电力调度自动化（共12篇）
电力调度自动化 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.
电力调度自动化 篇2
【关键词】能量管理系统 电力系统技术 调度自动化
1、引言
能量管理系统(EMS)是一套为电力系统控制中心提供数据采集监视、控制和优化，以及为电力市场提供交易计划安全分析服务的计算机软硬件系统的总称，它包括为上层电力应用提供服务的支撑软件平台和为发电和输电设备安全监视和控制、经济运行提供支持的电力应用软件，其目的是用最小成本保证电网的供电安全性。
目前为止，电网能量管理系统的发展已经历经三代，第一代系统为70年代基于专用机和专用操作系统的SCADA系统，第二代系统为80年代基于通用计算机和集中式的SCADA/EMS系统，部分EMS应用软件开始进入实用化，第三代系统为90年代基于RISC/UNIS的开放分布式EMS系统(含SCADA应用)，采用的是商用关系型数据库和先进的图形显示技术，EMS应用软件更加丰富和完善。
2、电力企业应用系统互连现状
电力企业应用系统互连、数据共享、软件互操作是开放性系统发展和建设的趋势。
随着计算机软硬件技术的发展和电力企业自动化需求的不断提高，电力企业自动化系统产品不断更新换代，电力企业自动化水平有了显著提高，大多数电力企业或多或少的配备正在建设以下实时或非实时系统(R/NR，如EMS系统(R/NR)TMR系统(R/NR)、TMS系统(R/NR)、DMS系统(R/NR)、企业资源规划(ERP)系统(NR)、AM/FM/GIS系统(NR)、MIS系统(NR)等，这些系统分别承担着电力企业的输配电网运行和控制、维护、管理、计划编制等任务，根据建设时间和服务的领域不同，目前这些系统具有以下共同的异构特征：
图1 电力企业自动化应用系统互连现状
(1)多种计算机硬件平台，包括SUN、COMPAQ、IBM、HP等公司的UNIX服务器、UNIX工作站和一系列的PC机等;(2)多种操作系统平台，包括Solaris UNIX、Tru64UNIX、AIXUNIX、NT、LIUNX等;(3)多种商用数据库平台，包括Oracle、Sybase、DB2、SQLServer等;(4)多种构件技术，包括公用对象请求代理体系结构(CORBA)技术、分布式公用对象管理(DCOM)技术、企业JavaBean(EJB)技术;(5)大型主机模式、客户/服务器(C/S)模式、Web浏览器/服务器(B/S)模式;(6)多种开发语言，如C、C++、Java、PowerBuilder等。
为了使不同厂家及时期建设的电力企业自动化应用系统能够做到数据共享、软件互连，国内系统通常的做法是：1)跨部门收集各个应用系统的数据;2)根据需要开发点对点的系统接口(如图1所示)。
以上方法缺点是缺乏一种标准的数据库访问接口，同时新建的系统虽然暂时避免了成为“自动化系统孤岛”，但不会建立一种企业自动化系统共享的、高效的分布式数据平台，其结果是给未来的电力市场或数据仓库的建立，创建了更多的“自动化孤岛”。
图2 一体化应用系统的互连趋势
随着CORBA/DCOM标准和技术的不断发展，以及IEC61970CIM/CIS标准的不断丰富完善，新一代电力企业自动化系统(EMS、TMR、TMS、DMS、RDS、AM/FM/GIS等)的建设必须考虑到系统一体化平台建设的需求。
(如图2)将是今后电力企业自动化系统发展的趋势。
3、EMS新技术和发展趋势
随着计算机领域计算机硬件技术、通信技术、数据库技术、Interent技术的发展，以及电力企业电力市场化进程的不断加快，作为适应电力企业新的业务(电力市场)和一体化建设(EMS/TMR/TMS或EMS/TMS/DMS)需求的EMS系统支撑平台和EMS应用软件必然采用如下新的技术：
3.1CORBA中间件平台技术
CORBA技术作为对象管理组织(OMG)推出的软件系统开发标准，目前已经被众多的厂家和用户所接受，并成为新一代EMS系统应用软件互操作和与其它系统进行透明操作和数据共享的软件平台标准。
3.2公用信息模型(CIM)
为使EMS应用软件之间的交互正确无误，需要对交换的数据信息达成一致，即提供标准的元数据级的模型和标准应用程序接口(APIs)。
在电力行业，CIM定义了电力工业标准对象模型，用于电力系统的数据工程、规划、管理、运行和商务等应用的开发和集成，它提供了描述电力对象及其关系的标准。
CCAPI的CIM部分提交给IEC形成了IEC 61970的三个部分。
在IEC 61970中，CIM用统一建模语言(UML)描述，对象用公共类、属性及对象间的关系来描述，对象之间的静态关系有：聚集、归一化和关联。
3.3可视化技术
可视化的在线监控软件已经成为调度员和电力市场交易员的迫切需求，其可以将传统的用数字、表格等方式表达的离线信息，转换为通过先进的图形技术、显示技术表达的图形信息，例如潮流的可视化技术、电压稳定的可视化技术、暂态稳定安全域的可视化技术、负荷预测的可视化技术、电力市场电量竞价计划的可视化安全分析技术等。
3.4电力市场交易与安全分析
一体化的技术随着电力市场的发展，EMS作为电力市场技术支持系统的一个有机组成部分，除了承担传统的电网数据采集、监视和控制任务外，EMS应用软件作为电力市场技术支持系统的有机组成部分将更多的承担电力市场交易的电网安全分析任务，从而改变了传统EMS的工作领域，要求对众多的EMS应用软件的接口和分析技术进行重新设计，即EMS/电力市场应用软件的统一设计，分别实施。
3.5Interent信息服务技术
Interent不但为远程维护提供了全新的手段，而且将传统的电网参数和实时SCADA的数据浏览扩展到AGC功能、EMS应用功能(状态估计、安全分析、最优潮流等)的浏览，使得EMS应用软件的实用化水平的提高得到了进一步的保证，延伸了EMS系统的对外窗口，进一步提高了EMS系统的服务水平。
4、结语
电力调度自动化系统优化设计 篇3
随着电力体制的不断深化改革，电网规模的不断扩大，对于电力运行技术也提出了更高的要求，电力系统自动化、智能化、网络化成主流趋势。电力调度自动化系统是整个电网的核心部分，指在电力系统运行过程中，实时监控系统的运行状态及运行参数，以实现控制的最优化并合理调整方案。为保障电网的安全稳定运行，电力调度自动化系统发挥着重要的作用，为满足电网运行需求，电力调度自动化系统也在进行不断优化调整。
1.电力调度自动化系统及其应用优势
在满足当前国际与工业标准的基础上，是基于成熟的计算机网络信息技术及通信手段发展而成的电，存储等，为保证电力系统的安全稳定运行提供技术支持。系统中，重要节点上采用双机备用模式，其中某台计算机出现问题，该机上的所有数据都会平稳自动过渡到另外一台正常工作的计算机服务器上，使系统在出现问题时仍可以不影响整个电网的运行，从而确保了系统运行的稳定性。与此同时，系统还具备完善的权限管理功能，能有效平稳的对系统故障进行处理，且不会影响其它节点运行。作为系统的核心部分，调度主站担负着重要的职责，一方面要对电网运行状态进行实时监控与分析，从整体上实现系统自动化监视与控制;另一方面根据监测分析结果，提供准确的电力系统运行的数据信息，以及时发现电力系统运行中存在的异常情况，根据所采集到的数据资料，制定有效的方案，保证电网调度的有效性。
2.电力调度自动化系统设计
2.1系统结构。调度自动化系统主要由二部分构成，即分为数据管理层、能量管理层，其运行方式可分为实时态和研究态两种。具体情况如下：1）数据管理层：收集系統运行时的实时数据，达到对运行系统的监控。并对获取的测量数据进行反馈，便于SCADA显示系统下一步工作。通过利用和分析SCADA系统中的实时数据，获取电力系统的运行状况，通过动态防御、预警进行有效控制，提高电力调度自动化系统的自我恢复、事故分辨以及故障处理等能力，以此保证系统经济、安全的运行。2）能量管理层：其主要是针对发电控制，为保证系统的经济运行，通过合理调整和控制运行系统频率、时差等，实现系统优化。
2.2系统软硬件平台设计。1）硬件平台：包括服务器、PC及基于CISC芯片的各种硬件等。选择系统硬件平台时，要在满足系统设计各功能基础上，兼顾实时性、先进性、安全性、可靠性等原则及要求。2）操作系统：较为常用的主要为Solaris10或者AIX操作系统。3）网络环境：遵循ISOOSI七层网络参考模型的TCP/IP。4）数据库：一般采用Oracle数据库。5）开发语言：包括C、C++和Java等。
2.3系统优化设计。随着计算机信息技术的发展，电力调度自动化系统逐步实现“三遥”（即遥测、遥信、遥控）状态，但对于系统硬件及运行参数的实时监测尙还未能完全实现，这就给电力系统运行留下隐患。针对此问题，开发新的系统参数检测系统软件并运用于其中，该软件对系统硬件及参数进行实时监控，采集、处理、梳理，并且制定与输入各种规约，实现各种控制命令的接收和处理，大大提升了系统运行安全性。1）设备状态在线监测。利用软件对系统硬件及参数进行监控时，可为每项参数设定相应阈值，当运行参数超出这一值时发出警报信号。当报警信息出现时，将弹出报警窗口并发出报警声音/信号，直至被系统或工作人员确定为止。对于每次报警信息要打印输出，存储到系统实时数据库中。2）监测数据的输出与显示3）由于其支持标准的网络连接，具有扩展接口功能，可以在检测系统读取设备状态数据后，将数据写入系统之中，包括设备状态及服务器状态等数据，并与节点信息扩展表作对应关系。当系统添加了新的硬件设备，只需将新设备名称录入到节点信息扩展表中，以实现对新设备运行状态监测及数据存储。监控数据的实时显示功能，也是系统最重要的功能之一。当系统接收到监测软件获取的各项数据后，会在监控画面中显示这些数据，监控数据实时显示功能让调度员可以直接了解每台服务器 运行状态，给系统管理和维护提供了很好的数据支撑。在线监测在调度自动化系统发展应用，使得系统各项功能得到完善，在采集数据和分析处理信息方面的完善，给电力行业提供正确的数据支持，为之发展发展提供更好、更全面的服务，保障电企可持续发展。其中，历史负荷曲线能够直观的让工作人员了解到电力电量是否平衡和运行方式是否安全，以此判断调度运行是否正常。此外，通过历史曲线还能查看指定时段的系统运行状态，根据历史曲线值大小及波动范围，对系统状态进行多时段对比，判断其运行正常与否，能及时发现与处理系统故障，有助于提高系统运行的安全性与稳定性。4）实时安全监控。调度自动化系统对变电站运行参数行实时监控，并根据监控得出的数据进行量化分析，最终计算出变电站稳定运行裕度，为调度员判断变电站运行态势奠定数据基础。在线监测软件还能对机房温度、湿度、烟雾、噪声、空气洁净度及供电电压电流等各项参数的远（近）程监测。并根据变电站设备运行情况，可以有效判断出机房当前的相对湿度、温度及运行噪音等，以此判断设备运行状态是否稳定。若上述因素发生异常，软件会向系统发出警报信号，直至被系统或工作人员确定为止。一般来说，设备稳定运行时对机房要求为：机房相对湿度保持在85%以下，温度控制在25℃以下。自动化在线监测软件的应用，对于提高系统运行的安全性与可靠性具有重要意义，它填补了原有系统在硬件参数监控上的空白，有效实现了系统对系统硬件及运行参数的实时监控。
2.4系统的特色应用。1）电子化值班。电子化值班，是指利用手机短信服务实时获取电网运行数据的一项功能，电子化值班的运用，使得工作人员的工作减少，基本上实现运行人元和自动化人员移动化办公。在调度机房中配置一台手机设备，经授权客户可了解和查看电量、总加等实时数据，当电网发生异常或故障时，也能在第一时间将该信息发送至负责人的手机上，以便及时采取有效措施进行处理。2）丰富的电力应用软件包。在系统分层软件构建设计中，采用面向对象的编程技术及相关技术，构建统一的应用平台，使SCADA、PAS、DTS（调度员培训仿真系统）、OPT（智能操作票管理系统）、VQC等应用能实现无缝继承，从而大大提升系统扩展性及稳定性;基于面向对象编程技术，使系统呈现构件化与模块化，大幅减少系统中的公共代码，有效提高系统运行效率。
3.结束语
电力配网调度自动化对策探讨 篇4
在当今社会经济迅速发展的现状下, 对电力的需求以及使用量越来越大, 电力调度更是发挥了重大的作用。我国地区一级的配电自动化系统已经十分的普遍。这些年, 受到电网改造的影响, 电力配网调度自动化的技术和功能越来越完善。但是, 当下发挥出电力配网调度自动化的全部能力还需要不断研究, 只有电力专家和通用控制平台更好的合作才可以真正发挥出配网自动化技术的潜在能力。笔者经过多年的研究和探讨, 对于电力配网自动化现状和存在的问题以及如何改善, 从电力配网调度自动化的系统建设和系统运行以及系统管理等层面进行研究和探讨。
随着技术水平的提高, 电力配网调度的方式也呈现出多种多样的形态, 但最重要的是要保证电力调度的质量, 所谓电力调度, 主要是指以负荷预测为依据, 对发电机等各种电器元件运行时的状态、方式和调度控制进行科学、合理的监测。电力调度方式是不断变化和发展的, 从最传统的电力调度发展至今, 它经过了三个阶段, 分别为“三公调度”、“经济调度”、“节能调度”。“三公调度”的制定是为了保证发电完成率达到均匀分配, 做到公平调度。
1电力配网调度自动化所存在的问题
忽视核心基础功能和系统应用价值
电力配网自动化水平为了得以提高, 创建一个理想框架下的系统, 没有对电力配网自动化水平进行统一细致的规划和管理, 所以导致提不出准确、科学的实际需求, 致使电力配网自动化后期的应用没有办法实用化。过多的想要达到故障的处理和恢复能力, 具备一定的示范作用, 但是不可以大范围推广。只有少数的馈线自动化得到了解决, 致使使用方法没有全局的受益, 没有对全部电力配网实行科学化管理, 前期投入和后期回报不成正比。
设备和系统的可靠性问题、选择合适的网络平台和通信方式、操作和控制电源问题。上述的问题主要表现在, 电力配网调度自动化系统中对于设备的可维护性和设备的可靠性非常高。电力配网调度自动化系统的终端设备都是安装于户外, 户外的环境非常的恶劣, 电子设备非常容易损坏。提取操作电源和开关控制电源比较困难。电力配网调度自动化系统开发厂商对于供电企业配网管理流程不够熟悉。对于供电企业的实际血球不够了解, 造成产品的不适应性。
电力配网调度自动化系统设计和建设问题
在选择电力配网调度自动化系统设计单位的时候, 借助专业电力配网调度自动化系统设计公司, 从电力配网调度自动化系统的主站、设备、通信、土地建设、管理模式、实现方式进行全局考虑。电力配网调度自动化系统是一个非常复杂的系统性工程。没有确定好工作职责, 跟不上运行管理工作, 数据维护和系统应用方面比较薄弱。具有将DMS当成EMS翻版或者是简单的集成不良习惯, 在进行规划配电网网架时, 要研究和探讨本公司实现电力配网调度自动化系统所需要的潜在能力, 制定科学的方案, 要考虑好地理环境、管理模式、网架结构、负荷性质等等。
电力配网调度自动化系统管理不足
电力配网调度自动化系统运行模式和电力配网调度自动化系统管理模式不相匹配, 电力配网调度自动化系统基层的工作人员对于电力配网调度自动化系统的认识不够深入。电力配网调度自动化系统自身就是电力系统技术中管理薄弱的环节, 存在的现状是工作人员技术能力不足和工作人员人数不够。电力配网调度自动化系统工程涉及设备、通信、土地建设、配网运行的相关工作人员之间的协调运行, 在人员的管理和培养上是一项极其复杂的工作。导致电力配网调度自动化系统失去了解决配网管理的工具价值, 成为了一种工作负担。也就是说, 电力配网调度自动化系统的软件和硬件在成熟的情况下, 电力配网调度自动化系统的运行和管理以及维护和工作人员的培养都是相当重要的。
2电力配网调度自动化系统实现的意义
电力配网调度系统是整个电力系统中最后一个面向用户进行供电的部分, 电力配网调度自动化系统建设水平的好坏程度将和用户是否可以得到最经济实惠、安全可靠的电能。所以, 电力配网调度自动化系统在建设的时候要做到具备优质服务的工程。
当下是“科技兴电”的发展大势, 要实现降低人员数量提高工作效率, 必须要加快电力配网调度自动化系统的建设, 我国的国民逐渐步入小康社会, 用电的用户不断增加, 导致用电的负荷也在逐年的上升, 电网的格局布设越来越复杂, 进行供电的范围也越来越广阔, 导致电网的故障大幅增加, 过去传统的电力配网调度系统科技含量非常低, 致使整个的电力配网调度系统日常的运行和维护工作量越来越多, 过去专业水平不足的电力工作人员没有办法适应当下的电网管理和日常维护工作。
实现电力配网调度系统自动化, 保障供电可靠性
电力配网调度系统实现自动化将有利于电力配网调度系统可以更加高效的运行, 通过电力配网调度系统的运行状况, 来优化电力配网调度系统的运行模式。保障供电可靠性的前提下, 保证电力用户具备用电的时效性, 从而满足用电用户的供电需要。符合居民家用电器的需求和高新技术装备用电的需求, 降低高峰低谷、电压谐波、频率、电压幅值对于用电用户产生的危害。采用电力配网调度自动化系统, 降低停电面积, 缩短用户的停电时间, 这样就有利于提高设备的故障判断能力, 增强自动隔离故障速度, 可以快速恢复没有故障线路的供电。对于配电网设备的自身可靠性运行能力也会大大提高, 大大地减轻运行人员的劳动强度, 降低后期的维护费用。配电系统实现自动化, 用电负荷就可以被可以合理控制, 从而提高了设备的利用率;从而可以快速的判定故障, 从而可以快速的排除故障, 不仅科学合理的控制用电负荷, 增强了设备的使用效率, 还增强了企业的工作效率和经济效益。
3电力配网调度自动化系统对策
注重电力配网调度自动化系统设备的日常运行和维护
电力配网调度自动化系统是一项通信、自动化、配电网运行管理多种高新科技结合的产物。电力配网调度自动化系统具有涉及人员较多和涉及面较广以及不稳定的线路结构, 还要加上信息技术和计算机技术包含更新换代的特质, 所以电力配网调度自动化系统设备的日常运行和维护是电力配网调度自动化系统得以科学运用的关键之处, 电力配网调度自动化系统的日常运行需要数不尽的终端设备提供数据支持和无线与有线网络提供数据传输通道, 数据库的更新还要数据统计和汇总以及分析。
构建相对应的电力配网调度自动化系统运行维护机构
电力配网调度自动化系统涉及人员较多和涉及面较广以及不稳定的线路结构, 包括设备、通信、土地建设、配网运行等等, 工作人员的培养和日常管理是一项极其复杂的系统性工作。电力配网调度自动化系统工作人员的培养和管理以及设备的维护是有直接联系的, 要建立相对应的班组机构, 拥有具备专业技能的工作人员。将电力配网调度系统实现自动化以后, 不仅降低了工作人员的劳动量, 还提高了工作效率, 促使整个电力配网调度系统的日常运行更加的高效和快捷, 使得供电企业得到了更高的社会效益和经济利益。
要做好配电网络规划以及自动化规划, 做好本地区的配网结构、负荷情况调查, 还要结合本地区配电网规划情况, 进行配网自动化建设, 网架结构一定要相对完善、稳定。在选择产品供应商时, 要选择那些具有良好电力市场背景和对电力系统了解较深, 并且具有良好业绩的专业公司, 质量可靠为第一原则, 选择符合相关产业标准并经取得国家计量认证合格资质的质检中心检测通过的合格产品才可以使用。
4结语
电力调度自动化 篇5
关于电力调度自动化系统安全运行的分析 作者：屈卫锋
来源：《电子世界》2012年第14期
【摘要】电力调度自动化系统是保证电网安全和经济运行的重要技术支持手段，随着电网的日益扩大，电网的运行和控制日益复杂，这就要求调度自动化系统提供的电网实时运行数据和控制功能必须及时、准确和可靠。本文主要对电力调度自动化系统日常运行中在遥控、遥信、遥测三个方面碰到的缺陷问题进行分类总结，以达到尽量缩短调度自动化系统缺陷消除时间从而确保电网安全运行的目的。
【关键词】调度；自动化系统；遥控；安全运行
电力调度自动化系统主要为电网调度运行管理人员提供电网运行所需的各种实时信息，实现对电网的实时监视和控制，因此，数据采集和监视控制（SCADA）是电力调度自动化系统的主要功能。随着电网规模不断扩大，电网的运行和控制日益复杂，这就要求SCADA系统采集的电网实时数据和控制功能必须及时、准确和可靠。
笔者通过工作实践并结合相关资料，从SCADA系统日常运行维护和使用过程中，在遥控、遥信、遥测三个方面碰到的缺陷问题进行分类总结，分析探讨出解决方法，以达到缩短调度自动化系统消缺时间从而确保电网安全运行的目的。
一、遥控
遥控是由调控中心发出命令，通过远程通信技术，远距离对发电厂或变电站的断路器等设备进行分闸或合闸的控制操作。
1.遥控执行流程
遥控一般是由调控人员在主站SCADA人机界面（监控工作站）上选择设备，启动遥控操作。遥控命令由前置机系统下发，经远动通道、厂站远动主机到测控装置，遥控操作遵循先选择、校核、后执行的原则，遥控执行流程如图1所示。
因遥控操作是为达到对电网运行的控制，而现在变电站又都是无人值班，这就要求遥控操作必须保证百分之百的正确。但是实际操作中有时会出现遥控返校失败，遥控执行失败等现象，紧急时会影响到电网的安全稳定运行。
2.遥控失败原因分析
遥控失败一般包括遥控返校失败、遥控返校超时、遥控执行失败等现象，一般检查流程是：检查主站系统对于该开关的有关遥控参数的填写是否正确、通道有无异常、远方/就地切
换开关位置、远动主机是否异常、测控装置是否异常、遥控出口压板是否正常、控制回路和控制电源是否正常等。下面简要介绍影响遥控失败的几个因素：
（1）主站参数设置原因。当远动传输规约参数设置不一致、遥控点号设置不正确等会导致遥控返校失败，甚至误遥控的情况。因此，主站遥控参数的设置应与现场一致，且不得随意改动，遥控参数的变更可以参照保护定值单进行管理。
（2）通道原因。通道中断时会导致遥控失败，而当通信线缆接触不好或者通道存在干扰源使得通道误码率较高时，会导致主站的遥控命令源码产生畸变或者不完整，不能正确的下发到厂站，或者不能正确接收厂站遥控返校报文，会导致遥控返校失败、遥控返校超时、遥控执行失败等现象。
（3）测控屏上远方/就地操作把手处于就地位置。这时遥控回路不通，会导致遥控返校失败。要注意开关柜（开关本体操作机构箱）上的远方/就地操作把手，当其处以就地位置时，也会导致遥控失败。
（4）测控屏上遥控压板未投入。这时会导致遥控执行失败。
（5）设备处于闭锁操作状态。当测控装置处于置检修状态时，遥控操作会失败。当设备满足逻辑闭锁条件时，会导致设备遥控操作失败。当断路器机构处于控制回路断线、SF6压力低闭锁状态时，会导致遥控操作失败。当断路器机构处于弹簧未储能状态时，会导致遥控合执行失败。
（6）出口执行继电器不能正确动作。一般有两种原因，一是执行继电器失电，二是继电器损坏，均会导致遥控执行失败。
（7）遥控电源断开。当遥控电源断开时，遥控点的执行继电器处于失电状态，不能执行遥控点的开合操作，会导致遥控执行失败。
二、遥信
遥信信号是电网调度中最重要的信号之一，它反映电力系统中发电厂、变电站内各种电气设备的实际运行状态，遥信值例如开关位置信号、报警信号、保护动作等信号，远距离传送给主站端。遥信值及其状态是调度自动化系统其他数据处理的基础，也是系统可靠运行的关键，因此，遥信信号应及时、准确和不丢失，否则可能给电网调度运行带来极为不利的影响。特别是在电网事故情况下，遥信信号的准确性直接关系到调度员处理事故的正确与否以及电网的安全稳定运行。因此，尽量减少遥信误发、漏发、丢失等现象的发生，是自动化专业人员应着力解决的问题。
1.误遥信原因分析
遥信漏发、误发的原因有很多，主要分为以下几个情况：
（1）测控装置发生异常导致误发、漏发。如测控遥信板件故障、与远动主机通信中断等。因此测控装置（包括测控保护合一装置）异常时要有硬接点告警信号产生（一般接入相邻测控装置）并能够及时送到远方监控中心。如没有硬接点交叉告警或接入公共测控装置的须确保在总控实现装置通信中断信号，防止自身故障不能产生告警软报文。
（2）电磁干扰导致遥信误动。如果遥信电缆很长，且经过一次高压设备附近，则高压设备产生的电磁场会在信号回路上产生一定的干扰信号，当干扰较大时，便会导致遥信误动。另外，现在测控一般都就地安装于开关柜上或安装于继电小室里，离远动主机所在的主控室相距较远，一般用通信电缆互联，如通信电缆受到干扰，同样也可能导致遥信误动。为降低电磁干扰对遥信的影响。首先确保强电系统和弱电系统的信号隔离，遥信电缆要采用屏蔽电缆，远距离的通信优先采用抗干扰能力强的光纤以及设备的接地必须良好；其次在软件上通过“延时重测”的方法，即首先保留第一次变位的状态，设置一段延时（对该信号屏蔽）后重新测量其状态，以此确认真实的遥信状态。
（3）辅助触点抖动导致误遥信。断路器等遥信一般取自操作机构的辅助触点，当断路器动作一定次数后，其辅助触点的机械传动部分会出现间隙，辅助触点表面也会氧化，从而造成触点接触不良导致遥信抖动甚至不动。可以在测控上对每一个遥信输入都设定一个防抖时限，也就是通过“延时重测”的软件方法来消除抖动，一般断路器设定为20ms，刀闸等其他信号为150ms。
（4）远动通道中断或误码较高。远动通道中断会导致遥信接收失败，而通道存在误码则有可能导致遥信误动。
（5）主站数据库、画面处理出错。如信号被设置成封锁、告警抑制、遥信点号不对等状态时，在SCADA人机界面上同样不能正确反映出正确的遥信状态。因此，主站维护工作要认真细致，进行厂站验收时，要做传动试验，确保每一个遥信量都能精确传送到主站。另外，经常核对SOE事件与实时数据库的检查，查看是否存在漏报现象。
三、遥测
遥测量是电力系统远方监视的一项基本内容，从厂站采集的遥测数据，是计算量和其他应用软件的基础。调度运行人员根据电网实时的遥测数据来分析电网各厂站的负载率、电厂的有功出力等，因此要保证SCADA系统的遥测数据能够正确反映电网实时的潮流分布。
1.遥测量采集过程
遥测量的转换过程如图2所示。
电量主要包括一次系统中的母线电压、支路电流、支路有功和无功等，非电量主要是绕组温度、油温等。
2.遥测量分析
（1）测控装置所接线路相序错误，会导致电流正确而功率不正确。检查一下接线，更正接线即可；
（2）主站系统遥测系数、点号等参数设置不正确，会导致遥测量不正确。因此，在验收时必须做遥测加量试验，以验证主站遥测系数等设置的正确性。
（3）测控装置异常，装置显示的电压或电流与装置测量单元输入端子测量值不符。拆掉装置测量输入线，利用精度较高的测量源直接对装置测量单元加量，如果所加量与装置显示不符，则可能是装置精度或通道系数问题，但也有可能是装置内部接线错误。
（4）远动主机异常或通道异常。通道中断或通信规约参数设置不正确，毫无疑问为导致整站遥测量不正确，远动主机异常也会导致整站或部分遥测不正确，因此，当整站或许多遥测显示不正确时，应优先检查远动通道、远动主机及规约参数。
四、结语
调度自动化系统除了要完成对电力系统运行状况的监测，还要对电力运行设备实施控制，以确保系统安全、可靠、经济地运行。随着智能电网概念的提出，变电站自动化的发展已不再满足于“四遥”功能，更要向遥视、电力MIS、电力市场、智能调度方向发展。结合新的发展方向，学习先进的自动化技术成为必然。
参考文献
电力调度自动化系统及未来发展 篇6
关键词：电力调度自动化；发展阶段；现状
中图分类号：TB 文献标识码：A doi：10.19311/j.cnki.1672-3198.2016.07.093
0 引言
电力调度自动化系统是指直接对电网运行的实时数据采集与监控的服务系统。它是各级电力调度机构的生产运行人员的控制、分析决策等重要依据，是保证电网安全和经济可靠运行的重要手段。
现代电力系统自动化是信息技术、计算机技术及自动控制技术在电力系统中的应用，针对电力系统发电、输电、变电、配电、用电5个有机联系的环节分别有对应的专门自动化系统和自动装置进行监控。
在发电厂、变电站、配电站等现场的电力设备都装有自动装置进行控制，例如：在发电厂有励磁自动控制装置、自动调频控制装置、同期控制装置；在变电站有电压自动控制装置AVC（Automatic Voltage Control）、备用电源自动投切装置；配电站有自动剪裁控制装置进行负荷调节等。但这些装置只能完成当地功能，无法完成远程监控及与调度中心的人机对话等任务，为此需要在发电厂、变电站及配电站配置远程终端装置RTU（Remote Terminal Unit）、发电厂电气控制系统ECS（Electrical Control System）或馈线终端装置FTU（Feeder Terminal Unit）等，进行实时信息采集及监控。
其中，远动装置RTU是采集所在厂站表征电力系统运行的状态模拟量和开关量，并向调度中心传送这些数据并执行控制及调节命令。电网调度自动化系统连接发电、输电、变电环节，通过发电厂和变电站的RTU采集电网运行的实时信息，通过信道传输到调度中心的主站系统，主站系统通过RTU对输电网进行数据采集并实行远程控制。根据收集的全网信息，对电网安全运行进行安全性分析、负荷预测及自动发电控制等能量管理调度功能。
1 电力系统调度自动化系统的发展阶段
随着装机容量增加、输电电压等级升高及电网覆盖范围扩大，电网监控与调度技术快速发展，具体可以分为四个阶段：
早期阶段。该阶段主要通过自动装置、电话及操作人员的经验来调度及操作，由于通信设备限制，监控及调度的实时性较差，故障无法及时处理，容易造成较大的经济损失。
远动技术的应用。初期的遥测装置基于电子管和继电器逻辑，设备容量小。中期晶体管数字综合远动装置采用模/数转换技术，实现数字遥测，精度大幅提高，而后集成电路被引入到数字综合远动装置中，使得电力系统的实时信息直接进入调度中心成为可能，根据掌握的电力系统的运行状态，调度人员可及时发现和处理事故。该阶段常称为数据采集与监视控制（Su-pervisory Control And Data Acquisition，SCADA）。
以计算机技术为基础的调度自动化技术阶段。该阶段电网加强了全网的安全监视、分析和控制。控制系统可以完整的了解整个电网系统的实时状态，并在计算机及外围设备辅助下，对电网事故作出正确调度决策。此时，自动化系统将操作人员从过去的监视、记录的任务转变到更多的进行分析、判断和决策，极大的提高了电力调度系统的效率。这种包括SCADA、自动发电控制与经济运行、网络分析、调度管理、计划功能的系统叫作能量管理系统（Energy Management Sys-tem，EMS）。
调度自动化系统数据网络阶段。互联网技术的快速发展，开放、互连、标准化已成为电力工业发展的必然趋势。以IP交换技术的四级网络为基础，国家电力信息网络基础设施正在逐步建设。
2 电力调度自动化的主要功能及应用现状
基于成熟的计算机技术、网络技术及通讯技术，通过设置在各发电厂和变电站的远动终端采集电网运行的实时信息，通过信道传输到设置在调度中心的主站，主站根据收集的全局信息，对电网的运行状态进行安全性分析、负荷预测、自动发电控制、经济调度控制等操作。
根据功能定位不同，电网监控与调度自动化系统可以分为四个子系统，即信息采集与命令执行子系统、信息传输子系统、信息采集处理及控制子系统、人机联系子系统。
电网监控与调度自动化系统的基本功能包括：（1）变电站自动化。即通过对运行参数、设备状态数字化采集处理、继电保护微机化、远程通信等完成对变电站综合控制，实现变电站无人值守。（2）配电网管理系统。即对变电、配电、用电全过程进行监控、管理的自动化信息系统。包括配电自动化、地理信息系统、配电网络重构、信息管理系统等方面。（3）能量管理系统。包括数据采集监控、自动发电控制与经济调控、电力系统状态评估与安全分析、调度员模拟培训。
电力调度自动化系统具有4个特性，即系统开放性、可扩展性、先进系统平台、强大WEB浏览功能。目前，我国几种常用的电力调度自动化系统包括：DF8003S系统、CC-2000系统、OPEN-3000系统、SD-6000系统等。这些系统符合国际公认标准，在实际应用中，也达到了国内外同类产品的操作标准。自动化操作系统接口使用POSIX技术，数据库接口采用SQL结构化访问，网络通信使用TCP/IP协议，人机界面应用采用X-WINDOWS。
3 电力调度自动化系统发展趋势
我国的电力系统及其供应体制正在不断的深化改革，电力系统的健康发展、可靠运行事关国计民生。而随着计算机、控制技术、通信技术的迅猛发展，自动化系统接入的信息量、种类、范围日益增大，在实时生产管理方面对所应用的系统提出更高要求。电力调度自动化系统未来的发展趋向于适应化、智能化、协调化、最优化。通过系统内数据交换，实现信息数据共享，有效降低接口难度及成本。将目前电力调度自动化系统中不同机型、多种体系联系起来，实现兼容及共同操作，充分利用现有计算机的信息采集及处理力能，进一步减少电力企业的运营成本。
4 结束语
电力调度自动化实施要点初探 篇7
电力调度自动化系统是指利用计算机、远动、通信等技术实现电力系统调度自动化功能的综合系统。电力调度自动化系统包括信息采集和执行子系统、信息传输子系统、信息处理子系统和人际联系子系统。信息采集和执行子系统可以及时采集各发电厂和变电站系统运行的信息, 并对这些信息进行处理和分析, 进一步了解各发电厂的实际运行状况;信息传输子系统主要负责通信;信息处理子系统主要是通过计算机的相应软件实现对电子设备的自动控制;人际联系子系统主要是帮助调度人员对收集到的信息进行处理、加工和分析。
电力调度自动化系统的主要功能包括以下三方面: (1) 电力系统数据的采集与监控 (SCADA系统) 。电力系统数据采集与监控、数据通信技术是实现调度自动化的基础和前提。 (2) 电力系统经济运行与调度、电力市场化运营与可靠运行、发电厂运营决策支持等。 (3) 变电站综合自动化。
2 电力调度自动化的现实意义
传统的电力调度系统多是依靠人力进行调控, 由于采集的数据资料较多, 所以处理起来比较麻烦, 实时性也比较差。随着科学技术的发展, 计算机技术被应用于电力调度系统中, 实现了电力调度系统的自动化。电力调度自动化系统利用计算机网络系统可以对电力全局进行采集、分析, 并进行自动化的指挥与控制。随着社会经济的发展, 信息技术逐渐被广泛应用, 自动化技术水平也在相应地提高。电力是我国的基础资源产业, 关系到人们的生活和工作。电力调度自动化的实现, 不仅节省了人力资源, 提高了供电效率, 而且也便于管理人员全面地把控整个电力系统的运行, 便于信息的管理和对电网及时的检测和控制, 及时发现问题, 解决问题, 减少事故的发生。
3 电力调度自动化的实施要点
3.1 电力部门要充分发挥自身的作用
电力部门要制订相应的电力调度自动化政策, 确保电力调度自动化能够有效地运用于电力系统中;要加大资金和人力的投入, 根据时代、科技的发展, 不断更新自动化技术;同时还要培养专业的电力调度自动化运行管理人员。
3.2 采取有效的运行方式
电力部门要综合考虑电力调度技术问题和调度人员的专业水平, 根据相关的政策, 采取有效的运行方式;要及时发现并分析那些不利的运行方式和一些重大问题, 保证在电力系统运行中出现的问题都能被及时解决。
3.3 保证电力调度的科学性和合理性
在电力系统的运行中, 要注重对电力调度自动化系统的完善, 保证电力调度的科学性和合理性。
4 电力调度自动化的应用
4.1 SCADA应用系统
SCADA系统, 即数据采集与监视控制系统。SCADA系统是以计算机为基础的DCS与电力自动化监控系统。在电力系统中, SCADA系统可以对现场的运行设备进行监视和控制, 以实现数据采集、设备控制、测量、参数调节及各类信号的报警等各项功能, 即我们所说的“四遥”功能。远程终端单元和馈线终端单元是SCADA系统的重要组成部分, 在目前的变电站综合自动化建设中起到了相当重要的作用。
4.2 AGC应用系统
AGC应用系统也就是自动发电量控制系统, 是能量管理系统EMS中的一项重要功能, 它控制着调频机组的出力, 以满足不断变化的用户电力需求, 并使系统处于经济的运行状态。AGC应用系统的基本功能有:负荷频率控制、经济调度控制和备用容量监视。AGC应用系统通过对电力系统安全运行的管控, 可以对运行中的故障及时报警, 然后运用数据采集与监视控制系统对电力的运行质量把关, 以提高电力系统的运行质量和运行效果。
4.3 仿真应用系统
所谓“系统仿真”, 就是根据系统分析的目的, 在分析系统各要素性质及其相互关系的基础上, 建立能描述系统结构或行为过程的仿真模型。在计算机中, 运用系统仿真技术创建模拟电网模型, 提供仿真环境, 可供电力调度工作人员使用。此外, 利用仿真应用系统有利于工作人员积累实际经验, 提高操作技术。
4.4 PAS软件的应用
PAS软件主要是利用电网的各种实时信息, 比如实时测量值、断路器隔离开关的实时状态等, 对电网的运行状态进行分析, 为调度员在进行各种操作时提供决策依据, 以便调度员制订最优的电网运行方式, 对提高电网运行的经济性和保证电网的安全运行意义重大。
5 结束语
综上所述, 电力调度自动化系统不仅保证了电力系统的可靠性、安全性和经济性, 还可以为广大电力用户提供更优质的服务, 推动电力企业的发展。在实际应用中, 我们要根据电力调度自动化的特点, 不断优化电力调度系统, 使其更好地为电力系统服务, 加快电力企业的发展, 进而促进全社会的发展。
摘要：电力调度自动化系统不仅保证了电力系统的可靠性、安全性和经济性, 还为我们的生活和工作提供了更好的服务, 进一步推动了电力企业的发展。介绍了电力调度自动化系统, 分析了其现实意义, 并提出了实施要点。
关键词：电力企业,电力调度,自动化,实施要点
参考文献
[1]许静.浅析电力调度自动化[J].神州 (上旬刊) , 2013 (08) .
[2]胡毅.浅析电力调度自动化的应用与发展[J].城市建设理论研究 (电子版) , 2012 (20) .
现代电力调度自动化系统探析 篇8
电力调度自动化系统是根据当前计算机技术、自动化技术和信息网络技术的发展趋势, 开发的集数据采集、传输、电网运行状态监测和遥控等功能为一体的自动化系统, 它具有丰富的调度管理功能, 能及时发现电网运行过程中出现的故障与问题, 并通知相关部门处理, 从而实现整个电网系统的综合协调, 大大提高了电网的运行效率, 保障电网系统的安全可靠运行。
随着科学技术的进步及自动化设备的广泛应用, 电力调度自动化系统也得到了快速发展, 它极大地方便了电力的使用, 适应了电网需求的发展。目前, 国内对电力调度自动化系统的应用水平还比较初级, 已投入使用的一些调度自动化系统还无法满足综合调度业务深入开展的需要。因此, 加强对调度自动化系统的研究, 并促使其不断发展和完善具有重要意义。
1 电力调度自动化系统的组成
电力调度自动化系统主要由支撑硬件和系统软件两部分组成。其中支撑硬件主要由调度中心的主站服务器、厂站端 (RTU) 服务器、网络服务器、数据传输介质、信息采集设备和打印机、显示器等输出设备组成 (如图1所示) ;系统软件则主要包括操作系统、电力调度基本应用软件和高级应用软件等。按照所完成的功能, 可以将整个调度自动化系统划分为以下子系统:1) 信息采集和执行子系统。信息采集和执行子系统主要负责对当前电网的运行数据进行实时采集, 此外还负责接收和执行上级调度中心下发的调度控制命令;2) 信息传输子系统。该系统主要负责将调度中心与信息采集和执行子系统相连, 其核心是建立数据传输信道;3) 信息处理子系统。信息处理子系统主要以服务器为主要组成部分, 它是整个电力调度系统的核心。该子系统包含了大量的电力调度基本应用软件和高级应用软件, 主要完成与调度业务相关的各种数据分析计算功能, 甚至还能完成对系统设备的自动控制等功能;4) 人机联系子系统。该系统主要负责实现调度人员和电力调度自动化系统的人机交互功能, 通过各类I/O设备读入调度人员的各项控制指令, 并将经过加工处理后的各类信息进行输出显示。
2 电力调度自动化系统的功能
电力调度自动化系统主要围绕调度业务的开展实现, 而电力调度工作比较复杂, 其业务涵盖的内容较多, 这就决定了调度自动化系统也应集成多项功能, 具体分析如下。
2.1 发电的自动控制
构建电力调度自动化系统的主要目的之一, 就是利用调度自动化系统实现对发电过程的自动控制。通过电力调度自动化系统实现对电力供需状况的监视和预测, 在配电网和发电单元的配合下, 结合通道、终端形成封闭式的控制系统, 实时监控当前电网中的电力信息, 一旦发现存在供给不足, 就能够通过自动控制提升发电量, 保障电力供需平衡, 在重点保障居民用电和重点单位用电的基础上, 提高电力调度的可控制性。
2.2 实现自动化系统的监控
电力调度自动化系统的主要目的是提高电力调度的可控性, 而要提高电力调度的可控性, 首先就要确保电网运行保持在可监测、可控制的状态中, 通过对有关调度业务相关的各项信息数据的采集和处理, 从而为调度控制命令的制定和执行提供依据。例如:当电力调度自动化系统监测到系统异常时, 可对异常状态进行识别, 并能够依据识别结果作出自动反应, 以及时限制异常事故的蔓延, 提出相应的解决对策, 或者当系统无法对异常进行自动控制时, 也能及时通知调度人员注意, 确保检修人员能够及时发现异常故障并作出紧急处理, 避免电网大范围瘫痪的事故发生。
2.3 保障调度的合理性
调度合理不仅适应了当前调度工作发展的需求, 还可以保障电网系统供配电的平衡, 使电网运行在一个高能低耗的状态下, 便于供电企业获得更多的经济和社会消息。当前的电力调度自动化系统以电网功率为研究对象, 在保障电能调度安全的基础上, 实现调度的合理分配。为保障调度合理、科学, 可根据电力调度自动化系统对电网的运行模式进行设置, 控制电网的运行效益, 调度系统中的电能负荷, 提高电网系统供配电的精确性。
3 电力调度自动化系统的发展方向
3.1 信息化
信息化的核心思想是通过对当前调度系统内部的各个信息化系统及其他相关部门的信息系统进行有效整合来提高调度工作的时效性。
3.2 实用化
电力调度自动化系统的发展要贴近电网的实际发展状况, 在能改善当前电网系统运行效益的基础上, 推动综合调动业务的深入开展, 提高供配电的多种能力。
3.3 智能化
电力调度自动化系统的智能控制, 不仅是系统的发展目标, 还是系统主要的构建形式。智能化是基于自动化的基础上实现构建, 它可以有效提高系统面对突发事故的应变能力, 保障系统的灵活运行, 是未来电力调度自动化系统建设的重点内容。
3.4 市场化
为了适应电力市场的发展, 未来的电力调度自动化系统应该提供更丰富的服务 (如提供信息上报和查询等) 以满足不同市场参与者对系统的需求, 这就需要在调度自动化系统中融入市场因素, 例如可将传统的EMS分析理论应用到市场环境下, 还可以在电网安全风险评价模型中融入市场因素指标。
3.5 其他发展方向
电力调度自动化系统还具备一些其他发展方向, 主要包括:1) 能够实现信息的充分共享;2) 能够集成更多的功能模块, 不断开发出新的应用功能, 统一系统的接口标准, 提高系统的可扩展性, 从而使电力调度自动化系统能够根据当前调度业务发展的需求进行不断扩展;3) 能够实现异构系统的互相操作, 可以运用不同厂家的特色产品。
4 结论
电力调度自动化系统的推广和应用, 促使我国电网运行的自动化水平和智能化水平不断取得提高, 已经成为了提高我国电网运行效益, 满足社会和经济发展需求的重要手段。而随着电网系统和调度业务的不断发展, 电网系统对运行和管理的要求也日益提高, 为了适应电网需求的不断变化, 作为当前电网重要建设内容的调度自动化系统也要不断完善, 以推动电网系统的长足发展。
摘要：电力调度自动化系统已经成为了保证电网安全和经济可靠运行的支柱手段之一。本文对电力调度自动化系统的组成和功能进行了探讨, 并就系统的发展方向进行了预测。
电力调度自动化系统应用研究 篇9
1 电力调度自动化系统的主要功能
电力调度自动化系统通过计算机技术制定一套合适的程序进行电力系统的运行。一般电力系统的主要功能包括数据采集、信息处理、统计计算等内容。对于重要内容, 系统采用的是双机备份, 这样可以提高系统的安全性和稳定性。在系统工作过程中, 如果一台机器出现问题, 数据就会自动运行到另外一台服务器上, 这样可以保证系统长时间的工作。一个良好的系统管理可以自动清除系统的部分障碍, 同时还可以保障其他系统的正常运作。
调度站就像是人的大脑一样, 它是整个调度系统自动化监控和管理系统的核心。调度站可以在整体上对系统运行进行控制, 通过计算机分析系统的运行状态, 协调各个系统之间的关系, 确保电力系统可以以最佳的状态保持运行。电力调度自动化系统可以实现对电网的实时监控, 具有很高的可靠性和安全性。
2 常见的集中电力调度自动化系统
(1) DF8003S系统。DF8003S系统是比较先进的一种系统, 结合国际标准, 运用先进理念, 实现软件的工程要求。DF8003S系统在我国有着非常好的发展前景。该系统可以用各级别使用的电力调度系统解决方案。
(2) CC—2000系统。这种系统用的是开放式的结构, 通过引入新的大对象这一概念适应封装性和事件驱动的具体要求。这样在满足电力系统的同时也能适应其他行业[1]。一般来说, 采用开放式系统设计、面向对象技术的系统设计, 在国际电力调度自动化系统领域都是处于领先地位的。
(3) OPEN—3000系统。该系统是江苏省研发的一个科技项目, 也是现在开发设计的新一代EMS系统。这款系统集合了多种先进技术, 建立之后可以适用于电力调度自动化的新型系统。同时也是现在发展速度最快的, 因为这款系统的性价比比较高, 所以在市场上的应用也相当广泛。
3 电力调度自动化系统的实现策略
(1) 重视电力调度自动化系统的主站设计。近年来居民的用电量不断增加, 电网建设越来越多, 同时对于电力调度控制的要求也不断提高。工作人员需要收集很多资料完成电力调度自动化系统主站的设计[2]。在设计的时候, 要先收集系统正常运行时的数据, 确保数据可以在规定的时间内完成存档。通过对这些数据的研究, 工作人员对主站的设计要求有了一定的理解, 这样可以帮助工作人员对主站设计有一个大概的构思, 通过探讨, 再设计出一个比较完善的主站系统。
(2) 建立电力调度自动化系统的评价体系标准。在我国目前还没有对电力调度自动化系统评价的一个标准体系。一般都是根据工作人员的经验和运行单位的实际情况来制定测试标准。要建立一个完善的系统标准是非常复杂的事情, 需要工作人员进行大量的考核[3]。首先系统提供者要保证经营管理体系的完善性, 可以熟悉把握应用对象, 其次工作人员对行业的现状也要有一定的了解。在确保材料准确的前提下, 工作人员再进行系统评价标准的定制。
(3) 电力调度自动化系统的安全问题。电力调度自动化系统的稳定性是电网输电配电和相关网路安全运行的保障, 怎样实现电力调度自动化系统的安全运行成为工作人员需要考虑的课题。工作人员一般都是通过操作计算机系统来保证网络操作系统的安全。现在的很多系统都是通过计算机来进行操作的。在电力调度自动化系统的安装过程中, 工作人员对系统要有一定的选择性, 确保访问控制系统的完善性。另外工作人员也要重视病毒的防护工作, 不管是单机防护工作还是网络防护工作都要做到位, 对于入侵系统的病毒, 可以及时发现并且清除, 确保电力调度自动化系统的安全性。
4 电力调度自动化系统的发展趋势
(1) 智能化。智能化是现在比较普遍的一种现象, 现在的手机、车都在追求智能化。智能化是指用先进的科技手法把和电力系统相关的资料进行整理, 从而对电力系统的运行进行监控, 防止出现意外状况。如果系统出现问题, 可以采取必要的预警控制和动态防御控制, 这样可以增加系统的故障处理能力、事故分析能力和自我修复能力。
(2) 可视化。目前在各个阶段都有图像功能的存在, 图像功能逐渐普及在人们生活的各个角落里, 也包括电力调度自动化系统的应用。电力调度自动化系统的可视化可以把一些复杂的数据直接转换为简单易懂的图形信息。把数据转化为图形信息可以简化工作人员的工作内容, 对于故障可以有一个更清晰的判断, 可以有效增加工作人员的工作效率。
(3) 面向对象。在系统设计中, 有面向过程和面向对象的两种设计技术。在设计工作中, 设计人员可以根据实际情况进行选择。电力调度自动化系统一般是采用的面向对象的技术, 这样可以有效获得电力系统中的隐藏信息, 同时也不会影响其他系统的正常工作, 这种设计是系统建设中比较理想的一种方式。
5 结束语
电力市场是一个很有发展前景的市场, 我国在很多地区常常会发生供电不足的现象, 因此对于电力系统的建设也是一直没有停止。随着电力市场的日益壮大, 电网对于电力系统的要求也就越来越高, 尽管国家已经给出了相关的技术要求, 电力系统现在已经发展的比较完善, 但是还是会有一些小问题需要改进, 本文通过研究电力系统实际应用中存在的问题, 对电力调度系统自动化提出了一些建议, 希望可以进一步完善电力系统。
参考文献
[1]王诤.电力调度自动化系统应用现状与发展趋势[J].中国高新技术企业, 2008 (23) :86-87.
[2]张艳.电力调度自动化系统的应用和发展[J].科技视界, 2012 (28) :387+376.
关于电力调度的自动化技术分析 篇10
调度是电力系统的指挥系统, 对电网的安全、可靠、稳定、经济运行起着重要作用。调度自动化系统提供详尽、可靠的实时信息, 保证调度员能够了解电网的运行现状, 及时发现电网隐患, 是提高调度运行管理水平的重要手段。调度自动化系统由自动化主站 (MTU) 、分站 (远动终端RTU) 经由数据传输通道构成的整体。通道一方面将分站的实时信息传送至主站, 同时又将主站的命令下发至分站, 其运行的可靠程度直接影响自动化系统的运行状况。目前, 国内常用的通信信道有载波、微波、特高频、扩频、直通电缆、卫星、光纤等几种方式。同时根据传送信号的不同可分为模拟通道和数字通道两种类型。以下就调度自动化系统通道配置方案做几点分析:
1 通道数量
我们讨论通道数量时是指独立的远动通道。排除通道本身可靠性因素, 远动主站和分站之间通道数量越多通信越可靠。这可以从概率学推出结论:假设单通道的运行率为95%, 则双通道的运行率为
1- (1-0.95) * (1-0.95) =99.75%
三通道的运行率为
1- (1-0.95) * (1-0.95) * (1-0.95) =99.99%
可以看出通道数量越多, 其运行率越高, 通信越可靠。但是通道数量大于、等于三路时, 通过增加通道数量的方式来提高通信质量效果已不再明显。因此, 双通道方案具有较高的性能价格比, 为最科学的通道配置方案。同时, 国家电力调度通信中心《电网调度自动化与信息化技术标准》中对通道数量也提出了意见。根据《电力系统调度自动化设计技术规程DL 5003——13.3.3》规定:远动通道应在通信设计中统一组织。单机容量为300MW及以上或电厂总容量为800MW及以上的电厂, 以及参加自动发电控制的电厂和330k V及以上电压等级的枢纽变电站, 应有2个独立的远动通道, 当1个通道故障时, 可进行自动切换或人工切换。220k V枢纽变电站有条件时也可有2个独立通道。
随着电力通信的迅速发展, 为保证调度自动化系统的稳定运行, 建议110k V以上电压等级的变电站均应配置2个独立的远动通道。
2 通道分析
就目前国内常用的通道方式进行分析:
直通电缆在远动主站和分站之间架设通信电缆, 通信质量比较可靠, 但是每一条通信电缆只有一条通信信道, 同时当传输距离较远时, 衰耗比较严重。因此目前此方案采用的已经较少。
电力载波是我国电力通信发展初期的主要通信手段, 其特点是高压线路所到之处, 均能实现载波通讯。但是模拟载波的波特率上限为600Bd, 并且模拟载波和数字载波均有一个缺陷, 载波机的数目随着端点之间线路数目增加而增加。远动主站和分站之间有N条线路, 就需要2N台载波机构成通信信道。随着中间环节的增加, 加大了故障几率, 降低了可靠性。目前仍有大部分地区保留有载波方式, 但其在电力通信中的重要位置已呈下降趋势。
微波、特高频、扩频为无线传输方式, 随着现代技术的发展, 其运行可靠程度已经达到较高水平。综合考虑安装成本、信道数量、可靠率、通信质量、维护等诸多因素, 已经成为目前主流的通信方式。在电力通信中已逐步取代载波占据主要地位。
光纤通讯以其传输速率高、容量大、稳定可靠等诸多优点获得认可, 但其相对昂贵的造价让人止步, 目前主要用于通信主干道的建设。市区范围内距离调度主站较近, 同时数据信息量较大的综合自动化站也有采用光纤构造环网, 提高通信可靠性。
卫星通信在传输信号时有一定的延时, 但是不受地理位置的限制, 对于不便采用其它通信方式的边远或山区变电站而言是一个不错的选择。
3 影响通信可靠程度的因素
就同一种通信方式而言, 波特率越高其误码率越高, 可靠率降低。以载波模拟通信为例, 以600Bd通信时误码率较以300Bd通信时平均上升5倍。但是不同的通信方式其通信可靠程度又不一样。根据现场实践经验, 一般而言, 微波通信可靠程度比载波通信高, 但是比扩频通信低。光纤通信最为可靠;而卫星通信可靠程度介于光纤通信和扩频通信之间。对于不同厂家的通信产品、不同的外界环境和以及设备安装调试工艺也对通信质量产生很大影响。
模拟通道的波特率较低, 一般不超过600Bd。数字通道波特率一般高于600Bd。就目前远动分站 (RTU) 而言, 一般均提供有数字接口, 同时也通过Modem收发模拟信号。调度主站与分站之间的通信主要采用两类规约:一类是循环式远动规约, 一类是问答式远动规约。循环式远动规约需要点对点的远动通道结构, 即每个分站均需要自己独立的通道。问答式远动规约可以多台分站信号转接在一路讯道上, 通过站地址来相互区分。调度主站接受信号是一种分时系统, 它提供特定的时间段来接受特定通道的信号。综合自动化变电站的信息量较常规RTU要大, 在上传信息时其数据帧的帧长要增加, 如果采用300Bd通信时, 会发生因数据帧接受不全而产生的丢帧现象。因此对于综合自动化变电站通信要采用600Bd以上, 建议使用1200Bd。
4 总结
在进行调度自动化系统通道方案的制定时, 如果资金等各方面条件允许:
4.1应优先考虑通信可靠率高的通信方式。优先采用光纤、扩频等通道, 避免采用载波、直通电缆等相对落后的方案。以保证通道的良好运行, 提高通信可靠率。
4.2通道尽量要采用双通道配置方案。避免因通道中断而产生的通信故障, 保证调度自动化系统能实时、准确的为调度人员提供信息, 确保电网安全、可靠、稳定、经济的运行。
4.3通道波特率选择根据通道的不同, 建议采用600 Bd以上方案, 尽量不选用300 Bd的波特率。
4.4优先选用数字通信方案。由于数字通信可靠率较高, 优先考虑双数字通道方案。如果条件不允许, 尽量考虑一路数字、一路模拟方案, 避免两路模拟通信方案。
摘要：调度是电力系统的指挥系统, 对电网的安全、可靠、稳定、经济运行起着重要作用。调度自动化系统提供详尽、可靠的实时信息, 保证调度员能够了解电网的运行现状, 及时发现电网隐患, 是提高调度运行管理水平的重要手段。文章通过通道数量和影响通信可靠程度的因素分析, 就自动化系统通道配置方案提出了自己的看法。
浅析电力系统调度自动化系统技术 篇11
[关键词]电力系统；遥控系统；监控；调度；管理
社会经济的发展水平不断的提高，同时人们对电能的需求也大大的增加，在这样的情况下电能的可靠性和安全性也提出了更高的要求，最近几年，计算机技术也在不断的发展和完善，所以电力调度工作的质量和水平也在不断的提升，如何提高电力系统调度自动化的水平也成为了当前非常重要的内容之一。
一、电力调度自动化概述
1.电力调度系统的发展。在电力系统最早起源于20世纪中期，最早是为了解决电网在工作中很难控制的一些问题，在那个阶段主要的目的就是对系统信号进行及时的控制，在实施控制的过程中采用的技术主要有接点遥控或者是其他装置对其进行有效的控制，在当时主要是为了可以更好的对电网频率予以适当的调整和控制。通常我们所说的电力系统自动化通常就是指在实际的工作中采用现代化先进技术对设备的运行情况进行实时的监测和控制，这样就可以很好的体现出其自身的安全性和稳定性，这样才能更加充分的体现出其自身的优势，保证人们正常生产和生活上的电力供应。
2.电力调度自动化分析。在很长时间的社会实践和研究之后，相关人员得出了如下结论。在电力系统的运行和发展中，要想有效的提高电力调度控制和管理的工作质量一定要在实际的工作中采用适当的方法对其进行有效的控制，而只有这项工作的质量能够得到保证，才能更好的确保电网的正常运行。在实际的工作中，它一方面可以有效的提高电网的工作质量，同时也能够提高电力企业在发展中所获得的经济效益，在节能方面也越来越成熟，在这样的情况下电力行业的发展就成为了社会发展中一个非常重要的问题。而电力调度方面的研究也更加的深入。通常所指的电力调度是在电力企业的发展中以计算机作技术作为主要的依托，以现代化的信息技术作为发展的条件，将电力调度作为调度工作中采用的主要方法，在应用的过程中，它的运行方式也是有着自身独到特点的。
（1）信息采集与命令系统。该系统是电力调度自动化系统中一个非常重要的组成部分，这一系统的出现也是当今系统发展过程中一个刚刚起步的时期，在运行的过程中它主要是通过电厂、发电终端以及相关的设备对运行中相关的信息予以有效的整理，这样就可以将这些信息传递给计算机集控平台，从而可以对系统进行有效的远程控制。
（2）信息传输环节。信息传输是整个工作中最为关键的一部分，在过去的信息传输工作中，因为信息传输技术的不科学而引发了许多的工作控制失误，给工作的开展造成严重的损失，甚至是给人们生活带来一定的影响。近年来，随着无线电通信技术、电磁波通信等新方式的产生，信息传输控制工作逐渐得到改善与优化，为整个电网调度系统工作的开展打下了坚实的指导基础。
（3）信息收集、处理和控制环节。为了实现对电力系统调度自动化的管理和控制工作，在目前的管理工作中我们可以通过从技术标准、管理策略方面入手，为实现对整个电网进行监测和控制功能，需要在工作中收集分散在各个发电厂和变电站的实时信息，并对这些信息及时的加以归纳和总结，并将结构显示给调度员，产生相关的系统控制方法。
二、电力系统调度自动化技术在国外的应用
1.西门子SPECTRUM系统。该系统是由德国西门子公司基于32比特SUN点的SPACE或IBMMRS6000工作站硬件平台，引入软总线概念，服务器之间及内部各进程与实用程序问的信息交换实现标准化开发的。采用了分布式组件、面向对象等技术，广泛应用于配电公司、城市电力司和工业用户。
2.CAE系统。该系统采用64比特ALPHAI作站、客户I服务器体系结构和双以太网构成的EMS硬件平台，选用分布式应用环境开发研制的，集DAC、SYS、APP、COM于一体。该系统功能分布于各节点，能有效地减少网络数据流，防止通信瓶颈问题。
3.VALMET系统。该系统适用于多种硬件平台，可连接SUN、IBM、PHA工作站该系统包括实时数据、历史数据和应用软件三个服务器。
三、自动化系统技术的产生背景
随着我国电力系统的不断发展，网络分布也越来越广。电力系统网络的运营与维护同样需要大量的人力、物力与财力。传统的人工抄表、监测技术已经不再满足目前日益发达的电力系统现状。自动化系统能够对目前应用的电力系统进行全面监测，对在系统运营过程中出现的故障进行记录与处理，大大提升了电力系统运行的稳定性。
四、电力系统应用互联现状
目前，我国应用的电力调度自动化系统在应用中主要有以下几种：首先是CC一2000型电力调度自动化系统，它由部分高等院校与研究机构合作而成，充分利用了标准化技术为软件提供接口，此电力调度自动化系统采用实时数据采集的方式，在不同的服务器分布相对的应用功能，即使在某一区域发生故障，也不会对整个系统的正常运行造成干扰。现代电力系统的自动化技术已经体现出更多的成熟的特点，开始广泛应用于我国电力系统的建设与运行中。SD一6000～量管理系统具有统一的支持平台，具有较大屏幕与调度自动拨号功能，在信息的传递时具有高实时性与超高质量的人机界面，是目前国内相对先进的的EMS系统，在我国的南方地区已经得到应用。OPEN一2000，量管理系统能够实现监控与数据采集功能、自动发电控制技术功能等软件，把调度与管理等应用于一体，具有开放型与分布式的特点，适合于省高调等新一代管理系统。此系统维护方便，已经在我国部分的市调项目上得以应用，并取得了不错的效果。
五、电力系统调度自动化技术的发展趋势
1.模块化与分布式 。电力系统调度自动化系统软件设计的重要思想就是模块化和分布式。组件技术是一种标准实施的基础，能够实现真正的分布式体系结构，基于平台层解决数据交换的异构问题，是一种重要的电力系统调度自动化技术。
2.电力系统调度综合自动化。全面建立调度数据库系统，提高电力系统调度自动化的综合管理水平，使电力系统运行达到最优化，避免电力系统崩溃或大面积停电事故，提高电力系统的安全性和可靠性；建立并完善电气事故处理体系，使事故停电时间降到最短，降低各种不必要的影响。
六、结语
电力企业逐渐涌入了市场化的发展大潮当中，在这样的情况下，市场参与者和竞争者都在实际的工作中引入了调度自动化系统，这样就可以对信息进行查询等操作，虽然国家相关部门已经出台了相应的规定，但是我国电力调度自动化系统还是需要不断的改进和完善。
参考文献：
[1]杨涛.电力系统自动化技术的应用综述[J].科技信息，2010（23）.
[2]吴吴琛.探究电力调度自动化系统应用现状与发展趋势Ⅲ.中小企业管理与科技（上旬刊），2009（06）.
电力安全调度的自动化系统研究 篇12
1.1 调控一体化
按“大运行”体系建设要求, 电网调度管理部门在原有功能的基础上融入变电设备监控业务, 实现“调度监控”功能合一。
以德州供电公司调度机构设置为例:设置地区调度班和地区监控班。
(1) 地区调度班:负责所辖110~220千伏系统、公司直属35千伏系统和110千伏及以上大用户、地方发电厂的调度运行管理;负责所辖电网的运行操作、事故处理和电压、潮流调整, 执行电力电量计划;执行所辖电网事故应急处理预案;执行重要时期保电方案;负责调度生产数据统计及分析;执行电网事故限电序位表。
(2) 地区监控班:负责所辖110~220千伏变电站、公司直属35KV变电站运行集中监控业务和输变电设备状态在线监测与分析;负责管辖范围内无人值班变电站新建、扩建、技改、检修后的四遥验收 (县公司所属110千伏变电站仍由县调负责监控) 。
1.2 配网调控一体化
以德州供电公司调度机构设置为例:设置配网调控班。
配网调控班:负责公司直属变电站10千伏母线、10千伏线路及配网、重要双电源用户、专线用户的调度运行;负责配网自动化相关设备运行集中监控业务;负责所辖电网的运行操作、事故处理和电压、负荷调整;执行所辖电网事故应急处理预案;执行重要时期保电方案;负责调度生产数据统计及分析。
2 新形势下电网调度新的风险点分析
2.1 电网调度监控运行风险
2.1.1 调度监控业务转变的风险
根据“大运行”体系建设要求, 调度负责影响电网运行的设备紧急告警信息的监视, 主要包括事故、异常、越限、变位信息;设备主管运维单位负责告知信息的分析处理和报告。设备运行监视职责改为由调度机构与变电运维部门共同承担。若两个部门间工作界面不清晰, 将出现工作流程不畅、互相推诿扯皮等现象, 导致整体工作效率下降, 甚至产生安全隐患, 影响电网安全稳定运行。
2.1.2 运行人员技术方面的风险
调度机构融合了新的业务, 增加了新的监控人员, 承担了新的安全责任, 面临新的安全风险。调度与监控专业的融合需要调度、监控人员的密切配合。新入职人员、电网调度人员及电网监控人员需要通过大量培训以熟悉、掌握全部变电站设备, 在短时间内具备相应的技术水平和运行经验有一定难度。
调控一体化以后, 调度、监控人员在统一场地工作, 互相要受到一定的干扰, 应对突发性电网事件的风险将加大。
2.2 配网调控存在的风险
2.2.1 城区配电网复杂性
配电网运行风险中的调度操作风险, 是调度运行部门最难控制的风险之一, 基于城区配电网络的复杂性, 双电源用户及T接用户信息的海量性, 电网调度运行人员对电网突发事故的处理也存在风险, 如果在事故处理时对电网信息掌握不够, 处理不果断, 可能造成事故的扩大, 延缓停电设备送电, 这样造成的不仅是经济上的损失, 还将对社会造成恶劣的影响。
2.2.2 恶劣天气对配网调度的冲击
在配网调控一体化情况下, 如果发生全网输电网络结构变化 (发生恶劣天气导致电网发生输电网事故等) , 此时调度员监控与操作面对的数据量是非常大的, 处理事故效率偏低或采取相关措施或考虑、调整负荷不当, 很可能引起输电断面潮流超稳定运行限额, 设备重载或过载, 存在严重的操作风险。
3 规避电网调度风险点的建议及方式
3.1 准确运行自动化系统
逐步对新进人员和岗位调整进行轮岗培训工作。做好调度、监控的业务界面流程的划分, 加强调控人员的融合。为了使调度与监控业务尽快融合, 德州供电公司将调度班、监控班设置在同一个场地进行调度与监控, 加大培训力度, 提前进行上岗培训, 提高运行人员对新的电网运行体系的适应性, 完成必备的人员配置、上岗培训和持证上岗工作。
电网调度人员要适应新技术、新岗位的要求, 达到“三熟三能”的要求, “三熟”:熟悉本地区电网的主接线;主要设备的工作原理;熟悉调度自动化系统的工作原理、电网继电保护配置方案及工作原理;熟悉本岗位的规程制度及本地区的各种运行方式的操作和事故处理。“三能”:能正确下令进行倒闸操作、正确投退继电保护及安全自动装置;能运用自动化系统准确分析电网运行情况;能及时准确判断和排除故障, 尽可能缩小事故范围。
电网监控人员要根据调度指令对断路器进行远方操作, 根据调度指令对运行方式调整、事故异常处理等工作进行远方操作。对新、扩、改建工程以及检修设备的遥信、遥测、遥控、遥调及遥视功能进行验收。负责无人值班变电站母线电压和主变力率的监视和调控, 及时对无人值班变电站进行变压器分接头遥控调整。对无功电压优化控制系统进行状态转换和运行监视。
3.2 智能配网与生产指挥平台的建设
智能配电网建设, 可以实现电力客户与配电网之间的双向互动, 能够减少停电时间、缩小停电范围、提高电能质量, 这对于城市发展具有重大的意义。
德州供电公司正在积极推进智能配网的建设, 智能配电网可以为调控人员快速定位故障点提供便利。以往检查一条线, 检修人员逐户逐点检查, 需要2-3个小时时间, 智能配电网络建成后, 10分钟就能确定故障点, 可以大幅度提高检修人员工作效率, 同时也能提高调控人员分析处理故障的效率, 有效减少停电时间。此外, 智能配电网通过线路相互联络, 在确保高效可靠性供电的前提下, 充分利用线路备用容量, 提高供电能力, 为实现“坚强智能配网”打下了坚实的基础。
4 结束语
“大运行”体系建设对电力系统的是一次重大变革, 电网调度的复杂性和特殊性决定了在新的形势下, 调度员面临了更多的机遇与挑战, 深入研究“大运行”体系对电网调度产生的风险, 并解决这些风险对电网调度具有深刻的理论价值和现实意义。
摘要：随着电网的规模不断扩大, 在电力系统安全稳定的调度问题愈发突出和重要。作为生产运行和优化调度的直接管理者和指挥者的调度部门, 所承担的任务也越来越复杂和繁重。德州电力调度根据德州电网的实际情况, 结合传统调度经验, 分析总结出新形势下电力调度安全的风险点, 并对电力安全调度的自动化系统进行了研究。