电网运行综合优化管理最佳实践

1、电网运行综合优化管理最佳实践报送单位： 安丘市供电公司专业名称： 生产管理电网运行管理电网运行综合优化管理报送日期： 2012年5月摘 要：基于公司现有电网网架结构，结合城乡电网负荷分布特点，以综合优化计算与实时软件分析技术为支撑，以提高供电服务质量为目的，充分发挥各专业联动作用，通过对电网设备参数计算和定量分析，实施输、变、配电网经济运行合理调整，形成了降低电网损耗、提高电压合格率、提高供电服务质量的综合优化标准管理体系，进一步提升电网科学运行水平，确保安丘电网安全、可靠、优质运行。1 专业管理的目标1.1 企业发展对专业管理的要求根据建设“一强三优”现代公司要求，以增加企业经济效益和增强可

2、持续发展能力为目标，综合分析设备运行状态，优化电网负载经济分配、合理配置无功补偿容量、合理调整运行电压，挖掘电网设备容载潜力，提高设备运行效率，最大限度降低电网损耗，满足客户对电能质量的要求。1.2 目标描述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，以“三个优化”运行管理策略为主线，不断提高电网经济优质运行水平，优化定量分析技术、降低城乡电网线损、优化负载经济分配调整电网运行方式、优化无功分层配置，减少电网损耗，不断提高供电可靠性，实现电网运行各项指标综合优化。1.3 专业管理范围通过设备运行数据的综合分

3、析，对公司所辖电网经济运行进行全过程综合优化管理，包括全网无功电压优化管理、变压器经济运行管理、线路经济运行管理，实现电网运行方式最优，在传输同等电量的情况下，达到减少变压器和电力线路的总损耗。1.4 指标体系及目标值参照山东电力集团公司创一流同业对标指标体系，按照电网运行综合优化的客观要求，结合公司实际情况，制定了评价和考核电网综合优化运行管理专业指标体系，见下表：指标体系及目标值序号指标分类指标说明目标值1综合电压合格率实际运行电压在允许电压偏差范围内累计运行时间与对应的总运行时间之比的百分值99.0%2A类电压合格率反映变电站10kV母线电压合格率99.3%3B类电压合格率反映35kV及

4、以上专线客户的电压合格率99.2%4C类电压合格率反映35kV非专线和10kV专线客户电压合格率98.5%5D类电压合格率380/220V低压用户电压合格率98.5%6变电站功率因数合格率反映变电站10kV母线无功补偿运行情况高峰时0.92低谷时0.987有载调压变压器比率反映电网整体有载调压水平情况100%8变电站电容器可用率反映变电站无功设备的运行情况99.8%935kV及以上综合线损率反映电网经济运行管理水平，包括主变压器损耗1.54%1010kV线路线损率反映配电线路经济运行管理水平，包括配电变压器损耗0.98 11月度负荷预测正确率反映电网负荷预测管理水平。90%2 专业管理的工作流

5、程2.1 完成工作的组织机构为加强电网综合优化运行，公司成立了以分管经理为组长，各有关部室主要负责人和专业负责人为成员的领导小组，建成了电网综合优化运行管理网络。生产技术部为专业管理的组织、协调机构，调度所、发展策划部、营销部等单位是电网综合优化运行管理工作的配合部门，开展全过程的专业管理工作。电网综合优化运行组织机构：各职能部门分工： 领导小组公司电网综合优化运行管理的最高领导机构，负责研究并组织落实上级有关电网运行方针、政策；审定、审批公司电网运行综合优化措施、计划和管理制度，定期召开电网运行分析例会，全面协调公司电网综合优化管理工作。 生产技术部  负责电网综合优化运行方案制定

6、及无功电压管理工作；牵头、协调、指导、监督本公司各电网运行专业的管理工作；定期组织电网运行分析例会；统计分析专业主要考核指标，提出专业管理评价建议，对电网运行综合优化管理工作进行全面总结、归档。 调度所（变电运行中心）电网综合优化运行归口管理部门。负责电网经济运行管理工作；负责电网经济调度工作；负责电网负荷预测工作；负责电网35kV及以上系统线损指标的管理；通过对各项数据指标的采集、分析，提出电网存在的问题以及改进的措施。 发展策划部负责全网线损管理工作；负责电网综合优化运行管理指标完成情况的统计分析和考核工作。 营销部负责监督、检查、指导所辖客户用电情况，协调用电客户制定科学合理的用电方案。

7、 乡镇电管部（各供电所）负责全程监督、检查、指导供电所配网优质运行工作，协调配网及客户进行综合优化运行管理工作。 检修工区（线路工区）负责管辖范围内电网设备的检修、维护、更换等工作。以上各部门相互配合，做到分级管理、层层负责、责任到人，确保电网运行综合优化管理流程的高效畅通和各项指标的顺利完成。2.2 岗位设置、岗位职责及岗位人员能力说明 电网综合优化运行管理领导小组成员：负责贯彻实施上级有关方针、政策，审批电网运行综合优化有关标准、计划和方案，组织协调公司日常电网运行综合优化工作。熟悉上级电网运行有关方针、政策，熟悉公司电网运行综合优化管理部门职责和工作流程，了解电网运行综合优化管理有关的基

8、础知识，明确电网运行综合优化管理工作的重点。 生产技术部设备专责：负责监督电网综合优化运行专业的开展情况，统计考核指标，提出考核意见。熟悉电网构成和设备状况，具备较高的专业理论知识和工作经验，熟悉电网数据的采集和计算分析方法，熟悉相关电网运行管理制度。 发展策划部线损专责：负责统计、计算电网设备线损率及有关功率因数指标，统计电网运行综合优化的采集数据。熟悉电网数据采集计算和分析方法，熟悉相关的管理制度，明确管理要求、目标体系、工作流程和各部门岗位职责。 调度所运行方式专责：认真落实电网运行综合优化方案，定期开展电网运行综合优化分析；对本专业管理提供支持资料。熟悉电网运行综合优化管理流程及有关规

9、章制度；熟悉电网结构和运行状况，并能合理解决电网运行综合优化问题提出建议。 营销部用电管理专责：负责全程监督、检查、指导供电所协调配网及客户进行综合优化运行管理工作。熟悉公司各项指标规定，了解用户生产特点和工艺要求，能对各项电网运行综合优化工作进行监督指导。2.2.6 乡镇电管部营销专责：负责全程监督、检查、指导供电所协调配网及客户进行综合优化运行管理工作。熟悉国家有关电力法规，了解电力技术规程，掌握综合优化运行管理知识，了解供电所有关管理知识。 检修工区专责：负责管辖范围内电网设备的检修、维护、更换等工作。熟悉国家有关电力法规以及各项规程，掌握设备运行管理知识，掌握变电站设备检修、维护所需要

10、的各项技术。2.3 流程图 电网运行综合优化管理总流程图综合无功电压优化管理流程图变压器经济运行管理流程图2.3.4输配电线路经济运行管理流程图2.4 流程过程控制方法说明及节点工作的做法描述2.4.1 电网运行综合优化管理总流程该流程主要描述电网运行综合优化管理的全过程，各相关部门根据分工，充分发挥专业特长，使电网设备始终在最优方式下运行，共有13个步骤。节点1：生产技术部根据相关部门运行建议，进行全面计算分析，制定公司电网运行综合优化方案（见附表1）。节点2：生产技术部组织相关部门对电网运行综合优化方案进行会审，通过后上报领导小组审批，未通过则返回节点1。节点3：生产技术部将领导小组批准的

11、方案下发至相关部门。节点4：生产技术部负责组织各相关部门进行电网综合无功优化管理。节点5：调度所负责变压器优化运行管理。节点6：调度所负责进行输电线路经济、优化运行管理；各供电所负责进行配电线路经济运行管理。节点7：生产技术部根据相关部门执行情况对全网无功电压指标进行综合分析，形成报告。节点8：发展策划部根据各相关部门执行情况对网损指标进行综合分析，形成报告。节点9：领导小组定期召开综合优化分析例会（见附表2），对电网设备运行情况、供电量、无功电压、线损等指标进行综合分析，对存在的问题进行全方位的分析，保证电网长期处于最优运行状态。节点10：生产技术部根据分析会制定电网优化运行改进方案，尽量满

12、足在现有设备运行基础，实现电网的全面综合优化，对于通过本优化方案不能解决的问题纳入下一年大修技改计划。节点11：领导小组对改进措施进行审批，通过后下发到生产技术部，未通过返回节点10。节点12：生产技术部对各单位执行效果和整改情况进行专业评价，提出考核意见，人力资源部纳入考核计划。节点13：生产技术部将各部门整改方案及相关资料归档。2.4.2 综合无功电压优化措施管理流程过程描述（子流程）该流程主要描述变电站无功分配、专线客户及配电网无功平衡的综合优化管理过程，提高电网最大范围电压合格率，综合降低全网有功、无功电能损耗，共13个步骤。节点1：生产技术部组织相关单位进行讨论分析，制定全网无功优化

13、管理办法（见附件3），生产技术部主任进行审核，通过后上报领导小组审批。节点2：经领导小组审批后下发生产技术部，未通过返回节点1。节点3：生产技术部将批准的无功优化管理办法下发到相关部门。节点4：调度所监控电网设备运行情况、电网负荷变化等因素，通过各电网运行分析软件对电网运行数据进行实时采集、分析。节点5：检修工区负责变电站无功装置的维护、增容。节点6：营销部负责专线客户用电情况进行全面检查，协调客户专线治理无功平衡工作。节点7：各供电所负责各低压用户用电情况进行全面检查，协调治理低压客户无功平衡工作。节点8：调度所合理调整电网无功补偿容量，通过调节电容器投切、电网运行方式、主变分接头等实现对电

14、网无功合理分配。节点9：调度所根据电网无功分配、专线客户及低压客户无功治理工作，进一步合理优化全网无功平衡，合理配置无功补偿装置，合理投切，并对全网无功电压运行数据进行采集、上报。节点10：生产技术部组织，领导小组及相关部门参加召开分析例会。 节点11：生产技术部对电网无功电压指标进行科学分析，对存在的问题制定整改措施，对本方案不能解决的问题纳入下年的大修技改计划。节点12：生产技术部对各单位无功电压优化执行效果和整改情况进行专业评价，提出考核意见，报人力资源部纳入考核计划。节点13：生产技术部将无功优化相关资料进行总结归档。2.4.3 变压器经济运行管理流程过程描述（子流程）该流程主要描述变

15、压器经济运行区间计算后的数据录入、负荷实时监控、综合分析判断，进行变压器运行方式优化运行调整的管理过程，共13个步骤。节点1：调度所根据系统实时潮流、变压器损耗计算等因素进行综合分析，制定变压器经济运行管理办法（见附件4）。节点2：经生产技术部审核后上报领导小组，未通过返回节点1。节点3：经领导小组审批后下发到相关部门执行，未通过返回节点1。节点4：调度所将变压器经济负载计算的经济负载区间数据，录入调度主站监控系统，设定越限时报警提示值。节点5：调度所值班调度员监控主变实时负荷变化情况。节点6：检修工区对主变温度、油样等指标情况进行分析，监视变压器运行状况，保证变压器安全经济运行。节点7：检修

16、工区根据年度大修技改工程对主变进行改造、维护，达到主变经济运行的要求。节点8：调度所利用调度自动化系统对变压器实际负荷情况进行采样，通过调度自动化实时软件进行数值分析、判断（见附件调度主站变压器经济运行）。当负荷没有超出经济运行区间内则返回节点5。节点9：调度所综合分析变压器运行情况、负荷变化形式、变压器负荷经济运行临界点、天气状况及具体时段的实际情况，合理主变压器解并列运行，保证设备可靠运行的基础上，对变压器运行进行优化调整。节点10：各项措施执行完毕后，调度所对调度自动化系统数据采集的主变运行节能指标数据进行分析。节点11：生产技术部组织，领导小组及相关部门参加召开分析例会。 节点12：生

17、产技术部对各单位变压器经济运行方案的执行效果和整改情况进行专业评价，报人力资源部纳入考核计划。节点13：调度所根据考核结果，对存在的问题进行整改，并将变压器经济运行相关资料进行归档。2.4.4 输配电线路经济运行管理流程过程描述（子流程）该流程主要描述输配电线路运行经济负载数据录入、监控负荷实时变化情况，经综合分析判断对输配电线路运行方式进行优化调整的管理过程，共16个步骤。节点1：调度所对输配电线路损耗、经济载流量等指标进行综合分析，制定输配电线路经济运行管理办法（见附件5）。节点2：经生产技术部审核后上报领导小组，未通过返回节点1。节点3：经领导小组审批后下发到相关部门执行，未通过返回节点

18、1。节点4：调度所输配电线路负荷情况进行实时分析，并利用经济电流密度对输配电线路负荷进行校验，结果录入调度主站监控系统，当越限时报警提示。节点5：调度所值班调度员利用调度自动化系统，对输配电线路负荷变化情况进行实时监控。节点6：检修工区对输电线路老化、发热等指标情况进行分析，巡视输电线路运行状况。节点7：检修工区根据年度大修技改计划及巡查情况对输配电线路进行改造、维护。节点8：各供电所对配网线路老化、发热等指标情况进行分析，巡视配网线路运行状况。节点9：各供电所根据年度大修技改计划及巡查情况对输配电线路进行改造、维护。节点10：输配电线路各项措施执行完毕后，调度所利用调度自动化系统采集的数据对

19、输配电线路经济运行情况进行分析。当负荷没有超出经济载流区间则返回节点5。节点11：调度所通过综合分析，根据输电线路供电半径、实时负荷、供电质量等指标合理优化输配电线路运行方式。节点12：输配电线路优化结束后，调度所对数据重新采集，进行数据对比，分析优化各项节能指标。节点13：生产技术部组织，领导小组及相关部门参加召开分析例会。节点14：生产技术部对相关执行部门执行情况进行专业评价，报人力资源部纳入考核计划。节点15：生产技术部将相关改进措施等总结归档。节点16：调度所根据考核结果，对存在的问题进行整改，并将输配电线路运行节能指标等资料归档。2.5 关键及创新节点说明 电网运行综合优化管理总流程

20、关键节点： 节点8：网损指标分析是电网运行综合优化管理能否实现的关键节点。开展网损指标分析是输配电线路经济运行的基础，通过线损理论计算与软件模拟分析相结合，提高分析准确性。发展策划部组织各相关部门统计输配电线路、配电台区供电状况，收集改造线路、台区数据。通过电网线损计算及分析软件，对电网开展全方位优化运行论证分析，了解电网正常运行方式线损构成和全网无功电压情况，明确降损整治重点，为输配电线路降损方案的制定指出方向。1)实际线损与理论线损的对比。实际线损率接近或略高于理论线损率的情况较多；当实际线损率远大于理论线损率时，则说明管理线损过大，即由于“偷、漏、差、误”四方面原因造成。2)固定损耗与可

21、变损耗所占比重的对比。经济合理情况是两者基本相等：当固定损耗大于可变损耗时，则说明该线路和设备处在轻负荷运行状态(此种情况对农电线路较为突出)；当可变线损大于固定线损时，则说明该线路和设备处在超负荷运行状态(此种情况对工业线路或在用电高峰季节较为突出)。结果都会造成实际线损率和理论线损率都较高而未达到经济合理值。3)线路导线线损与变压器铜损的对比。一般线路导线上的损耗与配电变压器铜损之和占1OkV配电网总损耗的50%较为合理。上图为一体化线损管理软件上图为电网线损理论计算软件节点9：综合优化分析例会是电网运行综合优化能否实现的关键节点。生产技术部组织，领导小组及各相关部门参加，召开月度综合优化

22、分析例会，例会重点就电网运行的历史数据的收集整理、分析，检查每月各相关部门对电网运行中的设备检修情况、设备运行情况、供电量、电容器投退、网损等进行综合统计分析，找出管理中存在的问题，在保证电网安全运行和供电质量及满足供电需求基础上，通过对比优选变压器及电力线路损耗最小的运行方式，负载调整的优化、变压器运行位置最佳组合以及改善变压器运行条件等技术措施，从而最大限度地降低变压器电能损失和提高其电源侧的功率因数，从而达到降低电网损耗的目的。2.5.2 电网运行无功优化管理流程关键节点说明关键节点：节点8：配网无功平衡是无功优化管理的创新节点。由于历史原因，公司电网布局不是十分合理，市北区、市南区、景

23、芝、凌河是安丘负荷的中心，西南山区区域广，造成10kV线路供电半径过长，致使电压合格率降低，随着农网改造工程的不断深入，电网结构正趋于合理。在这种情况下，对配网线路无功优化分析和计算具有重要意义，能及时发现影响电网经济运行的问题，进一步摸清电网线损构成和无功电压状况，优化无功潮流，制定降低网损的措施，实现无功功率分层分区平衡，确保电网的安全经济运行。1）配网线路无功优化补偿管理，采用集中与分散补偿相结合，大量应用动态无功补偿装置。在10kV线路上取一点补偿或多点补偿，当线路较长或者分支较大、负载功率因数较低时，采用分支线分段补偿方式，在每一段补偿或者是分支线中补偿选择补偿容量，进一步优化补偿效

24、果。随线补偿装置装设在从首段线路起线路总长度的2/3处，补偿容量取全补偿的2/3，安装动态平滑无功补偿/滤波装置，将动态无功补偿装置和静止同步发生器并联运行、统一综合控制，利用动态无功补偿装置补偿无功比较稳定的部分，利用静止同步发生器补偿无功的波动部分，实现无级差和动态跟踪补偿，提高电网的电压稳定能力，有效解决了过去站内采用电容器分组自动补偿，容易造成过补、欠补的问题。节电效率达88%。上图为西路线随线补偿装置2）配变台区实施配变的随器补偿、配变低压侧集中补偿、5kW以上电机的随机补偿五种无功补偿方式基础上，实施了低压随线自动补偿，实行了全方位补偿（见附表6:安丘电网配变台区补偿计划）。如：（

25、1）采用自动投切的并联电容器组，可根据线路电压和无功功率的变化情况进行自动投切，内置GPRS通讯模块，实现远距离监测控制电容器状态。（2）采用静止同步补偿器。以小于1毫秒的时间，快速平滑调节电压，吸收或发出无功功率，抑制电压波动、闪变，抑制谐波，提高用户的供电质量。（3）采用晶闸管投切电容器技术。对电容器进行过零投切，减少了对电网、电容器的频繁冲击，延长了设备寿命。上图为大儒林村配变台区无功补偿装置节点9：全网无功优化运行是电网运行无功优化管理工作能否实现的创新节点1)公司在运行方式上，及时调整变电站电容器的补偿容量（见附件7：安丘电网电容配置表）。负荷变化较大、吸收无功较多的变电站，装设四组

26、无功补偿装置，如ll0kV南埠站、110kV凌河站，可及时根据负荷变化，灵活投切；对于负荷季节性变化较大的变电站，如35kV官庄站、35kV辉渠站等，根据季节负荷变化情况，通过调整可投运容量，实现最佳补偿。2) 优化电容器投退管理，通过灵活投退各变电站电容器组，实现无功补偿分层、分区、就地平衡的原则，在电压合格范围内，高峰负荷电压偏上限运行，低谷负荷电压偏下限运行。对变电站主变档位调整时，应根据无功补偿情况，对变压器分接开关和电容器投退实现联动，在减少主变分接头和电容器开关动作次数的基础上，实现电网无功最优配置。3）输配电线路无功优化，公司在变电站无功优化基础上，加强配电线路无功随线补偿管理、

27、并且利用负控装置对低压客户无功补偿数据上传全网无功优化管理系统主站，实现全方位实时监控。4）加强电网无功优化软件管理，实现电网不同时间段、不同运行方式下，电压无功最优配置，同时结合电网无功电压优化运行集中控制系统和全网无功优化管理系统，实现电网无功动态补偿。节点10：无功电压指标分析是电网运行综合优化能否实现的关键节点。由于各电压等级电网之间是有机联系、相互影响的一个整体，对任何一级电网进行无功补偿，都会对其他电压等级电网的运行产生影响，因此科学合理的利用现有资源对电压进行检测至关重要。（1）公司利用全网无功优化补偿分析及管理系统，从全网角度进行无功优化及补偿，充分考虑各电压等级、各区域电网之

28、间的相互联系及相互影响，保证生成的无功补偿方案全网角度最优；同时将无功合理规划、运行优化、电压无功管理等多种功能纳入一体化平台，使电压无功管理从粗放式定性管理转变为精细化定量管理。（2）公司使用电网无功电压综合优化与实时闭环控制系统（VQC），对输、变电无功进行实时监测控制，提高电能质量，增加电网设备出力。 上图为全网无功优化管理系统2.5.3 变压器经济运行管理流程关键节点说明关键节点：节点9：调整变压器运行方式是变压器经济运行管理工作能否实现的关键节点数据表明变压器损耗占输电网损耗的60%，因此变压器经济运行是电力系统经济运行的重要环节，也是降低电力系统网损的关键。变压器经济运行是在确保变

29、压器安全运行和保证供电量的基础上充分利用现有设备条件下，通过择优选取变压器经济运行方式，最大限度地降低变压器电能损耗。(1)调度所制定科学合理的变压器运行方式，特别是负荷随季节、气候条件动态变化的变电站，通过对两台变压器组合方式计算，得出对两台主变单台运行、两台主变分、并列运行时的经济临界点，结合变电站负荷情况进行理论计算，绘制变压器经济运行曲线（见附表8：变压器经济负载区间），根据曲线合理选择变压器运行方式，实现在现有设备基础达到供电能力最大化的目的。变电站两台容量不等的变压器，当SN1大于SN2时，在保证安全运行的前提下，根据负荷大小，优化变压器运行方式。见下表:项目运行方式SSn2#2主

30、变单台运行#1主变单台运行#1、#2主变两台分裂运行#1、#2主变两台并列运行Sn1SSn2#1主变单台运行#1、#2主变两台分裂运行#1、#2主变两台并列运行Sn1SSn1+Sn2#1、#2主变两台分裂运行#1、#2主变两台并列运行（2）调度所通过定量计算，在满足变压器负载侧无功需求的前提下，按电源侧电压的高低和按工况负载的大小，对变压器运行电压分接头进行优化选择（附表9：变压器分接头调整记录），从而降低变压器损耗，提高其运行效率。2.5.4 输配电线路经济运行管理流程关键节点说明关键节点：节点11：调整输配电线路运行方式是线路经济运行管理工作能否实现的关键节点。(1)调度所通过对双电源变电

31、站进线经济电流密度计算，制定线路经济运行临界区间（见附表10：输电线路经济运行区间），合理调整输电线路运行方式。 (2)随着公司配电环网线路日益增多，合理调整线路的联络方式显得尤为重要。调度员根据线路经济运行曲线，通过合理调节环网开关开断位置，进一步降低环网线路损耗。(3)对双回线路供电的网络，双回线路并列是最经济的，如因检修工作，其中一条线路停电，则由于负荷电流全部通过另一条运行的线路，会使线损大幅增加，因此要尽量利用带电作业，减少双回线的停电次数与时间。 (4）公司在输配电线路优化运行基础上，对电压进行实时监控，在10kV配网线路加装了无功随线补偿装置，提高电压合格率，减少因电压波动造成损

32、耗。2.6 记录形式序号名称保存地点保存时间备注1电网运行综合优化管理方案生技部3年附件12电网运行综合优化分析例会生技部3年附件23全网无功优化管理办法生技部3年附件34变压器经济运行管理办法调度所3年附件45输配电线路经济运行管理办法调度所3年附件56安丘电网配变台区无功优化计划表生技部3年附件67变电站电容器配置表调度所10年附件78变压器经济负载区间调度所10年附件89变压器分接头调整记录调度所3年附件910输电线路经济运行区间调度所10年附件1011安丘电网经济责任制考核办法生技部3年附件1112主变方式调整记录调度所3年附件1213月度变电站力率统计表调度所3年附件1314电网负荷

33、日志表调度所3年附件143 绩效评价3.1 绩效评价的组织机构为加强绩效考核工作的组织领导，公司成立以总经理为组长的业绩考评领导委员会，下设专业考评小组，人力资源部汇总各专业考核，下发经领导委员会审批通过的考核通报，人事部、财务部负责兑现奖惩。其中生产系统考评小组负责监督、审查电网运行综合优化绩效考核情况，生产技术部作为牵头部门，统计考核指标，起草本专业考核意见。绩效考核的组织机构图如下： 3.2 绩效评价的指标体系电网经济调度专业管理的绩效考核，以相关指标的分解目标值为依据，纳入公司月度考核中，实行考核和激励双指标模式。2008年具体考核指标体系如下：序号指标名称考核内容考核细则责任部门1综

34、合电压合格率99.0%大于等于考核指标，扣发基本线损奖15；小于或等于激励指标，奖励基本线损奖10；小于考核指标大于激励指标，奖励基本线损奖5。调度所2A类电压合格率99.3%35kV单线单月完成值在0.95-1之间，奖励5元；单月单线完成值在0.95以下，扣发10元调度所3B类电压合格率99.2%力率单月完成值保持在0.961之间，比0.96每升高0.01奖励责任单位5元，比0.96每降低0.01扣罚责任单位10元。 调度所4C类电压合格率98.5%电压合格率比目标值每低0.1个百分点，扣罚责任单位30元；比目标值高于0.1个百分点，奖励责任单位20元调度所5D类电压合格率98.5%每降低0

35、.1个百分点，扣罚责任单位20元；比目标值高于0.1个百分点，奖励责任单位10元调度所检修工区6变电站功率因数合格率高峰时0.92低谷时0.98单月完成值在0.95-0.97之间，奖励10元/站；单月完成值在0.92以下、0.98以上，扣发10元/次。调度所7有载调压变压器比率100%未按规定时间到现场的，扣罚责任单位100元；未在规定时间内恢复的，扣罚责任单位500元；比规定时间每延迟2小时，加扣500元。调度所营销部检修工区供电所8变电站电容器可用率99.8%每降低0.1个百分点，扣罚责任单位30元；比目标值高于0.1个百分点，奖励责任单位20元调度所935kV及以上综合线损率1.54%每

36、降低0.1个百分点，扣罚责任单位30元；比目标值高于0.1个百分点，奖励责任单位20元调度所1010kV线路线损率0.98 每降低1个百分点，扣罚责任单位100元；比目标值高于1个百分点，奖励责任单位60元调度所11月度负荷预测正确率90%每降低1个百分点，扣罚责任单位100元；比目标值高于1个百分点，奖励责任单位60元调度所3.3 绩效评价的流程及说明 电网运行综合优化管理考核流程图 绩效考核流程说明节点1：生产技术部根据安丘市经济责任制考核办法（见附表11）等相关规定对优化管理工作开展情况进行专业分析，并将考核意见报人力资源部；节点2：人力资源部审核汇总考核结果，形成初步考核结果初稿节点3

37、：人力资源部对考核结果通报进行公示，对部门和员工提出的意见、建议进行答复，若对考核结果仍然有争议，返回节点2，人力资源部汇总后提报评判小组；节点4：领导小组根据工作实际进行评判，如有疑义返回节点3，通过下发到人力资源部；节点5：人力资源部公布最终考核结果；节点6：人事部、财务部进行兑现；节点7：生产技术部根据考核结果进行整改，并将相关资料归档；节点8：相关部门根据考核结果进行整改，并将相关资料归档；3.4 绩效数据的采集在公司电网运行综合优化管理绩效考核中，考核数据大部分从自动化系统相关模块直接获取，另有部分数据通过各类原始记录等支持资料提供，数据真实，而且各项操作在自动化系统中都有记录，相关

38、人员均有权查看，公开透明，保证了数据的准确性，考核公平合理。3.5 绩效的评价方法本专业的绩效评价，重点突出“理论指导实践”的专业管理思想，专业管理的结论和观点都是以定量计算的结果为基本依据，结合历史数据，确定考核、评价指标，并通过激励机制，调动人员的积极性和能动性，使各项指标达到最佳值。3.6 绩效评价的记录形式电网运行综合优化管理的绩效考核实行月度考核，季度兑现，以书面报表形式在各流程节点流转，以下是考核记录表格式： 年月份综合优化管理绩效评价考核表序号考核单位考核内容考核标准完成情况考核结果备注12业绩情况分析分管领导： 归口部门负责人： 考核组成员： 考核日期：年月日4 效益分析4.1

39、 管理效益：加强电网运行综合优化管理，明确了职责，优化了流程，专业管理责任到位，运转高效，不仅改变了调度粗放型的管理方式，实现了经验性改进到技术性优化的转变，而且有效的增强了综合优化管理的标准化、精益化水平。线损指标、电压合格率、供电可靠性也逐年提高，2010年完成力率0.984、A类电压合格率98.348%，2011年4月则完成0.993、99.443%，城镇供电可靠率99.98%、农村供电可靠率99.83%，分别提高了0.009及1.095个百分点。4.2社会效益：公司通过电网运行综合优化方案，不但降低了电网损耗、电压损耗，而且减少了停电次数，提高了供电可靠性，受到了用户的好评。自加强综合

40、优化管理以来，电压合格率和供电可靠率每年都呈现上升趋势，今年1-4月份综合线损明显降低，综合电压合格率明显提高，得到了企业、用户的满意，为优质服务打下了坚实基础，提升了公司形象。4.3 经济效益：在降低网损的诸多因素中，由于加强电网运行综合优化管理，对降低网损起到了重要的作用。2011年35kV及以上综合线损率完成1.67%，同比去年降低了0.26个百分点，少损电量520万kWh，实现降损收益120多万元，今年1-5月份，实现35kV及以上综合线损累计1.39%，同比去年降低0.21个百分点，少损电量410万kWh，取得了可观的经济效益。5 持续改进下一步，我们将加强综合优化专业职工队伍建设，

41、重视专业人员的技术培训工作，制定相应的培训指标，组织在岗人员进行经常性的学习和交流，不断提高专业人员的素质。通过同业对标，吸收其它单位好的做法，继续完善相关管理流程和管理制度，细化实施细则，加强过程控制，进一步提高电网运行综合优化管理水平。6.典型案例6.1 案例1：城东站、慈埠站主变经济运行方案案例 1）调度所根据系统实时潮流、损耗计算等因素进行综合分析，制定变压器经济运行管理办法，经领导审批后，调度所将变压器经济负载计算的经济负载区间数据，录入调度主站监控系统，设定越限时报警提示值,利用调度自动化系统对变压器实际负荷情况进行采样，通过调度自动化实时软件进行数值分析、判断。调度所根据变压器运

42、行情况、负荷变化形式、变压器负荷经济运行临界点、天气状况、温度状况及具体时段的实际情况，合理配置主变解并列，保证设备可靠运行的基础上，对变压器运行方式进行优化调整。1、两台容量相同以城东站为例分析计算主变经济运行方式。主变编号型号额定容量空载损耗短路损耗空载电流短路阻抗#1SZ11-10000/35100009.35kW51.459kW0.28%7.4%2#SZ11-10000/35100009.37kW51.46kW0.31%7.42%计算如下：P1=Po1+（S/Se1）²Pk1P2=Po2+（S/Se2）²Pk2P1=（Po2-Po1）/（Pk1/S²e1-

43、 Pk2/S²e2）=6044kW1城东站0603510kV0-331#1单台 6035-20000331-1100#1、#2并列以主变经济运行软件曲线可以看出：由以上负荷曲线和计算数据得知：当城东站站负荷在06044kW时，1#主变单台运行；当城东站负荷在604420000kW是两台主变并列运行。经济效益分析：采用本方案前，变损为1.39%左右，采用本经济运行方案后，电能损耗率平均降至1.28%以下，平均降低0.11%。按城东站每月供电量660万kW.h计算，仅仅采用本经济运行方案，不需任何设备投资，一个月可节约电能损耗0.726万kWh，一年可节约电能8.7万kW.h，经济效益可

44、观。2、两台主变容量不相等时，以慈埠站为例计算经济运行方式。变压器名称容量空载损耗短路损耗空载电流短路电压慈埠#1主变6300.006.3339.730.607.78慈埠#2主变5000.005.5233.090.257.46计算如下：P1=Po1+（S/Se1）²Pk1P2=Po2+（S/Se2）²Pk2P1=（Po2-Po1）/（Pk1/S²e1- Pk2/S²e2）=1585KWP2=3580KW18慈埠站0-158510kV0-87#21585-358087-197#13580-11300197-621#1、#2由以上慈埠站负荷曲线和主变参数得知

45、：当慈埠站负荷在小于1585kw时，2#主变单独运行最为经济；当慈埠站负荷在1585-3580kw时，1#主变单独运行最为经济；当慈埠站负荷在3580-11300kw时，1#、2#主变并列运行时最为经济。由以上分析可以看出经济运行方式是慈埠#1主变单台运行经济效益分析：采用本方案前，变损为1.56%左右，采用本经济运行方案后，电能损耗率平均降至1.22%以下，平均降低0.34%。按慈埠站每月供电量240万kWh计算，仅仅采用本经济运行方案，不需任何设备投资，一个月可节约电能损耗0.816万kWh，一年可节约电能9.79万kWh，经济效益可观。下图为慈埠站主变运行方式曲线：6.2 案例2：北郊、

46、汶河、刘家尧供电系统输配电线路及主变综合优化案例 调度所根据变压器运行情况、负荷变化形式、变压器负荷经济运行临界点、天气状况、温度状况及具体时段的实际情况，结合系统实时潮流、损耗、无功优化等软件对经济运行方案综合分析，制定北郊、汶河、刘家尧供电区域综合优化具体措施。一、本供电区域内降损通过输配电线路、主变运行方式进行节能降损。1、输电线路首先分析近期北郊、汶河、刘家尧供电区域负荷情况（如下表），北郊站最高负荷59MW，最低负荷22MW；汶河站最高负荷27MW，最低负荷14MW；刘家尧站最高负荷8MW，最低负荷2.2MW。下图为北郊站负荷曲线及各出线负荷数据110kV进线：安北汶博线、宏埠北安线

47、、安汶线年平均小时数3000-5000小时。北郊站进线：宏埠北安线损耗P=3*I²*R=3*158²*4.962=317kW宏埠北安线经济载流量Pj=1.732J*Sj*Ue=75MW安北汶博线损耗P=3*I²*R=3*158²*1.578=118kW安北汶博线经济载流量Pj=1.732J*Sj*Ue=75MW汶河站进线分析：安北汶博线损耗P=3*I²*R=3*95²*1.822=49.3kW安北汶博线经济载流量Pj=1.732J*Sj*Ue=75MW安汶线损耗P=3*I²*R=3*95²*1.771=47.9kW

48、安汶线经济载流量Pj=1.732J*Sj*Ue=75MW安丘电网安北汶博线上变电站依次是永安站、北郊站、博莱特站、汶河站（安汶线带），上述四站最大负荷分别为12MVA、59MW、34MW、27MW，所以在保证安北汶博线安全性的基础上对北郊站运行方式进行调整：安北汶博线供永安站、北郊站、博莱特站；安汶线供汶河站。P北=75-12-35=29MW，所以当北郊站负荷超过29MW时，宏埠北安线带北郊站，安汶线所带汶河站远没有超出其经济运行区间，并且输电线路损耗都有不同程度的减少。北郊站区间0-29MW29MW-80MW线路方式安北汶博线宏埠北安线汶河站区间0-75MW0-75MW线路方式安汶线安汶线结

49、论：正常运行方式下，北郊站负荷29MW以下时，安北汶博线供北郊站；当北郊站负荷在29MW-80MW时，宏埠北安线供北郊站，安汶线供汶河站。2、变压器节能降损北郊站主变参数如下：变压器名称容量空载损耗短路损耗空载电流短路电压北郊站#1主变40000.0035.2183.78/177.56/163.330.356.32北郊站#2主变40000.0037.2204.09/203.46/176.670.496.34汶河#1主变40000.0033.06146.500.4815.02汶河#2主变50000.0032.75195.860.2214.04刘家尧#1主变10000.009.3551.070.2

50、87.4刘家尧#2主变6300.005.7943.670.557.36通过计算得出变经济运行区间。（理论计算与软件计算相结合）北郊站40000400000-30266110kV0-159#130266-80000159-420#1、#2汶河站4000050000030330110kV0159#23033090000159473#1、#2刘家尧站1000063000309610kV017023096-5763170-317#1576316300317896#1、#2北郊站主变经济运行曲线：汶河站主变经济运行曲线：刘家尧站主变经济运行曲线：正常运行方式下，北郊站：安北汶博线供北郊站，#1主变带10

51、kVI段母线35kV段母线I，#2主变带10kVII段母线35kVII段母线，负荷高峰时从低压侧开始无功补偿； 汶河站：安汶线供汶河站，#1主变带10kV两段母线。刘家尧站：担刘线供刘家尧站，#1主变带10kV两段母线。北郊站主变经济分析报告：当前负载功率：40000kVA 原运行方式： 经济运行方式：按有功临界负载功率计算北郊#1主变的经济负载系数50.17%北郊#2主变的经济负载系数48.28%北郊#2主变与北郊#1主变比较临界负载功率:0 kVA北郊#1主变的技术特性优于北郊#2主变北郊#1主变单独运行与北郊#1主变和北郊#2主变并列运行比较临界负载功率:30266 kVA当视在功率小于

52、30266KVA时北郊#1主变运行经济当视在功率大于30266 kVA时北郊#1主变和北郊#2主变并列运行比较经济北郊#2主变单独运行与北郊#1主变和北郊#2主变并列运行比较临界负载功率:25779 kVA当视在功率小于25779 kVA时北郊#2主变运行经济当视在功率大于25779 kVA时北郊#1主变和北郊#2主变并列运行比较经济运行方式:北郊#1主变经济运行区间0-30266kVA运行方式:北郊#1主变北郊#2主变经济运行区间30266-80000kVA经济运行方式 :北郊#1主变北郊#2主变节约功率：4.951kVA每年节约电能：43372.934kW.h节电率：3.253%汶河站主变

53、经济分析报告：当前负载功率：23000kVA原运行方式：经济运行方式：按有功临界负载功率计算汶河#1主变的经济负载系数47.50%经济运行区间下限22.57%汶河#2主变的经济负载系数40.89%经济运行区间下限16.72%汶河#1主变与汶河#2主变比较:汶河#2主变的技术特性优于汶河#1主变汶河#1主变单独运行与汶河#1主变和汶河#2主变并列运行比较临界负载功率:25812 kVA当视在功率小于25812 kVA时汶河#1主变运行经济当视在功率大于25812 kVA时汶河#1主变和汶河#2主变并列运行比较经济汶河#2主变单独运行与汶河#1主变和汶河#2主变并列运行比较临界负载功率:30331

54、kVA当视在功率小于30331 kVA时汶河#2主变运行经济当视在功率大于30331kVA时汶河#1主变和汶河#2主变并列运行比较经济运行方式:汶河#2主变经济运行区间0-30331kVA运行方式:汶河#1主变汶河#2主变经济运行区间30331-90000kVA经济运行方式 :汶河#2主变节约功率：41.132kVA每年节约电能：360312.343kW.h节电率：35.666%刘家尧站主变经济分析报告：当前负载功率：4300kVA原运行方式：经济运行方式：按有功临界负载功率计算刘家尧#1主变的经济负载系数44.63%经济运行区间下限19.92%刘家尧#2主变的经济负载系数38.65%经济运行区间下限14.94%刘家尧#2主变与刘家尧#1主变比较:当视在功率小于3096KVA时刘家尧#2主变运行经济,当视在功率大于3096KVA时刘家尧#1主变运行经济。临界负载功率:3096 kVA刘家尧#1主变单独运行与刘家尧#1主变和刘家尧#2主变并列运行比较临界负载功