最佳实践大运行-提高网源协调能力,确保电网稳定运行

第一篇：最佳实践大运行-提高网源协调能力,确保电网稳定运行

提升网源协调能力 确保电网稳定运行

专业类别：方式（系统）

填报单位:-xx省电力有限公司

[摘要] 在大运行体系建设过程中，结合系统运行处实际情况，以科学发展观为指导，遵循“大运行”建设总体思路，以提升电网运行绩效为目标，以集约化、扁平化、专业化为主线，通过涉网二次系统安全检查、网源协调重要参数专项核查、发电机组低穿能力改造、提高水电机组调频能力水平、提高网源协调稳定性等措施，全面梳理安全隐患，考核网源协调程度，落实各项安全稳定运行措施，明确网源安全职责范围，调整完善网厂业务关系与流程，促进发电厂（场）并网运行能力和适应性的建设，强化发电厂（场）运行管理水平和创新能力，进一步提升网源协调能力 确保电网安全、稳定运行。

一、工作描述

1.对发、供电企业的生产控制的二次系统，包括包括系统运行、继电保护、调度自动化、通信专业，还针对人员配置、二次系统应急遇难、隐患排查、技术监督等方面进行专项检查。

2.对全省16家直调火电厂开展发电机辅机低电压穿越能力改造工作，使其满足《大型汽轮发电机组一类辅机变频器高、低电压穿越技术规范》的要求。

二、主要做法

一是，按照国家电力监管委员会的统一部署，根据东北电监局《关于开展涉网二次系统安全专项检查的通知》（东电监安全“2012”180号）文件精神，依据东北电监安全“2011”428号文件检查提纲的要求, xx省电力有限公司派出专家组配合东北电监局对省内重要发供电企业进行了涉网二次系统安全专项检查工作。通过听取汇报、调阅相关资料、现场检查和制作笔录等方式，充分掌握涉网二次系统安全运行水平和安全措施的落实情况。

1.在安全自动装置选型及配置工作中，督促各单位能够认真执行各项国家和行业相关技术标准以及调度机构的有关规定。同时针对涉及的项目按照专业分工层层分解，将责任落实到人，明确各级人员的责任，严格考核落实情况，将检查执行情况常态化。同时，要求各单 位设立专人参与涉网二次系统项目的可研审核、初步设计、设备选型及配置等工作。利用电网建设机会加强设备治理和技术改造，对基建、技改项目的安装调试建立责任追溯制，确保设备建设质量及健康运行水平。要求各单位能够自行整定的涉网二次系统定值工作无外委，认真履行涉网二次系统整定计算工作的计算、审核程序。按照三年全面校核，每年部分校核的要求完成定值校核工作，定值单齐全，并严格执行回执回寄制度。

2.在运行管理方面，各有关单位在省调的指导下，积极开展涉网二次系统参数测试建模工作。各有关电厂的每台发电机励磁系统（包括电力系统稳定器PSS）都进行了励磁系统参数测试试验工作并获得实测模型和参数。各有关电厂的每台发电机励磁系统的顶值电压（电流）倍数都满足国标2倍的要求。

3.相关单位严格按照国家、行业标准开展技术监督工作。不断提高安全自动装置、励磁系统、调速系统的运行维护水平，并由专业管理人员负责具体技术监督工作。建立了技术监督三级网络，每季度定期召开技术监督工作会议，总结本季度监督工作，查找薄弱环节，提出整改措施，部署下一步监督工作计划，保证技术监督工作的有序开展。

4.在清洁能源方面，风电场具备风电功率自动控制系统和风电场实时信息采集系统，并上传信息到调度机构；火电厂具备脱硫检测系统，并上传信息到调度机构。

二是，认真落实东北电网安全稳定领导小组工作会议和东北电网火电厂辅机低电压穿越能力改造工作现场会的会议精神。

1.-xx电力调控中心督促全省16家直调火电厂必须完成本厂辅机低电压穿越能力改造工作，涉及42台、1248万千瓦机组的辅机低电压穿越能力的改造工作。使机组能够满足辅机变频器在系统电压跌落至20%UN且持续10S的情况下不灭火、不跳闸和其出力波动不大于10%的技术指标。

2.为进一步促进此项工作的深入开展，并能够保质保量地按时完成，先后发布了《关于促进xx省直调火电厂辅机低电压穿越能力改造工作的通知》、《xx省直调火电厂辅机低电压穿越能力技术改造工作考核办法》、《关于认真落实‘xx电网直调火电厂辅机低电压穿越能力技术改造工作’的函》等多项督促性文件，要求各直调火电厂将改造工作的完成情况进行阶段性报告，并参照东北电网公司推荐的改造方案，结合本厂实际情况明确时间节点，使全省直调火电厂辅机低电压穿越 能力改造工作按时完成。

三、特色亮点

为全面适应‚大运行‛体系建设要求，-xx电力调控中心超前谋划、积极应对，主动加强网源协调管理创新和管理细化工作，并通过认真完成各项重点工作，进一步完善涉网二次系统、涉网参数、涉网机组电网适应能力的管理与建设，构建科学、配套的制度标准，形成以流程为导向的网源协调业务管理模式，使管理体系更加专业化、精细化，使我省网源协调水平有了大幅度提高，从而强化了电网安全稳定运行能力。

1.通过涉网二次系统安全检查，进一步夯实了涉网二次系统的安全基础管理和建设工作，保持了电网安全稳定运行的良好局面。

2.全面提升了我省大型火电机组在系统事故状况下，保持连续可靠运行的能力，进而强化了我省电网在事故状况下的稳定运行与生存能力。

四、具体案例

案例一：由于涉网二次系统安全专项检查工作的开展，呈现了多个典型。如牡丹江电业局继电保护所建立了继电保护生产调度工作流程和制度，提高了日常维护、缺陷处理、工作安排等工作的管理水平。综自改造工作指派专人负责现场安全，协调各专业施工，确保了综自改造安全有序进行。

佳木斯局继电保护所自主研发了办公管理软件，将继电专业的常态管理工作实现了网络化，包括图纸绘制、安全措施（作业指导书）编写、审核、存档；异常处理、设备档案、定值管理都进行了统一规范管理，实现了无纸化办公。建立了继电保护状态评估辅助决策支持系统，荣获xx公司科技项目二等奖。

案例二：通过-xx电力调控中心对发电公司与发电厂间多次进行协调与敦促，使我省首家改造完成的双鸭山火力发电厂提前2个月完成改造调试任务，并在2012年的‚11.12暴风雪事故‛中，出色地保证了发电机组的持续可靠发电。

五、实践效果

1.提升机组网源协调水平，全面梳理机组涉网保护定值，全省机 组OPC保护全部满足电网运行要求。使东北电网频率运行稳定性和xx电网网源安全运行水平得到了大幅度的提高，改善了xx电网频率、电压能力和网源二次装置与保护的运行匹配度，从而进一步降低了网源事故的发生，减轻了网源事故的不良影响。

2.机组调速系统（含PSS装置）、励磁系统实测率达到90%以上，系统仿真计算准确度显著提高。从根本上提升了我省安全稳定计算和安全校核的专业水平，为电网安全稳定运行提供了更加坚实的基础和技术保障。

3.全省绝大部分直调火电厂完成辅机低电压穿越能力改造，火电厂辅机低电压穿越能力显著提升。全面提高了我省火电机组在系统事故状态下的持续运行能力，为减小事故范围、降低事故影响、加快事故处理、改善事故后方式，提供了宝贵的网源条件。

4.xx省风电机组低电压穿越能力改造完成率达92%以上，全省风电场整体低电压穿越能力拥有率达96%以上，确保了xx省从来未发生大规模风电机组脱网事故。

5.直调机组一次调频测试率和投入率达到100%，直调水电厂实现低频自启动和高频切机功能，提高省网频率紧急控制能力，为东北电网的频率调整、预防频率崩溃提供有力的支持。

第二篇：加强隐患巡视治理、确保电网安全稳定运行

加强隐患巡视治理、确保电网安全稳定运行

自7月29日至8月4日以来，建昌县城乡多次遭强雷电、暴风雨袭击，为及时消除强降雨对电力线路和设备带来的影响，防止发生大面积停电事故，药王庙供电所积极开展灾后自救工作，组织职工开展线路设备特殊巡视，确保防汛期间线路设备安全稳定运行。

灾情发生后，立即组织职工对重点线路、重要台区，特别是对临近六股河两岸的供电设备开展特巡，重点查看河道边、公路及河流两侧的杆基、拉线等情况，对被暴雨冲刷破坏了防洪设施的供电设备，及时进行维护，消除安全隐患。8月4日-8月8日共扶正加固杆塔14基、处理被水淹的用户计量箱8处、砍伐线路防护区树木248颗，更换避雷器6只。

在做好巡视维护设备的同时，积极做好了防汛、防雷电应急措施，加强防汛值班工作，强化配电报修管理，完善各项应急预案，备齐抢修物资，电力抢修抢险做到了随时待命，确保发生事故及时响应，迅速处理，最大限度减少停电时间和停电面积，满足居民生活用电需求。（朱斌田）

第三篇：三道防线建设确保电网的安全稳定运行

三道防线建设确保电网的安全稳定运行

《电力系统安全稳定导则》规定我国电力系统承受大扰动能力的安全稳定标准分为三级：

第一级标准：保持稳定运行和电网的正常供电[单一故障(出现概率较高的故障)]；

第二级标准：保持稳定运行，但允许损失部分负荷[单一严重故障(出现概率较低的故障)]；

第三级标准：当系统不能保持稳定运行时，必须防止系统崩溃并尽量减少负荷损失[多重严重故障(出现概率很低的故障)]。

我们设置三道防线来确保电力系统在遇到各种事故时的安全稳定运行：

第一道防线：快速可靠的继电保护、有效的预防性控制措施，确保电网在发生常见的单一故障时保持电网稳定运行和电网的正常供电；

第二道防线：采用稳定控制装置及切机、切负荷等紧急控制措施，确保电网在发生概率较低的严重故障时能继续保持稳定运行；

第三道防线：设置失步解列、频率及电压紧急控制装置，当电网遇到概率很低的多重严重事故而稳定破坏时，依靠这些装置防止事故扩大，防止大面积停电。

三道防线的概念很清晰、明确，易于操作实施。近年来我国电网没有出现全网性事故和大范围停电，应该说得益于三道防线的建设。

设置三道防线是我国电网安全稳定运行成功的经验，但还应进一步采取有效措施，加强三道防线建设，不断提高电网的安全稳定运行水平。在此提出以下建议：

(1)精心进行电网规划设计，既要加强一次电网的建设，使电网结构符合电力系统稳定导则与技术导则的要求，又要加强二次系统的配套建设，按三道防线的要求配置继电保护与安全自动装置。

(2)在厂网分开、电力市场等电力体制改革情况下，更要强调电力系统的统一调度和协调的重要性。对于有关电网安全稳定的大事应立足全网大局统筹考虑，做好应付各种紧急事故的预案。

(3)加强二次设备管理，尤其是继电保护与安全自动装置的管理。建议对继电保护及安全自动装置进行一次全面检查，落实“反措”的执行情况，确保装置在各种可能情况下正确动作，有效制止事故时的连锁反应。

(4)按新稳定导则要求，加强电网运行方式和稳定状况的分析，及时发现电网存在的问题，提出解决的方案和有效措施，做好应对重大事故的预案。

(5)对重要联络线的跳闸必须考虑有效的控制对策。当联络线送电功率占该电网总负荷的比例达20%以上时，应该立即采取联络线跳闸联切措施，即联络线跳闸同时在受端网切除相应数量的负荷(或送端电网联切相应容量的机组)，使系统内功率迅速重新平衡。

(6)切实重视系统内由于设备跳闸、潮流突然转移引起线路、变压器的过载问题，消除设备严重过载的最有效措施是用过载控制装置根据过载情况自动切除相应数量的电源或负荷。

(7)在电网遇到多重性故障，如断路器拒动、保护误动或拒动、多回线相继跳闸引起断面断开等严重事故，应依靠第三道防线的措施，即：①配置失步解列装置，当系统失去同步时在预定的解列点将系统解列为两个部分，防止事故扩大，但需注意解决各解列装置之间的协调配合；网间联络线还应根据需要配置低频解列及低压解列的装置，以便在紧急状态下隔离事故电网；②配置足够的低频减载装置，在系统有功功率缺额时自动切负荷；配置过频切机装置，在有功功率过剩时自动切机；③配置低电压自动切负荷装置，在系统无功功率缺额时自动切除相应的负荷，维持系统的电压稳定。

(8)加强对继电保护及安全自动装置运行技术人员的培训，制定严格的运行管理规程和规定，做好装置的运行维护工作，确保装置动作的正确性。

(9)重视电网安全稳定控制方面新技术的研究和应用。例如在线稳定控制决策系统，实现电力系统在线安全稳定分析和决策控制，并为电力系统调度运行人员提供预防性控制的提示及紧急事故处理的建议。

三道防线：构筑大电网安全屏障

近年来，美国、加拿大、俄罗斯等国发生的大面积停电，引起了国际社会对电网安全的高度关注。党中央、国务院领导高度重视我国电网的安全稳定问题，多次作出重要批示，要求电力部门加强防范，保证电网安全和电力的有序供应。

国家电网公司作为关系国家安全和国民经济命脉的国有重点能源企业，长期以来坚持把确保国家电网的安全和稳定作为首要工作来抓：组织专家学者对我国电网安全问题进行分析和经验总结，针对国外大停电事故进行反思；组织科研力量开展大量科技研发，提升了我国大电网分析和控制的能力；编制《国家电网公司“十一五”科技发展规划》和《大电网安全关键技术研究框架》等，确定了未来较长一段时间的科研攻关项目和研究目标。

经验和启示

合理规划：电网安全的物质基础

保证电网安全首先必须保证电网规划安全。加强电网建设、合理规划电网是电网安全的第一步。国家电网公司提出的发展特高压电网，加强城网建设的发展目标，将为电网安全奠定坚实的物质基础。

合理规划网架、建设结构清晰的网架结构，坚持分层分区，加强受端电网建设，送端电源合理接入受端电网等技术原则，是国家电网公司在长期电网规划中取得的宝贵经验。

管理机制：电网安全的保障

参与电网的各利益主体，包括发电公司、电网公司、用户等都必须为电网的安全承担责任和义务。为此，要制定适合我国国情的电力市场模式和具有合理利润回报的电价体系，建立公正、合理的激励约束机制，促进电厂和电网的同步发展；在管理方面，要坚持统一规划、统一调度；在电网运行方面，要制定强制性技术标准，规范电网参与者的责任和义务，严格执行调度命令。8·14美加大停电后，美国开始着手将原来仅起指导性作用的电力系统可靠性准则转变成强制性技术标准，我国自1981年执行《电力系统安全稳定导则》后停电事故明显减少，这些都说明了强制执行的安全稳定技术标准对于保障电网安全的重要性。

分析、监控技术：

电网安全的第一道防线

由于我国电网结构相对比较薄弱，电网设备故障和外力破坏事故较多，所以，国家电网一直以来都很重视继电保护和安全自动装置的合理配置。电力系统安全稳定装置的配置以电力系统分析为基础，要使电力系统安全稳定控制系统能切实发挥有效作用，完善的电力系统分析工具，准确的电力系统分析模型是必不可少的，为此，国网公司在电力分析软件开发、电力系统元件建模研究方面给予了大力支持，取得了很多重要成果。目前，我国在“三道防线”建设，继电保护和安全稳定自动装置的优化配置，继电保护装置和稳定控制技术，电力系统分析领域，都已达到世界先进水平，为保障我国电网安全发挥了重要的作用。

成就斐然

电网互联和特高压国家电网的规划建设

为实现资源优化配置，满足日益增长的负荷需求，改善电力系统安全稳定性能，提高供电可靠性和经济性，以及符合环境保护的要求，电网互联是电网发展的必然趋势，世界范围内均在形成规模越来越大的大电网。

我国从上世纪90年代开始系统化地研究大电网特性，包括：1990年至1995年开展的中国电网发展规划研究；1995年至1998年开展的全国联网和更高一级交流电压等级研究；1999年至2002年开展的全国互联电力系统计算分析研究及全国大区电网互联关键技术研究；2002年至2003年开展的全国联网规划深化研究及全国联网规划补充研究；2003年至2004年开展的全国联网技术研究及全国联网同步网构建方案研究；2004年开始至今开展了1000千伏级交流输电关键技术研究及±800千伏级直流输电系统关键技术研究，以及国家电网规划等研究工作。其中，研究了不同阶段电网发展规划目标、全国电网互联的格局、大区电网互联方式、电网互联基本原则，提出大区互联电网安全稳定性评价方法，研究特大规模交、直流系统特有机理，研究保证电网安全稳定运行和防止大面积停电的技术措施。从研究的技术问题上看，研究了特高压在电力系统中的实际作用和影响，多个大容量直流线路在受端电网集中落点问题，直流联网送、受端电网的相互影响问题，电网交流互联后电网内部的安全稳定水平可能发生变化的问题等。研究成果对全国联网的规划设计及工程实施提供了必要的基础研究成果，对特高压国家电网的发展起到了促进和技术支撑的作用。

电力系统分析技术

一、电力系统仿真分析软件开发及完善在电力系统分析控制理论和方法的研究方面，开发了国内应用范围最为广泛的电力系统分析程序软件包，如电力系统潮流及暂态稳定程序、电力系统全过程动态仿真程序、电力系统电压稳定分析程序等众多电力系统分析软件。在我国西电东送、南北互供、全国联网及特高压国家电网的规划设计及科研工作中，这些软件发挥了重要作用，在多项大区电网互联工程和直流输电工程中发现、研究、解决了大量的系统关键技术问题，在电力系统暂态稳定、电压稳定、小干扰动态稳定等领域积累了丰富的理论和实际经验。

1998年至2002年，立项开展了电力系统仿真软件开发项目，形成了电力系统全过程动态仿真软件、大型电力系统电力电子和灵活交流输电（FACTS）装置电磁暂态仿真软件包，基本实现了具有自主知识产权的从暂态过程至中长期过程的仿真功能，并为全过程仿真的电磁暂态过程仿真奠定了一定的基础。

二、大电网仿真模型研究及应用

电力系统各元件的数学模型以及由其构成的全系统数学模型是电力系统数字仿真的基础，模型的准确与否直接影响着仿真结果和以此为基础的决策方案。在大区互联电网出现后，负荷模型参数和励磁系统模型参数对稳定计算结果有显著影响的问题，曾一度困扰着我国电力界。国家电网公司组织科研单位开展了针对负荷建模方法的基础研究，并在东北电网成功实施了三相短路试验，开展了典型大机组的励磁模型及参数测试工作。所取得的研究成果在国家电网公司实施的提高电网输送能力工程中发挥了重要作用，取得了显著的社会和经济效益。

三、电力系统仿真中心建设

为了提高大电网研究分析的仿真能力和水平，国家电网公司还投入大量资金，建设了亚洲规模最大的电力系统仿真中心，在三峡输电系统、全国联网和重大交、直流输电系统的规划、建设、调试和运行的试验研究和技术服务中发挥了重要作用。

四、电力系统实时仿真和并行计算

分析超大规模电力系统异常动态行为的一个关键问题是电力系统仿真的理论和算法。在国家973计划和国家电网公司重大项目的支持下，该项目已完成了电力系统全数字实时仿真的研究开发工作，解决了基于高性能集群服务器的大规模电力系统实时和超实时同步并行计算问题，为实现大电网在线安全评估提供了有力的分析和仿真工具。该项目为进一步在调度控制中心进行在线动态安全分析奠定了坚实的基础。

大电网监测和控制技术

一、电力系统稳定器（PSS）在提高电网动态稳定性中的研究和工程实施跨大区电网互联后，动态稳定问题变得很突出，国家电网公司组织开展了PSS提高电网动态稳定性的研究和工程实施工作，在国家电网200多台发电机上配置了PSS，有效地提高了互联电网的动态稳定性。通过该项目研究，我国在PSS配置领域取得了重要的突破：针对跨大区联网出现的0.1Hz左右超低频振荡问题，研究提出了PSS协调配置和参数整定的改进方法，证明了PSS阻尼超低频功率振荡的有效性；研究出一套适合我国的PSS参数整定、调试的规范化方法；在西门子所提供三峡机组PSS几经改进仍不能符合系统要求的情况下，中国电力科学院自行研制了采用双输入信号的PSS2A改进型加速功率信号PSS，解决了我国超大规模同步互联电网安全稳定运行的一个难题。

二、灵活交流输电（FACTS）技术

在FACTS技术研究和应用领域，国家电网公司系统也取得了很重要的研究成果：基本掌握了串补和可控串补在系统设计和装置集成方面的关键技术，我国第一个国产化的固定串补加可控串补工程已于2004年10月在甘肃成县220千瓦变电站建成，并投入运行；已具备输电系统静止无功补偿器（SVC）的生产能力，国内自行生产的第一套SVC已投入商业运行；完成了500千伏短路电流限制器的前期研究。

三、广域测量系统（WAMS）

上世纪90年代初，我国电力系统开始进行应用相量测量单元（PMU）动态相量测量的研究；近两年，国内一些单位相继开发成功新一代PMU装置及广域测量系统（WAMS）主站并应用于实际电力系统，为进一步研究基于广域动态信息的安全预警、控制理论和方法提供了系统软件和PMU硬件的基础。

四、区域电网及跨区电网安全稳定监控系统

目前已完成了区域电网及跨区电网安全稳定监控系统的可行性研究。根据对现有国网公司系统调度自动化系统的现状，分析了建设区域电网及跨区域电网安全稳定监控系统的必要性，针对我国目前监控技术现状和需求，研究了区域电网和跨区域电网安全稳定监控系统的可行性，提出了区域电网和跨区域电网安全稳定监控系统的总体结构及配置方案，为我国区域电网和跨区域电网安全稳定监控系统的建设和发展奠定了重要的基础。

五、电力系统二、三道防线的建设

切机、切负荷等措施，解列等措施作为电力系统第二、三道防线，在我国电网已有较多应用，我国自主开发的PAC-1000快速解列装置已应用到区域间联络线上，这些控制技术的应用对于提高大电网的安全稳定性起到了重要作用。

大电网运行和管理技术

一、调度自动化系统支撑平台

具有动态监测和控制功能的新一代调度自动化系统接入的信息量大，系统开放性、可扩展性、实时性和可靠性要求高，为满足要求必须使用软件支撑平台。目前一批自主开发、拥有独立知识产权的调度自动化系统（如CC-2000及OPEN-2000等）在国网公司国家电网调度中心和部分网、省电力调度中心得到广泛应用，为新一代电力系统自动化系统支撑平台的研究、开发和实际应用提供了基础。

国家电网公司承担的国家863项目———“国家电网调度中心安全防护体系研究及示范”，于2004年6月24日通过科技部检查，科技部领导给予此项目以高度评价，认为它解决了电力应用系统的世界级难题。

二、大电网安全稳定管理

国网公司发布了电网稳定管理和稳定计算两个规定，为全国各规划、设计、科研、调度部门间尽快统一电网稳定控制技术标准和策略，为规划和运行决策提供了科学、准确、指导性强的依据，由此建立起了国网公司稳定管理的新机制。

前瞻研究

国家电网公司在广泛征求专家意见的基础上，组织编写了《大电网安全关键技术研究框架》，《提高电网输送能力关键技术研究框架》、《柔性输电技术研究框架》等，对电网安全稳定研究领域需要进行攻关的科研项目进行了统一的，系统化的部署。主要包括：

一、大电网基础理论研究

将在同步电网规模及其影响因素、大规模特高压交直流混合同步电网系统特性和大规模同步电网事故相互影响及安全防御体系、特高压交直流并列运行同步电网交直流相互影响及控制技术等几个方面开展研究。

二、受端电网特性及控制技术研究

拟将研究开发交直流大受端系统综合电压安全稳定监控系统；还将开展受端系统广义负荷特性分析及动态等值、受端系统暂态电压稳定机理及动态安全评估理论研究。

三、电力系统分析和仿真技术手段

1.仿真手段建设和交／直流混合输电系统试验研究

将完成大规模交／直流输电系统电磁暂态和机电暂态混合仿真系统的开发和完善研究；提高电力系统仿真计算程序的自动化和智能化水平的研究；建立基于并行计算的全数字实时仿真和数模混合仿真相结合的大规模仿真系统。

还将开展交直流混合电网安全稳定协调控制技术的研究，具体包括：交、直流混合输电系统的相互影响及协调控制技术、多回路直流协调控制技术、直流对交流系统紧急功率支援时调制信号和控制策略等。

2.电力系统模型及参数辨识技术的研究

开展提高电力系统计算模型及其参数的准确性和适应性的电网模型参数辨识技术研究；在东北电网大扰动试验及负荷模型研究基础上，继续开展负荷模型深化研究，研究提出适合国家电网各区域、省电网适用的仿真用负荷模型参数；开展调速器模型参数实测建模研究等。3.超导设备及新型FACTS设备等模型研究

研究应用于电力系统的超导设备的原理，根据现有仿真软件及设备的技术条件和水平，相应形成仿真模型，初步建立形成参数库，为研究超导设备应用于电力系统所带来的影响等分析研究工作打下基础。

根据工程项目的研究需要，完善准稳态直流模型，在基于电磁暂态模型的环境下，形成FACTS设备如可控串联补偿器（TCSC）、静止同步串联补偿器（SSSC）、可控高抗等模型，为我国特高压电网的发展和建设及提高电网输电能力奠定基础。

4.开发建设全国互联电网大型数据库

开发适用于电网规划、调度和科研工作需要，以及安全可靠、界面友好、用于计算分析及设备管理的基础数据库。

研究建立适应各区域电网负荷特性的典型负荷参数库。建立可靠性分析累积数据库。

四、安全稳定控制技术研究1.互联电网重大事故预防及恢复技术

全国互联电网中薄弱环节及抵御严重故障能力分析。研究跨大区交流互联电网间低频振荡问题，提出抑制措施。研究电网出现严重故障（包括多重故障）时避免电网瓦解崩溃的措施。开展互联电网崩溃后的恢复策略和黑启动方案优化研究。

2.安全稳定实时预决策系统技术研究

分析研究建立跨大区电力系统、区域电力系统和省级电力系统实时动态稳定监控系统技术原则、实施路线、相互协调配合等关键技术。研究电力系统在线动态安全评估和预警系统。

3.短路电流抑制技术研究

研究抑制短路电流的相关系统技术；研究短路电流抑制器的技术原理、技术路线，并开发相应装置。

五、联网技术领域1.特高压电网出现后关键技术研究

滚动研究全国互联电网，分析研究特高压试验示范工程形成及特高压电网发展过程中，2010—2020年间全国大区互联规划电网可能面临的重大技术问题和解决措施。

2.新型直流输电技术研究

研究多端直流输电控制技术及工程应用的可行性。研究轻型直流输电控制技术、适用范围，以及工程应用的可行性。

六、大电网应急处理技术研究

在大电网应急处理技术研究领域，主要研究大电网黑启动原则，研究大电网分区黑启动方案制定的标准、规范，以及黑启动恢复过程的技术要求；研究国家电网应对自然灾害的技术措施；研究城市电网应急能力评价指标体系等。

七、技术储备型研究

1.大电网连锁故障机理及预防控制技术研究

研究互联电网故障发展过程、动态特性、连锁故障的机理和预防控制技术。

2.互联电网安全稳定协调控制技术研究

研究互联电网的运行特性、预防控制与紧急控制的协调技术、控制器参数与安全措施配置的协调优化技术、互联电网联络线功率控制与调度运行技术、多直流输电系统协调控制技术、大发电机组（群）和大电网协调控制技术。

3.电网安全稳定实时控制技术研究

研究建立安全稳定实时控制系统的关键技术、实施的技术方案和路线等。

4.新型设备与控制技术研究

研究开发新型继电保护技术及安全自动装置；开发集测量、保护、控制、分析功能的全数字化分散式的变电站自动化系统。研究开发紧凑型、模块化和智能化变电站及其控制技术。

5.适应电力市场环境的相关技术和措施研究

研究电力市场环境下安全稳定性分析方法、安全稳定控制技术和措施。

6.实时在线安全稳定控制系统软件支持系统开发

主要研究电力系统实时安全稳定评估、分析和决策技术，开发仿真综合信息处理系统及实现闭环控制的软件系统。

7.新型灵活交、直流输电技术

研究基于新型电力电子器件控制装置的FACTS技术及其对电力系统的影响，研究可控移相控制装置实现电压相角的灵活控制应用技术。

8.超导技术的应用研究

研究超导输电设备特性及对传统电力系统特性的影响和应对措施，跟踪研究超导限流器、超导储能、超导变压器和超导电机在电力系统中的应用技术。

■背景链接

保证大电网的安全运行，是一项复杂的系统工程。强有力的电力法律法规，合理的管理机制，科学的技术标准、规范、管理规定，结构合理而坚强的电网，先进的仿真分析技术、监测和控制技术，都是保证电网安全的不可或缺条件。

三道防线是指：

(1)当电网发生常见的概率高的单一故障时，电力系统应当保持稳定运行，同时保持对用户负荷的正常供电。通常以继电保护等措施来保障。

(2)当电网发生了性质较严重但概率较低的单一故障时，要求电力系统保持稳定运行，但允许损失部分负荷(或直接切除某些负荷，或因系统频率下降，负荷自然降低)。通常以切机、切负荷等措施来保障。

(3)当电网发生了罕见的多重故障(包括单一故障同时继电保护动作不正确等)，电力系统可能不能保持稳定，但必须有预定措施以尽可能缩短故障影响范围和影响时间。通常以解列等措施来保障。

第四篇：最佳实践大运行-配网抢修指挥业务纳入“大运行”体系建设

配网抢修指挥业务纳入“大运行”体系建设

专业类别：电网调控07调度综合技术 填报单位：-xx市电力公司

[摘要] 配网抢修指挥业务纳入“大运行”体系是-公司“三集五大”全面建设工作的重要内容，是-公司加强配网抢修管理的重大举措。-xx市电力公司作为建设试点单位，严格落实-公司建设方案要求，细化建设节点安排，以业务顺利移交、提高管理水平、提升指挥效率、做好调控中心支撑作用等为重点，在业务交接条件、交接验收标准、大型城市抢修指挥特点等方面深入探索，加快推进配网抢修指挥业务纳入“大运行”体系工作。截至2013年底，xx公司所属全部地公司完成了配网抢修指挥业务移交“大运行”体系工作，配网抢修指挥不断不乱，配网抢修实现了新模式、新体系运转。

一、工作描述

配网抢修指挥主要包括95598抢修类工单接收、设备故障研判、派单指挥、工单监督、回单审核等具体业务，其工作质量对提升供电服务质量具有较大的影响。配网抢修指挥移交“大运行”体系前主要由地公司“大检修”体系负责。xx公司在配网抢修指挥移交过程中以方案审查、机构及人员调整、业务培训、制度流程制定、值班场所改造与搬迁、技术支持系统部署、业务交接与风险防控为重点，细化业务交接条件，提前制定验收标准，严格执行日工作计划推进机制，确保了配网抢修指挥业务移交“大运行”体系的快速推进与顺利实施。

二、主要做法

（一）建设过程

1.做好方案编制及审核，确保高效完成建设工作。精心制定xx公司层面实施方案。在机构及人员岗位设置、人员培训、场所改造、业务交接等方面对地市公司操作方案开展审查，针对每个单位逐项制定审查表，明确审查结论，进行反馈完善，确保严格落实-公司方案要求。

2.加强配网抢修指挥人员培训，做好基础保障。xx公司了制定培训指导意见，指导地公司制定培训专项方案及实施计划，采用集中培训、自学、跟班实习等多种形式开展差异化培训，针对划转人员重点开展电网运行业务培训，选聘人员开展指挥技巧培训。采用阶段考试 做好培训评估与考核。业务移交前，累计完成配网抢修指挥人员培训1100余人次。

3.做好业务交接，确保配网抢修指挥业务不断不乱。xx公司制定了业务交接及风险防控指导意见，明确业务交接双方职责、交接条件及交接形式。地公司制定业务交接及风险防控专项方案，重点对交接形式、交接内容进行细化，确保“交的清、接的明”。

4.进一步提高配网抢修指挥管理水平，确保高效开展。充分吸取运检部管理经验，发挥调控中心信息集中的优势，重点在配网抢修业务协同、规范抢修指挥管理、提升指挥效率等方面，深入做好配网抢修指挥业务提升工作。

（二）规范工作流程

配网抢修指挥人员负责根据95598故障抢修工单，指挥现场抢修人员进行0.4千伏设备及用户户表等故障的抢修。各地公司调控中心调控员负责10千伏及以上设备故障的指挥处理。

配网抢修指挥主要包括工单接收、故障研判、派单指挥、工单监督、回单审核等环节（见图1）。已应用配网抢修指挥平台的单位，应利用平台开展95598工单的处理。

工单接收。配网抢修指挥人员应随时查看95598业务系统，做好工单接收。接收工单后，仔细分析工单信息，进行初步判断。

判断属于本单位故障抢修范围的工单，应进行故障研判及派单指挥，在接单后3分钟内完成工单派发指挥。判断不属于本单位故障抢修范围的或信息不全影响故障研判的工单，在接单后3分钟内退回至客户服务中心并详细注明退单原因。

故障研判及派单指挥。配网抢修指挥人员应按照先紧急故障后一般故障的顺序开展故障研判；属于同一故障引起的抢修工单，对工单进行合并操作，按照抢修责任范围将工单派发至现场运维站点。

在具备条件的情况下，配网抢修指挥人员应及时对报修用户或相邻用户的智能电表数据进行召测，进一步判断故障性质，并将结果及时告知现场抢修人员。

回单审核。现场抢修人员应如实填写95598故障抢修工单，仔细审核后，通过PDA或95598业务系统向配网抢修指挥人员回单。配网抢修指挥人员应及时接收现场抢修人员反馈的工单，30分钟内完成审核并回单反馈。

图1 配网抢修指挥工作流程图

三、特色亮点

（一）规范指挥及现场抢修人员行为，提高配网抢修指挥管理水平。一是制定配网故障抢修指挥管理办法，细化营销部门营配信息梳理、运维部门支持系统维护及现场超时分析的职责，规范现场人员抢修及回单要求。二是借鉴调控运行管理经验，不断规范班组管理。逐步梳理完善运行资料、台账等基础信息。建立交接班日志记录、录音抽查等管理机制，建立值班人员信息台账，开展工作承载力分析、常态化培训。三是建立配网抢修指挥应急机制。提前考虑恶劣天气、负荷高峰、设备检修等因素，做好配网抢修指挥班组长、休班人员及专业管理人员的支援，加强特殊时期配网抢修指挥值班力量。

（二）充分利用配电网建设成果，加强业务分析，不断提高抢修指挥效率。首先，xx公司积极适应直辖市配电网运行管理要求，充分利用配电自动化建设成果，实现了配网抢修指挥方式由“盲视”向“可视”的根本转变。结合xx公司低压故障标准化抢修工作开展，配网抢修指挥业务实现与“五个一”抢修模式的高效联动。其次，深入开展配网抢修业务分析，初步建立抢修类工单分析机制，建立日、周、月配网抢修类工单分析报告，深入分析设备故障原因、工单发生规律等，不断解决配网抢修工作短板。

（三）配合国调中心牵头制定《配网抢修指挥业务纳入”大运行”体系验收标准》。xx公司结合建设过程，建立了涵盖配网抢修指挥业务建设全过程的验收标准，并在地公司对标准适应性进行检验。验收标准总体思路是：涵盖-公司配网抢修指挥业务建设总体要求；细节满足国调中心对配网抢修指挥业务纳入“大运行”体系专项操作方案审查要点的要求；能有力推进配网抢修指挥业务移交工作，并力求符合实际；便于量化评估。

四、具体案例

以xx城南公司为例，介绍具体案例。城南公司管辖范围包括xx市中心城区，具有负荷密度大、居民用户高度集中等特点，做好配网抢修指挥业务平稳移交，具有较大的示范作用。主要做法如下：

一是精心编制移交专项操作方案，确保建设质量。按照方案审查要点、交接条件要求，进行方案编制，参与三轮次集中审查，确保配网抢修指挥移交满足-公司要求。二是落实机构岗位设置调整，保障人员到位。通过划转、选聘的方式，从原配网抢修指挥人员、新分配大 学生、配电运维人员、调控中心其他岗位人员，补充选拔配网抢修指挥值班人员上岗。三是着力做好人员培训，确保业务高效开展。制定配网抢修指挥人员专项培训方案，明确建设方案宣贯、制度流程、基础业务、配网设备、支持系统应用等培训内容，细化培训安排，确保培训效果。四是完成值班场所搬迁，实施有效管理。1个月内完成基础装修及设备安装调试，设置正常值班席位及应急席位，配备95598远程终端、配网抢修指挥平台、调度自动化终端、配电自动化终端，满足配网抢修指挥业务开展需求。五是完成业务交接，确保指挥业务不断不乱。制定业务交接及风险防控专项方案，细化工作要求。

五、实践效果

做为-公司配网抢修指挥业务移交“大运行”体系建设试点单位，xx公司克服时间紧、工作量大、协调任务重等困难，加强调控、运检、营销协调，圆满完成配网抢修指挥业务移交“大运行”体系工作。

（一）建立配网抢修新模式，提升配网管控协同工作效率。在省公司层面率先建立起贯穿北方呼叫中心、省公司客服中心、地公司配网抢修指挥班组及现场抢修班组的标准化配网抢修新工作体系。“大运行”体系实现了从500千伏到220伏全电压等级、从电厂发电到居民用电全环节的直接管理，运行管理内涵不断延伸、覆盖面不断扩大。横向上，营销、调控、运检配网管理横向协同模式初步建立。纵向上，市地两级调控中心建立起配网抢修指挥管理体系。

（二）实现-公司“大运行”全面建设方案有效落地。xx公司严格按照-公司总部方案完成抢修指挥业务调整，针对配网抢修指挥业务，细化职责，明确指挥要求，建立交接面管控措施。在配网抢修指挥班组内部管理上，以标准化、精益化为重点，根据调控人员管理经验，制定了配网故障抢修指挥管理办法、配网抢修指挥人员值班及交接班管理办法、工作评价管理细则等规定，不断提高配网抢修指挥业务规范化管理水平。

（三）实现调控运行与配网抢修指挥业务的有效衔接。一是加强计划（临时）停电的管控，确保停电计划刚性执行。二是加强调控班、抢修指挥班以及现场抢修班的协调与沟通，合力做好设备故障抢修工作。三是扩展运行、计划、方式等职责，做好电网故障信息发布、停电计划信息发布、低压设备异动的管控，加大对配网低压设备的抢修指挥的支撑力度。

第五篇：开展反事故斗争25项重点措施确保电网安全稳定运行

国家电网公司开展反事故斗争 25项重点措施

确保电网安全稳定运行

电力设备网2005年06月07日 10:00作者：

近期，俄罗斯首都莫斯科及其周边地区发生大面积停电事故，再一次给我国电网安全工作敲响了警钟。为了认真吸取事故教训，确保电网安全稳定运行，国家电网公司立即开展反事故斗争，落实全面、全员、全过程、全方位的安全管理，与一切不安全现象作斗争，自上而下建立健全反事故斗争组织体系，并采取二十五项重点措施，切实抓好反事故斗争工作，确保迎峰度夏期间电网安全稳定运行。

国家电网公司系统各级领导从讲政治、讲大局的高度认识反事故斗争的必要性和严肃性，加强领导，广泛发动，把反事故斗争与当前的安全生产工作紧密结合，与迎峰度夏工作紧密结合，与“安全生产月”开展的各项活动有机结合，把反事故斗争落实到基层单位、落实到班级、落实到个人，务必取得实效。日前，国家电网公司表示：要把反事故斗争作为公司安全生产的一项长期性任务来抓，并制定了二十五项重点措施。

（一）认真贯彻《国家电网公司关于加强安全生产工作的决定》，严格落实各级人员的安全生产责任制。

（二）切实做到：安规考试百分之百合格，安规要求百分之百执行，操作正确率百分之百实现，“三不伤害”（不伤害自己、不伤害他人、不被他人所伤害）措施百分之百落实；查在岗人员资格，查重大设备隐患，查管理薄弱环节。

（三）严格执行《电力系统安全稳定导则》，结合电网运行实际，进一步细化电网安全分析，合理安排运行方式。加强电网运行监控，严禁电网超稳定限额和设备超能力运行。加强负荷预测分析，做好电力平衡，保证电网在运行中留有必需的旋转备用和事故备用。

（四）认真分析所辖电网的主网和中心城市等重点地区在电网安全运行和可靠供电存在的问题，全面评估重要枢纽变电站全停可能造成的安全影响，有针对性地制定完善电网安全稳定运行和突发事件应急处理预案。在电网大负荷到来之前，要组织开展电网联合反事故演习和有针对性的单项演习，提高电网应对突发大事件的应急处理能力。

（五）加强继电保护和安全稳定自动装置的运行管理。认真复查验算保护整定方案和安全稳定自动装置的控制策略，特别是对多年未改变的后备保护定值要进行验算，夏季高峰前要对定值和安控策略执行情况进行全面核查。要按期进行保护装置和安全稳定自动装置的校验传动。切实落实各项反措技术要求，1加强现场安全管理，努力杜绝保护（安全稳定自动装置）的误、拒动和人员“三误”事故的发生。

（六）强化低频率（低电压）减载管理，保证实际切除容量满足整定方案的要求。同时要切实做好低频率（低电压）减载装置的校验工作，保证其可靠动作。

（七）加强调度自动化系统运行管理，确保调度自动化系统真实地反映电网运行情况，发现数据异常及时处理。加强对通信设备运行工况的检查，确保继电保护和安全稳定自动装置所需通道的畅通，确保通信系统安全。

（八）发生重特大电网、设备事故时，公司系统各单位确保应急处理指挥系统响应迅速、应急处理预案启动及时有效、资源调动灵活快捷、政府有关部门提供的事故应急援助有力、对外信息发布及时得当，全力减少事故造成的社会损失和对用户的影响。

（九）加强对输变电设备的全过程管理，确保各项管理措施和技术措施落实到位。加强对输变电设备在设计选型、监造、安装验收、生产运行等全过程的技术监督，认真落实输变电设备的重点反措要求。确保输变电设备始终处于完好状态。

（十）针对夏季高温和重负荷等特点，对重要设备、长期重载设备以及老旧设备，制定过载、过温运行的相关技术规定，确保出现过载、过温运行情况下的输变电设备安全。

（十一）加强对输变电设备在恶劣气候和重要保电时期的特巡工作。切实做好防雷、防雨、防火、防污闪等工作。有针对性开展重载、大档距、交叉跨越线路导线弧垂和交叉跨越距离的检测和线路走廊的清理。当前特别要加强对事故率较高的电流互感器和支持瓷瓶等设备的监督、检查。

（十二）加强对变电站直流电源系统的运行维护和检查，杜绝因直流电源系统故障导致事故扩大、变电站全站停电事故。加强对接地网的维护，必须按周期对接地网进行定期测试、开挖检查，对不合格或锈蚀严重的接地网要及时进行改造，杜绝发生由于接地网原因导致的事故。

（十三）加大对无功补偿设备的管理力度。必须按照分层、分区配置的原则，保证无功补偿容量满足要求。加强无功补偿设备的维护，保证无功补偿设备处于良好状态。依据电网需求，确保无功补偿设备实现投切和调整及时，保证电压水平和电能质量，防止发生电压稳定破坏。

（十四）建立健全电力设施保护工作制度，形成群众联防机制，加大电力设施保护的力度。积极配合当地公安部门开展严厉打击盗窃破坏电力设施的专项行动。采取有效措施，避免各类施工作业对电力设施造成损坏或对电网安全构成威胁。努力减少因外力破坏对输变电设施安全稳定运行的影响。

（十五）加强对用电安全的监督检查，督促用电安全措施的落实，督促用电安全隐患的整改，防止因用户设备原因波及电网事故的发生。

（十六）因预试、检修需变更供电方式时，及时与用户沟通，共同做好应急准备工作。积极争取政府支持，督促协调重要用户准备应急保安电源。对特别重要用户，督促其完善多路电源供电方案和非电保安措施。

（十七）加大对用户无功补偿设备管理的监督检查力度，保证无功补偿的容量满足要求，并能按要求投切。

（十八）认真检查、分析和掌握基建施工企业的安全情况，制定有针对性的防范措施。

（十九）加强承发包工程的管理。增强法律意识，规范基建过程中各类合同管理。重点做好对承包队伍资质的审查，明确双方的安全责任，落实各项施工安全措施。切实维护企业的合法权益。

（二十）强化施工现场安全管理。施工企业制定完善的施工方案，认真落实安全技术措施，严格执行安全技术交底制度，严格按作业指导书进行施工作业，认真做好对各类人员尤其是对临时工和外来人员的安全监护，做好施工现场安全控制与监督，保证施工现场安全和施工质量。

（二十一）建立健全安全生产的激励约束机制，强化各项规章制度的执行力，以“三铁”（铁的制度、铁的面孔、铁的处理）反“三违”（违章指挥、违章作业、违反劳动纪律），落实有措施，执行有实效。全面遏制习惯性违章。杜绝发生各类人员责任事故。

（二十二）从电网结构和布局上整体考虑电网的安全性，选取先进的技术标准和规范，采用技术先进、成熟的设备，从根本上改善电网的安全状况。

（二十三）根据负荷预测，及时调整电网规划及建设项目，不断提高电网抵御事故的能力。重点解决一批电力设备陈旧，输送通道“瓶颈”、电磁环网、短路容量过大等电网自身的问题。

（二十四）加强对并网电厂的安全监督，明确网厂的安全责任和义务，对涉及电网安全的机组保护定值、调速系统、励磁系统的控制参数必须满足电网的要求。切实加强公司系统发电厂的安全管理，落实发电设备的各项反措要求，保证机组的稳发、满发。加强水电厂大坝的安全管理，严防发生垮坝事故。

（二十五）加强网络与信息的安全防范工作。网络信息安全与安全生产同等重要、同样管理。建立生产信息系统和外部网站的物理隔离。加强对防火墙、入侵检测、漏洞扫描等方面的重点防范，确保网络与信息系统的安全可靠。

国家电网公司表示，坚持“安全第一，预防为主”的原则，通过反事故斗争，杜绝由于人员责任原因、设备问题和外部因素造成的人身、电网、设备事故，确保不发生重特大人身死亡事故、重特大电网事故和设备事故，确保不发生对社会严重影响的停电事故、水电厂垮坝事故，保证电网安全稳定运行，保证今夏电力有序供应。