电力调控范文

电力调控范文（精选12篇）

电力调控 第1篇

随着电力系统规模的扩大,为建设国际一流的电网调度机构,对各级电网调度、行业生产管理系统的适应性和先进性提出了更高的要求。而现有的电网调度监控系统(EMS)、电能量计量系统(TMR)、调度生产管理系统(DMIS)等应用系统由于开发厂家或平台的异构性,导致各个系统成为独立运行的信息孤岛,调度部门迫切需要一种能够有效、快速、充分的处理海量数据的一体化信息集成系统。本文旨在研究如何将电网调度监控系统(EMS)、电能量计量系统(TMR)、调度生产管理系统(DMIS)等应用系统进行集成,以建立统一的管理平台进行单点登录,通过统一数据接口将所有系统数据进行整合,建成电力调度服务支撑平台。

1 研究方向

建立一套完整先进的电力调控服务支撑系统,对推进地区电力调控机构管理的规范化、制度化、标准化、科学化将起到不可代替的作用。而要实现电力调控服务支撑系统,首先需完成以下工作。

(1)评述电力调控服务系统的构成部分和系统目前的发展概况,研究建立该系统的关键性技术。

(2)结合电力调控服务的实际需求,在对调度职能及管理业务分析的基础上,提出调控服务支撑系统的建设目标,设计系统建设的总体框架及所必须的功能模块。

(3)以面向对象及组件的技术为基础,建立电力调控服务系统的设计模型,设计了具有多层体系结构的符合电力调控服务管理模式的系统方案,并解决方案中不同功能的技术难题。

(4)在进行系统分析的基础上,提出电力调控服务支撑系统的设计方案。

2 体系结构

电力调控服务支撑系统软件体系结构如图1所示。

(1)IEC 61970标准要求EMS之间、EMS与电力系统其它应用系统之间以及EMS内部各应用之间使用标准的接口规范和面向对象的数据类型进行信息交换和信息共享,并要求EMS应用能使用面向对象的方法和技术存取和处理数据。设计规范第一次允许所有用户(电力公司、电力联营、电力市场、配电控制中心、供电方、投资者等)能够在一个充满竞争的应用领域中来升级移植他们的系统,而不必依赖某一厂家,且不浪费以前的投资。为了使电力技术支持系统满足日益增长的系统网络数据交换和数据共享的需要,在该系统的设计中采用了该标准,为以后不断扩展新的子系统提供统一的平台和接口标准,这也是开放性的必然要求。

(2)CORBA(公共对象请求代理体系结构)是由OMG(对象管理组织)提出的应用软件体系结构和对象技术规范。采用CORBA的意义不仅仅在于解决系统通信问题,而且它是贯彻IEC 61970和UIB的一个系统集成框架。CORBA规范还定义了IDL(接口定义语言),通过说明对象的接口来定义对象;但是当服务器端的应用程序版本发生变化或升级时,客户端必须重新编译链接这些应用程序。虽然COMN的EIP(扩展接口模式)能解决简单的版本转换,但是其可靠性值得怀疑。

(3)数据库运行在数据库服务器上,可以选用SQL Sever作为商用数据库管理系统。两台数据库服务器采用数据库复制技术,以保证两台服务器上历史数据库之间的数据同步。当主备机之间切换时保持数据库中的数据完整,使系统正常运行。即使备用服务器因故停机一段时间后,该复制子系统仍能保持两个数据库中的数据一致。实时数据库管理是支撑平台和整个系统的核心,系统的体系结构、数据组织、集成方案以及实时性、开放性和分布性等性能指标很大程度上都取决于实时数据库系统。目前,实时数据库有关系、层次和面向对象3种,这里选用关系模型,并进行了变化和扩展,以满足CIM数据交换的需求。

3 设计思路

(1)采用先进的、应用广泛的B/S主从分布式体系结构。基于Windows操作系统平台,采用面向对象的程序设计方法与SQL Server等商用软件无缝连接。

(2)遵循开放分布式的设计思想,不仅实现操作系统、用户界面和网络通信开放,而且还开放数据库、应用程序、通信装置接口及规约,克服了电力系统结构难以描述以及和其它应用标准不统一的困难。

(3)满足电力技术支持系统的扩展要求,新的功能软件在原有系统的基础上可实现灵活的集成,而无需对原有系统进行过多改动。

(4)虽然电力技术支持系统的各子系统可能建立在不同的操作系统和硬件平台上,但彼此之间还可进行信息交互和共享;此外,电力技术支持系统还可以通过Web服务器或者Internet访问电力行业其它系统。

(5)对于用户,要求能提供功能强大、操作方便的人机交互界面(图形、数据库、报表)。即使在电网结构发生变化或其它情况下,用户也可方便地对数据库进行增加、删除等编辑工作。

(6)由于行业特点,安全性对电力系统尤为重要,因此采用双机、双网等冗余设计结构,在发生故障时可自动或者手动切换,以保证系统的不间断可靠运行。另外,物理隔离设备可实现管理系统和实时系统的物理隔离,保证实时系统的安全性。

4 功能模块

电力调控服务支撑系统功能模块如图2所示。

(1)电力调度数据综合查询分析及综合报表管理模块。随着电力市场的发展和电力企业节能降损的要求,管理部门需要提取基于EMS、TMR、营销负控系统等的数据来进行统计分析,从而制定节能降损管理思路。该功能模块通过实时调用EMS、TMR、营销负控系统等数据,可根据客户需求自定义报表格式和数据提取来源自动生成报表,实现用户报表的定制管理。

(2)流程管控模块。该功能模块主要针对DMIS系统的检修管理流程和设备新投、异动管理等流程在首页添加待办提醒,及时提醒用户完成当前操作,并在各流程节点增加自动审计、人工监督、业务整改及反馈等功能,建立调控内部流程管控机制。

(3)电力调度负荷预测辅助分析及调度动态监测模块。该功能模块通过采集EMS、TMR、配网自动化系统、营销负控系统数据,并导入天气数据,为负荷预测提供跨平台的数据支撑。

5 结束语

电力调控 第2篇

1.2.3.4.5.6.7.8.9.电气设备中把发、送、供、用电直接有关的主要电气设备称（一次）设备。

根据变电所（站）在系统中的地位可将其分为（枢纽变电所）、（中间变电所）、地区变电所和（终端变电所）。

主接线中的汇流母线担负了（汇集与分配）电能的作用。

电气主接线的基本形式有（单母线）、（双母线）、单元接线和（桥型接线）等。火电厂分为（热电厂）和（凝气式火电厂），后者的效率低于前者。

根据运行状态，电动机自启动可分为三类，即（失压自启动）、空载自启动和带负荷自启动。发热对电器的不利影响有机械强度下降、接触电阻增加和（绝缘性能降低）等。变频器本质上是一种通过（频率变换）方式来进行转矩和磁场调节的电机控制器。设备热稳定校验用的短路电流持续时间tk包括三部分，分别（保护动作时间）、断路器固有分闸时间和（断路器开断时电弧持续时间）。

10.高压断路器按其灭弧介质分，可分为空气断路器、油断路器、（SE6断路器）和（真空断路

器）等。

11.风力发电机组投运后，一般在（三个月）后进行首次维护。12.电流互感器的二次侧额定电流为（5）A与（1）A。

13.电流互感器和电压互感器的准确级数值越大，表明测量精度越（低）。

14.火电厂的中央信号包括（事故信号）和预告信号两种，它们分别由（音响）信号和灯光信

号构成。

15.大容量机组的控制方式是（单元控制室）的控制方式。

16.任何单位和个人不得非法占用变电设施用地，（输电线路）走廊和电缆通道。17.电力生产与电网运行应当遵循（安全）、优质、经济的原则。18.电网运行应当连续、（稳定），保证供电可靠性。

19.电力企业应当加强安全生产管理，坚持（安全第一）、预防为主的方针，建立、健全安全生

产责任制。

20.电力企业应当对电力设施定期进行（检修）和维护，保证其正常（运行）。

21.电网运行实行（统一）调度，（分级）管理。任何单位和个人不得非法干预电网调度。22.并网运行必须符合国家标准或者（电力）行业标准。

23.国家对电力供应和使用，实行（安全用电）、节约用电、计划用电的管理原则。

24.供电企业在正常情况下，应当连续向用户供电，不得中断。因供电设施检修等原因，需要

中断供电时，供电企业应当按照国家的有关规定（事先通知）用户。

25.电力监督检查人员应当（公正）廉洁，秉公执法，熟悉电力法律、法规，掌握有关（电力）

专业技术。

26.继电保护的“三误”是指（误整定）、（误接线）、（误碰）。

27.快速切除线路与母线的短路故障，是提高电力系统的（暂态稳定）的最重要的手段。28.发生短路时，正序电压是愈近故障点数值越（小），负序电压和零序电压是愈近故障点数值

越（大）。

29.电力设备由一种运行方式转为另一种运行方式的操作过程中，被操作的有关设备均应在(保

护的范围内)，部分保护装置可短时失去（选择性）。

30.新安装或一、二次回路有变动的变压器差动保护，当被保护的变压器充电时应将差动保护

（投入）。

31.电力系统通信网包括三大子系统：（1）交换通信子系统；（2）数据通信子系统；（3）（调度）

通信子系统。

32.复用继电保护的通信设备维护、调测、故障处理由（通信人员）负责，在这些设备上作业

应按有关规定办理（工作票）。

33.过流保护采用低压起动时，低压继电器的起动电压应小于正常工作（最低电压）。34.变压器励磁涌流可达变压器额定电流的（6-8）倍。

35.电力监控系统和电力调度数据网络均（不得）和互联网相连，并严格限制电子邮件的使用。36.主变压器重瓦斯保护和轻瓦斯保护的正电源，正确接法是重瓦斯保护接（保护）电源，轻

瓦斯保护接（信号）电源。

37.过电流保护的三相三继电器的完全星形连接方式，能反应各种相间和（单相接地）短路。38.线路的过电流保护的起动电流是按大于允许的（过负荷电流）而整定的。

39.电网调度自动化系统是确保电网（安全）、优质、经济地发供电，提高调度运行管理水平的重要手段。

40.电网调度自动化系统是由主站、（各子站）和传输通道各子站（远动终端）经由数据传输通

道构成的整体。

41.衡量模拟通信电路质量的最重要的指标是（信噪比）。42.衡量数字通信电路质量的最重要的指标是（误码率）。

43.必须保证数据传输通道畅通无阻。通信人员在需要中断自动化系统通道时，应事先通知自

动化系统运行管理机构并取得（调度部门）同意后方能执行。

44.电力二次系统安全防护的重点是确保电力（实时闭环）监控系统及调度数据网络的安全，目标是抵御黑客、病毒、恶意代码等通过各种形式对电力系统发起的恶意破坏和攻击，特别是抵御集团式攻击，防止由此导致一次系统事故或大面积停电事故。

45.电力系统状态估计就是利用（实时量测系统）的冗余性，应用估计计算法来检测与踢出坏

数据，提高数据精度及保持数据的前后一致性，为网络分析提供可信的实时潮流数据。46.调度员模拟培训系统应尽量满足（真实性）、（一致性）、灵活性。47.EMS系统中网络分析软件有（实时模式）及（研究模式）两种运行模式。

48.停用备用电源自投装置时应（先停直流；后停交流）。

49.系统运行中，与交流电压二次回路有关的安全自动装置主要有如下几类：（高低频解列）、（高

低压解列）、振荡解列、低压切负荷等。

50.瓦斯保护是根据变压器内部故障时会（产生和分解出气体）这一特点设置的。

51.若重合闸将断路器重合在永久性故障上，保护装置立即无时限动作断开断路器，这种保护

装置叫（重合闸后加速）。

52.差动保护的优点是：能迅速地、有（选择）性地切除保护范围内的故障，只要接线正确、调试得当，是不会发生（误动作）。

53.当系统频率显著下将时，（低频减载）装置自动切除部分负荷，保证系统的安全运行。67.变电站综合自动化系统硬件设备由（站控层）、（间隔层）、网络层三种设备构成。68.双侧电源重合闸可分为（检无压）、（检同期）、非同期重合闸。

69.母线差动保护能正确反应保护范围内各种（相间）和（接地短路）故障。

70.变电站综合自动化系统的主要功能有（控制）和（监视）功能、继电保护及自动控制功能、测量表计功能、通信接口和系统功能。

71.正常时流入母差保护的电流为（不平衡电流），故障时流入母差保护的电流是（故障电流）。72.纵联保护有（跳闸）、（信号）、停用和退总出口四种运行状态。

73.母差保护的保护范围是：母线各段所有出线开关（母线电流互感器）之间的电气部分，即

全部母线和连接母线上的（所有电气设备）。

54.高频保护是由安装在被保护线路（两端的两套）保护组成的。

74.55.220kV相位比较母差保护比较的是（短路）电流的方向与流经（母联断路器）电流的方向。75.56.按作用于开关的方式不同，自动重合闸装置可以分为（三相重合闸）、（单相重合闸）和综

76.合重合闸三种。

77.57.用母联开关或分段开关向一组母线或一段母线充电时，为了更可靠地切除被充电母线上的故障，在母联开关或母线分段开关上设置电流保护或零序电流保护，作为（母线充电保护）。正常运行时该保护应（停用）。

78.58.“远后备”是指：当某个元件故障而其（保护装置）或（开关）拒绝动作时，由各电源侧的相邻元件保护装置动作将故障切除。

79.59.“近后备”是指：用（保护双重化）配置方式，加强元件本身的保护，同时装设（开关失灵

80.保护），当开关本身拒绝跳闸时，启动它来跳开故障元件同一母线上的其它联接电源的开关，有时还需遥切线路对侧开关。

81.60.电力线路纵联保护是当线路发生故障时，使线路两侧开关同时快速跳闸的一种保护装置，作为线路的（主保护）。它以（线路两侧）判别量的特定关系作为判据。

82.61.电力线路纵联保护的信号主要有以下三种：（闭锁信号）、（允许信号）、跳闸信号。62.自动重合闸装置有两种启动方式：控制开关位置与开关位置不对应启动方式和（保护）启

83.动方式。

63.自动重合闸加速方式分为（重合闸前加速）和（重合闸后加速）两种。

84.64.母线电流相位比较式母线差动保护，主要是在（母联开关）上使用比较两电流相量的方向

元件，引入的一个电流量是母线上各连接元件电流的相量和即差电流，引入的另一个电流85.量是流过的电流。

65.自动低频减负荷装置动作，应确保全网及解列后的局部网频率恢复到（49.50）Hz以上，86.并不得高于（51）Hz，所切除的负荷应不被（自动重合闸）再次投入，切除负荷数量应按87.年预测最大平均负荷作为计算依据，并用可能发生的电源事故进行校对。88.66.距离保护有交流（电压断线）闭锁和（系统振荡）闭锁两种闭锁装置。

需要将运行中的变压器补油时应将重瓦斯保护（改接信号）再进行工作。对变压器差动保护进行相量图分析时。应在变压器（载有一定负荷时）进行。三绕组变压器的零序保护是（高压侧绕组）和保护区外单相接地故障的后备保护。

对于调度范围内厂/站端厂站调度自动化设备（包括RTU、变电站自动化系统等）应配备的不间断电源装置（UPS）或厂（站）内直流电源供电；厂站调度自动化设备与通信设备间应加装 专用；防雷击 装置。

小接地电流系统中，消弧线圈的三种补偿方式：分别为（欠补偿）、全补偿、（过补偿）。

小接地电流系统一般以（过补偿）为补偿方式。

负荷的频率静态特性是指（负荷随频率）的变化而变化的特性。

电网备用容量包括（负荷备用）容量、（事故备用）容量、（检修备用）容量，总备用容

量不宜低于最大发电负荷的（20%）。

表示电力系统负荷的曲线有（日负荷曲线）、（周负荷曲线）、（年负荷曲线）、年持续

负荷曲线。

（周负荷曲线）表示一周内每天最大负荷的变化状况，它常用于可靠性计算和电源优化计

算。

（年负荷曲线）表示一年内各月最大负荷的变化状况。其特性指标有月不平衡负荷率、季

不平衡负荷率和年最大负荷利用小时数。

电力系统的调峰是指为满足电力系统日负荷曲线的需要，对（发电机组出力）所进行的调

整。

电压（监测点）是指作为监测电力系统电压值和考核电压质量的节点。电压（中枢点）是

指电力系统重要的电压支撑点。

电压调整方式一般分为（逆调压）、（顺调压）、恒调压。系统无功功率的平衡应本着（分层、分区）和(就地平衡)的原则。35kV小电流接地系统发生单相接地时，接地时间要求不能超过(2)小时。

89.电力系统中性点接地方式有：(中性点直接接地)、(中性点经消弧线圈接地)、(中性点不接

地)。

90.同步发电机的振荡包括(同步振荡)和(异步振荡)。

91.自耦变压器一、二次绕组之间既有磁的联系，又有电的联系。为防止因高压侧单相接地故

障而引起低压侧的电压升高，自耦变压器的中性点必须可靠的(直接接地)。

92.变压器一、二次绕组的连接方式连同一、二次线电压的相位关系总称为变压器的(连接组

别)。

93.变压器的调压方式有(有载调压)和(无载调压)。

94.电压互感器主要用于测量电压用，其二次侧可(开路)，但不能(短路)。95.电流互感器主要用于测量电流用，其二次侧可(短路)，但不能(开路)。

96.电网是电力系统的俗称，电网按功能分为(输电网)和(配电网)，输电网由输电线、电网联

络线、大型发电厂和变电站组成。

97.电网主接线方式大致可分为(有备用接线)和(无备用接线)两大类。

98.影响系统电压的因素是(负荷变化)、(无功补偿容量)的变化及系统运行方式的改变引起功

率分布和网络阻抗变化。

99.在我国，110kV及以上的系统中性点采用(直接接地)方式，60kV及以下系统中性点采用(不

直接接地)方式。

100.小接地电流系统发供电可靠性(高)，对绝缘的水平要求也(高)。101.提高电力系统静态稳定性的根本措施缩短“(电气距离)”。102.线路采用单相重合闸可提高电力系统的(暂态稳定性)。

103.电力系统中的设备一般处于(运行)、(热备用)、(冷备用)、(检修)四种状态。104.变压器并联运行的条件是：(变比相等)、(短路电压比相等)、(绕组接线组别相同)。105.线路有重合闸重合不成，根据调度命令再强送一次，强送不成，(不再强送)。

106.并列运行的变压器，倒换中性点接地刀闸时，应先(合上)要投入的中性点接地刀闸，然后

再(拉开)要停用的中性点接地刀闸。

107.投入保护装置的顺序为：先投入(直流电源)，后投入(出口压板)；停用保护装置的顺序与

之相反。

108.运行中的变压器瓦斯保护与差动保护不得(同时停用)。

109.联络线两侧不得同时投入(检查线路无压重合闸)。使用检查线路无压重合闸的一侧同时使

用检查同期重合闸，并启动重合闸后加速装置。

110.倒闸操作应尽量避免在(交接班)、(高峰负荷)、(恶劣天气)时进行。

111.110kV及以上电力变压器在停、送电前，中性点(必须接地)，并投入接地保护。变压器投入

运行后，在根据继电保护的规定，改变中性点接地方式和保护方式。

112.电网解列时，应将解列点(有功)、(无功)调整至零。有困难时，可在(有功)调整至零，无

功调至最小的情况下解列。

113.新安装的变压器投运前对变压器进行(5)次冲击合闸试验，冲击合闸时中性点临时接地。114.系统发生故障时，若是严重故障，可能破坏系统(稳定性)，产生系统振荡，甚至可能引起

系统瓦解。

115.电气设备不允许(无保护运行)。

116.充电备用无负荷的线路应停用(重合闸)。

117.事故情况下试送母线时，尽可能用(外来电源)，只有在无其它试送条件时，方可使用带有

充电保护的母联开关。

118.变压器瓦斯、差动保护动作跳闸，在未查明原因和消除故障之前，不得(送电)。

119.任何单位和个人不得干预电网调度系统的值班人员发布和执行调度命令，不得(无故不执行)

或(延误执行)上级值班调度员的调度指令。

120.新设备试运由所属(调度机构)统一调度。调度联系对象由运行单位运行人员担任。121.解、合环应使用(开关)，未经计算试验不得使用(刀闸)。

122.监控班实行监护操作，禁止(单人操作)。操作人、监护人应牢记自己的用户名及密码，密

码不得外泄。

123.操作过程中，监护人、操作人应执行(复诵制度)，并全程录音。

124.监控班的遥控须按(当值调度员)或(值班负责人)的命令进行。除事故应急处理、当值调度

员冠以“事故拉路”、“设备异常拉路”及“限电拉路”术语外的其他遥控操作均应填写操作票。

125.设备检修后，在工作终结前运维班人员应与监控人员联系，对检修设备进行(遥控)或(遥调)

操作传动试验。

126.监控班拉合开关后的位置检查以(遥信)、(遥测)信息为准。127.主变过载运行时禁止调节(主变分头)。

128.用开关并、解列的操作，在(解列前)、(并列后)应检查负荷分配情况。129.电容器退出运行后再次投入时间间隔应不小于(5)分钟。

130.新建、改扩建设备，包括开关、主变分头、中性点刀闸、可以实现遥控操作的刀闸及接地

刀闸，(投运前)应进行全面传动。

131.自行投切电容器的操作，发令人栏内应填写“(自行)”字样，受令人栏写明操作人姓名，时

间和指令内容应填写相关内容。

132.监控系统事故信息应自动记录(报警信息)及发生时间。

133.事故跳闸时监控系统应能正确快速地推出相应变电站的(一次接线图)，并进行声光告警及事

故报告。

134.运维班告知受控站无功设备发生危严缺陷，不能正常运行时，监控值班员应(闭

锁)无功优化系统中该组电容器，待接到运维班设备消缺可以投运的通知后解除。

135.所有（或单个）变电站通道中断的现象：系统报所有（或单个）变电站通讯中断，(遥测)不

刷新，遥控不返校，(遥信)不上传。136.缺陷分为(一般)、(严重)、(危急)三种。

137.监控系统的交接班，应对监控机的(遥信)、(遥测)、(通道)等逐个变电站进行检查核对。

161.电网频率主要取决于系统中(有功)功率的平衡。频率(偏低)，表示发电功率不足。162.系统中(非全)相运行或断路器合闸时，三相(触头)不同时接触，也会出现零序分量。163.系统发生故障时，若是严重故障，可能破坏系统稳定性，产生系统(振荡)，甚至可能引起

系统(瓦解)。

164.装设隔离开关后，可以在设备检修时造成(明显断开点)，使检修设备与带电设备(隔离)。165.变压器运行中的功率损耗可分为(固定损耗)和可变损耗两部分。

166.要求电气设备接头在长期通过额定电流时，(温度)不超过一定的数值。当通过短路电流时，要有足够的（热稳定）性和（动稳定）性。

167.推进“三集五大”体系建设，是公司遵循生产关系适应生产力发展要求，加快构建（新型

电网管理体制）机制的重要实践。

168.以提高价值创造能力和经营管理绩效为目标，对（人）、（财）、（物）以及科研、信息、品牌、法律、媒体等资源实施集中管控、统一运作、优化配置。

169.建立国调分调一体化，输变电设备（运行集中监控）与（电网调度）高度融合的大运行体

系。

170.以提升电网运行绩效为目标，坚持（集约化）、（扁平化）、（专业化）方向，整合公司

调度运行与设备运行相关业务，调整调度体系功能结构，变革组织架构、创新管理方式、优化业务流程，构筑公司电网新型运行体系。

171.充分利用满足资质要求的（运检资源）为电网检修提供专业化服务是国际电力企业普遍采

用的方式。

172.人力资源集约化管理的总体思路，以“三定”（定编、定员、定岗）、“三考”（考勤、考绩、考试）为抓手，以高端人才培养和优化人力资源配置为重点，以深入推进“六统一”为主线，以激励约束为保障，加快建立制度标准规范、专业分工协作、调控监督有力、机制运转高效的人力资源集约管控体系。

173.按照（精简高效）、（从严从紧）的原则，统筹优化、统一规范“三集五大”体系机构设

置和人员配置。

174.通过（两个中心）建设，集约管控电网和公司运行状况，实时分析判断电网和公司运行趋

势，为科学决策提供支撑。

175.变革组织架构、创新管理模式、优化业务流程，实施分级管理，构建包含各专业、贯穿各

层级、覆盖全经营区域、涵盖各电压等级，内容完整、机构健全、职责明确、流程顺畅、标准统一、信息全面、集约高效的（大规划）体系，形成公司完整的规划功能和完备的规划能力，实现“三强化、三提升、四个一”。

176.安全事故报告应及时、准确、完整，任何单位和个人对事故不得（迟报）、（漏报）、（谎报）

或者瞒报。4

138.正常情况下，无人值班变电站运行或热备用状态断路器，必须置于(远方)位

置。

139.监控班、运维班、调度之间进行与变电站相关的操作联系时，必须冠以相应的(变电站站名)。

140.遥控操作、程序操作的设备必须满足有关(技术条件)。

144.当室外环境温度为-5°C、变压器温度计的指示为55°C时，变压器的温度升为(60°C)。145.在切断空载变压器时，有可能产生(操作)过电压。

146.隔离开关没有专门的(灭弧)装置，所以不能用它来接通和切断负载电流和短路电流。147.调整消弧线圈的分接头，也就是调节线圈的(匝数)，通过改变电抗的大小，来调节消弧线

圈的(电感)电流，补偿接地(电容)电流，达到消弧的目的。148.在变压器差动保护动作原理是比较各侧电流的(大小)和(向量)。149.因断路器漏油而看不见油位时，应禁止(带负荷)操作断路器。

150.无人值守变电站发生跳闸事故后，监控值班员应迅速收集、整理相关故障信息，包括事故

发生时间、(保护动作信息)、开关跳闸情况及潮流、频率、电压的变化等，并根据故障信息进行初步分析判断，及时将有关信息向(调度值班员)汇报，同时通知(运维人员)进行现场检查、确认，并做好相关记录。

151.我国3~10kV系统，大多采用(中性点不接地)的运行方式。

152.接地故障点的(零序)电压最高，随着离故障点的距离越远，则该点的零序电压就(越低)。153.电容器在电路中(发出)无功功率，电感在电路中(吸收)无功功率。154.电压质量取决于系统中无功功率的(平衡)；无功功率(不足),电压越低。155.系统发生三相短路时，电压、电流有(正序分量)。156.变压器和互感器都是根据(电磁感应)原理工作的。

157.变压器的绝缘油有两个作用，一个是(绝缘)，另一个是(冷却)。

158.两台变压器共用一个消弧线圈时，禁止将(消弧线圈)同时接到(两台变压器中性点上)。159.电力系统中无功电源主要有调相机、(电容器)、(发电机)。

160.衡量电网电能质量的指标，通常是指电压、(频率)和(波形)三者，而以电压和(频率)更为

浅析电力调控自动化发展趋势 第3篇

摘要：电力系统建设是一项与人民生产生活息息相关的事业，电力系统的完备与技术更新为国家经济提供了能源保障。在电力系统从弱到强的发展过程中，电力系统调控自动化技术发挥了重要作用。

关键词：电力调控自动化技术；电力系统；信息传递；电子监测

绪论

电力事业作为能源产业具有很高的技术含量，其中，电力调控的自动化技术为电力系统发展发挥了重要作用，电力调控系统由最初的总站通过电话单个联系、逐一调控，发展到现在，运用电子信息技术、计算机以及移动通信等设备进行综合调控，其发展速度非常快，调控能力更加强大，节省出了大量人力、物力，在以后电力系统发展中，如何让电力调控自动化技术发挥更大的贡献是我们需要讨论的问题。

一、电力调控自动化技术的应用意义

电力调控自动化技术是以全局的高度对整个的电力系统进行调控和监测，它是通过远程信息通讯技术对整个电网的运行情况的实时信息进行了解，监督电网的运行状况，对电网进行安全分析，评估电网的运营状态以及负荷量的计算，保证电网能够安全平稳的工作。提高电能的使用质量，降低电网的管理成本。调控自动化系统是电网运营的核心部分，它的安全性和可靠性对于整个电网都具有重要意义。一旦它出现故障，将会使调控中心无法对整个电网进行有效监控，无法保证各个分支系统的安全稳定运行，甚至会引发一连串的故障发生，导致整个供电系统的瘫痪，造成大面积停电现象。给社会带来巨大经济损失。

二、电力调控自动化技术的工作原理

电力调控自动化的基本工作原理是在总的电力调控中心安装现代化的电子计算机，以此为中心，建立覆盖整个电力系统的网络体系，各个分支的发电厂和变电站之间，则设置信息检测和反馈系统，对辖区内的电力系统运营状况进行实时监测，将信息传送到总调度中心进行汇总，以此来形成一个全方位、立体化的电力检测网络，保证了各方面的信息的有效传达和指令输出。由中心计算机对整个电力网络进行总体调控，其他的监控设施主要负责设备运行和故障发生内容的记录、绘制各种报表的记录、系统发生事故的恢复和常规性的自动化运行操作等。在整个系统中，通过电脑与电脑之间的配合使用，和终端的硬件设备与控制计算机的组合，运用各种现代化软件程序实现控制范围和自动化程度的提高。电力调控系统的自动化综合管理一般是采取分层管理的方式，也就是在调控中心与发电厂、变电站中间分层管理，各单位按照自己所管的辖区范围分别履行调控职能，以便使系统经济、合理、可靠的运营。

三、电力调控自动化的发展趋势

1、数据处理综合化

我国的电力系统调控自动化技术发展方向在于建立DMS系统，所谓的DMS系统是一种数据库的综合管理系统，是一款控制和管理数据库的现代大型软件，主要用于建立、完善和使用数据库，这一系统对数据库进行统一的管理与操控，保证数据的安全性和运行的稳定性。用户可以直接使用DMS系统访问数据库中存放收集的数据信息，数据库管理人员也可以通过它对数据进行维护和管理。通过DMS系统可以使多个运行程序和不同用户用不一样的方式在同时或不相同的时间来建立、修改和使用数据库。它能方便用户操作使用数据，对数据的安全性和稳定性进行维护。可以支持多个用户同时使用数据库。通过建立DMS数据控制系统，可以有效提高电力的综合管理水平，以适应时代发展对电力电力的需要，全面优化电力控制系统，克服出现大面积停电的故障，保证整个供电体系的安全性，保障人民生产生活的正常进展，电力管理人员可以通过自动化调控，了解供电系统的运行状况，保持电量供应、电流、设备功率等参数的正常。使电力系统在设计负荷范围内，精确地计算、合理节约用电；通过系统的操控改变现有的变电值班工作方式，实现无人值守的变电管理方式，最大限度地节约人员，达到减少开支增加效益的目的。

2、数字化

新型互感器也是现在国际上很多单位研究努力的方向，在IEC文件中将这类互感器统称作电子式互感器。新型互感器包含连接在传输与二次变换器之间的一个或者多个电流传感器，它将测量的数据按照一定比例传输到测量设备、仪表或是控制装置，装置中传出的可能是模拟数据或数字量。对于模拟数据输出的互感器，由二次变换器以直接傳输的方法传输给二次设备，对于数字量输出的互感器，可以通过汇接单元把在二次变换器中的数据汇总输出到二次设备中。在实际的应用中，电流互感器与电压互感器经常组合为一个设备。将电子互感器应用到电力自动化调控中，能够使自动化系统的技术与功能不断地完善，它的使用将会促进电力系统自动化向数字化的方向迈进。

3、信息量加大

互联网具有存储量大、信息传送快得特点，互联网的发展已经与社会生产生活紧密联系在一起，现在的网络传输已经发展到千兆网速，电力调控系统要想实现数据的快速大量传输，实现总调控室与其他单位的快速连接，就必须建立起配套的网络和数字通信系统。这是时代发展对电力系统的要求。

4、远程化

现代的通信技术日新月异，对于通信技术的使用可以有效提升电力系统的服务水平和工作效率。电力调控系统可以将如短信预报，无线抄表、无线电通讯、无线监控等通信功能纳入电力调控系统中来，这将为电力调控实现更加方便快捷的调控提供方便。

5、市场化

随着市场经济的发展，电力调控自动化技术应该与市场运营紧密低联系在一起，在传统的电力管理系统中融入更多的市场因素，包括如何提高电网运行的安全性；如何改进现有的电力自动化系统的管理模式；如何提高电力使用的有效性，节省能源，提升输电能力；提高安全稳定的分析计算能力。

6、可视化

现代化的电力调控系统不但要实现遥控指挥，还要实现可视化，这是针对电力调控自动化而设计的监视功能，通过可视化的技术手段，可以显示出电力调控的各项参数，为调控中心的工作人员提供了直观化的数据图形，它可将电网中单调的的数据采用灵活的、形象化、动态化的方式，凭借计算机中图形显示功能展现出来，发挥出人脑中的模糊识别能力，为电力调控的自动化技术新的支持。

结语

现代社会发展迅速，对于电力供应的安全、稳定、可靠、经济和快捷的服务要求越来越高。为此，电力系统对电力调控自动化技术提出了更高要求。当今的电力调控自动化手段正在向信息化、数字化、智能化与市场化方向迈进。由局部控制向总体调控发展，由简单功能向多功能、一体化控制方向发展。虽然现在的电力调控系统已经在向电子计算机技术和可视检测技术方向前进，为了满足经济建设和人民生活的需要，我国的电力调控自动化技术必须坚持采用现代技术手段的同时，不断改进传统技术和管理模式，推动我国全面实现电力调控自动化。

参考文献：

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[2]林一逢.关于变电站综合自动化技术的现状及发展的思考[J].城市建设理论研究（电子版），2012（28）

[3]杨名.调控一体化自动化双系统建设分析[J].中国新技术新产品，2011（23）

[4]熊静，李俊杰.我国电力调控自动化的发展趋势[J].中国电力企业管理，2011，12（22）：12-14.

探讨优化电力调控运行系统的方法 第4篇

1 电力调控运行系统优化的必要性

电力系统是一种十分复杂的运行系统, 主要由电厂、成百的变电站以及上万个用户组成的。是经过各电压等级线路相互连接成网而运行, 电能在产生之后输送就非常快, 而发电和输电以及用电可以说是在一瞬间完成的。因此如果电力系统出现问题, 那么在一瞬间就会使得大量的用户同时停电, 所以说电力调控系统的稳定运行十分重要。

我国是一个人口大国, 从电量的使用上就比别的国家要多, 此外我国工业发展对电力的需求量非常大, 也因此使得我国的发电站较多, 电网设备越来越多, 电网结构也不断的复杂化, 为了是电网系统可以稳定、安全的运行, 对电力调控运行系统的优化是势在必行。电力调控运行系统在电网运行中的作用十分重要, 而复杂的电力调控运行系统容易出现故障, 而且在故障发生后, 很难及时将这些问题解决, 因此对于电力调控运行系统的优化问题, 不仅仅是关乎电网的正常、稳定输电过程, 可以减少维护系统的时间, 还可以在一定程度上降低对系统的运行时出现故障的风险。从一个侧面说, 电力系统出现问题对社会造成一定的影响, 也会在一定程度上增加其他发电站的负荷。所以说电力调控运行系统的优化十分重要, 也是电力系统发展的趋势所在。

2 电力调控运行系统的优化

随着城市用电量的不断提升, 电网的规模也在不断的变大, 因此在对电力调控系统的运行需要进行稳定, 安全, 可靠的运行。为了及时的掌握电网和变电站的运行情况, 所以要求信息需要不断传送到各级调度中心, 进而就要增强电力系统的调度运行和监控运行水平。对此因该采取合适的方式来调控电力系统的运行。

2.1 加强电力调度运行系统设计目标的优化

优化的方式之一是对设计目标进行优化, 因此对于电力调度运行系统而言, 不用进行系统的彻底更换, 只是对原有的系统进行适当的改变, 然后将其系统应用在整个电网中, 这种做法可以减少优化系统的调试等问题, 可以实现在调度网络中平滑的过渡, 还可以提高调控系统的可扩展性。此外在网络方面, 可以采用联网控制, 对相应的优化部分设计出合理的软件投入使用, 这样可以在一定程度上提高电力系统的运行质量, 可以提高运行的稳定性, 安全性, 可靠性。对于设计的相关监控软件, 应该在电力系统的运行时进行测试, 观察监控的质量, 以便做出合理的调试, 也有助于发现相关软件的漏洞, 借此来进一步提高电力调控系统的运行效率。

2.2 电力调控运行系统的优化原则

对于电力系统并不是进行千篇一律的采取同样的优化措施, 对待不同的电力系统就应该采取相应的方式进行优化, 这样不仅可以减少优化的时间, 还会在一定程度上降低优化的成本问题, 根据对象进行实时的优化措施, 这样可以对优化对象进行最大程度的优化, 有助于电力调控系统的稳定、安全、可靠的运行。下面对优化原则进行简要的介绍一下。

一是, 电力调控运行系统的优化系统必须具有一定的开放性。电力调控运行系统在开放后, 可以将本系统中的信息与其他的电力系统进行共享, 不仅可以避免系统中出现信息泛滥的情况, 也可以根据其他电力系统的优化措施后, 对需要优化的系统进行做好的优化方案, 还可以在一定程度上提高系统的兼容性。

二是, 优化之后的系统, 实用性, 稳定性, 可靠性等要有一定程度的提高。对于电力系统而言, 优化的目的之一是降低系统自身的消耗, 可以提高电力系统所产生的经济效益, 对电力调控系统的运行质量有一定的提高。具体的实施过程中, 以满足电力发展需求, 在不超过系统的负荷的前提下, 对系统进行充分的优化, 充分发挥计算机等网络设备的作用, 充分利用企业的相关资源, 可以为企业节省一定的资源。

三是, 系统的优化中以系统运行的稳定性、安全性、可靠性为重。对于电力系统的优化, 主要的目的是在一定程度上提高系统的运行质量, 确保系统的运行在不超负荷的前提下是安全的, 可靠的, 稳定的。

四是, 系统优化之后具有一定的可扩充性。现在是网络时代, 而现阶段对与电力系统的优化还是处于分析型调控系统阶段, 而未来的发展必然是使用智能型调控系统, 所以对于现在优化系统, 在一定程度上要求需要具有一定的可扩充性。

2.3 加强自动化系统的优化

对于电力调控系统的发展来说, 现在已经经历了两个阶段, 现在的系统大多数是分析型系统, 但是向智能型系统的过渡是需要从分析型系统开始优化的, 所以应该加强对自动化系统的优化, 这样有利于电力系统的优化的发展。

3 结语

对于电力系统的优化, 有几个阶段, 主要是经验型系统, 分析型系统, 最后是智能型系统。但是现阶段的系统优化还是处于一种分析型系统阶段, 因此得加大对智能型系统优化的开发和优化过程。对于电力系统的优化是源于电网结构的复杂, 电力设备多等问题, 所以电网的优化是一种势在必行的局势。

参考文献

[1]黄卓斌.浅谈电力调控运行系统的优化方法[J].中国高新技术企业, 2013 (11) .

电力调控 第5篇

4.1由装置定值不合理引起的信号异常情况

在电力系统实际运行阶段，保护装置的设置必不可少。在保护作用发挥阶段，能够提高系统的稳定性，使各项运行指标趋于理想状态。部分保护装置中涵盖的全部启动定值和返回值，都与参数运行状态重叠。虽然处于标准运行环境下，但是只要存在重叠现象，就会为设备的正常运行带来阻滞性影响。因此，为了改善这一不良现象，需要针对实际情况，对保护定值进行优化并将其调整到适宜范围内。同时，应当不断加强与工作人员的交流协作，便于制定合理化的调节措施，从而合理规避信号异常问题。

4.2操作伴生信号

操作伴生信号实际上是以设备运行情况为基准的信号类型。该种信号在出现时并不会维持较长时间，一般以短时间呈现出主要特点。因此，操作伴生信号在做出复位行动时，速度普遍较快，一定程度上加大了监控信号管理难度。基于短暂复位表现，应当在监控阶段进行重点强化。也就是说，监控阶段应结合实际情况对控制措施进行最优化选择，充分发挥其作用，进而借助过滤作用提高屏蔽质量。如果系统运行过程中忽视出现操作伴生信号，促使系统接收该信号，就会导致该类信号被短暂置放于缓存区域，一旦复归效率不高，就会阻碍电力系统的高效运行。

4.3遥测越限频报信号

遥测越限频报信号问题存在不仅会阻滞监控信号管理工作的高效开展[2]，还会导致电力系统运行能效不断下降。因此，对导致该类信号问题出现的原因进行探究具有重要意义。常规环境下，对线路载流量进行调整的同时，需要确保遥测限制与之一致。一旦只调节载流量忽视遥测现值，系统运行阶段就会以初始现值为基准进行维持运作，导致判断失误等问题频繁发生。此外，系统中每个线路都存在负荷的最大承受值，如果负荷承载呈快速上升趋势并超出预设范畴，就会伴随出现越限问题。该类越限信号的报告会有大概几十秒的延时误差，在缺少控制措施的情况下，会阻碍越限信号的接收。

5结论

通过上述论述不难发现，在电力系统运行阶段积极开展信号监控工作，能够有效提高系统的安全性和稳定性，快速排除故障问题。因此，在电力需求上升，信息技术发展的新趋势下，应积极采取措施，提高调控一体化管理能效，依托信号实时监管，精准定位系统故障和隐患，在及时开展处理工作的基础上，为电力系统调度工作的高效开展提供参考依据。

参考文献：

[1]李鑫.浅析电力系统调控一体化的智能监控技术[J].工业b，，(5)：161.

电力调控 第6篇

摘要：随着我国电力系统的不断完善，电力系统的调度工作也在持续不断的更新和健全。它对于整个电力系统来说，是一项纪律严格、技术复杂的管理工作。面对电力系统不断变化的要求和挑战，电力系统调度工作是否到位，直接影响着电力系统能否安全运行。本文对如何保证电力调控系统的安全运行进行研究。

关键词：电力调控；电力系统；安全管理；电网系统

随着县域经济的快速发展，城市化进程不断加快，人民生活水平的不断提高，用电负荷屡创新高，电网供电能力不足，供需矛盾日益突出。在这种情况下，给了调控人员更大的工作压力，同时也增加了电网发生故障的几率。

一、电力风险防范能力设计与实施

1、电网安全风险量化评估分析能力。

为了科学地对电网安全风险进行定量分析评估，应逐步使用先进的电网安全风险量化评估工具改进风险管理的模型，建立和完善电网事故统计分析数据库，以不断提高对风险的量化评估分析能力。应根据风险管理目标的要求决定风险量化的方法、假设、精度，而不一定每类风险都进行详细、复杂的量化。此外，风险度量方法的确定还取决于以下关键因素：风险的严重性和易变性；风险的复杂程度；量化数据的可得性；企业风险量化的技能；风险度量的成本等。

2、电网仿真计算分析能力。

（1）针对近年来出现的大区联网动态稳定突出、局部地区电网稳定矛盾突出等新情况，调度部门一方面应根据电网发展需要，适时更新电网离线综合仿真计算软件，扩充电网动态稳定、电压稳定等计算功能，完善模型参数，解决电网过渡时期出现的新问题；另一方面根据电网实时调度调控和电网集约化运行的需要，逐步推广与运用电力系统在线计算仿真工具，满足电网在线智能决策调度的需要。（2）大力推进电网精确仿真计算是实施电网精细化管理和集约化经营的必然要求。通过积极开展电力系统四大元件建模和参数实测（发电机、励磁系统、调速系统、负荷），并利用电网广域测量系统记录的系统扰动数据对电网事故和系统大扰动试验的反演，来不断修正主要设备的计算模型、调整参数和校核仿真软件计算功能，从而提高电网仿真计算的精确度和可信度。

3、培训仿真与演习能力。

（1）电网调度员培训仿真系统（DTS）功能完善实用，并在此基础上实施针对性地电网调度培训。（2）系统反事故演习常态化和特殊事件（迎峰度夏、重大节假日和特殊保电时期等）反事故演习相结合，不断提高调度实战演习能力。（3）定期实施厂站黑启动试验，确保黑启动电源的安全可靠。

4、能量管理系统（EMS）及电网在线智能化监控技术支持系统建设。

（1）根据电网安全形势变化和生产实际需要逐步完善EMS系统高级应用软件功能（电网N-1静态安全分析、电网在线稳定裕度分析、超短期负荷预测及发电计划自动安全校核等）；同时，尽快完善EMS系统的实时安全校核、设备越限提示、事故预警、事故推画面、事故反演等功能以及EMS系统中基于GPS技术的数据自动采集和分析功能。（2）推广实施系统广域实时监测和稳定预决策系统、自动电压控制系统以及继电保护管理信息系统等，不断提升电网的在线调度监控能力。

5、建立和完善电网事故应急处理机制。

（1）研究防止电网大面积停电、稳定破坏事故的措施，研究电网重大事故危机管理策略。（2）探索备用调度体系的建设，进一步完善电网调度应急处理机制。

6、风险管理能力持续改进。

在调度处理完每一次电网事故后，都应及时对其风险管理措施的有效性进行尽快评估，并针对评估意见拟定整改反措计划，以不断提升电网安全风险管理的调度调控能力，提高风险管理的效率与效益。

6、1 事后风险管理评估

事后风险管理评估是为了对电网风险管理的全过程进行反省、评价，并为今后风险管理能力的持续改进提供参考。

6、2 更新完善事故分析数据库

电网事故分析数据库应详细记录事故的分类、原因、损失、处理过程、处理措施的适用性、效果、经验与教训等。

6、3 事故反演校核仿真计算软件

通过对每次电网的事故反演，不断校核仿真计算软件使用数据模型及设备参数的准确性，不断提高电力系统计算仿真软件的适用性与正确性，为电网事故精确仿真计算分析打下基础。

64 反措完善技术支持系统

通过对电网事故发生、发展、处理、恢复全过程的分析，及时总结反思相关技术支持系统的欠缺，制定反措改进方案，不断完善EMS相关功能及其它提升调度调控能力的技术支持系统。

6、5 安全规章制度闭环管理

电网安全风险管理必须实现闭环管理，这是高效应对下次电网风险的有力保障。为此，应根据事故处理过程中反映出来的问题及时修订相应的事故处理预案等技术文件、进一步完善事故抢险与坚持处置体系，滚动修正风险管理策略，健全电网安全规章制度的闭环管理，并通过跟踪、反馈，落实改进意见，不断提高调度风险管理水平。

二、电力系統调度安全运行管理对策

1、提高调度人员的安全意识、加强安全技能。

在电力调度工作中，调度的工作人员承担的安全责任是巨大的，关乎到电网能否安全可靠的运行。因此，这就要求工作人员遇到紧急情况时应该保持沉着冷静的态度，积极寻找有效的解决办法，应对工作中发生的意外情况，电力调度人员必须不断提高自己的专业技能，以应对电力系统中各种突发问题。

2、完善电力系统的规章制度，加强人们意识观念。

建立一套完善的电力系统规章制度，有利于科学化管理调度运行人员和调度管理人员，这是保证电力系统安全运行中的重要环节。只有将电力调度的安全问题分化到各个小的部门才能使整个系统成员有机结合，发挥他们各自的职能优势做好本职工作。在制度的严格管理下，各部门协调工作，有序的开展各项任务，保证工作人员每天热情饱满地工作。

3、增加事故演练的频率。

因为事故总是突然地出现，需要调度人员立刻找到问题的根源，积极有效的采取合理的办法进行解决，只有通过不断的实际演练才能做到面对突发状况依然从容淡定。在这里必须要强调的是，工作人员必须将每次的事故演练当成真正的问题去解决，而不是当做完成任务一样抱着无所谓的态度，只有不断的加强练习，才能以不变应万变，保证电力系统的安全运行。

4、调整工作日程安排，对检修工作有序开展。

检修工作在电力系统的维护中是一项重要的环节，因此电力调度人员必须按照系统规定的要求，积极做好安全系统的检修工作，只有不断的检查错误并及时改正，才能确保电力系统始终保持一个良好的运行状态。对于检修的工作安排要严格执行，不能因为任何原因而延误检修工作。检修工作人员根据实践中遇到的问题要敢于提出建议，这有利于改善系统中存在的不合理现象。要求各个调度人员之间各司其责，同时又相互协助，共同推进电力系统的安全运行，给大家营造一个安全的用电环境。

随着电力体制改革的逐步深入.电力产业结构调整以及竞争态势的改变将引发一系列不确定因素.原有的电网生产组织体系和安全责任体系发生了巨大变化.而相应配套法律法规还处于进一步完善中.电网企业正面临着前所未有的巨大风险和由此带来的巨大挑战。同时.随着社会经济的快速发展和人们对事故停电心理承受能力的逐步下降。人们在电网快速发展的同时对安全可靠供电提出了更高的要求。

参考文献：

[1]连聪能.浅析加强长泰县电力调度管理保证电网安全运行[J].现代企业教育.

[2]梁雄忠.浅析电力调度的安全运行管理及控制措施[J].科技与企业

电力调控 第7篇

关键词：电力调控系统,优化方案,探讨

现在我国的工业在进步、经济在发展、生活水平在提高, 人们逐渐的对电能加强了重视, 而电网结构较为复杂, 一旦其运行中出现问题, 就会制约电网运行, 想要其能够跟得上时代的发展脚步, 就要优化电力运行系统。

电力运行系统中, 传统电力调控系统为经验式, 之后转变成分析式, 虽然我国现在的电力调控系统在很大的程度上得到了优化, 但是依然有很多的问题存在。

现在的经济在飞速的发展, 我国电力调控系统随之向着智能调控方向发展, 这在企业发展过程中是较为难解决的问题, 同时也是企业要面临的挑战[1]。因电力调控系统中还存在较多难以解决的问题, 所以, 要不断的优化电力调控系统, 从而推动电力调控系统不断的向前发展。

1 电力调控重要的运行作用

电力运行系统较为复杂, 它的生产环节主要就是发电、输电、变电等, 主要功能就是对自然资源加以利用, 将其转变成电能输送给用户。为了使这一功能能够很好的实现, 电力系统将一些信息控制系统应用到电力系统的所有环节, 借助测量、调整、监控电力的方式, 从而使用户所获得的电能更具安全性、优质性、经济性。

为了保证电力系统能够在安全稳点的状况下工作, 这就需要优化电力调控运行系统。现在电力调控系统要求实现智能化监控、自动化调度, 这样调度人员对电网信息的获得将会更准确、可靠, 及时的调控电力系统, 电力系统才会在稳定的状态下运行[2]。

电力系统在不断扩大自己的规模的同时, 运行系统也随之向着复杂化方向发展, 人们逐渐提高了对供电质量的要求。所以, 要求电力调控水平有所提升, 调控人员也需要增强操作能力。假如操作人员进行错误操作, 或有电网故障出现, 这样就会出现停电现象, 甚至还会损坏设备, 有时甚至会造成人员伤亡, 不论什么情况, 都会对经济造成损失。因此, 一定要对电力运行系统加以优化。

2 存在在电力运行系统中的问题

现在我国电力调控运行系统的主要管理方式为分级别管理, 同时进行统一调度, 分级管理主要就是为了实现调度统一。统一调度是在基础管理上实行的。这两者的工作要互相协调, 想要使电力系统中的一切设备都能够在安全稳定的条件下运行, 使人员的生命安全得到保障, 就要使工作失误尽量减少, 使人员素质得到提高[3]。

在电力调度运行过程中, 应用的科学技术使系统逐渐的向智能化方向发展, 逐渐的完善电力调度工作, 但依然有如下问题存在在电力调控运行系统之中。

2.1 没有专业性的操作人员

电力系统的主要工作任务就是对电力调控运行系统加以完善, 之后进行生产, 众多操作者对工作状态没有充分的了解, 这样就不能保证电力控制系统能够安全运行, 同时有安全隐患存在, 电力调控运行系统也无法发挥最大的功能[4]。

所以, 想要快速的发展电力调控运行系统, 首先就要保证系统能够在安全状态下运行, 操作人员在掌握电力调控的理论基础上还要积累一些实际经验, 这样电力调控运行系统的稳定性才能够得到保证。

2.2 管理体系不够完善

新型的电力调控运行系统有着较长的运行时间, 在系统运行方面还没有充足的经验, 所以, 就很难划分出较为完整的管理体系。目前电力调控系统所处的运行状态, 如果不具备合适的管理, 就很难保证整个系统的稳定。因此, 想要使电力调控系统的运行更加稳定, 一定要加强对管理体系的重视。

2.3 不够重视对电力调控系统的管理

对电力调控管理系统进行严格的分析, 使管理范围更加的明显, 电力调控系统在具体的运行过程中, 所有的管理人员主要重视的都是功能的应用, 而忽视了对整个运行系统的管理工作。在进行电力调控系统管理时经常忽视的就是人员的合理性, 同时, 也不够重视对管理人员进行技术培训, 所以, 当电力调控系统有安全问题发生时, 管理人员对自己所管辖的范围没有负起责任, 而是进行相互指责, 将发生的一切问题统统推给了厂家, 这样就会掩盖问题的根本, 同时也影响了电力调控系统所具备的稳定性[5]。因此, 在进行电力调控系统管理时一定要杜绝此种生产问题的发生。

3 优化电力调控运行系统

现在用电量在逐渐的提升, 同时也在不断的扩展电网的规模。所以, 要使电网的运行更加稳定和安全, 想要对变电站的情况及时了解, 就要不断的调度各级信息, 从而使电力系统调度增强、控制水平提高。因此选取的方法一定要恰当。

3.1 对电力调度运行系统加强设计优化

首先要对设计目标进行优化, 这对电力调度运行系统来说, 不用彻底的更换系统, 只是适当的改进原有系统, 之后在整个电网中应用此系统即可, 这种优化方法可以减少问题出现在系统的调度之中, 调度网络的过度是平滑的, 同时也扩展了调控系统[6]。

并且, 还可将联网控制应用到网络方面, 对有关部分进行合理的优化, 之后再投入使用, 这样电力系统会提高运行质量, 同时安全性、稳定性也会相对的提高, 针对有关监控软件的设计, 对监控质量进行观察, 这样做出的调试才会相对合理, 同时软件中的问题也会被随时的发现, 电力调控系统也会逐渐的提高运行效率。

3.2 优化电力调控系统的原则

在电力系统优化时, 不能单纯的应用一种优化方法, 面对各种不同的电力系统采取的优化方法也应该有所不同, 这样优化的时间会被缩短, 同时优化成本也会随之降低, 根据具体对象确定具体的优化方案, 这样其优化方案才能够达到最佳, 电力系统的调控才会更加的稳定、安全, 以下为具体的优化原则。

其一, 电力调控运行系统在优化过程中一定不能太局限。应该进行开放式的优化, 此系统中存在的信息就可以与其他电力系统之间实现资源共享, 系统中资源匮乏的现象也不会产生, 同时也可以对其他的系统优化方案加以利用, 同时还可以使系统的兼容性得到提高。

其二, 系统在优化过后, 使实用性得到加强, 可靠性会增加, 安全性也会提高。相对于电力系统, 降低系统运行过程中的消耗是优化的主要目标, 电力系统运行中生产的经济效益就会被提高, 随之也提高了电力调控运行系统的质量[7]。

在进行具体运行过程之中, 想要使电力的发展需求得到满足, 就要以不超出系统负荷为基础, 充分的对系统进行优化, 使计算机等相关网络设备能够充分发挥其作用, 对企业中的有关资源加以利用, 这样本企业在资源上就会得到一定的节省。

其三, 在进行系统优化过程中主要重视的就是系统的安全性和稳定性。对电力系统进行优化, 目的之一就是使电力调控运行系统能够在一定程度上提高运行质量。使电力系统在运行过程中能够保持安全。

其四, 系统要进行可扩展性优化。现在我们所处的时代为网络时代, 而现在所处的电力调控优化阶段还一直为分析型阶段, 在未来智能型调控系统将会普及, 所以要优化现在的系统, 对系统的可扩展性加以应用。

3.3 加强优化自动化系统

针对电力调控系统的整体发展过程来讲, 现在主要经历两个发展阶段, 现在众多的电力调控系统都为分析型系统, 想要实现智能化系统, 就要对分型型系统进行优化, 这样才能够促进电力体统实现优化发展[6]。

4 结语

现在电力调控运行系统将逐渐的变的强大, 变的复杂, 所以, 想要正常的运行电力调控系统, 就要对其加强管理, 对运行中存在的问题进行分析, 采取适当的优化策略, 充分的发挥电力调控系统中的监控功能, 同时, 需要对科学的技术手段加以应用, 使电力运行系统能够不断得到完善和提高, 这样电力系统运行就会更加的稳定和安全, 我国的电力系统也能够持续的发展下去。

参考文献

[1]张文广.关于提高电力调控运行系统的措施[J].三角洲, 2014.

[2]刘凯.浅析电力调控运行系统的安全运行[J].通讯世界, 2014.

[3]彭薇.电力调控运行系统的安全运行问题分析[J].河南科技, 2014.

[4]刘健, 谢旭, 牛四清等.电网调控仿真培训系统设计与实现[J].电力系统自动化, 2013.

[5]李功新, 周文俊, 林静怀等.基于D5000平台的调控操作与防误一体化系统[J].电力自动化设备, 2014.

[6]彭晖, 葛以踊, 吴庆曦等.地县调控一体化系统分区解并列机制的设计与实现[J].电力系统自动化, 2014.

电力调控 第8篇

1 电力调控系统安全运行的必要性

1.1 保证电力系统运行安全

电网的基本构成是十分细碎且复杂的, 同时电网本身运行的规模也比较大, 在电网运行的过程中需要有很多变电站的支持, 变电站还要将电能输送给电力用户, 所以, 电网对于电力输送的要求比较高。在发电和输电的过程中, 其工作量比较大, 时间比较紧迫, 电网在运行过程中所要承受的任务量和其承载力一定要达到一个协调的状态, 因此, 电力调控运行系统就显得尤其的重要。当前, 电力调度运行和电力监督机制有了非常明显的改善, 所以其智能化水平也越来越高, 电力调度工作人员可以在实际的工作中更加迅速准确的解决电力运行过程中所出现的不足, 从而也使得电力运行的质量和水平得到了显著的提升。

1.2 保证电网的供电质量和供电水平

电网运行质量的提升使得电力调控系统本身的复杂性也越来越强, 这样也就使得电网运行的过程中, 供电质量可能会受到更多因素的影响。供电的安全性和稳定性也是需要该系统的支持的, 在电网出现了一定运行异常的时候亦或是操作人员没有严格按照规范的要求去操作的时候, 就非常容易出现停电事故, 这样一来就使得人们无法正常的开展生产, 对人们日常的活动也会产生一定的负面作用。很多问题所产生的经济损失是十分惊人的, 只有保证电力系统的正常运行, 才能更好的保证不会出现安全事故。

2 制约调控运行系统安全运行的主要因素

2.1 专业人员数量较少

在相关的调查和研究中发现, 在我国电力系统运行和发展的过程中虽然已经全面的使用了电力调控系统, 但是在系统应用的过程中没有足够的技术人员作为支持, 同时其也没有办法充分的满足系统运行的一般性需求, 系统运行的安全性和稳定性也会受到非常明显的影响。系统在运行中有可能会出现效率低下的情况, 在这样的情况下, 我们就必须要配置充足的技术人员来支持系统功能的充分发挥, 在实际的工作中也要对系统操作的方法和规范予以充分的了解和熟练的掌握, 这样才能更好的保证系统运行的效果。

2.2 管理制度存在着缺陷

在电力系统运行的过程中出现了很多新的方式, 但是这些方法在电力系统运行的过程中并没有实行很长的时间, 所以在运行和管理的过程中还不具备丰富的处理经验, 因此也就不能对管理制度进行全面的控制和完善, 电力调控系统在运行的过程中得不到有效的管理和规范, 这对电力系统的安全运行也会产生十分不利的影响。

2.3 忽视系统管理

电力调度运行系统在电力系统运行的过程中扮演着十分重要的角色, 在系统应用的过程中, 应该将系统应用的科学性和合理性当做是一项十分重要的内容。在对人员进行配置的过程中也不是十分重视培训工作, 很多人员无法得到专业化和系统化的培训, 如果技术人员在实际的操作中遇到了问题, 无法及时的科学的进行处理, 在这一过程中也可能会出现更多方面的问题。

3 电力调控系统优化的方法

当前, 我国城市化的建设水平有了十分显著的提升, 社会发展中对电能的需求量明显增多, 电网运行中, 对电力调度的要求也越来越严格, 所以我们就必须要采取有效的措施保证电力调度系统的运行和监控质量, 以下笔者结合自己的实际经验对具体的优化方法进行简要的分析。

3.1 电力调度运行优化的方法

首先是要对电力调度运行的基本目标进行优化处理。不需要对电力调度系统进行全面的改动, 而是要对其局部进行适当的调整, 之后再将其应用在电力运行当中。在网络的建设上, 我们需要有针对性的对一些软件进行设计和处理。在系统主站的设置当中, 我们需要在不影响系统正常运行的情况下, 系统主接线图和监视设备运行的主要状态要能实时显示, 此外在系统运行的过程中还要同时完成数据采集工作, 这样才能更好的对这些数据加以充分的利用, 按照数据进行计算, 最终绘制出遥测量运行曲线图。

其次是电力调度运行的优化。在对电力调度进行优化之后, 系统要具备非常强的开放性, 系统要能够实现信息的共享。防止电力系统运行的过程中出现比较严重的信息冗余现象, 防止不同的信息之间出现比较大的矛盾。加强系统的开放性可以很好的保证企业内部的运行质量, 系统的兼容性也得到了显著的改善, 对不同的异种机也能科学合理的应用。

在对系统进行全面的优化处理之后要具备非常强的实用性特征。在对系统进行优化的时候一定要注意原来的设备保护工作, 将计算机和其他当前已经应用的设备要合理的调配和应用, 这样才能提高企业资源的利用效率。此外在实际的工作中还要坚持安全可靠的原则。在实际的工作中我们应该首先对那些比较容易管理和维护的系统进行有效的处理, 我们也需要将电力系统当中的一些可扩充的内容在电力运行中得以充分恰当的展现, 这样才能更好的发挥新技术的优势。

3.2 电力监控运行系统的优化方法

监控运行系统的应用使得实时监控调节电网设备以及数据的录入都变得非常的简便和精准, 这样也就充分的保证了电厂的自动化建设, 系统无人值守也能得到全面的实现, 系统在运行的过程中虽然处在无人值班的状态, 但是, 电力系统依然可以平稳的运行。例如, 借助电话报警系统, 如果从监控系统当中发出了报警信号, 这些信号就会传送到调度部门, 之后对报警信号的等级进行分析和判断, 之后采用智能化的方式对其进行全面的处理, 这样才能更好的保证系统运行的质量和效果。此外, 在系统运行的过程中还要对PLC以及电能监控系统进行优化处理。以往的电能监控系统在数据采集的过程中需要脉冲的支持, 所以就需要对点度量的初始值进行重新的设置, 这样一来就可以使得监控系统自身的工作负荷大大增强, 此外, 其安全性和准确性也无法得到保证, 所以在电力系统运行的过程中需要使用智能电能表, 这样就可以在满足通信需求的同时也促进了信息的共享, 保证系统运行的稳定性。

4 结论

在社会和经济发展中, 电力一直都是一种非常重要的资源, 因为我国当前对电力的需求越来越大, 电力调控系统的运行安全也越来越受到人们的关注, 由于其自身存在着一定的复杂性, 所以在运行中容易受到很多因素的影响而出现故障, 对于这类问题, 我们必须要采取有效的措施加以控制, 只有这样, 才能保证电力系统的平稳运行。

摘要：当前, 我国的社会经济发展水平有着十分明显的发展, 我国电力企业的发展速度也有了显著的提升。为了更好的保证电力系统的稳定运行, 我们需要将电力系统运行的安全问题纳入到日常工作当中。当前我国电力系统在运行安全性方面还存在着一定的不足, 我们必须要对其予以详细的分析, 同时还要采取有效的措施对其加以改进。

关键词：电力调控,运行系统,安全运行,问题

参考文献

[1]刘凯.浅析电力调控运行系统的安全运行[J].通讯世界, 2014 (19) .

电力调控 第9篇

1 电网组成部分中的电力调度

随着电网规模的扩大, 电网特征和其运行特征都发生了较大的变化, 电网系统也日益复杂, 给其运行控制增加了不少难度。电力调度的运行过程存在安全风险, 如果控制不好, 会使电网运行发生故障, 严重情况下会威胁到电力系统的运行安全。通过分析以往发生的几起电力调度故障得出, 电力调度发生故障时会破坏电力系统的运行稳定性, 甚至会造成大面积停电的现象, 给社会生产和稳定带来危害。因此, 在电网安全运行中, 电力调度是重要关口。为确保电力系统的安全运行, 必须认真分析电力调度中存在的风险, 对风险作出合理的评估并找出相应的防范措施。另外, 对电力调度而言, 安全风险辨识、风险评估方法、防范措施, 这些都是确保其安全性必不可少的措施。

电力调度作为一个体系共分为五个层次, 分别为国有电力调度一级网、地区二级网、省级三级网、城市四级网和县级五级网, 并且将不同级别的发电厂和变电站也纳入其中。电力调度运行方式是将统一和分层相结合, 相辅相成构成的。国内电力企业采用的是以四级调度为主的管理模式, 电网调控人员的素质直接关系着确保大电网安全所采取的措施落实情况。安全风险控制的中心内容是风险管理理论, 该理论是从20世纪30年代的事故学中产生的。风险管理理论将高危险和隐患行业作为重要研究对象, 确认风险和隐患, 分析风险和隐患产生的原因, 从而起到控制风险和消除电力调度事故的效果。安全风险控制主要包括以下两方面的内容: (1) 危险辨识。在电力调度过程中, 人为因素是安全风险控制的重要部分, 根据国家发布的相关规定, 电力调度的危险因素属于行为性因素, 主要有指挥错误、操作失误、防护失误和其他行为性危险和有害因素。 (2) 风险评估。电力调度作为一个运行系统, 对该系统利用系统工程方法进行定量分析, 找出系统中危险产生的可能性和严重性。电力调度系统一般情况下常用作业条件风险评价法对重大危险进行分析, 该方法分析因素主要有四个指标, 分别为事故发生可能性、人体暴露频繁度、事故发生的后果和风险性分值。

2 电力调控中的安全问题

在对电力调度进行控制时, 会受到较多因素的影响, 比如系统内部因素和人为因素。电力调度中出现的安全问题主要从两方面来分析, 即系统运行中的安全问题和管理过程中的安全问题。

2.1 系统运行中的安全问题

随着智能电网的建设和应用, 电网规模迅速扩大, 电力调度逐步实现自动化, 且自动化的要求越来越高, 从而提高了电力调度效率和安全性。但同时, 系统内部的安全问题也不断显现出来, 电力调度系统安全问题有自身缺陷和环境缺陷两种。系统安全问题是在系统被创建时就已经埋下了的隐患, 并且系统对安全问题所发出警告信息又多又杂, 使不少真正意义上的安全问题得不到解决。系统设备存在老化现象, 直接降低了系统的运行效率, 也间接降低了系统的安全性, 电力调度中的安全风险也随着增大。目前系统采用的运行模式经常发生通道故障, 维修占用时间较长, 维修期间调度工作无法正常进行, 调度员难以开展工作。环境因素对系统安全的运行也有较大的影响, 例如人迹混杂和运行环境差等问题, 电力设备要想安全运行, 就必须维护、管理好电源, 但是实际运行中维护、管理工作没有做到位。在信息化环境下, 电力调度的监控网络还会被病毒和黑客攻击。另外, 自然因素比如狂风暴雨、水灾等也会对电力调度安全性造成影响。

2.2 管理过程中的安全问题

电力调度中的安全问题主要是指管理方面的安全问题。电力调度中的安全问题属于行为性危险, 有主管色彩, 其主要内容有操作、指挥和监护等方面的失误。随着科学技术的发展, 新型设备和模式不断涌现, 管理模式也在不断更新, 如果这种更新不及时就会引发相应的安全问题。管理不到位、管理存在漏洞, 忽视安全方面的基础性工作, 只是强调要配备技术先进的设备, 但对安全隐患却没有采取防范措施, 因此, 很多问题不能被及时发现。另外, 技术管理方面也存在问题, 运行规程的编制内容有缺失而且过于简单, 在应用先进设备时发生不科学、不合理的事故。

3 电力调控中安全风险的对策

对电力调度中存在的安全隐患进行分析后, 就要结合实际情况, 从具体情况出发, 找出有效的解决办法, 不断增强电力调度中安全风险的防范和控制能力。

3.1 电力调度过程要注意细节

电力是客观存在的, 不会因人的意志而改变, 因此, 在电力调度中, 调度人员要保持较好的精神状态, 对细节不放松, 对一些较大的问题要严格、认真处理, 从思想上重视调度操作, 避免发生误操作现象, 彻底消除由于个人疏忽造成的安全隐患。在调度操作时, 调度人员要密切注意周围环境。在电力调度过程中, 所有人员都必须注意工作细节, 比如在用电高峰期要注意减少调度工作, 在雷雨等恶劣天气尽可能不进行电力调度工作, 从而使电力调度在比较安全的环境中进行。调度人员要重视电力调度中的细节, 一旦因个别细节造成联电、漏电事故, 后果是很严重的。

3.2 认真分析安全风险

电力调度人员应具备对所做的工作进行快速判断的能力, 对电力系统负荷、季节气候和电力设备检修情况, 调度人员要有较高的专业素质, 并做好事故预防措施, 这样能够提高对安全风险的控制能力。另外, 电力调度人员还需要做好安全事故信息的收集工作, 熟悉电力系统的运行模式和事故发生时的天气状况, 对基础信息进行有效分析, 进一步得出造成事故发生的条件, 同时要对电力调度设备、安全装置动作情况加强保护力度, 这对鉴定人员分析事故现场有很大的帮助, 从而找出事故发生的原因。以上这些都是电力调度人员必须要学的知识, 通过分析数据来获得经验, 从而对电力调度中的安全风险进行更为有效的控制。

4 结束语

对电力调度安全风险的控制来说, 要想增强安全事故的处理能力, 就要结合现在所掌握的信息对事故进行分析。电力调度工作的重点是将设备监控和电网调度整合在一起, 并以此为基础实现调控一体化管理。调控一体化的主要职能是有效增强电网的监控职责, 另外, 在电网信息上要改变以往信息被动者的形势, 成为信息观测者。与以往相比, 电网调度安全运行在很大程度上提高了要求。

摘要：通过对电力调控安全问题中的弊端和风险因素进行分析和探讨, 提出有效的解决对策。这对电网调度安全运行有较大的现实指导意义。

关键词：电力调度,安全风险,控制,对策

参考文献

[1]安少明.供电企业生产作业过程中的安全风险控制问题研究[J].山东工业技术, 2013 (15) :89-105.

[2]钟利群.基于大运行体系电网调控运行安全风险及对策探究[J].科协论坛, 2013 (12) :93-94.

[3]王博.复杂电力系统安全风险及脆弱性评估方法研究[D].武汉:华中科技大学, 2011.

电力调控 第10篇

1 电力信通调控中界面整合技术的应用探讨

1.1 布局总控程序

该程序能够结合用户场景, 通过启动模块集, 以预设配置为依据布局窗口, 借助热键以及隐藏菜单切换场景[2]。其中, 生成配置信息需借助布局器建模实现, 布局方案的选择依据为用户身份以及使用场合。

(1) 布局器对工作解决方案进行定义。一般来说, 应根据用户岗位确定具体方案。方案包括指标管控、信通调控很多种。并且, 由于屏幕特性取决于具体方案, 所以, 不同方案的屏幕特性也存在差别。

(2) 在方案定义的基础上, 对工作区域、显示特性进行定义。其中, 前者指的是屏幕划分, 以保证其能够作为虚拟屏幕独立应用。工作方案定义与工作区域定义存在很大差异, 前者的定义对象是屏幕的可用尺寸, 后者则是系统可用的相对尺寸。举例来讲, 系统具有分割功能, 能够将2个物理屏分成3个逻辑屏。

(3) 在工作区域定义的基础上, 对工作场景进行定义。工作场景的实质是模块组合[3], 其中的功能模块具有相同的任务目标, 且必须共同使用。类似的场景有值班监控、故障抢修等。布局建模是基于工作场景进行的, 指的是同一区域内不同模块的布局划分。场景可用尺寸不能超过区域尺寸 (逻辑屏幕) 。布局器的功能在于尺寸控制, 其能够根据不同方案, 实现绝对尺寸或者相对尺寸的保存。另外, 其还决定着布局能否实现动态调整。

(4) 动态调用的相关问题。对于工作场景来讲, 若其模块实行动态调用, 则需在第一次打开场景的时候加载。以现实需要为依据, 模块实例有多场景共用、独立使用2种设置方案。借助QML脚本语言, 场景能够实现定义。并且, 其还具有一定的扩展功能, 并支持平台移植、模块布局及调度等, 均属于控制器的管理范畴。控制器借助动态插件技术, 能够使模块装卸趋于简单化, 即使使用新的版本也只需将插件换掉。对于当前场景来讲, 预览需借助微缩图实现, 而场景切换则需要借助快捷键、点选实现。

1.2 窗口控制技术

EXE模块、OCX模块、COM模块、DLL模块均处于窗口控制之下。模块类型不一样, 窗口处理的可用方式也不同。

(1) OCX模块以及DLL模块的特性均类似于容器窗口, 因此, 只需把控制器容器设为模块父窗口就可以达到目的, 并且, 模块窗口位置、尺寸均会随着控制器容器位置、尺寸的变化而改变。

(2) COM组件以及DLL模块的嵌入设置需调用Windows API函数Set Parent实现。同时, 若控制器发生改变, 为确保嵌入实现后模块调整的整体感, 应借助Set Windows Pos对其进行重设。

(3) EXE模块嵌入之前, 应关注的主要内容为程序装卸方法、主窗口发现路径。装载可借助Create Process返回进程的PID实现, 注销时释放资源则可以调用Terminate Process来实现。在进行Windows Handle查找的时候, 可以通过Windows API函数Enum Thread Windows对PID进程下的全部窗口进行枚举。在枚举结果中出现多个窗口的情况下, 主窗口确定策略主要有2种。这2种方式的确定依据分别为窗口尺寸、Class Name与Title。

1.3 模块通信技术

提供消息总线是布局总控程序的服务内容之一, 利用消息总线能够实现模块数据传递和模块事件传递, 该技术属于较为高级的功能。消息一般有2类:一为本地消息, 二为网络消息。其中, 前者适用于同一场景的模块数据交换, 后者则适用于客户端间的数据交换。借助服务器推送技术实现信息传递的方式, 相比传统模式而言, 具有网络负载低等优势。借助QT信号槽实现消息连接的方式, 保证了模块的独立性, 且所有终端均能够进行动态加载。借助XML描述消息结构, 可以将其与模块分离开。

1.4 实例分析

浙江某市电力企业率先在信息通信调度监控方面应用了上述布局控制器。这样的情况下, 其桌面组屏以及信息通信调度屏不仅能够实现不同场景布局 (比如检修监控、故障分析) 的有效规划, 还可以进行全景展示。监控场景能够展示的内容包括监控视频以及告警事件等;信息检修作业监控场景可以展示信息资产台账属性以及C/S客户端的网络拓扑等。另外, 通信网监控以及网管系统、资源管理GIS等, 可以在通信故障分析场景中协同工作。得益于此, 不仅其调控工作的效率明显提升, 调控管理的质量也有了显著改善。

上述场景中, 工作人员均能够结合实际需要, 以切换场景为手段, 达到调控目的, 窗口混乱问题得以圆满解决。所以, 界面整合技术在电力信通调控实践中的合理应用, 可以起到提升调控效率的作用。

2 结语

当前, 由于信通调控中采用的管理系统均为独立界面, 调控员在工作中不得不进行系统切换。为了解决这项问题, 在现实中应注重借助现代化技术, 实现系统界面的有效整合与综合现实, 以提高系统监管效率, 改善调控工作实效, 所以, 对电力信通调控中界面整合技术的应用进行探讨, 具有十分重要的现实意义。

参考文献

[1]刘博.大型建设项目业主方组织界面整合能力体系构建研究[J].项目管理技术, 2015 (3) :45-48.

[2]刘德舟, 侯光明, 郭晓音.重大科技工程组织界面整合管理研究[J].科技与经济, 2014 (3) :06-10.

电力调控 第11篇

关键词：电力系统；调控一体化；监控信号；规范化管理

中图分类号：TM734 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）29-0116-02

在电力系统调控一体化开展的过程中，电力和监督控制业务完成了有效的结合连接，监督控制信号工作的开展一定要从各个方面全方位地了解电网系统当下实时的运作情况，针对在系统运行过程中出现的故障及隐患问题要在第一时间发现并尽快地解决排除。这能够给负责电力调度的工作人员带来更加可靠的工作开展依据，因此，一定要注重信号监控基础工作的开展，加大监控信号管理力度，确保监控工作的开展效率及质量。

1 监控信号的相关规范要求

1.1 监控信号名称的规范

这里我们提到的监控信号名称其实就是通过下面的形式表示的：“变电站名称+电压级别+设备名称+信号规范+间隔名称。”监控信号的规范名称要尽可能地符合现实情况的表达反应，只有这样才能更有利于负责信号监控的工作者对电力运行状况的掌握。

1.2 监控信号类别划分的规定

监控信号应该遵循一定的规律要求进行类别的划分，如此便可以更有利于负责信号监控的工作者更加清晰明了地把握关键信号，了解当前电网运行的状况。通常情况下我们将监控信号划分成三个类别：第一类信号是体现出由于不规范操作以及设备出现故障原因造成电网运行不正常以及其他造成系统安全隐患因素。第二类是体现电网一二次电气设备运行状况不正常和设备本身状况变动。第三类信号是体现电气设备的运作情况和运作形式。

2 信号监控工作的类别划分

在进行调控一体化的过程中，整个工作中最根本的环节便是针对监控信号进行处理与分析，可以说监控信号是确保整个调控工作顺利开展的根本性前提。每一天调控中心都会获取到超过一万条的监控信号，而如果是天气异常以及遇到电路检修的情况，监控信号的获取量会更大。由于所获取的监控信号量实在太过于庞大，想要实现全部的技术处理是很难实现的，有很大的工作难度。因此想要确保监控信号工作的开展高效性，就应该对获取的信号资源实现合理的类别划分，这样再采取合理的处理工作就容易很多了。

2.1 实时信号监控

这里我们所说的实时信号监控其实是指负责信号监控的工作人员针对电网系统监控信号实施类别划分，针对那些较为紧急关键的第一类信号和第二类信号及时地处理解决，并结合所获取的第一类和第二类信号进行对电网系统运作情况的掌握，了解整个系统运行过程中出现的问题及隐患，给调度工作的开展带来可靠的依据支撑，帮助电网故障更加顺利地排除。

2.2 后台信号分析

对于以往获取的信号信息资源实施后台的信号分析工作，关键是对信号分析工作开展的广泛性及深入性，这一工作的开展能够通过以往常见的电网系统安全隐患及故障所在，针对性地做好防护与管理工作。

3 监控信号的显示方式

要想确保实时信号监控和后台信号分析工作有序高效地进行，就要针对监控信号展现形式做好一定设计工作。实时信号监控工作的开展，要保证关键的信号能够清楚详细地传递给负责监控的工作人员。所以一般针对监控信号采取以下类别划分进行展示：

（1）开关事故跳闸区：显示开关位置在非正常操作状态下的变位信号。（2）事故信号区：显示电网设备故障跳闸及影响变电站安全运行的一类信号。（3）异常信号区：显示异常类的软报文以及硬接点等二类信号。（4）状态信号区：显示反映电气设备运行状态的三类信号。（5）遥测越限区：显示各负荷、电压、电流、功率因素、温度等遥测信息的越限信号。（6）综合信号区：分区显示全网信号、试验信号、远动信号、AVC事项信号等。（7）越限信息：告警方式为警铃和报文报警。

4 异常信号的管理

4.1 装置定值不合理的异常信号

有些保护装置本身所有的启动定值以及返回值和这一参数规范化运作范围出现重合，造成该设备在运作过程中发出异常信号。要和保护定值调整的工作者进行沟通交流，针对定制做出合理的调节，避免这一现象的发生。

4.2 操作伴生信号

操作伴生信号指的就是那些跟着设备运行情况的变化而短时间内出现的一种信号类别。因为此种信号表现为复位较快的特征，所以在实际的监控工作中选择过滤伴生信号的措施来进行屏蔽隔离。如果接受到有伴生信号相关的信号，主程序会将其暂时存放在缓存区，如果短时间内获取到相应的复归事宜，就将不会把这一信号报出。

4.3 遥测越限频报信号

在针对遥测越限频报信号问题进行研究探讨之后，我们认为导致遥测越限的原因一般情况下：首先是因为线路载流量的设置更改，但是它所对应的遥测限值没有在第一时间做出调整，从而导致系统依然根据之前的限制来做出判断工作。其次就是因为线路负荷承载上升程度过大，导致越限的问题，对于该类越限信号的报告会有大概十几秒的延时误差，所以导致很多越限信号无法正常接受。

5 结语

通过上面的分析我们能够明显地看出，在电力系统运行的过程中做好对信号的监控工作，确保电力系统的正常运行以及较高的安全可靠性能是推动经济社会建设进程加快的必要前提，当前经济建设的加快以及生产力水平的提升，都对用电有了越来越高的要求，这就要求电力系统在之前的基础上必须进行进一步的完善提升，以达到更高的标准。电力系统应该在确保供电质量符合社会要求的情况下，对于系统本身的安全性能加以增强。因此在先进信息技术的支撑下，要实施调控一体化的管理工作，实现对电网系统运作的实时监管控制，这样一来能够在第一时间找出电网系统运行过程中出现的问题及隐患，进行及时的处理排查工作，并且为调度工作者的工作开展带来更多的依据。因此我们认为加大信号监控工作的开展力度是十分关键的，其能够确保电网系统的稳定运行，并为经济建设提供有力的能源力量支撑。

参考文献

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系统信号与监控界面优化分析[J].电工技术，2013，

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调控仿真培训系统设计与实现[J].电力系统自动化，

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[4] 张瑛，孔庆伟.调控一体化信息专家处理系统探讨

[J].新疆电力技术，2013，（1）：27-31.

[5] 吕洪波.电网调控一体化运行管理模式研究[D].华

关于智能电网的电力调控一体化研究 第12篇

关键词：智能电网,电力调控一体化,问题,解决对策

引言

任何一项事业的推行都要依赖于科学技术的更新与发展。科技技术的发展是我国实行智能电网的有力支撑。现阶段智能电网是我国配电网调控的发展趋势。在智能电网中电力调控一体化是重要的项目, 符合现阶段电网发展的根本要求, 实现经济社会的持续、稳定、健康发展。基于此, 对智能电网下电力调控一体化做具体的分析, 明确电力调控一体化的理论内涵, 积极地找出其中存在的问题, 并采取一定的措施进行有效的解决才是实现经济可持续发展的根本途径。文章就针对此问题进行全面的分析。

1 电力调控一体化简介

做到电力调控与监控的有机结合是电力调控一体化的运行模式。运用高新技术使操作更加智能化、自动化。电力调控一体化的内容主要由两部分构成: (1) 调控, 要由专门的调控人员执行, 工作范畴主要是设备监督、遥控操作。 (2) 运维, 要由专门的运维人员来进行操作, 要对设备的巡视、检查、作业应急处置等方面进行操作。电力调控一体化是智能电网的重点项目, 主要需要调控和监控电力体系, 不断加大电力调控一体化的建设力度, 使电力调控的智能化和信息化更为出色, 关于电网监控与维护的管理工作在体系化中有效推进。旧有的工作模式中, 电网的调度、监控、运行和维护都是电网调度中心需要负责的工作, 所以内容相当的庞杂, 工作内部的分工很难明确, 工作效率不仅难以保证, 工作人员的工作积极性也会受到影响。电网的改扩建过程中, 电网的发展速度是相当快速的, 电网结构得到了重新调整, 工作的难度系数也进一步加深了。这就需要电力企业不断地将自身的服务质量进行有效的提高, 还要加紧调控一体化的建设, 对各项工作都要做到科学合理的分工, 其实电网调度中心负责的工作与传统的管理模式没有多大的改变, 只要同时运行维护站点, 负责对调度指令的分解和执行, 每个部门能够真正的对自己的职责负起责任, 实现调度中心管理的集中化、智能化, 实现资源的优化配置, 提升工作效率, 减轻工作人员的劳动强度, 使经济社会获得健康稳定的发展。

电力调控一体化的特征有: (1) 为地区智能电网的发展提供样本。作为智能电网的试点项目, 电力调控一体化主要是以设计水平年标准而制定的, 以国家的相关规定为根本的出发点和落脚点, 指明智能电网的未来发展方向, 留有充分的发展空间给电网。 (2) 安全性高。电力调控一体化自身具有的科学设计、智能化、信息化, 使传输数据的安全性更高, 实现调度、集控、计量和配电等一体化, 能够实现工作效率的大幅度提升。

2 电力调控存在的问题

2.1 电网管理模式的局限性

现阶段我国城市化的进程和社会经济处于不断深化发展中, 很多大城市的配电网正处在从架空线向电缆转变的阶段, 整个配网线路电缆化也在逐渐增大。单条输电线路混合使用成为了现阶段配网的重要特征之一。电网管理所涉及到的部门很多, 这也加大了管理的难度系数。所以很有必要建立一个新的管理制度, 通过电力调控一体化、管理机制、工作流程等工作来实现配网资源的有效整合, 简化工作程序和步骤, 提升管理的工作效率, 以便获得更多的经济效益。我国目前的配网维护部门相对分散, 虽然能够各负其责, 还是很难避免数据的丢失, 很容易发生管理混乱, 使管理难度增大。

2.2 电力调控人员管理方式不科学

现阶段很多地区出现了电站管理部门众多的现象, 而电网设备的数量远远大于工作人员的数量, 工作质量上很难得到保证。同时由于工作的任务重、难度大, 人员配置不科学, 工作分工不合理, 在影响整个工作的同时工作人员的工作积极性也会受到“牵连”。这种工作模式的弊端是显而易见的, 没有实现人力资源的优化配置。与此同时, 由于电网设备的操作比较复杂, 需要工作人员具备足够的专业素质。综上所述, 这些不科学的管理模式大大降低了电力调控一体化的发展进程。

2.3 盲目调控

正是由于我国电力调控的现阶段发展中有一定的局限性, 分散式的管理也加大了智能化管理的难度系数, 这样就会加大盲目调控问题的产生几率。在具体的调控操作中, 经验主义和旧有的方式还是占有相当大的比重, 电网的智能化难以得到满足, 工作效率不但得不到有效提升, 智能电网的可持续发展更是无从谈起。在进行配网架空线路开关的变更和分网时, 很可能会发生意外情况, 这在无形中也加大了调控的难度系数。

3 解决电力调控一体化问题的对策

3.1 加强电网管理模式

良好的管理模式对电力调控一体化所起到的效果往往事半功倍。可以通过以GIS为基础的调控体系的实行来加强电网管理模式。GIS的配网调控是对旧有管理模式的更新与发展, 以配网数字化为管理前提, 连接配网自动化信息, 达到监控与调度完美结合。还应该加强管理团队的建设。因为良好的管理团队所能发挥的作用是巨大的, 能挖掘出每个人身上的潜力, 并充分调动其工作的积极性。

3.2 强化工作人员的管理

应科学的分析电网的运营情况, 再进行人员的优化配置。工作强度大, 压力大的部门要配备足够的人员数量, 相反工作强度小的地方就要少些, 有能力者要给予充分的发展平台, 能力不足者要采取培训再学习的方式, 这样整个团队的工作能力就有了显著的提升, 工作效率得到了提升, 经济效益也相应的有来提高。还要不断提高工作中的科技含量, 使先进的技术不断的作用在电网调控中, 实现操作系统的智能化、信息化, 进而节约成本, 提高利润。

3.3 加强调控的合理化

在自动化设备上应用先进的SCADA系统来减少盲目调控的问题。虽然远程监控已经在传统的配电网自动化管理中得到了推广和应用, 但有一定的局限性, 所以需要应用SCADA系统。每个系统还要用数据说话, 保证数据在传输和交换的过程中做到安全和稳定。除此之外, 还要进一步加强设备的建设和维护工作, 包括系统的改造升级, 使设备具有更高的可靠性和安全性。

4 结束语

综上所述, 电力调控一体化工作是智能电网中的重要组成部分, 人们也已经认识到它的重要性, 也得到了良好的发展, 但是也存在一些问题。对此, 相关的工作人员应及时的予以发现, 并在第一时间里采取有效措施加以解决。还要加强调控一体化的管理模式, 不断提高电力系统的管理水平。

参考文献

[1]王璐, 程小伟.刍议智能电网模式下的配网调控一体化策略[J].中国信息化, 2012 (20) .

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