电网运行方式汇报

电网运行方式汇报（精选8篇）

篇1：电网运行方式汇报

2012年阜新电网新增66千伏及以上变电规模合计

1、变电站总规模:

变电站5座其中220千伏变电站2座，66千伏变电站3座。

2、变压器总容量：

650兆伏安，其中220千伏变压器容量540兆伏安，66千伏变压 器容量110兆伏安。

3、2012已投运变电站：

2012年7月投运阿金220千伏变电站，变压器1台型号

ssz11-180000/220容量180兆伏安。

2012年4月投运66千伏八家子变电站，变压器2台型号ssz11-10000/66容量20兆伏安。

2012年9月投运玉龙66千伏变电站，变压器2台型号ssz11-40000/66容量80兆伏安。

4、即将投运的变电站

煤制气220千伏变电站，变压器2台型号ssz11-180000/220容量360兆伏安。

太平66千伏变电站，变压器1台（本期1台远期2台）型号ssz11-10000/66本期容量10兆伏安。

篇2：电网运行方式汇报

摘要：本文在对配电网运行和特点分析的基础上，探讨了电网运行方式优化及其意义，并分析了电网运行优化的主要对策和技术措施。

关键词：电网；运行；优化；自动化；对策

0 引言

随着国民经济的发展，产生了大量的用电需求，电网已成为工业化、信息化社会发展的基础和重要组成部分。配电网是电力系统中联系发电和用电、输送和分配电能的中间环节，是电力系统的重要组成部分，担负着电力系统与用户联系、向用户供应电能和分配电的重要功能。然而，长期以来，由于对配电网运行相关方面的研究重视程度不够，我国的电网虽然在不断地进行优化、升级和新的建设，但就目前而言，电网中的大量配电设备都比较落后和陈旧，在工作时其性能无法良好地满足电网运行的要求，造成运行效率低下、事故频发。随着配电网容量的增大，新技术的应用和配电网综合自动化改造进程的加快，配电网运行与管理的工作量及难度显著增加，这对配电网运行与管理人员的综合素质提出了更高的要求。实现配电自动化是当今配电管理技术革命的一项迫切需求，它的发展和完善可为电力系统带来巨大的经济效益和社会效益。因此，如何优化配电网运行方式，实现配电网络的发展和完善，已经成为我们电力系统研究的重要对象之一。实施电网运行综合优化管理，充分发挥电网中现有输、变、配电设备供电能力，健全电网运行综合优化方案，加强电网运行组织、指挥、指导和协调，采取科学有效的措施改善电网运行方式具有十分重要的意义。配电网的运行及其特点

近年来，随着我国经济的发展，社会的生产和生活用电的需求也越来越大，在生产和生活中电力资源成为一种必不可少的能源，成为了人们生产生活中不可缺少的一个组成部分。伴随我国电网的不断的建设和升级改造，配电的线路不断增加，相关配电的设备也在不断更新换代。作为电力生产重要环节之一的配电网，其设备运行及管理的好坏，直接关系到供电企业所得利润和经济效益。配电网的运行指组成配电网系统的所有环节都处于执行其功能的状态。系统运行分为正常运行状态、检修状态和故障运行状态。配电网运行包括了所有这些状态及其相互间的转移。虽然配电系统与输电系统紧密相连，但它在许多方面有别于输电系统，具有许多自身的特点。比如配电系统结构按闭环设计但辐射状运行，网络线路参数 R/X 比值较大；除了配电系统数据庞大，设备分散，除供方设备外还接有大量的用电供需方，系统的装置沿馈线长度分布较广；配电系统在电力系统中占有相当大的比例，对配电网运行管理的经济性也提出了越来越高的要求。

长期以来，我国电网的配电网建设没有得到应有的重视，在很长一段时期内，建设资金短缺，技术落后、设备性能不够，事故频繁发生，在一定程度上影响了人民的生活和经济建设的发展。近年来，随着我国经济体制的持续深入改革，配电网建设得到重视并且不断加强，这过程中配电网运行管理的不断加强，以及全国电力系统配电网调控管理人员的长期努力研究和不懈探索，我国配电网络的安全、可靠和经济运行有了一定程度上的保障。

2电网运行方式优化及其意义

2.1电网运行方式优化的概念

任何一个配电网，理论上都存在一个最优的运行方式，在这个最优运行方式下，各负荷点的运行电压、网络损耗和负荷平衡的协调优于其它可能方案。主要是在确保电网安全运行.保证供电质里和满足用户用电需求的基础上，选出技术上可行、经济上合理、自身损耗较小的运行方式，从而减少电网在输变配电过程中的损耗，提高其运行效率，使电网运行中的线损降低到合理的水平。

2.2电网运行方式优化的意义

由于外界各种干扰及电力负荷的随机变化都会影响到配电网的供电能力及其可靠性，所以配电网不同运行状态的转移需要通过不同的操控手段来实现，然而，电力建设滞后于用电负荷的增长，加上电网系统的还存在很多的老化设备，以及电网结构的限制，给电网的安全可靠运行带来了隐患，电网内许多合环点的控制条件在正常运行中也很难满足。配电网运行方式优化可以提高配电网络的供电能力和可靠性，降低配电网络损耗。除此之外，科学的配电网运行方式优化是配电自动化规划和实施的基础，也是提高系统投资效益的最有效途径。配电网运行方式优化水平的高低，在一定程度上也是是配电自动化水平的综合体现。电网运行优化的主要对策和技术措施

3.1 提高配电网自动化管理水平

在输电系统中，输电系统的自动化由一整套基本完备的自动控制系统、继电保护系统和通信系统构成，保证了输电的安全性和可靠性。但是目前，相对于输电系统，配电系统则是薄弱的，其自动化管理和控制的程度远远低于输电系统，配电网自动化是利用现代计算机和网络技术，将配电网的地理图形、离线数据和在线数据、网络结构等信息进行集成，构成完整的自动化系统，从而有效地实现供电和配电管理的现代化，通过采用配电网自动化系统，提高设备的故障判断能力，实现自动隔离故障、快速恢复非故障线路。配电网络自动化是一项配电网运行管理与自动化、通信等新技术相结合的工作。配电线路本身具有点多、面广、涉及人员多、线路结构不稳定的特点，加上计算机、信息技术具有更新换代的特点，因此配网自动化系统设备运行维护工作的开展将成为配网自动化系统运用的关键。设计出先进、通用的配电网自动化系统，这对电力市场的发展将产生重要的影响。

3.2 合理进行电网的无功优化配置

无功是影响电压质量的一个重要因素。电压是电能质量的主要指标之一，保证电压质量，即保证端电压的偏移和波动都在规定的范围内，是电网运行的主要任务之一。合理进行无功补偿能够提高电网的功率因素，在电网中无功功率大约有一半消耗在输、变、配电设备上，一半消耗在用户，当电网中某一点增加无功补偿容量后，那么从该点到电源点所有串线的线路及变压器中的无功潮流都将会减少，从而使得该点之前的串接元件中的电能损耗减少。无功补偿按补偿方式可分为集中补偿和分散补偿。在进行无功补偿配置时，一方面需要考虑补偿方式以及补偿安装的地点，另一方面需要考虑补偿容量的配置。集中补偿是指在变电站低压侧，安装无功补偿装置(电容器)；分散补偿是指大电力用户的变压器低压侧安装电力电容器，其补偿原理与变电站的无功补偿大致相同。无功补偿方案的确定应该注意配电网无功补偿的设备以安装维护方便、成本低、补偿效益好的电容器为主，此外，供电企业的无功补偿要和用户的无功补偿相结合。

3.3智能电网下的电网自愈控制技术

目前，国家电网公司开展了坚强智能电网建设。其核心内涵是实现电网的信息化、数字化、自动化和互动化。随着国家电网公司加快坚强智能电网建设，当前形势下，电网规模及电网装机容量越来越庞大，系统元件相互之间具备越来越紧密的电气联系，同时，我国智能电网的主干骨架以特高压电网为主，逐步构建的自主创新智能电网中充分融合了先进的通信和信息控制技术，具备鲜明的信息化、数字化、自动化和互动化特征。

我国配电网的自动化、智能化程度以及自愈和优化运行能力远低于输电网，配电网急需解决配电网运行优化和自愈控制问题以及大量分布式发电的并网运行对配电网的影响问题。自愈是智能配电网的重要特征和建成的重要标志。配电网自愈是指配电网的自我预防、自我恢复的能力。加上微网技术不仅可以解决分布式电源并网运行时产生的主要问题，使得分布式发电技术在中低压层面上高效、灵活的应用，而且同时它具备一定的能量管理功能，可以尽量维持功率的局部平衡与优化，有利于降低系统运行人员的调度难度。对于有大量的可再生能源、分布式发电和储能装置组成的微网系统，基于智能微网和负荷需求侧管理的电网自愈控制方法的最大优点是能够充分发挥微网在电网故障或受到扰动时对系统的支持作用及电网在正常运行时的持续优化作用。结束语

配电网自动化是配电系统发展的必由之路，而电网运行方式的优化旨在提升整个配电网络当前系统的运行管理水平、供电质量、供电稳定性以及服务质量。，运行方式的优化将大大促进配电网的经济运行与安全运行，具有较大的理论研究和实用价值。运行方式的优化将大大促进配电网的经济运行与安全运行，无论是经济效益还是社会效益都十分巨大。

参考文献：

篇3：电网运行方式汇报

1 电网运行方式相关概念

电网运行方式安排是供电企业为统一确定电网运行极限, 统一部署电网控制策略, 统筹协调电网基建、生产、经营工作的组织, 是实现电网安全稳定的统筹管理而开展的计算和分析活动。

电网运行方式的安排, 应通过对电网稳定性的计算分析发现其存在的问题, 要充分考虑电网的结构、电源与负荷的分布以及设备运行的承载能力等, 充分发挥输变电设备的输电能力, 最大限度地满足负荷需求, 使电网安全运行和连续可靠供电, 确保电网供电质量符合规定标准, 实现电网整体的安全、稳定、可靠、灵活及经济运行。

2 电网运行方式分析与安排应遵循的标准及规范

为确保电力系统安全稳定运行, 电网运行方式分析及安排需遵循《电力系统安全稳定导则》 (DL 755-2001) 、《国家电网公司电网安全稳定管理工作规定》 (国家电网调[2006]170号) 、《电力系统安全稳定计算技术规范》 (DL/T1234-2013) 、《电力系统安全稳定控制技术导则》 (DL/T 72.3-2000) 、《电网运行准则》 (DL/T 1040-2007) 等国家法律法规、行业标准及企业调度规程等。

3 电网运行方式分析与安排的原则

合理安排电网运行方式是电网安全稳定运行的重要基础之一。在安排电网运行方式时, 应充分考虑电网结构、负荷水平、电源分布等因素的影响, 制定电网安全稳定控制策略, 及时调整开机方式, 确保运行电压在允许偏差范围内, 保证电网各断面潮流在可控制范围以内。

电网运行方式安排应确保运行过程中任一元件跳开时, 电力系统仍能稳定运行, 且不致于使其他元件发生超过输电能力或导致稳定破坏等事故。电网运行方式应使电网具备较大的抗扰动能力, 并满足《电力系统安全稳定导则》规定的各项安全稳定标准。

电网运行方式安排应充分考虑各级变电站及用户供电的可靠性, 认真分析系统特点, 考虑一定的裕度, 保持其灵活性, 以满足负荷变化及用户供电灵活性及可靠性的需要, 并能够适应事故情况下负荷的转移及应急方式的调整。电网的运行方式安排同时还应该兼顾经济性原则, 根据电源布局及负荷分布, 合理安排开机方式, 实现无功分层分区、就地平衡, 避免无功功率的不合理流动, 降低网损。

4 湖南电网运行方式分析及安排

湖南电网运行方式分析与安排在国家调度中心统一领导之下开展相关工作。电网运行方式分析与安排按时间可分为年度运行方式、夏冬季运行方式、月度运行方式和日前运行方式;按系统状态可分为正常运行方式、检修运行方式及事故运行方式。下面简要介绍按时间划分的各种电网运行方式分析。

4.1 年度运行方式

年度运行方式分析是统筹安排全年电网调度运行活动的重要依据之一。其主要任务是总结上年度电网运行情况, 分析电网运行特点和薄弱环节, 根据电网和电源的投产计划、检修停电计划, 开展电力电量供需情况预测, 进行年度稳定计算, 分析电网运行中可能存在的主要问题及电网运行方式安排重点, 统一确定主网运行限额, 统筹制定电网控制策略, 协调电网运行、运维检修及工程建设等各项工作。

4.2 夏冬季运行方式

夏冬季运行方式是在年度方式的基础上, 根据夏冬季供需形势、基建进度及系统特性变化等情况, 滚动校核重要断面稳定限额, 完成相关专题分析, 细化确定电网运行策略。执行上级调控部门稳定运行规定及电网运行控制要求, 制定电网夏冬季稳定运行规定并督促各级调控部门执行相关要求。

4.3 月度运行方式

月度电网运行方式主要对电网根据月度负荷预测结果, 预计电力供应情况, 制定机组月度发电计划以及月度停电计划, 并对其开展稳定计算分析, 提出检修停电工作安排建议。负责制定月度新设备启动等调控部门配合方案。

4.4 日前运行方式

日前运行方式主要依据负荷预测结果, 制定发电计划。对新设备投产等重大方式变更、多重检修停电等特殊方式, 开展日前电网运行方式分析, 对于重点检修停电工作进行专题校核, 细化电网运行安全稳定措施, 调整运行方式并制定临时稳定控制策略。

5 电网运行方式分析与安排面临的挑战

“西电东送”“南北互供”“全国联网”等跨区大电网实现了大范围的能源资源优化配置, 提高了电网的整体经济效益并推进跨省、跨区之间的电力交易。同时, 大规模清洁能源的接入也使电网运行特性发生了变化, 增加了电网运行的复杂性, 给电网运行方式安排带来了新的挑战。

面对跨区大电网发展的新形势, 更需要各级调度协同配合, 加强电网运行分析的深度及广度, 合理安排电网运行方式, 确保电力系统安全稳定运行。

6 各级调度协同运行方式分析与安排

跨区大电网的形成, 使电网一体化特征更加明显, 原有的独立安排电网运行方式的方法, 已不能适应电网发展的需要, 而应在原来“分级调度”的原则基础上, 按照“集中计算、统一决策、分网管理”的原则开展电网运行方式分析与管理, 建立不同电压等级电网运行方式统一管理机制, 按照“统一程序、统一模型、统一稳定判据、统一运行方式、统一安排计算任务、统一协调运行控制策略”的原则执行, 实现国调、各分中心调度及省调统一编制年度运行方式用于指导电网运行。

各级调度协同运行方式分析与安排中, 国家调度中心负责组织制定系统主网年度运行方式, 统筹安排跨区、跨省夏冬季电网运行方式及运行控制策略, 负责直调范围内月度、日前运行方式稳定校核工作。

分中心调度参与主网年度运行方式、夏冬季滚动分析以及专题联合计算工作, 参与制定、落实执行公司主网年度运行方式, 负责制定调管范围内电网年度运行方式分册;按照主网控制要求, 细化制定调管范围内电网稳定运行规定及控制策略, 负责调管范围内电网月度、日前运行方式稳定校核工作。

省级调度参与国调及分中心调度组织的运行方式集中计算和协同计算, 负责落实主网运行方式与控制要求, 细化制定本省电网年度运行方式及运行控制策略, 指导下级电网制定年度运行方式。负责各个省内电网月度、日前运行方式稳定校核。

地级调度负责地县电网年度运行方式管理, 组织地县电网年度运行方式分析, 统筹安排地县电网年度运行方式及运行控制策略, 负责地区电网停电检修安排。

各级调度应密切协作配合、协同计算, 确保计算分析结果全面、准确, 使得电网运行方式分析与安排更加准确、合理。

7 结束语

篇4：综述电网运行方式综合管理

【关键词】运行方式；无功电压

1.引言

电网电压偏高的现象一直在四川茂县牧区存在，电压合格率落后于其他地方。该地区电网(其中牧区电网)受结构比较薄弱，单线单变串联供电多，而且长线路、轻负荷等的影响，电压偏高的现象非常明显，尤其是在红房子电站机组停运后，牧区各地方单独一个电网运行时。下面我们来分析电压偏高的原因和解决方法。

2.电网存在的无功功率

2.1 无功功率在变压器上的损耗

我们可以画出变压器的等效电路图如图1-1所示：

在它的无功功率损耗中（励磁支路损耗和绕组漏抗中的损耗），即：

（1-1）

空载电流乘以的百分值基本生等于励磁支路损耗的百分值，约为百分之一到百分之二；如果当变压器满载时，短路电压的百分值基本上等于绕组漏抗中损耗的百分值，大约为百分之十[1]。那么在哪种情况下可以忽略不计呢？对一台变压器或一级变压的网络而言，满载时变压器的无功功率损耗约为它额定容量的百分之几；若对多级电压网来说，变压器的无功损耗就非常可观了（如果以一个五级的变压网络为例的话，设电厂中升的电压，网络中的、、降压给客户，计算结果如表1-1所示。由此可见，系统中变压器的无功功率损耗的比例占地相当大，与有功功率损耗进行比较的话，它要大得多。

2.2 输电线路中的无功功率损耗

输电线路∏型的等效电路图如图1-2，电抗中（串联线路）的无功功率损耗与所通过的电流平方成正比 如式1-2：

（1-2）

线路电容的充电功率与此电容的电压的平方成正比如式1-3：

（1-3）

无功功率在线路中的总损耗为：

（1-4）

一般电压小于等于的架空线路的充电功率很小，基本上都是消耗无功功率的。线路的电压大于等于时，此时传输功率比较大，电抗中无功功率地消耗将大于电纳中生成的无功功率，此时该线路为无功负载，当线路传输的功率比较小时，电纳中生成的无功功率除了与电抗中的损耗抵消一部分后仍有多余，这时的线路就成为了无功电源。

3.四川牧区电网概况

四川茂县牧区的电网主要由马塘、三家寨、龙日坝、安曲、阿坝变电所，红叶、米亚罗水力发电电站，若干个小型水力发电站组成。主要向阿坝等地供电，由于是牧区，工业用电几乎没有。主要是牧民的平常生活所需的电能使用，用电的负荷并不高。牧区的特点是地广人稀，造成了输电线路较长，电网网络接线和网内线路长路详见图2-1。电抗器也没有在电网内普遍安装。

牧区电网的供电主要是来源于红房子电站，由于红房子电站装机容量比较大(3×30MW)，且机组的进相能力非常好，所以牧区电网内电压偏高，使电网中存在安全隐患的几率比较大。

4.对牧区电网电压偏高的分析

(1)前面我们已经介绍了电网中的无功功率并给出了计算式和等效电路图。输电线路的电纳B可以表示为：

（3-1）

由式3-1知电纳随着输电线路长度变长而变大。

电纳越大（线路越长），线路的输送功率小于线路的自然功率，线路就会把无功到送给电源，引起电压大于正常的范围[2]。在电网中，网架结构薄弱是造成电压偏高的基本原因。

(2)三家寨下面的小水电站跟电网一起运行期间，由于地方的小水电机组没有进相的能力，所以对无功的调节很不利。只能依靠有进相的大水电机组来调节，调节手段不够多，效果不明显而且没有连续性。

(3)四川牧区电网负荷带有冷负荷的性质，夏季和冬季的负荷差很大。夏季，受四川的气候影响，取暖负荷基本上为零，雨水充足导致小水电站发电量增加，一般电网末端负荷在2000～4000kW左右，深夜的时候还向发电系统倒送电；冬季天气变冷，取暖负荷明显上升，河水都结冰了，小水电站不能发电，全靠大电站来支撑，负荷在20～35MW左右。负荷比夏天大的多。

(4)由于农村电网的改造资金很少，电网建成运行后没有资金去改善(加装电抗器)[3]；牧区的用电量增长的幅度不大，所以建设电网的步伐很缓慢，在运行方式上无法做到灵活多变。

5.四川牧区电网电压偏高解决办法

(1)近期采取的措施是加装电抗器。长距离输电线路需要有无功补偿，常用的补偿设备是电抗器，电抗器是补偿输电线路对地电容的充电功率，从而来抑制工频过电压。电抗器的容量要根据实际的线路长度和过电压限制的水平来选择，它的补偿度(电抗器容量除以线路充电功率)一般不低于60为好。

(2)远期采取的措施是尽量加快电网网络建设，从本质上改善牧区电网单线串联供电的情况。改善电网基本结构，从而使电网运行方式变的灵活。在电网发展中消除高电压现象以降低不安全的威胁。

(3)利用地理优势大力发展四川牧区的旅游产业，招商引资发展工业，来增大用电量。

6.电网运行方式管理

电网运行管理包括运行方式的编制与管理、负荷管理、设备检修管理、无功电压管理、低频减载装置管理、继电保护及自动装置管理等。本文根据四川茂县牧区电网现存的主要问题，对无功电压和负荷管理方面制定了规定。

6.1 无功电压管理

(1)地方电网调度主要负责本地区电网的电压、无功管理，以保证电压的质量。

(2)凡装有电压监测器的变电站，应认真对该仪表进行维护，并确保其正常运行，未经当值调度员的许可，不得将电压监测器退出运行。

(3)对设有电压监视点的变电站的值班人员，要求他们认真监视变电站电压的变化，若发现电压偏差值超出规定的数值时，应立即向地调值班调度员报告情况，根据调度员的命令切实做好无功补偿装置和有载调压变压器分接开关的调整，使电压恢复至允许范围之内[4]。

(4)接有长距离输电线路的变电站，如发现母线电压异常升高，应尽快查明原因，报告地调值班调度员并根据调度指令进行处理。

(5)地调应定期分析电网潮流和电压的变化，据此调整主变压器分接开关及运行方式，从而改善电压质量，提高经济运行水平。

(6)按期绘制地区电网代表日潮流图，代表日为每月15日，潮流图中应标明主变压器分头位置，主变各侧有无功负荷、主要联络线潮流和各级母线电压值，以及当日电网的实际结线方式。应于每月25日前把潮流图上报到调通中心。

(7)对因系统原因长期不需要运行的无功装置，在能保证电压合格的情况下，每季度投入一定的时间，运行设备，对其进行试验。

6.2 负荷管理

(1)编制运行方式就是负荷管理工作要做的，若要确保电力系统安全经济运行就要做好负荷管理。

(2)负荷管理人员应于每日11时前将本地区次日的预计负荷曲线，日供电量报调通中心，逢节日应在节前三日提出节日至节后一日的预计负荷曲线。

(3)负荷管理人员应按时收集以下资料：

1)地区及大用户的代表日24小时负荷及电量。

2)地区及大用户的节日24小时负荷及电量。

3)地区每日的负荷率、每月的平均负荷率。

4)地区及大用户具有代表的特殊小时及日功率的因数，月平均功率的因数。

5)用户无功补偿所需的容量，用户对用电的性质以及对需要用电的要求。

6)大负荷用户的月度、季度、年度生产计划以及其对设备的检修计划[5]。

(4)加强负荷分析是搞好负荷管理的中心环节，负荷分析应进行下列工作：

1)从总负荷中分析出用户用电、网损率的比例和地区功率因数的变化规律。

2)从用电负荷中分析出各大厂矿生产用电和生活用电的比例。

3)从生产用电中分析出各行业的用电特性及规律。

4)分析对负荷造成影响的气候和季节因数[6]。

5)调查并深入了解事故发生后对用户造成的影响。

7.结语

随着国家电网的发展，越来越多的地方都在对电网进行优化，使各个环节电压都满足国家规定，减少发生严重事故的几率。减少电能在传输过程中的损失。这就需要对整个电网的结构和运行方式进行科学的合理的安排，研究不同地区不同的运行方式对于电力系统安全、经济、优质运行具有重要意义。

参考文献

[1]何仰赞,温增银.电力系统分析第三版[M].武汉:华中科技大学出版社,2007.

[2]孟祥萍,高蟋.电力系统分析[M].北京:高等教育出版社,2004.

[3]姜宁,王春宁,董其国.无功电压与优化技术问答[M].北京:中国电力出版社,2006.

[4]王守相,王成山.现代配电系统分析[M].北京:高等教育出版社,2007.

[5]盛万兴.农网全网无功优化与补偿模式[J].农村电气化,2011(8):16-18.

[6]高孟平.切实做好电网运行方式的安排和管理[J].云南电业,2010(12):34-39.

作者简介：李志兰（1983—），女，四川自贡人，大学本科，助理工程师，研究方向：方式管理、无功电压管理。

篇5：电网运行方式汇报

省调：

16日20时至18日16时，我市出现强降雨恶劣天气，南江、通江北部、巴州北部降雨最较大，电网受损较严重。现将相关情况汇报如下：

一、气象水情况信息

巴州区兴文镇最大降雨量达244.7mm,南江和平降雨量达317.5毫米,通江县沙坪最大降雨量达208.3mm,平昌县粉壁最大降雨量达230.7mm，主要河流水位上涨，但未超过警戒水位。

二、电网受损及恢复情况 1、220kV、110kV设备运行情况 220kV电网设备运行正常。2、35kV及以下设备运行情况

截止9月19日06时，巴中电网累计停运35kV线路13条，10kV线路94条，35kV变电站13座。目前已恢复35kV线路8条，未恢复5条；恢复10kV线路43条，未恢复线路51条；恢复35kV变电站9座，未恢复变电站4座。最高损失负荷58MW，到目前为止，未恢复负荷27MW。停电影响通江县、南江县部分乡镇村社，巴州区部分乡镇停电，无重要及高危用户。

三、威胁电网安全、稳定运行情况 1、35kV长赤站站内进水严重，部分端子箱内进水，为了安全变电站进行停电避险，待站内积水排除后，及时恢复变电站送电，对其端子箱烘干和站内电缆绝缘检查。变电站运行安全风险较大。

2、部分线路电杆基础滑坡现象较严重，设备坚持带电运行，对电网安全运行风险较大。

巴中地调

篇6：电网运行规1

发布部门：电力工业部 国家电力监管委员会 分类导航：

发布日期：2006-11-03

发布文号：

所属类别：部委行业规章 关键字：

【阅读全文】

电网运行规则（试行）

（2006年11月3日国家电力监管委员会令第22号公布 自2007年1月1日起施行）

第一章 总则

第一条 为了保障电力系统安全、优质、经济运行，维护社会公共利益和电力投资者、经营者、使用者的合法权益，根据《中华人民共和国电力法》、《电力监管条例》和《电网调度管理条例》，制定本规则。

第二条 电网运行坚持安全第一、预防为主的方针。电网企业及其电力调度机构、电网使用者和相关单位应当共同维护电网的安全稳定运行。第三条 电网运行实行统一调度、分级管理。电力调度应当公开、公平、公正。

本规则所称电力调度，是指电力调度机构（以下简称调度机构）对电网运行进行的组织、指挥、指导和协调。

第四条 国家电力监管委员会及其派出机构（以下简称电力监管机构）依法对电网运行实施监管。

第五条 本规则适用于省级以上调度机构及其调度管辖范围内的电网企业、电网使用者和相关规划设计、施工建设、安装调试、研究开发等单位。

第二章 规划、设计与建设

第六条 电力系统的规划、设计和建设应当遵守国家有关规定和有关国家标准、行业标准。第七条 电网与电源建设应当统筹考虑，合理布局，协调发展。

电网结构应当安全可靠、经济合理、技术先进、运行灵活，符合《电力系统安全稳定导则》和《电力系统技术导则》的要求。

第八条 经政府有关部门依法批准或者核准的拟并网机组，电网企业应当按期完成相应的电网一次设备、二次设备的建设、调试、验收和投入使用，保证并网机组电力送出的必要网络条件。

第九条 电力二次系统应当统一规划、统一设计，并与电力一次系统的规划、设计和建设同步进行。电网使用者的二次设备和系统应当符合电网二次系统技术规范。

第十条 涉及电网运行的接口技术规范，由调度机构组织制定，并报电力监管机构备案后施行。拟并网设备应当符合接口技术规范。

第十一条 电网企业和电网使用者应当采用符合国家标准、行业标准和相关国际标准，并经政府有关部门核准资质的检验机构检验合格的产品。

第十二条 在采购与电网运行相关或者可能影响电网运行特性的设备前，业主方应当组织包括调度机构在内的有关机构和专家对技术规范书进行评审。

第十三条 电网企业、电网使用者和受业主委托工作的相关单位，应当交换规划设计、施工调试等工作所需资料。

第三章 并网与互联

第十四条 新建、改建、扩建的发电工程、输电工程和变电工程投入运行前，拟并网方应当按照要求向调度机构提交并网调度所必需的资料。资料齐备的，调度机构应当按照规定程序向拟并网方提供继电保护、安全自动装置的定值和调度自动化、电力通信等设备的技术参数。第十五条 新建、改建、扩建的发电工程、输电工程和变电工程投入运行前，调度机构应当对拟并网方的新设备启动并网提供有关技术指导和服务，适时编制新设备启动并网调度方案和有关技术要求，并协调组织实施。拟并网方应当按照新设备启动并网调度方案完成启动准备工作。

第十六条 新建、改建、扩建的发电工程、输电工程和变电工程投入运行前，拟并网方的二次系统应当完成与调度机构的联合调试、定值和数据核对等工作，并交换并网调试和运行所必需的数据资料。

第十七条 新建、改建、扩建的发电工程、输电工程和变电工程投入运行前，调度机构应当根据国家有关规定、技术标准和规程，组织认定拟并网方的并网基本条件。拟并网方不符合并网基本条件的，调度机构应当向拟并网方提出改进意见。

第十八条 发电厂需要并网运行的，并网双方应当在并网前签订并网调度协议。电网与电网需要互联运行的，互联双方应当在互联前签订互联调度协议。

并网双方或者互联双方应当根据平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则签订协议并严格执行。

第十九条 发电厂、电网不得擅自并网或者互联，不得擅自解网。第二十条 新建、改建、扩建的发电机组并网应当具备下列基本条件：

（一）新投产的电气一次设备的交接试验项目完整，符合有关标准和规程；

（二）发电机组装设符合国家标准或者行业标准的连续式自动电压调节器；100兆瓦以上火电机组、核电机组，50兆瓦以上水电机组的励磁系统原则上配备电力系统稳定器或者具备电力系统稳定器功能；

（三）发电机组参与一次调频；

（四）参与二次调频的100兆瓦以上的火电机组，40兆瓦以上非灯泡贯流式水电机组和抽水蓄能机组原则上具备自动发电控制功能，参与电网闭环自动发电控制；特殊机组根据其特性确定调频要求；

（五）发电机组具备进相运行的能力，机组实际进相运行能力根据机组参数和进相试验结果确定；

（六）拟并网方在调度机构的统一协调下完成发电机励磁系统、调速系统、电力系统稳定器、发电机进相能力、自动发电控制、自动电压控制、一次调频等调试，其性能和参数符合电网安全稳定运行需要；调试由具有资质的机构进行，调试报告应当提交调度机构，调度机构应当为完成调试提供必要的条件；

（七）发电厂至调度机构具备两个以上可用的独立路由的通信通道；

（八）发电机组具备电量采集装置并能够通过调度数据专网将关口数据传送至调度机构；

（九）发电厂调度自动化设备能够通过专线或者网络方式将实时数据传送至调度机构。新建、改建、扩建的发电机组并网前应当进行并网安全性评价。并网安全性评价工作由电力监管机构组织实施。

第二十一条 发电厂与电网连接处应当装设断路器。断路器的遮断容量、故障清除时间和继电保护配置应当符合所在电网的技术要求。

分、合操作频繁的抽水蓄能电厂的主断路器，其开断容量和开断次数应当具有比常规电厂的主断路器更大的设计裕量。

第二十二条 主网直供用户并网应当具备下列基本条件：

（一）主网直供用户向电网企业及其调度机构提供必要的数据，并能够向调度机构传送必要的实时信息；

（二）主网直供用户的电能量计量点设在并网线路的产权分界处，电能量计量点处安装计量上网电量和受网电量的具有双向、分时功能的有功、无功电能表，并能将电能量信息传输至调度机构；

（三）主网直供用户合理装设无功补偿装置、谐波抑制装置、自动电压控制装置、自动低频低压减负荷装置和负荷控制装置，并根据调度机构的要求整定参数和投入运行；主网直供用户的生产负荷与生活负荷在配电上分开，以满足负荷控制需要。第二十三条 继电保护、安全自动装置、调度自动化、电力通信等电力二次系统设备应当符合调度机构组织制定的技术体制和接口规范。电力二次系统设备的技术体制和接口规范报电力监管机构备案后施行。

第二十四条 接入电网运行的电力二次系统应当符合《电力二次系统安全防护规定》和其他有关规定。

第二十五条 电网互联双方应当联合进行频率控制、联络线控制、无功电压控制；根据联网后的变化，制定或者修正黑启动方案，修正本网的自动低频、低压减负荷方案；按照电网稳定运行需要协商确定安全自动装置配置方案。

第二十六条 除发生事故或者实行特殊运行方式外，电力系统频率、并网点电压的运行偏差应当符合国家标准和电力行业标准。

在发生事故的情况下，发电机组和其他相关设备运行特性对频率变化的适应能力仍应当符合国家标准。

第二十七条 电网使用者向电网注入的谐波应当不超过国家标准和电力行业标准。并入电网运行的电气设备应当能够承受国家标准允许的因谐波和三相不平衡导致的电压波形畸变。第二十八条 电网企业与电网使用者的设备产权和维护分界点应当根据有关电力法律、法规确定，并在有关协议中详细划分并网或者互联设备的所有权和安全责任。

第二十九条 接入电网运行的设备调度管辖权，不受设备所有权或者资产管理权等的限制。

第四章 电网运行

第三十条 电网企业及其调度机构有责任保障电网频率电压稳定和可靠供电；调度机构应当合理安排运行方式，优化调度，维持电力平衡，保障电力系统的安全、优质、经济运行。调度机构应当向电力监管机构报送运行方式。

第三十一条 调度机构依照国家有关规定组织制定电力调度管理规程，并报电力监管机构备案。电网企业及其调度机构、电网使用者和相关单位应当执行电力调度管理规程。第三十二条 电网企业及其调度机构应当加强负荷预测，做好长期、中期、短期和超短期负荷预测工作，提高负荷预测准确率。

第三十三条 主网直供用户应当根据有关规定，按时向所属调度机构报送其主要接装容量和年用电量预测，按时申报、月度用电计划。

第三十四条 调度机构应当编制和下达发电调度计划、供（用）电调度计划和检修计划。第三十五条 编制发电调度计划、供（用）电调度计划应当依据省级人民政府下达的调控目标和市场形成的电力交易计划，综合考虑社会用电需求、检修计划和电力系统设备能力等因素，并保留必要、合理的备用容量。调度计划应当经过安全校核。

第三十六条 水电调度运行应当充分利用水能资源，严格执行经审批的水库综合利用方案，确保大坝安全，防止发生洪水漫坝、水淹厂房事故。

水电厂应当及时、准确、可靠地向调度机构传输水库运行相关信息。实施联合运行的梯级水库群，发电企业应当向调度机构提出优化调度方案。

第三十七条 发电企业应当按照发电调度计划和调度指令发电；主网直供用户应当按照供（用）电调度计划和调度指令用电。

对于不按照调度计划和调度指令发电的，调度机构应当予以警告；经警告拒不改正的，调度机构可以暂时停止其并网运行。

对于不按照调度计划和调度指令用电的，调度机构应当予以警告；经警告拒不改正的，调度机构可以暂时部分或者全部停止向其供电。

第三十八条 电网企业、电网使用者应当根据本单位电力设备的健康状况，向调度机构提出、月度检修预安排申请；调度机构应当在检修预安排申请的基础上根据电力系统设备的健康水平和运行能力，与申请单位协商，统筹兼顾，编制、月度检修计划。

第三十九条 电网企业、电网使用者应当按照检修计划安排检修工作，加强设备运行维护，减少非计划停运和事故。电网企业、电网使用者可以提出临时检修申请，调度机构应当及时答复，并在电网运行允许的情况下予以安排。

第四十条 电网企业和电网使用者应当提供用于维护电压、频率稳定和电网故障后恢复等方面的辅助服务。辅助服务的调度由调度机构负责。

第四十一条 电网的无功补偿实行分层分区、就地平衡的原则。调度机构负责电网无功的平衡和调整，必要时制定改进措施，由电网企业和电网使用者组织实施。调度机构按照调度管辖范围分级负责电网各级电压的调整、控制和管理。接入电网运行的发电厂、变电站等应当按照调度机构确定的电压运行范围进行调节。

第四十二条 调度机构在电网出现有功功率不能满足需求、超稳定极限、电力系统故障、持续的频率降低或者电压超下限、备用容量不足等情况时，可以按照有关地方人民政府批准的事故限电序位表和保障电力系统安全的限电序位表进行限电操作。电网使用者应当按照负荷控制方案在电网企业及其调度机构的指导下实施负荷控制。

第四十三条 发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，调度机构值班人员应当立即采取措施，避免事故发生和防止事故扩大。必要时，可以根据电力市场运营规则，通过调整系统运行方式等手段对电力市场实施干预，并按照规定向电力监管机构报告。

第四十四条 调度机构负责电网的高频切机、低频自启动机组容量的管理，统一编制自动低频、低压减负荷方案并组织实施，定期进行系统实测。

第四十五条 继电保护、安全自动装置、调度自动化、电力通信等二次系统设备的运行维护、统计分析、整定配合，按照所在电网的调度管理规程和现场运行管理规程进行。

第四十六条 电网企业及其调度机构应当根据国家有关规定和有关国家标准、行业标准，制订和完善电网反事故措施、系统黑启动方案、系统应急机制和反事故预案。

电网使用者应当按照电网稳定运行要求编制反事故预案，并网发电厂应当制订全厂停电事故处理预案，并报调度机构备案。

电网企业、电网使用者应当按照设备产权和运行维护责任划分，落实反事故措施。调度机构应当定期组织联合反事故演习，电网企业和电网使用者应当按照要求参加联合反事故演习。

第四十七条 电网企业和电网使用者应当开展电力可靠性管理工作、安全性评价工作和技术监督工作，提高安全运行水平。

第五章 附则

第四十八条 地（市）级以下调度机构及其调度管辖范围内的电网企业、电网使用者和相关单位参照本规则执行。

第四十九条 本规则所称电网使用者是指通过电网完成电力生产和消费的单位，包括发电企业（含自备发电厂）、主网直供用户等。

篇7：电网运行规则

第一章 总 则

第二章 规划、设计与建设

第三章 并网与互联

第四章 电网运行

第五章 附 则电网运行规则（试行）

第一章 总 则

第二章 规划、设计与建设

第三章 并网与互联

第四章 电网运行

第五章 附 则

电网运行规则（试行）

国家电力监管委员会令

第 22 号

《电网运行规则（试行）》已经2006年10月26日国家电力监管委员会主席办公会议通过，现予公布，自2007年1月1日起施行。

主 席 柴松岳

二○○六年十一月三日

第一章 总 则

第一条 为了保障电力系统安全、优质、经济运行，维护社会公共利益和电力投资者、经营者、使用者的合法权益，根据《中华人民共和国电力法》、《电力监管条例》和《电网调度管理条例》，制定本规则。

第二条 电网运行坚持安全第一、预防为主的方针。电网企业及其电力调度机构、电网使用者和相关单位应当共同维护电网的安全稳定运行。

第三条 电网运行实行统一调度、分级管理。

电力调度应当公开、公平、公正。

本规则所称电力调度，是指电力调度机构（以下简称调度机构）对电网运行进行的组织、指挥、指导和协调。

第四条 国家电力监管委员会及其派出机构（以下简称电力监管机构）依法对电网运行实施监管。

第五条 本规则适用于省级以上调度机构及其调度管辖范围内的电网企业、电网使用者和相关规划设计、施工建设、安装调试、研究开发等单位。

第二章 规划、设计与建设

第六条 电力系统的规划、设计和建设应当遵守国家有关规定和有关国家标准、行业标准。

第七条 电网与电源建设应当统筹考虑，合理布局，协调发展。

电网结构应当安全可靠、经济合理、技术先进、运行灵活，符合《电力系统安全稳定导则》和《电力系统技术导则》的要求。

第八条 经政府有关部门依法批准或者核准的拟并网机组，电网企业应当按期完成相应的电网一次设备、二次设备的建设、调试、验收和投入使用，保证并网机组电力送出的必要网络条件。

第九条 电力二次系统应当统一规划、统一设计，并与电力一次系统的规划、设计和建设同步进行。电网使用者的二次设备和系统应当符合电网二次系统技术规范。

第十条 涉及电网运行的接口技术规范，由调度机构组织制定，并报电力监管机构备案后施行。拟并网设备应当符合接口技术规范。

第十一条 电网企业和电网使用者应当采用符合国家标准、行业标准和相关国际标准，并经政府有关部门核准资质的检验机构检验合格的产品。

第十二条 在采购与电网运行相关或者可能影响电网运行特性的设备前，业主方应当组织包括调度机构在内的有关机构和专家对技术规范书进行评审。

第十三条 电网企业、电网使用者和受业主委托工作的相关单位，应当交换规划设计、施工调试等工作所需资料。

第三章 并网与互联

第十四条 新建、改建、扩建的发电工程、输电工程和变电工程投入运行前，拟并网方应当按照要求向调度机构提交并网调度所必需的资料。资料齐备的，调度机构应当按照规定程序向拟并网方提供继电保护、安全自动装置的定值和调度自动化、电力通信等设备的技术参数。

第十五条 新建、改建、扩建的发电工程、输电工程和变电工程投入运行前，调度机构应当对拟并网方的新设备启动并网提供有关技术指导和服务，适时编制新设备启动并网调度方案和有关技术要求，并协调组织实施。拟并网方应当按照新设备启动并网调度方案完成启动准备工作。

第十六条 新建、改建、扩建的发电工程、输电工程和变电工程投入运行前，拟并网方的二次系统应当完成与调度机构的联合调试、定值和数据核对等工作，并交换并网调试和运行所必需的数据资料。

第十七条 新建、改建、扩建的发电工程、输电工程和变电工程投入运行前，调度机构应当根据国家有关规定、技术标准和规程，组织认定拟并网方的并网基本条件。拟并网方不符合并网基本条件的，调度机构应当向拟并网方提出改进意见。

第十八条 发电厂需要并网运行的，并网双方应当在并网前签订并网调度协议。电网与电网需要互联运行的，互联双方应当在互联前签订互联调度协议。

并网双方或者互联双方应当根据平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则签订协议并严格执行。

第十九条 发电厂、电网不得擅自并网或者互联，不得擅自解网。

第二十条 新建、改建、扩建的发电机组并网应当具备下列基本条件：

（一）新投产的电气一次设备的交接试验项目完整，符合有关标准和规程。

（二）发电机组装设符合国家标准或者行业标准的连续式自动电压调节器；100兆瓦以上火电机组、核电机组，50兆瓦以上水电机组的励磁系统原则上配备电力系统稳定器或者具备电力系统稳定器功能。

（三）发电机组参与一次调频。

（四）参与二次调频的100兆瓦以上的火电机组，40兆瓦以上非灯泡贯流式水电机组和抽水蓄能机组原则上具备自动发电控制功能，参与电网闭环自动发电控制；特殊机组根据其特性确定调频要求。

（五）发电机组具备进相运行的能力，机组实际进相运行能力根据机组参数和进相试验结果确定。

（六）拟并网方在调度机构的统一协调下完成发电机励磁系统、调速系统、电力系统稳定器、发电机进相能力、自动发电控制、自动电压控制、一次调频等调试，其性能和参数符合电网安全稳定运行需要；调试由具有资质的机构进行，调试报告应当提交调度机构，调度机构应当为完成调试提供必要的条件。

（七）发电厂至调度机构具备两个以上可用的独立路由的通信通道。

（八）发电机组具备电量采集装置并能够通过调度数据专网将关口数据传送至调度机构。

（九）发电厂调度自动化设备能够通过专线或者网络方式将实时数据传送至调度机构。

新建、改建、扩建的发电机组并网前应当进行并网安全性评价。并网安全性评价工作由电力监管机构组织实施。

第二十一条 发电厂与电网连接处应当装设断路器。断路器的遮断容量、故障清除时间和继电保护配置应当符合所在电网的技术要求。

分、合操作频繁的抽水蓄能电厂的主断路器，其开断容量和开断次数应当具有比常规电厂的主断路器更大的设计裕量。

第二十二条 主网直供用户并网应当具备下列基本条件：

（一）主网直供用户向电网企业及其调度机构提供必要的数据，并能够向调度机构传送必要的实时信息。

（二）主网直供用户的电能量计量点设在并网线路的产权分界处，电能量计量点处安装计量上网电量和受网电量的具有双向、分时功能的有功、无功电能表，并能将电能量信息传输至调度机构。

（三）主网直供用户合理装设无功补偿装置、谐波抑制装置、自动电压控制装置、自动低频低压减负荷装置和负荷控制装置，并根据调度机构的要求整定参数和投入运行；主网直供用户的生产负荷与生活负荷在配电上分开，以满足负荷控制需要。第二十三条 继电保护、安全自动装置、调度自动化、电力通信等电力二次系统设备应当符合调度机构组织制定的技术体制和接口规范。电力二次系统设备的技术体制和接口规范报电力监管机构备案后施行。

第二十四条 接入电网运行的电力二次系统应当符合《电力二次系统安全防护规定》和其他有关规定。

第二十五条 电网互联双方应当联合进行频率控制、联络线控制、无功电压控制；根据联网后的变化，制定或者修正黑启动方案，修正本网的自动低频、低压减负荷方案；按照电网稳定运行需要协商确定安全自动装置配置方案。

第二十六条 除发生事故或者实行特殊运行方式外，电力系统频率、并网点电压的运行偏差应当符合国家标准和电力行业标准。

在发生事故的情况下，发电机组和其他相关设备运行特性对频率变化的适应能力仍应当符合国家标准。

第二十七条 电网使用者向电网注入的谐波应当不超过国家标准和电力行业标准。并入电网运行的电气设备应当能够承受国家标准允许的因谐波和三相不平衡导致的电压波形畸变。

第二十八条 电网企业与电网使用者的设备产权和维护分界点应当根据有关电力法律、法规确定，并在有关协议中详细划分并网或者互联设备的所有权和安全责任。第二十九条 接入电网运行的设备调度管辖权，不受设备所有权或者资产管理权等的限制。

第四章 电网运行

第三十条 电网企业及其调度机构有责任保障电网频率电压稳定和可靠供电；调度机构应当合理安排运行方式，优化调度，维持电力平衡，保障电力系统的安全、优质、经济运行。

调度机构应当向电力监管机构报送运行方式。

第三十一条 调度机构依照国家有关规定组织制定电力调度管理规程，并报电力监管机构备案。电网企业及其调度机构、电网使用者和相关单位应当执行电力调度管理规程。

第三十二条 电网企业及其调度机构应当加强负荷预测，做好长期、中期、短期和超短期负荷预测工作，提高负荷预测准确率。

第三十三条 主网直供用户应当根据有关规定，按时向所属调度机构报送其主要接装容量和年用电量预测，按时申报、月度用电计划。

第三十四条 调度机构应当编制和下达发电调度计划、供（用）电调度计划和检修计划。

第三十五条 编制发电调度计划、供（用）电调度计划应当依据省级人民政府下达的调控目标和市场形成的电力交易计划，综合考虑社会用电需求、检修计划和电力系统设备能力等因素，并保留必要、合理的备用容量。调度计划应当经过安全校核。第三十六条 水电调度运行应当充分利用水能资源，严格执行经审批的水库综合利用方案，确保大坝安全，防止发生洪水漫坝、水淹厂房事故。

水电厂应当及时、准确、可靠地向调度机构传输水库运行相关信息。

实施联合运行的梯级水库群，发电企业应当向调度机构提出优化调度方案。

第三十七条 发电企业应当按照发电调度计划和调度指令发电；主网直供用户应当按照供（用）电调度计划和调度指令用电。

对于不按照调度计划和调度指令发电的，调度机构应当予以警告；经警告拒不改正的，调度机构可以暂时停止其并网运行。

对于不按照调度计划和调度指令用电的，调度机构应当予以警告；经警告拒不改正的，调度机构可以暂时部分或者全部停止向其供电。

第三十八条 电网企业、电网使用者应当根据本单位电力设备的健康状况，向调度机构提出、月度检修预安排申请；调度机构应当在检修预安排申请的基础上根据电力系统设备的健康水平和运行能力，与申请单位协商，统筹兼顾，编制、月度检修计划。

第三十九条 电网企业、电网使用者应当按照检修计划安排检修工作，加强设备运行维护，减少非计划停运和事故。

电网企业、电网使用者可以提出临时检修申请，调度机构应当及时答复，并在电网运行允许的情况下予以安排。

第四十条 电网企业和电网使用者应当提供用于维护电压、频率稳定和电网故障后恢复等方面的辅助服务。辅助服务的调度由调度机构负责。

第四十一条 电网的无功补偿实行分层分区、就地平衡的原则。调度机构负责电网无功的平衡和调整，必要时制定改进措施，由电网企业和电网使用者组织实施。调度机构按照调度管辖范围分级负责电网各级电压的调整、控制和管理。接入电网运行的发电厂、变电站等应当按照调度机构确定的电压运行范围进行调节。

第四十二条 调度机构在电网出现有功功率不能满足需求、超稳定极限、电力系统故障、持续的频率降低或者电压超下限、备用容量不足等情况时，可以按照有关地方人民政府批准的事故限电序位表和保障电力系统安全的限电序位表进行限电操作。电网使用者应当按照负荷控制方案在电网企业及其调度机构的指导下实施负荷控制。第四十三条 发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，调度机构值班人员应当立即采取措施，避免事故发生和防止事故扩大。必要时，可以根据电力市场运营规则，通过调整系统运行方式等手段对电力市场实施干预，并按照规定向电力监管机构报告。第四十四条 调度机构负责电网的高频切机、低频自启动机组容量的管理，统一编制自动低频、低压减负荷方案并组织实施，定期进行系统实测。

第四十五条 继电保护、安全自动装置、调度自动化、电力通信等二次系统设备的运行维护、统计分析、整定配合，按照所在电网的调度管理规程和现场运行管理规程进行。

第四十六条 电网企业及其调度机构应当根据国家有关规定和有关国家标准、行业标准，制订和完善电网反事故措施、系统黑启动方案、系统应急机制和反事故预案。电网使用者应当按照电网稳定运行要求编制反事故预案，并网发电厂应当制订全厂停电事故处理预案，并报调度机构备案。

电网企业、电网使用者应当按照设备产权和运行维护责任划分，落实反事故措施。调度机构应当定期组织联合反事故演习，电网企业和电网使用者应当按照要求参加联合反事故演习。

第四十七条 电网企业和电网使用者应当开展电力可靠性管理工作、安全性评价工作和技术监督工作，提高安全运行水平。

第五章 附 则

第四十八条 地（市）级以下调度机构及其调度管辖范围内的电网企业、电网使用者和相关单位参照本规则执行。

第四十九条 本规则所称电网使用者是指通过电网完成电力生产和消费的单位，包括发电企业（含自备发电厂）、主网直供用户等。

本规则所称主网直供用户是指与省（直辖市、自治区）级以上电网企业签订购售电合同的用户或者通过电网直接向发电企业购电的用户。

篇8：地区电网运行方式评估方法

电网运行方式的编制对电网安全、经济、优质运行起着重要作用。电网运行方式的编制包括正常方式和检修方式编制。编制的过程是在预测的负荷分布条件下,对设备检修计划和工作计划反复调整、反复计算的过程[1]。在传统的运行方式编制工作中,通常是由电力调度机构的专职人员借助经验知识初步制定出一个电网运行方式计划,然后通过电网潮流验算判断该运行方式是否可行,缺少全面系统的量化评价手段。随着地区电网规模的不断扩大,运行方式及其编制工作的复杂程度大大增加,往往会有多种可能的运行方式待选,迫切需要建立一整套能够科学评价地区电网运行方式的指标体系和计算方法。

目前,对电网运行方面的评估处于起步阶段,文献[2~4]从运行风险评估的角度做了一些工作,文献[5,6]则从运行可靠性评估方面入手,但都不够全面,将运行方式作为一个整体进行系统化评估的研究工作还较少见。本文在考虑电网安全性、可靠性、电能质量和经济性的基础上,建立了地区电网运行方式的评估指标体系,并提出了具体计算方法。

1 运行方式评估指标体系

1.1 基本原则

根据《电网调度管理条例》,调度机构对电网运行的组织、指挥和协调是以保障电网安全、优质、经济运行为目的。电网运行方式的编制是以保持尽可能高的电网安全性和供电可靠性、向用户提供最优质的电能,同时产生尽可能小的电能损耗为基本原则。因此,对于电网运行方式的评估也应从这几方面进行。

1.2 指标体系

基于上述考虑,本文建立的指标体系包括电网安全性、供电可靠性、电能质量、经济性、操作复杂度以及检修方式合理性等六个方面,每个方面具体包含1~4个成分指标。通过对这六个方面的评价指标的综合可以得到电网运行方式综合评价指标。由此构建的包含三个层次的指标体系如图1所示。

第三层为成分指标,如系统平均停电频率指标(SAIFI)等;第二层为分类指标,如可靠性综合指标(RI)等;第一层为运行方式综合指标(OMCI)。

在计算过程中,按照自底向上的顺序,首先计算底层的成分指标,通过对成分指标的归一化和加权平均得到上层的分类指标,再通过对分类指标的归一化和加权平均得出顶层的运行方式综合指标。这样得出的综合指标全面地反映了预定时间区间内电网运行中涉及到的各种影响因素,综合评价指标的大小直接对应着调度方案的优劣,指标最大值所对应的运行方式就是最优的运行方式。

底层成分指标的计算方法将在第3节详细给出。

2 主要算法

在评估指标的计算过程中,除了常规的电网潮流分析、短路电流计算,以及可靠性评估等方法外,本文还提出了等值概率评估算法,用以对单一设备的运行属性值(如线路负载率裕度、主变容载比、母线电压偏移率等)进行统计和概率分析,进而量化全网的属性值;采用理想点逼近技术对各成分指标进行归一化处理;应用层次分析法自底向上地逐层求得上层综合指标;利用拓扑变换算法求取不同接线方式下的负荷转移路径,将其影响计入到各成分指标的计算中。

2.1 等值概率评估算法

电网的整体运行属性是单一设备运行属性的综合。这些运行属性包括线路负载率裕度、主变容载比、母线电压偏移率等。以线路负载率裕度为例,对电网负载率裕度水平的评价应综合考虑所有线路负载率裕度的平均值μ和标准差σ两个统计学特征。前者反映了线路平均负载率裕度,后者反映了各线路负载率裕度的不均匀程度。为了将这两个统计学特征综合起来,本文提出了等值概率评估算法,其基本思想是用服从正态分布N(μ,σ)的随机数x大于(或小于)某阈值x0的概率(如图2所示)与μ的乘积来表征同样具有(μ,σ)这两个统计学特征的电网整体属性。仍以线路负载率裕度为例,负载率裕度小于零表示线路过载,因此以服从正态分布N(μ,σ)的随机数x大于0的概率与μ的乘积来表征电网负载率裕度水平。

根据正态分布的概率计算公式

可以导出本算法的具体计算公式为:

2.2 理想点逼近技术(TOPSIS)

在图1所示的第三层中的每个成分指标的取值区间不相同,因此其评价标准也不相同,这导致在求取综合指标时不能简单地将每个成分指标加权平均。本文采用理想点逼近技术[7]将各成分指标归一化,使其取值区间统一为[0,1],满足综合计算的需要。

理想点逼近技术的基本思想是,首先求取某个指标的理想解A+和负理想解A-(往往A+和A-都是不可行解),然后用某个可行解A与A+和A-的相对距离作为评价该可行解的标准,即:

2.3 层次分析法AHP

根据指标体系的三层次结构,采用层次分析法[8]自底向上地逐层求得上层综合指标,其步骤如下:

1)建立层次矩阵

本层属性Ai相对于Aj的重要程度为aij。在实际应用中,综合电力系统专家和电力部门调度人员对各项指标相对重要性程度的判断意见,在{1,2,3,…,9}的整数集内选取aij的值,aij取值越大表明Ai的重要程度比Aj越大。

2)计算本层各属性权重

3)计算上层指标

以此类推,直到求出顶层综合指标。

2.4 网络拓扑变换算法

地区电网具有闭环设计、开环运行的特点,存在常开的联络开关,网络具有鲜明的变结构特性。当网络发生故障或需要检修时,可以通过对联络开关的有效操作来改变供电路径,最大限度地保证对负荷点的正常供电。本文通过网络拓扑变换算法来反映这一影响,并计入指标计算中。

拓扑变换算法由网络层拓扑分析和变电站层拓扑变换两个层次构成。网络层拓扑变换分析以变电站为最小单元,用以确定故障影响范围;变电站层拓扑变换通过对设备状态进行0-1编码(用0表示停运状态,用1表示投用状态)形成站内拓扑结构的数学表示,将传统的连通性搜索过程用二进制数的运算过程代替,简化了可行拓扑集的表示方式,大大减少了链表遍历算法的运算量。其具体流程如图3所示。

3 评估指标的计算方法

3.1 静态安全综合指标SSI(Static SecurityIndex)

地区电网安全性评估主要侧重于静态安全方面。

3.1.1 N-1切负荷指标LCNI(Load Cut for N-1 Index)

地区电网的N-1校验中,在支路模拟开断后,应充分考虑自动装置(如备自投)动作或调度操作对非故障失电负荷点的恢复供电作用。以所有供电恢复方案中最小的负荷切除量作为N-1切负荷指标。

其中:集合CUT_j表示对设备j做N-1校验时所需要切负荷的节点集,Si表示第i个节点所切除的负荷量,Scut_j则表示切负荷量占全网总负荷的比例。显然,该指标越大,对应的运行方式越差。

3.1.2 负载率裕度指标PFMI(Power Flow MarginIndex)

电网的负载率裕度水平由每条线路的负载率裕度共同决定。可以用支路负载率裕度的平均值μS反映全网负载率裕度的平均水平,用标准差σS反映各支路负载率裕度差异,然后采用等值概率评估算法和理想点逼近技术计算出负载率裕度指标PFMI:

3.1.3 主变容载比裕度指标CRMI(Capacity-loadRatio Margin Index)

根据《上海电网若干技术原则的规定》,220 k V主变容载比不低于1.8,35 k V和110 k V主变容载比不低于1.9,低于导则要求的主变运行方式是不合格的,即CRMI=0。对于合格的运行方式,采用等值概率评估算法和理想点逼近技术计算电网主变平均容载比裕度指标CRMI。

若以TCL_ratio_ave表示主变平均容载比,TCL_ratio_std表示容载比标准差,则

3.1.4 短路电流指标SCCI(Short Circuit CurrentIndex)

220 k V、110 k V和35 k V线路的短路电流限值分别为50 k A、25 k A和25 k A。当电网发生短路故障时,如果断路器无法切断电流以隔离故障,则会给电网带来巨大的危害,因此,本指标只考虑两种取值,合格为1,否则为0:

式中:Ishort表示短路电流,Imax表示短路电流限额。

3.2 供电可靠性综合指标RI(Reliability Index)

本文采用如下的可靠性指标[9]来评估地区电网供电可靠性:

系统平均停电时间:

系统平均停电频率:

平均供电可用率:

系统总电量不足:

式中:NS表示负荷点用户数,US表示用户停电时间,λS表示负荷点停电率,LS表示用户负荷。

在考虑负荷转移时由单一故障引起的负荷点停运时间计算方法需作如下修改,如表1所示。

3.3 电能质量综合指标PQI(Power Quality Index)

电能质量综合指标由电压合格率指标VQRI(Voltage Qualified Rate Index)和电压偏移率指标VBRI(Voltage Bias Rate Index)综合计算而得。电压合格率指标采用传统的定义和计算方法,本文不再赘述;电压偏移率指标采用本文提出的等值概率评估算法和理想点逼近技术计算,如式(16)所示:

式中:Vbias_ave表示平均电压偏移率,Vbias_std表示电压偏移率标准差。

3.4 经济性综合指标EI(Economy Index)

地区电网的经济性主要考虑网损,因此第二层的经济性综合指标等于第三层的网损指标。以网损与负荷总和之比作为网损指标PLRI(Power Loss Rate Index),用来反映地区电网运行的经济性:

式中:Ploss表示全网总网损,Pload表示全网总负荷。

3.5 操作复杂度综合指标OCI(Operation ComplexityIndex)

在地区电网调度过程中,设备投切操作的复杂程度直接关系到停电损失大小乃至网络安全性,有些运行方式可能因为涉及的操作次数过多而变得不可行,因此在运行方式的评估中应充分考虑这个问题。

对于正常方式,以N-1校验时的设备平均投切次数作为操作的复杂度,最佳情况(理想解)是不操作,最坏情况(负理想解)是每台设备都操作,即:

对于检修方式,以整个检修方式下的总操作次数作为其复杂度。最佳情况(理想解)为只有检修设备操作,最坏情况(负理想解)为每个设备检修时其余所有设备都需要操作且在下一设备检修前全部恢复到正常方式的状态。

根据理想点逼近技术可得:

式中:Nline表示线路总数;Nave表示平均动作次数;Nrepair表示检修设备个数。

3.6 检修综合指标MI(Maintenance Index)

对于检修方式的评价还应包括总停电次数POTI(Power Off Times Index)和总电能损失PLI(Power Loss Index)两部分。

对于POTI,最佳情况(理想解)是不发生停电,最坏状况(负理想解)是每一次检修都造成所有负荷停电;对于PLI,最佳状况(理想解)是不产生损失,最坏状况(负理想解)是每一次检修都造成所有负荷都损失且直到检修结束才恢复,因此有:

式中:Ni表示第i次检修造成的停电用户数;Ntotal_user表示网络总用户数;Nrepair表示检修次数。

式中:Ti表示第i次检修时间,Ttotal表示总检修时间,Ptotal_load表示总负荷

3.7 分类指标GI(Group Index)和运行方式综合指标OMCI(Operation Mode Comprehensive Index)

由层次分析法不难得到:

由上述算法可知,综合指标取值范围是[0,1]。

4 算例分析

采用本文提出的评估算法,对上海某地区35 k V地区电网正常运行方式和有4条支路待检修的检修方式进行评估。该地区电网包括2个220 k V站(电源站),8个35 k V变电站,63条35 k V线路,总负荷为136.87 MW。在二次设备方面,本算例充分考虑了21套备自投设备,但忽略继电保护装置、重合闸装置等的影响。因篇幅有限,只列出算例的网络层拓扑图和其中某相关站的变电站层拓扑图,如图4和图5所示。

4.1 正常运行方式评估结果

对算例电网采用本文提出的指标体系和算法进行计算。首先计算指标体系中第三层的成分指标,如表2所示。

根据上述结果采用层次分析法计算指标体系中第二层的分类指标,如表3所示。

最后用层次分析法在分类指标的基础上计算运行方式综合指标,计算结果为0.922 7,说明该正常方式下的电网运行良好。

4.2 检修方式评估结果

该电网在某时间段内有4台设备需检修,如表4。

该地区电力部门的运行方式编制人员编制出如表5所示的两种可行的检修方式。

结合图4和图5不难看出,当44号变压器检修时,1号线路需要陪停,因此上述两种方式相比,后者前者对1号线路的检修充分利用了44号变压器线检修的时间,减少了断路器投切次数,应优于后者。

采用本文提出的方法计算检修方式下的指标体系。检修方式1的操作复杂度指标计算结果为0.751 5,运行方式综合指标计算结果为0.914 9,检修方式2的操作复杂度指标计算结果为0.624 2,运行方式综合指标计算结果为0.905 5。对比上述结果说明本文提出的方法正确地反映了运行方式的优劣。

5 结论

本文建立了地区电网运行方式的评估方法,包括指标体系和具体计算方法,并介绍了评估方法实施中所采用的关键技术。应用该方法评价了上海某地区电网的正常运行方式,比较了两种检修方式,计算结果表明本文提出的评估方法可以正确地评价地区电网运行方式的优劣,为电力调度部门的运行方式编制工作提供科学依据。

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