调控一体化
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调控一体化范文第1篇
【中图分类号】V242.3+1
【文献标识码】A
【文章编号】1672-5158（2012）12-0273-01
随着电网及电源点的快速发展，“调度+集控站”的管理模式在电网运行中的运用已经没满足不了电网发展的需求。因此，采取电网调控一体化的运营管理不仅是时展的需求，同时也是电网安全运行的重要保证，是实现电网运行管理的稳定和有序发展的有效途径。电网调控一体化是将变电调度和监控一体化设置，变电站运行管理机构分片布置，变电调度、电网监控以及特殊晴况下紧急遥控操作等都是调度控制中心所要承担的责任。电网调度一体化的管理模式实施后，具有很多突出的优势，同时也存在着一些问题和矛盾，需要我们积极的解决和协调，以利于电网调控一体化的运行管理模式的更科学、更全面的发展。
一、电网调控一体化的优势
（1）电网调控一体化能够迅速的处理和调整电网运行中的故障和异常。在电网调控一体化中，由于调度员能够直观的、全面的对电网运行情况实施监测，并且能够及时处理和解决电网运行中异常、故障和问题；同时能够凋整更为直观、便捷的电网运行方式的，在处理线路跳闸后的试送、设备接地以及主设备跳闸后故障的隔离，调度员可以直接进行操作，此外调度员还能够直接操作主设备过负荷以及正常倒闸操作中负荷的转移和所带负荷的转移，使处理电网故障、异常及正常倒闸操作的时间大大缩短，从而能够有效的提高电网运行管理工作的效率和工作质量。另外，以前电网发生重大事故后，由于调度员信息滞后、了解情况不全等原因，直接导致了电网运行中出现事故时处理缓慢，不能够及时有效的解决。而实施电网调控一体化，能够有效的避免有人为失误所造成的电网运行中的重大安全事故的发生，确保对运行故障、异常事故处理的时效性。
（2）电网调控一体化有效的实现了人力资源的优化配置。电网运行中调控一体化模式的运行，使电网运行的监督控制工作人员的工作量在一定程度上有所减少，因此能够使电网部门的人员少、工作量大的紧张局面得以缓解，有利于实现电网部门工作人员的统筹调配，使电网运行部门的工作人员集中精力在现场执行设备巡视、倒闸操作、运行维护等工作上，从而实现了电网运行部门人力资源的优化配置，有效的提高了人力资源的使用效率。
二、电网调控一体化中存在的问题
（1）设备问题。首先是电网调度一体化中的自动化设备的安全性、可靠性以及自动化程度不够，在电网调控一体化中还存在许多能够自动化监督和调控的工作需要借助人力来完成，从增加了调度员的工作量。其次是在电网调控一体化运行模式中，信号中冗余和无效信息比率较高，尤其是在短时间内发生重复性故障时，就会因为通道堵塞不能被及时发现，同时也影响了对故障的正确判断，在一定程度上降低了集中监控的安全性以及工作效率。还有就是电网调控一体化中，调度自动化设备虽然实现了对开关的遥控功能，但是继电保护设备还要靠运电网运行管理工作人员到现场操作，并没有实现遥控操作功能，无法真正的实现电网运行管理的自动化，使继电保护工作效率难以提高。
（2）人员问题。电网调控一体化要求调度员负责全网的监控和调度工作，无形之中增加了调度员的工作压力和劳动强度，因此也对调度员的业务素质提出了更高的要求，比如其思维敏捷度以及工作期间的精力集中程度等。而目前大部分调度员年龄偏大，体力及精力不能够适应工作量。还有，一些电网工作人员对调控一体化管理模式以及对自己的工作职责不够明确，对调度员发出的指令没有认真的、及时的完成执行任务，没有意识到调度员询问现场、了解情况的重要性，没有明确和理解电网安全控制目的，都造成了电网运行管理工作效率得不到提高。
三、电网调控一体化中问题的改进措施
（1）建设变电站自动化体系，完善调度自动化设备。首先是要对现有调度自动化系统进行升级改造，建立和完善调度一体化的自动化设备和系统，增设监控系统检测功能，有效的实现事故风险预警；其次规范和优化故障信息的分层、分类，使信号分级合理、名称清晰，以促使集中监控的安全性和工作效率的有效提高；还有就是对变电站二次设备进行全面的自动化改造，从根本上解决变电站信号传输不全的问题；此外，还要加强调度数据网络建设，满足电网运行管理中大信息流传输的实际需求，保证调度一体化的有效实施。
（2）实现电网部门人力资源的优化配置。首先是要对年纪较大的调度员的进行工作岗位的调整，老调度员虽然具有比较丰富的工作经验，但是由于电网运行管理中对电网运行的监督和调控是一项精神高度集中、工作强度高的脑力工作，长期从事此项工作的老调度员体力与精力都基本上处于透支状态，在电网运行管理工作中难免会力不从心，不利于对电网运行的安全调度；因此要加强对年轻调度员的培训和教育，逐步实现调度员年轻化。电网调控一体化中调控工作是一项高劳动强度的脑力劳动，因此适合年轻人精力、记忆力强、反应迅速的年轻人，在电网发生故障时，能够做到快速的、及时的、正确的处理，为电网的运行管理安全提供了有力的保障。
调控一体化范文第2篇
关键词 调控一体化；综合自动化；通信；运行体系
中图分类号TM6 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2012）78-0210-02
0引言
近年来，随着电气设备整体质量水平和自动化程度显著提高，电网规模越来越大，电网运行管理任务日益繁重。传统的有人值班、集控站、监控中心运行管理链条长的缺点逐渐暴露，现有的电网运行管理模式不能适应电网发展要求。调控一体化就是针对当前电网运行模式的重要变革，它是将调度运行和变电运行集约融合，使调度员更加全面的掌控电网设备运行状况，提高调度对电网运行的协同能力和驾驭能力，保障电网安全可靠优质供电。建设电网调控一体化重点解决以下四方面问题。
1 变电站综合自动化改造
目前，县域电网变电站远动工作站与县调通信方式大多采用DL451（CDT）与DL/T634（Polling规约，通信接口以RS-232为主。调控一体化要求综自系统采用DL/T634.5101 、DL/T634.5104、IEC61850通信规约。厂站端远动工作站通过IP网络向调度控中心传输数据。数据直采直送，直接关联调度主站电网设备模型、实时数据库和图形画面等。需要对现有远动工作站改造、更换，对原综自厂家技术难以保障的，可采取增设规约转换器的方式，实现通信接口和规约的转换。对于目前仍采用传统RTU设备的变电站，应加快综自改造。
由于变电站已经实现无人值班，电网信息全部汇集到在调控中心，这就要求远动工作站对数据信号、事故信号、状态信号等上传量的准确率达到100%，系统具备较高的可靠性，否则，调控员不能及时获取电网实时信息，无法保证电网安全运行。另外，因为系统采集的信息量非常大，而调度员不可能对所有信息均做到实时监视，要求SCADA系统具备较高智能化程度，信息分层分区预处理，做好变电站信息的规范，减少无关信息对调控员的干扰。
2 调度数据网建设
电力调度数据网传送电网自动化信息、调度指挥指令、继电保护与安全自动装置控制信息等重要数据，其安全、稳定、可靠的运行是整个电网安全生产的基础保障，是实现调控一体化的重要基础。目前县级通信网以电力专网和租用公网纤芯两种模式构建光传输系统，网络结构以链路为主，主要为155M、622MSDH，辅以少部分PDH链路。
针对调控一体化和地县一体化的业务需求，需要构建安全可靠、业务接口丰富，且具有高可靠性的通信网络。变电站应具备两条独立的通信传输通道或形成光纤环网。为了方便管理和组网，传输设备应与地区传输网同厂家、同系列设备。县级电网厂站信息汇聚后以两点两线、两个汇聚节点接入地区传输网与地调互联，将接入地区调度数据网，为调度自动化、调度电话、继电保护等业务提供可靠的路由，达到地、县两点可靠连接。
调度数据网的组建应遵循“网络专用，安全分区，横向隔离，纵向认证”的原则。为了确保不同安全级别业务接入运行与管理的逻辑隔离，应采用基于MPLS VPN的技术体制，划分不同的VPN，承载不同安全级别的业务。县级电力调度数据网系统（五级网）在县调和第二汇聚点各以1台千兆路由器作为中心路由设备，通过千兆三层交换机、千兆防火墙、千兆纵向认证加密装置，以千兆双链路接入地调四级网，实现四、五级数据网的互联。各变电站作为县级电力调度数据网的接入点，网络设备由百兆路由器、二层交换机、百兆纵向加密装置、百兆防火墙等设备组成。通过调度数据网组建，完成变电站与县调，县调与地调之间数据的传输和共享。
3 调控一体化系统
按照国网公司要求调控一体化系统按地县一体化模式建设， 即在地区调度建设自动化主系统，实现主网调控一体化的各项功能；县调仅配置必要的远程终端，承担直调变电站监控信息、告警信息接入和维护工作，对变电站全景信息的监视采用远程浏览方式实现。
调控一体化系统应遵循IEC 61970、IEC61968等标准，实现功能模块化和接口标准化，具备良好的开放性、灵活性、可扩性和友好性，可在统一的基础平台上方便地扩展新的业务应用。系统功能应具备数据采集、数据处理、系统监视、操作与控制、无功电压优化（AVC）、防误闭锁及操作预演等功能。并提供事件顺序记录、事故追忆、反演和分析功能。此外，系统应具备间隔建模与显示、光字牌等功能，并能以光字牌的形式显示变电站一、二次设备的事故或故障信号。具备停电范围分析、供电风险分析、合环操作风险分析、负荷转供辅助决策、拉限电辅助决策、单相接地拉路辅助决策、调度智能操作票和综合故障分析等功能模块。同时，采用KVM、远方终端等方式，实现变电站全景信息监视，直接浏览变电站内完整的图形和实时数据。使电网调度能够全面、快速、准确、直观地掌握电网的运行状况。
无人值守变电站还要加强现场的监控手段，以变电站图像监控系统为基础，对35千伏变电站进行周界、烟感、温、湿度监测和直流监控系统监控，调控中心能够获得多元化信息，进一步确保变电站的安全运行。
实行调控一体化后，对调度自动化系统的可靠性提出了更高的要求，单一系统安全风险陡升，应合理考虑备调系统的建设。备用系统的建设宜采用地县一体化模式，即系统设备和应用功能实现集中配置，县调利用地调系统的远程工作站实现调控功能，不再配置其它计算机设备。
4 运行体系建设
“调控一体化”即将原来的变电监控、变电运行维护全面分离，将监控业务与调度业务融合，实现电网调度与电网监控一体化管理。“调控一体化”模式实施后，组织结构更加扁平化，缩短了业务流程，提高了电网故障处理效率和日常操作效率，保证了运行人员统筹调配，实现了减员增效，提高了工作效率。但对实施过程中的困难应加以重视，并采取有效措施，才能保证调控中心和运维操作队的正常运转。
原有的制度保障体系及技术支撑体系是面向传统电网运行管理模式的，为使调控一体化模式发挥最大效益，针对运行组织结构和调度功能调整的变化情况，必须建立与之相适应的保障体系，制定或修订调度运行内部主要业务流程和工作规范和技术标准，将分离的电网调度和监控业务合二为一，使二者的业务做到无缝对接，相互融合。
调控一体化后调度员、部分变电运行值班员成为调控员，岗位职责、工作内容增加，责任加重。调控员看到的只是屏幕上变化的的数据和符号，面对不同变电站千差万别的设备、复杂的环境和不熟悉的现场设备，遥控操作、监控时心里没底，需要调控员具备良好地心理素质和较高业务技能。要求建立完善调控人才培养机制，通过选拔一线专业骨干到调控员岗位培养锻炼，适应电网监控工作，提高驾驭电网能力，为电网的安全稳定运行和企业的可持续发展储备人才力量。
5 结论
调控一体化是电网运行管理的重要变革，以电网设备改造、电网通信网络和调控一体化系统平台建设为基础，抓好制度、流程、标准的梳理，强化人员的培训，才能达到电网安全稳定运行，减员增效，提高效率的目的。
参考文献
[1]吕晓刚.论“调控一体化”管理模式.农电管理，2011（6）.
调控一体化范文第3篇
关键词：县级调控一体化；管理模式；分析与探究
一、县级调控一体化管理模式
县级调控一体化管理是国家电网本着保证电网安全有效运行的原则，在乡镇一级的电网中推行的电网调度制度。所谓一体化，是将乡镇电网中的电力设备的监控工作同电力调度结合起来，由乡镇专门的管理部门根据相应的电力管理制度和电力设备管理规则、规范进行统一的维护。调控一体化的管理对象主要是区域200千伏供电线路和35千伏（含以下）的供电线路和相应的电力监控中心及相关人员。
县级调控一体化的模式是以县级电力管理中心为单位成立专门的调控中心，负责在所管辖的区域内进行电力调度，同时通过监控中心对各个基站的工作情况进行监控，协调并监管下级基站的各项业务。除调控中心外，还根据各基站的变电范围社里不同规模的运行维护中心。运行维护中心的主要职责是随时接受调控中心的各项指令，对各变电基站的运行情况进行定期的监控，对出现的故障进行检修和排除等。调控中心和基站的运行维护中心相互配合、协同工作，使得电网的运行得到了高效率的监控和管理，运行更加安全、高效。
二、县级一体化调控存在的问题和风险
一体化调控虽然给电网的管理带来了方便，增加了电网运行的安全系数，但因技术含量和工作量的增加，也同时增加了实际运行中的风险和出现问题的可能性。从技术、操作和管理三个方面来讲，主要包括下面几个方面的问题：
（一）监控仪器验收不彻底
在电网的日常管理中，监控中心通过相应的仪器设备对各基站和电力设备进行远程监控，省去了很多时间和人力。但各类仪器设备（业内人成为“五遥”）相对比较精密，管理和维护需要做很多精细的工作，需要技术人员进行定期的调控和验收，以保证其正常工作。“五遥”中，“遥信”起到监控选取信号的作用十分关键，如果其选取的信号过多或过少都不利于发现线路和设备的问题。如果该类仪器验收不彻底，现场管理人员没有充分了解仪器的构成和工作原理，凭经验做判断，对仪器的微小误差不做调整，不能区分和明确信号来源和信号验收时的流程，那么就会人为的造成“遥信”误差。另外，对监控设备验收不彻底还表现在“遥视”设备没有在正确位置安装，出现监控区域误差等。
（二）调度和操作误差
这两类问题都是由于监控中心调控人员业务能力欠缺或疏忽造成的。调度误差行为一般有没有严格的按照操作规程操作，缺乏安全意识，出现问题后没有解决就进行交接班。工作计划性不强，该调度够工作比较集中时出现调度命令下发错误。在现场工作中，调度用语不规范，或者当故障出现时不做深入分析，盲目检修，导致故障扩大。除调度方面的错误之外，调控人员最容易出现的问题就是操作失误，这是电网调控中多发错误。一般都是由调控人员没能按照电力操作规程进行操作，出现错误送电或错误合闸，给用电单位造成影响。另外，还有一些操作失误发生是协调方面的失误，监控中心的工作人员在基站没有完成电力线路检查或排除故障后就送电，导致伤害事故发生。
（三）监视和信息传达不利
除操作方面的失误之外，还有一些问题是由监控中心管理人员监视不利造成的。工作人员对“五遥”设备监视不利，对仪器反应的基站和线路的综合情况不能详细记录，导致出现故障或事故时不能及时处理和解决。由于电网运行故障比较少见，也会造成管理人员管理意识的淡薄，在对大量线路信号处理时容易出现漏记和错记的现象，导致小故障变成事故。在对供电线路进行维护时，现场部分也十分关键，一些主要的故障信息都是第一时间从现场传送到监控中心的。但在进行现场作业时受人为因素比较大，容易出现工作人员凭借经验武断，致使故障扩大，导致停电的情况出现。调控中心根据监控变化情况后没有与基站运行维护单位进行沟通就直接进行操作，到时上下不一致，出现线路问题。
三、加强县级一体化调控的管理
根据一体化管理模式中存在的各种问题，相关单位和部门要齐心协力，从管理上下功夫，提高相关规章制度的执行力度和工作人员的技能和做业务水平，从监控中心到各基站协调配合，保证电网的正常运行。
（一）提高管理人员的综合素质
电网设备的调控和线路的监控和检修都需要管理人员来完成，所以，强化管理人员的综合素质，对做好一体化调控，保障电网安全有序运行来讲十分关键。首先，管理人员思想意识提高。管理人员必须要热爱自己岗位的工作，树立自己在电网运行管理中的主人翁意识，明确自己工作关乎千家万户的用电安全。更进一步的说，如果电网运行管理不当，出现不可预料的事故，造成局部或大面积的供电中断，都是无形的损失。这些在思想意识方面的问题，是最重要的也是最关键的问题。所以，电力部门一定要在管辖的供电官网内积极的开展思想意识，尤其是安全意识教育，提高管理人员的责任心和服务意识，才能使得他们在工作中发挥主观能动性。另外一方面，伴随电网管理技术的不断更新，一些电力设备尤其需要精密的操作，电力管理部门要加强对员工新技术和新技能的学习，并且不断熟悉业务流程，在遇到紧急事故时，能正确判断合理的进行排除。
（二）电力管理制度的执行和业务流程的规范
在提高管理人员素质的同时，还要积极执行电力调度制度，在调度的每个环节上都严格落实规章制度和规范，杜绝凭主观经验做出判断，不按规程进行操作的违规作业出现。在电网一体化调控管理过程中，调度中心和各基站的运行维护工作要协调配合才能真正发挥调控作用，增加电网运行的科学性和合理性。
同时，电力管理部门还要加强业务流程管理，明确监控中心的职责，在岗管理人员的职责，交接班制度，电网监控规程以及事故处理流程等。在一体化的电网管理中，强调信息传达的准确性和调度命令的接发。因此，要积极完善“五遥”的监视和验收流程，做好监控设备和仪器的管理和维护工作。在县级一体化调控管理模式中，还要将电力的生产管理系统和调度管理系统结合起来，统一进行调度管理，这样就有效地避免了管网内电力设备和管理业务的重复建社和重复开展。
（三）先进监控技术手段的应用
除加强管理人员思想意识培养，强化管理制度的执行和业务流程管理之外，还要积极推进管网监控技术的改进。现在电网内所采用的监控系统为信息在线处理系统，该系统将输变电线路上的信号分为故障（事故）、报警、变位、提示和状态监控五大类，也就是“五遥”的信号。这些信号十分庞杂，通过在线系统处理后，可以比较明确的反馈给监控中心的管理人员。尤其是管理系统中，提示技术的应用，使得故障和事故信息可以以最直观的画面形式表现出来，监控人员可以在第一时间发现异常情况。个别的紧急故障信息，提示系统还会有人声提示。在县一体化管理体系中，还应用了先进的作票系统，监控人员的每一次操作都会通过操作票反应出来，降低了错误操作的可能性。
四、结语
县级调控一体化模式中，对电网的调度和运行监控管理进行了整合，有效解决了分散管理造成的调度和运行管理不同步的老问题，提高了输变电管理的效率。县级调控一体化对管理人员提出了更高的要求，客观上促进了管理队伍综合素质的提高。目前，县级调控一体化模式还处在不断完善和发展阶段，还需要电力部门进行规范有序的推广，为在全国范围内实现真正的电力管理调控“一体化”。
参考文献
[1]曾红艳.集控站相关技术的应用及展望[J].新疆电力技术.2008(01)
[2]魏群.集控中心运行中不安全因素分析及防范对策[J].江西电力职业技术学院学报.2010(02)
[3]张英敏、刘广、汪康康.电网调度自动化系统的规划设计[J].广东科技.2007(06)
[4]张德胜、李海芳.黄河水电公司集控中心调度自动化系统的实施及运行现状[J].青海电力.2009(01)
调控一体化范文第4篇
关键词：调控一体化 监控 信号 管理
1 监控系统信号分级规定
1.1 告警信号分类原则 保定供电公司监控系统使用国电南瑞的OPEN-3000系统，告警窗共支持8个TAB页，每个TAB页可以设置相应的告警类型，根据信号特点和影响危急程度，我们将采集信号分为事故（A类）、异常（B类）、告知（C类）、变位（D类）、越限（E类）等五类，并以不同的字体颜色和告警行为来区分：①字体颜色：A类告警红色，未确认为深红色、确认后为浅红色；B类告警橙色，C类告警蓝色，D、E类告警黑色。②A、B、C未确认告警闪烁，确认告警后停止闪烁。③告警行为：事故信号（A类）——3～10秒内开关变位+本间隔A类事故信号同时发生时，判断为事故跳闸，要求推事故列表，事故列表要求列在最上层。先响警铃10秒后报语音1遍、同一开关在事故列表中仅显示最新的记录；只有A类事故信号上报时，警铃2秒x5遍，不推事故列表。上“A类事故信号”告警窗、需人工确认、登录告警库，未确认的事故事件应保留。异常信号（B类）——报语音2遍、上“B类异常信号”告警窗、需人工确认、登录告警库。告知信号（C类）——上“C类告警信号”告警窗、登录告警库。变位信号（D类）——上“D类变位信号”告警窗、登录告警库；越限信号（E类）——上“E类越限信号”告警窗、登录告警库；第二下限语音1遍，需人工确认。
对于设备正常运行中发出的部分信号，采用延时过滤防抖进行过滤调整，避免误报。
1.2 现场设备告警信号分类原则
1.2.1 A类事故信号 主要指通过保护装置硬接点发出动作信号，需要立即进行事故处理的信号，包括：
保护和自动装置动作跳闸信号：断路器非全相动作、母差保护动作、失灵保护动作、重合闸动作、备自投装置动作、低周减载装置动作、过流、速断保护动作。
主变本体重要异常信号：重瓦斯动作、调压重瓦斯动作。
1.2.2 B类异常信号（延时30秒后再报警） 相关设备闭锁、异常等信号，可能影响保护和开关误动作或拒动，需要立即采取措施并进行处理的信号，包括：
断路器机构异常信号：断路器分合闸闭锁、GIS气室压力降低（闭锁）报警等。
保护及自动装置异常信号：TA断线、TV断线、保护及自动装置告警、保护及自动装置闭锁、控制回路断线等。
主变本体异常信号：轻瓦斯动作、主变油温高、本体油位异常、调压开关油位异常等。
交直流系统信号：直流充电机交流电源故障、直流接地、充电机故障、所变切换动作等。
自动化装置异常信号：变电站远动通道中断或异常、前置机工况退出。
重要模拟量越限信号：负荷越限、交流系统母线电压越限、消弧线圈残流及残压越限。
1.2.3 C类告警信号（延时40秒后再报警） 不影响事故时保护动作，开关跳闸，但对设备安全运行影响较大，需要采取措施、进行处理，包括：断路器机构告警信号：加热器电源故障、电机电源故障。保护告警信号：过负荷信号、保护测控装置通讯中断。消弧线圈告警信号：消弧线圈动作、消弧线圈异常报警、消弧线圈控制器异常。
1.2.4 D类变位信号（延时50秒后再报警） 仅对设备正常运行时变位情况进行提示，无需进行处理，进行核对即可，包括：遥控操作断路器的变位信号、断路器弹簧未储能、主变分接头档位变化等。压板及把手状态：压板的投退状态、手分、手合。
1.2.5 E类越限信号 无需进行处理，需要时进行核对即可，包括：故障录波器动作、开关远方就地切换、强油循环及油浸风冷状态、通讯装置失电告警等。
1.2.6 不上传调控中心的信号 包括：开关、刀闸机构箱内远方就地切换。用于作业现场的提示信息：母线互联告警、调压开关正在进行中、断路器电机运转等。
2 电网监控业务现存问题
2.1 事故情况下接地信号太多 35千伏和10千伏线路由于线路走廊环境原因，在遇到大风雷雨等恶劣天气时，经常发生接地事故，且大部分接地事故均是从虚接发展到死接，长时间的虚接就导致了接地信号的频繁动作和复归，造成一次接地事故发出的告警信号可能达到几十条之多。
例如，2012年4月18日，保定电力调度控制中心监控人员所监控的A类信号中含有“接地”字样的信号占到全部A类信号的94.5%；相对的，包含跳闸信息在内的其它信号则只占A类信号的5.5%，但实际当天小电流接地系统接地故障线路只有12条次，而事故跳闸线路达到105条次之多。
所以，事故情况下，频繁动作和复归的大量接地信息对监控人员来讲是干扰远远大于提醒，对电网监控是起负面作用的。
2.2 事故情况下监控系统告警信息爆炸 事故情况下，监控系统告警信息会在短时间内大量涌出，形成信息爆炸，如何在较短的时间内，以较少的人手应对如此多的信息，是一个亟待解决的难题。
2.3 监控人员数量偏少 目前，保定电力调度控制中心监控人员每值4人，实行四值三运转模式，共16人。而在实施调控一体化之前，保定供电公司共有监控中心7个，按每值3人计算，电网监控共有21人。4人与21人相比，是人员数量的巨大差距，究竟多少人的配置最为合理，需要我们在实际工作中不断摸索。
3 电网监控业务改进建议
针对以上问题，笔者认为，可采取以下几方面的措施来优化告警信号的分类，促进电网监控业务高效、安全运行。
3.1 接地信号的准确定位 建议在正常情况下，由于跳闸及接地信息很少，将其统一放入A类信息监视，不用反复切换画面便于监视；恶劣天气情况下，将接地信息独立成一类，安排专人监视，另有专人监视事故跳闸信息。如此一来，跳闸信息与接地信息互不影响，使告警信息监控更加有序、合理。
3.2 进一步优化、过滤告警信号 由于站端、主站、通道等因素，保护信息误发及抖动情况所占比例很大，如：5月2日抖动及误发信号占总信号的70%左右，所以应进一步对信号进行优化，过滤掉误发和抖动信号。
首先，组织专业技术人员讨论，优化报警信息分类，并应用延时过滤防抖、信号动作次数统计等技术，避免误报、漏报现象的发生。
其次，针对部分频发信号可采取第一次动作不加延时，第二次及以后的动作延时5秒发出，如：主变温度过高信号，第一次发出后提醒监控人员立即查看主变温度，确定信号是否误发。
再次，保护信息中，可有可无的信息不再显示，如PT投入等信号，正常情况下不再发出，PT退出时发“PT退出信息”。
3.3 适当增加监控人员数量 目前，保定电力调度控制中心监控人员每值4人，监控业务为24小时值班业务，监控人员本来就比正常白班人员上班时间更多（四值三倒模式下），这样大规模的集中加班，一次两次尚可承受，若经常如此，岂不严重影响监控人员的休息，影响电网的安全运行。
为此，笔者建议增加监控人员数量至每值6-8人，可适当分摊每个人的工作量，缓解监控人员高度紧张的工作节奏。
调控一体化范文第5篇
关键词：调控；一体化；电力；系统；自动化
前言
随着我国电网改造进程的加快，电网逐渐实现调控一体化，为了满足电网调控一体化的管理需求，需要创建与之配套的调度自动化系统，以此实现对电网运行的自动化、智能化以及信息化监控和管理，为提高电网的安全运行水平以及供电能力提供可靠的保障。
1调控一体化概述
调控一体化的主要工作内容是对变电监控和区域电网调度进行一体化管理，作为一种新型的电力系统管理模式，与运行维护操控技术相结合，从而实现对电力系统的维护和监控。将调控一体化运用到电力系统中，对提升电力系统管理工作的效率和降低工作人员的劳动强度具有明显的效果，由于调控一体化具有明确的分工体系，提升了电力系统中各个环节之间的相互衔接和配合效果。
调控一体化管理模式和传统的电网管理模式的工作基础没有很大的区别，但是在传统的电网管理模式下，其电力调度以电网的调度和监控工作为中心，由于其工作内容较为繁杂，且分工不明确，使得电力调度工作各环节之间缺乏合理的衔接和联系，从而导致电网调度工作的效率较低，造成了大量的人力资源浪费。现阶段，随着我国电网的规模不断扩大，电网的内部结构也越来越复杂，电网规模化不断增强，在此种情况下，电力企业应该致力于提升电力服务的质量和水平，从而推进调控一体化的发展。调控一体化管理模式是由传统的电网管理模式发展和演变而来，与传统电网管理模式的主要区别是分工更加明确，只有不断对各种资源进行整合，提升电网管理工作的效率，才能不断促进我国电力行业的发展。
2传统调度运行模式的弊端分析
调控一体化运行模式下，以单相接地故障为例，传统调度+集控中心处理故障的流程表现为：（1）单相接地故障发生（2）调控人员发现故障（3）通过遥控操作查找故障位置（4）调控人员向运维人员发出故障维修信号（5）运维人员对故障进行处理（6）故障消除后向调控人员汇报（7）故障线路恢复正常。通过对该流程进行分析，和调控人员存在密切关联的环节包括（1）、（3）、（4）、（6）、（7），即傳统的调度运行模式的调控人员发现接地故障之后，对故障信号进行汇报，然后按照调度指令拉和出现开关，以确定故障线路的位置，再通知运维人员对故障进行处理，运维人员将故障消除之后还需要向调控人员汇报，然后由调控人员恢复故障线路的正常供电，以某10kV线路为例，该线路发生接地故障处理各个环节的时间统计表现为：故障线路查找，耗时5min，累积时间5min，累积时间占比为45.5%；发现故障信号，耗时4min，累积时间为9min，累积时间占比为81.8%；遥控恢复故障线路运行，耗时1min，累积时间为10min，累积时间占比为90.9%；运维人员解决故障，耗时0.5min，累积时间为10.5min，累积时间占比为95.5%；故障消除后向调控人员汇报，耗时0.5min，累积时间11min，累积时间占比100%。由此可见，查找故障线路耗时5min，发现故障信号耗时4min，两者的累积时间占比超过80%，这是导致故障耗时较长的主要原因，调度自动化系统的应用，对上述问题进行针对性的改进。
3调度自动化系统在调控一体化模式中的应用分析
3.1调度自动化系统的功能分析。调度自动化系统直接接收上级电网调度机构的调度命令与要求，对下级电网计算机监控系统发送远程控制、监视指令，通过各个厂站控制系统，对电网各地的控制单元进行监控，并实现对各地控制单元的遥测、遥信、遥调以及遥控等功能，由于调度自动化系统采用全数字化信息采集系统，能够实现对电网所有信息的自动化、快速采集，有效解决故障线路查找耗时时间长的问题。上级电网调度机构通过调度自动化系统，对调度指令进行优化负荷分配，有效提高利用率。同时，对于故障信号发现不及时问题，分析原因可知是由于监控机输入密码时间长、故障信号与其他信号混淆等造成的，导致发现故障信号消耗大量的时间。针对上述问题，调度自动化系统提出了针对性的改进措施。
3.2功能改进分析
3.2.1调控人员操作权限的改进。调度自动化系统中，不同人员的操作权限不同，调度人员、监控人员以及自动化人员的权限不同，调度人员不具备处理报警信号的权限，这也是导致故障信号发现不及时的主要原因之一，针对该种问题，应该给予调度人员、监控人员以及自动化人员在紧急状况下解锁操作的特殊权限，即在遇到各种突发状况时，例如接地故障、短路故障以及其他紧急故障时，各个权限等级的人员都能够进行解锁操作，以此保证故障信号发现的及时性，尽快将故障消除。
3.2.2遥控操作系统改进。传统调度系统的遥控、监控由同一台终端机进行控制，而在同一台终端机输入操作密码以及监护密码耗时较长，针对该种问题，对遥控操作进行改进，由专门的终端机进行监护，由调度台上的任意终端机进行遥控，这样不需要监护人员、遥控操作人员转换位置在同一台终端机进行轮换操作，以此减少输入指令密码消耗的时间，同时在固定的一台终端机进行监护，还能够提高指令输入的安全性。在调控一体化中SCBDA功能主要的作用是数据的采集、通信、过滤、计算、统计等得出具有应用价值的数据，将其有效的保存，应用于电力系统中出现突发事件，需要应用SCBDA功能处理的数据作为参考，有助于有效的处理系统中的突发事情。调控一体化就系统中的关键技术主要是人机展现层的构建和电力系统化应用层的构建。通过这两个层面的构建对电力系统进行合理的调度和集控，促使电力系统实现一体化自动管理。调控一体化系统中关键技术之一的人机展示层是在电力系统中进行一体化人机交换展示调控，将电力系统运行状态准确表现出来。
3.2.3创建虚拟遥信系统。通过对接地报警信号接入状况进行分析，对于接地报警遥信信号，直接纳入到接地报警类型中，如果没有设置专门的接地报警遥信信号的，在第一次经过监视母线电压时，采用以下编辑公式：（x1>10）|（x2>10）||（x3>10），创建虚拟遥信系统，一旦发现接地故障，则会在遥信系统窗口中显示“接地报警”，以此快速的确定故障的类型。
3.2.4设置特征报警铃声。传统调度系统的报警信号过于单一，不容易辨识，通过为不同的报警信号设置具有相应特征的报警铃声，能够有效地提高报警信号的辨识度，尽快的确定故障类型，为运维人员的故障处理提供可靠、有效的参考。
3.3改进效益。通过对调度自动化系统进行改进，有效提高系统调控工作能力，更好地适应调控一体化的新需求。系统优化改进后，及时的发现故障，并快速的发现故障报警信号，通知运维人员采取措施进行处理，大大提高电网的安全运行能力，同时降低故障造成的经济损失和人员伤亡。
4结束语
针对上述问题，应用调度自动化系统并对功能进行了改进，采用改进调控人员操作权限、遥控操作系统、创建虚拟遥信系统以及设置特征报警铃声等措施，能够有效地解决故障查找与发现故障信号耗时长等问题，有效地提高电网运行的安全性和稳定性，值得广泛的推广和应用。
参考文献：
[1]李亚军.探讨如何加强电力企业党建工作[J].现代国企研究.2016（24）
调控一体化范文第6篇
关键词：电网；调控一体化；管理模式
1概述
近年来，我国将构建“坚强智能电网”作为电网系统的改革目标，利用通信技术、智能技术和网络技术对发电系统、输电系统、变电系统、配电系统、用电系统以及调度系统进行升级改造，以构建“电力流、信息流、业务流”高度融合的现代电网，最终实现构建“清洁环保、经济高效、友好互动、透明开放、坚强可靠”的电网系统。在这一背景下，传统的电网运行管理模式已经无法适应现代电网发展的需求，对电网调度和设备运行实施统一管理，优化业务流程，创新管理方式，逐步构建电网调控一体化运行管理模式成为当前的主要任务。
2调控一体化运行管理模式分析
2.1管理模式分析
调控一体化运行管理模式是将电网监控智能由生产运行部门转至电网调度部门，原运行单位仍然负责设备的运行管理职能；调度部门依靠规范上传的电网信息和技术支持系统，及时了解电网系统运行状况，从而达到提高电网系统安全稳定运行可控度的目的。
2.2优势分析
①改善工作效率。调控一体化管理模式的实施将设备调度运行与监控相融合，简化了电网系统调度业务流程，减少了中间环节后，可使调度部门第一时间准确掌握电气设备运行状况，为故障判断、分析、处理提供了一手资料，极大的改善了工作效率。②提升电力人员的业务能力。调度人员利用监控功能，可全面掌握设备运行状态，为快速准确的分析问题和处理问题提供条件，进一步提升了调度人员的业务处理能力；监控人员利用调度功能可了解电气设备的检修状况、运行方式等，有助于监控重点的把握，为电网的安全运行提供了有效保障。③电网运行技术装备保障水平提高。现代电网设备、技术水平的不断发展要求电网运行管理模式需要实施调控一体化模式；而另一方面，调控一体化运行管理模式的实施还能促进电网运行技术的提升。各地区电力系统为了保证调控一体化运行管理模式的实施，开始加大人力、财力、物力的投入，加快对传统输、变、配网的改造，提高了电网运行技术装备水平。
3调控一体化运行管理模式的实施
3.1技术要求
①开放性。调控一体化运行管理模式的实施需要遵循国家标准的技术支持系统，计算机、网络设备、操作系统、网络协议及数据库等应选择标准化或通用化的产品；设置开放式体系结构和运行环境，统一所有功能模块之间的接口，确保不同功能设备之间的集成和互联；技术支持系统还应具有良好的可扩展性，满足电网系统不断发展、改进升级的需求。②安全性。调控一体化技术支持系统应具有完善的安全保障体系，确保系统内采集数据和传输信息的安全性，做好数据保密和备份工作，防止电网系统发生故障时丢失数据信息；确保调度系统与其他信息化管理系统之间彼此独立的关系，禁止外部系统直接使用或调用系统数据；建立有效的防火墙，防止非法入侵对系统的破坏；做好内部安全管理，防止内部人员对系统硬件、软件或数据库的非法利用。③可维护性。调控一体化技术支持系统应具备较高的可维护性。系统中的硬件设备、软件系统及运行参数应符合国际标准，便于后期的维护和升级；系统具备绘图、建模、建库一体化技术，并保障三者的同步性和一致性；系统应支持第三方开发软件，为系统功能的完善提供前提条件。④一体化。调控一体化技术支持系统应构建统一的支撑平台，实施图模库一体化，利用国际化的标准构建平台，灵活配置系统内体系结构，满足信息分流、分层、分区监控等多种需求。⑤运行多态化。调控一体化运行系统可支持实时态、历史态、调试态、规划态等多种状态的运行，系统可在不同状态下完成对应的电网分析和计算，并能在不同状态之间进行实时切换，以满足用户对各项数据信息的需求。
3.2实施方案
调控一体化运行管理方案在实施过程中应坚持安全性与经济性相结合、科学性与系统性相结合、适用性与标准化相结合的原则，合理制定实施方案。调控一体化运行管理模式的实施是一项综合化、系统化、专业化、复杂化和过程化的过程，涉及的部门单位、人员、设备较多，因此实施过程中面临多项风险，电力部门在推行调控一体化运行管理模式之前，应做好整体规划和详细计划，按照一定的计划分步实施。一般可将实施过程分为过渡阶段、实施初期和成熟期三个阶段。过渡阶段的主要任务是构建适合调控一体化运行管理模式的技术支持体系，对原有的管理模式进行调整，优化工作流程，编写规章制度。这一阶段所需时间为2-3年；实施初期主要是对运行管理组织机构进行调整，深化各部门之间的工作范畴和责任，这一阶段需要4-5年的时间；实施成熟期则是全面实现调控一体化管理模式的阶段。
3.3调控一体化推行过程中的关键点控制
调控一体化推行过程中需要控制的关键点较多，以过渡阶段为例，对其工作要点进行简要分析。组织机构设置方面要对各组织结构的人员职责、人员配置进行明确规定；在实施的各个阶段对人员进行调整；构建调控一体化技术体系，加快变电站综合自动化改造进度，构建主网调控一体化的自动化系统、视频监控系统等；运行管理制度方面主要是构建无人值班的管理体系，对原有的运行管理规则制度进行更新、完善、修订和补充。
4结束语
随着我国电网系统的不断升级，电网运行管理模式的改进势在必行。调控一体化运行管理模式不仅可提高设备运行管理效率，还能提升电力运维人员的业务水平，为电力系统提供安全稳定的电力资源提供可靠保障。调控一体化运行管理模式的推行是一项综合的、系统的、专业的、长期的过程，需要在硬件设备、软件系统、组织机构、管理制度等各个方面进行改造升级，已建立适应我国“坚强智能电网”运行的管理模式。
参考文献：
[1]华宝桦.关于电网调控一体化运行管理模式的探讨[J].科技创新与应用，2015（30）：166.
[2]刘航航，李文亮，赵国昌，常希田，张霖.“调控一体化”运行管理模式在地级电网中的应用[J].中国科技信息，2013（12）：221+229.
[3]秦晓艳.调控一体化运行管理模式实践分析[J].广东科技，2013（12）：80+82.
调控一体化范文第7篇
关键词：电网调控一体化能量管理系统实用化
引言：
目前，吴忠电网新一代能量管理系统（EMS系统）OPEN-3000调度自动化系统的的建设完成，并于2010年4月通过实用化验收投入使用，为吴忠电网向智能化方向发展又迈进了一步，同时也为推广调控一体化模式，提供了可靠地技术支持和硬件保障。
为满足推动电网发展方式转变的要求，需要对现有的调度运行管理模式进行转变。而调控一体化管理模式能充分利用人力资源，有效降低调度人员、监控人员、变电运行人员的工作强度。而且调控一体化管理模式更能提高电网运行管理的经济性。
一、吴忠电网变电站运行现状
吴忠电网管辖的35千伏及以上等级的46座变电站信息，均已接入OPEN-3000调度自动化系统，其中330千伏变电站3座，220千伏变电站3座，110千伏变电站21座,35千伏变电站19座。这些变电站大多地理位置非常分散，相隔较远。目前，我们以3个330千伏变电站为枢纽站，将这46座变电站划分为青铜峡运维站、利通运维站和太阳山运维站3个运维站。通过实施调控一体化，应用先进技术和新的管理模式，达到合理利用人力资源，减轻调度及监控人员的工作量。
二、调控一体化简介
所谓电网调控一体化即电网调度监控中心+运维操作站的管理模式。即将原来生产运行部门的变电站监控职责并入调度部门。地区电网调度监控中心履行地区电网调度工作职责，负责地区电网与省调所有工作，并负责监视局属110千伏及以上电压等级变电站的监视和控制。运维操作站的主要职责是接受电网调控中心及相关配调的调度管辖；负责所辖变电站倒闸操作、运行维护、设备巡视、工作许可、事故处理。
三、实施调控一体化的目标
按照吴忠供电局地区电网“调控一体化”建设实施方案的要求，网内变电站实现无人值守，实现电网调度与变电站（35kV以上）监控合一，改设吴忠供电局调控中心，行使电网调度监控职责。
实施集中监控后，随着220千伏、330千伏变电站及35千伏变电站信息量的接入，信息量将迅速增加，监控人员将面对大量变电站信息（尤其在事故发生时），为保证监控信息的正确性，保证监控效率，需采取以下的措施：首先采用调控一体模式，设置专门的信号监视人员，分工监视；其次，明确信息采集原则，规范信息的命名；第三，采用先进的技术手段、实现对信息的智能管理，进行信息的合并与精简，达到信息分层、分类管理。
四、调控一体化技术支持系统技术要求
4.1开放性要求
（1）调控一体化技术支持系统应遵循国际标准，满足开放性要求，计算机、网络设备、操作系统、网络协议、商用数据库等应选用通用的或者标准化的产品
( 2 )调控一体化技术支持系统应具有良好的可扩展性，可以根据电网的不断发展，逐步扩展建设，进行容量扩充，能平稳进行软、硬件升级。
( 3 )调控一体化技术支持系统还可以不断增加新的功能模块，以满足电网监控与运行管理不断发展的要求。
4.2可维护要求
（1）系统应具备图模库一体化技术，方便系统维护人员绘图、建模、建库，保证图模库的同步性和一致性。
(2)支持第三方软件开发，在数据库、画面、进程管理、多机通讯和PAS等多方面提供应用程序编程接口功能，以保证在软件修改和新模块增加时用户能独立生成运行的完整系统。
(3)系统应具备简便、易用的维护诊断工具，是系统维护人员可以迅速、准确地确定异常和故障发生的位置以及发生的原因。
4.3安全性要求
（1）系统应符合《电力二次系统安全防护规定》的要求，遵循安全分区、网络专用、横向隔离和总想认证的原则。
（2）系统应具有高度的安全保障特性能保证数据、信息的安全，并具备一定的保密措施。
（3）调度自动化系统与其它各信息处理系统之间是相对独立的关系，各系统之间可通过WEB服务器实现互联或通信接口，禁止外部系统对调度自动化系统数据的直接调用。
五、吴忠电网调控一体化技术支持系统
5.1吴忠电网调控一体化技术支持系统
调控一体化对调度运行的技术要求主要体现在调度自动化系统上。吴忠局OPEN-3000调度自动化系统是由国电南瑞科技股份有限公司开发的，基于标准化平台的电网调度自动化系统，遵循IEC61850等国际标准，提供了支持系统管理、历史数据、实时数据、人机界面、权限管理、断面管理等全面的公共服务平台。实现了从服务器到客户软硬件的跨平台与混合平台。系统应采用先进的跨平台和混合平台技术和系统模型，建设一个统一的基础数据平台，集成现有调度自动化个应用系统。
系统具备数据采集与监视（SCADA）功能、电网高级应用功能（网络拓扑、状态估计、调度员潮流、负荷预测、静态安全分析）、自动电压控制（AVC)功能、调度员仿真培训（DTS）功能。
5.2吴忠电网调控一体化技术支持系统实用化
5.2.1调度自动化系统SCADA功能实用化
吴忠供电局OPEN-3000调度自动化系统选用IBM公司P6系列550型服务器、惠普公司WX6600型工作站，通过负荷平衡式100M双以太网连接。整个系统包括两台数据采集服务器，一台磁盘阵列，两台SCADA数据库服务器，两台历史服务器，两台高级应用PAS服务器，一台WEB服务器，两台双屏调度员工作站，两台双屏监控员工作站，两台维护工程师站，两台报表工作站。从硬件结构来讲，整个系统分布在两个安全区中，分别为安全Ⅰ区和安全Ⅲ区。主系统位于安全Ⅰ区， WEB子系统位于安全Ⅲ区。安全Ⅰ区与安全Ⅲ区之间装设正向电力专用隔离装置隔离，防止非法入侵，保证了系统的安全性。服务器操作系统采用多任务、高性能、高安全性的IBM AIX5.308 UNIX操作系统，数据库采用商用Oracle10g数据库。
吴忠电网OPEN-3000调度自动化系统，整体运行稳定可靠，未出现重大异常问题；系统各模块功能完善，人机界面友好，能够满足吴忠供电局电网监控需求；系统的各项指标均优于实用化考核标准，达到实用化验收要求。
5.2.2电网高层应用软件（PAS）实用化
PAS整个软件分为实时态和研究态两种运行方式。PAS主要包括有：网络拓扑、状态估计、调度员潮流、负荷预测、静态安全分析等。其中状态估计、调度员潮流等运行在实时态，其它应用功能运行在研究态。我们主要对网络拓扑、状态估计、调度员潮流、负荷预测模块进行了优化和完善，并且实现了实用化。我们重点处理了吴忠电网孤岛问题，将与我们有电气连接的外网的联络线等值成发电机；完善了主变参数、线路参数、容抗器参数等设备参数，大大提高了状态估计遥测数据合格率；处理了潮流计算界面越限信息告警和动态着色功能等问题；对负荷预测自动上报模块进行了优化处理，满足了上报文件数据与自动写库数据的一致性。
5.2.3实现自动电压无功优化控制功能（AVC功能）
由于吴忠电网规模的扩大，潮流流动的日益复杂，对于吴忠电网35kV以上46座无人值守变电站的电压合格率及无功的合理配置，单靠调控人员手动调节电压和无功潮流的方式已越来越不能适应电网的发展。AVC系统的目标是在电网安全稳定运行前提下，保证电压和功率因数合格，并尽可能降低电网因无功潮流引起的有功损耗。吴忠电网AVC系统基于OPEN-3000调度自动化系统图模库一体化SCADA/EMS平台，AVC直接获取SCADA实时数据和网络结构，综合分析计算得出调压控制方案并对全网电压无功控制设备进行协调控制，大大降低了调控人员的工作压力和劳动强度。
AVC与OPEN-3000平台一体化设计，从调度自动化高层应用软件（PAS）的网络建模获取控制模型、从实时数据监控采集系统（SCADA）获取实时遥测遥信数据并进行在线分析和计算，并直接由SCADA系统下发遥控命令，对电网内各变电所的有载调压装置和无功补偿设备进行集中监视、统一管理和在线控制，实现全网无功电压优化控制闭环运行。
5.2.4调度员仿真培训系统（DTS）实用化调度员仿真培训系统（DTS）主要实现研究功能和培训功能。DTS系统可以用于调度员培训、电网安全经济分析、事故演习和分析、运行计划研究和制定。DTS系统能够模拟电力系统的静态和动态响应以及事故恢复过程，使学员能在一个与实际电网环境完全逼真的环境下进行正常操作、各种假想的事故处理及系统回复的培训，掌握EMS的各项功能，熟悉各种操作，在观察系统状态和实施控制措施的同时，高度逼真地体验系统的变化情况，尤其是事故时快速反应能力的培养。调度员可以利用DTS系统进行各种研究，如潮流方式研究、保护研究、事故预想研究。
5.2.5WEB功能实用化
在EMS基础上的调控一体化系统所采集的信息可以透过WEB方式实现信息共享。如在WEB门户网页上实现对系统主接线图、曲线图和报表信息的浏览。浏览WEB门户网页用户的权限和功能分配可以根据角色和用户来灵活定义，利于控制信息资源的分流和共享，实现不同用户的统计分析展现功能。
六、结束语
调控一体化的实质是在电力科学发展到一定阶段后，将原先分散在各变电站、集控中心的监视、控制功能等任务集中到调控中心，以及将运行维护管理等任务划分给运维站。随着我国智能电网建设的发展，人力资本和电网安全可靠性要求的提高，调控一体化运行模式是未来的发展趋势。实施调控一体化运行管理模式的关键在于构建适应于该模式的技术支持系统，建立合理的运行管理机构，明晰各部门的职责、权限。总之，在吴忠地区电网调控一体化系统实用化建设中，我们已经收获了阶段性的成果，但距离智能化电网我们还有一定差距，还有许多工作去细化。我们将根据吴忠电网的实际情况，不断地完善系统智能化功能，加大实用化工作力度并落实到实处，为电网安全、可靠、稳定运行保驾护航。
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》 电力系统保护与控制，2010，38期
2、赵亮，钱玉春 《适应集约化管理的地区电网调度集控一体化建设思路》 电力系统自动化，2010，34期
3、国电南瑞科技股份有限公司 《基于标准化平台的电网调度自动化系统：OPEN-3000》2005
调控一体化范文第8篇
关键词：供电企业；调控一体化；集控站
1、“调控一体化”模式
1.1 “调控一体化”模式介绍
“调控一体化”主要是指将传统集控站管理模式下的变电监控、变电运行维护操作功能全面分离，将监控业务和调度业务融合，统一由调控中心管理；成立运维操作队，按作业半径分设若干运维操作站，实现调控中心+运维操作站管理模式。对原有集控系统软、硬件资源进行改造，利用电力系统先进的自动化技术，建设“调控一体化”系统技术支持平台，保证“调控一体化”管理模式得以实施。
1.2 “调控一体化”模式研究背景
近年来，由于供电公司加大了电网基建工程建设，变电站数量激增，部分站点之问距离较远，变电运行专业人员严重短缺，传统集控站管理模式致使变电监控人员调配不当等问题，导致设备运行维护效率降低，严重制约了电力企业的快速发展。因此，迫切需要改变传统电力系统生产集控运行管理模式，采用新的管理模式。这种管理模式必须满足以下要求：
1.2.1 满足电网快速发展和高效利用人力资源要求
随着社会经济的快速发展，对电力的需求越来越大，需要建立更大规模的电网，人员紧张的矛盾便显得尤为突出，同时电力用户对电能的质量要求越来越高，这也要求电力企业要提高人力资源效率、提高供电质量。
1.2.2 满足新的管理模式采用的技术平台需求
新的管理模式，要求在变电站现有一、二次设备的基础上，将“五遥”功能高度集中进行管理，同时满足调度、变电设备集中操作管理功能。
1.2.3 满足电网接入能源、负荷多样化后电网控制和计算需求
由于电网不断接人风能、光能发电等不稳定能源和大量高载能、电力牵引站等冲击性、波动性负荷，给电网稳定和供电平衡带来较大难度，电网管理对发电、供电并网控制、潮流计算、无功电压、负荷预测、供电质量等计算功能提出更高要求。
2、“调控一体化”系统平台结构设计和功能描述
综合上述需求，供电公司开展了“调控一体化”系统平台建设，以满足推广“调控一体化”管理模式所必要的技术条件。
“调控一体化”系统主要包括SCADA、智能分析和智能决策、远动和保护数据采集三大模块，通过这三大模块的紧密配合来实现对系统安全性、可靠性、实时性的要求。为此要求系统设计时充分考虑“调控一体化”各功能模块的要求，根据实际应用中的逻辑关系，达到最优相互作用的效果。系统在逻辑层次设计方面主要分为采集层、平台层、应用层、展示层四个层次。
2.1 采集层
主要实现远动数据采集和保护数据采集的功能。远动数据采集功能主要负责各个厂站的遥信、遥测、遥控和遥调数据的实时采集；保护数据采集功能主要负责各厂站的保护动作数据的实时采集。
2.2 平台层
主要实现一次设备的建模、实时数据库、历史数据库、系统运行管理、权限管理、数据维护、信息分流等功能。平台层的各功能模块组成了应用层的基础。
2.3 应用层
主要有调度功能、监控功能、电网的智能分析与辅助决策功能。其中，调度功能是为调度员开发的，主要包括可视化智能监控、故障智能分析决策、合环冲击电流预警、静态分析、调度作业票管理等功能；监控功能主要面向监控人员，包括变电站集中监控、综合智能告警系统、智能化数据质量监控等；电网智能分析与辅助决策属于高级应用的环节，其主要功能有综合故障智能分析、拉限电辅助决策和事故处理辅助决策等。
2.4 展示层
主要是“调控一体化”界面展示中，根据使用人员的权限不同界面将分成面向调度的调度监视界面、面向监控人员的监控监视界面和面向巡视人员的巡检监视界面。
3、“调控一体化”系统平台设计方案
3.1 硬件
“调控一体化”系统分布在三个安全区中，分别为安全区Ⅰ、安全区Ⅱ和安全区Ⅲ。主系统位于安全区Ⅰ，DTS子系统位于安全区Ⅱ，WEB子系统位于安全区Ⅲ，安全区Ⅰ与安全区Ⅱ使用防火墙，安全区Ⅰ与安全区Ⅲ之间设置隔离装置隔离。
“调控一体化”CC2000A系统采用网机制，主网为通过交换机连接起来的100Mbit／s的双网(主网和备网)，网上主要连接的服务器主要有：SCD、HIS、WH、FE、DTS、EMS、NET组成，各服务器采用双网卡，从硬件上支持100Mbit／s的双网运行；主网系统通过正反向的隔离设备与WEB服务器相连接，在保证了主网安全性的同时，可以通过外平台看到系统的实时信息和报表等；主网系统和各厂站RTU的连接是通过FE服务器和与厂站相连接的终端服务器连接来实现的。
服务器作为“调控一体化”系统的主要硬件组成部分，作用如下：
(1)历史服务器。历史服务器为双机热备用，主要运行Oracle数据库，负责保存所有系统历史数据(电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数、相关曲线等)、登录的相关信息、地理信息系统(GIS)所需的多种信息，具有大容量的磁盘阵列和强大数据库管理功能，可方便用户查询和统计各类数据和事故分析。