配电网调度（共12篇）
配电网调度 篇1
1 概述
在智能电网建设的大背景下, 电力系统的数字化及自动化技术得到了一定的提升。然而, 电网调度越来越频繁, 调度操作票制定越来越多, 调度员因专业技术、运行经验、外部环境等因素很难应对这日益变化的电网系统[1,2]。为满足电网的安全稳定运行, 电力生产和调度部门对电网调度操作票系统自动化、智能化和实用化的需求日益迫切。整个电网可分为主网和配电网, 主网的接线方式比较规范, 易于区分, 且每种接线方式内的设备连接可以采用不同的间隔结构来区分, 间隔内设备间的操作序列相对比较固定, 易于自动生成电气倒闸操作票, 自八十年代中期以来, 经过电网调度领域的研究人员和运行人员不断改进, 主网调度操作票智能生成系统已经日趋完善, 达到了实用化的水平[3,4,5]。而配电网 (文章中主要指10k V线路, 以下相同) 牵涉的人员广, 设备类型多样, 接线方式比较复杂、多变、不规范, 且每种接线方式内的设备连接错综复杂, 很难用固定的间隔结构来区分, 给配电网调度操作票智能生成系统的开发带来了很大的困难。文章针对配电网的上述特点, 借鉴主网调度操作票智能生成系统的开发模式, 将对配电网调度操作票智能生成的关键技术进行一些有益的探索并实现配电网调度操作票的智能生成。
2 关键技术
操作票的智能生成一般采用专家系统技术[6,7], 结合电网操作规则及经验构成的规则库和知识库, 开出符合电网操作规程的操作系列[8,9,10], 其中如何将知识库与规则库有机的结合起来, 是操作票智能生成的关键。知识库也可称事实库, 是基于电气一次接线图的设备基本信息和拓扑连接信息, 也包括设备运行的实时信息。构建知识库是整个操作票智能生成系统的基础, 文章把从一次接线图中归纳总结出符合电网操作规则的固定结构作为间隔知识的过程, 称为间隔分析;把从一次接线图中识别出设备的电流流向过程, 称为设备潮流方向的识别。
2.1 间隔分析
间隔是由若干相互关联的设备与设备之间的连接而组成的设备集合。在电网一次接线方式中, 一个标准的间隔一般由一个断路器、两个隔离开关及两个接地开关组成, 该类间隔在主网中比较常见, 在配电网中比较少见。尽管配电网结构及运行方式复杂多变, 还是存在一些其它固定的结构组合, 如柱上断路器与隔离开关、柜内负荷开关与接地开关、支路隔离开关与熔断丝等, 相应的间隔模型结构如图1所示。
配电网的接线方式错综复杂, 如链型接线、T型接线、辐射型接线、环网型接线、单环网接线、双环网接线、n供一备接线、多分段n联络型接线等, 每种接线方式中即使存在某些间隔结构, 但各间隔结构间没有明显的区分标志, 比如环网柜间联络间隔、馈线上分段器间隔等, 因此很难从配电网的一次接线图中识别出间隔结构来。针对配电网结构, 给出了如下三种区分间隔的方式:
(1) 常用间隔绘制:在一次接线图的绘制过程中, 采用固定间隔一次绘制的方式, 并保存相应的间隔信息; (2) 绘制间隔标志:在一次接线图绘制过程中, 在固定间隔间绘制间隔标志, 通过识别最近间隔标志来确定间隔结构; (3) 手动设置:开票前手动设置间隔结构。
前两种方式需要在一次接线图绘制过程中完成, 后一种方式在开票前按需设置即可。
配电网的设备类型多种多样, 如开关类型, 根据作用可分为断路器、负荷开关;根据功能可分为馈线开关、联络开关、分段开关、分支开关;根据电气端数可分为两端点开关、三端点开关、四端点开关。配电网主要由架空线路和电缆线路组成, 架空线路主要由柱上设备及架空线路段组成, 电缆线路主要由配电站房与电缆段组成, 其中配电站房包括环网柜、开关站、开闭所、配电房、分支箱等, 根据配电网线路组成将间隔分成两大类:站内间隔与架空间隔, 站内间隔分为站内开关间隔及站内母联间隔, 架空间隔分为架空联络间隔、架空分段间隔、架空分支间隔, 配电网间隔分类如图2所示。
2.2 潮流方向识别
据电网操作规则, 为进一步减少误操作、误调度的发生, 电气设备的倒闸操作需要按一定的顺序执行, 比如送电操作时, 应先合上电源侧隔离开关, 后合上负荷侧隔离开关;停电操作时, 应先拉开负荷侧隔离开关, 后拉开电源侧隔离开关。因此, 在操作票智能生成中需要考虑设备的潮流方向, 不同的潮流方向生成的操作系列不同, 如何识别设备的潮流方向也是操作票智能生成成败的关键之一。针对配电网的线路结构, 给出了如下三种识别设备潮流方向的方式:
(1) 基于数据采集和监控系统 (简称SCADA系统) 的实时潮流信息:从SCADA系统直接获取设备的潮流信息, 依据流经设备的电流正负判断设备潮流方向的正负; (2) 实时潮流计算分析:从SCA-DA系统获取潮流计算所需的设备信息及实时状态信息, 进行实时潮流计算, 根据潮流分析结果信息识别设备潮流方向; (3) 以供电电源的远近为依据:对单供电电源点的设备, 以距供电电源点最近端至远端为潮流正向, 反之为负向。对多供电电源点的环路设备, 在无法从SCADA系统获取潮流信息及不能进行实时潮流计算的情况下, 需结合配调人员的经验进行判断识别。
3 实现与应用
借鉴主网比较成熟的操作票智能生成系统实现方式, 文章的配电网线路调度票智能生成系统采用专家系统方式。知识库主要是设备的基本信息及来自SCADA系统的实时信息, 包括系统实时分析的间隔信息和潮流方向信息;规则库是从电网操作运行规程、操作规定和操作员运行经验中总结、归纳和提炼出来的规则信息, 其中最主要的是“五防”规则, 文章根据配电网实际运行的特点, 总结出设备调度状态规则、开关操作规则、操作任务匹配规则, 间隔模板规则;推理机制为正向推理, 采用产生式表示法, 根据配电网的设备类型及调度规程, 分为开关规则推理、负载规则推理、线段规则推理、母线规则推理。具体的专家系统实现结构如图3所示。
文章采用图形开票的方式, 整个操作系列的生成流程如图4所示。
基于公司现有的配网智能一体化综合防误系统, 间隔分析采用手动设置与自动分析相结合的方式, 潮流方向以母线流出或距物理连接电源点的近端至远端为正向, 在离线状态下, 以贵州六盘水配网一次接线图的“杨双III回”线路为例, 进行调度指令操作票开列, 如图5所示, 开列出符合电网操作规程的操作序列, 如图6所示。
4 结束语
配电网结构复杂多变, 配电管理水平滞后, 给配电网调度操作票生成系统的开发带来了不少难度。文章对配电网调度操作票智能生成的间隔分析、潮流方向识别等关键技术进行了有益的探讨, 并采用专家系统的方式实现了配电网调度操作票的智能生成, 便于辅助调度员减轻工作强度、提高工作效率, 有效防止误调度事故, 提升配电网安全管理水平。
摘要：配电网的接线方式越来越复杂, 调度操作票的制定越来越频繁, 调度员越来越难于掌控这日益复杂的配电网系统, 配电网的安全稳定运行问题显得日益严峻。文章针对配电网的上述特点, 探讨了配电网调度操作票智能生成的间隔分析、潮流方向识别等关键技术, 采用专家系统的方式实现了配电网调度操作票的智能生成, 便于辅助调度员减轻工作强度、提高工作效率, 有效防止误调度事故, 提升配电网安全管理水平。
关键词：配电网,智能生成,调度操作票,综合防误
参考文献
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配电网调度 篇2
概念：
微网是相对传统大电网的一个概念，系指多个分布式电源及其相关负载按照一定的拓扑结构组成的网络，并通过静态开关关联至常规电网。微网（micro-grid，microgrid），也译为微电网，是指由分布式电源、储能装置、能量转换装置、相关负荷和监控、保护装置汇集而成的小型发配电系统，是一个能够实现自我控制、保护和管理的自治系统，既可以与外部电网并网运行，也可以孤立运行。是智能电网的重要组成部分。
优势： 微电网，也被称为分布式能源孤岛系统，将发电机、负荷、储能装置及控制装置等系统地结合在一起，形成一个单一可控的单元，同时向用户供给电能和热能。微电网中的电源多为微电源，亦即含有电力电子界面的小型机组（小于100kW），包括微型燃气轮机，燃料电池、光伏电池以及超级电容、飞轮、蓄电池等储能装置。微电网接在用户侧，具有低成本、低电压、低污染等特点。微电网既可与大电网联网运行，也可在电网故障或需要时与主网断开单独运行。
微网具有双重角色。对于电网，微电网作为一个大小可以改变的智能负载，为本地电力系统提供了可调度负荷，可以在数秒内做出响应以满足系统需要，适时向大电网提供有力支撑；可以在维修系统同时不影响客户的负荷；可以减轻(延长)配电网更新换代，采用
IEE1547.4标准，指导分布式电源孤岛运行，能够消除某些特殊操作要求产生的技术阻碍。对于用户，微电网作为一个可定制的电源，可以满足用户多样化的需求，例如，增强局部供电可靠性，降低馈电损耗，支持当地电压，通过利用废热提高效率，提供电压下陷的校正，或作为不可中断电源服务等。
此外，紧紧围绕全系统能量需求的设计理念和向用户提供多样化电能质量的供电理念，是微电网的2个重要特征。在接入问题上，微电网的并网标准只针对微电网与大电网的公共连接点（PCC），而不针对各个具体的微电源。微电网不仅解决了分布式电源的大规模接入问题，充分发挥了分布式电源的各项优势，还为用户带来了其他多方面的效益。微网将从根本上改变传统的应对负荷增长的方式，在降低能耗、提高电力系统可靠性和灵活性等方面具有巨大潜力。
调度:
微电网的基本运行依靠各分布式电源控制器执行,但是仅依靠微源逆变器控制只能满足其局部的要求,在一些情况下需要中央管理单元从全局角度重新协调各微源逆变器工作状况,调整微电网达到新的稳态运行点。此时,中央管理单元协调控制微电源可以通过通讯技术来实现。
大电网的安全运行依赖于发电厂、各级调度中心、变电站等部门协作,需要大量人员不断制定计划、分析和管理运行状态,以维持其正常运行。而对微电网而言,从调度上来说,微电网通常是作为一个负荷在电网中存在,即使向大电网馈电,其馈电量也较小,通常不在电力部门调度范围之内。因此需要它作为一个独立的可控个体,在满足与大电网协议前提下能以自定义的运行规律独立运行;从经济上来说,如果需要人员维持运行的话,在微电网在大电网中渗透程度较高时,目前无人值守的配电网会需要大量的人员管理,不符合经济需要;从技术上
来说,微电网是基于电力电子装置的,本身具有相当的柔性和灵活性,设计很好的话,可以实现独立运行,只有在一些特殊的情况下需要管理人员介入干预。因此,从理论上说,微电网既需要也能够实现独立运行,但是它仍面临许多不同于大电网的新课题。
1微电网的控制
微电网的控制可分为局部的分布式电源控制和系统级的中央管理单元两部分。各分布式电源控制器主要负责共同维持微电网基本运行,根据指令调节潮流,调节接口电压,快速各自分担负荷等;中心管理系统主要负责提供系统运行的控制和协调。主要包括:自定义并选择运行模式;协调各逆变电源在不同模式下共同稳定工作;对微电网工作状况进行分析和监控,在必要情况下,干预并改变微电网运行,预防灾害发生;全局优化配置;与配电网管理系统DMS(Distribution Management System)交互等功能。因此微电网中心管理单元可看成是微电网的大脑,同时管理微电网内信息流和能量流,管理微电网对外即对大电网的特性和它的内部独立运行。
要实现微电网的独立运行,需要有一套从系统到各微源的完善的控制管理策略。但要建立这样一套控制管理策略,首先就要划分分布式电源控制和系统级的中央管理单元的各自功能,定义接口标准,以实现两者的协调。否则,会出现控制功能的重叠和冲突
定。这种接口的定义类似于计算机系统的即插即用的概念。在计算机系统里
统硬件上的BIOS(The Basic Input/Output System)通过查询连接到系统上的设备
次的系统配置后启动。这也需要设备都具有附加能力使BIOS识别。假如系统配置没有改变启动过程继续。否则,BIOS将会创建一个新的系统配置和描述以提供给操作系统
在扩展系统配置数据ESCD(The Extended System Configuration Data)。在启动以后
使用ESCD鉴别是何种设备连到计算机,并正确转换输入数据,做出相应的资源配置和数据输出决策。通过这样的策略,现代计算机系统可支持大部分设备热插拔和即插即用。这需要系统和设备之间有一个或几个标准化接口,如计算机的串口、并口和USB
我们也需要定义类似意义上的标准化接口,这也是微电网的控制管理的基础。
2微源通讯的必要性
当微电网没有出现故障和稳定问题时,则处于正常运行状态。通常微电网均运行在这种状态下。基本运行依靠各分布式电源控制器执行,但是仅依靠微源逆变器控制只能满足其局部的要求,不足以满足整个系统的要求,在一些情况下需要中央管理单元从全局角度重新协调各微源逆变器工作状况,调整微电网达到新的稳态运行点。这些情况包括以下几种情况
2.1负荷变化
在电网中,用电负荷随时都在变化,而且负荷的峰谷差通常相距较大。
需要调节各个发电单元的发电功率。但这种变化较小时,可以通过分布式发电单元自身的能力调节,当负荷变化范围较大时,只有通过管理系统改变分布式发电单元的运行设定点。
2.2全局优化
微电网内发电单元种类较多,可能包括风力发电、太阳能发电、微燃气轮机等。对一些电源,如微燃气轮机,要求运行在一定负载以上,需要避免在低负载条件下运行
条件下需要切除一些分布式电源。另一些电源受天气影响发电量不稳定,有功下垂曲线进行负荷均分。
另外,可再生能源如风电和太阳能都没有燃料消耗问题,一般应尽量使用可再生能源发出的电如果不能立即消耗则应转入储能单元。同时,对非可再生能源需要进行经济计算量避免负效益运行。
2.3安全配置
通常微电网内的一些变化可由分布式电源控制器调整单独完成调整适应
网来说,经常需要根据微电网运行的经济性、天气条件、稳定性等要求,从其中切除或重新并,使系统反而不稳,安装在核心系,并对比上一,并把它存储,操作系统 ,因此在低负载,但是对于微电，: ,-,其,尽口等。在微电网中针对这种负荷变化无法固定一条频率
入分布式电源,独立运行和联网运行的交替,网内联络开关的变化等结构性变化事件,一台分布式发电装置本身容量可能并不大,但是相对微电网来说,可能占到微电网总容量的很大一部分,这样的结构变化对微电网来说可看成是一个很大的扰动。对于这样的情况,希望微电网能够在大电网大扰动或是断供时,尽量维持全网安全运行,而不是黑启动或是切负荷。在独立运行时,尽量符合N-1甚至N-2规则。即当一台发电装置由于过载等原因被切除,储能备用和系统备用可以稳定整个微电网,不至于使一系列发电机被连锁切除,导致整个系统崩溃。因此,在系统处于潜在的不安全运行点时,尽管目前它仍处于稳定运行状态,仍需改变其运行点,防止大扰动出现后,系统完全崩溃。
中央管理单元协调控制微电源可以通过通讯技术来实现。传统专用电源(如应急和备用电源系统)与电力系统之间的关联性比较薄弱
提高,将微源单元与已有的电力设施进行互连
系统提供更多可能的服务
热电联产,将电力售与其他用户
3微电网调度的主要内容
微电网调度控制技术为微电网实现各种工况运行提供保障
(1)和中央管理单元
配电网调度 篇3
关键词：DMIS；配电网调度；实施要点
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）20-0064-01
在新时期的电力运行环境下，配电网调度工作具有重要的作用。通过在配电网调度中实施DMIS，可以减少电网中由于人为因素造成的问题出现，规范化了调度业务和具体的制度流程，促进了工作效率的提高。从近几年的时间应用状态来看，DMIS的应用从整体上提高了配电网调度的管理水平，实现了调度运行日志的电子化管理，对于电力企业来说，有着关键性作用。DMIS作为一种新型的系统，有着无可比拟的优势特点。
1 DMIS的综合分析
DMIS作为配电网调度业务处理与信息共享交流的平台，主要构成部分分为五大模块：系统管理、设备管理、调度日志、操作票管理以及定值单管理。DMIS在这些模块的支持下，可以实现配电网调度作业的无纸化、电子化的整体解决方案。它可以通过这五大模块的作用实现调度工作的效率提高，减轻工作人员的工作强度，真正的实现电网的安全可靠运行，增加从而电力企业的经济效益。一般来讲，它具有以下几方面特点：
①DMIS系统采用B/S结构，而且有先进的安全管理体系作支撑，可以充分的保证电力运行系统的稳定可靠。
②这种系统可以兼容多种软件和硬件，具有很高的开放性和可移植性的特点。
③DMIS系统的服务器较为人性化，它的人机界面十分友好，对系统后期的维护与使用有很大的便利性。
④DMIS系统的内部中五大模块的功能较为强大完善，在配电网调度中，可以给电力调度管理的信息化和网络化提供具有经济性和易行性的应对方案。
⑤这种新型系统在配电网调度工作的基本操作上提供了很大的便利性，实现了调度业务的管理程序化、信息交流的自动化以及信息发布的网络化、公文电力化以及远程办公操作的功能。
2 我国配电网调度工作的现状分析
2.1 配电网调度工作的不规范
配电网主要有主网和配网构成，主网和配网设置运行的调度模式运行时间较短，造成所制定的关于调度的规范操作不能直接作用于现场，增加了风险的产生。引起不规范操作的因素有很多，例如：配网中设备型号的纷繁复杂、设备的操作规范不一致、设备运行状态不清晰、配网中某些接线的不明确以及配网调度工作量的过大等，都会引起调度工作不规范操作现象。
2.2 技术水平不高
从目前我国的配电网运行现状分析来看，我国在技术上还存在着明显的不足，配电网自动化调度运行系统的施行时间较短，又没有专业的技术人才的技术支持，造成电网在运行时不能顺利进行。电力企业现在所使用的自动化调度系统硬件和软件之间存在着严重的不匹配现象，相应的技术标准达不到，这样在技术方面的缺失会造成误操作现象的频繁出现，给电力企业的配电网调度工作造成短板问题，影响了整体水平的提升。
2.3 缺乏强有力的制度建设
现代社会，市场竞争日益激烈，电力企业的竞争力提高涉及到诸多方面。在配电网的调度运行管理上，要实现其运行的自动化，就必须要有先进的技术支持以及相应的制度建设做保障，在经验的指导下开展工作。如果缺失了制度的保障作用，对于员工的岗位职责分工不明确，员工在工作时缺乏对制度规章的重视，没有积极的责任心，会给调度工作带来一系列的安全隐患。较为客观的来说，现阶段我国的电力调度运行制度还不够完善，在开展配电网调度运行工作时会出现一些严重事故，这会给员工的生命和财产带来严重的威胁。
2.4 没有高效的考核机制
电力企业中考核体系的建立健全可以给电力企业的管理者提供掌控调度运行决策的依据。一方面要根据电力企业的实际运营状况，把重视经济效益的提高与考核并行，现在很多电力企业在进行调度时，往往只注重眼前的经济利益，而忽视了对调度的管理，在企业的内部建设中对于考核体系没有形成完善的考核机制，不能够有效的体现配电网管理质量。虽然有的电力企业在调度方面已经制定有考核体系，但是考核的内容和具体项目较为狭窄，缺少执行的标准，也需要进一步的完善和健全。
3 DMIS系统在配电网调度中的实施
3.1 停电信息的公布
这一部分是配电网调度中的重要组成部分之一，一个显著作用就是可以给用户一种事前的停电准备，便于配网检修工作的顺利开展。根据我国《电力法》的规定：“因为供电设施检修、依法限电或者是用户违法等方面的原因，需要中止供电时，供电企业需要按照国家的规定事前通知用电用户。在DMIS系统的建立下，供电企业可以对用户的用电状况有一个详细的把握了解，对于需要中断供电服务的用户或企业，可以进行快速及时的反应，并且在事前的停电信息公布工作中，可以以一种透明、公开的形式让信息传达到所有部门，在计算机的支持下，可以建立一套有序的、系统的停电信息发布模式，能够及时采取正确有序的操作流程，确保停电信息发布的准确性和及时性。
3.2 停电信息的有效性
在DMIS系统中，对于停电信息的公布需要有一个健全的标准的工作制度做支持，在电力企业的正常服务体系中，要包含为用户提供供电信息、电费查询以及电费催收等的提示性服务，形成与用户之间的良性互动。从实际停电信息公布的工作来看，对于这方面的工作考核主要涉及到停电计划的审批、供电变更管理的规范、停电信息对外公布是否到位、停电时间是否合理以及对于用电用户的通知是否到位等，在现代智能化电网的发展下，配电网调度的建设逐渐呈现出信息化、数字化、自动化的特点，以用户为导向，在DMIS系统的运作下，为用电用户提供高质量的供电服务、故障检修以及停电服务等的服务体系，这样就可以提高停电信息发布的有效性，对用电用户的正常生活生产不会有太大的影响，需要供电企业依据于实际的工作需要，严肃停电信息发布工作。
3.3 操作票管理方面
这一部分的管理主要包括调度指令票管理和调度指令记录管理两部分。配电网的调度管理人员可以对调度指令票的新增、修改、删除、审核、执行、打印、查询等进行执行操作，要注意的是调度指令票的执行要在审核通过后方可，这也是为了增强调度指令票的安全性要求。
3.4 定值单管理方面
定值单管理主要由以下几方面构成：定值单导、定值单审批、制定执行单位、待执行定值单、执行定值单、定值单查询、调度指令记录管理等，实现定值单电子化管理。
4 结 语
在配电网调度工作中，DMIS系统是一种较为新颖并且具有高效作用的应用，在DMIS系统下，可以对配电网调度涉及的主要工作部分进行全面的覆盖和普及，把调度的业务和数据信息统一整合到一个平台中，建立一个专门的调度系统，其内部的五大模块相互关联，可以极大地减轻调度人员的工作强度，提高调度工作的整体效率和质量，有效解决存在的问题，推动配电网调度工作的稳定有序运行。
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配电网调度规范化管理研究 篇4
近年来, 随着云南电网规模不断扩大, 配电网也得到快速发展, 目前调度管理规范大多关注于主网, 对配网的调度管理研究较为欠缺。做好配网调度管理, 规范配网调度管理, 提高配网调度管理水平, 确保配电网安全、可靠运行, 成为电力行业当前急需解决的一个问题。研究配电网调度管理, 提高配网调度规范化管理水平, 成为当前调度管理需要进一步深入研究的工作。
配电网主要是指电网内6kV、10kV设备和为保证这些设备正常运行所需要的继电保护、自动装置、自动化系统、电力通信等二次设备构成的统一整体。配电网具有网架结构变化快、设备繁多等特点。以下通过配网调度管理模式研究、配电网调度操作指令票和配电网调度管理规程的编写, 对配网调度的规范化管理进行了探讨, 提出建议, 以实现调度业务的规范化管理, 达到提高电网调度管理水平的目的。
2 配网调度管理模式研究
2.1 配网调度管理现状
在调度管理中, 由于地调和配调的关注点、工作侧重点不同, 地、配调合一的模式存在着地调业务和配调业务相互影响的问题。
配网调度作为地区调度的下级调度机构, 在调度业务上服从地区调度的统一调度, 并在地区调度的统一领导下指挥管辖电网的运行、操作和事故处理。分离后的主网调度主要负责35kV及以上的电网调度, 配网调度主要负责10kV配网的调度管理。
2.2 配网调度管理模式
调度机构作为电网安全稳定运行的指挥中心, 涵盖了电力调度、运行方式、保护整定计算、调度自动化和电力通信等专业管理职能。根据专业化、流程化要求不同, 配网调度也可分为以下几种模式。
2.2.1 主网、配网调度分开
随着自动化设备和管理水平的不断完善和提高, 逐步将10kV控制权转移到配网是合适的, 这样可以使配网调度员更直接、更快捷的处理故障和异常, 实现全电网各级调度之间更协调的配合。
对于一些主网和配网结构复杂, 管辖设备范围较大, 调度业务工作量繁重的大型供电局, 宜采用主网调度和配网调度完全分开的模式。在地区供电局调度机构内分别设置主网调度和配网调度, 明确地区主网、配网调度管理界面, 根据管辖范围履行不同的调度管理职能。
部分供电局也可采用将配网设备划由市、县公司调度, 实现主网调度和配网调度分离。
2.2.2 主网、配网调度合一
对于电网结构简单, 基本没有配电网设备和配调业务的供电局, 则采取主网调度、配网调度合一的模式, 以节省人力资源。
3 配电网调度管理的建议
1) 明确主、配网调度管理模式, 进一步细化调度管理界面, 才能强化配网调度管理, 促进配电网的专业化管理。
主、配网分开有利于地区调度集中精力, 做好地区电网的运行分析和管理等工作, 也有利于配网调度的精细化管理, 全面促进地区电网的安全稳定运行。
2) 各供电局配电网规模、设备情况、人员配置、组织机构等不尽相同, 因可在规范中采取将条款划分为两类的做法。
一类为强制执行条款, 此类条款各供电局在配电网调度管理工作中必须严格执行;另一类为参照执行条款, 例如配电网调度管辖范围划分、调电操作等条款, 在配电网调度管理工作中不要求强制执行。各供电局应根据本单位实际情况自行制定发布配网调度管理规程。
3) 加强对配网图纸的管理, 做好图实相符工作。
通过完善管理制度和建立图纸管理系统等技术手段加强配网图纸管理。
4) 积极开展创新研究, 努力做好配电网调度的优化管理。
某供电局开展配电网转供电研究、合环调电研究, 实现10kV配电网转供电和合环调电的常态化应用及管理;通过10kV电缆—架空混合供电线路重合闸投切分析研究并实际应用, 大大提高了线路重合成功率;开展35kV及以下线路故障跳闸后快速送电的方式探索研究, 减少停电时间。同时针对不同用户用电需求, 探索配电网停电调电时间安排优化措施, 尽量减少配网调电对用户的影响。这些技术的创新研究及应用, 大大提高了工作效率, 减少了客户停电时间, 提高了供电可靠性。
5) 重视县级供电企业的调度规范化工作。
县级供电企业是配电网建设、调度运行管理的重要组成部分, 但目前县调配网调度管理普遍存在人员紧缺、专业管理不到位、技术支持系统缺乏等诸多问题, 只有解决县级供电企业的调度规范化管理这块短板, 才能全面提高云南配电网的调度管理水平。
4 结 论
综上所述, 配网调度规范化管理的应用研究应该得到关注。随着电网的快速发展和信息化水平的提高, 通过持续的建章立制和优化流程控制, 不断规范配网调度管理, 必将全面提高地区供电企业的调度管理水平, 为确保电网安全、稳定、优质运行提供坚实的基础。
摘要：介绍配电网调度管理模式研究、配电网调度操作指令票和配电网调度管理规程的编写等工作, 对配电网调度的规范化管理进行了分析研究, 提出了规范配电网调度管理的解决措施。
关键词：配网调度,规范化,管理研究
参考文献
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配电网优化规划 篇5
随着国民经济的飞速发展，电网为地区经济社会发展做出巨大贡献的同时，也暴露出供电能力不足、网架结构薄弱、可靠性有待提高、电网建设难度大等突出问题，对城市配电网进行科学合理的规划，以保证电网改造建设的合理性和电网运行的安全性和经济性，保证供电质量，是供电企业的重要职责。
配电网规划主要采用科学的方法确定规划区何时何地新建或改造电力设施，使得未来的电网能够满足：（1）符合的发展和各种电网技术的要求，安全可靠地为客户提供所需质量的电能；（2）能够满足城市建设规划的要求；（3）满足环保、美观等其他公众要求。在满足以上约束的基础上为企业谋求最大的经济效益和社会效益。
配电网的规划、改造重点是完善网架结构，并消除设备设施安全隐患，改造应从系统整体出发，综合考虑供电可靠性、电能质量、短路容量、保护配合、无功补偿及经济运行等因素，最大限度地解决实际运行中的问题。
城市配电网应有明确的目标网架，目标网架应结构坚强、经济可靠、合理简洁、行灵活，现状网架应按目标网架的要求进行改造。根据市中心区、市区等不同区域的负荷类型、预计负荷水平、供电可靠性要求和上级电网状况，合理选择适合本地区特点的10kV 配电网目标网架。
10kV 配电网目标网架应满足下列要求：
（1）接线规范合理、运行灵活，具备充足的供电能力、较强的负荷转供能力、以及对上级电网有一定的支撑能力；（2）能够适应各类用电负荷、分布式电源、电动汽车充电设施等新能源的增长与发展，适应负荷接入与业务扩充；（3）设备设施选型、安装安全可靠，具备较强的防护性能，有一定的抵御事故和自然灾害的能力；（4）线路设施及其结构便于开展带电作业；（5）保护配置、保护级数合理可靠；应根据城市发展规划和电网规划，结合分区具体地块的饱和负荷预测结果，预留目标网架的线路走廊路径及通道，以满足预期供电容量的增长。配电网规划的意义：(1)通过配电网的优化规划，可以降低系统的网络损耗，改善电网运行的经济效益；（2）科学合理地确定变电站容量和位置划分变电站供电范围，减少系统跨区交叉供电，有助于提高系统管理和运行效率；（3）配电网络的优化规划，可以大大提高系统的供电可靠性；（4）配电系统的优化规划是提高系统投资效益的最有效途径；（5）配电网络结构的合理性直接影响配电自动化设施的投资效益，配电系统规划是配电自动化实施的基础。规划人员的主要工作：
1、规划基础资料的收集和管理（日常工作）
规划人员与运行班组和专责加强沟通协调，收集运行需求，和线路基础资料(线路基础台账表、线路历年负荷数据表、电缆走向图、一次接线图)，为规划工作的开展提供第一手的资料。同时对线路走廊和通道情况进行常态化监控，掌握线路走廊和通道的使用情况，完善和更新地理接线图。根据地区经济的发展预测负荷发展趋势。针对各个地区的用电特性，组织开展配变台区典型日负荷实测工作，了解重点大用户和典型居民小区用电负荷特性，核实台区过载和低电压情况。
2、围绕优化配网结构和满足运行需求开展规划立项和项目优选排序工作 规划人员通过收集的第一手运行资料，进行重载、轻载线路分析，并形成分析报告，结合新投运的变电站及区域经济发展情况，针对当前存在的问题，召集相关部门、运行人员进行讨论，按照三个目标确定规划方案：一是优化配电网结构，二是平衡重载、轻载线路负荷（即解决正常运行方式下线路重载过载，异常运行方式下重载过载问题，重载过载线路与轻载线路负荷割接调整），三是对线路故障超过3次以上或运行状况恶劣的线路进行改造，对老旧线路及设备综合整治。根据线路问题的轻重缓急和变电站及相关工程的建设时序开展项目优选排序工作，并编制规划项目说明书。
3、按照省公司对城网项目投资的要求，以配电网运行单位在日常积累的丰富实践经验作为项目支撑依据，为项目立项的必要性提供充分的数据和图片等证据，确保90%以上的需求得到了省公司评审通过。（城网建设资金来源）
4、项目分包、可研编制及设计出图
根据项目的内容、地域和线路互联情况，对评审通过的项目进行分包。根据市局统一部署，配合设计单位开展项目的设计查勘工作（设计交底）。联合运行班组对项目涉及到的架空线路走向、电缆路径及通道情况、环网柜位置及间隔剩余情况、配变台区等逐点、逐线进行确认，涉及方案调整的项目，与运行、设计人员沟通、讨论，并提出优化方案。
5、主动作为，积极跟踪协调规划项目实施进度
城网项目实施周期较长，城网项目从规划到项目落地实施周期为1年左右（七个步骤：规划评估-项目优先排序-省公司审核立项-项目可研编制-设计查勘出图-施工招标-项目施工），项目实施过程中的可研、设计阶段是项目的第一个阶段，可研设计工作启动的时间及可研设计质量的好坏，直接影响到城网项目及时性、合理性、经济性、可实施性等等。设计的滞后影响工程项目的按时开展，从而使得项目的后续工作随之延后，无法在规定的时间内取得工程实效。需要规划人员主动作为，积极跟踪协调规划项目实施进度，确保各类项目的规划、可研、建设的一致性，保证项目建设的事实效果与规划目的一致。对运行的要求：
1、资料及时准确（补点需求 低压图纸 线路及设备台账、运行情况、故障分析报告及照片）
2、规范上报数据格式
规划表格内容繁复，填报内容各有需求，搜集表格内容，转换填报格式等耗费大量的人力物力，重复劳动量大。3、4、5、一次图的完善、图纸异动规划人员是否可以参与审核 电缆通道图的完善和更新
用户接入规划与总体网架结构规划冲突。
用户项目是长沙电网建设的主要投资来源之一，应该要服务长沙配电大局，但实际上用户项目存在主要以下问题：一是用户项目外线工程部分线路走向设计不合理，但设计单位是以用户规划方案为准，线路走向设计不能做修改，如修改线路走向需重新调整规划方案并重新走流程来实现；二是公专结合项目用户配变设计不合理，部分用户配变容量设计按照设计手册生搬硬套，配变容量配置不合理，采用800kVA以上大容量配变较多，小户型公寓楼、结构可改变的商住楼等建筑用途不限于居住的建筑物的配变容量配置较小，用户同时率系数取值不合理，造成后期配变过载，设备投运后运维过程中又因公用配电间空间不够造成增容困难。
配电网调度 篇6
关键词：配电网；配电线路；安全运行；管理；分析
中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）17-0095-02
配电网和配电线路在电力系统中占有重要的位置，尤其是它们决定了整个电网的安全，对国家社会以及各个单位、居民的用电产生深远影响。应重视配电网和配电线路的安装和维护，避免因为失误或者故障造成配电网或者配电线路出现损失或者带来危险。对于配电网和配电线路中的维修和运行管理等问题，下面重点进行分析。
1 配电网及配电线路目前存在的问题
①配电网的网络结构不尽合理造成这种现象的原因在于结构的设计不合理。随着我国的城市化进程加快，对于开关柜等设计时，配电网往往出现结构性不合理，很多地区都不同程度存在这种问题。而传统的开关柜在传动设计等结构上也不够合理，尤其是对于刀闸以及关闭等，运用的是同一套装置，如果长期的应用就会造成一系列问题。例如，在关闭相关电源时，通过维修过程中，在传动机构出现了新问题，给施工人员带来诸多问题。同时，由于自动化的水平不断进步，对于这些问题都采用远程控制的办法，如果在某个环节出现了失误，其后果将难以想象。
②配电网在分段断路器问题上的布置也有一定的问题，主要是分段断路器不够合理的设置，造成区域内出现设备故障，引发的这一设置出现了故障，且不断的使问题扩大化，造成电力系统的投资不断的增加，成为负担。
③变压器的分布位置不合理，是配电网中比较常见的问题。这种问题随处可见，在很多小区中的变压器都是在墙外设置，使的变压器距离楼房较远，增加了很多线损。
④同杆高压和低压出现交叉家问题，这种问题的出现，也造成不同的问题发生。有关维修人员和管理人员要避免让交叉式高压和低压杆交接和跨越。如果出现必须跨越或者比较特殊的情况，应另立新杆，也不可冒险交叉。如果在配点运行的过程中，需要对线路的故障进行必要的检修，需要将所有线路进行停工，这就给居民造成了很多麻烦。同时也给电力企业造成较多麻烦，影响电力企业的经济效益和社会效益。
⑤配电网的设备老化严重，有很多安全隐患，同时配电设备的稳定性大打折扣。其运行的效率和消耗能量非常高，已经跟不上目前的配电网现代化管理。例如，穿墙套管质量比较差，对于配电网中的老化绝缘子比较严重，以及各种穿墙套管也出现很多老化现象等。这些配电网的有关设备以及柱上的断路器等都比较落后，影响了配电网现代化，不利于远程控制，给有关电力维修人员和工作管理人员带来很多麻烦。
2 配电网和配电线路的安全运行管理分析
在配电网和配电线路的系统运行中，应加强对其巡查的力度，以及维护和施工等的安全和检修等制度建设。使得配电网和配电线路在运行管理上有规章制度可遵守，并进一步将配电线路的运行正常起来。在运行中的管理主要是对配电线路的质量，要对线路运行进行监督和管理，还要对作业做出相应的检查和分析，使得配电线路运行模式良好，控制系统正常运转。
在运行设备的管理上，要按照相关行业标准，对配电网和配电线路进行良好的维护，遵循安全第一的原则和预防为主的基本原则，同时还要在日常工作中做好线路的巡检工作，按照分地区的方式进行巡查和监督。专业电力维护人员要加强对配电网和配电线路的定期抽检，及时发现安全漏洞，排除安全隐患。要实行岗位负责制，把维护的责任落实到个人，对于各个线路进行科学的划分，确保配电线路的安全运行。
在长期设备的运行和维护时，要注意配电线路的运行荷载，及时对线路进行维护和保养。尤其是要注意线路运行的周边的环境情况和自然气候，同时还要注意到周边的地质条件，按照实际情况进行巡检和监督管理，重点把握安全细节，将配电线路的安全隐患逐个排除。
如果在配电网和配电线路的运行管理中，出现了过电压情况，要注意分析是由于雷电过电压还是铁磁谐振过电压情况。前者主要是因为在网络结构问题从而导致产生雷电袭击，若配电网本身的防雷水平不高，且没有完善的防雷措施，就容易产生高频率的雷击事故，在配电网和配电线路的安全运行中要切实加强这方面的管理。
3 配电网和配电线路在运行管理的措施
在线路运行过程中，主要是通过日常的维护管理，通过维修管理人员对设备的科学管理，加强对工作人员的安全意识和管理意识的培训，同时还要注重管理人员的风险意识培训，使他们认识到配电网和配电线路的重要性。在运行过程中，一旦出现线路问题，能够立即解决，妥善处理。在电力正常运行的过程中，如果出现系统故障，或者出现不明原因的故障，要坚决严格检查和监督管理，找到原因，解决故障。
通常情况下，产生电力事故的原因，大多是违规操作，工作人员要严格规范操作，按照相关工序和要求，降低电力线路运行中的故障率。
此外，还要时常对线路进行分析原因，对电力维修人员进行技术指导和考核，持证上岗。即通过一定的操作要求和标准之后，再上岗。要保证配电网和配电线路的安全运行，避免出现经验不丰富的工作人员操作运行管理。一旦出现经验不足，业务能力不强的工作人员进行违规操作，应严格处理相关工作人员。
要建立有效的设备记录管理制度，在配电网和配电线路的运行中出现的故障和缺陷，应随时做好记录，按照缺陷的程度做出划分，并提出相应的改善和优化措施。尤其是对于影响比较小的设备，可以报修在年度的检修计划中，使得维修资金得到有效的节约，实现高效且低成本的管理。
此外，还要建立健全线路安全运行的交接班管理制度，电力公司应着手建立健全交接班制度，严格执行值班的地点和程序，对交接班的方式和交接内容做出详细的记录和管理。在没有办理完毕的交接手续时，有关交接人员不可擅自离开岗位。巡检工作中要按照相关的制度，进行定期和特殊巡视，还要加强登杆检查，保证配电网和配电线路的运行安全。
4 结 语
现阶段，我国的配电网和配电线路还存在这样那样的问题，有关安全性的问题一点都不能松懈。应按照科学的方法，对配电网和配电线路进行安全管理和制度建设，从而提高配电网和配电线路的监督管理水平。保证线路的运行安全和可靠，将电力配电运行管理提高到新的层次，积极加强配电维修人员和工作管理人员的责任感，提高配电线路的管理水平。
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基于配电网调度自动化技术浅析 篇7
1 电网调度自动化技术的特征
众多的工程实践表明, 电网调度自动化技术应具有以下基本特征:
⑴该调度技术应能及时并精确地采集、检测和处理电网中各元件、局部或整个系统运行的实时信息;
⑵结合电网当时的实际运行状态和系统各元件的技术、经济等指标要求, 为调度人员做出准确的调节和控制的决策提供依据;
⑶能实现整个电力系统的综合协调, 使电网系统能安全可靠以及经济地运行, 同时还可以提供优质的供电;
⑷电网调度自动化技术可提高工作效率, 降低电力系统事故发生概率, 延长设备使用寿命, 能够保障电力系统的安全、可靠、经济运行, 尤其是可避免整个电网系统的崩溃和大面积停电等连锁性事故的发生。
2 电网调度自动化技术的应用
随着网络技术、计算机技术以及通讯技术的快速发展, 作为电网技术中最重要的技术之一的电网调度自动化技术同时在快速发展, 目前已研制出了多种电网调度自动化系统, 且都应用于实际工程当中。
2.1 电网调度自动化技术在我国的应用
我国应用的电网调度自动化系统主要采取RISC工作站和POSIX操作系统接口等国际公认标准, 所采用的电网调度自动化系统如下:
⑴CC-2000电网调度自动化系统。该系统作为中国电力科学研究院、东北电力集团公司以及清华大学共同研发的产品, 主要采用分布式结构设计和面向对象技术, 同时为了使应用软件提供透明的接口, 利用事件驱动和封装的思想。另外, CC-2000电网调度自动化系统把采集的实时数据处理后, 根据不同功能分布在ALPHA服务器和工作站节点上的分布式系统。因此, 即使个别节点出现故障也不会引起整个系统的正常运行。该电网调度自动化技术已具有成熟、可靠、实时性好、通用性等特点, 为我国的电力系统安全、可靠、经济运行提供了有效的保障。
⑵SD-6000能量管理系统。该系统为南京南瑞集团公司和淄博电业局联合研发, 具有统一支撑平台的开放式能力管理功能, 采用了超大规模的调度投影屏、调度电话自动拨号和气象卫星云图等新技术, 具有信息实时性、开放式、分布式和友好的人机界面等特点。SD-6000能量管理系统是当前国内技术先进、功能强大、成熟、可靠的分布式SCADA/EMS/DMS系统, 该技术主要应用在广东省调、北京地调、南京地调、郑州市供电局、海南省供电局等地。
⑶OPEN-2000能量管理系统。该技术是由南京南瑞集团开发的一套集监控和数据采集、电力系统应用软件、自动发电控制、配电管理系统以及调度员培训仿真系统等应用于一体, 具有开放型、分布式等特点, 适用于网、省调和大中型地调的新一代能量管理系统。该技术作为国内外技术先进、维护方便、适用面广、性能完善、稳定性高以及具有丰富工程经验的系统已成功应用于国调、广西区调、江苏省调、云南省调、重庆市调、上海市调以及南京、哈尔滨等省会城市在内的几十个大中地调中。
2.2 电网调度自动化技术在国外的应用
国外的电网调度自动化系统主要采用UNIX操作系统和国际公认的标准, 笔者总结主要有以下几种:
⑴西门子SPECTRUM系统。该技术作为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间的信息交换实现标准化开发, 同时其采用分布式组件、面向对象等技术, 广泛应用于配电公司、城市电力公司和工业用户。
⑵CAE系统。该技术采取64比特ALPHA工作站、客户I服务器体系结构和双以太网构成的EMS硬件平台, 同时采用分布式应用环境开发研制的, 集DAC、SYS、UI、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。
⑶VALMET系统。该技术用于多种硬件平台, 可连接SUN、IBM、ALPHA工作站;同时包括实时数据、历史数据和应用软件3个服务器。
⑷SPIDER系统。该技术是由ABB公司开发的, 采用分布式数据库和模块化结构, 可根据用户实际需求配置系统。它具有双位的遥信处理功能, 使状态信号稳定性好, 并有一套完整的维护工具。
3 电网调度自动化技术的发展趋势
随着通信技术、计算机技术、数据库技术等技术的快速发展, 结合笔者的实践与思考, 笔者认为电网调度自动化技术应朝着模块化、面向对象、开放化、可视化等方向发展。
⑴智能化调度技术。可以预测智能化调度将是未来电网系统发展的必然趋势, 该电网调度技术采用调度数据集成技术, 能及时有效地获取电力系统运行的实时信息, 有效地实现电网的实时监测和优化、预警和预防智能化控制、故障的智能判辨、故障的智能分析、故障的智能恢复等, 从而有效地实现全面、精细、及时、最优的电力系统运行与管理, 以达到电网系统的调度、运行和管理的智能化。
⑵可视化。随着计算机技术、图像处理技术等的发展, 可视化操作也是未来电网调度自动化发展的必然趋势之一。可视化的调度技术能把传统的用数字、文字、表格等方式表达的离线信息, 转换为通过先进的图形技术、显示技术表达的直观图形信息, 以便于调度人员对电力系统运行的监控, 对各种电网故障能更方便地做出准确的判断并采取合适的措施。
⑶模块化与分布式。电网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。其采用的组件技术应能实现真正的分布式体系结构。可以预见, 基于平台层解决数据交换的异构问题, 将是重要的电网调度自动化技术。
⑷电网调度综合自动化。通过全面建立电网调度数据库系统, 不仅能提高电网调度自动化的综合管理水平, 使电网系统达到最优化, 同时还可有效地避免电网系统出现大面积的停电事故, 提高电网系统的安全可靠性, 因此应建立并完善电气事故处理体系, 将事故停电时间降到最低, 减少各种不必要的影响。
⑸面向对象技术。电网调度自动化的作用就是为了能及时准确地获得电力系统运行的实时信息。而面向对象技术将是有效解决这个问题的技术, 该技术先进且遵循计算机辅助技术, 但该技术的实现有一定的难度。
⑹建立无人值守管理模式。建立无人值班综合监控系统, 能够对电网系统的运行状态进行实时监控、状态估计、安全性分析、负荷预测及远程调控等, 当系统出现故障时自动报警, 以便调度人员及时处理事故, 从而保证电力系统安全、可靠、经济运行, 实现无人值守调度管理方式, 减少值守人员, 提高工作效率。
结语
总之, 随着电力系统的不断进步, 电网调度自动化系统以IT技术的发展为基础, 会不断满足国际标准, 同时具备开发性与扩展性, 良好与国际接轨, 并且电网调度自动化系统也将日趋成熟完善, 系统可靠性也会越来越高。
摘要：随着电力系统技术和电网规模的不断发展, 电力系统的设计、运行、管理、维护的要求也越来越高, 要保证电力系统的安全、可靠、有序、经济运行, 作为电力系统设计人员必须及时学习并掌握先进的电网调度自动化技术以适应电力系统的发展。笔者介绍了电网调度自动化技术的基本特征, 结合电网调度实践经验, 阐述了电网调度自动化技术在国内外的应用现状, 并对今后电网调度自动化技术的发展趋势进行了展望。以供参考。
关键词：配电网,调度自动化技术,基本特征
参考文献
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配电网中调度自动化技术的应用 篇8
1 配电网调动自动化技术的基本特征
首先, 调度自动化技术能够准确有效的对电网中各元件或者是系统运行的实时信息进行采集、检测和处理, 提升配电网运行的稳定性。
其次, 调度自动化技术能通过与配电网运行中的实际状态以及各元件技术经济指标, 为电网调度和调解提供相对应的决策依据。
第三, 调度自动化技术通过对配电网故障预测和分析, 能有效的保证电力系统安全稳定运行, 在一定的程度上不仅降低了故障发生率, 还能提升配电技术人员工作效率。
2 配电网调度自动化技术存在的问题
2.1 管理体制问题
配电网调度自动化技术中的营销和生产是其所包含的两大专业知识, 但是在传统的管理方式下, 其只是简简单单的注重垂直专业管理, 并没有作出相应的保证分条块、分工协作的重要措施, 对设计过程中存在的轻管理、重系统等问题没有尽心有效的解决, 所以配电网调度自动化技术在配电应用中存在管理问题会对当前电力系统运行产生一定的阻碍性。
2.2 衔接问题
由于配电自动技术涉及到的范围较广, 就需要在满足当前系统要求和未来时间段内的企业发展需要的基础上, 从管理以及技术两方做好电力系统扩容以及功能完备工作。另一方面, 对功能扩展性较强的先进配电设备以及管理系统模块进行开发和利用, 在管理理念上一定要注重长远利益避免片面的追求眼前利益, 将全寿命周期的管理理念融入进来, 从而使电力企业对存在的利益问题进行权衡。
2.3 资源整合利用问题
由于当前电力企业所涉及到的资源多种多样, 所其各项资源尤其是信息资源的整合具有一定的工作难度, 再加上电力企业内部信息共享能力较差, 不能实现企业部门之间的信息互通, 长期发展下去造成配电网的管理混乱。另一方面, 电力企业在进行设备资产的管理过程中存在着盲目追求新设备的情况, 没有对当前系统操作情况以及运行进行有一个较为清楚的认知, 缺乏长远的考虑以及整体考虑。
3 配电网中调度自动化技术的应用
调度自动化技术融合了监控技术、检测技术等手段和方法, 实现了较为全面的配电网调度分配, 使其自动化价值得到了充分的体现。调度自动化技术在配电网中的应用, 主要体现在DTS、SCADA、AGC这几个系统模块中。
3.1 在DTS系统中的应用
调度自动化技术在配电网DTS系统中的应用主要体现在其能协助DTS系统构建出数字模型, 并通过将电力数据输入到系统中的方法, 对配电网的运行状态进行模拟分析, 从而为配电人员提供相应的调度依据。另一方面, 由于DTS系统本身具有的模拟和仿真特点, 在很大程度上也有利于配电网自动化发展。调度自动化技术在配电网DTS系统中的应用, 在有效完成了电网的调度监控与数据信息处理的基础上发挥出了DTS系统的自控能力, 使其更具实施管理的特性。
3.2 在SCADA系统中的应用
SCADA系统中的调度主站通过引入调度自动化技术, 提升了对于电力调度数据信息的收集能力。另外, SCADA系统所具有的监控作用, 能使调度主站在自动化运行的状态下迅速将调度指令下发送到相应的设备中去, 在调动自动化技术的作用下, 提升了该系统模块的整体自动化水平, 从而为配电网的高效调度能力提供有效的保障。
3.3 在AGC系统中的应用
作为配电网的重要组成部分, AGC主要是用于对自动发电部分的管理和控制, 而AVC则是用于控制最低电压, 其主要偏重于输电部分。AGC系统在调度自动化技术的指引下, 为配电网的安全稳定运行创造了良好的条件, 在提升系统运行效率以及控制能力的同时, 为配电网的智能化发展指明了方向。
3.4 配电网调度自动化技术在城网中的实际应用
某县城10KV馈路全长为31.28km, 一道街主干线全长为5.94km, 二道街主干线全长为2.01km, 二道街主干线与农网主干线同杆架设, 支线全长为23.33km。此县城的110KV变电站为二道街10KV主干线和10KV农网主干线供电, 两个电源点通过1个SF6开关和1个智能型真空开关作为运行分段点。此配电网结构单一, 线路故障排查难, 供电质量不高, 用户满意度较低。为提升供电效率, 采用配电网调度自动化技术对其改造。采用环网柜作为配电线路主设备, 农电架空线网则使用分段器、重合器、断路器、负荷开关等作为配电线路主设备, 配电终端采用TTU对线路开关、变压器的进行监控, 通信系统采用GPRS无线通信方式, 主站采用P/P-C/S-B/S一体化架构。改造完成一年来, 供电质量显著提升, 其中两次故障都及时找出原因并妥善处理, 未造成过高经济损失。
4 配电网中调度自动化技术的发展方向
根据当前我国电力企业发展状况以及调度自动化技术在配电网中的应用实际情况来看, 调度自动化技术在配电网中的发展应该是以数字化、信息化以及网络化为主要趋势的。首先是配电网中的各项系统模块在调度自动化技术的支持下向数字化迈进, 并在对涉及到的电力信息准确获取的过程中应用调度自动化技术进一步提升对配电网电力信息的处理速度以及处理水平, 保证各项电力信息的安全性和稳定性。其次配电网借助于调度自动化技术的网络化发展能力, 利用调度自动化技术的无人值班室大大缓解了配电网工作的工作压力并为配电网提供了融合的运行环境。所以综上所述, 调度自动化技术在配电系统中的应用体现出了数字化、信息化以及网络化的发展趋势。
参考文献
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配电网调度 篇9
随着我国经济不断发展,能源危机越来越严重,电力作为一种重要能源,在实际应用中显得尤为重要[1]。对配电网络进行优化调度,可以实现节能减排、科学规划配电网系统,因此配电网络优化调度研究是一个面临巨大挑战的课题[2]。
针对配电网优化调度问题,人们进行了广泛研究,当前配电网优化调度模型主要有:随机模型、智能优化模型等[3,4,5]。学者们综合考虑能耗、网损等因素设计了不同的配电网优化调度模型,获得了较好的配电网优化调度方案,实现了机组合理调度,节约了能耗,但由于他们考虑因素太少,应用范围受限[6];在此基础上,有学者将排放因素引入到配电网优化调度模型中[7],并通过权重因子实现目标函数转换,该模型理论上性能很好,但实现起来比较复杂,难以应用于具体的实践中[8];随后有学者提出了基于顶表法的配电网优化调度模型,该模型简单、易实现,然而忽略了安全约束条件,导致电网输电受阻的概率很高[9];文献[10,11]提出基于智能优化算法的配电网优化调度模型,但智能优化算法自身存在不足,导致配电网优化调度问题的求解效率低,无法获得全局最优方案。
为了获得理想的配电网优化调度方案,提出基于粒子群算法的配电网优化调度模型,首先设计了配电网优化调度问题的数学模型,然后采用粒子群优化算法找到最优解,实验结果表明,该模型可以实现配电网优化调度问题求解,可以实现高效节能,且求解的速度快。
1 配电网优化调度的数学模型
1.1 目标函数
从数学上理论分析,配电网优化调度是一种具有多个约束条件的目标优化问题,目标函数为:
式中:Pi,t表示第i台机组,t时间段的负荷;fi(Pi,t)表示第i台机组的发电量;Si,t为第i台机组,t时间段的能耗;Ii,t表示第i台机组,t时间段的工作状态;N表示机组集合。
第i台机组的发电量fi(Pi,t)为:
式中:Fi(Pi,t),Ei(Pi,t)表示能耗和排放量。
综合考虑机组的SO2与脱硫效率,权重fi的计算公式为:
式中:CS2C为SO2排放因子;Cη表示脱硫因子。
CS2C可以变换为:
式中:η为脱硫效率;ΔQ′coal为脱硫增加的能耗;PSO2表示单位脱硫电耗;ΔQSO2为脱硫后SO2减少量;qcoal表示单位发电能耗;qSO2表示SO2的单位排放量。
Cη可以表示为:
式中:为机组加权平均电价;P0为脱硫补偿电价。
1.2 约束条件
机组序列是配电网优化调度的核心,机组序列约束条件为:
式中:Iit,Ijt为机组i和j在第t时间的启停状态。
配电网优化调度的常规机组约束条件为:
式中:ΔT为调度时间间隔;Pi,t,max,Pi,t,min为机组i发功率的最大和最小值;Ti,on,Ti,off为机组i连续工作、停机的最小时间;Xi,t,on,Xi,t,off为t时刻的前续工作、停机时间。
正负机组旋转备用约束条件为:
式中:Dt为总负荷;r为备用率。
机组最大和最小出力约束条件为:
功率平衡和线路潮流约束条件分别为:
式中:Fl为功率l的最大值;pkt为负荷k在t时间内的功率;πil,πjl为机组i和j的功率转移因子。
2 粒子群算法
2.1 标准粒子群算法
粒子i的位置和速度、历史最好点分别为:,粒子群的最优位置为,速度和位置的变化方式为:
式中:ω表示惯性权值;c1和c2表示学习因子;r1和r2为[0,1]的伪随机数[12]。
2.2 粒子群算法的改进
ω影响粒子群优化算法的全局和局部搜索能力,全局搜索能力差,易出现“早熟”现象;局部搜索能力差,易陷入局部极值点,综合考虑全局和局部搜索能力,ω的值不能固定不变,应该是一种动态变化的方式,具体为:
式中:t为迭代次数;ωint和ωend分别为初始值和终值;Tmax为最大迭代次数。
设第T次和T-1次迭代的粒子群历史最优点分别为pg(T)和pg(T-1),它们的适应度值分别为F(pg(T))和F(pg(T-1)),由于F(pg(T))比F(pg(T-1))更优,则收敛速率因子ρ为:
ω和ρ之间的关系为:
从式(20)可知,在粒子群优化算法的工作早期,ρ值大,ω也大,那么全局搜索能力强,而且粒子多样性好;到了工作后期,收敛速度ρ趋于0,ω值小,出现“振荡收敛”现象,为了避免ω超出上界,对其进行硬阈值截断,具体为[13]:
采用Sphere和Rosenbrock函数对标准粒子群优化算法(PSO)和改进粒子群优化算法(IPSO)的优劣进行分析,结果见图1,可以发现相比于PSO,IPSO不仅获得更好的函数值搜索结果,而且搜索效率更高,从而可以更好地应用于配电网优化调度问题求解中。
3 粒子群算法的配电网优化调度模型
基于粒子群算法的配电网优化调度问题的求解过程如下:
(1)建立配电网优化调度问题的数学模型,设置约束条件;
(2)设置粒子群优化算法的参数,并初始化粒子群;
(3)计算粒子的适应度,并根据适应度值进行排序,确定个体和粒子群最优点Pi和Pg;
(4)估计惯性权值ω,并更新粒子的速度和位置;
(5)计算粒子适应度,并与Pi和Pg进行比较,并选择最优者作为当前Pi和Pg;
(6)判断终止条件,若满足,得到配电网优化调度的最优方案,不然继续返回步骤(4)继续执行。
基于粒子群算法的配电网优化调度问题求解流程如图2所示。
4 仿真测试与分析
为了分析粒子群优化算法的配电网优化调度模型(IPSO)的性能,选择遗传算法(GA)的配电网优化调度模型进行对比测试,从平均能耗和求解速度两个方面进行验证。两种模型的能耗如表1所示。从表1可以看出,IPSO的平均能耗要远远低于GA,这表明IPSO可以找到更优的配电网优化调度方案,节约了配电网系统能量消耗,节约了发电成本,带来了更大的经济效益,实际应用价值更高。
对于配电网优化调度目标函数,IPSO和GA的求解时间如图3所示,共进行了5次实验,从图3可知,IPSO的求解时间相对较少,对配电网优化调度目标函数的求解速度更快,这主要是因为PSO的收敛性能要优于GA,提高了配电网优化调度目标函数求解的效率。
5 结论
针对当前配电网优化调度求解过程存在的一些难题,提出了基于粒子群优化算法的配电网优化调度模型,综合考虑各种因素设计了目标函数,结果表明,可以快速、准确地找到配电网优化调度的最优方案,具有广泛的应用前景。
摘要：配电网优化调度可以为决策者提供有价值的信息,为了获得理想的配电网优化调度方案,提出基于粒子群算法的配电网优化调度模型。首先对配电网优化调度研究现状进行分析,指出当前模型的不足,并设计了配电网优化调度问题的目标函数和约束条件,然后采用粒子群优化算法模拟粒子群搜索过程找到最优方案,并对标准粒子群算法的不足进行了改进,最后采用配电网优化调度实验测试其有效性。结果表明,该模型可以快速、准确地找到配电网优化调度的最优方案,具有一定的实际应用价值。
配电网调度 篇10
为提高配电网故障抢修业务的时效性,确保抢修质量和效率,提高供电可靠性和服务水平[1],国家电网公司对配电网故障抢修业务模式进行了多次调整。从由地方供电分公司自行受理故障报修工单的业务模式,到95598坐席受理故障+远程工作站安排与跟踪工单+抢修班组处理工单的抢修业务协同工作模式,再到95598坐席集中受理故障+配电网故障抢修指挥中心统一安排与跟踪工单+抢修班组处理工单的抢修业务统一协同工作模式,从而全面实现了配电网故障抢修业务集中统一协调管理,有效地提升了供电可靠性与客户服务水平。
随着国家电网公司“三集五大”的实施,在“大营销”、“大检修”、“大运行”的运作模式下,现有的配电网故障抢修工作由客户服务中心、配电网调度中心、配电运维班组共同协作完成。虽然“SG186”营销管理系统实现了配电网故障报修业务的集中统一管理与跨部门协同工作,并且正在上线推广故障抢修与非紧急业务移动作业平台,但都是对故障事后业务处理的管理,不能对配电网故障进行专家研判,快速定位故障并分析产生的原因与影响,无法实现对配电网故障的专家指挥功能与配电网调度抢修一体化管理。因此,对配电网故障机理进行分析,在电力调度控制中心内开展配电网故障研判分析信息化研究,构建配电网故障研判系统,具有非常重要的实际意义。根据配电网抢修指挥业务特点及配电网调度信息化的建设经验,配电网故障研判系统主要有以下几种构建模式。
1)独立模式:指独立于其他系统自行建设的模式。其优势是能够独立部署,不受其他系统干扰;其缺点是投资较大,所需要开发的接口多,工作量大, 较难与配电网调度日常管理系统进行一体化融合。
2)基于配电 管理系统 (DMS)建设模式:在DMS中扩增配电网故障研判功能。这种模式具有能够获取配电网运行状态实时数据等优点,但与Ⅳ区的地理信息系统(GIS)、营销管理系统等进行数据交换存在非常大的困难,所需接口众多,基础数据、抢修指挥数据与配电网调度管理系统无法紧密集成。虽然通过将配电网故障研判分析模块部署在 Ⅲ区配电网自动化系统镜像库上,能有效解决与Ⅳ区系统进行数据交换问题,但相当于在Ⅲ区多部署了一套独立系统,配电网自动化系统的独立性会大幅降低。
另外,由于配电网自动化系统建设费用高,目前只有少数配电网配置了配电网自动化系统。因此, 此模式一时还不能推广。
3)基于调度运行管理系统(OMS)建设模式:在OMS中扩增配电网故障研判功能。此模式不仅可充分共享OMS的基础数据、电网模型数据、电网运行实时数据及营配融合等数据,共用OMS与生产管理系统(PMS)、GIS、营销系统、DMS和能量管理系统(EMS)等系统的接口,避免接口重复开发,减少数据维护;而且能够直接继承智能电网调度控制系统的技术体系及其成果,实现配电网多种业务的协同,并能够将配电网调度值班、配电网停电计划、配电网停电操作与配电网抢修指挥业务进行充分融合。另外,该模式实现较为方便,费用较低,不影响其他系统的安全性。OMS建设基础好,便于推广。
综上所述,在现有配电网抢修、调度业务模式及国家电网公司信息化水平下,基于OMS实现配电网故障研判功能的模式,是一种最佳的技术途径。对支撑配电网故障抢修指挥工作,实现配电网故障快速主动抢修、配电网调度抢修一体化管理具有积极意义。
1 基于 OMS的配电网故障研判系统原理
配电网故障研判系统依托电网拓扑、站—线—配变—用户信息、出线开关动作、配电线路开关动作、配电变压器测量值和故障指示器测量值等信息对故 障进行研判。运行原理如图1所示。
2 总体设计
OMS是地县调控中心在安全Ⅲ区的唯一管理类应用系统,主要包括主网调度运行管理子系统和配电网调度管理子系统[2]。配电网故障研判功能是配电网调度管理子系统的一个重要组成部分,它共享智能电网调度控制系统基础平台(简称“D5000平台”)、OMS基础数据及相关接口数据,实现对配电网故障的研判与可视化定位功能。系统的总体架构如图2所示。图中:TMS为通信管理系统;ERP为企业资源计划。
在OMS中开展配电网故障研判系统建设,将继承智能电网调度控制系统技术体系及现有成果, 充分利用OMS基础数据与电网实时数据,实现配电网故障集管理、停电事件关联分析、配电网故障位置研判、图形化定位及停电影响分析等功能,为配电网抢修指挥与配电网调度管理提供辅助决策支持。
3 关键技术
3.1 配电网图模图数一体化
无论是配电网故障研判分析,还是配电网检修与操作等日常调度管理,都需要以配电网图模图数一体化技术为基础[3],支撑配电网调度与抢修指挥业务的图形化操作。基于OMS建设配电网故障研判系统,其所实现的配电网图模图数可以共享,避免基础数据的重复建设。
系统以IEC 61970/IEC 61968为标准,结合国家电网基础数据规范,建立配电网的基础数据模型、拓扑关系、地理图模型、单线图(系统图)模型,实现图模图数一体化。配电网基础数据模型的主要内容包括:源端变电站、配电馈线、分段线路、柱上配电设备(如柱上变压器、柱上断路器、柱上隔离开关等)、配电站房、站房设备(如站内配电变压器等)、配电低压线路、用户接入点、台区营配关联、供电用户等数据模型。配电网拓扑关系是指建立源端变电站—配电馈线—分接开关—分段线路—配电变压 器—低压线路—用户接入 点—供电用户 的电网拓 扑网络关 系。配电网地理图模型则由于GIS已实现图形与PMS的统一可以直接调用;在没有建设GIS的县公司, 仍需要基于配电网单线图(系统图)进行配电网故障研判与配电网操作。
随着营配融合及PMS2.0与OMS2.0数据共享与业务协同工作的开展,配电网统一基础数据、拓扑关系、地理图的获取 与建立都 较易实现,但GIS并没有覆盖全部县公司,因此,还需要配电网图形平台作为技术支撑。
配电网图形平台提供的配电网图形建模工具不仅可以根据PMS中配电网设备拓扑逻辑自动生成配电网单线图、快速拼接配电网系统图,而且提供Web图形应用服务,真正实现配电网图模图数一体化。
3.2 相关信息系统集成
为实现图形化配电网调度日常管理、故障研判与抢修指挥功能,OMS不仅需要实现与调度控制机构外部的PMS、GIS、营销系统、95598、用电采集系统、故障指示定位系统等系统的数据接口,还需要通过D5000平台实现从EMS和DMS等系统的数据接入。具体的 系统集成 架构如图3所示。图中: PDA为个人数字设备;CIM/E为电网通用模型描述规范;CIM/G为电力系统图形描述规范;ESB为信息服务总线。具体接口方式为:1与PMS接口: 通过数据交换平台E语言实现与PMS的主网设备及配电网设备数据交换;2与GIS接口:通过ESB调用GIS服务实现 配电网故 障定位、停电 路径分析、配电网挂拆牌操作、图形定位等功能;3与营销系统接口:通过数据中心获取营销系统配电变压器、台区、供电电源点、客户信息及营配融合信息;4与95598接口:通过ESB触发接口服务,实时将95598故障工单信息传送到OMS;5与用电采集接口:通过ESB调用配电变压器与用户表计数据召测服务, 获取配电变压器与用户表计的实时电流、电压、有功功率和无功功率;6与故障指示定位系统接口:通过外网数据交换 平台,将故障指 示采集数 据传送到OMS;7与EMS和DMS接口:基于D5000平台从EMS和DMS实时获取故障跳闸信息、开关变位及遥测信息。
基于D5000平台建设 的OMS,能有效地 从EMS和DMS中获取实时数据,且与PMS、电能质量、电压监测等调度机构外系统实现数据共享与业务协同工作。因此,在OMS中实现配电网故障研判,系统集成性强,工作量小,且易实现。
3.3 配电网故障辅助研判
OMS中的故障研判功能综合利用EMS、配电自动化、配电网故障指示器定位、用户报修、配电变压器停电、低压用户电表召测和营配调设备融合等信息,基于GIS或配电网单线图(系统图),通过配电网故障归集并单、停电事件关联分析、专家研判等手段,实现配电网故障类型、现象与位置研判,图形化定位与停电影响分析等功能,协助调度部门快速定位故障点,缩短故障查找时间,提高故障抢修效率。
1)配电网故障归集并单
配电网故障归集并单是指系统根据配电网供电路径拓扑,按照一定规则,将新接收的故障信息自动合并到一个故障集,即将同一故障点或者某一范围内的停电事件并为一个集。比如:同时从EMS中收到10kV馈线故障跳闸信息,从故障指示系统或配电网自 动化系统 接收到10kV线路故障,从95598接收到低 压报修工 单时,系统首先 将同一10kV馈线的故障合并为一个集;根据用户的报修户号,确定该用户是中压用户或低压用户以及设备的编号,自动分析该用户的供电路径,并根据分析出的供电路径将停电事件归集到相同的10kV馈线与供电电源点中。通过配电网故障归集并单,可将新接收的故障工单与故障集进行匹配,如发现存在相同集合,则可以不派单,这样不仅能有效地进行故障点位置的辅 助判断,而且能有 效地避免 重复派工[4]。
2)故障位置研判
故障位置研判是指对于已经核实但未安排的停电故障集,系统基于配电网网络结构、站线变用户关系,结合配电自动化实时信息、故障指示器实时 信息、配电变压器召测信息、用户召测信息,通过逻辑计算,分析出大概的故障类型、故障点位置、故障设备、故障原因,并在GIS或配电网单线图(系统图) 中进行定位的功能。配电网网络拓扑如图4所示。
当故障集中只有10kV馈线跳闸信息,则只能判断为主线停电;当故障集中既有10kV馈线故障跳闸信息,又有故障指示器故障电流信息时,则可以根据“过流速断法”来判断短路故障[5]、根据“小波变换法”来分析接地故障[6],快速定位出本故障发生的线段与杆塔位置;并召测下属某几个配电变压器的负荷,以其是否停电来佐证;当既有10kV馈线故障跳闸信息,又有来自DMS的故障开关信息时,则可快速定位本故障发生的线段及开关位置,并召测下属某几个配电变压器的负荷,以其是否停电来佐证;当既有10kV馈线故障跳闸信息,又有低压线路故障信息时,先通过用户编号向上追溯到其供电的配电变压器,再召测本配电变压器及相邻的配电变压器的负荷、本用户的负荷,以其是否停电来判断是否为馈线停电,还是本配电变压器停电,抑或是低压线路故障或户内故障。在进行故障位置研判时, 也可以判断出本故障类型是中压故障还是低压故障,本故障现象是单户停电还是多户停电,本故障原因是计划停电还是上级停电影响等。在故障位置确定后,可以通过GIS配电网地理图、配电网单线图 (系统图)进行直观快速定位,指导抢修班组进行抢修,缩短故障查找时间,提高故障抢修效率。
3)停电影响分析
供电路径表示从电源点到负荷之间的电力设备的隶属关系。基于配电网统一基础数据模型,可以快速分析出本故障下游可能的停电相关设备及区 域,并统计出停电影响设备、停电用户数,且能区分出低压用户、中压用户,识别出重要用户。同时,结合GIS或配电网单线图(系统图),可以清晰地定位展示出从电源点到用户路径中的全部关联设备[7,8]。
3.4 配电网调度与抢修指挥业务的融合
目前,电力调度控制中心的配电网调度值班与配电网抢修值班有分开办公与合署办公两种模式。无论是哪种工作模式,在OMS中建设了配电网故障研判系统后,都能实现配电网调度与抢修业务的无缝融合。首先,配电网故障抢修指挥需要排班值班,可以共用配调值班台来安排抢修值班工作,登记值班日志,并直接查阅配调日志;其次,可以直接调阅配电网调度的保电任务信息、配电网检修计划信息来辅助研判;第三,可以进行抢修票的许可操作或查阅抢修票许可情况;第四,抢修工作需调整运行方式时,可以直接开具配电网操作票或查阅配电网操作票开具情况;第五,可以基于配电网故障任务,管理本工作任务所开具的抢修票、停电操作票、送电操作票及其运 行方式调 整日志等 内容,实现场景 式管理。
4 功能实现
基于OMS的配电网故障研判系统,建立了适合配电网调度应用的配电网基础模型、配电网单线图(系统图)、配电网地理接线图,实现了图模图数的一体化;多源采集了PMS、营销系统、用 电采集系 统、故障指示定位系统、DMS、EMS等系统中配用电系统运行异常、停电事件相关信息;应用GIS与配电网单线图(系统图)设备拓扑关系及配用电运行数据,不仅实现了多种故障辅助研判功能,而且实现了配电网调度管理、抢修指挥业务的无缝融合,服务配电网抢修指挥班、配电网调度班组的故障研判、抢修指挥 与配电网 调度管理。 例如,2014年6月25日09:27,95598坐席接到用户投诉船山路直冲巷多户停电,在营销系统中受理并派发至OMS进行故障研判,见附录图A图A1,通过该配电网故障研判功能指挥抢修班组及时赶赴故障现场进行抢修。
通过配电网故障研判功能,首先会对新故障进行故障集合并,然后自动在3min内研判出配电网故障是主线故障、支线故障、配变故障、低压线路故障还是户表故障,并在GIS地图中进行定位,指导抢修人员定点抢修;相比传统的到达现场先进行故障巡线再进行故障抢修而至少需耗时45min以上的模式,此功能减少了重复派单,提高了抢修效率, 缩短了故障抢修时间,提高了供电可靠性与客户满意度。
5 结语
基于OMS实现的配电网故障研判功能,不仅能有效支撑配电网故障快速主动抢修,而且使配电网调度与抢修指挥业务达到了无缝融合。配电网故障研判的应用,大幅缩短了故障查找时间,提高了故障抢修效率和供电可靠性。
附录见本 刊网络版 (http://www.aeps-info. com/aeps/ch/index.aspx)。
摘要：对于在电力调度控制中心内进行配电网故障研判系统建设的问题,讨论了多种方案,分析了各自的优缺点,提出了基于调度运行管理系统(OMS)建设配电网故障研判系统的方案。该方案在与其他系统共享数据的基础上,根据配电网实时状态,采用归集方法,实现了故障诊断及定位。为实现此方案,研究了图模图数一体化、配电网故障辅助研判等关键技术,并进行了总体设计。实践证明,该方案不仅能有效支撑配电网故障诊断,还可实现配电网调度与抢修指挥业务的良好融合。
配电网调度 篇11
关键词：10 kV配电网线路;变配电安装技术;措施;运行效果;变压器
中图分类号：TM64 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）26-0110-02
当前人们生产生活中对于电力的应用程度较高，对于电力的要求也在逐渐的提升。保证电力运行安全，提高供电质量，是电力运行过程中的重要工作目标。10 kV配电网线路在日常的使用当中，直接面向众多客户，为人们提供了最为直接的服务。10 kV配电网线路变配电安装技术，能够有效保护电力，保障电力运行安全，是电力系统良好运行的重要基础，对于人们正常使用电力进行生产生活具有重要意义。想要保证10 kV配电网络的运行安全，需要有效安装10 kV配电网线路变配电技术。
1 变压器的安装
变压器是10 kV配电网线路中的重要设备，对于配电网线路的正常运行具有十分重要的意义，它的安装将会直接影响到10 kV配电网线路的实际使用效果。根据变压器的容量选择不同的安装方法，在进行具体安装的过程中，需要先进行分析，针对一些容量较小的可以进行整体安装，而如果是容量较大的变压器则需要进行相应的解体，将其置于施工现场之后再重新安装。
1.1 变压器的运输
在对变压器进行安装时，需要注意到一定的问题，主要是变压器的搬运。在搬运变压器时，需要将对搬运路径进行全面了解，并对运输车厢进行处理。
搬运变压器的过程中，需要对变压器进行起吊，在起吊时，需要对变压器的油箱顶部进行控制，用绳索套住油箱壁的吊耳，在将其吊起来一部分之后，还需要暂停一会，确定不会有损害情况发生之后，在继续进行起吊工作。在运输车厢之中设立相应的枕木，并用绳索进行固定，从而能够有效避免颠簸。控制车速，减少变压器的滑动情况[1]。
1.2 具体的安装措施
变压器的安装需要遵循一定的顺序，严格按照相关的程序和标准进行。明确变压器各个设备的安装位置，将变压器的入室方向进行确定，将三步塔和吊链，设置出良好的临时轨道，并在吊链的作用下，将变压器推送到当前的变压室内，进行下一步的具体操作。
在室内进行变压器的调度是较为困难的，因而需要事先确定好具体的安装位置，按照安装图纸进行变压器的推进，变压器和墙体的距离。变压器的推进需要按照一定的顺序，宽面推进保证低压侧在外，而窄面推进时则需要油枕侧朝外。选择合适的地下材料，是有效减少地线被腐蚀问题发生的良好前提。变压器的顶部施工，需要使用梯子，当安装工作完成之后，还需要进行相应的调试工作，主要是针对变压器的引线、接地线、油浸变压器和变压器油系统的油门进行全面检查，保证这些部位都能够正常运行。变压器的安装图，如图1所示。
2 配电柜的安装
在10 kV配电网线路系统中发挥重要作用的另一设备就是配电柜。配电柜按照规格进行区分，通常有高压配电柜和低压配电柜两种，高压配电柜是实际运用过程中的常用设备，能够有效的接收和分配电能。配电柜的安装措施主要有以下方面。
2.1 基础型钢的埋设
配电柜在进行整体安装工作之前，需要进行一定的准备工作，主要是埋设基础型钢。确定型钢中心线，是埋设型钢的核心工作之一。明确型钢中心线之后，按照设计图纸的要求进行安装。设计图纸中对基础型钢的埋设有详细规定，按照标准进行安装，能够保证安装的高度符合要求，同时还能够继续进行下一步的标记工作，并且做好固定施工[2]。
2.2 配电柜的搬运和检测
与变压器相似，配电柜同样需要进行搬运，在搬运配电柜的过程中，需要选择一个良好的天气，避免在阴雨天进行搬运施工，这样能够有效避免配电柜遭到潮湿等问题的影响。同时因为配电柜的中心部位较高，在进行搬运的过程中，一定要秉承着平稳的原则。
如果运输条件较为简陋，可以对一些重要且易受损害的部件进行拆卸，单独进行装运。配电柜运输到现场之后，还需要进行检查，主要针对配电柜的型号和规格。配电柜的附属设施和文件都需要保持良好的完整性[3]。
2.3 安装过程中的具体步骤
配电柜在进行安装之前，需保证型钢混凝土的浇筑工作已经完成。配电柜的安装需要按照图纸要求进行，针对其中出现的和实际状况不一致的问题，要及时进行对照，找到合适的解决办法。
将第一个配电柜的位置作为标准，进行后续的安装，如果后期配电柜的安装位置不够合适，可以进行相应的微调，直到达到整齐排列、均匀适中的效果。配电柜需要使用螺栓进行固定，如果现场环境不适合使用螺栓的时候，则采用焊接的方法[4]。
3 附属设备的安装
10 kV配电网线路变配电安装技术涉及到多个机械设备的安装，除却变压器和配电柜等基础设施以外，还有一些附属设备的安装需要给予充分重视。
10 kV配电网线路的安装中，主要的附属设备主要包括吸湿器、接地装置、避雷以及一些导线。接地装置在配电网线路的安装中需要引起注意，重点是需要保证底线系统、配电网的外壳、变压器的低压侧接地电以及高压侧的避雷装置之间进行有效的连接，从而有效保证10 kV配电网线路设备的正常安装。
吸湿器能够有效过滤空气，为变压器的储油柜之中提供大量的控制，在进行吸湿器的安装时，需要使用橡胶垫，但是在实际的运作过程中，则需要将橡胶垫进行去除[5]。避雷装置是保证配电网线路顺利发挥功能的重要措施，能够将变压器遭受雷击的概率进行有效降低，需严格按照相关规范进行安装。
避雷装置的安装，需要保证在进行低落保险之后，同时还需要使用和变压器同步投切的方法。导线在进行安装的时候，接线柱通常使用的都是铝制和铜制的螺杆螺帽，因而铜铝相接的情况容易发生，由此在安装过程中，需要避免螺杆和螺母直接相连的情况发生。过渡板和铜铝线夹在进行导线安装时也能够发挥良好的作用[6]。
4 结 语
10 kV配电网线路变配电安装技术在实际应用当中，主要包括变压器的安装、配电柜的安装以及一些其他附属设备的安装。变压器和配电柜在进行安装的过程中，需要将搬运工作做好，保证这两项重要设备在进行安装之前具有良好的完整性。
配电网线路在日常的生产生活中占据重要地位，对人们的日常生活具有十分重要的影响，保证10 kV配电网线路变配电安装技术的安装效果，能够有效促进该项技术充分发挥良好作用。
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调度自动化技术在配电网中的应用 篇12
1 配电网中运用调度自动化系统的意义
目前, 我国用电量越来越大, 同时, 我国配电系统及其配电设备也增加不少, 配电系统结构也变得越来越复杂化, 供电运行方式变化多端。现在无法使用人工和现有简单设备的控制来满足了准确性和快速性等要求, 然而, 优质的供电质量不得到保证, 各项指标也没得到保证, 如可靠性和经济性。
现代电子、计算机、通信和网络技术用在配电网调度自动化中, 进行信息集成配电网络数据在线和离线数据、电网结构和地理图形、配电网数据和用户数据, 这样构成完整的自动化系统, 实现配电网的现代化。由主站计算机系统、发电厂、各变电站、数传通道及大用户等远程数据终端等构造成调度自动化系统。它进行采集各厂、站运行工况数据, 再传送到主站, 处理完成后进行各种形式的存储及显示, 给调度员或用户展现出来, 并可以进行远程控制, 对整个电网进行完整监测和控制, 进行处理时可以使用高级应用软件, 对错误数据进行修改, 帮助调度员经济安全地对电网进行分析, 并做出决策。配电自动化系统属于综合性的计算机系统, 该系统的数据和信息应该大家共享, 各种功能之间应该互相配合, 促进电力系统的平稳运行, 使供电可靠性和运行管理现代化水平提高, 使企业人员配置得到优化, 同时, 使电力企业经济效益和社会效益提高。
2 配电网自动化技术存在的问题
2.1 功能设计比较单一
使供电可靠率提高, 是已往配电网自动化功能所设计追求的思路。但事实表明, 主要是例行检测时配电网停电影响现阶段供电可靠性, 由于配电网故障导致的停电时间大大小于一阶段停电时间。不断使配网管理水平提高, 使例行检测的停电时间大大减少, 同时停电数次也减少许多, 是配电网自动化技术所发展的重要方面。
2.2 配电网里出现的孤岛情况
目前, 不同的电力企业, 资源多种多样, 但整合在一起非常难。企业内部信息共享能力非常差, 更是很难共享企业部门之间的信息, 配电网管理十分紊乱。出现这种现象, 使调度自动化系统很难经济和安全运行。
2.3 新设备的出现影响调度自动化系统
在设备资产管理过程中, 缺乏长远考虑和整体考虑, 追求最新的设备比较盲目, 忽视整个系统操作情况。由于新老设备很难兼容, 所以达不到整体最优的效果。
2.4 无法统一设计结构
在实际操作中, 配电系统往往出现不相关的主控方与受控方信息, 没有足够的网络传输能力, 以往的设备太老了, 与新设备不匹配。尤其是把先进的二次设备与旧设备进行组合, 可能造成系统不能正常运行, 使管理的优化和配网自动化功能的实现受到严重影响。
2.5 管理体制中存在的弊端
配电自动化技术主要包括两大专业知识, 就是营销和生产, 传统的管理方式简单地强调垂直专业管理, 而是没有做出条块结合分工协作的保证措施。同时, 在设计过程中, 还存在轻客户管理、重系统以及轻实效重形式的问题, 存在技术缺失和管理上的漏洞, 因此, 不能满足现代电力系统的发展。
2.6 衔接所存在的问题
配电自动化技术需要投资大, 涉及范围非常广, 不仅要充分利用现有的系统, 又要考虑企业未来的发展需求, 因此, 应该从管理、技术上采取措施, 计划好配电自动化系统扩容及其功能完善准备。在实际中, 功能扩展性强的先进设备和可扩展的管理系统模块应该开发和利用, 而在管理中, 传统的注重当前利益而忽视长远利益的方法更应抛弃, 应该倡导资产全寿命周期管理的理念, 当前和长远利益权衡问题得到解决。
3 调度自动化系统的设计要点
调度自动化系统可以进行分为三层:由计算机厂所供应的计算机硬件 (服务器, 微机, 工作站) 以及匹配调度自动化系统的操作系统为底层。由系统集成厂供应的集成总线为中间层, 系统平台由公共服务软件模块和数据总线组成, 应用所需的各种图形、告警、报表、权限以及安全服务和网络等等支持由系统平台统一提供。调度自动化系统的各种应用为最上层, 使计算机监控系统有不同用途。在SCADA系统功能完善的原则上, 电网调度的功能要重点开发和完善了优化, 在Windows NT为中文的平台上, 国际网络协议TCP/IP要使用, 同时, 商用关系型数据库也要使用, 使它的数据处理能力更强大, 提高系统在数据管理方面的可靠性、安全性以及可扩充性。引入设备概念到图形处理系统中, 分层分级进行处理, 反映电网连接要地理化, 拓扑分析要自动生成。可以分为多层画面的接线图, 显示出电网接线状态要简单详细。航标功能要具备, 整个电网结构图可以十分方便地查看。多口串行通信板要使用Rocket Port, 高质量的数字化通信可以直接进行。WEB服务器功能必须要强大, INTERNET浏览器查询系统数据库可以给使用户能方便快捷得到, 观察系统要有趋势图, 历史信息可以进行检索, 在客户端任何专用软件都不需要, 在任何地方都可以通过电话操作。系统的单片机为Motorola 32位CPU单片机, 两路全双工的调制解调器要提供, 可以由软件设置来调节波特率和中心频率, 前端机故障对实时数据传输的影响要尽量减小, 使系统自身的可靠性提高了。利用WTS卫星天文钟来进行对时, 从而保持了调度自动化系统时间与标准时间高度同步, 使电力系统时钟统一问题得到解决。总之, 要以统一的电网设备中心库为基准来展开设计调度自动化系统, 实现关联模式以及应用功能的合理分布和各种应用数据的最佳共享。在电力二次系统安全防护体系的要求得到满足前提下, 与各种调度专业应用系统接口, 如电力市场技术支持系统、SCA-DA/EMS系统、电能量计量系统等, 实现数据交换和共享。
结语
配电自动化和管理系统是电力供应商提高经济效率的重要手段, 应遵循实用性、可行性以及可发展性的原则, 各项功能的集成可以有效完成, 实现资源与信息共享, 因此, 配电自动化的发展对于来说电力系统是一场技术革命, 如果它的发展完善下去, 必然给电力行业带来非常大的经济效益和社会效益。
参考文献
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