浅谈电网安全管理措施

浅谈电网安全管理措施（共12篇）

1.浅谈电网安全管理措施 篇一

春季电网检修安全措施

1、各站点组织进行春季检修前培训，主要内容有电力规程、操作规程、本站设备、线路情况。

2、人员要做到安全第一，预防事故发生（防触电、坠落、摔伤、交通事故、防物体砸伤），加强自我防范。

3、参检人员按甲方要求配合施工方（甲方安排），听从指挥，杜绝违章指挥，违章操作。4、5、6、参检人员按甲方及项目部安排春检期间严格请销假制度。有线站点人员按掌握的线路地形、路况合理安排线路检修进度。严格遵守中石油六大禁令和中石化河南油田专业十大禁令（电气专业）及油气密集区的各项制度。

2.浅谈电网安全管理措施 篇二

1 制定线损指标, 建立线损考核管理制度

为了制定合理的线损指标, 应对电网的理论线损率进行计算, 即根据现有电网接线方式及负荷水平, 对各元件电能损耗进行计算。在整理出线损理论计算的基础数据后, 利用切实可行的线损理论计算软件对电网进行低压线损理论计算, 再结合实际制定出合理的线损指标与线损考核奖惩办法, 使线损管理工作真正做到科学合理。低压线损的理论计算应为每季度或每半年进行1次。

2 建立健全组织、指标管理体系

每个供电所都要成立节能降损领导小组, 设专责人。建立健全线损管理工作的目标管理制度, 将线损指标分解到线路、配电变压器台区和管理人员, 严格考核, 奖惩兑现。建立线损分析例会制度, 重点做好以下几个方面的对比分析:一是实际线损率与理论线损率的对比;二是当前水平与年平均水平的对比;三是计量总表与分表电能量的对比;四是线路或设备之间、季度和年度之间、各条线路之间的线损综合对比。

依据上述几方面的对比分析达到线损管理的5个目的:一是找出当前线损工作中的不足, 指明降损方向;二是找出低压电网结构的薄弱环节, 确定今后电网结构改善的工作重点;三是找出低压电网运行存在的问题, 制定最佳运行方案;四是找出降损措施在实施中存在的问题, 确保新的降损措施更具有针对性和科学性;五是查找出线损率升、降的原因, 确定今后降损的主攻方向。

3 加强营业普查及电费抄核收管理工作

营业普查应以查窃漏电、查电能表接线和准确度为主攻方向, 利用有奖举报、特别突击检查等各种方式来杜绝违章用电。对用电能量波动较大的客户应定期对其进行各种参考量 (产量、产值、单耗等) 的对比分析, 发现问题及时处理。同时规范抄表、核算和收费管理机制, 强化工作人员业务培训, 完善抄核收管理制度, 实行定期轮换抄表收费工作制, 严格按规定日期进行同步抄表, 不准随意变更抄表时间, 抄表人员必须到现场抄表, 防止错抄、漏抄、少抄、估抄等现象的发生。

4 规范计量管理

电能计量装置的准确与否, 是线损率准确与否的前提。对电能表的安装运行管理工作要严肃认真, 有专人负责, 做到安装正确合理, 按规程要求定期轮换校验, 保证误差值在合格范围内并尽可能降低。规范计量箱的安装位置, 缩短馈线距离, 加大馈线截面积, 严格计量装置的铅封制度。

3.浅谈电网误调度成因及防范措施 篇三

关键词：电网误调度;预控;措施

随着电力技术的发展，电网预警预控系统、防误操作系统、操作监护系统、辅助决策系统等大量先进技术手段应用于调度运行岗位的第一线，但是无论技术如何先进，归根结底一线运行人员对事故发生、发展、隐患及规律的正确认识具有至关重要的意义，只有深刻地意识到事故的隐患和风险，才能更好地利用先进的技术手段去分析、研究电网，从而避免恶性事故的发生。若因误调度引发事故，则会造成设备损坏、危及电网安全，甚至危及现场工作人员的生命安全。因此，本文通过对电网误调度原因分析和预控措施来提高电网调度工作的安全性，确保电网安全稳定运行。

1 电网误调度的特点

1.1误调度事故是由错误的调度指令通过操作人员的执行，间接造成的。调度员不直接面对设备，直观性现场感较差，具有较强的隐蔽性。

1.2误调度事故对调度员自身一般没有直接的危险，但会对电网安全运行、电气倒闸操作人员和检修人员的人身安全构成严重的威胁。

1.3调度运行一般由两人值班，工作中的独立性较强，发生不安全行为时，相互监督相对薄弱，纠错几率小。

1.4调度运行操作频繁，突发事件多，系统情况掌握需全面，若不能具备同时处理不同地点、不同性质多个事故、障碍的能力，心理素质和业务素质达不到要求，极易发生误调度事故。

1.5调度运行整体连贯，前后各值调度工作具有较强的前后关联性，一个误调度事故，往往可以追溯到上一值、上上值，包括拟票、预发，甚至运行方式、继保安排和方案审批等环节。

2 电网误调度原因分析

2.1调度员安全责任心不强，不按规范执行调度制度，凭经验主观臆断造成误下令。工作中调度员不在工作现场不直接面对设备，上下级调度员和调度对象之间进行业务联系是通过电话来实现的。调度工作在某种程度上是依赖人与人之间的交流沟通与配合协作来达到共同目的。每句调度术语都有其明确的含义，不会造成歧意。而在实际工作中调度员和现场值班员不习惯使用规范的调度术语发布调度命令，不按规范通报单位、姓名等，易造成错发调度令或接令人产生曲解现象，导致误调度的发生。

2.2调度员未严格遵守调度规程，交接班不清或未认真了解系统运行方式，工作许可及工作结束手续不清，工作联系和业务传递手续不全或不完善，造成误送电、误下令。在当工作量大，操作任务比较繁重时，拟写调度操作指令票时容易出现错误;在与现场进行核对的过程中，由于现场汇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易造成误调度。

2.3调度员业务素质和心理素质差，对系统运行状况不清楚，在操作中特别是在事故处理中，对于执行工作程序和流程不规范，延误送电。同时对电网运行监控不到位，对电网运行情况没有做到心中有数，事故预想不足，对于电网的突发事故和异常采取措施不力，造成处理不及时或人为扩大事故范围。

2.4电网检修计划性不强，检修质量不过关和检修工作配合差，造成电网设备的无序重复性停电检修，从客观上增加了调度员的工作量，也增加了构成误调度机率。

2.5基础安全管理工作存在漏洞，安全活动会开展不正常或流于形式，调度员安全意识淡漠，规程制度执行不严;对于电网系统资料管理不到位，现场设备改动后，未及时更改调度图纸资料，造成调度用的图纸资料与现场设备不符，使调度员在调度运行中缺乏依据，给误调度事故埋下隐患。

3 电网误调度的预控措施

3.1加强对调度员的安全意识教育和业务培训。人的因素是一切工作成败的首要因素，调度工作安全与否与调度员安全意识与业务水平有直接的关系。必须把安全思想教育工作贯穿于调度工作的每一个环节，使调度员端正思想认识，提高工作责任心，调度员的意识增强了，安全职责强化了，责任心到位了才能保证调度运行安全。

针对电网建设快速发展，新设备、新技术大量应用，网络接线、运行方式不断变化的特点，加强对调度员的技术培训，并结合工作和季节特点开展事故预想，进行反事故演习，同时进行适当的考核。

3.2规范调度工作程序和标准。在充分运用现行安全规章制度的前提下，分析工作过程环节，制定切实可行的调度工作的程序和标准，使调度各项工作规范化、程式化，从而规范调度员的行为，使其安全而高效的进行工作。事故处理必须按规程规定进行;事故处理应迅速及时，本着保人身、保电网、保设备的原则，在处理过程中，不能对未停电设备或人员造成影响，防止事故扩大;下达事故处理操作指令时，应认真考虑操作对系统的影响，可能造成的后果，充分考虑对重要用户供电的连续性;对一些重大事故的处理，需及时向有关领导汇报。

3.3在熟悉掌握继电保护基本原理及有关规程的情况下，能按规程正确指挥及监督保护的正确操作，准确掌握电网内各设备继保投退情况，特别是带方向的元件、改变运行方式后的保护调整、重合闸保护投撤。

3.4及时掌握系统的负荷发展情况，对负荷的发展采取了一些具有一定的预见性，提出解决方案，以防线路过负荷而发生跳闸、设备烧坏等事故。特别是35千伏及以上的输电线路，将造成整个变电所停电，影响面极大，要注意负荷潮流变化情况。

3.5加强交接班，做好互保工作。调度实行轮班制的值班方式，每值一般配正、副值各一名，负责本值内的日常工作和事故处理。交接班时，接班人员仔细阅读各种记录、工作票、核对运行方式、听取交班人员交待、澄清疑问;交班人员将本次操作、检修工作进行情况、运行方式、潮流分布、保护及自动装置变更情况、系统缺陷事故障碍异常情况、计划完成情况、安全措施装设地点、工作票等，向接班人员交待清楚。对前一时期的系统运行、设备变更、运行方式的变化、设备的缺陷等情况进行重点熟悉和掌握，然后进行交接班。在交接班过程中要做到交得清楚、接得明白、责任共担。在调度工作中不仅要加强正、副值之间的互保工作，也要加强早、中、夜各班之间的互保工作。

参考文献：

[1]黄宇明.关于电力调度的自动化技术分析[J].中小企业管理与科技（上旬刊），2009，（09）.

4.浅谈电网安全管理措施 篇四

鹤庆电网是指鹤庆县域范围内35kV及以下的发、输、变、配、用等设备，经过近几年电

网改造和反措项目的不断实施，鹤庆电网的网络架构和装备水平有了长足的完善和发展，同时，由于公司不断的加强对电网的管理工作，近几年对电网的管理水平也有了较大的进步，确保鹤庆电网安全、稳定运行的软、硬件条件得到了较大的改善。但由于受对电网的管控水平和能力的限制、电网运行过程中受外界因素影响及鹤庆电网网架结构等因素的影响，2012年鹤庆电网仍然存在较大的运行安全风险，鹤庆县调作为管理鹤庆电网的职能部门，承担着确保鹤庆电网安全、优质、经济运行的重任，现就2012年鹤庆电网运行安全风险分析及相应的防范措施做如下汇报：

一、鹤庆电网的基本概况

鹤庆电网经过近几年的改造和发展，已形成经110kV鹤庆变及110kV北衙变联主网运行的网络架构，同时，网内有众多小水电经35kV 或110kV线路并网，可以作为鹤庆电网电源点的有力补充，改变了以往电源点单一，一旦电源点失电将造成整个鹤庆电网瓦解的局面。

目前，鹤庆电网内共有10座35kV变电站，其中2座为 用户变电站（35kV锰矿变及35kV砂石料场变），在正常运行方式下各变电站的联网运行方式为： 1、35kV金墩变（锰矿变）→35kV锰矿线→110kV鹤庆变→110kV剑鹤双回→主网； 2、35kV辛屯变→35kV辛屯线→110kV鹤庆变→110kV剑鹤双回→主网； 3、35kV六合变→35kV松六线→35kV松桂变→35kV小松线→小腰江电站→110kV小鹤线→110kV鹤庆变→110kV剑鹤双回→主网； 4、35kV朵美变→35kV中朵线→35kV中江变（35kV砂石料场变→35kV砂石料场线）→35kV燕中线→燕子崖电站→35kV小燕西线→小腰江电站→110kV小鹤线→110kV鹤庆变→110kV剑鹤双回→主网； 5、35kV黄坪变→35kV邓北黄线→35kV观音桥变→35kV观音桥线→110kV北衙变→110kV洱北西线→主网。

根据以上运行方式的安排可知，在正常运行方式下，目前35kV鹤庆电网大体上划分为三个片区运行，其中35kV金墩变、锰矿变、辛屯变联110kV鹤庆变运行，35kV松桂变、六合变、朵美变、中江变、砂石料场变经小腰江电站联110kV鹤庆变运行，35kV黄坪变、观音桥变联110kV北衙变运行。以上运行方式的安排，使鹤庆电网内各35kV变电站尽量靠近电源点运行，减少了线路损耗，降低了线路压降，能较好的提高供电电能质量。同时，35kV松桂变作为鹤庆电网35kV 网络的中心变电站，可以通过35kV松桂线联110kV北衙变运行，也可以通过35kV金松线经35kV金墩变联110kV鹤庆变运行，在特殊情况下，可以将110kV鹤庆变片区和110kV北衙变片区联接，有效的提高了35kV鹤庆电网的互相转供电能力，有利于提高35kV鹤庆电网的供电可靠性。

鹤庆电网内有较多的小水电并网，其中西甸电站经35kV西金线联35kV金墩变运行，新庄电站经35kV新小线联小腰江电站运行，燕子崖电站（增容）经35kV小燕西线联小腰江电站运行，根据今年我公司同大理供电局签订的电力调度协议，大理地调将燕子崖电站（增容）及新庄电站的调度管辖权委托于鹤庆县调；金河电站、燕子崖电站经110kV燕鹤线联110kV鹤庆变运行，六合电站经110kV六小线联小腰江电站运行，小腰江电站经110kV小鹤线联110kV鹤庆变运行，其余小水电及用户小电经10kV线路就近并网运行。在以上小水电中，金河电站、燕子崖电站、六合电站及小腰江电站属地调管辖范围，但在鹤庆电网与主网联接减弱或孤网运行时，将作为鹤庆电网电源的有力补充。

鹤庆县城由110kV鹤庆变10kV城网供电，目前，110kV鹤庆变共馈出9回10kV线路，10kV城网各条10kV线路之间有较多的联络开关，各条线路之间可以互相转供电，有利 于提高供电可靠性。

二、2012年鹤庆电网运行安全风险分析

2012年，因受对电网的管控水平和能力的限制、电网运行过程中受外界因素影响及鹤庆电网网架结构等因素的影响，鹤庆电网的运行仍然存在较大的安全风险，电网运行的软、硬件环境仍然存在诸多不利于保证电网安全、稳定运行的因素。现从三个方面对2012年鹤庆电网运行安全风险分析如下：

（一）对电网的管控水平和能力较低，基础管理工作仍不到位。

要确保电网的安全、稳定运行，就必须加强对电网的管控水平，提升对电网管控的能力，加强对电网管理方面的制度和流程等的梳理、完善和执行力度，切实做到确保电网安全、稳定运行的措施完善，执行有力。目前，我公司对电网的管理工作仍存在以下问题：

1、图实相符管理工作仍未执行到位。2010年下半年，实际上此工作调度所已于2009年便安排开展，调度所在生产技术部的支持下完成了对公司所属7座35kV变电站的图实核对工作，取得了一定的成果。同时，调度所制定了电气一次接线图管理制度和电气一次接线图执行流程，但从目前的情况来看，公司所属各厂、站的电气一次接线图虽经图实核对得到了确认，但仍未执行到位，主要体现在部分厂、站 后台机，集控系统所使用的一次接线图与调度所印发的各厂、站一次接线图存在不一致，系统仍未得到更新，特别是数据库内的相关信息没有得到及时修正，电气一次接线图的执行不到位、不彻底给电网调度工作带来了一定的安全风险。结合公司对各厂、站五防系统的实施，调度所请生产技术部及时对各厂、站的一次接线图执行情况进行全面清查，并请于3月31日前将执行结果以书面形式反馈调度所，但至今仍未得到任何反馈信息。另外，公司所属各电站的图实核对工作仍未完成，特别是西甸电站，作为可以连接小腰江电站与35kV金墩变的中间站点，对电网运行方式的调整起到重要的联络作用，图实核对工作的不完善也给电网调度工作带来了一定的安全风险。2、10kV配网图纸的管理工作不到位。随着农网改造工程和反措项目的实施，10kV配网发生变化比较频繁，给配网图纸的更新、维护工作带来较大的困难。目前，公司的配网图纸管理工作仍然相对滞后，图纸的更新赶不上配网的变化，各部门使用的配网图纸存在较多的错漏。特别是10kV城网片区及35kV六合变片区，随着110kV鹤庆变新增3回10kV出线（目前已投运两回，近期将投运1回）及35kV六合变的投运，10kV城网片区及六合片区的配网发生较大的变化，增加了部分“手拉手”供电的10kV线路，10kV线路之间互相转供电的可能性增加，配网运行方式的调整更加灵活 多变，但相应的配网图纸的更新不到位，到目前为止调度台上没有一份完整的、正确的配网图纸，给配网调度工作带来了一定的安全风险。

3、新设备投运的管理工作仍不完善。从2010年开始，调度所加强了对新设备投运的管理工作，虽然取得了一定的成效，但仍然存在较多不完善的地方，主要体现在10kV配网部分的新设备投运管理工作仍不完善。目前，部分供电所仍未按相关要求及时报送新设备投产申请，特别是在10kV分支线路上的新设备投产工作，因调度所无法在工作过程中进行管控，往往不走相应流程便完成了投运工作，一是给配网图纸的更新带来困难，二是新设备的投产未经继保审定，线路的保护定值未经校核和更新，长此以往必将造成相应10kV线路因保护定值不当而频繁动作或线路的长时间过负荷运行。如35kV辛屯变10kV新华线，发生在三德水泥厂的因未办理新设备投运手续而擅自投运新设备造成110kV鹤三线跳闸，并导致大理电网内96台风机跳闸、部分小水电机组跳闸的电网事故就是因用户未严格执行新设备投产流程造成的。

4、检修（停电）管理工作管控力度不够。经过去年加强对检修（停电）工作计划的上报、平衡、执行及检修（停电）申请的上报、批复、执行等流程的管控，公司的检修（停电）管理工作取得了一定的成效，检修（停电）工作的安排 逐渐有序、合理，对减少重复停电时间，提高电网的供电可靠性起到了积极的作用。但在部分月份，依然存在有计划完成率低，非计划检修（停电）工作较多的情况，给公司的统筹安排带来了较大的困难。而非计划检修（停电）工作或临时增加工作内容，都给电网的运行带来较大的安全风险，并增加了工作自身的风险。因为计划检修工作都是经过详细的工作实施方案审查，电网运行方式安排、继电保护审核、危险点分析及相应控制措施安排等流程的，可以有效的降低检修工作给电网运行带来的安全风险及工作自身的风险，但非计划检修工作或临时增加工作内容在以上流程的控制上可能就会存在漏洞，从而增加了电网运行的安全风险和工作风险，发生在怒江供电有限公司的2·24人身触电死亡事故就是典型的事例。

5、对用户的管理工作不到位，给电网的运行带来较大的安全风险。加强对用户的管理工作，是确保电网安全、稳定运行的重要内容。近期，我公司电网内10kV线路因用户分支线故障引发主干线跳闸的情况时有发生，主要发生在10kV洗马池线新峰支线、马厂支线及10kV大箐线林场支线，以上支线反复出现因线路故障引发10kV主干线跳闸的情况，特别是10kV洗马池线，影响到公司三座小水电的正常运行，存在较大的隐患。前段时间，三德水泥厂在进行设备检修时，擅自将部分设备通过电缆将负荷接入35kV辛屯变10kV新华 线，因电缆被车辆碾压和10kV新华线负荷较重导致10kV新华线两次跳闸，也是对用户的管理工作不到位的具体体现。

6、公司各部门间的沟通、协调不充分，未严格按相关工作流程办理工作业务。信息在各部门之间及时、准确的传递是确保电网在进行检修工作期间安全、稳定运行，确保检修工作顺利开展的重要条件。目前，公司有的部门在进行工作时未提前与其他部门进行衔接，导致其他部门不清楚相关工作的开展时间、工作内容及对电网、设备造成的影响，给电网运行及调度工作带来了一定的安全风险。如前期生产技术部进行五防系统安装工作，虽然不涉及任何厂、站、线路的停电，但根据公司规定应提前向调度所进行备案。继电保护内容在生技与调度之间的传递不及时。

7、对外单位工作人员进入我公司厂、站工作时的监督管理工作缺失，容易引发因工作人员对工作现场设备状况不熟悉，对周围带电体辨识不明确，危险点分析不到位，走错间隔等原因造成的安全事故，增加电网运行的安全风险。西电实业有限公司电气分公司在35kV松桂变进行35kV松六线3141隔离开关与35kV母线引流线搭接工作时仅与生产技术部办理了外单位工作许可，虽不涉及线路或设备停电，但未向调度所办理工作备案，且工作现场无我公司人员监管，工作一旦失误，将造成严重的安全生产事故。8、35kV无人值班变电站的集控模式有待进一步完善。经过公司对各35kV变电站的综自改造，目前各35kV变电站（除新投产的35kV六合变）的五遥信号已集中上传调度所，部分35kV变电站已实现无人值守，但目前的集控模式在操作流程上具有一定的困难。主要体现在部分35kV变电站保护动作原因不能上传调度且离供电所较远，当线路、设备发生故障时调度值班员不能及时分析动作原因，如果故障发生在夜间，特别是当有小水电接入的10kV线路发生故障时，调度值班员难以做出正确的决策。特别是即将进入雨季，夜间跳闸的情况将大幅增加，10kV洗马池线，35kV黄坪变。

9、调度值班电话对外公布后，当系统停电时咨询电话过多严重干扰了正常调度工作，给电网的调度工作带来较大安全风险。云龙供电有限公司前期曾发生因系统停电，用户咨询电话长时间占用通信通道，导致大理地调与云龙县调的沟通不畅，延长了恢复送电的时间。在3月份大理电网调度工作会上，大理电网电力调度中心主任、李副局长、文局长都重点谈了这个问题，要求做好调度电话的保密工作，确保在进行电网调度工作时的通讯畅通。

10、调度值班人员对电网快速变化的认知水平不足，对驾驭复杂电网的能力还有待提升，调度专业知识仍有较大欠缺，特别是继电保护方面知识的欠缺给调度工作带来较大难度，专业知识亟待更新。安全风险控制体系不够具体、完善，部分员工对调度工作的重要性认识不到位，长期的调度工作 养成了麻痹大意的思想意识，安全意识较为淡薄，都给电网的调度工作埋下了隐患。

（二）电网运行过程中受外界环境影响增加了电网安全运行的风险

1、自然灾害频发影响电网的安全、稳定运行。近年来，各类自然灾害频发，雷击、干旱、地震、山火、冰雪凝冻、泥石流等灾害时有发生，电网运行的环境变得恶劣，严重影响电网的正常运行。3月10日发生的盈江地震曾对盈江地区的电网造成重大损害，前期丽江地区的山火严重影响了220kV大丽线的正常运行，造成了丽江电网大面积停电。鹤庆地处地震带，因地震带来的电网运行安全风险时时存在；鹤庆电网受山火影响的风险较大，部分山区电网受冰雪凝冻、泥石流等灾害的影响依然存在，都给电网的运行带来了较大的安全风险。

2、外力影响对电网造成严重破坏的风险。近期，县域内各项城市改造、大型基建项目较多，给电网的安全、稳定运行带来一定的风险，一方面是施工过程给电网造成严重破坏的风险，一方面是配合工程项目进行的电网改造项目较多，增加了电网运行过程中的安全风险。

（三）鹤庆电网网架结构自身的缺陷带来的安全风险近几年鹤庆电网经过不断的新建和改造，得到了长足的发展，但仍然存在以下几方面的问题。1、35kV主网架依然薄弱，局部电网存在单线单变或一线多变的情况，不能满足N-1的要求或设备N-1故障严重过载，存在连锁跳闸的安全风险。35kV六合变、朵美变、黄坪变为单线单变，一旦线路或主变故障跳闸，将影起大面积停电，35kV辛屯变仅有35kV辛屯线与110kV鹤庆变联接，而35kV辛屯变35kV辛飞线作为丽江机场的备用电源，一旦35kV辛屯线故障跳闸，将导致辛屯片区大面积停电，同时丽江机场将失去备供电源，将造成严重的影响；35kV中江变、朵美变、砂石料场变通过35kV小燕西线联小腰江电站运行，35kV黄坪变、观音桥变通过35kV观音桥线联110kV北衙变运行，为一线多变，一旦主干线路跳闸，将同时造成多个变电站失压，造成大面积停电。2、110kV主通道失压造成鹤庆电网大面积停电的风险。目前，鹤庆电网仅通过110kV剑鹤双回及110kV洱北西线与主网联接，若以上两条主通道故障，将造成大面积停电事故，即使仍有一条主通道与主网联接，由于鹤庆电网35kV网架结构的原因，受导线及电流互感器输送容量的限制，仍不能保证全网的正常供电，将造成局部电网解列甚至全停的风险。

3、小腰江电站主变失压的风险。小腰江电站主变在雨季时因遭受雷电灾害的影响，经常出现主变跳闸的情况，一旦小腰江主变失压，将造成35kV小燕西线、小松线、新小 线失压，造成35kV中江变、朵美变、砂石料场变、松桂变、六合变及新庄电站、燕子崖电站（增容）失压，造成大面积停电。

4、线路通道输送负荷过载的风险。35kV小燕西线部分线路导线型号为LGJ-75，线路输送能力有限，一旦35kV砂石料场变用电负荷增加，同时燕子崖电站3号机组出力降低，将大大增加35kV小燕西线的输送负荷，带来一定的运行风险。

5、设备、线路老化带来的安全风险。目前，我公司部分设备、线路老化严重，部分35kV变电站仍在使用老式的油开关等设备，主保护、断路器、安稳装置拒动或误动的风险比较突出。6、35kV或10kV线路单相接地故障带来的安全风险。经过初期排查，我公司35kV线路及部分35kV变电站10kV线路不具备单相接地跳闸的条件。因110kV以下电网是小电流接地系统，单相接地故障引发的故障电流较小，零序电流值不足以达到保护装置动作值的下限，因此不能满足单相接地引起线路跳闸的条件，需进行相应的改造。同时，设置线路单相接地跳闸，则线路可能因瞬间接地故障而跳闸，与确保电网供电可靠性的矛盾比较突出，需要与重合闸装置的设置配合使用，特别是35kV线路部分，避免因线路瞬间接地造成大面积的停电事故。

三、2012年电网运行安全风险防范措施

针对以上2012年鹤庆电网运行过程中存在的安全风险，提出以下的防范措施：

1、以南方电网公司县调规范化管理达标工作为契机，按照达标工作的相关要求，切实做好图实相符、配网图纸管理、新设备投运管理及检修（停电）工作管理，进一步提升调度管理水平，确保各项工作正常、有序开展，降低因管理工作不到位带来的电网运行安全风险。

2、加强与公司其他部门间的沟通与协调，确保电网运行信息在各部门间及时、准确流转；加强对用户侧的管理工作，逐步将用户申请和用户工作纳入到公司正常的管理流程，规范用户工作；加强对外单位工作人员工作申请的批复流程管理，加强对其施工过程的监督管理。

3、进一步优化和完善集控管理模式，确保集控操作及时、正确执行；完善调度电话管理制度，确保调度电话保持畅通。

4、加强调度所内部员工的培训和教育工作，确保各项制度落实到位。一是加强专业素质的培训，注重对调度所员工在基础知识方面的培训，加强学习，不断提高专业素质，增强工作能力；二是加强对调度员的安全责任意识的教育，从思想上加强值班调度员对电网调度工作重要性的认识，从而形成自觉、自愿的执行公司制度的良好风气，以便更有利 于确保电网调度工作的安全、顺利开展，确保鹤庆电网的安全、优质经济运行。

5、加强电网运行方式和月度运行方式的编制和执行。结合我公司电网实际，编制符合鹤庆电网实际情况，能切实和实际工作结合，有效利用的和月度电网运行方式；完善风险控制管理体系，建立电网特殊运行方式的方案分析、危险点分析及控制措施，有效指导、指挥电网的调度工作，有效避免因调度台的失误导致的电网运行安全风险。

6、建立健全各类事故应急预案，对电网在因外界环境影响时的应急处置措施进行合理部署，并进行组织有序的应急模拟演练，确保在电网遭受自然灾害、外力破坏时，能及时有效、组织有序的进行应急处置，尽量避免鹤庆电网全面瓦解的事故发生，切实做好重要用户的保供电工作。

7、编制和完善适合鹤庆电网的黑启动方案和孤网运行方案。借助和依托鹤庆电网内并网小水电较多的优势，合理选择黑启动电源，优化黑启动的主要路径（黑启动恢复骨干网架）和负荷恢复方式。加强孤网运行期间鹤庆电网电力电量平衡分析工作，制定孤网期间鹤庆电网内重要用户的保供电方案和无能力保持孤网运行时的鹤庆电网内重要用户保供电方案。

8、加强对老化设备、线路的巡视、维护工作，确保将故障消除在萌芽状态，避免因设备、线路故障引发电网事故。加强对重载线路的巡视和维护工作，并通过电网运行方式的合理安排，尽量避免线路过载情况的发生。

9、依托农网改造工程的实施，不断完善和优化鹤庆电网的网架结构，切实做好鹤庆电网的发展规划，逐步减少单线单变或一线多变的情况，提高电网的环网供电水平，满足线路和设备的N-1要求；加强对老化设备、线路的更新、改造工作，使鹤庆电网的硬件装备水平逐步得到提升，降低电网运行的安全风险。

10、加强对电网运行数据的统计分析，尽量将电网运行情况做到量化细化，并从中分析电网运行的规律和特点，特别是对电网故障原因进行重点分析，并有针对性的进行改造、检修和电网运行方式安排，降低电网运行的安全风险。

5.浅谈特高压电网及其档案管理 篇五

浅谈特高压电网及其档案管理

我国电网从小到大,由弱到强的发展使特高压电网建设势在必行.特高压工程中的档案管理是体现工程质量和确保线路安全运行的重要组成.本文谈到了我国电网的.发展、结构,以及特高压电网的优势,提出了特高压档案管理工作的重要性

作 者：李卉 作者单位：河南送变电建设公司,河南郑州,450051刊 名：大众商务(投资版)英文刊名：POPULAR BUSINESS年，卷(期)：“”(5)分类号：U622.12关键词：电网发展 特高压 档案管理

6.浅谈电网安全管理措施 篇六

办法（试行）》的通知

各有关单位：

为了在国家电网公司跨区电网建设工程中认真贯彻落实《国家电网公司十八项电网重大反》，从电网工程设计工作的源头上提高电网安全生产水平，为跨区电网建设项目的设计、建设、验收、交接和运行工作统一标准，国家电网公司建设运行部结合十／＼项反事故措施，对照相关设计与运行规程，考虑跨区电网设计、建设和运行的技术要求及实际情况，收集了各方面意见，组织相关专家，制定了《国家电网公司跨区电网建设落实十八项反事故措施实施办法(试行)》，现印发执行。

在执行中，如果存在问题，请将意见及时反馈给国家电网公司建设运行部。

附件：国家电网公司跨区电网建设落实十八项反事故措施实施办法（试行）

2005年12月14日

附件：

国家电网公司跨区电网建设落实十八项反措施实施办法（试行）

第一章 总则

第一条为了在国家电网公司跨区电网建设工程中认真贯彻落实《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》(以下简称十八项反措)，从电网工程设计工作的源头上提高电网安全生产水平，进一步完善各类反事故措施，结合跨区电网设计、建设和运行的技术要求及实际情况，制定本实施办法。

第二条本办法结·合十八项反措，对照相关设计与运行规程，紧密结合跨区电网建设运行的实际情况，制定了具体、有针对性的补充措施，未包含十八项反措和设计的全部内容。

第三条本办法未涉及到的内容，按相关设计规程和十八项反措的要求执行。设计规程的要求若严于十八项反措要求的内客，原则上执行设计规程内容；否则，原则上按十八项反措的要求执行。

第四条本办法适用于国家电网公司跨区电网建设工程，所涉及的内容作为跨区电网建设项目的设计、建设、验收、交接和运行的统一标准．

第五条落实防止电网生产重大事故的措施，是保证电网安全稳定运行的重要条件，是设备制造、工程设计、建设和生产运行等单位的共同任务。因此，各有关方面都要认真贯彻执行本实施办法。

第二章 变电部分

第六条新建500(330)KV及以上变电站工程监控系统应具备微机五防功能，同时二次回路设计电气接线闭锁；可以不另外设置独立微机五防装置。(4．2．3)(该数字序号为本条内容对应的十八项反措条款序号，以下相同)

第七条采用计算机监控系统时，远方、就地操作均应具备防止误操作闭锁功能。(4．2．4)

第八条断路器或刀闸闭锁回路不能用重动继电器，应直接用断路器或隔离开关的辅助触点。(4．2．2)

第九条330kV及以上电压等级变电站应采用三台充电、浮充电装置，及两组蓄电池组的供电方式。(5．2．1)，(13．4． 1)，(13．4．2)

第十条为防止运行环境温度过高或过低造成蓄电池组损坏，必要时为蓄电池室配置控制环境温度的设施。(5．2．5)

第十一条两套保护装置的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线段，不应因为单一电源或装置故障，造成两套保护同时退出。(14．2．1．2)

第十二条直流系统的馈出网络应采用辐射状供电方式，不应采用环状供电方式。(13．3．1)

第十三条加强110kV及以上电压等级母线、220kV及以上电压等级主设备快速保护建设。220kV及以上电压等级变压器、高抗等主设备的微机保护应按双重化配置；220kV及以上环网运行线路应配置双重化全线速动保护；枢纽变电站220kV母线、330kV及以上母线应采用双重化母差保护配置。(2．1．6)

第十四条为提高继电保护的可靠性，重要线路和设备必须坚持按双重化配置互相独立保护的原则。有条件时，传输两套独立的主保护通道相对应的电力通信设备也应为两套完整独立的、两种不同路由的通信系统，其相应的通信监控监测信息应被采集汇总到上一级调度(通信)机构的通信监控主站系统。(5．3．1)第十五条220kV及以上电压等级输电线路、变压器、高抗、串补、滤波器等设备保护应按双重化配置。每套保护均应含有完整的主、后备保护，能反应被保护设备的各种故障及异常状态，并能作用于跳闸或给出信号。(14．2．2)，(14．2．3)，(14．2．4)

第十六条采用双重化配置的两套保护装置宜安装在各自保护柜内，并应充分考虑运行和检修时的安全性。(14．3．1)

第十七条差动保护用电流互感器的相关特性应尽量一致。(14．3．7)

第十八条保护室与通信室之间信号传输，宜采用光缆；若采用双绞双屏蔽电缆，其屏蔽层在两端分别接地。(14．7．3)

第十九条电力调度机构与变电站和大(中)型发电厂的调度自动化实时业务信息的传输应同时具备网络和专线通道，网络通道与专线通道应采用不同的物理通道。(15．1．7)，(15．2．5

第二十条直接影响电网安全稳定运行的同一条线路的两套继电保护和同一系统的两套安全自动装置应配置两套独立的通信设备，并分别由两套独立的通信电源供电，两套通信设备和通信电源在物理上应完全独立。(15．2．3)

第二十一条通信设备应具有独立的通信专用直流电源系统(蓄电池供电时间一般应不少于4小时)，在供电比较薄弱或重要通信站应配备太阳能电池，不允许采用厂站直流系统经逆变给通信设备供电。(15．2．7)

第二十二条换流阀设计应保证一定数量的冗余晶闸管数，按不小于12个月运行周期内损坏晶闸管数设计值的2．5倍考虑，最少不应少于2至3个晶闸管。(8．1．3)

第二十三条为防止阀厅发生火灾事故，应加强火情早期检测，宜选用响应时间快、灵敏度高的检测设备。检测设备的固定应采用非金属抗老化韧性材料，严防检测设备脱落。(8．1．5)

第二十四条为加强换流变(平抗)、330kY及以上变压器油的质量控制，应配置在线色谱监视装置。(8．2．9)

第二十五条对于SF6穿墙绝缘套管，应配置相应的气体密度(或压力)监视装置，在低于设备要求值时，可动作于报警和跳闸，以便可靠退出运行。(8．4．1)

第二十六条在新、扩建工程设计中，消防水系统应同工业水系统分离，以确保消防水量、水压不受其他系统影响；有保安电源系统者，消防泵的备用电源应由保安电源供给，否则，消防泵的备用电源应由站用电不同母线互为备用供给，必要时换流站可配置独立的柴油机消防泵。(17．1．4)

第二十七条无人值守变电站应安装火灾自动报警或自动灭火设施，其火灾报警信号应接入有人监视系统，以及时发现火警。(17．5)

第二十八条为防止户内支持绝缘子污闪放电，在外绝缘爬距符合《户内设备技术条件》的同时，户内直流场必须设置空调系统。(8．5．4)

第二十九条潜油泵的轴承应采取E级或D级，禁止使用无铭脾、无级别的轴承。对强油导向的变压器油泵应选用转速不大于1500r／min的低速油泵(9．5．1)

第三十条开关设备基础、支架设计应牢固可靠，不可采用悬臂梁结构。(11．8．3)第三十一条变压器中性点接地在入地处应有明显的两根与主地网不同干线连接的接地引线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核及腐蚀年限的要求。重要设备及设备架

构等宜有两根与主地网不同干线连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。接地引下线应便于定期进行检查测试。(12．1．1．5)

第三十二条厂、站接地电阻要求应按DL／T 5136-2001标准或最新版要求执行。(14．7．4)

第三十三条调度自动化主站各系统供电电源应配备专用的不间断电源装置(UPS)，交流供电电源应采用两路来自不同电源点供电。发电厂、变电站远动装置、计算机监控系统、变送器等自动化设备的供电电源应采用不间断电源(UPS)；远动设备、电源应加装防雷(强)电击装置。(15．1．5)

第三十四条新建或扩建变电设备的外绝缘配置应以污区分布图为基础，并综合考虑环境污染变化因素。对于一、二级污区，可采用比污区图提高一级配置原则；对于三级污

区，应结合站址具体位置周围的污秽和发展情况，对需要加强防污措施的，在设计和建设阶段充分考虑采用大爬距定型设备，同时结合采取防污闪涂料或防污闪辅助伞裙等措施；对于四级污区，应在选站阶段尽量避让。如不能避让，应在设计和建设阶段考虑设备型式的选择，可以考虑采用GIS或HGIS等设备或者全户内变电站(应进行技术经济比较)，同时结合采取防污闪涂料等措施。(7．1．2)

第三章 输电线路部分

第三十五条加强沿线已建线路设计、运行情况的调查，并在初步设计文件中以单独章节对调查结果予以论述(风灾、冰灾、雷害、污闪、地质灾害、鸟害等)。(6．1．1)

第三十六条充分考虑特殊地形、气象条件的影响，尽量避开重冰区及易发生导线舞动的地区。对易覆冰、风口、高差大的地段，宜缩短耐张段长度，杆塔强度应有不低于10％的裕度。(6．1．2)

第三十七条选择路径应尽量避开不良地质地带、矿场采空区等可能引起杆塔倾斜、沉陷的地区；当无法避让时，应开展塔位稳定性评估，并采取必要的措施。(6．1．3)

第三十八条220kV及以上线路在居民区、农田不宜采用拉线杆塔。6．1．4)

第三十九条15度及以下耐张转角塔的内外角侧跳线均应安装跳线串．40度及以上耐张转角塔的外角侧跳线宜使用双跳线串(V型串、八字串或两个独立单串)等措施。(6．1．5)

第四十条送电线路跨越-110kV及以上线路、铁路、高速公路、等级公路、通航河流及输油输气管道等时，应采用双悬垂绝缘子串，500kV及以上线路应采用双独立挂点。

第四十一条加强杆塔防盗、防松设计，110kV及以上等级输电线路杆塔8米及以下应采用防盗螺栓，其它螺栓采用防松措施。(6．1．10)

第四十二条使用复合绝缘子时，应综合考虑线路的防雷、防风、防鸟害等性能。居民区、水田、变电所门型构架不宜使用玻璃绝缘子。(6．1．11)

第四十三条新建500KV(含330KV)输电线路的绝缘配置应以污区分布图为基础，并综合考虑环境污染变化因素。对于0、工级污区，可提高一级绝缘配置；对于Ⅱ、Ⅲ级污区，按照上限进行配置，同时应结合线路附近的污秽和发展情况，绝缘配置应适当留有裕度。对于Ⅳ级污区，应在选线阶段尽量避让，如不能避让，应在设计和建设阶段考虑采用大爬距绝缘子或复合绝缘子，同时结合采取防污闪涂料等措施。(7．1．2)

第四十四条*(*为本次新增加内容，以下相同)送电线路经过经济林木或树木密集的林区时，应按树木生长的自然生长高度，采用高跨原则。林木的自然生长高度，需经调查收资，并得到当地林木管理部门的认定。

第四十五条*条件成熟的情况下，500kV及以上线路杆塔宜设置高空作业工作人员上下杆塔的防坠安全保护装置。

第四章附则

第四十六条本办法由国家电网公司建设运行部技术处负责解释。

7.浅谈电网安全管理措施 篇七

一、智能电网的经济调度原理以及与传统电网的对比

国务院针对我国电网运行发布的文件中明确地指出, 为了适应社会发展的需要, 我国电力企业要不断地提高电力能源的使用效率。实现资源的有效整合和环境的保护。如果要保证电力经济调度的高效实施, 则要最大程度地确保电力系统运行的可靠性, 所以传统电网的运行已经不能符合新时期电力事业的发展。传统电网是以煤炭作为电力能源产生的主要形式, 利用集中发电的形式, 骨干电网的电压非常的高, 并且传统电网抄表、监视系统和常规变电站都是以人工的方式运行的, 在高电压的骨干电网中存在较大的安全隐患, 表1是河南省电力企业利用传统电网在2015年8月份的电力最高负荷高达4753万k W, 比预计的热容量高出了19万k W。智能电网的出现, 实现了可再生能源的高效利用, 发电的形式也是集合了集中式和分布式, 骨干电网采用的是超导电网, 实现了自动抄表、监控, 以及数字化的变电站。其次, 传统电网的运行控制主要采用的是被动式的防御措施, 电网的通信网络速度较慢, 需要人工对信息进行传输和集成。智能电网实现了通信网络传输的双向高速, 对电力客户、资产及运营的持续监视、随需应变, 逐渐走向高级分析优化应用的发展方向。

二、电网经济调度运行的可行性措施

(一) 电量的测量分析

现在我国各地采用同步相量测量单元, 实现了电网的动态监测和动态数据的储存。并且利用PMU的电压、电流、相角的动态测量, 精确地测量了电网各个机组和线路之间的电压、相位等。其中每一个数据的时标可以采用GPS技术进行确定, 再利用计算机的计算功能获取电网运行功率, 从而得出一定时间间隔中发电机发电量和负荷的用电量。PUM电量测量分析技术可以作为电能量采集装置, 电能量表处于不正常工作状态的时候, 可以及时反馈发电机发电量和负荷的用电量的精确运行数据, 保证管理人员可以针对性地进行修复。

(二) 网损在线计算分析及统计

上网关口的电量值减去下网关口的电量值, 是获取网损统计值的通用方式, 所以电量表采集数据和电量统计的准确性直接关系到网损的统计结果。如果在电量采集的过程中, 一个时刻关键点出现问题, 就会造成电量数据结果不准确, 会对电力企业运行的经济性产生不良的影响。我国电网公司普遍采用离线模式的网损计算, 计算公式有:ΔWz=ΔPmax×年负荷损耗率×8760和ΔWz=ΔPmax×τmax, 其中ΔPmax表示最大高峰负荷时的网损, τmax表示最大负荷损耗小时数。这两种计算方法都是以网损统计分析为依据的经验计算方法, 不能保证网损分析的精确性。WAMS系统的高级计算功能为在线网损计算及网损电量统计提供了基础, 可以对网损情况进行有效的在线分析。通过WAMS系统的高级计算可以准确地发现造成网损的原因, 并进行有效地分析, 针对性地制定网损修复的措施。

(三) 经济调度

在现代电网技术不断发展的基础上, 传统的计算节点已经不能保证电网在线计算的实效性, 相关的电网调度人员难以将其作为调度指导依据。并且电网调度的状态评估的精确性也不能的得到保证, 过去普遍采用的EMS/SCADA状态评估模式已经不能适应当前电网经济调度的具体要求, 如果电网公司依然采用这种状态评估模式, 会导致状态评估的结果出现较大的误差。所以在电网调度运行技术不断更新的状况下, 依然采用EMS/SCADA状态评估模式会给电网的优化控制带来很大的安全风险。所以现在电网公司会采用AGC的经济调控和AVC的经济调控手段来进行电网的经济调控, 这两种经济调控手段是通过WAMS系统实现电压的控制, 能够自动地调节发电机的无功功率、变压器等。其中AVC的经济调控手段是以电网电压合格率作为运行的约束条件, 通过多智能体协调的计算方法实现AVC的在线调控, 最大程度地实现电网调度的经济性。

结语

综上所述, 电网调度需要有效地保证电网运行的安全性, 还要实现电网在运行过程中电能损耗的最小化, 以达到电网调度的经济性目标, 降低电力运行的成本。传统的经济调度模式已经不能满足电网公司控制优化的需求。所以需要利用PMU的电压、电流、相角的动态测量, 实现电网经济调度运行的可行性。

摘要：电网调度的主要工作是负责电网的安全运行, 保证动态监测和统计计算充分地应用到经济化电网调控的过程中, 最大程度地提高电网运行的经济效益。本文主要通过对智能电网与传统电网进行比较分析, 探讨电网经济运行及经济调度的措施, 旨在为我国电网的经济调度运行提供参考。

关键词：智能电网,经济调度运行,动态监测,可行性

参考文献

[1]董延喜.智能电网动态监测与经济调度运行研究[J].城市建设理论研究, 2013 (36) :86.

8.农村电网线损管理措施的探讨 篇八

【关键词】农村电网;损耗;管理措施

1.农村线损主要存在的原因

1.1农村的供电线路还存在着不完善的问题

一方面农村电网线路较长，又迂回曲折，供电半径多数超出合理范围;另一方面，近几年农村经济发展的很快，乡镇企业由城市转移到农村的企业增加，随之用电量增加，使变压器超出负荷，并凸显了其配置不合理的问题，配变不在负荷中心，供电线路过长，从而导致线损加重。

1.2农村基层电工综合素质较差

有一部分技术水平较低，实际工作经验不足，缺乏工作责任感，认为干多干少是一个样，干好干坏一个样，导致工作不认真，更有甚者，与居心不良的用户勾结，给供电企业造成损失。

1.3窃电现象比较严重

农村的用电户比较分散，面广、点多，线长，管理起来难度比较大。这就给了一部分不良用户窃电带来可乘之机，窃电现象时有发生，手段也越来越隐蔽、先进。

2.技术措施方面

2.1提高低压电网建设标准

农网低压供电半径的一般要求不大于500m，10kV供电线路一般不超过15km。低压电网设计要合理，无迂回、不超长，选择导线既要考虑安全性，又要考虑经济性，在资金允许的条件下，尽量选择大截面导线，以减少线损。

2.2调整三相负荷平衡

通过平衡三相负荷，减小中性线的不平衡电流，能够降低线损。按照我局管理要求，供电所要定期对三相负荷进行测试，每季度至少测试一次，在负荷高峰及负荷变化较大特殊季节要增加测试次数，根据测试结果合理调整负荷的分配，同时要制定负荷分配接线图，新装用户的接入都要按照负荷分配图的要求进行接线。

2.3加强无功管理

无功补偿是日常运行中最常用、最有效的降损节能技术措施，无功分散补偿更能实现无功的就地平衡。实行无功就地补偿，不但可以改善电压质量，而且可以减少线路无功传输，减少线路电能损耗，因此，应重视无功管理工作，积极推广三相动力用户电容就地补偿方法，以此提高用戶的电压质量并减少电能损耗。‘这对降低供电线损，提高配网供电能力，改善电压质量都有重大意义，所以，在配电网建设与改造中应大力推广无功补偿技术。

无功补偿应按“统一规划、合理布局、分级补偿，就地平衡”的原则，在负荷的有功功率不变的条件下，提高负荷的功率因数可减少负荷的无功功率在线路和变压器的流通，达到减少无功功率在线路和变压器中引起的有功损耗，降低线损。提高线路功率因数，减少无功功率的输送不仅对提高配电网电能质量，而且对降低线损也具有重要的意义。提高功率因数，减少无功损耗的途径有以下两个方面:一是采取人工无功补偿提高功率因数。采用人工无功补偿，可以有效地降低电力网的线损，改善电压质量，提高配变供电能力和用电设备的出力。在低压配电网中通常采用并联电容器的方法来实现无功补偿，这样就能以最小的投资，获取最大的经济效益。二是提高自然功率因数。提高电气设备的自然功率因数，主要包括:通过合理选择供、用电设备的容量和型号;推广使用节电新产品和新技术;及时停用空载设备来减少电力网中各个部分所需的无功功率，特别是减少负载的无功消耗。

2.4变压器的经济运行

变压器的经济运行是指它在运行中，所带的负荷通过调整后达到合理或基本合理值，此时，变压器的电功率损耗达到最低值，效率达到最高值。为提高供电可靠性和适应农电网络季节性强，负载波动大的特点，在条件允许的情况下，对配变的安装地点进行调整，根据负荷情况合理调配配变和无功补偿设备的大小和数量，解决配变过载和“大马拉小车”的不合理现象，降低实际损耗，提高配网的供电能力。

2.5电网升压

电网升压后可降低电网的电能损耗。虽然线路的导线和变压器绕组中的功率损耗与电压的平方成反比，但是变压器铁芯的功率损耗却与电压平方成正比，因配电变压器是电网的重要组成部分。它的损耗占电网总损耗很大的部分。因此，应根据负荷的变化对母线电压进行适时调整，降低电网的电能损耗。减少重复的变电容量和采用节能型配变更换高能耗配变是一项切实可行的节能技术措施，具有明显的经济效益。

3.管理措施方面

3.1加大反窃电工作的力度

反窃电工作是一项长期而艰巨的工作，此项工作管理好坏直接影响该线路或线损值。目前，社会上窃电方法很多，如:欠压法窃电、欠流法窃电、移相法、扩差法、无表法窃电等。因此，我们应积极探讨新形势下反窃电工作的最佳形式和有效途径。

3.2加强农电人员专业培训，加大指导和督促力度

加强农电人员线损管理培训工作，全面掌握线损管理所需要的基本方法,并能从技术线损和管理线损两方面入手，提出有效的降损措施。加强各方面交流和学习，拓宽线损工作思路。同时开展供电所总结交流以及线损管理竞赛活动，形成“比、学、敢、超”的学习氛围，增强他们线损管理意识，培养主人翁精神，用实际行动积极开创线损管理新局面。

3.3合理布局农村配电网络

根据负荷增长的需要，增加变电所的布点，缩短供电半径，有效解决高损线路供电距离长、导线细、损耗大的问题。供电所要及时掌握营业区内负荷分布，要按季节或定期进行负荷实测，以及时调整三相负荷不平衡度，减少电能损耗。合理布局配电网络，合理选择变压器的安装位置，合理选择变压器容量，可按负荷的季节特点适时调整变压器容量，使变压器容载比保持在合理范围内，以提高设备利用率，降低变压器的铜、铁损。强化无功管理，堵漏降损。要坚持集中补偿与分散补偿相结合，对于10kV及以上的农村综合变动力客户要合理配置无功补偿设备，以全面提高电压质量，降低线路损耗。

3.4积极开展线损理论计算

线损理论计算是线损管理的一项重要基础手段，线损理论计算的结果就是线损管理工作的理想目标，它既是编制和下达线损指标的依据，又是考核线损管理水平的重要参照。降损节能始终是经济运行的工作主线，因此，线损理论计算是线损管理的一项重要基础手段，有关部门必须时刻注意加强这方面工作。

3.5加强电网经济运行管理

根据负荷特点及时、合理调整运行方式，在满足电网安全运行的前提下，综合考虑经济运行对电网的要求，认真做好变压器经济运行分析;做好计划检修管理，减少临时停电检修，减少非正常运行方式时间，进一步降低网络损耗。同时及时关注检修进展情况，做好流程管理，在停役设备检修工作结束后尽快恢复送电，以减少电网非正常运行方式下的时间，降低电网网损。加强负荷潮流控制，提高线路、变压器经济运行水平。

4.结语

9.国家电网多项措施促进风电并网 篇九

措施一：高度重视，建立高效运作的风电管理工作机制。建立促进风电发展工作机制，实现风电管理和研究工作统一归口、分级管理、上下贯通、专业协同。其中，总部统一归口管理，各网省公司负责统计风电场规划、前期、建设、并网、运行等基本信息；国网能源研究院、中国电科院等负责风电发展规划研究、风电发展政策研究、并网检测等工作。

措施二：建立风电信息统计分析平台，为公司和政府提供信息服务。建立风电信息统计分析平台，形成涵盖风电规划、前期、建设、并网、运行等全过程的信息数据库，为公司及政府部门提供准确、及时、公开、透明的风电信息服务。

措施三：加强汇报沟通，建立与各方的协调合作机制。加强与政府有关部门的汇报和沟通，推动风电场和接入系统工程统一规划、同步建设、按计划投产，实现规范管理，有序发展。根据公司“十二五”电网规划确定的目标，积极争取各级政府部门的支持，提高电网大范围优化配置风电的能力，促进风电在更大范围消纳。

措施四：加强风电接入系统工程管理，保证风电并网送出。按照相关要求，做好风电接入系统管理工作。对于大型风电基地项目，提前开展风电场接入系统和送出工程前期工作；对于地方核准的风电项目，强化计划管理。

措施五：加强风电并网管理。加快研究制定并网检测等配套规定，建立强制性入网认证和并网检测制度。加快风电并网检测能力建设，增加测试设备，建设测试人才队伍，适应大规模并网检测需求。

措施六：进一步加强风电运行管理。加快风电功率预测功能建设、风电调度计划管理，加快建立风电场计划申报考核机制。

10.浅谈电网安全管理措施 篇十

（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。当前，要重点做好三个层面的“对照检查”。领导层重点对照检查：是否熟悉有关安全生产的规程制度和要求；是否结合实际进行安全生产工作的布置和落实；是否亲自研究并解决安全生产中所遇到的重大问题、带全局性的问题，并从人力、物力、财力上予以保证；是否组织制定本单位的重特大生产安全事故预防与应急处理预案；是否有针对性地深入基层进行安全检查和指导；是否掌握职工队伍的思想动态。管理层重点对照检查：是否掌握安全生产方面的规定和要求；是否贯彻落实了上级有关安全生产的规定；是否制订、完善了有关的规程制度，并付诸实施；是否组织开展了安全性评价、危险点分析与控制、设备运行分析等行之有效的管理工作；是否组织落实安全生产检查及整改工作；是否落实了反事故的各项措施。

执行层重点对照检查：是否清楚自己的安全职责；是否清楚工作任务和分工；是否熟知工作的安全技术措施和工作标准；是否具备工作所要求的安全生产技能；是否熟知工作中的危险点及防范措施；是否保证了作业安全和工作质量。

（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，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，要及时与用户沟通，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，要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，防止基建施工人身死亡事故的再次发生，迅速扭转基建安全的被动局面。

（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。施工企业要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。习惯性违章得到全面遏制。杜绝发生各类人员责任事故。

（二十二）必须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。

11.浅谈电网安全管理措施 篇十一

关键词：电网运行；类型；重要性；措施

中图分类号： TM732 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）21-29-20 引言

电网运行方式是电网调度工作的重要内容之一，要提高电网调度工作的效果，就要加强对电网运行方式的管理，从而更好地保证电网的安全、稳定运行。

1 电网运行方式的类型

我国电网运行的方式有很多类型，按照时间的安排来进行分类，可以将电网的运行方式分成五种类型，分别是年度运行方式、夏冬季运行方式、月度运行方式、周运行方式及日前运行方式。

1.1 年度运行方式

年度运行方式，也就是对电网进行整年的统筹安排。在安排年度运行方式时，工作人员需对上一年的电网运行特点及问题进行总结，再结合当前电网以及电源的投产计划、电网的检修停电计划等，对目前的电网运行情况进行预测，比如对目前的电力电量供需情况进行相关的预测。最后，结合预测结果，对电网的年度稳定性进行计算，从而更好地预测电网在年度运行过程中可能会出现的各种问题，更好地安排电网在年度运行过程中的工作重点，加强对电网年度运行的统筹谋划，更好地加强电网在运行过程中的稳定性以及协调性。

1.2 夏冬季运行方式

电网的夏冬季运行方式，是基于电网的年度运行方式的基础上开展的，工作人员需要结合夏冬两季的天气特点、人们对于电力的需求以及电力电量的供应等等各种情况，来对夏冬两季的电力限额进行分析，并且对相关的电力专题进行分析，从而更好地结合夏冬两季不同的情况来制定不同的电网运行方式。比如，在南方，人们在夏季对于电力的需求明显要高于冬天对于电力的需求，因此电网部门就要结合人们需求的变化来调节电网的限额供应，满足人们的用电需求。在制定夏冬两季的电网运行计划和规定的时候，工作人员应该严格按照上级部门的相关的要求来制定和实行，保证所制定的电网运行计划与上级的统一性。

1.3 月度运行方式

电网的月度运行方式主要是根据月度的电力负荷预测结果来对电力的供应情况进行预测，然后再根据预测结果来制定电网机组的月度发电计划以及月度的停电计划。通过制定好机组的发电和停电计划，工作人员可以对电网的稳定性进行计算和分析，并且结合当前的情况以及稳定性的计算结果来对电网部门的发电和停电计划进行相关的建议，比如提出相应的检修停电建议。负责电网月度运行方式的工作人员还需要结合其他部门的要求来开展电网的运行计划，比如加强和设备部门之间的合作。

1.4 周运行方式

周运行方式是根据一周的电力负荷预测结果来制定电网的发电计划，根据当前电网现状、新设备投产情况及各部门对电网设备停电的需求情况确定电网周运行方式。周运行方式较月度运行方式更贴近实际情况，操作性更强。

1.5 日前运行方式

与周运行方式相同的是，日前运行方式也是根据日度的电力负荷预测结果等来制定电网的运行方式。日前运行方式在电网运行中的运用很重要，特别是出现新设备投入生产、需要进行多重检修停电等重要的变更时，需要加强对日前电网运行方式的分析和运用。针对需要进行多重检修停电的工作，工作人员需要进行专题校核。为了更好地保证电网在检修停电过程中的安全程度，工作人员需要对电网运行的安全措施进行细化和优化，从而更好地保证电网运行过程中的安全性。在制定安全措施的时候，工作人员也需要结合实际的情况来调整措施或者相应的电网运行方式，从而更好地保证电网的正常稳定运行。

2 加强对电网运行方式管理的重要性

2.1 保证电网的正常安全运行

电已是当代社会形影不离、不可或缺的能源，如果发生大面积停电将对社会产生不可估量的影响，保证电能的正常供应成为电力部门的第一宗旨，因此，电力部门首先就要加强对电网的运行管理，完善电网的运行方式。加强对电网的运行方式完善可以有效地提高电网的工作效率，降低电网检测过程中的时间消耗以及人力消耗。其次，加强对电网运行方式的完善和改进，通过结合不同的情况来选择不同的电网运行方式，可以更好地提高电网的管理效果，保证电网的正常运行。

2.2 提高电网在运行过程中的经济性

加强对电网运行方式的管理也是提高电网在运行过程中的经济性的重要方式之一。在保证安全稳定的前提下，选择合适的运行方式，能降低能耗、减少网损率，更低更好地节约资源，从而提高电网在运行过程中的经济性，降低供电陈本。

3 电网运行方式的管理措施分析

3.1 加强对电网运行方式的综合管理

由于我国电网的覆盖率高、普及面广，所以在进行电网运行方式管理的过程中，难度大，工作量多，要想保证电网运行方式的管理效果，对管理人员的专业要求非常高。因此，电力部门首先要严把电网方式安排人员的专业水平关。要加强要对电网方式安排人员的专业培训，并定期进行考核，确保其专业技能水平满足电网方式安排的要求。

要加强对电网运行方式的综合管理，工作人员还需要从技术上来加强对电网运行方式的深入探讨。在进行电网运行方式管理的过程中，工作人员需要面对各种复杂的数据以及各种复杂多变的外界环境和情况，因此工作人员需要从技术上来对电网运行方式進行分析和探究。比如，在进行分析计算的时候，工作人员需要对联络线跳闸所导致的电网解离、同时失去两条线路的重点输电断面等情况进行相应的计算和分析，通过对母线以及相关设备的回路故障稳定性的校核计算，从而更好地对电网的运行方式进行计算和分析，更加专业对电网运行方式进行管理。

安全运行是对电网运行方式的最基本要求，所以加强电网运行过程中的安全管理是非常重要的。在进行电网运行方式综合管理的过程中，工作人员需要对电网运行方式进行事故的预测以及防范措施的制定。首先，工作人员要加强对电网运行方式的细节管理，避免由于疏忽而导致管理事故的发生，进而影响到管理人员的人身安全。其次，管理人员要结合当前电网运行方式的特点来将可能出现的各种事故都列举出来，并且对这些事故的发生制定对应的预防和处理措施，尽最大的努力来避免安全事故的发生以及当事故发生后作出最佳的处理，将损害降到最低。比如，电网运行方式管理人员可以开展事故演习，提高工作人员对于事故防范的重视程度以及提高工作人员的事故处理能力，防止电网事故的发生。

在进行电网综合管理的过程中，工作人员应该完善电网预警机制额建设，加强对继电保护的运行管理。首先，加强完善电网预警机制的建设，需要加强对计算机实时监控系统的应用，加强在事故发生时的及时报警，而且实施监控系统还能提供在线实时操作处理，能够及时地对不安全的因素进行处理。其次，由于继电保护是电网安全运行的重要前提，加强对电网的继电保护需要加强对设备、压板以及直流系统或者其他的分支保险的保护。除此之外，工作人员还应该加强对电网的检查，比如在停电后进行电网检查、在事故跳闸后进行电网检查。要进一步地加强对电网的管理，工作人员还应该同时建立电网数据，实现对电网的数字化管理以及电网数据的共享。

3.2 在保证安全稳定的前提下提高电网运行经济性

随着电网建设投入的增加及建设质量的提高，电网网架日渐强大，电网管理制度也日趋完善。提供稳定、优质、高效的电能的目的达到以后，如何提到电网运行经济性将成为电网运行的下一个关注点。降低线损是提高电网运行经济性的最直接有效方式。电网的工作人员首先要提高发供电设备的可靠性，选择可靠性高的发供电设备。其次，工作人员要选择合理的电力系统结构和接线，降低送电线路的损耗。最后，工作人员应该合理地配置机电保护装置，加强对高低压用电设备的熔丝保护。工作人员可以采取环型运行方式的供电网络，确定网络断开点的时候必须要以经济功率的分布状况作为基本的依据，从而加强对线路电能损耗的控制。简而言之，在保证电网正常运行的前提下，不仅仅要依靠丰富的电网运行经验，还需要结合相关的数据来进行计算、分析，加强对电网运行情况的掌握，从而更好地结合数据以及经验来选择更加经济的运行方式。

电网运行方式的管理效果直接影响着电网的安全运行，因此电网工作人员应该认识到对电网运行方式管理的重要性，结合目前的电网运行情况来完善电网运行方式的管理模式，制定相关的管理措施，从而更好地提高管理效果，提高电网在运行过程中的安全性、稳定性以及经济性。

参 考 文 献

[1] 朱文.地区电网运行方式智能管理系统研究[D].上海交通大學，2014.

12.我国电力系统的电网安全管理措施 篇十二

电网企业安全生产标准化建设工作成为一个研究热点, 对电力公司安全生产管理全过程进行全面梳理。进一步建立健全组织机构、强化培训和标准宣贯、加强工作交流与沟通。公司相关部门人员对照《电网企业安全生产标准化规范及达标评级标准》, 按部门、班组划分自查项目, 开展以安全生产目标、组织机构和职责、安全生产投入、教育培训、作业安全、隐患排查和治理、重大危险源监控和应急救援等方面进行逐条自查。按照“边查边改”的原则, 各部门对存在的安全管理不足、漏洞, 对设备设施、作业安全等发现的缺陷和隐患, 制定整改计划, 进行纠正、治理和完善, 公司安全管理水平得到稳步提升。

供电公司将根据专家评审意见, 积极做好项目整改落实工作, 将安全生产达标评级工作与日常安全生产工作相结合, 进一步夯实安全基础。以安全生产标准化建设为抓手, 按照贯标打基础、达标再复查、定标明方向、对标找差距、创标求提升五个步骤, 对安全管理工作进行持续改进, 努力实现供电企业安全发展科学发展。

2 电力系统信息安全监控相关领域的研究现状

随着计算机网络技术的突飞猛进, 数据网络在电力系统中的应用日益广泛, 已经成为不可或缺的基础设施。然而, 开放的信息系统必然存在众多潜在的安全隐患, 黑客和反黑客、破坏和反破坏的斗争仍将继续。在这样的斗争中控制工程网版权所有, 安全技术作为一个独特的领域越来越受到全球网络建设者的关注。

2014年3月17日, 中国电机工程学会在北京组织召开了“电力系统信息安全监督及保密检查技术的研究与应用”项目技术鉴定会。来自国家信息化专家咨询委员会、国家信息技术安全研究中心、中国信息安全测评中心、国防科工委等单位的鉴定专家一致认为, 该项目攻克了高精度WEB应用性分析、数据库脆弱性扫描等信息安全检测的关键技术, 研究成果填补了电力行业信息安全监督技术手段与工作体系的空白, 整体达到了国内领先水平, 部分成果达到国际先进水平。

该项目由中国电科院信息通信研究所承担, 项目首创了基于漏洞扫描与渗透验证结合的数据库安全检测机制、基于“五元组”策略的敏感关键字自动检测模型, 提出集成文件关联删除技术和数据随机覆写技术, 构建了一套“四全”的信息安全技术监督体系, 解决了信息系统安全隐患难以及时、全面、深入检测的难题, 提升了信息安全漏洞与缺陷隐患的检查效率, 有效避免了发生影响电网生产、经营、管理的信息安全事件。

项目研究成果已被国家能源局及其他电力企业采用, 对于电力系统及国家关键基础设施信息安全防护具有重要的示范及推广意义。

3 加强电网运行方式的安全预防管理

电力生产安全管理重在预防, 那么现实工作中, 如果对存在的缺陷不分析、对细节问题视而不见、避而不谈, “千里之堤”必将“毁于蚁穴”。只有全面深入落实“建体系, 知风险, 明措施, 抓落实, 重改进”的安全生产理念, 提升电网安全生产风险的预防及控制能力, 下面主要讨论五点预防措施。

一是提高安全意识, 完善考核机制。大力开展“我要安全, 我不违章”主题活动, 要求全体员工把安全工作作为各项工作的底线, 互相关心、互相提醒、互相监督, 严禁发生安全违规、作业违章行为。同时层层签订安全责任状, 明确安全目标, 确保责任落实到人。

二是未雨绸缪, 全力保障春检安全。通过认真分析历年春季用电规律, 制定春季供保电方案, 做好各种事故预想, 尤其对存在过负荷、供电“卡脖子”的区域和设备进行重点排查, 限期整改, 加大现场安全措施和两票三制的执行力度, 为春季电网安全运行铸造一道安全屏障。

三是提高应急处置能力, 加速安全工作提升。结合当前负荷特点, 开展应急预案演练活动, 提升应急响应能力。加强各部门、各专业间的交流, 取长补短, 做好安全管理横向对标工作, 加速提升。

四是加大安全培训力度, 谱写安全管控新篇章。以大力开展培训教育主题年活动为引领, 从安全理念、安全知识、安全技能等多方面入手, 通过“安全展板进课堂”等活动加速推进培训, 全方位、多角度提升全员安全水平。

五是加强安全用电宣传活动。大力开展电力宣传活动, 多渠道宣传安全用电知识, 提高群众安全责任意识, 形成政企联动、群众自觉的良好氛围, 有效预防各类安全事故的发生。

除此之外, 面对智能电网发展的全新要求, 只有构建科学的安全教育体系, 才能把安全生产引上精益化管理之路。在开展岗位安全教育培训的同时, 也要探索与实训相结合的安全生产培训方式, 推行安全技术等级认证体系, 加强规章制度和安全技能培训。预防安全事故的关键是做到对安全风险心中有数。从提出概念、制定规范到后期不断完善, 安全管理模式从人员素质、现场管理、机具与防护、生产环境、安全生产综合管理等多方面开展风险识别工作, 深入查找影响安全的各种不安全因素, 实现了对于安全生产全员、全方位、全过程的管控。

4 结束语

科学进行电网规划, 合理安排电网运行方式, 提前做好电网应急预案, 并定期开展电网反事故演练, 确保电网安全稳定运行。加强计划刚性管理, 科学合理的安排停电计划, 并通过主配网相结合, 最大限度地减少用户重复停电次数;进一步深化调控业务一体化建设, 并通过调度、监控以及故障抢修平台的融合, 建立快速响应机制, 不断提高调控业务的安全管理水平;确保地县调控一体化有序运作。

参考文献

[1]章建, 周全仁, 樊福而, 李湘祁.湖南电网安全稳定控制系统[J].电力系统自动化, 2000 (03) .

[2]赵冬红, 刘文颖, 谢昶, 李静, 郑阳.直流外送对西北电网影响的研究[A].中国高等学校电力系统及其自动化专业第二十四届学术年会论文集 (上册) [C].2008.

[3]通讯员高强.湖南电网完成铁路电能质量测试[N].中国电力报, 2006.

[4]许涛.电力系统安全稳定的智能挖掘[D].北京:华北电力大学, 2004.

[5]韩志勇.电力系统机网动态安全稳定的研究[D].北京:华北电力大学, 2009.

[6]舒立平.市场环境下电网安全运行策略及输电模型的研究[D].武汉大学, 2004.