浅论电网调度自动化系统（合集）

第一篇：浅论电网调度自动化系统

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浅论电网调度自动化系统

作者：李燕平

来源：《科技创新导报》2011年第27期

摘 要:电网调度自动化系统是以电力系统发电输电为控制与管理对象,由计算机硬件、软件、远动和信道等组成的一个复杂系统。随着电网调度自动化系统功能的日臻完善与提高,其在电网安全、经济、优质运行方面发挥了愈来愈大的作用,成为电网调度不可分割的一部分。关键词:电网调度调度自动化配电自动化

中图分类号:TM734 文献标识码:A 文章编号:1674-198X(2011)09(c)-0138-02

引言

电网调度自动化经历了几个发展阶段。早期,调度员没有办法及时地了解和监视各个电厂或线路的运行情况,更谈不上对各电厂和输电网络进行直接控制。调度员和系统内各厂站的惟一联系方式是电话。调度员根据各厂站值班人员情况汇总进行分析,花费很长时间才能掌握电力系统运行状态的有限信息。结合这些有限的“历史”信息,加上个人经验选择一种运行方式,再用电话通知各厂站值班人员进行调整控制。显然,这种落后的状况与电力系统在国民经济发展中所占的重要地位是很不相称的。电网调度自动化的发展过程

电网调度自动化发展的第一阶段是远动技术的采用。安装在各个厂站的远动装置采集各机组出力、各线路潮流、各母线电压等实时数据及各断路器等开关的实时状态,然后通过远动通道传给调度中心并直接显示在调度台和模拟屏上,调度员可以随时看到这些运行参数和系统的运行方式。

电网调度自动化发展的第二阶段是计算机在电力系统调度工作中的应用。现代电力系统的结构和运行方式越来越复杂,同时,现代工业和人民生活对电能质量和供电的可靠性的要求越来越高,人们对系统运行的经济性也越来越重视,为了全面解决这些问题,需要对电力系统中大量数据进行复杂的计算,计算机的应用满足了日益复杂的电力系统的实际需要。首先应用计算机技术进行电网离线计算,然后参与电力系统的安全监视和控制,这就是监视控制和数据收集系统(SCADA)。

电网调度自动化发展的第三阶段是在SCADA的基础上,又发展为包括许多应用功能的能量管理系统(EMS),基于UNIX(或PC／Windows)的开放分布式EMS系统,通过高级应用软件的快速计算和实时智能分析,帮助调度员对电网深层把握,及时处理电网可能发生的潜在问题,提供电网改造、扩展的技术依据。调度自动化系统

根据所完成功能的不同,调度自动化系统可划分为信息采集和执行子系统、信息传输子系统、信息处理及运行状态的分析和控制子系统、人机联系子系统,各部分互相配合,缺一不可。信息采集和执行子系统的基本功能,是采集各种表征电力系统运行状态的实时信息。该系统还负责接收和执行上级调度控制中心发出的操作、调节或控制命令。信息传输子系统提供了信息交换的桥梁,其核心是数据通道。信息处理及运行状态的分析和控制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,完成对采集到的信息的各种分析计算及处理,进而实现对电力设备的控制与操作。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、打印设备和其他输入输出设备,将这些实时信息提供给调度人员使用。调度自动化系统的作用或好处有以下几方面:

(1)安全

利用显示器可随时监视电网运行状况,向调度员提供有关负荷与发电情况,电压、电流及功率潮流,电网频率及稳定极限等信息;在电网运行条件出现重要偏差时,及时自动告警,并指明或同时启动纠偏措施;当发生事故(如解列)时,可以给出显示,并指出解列处所,使事故得到及时处理,有助于防止事故扩大,减少停电损失。

(2)提高运行质量

实现自动发电控制(AGC),可以自动维持频率合格和联络线功率为事先安排的预定值;实现无功／电压自动调节,可显著提高全电网的电压质量。

(3)经济

实现在线经济调度可以合理利用一次能源,降低全系统发电成本和电网损耗。

(4)运行记录自动化

自动记录电网的正常运行情况、事故运行情况和事故的顺序事件记录,有助于减轻运行人员的重复劳动,还可用于事故分析。配电自动化系统

通常把配电系统的监视、控制和管理的综合自动化系统称为配电管理系统(DMS)。它可以是集中式的,也可以是分层分布结构的。其内容主要包括配电自动化系统(DAS),配电网络分析和优化(NA),工作管理系统(WMS)等高级应用功能。

配电自动化系统(DAS)则是一种可以使配电企业在远方以实时方式监视、协调和操作设备的自动化系统,内容包括配电网数据采集和监控(配网SCADA)、地理信息系统(GIS)和需方管理(DSM)几个部分。

配电自动化的主要应用对象是配电网运行管理人员,其次是其他的生产技术人员,管理人员。因此对于一个配电自动化系统,首先应满足最基本生产运行需要,对于很多由其边际效益产生的功能,可以在其基本功能得到满足后再做更多的扩展。

配网SCADA与AM/FM/GIS系统的集成方式可以分为松散集成和紧密集成两种方式。在松散集成方式下,SCADA系统与AM/FM/GIS系统耦合比较松散。SCADA系统作为一个独立的平台存在,满足所有常规的调度自动化中SCADA的功能,同时将监控的对象由厂站内相对集中的设备扩充到馈线、配电站等分散的配网设备。SCADA系统和AM/FM/GIS或其他系统通过交换实时数据进行集成。在紧密集成方式下,SCADA系统与AM/FM/GIS系统是一个整体。SCADA系统只提供基本的数据采集和监控服务,即不维护运行画面,也不对网络建模,只是作为后台系统向AM/FM/GIS系统提供实时数据,同时接受AM/FM/GIS系统的命令进行遥控操作。传统的SCADA(调度自动化中的应用)比如图形、报表、曲线、告警等表示层的应用都集成在AM/FM/GIS系统中。

配网SCADA和AM/FM/GIS系统可以独立运行,因此SCADA和AM/FM/GIS不但有自己的数据库,还有各自的图形系统。为实现无缝集成,从程序设计角度考虑,SCADA和AMIFMIGIS应提供组件化的实时画面浏览控件,这样SCADA和AM/FM/GIS都能很方便地集成对方的图形系统。对于SCADA,还必须提供实时数据接口控件和实时数据检索控件,从而使AM/FM/GIS能方便地利用SCADA的实时数据实现自己的各种功能。结语

传统的电网设备功能单一,不能从系统运行全局进行优化分析,互相之间无法协调配合,更无法作出超前判断采取预防性措施。而电网调度自动化系统则有一套可靠的通信系统,是在对全系统运行信息进行采集分析的科学基础上,由计算机监控作出纵观全局的明智判断和控制决策。发展完善电网调度自动化系统,不仅是实现“一强三优”科学发展战略的现实需求,同时也是为了满足市场环境多变这个“大势”所趋。

参考文献

[1] 郭志锐.浅谈基于WEB县级电网调度自动化系统[J].黑龙江科技信息,2010(3).[2] 纪炜.对电网调度自动化系统安全性的探讨[J].广东科技,2009(2)

[3] 蒙有福.探讨电网调度自动化系统中的安全问题及对策[J].广东科技,2009(16).[4] 谢日科.电网调度自动化系统安全及其完善[J].企业科技与发展,2008(4).[5] 颜红哲,曾淑兰.变电站综合自动化技术的探讨[J].中国新技术新产品,2010(5).

第二篇：电网调度自动化系统发展趋势展望

电网调度自动化系统发展趋势展望

摘 要本文主要从系统接口、网络安全以及系统开放性三个方面，从技术的角度探讨了电网调度自动化系统的发展现状，并就其发展趋势进行了展望，旨在与同行加强业务之间的交流，以不断的促进电网调度自动化水平的提升。

【关键词】电网调度 自动化系统 发展趋势 展望

在电力系统中，电网调度是一项十分系统而又复杂的工作，而为了提高电网调度水平，确保整个电网调度安全高效的开展，目前我国在电网调度中已经开始注重自动化系统的应用，但是就当前来看，仍存在诸多的不足，例如在系统接口、网络安全以及系统开放性等方面的问题，极大的制约了自动化水平的提升，所以必须对现状进行分析，并对其发展趋势进行展望，才能更好地实现电网调度自动化水平的优化和提升。电网调度自动化系统接口方面的现状及发展趋势展望

在电网调度自动化系统中，常见的接口主要是以专用通信协议、数据库和文件三种接口。从专用通信协议接口来看，主要在具体的应用过程中，根据约定的通信协议对所需信息进行交换，所以这一接口类型往往采取网络的方式，报文格式开放通信。从数据库接口来看，主要是在整个信息交换过程中，以数据库为载体共享数据。从文件接口来看，主要是根据约定的文件格式在文件中写入所要交换的数据，并利用文件进行数据的传输。由此可见，不管采取哪种方式，这些接口的特点如下：一是所采取的信息交换模型为私有，所以相互之间需要协商；二是接口与接口之间不能一一对应，没有统一的解决方案，由于接口与接口之间的不同，需要用户在建设和维护中对各种接口进行转换，所以经常会出现信息孤岛的情况。因此未来的发展趋势主要是规范接口，尽可能地采取标准化、开放化的信息交换模型，采取统一、标准的信息传输机制，实现不同结构的系统实现无缝接口，同时异构模块实现随插随用。电网调度自动化系统网络安全方面的现状及发展趋势展望

2.1 现状分析

近年来，随着现代计算机计算的发展和网络技术的崛起，电网调度自动化系统基本实现了互联，尤其是网络化时代的到来为信息的共享提供了可能，但是同时网络安全问题接踵而至，尤其是各种病毒和黑客的攻击行为极大的导致了系统安全性能的降低。加上现有的很多电网调度自动化系统在网络安全方面的考虑还存在不重视，系统的安全防护措施难以达标，例如web服务能从调度自动化系统穿透，而这就给黑客的攻击提供了路径，所以调度自动化系统的外部接口只有在实现网络化的同时还应考虑安全问题，切实加强网络安全防护。

2.2 发展趋势展望

由于电网调度自动化系统的自动化水平正在不断的提高，所以调度中心的子系统就会更多，所以网络互连与资源共享已成为必然的趋势，但是系统互连引发的网络安全问题必须是未来发展的主要方向，所以为了加强网络安全防护，就应切实加强现代网络安全技术的应用，例如防火墙技术、物理隔离技术、安全网关技术、认证加密技术和访问控制技术等，均应在电网调度自动化系统中应用，尤其是在电力二次系统中采用安全防护技术时，应在防护方案中注重网络安全技术的应用，并尽可能地降低其给整个电力调度自动化系统安全运行带来的影响，例如网络平台管理软件是否会给整个网络安全设备带来影响，并结合网络安全要求，对电力调度自动化系统进行区域的划分，并确保网络速度尽可能地满足平台高效运行的需要，才能避免因此带来的影响。电网调度自动化系统开放性方面的现状和发展趋势分析

3.1 现状分析

在电力调度自动化系统中，开放性作为一个十分重要的技术指标。但是就现状来看，目前很多供电企业的调度自动化系统开放程度不高。例如在数据方面，传统的系统主要是在系统软件层采取的是Motif、TCP/IP、SQL标准，然而并没有将应用层实现标准化，所有接口均为私有，信息模型的规范性较差。再如在结构方面，传统的电力自动化调度系统为功能分布式系统，所以其功能不同，在计算机节点中部署软件时也不同，而这就使得系统结构在延伸和扩张中给系统自身带来影响较大。再从开放性来看，由于传统的自动化系统中的模块较多，且功能不同，但是其与外部系统之间并没有互操性和实践性，所以软件功能能够重用性较差，加上调度自动化系统自身功能异构，其硬件、操作系统往往由不同的厂家提供，所以其支持的平台和应用的软件较多，而这就需要将其集成为一体方能实现高效的运行。加上其自身的开放性较差，所以其整体的开放性程度较差。而且在冗余机制下进行软件切实和数据切换时并不能实现动态共享，所以必须引起高度重视。

3.2 发展趋势展望

结合上述现状来看，未来的电网调度自动化系统在开放性方面将得到不断的提升。尤其是在实时数据库中加强面向对象技术的应用，极大的提高的实时数据库的面向对象特点。所以在实际应用中，应切实注意以下几个方面的问题：一是对象必须具有粒度要求，但是并非将数据对象细化到点，也并非概念性对象，反而是将某个设备或功能等抽象成对象。二是在实际过程中为了确保技术的先进性并遵循CIM，就应利用面向对象数据块在支持CIM的数据块管理系统中采取方法对数据进行分离处理，在整个数据块中只进行数据的存放。但是面对技术则是将数据与方法在对象中封装。所以面向对象实时库的实现是比较复杂的，好在CIM可用面向对象的数据结构来表达，数据库可不考虑对方法的存储。另外，面向对象实时库还要考虑对原有应用软件的兼容。原有应用软件是基于关系和层次数据模型的.如果全部改为基于对象模型.不仅改造工作量太大，而且应用软件的成熟性不能保证。因此，比较可行的解决方案是实时数据库能同时提供对象、关系和层次接口，满足不同要求。当原有系统的应用软件全部按面向对象的组件化改造完成后可屏蔽实时数据库的层次特性，当用户普遍习惯按对象组织的电力系统模型表达后可屏蔽实时数据库的关系特性。结语

当前电网调度自动化系统还存在诸多的不足，所以必须紧密结合实际，切实加强对其的创新和发展，才能更好地促进电网调度自动化系统的可持续发展。

参考文献

[1]姚建国，杨胜春，高宗和，杨志宏.电网调度自动化系统发展趋势展望[J].电力系统自动化，2007，13：7-11.作者单位

国网山东青岛市黄岛区供电公司 山东省青岛市 266000

第三篇：电网调度自动化系统运行维护管理制度

鹤 壁 供 电 公 司

电网调度自动化系统运行维护管理制度

为规范本公司调度自动化系统工作，不断提高调度自动化管理水平，使系统达到安全可靠稳定运行，特制定本制度。

1.电网调度自动化管理

1.1电网调度自动化系统是保证电网安全运行的重要技术手段，是电网经济调度的有力工具，电网调度自动化系统应迅速、准确、可靠、具有实时性、直观性。

1.2电网调度自动化系统是电网技术性较强的统一整体，必须实行统一领导、分级管理，县调和地方电厂均应设调度自动化机构或专职人员。必须认真贯彻执行上级颁发的各种规章制度。

1.3工作人员要努力学习专业知识，提高维护水平，调度主站端与分站端密切配合，共同搞好调度自动化系统的运行维护工作。2职责：

2.1分管副经理

负责调度自动化系统生产管理工作。

2.2总工程师

负责调度自动化系统技术管理工作。

2.3生计科

2.3.1是调度自动化系统业务工作的主管部门。

2.3.2负责安排调度自动化系统的设计、验收。

2.3.3负责调度自动化系统大修的审批、技术改造等工作。

2.3.4负责向调通中心通知变电站设备变更工作。

2.4安监科

2.4.1负责组织对调度自动化系统安全运行、人员的安全生产及安全工作规程制度的执行情况进行检查、监督和考核。

2.4.2负责组织调度自动化系统事故调查分析，并提出改进措施。

2.5营销部

2.5.1负责向调通中心通知变电站电度表地址以及变更情况。

2.5.2配合修试工区完成变电站电表数据正确向远动设备传送。

2.5.3负责负控系统采集电量正确向调度自动化系统传送。

2.6运行工区

2.6.1负责变电站自动化系统运行环境的维护及自动化系统的巡视。

2.6.2变电站自动化系统出现异常、缺陷或事故时，及时通知地调及修试工区，并做好记录。

2.6.3变电站值班员，应把变电站自动化系统列入交接班和巡视检查项目，进行巡视和维护，内容包括：清扫设备外部灰尘，保持设备清洁；监视设备运行指示灯是否正常；直流电压、电流是否正常；遥测、遥信是否正确；接线是否完整，有无松动等。

2.7修试工区

2.7.1负责变电站自动化系统及集控系统的正常运行和故障处理，调整试验及运行统计分析，并按规定上报设备运行资料。

2.7.2变电站自动化系统投入运行前，向变电站值班员提供设备使用说明书、工作原理图、安装接线图，并进行技术交底。

2.7.3对变电站自动化系统及集控系统的设备故障、事故进行调查分析，制定改进措施,并将故障、事故报告安监科。

2.7.4贯彻执行上级颁发各项调度自动化规章制度、工作安排和要求。

2.7.5参与有关变电站自动化系统及集控系统工程设计审查、图纸会审及设备招标，组织实施变电站自动化系统及集控系统工程建设并参与竣工验收。

2.7.6编制变电站自动化系统及集控系统的现场运行规程。

2.7.7参加制定本供电区变电站自动化系统规划。

2.7.8编制并上报变电站自动化系统及集控系统的定检计划。

2.7.9编制变电站站自动化系统改进工程和工作计划，并组织实施。

2.8调通中心

2.8.1负责本地区调度自动化技术业务的统一管理。

2.8.2负责调度自动化主站系统的正常运行和故障处理，调整试验及运行统计分析，并按规定上报设备运行资料。

2.8.3对调度自动化主站系统故障、事故进行调查分析，制定改进措施,并将故障、事故报告安监科。

2.8.4负责维护远动信息的传送通道。因通信设备故障检修而影响远动通道时，应采取相应措施防止造成电网事故或损坏自动化设备。

2.8.5贯彻执行上级颁发的各项调度自动化规章制度、工作安排和要求。

2.8.6参与有关调度自动化系统工程设计审查、图纸会审及设备招标，组织实施调度自动化系统工程建设并参与竣工验收。

2.8.7编制调度自动化主站系统的现场运行规程。

2.8.8参加制定本供电区调度自动化主站系统规划。

2.8.9编制并上报调度自动化主站系统定检计划。

2.8.10编制调度自动化主站系统改进工程和工作计划，并组织实施。

3运行维护和管理:

3.1 定期巡视检查和测试运行中的设备，发现故障应立即处理。主站设备每天进行巡视检查，分站设备每季度巡视一次，巡视内容包括：设备运行状态是否正常，UPS工作情况，设备运行环境是否满足要求以及后台计算机的灰尘清理，并做值班记录及巡视记录。

3.2调通中心每年对主站UPS进行一次放电试验，修试工区每年对分站UPS进行一次放电试验，并做好试验记录，对存在问题的UPS要及时汇报、处理。

3.3定期校核遥测精度和遥信、遥控、遥调的正确性，并做好遥信动作、遥控遥调操作的统计。修试工区每年对所有变电站遥测、遥信数据进行一次全面核对，要保证数据的精度，发现问题要及时上报、处理。

3.4定期检测远动通道，发现问题及时处理，保证远动信息正确传送。

3.5对数据库修改后要做好详细备份，并把备份文件归档异地保存。

3.6对关键的硬件设备要做好备份工作，所有的备品、备件要做到账、卡、物对照，由专人妥善保管。

3.7对发现的缺陷要及时处理，对无法处理需要厂家配合的要及时填写厂家缺陷处理单，写明现象、设备详细参数，并做好督促工作。

3.8调度自动化系统故障，应及时报告值班调度员，若计划停运设备应提前向有关部门书面申请，批准后方可进行。每次故障处理后要做好记录，对经常出现的异常情况要归纳、总结，并提出整改意见。

3.9未经自动化工作人员同意，任何人不得在变电站自动化设备及可能影响的二次回路上进行工作和操作。

3.10电网发生事故后，维护人员应当认真检查自动化设备运行及对电网事故记录的情况，并及时向有关部门汇报。

3.11按上级调度自动化管理部门的要求及时报送运行报表及相关资料。

3.12保持设备及周围环境的整齐清洁。

4设备投入运行的条件：

4.1检修后的自动化设备，应在现场检查接线的正确性，并进行调试合格后方可投入运行。

4.2新安装的自动化设备应检查接线的正确性，仪表互感器的量限精度是否符合要求，开关接点动作是否可靠、并调试合格，试运72小时无问题，才能投入运行。

4.3自动化设备应有可靠备用电源，必须经过保护装置才能接入电源。

5自动化设备在下列情况下，可退出运行：

5.1经地调批准的定期检修。

5.2自动化设备发生异常，需要临时停运维修，应先取得地调值班员的同意，方可退出运行。

5.3如有危及人身安全或设备有严重故障时，应先将设备退出运行，但事后立即通知地调值班员。

6自动化设备的检查测试：

6.1自动化设备投入运行后应保证设备的安全可靠必须对设备进行定期测试和检查。

6.2根据各站具体情况，定期对自动化设备进行全面检查。

第四篇：地区电网调度自动化系统实用化验收细则

地区电网调度自动化系统实用化验收细则

1总则

1.1为使地区电网调度自动化系统(以下简称地调系统)实用化验收工作规范化，特制定 本细则。

1.2实用化验收工作应坚持实事求是的工作作风，严格遵照部颁《电网调度自动化系统实 用化要求》(试行)及本细则执行。

1.3本细则对《电网调度自动化系统实用化要求》(试行)中有关地调系统的实用化基本功 能和主要考核指标做了必要的说明。

1.4本细则适用于地调系统的实用化验收。对同时进行实用化验收和技术鉴定的地调系统，在实用化验收方面仍应按本细则进行。

1.5实用化验收的测试工作是验收的重要环节，本细则在测试方面着重做了明确的规定。规定的主要依据为：

·部颁《电网调度自动化系统实用化要求》(试行)参考依据为：

·部颁《地区电网调度自动化系统功能规范》(试行)·部颁《电力系统调度实时计算机系统运行管理规程》(试行)·部颁《电力系统远动运行管理规程》 2实用化验收应具备的条件

2.1报请实用化验收的地调系统必须是已投运的、按实用化要求考核至少有六个月连续和 完整记录的、并已达到实用化要求的系统。

2.2在验收前，被验收单位应按实用化要求组织一次对地调系统的自查测试，对实用化要 求中的各项必备功能必须实现，对各项考核指标须按六个月的考核期逐月核查通过，写出自查报告，供验收测试时参考。

2.3被验收单位应为验收准备以下资料： ·地调系统总体介绍及实用化工作总结 ·地调系统技术报告

·地调系统运行报告(应有6个月连续完整的运行记录作为附件)·地调系统自查报告(应有详细的自查测试记录)·地调系统设备清单(应包括主站端及厂站端设备和通道等)

3验收的组织工作

3.1地调系统实用化验收由地调所在局的上级主管单位组织进行，属省局主管的由省局验 收，直属网局主管的由网局验收。

3.2验收会应成立验收领导小组，下设验收测试小组和资料审查小组，小组的成员一般由 验收组织单位指定。其中测试及资料审查小组的成员应以运行单位有实践经验的专业人员为主，并应有对调度自动化系统较为熟悉的调度员参加。此外，根据需要还可有科研单位和生产厂家的人员参加。

4验收测试及资料审查工作的程序 4.1了解地调系统的投运设备和运行情况

测试及资料审查小组听取被验收单位对地调系统的软硬件配置和运行情况的介绍，并根据所提供的投运设备清单逐一进行核实，厂站端的调度自动化系统投运设备可采取随机抽查方式，选择2～3个厂站进行核实。

4.2地调系统实用化基本功能的测试

对于实用化要求中的七项功能(其中一项为可选)应严格按照本细则第5节的有关规定 进行测试。若被验收的地调系统还有其它已实用的功能，也可参照部颁有关的功能规范和技术要求进行测试。

4.3了解地调系统的实际使用和运行管理情况

测试及资料审查小组采取座谈会和现场询问方式向调度员、厂站值班人员、三电人员以及其他有关人员了解对地调系统实际使用情况的意见，同时了解被验收单位为调度自动化工作的顺利开展和实用化所采取的措施、制定的制度、颁发的有关文件及其执行情况。4.4地调系统实用化考核指标的核实

对于实用化要求中的六项考核指标应严格按本细则第6节的有关规定进行核实。被验收单位应有连续、完整的地调系统运行值班记录和保存完好的打印报表以及调度员值班记录等原始资料备查。

4.5为保证工作的质量，验收测试的时间一般不少于2天。5实用化基本功能的测试 5.1电网主结线及运行工况

功能说明：电网主结线指本地区电网主要供电电压输电线路构成的网络，其中应包括接入网络的各厂站和相互间的联络线以及与上级电网或相邻地区电网的关口线路；运行工况指在网络图上的实时潮流分布情况，一般应有各关口线路和联络线上的有功功率量值及方向、相应的断路器状态、时钟等实时信息。

技术要求：画面图表应直观明了，画面实时数据更新周期5～10秒。5.2实时用电负荷和计划用电负荷

功能说明：该功能一般应分为图、表两种形式表达。在图形显示中应分别有实时用电负荷和计划用电负荷曲线或棒图，可直观地反映出用电负荷的超/欠情况；在数据表格显示中应有实时用电负荷的各分区总加值及地区全网总加值。

技术要求：画面图表应直观明了，画面实时数据更新周期5～10秒。5.3重要厂站的电气运行工况

功能说明：对本地区电网内的重要厂站都应有相应的实时画面图表显示，这些画面图表应能反映出厂站的一次系统结线图和实时数据。

技术要求：画面图表设计合理，断路器状态醒目，画面实时数据更新周期5～10秒。5.4异常、事故报警及打印

功能说明：异常处理是指越限告警等信号的处理；事故处理是指厂站断路器跳闸等信号的处理。事故时的断路器跳闸，要求能够迅速地推出事故画面或提示信息(一般在不同厂站同时发生事故时，应先在屏幕上给出提示信息，然后由调度员操作调出相应的事故画面)，自动启动事件记录打印机，打印记录事故的时间、对象和性质。

技术要求：事故画面上变位断路器应闪烁并伴有音响告警，从断路器变位到整幅事故画面自动推出的时间应小于15秒。5.5事件顺序记录(SOE)功能说明：本功能指的是站间事件顺序记录。按照部颁实用化要求，该功能为可选功 能，不影响实用化验收。

技术要求：事件顺序记录站间分辨率应小于20毫秒。5.6电力调度运行日报表的定时打印

功能说明：电力调度运行日报表至少应包括用电负荷日报表和电网潮流记录表，前者应反映出24小时每整点的用电负荷总加值和各分量值；后者应反映出每日几个负荷代表时的电网潮流量值(主要指有关的有功功率、无功功率、电压和电流等量值)。打印报表的定时点、种类名称可以自定。

技术要求：打印的报表应中文化，打印的定时点可以调整，打印时不影响其它功能的正常使用。5.7召唤打印

功能说明：该功能主要指对定时打印的报表可以随时召唤打印。

技术要求：打印时不影响其它功能的正常使用。6实用化考核指标的核实

6.1地区负荷总加完成率 其本要求：≥90％

争 取：≥95％

统计公式：

Σ 已采集的本地区各个关口负荷整定值 ×（全月日历时间－当月不合格时间）

应采集的本地区关口负荷整定值×全月日历时间 xl00％

统计依据：

a．上级电网规定的本地区电网用电负荷总加关口与统计公式，地调系统实际接人的总 加关口；

b．地调系统运行值班记录、统计数据； c．被验收单位的自查报告。

核实办法：

根据给定的统计公式，逐月核实总加完成率。在统计公式中，已采集和应采集的本地区关口负荷整定值是指相应的有功功率变送器输出最大值(一般为5V)时的量值。当月不合 格时间是指当月实际负荷总加不合格的时间，其中主要包括装置故障、通道故障、电源故 障、数据不合格等原因导致总加不合格的时间。6.2事故时遥信年动作正确率 基本要求：≥95％ 争 取：≥99％ 统计公式：

正确动作次数

正确动作次数＋拒动、误动次数 ×１００％

统计依据：

a．地调系统调度端的遥信(事件)打印记录； b．调度员的值班记录或日报； c．被验收单位的自查报告。

核实办法：

根据厂站端具有遥信功能的远动装置情况，查阅这些厂站在考核期内有无事故跳闸。有事故跳闸，则查阅调度端遥信打印记录，如吻合则为正确动作；如有遗漏则为事故遥信拒动；如记录不正确则为事故遥信误动。非事故时的遥信拒动和误动均不做统计。6.3计算机月平均运行率 单机：≥95％

双机：≥99．8％

统计公式：

全月日历时间－计算机系统停用时间 全月日历时间 x100％

统计依据：

a．地调系统主站端运行值班记录； b．被验收单位的自查报告。

核实办法：根据给定的统计公式，逐月统计核实计算机系统的月平均运行率，单机系统和双机系统分别按各自考核指标核实。

6.4调度自动化系统月平均运行率 基本要求：≥95％

争 取：≥98％ 统计公式：

全月日历时间－调度自动化系统停用时间

全月日历时间 x100％ 其中：

Σt

调度自动化系统停用时间＝计算机系统停用时间+

n 式中：

Σt 表示各远方终端系统停用时间总和

n表示远方终端系统总数 统计依据：

a．地调系统运行值班记录(根据各地调自动化管理体制和方法的不同情况，运行记录 可分为计算机和远动两部分，也可两者合一)； b．被验收单位的自查报告。核实办法：

根据给定的统计公式，逐月统计核实系统的月平均运行率。6.5调度日报表月合格率 基本要求：≥93％

争 取：≥96％

统计公式：

全月合格调度日报制表张数

全月调度日报应制表张数 x１００％

上式中合格调度日报是指日报数据合格率≥95％的报表，其计算公式为：

日报中遥测合格数据数

日报数据合格率＝ x100％

日报中遥测数据总数 统计依据：

a．调度日报表保存记录； b．地调系统运行值班记录； c．被验收单位的自查报告。

核实办法：

根据给定的统计公式，随机抽查核实考核期内任意两个月的制表合格率。对于数据的准确性测试，测试小组随机抽查在制表范围内的2～3个厂站端，由计量人员用标准表核实有关数据的准确性，其测量方法按部颁远动和变送器运行管理规程中的有关条款进行。6.6 85％以上的实时监视画面对命令的响应时间≤3～5秒。

核实办法：

对地调系统提供的实时画面逐一测试核实。对实时画面数量较多(50幅以上)的系统，可选择一些有代表性的画面来测试。画面对命令的响应时间是指从键盘或鼠标器上敲入调画面命令后到屏幕上显示相应一幅完整实时画面为止的时间。7测试及资料审查报告与验收结论

7.1测试及资料审查小组在完成工作后，根据测试及资料审查的结果写出报告，报告上须 阐明被验收系统的实用化情况。

7.2验收领导小组根据被验收单位的系统介绍、现场参观和听取测试小组及资料小组的工 作汇报，进行专家评审，提出验收意见，提交验收会全体成员通过后形成验收结论。8其它事项

8.1为保证验收测试工作的顺利进行，被验收单位应提供以下测试工具： a．直流数字式电压表(精度为五位半)； b．标准瓦特表(精度为0．5级)； c．秒表(有毫秒显示)。

8.2被验收单位应有本细则第1．4条所列出的各种部颁规程、规定等文件供验收时使用。

第五篇：江苏电网调度自动化系统缺陷管理规定

江苏电网调度自动化系统缺陷管理规定

为了保证自动化系统设备的正常可靠运行，加强和完善省调、地调、变电所、发电厂自动化设备的管理，特制定本规定。

1、本规定适用于江苏电力调度通信中心、各地区供电公司、各发电厂（有限公司）；

2、自动化系统设备缺陷分成三个等级：紧急缺陷、重要缺陷和一般缺陷。

紧急缺陷是指威胁人身或设备安全，严重影响设备运行、使用寿命及可能造成监控系统系统瓦解，危及电力系统安全、稳定和经济运行，务必立即进行处理的缺陷。

重要缺陷是指对设备功能、使用寿命及系统正常运行有一定影响或可能发展成为紧急缺陷，但允许其带缺陷继续运行或动态跟踪一段时间，必须限期安排进行处理的缺陷。一般缺陷是指对人身和设备无威胁，对设备功能及系统稳定运行没有立即、明显的影响、且不致于发展成为重要缺陷，应限期安排处理的缺陷。

3、省调、地调、变电所、发电厂等各级自动化系统运行部门应建立和维护自动化设备缺陷记录,详细记录缺陷的现象、发生的原因，同时及时通知相关人员进行处理。对于一时无法消除的缺陷要加强监视，并根据具体情况缩短巡视和测试周期。缺陷处理的响应时间要求:

1）紧急缺陷必须在2小时之内赶赴现场进行处理

2）重要缺陷必须在4小时之内赶赴现场进行处理

3）一般缺陷应在72小时之内赴现场进行处理

4、重要缺陷需办理自动化设备检修申请，经过相关人员、处室及领导审核批准后，方可工作；重要缺陷在节假日与晚班出现时，可以先处理，待完成后由处理人负责补办设备检修申请。（详见《江苏电网自动化设备检修停运工作申请管理规定》）

5、三类缺陷均应及时记录处理的过程和结果。紧急缺陷处理完成后，处理人需提交《故障异常处理分析报告》，经相关人员、处室领导审核；运行负责人需定期检查各类缺陷处理情况，如需要，应要求处理人提交缺陷分析报告。

6、省、地调自动化运行月报中，应反映和汇总自动化系统设备缺陷及消缺的重要信息。

7、省调、地调、发电厂等各级自动化系统运行部门应在每月的运行分析会议上将缺陷及消缺情况进行分析点评。

8、根据设备缺陷及消缺情况，及时修改相关运行管理规定，补充完善缺陷处理操作步骤，实行设备缺陷闭环管理。

批准：李斌

审定：崔恒志

审核：李汇群编制：金益民

江苏电力调度通信中心

（最后修订时间：2004年06月）