电网调度管理一体化

电网调度管理一体化（精选12篇）

电网调度管理一体化 篇1

随着电网行业的发展和进步, 工作效率不断提高, 逐步向着现代化、实用化和智能化的方向发展, 同时监控部门和调度部门的融合, 实现了电网调度监控的一体化, 为电网运行效率的提高创造了有利的条件。总之, 电网调度监控的一体化是实现电网行业可持续发展的必由之路, 对保证供电质量、满足用户需求起到了积极的促进作用。

一、电网调度监控一体化系统的构成

电网调度监控一体化实现了调度系统和监控系统的有效结合, 最大限度的发挥了各个部门的优势, 对提高电网运行的效率和质量起到推动作用。

电网调度监控一体化主要包括三级分布监控和管理结构, 在这一系统中, 各个功能和任务是分布的, 即管理部分分为主站和远方终端两个部分, 同时根据电网大生产、运行和管理的分工对各个工作站的任务进行设计。在电网调度监控一体化系统中, 管理是分为三个层次进行的, 即生成管理级、运行管理级以及厂站终端级。

主站的结构是分布式的, 在计算机技术的支持下, 将各个功能节点进行有效的衔接, 为实现数据之间的便捷通讯和信息共享创造了有利的条件, 一般而言, 主站系统中的主要节点设备都是主备式的, 如调度工作站、前置机等等。此外, 随着电网调度监控一体化系统的建立, 自动化系统都具备了SCADA的功能, 实现了对相应数据的实时分析、监控和处理, 在数据经过微机远动终端的处理以后, 在电力载波和微波的作用下被传输到主站系统进行再次的处理, 最后将完全处理好的数据传送到显示设备上。

可见, 电网调度监控一体化系统的构建是建立在计算机技术的基础之上, 是一个综合性较强的数据采集和处理系统, 各个模块都能够进行一体化的图形、数据设计, 进而有效的保证了数据的一致性和可靠性。同时融入了excel电子表格技术, 能够实现无缝报表的同时, 可以对历史的数据和相应的信息进行查询, 并对所有的运行数据进行统计, 不仅方便简单, 还具备较强的扩展性, 有效的提高了电网运行的效率。此外, 电网调度监控一体化系统采用的双网卡, 这样就将调度监控的自动化系统与信息系统连接到一起, 能够借助浏览器对电网运行的情况进行监督和控制, 并具备打印报表和浏览数据的功能, 真正的实现了信息资源的共享。

二、电网调度监控一体化的设计

电网调度监控一体化关系到电网的运行以及电网行业的经济效益, 因此需要顺应电网行业的发展, 加强对调度监控一体化的重视, 并结合相应的设计原则和实施策略推动电网调度监控一体化的实现。

(一) 电网调度监控一体化的设计原则

首先, 要坚持安全性和经济性相结合的原则。电网的运行关系到社会各个行业的生产和发展, 因此需要保证电网运行的安全, 因此在电网调度监控一体化系统的构建过程中要遵循安全性原则, 最大限度的为电网运行创造完全稳定的环境, 同时企业是以追求经济利益为目的的, 因此在系统构建中也要坚持经济性原则, 既要保证电网运行的安全性, 又要最大限度的提高经济效益。

其次, 要坚持系统性和科学性结合的原则。电网的调度监控一体化系统构建的目的是提升电网的运行水平, 这就需要在管理模式的基础上, 选择合适的技术支持系统和信息技术, 不断完善和优化管理模式。在这一过程中要遵循科学性和系统性相结合的原则, 即以先进的管理理论为指导, 从电网系统的整体运行着手, 为了提高电网运行管理的经济效益和社会效益, 采取有效的措施, 推动调度监控一体化的实现。

此外, 要遵循适用性和标准化相结合的原则。作为一个系统的工程, 电网调度监控一体化系统会引发原有的工作业务和流程的改变, 因此需要在原有管理模式的基础上, 结合电网的实际需求, 按照适用性和标准化的原则, 分解各项工作, 进而建立标准化的业务流程和管理方式, 为电网的安全稳定高效运行奠定坚实的基础。

(二) 电网调度监控一体化的实施策略

为了推动电网调度监控一体化的实现, 需要采用整体规划并分步实施的策略。因为电网调度监控一体化涉及到工作流程、职责范围以及人员的配置等各个方面的内容, 会对电网的整体运行带来一定的风险, 因此在实施过程中要从电网发展的全局着眼, 进行电网调度监控的整体规划, 最大限度的将风险控制在最小的范围, 同时为了降低电网调度监控一体化实现的难度, 需要将实施目标进行细化, 分步实施, 进而实现流程规范、权责明晰和优化人员配置的目标, 提高了实施的效率和成功率。此外, 要将电网管理水平的提高作为工作的重点来抓, 由于电网调度监控一体化是一个综合性的系统, 涉及到多个部门, 因此在实施中要加强各个部门和环节的协调, 最大限度的发挥各个部门的优势, 进而充分的利用电网行业的各项资源, 为提高电网的综合管理水平和增强竞争力创造有利的条件。

(三) 电网调度监控一体化的推行重点

首先, 要加强对组织机构的设置, 因此需要对智能电网建设的方法进行研究, 进而选择合适的调度监控一体化运行管理模式, 制定各组织机构的主要职责、人员配置情况、主要调度业务的流程及调度与变电工区业务划分界限、配网运行与检修范围, 在调控一体化实施的各个阶段, 根据实际情况进行相应的人员调整。

其次, 要建立技术支撑体系, 即结合电网发展的情况, 选择相应的技术支持, 明确各个部门的职责, 例如变电站要重视对设备的综合化改造, 而调度部门要积极构建自动化系统、大屏幕系统、视频监控等, 为电网的安全稳定高效运行提供技术支撑。

此外, 还要加强电网运行管理制度的建设。作为电网运行新的尝试, 电网调度监控一体化还缺乏相应的经验, 在建设过程中会出现一些新的问题, 例如职责的变化和设备的改造, 这就需要有相应的规章制度进行指导和约束, 这就要求必须建立新的管理体系, 同时修改和完善原先关于运行管理的有关规程、标准和规章、制度。

三、电网调度监控一体化管理问题

信息技术和网络技术的发展和进步, 在很大程度上推动了电网调度监控一体化的实现, 特别是国家电网的一体化建设取得了显著的成效, 但是对于地方电网而言, 在实施调度监控一体化的过程中还存在着诸多问题:第一, 变电所的设备陈旧。电网调度和监控的一体化需要依赖先进的设备, 但是由于资金缺乏, 部分设备未进行及时更新和改造, 甚至一些本该淘汰的设备仍然在运行。为了实现电网调度监控的一体化, 需要对设备进行更新和改造, 这就需要花费大量的人力、物力和财力。第二, 电网行业的发展追求经济利益, 而电网调度监控一体化产生的直接经济效益并不明显, 进而导致部分电网企业忽视对调度监控一体化系统的重视, 阻碍了一体化实现的进程。第三, 电网行业规模庞大, 分布范围广, 加上变电所的分布较为零散, 进而导致符合稀薄, 不利于数据信息的有效传输。此外, 具有专业水平的技术人员缺乏是阻碍了电网调度监控一体化系统建设的一个关键因素, 专业人员的缺乏难以对系统的建设提供技术支持。

为了推动电网调度监控一体化系统的建立, 需要针对电网运行过程中的问题, 采取有针对性的措施, 为一体化和自动化的实现创造有利的条件。首先要加加大对电网设备的更新和改造的投入, 对于不符合运行需要的设备进行更换, 对于损坏的设备进行改造和维修, 为实现一体化奠定坚实的基础, 这也是提高电网运行效率的一个有效方法。其次, 要充分认识到一体化系统对电网运行的促进作用, 认识到实现电网调度监控一体化是电网可持续发展的必由之路, 为电网的运行创造了安全稳定的运行环境, 对后期经济效益的提高起着推动作用。与此同时, 加强对工作人员的培训和再教育, 提高其技水平和业务能力, 便于对系统进行正常的管理和有效的维护。此外, 还需要对电网调度监控一体化系统进行管理, 培养高素质的管理人员, 为系统的正常运行提供技术支持, 保证电网调度监控一体化系统的正常运行。

结语

电网调度监控一体化是实现电网可持续发展的必由之路, 对提升电网的运行管理水平和提高其经济效益起到了积极的促进作用。因此各个电网行业要结合自己的实际需求, 采取合理的措施推进调度监控一体化的实现, 将调度与监控中心进行结合, 实现信息资源和设备的共享, 在节约投资的同时, 还提高了电网的经济效益和社会效益。相信在信息技术和网络技术的推动下, 电网的运行会更加高效稳定, 并逐步走向智能化、自动化和系统化的道路, 必将有力的推动我国电网的改革和发展, 为其竞争力和综合实力的提升提供有利的保障。

参考文献

[1]刘廷瑶, 邓小明, 常立民.浅析调度自动化系统设计与建设[J].湖北电力, 2012 (13) .

[2]刘秀娟, 任睿华.县级调度自动化系统发展规划探析[J].供用电, 2011 (24) .

[3]李也白, 温尚龙.浅析调控一体化在县级电网的应用[J].浙江电力, 2011 (03) .

电网调度管理一体化 篇2

摘要：介绍并分析了阳泉电网调度运行模式现状及发展趋势。阐述了阳泉电网“地县一体化”运行管理模式的内涵和实现方式。

关键词：地区电网 地县一体化 运行模式 探讨 0引言

根据国家电网公司“三集五大”工作部署，阳泉供电分公司作为省公司调控一体化试点建设单位，在上级领导和分公司有关部门的指导下，阳泉电网“调控一体化”模式于2010年11月25日进入试运行阶段。半年之久，调度、监控人员配合日益默契，实现了电网信息在监控和调度之间的零距离传递，调度决策效率大大提高。为了将阳泉电网“大运行”体系进一步推向深化，本文结合阳泉电网调度实际情况，对实践“地县一体化”调度运行模式进行探索和研究，提出了阳泉“地县一体化”运行模式的建设思路。1阳泉电网调度运行模式现状和自动化系统现状 1.1阳泉电网调度运行模式现状

目前，阳泉电网调度已将变电监控中心统一纳入地调管理，电网调度与变电站集中监控合二为一，电网运行机构做了相应调整，调度所成立调控班，负责电网调度与变电站运行监控的统一管理，除承担原调度全部职责外，同时还承担变电站设备工况的监控及特殊情况下开关的远方分合操作等。1.1.1调控中心人员配置

调控班共30人。管理人员6人，其中主任1人、副主任2人，技术员、安全员各1人；值班人员25人，5值2运转，每值5人，其中值长1人、电网调度值班员2人、电网监控值班员2人。1.1.2调控班主要职责

（1）履行地区电网调度管理工作职责。

（2）负责地区主网110KV及以上变电站的日常运行监控工作。

（3）负责所辖变电站的电压、功率等电网运行潮流参数的监视和控制调整。（4）负责监视各变电站上传的设备运行信息，并指挥各运维操作队及时检查处理异常运行设备，消除设备缺陷，保证设备的安全可靠运行。

（5）负责及时监视、收集、分析设备故障跳闸时电网一、二次设备的运行、动作信号，汇报相应中调或配（县）调。并指挥相关运维操作队尽快赶赴现场核查设备故障及运行情况，查找故障点。在电网调度的统一指挥下，尽快隔离故障设备，恢复停电设备的正常运行。

（6）负责监视各变电站防火、防盗、视频系统等辅助设施的报警信号，指挥相关运维操作队及时核查，通知维护单位进行处理。

（7）负责电网正常运行状态下的单一拉合断路器（包括接地选检）、拉合主变中性点隔离开关的单一操作、无功电压调整、软压板投退、接地选检等远方操作。（8）负责电网事故紧急状态下的事故隔离、电网方式调整，拉闸限电、110KV及以下系统紧急转供电等开关遥控操作。

（9）在电网运行的特殊情况下，通知运维操作队在一定时间内恢复有关变电站转为有人值班的运行管理。

（10）参与变电站监控系统信号定义、分类工作，确保监控信号意义明确，分类清晰。（11）配合运维操作队进行综自系统四遥信息及辅助安全设施（视频、消防、安防）的验收传动工作。1.2自动化系统现状

通过对地调原有自动化系统的一系列改造，包括对UPS及前置系统的改造完善和GPS卫星时钟更换。目前,阳泉电网自动化综合应用系统功能已较为完善，安装了事项信息分层管理软件，实现了对各种事项进行灵活分类，设置，并且支持自动化系统维护人员、乃至监控人员自行对事项分类种类、个数的设置，能够自行定义事项分类的名称，能够对事项分类内容灵活调整，可按站、按间隔、按电压等级、按负荷、主变、联络线等不同分类灵活配置、定义；可自定义各类分层事项的报警时间、复归方式；可自定义人员权限明确事项确定的人员；可自定义事项窗口显示方式，如同一窗口显示、多窗口水平或垂直排列显示、单独类型事项弹出窗口方式突出显示；可通过点击事项与推图联动；可在一个分类中添加不同类型的事项，如分类名称为特殊运行方式的分类中，可自定义添加不同厂站的开关事项、保护事项、遥测事项、变压器事项等。信息量大大减少，减轻监控人员劳动强度，尤其在事故处理时，监控人员能准确、及时地发现和判断故障原因，大大提高了调度人员处理事故的速度。2阳泉电网“地县一体化”调度运行模式建设思路 2.1统一思想，提高认识

建设“五大”体系，实现公司发展方式的转变，是国网公司贯穿“十二五”期间的重要战略任务。而“地县一体化”是“调控一体化”建设的深化，将提高电网可靠性，节约人力资源，充分发挥地调专业力量优势，有效提升县级调度管理水平，实现“运行集约化、应用分布化，维护一体化，管理扁平化”。2.2分时分步，逐步实现 2.2.1阳泉电网现状

阳泉电网网内有500KV变电站1座，220kV变电站6座，110kV变电站20座，35KV变电站19座；220KV线路28条，110KV线路52条。

阳泉地调属五级调度中的第四级调度，下属有平定、盂县、市区、郊区四个县（区）调度。“调控一体化”以来，调控班负责地区主网110KV及以上变电站的日常运行监控及电网调度管理工作。平定、盂县、郊区三个县（区）调度负责所辖35KV变电站及区域内110KV变电站的日常运行监控及所辖10KV线路的电网调度管理工作，其中地调起职能管理作用，不具体管辖各县区的35KV变电站运行情况，站内的四遥信息核对、监控、运行电压、主变分头调整、事故（超计划）拉路等等工作均由县区支公司调度自行管理。市区配网调度是成立最晚的一个县（区）调度，成立于2002年，它主要管辖市区内110KV变电站的10KV、6KV线路及10KV开闭站的调度管理工作。2.2.2建设思路

阳泉电网三个“先天优势”形成“一体化”雏形。首先阳泉调度管理模式已实现“调控一体化”，负责地区主网110KV及以上变电站的日常运行监控及电网调度管理工作，对配网调度管辖设备遥测、遥信、遥调、遥控均能从功能上加以实现。其次阳泉配网设备在2001年以前属于地调调度设备，调度员对设备熟悉，地县一体化后，调度员无需耗费太多的时间熟悉设备。再次阳泉自动化、通信设备早在2009年就已经统一纳入地调统一维护和管理，为实现地县一体奠定基础。

阳泉电网需要分步骤实现“地县一体化”，首先撤销配网调度，地调与配调合二为一，建制上归属地区调度所。调控班除承担原调度全部职责外，同时还承担原配网调度管辖的10KV、6KV线路和10KV开闭站的调度管理等。将调控班、县调的调度运行业务整合为统一的地区电力调控中心，人员配置共35人。管理人员5人，其中主任1人、副主任2人(分别分管调度、监控业务)，技术员、安全员各1人；值班人员30人，5值2运转，每值6人，其中总值长1人、主值调度员和分别负责主网调度和配网调度的副值调度员各1人、电网监控值班员2人。其中值长总体负责主网调度、配网调度以及监控三方的工作协调和指挥，对当值所有工作负安全监督管理职责；主值调度员负责协助当值值长地区主网和配网的电网调度生产、运行监控、异常及事故处理的协调指挥工作，对两名副值调度员工作进行监督、指导和培训；主网副值调度员和配网副值调度员分别负责主网设备（配网设备）的倒闸操作，在主值调度员领导下，进行主网设备（配网设备）的异常及事故处理；电网监控员负责所辖110KV变电站以上设备运行信号的监视、分析、汇总工作，向本值值长负责。

“地县一体化”运行管理模式下调控中心的业务流程如图1-5所示。

图1 调控中心正常业务流程图

图2 调控中心电网正常操作流程

图3 调控中心检修申请报送流程

图4 调控中心检修申请批复流程

图5 调控中心事故异常处理流程

调、控、配一体化运行成熟后，可以逐步将其余三县（区）调度管辖设备的监视和控制权限收回地调，原配网副值调度员升级为县（区）网副值调度员，将打破原有县域划分，统一管理各县（区）调业务，这样就从人员上实现了“地县一体化”。2.3综合自动化系统技术支持

实现“地县一体化”的技术支持核心是集地区、县区电网调度和集中运行监视与控制于一体的调控一体化技术支持系统。

调度自动化一体化模式以远程工作站方式实现：地调采用统一数据采集方式采集县级变电站数据，并采用远程工作站方式进行监控。此种方式的系统配置如图6所示。

此方式的实现，需要以下技术的支持：（1）地调系统海量数据采集处理技术；（2）地调系统大节点容量的分布式处理技术；（3）通信网络的高速率、高可靠技术。3结语

地县一体化智能调控体系是建立在智能电网基础上的，智能电网通过高速通信网络实现对运行设备的在线状态监测，以获取设备的运行状态，在最恰当的时间给出需要维修设备的信号，实现设备的状态检修，同时使设备运行在最佳状态。系统的控制装置可以被调整到降低损耗和消除阻塞的状态。通过对系统控制装置的这些调整，选择最小成本的能源输送系统，提高运行的效率。最佳的容量、最佳的状态和最佳的运行方式将大大降低电网运行的成本。此外，先进的信息技术将提供大量的数据和资料，并将集成到现有的企业范围的系统中，大大加强其能力，以优化运行和维修过程。这些信息将为设计人员提供更好的工具，创造出最佳的设计来，为规划人员提供所需的数据，从而提高其电网规划的能力和水平。这样，运行和维护费用以及电网建设投资将得到更为有效的管理。

浅析智能电网调度一体化 篇3

摘 要：在国家电网调度中心提出了智能电网调度技术支持系统框架的基础上，提出如何在目前调度系统实现智能电网调度技术支持系统框架的功能目标。

关键词：智能电网；调度；数据库；动态数据；一体化

智能电网是电力工业的一场巨大变革，将引起电力工业在各个领域的革新。作为电网运行的直接生产单位——电力调度通信中心面临的变革最为紧迫。为此，国家电网电力调度通信中心构建了《智能电网调度技术支持系统建设框架》，指导各网省公司建设智能电网技术支持系统。本文根据国调中心《智能电网调度技术支持系统建设框架》的目标，结合目前电力调度生产基础上实现智能化，研究了如何在实现智能电网调度技术支持系统的实现问题。

一、电网调度功能

由于电能的特点决定了电能必须实时平衡，即发电和用电必须实时平衡，因此作为电网安全稳定的直接生产单位，各网省调必须实时获得电网的相关运行数据并进行合理的电网运行方式安排和事故处理以确保电网的安全稳定运行。

传统SCADA/EMS系统作为电力调度最核心的系统，实现对电力系统运行状况的监测和控制。SCADA通过采集各发电厂（站）、变电站电气设备的电气量、开关量以及通过AGC、AVC等对电气设备进行控制和调节，实现“四遥”功能；故障录波系统和故障测距定位系统实现对电网事故数据的有效保存；电网安全校核系统和母线负荷预测系统实现对发电计划的有效安排；广域测量系统和电网动态预警系统实现对电网的动态监测和预警；电能量采集系统实现对电量采集；上述这些调度的主要系统共同保证着电网安全经济运行。

二、数据一体化

实时传送电网动态数据并进行及时有效的分析是智能电网的最基本要求。网省级调度部门作为电网运行的直接管理部门需要实时了解系统运行情况并针对电网出现的问题及时处理。而电网运行数据的快速获得是调度运行人员了解电网运行状况并进行有效处理的前提和基础。SCADA/EMS系统是目前电力系统运行的支持系统，是调度运行人员获得电网运行数据的直接工具。但是由于SCADA/EMS系统主要采集电力系统稳态数据，不能采集动态数据，因此其不能满足智能电网的要求。而基于同步相量测量单元设备PMU的出现较好地解决了此问题。

三、数据平台一体化

根据国家电网公司的要求，智能电网的基础数据平台应能满足向各类应用提供数据支持和信息服务，主要功能包括数据库管理与访问、数据交换机制、人机环境和系统管理等基本功能。基础平台需要全面支撑电网实时监控、调度计划、安全校核和调度管理等四大类核心应用，支持构建分布式一体化的调度技术支撑体系。

四、功能一体化设想

（一）基本功能的一体化

WAMS系统与动态预警系统的高级应用功能诸如在线状态估计、在线静态安全分析、在线暂态功角计算分析（包括功角稳定、电压稳定和频率稳定）、在线动态稳定计算分析以及与之相适应的预防辅助控制策略等都可以在EMS系统上实现，而区别仅在于在线稳定计算同传统的基于EMS/SCADA进行在线稳定计算的区别就是在于其状态估计精度的提高。

（二）新应用功能推广实现智能化

1.电网运行方式的预安排

为了实现智能电网的目的，可进一步利用电网动态预警系统与辅助决策系统的功能，将电网动态监测预警与辅助决策系统的功能推广应用至电网的运行方式安排上。在统一数据平台的基础上，根据当前系统的电网结构、负荷预测系统提供的明日96点负荷预测、发电机计划安排以及调度工作票系统提供的电网检修计划进行明日电网96点安全稳定性计算以及发电计划校核，利用动态预警与辅助决策系统强大的计算功能及辅助决策信息实现对明日电网运行方式安排的有效安排和校核，实现国调中心提出的调度计划应用及安全校核功能。该功能将发电安全校核系统（负荷预测系统）的功能融入动态预警系统，实现发电安全校核系统同动态预警与辅助决策系统一体化。

2.电网经济运行分析

电网调度运行部门目前最关注的是电网的安全稳定性，这是因为发电计划通常不是由调度部门掌握的，因此很难实现经济调度。但随着智能电网的建设，电网的经济分析将是其必不可少的功能。

（1）进行电量统计分析：由于PMU能够动态测量数据，因此可以进行电量分析计算，实现对电量采集装置的校核。

（2）网损统计分析：离线的网损计算不能正确反映实际网损，这是因为电网运行的状态是经常变化的，表现在电气设备的检修、电网的建设和电源的建设等都会对网损造成影响。

（3）AGC的经济调控：目前AGC的调控是根据发电机的特性进行调控的，但随着智能电网的运行，AGC应该实现经济调控，在电网出现功率波动时，AGC优先调节上网电价低的有效机组。

（4）经济调度的使用。当发电计划与实际出现差别时，采用经济调度。虽然最优潮流在理论上是可行的，但在电网实际的调度生产运行中，其适用性不大。

3.提高断面极限功率

在电力系统调度部门，人们通常用断面极限功率的概念来控制潮流，这种概念是建立在负荷变化的基础上，是为调度运行部门进行灵活调节发电机组的出力而建立的。断面极限功率的获得是假定发电机组功率一定（通常是满发）的情况下，通过调节负荷变化进行仿真计算获得的。

五、结语

电网调度管理一体化 篇4

智能电网调度是智能电网的枢纽, 是电网建设的关键, 它是电网正常运行和发展的保证, 对其合理的运用可以提高电网对风险的防御能力同时也能灵活的根据实践的需求做出相应的调节。

现今的电网调度智能化主要以特高压电网为中心电网, 保证各个电网之间的协调发展, 从而使大型电网安全稳定的运行。

2 智能电网调度作用

智能电网可以保证电能的实时平衡, (电能平衡就是发电和用电的实时平衡) 为了保证电网的稳定和安全, 电力企业必须实时了解电网在运行中的数据, 确保可以对电网运行中出现的事故做出正确的处理, 以确保电网的安全运行。

SCADA/EMS系统是电力调度的核心, 对电力系统的状态实现实时的控制和监测。SCADA系统通过对各发电站, 和发电站设备的电气量、开光量的采集并通过AVC、AGC等对设备进行控制和调节, 完成“遥控”。

3 智能电网调度一体化的设计

以下是各个区域的功能:操作工作站是电网调度中人机交互的主要界面, 该界面对电网中的设备进行实时的监控和运作, 此系统可以对事故进行报警、对事件进行记录, 同时也可以对电网的运行状态的信息进行显示和查询。调度主机在电网中主要负责采集和处理不同的数据, 对输变电线路和电网变电站运行进行监控。同时, 集成了继电保护信息和防误闭锁操作等功能。数据服务器主要用来对变电站所有的数据进行分类处理和集中存储, 并通过总线向通讯网关机、主机和综合应用服务器传递数据, 现实查询、更新等操作。I区数据通信网关机直接对网内的数据进行采集, 运用统一通讯信道实时的向上一级调度中心进行数据信息传递, 此网关具有报警信息传递、接收操作命令、远程协助和数据优化等功能。Ⅱ区数据通信网关机:此网关实现该区数据向调控 (调度) 中心进行数据传输;使调控 (调度) 中心可以对变电站Ⅱ区的数据进行远方浏览和查询等功能。Ⅲ/Ⅳ区数据通信网关机:根据在线辅助、检测应用等功能进行模块划分;实现与对输变电设备状态和其他主站系统信息传输的检测。

4 智能电网一体化调度的五类功能

操作和控制:针对电网中的智能变电站进行就地和远方的一系列操作。运行监控:对电网的运行信息、设备运行信息、继电保护信息等数据的全面展示, 该操作的是通过二维或三维可视化技术实现的。运行管理:运用人工记录或系统交互等方式使变电站的基础信息更加的健全, 规范设备运行、检修、维护等做操作。包括权限管理、设备管理等。智能警告语信息分析:对智能变电站的运行数据机型综合分析, 做出故障诊断和故障报告。辅助应用:对信息交互和接口进行标准化, 实现站内电源、消防、视频等辅助设备的控制。包括安全防护、电源监控、环境监测等。

5 智能电网调度的需求

实现智能电网的一个重要环节就是配电自动化, 运用配电自动化系统尽可能多的采集配电信息, 将其和低压用电的信息进行汇集, 这是实现智能电网一体化调度的第一步。

电网的调度离不开信息, 从电力事业的发展力来开, 每一次电力事业的发展需要信息传递技术发生了改变, 改变的方向是向这IP化、网络化、标准化的方向发展。配电网自动化系统包括子站监控系统、主站系统、配电网监控系统、通讯系统, 其中通讯系统对电网自动化有着直接影响, 现阶段电网调度在通讯中主要运用有线传输, 而随着科技的发展, 无线的传输方式也出现了在电网调度的通讯之中, 无线的通讯方式和有线的通讯方式有着一定的去别。下表为有线和无线传输的区别。 (表1)

通过上表可以看出光线无论从通讯容量、传输损耗、传输频快带的方面和其他的通讯方式上都有着一定的优越性, 随着光电隔离技术的普及使电磁的干扰变的更微弱, 同时使智能电网的组件的运用更加的灵活和方便。

6 设计原则

对于智能凋亡一体化的设计是要遵守一定的原则的。具体要遵守的原则有:报警远传、远程协助、优化数据、认证安全。这几个原则也是一体化调度的关键技术。

报警远传:一体化调度中信息的传递尤为重要, 尤其是报警信息, 对于信息在传递过程中一定要注意信息的正确性和完整性。对于电网的事故一定要通过综合分析和具体的分析最终再将报警信息传递到调度中心。远程协助:对于一体化调度来说远程的协助是十分重要的, 它可以帮助智能实现对数据的全景监控, 工作人员如果想查看电网信息的时候只需通过KVM、图形网关或远方终端等方式, 就可以流浪到设备的二维图形同时也可以流浪到设备的实时数据。优化数据:及时、精准、无误的对实时数据处理。将及时的数据分成电网的故障报警、运行数据、设备数据, 然后根据这三类数据从厂站端的工作成进行数据采集, 同时和主站的电网模型机型关联实现对数据的优化, 并将其直接在人机交互界面里表现出来。认证于安全:对信息进行统一认证, 在传输的过程中加入认证编码以确保命令的安全。信息安全认证过程中包过以下几个环节:人机交互界面、模块功能、SCADA系统和输变电线路。

7 结语

随着技术的发展电力事业也将面临着改革, 电网中智能调度已经逐渐成为电网中的主体, 对于智能化调度的设计是每一个从事电力事业人员的工作, 只有把智能电网调度一体化管理理念贯彻到电网设计中才能是智能电网调度变的更加的完善, 使其更好为社会服务。

摘要：电网调度是电力事业中的一个重要部分, 它是整个电力事业的中心。做好电力调度不但可以提高电网的供电质量同时也可以提高电网供电的稳定性, 提高了人们的生活质量, 本文对智能电网调度一体化管理的设计和应用进行讲解。

关键词：智能电网,调度,一体化管理

参考文献

[1]谢开, 刘永奇, 朱治中.面向未来的智能电网[J].中国电力, 2011 (6) :19-22.

地区电网调度管理规程 篇5

1.1加强电网调度管理，维护电网调度正常秩序，保证地区电网的安全稳定运行和可靠供电，依据《电网调度管理条例》、《国家电网公司调度机构直调厂站运行值班人员持证上岗管理办法》制定本办法。

1.2 调度系统值班人员、停送电联系人员须经电网调度业务培训、考核合格后上岗。严禁未经考核或考核不合格的人员发布或接受调度指令、进行停送电业务联系。

1.3 本办法适用于地区电网内与调度机构有调度业务联系的发电、供电、用电单位以及其他有关单位和个人。

1.4 电网调度机构负责调度系统值班人员、停送电联系人员资格的考核认证工作。

2调度系统值班人员

2.1 调度机构对调度业务考试合格的人员颁发《调度系统运行值班合格证书》。

2.2 取得《调度系统运行值班合格证书》的值班人员具备发布或接受调度指令、进行停送电业务联系的资格。

2.3 下列人员须取得《调度系统运行值班合格证书》：

2.3.1 县级调度机构（含地方电网调度机构）值班调度人员；

2.3.2 发电厂值班长或电气班长；

2.3.3 变电站（含开关站、换流站、配电站）值班长和正值班员；

2.3.4 配电网络运行值班人员；

2.3.5 用电人电力调度员或变电站值班长和正值班员；

2.3.6 其他需与调度机构进行调度业务联系的值班人员。

2.4 地区电业局调度中心负责其直调系统值班人员的考核工作，各县调负责其直调系统值班人员的考核工作。

2.5 下级调度机构值班调度人员资格由上级调度机构考核。发电厂、变电站（含开关站、换流站、配电站）、配电网络运行值班人员资格由调度机构考核。调度关系涉及多级调度机构的，由最高一级调度机构考核；涉及同级多个调度机构的，可由共同上级调度机构考核。

取得上级调度机构颁发的《调度系统运行值班合格证书》后，应及时送各下级调度机构登记备案，自登记备案之日起生效。

2.6 新建设备的运行人或所有人应于投产日60个工作日前向调度机构申报需考取调度系统值班人员资格的资料，调度机构应于收到申报资料之日起60个工作日内完成考试和发证工作。

2.7 调度系统值班人员资格有效期一年，一年一审，到期30个工作日前申请调度机构进行审核。调度机构自受理申请之日起30个工作日内完成审核工作。停送电联系人员

3.1 调度机构对停送电业务考试合格的人员名单予以公布，取得停送电联系人员资格。

3.2 停送电联系人员具备与调度机构进行停送电业务联系的资格。

3.3 地区地调负责其直调系统停送电联系人员的考试和公布工

作，各县调负责其直调系统停送电联系人员的考试和公布工作。

3.4 上级调度机构公布的停送电联系人员适用于各下级调度机构，上级调度机构公布的停送电联系人员名单应转发各下级调度机构。

停送电联系业务涉及多级调度机构的，由最高一级调度机构组织考试；涉及同级多个调度机构的，可由共同上级调度机构组织考试。

3.5 需办理停送电联系业务的单位或个人应提前30个工作日向调度机构申报需考取停送电联系人员资格的资料，调度机构自收到申请资料之日起30个工作日内完成考试和公布工作。

3.6 停送电联系人员资格有效期一年，到期30个工作日前申请调度机构进行审核。调度机构自受理申请之日起30个工作日内完成审核和公布工作。

4罚则

4.1 调度系统值班人员、停送电联系人员发生下列情况之一的，对其予以警告，必要时将书面通知其所在单位：

4.1.1 不按调度计划、电网运行规定监视和控制电网运行，未造成损失且情节轻微的；

4.1.2 延误执行调度指令的；

4.1.3 未及时反映电网运行情况；

4.1.4 设备停送电时间、检修时间变动时，未及时向调度机构申请的；

4.1.5 其它违反调度纪律、规程和制度，未造成损失且情节轻微的。

4.2 调度系统值班人员、停送电联系人员发生下列情况之一的，取消其资格，并书面通知其所在单位：

4.2.1 审核内受到同一调度机构两次警告的；

4.2.2 不按调度计划、电网运行规定监视和控制电网运行，造成损失或情节恶劣的；

4.2.3 不执行调度指令的；

4.2.4 不如实反映电网运行情况，情节恶劣的；

4.2.5 未按设备停送电时间联系停送电的；

4.2.5 不执行调度机构下达的电网安全控制措施的；

4.2.6 未经值班调度员同意擅自操作调度管辖和许可设备，情节恶劣的；

4.2.7 其它违反调度纪律、规程和制度，造成损失或情节恶劣的。

4.3 发生4.2规定情形的，有关调度机构应及时报请资格管理调度机构取消责任人调度系统值班人员或停送电联系人员资格。

电网调度管理一体化 篇6

摘要：现在我国的电网系统发展的速度越来越快，智能化和自动化已经成为了我国电网调度管理的主要方向，其有效地促进了电网的稳定和安全运行，本文立足于电网自动化调度系统，对采用自动化调度管理电网的重要意义进行了分析和介绍，并且对使系统稳定安全运行受到影响的因素进行了分析，最后有针对性地提出了加强电网自动化调度管理的有效对策，从而希望能够使电网的稳定安全运行得到切实的保障。

关键词：电网；自动化；调度管理

由于我国电力事业发展的越来越快，因此对电力系统安全运行具有越来越高的要求。作为保障电力系统安全的重要组成部分，电网调度管理在推动电力事业不断发展的进程中发挥了越来越重要的作用。对电网调度运行和操作进行协调、组织、指挥，从而使电网优质安全的运行得以确保，这是电网调度管理的主要任务，因此电网运行的现状在很大程度上受到了调度管理的影响。在我国电网技术不断发展的今天，我国的电网调度管理具有越来越高的自动化程度，并且在保障电力系统安全稳定方面发挥了越来越重要的作用。

一、电网自动化调度系统的重要意义

电网自动化调度系统的主要结构就是信息通道、RTU、控制中心以及主站系统等，以系统不同的功能为根据可以将系统划分为人机联系系统、信息处理系统、信息传输系统、信息执行系统以及信息采集系统等各种子系统。电网自动化调度系统主要包括 SCA-DA的系统终端设备、网络设备、服务器以及前置通讯机等[1]。

在实施电网自动化调度之前，我国电网系统的监管范围以及监控范围存在着较大的局限性，往往只是局限于发电厂及变电站的设备，其主要是监控和监管调度员所能看到的各种运行数据和围墙设备，而很少有能够有效的监管围墙之外的系统设备运行情况。在电网自动化调度实施之后，调度员就能够及时地了解整个电网系统的用电环节、输电环节、配电环节以及发电环节等各个环节的运行情况，这样就使得整个系统的工作效率得以有效增长。同时在自动化调度得到广泛应用之后，还可以利用开关和配变等设备自动的采集设备的实时数据，从而可以做好实时的监测设备的运行情况，并且利用远方控制开关的方式使得现场工作的危险性得以极大降低，并且提高了工作人员的工作的效率，保證了事故及时报警的实现，同时还能及时的打印、统计和记录各种事故信息，快速准确的对应电网的运行图和实际的地理位置，将在各个角落分布的各个设备的运行具体位置找出来，从而便于电网系统的及时维修，更加快速的排除故障。

二、系统安全稳定运行的主要影响因素

电网在具体的运行过程中会受到各种因素的影响，这些因素主要包括管理因素、环境因素、系统规范以及安全防护体系等。

2.1环境因素和系统规范

在变电所实现无人值班以及自动化的今天，电网自动化调度系统发挥了越来越重要的作用。目前电网自动化调度系统已经成为集合了电网保护、测量以及控制等各项功能的自动管理系统，然而由于各种原因的影响，导致现在仍然采用旧标准作为电网自动化调度系统的技术标准，因此造成现行的应用标准很难使电网调度系统的实际需要得到充分的满足，比如不安全的通道以及不完善的建设情况等，严重的影响到了系统的安全稳定运行[2]。

2.2管理因素的影响

在安装好系统设备之后，一些新的设备并没有经过验收环节就开始正式投入使用；一些调度人员并未进行上岗之前的培训工作就开始作业操作，因此这些调度人员就很难快速有效地处理各种异常情况，导致系统存在很多的安全隐患。

2.3安全防护体系

电网自动化系统在应用和连接方面主要是受到了计算机犯罪及物理层面等各种问题的影响。网络层面的安全是网络安全问题的主要表现形式，网上任何主机都可能会对联网计算机进行攻击，如果没有采取有效的网络安全方式，就可能会导致各种安全问题，比如黑客攻击、病毒攻击、公网攻击和威胁等。物理安全问题主要包括主机硬件方面以及物理线路方面的安全问题，比如自然灾害与盗用、硬件故障等。而系统的安全问题主要包括系统损害、未授权存取以及账号泄密等操作系统方面的各种问题。

三、基于电网自动化调度管理电网安全运行的有效对策

3.1建立健全系统安全防护体系

立足于电网自动化调度系统安全运行方面，必须要严格的以国家相关规定为根据，充分的考虑到实时性、安全性以及可靠性等各方面的问题，从而构建科学合理的电网调度系统安全保护措施，并且在具体的实践过程中对其进行不断的完善。首先，在系统网络的传输层面上，要想保证数据必要传输以及数据网络安全的实现，就必须要采用单向传输的方法进行信息传输，并且采取有效的安全隔离措施。其次，立足于专用网络的广域网以及局域网等层面，可以以不同的业务系统为根据选择多种网络安全技术、备份恢复、加密通信、身份认证以及安全访问控制等技术。最后，立足于电网系统和应用层面，要想使数据网络安全得以确保，就要选择软硬件冷热备份、操作系统与关键数据、安全应用系统等方法[3]。

3.2做好自动化装置安全防护的工作

自动化调度系统在运行的过程中很容易受到一些硬件故障以及自然灾害等各种问题的影响。立足于自然灾害方面，可以选择有效的方式使得自然灾害对系统的破坏程度得到很好的控制，这就要求建立较为完善的监控系统。通过局域网使监控系统连接其他的系统，这样就能够实现异地监控系统互联，从而确保监控系统在遇到各种问题的时候实现早发现以及早处理。在硬件故障方面，相关单位必须要将安全稳定的应急措施出来，这样才能够保证系统在发生硬件故障后及时的恢复正常运行，必须要妥善的保存和备份关键的数据。同时要及时地更新系统中的软件，特别是一些杀毒软件。总之，必须要将系统的维护工作做好，从而有效地避免系统中出现各种漏洞。要将监测攻击和告警的设备装配在关键的位置，从而能够使系统的安全防护能力得以提升，一旦遇到黑客攻击或者病毒攻击的情况，就需要马上采取有效的应对措施，在使现场安全得以确保的基础之上，尽可能的以最快的速度使系统恢复正常运行，防止出现事态扩大的情况[4]。

3.3对系统运行环境的规范控制进行强化

必须要严格地以相关系统设计依据为根据对高级软件、系统性能要求、网络通信要求、历史数据报表管理、支撑软件要求、系统结构配置、系统设计依据等进行规范，从而有效地避免出现各种不安全的因素。要严格地有无人值班的要求为根据改造和设计全部的变电所，并且保证系统四遥功能的实现。自动化调度设备还必须要具备防雷击防过压的措施以及安全可靠的接地系统，要对其接地电阻进行及时的检测，确保接地电阻符合相关的规定，同时还要对相关的消防设备进行有效的配备。

四、结语

在我国电力技术快速发展的今天，在电网系统中广泛地应用到了自动化调度系统。自动化调度系统的应用除了使现场操作得以减少之外，同时还使工作人员的劳动强度得以减轻，最为关键的是其能够对城市各个角落的电网信息进行有效的采集，从而使系统的监控范围不断扩大。总之，要想使自动化调度的作用充分的发挥出来，就必须要将安全防护体系构建好，并且不断地规范其运行管理，最终确保电网实现安全稳定运行。

参考文献：

[1]郭伟.浅析电网调度管理一体化[J].云南电力技术.2012（03）

[2]吕菊平.浅析电网调度管理和自动化系统安全防护[J].机电信息.2011（36）

[3]胡睿.电网调度管理和自动化系统的安全防护[J].科技资讯.2011（20）

智能电网调度一体化设计与研究 篇7

关键词：智能电网,调度一体化,SCADA/EMS系统,设计与研究

引言

随着中国社会经济文化的不断发展和变化, 节约能源、降低污染以及减少排放, 构建和谐的可持续发展的社会机制已经得到越来越广泛的关注, 智能电网也随之进入研究者的视野。智能电网也称为电网智能化, 有时也被称为“电网2.0”, 智能电网以高速双向的集成通信为基础, 采用国内外领先的电力工程 (Power Engineering, PE) 、智能控制技术 (Intelligent Control Technology, ICT) 、决策支持系统 (Decision Support System, DSS) 以及信息技术 (Information Technology, IT) 等新技术和新方法, 以实现电网可以安全合理、经济节能的目标。智能电网调度一体化以最新的信息技术和数据技术为基础, 采用国内外最先进的智能控制方法, 最大限度地提高和增加电网体制中的能源使用效率。

1 中国智能电网调度的现状

要实现智能电网调度的一体化, 首先要分析中国电网的发展状况, 以实际的发展现状为事实依据, 才能提出更为可靠的设计方案。中国电网正处在一个高速发展建设的阶段, 其重点主要在电网系统的建设和发电系统等工程建设方面, 然而随着中国电网规模的迅速扩张, 导致在电网运行和管理上出现了一些问题, 这些问题的解决可以借鉴西方发达国家的经验, 利用电网的智能化来进行解决。

以现在的视角观察, 智能电网是电网系统建设的革命性变革, 将会引起电力行业发展方向的转变和发展速度的增大, 研究智能电网是一项极具创新的科学研究。智能电网的建设, 提高了资源优化配置的能力, 增加了安全服务的水平, 同时也实现了电网中能源的高效利用, 因此研究智能电网的一体化有着重要的实践意义。

2 智能电网调度一体化的相关方案

由于智能电网调度要实现电网系统中的各项资源的合理配置和整合, 完成国家电网制定的《坚强智能电网技术标准体系规划》, 通过相关研究, 智能电网调度一体化可以分解为数据的一体化、平台的一体化和功能的一体化, 本部分就三个“一体化”进行详细的阐述。

2.1 数据采集一体化

由于智能电网必须实时传送动态数据同时科学合理的对动态数据进行分析, 因此数据采集的一体化是电网调度一体化的基础功能。由于现在的电力系统采用的是第四代SCADA/EMS系统 (Supervisory Control And Data Acquisition) , 但是SCADA/EMS系统不能采集动态的实时数据, 因此不能满足智能电网一体化的要求, 而同步测量单位设备 (Phasor Measurement Unit, PMU) 可以自动保存相关的瞬时数据, 瞬时数据可以保存到九千六百点到一万点, 这样PMU就可以大量的减少系统维护工作量, 同时还可以策略系统中发电机的功角等功能, 未来可以利用SCADA/EMS系统与PMU系统的结合来实现数据的一体化。

2.2 数据平台一体化

依据相关要求, 智能电脑中的基础数据平台必须要全面的支持电网实时监控、电网安全校对、电网调度等功能。为了实现平台的一体化, 首先需要就要实现数据库的一体化, 因此从某种意义上来说, 数据平台的一体化就是数据库的一体化。由于SCADA/EMS系统采集的数据量较少, SCADA/EMS系统现在主要使用ORACLE的关系数据库来储存现在电网中的相关数据。但是随着PMU的不断应用, 单纯的使用ORACLE来存储大量的数据已经变得越来越困难。PI数据库和e DNA数据库开始得到越来越多的应用。这两个数据库可以按照时间序列存放实时的动态的数据, 这正是PMU系统所需要的。因此为了实现数据库平台的一体化, 可以综合利用ORACLE数据库、PI数据库和e DNA数据库, 根据子系统的特点采用合适的数据库, 主要方案有两种:ORACLE数据库和PI数据库混合使用、O-RACLE数据库和DNA数据库混合应用。

2.3 功能一体化

功能的一体化是指电网系统中的多项功能 (例如在线静态或动态的分析计算) 可以集成在同一个系统中实现。在功能一体化过程中, 面临的最大问题是SCADA/EMS系统的状态估计精度较低, 随着PMU代替SCADA/EMS系统, 这样就可以将EMS、FWRS系统、预警系统以及WAMS系统等功能一体化。然而功能的一体化现在是一个设想, 主要是因为现在电网系统中SCADA/EMS系统应用很多, 当然, 随着PMU的不断深入的应用, 电网调度功能的一体化也将会实现。

3 结束语

文章针对《坚强智能电网技术标准体系规划》, 并结合中国现在的实际情况和背景, 对智能电网调度一体化进行研究, 从数据采集一体化、数据平台一体化和功能一体化三个角度阐述智能电网调度一体化的实现方法。理论的实现需要实践的指导, 因此智能电网的构建和发展应该是实践中不断积累各种应用经验, 不断地采用理论界的新技术和新方法。

参考文献

[1]杜贵和, 王正风.智能电网调度一体化设计与研究[J].电力系统保护与控制, 2010 (15) :127-131.

[2]张文亮, 刘壮志, 王明俊, 等.智能电网的研究进展及发展趋势[J].电网技术, 2009, 33 (13) .

[3]Deilami S, Masoum A S, Moses P S, et al.Real-time coordination of plug-in electric vehicle charging in smart grids to minimize power losses and improve voltage profile[J].Smart Grid, IEEE Transactions on, 2011, 2 (3) :456-467.

[4]周明, 林静怀, 杨桂钟, 等.新型智能电网调度操作票自动生成与管理系统[J].电力系统自动化, 2004, 28 (11) :71-74.

电网调度管理一体化 篇8

关键词：智能电网,电网调度,一体化,应用与设计

智能电网调度技术支持系统是智能调度研究与建设的核心, 智能电网是物联网的重要应用, 随着调度技术、自动化技术和柔性输电技术的成熟发展, 通信网络的完善和用户信息采集技术的推广应用, 促进了电网与用户的双向互动, 同时随着各种新技术的进一步发展、应用并与物理电网高度集成, 智能电网应运而生。随着科学技术的不断发展, 智能电网将会是我国电网技术中的必然发展趋势, 在最近几年当中, 由于计算机技术以及自动化技术等等的在电网中的不断应用, 与原来的电力技术能够很好的结合在一起, 所以很大程度的提高了我国电网智能化的水平。随着现在的传感技术以及信息技术在电网中的不断应用, 给系统在状态上面的分析提供了很大的技术上的支持, 所以就使得电网自愈也成为可能, 还有调度技术和自动化技术的逐渐成熟的发展, 给一些再生资源和电源的开发和利用提供了基本的保障, 通信技术水平的逐渐完善和信息采集的不断推广和应用, 也促进了电网和用户之间的很好的互动。所以, 随着这些新技术的不断发展和应用, 智能电网也就成为了发展的必然趋势。

1智能电网调度的概念以及发展的历史进程

智能电网调度是进行电网建设的非常关键的内容, 同时也是智能电网的神经中枢阶段, 同时也是保证电力能够正常生产的基础, 它是保证电网能够正常的运行和发展的非常重要的手段, 是全面提升调度系统驾驭大和进行资源优化配置的能力、纵深风险防御能力、科学决策管理能力、灵活高效调控能力和公平友好市场调配能力的技术基础。随着电网的飞速发展现在要求电网能够更加智能化的运行, 所以, 原来传统的经验型的电网调度模式现在已经不能很好的适应新的发展要求, 所以一定要结合现在科技信息技术的进步, 从而保证电网调度能够更加智能化的发展。

现在的智能化电网调度的服务主要是以以特高压电网为核心的网架, 各个电网之间能够协调的进行发展, 从而满足那些特大电网能够安全并且稳定的运行, 能够给大型电网提供出比较可靠的技术支撑, 并且智能调度是给智能的输电网进行服务的, 通过敏锐的对于电网进行检查和监控, 首先感受到电网的状态, 然后把风险降低到最低的水平, 实现电网能够更加经济的运行, 要支持能够灵活的接入各种资源, 从而促进电网资源能够更好的服务社会。

2智能电网调度的关键技术

智能电网调度的建设主要表现出来的特征有:安全可靠, 能够高效经济的运行, 对环境是友好的, 同时是开放的特征, 需要展开出多方面的技术研究。对于一体化的智能应用的关键技术主要是:对于一体化模型进行管理, 对于海量信息的处理, 可视化展现的技术以及地理信息接入的技术等等。这些技术都体现出了电网是坚强可靠的主要的特征, 能够给广大的电网的安全运行提供技术上面的保障。对于一体化的技术主要会体现出智能电网的经济性和灵活性, 能够为国家的节能减排政策进行服务, 能够给一些可再生的以及一些分布式的能源能够提供技术上面的支持, 这种一体化的调度技术很好的体现出了智能化调度中心能够安全规范的进行运转。

3智能电网调度一体化应用与设计

3.1 数据一体化, 能够实时的去对电网的一些动态的数据进行合理有效及时的分析是智能电网中最基本的要求, 对于电网数据的获取是调度人员去进行了解电网的运行状况并且进行处理的基础。目前电力系统运行的支持系统就是SCADA/EMS, 这种系统是调度人员进行获取电网数据的最为直接的工具。但是由于这种系统所采集到的电力系统的数据是稳态的, 而不能够采集到动态的数据, 所以这样就不能满足电网的要求, 而PMU这种测量设备就很好的解决了这个问题, 不仅具备了数据采集的功能, 而且当PMU和电网发生一些扰动的时候, 本身就有保护录波仪器的功能, 但是这种PMU测量设备却不能完全的代替SCADA设备, 主要原因有:a) PMU在电网发生大的扰动的时候, 保存的电网的暂态数据的精度不会很高。b) 目前的PMU这种测量设备没有摇调和遥控的功能, 尽管可以进行改造能够实现用遥控来对数据进行采集。C) 目前的PMU的上传速度是50帧每秒, 所以如果这种设备完全取代SCADA的话, 那些动态的数据的传输就会给数据网带来堵塞状态的发生, 同时还会使磁盘的存储造成一定程度的浪费。所以, 如果使PMU能够具备稳态数据以及动态数据的采集和传输的功能的话, 就可以完全替代SCADA以及故障录波仪, 这样就会在很大程度上降低设备的投资和维护人员对于进行维护的工作量, 就会更有有效性。

3.2 数据平台的一体化, 根据我国电网的要求, 智能电网的基础数据平台应该能够很好的满足对各种应用提供数据上的支持以及信息的服务, 其主要的功能主要包括对于数据库的管理和访问的功能, 数据交换机制以及人机环境等功能。我国现在的调度系统中, 一般都是采用关系数据库来对电网的模型以及一些历史的数据进行存储的, 但是随着现在PMU逐渐代替SCADA和PMU的功能的逐渐完善, 现在所使用的ORACLE这种数据库来对动态数据的存储已经不能满足实时进行读取的要求了。

现在的数据库比较成熟的两种有:PI数据库以及eDNA这两种。这两种数据库都能够按照时间的序列存储以及进行压缩, 对于海量的PMU数据的存储来说有很好的长期进行存储的能力, 并且对于数据来说也能够很长时间进行存储, 所以这样就会对于以后的事故分析有着非常重要的作用。但是, 对于这些大量的历史数据进行查询和访问就会有很大的难度, 那些传统的关系型的数据库很难满足查询的速度以及性能方面的要求, 而PI数据和eDNA则会很好的满足要求, 而且这两种数据库也具备即便在很大的电网扰动的情况下也能够保存电网动态数据, 就会很大程度上降低了对于存储空间的要求, 尽管这两种数据库都提供了历史数据的缓冲区, 但是实际上却是纯文件系统的存储方式, 而ORACLE对电网的模型进行描述等等方面的技术相对以上两种数据库来说是非常的成熟的, 所以, 应该结合这几个数据库的优点来采取比较好的数据库的方案, 采用ORACLE和PI结合或者ORACLE和eDNA结合的数据库方式。

3.3 功能一体化, 对于新的应用功能应当逐渐实现智能化的水平, 现在我国的很多电网的动态监控的预警以及辅助决策的系统主要的功能就是能够给调度的运行人员很好的提供电网动态监测的信息等, 要想实现智能电网的目的, 可以采用电网的动态预警系统和辅助决策系统的功能, 把系统的功能进行推广并且用到电网的运行功能上面, 对国调中心所提出的调度计划能够很好的应用并且进行安全校核的功能, 将功能更好的应用到动态预警系统当中去, 实现动态预警和辅助决策系统一体化的功能。

4结束语

现有的调度系统面临着许多问题, 包括非自动、信息的杂乱、控制过程不安全、集中式控制方法缺乏、事故决策困难等。为适应大电网、以及智能电网的建设运行管理要求, 实现调度业务的科学决策、电网运行的高效管理、电网异常及事故的快速响应, 智能电网的建设是非常重要的, 必须对智能调度加以分析研究, 全面提升调度系统驾驭大电网和进行资源优化配置的能力、纵深风险防御能力、科学决策管理能力、灵活高效调控能力和公平友好市场调配能力的技术基础。智能电网的建设和应用是要在实践的过程中不断的进行探索, 不断的根据新技术的应用逐渐的去发展。

参考文献

[1]谢开, 刘永奇, 朱治中, 等.面向未来的智能电网[J].中国电力, 2008, 41 (6) :19-22.

[2]余贻鑫, 栾文鹏.智能电网[J].电网与清洁能源, 2009, 25 (1) :7.11.

[3]余贻鑫.面向21世纪的智能配电网[J].南方电网技术研究, 2006, 2 (6) :14-16.

[4]胡学浩.智能电网未来电网的发展态势[J].电劂技术, 2009, 33 (14) :1-5.

电网调度管理一体化 篇9

随着现代电力系统网络规模的不断扩大、电网电压等级的不断提高,电力系统规划、运行和控制的复杂性呈现指数递增的趋势。传统的依靠电力系统调度员的运行和处理事故的经验培训新的调度人员的方法,已不能满足现代电网发展速度和规模的要求。特别是智能电网的规划建设,对调度人员提出了更高的要求。在这种情况下,应当在技术上和装备上,给各级调度人员提供培训仿真的环境,以使调度员能力的提高与电力系统的发展相适应。

电网调度员培训仿真系统(DTS)是现代计算机软硬件技术和电力系统分析技术相结合的产物,其主要目的是对各级电网的调度人员进行系统的培训,使调度员在与实际控制中心完全相同的调度环境中熟悉掌握能量管理系统的各项功能,以提高其在电网的正常、事故和恢复等情况下的调度决策能力,从而完成调度员从“经验型”向“分析型”的转变。

国内DTS的研究从20世纪80年代末开始,1990年第一套DTS系统投运,经过十几年的发展,已从理论研究走向实际运用,并逐渐形成为一个产业,DTS的体系结构从与能量管理(EMS)接口采用“定制”方式的独立型异构系统到与EMS采用统一支持平台的一体化系统,直至目前正在研究的与EMS接口采用“即插即用”方式的跨平台系统(遵循IEC 61970标准),使DTS的软件功能经历了从单一到综合,从简单到复杂的发展过程.其仿真方法包括对电网的稳态仿真,准动态仿真,故障仿真,暂态仿真和全动态仿真以及对保护的逻辑仿真和定值仿真,其设备模型包括一次设备,二次设备,远动设备以及部分动力设备。DTS的现场运行从被动到主动,从偶尔使用到日常使用,其作用也由演示性转变为指导性,并成为调度自动化的一个重要产品和控制中心培训调度员的得力工具[1,2]。

建设新一代陕西电网DTS一体化系统可以更好地提高相关运行人员的技术水平,以适应日益复杂的电力系统,从而提高电网的安全稳定运行水平。

1 陕西电网DTS系统现状

截至2009年底,陕西电网所辖10个供电局中有西安、宝鸡、咸阳、汉中、安康、延安6个供电局原有的EMS系统平台上建设了DTS系统,但由于保护的仿真基本采用的是定值方法,造成DTS保护定值的维护跟不上电网的发展;另一方面,由于没有很好的外部电网的处理方法,造成地调DTS系统的计算结果的真实性较差,培训效果不理想。

陕西电力调动中心(简称省调)DTS系统独立建设在三区,虽然其图形、模型数据及实时数据均实现了与省调EMS系统的拼接,单独应用还比较便捷,但由于建设方式不同,省调与各地调DTS之间不能实现上下级调度电网模型、画面的有效共享。在进行陕西电网全网联合反事故演习时,为了方便监测,要将参演地调的电网模型建立在省调DTS系统中,从而造成省调的DTS维护工作量比较大;同时联合演习时,由于未能实现运行信息的交互,各级电网的状态变化基本是通过预先约定进行的,各参演单位仅能通过WEB方式登陆省调DTS系统进行观摩,不能实现互操作等功能,使得演习的真实性稍差。省地调DTS系统联合反事故演习时,事先的准备工作繁杂,重复性劳动较多。

2 DTS一体化系统建设的总体要求

随着电力系统的发展,对电网调度运行人员的要求越来越高,作为培训各级调度人员的最佳工具,为了逼真地反映电网的实际运行情况,强化调度人员的培训效果,建立健全陕西省地调DTS及联合反事故演习系统显得十分重要。另一方面国家电网公司对DTS系统的互联及模型拼接也做了相关要求,因此建设新一代的陕西电网DTS一体化系统,实现全网模型、图形的拼接及演习数据的交互显得十分迫切。

(1)培训功能。具有面向电网调度运行人员的培训功能,可以完成具体的培训项目包括:正常操作培训;设备检修、挂地线等操作培训;防误操作培训;系统频率控制培训、系统电压控制培训、系统潮流控制培训;联络线潮流控制培训;电网各种故障的分析、处理和恢复的培训;改变继电保护和自动装置投退状态和修改定值操作培训;同期合环和并列培训;变工况运行及其分析培训;电网各种异常情况处理;

(2)研究分析功能。基于电网仿真结果可以支持省地调度中心的调度人员和运行方式人员进行实时的或预想的电网状态下的操作分析、故障预想、安全校核等;这些研究功能可以深化调度员和方式人员对电网运行的认知和把握,提高电网运行的安全性、经济性和可靠性。

(3)分布式模型拼接功能。支持基于既有EMS系统的模型、运行方式以及图形信息采用标准化的接口方案(CIM-XML、E语言文本及SVG)生成DTS系统所需要的模型、运行方式以及图形;支持上下级电网模型的拼接,支持电网在线运行分析和培训用实时教案的生成。

(4)多级联合反事故演习功能。支持基于WEB交互方式的联合反事故演习;支持上下级DTS互联方式实现省地联合反事故演习系统;支持与变电站仿真系统的互联,实现综合的网-网-站联合反事故演习系统。

3 DTS一体化系统设计原则

DTS一体化系统应满足真实性(Realism)、一致性(Exactness)、灵活性(Flexibility)、实用性(Practicability)这4个基本要求,DTS应有较长的生命期,在整个软件生命期内能适应将来电网的发展。其中真实性是最重要的。

3.1 真实性

系统应具有丰富完备的电力系统一二次设备模型、故障模型、异常模型,能够全面逼真地仿真电网在正常运行、故障状态及事故恢复过程等各种场景下电力系统的行为和特性。

本系统中考虑了上下级DTS系统的模型与方式数据共享,因此能够提供比单个独立系统仿真更为准确的仿真结果。

3.2 一致性

系统能模拟与学员所在的实际调度控制中心环境一致的仿真培训环境,使学员面对熟悉的、相同的画面和操作,相应的视觉和操作风格将给调度员以身临其境的感觉。

3.3 灵活性

DTS要有灵活的培训支持功能,教员可很方便地模拟各厂站值班员或外部调度中心的调度员执行学员下达的各种调度命令,也可根据培训需要任意设置故障,操作应灵活方便,以使系统能很快进入新的运行状态,提高工作效率;DTS具有灵活高效的教案编制,并可进行必要的培训控制和评估,以满足各种运行方式的研究和培训的要求。

设备的操作均可在接线图上直接进行,二次设备能通过关联的开关或母线等进行操作。每种操作同时还提供菜单操作,避免图形关联的错误,满足复杂操作的需要。

3.4 易维护性

(1) DTS一体化系统应能和EMS系统共享模型保持一致,共用基础数据无需特殊维护。

(2) DTS一体化系统应能通过SVG标准图形格式实现与EMS系统图形的共享。

(3) DTS一体化应能通过E格式等标准接口从EMS获得电网运行方式,能够方便地制作实时教案,或进行研究分析。

(4)合理分配省地调模型拼接与互联的维护工作,做到充分共享,减少重复工作。

4 DTS一体化系统建设的可行性

(1)省调基于OPEN3000平台的能量管理系统(EMS)及新建的各地调EMS系统,均具有符合规范的模型数据、图形的标准接入方式,如基于IEC61970的CIM/XML的接口方式等。目前省调的综合程序PSASP、发电计划、操作票、三区DTS等软件,均实现了与省调EMS系统SVG图形、实时数据的E语言、CIM模型的XML文件的共享与拼接。因此陕西省地调DTS及联合反事故演习系统的建设完全可以实现模型数据、图形文件的拼接及共享。这将给该工程的实施带来极大的便利条件。

(2)陕西电网已经建立起了调度数据网(SGDnet),省调到陕西10个地调、省调到直调发电厂、省调到330kV及以上变电站均已建立起调度数据网,其带宽为2M或者nx2M,2009年将省调到10个地调调度数据网络升级为100M。基本可以满足省地联合DTS系统数据通信业务的需求。

(3)省调及西安、咸阳、宝鸡、汉中、安康及延安供电局均有DTS系统,这也给新一代省地调DTS系统的建设积累了经验。

综上所述,在陕西全网实现电网模型的拼接、图形的共享已成为可能,而数据网的健全为实现DTS系统联合演习时的信息交互打下了基础,因此建设新一代陕西省地调DTS及联合反事故演习系统是可行的。

5 结语

DTS一体化系统建设主要目的是对各级电网的调度人员进行系统的培训,使调度员在与实际控制中心完全相同的调度环境中熟悉掌握能量管理系统的各项功能,以提高其在电网的正常、事故和恢复等情况下的调度决策能力。

摘要：随着现代电力系统日益发展，电网的复杂程度越高，传统的依靠电力系统调度员的运行和处理事故的经验培训新的调度人员的方法，已不能满足现代电网发展速度和规模的要求。从陕西电力系统的现状入手，论述了陕西电网建设省地调电网调度员培训仿真(DTS)一体化系统的必要性及可行性，并提出了初步的设计方案。

关键词：调度员培训仿真系统,一体化,陕西电网

参考文献

[1]姚建国，张慎明．调度员培训仿真系统的功能要求和设计原则，[J]．电力系统自动化，1999，(23)：17-23．

[2]陕西电力调度中心．陕西省地调调度员培训仿真(DTS)及联合反事故演习系统可行性研究报告[R]．西安：陕西电力调度中心，2009．

电网调度管理一体化 篇10

长期以来, 郏县供电公司把加强电网建设, 提高电网运行管理水平和科技水平作为一项重要工作内容。2008年1月1日, 郏县供电有限责任公司在全市首家建成投运集控中心, 9座35千伏变电站全部实现无人值守。调度室负责统一指挥、调度郏县电网, 集控中心负责无人值守变电站监控、维护、操作等, 形成了“调度+集控中心”的运行管理模式。

1.1 郏县电网变电站运行值班方式

截止2009年12月底, 公司共有集控中心1座, 35KV变电站9座, 变电站全部实现无人值守。值班模式及值班人员配置见表1。

1.2 调度中心人员及值班方式

调度员共有8名。其中调度班长1人, 正值调度员4人, 副值调度员1人, 实习调度员2人。值班方式为三班轮值, 每班2人, 正值1人, 副值1人。

1.3 集控中心人员及值班方式

集控中心共有值班员29人。其中主任1人, 副主任2人, 技术员1人, 值班长7人, 正值16人, 副值2人。值班方式为三班轮值, 每班7人, 其中监控人员2人, 操作维护人员5人。

电网建设的不断加强和科技水平的快速发展, 对电网运行管理工作提出了更新、更高的要求, 适应电网快速发展需要, 改进和规范变电运行管理模式, 以此来实现精益化管理、标准化建设和集约化发展的目标, 不仅是国网公司的要求, 更是郏县电网发展的实际需要。在对现状进行认真分析的基础上, 我们得出结论:建设“调控一体化”系统不仅仅是一项创新的运行管理模式, 更能达到人员与设备管理的合理调配, 是在原有运行管理模式基础上的又一次管理创新, 必将极大提高电网调度管控水平。

(1) 建设“调控一体化”系统是缓解变电运行值班人数与电网发展矛盾的需要。按目前的运行值班模式, 公司的运行人员仅从人数上勉强满足需求。按照电网发展规划, 近几年陆续将有新的变电站投入运行, 若实施有人值班模式, 已经无法抽调值班人员;若实施无人值班, 则需要建设第二座集控站, 现有运行值班人员人数仍需要增加8-10人。

(2) 建设“调控一体化”系统是提高工作效率, 实现工作扁平化的需要。建设“调控一体化”系统, 使电网调度业务和运行监控业务有机融合, 调控员能够及时、全面的掌握电网运行情况, 减少电网运行管理的中间环节, 缩短了电网调度的业务流程。

(3) 建设“调控一体化”系统是创新管理手段, 提高安全运行水平的需要。在建设调控一体化的过程中, 调度管理设备得到更新, 调控管理制度、规程及时完善, 同时, 人员进行强化培训, 极大提高了电网安全运行监控质量和信息分析水平, 使电网监控和调控力度得以加强。

2 明确目标, 强化措施, 强力推进“调控一体化”建设

公司把“调控一体化”系统建设作为2010年重点完成的一项金牌目标, 写入年度工作报告, 采取倒排工期、压力分解等工作措施, 实施“六个一”工作法, 高效推进县级供电企业调控一体化系统建设, 取得了良好的效果。

一是建好一个组织。及时成立项目建设领导小组, 深入开展前期调研, 详细制定项目建设方案, 编制了《调控一体化建设任务分解表》, 形成了领导牵头、部门负责、员工执行的三级工作网络, 确保任务分解到班组, 责任落实到人。

二是围绕一个中心。将调控一体化建设列入公司年度工作重点, 同步推进制度建设、硬件建设、队伍建设, 不断加大工作计划执行力度, 高效推进建设进度。同时科学倒排工期, 确保在项目建设的同时, 原系统稳定运行, 保障安全供电。

三是做好一套系统。充分利用调研成果, 针对现有调度中心、集控中心及电网现状, 结合地方负荷特点, 积极与设备厂家沟通交流, 主动参与系统方案设计, 确保新系统投运后充分适应地方电网特点和供电需求。

四是学好一门技术。先后组织专业人员到福建南安、晋江等率先建成调控一体化系统的供电企业参观考察, 认真学习先进管理模式和工作经验, 召开班组学习会、讨论会, 确保学习内容及时消化吸收。

五是打造一支队伍。认真研究新系统上线后的电网运行方式, 针对工作模式、工作平台的变化, 开展了6期调控一体化系统专业培训班, 对系统运维人员实施集中培训, 共计培训76人次, 迅速提升队伍素质, 确保专业队伍在系统投运前全面掌握各项业务应用技能。

六是邀请一批专家。在建设“调控一体化”系统过程中, 得到了省市公司领导和专家的高度关注和支持, 河南省电力公司、平顶山供电公司领导和专家在系统建设的各个阶段先后多次莅临郏县, 现场指导工作的开展, 提出意见和建议为我们圆满完成“调控一体化”建设目标提供了坚强后盾。

3 科学运行, “调控一体化”系统发挥显著效力

从10月份“调控一体化”系统运行以来的三个月时间里, 系统在减人增效、提高效率、精益管理等方面发挥了显著效力, 极大提高了郏县电网调度管控水平。

一是实现了调控管理的扁平化。“调控合一”的工作模式, 使调控员能够及时、全面的掌握电网运行情况, 调度可以早期发现异常, 有利于调度事故处理的判断和应急处置, 快速反应。有效地减少事故停电时间, 减少了电网运行管理的中间环节, 缩短了电网调度的业务流程。特别是调度五防系统的投入运行, 有效的预防了调控人员的误操作, 提升了安全运行水平。

二是实现了运行管理的集约化。在建设“调控一体化”过程中, 根据工作需要, 编制完善了调度规程、调度运行管理标准、调控中心工作标准、运维中心管理标准、运维中心工作标准等各项标准、制度。这些标准、制度的制定对调控中心日后的运行提供了制度保障。同时, 为了进一步提高运行管理水平, 针对调控管理中的重点、难点, 编制应急预案, 建立应急机制。在10月初组织开展“调控一体化”综合反事故演练, 有效提高了应急反应能力, 极大提高了电网安全运行监控质量和信息分析水平, 使电网监控和调控力度得以加强。

三是实现了工作职责专业化。“调控一体化”系统投入运行后, 调控、维护人员职责明确、分工具体, 有效提高了专业技能水平和工作效率。在实际工作中, 调控中心重点是履行郏县电网调度管理工作职责, 负责调度管辖范围内电网运行、操作、无人值守变电站运行监控、事故处理以及所辖各变电站事故处理工作。运维中心主要负责所辖各无人值班变电站的运行管理、设备巡视、日常维护、事故处理以及分解、执行调度命令, 必要情况下临时到变电站现场值班。这样一来, 两个机构分工更加明确, 职责更加清晰, 提高了专业化管理水平, 有效提高了调控管理工作水平。

四是实现了技术人员的统筹化。一方面, 能够解决调度人员缺乏的困难。实施“调控合一”的运行模式, 监控值班员经培训胜任调度员工作, 调度员经培训胜任监控工作, 有效地加强了电网调度的力量, 从而解决了调度员缺员的问题。另一方面, 减人增效效果显著。按照以往的管理模式, 公司9座35kV变电站由1个集控中心 (操作队) 担负运行维护工作。随着电网的发展, 当变电站数量超过10座时, 按照传统的“调度+集控中心”模式, 需要组建第二个集控中心 (操作队) ;增加一套监控设备及配套设备, 约需资金20万元左右。每个集控中心 (操作队) 需要20人, 共需要配备运行人员40人。按“调控合一”运行模式, 每个操作队仅需配14人, 加上监控人员4人, 共需配备32人, 减人效益为8人。按人均年收入4万元计算, 可减少人员开支32万元。

在下一步工作中, 郏县供电公司将继续加大工作力度, 加强变电站管理, 进一步完善调控一体化系统硬、软件建设, 提高人员技能, 提升调度、控制、运行工作水平, 确保电网安全运行, 为建设“一强三优”现代企业做出更大贡献。

摘要：2010年, 郏县供电公司紧紧围绕公司系统“三集五大”工作思路, 认真落实“改进和规范变电运行管理模式、实现精益化管理、标准化建设和集约化发展”的要求, 在原有“调度中心+集控中心”运行模式的基础上, 强力实施调控一体化建设。2010年10月27日, 全省首个县级供电企业调控一体化系统成功投运, 实现了调度控制合二为一的目的, 有效地推进了变电运行集中监控管理, 提升了调度运行工作水平。

电网调度管理一体化 篇11

关键词：电网事故回顾分析电网调度管理措施

为了满足市场的需求，电力体制改革的步伐不断加快，国家越来越重视电力行业的发展。电力行业逐步向商业化转型，电力市场也不断扩大，电网调度工作因此面临着巨大的挑战。近几年，无论是国内还是国外，电网事故发生频繁，这就需要行业管理者对历年来国内外典型的电网事故进行回顾与分析，了解事故产生的原因，根据实际情况采取有效地措施，保障我国电力行业的快速发展。

1 电网事故的回顾与分析

1.1 自然因素 强风、冰雹、地震、洪水、沙尘暴等天气都会不同程度上引发停电事故。笔者结合多年电网管理工作经验，对几种典型的自然因素对电网产生的影响做了简要介绍。2005年，江苏受大风灾害的影响，产生了严重的电网事故，对整个华东地区的供电状况造成了极大的困扰。风灾的表现形式主要有两种，一种是沿海地区的强台风，另一种是内陆地区的飓风、龙卷风。风灾危害主要表现为输电线路闪络、受雷击电网跳闸导致停电等。另外，风灾还会导致电网倒坍，对电网的正常运行也会产生严重的影响。2008年南方各大城市受严重雨雪天气的影响，国内电网出现严重的问题，冰雪灾害对电网的影响主要表现在：线路开关受冻、输电设备闪络、电线杆倒塌等；同一年，四川汶川发生严重地震，导致国家电网受到严重损害，地震对电网最大的影响是直接摧毁电网设备，导致大范围的电网事故。

1.2 人为因素 人为因素主要包括设备、网架、市场、技术等。2005年，新疆一地区电网受线路老化，导致严重的电网事故。电网设备的老化和质量问题对电网的安全工作会产生严重的威胁，受市场经济的影响，社会对电网设备的要求越来越高。2003年伦敦城市大规模停电，社会秩序受到严重的影响，伦敦出现电网事故的主要原因是操作人员错误地安装了保险丝，技术因素对电网的安全有较大的威胁。美国“8.14”大规模停电事故引发了世界对电网事故的广泛关注，电力市场仍然存在很大的缺陷，从而导致严重的电网事故。

2 电网调度管理的措施

2.1 完善电网结构 电网调度管理工作的首要任务是完善电网结构，目前，各地电网规模较大，因此，电网之间不能相互交接，不同电压的电网更加不能相交。上文中介绍的多种电网事故其电网结构均属于网络状，一旦某位置发生问题，其他环节就会产生连锁反应，造成严重的电网事故。

2.2 保持电力平衡 全国区域内的电网应该保持基本的电力平衡，保障同一电网内部的有功功率可以进行互相供应，无功功率在封网内保持电力平衡。如果某地区电网内的有功功率不平衡，电压就会明显下降，电网内部的整体频率和电压不会因此受到影响，但是该网络内的输电网络会出现较大的波动，对整个电网也会产生较大的影响。同一电网内，如果某环节电压不稳定、电力不足，应该快速将其负荷切断，保障电力平衡的同时，保障电网的安全。

2.3 运用自动减负荷系统 为完善电网调度管理工作，还应该运用自动减负荷系统，该系统不仅可以控制电力事故的规模，还可以保障电网的安全运行。电网事故通常是由输电线路承载过重的电荷产生的，为了保障供电的安全，调度管理人员通常运用事先准备好的电源增加电力，供电负荷保持不变，事故发生后，及时拉闸即可控制事故的影响范围。为了精准地判断事故发生的原因，在电网中安装自动减负荷系统，对输电网中超出的电荷进行自动削减，从而减少事故的发生。

2.4 电网调度管理与电网发展相适应 电网调度管理工作的范围较广泛，输电和配电等工作都包含在电网调度管理工作之内。目前，我国绝大部分地区的电网采用统一的调度方式，有些地域受人为因素和自然因素的影响，将多个独立的调度系统进行整合，完成电网调度管理工作。另外，受市场经济的影响，电网调度管理应与电网发展水平相适应，我国各地经济发展水平差距较大，电网调度管理工作必然存在较大的差异。

2.5 开发电网自动安全系统 随着电力行业的发展，电网越来越稳定，安全指数也越来越高，但是一旦出现事故，其解决措施就尤为复杂，开发电网安全系统是电力行业建设者的当务之急。目前，全球范围内比较完善的电网安全保障措施有电力系统稳定器、快速保护装置以及能量管理系统等。我国应该吸取国外电力系统的优势，研发具有本国特色的电网自动安全系统，保障电力行业安全快速地发展。

3 结束语

电网事故不仅会产生严重的经济损失，还会直接影响人们的正常生活，威胁到人们的生命安全。总结国内外电网事故，对其进行准确地分析，了解造成电网事故的自然因素和人为因素，针对具体问题采取行之有效的电网调度管理措施，如完善电网结构、保持电力平衡、运用自动减负荷系统以及开发电网自动安全系统等，有效控制电网事故的产生，保障电力行业的安全发展。

参考文献：

[1]伊华茂.电网事故的回顾与分析及对电网调度管理的建议[J].中国科技投资，2013(26).

[2]杨君圣，王明霞.浅析电网调度管理过程中事故报警的判断及处理举措[J].中国电子商务，2012(6).

[3]刘彬博.锦屏水电站施工供电电网调度管理论述[J].商情，2013(30).

电网调度管理一体化 篇12

1 电网概况

南通电网包括一市五县6个供电公司。截至到2010年12月,地区电网拥有20 kV及以上变电所227座(其中500 kV变电所2座,220 kV变电所26座,110 kV及以下变电所199座),2010年地区最高网供负荷为399.7万kW,最高用电负荷为412.3万kW。

南通电网光传输网络已经覆盖了全地区所有35 kV及以上变电站,网络结构分为汇聚层及接入层两层:汇聚层网络为市-县光传输网,接入层网络为城区光传输网及县域光传输网。其调度自动化主站原采用南瑞科技OPEN-3000 EMS系统,该系统于2006年5月投运,系统具备FES/SCADA/PAS/DTS等应用,共采集178个厂、站实时信息,系统接入厂站采用网络、专线通信方式,通信规约有104,101,CDT,DISA等。

2 系统模式

2.1 地调主系统建设模式

南通电网地县一体化调度自动化主系统结构如图1所示,系统的核心部分设置在南通地调,主系统结构与传统地调系统类似,但在具体配置上存在一定的差异,其建设规模与容量设计应能满足南通电网自动化数据采集与处理的10年发展要求。在传统模式基础上重点考虑了如下技术要求:网络配置需满足多个县调同时高速接入的要求;硬件配置需满足大数量存储和处理的容量及性能要求;软件配置需满足系统远程互联后的功能及性能要求[2]。

2.2 县调子系统建设模式

针对县调在电网规模、电网结构、技术力量、设备资源、管理等方面的特点和差异,启东、如皋、海安县调采用远程终端模式,如东、海门县调选用广域分布式采集模式建设。

2.2.1 远程终端模式

远程终端模式是最基本的接入模式,主系统设置在地调,县调只配置若干台远程工作站,远程终端的数量根据县调调度员席位、运行维护人员席位配置。远程终端模式结构如图2所示,系统结构简单清晰,硬件投资很少,软件实现相对方便,系统管理和维护也比较简单。该模式的县调不具备数据采集能力,一方面,随着县调规模的扩大或互联县调节点的增加将加重地调主系统数据采集的负担,导致系统性能降低;另一方面,县调系统运行的可靠性相对较低,在地调主系统异常或地县联网中断等故障情况下,县调系统将退出,影响县调监控。

2.2.2 广域分布式数据采集模式

广域分布式采集模式结构如图3所示,除配置各类工作站外,县调具备数据采集能力,还配置前置服务器及相关的采集装置,按就近采集的原则负责该县域内变电站的数据采集、汇总,再送至地调主系统的后台统一处理。该模式降低了地调主系统的采集负担,可扩展性较强,地调主系统的采集性能不会随县调规模的扩大或互联县调节点的增加而降低。在地调主系统异常或地县联网中断等故障导致的分区解列运行情况下,依赖2台数据采集服务器,县调子系统具备短期独立运行能力,实时监控功能仍可正常运行,可以将故障带来的影响降至最小。

2.3备用系统建设模式

考虑调度自动化系统在实际运行中的重要性,在海门县调建设了一套备用系统。备用系统用于电网模型、图形、参数、历史数据及核心文件的在线实时备份,以便灾难性事故发生时系统快速恢复和电网数据资源的保护。作为一体化调度自动化系统的热备用系统,具备主系统的全部功能。配置了备用数据库服务器、SCADA应用服务器、PAS应用服务器各1台,并通过网络方式独立采集完整的全网实时数据。

3 系统功能

系统实现了南通地调和5个县调所辖变电站支撑平台、广域分布式数据采集与监视、变电站集中监控中心应用、地县一体化PAS、地县一体化DTS、地县一体化电压无功优化控制(AVQC)等功能。

3.1 支撑平台功能

系统具有多层结构的支撑平台,为应用软件提供了统一、高可用率、容错的环境。支撑软件的功能包括集成总线层、数据总线层(包括实时数据库管理和商用关系型数据库管理)和公共服务层(包括人机界面、系统管理、报表管理、权限管理、告警服务、WEB服务、系统诊断等)。支撑平台提供标准的用户开发环境,包括如下子模块:数据库及其管理系统、网络管理、图形管理、系统管理、公共服务、WEB站点通信、报表系统及管理、开放和基于标准的软件开发接口。

(1)通信链路质量检测功能。系统主干网络的N-0.5通信链路质量检测方法主要针对广域网络中出现的链路半故障状态提出解决方案,在丢包率超过告警限值时向管理人员发出告警,提醒值班人员及时对链路进行切换。

(2)基于时标事件驱动和分区域数据拼接的多岛全息同步。当系统模型数据发生改变时,系统会自动记录时标,对相应的事件进行归档。同样在系统出现断网/恢复、解列/并列情况下,系统也会记录对应的事件,通过对历史的分析,可以萃取出在系统断网或者解列期间模型发生的变化,系统恢复正常后,就可根据归档记录进行模型的同步和恢复操作。

(3)基于网络监听和主动报告的广域远程互联主干网络非法节点入侵检测。地县一体化调度自动化系统是一个广域分布的实时应用系统。系统对于非法进入的节点进行实时报警,及时定位,保障了调度自动化系统内部网络的安全运行,有利于工作人员排查内部非法接入的问题。

3.2 广域分布式SCADA功能

广域分布式SCADA是架构在统一支撑平台上的具体应用,也是调度自动化系统的最基本应用,用于实现完整的、高性能的实时数据采集和监控功能。实际应用中主要实现以下功能:数据采集和处理、数据计算和统计考核、控制和调节、调度员操作、事件和告警处理、网络拓扑着色、事件追忆、事件顺序记录(SOE)及广域分布式数据采集。

为了确保图、模、库的正确性和一致性,系统管理上要求地县调需独立、互不干扰地维护各自区域的图形、模型等信息,通过责任区划分和权限配置等技术手段避免维护人员误改其他调度的图模数据,提升系统可用性。

3.3 变电站集中监控中心应用功能

变电站集中监控应用功能主要实现对厂站电气一次设备以及二次设备的集中监视和控制,适应变电站无人值班的需求。监控应用功能主要包括责任区管理、告警分层分类显示与辅助分析以及控制与调节等。

3.4 地县一体化PAS功能

电力应用软件是基于实时数据基础之上的高级分析、预测、仿真和闭环控制功能,主要包含:网络建模、实时序列、状态估计、调度员潮流、负荷预报、静态安全分析、无功电压优化、短路电流计算、网络等值接口、地县一体化电网模型及计算分析、分布式终端与多研究模式及一体化计算分区统计等功能。

3.5 地县一体化DTS功能

地县一体化系统中,DTS同时满足地调和县调的应用需求,支持面向地县一体化的完整电网模型,支持低电压等级的调度员培训仿真,能够正确仿真低电压等级的辐射型结构、不接地特性,以及低电压等级保护及自动装置的动作行为。

实现地、县调共享1套DTS软件和基于B/S模式的电网联合反事故演习,主要包含:电网仿真、教员控制、监控中心仿真、地县一体化联合演习、信息分层等功能。

3.6 地县一体化AVQC功能

AVQC根据数据采集系统采集到的遥测量、状态量、保护信号等,进行在线分析和计算,后通过计算机网络输出控制执行命令,自动或在人工监督模式下调节变压器分接头和投退电容器,使得输出电压以及无功功率在合格范围之内,以达到保证供电质量和减少网络损耗的目的。

AVQC功能支持站内平衡、区域平衡和全网平衡,并且留有对上级自动电压控制(AVC)系统的接口,主要包含:多模式监视、防护、计算的基本功能;闭环控制;协调安全策略;单变电站的电压无功控制模式;全局无功优化的模式;全局/单站结合模式等功能。

4 应用效果

4.1 实现信息资源共享

地县一体化调度自动化系统应用后,地、县调在统一、规范的管理和技术标准下,实现了资源共享。例如:地县之间不再需要数据转发就实现了所有数据的共享,节约了通信通道资源;数据、模型、参数、画面等的源端维护,全网共享,大幅提高应用分析结果的准确性,降低了系统维护工作量和运行维护成本。此外,系统在对外提供数据共享方面优势明显,大大减少了对外系统接口数量,能较好地适应生产经营对一次电网数据应用不断增加的需求,其可分可合的特点也大大减小区划调整、管理体制变革对电网生产控制的影响。

4.2 提高了运行监视水平

地县一体化调度自动化系统应用前,县调只在正常工作日的工作时间有人值班,且无运行监视系统,值班质量依赖于值班员人工巡视,存在假日、非工作时段覆盖盲点。尽管地调实行24 h值班,有专门运行监视系统,但值班员只能通过转发数据发现县域系统内的部分问题,大部分问题不能主动及时发现,缺陷往往只有在用户申报后才能处置,更不能对系统潜在问题(如数据库容量越限等)预警式发现、处理。地县一体化后实现了地区集中监视,大大提高了运行监视水平。

4.3 确保系统安全

为保证系统图、模、库及自动化系统维护的安全性,通过区域、厂站、节点之间的多重关联和级联组合关系,结合权限管理,可保证地县调分区维护的安全性和一致性。同时,通过全局模型同步的方式,各个区域维护的模型又能够在一体化系统中完全共享。既实现共享,又确保安全。

4.4 故障处理从容不迫

在县域子系统解列情况下,子系统前置服务器会自动启动SCADA应用,保证在极端情况下,可以继续实现监视和控制功能,系统监控功能不会丧失。子系统在系统解列期间可以作为独立的系统正常运行至少10 d以上,子系统在解列期间的实时告警、操作(告警抑制、置牌、封锁等)信息及采样数据解列恢复后能够完整地同步至主系统,确保系统功能的完备和数据的完整。

同时系统具备的网络管理、非法用户入侵检测、前置网络通道故障定位等功能,给运行维护带来了极大便利。

5 结束语

地县一体化调度自动化系统实现了地县两级调度软、硬件资源共享,减少对外系统接口数量,使县调系统应用功能和水平得到大幅度提升,其“容灾模式”为地区、县公司统一解决系统灾备问题提供了理想的解决方案。

摘要：介绍了南通电网地县一体化调度自动化系统的总体设计、建设模式以及功能特点。实际应用表明,该系统主要功能满足了地县两级调度日常运行维护的需要,为智能电网调度技术支持系统向地、县两级延伸进行了有益探索。

关键词：广域,分布式,地县一体化,调度自动化,系统

参考文献

[1]周京阳,于尔铿,吴津.能量管理系统(EMS).第3讲数据收集与监视(SCADA)[J].电力系统自动化,1997,21(3)73-76.