位设置、“大运行”组织结构等人力资源应该如何配置，这就需要人资部门对一体化系统明确机构和岗位设置；作为智能电网建设的一项重点是配网智能化，必须依赖于完善的配网自动化基础，据笔者在配调了解，虽然目前配网自动化设备已经成熟，但是相应的管理规模跟不上，对配网自动化现有的调控一体化系统不能有效支持，需进一步研究。
②由于新的电网运行管理模式，是将分离的电网调度和监控业务合二为一，建立新的电网运行管理机制；这将很难适应新的电网运行管理模式。所以，必须修编或者新编旧的调度员制度、工作标准及相关工作规程。
③系统进行升级改造，信息分层；在此过程中将会使得调度端产生大量的信息。如何梳理和对这些信息进行规范成为调控一体化实施的焦点技术问题，也是国内监控普遍存在的难题。为此，需要相关建设调控一体化的单位对信息进行分层，使名称清晰、分级合理。
3 建设步骤
①调控中心一期：调控中心主站建设基础阶段，开展基础自动化工作，调试与应用调控系统中基础与核心模块，完成所有变电站监视与控制功能。
②调控中心二期：调控中心主站建设提升与飞跃阶段，提升调控中心信息化与智能化水平，全面建设与完成调控中心所有系统与模块。
4 结束语
实践证明，调控一体化模式缩短了电网调度的日常业务流程，减少了电网运行管理的中间环节，电网应急能力得到有效加强，整体提升电网调度运行精益化管理水平。配网智能化必须依赖于完善的配网自动化基础，作为智能电网建设的一项重点，目前配网自动化设备已经成熟，但是相应的管理规模跟不上，现有的调控一体化系统对配网自动化不能有效支持，需进一步研究。总之，在当前的调控一体化模式下，有较强的应急处置能力、事故发生时反映迅速，提高了工作效率，新形势下推行调控一体化运行管理模式是调度运行方式改革的必然趋势，我们要不断完美这种新的电网运行模式，调控一体化是保障电网安全稳定运行的客观需要，应使其不断发展，并得到广泛运用。
参考文献：
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区域电网调控一体系统建设方案分析 篇7
随着电网的飞速发展,电网运维管理所面临的结构性缺员和地区差异等问题也越来越突出,传统运行管理模式已不能满足集约化发展的要求[1,2]。在不断引进新设备和新技术的同时,需要采用调控一体模式以进一步满足电网集约化发展要求。
1 集控建设模式
1.1 传统集控自动化模式
传统集控运行模式是指在管辖区域电网内按照地理位置或电压等级划分原则,适当选择数个核心变电站(或全部),以局部电网作用显著的重要变电站作为集控中心构建集控站(或集控中心)[3],如图1所示。集控中心配备必要的运行值班人员,除了负责主站的日常运行监视操作外,还通过集控自动化系统对周围或下级变电站进行遥控操作、定期巡视和设备管理。此模式的缺点是:随着变电站的增加,需增设新的集控站,投资大;当电网构架发生变化,其下属变电站因业务需要而划分为其它集控站管理时,需将该站所有信息工作在新划分的集控站重做一遍,因而维护成本高。
1.2 现行调度系统与集控系统的问题
调度系统监控的对象是整个电网,它借助自动化信息对电网的潮流、负荷、电压进行监控,主要处理电网运行方式变动的有关信号与事故总信号;缺点是重遥测轻遥信,重系统轻设备,对具体设备状况掌握不全。
集控系统监控的对象是变电站设备,它对站内的设备运行状态进行监控,主要处理运行信号包括设备故障信号;缺点是重遥信轻遥测,重设备轻系统,对系统情况不清楚。
1.3 调控一体模式
1.3.1 调控一体模式的特点
调控一体模式是按照电网原有的集中监控原则和国网公司“三集五大”改革方案[4],整合电网调度和监控中心业务及人员,在原有的调度中心业务的基础上,增加变电站设备的运行监控职责[5]。
1.3.2 调控一体模式建设方案
调控一体系统既可以是一套独立的系统,也可以在原调度系统上扩展出监控功能。两种方案均不影响各级调度权限归属和各站设备信息采集。下面对这两种方案进行比较。
(1)建设一套独立的调控一体化系统。调控中心与各变电站间的通信通道直接建立,以调度数据网为主通道,经二次安全防护系统配置,实现对各变电站设备和数据的实时监控。
(2)扩展现有调度EMS系统平台。在现有调度EMS系统基础上扩展出监控模块和平台[6],该平台利用原有调度EMS系统数据进行处理后,能对各变电站的设备和数据进行实时监控,数据通道为原有调度EMS系统通道。
两种方案的比较见表1。
由表1可以看出,建设一套独立的调控一体化系统的投资较大,但在技术可行性、电网运行安全性、管理实施可行性方面,远优于方案(2),因此该系统建设采用方案(1)。
2 调控一体系统方案的实施
2.1 调控一体模式职能部门的组建
“调控一体”由模式调度控制中心和运维所构成,调控中心是在调度中心调度班的基础上进行功能扩展后组建的,电网调度与变电站监控合二为一,建制上归属调度部门。
2.2 硬件体系
调控一体系统在调度监控基础上采用了一体化设计原则,其基本网络拓扑结构是在已有的调度数据网基础上建立的。在系统I区使用2台专用数据采集服务器,负责系统微机保护软报文信息采集;4台互为冗余备份的调控服务器,既作为“调控一体”系统监控服务的硬件平台,又作为调度服务器,可实现负载均衡。在调度控制中心,通过通信设备,将调控一体系统I区的网络延伸到每个运维所。每个运维所配置1个监控工作站,通过延伸网络端口接入调控一体系统。调控一体系统硬件配置如图2所示。
2.3 软件体系
调控一体系统采用跨平台和混合平台技术与系统模型,建设一个统一的基础数据平台,集成现有的调度自动化各应用系统(或功能),实现“监视可视化、决策智能化、控制闭环化、数据平台化”,逐步投运、逐步建设、逐步升级、逐步扩充其它应用模块,并能实现第三方应用软件的方便接入。
3 调控一体的技术措施
3.1 前置通信服务冗余策略
与传统的调度系统不同,调控一体系统有2台专用前置通信服务器,负责系统微机保护软报文的采集工作,并与“四遥”前置服务器构成温备用冗余。
这样的设计可以有效地隔离“四遥”信息采集任务和微机保护软报文采集任务,避免海量微机保护软报文处理对“四遥”前置采集造成间歇性资源竞争,保证“四遥”前置服务处理的实时性;并且该措施还可以避免微机保护软报文处理软件故障向调度“四遥”信息采集进程传导,保证系统前置服务的整体稳定性。
3.2 实时服务冗余策略
在调控一体系统中,调度服务器和监控服务器相对独立。前置服务器在功能扩充后能将信息同时传送到调度服务器和监控服务器,4台服务器不区分调度、监控数据,进行全数据处理。
调度服务器和监控服务器上的数据服务进程采用不同的服务注册名,为系统提供服务调用接口。调度服务器调用接口和监控服务器调用接口都包含主辅两个进程,分别配置在A/B服务器上,能提供完全一致的数据服务。
人机界面、事项监视等客户端软件,根据预先配置的服务接口连接数据调用服务接口,但是客户端软件支持在人机界面上动态选择调度服务接口或监控服务接口。这样无论调度服务器还是监控服务器,任何一组发生故障,只要另一组服务工作正常,客户端软件就可以在人机界面重新选择服务调用接口,恢复工作状态。当故障服务器恢复正常后,发生切换的客户软件会自动切回预设的服务调用接口上工作,这样就实现了调度SCADA和监控SCADA服务的冗余备份和负载均衡。服务冗余策略如图3所示。
3.3 防误操作软件
3.3.1 遥控操作五防闭锁功能
为了增加五防校核操作,调控一体系统需要和变电站五防系统实现通信接口,实现事务交互和调控中心对变电站控制回路的五防闭锁和解锁。对于远程控制回路串接了五防的变电站,遥控前需要先完成控制回路中的五防解锁。
3.3.2 安全约束功能
防误操作的安全约束系统采用计算机技术和SCADA平台对现有操作制度和工作流程进行统一管理,在各环节中利用科学的算法和规则进行安全校验,以尽可能地避免人为因素和电网变化引起的误操作;能实现电网分析性约束、操作自定义条件约束、操作票约束、挂牌约束。
3.3.3 操作模拟预演功能
操作时,调控一体系统应具备模拟预演功能,和正式操作有明显的视觉区分,并具备防误校验功能。正式操作时应和预演进行比对,发现不一致时应终止操作并发出告警。模拟预演是非强制性的,处理事故时可直接操作,不必模拟。
4 结束语
目前,某省调调控一体系统已接入所辖的14座500kV变电站,实现了500kV变电站少人值守运行管理模式(即“调控中心+少人值守”模式)。该系统的投运,为国内区域电网调控一体建设提供了重要实践依据和参考。
摘要：通过比较分析不同方案的可行性和安全性等指标,确定了独立调控一体系统的建设方案。该方案采用保护软报文专用采集前置、调度和监控服务互为冗余备用等技术措施,优化了调控一体系统的安全性和可靠性指标。实践表明,调控一体方案既解决了电网快速发展带来的运行人员不足问题,又提高了电网管理运行水平。
关键词：调控一体,专用采集前置,冗余备用
参考文献
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区域电网调控一体化管理实践 篇8
在电网调度监控管理工作开展的过程中, 采取一体化的管理方式可以更好地提高整体调度管理工作的开展效果。在实际应用的过程中, 一体化的管理模式可以提高调度与监控之间的互助效果。在现阶段电网建设工作不断推进的过程中, 电网调度管理人员自身所面临的工作量不断增加, 采取一体化方式进行调度管理, 可以更好地减少电网调度管理人员的劳动强度, 提高电网安全监护管理效果。在出现电网事故时, 一体化的管理模式可以第一时间对问题进行解决和汇报, 提高对故障相应的及时性, 提高了整体调度管理工作的可靠性。下文就从制度、目标管理与流程管理、安全管理以及技术支持等方面入手, 对于区域电网调控一体化管理实践的相关问题进行了分析和探讨。
二、区域电网调控一体化管理实践
1. 制度一体化
一体化的管理制度, 要对于管理职责和管理范围进行合理的界定。在进行消毒管理过程中, 要以全过程调度管理的理念来开展相关的调度管理工作, 提高不同专业的整合效果, 让整个调度控制工作的开展具有一个科学的指标体系, 确保一体化调度理念的有效落实。调度制度的制定上, 要结合当地的具体电网供电生产的具体情况, 在原有的调度管理机制上进行不断的补充, 提高调度管理规程的科学性与可行性。一体化的管理制度中, 要对于实际调度的各个岗位成员的具体工作职责和岗位说明进行明确, 落实好不同岗位的具体工作目标和任务。调度班需要对于电厂调度运行工作进行直接控制和负责, 对电力电量计划进行贯彻执行, 提高对相应事故应对处理的整体能力。一体化的管理制度, 可以对于后续的相关调度管理工作进行规范和控制, 让整个调度管理水平得到有效的提高。
2. 目标管理与流程管理一体化
一体化的管理目标主要是体现在日常的调度管理业务方面和应急处理方面。调度管理目标与流程通过一体化的方式的调整, 可以更好地提高各项目标和管理流程的可行性, 这对于提高调度管理活动的效果具有十分重要的保障。在日常的电网内部调度控制活动中, 要对于日常调度工作的目标进行明确。日常调度控制业务中, 整体的工作具有较强的计划性, 整体工作量相对较大。通过应用一体化的管理控制模式, 可以有效地减少调度控制人员的工作量, 提高各项调度控制工作的开展效果。结合各项调度管理工作规定, 制定出一体化的内部调度管理系统, 可以有效地提高日常调度管理工作的细化效果, 提高内控工作的开展效率, 达到调度控制工作的深化与融合。相对于传统管理模式中, 一体化的调度控制体系, 让调度人员从日常繁琐的工作中得到解脱, 让调度人员可以集中精力来应对一些安全风险管理和运行控制等关键问题。
流程管理一体化的应用, 可以更好地提高调度过程中对于一些特定问题的处理效率。例如, 在对于一些应急故障的处理中, 采取一体化的流程管理模式, 可以以节点的方式, 来达到快速反应和处理的目的。调度人员对于调度控制区域中的故障异常发现之后, 对于区域值班人员进行第一时间的汇报。值班调度人员在对于相关情况了解之后, 对于故障的具体情况进行判断, 并且启动相应的故障处理程序。通过按照相关的规章制度, 对于故障的异常情况进行相应的上级通报, 指挥相关应急处理部门来对故障进行处理。整个流程处理的过程依靠一体化的业务处理流程, 整个业务流程的开展可以处于一个高效运行的状态下完成, 内部的沟通协调的效率更高。另外, 这种一体化的业务流程管理也可以引入相应的考核监督机制, 这对于落实好各项活动, 保证考核评价工作的开展效果也有十分重要的意义。
3. 安全管理一体化
一体化的安全管理模式, 可以提高各项安全责任管理体系的实现和落实, 减少各类安全管理制度落实效果不佳的问题。一体化的安全管理模式, 要对于安全管理的全责进行合理的划分。一体化的安全管理模式中, 要对于电网运行方式进行合理的安排, 并且结合具体区域电网的调控需求, 对于各类危险点进行谷类分析, 制定出相应的故障应对方案。各级调度管理部门, 要对于设备现场的运行管理、安全管理进行全面的控制保证。一旦出现电网的安全事故, 就要对于电网事故的产生原因进行全面的分析。如果安全事故是由地级公司的人员调度管理的疏漏所造成的, 那么就应该由地级公司来承担安全管理责任。如果安全事故是由县级公司的人员操作失误所造成的, 那么应该由县级公司来承担相关责任。
4. 技术支持一体化
技术支持一体化是电网调控技术水平提高的一个重要基础保障, 也是电网现代化建设中所必须关注的一部分内容。通过应用技术支持一体化的模式, 可以让电网调度管理工作实现集中式的数据分析与采集处理, 调度管理人员可以集中地对整个电网的运行状况有着更加清晰、明确的了解, 实时地通过网络系统平台, 为不同地区的分站调度管理人员提供相应的技术支持保障。调度人员只需要通过对数据源进行切换, 就可以了解不同区域的电网设备的运行状况, 这也是当前集约化管理理念得到落实执行的一项重要前提举措。
三、结束语
总而言之, 以一体化调度体系来开展电网调度管理工作, 可以提高对电网内部资源的优化配置能力, 让整个调度管理工作更加高效、灵活, 提高了整体电网自身对事故风险的防范能力, 减少供电故障, 提高电力供应的可靠性与持续性, 确保了整体的电能质量。一体化的调度控制, 也达到了高效处理内部调度工作的目标, 让整个调度工作的开展可以统筹兼顾, 提高了整体的经济效益。
参考文献
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加强电网调控运行安全风险管控分析 篇9
关键词：电网调控,运行,安全,管控
随着社会的发展和进步, 我国电力事业得到了突飞猛进的发展。国家发展步伐和人们生活水准的提升都要求电网能力有所提升, 强化管理, 使电网运行更加专业化和精细化。电网的运行存在一定的风险, 要使电力能够正常运行就要做好这些风险的分析, 防患于未然, 促进电力事业的良好发展。
一、电网调控运行安全风险管理内容分析
(一) 风险识别与风险评估
对电网做好风险管控的首要工作是对这些风险进行识别, 在国家电网安全管理过程中, 要通过电网的检测系统对整个电力运行的状况进行评测和监控, 并根据电网在检修过程中存在的问题进行风险的评估。电网运行的风险因素有很多, 其中人力因素、环境因素和供电需求等占主要方面。对电网调控风险的评估要根据电网运行取得的数据进行判断, 其中安全阀值能够充分的反映出系统可能存在的安全隐患。工作人员可以根据运行数据和安全阀值对电网风险进行检测, 之后针对检测结果, 找出对策, 完成风险的排除工作, 解决电网运行存在的基本问题。
(二) 解决风险水平的提高
通过上文论述, 找出数据和安全阀值对电网存在的基本风险进行识别和评估, 之后便是对存在风险的解除。在这一过程中, 要提升解决风险的能力就需要通过计算机科学技术对各种风险进行一一解决。在解决风险前要进行基本的预案设计, 对比较常见的风险问题进行分析, 找出最适宜的处理方法, 此外, 每个部门和环节之间要有所沟通, 相互学习。工作人员在对电网进行风险评估和风险排除时, 要注重实践, 积极参加到电网检修的工作中去。有关部门可以通过实际演练或者模拟训练来强化员工的工作能力, 协调部门之间的响应能力和执行能力。及时发现存在的风险, 提升风险解决水平。
二、电网调控运行安全风险管理研究
(一) 面对全体工作人员, 提升工作执行力
每一个单位都有自己的工作制度, 国家电力部门亦是如此, 那么就需要对工作制度进行整合, 提炼出比较核心的条款, 每一个工作人员都要对此制度进行全面的学习和认识。找出工作重点, 明确工作任务。例如, 电力部门可以组织全员对风险控制进行学习, 核定学习期限, 并且每一个学员都要进行点名确认, 最后通过考核的方式查看工作人员的学习成果。在学习过程中, 了解电网调控安全风险的存在和危害, 全面强化制度的积极贯彻。强化员工的电网检修能力, 电网检修简单的说是指按照每个月的检修计划对电网运行进行检查和修理, 排查危险。电网的运行风险管控特别需要注意的是在人力不可抗拒因素下的管理和控制, 不可抗因素主要指自然灾害天气, 如冰雹、雷电、泥石流、滑坡等对电线造成的威胁。
(二) 按时间展开对电网调控运行安全风险的管理
按照时间梯度对工作人员进行考核主要是通过每周、每月和每个季度的学习成果和制度执行效果对员工进行测评。值班人员名单要以周为时间单位开展工作, 每周都要有工作人员来值班, 检查电网运行的安全性。此值班人员需要学习电网安全管理的相关知识, 清楚电网调控与运行的基本原理, 并对电网运行过程中可能存在的基本风险进行评估与测评。分析出导致风险存在的原因, 最后找出对策解决存在的风险。每个月对这些值班人员进行初步的考核, 定期组织工作人员对常见风险问题进行自由讨论和沟通, 让学员们更清楚自己的工作职责, 找出不足和以后的努力方向。在一个季度结束以后, 要开展模拟考试, 在考试中测评工作人员的工作方式、工作难点。通过考试, 夯实学习基础, 提升实践能力, 加强风险调控工作人员的业务能力。
(三) 在管理中进行安全工作的审核, 对工作过程予以监督
电网运行的调控审核力度是加强管理的重要措施, 也是创新管理的重要步骤。在值班过程中对电网调控的安全审核可以通过设立组织者来实现, 例如, “值班主任”的设立, 可以使复杂的调控工作变得更加简单, 把电网风险管理进行分化。值班主任的主要工作是对电网运行日志进行填写、指令票填写和执行以及常见安全风险事故的检查和处理, 如果发现问题, 要积极主动并且及时告知相关工作人员。
实行值班主任责任制以后, 如果出现值班主任在岗工作期间没有认真履行其工作义务, 应该接受有关部门的调查, 并严格按照值班分值进行处理, 降低考核分数。在正常工作情况下, 值班主任需要根据国家电网调度控制中心的有关规定和细则进行自检, 严格遵守单位纪律, 逐步推进制度考核的进行。
(四) 风险预知, 未雨绸缪, 加强预控机制
风险的存在可以被预知, 值班人员在检修电网的工作中可以提前了解电网运行过程中存在的基本风险, 他们需要对电网的网架结构进行分析, 对一些相对比较薄弱的环节进行试探性的检查, 明确供电量和电网运行的状态, 提前开展电网运行的安全风险防范工作, 做到未雨绸缪, 保障电网能够安全稳定的运行。工作人员对风险的预知可以分成几个步骤进行, 主要是检修计划的落实、针对电网当前的运行状态提前分析出电网运行可能存在的基本风险, 并且制定详细的预控措施、对存在的风险事故进行演习训练、最后在调控中心交接班过程中对目前电网的危险易发点和解决方案进行交接。在电网运行风险方面本文以某地供电公司为例进行分析, 供电公司根据本地区的发展情况和用电情况, 要求此地区内的各大电网对自己的电力运行状况进行风险预测, 并且将这种分析制定成年预测、季度预测报表, 送达该地区的政府管理部门, 使当地电网能够更好的为电网规划和建设提供依据。有了以上措施, 当地电网运行状况改善很多, 提升了该地区的供电能力。
(五) 进行星期评选, 发挥榜样示范作用
在电网运行工作过程中, 要选取优秀人员作为风险控制与防范的模范, 创设“优秀标杆”奖, 评选积极努力的工作人员。在日常电网的检修和检查过程中要对调度、监控方面的工作人员分别进行优秀评选。对于优秀的员工, 单位要及时的加以奖励, 并且这些优秀人员可以作为电力单位储备干部。对以上评选活动要要展开大力宣传, 发挥榜样示范作用。
在不断提高工作人员职业素质外, 还需要加强电力运行风险控制方面的智力支持。利用计算机科学技术完善电力检测系统, 只有将先进的管理应验、高素质的工作人员以及超强的技术手段结合在一起, 才能更好的促进电网调度风险控制的有效实施。
三、以某地供电公司为例, 简述电网运行风险管控应用及效果
从2011年开始, 某地供电公司对电网运行风险实施全面的管理和控制。积极落实安全责任制、风险预知和按照时间梯度展开周、月、季的检查和评估。在2012年, 当地电网的最高负荷达到222万千瓦, 供电能力得到充分提高。在2012年4月某地居民家中因为用电量的提升, 家用电线的老化, 导致火灾的发生, 火势迅猛, 尤其在春季, 风力较大, 危险系数极高但是由于当地电力部门对风险有充分的预警能力和预警机制, 使当地电力供应发挥了最大潜力, 妥善的解决了这次火灾事故, 其中并没有造成人员伤亡。为当地家庭用电提供了有力保障, 并且在这些问题发生以后电力部门对附近居民的家庭用电及用电设备进行了全面检查和校验, 并且提升了当地电网的最高负荷, 减少了运行风险问题的发生。
由于人们生活水平的提高, 各种电器的应用使一些用电量大的地区经常发生拉电, 放电现象, 阻碍了本地区人们的生产生活用电, 也对该地区的经济发展起到了阻碍作用。由于当地供电公司拥有训练有素的员工、责任体制的落实、预警机制的颁布, 极大的减少了限电现象的发生, 促进了该地区经济的平稳发展。利用以上电网运行风险管控要点, 使当地电力运行风险控制更加具有针对性和时效性, 在全国起到了先锋模范作用, 先进的管理经验值得其他地区去学习。
结语
电网调控运行安全风险管理是电力正常运行的重要组成部分, 加强电网的安全风险控制能够有效的帮助解决供电过程中出现的紧急事故。在电网调控运行安全风险管理中, 要不断提高工作人员的工作态度, 并保持严谨的工作作风, 建立预警机制, 提升员工应急处理事件的能力, 减少电力运行安全事故的发生, 增强电力运行的安全性和稳定性, 以此促进我国经济的发展和人们生活的有序进行。
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浅析电网调控运行管理办法及措施 篇10
电网调控 运行管理 在整个电 网运行中 占据非常 重要的地位 , 运行管理 内容包括 对相关工 作人员的 行为进行 监管、处理 调控业务 、防范电网 运行风险 等。通过 开展电网 调控运行管理 工作 , 能够有效 提升调控 运行的安 全生产管 理水平 , 有效防止 人员责任 事故的发 生。本文 就电网调 控运行管理办 法及措施 进行分析 , 以期提高 电网调控 运行的稳 定可靠性。
1电网智能高效的调控运行管理体系建设概念
电网智能高效的调控运行管理体系的 建设, 以扁平化、集约化及专业化为原则, 以集约型管控电网运行情况、实时分析并判断电网运行趋势为目标。此外, 要整合电网调度及设备的实时运行工作, 不断加强 技术的支 撑力度以 及专业的 融合应用, 统筹兼顾内外资源, 构建科学实用的电网实时指控中心[1]。指控中心应具备电网设备全景感知、调度监控融合集约、遥控操作安全可靠、应急机制协调高效以及配网运行智能可控等重要特征, 最终使整个电 网调控运 行管理体 系不断完 善, 如图1所示。
2电网智能调控运行管理的关键
2.1调度监控必须做好融合集约工作
目前, 国内许多电网 都已经完 成了调度 管控的一 体化建设。在调度和监控业务融合集约的基础上, 一体化模式下的电网指控中心需要不断提高以下能力: (1) 事故判断和故障隔离能力。电网调度需要和监控业务有效融合, 实现信息资源的及时共享。调度员、监控员需要根据电网以及设备的实际情况来分析事故, 以便实时掌握电网运行状况, 有助于调度准确及 时地做出决策, 使运维站能够快速定位并隔离故障点。 (2) 信号管控能力。全程监控各级调度监控的信号, 指控中心设立信号分析师职务, 建立信号的跨部门分析制度, 完善调控运行信 号分析的周、月、季例会制度, 协调处理好检修发现的 异常问题, 使调控信号能够准确和规范[2]。
2.2电网调控运行管理措施的具体内容
2.2.1立足全员, 狠抓落实
电网调控运行管理中应加强班组核心制度的执行力, 使核心条款内容渗透到具体工作中。定期开展员工培训, 把具有针对性的政策制度落实到具体的值班人员, 这样不仅有利于员工掌握重点知识和管理技能, 而且还能减轻工作压力。企业应明确规定员工学习必须掌握的制度的期限, 员工学习后要签字确认, 学习完成后, 利用考问形式来检验员工掌握知识的程度。
指控中心管理者开展每周工作小结和点评工作, 对不足和错误之处给予及时纠正改进;每月执行员工绩效考核, 实行奖惩制度, 以增强员工的责任意识;每季度开展岗位强化考试, 多方面、全方位地考查员工的业务能力和水平。
2.2.2加强安全审核, 创新管理
电网调控运行管理 中应加强 安全审查 力度, 推选值班 主任, 管理监督值班中的具体安全工作。一般情况 下, 值班主任由调控运行中心管理者或调度长兼任, 调度台每天由一位轮值主任进行管理。值班主任的工作主要包括对日常申请单、工作票、操作票的审核查看, 对电网出现异常、发生安全事故等情况进行把关处理。
指控中心管理人员应根据电网调控运行的具体情况, 灵活处理工作业务。例如当调度工作繁忙时, 值班主任应协助值班调度长做好监护工作, 实时掌控电网调控运行状态。如果调度工作空闲, 值班主任则应对值班人员进行业务知识的培训和考核, 使值班人员更加熟练地掌握业务操作流程, 避免由于 工作失误而造成电网调控运行发生异常和故障。
2.2.3提前防范风险, 加强预控管理
相关单位应对电网调控运行中存在的安全风 险给予足 够的重视, 对安全风险进行提前预测分析, 强化安全风险的 流程化控制。当检修任务计划发布后, 值班人员应及时对电网运行风险进行分析评估, 了解网架结构, 掌握电网薄弱环节和 重点用户的供电方式等情况, 提前做好安全风险的预控工作, 保障电网在特殊运行条件下的安全稳定性。
指控中心根据当前的电网运行方式和负荷情况, 再结合发布的检修作业计划对电网运行风险进行有效评估, 并制定相应的预控措施。对于大型检修或检修时对调控运行影响较 大的作业, 应提前一周编制电网计划检修风险预控文件, 并下发至相关调度机构、电厂和用户, 相关人员应采取相应的风险 预控措施并在规定时间内做好反馈地调工作。此外, 值班调度人员应针对风险开展反事故演练, 并落实好有关单位风险预控的执行情况。值班人员在换班交接过程中, 应对当前电网运行的危险点及预控措施交接清楚, 关键部分以文字形式加以说 明, 以便作业期间的电网运行风险能够得到及时有效的控制。
电网运行风险预控防范不仅适用于电网检修作业过程中, 在自然灾害、恶劣天气条件或特殊时期的保供电情况下也同样需要风险预控防范。值班人员应具备高度的工作责任心, 提高安全防范意识, 做好处理突发事件的准备工作, 提高处理风 险的能力水平。
2.2.4定期开展讨论活动, 加强培训力度
电网调控运行管理中要定期开展问题 讨论活动。如 每周五作为固定的问题讨论时间, 对一周以来在工作中遇到的问题进行讨论分析, 全体成员可以积极发表个人或班组的看法、意见。管理者对科学合理的新观点、新建议进 行收集整 理, 以便在未来的风险预控中能够进一步提升管理水平。
班组管理者应不定期地开展培训工作, 培训形式根据具体情况灵活多变, 如管理者对当值人员进行临时性考问, 每周例会前安排一场小型考试, 例会后写一篇心得体会等。采用多种方法对当值人员进行考核, 能够及时发现员工在工作中的不足, 从而采取有效措施进行补漏补缺, 使员工走上正确的学习道路。
3电网调控中远方遥控操作管理
电网调控一体化运行模式的应用, 使得社会对事故准确高效处理以及电网持续供电方面提出了更为严格的要求。于是, 基于EMS的电网远方遥控操作成为电网调控一体化模式下全新的业务要求和发展趋势。
开展电网远方遥控操作管理工作, 应做好以下几方面: (1) 制定电网调控中心远方遥控操作管理的相关规定, 各级调度应严格按照规定执行。 (2) 对技术进行改造创新, 特别是对二次设备进行软控制改造, 全面推广远方修改定值技术。 (3) 建立全电压等级一、二次设备的遥控操作试运点, 制定出远方 遥控操作流程化的解决方案, 建立调控智能遥控操作的一体化信息管理平台。此外, 智能生成调度指令票以及遥控 操作票, 使遥控操作、防误校验、程序化控制和遥控结果等功能融合在一起, 实现全流程的自动管控。
4结语
电网调控运行管理一体化模式是目前电网发展的趋势, 提高调控运行管理水平, 为调度监控运行创造稳定良好的环境成为了各级指控中心的主要任务。本文对调度监控业务中 的关键部分和相关管理办法进行了分析, 希望能提升电网调控运行业务的工作水平。此外, 电网调控运行的相关人员需要严格遵守监管制度, 加强电网调控运行的安全管理意识, 制定有效 的问题处理措施, 最终促进各级调控运行水平的提高, 使电网调控能够安全稳定地进行。
参考文献
[1]涂莉萍.加强电网调控运行安全风险管控研究[J].中国科技投资, 2012 (33)