电网调度安全管理范文篇1

关键词:县级电网；安全风险；管理体系

引言

随着农村电网改造的逐步推进,县级电网结构更趋合理，供电能力也大大增强，加之设备调度权的下放，使得县级电网已经具有了较高技术含量和相当的规模，电网变化带来了一系列新的不确定因素,给原有的县级电网生产组织体系和安全风险管理提出了更高要求，而相应配套管理体系还处于进一步完善中,县级供电企业正面临着前所未有的巨大风险和由此带来的巨大挑战。同时,随着县域经济的快速发展和人们对事故停电心理承受能力的逐步下降,人们在电网快速发展的同时对安全可靠供电提出了更高的要求。因此,县级供电企业都纷纷将其电网安全风险管理能力作为其立身之本、价值创造和赢得未来竞争的核心竞争力。

1电网事故的特点

为了有针对性地建立电网安全风险的管理体系，首先必须深入了解和把握电网事故的特点及新的发展趋势，通过多年来对一般电网事故的成因的综合分析，特别是结合笔者所在的电网实际,认为一般电网事故具有以下主要特点：

1.1事故来源多样性

(1)设备运行环境日益恶化，电网抵御自然灾害能力差

据统计，去年我县电网跳闸次数共234次，其中因雷击引发的跳闸次数共计161次，占比67%，此类事故具有一定的季节性，影响程度一般较大，但影响范围具有很大的不确定性。此外，由于地处山区，冰雪凝冻灾害也频频发生，对电网稳定运行造成一定的威胁。

(2)设备故障依然突出

因设计、制造、安装、运行维护等原因所导致的设备故障，尤其是母线设备故障对电网的安全运行和可靠供电影响较大。

(3)人为责任事故偶有发生，例如误操作、误整定、误调度事故等。

(4)外力破坏尤为突出

近年来由于风筝、飘物挂线、机械违章碰线以及电力设施破坏等引发的系统跳闸日益频繁，外力破坏已逐渐成为影响电网安全的最大威胁。

1.2故障后果甚为严重

众所周知，电网故障将会导致电网稳定破坏，最后造成电网瓦解，从而引起大面积停电的等灾难性事故，给社会带来巨大的损失。

2电网存在的安全风险

县级电网电网结构仍然较为薄弱，由于长期缺乏科学统一的规划，没有形成合理、完善的网架结构，电网普遍存在失稳、窝电、失压等电网风险，极大威胁电网安全运行。我县调管的110kV变电站有4座，35kV变电站5座，其中仅有2座变电站满足N-1准则，单电源供电或单回联络线供电的变电站还占多数，致使在1条线路或1个变电站故障时造成变电站全站失压。

3县级电网安全风险的管理体系

3.1县级电网安全风险的管理体系框架

图1县级电网安全风险管理体系框架

电网安全风险管理是将电网安全由事故管理向风险管理转变，由事后整改向事前预防转变，加大了事前控制力度，将安全关口前移的电网管控方法，应用风险管理理论，在月计划，日方式，实时调度广泛开展电网运行危险点分析，制定安全预控措施，有效降低了电网调度生产运行的安全风险。提高了调度运行人员的风险意识，提高了专业人员的风险辩识能力，增强了各专业共保电网安全的意识。

如图1所示，为了有效地开展电网安全风险管理，调度机构作为电网安全生产的最重要环节，必须建立起一套切实有效、严密闭环的风险应对体系，并以电网安全风险管理信息系统为平台，实现从电网安管理工作中风险辨识、评估、、控制和回顾等全过程闭环管理，不断提升对电网安全风险的调控能力，以最大限度地规避风险、最快速度地平息事故、最大可能地减少损失。

3.2电网运行安全风险危害辨识

危害辨识是将各种危害因素和危害事件进行系统和科学地分析、归纳与鉴别的过程，以计算危害的起因、影响范围、时间分布、频度及可能带来的后果等风险的量化指标。

（1）电网危害因素

危害电网安全的不仅有地域特征、自然灾害、污秽、外力破坏影响等为代表的外部因素，还有包含系统规划、设计标准是否满足要求、电网结构的合理性、电源分布的影响、负荷分布及负荷特性的影响、无功补偿与无功平衡的影响、设备选型及配置标准的影响、运行方式的影响、继电保护与安全自动装置的配置及运行的影响、设备健康水平的影响、人员行为和技术素质的影响、电厂及重要用户的影响等电网内部因素，分别从这两方面进行综合分析，可识别出影响电网稳定性和供电可靠性的特定条件。

（2）电网危害事件

按《电力系统安全稳定导则》规定应防范的电网第一类、第二类和第三类故障分析，可辨识出导致电网危害因素转化为风险后果的突发事件。

3.3电网风险评估

风险评估是在危害辨识的基础上，分析各种风险因素发生的概率和对电网安全的影响程度，通过计算得出风险值，确定风险等级。电网风险评估是将电网风险的量化指标进行综合分析，评估电网基准风险、基于问题的风险和持续的风险，确定电网安全风险发生的可能性和严重程度，明确各阶段的电网安全风险的焦点，提高了风险评估效率。电网风险评估可分为以下三类：

(1)基准风险评估

从系统现状分析、电网结构分析（寻找薄弱环节）评估出电网正常方式或正常情况下在较长时期内存在的风险,主要包括中期电网风险（2~5年电网风险）和短期电网风险（年度电网风险）。

(2)基于问题的风险评估

从电网的负荷特性分析、电源与负荷分布（供需平衡分析）、系统N－1静态安全分析、系统暂态稳定性分析评估出系统试验、设备停运、设备异常等非正常方式或特定情况下一定时期内存在的风险。

(3)持续的风险评估

通过对系统潮流及无功电压分析和系统动态（小干扰）稳定性分析评估出电网持续的风险。

3.3电网风险

调度机构在完成了电网风险评估后，及时将评估结果向相关方，其中电网风险和年度基准风险的评估结果向计划建设部门和运行维护部门。当遇到运行方式变化时，调度机构应提前做好基于问题的风险评估，并将评估结果给引发风险的单位或部门、风险可能影响的单位或部门和需采取措施防范风险的单位或部门。

3.4设计和实施风险控制措施

根据企业可接受的风险程度，对量化或定性的风险结果中不可接受的风险提出相应的控制措施，分析其有效性和经济性，结合企业资源和现场实际，综合评估风险控制措施的可行性与适用性，选择最优方案并执行。为了更好地开展安全风险管理，提升风险调控水平，必须对自身风险管理能力进行评估，并在此基础上设计与实施新的、必要的风险防范能力和技术支持系统，从而实现系统地识别、分析、度量、管理和监控电网安全风险。

在危害辨识和风险评估的基础上，调度机构将中短期和实时风险评估结果提供给规划、工程和运行部门，协同制定电网风险防范措施，选择最优的控制方案并实施，降低风险发生概率，减少风险发生的损失，做到完善常态机制，建立预警机制，健全应急机制，保证电网风险在控。

3.4.1提出电网规划建设性意见

电网调度机构应超前介入电网中长期发展规划，基于中短期风险评估结果，向规划基建部门提出电网建设、网架加强、供电可靠性提升、电能质量改善等各方面的建设性意见，不断消除电网存在隐患，优化网架结构，预防极端事故情况下电网稳定破坏和大面积停电事故的发生。

3.4.2制定各项反事故措施

调度机构根据风险评估情况制定突发事故处理预案以及电网黑启动方案，开展反事故演习，提高事故处理能力和反应速度，减轻事故发生后果；合理安排电网运行方式、加强系统运行监控、优化电网安全三道防线等方面的控制措施以尽可能降低事故发生概率。

3.4.3风险会商

由于设备计划性停运、检修、试验等引起的运行方式改变，调度机构可提前做好风险评估，此类基于问题的风险预控需要多方参与，因此有必要提前与相关方会商。根据风险等级确定参加风险会商的部门和人员，对施工方案的优化、停电时间和范围的确定、对电网、用户造成的影响、各相关部门应落实的预控措施等进行会商，提前防范电网风险，做到心中有数。

3.4.4提出相关运行控制措施

在进行了基于问题的电网风险评估后，调度机构可提出电网风险预警、设备运行控制值、电网运行断面控制值、风险发生期间的运行控制措施，指导设备运行维护部门有重点地开展运行维护工作，规避电网运行风险。

3.4.5电网风险实时预控

结合电网安全生产特点，调度机构对电网风险可实现实时预控。

（1）实时预警

根据安全生产目标实行过程控制和动态管理的原则，针对事故发展趋势和上升苗头，启动电网安全动态管理预警体系，及时掌握电网安全生产状况，制定有效的预防措施。控制事态进一步恶化。

（2）事故处理与恢复

依据电力系统调度运行规程、电网迎峰度夏及特殊时期保供电方案、电网事故拉限电序位表、黑启动方案及其它电网必要的事故处理预案和规定等处理电网突发事故，采取果断措施，尽速限制事故发展，消除事故的根源并解除对人身和设备安全的威胁，有效限制事故范围的进一步扩大，避免造成更大的损失。

3.5控制效果测评

进行效果的测量和评估，是对电网风险管理流程的合理性、对已执行的风险控制措施开展风险管理回顾工作，并对风险措施实施与管理全过程进行回顾，总结经验和不足，提出风险管理在技术、管理和运作程序上的改进意见。

3.6风险管理能力持续改进

(1)更新反事故措施数据库

电网反事故措施数据库是以后开展电网风险管理的重要参考，是不断提升风险量化分析能力的基础。电网反事故措施数据库应详细记录事故的分类、原因、损失、处理过程、处理措施的适用性、效果、经验与教训等。

(2)完善技术支持系统

通过对电网事故发生、发展、处理、恢复全过程的分析，及时总结反思相关技术支持系统的欠缺，制定反措改进方案，不断完善电网调度监控系统的相关功能。

(3)安全风险的闭环管理

闭环的电网安全风险管理是应对新的电网风险的有力保障。为此，应根据风险管理过程中反映出来的问题及时修订相应的事故预想处理预案等技术文件、进一步完善电网风险管理体系，滚动修编风险预控措施，健全电网安全风险控制的闭环管理，并通过跟踪、反馈，落实改进意见，不断提高电网风险管理水平。

4结语

随着县级电网规模的不断扩大，所面临的电网安全风险也日益增多，因此针对县级电网建立安全风险管理体系是非常必要的。县级电网的网架结构薄弱，线路供电半径大，技术力量有限等特点决定了电网运行管理人员必须对电网安全风险实施系统化管理,建立并完善有效的风险管理体系,提前做好准备,更好地预防控制县级电网安全风险。

参考文献

[1].电力系统安全稳定导则[S].中华人民共和国国家经济贸易委员会,2001.

电网调度安全管理范文

（国网河南省电力公司嵩县供电公司，洛阳嵩县471400）摘要：随着我国经济的持续发展，电网建设不断提速，供电规模持续扩大，供电质量要求不断提升，直接导致电网管理中的问题变得越来越突出。为了进一步保证电力企业发展效果，就需平衡好电力市场发展和电网运行安全间的关系，通过采用科学的电网调度方案来保证电网调度的科学性和安全性。电网调度部门作为电网运行的指挥机构，其在电网安全运行的过程中发挥着非常重要的作用。在开展电网调度的过程中应采用分级调度的原则，保证电网调度的自动化水平，确保电网运行的安全性。

电网调度安全管理范文1篇3

关键词：电网调控运行；安全风险；解决措施；供电服务；供电需求；电力系统文献标识码：A

中图分类号：TM76文章编号：1009-2374（2017）11-0062-02DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2017.11.032

电力产业作为我国国民经济的基础性产业，不仅为人们的正常生产生活提供基本的电力保障，而且还大大促进了我国社会的经济发展水平。然而随着人们经济生活水平的上升，供电服务由以往提供最基本的供电需求转变为满足人们用电生活更加安全、稳定的需求，因此就对电网能力提出了更为严格的要求，所以需要相关企业不断加大对电网调控运行安全的管理力度，促进电网运行朝着专业化与精细化的方向进行发展。但是在此过程中也不能够忽视电网调控运行中存在的安全风险问题，要想提升电网调控运行的质量，就必须对电网调控运行中存在的风险进行全面的分析，能够准确地识别不同类型的风险，通过加强相关工作人员解决风险的工作能力，对风险进行及时、有效的预防与处理，从而确保电力输送工作的顺利开展，为居民提供更加优质的电力服务。

1电网调控运行安全风险管理内容

1.1风险识别与风险评估

风险识别与评估是对电网调控运行安全风险进行有效管理的第一步，通过准确判断相应风险，对其进行科学评估，然后通过电网实时监测系统实现对电网调控运行状态的动态监测，并与其他相关系统进行配套使用，对系统运行的信号数据进行及时的处理，进而能够在第一时间明确电网调控运行中存在的安全风险，再通过使用有针对性的解决方法对其进行风险排除，从而提升电网调控运行的安全性。

1.2提高解决风险的工作能力

只有对风险拥有全面的了解，能够对风险的类型以及影响因素进行准确的判断，才可以增强对风险的解决能力，因此要做到对电网调控运行安全风险彻底消除，就必须要加大对科学技术的应用程度。一方面，需要对风险进行全面的把握，通过对常见影响电网调控运行安全的风险进行分析，在此基础上才能够制定出具有针对性与有效性的应对措施；另一方面，还需要促进各个部门之间的沟通与交流，通过信息化的建设使得各个部门之间能够实现信息共享，从而更好地预防风险。除此之外，有关人员也应不断加强专业实践，通过参与电网的维修与检测工作能够增加自己的专业知识储备，积累丰富的实践经验。有关部门也可以通过增加对常见风险以及重点风险的防范与应对措施的实践训练加强基层管理与操作工作人员的实践操作能力，能够对隐蔽以及潜在的风险进行准确的排查，进而将其消灭在源头里。

2电网调控运行中存在的安全风险

2.1集约化风险

我国目前电网运行管理方式大都为集约化管理方式。简言之，集s化管理方式是在以网络信息技术基础上形成的具有智能化、集约化的新型电网调控运行管理方式。在这种模式下，通过网络信息平台的建立使得管理工作能够覆盖到整个电力调控运行管理体系当中，对管理体系进行自动化的建立与维护，不仅加大了对电网安全运行的维护力度，而且还增加了继电保护的业务规模，从而实现了对电网调控运行的科学、全面管理。但是尽管集约化管理模式拥有管理方面的独特优势，但是也存在着较大的管理风险，也就对电网调控运行安全风险防范工作提出了更高的要求。

2.2设备风险

电网运行本身具有一定的复杂性，不仅需要多个电气设备进行同时运作，而且还需要确保整体运行流程的流畅性，因此导致电网运行出现运行风险的普遍原因是电气设备在运行的过程中发生运行故障。电网运行的各个环节之间的连接非常密切，所以其运行过程中不论哪个电气设备在任何一个环节出现失误都会对电网调控运行的整体效果产生不利影响。由此可见，电网调控运行的状态与电气设备本身的质量和运行情况之间有着密切的联系，如果电气设备的质量存在问题，那么其运行的状态就会受到影响，给电网运行带来较大的安全隐患。

2.3管理风险

管理风险产生主要是企业的管理部门与管理人员没有严格地按照管理标准开展相关的电网运行安全管理工作。尽管我国目前的电网调控运行管理已朝着智能化与自动化的管理方向上进行发展，在促进电网运行效率提升方面有着明显的作用，然而就现今电网调控管理的实际情况来看，一方面，管理部门的管理模式存在不足，管理层对于电网调控运行的重视程度不高，各个部门之间的责任划分混乱，无法切实履行好对运行安全风险的管理工作；另一方面，企业管理人员专业素质不强，缺乏责任意识与安全风险预防意识，解决实际问题能力不够，进而导致工作效率不高、效果不显著等问题。

3加强电网调控运行安全管理的措施

3.1完善电网调控管理机制

完善的规章制度能够有效地促进电网调控运行工作的有序开展。通过完善与优化电网调控运行的管理机制，使得管理工作具有科学性与合理性，进而能够有效地减少安全风险事故发生的概率。对工作的重点进行突出强调，为电网调控运行的工作人员开展安全风险防范工作提供明确的标准，使得他们能够全面地了解工作内容，使得以后的工作能够有重点、有效率。首先，需要对各个部门的具体职责进行划分，提升管理工作的效率；其次，严格管控电网调控运行的所有环节，加大管理落实力度，避免出现管理真空；最后，还需要在电网调控运行的基础上结合安全风险防范的具体要求，制定具有针对性的安全管理条例，加强电网调控运行安全管理工作的规范性，实现安全风险管理的科学化。

3.2提高管理人员职业素质

定期对管理人员进行职业培训并辅之以专业知识测验来提升他们的职业素养，以考试的形式检测学习效果，不仅能够掌握他们的真实技术水平，而且还能够增加他们的学习动力，促进学习的效率的提升。与此同时，还需要培养与提升电网调控运行管理人员进行电网检修能力，例如将常见的电网调控运行安全风险进行总结，并印发成册供电网调控运行管理人员进行学习。通过对电网运行状况进行检修，不仅能够及时的处理发生的安全风险故障，而且还能够加强对安全隐患的排查工作，将安全隐患发生率降到最低。除此之外，还可以建立相应的惩处制度，定期开展安全管理评比活动，对于成绩优异者给予一定的奖励，以此提升企业的整体管理水平。

3.3提升自动化水平，减少人为操作失误

通过科学技术的应用提升电网调控运行的智能化与自动化水平，能够有效地规避因工作人员专业技术水平不足与责任意识较差而产生的人为操作失误的风险，进而确保电网调控运行的安全性与稳定性。因此，电力相关部门应加大对计算机网络技术以及信息化技术的应用，通过科学的手段规范电网调控运行的自动化管理，进而实现对操作系统的精确辨别与统计，确保来源数据的精确性与真实性，进而将操作失误的风险降到最低。

3.4加大安全管理工作的审核力度

通过设置专门的安全工作审核部门并配备专业的审核检查工作人员能够达到对电网调控运行的安全性能进行全面管理的目的，不仅如此还能够对后续安全工作的顺利开展提供良好的外部环境保障，进而有效推动安全管理效果的最大化。例如，安排专门的值班人员专门负责电网调控运行的安全审核工作，对值班人员给予一定的管理权力，对工作的流程进行简化，其主要的任务是对电网调控运行的情况进行不定时检视，对于此过程中出现的问题能够独立进行解决，在此基础上填写并且上交每日的电网调控运行情况，将相关工作进行交接，这样一来就能够实现管理审核工作的具体化、规范化。

3.5制定有效的防范风险的措施

风险从形成到发生是具有一定的时间差的，因此通过制定行之有效的风险防范细则能够及时发现并规避风险隐患，从而加强电网调控运行的安全风险，降低风险事故发生的概率。在实际的管理工作中，相关管理人员在基于电网调控的实际运行状态的基础上，与自身的实际工作经验相联系，能够准确地分析出电网调控运行过程中普遍存在的安全风险，通过对常见的安全风险进行总结，提出具有针对性的解决措施，能够在风险事故发生的第一时间采取科学、合理的应对措施，进而将风险事故造成的损失程度控制在最小的范围内。除此之外，还需要加强对电网调控运行的监管落实力度，对重点领域以及薄弱环节实行重点监管，通过完善的监管措施对安全风险做到早发现、早解决，进而提高电网调控安全运行的有效性。

4结语

综上所述，电网调控运行安全风险的预防以及解决措施是确保电力系统能够安全、稳定运行的基本前提，需要行之有效且具有针对性的风险防范应对措施对电网调控运行中的突发故障进行科学解决，因此相关企业以及工作人员不断加大对电网调控运行安全风险的重视程度，使得电力运行更加稳定、高效。

参考文献

[1]⑸红，贾红芳，包小雄.加强电网调控运行安全风险管控研究[J].通讯世界，2014，（21）.

电网调度安全管理范文篇4

关键词：电网调度；数据网；二次安全；探讨

中图分类号：TB

文献标识码：A

文章编号：16723198（2015）23029102

0引言

调度自动化系统是电网调度的重要组成部分，对于电网的安全、稳定运行发挥着极其重要的作用。随着越来越多的应用系统接入，调度自动化系统已从集中式、封闭式的孤立系统发展成现有的开放式、分布式的集成系统，地区电网自动化系统维护也由原来单一的EMS（能量管理系统）扩展延伸至EMS、调度管理信息系统、厂站监控、调度生产管理、调度数据网以及二次系统安全防护等各个领域。各个系统之间的数据交互也越来越频繁，对调度自动化系统以及网络运行环境安全提出了更高的要求，自动化系统的功能、性能和安全稳定运行直接关系到电力安全生产和安全运行，因此加强系统全方位的安全防护就显得尤为重要。

淮北市电网调度自动化系统为地区级系统。而近年来淮北地区调度数据网的建设形成了一个安全稳定、高速可靠的多业务数据平台，实现了主备电网调度自动化、继电保护、故障录波、电量计量等业务的网络接入功能，并且充分利用数据专网的网络迂回及自愈功能，进而有效提高了信息传输的安全性和可靠性。

1能量管理系统（EMS）的安全防护

1.1能量管理系统（EMS）的架构

淮北供电公司能量管理系统是于2009年建设投运，采用基于SCADA/PAS/DTS开放式的一体化集成应用环境，是一个开放的、基于国际标准的电力系统自动化及信息化应用环境。设计思想是标准性、先进性、实用性。系统基于国际标准IEC61970的独立于底层技术的应用集成框架和组件接口规范CIS以及IECTC57的公共信息模型CIM设计，采用了全新的软件与硬件，实现跨平台设计，支持异构环境，全面提升了淮北电网的能量管理的水平。系统提供实时监视控制、网络应用与分析、调度员培训仿真、安全防护、实时WEB、电子值班等基本功能，并具备强大的网络互联功能，具备传统通信方式的同时，系统支持采用TASEII、DL476-92、IEC60870-5-104等多种方式与上、下级调度之间交换数据，并实现了不同方式之间的相互备用及自动切换。得益于对IEC61970标准的良好支持，系统还支持不同EMS系统之间的互操作。

EMS系统与其他系统互联方式见图1。

1.2能量管理系统（EMS）的安全策略

从图1中可以看出，EMS系统防护较可靠，按照国家电力监管委员会《电力二次系统安全防护规定》中规定EMS系统位于安全级别最高的安全Ⅰ区。从横向看，EMS系统通过国家指定的电力专用正向物理隔离装置与安全Ⅲ区的WEB服务器相连，再通过防火墙与安全Ⅳ区办公信息网连接，从而安全有效地实现实时系统的信息。调度员仿真培训系统位于安全Ⅱ区，通过防火墙获取Ⅰ区EMS系统数据。从纵向看，主站系统与各变电站总控装置和县区调公司的实时数据传送有两种方式，一是传统远动专用通道，二是调度数据网专用网络通道；与安徽省调实时数据通信采用网络通道传输，使用TASEII和DL476两种方式。

在Ⅰ区部署了入侵检测IDS，对EMS系统进行了安全检测。在安全Ⅰ区针对Windows工作站安装了卡巴斯基防病毒软件，将一台工作站作为软件控制主控端，其他机器作为被控端。但是主控端病毒库软件版本缺乏及时的升级。目前远程维护使用的拨号网关因技术问题在访问画面界面时速度低无法实现基本应用功能，所以在需要厂家技术人员远程维护时，即使各工作站规范了人员使用权限，但是仍有非专业人员误动了系统数据库的可能，造成系统误操作，后果十分严重。

1.3亟待解决的问题

（1）按照《信息安全等级保护管理办法》和国家电力监管委员会5号令《电力二次系统安全防护规定》，能量管理系统定级信息安全等级为三级，需要每年由国家制定的安全等级机构进行评估。

（2）远程维护使用的拨号网关因技术问题在访问画面界面时速度低无法实现基本应用功能，所以在需要厂家技术人员远程维护时，即使各工作站规范了人员使用权限，但是仍有非专业人员误动了系统数据库的可能，造成系统误操作，后果十分严重。

2调度数据网的安全防护

2.1数据网结构

淮北市电力调度数据网开始建设于2004年，2008年部署至35kV厂站。它利用淮北电力主干网光纤，在SDH光纤传输通道上建立了高性能、透明的、高带宽、多种业务综合集成的数据通信网络，是连接淮北市电网调度相关部门、相关设施，并用以实现各应用系统数据交互的调度专用数据网。承载着各省市级、市县级调度系统之间的实时数据交换；电力市场信息；电能量计量系统信息；EMS系统的实时信息；继电保护管理系统信息；故障录波信息；发、用电计划及负荷预测信息等多种业务。

电力调度管理信息数据网于2001年建设应用，2007年进行了设备及链路改造，带宽流量大幅增加，现应用的业务有调度检修申请、高清视频会议、调度DMIS互联。

2.2配置及架构

为了满足数据网安全、可靠和可扩展性的要求，淮北电力数据网设计为核心层和接入层构成，呈星型结构。核心层采用2台H3C公司8808路由器，2台3600交换机以及一台DELL网管服务器。各厂站端采用H3CMSR3040或3020，3100交换机。220kV厂站采用4×2M双上联至核心，110kV及以下厂站采用2×2M双上联至核心。拓扑图见图2。

2.3调度数据网的业务接入现状

电力调度数据网络与生产控制大区相连接，是一种专用生产运行网络，承载电力在线生产交易、实时控制等业务。淮北电力调度数据网目前应用的业务有：主备调度自动化系统、负荷预测系统、故障录波系统、继电保护系统、电量计量系统等。

调度管理信息数据网是与管理信息大区连接的专用网络，承载着调度生产管理系统、气象/卫星云图系统、电力市场监管信息系统接口等。目前管理信息网应用的业务有：调度生产管理系统、视频高清会议、调度DMIS互联、综合数据平台等。

2.4调度数据网的安全策略

（1）建立调度数据网专网安全防护应用体系。

淮北市电力调度数据网是按照国家电网调度二次系统安全防护的要求构建的。采用MPLS/BGPVPN技术，进而实现业务的安全隔离，并要求网络按安全等级划分VPN区分业务等级。

（2）采取必要的网络安全措施。

依据电力调度数据网架构和业务特点，主要对网络接入安全、路由安全、访问控制和监测、业务隔离、日志记录等方面深入考虑。通过MPLSVPN隔离不同类型业务，确保不同业务之间的设备无法获知对方的路由信息，而且即使是业务相同，如果没有互访需求，也无法相互访问。同时关闭IP功能服务，对用户和设备采用多种验证、防护手段，关闭设备一些不必要的端口服务。

（3）做好网络运行实时跟踪。

网络安全不仅要关注事前防范能力，更要做好事后跟踪能力的提升，安全事件发生的前后，都可以通过对用户上网时间、网络端口、访问地记录，全面提高用户上网的追溯能力，为后期的网络分析提供最原始的资料。调度数据网采取日志记录等功能，可以在出现问题时迅速查找到事故源头，防止事态进一步扩大。

（4）结合电力二次系统安全防护要求，调度数据网在业务接入端使用纵向加密认证装置，采用认证、访问控制、加密等技术措施，实现数据的纵向边界的安全防护与远方安全传输。特别针对EMS系统采用密通隧道方式，实现数据传输的机密性、完整性保护。

（5）对管理信息网统一部署、防火墙、IDS等通用安全防护设施。同时在管理信息大区与生产控制大区之间设置由国家相关部门检测认证的电力专用横向单向安全隔离装置，并且隔离强度应达到或接近物理隔离。

亟待解决的问题：

（1）电力调度数据网承载的业务越来越多，接入的厂站也越来越多。地址分配规划需要进一步全面考虑。

（2）电力调度数据网承载了安全Ⅰ、Ⅱ区业务，实时性、安全性要求强。在业务接入侧纵向加密装置厂站端部署还不够全面。

3电网能量管理系统及调度数据网管理对策

“三分技术，七分管理”，调度数据网与能量管理系统除了制定各自安全防护策略，还必须做到管理与技术双重管理，从根本上保障信息和控制系统的安全。

（1）全面监管电力二次系统，保证调度数据网与能量管理系统及其系统的各个节点都必须在有效的管理范围内，保障系统的有效性与安全性。

（2）组建一支高素质的网络管理员工队伍，提高管理人员的网络技术能力与思想素质，严防内部人员的网络攻击、越权、误用和泄密。积极参加技术交流和培训，提高维护人员的安全防护技术水平。

（3）加强制度管理。建立健全各项管理制度、操作措施及作业指导书，严禁未经允许的设备接入到调度数据网和EMS系统中，严禁各系统应用节点与管理信息大区及其他网络直接互通互联。

（4）建立健全运行管理及安全规章制度。将能量管理系统及数据网络安全维护作为日常工作，将网络设备和安全防护设备运行维护纳入到正常运行值班工作中。

4结语

电力行业的安全关系到国家的经济建设、社会安定等诸多重大社会、经济、政治问题。电网能量管理系统及调度数据网的安全是整体、动态的，其防护技术、措施和认识是逐步完善和提高的，不能依靠单一的安全技术去实现。安全工程的实施也不是一蹴而就的过程，而是一个持续的、长期的“攻与防”的矛盾斗争过程。我们应当在保证系统信息传输可靠性、实时性的前提下综合考虑安全策略，建立起适合地区电网能量管理系统和调度数据网安全保障体系。

参考文献

电网调度安全管理范文篇5

关键词：电力调度：安全运行；管理体系；措施

0、引言

随着我国电网事故越来越呈现出影响范围大、发展速度快、后果日益严重的趋势，从而产生巨大的政治、经济、社会影响。目前，面临着电力供应严重短缺、跨区大电网稳定矛盾突出、区域电力市场运营的新形势。再加上近年来国内外相继出现的一系列电网大停电事故。电网安全已被上升到国家安全、社会稳定的战略高度．引起各方面的高度关注。因此，电网企业都纷纷将其电网安全风险管理能力作为其立身之本、价值创造和赢得未来竞争的核心竞争力

1、现代电网事故的特点

为了有针对性地建立电网安全风险的调度应对体系．首先必须深入了解和把握现代电网事故的特点及新的发展趋势．根据近年来对国内外典型电网事故的汇总分析。现代大电网事故逐渐呈现多种特点。

1．1事故来源多样性

(1)自然灾害日益频繁具有一定的季节性，影响程度一般较大，但影响范围具有很大的不确定性。

(2)设备故障依然突出。因设计、制造、安装、运行维护等原因所导致的设备故障，尤其是母线设备故障对电网的安全运行和可靠供电影响较大。

(3)人为事故时有发生。如：误操作、误整定、误调度、误碰事故等．往往性质比较恶劣。

(4)外力破坏尤为突出。近年来由于风筝、飘物挂线、机械违章碰线以及电力设施破坏等引发的系统跳闸日益频繁．外力破坏已逐渐成为影响电网安全的最大威胁。

1．2事故类型多样化

除了传统的机械故障和一次电气设备故障外，继电保护及安全自动装置、通信及自动化第二次系统故障在某些情况下将直接导致系统失控、事故扩大。这一点在美加大停电事故中表现得尤为突出。因此，二次系统的安全正受到越来越多的关注。

1．3故障后果甚为严重

严重的电网事故，加上电网运行分析的考虑不足，电网3道防线配置欠合理或二次系统重复故障．极易引发现代电网连锁反应。轻则导致电网稳定水平的大幅下降．单一设备事故、单一厂站停电，重则引发电网稳定破坏、电网瓦解和大面积停电，造成重大的政治、经济和社会影响。

2、电网安全风险的调度应对体系

2．1电网安全风险的调度应对体系框架(见图1)

为了有效地开展电网安全风险管理．调度机构作为电网安全生产的最重要环节，必须建立起一套切实有效、严密闭环的风险应对体系．并以电网安全风险管理信息系统为平台，实现从电网安全管理3大体系～风险识别一风险评估与管理一提升风险防范能力一风险实时调控一风险管理能力持续改进的全过程闭环管理，不断提升调度系统对电网安全风险的调控能力，以最大限度地规避风险、最快速度地平息事故、最大可能地减少损失。

2．2电网安全管理体系

-个严密、完善的电网安全管理体系是确保电网安全常态化管理、高效执行的前提和有力保障。具体而言．应抓好3方面建设：①构建电网安全管理的组织体系、执行体系和监督体系：②建立明确的安全生产责任制、强化电网安全生产的全员、全面、全过程管理；③规范电网安全管理的工作流程。

2．3电网安全风险识别

风险识别是电网安全风险管理的起点和重要环节。通常可以多视角地对电网安全风险进行识别。

2．3．1外部与内部

从电力体制改革、自然灾害、外力破坏、人为事故等因素识别电网外部安全风险：也可通过对输电网安全性评价及调度系统安全性评价来识别电网内部自身固有隐藏的风险。

2．3．2电力与电网

可通过对电力供需预测及电力市场运行的分析来识别电力供需平衡方面的矛盾：或通过对电网网架及运行方式的分析来识别电网方面存在的矛盾。

2．3．3未来与当前

可通过对电网年度运行方式的分析超前识别未来电网运行存在的问题：也可通过对电网日常滚动运行分析和特殊运行方式的分析．来识别当前电网运行隐藏的潜在风险。

2．3．4目标与过渡

通过对电力规划与电力建设最终目标的分析．识别电网目标网架存在的安全风险：也可通过对电力规划与电力建设过渡过程的分析．识别电网过渡期潜在的安全风险。

2．3．5设备异常与电网事故

可通过对省内外电网设备运行情况的分析识别电网设备异常：也可通过对国内外电网事故的统计分析识别电网存在的安全隐患及事故处理过程的欠缺。

2．4电网安全风险评估及调度调控策略

在电网安全风险识别出来后．下一步应对相关风险进行量化评估．并制定相应的调度调控策略。

2．4．1风险评估

在这一阶段．将重点通过定性的统计分析和定量的仿真计算．确定电网安全风险发生的可能性、严重性，评估对电网风险的可预见性、可控性以及承受能力，并在此基础上对上述风险进行多维度的排序．绘制相应的风险管理图．以确定各阶段电网安全风险管理的重点与轻重缓急。

2．4．2电网安全风险的调度调控策略

(1)滚动修订电网事故处理预案从年度层面．应针对电网结构的发展变化，及时滚动调整年度电网事故处理预案和年度电网迎峰度夏预案，并滚动修订电网黑启动方案。从短期层面．应制定日前电网方式事故处理预案及调度台实时运行反事故预想。或根据需要制定特殊时期或特殊方式下电网保电预案。

(2)制定并实施电网整改反措计划在日常运行中应及时根据电网事故统计分析、电网潜在风险和自身薄弱环节．制定有针对性的电网反措计划，在规定时间落实整改．并完善相关规章制度。

(3)反省电网规划和系统3道防线建设

①超前介入电网中长期发展规划，提出建设性意见，不断消除电网结构患；②滚动规划与实施电网3道防线建设，避免极端事故情况下电网稳定破坏和大面积停电。

2．5风险防范能力设计与实施

为了更好地开展安全风险管理，提升风险调控水平，必须对自身风险管理能力进行评估。并在此基础上设计与实施新的、必要的风险防范能力和技术支持系统，从而实现系统地训州、分析、度量、管理和监控电网安全风险。

2．5．1电网安全风险量化评估分析能力

为了科学地对电网安全风险进行定量分析评估，应逐步使用先进的电网安全风险量化评估工具改进风险管理的模型，建立和完善电网事故统计分析数据库，以不断提高对风险的量化评估分析能力。应根据风险管理目标的要求决定风险量化的方法、假设、精度．而不一定每类风险都进行详细、复杂的量化。此外．风险度量方法的确定还取决于以下关键因素：风险的严重性和易变性：风险的复杂程度：量化数据的可得性；企业风险量化的技能：风险度量的成本等。

2．5．2电网仿真计算分析能力

(1)电网离线与在线计算仿真软件针对近年来出现的大区联网动态稳定突出、局部地区电网稳定矛盾突出等新情况，调度部门一方面应根据电网发展需要，适时更新电网离线综合仿真计算软件，扩充电网动态稳定、电压稳定等计算功能．完善模型参数，解决电网过渡时期出现的新问题：另一方面根据电网实时调度调控和电网集约化运行的需要，逐步推广与运用电力系统在线计算仿真工具，满足电网在线智能决策调度的需要。

(2)大力推进电网精确仿真计算大力推进电网精确仿真计算是实施电网精细化管理和集约化经营的必然要求。通过积极开展电力系统4大元件建模和参数实测(发电机、励磁系统、调速系统、负荷)。并利用电网广域测量系统记录的系统扰动数据对电网事故和系统大扰动试验的反演．来不断修正主要设备的计算模型、调整参数和校核仿真软件计算功能．从而提高电网仿真计算的精确度和可信度。

2．5．3培训仿真与演习能力

注重调度员日常培训与系统反事故演习是提高电网安全风险防范能力．加速电网事故处理的重要方面。

(1)电网调度员培-01l仿真系统(DTS)功能完善实用。并在此基础上实施针对性地电网调度培训I。

(2)系统反事故演习常态化和特殊事件(迎峰度夏、重大节假日和特殊保电时期等)反事故演习相结合．不断提高调度实战演习能力。

(3)定期实施厂站黑启动试验．确保黑启动电源的安全可靠。

2．5．4能量管理系统(EMS)及电网在线智能化监控技术支持系统建设

为增强电网安全风险调控能力．必须逐步实现离线型、经验型调度向在线化、智能化调度的转变。这一点。在美加大停电事故的体现尤为突出。为此．调度部门必须切实加强技术支持系统的建设：①根据电网安全形势变化和生产实际需要逐步完善EMS系统高级应用软件功能(电网N一1静态安全分析、电网在线稳定裕度分析、超短期负荷预测及发电计划自动安全校核等)：同时．尽快完善EMS系统的实时安全校核、设备越限提示、事故预警、事故推画面、事故反演等功能以及EMS系统中基于GPS技术的数据自动采集和分析功能。②推广实施系统广域实时监测和稳定预决策系统、自动电压控制系统以及继电保护管理信息系统等。不断提升电网的在线调度监控能力。

2．5．5建立和完善电网事故应急处理机制

(1)研究防止电网大面积停电、稳定破坏事故的措施。研究电网重大事故危机管理策略。

(2)探索研究备用调度体系的建设．进一步完善电网调度应急处理机制。

2．6调度实时风险调控

从严格意义上讲．电网安全风险的调度实时调控应覆盖电网运行安全实时预警、调度事故处理与恢复、信息沟通和披露的全过程。

2．6．1电网运行安全实时预警

通过调度员事故预想、EMS系统越限提示和在线稳定监测系统等实时预警。可以使调度运行值班人员及时了解电网运行薄弱环节．提前采取针对性的、有效的措施及时将事故隐患消灭在萌芽中或将系统恢复到一定的安全裕度内．从而有效避免电网事故的发生。

2．6．2调度事故处理与恢复

(1)遵循调度事故处理原则

(2)调度事故处理的依据

电力系统调度运行规程：电网特殊时期确保电网安全运行工作规范：电网重要厂站全停和电网重要断面N一2事故处理预案：发电厂全厂停电时保厂用电事故处理预案；电网迎峰度夏及特殊时期保电预案；电网事故拉限电序位表；电网黑启动方案；其它电网必要的事故处理预案和规定等。

(3)电网过渡期的调控管理针对电网事故后可能出现的电网非正常运行方式．尽快进行电网的安全分析和稳定性校核．明确该状态下电网控制的要求，使电网重新处于可控、在控的状态。同时，对事故中损坏的设备应立即组织抢修．尽快恢复运行或备用。

2．6．3信息沟通与披露

及时的信息沟通与披露是电网事故处理的重要组成部分。是迅速有效地组织协调电网事故处理、共享事故处理信息、引导舆论报导的要求。在现代危机管理中．已成为不容忽视、不可替代的重要一环。

2．7风险管理能力持续改进

在调度处理完每一次电网事故后．都应及时对其风险管理措施的有效性进行尽快评估．并针对评估意见拟定整改反措计划．以不断提升电网安全风险管理的调度调控能力．提高风险管理的效率与效益。

2．7．1事后风险管理评估

事后风险管理评估是为了对电网风险管理的全过程进行反省、评价。并为今后风险管理能力的持续改进提供参考。

2．7．2更新完善事故分析数据库

电网事故分析数据库应详细记录事故的分类、原因、损失、处理过程、处理措施的适用性、效果、经验与教训等。

2．7．3事故反演校核仿真计算软件

通过对每次电网的事故反演．不断校核仿真计算软件使用数据模型及设备参数的准确性，不断提高电力系统计算仿真软件的适用性与正确性。为电网事故精确仿真计算分析打下基础。

2．7．4反措完善技术支持系统

通过对电网事故发生、发展、处理、恢复全过程的分析。及时总结反思相关技术支持系统的欠缺．制定反措改进方案．不断完善EMS相关功能及其它提升调度调控能力的技术支持系统。

2．7．5安全规章制度闭环管理

电网安全风险管理必须实现闭环管理．这是高效应对下次电网风险的有力保障。为此，应根据事故处理过程中反映出来的问题及时修订相应的事故处理预案等技术文件、进一步完善事故抢险与坚持处置体系．滚动修正风险管理策略。健全电网安全规章制度的闭环管理，并通过跟踪、反馈，落实改进意见，不断提高调度风险管理水平。

电网调度安全管理范文篇6

【关键词】110kV电网；调度管理；强化措施

1概述

电力调度是电网运行过程中重要的管理手段之一，是对电网运行的检测及调整。在输配电的过程中，各个环节均会设有固定的监测设备及管理人员对电网的运行参数、运行状况等进行记录，记录完成后，将相关参数反馈至调度部门。调度部门工作人员对所得的参数进行汇总并整理，通过整理结果对电网各环节的工作状况进行具体分析，一旦出现问题，则及时采取相应的调整措施，从而确保电路在整个运行过程中的安全性及稳定性。通过电网调度，可以确保电力系统安全、可靠、经济的运行。

2我国目前110kV电网调度管理体系发展状况分析

自19世纪70年代末开始使用电能以来，我国电力事业已经历了百余年的发展历史，长期的发展使我国实现了较大的发展，特别是在供电能力方面实现了跨越式的提高。然而，由于我国用电需求量大，电网覆盖面积广，不同区域间设备性能分化明显，故在电力系统发展的过程中尚存在一系列问题，特别是在110kV电网的调度管理方面，目前仍有许多亟待提升之处。

2.1设备相对落后，自动化程度有待提高

设备性能的提升以及自动化水平的发展一直的电网调度管理工作效率提升的必备环节。110kV电网在整个电力系统中属于高压配电网，长期以来，工作人员十分重视对其相关技术的研发，自动化性能亦取得了很大的进步。然而，由于我国目前尚存在一些经济欠发达的区域，特别是西北、西南地区，其电力系统发展水平相对较低。在电网调度方面，目前仍沿用传统的方式进行电网调度控制。在此种调度管理模式之下，电网调度设备庞大，工作量冗杂，且故障率较高，对设备开展的检测、维修等工作使得电网调度管理的工作效率大大降低。从某种程度而言，偏远地区的电力发展现状已成为我国电力事业发展的瓶颈，亟需相关部门支援必要的人力、物力进行改善。

2.2电网调度管理技术水平低下

目前，我国在电网调度管理方面技术水平仍处于较为低下的水平，这主要是由于电网调度工作人员素质所决定的。一方面，由于许多地区电网调度人员并未接受过电力专业教育，工作能力有限，对于其所辖属的电度范围无法做的很好的把控，对电网各类元件以及其相关的参数并没有充分的了解，一旦电网出现状况，这些工作人员不能迅速采取有效的调节措施；另一方面，在电网调度工作人员中普遍存在着责任心不强，工作态度不严谨的现象，故即便其具备电网调度工作的专业素质，也难以充分胜任该项工作，甚至出现因人为操作失误导致严重事故的现象。

2.3电网架设结构不合理

电网架设结构的合理性对于电网系统运行过程中的经济性、稳定性、安全性等均发挥着十分重要的作用。目前，我国110kV电网布局方面即存在着一些不合理性。这一因素对我国部分区域的供电能力产生了十分不利的影响。同时，也使得这些区域电网的电能质量难以得到提升，严重阻碍了电网的安全、平稳供电，电网调度水平普遍较为低下。

3加强电网调度管理体系平稳运行的措施探讨

针对我国目前普遍存在的电网调度水平较为低下的现象，可以提出一系列相关的完善措施。

3.1做好电网调度工作人员工作制度管理

110kV电网调度管理是一项对工作的连续性、稳定性要求颇高的工作类型，这便需要工作人员在岗位轮值过程中保证班次顺利交接，不得出现空岗、擅自离岗等现象。因此，相关管理部门必须对值班人员的工作制度进行严格的管理。第一，工作人员必须严格按照轮岗安排进行岗位轮值，不得私自进行换岗，若有特殊情况则必须在领导审批同意后再进行换班，并在岗位安排表上明确标示，以确保调度工作责任到人。此外，工作人员在交接班时需对在岗期间的数据、资料等进行充分整理，并全部转交给下一位上岗人员，转交的同时，若存在特殊情况需特别进行说明，必要时应进行文字或图示标注，从而保证下一岗在开展工作时能够顺利进行。下一岗的交接人员需认真听取前岗的工作交待，并做出必要的记录，若出现疑惑则需及时提出问题并协商解决，避免问题遗漏的现象。

3.2提升调度人员工作素质

与电网运行中其他环节不同，电网调度是一项直接受人为操作影响的工作，一旦调度管理人员出现懈怠，则很可能影响工作质量，甚至导致严重事故的发生。因此，工作人员的聘用及后期的培训过程需要电网调度管理的严格把关。

在进行110kV电网调度工作人员的聘用时，需尽量招聘接受过电力专业教育的大、中专及以上学历的专业对口人员，若有现场工作经验者则应优先聘用。

对于已经在岗的工作人员，需加强对其进行职业素养教育。帮助其认识到所在岗位的工作对于整个电网供输体系的重要作用，并通过相关事故实例对工作人员进行教育，从而提升调度工作人员的工作热情及责任感。

此外，岗前培训还应重视对工作人员职位专业技能的培训。由于不同区域间电网的具体情况存在差异，相应的电网调度管理工作也各具特点，因此，即便是接受过专业教育的工作人员对于新的工作环境仍可能存在许多需要具体了解的细节问题。这便需要通过岗前培训进行获取。只有这样，才能确保工作人员快速适应工作环境，在较短的时间内提升工作效率。

由于电网调度工作是一项融合了大量高新技术的工种，其所涉及的自动化等技术发展速度快，更新换代频繁，需要工作人员不断学习，方能与技术的发展相适应。因此，企业应提高员工的培训频率，及时向调度人员传播新思想、新技术。作为工作人员自身，也应严格要求自己，不断学习，与时俱进，努力成为一名优秀的110kV电网调度工作者。

3.3加强电网调度管理的体制、物质保障

首先，需进一步加强电网调度等相关电力工作的立法工作，确保电网调度管理在开展过程中有法可依，有明确的制度保障。目前，我国相关部门已逐渐意识到法律制度对于电力事业发展的重要控制作用，因此，有关电力的法律体系正在不断完善。对于电力企业而言，应严格遵守相关的法律法规，严格依法办事，方能确保整个工作体系有条不紊的开展。

此外，国家还应加大对于110kV电网调度工作的经费投入，特别是帮助偏远地区不断完善电网调度管理水平。这需要从设备投入及人员薪资投入两个方面同时进行。

设备方面，购置更为先进、性能更加优越的仪器，并及时开展检测及维护工作，加强电网运行的稳定性；工作人员薪资方面，应逐步优化电网调度人员的工作环境，并尽量满足其合理的薪资要求，也只有这样，才能不断引进更多优秀的电力工作者加入到电网调度管理工作中，从而提升我国的110kV电网调度管理水平。

总之，110kV电网调度管理是电力系统安全稳定运行的重要保障，为将该保障落到实处，则必须不断加强电力企业的调度管理工作效率，在经济条件允许的前提下不断引进新的设备，提升员工素质，同时加强企业相关部门内部的管理，优化工作效率，从而保障110kV电网运行的平稳、经济、高效性，最终促进我国电力事业的发展。

参考文献：

[1]张昱.基于电网安全稳定的调度管理体系[A].2011年云南电力技术论坛论文集（优秀论文部分）[C].2011.

[2]田旭东.新形势下供电调度管理方式的思考[A].电气化铁路牵引变电所新技术年会论文集[C].2007.

[3]方秀川，苏健，韦文珊.电网的供电可靠性分析[A].广西电机工程学会第九届青年学术论坛论文集[C].2006.

电网调度安全管理范文篇7

【关键词】：电网调度二次安全防护策略研究

互联网已经成为我国人们生活、工作的一部分，同时也是企业乃至国家的重要组成部分。然而，互联网在飞速发展的同时，给人们不禁带来方便也带来了问题。尤其是近年来网络犯罪现象越来越普遍，已经严重影响到国家、企业以及个人的安全。电力企业作为我国国民经济的组成部分，电力系统的业务也在不断增加，如AVG系统、PAS系统、电力调度数据网等对电力调度系统的安全提出更高的要求。为此，必须加强电网调度系统的二次安全防护。

一、关于电网调度中心二次系统的安全区分及其影响因素

1、二次系统的安全区分

一般情况下，将电网调度中心二次系统的安全区分为四个部分：分别为实时控制区（Ⅰ区）、非控制生产区（Ⅱ区）、生产管理区（Ⅲ区）以及管理信息区（Ⅳ区）。1）其中实时控制区是电力生产最为重要的环节系统实时在线运行，则使用调度数据网络一级专用通道。对于实时要求的性能较高。2）非控制区实现的功能是电力生产的必要环节，不具备控制功能，仅仅使用调度数据网络，实现再线运行，与实时控制区中的功能模块有着紧密联系。该区域包括自动化系统、电力交易系统以及DTS系统等。3）生产管理区实现电力生产的管理功能，也不具备控制功能，不存在在线运行，与管理信息区自动化系统有着较为密切的关系。当前，主要包括气象信息、DMIS系统以及雷电监测系统等。4）管理信息区的业务系统实现电力信息管理以及办公自动化功能，业务系统的访问界面主要为桌面终端，该区域则主要包括OA系统、客户服务以及管理信息系统等，同时该区域的外部通信边界则为因特网。各个区域之间是横向联系的，可实现信息共享。

2、影响因素分析

对于各个区域设备管理的因素可以分为两大方面。一方面，设备因素，主要表现在原有的二次安全防护设备相对较为落后，缺乏先进的硬件设备；加上在安全防护策略的制定上也比较宽松，没有严格的要求，使得每一个区域之间的联系较少。另一方面，人为因素。电网调度系统工作人员态度较为松散，没缺乏科学合理的管理理念，加上业务素质不高，影响了二次安全防护。

二、电网调度系统二次安全防护策略

电网调度系统二次安全则确立“安全分区、网络专用以及横向隔离”的策略，全面落实以及实现生产控制区域与管理信息区域的有效隔离。安全防护设备的安装及其防护策略，需要确保电网调度系统的可靠运行以及网络数据的安全性。

1、制定完整的安全管理规定

对于电力调度系统的最大的安全隐患并不是系统自身，而是来自于相连的其他网络，必须建立一个科学、合理的管理模式，进而有效抵御黑客以及病毒的破坏，最终保护电力实时闭环监控系统，阻止有网络病毒攻击所带来的系统崩溃现象，保证电力系统的稳定运行。一方面，需要建立完善的安全分级负责制，坚持“谁主管，谁负责”的原则，建立完善的二次系统安全防护制度，根据要求设置电力监控系统，同时明确各个相关人员的职责。另一方面，日常应加强维护以及管理，定期对安全防护系统进行巡查，一旦发现有问题，立即采取相关解决措施。若不在自己管辖范围之内，应将安全隐患向上一级相关部门反映，同时做好详细的记录。

2、进行逻辑横向隔离

实时控制区是电力生产的重要环节、安全防护的重点以及核心，可直接实现对一次系统运行的监控，非控制生产区有调度员模拟以及仿真DTS系统。为此，实时控制区域非控制生产区系统之间则采用防火墙，具有较好的防护功能。若入侵者想进入到目标计算机，则必须穿越防火墙。该防火墙性能符合实时控制区、非控制生产区之间的性能。实时控制区、非控制生产区与管理信息区不得直接联系，同时实时控制区、非控制生产区域生产管理区应采用经过有关部门认定以及审核的专用安全隔离装置，分为正向型以及反向型。另外从实时控制区、非控制生产区向安全隔离装置单向传输信息。对于非控制生产区的电量采集计量系统以及生产管理区采用实时隔离网关，同时隔离网管必须符合相关规定要求。

3、进行安全纵向认证

在电力二次安全防护体系中电力调度数据网是基础，承载着电力实时控制已经在线生产交易的重要任务。调度数据网的主要目的是实现调度中心之间以及调度中心与厂站之间的调度。采用SDH/PDH的相关技术，在物理层面上实现与电力企业其他数据网与公共信息网络之间的隔离。例如：采用两台设备，一端与实时控制区的SCADA系统相联，另一端则与该区的交换机相联。

4、确保检测系统安全性

为了能够确保计算机系统的安全性，选择先进的入侵检测系统，该系统的设计以及配置应及时发现并报告系统中异常现象，同时也能够检测计算机网络中违反安全策略的行为，一旦发现用户的违规行为或者非法用户的违规行为，则立即进行拦截。另外，该设备系统应用IDS系统，与非控制生产区相连接。实现的功能有提供记录流的信息源，分析引擎的检测结果等，进而采取有效防治措施，确保系统的安全性。

5、其他措施

电网调度系统的二次安全防护工作完成之后，调度自动化系统的安全防护水平得到提高，能够有效的防治病毒或者黑客的侵入，同时还应做好其他控制。首先，对于生产控制区的PC机应实施严格的网络安全管理，在接入之前应做好防病毒的相关措施，将其列入到日常运行管理中，并做好详细记录。其次，在电力二次系统安全防护系统中，生产控制区应禁止以各种方式与对外互联网相联，严格限制拨号，后期维护工作中需要开通的拨号功能应进行严格管理，做到随时随开。

三、结束语

综上所述，电网调度系统的安全性直接关系到电力企业的供电的安全性以及可靠性，为了确保企业、个人的正常用电需求，应加强电网调度系统的二次安全防护。本文分析了二次安全防护策略，能够有效的保护电网安全。当然，在后期工作中，应进一步对安全防护策略进行研究，以望研究出更科学、更合理的防护，促进电力企业的可持续发展。

参考文献：

[1]赵孔燕.调度自动化系统及调度数据网络的安全防护研究[J].中国电力教育，2010，（z2）：128-129.

[2]李延瑾，杨淑英，任有刚等.电网调度系统二次安全防护的策略分析[J].现代企业教育，2012，（11）：246.

[3]周瑾.论电网调度自动化二次系统的安全防护[J].北京电力高等专科学校学报：自然科学版，2011，28（11）：186-186.

电网调度安全管理范文

关键词：电网调度；安全风险；辨识

中图分类号：U665.12文献标识码：A

1概述

电力调度安全管理工作的好坏，将直接影响着电网的安全和经济运行。这是电力企业经济效益和社会效益并重的大事，是一项长期而艰巨的工作，搞好电力安全调度，必须认真提高调度员安全思想认识和业务素质，加强调度安全生产管理，不但要学好专业理论知识，遵循电网管理制度，还要多做反事故演习和事故预想，并要持之以恒，扎扎实实，深入研究等。

2电网安全风险辨识

风险识别是电网安全风险管理的起点和重要环节。通常可以多视角地对电网安全风险进行识别。

2.1外部与内部。从电力体制改革、自然灾害、外力破坏、人为事故等因素识别电网外部安全风险，可通过对输电网安全性评价及调度系统安全性评价来识别电网内部自身固有隐藏的风险。

2.2电力与电网。可通过对电力供需预测及电力市场运行的分析来识别电力供需平衡方面的矛盾或通过对电网网架及运行方式的分析来识别电网方面存在的矛盾。

2.3未来与当前。可通过对电网年度运行方式的分析超前识别未来电网运行存在的问题；也可通过对电网日常滚动运行分析和特殊运行方式的分析，来识别当前电网运行隐藏的潜在风险。

2.4目标与过渡。通过对电力规划与电力建设最终目标的分析，识别电网目标网架存在的安全风险；可通过对电力规划与电力建设过渡过程的析，识别电网过渡期潜在的安全风险。

2.5设备异常与电网事故。可通过对省内外电网设备运行情况的分析识别电网设备异常，也可通过对国内外电网事故的统计分析识别电网存在的安全隐患及事故处理过程的欠缺。

3电网安全风险评估

风险评估是运用安全系统工程的方法，对系统的安全性进行定性和定量的分析，以确认系统发生危险的可能性及其严重度。电力系统常用作业条件风险性评价法（亦称格雷厄姆—金尼法）进行定量评估判定重大危险（重大危险源）。

作业条件风险性评价法主要是以与系统风险性有关的三种因素指标值的乘积来评价系统人员伤亡风险性的大小，其表达式为：D=L×E×C。

L—发生事故的可能性大小；

E—人体暴露于危险环境中的频繁程度；

C—发生事故可能造成的后果；

D—风险性分值。

4调度实时安全风险调控

从严格意义上讲，电网安全风险的调度实时调控应覆盖电网运行安全实时预警、调度事故处理与恢复、信息沟通和披露的全过程。

4.1电网运行安全实时预警

通过调度员事故预想、EMS系统越限提示和在线稳定监测系统等实时预警。可以使调度运行值班人员及时了解电网运行薄弱环节，提前采取针对性的、有效的措施及时将事故隐患消灭在萌芽中或将系统恢复到一定的安全裕度内，从而有效避免电网事故的发生。

4.2调度事故处理与恢复

4.2.1调度事故处理的依据。电力系统调度运行规程，电网特殊时期确保电网安全运行工作规范，电网迎峰度夏及特殊时期保电预案，电网事故拉限电序位表，电网黑启动方案，其它电网必要的事故处理预案和规定等。

4.2.2电网过渡期的调控管理。针对电网事故后可能出现的电网非正常运行方式，尽快进行电网的安全分析和稳定性校核，明确该状态下电网控制的要求，使电网重新处于可控、在控的状态。同时，对事故中损坏的设备应立即组织抢修，尽快恢复运行或备用。

4.3信息沟通与披露

及时的信息沟通与披露是电网事故处理的重要组成部分。是迅速有效地组织协调电网事故处理、共享事故处理信息、引导舆论报导的要求。在现代危机管理中，已成为不容忽视、不可替代的重要一环。

5加强电网安全运行调度管理措施

5.1电网安全管理

任何工作的成败，关键因素都在于人，因此，想要搞好电网调度工作就必须全面提升调度人员的安全意识与业务水平。管理部门必须将安全生产的思想贯彻到参与调度工作的每一个人身上，使其端正认识，提高责任心。另外，针对我国电网建设速度的加快，新技术、新设备不断应用于电网调度工作这一状况，管理部门还应定期组织调度人员进行专业培训，以提高他们对这些新事物的熟悉和掌握程度，保证电网调度工作的安全进行。

建立以调度主任为第一安全责任人，副主任为安全员，班组设兼职安全员的安全网络，全面考核审查安全工作，强力推进标准化作业，提高安全规程的现场执行力。安全网络各成员认真履行监督职责，积极探索安全管理的新思路新方法，认真研究改进管理的细节与控制，采取多种形式提高员工安全意识，以落实安全生产的“三抓”（抓行为、抓细节、抓执行）建立安全管理，从人员、设备、管理三要素入手，建立了安全生产管理的规范机制，调动全员主动负责的工作积极性，层层签订安全生产责任书及无违章责任书，并及时开展违章纠查，对检查出的问题视情况进行警告或处罚，定期组织安全活动，学习有关文件、事故通报等，分析每周安全生产情况，总结安全工作经验，查找安全隐患，制定安全工作对策，切实做到“我要安全”、“杜绝违章”和“三不伤害”。加强“两票”管理，对照“两票填写规定”对执行情况及时进行奖罚。加强调度员安全操作管理，对照“千次操作管理规定”每月进行奖励。通过各项奖罚措施提升了安全生产的“可控、能控、在控”水平，巩固了长期稳定的安全生产良好局面。

5.2电网缺陷管理

规范设备缺陷管理，是提高设备运行水平的基础，在设备运行过程中及时发现并消除设备缺陷，能够有效地避免事故的发生。设备维护单位除按规定进行设备巡视外，运用带电监测和红外线成像测试仪等设备能够及时、精确发现缺陷。在缺陷发生后相关单位按照类别积极采取措施予以妥善处理，缺陷管理形成闭环管理，做到有发现、有汇报、有督促、有反馈、有考核。

5.3电网负荷的观察管理

输电线路，尤其是高压输电线路，一旦发生过负荷现象就有可能引发跳闸、设备烧坏等安全事故，严重时甚至会导致全站停电，造成恶劣影响。因此调度人员必须密切关注系统的负荷发展情况，精确掌握联络开关的闭合，同时加强对系统负荷发展情况的分析，制定相应的事故应急处理方案。

5.4调度计划管理

按照《年、月、周、日检修计划申报制度》适时编制调度计划。年调度计划编制大修、预试、技改工作，作为年度检修的大纲。月调度计划参照年计划编制次月的总体工作安排，包括新增用户用电接火。周调度计划按照提前7天通知用户的工作要求，依据月调度计划安排下下一周工作内容。日调度计划依照周计划工作安排，结合电网运行方式、天气变化等情况合理安排。年、月、周调度计划须经检修工作会议讨论决定，并经主管生产副经理或总工批准。检修工作由施工单位或设备管理单位提前一天上午10时以前报调度室，调度员接收工作计划后通过生产MIS发给运方专责，运方专责负责编制日调度计划，经调度主任审核、批准后，于17点前通过生产MIS公示。周六、周日、周一的日调度计划于周五下发，检修计划的执行情况由生产技术部负责统计、考核。

结语

电力安全生产管理规范化的重要内容之一是电力调度安全管理工作。首先要搞好电力安全调度，必须认真提高调度员安全意识和业务素质，加强调度安全生产管理，其次就要学好专业理论知识，准确辨别电网不安全因素，减少误调度、误操事故，确保电网安全稳定运行。

参考文献

电网调度安全管理范文篇9

Abstract:thispapermainlystudiesthesafeoperationofthepowergridschedulinginmanagingtheproblemthatshouldbepaidattention,fromthesafeoperationofthegriddispatchingmanagementpresentsituation,proposedtostrengthenthepowergriddispatchingmanagementmeasures.

Keywords:griddispatching;Management;Schedulingoperation

中图分类号：U665.12文献标识码：A文章编号

电网安全生产不仅是一个庞大而复杂的系统工程，而且是电网公司乃至全社会改革、发展和稳定的基础。随着电网的不断扩大以及现代化程度的不断提高，调度事故所造成的影响也日益增大。电网调度作为保证电网安全、优质、经济运行的重要机构，担负组织、指挥、指导和协调的任务，其安全管理工作的好坏，将直接影响电网的安全稳定可靠运行。电网调度的主要任务是指挥电网运行，电网调度安全管理工作的好坏，将直接影响电网的安全稳定可靠运行。电网技术装备水平不断提高，使电网调度的现代化程度越来越高，对电网的安全稳定运行起到了极大的促进作用。结合工作实际，笔者认为，在现有电网的结构下，加强调度管理，特别是加强继电保护和运行方式的运行管理，提高调度人员的素质水平，杜绝误调度、误操作事故的发生是保证电网安全运行的关键。1调度运行管理的现实情况

发、送电运行中,经常涉及到停送电,切换运行方式等一系列倒闸操作。倒闸操作首先要编写倒闸操作票,在编制过程中必须严格按照规定的要求进行填写,填写操作票一律用钢笔或圆珠笔填写,不允许有涂改,编制好的操作票有操作人、监护人、值班负责人、值班调度员逐一审核签名,层层把关,保证操作票万无一失,然后运行人员在模拟盘上进行模拟操作,实行监护复诵制度,并按照操作票逐项执行。操作失误会危及人身及设备安全,引发严重事故,造成巨大经济损失。

在操作票的生成过程中,虽然是通过手工生成,工作人员的手工操作,重复劳动,频率低,但是这种操作增加了系统的灵活性,可根据电网运行方式灵活编制。由于人员素质不同在填写操作票时,书写格式方面都有所不同,字迹的整洁、规范、清晰等方面,达不到统一标准,影响了电力质量标准化管理。近年来我们采取了许多措施保障操作票的准确性、规范性、统一性,在操作票的书面填写规范上有了进一步提高。

严格落实两票三制是保证电网安全生产主要措施和重要依据。实行两票两卡即工作票、操作票、安全评估卡、安全措施卡的管理是保证电网安全运行的关键,工作票通过严格审核层层把关,使两票合格率达到100％,从而保证了人身、设备的安全运行。

停送电的检查,停电后除检查断路器、隔离开关在断开位置外,还需要检查指示灯为绿灯,一方面可判定断路器断开,另一方面可判定合闸回路的完好。送电后应检查断路器的位置的变化,电流表指示正常,断路器确实已合好外,还需要检查保护位置灯为红灯。

通过近年来的工作,我们深深体会到质量标准化工作是“基础工程”、是“生命工程”、是“安全工程”。只有抓住工作质量标准化,整体工作才会有提升。只有把质量标准落实到日常工作的每一个岗位、每一名调度员、每一件事、每一分钟,都去干标准活,质量标准化才会真正实现。2加强运行方式的管理加强电网运行方式的管理应做好四项主要工作：(1)把运行方式管理制度化，从制度上规范电网运行方式的管理工作，年运行方式的编制应依据上一年电网运行中存在的问题，进行防范，即将反事故措施落实到运行方式中。(2)技术上加强电网运行方式分析的深度，在运行方式的分析计算上，对于母线和同杆并架双回路故障下的稳定性必须进行校核计算分析；对重要输电断面同时失去2条线路，或联络线跳闸导致电网解例也应进行分析。(3)对最不利的运行方式，如网架变化以及严重故障时对电网安全运行的影响提出对策。有组织、有重点、有针对性的开展事故预想和反事故演习，细化防范措施，防止电网事故于未然。（4）用计算机软件建立健全数据库系统，提高运行方式的现代化管理水平。3杜绝误调度、误操作事故

调度人员在下令改变电网运行方式、指挥停送电操作和处理事故过程中，防止误调度、误操作事故的发生是调度人员的主要工作和重要责任。并应从以下几方面采取措施。(1)提高调度人员的安全意识，增强责任心。坚持定期安全活动，学习误调度、误操作事故通报，真正吸取教训的目的。如某公司在调度组开展的调度命令无差错活动，将调度命令无差错作为安全考核小指标按月进行考核，年终作为评选先进的条件。增强了职工的责任感和安全意识，收到了较好的效果。（2)严格执行规章制度，堵绝习惯性违章。误调度、误操作事故都是因为执行规章制度不严格、不认真造成的，因此，在工作中必须养成自觉认真执行规程制度的习惯，克服习惯性违章。如调度员在受理线路工作票时，必须严格把关，仔细认真地进行审查，对工作票所列任务、安全措施及要求，逐项审核，不合格的工作票必须重新办理；下倒闸操作命令，术语要规范，并严格执行调度命令票制度。(3)加强技术培训，提高调度人员的业务素质。随着新技术、新设备的不断应用，电网的现代化水平越来越高，对调度人员的业务素质也提出了更高的要求。因此，要求调度人员不断学习新技术、新知识，提高业务技能，以胜任本职工作。培训工作应以实用为目标，突出技能训练和注重岗位练兵。如我公司调度人员在岗位培训的基础上，再送到仿真机进行培训，使之达到三熟三能的要求。三熟即熟悉本地区电网的一次系统图、主要设备的工作原理；熟悉调度自动化系统的工作原理、电网继电保护配置方案及工作原理；熟悉本地区电网的各种运行方式的操作和事故处理及本岗位的规程制度。三能即能正确下令进行倒闸操作、正确投退继电保护及安全自动装置；能运用自动化系统准确分析电网运行情况；能及时准确判断和排除故障，尽可能缩小事故范围。调度人员只有通过各种形式的培训学习，苦练过硬的本领，才能在指挥电网的运行和事故处理中做到准确无误。（4）掌握运行方式，做好事故预想。调度员要对电网运行方式、电网主设备的运行状况和当班需要完成的工作，做到心中有数，并针对当时天气、电网运行方式和当班的主要工作，做好事故预想，提前做好应对措施，以便在发生异常时，能够及时果断进行处理。对输电线路的检修工作，要重点警示，杜绝误调度事故的发生。

4、加强调度管理

在电力系统运行中，电力调度是电网运行管理、倒闸操作和事故处理的指挥机构，是保证电网安全运行、稳定运行，要保证电能生产的正常运行、要保证合格的电能质量、要有较好的经济性，要保障自身的安全稳定：就必须对电网实施控制和运行管理。加强和提高电网的调度管理主要有以下几个方面：

(1)统一思想，加强调度纪律，提高认识。电力调度安全管理工作的好坏，直接影响着安全和经济运行，随着电力调度安全工作的现代化程度越来越高，对电网的安全稳定运行起到了极大的促进作用，但是结合实际要保证电网的安全运行，就必须杜绝人为的一切误调度、误操作事故以及不服从调度指令，擅自投停运设备，抓住这些就必须抓住人的因素，从思想上深刻认识到调度管理的重要性和实行统一调度的目的，加强调度纪律，有效保证电网的安全、优质、经济运行，维护社会的公共利益。

(2)加强电网运行的操作管理。为了加强操作管理提高电网运行质量，减少设备遗漏隐患，我公司调度所在贯彻部颁《电业安全工作规程》和国家《电网调度管理条例》的有关前提下，结合本网实际操作管理制度，严格按《网区内电力调度管理规程及相关规定》执行。切实提高调度人员的安全思想意识，严格执行规章制度，坚决反对一切习惯性违章现象，坚持“两票”制。

电网调度安全管理范文篇10

关键词：电网调度；系统自动化；安全防护

电网调度的主要任务是指挥电网运行，电网调度安全管理工作的好坏，将直接影响电网的安全稳定可靠运行。

近年来，随着城乡电网的改造，电网技术装备水平不断提高，使电网调度的现代化程度越来越高，对电网的安全稳定运行起到了极大的促进作用。保证电网安全运行的三个条件是：①合理的电网网架结构；②可靠的继电保护；③高素质的调度人员。结合工作实际，笔者认为，在现有电网的结构下，加强调度管理，特别是加强继电保护和运行方式的运行管理，提高调度人员的素质水平，杜绝误调度、误操作事故的发生是保证电网安全运行的关键。

1加强继电保护的运行管理

继电保护既是电网运行的安全屏障，同时又可能是电网事故扩大的根源。搞好继电保护装置的运行管理，使继电保护装置处于良好的运行状态，才能确保其正确动作。

运行管理的关键是坚持做到“三个管好”和“三个检查”。

“三个管好”：(1)管好控制保护设备：控制保护设备不同单元用明显标志分开，控制保护屏前后有标示牌和编号，端子排、信号刀闸有双编号，继电器有双编号且出口继电器标注清楚。便于运行中检查。(2)管好直流系统及各个分支保险：定期检查直流系统及储能元件工作状态，所有保险制订双编号，定期核对保险编号及定值表，检查保险后的直流电压。(3)管好压板：编制压板投切表或压板图，每班检查核对，做好投切记录，站(所)长抽查，压板的投切操作写入操作票。同时在保护校验后或因异常情况保护退出后需重新投入前，应测量压板两端是否有电压，以防止投入压板时保护误动。

“三个检查”：(1)送电后的检查：送电后除检查电流表有指示，断路器确已合上外，还需检查保护、位置灯为红灯，正常送电瞬时动作的信号延时复归。(2)停电后的检查：除判明断路器断开的项目外，还需要检查位置灯为绿灯，正常停电瞬时动作的信号延时复归。(3)事故跳闸后的检查：除检查断路器的状态、性能外，还需要检查保护动作的信号、信号继电器的掉牌情况、出口继电器的接点、保险是否完好，必要时检查辅助接点的切断情况。

2加强运行方式的管理

加强电网运行方式的管理应做好四项主要工作：

(1)把运行方式管理制度化，从制度上规范电网运行方式的管理工作，年运行方式

的编制应依据上一年电网运行中存在的问题，进行防范，即将反事故措施落实到运行方式中。

(2)技术上加强电网运行方式分析的深度，在运行方式的分析计算上，对于母线和同杆并架双回路故障下的稳定性必须进行校核计算分析；对重要输电断面同时失去2条线路，或联络线跳闸导致电网解例也应进行分析。

(3)对最不利的运行方式，如网架变化以及严重故障时对电网安全运行的影响提出对策。有组织、有重点、有针对性的开展事故预想和反事故演习，细化防范措施，防止电网事故于未然。

（4）用计算机软件建立健全数据库系统，提高运行方式的现代化管理水平。

调度人员在下令改变电网运行方式、指挥停送电操作和处理事故过程中，防止误调度、误操作事故的发生是调度人员的主要工作和重要责任。并应从以下几方面采取措施。

(1)提高调度人员的安全意识，增强责任心。坚持定期安全活动，学习误调度、误操作事故通报，真正吸取教训的目的。如某公司在调度组开展的调度命令无差错活动，将调度命令无差错作为安全考核小指标按月进行考核，年终作为评选先进的条件。增强了职工的责任感和安全意识，收到了较好的效果。

（2)严格执行规章制度，堵绝习惯性违章。误调度、误操作事故都是因为执行规章制度不严格、不认真造成的，因此，在工作中必须养成自觉认真执行规程制度的习惯，克服习惯性违章。如调度员在受理线路工作票时，必须严格把关，仔细认真地进行审查，对工作票所列任务、安全措施及要求，逐项审核，不合格的工作票必须重新办理；下倒闸操作命令，术语要规范，并严格执行调度命令票制度。

(3)加强技术培训，提高调度人员的业务素质。随着新技术、新设备的不断应用，电网的现代化水平越来越高，对调度人员的业务素质也提出了更高的要求。因此，要求调度人员不断学习新技术、新知识，提高业务技能，以胜任本职工作。培训工作应以实用为目标，突出技能训练和注重岗位练兵。如我公司调度人员在岗位培训的基础上，再送到仿真机进行培训，使之达到三熟三能的要求。三熟即熟悉本地区电网的一次系统图、主要设备的工作原理；熟悉调度自动化系统的工作原理、电网继电保护配置方案及工作原理；熟悉本地区电网的各种运行方式的操作和事故处理及本岗位的规程制度。三能即能正确下令进行倒闸操作、正确投退继电保护及安全自动装置；能运用自动化系统准确分析电网运行情况；能及时准确判断和排除故障，尽可能缩小事故范围。调度人员只有通过各种形式的培训学习，苦练过硬的本领，才能在指挥电网的运行和事故处理中做到准确无误。

（4）掌握运行方式，做好事故预想。调度员要对电网运行方式、电网主设备的运行状况和当班需要完成的工作，做到心中有数，并针对当时天气、电网运行方式和当班的主要工作，做好事故预想，提前做好应对措施，以便在发生异常时，能够及时果断进行处理。对输电线路的检修工作，要重点警示，杜绝误调度事故的发生。

3．调度自动化系统的安全防护

（1）制定调度自动化系统安全防护策略的重要性

近年来调度自动化系统的内涵有了较快的延伸，由原来单一的EMS系统扩展为EMS、DMS、TMS、厂站自动化、水调自动化、雷电监视、故障录波远传、功角遥测、电力市场技术支持系统和调度生产管理系统等。数据网络是支持调度自动化系统的重要技术平台，一般要求数据网络安全可靠，实时性要求在秒级或数秒级，其中发电报价系统、市场信息等电力市场信息系统由于需要与公网连接，因而还要求做加密及隔离处理。

建立调度自动化系统的安全防护体系，首先要制定安全防护策略。应用系统的安全策略位于安全防范的最高一级，是决定系统的安全要素。从大的方面讲，安全策略决定了一个系统要达到的安全级别及可以付出的代价；从小的方面讲，安全策略的具体规则用于说明哪些行为是允许的，哪些行为是禁止的。系统是否安全，很大程度上依赖于最初设计时制定的安全策略，因为今后的安全措施，都围绕这一策略来选择和使用，如果在安全策略上出了问题，将会给今后的应用系统带来安全隐患，从而使将来的安全建设处于十分被动的局面。因此考虑调度自动化系统的安全，应首先根据系统对安全性、可靠性、实时性、保密性等方面的不同特殊要求，按照国家有关部门的规定，从应用系统的各个层面出发，制定完善的安全防护策略。

（2）信息系统的安全分层理论

一个信息系统的安全主要包含五个层面，即物理安全、网络安全、系统安全、应用安全、人员管理。调度自动化系统的安全防护体系应包含上述五个层面的所有内容。

物理安全主要包含主机硬件和物理线路的安全问题，如自然灾害、硬件故障、盗用、偷窃等，由于此类隐患而导致重要数据、口令及帐号丢失，称为物理安全。

网络安全是指网络层面的安全。由于联网计算机能被网上任何一台主机攻击，而网络安全措施不到位导致的安全问题。

系统安全是指主机操作系统层面的安全。包括系统存取授权设置、帐号口令设置、安全管理设置等安全问题，如未授权存取、越权使用、泄密、用户拒绝系统管理、损害系统的完整性等。应用安全是指主机系统上应用软件层面的安全。

（3）国家对网络及信息安全问题的有关政策和法规

国家有关部门对安全问题的有关政策和法规，对制定电力调度控制系统的安全策略起到指导性的作用。

公安部颁布了安全防护方面的一系列文件，规定各部门应根据具体情况决定自己的安全等级，实行国家强制标准。公安部规定，从安全保密角度看，政府办公网应与外部因特网物理隔离，并认为自动控制系统应与外部网络绝对物理隔离，可根据业务的需要建立专用数据网络。

电网调度安全管理范文1篇11

关键词：电网安全；稳定运行；管理

作者简介：孙伟（1964-），男，山东肥城人，山东省肥城市供电公司工会主席，工程师。（山东肥城271600）

中图分类号：F273     文献标识码：A     文章编号：1007-0079（2012）09-0111-02

电力系统是一个非线性、高维数、分层分布的动态大系统，其网架结构、线路参数、负荷分布等对于系统的运行有着很大的影响，任何干扰因素都可能造成系统的振荡，不稳定甚至崩溃。由此可见，保持电力系统的稳定运行，是电力系统最重要的任务。县级供电企业所管辖的区域电网，存在诸多不可靠因素。一方面，由于县级电网缺乏科学统一的规划，没有形成合理的网架结构，造成电网网络结构薄弱，电磁环网交错，很难充分发挥电网输送能力。特别是部分输电线路负载过重，负荷高峰时段满负荷、超负荷运行，容载比低，电网“卡脖子”问题严重，极不利于电网的安全、优质、经济运行。一旦有异常情况，容易引起连锁反应，甚至导致大面积停电。另一方面，缺乏总体规划的多电源点并网，电网的技术装备水平不能满足保护配置要求，增加了保护配合的难度。随着电网规模的不断扩大，系统短路容量逐年增加，部分开关的开断容量已不能满足要求，技术改造的压力较大。一旦电网发生故障将会导致电网稳定破坏，甚至引发大面积停电事故。本文从电网安全的主要问题进行分析，阐述了建立和完善区域电网安全运行及应急机制的重要性和紧迫性，对区域电网安全运行管理提出几点探讨意见。

一、县级电网安全运行管理的现状

1.县级电网规划不合理，网架结构薄弱

县级区域电网建设与地方经济发展程度、经营管理状况、资源分布、电网规划和建设水平、资金投入息息相关。县级电网建设初期，由于缺乏统一的规划，各自为政，导致县级电网发展不合理，高压电网网架结构薄弱，电磁环网交错，运行方式调整困难，很难充分发挥电网输送能力；中低压配电网容量不足，负荷高峰期易出现瓶颈现象，造成供电可靠性低、线损高、电压质量低等一系列问题，不仅阻碍经济的发展，还在一定程度上造成了电力资源的浪费，这一现象在县级供电企业代管之前尤为突出。代管以后至上划期间，虽然实行代管逐步完善了企业管理标准，人员得到有效控制，但电网建设资金投入不足问题一直未能得到彻底解决。经济的发展与电网发展出现结构性矛盾，电网建设影响和制约着经济发展。

2.电网无功补偿不足

电网无功补偿容量不足，部分变电站未严格按照无功补偿配置标准配置，加之长久以来用户无功补偿力率标准为0.8～0.85，远远低于电力行业标准，特别是部分工业大用户，忽视功率因数对生产成本的影响，无功投入严重匮乏，造成电网负荷高峰与低谷期间功率因数波动较大，影响电压质量，从而导致部分供电区域电压波动幅度大，影响人民生产生活用电需求。

3.自动保护动作装置系统存在一定的安全隐患

随着电网的快速发展，自动装置及保护系统对电网安全的支撑作用越来越明显，已成为确保现代电网安全稳定运行的技术支持中心。由于县级电网结构相对比较薄弱，设备装备水平、维护水平较低，电网设备故障和外力破坏事故较多，而电网安全对自动保护装置可靠性的依赖程度较高，二次系统一旦出现问题，容易造成电网事故。目前，县域电网电压等级增多，35千伏线路故障就可能造成220千伏输变电系统故障。长期以来县公司二次系统的继电保护、自动化、通信各个专业系统整体运作效率不高，加之二次系统的运营维护人才缺乏，二次系统的安全稳定运行存在一定的安全隐患。

二、县级区域电网安全运行管理的意见探讨

1.科学、合理规划电网

保证电网安全首先必须保证电网规划安全。加强电网建设、合理规划电网是电网安全的第一步。供电企业作为电力管理部门、电力供应商，应主要从提高电网的供电能力、供电质量与供电可靠性等方面统筹考虑，科学合理规划，建设合理的网架结构，充分发挥输配电设备的负载能力，提高电网运行方式调整的灵活性。

（1）电源点的分布。在电网规划中，对于变电站的选址问题笔者认为应从以下两方面考虑：便于与电源或其他变电站的相互联系，通过改善网络结构，提高输电系统运行的灵活性和可靠性；在选择变电站的位置时，应当尽量靠近负荷中心，每个变电站既能独立运行也能环网运行，增加配网环网率，从电网布局上来提高电网供电的可靠性。

（2）加强无功电压管理，优化网络结构。无功优化管理作为电压无功管理的重要环节，对降低电网损耗、提高经济效益和社会效益起着重要的作用。电力部门和各用电单位在无功补偿现状的基础上结合实际情况，根据各个电压等级的无功缺额情况，制定和实施无功优化补偿方案，合理选择调整各个电压等级补偿容量和补偿方式，针对性地采取行之有效的技术措施和管理措施，推广随机随器补偿，实现各个电压等级无功就地平衡，达到网损最小、供电质量最好的目标。

（3）加强二次系统安全管理，防范电网事故扩大。电力二次系统安全防护工作坚持安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则，保障电力监控系统和电力调度数据网络的安全。加强直接调度范围内的变电站输变电部分的二次系统安全防护的技术监督，建立健全电力二次系统安全的联合防护和应急机制，制定应急预案，负责统一指挥调度范围内的电力二次系统安全应急处理，保证电网安全稳定运行。

2.完善电网应急机制，防止电网故障连锁反应

“电网安全稳定运行”是供电企业的生命线，建设“一强三优”现代公司的企业发展目标，对电网调度运行管理提出了更高要求。必须加强电网运行应急预案管理，不断提高电网运行、调度、检修管理部门对电网紧急事件快速反应和正确处置能力，确保电网安全稳定运行，为提升公司经济效益和社会效益提供坚实的基础保障。电网运行应急管理工作，应本着“安全第一、预防为主”的原则，建立调度员为第一参与人，生产、安监、运行等相关部室监督检查、共同促进的电网运行应急预案管理工作常态运行机制。

3.加强内控机制建设，提高安全内控机制水平

为进一步强化县级电网安全运行管理，提升电网安全运行管控水平，防止发生大电网稳定破坏事故、大面积停电事故和调度人员责任事故，充分发挥县级电网输变电设备的输配电能力，保证县级电网安全稳定运行。

（1）按《电力系统安全稳定导则》要求，加强电网运行方式和稳定状况的分析，及时发现电网存在的问题，提出解决的方案和有效措施，并做好相应的反事故预案。由于县级电网建设初期缺乏合理规划造成网架结构的不合理，因此应对县级电网进行全面分析计算，为县级电网规划改造提供理论依据，使电网结构符合电力系统稳定导则与技术导则的要求，同时合理配置继电保护与安全自动装置，确保装置在各种可能情况下正确动作，充分发挥三道防线的作用，有效制止事故时的连锁反应。

（2）认真开展县级电网风险分析及电网安全性评价工作，加强电网风险管控。以安全生产“三个不发生”为核心，以“N-1”风险分析为指导，合理安排检修工作，实现电网及设备的动态管理，保证“电网调控有方案、运行风险有预见、控制处置有措施”，杜绝发生大面积停电事故和稳定破坏事故，从而保证电网安全、稳定运行，确保电网“可控、能控、在控”。

（3）加强业务技能及安全培训，规范业务流程。首先，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，加强对调度专业人员的技术培训，并结合工作和季节特点开展事故预想，进行反事故演习，不断提高人员处理事故的应急处置能力。其次，规范各项工作程序和标准，全面分析各项工作流程及关键环节，制定切实可行的工作程序和标准，使各项工作规范化、程式化，从而规范调度专业员的行为，强化安全职责，保证调度运行安全。

4.完善相关法律法规，坚持电网统一调度

随着电网的互联和电网覆盖范围的扩大，县域电网一旦发生事故而不能迅速消除就很可能导致大电网稳定被破坏和不可控的连锁反应，从而造成长时间、大范围的停电，对社会的政治稳定和经济安全造成严重影响，国外几次电网大面积停电事故教训深刻。因此，我们必须建立全新的规章制度，完善电力法律法规体系，坚持电网的分级统一调度，以保证电网安全运行。

5.抓并网电厂协调管理，防止并网电厂失调威胁电网安全

加强并网电厂安全技术监督与服务，认真贯彻落实国家电力监管委员会《关于发电厂并网运行管理的意见》，规范并网双方行为，与并网电厂签订《并网调度协议》，明确双方的安全责任及义务；依法坚持“三公”调度，加强与并网电厂的交流，建立长效沟通渠道，充分发挥调度在并网电厂间的桥梁和纽带作用；加强对所属并网电厂的安全、运行、检修管理，严肃调度纪律，倡导并网电厂之间协调共赢，全力维护电网安全、稳定运行。

三、结束语

随着社会对供电的需求和电网装备水平的不断提高，对电网安全稳定运行提出了更高要求。我们必须结合实际，客观分析自身电网运行管理现状，准确掌握区域电网存在的隐患和不足，从而有重点、有计划地制定行之有效的措施，确保全电网安全、稳定、优质、经济运行，满足社会和人民生产生活日益增长的用电需求。

参考文献：

[1]周翠霞,樊小伟.电网安全稳定运行分析及建议[J].河北电力技术,2006,(6).

[2]陈光明.关于电网安全管理的思考[J].中国科技财富,2010,(10).

电网调度安全管理范文篇12

关键词：县级电网；安全调度；经济调度；电能损耗

Abstract:Atpresent,thecontinuousdevelopmentofpowersystem,safeoperationandeconomicoperationofpowergridsystemhasbecomeamajorissueofthetwogridsystem.Safetydispatchingandeconomicoperationhasbecomethebasicpurposeofgridscheduling,anddispatchingaspowercompaniesinthecommandcenter,responsibleforthejurisdictionofnetworksecurity,economicoperationcommandduties.Combinedwithpractical,strengthenmanagement,toensurethesafeoperationofpowergrid.

Keywords:Countypowergridscheduling;safety;economicdispatch;powerloss

中图分类号：V242.3文献标识码：A文章编号：2095-2104（2012）01-0020-02

引言

电网调度管理的主要内容为电网的安全调度与经济调度。其中安全调度作为调度管理首要任务，直接影响着电网的安全运行。任何不规范的行为都有可能对电网的安全稳定运行产生影响，甚至在电网运行中造成重大事故。所以对安全调度工作的分析，制定对策、提高安全调度措施成为了保证电网安全运行的重要手段。对于经济调度，随着人民生活水平与工农业生产的提高，电网经济运行成为了电网调度管理的另一主要任务。电网经济调度要保证电网安全稳定的运行，要满足电能质量以及用电需要，并根据经济调度的基本原理，制定一套完善生物最优负荷分配方案。从而使整个电网的能量消耗或运行费用最少，获得的经济效益最大。[1]

1电网调度存在的安全风险

电网安全运行为电网调度的重要任务，其安全管理工作的好坏，会直接影响电网的安全、稳定运行。近年来，随着城乡电网的改造，电网技术装备的水平有所提高，但是仍然存在一些安全风险。

1.1安全意识浅薄,没有严格遵守电网调度规程。

1.2班组基础管理存在漏洞，安全活动不能正常开展或者太过于形式化。

1.3未能严格执行调度操作的管理制度，工作许可和工作结束手续也不清楚，导致送电的延误。

以上三点风险的存在都会造成电网安全事故，为了减少事故的发生，一定要加强电网安全调度管理。

2提高县级电网供安全调度的措施

县级电网对以居民生活用电为主，用户的安全供电是电力企业保证其自身经济发展的支柱。高素质的调度人员，可靠的继电保护和合理的电网网架结构是保证电网安全运行的有效保证。

根据县级电网自身的特点，从提高供电安全性的基本措施出发，总结出以下几点措施，具体如下：

2.1掌握并准确实施安全调度的操作

2.1.1切实提高调度人员的安全意识并加强调度员的责任意识，从而将电网的安全运行与经济利益结合在一起。

2.1.2开展班组安全会议与活动，通过相互之间不断交流、沟通的方式，使班组技术水平全面提高。

2.1.3提高规章制度的执行力，坚决反对违章违规现象，坚决杜绝调度、操作因失误而发生的事故。

2.2进行技术培训，进一步提高调度人员的业务素质

熟悉县级电网运行方式的操作，事故处理及规程制度，能够准确的了解电网运行情况，及时的进行判断并排除运行故障，使事故范围尽可能的缩小。调度人员培训学习形式多种多样，通过培训学习使调度员能够沉着冷静的处理事故。随着新技术、新设备的不断应用，电网系统的现代化水平得到提高，调度人员为了能够胜任工作，不断地提高业务技能与业务素质。

2.3提高电网调度管理水平，为其安全调度提供良好的外部环境

2.3.1做到切实解决调度员在工作中遇到的实际困难，为调度员的工作创造良好的外部环境。

2.3.2制定和完善规范化的作业流程，对设备的检修实施动态管理，能够及早的解决电网构架中存在的问题。

2.3.3充分发挥电力企业各级的安全监督作用，安全监督管理要深入到调度一线，促进调度员安全意识的提高和班组安全管理水平的提高。[2]

3县级电网经济调度存在的问题

3.1县级电网设备落后

由于县级电网大部分都是农村用电，并且以居民生活用电为主，只有少部分为工业生产用电和农业生产用电，所以电网结构简单，供电电源点单一，设备老化，调速器性能差，特别是在调峰方面，无法正常运行，降低了县级电网经济调度有效率。另外，县级电网调度自动化覆盖率不高，通信通道不稳定，导致经济调度指令的下达不能正常执行，增加停电时间。

3.2经济调度方式单一

县级电网经济调度一般是根据无功功率就地平衡原则，方式过于单一，没有根据电网的实际情况，造成了县级电网经济调度的局限性与僵硬性，不利于县级电网正常稳定运行。

3.3经济调度管理薄弱

对于调度管理薄弱的改善主要表现在三个方面，一是经济调度工作者的整体素质需要提高，二是需要增加调度人员数量，三是需要提高降级调度意识。由于这些方面的不完善造成了电能不必要的损耗。所以促进调度的有效管理是经济调度实施的重要保证，改善调度管理常常会达到事半功倍的效果。

4提高县级电网供经济调度的措施

4.1合理提高县级电网电压，加强设备更新

县级电网是以农村用电负荷为主，供电电压偏低，设备落后。合理提高县级电网电压，为城乡居民提供合格电能的同时，也降低了电能的损耗。对电压的合理调整，可以改善电能质量，提升电压的合格率，进而提高设备的传输效率。所以加强设备更新也是合理改善电网结构，提高经济调度的重要措施。

4.2合理安排电网运行方式

合理编制电网的运行方式，在保证其能够安全稳定运行，满足电能质量的前提下，可以优先考虑电网的经济效益，并且可以及时分析电网运行情况，准确调整不利于电网经济运行的方式。电网运行方式的合理性，对电网的经济运行有至关重要的作用，不仅可以大幅度降低电网的损耗，而且促进电网经济运行目标的实现。

4.3优化调度计划，减少停电时间

设备的检修在电网安全运行中十分重要，若检修时设备无法正常运行，将会导致无法正常供电。所以制定完善的调度计划是提高经济调度的必要条件。加强设备检修管理，缩短检修时间，提高检修质量，将会提高电网经济运行水平。[3]

5结束语

县级电网是供电系统中重要的基础组成，加强电网的调度管理，不仅可以确保居民的安全用电，而且可以促进供电企业的经济效益。电网调度作为一项复杂的系统工程，不但需要经济安全调度，还需要相关部门的协力合作，根据电网结构发生的变化，不断调整电网运行方式，以谋求最大的效益。[4]

参考文献：

[1]国家电力调度通信中心编.电力系统调度规程汇编.中国电力出版社出版，1999年5月第一版.

[2]戴波涛.电网调度系统的安全管理分析[J].湖南电力,2008(3)：24-25.