电网调控运行及安全管理
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电网调控运行及安全管理范文第1篇
近年来，随着国家经济的快速发展，城市化进程深化，电网建设也在不断发展。县域电网十年来虽然已经有了较大的发展，但是电网网架仍比较薄弱，电网结构多为放射式和两端供电网络，供电可靠性较低，设备陈旧，线路通道环境复杂。随着县域经济的快速发展，城市化进程不断加快，人民生活水平的不断提高，用电负荷屡创新高，电网供电能力不足，供需矛盾日益突出。在这种情况下，给了调控人员更大的工作压力，同时也增加了电网发生故障的几率。
1.县域电网安全运行的影响因素
对县域电网的安全可靠运行造成影响的因素很多，根据电力系统本身的特性可将归纳为以下几点。
1）自然灾害因素，如县域一般多洪水、雷雨、风暴等。
2）人为的因素，如调控人员的误调度、误操作，人为的破坏等。
3）电网网架比较薄弱，输变电设备陈旧，主变容量小，供电线路长、线径小，供电能力不足。
4）电力系统一、二次设备缺陷、管理维护不当，如断路器拒动、通信系统不稳定导致传输的信息缺失等。
5）运行方式不合理，没有充分考虑损耗、潮流、电压的变化。
2.电网调控存在的风险因素
电网事故通常有突发性、意外性和影响面广等特点。确保电网安全运行对调控人员来说是一项繁琐复杂的智能性劳动，这不单单要有较高的专业理论水平，还要具备丰富的运行经验和良好的心理素质，并且必须保持高度的注意力，稍有不慎，就会对电网、设备、人员构成很大的威胁。根据实际的工作经验，县域电网调控中存在的风险因素主要有以下几点。
1）调控人员责任心不强，高度依赖自动化系统的预警和信号，监控不严谨细致，不能及时发现设备的异常和故障。
2）调控人员安全意识淡薄，没有严格执行相关的调度规程、安全工作规定，凭经验主观判断，拟写指令票错误，下达逐项命令漏项、擅自加项或跳项，造成误调度。
3）调控人员业务水平低、心理素质差，对电网运行方式、设备承载能力、继电保护及自动装置不熟悉，面对突发事故慌乱、不知所措，延误事故处理或扩大事故范围。
4）没有严格执行交接班制度，交接事项不清晰，未完全掌握电网设备运行状况，导致误指挥、误操作。
5）班组的安全管理存在漏洞，安全活动会和安全培训不正常开展或流于形式，班组对于一、二次资料管理不到位，在工作中缺少参考依据。
3.确保电网安全运行的措施
3.1 提高调控人员的安全思想意识、责任感和执行力
要坚持定期开展安全活动，进行职业道德教育，加强调控人员的责任心和集体荣誉感。落实岗位安全责任制，将安全生产与经济利益挂钩。要经常学习事故通报，对事故案例分析总结，汲取经验教训，做到警钟长鸣，提高执行者的安全意识。电力企业关于安全生产的各种规程、制度，都是以往生产经验中用血的教训总结出来的，因此在工作中必须养成自觉认真执行规程制度的好习惯，坚决反对一切习惯性违章现象，杜绝误调度、误操作事故的发生。按照“严、细、实”要求严格执行“两票三制”、操作指令票制、复诵指令制、监护制、录音记录制等操作制度。遇有外来干预调度运行，以《电力法》、《安全工作规程》和《调度规程》为准，按照“三公”原则，不讲私情。
3.2 调控人员要具备良好的专业素质和心理素质，能妥善处理电网异常和事故
3.2.1 加强技术培训，进一步提高业务技能
县级调控一体化后，调度运行和监控运行业务相互融合，调控员的岗位职责、工作内容增加，责任加重。同时随着新技术、新设备的不断应用，县域电网的现代化水平越来越高，这就要求调控员应不断学习新技术、新知识，提高业务技能，以胜任本职工作。因此，调控人员必须达到“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；熟悉调控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。
3.2.2 经常开展事故预想和反事故演习
平时不但要学好专业理论知识，还要多积累处理异常和事故的经验。要多沟通多交流，多做反事故演习和事故预想，要熟悉各种预案，比如有序用电序位表、大面积停电预案、黑启动预案、重要用户和高危用户的保供电方案等。调控员只有苦练过硬的本领，才能在处理事故时，做到处变不惊、沉着冷静、考虑全面、程序得当。
3.3 加强班组安全管理，创造良好的工作环境
健全安全生产责任制，明确岗位工作标准。加强调控工作危险点的分析与预控，做到每项工作都要有危险点分析，并采取切实可行的防范措施。对电网中存在的薄弱环节要进行深入的分析，加强应急体系及应急预案的建设，增强应急预案的可操作性。严格交接班制度管理，落实交接班责任。健全班组各项技术资料，完善各项原始记录，对各类规程、预案、图纸等进行规范归档，做到事事可追溯，时时可监督。加强民主管理，切实解决调控员的实际困难，使之以饱满的精神和工作热情投入工作中。
3.4 加快县域电网建设，完善电网结构，优化运行方式
依托农网改造升级工程，不断完善和优化县域电网的网架结构，做好电网的发展规划，逐步减少单电源、单主变的情况，满足输变电设备的N-1要求，可将符合条件的35kV变电站升压改造为110kV变电站，提高供电能力和供电可靠性。应提升电力系统自动化水平，加强变电站综合自动化系统及配网自动化系统的建设，提高电网安全可靠供电水平。加快对老化、重载设备的更新、改造工作，使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。
4.结束语
保障县域电网的安全运行，应加快电网升级改造，消除供电瓶颈，切实加强安全生产管理，提高调控人员的安全意识和业务素质，遵循电网安全管理制度。
参考文献
[1]贾玲，李虹.电网调度与电网安全运行分析[J].中国电力教育，2012（24）.
[2]刘煜.浅论调度安全风险控制[J].企业文化，2013（5）.
[3]国家电力调度通信中心编.电网调度运行实用技术问答（第二版）[M].中国电力出版社.
电网调控运行及安全管理范文第2篇
1.加强沟通机制，确保各主体单位积极参与
应从纪律上严肃对待坚强电网调度的安全管理，对调度的枢纽作用进行强化。严格执行相关的调度安全运行规章制度和条例，坚持相关的分级管理及统一调度的原则，强化各级调度间的联系，通过建立相互协调的运行机制确保上级调度的指令得到严格的执行，上下级调度共同保障电网的安全稳定运行，维护正常的电力市场秩序。在每月初和每季度初定期召开电网调度例会，保证下级调度机构、各相关发电厂及重大客户的及时参与，对电网的运行情况进行通报，共同讨论协商电网运行中出现的问题并提出解决的方法，确保电网中各个运行主体的积极参与和有效沟通，确保整个电网的安全稳定经济运行。
2.加强县调的安全管理
在市公司安监部门应设立相关的调度专责岗，对县级调度的安全管理与监察进行加强。由于当前县级调度是由地调和县局双重管理的，同时地调和县调还处于同一级别，无法对县调提出整改措施。因此有必要在安监部门设立相关的调度专责，通过安全监察的手段加强电网调度系统的安全管理。
3.加强调度人员培训，确保调度员责任意识
（1）建立调度员培训兼职教师队伍。高素质的教师队伍是进行有效培训的重要保障。可以从各级调控中心抽调相关的技术骨干组成一支高水平的调控兼职队伍，专门负责对调度员的安全管理培训。
（2）充分利用相关的计算机系统进行培训。要对调度员仿真系统进行充分利用，采用传统方式与新技术相结合的模式，利用仿真系统模拟电网的实际运行及可能发生的事故状态。通过该系统不但可以对调度员进行一半业务的培训，而且还可以进行反事故演习模拟，具有良好的应用效果。
（3）增强调度人员的安全意识。对电网调度进行安全管理要树立安全第一、预防为主的意识，发扬以人为本的精神，对调度员进行安全教育和指导。要坚持理论与实际相结合，提高电网调度的安全管理水平。保证电网调度人员熟悉一、二次设备，理解电力系统的运行规律，对调度安全规章制度有深刻的认识。保障电网时刻运行在“安全、经济、优质”的前提下，实现效益的最大化，杜绝一切可能出现的误操作。规范电网调度人员的交接班制度，提高电网调度人员的事故处理能力，保障电网安全稳定运行。
二、提高调度系统风险管控能力
1.强化岗位的风险管理
电力系统中不同性质岗位的安全风险管理是不一样的。应依据调度员的岗位责任和性质对可能存在的风险进行管控，严电网调度安全管理分析李全恒牟旭东刘艳平摘要：电网调度作为电网生产运行的核心机构，对整个电网的安全稳定运行具有重要作用。分析了影响电网调度安全管理的主要因格制定风险防范措施，组织学和讨论，签订相应的《安全生产责任书》，提高调度员的风险防范能力。
2.认真制定事故预案
对事故预案进行制定的目的是防止事故的进一步扩大，增强对事故的预处理能力及应变能力。在电网调度的日常管理活动中，应针对电网的实际运行情况制定出包括变电站全停等重大事故的应急预案，将可能发生或发生后影响较大的事件形成书面处理材料并报上级调度机构审核。
3.提高反事故演练的真实性
要提高反事故演练的真实性，应加强事故预案的现场演练，保证每一次演练的环境与现场真实环境一致。可采用新型的“视频技术”对调度系统进行反事故措施演习，将原有的反事故演习系统进行改进，使其集合视频、音频及数据于一体，代替传统的应用电话进行事故处理的方式。
三、加强班组安全文化建设
应对调度班组进行有针对性的安全管理教育，每周进行安全教育学习。通过每周的安全教育学习使调度班组成员获得良好的安全文化教育。调度班组还应根据调度员的实际情况进行家访和慰问等，定期举办以安全为主题的调度职工家属交流会，使安全理念灌输到每一个调度员的家庭中，让企业的安全工作得到职工家属的认可与支持，这样就能让从事调度工作的员工时刻认识到安全工作的重要性。
四、对调度术语进行规范
调度员在进行调度业务时，应使用普通话对单位进行互报，严格执行复述、记录及录音制度，当受令单位接收了调度命令时，受令人应对调度命令进行主动复述，与调度员核对无误后方可执行。执行后必须立即向调度员汇报执行情况。同时值班的调度员应对操作指令票进行严格遵守，确保在操作2小时之前填写，并要对照主接线图核对操作步骤的正确性。对于新设备在启动前24小时应下达操作预告，可利用电话、网络及传真等多种方式将调度的内容传送至现场。在审核、拟票和执行的过程中，值班的调度员要充分理解检修申请单中的内容。调度员要充分明确操作任务，做好相关的事故预想。对操作票进行填写时确保字迹工整和清晰，且已写好的字不能进行涂改，正确使用设备的双重编号和相关的调度术语。若需要对运行方式进行变更，则调度员应以方式变更单为基本依据，且必须保证方式变更单经过了继电保护等相关环节的审核。调度员在进行实际工作时，一定要注意运行方式调整可能出现的问题，并结合电网的实际核对停电的申请内容，防止实际操作中出现的问题。
五、结论
电网调控运行及安全管理范文第3篇
[关键词]水电站 并网 安全运行 管理
中图分类号：TM 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）47-0009-01
前言
哈地区电网内目前并网运行的小水电站部分设备老旧、管理滞后、人员素质差且流动性较大，给电网的安全稳定运行带来了极大的风险。本文从技术和管理两方面进行分析，从而规范小水电站的运行管理，提高了调度和设备运行维护单位对小水电站的管辖能力，切实防范了因小水电站反送电而造成的人身伤害事件发生。
一、小水电站应加强专业管理、完善基础资料
本次安全大检查和缺陷隐患整治工作，调控中心高度重视，彻查安全隐患，堵塞管理漏洞，进一步增强企业安全生产主体责任意识，强化各级岗位安全职责，扎实做好安全生产各项工作，明确调控中心、营销专业、设备运维单位的职责、并网设备的管辖范围及权限，以制度管理为基础、以技术措施为辅助、以联动机制为关键、以安全督查为手段，深化安全管理，切实提升小水电站的安全运行水平。
1.小水电站安全管理工作主要涉及调研分析、制定方案、实施过程管理、效果评估4个环节。
（1）调研分析：检查发现各小水电站的水电机组设备老旧，没有按照国网公司的规定对设备及保护进行定检，个别单位没有按照供电公司下达的整改意见书进行整改，低频低压解列装置存在超期服役或是无此装置，反映出了各单位只追求最高的经济效益而忽视了设备的安全稳定运行，同时给电网的安全稳定运行带来了一定的安全隐患。调控中心通过检查发现各单位对安全生产的管理存在诸多漏洞，逐一对各单位再次下达一个真实、细致的诊断，找出安全漏洞，此处细致的整改方案。
（2）制定方案：明确调控中心、营销专业、设备运维单位的职责和并网操作的并解列点，且保护及自动装置符合规定，明确设备的管辖权限、按照下发的整改意见书明确整改时间，同时建立专业联络人确定技术管控手段，帮助小水电站尽快提升安全运行水平。
（3）方案实施：各小水电站人员素质差且流动性较大，调控管理部门应定期进行检查、抽考，规范运行人员的调度术语及基础知识的掌握，运行人员上岗前必须通过调度系统的专业考试，合格后方可上岗，从而避免小水电站值班人员不懂调度规程和调度术语带来的操作风险和反送电伤人风险。严禁越权操作电网公司的产权设备。
（4）效果评估：通过对小水电站的专业管理、完善管理流程、提高管控能力，最终实现对小水电站的规范管理，以及小水电站安全运行与运营效益的双赢，从而达到防范因小水电站反送电而造成人身、电网、设备伤害的事件发生。
2.通过对小水电站基础资料的核查发现：只有基础资料准确，才能为制定正确的整改方案提供有效的依据。基础资料核查、完善的主要流程及内容如下：
（1）营销专业核查资料。市场及大客户服务部派专人对小水电站资料进行核查与规范保证第一手资料的正确性，市场及大客户的监察员到现场对发电机组的数量、容量、设备状况、运行管理、产权分界点和并网点进行一一核查；告知各单位详细注明没有调度命名的现场产权分界点及并网点设备或无刀闸隔离的产权分界点，并请调控部门和小水电单位进行完善；核查后的资料必须经核查人签名及部门负责人审核后，以正式文件函告供电公司各管理部门备案。
（2）调度部门规范命名并准确标注。检查发现调度部门下达的设备命名与现场的设备命名不一致，对不规范的命名立即进行改正且在现场所示的一次系统图中进行重新标注，同时将正确的一次系统图上报调控中心、营销专业部门备案。
3.供电公司也应制定细致的《小水电并网运行管理规定》 、 《小水电并网设备操作权限的划分》等规定，对于不执行或违反调度纪律的单位，当值调度员应做好记录，对于初次违规的单位可提出警告，对于警告后拒不服从调度纪律的单位可进行解列。对于直接T接在电网线路上的非专线小水电站，无法通过操作并网设备进行解列，应通过停电解除电气连接的方式强行解列，并建立调控部门、营销专业、运维单位间的协调联动机制，为小水电站的规范管理确定系统的管理模式，制定奖惩规定，对不按要求和规定整改的单位不允许其并网。
二、加强并入电网前规范管理
1。新建电厂在并网前，严格按照投产前的时间上报设备参数，并严格按照会签手续办理各验收工作，同时应按其管理关系组织调控中心、营销等部门进行并网前的现场验收检查，将存在的问题及建议在规定时间内完成，并召开设备投产启动验收会议，经启动验收委员会协商同意并签订有效的并网协议及调度协议后，方可允许并网运行。
2.规范《供用电合同》 对不按要求整改安全隐患的情况，对有违反调度协议和调度纪律行为的水电站，明确安全责任和惩罚办法，按相关规定进行考核。
3.设备运维单位要完善具有并网小水电站的线路资料，强化员工对安规、调规的执行，带电巡线时严禁触碰导线或登杆作业，抢修作业或设备检修、并网时应严防因线路反送电造成人身伤亡事故。
三、专业管理存在的问题及应对措施
1.通过对小水电站检查规程中发现存在的共性问题：
（1）一味追求经济效益，忽视安全管理工作，由于忽视安全工作造成并网小水电站在技术和管理上达不到电网公司要求，“安全第一，预防为主”安全生产方针并未落地，给调控中心的安全管理带来新的负担。
（2）运维单位部分管理人员对供电公司的管理要求与规定不熟悉，对规范制度束之高阁，最终埋下安全生产隐患。
（3）配电调度的配网自动化尚未实现，由于种种原因，目前大部分小水电站的站内设备并没有实现自动化上传，这样给调度员对小水电站的管控带来较大难度，使许多小水电站处于“盲调”情况。
（4）部分小水电单位值班人员变动过于频繁，且设备过于老旧，影响调度员对值班人员的培训成效，也给调控运行管理带来较大的安全压力。
（5）调度协议未根据机构与人员职责的变动及时滚动修编，存在法律风险。
2.下一步需要改进的方向及对策：
（1）在今后小水电站改造或更换机组时，重点抓好设备并网的审批和规范管理工作，严格落实安全责任，确保管理有较大提升。
（2）各水电站应找具有资质的单位定期对设备、保护及自动装置进行定检，并将检查报告上报相关部门做好备案，不存在设备超期未检情况。
（3）并网的小水电站应按照国家电网公司要求，加快进行自动化改造，以适应电网的发展要求。在目前配网自动化尚未实现前，应实现电量上传，以加强调控中心对小水电站并网线路的管理。
（4）重新签订调度协议，并定期或滚动修编调度协议，规范调度管理工作，以降低供电公司的法律风险和安全漏洞。
电网调控运行及安全管理范文第4篇
关键词：大运行 安全 风险 控制
中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1007-3973（2013）012-077-02
1 影响大运行体系的风险因素
大运行体系下，电网调度运行管理模式发生了较大的改变，新增了电网设备监控管理和设备状态在线监测管理、电网调度自动化主站建设与运维、继电保护技术监督管理、调度业务范围扩大等业务，电网的复杂性和管理难度也随之增加，因此，电网运行的安全性问题就成为电网调控运行管理的首要问题，电网安全风险控制是电网调控管理的首要目标。
电力网络故障主要有内部和外部因素构成。外部因素包括气候灾害、地质灾害、人为事故等；内部因素包括：（1）集约化风险：大运行体系与传统的管理模式之间存在较大的管理差异，大运行体系是一个集约化的管理模式，其集中管理的业务层面涉及到整体监控、自动化主站维护、继电保护系统管理等等，因此涉及到的流程和业务随之增加，从而，在大运行体系的管理模式下，调控工作需要更加的全面且具体，故其安全风险也随之增加；（2）硬件风险：设备本身存在安全故障或者安全隐患并显现出来，导致电网事故；（3）管理风险：内部的调度自动化系统存在功能漏洞而导致故障，以及技术上操作经验缺乏，在操作调度过程中出现错误而导致故障；（4）系统出现死机或者崩溃等情况导致控制系统失控而造成事故等，这些问题都是来自于电网的内部运行管理问题。由此可见，内部因素是可控风险因素，因此，电网调控运行中的安全风险控制必须得到足够的重视，这样才能最大范围的控制内部安全因素引发的电网故障，以保证电网安全运行。
2 大运行体系中的安全风险管理基本思路
（1）建立标准流程。在电网管理中智能化已经进入到全面推广的阶段，计算机技术和网络技术的引入，已经可以让电网调度实现模式化，调度控制操作都已经有标准化流程可以参考，因此，在强化管理中必须促进流程的完善与可行性，梳理调控运行核心业务流程，规范各个岗位、各专业的标准化流程，从而完善整套操作规范与流程，进而利用标准操作来降低电网调控安全风险。
（2）提高调控自动化程度。在操作中人为失误是导致事故的重要因素之一，操作人员自身的素质会影响其操作行为，会出现判断失误或者操作误差，因此，必须利用计算机技术和网络技术建立调控自动化流程，对操作加以识别、判断、调控来保证操作过程的标准化实施，降低人为因素的干扰。
（3）完善智能化风险防范机制。在各种操作过程中都会存在一定的风险概率，因此，在安全风险管理中应最大限度的降低这些错误操作带来的严重后果，利用智能化的监控措施，可以对错误操作或者错误流程进行控制，从而达到智能监控的效果，降低调度过程中的风险概率。
（4）健全安全监督机制。经常性开展安全巡视，发现问题，及时纠正，杜绝习惯性违章行为发生，降低人为因素造成的风险。
（5）强化人员培训考核机制。定期开展适用性专业技能培训，提高员工业务技能水平，以便提升员工正确指挥电网倒闸操作与快速处理事故的能力，减少因人员误调度、误操作发生电网事故。
3 电网调控安全风险体系的完善
风险管理与控制是一项系统工程，因此，电网风险管理的体系化是安全风险控制的重要措施。电网的安全风险管理是一个封闭式的框架，电网调控安全管理包括特征识别、风险识别、风险评价、风险管理循环更新。这些步骤在管理中形成一个良性的循环，利用动态化的系统状态识别与监控，实现对风险的控制。
3.1 强化风险识别与分析过程
通常意义上，电网的风险识别和评估是安全管理的重要基础，其中：（1）风险识别是利用检测系统对整个网络运行情况进行数据采集和监控，并对当前运行的风险等级进行评价，这些检测因素包括外部因素和人为因素；供电需求与运行调控矛盾；时间累积产生的安全隐患等等，利用监控数据分析就可对电网的运行状态进行分析与判断，结合设备的基本运行参数与安全阀值就可判断系统未来可能出现的风险。（2）风险评估则是对数据进行分析，检测风险出现的概率和影响的范围等。在评估后提出相应的控制措施，方便系统选择风险控制的预案，在风险形成后及时应对。风险分析可以采用的方法很多，其中包括故障树、失效模式等等。
3.2 提高风险处理能力
在风险识别和风险分析的基础上还应配合形成一套完善的风险控制机制，这就需要利用计算机和网络技术强化风险排除和控制的技术措施，针对容易出现的问题进行预案设计，增强各个部门的信息沟通与协调性。在实际的工作中增强对电网系统的检修与排查力度，将人工和系统结合起来，建立一整套风险和事故处理方案，针对各种问题及时发现并指导解决。实践中利用模拟仿真的演练来提高系统的灵活性和人员的抢险水平，将发现风险、控制风险有机的结合起来，从而降低风险的危害，提高管理水平。
4 基于大运行条件下电网调控运行的安全风险对策
从大运行体系管理范畴来看，它与大规划、大建设、大检修、大营销等四大体系之间有着密切的联系。就电网安全风险控制而言，重点是各个等级电网之间的协调与沟通，只有这样才能形成大运行模式。而要在此基础上实现安全风险控制就必须实现集约化的管理，并针对薄弱环节进行强化，这样才能形成一个风险控制的整体化模式。
4.1 沟通协调全局化
大运行体系是一个宏观的管理模式，因此必须在整个系统中控制短板，强化全面建设与发展的思路。针对重点地区和环节进行全面的强化，抓紧对薄弱的环节进行完善，组织人力和财力、物力对薄弱环节进行勘察和数据采集等，然后汇总并进行统一设计与建设，提出针对局域电网的可行性发展规划和目标，从全局角度调整国家电网和地方电网的协调程度，让地方电网的建设与国家电网接轨，从而实现更大范围的统一管理与控制体系。同时在建设与施工、管理等方面应做好各个单位之间的协调工作，从设计和建设、人员培训等角度实现全面的一致性，从而保证大运行模式下的统一协调。这样的全局化可以最大限度的降低各级电网的设计、建设、管理等方面的差异，方便在管理中执行统一的标准，以此保证系统安全风险控制也可统一到一个平台和水平上，从而保证大运行模式的安全性。
4.2 提高人员素质
在管理中应首先提高人员的基本素质，因为系统毕竟是在程序下完成工作，而设定整个程序的则是管理和控制人员，所以必须提高调控中心管理人员的基本技术素养。因为如果调控中心出现操作失误则会直接影响整个区域的电网调控的安全性。这就需要在强化安全风险防范时针对性的提高人员的技术水平和操作能力。一方面对管理人员进行定期的培训与考核，一方面制定定期的模拟演练，保证操作人员技术水平和能力始终适应电网的发展和系统要求。同时，建立一个完善的考核制度，针对操作人员进行定期的考核，利用激励机制来促进管理人员自觉的提高技术水平。
4.3 完善计算机系统
从控制模式上看，计算机系统是管理的硬件基础，而系统的适应性则是保证电网控制安全的基本保障。计算机系统的稳定运行是支持电网安全运行的重要条件，因此，电网调控运行的安全风险防范管理，必须将保证计算机系统安全纳入工作重点。在升级系统时应先保证计算机系统的先进行，利用先进的管理经验和技术来完善电网控制系统，一方面保证系统的安全性，一方面保证系统的适应性。加大对计算机仿真系统的演练和数据库的更新工作，加大监控和问题控制力度。
5 结束语
在大运行的体系下，电网的运行应建立在宏观统一与协调的基础上，其风险控制必须从全局出发，针对形成风险的因素进行风险识别、评价、控制是电网调控运行安全风险控制的基本思路，同时配合全面协调与管理人员素质提高、计算机系统完善，这样才能保证从宏观到微观上的风险控制能力的提高，以此提高大运行体系下的电网安全性。
参考文献：
[1] 陈敏梅.电网调度安全风险分析及对策探讨[J].中国新技术新产品，2011（23）.
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[3] 吴伟洁.电力调度安全风险控制及措施[J].湖北电力，2011（12）.
电网调控运行及安全管理范文第5篇
关键词：电力调控运行系统；安全运行；因素；运行方案
前言
电力调控运行系统主要由变电站、电厂及用户共同构成，并由输电线路联结在一起的电力网络体系，主要完成电源的输送任务，一旦电力调控运行系统发生故障，则会导致大面积停电事故发生。可以说电力调控运行系统安全运行是电能稳定供应的关键。但由于电力调控运行系统十分复杂，而且对其安全运行的影响因素也较多，在运行过程中存在较大的风险，因此需要制定切实可行的运行方案，以此来保证电力调控运行系统的安全运行，为电力系统可靠运行奠定良好的基础。
1 电力调控运行系统安全运行的重要性
1.1 保证整个电力网的安全运行
电力网组成复杂，规模较大，在其架构中变电场所、发电站及用户数量较多，输电线路也具有不同的电压，由此可以发现电力网络具有复杂性，因此需要保证电能输送的质量。在发电阶段，短时间内即能够完成电力输送及用户用电工作，但这个过程中，需要保证发电机组出力与电力网承受的重量保持平衡，这就需要保证电力调控运行系统的安全运行。近年来，随着科学技术水平的不断提高，电力调度运行体系和电力监督运行体系都加快了智能化发展进程，这也提高了电网数据信息传输的高效性和快捷性，有利于电力调度人员实时对电网运行情况进行监测和控制，确保电能质量的全面提升，对电网安全稳定的运行具有非常重要的意义。
1.2 有利于电力网供电质量的提高
近年来我国加大了电网建设的力度，随着电网规模的不断扩大，电力调控运行系统也更加复杂，这也使供电质量很难得到有效的保障，因此需要强化电力调控运行系统的安全运行，保证用户用电的安全性和稳定性。电网在发生问题或是出现操作错误时极易导致停电故障发生，这必然会对电力用户正常的生产生活带来较大的影响，严重时还会导致安全事故发生，带来财产损失及人员伤亡情况。因此需要电力网要达到电力调控运行系统安全运行的要求，有效地预防电力事故的发生。
2 制约电力调控运行系统安全运行的主要因素
2.1 缺乏必要的安全管理
目前电力调控运行系统在应用过程中，往往对系统的运用更为重视，而对系统的安全管理工作较为忽视。特别是在调度工作中，对于系统运行的安全管理措施不到位，存在较多的安全隐患，从而严重影响了电力调控运行系统运行的安全。
2.2 电力调控系统运行管理系统不健全
目前电力调控运行系统运行过程中由于缺乏完善的安全管理系统，再加之管理经验不足，这在一定程度上制约了电力调控运行系统的安全运行。
2.3 专业技术匮乏
电力调控运行系统在运行过程中还受制于专业技术匮乏的制约，很难保证系统的正常工作及维护工作的顺利开展，不仅系统的重要作用没有充分发挥出来，而且系统工作效率并没有显著的提升，为了能够保证电力调控运行系统的正常运转，需要努力提高专业技术水平。
3 强化电力调控运行系统安全运行的方案
3.1 电力调度运行系统的改善方式
3.1.1 设计标准的优化
需要进一步提高电力调度运行系统的扩展性能，因此在设计过程中，需要优化链路控制及网络，应用自动化采集系统实时收集数据，同时还要对采集到的数据进行及时存档。对于电力调度运行系统来讲，还要具备监测显示器械及电气系统主接线图的功能。对于网络的优化，可以采用先进的软件系统，这样不仅能够保证电力调度系统工作速度的提升，而且有利于电力调度运行系统优化工作的贯彻落实。
3.1.2 设计理念的优化
第一，在对电力调度运行系统进行优化时，需要在确保原有器械及成本没有受到破坏的前提下进行，并将已具备的技术手段和器械功能完全发挥出来，不仅能够实现资源和能源的节约，而且也能够实现企业成本的降低。
第二，近年来网络技术发展速度较快，由于网络技术的全面覆盖，网络技术也在开始在设计中广泛应用，设计的开拓性更好地体现出来。在对电力调度运行系统优化设计过程中，要以可扩充性标准作为重要依据，确保做到实时对设备工具进行扩充，实现新系统与老系统之间的的有效衔接，而且电力调控系统也能够更好地适应技术的发展。
第三，电力调度系统优化工作要严格按照开放性标准要求进行，这不仅有利于电度调度系统与其他相关系统之间数据的交换和信息资源的共享，而且有利于电力调度运行系统软硬件之间的良好配合，为与其他系统之间数据和资源的沟通和共享奠定良好的基础。
3.2 电力监控运行系统的改善方式
3.2.1 可编程逻辑控制器和电能监测
一直以来电力监控运行系统在采集数据时，往往是利用电度量采集器中电子脉冲传输至监控体系，完成数据采集工作，但这种运行模式存在较大的制约因素。特别是对于初始值的电度量进行处理过程中，不可避免地会导致电能监测体系荷载的增加，而且无法有效地保障机电度量测量值的精确度。因此需要对这种运行模式进行优化，进一步加强可编程逻辑控制器及电能监测，使其不仅能够有效地满足监控体系独立工作的要求，而且还能够实现对信息数据的完整和准确收集，提升电力监控运行系统的资源共享水平，保证电力调控运行系统的安全性和稳定性。
3.2.2 实时的信息监测和记录
在改善电力监控运行系统过程中，需要对信息实时监测和记录进行完善，实现对电力系统的实时监测，加快推进电力监测自动化的实现。保证在无人值守情况下，电力系统能够保持联安全、稳定的运行，并实现劳动强度的降低。在当前监测运行系统中，其所包括的设备具有多样化的特点，这些设备不仅能够有效地满足电力监控系统自动化监测的要求，而且通过进一步优化报警体系功能，能够及时发现电力监控运行体系中存在的问题，并与电力调度机构的信号波段进行立刻接通，并根据信号情况来对其进行等级评估，采取具有针对性的措施来加以处置，有效地保证电力系统安全、稳定的运行。
4 结束语
目前电力资源已成为社会和经济发展过程中应用最广泛的资源，在当前社会生产生活中发挥着非常重要的作用。随着人们对电能需求量不断提高，这就需要电力调控运行系统要保证运行的安全性，采取有效的措施和手段来对电力调控运行系统进行优化，保证其运行的安全性和稳定性，确保电力系统经济效益和社会效益目标的实现。
参考文献
[1]廖淑彦.电力调控运行系统的安全运行问题研究[J].科技与企业，2015，20：37.
电网调控运行及安全管理范文第6篇
通过对某供电公司10 kV配电网安全运行情况的了解，分析了影响配电网安全运行的主要原因，提出了改进措施，从思想上、设备上、管理上重视配电网安全运行，进一步提高供电可靠性。一流的网络和供电设备是供电企业配电网安全运行的物质基础，但是也离不开合理的运营机制。配电网安全运行直接关系着电力用户的生产和生活质量，作为电力企业有责任和义务确保配电网安全运行。
【关键词】
配电网；安全运行
1 影响10 kV配电网安全运行的因素
影响10 kV配电网可靠运行的主要因素有3方面：电容电流增加；配电网设备落后；配电网的过电压。
（1）电容电流增加。由于城市电网的改造中将一部分架空线改为电缆，进一步加大了电容电流的数值。一部分10 kV配电网电容电流已达到30 A～60 A。此时发生单相接地故障时电弧已不能自行熄灭，会产生稳定的或间歇的弧光过电压。这种过电压波及面比较大，对系统中的弱绝缘设备构成威胁，产生的故障会导致多处设备损坏。
（2）配电网设备落后。电缆分支箱、环网柜、开关、配变等配电设备及线路长时间运行，发生老化，故障率高，给配电线路的安全运行、操作、故障抢修带来了一定的影响，同时线路因长时间运行，运行状况较差，线路砼杆风化，金具锈蚀，线路导线粉化，易发生断线、断瓷横担事故，危急10 kV配电网安全运行，遇到大风大雨气候突发时尤其严重。
（3）配电网的过电压。电气设备在电网中运行必须承受工频电压、内部过电压及大气过电压的作用，特别是环境条件恶劣，早期建设的设施，先天不足，爬距不够，给电网的安全运行带来很大威胁。
2 提高10 kV配电网安全运行的措施
（1）改善10 kV线路网络结构，缩小停电范围。要实现10kV配电线路环网供电，改善10 kV线路网络结构，逐步实现环网手拉手供电，为重要用户采取 “双电源”或“多电源”配电模式，保持线路供电半径满足技术水平，配电负荷应安排合理，尽可能缩小停电范围。
（2）提高线路及设备的抗雷击能力。随着用电负荷的日益增加，市区内使用电缆线路也随之增加。采用电缆线的架空线路应将避雷器装在电缆头附近，防止电缆芯线对金属外皮放电，在将接地引线和电缆的金属外皮共同接地之外，还应将电缆另一端的外皮接地。当是架空线路的中间存在电缆线时应当在电缆两端装设避雷器。对于经常处于开路运行线路，断路器的两侧要安装防雷装置，并将接地线与断路器的外壳相连接。
（3）提升配电网供电能力。增大供电导线截面积，提高线路输送容量。在配电网中增设变电站之间的联络线，提高各变电站负荷的转供能力。增设10 kV开闭所，增加10 kV出线回路数，缩短10 kV线路供电半径。
（4）应用新型中性点接地技术。随着电缆的广泛使用，电缆对地容性电流越来越大，中性点采用加消弧线圈接地运行方式。这一接地方式的改变和配套技术的应用可改善配电网系统因系统过电压对设备的危害、减少绝缘破坏造成的事故、增强馈线自动化对单相接地故障的判别能力的重要手段。
（5）提高电网设备水平。在配电网系统采用新设备，新产品。如安装放电夹、电线实线绝缘包全覆盖、电杆上开关实现无油化、真空断路器、SF6断路器，柱上真空断路器、金属氧化物避雷器、硅橡胶绝缘子、交联电缆等，减少因配电网设备质量问题造成的运行故障的发生概率。
3 提高10 kV配电网安全运行的管理措施
10 kV配电网安全运行的管理包括4个方面：日常安全管理是基础；故障处理是关键；技术管理是捷径；创新的监督体系是保证。具体管理措施有以下几方面。
（1）日常安全管理是基础。要保障配电网的正常运行，就必须加强日常管理工作。树立安全第一、预防为主，风险控制、到点到位的思想。合理调整、超前电网规划，一要充分考虑到地方经济发展的需要，二要考虑外部环境的复杂性和各种自然灾害的突发性，优化电网的运行模。熟悉网络结构，安全灵活和可靠调配，这一措施可灵活调整配电网络，为用户提供优质的不间断的电能。设备维护，设备是配电网正常运行的基础，只有对电力设备严格管制与维护，才能确保整个配电网运行的正常。
（2）故障处理是关键。配电网在运行过程中常会出现不同的故障问题，技术人员应及时赶往故障现场进行抢修处理。加快配电网故障处理速度可以降低故障带来的不利损失，尽快恢复电网运行的可持续性。
（3）技术管理是捷径。技术管理是一项复杂的管理模式，其不仅要采取先进的技术，也要对配电网各个设备加以协调控制。目前，技术管理措施包含的内容有：改造技术。达到自动化运行模式。绝缘技术，积极采取相应的绝缘技术是避免电击引起伤亡的重要策略。绝缘技术的引进可以对配电线路实施更新，同时掌握好配网接地闭锁装置以维护电网安全。防护技术。安全管理中加强个人和设备的安全防护，通过添加相关的安全装置来进行调整控制，保证设备长期处于安全、稳定的运行状态。
（4）创新的监督体系是保证。创建完整的监督体系能有效地控制配电网的安全运行，“以监代管”能显著控制配电网意外事故的出现，从根本上实现维护电网安全的要求。企业领导者应结合当前的配电网管理状况并联系实际生产操作秩序，为企业建立一套标准的配电网监督体系。
4 小结
配电网是电力系统正常运行的保证，也是用户正常用电的根本保证。电力企业在日常管理中必须要重视安全生产管理，这既是维护企业利益的要求，也是保证人员安全的关键，更是企业发展的需要。电网安全运行采取的措施需从多个方面开展，既要涉及到企业的安全文化建设，也要有生产实践的指导、创新技术的应用、设备的更新改造等一个综合性的安全管理。
【参考文献】
电网调控运行及安全管理范文第7篇
关键词：电力调度；安全管理；电能质量；控制
中图分类号： V242.3 文献标识码：A
1 电力调度安全运行所面临的威胁
①电力调度工作是一个连续的过程，中间由多个环节组成，一旦某个环节出现问题，就会对整个系统的运行造成影响，在一些极端情况下，甚至会使得整个电力系统瘫痪。
②由于调度人员在电力调度操作中并不是直接面对电气设备，所以调度事故的发生一般都是由于调度人员错误下达了调度指令。而电力运行人员没有对调度指令进行核实就开始执行操作，最终导致了事故。因此，电力调度的事故原因比较隐蔽，不仔细核查难以发现。
③由于错误的调度指令所引发的事故还有一个特点，那就是事故本身不会危及到电力调度人员自身的人身安全。但是这类事故会给电力系统的安全运行、检修人员以及运行人员的人身安全带来严重威胁，造成难以估量的后果。
④由于在日常电力调度工作中，当日值班人员相对也不多，一般只有两个人。而且基本上还是独立进行工作，这样相互之间就缺乏必要的监督和核查，即使出现错误，也难以及时发现并纠正。
⑤总体而言，电力调度工作对于调度人员的素质和工作能力要求都比较高，不仅因为在调度工作中操作比较频繁，而且还会面临比较多的突况，所以要求调度人员工作中精神一定要高度集中，处理问题时要果断做决定，并且能够针对不同类型的问题快速地作出正确的判断和反应。
2 电力调度安全管理实现的途径
2.1 提高电力调度人员的工作能力
随着调度可视化监控系统在电力调度工作中的应用以及电网设备不断地更新换代，电力系统的现代化以及自动化水平越来越高，这就对电力调度人员的工作能力和业务素养提出了更高的要求。因此，电网企业应该着力于对电力调度人员的培养，例如定期开展针对调度人员的专业技术培训以及职业道德培训等。要通过这些培训，让他们成为电网经济运行的行家、安全运行的专家，从而使他们在保障电力系统安全以及节能降耗中起到更大的作用。而作为调度人员个体，也应该把握住难得的培训机会，认真学习电力调度相关的专业技能和规程规范，特别要掌握事故情况下的调度原则以及处理事故的方法，培养自身良好的心理素质和专业素养，不断提高自己的工作能力。
2.2 增强电力调度人员的责任意识
对于电力调度人员而言，责任意识是重中之重。可以这样说，责任意识是一个人综合素质的体现，责任意识强不强是干好电力调度工作的基础。在电力调度事故中，如误下命令、延误送电、误送电、误停电等都是由于调度人员责任意识不强所造成的。因此，增强电力调度人员的责任意识尤其重要。电力调度人员除了要严格按照规范制度做好调度工作外，还要针对当班的具体情况，提前做好事故预想以及应对措施，这样一旦出现事故就能马上进行处理。
2.3 要创造电力调度人员发展的良好外部环境
一个良好的外部环境对于电力调度人员的成长也很重要。因此，平时要多关心他们的生活，多注意倾听他们的心声，帮助他们解决生活中的实际困难，解除他们的后顾之忧。这样可以有效地调动起他们的工作积极性，大大提高调度工作的效率。此外，还要加强电力设备检修的计划性，避免因为重复停电而增加调度人员的工作量，要尽可能保证电气设备运行可靠性，让调度人员能有较多可供选择的事故处理方案。
2.3 充分发挥电力调度自动化的有效作用
目前，电力调度自动化系统已经得到了较为广泛的应用，它能够使电网系统能够以更加经济和安全的方式运行，可以帮助调度人员对电网进行更好的管理。但在实际运行中，特别是县级调度对系统功能的拓展运用，如潮流计算、电网分析等功能未有效利用，不能完全发挥出系统在电网运行管理等高级应用方面的作用。而只使用了系统的遥控、遥调、遥测和遥信等基本功能。因此，电力调度人员仍需加强对电力调度自动化系统的认识，合理应用系统的功能，这样可以大大缩短事故处理以及正常操作的时间，还可以有效降低电网操作的风险。
3 电力调度安全调控的策略
3.1 制定并实施电网整改计划
电力调度部门在日常运行中应及时根据电网潜在安全风险、统计分析电网事故以及总结自身的薄弱环节，有针对性的制定电网反措计划并在规定时间内进行整改，完善相关的调度规章制度。
3.2 滚动修订电网事故处理预案
针对电网网架结构的不断发展变化，从短期层面应根据电网实际需要制定特殊方式或特殊时期下的保电预案，或制定电网调度台实时运行反事故预想及电网事故处理预案；从年度层面着手，应及时滚动调整年度电网迎峰度夏预案和年度电网事故处理预案，并滚动修订电网黑启动方案。
3.3 反省系统3道防线建设和电网规划
要重视电网3道防线建设，避免在某些极端事故情况下出现大面积停电和破坏电网稳定的状况；对电网中长期发展规划应超前介入，结合电网发展的实际情况来提出建设性意见，以不断消除电网结构患[2]。
3.4 注重平时的调度培训与事故演习
对电网调度员的日常培训与电网反事故演习必须加以重视，这些措施能够加快电网事故处理速度，有效提高电网安全风险防范能力。
①建立DTS系统，并以此作为平台来对调度员进行有针对性的电网调度培训。
②将电网事故常态演习与特殊事故演习相结合，不断提高调度在事故真正发生时的处理能力。
③为确保黑启动电源的安全可靠，应定期实施厂站黑启动试验。
4 加强无功电压管理提高电能质量
4.1 无功电力调度
电力调度部门应该对变电站联络线及电力调度分界点处的无功电力受入或者送出量进行有效地控制和监督。此外，电力调度部门还要根据电网负荷的变化情况以及电网电压运行状况来对调压装置以及无功补偿装置进行及时地调整。
4.2 电压调整
电压的调整应遵循无功电力分层分区平衡的原则来进行。电力调度部门通过对无功调压进行计算，定期下达对枢纽变电站的运行电压或无功电力曲线的调整方案。一旦局部网络电压有波动，就可以采取改变运行方式、有功与无功电力潮流的重新分配、调整主变压器变比或改变网络参数等多种措施加以解决。而在电压波动水平足以对电网安全造成影响时，电力调度部门需要采取限制负荷等措施。
4.3 电压质量技术监督
电压质量的技术监督工作是生产管理工作的重要内容之一，因此要建立对规划设计、基建、调度、运行等各个环节的全过程监督管理。通过对完善电压质量技术标准体系、组织体系和技术监督管理网的建立并贯彻实施，以及对并网的发、供电设备进行电压质量技术监督的归口管理。当与当地电网企业签定并网协议时，需要并网运行的发电企业一定要承担起电压质量技术监督方面的内容。此外，电压质量技术监督也要依靠先进的技术，要敢于采用和推广成熟、行之有效的新技术、新方法，不断提高电压质量技术监督的专业水平。
结语
对于我国的人民生活以及社会经济发展而言，电力系统的安全稳定运行是至关重要的。对于电力调度的安全运行，应在安全防护体系、规范化运行、监督管理方面采取有效措施，确保电力调度工程的整体性安全措施能够真正落实。这同时就要求电力调度人员在日常工作中加强工作责任意识，及时查找安全隐患，采用积极措施，保证电力系统的安全稳定运行。
参考文献
[1]李雄彪.电网调度危险点预控及管理对策[J].科技资讯，2012，21：137.
电网调控运行及安全管理范文第8篇
关键词：地区调度 安全管理运行
在电网运行管理中，各级电网调度承担着保障管辖范围内电网安全、可靠、经济运行的重任，随着电网的不断扩大，设备数量越来越多，网络结构越来越复杂。由于设备周期性检修、老旧设备改造以及新建电网项目等，使得设备停电检修的工作量成倍增加，需要频繁地通过倒闸操作，改变系统的运行方式。一旦发生误调度、误操作事故，将给国家、企业和个人带来巨大的损失。为了防止误调度、误操作事故的发生，各级调度部门制订了严格的制度规程、操作票管理制度和防止误调度、误操作事故的规程、规定。即使如此，每年仍然会发生多次误调度、误操作事故。因此，加强调度值班人员安全教育，严格执行各类安全规章制度，加大各级调度人员的反违章力度显得尤为重要。
1调度运行操作危险点分析
所谓危险点，就是指引发人为失误事故的潜伏点，结合现场调度的实际经验，笔者认为调度运行操作危险点主要有以下几点：
调度操作指令票编制错误、三审流程未严格落实；
受理工作票各环节出现原则性错误；
执行调度操作指令票时误调度、误下令或出现跳项、漏项执行的情况；
电网事故时不按规程规定处理事故、出现原则性错误；
电网设备临时检修时有关安全措施考虑不周；
对电网及设备运行信息的监视处理不到位，出现漏信号、处理错误等现象；
远方遥控操作时误控设备或对受控设备状态的误判；
而导致出现上述危险点，并容易演变为误操作事故的原因主要有以下几种：
调度员安全责任心不强，使用调度术语不规范，凭经验主观臆断；
调度员业务素质和心理素质差，对系统运行状况不清楚，在操作别是在事故处理中，执行工作程序和流程不规范；
基础安全管理工作存在漏洞，安全活动开展不正常或者流于形式；
调度员安全意识淡薄，规程制度执行不严，对于电网系统的资料管理不到位，缺少或没有调度现场规程，使得调度员在调度运行操作过程中没有依据；
调度员不严格遵守调度规程，交接班不清晰；
工作联系或业务传递手续不全或不完善；
未严格执行调度操作规程管理制度；
没有加强电网运行监控，调度、变电各部门之间管辖界面不清晰；
电网检修计划性不强；
2提高调度运行操作安全管理水平的若干措施
根据上述调度运行操作过程中存在危险点的分析，笔者总结多年来在调度安全运行方面的实践经验，提出提高调度运行操作安全管理水平的若干措施：
2.1优化调度管理模式
为适应大电网发展的需要，提高调度集约化、专业化程度，近年来，我局地调在传统调度业务的基础上，努力推进调度扁平化组织机构和专业化业务管理，致力于推动“电网调度监控中心+巡维中心”的“调控一体化”管理模式：一是理顺调度、监控和变电巡维之间的管理界面，明确各自的工作职责，三者各司其责又紧密配合；二是监控业务在原有对无人值班变电站的监视、调压和转令等业务，以及试点监控遥控操作GIS站开关、刀闸的基础上，不断探索实施监控远方单人操作模式，增加了对GIS变电站包括接地刀闸等设备在内的远方单人遥控，使调度、监控、巡维之间的联系更密切、管理更精细。这样，业务上下衔接，工作左右协同，可以更好地应对各种复杂的电网运行环境，减少误操作发生的机率。
2.2落实防误调度组织措施
1）自行编制业务手册，规范行为标准
我局地调组织编写了调度业务实用手册，并且根据业务的变化形式滚动更新，不断吸纳经典内容。手册分为日常事务、运行操作、事故及异常处理三个部分，内容涵盖调度业务的主要方面，是对我局地调调度运行工作经验的全面总结和提炼，可供在岗地调调度员和地调其他专业人员日常工作参考使用。同时该手册作为地调实习调度员的内部培训教材之一，可提高调度值班人员教育培训的针对性和有效性。
2）持续实施调度运行人员“十项”规定动作督查活动
针对培训教材规范的行为标准，实施“十项”规定动作督查活动，通过监督检查、总结教育、分析考核等手段促使人的不安全行为得到有效控制，促使员工间的相互监督与上下监督联动，从而提高人的行为安全预控能力。
3）加强调度录音电话管理
为规范和监督调度运行人员调度指令和日常交接班行为，我们规定调度各值运行人员每月应完成若干次调度录音的检查工作，对班组内各调度员处理调度业务的过程及交接班过程录音进行抽查监听，并按要求对监听的情况做好记录，定期总结分析，对不规范行为及个人进行监督、促其改进，以此提高日常运行操作的安全性。
4）加强线路接地线管理
为进一步从源头上遏制带接地线送电的恶性误操作事件的发生，我局调度加强了工作票许可和终结时对接地线的管理，在工作票和调度线路停送电登记表中增加相应内容，在工作许可时，许可人必须与工作负责人核对工作带出接地线的数量，终结时，核对带回的接地线是否与带出的一致，以及与工作负责人核对线路上所装设的接地线及所合上的接地刀闸是否已全部解除，通过增加此项内容，有效杜绝带地线送电误操作事件的发生。
2.3推进技防水平的提升
1）实现负载动态监视功能，有效加强电网监控力度
调度运行工作的一项重要内容就是监视设备的负载率，防止设备超载运行，保障电网安全稳定。之前调度员监视内容以“重载线路设备监视表”、“重载变压器设备监视表”和“电网重要设备监视断面”为主，原有做法是将全网所有线路、变压器等设备的电流、负载率等信息按责任区分成十多张固定表格显示在自动化系统的监视画面上，调度员在查阅电网重载设备时，需要人工不断切换监视画面，效率低下且容易发生遗漏。新开发的动态负载监视表实现动态筛选及显示设备负载情况功能，调度员可选择对负载率进行排序或仅显示负载率在一定百分比及其以上的设备，同时在该界面上监控实时电流和实时负荷，并与额定电流和负荷运行定值进行快捷直观比较。这使调度员脱离了从茫茫负载率中寻找重载设备的苦海，从而更迅速、全面、准确掌握设备重载情况，并及时采取应对措施，确保电网安全稳定，实现了调度运行监控方式的创新。
2)实现调度遥控操作功能，提高驾驭电网能力
为适应现代化电网的发展需要，提高对电网的驾驭能力，我局地调实现了地调遥控操作功能。地调遥控操作是指地调调度员按照规定，通过调度集控一体化系统的遥控操作功能或调度紧急事故限电软件模块，直接对地调调管的设备进行遥控操作。目前，地调遥控操作仅限于对开关进行操作，且除遵循变电遥控操作“五防”逻辑外，还利用自动化和智能技术实现带负荷切开关提示母线失压情况的功能改进，可有效防止调度员误操作，使遥控操作更适合于调度人员使用。地调遥控操作作为变电运行操作的有效补充，有助于提高调度运行操作和事故异常处理的效率，确保电网安全稳定运行。为了对地调遥控操作工作进行规范，我局地调还配套编制了《地调遥控操作管理规定》、《地调遥控操作细则》等，形成了完整的组织保障和技术保障体系。
3 ）积极应用PAS模块，提高电网分析决策能力
PAS调度员在线潮流计算工具是建立在SCADA基础之上重要的电网应用软件，其功能主要是利用电力系统的各种信息，在实时态和研究态模式下，对电力系统的运行状态进行分析，帮助调度员了解和掌握电力系统运行状态的变化，并提供分析决策的参考数据。PAS目前在调度运行工作中已常态化应用，电网解环/合环操作时，调度员会根据需要利用PAS进行在线计算，分析电网潮流分布，为下一步的电网操作提供参考，保证操作安全。除常规的110kV合环潮流校核、复杂操作模拟等功能外，我局地调还利用PAS为配网10kV馈线合环转电提供依据。
4 ）积极应用DTS，提高调度人员事故处理能力
随着我局电网结构的不断改善和设备质量的不断提高，电网事故发生频度将呈下降趋势。以往调度新人的事故处理能力培养多通过老调度员口述经验或开展纸面事故预想方式进行，其弊端一是无法达到身临其境、高度仿真的效果；二是无法有效检验调度员实际处理事故的不足之处与技术盲点。为了加强对调度员事故和应急处理能力的培养，我局地调利用DTS大力开展调度员培训，形成了一套完备的DTS应用和培训体系，培训效果显著。目前，我局地调结合电网运行实际、重大停电计划、电网风险、保供电等情况，每月开展至少2次DTS培训演习，有效提升了调度员的事故处理能力。
5 ）积极推动OPT模块单轨运行
为积极推动调度监控SCADA平台的功能完善，OPT模块作为嵌入其中的操作票系统将发挥重要作用。OPT模块直接附着于线路和设备间隔，正式运行后将极大减少调度员操作票的出票时间，提升写票质量，后期在不断完善情况下将结合智能的负荷预测功能逐步替代调度员人工负荷校核，进一步提升调度运行和操作风险控制能力。