调度管理的基本概念和任务.docx
《调度管理的基本概念和任务.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《调度管理的基本概念和任务.docx（26页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
调度管理的基本概念和任务
调度管理的基本概念和任务
刘方兴
本讲稿简单的介绍了电网调度管理的基本概念，围绕着调度管理任务的基本要求，重点讲述了调度机构为用户提供优质、经济、稳定可靠电能的有关问题和工作，文中有不妥之处，恳请批评指正。
调度管理的基本概念和任务
（一）调度管理的基本概念
一电网为什么设置调度机构
电网调度机构的设置与电力生产的特点有关，电力是社会的重要能源，它和其他形式的能源不同，有如下特点：
1电能不能储存，产供销同时完成，生产和消费必须时刻保持等量的平衡。
2电力系统暂态过程很短，自动化程度很高。
3与人民和社会的各部门有极其密切的关系。
由于电力具有以上特点，所以其生产输送分配和消费的过程必须构成统一的系统，此系统称做电力系统，习惯谓之电网。
随着国民经济的发展和用电水平的提高，电网由小到大逐步成长，用电负荷由过去的几百万千瓦的孤立电网发展到几亿千瓦涵盖各省的特大电网。
现在，全国大部分地区已构筑了以500千伏电网为骨干的网架，750千伏输变电线路也投入运行，除新疆、西藏、海南、台湾外，全国性的互联电网已初步形成，±800千伏特高压直流输电工程和交流1000千伏特高压试验示范工程的投运，标志着我国已进入更高电压等级电网的发展阶段。
大电网有许多优点，例如能减少装机的备用容量，优化资源配置，提高供电的可靠性等。
电网（电力系统）由发电设备（生产）送变电设备（输送）配电设备（分配）及电力用户（消费）以及保证上述设备安全、经济运行所需的继电保护安全自动装置、电力计量装置、电力通信设施和电网调度自动化设施等构成，如图一所示。
它们之间有机的结合在一起，为了组织、指挥、指导、协调电网各部门的工作，必须设置调度机构，实现电网的统一指挥。
它由本级电网经营企业直接领导,既是生产运行单位，又是职能管理部门，在电力系统运行中行使调度权。
火电厂
水电厂
核电厂
一次变电站
特高压
用户
二次变电站
配电变压站
高压
用户
小工厂
图一电力系统的基本构成
家庭
500KV
220KV
110KV
35KV
10KV
220V
近30年来，信息、通信和控制技术发生了翻天覆地的变化，传统的电网必须跟上技术变革步伐，美国、加拿大、澳大利亚、日本以及欧洲各国都相继开展了智能电网的相关研究。
2009年，中国国家电网公司为适应未来可持续发展的要求，结合基本国情和特高压实践，提出了建设统一坚强智能电网的发展目标：
以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础，利用先进的通信、信息和控制技术，构建以信息化、自动化、互动化为特征的自主创新、国际领先的坚强智能电网。
智能电网已经成为未来电网的发展方向和当今电力技术的热点，它的特点是自愈、安全、经济、清洁、优质，其主要特征是互动、自适应。
目前智能电网的定义各国虽有不同，强调的重点也不同，但其共同的目标是要建设一个坚强的电网，提高服务水平。
随着智能电网的到来，调度中心将实现智能化的调度，专业化的分析，科学化的决策，区域化的运控，经济化的管理。
二电网调度实行统一调度，分级管理
统一调度，分级管理是电网调度最重要的一条原则。
所谓统一调度，是根据电力生产的特点，由调度机构来统一组织编制和实施全网的运行方式，包括安排日发电计划，安排主要发、供电设备的检修进度，统一布置全网性安全稳定和继电保护设施等；统一指挥电网的操作和事故处理；统一指挥电网的频率调整和电压调整；统一指导全网调度自动化和调度通信设备的运行；统一协调水电厂（站）水库蓄水的合理使用。
由于电网是依电压等级分层、依地域划分分区的一个巨型系统，因此必须分级管理。
所谓分级管理是指各级调度的分级负责制，在规定的调度管辖范围内具体的落实统一调度的各项要求。
统一调度、分级管理是一个不可分割的整体。
电网的安全要靠统一调度来保障，电能的质量要靠统一调度来保证，各方的经济效益要靠统一调度来发挥。
总之，统一调度、分级管理体现了电网运行的客观规律，符合我国社会主义市场经济的要求。
目前我国实行五级调度机制：
国家调度机构；跨省、自治区、直辖市调度机构；省、自治区、直辖市级调度机构；省辖市级调度机构；县级调度机构。
如图二所示。
国网总调
地区调度
省调
大区总调
县调度
跨大区枢纽
变电站及联络线
超大型火电厂
超大型水电厂
跨省枢纽
变电站及联络线
大型火电厂
大型水电厂
枢纽变电站及线路
火电厂
水电厂
变电站及线路
地方电厂
用户电厂
变电站及线路
地方小电厂
图二五级调度关系
为了使电网调度机构能够有效地指挥系统的运行和操作，系统内的主要设备均应列入调度管辖范围。
划分范围大体如下：
国网总调负责调度跨大区的联络线和起联网作用的超大型水电厂和火电厂；大区网调负责调度跨省联络线和相应的枢纽变电站以及起骨干作用的大型水、火电厂；省调负责调度省内所属的500千伏、220千伏线路和相应的枢纽变电站以及水、火电厂；地调负责调度110千伏及以下线路和相应的变电站以及地方电厂；县调负责调度35千伏及以下线路和相应的变电站以及地方小电厂。
国网总调、大区网调、省调、地调、县调在调度业务工作中是上下级关系，下级调度机构应服从上级调度机构的调度管理。
三电网调度应当符合社会主义市场经济的要求和电网运行的客观规律
电网调度应当符合社会主义市场经济的要求是与我国社会主义市场经济的体制一致的，其具体要求包括以下三个方面：
1电网调度工作要依据国家法律和法规进行，以保证调度工作的公平和公正。
2电能作为商品进入市场，以满足社会用电需要，应遵循价值规律。
3按照有关合同或者协议，保证发电、供电、用电等各有关方面的利益，使电力的生产、供应、使用各环节直接或间接地纳入市场经济的体系之中。
电网运行的客观规律是指电能生产输送使用过程中的内在规律性，内容有：
1同时性，即电能的生产、供应、使用是同时完成的。
2平衡性，即发电和用电任何时候都要保持平衡。
3电网事故发生突然，波及面大，影响严重。
4电网的发展越来越大，技术越来越复杂。
电网运行的这些客观规律要求电网运行的组织要严密，技术装置要先进完备，要通过统一调度才能合理的满足全社会的电力需求。
（二）调度管理的任务
电网调度管理的任务是组织、指挥、指导、协调电网运行，保证实现下列基本要求。
第一遵循资源优化配置原则，减少污染，充分发挥系统内的发、输、供电设备能力，最大限度地满足社会和人民生活用电需要。
第二保证电能质量（频率、电压和谐波分量等）符合国家规定的标准。
第三使整个电网连续、稳定、正常运行，保证供电的可靠性。
第四经济合理利用能源，使全电网在发电能源消耗率及网损率最小或供电成本最低的条件下运行。
第五依据有关合同或协议，维护发电、供电、用电等各方的合法权益。
围绕调度管理任务的基本要求，调度机构的主要工作大体如下：
第一编制和执行电网调度计划（运行方式）。
第二负责指挥电网设备的运行、操作和事故处理。
第三对所辖的继电保护和安全自动装置，以及电力通信和电网调度自动化设施负责运行管理，负责对下级调度机构所管辖的上述设备负责技术指导。
第四组织电力通信和电网调度自动化规划的编制工作，组织继电保护及安全自动装置规划的编制工作。
第五负责指挥全网的经济运行。
第六对电网的规划和设计提出意见，并参加审核工作。
针对调度管理任务的基本要求，下面重点讲述为用户提供优质、经济、稳定可靠电能的有关问题和工作。
一为用户提供优质的电能
现在不论城市与乡村，在辽阔的土地上，电已经同空气和水一样重要，一时一刻也不允许降低电的质量。
频率和电压是电能质量的指标，确保频率、电压在合格的范围内波动是调度部门的主要职责之一。
1频率的控制和管理
电力系统的频率是电网运行的一个重要参数，有功电力是影响频率波动的一个重要因素。
频率不仅是电能质量的指标，同时也是监视电网安全的指标，我国电能质量的标准是50Hz，GB／T15945—1995“电能质量—电力系统频率允许偏差”中规定：
电力系统正常频率偏差允许值为±o.2Hz，当系统容量较小时，偏差值可放宽到±0.5Hz，标准中没有说明系统容量大小的界限。
在“全国供用电规则”中规定：
电网容量在300万千瓦及以上者为±0.2Hz；电网容量在300万千瓦以下者为±0.5Hz。
DL5003—1991“电力系统调度自动化设计技术规程”中规定：
对于装机容量在300万千瓦及以上的电力系统为±0.1Hz，300万千瓦以下的为±0.2Hz。
实际运行中，全国各大电力系统都保持在不大于±0.1Hz的范围内。
频率的波动反映了网内并列发电机转速的变动：
n=60f／p
其中n发电机的转速转／分
P发电机的极对数，汽轮发电机p=1
f系统频率
当f=50Hz时，汽轮发电机的转速为3000转/分，如频率高于标准频率，说明发电机转速高于其额定转速，反之，说明发电机的转速低于其额定转速。
实际上系统频率常有变化，这是因为事故引起系统紊乱产生频率的波动，在技术上是不可避免的；电源出力完全跟上负荷的变化，在技术上也是不可能的；更重要的一个因素是当电力紧张计划用电不落实时可能造成电网低频率运行。
频率的降低，会给电力系统的安全带来威胁，因为发电厂的辅机（如送风机，引风机，循环水泵，给水泵）的出力，与频率下降成三次方或高次方的关系下降，结果造成发电机出力下降，使系统的频率进一步降低，形成恶性循环，严重时会造成频率崩溃。
频率下降，又使系统电压降低，增加网损并影响发电机辅机和用户用电设备的正常运转，严重时会发生电压崩溃。
电网长期低频率运行，将造成汽轮机叶片断裂，设备损坏，“文革”期间全国性的低频率运行造成大批汽轮机断叶片，就是深刻的教训。
所以维持电网正常频率是值班调度人员的重要任务，为此，要做好下面几项主要工作：
（1）负荷电源平衡
安排足够的电源，从电力和电量上都满足负荷曲线的需要，是确保系统频率合格的基础。
负荷的预测分长期，月（季），日三种类别。
长期的负荷预测是电力发展规划的基础；月（季）负荷预测是安排发送变电设备检修计划的前提；日负荷预测则是编制次日发电计划的首要条件。
日负荷应分24小时预测，据以编出日负荷曲线。
影响日负荷曲线的因素有：
工业生产及其活动的规律，农业用电情况，季节变化，气象条件，节假日和电视节目等，一般要求最大负荷误差不超过2%，电量误差不超过1%。
根据日负荷曲线编制次日发电计划。
所谓安排足够的电源是指要留有一定的备用容量：
1）负荷备用容量：
电力生产的特点是产供销同时完成，对时刻变化的用电需要，是通过随时调整发电机出力来保持供需平衡的。
因此为了适应负荷的变化和负荷预计的误差，日发电计划内要有负荷备用容量，即接于母线的可以随时调用的旋转备用容量，其大小为最大负荷的2%—5%，低值适用于大电网，高值适用于小电网。
2）事故备用容量：
是指在规定时间内（例如10分钟）可供调用的备用容量，其中至少有一部分（例如50%）是在系统频率下降时能自动投入工作的备用容量，其大小为最大负荷的10%左右，但不能小于系统一台最大机组的容量。
3）检修备用容量：
结合系统负荷特点，水火电比重，设备质量，检修水平等情况确定，以满足周期性的检修所有运行机组的要求，一般为最大负荷的8%—15%。
如果备用容量不足，发生不合格频率的几率或可能限电的情况
就大；如果备用容量过大，投资相应增大，经济性就差。
（2）频率的控制：
在日常调度中，分配给发电厂的发电任务要考虑安全经济运行。
核电和火电中间再热机组带基础负荷；热效率较低的高温高压火电机组带腰荷；水电调峰；抽水蓄能机组带尖峰负荷。
为满足用户用电并确保电网有合格的频率，要求网内发电机组高峰时出力能顶的上去，低谷时出力能压的下来。
从运行特性来说，水电机组跟随性好，无起停损失，而且也无最低负荷的限制，它可以在一分钟左右从零带到额定出力。
火电机组特别是高温高压和中间再热机组，如急剧的改变负荷，则有产生很大热应力的危险，它即使处于热备用状态，也只能每分钟增加2%—3%的负荷，从容许的最低负荷讲，火电机组的最低出力是额定出力的60%—70%，再降低运行就很困难了。
所以网内建设适量的抽水蓄能电站和适当比例的水电厂对系统安全优质运行是非常有利的。
电力系统的自动频率控制可分解为三级，各级之间功能互补、相辅相成。
其中一次调频是负荷、发电机对电网频率变化作出的自动响应，由发电机的调速系统完成，主要针对变化周期短（10s以内）变化幅度小的负荷分量；二次调频主要是电网调度中心的自动发电控制（AGC）软件通过远动通道对发电机有功出力进行控制，由于现代的火电机组普遍采用了协调控制系统，从而能快速恢复频率偏移，针对变化周期较长（一般10s—3min）、变化幅度较大的负荷分量；三级调频就是备用管理、调峰、经济调度等，通过优化方法对发电厂有功出力进行经济分配，主要针对变化缓慢且幅度大的负荷分量，例如由于气象条件、作息制度、人们生活规律等引起的负荷变化。
当电力系统发生大扰动时，即发电功率与负荷发生严重不平衡时，电网频率的恢复需要三级频率控制的协调运作。
当不具备自动调频须手动调频时，调度员必须掌握负荷随频率变化而变化的特性，这个特性叫负荷的频率静态特性，其定义为：
K=P℅／f℅
K称谓负荷的频率调节效应系数；它就是负荷变化的百分数（以额定频率时的负荷为基准值）与频率变化的百分数（以额定频率为基准值）的比值。
对电力系统来说，K=1%－3%，一般取2.5%，亦即当系统频率降低1%时，负荷相应降低2.5%，也就是说频率降低（升高）一个周波（1HZ），系统的负荷将减少（增加）5%.
K是调度员必须掌握的一个数据，通常可用实验方法或计算手段求得。
它是频率调整和电力系统自动低频减负荷方案及事故拉闸限电的计算依据。
要维持电力系统频率合格，还与其他一系列调度运行管理有关。
例如具体落实日调度计划时，要有准确的次日预计负荷；要合理的安排发电厂的运行方式；要核定发电机组的最大出力和最低技术出力；要留有足够的调峰容量和调频容量等。
（3频率异常时的处理：
电力系统在运行中失去大电源，或者受电地区网与主系统解列，都会引起系统或解列地区网频率严重下降。
如果措施不当，可能导致频率崩溃，造成大面积停电。
为了防止出现上述情况，须采取频率紧急控制措施：
第一系统低频率时，将调相运行的水轮发电机改为发电运行，并自动启动备用中的水轮发电机组。
第二低频率减负荷装置（低周减载）准确自动的减除部分负荷。
第三编制“事故拉闸顺序表”，在系统频率严重降低危及系统和发电厂安全运行时，按规程规定手动切除部分负荷。
第四制定低频率时的保发电厂厂用电措施。
综上所述，维持频率合格的主要工作如图三所示。
频率合格
负荷
调正
电源
预计准确
维持正常频率
有充足备用容量
图三维持频率合格的工作
2电压的控制和管理
电力系统的电压是电网运行的另一个重要参数，它和频率的区别为：
系统内只有一个频率，亦即网内各处的频率是相同的，调频是调全网的频率；而网内各点的电压值不同，调压是调局部网络的电压。
电压质量对电网安全运行，降低线路损失，保证各行业安全生产，提高产品质量，降低用电单耗都有直接影响。
无功电力是影响电压质量的一个重要因素，电压的调整实际上是无功功率的调整，其目标应是维持用户供电电压质量符合标准，在电力系统正常情况下，其允许偏差如下：
（1）35千伏及以上用户供电电压正负偏差绝对值之和不超过额定电压的10%。
（2）10千伏及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的±7%。
（3）220伏单相供电电压允许偏差为额定电压的+7%，－10%。
电压调整和频率调正一样，也是调度部门的一项主要工作。
通常由于电力系统用户负荷及线路输送功率的缓慢变化，电网内的电压也会发生偏移，为了确保系统各点有合格的电压，调度与有关部门应做好以下工作：
（1）安排足够的无功电源，这是确保电压质量的基础。
无功电源包括：
发电机实际可调的无功出力、线路充电功率、电业部门和用户的无功补偿设备容量。
220千伏及以下电网的无功电源安装总容量应大于电网最大自然无功负荷，一般可按1.15倍计算。
所谓自然无功负荷是指用户补偿前的无功负荷、发电厂（变电所）厂用无功负荷、各级电压网络中变压器和电抗器以及线路的无功损耗之总和。
那么电网的最大无功负荷是多少呢？
在220千伏及以下系统可按下式计算：
Qd=KPd
式中：
Qd电网最大的自然无功负荷Kvar;
Pd电网最大的有功负荷KW
K电网最大自然无功系数。
K值与电网结构、变压级数、负荷组成、负荷水平及负荷电压特性等因素有关，应经过实测和计算确定。
对于变压级数为220／110／35／10千伏的220KV系统，K值大约为1.25－1.4。
由此可以算出220千伏及以下电网的容性无功补偿设备的总容量：
Qc＝1.15Qd－Qg－Qr－QL
式中QC容性无功补偿设备总容量；
Qd最大自然无功负荷；
Qg本网发电机的无功功率；
Qr主网和邻网输入的无功功率；
QL线路和电缆的充电功率。
电网的无功补偿水平用无功补偿度表示：
Wb＝QC／Pd
式中Wb无功补偿度，Kvar／Kw
Qc容性无功补偿设备容量，Kvar
Pd最大有功负荷，Kw
无功补偿配置的的原则是分（电压）层分（供电）区，就地平衡，避免无功电力在各级电压和不同地区间的的相互窜动。
330千伏及以上电压等级的线路充电功率大，例如500千伏线路每百公里的充电功率在100Mvar以上，这样大的无功窜动不仅增大有功损耗，而且会使系统电压升高并可能引起破坏性的过电压，所以超高压线路的充电功率是不能用的。
为了安全可控的运行，330～500千伏电网都配置高低压并联电抗器，以补偿超高压线路的充电功率。
一般情况下，高低压并联电抗器的总容量不宜低于线路充电功率的90﹪。
330～550千伏电网的受端系统，应按输入有功容量相应配套安装无功补偿设备，其容量（kvar）宜按输入容量（kw）的40﹪～50﹪计算，分别安装在由其供电的220千伏及以下的变电所中。
（2）电压的控制：
电压的控制是一个比频率控制更为复杂的问题，因为电网中每一个节点的电压都不相同，用户对电压的要求也不一样，所以不可能在系统一、两处调正就能满足每一个节点的电压要求。
调度通常选择一些有代表性的电厂、变电站作为电压监视的中枢点，如果这些点的电压质量符合要求，其他各点的电压质量基本上也能满足要求。
电压监视中枢点通常选择在区域性水、火电厂的高压母线；有大量地方性负荷的发电厂母线以及枢纽变电所的二次母线。
那么这些中枢点电压允许变化的上下限怎么确定呢?
对于一个电压中枢点控制多个负荷点电压的情况，可以从这些负荷点中选择一个电压最低的和一个电压最高的点，当中枢点的电压上下限满足这两个用户的要求时，其他各点的电压基本上均能满足。
实际的计算并不这么简单，它要根据各负荷点的日负荷曲线和对电压质量的要求，进行一系列潮流计算及电压控制方式等分析研究，最后才能得出这些中枢点允许电压偏移上下限曲线。
电压的调正必须根据系统的具体要求，在不同的节点采用不同的方法，具体有：
增减无功电源进行调压，例如发电机、调相机、投切并联电容器、并联电抗器的调压；改变无功功率的重新分配进行调压，如调正变压器分接头的调压；改变网络参数进行调压，如串联电容器、停、投并列运行变压器的调压等。
以省网为例，值班调度员在线电压管理如图四所示。
指挥、监督、考核中枢变电站监视点母线电压调整
指挥、监督、考核地区变电站监视点母线电压调整
指挥、监督、考核县属变电站监视点母线电压调整
指挥、监督、考核省直调电厂监控点母线电压调整
指挥、监督、考核地区调电厂监控点母线电压调整
指挥、监督、考核县调调电厂监控点母线电压调整
省调
值班调度员
地调
值班调度员
县调
值班调度员
图四“在线”电压管理程序图
1）发电机调压：
发电机既是系统的有功功率电源，又是最基本的无功功率电源，调节原动机功率，可改变发电机的有功功率输出；调节发电机转子励磁电流，则能改变发电机无功功率输出。
发电机有功、无功和视在功率由其有功、无功关系曲线（即P–Q曲线）来确定。
发电厂各机组的实际P–Q曲线要报所属调度机构备案，调度机构要定期编制和下达发电厂高压母线电压曲线（或无功曲线），对发电厂运行的最高力率（包括是否可以进相运行）做出规定，对发电机失磁保护、强励装置、强励限制和低励限制也实行调度管理。
2）可投切的并联电容器调压:
并联电容补偿调压是通过在负荷侧安装并联电容器来提高负荷的功率因数，以便减少通过输电线上的无功功率来达到调压目的。
并联电容器是目前电网无功补偿的主要设备，其优点是能降低网损，且体积小，便于分散的安装在靠近负荷中心的地方，可根据负荷变化而拆迁，维护亦较方便。
缺点是只能发出无功功率，不能吸收无功功率，由于并联电容器的无功出力与电压平方成正比，：
当系统电压低，需要增加无功时，电容器的无功出力反而减少；当系统电压高时，无功出力却显著增大，其无功出力与系统电压呈反调节特性。
此外，电容器的投切可能引起过电压。
3）静止补偿器调压：
静止补偿器是近年来发展起来的一种动态大功率补偿装置，它的特点是调节速度高，运行维护工作量小、可靠性高。
静止补偿器是将可控电抗器与电容器并联使用。
电容器可发出无功功率，可控电抗器可吸收无功功率。
根据负荷变动情况，静止补偿器可以迅速改变输出的无功功率保持母线电压恒定。
4）利用变压器分接头进行调压：
利用变压器分接头调压是电网的主要调压手段之一。
及时调整有载变压器分头对保证系统电压质量有很大的作用。
但变压器分头调压不能增减系统的无功，它只能改变无功功率的分布，因此只有在系统无功电源充沛的前提下，利用变压器分头调压才是合理的，当整个系统普遍缺少无功时，不可能用改变分头的办法来提高用户的电压水平。
近十几年来，电网发展很快，500千伏已形成了骨干网架，220千伏降压变压器普遍采用了调正范围为±8×1.25的有载调压，其分接开关额定分头电压亦即高压侧绕组的额定电压，其选择要考虑下列因素：
1符合系统正常的实际电压水平，保证有足够的调正余度，并能使变压器二、三次实际电压在允许的偏移范围。
2为降低网损，一次系统的电压应在上线运行。
3除个别情况外（例如220千伏变压器安装在发电厂的送电端或系统的末端以及安装在扩建的变电站），各变压器的额定电压应有一致的标准。
除上述的调正手段外，还有其他调压措施，如串联电容调压；调相机调压等。
总之，要保证用户电压合乎要求，要扩充设备，加大导线截面，提高系统电压，合理的调正潮流，适当的配置调压装置等。
以上传统的无功电压的调整控制是采用分散调节的方式，不但调度和运行人员的工作繁重，而且各厂站只依靠本地的信息进行调节，控制是分散的、局部的，无论是控制目标还是控制手段都集中在很小的范围内，对整个电网缺乏全局的考虑。
因此，在计算机、通信技术飞速发展的现代，建设自动电压控制（AVC）系统，以优化调度无功电压调控资源，完善对电网无功电压的综合决策，提高电能质量、电网安全和经济运行能力，减轻调度运行人员的工作量，成了调度部门新的的课题。
上世纪七十年代，法国、意大利等欧洲国家研制开发AVC，八十年代在电力系统中实际应用。
九十年代我国网调和省调的自动化硬件具备了实时数据采集和闭环控制的能力，基础好的省调已建立了完备的电力数据通信网络，利用SCADA的遥测遥信功能可以在控制中心采集母线电压、发电机出力、线路潮流、断路器和隔离开关位置等状态信息；通过其遥控遥调功能可以在控制中心完成发电机出力调整、电容电抗器投切、变压器分头位置升降等控制操作。
此时
升级会员 