电网安全运行故障

关键词： 动作 故障 继电保护 电网

电网安全运行故障（精选十篇）

电网安全运行故障 篇1

1 电网运行故障分析及安全隐患

1.1 电网运行主要故障

1.1.1 雷击跳闸

雷击跳闸在近来年的电网运行故障中居首位, 其主要原因在于两点:1) 电网运行设计方面;2) 运行维护方面。雷电反击的最主要原因在于接地电阻超过设计值, 由于山坡地形的变化, 会引起山区输电线路保护角的变化, 保护角增大会导致屏蔽失效区域的增大。通过现场调查, 山区线路的雷电绕击跳闸较多, 导致这一现象的直接原因就是由于保护角取值较大或者是输电线路没有随着地形的变化进行改进而造成屏蔽区域失效。另外, 在设计阶段, 没有进行实际调查而造成输电线路不符合实际要求, 导致雷击跳闸率升高。在运行维护中, 绝缘水平的不足导致了输电线耐雷水平降低, 周围缺少防绕击措施, 运行中部分接地装置被腐蚀都可能造成雷击跳闸。

1.1.2 风偏放电

风偏放电是造成电网运行故障的问题之一, 一旦由于风偏放电, 就会导致重合闸困难, 影响整个电网的安全运行。线路故障有以下几个特点:第一, 在放电时段和放电区域, 会有持续的强风, 并盘有雷雨或者冰雹;第二, 在发生风偏放电的地区, 没有明显的地形地貌特征;第三, 杆塔上曲臂构架和导线上有比较明显的电弧烧痕, 并能看清放电路径;第四, 合闸失败几率高, 在强风结束后, 仍合闸失败。造成风偏放电有两个原因, 一是因为强风天气影响, 二是由于线路抗强风能力有待提高。

1.2 电网运行的安全隐患

1.2.1 开关遮断容量不足

随着现代社会用电负荷的逐渐增大, 电网分层的配套设施越来越不能满足高用电量的需求, 给电磁网环带来了极大的压力, 导致220k V系统短路情况增加, 220k V开关遮断容量不足问题日益严重。近些年, 在电网枢纽位置的厂站, 220k V母线短路现象发生率增大, 对电网设备和安全带来了极大的威胁, 假使开关相邻处发生故障, 不仅损害开关, 更给周围相关设备带来严重影响, 如果开关断不开, 存在问题, 必然会引起更大事故, 后果不可想象。

1.2.2 电压高低差幅较大、低谷电压太高

主网电压高低差幅较大、低谷电压太高, 给电网安全运行带来了严重影响。究其原因有以下几点:1) 电网计划设计部门存在工作失误, 未严格认真执行“技术规范”的要求;2) 没有考察当地实际情况, 按照电网固有的客观规律将感性、容性无功补偿容量装够。

2 电网的安全运行管理

2.1 提高继电保护的运行管理

继电保护装置在电网运行中有着两面性, 它可以为电网运行提供安全的保障, 但也可能成为扩大电网事故的源头。只有加强对继电装置的保护, 才能保障电网良好运行。我们要努力做到“三个管好”和“三个检查”。

1) “三个管好”:a.管好控制保护设备;b.管好直流系统及各个分支保险;c.管好保护压板。

2) “三个检查”:a.做好送电后的检查;b.做好停电后的检查;c.做好事故跳闸后的检查。

2.2 提高电网运行人员素质

一方面, 在电网基层的工作人员, 技术水平较差, 不注重培训的重要性, 导致培训流于形式。当电网出现故障时, 一些工作人员不能及时、准确的做出判断, 找不到故障发生的地点和原因, 甚至出现判断失误, 拉错开关等情况, 导致事故造成的停电范围大、时间长;另一方面, 由于从事此行业的人员年龄偏大, 缺乏年轻职工的加入, 文化层次不高, 影响企业现代化进程。通过以下几方面来提高电网运行人员素质:1) 加强对电网运行人员的培训, 让主管领导认识到培训的重要性, 使员工不断加强技能水平。要求工作人员不断学习新技术、新知识, 提高业务技能, 胜任本职工作。要注意培训内容的实用性, 多传授实际操作技能, 注重对实际情况的模拟训练。2) 开展工作指导, 使工作人员掌握相关操作标准, 完善自身业务素质。提高调度人员的安全意识和责任心, 让相关人员了解到误调度、误操作所带来的事故, 提高工作人员的警惕。3) 加强对电网运行人员综合素质的培养, 提高其职业道德水平, 使他们在自己的工作岗位上, 提高电网安全意识, 注重电网故障排查。4) 工作人员要做好事故预想。当天气情况恶劣或者遇到其他突发状况, 要做好事故预想, 早准备, 早预防, 并准备好应对措施, 以便在发生异常时, 能够及时、准确、果断处理同时应做好输电线路的检修工作, 对于有问题的线路, 应及早做出处理, 杜绝事故的发生。5) 注重吸收新鲜“血液”, 发现和培养新员工, 加强人才储备。

2.3 提高处理突发事故的能力

现今, 电网运行的环境不稳定, 还存在着许多意外因素, 主要表现在天气原因, 由于灾害性天气发生的频度与力度均有加剧趋势。在夏季, 会受到强雷暴雨的袭击, 冬季则会受到大面积污闪的影响。电网设计所能承担的程度也不足以承受某些自然灾害。除此之外, 外损和偷盗现象也是日益严重, 有些地方电力公司为了防止外损和防盗现象的发生, 花费了大量人力、物力经费, 仍没有起到本质的作用, 没有从根本上消除这个问题。这就需要做好两个方面:一方面相关部门应制定并不断完善相关法律法规, 从法律角度对不法行为加以约束和制裁;另一方面在公司内部因建立起一套完整的、行之有效的突发事故预警机制, 提高解决突发事件的能力, 以保证电网运行的安全。

3 结语

随着新技术的出现, 供电的可靠性虽然有了明显地提高, 但也存在着一些问题。这就要求相关工作人员对设备进行不断改善, 提高电力系统的可靠性, 以改善供电水平, 减少供电事故的发生。

摘要：现今, 随着电力企业的不断改革和发展, 电网安全越来越受到人们的重视, 电网安全已经成为行业内讨论的话题。分析电网运行的故障及存在的安全隐患, 并根据这些问题提出电网安全运行管理的有效方法。

关键词：电网运行,故障分析,安全运行管理

参考文献

[1]宋太忠.加强调度管理保证电网安全经济运行[J].时代经贸 (中旬刊) , 2007.

[2]董纪军.浅谈如何加强电网的统一调度和安全管理[J].中小企业管理与科技 (下旬刊) , 2010.

关于电网调度与电网安全运行分析 篇2

摘要：作为电网的核心部门，电网调度是保障电网安全运行的基础。为此研究了电力系统安全运行的影响因素，分析了电网调度存在的不安全因素，提出了在电网调度中确保电网安全运行的措施。

关键词：电网调度；安全运行；事故

随着我国的快速，电力基础设施的投资明显增大，电厂和电网的容量都有了质的发展，在这种情况下更应保证电网的安全运行。因此应从完善电网网络结构、提高继电保护的可靠性和增强调度人员的素质等方面加强管理。随着科技的进步及电网规模的不断扩大，电网发生事故的几率也在逐渐增加，而作为电网的核心部门，电网调度担负着保证电网的安全、经济运行的重要任务，因此其出现事故对电网整体的影响也在日益增大。且随着近年来城乡电网改造的逐步深入，电网内各种电气设备的技术水平都在不断提高，使电网整体的现代化水平都有大幅度的提高，但同时也增加了电网发生故障的几率。

一、电力系统安全运行影响因素

对电力系统的可靠运行造成影响的因素很多，根据电力系统本身的特性可将其分为内部因素和外部因素。

1.内部因素

（1）电力系统的一次元件出现固有的故障，如发电机失磁故障、输电线路短路故障、变压器磁饱和故障等。

（2）电力系统内部的二次元件如控制和保护系统中的继电器、断路器等出现故障。

（3）通信系统发生故障，如外部信息的侵入，信息传输过程中设备不稳定导致信息的缺失等。

（4）引入电力市场的竞争机制后导致旧设备与新设备不协调，且缺乏更换旧设备的主动性。

（5）电力系统中的机系统出现了硬件、软件故障。

（6）由于电力系统本身特性所导致的不稳定因素，如频率不稳定及静态振荡等。

2.外部因素

首先是气候急剧变化造成的自然灾害因素，如洪水、雷雨风暴及地震等。其次是人为的操作因素，如保护和控制系统参数的错误设置，由于恐怖活动和战争导致的蓄意破坏等。

由于影响电力系统安全运行的因素如此之多，应从多个方面加以综合防范，首先在电网建设阶段要加强监督和管理工作，保证电网建设工程的质量；其次应提高电力系统自动化的水平，加强变电站综合自动化系统及配电自动化系统的建设，同时定期对调度运行人员进行培训，提升核心技术人员的职业素质。

二、电网调度存在的不安全因素

电网调度作为电网运行的核心部门，其安全稳定直接关系着电网整体的可靠性，因此应对电网调度中存在的不稳定因素进行分析和研究。根据实际的工作经验，电网调度中存在的不安全因素主要有：

（1）由于电网运行人员并未严格遵守相关安全规程，交接班时在未完全了解电网运行方式的前提下就发布了调度命令，导致严重事故的出现，或者由于疲劳导致在拟写调度命令时出现失误。

调度员对相关的调度规程未完全遵守，尤其是在交班时未完全了解电网运行方式，导致工作出现严重失误，且在地调这个层面由于实行的是逐项命令，因此当工作量比较繁重时容易出现拟写调度命令失误的情况。在与现场进行三核对的过程中，由于现场回报不清或交接班时没有对工作交接清楚就匆忙进行操作也容易造成错误。

（2）没有严格执行相关的调度操作制度，工作结束时交接手续不清导致工作许可出现错误，使得当多个工作组工作时协调效果不好，工作结束后没有完全汇报工作，造成严重的事故。

（3）由于调度员的责任心不强及调度术语使用的不规范导致产生了误命令，因此需要培养调度的责任心。

（4）由于调度员心理素质和业务非常差，导致对操作中的工作程序和系统的运行状况不熟悉，延迟了重要用户的送电。

（5）班组的安全管理存在漏洞，导致调度员的安全意识非常淡薄，对于一二次资料的管理并不能严格执行，使得调度员在执行过程中缺乏相关的依据。

（6）检修工作缺乏计划性，导致相关的设备进行了多次重复的停电检修，客观上为调度员安排电网运行方式带来了一定的隐患。

三、电网调度安全措施

1.细化运行方式的编制，强化运行方式管理

首先应该将电网的运行方式管理模块化，从制度上规范电网的运行方式，保证电网年运行方式的编制应依据一年中存在的问题进行，将电网的反事故措施落实到运行方式中，从技术上提升电网运行方式分析的深度。

其次在电网运行方式的计算上要对母线和同杆架设的双回线路故障下的稳定性进行校核分析，分析重要输电断面同时失去两条线路时导致的故障，严格计算在最不利的运行方式下最严重的故障对整个电网的影响，要有针对性开展事故预想和反事故演习，对防范措施进行细化，对电网事故防范于未然。同时在有条件的地区可以建立健全相关的数据库系统，以此来提高电网运行方式的现代化管理水平。

还应从机制上对电力企业调度安全进行完善，提高其对紧急事件的处理能力，对电网中存在的薄弱环节要进行深入的分析，对不同年份的夏季最大负荷进行总结，加强应急体系及应急预案的建设工作，增强应急预案的可操作性，提高电网对大面积恶劣天气及外力破坏而带来的恶性事故的预防能力，最大限度地保证电网的安全有序运行，对电网中存在的潜在危险进行化解，杜绝由于调度原因导致的电网安全事故。

2.杜绝误调度、误操作事故

如果调度员下令对电网的运行方式进行改变，则在指挥事故处理和送电的过程中应防止调度员的误操作。建议从以下几个方面采取相关的措施：

首先应使调度员明确责任，提高所有相关人员的安全意识，增强调度员责任心的同时坚持进行定期的安全检查活动，对误调度和误操作事故进行通报，对相

关的调度事故要严格吸取教训。在调度组进行调度命令无差错活动的开展，考核调度命令时应将安全小时数作为主要的考核指标之一，并作为年评选的先进条件，从各个方面增强电力职工的责任感和安全意识，以达到良好预防并控制故障的效果。

其次应对电网调度中的《电网调度管理条例》进行严格的执行，对调度、发电、供电、用电单位进行定期培训，从制度上杜绝误操作和误动作事故的发生。要保持相关人员在工作中锻炼出的严格执行安全制度和克服违章的习惯。在调度员进行线路处理工作时对安全措施和所列任务进行严格的审查，对于不合格的工作票要进行重新办理，规范倒闸操作的指令，严格遵守并执行调度命令票制度。

3.完善电网结构、强化继电保护运行、提高调度人员素质

随着电力公司对电力设备投入的增加，高压电网的结构进一步得到优化，大部分地区220kV电网已经形成了环网，而500kV网络也形成了局部的单环网，提高了高压网络的可靠性。

作为保证电网安全稳定运行的屏障和防止电网事故进一步扩大的防范措施，对继电保护装置进行安全运行管理，确保其长期处于良好的运行的状态，对电网的安全运行具有重要的意义。通常是继电保护整定专责和调度员根据电网的运行方式来对一级电气设备的保护装置进行校核，其包括重合闸装置、备自投装置及保护定值单等，若核对结果是正确的，则还要调度员和各变电站再进行二次保护设备的核对，及时发现漏洞和问题，保证各级继电保护装置的安全稳定运行，确保电网整体的安全性和可靠性。

误调度、误操作事故会对电网的安全运行带来巨大影响。调度人员是改变电网运行方式、指挥停送电操作和处理事故的关键。为了进一步加强电网运行的安全，要提高调度人员的安全意识、增强调度人员的责任心，要坚持定期安全活动、针对事故通报。另外，在管理中要严格执行规章制度，定期进行事故案例分析，提高执行者的安全意识，使调度人员养成认真执行规程制度的好习惯。还要严格把关制度，审查工作认真仔细，不符合规范的工作票必须重新办理。调度命令票制度也需严格执行，下达倒闸操作命令，电力调度术语必须规范。

为了适应电网新技术、新设备的引进与应用，达到电网现代化运用水平，对调度人员素质要求越来越高。导读人员不仅要学习新技术、新知识，还要不断通过实践提高业务水平。对调度人员的培训要以实用为目的，要求工作人员熟悉电网继电保护配置方案及工作原理、本地区电网的一次系统图、主要设备的工作原理以及本地区电网的各种运行方式的操作，要求调度人员能掌握紧急事故的处理方法。正确处理事故，准确无误指导下令进行倒闸操作、投退继电保护及安全自动装置。此外，调度人员还应该能运用自动化系统分析电网运行情况、及时准确判断排除故障。因此，调度人员的培训工作非常必要，对电网的安全运用至关重要。加强相关的技术培训也是提高调度人员业务素质的途径之一，随着新设备和新技术的不断应用，电网的现代化水平在不断提高，这就要求调度人员应不断熟悉新技术和新知识，在提高业务技能的基础上完全胜任本职工作，以培训为基础，以应用为目标，不断注重技能培训和岗位练兵。在调度人员岗位培训的基础上进行DTS仿真机的培训，使调度员达到三熟三能。

四、结论

电网安全运行故障 篇3

【关键词】电网调控；接地故障；预防措施

1.接地故障产生的原因

单相接地故障是电网中出现概率最大的一种故障，特别是在雷雨、大风和冰雪等恶劣天气情况下，单相接地故障更是频繁发生。66kV及以下的中低压配电网，由于设备元件多，设计裕度小，运行环境相对恶劣等因素，因此发生接地故障的概率更大。发生单相接地故障的具体原因主要有：设备绝缘不良，如老化、受潮、绝缘子破裂、表面脏污等；发生绝缘击穿接地；小动物、鸟类、漂浮物及吊车等外力破坏；线路断线，导线固定不牢等；恶劣天气和人为因素等。其中，导线断线、绝缘击穿和树木短接是电网发生单相接地故障的最主要原因。

2.接地故障的现象

发生单相接地时，一般会有以下现象出现。（1）发生单相接地的系统内变电站接地警报，接地光字牌亮。（2）同一系统内的三相对地电压不平衡，相电压表上显示故障相电压低于额定相电压或为 0，其他两相电压高于额定相电压或等于额定线电压，3U0超过动作整定值，发出接地告警信息。（3）系统内运行的消弧线圈有异响，出现大电流，电流值等于消弧线圈运行档位的额定电流。小电流接地系统中常发生一些故障，也能发出接地报警信号，因此如何区别真假接地是进行接地选择处理的前提。

3.接地故障的处理步骤

电网发生单相接地故障告警时，监控员应主动检查本系统中其他变电站母线电压数值，确认系统确实发生接地故障，应立即将接地时间、相别、母线电压、消弧线圈动作情况报告值班调度员，并可结合现场汇报情况，尽快寻找故障点切除故障，避免扩大为两点接地或相间故障，引起线路跳闸，影响持续供电。

3.1接地故障处理的注意事项

（1）系统带接地故障运行时间，一般不可超过2h。（2）带接地故障运行时，应加强监视电压互感器和消弧线圈的运行状态，防止出现异常造成事故扩大，并及时报告调度。（3）在系统接地时，不得拉合消弧线圈的隔离开关，也不得用隔离开关断开接地电气设备。（4）用“瞬时停电法”查找故障线路时，无论线路上有无故障，均应立即合上，瞬时停电小于10s。（5）如在异常天气出现频繁瞬间接地，则可以将绝缘水平低、分支多、主干线长、故障率高的线路停电，待风雨停止后再试送电。（6）观察、判定接地故障是否消失，应从接地信号、三相对地电压、消弧线圈声音等情况相结合判定，防止误判断。（7）当采用分割电网的办法选择接地故障时，应考虑各系统供电不受影响。分网运行时，应考虑分网后各部分之间的功率平衡、继电保护配合和消弧线圈的补偿等因素。（8）只有一台消弧圈的系统，允许带接地故障运行的时间，由消弧线圈的温升确定；有多台消弧线圈的系统中个别消弧線圈温升达到规定时，而故障线路未选出或因故不能停下时，可以切除该消弧线圈。（9）当系统三相电压同时升高或任一相电压超过运行线电压 10%时，说明系统产生了PT铁磁谐振过电压，手动选出后不再试送。（10）拉路选择接地时，应考虑电容电流的变化，避免系统发生全补偿谐振。

3.2 接地故障处理的原则顺序

（1）根据系统接地当时的实际情况（如用户报告，接地自动选择装置显示的接地线路或线路跳闸重合成功后发生的接地等），可以临时变更接地选择顺序，优先选择，以求迅速找出故障点。（2）拉开母线无功补偿电容器断路器。（3）分割电网法检除。当两条母线并列运行，解母联开关判明哪条母线系统接地后，仍恢复双母线并列运行方式。（4）充电线路可先检除。（5）在不影响负荷的情况下，选择联络线、双回线和环状线路进行判断。（6）选择分歧多、线路长的次要负荷线路。（7）选择重要的负荷线路。重要用户和保安负荷通知后，再进行接地选择。（8）对于只有一台消弧线圈的系统，带消弧线圈的线路一般最后检除。（9）判明接地线路后，令线路维护单位巡线处理。

4.几种典型接地故障处理

4.1变电站内设备发生接地

变电运行人员检查站内电气设备是否有接地故障：如设备瓷质部分有无破损，有无放电闪络；设备上有无落物、小动物及外力破坏等；有无断线接地；避雷器、电缆头有无绝缘击穿等现象。在检查确认变电站内设备无问题的前提下，按线路接地故障处理。如果接地点在站内时，可能在母线或连接母线的设备上，可能在主变二次侧至母线间，可能在开关至甲刀闸间，也可能在开关至乙刀闸间。

4.2变电站外线路发生接地

线路发生接地故障时，可能为1点接地，也可能为2点或多点接地。

小电流接地系统发生接地时，监控员对接地现象做详细记录，并立即报告调度，如有消弧线圈的变电站应监视其温升，随时与调度联系处理。如果有智能接地选线系统的按其显示的线路进行选择，无智能接地选线系统的变电站按接地选择顺位表选择。首先判断系统发生接地故障，然后区分是变电站内接地还是线路接地，分割电网缩小检除范围，检除最可能发生接地的线路，检除不影响负荷的充电线路和联络线，减除次要负荷线路，最后减除重要负荷线路和带消弧线圈线路等。如果减除一遍接地告警信息消失，即为单点接地，对该接地线路进行处理即可。如果减除一遍接地告警信号未消失，即可判断为同相两点或多点接地，在已确定的范围内逐次拉开线路，当拉开某一线路，接地信号消失，说明此线路上有接地点，此线路暂时不送电，然后将已拉开的线路开关依次合上，当出现接地告警信号时，说明此线路有接地点，此线路暂时不送电，再依次送出其他线路，无接地信号时，完成接地线路判明后，根据实际要求决定是否送电，并应立即停用接地线路的重合闸，如果接地线路跳闸，不进行强送。对于66kV双母线系统存在的接地故障，还可以用倒母线隔离开关和拉合母联断路器进行选择，此方法优点是不影响线路负荷，特别适合重要负荷多的变电站系统。该方法只需要在220kV变电站内操作即可完成接地选择，但对变电运行人员的操作能力和素质要求较高。

5.接地故障的预防措施

鉴于导致单相接地故障的原因有很多，可采取以下几种方法进行预防，尽量减少接地故障的发生。（1）提高系统绝缘和耐雷水平。在规划设计时，在接地故障频发区，加装氧化锌避雷器；增加杆塔高度；在污秽环境下，应提高设备的外绝缘强度和防污秽等级，线路上也可采用绝缘导线等。（2）施工前后严把质量关。施工安装前，不允许任何不合格的设备和材料混进电网中；线路架设完毕后，应按要求完成有关试验、检测工作，履行严格的验收手续。（3）加强运行管理，认真做好巡视工作，消除隐患。在春、秋检时认真组织清除电网缺陷，消除树木威胁，合理安排检修，尽量缩短检修时间，提高检修质量。加强宣传工作和预防措施，防止外力破坏。（4）定期对配电变压器、避雷器、跌落式熔断器、绝缘子等进行试验及绝缘电阻的测量，选用优质产品，对不合格设备及时进行维修或更换。（5）在配电长线路上加装分段开关。这可以有效缩小故障范围，减少停电范围和停电时间，有利于快速查找故障点和隔离故障。 [科]

【参考文献】

电网安全运行故障 篇4

1 电网运行故障分析和处理

1.1 线路故障

电网运行时, 若是发生单相接地或是相间、三相短路问题, 就导致线路的开关发生保护性跳闸, 重合闸会动作使开关重合, 当重合之永久性故障时, 重合闸会自动断开三相开关, 当值调控人员应该把线路的继电保护动作情况等有关参数资料信息汇报至相关单位, 通知相关单位对该故障线路进行巡检, 寻找故障点, 并在线路维护人员巡视线路的时候, 同时通知变电运维人员检查开关状态, 若检查开关无异常, 通知线路运维人员后, 可对重要线路强送一次, 试送时须停用重合闸, 试送成功后再将重合闸投入。线路开关跳闸, 重合闸未投或者未动作, 检查开关无异常, 也可对线路强送一次。对空载运行线路、全电缆线路、正在进行带电作业的线路, 低频低压减负荷动作切除的线路和安制装置动作切除的线路不准强送。

1.2 变压器故障

若是电力系统中的变压器发生故障, 并且引发变压器跳闸, 就一定要依据继电保护与变压器具体情形加强变压器问题的诊断, 然后恢复变压器的顺利运行。若是变压器差动保护和重瓦斯保护同事动作发生跳闸, 未明确具体原因和排除故障, 不可实施强行送电操作。若是差动保护与重瓦斯保护其中一个动作, 应该在明确不是继电保护保护操作失误的基础上, 针对外部进行严格检查, 且确认不是由于变压器内部故障引起, 可对故障变压器试送一次, 如不成功, 则不得再强送。另外, 若是变压器后备保护的动作发生跳闸保护, 应该针对变压器外部实施检查, 在未发现异常问题和变压器主保护无异常的基础上, 能够对变压器试送一次。

1.3 发电机组故障

发电机组故障跳闸会导致系统频率降低。此时调控人员就要及时启用备用容量调节联络线路和频率, 若是调节能力缺失, 就要选择故障限电手段进行负荷限制。另外, 还应该将发电机组发生跳闸的具体原因向有关领导汇报。

1.4 母线故障

母线故障主要指在保护母差的范围以内发生设备故障, 从而导致母线电压消失。由于联接母线的设备相对偏多, 所以母线发生故障就会造成严重影响。若是母线发生故障, 调控人员就必须通知运维单位, 加强一次设备和二次设备的检查, 发现故障点, 必须把故障点进行分隔, 然后及时进行母线送电。若是故障点无法隔离, 且是双母线的一条母线发生故障, 必须在确保故障母线中设备并不存在问题, 把其与运行母线进行连接, 完成送电。另外, 若是故障点并不明显, 就要运用外部电源或是具有充电保护设备的母联开关尝试对母线送电, 如果条件允许, 还能够运用发电机针对母线进行零起升压, 在送电恢复正常过后, 再复原其它相关设备。同时, 如果充电失败, 证明问题依然未处理, 就要继续完成检查和处理。

2 加强电网运行安全操作的对策

2.1 加强方式安排的科学性

在调控运行工作中, 电网设备的检修和由此带来的方式安排占据重要地位。而为了能够确保电网系统的安全运行, 必须制定科学、有效的运行方式, 进而为电网系统的检修工作安全奠定坚实基础。同时在确保电网系统调度安全性的前提下, 可以分阶段编排检修计划, 比如说日计划和与周计划等。另外, 还应该针对电网设备检修时的危险点和薄弱环节, 合理制定方式、保电预案和风险点分析, 从而加强设备检修管理和事故处理速度, 确保电网系统运行的稳定性与可靠性。

2.2 改进调度体系, 规范电网调度操作

制定科学、有效的电网调度体系, 使电网调度能够有据可循, 而规范电网调度操作, 可以加强电网调度工作的标准化与规范化。另外, 改进与完善电网故障预处理计划, 加强电网调度相关指令的规划性, 并且严格执行所有规章制度, 防止发生误调度与误操作, 确保电网系统安全、稳定运行。

2.3 加强数据分析能力, 熟练掌握电网调度的自动化系统

电网调度必须以及准确的信息数据分析作为依据, 因此必须加强电网信息数据的研究和分析。在电网信息数据的分析过程中应该充分运用计算机技术, 依据正确的信息数据分析, 加强电网调度的科学性与合理性。现阶段, 电网调度的自动化系统已经普遍运用在电网调度中, 因此, 调度工作人员必须熟练掌握调度自动化系统, 合理运用调度自动化系统功能, 这样才可以在电网调度过程中实现电网的科学、合理调度。另外, 还应该学习有关知识, 并且总结实践经验, 确保电网调度工作的正常实施。

2.4 事故判断

目前, 对于电网调度的自动化系统而言, 开关事故报文上传一般是运用开关跳闸相应变位信息与事故总信号的相关变位信息完成。在电网系统中大量应用信息技术, 在判断事故和预警处理手段方面有了一定突破。首先, 可以根据变电站特点进行判断, 如果无人值守的变电站发生开关跳闸, 而且开关没有进行遥控操作, 就必须依据开关的状态、故障报文和该开关负荷的变化完成事故的判断。其次, 依据开关的保护信息进行判断, 在发生错误信息之后, 应该认真观察事故的保护信息相应开关, 主要检查其是否发生分闸变位, 并根据各种信息数据对事故进行判断。

2.5 应用在线监测系统

通常在电网系统进行调度操作过后, 应该妥善处理电网系统运行模式的变换, 同时对电网系统有关工作进行模拟与调整, 然后利用在线检测系统完成电网系统的实时监控, 充分了解电网系统具体运行情形, 若是发现问题必须要及时利用相应措施进行处理, 进而在一定程度上提升电网系统的运行效率, 确保居民日常生活与生产的正常开展。

3 结束语

调度操作直接影响电网系统的安全与稳定运行, 对此必须在电网系统进行调度操作时, 调控人员综合分析电网系统特点, 加强调度操作的安全性, 从而确保电网系统在调度操作过后, 实现电网的安全与可靠运行。另外, 电力企业还应该加大调控人员专业技术与知识的培训力度, 提高调控人员安全操作意识, 并且严格依据调度操作标准开展工作。同时, 应该制定合理的调度方案, 对于事故进行预判, 提高数据分析能力, 合理应用在线监测系统等, 确保电网系统调度之后运行的可靠性与安全性。

摘要：电力调度的根本任务就是指挥电网运行过程中的倒闸操作, 对电网故障与事故进行处理, 尽量确保电网稳定供电。近几年, 电力调度技术和设备水平逐渐提升, 在一定程度上加强了电力调度工作的现代化程度, 而且提高了电网运行的安全性和稳定性。通过分析电网运行的常见故障, 重点研究了调度安全操作, 从而保证电网运行的可靠性。

关键词：电网运行,故障,调度,安全操作

参考文献

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电网及设备安全运行工作总结 篇5

电网及设备安全运行工作总结

电网及设备安全运行工作总结 200#年时间己过去，在全站人员的共同配合和努力下，确保全年所有设备的安全稳定运行，下面将200#年的运行工作做一总结：1．首先在年初，就要求站内人员依据各自的岗位职责制定了“三不伤害”保证书和相应的考核办法：每月进行一次考核，在每周五的安全活动日中，及时对前段运行工作进行总结，提出存在的不安全因素，及控制措施。2．此外，针对设备的运行状况，技术管理等进行不定期的`运行分析，例如对新投运的110KV六氟化硫开关，10KV851开关的操作事项，蓄电池存在的问题，两票执行等诸多方面的问题进行分析，在进行分析时，全体人员积极参与，踊跃发言，提出很多切合实际的可操作性强的见议，通过分析使运行人员不断总结经验，掌握运行规律，不断提高安全和运行管理水平。由于全站人员能严格执行各自的安全生产准则，对站内设备进行认真的巡视检查维护，多次发现并及时处理设备存在的隐患，其中1月17日在正常巡视中发现864电容器开关处有异常音响及异味，随后拉开864开关，经认真检查，发现864室内出线电缆头三叉处严重烧焦，当值人员及时隔离该故障点，避免了事故的进一步发展，此电缆头于2月9日重新制作后投入运行。3月6日，巡视发现858室内电缆头出线A相接头发热，及时进行了相应的处理。3．利用4月份站内春检停电机会，对110KV PT B相油标的观察孔及渗漏油进行了处理，更换了2#主变35KV A相套管线卡，并处理了35KV460大寨线出线A相线卡发热的问题。通过晚高峰负荷测温发现110KV154―3刀闸B相母线侧线卡温度偏高，于9月24日停电进行专门处理。4．由于我站部分设备己属超龄服役设备，故于4月12日开始，陆续对110KV151、152开关进行改造，因少油断路器更换为LW25―126型SF6断路器。其间，1#主变进行了大修，更换了所有密封胶垫，处理了缺陷6处，在1#主变大修期间，4月26日11点27分，2#主变有载重瓦斯动作拉闸，造成全站失电，后对2#主变有载机构进行了大修，但又因其有载调压控制器出现了故障，后将2#变高压侧分头置于“3”投入运行。新的年度要一如既往的抓好安全运行工作，确保电网及设备安全运行，从基础管理做起，并利用各种机会加大对运行人员的培训力度，认真开展好事故预想和反事故演习，使安全运行工作再上新台阶

电网安全运行故障 篇6

关键词：电网规划 安全运行 质量管理

随着经济的发展，科学技术的进步，我国工业化、城市化进程逐渐加快，无论是输送距离、输送容量，还是供电覆盖面积，我国的超高压以及高压输电线路都呈现出扩大的趋势。在我国，受地理位置、能源分布的影响和制约，在一定程度上造成新老输电线路自成体系，相互交错，同时运行。目前，供电网络纵横交错的现象在城市周边、新老工业区等普遍存在，进而浪费了土地资源和空间资源，同时加重了高电压对大气的污染，导致城市的发展和人民群众的日常生活受到严重的影响。本文从电力输送、规划布局、运行管理等角度进行分析和阐述，并且提出相应的政策建议，为电网的安全运行提供参考依据。

1 合理规划电网

1.1 输电线路的容量和布局 在确定地区负荷中心变电站的过程中，需要结合该地区的实际情况，同时对该地区的预期负荷及负荷特点等进行综合考虑，进而在一定程度确定是改造原有的供电线路，还是对其进行淘汰。在该地区，借助负荷中心变向供电，根据地区的实际情况，可以适当增加负荷中心变电站的数量，对于中心变电站，既可以独立运行，又能够实现环网运行，进而在一定程度上对电网供电的可靠性进行强化。在现实阶段，输电线路的容量和布局与地区的实际用电需求相比，存在明显滞后的现象，地区城市化、工业化的进程受电力供给滞后的严重影响和制约，进而急剧增加了该地区的供电负荷，并且随着该地区城市化、工业化的快速发展，导致供电工程被迫改造或新建增容，进而引发电力工程刚刚投入运营，就要实施改造升级或扩建，如果改扩建后，依然难以满足该地区的负荷需求，在这种情况下，就要重新建设新的供电设施，增加了供电系统的复杂性，最重要的是浪费了社会资源，并且污染了环境。

1.2 电力系统安全稳定性的前提条件 电力规划作为一项复杂的工程，其特点主要表现为：面积广、规模庞大、负荷需求不确定，并且涉及多个部门等。在开展电力规划工作的过程中，通常情况下，一方面需要大量的历史数据，另一方面需要深入分析电网，进而对社会的发展趋势进行全面的了解。随着电子技术的不断发展，在电力规划中，人的主导作用依然格外重要，这一点需要给予高度的关注。在对电力系统进行规划时，人的作用表现为：分析处理由非技术因素、不确定因素引发的各种问题，同时处理分析电网结构中存在的问题，并且在一定程度上解决电网计算的复杂性问题等。

与计划经济体制相比，在市场经济条件下组织开展电力规划工作，其工作难度会更大，同时对规划者提出更高的要求。对于规划工作者来说，为了做好本职工作，通常情况下，需要对电力市场加强调查研究，对经济结构趋势进行深入的分析，同时对电力体制改革、电力市场开拓等进行不断的优化，收集不同行业的发展信息，为研究本地区用电量和负荷，提供参考依据，进而在一定程度上做到以市场需求为导向，以经济效益为中心，以优化资源配置为重点，制定科学合理的电力发展目标。

1.3 划分电网电压 随着经济的发展，科学技术的进步，超高压和特高压技术广泛应用于电网中，进而在一定程度上增加了用电负荷和配网范围，输送电力的主网络已经由原来110kV升高到330kV，甚至更高等级的电压。在整个的电力网络中，地区配电网络选择等级低于330kV的电压。通过对电压的范围进行不断的调整，建立110kV的配电网络，进一步提高配电网络的可靠性，并且在一定程度上能够增加电能容量，同时增加输送的半径。

2 电网运行的安全

在全国范围内，近年来时常发生大面积停电的事故，进而直接影响人民群众的生产、生活，影响电网安全运行的因素比较多，但是，归纳起来主要表现为：

2.1 从业人员素质有待进一步提升 在专业技术水平方面，部分电网运行人员不高，缺乏责任心，对于自身所从事的具体工作都搞不清楚，根本没有意识到工作的危险性，在现场工作的过程中，抱着侥幸心理，缺乏标准化意识，在自我保护方面比较薄弱，这些因素在不同程度上影响着电网的安全运行。

2.2 工程设计不完善 随着电网的不断发展，进一步增加了上下级电网运行配合的复杂程度。设计人员在现场经验比较缺乏，同时对细节缺乏必要的把握，进而在一定程度上埋下了电网的安全运行的隐患，电网的安全运行受到威胁。

2.3 继电保护设备 对于继电保护设备，由于部分微机保护厂家难以保证质量，导致继电保护设备缺乏抗干扰能力，并且硬件结构设计不合理，软件编程存在缺陷，长时间运行后，机电设备装置的元器件容易出现老化，进一步降低了故障自诊断能力，对于出现的故障不能及时进行报警，在保护误动或拒动方面存在安全隐患，进而在一定程度直接威胁到电力系统的安全运行。

2.4 施工及验收 在施工过程中，由于监督缺乏有效性，监管部门没有真正履行自己的职责，导致工程细节存在缺陷。作为确保设备质量的最后环节，交接验收和系统调试对于设备的安全运行起着重要的作用。近年来，随着科学技术的进步，电力工程的建设周期明显缩短，进而在一定程度上压缩了运行方交接验收的时间，经常出现交接验收管理不到位，验收的标准化程度降低等现象。设备投入运行后，设备的故障逐渐严重，直至引发事故。

2.5 生产运行管理和技术监督不到位 电网在运行过程中，由于管理手段比较落后，并且监管不到位。进行检查时，流于形式，走过场，对于安全隐患没有及时的发现。为了政绩和职位，基层主管普遍存在缓报、瞒报的现象。

按周期开展一般性预防性试验工作，在目前情况下，依然是多数运行单位技术监督的重点，对于特殊方式、重点设备以及重点时段等，缺少新技术、新设备开展针对性的检测试验。

3 提高电网安全稳定性的措施

①在安全、制度、技术等方面，对现有的作业人员进行定期的教育和培训，进而在一定程度上帮助其熟练掌握安全措施，同时明确安全职责，进一步提高防护能力和水平。通过脱岗培训的方式，对不能胜任岗位需求的技术人员进行强制性培训，直到其能够满足岗位需要为止。对于部分工作人员，通过强化其责任心，帮助其发现隐患，最终排除隐患，做到隐患不除决不放手。②建立和完善审图机制，对设计方提供的图纸进行审核。对于设计中存在的疑点、盲点等，根据工程设计的实际情况以及电网运行经验等可以有效地解决，进而在萌芽状态消除所有的安全隐患。③把好继电产品的质量关。根据保护规范的相关要求，确保保护配置的齐全性。在条件允许的情况下，进行双重化配置，进而在一定程度上避免一套保护因检修或退出运行弱化保护功能，进一步恶化故障危及系统的稳定性。④按照招标流程对施工单位进行把关，杜绝人情工程、裙带工程等，在施工过程中，实施全过程监理，按照设计要求进行施工。在施工过程中，如果设计不合理，需要组织各方进行协调，避免出现遗留隐患，进而发生返工等现象。如果条件允许，在施工过程中可以派运行人员进行全过程跟踪。⑤提高标准化程度、注重精细化管理，在电网运行过程中，推广实施现场作业流程指导书，为每项操作、维护等设置相应的标准化指标，制定标准，进而使现场作业逐渐转向科学化、精细化、制度化。

根据实际情况，电力企业需要制定不同的措施，组织开展安全管理工作。当前，系统思维方式和安全生产软管理方式融入到电力企业的安全管理中，借助科技的手段，为电网安全运行奠定基础、提供保证，防止发生大面积停电事故。

综上所述，对于电网来说，无论是前期规划，还是后期的安全运行，其最终目的是为经济发展提供服务，确保人民生产生活的顺利进行。事實证明，只要科学规划，合理布局，就能实现电网的安全运行，同时能够取得良好的经济效益。

参考文献：

[1]肖寒.电网规划及安全运行问题探究[J].现代商贸工业，2011（08）.

[2]熊信银.发电厂电气部分（第三版）[M].北京：中国电力出版社，2004（6）.

电网调度运行故障和解决技术分析 篇7

电网调度属于一种电网系统运行中的管理手段, 其主要目的是为了保证电力系统的安全正常稳定运行, 提高对外供电的可靠性, 在目前的电网调度中, 主要的工作内容是根据各种现代化信息采集设备所反馈的数据信息, 来对电网运行设备的实际参数进行监控与调整, 以此来对其中的电压、电流或者频率运行方式进行合理调整与调配, 其中涉及到的主要设备有变压器、断路器和电压互感器等。电网调度的有效程度, 直接影响着电网运行的实际情况。

1 电网调度当中所出现的主要运行故障。

(1) 首先是倒闸操作失误。在电网的实际运行当中, 在发电机进行并网或者电网检修的时候, 需要进行定期的停电和送电, 在这样的情况下就要经常进行倒闸操作或者对电力运行方式进行切换, 以此来保证电网系统能够长期稳定的运行。但是在实际的倒闸操作当中, 会由于管理或者相应操作指令的要求, 使管理人员在进行倒闸操作的过程中出现相应的失误, 例如:无规则的跳项操作, 这样的失误直接影响了电网调度的运行管理和电网系统的检修过程, 在严重的情况下, 甚至会造成相应的人身伤亡与电力运行事故。

(2) 继电器的异常运行。继电器是电网运行当中的主要组成设备之一, 只运行状况直接决定了电网的稳定性, 继电器是一种电控制器件, 在目前的电网自动化控制当中具有广泛的应用, 也可以这样说, 继电器属于一种用小电流去控制大电流运行的开关, 在实际的电网调解当中能够对电路进行保护和转换。但是由于继电器在长期的使用过程中, 设备当中的主要绝缘部分会发生老化, 这样的故障也会引起相应电路的老化, 如果没有对其进行定期保养和检查的话, 就会使继电器的运行状态逐渐下降, 还会出现相应的漏电问题, 但是就目前的情况来看, 有些电力检修人员并没有及时的对继电器进行检查和故障排除, 在这样的情况下, 无法及时的对继电器进行更换和调整, 严重影响了电网的安全运行。

(3) 电网调度人员操作失误引发的电路故障。由于目前电网的实际结构较为复杂, 其中的各项系统参数也较多, 在进行电网调度的过程中, 可能会由于调度人员的失误, 导致电路和系统的不正常运行, 这样的问题主要表现在管理人员没能够根据电网的实际运行状态来下达合理的调度命令;另外是在进行调度工作的过程中, 电力操作人员没有按照相应的操作流程来进行工作, 这样就会促使电力调度当中的某一个环节出现不必要的失误, 造成电网故障的出现;最后, 由于目前设备的信息化程度较高, 调度人员在进行实际工作的过程中, 由于对新引进设备的不熟悉, 造成检修或者安排运行的方式错误。这些人为调度失误, 会对电网调度工作造成较大的影响。

2 电力调度运行故障的解决技术

从以上叙述当中可以知道, 电力调度运行故障出现的主要原因有很多, 其中主要包括电力设备技术问题、电力操作人员问题和日常工作安排问题, 针对这样的情况, 需要采取以下解决技术来进行解决。

(1) 首先是加强现代化监控技术在电力调度系统中的应用。电力企业需要结合自身的实际情况, 在电力调度当中安装符合电力运行的监控系统, 这样的监控系统可以对主变压器、断路器、高压室开关和控制盘盘面等主要设备进行监控, 并且对设备运行当中的参数信息进行收集, 在这样的情况下, 电力调度人员能够实时的对电力设备的运行情况进行把握, 并且能够根据实际情况, 来进行相应的电力调度操作。一般情况下, 在目前的电力调度工作当中, 常用的监控技术主要包括CC2000监控系统。这种监控系统属于一种动态监测技术系统, 在整个系统当中, 涉及到定时系统、通信系统和动态测量系统, 能够对电网运行中各种电力设备的实际运行参数进行测量和监控, 并且对各路母线中的矢量数据进行测量, 同时还能根据电力调度的实际情况进行估算, 以此来保证电网的安全运行。在CC2000系统中具有相应的网络平台, 在这个网络平台当中可以实现数据信息的共享和交流, 在这样的情况下, 可以对电网调度工作进行不断的优化, 并且对突发紧急情况进行应急处理。

(2) 采用自动化控制技术, 减少人为操作出现的失误。随着电网结构的逐渐复杂, 在电网调度工作当中可以使用相应的自动控制技术, 通过操作人员对相应参数的设定, 能够使对电力设备的实施运行状态进行了解, 并且根据调度命令, 来对其运行参数进行改变。目前这样的自动控制技术主要包括DMS控制技术, 这样的控制技术通过对电力设备实时运行状态的监控, 有效的对电网的运行状态提供了保障, 在遇到相关故障的情况下, 能够及时的进行诊断, 根据故障的类型判断故障发生的位置和故障发生的原因。根据电网的实际运行状态, 这种自动控制技术可以分为局部电网控制、区域电网控制和大区域联网控制等。另外, 采用这种技术可以实现电网运行数据的实时交换, 将数据采集系统与远程终端相互连接, 保证数据传输的及时性和有效性。

3 结束语

电网调度是电力系统中的重要组成部分, 在这样的情况下, 针对电网调度运行当中出现的主要故障, 需要结合电力运行的实际情况, 采取适当的方法来对故障进行排除, 从目前来看, 自动控制技术和动态监控系统技术都能够对电网调度运行提供较大的帮助, 保证电网的正常运行。

摘要：目前电网规模正在不断地扩大, 随着电网改造的不断深入和人们用电量的实际需求, 电力调度工作在整个电力供电系统中发挥着重要的作用, 完善合理的电网调度直接关系到电力系统的稳定运行。但是由于目前电网运行方式越来越复杂, 在这样的情况下, 电网调度工作的流程也相应的变得繁杂, 因此实际的电网调度工作当中难免会遇到一些设备故障。本文对电网调度运行中所出现的主要故障和相关的解决技术进行分析。

关键词：电网调度,运行故障,解决技术

参考文献

[1]陶涛, 王栋.电网调度运行管理中存在的问题及解决措施分析[J].电子技术与软件工程, 2014 (21) :179.

[2]张焕俊.分析常见电力调度运行中的故障和处理对策[J].文摘版:经济管理, 2015 (8) :23.

电网安全运行故障 篇8

关键词：继电保护,运行管理,管理模式,系统建设

引言

电网用户日益增多, 带来需求的增大, 使得从规模上的扩展不可避免, 二十一世纪是计算机的时代, 联网后的电网形成高度的自动化状态, 其中EMS系统的成熟度日益增高, 与其相适应的应用、功能等也随之完善。但是也有不足之处, 例如, 以微机保护、故障录波器、安全自动装置等智能装置为代表的二次系统自动化管理水平还远没有发挥出来。

目前220k V及以上电压等级的变电站中, 大多同时运行着许多厂家的微机保护、微机故障录波器及微机型安全自动装置等智能装置。

智能装置的使用使得故障的排查观测成为可能, 通过智能装置, 使用者能尽最大可能降低事故发生可能性, 并能降低停电奉献, 但要注意, 由于各个厂家生产的装置型号差异, 装置在进行连接时也由于不同的规约而有差异, 所以使得辨别装置型号规约, 使数据传递高效化成为新的问题, 它是电网调度服务技术发展遇到的新情况, 亟待有新的突破点。

此情况之下, 继电保护故障信息系统出现了, 它的适应性较强, 对各种厂家、各种类型、各种规约等的微机保护装置、故障录波器和其它智能设备的统一接入与集中管理实现资源共享, 实现诸如波形分析、故障测距、专家系统等高级应用功能。

目前国家以及相关省市已经对继电保护故障信息系统的开发运用已经小有成绩, 但不可懈怠, 应随时对系统应用中出现的成功案例分析记录, 开发故障解决办法, 放眼未来, 为故障信息系统未来发展提供借鉴。

1 系统的主要结构和管理模式

现在我国在继电保护故障系统的应用并不是全国统一, 根据每个省自己的情况, 都有各自不同的组网方案以及系统内部装置设置, 规范表现出差异性, 通常, 系统由设在电网调度中心的主站、设在超高压局和直管电厂、电业局的分站及设在变电站、发电厂的子站通过电力系统的通信网络组成。各个网省公司根据自身电网管理的特点确定系统的具体组成结构, 目前应用的系统主要有以下几种模式。

1.1 主站/分站/子站三级管理模式

目前故障信息系统中最复杂的一种。在500k V变电站中, 500k V部分的信息直接上送至主站, 220 k V及以下部分的信息可以上送至各级分站, 也可以上送至主站。主站则根据实际情况, 可以从各级分站调取需要的信息。电压超过220kv, 信息传递的方式是由上到达每级分站, 同时, 各级分站信息是主站控制的。此模式有多个层次, 管理更细致, 不过, 完全实现循环是很庞大的一项工程, 所以, 也要耐心逐层完成建设, 很难一步到位。

1.2 主站/分站独立的三级管理模式

此模式与前一种模式的区别在于子站端留有向主站、分站上送全部信息的接口, 主站、分站端根据需要选择子站上送的信息, 但分站和主站之间没有信息的交互。这种模式在主站、分站管理信息的内容上有所差别, 但从功能界定上没有明显的区分。这种模式主站、分站、子站的信息流向相对简单, 因此从实施的难易程度上较前一种模式要容易。

1.3 主站/子站二级管理模式

系统构成有两部分, 一个是主站调度端, 另一个是厂站的子站。属于二级管理模式。此模式在信息量的传递上较少, 这是由于系统结构不复杂, 这对减少网络运行工作量有一定好处, 这种模式在小规模系统中以及在科研阶段的工作中应用较广, 或较大规模系统的初期建设时, 但只能满足初期需求, 一般, 会采用三级管理模式运用到较大规模的工作。

2 系统建设中应注意的问题

系统的应用范围不断扩大, 建设时并未一帆风顺, 此时有困难也有经验的积累, 以下总结一些经验为以后设计方案以及实施工程时作借鉴之用。

第一, 系统的管理模式虽然不尽相同, 但信息唯一性确定性是一定要保证的, 因此厂站子系统的数量只能有一个。

第二, 系统建设要注意保证现行装置运行正常, 不可使日常工作受到干扰, 子站系统本身具有保护性功能, 所以安全性也要提高。

第三, 信息采集要考虑到信息共享, 无论这个过程与自动化系统是不是分离, 所以, 工作中要顾及不同生产内容和运行方法的需要, 并能够实现日常对设备管理以及分析故障等工作的需要。

第四, 系统运行规模与性能的扩展完善注意结合实际, 适当处理与现有系统运行之间的矛盾。

第五, 完成方案设计后新的系统建设工作要进行安全性评估并提前处理预发状况, 这就要依靠到电脑病毒防护体系, 该系统的合理安全是保证系统软件进一步工作的必要条件。

第六, 系统内的各个时间要核实是否一致, 若出现突发情况, 可以此为据。

第七, 对不符合要求的信息传递以及数据格式转换过程进行规范, 务必保证子站信息向主站以及分站的流向的数据合乎要求。

第八, 接入子站的保护装置不论是集中式布置还是分布式布置, 应使用统一的接口方式和规约 (如:IEC60870-5-103规约) 接入子站。不能提供这些接口和规约的保护装置应经过规约转换装置转换后接入子站系统。

第九, 对于新接入系统的故障录波器应提供以太网接口, 提高故障录波文件传输的快速性。

3 系统的发展动向

3.1 安全性

黑客、病毒等因素的存在, 使得网络安全问题十分突出, 在这之前, 由于应对能力的缺乏和经验不足, 安全性一直是令人尴尬的现实问题, 一些安全防护系统尚未完全实用到现实生活中, 因此安全防护还需要一定时间。

3.2 信息共享

现在的国内超高压变电站的存在让自动化专业和继电保护工作有了深层次的沟通, 同时此项技术本身较为开放, 可更好地向故障信息系统提供服务, 通常选用分层分布式开展工作。

3.3 传输可靠性

故障信息系统主站、分站、子站之间的信息传输采用可靠性高、速度快的网络方式来代替通过MODEM拨号进行信息传输的方式已成为大势所趋, 而且可以利用现有的国家电力数据网络 (SPDnet) 逐步形成完善的调度系统专用数据网络, 连接各级调度中心和各调度直管的发电厂和变电站。

4 系统发展应采取的策略

力求让故障信息系统可以尽最大效用发挥在保护电力系统, 提供稳定性服务等功能上, 系统发展着实要依据下列策略。 (1) 对国内外技术的发展情况保持高度关注, 制定国内应用规范, 为国内工作开展做好理论准备。 (2) 对国际上应用较好的技术经验进行合理分析借鉴, 进而对国内产品进行性能开发, 调控价格, 检测安全性, 使得国内拥有自主化产权的相关产品。 (3) 随着科技进步, 系统的功能肯定会更加开放更加标准, 随之也会带来安全隐患, 需有相关方面的关注。 (4) 通信规约继续保持“标准化”“通用化”的目标方向, 支持通信结构网络化。 (5) 有关保护装置生产厂家要设计既能与监控系统通信又能与故障信息管理系统通信的成熟的保护通信管理机。 (6) 运行稳定性, 提升对干扰因素的免疫力。

5 结束语

科技发展, 是广大民众生活水平提高的巨大福音, 继电保护故障信息系统是其中不可缺少的一员。随着应用的更加广泛以及工作经验的提升累积, 它在处理故障信息, 分析问题方面将表现出越来越强大的能力, 这时期网络的发展发挥了重大作用, 为继电保护管理工作提供有力保障, 我们应继续发挥互联网等在继电保护运行方面的作用。

参考文献

[1]赵自刚, 黄华林, 赵春雷, 等.继电保护运行与故障信息自动化管理系统[J].电力系统自动化, 1999.

电网安全运行故障 篇9

随着电网规模的日益扩大和复杂程度的不断提高, 特别是计算机网络与通信技术在电力系统中的应用, 电网控制与调度自动化程度也越来越高。面向电网调度自动化的EMS系统已日趋成熟, 各种高级应用功能也在逐步完善。而以微机保护、故障录波器、安全自动装置等智能装置为代表的二次系统自动化管理水平还远没有发挥出来。

目前220k V及以上电压等级的变电站中, 大多同时运行着许多厂家的微机保护、微机故障录波器及微机型安全自动装置等智能装置, 这些智能装置能提供完善的保护, 为调度部门有关专业人员分析电网事故、排除故障, 尽快恢复供电提供了可靠的依据。但这些不同厂家、不同型号的装置有着不同的接入方式, 各自使用各不相同的规约, 这些规约之间的差别往往很大。如何将这些智能装置丰富的数据高效、快速地传送到电网调度机构, 更好的为电网调度服务是面临的一个新问题。

继电保护故障信息系统在这种要求下应运而生。它能够实现对大量不同厂家、不同类型及不同规约的微机保护装置、故障录波器和其它智能设备的统一接入与集中管理实现资源共享, 实现诸如波形分析、故障测距、专家系统等高级应用功能。

当前, 国调中心、各网省电网调度中心都已陆续开始了继电保护故障信息系统的建设, 有的已经初具规模。及时总结已经投运系统的成功经验, 找出存在的问题, 展望发展方向, 可为继电保护及故障信息系统的建设提供借鉴。

1 系统的主要结构和管理模式

目前, 继电保护故障信息系统 (以下简称系统) 在各网省公司所采用的管理方式不完全一致, 系统配置、组网方案更是不尽相同。一般说来, 系统由设在电网调度中心的主站、设在超高压局和直管电厂、电业局的分站及设在变电站、发电厂的子站通过电力系统的通信网络组成。各个网省公司根据自身电网管理的特点确定系统的具体组成结构, 目前应用的系统主要有以下几种模式。

1.1 主站/分站/子站三级管理模式

目前故障信息系统中最复杂的一种。在500k V变电站中, 500k V部分的信息直接上送至主站, 220k V及以下部分的信息可以上送至各级分站, 也可以上送至主站。主站则根据实际情况, 可以从各级分站调取需要的信息。对于220k V变电站, 站内的信息先上送至各级分站, 主站保留从各级分站调取信息的接口。这种模式实现了多级结构、分级管理, 但实现起来也是最为复杂的, 在具体实施过程中需要分阶段逐步建设, 一步建设到位的可能性较小。

1.2 主站/分站独立的三级管理模式

此模式与前一种模式的区别在于子站端留有向主站、分站上送全部信息的接口, 主站、分站端根据需要选择子站上送的信息, 但分站和主站之间没有信息的交互。这种模式在主站、分站管理信息的内容上有所差别, 但从功能界定上没有明显的区分。这种模式主站、分站、子站的信息流向相对简单, 因此从实施的难易程度上较前一种模式要容易。

1.3 主站/子站二级管理模式

系统由设在调度端的主站和设在厂站端的子站组成, 形成二级管理模式。该模式由于系统结构的简化使得需要传送的信息量、网络管理的工作量都大大减少, 适用于处于科研项目阶段或者规模较小的系统。规模较大的系统在建设初期也可以考虑先建立二级管理模式, 然后随着系统规模的扩大再过渡到三级管理模式。

2 系统建设中应注意的问题

随着系统应用范围和实施规模越来越大, 在系统建设过程中出现了一些问题, 积累了一些经验。这些问题应在以后的方案设计和工程实施中尽量避免。

系统的组成不管是采用哪种管理模式, 必须保证信息的唯一性, 厂站端只允许有一个子站系统运行。

系统建设应不影响现有设备的功能和自身运行的独立性, 在厂站端运行的子站设备等同于保护设备, 安全可靠性也应不低于保护设备。

系统的信息采集不管是否独立于站内的自动化系统, 均应充分考虑信息的共享, 在满足继电保护专业设备管理、故障分析等需求的同时, 兼顾各生产、运行专业的需求。

系统在进行功能和规模扩展时, 不能影响现有系统的运行。

新建的系统在进行方案设计时必须对安全性进行充分的考虑, 在系统内建立完善的计算机病毒防护、监视、查杀体系, 保证系统软件运行的安全和可靠。

保证系统内的时钟统一, 为电网事故分析提供可靠的依据。

子站向主站/分站传送的信息要符合规范的数据格式和通信传输规约, 不符合要求的数据格式和规约必须在子站系统中完成相应的数据和规约转换。

接入子站的保护装置不论是集中式布置还是分布式布置, 应使用统一的接口方式和规约 (如:IEC60870-5-103规约) 接入子站。不能提供这些接口和规约的保护装置应经过规约转换装置转换后接入子站系统。

对于新接入系统的故障录波器应提供以太网接口, 提高故障录波文件传输的快速性。

3 系统的发展动向

3.1 安全性

计算机病毒和黑客对系统的入侵防不胜防, 这些问题以前未引起足够的重视。各种安全防护技术还没有在电力二次系统中进入完全实用化的阶段, 行之有效的安全性防护措施恐怕尚需时日。

3.2 信息共享

目前国内超高压变电站普遍采用的分层分布式的体系结构为故障信息系统的建立提供了一个极其开放的平台, 使得继电保护专业与自动化专业之间的联系更加紧密。

3.3 传输可靠性

故障信息系统主站、分站、子站之间的信息传输采用可靠性高、速度快的网络方式来代替通过MODEM拨号进行信息传输的方式已成为大势所趋, 而且可以利用现有的国家电力数据网络 (SPDnet) 逐步形成完善的调度系统专用数据网络, 连接各级调度中心和各调度直管的发电厂和变电站。

4 系统发展应采取的策略

为了使故障信息系统能够更好地为电力系统的安全、稳定运行服务, 系统的发展应采取以下策略。

及时跟踪国际最新的技术发展动向和应用情况, 迅速制定相关的标准, 出台相应的指导性和规范性文件。

借鉴国内外成功经验, 开发出具有性能优良、运行可靠、价格合理的具有完全自主知识产权的继电保护及故障信息系统产品。

随着系统功能结构的标准化和开放程度的提高, 系统安全问题会变得非常突出, 必须给予足够的重视。

尽快实现通信规约的通用化、标准化和通信结构的网络化。

有关保护装置生产厂家要设计既能与监控系统通信又能与故障信息管理系统通信的成熟的保护通信管理机。

尽可能提高设备的抗干扰能力。

5 结束语

随着社会经济的快速发展和人民生活水平的不断提高, 继电保护故障信息系统建设规模的不断扩大和运行经验的不断积累, 以及在系统中使用更多成熟、可靠的新技术, 将大大提高调度部门信息和故障综合分析处理能力, 实现继电保护装置运行管理的信息化、网络化和自动化, 使电力行业继电保护管理的自动化水平迈上一个新的台阶。

参考文献

[1]赵自刚, 黄华林, 赵春雷, 周纪录.继电保护运行与故障信息自动化管理系统[J].电力系统自动化.1999年19期.

电网安全运行故障 篇10

我国工农业的快速发展, 对电力企业提出了更高的要求, 只有电网稳定的运行, 才能确保电能稳定、持续的供应。我国幅员辽阔, 这就导致电网呈现纵横交错的现象, 在电力传输过程中, 不可避免地带来了资源浪费与环境污染。所以需要加强对电网的合理性规划, 及时对电网中存在的问题进行解决, 确保电网的安全运行。

1 合理对电网系统进行规划

1.1 供电系统规划的统一

目前在社会发展过程中, 电能成为当前社会中广泛应用的能源, 电能安全、稳定的供应不仅直接关系到社会经济的发展, 而且对国家工业化进程也具有较大的影响, 这就需要对国家电网进行具体的规划和布局。电力企业在发展过程中由于其具有特殊性, 所以在电网规划过程中不仅要对电网运行的经济性、稳定性进行考虑, 同时还要考虑到电网规划的科学性和战略性, 确保电网能够安全、稳定的运行, 促进国家经济建设的快速发展。

国家电网的合理布局, 不仅是经济结构调整和改革的需要, 而且是当前城市化和工业化建设的必然要求。目前我国在电网规划上对于地理位置和能源问题还欠缺考虑, 这样就导致电网系统还无法满足当前各地经济发展过程中对电能的需求, 如果通过其他途径对电力能源进行引进, 必然存在着极大的浪费, 不利于经济的发展。所以在这种情况下, 需要在电网规划过程中针对各地区的经济发展及城市布局及能源的分布情况, 从而对电网进行科学合理的规划。同时在电网规模过程中还要制定统一的战略指导思想, 进行统一领导, 这样才能更好地确保电网规划布局的合理性和整体性, 充分的显现出地域的优势, 避免规划的盲目性。通过对电网进行全面、系统的规划, 可以有效地避免资源的浪费, 提高电力设施的利用率, 提升电力企业的经济效益, 实现电网安全、稳定的电能供应。

1.2 网架结构与变电站的合理布局

电网规划中变电站的布点主要取决于供电区域的负荷密度与供电半径。在规划期内, 变电站布点的多少以及布置的位置对电网结构的合理性有着重要的影响。首先应根据规划期间电力市场的发展和负荷特性分析及负荷预测结果计算负荷密度, 结合规划目标、技术原则, 提出目标网架及分年度过渡方案。经过电力平衡等电气计算作相应增减调整和必要的多方案比较, 最后确定各年工程项目和规划期目标网架建设。而在进行110kv及以下配电网规划时, 应注意与城市规划相协调。积极依靠政府, 将配电网规划中的站点、电力走廊纳入城市规划, 尽量与城市规划相融合, 减少对城市环境的影响。

目前, 农村电网多以35kv电网为主力配电网, 采用10kv线路为电能输送通道。在一些不发达的农村地区, 10kv线路输送距离长, 电能质量较低, 应注重对其的无功补偿, 遵循“全面规划、合理布局、分级补偿, 就地平衡”的原则, 可在变电站对10kv出口侧采取密集型电容补偿, 补偿容量可按照主变容量的10%~15%进行配置, 100kv A以上的配电变压器可按照配变容量的10%~15%进行配置, 减少中低压线路的无功损耗。在日后的配电网规划中, 应结合地区经济发展及电力需求情况, 考虑采用110kv电网作为主力配电网, 可以大大提高负荷侧的电能质量和用电可靠性, 同时对于降低全网线损也能起到比较明显的效果。

1.3 能够保证电力系统安全稳定的先决条件

由于电网规划的特殊性, 导致了电网规划与改造具有相当程度的复杂性, 而其复杂性的特点主要体现在其分布地域广、改造规模大、改造周期长、设计领域多以及具有一定专业性。电网的改造工程不仅仅要考虑到之前电网的设计布局, 还要对现今的规划进行系统的分析, 同时还必须满足社会高速发展的需要, 保证在一定的时间内, 不需要重新改造。在电网系统的规划中, 规划人员一定要对规划改造中可能导致的电网安全问题进行慎重的考虑分析, 并通过不断完善电网结构逐步消除现有的电网安全隐患, 从而确保电力系统的安全稳定运行。

现阶段社会对电力要求过高, 这一特性突出体现了电网规划难度大的问题, 这也就需要国家电网规划人员应具备更高的专业水平。电网规划人员一定要对整体的电力系统进行有效的分析, 并且结合各地区的城市化建设以及原有的电网分布形式, 之前的电力负荷与现阶段的需要以及将来的发展状况, 进行电网系统的改革以及电网市场的开拓, 做好宏观调控;同时也要考虑在电网系统的规划升级改造过程中, 需要对环境进行有效的保护, 尽最大努力把对环境的破坏降低到最小, 创造最佳的经济效益、环境效益以及社会效益。

2 保证电网系统安全运行的具体措施

电网安全稳定的运行, 需要建立在合理规划的前提下进行, 只有电网规划的科学合理, 才能确保布局更符合经济发展的要求, 有利于经济的快速发展, 及国家战略目标的实现, 所以电网运行的安全性, 不仅与经济的发展息息相关, 而且还对国家的安全有着较大的影响, 因此, 加强电力系统运行的安全性具有十分重要的意义。

2.1 提高电力企业员工素质以及工程设计水平

目前各企业都片面的追求经济效益的最大化, 这就导致在工作中对于安全意识缺乏, 对于部分电力设备的元器件缺乏安全检查的力度, 这就导致在使用过程中存在着较大的安全隐患。所以提高电力企业工作人员的安全意识和技术水平是至关重要的, 企业应加强建立有效的培训机制和检查机制, 这样不仅能够使工作人员业务素质得到有效的提升, 而且加强了安全检查的力度, 及时发现设备中存在的问题, 并予以解决, 确保了电力系统运行的稳定性。

2.2 完善监督管理系统

电网运行过程中, 科学完善的监督检查体制对于电网运行的稳定性具有极其重要的意义。目前部分电力企业中监督检查机制没有得到较好的落实, 往往存在着检查只是走过场, 流于形式, 无法有效地对电网中存在的安全隐患进行排查。所以需要建立一套健全的监督管理系统, 领导加强对监管问题的重视, 强化对电力系统监督的力度, 对于监督检查过程中存在的问题进行纠正, 对于一些违纪行为进行严惩, 确保电力监督检查机制得到彻底的落实, 有效地保证电网运行的安全性和稳定性。

3 结束语

电网服务于国家经济建设, 确保人们生产生活的正常进行, 对工农业的发展起着至关重要的作用, 所以强化电网规划的合理性, 是一件利国利民的重要事情, 不仅需要在规划设计时尽职尽责, 同时要做好监督检查工作, 确保电网能够安全、稳定的运行, 积极地推动我国经济建设的快速发展。

参考文献

[1]金国锋.关于电网规划及安全运行问题的探讨[J].科技传播, 2011 (24) .

[2]夏炜, 王德洪, 李洁舲.现代电网规划方法的研究[J].宁夏电力, 2011 (4) .