供电自动化（精选11篇）
供电自动化 篇1
我国工业企业供电系统是变电站电力系统的重要组成部分,受电力系统运行情况的影响和制约,但和变电站电力系统不同,它主要反映工业企业用户的特点和要求。因此,在工业企业供电系统中实现变电站的综合自动化和配电自动化的系统,其基本功能取决于工业企业供电系统的实际需要,以及技术上实现的可能性和经济上的合理性。
过去,电力系统最引人注目的工作是大型发电厂和超高压输电线路的建设。电力系统自动化工作也主要集中在调度、发电厂和高压电力网络。目前,变、配电系统的发展及改造也被提高到越来越重要的位置。当前,电力系统面临新的挑战,整个电力系统发展更加迅速,跨地区甚至跨国的电力系统骨干网络在不断扩建,电子技术、计算机技术、智能技术等新技术和新方法在电力系统自动化中广泛应用,这些都促进了供电自动化的发展及网络改造。电力系统面对供电多样化和高度信息化以及飞速发展的现代社会经济,需要提供更加优质、可靠、经济的电能,以满足用户的要求。为此,必须实现供电自动化,优化配电网络结构,合理确定电压等级,降低输配电损耗[1]。
1 供电自动化的发展与特点
1.1 变电站综合自动化系统的发展
我国对变电站综合自动化系统的讨论研究始于20世纪80年代末期,研究与开发的内容归纳起来有2个方面:①中低变电站采用综合自动化系统,以便更好地实施无人值班,达到减人增效的目的;②高压大型枢纽变电站的建设和设计采用新的控制方式,解决各专业在技术上保持相对独立而造成互相脱节、重复投资,甚至影响运行可靠性的弊端。国内的变电站综合自动化系统在110 kV或35 kV系统的变电站中目前已有相当数量投入使用,在电力系统中发挥了积极的作用,提高了电力系统安全运行水平和管理水平。
在供电系统的变电站中,目前大都采用电磁式继电保护装置、仪表屏、操作屏及中央信号系统等对供电系统的运行状态进行监控。供电系统二次设备的这种配置及结构较复杂,信息采样重复,资源不能共享,维护工作量大。随着计算机技术的发展,这种配置功能更加显示出其不足之处。变电站综合自动化系统就是将变电站继电保护装置、控制装置、测量装置、信号装置综合为一体,以全微机化的新型二次设备替代电磁式的二次设备,用不同的模块化软件实现电磁式设备的各种功能,用计算机局部网络通信替代大量信号电缆的连接,通过人机接口设备实现变电站的综合自动化管理、监视、测量、控制及打印记录等所有功能。实现变电站综合自动化后,该系统具有功能综合化、结构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化的特点。
1.2 配电自动化的发展概况
近年来,我国配电自动化系统的建设发展比较迅速,其中变电站自动化由于容易做到且国家投入大,一般市区变电站均已实现[2,3]。配电自动化是利用计算机、电力技术和通信技术对配电网与有关设备以及用电负荷进行监视、控制和管理,其目的是为了提高配电系统的安全、经济运行水平,降损节能,减少故障并提高供电质量。配电网调度中心与各级配电部门中的计算机和自动控制设备用通信网络连接起来,完成有关的测量、控制及管理工作,所组成的系统称为配电自动化系统。
世界上一些国家配电系统自动化起步较早。早在20世纪30年代,英国用时间开关控制用电负荷;20世纪50年代初期,英国开始应用自动隔离故障区间的时间顺序送电装置,加快了查找馈电线故障点的速度;20世纪60年代,英国用音频控制直接控制用户的热水器;20世纪70年代后期,配电自动化以计算机为基础,采用分布式计算机网络技术与电力系统中其他控制系统连接起来,共享硬、软件和数据资源;近期英国开始使用复费率电能表和电卡电能表。日本电力公司多年前就重视实现配电自动化技术的开发和设备的更新。1975年,日本实现了配电线控制到对用户电气设备的控制,对配电线相关信息进行处理,将配电所开关分合状态、配电线电流值、短路、接地等故障状态传递到总站,通过通信线或载波远方监控线路开关或集中负荷的开关,达到削峰填谷的目的,并逐步将架空配电线和地下配电线手动开关换成自动开关,同时采用计算机控制,至1995年底主要网络已实现远方控制。我国配电系统发展前景广阔。20世纪80年代中期,我国开始解决配电自动化问题,陆续从国外引进各类重台器、分段器、自动配电开关,并参照我国电网的特点形成国产系列。我国配电自动化系统的运行指标已逐步向国际先进的指标靠拢[4]。
2 变、配电自动化的技术探索
2.1 变电站综合自动化的技术要求
在供电自动化系统中,变电站的电压等级、容量大小、值班方式、重要程度及投资能力不同,所选用的自动化系统硬件结构也不尽相同。其主要可完成的基本功能有:①数据采集;②数据处理与记录;③控制与操作闭锁;④微机保护;⑤与远方操作控制中心通信;⑥人机联系;⑦自诊断功能;⑧变电站综合自动化系统的数据库操作。
2.1.1 供电系统对变电站综合自动化系统结构的原则要求
根据变电站在供电系统中的地位和作用,对变电站综合自动化系统的结构设计应考虑可靠、实用、先进的原则[2]。
可靠性是变电站综合自动化系统结构设计的基础,它与系统的总体设计及软、硬件结构和工艺密切相关,在设计系统结构和选置硬件时,应保证计算机能够长期工作。系统本身具有较强的抗干扰能力和自检恢复功能,重要部件可采用双CPU互为备用,每个保护及控制单元尽量做到相互独立,以减少相互间的影响。
实用性是要求变电站综合自动化系统的结构和功能设计应从实际应用对象出发,结合供电系统在结构配置上应有可扩充余地,通用性要强,操作使用、运行维护要方便,并且便于修改和增删。
先进性是以系统的整体水平及其可靠性、实用性等综合指标为衡量标准的。先进的综合自动化系统应能充分发挥计算机的作用和潜力,结构上应向分层分布式和单元功能模块化方向发展。同时,我们应为变电站进一步自动化和人工智能应用提供平台,以实现运行协调、无功及电压控制、安全运行、事故分析和专家系统应用等功能[5,6]。
2.1.2 变电站综合自动化系统的硬件配置
变电站综合自动化系统硬件配置一般由中央处理机、数据采集、操作与控制等几个方面组成[7]。
中央处理机系统可根据现场的不同需要,采用单机系统和多机系统2种配置。单机系统具有系统结构简单、造价低等优点;缺点是容量小,如果检测量较多时相应速度会受到影响,且工作可靠性较差。多机配置优点是功能强、容量大、灵活、可靠,便于维护和扩充,可满足不同供电系统的需要,且中央处理机可采用高级语言编程,比较容易实现更复杂的功能和运算。在供电系统中,数据信息的采集、处理是变电站综合自动化的系统功能之一。数据信息的采集对象主要有模拟量和开关量2种。
变电站综合自动化系统是一个实时监控系统,它不仅要监测变电站正常运行时主要参数和开关操作情况,而且要监测不正常运行状态和出现故障时有关参数和开关信息,以利于进行判断、分析和输出执行命令,由此控制某些对象或调节某些参数,使偏离规定值的参数重新恢复到规定值的范围。如,无功功率、电压调节采用人工控制是难以做到判断正确和操作及时的,但通过计算机就可以实现逻辑判断、记忆和控制功能,实现智能综合控制。
2.2 配电自动化的技术要求
配电自动化系统与配电网络各个环节、各种设备及主网紧密相连,体现了系统化、整体化的特征,其控制的对象涉及中、低压网络和千千万万个用户,是一个庞大的系统工程。配电网络与变电站综合自动化系统及调度自动化系统相连,设置在变电站的监控和数据采集系统的远方终端,主要实现遥测、遥控、遥调以及配电线路保护信息的转发等功能,它们之间可互通数据和接受控制命令。
2.2.1 电压/无功控制终端
其任务是监视配电网中许多点的电压质量,保持系统总体电压水平在预期范围内,监视无功潮流,评估各供电压无功优化的效果;监视已投补偿电容的运行状态,控制电容器的投切,控制变压器有载调压分接头的位置。
2.2.2 电力负荷管理终端
该终端监视和控制各配电线路负荷,对用户负荷实行前峰填谷,改善负荷率,实现远方读表,掌握负荷变化趋势,减少抄表误漏数据。
2.2.3 配电线路保护/监视终端
配电线路保护/监视终端是最简单的线路保护/监视终端,其功能主要是利用重合器和其他保护装置配合来消除瞬间性故障和隔离永久性故障。当故障发生在分段器之间的线路上时,它还可利用分段器之间的配合来隔离故障正段。在实际的配电系统中采用哪种终端,必须进行技术经济比较后才能确定。采用配电自动化系统,应考虑通过提高用电可靠率、减少工作人员、降低年运行费用来收回投资的问题。
3 企业供电自动化系统运行的一些建议
配电网自动化正经历2个深刻的转变,一是由多岛自动化向开放式、综合集成式的方向发展;二是电力市场的兴起与实施,对从电能表到配电管理软硬件都提出了新的要求。
通过加强和改造变变电站的配电网,使之结构合理、安全可靠、经济灵活,减少停电损失,降低线损,提高供电质量,在实现高水平配电网的同时,也为用电领域引入市场机制提供硬件支持,从而最终实现高水平的、一流的配电管理[7]。对配电网的合理规划,以及在此基础上配电网自动化的实施,必将使电网运行于安全、可靠、经济、优质、高效的状态。同时,它也可以减少因停电造成的电费损失,提高设备的利用率,降低运行维护费用,降低线损,最大限度地提高电力企业的经济效益。
摘要：文章分析了供电企业综合自动化系统发展的特点、技术要求,在分析供电、配电自动化系统的基础上,对供电企业综合自动化系统的安全运行提出了建议。
关键词：供电企业,综合自动化,供电自动化,配电自动化
参考文献
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[6]许志良,周嘉农.一种扩频载波电力线通信系统及其应用[J].桂林电子工业学院学报,2002,22(6):10-13.
[7]李凤霞.配电自动化系统实用化关键技术及进展[J].内蒙古科技与经济,2005(1).
供电自动化 篇2
[关键词]变电站综合自动化系统 建设 完善 建议
一、前言
近年来，随着宝鸡供电局电网建设的飞速发展，特别是在城农网改造建设中新技术的不断运用，变电站综合自动化系统发挥着越来越重要的作用，它为实现电力生产的现代化、科学化、信息化和自动化管理及时提供了有效的网络信息和准确数字，为电网的安全经济运行提供了重要依据。我局变电站自动化系统建设历经三个阶段[1]，不论是在设备选型及使用上，还是在变电站综自系统设计上，都存在许多共性的问题有待完善。本文针对变电站综合自动化系统目前的运行维护管理现状以及存在问题加以讨论并提出几点建议。
二、变电站综合自动化系统的电源
变电站综合自动化系统的可靠运行是保证电网发生异常故障时相关人员能及时准确判断处理的关键，变电站综自系统装置本身在软、硬件设计上采取了层层保险、相互闭锁、死机自启动方面的措施，因此由综自装置本身问题影响系统不稳定现象，已经得到了极大的改善，根据几年的运行统计，因装置故障引起的变电站综自系统异常情况已经基本消失，而由电源系统可靠性造成的电网故障时有发生，如造成远传功能中断、自动化信息记录不完整、无人值守变电站无法进行事故遥控抢送等，危害性极大。此外还有以下几种表现:
1、取自站用变低压侧的交流电源供电不可靠，在保护动作导致变电站低压侧母线失压时，电源供电中断，造成自动化远传装置或者当地监控系统失电停机。
2、电源瞬间突然停、送电，对自动化设备硬件（特别是装置电源）造成冲击损坏，导致设备停机。
3、当变电站一次设备发生近距离接地短路故障时，由于变电站接地网各点地电阻不一致，地电流造成主控室接地点电压突变，引起自动化设备电源品质（电压有效值、频率、波形）降低至不可用，甚至烧坏设备的工作电源。
鉴于上述情况，近年来变电站综合自动化系统的远传设备及其当地监控系统均要求配置UPS电源，从而显著提高设备的运行可靠性。但UPS电源也存在以下问题:
1、采用普通的UPS电源，蓄电池容量小，逆变供电时间有限。
2、UPS蓄电池损坏率高。由于变电站站用电源很少发生长时间停电，若不能定期对UPS蓄电池放电，而始终将蓄电池置于“浮充”充电状态会使蓄电池实际使用容量大大低于其额定容量（安时数）。这样，一旦在UPS的运行中真正遇到交流输入电源中断时，就会出现由于电池组失效而造成UPS在极短时间内或者立即进入由于电池组电压过低而自动关机保护状态，造成自动化远传设备或当地系统电源中断；另一方面长期处于“浮充”状态会导致免维护蓄电池过充漏液甚至腐蚀损坏UPS内部电路。而自动化工作人员又无法对UPS电池组进行有效的定期维护。
3、由于变电站所用电源电压普遍偏高（一般为~220-~260之间），且电压波动较大，白天负荷大时，可能UPS输入交流电压属于正常范围（UPS交流输入电压正常时为~220+10%V），入夜后轻负荷时，输入电压可能高达250V以上，UPS电源长期处于这种状态，会导致其逆变稳压电路损坏，使UPS电源失效停止对外供电。
因此，给自动化设备提供可靠的电源是提高自动化设备运行可靠性的一个关键问题。鉴于以上情况，建议变电站综合自动化系统的远传设备（使用交流输入工控机）或当地监控系统计算机及其辅助设备可采用以下供电方式:
首先，所用电输入至第一级交流稳压装置，对不间断稳压交、直流逆变电源的交流输入进行第一级稳压隔离。其次，将第一级稳压输出交流220V与变电站直流系统提供的+220V输出至第二级不间断稳压逆变电源，得到电压质量合格的不间断交流220V输出，当所用电源正常时，由主供稳压交流供给第三级电源，如遇所用交流输入电源失压或电压质量下降则可由备供直流系统+220V电源经第二级逆变输出至第三级。最后，第三级远传设备或当地监控系统辅助电源得到电能质量合格且不间断的交流220V输入，有效地保证了自动化系统的运行可靠性。以上供电系统的主要特点如下:
1、该供电系统能为自动化设备提供电能质量合格的不间断交流电源。
2、该供电系统由于采用两级稳压隔离，能有效的防止由于变电站事故异常或雷电导致的交流浪涌损坏远动设备的辅助电源。
3、该供电系统能妥善的解决自动化人员无法对UPS电池组进行有效的定期维护这一实际问题（综合自动化变电站有一套行之有效的变电站直流系统监控巡检制度）。
4、该供电系统能实现交、直流输入电源0秒自动切换功能。
三、提高遥信动作的可靠性
在综自变电站实际运行中，普遍存在遥信误动、误报现象，主要是由于遥信采集用的开关辅助接点或继电器接点拒动、误动、抖动及电磁干扰、遥信电源波动、遥信电源回路窜入交流电、远动通道误码及遥信接入设计方式等原因造成对自动化系统的干扰。根据几年来的实际经验，我觉得采用以下措施可大大提高遥信动作的正确率:
1、使用质量可靠的开关辅助接点以及信号采集继电器，使其能够真正反映相关一次设备的实际工作状态，作到一、二次设备动作同步。
2、在自动化设备上根据遥信量动作类型设置合适的遥信防抖时间，将遥信瞬间抖动现象滤除。
3、利用综合自动化设备分布式设计及网络通讯原则，消除老式RTU电缆引入主控室造成的电磁干扰，有效的避免了因此而造成的遥信误动。
4、综合自动化设备之间的网络通讯线采用屏蔽电缆，并将屏蔽层可靠接地（通讯电缆屏蔽层及自动化装置机壳可靠的与变电站接地网连接）。
5、遥信采集信号经光控继电器隔离后，引入自动化设备的遥信接入端子有效地隔离了强电干扰，提高了自动化设备遥信动作可靠性。
6、在远动载波通道设备上加装隔离器及防雷设备，远动设备机壳直接接地（接地电阻小于0.5Ω）。
7、给自动化设备电源加装滤波电容，防止由于电源波动造成的遥信误动作。
8、在有条件的情况下，自动化设备的遥信电源应当采用独立供电的隔离电源。
四、中央信号仿真
在传统的远动系统中，通常采集中央信号屏上的全站事故总信号（音响信号），这样在厂站事故跳闸时，事故总信号与开关分、合信号同时传送至主站系统，调度人员通常是以厂站事故总推图及两个信号相“与”处理得到相关厂站具体事故动作情况。随着电网改造的深入，变电站综合自动化系统得到了长足的发展，取消中央信号屏后，站内事故音响和告警功能仍需保留，并由监控系统实现，而自动化远传部分也要求该信号上传。因此，如何妥善处理该信号成为燃眉之急，在总结多家综自系统情况后，提出以下建议:
1、对于四方CSC2000系统及武汉国测等能够在远动主机屏上提供事故音响开出的综自系统，可采用与传统远动系统相近的方法，通过扩展事故总开出接点来采集全站发生的事故信号。
2、对于南瑞综自保护装置，由于其内部能够提供单个装置的事故信号，因此可通过在厂站远动主机上合并单装置事故信号的办法来组成一个 “或遥信”，虚拟事故总信号上传主站。
3、对于无法提供以上两种方式的综自系统可采用以下方法解决: 在不考虑“开关偷跳”情况下，事故跳闸是由于相关保护装置动作引起的，因此其必然导致保护动作信号与开关变位，这样我们可采用将综自设备的保护总动作信号（综自保护装置中央信号输出接点引出，具有磁保持特性），与相应开关辅助常闭接点或TWJ接点相串联或以上两者软件相“与”的方法，输出该装置事故信号，然后将事故信号（硬件或软件）逐一合并，形成厂站事故总信号上传，但考虑到如果变电站馈路保护装置较多，后者软件处理次数巨增，会直接影响到厂站事故总信号的产生，延缓事故总信号上传主站，故此我个人推荐以下硬件合并
方案:
4、对于使用多家保护设备的综合自动化系统，可采用以上三种方式相结合的方式处理。
5、对于厂站当地监控系统，由于其与保护装置的连接采用网络通讯方式，一般情况下当地系统报警库中对保护动作报警及事故信号均有具体描述，能够驱动相关音响设备可靠动作。
五、综合自动化变电站的通讯网络
通讯网络是综合自动化站区别与常规RTU站的明显标志之一，只有采用通讯网络，才能节省大量二次电缆，实现真正意义上的双向全双工信息通道，但通讯网络必须满足变电站综合自动化系统的要求，因此每个厂家都有一定的变电站内部网络组建方式，比如CANBUS总线结构、LONWORK总线结构等等，但都必须保证通信网络的安全、可靠，传输速度必须满足变电站综合自动化系统的要求。在综合自动化变电站长期的运行之中，我发现LONWORK总线结构具有以下特点，非常适合于变电站综合自动化系统。
1、采用LONGTALK通讯协议，网络协议开放，可以轻松的实现互操作。
2、可在任何介质下通信，包括双绞线、电力线、光纤、同轴电缆等以及多种传输介质并存混合使用。
3、网络操作系统结构可以是主从式、对等式、客户/服务式结构。
4、网络拓扑结构可以是总线型、星型、环型、以及多种混合型。
5、改善了CSMA、采用一种新的称之为PREDICTIVE P-PERSISTENT CSMA，可以在负载较轻时使介质访问延迟最小化，而在负载较重时使冲突的可能性最小化。
北京四方的CSC2000综合自动化系统采用LONWORK现场总线方式，在宝鸡供电局得到了广泛的应用，是理想的变电站综合自动化系统的测控网络。对于110kV及以上电压等级变电站，采用LON网络系统，间隔层配置两个独立的双重化LON监控网络，以及一个专用的故障录波网，站级工作站间配合以太网的使用，可充分发挥综合自动化系统的监控功能。
六、变电站综合自动化系统的运行维护管理
近年来，变电站自动化建设得到了飞速发展，其最大特点是将站内当地监控系统功能、信号采集、控制等远动功能以及微机保护信息、站用交、直流信息、厂站设备工况、变电站中央信号系统等多方面功能整合为一体，完全取消了传统的集中控制屏，二次回路极为简洁，减少了大量控制电缆，既可少人值班，亦能无人值守远方监控运行。
变电站综合自动化系统的建设，使得继电保护、远动、计量专业、变电运行等相互渗透，传统的技术分工、专业管理已经不能适应变电站综合自动化技术的发展。变电站远动与保护专业虽然有明确的专业设备划分，但其内部联系已经成为不可分割的整体，一但有设备缺陷均需要两个专业同时到达现场检查分析、有时会发生扯皮推诿责任的情况，造成极大的人力资源浪费，而且两专业衔接部分的许多缺陷问题成为“两不管地带”，不利于开展工作。
为适应变电站综合自动化系统的发展，急需对现有技术管理及专业分工体制进行改革，迫切要求进一步提高技术管理和运行维护人员的综合素质，更新知识结构，拓宽知识面，建立起一支高素质、具有综合判断处理综自问题能力的队伍。相关的一些旧的规程、规范也应该随着自动化技术的发展重新修订。应对少人值班变电站的值班员以及集控中心的运行维护人员，进行定期技术培训，使其能够对所辖变电站的综合自动化系统有一个全面的认识，能够分析处理一些简单的故障，有效地进行变电站日常监控。
七、结束语
在少人值班或无人值守的变电站，综合自动化系统运行的好坏，不仅取决于该系统本身的可靠性、先进性，而且与各种一、二次设备运行情况、智能设备的接口、现场实际情况密切相关。只有不断地发展完善综自系统，充分发挥其作用，才能保证电网安全、经济运行，才能更好为电网运行服务。[1]附: 我局变电站自动化系统建设历经三个阶段:
1、市区老站改造，使用老式LS-RTU进行遥信、遥测的采集，遥控、遥调的输出，站内设备信号的收集采用接点方式，遥测采用变送器直流采样，有集中的遥控屏进行遥控、遥调操作。
2、第一代综合自动化系统，取代了老式RTU，功能分布式设计，站内通讯采用网络方式，所有监控设备通过报文来传达信息，由于综自产品未成型，故此系统问题较多。
供电自动化 篇3
【关键词】供电企业；电气自动化技术；应用
【中图分类号】TM76 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2013）01—0186-01
引言
随着计算机技术、电气工程技术以智能化技术的快速发展，科技的快速发展带动了供电企业规模进—步扩展，随着电气自动化技术在供电企业电力系统中应用，不仅极大的提高供电企业自动化的程度，并且也使传统的供电企业电力系统的工作模式发生很大的变化，对提高供电企业的经济效益和社会效益也具有重要的作用和价值。
1、先进控制技术在供电企业中的应用
先进控制（APC）不同于常规的单回路控制，它具有比常规的PD更好的控制效果，由于技术含量更为丰富，一直没有明确的定义，也就没有得到普及应用。
1.1 先进控制的特点
先进控制可以对那些常规控制无法进行控制或控制效果不够理想的工业自动化过程实施控制，电力生产过程相对较为复杂，在自动化实现中很难建立起数学模型，而且应用预估控制技术还大大降低了对数学模型在精度方面的标准、要求，因此采用先进控制可以弥补常规控制所满足不了的要求。相较传统的PD技术，先进控制可以进行模型的控制，对模型采取预测控制、推断控制，并且正逐步向智能化的方向发展。先进控制还能对多变量耦合、控制变量、被控变量及进行大时滞等进行约束，具有处理复杂的多变量控制的特点，它依靠计算机技术的发展，计算机技术是先进控制得以发展的平台。
1.2 先进控制的内容
供电企业采用过程辨别技术来确立变量之间的关系。建立动态的数学模型来表征实际的过程，由多个输入、输出变量质检相互制约的关系进行控制。需要注意的是要保证过程中对变量数据的采集、处理及软件的测量等必须具备有效性、可靠性，因为现场的数据在采集的过程中会受到噪音的干扰，必须进行滤波处理。先进控制需要对不可测量的变量数值进行适时的计算。智能控制系统是先进控制的热点，包括：专家系统、神经网路以及模糊控制等。生产过程的监督以及生产过程中的故障诊断通过专家系统可以完成与人工操作同样控制的效果。供电企业大多是进行滞后大、非线性的模糊控制，需要用神经网络完成复杂且多变的模式、联想的预测及记忆等。这种技术与模糊控制结合使用，可以替代仪表对分线性对象进行生产的疑难、复杂的控制。
2、现场总线控制系统在供电企业的应用
现场总线的出现带来了巨大的影响，对供电企业的技术领域也具有重大变革。它是生产过程中的自动化应用。现场总线控制系统（FCS）具有全数字的多点通信、对现场的设备状态可进行控制、开放性的相互操作，成为供电企业基础自动化系统建设中主要的发展方向。由于DCS技术性能可靠、软件丰富、功能完善，客户通常会选择使用，它担负着电力生产过程控制的主要任务，FCS技术因存在网络冗余性问题引发可靠性相对较弱，功能没有DCS完善，市场上的应用没有DCS广泛。现场总线系统在供电企业中应用能够将初期的投资及安装费用减少，FCS的硬件投资额相比DCS系统的要低。FCS技术设置结构简单，室内设备少，可以在一对双绞线上挂接众多的仪表、设备，减少了电缆、桥架及槽盒的用量，将基础投资减少的同时还减轻了人员的工作量，减少了一些设计安装的程序。在后期的投资方面也有益处，一旦情况发生变化，可以在旧电缆上进行就近连接，无需增设新电缆，大大节约了电缆施工费用。FCS技术方便管理人员进行生产现场、自控设备运行状态的及时查询和控制，确保了控制系统的可靠性及有效性。
3、自动化技术系统的配置在供电企业的应用
智能化远程控制、集中控制以及现场总线系统控制方式是电气自动化系统配置的应用主体。智能化远程控制利用硬接线电缆将采集柜和现场的信号进行连接，并利用光纤、双绞线等将DCS主机和采集柜进行连接，这种方式将电缆材料极大的节省了，简化了安装环节，降低了操作成本，有效降低了控制面积，将整体系统的可靠性和智能型提升了一个较高的层次，实现了自检、数据处理及自校正等功能。集中控制主要是通过利用现场的电气馈线设置设备的接口，然后采用硬接线电缆合理连接集散控制系统的通道，实施对发电全场的监控。其具有良好的维护运行效果，较为快速的对应速度，针对监控站实施的防护水平适中，DCS的系统成本造价也相对合理等特点。同时存在不足之处，因为DCS监控着所有的电气设备，一旦监控对象总量持续增加，将会造成DCS主机冗余下降，电缆引进的长距离性干扰同样也会影响DCS系统的可靠性。现场总线技术控制方式是信息技术、网络对现场、控制领域进行渗透的现实表现，排除了DCS系统控制站以及相应的输入、输出单元，实现了集散控制体系真正意义上的创新与改变，它利用高度分散控制功能从根本上实现了分散控制。
4、总结
在供电企业中运用电气自动化技术，不仅能够促进电力企业的改革，而且对供电企业的经营管理模式的转变，提高供电企业的生产以及管理的水平，对成本进行了有效的降低与控制，有效的促进了供电企业的综合竞争能力。伴随着科学技术的进一步发展，电气自动化技术不断的研究发展，电力体制的改革，将会进一步推动我国供电企业的发展。
参考文献
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工业园区区域供电自动化分析 篇4
关键词：区域供电管理,供电管理中心,集控站,通信
0 引言
随着工矿企业规模的扩大,作为企业生产重要保障的供电系统变得更加复杂,对其运行的安全性、可靠性、经济性、合理性也提出了更高要求。为了便于管理,多数企业已建立了ERP系统,但受条件的限制,仍将每个变配电所作为一个独立的供电管理节点,造成管理复杂、效率低下,整个企业管理系统不能融合。随着计算机、网络、传感器等技术的发展,大规模信息监控成为可能。对整个企业的供电系统进行统一管理,既可降低子站间保护的配合难度,又可整体规划管理系统,提高管理水平。供电系统的整体规划、统一管理已成为企业供电自动化的必然发展趋势。
1 工业园区区域供电自动化新模式简介
1.1 工业园区区域供电自动化特点
在我国,大型工矿企业内部电网规模不亚于城乡配电网,其供电负荷多是一级负荷,耗电量大,因此对供电安全和供电质量有着极高的要求。而提高企业管理水平,实现节能增效最有效的途径是对工业园区供配电自动化系统进行整体规划和统一管理。工业园区供配电自动化有以下特点:
(1)工业园区变配电站分布密集,地理位置集中,站与站间距离较短,故可直接铺设光纤实现互联。网络搭建成本低且稳定性高,易实现工业园区变配电站与办公自动化网络的融合。
(2)工业园区内的一些小型变配电站不设当地监控,而是采用无人值班模式,由区域供电管理中心进行统一监管。
(3)对工业园区内所有输配电设备进行统一监管,从整个企业电网考虑无功补偿、负荷分配,从而制定分时段用电计划以指导生产。
(4)工业园区内设置的区域供电管理中心对园区内变配电站进行统一管理和控制,同时负责将用电数据接入企业ERP系统和地方供电公司或第三方,消除供电系统信息孤岛。
1.2 工业园区区域供电自动化监控模式
不同规模的工业园区有不同的供电自动化模式,因此供电自动化监控模式大致分为二类。
(1)对于规模较小的单厂区,在厂区内中心变电站设置监控中心,其它变配电站不单独设置后台,而是采用无人值班模式,由中心变统一监管。
(2)对于多厂区聚集形成的工业园区,各厂中心变配电站均设置后台对本厂区内的变配电站进行管理,而集团管理区监管中心则实现对各厂中心变配电站的管理。
1.3 工业园区区域供电自动化应具备功能
工业园区供电自动化系统除了实现常规的监控功能外,还应具有以下功能。
(1)从工业园区整体供电网络层面实现区域无功调节,最大程度提高用电效率。
(2)区域微机防误操作功能,实现集中开票,严格执行操作票管理模式,实现变电站设备和区域防误目标,从根本上消除了误操作的可能性。
(3)实现设备、人员管理的信息化、智能化。
(4)提供灵活的统计分析手段,充分利用采集到的信息形成各类报表、曲线以指导生产。
(5)支持Web发布功能,所有监管部门能方便地利用局域网查看用电数据。
2 区域供电自动化新模式设计思路
2.1 基本设计思路
根据工业园区规模,对园区供电自动化进行整体规划,实现从上到下、从点到面,全方位、立体化的监管。
园区内设置的区域供电管理中心实现对全区域内供电的调度与管理,有效地将视频监视系统、辅助用电节能系统、高压变配电系统、低压配用电系统、电压质量监测治理系统和智能通信系统整合为一体,形成以区域供电管理中心为核心的园区智能供电自动化系统。
2.2 基本结构及功能说明
区域供电自动化系统分为供电管理中心、通信网络和站内设备。供电管理中心为系统的核心,实现对全区域的管理;通信网络为系统桥梁;站内设备为系统的终端设备,实现对各变配电站的日常管理。
(1)供电管理中心监控全区域变配电站。根据园区供电网络特点,供电管理中心一般设在总降变电站或中央变电站,既作为整个园区的监控系统,又兼作本变电站综合自动化系统。系统能动态监视到所有子站的设备运行工况;具备微机防误操作功能,严格执行操作票管理模式,从根本上消除误操作可能性;具有高效稳定的园区网络体系和强大的数据保障功能,保证故障告警、潮流负荷、设备运行工况等实时信息及时无误地反馈给值班人员;具有强大的历史数据存储功能,存储信息量只受硬件限制;具有方便的报表及曲线工具,可根据需求设计制作各种类型的报表和曲线;支持Web发布功能,所有监管部门都能方便地利用局域网查看用电数据;具有全面的电压无功调节手段,从工业园区整体供电网络层面实现区域无功调节,最大程度提高用电效率。
(2)通信网络可分为主站网络、系统网络和子站网络。监控中心主站网络是监控中心工作站互联的核心,负责监控中心各工作站与子站的接口互联。系统网络是连接监控中心管理系统和子站的媒质和桥梁,一般采用双冗余环/星型网络形式,其稳定性直接影响到整个系统的运行。由于该网络结构复杂、覆盖面广,因此需统一由通信专业根据具体的通信方式进行网络通道、专线通道的资源整合。子站网络是子站各智能设备间联系的枢纽,通常采用以太网/总线模式。
(3)站内设备通常是指工厂的10kV及低压馈线自动化和变配电站自动化系统,从厂区内220kV高压变电站到400V的配电系统都可通过网络接入区域监控自动化系统。站内设备涵盖二次保护、故障录波、电源系统、视频系统等。
2.3 经验分享
区域供电自动化模式与调度主站系统模式、常规的集控站模式有共同之处,但侧重点各不相同。调度主站系统主要应用于电力系统,功能偏重于电力的调度和潮流的监视等;集控站应用于电力系统和工业,功能偏重于对辖区内的子站进行集中控制与监视;区域供电自动化主要应用于工业,偏重于园区整体供电管理,其子站电压等级延伸到380V,而调度主站和集控站一般只到10kV。
3 结束语
供电自动化 篇5
关键词：配网自动 供电可靠性 提高措施
中图分类号：TM7 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）09（a）-0099-01
随着我国经济不断地发展，我国电力事业的发展已突破原有系统的局限，电力系统及相关技术日益成熟和完善。为了满足广大人民日常生活的供电需求，不断实现用电安全、供电可靠的发展目标，积极进行电力系统的自动化配网，提高供电可靠性，对于供电企业来说显得尤为重要。因此，本文对于影响供电可靠性的因素及提高措施进行了分析，以便于以后相关的研究和考察。
1 影响配网供电的可靠性的主要因素
1.1 配网结构建设尚不完善，整体规划水平较低
目前，由于电力系统的发展尚处于不断地的完善和优化过程中，配网供电的结构建设缺乏规范和完善，电网结构整体的规划水平还比较滞后，因此，不利于提高供电系统的可靠性。除此之外，由于地域和自然条件的影响，不同配网系统的结构建设也具有明显的局域和用途的差异性。比如在工农用电方面的配网，由于其特殊的地理位置和地域特性，使得其在配网结构、供电来源和方式、线路配置、整体线路规划、供电设备方面表现出配网结构薄弱、供电来源单一、线路互带能力低、设备调适先进性差等缺点，使得突发性停电、断电问题得不到有效地解决，不利于电路系统和电网设备的维修和改造，影响区域广泛。因此，为了有效提高供电可靠性，必须着力提高配网结构与配网整体规划水平。
1.2 配网改造与建设技术含量低，系统自动化水平低
为了适应社会的发展，不断地优化和完善配网系统与结构的建设，加强配网建设方面的技术改造与提升成为建设环节的重中之重。但是，由于相关部门未能认识到配网改造的重要性，在配网改造与建设方面的投资力度较小、投入资金有限，使得配网系统自动化的建设与改进过程困难重重，不仅增加了运营成本，而且不利于自动化水平的提高，严重影响了配网的建设。
1.3 配网线路管理与维护不到位，线路的运行和功能水平较低
为了实现供电安全的目标，在进行配网电路的线路设计与配置过程中，一定要立足于所处区域的区域特性，预防一些灾害性事故的发生对配电线路造成的线路瘫痪、供电不安全等电力事故的发生。比如在一些沿海地区，由于空气湿润、树木生长茂盛、年降雨量较大，因此在配电线路设计时，应严格遵循相关的数据设计规范，使树木和线路保持在动态的安全距离之内，及时的对线路进行维修和管理，避免一些灾害性天气对主要供电电路系统造成的影响，比如台风、暴雨等。除此之外，还要提高和增强电路及电网系统的防雷和避雷效果，需建立合理、严格的配网管理体制，有关部门要及时的预测、反馈和收集天气信息，安装先进的防雷设施，最大限度降低自然灾害带来的损失。然而，令人担忧的是目前很多地区的配电线路的建设都还未达到这一水平。
1.4 客观因素和主观因素的影响普遍存在
影响配网供电安全性和可靠性的客观因素主要是配电设备和配网线路的故障问题，主观因素即是人为操作产生的不安全事故。由于目前配网供电系统的管理体系尚不完善，在设备的技术先进性、结构完善性、功能多样性等方面的要求还未达到相应的标准，线路的设计与管理方面缺乏专业的技术，部分供电企业对员工的技术及供电安全知识的培训工作缺乏重视，工作人员的管理不到位，使得设备和线路的运行过程中，难免会出现一些故障，影响配网系统的正常运行。
2 配网自动化对供电可靠性的提高措施
2.1 构建管理小组
构建人员可靠、责任明确的管理小组。要实现配网自动化的不断提高，促使供电的可靠性实现实质性的进步和发展，必须要成立和构建一个责任明确的管理小组。首先，要确定小组成员。挑选企业、单位的骨干成员进行相关事务的管理，可以是技术骨干、专业带头人、同行专家等。其次，要明确成员职责。要实现各个成员分配合理，充分利用每位成员的专长、特点，实现专业、特长与岗位工作的完美接轨，发挥每位成员的优势，比如技术专业专门负责技术这一块儿，同行专家主要负责技术的评定和考核等。
2.2 注重人员培训
重视工作人员的岗位培训，提高其业务能力和水平。电力企业要根据电力事业和电力系统、技术方面的发展情况，及时组织工作人员进行技术和知识方面的岗位培训工作，有针对性、目的性的制定培训计划，提高工作人员的综合素质和业务能力，使得工作人员服务质量及水平得到有效的提升。
2.3 提升技术综合素质
确保供电线路安全、可靠运行，提高技术服务水平。采用先进的科技手段，定期对相关的配网供电线路进行检修和维护，对配网供电线路周围的障碍物及时进行修整和清理，对于故障线路和设备及时进行调换和维修，提高线路的运行效率，减少因线路障碍、线路老化等引起的潜在的不安全事故的发生。在供电线路的导线类型的选择方面，一般应选择绝缘导线，采用架空电缆、地埋电缆等电缆的构建方式，尽量避免因电缆构建不合理而导致的电力故障问题。另外在配电变压器的选择方面也要合理、科学，以防止不安全事故的发生。在线路维修方面，应合理、严格分配岗位，制定合理的值班计划，确定工作人员的职责到位，以便于及时、有效地完成线路故障和突发事故的处理，提高工作人员的技术服务水平。在供电作业和电网开关配置方面，应鼓励带电作业，采用高效、安全的开关设备，如真空开关、环网开关等，提高工作效率，同时也应积极推广现代化的故障指示器，以便于使故障得到及时地处理。采用先进的供电设备，推进配网自动化系统的不断完善与进步，应用现代化高科技技术产品，深入学习和引进国内外先进的电力技术和电力发展知识，积极展开员工的岗位培训计划，加强工作人员的技术与素质的不断进步。
2.4 因地制宜突破障碍
综合考虑地域特点，实现专业技术综合利用。由于地域特性的普遍影响，使得配网供电系统的建设存在多重技术障碍。在实际的配网系统的构建过程中，由于地域的差異性，工作人员的工作经验不足，使得农村偏远地区的配网供电的线路建设受到严重影响，因此，在供电线路和配网的建设过程中，供电企业和工作人员须坚持“因地制宜”的建设原则，综合利用多种技术，比如低压线路采用地埋电缆、树木众多区域采用架空绝缘导线等，最大限度的避免供电风险的产生。
3 结语
综上所述，随着我国综合国力和经济实力的不断发展与进步，电力企业的发展也不断面临这新的机遇和挑战，如何通过实现配网自动化提高供电的可靠性已经成为人们关注的主要问题，因此，我们需要立足于自身，找到影响自身发展的主要阻碍因素，采用先进的科学技术、引入先进的电力设备，不断实践、不断总结，促使电力事业的不断发展。
参考文献
[1]林明锐.配网自动化建设与运行管理探讨[J].科技传播，2011（17）.
[2]姚建国，周大平.新一代配电网自动化及管理系统的设计和实现[J].电力系统自动化，2006（8）.
供电自动化 篇6
自从1958年中国第一条电气化铁路宝成线建成通车以来，经过50多年的发展，全国共有13个铁路局开通电气化铁路，在目前已经开通电气化铁路的区段，普遍采取的两种供电调度模式：新建线采用远动监控系统。使用运动系统监控变电所，分区所，开闭所的设备运行状态。旧线采取现场值班人员当地监控，手动操作模式，由电调电话操控指挥。
1 存在问题
1.1 管理效率低
电调管辖线路中既有数个接触网停电检修作业，还有变电所、开闭所、分区亭等变电设备的停电作业。需2人同时进行才能较好完成，并且因重复的电话联系，逐个工区的口头发布作业命令，使实际作业时间大大缩短，检修效率低下。如果期间再有设备故障发生，将使工作难度加大，工作量翻番。如果按照铁道部的要求，每名调度员管理500KM线路的牵引供电调度指挥工作，使用这种指挥方式将是一件非常艰巨的工作。
1.2 存在安全隐患
不同所亭间有关联的停电倒闸作业没有闭锁控制，完全依靠调度员的记忆来完成，对电调这个不允许有一丝一毫错误的部门来说，是一个巨大挑战。
大量倒闸表，工作票没有形成标准化，模块化，依靠值班员口述，电调耳听的方式完成，特别是二次回路，电调不能完全具体掌握，容易形成误编，漏听。
工作用图纸全部为平面图，并且更新困难，对正常检修或发生事故情况时，电调没有现场完整，全面，直观的影像，只能依靠平面图纸完成对现场的处理指挥，容易形成误判断。
设备故障处理经过及分析不能自动形成系统化，理论化的资料，并在下次相同、相似故障出现时不能起到帮助，指导作用。
通过对供电局，电厂，燃气公司等企业的调度指挥系统了解到，传统的手写口述的作业模式与信息化，自动化办公发展方向不符，已经逐渐被淘汰。
2 研究目的
目前铁路供电调度指挥系统的这两种调度方式逐步实现了调度指挥系统从“手动经验型调度”到“远动分析型调度”的转变，但还是不能与快速发展的运输形势相适应，落后的调度指挥系统对运输造成影响，发展至“智能调度”阶段将是最终目标。
3 实现功能
1)建立设备运行、维修台帐及系统图纸库。
2)帮助调度人员正确掌握系统运行状态、加快决策、快速诊断出系统故障状态。实现作业程序标准化，各项作业之间，不同所亭之间停电的有机联系，确保安全。保证牵引供电设备安全稳定运行，减轻调度员负担。
3)事故状态下辅助指挥，在事故状态下，各种数据的自动整理分析，形成事故模拟现场，并提供最佳解决方案。根据设备照片，影像等数据，应用3D软件，在设备不正常运行或事故发生时，能够生成现场模拟图像。准确、全面复制现场状态及事故发展趋势，使调度员能够及时采取相应措施，进行处理，恢复设备正常运行。使用系统提供的组群命令，使数个工区可以同时接到准许作业的命令，提搞检修作业效率。
4)安全制度检索功能
5)调度员的知识更新、业务培训功能
4 基本结构及原理
系统由监控站、被控站及通道三部分组成。
调度端数据处理及控制中心，是接受和转发信息并进行设备监控的系统。调度端系统中存有相应的数据库，各种指令能够从数据库中随时调出，通过通信控制器从各个远方终端取得信息后，主计算机进行数据处理，结果通过显示器或模拟屏向调度员报告。调度员向计算机输入控制命令，向各远动终端发布命令。使各种命令准确，迅速发布完成。
将模块化程序设计方法和面向对象的程序设计方法结合起来，利用分层的分析设计方法和多线程技术开发调度指挥系统软件的方法。然后利用分层的分析设计方法得到了系统各功能模块，最后在Windows系统平台上，以Microsoft SQLServer7为数据库服务器，用优秀的面向对象快速、可视化开发工具DELPHI5.0，并辅助于Microsoft EXCEL2000工具和内嵌的VBA语言，基于面向对象技术设计实时数据库、数据服务器、数据监视等系统功能模块的方法，并最终开发完成系统软件各功能模块的编码和整个系统软件的调试。使调度员面对形象化，直观化的设备运行状态，更好的进行调度指挥。
4.1 计算机硬件系统
采取集中式配置，一台计算机执行所有数据采集、人机联系和应用程序的功能，为提高可靠性，设置一台备用计算机，构成双机系统
4.2 计算机软件系统
软件分为三个层次：系统软件、支持软件、应用软件
系统软件采用：UNIX, WINDOWS系统
支持软件采用：SQLSERVER, SYBASEFORUNIX, ORACLEFORUNIX
应用软件：在操作系统及支持软件的基础上开发出来满足一定功能的实现供电调度自动化各项功能的软件，有数据采集，数据分析及处理，人机界面，通讯工具等。
4.3 人机接口系统
由WEB服务器，调度员工作站，维护工作站，通信前置机，打印机，模拟屏等组成。
5 用户管理与应用
5.1 设备管理
调度生产管理系统：建立设备运行、维修台帐及系统资料库。
1）变电设备：
建立所有变电所，开闭所，分区亭设备的图像、影像库。根据图像开发所内设备不同角度的三维立体模拟图。设备不正常运行时，能够迅速提出最佳备用方案(采取越区供电，备用设备替换)
2) 接触网设备:
建立接触网关键设备的图像、影像库。根据图像开发设备不同角度的三维立体模拟图, 并能模拟事故现场及事态发展趋势，并提供处理方案。
5.2 作业程序标准化
1)检修作业计划的编制：根据每个工区的管辖范围，设备数量，设备状态，人员编制，列车运行状况，生成检修进度安排表，合理安排每日检修进度，并传至列车调度系统。自动生成已经完成检修工作量。2)系统接收列调准予停电作业的命令号码。3)根据作业内容自动生成相应的倒闸程序。并且只有在得到列调系统发来的停电命令号码之后，才能进行变电所停电。停电前提示处该条馈线停电时，需要相关开闭所或分区亭做出相应倒闸步骤。4)系统内置根据检修计划自动生成相应作业内容。生成变电所检修工作的标准工作票，并有相应的模拟图，模拟作业地点有电设备，无电区域，接挂地线位置是否合理等。5)生成累计检修工作量，为下一周期检修做好准备。
5.3 事故状态下辅助指挥
1)生成事故状态下的调度指挥程序，按照流程进行有关调度，防止因忙乱造成事故延误或扩大。2)调度管辖范围广，特别是数百公里的接触网设备，摄像设备无法监控到每一点，调度员也无法记住变电，接触网所有设备状况，技术参数，系统提供模拟事故现场，找出最佳解决方案供调度参考。3)事故处理牵扯很多方面，与人身、设备安全紧密相连，系统提供事故处理时所必须采取或注意的安全措施。4)按照故障性质分类，进行统计分析，为今后处理相似故障起到参考作用。
5.4 规章制度检索功能
大量的规章制度分类保存，并提供检索，在需要时能够快速查找
5.5 调度员的知识更新、业务培训功能
配网自动化建设对供电可靠性影响 篇7
1 配网自动化的定义与作用
配网自动化, 是将计算机技术、通讯技术、电子技术以及网络技术有机地融合到配网应用中, 从而实现配网的自动化管理。供电系统应用配网自动化技术对提高供电的速度与效率、提高电网的管理水平、加强故障处理的速度、减少停电时间有着重要的作用, 能够提高供电系统的服务质量与管理水平, 增强用户对配电系统的满意程度。因此, 要提高供电的可靠性, 必须加强配网的自动化建设。
2 配网自动化的主要功能系统
2.1 故障定位系统。
故障定位系统是指在配电的系统中安装一种用于定位的装置, 在配网供电的过程中出现故障, 阻碍供电系统正常工作的时候, 这种定位装置对发生故障的区域进行准确的定位, 找到配网故障区, 并且将区域信息传达给配网的维修人员以及其他的相关工作人员。
2.2 就地馈线自动化系统。
就地馈线自动化系统通过与自动化开关设备进行相互配合, 实现故障区域智能判定和隔离, 并实时检测配网线路状态, 若故障为瞬时故障, 就地馈线自动化系统在检测到故障消除后, 自动将开关合上使线路恢复供电, 从而缩短停电时间, 提升供电质量。
2.3 集中馈线自动化系统。
集中馈线自动化是指将计算机技术与通讯技术有机融合, 利用通讯技术将远方设备的实时运行情况发送到主站计算机, 实现远程监控, 同时也可通过主站计算机对远方设备发送遥控操作信息, 实现设备的远方控制。
2.4 调/配一体化平台的自动化系统。
调/配一体化平台的自动化系统是指将调度自动化和配网自动化进行有机融合的实时应用系统, 该系统的优势在于可以将生产信息管理系统、计量系统、营销系统、GIS系统等数据进行共享, 通过整合各大系统数据, 选择最优的配网运行方式, 提高配网的可靠性和经济性。
3 配网自动化建设对供电可靠性的主要影响
3.1 采用故障定位系统提高供电可性。
在供电系统的工作流程中没有安装配网自动化系统之前, 如果配网的供电系统出现了故障, 工作人员需要带着工具去实地进行检查, 检查的结果还不同程度的受到天气等因素的影响出现偏差, 故障的抢修的效率低, 耗费的人力、物力也相对较大。并且在未找出故障点之前, 整个线路始终处于停电状态, 为进行故障点排查往往还需要对多条线路进行试分合, 严重影响着配网的供电可靠性。
通过采用故障定位系统, 可以避免查找故障点造成的时间浪费, 减小工作人员现场排查范围, 实现故障点的快速定位, 大大缩短故障时间。
3.2 先进的电力电子设备提升供电可靠性。
在固态断路器对双回路供电线路进行控制, 其可以14Hz之内完成主供电线路与备用供电线路之间的切换, 使用户用电不受间断。静态电容器是能够快速响应的电力控制器, 它通过电容补偿, 使用配电电压更加稳定, 同时静态电容器也可看成是一个交流同期电压源, 其通过一个联络电抗与配电系统进行连接, 改变电压源的幅值大小和相位角, 就能够与配电系统进行无功和有功的交换, 从而达到调节无功电流的目的, 进而防止大短路容量的大故障电流。
动态电压恢复装置是将变压器、换流器与储能装置进行整合, 变压器与母线上的敏感负荷进行串接。其可以对电压进行双向补偿, 使电压保持稳定, 当电源侧电压受负荷影响发生波动时, 动态电压恢复器通过变压器向线路输入电压, 输入电压的幅值、相位角以及频率 (非工频电压用以抑制谐波) , 从而改善电压波形的畸变, 提高电压质量。
3.3 配网自动化系统提升客户服务质量。
配网自动化系统简化了客户申报用电及电表安装的程序。以往客户必须先到当地供电营业厅进行报装登记, 然后再由营销工作人员到现场进行勘察并制定供电方案, 还要查阅其所在线路的负荷情况, 在满足负荷要求以及其它各类条件后才开始费用预算, 再着手进行安装, 整个过程较繁琐, 通常耗时在一周以上, 给客户用电带来不便。通过配网自动化系统可实时在线各配网线路的具体情况, 工作人员即可根据自动化系统中的数据进行供电方案计设和费用预算, 然后就可以尽快着手安装施工, 大大缩短了整个报装流程, 同时也缩短了客户无法用电的时间, 间接提高了供电可靠性。
3.4 配网自动化系统进行优质管理。
配网自动化系统还能够对配电设备进行综合管理, 配网系统的电力设备数量庞大, 种类极多, 并且分布在各区域配电网中, 管理极不方便。采用配网自动化系统可以对设备的使用寿命、运行状态进行综合分析, 并有针对性地进行检修, 缩短检修频率, 提高检修质量。另外, 通过对负荷的实时监控与分析, 合理分配负荷, 避免线路超负荷运行, 降低故障风险, 从而提高供电可靠性。
4 结论
配网自动化是多个方面的现代化科学技术的有机结合, 形成一个实时监控与高效运转的配电系统, 为提高国家配电的速度与质量提供了技术上的支持与安全性的保障。另一方面, 配电自动化的建设与应用能够提高用户的用电的质量, 方便人们的生产与生活, 为经济建设提供必不可少的电力支持, 所以, 配网自动化的建设能够在真正意义上实现经济效益与社会效益的结合。
经济与科技的发展是永无止境的, 人们对于电力应用的需求也是不断变化的, 为了保证在社会的任何一个时期都能实现用电的可靠性, 要不断的改善配网自动化的建设, 只有不断的发展配网自动化建设, 才能满足人们日益增长的电力需求。在社会快速发展的今天, 我们有理由相信配网自动化会随着科技的进步而不断的改进以适应人们的用电需求, 从而为供电的安全性与可靠性提供保障。
参考文献
配网自动化建设对供电可靠性影响 篇8
随着经济快速发展, 生活用电需求量与日俱增, 但是相对于日益增加的用电需求, 传统的配电网已经难以适应这种用电需求, 与此同时, 传统配电网能够承受的负荷非常有限。在供电的情况下, 配电网长期处于超负荷状态下运行, 将对供电的可靠性产生非常严重的影响, 降低供电的可靠性, 并且一旦造成这种后果在短时间内很难恢复正常供电, 而这必然会给人们的生产与生活带来巨大的影响。针对这种情况, 配电网自动化建设可以有效提高供电的可靠性, 同时在供电出现状况的时候, 能够及时查找出故障点, 这样就可以缩减停电的时间与停电面积。在供电出现故障的时候, 配电网自动化建设能够快速反应, 切断故障点, 防止故障区域进一步扩大。
1 配网自动化建设的概述
将现实生活中应用的计算机技术、电子通讯技术、网络技术相互整合, 并将其应用到电力配网中就构成了配网自动化技术。配网自动化技术可以全天候全时段快速反应。在过去, 配网需要人工进行。相对比就会发现, 人工反应速度远远落后于计算机的速度。在配电网出现故障后, 应用配网自动化技术就能够迅速查找故障点, 快速排除故障, 尽可能缩短停电时间, 这样也就增加了供电的可靠性[1]。在社会持续发展的过程中, 用户的用电需求不断增加, 这样就充分说明了配电网自动化建设的必要性, 并且在全面建设配网自动化建设后才能够促进国进电力事业的良好发展, 促使配电网的自动化建设在最大范围内加快电力事业的发展, 与此同时用户的满意度也会不断攀升。与此同时在建设配网自动化建设后, 供电的可靠性增强, 停电事件就会相对减少, 这样就会减少人们由于停电而带来的损失, 促使我国经济朝着更好的方向发展。
2 配电网自动化建设的主要系统
配电网自动化建设的主要系统包含了故障定位、智能调配、反馈等, 将这些系统运用到配电网自动化中, 就有效地增强了供电的可靠性。
(一) 故障定位系统
故障定位系统是配电网自动化系统中最主要的系统, 在过去配网出现故障的时候, 不能快速准确的定位故障发生的位置, 故障位置难以确定就延长了停电的时间, 大大降低了供电可靠性。
(二) 调配系统
在配网自动化建设中, 调配系统可以进行自动化调度与配网。运用调配自动化系统需要较多的数据来支撑, 并且调配自动化系统需要分析出不同区域的用电量, 合理的分配电量, 这样可以促使配网更加的合理高效。
(三) 反馈系统
在配电网自动化建设中, 反馈系统主要包括了集中反馈与就地反馈[2]。就地反馈指的是在故障产生后可以实时的将故障隔离, 并不需要将故障信号传输给中央计算机。从这分析就可以看出集中反馈系统使用的区域更为广泛。
3 配网自动化建设对供电可靠性的影响
建设配网自动化可以明显提高供电的可靠性。配网自动化系统的主要作用就是定位故障增强供电的可靠性、反馈系统供电的可靠性, 提高设备检修可靠性。
(一) 故障定位
在配网的时候没有建立配网自动化系统, 那么在电网出现故障的时候, 很难查找出故障点。在定位故障点的时候需要电力工作人员反复的检查, 而电力工作人员在检查的时候容易出现多种影响因素, 可以说故障点的查找效率并不是非常高。故障点难以准确定位也就使得供电可靠性并不是非常高[3]。采用配网自动化系统, 可以快速查找到故障点, 提高检修效率, 增强配电网供电的可靠性。
(二) 反馈系统提高供电可靠性
反馈系统是建立在故障定位的基础上, 也就是在明确故障的后, 反馈系统就可以及时的对故障做出反应。这样也就减少了故障区域, 并且在将故障点排除后, 促使供电能够自动恢复, 提高检修效率。并且反馈系统是根据中央计算机来进行必要的操作, 针对部分小故障可以快速的处理, 进而增强配电网供电的可靠性。
(三) 快速的设备检修提高供电可靠性
在过去配电网检修过程之非常复杂的, 电力设备分布非常广泛, 工作人员对设备进行检修的时候会面临着较大的困难, 电力工作人员对电力设备检修必须在停电的状况进行, 导致检修影响供电的可靠性。而将配网自动化建设应用于其中就会改善这种情况, 配网自动化会对电力设备使用年限、综合分析运行数据, 促使检修具有一定的针对性。因而也就缩短了检修的时间, 提高检修质量。与此同时可以有效避免电网超负荷的运行, 降低故障发生的概率, 提高供电可靠性。
4 结语
总而言之, 建设配网自动化系统, 大大提高了供电的可靠性。供电可靠性的增强, 进一步提高了用户的满意度, 减少由于停电而造成的损失, 促进经济的发展。
参考文献
[1]赵久涛, 张晖, 刘英男, 等.浅析配网自动化建设对供电可靠性的影响[J].电子世界, 2013, 15 (7) :44.
[2]杜亚松, 邢恩靖, 黄伟, 等.配网自动化建设对供电可靠性影响[J].电网与清洁能源, 2012, 10 (8) :20-24.
供电自动化 篇9
兰州石化公司年产60万t乙烯改扩建工程中, 新建一座总变电站——110kV乙烯变电站, 以满足大乙烯所有装置生产用电需要, 所接入的负荷均为一二级负荷, 供电可靠性要求非常高。兰州石化公司年产60万t乙烯改扩建工程由于建设的装置生产规模大、生产连续性强, 停电会造成连续生产中断并造成严重后果, 经济损失很大, 因此, 给各装置供电的负荷等级要求很高。在保证供电要求的同时, 如何最大限度的提高供电系统运行的长周期效益。此外乙烯工程中还有6kV (10kV) 装置配变电所6座, 均按无人值班设计, 并全部采用微机综合自动化系统进行高中压系统的保护监控和运行管理。各装置变电所设有独立的变电站综合自动化系统, 实现对本装置变电所供电系统的保护与监控。大乙烯各装置变电所及110kV乙烯变电站均采用微机综合自动化系统, 在此基础上建立全厂电力监控与调度系统。
2 方案的确定
为了便于管理和监视的及时性, 通过监控系统的远方通信功能将各装置变电所信号送往110kV变电站进行集中监控与调度。实现本变电站的电力系统运行监控与保护, 而且通过通信, 实现对各下级变电所运行状态及运行数据的监控和调度, 完全实现无人值班, 提高变电站的技术水平和管理水平, 提高电网和设备的安全、可靠、稳定运行水平, 降低运行维护成本, 提高乙烯工程的供电质量。
为提高系统运行操作的安全可靠性, 110kV乙烯变电站中配置了独立于监控系统的微机防误操作联锁系统, 将“五防”要求与平时的操作有机的结合起来, 使人为误操作的可能降为最低。
为了准确、及时的分析故障原因, 考虑到变电所事故时系统参数的变化, 在变电综合自动化中单独增加一套专门用于故障录波的NSR2000系统, 可以对主变、进线的故障电能参数进行精确到200ms的记录, 对于分析故障原因的查找提供有力的支持。
3 总体思路
针对大乙烯供电要求, 大乙烯所有装置均为一二级用电负荷, 供电可靠性要求非常高, 电压等级较多, 作为大乙烯中心变电站要保证为大乙烯各装置的安全长周期供电, 110kV乙烯变电站一、二次系统和设备都是经过反复论证, 尤其是对系统方案进行了充分的讨论而且综合自动化系统充分考虑了系统用于进行变电站监控的环境, 所采用的技术应满足安全性、可靠性、先进性、实用性的原则。可以使值班人员把握安全控制、事故处理的主动性, 减少和避免误操作、误判, 应用微机系统完成一次设备监视、控制、数据采集、事件顺序记录和屏显、打印功能, 提高电网的运行管理水平, 减少变配电损失。
4 技术方案
针对大乙烯安全供电要求, 110kV乙烯变电站工程建设中电气技术人员便经过各方面考察论证, 在设备技术谈判时充分考虑满足大乙烯安全供电任务, 从电气安全技术上保证供电可靠性:
1) 鉴于大乙烯工程属于石油化工连续性生产装置, 生产规模大、生产连续性强, 停电会造成较大经济损失。因此, 110kV乙烯变电站采用双回电源线路供电。正常运行方式为两条线路并列运行, 一回线路故障或者检修停运, 另一回线路承担全部供电任务, 增大了系统运行的可靠性, 最大限度的减少了停电的几率。
2) 6kV系统使用3台变压器, 采用三段接线方式供电, 正常时两台变压器运行, 1台变压器备用, 10kV系统考虑到大乙烯三聚10kV大电动机启动时引起的电压降对电网的影响, 110kV乙烯变电站10kV系统采用单元方式接线专为三聚大电动机供电。该方案损耗小、运行可靠、系统简单, 投资适中, 运行成本低。
3) 110kV乙烯变电站NSC200综合自动化系统采用德国西门子原装进口的第四代微机保护产品, 110kV系统监控与保护分开设置, 每个间隔单独组屏安装在控制室, 监控单元、保护单元及相关控制设备均安装在屏内。6 (10) kV系统采用测控与保护一体的测控保护单元及控制装置分散安装在中压开关柜上。现场间隔层设备通过RS485通信接口连接到前端通信层总线接口, 采用直接上网通讯, 形成分层分散式现场总线结构。前端通信主站层采用台湾艾迅公司嵌入式工控机, 采用冗余热备用模式, 通过RS485总线和现场间隔层设备实现相互通信、以太网和计算机监控管理层设备实现相互通信, 并按要求将信息送到上级调度中心, 同时可以接收下级变电所的信息。计算机监控管理层采用多主机分布式结构, 配置3台DELL计算机作为监控后台, 采用双网络通信系统, 基于windows-NT/2000平台, 应用NSC-200NT SCADA/EMS操作系统实现了变电站自动化监控管理功能;通信网络采用高速以太网, 传输速率可达到100Mbit/s, 其拓扑结构采用总线型, 预留接口可与上级广域网连接。 系统采用双机热备用方式, 完成网络数据同步功能。主网的双网配置是为了完成负荷平衡及热备用双重功能。在双网正常情况下, 系统负荷双网平衡, 一旦其中一网络故障, 另一网络接替全部通信负荷, 保证实时系统的可靠性。变电站监控系统需采集大量的信息, 用于当地监控并根据需要传送相关信息到上级监控系统或调度中心, 称为远动信息, 包括遥测、遥信、计数脉冲、遥控、遥调、时间顺序记录、系统时钟、数字值等。变电站电压等级不同, 其在电网的作用不同, 所需采集的远动信息内容也不同。监控系统信息的采集包括模拟量采集 (遥测) 、状态量采集 (遥信) 等。根据采集到的遥测、遥信信息、操作人员控制命令及计算分析结果, 形成遥调、遥控命令, 输出执行, 即所谓的“四遥”。
采用光纤通信总线模式。将6个下级变电站的信息上传至110kV乙烯变电站实现了远方监视及下级变电站的无人职守。
4) 110kV乙烯变电站NSC2000监控系统采用NSC-200NT SCADA/EMS系统。具有标准数据库接口、符合商用数据库规范的后台监控系统。SCADA/EMS系统基于客户/服务器 (Client/Server) 体系结构, 逻辑上由两大部分组成, 即服务器系统 (Server) 和客户机系统 (Client) 。服务器的基本任务是数据维护和数据处理, 并响应客户机的请求向客户机传送格式化的数据信息。客户机则负责提供用户界面, 如, 图形、表格甚至声音、动画等。乙烯变电站NSC-200NT Client和Server两个进程运行在同一台机器上, 这时同一台机器即是客户机又是服务器。为保证系统可靠, 两台操作员工作站采用双机互为热备用, 始终有一台服务器处于运行状态, 当一台出现故障时, 另一台将自动进行投入 (切换时间小于30s) , 也可通过人工进行切换。操作员工作站完成对电网的实时监控和操作功能, 包括显示各种图形和数据, 并进行人工交互。它为操作员提供了所有功能的入口;显示各种画面、表格、告警信息和管理信息;提供遥控、遥调等操作界面。
5) 对变电综合自动化系统进行全面升级和改造可以实现对大乙烯各装置变电所进行全方位监控, 为防止误操作事故发生, 在综合自动化系统中增机微机“五防” 操作票专家, 使各供电回路事故变位及操作信息全部上传到中控室, 同时实现在中控通过“五防”判断进行遥控操作, 同时实现在110kV乙烯变电站可以对大乙烯各变电所全方位监控, 在微机综合自动化系统中添加了故障录波装置, 可以对故障电能参数记录精确到200毫秒, 便于进行事故分析。
5 实施效果
110kV乙烯变电站及全厂电力监控与调度系统的建立完成后, 又将装置变电所信息与110kV乙烯变电站信息完全分开, 在110kV乙烯变电站日常工作中通过监视装置变电所情况进行调度操作, 避免调令中出现设备位号和名称对不上的情况, 尤其是在进行系统并网操作时。
通过对装置变电所后台查看核对可以进行下一步操作, 可以减少误操作同时缩短送电时间。另外, 在装置变电所值班人员进行其他工作时, 也可以由110kV乙烯变电站对装置变电所通过后台系统进行监视, 出现问题可以立即联系进行处理。110kV乙烯变电站主要电气设备已全部完成性能考核, 满足大乙烯供电需要。
参考文献
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供电自动化 篇10
【关键词】供电企业；配电网；自动化
电力系统在科技与经济的大力推动下，各层面都有了快速的发展。为了能够使配电网自动化向标准化的方向发展，供电企业要精心设计规划，顾全大局。这对电力企业的发展有很大的借鉴意义。
1.配电网自动化在供电企业中的要求
（1）在系统监测功能的作用下，用户电能计量表的问题可以快速地发现，并能有效预防偷电，以防用电量的损耗。同时，其故障控制器要较健全、能对故障电流进行辨别、对外界的恶劣环境也要适应。此外，也要有安全可靠、速率高的通讯设备，及断路器可以进行远程操控。
（2）在系统监测功能的作用下，还可以对线路的损耗进行计算，以便线路的运行始终处于良好的状态。电费的大量回收可以通过控制系统的电量与功率实现。配电网自动化的主站系统的功能至少要有两种，即开放性功能与扩充性功能，在主站系统中，对硬件上的要求是有充足的处理速率，软件上要不断更新与完善[1]。
（3）利用实时监控系统，对各负荷在线路上的运行状况进行监测，对不安全因素能够快速发现且采取预防措施，从而使故障解除，配电网更加安全、快速地健康运行。
2.配电网自动化在供电企业中应用遵循的原则
2.1电流控制的原则
重合断路器在使用时，经常出现合分操作与短暂的故障导致其自动重合，造成配电开关不停运行，降低了电力设施的可靠性能，使用期限受到了很大的影响。同时，自动配电开关所出现的短暂性合闸时间延长，当故障线路的并联组比较多时，最后一级在合闸时要延长十多分钟，如此一来，诊断故障的时间远远超过了合闸的时间，持续性的供电也就受到了很大的影响。
2.2适应性的原则
①与配电网发展相适应的原则。配电网要发展，首先要实现自动化，再向配电网的智能化迈进。②与城乡经济条件相适应的原则。从当地的具体情况出发，把用户的需求、配电网实际问题的解决与安全供电作为根本目标，在有限的资金下，合理有效地应用配电网自动化系统。③与定时限保护相适应的原则。通过定时限的保护方法，进行电流阶梯与时间阶梯的重合，这样更利于上下级保护的配合与协调。
3.配电网自动化在供电企业中的方案模式
3.1馈线自动化模式
计算机集中监控模式，也就是要有控制中心，各自动终端在馈线所收集到的信息在通信通道的作用下，远传至主站。就地控制模式，就是在重合器与分断器配合的形式下实现。如果有故障出现，主站要在收集到的故障信息基础上对其诊断，对有故障的位置乾地切除，并及时采取有效的供电方案。就地与远程监控混合的模式，主要运用断路器，开关选用智能化，而且每一个自动化的开关都具备远程通信的能力[2]。本方案既可以快速诊断故障，恢复供电，还能进行远程操控。
通信方案。
在配电网实施自动化中，通信是其难点与重点。在本方案中，主要的通信范围有主站与子站、主站与现场终端、子站与现场终端以及各子站间等等。不同条件的地区，其通信方案也是不一样的，包含的主要有光纤、微波、有线电缆等等，由于配电网自动化技术在当前还不完善，所以较为与实际相符的就是采用混合通信方案。
3.2自动重合器方案
在该方案中，两电源间的环网被划分成有限的段数，相邻两侧的重合器保护着各线路。有故障出现时，上一级的重合器将其断开，以防变电站的断路器出现分合。如果是任何一段出现故障，则要分断其两端的重合器，来隔离故障，当线路的分支线出现故障时，要采用重合器与分断器相配合的动作次数进行切断。
3.3自动重合分段器方案
自动重合分段器在诊断各段事故的发生时，其依据是关合故障发生的时间。此方案在进行设置时间时，在变电站里断路器的跳开有保障的情况下，要延长线路的断路器，然后再进行断开操作。从而，变电站中的断路器出现重合，使电源侧送电至负荷侧时有了保障，在解决了故障时，变电站中的断路器又一次跳开，此时故障段由其两侧线路的断路器进行断开，使送电成功又有了保障。
3.4通信方案
在配电网实施自动化中，通信是其难点与重点。在本方案中，主要的通信范围有主站与子站、主站与现场终端、子站与现场终端以及各子站间等等。不同条件的地区，其通信方案也是不一样的，包含的主要有光纤、微波、有线电缆等等，由于配电网自动化技术在当前还不完善，所以较为与实际相符的就是采用混合通信方案。
4.配电网自动化在供电企业中的现状
在电力系统自动化系统中，配电网自动化系统不仅繁杂庞大，而且其综合性也非常强。电力企业中所有与配电系统有关的全部数据与功能控制都包含在其中。如果站在对用户的供电质量及服务水平的提高、运行费用的降低等的角度看，配电网自动化是一个整体。配电网自动化的实现在当前主要有下面的几种形式：
（1）对于10kV环形的电缆配电网络，主要运用的是重合器，再加上环网柜共同使配电自动化实现。
（2）对于10kV辐射的线路或者是树状线路，运用的是重合器与分段器相结合的形式。这种方式易于执行，投资也比较少，在进行切除线路故障与恢复供电时，只需要重合器与分段器自身的功能即可，不用经过通道与主站系统。
（3）对于10kV的电缆配电网络，运用的主要是环网柜与FIU的结合，进行配电网自动化系统的设立。户内式的环网柜与户外式的均可用。
对于这样的配电网络，当前进行的配电自动化形式，先要对其网络进行优化，以便有更多的环网，从而使各用户的供电源都有两个。
5.配电网自动化在供电企业应用中注意的问题
（1）开关动作主要由配电终端设备中的电源进行控制，一般情况下，是在线路中取得的，因而在线路出现故障时，可以用后备电源进行弥补。
（2）实施配电网自动化，其资金投入较大，与之有关的部门也很多，所以必须进行规划配电自动化系统，要从当地的具体情况出发，制定合理有效的配电网发展规划，并对实施的计划进行认真拟定，要兼顾全局，分批实施，此外，也要配合电力企业内部的信息化建设[4]。
（3）配电网自动化的实施，工作人员的工作量在很大程度下有了降低，使劳动的生产率有了很大提高，其网络的运行情况，工作人员也能很快掌握，如此电力企业的经济利润才能最大化。配电网自动化系统使电力企业配电网传统的操控方式有了很大的变化，对运行人员来说，也就有了更高的要求。
6.结语
配电网自动化的实现，使配电网在运行时更可靠安全，也使配电线路在运行上、管理上迈入了新的台阶，所以，各地区的供电企业要从自身的实际情况为基点，逐渐使配电网自动化技术更成熟，从而使配电网的供电更安全、更可靠。 [科]
【参考文献】
[1]牛保臣，王红亮.电力系统中配电网自动化技术的应用探讨[J].科技信息，2010（35）：123-125.
供电自动化 篇11
目前, 供电系统的监控技术主要采用分层分布式监督和集中式监督, 两者均能够对供电系统进行实时的监督控制, 使其能够高效的运行, 并且对于电能的质量有一定的提高。其中, 前者分为间隔层、通信层以及站级监控层。间隔层主要功能为将保护单元与测控单元安装在开关柜等设备周围。通信层包括电缆、光纤、终端设备等部分, 主要是为了与各个控制器进行实时通信。站级监控层主要是为了监督管理间隔层与通信网络的信息交换。
不同于分层分布式监督技术, 集中式控制技术主要是通过模数转换将各个传感器采集到的信息进行统一的管理, 通过对采集的信息进行分析处理, 进而能够对各个控制器进行控制调节, 从而达到控制的目的。
2 控制技术的优缺点分析
分层分布式与集中式控制技术均含有优点, 同样也都具有不同的缺点。分层分布式具有可靠性高、组态灵活、控制难度低、成本较低的优点, 并且在局部模块发生故障时, 其他模块均能够正常运行, 进而能够保障供电系统的稳定运行。对于该控制方式的数据传输问题, 需要进行一些复杂的控制, 防止数据包的丢失以及数据缺失, 从而造成供电系统不能够稳定的运行。目前针对这种情况往往采用统一的数据协议, 在遇到数据丢失等情况时, 使数据进行重新发送, 进而保障系统的稳定运行。
集中分布式由于其采用集中控制方式, 为此需要将所有传入的数据进行数据转换, 进而能够保障信息处理的正确性。采用该控制方式的供电系统往往采用硬接线技术, 这种技术成熟, 并且具有很快的响应速度, 除此之外, 还有设备易于维护, 控制简单的优点。但是, 该供电系统往往采用大量的电缆, 为此, 成本较高且不利于安装, 尤其是一些长距离的电缆, 电缆的长短对于电信号的传输有着十分巨大的影响。较长的电缆传输的电气数据容易受到外界环境的干扰, 进而影响数据的准确性, 数据若不能正确的传输, 将会对供电系统的正常运行造成巨大的影响。
3 供电系统的控制要点
3.1 PLC技术
PLC技术作为专门为工业环境设计的数字化电子系统, 其不仅具有很高的可靠性, 还能够提高供电系统的灵活性。PLC技术就是通过对采集的信息进行分析, 进而完成一系列的指令, 保证供电系统各个模块的正常工作。PLC技术通常采用闭环控制技术对供电系统的流量进行实时的调节和控制, 其次则是借助开关量, 对各个模块进行开关控制, 进而在不影响供电系统正常运行的情况下, 高效的对电流量进行传输, 实现自动控制的目的。除此之外, PLC的指令是按照顺序执行的, 有助于简化操作, 提高工作效率。PLC的使用不仅能够有效提高供电系统的稳定性, 还能够有效降低资源的浪费, 从而大大提高供电系统的经济效益。
3.2 计算机技术
计算机技术的不断发展, 促使供电系统的稳定运行离不开计算机。供电系统与计算机的结合不仅提高了工作效率、降低资源的消耗, 还有效的提高了电能的生产效率以及电能质量。在计算机控制技术中, 电网的调度控制、变电站的自动化以及电网的智能技术都是供电系统控制之中的要点所在。电网的调度控制就是通过计算机与电网调度控制中心的网络系统连接, 对发电站、变电站等终端设备进行实时的数据采集, 并加以控制, 从而实现不同区域电能的调度。变电站作为电能转换的场所, 在供电系统中的地位十分重要。变电站主要是将电力系统中的电能进行电压转换, 进而保证电能远距离的传输以及用户电压的稳定。在自动化的实现方面, 变电站是借助于计算机来完成的, 为此在变电站工作过程中, 应该与计算机技术相结合, 采用先进的控制理论与技术, 从而实现变电站的数字化、网络化控制。智能电网技术是将电网建设成为数字化、网络化的一种智能技术。供电系统在采用计算机技术时应该按照实际的需要进行选取, 并且选用一些可靠性高、实时性好的新型技术。除此之外, 还应该采用有前景的计算机技术加以应用, 进而保证在较长时间内能够满足工业需求, 保证公司的利益。遗传算法在计算中使用了较高精度的数据和结果要求, 在电气工程的使用中可以给运算结果更高的准确性, 但受到高精度计算的要求, 当运算数据达不到系统要求时, 可能造成运算无法继续。在遗传算法中使用智能化技术是必然的要求, 通过高效的发挥智能化系统本身反应速度、使用范围等优势, 可以及时发现和识别电气系统中出现的故障, 及时切断供电避免故障恶化, 并及时将故障信息进行传输或自行进行处理。
3.3 人工智能的相关技术
在20世纪中期, 人工智能的概念初步被提出, 当时的人工智能是指类人机械和类人系统的研究, 研究过程中涉及控制论、计算机、心理学、哲学以及数学等各相关学科。随着机械设备的规模、功能和应用区域越来越大, 许多地区是人类无法到达的, 此时必须要使用机械代替人类进行工作。随着智能化技术的发展, 机器逐渐发展出与人类类似的能力。现在的智能化技术除了能够自主进行某些操作和重复反应外, 还研究出了识别的能力, 能够自动辨别扫描到的图片、接收的音波。在现代社会生活中, 电气工程几乎参与到人们生活的方方面面, 而受到电气工程设置区域以及强电流危险性的限制, 需要广泛的应用到智能化技术, 尤其是计算机技术、自动化控制、信息处理技术。这些功能对促使电气工程的自动化控制水平进步非常有利, 可以有效到将人力资源节省出来, 代替人类做一些危险性较强的工作, 因此保护了人们的健康和安全, 提高了工作质量。现在常说的人工智能研发涉及的主要内容是虚拟人工智能的开发、强化等内容。现有的大多数智能化系统都是依附于计算机运行的, 所以人工智能领域归属于计算机应用科学, 人工智能技术的主要目标是实现机械和系统的自动化运转, 通过制造出能够像人脑一样进行类似应对反应和运算, 使系统可以在无人状态下稳定的运行, 并能够对某些突发状况进行正确的反应处理。现在对人工智能的研发主要是通过将各种需要应对的情况编制成计算机可以识别的语言, 再设定反应语言。而电气工程的自动化控制为对电气工程有关技术、信息处理以及自动化的控制等不同内容的研究。
4 结语
经济的发展, 促进了人们对电的需求, 从而促进了电力行业的蓬勃发展。随着科学技术的不断更新, 早期的供电系统已经不能够满足人们的要求, 为此供电系统越来越受到各界的关注。随着智能化技术的不断成熟, 相关实验以及案例的成功, 促使着电气过程及自动化控制技术与供电系统的融合。通过与控制技术的结合, 供电系统的电能质量以及电能控制均能够有效的提高, 因此对供电系统控制技术的研究具有深远意义。
参考文献
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