继电保护心得体会范文

导语：如何才能写好一篇继电保护心得体会，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

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【关键词】急性心肌梗；交感电风暴；护理体会

【中图分类号】47 【文献标识码】A 【文章编号】1004—7484（2013）11—0303—02

急性心肌梗死患者在发病期间，心肌电活动极不稳定，易出现各种心律失常，其中心室颤动为致命性心律失常，发病突然，患者可表现为意识丧失、抽搐等，如不及时救治，可导致死亡。心室电风暴又称室速风暴、交感风暴、儿茶酚胺风暴、ICD电风暴。电风暴是指24h内自发的室速/室颤〉2次，通常需要电除颤或电复律终止。

2011年4月29日我心内二科收治了一名急性广泛前壁心肌梗死引发交感电风暴患者，经过51天精心治疗和护理痊愈出院，现将护理体会总结如下。

1 临床资料

患者，男，53岁，于2011年4月29日以间断剧烈胸痛3天，加重2小时为主诉入院。该患者近3天无明显诱因出现剧烈胸痛，每次发作呈间断性及撕裂样疼痛，向咽喉部放散，呈烧灼感，每次持续30-60分钟不等，辅助检查：心电图 窦性心动过速，偶发室早，V1-V4ST段抬高成单项曲线，CK-MB273U/L，CK2531U/L，血压211/149mmHg。诊断：急性广泛前壁心肌梗死，泵功能Ⅱ级，高血压病3级。给予溶栓、抗凝、抗血小板聚集、降压、抗心律失常等对症治疗。入院3天后，由于出现大面积皮下瘀斑，被迫停用抗凝药物。10天后患者突发阿斯综合征，心电监护频繁室速、室颤，立即实施心脏电除颤、电复律抢救成功。每次发作前患者都自觉咽部成辣感后表情痛苦发作阿斯综合征。此后一直于利多卡因、胺碘酮、普罗帕酮药物一种或两种联合抗心律失常，但仍频发室早，室速、室颤交感电风暴现象，经专家会诊交感电风暴是因为患者心肌梗死后心肌缺血缺氧所造成，于5月27日、6月10日在家属迫切要求下，自愿承担手术风险行CAG及PCI术2次，术后室性早搏明显减少，于6月20日痊愈出院。

2护理措施

2.1休息与活动 患者一直有室早、室早成对等心律失常，不适合剧烈运动。但因卧床时间较长可以协助患者翻身，肢体被动运动，此期间密切观察心电监测，如出现胸闷、呼吸困难等症状或有心律失常，应立即停止活动绝对卧床休息

2.2安置患者 最好是单患者监护病房，保持病房清洁、整齐、舒适、安静、温湿度适宜、空气清新，并注意保暖，给予氧气吸入。吸氧可提高动脉血氧分压，改善心肌氧合，有助于梗死周围缺血心肌的氧供，缩小梗死的范围，从而减轻心肌缺氧性损伤

2.3 饮食护理 由于患者心功能低下及疼痛、气短的影响，使其食欲下降。因此宜进低脂、清淡、易消化的流质、半流质饮食，避免食用辛辣、刺激性食物，以减少便秘与腹张。进食不宜过快、过饱、过热、过凉，以免加重心脏负担和胃部不适。

2.4 保持大便通畅 鼓励进食新鲜蔬菜及富含粗纤维食物及注意饮水。保持每日大便1次或2次。若2日未解大便须积极处理，加速肠蠕动，便秘者给予开塞露或温盐水灌肠，排便时须有专人看护，避免排便过度用力，防止因腹内压急剧升高反射性引起冠状动脉血流量变化而发生意外。

2.5 严密观察病情变化及心电监护 持续心电监护可及时发现室性期前收缩、室性心动过速，从而及早治疗，有效控制恶性心律失常的发生，为抢救赢得时间。应十分重视病人的主诉及精神状态，此患者每次发作都有向咽喉部放散，呈烧灼感症状，及时用药，准备好除颤仪防止室性心律失常引发意外。室颤是急性心梗病人突然死亡的主要原因，室颤发生前一般都有前趋症状出现，当发现病人有面色苍白、紫绀、出汗及心律紊乱等，要考虑室速、室颤的可能。心电示波提示以下几种危险信号要高度警惕：①多形性室早，室早呈二联律；②多源性室早；③连续出现3个室早、室性心动过速；④Ron T现象。若发现上述情况，可配合医生静脉应用抗心律失常药物、及时除颤。

2.6 要由经验丰富的高年资专科护士承担 根据患者的病情制订出护理计划，详细列出护理事项。监护室的设备、药品要齐全，护士要熟悉监护室内各种仪器的性能及使用方法，熟悉各种急救药品的适应证，用药剂量、方法及放置地点。换班时要做到床前交班，心电监测要和病人症状体征的观察紧密结合，不能脱节。对室颤和心跳骤停者立即平卧行心前区叩击、胸外心脏按压术、人工呼吸，同时即刻准备除颤，要求操作熟练，动作迅速。

2.7 心理护理 心肌梗死患者病情危急，症状反应剧烈，治疗措施复杂，易使患者担心自己病情严重，产生焦虑、恐惧、紧张、悲观心理等，而这些负面情绪又可增加心脏负担，加重病情，因此做好心理护理非常重要。

2.7.1善于缓解紧张情绪 护士应以从容的神情赢得患者的信任，在处置和抢救时应操作熟练、忙而不乱，给病人以信任感和安全感。

2.7.2及时关心安慰患者 护士应尽快消除患者焦虑，孤独感，当患者有病情变化时，护士应尽量陪在患者身边，给与有效的心理支持。使患者感到温暖，鼓励其树立自信和战胜疾病的勇气。

2.7.3做好解释工作 应先向病人及家属做好解释工作，讲明病情与情绪的利害关系，取得家属支持，避免在患者面前哭啼或惊慌失措而致病情加重。安慰病人不要失望，使其树立乐观的情绪和战胜疾病的信心，密切配合治疗，充分发挥病人的主观能动性。

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继电保护发展现状

电力系统的飞速发展对继电保护不断提出新的要求，电子技术、计算机技术与通信技术的飞速发展又为继电保护技术的发展不断地注入了新的活力，因此，继电保护技术得天独厚，在40余年的时间里完成了发展的4个历史阶段。

建国后，我国继电保护学科、继电保护设计、继电器制造工业和继电保护技术队伍从无到有，在大约10年的时间里走过了先进国家半个世纪走过的道路。50年代，我国工程技术人员创造性地吸收、消化、掌握了国外先进的继电保护设备性能和运行技术［1］，建成了一支具有深厚继电保护理论造诣和丰富运行经验的继电保护技术队伍，对全国继电保护技术队伍的建立和成长起了指导作用。阿城继电器厂引进消化了当时国外先进的继电器制造技术，建立了我国自己的继电器制造业。因而在60年代中我国已建成了继电保护研究、设计、制造、运行和教学的完整体系。这是机电式继电保护繁荣的时代，为我国继电保护技术的发展奠定了坚实基础。

自50年代末，晶体管继电保护已在开始研究。60年代中到80年代中是晶体管继电保护蓬勃发展和广泛采用的时代。其中天津大学与南京电力自动化设备厂合作研究的500kV晶体管方向高频保护和南京电力自动化研究院研制的晶体管高频闭锁距离保护，运行于葛洲坝500kV线路上［2］，结束了500kV线路保护完全依靠从国外进口的时代。

在此期间，从70年代中，基于集成运算放大器的集成电路保护已开始研究。到80年代末集成电路保护已形成完整系列，逐渐取代晶体管保护。到90年代初集成电路保护的研制、生产、应用仍处于主导地位，这是集成电路保护时代。在这方面南京电力自动化研究院研制的集成电路工频变化量方向高频保护起了重要作用［3］，天津大学与南京电力自动化设备厂合作研制的集成电路相电压补偿式方向高频保护也在多条220kV和500kV线路上运行。

我国从70年代末即已开始了计算机继电保护的研究［4］，高等院校和科研院所起着先导的作用。华中理工大学、东南大学、华北电力学院、西安交通大学、天津大学、上海交通大学、重庆大学和南京电力自动化研究院都相继研制了不同原理、不同型式的微机保护装置。1984年原华北电力学院研制的输电线路微机保护装置首先通过鉴定，并在系统中获得应用［5］，揭开了我国继电保护发展史上新的一页，为微机保护的推广开辟了道路。在主设备保护方面，东南大学和华中理工大学研制的发电机失磁保护、发电机保护和发电机?变压器组保护也相继于1989、1994年通过鉴定，投入运行。南京电力自动化研究院研制的微机线路保护装置也于1991年通过鉴定。天津大学与南京电力自动化设备厂合作研制的微机相电压补偿式方向高频保护，西安交通大学与许昌继电器厂合作研制的正序故障分量方向高频保护也相继于1993、1996年通过鉴定。至此，不同原理、不同机型的微机线路和主设备保护各具特色，为电力系统提供了一批新一代性能优良、功能齐全、工作可靠的继电保护装置。随着微机保护装置的研究，在微机保护软件、算法等方面也取得了很多理论成果。可以说从90年代开始我国继电保护技术已进入了微机保护的时代。

2继电保护的未来发展

继电保护技术未来趋势是向计算机化，网络化，智能化，保护、控制、测量和数据通信一体化发展。

2.1计算机化

随着计算机硬件的迅猛发展，微机保护硬件也在不断发展。原华北电力学院研制的微机线路保护硬件已经历了3个发展阶段：从8位单CPU结构的微机保护问世，不到5年时间就发展到多CPU结构，后又发展到总线不出模块的大模块结构，性能大大提高，得到了广泛应用。华中理工大学研制的微机保护也是从8位CPU，发展到以工控机核心部分为基础的32位微机保护。

南京电力自动化研究院一开始就研制了16位CPU为基础的微机线路保护，已得到大面积推广，目前也在研究32位保护硬件系统。东南大学研制的微机主设备保护的硬件也经过了多次改进和提高。天津大学一开始即研制以16位多CPU为基础的微机线路保护，1988年即开始研究以32位数字信号处理器(DSP)为基础的保护、控制、测量一体化微机装置，目前已与珠海晋电自动化设备公司合作研制成一种功能齐全的32位大模块，一个模块就是一个小型计算机。采用32位微机芯片并非只着眼于精度，因为精度受A/D转换器分辨率的限制，超过16位时在转换速度和成本方面都是难以接受的；更重要的是32位微机芯片具有很高的集成度，很高的工作频率和计算速度，很大的寻址空间，丰富的指令系统和较多的输入输出口。CPU的寄存器、数据总线、地址总线都是32位的，具有存储器管理功能、存储器保护功能和任务转换功能，并将高速缓存(Cache)和浮点数部件都集成在CPU内。

电力系统对微机保护的要求不断提高，除了保护的基本功能外，还应具有大容量故障信息和数据的长期存放空间，快速的数据处理功能，强大的通信能力，与其它保护、控制装置和调度联网以共享全系统数据、信息和网络资源的能力，高级语言编程等。这就要求微机保护装置具有相当于一台PC机的功能。在计算机保护发展初期，曾设想过用一台小型计算机作成继电保护装置。由于当时小型机体积大、成本高、可靠性差，这个设想是不现实的。现在，同微机保护装置大小相似的工控机的功能、速度、存储容量大大超过了当年的小型机，因此，用成套工控机作成继电保护的时机已经成熟，这将是微机保护的发展方向之一。天津大学已研制成用同微机保护装置结构完全相同的一种工控机加以改造作成的继电保护装置。这种装置的优点有：(1)具有486PC机的全部功能，能满足对当前和未来微机保护的各种功能要求。(2)尺寸和结构与目前的微机保护装置相似，工艺精良、防震、防过热、防电磁干扰能力强，可运行于非常恶劣的工作环境，成本可接受。(3)采用STD总线或PC总线，硬件模块化，对于不同的保护可任意选用不同模块，配置灵活、容易扩展。

继电保护装置的微机化、计算机化是不可逆转的发展趋势。但对如何更好地满足电力系统要求，如何进一步提高继电保护的可靠性，如何取得更大的经济效益和社会效益，尚须进行具体深入的研究。

2.2网络化

计算机网络作为信息和数据通信工具已成为信息时代的技术支柱，使人类生产和社会生活的面貌发生了根本变化。它深刻影响着各个工业领域，也为各个工业领域提供了强有力的通信手段。到目前为止，除了差动保护和纵联保护外，所有继电保护装置都只能反应保护安装处的电气量。继电保护的作用也只限于切除故障元件，缩小事故影响范围。这主要是由于缺乏强有力的数据通信手段。国外早已提出过系统保护的概念，这在当时主要指安全自动装置。因继电保护的作用不只限于切除故障元件和限制事故影响范围(这是首要任务)，还要保证全系统的安全稳定运行。这就要求每个保护单元都能共享全系统的运行和故障信息的数据，各个保护单元与重合闸装置在分析这些信息和数据的基础上协调动作，确保系统的安全稳定运行。显然，实现这种系统保护的基本条件是将全系统各主要设备的保护装置用计算机网络联接起来，亦即实现微机保护装置的网络化。这在当前的技术条件下是完全可能的。

对于一般的非系统保护，实现保护装置的计算机联网也有很大的好处。继电保护装置能够得到的系统故障信息愈多，则对故障性质、故障位置的判断和故障距离的检测愈准确。对自适应保护原理的研究已经过很长的时间，也取得了一定的成果，但要真正实现保护对系统运行方式和故障状态的自适应，必须获得更多的系统运行和故障信息，只有实现保护的计算机网络化，才能做到这一点。

对于某些保护装置实现计算机联网，也能提高保护的可靠性。天津大学1993年针对未来三峡水电站500kV超高压多回路母线提出了一种分布式母线保护的原理［6］，初步研制成功了这种装置。其原理是将传统的集中式母线保护分散成若干个(与被保护母线的回路数相同)母线保护单元，分散装设在各回路保护屏上，各保护单元用计算机网络联接起来，每个保护单元只输入本回路的电流量，将其转换成数字量后，通过计算机网络传送给其它所有回路的保护单元，各保护单元根据本回路的电流量和从计算机网络上获得的其它所有回路的电流量，进行母线差动保护的计算，如果计算结果证明是母线内部故障则只跳开本回路断路器，将故障的母线隔离。在母线区外故障时，各保护单元都计算为外部故障均不动作。这种用计算机网络实现的分布式母线保护原理，比传统的集中式母线保护原理有较高的可靠性。因为如果一个保护单元受到干扰或计算错误而误动时，只能错误地跳开本回路，不会造成使母线整个被切除的恶性事故，这对于象三峡电站具有超高压母线的系统枢纽非常重要。

由上述可知，微机保护装置网络化可大大提高保护性能和可靠性，这是微机保护发展的必然趋势。

2.3保护、控制、测量、数据通信一体化

在实现继电保护的计算机化和网络化的条件下，保护装置实际上就是一台高性能、多功能的计算机，是整个电力系统计算机网络上的一个智能终端。它可从网上获取电力系统运行和故障的任何信息和数据，也可将它所获得的被保护元件的任何信息和数据传送给网络控制中心或任一终端。因此，每个微机保护装置不但可完成继电保护功能，而且在无故障正常运行情况下还可完成测量、控制、数据通信功能，亦即实现保护、控制、测量、数据通信一体化。

目前，为了测量、保护和控制的需要，室外变电站的所有设备，如变压器、线路等的二次电压、电流都必须用控制电缆引到主控室。所敷设的大量控制电缆不但要大量投资，而且使二次回路非常复杂。但是如果将上述的保护、控制、测量、数据通信一体化的计算机装置，就地安装在室外变电站的被保护设备旁，将被保护设备的电压、电流量在此装置内转换成数字量后，通过计算机网络送到主控室，则可免除大量的控制电缆。如果用光纤作为网络的传输介质，还可免除电磁干扰。现在光电流互感器(OTA)和光电压互感器(OTV)已在研究试验阶段，将来必然在电力系统中得到应用。在采用OTA和OTV的情况下，保护装置应放在距OTA和OTV最近的地方，亦即应放在被保护设备附近。OTA和OTV的光信号输入到此一体化装置中并转换成电信号后，一方面用作保护的计算判断；另一方面作为测量量，通过网络送到主控室。从主控室通过网络可将对被保护设备的操作控制命令送到此一体化装置，由此一体化装置执行断路器的操作。1992年天津大学提出了保护、控制、测量、通信一体化问题，并研制了以TMS320C25数字信号处理器(DSP)为基础的一个保护、控制、测量、数据通信一体化装置。

2.4智能化

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【关键词】电压并列装置；异常；电压源头；传送过程、切换输出

【中图分类号】TM714.2

【文献标识码】A

【文章编号】1672—5158（2012）10-0281-01

交流电压是电力系统中最基本的电气量，它是电力系统传递与统计电能的基础。高压交流电便捷的将电能从一个电源点安全可靠的传输到另一个电源点，但是高电压对人的生命存在重大的安全威胁。发电厂与供电公司又需要根据电能收取费用，同时又不能直接采用高电压作为计量工具，因此只能通过电压互感器将高压交流电压转换为低压交流电压，我们在变电站中称为二次电压。交流电压二次回路就是将电压互感器二次绕组引出，通过二次电缆线，进入空气隔离开关上口，从下口进入电压并列装置，由电压并列装置经过切换继电器切换后，分布给计量表、测控装置监视、继电保护装置使用；电压并列装置本身有保护与测量电压回路及监视继电器，用来判断电压并列信号、直流消失、保护电压消失和计量电压消失以及母线是否接地。

通过以上描述，我们可以简要的知道二次电压回路的组成部分和可能存在的异常情况与故障。通过装置的信号我们可以推断电压回路是处在异常状态还是故障状态：当装置发出保护电压消失或者计量电压消失时，我们可以通过现场用万用表测量电压是否存在来分析电压并列装置异常（如果测量电压实际存在，那么电压并列装置存在故障，及时处理电压并列装置；否则电压并列装置正常，二次回路存在异常现象，及时处理二次回路）。

电压互感器是与电压并列装置连接的源头点设备。交流电压二次回路异常既包括二次电压回路本身的异常，也包括电压切换二次回路的切换、并列控制回路的异常。在运行中，经常遇到的异常现象与故障主要又一下几种：电压消失、母线接地（发或者不发）、电压并列装置不能并列和直流消失信号。下面我将分别对各种故障或异常信号发生时进行分析与举例说明。

首先分析回路本身的异常现象及故障。当短路、接地发生在空气开关后的回路时，会使空气开关跳开，保护及其他装置会发出相应的异常信号。当短路、接地发生在电压互感器二次线圈或者二次线圈与空气开关之间的回路时，由于这部分回路没有相应的保护措施，异常发生后不能切除异常回路，只能导致回路烧毁或者互感器损坏电压二次回路极性错误的原因主要时安装是接线错误或是由于在回路上工作后恢复错误。

下面举一个电压A相缺失的实例。2012年9月1日，110kv旧县变监视到10krA相电压为OV，B相与C相电压升高到100V，判断为10kv母线A接地。当检修人员赶到现场时，办理工作手续后，将10kv母线刀闸小车拉出后，测量A相高压熔断器，高压熔断器已烧毁，需要更换高压熔断器；同时将A、B、C三相电压互感器一次接地N断开，分别对地测量一次电阻，结果显示A相对地电阻为O欧姆，B相与C相对地一次电阻为1600欧姆，因此判定A相电压互感器烧毁，需要更换A相电压互感器。

其次分析电压切换回路的直流部分的异常，空气开关上下口有正常电压，而分布给各个装置二次回路没有电压，这往往是因为回路接线接触不良、电压互感器的母线隔离开关辅助触点接触不良引起的异常现象。它的产生的原因多半是在母线隔离开关更换后隔离开关辅助接点没有调整、或者是母线工作结束后在恢复送电操作时，隔离开关操作不到位引起的。这类异常又着共同特点：就是在检修操作前，电压测量正常，电压并列装置监视灯点亮，而在工作结束后，操作送电时发现装置没有电压，电压并列装置监视灯不亮。这是因为在电压切换回路中，由于隔离开关位置辅助接点不通，造成电压并列装置切换继电器不动作，电压并列切换后没有电压输出。2012年10月29日，110kv临泉变35kV电压并列装置并列灯闪烁，操作后母线没有电压。这是因为在35kv母线隔离开关检修后，隔离开关辅助触点没有调整。当恢复送电时，辅助触点不通，造成35kv电压并列装置切换继电器不动作，没有电压输出。在经过现场测量母线隔离开关辅助接点后，发现隔离开关辅助触点接触不良，经过调整辅助触点后，重新操作，异常现象消失，电压并列装置正常运行。

再次分析电压并列装置经常发出的异常信号与应当发而发不出的异常信号。这类信号主要包括保护电压消失、计量电压消失和母线接地信号发不出。这些主要是因为电压并列装置插件被烧毁引起的。2011年4月8日，110kv光武变电站10kv母线发计量电压消失信号，现场测量计量母线电压正常，并不存在母线电压消失的现象。因此测量电压并列回路信号接点31D58与31D64之间的电压，发现两点之间电压为O，对地测量时，两点电压均为110V判定电压并列装置插件故障，拔下电压并列装置插件后，果然法相插件烧毁。更换新的插件后，计量电压消失信号消失。2010年5月6日，110kv阜南变35kV电压并列装置发保护电压消失信号，现场测量35kv保护电压，发现保护电压三相值正常，测量电压并列回路信号接点21D58与21D63之间的电压，发现两点之间电压为O，测量两点对地电位，两点对地电压均为110V，判定35kv电压并列装置插件烧毁，拔下插件后，发现该电压并列装置插件烧毁严重。2012年6月29日，110kv细阳变电站10kv　Ⅰ母、Ⅱ母同时发生C相电压为O，A相、B相电压为100V，应当发母线接地信号，然后后台并没有收到10kv　Ⅰ母、Ⅱ母接地信号。本人到现场后，首先检查开口三角回路接入是否正常，发现开口三角回路并无电压，并且回路导通，认定电源回路无故障；其次检查电压继电器是否正确动作，结果显示电压继电器动作情况正确，因此排除外回路存在故障或缺陷的可能；最后测量开口三角回路切换回路31D21与31D37，发现回路不通，测量Ⅰ母隔离开关位置辅助触点、Ⅱ母隔离开关辅助触点，结果均为导通，因此断定10kv　Ⅰ母、Ⅱ母电压并列装置插件烧毁，拔出这两个装置插件后，装置插件烧毁明显，与判断一致，更换装置插件后，装置运行正常。

最后分析电压二次并列回路的直流部分的异常。电压二次并列回路大致分为三种类型：一种是不判断一次设备运行方式是否满足二次电压并列条件，直接通过并列的控制把手并列或者由控制把手启动并列继电器并列。第二种用于双母线接线或单母线接线，将母联或分段断路器辅助开关的动断触点、隔离开关辅助开关的动断触点与并列控制把手串联后启动并列继电器。第三种用于3／2接线，将每串接线的断路器辅助开关的动断触点、隔离开关辅助开关的动断触点串联，再将各串串联后的回路串接并列控制把手启动并列继电器。当断路器、隔离开关辅助开关、并列控制把手触点不通、并列继电器带电后不能动作时，二次电压无法并列，当并列继电器单个触点不通时，并列后的二次电压缺相。

通过以上分析，我们可以得出电压回路异常处理的一般步骤：1.掌握异常现状，弄清异常原因。2.根据异常现象和图纸进行分析，确定可能发生异常的元件与回路。3.确定检查的顺序，结合经验，判断可能发生故障的部分。4.采取正确的检查方法，查找出异常的元件、回路。5.针对找出的异常元件，回路进行出路。

当然，在处理过程中，一定要注意需要停用有关保护和自动装置时，应首先取得相应调度的同意，做好必要的安全措施。以免造成保护及自动装置的误动作。

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一、上半年工作情况

（一）主要指标完成情况

公司经营形势总体平稳，呈现好的发展趋势。1-5月公司实现售电量1884亿千瓦时，同比增长-1.3%，负增长态势明显减缓；6月份以来发受电量同比增长5.1%，出现了去年10月份以来首次正增长。这说明中央宏观调控政策和我们的努力取得了显著成效，总体形势企稳向好。

（二）认真研究安全风险体系建设，为电网建投保驾护航

自2009年01月以来，根据遵义供电局和公司领导的要求，以安全监督部牵头，组织生技部、工程部、车管所、变管所、调度所、办公室、人资部、党群部等相关部门编制定安全生产风险管理体系标准共67个，现各部门正在审核定稿之中，审核合格后将于07月份行文实施。

安全生产风险管理体系标准的制定，公司人员思想观念转变了，员工的安全意识才能改变，员工安全意识增强了，公司的安全目标和指标才有可能不发生突破。经过公司全体员工的共同努力，2009年上半年公司安全生产形势基本平稳，没有发生有责任的县城大面积停电事故；没有发生较大及以上设备事故；没有发生发生负同等及以上有责任的生产性一般交通事故；没有发生一般及以上火灾事故；没有发生误操作事故和误调度；没有发生违反调度纪律的事件；没有发生有责任的造成严重社会影响的事件；没有发生有供电责任的煤矿安全事故；没有发生责任事故；没有发生有供电部门主要责任的农村触电死亡事故。上半年发生35kV输电事故3起（均为35kV龙团铁线路引起），与去年（3起）同期持平（不包含去年发生的冰灾事故4起）；配电事故2起（不含去年发生的冰灾33起），与上年（0起）同期相比增加2起，变电事故2起（不含去年发生的冰灾1起），与上年（4起）同期相比下降了50％。截止2009年06月20日止，公司实现连续安全生产3059天

（三）加大电网建设力度，提高了对大电网的驾驭水平。

电网建设进展顺利以科学规划指导电网发展，滚动优化调整**地区“十一五”电网发展规划，一批输变电工程纳入地方城市建设总体规划体系。完成新开工项目核准工作，配合开展特高压工程前期工作。电网建设进展顺利，在争取上级资金的同时，公司自身加大电网投资力度，提高供电可靠性。在加大电网建设的同时，认真编制年度运行方式、年度电网事故预想方案、年度事故限电序位表，年度超计划用电限电序位表、年度电网紧急限电序位表以及认真编制重大庆典活动保供电方案、反事故预案等，有效防止误调和负荷控制，切实保障电网运行的安全可靠性。

（四）落实内部管理制度，形成制度评估体系

公司成立了制度委员会，对内部管理制度的规划、制定、颁发、修订、作废等方面全面负责，形成制度评估体系。

一是落实内部管理制度。在这半年以来，根据制度执行情况，对不适用的制度或条款及时进行修订，对不健全的管理制度进行及时的补充完善，内部管理制度逐年完善和健全。公司内部管理制度从层级上来划分，主要包括公司治理层面规章制度、公司经营管理层面规章制度，其中公司经营管理层面规章制度包括：基础制度及重要制度、专业制度、实施细则；从专业上划分主要包括：资产经营类、财务管理类、人力资源管理类、市场营销类、采购类、工程建设类、安全保卫类、审计监察类、科技管理类、综合管理类、电力生产类等规章制度。

二是形成制度评估体系。现行的各项规章制度对公司各项生产经营管理业务的职责分工、管理流程进行了明确规定，已初步建立了比较完善的规章制度体系。通过“三标一体化”认证、复审，内外部审计、内部控制制度评估工作等相结合，促使公司各项管理制度得到有效执行，并在公司生产经营管理过程中发挥积极作用。

（五）认真组织、精心筹备，落实学习实践科学发展观活动的每个阶段的工作

今年3月份以来按照上级党委开展深入实践科学发展观活动的总体安排，为了认真贯彻落深入学习实践科学发展观活动，精心组织，周密部署，顺利地完成了前二阶段的各项工作，并取得了阶段性的成效，达到了预期目的。

一是精心部署安排，抓好学习培训。成立了领导小组，制定了活动实施意见，严格按照会议和文件所规定的要求对整体活动作出了周密部署，从学习时间、学习内容、学习纪律等方面做出明确规定，采取集中和自学方式，要求各部门、各支部利用每周五的半天时间组织集中学习，突出学习重点，即《十七大报告辅导读本》、《深入学习实践科学发展观活动领导干部学习文件选编》和上级领导的重要讲话以及学习实践活动规定篇目，学习培训时间达90小时。在学习培训中全体党员认真做好了学习笔记，撰写学习心得体会（97份）

二是认真组织实施，取得明显实效。在学习动员、分析评议阶段中，都能紧密联系实际，认真落实上级党委文件的各项要求，不仅整个活动有计划、有小结，在学习动员、分析评议的基础上，制定实施班子整改提高方案，确保活动效果落到了实处。一是通过学习培训和党员自学使全体党员真正认识到开展“实践”活动的重要意义，使广大党员对实践活动的基本内涵有了新的认识，提高了对“实践”活动的思想认识。二是通过学习理论以及分析评议以及查摆问题，党员同志都能认识到自己在思想、工作、学习等方面仍存在着不同程度的差距，一致表示一定要按照新时期党员的先进性标准，严格要求自己，争取做一名合格党员。

三是认真组织召开民主生活会。为了使民主生活会不走过场，保证质量，解决问题，会前充分准备做好生活会前的各项准备工作，提前公布生活会的时间和要求，生活会采取本人先作自我批评，其他党员接着逐一对其提意见和建议的方式进行，与会党员以对党对工作对同志高度负责的精神，真心实意地帮助同志敢于触及问题，不回避矛盾，不纠缠细枝末节，不搞无原则纠纷，通过批评与自我批评，保证了生活会质量，同志们相互得到了提高。

（六）规范供电服务、加快营销信息化建设

规范供电服务、加快营销信息化建设，在营销过程中，按照省公司系统建设指导方案，编制详细、合理的实施计划，随时督察，使系统建设始终保持在正确的轨道。各项业务平稳开展，未出现客户投诉情况；组织开发可为特殊群体随时提供现场收费服务的移动收费系统；查找整改供电服务中的薄弱环节，不断提高服务水平；克服困难，实现安全生产保障、经营业务平稳、有序过渡；为确保煤矿等重要用户安全供电，按照年初计划及措施，在调度协议、通信和远动系统、供电方式、调度运行监管等方面进行了合理安排，对煤矿、化工、水泥等重要用户运行人员和调度业务联系人进行了调度业务持证上岗培训、考核工作。营销指标完成情况：元—6月共完成供电量万kWh，售电量万kWh，10kV及变压器线损率％，低压线损率％，电费回收率100％，供电单价0.元/kWh，售电单价0.元/kWh，毛差万元，“一户一表”240622户，2009年上半年客户投诉件。

（七）农电水平整体提高

坚持分类指导，因地制宜地开展创建工作。凤台公司被命名为省一流县供电企业，潘集公司被纳入创建计划。谢桥公司从基础管理薄弱环节整改入手，初步理顺了劳动用工机制。认真组织开展新农村电气化建设，2个镇、17个村通过新农村电气化验收。以农电“问查”活动为契机，推动安全生产和优质服务水平的提高。深化供电所梯级晋阶活动，被省公司命名为示范供电所4个。切实加强供电规范服务，行风建设工作水平进一步提高。积极开展同业对标，实行县公司和供电所线损指标排序通报制，安全“交叉互查”经验被纳入省公司农电管理典型经验库。凤台公司“省一流”目标的实现，标志着公司农电管理水平得到了整体提高。

（八）生产技术创新成效显著

2009年上半年，生技部紧紧围绕公司年初制定的生产目标，在公司领导的关心和有关部门的大力配合下，以供电可靠性为工作重点，扎实推进各项工作的开展，为确保电网安全稳定运行作出了一定贡献。精心谋划、加强管理，认真做好电网设备大修、更改工作；以供电可靠性为总抓手，提高电网供电可靠率；积极配合，扎实开展风险体系管理标准的修编工作；4、不断完善技术监督管理体系，设备健康水平明显提高；生产技术部上半年生产指标完成情况：主设备完好率为98.8％；110KV继电保护正确动作率为100％/35KV继电保护正确动作率100％、10KV继电保护正确动作率100％。电压合格率为97.2％；供电可靠率为99.46％：其中（城镇99.83％、农村99.45％、）预试定检完成率100％。开口点避雷器预试完成率100％。

二、存在的问题

一是安全生产基础仍显薄弱。人员安全意识、安全技能有待进一步提高，安全责任传递、现场措施落实还有不到位的地方。二是供电保障水平还有待进一步提高。配网建设长期滞后，结构薄弱，设备陈旧，“卡脖子”问题依然存在。市场营销与基建、生产、运行等部门之间还没有形成相互衔接的客户需求反馈机制。三是公司整体运作能力还不够强。集团资源的整合效应还没有充分发挥，各单位盈利能力差异较大。部分县级供电企业的潜亏挂账、或有负债带来的影响逐步显现。四是管理仍然较为粗放。现有制度还存在不衔接、不配套的问题，流程不够清晰，执行中随意性较大。有的单位在招投标、物资、工程、资金包括电费等方面的管控上存在薄弱环节。县级供电企业的基础管理水平亟待提高。五是人才结构和人员素质还不能适应公司的发展需求。培训工作与岗位的实际要求结合得还不够紧密，一线员工的培训有待进一步深化。这些问题需要我们在今后的工作中认真研究解决。

三、下半年工作重点

1、要抓紧抓实学习实践活动整改落实工作。整改落实阶段是学习实践活动出成效的时期，关键是要制定一个高质量、高水平的整改落实方案。各部门要保持前两个阶段紧张有序的状态，用心用脑地参与整改落实方案的制定。整改落实方案要做到目标明确、重点突出、措施切实、责任落实、可操作性强。要注意做好整改落实方案与《分析检查报告》相衔接、与各分子公司整改落实方案相衔接。要注意充分征求党员代表、群众代表的意见和建议，形成一个抓好整改落实的合力。

篇5

关键词：电网调控；一体化；系统建设

作者简介：韩海龙（1970-），男，内蒙古巴彦淖尔人，内蒙古巴彦淖尔电业局，工程师。（内蒙古 巴彦淖尔 015000）张海霞（1972-），

女，内蒙古呼和浩特人，内蒙古电力（集团）有限责任公司电力培训中心，工程师。（内蒙古 呼和浩特 010000）

中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2013）23-0202-02

随着社会的进步和经济的繁荣，电力工业也有了飞跃式的发展，电网的结构越来越复杂，给电网的运行管理带来了更大的压力和挑战，利用传统的方式对电网进行调度和运行管理已经远远不能适应当前的需求。在这种形势下，电网调控一体化系统应运而生，使电网的调度、集中运行、监视、控制成为可能。

一、电网调控一体化模式的概念和优势

1.电网调控一体化模式的概念

电网调控一体化模式，就是在电网调度和变电监控中实施一体化设置，使电网调度、监控中心和运行操作站等各方面结合起来，共同对电网进行管理。

在传统的电网管理模式中，电网调度由电网调度中心负责，而对变电站进行监控、运行、维护等内容则由集控站负责，这就需要较多的人力，而且工作分配也很不均衡。集控站往往表现为忙闲不匀，有时人手不够，有时人员又大量闲置，提高了运营成本，形成了人力资源的严重浪费。

在调控一体化管理模式中，电网的调度、对变电站进行监控都由调度中心负责，而且还可以执行在特殊情况下的紧急遥控等操作；对于调度指令的分解、执行和运行、巡视等内容则由运维操作站负责，二者相互配合，各司其职。在实际运行中，取消县级调度，把原来由集控站负责的监控工作调整给调度控制中心，进行集中监测，能够有效地整合资源，有利于建设和运用统一的监控管理系统。[1]

2.电网调控一体化模式的优势

电网调控具有多方面的优势，最大的特点就是能够更好地实现调度运行的集约化管理，提高了调度人员的日常工作的效率。具体体现以下几个方面：

（1）通过精益化管理提高电网设备操作效率。在一体化模式下，监控人员一旦发现事故及异常，可以在第一时间汇报给调度中心，不同于原来那种调度、集控站、操作队的调控模式，省去了中间环节，因为调度能够直接参与对故障性质的判断，缩短了汇报时间，同时又能提高故障结论的正确性；当发生紧急情况时，当值的调度员能够直接给监控员下达命令，利用遥控操作，及时隔离故障发生点。例如，当系统出现单相接地故障，当值的调度员、监控员通过分析和判断，直接实施遥控操作，迅速地切除故障。如果需要临时调整电网的运行方式，当值的调度也可以通过遥控操作，改变电网的过渡方式，切实提高对事故的处理效率和应变能力。[2]

（2）通过集约化运行避免人力资源的浪费。调度和监控共同值班能够有效减少值班人员的数量，降低监控设备和场地等方面的投资，对资源进行优化布局，实现减员增效的目标。从原来的监控、倒闸操作、运行、维护等多种人员变成单一的监控电网设备人员，能够使监控人员对监控信号的认识更加深刻和全面，可以借助上传的信号作出快速的判断，及时发现影响电网设备运行的问题和程度，从而能够保证更加及时地隔离故障，促进电网的安全运行。

（3）通过智能化技术平台促进电网技术装备的完善。电网设备和技术水平的发展和变革使电网调控一体化运行成为可能，而这种新的运行模式反过来又能促进电网运行的设备更新和技术水平的再提高，这与生产力发展水平和生产关系之间的辩证关系不谋而合。事实上，为了保障顺利实施调控一体化，体现这种新模式的特点和优势，各地的电力系统都在人才培养和设备更新上进行了相应的投入，对老电站、电网进行了综合性、自动化的升级和改造，大大提高了电网运行的技术水平和装备程度，出现了良好的发展势头。

二、电网调控一体化系统的建设

根据调控一体化的要求，我们对电网调控一体化进行了建设，采取了一系列措施。

1.建设目标

根据调度集控集约相融合、优化调整调度结构的基本原则，推行调控一体化的运行和管理模式，根据调度管理、设备运行维护的职责范围，把地（市）、县公司的输变电站的运行、监控业务集中纳入电网调度的范畴，进行统一管理，切实实现调控合一。在省级调度层面上，结合电网特高压的建设进度进行结构和功能方面调整，实现电网的一体化运作。同时，建立和完善相应的工作机制、工作流程、业务体系、技术平台，对整个体系进行优化。

2.实施内容

对省电力公司直管的电业局、县级公司的变电运行进行集中监控、统一调控的一体化模式，建立电网调度监控中心运行所。在建制上，电网调度监控中心归调度部门管理，而运行所则划归到变电运行部门进行管理。在地调层面上，根据原有的地市公司机构设置情况，加强了对变电设备运行和集中监控的功能，把原来属于变电部门负责运行和维护的35～220kV输变电设备纳入到地调进行统一监控和管理，把原来的调度班组改制成为调控中心，对所属地域的电网设备进行统一运行，集中监控和调度管理。在县调层面上，把辖区内的配电网络集中纳入到县调统一管理，同样把原来的调度班组改制成县级调控中心。

运行所接受对应的调控中心的运行指挥，无需承担输变电设备的运行和监控业务，只需要做好所辖变电站的日常操作、巡视维护、事故及异常情况的处理。在建制上，按片对运行所进行划分和设立，原则上要位于所辖变电站的中心位置，从运行所到所辖的各个变电站所用的时间，按正常行驶速度不能超过45min；同时，在人员配置上和所管辖的变电站数量相适应。[3]

3.业务流程的优化和变更

设立地区调控中心后，省级调度员只是和地调调度保持业务联系，不再和运维站、变电站等值班人员进行直接的业务联系，这样简化了工作业务的流程。针对调控运行结构、功能方面的变化和调整，整个电网需要制定统一的调度运行业务流程，强化工作规范，保证和电网调控一体的运行管理模式相适应。[4]

4.技术平台的升级

为了满足电网调度一体系统的需要，对原有的EMS等设备进行扩充、开发，建立了新智能化的技术平台，为实现信息共享、实施高级应用操作提供了技术和信息支撑。并借此时机对信息分类工作进行了全面整顿，治理了信息抖动等突出的问题，实现了规范和“五防”等系统的关联和配合，确保调控机制的高效运转。

三、当前电网调控一体化模式中问题

由于电网调控一体化与原来的电网运行方式明显不同，是一种新的变革，在实施和运行过程中不可避免地暴露出了一些问题与不足。

1.调度人员对新设备的认识和操作能力不够

有些调度人员多年来一直工作在调度运行的岗位上，具有丰富的调度运行经验，可是，由于电网的发展，新技术、新设备不断更新，有些工作人员在对新设备的认识和接受、操作能力上都相对缺失，监控信号时很容易形成疏漏。在技术层面上，调度一体化系统能够实现开关的遥控，可是对于刀闸、继电保护等设备却不能进行遥控操作，仍然要靠工作人员在现场进行操作，无形中降低了运行的效率。

2.影响和干扰调度人员的因素众多

在原来调控相对分离的运行模式中，调度人员在运行值班时的环境较为封闭和独立，便于调度人员集中精力对电网进行监视、处理故障。在新的调控一体化模式下，由于监控机会频繁发出语音告警、弹出窗口等信息，带来信息的堆积，越是有事故发生时无用的信息就越多，信号迅速刷屏，监控人员根本不可能筛选出最重要的信息，从而影响对事故性质及程度的判断和应变，必然会延缓处理故障的时间。

3.人员协调沟通不畅影响电网的服务质量

由于一般电网中的变电站较多，各变电站的地理位置跨度又比较大，每天安排的当值工作人员的数量是一定的。如果某一天需要检修的电网设备较多时，调度往往不能按照计划的时间下令进行停电操作，就会推迟电网的检修和送电时间，影响电网的服务质量。特别是如果电网发生故障时，如果没有及时对故障进行隔离就会增加电网的运行风险，带来更大的事故和损失。

四、完善电网调控一体化运行模式的对策

1.加强培训，提高调度人员素质

为了提高调度人员的业务能力，需要经常组织调度和监控人员到现场认识和学习新变电设备的操作能力，要求他们撰写出现场学习报告，内容包括对设备的了解掌握情况、学习效果和心得体会、在学习中遇到的问题和要求等内容；同时，要加大在电网设备方面的升级和改造，使设备更加适应遥控操作。

2.加强信号监视确保重要信息及时上报

在信号监控方面需要配备专门的信号监视工作人员，对信号进行分工监视，强化、细化信息筛选和分析手段，必要时可以关小信号上报声音。明确信息监视的原则，使用规范的信息名称，采用更加科学的技术，开发智能化的信号分析系统，滤除误报信息，实现信息的智能、分层、分流管理，在信息显示方面采用更加直观、简洁的人机界面，提高信息监视的安全性和高效率，避免错过重要信息，带来不必要的损失。

3.优化人员配置，确保信息通畅

调控中心和运行所的人员配置要合理优化，每天的值班人员要充足到位，确保电网设备的操作及时。安排专门的人员进行每日检修，按设备的数量配备合理的人数，避免调度、运维站操作时出忙闲不均衡的情况，保证各方面的人员沟通协调通畅。

五、结语

实施电网调控一体化运行模式是满足电网安全、稳定的现实需要，也是电网调度发展的必然趋势。需要不断探索新的管理模式，使监控人员适应电网调控一体运行，早日实现电网的智能化控制。

参考文献：

[1]赵亮，钱玉春.适应集约化管理的地区电网调度集控一体化建设思路[J].电力系统自化，2010，34（14）：96-99.

[2]罗涛，何海英，吕洪波，等.基于全寿命周期理论的电网调控一体化管理模式评价[J].华东电力，2011，39（2）：172-175.