电厂调度（共8篇）
电厂调度 篇1
现代电网包括许多大容量、高效能火电机组、水电机组和核电机组, 其容量从300 MW到1000 MW不等, 这些大容量机组有利于节约能源、降低造价, 提高电网安全水平;同时, 一些符合国家能源政策、小容量的可再生能源 (水电、风电等) 、热电联产机组和资源综合利用机组 (垃圾发电等) 也并入电网运行, 这些小电厂、小机组能合理利用能源, 实现集中供热和综合利用, 但同时对电网安全运行有更高要求。因此, 为了更好地发挥这些小电厂, 小机组的综合能力, 结合无锡地区小电厂的实际运行状况, 提出几点关于小电厂并网安全运行建议和要求。
1 地区小电厂总体情况
根据发电厂或发电机组在系统中的地位和作用, 以及地区电网现状和规划, 不同规模的发电厂和发电机组分别接入相应的电压网络, 无锡地区具体情况见表1。
2 地区小电厂并网运行方式
地区小电厂由于机组容量较小, 因此, 电厂并网高压侧采用的母线接线方式较简单, 主要有母线—变压器—发电机组单元接线、单母线接线、单母线分段接线三种, 这几种接线方式优点是设备少、投资小、运行操作简便, 但可靠性、灵活性较差。并入电网的方式主要有单线并网, 双线并网一条主供线路、一条备供线路, 双线并网两条并网线路分裂运行, 双线并网两条并网线路合环运行四种方式。
2.1 单线并网运行方式
单线并网运行方式, 如图1所示。其特点是投资少、运行方式简单, 但安全性、可靠性较差, 一旦并网线路检修时或发生故障, 都将导致机组解列或孤厂运行 (机组较难稳定) 。
2.2 双线主、备方式并网运行方式
双线主、备方式并网运行, 如图2所示。该方式相对灵活, 主供线路检修、故障时可改由备供线路并网。一般主供、备供线路不做合环、解环操作。
2.3 双线分裂方式并网运行方式
双线分裂方式并网运行, 如图3所示。该方式比较安全、可靠, 任何一路并网线路检修时或发生故障, 都不影响正常运行, 但需要调整电厂内部方式, 由单母线分段运行改为串供运行。
2.4 双线合环方式并网运行方式
双线合环方式并网运行, 如图4所示。该方式比较安全、可靠, 任何一路并网线路检修时或发生故障, 都不影响正常运行, 且不需要调整运行方式, 但对两条并网线路保护配置要求较高, 必须有快速切除线路故障的纵联保护, 如光纤差动保护或高频保护, 两条线路后备保护时间应配合, 有方向性, 防止单线故障时另一条线路误动。
3 继电保护及安全自动装置配置要求
3.1 变电所线路保护配置
110 kV并网线路两侧应配置至少一套纵联保护如高频保护或光纤差动保护, 以快速切除故障, 保证机组稳定, 同时配置三段式零序、距离保护作为后备保护;35 kV及以下并网线路一般配置二段式电流保护。
电厂并网线路应采用无压检定重合闸方式, 必须检定线路无压后重合, 防止非同期合闸对发电机的冲击。
三圈变变压器中压侧或低压侧有电厂并网时, 应配置变压器中性点零序过电流保护或间隙过电压保护 (不能同时投入) 选跳并网线路, 防止外部故障、变压器失电、发电机因故未解列倒送故障电流。
3.2 电厂侧保护配置
110 kV线路应配置带后备保护的纵联保护, 110 kV母线应配置母差保护, 特别是单母线分段方式, 母线故障时能快速、选择性切除故障母线;35 kV并网线路应配置三段式电流保护, 其中电流限时速断保护应带方向性, 方向指向线路, 如并网机组台数、容量变化较大时, 限时电流定值应区分大、小方式定值, 以确保灵敏性。电厂侧不配置重合闸装置。
3.3 电厂侧安全自动装置配置
发电机组应配置低周、低压解列装置, 其定值应与主网的按频率、电压减负荷装置定值相配合, 公用小电厂机组低频、低压解列定值应为47.0 Hz/0.5 s 、70% U/0.5 s;自备电厂机组定值应为48.0 Hz/0.5 s、70% U/0.5 s。在功率缺额较大时, 频率及电压下降较快, 通过低周、低压解列装置跳开并网开关保护发电机组, 且低周、低压动作时间应小于变电所并网线路重合闸时间。
110 kV及以上发电机组还应配置振荡解列保护, 保证系统发生严重故障或振荡时跳开机组与主网并列通道, 保证发电机组安全。有两台以上机组、带有直配负荷的公用电厂, 如联络通道上设备故障造成孤立系统运行、且过剩功率超过电厂一台机组的额定功率时, 应在电厂设置高频切机装置。
4 异常及事故处理
4.1 并网线路异常、故障
35kV及以下不接地系统, 并网线路或系统发生单相接地时, 在试拉电厂并网线路 (拉开线路开关、检查接地信号、合上线路开关) 前, 调度员应先通知电厂检查并解列后再进行, 防止发电机意外失电停机。 并网线路故障跳闸后, 调度员在未经检查强送或巡线后试送时, 应先了解, 确定并网发电机组已解列, 防止非同期合闸对发电机冲击、损坏。
4.2 自耦变公共绕组过载
江溪变1号主变系自耦变, 主变容量120/120/60 MVA, 三侧限值314A/572A/900A, 公共绕组容量60 MVA, 报警值300 A、9 s, 该主变当时电流 220A/530A/-200A, 其中35 kV侧因协联电厂并网3台机, 出力较大, 不仅供江溪变35 kV母线上所有负荷还倒送主变, 使江溪变220 kV侧电流减少, 而110 kV侧负荷当时较大, 自耦变电压电流方向见图5。
虽然220 kV、110 kV侧均未达限额, 但公共绕组Io=I2-I1=530-220=310 A超过了公共绕组报警值300 A, 因此“公共绕组过负荷”报警。处理中必须注意不能转移35 kV母线上负荷, 只能转移110 kV负荷或者减少协联电厂发电机出力, 才能降低公共绕组电流Io。
4.3 电厂带孤立小系统运行
电厂与系统并网点的变电所主变跳闸或并网联络线跳闸, 电厂可能带部分负荷稳定运行从而形成孤立系统方式, 由于孤立系统能继续保证供电, 因此, 应合理调整孤立系统中发电机运行, 确保孤立系统频率、电压稳定, 防止孤立系统中负荷波动太大或冲击负荷, 造成孤立系统崩溃。
孤立系统能够稳定运行的关键是该系统中用电负荷与发电机组出力基本平衡、机组调速系统可靠稳定。孤立系统发用电平衡需要调度合理安排正常及检修运行方式, 合理配置电厂与主网并网点的变电所及其供电范围内的按频率减负荷装置。发生故障可能形成孤立系统时, 机组调速系统可靠动作, 按频率减负荷装置正确、按轮次逐步切除部分负荷, 使孤立系统不崩溃。
在系统故障处理后, 孤立系统与主网恢复并网时应注意并网条件, 因为孤立系统的频率、电压可能与主网有偏差, 必须通过具有同期并列装置的开关恢复并列, 防止非同期并网, 必要时应调整孤立系统中负荷或发电机出力, 满足并列条件。
5 电厂带局部电网应急启动
2008年初期, 我国部分地区由于暴雪、冻雨导致电网断线、倒杆, 造成部分地区电网瓦解, 一些地区及重要用户供电中断, 但同时也有少数小电厂、小水电站的机组带少量负荷稳定运行, 保证了极少数区域供电, 反思经验教训, 加强小电源调度管理, 在灾害造成大面积停电事件时保证小电厂带局部电网小系统运行, 维持社会基本运转也是非常有现实意义及可行性的。
无锡地调在2007年成功进行了局部电网受灾停运、并失去外部电力供应时, 利用调峰电厂机组快速启动、快速恢复重要负荷供电试验, 应急启动试验路径, 见图6。
调峰电厂增加配备一台50 kW柴油发电机, 供油系统配置一台直流油泵, 试验时在系统发生大面积停电时, 调度发令黑启动, 电厂操作人员首先启动柴油发电机组, 向1号燃气轮机组MCC供电;起动直流供油泵, 向1号燃机供燃油;选择启动模式和50 Hz的孤立无差模式;应急起动1号燃机机组;当1号燃机发电机的电压、频率达到额定值时, 控制燃气轮机电压、转速, 逐步恢复并网通道供电到110 kV燃山线;对民丰变停电负荷逐条恢复供电, 注意控制用电负荷增加速度, 使机组按每次加载2 000 kW的速度进行, 每次加载稳定后再进行负荷增加;之后通过镇电线恢复与主系统并网。试验中从停电后应急启动开始、恢复民丰变失电负荷再到两台机组与电网的成功并网不到2 h 40 min。
局部电网应急供电试验为大面积停电下, 快速恢复地区重要负荷的供电, 保障城市正常运作, 积累了重要经验。推而广之, 一些重要公用电厂可提前配置一些应急基本设备 (如柴油发电机) 或利用某些配置柴油发电机做应急电源的重要用户, 在电网发生大面积停电后, 如果较长时间无法恢复供电, 利用柴油发电机启动地区现有的小电源 (公用电厂、自备电厂发电机组) , 成功形成局部电网, 首先向部分维持社会基本运转用户 (如:政府机关、水厂、电厂、燃气站、地铁系统、火车站等) 供电, 保证社会基本运转。
6 结束语
必须根据地区小电厂的位置、运行性质、并网容量, 选择相应的电压等级、并网方式, 配置正确的保护及安全自动装置, 才能保证小电厂安全、可靠并网运行, 发挥小电厂作用;同时当并网通道或电网发生异常、事故时, 调度员要正确分析, 既保证电网安全, 同时要注意考虑小电厂运行情况, 防止处理中影响机组安全。对事故或特殊应急情况下, 应允许小机组带孤立系统运行, 以保证重要用户供电。
摘要：结合调度实际工作, 分析了地区电网中一些小电厂并网运行方式、继电保护及安全自动装置配置、并网运行中异常及事故处理、电厂带局部电网应急启动, 提出了小电厂安全、可靠并网运行管理要求, 探讨了小电厂在电网应急情况下发挥的作用。
关键词：小电厂,并网,调度
参考文献
[1]王世祯.电网调度运行技术[M].沈阳:东北大学出版社, 1997.
电厂调度 篇2
1.《中华人民共和国电力法》规定电网运行实行什么原则（）。（C）
（A）安全第一、预防为主（B）平等互利、协商一致（C）统一调度、分级管理（D）统一调度、统一管理
2、《电力监管条例》中规定电力监管应执行什么原则（）。（D）
（A）统一调度、分级管理（B）平等互利、协商一致（C）公平、公正、公开（D）公开、公正和效率
3、山东电网设臵（）级调度机构。（C）
（A）1（B）2（C）3（D）5
4、济宁地调所属县调值班调度员、发电厂值长、变电监控中心（变电站）及主要大用户变电站值班员，在调度关系上受（）的指挥。（B）
（A）公司领导（B）地调值班调度员（C）变电站负责人（D）生产厂长
5、未经（）的许可，任何单位和个人不得擅自改变地调管辖设备、地调 许可设备运行状态。（A）
（A）地调值班调度员（B）公司领导（C）变电站负责人（D）生产厂长
6、属地调管辖设备、地调委托各县（市、区）代管设备的月度大、小修计划，各单位应在（）将次月检修计划报地调。（D）
（A）每月十日前（B）每月十二前（C）每月十五日前（D）每月二十日前
7、属于地调管辖设备、委托各县（市、区）调代管设备、地调许可设备应于开工前一天（）前向地调提出申请。（C）
（A）八时（B）九时（C）十时（D）十二时
8、属于地调管辖设备、委托各县（市、区）调代管设备、地调许可设备节日检修应于（）相应时间提出申请。（C）
（A）节前一天（B）节前两天（C）节前三天（D）节前一周
9、电厂的开、停机以及与电网的并、解列必须征得值班调度员的同意方可进行，各电厂开停机必须（）向地调值班员提出申请（遇节假日提前）。（A）
（A）提前一天（B）提前两天（C）提前三天（D）提前一周
10、电能传输速度与光速相同，每秒达到（）万公里。（B）
（A）20（B）30（C）40（D）50
11、电力系统受到小干扰后不发生非周期性失步，自动恢复到起始运行状态，称为（）。（A）
（A）静态稳定（B）暂态稳定（C）动态稳定（D）电压稳定
12、由长线路的电容效应及电网运行方式的突然改变引起的过电压称为（）。（B）
（A）大气过电压（B）工频过电压（C）操作过电压（D）谐振过电压
13、小电流接地系统消弧线圈补偿方式普遍采用（）。（C）
（A）欠补偿（B）全补偿（C）过补偿
14、（）是主保护或断路器拒动时，用来切除保障的保护。（B）
（A）主保护 异常运行保护（B）后备保护（C）辅助保护（D）异常运行保护
15、（）装臵是将因故障跳开后的断路器按需要自动投入的一种自动装臵。（D）
（A）备用电源自投（B）低频解列装臵
（C）自动低频、低压减负荷装臵（D）自动重合闸
16、空载备用线路（）线路重合闸。(B)（A）投入（B）解除（C）无所谓
17、（）是指系统内主干联络线跳闸或失去大电源，引起全系统性频率、电压急剧变化，甚至造成系统瓦解或大面积停电。(B)（A）局部事故（B）系统性事故（C）大型事故
18、电力系统的运行操作是指（）。（A）
（A）变更电网设备状态的行为（B）线路、设备停送电。（C）拉合开关、隔离开关。
19、电网倒闸操作，应按()值班调度员的指令进行。（C）
（A）地调（B）省调
（C）调度管辖范围内
20、变电站母线电压消失，一般根据（）判断是否母线故障。（A）站用电全停（B）照明全停
（C）仪表指示、保护或自动装臵动作情况
21、母线刀闸操作过程中，母联断路器操作电源应（）。（A）
（A）拉开（B）合上
（C）根据实际情况而定
22、下列不属于电力系统运行操作制度的是（）。（C）
（A）操作指令票制（B）复诵指令制（C）交接班制（D）监护制（E）录音记录制
23、变压器事故过负荷时，不能消除过负荷的是（）。（B）
（A）投入备用变压器
C）（（B）调节有载调压变压器分头
（C）联系有关调度转移负荷，如改变系统结线方式等（D）按有关规定进行拉闸限电
24、为保证用户受电端电压质量和降低线损，220KV及以下电网电压的调整，宜实行（）方式。（B）
（A）顺调压
（B）逆调压（C）恒调压（D）反调压
25、高压设备发生接地时，室内不得接近故障点（）以内，室外不得接近故障点（）以内。（C）
（A）2 m、4 m（B）3 m、6 m（C）4 m、8 m（D）5 m、10 m
26、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高于低谷负荷使的电压值，使用户的电压高峰、低谷相对稳定。此种调压方式为（）。（A）
（A）逆调压（B）恒调压（C）顺调压（D）一次调频
27、设备的隔离开关在合闸状态，断路器在断开状态，此状态为（）。（B）
（A）运行状态（B）热备用状态（C）冷备用状态（D）检修状态
28、小电流接地系统当发生接地时，应该（）。（B）
（A）立即切除故障线路（B）按规定运行一段时间（C）可长期带故障运行（D）不用处理
29、同步发电机在不符合同期并列条件时与系统并列，就称为（）并列。（A）
（A）非同期（B）准同期（C）自同期（D）同期
30、（）是满足系统稳定和设备安全要求，能以最快速度有选择地切除被保护设备和线路故障的保护。（A）
（A）主保护（B）后备保护（C）辅助保护（D）异常运行保护
31、（）作用是防御变压器油箱内部各种短路故障和油面降低的。（C）
（A）差动保护（B）电流速断保护（C）瓦斯保护（D）过负荷保护
32、下列不允许用刀闸直接进行操作的是（）。（C）
（A）在电网无接地故障时，拉合电压互感器（B）在无雷电活动时拉合避雷器（C）拉合励磁电流为5安培的空载变压器
33、改变母线运行方式的操作，由其（）的值班调度员下令操作。（C）
（A）地调（B）省调
（C）调度管辖范围内
34、对新投产的线路或更改后的线路，必须（）。（A）
（A）必须核对相位、相序（B）不必核对相位、相序（C）根据需要决定
35、母线倒排操作时为什么要拉开母联开关操作电源（）。（B）
（A）防止母差保护误动作
（B）防止母联开关误掉闸，造成带负荷拉刀闸事故（C）防止母联开关过负荷掉闸
36、下列操作错误的是（）。（C）（A）带负荷合刀闸时，即使发现合错，也不准将刀闸再拉开。因为带负荷拉刀闸，将造成三相弧光短路事故。
（B）带负荷错拉刀闸时，在刀片刚离开固定触头时，便发生电弧，这时应立即合上，可以消灭电弧，避免事故。但如刀闸已全部拉开，则不许将误拉的刀闸再合上。
（C）操作中发生带负荷拉合刀闸时无论刀闸是否已经拉开（或合上），应立即将刀闸恢复操作前状态。
37、所谓（），是指某些发供电设备的故障或损坏，影响电能供应数量和质量。（B）
（A）频率崩溃（B）事故（C）电网异常
38、各大用户、小电厂与系统联络设备的继电保护整定定值，必须每（）复核计算一次。(A)（A）三年（B）两年（C）五年（D）十年
39、变压器全电压充电时在其绕组中产生的暂态电流，该电流称为变压器（）。（A）
（A）励磁涌流（B）负荷电流（C）空载电流（D）短路电流
40、设备的隔离开关和断路器都在合闸状态，将电源至受电端间的电路接通。此状态为（）。（A）
（A）运行状态（B）热备用状态（C）冷备用状态（D）检修状态
41.下列哪一类单位不适用于《山东省电力调度系统值班人员持证上岗管理办法》（）。（D）
（A）并网运行的发电厂（B）变电站（监控中心）
（C）电力调度机构以及其它与电网存在调度联系的单位（D）电力营销单位
42.下面关于调度术语中“同意”、“许可”、“直接”、“间接”含义的解释哪一条是错误的？（）。（B）
（A）同意：上级值班调度员对下级值班调度员或厂站值班人员提出的申请、要求等予以同意
（B）许可：在电气设备停电前，根据有关规定，由有关人员提出操作项目，值班调度员同意其操作
（C）直接：值班调度员直接向值班人员发布调度命令的调度方式（D）间接：值班调度员通过下级调度机构值班调度员向其他值班人员 转达调度命令的调度方式
43.下面哪一条不属于提检修申请应说明的内容（）。（D）
（A）停电范围、检修性质（B）主要项目、检修时间
（C）紧急恢复备用时间以及对电网的要求（D）检修时需自做的安全措施
44、变压器停送电操作时，其中性点（）。（B）
（A）不能接地（B）一定要接地（C）视情况而定
45、设备的断路器及隔离开关都在断开位臵，并合上接地刀闸（装设接地线），并挂好工作牌。此种状态为（）。（D）
（A）运行状态（B）热备用状态（C）冷备用状态（D）检修状态
46、当天气潮湿时，污秽使绝缘子的绝缘水平大大降低，从而引起绝缘子闪络，甚至造成大面积停电，此种事故称为线路的（）。（B）
（A）放电事故（B）污染事故（C）闪络事故（D）短路事故
47、并列运行的发电机间在小干扰下发生的频率为0.2～2.5赫兹范围内的持续振荡现象叫（）。（A）
（A）低频振荡（B）次同步振荡（C）同步振荡（D）异步振荡
48、系统振荡时，系统振荡中心的电压波动（）。（A）
（A）最大（B）最小（C）一般（D）不变
49、小电流接地系统经中性点消弧线圈补偿后，使电感电流大于电容电流，此方式为（）。（C）
（A）欠补偿（B）全补偿（C）过补偿
50、雷电流通过构架线接地引下线流散到地中，有可能使构架对附近的电气设备或带电的导线放电，造成事故，此种现象为（）。（D）
（A）大气过电压（B）工频过电压（C）操作过电压（D）反击过电压
51、发电机的有功功率和无功功率几何相加之和称为（）。（Ｂ）
（A）额定功率（B）视在功率（C）发电功率（D）变压器功率
52、变压器充电时应（）。（B）
（A）先合上负荷侧开关，后合装有保护的电源侧情况（B）先合上装有保护的电源侧开关，后合负荷侧开关（C）以上两种操作均正确
53、电力系统安全自动装臵是指防止电力系统失去（）和避免电力系统发生大面积停电的自动保护装臵。（C）
（A）电压（B）频率（C）稳定（D）负荷
54、下列关于变压器的叙述正确的是（）。（C）
（A）变压器可以在正常过负荷和事故过负荷情况下运行，正常过负荷和事故过负荷可经常使用
（B）变压器瓦斯或差动保护掉闸可以试送一次（C）变压器在空载损耗等于短路损耗时运行效率最高
55、当系统中出现有功功率缺额引起频率下降时，根据频率下降的程度，自动断开一部分不重要的用户，阻止频率下降，以使频率迅速恢复到正常 值，这种装臵叫（）装臵。（B）
（A）自动低压减负荷（B）自动低频减负荷（C）切负荷装臵（D）自动低频解列装臵
56、变电站倒母线操作或变压器停送电操作，一般应下达（（C）
（A）即时
（B）逐项（C）综合
（D）根据调度员习惯下达
57.用隔离开关可以拉合下列设备（）。（C）
（A）空载线路（B）空载变压器
（C）电网无接地故障时，电压互感器
58、直流正极接地对运行有什么危害（）。（A）
（A）造成保护误动（B）造成保护拒动（C）不影响运行
59、用母联开关向空母充电后，发生了谐振，应（）。（A）（A）拉开母联开关使母线停电（B）拉开PT刀闸）操作指令。（C）等待谐振自行消失
60、下面哪一项不属于电压调整的主要方法（）。（D）
（A）改变发电机、调相机励磁，投、停电容器、电抗器（B）改变电网结线方式，投、停并列运行变压器（C）改变发电厂间及发电厂内部机组的负荷分配（D）限制电压过高地区的负荷
61、输、变电设备延期申请应在批准竣工时间（）前提出。（A）
（A）3小时（B）6小时（C）12小时（D）前一天10时
62、新设备投产送电前，值班调度员应与现场值班人员核对（）正确。（B）
（A）保护定值（B）接线方式（C）设备名称（D）设备数据
63、合环操作有条件的应检查同期，电压差不超过（），相角差不超过30度。（D）
（A）5％（B）10％（C）15％（D）20％
64、变压器故障跳闸，可能造成电网解列，在试送变压器或投入备用变压 15 器时，要防止（）。（A）
（A）非同期并列（B）过电流（C）过负荷（D）系统振荡
65、电源联络线开关掉闸时，如开关两侧均有电压，现场值班人员（），立即找同期并列。（D）
（A）请示调度同意（B）请示有关领导同意（C）等待调度命令（D）不必等待调度指令 66、母线的倒换操作，（）。（D）
（A）必须使用旁路开关（B）必须使用进线开关（C）必须使用出线开关（D）必须使用母联开关
67、事故单位处理事故时，对调度管辖设备的操作，应（）。（A）
（A）按值班调度员的指令或经其同意后进行（B）不经调度员同意即可操作（C）自行处理，无须汇报（D）自行处理，并简要汇报
68、开关单相跳闸，造成两相运行，厂站值班员首先应（）。（A）
（A）立即手动合闸一次，合闸不成应尽快拉开其余两相开关。（B）立即将开关手动分闸一次。（C）拉开对侧开关，然后就地拉开开关
（D）即调整降低开关电流，然后进行处理。69、新设备投运时，（）。（D）
（A）保护装臵可暂缓投运。
（B）保护装臵不一定与一次设备同时投运。（C）保护装臵不必投运。
（D）保护装臵必须与一次设备同时投运。70、开关检修（）。（A）
（A）开关及两侧刀闸拉开，开关失灵保护停用，在开关两侧合上接地刀闸（或挂上接地线）。
（B）开关拉开，开关失灵保护停用，在开关两侧合上接地刀闸（或挂上接地线）。
（C）开关及两侧刀闸拉开，开关失灵保护投入，在开关两侧合上接地刀闸（或挂上接地线）。
（D）开关及两侧刀闸拉开，开关失灵保护停用。
71、开关冷备用（）。（B）
（A）是指两侧刀闸拉开。（B）是指开关及两侧刀闸拉开。（C）是指开关拉开。
（D）是指开关及一侧刀闸拉开。
72、主变冷备用（）。（C）
（A）是指变压器一侧刀闸均拉开。（B）是指变压器各侧开关均拉开。（C）是指变压器各侧刀闸均拉开。（D）是指变压器一侧开关均拉开。
73、发电厂值长离开值班室时，应指定（）负责调度联系，并事先报告值班调度员。（C）
（A）值班员（B）副值班员（C）专人（D）值班长
74、线路停电操作顺序:()。（A）
（A）拉开开关，拉开线路侧刀闸，拉开母线侧刀闸（B）拉开开关, 拉开母线侧刀闸, 拉开线路侧刀闸（C）拉开线路侧刀闸，拉开母线侧刀闸, 拉开开关
75、线路无重合闸或重合闸拒动时，现场值班人员应（）。（C）
（A）汇报调度，听从调度处理（B）查明原因后再送
电厂调度 篇3
1 存在的问题
1.1 运行管理制度不健全
(1)部分电厂虽定期与接入侧调度自动化人员核对远动信息,但未做好记录并注意保存。
(2)个别电厂对测控装置、远动装置检修等可能引起信号错误、信息中断的工作,未事先通知接入侧调度自动化人员。
(3)个别电厂未对保安电源引起足够的重视,缺少相关的规定。
(4)部分电厂机组未进行进相试验,不满足节假日期间机组并网运行的要求。
1.2 运行管理不规范
(1)机组开停机管理不规范。部分电厂机组计划停复役未在规定时间向调度申请,部分电厂临时缺陷需停机检修,其运行方式未经相应调度同意,部分电厂机组故障与系统解列后未及时向调度汇报。
(2)值班控制室资料管理不规范。部分电厂控制室内各级调度规程、安全规程、并网协议、应急预案、保护整定单、设备限额、典型操作票、现场运行规程、调度业务联系名单等重要资料不齐全,现场图纸资料管理不严,部分系统的接线图纸、转发信息表等资料未做好备份,原始资料较凌乱且未打印成册保管。
(3)涉网设备继保管理不规范。部分电厂存在设备改造后整定单缺少或未更新,保护没有按照整定单要求正确进行投退,低周低压解列保护未投等情况。
(4)人员管理有待加强。首先人员配置不健全,业务能力不强。部分电厂未安排专人负责自动化、通信系统和设备的日常维护;其次,人员普遍缺乏对自动化、通信设备的维护、诊断能力,在涉网设备发生缺陷时不能及时察觉,未及时向调度汇报。最后,人员业务培训不够重视。受培训形式的限制,每期培训人员往往来自很多不同的厂站,内容与实际应用有一定的脱节,针对性差,且人员到课率不高,培训效果差。
2 采取的对策
2.1 强化电网风险管控
(1)定期进行安全生产学习。组织各地方公用电厂定期进行运行方式安全分析,包括学习贯彻安全生产文件、指令、通报和上级领导的讲话精神。综合分析安全生产趋势,及时总结事故教训及安全生产管理上存在的薄弱环节,研究采取预防事故的对策。汇报上一阶段安全生产情况及本阶段安全生产工作安排,布置安全生产重点工作。
(2)定期进行安全风险分析。地区电网内各地方公用电厂并网运行方式存在较大的差别,针对单线并网、双线并网及单机并网、多机并网等不同的并网接线方式,通过安排专家进行分析,并对电厂运行人员进行培训,使之掌握运行风险,合理安排并网运行方式。对于电厂跳闸事故及复杂缺陷,积极予以配合,安排专业人员进行现场检查、分析、处理。
(3)定期进行厂网联合反事故演习。反事故演习旨在锻炼运行人员应对事故快速作出反应的能力,以及对各类事故预案的检验。进行网厂联合反事故演习有利于在处理电力突发事件过程中快速反应、相互协调,应急预案有效衔接,建立协调机制,达到相互交流、相互启发、相互促进的目的。同时,进一步宣传普及电力应急知识,增强电厂运行人员的危机意识,提高在停电事件发生时的应急反应、处置能力,推动电厂运行人员技能水平快速提高。厂网联合反事故演习流程如图1所示。
2.2 严肃调度运行管理
(1)严格落实各项运行规定。并网电厂严格执行电网调度规程、调度指令,及时、准确报送设备异常和事故原因等情况。严格执行励磁系统、调速系统、继电保护、安全自动装置、调度自动化和通信的有关规定。现场设备的命名标志等严格按照调度规程规定和调度下达的设备命名文件要求执行。值班人员严格执行调度接发令制度、交接班制度、设备巡回检查等制度。
(2)强化调度计划的执行。并网电厂升压站母线电压合格率水平严格按照电网调度机构下达的电压曲线和功率调节范围执行。严格控制机组非计划停运,杜绝未得到批准停机及未按调度指令并网等情况。确保不发生因发电机组非计划停运造成电网限电或导致电网频率超出允许范围。
(3)加强运行现场管理。电厂的电气主接线图和设备的状态必须始终与实际运行方式保持一致。强化现场交接班、设备巡回检查等各项管理制度的落实。完善现场各项资料,包括调度规程、并网调度协议、继电保护整定单、现场运行规程、主设备参数、系统一次接线图、现场典型操作票、设备限额表、调度人员名单及电话等。
2.3 强化人员培训和取证管理
(1)强化持证上岗。电厂的运行值长及有权接受调度命令的值班人员,应全部经过调度管理规程及有关电网安全运行的培训,经电网企业考核合格。
(2)加强值班登记工作。要求每年一月份上报电厂的运行值长及有权接受调度命令的值班人员名单,如果有人员调动应及时与调度联系,修改人员名单。同时,调控中心还要定期对运行人员进行理论测验和实际工作能力的测定。
(3)主动开展技术培训服务。针对目前电厂值班人员业务水平参差不齐、整体水平偏低的现状,调控中心结合电网运行实际,在嘉兴市范围内设立流动培训站,充分利用自身技术优势,为地方电厂提供上门培训服务。流动培训服务流程如图2所示。这种培训注重与现场实际的结合和互动,使培训过程与用户现场紧密结合,培训内容更具有实用性和针对性,培训效果实现质的提升。
3 取得的成效
3.1 运行管理水平得到提高
通过强化各项运行管理工作,地方电厂运行管理水平得到普遍提高。
(1)海宁绿色动力再生能源有限公司实行准军事化管理,安全生产整体管理水平较高,厂区园林绿化工作跃上新台阶。
(2)新嘉爱斯电厂在通过开展电厂安全性评价工作的基础上,正在开展企业安全生产标准化达标工作,安全生产管理水平不断提高。
(3)桐乡濮院协鑫电厂通过开展贯标认证工作,基础资料齐全,自动化管理工作突出。
(4)恒洋电厂安全生产管理水平进步较快,自动化、通信系统运行情况良好,信息准确性达到100%。并指定有专人维护,图纸资料和信息表完整,日常有专人巡视。
3.2 设备安全运行水平得到提升
公司调控中心通过现场走访与电话互访等多种方式相结合,加强用户设备的运行管理,通过对设备运行状态进行分析,查找存在的安全隐患,确保安全稳定运行,并通过多种方式与电厂建立良好的沟通,最大限度地服务地方电厂的安全运行。
3.3 事故处置水平得到提升
通过开展反事故演习,电厂运行人员对本厂所在电网的运行方式和运行危险点做到心中有数,在发生突发事故后能够有条不紊地进行处置,使得电厂及其所在电网在发生事故的情况下处置水平得到提升。
3.4 运行人员业务技能得到提升
通过设立现场流动培训点,累计已开展培训10余期,共有来自各个电厂及用户变的150余名运行人员参加了培训。从实际情况来看,这些参加培训的人员在现场运行、操作及风险排查、处理能力等方面得到了很大的提高,业务流程的规范化要求得到了较好的执行。
4 今后展望
4.1 继续做好技能培训工作
调度系统人员的运行、操作和反事故水平在构建“大运行”体系的过程中起着至关重要的作用。目前,电厂运行人员整体水平仍需加强,同时由于人员流动性大,使人员培训成为运行管理工作的重要部分,所以加强运行人员技能培训是一项必须长期坚持的工作。
4.2 持续做好电网安全风险管控
电网运行方式随着电网设备运行状态及检修工作的开展时刻在发生变化,电网实时的风险点也在持续变化,运行值班人员应时刻掌握设备运行状况及影响生产的各种因素,积极做好运行分析工作,做好运行危险点分析和事故预案,清楚掌握设备运行状况,掌握生产管理各类标准,及时发现异常。
4.3 进一步提升管理质量
公司调控中心将遵循“优服务、深管理、保安全”的工作方针,不断提升对地方电厂的管理质量,加强与电厂的沟通联系,坚持走访等活动,整合信息资源,及时跟进服务,建立服务联动应急机制,推行业务对口支援服务,规范技术培训师资服务,完善安全技能指导服务。
摘要：针对地方公用电厂及直调用户运行管理制度不健全、管理不规范、人员业务能力不强等问题,调控中心结合党的群众路线教育实践活动,深入用户现场,提升服务质量,在安全管理、检修管理与技术监督、人员培训等方面提升对地方公用电厂及直调用户的服务水平,全面提升地方公用电厂及直调用户的运行管理水平,使其成为对地方电网的有益补充,实现电网及用户的和谐发展。
关键词：地方公用电厂,调度管理,对策研究
参考文献
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风电场等新能源电厂调度规定 篇4
9.1在没有电网安全约束的情况下，应保证风电等可再生能源电力全额上网，在电网调峰能力不足时，可安排风电参与系统调峰、调频。
9.2 风电场应根据超短期风电功率预测结果，通过风电场集中监控系统，每15分钟自动向调度机构滚动申报未来2小时至4小时的风电发电预测计划。不具备风电功率预测系统的风电场可以根据风力变化情况，提前1小时向调度机构值班调度员申请修改计划曲线，但每次修改范围必须大于计划值的±20%。
9.3 风电场启动状态、暂停状态风电机组日累计变化分别超过10台时，现场值长必须提前向调度机构值班调度员申请，并征得其同意后方可进行机组状态调整操作。
9.4 除因风速降低（或达到切出风速）而引起的功率变化不可控情况外，在风电场机组并网、正常停机以及风速增长过程中，风电场功率变化率应当满足以下要求：
风电场装机容量＜30MW时，最大功率变化率≤10MW/分钟；
风电场装机容量30-150MW时，最大功率变化率≤20 MW /分钟； 风电场装机容量＞150MW时，最大功率变化率≤30MW/分钟。
9.5 为了实现对风电场有功功率的控制，风电场需安装有功功率控制系统，能够接收并自动执行调度部门远方发送的有功出力控制信号，确保风电场最大输出功率及功率变化率不超过电网调度机构的给定值。在下列特定情况下，风电场应根据调度指令来控制其输出的有功功率：
9.5.1电网故障或特殊运行方式下要求降低风电场有功功率，以防止输电线路超稳定极限运行或者线路过载，确保电力系统安全稳定；
9.5.2 当电网频率过高，常规电厂调频容量不足时，可降低风电场有功功率。
9.6调度机构对风电机组出力可采用下列调度控制模式之一，具体采取哪一种模式由调度机构结合电网实际运行需要确定。
最大出力模式：指调度给风电场下达全场最大出力曲线，对低于最大出力曲线的情况不限制。
恒出力模式：指调度给风电场下达全场出力曲线为一恒定值。无约束模式：指调度对风电实时出力没有限制，风电场可以根据风力情况自行调整出力。
联络线调整模式：指调度根据风电场相关送出潮流约束情况，下达风电出力曲线。
旋转备用模式：指调度根据电网安全运行要求，在下达风电场出力曲线时，留装机可调容量20％的旋转备用。
9.7 紧急情况下的风电场控制
9.7.1系统发生扰动时，风电场应在低电压穿越曲线规定的范围内保持不脱网运行。扰动清除后，仍挂网运行的风电机组应能够快速恢复正常运行，恢复出力速度应在合理范围内，为系统提供有功功率和无功功率支持。9.7.2风电场在紧急状态下，应利用动态无功补偿设备根据电力系统要求提供必要的动态无功支持。
9.7.3 在紧急事故情况下，电网调度机构可以临时将风电场解列，电网恢复正常运行状态后，应尽快恢复风电场的并网运行。
9.7.4当风电场、光伏电站因频率、电压等系统原因导致机组解列时，应立即向电网调度机构汇报，并将机组并网方式改为手动状态，必须经电网调度机构同意后，方可按要求逐步并网。
附录A 省调值班调度员服务规程 1.1 调度员职责
1.1.1 省调调度员在值班期间，为甘肃电力系统运行操作和事故处理的总指挥人。1.1.2 省调调度员应严格贯彻执行下列法规和指令：
1.1.2.1 《中华人民共和国电力法》和《电网调度管理条例》； 1.1.2.2 《国家电网公司电力安全工作规程》； 1.1.2.3 《西北电力系统调度规程》； 1.1.2.4 《甘肃电力系统调度规程》； 1.1.2.5 现场规程有关部分； 1.1.2.6 上级指示、指令；
1.1.3 省调调度员值班每值3人，同值应密切配合，随时交换情况，完成本值各项调度任务，保证系统安全、优质、经济运行。调度员具体职责：
1.1.3.1 领导和指挥电力系统及水电站水库的运行、操作和事故处理，努力做到系统安全、优质、经济运行，按计划发电和供电，并保证水电站水库的正常运行；
1.1.3.2 指挥甘肃电力系统的调峰、调频和调压，使电能质量符合国家标准；
1.1.3.3 执行日调度计划，下达次日调度计划。根据系统实际运行情况，有权修改日调度计划或采取其它有利于系统安全、优质、经济运行的措施；
1.1.3.4 指挥管辖范围内设备的操作及事故处理并及时填写事故报告；
1.1.3.5 拟定和审核操作票，发布操作指令，在发布指令时，同值应互相监听；
1.1.3.6 批准当班内可以完工的临时检修申请或24小时内可以完成的不影响系统正常供电的临时检修申请；
1.1.3.7 正确应用调度室内调度自动化系统及通信、远动等设备，如发现故障，及时通知有关处室处理。
1.1.3.8 填写值班日值、交接班日志，按时交接班，并保持调度室内的整洁、肃静； 1.1.3.9 执行领导指示，对系统中出现的重大问题应及时向有关领导汇报；
1.1.4 严格遵守保密制度，调度室内公用或个人存阅的规程、图纸、资料等，要注意保存，不得向无关人员泄漏机密。1.2 值班制度
1.2.1 非调度工作人员不得擅自进入调度室，外来人员未经领导批准严禁入内。1.2.2 调度员不得将无关人员带入调度室，值班期间谢绝会客。1.2.3 值班调度员对工作要严肃认真，不做与值班无关的事情。
1.2.4 值班调度员接班后应对系统的运行情况要勤了解、勤分析、勤调整，并做好当值的事故预想及处理措施。所有记录要完整、清晰。
1.2.5 调度室内严禁吸烟，要保持调度室的肃静、整洁。1.2.6 严格遵守保密制度。1.2.7 调度员在值班期间不得擅自离开工作岗位。
1.2.8 为了保证系统调度的正常工作和通信畅通，值班调度员不得转接非调度业务电话。1.2.9 值班人员应按安排的值班表轮流值班，如因病、事需要请假应按规定办理请假手续，征得处长同意后方可离岗，不得私自找人替班。1.2.10 值班调度员不得连值两班。1.3 交接班制度
1.3.1 交班值应提前20分钟作好交班的一切准备工作，认真填写值班日志，将有关资料及用具收集齐全并摆放整齐，使调度台面干净、整洁。
1.3.2 接班值所有人员应提前20分钟到岗，了解系统情况，认真阅读休班期间的各种记录、工作票、调度业务单及其它运行资料。
1.3.3 交班值正值调度员主持交、接班工作，交班人员应详细口述电气方式、机炉方式、检修设备、系统负荷、预计工作、运行原则、存在问题、水情变化、闸门运行状态等内容及其它注意事项。接班人员应认真听取，如有问题应及时提出。
1.3.4 交接班内容以交接班日志、记录为依据，如交班少交或漏交所造成的后果，应由交班值负责。若接班值未认真接班造成后果由接班值负责。1.3.5 如遇下列情况，不得交接班： 1.3.5.1 交接班人员未到齐；
1.3.5.2 事故处理及倒闸操作未告一段落时； 1.3.5.3 记录、报表填写不完全或交待不清时；
1.3.5.4 交接班时发生事故，应立即中止交接班，并由交班调度员进行事故处理。接班调度员可按交班调度员的要求协助处理事故； 1.3.5.5 不到交接班时间。
1.3.6 交接班调度员双方在交接班日志上签字后，交接班手续才算履行完毕。1.4 培训制度
1.4.1 省调值班调度员应由专业技术素质较高，工作能力较强和职业道德高尚的人员担任。1.4.2 调度员上岗值班之前必须首先学习《中华人民共和国电力法》及《电网调度管理条例》、《国家电网公司电力安全工作规程》、《中华人民共和国水法》、《中华人民共和国防洪法》、《水库大坝安全管理条例》、《水电站大坝运行安全管理规定》等法规，然后经过现场生产实习、调度室跟班实习、监护值班三个阶段培训，考试合格，并经省电力公司总工程师审核批准，才能正式值班。在实习阶段无权发布调度指令及进行调度业务联系。被监护值班期间，对其所进行的一切工作，和监护人员负同等责任。
1.4.3 调度员要轮流下现场，以便了解设备，熟悉情况。并应定期举行反事故演习，经常开展安全活动，分析事故，总结经验，吸取教训，不断提高业务技术水平。
1.4.4 调度员离岗一月以上者，应跟班 1－3天熟悉情况后方可正式值班。半年以上者，应经必要的跟班实习考试后方可正式值班。
1.4.5 按时参加国调、网调及省调组织的调度员培训班。1.4.6 定期请各专业人员介绍新技术、新设备及电网发展规划。1.5 省调直调厂站运行值班人员持证上岗管理规定
1.5.1 本规定适用于省调直调独立发电厂、企业自备电厂、变电（开关）站、用电客户、及其它直接接受调度指令的单位（以下简称“直调厂站”），地、县调参照执行。
1.5.2 本规定是在各发电厂（公司）、供电公司、超高压公司及相关用电单位对运行值班人员进行培训、考试（考核），并取得本单位上岗资格等工作的基础上，对须取得与甘肃省调进行电力调度业务联系资格的运行值班人员的考核认定。1.5.3 合格证书发放范围 1.5.3.1 省调直调厂站中，凡直接与省调进行电力调度业务联系的运行值班人员，须取得省调颁发的《调度运行值班合格证书》，方可上岗，并与省调进行电力调度业务联系。1.5.3.2 省调直调厂站内下列运行值班人员须持证上岗：
⑴ 发电厂、企业自备电厂值长； ⑵ 变电（开关）站、集控站值班长；
⑶ 其它有权与调度机构进行电力调度业务联系的人员。1.5.4 培训、考试和证书管理
1.5.4.1每年5月底前，省调直调变电站、发电厂及用电客户等单位，应将需要考试取证的运行人员名单、已取得《调度运行值班合格证书》的人员名单及其岗位人员变化情况报送省调，省调直调变电站按照单位隶属关系由超高压公司或地调负责统一报送。新建发电厂、变电站应在启动前2个月报送名单。报送名单应包括：姓名、性别、年龄、从事岗位等信息。
1.5.4.2 省调每年三季度组织一次有关调度规程、电网运行标准、调度管理规定及电网基础知识的培训班，培训时间一般为一周左右，培训班结束后举行上岗考试，考试合格者，取得省调颁发的《调度运行值班合格证书》。参加人员为：
⑴ 本须持证上岗人员； ⑵ 上被吊销上岗证的人员； ⑶ 首次考试未通过人员； ⑷ 审核未通过人员； ⑸ 省调随机抽考人员。
1.5.4.3 新建单位运行人员的考试及发证在启动前1个月完成。
1.5.4.4 省调每年一季度对已颁发的《调度运行值班合格证书》进行审核，合格者可继续持有。1.5.4.5 持证人员调离运行值班岗位，应报省调备案，合格证书自行注销。
1.5.4.6 被吊销合格证书的运行人员经过3个月以上的学习、培训后，其所在单位可向省调提出书面申请，经考试合格，重新颁发合格证书。
1.5.4.7 下列人员省调不再颁发《调度运行值班合格证书》：
⑴ 连续两次考试未通过的人员； ⑵ 累计两次被吊销上岗证的人员。
1.5.5.8 对接受多级调度机构调度指令的厂站，由最高一级调度机构负责该厂站《调度运行值班合格证书》的颁发和管理，并负责与相关调度机构协调有关考核及考核管理工作。1.5.5 有关处理规定
1.5.5.1 当省调直调厂站运行值班人员发生下列情况之一时，将对其提出警告，并以书面形式通知有关单位：
⑴ 延误执行调度指令；
⑵ 发生设备异常或事故情况，未及时向省调汇报； ⑶ 其它违反调度规程和纪律的情况，情节较轻。
1.5.5.2 当省调直调厂站运行值班人员发生下列情况之一时，将被吊销《调度运行值班合格证书》，并以书面形式通知有关单位：
⑴ 在签发或审核内受到两次警告； ⑵ 拒绝执行调度指令者；
⑶ 故意隐瞒、错报事故真实情况；
⑷ 未经调度同意擅自操作调度管辖设备（规程有特殊规定者除外）； ⑸ 违反调度规程和纪律，情节严重。
电厂调度 篇5
关键词：节能发电调度,电厂,经营
随着电力体制改革不断深化, 提高效率, 降低成本, 实现电力工业可持续发展已是亟待解决的重要问题。按照我国“十三五”规划, 2030年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降60%-65%, 在这样的大背景下, 把节能发电调度改革工作提到了议事日程。实施节能发电调度改革, 可以有效地改变传统的发电调度方式, 提高电力工业能源使用效率, 使电厂利益与社会效益更好地得到了统一。
1 节能发电调度概述
节能发电调度是指在保障电力可靠供应的前提下, 按照经济、节能的原则, 优先调度其中的可再生发电资源。其核心理念是, 按机组的能耗 (煤耗为主) 和污染物排放水平由低到高排序, 依次调用化石发电资源, 最大限度地减少能源、资源消耗和污染物排放。
节能发电调度以节能、环保为目标, 以确保电力系统安全稳定运行和连续供电为前提, 在分区调度中, 以分省排序、区域内优化、区域间协调的方式, 实施优化调度, 并可以与电力市场的相关工作结合, 充分发挥电力市场的调节作用, 努力做到单位电能生产中能耗和污染物排放最少。
节能调度的总目标是在满足全社会用电需求的情况下, 选择全系统能耗最低的方式;而发电企业追求利润最大化的目标没有改变。由此为发电企业生产经营管理方式和思路带来新变化, 必须创新管理机制, 将单纯降低生产成本转变为将降低成本与降低机组综合能耗统一起来综合考虑。
2 应对调度方式的变化创新管理机制
首先, 创新燃料管理机制。面向节能调度后, 燃料采购由过去单纯考虑价格转变为机组能耗与燃料成本的综合协调考虑, 既要保证机组燃料成本在一定承受范围内又要保证机组不因燃料质量下降而升高煤耗。
其次, 创新生产管理机制。电厂燃料是统一采购, 但具体到机组各自特性不同, 设计煤种及燃烧系统略有差异。随着节能管理的精细化, 要求燃料系统混配煤也要“量身定做”, 根据机组负荷情况, 制定更为精细的混配煤方案, 在保证机组安全运行的情况下, 降低运行成本。这就要求生产管理部门延伸工作范围, 为燃料系统运行制定方案。充分利用燃煤在线分析系统, 做好燃烧调整, 适应调度变化。
第三, 创新经营管理机制。节能调度是对电厂经营管理工作的挑战。为今后上网竞价报价策略的制定增加了难度。机组的运行数据变化都要反映在收入、成本和利润上。经营管理部门应量化相关数据, 做好应对措施。
如煤质变化对机组维修费用的影响的研究, 需要协调燃料与生产管理部门, 共同制定方案。在节能技术改造上, 要量化投资回收, 统筹协调。
机组间能耗与成本差异, 为发电权转移提供了可操作空间, 要研究合理的补偿机制与可操作的管理办法, 追求总体经营效益最大。
要利用实时在线技术, 采用科学的方法, 深化节能降耗分析系统的功能, 实现微增煤耗率的实时计算, 进行实时成本分析和实时微增成本的计算, 优化机组间的负荷分配, 实现节能调度下的发电成本最低的经济调度。
第四, 应对节能调度改变经营策略。节能调度对于电厂既是挑战又是机遇, 是调整产业结构、转变发展模式的契机。一些电厂继续扩大生产规模的可能性较小, 要在市场竞争中获得优势, 要研究政策, 转变经营策略。可以通过设备节能改造, 使机组能耗在本区域同一等级机组中具有竞争优势, 先于其他机组发电上网, 后于其他机组停机下线, 从而增加发电机会。
3 大力推进全过程节能管理来提高市场竞争力
首先, 树立全员全过程的节能意识。建立健全岗位责任制, 设立厂、车间和班组三级节能网络, 设置专职节能工程师, 充分发挥节能管理网的作用, 开展全面的、全员的、全过程的节能管理, 广泛运用现代科学管理技术, 合理使用能源, 严格控制非生产用能, 不断提高能源综合利用效率。开展丰富多样的节能宣传和劳动竞赛活动, 将节能意识深深地印在员工的思想意识中。
其次, 严格燃料管理。燃料成本占发电成本75%左右, 燃料的计划、采购要根据机组特性进行比质比价, 优化采购方案;燃料到货验收要科学采样, 严格按照规程规定进行采样化验;燃料进厂过衡率要求达到100%, 翻车卸煤后要人工清扫车底, 特别是冬季车厢冻底煤数量不容忽视;发现亏吨、亏卡现象要及时索赔;燃料储存过程中, 注意烧旧存新, 避免热量损耗;设置挡煤墙及苫盖措施, 防止数量损耗;按煤质情况分类存放, 科学混配, 保证入炉煤质量达到锅炉燃烧要求;采取措施防止煤中四块 (大块、石块、铁块、木块) 进入原煤斗;做好煤质监督工作, 安装煤质在线分析设备, 进行煤质实时分析, 使运行人员能够及时进行燃烧调整, 提高燃烧的安全性和经济性。
第三, 提高检修质量。严格执行检修计划、制定合理的技术措施、提高设备的检修质量, 是提高机组整体经济性的重要因素。利用现代技术和检测手段, 对设备进行在线检测诊断, 将过去以时间为基准的预防性检修方式改为以设备状态为基准的预知性检修, 建立设备状态检修制度。利用大小修、调停、临修等机会, 认真清理检查各类换热设备, 提高其换热效率。通过检修和维护及时消除七漏 (漏汽、漏水、漏油、漏粉、漏风、漏烟、漏灰) , 建立差漏、堵漏制度, 保持热力设备、管道及阀门的保温完好。及时消除设备缺陷, 保持设备在最佳状态运行。
第四, 做好运行调整。运行人员要树立整体节能意识, 不断总结操作经验, 针对不同的运行方式, 精心操作, 合理调整;积极开展技术交流和竞赛活动, 加强机组参数控制, 使各项运行参数达到额定值;充分利用机组性能在线检测分析系统, 使机组始终处于最佳工况运行。合理调度辅机在机组启停过程中的启停时间和方式, 减少无效运行时间。改善操作技术, 努力节约点火用油和助燃用油。重视热力试验工作, 有针对性地开展优化调整方面的专题试验, 用于指导经济运行。
参考文献
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电厂调度 篇6
本文考虑中长期合约市场上水电厂面临的年电量制定计划问题。交割风险, 指发电机组不能按照发电计划完成合约电量或竞价电量的概率风险[1]。针对水电机组而言, 这主要是由于来水的不确定性造成的, 本文一般也称之为电量风险。在电力市场中, 水电厂作为市场参与者, 必须制定合理的年电量计划, 以参与市场竞争, 由于年度来水及年内来水过程的不确定性, 导致合同电量的不确定, 该来水波动性导致水电厂面临着极大的交割风险。因此, 水电厂形成发电调度计划时必须考虑来水的风险。同时, 水电厂的发电调度计划与未来合同电价密切相关, 未来电价过程是一个随机过程, 导致水电厂也存在电价风险。但在中长期合约市场, 通过合约已确定电价, 规避了电价风险[2], 因此本文假定在中长期合约市场上已规避电价风险, 不考虑合同电价波动影响。水电厂在制定发电调度计划时寻求最大化期望发电收益并最小化交割风险, 达到风险管理目的。
目前涉及电力市场风险管理的文献主要集中在火电[3,4,5], 水电厂风险调度决策研究较少。文献[6]论述日前市场水电厂在确定电价和来水情况下形成最优调度计划, 没有涉及电价和电量风险。文献[7]论述日前市场水电厂在电价波动情况下形成最优调度计划, 没有涉及交割风险。本文站在水力发电企业角度, 研究的风险限于电力交易中的交割风险, 从水电优化调度方案着手, 通过制定合理的发电调度计划寻求最大化期望发电收益并最小化风险, 以控制市场中的交割风险。
2 效用函数和风险调度决策模型
根据效用理论, 在风险和不确定性下进行方案决策时遵循最大期望收益-最小风险原则。Markowitz最早提出的“均值-方差”模型[8]是最大化平均收益-最小风险原则的一种具体形式, 这一模型在投资组合分析、资本定价模型等金融决策问题中有成功的应用。根据这一模型构造用于水电优化调度风险决策的效用函数U (R) :
上式中效用函数U (R) 表示水电厂在计及风险条件下发电收益的主观价值;μ表示期望发电收益;σ2表示发电收益方差;β表示水电厂风险态度。β的取值代表了水电厂决策的三种不同风险态度:风险厌恶、风险中立和风险偏好。β的取值范围是[0, ∞) , β接近于0表示水电厂倾向于期望获取更大的期望收益, 同时准备承担更大的风险;β较大表示水电厂倾向于承担较小的风险, 其具体取值取决于水电厂的财务及综合运行状况。水电厂在盈利和亏损情况下会出现不同的风险态度, β的取值也会不同。效用函数利用β值均衡了水电厂期望发电收益最大和风险最小两个不同目标。
由于水库调度模型中最主要的影响因素是水文的不确定性, 因此, 来水的不确定性模型如何, 在很大程度上决定该模型的结构特点。水库的入流, 对单库调度而言, 一般分为3种情况[9]。
(1) 各月的入流作为独立随机变量, 其概率分布均为已知。
(2) 各月的入流作为非独立的随机变量, 但相互关系作为一条件概率分布处理。
(3) 水库入流作为马尔科夫过程, 某月入流与前几个月径流均有一定的相关关系。
为简便起见, 本文假设各月平均入流为一独立随机变量。
结合水电厂优化调度, 平均发电收入μ计算公式如下:
式中:μ为平均发电收入, 元;Nt为t时段电量, kWh;pt为t时段合约电价, 元/kWh;T为年内计算总时段 (计算时段为月, T=12) ;E{·}为均值符号。
仅考虑入库径流作为随机变量后, 时段合约电价为常量。公式交换均值和求和符号后变形为:
式中:N′t为考虑入库径流作为随机变量后t时段平均电量, kWh。
均方差σ的计算公式如下:
式中:Nt为t时段电量, kWh;D{·}为方差符号。
由于时段入流假设为独立随机变量, 公式变形为:
式中:D (Nt) 为时段电量的方差, 其计算公式为:
将公式 (3) 、 (6) 代入公式 (1) 中得:
式中:U (R) 表示水电厂在计及风险条件下发电收益的主观价值;β表示水电厂风险态度。
在各月入流作为一独立随机变量情况下, 水库平均时段电量N′计算为:
式中:A为电站综合出力系数;Ht为电站在t时段平均发电净水头, m;Ct第t时段小时数;M为PIII型曲线分级取值数目 (文中取M=10) ;Rt (m) 为第t时段第m个频率对应的发电流量。
将公式 (8) 代入公式 (7) 中并最大化效用函数U (R) 得最终的目标函数:
约束条件:
水量平衡约束 Vt+1=Vt+ (qt-Rt) Δt ∀t∈T (10)
水库蓄水量约束 Vt, min≤Vt≤Vt, max ∀t∈T (11)
水库下泄流量约束 Qt, min≤Rt≤Qt, max ∀t∈T (12)
电站出力约束 Ni, min≤A·Rt·Ht≤Ni, max ∀t∈T (13)
式中:Vt+1为电站第t时段末水库蓄水量, m3;Vt为电站第t时段初水库蓄水量, m3;qt为电站第t时段平均入库 (区间) 流量, m3/s;Rt为电站第t时段平均出库流量, m3/s;Vt, min为电站第t时段应保证的水库最小蓄水量, m3;Vt, max为电站第t时段允许的水库最大蓄水量, m3。Qt, min为电站第t时段应保证的最小下泄流量, m3/s;Qt, max为电站第t时段允许的最大下泄流量, m3/s;Nmin为电站允许的最小出力, kW;Nmax为电站的最大出力限制, kW;其余符号同前。
2 算 例
某电站为季调节电站, 电站水库正常蓄水位1 200 m, 死水位1 155 m, 防洪限制水位1 185 m, 最大引用流量2 400 m3/s, 电站综合出力系数8.6, 装机容量3 300 MW。水文描述径流序列随机变量概率分布采用最常用的皮尔逊Ⅲ型曲线, 利用水库入库近50年月平均流量资料计算频率曲线, 其中按10%频率分级取值如表1所示。
合同电价采用所在省电力市场近年中长期合约市场电价。具体取值见表2。
为了使均值和方差的量纲一致, β取值接近于1/σ。分别在不同的β值下求解模型。本文用蚁群算法求解[10]。具体求解方法为:以月为时段划分阶段, 每一阶段的电量为时段概率均值电量, 即以每月不同频率入流量分别计算出对应的时段电量, 取其概率均值。以该时段均值电量可以计算出每一时段的目标函数值。各时段目标函数值总和为优化目标函数, 利用蚁群算法对这一目标进行寻优计算得到最终优化结果。以不同的β值为参数计算得到不同方案的期望收益和均方差绘成图1所示曲线。
图1中以不同β值为参数的不同优化调度方案, 各方案期望收益、方差关系曲线形成一条抛物线, 称之为效率边界 (Efficient Frontier) , 所有的可行组合都必须在该线之下[8]。
其中β=0和β=9×10-12相应的优化调度时段出力如表3所示, 期望发电收益和均方差如表4所示。
分析表3数据, 当β=0表明水电厂持风险偏好态度时, 期望获得最大的期望收益, 而同时可能承担较大的电量风险, 具体表现在由于4月份电价高, 因此该月加大出力, 即4月末水位到死水位, 但同时必然存在一定风险, 若后续月份来水不足, 水库可能无法蓄满。当β=9×10-12表明水电厂持风险厌恶态度时, 期望在控制风险同时获得收益, 具体表现在4、5月份均匀下泄, 控制了风险, 但发电收益受到影响。对比数据表明期望发电收益随β值减小而增大, 但同时均方差即风险增大。根据表3、表4中不同优化调度方案的指标参数, 水电厂可以制定出一个适合公司实际的调度运行方案, 例如预计本年度未来来水偏丰, 水电厂财务指标较好并有较大库容调节时, 可以选择风险偏好的方案, 制定期望发电收益较大的发电计划参与竞价。反之, 可以选择相对保守的发电计划参与竞价, 即高价时段与低价时段的电量分配相对平均, 提高风险管理能力。
3 结 语
本文对水电厂在中长期合约市场下计及电量风险制定优化调度方案进行探讨。建立中长期合约市场水电厂风险决策调度模型, 并给出了算例, 比较了水电厂在不同风险态度下不同的调度方案。对于不同的风险态度, 可以根据本文提出的方法给出得到不同风险容许度下的优化调度方案, 通过多方案的比较, 有助于发电公司制定风险约束下的发电计划。
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电厂调度 篇7
对于发电厂来说,无论是传统电力工业中由省电力公司调度中心下发的日前计划发电量,还是正在改制中的由区域(省)电力公司交易中心下发的日前中标发电量,为了更好地达到节能减排的目的,都需要发电厂进行多时段的经济调度,包括多时段的机组组合或负荷经济分配。发电厂的多时段经济调度问题是以15 min、30 min或小时为单位来确定未来24 h发电厂中各发电机组的启停状态及运行时各机组的发电功率。从国外电力调度经验可知,多时段经济调度的相对效率可达1%～2.5%,其效益相当可观[1,2,3,4]。综合考虑节能与减排的多时段最优经济调度的目标是使发电成本和污染物排放费用最低,同时满足系统负荷及其他机组物理和运行约束。
综合考虑节能与减排的发电厂多时段最优经济调度问题是一个复杂的非线性混合规划问题,具有高维的、非凸的、离散的、不可微的特性,是数学上的NP(Nondeterministic Polynomial)完备问题。目前尚无有效的数学理论和方法可以在有限的时间内求得最优解。但由于问题的解决能够带来可观的经济效益,所以对它的研究近20年以来一直是电力工程界非常活跃的研究领域,并且已经获得了一些可喜的成果,但国内在这方面的应用还较少。
现阶段,由于国家节能减排政策外部环境的要求及电力工业改革引入竞争后所带来的内部压力,有必要在电厂侧建立多时段最优经济调度系统。
文章对发电厂多时段最优经济调度系统需要实现的应用功能、关键技术及具体实现进行了描述。
1 建设目标
发电厂多时段最优经济调度系统建设目标主要有3个方面。
1)形成较为准确的发电厂生产运行成本及污染物排放费用函数模型。发电成本主要包括燃料费用、启停费用和维护费用3类。污染物排放费用是指电厂为减少如NOx、SOx、CO2及飞灰等污染物的排放所付出的代价。
2)给出实用且能有效解决发电厂多时段经济调度的优化算法。算法尽可能采用目前国际上成熟的混合整数规划软件包或启发式方法,以将开发人员的主要精力放在模型建立上,同时灵活应对电厂在建立模型时约束的多变性,算法本身要求有较强的鲁棒性。
3)软件系统的建立是帮助电厂实现节能减排的重要途径之一。可以结合电厂厂级监控信息系统(Supervisory Information System,SIS)来实现,以改善电厂SIS中单时段负荷分配功能由于未考虑不同时段的爬升约束,而在实际中一直未真正得到使用的状况。也可以单独开发软件系统,提供电厂节能减排的开放式技术支撑平台。
2 系统功能
发电厂多时段最优经济调度系统包括以下功能模块:功率曲线、基本信息、计划负荷、经济调度、调度结果及报表生成、个人设置与系统管理等。多时段最优经济调度系统功能如图1所示。
1)功率曲线。采集并显示全厂计划负荷及机组当下时刻的实时负荷。
2)基本信息。包括机组基本参数信息及燃煤价格信息。机组基本信息包括最大发电功率,最小发电功率,二次运行成本函数系数,SOx、NOx、CO2和飞灰的排污费用函数系数,最小开机时间,最小停机时间,冷启动时间,热启动费用,冷启动费用,机组的初始状态及机组的初始功率;燃煤价格信息包括当前市场上的煤价及入炉煤价格信息。
3)计划负荷。显示中调安排的全厂计划发电负荷。对于具有自动发电量控制功能的机组,如果其机组采用直调方式,则远程终端控制系统(Remote Terminal Unit,RTU)将中调发来的机组负荷指令直接发至分散控制系统(Distributed Control System,DCS)中的机组协调控制系统(Coordination Control System,CCS),以实现自动负荷控制;如果采用非直调方式,则中调可以通过RTU将全厂的负荷指令发给电厂多时段最优经济调度系统。
4)经济调度。结合计划负荷、系统备用约束及单机运行物理参数约束,通过经济调度算法,可以确定未来24 h电厂中各发电机组的启停状态及运行时各机组的发电功率。
5)调度结果及报表生成。除了可以查看未来24 h电厂中各个发电机组的运行状态、发电功率及备用以外,还可以查看系统按照调度结果表运行后的全厂发电成本、各个机组的生产运行成本、污染物排放费用及各污染物的排放量。各种结果还可以通过报表的形式进行查询和存档。
6)个人设置与系统管理。是电厂多时段最优经济调度系统的辅助功能,包括更改个人设置及密码、用户管理、角色管理及菜单管理等。
3 系统实现
3.1 技术路线
为了满足发电厂多时段最优经济调度系统开发的先进性、可扩展性及高效性等系统设计原则,系统采用基于.NET架构的Visual Studio 2010软件开发平台,可以高效开发Web应用[5],采用WPF框架实现代码的无级缩放,多窗口即时更新,文档地图,代码的自动产生等。实时数据库采用PI数据库,关系数据库采用专门针对.NET平台优化过的SQL Server 2005数据库。
系统架构如图2所示。系统采用B/S架构,通过DCS和烟气系统等采集每台机组的相关数据,并将这些数据通过网闸传送到数据库服务器,在应用服务器端进行优化计算,并将结果展示在Web服务器端。如果电厂部署厂级SIS系统,且数据完整,也可以直接从SIS镜像服务器中直接采集数据。
3.2 关键技术
1)发电运行成本及污染物排放费用模型的确定。确定发电成本(包括燃料费用、启停费用和维护费用)同发电功率的函数关系。燃料费用主要是指火电机组使用的煤、油等能源费用;机组的启停费用是指为使机组启动并工作于发电状态而消耗的燃料和运行费用,启停费用不仅与机组特性有关,因受热效率影响,也与停机时间长短有关。在停机超过一定时间后,机组完全冷却,因此启动需要耗费的燃料已不再随停机时间而变化;维护费用是指由于机组热损、磨损等原因造成的只要机组发电就一直存在的附加费用;污染物排放费用计算需要确定污染物排放费用同机组发电功率的函数关系。污染物排放费用是电厂为生产中SOx、NOx、CO2及飞灰等污染物的排放所付出的代价。系统利用最小二乘法给出了发电成本及污染物排放费用同发电功率的具体函数曲线。
2)综合考虑节能与减排的发电厂多时段最优经济调度模型的确定。模型中综合考虑机组运行费用和污染物排放费用,系统约束主要包括功率平衡和备用约束,增加排污限制约束,单机组约束包括机组容量和最小发电功率、最小开停机时间、爬升约束、根据中长期维护与检修计划而必须满足的停机和运行计划等。
3)复杂调度算法的确定。求解多时段最优经济调度的优化算法,要求能灵活有效地解决各种实际约束及复杂目标带来的困难。系统利用了CPLEX软件包及启发式方法。启发式方法的基本思路是利用动态规划法求出计算系统负荷下满足爬升约束的各个待开机组的最优启停状态及相应的启停费用,将效率最高的机组投入运行,然后对启停状态已定的火电机组再进行满足爬升约束的最优经济分配。
4)相同机组调度算法的确定。当系统中存在性能相同或相近机组时,某些经典的算法框架(如拉格朗日松弛法、优先顺序法)求解时会发生振荡现象或导致不合理调度结果出现。同一个电厂中往往存在性能相同或相近机组,系统选择伪次梯度法[6]解决了相同机组给调度问题带来的困难。
4 结语
系统确定了发电成本及污染物排放费用同发电功率的函数关系,利用启发式方法求解了满足约束下的综合考虑节能与减排的多时段最优经济调度算法。并通过系统的开发,建立了电厂节能减排的开放式技术支撑平台,对行业内其他电厂经济调度系统的建设有较好的指导作用。
参考文献
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电厂调度 篇8
电力工业是关系国计民生的重要基础产业和公用事业, 电力系统安全稳定运行和电力可靠供应直接关系到国民经济发展和人民生命财产安全, 关系到国家安全和社会稳定。现代电力系统生产运行高度依赖于计算机、通信和控制技术, 电力监控系统、电力通信及数据网络等电力二次系统已经成为电网运行控制不可须臾或缺的重要组成部分。
2、发电厂调度自动化系统概述
调度自动化系统是在对全系统运行信息进行采集分析的科学基础上, 运用现代自动化技术和可靠的通信系统, 由计算机监控作出综观全局的明智判断和控制决策。包括远动装置和调度主站系统, 是用来监控整个电网运行状态的。调度自动化系统是电网调度和电网运行管理必不可少的技术手段, 是电力系统重要基础设施之一, 关系到电网安全稳定运行。发电厂调度自动化系统作为电力监控系统的重要组成部分, 其安全问题一直受到国家有关部门的重点关注。
3、电力二次系统安全防护工作开展情况
2002年, 原国家经贸委发布第30号令《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》, 提出了电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护的基本原则, 即“电力系统中, 安全等级较高的系统不受安全等级较低系统的影响”, 明确要求要实现两个隔离:电力监控系统与办公自动化系统或其他信息系统之间以网络方式互联时, 必须采用经国家有关部门认证的专用、可靠的安全隔离设施;电力调度数据网应在物理层面上与公用信息网络安全隔离。电监会成立以后, 在充分总结以往工作的基础上, 明确提出了“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的二次系统安全防护总体策略, 使电力行业二次系统安全防护工作进入了实质建设阶段。
2005年以来, 电力行业按照《电力二次系统安全防护规定》 (电监会5号令) 及相关配套文件要求, 从规章制度、组织体系、资金保障、人员管理及分区防御、网络安全、数据防护等方面开展了一系列富有成效的工作, 初步建立了覆盖全行业的二次系统安全防护体系, 防护能力显著提高。随着网络安全威胁的日趋严重和升级, 二次系统安全防护工作所面临的安全形势更加严峻。
4、调度自动化系统二次防护的主要策略
电力二次系统安全防护方案根据电力系统的特点及各相关业务系统的重要程序、数据流程、目前状况和安全要求, 将整个电力二次系统分为四个安全区:Ⅰ实时控制区、Ⅱ非控制生产区、Ⅲ生产管理区、Ⅲ管理信息区。
4.1理顺关系, 合理整合接入业务
(1) 调度自动化系统的横向业务包括:第一、与办公区域的生产管理信息系统 (MIS) 的接口。传统的访问方式是通过通信网关或WEB服务器实现数据的通信。若想达到横向安全防护的目标, 位于安全区Ⅱ的通信网关或WEB服务器与位于安全区Ⅲ的MIS系统之间必须采用经有关部门认定核准的专用隔离装置, 使MIS系统的用户终端仅可以通过专用隔离装置浏览WEB服务器上的调度自动化信息, 禁止其MIS系统向调度自动化系统发出数据请求。第二、与电能量计量系统、竞价上网系统的接口。为使这些位于安全区Ⅱ的系统能够安全可靠地实现数据业务的传输, 就要求调度自动化系统与这些系统之间增加硬件防火墙。
(2) 调度自动化系统的纵向业务包括:第一、专线通道。通过专线通道和特定的通信协议实现厂站RTU装置与调度主站EMS系统间的通信。这类接口暂不考虑安全问题。第二、网络通信接口。通过通信网关实现厂站与调度主站间的通信。为确保处理安全区Ⅰ的各系统能够安全可靠地实现数据业务的传输, 就要求调度自动化系统与这些系统之间加设纵向加密认证装置, 再经电力通信数据网络 (SPTnet) 进行通信。第三、远程维护接口。系统维护人员或开发商可以通过拨号方式进行系统维护和故障处理。应加强口令的严格管理, 在未采取安全防护措施前, 不得开通通过拨号服务器接人远程局域网的服务。
4.2分区隔离, 实施安全防护和加密认证
(1) 纵向加密认证:在纵向传输防护方面, 发电厂调度自动化系统依据传输业务的实时性和重要性进行分类传输保护。远动装置RTU采集数据、脱硫数据、同步相量采集装置PMU采集数据、电压自动控制系统AVC采集数据作为Ⅰ实时控制区数据直接接入区内专用交换机, 并通过纵向认证装置接入路由器。电量信息、保护信息子站数据等作为Ⅱ非控制生产区数据业务直接接入区内专用交换机, 经防火墙连接至路由器。
各业务系统均直接通过专用交换机实现与上级调度部门的相应业务实现对口通信。为实现对不同安全区域的业务隔离, 调度数据网通过纵向认证装置和防火墙实现对Ⅰ区和Ⅱ区的安全隔离, 两个区域之间的业务不能通过网络彼此通信。从而减少数据传输的中间环节, 缩短了传输时间, 有效地兼顾了二次系统对安全防护强度和数据传输实时性的要求。
工作票申请系统、报价系统作为发电厂的Ⅱ区业务接入相应的电力信息专网。以发电厂工作票申请系统为例, 由于电力网调度生产信息网为电力内网, 终端用户接入网内时需要进行安全加固和安全隔离。也就是要做到内外网物理隔离, 专机专用, 同时增加网络防火墙解决安全隔离的作用。每个用户终端需要安装上级电力调度部门签发的电力调度系统设备数字证书, 以保证电厂能及时、安全的获取调度生产管理信息。
(2) 横向单向隔离:横向传输防护方面, 发电厂调度自动化系统主要是微机监测及发电负荷调度系统与安全区Ⅲ的厂信息系统之间的安全防护。一般加设横向单向安全隔离装置实现安全防护和隔离目的。生产区域的实时信息经过该物理隔离装置单向传输给WEB服务器, 且不接受来自外网的WEB服务器上任何信息和操作。办公区域的工作站也只能通过外网的WEB服务器浏览生产区域的实时信息, 从而有效保护内网的服务器和相关子系统设备, 实现生产控制大区与管理信息大区之间的高强度的物理隔离, 更好地保障电力生产监控系统的安全稳定运行。
4.3软件的安全防护功能
(1) 分组用户管理权限:计算机在网络中的应用, 存在两种身份:一种是作为本地计算机, 用户可以对本地的计算机资源进行管理和使用;另一种是作为网络中的一份子。高级的操作系统, 都支持多用户模式, 可以给使用同一台计算机的不同人员分配不同的帐户, 并在本地分配不同的权限。对于调度自动化系统所有后台服务器, 应全部实行分级用户权限进行管理。
(2) 设定高强度口令密码:生活在信息时代的今天, 在电力企业的网络环境里, 密码显得尤为重要。调度自动化系统所有后台维护及操作平台, 均设有高强度口令密码。只有拥有口令密码的专业技术人员方能有权登录, 并进行相关安全操作。网络管理人员应具有强烈的安全防护意识, 设置以字母、数字、符号相互组合, 且长度大于8位的口令密码, 并定期更换, 可以有效地防止被黑客破解与攻击, 保护电力企业内部的调度自动化系统安全稳定, 尤为重要。
(3) 规范执行制度:调度自动化专业应有明确制度规定, 定期进行系统数据异地存储及备份。日常操作时, 必须使用专用的移动存储设备, 任何人员均不得使用来历不明的移动存储设备。
5、结语
计算机网络安全是电力生产安全密不可分的一部分。除了依据国家规定建立可靠的网络安全技术构成的安全防护体系外, 还必须建立健全完善的网络安全管理制度, 形成技术和管理双管齐下的态势, 以确保网络安全这一最终目的的逐步实现。同时, 调度自动化安全防护是一个长期的、动态的工作过程。在随着人员、技术、外界风险不断变化发展, 以及调度自动化系统应用与开发环境的不断变化发展, 安全目标与防护措施也随之不断发展和变化。调度自动化系统的安全管理需要及时跟进并应用新技术, 定期进行风险评估、加强管理, 才能保障电力行业调度安全稳定、可靠地长周期运行。
参考文献
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