电网管理论文
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电网管理论文范文第1篇
（一）当前地市供电局财务管理现状
目前，就地市供电局层面来说，财务管理主要有以下几个特征：一是投入基础业务工作时间过多，管理职能有待提升；二是财务职能较为分散，业务处理效果不一；三是财务人员所学习专业较为集中，缺乏信息化、生产设备等其他专业复合型人才；四是经营分析停留在表面，大量数据并未对企业决策支持提供有力支撑；五是信息化平台建设落后，与其他业务系统的数据未实现横向打通。
大数据时代下，电网企业面临着更多的机遇与挑战。新一轮电力改革的重启与全力推进、新光伏发电的并网、电动汽车的使用、大用户直购电政策的出台等，都为我国传统电网企业开启了一个崭新的篇章。未来需要应对的已经不仅仅是财务的基础核算与月度（年度）报表，更多的应该是投资效益的分析、电价政策的研究、电网企业内部资源的有效整合以及进一步探索电网企业拓展业务（含投融资）的发展等。
1.规范性与精细化并存。电网企业面临“用上电”、“用好电”双重压力，势必导致投资和成本压力加大。2013年，佛山供电局正式应用“划小核算单位”体系，将成本核算的精细化水平进一步颗粒化，将成本核算细分至输配电线路与设备，为标准成本体系奠定基础的同时，也为日后输配电分离的成本效益核算提供有效数据支撑。2014年，中国南方电网印发了《中国南方电网有限责任公司会计基础工作管理办法》等31项财务管理制度，组织财务业务指导书的编制，深化财务工作手册与财务管理手册的应用，可以说，电网企业财务管理的规范性与精细化程度又迈上了一个台阶。
2.财务管理效率与效益的共赢。面对庞大的业务量与数据量，受到人员定编的不可控限制，如何加速提升工作效率成为财务人员的首要难题。同时，相关部门对电网企业的监管更为严厉，国资委的经营业绩考核政策对公司的价值管理和创造提出了更高要求。国资委开始全面推行经济增加值（EVA）考核，考核关注重点是从盈利规模向盈利能力转变。另外，国家能源局的《2014年市场监管工作要点》其中之一为加强成本和价格监管。但是，历年的经营分析由于口径不同、数据颗粒化程度不高、数据与区域经济发展联动程度不强，数据的分析效率和使用效益不明显，而大数据时代要求电网企业重新整合利用历史数据，为电网布局、电网投资建设等重要决策提供有力支撑。
3.高效信息化平台的有力支撑。包括共享服务中心、经济运行平台、资金监控平台在内的所有财务管理数据管理平台均需要一个强有力的信息化水平。它除了要有庞大的内存空间供大数据的存储、使用和转换，还要与其他业务平台打通，横向穿透业务与财务间的数据，自动形成关键指标的监控，并有效根据历史数据及关键要素提供地区电量预测、财务风险警示、投资布局分析、资金使用效益、财务人员培训与绩效挂钩考核等重要模块。笔者认为，这样的信息系统并不是天方夜谭，未来电网企业财务管理转型也势必要通过类似有效的信息系统作为支撑才能够顺利进行。
4.积极应对新兴业务的探索与推广。随着电网企业预付费管理的深入开展，现金流的有效利用也成为日后企业效益分析的关键点。电网企业是否可以像通讯产业一样搞“充电费送电费”等增值活动，还需要国家政策的进一步支持。但是，我们要看到，正是因为电网企业的社会属性，要求投资不能以效益为先。但是通过丰富和拓展我们的业务领域，可以达到提升企业价值创造能力的目的，同时，也通过科学的运营手段，使得电力用户获得一定的收益，也是一种“双赢”的战略。因此，电网企业财务管理要提前应对好新兴业务的推广实施，进一步探索资金运营效益的提升举措。
二、电网企业财务管理转型的构建
（一）构建原则
1.财务基础工作与管理工作分离。确保方案能够实现财务基础工作（财务基础工作指日常核算、资金支付等同质化程度较高，重复性较多的工作）和财务管理工作（财务管理工作指资源配置、价值创造、风险管控和经营分析等管理型工作）的分离，财务管理人员能够专心进行数据分析和决策支持工作，实现财务工作专业化。
2.推进会计核算和资金支付两个集中。将区局的会计核算和资金支付工作集中到共享服务中心统一处理。区局财务部在将会计核算和资金支付工作分离后，加强履行财务管理职能，提升对区局管理的服务水平。
3.“减负”与“提效”相结合。注重减轻基层财务人员负担，通过发挥共享服务中心的规模效应、业务流程的标准化和信息系统建设，提高工作效率。
4.提升财务人员胜任能力。在财务转型过程中，注重财务人员胜任能力建设，为共享服务中心员工规划职业发展道路，完善轮岗机制，加强复合型人才培养和引进。
（二）财务管理转型业务评估
通过分析共享维度、共享难度、业务关联度、共享价值和监管要求五个方面，评估电网企业财务管理转型的业务范畴。具体见表1。
（三）财务共享服务中心组织架构设置原则
财务共享服务中心组织架构设置应以扁平化、专业化操作分工以及服务与协同作为设置原则。
1.扁平化。围绕核算及结算职能，构建以团队为基本单元的扁平组织架构；尽可能缩短汇报的层级、缩短沟通渠道和决策流程。
2.专业化操作分工。将相似工作合并至同一部门，实现技能集中、加快员工技能成长、提高操作专业化和流程标准化的程度。
3.服务与协同。以服务为导向，专注于内部客户关系管理；团队合作及协同是该运营模式成功的关键，即会计核算与结算职能之间的协同。
（四）管理机制
财务共享服务中心的运行管理框架包括内部管理、服务水平协议和客户服务三个方面。运营管理框架体现了财务共享服务中心“服务共享”与“责任共享”的特点，规范并明确了共享服务中心与服务对象双方角色和责任，以及推动财务共享服务中心绩效提升的内部管理流程和机制，是共享服务模式区别于简单财务集中的关键。
1.内部运营管理。
（1）人员管理。财务共享服务中心人员管理包括制定清晰的员工职业发展路径，完善员工培训体系，提升员工专业和管理能力，促进员工可持续发展：为共享服务中心员工规划职业发展道路。共享中心员工通过不断了解、熟悉前端业务的内容与流程，向技能专家的方向发展。共享中心员工重点向专业技术类和技能类方向发展，在专业技术达到一定程度后，也可以向管理类进行转化。引进和培养复合型人才。着重引进有复合专业背景的人才，同时加大对电网生产、基建、营销等电网业务培训，积极参与跨专业、部门、单位的挂职锻炼。新进员工首先进入共享服务中心负责基础核算工作，学习会计核算的基础，熟悉各项业务流程。制定完善的轮岗制度。共享服务中心员工可以在共享中心内部定期轮岗，帮助员工全面掌握共享中心的业务流程，提高员工对前端业务的了解。建立共享中心与财务部的轮岗机制。共享中心的人员在积累了一定的财务会计专业技能后，可以到财务部轮岗，学习财务管理、经营分析和决策支持技能。
（2）绩效管理。绩效指标覆盖财务共享服务中心各个管理层级。每年通过组织绩效管理流程分析共享服务中心整体、各部、各岗是否实现完成预设目标，并针对绩效结果提出改进措施并调整绩效目标。从财务共享服务中心整体角度来看，依据战略目标核定共享服务中心年度组织绩效目标，衡量共享服务中心整体是否实现预定战略目标和愿景。每年对共享服务中心整体组织绩效进行自我评价，并报送财务负责人和主管领导审阅。
2.客户服务管理。未来共享服务中心可发展为对外提供服务的独立服务中心，客户对共享中心提供的服务质量要求较高，因此未来财务共享服务中心需要与服务对象进行多个层面的沟通，收集和处理服务对象的询问、投诉和建议，以及对客户满意度进行调查等。
3.服务水平协议。未来共享服务中心发展为对外提供服务的独立服务中心后，服务水平协议（SLA）将会成为共享中心运营管理的核心组成部分。财务共享服务中心服务水平协议由统一制定和下发，包括标准的服务范围、职责分工、服务水平评价和服务变更管理机制。
三、电网企业财务管理转型的预期效果
在成立财务共享中心后，财务管理和会计核算界面将更加清晰，业务流程将得到进一步优化，财务人力资源配置将更加科学，整体工作效率将进一步提高，重核算、轻管理的情况将得到改善，财务核心能力将进一步提升，提供的产品和服务将更加丰富和完善。
（一）工作效率将有较大提升
实践数据表明，实现财务共享后工作效率将提升约40%。财务共享服务中心作为核算和结算的统一执行机构，整合全局经济业务的会计核算及资金结算功能，发挥集中核算、结算的专业性及数据共享的作用，利用规模效益提升会计基础工作的效率，深化财务集约化管理和一体化管理。
（二）财务管理职能履行更优
实践数据显示，建立财务共享服务中心后，财务管理人员占比将提升至60%左右。得益于会计基础工作效率提升和财务专业化分工，财务部可专注于财务管理工作，实施对局经营的总体统筹管控和业务指导。同时财务共享服务中心能够提供及时准确和高质量的会计信息，有利于及时准确把握外部经营动态和企业营运状况，优化财务资源配置，提升价值创造能力。
1.决策支持能力得到强化。成立财务共享服务中心后，市区两级财务部将从目前繁杂的事务性工作中解放出来，运用共享中心提供的高质量会计信息，提升宏观管理和决策支持能力。
2.财务业务结合程度更深。财务部门着重引进同时熟悉工程和财务的复合型人才，同时加强对共享中心人员的培训，推进财务共享中心和业务部门的深度结合，让财务为业务提供更多支持。
（三）人员、业务分配均衡合理
财务共享服务中心不再以业务类型为划分岗位的标准，共享中心的人员需接受培训以提高对财务其他业务流程的了解，财务人员的可替代性将有较大提高，人员配置方案更灵活多变。而且共享中心集中处理工作量大的核算业务，有助于解决地区业务分配不均的问题。
（四）风险管控能力得到提升
电网管理论文范文第2篇
纵观近些年电力市场逐步建立的过程，加之电力市场受国家政策(尤其是电价政策)、电网建设、政府因素以及计划经济时期思想的延续及地方工业结构等多方面因素的影响，电网企业营销市场存在以下问题：
1.1缺少自主的价格调控，造成客户流失电力作为环保型能源，在优势凸显的同时也缺乏其他一次能源灵活的竞争手段。国家对电价控制过死，造成电力企业无权对电价作相应的调整。电网企业无法根据市场需求的变化，对电价作适当的浮动和调节。少数客户选择了其他能源。不少客户自备柴油发电机组自用自发；部分客户将原有的电炉窑改为油、煤及煤气炉窑；高耗电产品和高耗电设备从沿海迁至内陆地区；农村流动式柴油机粮食加工设备的出现和盛行；煤气进入家庭的普及以及太阳能产品的开发和推广，都影响了电力的市场竞争能力。
1.2电网建设落后，配电网络不完善当前，电力配电网络难以满足客户对电能质量日益提高的要求。客户对电能质量及可靠性要求越来越高，但目前电力市场配电网络不够完善，电网网架薄弱，布局不合理，供电半径长，质量差。由于缺乏资金，电网建设滞后，结构不合理，部分供电设施年久失修，造成供电瓶颈，有电送不出，难以满足客户的要求，阻碍了电力市场的开拓和发展。
1.3员工业务水平不高，缺乏电力市场分析电网企业员工基础工作不扎实，信息不灵，对用电市场及用户消费需求、市场预期、用电潜力分析不够，电力市场开发的深度和广度不够；对用户用电变化不能及时掌握，对用户用电潜力挖掘深度不够。电力企业对大量终端用户的特性缺少分析研究，没有完整的售前、售后服务体系，制约着电力销售，影响了电力市场的正常发育，形成了有效需求和电力结构性矛盾并存的电力销售市场，无法充分满足电力用户用电需求。
2影响电力市场营销的主要因素
随着市场经济体制的逐步建立和完善，电网员工电力市场意识不断增强，管理水平也逐步提高。但与正在发生变化的客观环境相比，与其他行业相比，电力营销目前还受很多客观因素影响。
2.1员工市场营销理念有待提升多年来，电网企业员工存在着以生产为导向的电力营销观念。在计划经济模式下运行多年的电力工业，供电基本上以行政区划为界，客户不能自由选择供应商，这一特殊现象造成职工工作作风飘浮，服务水平不高，思想观念落后于市场的变化，对市场经济中的竞争观念、价值观念和供求规律模糊不清，劳动生产率低下，企业经济效益在低水平徘徊。不能实现由生产管理为主向市场经营为主的转变，以及从以计划用电为主到以电力营销为主的转变，重生产轻营销，服务意识淡薄等问题依然存在。对优质服务的认识仅限于上街宣传、发传单、微笑服务、供电营业所设施更新等表面现象，没有触及加快办电速度、提高供电稳定性、减少停电损失等深层次服务问题。
2.2企业管理体制有待进一步完善目前机构改革迟缓，绩效不明显。许多部门还延续着计划经济管理模式，营业机构的设置基本上按行政区划设置，管理不到位，劳动效率低下。电价执行不准确，随意性大。基础管理工作混乱，严重妨碍了企业以经济效益为中心开展工作的主动性和积极性。面向电力市场的营销体系尚未建立，难以应付迅速变化的电力市场的发展。最突出的表现是电力营销和客户服务还是少数职能部门的事情。而不是企业各职能机构的共同任务，计划、检修、调度等等各职能环节及服务功能的延伸上都还存在条块分割、各自为政的现象。
2.3企业管理方法有待提高产供销一体化的格局导致了管理方法的陈旧，以产定销，有多大能力就供多少电，而不是以电力销售为基点，按照客户的需求来组织生产和供应。一些计划经济年代制定的法规、政策长期未变，售电方法还停留在“坐等”上门，负荷管理还未进入到市场预测、负荷预测。对内缺乏有效的激励考核机制，考核集中于年终内部市场的综合考核上，只有总体目标，缺乏完整的目标体系，缺乏超前控制和同步控制的战略意识，严重制约了电力市场的开拓。
2.4企业管理手段升级有待提速目前的供电技术手段、管理水平远不能满足商业化运营要求。无论是法律手段、行政手段、技术手段以及经济手段的运用，都难以适应电力市场的需要。当前社会上窃电，违章用电，拖欠电费等情况时有发生，由于行政干预过多，法律缺位严重。在技术手段方面，电力市场的监测手段落后，没有真正建立起负荷管理系统，电力销售的抄、核、收全过程未能实现全程自动化；业扩报装手段滞后，从客户申请到报装接电、用户档案和合同管理绝大多数仍靠人工来完成；用电管理手段相对落后，报表分析、计量管理、抄表收费仍未采取信息大集中处理，在销售环节人工干预过多，造成分析失真、估抄、错抄、漏抄等现象时有发生。
3开拓电力市场的对策和措施
电力市场营销是电力生产全过程的至关重要一个环节，是电网企业经济效益的主渠道。必须确立电力营销工作在电网企业运营中的核心地位，树立以市场需求为导向，以满足客户需求为中心，以引导客户消费为手段，以取得企业经济效益和社会效益相统一为最终目的的指导思想，建立起以客户需求为导向的全方位电力市场营销服务体系。
3.1树立电力市场营销新理念在市场经济导向下，确立生产围绕营销转，营销围绕市场转，服务围绕客户转的全新观念，建立一个能适应市场需求，充满市场活力的市场营销体系和机制。树立商品和效益观念，调整营销战略，把解决用电“卡脖子”作为扩大电力市场的重中之重来抓，生产调度部门应采取调度经济运行，缩短检修作业时间和故障抢修时间，采用带电作业等多种方式来减少停电时间，尽最大努力提高供电可靠性；同时要加强营销服务意识，建立一支精干的营销队伍，建立主动热情向客户营销电能的机制。树立服务观念，始于客户需求，终于客户满意。采用快速化、保障化、简便化、多样化、情趣化的优质服务来赢得市场，向客户提供高效率、不间断、方便的服务，不断创新和拓展为客户服务的功能，注重服务实效，在最大限度满足客户服务需求的同时尽可能降低服务成本。
3.2合理利用价格策略，扩大电力销售市场电网企业虽然无权进行电价调整，但可通过对不同用户电价的分析，在电价中充分考虑各类费用因素，建立灵活弹性的电价体系，对供电营业辖区的供电情况进行必要的经济分析，制定必要的内部经营策略，确保供电企业利益最大化。比如，设备检修等工作尽量在企业获利少的时段内安排；对不同性质的用电客户应进行单独的计量计费；抓住农村用电管理体制和农村电价机制改革机遇，全面推行“五统一”(统一电价、统一发票、统一抄表、统一核算、统一考核)和“三公开”(电量公开、电价公开、电费公开)，逐步实现“四到户”（销售到户、抄表到户、收费到户、服务到户）管理。坚决杜绝“人情电、权力电、关系电”，取消中间管理环节，实现县乡一体化管理，建立统一有序的城乡市场营销管理秩序，积极开拓农村用电市场。
3.3建立以市场为导向的营销管理体制和机制加大科技投入力度，加快电力市场营销管理系统的技术进步，尽快建立以信息网络技术、计算机技术为支撑的营销管理体系，形成管理、控制、查询、监督为一体的营销管理信息系统，为客户提供安全、可靠、经济的电力和快捷、方便、高效的服务。全力推广“一户一表”计量改造工程，实现用电计量现代化；改革收费方式，逐步完善银行自动划拨，全面提高营销管理水平。在信息技术支撑下，努力提高电力企业的服务和管理水平。建立配电自动化系统和客户服务计算机管理系统，进行数据共享，实现营销在线监控和营销信息自动采集，通过配电自动化系统和客户服务计算机管理系统的建立，简化用电手续，规范服务行为，使用户享受到优质服务，并可以杜绝人为阻塞电力销售渠道的行为，满足各层次消费者的消费需求。
3.4为开拓电力市场培植人力资源加大对职工的培训力度，鼓励职工参加自修、函授等多种形式的学习，使职工的整体素质得到不断提高。着重加强对营销服务人员的挑选、培训、激励和考核，形成一支高素质营销队伍。采取竞争上岗、双向选择方式，择优录用，最大限度地提高工作效率。实现由行政管理机构向市场营销管理职能转变。内部机构的设置，强化市场营销功能和客户服务功能。以市场营销管理为中心设置经营机构。
3.5加强需求管理，把握市场动态建立和完善全方位的需求侧管理机制。及时分析用电负荷结构，最大限度合理、有效、充分地利用电力。全面推广高效、低耗用电装置及技术，并提供咨询服务。做好售后服务工作，定期进行用电咨询与安全用电的宣传工作。通过电力用户市场细分，掌握市场负荷的变化规律，研究不同客户不同时间的用电规律和发展需求。
电网管理论文范文第3篇
论文摘要：开展能量管理系统(ems)实用化工作，必须有一个良好的scada基础平台做保证。在公司领导和省调的关心支持下，在更新地调自动化系统主站的同时，结合基建、大修、技改、变电所无人值班改造和两网改造等项目，新建了多套厂站端远动设备，对部分老变电所容量小、精度低的rtu进行更换，基本把站端统一为新型交流采样rtu，使各项精度有了大幅度的提高，特别是无功测量精度。同时对各站rtu的供电电源加以改造，保证了交直流双电源供电。在做好各项基础工作之后，建成的电网能量管理系统(ems)率先通过实用化验收。针对某电网能量管理系统出现的问题进行了分析，如状态估算覆盖率低、变电所主要档位的采集、提高测点冗余度及scada断面实时映射等问题。对这些问题提出了解决方案，实践结果表明，解决问题的处理方法既实用又效果显著。
开展能量管理系统(ems)实用化工作，必须有一个良好的scada基础平台做保证。在公司领导和省调的关心支持下，在更新地调自动化系统主站的同时，结合基建、大修、技改、变电所无人值班改造和两网改造等项目，新建了多套厂站端远动设备，对部分老变电所容量小、精度低的rtu进行更换，基本把站端统一为新型交流采样rtu，使各项精度有了大幅度的提高，特别是无功测量精度。同时对各站rtu的供电电源加以改造，保证了交直流双电源供电。在做好各项基础工作之后，建成的电网能量管理系统(ems)率先通过实用化验收。本文总结了ems工程实用化的经验，介绍了实用化过程中一些问题的解决方案。
一、状态估计覆盖率低的问题
本文所指状态估计覆盖率低，并不是指某些变电所没有数据采集装置，而是指本地调管辖范围内的一些220kv供电小区的电源来自无量测的外网。例如，该地调管辖的安平供电小区。该小区的安平220kv变电所的两条220kv进线分别来自外网的东寺220kv变电所和束鹿220kv变电所，与电厂主网没有任何电气连接。在状态估计时由于软件th2100系统只估计最大的可观测岛，国外有些软件可以估计两个以上的可观测岛，但由于两个可观测岛无电气连接，即使能计算，其所得的某些数据，例如相角等结果也多是不准确的，所以安平小区就成为死岛。直接导致状态估计覆盖率低于实用化要求指标，后经与省调多次协商，决定采用三级数据网将该电网所需的全部外网数据传至地调主站端。使状态估计覆盖率达到100％。
二、各220kv变电所主变档位的采集
在ems的实际应用中我们发现，由于220kv变电所是所在供电小区的电压支点，220kv主变档位是否正确直接影响遥测合格率的高低，而遥测合格率是保证高级应用软件正常工作的关键指标。试运行初期，档位仅靠调度员来手工置位，这对于负荷峰谷变化和电压变化较大的电网是力不从心的。所以我们自行研制简易主变档位采集装置分期分批将所辖10台220kv主变中的9台档位全部采集至调度端(另外1台是无载调压)。仅此一项，将ems的遥测合格率平均提高近5个百分点。
三、提高测点冗余度
实现了各110kv主变高压侧量测的采集，由于早期建设的110kv变电所高压侧均未设量测点，一般取中、低压侧p、q值相加代替高压侧量测，实践证明误差较大，特别是q值受主变阻抗角的影响，制约着遥测合格率的提高。我们分别配合主变停电检修的机会从主变高压侧套管ta备用二次线圈处将量测值采集上来，使测点冗余度明显提高。
四、等值负荷、线路电纳
将220kv变电所的35kv侧和110kv变电所的10kv侧的线路按负荷或等值负荷处理，是在保证精度的前提下简化工程量的好办法；线路的电纳参数最好填入，因为它对处理单端开断的支路是有影响的，其参数值可以通过上级调度部门和实测得到。
五、scada断面实时映射
我们知道，ems在实践中更侧重于电网的安全性和可靠性等的分析，而不注重数据采集的实时性，也就是说，scada的量测数据不必实时传输至ems。电厂ems以ftp文件传输方式每5min由scada请求一个断面，这样就保证了ems大部分功能的正常需要，又不至于使scada主系统的服务器负荷率过高。但在实际应用过程中，我们又发现，在进行电网解合环等操作过程中，拉合断路器的操作时间间隔很短，映射断面还来不及刷新，因而调度员也就来不及进行潮流分析，为此，我们修改了scada软件，增加了手动截取断面文件的功能。实践证明，该功能实现方法虽然简单，却为潮流计算等功能模块的真正实用化奠定了坚实的基础。
六、隔离开关问题
隔离开关数量远远多于断路器，全部实时采集是不可能的，但若维护不及时则会导致计算母线模型与实际运行方式不同，造成计算结果不收敛或精度差。为此，我们修改了系统软件，增加了离线隔离开关置位功能，并根据实际运行情况，对电网内所有在运行的隔离开关全部进行了置初位。同时，制定严格的运行管理制度，电网每次进行操作和方式改变时，由运方人员及时通知ems维护人员，在scada系统上进行相应的置位。这样，既保证了scada实时信息的可读性，又大大提高了ems的各项相应指标。
七、人员的培训
ems是远动、调度和自动化等多专业融合在一起的一门边缘科学技术，要想真正应用好ems，需要电网、计算机、自动化甚至包括通信等多学科专业，近年来，我们先后组织人员多次到金华地调、南通地调、清华大学、烟台等地学习ems新技术，同时加强人员培训，组织专题讲座，使各相关专业有机地结合在一起，为更好地开展ems实用化工作提供了技术保障。
八、程序质量
ems结合电网实际，核心程序采用了先进的、有效的和实用的算法，算法性能优良。例如，状态估计中采用国际领先的递归量测误差估计辨识法，最优潮流使用有功、无功交叉逼近算法。同时，一套先进完整的程序，在不同的应用环境和应用条件下，总会做相应的改动，例如现场提出的一些功能要求以及与scada系统的接口程序等。首先，做程序改动必须慎之又慎；其次，改动后的程序质量异常重要，它将直接影响系统运行的整体稳定性。
电网管理论文范文第4篇
关键词：电网调度；无功电压优化；定性管理；定量管理
1 引言
已往的调度运行过程中，无功调整是以分层、分区就地平衡为原则，尽量使功率因数达到0.95以上；电网电压是以母线电压范围为依据来调整的，一般发电厂220 kV母线为220 kV-242 kV，110 kV母线为ll0kV-120 kV，35 kV母线为35 kV-0 kV，10 kV母线为10 kV-11 kV；一般变电站500 kV、220 kV、110 kV、35 kV、10 kV母线分别为500 kV-50 kV、213.4 kV-235.4 kV、106.7 kV-117.7 kV、3.95 kV-37.45 kV、10 kV-10.7 kV。也就是说给了一个定性的电网电压和功率因数允许偏差范围。实际电网调度运行工况是：
(1)无功调整应以分层、分区和就地平衡为原则，达不到这个原则就避免不了长距离线路或多级变压器输送无功功率现象；
(2)使各级电压在允许偏差范围内基本达到，但时有超允许偏差范围发生；
(3)供电电压的调整使电网高峰负荷时的电压值高于电网低谷负荷时的电压值(正向调压原则)不但做不到，而且电网高峰负荷时的电压值一般都比电网低谷负荷时的电压值低；
(4)对每个区域性电网和电压等级在每段具体的时间内没有一个最优的运行电压值，所以根本谈不上经济运行电压问题和电网最优经济运行电压调度问题。
可喜的是，近几年随着我国电力工业的迅速发展，全国农网、城网改造即将完成，电网电力调度自动化水平大幅提高，SCADA系统(监控、数据采集系统)、MIS系统(管理信息系统)、DMS系统(配电网管理系统)、EDC系统(经济调度控制系统)、EMS系统(能量管理系统)等的大量应用，使电网调度运行管理水平发生了质的飞跃。特别是无功电压优化理论的广泛研究和无功电压优化元件的大量应用，使无功电压管理水平大大提高。我们通过调度自动化系统实时在线计算和离线计算，从理论上解决了电网最优经济运行电压问题和无功优化问题，为电网调度无功电压管理与优化开辟了光明的前景。
2 电网无功管理与优化的主要措施
无功优化，首先要搞好分层、分区就地平衡。无功补偿的理想状态是各级电压线路上没有无功电流流动，各级电压母线的功率因数均等于l，避免经长距离线路或多级变压器输送无功功率。
(1)应本着自下而上，由末端向电源端的顺序逐级平衡补偿。
(2)需补偿容量，其中P为最大负荷月平均有功功率。
(3)调度员要加强对变电站无功、电压的调整，保持变电站母线电压质量和补偿装置的及时投停；全部补偿装置投入后，变电站母线无功补偿仍不能满足要求时，应汇报有关领导协调解决。
(4)新上变电站或电网改造应尽量考虑无功自动补偿装置。
(5)调度机构根据电网负荷变化和调压需要，对电厂电压监视控制点编制和下达电压曲线(或无功负荷曲线)，电厂和具有无功调整能力的变电站应严格按照供电公司下达的电压曲线自行调整无功出力，值班调度员有权根据电网情况进行修改，并监督执行。
(6)无功负荷高峰期间，电厂发电机无功要增到监视控制点电压达到目标电压值或按发电机P―Q曲线带满无功负荷为止。
(7)无功负荷低谷期间，电厂发电机无功要减到监视控制点电压降至目标电压值或功率因数提到0.98(迟相)以上(或其它参数到极限)。
3 经济运行电压调整的主要措施
通过调度自动化系统实时在线计算和离线计算，然后利用负荷电压的对应关系曲线，在保证电压质量的基础上，适度、合理地调整发电机端电压和变压器分接头，投切电容器及调相机调压等手段，使电网运行电压可以达到最优经济运行电压，从而达到降损节电效果。
(1) 在做到无功功率平衡的前提下，然后利用负荷电压的对应关系曲线，按负荷分时段进行调整变压器的分接头。当母线电压低时，先投电容器组，后调整主变分头，有载调压变压器必须逐个分接头调整；当母线电压超出偏移上限时，应首先调整主变分接开关档位，以降低电压，无力调整时，才将电容器退出运行。
(2) 在电压允许偏差范围内，供电电压的调整使电网高峰负荷时的电压值高于电网低谷负荷时的电压值。
(3) 在有调压能力的情况下，严禁使各级电压超限值运行。
(4)调度员要加强对变电站无功、电压的调整，保持变电站母线电压质量和补偿装置的及时投停；全部调压手段用完后，变电站母线电压质量仍不能满足要求时，应及时汇报上级值班调度员协助调整。
(5) 一般35 kV以上的供电网中，负载损耗约占总损耗的80％左右，负荷电压的对应关系优化曲线一般偏中上限运行，因此白天负荷重时应提高母线运行电压。
(6) 6-10 kV配电网中，变压器损耗约占配电网总损耗的70％左右，变压器空载损耗约占配电网总损耗的30％-55％；农网变压器空载损耗约占变压器总损耗的70％～80％。特别是后半夜运行时，因负荷低，往往运行电压偏高，造成空载损耗比例更大。所以配电线路(特别是农网)在深夜低负荷期间，在用户对电压偏移要求的允许范围内，按电压下限运行，可使损耗减少。
(7) 在保证二次电压的前提下，应尽量提高分接头档位以降低铁心磁通密度，该工作不需频繁做，但也不能长期不管，每年应按季节分1―2次进行适当调整。
(8) 因为电网的负荷是变动的，我们不必要对任意负荷点进行经济电压的调整。从调度的实用性和可操作性考虑，我们可以根据变压器的调压档位和规程规定的电压偏移值，利用负荷电压的对应关系分时段、按负荷进行经济调压。
(9) 已执行上款规定但监视控制点电压仍高达目标电压值的102％及以上时，100 MW以下容量地方发电机组功率因数要求达到l(自动励磁调节装置投运。
(10) 如果不能通过调度自动化系统实时在线计算，可以通过负荷曲线进行离线计算，同样可以解决电网最优经济运行电压问题和无功优化问题，调整运行电压具体条件如下。
(a) 当电网的负载损耗与空载损耗的比值K大于表1中数值时，提高运行电压有降损节电效果。
表1 高运行电压降损判别
(b) 当电网的负载损耗与空载损耗的比值K小于表2中数值时，降低运行电压有降损节电效果。
表2 低运行电压降损判别
4 电网无功电压管理与优化的实例
某电网原北郊站，平均有功负荷13000 kW，平均无功负荷5000 kvar。经过理论计算，在35kV用户化肥厂和北工线、一化线、二化线等10 kV用户增加无功补偿2 800 kvar，使平均功率因数由0.933提高到0.986。北郊站主变年降损2.73万kWh，北郊线年降损21.5万kwh，上级主变年降损5.3万kwh，上级110kV安埠线年降损6.25万kwh，220 kV站主变年降损2.1万kwh，仅仅主站电网年降损37.88万kwh。另外，通过调节南埠站和北郊站主变分接头，北郊线和北郊站主变及10 kV系统，年降损约5万kWh。
参考文献：
电网管理论文范文第5篇
目前客户用电安全管理的现状，主要表现在客户电气设备老化严重，对供用电管理重视程度不够，存在管理不规范，运行值班员业务能力不能满足要求等问题。如何做好客户用电安全管理，国网安徽含山县供电公司调度控制中心从专业管理的角度出发，不断加强客户用电安全管理，明确客户安全管理目标：不发生大面积停电及其他重大电网事故；客户值班人员倒闸操作及事故处理正确、规范；不发生由于误操作、误整定、方式安排不当等原因造成客户发生设备及人身事故；不发生客户违反调度纪律事件；不发生由于调度人员责任而造成对客户断电事故。
二、加强客户用电安全管理的主要做法
调度控制中心对接入系统的客户分别从电网运行、设备状况等方面展开调研和分析。对于因供电侧原因影响客户安全供电的隐患立即进行整改，对于客户方面存在的隐患公司各部门加强沟通协调，采取联合客户用电安全服务、明确资产界定和维护范围、严格入网验收和技术监督、规范客户调度协议、开展客户值班员培训实行持证上岗、建立健全电网预警预案机制、加强客户侧继电保护定值管理等措施，提高电网管理水平，确保系统、设备处于安全状态，使客户安全供电工作做到可控、能控、在控。
2.1对于部分较早建成的客户用电安全管理通过深入开展安全用电服务工作，深入客户侧排查安全隐患，发现问题及时帮助客户整改，从客户的供用电合同、客户接线情况、客户设备状况等方面进行梳理，确定生产营销各部门参与范围。由调度控制中心和客户服务中心分别负责，从供用电合同和调度协议的签订履行情况、供电设施和运行方式、客户第一断路器和进线总断路器定值是否符合规定，是否建立完备的停送电联系制度和程序，是否建立完善的安全用电管理制度并有效执行，是否建立完善的变电站运行管理制度并严格执行，是否制定供电中断事件应急处理预案，计量装置及附属设备是否安全可靠，是否存在影响安全用电的其他重大隐患和问题等方面，开展客户安全用电服务工作，实行客户安全用电服务标准化、规范化管理。
2.2对于新投产的客户用电安全管理客户投资的输变电设备在投运前与客户签订运行维护协议，明确双方的资产界定和维护范围，保证不出现维护责任的空白点。严格对客户输变电工程的验收和技术监督工作。组织各专业的业务骨干参与验收，并将验收意见及时反馈给客户，督促整改后进行再验收，直至隐患和缺陷全部排除方可签订供用电合同。要求客户输变电工程投运后应由有资质的单位进行设备检修、巡视、预试和年检，保证设备和通道的完好。针对客户对供电质量的高可靠性要求，制定对客户供电的应急预案，并贯彻执行。同时，加强对县供电公司侧设备的运行维护和管理，制定年度预试检修计划，及时响应客户的需求，协助客户进行检修工作，发现缺陷及时处理，保证设备健康运行。在迎峰度夏期间安排输变电设备红外测温，发现问题及时消缺，保证在高温大负荷期间设备安全可靠运行。为了切实提高客户值班员业务能力，对于新投产客户在签订调度协议时明确客户值班员必须取得上岗资格证后方可与调度机构联系业务，确保启动送电和正常业务能够正常开展。对于已取得上岗资格证的人员，结合停送电联系人培训班的工作，邀请其参加培训，从而保证客户值班员业务知识水平的不断提高。
2.3对于调度专业客户用电安全管理建立健全客户预警预案机制。在大型检修及重大方式变更前，坚持提前告知客户停电范围、工作内容、工作时间及可能造成的后果等，并下达预警通知单。制定详细的保电方案，包括方式安排、保护意见、调度操作原则等，经调度控制中心负责人批准后由调度员执行。加强调度员对预案的学习和培训力度，对于比较复杂的预案，组织进行演练，提高调度员对预案的熟悉程度，确保在发生事故时，调度员能够快速反应，将损失降到最低。重新修订《电网大面积停电预案》《变电站全停预案》等应急预案，责成客户制定非电预案，形成一体化的应急预案体系，提高调度系统应急处置能力。同时注重应急预案的实用性和可操作性，坚持每年开展一次联合反事故演习，演习内容将客户安全涵盖在内，邀请客户观摩演习，提高客户值班员业务技能水平。
三、加强客户用电安全管理的实践效果
