第一篇：41重庆地区电网调控一体化的研究与展望(精)
重庆地区电网调控一体化的研究与展望 1165 重庆地区电网调控一体化的研究与展望 桑福敏
.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。
参考文献
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第二篇：××电网调控一体化访谈材料(初稿)
××电网调控一体化访谈材料
（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。
在今后的工作中，我们将继续坚决贯彻落实国网公司 “三集五大”决策布署以及二季度工作会议精神，加快推进“两个转变”，力争早日建成“一强三优”供电企业，为实现国网公司的科学发展作出贡献。
第三篇：青海电网步入调控一体化时代
青海电网步入调控一体化时代
【字体：大 中 小】 2010年12月30日
2010年12月24日，青海省电力公司地区电网调控一体化工作总结会在海东召开，会议宣布了7个地区供电公司调控一体化工作全部通过验收，开始正式运行，标志着青海各地区电网正式步入调控一体化时代。
领导重视亲挂帅 精心组织抓策划
为贯彻国家电网公司推进“三集五大”的总体工作部署，更好地适应“两个发展”的需要，彻底解决传统变电运行模式带来的生产组织集约化、专业化程度不高、管理链条长、资源配置效率低的问题，2009年9月，青海省电力公司顺应形势，主动而为，积极谋划青海地区电网调控一体化工作。
作为青海省电力公司重点工作之一，调控一体化工作从策划阶段开始，就受到了公司领导的高度重视，公司成立了以总工程师祁太元为组长，调度中心、生产部、安监部、人资部、经法部领导和相关人员为组员的调控一体化研究工作小组负责此项工作的研究和策划。2010年1月5日，公司召开地区电网调控一体化总体实施方案汇报会，公司总经理王怀明、党委书记邓永辉等领导听取了调控一体化研究工作小组的工作汇报，明确了工作要求，提出了改进建议。按照公司领导的要求，调控一体化研究工作小组对总体方案进行了进一步的完善。3月15日，公司2010年第2次总经理办公会讨论并通过了《青海省电力公司地区电网调控一体化业务实施方案》和《青海省电力公司推行地区电网调控一体化工作方案》，方案提出了“2010年底全面实施地区电网调控一体化工作”的目标，确定了“安全可靠、集约高效”的工作原则和“整体推进、分类指导”的组织原则，明确了业务模式和总体工作安排，该方案作为纲领性文件，全面指导地区电网调控一体化工作的开展。
明确目标强措施 三个统一促建设
2010年3月23日，青海省电力公司组织召开调控一体化工作动员会，青海省公司地区电网调控一体化工作正式启动。
统一组织，制度先行。公司先后制定下发了《青海省电力公司地区电网调控一体化业务实施方案》、《青海电力公司推进地区电网调控一体化工作方案》、《青海省电力公司地区电网调度中心运行管理规定（试行）》、《青海地区电网调控一体化运行评估办法》等10个方案和制度，保障了各阶段工作的规范有序开展。
统一部署，强化控制。通过动员会、阶段评审会、周例会、中间评估等形式，加强统一部署，强化过程控制，及时总结点评存在问题，研究制定解决措施，部署安排下一阶段工作，确保整个建设工作“目标不偏移，落实不变味”。统一标准，规范业务。组织各地区供电公司对调控业务流程、技术支持系统、制度体系、技术资料及记录体系、调度室标识等进行了全面清理和规范，下发了《调度中心管理制度汇编》，统一了12种记录格式，19种报表格式，统一了调度技术支持系统功能，统一了信息分层分级分类展示标准，统一了调度室标识。
狠抓落实强管理 通力协作按期成
在短短的一年时间里，青海省电力公司完成了全部地区电网的调控一体化建设工作，完成了从组织研究—过程实施—验收评估的全过程工作，一步一个脚印，各项工作开展紧凑高效、扎实有序，承担具体建设任务的各地区供电公司付出了艰辛的努力。
面对时间紧、工作难度大、任务重的现状，参与建设的各供电公司领导和员工上下一心，众志成城，都发扬了开拓进取、吃苦耐劳的精神，主动放弃休息时间，加班加点，以极高的热情投入到紧张而繁重的工作中，做到了既不影响生产任务，又按计划稳步推进工作的目标。
科学组织，合理安排。为确保地区电网调控一体化工作实施，各地区供电公司成立了相应的组织机构，分管领导亲自主抓，有效组织，结合本单位实际制订实施策划方案和详细的工作方案，在实施过程中加强过程控制和监督检查，确保了调控一体化建设工作顺利实施。
强化培训、以人为本。根据调控一体化工作的需要，结合本单位人员业务能力方面存在的问题，制订了切合实际、灵活多样的培训方案，组织开展了集中培训、现场培训、委托培训、中心轮训等多种方式的培训，有效提高了员工的业务素质，总计组织完成了54期调控业务培训，培训人员400多人次。
完善系统、提高效率。根据调控一体化工作要求，各地区供电公司完成了110-35kV变电站综自改造，完善了自动化系统硬件配置和软件功能，完成了自动化接入信息完善工作，新接入信息近10万条次。针对监控信息量大的情况，开展了信息梳理整合和分层分级分类展示，电网监控信息量普遍下降了80%-85%。
完善基础、强化管理。针对35kV电网设备基础管理工作薄弱的情况，各地区供电公司加强基础管理工作，通过全面排查，对设备标识不全、技术标准缺失、定置管理管理不规范的问题，及时完成设备标识的补贴，编制典型操作票，补充了相应的技术规程、技术资料，对问题及时进行整改，变电运维水平得到提升。
辛勤劳动结硕果 调控一体成效显
自2010年11月1日调控一体化试运行以来，通过对调度、监视、控制业务及其技术支持系统资源的有效整合，实现了地区调度中心、运维站两级建制，管理扁平化、维护一体化、运行集约化、工作规范化的管理优势已经初见成效，电网安全运行水平和管理效率有所提高。
电网安全水平明显提升。调控一体化实施后，调控中心、运维站两级建制，扁平化的组织机构带来了业务流程的优化，调度指令由调度直接下达至运维站，避免了二次传令过程中可能发生的错误，缩短了操作时间，电网安全运行质量明显提高。
电网应急能力显著提升。调控一体化实施后，电网调度员可以及时、全面、准确地掌握电网运行情况，当电网发生异常或事故后，信息传递环节少，处理流程简洁，反应速度快，事故处理效率高，时间短，应急能力得到显著加强。如故障隔离、线路接地选检时间大大缩短，110kV变电站接地选检时间由原来的20分钟缩短为5～10分钟，一般事故处理效率提升幅度在30~50%左右。
工作条件环境得到改善。调控一体化实施后，大部分运行人员只需上常白班，大大缓解了值夜班的精神压力；工作地点实现了由地理环境恶劣、合格饮用水都难以保障的偏远地区到具备完善生活设施的城镇的转移，生活环境及正常生活秩序得到了保障，体现了以人为本的管理理念，有利于运行队伍的稳定。
人员业务能力得到提升。调控一体化实施后，调度与监控在专业上相互渗透、取长补短，培养了调度、监控技能兼备的人才，适应一岗多能要求。运行操作站人员要求全面掌握所辖的设备及操作巡视维护技能，锻炼和培养了运行人员的综合技能。截至目前，已有7名监控人员考取了副值调度员资格。
资源配置效率有所提升。调控一体化实施后，通过实行调度监控系统一体化和调度、监控管理人员的一体化，有利于系统资源、信息资源和管理资源的整合，节省了人力成本和运行维护成本。仅监控信息一项，通过优化整合，监控信息量下降了80～85%，极大地提高了监控工作效率。运行人员由运维操作站集约化管理，便于统筹调配，既解决了忙闲不均，又可应对大规模停送电操作，缩短操作时间。同时，作为无人值班模式的纵深推进，一线运行值班人员减人增效成效显著。结束语
地区电网“调控一体化”管理模式的正式实施，意味着青海电网向着构建“大运行”体系迈出了坚实而有力的一大步，在此基础上，青海电网将继续开展330千伏变电运行模式的优化工作，为“大运行”体系建设奠定良好的基础，不断提高青海调度系统驾驭现代化大电网的能力和调度运行的精益化管理水平。
第四篇：调控一体化下电网监控员远方操作风险探讨
调控一体化下电网监控员远方操作风险探讨
【摘要】文章主要阐述了“三集五大”体系建设下，调控运行与设备运行业务集约融合，电网监控员远方操作工作环境及方式发生新变化，主要从电网监控员的角度，对断路器远方操作风险加以分析，并提出有效防范措施。
【关键词】电网监控；远方操作；风险；防范措施
一、引言
“三集五大”建设体系下，调度实行调控一体化的“大运行”模式，依托电网调度设备监控技术，兼顾设备集中于设备运维模式的适应性，按照变电站整站集中监控的原则，在各级调控中心实现电网调度运行与输变电设备集中监控的集约融合。远方操作仅涉及单一断路器的分合闸指令，操作行为较为简单，但是由于调度运行与设备运行业务的集约融合使电网监控员远方操作范围急剧扩大、操作环境复杂多变，我们有必要对调控一体化后的断路器的远方操作风险加以关注、梳理与防范，有效杜绝监控员误操作事故。
二、“三集五大”体系建设下远方操作存在安全风险
1.电网监控员业务范围扩大，对电网系统和设备不熟悉，岗位适应能力降低。三集五大体系建设下，地区电网监控员管辖电网范围延伸到地区各县，变电站数量成倍增加。本人所在的监控班就承担着十堰地区7座220千伏变电站、38座110千伏变电站和城区一座10千伏开关站的集中监控任务。目前，该地区郧县、房县、郧西、竹山、竹溪、丹江等六县设备调管权也正逐步移交市公司，造成DF8003E调度监控系统内变电站数量众多、设备繁杂、布局紧密。部分监控人员不能快速适应，对地区电网的系统接线方式不尽了解，如果涉及几个变电站同时操作，一旦发生误操作，社会负面影响力更大。
2.远方操作不便于主动识别危险源，规章制度执行力度不够而导致误操作。单一断路器远方操作行为简单容易引起监控员思想麻痹，也缺乏作业环境的直观提示，大大降低操作人员对自身操作错误的感知力。在监控员远方操作设备失败或运维人员操作过程中要求监控员配合进行开关遥控验收，很容易出现同一调度指令由监控员和运维人员共同负责完成的“混合操作”，增加安全风险，一旦出现事故，事故责任追查不清。
3.自动化系统异常故障导致监控系统与现场实际设备不一致，影响监控员正确判断或无法正常操作。断路器未通过调控中心自动化验收，监控员远方操作断路器发生误分合断路器。自动化通道、设备异常，造成监控机与开关实际位置不一致，遥测遥信不正确，影响监控员正确判断。若该变电站较远，运维人员到站检查时间过长影响正常特别是事故或保电任务下的紧急操作，如果监控员操作权移交困难，不仅威胁电网安全，还严重影响到社会政治安全稳定
4.AVC控制调整不适，智能闭锁功能尚未发挥作用。当AVC控制策略设置不当，导致AVC动作行为不正确，电容器错误动作；用电低谷时段，220kV主变高压侧向系统大量倒送无功，人工断开电容器后未及时人工闭锁，AVC在动作区内立即再次投入该电容器，远小于5分钟的放电时间，剩余电荷较高，损坏电容器设备。远方数据不刷新或刷新缓慢，在用户冲击负荷的影响下，特别是无功负荷波动较大下引起AVC多次动作，变压器连续调整电压后又出现回调现象，主变分接开关频繁动作，增加调压机构损坏程度，调压回路二次空开跳闸现象频繁发生，人为增加运维检人员工作量，影响到无功电压调节设备可用率。
5.电网异常运行预控措施不到位。未开展电网紧急事故下的预控演练，一旦发生主变低压总柜发热异常，监控员容易对连接于该一母线上数台电容器/电抗器同时操作，容易导致系统电压遥测或波动值越限，直接影响电压无功考核指标，使电网处于安全临界状态。
6.“大运行”模式下，调控人员一体化是实现减员增效、提高调度人员综合素能的必然趋势，但在尚未实现调控人员一体化的现阶段，监控班人员配置明显不足，缺员问题严重。日常工作中遇有多站自动化信息验收、运维站任务传达、信息核实问询等多项工作同时进行，特别在无功电压调整的高峰时段，很容易出现注意力不集中导致断路器远方误操作。根据多年运行经验，此类原因导致的误操作占有比重较大。
三、远方误操作断路器的防范措施
通过对监控员远方操作风险分析，本人总结出以下防范措施：
1.提高监控员调控一体化模式下的安全忧患与大局意识，规范操作行为。坚持贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的基本方针，增强电网监控员的安全服务意识，主动将电力企业的安全生产上升到社会政治稳定的高度上。认真学习《安规》、《两票三制》及《现场运行规程》。远方操作断路器前能利用远程遥视系统对变电站现场作业环境进行安全辅助检查，主动识别危险源，及时与运维人员进行人员与设备健康状况确认，做好危险点分析及预控，严格执行操作监护制度，同一调度指令必须由受令操作单位执行，杜绝监控员与运维人员的混合操作。规范设备间隔图管理，确保双重名称正确，字体大小合适，对操作频繁的电容器名称编号使用专用红色，增强对监控员的视觉提醒。操作断路器在设备间隔图内进行。使用个人专用密码，个人密码保密。操作时注意力专注，禁止做与操作无关的事情。远方操作结束，应通过监控系统确认设备状态指示、遥测、遥信等变化正常并与通知运维人员现场检查确认。遇有临时交叉任务较多时，应根据轻重缓急，适当延缓其他工作，必要时寻求监控班长对其他工作任务的临时支援，配备足够电网监控人员，坚决杜绝断路器远方误操作。
2.熟悉运行监控制度，努力提高自身业务技能，适应调控一体化人员要求。要求监控员认真学习《国家电网公司调控机构设备集中监控管理制度》等四项通用制度，熟悉《电网调度规程》、《变电站现场运行规程》，自觉进行安全操作，提高自身业务技能，避免因监控员与运维人员发生政策争议而影响或延误操作。坚持开展调控人员定期深入变电站双基培训活动，熟悉变电站现场设备，积极参加事故预想与应急演练，提高监控人员对电网突发事件的处理能力，增强电网大局意识，努力提高监控员综合素能，着力推进调度与监控人员之间的岗位轮换，为实现调控人员一体化奠定良好基础。
3.加强运行管理，提高监控运行工作水平。开展三集五大新模式下运行管理制度的讨论和修订，及时消除监控员与相关部门的争议点，以适应新形势下电网监控员远方操作要求。
4.更新现有落后的自动化设备，提高自动化技术水平，确保自动化设备及通道处于良好状态。提高变电站设备健康水平，提高监控员远方操作的正确性。
结束语
随着“调控一体化”工作的不断推进，各变电站隔离开关、接地刀闸、保护装置切区调整也将逐步纳入监控班日常操作范围，监控员的工作任务将成倍增加，安全面临的风险也更大。希望通过本文，能有效肃清人为责任的远方操作断路器不安全的外部环境，激发更多电力同行对电气设备远方安全操作更深层次的思考，坚决杜绝电网误操作，确保电网安全运行。
参考文献
[1]张全元.变电运行现场技术问答.北京：中国电力出版社，2003
[2]国家电力调度控制中心.电网调控运行人员实用手册.北京：中国电力出版社，2003.
第五篇：21.巢湖地区电网规划研究
远程教育学院 本科生毕业论文（设计）题目 巢湖地区电网规划研究 姓名与学号 王绪宝 714068202006 年级与专业 14秋广州学习中心（珠海）电 气 学习中心 广州学习中心（珠海）指导教师 许 诺 浙江大学远程教育学院本科生毕业论文（设计）诚信承诺书 1.本人郑重地承诺所呈交的毕业论文（设计），是在指导教师的指导下严格按照学校和学院有关规定完成的。
2.本人在毕业论文（设计）中引用他人的观点和参考资料均加以注释和说明。
3.本人承诺在毕业论文（设计）选题和研究内容过程中没有抄袭他人研究成果和伪造相关数据等行为。
4.在毕业论文（设计）中对侵犯任何方面知识产权的行为，由本人承担相应的法律责任。
毕业论文（设计）作者：
王绪宝 2016 年 10 月 29 日 论文版权使用授权书 本论文作者完全了解 浙江大学远程教育学院 有权保留并向国家有关部门或机构送交本论文的复印件和电子文档，允许论文被查阅和借阅。本人授权 浙江大学远程教育学院 可以将论文的全部或部分内容编入有关数据库进行检索和传播，可以采用影印、缩印或扫描等复制手段保存、汇编论文。
毕业论文（设计）作者签名：王绪宝 2016 年 10 月 29 日 摘要 市区电网供电能力的评估是该市区电网规划的基础和前提，它直接关系到电网的安全运行，且与该城市的发展建设息息相关。所以，科学合理的评估市区电网目前的供电能力，找出电网中存在的问题，并想办法解决以提高电网的供电能力和经济效益是本课题研究的首要任务。
本文针对巢湖地区电网的基本概况和行业用电情况进行分析，并对该市区进行了电力负荷的预测。预测中看发展，发展中看经济。通过预测未来几年的电力情况来调整电网的发展计划。同时重点研究和模拟了各变电站在不同负荷倍数下负荷率、功率因数、电压降落和线损等情况，通过分析比较，得出各变电站的供电裕度是否满足现有的电力需求以及是否需要对线路进行改造的结论。最后通过PSD-BPA软件对这些数据进行潮流计算和利用N-1计算方法模拟一台主变故障情况，来验证以上结论是否可靠合理。
本文的研究成果可以为该市区电网的规划开拓思路，提供有效的依据。
关键词：电网规划；
预测；
改造；
潮流计算 目录 摘要 I 一、绪论 1 二、巢湖地区供电情况 3（一）变电站分析 3 1.变电站改造 3 2.变电站基本情况 4（二）线路分析 4（三）电网的无功补偿 5（四）巢湖地区电网运营的经济发展情况 6（五）小结 8 三、巢湖地区电网的潮流分布与供电能力分析 9（一）潮流计算 9（二）潮流计算参数 10（三）潮流计算程序 10 总结 12 参考文献 13 致谢 14 一、绪论 城市电网是电力系统的重要组成部分，担负着整个城市的送配电任务，是城市范围内为城市供电的各级电压电网的总称，它一般包括220kV的输电网，110kV、63 kV和35 kV的高压配电网，10 kV的中压配电网，380/220 V的低压配电网，连同为其提供电源的变电所和网内的发电厂。
《农村电气化》2003年第4期，农村电气化期刊社出版 输电网是通过高压、超高压输电线将发电厂与变电所、变电所与变电所连接起来，完成电能传输的电力网络。配电网是从输电网或地区发电厂接受电能，通过配电设施就地或逐级分配给用户的电力网。
丁毓山、杨勇主编《农村电网规划与改造》，北京，中国电力出版社，2001年6月 配电设施包括配电线路、配电所和配电变压器等。城市电网还是电力系统的主要负荷中心，具有用电量大、负荷密度高、安全可靠性和供电质量要求高等特点。是城市现代化建设的重要基础设施之一。
图1-1电力系统宏观模型图 随着国民经济的飞速发展，电力负荷的增长明显加快，城市电网由于长期投资不足，技术落后，形成了一些供电瓶颈，电能质量、供电能力和供电可靠性满足不了用户的电力需求，为了适应城市的发展，电网的改造和扩建工作已经在全国内展开，而城区电网的评估工作自然是电网改造的基础和前提。
国家电力公司农电工作部编，《农村电网技术》，北京，中国电力出版社，2000年7月 电网的建设在不同地方也各不相同。从城市的性质角度来讲，城市不同，其区域性质也就有所差异。从城市规模的差异方面，有大、中、小型城市之分；
从城市经济水平差异方面，有发达、普通城市之分；
从城市性质的差异方面，有农村、城市地区之分。这些不同实际情况的存在，决定了电网评估的差异性。运行水平和供电能力是评估城市电网好坏的两个非常重要的方面。在城市电网运行水平和供电能力的整个评估过程中，评估人员不但要掌握电网运行的历史数据和现实情况，而且要收集很多城市过去、现在和将来发展的各种数据信息。因此，研究电网运行水平和供电能力的评估方法，对保证城市电网规划、建设和改造的合理性，提高电力系统运行的安全性、稳定性和经济性，保证用户用电的可靠性和连续性，具有重大的经济效益和社会意义。
刘键等编，《城乡电网建设与改造指南》，中国水利水电出版社，2001年3月 二、巢湖地区供电情况（一）变电站分析 1.变电站改造 随着电力市场的飞速发展，巢湖地区对电力这一领域越来越重视，对电能质量和供电可靠性的要求也在提高。该市区共有4座变电站，分别是五一变、石柱岭变、沙田变和玉洞变。由于该市区的变电站历史悠久，主变需要进行更新改造才能适应发展的需求，表2-1-1列出了近年来各变电站进行改造升级后的容量变化。
表2-1-1巢湖地区各变电站主变改造前后对比 变电站名称 投入时间 投入容量(MV•A)改造时间 改造后容量(MV•A)五一变 1990年以前 1*15+1*63+2*90 2012年11月 2*180 石柱岭变 1990年以前 2*31.5 2014年 2*40 沙田变 1992年、1998年 2*120 无 2*120 玉洞变 1998年12月 1*31.5 无 1*31.5 主变容量不匹配的变电站在现状负荷不高的情况下，暂时能够满足供电可靠性需求，一旦变电站负载率偏高，当大容量主变停运时，供电可靠性不高。所以需要将五一变那4台主变容量不匹配的双绕组变压器改造为2台主变容量匹配的三绕组变压器以增强变电站的供电可靠性。
阎士琦编，《农村配电设计手册》，北京，中国电力出版社，2001年8月 主变的运行方式为两者互为备用。因为玉洞变供电区域内多为三级负荷，而且负荷相对较小，所以只有一台主变且主变的容量相对较小。但是单主变运行的变电站，在主变发生故障时只能通过下一级电网转带部分负荷，运行灵活性较差。可以结合负荷发展适时增加第二台主变。
马维新编，《电力系统电压》，北京，中国电力出版社，1998年4月 而五一变、石柱岭变和沙田变所管辖区域主要是一、二级负荷，需要较大容量来保证供电的连续性和可靠性。
2.变电站基本情况 该市区的五一变和沙田变是220kV变电站，石柱岭变和玉洞变是110kV变电站，变电站的具体运行情况见表2-1-2。
变电站名称 电压等级(kV)主变容量(MV•A/台)主变台数(台)是否无人值班 是否综合自动化 五一变 220/110/10 180 2 是 是 石柱岭变 110/10 40 2 是 是 沙田变 220/10 120 2 否 否 玉洞变 110/10 31.5 1 是 否 表2-1-2巢湖地区各变电站基本情况 由表2-1-2可知，五一变的主要设备是220/110/10kV的三绕组变压器，相对于另外三个变电站具有更灵活的升降压功能，且主变容量最大，表示在正常情况下，该变电站有最大的传输功率的能力。
能源部西北电力设计院编，《电力工程电气设计手册》，水利电力出版社，1990年9月 石柱岭变虽然和玉洞变有相同的电压等级，但是石柱岭变的传输功率的能力大于玉洞变；
石柱岭变的主变台数是玉洞变的两倍，故石柱岭变的供电可靠性较大。沙田变的主变容量过大，不符合自身的容量需求，增大了设备的投资，使变压器长期处于空载状态，无功损失增加。
综上所述，五一变和石柱岭变的设计合理，供电可靠性大，基本实现了无人值守的技术要求，具有较高的自动化水平，这对于该市区的经济有明显的优势；
玉洞变也实现了无人值守，但是还不能实现综合自动化；
沙田变则无法实现无人值守，综合自动化程度也较低。
蓝毓俊编，《现代城市电网规划设计与建设改造》，北京，中国电力出版社，2004年（二）线路分析 表2-2-1 巢湖地区各电压部分高压输电线路情况 电压等级kV 线路条数 干线路长度(km)最长线路长度(km)线路最大截面积(mm2)220 6 56.158 19.804 400 110 7 14.593 5.506 240 巢湖地区的高压输电线路的电压等级为220kV和110kV。220kV电压共有6条线路，总长56.158km，其中，五一变有2条，沙田变有4条；
110kV电压有7条线路，总长14.593km，五一变、石柱岭变和玉洞变分别有4条、2条和1条。以上是该市区主要变电站的高压架空线路总体情况，这些线路作为高压配电站的电源进线和变电站之间的联络线。
表2-2-2 巢湖地区各变电站高压线路参数 变电站名称 220kV线路条数 线路型号 110kV线路条数 线路型号 五一变 2 LGJ-400/LGJ-240 4 LGJ-240 石柱岭变 0 —— 2 LGJ-240 沙田变 4 LGJ-300/LGJ-240 0 —— 玉洞变 0 —— 1 LGJ-240 由表2-2-2可知，五一变220kV线路的导线型号是LGJ-400/LGJ-240，表示这两种型号中任一型号都适用于该线路。同理，沙田变也是如此。
（三）电网的无功补偿 无功补偿可以改善电压质量，提高功率因数，是电网采用的节能措施之一。配电网中常用的无功补偿方式为：在系统的部分变、配电所中，在各个用户中安装无功补偿装置；
在高低压配电线路中分散安装并联电容机组；
在配电变压器低压侧和车间配电屏间安装并联电容器以及在单台电动机附近安装并联电容器，进行集中或分散的就地补偿。
范明天、张祖平编，《配电网络规划与设计》，北京，中国电力出版社，1999年 2-3-1该市区主要变电站电容组装设情况 变电站名称 组数 每组容量(Mvar)合计(Mvar)五一变 4 7 28 石柱岭变 2 3.6 7.2 沙田变 4 9 36 玉洞变 2 2.4 4.8 110kV的双主变石柱岭变电站和单主变玉洞变电站的电容组装均有2组，电力部门规定：当110kV变电站的单台主变压器容量为31.5MVA及以上时，每台主变宜配置两组容性无功补偿装置。所以石柱岭变应该再加装2组无功补偿装置，从而降低线路损失和提高电压质量。
表2-3-2 该市区主要变电站无功补偿百分比 变电站名称 主变构成(MVA)主变总容量(MVA)无功补偿容量(Mvar)无功补偿百分比(%)五一变 2*180 360 28 7.78% 石柱岭变 2*40 80 7.2 9% 沙田变 2*120 240 36 15% 玉洞变 1*31.5 31.5 4.8 15.24% 总计 —— 711.5 76 10.68% 从总体上讲，至2015年，该市区4座变电站主变总容量为711.5MVA；
无功补偿总容量为76MVar，平均无功补偿度为10.68%，无功补偿度在合理范围以内。从单个变电站上讲，五一变电站和石柱岭变电站的无功补偿配置不足10%，应该适时加装无功补偿装置。
（四）巢湖地区电网运营的经济发展情况 一个城市的发展可以从供电量反映出来。巢湖地区这几年来经济发展迅猛，人民生活水平逐年提高，对电力的需求也随之而增长。
表2-4-1 巢湖地区电网运营基本情况数据表 年份 供电量(GW·h)增长率(%)最大负荷(MW)最小负荷(MW)2011 2.898 —— —— —— 2012 3.2 10.42% 474.07 141.59 2013 3.621 13.16% 686.66 122.29 2014 3.752 3.62% 711.94 213.4 2015 4.101 9.30% 750.16 194.19 2016 4.43 8.02% 821.98 240 图2-4-1 巢湖地区各年供电量趋势图 表2-4-1是巢湖地区2011-2015年实际供电量和2016年供电量预测值。图2-4-1是2011-2016年巢湖地区各年供电量趋势图。该市区供电量增长率一般在8%~10%之间，最高增长率是2013年，达到了13.16%；
最低增长率是2014年，只有3.62%。供电量平均增长率是8.9%，和表2-4-2中显示的GDP的平均增长率10.91%相比，小于GDP的增长率。
下图是反映巢湖地区各年的最大、最小负荷的图例：
图2-4-2巢湖地区各年的最大最小负荷 由其数据和走势图可以看出来，最大负荷增长势头较为迅猛，特别是2013年的最大负荷增长尤为突出，可见在最近几年里该市的经济发展非常迅速。相对而言，最小负荷发展较为平缓，呈现出了明显的峰谷差。最大负荷和最小负荷之间的差值也越来越大，王梅义、吴竞昌、蒙定中编，《大电网系统技术》，北京，中国电力出版社，2000年 因此不但需要满足在高峰负荷时向发电、输配变设备供电，而且使得线损增加。在运行中，应该控制负荷的峰谷差越小越好，这样不但可以使发电和输配电设备得到合理和充分利用，使线损减少，而且给电力系统的调频调压创造了有利条件。
表2-4-2 巢湖地区经济发展数据表 年份 供电范围 面积(平方公里)人口(万人)GDP(亿元)2010 市区 84.76 102.40 402.90 2011 市区 84.76 118.20 440.30 2012 市区 84.76 125.60 502.53 2013 市区 110.20 151.30 581.70 2014 市区 110.20 175.20 602.10 2015 市区 166.00 214.10 722.60 增长(%)—— 11.34 13.61 10.91 图2-4-3巢湖地区经济发展趋势图 表2-4-2反映的是巢湖地区的经济发展情况，包括市区面积、人口和国民生产总值（GDP）的增长情况。图2-4-3显示了2010-2015年以来GDP逐年增长的情况，尤其是2015年经济的增速最快。
王锡凡编，《现代电力系统分析》，北京，科学出版社，2003年近年来该市政府不断加强招商引资力度，来该市投资置业的人越来越多，使得该市的市区面积不断扩大，人口也处于逐年增长的趋势，国民生产总值的增长速度比全国的平均水平要高。随着东盟博览会落户该市，该市与东盟的联系越来越密切，在全国知名度不断提高的情况下，该市在未来的经济发展的势头会更猛。
（五）小结 随着社会经济的不断发展，社会对电力企业供电可靠性的要求会越来越高。科学技术的不断发展，也会给配电网带来更多的新设备、新技术，使配电网变得更复杂。本文在对巢湖地区市区供电可靠性评估还不够深入和全面，缺少没有足够的资料和数据，还存在很多的不足。在今后的工作和学习过程中要不断深入了解电网供电能力可靠性的深层内容，结合该市供电配电网的实际情况，为该市电网供电能力情况做出更完善的分析和评估。
本章是主要是针对巢湖地区电网和该市的用电情况进行分析，包括：供电区域概括、巢湖地区电网运行情况和运行指标、各电压等级的输变电设备情况等。因为有些用电数据不能细致到每个行政区，所以只能对大区进行分析，两者的区别不大。
三、巢湖地区电网的潮流分布与供电能力分析（一）潮流计算 潮流计算是电力网络设计及运行中最基本的计算。通过给定电网结构、参数、及电力元件的运行条件进行潮流计算，可以得到系统的各母线电压、线路潮流分布及功率损耗等结果。根据计算结果，可以检查系统中各元件是否过负荷，各节点电压是否满足运行要求，功率分布及功率损耗是否合理等。
潮流计算指在给定的电网拓扑结构和各元件运行参数的情况下，计算电网的稳态运行参数，以帮助对其潮流分布和供电能力进行理解和分析。
图3-1-巢湖地区电网电气主接线图 根据表2-2和表2-4中各变电站的相关参数可以画出以上的电气主接线图。其中，五一变220kV母线的导线型号是LGJ-400/LGJ-240，沙田变的220kV母线的导线型号是LGJ-300/LGJ-240，由于沙田变的总功率值不算大，故采用型号为LGJ-240的导线作为五一变和沙田变220kV侧的联络线即可。同时石柱岭变和玉洞变的110kV侧母线型号也为LGJ-240。
在用PSD-BPA软件进行潮流计算时，应该首先确定平衡节点，观察上图可知，只有220kV侧有与大电网连接的电源点，故可以将此处设为平衡(Vθ)节点。由于该接线图中没有其他电源点，所以不再设PV节点。其余的节点为PQ节点。
（二）潮流计算参数 表3-1-2主变参数表 变电站名 电压等级(kV)主变容量(MV•A/台)主变台数（台）短路电压U% 高中 高低 中低 五一变 220/110/10 180 2 14 50 35 石柱岭变 110/10 40 2 10.5 沙田变 220/10 120 2 12 玉洞变 110/10 31.5 1 10.5（三）潮流计算程序 在潮流计算时，牛顿-拉夫逊法有很好的收敛性，但是其对初值的要求很高，故先采用P-Q分解法迭代几次，使其确定目标值附近的某一个初值后，再用牛顿-拉夫逊法求解潮流。
潮流程序如下所示：
(POWERFLOW,CASEID=IEEE1,PROJECT=IEEE_1BUS_TEST_SYSTEM)/SOL_ITER,DECOUPLED=2,NEWTON=10,OPITM=0＼ /P_INPUT_LIST,ZONES=ALL＼ /P_OUTPUT_LIST,ZONES=ALL＼ /RPT_SORT=ZONE＼ /NEW_BASE,FILE=IEEE1.BSE＼ /PF_MAP,FILE = IEEE1.MAP＼ /NETWORK_DATA＼.B------------------------------母线-------------------------------BS 沙田变1 230.999.999.1.01 B 沙田变2 10.5 31.8210.05 B 石柱岭1 115.B 石柱岭2 10.5 48.6216.43 B 玉洞变1 115.B 玉洞变2 10.5 25.3410.14 B 五一变1 230.B 五一变2 115.B 五一变3 10.5 38.0614.16 B 中性点1 230.B 中性点2 230..L------------------------transmission lines-------------------------L 五一变1 230.沙田变1 230..0139.0405 L 五一变2 115.石柱岭1 115..0144.0421 L 五一变2 115.玉洞变1 115..0144.0421.T---------------------------transformers-----------------------------T 五一变1 230.中性点1 230.1.078 230.230.T 中性点1 230.五一变2 115.1-0.003 230.115.T 中性点1 230.五一变3 10.51.197 230.10.5 T 五一变1 230.中性点2 230.2.078 230.230.T 中性点2 230.五一变2 115.2-0.003 230.115.T 中性点2 230.五一变3 10.52.197 230.10.5 T 石柱岭1 115.石柱岭2 10.51.262 115.10.5 T 石柱岭1 115.石柱岭2 10.52.262 115.10.5 T 玉洞变1 115.玉洞变2 10.5.333 115.10.5 T 沙田变1 230.沙田变2 10.51.1 230.10.5 T 沙田变1 230.沙田变2 10.52.1 230.10.5(END)总结 电力系统构成的重要组成部分就包含县城电网，同时也是发展城市现代化重要的基础设施。随着我国经济的快速上升，电力负荷增长迅速，因此对于区域电网的供电能力提出了新的要求。同时也给配电网的供电提出了新的挑战。地方电网的优劣，不仅直接影响到电力部门的安全运行，同时还关系到国民经济其它各部门的发展。科学地评估区域的供电能力能够更好的发现供电过程中存在的问题，从而提高供电质量，对社会和经济存在重大的意义。
城市电网供电能力的评估可以帮助人们更好的了解一个地区电网的结构、人民用电情况以及电网潜在的问题等，对提高电网供电的安全性和可靠性，对社会经济发展有着很大的现实意义。本着此基本目的，本文对巢湖地区市区电网的供电能力做了分析和评估，主要取得了如下成果：
一、宏观分析了该市历年用电情况以及负荷构成情况，并对该市电网的负荷发展趋势和行业用电需求做相应的分析预测。
二、从变电站和线路两个方面对该市市区电网结构进行了分析，分析了西山变和岭头变主变投运情况、变电站目前运行的基本情况、市区架空线路的投运情况、线路参数以及电网连接等基本情况。同时对该市市区电网整体的运行现状进行了分析，找出一些存在的问题，并提出相应的解决方法。
三、详细分析了该市市区10kV线路的运行和负荷情况，从导线在不同负荷下的安全负载率、配变运行率和还可报装容量三个方面分析了线路负荷能力。同时简单分析了线路的线损情况，为该市供电部门在改造过负荷、线损大的线路时提供参考。
四、通过对该市市区潮流进行了计算和分析，得到在不同负荷水平下的电力系统单线图，从图中分析知道该市市区电网结构较合理，现有的电厂、变电站和线路容量基本满足负荷的发展需求，在负荷增加1.3倍情况下，市区电网电压仍然能够稳定。此外，还通过该软件对市区电网进行了N-1开断模拟分析，以校验某些设备在停运的情况下，是否仍有备用以维持该地区电网的正常运行，不影响供电的安全性和可靠性。
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[19]黄益庄编，《变电站综合自动化技术》，北京，中国电力出版社，2000年3月。
[20]狄富清编，《城乡电网配电装置》，北京，中国电力出版社，2001年6月 致谢 整个毕业论文顺利撰写完，顿时感觉很轻松，很有成就感。回想这刚过去的几个月毕业论文撰写，第涌入眼前的次就是辛苦。为了写毕业论文，经常每天十多个小时的泡在图书馆，查阅资料，询问学姐，向老师请教。所以这一份毕业论文能够顺利写完，也是对我四年大学生活的总结。
我还要感谢论文撰写过程中给我提供过帮助的学长，同学。他们给我在论文撰写过程中遇到的问题，都提供了帮助和意见。对于我的论文的顺利完成，功不可没。在此，也要诚挚地说一声，谢谢。
最后，我要向我的父母衷心地说一声谢谢。
向在我毕业论文中给过我帮助的所有人，再次说声谢谢。
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