调度自动化管理

调度自动化管理（精选11篇）

调度自动化管理 篇1

电力系统运输过程中电力调度是十分重要的工作, 有效的实施电力调度工作可以很好的保障系统稳定、安全的运行, 保证能够给用户提供安全的供电, 促使可以顺利的进行供电, 保证能够正常给企业和居民提供所需要的供电, 从而有效的缓解供电的压力, 能够在一定程度上促进经济的发展。由于国民经济的发展和进步, 对于用电量的需求越来越多, 提高电力调度自动化的管理对于电力行业的发展具有重要作用。

一、电力调度自动化管理存在的问题

电力调度自动化管理是保证系统稳定运行的前提, 可以确保供电的质量, 利用电力调度自动化管理可以尽可能降低由于人为导致的系统安全隐患。

(一) 管理力度不足。

目前国内电力系统运行的时候, 大部分已经基本达到了能够进行电力系统调度自动化管理, 但是因为发展的比较晚, 还处于发展起步阶段, 因此, 在管理的时候经常会出现很多问题, 而且也没有一定的电力调度管理规范和指标, 导致管理应用没有足够力度, 在一定程度上会干扰系统的运行, 制约企业的发展。所以, 需要对电力系统实施具有一定针对性的实用政策, 提高管理应用力度, 提高基层企业管理电力系统自动化调度的力度。

(二) 自动化调度设备不足。

在管理电子系统调度自动化过程中, 设备是必要的基本设施, 在应用自动化电力调度的时候需要利用先进单位设备为基本条件, 例如, 在系统报警和温度检测方面, 会适当的使用现代化自动化设备。但是, 目前还有很多企业不是十分重视, 因此, 使其缺少自动化设备, 需要不断提高管理力度和水平。

(三) 管理人员素质不高。

想要更好的进行电力调度自动化管理, 需要专业的管理人员, 所以, 管理人员的自动化管理素质以及管理水平的高低与整个系统的管理息息相关。针对现阶段国内水平来说, 很多技术人员的需要不断提高自身的管理水平, 目前自身掌握的自动化调度知识不是很高, 不能及时有效的解决管理中出现的问题, 从而破坏整个系统的稳定运行, 因此, 应该更加重视电力自动化调度。

二、电力调度自动化管理的对策

经过分析电力系统自动化过程, 可以看出现阶段管理中存在的问题还是有很多方面的, 因此, 需要电力企业针对发展的实际情况, 不断提高管理自动化调度的力度, 提高自动化调度管理的技术和水平。

(一) 加强管理的监控工作。

为了能够确保电力系统具有良好的自动化调度管理体系, 提高电力系统电力调度自动化管理水平, 需要不断提高电力系统的监控技术, 因此, 需要保证在安装监控设备的时候必须到位, 提高整体系统的监控技术。此外, 还需要不断提高自动化调度技术, 提高监控力度, 从而确保具有稳定运行系统, 对于运行中发生的问题进行严格控制, 保证系统可以安全稳定的运行。同时, 需要在监控的时候, 合理的进行收集信息, 保证能够全程进行监督, 确保系统收集的信息具有一定的有效性和准确性。适当的增加监控力度, 可以有效的增加人机互动质量, 系统可以十分精确的处理系统数据信息, 及时提出合理的解决方式, 保证能够高质量运行。

(二) 加强系统安全。

为了可以更好的符合人们生活以及生产对于用电量的实际需求, 就需要保证系统整体运行的安全性, 因此, 在电力系统自动化调度的时候, 电力企业需要全面分析系统安全, 特别是对提高系统的计算和模拟, 从而确保能够科学合理的分析和确定安全运行的危险以及运行实际范围, 提出合理的解决方案, 最大限度的降低安全隐患, 保证系统的整体安全。

(三) 优化电力自动化调度的设备。

电力企业需要在管理的过程中, 使用一些具有现代化水准的先进设备, 为确保具有高的管理水平提供保障, 因此, 需要不断提高投入电力系统自动化调度的力度, 此外, 还需要不断完善和改进自动化调度管理, 使用现代技术以及自动化设备, 为达到最好的设备管理提供保障。例如, 在应用电力系统自动化调度管理的时候, 需要严格观测和检测系统整体运行的情况、自动化设备运行情况以及机房内部温度和湿度, 合理的进行分析和总结, 并且进行定期检测, 以便于可以不断优化管理环境, 为安全运行提供保障。

(四) 增强相关工作人员的素养。

电力企业应该不断对相关人员进行培训, 保证施工人员能够充分掌握目前电力调度设备的规范操作和信息, 组建具有高水平的自动化调度管理团队, 不断培养相关人员的自身素质。此外, 还需要不断提高操作人员的责任意识, 摆正工作态度, 尽可能避免由于人为原因影响系统的运行。

(五) 科学分析调度策略。

在电力调度自动化运行的时候, 需要使用合理、科学、经济的方式进行调度, 这也是确保系统可以稳定运行的关键。在实际调度的时候, 需要不断完善调度策略, 充分满足容量和自身电能质量, 以控制电力系统网络损失。将有功功率平衡条件为基础, 以便于可以利用最低的运行燃料费以及成本来保证系统的稳定运行, 从而能够科学分配电机组的负荷参数, 以便于能够达到具有可靠性终端用户的目的。上述都是能够安全、经济的调度电力系统的关键, 需要相关操作人员结合实际运行状况, 满足系统安全、可靠运行的基本条件, 合理分配系统运行中的有功负荷, 以便起到能够有效的控制和管理电力系统自动化调度的目的, 从而可以促进社会经济的发展和进步。

结语

总而言之, 电力调度自动化管理对于电力企业电力系统的发展以及企业经济的效益具有一定的作用, 可以在一定程度上促进电力事业的发展, 增加系统的稳定性, 保障系统可以顺利的进行供电, 满足社会以及经济发展的实际需求, 所以, 电力企业在发展的过程中电力自动化调度管理为经济发展提供一定保障。

摘要：随着人们生活水平的提高, 大力建设基础能源设施, 基础设施是否能够稳定的运行对于电力系统具有一定影响。由于电力系统的覆盖面积越来越广泛, 会遭受到很多外在因素的影响, 想要保障电力系统可以稳定安全的运行, 就需要实施电力调度自动化管理。这种方式可以在一定程度上增加系统的稳定性, 虽然取得了一定成绩, 但是由于电力系统电力调度自动化管理起步比较晚, 没有很高的管理水平, 需要全面分析, 找到有效的解决方式, 以便于可以提高自动化管理水平, 促进电力系统的发展。本文主要分析了电力调度的自动化管理。

关键词：电力调度,自动化管理,电力系统

参考文献

[1]林玉珍.关于优化电力系统电力调度自动化管理的措施探讨[J].中国电子商务, 2014 (22) :80.

[2]张晓彬.有关电力系统电力调度自动化管理对策分析[J].中国电子商务, 2014 (03) :133.

调度自动化管理 篇2

1.适用范围

本办法适用于西双版纳电网各级调度机构

2.规范性引用文件

2.1 《云南电网调度管理规程》

2.2 《云南电网设备检修调度管理标准》

2.3 《西双版纳调度管理规程》

3.内容

3.1为规范西双版纳电网调度自动化检修管理工作，减少自动化设备停电次数和时间，降低自动化检修对调度工作的影响，依据《云南电网调度管理规程》、《云南电网设备检修调度管理标准》及《西双版纳调度管理规程》等有关规定，结合西双版纳电网调度自动化检修管理的经验与惯例，特制定本办法。本办法由西双版纳供电局调度中心负责解释。

3.2 属地调调度管辖的自动化设备，均需按照本办法执行。西双版纳供电局各部门、各县级供电公司、电厂相关自动化管理及运行人员，应严格按照本办法开展调度自动化设备的计划检修工作。

3.3 本办法中的调度自动化检修，即指为保证电网调度自动化信息的完整、连续和准确所进行的自动化设备的维护、检修与处理。

3.4 电网调度自动化设备包括主站端设备和厂站端设备。

3.4.1.主站端设备主要包括能量管理系统（EMS）、电能量计量系统、水调自动化系统、电力系统实时动态功角监测系统、调度生产管理信息系统（DMIS）、继电保护故障信息管理系统、相关辅助系统（如调度模拟屏、UPS电源系统、空调系统）等系统相关设备。

3.5 厂站端设备主要包括：

3.5.1.远方终端装置（RTU）及相关设备（包括电源设备、连续电缆、屏柜、防雷设备等）。

3.5.2.厂站计算机监控系统、变电站综合自动化系统等相关设备。

3.5.3.变送器、交流采样测控单元及相应的二次测量回路。4.电能量采集终端及相关设备（包括电源设备、连接电缆、通信线、调制解调器、防雷设备等），智能电能表计的通信接口。

3.5.4.电力调度数据网络设备（包括路由器、调制解调器、通信接口装置、交换机或集线器等）及其连接电缆，自动化设备到通信设备配线架端子间的专用通信电缆及安全防护设备。

3.5.5.自动化设备专用的电源设备及其连接电缆。

3.5.6.与保护设备、站内监控系统、数据通信系统、电厂监控系统等接口设备。

3.5.7.接入调度自动化系统的相关测量装置（PMU）及其相关设备（包括装置本体、输入输出回路、通信接口、电源等）。

3.6 在调度自动化设备（含自动化通道）上的维护或检修工作，应向相应调度机构提出申请，并在申请中明确对调度自动化数据的影响程度及范围，由相应调度机构自动化部门批准。

3.7 自动化设备维护或检修工作开始前，现场工作人员必须采取措施，防止与现场一次设备实际运行值不一致的错误数据上传到相应调度机构自动化系统，防止因厂站自动化设备原因导致的误调、误控等。同时必须电话征得相关调度机构自动化值班人员同意后，方可开始工作。自动化设备维护或检修工作结束时，现场工作人员必须与相应调度机构自动化值班人员确认所涉及的自动化数据或设备已恢复正常。

3.8 调度自动化设备因缺陷、故障、异常等原因需紧急处理等可直接向相应调度机构自动化人员口头申请，自动化人员根据实际情况予以批复，必要时须征询相关专业意见后予以批复。

3.9 电网一次接线发生变化时，调度自动化系统运行管理部门应根据有关部门提供的资料及调度等相关使用部门提出的要求及时修改数据库、画面、报表、调度大屏接线图等，并修改向有关用户转发的信息。

3.10 调度自动化系统的使用部门或人员发现调度自动化系统信息有误或功能异常时，应及时通知相关自动化值班人员进行处理。

调度自动化管理 篇3

电力调度自动化的应用对各个行业的管理都带来了很大的利益，不仅提高了电力调控的工作效率，而且带来了较大的经济利益和社会效益，因此对电力调度自动化的安全问题更加的重视，对于安全问题的管理也越来越严格。电力调度自动化机房的管理有几个方面，其中最重要的是安全管理，如果安全管理存在问题，将会直接影响到电力调度自动化系统的运行。虽然当前我国已经对电力调度自动化机房的安全管理采取了一定的措施但仍然存在一些问题，接下来就是对机房安全管理的现状进行的分析，以及相应的原因及措施。

一、电力调度自动化机房安全管理的现状

（一）硬件设备现状

电力调度自动化机房内的硬件设备主要是键盘，鼠标以及显示器这类外部设备，这类外部设备一方面会给机房空间造成问题，另一方面由于硬件设备较多需要维护的地方也随之增加这给工作人员增加了工作压力，一定程度上会降低工作效率。此外

另外硬件设备容易造成安全隐患，主要是因为机房内的机器运行时会发热，当达到一定温度时不仅会损坏机器甚至会导致火灾。

（二）软件设备现状

1.存在病毒感染的隐患

由于机房内的电力调度自动化系统与调度中心的系统是通过路由器进行连接的，两者之间的操作自由度较高，能够相互访问并且进行数据的修改，同时还可以通过网桥与MIS系统进行连接，由于MIS系统是与外部的互联网连接的，所以容易感染病毒，当MIS系统感染了病毒后，机房内的系统就都有可能受到病毒的侵害，导致整个系统的瘫痪。

2.系统本身存在的漏洞

由于系统的人机界面是由操作系统作为平台，所以系统自身存在的漏洞是不可避免的。首先如果没有及时的进行安全补丁或者系统升级的安装，都有可能导致不法用户对机房电力调度自动化系统进行入侵，对机房内的系统造成危害；其次，由于操作系统都是在防火墙跟路由器的保护下运行的，所以如果安全策略存在不合理的设置，会在一定程度上影响到防火墙跟路由器的保护功能；另外，当内部使用的电子邮件系统在运行或者维护时，外部邮件会带来病毒从而侵略系统，影响系统的安全性。

3.系统的安全防护机制不完善

大部分的电力调度自动化系统都是与电能计量、EMS扩展等其他的电网生产管理的调度系统都是直接相连的，中间并不存在一些安全隔离结构而且相连的端口很多，这就容易存在安全隐患。另外由于机房的电力调度自动化系统与MIS系统之间也没有安全隔离结构，整个系统结构中，系统独立的边界比较模糊，网络的拓扑结构也较为混乱，整个系统的安全防护机制不完善，导致系统之间的数据与信息都会存在泄漏的风险，危险系数随之增加。

二、电力调度自动化系统问题存在的原因以及相应措施

（一）硬件设备的问题

1.存在原因的分析

硬件存在问题的主要原因是硬件设备的发展速度较慢，跟不上系统的发展速度，另外，机房内的系统拓扑结构安排不合理导致机房内的各种硬件设备数量较多，从而容易产生一些空间上的问题；最后是资金问题，任何事物的发展都离不开资金的支持，没有充足的资金，硬件设备也不能换成最新最好的。

2.解决硬件问题的措施

对于硬件发展较慢的问题，唯一的解决措施就是依赖于研究人员的技术，可以对研究人员进行技术的提升培训，尽早研发出最适合机房内系统的硬件设备；对于系统拓扑结构安排不合理的问题，可以请专业人员对系统的拓扑结构进行调整，研究出一个合理的，所用硬件设备数量少的拓扑结构的安排方案；对于资金问题，一种方式是可以向上级申请拨款，另一种方式是可以拉赞助，可以通过这两种方式来增加解决硬件问题的资金。

（二）软件设备的问题

1.病毒感染问题存在的原因分析及相应措施

机房内的电力调度自动化系统之所以容易感染病毒，是因为该系统与MIS系统连接而MIS系统又与外界的互联网相连接，外界的互联网容易感染到病毒，间接使得机房系统容易存在病毒感染的隐患。

对容易产生病毒感染问题的解决，可以在机房电力调度自动化系统与MIS系统的连接之间增加病毒的安全防护措施，例如加一个杀毒、防毒的软件，减小病毒进入机房系统的几率。

2.系统本身的漏洞问题的分析及相应措施

系统本身的漏洞问题是不可避免的，主要原因在于系统研发时存在的未解决的问题，这些问题在当时的科技水平下无法得到解决，只能随着科技的发展，慢慢进行完善。

系统的漏洞问题虽然无法从根本上解决问题，但是可以通过一些措施来减少问题的产生，像及时的安装安全补丁或者升级来降低不法分子能对系统进行入侵的可能性；其次要建立多层的安全防护体系，合理的设置安全策略，保证防火墙与路由器的保护功能，防范黑客与病毒的入侵；最后当进行内部网络隔离的措施时，断开互联网的连接，停止电子邮件的服务，防止外部邮件带来病毒危害整个系统。

3.系统安全防护机制不完善问题的分析及解决措施

系统安全防护机制不完善存在的主要原因是整个系统的结构比较混乱，包括安全隔离结构不完整、系统独立的边界也比较模糊等问题。

由于该问题最终导致的结果是数据与信息的丢失，因此可以在数据与信息上采取保护措施，像及时进行数据的备份，避免由于硬件或者人为的原因造成数据的丢失，同时可以防止不法分子的入侵导致数据的破坏。另外要调整整个系统的结构，根据现实需要合理安排设备，增加安全隔离结构，确定系统独立的边界。

三、总结

电力调度自动化系统早已成为电力产业中的一大重要组成部分，正由于该系统的重要作用，所以更需要重视安全问题。本文主要论述的是电力调度自动化机房的安全管理，分析了如今的现状即存在的问题，并对问题提出了相应的措施。

参考文献

[1]梁敏.电力调度自动化网络安全与现实的研究[J].科技创新导报，2013，25：3.

[2]杨然.电力调度自动化中安全管理与网络的维护手段分析[J].科技风，2012，22：151.

[3]康岩，白洋.电力调度自动化系统的发展现状分析[J].科技传播，2011，05：51.

县级电网调度自动化安全管理 篇4

一、运行控制

(1) 措施与方案:调度自动化系统运行控制管理主要是根据系统对安全性、可靠性、实时性、保密性等方面的不同特殊要求, 从各个方面, 如机房清扫、防火、防尘、温湿度控制、不间断电源系统、计算机操作系统、网络系统维护出发, 制定完善的运行管理方案。从而实现运行工况下的安全生产全过程控制, 有机地把岗位责任制度、设备责任制度、巡回检查制度、设备定期试验轮换制度、操作票工作票制度、安全监护制度、设备缺陷管理制度、反措管理制度等结合在一起。使“责任到位、操作到位、压力到位、监督到位”的要求充分建立在调度自动化安全管理运行网络之中。保证主、分站自动化设备软硬件不发生任何故障, 以确保电网安全运行。

(2) 运行维护:调度自动化日常运行维护与管理的好坏, 直接影响着该系统的安全, 是调度自动化安全管理的重中之重。根据运行安全管理体系, 按照标准、规范、规程、制度进行维护管理。努力提高自动化人员的运行维护技能, 及时处理缺陷, 完善调度自动化功能。除了对主站和分站的日常巡视、维护外, 每年春、秋季变电站设备检修时, 还要对自动化系统的所有“四遥”信息进行了联网校验, 使各类数据更准确、可靠。

(3) 应急准备与响应:为保证调度自动化系统在遭受自然灾害、电网大面积停电等突发事件时提供可靠的信息保障, 以及处置调度自动化系统严重故障事件, 防止发生对电网安全运行可能构成的重大影响和严重威胁事件。针对实际情况, 制定应急准备与响应计划, 主动评价潜在的事故隐患, 识别应急响应需求, 以减少和预防可能引发的事故, 确保调度自动化系统和电网安全。

二、作业控制

(1) 危险点预控:为保证人员、设备安全, 在作业前必须组织有经验的人员进行讨论, 根据以往的工作经验, 预想可能存在的危险点, 进行分析, 针对分析结果制定组织、技术、安全等防范措施。

(2) 作业指导书:根据现场实际情况, 在作业前编制调度自动化设备施工作业指导书。编制时, 围绕人身安全、设备安全、工期、工艺及质量控制等方面的需要, 以安全生产规程、反事故措施、设备检修工艺导则和施工验收规范等有关规定为依据, 以作业过程的组织、技术、安全管理为中心, 制定相应的安全及质量控制措施, 并在作业过程中严格执行。作业指导书的制定使用, 使业务流程衔接紧密, 作业过程运行流畅、安全有序。

(3) 主站作业控制:在调度自动化主站绘图、“四遥”信息数据库录入是确保自动化安全运行的关键点, 也是进行主、分站综自联调的重要依据。在作业前首先对数据库、重要数据备份, 严格按作业指导书进行操作。作业完成, 对作业涉及的内容进行逐一检查, 如名称的定义、设备的联接、图形的视觉效果、“四遥”试验等, 确保所有数据准确无误。

(4) 分站作业控制:接线作业施工前, 按已审定的施工方案和安全技术措施, 向全体施工人员进行安全、技术交底, 并全部签字确认。施工时, 施工人员严格按照标准化作业指导书和已审定正确的图纸进行作业, 避免错接、乱接、漏接、误碰等情况发生。每接一个工作单元都要由专人监护、复核, 确认无误后才继续下一单元。

三、人员管理

(1) 责任:安全管理的主要对象是人, 为了实现调度自动化安全管理目标, 必须建立健全安全生产责任制, 每位员工都要承担应有的安全责任。严格按照“三级控制”的原则, 明确本班、本岗位的安全目标和控制责任。安全生产责任状则把履行安全生产“级级有责、人人有责”的法定责任, 以保证书的形式确定下来。

(2) 意识:为提高全员安全意识, 定期进行规章制度的学习、安全培训讲座和安全活动, 严格落实各项安全制度, 规范各类操作行为。对人员进行安全思想、安全技术、安全纪律、安全生产法制等教育, 重点培养和提高人员的安全意识和安全素质, 掌握安全操作技能知识和专业安全技术, 更好地完成各项任务。

(3) 学习:每周组织好安全日活动, 紧紧围绕安全工作, 全面分析安全现状, 联系实际, 做到活动有内容、有记录、在实效, 针对性强。如认真学习安全规章制度、安全条例、事故通报、安全简报等, 提出针对性的防范措施。

(4) 作业:作业时, 要及时召开班前会、班中会、班后会, 做到班前会讲安全、班中查安全、班后会总结安全。每周、每月和季节更换时期都要及时进行自查、总结、评比, 对在运行、作业中出现的操作方法、人员的责任到位情况、设备的缺陷、“两票三制”执行情况、“两措”落实情况进行统计, 增强班组成员的安全生产意识, 对问题遗漏与堆积起到及时预防作用。

(5) 培训:制定安全培训计划, 加大业务培训力度, 打造“学习型”、“创新型”班组, 营造良好的学习氛围, 把自动化人员培养成高水平、高素质、技术全面的专业人才。使每名成员对各子系统熟练掌握, 充分了解它们的原理和联系, 清楚每一部分发生故障后给整个系统带来的后果, 利用系统工程的相关性和综合性原理, 分析判断自动化系统的故障。定期组织班组人员对系统进行事故预想、反事故演习、安全性评价、技术性分析、预防性测试和考核工作, 提高防范事故风险的能力, 自动化信号及采集数据正确, 确保调度自动化系统无缺陷运行, 为调度人员擦亮眼睛。

四、二次安全防护管理

(1) 防护:按照“安全分区, 网络专用, 横向隔离, 纵向认证”的总体策略, 采取措施抵御黑客、病毒等通过各种形式对系统发起的恶意破坏和攻击, 防止其作为跳板攻击其它运行系统, 特别是实时控制系统。保护公司各运行系统的实时和历史数据, 主要防止数据被非授权修改和删除以及重大的非法操作。规范内部人员的工作行为, 建立完善各项安全防护规章制度, 特别是机房管理制度以及病毒防护制度, 提高调度自动化二次防护系统的整体安全管理水平。

(2) 主要措施:制定完善相关安全管理制度, 采取措施, 加强考核与监督;实行网络专用, 并定期更改服务器密码。定期不定期对整个系统进行安全评估与安全事故预想。确定安全区边界, 采用分区防护, 重点保护EMS系统、变电站后台监控系统等具有控制功能的应用系统, 阻断非法访问、操作和病毒侵害。在I、II区与III区间安装正向/反身专用隔离装置;III、IV区间加装硬件防火墙。部署防病毒软件, 在I、II、III区手动升级病毒库。定期备份重要数据, 运用专用U盘, 严禁外来U盘、光盘、软盘、移动硬盘等在自动化内网的计算机上使用。

(3) 应急预案:为不断提高电网调度自动化二次安全防护系统预防和应对突发事件的能力, 有效预防和快速处置突发事件, 根据实际情况, 分析面临的状况, 进行事故预想, 制定并及时修订、更新二次安全防护突发事件应急预案, 采取措施, 不断增强人员应急处置能力, 提高专业应急处理的整体水平, 保证调度自动化系统安全和信息可靠。

调度自动化管理 篇5

【摘要】本文旨在对继电保护与安全自动装置的调度运行管理基本原则和要求做一些简要的介绍和分析，并就目前工作中存在的问题提出相应的改进措施。

【关键词】继电保护；安全自动装置；基本原则；要求；改进措施

一、继电保护与安全自动装置工作的基本原则

继电保护与安全自动装置对于保证供电系统的稳定性和安全性都有着重大的意义，所以重视并优化其运行管理方法对于提高发电系统的运行效率以及经济效益都有着显著的作用。而继电保护与安全自动装置合理工作的基本原则，首先应该结合供电系统实际运行环境以及其不同的设计方案来构建，并保证其具体配置能达到可靠性、选择性、速动性、灵敏性这四个基本要求。具体来说，就是当供电系统发生故障或工作延时等异常情况时，能迅速地分辨出发生故障的电路位置，并在可能实现的最短时间和最小区域内，自动将故障设备从系统中切除，在尽量不影响到相邻电路设备运行的前提下，大幅度减轻或避免电路设备的损坏，并在处理过程中保持工作的高效性以及安全性。当然，在实际工作中，由于各电路元件类型与重要程度的差异性，也必须根据不同工程的具体需要来提供可靠的继电保护与安全自动装置。

二、继电保护与安全自动装置的调度运行规程

在对于电力系统的继电保护工作中，对各供电系统元件都有不同的设计方案，以下就发电机、变压器、输电线路这三方面进行简要的分析和说明。

1、发电机的保护。发电机的安全运行对保证电力系统的高效运行、稳定性以及安全性具有重要作用，并且发电机相对于其他元件而言，价格昂贵且不易更换，因此，应该十分重视对发电机的保护工作，并针对实际发生的电路故障和异常工作状态，装设稳定性、科学性较高的继电保护及安全自动装置。具体来说，针对不同功率的发电机以及不同电路故障应该采用相应的保护措施，对于发电机外部电路较易产生的过电流，使用过电流保护装设功率在1MW以下的发电机，而1MW以上发电机一般采用纵差动保护、复合电压启动的过电流保护；而对采用半导体励磁以及100MW及以上的发电机，应装设过负荷保护来防御转子回路的过负荷，并增设专用失磁保护来直接反应发电机失磁时的电气参数变化；而为了防止对200MW及以上的大容量汽轮发电机的损坏现象必须要求装设逆功率保护，对于300MW及以上的发电机针对于不同的情况应装设过励磁保护、失步保护、低频保护、断水保护等，如在电力系统震荡影响机组安全运行时，应装设失步保护来合理控制这一现象。当然，只有科学、系统并具适应性的继电保护与安全自动装置是不够的，在实际工作中，也应该通过日常细致的发电机保养工作来提高和延长发电机的使用效率和使用寿命。

2、变压器的保护。变压器是电力系统中的重要供电元件，其对保证供电系统的稳定性和安全性都有着重大的意义。变压器一般装设以下保护：瓦斯保护、纵差动保护或电流速断保护、过电流保护、零序电流保护以及防御对称过负荷的过负荷保护。在对变压器主保护的具体要求中，不同容量和机能的变压器都采用不同的主保护措施，电压在10kv及以下、容量在10MVA及以下的变压器采用电流速断保护；而一般采用纵差保护来维持电压在10kv以上、容量在10MVA以上的变压器的安全运行；对于电压在220kv以上的变压器设备應装设数字式保护。除此之外，采用后备保护作为变压器主保护的补充，而其对不同容量和机能的变压器也应采用相应保护措施，过电流保护措施适用于降压变压器；对大容量的变压器组则采用负序电流和单项式低压过电流保护，以此来避免额定电流大而导致电路元件灵敏度达不到要求的情况。

3、输电线路的保护。输电线路的保护也有主保护和后备保护之分，而主保护中分为纵差保护和三段电流保护。其中纵差保护是为了能减小供电系统稳态情况下的不平衡电流，并当通过外部最大稳态短路电流时始终能维持各侧用的电流互感器的稳定运行；其二是能减小电流互感器的二次负荷，并严格将差动保护回路的二次负荷控制在10%误差以下。而为实现这一工作目的，一般采用适当增大导线截面、缩短控制电缆长度这两方面的措施来尽量减少控制电缆的电阻或者采用弱电控制用的电流互感器等来实施运行方案。而后备保护主要分为离保护、零序保护和方向保护等。其中各种保护都配有自动重合闸装置，并且合作工作。在后备保护的方案制定中，要十分注意各个保护之间的配合和联系，并充分考虑各种情况和参数如输电线路电容、分支路变压器、系统运行方式、重合闸方式等的影响。

三、对目前工作中问题的改进措施

从相关短路事故统计中可以发现，短路事故中发生主要原因是各供电元件本身的抗短路能力不足；其中质量不达标严重影响了供电系统的运行效率。而另一方面，由于在实践工作中，对变压器相间电路保护工作流程和方法都还不够科学、系统，也是近年来电路事故频发的重要因素。笔者就这两方面提出相关的改进措施：

1、加强对各供电系统元件的质量检测和保养工作。要保证供电元件的质量要求，首先要规范对其的全过程管理工作。在订购相关设备时，应该十分注意其选型以及应具备的特征细节，例如110kV有载调压变压器中压侧不宜设调压线圈并且降压变压器最好能有67%及以上的自冷能力，而且优先选用已通过专业测验并检测合格的产品，并就所购产品的试验报告进行分析，并进行相应的核算工作。而在对所购元件进行出厂检测时，也要保证其各项性能在专业实验下的数值能满足实际工作的需求，并将各项实验数据制表并科学分析，而为了保证实验数据具有代表性和准确性，需要通过多次试验来积累原始数据，并将多次结论前后进行对比，以检查其是否能正常运行，而这样的检查工作应该设备投入使用后就定期开展，以保证供电系统良好运行状态，降低发电机工作故障发生的概率。

2、合理进行继电保护工作。要保证电力系统合理高效的工作，首先要严格遵守其保护装设合理工作的基本原则，保证其具体配置能达到可靠性、选择性、速动性、灵敏性这四个基本要求。在实践工作中，要根据现实情况来制定相应的变压器保护方案，并依据各个电路保护策略的具体特征，最终选择最优方案。并在处理相应的问题时，能做到对电路的及时保护，并在技术和管理上采取有效措施，如为了最大限度防止输电线路的出口短路，可装设绝缘热缩保护材料在母线桥上；而110kV及以上电压等级变压器出现出口短路、近区短路等故障时，应该立即对变压器的油作色谱分析。如色谱分析异常，应立即申请变压器停运，以此来确认变压器是否在合理运行状态，并做出调查报告。可以说，只有规范了工作细节，并且构建了适应性、合理性较高的工作方法，才能维持继电保护与安全自动装置的高效率和稳定性。

总而言之，要降低电路问题发生的几率，首先要保证供电系统设备本身的质量合格，并且做到定期检查和修理；而另一方面，继电保护和安全自动装置也是一项至关重要的环节，只有完善了继电保护工作的各个工作流程，才能进一步提高供电系统的稳定性和安全性，并在一定程度上提升电力系统产生的经济价值。

参考文献

[1]冯平.继电保护故障信息管理系统在“大运行”体系中的应用[J].湖北电力，2011年04期.

电网调度自动化系统管理技术探讨 篇6

电网调度自动化具有统一调度、分级管理的特点。电力系统是一个庞大的产、供、销电能的整体。根据电力生产的特点,电网中的每一环节都必须在调度机构的统一领导下,随着用电负荷的变化而协调运行。根据目前国内几大电网中所属的各类机组的工程实践表明,如果没有统一的组织、指挥和协调管理,电网就难以维持正常的运行。

针对当前电网的特点,电网采取统一调度应满足以下要求:由电网调度机构统一组织全网调度计划的编制执行,其中应当包括统一平衡和实施全网发电、供电调度计划,统一平衡和安排全网主要发电、供电设备的检修进度,统一安排全网的主接线方式,统一布置和落实全网安全稳定措施等。统一指挥全网的运行操作和事故处理。统一布置和指挥全网的调峰、调频和调压。统一协调和规定全网继电保护、安全自动装置、调度自动化系统和调度通信系统的运行。统一协调水电厂、水库的合理运用。按照规章制度统一协调有关电网运行的各种关系。

2 电网调度的分级管理

电网调度的分级管理就是根据电网分层的特点,为了明确各级调度机构的责任和权限,有效地实施统一调度,由各级电网调度机构在其调度管辖范围内具体实施电网管理的分工。目前我国实行电网调度运行,其调度管理体制采取的是五级分级调度管理。如图1所示。

3 调度自动化系统管理

为了有效地实施电网的调度自动化,必须对电网调度自动化系统进行管理,电网调度自动化系统是确保电网安全、稳定、经济、优质运行的支柱之一,各级调度部门均应确保调度自动化系统稳定可靠运行,并不断提高系统的管理水平和应用水平。同时应当采取措施对电网按照统一调度、分级管理的原则,负责调度自动化系统运行维护、调整试验和运行统计分析。

3.1 电网调度自动化系统的建设

各级调度自动化系统必须依据上级主管部门审查批准的规划,系统建设应遵循性能稳定、开放性好、造价经济、技术先进的原则,有计划、有组织、分阶段实施,及时满足电网生产发展需要。为了有效地贯彻信息“分层管理、逐级传送”的原则,电网调度自动化系统应当采集、处理、控制的信息应与本级调度管辖范围相适应。而对于新建、扩建项目的电网调度自动化设备(含综合自动化)必须与一次设备同步投运,调度自动化系统与调度SCADA主站应具备双通道。自动化新设备投产的试运行期一般为3～6个月,而且有关性能、指标必须经管理部门验收认可后,方可投入正式运行考核。

3.2 电网调度自动化系统的运行管理

(1)对于不同电压等级的自动化系统采取相应的电网调度自动化设计管理。如自动化部门主要负责220 kV及以上常规远动设备管理;负责调度自动化及其他电网实时系统的运行、维护、联合调试和管理;负责对接入调度自动化主站(含上级调度主站)有关的信息量、接口设备、传输规约及设备缺陷的管理职能;保证实时系统信息的完整性、准确性和实时性;负责地市级调度自动化及其他电网实时系统的管理职能。

(2)各级调度应设运行管理专职,专门管理所管辖调度自动化设备运行。投入运行的设备均应明确专责维护人员,并建立完整的基础档案,其内容包括:设备的技术说明书、使用说明书、合格证明和出厂试验报告、竣工原理图、安装图、电缆清册、各类信息表、调试报告、检验报告、运行规程、检验规程等。

(3)对于厂站新设备投运或运行中设备永久退出运行,均应由项目技术管理部门或设备技术管理部门提前1个月填写工作联系单并提交相应的技术资料(主变及线路参数、自动化部分图纸、设备配置、信息表、通信协议、通信参数等),经主管领导批准后方可进行。一发多收设备,应在有关调度协商后再作决定。

(4)自动化主站系统运行管理部门应在接到联系单后1个月内,完成数据库、报表、接线图、模拟屏、转发等有关信息参数的定义或修改。厂站间隔调整、新出间隔或少量信息表修改应提前1周填写工作联系单,并提供相应的信息表、参数、一次接线图等。

(5)调度自动化运行设备计划停役检修应提前1周提出申请,经主管领导批准后方可实施,并在规定的时间内恢复运行,应严格履行申请、许可、终结制度。调度自动化运行设备临时停役,应及时通知调度部门。未经调度部门同意,不得擅自将自动化(综合自动化)设备停运。不得在自动化设备及可影响其运行的二次回路上工作和操作。运行人员按规定操作的开关、按钮及保险器等不在此限。未经调度部门同意,不得擅自将自动化(综合自动化)通道停运。通信人员在需要中断自动化系统通道时,应事先申请,取得自动化、调度、运行部门的同意后方能执行。

(6)调度运行设备的管理,运行中的自动化设备不得随意触动,因工作需要而触动设备可能影响使用时,必须在工作前及工作后通知值班运行人员(包括调度员、运行监控人员、自动化运行人员)。若情况紧急可先断电源,然后报告。设备恢复运行后,应及时通知有关人员,设备退出的原因、时间及处理经过等均应予以记录。

(7)每月对电网调度自动化设备的运行进行(下转第29页)统计和分析,并及时上报。调度自动化系统运行中的计算机(包括主站工作站、当地监控的在线机等),未经允许不得进行修改,对运行的软件进行修改,必须报上级职能部门批准,在软件修改中必须认真做好修改记录,修改前和修改后的软件均应留有备份。自动化主站系统的参数设置和修改必须依据工作联系单并由运行管理专责人同意签字,修改后的参数必须有工作负责人校合后并作记录方可投入调试或运行。

3.3 调度自动化系统设备的缺陷管理

调度自动化设备的完好状态直接关系到电网的安全运行,为了有效地确保检修质量,提高运行水平,各级部门都应重视缺陷管理。自动化(综合自动化)设备出现缺陷时,应及时汇报当值调度员和主管部门,并按缺陷管理制度积极组织消缺。各级部门均应落实专人分管并履行设备缺陷管理职责。设备缺陷是指自动化设备(包括电源)、部件损坏或处于不正常运行状态、绝缘不良、遥测精度超差、遥信反应不正确、遥控拒动、误动、通信中断或异常等。

当调度自动化设备发生下列缺陷时,应立即组织有单位进行检查、处理:(1)调度自动化主站(含监控中心)异常时;(2)无人值班调度自动化系统,调度SCADA主站与调度自动化系统的自动化双通道都中断时;(3)无人值班调度自动化系统,调度自动化系统主单元(或RTU)故障时;(4)无人值班调度自动化系统工作异常时。

4 结语

电网调度自动化系统作为整个电网的控制核心,其是确保电网系统安全、可靠和经济运行的重要支柱手段之一,所以把握好电网系统调度自动化技术相当关键。电网调度自动化系统主要就是对整个电网进行实时监控,同时采集电力系统运行时的实时信息,对电网的运行状态进行状态估计、安全性分析、负荷预测以及远程调控等,以确保电力系统安全、可靠、经济运行,提高工作效率。

参考文献

[1]谢雁.广西中调电网调度自动化系统运行分析[J].广西电力工程, 2000,31(10):31-32

[2]杜首霞.地市级电网调度自动化系统管理模式初探[J].安徽电气工程职业技术学院学报,2006(9):75-76

加强电力系统调度自动化的管理 篇7

经济的发展, 使各行各业对电能的需求量不断的增加, 如何保证电网的安全稳定运行, 保证电能供给的稳定性是当前大家普遍关注的重要问题。电网调度工作的好坏直接关系着电网是否能安全稳定的运行。所以在电力企业中, 加强电网调度工作的安全运行管理, 不仅能保证电网的安全运行, 同时也能避免由于调度出错所造成的巨大损失。目前随着科学技术水平不断发展, 电网调度系统已普遍实现了自动化, 自动化在电网调度系统的综合运行, 有效的保证了电网的安全、优质、高效的运行, 同时也在一定程度上提高了调度运行管理的水平。但随着电网调度工作量的不断增加, 其自动化管理人员的工作量及工作复杂性也随之不断的增加, 这就对电力调度自动化系统运行的安全状况提出了更高的要求, 只有与之适应的监督管理机制才能有效的保证系统运行的稳定, 提高运行的效率。

1 电力调度自动化主要功能

随着计算机、网络和通讯技术的快速发展, 电力调度已基本实现自动化, 自动化的实现, 有效的提高了对电网运行情况监控的效率, 同时对于保证电网的安全性和可靠性也起到了非常重要的作用。电力调度自动化系统由于运用了成熟的现代化技术, 所以基不仅具较高的实时性, 同时其功能也很强大, 如数据采集、信息处理、统计计算、遥控、报警处理、安全管理、实时数据库管理、历史库管理、历史趋势、报表生成与打印、画面编辑与显示、Web浏览、多媒体语音报警、事件顺序记录、事故追忆、调度员培训模拟等众多的功能, 同时在节点上采用双机热备用, 当运行的设备出现问题时, 在这台机器上运行的所有数据都会自动平滑到另一台服务器上, 从而使系统保持稳定的运行状态。系统在运行时, 对于出现故障的部位可以实现手动或是自动的切除, 从而使系统处于正常的运行状态下。在当前调度自动化监控和管理中, 其核心主是要调度主站的监控和管理, 通过对主站调度的监控和管理, 可以对电网运行的状态、变电站内的RTU之间的关系进行有效的分析, 从而实现对整个网络的优化管理, 使其处到最佳运行状态。

2 调度自动化中存在的问题

2.1 自动化系统的缺陷

2.1.1 产品设计或工程施工环节不当, 埋下安全隐患。

随着调度自动化系统的应用, 变电站开始推广无人值班模式, 这样就有不少变电站进行了改造, 但每个变电站的环境都有所不同, 所以在确定改造方案上要针对各自变电站的特点, 控制好施工的质量, 这样就可以有效的减少施工中安全隐患的发生, 避免事故的产生。

2.1.2 调度自动化系统告警种类繁多, 功能齐全。

在实际运行当中, 由于调度自动化系统告警信息多, 所以会在一些时候会有多报一些无用的告警信息的产生, 这系统的安全运行带来隐患。

2.1.3 装置老化影响系统运行率和安全可靠性。

自动化远动装置在运行过程中对周围环境有较高的要求, 同时还需要不间断的保持良好的运行状态。但在实际运行过程中, 远动装置由于运行的时间长, 而且存在着超负荷运行的状况, 设备的老化速度加快, 但受资金及检修期限的影响, 还无法及时进行更换, 所以设备存在着较大的安全隐患。

2.2 自动化系统的管理问题

2.2.1 无人值班模式的应用, 不可避免地带来了管理方式上的变化。

如在无人值班变电站进行的不少影响远方实时数据的检修工作, 许可人在现场, 与调度、集控和远动人员互不沟通;又如在部分单位, 调度员角色错位, 出现调度员在调度端计算机上直接遥控, 充当操作人员角色的现象。这些都给安全调度、监控带来隐患, 其根源均在于管理不到位, 存在着漏洞。

2.2.2 以技术装备来代替现场管理。

不少单位不注重安全基础工作, 不注重现场管理, 自恃设备性能优良, 数据长期不做备份, 缺乏反事故措施, 以技术装备来代替现场管理, 掩盖安全隐患。

3 加强调度自动化的管理措施

3.1 加大技改投入

对自动化运行设备日常检查和管理工作中发现的共性问题, 应迅速制定防范措施。同时, 通过技术改造减少设备自身缺陷, 使新技术在生产应用中逐渐成熟起来。对远动装置, 应在设备采购环节上把好质量关, 选用设计周密合理的产品和方案;把好施工关, 在投运之前还要把好竣工验收关。运行期间尽量改善设备环境, 坚持设备巡检制度。远动通道应采用不同介质的双通道结构, 实现主辅通道自动切换及通道异常报警功能, 同时改进调度端失步厂站显示方式, 将其与其它正常变电站区分开来。

3.2 加强运行管理

通过完善运行值班等一系列规章制度, 密切监视自动化系统的运行状况、机房温湿度变化、设备健康状况等, 并登记在运行日志里。对调度自动化系统的核心--远动机房, 除保证温湿度及卫生条件外, 还应改变人机混杂的状况, 设置操作间, 将设备与工作人员隔开, 以保证机房的运行环境及运行设备的安全稳定性。调度自动化系统不要轻易对外提供接口, 也不要不经杀毒就轻易拷入外来程序。系统与MIS之间宜采用经国家安全部门认证的物理隔离装置。加强对现场作业过程的检查和监督, 发现并及时处理动态过程中的安全隐患, 明确调度、远动、集控人员各自的职责, 实现由人为控制向制度控制的转变。

3.3 提升系统安全防护能力

3.3.1 硬件故障。

对于硬件的故障, 要求各有关单位应制定安全应急措施和故障恢复措施, 对关键数据做好备份并妥善存放;及时升级防病毒软件及安装操作系统漏洞修补程序;加强对电子邮件的管理;在关键部位配备攻击监测与告警设施, 提高安全防护的主动性。

3.3.2 盗用、偷窃。

为了有效的防止盗用、偷窃的现象发生, 则需要建立健全分级负责的安全防护责任制, 从而将安全防护责任具体到每一个部门及每一个单位, 再细分到每一个人, 从而实现整个网络系统的安全。

3.4 加强人员培训

自动化系统的应用, 对员工队伍提出了更高的要求, 所以企业应开展多种培训课程, 充实员工自身的知识结构, 使其业务水平得以提升, 同时员工有机会将理论与实际结合起来, 从而提高对自动化系统的操作水平, 对调度工作的安全进行奠定基础。

4 结束语

目前在经济的快速发展下, 我国的电力供应形势一直处于较紧张的状态, 这就需要保证电网的安全性, 从而保证对电能的正常供应。所以需要对电网的安全实现全程的监控, 因此, 做好电力调度系统的自动化管理和维护, 从而避免安全隐患的发生, 保证电力企业的生产安全是至关重要的。

参考文献

[1]姚建国, 高宗和, 杨志宏.电网调度自动化系统发展趋势展望[J].电力系统自动化, 2007 (13) .

[2]李振国, 岳航.海勃湾城区配电网自动化系统实施方案探讨[J].内蒙古电力技术, 2004 (2) .

调度自动化管理 篇8

随着电网的快速发展, 电网调度系统也实现了自动化, 利用调度自动化系统不仅有效的确保电网运行的安全性和可靠性, 同时为电网调度人员进行分析、控制和决策提供了必要的依据。电网调度自动化系统包括数据采集系统和监控系统, 而且在调度自动化系统中运行的软件部分也属于了系统的重要部分。目前电力调度自动化在应用过程中还存在着一些问题, 需要采取科学有效的措施进行解决, 从而确保电网的安全运行。

1 电力调度自动化主要功能

在电网运行过程中, 电力调度自动化系统实时对电网进地监控, 确保了电网的正常运行, 所以电力调度自动化系统不仅具有实时性、安全性, 同时还具有性的特点。由于该系统是由多种现代化的高科技技术综合而成的, 所以其功能较为强大, 主要功能包括数据采集、信息处理、统计计算、遥控、报警处理、安全管理、实时数据库管理、历史库管理、历史趋势、报表生成与打印、画面编辑与显示、Web浏览、多媒体语音报警、事件顺序记录、事故追忆、调度员培训模拟等。电力调度自动化系统为了有效的提高系统的可靠性和稳定性, 则在重要节点则利用双机热备用, 这样在任何一台服务器出现故障时, 则在该服务器上的数据则会自动平滑到另一台服务器上, 确保系统运行的正常。同时该系统中的权限管理功能也较为健全, 对于发生的故障可以快速的利用人工或是自动进行切除, 而且在对故障切除过程中不会影响到系统的正常运行。电力调度自动化系统中的调度主站, 其不仅是调度自动化监控的核心, 而且也是调度自动化管理系统的核心, 通过主站可以使调度自动化系统的监视和控制功能得到全面的实现, 而且还可以能冠军对电网运行状态的分析, 从而使变电站内RTU之间的关系进行充分的协调, 实现对电网的有效管理, 确保调度自动化系统处于最优的状态下运行。

2 电力调度自动化系统应用现状

近年来由于计算机技术、网络技术、通信技术和软件技术等都取得了较快的发展, 并在各行业中进行广泛应用, 使电力企业进行网络化管理的目标得以实现。电力企业实现网络化管理的重要基础即是电力调度自动化系统, 所以各项技术的发展, 也为电网调度自动化系统提供了技术上的支持。

电力调度自动化系统已在电力企业中得到广泛应用, 但由于设备提供厂家不同, 电网系统实时运行情况复杂多变, 相应自动化专业运维人员配置数量及技术能力往往不能充分满足系统运行需求, 从而导致系统在运行过程中不能得到及时维护和科学管理, 影响了系统功能的正常发挥, 系统可靠性不能得到可靠保证, 因此加强专业化技术人才的培养具有迫切性。

电力调度自动化系统虽然自投运以来取得了较好的成效, 但随着近年来电力系统规模的不断扩大, 新能源电站大量集中并网, 新型设备和新技术的广泛应用, 给自动化运维工作带来了巨大的压力。由于系统运维经验的不足以及缺乏配套统一的管理制度, 电力调度自动化系统在运行维护工作上存在着较大的随意性, 电力系统运行的安全性和稳定性也相应受到较大影响。

3 调度自动化中存在的问题分析

3.1 自动化系统的缺陷

3.1.1 产品设计或工程施工环节不当, 埋下安全隐患。

无人值班模式推广以来, 大部分变电站都相继进行了改造, 但由于每个变电站其现场环境都存在着较大差异性, 一旦改造方案不细致, 则极易发生安全隐患, 导致事故的发生。

3.1.2 调度自动化系统告警种类繁多, 功能齐全。

实际运行当中, 每逢现场检修、保护年检、装置复位、遥测波动、遥信接点颤动等, 自动化远动装置总是多报许多无用的告警信息, 为安全监控带来隐患。

3.1.3 装置老化影响系统运行率和安全可靠性。

自动化远动装置在投运后, 则需要24小时不间断的进行运行, 而远动装置中的电子电路对环境还具有较高的要求, 但在实际现场运行中, 远动装置的运行环境让人堪忧, 还有部分长期处于超负荷运行的状态下, 设备老化情况严重。

3.2 自动化系统的管理问题

3.2.1

无人值班模式的应用, 不可避免地带来了管理方式上的变化, 给安全调度、监控带来隐患, 其根源均在于管理不到位, 存在着漏洞。

3.2.2 以技术装备来代替现场管理。

不少单位不注重安全基础工作, 不注重现场管理, 自恃设备性能优良, 数据长期不做备份, 缺乏反事故措施。

4 加强调度自动化管理措施

4.1 加大技改投入

对自动化运行设备日常检查和管理工作中发现的共性问题, 应迅速制定防范措施。同时, 通过技术改造减少设备自身缺陷, 使新技术在生产应用中逐渐成熟起来。对远动装置, 应在设备采购环节上把好质量关, 选用设计周密合理的产品和方案;把好施工关, 在投运之前还要把好竣工验收关。运行期间尽量改善设备环境, 坚持设备巡检制度。

4.2 加强运行管理

通过完善运行值班等一系列规章制度, 密切监视自动化系统的运行状况、机房温湿度变化、设备健康状况等, 并登记在运行日志里。对调度自动化系统的核心———远动机房, 除保证温湿度及卫生条件外, 还应改变人机混杂的状况, 设置操作间, 将设备与工作人员隔开, 以保证机房的运行环境及运行设备的安全稳定性。系统与MIS之间宜采用经国家安全部门认证的物理隔离装置。不轻易对外提供接口, 不允许不经杀毒就轻易拷入外来程序。

4.3 提升系统安全防护能力

电力监控系统的安全等级高于电力管理信息系统及办公自动化系统, 各电力监控系统必须具备可靠性高的自身安全防护设施, 不得与安全等级低的系统直接相联。

4.3.1 硬件故障。

对于硬件的故障, 要求各有关单位应制定安全应急措施和故障恢复措施, 对关键数据做好备份并妥善存放;及时升级防病毒软件及安装操作系统漏洞修补程序;加强对电子邮件的管理;在关键部位配备攻击监测与告警设施, 提高安全防护的主动性。

4.3.2 盗用、偷窃。

对盗用、偷窃现象应采取建立健全分级负责的安全防护责任制。各电网、发电厂、变电站等负责所属范围内计算机及信息网络的安全管理;各级电力调度机构负责本地电力监控系统及本级电力调度数据网络的安全管理。

4.4 加强人员培训

电力企业需要制订一套科学合理的培训制度, 从而根据现有设备的情况, 来开展多种形式的培训, 从而将理论和实践有效的结合起来, 这对于调度自动化专业人才的培养具有极其重要的意义。通过培训, 可以有效的提升员工的业务水平和专业知识, 提升员工整体的综合素质, 同时在培训中可以有效的拓宽员工的知识面, 从而使其在工作中能够更好的与其他部门之间的进行良好的协调, 这对于电力企业建立一支优秀的、高水平的调度自动化队伍将起到极其重要的作用。

5 结束语

电力调度自动化系统可以为电网的日常维护和运行管理工作提供有效的保证, 特别是在当前电力供应紧张的形势下, 加强电力调度自动化管理, 可以及时发现安全隐患, 同时采取科学有效的措施, 降低或是避免事故的发生, 确保电网安全的运行。

摘要：近年来, 由于经济的快速发展, 使各行业对电能的需求量不断的增加, 这就需要电网安全可靠的运行, 确保供应稳定、持续的电能, 而电力调度自动化系统是电网安全运行的保障, 所以需要加强电力调度自动化的管理。本文从电力调度自动化主要功能入手, 对电力调度自动化系统应用现状及调度自动化中存在的问题进行了分析, 并进一步对加强电力调度自动化管理措施进行了具体的阐述。

关键词：电力系统,调度自动化,功能,问题,管理措施

参考文献

[1]李振国, 岳航.海勃湾城区配电网自动化系统实施方案探讨[J].内蒙古电力技术, 2004 (2) .

[2]刘雅臻.电力调度自动化系统应用及发展趋势探析[J].科技与生活, 2010 (10) .

调度自动化管理 篇9

本文在对于当前电网自动调度化下的无功电压管理存在的问题及进行无功电压管理的意义进行分析的基础上, 探讨无功电压管理系统的建立及管理措施的优化。

1 当前电网自动调度化的无功电压管理存在的主要问题

近几年来, 电力工业的迅速发展带来的无功电压管理技术水平的大幅度提升, 其取得的成果是不可否认的, 但是对于无功电压管理工作来说, 其还存在着一定的问题, 主要表现在用户管理难度大、无功设备配置不合理等。

当前我国大多数电网所采用的基本布置方式都是环网手拉手的方式, 并以开环方式进行运行, 但是这种运行方式对于电网运行的稳定性有着较高的要求。另一方面, 在传统的管理模式当中, 管理工作的侧重点是线损管理以及供电质量控制, 主变压器侧的受电力率没有得到较为充分的重视。所以, 由于在电容器及变压器分线开关的选择和配置上, 缺乏全面考虑, 造成无法在源头上对无功功率补偿设备进行优化配置。

2 电网自动化调度下的无功电压管理目标及具体要求

2.1 无功电压管理的目标

当前电网自动化调度下的电力系统无功运行优化的主要目的是通过对发电机电压、无功容量设备以及有载变压器的合理调节, 从而实现系统运行状态的优化, 最终使有功耗损下降、电压质量得到提高, 与此同时其运行稳定性和可靠性得到一定程度的提升。电网自动调度下的无功电压优化管理的目标函数有很多种, 降低网损是其最常用的目标函数, 同时也是各种无功电压优化控制工作开展的重要基础。

2.2 无功电压管理的意义

在电网自动化调度下的电力系统中, 各配电线路、电压等级变压器以及用电设备在运行中会吸收大量的无功功率, 造成系统功率因数降低, 给线路带来较大的电压压力, 加剧了电能的损耗, 在一定程度上不利于电力企业的经济效益的提升, 在严重情况下还可能会导致电力设备损坏、系统损坏等问题。所以, 电网自动化调度下的无功电压管理工作对于电网的安全稳定运行以及电压质量的提高都有着重要的意义。

3 电网自动化调度下的无功电压优化系统的建立

在进行无功电压优化管理工作时, 应注意发挥出无功优化系统的作用, 可以通过无功优化系统的自动控制功能, 有效的减少调度及运行工作所需要的人员数量, 且其同人工控制相比, 具有更高的准确性、科学性以及合理性。根据当前电网自动化调度及运行的要求, 电网自动化调度下的无功电压优化系统的建立应满足以下几个条件:1) 明确最终控制目标。应在确保电网及电力设备安全运行的重要前提下, 从全网视角进行无功电压的优化控制, 从而实现无功补偿设备的合理投入和无功分层的平衡, 并通过降低分解开关调节的次数以及增强电压合格率的方式, 来实现电网损率的降低。最终达到提升电网调度自动化水平, 提升电力系统运行的安全稳定性以及电压质量提高的最终目的。2) 优化原则。在进行无功优化系统建立时, 应始终秉承着电压合格、电能损耗小、全网设备动作次数尽可能少、操作过程符合安全运行规范的原则。3) 约束条件。在系统优化建设过程中, 应确保母线电压不超过规定限制, 同时调压开关的动作次数不超过最大限制, 各电容器的投切次数不越限、供电电源关口利率合格等。4) 功能实现。通过电网自动化调度下的无功电压综合优化计算后, 形成具有载压变压器分接开关调节指令以及无功补偿设备投切指令等相关控制信息, 并将指令信息发送至各个工作站, 随后工作站再将控制指令移交给SCADA系统执行。

4 加强电网自动化调度无功电压管理的具体措施

4.1 管理措施

首先对于无功电力的规划工作来说, 应加大一定的资金投入并采取分布进行的方式予以实施, 同时新建的各种电力工程项目应保证其无功建设同步进行。另外, 在进行无功建设过程中, 应注意采取一定的措施防止无功电力不足的现象, 对于部分相对重要的变电站应配置自动无功补偿装置, 从而实现其分组循环投切和合理补偿的目标。其次, 在整个无功建设过程中, 应注意对高压用户无功补偿装置的全程安装指导, 同时制定出相对应的建设管理规章制度, 达到强化管理监督的目的。

4.2 降损措施

为了确保整个过程中的电压质量得到有效的保障, 达到降低电能损耗的目的, 可以从以下具体措施入手, 做好电网无功电压管理:1) 明确具体的无功补偿设备的补偿容量, 通过自电网末端向开头部位或者由下至上的顺序逐级进行就地平衡依据检查。2) 作为电网调度的工作人员, 应时刻保持着高度警惕性, 做到投切设备的准时投放以及无功补偿设备的准时切开。3) 对变电站改造过程中的无功补偿设备安装位置和补偿容量进行合理设置, 因时制宜、因地制宜的进行无功补偿设备的安装。4) 作为电网中心调度部门, 应对电网中的负电荷曲线变化情况有一个及时准确的了解, 同时在对电压电镀要求的基础上, 做好电网无功补偿设备的调整工作, 进行设备的合理投放, 从而在最大程度上降低电网网损。5) 在电网运行过程中, 首先要确保无功补偿的就地平衡, 可以通过负荷曲线的合理运用, 并根据不同时段的投切无功补偿容量, 对变压器的档位进行调整。

5 结语

作为电力系统众多人员研究的重要问题, 电网自动调度无功电压综合优化控制管理直接关系到了电力系统的电压质量, 管理水平的提升以及管理措施的进步能有效完善电能质量并使系统无功分布达到平衡, 从而有效减少系统有功功率损失。在实际工作中, 我们应充分认识到当前无功电压管理工作中存在的问题, 采取科学合理的措施达到管理水平的提升, 最终确保电网的安全可靠运行, 促进其健康稳定发展。

摘要：在电网自动化调度中, 无功电压管理质量直接影响到了电网运行的安全性、可靠性和经济性, 文章基于此对电网自动化调度中的无功电压管理进行浅析。

调度自动化信息传输方式探讨 篇10

[摘要]随着变电站自动化系统的发展，变电站已经实现了少人值班或无人值班。因此，变电站运动系统运行可靠性及信息接入方式成为一个重要内容。采用传统的模拟方式传输远动信息，可靠性差，效率低，文章针对变电站远动系统采用的接入方式，合理运用现有通信系统的资源来实现无人值班变电站的可靠运行进行了探讨。

[关键词]变电站自动化无人值班调度自动化信息传输

1概述

随着光纤通信技术和网络技术的发展和应用，国内大多数变电站均具备了信息的数字化、光纤化、网络化传输。如何在现有条件下，实现变电站监控系统信息的数字化、网络化传输，提高传输质量、增强可维护性，是一个既现实又有意义的问题。

由于对电能质量和降损的要求越来越高，无人值班站越来越多地投入运行，监控人员对各站电压参数的准确性和实时性要求也越来越高了，从而电力系统对调度自动化系统的要求越来越高。而且，随着电力工业体制改革的进一步深化，电力市场的进一步探索，对电网调度自动化不断提出新的要求，电网的运行和控制越来越依赖于完善、先进和实用的调度自动化系统。同时，现代科学技术日新月异，许多新理论、新方法、新器件不断出现，也为电网调度自动化技术的不断进步和设备的不断更新提供了技术和物质的保证。利用模拟通道实施调度自动化信息接入，一是通道故障率和误码率比较高，影响了电力系统的稳定性。二是故障点比较多，而且难以判断故障情况，浪费了大量的人力物力进行维护，严重的影响了通信质量。三是与光缆通讯传输的模式不协调，浪费资源。采用模拟通讯传输速率一般最大应用到1200bit／s，而在数字通信方式下，应用到9600bit／s，使自动化系统信息传输速率增长了8倍，大大地提高自动化信息传输速率，从而大大地增强了调度自动化系统的实时性。

2现状分析

目前，许多变电站监控系统接入调度自动化主站系统的方式普遍采用模拟通道：即模拟四线E／M(MODEM)方式(如图1)。

模拟通信方式下带来的通道故障率高、误码率高、信噪比高等一系列信息接入方式中成为调度自动化的瓶颈问题，由于中间设备和接线过多且过于复杂，从而增加了故障点和维护的工作量，对于检修工作带来了众多的困难。

在此体系中，日常故障多发生在诸如调制解调器、配线柜、PCM终端、模拟通道等环节，故障类型如下：

(1)调制解调器需要对波特率、中心频率、通道类型等进行设置，它的故障主要分硬件和人为的原因。

①软故障。软故障是指这些网络设备的程序安装不正确或者版本陈旧，以及在操作系统中没有进行正确没置等原因导致的故障。

②连接故障。设备必须正确连接才能正常使用，导致连接故障的原因有各种连接线插反、近接线损坏、连接端口损坏或者接触不良等。

③硬件损坏故障。导致此类故障的原因主要是网络设备内部硬件损坏，或者自身质量不过关等。

(2)PCM终端的通讯维护的难点和重点，主要故障类型为：

①软故障。某一PCM系统与对端的相应系统的连接中，由于单板配置、数据配置、虚焊、光路中断或其它原因而导致的传输故障。

②连接故障。某一PCM系统与对端的相应系统的连接中虚焊、光路中断、接错线、手法颠倒等故障。

④硬件损坏故障。导致此类故障的原因主要是设备内部硬什损坏，或者自身质量不过关等。

(3)配线柜主要故障经常发生模块卡线松动、配线断路、接线人为错误等现象，而且提高了信号的信噪比，不利于信号的可靠传输。

(4)模拟通道：模拟通道中经常伴有噪音，致使通道误码率高，此种现象在自动化系统日常运行中经常发生。

以上故障点为调度自动化系统故障多发点，此种情况均在模拟通信条件下产生。为了上述实际问题，必须采用新的接入方式，来提高输出速度和质量，研究利用数字化、网络化通道实施调度自动化信息接入，满足现在自动化发展要求，实现整个地区级电网自动化的安全稳定，对电网安全优质运行意义重大。

因此，在此种情况下，我们提出采用数字通信方式取代现有的模拟通信方式，将PCM终端、配线架、调制解调器用协议转换器替代，这样大大减少了自动化运行中的故障点，从而使自动化系统更加安全、稳定运行。3新方案模式分析

结合目前调度数据网建设(见图2)和数字接口转换技术组成双通道，为自动化系统保驾护航。调度数据网络传输的信息一般采用104规约，数字接口通道采用常规串行口模式，一般采用101规约，双通道、双规约组成不同的信息传输模式。

调度数据网方案作为自动化系统主通道，由SDH传输设备引出的(4×或1×)2M信号给外设的协议转换器，由其处理成10 Mbit／s以太网数据信号。目前，许多供电公司组建了变电站光纤网络系统，以两个独立的光纤网络实现了各变电站与调度自动化的SCADA系统、配网自动化系统的连接及与公司局域网MIS系统网络的连接，并采用分别组网的方式实现了物理隔离。这些完善的网络环境为IEC-104规约的实施建立了良好的基础，要求最终实施各变电站到集控中心；变电站到地调；集控中心到地调基于光纤以太网的IEC-104规约通信。

常规串行口的数字接口通道模式为备用通道，其充分利用RS232接口与E1接口互转和光纤通讯技术，厂站端将远动设备远动机与RS232／E 1协议转换器通过RS232接口互联，采用9600bit／s传输速度取代现有600／1200bit／s传输速度，RS232／El协议转换器采用El出口传输至通信设备，采用数字通道传输，结合数字通道的改造，充分利用光纤通讯技术简化自动化系统，监控中心增加一个155M的光端机，对上直接与通信光端机通信，对下分为64个2M的E1接口，主站端将输出的2M通信线缆接入至E1／RS232协议转换器的E1入口，E1／RS232协议转换器与串口服务器直接进行串口通信，从而接入前置系统。

4结束语

用数字化通信方式取代现有的模拟通信方式是大势所趋，是技术发展的一个必然的成果，为自动化系统解决了诸多的瓶颈问题。

(1)实现系统网络传输，提高工作可靠性，增加系统传输容量，增加安全可靠性，大大减少了通信传输中的误码率，从而使自动化信息更加准确。

(2)减少中间设备转接点，提高通信质量，增强信道传输稳定性。减少了信息接入过程中的故障点，并且是故障多发点，大大减少了自动化人员对于设备的维护量，使自动化信息传输更加稳定。

(3)便于自动化系统监测维护，使自动化系统故障分析更加准确、便捷、快速，为调度系统的安全运行提供保障，减少电力事故。

(4)提高了传输速率和通道利用率，由于采用数字通信方式，因此在传输速率上比起模拟通信方式将有成倍的增长，原始的模拟通信方式，传输速率最大应用到1200bit／s，而在数字通信方式下，可采用9600bit／s，使自动化系统信息传输速率增长了8倍，大大地提高自动化信息传输速率，从而大大地增强了调度自动化系统的实时性。

(5)减少了大量的设备和接线(甩开PCM、modem等设备)，合理的使用了资源，有力的降低了资金的投入。

(6)有利于系统的可扩展性和增容性。

(7)光端机网管软件的开通，对网元的配置有利于通道的维护；对设备性能进行管理和统计，有利于设备的状态检修。

调度自动化管理 篇11

关键词：电力调度,自动化系统,管理和维护

1 做好基本建设管理工作

根据县级调度自动化系统运行规程及其实际情况, 编制出各种管理制度并完善现场运行规程等, 根据调度自动化系统技术发展更新快的特点及时做好修订工作;做好设备说明书、设计图纸、系统结构IP分布等各种基础性技术资料的统一分区和归类, 并建立设备台帐;做好调度自动化系统二次安全防护工作, 使用物理隔离装置或其它的安全防护设备、备份自动化系统软件、及时查杀病毒并升级病毒库确保系统免受病毒攻击。

2 做好日常管理工作

根据本地县级调度自动化系统特点, 结合县级生产管理系统做好日常的管理工作。主要包括:自动化系统运行日志、交接班记录、主站系统停运记录、设备缺陷记录、曲线合格率统计、遥测量合格率统计、遥控和遥调的动作率统计、查杀以及病毒库升级记录、自动化系统备份记录、系统月运行报表统计及变电站遥测和遥信测试记录的统计。

(1) 做好日常巡检工作。日常巡检工作看似简单, 但也突显出其重要性。通过日检能及时了解系统设备的运行状况并能发现设备的各种缺陷。主要日检内容包括:各分站通道状态是否正常;遥测值是否正常准确;遥信开关是否正常;模拟屏上遥测量、开关量是否正确;系统操作画面是否正常;备用电源系统是否正常;报表打印是否正常。

(2) 做好月测试工作。月测试工作虽然有一定的周期性, 但同样不能被专业人员忽视, 通过月测试工作能更详细的了解系统设备的运行数据的正确性, 能从本质上判断系统设备的运行情况。主要月测试内容包括:测试全机一次;测试电源电压;测试通道电平及波形;校对遥测精度、遥信动作正确性;检查时序状态;检查自发自收是否正常;检查遥调及遥控的执行继电器触点是否正常, 并现场测试遥控执行情况;检查备品备件是否齐全;对机房进行清扫并对设备除尘。

(3) 定期检验测试工作。定期检验测试工作周期一般为1年、最短要三个月, 定期检验测试工作周期性较长, 所以更要重视次项工作。检验测试中要做好系统设备的检验记录、测试报告等以便做结论分析。定期检验测试的内容主要包括:结合停电常规变送器每年校验一次;对远动通道电平每年进行一次频率测试;每三个月要对遥控、遥调执行情况进行检验测试, 每年要对遥控、遥调量及其相关的一、二次设备进行联动操作试验;每年要对UPS电源放电时间进行检验测试, 主站备用电源在交流电断电后要对自动化设备不间断供电能维持在一个小时以上, 分站备用电源在交流电断电后, 能对RTU、通信设备供电维持在半个小时以上;每年要对主站系统设备与各分站自动化系统设备进行联调试验。

(4) 特殊巡视工作。当出现电网设备异常或受到自然灾害侵袭时的情况下, 对自动化系统设备及通道线路要及时巡视检查, 发现是否存在异常现象或部件的损坏情况。

(5) 做好缺陷管理工作。首先要建立、健全缺陷管理制度, 根据本地实际情况做好缺陷处理流程记录。自动化专业维护人员要通过日常巡检、月度测试、定期检验测试和特殊情况下的巡视检查及时发现系统设备的缺陷问题并组织进行消缺处理, 或者是调度值班人员发现了缺陷情况通知自动化维护人员进行消缺处理。平时还要有周期性、有针对性的组织自动化维护人员进行各种事故预想、反事故演习等活动, 以促进维护人员做到处理缺陷快速、准确并提高应对各种突发事故的能力。

3 做好故障检修工作

为保证电力系统的安全、可靠、经济、优质的供电, 特别是按照电网“大运行”建设思路要全部实现无人值班变电站的要求。对调度自动化系统专业人员来说也更是一次挑战, 根据电力系统的特点, 调度自动化系统一旦发生故障, 调度值班人员将无法直接监视电网的运行情况, 更无法完成对变电站设备的遥控、遥调工作。而调度自动化系统又是一个复杂的综合性比较强的系统专业, 所以对自动化维护人员的专业性要求也比较高, 对故障处理既要安全、可靠又要快速、准确。以个人观点提出以下建议:

(1) 自动化维护人员要熟练掌握调度自动化系统主站和分站所有设备的工作原理及构成整个系统的每个子系统, 才能做到心中有数, 面对各种故障才能快速判断出故障源。

(2) 因调度自动化系统牵涉到电网的一、二次设备, 还有远动终端、通信通道及计算机系统。所以, 当自动化系统故障时一般采用简单可靠的排除法, 逐步缩小故障范围, 最终快速而有效的断定故障点。

实例:35k V城关变电站的所有开关远动装置遥控不执行, 接收数据正常。经故障排除初步分析应该是下行通道故障、装置通道板故障、主机板接口电路故障、主机板芯片损坏等几种故障情况。我们首先到现场通过查看接收码源、远端环路测试和更换RTU输入通道遥控执行正常三种方式说明上、下行通道正常, 传输设备正常、受控装置正常。最后排除到主控芯片损坏, 更换主控芯片后, 遥控恢复正常。

(3) 当故障点不能用排除法判断时, 也可用最常规的逐步排查的方法, 使用万用表等工具来确定故障点。实例:35k V周庄变电站SCADA业务退出, 在主站端的接收信号经测量不正常, 在变电站内测得远动装置上行信号正常, 主站与该分站间通过光纤传输远动信号, 最后更换了站内光端机光板, 该站远动业务恢复正常。

4 结语