电力调度自动化系统

电力调度自动化系统（共8篇）

1.电力调度自动化系统 篇一

探析电力调度自动化系统应用及发展

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

[1]党晓强.刘俊勇.电力系统调度自动化的基本内容[J].电气时代,2005.[2]章健.电力系统调度自动化系统现状研究与发展[N].北京电力高等专科学校学报(自然科学版),2010.[3]陈媛.浅谈电力系统调度运行[J].现代企业文化,2009.

2.电力调度自动化系统 篇二

一、电力调度自动化系统的主要功能及其实现

电力调度自动化系统的主要功能包括: 数据采集、 信息处理、 统计计算、遥控、报警处理、安全管理、实时数据库管理、历史库管理、历史趋势、报表生成与打印、画面编辑与显示、Web 浏览、多媒体语音报警、事件顺序记录、事故追忆、调度员培训模拟等。要实现这些功能, 需要着重做好以下几项工作:

(一) 电力调度自动化系统主站的设计。

由于电网规模不断扩大, 要求电力调度控制和保护系统必须运行安全、可靠、经济。各级调度中心需要更多的信息, 以便及时掌握变电网及变电站的运行情况, 这就要求加大对电力调度自动化系统主站的设计力度。进行设计时, 要达到以下两个目标:一是在正常运行状态下, 采集系统运行数据, 显示主接线图, 监视设备的状态, 显示监控设备的遥测量数据及遥信量状态;在指定时间将数据存档, 绘制遥测量运行曲线。二是定值及设定方式的查询与修改, 在用户权限内, 对历史数据删除, 显示并打印查询结果、编制报表。同时, 要结合系统运行环境的特点, 将显示、存盘部分编成单独的线程;通信部分用特定事件实现; 主接线图显示放在窗口完成, 用定时器实现。查询也放在窗口完成。系统运行后, 自动启动显示、 存盘线程;自动启动定时器;自动实现通信;自动打开数据库。

(二) 电力调度自动化系统网络安全问题。

可靠的电力调度自动化系统是电网输配电网络安全稳定运行的基本保证, 如何保护电力调度自动化系统网络的安全, 成为关注的重要课题。首先, 要提高网络操作系统的可靠性。操作系统是计算机网络的核心, 应选用运行稳定、具有完善的访问控制和系统设计的操作系统。笔者认为在目前条件许可的情况下, 可选用 U-NIX 或 LINUX。 不论选用何种操作系统, 均应及时安装最新的补丁程序, 提高操作系统的安全性。其次, 注重防病毒。防病毒分为单机和网络两种, 因此, 必须采用单机和网络防毒结合的防毒体系, 及时发现并杀死企图进入内网的网络病毒。第三, 防火墙设置。防火墙可以阻断非法的数据包, 屏蔽针对网络的非法攻击, 阻断黑客入侵。防火墙分为包过滤、状态检测和应用级三种。包过滤技术的速度最快, 但安全性最差;应用级防火墙技术的安全性高, 但速度慢、需要人工参与;状态检测防火墙技术速度快、安全性高, 是流行的防火墙技术。

(三) 电力调度自动化设备防雷问题。

随着电力系统容量的增加和自动化水平的不断提高, 电力调度自动化系统已使用了相当数量的计算机 RTU 和其它微电子设备。由于一些微电子器件工作电压仅几伏, 对外界的干扰极其敏感, 而雷电流产生的瞬变电磁场对微电子设备的干扰和损害尤为严重, 仍常出现雷害事故, 因此电力调度自动化设备防雷问题, 需要我们足够的重视。为避免雷害, 对电力调度自动化系统, 应采用“整体防御、综合治理、多重保护”的方针。技术方面, 可以使用电源与 UPS 的过电压保护、载波机过电压保护、接地电阻与屏蔽等技术手段, 管理方面, 要严格按防雷接地规程办事, 应用新技术新装置, 采用综合性的防雷措施, 确保电力调度自动化系统的安全性。

(四) 电力调度自动化系统的评价标准的建立。

我国要根据运行单位的实际情况、结合我国自行设计开发实施电力调度自动化主站系统的经验, 尽快制订出适合我国国情、实用性和可操作性较强的测试评价体系。在具体操作时, 系统提供者的经营管理体系、质量保证体系、对应用对象及现场的熟悉与把握程度、对本行业的现状及发展趋势的熟悉与把握程度, 以及能提供的培训、文档资料、项目管理、售后服务等均对系统的长期稳定运行有较大的影响, 也应给予足够的重视。需要注意的是, 建立一个科学、全面、实用、可操作性强的电力调度自动化主站测试评价体系, 是一项复杂、艰巨、庞大的系统工程, 需要通过运行、设计、科研、开发、管理等部门的共同努力方能实现。

二、电力调度自动化发展趋势

(一) 数字化。

随着信息化的普及和深入, 越来越多的目光投向了数字化变电站和数字化电网的研究开发。电网的数字化包括信息数字化、通信数字化、决策数字化和管理数字化等方面。

(二) 集成化。

集成化需要综合利用多角度、多尺度、广域大范围的电网信息以及目前分离的各系统内存在的各种数据。调度数据集成化就是要实现调度数据的整合, 实现数据和应用的标准化, 实现相关应用系统的资源整合和数据共享, 实现电网调度信息化和管理现代化, 从而为实现调度智能化服务。

(三) 市场化。

未来的调度自动化系统需要和电力市场的运营系统更加紧密地结合在一起, 在传统的EMS和WAMS应用中更多地融入市场的因素, 包括研究电力市场环境下电网安全风险分析理论, 以及研究市场环境下的传统EMS分析功能。

(四) 智能化。

智能调度技术采用调度数据集成技术, 有效整合并综合利用电力系统的稳态、动态和暂态运行信息, 实现电力系统正常运行的监测与优化、预警和动态预防控制事故的智能辨识、事故后的故障分析处理和系统恢复, 实现调度、运行和管理的智能化、电网调度可视化等高级应用功能。

三、结语

总之, 电力调度自动化系统是保证电网安全和经济可靠运行的重要支柱手段之一。随着电网不断的发展, 电网的运行和管理需求在不断地变化, 要保证电力生产的安全有序进行, 作为重要支柱的调度自动化系统要不断发展, 不断创新, 以适应不断变化的电网需求。随着电力市场的引入, 更多的市场参与者要求能够使用调度自动化系统进行信息上报和查询等操作, 这就对智能调度系统的信息安全防护能力提出了更高的要求。尽管国家经贸委和电监会已经出台了相关技术规定, 但是可以预计电力二次系统安全防护问题将面临更多的挑战, “智能调度”系统将能够满足客户在信息安全防护能力方面更高的需求。

参考文献

[1].林巍.电力调度自动化系统探析[J].才智, 2011

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3.电力调度自动化系统优化设计 篇三

随着电力体制的不断深化改革，电网规模的不断扩大，对于电力运行技术也提出了更高的要求，电力系统自动化、智能化、网络化成主流趋势。电力调度自动化系统是整个电网的核心部分，指在电力系统运行过程中，实时监控系统的运行状态及运行参数，以实现控制的最优化并合理调整方案。为保障电网的安全稳定运行，电力调度自动化系统发挥着重要的作用，为满足电网运行需求，电力调度自动化系统也在进行不断优化调整。

1.电力调度自动化系统及其应用优势

在满足当前国际与工业标准的基础上，是基于成熟的计算机网络信息技术及通信手段发展而成的电，存储等，为保证电力系统的安全稳定运行提供技术支持。系统中，重要节点上采用双机备用模式，其中某台计算机出现问题，该机上的所有数据都会平稳自动过渡到另外一台正常工作的计算机服务器上，使系统在出现问题时仍可以不影响整个电网的运行，从而确保了系统运行的稳定性。与此同时，系统还具备完善的权限管理功能，能有效平稳的对系统故障进行处理，且不会影响其它节点运行。作为系统的核心部分，调度主站担负着重要的职责，一方面要对电网运行状态进行实时监控与分析，从整体上实现系统自动化监视与控制;另一方面根据监测分析结果，提供准确的电力系统运行的数据信息，以及时发现电力系统运行中存在的异常情况，根据所采集到的数据资料，制定有效的方案，保证电网调度的有效性。

2.电力调度自动化系统设计

2.1系统结构。调度自动化系统主要由二部分构成，即分为数据管理层、能量管理层，其运行方式可分为实时态和研究态两种。具体情况如下：1）数据管理层：收集系統运行时的实时数据，达到对运行系统的监控。并对获取的测量数据进行反馈，便于SCADA显示系统下一步工作。通过利用和分析SCADA系统中的实时数据，获取电力系统的运行状况，通过动态防御、预警进行有效控制，提高电力调度自动化系统的自我恢复、事故分辨以及故障处理等能力，以此保证系统经济、安全的运行。2）能量管理层：其主要是针对发电控制，为保证系统的经济运行，通过合理调整和控制运行系统频率、时差等，实现系统优化。

2.2系统软硬件平台设计。1）硬件平台：包括服务器、PC及基于CISC芯片的各种硬件等。选择系统硬件平台时，要在满足系统设计各功能基础上，兼顾实时性、先进性、安全性、可靠性等原则及要求。2）操作系统：较为常用的主要为Solaris10或者AIX操作系统。3）网络环境：遵循ISOOSI七层网络参考模型的TCP/IP。4）数据库：一般采用Oracle数据库。5）开发语言：包括C、C++和Java等。

2.3系统优化设计。随着计算机信息技术的发展，电力调度自动化系统逐步实现“三遥”（即遥测、遥信、遥控）状态，但对于系统硬件及运行参数的实时监测尙还未能完全实现，这就给电力系统运行留下隐患。针对此问题，开发新的系统参数检测系统软件并运用于其中，该软件对系统硬件及参数进行实时监控，采集、处理、梳理，并且制定与输入各种规约，实现各种控制命令的接收和处理，大大提升了系统运行安全性。1）设备状态在线监测。利用软件对系统硬件及参数进行监控时，可为每项参数设定相应阈值，当运行参数超出这一值时发出警报信号。当报警信息出现时，将弹出报警窗口并发出报警声音/信号，直至被系统或工作人员确定为止。对于每次报警信息要打印输出，存储到系统实时数据库中。2）监测数据的输出与显示3）由于其支持标准的网络连接，具有扩展接口功能，可以在检测系统读取设备状态数据后，将数据写入系统之中，包括设备状态及服务器状态等数据，并与节点信息扩展表作对应关系。当系统添加了新的硬件设备，只需将新设备名称录入到节点信息扩展表中，以实现对新设备运行状态监测及数据存储。监控数据的实时显示功能，也是系统最重要的功能之一。当系统接收到监测软件获取的各项数据后，会在监控画面中显示这些数据，监控数据实时显示功能让调度员可以直接了解每台服务器 运行状态，给系统管理和维护提供了很好的数据支撑。在线监测在调度自动化系统发展应用，使得系统各项功能得到完善，在采集数据和分析处理信息方面的完善，给电力行业提供正确的数据支持，为之发展发展提供更好、更全面的服务，保障电企可持续发展。其中，历史负荷曲线能够直观的让工作人员了解到电力电量是否平衡和运行方式是否安全，以此判断调度运行是否正常。此外，通过历史曲线还能查看指定时段的系统运行状态，根据历史曲线值大小及波动范围，对系统状态进行多时段对比，判断其运行正常与否，能及时发现与处理系统故障，有助于提高系统运行的安全性与稳定性。4）实时安全监控。调度自动化系统对变电站运行参数行实时监控，并根据监控得出的数据进行量化分析，最终计算出变电站稳定运行裕度，为调度员判断变电站运行态势奠定数据基础。在线监测软件还能对机房温度、湿度、烟雾、噪声、空气洁净度及供电电压电流等各项参数的远（近）程监测。并根据变电站设备运行情况，可以有效判断出机房当前的相对湿度、温度及运行噪音等，以此判断设备运行状态是否稳定。若上述因素发生异常，软件会向系统发出警报信号，直至被系统或工作人员确定为止。一般来说，设备稳定运行时对机房要求为：机房相对湿度保持在85%以下，温度控制在25℃以下。自动化在线监测软件的应用，对于提高系统运行的安全性与可靠性具有重要意义，它填补了原有系统在硬件参数监控上的空白，有效实现了系统对系统硬件及运行参数的实时监控。

2.4系统的特色应用。1）电子化值班。电子化值班，是指利用手机短信服务实时获取电网运行数据的一项功能，电子化值班的运用，使得工作人员的工作减少，基本上实现运行人元和自动化人员移动化办公。在调度机房中配置一台手机设备，经授权客户可了解和查看电量、总加等实时数据，当电网发生异常或故障时，也能在第一时间将该信息发送至负责人的手机上，以便及时采取有效措施进行处理。2）丰富的电力应用软件包。在系统分层软件构建设计中，采用面向对象的编程技术及相关技术，构建统一的应用平台，使SCADA、PAS、DTS（调度员培训仿真系统）、OPT（智能操作票管理系统）、VQC等应用能实现无缝继承，从而大大提升系统扩展性及稳定性;基于面向对象编程技术，使系统呈现构件化与模块化，大幅减少系统中的公共代码，有效提高系统运行效率。

3.结束语

4.电力调度自动化系统 篇四

全国2008年1月高等教育自学考试

电力系统远动及调度自动化试题

课程代码：02312

一、单项选择题（本大题共20小题，每小题1分，共20分）

在每小题列出的四个备选项中只有一个是符合题目要求的，请将其代码填写在题后的括号内。错选、多选或未选均无分。

1.电力系统电压超出允许值时属（）

A.恢复状态

C.瓦解状态

2.供电网LAN的传输速度应在（）

A.小于10Mb/s

C.小于50Mb/s B.小于40Mb/s D.小于100Mb/s B.紧急状态D.正常状态

3.方阵码的纠错、检错能力可是（）

A.纠一位错

C.纠一位检二位错 B.纠二位错 D.检四位错

4.适合全双工通信方式数据传输时属HDLC规约的（）

A.异步响应模式

C.非正规响应模式

5.DMS的控制功能应具有控制（）

A.线损功能

C.切除故障点功能

6.配电网中地区负荷预报是（）

A.1日-2日

C.1日-5日 B.1日-7日 D.1日-14日 B.发电成本功能 D.频率功能B.正规响应模式 D.异步平衡模式

7.自动发电控制AGC功能可保证电网的（）

A.电压

C.电流 B.频率 D.功率因数

8.（15，7）循环码的全部许用码组有（）

A.256个

C.127个

B.129个 D.128个 1

9.电力系统状态估计的量测量主要来自（）

A.调度人员 B.值班人员

C.SCADA系统 D.主机

10.RTU在哪方面的主要作用是采集并传送电力系统运行的实时参数（）

A.遥测 B.遥信

C.遥控 D.遥调

11.配电系统少人值守变电站应具有的基本功能是（）

A.自动重合闸功能B.变电站综合自动化功能

C.遥控功能D.遥信功能

12.电力系统的安全约束条件从满足到不满足时对应的系统运行状态情况是（A.正常状态警戒状态 B.警戒状态紧急状态

C.紧急状态系统崩溃 D.系统崩溃恢复状态

13.下列选项中哪一项不属于通信子网协议（）

A.物理层 B.链路层

C.网络层 D.传输层

14.越限呆滞区上下限复限值同减少，则对同一监视信号，告警次数是（）

A.越上限增加，越下限减少 B.越上限减少，越下限增加

C.越上限越下限都增加 D.越上限越下限都减少

15.在数据通信中，应用最广的数据信息代码集是（）

A.BCD码 B.补码

C.七位ASCⅡ D.余3码

16.用数字量多路开关采集遥信信号时，欲使W=E14，数据选择端ABCD应为（A.0111 B.1110

C.1101 D.1011

17.300MHz电波信号属（）

A.微波 B.长波

C.中波 D.短波

18.RS-232标准接口电路采用（）

A.同步方式 B.开放型

C.平衡型 D.非平衡型

2））

19.霍尔模块的过载能力可达（）

A.10倍

C.20倍

20.异步通信特点之一是（）

A.传输效率高

C.设备简单 B.时钟要求高 D.设备复杂 B.15倍 D.30倍

二、填空题（本大题共20小题，每小题1分，共20分）

请在每小题的空格中填上正确答案。错填、不填均无分。

21.我国电网调度管理采用的是___________、分级调度管理结构。

22.RTU在___________方面的主要作用是接收并执行调度员从主站发送的命令。

23.利用傅立叶算法计算有功无功功率时，常常需要输入___________、三相或两相电流。

24.遥控，即___________。它是从调度中心发生命令以改变远方运行设备状态。

25.为了适应与几个调度中心的通信，___________必须能运行相应的CDT和POLLNG通信规约。

26.在采用共享A/D的多路模拟量采集输入通道中，通常要采用模拟量___________，其作用是实现n选1操作。

27.移动内存单元内容的方法是在每次___________经采集处理后，移动追忆记录区单元内容并存入本次遥测量，使追忆记录区始终保留本次及其前N次的数据。

28.___________链接型的多微机系统，称为松耦合系统。

29.数据通信系统包括计算机、___________和通信线路。

30.异步通信的缺点是编码效率低，___________数据传输速率低。

31.奇偶校验码是在原信息码之后，附加一位___________位，使字符与校验位中总的“1”个数保持奇数或偶数。

32.同步通信优点是收和发能保持严格同步，高数据___________和高传输效率。

33.访问节点除了具有连接的链路外，还包括___________，它可有信源和信宿的作用。

34.通信控制处理机是指主要用于控制本模块和___________之间的信息传输的计算机。

35.高层协议包括传送层、对话层、___________和应用层上的计算机网络通信协议。

36.路由选择方法有决定性路由选择法和___________路由选择法。

37.___________是实现两个网络链路层的连接。

38.电力系统负荷预测分为系统负荷预测和___________预测两大类。

39.配电自动化包括变电所自动化和___________。

40.配电网的___________是配电网络分析的基础。

三、名词解释题（本大题共5小题，每小题3分，共15分）

41.远动终端

42.数据通信

43.计算机局部网络

44.电力系统模型

45.事故追忆

四、简答题（本大题共5小题，每小题5分，共25分）

46.对模拟遥测量采集时,乘系数过程有什么意义?

47.用四位十进制数显示的RTU遥测量测量某600MW的发电机的有功功率,超发时可达650MW,装置中用12位A/D芯片工作于交流采样方式,基准电压为10V。

求1.用最大值法标度变换系数K1=?

2.整定额定值运行时变送器输出模拟电压有效值Ui1=?

48.电力线载波通信有什么优点?

49.数据通信的基本构成是什么?

50.链路层传输的作用是什么?

五、综合题（本大题共2小题，第51小题5 分,第52小题15分，共20分）

51.能量管理系统ESM中静态安全分析的主要任务是什么?(5分)

5.华中电力系统调度管理规程 篇五

2007-11-20发布 2008-01-01实施

华中电网有限公司 发布

目 次

前 言┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈Ⅱ 1 范围┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈1 2 规范性引用文件┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈1 3 术语和定义┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈2 4 总则┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈5 5 调度系统┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈5 6 调度机构┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈6 7 调度管辖范围┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈7 8 调度规则┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈7 9 调度指令┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈8 10 系统操作┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈9 11 事故处理┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈12 12 调度汇报┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈18 13 调度计划┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈19 14 水库调度┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈22 15 频率与电压┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈24 16 系统稳定┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈25 17 继电保护及安全自动装置┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈27 18 调度自动化┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈29 19 电力通信┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈29 20 并网调度┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈30 21 统计报表┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈31 附录A（资料性附录）华中电力系统年运行方式主要内容┈┈┈┈┈┈┈┈33 附录B（规范性附录）华中网调调度管辖一次设备┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈35 附录C（规范性附录）华中电力系统内国调调度管辖设备┈┈┈┈┈┈┈┈41 附录D（规范性附录）华中电力系统内国调调度许可及紧急控制设备┈43 附录E（规范性附录）华中网调调度许可设备┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈44 附录F（规范性附录）华中网调委托省调调度管辖设备┈┈┈┈┈┈┈┈45 附录G（资料性附录）月、日调度计划主要内容┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈47 附录H（规范性附录）网供及联络线电力、电量监视点┈┈┈┈┈┈┈48 附录I（规范性附录）并网资料┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈┈49 附录J（资料性附录）华中电力调度生产日报主要内容┈┈┈┈┈┈┈54 附录K（资料性附录）华中电力调度生产周报主要内容┈┈┈┈┈┈┈55 附录L（资料性附录）华中电力调度生产旬报主要内容┈┈┈┈┈┈┈56 附录M（资料性附录）华中电力调度生产月报主要内容┈┈┈┈┈┈┈┈57

I

前 言

为加强华中电力系统电力调度管理，保障电力系统安全，适应经济社会的协调发展和人民生活的用电需要，维护电力使用者、投资者和经营者的合法权益，依照《电网调度管理条例》，制定本规程。

本规程的附录B、附录C、附录D、附录E、附录F、附录H和附录I为规范性附录。

本规程的附录A、附录G、附录J、附录K、附录L、附录M为资料性附录。本规程附录内容的变动，以新发布的文件为准。本规程由华中电网有限公司提出。

本规程由华中电力调度通信中心归口并负责解释。本规程起草单位：华中电力调度通信中心。

本规程主要起草人员：李群山、崔云生、黄争平、凌卫家II

华中电力系统调度管理规程 范围

本规程规定了华中电力系统电力调度管理工作的基础性原则。本规程适用于华中电力系统内发电、输电、配电、售电、用电及其他活动中与电力调度有关的行为。2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程。然而，鼓励根据本规程达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规程。

中华人民共和国主席令第60号 中华人民共和国电力法

国务院令第115号 电网调度管理条例 国务院令第432号 电力监管条例

GB 17621-1998 大中型水电站水库调度规范 GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 GF-2003-0512 并网调度协议（示范文本）

SD 108-1987 继电保护及电网安全自动装置检验条例 SD 141 电力系统技术导则(试行)SD 325-1989 电力系统电压和无功电力技术导则 DL 548 电力系统通信站防雷运行管理规程 DL 755 电力系统安全稳定导则

DL/T 516 电力调度自动化系统运行管理规程

DL/T 544 电力系统通信管理规程

DL/T 559 220-500kV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 584 3-110kV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 623 电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程 DL/T 684 大型发电机变压器组继电保护整定计算导则 DL/T 723 电力系统安全稳定控制技术导则 DL/T 800-2001 电力企业标准编制规则 DL/T 961 电网调度规范用语

国电调[2001]532号 国家电力公司电力通信统计管理办法 国电调[2002]149号 全国互联电网调度管理规程（试行）

国家电网生[2003]298号 电网调度系统安全性评价（网、省调部分）国家电网总[2003]407号 安全生产工作规定

国通运[2004]158号 国家电网公司一级骨干通信电路故障处理规定 国调中心调技[2005]37号 国家电网公司调度机构直调厂站运行值班人员持证上岗管理办法

国家电网安监[2005]83号 国家电网公司电力安全工作规程（变电站和发电厂电气部分）（试行）

国家电网安监[2005]83号 国家电网公司电力安全工作规程（电力线路部分）（试行）

国家电网安监[2005]145号 国家电网公司电力生产事故调查规程 国调中心调技[2006]43号 国家电网调度系统重大事件汇报规定 国家电网调[2006]161号 国家电网公司电力系统安全稳定计算规定 术语和定义

下列术语和定义适用于本标准。3.1 电力系统

由发电、输电、配电、用电等一次设备以及为保障其运行所需的继电保护、安全自动装置、调度自动化、电力通信、电力市场技术支持系统等二次设备组成的统一整体。

华中电力系统是由河南、湖北、湖南、江西、四川、重庆等六省（直辖市）电力系统组成的跨省（直辖市）电力系统。3.2 电力系统运行

在统一指挥下进行的电能的生产、输送和使用。3.3 电力调度机构

对电力系统运行进行组织、指挥、指导和协调的机构，在电力系统运行中行使调度权。3.4 电力调度

电力调度机构（以下均简称为调度机构）为保障电力系统安全、优质、经济运行和电力市场规范运营，促进资源的优化配置和环境保护，对电力系统运行进行的组织、指挥、指导和协调。3.5

电网企业

负责电网运行和经营的电力企业。3.6 发电企业

并入电网运行的(拥有单个或数个发电厂的)发电公司。3.7 独立小电力系统

与大电网不相连接的孤立运行的地区电力系统或县电力系统。3.8 电力用户

电网企业向其供电的个人或企业等社会组织。3.9 电力调度系统

包括各级调度机构和有关运行值班单位。运行值班单位指发电厂、变电站（含换流站、开关站）、大用户配电系统等的运行值班单位。3.10 电力调度管理

调度机构为确保电力系统安全、优质、经济运行，依据有关规定对电力系统生产运行、电力调度系统及其人员职务活动所进行的管理。一般包括调度运行管理、调度计划管理、继电保护及安全自动装置管理、电网调度自动化管理、电力通信管理、水电厂水库调度管理、调度系统人员培训管理等。3.11 4

调度系统值班人员

包括各级调度机构的值班调度人员和有关运行值班单位的运行值班人员。3.12 调度管辖范围

电力系统设备运行和操作指挥权限的范围。3.13 调度许可

设备由下级调度机构调度管辖，但在进行该设备有关操作前，下级调度机构值班调度人员应向上级调度机构值班调度人员申请，征得同意。3.14 委托调度

一方委托他方对其调度管辖的设备进行运行和操作指挥的调度方式。3.15 国调紧急控制设备

电力系统紧急情况下国调值班调度人员可直接下令进行调整的非国调调度管辖或调度许可的运行设备。正常情况下，该设备由相关网（省）调进行调度管理。3.16 调度指令

值班调度人员对其下级调度机构值班调度人员或调度管辖厂站运行值班人员发布的强制执行的决定。

3.17 操作指令

值班调度人员发布的有关操作的调度指令。3.18 逐项操作令

值班调度人员发布的按顺序逐项执行的操作指令，要求受令人按照指令的操作步骤和内容按顺序逐项进行操作。3.19 综合操作令

值班调度人员发布的不涉及其他厂站配合的综合操作任务的操作指令。其具体的操作步骤和内容，均由运行值班人员按规程自行拟订。3.20 状态令

值班调度人员发布的只明确设备操作初态和终态的一种操作指令。其具体操作内容和步骤，由厂站运行值班人员依据调度机构发布的操作状态令定义和现场运行规程拟订。3.21 许可操作

在改变电气设备的状态和运行方式前，由有关人员根据有关规定提出操作项目，值班调度人员同意其操作。3.22 负荷备用容量

为平衡负荷预计误差和瞬时负荷波动而预留的备用容量。3.23 事故备用容量

为防止系统中发输电设备故障造成电力短缺而预留的备用容量。3.24 检修备用容量

为完成发输电设备检修任务而预留的备用容量。3.25 计划检修

电力设备列入、月度计划进行的检修、维护、试验等。3.26 临时检修

非计划性的检修，如因设备缺陷、设备故障或事故后进行的设备检查等检修。3.27 PSS 一次调频

并网机组具备的通过原动机调速器来调节发电机组转速，以使驱动转矩随系统频率而变动的功能。3.28 特殊运行方式

电厂或电网接线方式与正常运行方式（包括正常检修方式）有重大变化时，电厂或电网相应的运行方式。

3.29 黑启动

整个电力系统因故障停运后，在无外来电源供给的情况下，通过系统中具有自启动能力机组的启动，带动无自启动能力的机组，逐步扩大电力系统的恢复范围，最终实现整个电力系统的恢复。3.30 安全自动装置

在电力系统中发生故障或异常运行时，起自动控制作用的装置。如自动重合闸、备用电源和备用设备自动投入、自动切换负荷、自动低频（低压）减载、电厂事故自动减出力、事故切机、电气制动、水轮发电机自动起动、调相改发电、抽蓄水改发电、自动解列及自动调节励磁等。3.31 水调自动化系统

由水电厂内采集水文、气象和水库运行信息的子站、调度机构内对水库运行进行监视、预报、调度和管理的主站及相应的数据传输通道构成的系统。3.32 保护及故障信息管理系统

由厂站内的收集继电保护装置动作信息及故障录波信息的子站、具有管理和分析功能的主站及相应的数据传输通道所组成的系统。3.33 调度自动化系统

由采集电网和电厂运行信息及完成控制功能的子站、调度机构内具有分8

析、应用、管理功能的主站和相应的数据传输通道构成的为电力调度管理服务的系统。一般包括数据采集与监控系统（SCADA）、能量管理系统（EMS）、调度员培训仿真系统（DTS）、电力调度数据网络系统、电能量计量系统、电力市场运营系统、水调自动化系统、电力系统实时动态稳定监测系统、调度生产管理信息系统（DMIS）、配电管理系统(DMS)系统、电力二次系统安全防护系统、相关辅助系统（调度模拟屏、大屏幕设备，GPS卫星时钟、电网频率采集装置、运行值班报警系统、远动通道检测和配线柜、专用的UPS电源及配电柜、相关二次回路等）等。3.34 电力通信网

由各种传输、交换、终端等设备组成的电力系统专用通信网络，包括基础网（光纤、数字微波、电力线载波、接入系统等）、支撑网（信令网、同步网、网管网等）和业务网（数据通信网络、交换系统、电视电话会议系统等）。3.35 电力通信机构

电网企业内归口负责组织、指挥、指导、协调电力通信运行和管理工作的机构。它履行调度管辖范围内电力通信网的调度权。4 总则

4.1 电力调度坚持安全第一、预防为主的方针。华中电力系统内各电网企业及其调度机构、发电企业、电力用户有责任共同维护电力系统的安全稳定运行。

4.2 电力调度应符合电力系统运行的客观规律和社会主义市场经济规律的要求。

4.3 电力调度实行统一调度，分级管理。4.4 电力调度应公开、公平、公正。

4.5 任何单位和个人均不应非法干预电力调度活动。

4.6 华中电力系统的调度运行管理、调度计划管理、继电保护及安全自动装置管理、电网调度自动化管理、电力通信管理、水电厂水库调度管理、调度系统人员培训管理及其他与电力调度管理相关的行为，均应遵守本规程。4.7 网调依照本规程所制定的关于华中电力系统继电保护及安全自动装置、调度自动化、电力通信的调度管理规程，与本规程具有同等效力。4.8 省调应依照本规程制定本省（直辖市）电力系统调度管理规程。4.9 违反本规程的单位和个人，按《中华人民共和国电力法》、《电网调度管理条例》、《电力监管条例》有关条款承担相应责任。5 调度系统

5.1 华中电力调度系统包括华中电力系统内各级调度机构和有关运行值班单位。

5.2 华中电力系统设置四级调度机构，即：

──华中电力调度机构（以下简称网调）；

──省（直辖市）电力调度机构（以下均简称省调）； ──省辖市（地区）电力调度机构（以下均简称地调）； ──县（县级市）电力调度机构（以下均简称县调）。

5.3 发电厂、变电站、大用户配电系统应根据设备运行的要求设立运行值10

班单位。

5.4 调度系统值班人员应经培训，并经有资格的单位考核合格方可上岗。离开运行岗位3个月及以上的调度系统值班人员，应经过熟悉设备系统、熟悉运行方式的跟班实习，并经考试合格后，方可再上岗值班。

5.5 直接与调度机构进行调度业务联系的运行值班人员，应参加由相应调度机构组织的有关调度管理规程及电网知识的考试，考试合格，取得该调度机构颁发的《调度运行值班合格证书》后，方可与调度机构进行调度业务联系。对同时接受多级调度机构调度指令的厂站，由最高一级调度机构负责该厂站运行值班人员《调度运行值班合格证书》的颁发和管理，并负责组织、协调其考试工作。

5.6 有权接受调度指令的调度系统值班人员名单应报上级调度机构，上级调度机构调度人员名单应通知下级调度机构和有关运行值班单位。6 调度机构 6.1 机构设置

6.1.1 电网企业应设置调度机构。调度机构应设置调度、运行方式、调度计划、水库调度、继电保护、调度自动化、电力通信、技术管理、综合管理等专业。

6.1.2 调度机构应按规定配备足够的人员和满足调度机构履行职责所需要的设施。

6.1.3 调度机构的任务是：

a)保证电力系统安全稳定运行，按照电力系统运行客观规律和相关规定保证电力系统连续、正常运行，使电能质量指标符合国家规定的

标准；

b)按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电力系统的发输变电设备能力，以最大限度地满足用户的用电需要； c）按照电力市场调度规则，依据相关合同或者协议，维护各方的合法权益。

6.2 网调的职责和权限 6.2.1接受国调的调度指挥。

6.2.2 负责对华中电力调度系统实施调度管理。6.2.3 负责指挥调度管辖系统的运行、操作和事故处理。

6.2.4 负责指挥华中电力系统调频、调峰及调度管辖系统电压调整。6.2.5 负责组织实施华中区域电力市场中短期和实时交易。

6.2.6 负责组织编制和执行调度管辖系统年、月、日运行方式，执行国调下达的运行方式。

6.2.7 负责编制和执行调度管辖系统月、日发供电调度计划，执行国调下达的发供电调度计划。

6.2.8 负责华中电力系统的稳定管理，组织稳定计算，编制调度管辖系统安全稳定控制方案。

6.2.9 负责华中电力系统继电保护、电力通信、调度自动化的专业管理，负责调度管辖系统的继电保护及安全自动装置（以下统称保护装置）、自动化设备的运行管理，负责网公司通信机构调度管辖范围内电力通信设备或电路的运行管理。

6.2.10 负责调度管辖水电厂水库发电调度工作，编制水库调度方案。

6.2.11 受理并批复新建或改建管辖设备投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施。

6.2.12 参与华中电力系统的规划及工程设计审查。6.2.13 负责签订、执行调度管辖发电厂并网调度协议。6.2.14 行使上级电网管理部门及国调授予的其他职责。6.3 安全管理

6.3.1 调度机构应制定本机构安全生产工作总体和分层控制目标及措施，并建立安全生产保证体系和安全生产监督体系。

6.3.2 调度机构应建立和落实本机构各级、各类人员安全生产责任制。6.3.3 调度机构应编制和落实本机构反事故措施计划和安全技术劳动保护措施计划。

6.3.4 调度机构应按规定进行调度系统安全性评价。

6.3.5 调度机构应按“事故原因不清楚不放过，事故责任者和应受教育者没有受到教育不放过，没有采取防范措施不放过，事故责任者没有受到处罚不放过”的原则，组织或参与电网事故、障碍及未遂的调查分析。6.3.6 调度机构应定期进行有针对性的反事故演习。网、省调每年至少组织进行一次不少于两级调度机构参加的联合反事故演习。6.3.7 调度机构应编制突发事件应急预案并定期演练。6.4 专业管理

6.4.1 调度机构应建立专业管理体系，制定专业管理标准和制度。6.4.2 调度机构各专业部门应按照调度管辖范围，履行专业管理中涉及到的规划设计、设备配置原则、新设备启动试验、运行检修、事故分析、消缺

反措及技术改造等方面的技术职责。

6.4.3 调度机构应编制电力系统运行方式。华中电力系统运行方式主要内容见附录A。

6.4.4 调度机构负责调度管辖系统的调度运行指标考核工作。

6.4.5 调度机构应建立培训工作制度，制定专业技术人员培训大纲，制定并落实专业培训计划。

6.4.6 调度机构应开展科学技术研究工作，推广、应用新技术，提高专业技术和管理水平。

6.4.7 调度机构应开展调度管理信息化工作，实现调度管理信息共享。7 调度管辖范围

7.1 一次设备调度管辖范围

7.1.1 网调调度管辖的一次设备范围（见附录B）包括：

a）华中电力系统内国调调度管辖范围（见附录C）以外的全部500kV发输变电设备及其相应的无功补偿装置； b）220kV省间联络线； c）部分接于220kV系统的电厂。

7.1.2 华中电力系统内除国调、网调调度管辖范围以外的一次设备由省调、地调、县调三级调度机构分级调度管辖。

7.1.3 调度机构调度管辖设备的状态和方式的改变，如影响上级调度机构调度管辖设备的安全运行，该设备属上级调度机构的调度许可设备。调度机构应书面明确本机构调度许可设备范围。国调调度许可及紧急控制设备见附录D。网调调度许可设备见附录E。

7.1.4 网调委托省调调度管辖设备按网调调度许可设备进行管理。网调委托省调调度管辖设备见附录F。7.2 保护装置调度管辖范围

7.2.1保护装置的调度管辖范围与相应调度机构调度管辖的一次设备范围相对应。

7.2.2调度机构单独使用的保护及故障信息管理系统主站设备和子站设备，由该调度机构调度管辖。

7.2.3 多级调度机构共用的保护及故障信息管理系统子站设备，由使用该设备的最高一级调度机构调度管辖。7.3 调度自动化设备调度管辖范围

7.3.1 调度机构调度自动化主站设备，由该调度机构调度管辖（属上级调度机构调度管辖的除外）。

7.3.2

多级调度机构调度的厂站中多级调度机构共用的厂站端调度自动化设备，由最高一级调度机构调度管辖。国调调度管辖厂站的调度自动化设备调度管辖范围划分按国调规定执行。

7.3.3调度自动化系统数据传输通道由相关通信机构调度管辖。7.3.4 除7.3.1、7.3.2、7.3.3条规定的情况外，各级调度机构的调度自动化设备调度管辖范围与相应调度机构调度管辖的一次设备范围相对应。7.4 电力通信调度管辖范围 7.4.1 通信机构的调度管辖范围为：

a)本电网企业使用的全部业务通道； b)本电网企业负责组网的通信设备；

c)同级调度机构调度管辖的厂站内非组网通信设备及线路上的架空地线复合光缆（以下简称OPGW）；

d)上级通信机构指定由本通信机构调度管辖的通信设备。上述a)、b)、c)款中不包括上级通信机构已明确由其他通信机构调度管辖的通信设备。8 调度规则

8.1 各级调度机构在电力调度业务活动中是上、下级关系，下级调度机构应服从上级调度机构的调度。

8.2 调度机构调度管辖范围内的运行值班单位，应服从该调度机构的调度。8.3 未经调度机构值班调度人员许可，任何人不应操作该调度机构调度管辖范围内的设备。电力系统运行遇有危及人身、设备安全的情况时，有关运行值班单位的值班人员按照相关规定处理，并立即报告有关调度机构的值班调度人员。

8.4 调度许可设备的操作，操作前应经相应调度机构值班调度人员许可。当发生紧急情况时，允许下级调度机构的值班调度人员不经上级调度机构许可进行许可设备的操作，但应及时向上级调度机构汇报。

8.5 调度机构调度管辖设备运行状态的改变，对下级调度机构调度管辖的设备有影响时，操作前、后应及时通知下级调度机构值班调度人员。8.6 属厂站管辖设备的操作，如影响到调度机构调度管辖设备运行的，操作前应经调度机构值班调度人员许可。

8.7 发生威胁电力系统安全运行的紧急情况时，值班调度人员可直接(或者通过下级调度机构的值班调度人员)越级向下级调度机构调度管辖的发电16

厂、变电站等运行值班单位发布调度指令，并告知相应调度机构。8.8 调度机构应执行经政府批准的事故限电序位表及保障电力系统安全运行的限电序位表。

8.9 网调调度许可设备的许可规则如下：

8.9.1 改变网调调度许可设备运行状态的工作，或虽不改变设备运行状态但对网调调度管辖设备的运行有影响的工作，相关省调应向网调履行检修申请、审批手续。

8.9.2 省调申请调度许可时，应同时提出对网调调度管辖设备的影响及相应的要求。

8.9.3 网调进行调度许可时，应将对网调调度管辖设备的影响及网调采取的措施告知省调，对省调调度管辖设备的影响由省调自行考虑。

8.10 非网调调度许可设备，如进行下列工作，省调应履行与网调调度许可设备相同的检修申请、审批手续，并在操作前得到网调值班调度人员的许可。

a)影响网调调度管辖稳定控制装置（系统）切机、切负荷量的工作； b)影响网调控制输电断面（线路、变压器）稳定限额的工作； c)影响网调直调电厂开机方式或发电出力的工作； d)影响网调调度管辖保护装置定值的工作。

8.11 调度自动化、电力通信设备的调度许可规则如下：

8.11.1 调度机构调度自动化系统主站设备的操作，如影响上级调度机构调度管辖的调度自动化系统运行或信息完整准确，操作前应得到上级调度机构的许可。

8.11.2 通信机构调度管辖的电力通信设备的状态或方式的改变，如影响上

级通信机构调度管辖的电力通信设备的运行方式或传输质量，操作前应得到上级通信机构的许可。

8.11.3 调度自动化、电力通信设备的下列操作，操作前应得到值班调度人员的许可。

a)影响一次设备正常运行的； b)影响保护装置正常运行的；

c)影响电力调度业务正常进行的其他操作。9 调度指令

9.1值班调度人员是电力系统运行、操作和事故处理的指挥员，值班调度人员按照规定发布调度指令，并对所发布调度指令的正确性负责。接受调度指令的调度系统值班人员应执行调度指令，并对执行指令的正确性负责。调度系统值班人员发布和执行调度指令，受法律保护，并承担相应的责任。任何单位和个人不应干预调度系统值班人员下达或执行调度指令。

9.2 发布调度指令时，发布和接受调度指令的调度系统值班人员应先互报单位和姓名。发布调度指令应准确清晰，发布指令的全过程（包括对方复诵指令）和听取指令的汇报时，都应使用电网调度规范用语和普通话，并执行发令、复诵、录音、记录和汇报制度。

9.3 接受调度指令的调度系统值班人员认为执行调度指令将危及人身、设备或系统安全的，应立即向发布调度指令的值班调度人员提出拒绝执行的意见，由其决定该指令的执行或者撤销。

9.4 电网企业的主管领导发布的一切有关调度业务的指示，应通过调度机构负责人转达给值班调度人员。非调度机构负责人，不应直接要求值班调度18

人员发布调度指令。

9.5 下级调度机构的负责人、电网企业、发电企业以及电厂、变电站、电力用户的负责人，对值班调度人员发布的调度指令有不同意见时，可向发布该指令的调度机构提出，调度机构采纳或者部分采纳所提意见，应由调度机构负责人将意见通知值班调度人员，由其更改调度指令并发布。但在得到答复前，调度系统值班人员应执行原调度指令。

9.6

对于不按调度指令用电者，值班调度人员应予以警告，经警告拒不改正的，可以根据电网安全的需要，下令暂时部分或全部停止向其供电。对于不按调度指令发电的发电厂，值班调度人员应予以警告；经警告拒不改正的，值班调度人员可以根据电网安全的需要，经请示调度机构负责人同意后，下令暂时停止该发电厂部分或全部机组并网运行。对于不满足电网企业并网条件的发电企业、独立小电力系统，调度机构可以拒绝其并网运行，擅自并网的，可下令其解列。

9.7 当发生违反调度规程的行为时，相关调度机构应立即组织调查，依据相关法律、法规和规定处理。10 系统操作 10.1 操作制度

10.1.1 设备进行操作前，值班调度人员应填写操作指令票。两个或两个以上的单位共同完成的操作任务，应填写逐项操作指令票；仅由一个单位完成的操作任务，应填写综合操作指令票。逐项操作指令票和综合操作指令票应分别统一编号。

10.1.1.1 填写操作指令票应以检修工作申请票、运行方式变更通知单、稳

定措施变更通知单、继电保护通知单、日调度计划、试验或调试调度方案等为依据。

10.1.1.2 填写操作指令票前，值班调度人员应与有权进行调度业务联系的运行值班人员核对有关一、二次设备状态。

10.1.1.3 填写操作指令票应做到任务明确、票面清楚整洁，使用设备的双重名称（设备名称和编号）。每张操作票只能填写一个操作任务。逐项操作指令票和综合操作指令票可采用状态令的形式填写。

10.1.1.4 操作指令票应经过拟票、审票、预发、执行四个环节，其中拟票、审票不能由同一人完成。

10.1.2 有计划的操作，值班调度人员应提前4小时将操作指令票预发给操作单位。运行值班人员应了解操作目的和操作顺序，依据调度机构下达的操作指令票填写现场操作票，如有疑问应向值班调度人员询问清楚。10.1.3 值班调度人员发布操作指令时，应给出“发令时间”。“发令时间”是值班调度人员正式发布操作指令的依据，运行值班人员未接到“发令时间”不应进行操作。

10.1.4 运行值班人员操作结束后，应汇报已执行项目和“结束时间”。“结束时间”是现场操作执行完毕的依据。

10.1.5 在操作过程中，运行值班人员如听到调度电话铃声，应立即停止操作，并迅速接电话，如电话内容与操作无关则继续操作。

10.1.6 逐项操作指令票应逐项发令、逐项操作、逐项汇报。在不影响安全的情况下，可将连续几项由同一单位进行的同一类型操作，一次按顺序下达，运行值班人员应逐项操作，一次汇报。

10.1.7 下列操作，值班调度人员可不必填写操作指令票，但应作好记录。

a）事故处理；

b）拉合单一的开关、刀闸、接地刀闸； c）投入或退出一套继电保护或安全自动装置； d）更改系统稳定措施；

e）机组由运行转为停机备用或由备用转为开机并网； f）投退AGC、PSS、一次调频功能。10.1.8 操作前应考虑如下问题：

a）系统运行方式改变的正确性，操作时可能引起的系统潮流、电压、频率的变化，有功、无功功率平衡及必要的备用容量；

b）继电保护或安全自动装置的投退、系统稳定措施的更改是否正确； c）变压器中性点接地方式是否符合规定； d）变压器分接头位置，无功补偿装置投入情况；

e）设备送电操作前应核实设备检修的所有工作已结束，相关检修工作申请票均已终结，设备具备送电条件，并与检修票、方式单、现场实际进行核对；

f）对电力通信、调度自动化的影响。

10.1.9 系统操作不宜在下列时间进行，特殊情况下进行操作应有相应的安全措施。

a）交接班时；

b）雷雨、大风、大雾等恶劣天气时； c）系统发生事故时；

d）通信中断或调度自动化设备异常影响操作时。10.2 设备停、送电操作一般规定

10.2.1 停电操作时，先操作一次设备，再退出继电保护。送电操作时，先投入继电保护，再操作一次设备。

10.2.2 对于常规稳控装置，停电操作时，先按规定退出稳定措施，再进行一次设备操作；送电操作时，先操作一次设备，设备送电后，再按规定投入稳定措施。

10.2.3 对于微机稳控装置，停电操作时，一次设备停电后，由运行值班人员随继电保护的操作退出保护启动稳控装置的压板及稳控装置相应的方式压板；送电操作时，随继电保护的操作投入保护启动稳控装置的压板及稳控装置相应的方式压板，再操作一次设备。10.3 并列与解列操作一般规定 10.3.1 系统并列条件：

a)相序相同；

b)频率差不大于0.1Hz；

c)并列点两侧电压幅值差在5%以内。10.3.2 并列操作应使用准同期并列装置。

10.3.3 解列操作时，应先将解列点有功潮流调至接近零，无功潮流调至尽量小，使解列后的两个系统频率、电压均在允许范围内。10.4 合环与解环操作一般规定

10.4.1 合环前应确认合环点两端相位一致。

10.4.2 合环前应将合环点两端电压幅值差调整到最小，500kV系统不宜超过22

40kV，最大不应超过50kV，220kV系统不宜超过30kV，最大不应超过40kV。10.4.3 合环时，合环角差不应大于25度，合环操作宜经同期装置检定。10.4.4 合环(或解环)操作前，应先检查相关设备（线路、变压器等）有功、无功潮流，确保合环(或解环)后系统各部分电压在规定范围以内，通过任一设备的功率不超过稳定规定、继电保护及安全自动装置要求的限值等。10.4.5 合环(或解环)后应核实线路两侧开关状态和潮流情况。10.5 开关操作一般规定

10.5.1 开关合闸前应检查继电保护已按规定投入。开关合闸后，应确认三相均已合上，三相电流基本平衡。

10.5.2 用旁路开关代其他开关运行时，应先将旁路开关保护按所带设备保护定值整定并投入。确认旁路开关三相均已合上后，方可拉开被代开关，最后拉开被代开关两侧刀闸。

10.5.3 开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许进行就地操作时，应同时进行三相操作，不应进行分相操作。10.6 刀闸操作一般规定

10.6.1 可用刀闸进行下列操作：

a)拉、合电压互感器和避雷器(无雷雨、无故障时)； b)拉、合变压器中性接地点；

c)拉、合经开关或刀闸闭合的旁路电流(在拉、合经开关闭合的旁路电流时，应先退出开关操作电源)； d)拉、合一个半开关接线方式的母线环流。e)拉、合一个半开关接线方式的站内短线。

10.6.2 不宜进行500kV刀闸拉、合母线操作，如需进行此类操作须经网、省电网企业主管生产领导同意。

10.6.3 不应用刀闸拉、合500kV线路并联电抗器、空载变压器、空载线路。10.7 线路操作一般规定

10.7.1 220kV及以上电压等级线路停、送电操作时，都应考虑电压和潮流变化，特别注意使非停电线路不过负荷，使线路输送功率不超过稳定限额，停、送电线路末端电压不超过允许值，长线路充电时还应防止发电机自励磁。10.7.2 500kV线路停、送电操作时，如一侧为发电厂、一侧为变电站，宜在变电站侧停、送电，发电厂侧解、合环(或解、并列)；如两侧均为变电站或发电厂，宜在电压低的一侧停、送电，电压高的一侧解、合环(或解、并列)。10.7.3 线路停电时，应在线路两侧开关拉开后，先拉开线路侧刀闸，后拉开母线侧刀闸。对于一个半开关接线的厂站，应先拉开中间开关，后拉开母线侧开关。当线路需转检修时，应在线路可能受电的各侧都停止运行，相关刀闸均已拉开后，方可在线路上作安全措施；反之在未全部拆除线路上安全措施之前，不允许线路任一侧恢复备用。

10.7.4 线路送电时，应先拆除线路上安全措施，核实线路保护按要求投入后，再推上母线侧刀闸，后推上线路侧刀闸，最后合上线路开关。对于一个半开关接线的厂站，应先合上母线侧开关，后合上中间开关。

10.7.5 220kV及以上电压等级线路检修完毕送电时，应采取相应措施，防止送电线路充电时发生短路故障，引起系统稳定破坏。

10.7.6 新建、改建或检修后相位可能变动的线路首次送电前应校对相位。10.8 变压器操作一般规定

10.8.1 变压器并列运行条件： a)接线组别相同；

b)电压比相等(允许差5%)； c)短路电压相等(允许差5%)。

当电压比和短路电压不符合时，经过计算，在任何一台变压器不会过负荷的情况下，允许并列运行。

10.8.2 变压器充电前，变压器继电保护应正常投入。10.8.3 变压器充电或停运前，应推上变压器中性点接地刀闸。

10.8.4 并列运行的变压器，在倒换中性点接地刀闸时，应先推上未接地的变压器中性点接地刀闸，再拉开另一台变压器中性点接地刀闸。

10.8.5 大修后的变压器在投入运行前，有条件者应采取零起升压，对可能造成相位变动者应校对相位。

10.8.6 变压器投入运行时，应先合电源侧开关，后合负荷侧开关。停运时操作顺序相反。500kV联变宜在500kV侧停(送)电，在220kV侧解(合)环或解(并)列。

10.9 500kV线路并联电抗器操作一般规定

10.9.1 线路并联电抗器送电前，线路电抗器保护、远跳及过电压保护应正常投入。

10.9.2 拉、合线路并联电抗器刀闸应在线路检修状态下进行。10.10 发电机操作一般规定

10.10.1 发电机在开机前、停机后进行有关项目的检查。10.10.2 发电机应采取准同期并列。

10.10.3 发电机正常解列前，应先将有功、无功功率降至最低，再拉开发电机开关，切断励磁。10.11 母线操作一般规定

10.11.1 母线充电前，应核实母线保护已正常投入。

10.11.2 用母联开关向母线充电时，运行值班人员在充电前应投入母联开关充电保护，充电正常后退出充电保护。

10.11.3 母线倒闸操作时，应考虑对母线差动保护的影响和二次压板相应的倒换。

10.11.4 母线倒闸操作的顺序和要求按现场规程执行。10.12 零起升压操作一般规定

10.12.1 担任零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，发电机强励退出，发电机保护完整可靠投入，并退出联跳其他非零起升压回路开关的压板。10.12.2 升压线路保护完整可靠投入，退出联跳其他非零起升压回路开关的压板，线路重合闸退出。

10.12.3 对主变压器或线路串变压器零起升压时，变压器保护应完整可靠投入，退出联跳其他非零起升压回路开关的压板，变压器中性点应直接接地。10.12.双母线中的一组母线进行零起升压时，母差保护应采取措施，防止母差保护误动作。母联开关及两侧刀闸断开，防止开关误合造成非同期并列。

10.12.5 允许零起升压的500kV线路及升压方式见表1。

表1 允许零起升压的500kV线路及升压方式

线路名称葛玉线葛双Ⅱ回线葛岗线葛换Ⅰ、Ⅱ回线清换线五岗线五民线三牌线水渔Ⅰ、Ⅱ回线零起升压接线方式大江一台机大江一台机大江一台机大江一台机隔河岩一台机五强溪一台机五强溪一台机三板溪两台机水布垭一台机 11 事故处理 11.1 事故处理制度

11.1.1 网调值班调度人员是华中电力系统事故处理的总指挥，各级调度机构按其调度管辖范围划分事故处理权限和责任，并在事故发生和处理过程中及时互通情况、协调配合。

11.1.2 事故处理时，调度系统值班人员应遵循以下原则：

a)迅速限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备安全的威胁；

b)保持正常设备的运行和对重要用户及厂用电的正常供电； c)尽快将解网部分恢复并网运行； d)恢复对已停电的地区或用户供电； e)调整系统运行方式，使其恢复正常。

11.1.3 当电力系统运行设备发生异常或故障时，运行值班人员应立即向相应调度机构值班调度人员汇报。调度机构调度管辖设备的事故处理，应严格执行相应调度机构值班调度人员的指令(允许不待调度指令可自行处理者除外)。

11.1.4 厂站运行值班人员可不待调度指令自行进行以下紧急操作，同时应将事

故与处理情况简明扼要地报告值班调度人员。a)将直接对人身安全有威胁的设备停电； b)当厂站用电部分或全部停电时，恢复其电源； c)将故障停运已损坏的设备隔离；

d)其他在厂站现场规程中规定可不待调度指令自行处理的紧急情况。11.1.5 设备故障时，运行值班人员应立即向值班调度人员简要汇报一次设备的状态，经检查后再详细汇报如下内容： a)保护装置动作及通道运行情况； b)设备外部有无明显缺陷及事故象征； c)故障录波器、故障测距装置动作情况； d)其他相关设备状态及潮流情况。

11.1.6 值班调度人员应根据保护装置动作情况及频率、电压、潮流变化等情况，判断事故地点及性质。处理事故应沉着、果断。

11.1.7 调度管辖范围内发生下列故障时，值班调度人员应立即向上级调度机构值班调度人员汇报。

a)上级调度机构调度许可设备故障；

b)影响上级调度机构调度管辖稳定控制装置（系统）切机、切负荷量的；

c)影响上级调度机构控制输电断面（线路、变压器）稳定极限的； d)影响上级调度机构直调电厂开机方式或发电出力的； e)需要上级调度机构协调或配合处理的。

11.1.8 省（直辖市）电网或省（直辖市）电网内局部电网与华中主网解列28

孤网运行时，已解列电网内的事故处理由相应省调负责，解列电网内网调直调电厂出力调整和开停机权委托给相应省调，但解列电网内网调直调设备故障处理仍由网调负责，所在省调配合。

11.1.9 网调值班调度人员在事故处理期间可采取如下强制措施： a)紧急调用各省（直辖市）电网内的事故备用容量，进行跨省（直辖市）事故支援；

b)紧急开停直调电厂水、火电机组；下令省调紧急开停水、火电机组； c)调整或取消电力交易； d）下令省调紧急拉闸限电。

11.1.10 系统发生事故时，值班调度人员应迅速报告调度部门负责人，由调度部门负责人逐级汇报。调度机构负责人、调度部门负责人应监督、指导值班调度人员处理事故的正确性。调度机构负责人或调度部门负责人发现值班调度人员处理事故不力，可解除值班调度人员的调度权，指定他人或亲自指挥事故处理，并通知有关单位。被解除调度权的值班调度人员对解除调度权后的系统事故处理不承担责任。

11.1.11 处理事故时，调度系统值班人员应坚守岗位，运行值班负责人如需离开，应指定代理人并向值班调度人员报告。

11.1.12 处理事故时，各单位负责人对本单位调度系统值班人员发布的指示不应与上级值班调度人员的调度指令相抵触。单位领导人如解除本单位值班人员的职务，自行领导或指定适当人员代行处理事故时，应立即报告上级值班调度人员。

11.1.13 值班调度人员有权要求继电保护、运行方式、调度计划、通信、自动化等专业人员协助事故处理。

11.1.14 事故发生在交接班期间，应由交班者负责处理事故，直到事故处理完毕或事故处理告一段落，方可交接班。接班人员可应交班者请求协助处理事故。

11.1.15 事故处理完毕，应将事故情况详细记录，按规定报告。11.2 电网频率异常及事故的处理

11.2.1 电网频率超过50±0.2Hz为异常频率。11.2.2 电网频率低于49.80Hz时的处理方法：

11.2.2.1 网调和省调应下令所辖电厂立即增加出力、开出备用机组或采取限电措施，使频率恢复正常。

11.2.2.2 电网频率连续低于49.80Hz10分钟，网调应下令各省调按限电序位表限电。10分钟后电网频率仍低于49.80Hz，则网调应下令各省调按事故限电序位表限电，直到频率恢复到49.80Hz以上运行。11.2.3 电网频率低于49.50Hz时的处理方法：

11.2.3.1 发电厂应不待调度指令采用增加发电机出力并短时发挥机组过负荷能力、开出备用水电机组、抽水机组改发电等措施。但在增加出力的过程中不应使相应的输电线路过负荷或超过稳定规定。

11.2.3.2 各省调应不待网调调度指令按事故限电序位表进行拉闸限电。11.2.4 当电网频率低于49.00Hz时，有“事故限电序位表”的厂站，运行值班人员应不待调度指令立即按“事故限电序位表”拉闸限电。

11.2.5 当电网频率低于48.50Hz时，各级值班调度人员及厂站运行值班人员可不受“事故限电序位表”的限制，自行拉负载线路(馈线)。各省（直辖30

市）电网企业应事先制定这些线路的清单和限电顺序。

11.2.6 当频率下降到低频减负荷装置动作值而装置未动作时，运行值班人员应不待调度指令手动拉开该轮次接跳的开关。低频减负荷装置动作切除和手动拉开的开关，未经值班调度人员下令不应擅自送电。

11.2.7 当频率降低至联络线低频解列装置或保厂用电、保重要用户低频解列装置定值而装置未动作时，各厂站应不待调度指令拉开相应开关，并向值班调度人员汇报。未经值班调度人员下令，不应送电或并列。11.2.8 电网频率超过50.20Hz的处理方法： 11.2.8.1 调频厂将出力减至最低。

11.2.8.2 少用网供计划的省调，应迅速减出力或停机，直到用到网供计划为止。

11.2.8.3 当电网频率超过50.50Hz时，各电厂应不待调度指令，立即减出力直至机组最低技术允许出力，值班调度人员应发布紧急减出力或停机的指令，恢复频率至50.20Hz以下。11.3 系统电压异常及事故的处理 11.3.1 系统电压降低时的处理办法：

11.3.1.1 500kV系统厂站母线的运行电压下降为480kV、220kV系统厂站母线的运行电压下降为200kV以下时，运行值班人员应不待调度指令按规程自行使用发电机或调相机的过负荷能力，值班调度人员应立即采取措施直至限制负荷，使电压恢复正常。

11.3.1.2 500kV系统厂站母线的运行电压下降为450kV、220kV系统厂站母线的运行电压下降为180kV以下时，运行值班人员应不待调度指令自行按“事

故限电序位表”限电，并及时向值班调度人员汇报。值班调度人员应立即采取措施直至拉闸限电，使电压恢复正常。

11.3.1.3 当系统局部电压降低，使发电机或调相机过负荷时，有关厂站运行值班人员应联系值班调度人员采取措施(包括降低有功、增加无功及限制部分地区负荷等)，以消除发电机或调相机的过负荷。

11.3.1.4 系统电压低到严重威胁厂用电安全时，运行值班人员可自行按现场规程规定执行保厂用电措施。

11.3.1.5 装有低电压解列装置或低电压减负荷装置的厂站，当电压低至装置动作值而装置未动作时，运行值班人员应不待调度指令，手动拉开装置所接跳的开关。

11.3.2 系统电压升高时的处理办法：

11.3.2.1 当厂站母线电压超过规定时，应降低发电机、调相机无功出力、投退无功补偿设备，并按规定将发电机进相运行，使电压降至允许范围内。必要时值班调度人员可改变系统运行方式。

11.3.2.2 处于充电状态的500kV线路，末端电压超过560kV时，应设法降低电压，如仍不能降至560kV以下，则拉开线路开关。

11.3.3 当局部或个别中枢点电压偏低或偏高时，除调整无功出力外，可通过调整变压器分接头来调整电压，必要时可改变系统运行方式。11.4 线路的事故处理

11.4.1 线路故障跳闸后，值班调度人员可下令强送一次。如强送不成功需再次强送，应经调度机构主管生产领导同意，有条件时可对故障线路零起升压。

11.4.2 线路出现单侧跳闸，在检查厂站内开关无异常后，宜先将线路恢复合环（并列）运行，再检查继电保护或安全自动装置动作情况。11.4.3 故障线路强送原则：

a）强送端宜选择对电网稳定影响较小的一端，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定水平的措施。

b）若开关遮断次数已达规定值，虽开关外部检查无异常，但仍须经运行单位总工程师同意后，方能强送。在停电严重威胁人身或设备安全时，值班调度人员有权命令强送一次。c）强送端宜有变压器中性点直接接地。d)事故时伴随有明显的故障象征，如火花、爆炸声、系统振荡等，应查明原因后再考虑能否强送。

e)进行带电作业的线路跳闸后，值班调度人员未与工作负责人取得联系前不应强送。

f)强送前应控制强送端电压，使强送后末端电压不超过允许值。11.4.4 线路故障跳闸后，值班调度人员应发布巡线指令，并说明是否为带电巡线，同时将故障测距情况提供给线路运行维护单位。11.4.5 当线路（断面）输送功率超过稳定限额时，应立即采取以下措施，使线路（断面）输送功率恢复到允许范围内。

a）在受端系统采取发电厂增加出力、快速启动水电厂备用机组、燃气轮机组等措施，并提高电压；

b）送端系统的电厂降低出力，并提高电压； c）受端系统限电；

d）改变系统接线方式。

11.4.6 如500kV线路并联电抗器因故退出运行而线路仍需运行时，应有计算分析或试验依据并经电网企业主管生产领导批准。11.5 发电机的事故处理

11.5.1 发电机异常或跳闸后，电厂运行值班人员应立即汇报值班调度人员，并按现场规程进行处理。

11.5.2 机组失去励磁而失磁保护拒动，电厂运行值班人员应立即将机组解列。

11.5.3 当发电机进相运行或功率因数较高，引起失步时，应立即减少发电机有功，增加励磁，以使发电机重新拖入同步。若无法恢复同步，应将发电机解列后重新并网。

11.5.4 发电机对空载长线零起升压产生自励磁时，应立即降低发电机转速，并将该线路停电。

11.5.5 采取发电机变压器组送电的500kV线路，如线路末端开关跳闸而电厂侧开关未跳开时，值班调度人员应立即下令拉开电厂侧开关。11.6 变压器事故处理

11.6.1 变压器过负荷的处理方法：

a）受端系统加出力； b）投入备用变压器； c）受端系统限电； d）改变系统接线方式。

11.6.2 低压侧接发电机的自耦变压器公共线圈过负荷时，除按第11.6.1条34

处理外，还应进行以下处理：

a）降低高中压侧之间的穿越功率； b）降低低压侧发电机的功率。11.6.3 变压器跳闸后的处理规定：

a）变压器的主保护全部动作跳闸，未经查明原因和消除故障之前，不应强送电。

b）变压器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，在检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，证明变压器内部无明显故障者，可试送一次，有条件时应进行零起升压。

c）变压器后备保护动作跳闸，在确定本体及引线无故障后，可试送一次。

11.6.4 变压器轻瓦斯保护动作发出信号后应立即进行检查，并适当降低变压器输送功率。

11.7 500kV并联电抗器故障处理

11.7.1 500kV并联电抗器的全部主保护动作跳闸，未查明原因并消除故障前，不应强送电。

11.7.2 500kV并联电抗器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，在检查电抗器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，证明电抗器内部无明显故障者，可试送一次。有条件时应进行零起升压。

11.7.3 500kV并联电抗器后备保护动作，确定本体及引线无故障后，可试送一次。

11.8 母线的事故处理

11.8.1 母线失压后，运行值班人员应不待调度指令将失压母线上的开关全部拉开，并立即报告值班调度人员。

11.8.2 因母线差动保护动作引起母线失压时，运行值班人员应对失压母线进行检查，并把检查情况报告值班调度人员，值班调度人员应按下述原则进行处理：

a）找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障后对失压母线恢复送电。b）找到故障点但不能很快隔离的，若系双母线中的一组母线故障时，应对故障母线的各元件进行检查并确认无故障后，均倒至运行母线并恢复送电。

c）经过检查未找到故障点时，可对失压母线进行试送，试送开关应完好，试送电源侧主变中性点应直接接地。有条件时可对失压母线进行零起升压。

11.8.3 因开关失灵保护或出线、主变后备保护动作造成母线失压，应将故障开关隔离后方可送电。11.9 开关异常及事故的处理

11.9.1 开关因本体或操作机构异常出现“合闸闭锁”尚未出现“跳闸闭锁”时的处理：

a）一个半开关接线方式，不影响设备运行时拉开此开关。

b）其他接线方式应断开该开关的合闸电源，并按现场规程处理，仍无法消除故障，则用旁路开关代替运行；如无旁路开关，则拉开该开关。

11.9.2 开关因本体或操作机构异常出现“跳闸闭锁”时，应断开该开关跳闸电源，并按现场规程处理，仍无法消除故障，则采取以下措施：

a）一个半开关接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的环，解环前确认环内所有开关在合闸位置。

b）其他接线方式用旁路开关代故障开关，用刀闸解环，解环前取下旁路开关跳闸电源。无法用旁路开关代故障开关时，将故障开关所在母线上的其他开关倒至另一条母线后，用母联开关拉开故障开关。

11.9.3 开关发生非全相运行，运行值班人员应立即拉开该开关。若非全相运行开关拉不开，则立即将该开关的功率降至最小，并采取如下办法处理：

a）有条件时，由检修人员拉开此开关； b）旁路开关备用时，用旁路开关代；

c）将所在母线的其他所有开关倒至另一母线，最后拉开母联开关； d）一个半开关接线方式，可用刀闸远方操作，解本站组成的环，解环前确认环内所有开关在合闸位置；

e）特殊情况下设备不允许时，可迅速拉开该母线上所有开关。11.10 互感器异常及事故的处理

11.10.1 电压互感器发生异常情况时，应立即退出与该电压互感器有关的保护装置，运行值班人员应迅速按现场规程、规定处理。

11.10.2 电流互感器发生异常情况时，应立即退出与该电流互感器有关的保护装置，运行值班人员应迅速按现场规程、规定处理。11.11 切机切负荷装置动作的处理

11.11.1 切机切负荷装置动作后，运行值班人员应将所切机组按现场规程检查后做好并网准备，所切负荷未得到值班调度人员指令不应送电。11.11.2 切机切负荷装置误动时，应将误动的切机切负荷装置退出，恢复所

切机组和所切负荷。通道异常或故障造成切机切负荷装置误动作时，应将该通道压板退出，并恢复所切机组和所切负荷。

11.11.3 切机装置拒动时，值班调度人员应迅速采取减出力措施，必要时可将拒切机组解列。切负荷装置拒动时，运行值班人员可不待调度指令迅速将切负荷装置所接跳的开关断开。制动电阻拒动时，不应将制动电阻投入，必要时可采取减出力措施。11.12 振荡处理

11.12.1 异步振荡主要现象：

11.12.1.1 系统内各发电机和联络线上的功率、电流将有程度不同的周期性变化。系统与失去同步的发电厂（或系统）的联络线上的电流和功率往复摆动。

11.12.1.2 母线电压有程度不同的降低并周期性摆动，电灯忽明忽暗。系统振荡中心电压最低。

11.12.1.3 失去同步的发电机有功大幅摆动并过零，定子电流、无功大幅摆动，定子电压亦有降低且有摆动，发电机发出不正常的有节奏的轰鸣声、水轮机导叶或汽轮机汽门开度周期性变化。

11.12.1.4 失去同步的两个系统（电厂）之间出现明显的频率差异，送端电网频率升高、受端频率降低，且略有波动。11.12.2 同步振荡主要现象：

11.12.2.1 发电机和线路上的功率、电流将有周期性变化，但波动较小，发电机有功不过零。

11.12.2.2 发电机机端和电网电压波动较小, 无局部明显降低。

11.12.2.3 发电机及电网频率变化不大，全电网频率同步降低或升高。11.12.3 异步振荡的处理方法：

11.12.3.1 频率升高的发电厂，应不待调度指令立即降低机组有功出力，使频率下降，直至振荡消除，但不应使频率低于49.50赫兹，同时应保证厂用电的正常供电。

11.12.3.2 频率降低的发电厂，应不待调度指令立即增加机组有功出力至最大值，并迅速启动备用水轮机组，使电网频率恢复到49.50赫兹以上，直至振荡消除。

11.12.3.3 电厂运行值班人员应不待值班调度人员指令，退出机组AGC、AVC，增加发电机无功出力，并发挥其过负荷能力，提高系统电压；变电站运行值班人员应不待调度指令退出低压电抗器，投入低压电容器，提高系统电压。但不应使500kV母线电压超过550kV，220kV母线电压超过242kV。11.12.3.4 各级值班调度人员应迅速降低频率升高侧（送端）机组出力直至紧急停机，使频率下降；在频率降低侧（受端）采取紧急增加出力、开出备用水轮机组、事故限电等措施，使频率升高，直至振荡消除。

11.12.3.5 振荡时，未经值班调度人员许可，电厂运行值班人员不应将发电机解列(现场规程有规定者除外)；如发现机组失磁，应不待调度指令，立即将失磁机组解列。

11.12.3.6 如振荡因机组非同期合闸引起，电厂运行值班人员应立即解列该机组。

11.12.3.7 因环状电网（并列运行双回线路）的解环操作或开关误跳而引起的电网振荡，应立即经同期合上相应开关；

11.12.3.8 装有振荡解列装置的发电厂、变电站，应立即检查振荡解列装置的动作情况，当发现装置发出跳闸信号而未解列时，且系统仍有振荡，应立即拉开应解列的开关。

11.12.3.9 经采取11.12.3.1-11.12.3.8条所列措施后振荡仍未消除，应按规定选择合适的解列点解列，防止扩大事故，电网恢复稳定后，再进行并列。11.12.3.10 解列后，省（直辖市）网或省（直辖市）网内已解列局部电网振荡仍未消除，由省调负责处理本省（直辖市）电网内振荡事故，振荡消除后应立即向网调汇报，在网调值班调度人员统一指挥下恢复系统的正常运行。11.12.4 同步振荡的处理方法：

11.12.4.1 发电厂运行值班人员可不待调度指令退出机组AGC、AVC，增加机组无功出力，并立即向值班调度人员汇报。

11.12.4.2 值班调度人员应根据电网情况，提高送、受端电压，适当降低送端发电出力，增加受端发电出力，限制受端负荷。

11.12.4.3 发电厂运行值班人员应立即检查机组调速器、励磁调节器等设备，查找振荡源，若发现发电机调速器或励磁调节器等设备故障，应立即消除故障，并汇报值班调度人员。

11.13 运行值班单位与调度机构失去通信联系时的处理规定

11.13.1 调度机构与下级调度机构或调度管辖的厂站之间失去通信联系时，各方应积极采取措施，尽快恢复通信联系。

11.13.2 失去通信联系的运行值班单位，宜保持电气接线不变，发电厂按给定的负荷、电压曲线运行，调频厂进行正常的调频工作。

11.13.3 失去通信联系的运行值班单位，应认真做好运行记录，待通信联系40

恢复后及时向调度机构汇报在失去通信联系期间应汇报事项。

11.13.4 与网调失去通信联系的省调，应按计划控制好联络线功率和系统频率，加强运行监视，中止或不执行对主网安全稳定运行影响较大的操作。11.14 网调调度自动化系统全停时的处理规定

11.14.1 通知所有直调电厂AGC改为就地控制方式，保持机组出力不变。11.14.2 通知所有直调厂站加强监视设备状态及线路潮流，发生异常情况及时汇报网调。

11.14.3 汇报国调并通知六省调网调调度自动化系统全停；各省调应按计划用电并严格控制联络线潮流在稳定限额内；各省调对省网内网调调度管辖设备加强监视，发现重要断面潮流大幅度变化时及时汇报； 11.14.4 网调调度自动化系统全停期间，不宜进行系统操作。12 调度汇报

12.1 发生《全国电网调度管理规程》关于电网运行情况汇报的规定中所列各类事件，省调值班调度人员应立即向网调值班调度人员汇报。网、省调值班调度人员应按照规定的时间和内容要求向国调值班调度人员汇报事件情况。

12.2 省调应尽快将事件的详细情况发送电子邮件（或传真）至网调调度室。12.3 发生严重电网事故或受自然灾害影响，恢复系统正常方式需要较长时间时，有关省调应根据系统恢复情况及时向网调值班调度人员汇报。12.4 发生下列事件的厂站，应立即向相应调度机构值班调度人员汇报事件的简要情况，并尽快将重大事件的详细情况传真至调度机构。

a)厂站事故：220kV及以上发电厂、变电站发生母线故障停电、全厂

（站）停电；

b)人身伤亡：在生产运行过程中发生人身伤亡；

c)自然灾害：水灾、火灾、风灾、地震及外力破坏等对厂站运行产生较大影响；

d)厂站主控室发生停电、通讯中断、监控系统全停、火灾等事件； e)重要设备损坏情况。

12.5 省调值班调度人员应及时向网调值班调度人员汇报机组启、停及新设备投产情况和时间：

a）200MW及以上火电机组正常启、停；

b）200MW及以上火电机组、100MW及以上水电机组非计划停运； c）200MW及以上火电机组、100MW及以上水电机组第一次并网、开始168小时（或72小时）试运行、通过168小时（或72小时）试运行；

d)220kV及以上线路、主变压器开始调试和试运行结束。13 调度计划 13.1 原则规定

13.1.1 调度机构应编制并下达调度计划。调度计划包括发电、供电调度计划和检修计划。月、日调度计划主要内容见附录G。

13.1.2 发电、供电调度计划的编制，应依据政府下达的有关调控目标和电力交易计划，综合考虑社会用电需求、检修计划和电力系统的设备能力等因素，并保留必要的备用容量。对具有综合效益的水电厂（站）水库，应根据国家批准的水电厂（站）的设计文件和电力系统的实际，并综合考虑防洪、42

灌溉、发电、环保、航运等要求，合理运用水库的蓄水。

13.1.3 检修计划的编制，应在电网企业和发电企业提出的设备检修预安排计划基础上，考虑设备健康水平和运行能力，充分协商，统筹兼顾。电力设备的检修应服从调度机构的统一安排，并遵循下级电网服从上级电网检修安排的原则。调度机构编制检修计划时应注意以下事项： a）设备检修的工期与间隔应符合有关检修规程的规定。

b）水电机组A、B级检修宜在枯水期进行，300MW及以上大容量火电机组A、B级检修、500kV输变电设备及220kV联络线的检修宜避开电网用电大负荷期。

c）发电和输变电、一次和二次设备的检修在检修工期和停电范围等方面应统筹考虑，结合基建和技改项目，统一安排，避免重复停电。d）重要保电期间，不宜安排基建项目的启动投产和大型改造项目的停电施工。

e）发输变电设备检修应综合考虑电网安全和负荷平衡、厂站用电安全等。

13.1.4 安排备用容量时应考虑输电网络的送(受)电能力。备用容量包括负荷备用容量、事故备用容量和检修备用容量。华中电力系统备用容量采用如下标准：

a）负荷备用容量应不低于最大发电负荷的2%； b）事故备用容量应不低于最大发电负荷的5%；

c）检修备用容量应结合系统负荷特点、水火电比例、设备质量和检修水平等情况确定，一般为最大发电负荷的8～15%。

除上述备用外，低谷时段还应留有一定数量的调峰备用。13.1.5 调度机构应开展负荷预测工作，提高负荷预测准确率。

13.1.6 调度计划应经过发、输变电设备能力、稳定裕度等方面的安全校核。13.1.7 值班调度人员可以按照有关规定，根据电力系统运行情况，调整当日调度计划，调整情况应写入调度值班日志。

13.1.8 调度机构应对发电、供电调度计划和检修计划的执行情况进行考核。

13.2 发电、供电调度计划编制

13.2.1 月发电、供电调度计划的编制，应依据分月发电、供电计划，综合考虑社会用电需求、月度水情预计、月度购售电合同、燃料供应、发电计划实际完成进度和电力系统设备能力、设备检修等情况，并保留必要的备用容量。月度发电、供电调度计划应经电网企业主管生产领导批准。网调月发电、供电调度计划编制时间要求如下：

a)每月20日前，网调直调电厂应将下月发电预计报网调。

b)每月20日前，省调应将下月本网负荷预测、调度管辖电厂发电预计报网调。

c)每月28日前，网调应将直调电厂发电预计及分配、网供及联络线电力电量通知省调和直调电厂。

13.2.2 日发电、供电调度计划的编制，应依据月发电、供电调度计划，综合考虑社会用电需求、近期水情、临时购售电合同、燃料供应和电力系统设备能力、设备检修等情况，并保留必要的备用容量。日发电、供电调度计划应经调度机构主管生产领导批准。网调日发电、供电调度计划编制时间要求44

如下：

a)每日12时前，省调向网调报本省（直辖市）临时购售电需求，网调与国调联系区外电网临时购售电需求。达成购售电协议的，应及时签订购售电合同。

b)每日12时前，省调应将次日本省（直辖市）电网负荷预测、备用容量安排报网调，c)每日16时前，网调应将直调电厂发电计划、网供及联络线计划通知省调。 13.2.3 编制月、日发电、供电调度计划时，对跨区、跨省(直辖市)电力电量交易应按规定计及相应线损。13.3 负荷预测

13.3.1 调度机构应进行、月、日和超短期负荷预测。

13.3.2 负荷预测应至少采用3年连续的数据资料并按月给出预测结果。

13.3.2.1 负荷预测应综合考虑社会经济和电力系统发展的历史和现状，包括：

a)

电力系统的历史负荷资料；

b)

国内生产总值及其年增长率和地区分布情况； c)

电源和电网发展状况；

d)

大用户用电设备及主要高耗能产品的接装容量、年用电量； e)

水情、气温等其他影响季节性负荷需求的相关数据。13.3.2.2 负荷预测结果应至少包含下列内容：

a)

年、月用电量； b)

年、月最大负荷； c)

分地区年、月最大负荷；

d)标准日负荷曲线、标准周负荷曲线、月负荷曲线、年负荷曲线；年平均负荷率、年最小负荷率、年最大峰谷差、年最大负荷利用小时数。13.3.3 月负荷预测应综合考虑气象、节假日、社会重大事件等因素，月负荷预测结果应至少包含下列内容：

a)

月用电量； b)

月最大负荷； c)

分地区月最大负荷；

d)月负荷曲线、标准日负荷曲线。

13.3.4 日负荷预测应综合考虑气象、节假日、日类型、社会重大事件等因素，按照每日96点编制（00：15--24：00，每15分钟一个点）。13.3.5 超短期负荷预测是指当前时刻60分钟以内的负荷预测。超短期负荷预测应在电网实时负荷的基础上，综合考虑气象、节假日、日类型和近期负荷等因素。

13.4 网调检修管理

13.4.1 华中电网内国调调度管辖、调度许可设备的检修，按国调相关规定执行。

13.4.2 每年9月30日前，省（直辖市）电网企业、发电企业、国家电网公司所属超高压运行维护管理单位应将下发、输变电设备的检修（含基建项目）预安排计划抄送网调。网调于每年10月31日前将国调调度管辖、调度许可设备检修预安排计划上报国调。

6.水库调度自动化系统介绍 篇六

水库调度自动化系统是电网调度自动化系统四大支撑体系之一,(电网调度自动化系统)

(二)智慧电网下的水库调度自动化系统/水电站水库调度自动化系统

水库调度自动化系统是集自动采集水文气象、工情、机组、闸门信息、电网信息（包括调度指令）、数据存储、数据管理、水务计算、报表制作、日常管理、决策分析（高级应用）等功能于一体的信息系统工程。

其中水调自动化系统平台功能包括除决策分析（高级应用）以外的功能。采集流域水情自动测报雨量站实时雨量信息、水位站实时水位信息。

采集机组监控系统数据：包括各个机组实时有功、无功、状态。

闸门监控系统数据：各个闸门实时开度。

电网信息包括：线路约束、调度计划等。

高级应用（或者叫做决策支持系统）包括：短期径流预报、水库（群）短期发电调度、水库（群）中长期径流预测、水库（群）中长期发电调度、水库群（防洪调度）、电价预测等系统。

平台框架结构：

平台技术：

图形报表技术：

7.浅谈电力调度自动化系统应用 篇七

关键词：电力调度,自动化,作用,应用

所谓电力调度自动化系统就是指能够直接为电力运行服务的数据采集与监控系统, 也包含在此系统运行的应用软件。通常来说利用电力调度自动化系统可以及时将调度的信息提供给相应的调度机构和管理人员, 为他们分析数据和运行控制整个电力系统提供依据。实时数据库管理、报表生成、统筹数据、管理库存、安全管理、实时记录、人员培训等机制是电力调度自动化系统的基本功能, 因此其应用范围也越来越广泛, 并收到了国内外相关研究人员的高度重视。就当前的形式来看, 国外所使用的电力调度自动化系统大多采用RISC工作站、UNIX操作系统以及国际公认的标准。而我国目前所使用的电力调度自动化系统主要为CC-2000、SD-6000等。文章即是在国内外相关研究的基础上, 结合我国电力调度自动化系统应用的实际情况, 对其工作中所遇到的问题进行了总结并提出了解决方案, 希望能够为电力调度自动化系统的应用提供参考。

1 电力调度自动化系统的作用

如今, 在科技飞速发展的新时期, 电子计算机技术的发展尤为迅速, 这就为综合自动化技术的发展提供了契机, 电力工业也适时地抓住了这一机会, 大力发展电力自动化系统的应用。

(1) 在我国电力工业和电力系统的快速发展的时期, 为了保证人们的生命财产安全和经济的快速增长, 如何能让变电站的安全、有效的运行, 成为了实现变电站综合自动化的重点。

(2) 在电力工业电力供应越来越复杂化的情形下, 各个电力部门之间需要更好地协调, 要能够及时将电力及电站的变化情况汇报给上级部门。

(3) 加强变电站的可控性, 需要运用更多的远方集中控制、集中操作和反事故措施等。

(4) 结合现代通讯技术和电子技术, 改进装备器材, 提高技术水平, 将传统的二次设备模式转变为自动化模式, 实时传导信息, 减少电缆的铺设。

(5) 变电站要进行新技术的改造。加强变电站的综合管理, 应用先进的自动化系统。

电力调度自动化系统与综合自动化系统之间有着密切的联系, 综合自动化是相对于整个变电站的二次设备而言的。具体来说, 它主要由括低频自动减负荷、各种微机继电保护、自动重合闸、备用电源自投等装置组成, 在结合先进的信息技术手段的基础上对采集到的信息和数据进行技术处理, 从而达到运输、测量、控制和防护的作用, 并集保护、测量、控制、调节、通信、调度于一体。

比较来说, 综合自动化是电力调度自动化的一部分, 主要由远动装置和调度主站系统两个部分构成, 可以有效地控制整个电力系统的运行。调度人员要实现有效的电力控制, 就要从整体着手, 从大局出发, 可以采取以下几种手段:

(1) 对电力安全运行状态实现监控。正常运转状态下, 电力部门的调度人员也不能够松懈, 要实时地进行监视和控制电力, 将电力的周波、电压、潮流、负荷与出力等方面把握在有效控制范围内, 让各项指标达到相应的标准, 保证电力安全的供应。

(2) 对电力调度运行实现经济调度。实现了电力调度的安全监控以后, 就要更进一步地进行电力的经济调度, 在不影响电力安全有效供应的基础上, 降低能源的消耗, 提高供电效率。

(3) 对电力调度的运行实现安全分析和事故处理。电力的调度是一个极为复杂的过程, 一时疏忽就很容易导致无法挽回的后果, 对于其常常出现的故障和异常问题, 有着复杂的诱因, 相关的电力调度人员要快速冷静的处理, 要及时预测、判断, 如果处理不好就很可能威胁人们的安全, 并造成大面积断电带来不必要的经济损失。所以, 相关部门和工作人员一定要重视这一点, 不断地加强对于电力自动化系统的调度程度, 让电力更安全有效地运行, 减少事故的发生次数。

2 电力调度自动化系统应用应注意的问题

2.1 电力调度自动化评价标准问题

就当前电力调度自动化系统的实际应用状况来看, 相关的电力调度自动化测试评价体系的建立很重要。电力调度自动化测试评价体系较为客观, 不会如其他测试评价形式一样随意。但是, 在电子计算机系统和各类通讯系统飞速发展的今天, 这一评价机制也要有相应的变化, 和电子时代相适应。相关的技术人员要不断的进行软件的开发和利用。结合时代的发展需求和我国的实际情况来调整电力自动化系统的评价标准。与此同时, 需要注意的是因为电力调度自动化的操作和系统配置之间存在着一定的差异性, 所以还不能够将它们归为一个系统配置来评价。实际的电力调度自动化工作中, 较为常用的方法是建立一套标准的系统配置模型, 再进行测出同步的技术参数, 但是这样得到的参数并不系统全面。

2.2 电力调度自动化系统应用问题

电力系统逐步完善的今天, 调度自动化系统的应用越来越多, 为了实现变电所全自动化作业、无人值班作业的目标, 相关的部门单位和工作人员对于电力调度自动化的调控越来越严格, 利用新的技术和手段让电力调度自动化系统逐步成为集电力测量、控制、保护、经济运行、指标考核等多方面的综合性管理系统, 他们不但设立了简单实时数据收集到集成调度员培训仿真系统, 还进行了调度员潮流负荷预测。不过, 在实际的调度自动化系统应用时, 很多技术人员的专业技能并不过关, 也没有接受过系统的培训和指导, 在进行电力调度的时候不够熟练, 甚至不能完成相应的调度任务, 这就会极大地影响电力调度系统发挥应有效用, 因此相关的管理层面要重视调度人员的培养, 提供培训机会让其更适应高位的工作需求。

2.3 电力调度自动化系统安全防护问题

在信息技术、通讯技术和网络技术飞速发展的同时电力市场也逐步地扩大, 各部门之间的数据的控制、调度越来越频繁, 对于电力调度自动化系统的可靠性、安全性及实时性的要求也越来越高。从整体上来说, 电力调度自动化二次系统安全防护方案的实施要依靠电力系统各部门的配合, 并结合电力工业的特点以及相关的规范流程进行调度。通常情况下, 整个电力二次系统分为四个安全区, 安全等级最高的是安全区I, 安全区II次之, 以此类推。但是, 根据各个区域的地域性差异和特点的不同, 不同的安全区需要设定不同的安全防护, 设定不同的安全等级, 才能够有效地实现电力调度自动化系统的安全防护。

3 结束语

作为电力供应重点工作的电力调度自动化系统, 有着极强配电管理功能, 其与先进的电子计算机技术和各类信息技术相结合, 可以实现数据的实时共享, 对于实现地区电力调度自动化具有重要意义。就我国目前的技术发展状况来看, 我国的电力调度自动化系统已经从“验型调度”逐步过渡到了“经分析型调度”, 在各种新的调度自动化技术的不断发展情形下, 电力调度自动化系统正在向“智能调度”的方向迈进。处理好电力调度自动化系统的相关问题, 能够积极地影响电力调度自动化系统的应用。

参考文献

[1]吴吴琛.探究电力调度自动化系统应用现状与发展趋势[J].中小企业管理与科技, 2009 (16) .

[2]刘洪海.电力调度自动化系统方案设计研究[J].管理观察, 2009 (16) .

8.电力系统调度自动化智能报警探讨 篇八

【关键词】电力系统调度；自动化；智能报警系统

电力调度自动化系统是指包括运行软件在内的直接为电网运行的数据监控与收集系统。随着国民经济的飞速发展和计算机技术水平的不断提高，变电站电力调度综合自动化系统和无人值班制度得到了大力推广，与此同时，对电网调度自动化系统监控得到的信息的需求量也越来越大。电网运行环境和控制管理不断发展变化，要在确保正常运行的同时，做好电力调度系统的安全警报也至关重要。

1.建立电力系统调度自动化智能报警系统的重要性

目前，全国各地变电站的无人值班制度和综合自动化监控系统的改进工作正在进行中，迅速加大了信息的获取量，其中以微机保护的综合运用、变电站遥控信息的变化尤为显著。各种设备的具体位置信号、保护信号、压板信息等的无人值班室接收的遥控信息量达到上千条，甚至更多。因此，对电力调度系统安全运行的监控要求也更为精准，异常事故警报信息量也会有一定程度的提升。另一方面，电网容量的急剧上升，对电网调度的安全性、稳定性等性能的要求也更高，这是为了方便操作人员能够更快更准地对实时异常事故信息进行分析。

在规模较大的电力系统运行中，调度操作人员需要对数量庞大的正在运行的设备各项实时参数，内容繁杂，需要高度集中精力，及时掌控电网异常情况。尽管这样谨慎，只凭眼睛监控仍无法避免疏忽遗漏，只有建立设备异常智能警报系统才能及时发现异常情况，迅速采取有效措施以防止安全事故的发生，并且，智能报警系统还能分担调度员的重任，让他们有更多的时间和精力去分析处理发生故障的设备、仪器。线路从过负荷到造成线路跳闸断开，整个过程需要一定的时间和积累足够的负荷增长（环形电网线路未满足N-1原则的情况下，因某条线路跳闸引起其他线路超过载荷而断开的情况除外），而线路的后备保护设置一般为该线路最大载荷电流的1.43倍及以上。因此，在电网线路、运行设备达到满载时跳闸也需要一定的时间，若此时智能报警系统发出预警及时提醒调度控制人员采取相关措施，就能够有效避免线路安全事故的发生及扩大。

2.自动化智能报警系统的基本设置原则

智能报警系统一般按照分级分层预警的原则来设置：报警系统可划分成三种预警系统，即正常操作预警系统、设备异常预警系统和事故告知预警系统。这三种预警系统都能够以声音和变色字闪烁的方式发出报警信息，以便调度人员清楚分辨预警类型，而采取相应措施。

2.1正常操作预警系统

现阶段，电网调度中心的自动化报警系统只能够简单地显示线路开关的跳闸报警，无法辨别开关变位的原因是正常操作或线路故障，为此对预警系统进行改进。正常操作预警信息经确认后即可继续运行，且发出次要警告音，若是线路故障导致开关变位，预警系统就发出重要保护警告音，且警告信息一直闪烁。

2.2设备异常预警系统

设备内部主变压器电流和功率超过线路载荷时预警的设置原则为：根据主变压器正常运行参数设定一个安全值（一般为总负荷的90%～95%）。当遥控监测值超过该界限时，设备异常智能预警系统就会自动弹出警告信息窗口，运行参数的文字显示颜色开始闪烁变化。设备电压达到限制的预警设置原则是当电压超过临界值时，电压棒图迅速开始变色，对调度人员提出预警。当系统无功功率不能满足运行要求，且以电动机符合为主时，通常会造成电压过低，电动机负荷会占用大部分的无功功率以缓解运行障碍，导致无功功率更加不足，如果不能遏制任其进入恶性循环，电网很容易崩溃。因此，为尽量避免在推广电压无功综合控制装置的同时产生的装置运行脱轨现象，要加强电网的电压无功监控，电压智能预警系统的设置非常必要。

2.3事故告知预警系统

发生电网事故时，线路开关自动变位或跳闸，预警系统迅速显示事故发生的准确时间、位置以及线路附件的保护动作信号，发出事故警报音，设备连接打印机也会自动启动，记录并打印出报警信息。

3.结合案例分析目前电网调度自动化报警系统的改进前景

在1995年，广东省北部发生的“12·15”停电事故，影响范围甚大，调查事故原因是韶关发电厂发电机组在运行过程中出现故障，无法及时供应电力需求，主要原因源于分线路与主线路的连接缺乏电网自动化监控，且预防和处理事故的措施较为落后。事故发生后，省电力局针对事故原因推出了一系列有效措施，对电网及电网电压分布均进行了自动化监控，加强了事故预防能力。

后来在1999年，电网调度人员通过电压棒图的监控及时发现了广州供电分公司茶山变电站中要求运行电压为110kV的母线实际电压仅为101kV，加禾变电站也出现同样的状况，应为110kV的1号、2号母线也只有91.4kV、90.7kV，已接近茶山区电网设定的最低负荷限定值。但幸亏有调度人员及时发现故障信息，采取有效的处理措施调整线路负荷，及时向省中请求支援，增加电网的无功功率的输送，最终有效解决了事故隐患。

尽管电力调度系统自动化报警装置有闪停功能，出现重大故障时能够发出警告音、弹出警告信息画面，在一定程度上可以加强电网系统运行的监控，但在警报信息的筛选、详细监控局部系统运行状况以及制止事故发生的措施等方面仍存在缺陷，需要进一步完善。

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。它基于计算机、通信、及控制技术，在线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。

改造完成，该系统采用是Client/Server主从分布式体系结构，系统遵循一体化设计思想，在统一的实时信息服务平台的基础上，可灵活扩展、集成和整合SCADA、PAS、DMS于一体的能力，各种应用功能的实现和使用具备统一的数据库模型、人机交换界面，有效的保证了系统的实时性、稳定性和可靠性。

系统除具备常规的SCADA功能，即：数据采集功能、控制、计算、事件记录及处理、人机界面、报警处理、趋势记录、拓扑着色、历史数据管理、报表打印、数据转发、模拟屏控制、系统时钟等功能外，还具备一些面向电网分析和控制的高级应用功能（PAS），如：网络建模、状态估计、调度员潮流、负荷预报等。该系统功能强，使用方便灵活，画面清晰度高，实时性强，遥测准确，遥信变位及事件记录反应正确及时，能够全面反映电网的运行情况，为调度员做好安全、经济的调度提供了可靠的依据。

综上所述，电力系统调度自动化智能报警系统的创建与改进，不仅提醒了调度人员设备的异常信息，还能够杜绝导致电网崩溃的安全隐患，大大减少了事故处理时间，做到“早预防、早解决”，为人们的日常生活带来了极大的方便。为此，变电站要不断加强智能预警系统，以提高工作效率，是电网能够经济、安全、稳定的运行。

【参考文献】

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