配电自动化及管理系统

配电自动化及管理系统（10篇）

1.配电自动化及管理系统 篇一

某供电公司配电自动化系统分析

2006-8-9 9:59:00 来源：中国自动化网 浏览：384网友评论 条 点击查看摘 要：承德城区配网自动化项目涉及城区45台户外开关、15座开闭所、121台小区变与台变。配网系统设计采用JN－6000分层设置，分级处理的原则。实现了全网的配网监控、馈线自动化及配网管理功能，提高了承德城区配网自动化的运行水平和供电可靠性。

关键词：配电自动化；跨平台系统；介绍；实时

Power Distribution Automation System in Chengde Power Supply Corporation

Abstract：There are 45 outdoor switchers，15 switch stations and 121 residential－area transformers or on－pole transformers in－volved in the distribution network automation project.The system design adopts JN－6000 principle of multi－layer arrangement，and being treated by grades，thus realizes the functions of full distribution grid supervision，feeder automation，and distribution grid management，which upgrades the level of automation of distribution grid in Chengde district and improves the reliability of power supply.Key words：power distribution automation；beyond platformsys－tem；introduction；real－time系统总述

承德供电公司2003年进行了配网的试点运行，几乎涉及整个城区配电网，累计实现三遥的户外开关45台，开闭所15台，小区变与台变121台。配网自动化工程完成后，将实现城区配网SCADA功能、配网高级应用分析功能、基于地理信息系统的配网管理功能和配网的馈线自动化功能。

承德城区配网自动化系统采用JN－6000配网自动化/配网管理系统，并根据承德城区配网点多、面广的特点，采用分层分级控制的原则。系统结构见图1。

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1.1 配电网监控和管理中心层(主站端)

中心层是整个配电自动化监控和管理系统的核心，采用JN－6000配电主站系统，主要负责采集、管理整个系统中区域工作站(子站)的上传数据；负责数据的处理、存储，事故的报警，远方的控制，事故的隔离，无故障区域的供电恢复；负责与多个子系统的接口，实现数据共享；负责完成10kV配电信息的管理和维护。

1.2 配电监控子站

因为配网中监控设备点多、面广，不可能把所有的站端监控设备连接到配电主站上，必须增设中间级站，称为配电子站，由配电子站管理其所辖光环上的开闭所、柱上开关、配电变压器上的配电终端监控设备和智能电能表，完成“数据集中器”的功能。根据实际情况和需求，共设立4个配电子站，所有现场信息通过配电子站送入配调中心。监控子站还具有所辖区域内故障诊断、隔离、恢复的功能。配电子站在变电站或大型开闭所等光纤汇接点内，本工程将子站放置在调度设备机房内，通过光纤与所属馈线的监控终端通信，经以太网方式与配网自动化主站通信。采用JN－6000配电自动化子站系统。

1.3 配电终端设备层

配电终端设备层是整个系统的底层，完成柱上开关(FTU)、配电变压器(TTU)、开闭所(DTU)等各种现场信息的采集处理及监控功能。通信系统设计

通信系统是实现配电自动化的重要环节，为满足配网实时监控和馈线自动化的需要，采用以下设计方案。

2.1 主站与子站通信

主站与子站之间采用光纤双环自愈网方式，根据承德城区配网的特点采用了3个光纤环网的设计。

光缆采用单模光缆，累计长度达42.9km。光接口设备采用十维光MODEM，主要性能指标如下：

a.每路可300bit/s～38.4kbit/s任意接入(最多可达36个通信)；

b.集中监控方式；

c.通道自动申请与人工分配；

d.自愈功能；

e.组网灵活，可单环/双环；

f.主站端的光MODEM设备，根据光缆2m带宽特点，利用分时机制，实现对子站设备的点对点通信；

g.终端与子站之间最大距离为10km。

2.2 FTU与TTU通信

FTU与TTU的通信采用485转音频的方式，累计铺设屏蔽双绞线300km，并采取就近接入的原则，30多个开闭所或FTU挂接户外的121个TTU。主要性能指标如下：

a.每对芯可挂接30台终端设备；

b.采用半双工的通信方式，提供标准RS485口，通信速率9600kbit/s；c.最大传输距离可达10km。功能设计

承德城区配网自动化系统从功能上分为4个子系统：配网SCADA系统、配网高级应用软件、基于GIS的配网管理系统、馈线自动化系统。下面就后3个子系统分别予以介绍。

3.1 配网高级应用软件功能的设计

配电网具有三相不平衡，线路R/X(电阻/电抗)比值大、环网接线、开环运行的特性，要求使用详细的元件模型，并能模拟平衡或不平衡系统，辐射型、网络型和混合型系统，以及单相、两相和三相系统，部分非遥测数据只能通过静态数据补缺的方法来代替，靠操作员和现场人员的电话联系，或间接使用负荷预报来跟踪这些数据的变化。软件实现了网络拓扑、状态估计、潮流计算分析、短路电流计算、无功电压控制、线损计算、网络重构、故障定位、故障隔离与恢复送电、负荷预报等功能。这些模块采用基于三相分开模型与单线模型可选择的方式来处理，解决了配电网三相不平衡所带来的问题；在模型上细化了元件属性，可根据元件机械属性自动计算电气属性；基于负荷特性的分类及比例处理。

3.1.1 网络拓扑

用于确定配电网的设备连接关系和带电状态，检测辐射网络是否出现合环现

象，给状态估计和潮流计算提供网络模型(电气岛)。

3.1.2 状态估计

采用软件手段，在硬件测量信息基础上，计算出系统状态变量的值，并进一步计算出所有相关的量。这样可充分发挥硬件的潜力，提高数据精度，补充已有量测的不足，排除不良数据的影响，提高实时数据的可靠性和质量。它是为提高量测数据精度，利用一次采样得到一组多余信息的测量方法。

状态估计从不完整的SCADA数据和母线负荷预测数据获得完整的实时网络状态，包括实时量测量和非实时量测量两大部分。

3.1.3 短路电流计算

可在配电网出现短路故障情况下确定各支路电流和母线电压。正常运行时，检验保护特性和检查现行系统开关的断路能力，当结线方式变化时，程序可自动计算、校核和告警。

3.1.4 电压/无功优化

根据状态估计、潮流计算结果和系统结构参数，通过对电容器组的投切和变压器抽头的调节实现网损最小化，变压器负载平衡及电压、潮流限值。

3.1.5 网络重构

网络重构包括网络线损最小、配变负荷均匀分配、提高电压质量、尽可能减少停电次数、平衡供电等。本系统针对这些目标对网络重构给出了具体的结果和优化决策方法。

3.1.6 负荷预报

负荷预报有短期和超短期两种。按预报范围和目的可分为区域负荷预报和母线负荷预报。区域负荷预报主要用于购电计划与供电计划，母线负荷预报主要用于状态估计和潮流计算。采用基本的加权最小二乘法，其中以时间、天气等事件作为加权因子。系统各模块既有一定的独立性又相互关联，具有层次清楚、速度快、精度高、操作方便等特点。

3.2 馈线自动化功能

此功能主要可减少停电时间和停电面积，系统为分层分布式系统。其功能实现分为如下2层：

a.主站层 负责整个电网系统电网状态估计、潮流分析，提供无功优化方案和网络重构方案。每次网络重构方案确定后将故障隔离方案装到相应子站系统中。在子站进行故障隔离过程中启动触发主站将故障隔离方案和负荷转移方案进行筛选及校验，并最终确定最优化供电方案，同时将方案装到相应子站执行。整个过程可设置为全自动方式、恢复送电方案交互方式、建议方式等。

b.子站层处理子站所辖设备的故障隔离及恢复送电过程。由于对装置的光环采集往往与电网结构不同，如某一个子站所辖线路的一个开关需要通过其他子站采集，本模块为分布式网络模块，各装置采取全系统统一编址方法。从处理逻辑上细分为开闭站故障处理、电气岛故障处理2个过程。同时具有将处理结果上报主站系统、接收主站系统的故障隔离方案等功能。

3.3基于GIS的配网管理功能

配网管理系统包括设备查询管理，业扩报装、线路规划，停电管理等功能。与配网SCADA/DAS共用一个数据库，在统一的、实时库系统的基础上，形成在GIS上的实时监控、运行分析等功能。

3.3.1设备查询管理

它是配网管理的基本功能，在GIS背景基础上，可实现以下功能：

a.地图修改、删除、绘制、数据连接、打印输出；

b.设备的各种统计、查询；

c.设备的空间、属性的录入、修改等；

d.配网负荷现状分析和配变所带负荷分析；

e.供电电源分析。

3.3.2业扩报装、线路规划

根据需求及地理边境条件，确定配变与线路的位置及架设的路径与方式，可实现录入设备属性、分析负荷现状、自动生成报装与架设方案、人工确认报装报告等功能。

3.3.3 停电管理

停电管理系统具有模拟操作与实时运行2种运行方式，可实现以下功能：a.故障(停电)区域、用户、损失等分析；

b.故障画面的推出；

c.故障恢复方案的预演与确认；

d.停电通知单的人工、自动生成。

4结束语

工程较全面地实现了承德市双桥区90％以上开关、开闭所、公用变压器、关口电表的监控和馈线自动化功能。通过综合地理信息查询系统方便了生产调度及用户管理，为提高供电服务质量和服务水平提供了技术保障。

2.配电自动化及管理系统 篇二

前言

目前的能量管理系统 (EMS) 、配电网管理系统 (DMS) 中前置数据采集子系统的各种工作模式的进行了全面的分析, 并指出这些系统中由于资源和应用分配不合理, 导致系统运行中的资源浪费、冗余设备不能正确发挥作用、丢失信息、不能解决多点故障、误发控制命令等严重问题。给出了一种全新的按口值班工作模式, 该模式不但能使系统的硬件资源和软件资源得到充分利用, 且能对所有资源进行监视, 各采集设备按照集群方式工作使得负荷均衡, 保证系统冗余设备之间的无扰动切换, 大大提高了系统的可用率。同时也为EMS、DMS中的其他子系统的多机冗余或其他信息通信系统的运行方式改进提供了一个新的思路。

1现有系统实现方案分析

1.1典型的前置子系统的配置方案。

前置子系统配置如图1所示。

1.2主备机工作模式及优缺点

目前市场上广泛采用主备机工作模式, 无论系统中配置了几台前置机, 都是有一台是主机, 另一台或其余几台都是备用机。主机担负对所有通信厂站的值班, 备用机的任务不仅是与主机同步数据, 而且时刻准备着当主机故障时能及时将自己升为主机, 保证系统正常运行。主备机运行模式的优点为:控制方式简单;设备分工明确;容易识别每个设备的身份;检查设备故障容易入手。主备机运行模式的缺点为:

它必须将计算机和所有的采集、通信设备分成2组, 并且确定为2种不同的身份, 一组主用, 另一组备用。由图2可知, 涉及的设备有计算机、终端服务器或其他串行采集设备、调制解调设备或光电隔离设备等。

正常情况下, 平时只有一半设备在正常值班工作, 另一半设备处于闲置状态, 造成资源浪费。

当主用设备正常工作时, 这些备用设备的状态没有得到有效的监视, 一旦备用设备故障而因为没有被有效的监视, 则起不到备用作用。

不能同时有效监视主备用通道的好坏。前置机的主机只监视一个通道, 或者主备机都接收一个相同的通道信息而不去监视另一通道的情况。实际应用中, 采用解调器之前切换通道的系统从硬件上就不具备同时监视双通道的条件。

出现单点故障只要进行一次主备机的切换就可解决问题, 但在某种情况下如果出现交叉故障, 主机和备用机都分别只能接收到一部分厂站的信息, 这时无论怎样切换主备机都会有一部分厂站的信息无法被主机接收到, 后台及其他应用无法获得全部实时信息。

1.3双主机工作模式及存在的问题, 双主机工作模式如图3所示。

双主机工作模式与主备机工作模式不同, 它没有主用设备和备用设备的区分, 2台或多台前置机分别绑定一组采集设备, 各自接收相同或不同的通信厂站, 而且每台前置机都将接收到的实时数据同时向EMS/DMS服务器发送, 由服务器对来自多台前置机的实时数据进行比较和取舍。双主机运行模式会出现的新问题有以下方面:

工作的盲目性和无序性严重。对于本机没有监督也没有分工, 不利于不同计算机之间的负荷平衡和任务协调;几台前置机之间没有通信联系, 没有对所有采集、通信设备的状态进行正确有效的监视;多台前置机同时将信息向服务器发送, 在网络通信中增加了实时系统网络负荷的压力;对于变化遥测和变化遥信的处理应该由前置机完成的任务, 却将过滤和比较的工作交给服务器去完成, 增加了服务器的工作压力;最严重的是控制命令的发送问题, 多台前置机会将自己当作值班主机, 它们同时通过不同通道下发同一条控制命令。虽然有的远动终端设备 (RTU) 的接收软件增加对相同命令的过滤处理, 能确保响应最先到的控制命令而屏蔽后续命令, 但这不符合电网运行的安全规定。

1.4性能分析

在主备机运行模式下, 主备机之间虽然有简单通信, 但也只是主机将实时数据不断复制到备用机, 或者备用机监听主机所发送的实时数据;在双主机运行模式下, 多台前置机之间没有实质的通信内容。因此, 首先要解决多台前置机之间的通信和各自运行情况的报告问题, 然后解决多台机器对系统资源的合理分配和使用问题, 以达到所有的处理、采集、通信设备能协调工作, 使所有的系统资源得到充分利用, 并且对硬件的运行状态实时监视, 打破成组值班的传统方法, 将硬件设备的主备冗余细化到最小的通信单元-通信端口。这种不同于前2种运行模式的新运行模式为按口值班运行模式。

2按口值班的工作模式

2.1模式的描述

系统中配置的所有采集设备不再人为地被分成哪些是主用设备, 哪些是备用设备, 完全是根据各自的运行状态而动态调整。

摒弃设备的集中或成组冗余方案, 将采集设备细化到设备内部的各个独立端口。终端服务器是按冗余方式配置的, 每个终端服务器都有8～32个串行端口, 但不是让某一组终端服务器上的所有端口都同时值班, 或者另一组终端服务器的所有端口都是备用, 而是同样将值班权分配到不同终端服务器的不同端口上。通道有主通道和备通道之分, 但不是让所有的主通道都值班, 或者是让所有的备通道都备用, 而是让通道运行情况较好的通道值班, 另一个运行情况较差的通道作为备用。

所有运行设备的值班和备用状态都可以动态调整, 并支持人工调整, 最好是通过人为设定条件让软件自动调整。如某厂占有光纤和载波2个通道, 通常情况下光纤通道的误码率总比载波通道的误码率低, 如果人为固定将光纤通道设定为值班通道, 一旦光纤通道中断, 则载波通道便无权值班;反之, 如果仅将光纤通道设定为优先通道, 光纤通道就能优先值班。关键是所有设备的工作状态能受到监视, 无论是值班设备还是备用设备出现故障, 除了决定值班权是否转移外, 还要能对故障设备给出报警。

2.2设备值班和备用情况

图4给出了按口值班工作模式下的设备值班或备用情况, 与图2和图3相比明显可知值班设备或备用设备不是由成组设备完成, 而是将原来成组的设备细化到一个个具体的端口, 一个设备上可以有某些端口是值班的, 同时该设备上的另一些端口又可能是备用的。

2.3按口值班的优点

负荷平衡。系统中的多台计算机分别承担对一部分厂站的值班权, 多台计算机分担所有的值班任务, 既解决了主备机的一忙一闲的运行问题, 又解决了双主机模式中的多台计算机都在无序忙碌的问题。按口值班方式下, 任务调度模块可使多台计算机保持基本相同的CPU负荷率。

系统资源利用充分。如果1个厂站有主备2个通道, 按口值班下的任务调度模块会将其中的一个通道通过终端服务器A链接到其中的一台主机, 将另一个通道通过终端服务器B链接到另一台主机。这样主机、终端服务器、通道都在工作, 可以根据各个设备及其具体端口状态的变化实时调整各自的值班设备。

备用设备得到监视。由于按口值班运行方式改变了其他运行模式中成组冗余的单一模式, 所有采集设备的工作状态被细化到每个具体端口的状态, 因此所有的采集设备无论是值班的还是备用的, 工作状态都得到了监视。如果备用设备的工作状态不被监视, 则所谓的冗余设备不仅不能起到冗余的作用, 还会给电力安全生产带来隐患。

采集设备的无扰动切换。系统正常情况下, 按口值班的任务调度模块都能将主备通道分配到不同的采集设备上, 因此即使值班端口或者值班通道发生故障, 其备用端口或备用通道仍然在工作, 数据的连续性得到了保证, 数据不可能丢失。

取消了传统意义上主备机的概念。按口值班不存在单一的主备机身份问题, 采集设备在冗余切换时只是值班任务的接管或失去。有了上述无扰动切换机制的保证, 解决了主备机切换时间长短的突出问题, 一旦某台计算机或某组采集设备发生故障, 值班权就会转移到正常的计算机或另一组采集设备上。为了方便用户的使用, 也可提供一个友好的人机界面供维护人员选择设备的值班权但该选择只能作为一种辅助手段, 实时系统在正常运行时最好选择自动判断方式。

结束语

3.浅探电力系统中配电自动化及管理 篇三

关键词:电力系统;配电自动化;管理

中图分类号:TM76 文献标识码:A 文章编号:1000-8136(2010)03-0074-02

1配电自动化概念

配电自动化是20世纪80年代末,美国等几个工业发达国家发展起来的,中国目前的配电网很薄弱,绝大多数为树状结构,且多为架空线,可靠性差,损耗高,电压质量差,自动化程度低,因此加强配电网的建设是当务之急,近几年大量进行的城网、农网改造提供了巨大的市场机遇。采用信息技术,对配电系统的安全可靠运行,提高管理水平,降低损耗具有重要意义。

目前,配电自动化还没有一个明确的定义。在电力系统一般把这4个方面的内容统称为配电管理系统。事实上,4个方面的内容相互独立运行,它们之间的联系十分密切,特别是信息的搜集、传递、存储、利用是相互影响的。分步骤地从纵向和横向两个方向逐步实施和完善。在供电企业内,它属于一个信息管理系统。

2配电自动化的内容

2.1变电站自动化

发展变电站综合自动化也是当前城网和农网建设和改造的基础环节之一。变电站是电力系统中不可缺少的重要环节,它担负着电能转换和电能重新分配的繁重任务,对电网的安全和经济运行起着举足轻重的作用。尤其是现在大容量发电机组的不断投运和超高压远距离输电和大电网的出现,使电力系统的安全控制更加复杂,如果仍依靠原来的人工秒表、记录、人工操作为主,依靠原来变电站的旧设备,而不进行技术改造的话,必然没法满足安全、稳定运行的需要,更谈不上适应现代电力系统管理模式的需求。

2.2馈线自动化

馈线自动化是指配电线路的自动化。包括配电网的高压、中压和低压3个电压等级范围内的线路自动化。它是指从变电站的变压器二次测出线口到线路上的负荷之间的配电线路。等级馈线自动化有其自身的技术特点,从结构到一次、二次设备和功能,与高、中压有很大的区别。

3配电自动化的立足点

解决电网的“瓶颈”问题是加强城网和农网的建设改造,提高供电质量、开拓市场,拉动国民经济增长的一项重要措施。国家决定投入巨资用于建设和改造,必须依靠科技的进步,采用先进的技术。配电自动化是建设和改造中现代化管理的重要手段。发展变电站综合自动化也是当前城网和农网建设和改造的基础环节之一。

无论是城市配电网,还是农村配电网,配电网自动化应立足于在进行配电网改造,以真正解决配电网的实际问题,以符合供电可靠性及用户供电的要求,不搞形式,将有限的资金投入到较为实际有效的电网改造中去,解决配电网较为突出的技术问题。确保电力用户用电的时效性,满足电力用户的供电需求。从用户用电的实际要求为出发点,做好用户用电的服务工作,体现用户是上帝的精神。

4配电自动化管理

在综合分析配电网供电可靠性、停电损失及供电成本基础上,提出了以辖区指数代表供电可靠性,在使电力总成本最低,即社会总效益最大的前提下,设置了配电网中分段开关的数量和位置的一种新方法,并进行了实例论证,将为基于电力市场的配电自动化设计提供一种手段。在电网调度自动化系统中采用多媒体技术,采用触摸屏,使人机交互对话具有良好的界面。按照屏幕提示的区域用手轻轻触摸,即可得到想要知道的信息,这为只懂电力系统的工作方式、不懂计算机系统的人带来极大方便。在配电自动化进程中,自动重合器、分段器及熔断器等开关设备的应用将越来越广泛,因此对开关设备的选择和定位的研究具有重要意义。

4.1信息管理

信息管理是配电自动化系统的基本功能,信息被连续地采集更新。信息系统的基本构成是一个不断更新、紧紧跟踪配电系统状态数据库。必须是配电系统的一个完整而准确的记录;配电调度员或任何一项自动化功能都能够方便地存取数据;要随着配电系统的扩充加以修改。信息管理是连续进行的动态过程,信息存入、检索和处理随时都在进行着。对用于控制的信息,其精度和实时性要求很高。用于保护的信息要求精度高并且实时性好,能使保护在毫秒级时间内动作。在无功控制等功能中数据的精度比实时性更重要。数据采集时必须把由于顺序地扫描远方各点而造成的数据不同时性减至最小。采用分布式计算机系统对此是有利的,并能提供保护所必需的快速响应。信息记录的内容包括系统各点的运行参数、事件和数值的时间标志的开关量变动等。反映系统结构变化,远方抄表直接从用户表计上自动记录到电力和电量信息。精度不受损失,远方抄表系统是比较复杂的。响应时间对这一功能并不重要。介时,可以遥控切换用户表计中的机械记度器或固态记数器。

4.2安全管理

安全管理的目的是使配电系统发生故障后所造成的影响最小。当发生永久性故障时,首先要辨识并隔离故障线路段,重新构建配电系统,使非故障段能在最短时间内恢复供电。典型的运行方式是由变电站通过多条放射状馈电线对用户供电。当负荷密度很大时,大多数馈电线将互连起来,以使用户有备用的供电途径。对于这种配电系统,故障识别和恢复供电均可自动操作。当一条线路某段发生故障时,馈电线断路器将自动跳闸并自动重合一定次数,如果故障消失则重合成功,如果是永久性故障,馈电线断路器将再次跳开并锁定在断开位置。配电自动化系统通过对故障电流分布信息的分析,推求出故障位置,在电源已经切断的条件下,自动地打开有关的分段刀闸将故障段隔离。自动化系统重新安排运行方式,控制操作适当的刀闸和断路器,将所有非故障线路段重新接入到供电电源上去。

4.3加快电网改造

按照电网的规划,优先安排增加电网传输容量、提高电网安全和供电质量的项目,优化电网结构,满足合理的变压器容载比的要求。城市配电网要实现环网结构,提高互供能力。积极采用配电自动化技术。实施环网供电,馈线自动化,缩短故障隔离时间,缩小停电范围。对已经形成的配电网络应积极合理的装设线路分段设备、重合设备。推广在线路上装设有效的故障指示仪,变电所内装设小电流接地选线装置,采用电缆故障寻址器等分散、智能型就地故障检测装置,准确并缩短查找故障点的时间。使用较好的105 CV接地故障查找仪器,尽快确定故障点。大力开展10 kV配电网带电作业。带电接引,处理和更换跌落开关、带电立杆紧线等作业项目推行带电作业方法,同时加强带电作业人员培训,配置工器具、带电作业车等,不断扩大带电作业项目范围。实行带电作业时,应严格执行有关规章制度,确保安全。

积极试行和推广设备状态检修技术,科学地延长设备检修周期。对不同的新设备,应及时修订检修制度,对免维型、智能型、具有状态自检报警功能的设备,应积极实践状态检修。

提高配电自动化水平,减少检修或事故停电次数和时间,发生电网事故停电事件时应能在1 h内基本恢复供电。推动微机电脑收费管理和企业综合信息管理。注重环境保护,配电设施的建设要与环境相协调,在建设和改造电网时,将架空线路改为人地电缆,提高电网的安全运行水平。

Searches in Shallowly the Electrical Power System

the Power Distribution Automation and Manages

Lin Guangdeng

Abstract: The power distribution automation is in the construction and the transformation the modern management important means. Including transformer substation automation and feed line automation. Develops the transformer substation synthesis automation is also of the current city net and one of the agricultural network construction and transformation foundation links.

4.配电自动化及管理系统 篇四

1)设备线路的管理。企业投入到电力系统的设备通常都是大型设备，价格不菲，所需要的成本较高，合理维护配电线路也就显得非常重要，配电线路是各个设备的桥梁，也是保证设备系统正常连接的前提要求。工作人员在接线之前，要预先设计出科学合理的位置安排，也应当提前掌握需要的架空距离，做好相应的接地工作，避免出现在安装配电线路时候发生意外事故[2]。2)电气开关柜的管理。电气开关柜作为控制着整个电力系统通断，一定要特别重视维护工作，电气开关柜失灵，必然会牵连整个电力系统的安全、稳定运行。所以，在电气开关柜正常工作时，维护人员就要做好维护工作，监测系统应时刻监测电气开关柜的指标是否达到阈警值，接触触头是否损坏、老化，线路接头有无短路的现象;检查开关柜的隔离开关是否处于正常工作状态;检查油箱中的油是否充足以及油质是否达标。通过科学有效的方法管理，以保证电力系统的稳定运行。

4.2安全防护措施

1)互感器的安全防护。低压供配电系统中，互感器也扮演者重要的角色。对互感器的安全防护工作也是不可或缺的。在维护中，要对互感器进行安全评估，也要做好部件检查工作[3]。测量绝缘、直阻等安全指标是否达到要求，从而保障互感器的稳定运行。还要定期对互感器进行部件清理工作，检查各部分触头接头的绝缘部件是否正常工作，保证电力系统的稳定运行。2)提高工作人员的专业能力。在低压供配电设备安全管理的工作当中，对管理层进行相关的安全管理宣传工作，对工作层应做好相关安全教育以及专业能力培训，这样才能保证整个工作环节的稳定，对消除电力系统的潜在隐患起到重要作用[4]。

5结语

综上所述，随着电力系统越来越复杂化，出现安全事故的几率也会越来越大，一旦发生事故，将会给企业的经济造成重大损失，因此，做好低压供配电系统的防护措施，对电气设备进行安全管理，从而为减少电力事故发生的概率和维护企业的资金成本提供保障。

参考文献：

[1]杨东华.低压电气供配电与设备的安全管理探讨[J].中国高新技术企业，(27)：136-137.

[2]南国强.浅谈发电企业的电气安全管理工作[J].科协论坛(下半月)，(1)：139.

[3]宿文菊.火力发电厂低压电气供配电和设备安全运行分析[J].环球市场信息导报，，26(7)：138-139.

5.变配电室及供电系统运行维护合同 篇五

委托人一：

代表人： 联系电话：

委托人二：

代表人： 职务：

以上委托人一与委托人二在下述协议中统称为委托方，即甲方

受托人：（乙方）

代表人： 职务：

联系电话：

总则

北京正盟建设工程有限公司（以下简称乙方）受聘 公司和 公司（以下简称甲方），承接 变配电室设备的运行和保养及维护工作。

乙方作为专业设备运行维护公司，受聘于甲方，应依据本合同所约定的范围，从事设备运行、维护、巡视、保养工作。

甲乙双方本着平等互利的原则，经协商一致达成本合同。

运行维护事项

根据《北京地区电器规程汇编》、《DL408-91 电业安全工作规程》、《枫桥别墅强电管理制度》由乙方从事以下工作：

严格执行北京地区电气安全工作规程，电气设备运行管理规程，确保变（配）电系统的正常运行。

乙方按照符合配电室值班人员资格的要求，向变电站派驻固定人员负责枫桥别墅范围内变电站的高低压变配电设备设施运行、值班管理与设备保护工作。

变配电室24小时专人值班。值班电工认真填写日负荷月报表，日班每小时抄表一次，夜班每两小时抄表一次，并严格按供电局规定上报。

值班期间做好运行记录和变（配）电设备的巡视工作；每个班次至少配备值班电工两名（或多名）。如遇紧急情况，乙方工程师接到通知后应及时赶到现场负责组织处理紧急情况。变配电室值班人员无脱岗现象；变配电系统设备安全正常运行、设备完好；配电室整洁无尘；照明完好；无不相关人员进入；无虫鼠害；无事故隐患、管理制度完备；有设备运行、安全巡检等记录，严格遵守安全操作规程及保养规范。

设备运行无安全事故、无人员伤亡事故、无安全隐患（安全隐患包括违反安全运行操作规程、消防隐患、脱岗等现象）。乙方应教育所派出的劳务人员遵守安全操作规程，对发生的人身责任事故，由乙方承担全部责任。

及时处理高低压开关柜、变压器、电缆等设备的异常事故（高压设备故障由供电局指定部门

进行处理，特殊设备故障由安装单位或提供设备厂家进行处理），并及时通报甲方负责人。根据北京供电局和甲方对配电工作的要求，有义务配合供电局和甲方完成定期性设备和安全用具的预报性实验，并妥善保管相关测试结果。

结合季节气候特点，做好季节性预防措施，如安排避雷系统的年检等。

负责与供电局职能部门联络，协调日常用电事宜，每月向甲方提交报告，保证 园区安全供电。

24小时正常运行维护 变电站的高低压变配电设备设施，确保安全用电。如甲方工程部值班人员不能独立处理园区内电气故障处理和其它检修工作，乙方在确保变电站的高低压变配电设备设施运行正常，需协助甲方工程部值班人员完成和处理检修工作。

定期保养项目：

高压配电装置停电清扫与检查 每年一次

低压配电装置停电清扫与检查 每年一次

电力变压器停电清扫与检查 每年一次

安排避雷系统测试 每年雨季前进行

质量目标

严格执行北京地区电气安全工作规程，电气设备运行管理规程，保证供、配电系统的正常运行。

认真巡视，定期保养，及时维护，设备完好率98%以上。

甲乙双方的权利义务

甲方的权利与义务：

甲方有权监督检查乙方的工作计划、管理制度、运行记录等日常管理工作。

甲方有权制止乙方的一切违约、违规行为，并有权要求调换不能胜任此项工作和违反甲方要求的员工。

甲方有权审查乙方派驻人员的资历和驻场服务工作，以及预算执行情况。

甲方协助乙方协调与施工单位的关系。

甲方有责任向乙方支付劳务费用。

甲方负责统一协调与供电等政府职能部门的关系。

甲方负责协调施工安装管理方负责变电站的高低压变配电设备设施的保修工作。甲方有义务提供运行所需图纸、资料。

设备及用具按规定进行检测、实验、维修、更换等产生的合理费用由甲方支付。乙方的权利与义务

乙方有责任认真执行本协议，接受甲方的监督和检查。

负责所派员工的人员的招聘、培训及和管理工作。

乙方派出人员负责设备的安全运行管理，须符合国家及北京市变配电运行相关规范要求，乙方应遵循甲方相关施工改造等变配电操作的安排与要求进行规范操作，保障变电站的各类设备设施完好无损、运转正常。

乙方应确保变电站内整洁、无杂物，值班人员会使用灭火器材。

乙方应采取措施，禁止无关人员进入变电站。

乙方应根据项目实际情况建立变配电管理制度、交接班制度、设备管理制度、岗位职责、巡视制度、门禁制度、安全措施、设备缺陷、操作票管理制度等各项规章制度，并严格执行。乙方应建立配电值班记录、设备运行记录、交接班记录、参数记录、工作票记录、出入人员登记、检查保养记录、临时停送电记录、交接班记录、倒闸操作记录等各项工作记录，并报甲方检查。

乙方进场时清查设备并记录设备完好状况，协议终止时必须移交全部设备设施，并保持原完好状况；如有损坏，除乙方能提供非乙方责任人损坏证明外，由乙方负责赔偿。乙方有权拒绝甲方提出的违反国家及相关部门法规、法令和安全规程的管理指令。

供电部门计划停电，乙方应于接到供电部门通知后及时以电话通知甲方负责人，并于当日以书面方式知会甲方；乙方因维保工作需要计划停电，应以书面形式提前两周通知甲方，并在甲方书面同意后方可进行；如出现紧急情况时，乙方可按相关规程处理，并及时以口头及书面报告甲方其事故原因处理过程和处理结果。

经过甲方书面认可的相关人员可以进入变电站进行检查、施工操作等工作，乙方应给予相好记录，并配合完成相关工作。

乙方派出人员应接受甲方人员组织的培训和管理，不得做出有损甲方公司形象的行为。乙方有义务向甲方提出配电室设施、配电系统完善建议。

乙方有责任经常征求甲方的意见，不断改进管理工作的服务水平，每月定期与甲方负责人开会一次。

乙方有责任根据甲方要求，及时调换不能胜任此项工作的员工。

如有人员更换变动，乙方须提前7个工作日以书面形式通知甲方。

乙方派驻现场值班人员统一着装，注重工作服的整齐，仪容仪表整洁及工作环境清洁。本协议执行完毕时，乙方须交还甲方所提供的全部图纸资料及器具。

合同期限

合同之有限期限为2010年 月 日至甲方通知前期物业管理公司进驻园区管理之日。

费用及其他

乙方派驻现场工作人员共 人，每人劳务服务费用为 元/月，每月劳务服务费合计为 元（大写：人民币叁万陆仟肆佰圆整）。

全部劳务费用甲方仅向乙方公司结算，全部劳务费用包含乙方派出人员的一切费用。派驻现场的劳务人员的劳动关系全部由乙方负责。

如因工作需要而发生人员增、减变动等，相关费用由甲、乙双方协商以书面形式确认。劳务费用起计日期按乙方派出人员实际进场日期计算，不足一个月按一个月劳务费用除以30天，即按实际服务天数计算。

付款

变配电室运行维护和管理费用按月支付，乙方于每月5日前向甲方提交书面付款申请，公司于当月25日前以支票支付乙方上个月服务费用。

违约责任

若甲方发现乙方派驻人员违反本合同规定的服务标准、操作规程或不符合甲方要求，甲方有权书面要求乙方在3个工作日内给予更换，若乙方更换派驻人员2次以上，且不能符合甲方的要求，甲方有权提前无条件终止本合同，且无需承担任何经济补偿。

本合同期间，若因乙方的单方责任导致管理服务不符合本合同中第四条服务标准的，甲方有权勒令乙方进行整改，整改不合格2次以上，甲方有权单方面无条件终止本合同，并扣除乙方当月全部劳务费用，并不再向乙方支付任何费用。

若在本合同期间，因乙方原因造成设备设施损坏、违规操作及安全隐患等事故，乙方应承担相应的经济赔偿责任及法律责任。

因乙方人员安排不当、管理不善所造成的事故损失，乙方应承担由此导致的相关经济赔偿、处罚及法律责任。

在本合同期满或提前解约时，乙方应将甲方原购置的所有物品如数完好无损地返还甲方。若有损坏或丢失，乙方应向甲方赔偿相应的经济损失（自然损坏除外）。

因设备质量问题和外界电网原因以及其他施工单位造成的事故由厂家和相关责任单位负责，乙方负责参与事故调查，分析事故责任、协调解决问题并配合事故抢修。

若本合同期间，因不可抗力导致本合同无法执行，甲乙双方均不负担赔偿责任。

合同的终止和解除

本合同经甲乙双方协商一致，合同双方应认真履行。在合同履行期间任何一方需提前终止本协议，应提前30天以书面形式通知对方，否则，违约方需向对方支付相当于1个月应付费用的违约赔偿金。

争议和解决

在合同有效期内，甲乙双方在执行合同中出现争议时，双方应协商解决，如不能解决，则通过人民法院进行裁决。在合同争议期间，不得影响合同的继续执行。

附则

以上合同内容经甲、乙双方共同确认，在本合同履行期间，如有未尽事宜，则甲乙双方另行协商解决，并另行签订与本合同具有同等的法律效力的补充协议。

本合同若有任何修改部分，经甲乙双方协商一直后，方可修改。

本合同一式六份，三方各执贰份，自本合同签订之日起生效。

委托人一： 公司（盖章）

委托人二： 公司（盖章）

受托人： 公司（盖章）

6.配电自动化及管理系统 篇六

(2)对配电网的进行改造时应该以新建新路为主。很多地区的.地理条件对于配电网的改造产生一定的限制作用，使得配电网中的多数线路呈电辐射形式， 供电主体不仅有农村的用户，还有工业用户，导致供电线路存在符合非均衡的现象。为了解决线路负荷非均衡的问题，在对配电网进行改造时，应该以新建线路为主要措施。新间线路能够减少变电站的符合，缩短了供电半径，是解决载荷不均匀的有效措施。

(3)加强对配电网的现代化管理，实现自动化配电。配电网目前的变电站的布点较少，尤其是一些城郊和农村地区，很难实现变电站全面覆盖的目标， 使得供电线路的运行半径较大，致使维修管理人员在处理故障或者巡检的工作量较大，作业时间长，所以，在对现有的配电网进行改造的过程中应该本着“先主后支”的原则进行改造，条件允许的情况下，尽量实现配电系统的自动化。

(4)改造过程中要严格遵循“小容量、密布点、短半径”的基本原则。近年来发生很多由于变电站的负荷过高而发生的线路烧毁现象，这些残酷的事实告诉我们增加变压器的容量不能够从根本上解决现有的配电网存在的问题。通过新建台区的方式将负荷分布开来，降低供电变径，减少损耗，能够有效的提高电压的质量和安全性。改造过程中要遵循“小容量、密布点、短半径”的基本原则，如果某台配电网出现故障，不会造成大面积停电的现象。这是一种经济合理，便于运维管理的改造模式。

6 结语

7.配电自动化及管理系统 篇七

电力工业是我国经济发展的基石, 是国民经济的重要基础支柱之一。电力网是由配电网和输电网构成, 配电网就是将电力系统中变电站低压直接或降压后向用户供电的网络, 也称之为配电系统。配电网由电缆配电线路、降压变压器、架空配电线路及变电站等构成。通信系统是配电网自动化的核心技术, 配电网的运行状态改变、数据的采集及配电网的优化均通过通信系统。通信系统的设计合理与否将直接影响到配电管理系统的运行成败。

1 配电网自动化通信系统的设计要求

根据配电网自动化系统的复杂程度、规模以及预期达到的自动化水平不同, 对其通信系统的要求也有所区别。每个地区的配电网自动化系统规模都是比较大的, 不可能在短期内能够立即建得很完善, 因此, 建立配电网自动化通信系统是一个长期, 循序渐进的过程。总的说来, 配电网自动化通信系统需要满足以下要求:

1.1 通信可靠

配电现场对配电网通信系统要求有很高的可靠性。首先, 配电现场的工作环境复杂, 需要选用能够抗潮湿、抗高温等恶劣气候的设备, 在应用的过程中必须要注意密封防尘;其次, 业务数据的传输无论是在配电网正常运行, 还是在配电网出现线路故障时, 通信必须保持其业务数据能够畅通传输, 通信系统还应具有诊断配电网故障、故障区隔离和非故障区恢复供电的通信任务;再次, 由于通信终端附近的电磁场较强, 为了保证通信数据不受外界的影响, 保证数据的准确性, 通信系统还需具有较强的抵抗电磁干扰的能力。

1.2 设备应具有灵活、易于安装的特点

由于配电网规模大、网点多, 各终端的安装环境要求也不一样, 使得通信设备复杂。为了满足灵活、易于安装、运行可靠、便于维护等特点, 选取的通信设备尺寸应适宜, 不能太大, 能满足多样的安装方式, 能应对复杂的现场环境。

1.3 通信实时性、双向性

通信系统的首要任务就是将站点的数据传送给各个终端, 并将各个端点的检测数据传送至站点, 并对数据进行分析, 实时监控配电网的运行情况。配电网通信系统的实时性与双向性, 能够实现在系统正常时, 及时更新系统的数据, 也能够实现在系统发生故障时, 能快速地将故障数据传送给站点, 从而及时排除故障, 增加供电的可靠性。

1.4 配电网需要具备一定的扩展性与开放性

由于业务数据大小与实时性的要求不同, 对通信系统的要求也不尽相同, 配电网将会随着城市的建设、信息业的发展进行扩展与改造, 这就要求其具有一定的可扩展性与开放性。

2 配电网自动化系统通信方式的比较

配电网自动化系统通信方式有很多种, 但其主要分为有线通信方式与无线通信方式。在有线通信方式中主要有载波通信与光纤通信方式两种。而无线通信方式中主要的应用为GPRS通信技术。无线通信架设方便、易于扩展、价格也比较便宜。有线通信方式具有较强的防干扰性和传输速度快的特点。本文就载波通信、光纤通信与移动无线通信技术中的GPRS进行具体分析与比较。

2.1 载波通信方式

载波通信又分为电力载波通信与有线通信的载波通信两种方式, 它们原理基本相同, 具有继电保护功能、传输运行信息功能、进行电网内调度电话的功能。对配电网的运行安全、高效、稳定具有重要的作用。其主要有以下特点。

1) 配电网的电力线上的电压电流相当大, 信道若想在此电力线上进行传输, 则必须要通过耦合元件才能连接载波通信设备与电力线。这些耦合设备必须具备高效、安全、消除电力线上的传输电能对载波通信设备的损害, 从而保证配电网自动化通信系统的安全。

2) 高压电力线上存在着很强的噪声, 这是由于电晕等情况产生的。为了消除这些噪声, 得到准确的信息, 则载波设备必须具备较高的发信功率。

3) 载波通信使用的频谱是有限的, 主要由于载波信号将会影响到附近的无线通信信号、高频的架空线路、电力50 Hz工频谐波的干扰。

4) 载波通信的建设成本低, 且具有电话线与光缆通信的功能。

5) 覆盖范围广, 电力线通信能够很容易地覆盖到学校, 每个家庭网络。

6) 即插即用的特点, 用电力通信网络只需要直接接入电源就可以接入, 不需要进行拨号操作。

2.2 光纤通信方式

光纤通信是以光作为信息载体, 传输介质为光导纤维。光纤具有传输速度快、干扰性强、传输距离远等特点, 主要传输数字信号。光纤通信相比于其他通信方式, 具有以下优点: (1) 光纤传输抗干扰性强, 损耗小, 几乎无误码现象; (2) 一组光纤可以同时传输多组数据, 互不干扰; (3) 架设简单, 组建方便, 受外界影响小; (4) 能够使配电网与控制网中的强电和弱点分开, 增加了设备的安全性; (5) 传输的容量可达到10Gbit/s, 是目前最大传输容量的方式。

2.3 移动无线通信技术

移动无线通信技术具有容易扩展, 成本低的特点, 在各行业已被广泛地应用。无线公网主要有GPRS、CDMA和3G三种。其中GPRS、CDMA技术已经发展得很成熟, 3G技术属于新兴技术, 在终端设备的开发制造和网络建设方面发展得还不够成熟。GPRS属于无线通信技术中的主流技术, 能够提供一对一, 一对多的数据传输, 适用于间断突发性数据传输, 也适合于频繁少量的数据传输。

无线公网没有独立的控制权, 因为它面向的用户范围大, 其终端数据很容易受到非法攻击, 其可靠性不强, 当系统出现故障时, 必须要和公网通信系统进行协调;租用流量费用也比较高。但是, 无线通信技术初期投资成本低、布置灵活、覆盖范围广、适合复杂的地理环境。可以应用在使用有线通信方式昂贵复杂的地方, 作为有线通信方式的补充。

3 配电网自动化通信系统总体设计

配电网自动化系统的结构决定了其通信系统的建设与实施运行, 配电网自动化通信系统主要分为主站、主干通信网、子站层、分支通信网、终端层这几个部分, 如图1所示。其具体设计如下:

1) 主站层与子站层之间的主干通信网, 因为它的数据量比较大, 传输速度要求高, 可采用光纤或者微波进行通信。还可以采用光环自愈网来保证通信的可靠性, 防止介质设备故障导致通信中断。

2) 郊区农村等偏僻的地方, 由于其地理环境复杂、人口密集度低、设备分散、面积广、距离长等特点, 可以采用无线扩频或者电力线载波方式, 以此减少技术复杂度与成本。

3) 进行实时监测设备的通信, 只需完成定时采集的功能, 如集中抄表、负荷控制等设备, 对于此项设备只需采用低价的通信方式, 如电话专网, 无线扩频等。进行实时监测设备对通信的要求要可靠快速, 所以选用光纤通信。

4 结语

配电网的应用是经济建设决定的, 是当前电网建设的重点, 无论是大型还是中小型城市, 都将配电网通信系统的自动化列入工作重点, 对其投入了大量的人力与物力。配电网自动化通信系统的实现是一项综合性的工程, 对其设备具有较高的要求。随着电力通信与信息化的发展, 我国的配电网自动化通信系统将会不断地得到完善, 给人民带来更多的社会和经济效益。

摘要：电力网自动化通信系统是配电管理系统的重要组成部分。文章就配电网自动化通信系统的基本设计要求、各种通信方式进行了全面综合的比较, 提出了配电网自动通信系统的总体设计。并针对配电自动化通信系统中不同的应用现场, 提出了设计中应注意的事项, 为自动化通信系统提供有利的帮助, 从而促进配电网的发展。

关键词：配电网,通信系统,自动化,通信方式

参考文献

[1]孙静, 郭峰.配电网自动化系统通信方式的研究[J].网络与通信, 2008 (24) .

[2]许靖, 贺鸿棋.配电网自动化通信系统设计思想[J].技术交流, 2005 (4) .

[3]钟强.一种配电网自动化通信系统的设计方案[J].科技资讯, 2011 (4) .

[4]唐爱红, 程时杰.配电网自动化通信系统的实现[J].特别策划, 2004 (10) .

[5]沈坚, 商文颖.配电自动化系统设计[J].规划与设计, 2006 (4) .

8.配电自动化及管理系统 篇八

【摘 要】随着烟草工业的发展，由4台变压器组成的配电系统已经成为全厂供配电的核心。本文介绍配电系统谐波治理设备远程监控以及自动降温改进的应用。实际运行效果表明，通过系统横流风机自动运行，最高降温可达20℃，效果非常明显，保证了谐波治理设备的安全稳定运行，提高了低压供电系统的可靠性，为低压系统提供优质电能做好保障。

【关键词】配电系统，谐波治理，远程监控，自动降温改进

【中图分类号】 TM421【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2013）07-0371-02

1引言

随着烟草工业的发展，配电系统是全厂供配电的核心部分，配置有4台变压器（2台1600KVA、2台2000KVA）将10KV高压变为400V低压供用户使用。在每台变压器低压侧安装有200A及150A有源滤波设备共4台，用于消除低压电网中的高频谐波，提高供电质量，有效节约电能。但是，有源滤波设备的主要电气元件为电抗器，线圈发热量大，柜内温度高达80-90℃，曾造成控制板烧炸，低压回路跳闸，造成大面积停电，影响生产，给设备运行带来不安全因素，存在极大的安全隐患。

2.配电系统谐波治理改进措施

首先对设计系统的电气图纸进行改造（如下图），对现有已安装的四台谐波治理柜内部安装测温装置，测量谐波柜中主要造成温度上升元器件电抗器的铁芯（发热区域），通过模拟量模块，将实时的铁芯温度通过工业以太网传送到配电系统服务器数据库中。在配电系统上位监控计算上，开发程序，直接显示铁芯温度，用于监控。当铁芯温度达到警戒温度时，上位机发出报警提示，值班电工做好监控。同时，在谐波柜内部安装横流风机，通过开发程序，根据谐波柜温度，自动控制风机的启停，起到自动节能降温的效果。具体措施如下：

1 安装红外测温装置

在现有已安装的4台谐波治理柜内部安装雷泰远红外测温仪，测量谐波柜中主要造成温度升高的电抗器铁芯（发热区域），将温度信号通过模拟量送入各自对应的远程I/O子站，通过PROFIBUS-DP网络传输到主站PLC，又通过工业以太网与服务器进行通讯，将实时的铁芯温度数据传送到配电系统服务器数据库中。

2 加装横流风机

在谐波治理柜底部安装横流风机，通过开发PLC自控程序块，依据测温仪所检测的谐波治理设备温度，通过监控计算机设置好温度上下限值，对PLC内部进行运算，超上限自动启动风机运行，风冷降温；温度降至下限自动停止风机运行，达到节能目的。

3 PLC自控改造

在每台变压器低压自控系统远程I/O子站箱中，新增模拟量模块及数字量输入输出模块，通过主站CPU硬件组态，完成各个子站的硬件配置，针对每个控制子站，开发编写温度检测及风机控制功能块，实现谐波治理电抗线圈温度的采集及降温横流风机的自动启停控制。

（1） 对新增硬件进行组态配置

4 上位机监控系统改造

对上位监控计算机操作画面进行重新设计，增加温度数据模拟量及风机运行数字量标签，修改相应数据库。直接显示铁芯温度和横流风机的运行状况，用于实时监控 。

对上位监控计算机报警画面重新制作，当谐波柜温度出现时，故障信息会立即弹出并伴有声音提示，在此期间值班电工密切关注横流风机运行降温情况，确保系统安全运行。

改进后的报警画面 监控计算机音响报警

3 治理效果

配电系统值班电工可以实时观察谐波柜中电气元件温度，并根据现场情况，采取及时有效的措施。通过系统横流风机自动运行，最高降温可达20℃，效果非常明显，保证了谐波治理设备的安全稳定运行，提高了低压供电系统的可靠性，为低压系统提供优质电能做好保障。此种远程监控及自动降温方式已在我厂现有的四台谐波治理设备中推广应用，还可应用于所有的高发热的配电柜、控制柜及变压器设备系统中。

4 结论

随着烟草工业企业的技术发展及设备更新换代，横流风机设备应用愈加广泛，这些新技术的应用在提高了劳动生产率的同时也解决了供电系统电网谐波污染问题，通过系统横流风机自动运行，效果非常明显，保证了谐波治理设备的安全稳定运行，提高了低压供电系统的可靠性，为低压系统提供优质电能做好保障。有利于经济和社会发展的影响。

参考文献

[1] GB/T14549-93.电能质量 公用电网谐波[S].

[2] 中国电能质量网.变频器是怎样产生谐波电流的？[EB/OL].http：//www.chinapqc.com/View_Affiche.asp？Id=370. 2011-01-06.

[3] 李良仁.变频调速与应用[M].北京：电子工业出版社，2004.

[4] 王树.变频调速系统设计与应用[M].北京：机械工业出版社，2005.

[5] GB12325-90.电能质量 供电电压允许误差[S].

9.配电自动化及管理系统 篇九

一、变配电所值班制度

（一）必须设人值守的变配电所 1、35KV 及以上供电的变电所，运行值班应实行双人三班轮值。2、6KV～10KV 供电的区域变电所（如风井变电所、井口中央 变电所等）及带有一类供电负荷的变电所，运行值班应实行双人三班轮值。

3、带有一类供电负荷的变配电所，变配容量在500KVA 以下，应有人24 小时值班。

（二）可无人值守的变配电所 1、6KV—10KV 供电的专用且无高压配电线路、不带有一类供电负荷的变配电所。

2、低压供电变配容量较小，故障时不严重影响正常生产、生活用电，且较易恢复的配电站。

二、值班员文化水平、专业素质及岗位职责要求

1、变配电所值班电工，必须具有初中以上文化程度，受过专业培训并取得相应资格证书的人员担任，持证上岗。变配电所值班人员应保持相对稳定。

2、认真贯彻执行集团公司电力调度命令和本单位分管供电领导的指示，熟悉并严格执行《电业安全工作规程（发电厂和变电所部分、电力线路部分）》、《电力调度规程（某市供电总公司）》、《事故处理规程》和《岗位责任制》等各项规章制度及值班制度。

3、熟悉本所电气接线和运行方式，熟悉电气设备的作用和性能，二次回路（继电保护、计量指示仪表）的原理，继电保护的方式、定值、保护范围及各级熔丝配置容量。

4、严格按照倒闸操作和事故处理规定进行倒闸操作和事故处理，具备进行倒闸和事故处理的能力。

5、正确执行工作票制度，审查工作票内容，认真履行工作许可手续，负责做好安全措施（包括停电、验电、装设接地线、悬挂表示牌和装设遮拦），指明设备带电、停电范围，向工作人员明确交代安全注意事项。负责检查验收并签认检修设备的工作质量，做好设备投入或检修工作。

6、掌握电气设备的运行状态，认真执行设备巡视制度，及时发现设备缺陷和事故隐患，并认真记录，及时汇报有关人员。按时抄报电压、电流、负荷电量、主设备温度等报表，做好用电负荷调整工作。

7、对无人值守变配电所，必须加锁指定专人负责管理，配备专职维护电工，负责变配电所的设备维护和设施管理，保持设备完好。维护电工应对变配电所每周进行一次巡视检查，并做好相应记录。

8、实行双人值班的场所，每班至少应有1 名正值当值，并设立1 名值长。

9、各变配电所设班长、副班长各1 名。

三、变配电所应建立健全的管理制度

1、管理制度 1)岗位责任制；2）交接班制度；3）停送电制度；4）要害场所管理制度；5）干部查岗制度；6）停电申请票、工作票.操作票、命令票制度；7）设备管理制度；8）缺陷管理制度；9）巡视检查制度；10）安全活动制度；11）业务学习制度；12）操作规程；13）事故处理规程；14）电业安全工作规程；15）变电运行规程 调度管理规程。

2、图纸资料 1）有人值班的变配电场所（1）原始设计；（2）设备技术档案；（3）进出架空线路(电缆)技术档案；（4）一次系统图；（5）模拟图板；（6）平面布置图；（7）防雷系统图；（8）接地系统图；（9）巡回检查图；（10）保护定值配置图；（11）电气试验资料、报告；（12）保护整定资料；（13）登杆检查资料。2）无人值班的变配电场所（1）一次系统图；（2）平面布置图；（3）防雷系统图；（4）接地系统图；（5）巡回检查图。

四、运行记录

1、有人值班的变配电场所 1）运行日志记录；2）交接班记录；3)要害场所登记；4)干部查岗记录；5)设备缺陷记录；6）设备检修记录；7)开关跳闸、继电保护动作记录；8)业务学习记录（事故预想、考问讲解、技术问答、规程学习，每月各进行两次）；9)安全活动记录；10）反事故演习记录（每月集体进行四次）；11)电气事故记录；12）电气事故调查报告；13）停电申请票.工作票、操作票统计记录；14）停送电操作记录。

2、无人值班的变配电场所 1)巡视记录；2）设备缺陷检修记录；3）工作票.操作票统计记录；4)开关跳闸继电保护动作记录。

五、变配电场所文明生产、环境 1)室内外环境应清洁卫生，物品摆设整齐(一周一次自查);2)室内外通道及巡视路道畅通无阻，门、窗无孔洞,电缆沟无积水，有可靠的排水系统;3)金属构架无绣蚀。

六、综合管理

1、供电专业管理网络健全：有领导小组、安全专管。

2、人员配备符合集团公司有关文件要求；值班员、地面电工、安全专（兼职）管应持证上岗；

3、设备完好率>95%，缺陷整改率>90%。

4、专业例会按时参加。

5、季节性工作及集团公司下达的任务保质保量全面完成。

6、资料、档案应规范齐全。

7、两路通讯，一部专用话机，专用话机有录放功能。

8、有应急照明电源自动装置。

9、有事故应急预案。

10、无违章指挥、违章作业、违反劳动纪律的现象。

七、变配电场所应按要求配置足够有效的消防器材，具体要求按消防管理有关规定执行。

八、变配电场所均应配备的安全用具

1、相应电压等级验电器两只。

2、短路接地线不少于两组。

3、绝缘杆（令克）壹根。

4、绝缘隔板两块。

5、绝缘手套两副。

6、绝缘靴两双

10.配电自动化及管理系统 篇十

电力调度自动化系统是指直接为电网运行服务的数据采集与监控系统，包括在此系统运行的应用软件，是为各级电力调度机构生产运行人员提供电力系统运

摘要：电力调度自动化系统是指直接为电网运行服务的数据采集与监控系统，包括在此系统运行的应用软件，是为各级电力调度机构生产运行人员提供电力系统运行信息、分析决策工具和控制手段的数据处理系统。本文阐述了电力调度自动化的目前所存在问题、电力系统调度运营所包含的内容、所要实现的目标以及电力系统自动化的组成和安全防护体系的解决方案。

关键词：电力系统;调度自动化;信息

Abstract: electric power dispatching automation system is a direct power network operation service for the data acquisition and monitoring system, including in the operation of the system application software, is for electric power dispatching institutions at various levels production operation personnel to provide power system operation information, analysis and control of the means of decision making tool data processing system.This paper expounds the dispatching automation of electric power of the existing problems at present, power system scheduling operation contains content, to achieve the objectives and the composition of the automation of electric power systems and safety protection system solutions.Key words: electric power system;Dispatching automation;information

中图分类号:TM73 文献标识码：A 文章编号：

0引言

随着我国经济的快速发展，人民对电力的需求越来越高，电网在不断发展和进步的同时，保证电力供应的安全有序进行，是电力调度自动化系统首要任务。电力调度自动化系统是电网运行服务的数据采集与监控的系统，是为各级电力调度机构生产运行人员提供电力系统运行的实时信息、分析决策工具和控制手段的数据处理系统。因此，保证电网安全和经济可靠运行是电力调度自动化系统重要手段之一。1电力调度自动化面临的主要问题

1.1系统平台差异

为了适应这种发展速度，电力调度自动化系统也需要进一步更新，其中包括功能的扩展和平台的更新。电力调度自动化系统是应用于计算机平台上的自动化系统，系统采用分层分布式结构，计算机硬件平台作为最底层的一个环节，对于系统的安全高效运行起着重要的作用。目前市场上有很多完善可靠的硬件平台，比如HP、IBM、SUN、DELL，对于CISC架构的机器，通常采用Windows操作系统;对于RISC架构的小型机，它们又具有诸如IBM AIX、HP Tru64、HP UNIX、SUNSolaris等专用操作系统系统。近些年来，为了提高系统的可靠性、高效性及安全性，绝大部分用户都采用基于RISC架构的小型机作为系统服务器首选硬件平台;考虑到易用性，工作站多选用CISC架构的机器。如何屏蔽硬件平台及操作系统差异，确保系统功能、界面一致性，也成为电力调度自动化系统发展面临的最根本的问题。除了建设初期面临的系统平台差异问题，在系统运行过程中，硬件设备的停产、系统扩容、硬件平台部分更换等情况下，同一套系统也将会面临不同硬件平台及操作系统问题。

1.2电网模型变化频繁

电力工业的发展和国民经济的发展是分不开得，为了更好的为国民经济发展提供服务，电力工业还需要进行先期的一些投入。我国在电力建设方面一直非常重视，从两网改造到一些国家重点电力工程建设无不体现出这一点。近些年来，我国经济依旧保持十分良好的发展上升趋势，电力建设速度也很好的满足了经济发展的需要，电网规模也在逐步有序的扩大，并且还有很多变电站、发电站正在建设或规划过程中。作为电网监视控制系统的调度自动化系统，为了给电力调度人员准确无误的反映电网运行状态，就需要对调度自动化系统的电网模型进行及时补充。在最初的调度自动化系统中，要完成一个新变电站的建模需要

以下几个步骤:逐个设备单元画图、在数据库中建立记录、单元间联接关系的确定、数据库与图形设备的关联。由于是以一个电力设备为单位，所以对于一个庞大的变电站来说，要完成建模和数据库录入需要很长的时间，并且由于过程十分烦琐，出现错误的几率也非常大，也牵扯了运行维护人员过多的精力。

1.3功能要求不断增多

目前看来，电力调度自动化系统是一个很广泛的概念，最初所说的SCADA功能只是该系统的一个基本功能。由于具有先进的厂站采集设备及通信设备的支持，调度自动化系统目前可以基本上采集到我们所需的所有数据，这些数据经过系统处理之后存入数据库。为了进一步利用这些数据，高级应用功能PAS(POWER APPLIECATION SYSTEM)被很快得以推广和应用，PAS主要包括网络拓扑、状态估计、调度员潮流、负荷预测、短路电流计算、外网等值、电压无功优化等模块。

除了PAS功能之外，目前在一些网、省调，还有一些大型地调应用了一套新的系统———调度员培训模拟系统(简称DTS)。该系统也是一个计算机系统，它按被仿真的实际电力系统的数学模型，模拟各种调度操作和故障后的系统工况，并将这些信息送到电力系统控制中心的模型内，为调度员提供一个逼真的培训环境，以达到既不影响实际电力系统的运行而又培训调度运行人员的目的。除了PAS和DTS功能外，电力系统对集控功能的需求也越来越多。SCADA、集控、PAS、DTS其实是面对着一个相同电网，只是调度自动化系统不同运行状态的体现，我们分别称之为“实时态、研究态、培训态”。既然是面对着一个相同的电网，就必须保证其电网模拟及数据库的一致性。而目前这些功能的实现多是基于各个独立的数据库之上，也就是说要单独进行建模填库。在这种情况下，很难保证模型和数据库的完全一致，这必将影响到功能实现的效果。同时，面对不同的功能应用，人机界面的统一也至关重要。

1.4信息孤岛问题

调度自动化系统作为一套数据监控系统，它不是一个孤立的系统，为了避免出现“信息孤岛”，调度自动化系统需要和众多其它系统互联，不同产品之间采用什么接口方式高效联接是目前系统不可避免的问题。另外对于不同级别、不同区域的调度自动化系统，也不是孤立运行的，他们彼此之间需要进行一些资源的共享。而现在市场上能提供调度自动化系统产品的厂家非常多，有国内的，也有部分国外知名厂商，不同厂家的产品在系统体系结构、数据库结构等各方面存在差异，这使得不同系统之间的信息交换受到很大限制。

2、电力系统调度自动化的内容及实现的目标

2.1.电力系统调度的任务

电力系统的调度就是对电力系统中所有的设备及其运行状态进行监控和调节，是一个指挥者。目前电力调度涵盖的范围较大，有自动化系统、继电保护等等。电力系统调度的任务主要是：尽设备最大能力满足负荷需要，使整个电网安全可靠连续供电，保证电能质量，经济合理利用能源，保证发电、供电、用电各方合法利益。

2.2电网调度自动化的组成及功能

电网调度自动化系统，其基本结构包括控制中心主站系统、厂站端(RTU)和信息通道三大部分。根据功能的不同，可以将此系统划分为信息采集和执行子系统、信息传输子系统信息处理子系统和人机联系子系统。信息采集和执行子系统的基本功能是在各发电厂、变电所采集各种表征电力系统运行状态的实时信息，此外还负责接收和执行上级调度控制中心发出的操作、调度或控制命令。信息传输子系统为信息采集和执行子系统与调度控制中心提供了信息交换的桥梁，其核心是数据通道，它经调制解调器与RTU及主站前置机相连。信息理子系统是整个调度自动化系统的核心，以计算机为主要组成部分。该子系统包含大量直接面向电网调度、运行人员的计算机应用软件，完成从采集到信息的各种处理及分析计算，乃至实现对电力设备的自动控制与操作。人机联系子系统将传输到调度控制中心的各类信息进行加工处理，通过各种显示设备、打印设备和其他输出设备，为调度人员提供完整实用的电力系统实时信息。调度人员发出的遥控、遥调指令也通过此系统输入，传送给执行机构。

2.3.电力系统调度自动化的应用现状

目前我国投运的系统主要有 CC-2000、DF-8003、OPEN-3000、D5000。这些系统都采用 RISC工

作站和国际公认的标准：操作系统接口用POSIX，数据库接口用 SQL 结构化访问语言，人机界面用OSF/MOYIF、X-WINDOWS，网络通信用TCP/IP、X.25。实践应用表明这些系统基本功能均达到国内外同类系统的水平，且各有特点。

2.3.1.CC-2000 系统

采用开放式系统结构设计及面向对象的技术，利用事件驱动和封装的思想为应用软件提供透明的接口。采用面向对象技术，并引进了一个大对象的概念，以适应封装性、继承性以及事件驱动的要求。支撑系统专用性和通用性的有机结合，既适应电力系统的需要，又兼顾其他行业实时应用的要求。按照软件工程的规律进行开发，实现软件工程产品化。技术鉴定认为，按照开放式系统设计和采用面向对象等技术，都属于国际先进或领先范畴。现结合东北电网，由电科院、电自院、清华大学、东北电力集团公司、北京科东公司在统一协调下，共同在CC-2000支持系统平台上开发电网应用软件，从而实现完整的EMS系统。

2.3.2.DF-8003 系统

DF-8003 系统于 2002 年 10 月投运，2003年4 月 COPLAT/SCADA 部分 SAT,2003 年 7 月SCADA 省局整体验收测试，2003 年 12 月 PAS/DTS，配网 SCADA SAT 通过。该系统的人机界面定制工具提供前置，SCADA，NAS，AGD，DTS，TMR，DMS等应用界面的定制，界面风格统一，应用切换方便。友好的类Windows风格的交互式操作界面大大方便了用户的使用，便于维护。另外调度员工作站采用了Iinux，既节省了资金，又方便了调度员的使用。Windows 系统主要安装在维护机上，用于报表、远程拨号维护等作用，使用方便。

2.3.3.OPEN-3000 系统

OPEN-3000系统是江苏省立项的重大科技项目，是由国电南瑞科技股份有限公司开发的新一代EMS系统。在对IEC 61970标准进行充分研究的基础上设计了一个符合标准要求的系统集成框架和遵循标准的实时信息系统平台，所提供的系统管理、商用数据库、实时数据库、人机界面、权限、告警、多上下文支持、CASE管理等全面的服务为应用功能的实现提供了强大的技术支持，并且能够单独或同时支持EMS、DMS、WAMS与公共信息平台等应用系统，使系统在开放性、可靠性、方便性等方面有了显著的提高。同时，OPEN-3000系统在各应用设计上也都针对以往的难点进行了技术攻关，前置数据采集、SCADA、AGC、PAS、DTS等子系统都在应用功能、软件性能、操作方便性等方面均有大幅度的突破。

2.3.4.D5000 系统

国家电网为适应特高压电网运行的客观需要，落实国家电网公司“四化”的工作要求，全面提升调度机构驾驭大电网的能力，国调中心在公司系统内组织开展广域全景分布式一体化电网调度技术支持系统的研制工作。作为整个系统的基础平台，D-5000是整个系统研制的核心和重点，其开发由国调中心统一组织，各网省调 参加，中国电科院和国网电科院共同承担。

D-5000平台采用先进的软件开发技术，具有标准、开放、可靠、安全和适应性强等特点，直接承载着实时监控与预警(新EMS)、调度计划(OPS)、安全校核(SCS)和调度管理(OMS)四大应用平台，对提高电网的调度运行水平、加快调度机构的标准化建设和提高调度业务精益化的管理具有 重要而深远的意义。

3、如何建立调度自动化系统的安全防护体系

数据网络是支持调度自动化系统的重要技术平台，要求数据网络安全可靠，实时性要求在秒级或数秒级，其中发电报价系统、市场信息发布等电力市场信息系统由于需要与公网连接，因而还要求做加密及隔离处理。近年来，调度自动化系统的内涵有了较快的延伸，由原来单一的EMS系统扩展为EMS、DMS、TMS、厂站自动化、水调自动化、雷电监视、故障录波远传、功角遥测、电力市场技术支持系统和调度生产管理系统等。

3.1调度自动化系统的安全防护体系要制定安全防护策略。

应用系统的安全策略位于安全防范的最高一级，是决定系统的安全要素。从大的方面讲，安全策略决定了一个系统要达到的安全级别及可以付出的代价;从小的方面讲，安全策略的具体规则用于说明哪些行为是允许的，哪些行为是禁止的。系统是否安全，很大程度上依赖于最初设计时制定的安全策略，因为今后的安全措施，都围绕这一策略来选择和使用，如果在安全策略上出了问题，将会给今后的应用系统带来安

全隐患，从而使将来的安全建设处于十分被动的局面。因此考虑调度自动化系统的安全，应首先根据系统对安全性、可靠性、实时性、保密性等方面的不同特殊要求，按照国家有关部门的规定，从应用系统的各个层面出发，制定完善的安全防护策略。

3.2调度自动化系统的安全防护体系要确立信息系统的安全分层理论

一个信息系统的安全主要包含五个层面，即物理安全、网络安全、系统安全、应用安全、人员管理。物理安全主要包含主机硬件和物理线路的安全问题，如自然灾害、硬件故障、盗用、偷窃等，由于此类隐患而导致重要数据、口令及帐号丢失，称为物理安全。网络安全是指网络层面的安全。由于联网计算机能被网上任何一台主机攻击，而网络安全措施不到位导致的安全问题。系统安全是指主机操作系统层面的安全。包括系统存取授权设置、帐号口令设置、安全管理设置等安全问题，如未授权存取、越权使用、泄密、用户拒绝系统管理、损害系统的完整性等。应用安全是指主机系统上应用软件层面的安全。

4结论

电力调度自动化系统是监控电网运行的实时系统，具有很高的实时性、安全性和可靠性。电力系统的迅猛发展需要完善、先进和实用的电网调度自动化系统来保证。随着计算机技术、通信技术的发展以及电力系统控制技术的不断进步，相信在不远的将来，电力系统调度自动化将会取得飞速的发展。以这些科学技术的进步为依托，能更好地维持供需平衡，保证良好的电能质量。

参考文献