电力系统调度自动化 复习题范文

第一篇：电力系统调度自动化 复习题范文

电力系统远动及调度自动化

一、单项选择题(共20题，每题1.5分，共30分)

2.调度控制中心对发电厂的机组启、停操作命令属于(C)

A.遥测信息B.遥信信息C.遥控信息D.遥调信息

3.已知RTU中每个遥测量的工作区一次只能保存10个数据，事故追忆要求保留事故前的3个数据，事故后的4个数据，每个遥测量占2个字节。如果有100个遥测量，则安排用于事故追忆的内存单元数目是(B)

A.1000B.1400C.2000D.700

5.越限呆滞区上下限复限值同时减少，则对同一监视信号，告警次数是(B)

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

6.异步通信中数据接收端的接收时钟为16倍数据速率，以下选项为干扰信息的宽度，其中能被检验出来的是(A)

A.4倍时钟周期B.10倍时钟周期

C.12倍时钟周期D.16倍时钟周期

7.在数据通信中，应用最广的数据信息代码集是(C)

A.BCD码B.补码C.七位ASCIID.余3码

8.下列选项中哪一项不属于通信子网协议(D)

A.物理层B.链路层C.网络层D.传输层

9.计算机网络的物理层数据传输方式中数据采样方式应属于(D)

A.规约特性B.机械特性C.电气特性D.电信号特性

10.LAN环形结构的性能之一是(D)

A.可靠性好B.灵活性好C.价格低D.模块性好

12.在EMS中分析电力系统电压失稳属于(C)

A.状态估计B.静态安全分析

C.动态安全分析D.最优潮流

11.自动发电控制AGC功能可保证电网的(B)

A.电压B.频率C.电流D.功率因数

14.2000MHZ频率属(C)

A.短波频段B.中波频段C.微波频段D.长波频段

15.数据传输系统中，若在发端进行检错应属(B)

A.循环检错法B.检错重发法C.反馈校验法D.前向纠错法

18.星形结构计算机网的特点之一(A)

A.资源共享能力差B.资源共享能力强

C.可靠性D.建网难

19.异步通信方式的特点之一是(B)

A.设备复杂B.设备简单C.传输效率高D.时钟要求高

20.调度员尽力维护各子系统发电，用电平衡时属(D)

A.正常状态B.紧急状态C.恢复状态D.瓦解状态

21.电力系统状态估计的量测量主要来自(C)

A.调度人员B.值班人员C.SCADA系统D.主机

22.对一个月到一年的负荷预测属(C)

A.短期负荷预测B.超短期负荷预测

C.中期负荷预测D.长期负荷预测

23.配电系统少人值守变电站应具有的基本功能是(B)

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

二、填空题(共10题，每题1分，共10分)

12.RTU的基本组成包括_______和软件两个部分。（硬件

3.对变位遥信信息检测的常用方法是软件扫查和_______。（硬件中断

4.远动的遥测、遥信、遥控和摇调功能通过 _______ 实现。（通过传送远动信息

5.在电网远动通信中，对误码率数量级的要求是_______。（小于10-5

6.物理层用户之间交换信息需要通过_______。（一条实际链路

9.系统静态安全分析的内容包括电压、频率______。（过负荷

10.配电网的形式有树枝状、环状、_______。（网状

11.遥测信息将发电厂、变电站的各种运行参数传送到_______。（主站端

12.远动系统是调度自动化系统的重要组成部分，它是实现_______的基础。（调度自动化

13.配电网线路阻抗与电抗之比可能_______。（大于

1三、名词解释（共5题，每题3分，共15分）

2.CPU是微机系统的核心部件，主要完成算术和逻辑运算。

3.串行通信是指将构成字符的每个二进制数据位依据一定的顺序逐位进行传送的通信方法，数据按位进行传送。

4.遥控信息是指传送改变运行设备状态的命令，如发动机组的启停命令、断路器的分合命令、并联电容器和电抗器的投切命令等。

6.集中式的综合自动化是指集中采集变电站的模拟量、开关量和数字量等信息，集中进行计算与处理，再分别完成微机监控、微机保护和一些自动控制等功能。

7.设备层是指变电站内的变压器和断路器、隔离开关及其辅助触点，电流互感器、电压互感器等一次设备。

四、简答题(共3题，第1、2题6分，第3题5分，共17分。)

1.电网调度自动化应有哪些功能?

①控制整个电力系统的运行方式，使电力系统在正常状态下能满足安全、优质和经济地向用户供电的要求；(3分）

②在缺电状态下做好负荷管理；（1分）

③在事故状态下迅速消除故障的影响和恢复正常供电。（2分）

3.SCADA通过RTU所监视控制的配电变电站设备有哪些？

①断路器和其他开关设备状态；（1分）

②重合阀开合状态；（1分）

③带负荷调整变压器的分接头位置；（1分）

④静止补偿电容器组；（1分）

⑤数字保护装置的整定值组位置等。（1分）

3.电力系统调度中心有什么任务？

①合理地调度所属各发电厂的出力，制订运行方式，从而保证电力系统的正常运行，安全经济地向用户提供满足质量要求的电能。（3分）

②在电力系统发生故障时，迅速排除故障，尽快恢复电力系统系统的正常运行。（2分）

五、论述题(共2题，每题10分，共20分)

1.叙述数据通信系统的基本构成和各部分功能。

①数据终端，用以进行接收或发送数据信号。

②通信线路，是数据传输信道。

③调制解调器，使数字信号能在模拟信道上传输。

④通信处理机，完成计算机处理速度与通信线路传输速度间的匹配，起缓冲作用，串/并转换，对传输信道产生的误码和故障进行检测控制，减轻中央计算机的负担。

⑤主计算机，执行数据处理任务。

2.论述调度员培训仿真系统的设计目标和原则。

调度培训仿真系统的设计目标是：

①使调度员认识和理解电力系统的运动规律；

②取得电力系统各种状态下的决策与控制经验；

③增强在现有的系统信息和控制条件下作出调度决策能力；

调度培训仿真系统的设计原则是：

①对电力系统动态行为进行逼真的模拟；

②严格模拟调度室中人机交换的显示和操作过程；

③能用于培训全部EMS功能；

④精确模拟EMS的计算机系统性能。

六、计算题（共1题，共8分）

38.已知(15，10)循环码的G(x)=x5+x4+x2+1，编出当信息位M=1101010011时的码字。

①∵M=1101010011 ∴M(x)=x9+x8+x6+x4+x+1（1分）

②xn-k?M(x)=x15-10?M(x)=x5?(x9+x8+x6+x4+x+1)

= x14+x13+x11+x9+x6+x5（3分）

③R(x)≡〔xn-k?M(x)〕G(x)= =x3+x（1分）

④F（x）=xn-k?M(x)+R(x)= x14+x13+x11+x9+x6+x5+x3+x（2分）⑤F=***（1分）

第二篇：01电力系统调度自动化（定稿）

01电力系统调度自动化 02电力系统分析 03电力系统保护与自动化装置研制

04电力系统规划与设计 05电力系统综合信息管理系统

06数字化变电站

101思想政治理论、201英语

一、301数学

一、807电子技术基础A、818电路、830微机原理及接口、835自动控制原理 807、818、830、835选一

同等学力加试课程： 电力电子技术 ①

电力拖动自动控制系②统

提醒：兰州理工大学研招办官方不指定具体参考书，本参考书信息由兰州理工大学本专业部分研究生提供，仅供参考。(未指定版本的建议使用最新版本)

《电子技术基础》(数字部分)，康华光，高等教育出版社，1999年(第四版)

《电子技术基础》(模拟部分)，康华光，高等教育出版社，1999年(第四版)

《电力系统分析》，何仰赞，华中理工大学出版社

《自动控制原理》，胡寿松，科学出版社，2001年(第四版)

《微型计算机技术及应用》，戴梅鄂，清华大学出版社，2003年(第三版)

《电力电子技术》,王兆安,机械工业出版社,《电力拖动自动控制系统》，陈伯时，机械工业出版社，(第三版)

《电路》，邱关源，高等教育出版社（第五版）

电力系统分析三选二③

第三篇：电力系统调度自动化论文（xiexiebang推荐）

电网调度自动化系统可靠性的应用研究

课程名称：电力系统调度自动化 学 院：

专 业：电气工程及其自动化 班 级： 学 号： 姓 名：

2015年11月

电网调度自动化系统可靠性的应用研究

摘要

电力二次设备和系统是电网安全稳定运行的根本保障，可靠性是其基本要求之一。近年来，世界上多个国家和地区相继发生了较大面积的连锁大停电事故，造成了巨大的经济损失和社会影响，调查分析发现：电力系统安全装置和调度自动化系统的故障失效是引起这些灾难事故的重要原因。随着电力系统的发展和全国大电网的互联，对二次系统的可靠性要求将越来越高。因此，对电力二次系统可靠性进行系统、定量的研究分析具有重要的理论意义和应用价值。

电网调度自动化系统是由调度主站、远方厂站自动化系统以及连接主站和厂站的数据通信网络所组成的复杂系统。本文主要对组成调度系统的二次设备、变电站自动化系统以及电网调度自动化系统的可靠性进行定量分析和评估。

根据调度系统设备的特点，建立电力二次设备的软、硬件可靠性模型和综合模型，定量评估各设备的可靠性指标。利用该方法对微机保护装置的可靠性进行估计，根据保护装置模块化的结构特点，建立保护装置的结构可靠性模型，得到保护装置及相应模块的可靠性指标：误动失效率、拒动失效率和总失效率。利用可靠性理论，定量评估单套保护配置和双套保护配置下模块冗余对保护系统动作可靠性的影响，计算得出各种冗余方式下保护系统的可靠性指标：拒动概率和误动概率。

针对变电站自动化各二次设备对系统可靠性影响程度不同的特点，本文引入重要度因子来表征各设备在系统中的重要程度，计算得出各设备的等效可靠性指标。利用故障树分析法((FTA)建立变电站自动化系统的故障树模型，通过系统故障树的定性分析、定量计算和敏感度分析，计算得到变电站自动化系统的可靠性指标，确定出系统可靠性的薄弱环节，提出关键设备冗余配置的改进措施。定量评估表明，关键设备冗余能显著地增强变电站自动化系统的可用度，是提高变电站自动化系统可靠性的有效方法。

电网调度自动化系统的可靠性不仅与各单元设备的可靠性密切相关，而且与单元之间的相互联系和配合有关。在评价各设备和子系统对调度的等效可靠性指标基础上，本文重点考虑时间因素(主要是厂站与调度主站之间信息传输延时)对

调度系统功能可靠性的影响，提出考虑时间因素的通信网络可靠性模型和参数估计方法，得出通信系统的等效可靠性指标。利用故障树分析法分别定量评估考虑时间因素的调度系统和不考虑时间因素的调度系统的可靠性，对比分析表明，通信系统传输延时对调度自动化系统可靠性具有重要影响，而且信息传输超时严重的通信通道是调度自动化系统可靠性的最薄弱环节，最后提出了相应的解决措施和方法。算例仿真计算表明，本文提出的可靠性定量评估方法是合理的、可行的，对实际应用具有指导意义。

关键词：电网调度自动化系统；可靠性；可用度；故障树分析(FTA)

电网调度自动化系统可靠性的应用研究

1.研究背景和意义

调度自动化系统自上世纪70年代在我国开始出现应用以来，随着电网建设，历经了几个不同时期的阶段和发展，己经逐步成熟，功能完善，基本功能有研究走向实际应用。现在调度自动化系统作为电网运行必不可少的组成部分，已经成为电网监控人员工作开展的重要工具，电网调度自动化系统是在线为各级调度员和电网运行监控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，是保证电网安全、可靠、经济运行的重要手段。随着居民生活水平的提高和工业的精细化发展，对电能质量的要求越来越高。随着电网规模的扩大，电网技术应用水平不断提高。这些发展和进步对电网的运行管理提出新标准、新要求。满足电网运行需求，是调度自动化系统发展的原则。调度自动化系统作为电网运行的主要监视手段，必须随电网发展而发展。新的需求促进了应用于调度自动化方面的计算机、网络技术的发展，也促进了电网分析模型和数学计算方法的进步。电网的需求、技术的发展，促使调度自动化系统进行周期性升级改造。

在项目管理中，可行性研究是专门为决定某一特定项目是否合理可行，而在实施前对该项目进行调查研究及全面的技术经济分析论证，为项目决策提供科学依据的一种科学分析方法。系统建设的好坏影响着电网监控水平的高低。项目建设的质量由项目前期准备工作所决定，而项目前期工作的核心就是可行性研究。调度自动化系统升级改造项目可行性研究就是为项目实施提供决策依据，指明项目的方向。调度自动化系统升级改造工程项目在电力系统实际管理中，存在的最大问题也是工程前期问题，也就是可行性研究工作没有做好，或者根本没做。在系统建设完成后遗留或多或少的问题，为系统的使用和维护带来不便。

带有问题的系统投入运行，缩短了其运行年限。有的企业3年就更换系统，造成投资浪费。为规范调度自动化系统升级改造项目，山东电力集团公司规定项目生命周期不低于7年。为避免系统投运即出现问题，项目前期就要开展大量工作，做到未雨绸缪，可行性研究就是一种行之有效的光临方案。

本论文旨在通过研究，解决电力系统如何开展调度自动化系统升级改造项目可行性，提出适合电网调度自动化升级改造项目可行性研究的有效管理模式，探讨项目可行性研究应包含的基本内容和进行可行性研究的步骤方法，对电网企业自动化项目管理有指导与借鉴作用。

2.国内外研究现状

调度自动化系统升级改造项目是一个系统工程，其可行性研究是项目前期不可缺少的组成部分。主要阅读参考的国内外研究文献资料包括了调度自动化系统、项目管理、调度自动化项目管理等几个方面。

(1)调度自动化系统方面的资料侧重于技术的研究

调度自动化系统升级改造项目可行性研究需要研究调度自动化系统自身的发展规律。调度自动化系统是一个综合性的系统，需要多个专业的技术的支持，应用到实际的都是电网运行知识与计算机的结合，因此自动化技术属于综合技术。对于升级改造项目而言，主要考虑自动化技术的应用实际，新技术的实际意义。

姚建国等人将调度自动化系统的发展归结为四个阶段，提出了调度自动化系统“数字化、集约化、标准化、市场化、智能化”的发展方向。了解自动化的发展趋势，对于系统升级改造适当超前的设计有很大帮助.智能电网是一段时期内电网发展的方向，也是调度自动化系统升级改造的方向。于尔铿等介绍了EMS系统的组成和技术，详细分析了EMS系统各功能模块采用的模型、算法和达到的指标，对自动化项目的技术规范和以后系统的运行维护有很强的指导作用。对调度自动化系统的项目管理从项目立项、招标和实施等几个方面进行了简单介绍，重点强调了项目实施全过程的工作协调和各方面人员参与的重要性。

电网调度自动化系统可靠性的应用研究

调度自动化技术方面的文献较多，尤其是在调度自动化系统实际应用中，功能的改进，技术的创新层出不穷。多个文献着重介绍当时条件下的调度自动化技术应用清况。

升级搬迁原则和迁徙中系统改造和新技术的应用。主要从电网数据和模型的迁徙、并列系统的功能测试说明实现模型迁徙的实施思路，从而实现自动化系统的安全快速搬迁，为调度运行提供可靠保障。文章讲述的共线升级是指调度自动化新旧系统并列运行实现安全更替的过程。该论文讲述的是调度自动化新系统建设完成如何与旧系统过度，以及自动化机房搬迁时系统如何迁移。属于调度自动化系统升级改造以后的后续工程，也是项目工期中容易被忽略的环节。

(2)项目管理的资料侧重于理论论述和工程经验总结

现代项目管理从20世纪40年代发展到现在，已从建筑、国防、航天等少数领域发展成为一种具有普遍科学规律的独立行为模式。项目管理已经具备完整的理论体系和实践方法。具体到不同的行业，项目的管理系统也存在巨大的差别，需要具体情况具体对待，具体问题具体分析，不能用一种方法硬套不同的项目,不同专业的项目管理方法侧重点各不相同，有的在人员安排上提出了观点，组织能够胜任的人进行项目的可行性研究不仅是科技项目，也是所有项目可行性研究的一个重点。

工程经验总结和工程管理方法的改进是项目管理经验的积累，工程项目前期策划是工程建设中智力密集、知识含量最高的环节，则体现了工程前期工作的重要性。可行性研究是项目前期工作的重要组成部分，是编制项目设计任务书的重要依据。可行性研究主要研究项目在技术上的先进适用性，在经济上的合理性和建设上的可能性。

(3)调度自动化升级改造项目可行性研究方面

通过文献资料检索，在建筑、科研、制造等方面项目可行性研究的文献资料较多，应自刚的学位论文作为学位论文是唯一一篇调度自动化系统升级改造可行性研究的文献。该论文阐述了电网调度自动化系统在电网运行管理工作中的地位和作用以及

调度自动化系统的构成，回顾了调度自动化产生与发展的历史，展望了电网调度自动化系统未来的发展方向。详细分析了冶金企业与国家电网企业在电网调度运行管理上的相同点和区别，针对本钢电网调度自动化系统改造进行了可行性研究，提出了实现电网调度自动化系统改造的具体方案，并对要采用的技术路线的可行性进行了论证。文中着重从本钢电网的实际情况出发，通过分析现有电网调度自动化系统的特点及当前电网调度自动化系统的缺陷，提出了SCADA/PAS一体化模型的本钢电网调度自动化系统整体设计方案，同时还提出了本钢电网调度自动化系统的安全防护措施。文章在调度自动化系统技术的可行性研究上进行了详细的分析。

但是本钢电网作为用户级的电网，与电网公司经营的电网有着巨大的差异，对调度自动化系统的需求、应用上都存在很大差别。用户电网的调度自动化系统实现了双机热备，SCADA/EMS系统集中运行在通用的PC计算机上。变电站多数有人值班，调度自动化系统只是作为电网调度的辅助手段，调度员有时更依赖变电站值班员。

调度自动化系统以SCADA功能为主，分析软件基本上没有使用。电网企业则实现了变电站无人值守，通过自动化系统对变电站进行监控和对电网进行分析，软件功能丰富，系统要求高。同时文章重点分析了系统的技术方案，对技术方案的可行性进行了论证，是针对一个企业的个例进行的研究。可以看作具体项目的可行性研究，对电网调度自动化系统技术可行性分析有借鉴作用。论文没有总结出调度自动化系统项目可行性研究的内有和方法，对于管理方面的分析还有欠缺。

近年来，随着经济的不断发展，电网建设力度明显加大，电网规模不断扩大。为适应电网建设的需要，典型设计应运而生。变电站一次二次系统建设典型设计的应用，提高了变电站建设的效率。山东电力调度中心也提出了地调调度自动化系统典型设计。但是该典型设计

电网调度自动化系统可靠性的应用研究

是对功能规范与技术平台提出了要求。也就是对基础功能要求进行了规范，对技术的先进性进行了描述，给系统升级改造提供技术方面的借鉴，尽管有典型设计，不同地市的系统却各有侧重，技术和功能只是可行性研究的部分内容。

其他方面还有自动化存储技术，项目计划控制，项目管理模型，管理体系分析等。综上所述，电网调度自动化系统升级改造项目可行性研究问题目前研究的学者很少，该课题的研究对电网企业具有实际应用意义。

2.1研究思路和论文框架

电网调度自动化系统升级改造项目可行性研究就是通过分析电网运行的需求、运行系统的不足、项目具备的条件和存在的风险，找到适合本地电网的调度自动化系统的技术路线，确定项目的总体目标要求，最终决定项目是否可行论文针对调度自动化系统升级改造项目可行性研究开展的实际情况，分析了可行性研究存在的问题，提出可行性研究在项目管理中的重要性，明确可行性研究的目的。提出调度自动化系统升级改造项目可行性研究的框架，分析了调度自动化系统升级改造项目可行性研究的特点，与一般项目的区别。可行性研究的方法就是调查分析比较和实际现场应用情况的考察，论文详细介绍了这些方法的先后次序。调查分析电网运行对自动化系统的需求，分析调度自动化系统存在的问题，找到项目的技术方案和存在的有利条件。在项目考察中充实技术方案和论证技术方案的可行性、论证项目实施的可行性。最后得出项目可行性研究的结果和建议。

可行性研究框架明确了第四章的方向和范围。第四章详细讲述了淄博电网调度自动化系统升级改造项目的可行性研究，主要利用第三章给出的可行性研究框架，结合供电公司生产实际展开工作。分析了电网运行特点和存在的问题，总结了调度自动化系统工ES600现状和缺陷，以及工程实施、运行维护的经验。进行了实地考察调研，对调度自动化技术发展应用，系统供应商情况进行了详细了解分析。给出了项目实施的时机分析、项目投资估算，以及项目风险分析等。

论文提出了各级应用人员参与项目建设的管理思想，各级人员的参与能够集思广益，保证系统建设全面性，避免了交钥匙模式带来的管理和运行的弊端。

2.2电网调度自动化系统

电网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。在此基础上逐渐发展成熟的电网分析软件(PAS)和调度员仿真培训(DTS)也被认为是调度自动化的内容。电网调度自动化系统是在线为各级调度员和电网运行监控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，是保证电网安全、可靠、经济运行的重要手段〔3J。调度自动化系统主要包括数据采集与处理SCADA,高级应用软件PAS(包括 AGC/EDC、状态估计、负荷预报、短路电流计算、静态和动态安全分析、在线潮流、最优潮流等分析软件)、调度员培训仿真DTS等主要功能。

2.3电网调度自动化系统的发展

我国电网调度自动化系统随着电网技术的发展而发展，随着计算机软硬件技术的发展而发展。从20世纪70年代至今先后经历了四代发展过程。硬件由单机系统到双机热备再到系统全冗余。软件功能则是由少到多，由单一的SCADA系统到EMS和DTS。第一代系统的特点就是单机运行，SCADA系统在专用操作系统的专用机上运行。第二代系统实现了双机热备，SCADA/EMS系统集中运行在通用的计算机上，但是数据库专用，也就是自动化各软件厂家使用各自的数据库系统。SCADA系统开始了实用化验收，达到了实用水平。这个时期的调度自动化系统作为电网调度的主要辅助手段，变电站有人值班，调度员能够通过自动化系统了解

电网调度自动化系统可靠性的应用研究

掌握电网的运行情况，但对电网的控制操作完全依赖变电站值班员。90年代的第三代系统也是调度自动化系统发展成熟的象征。变电站开始无人值守，自动化系统的作用日渐突出。基于精简指令集计算机(RISC)/UNIX的开放分布式EMS系统，采用了商用数据库和先进的图形显示技术。现在应用的第四代系统是一套支持EMS, DMS、广域检测预警系统(WAMS)和公共信息平台等应用的电网调度集成系统。能满足电力二次系统安全防护的要求，基于公共对象请求代理体系结构(CORBA)开放公布式的设计思路，遵循IEC61970的公共信息模型(CIM)/组件接口规范(CIS)和可缩放矢量图形(SVG)标准，应用软件功能面向电力市场进行了扩展。遵循IEC61970国际标准的第四代调度自动化系统真正做到开放性，便于系统扩展，做到应用的“即插即用”。可以抛开厂家因素，做到择优使用，一套系统可以采用多个厂家的软件。新系统有利于保护应用资源，数据模型的标准应用可以在系统升级改造中保持稳定，可以有效地保护历史数据。解决调度自动化系统与其他应用系统的数据接口也是第四代系统的一大特点。

现在，调度自动化系统正处于第三代系统向第四代过渡时期。多数的地调及以上级别的调度机构都己经在使用功能更全面，技术更先进的第四代调度自动化系统。部分地调和大多数的县级调度还在使用第三代系统。山东省十七个地市公司从2004年开始到2009年，随着第四代调度自动化系统的开发完善逐步进行了系统更换，省公司也在2008年签订合同进行了系统的升级改造。

3.调度自动化系统的作用

调度自动化系统对现代电网的运行管理特别是调度运行管理中有着不可替代的作用。首先调度自动化系统实现了对电网运行情况的监视，使调度员和监控中心人员及时掌握电网运行信息，了解电网运行情况。其次对电网进行控制。遥控功能可以实现电压的控制，使其保持在合格的范围内，保证了电能的质量。电网事故的及时处理是调度自动化系统遥控功能的另一作用。在事故情况下，利用遥控功能，及时调整电网运行方式，提高事故处理速度。高级应用软件使调度自动化系统的作用更加丰富。在调度员潮流应用中调度员重点放在电网内部网络情况和方式变化带来的经济运行方面问题。通过事故预想和经济分析，调度员能够及时合理地安排电网运行方式，及时调整系统潮流。无功电压自动控制在保证电压合格的前提下，合理调节无功功率。负荷预测准确率的提高保证电网发电的合理安排减少了发电机的开停次数。中长期负荷预测也是电网规划的主要依据。高级应用对保证电网安全、稳定、经济运行起到了很好的作用。

3.1电网调度自动化系统的地位

调度自动化系统在电力系统中的地位和作用是随着专业的发展，技术的成熟而逐步提高的。在调度自动化系统形成初期变电站的数量很少，变电站运行有值班人员。信息的采集仅限于遥测和遥信(开关状态)，只能为调度员提供调度的部分依据。真正的运行信息还靠变电站值班人员的现场汇报，故障处理由值班员现场直接操作完成。自动化系统处于辅助状态，甚至是可有可无，调度员更依赖变电站值班。

变电站无人值守改变了自动化系统的从属地位。变电站不再有人值班，调度员原来的依赖没有了，自动化系统成为监视控制电网的唯一手段，成为调度员新的依赖。变电站无人值守改造首先增加了变电站遥控功能，实现了变电站开关的远方投切。变电站无人值守后，变电站运行信息要远方监视，大量的继电保护信息、自动装置的信息被采集远传到调度端。自动化信息量的成倍增加丰富了自动化功能，使自动化系统的功能得到完善，也就更好的为调度服务。

在供电公司的设备缺陷管理制度中，调度自动化系统的缺陷被详细划分。调度自动化系

电网调度自动化系统可靠性的应用研究

统停用超过半个小时就算一次事故。一个220kV变电站的远动通道故障被记一次一类障碍。变电站无法监视时间超过2个小时。变电站必须安排人员值班。可以看出调度自动化系统作为电网监视控制的有效手段厂已经成为调度管理离不开的工具，在电网运行中越来越受重视。

同时，得到重视的调度自动化系统也迅速发展完善，除电网监视必须的SCADA功能外，PAS, DTS逐步成熟，电网潮流计算、负荷分析预测、无功电压控制、安全分析等电网分析软件得到应用，对电网运行有了更深一层的分析。DTS功能在培养调度员出来电网事故等方面发挥着重要作用。为规范调度自动化功能，加强调度自动化管理，国家先后制定并颁布实施了《地区电网调度自动化设计技术规程》(DL5002-91),《地区电网调度自动化功能规范》(DL/T 550-94),《地区电网调度自动化系统应用软件基本功能实用化要求及验收细则》、《电网调度自动化系统运行管理规程》等多个调度自动化规程、规范。规范的制定为系统发展奠定了基础。供电企业在系统功能建设上有了依据，系统指标有了参考，系统的验收有了标准。开发商也有开发的方向和依据，缩短了系统研发周期，降低了研发成本。2002年国家经贸委30号令《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》和2004年国家电力监管委员会第5号令《电力二次系统安全防护规定》都将调度自动化系统作为电力监控系统列为电力二次系统安全防护的重中之重。调度自动化系统的重要性不言而喻。

3.2电力系统的分层控制

我国六个大电网：

华北、东北、华东、华中、西北、南方电网。国家电网调度机构分为五级： 国调—国家调度机构；

网调—跨省、自治区、直辖市调度机构； 省调—省、自治区、直辖市级调度机构； 地调—省辖市级调度机构； 县调—县级调度机构。各级调度的主要任务

1、国家调度机构

通过计算机数据通信网与各大区电网控制中心相连，协调、确定大区电网间的联络线潮流和运行方式，监视、统计和分析国家电网运行情况，根据系统运行情况，对所辖枢纽变电站、换流站和特大型电厂进行监视控制。

（1）在线收集各大区电网和有关省网的信息，监视大区电网的重要监测点工况及国家电网运行情况，作统计分析和生产报表；

（2）进行大区互联系统的潮流、稳定、短路电流及经济运行计算，向下传达；

（3）处理有关信息，参与电网规划及各种技术经济指标的制定和审查，作中长期安全经济运行分析。

2、网调（大区级调度）

负责跨省大电网超高压线路的安全运行并按规定的发用电计划及监控原则进行管理，提高电能质量和运行水平。

3、省级调度

负责省内电网的安全运行监控、操作、事故处理和无功/电压调整，并按规定的发用电计划及监控原则进行管理，提高电能质量和运行水平。

4、地区调度

负责区内运行监视，遥控、遥调操作、事故处理和无功/电压调整，与省调和县调交换

电网调度自动化系统可靠性的应用研究

实时信息；负责所辖地区的用电管理及负荷控制。

5、县级调度

主要监控110kV及以下城镇、农村电网的运行。

电网调度的基本原则：

1、统一调度

形式上，统一调度表现为下级调度必须服从上级调度的指挥。

2、分级管理

根据电网分层的特点，为了明确各级调度机构的责任和权限，有效地实施统一调度。统一调度、分级管理是一个整体；统一调度以分级管理为基础，分级管理是为了有效的实施统一调度。

3、分层控制

采用调度分层控制便于调度自动化系统功能扩充、系统升级和分期投资。

3.3电网调度自动化系统升级改造项目

随着电网建设和电网技术的发展，调度自动化系统得到广泛应用，系统功能也逐渐完善成熟。尤其是现在高科技的发展，带来电网运行管理的变化，使得自动化系统的功能不断扩展。调度由经验调度到分析调度到智能调度的发展主要体现就在调度自动化系统的发展完善上，为适应电网运行的需要，调度自动化系统必须不断进行升级改造。调度自动化系统由软件和硬件两部分组成。硬件设备就是IT产品，生命周期在5-7年。同时软件功能要适应生产发展的需要，也在不断更新。根据调度自动化运行的经验，地调和县调调度自动化系统平均6-8年需要升级改造，省级以上电网调度自动化系统平均1年需要更新换代。也就是说，电网调度自动化系统升级改造在电力生产中周期性存在。从调度自动化技术的发展看，调度自动化支持平台更新周期为10-15年，应用软件(指PAS软件)的更新周期更长。从应用角度讲希望更新周期长，维护成熟的系统付出的少；从系统需求和新技术进展角度希望更新周期短。因此对供电企业来说需要经常考虑调度自动化系统的升级改造问题困。调度自动化系统升级改造多数情况下是弃旧换新一一更换系统，包括硬件和软件两部分内容。硬件部分即信息接收处理显示所需要的硬件系统，包括接收数据的前置部分、数据处理存储的服务器、电网监视控制的工作站以及系统网络和安全设施。软件则包含系统软件和应用软件。一般情况下，调度自动化系统升级改造时，软硬件同时升级，也就是新上一套自动化系统。因此在可

电网调度自动化系统可靠性的应用研究

行性研究中不仅要分析调度自动化软件系统还要考虑硬件系统的组成，同时依据应用软件的需求确定硬件系统的规模。

自动化项目管理包括了可行性研究、项目招投标、技术协议和合同签订、项目计划与控制、项目质量管理、项目验收。项目的具体施工过程就是项目前期准备，项目招标及合同、技术协议签订，系统工厂建立和调试，出厂验收，现场安装调试和系统数据接入，现场验收，系统试运行，系统竣工验收和投入运行。期间要进行多次的技术交流和多个层面的人员培训。其中项目前期工作就包括了可行性研究、项目立项、技术规范编写等。自动化项目的工期由上述几部分的时间组成。前期也就是可行性研究一般需要6-12个月，项目招投标需要3个月左右，设备订货到项目建设完成出厂验收(FAT)需要6-8个月，系统现场调试需要2个月，投入试运行后与原系统有一个并列运行的过渡阶段，大约要6个月的时间。因此项目从启动开始到验收结束大约需要24个月左右的时间，新系统开发需要的时间更长。

自动化项目除了调度自动化维护人员参与外，还要有使用系统的调度人员、运行方式人员和电网监控人员的积极参与。系统功能需求的提出、系统建设中的技术交流以及系统完成时的验收都离不开系统应用人员。系统投运后的完善更是应用人员实际应用与新系统的磨合，新系统的不足需要在具体应用中查找。

在项目建设的过程中要成立专门的项目管理机构，将调度自动化工作按照系统工程组织起来，在时间和人员安排上、在与供应商的技术沟通上、在内部各部门之间进行协调。各类相关人员的共同参与是调度自动化系统建设作为一项系统工程的要求。从最初的自动化人员建设交给应用人员使用到各类人员共同参与也是调度自动化发展的必然，体现了工程管理的进步。

4.调度自动化系统升级改造可行性存在的问题

在项目管理中，可行性研究是专门为决定某一特定项目是否合理可行，而在实施前对该项目进行调查研究及全面的技术经济分析论证，为项目决策提供科学依据的一种科学分析方法。电网调度自动化系统升级改造项目可行性研究就是通过分析电网运行的需求、运行系统的不足、项目具备的条件和存在的风险，找到适合本地电网的调度自动化系统的技术路线，确定项目的总体目标要求，最终决定项目是否可行。

调度自动化系统因其重要性，己经发展为成熟系统，达到了实用化的程度。系统功能设计、运行管理、实用化验收都有国家层面的规程和国际标准支持。调度自动化系统在我国有四大供应商，即中国电科院科东公司，国家电网电力研究院南瑞公司，积成电子和东方电子。由于国家标准的约束，不同供应商提供的系统功能基本相同，只是在功能指标上有强有弱。但是在系统的平台、功能实现方法、维护工具等方面存在巨大差异。也就是在系统应用先进性、实用性、易维护等方面上存在不同。分析各供应商的系统特点，同时考察各供应商的服务都是项目实施的基础工作。在调度自动化系统升级改造项目管理中项目招投标、技术协议和合同签订、项目计划与控制、项目质量管理、项目验收等都有规范标准等作依据，可以说这几个方面都得到了重视，但是对可行性研究的重视程度远远不够。

4.1重技术轻管理

可行性研究在项目管理中至关重要，但是，调度自动化系统升级改造项目的可行性研究却没有认真开展。在日常工作中，经常遇到自动化项目最终完成后，应用人员反映系统操作难，不好用；维护人员埋怨系统工具别扭，难维护等等。但是同样的系统在另一个地区却受到好评。1994年南瑞SD-6000系统推出，该系统在供电公司运行了十年，直到2004年退出运行，调度员、自动化维护人员都说系统好。而在济南，系统运行不到三年就被更换。原因在哪里呢?.只看重系统采用了如何先进的技术，没有进行全面的可行性研究，忽视了项目前

电网调度自动化系统可靠性的应用研究

期的管理。系统使用人员的习惯，维护人员的技术水平和维护经验等的研究及如何与系统技术水平相协调，都需要全面研究。但是自动化项目在管理过程中，多数供电企业并没有开展全面的可行性研究工作。没有综合评价本地电网的特点，没有考虑使用人员、维护人员的习惯，没有前期的充分准备，造成日后工作的被动。“只有开工没有竣工”、“永不竣工的工程”就是轻管理的直接后果。

4.2重硬件轻软件

在调度自动化系统升级改造项目做得最好的是系统硬件的配置。对于最直观的展现项目结果的硬件配置，电网企业往往舍得投资。对系统硬件要求的非常详细，每一个硬件都有详细的配置，比如服务器的CPU个数、速度，内存的大小和条数，硬盘的大小，显卡显存，光驱的类型等等都进行了详细的比较和应用情况了解。硬件服务器工作站的制造商一般有惠普、IBM和SUN。厂商少，进行硬件的选择比较相对容易一些，通过软件厂家也可以了解各家硬件的使用情况。硬件情况一般在掌握和控制之中，在项目招投标中处于主动。

但是对于应用软件深入的不够，基本上以厂家的介绍为主。在调度自动化系统升级改造项目管理前期，多数供电企业，只进行一次项目考察，考察供应商和各供应商现有系统的现场应用，听取供应商对各自系统的技术应用、服务情况的介绍。有的供电企业连考察也省，继续沿用原系统供应商的新产品或者升级产品。甚至许多供电企业的技术协议书都由厂家起草，在技术要求上完全依赖厂家。这种依赖导致以后项目施工的被动，被厂家牵着鼻子走，有很多项目不能按期完成，有的项目最终结果无法令人满意。

重硬件轻软件的结果就是先进的硬件设备往往运行着不尽人意的软件产品。软件硬件应相互平衡配合，依据软件需求合理配置硬件，先进的硬件设备有力地支持软件运行，才能使系统可靠、合理稳定运行。

4.3调度自动化升级改造项目可行性研究的目的

可行性研究是项目前期工作的重要组成部分，是编制项目设计任务书的重要依据。可行性研究主要研究项目在技术上的先进适用性，在经济上的合理性和建设上的可能性。按照投资目的不同，工程项目可以分为两类：第一类以经济收益为投资目的，第二类不是以经济收益而是以满足一定的社会效益(需求)为投资目的。第二类项目主要谋划建成什么，怎么建，如何投资更合理。调度自动化升级改造项目就属于第二类型的项目。其可行性研究就是明确为什么要进行系统升级改造，升级改造具备哪些条件，存在哪些风险。通过研究分析，找到升级改造的技术路线，从而明确升级改造的目标即最终需要一个怎样的新系统。提出升级改造的时机是否成熟，根据电网运行的特点，对项目实施的工期进度进行合理性分析。但是可行性研究的工作不是编写技术规范的过程，可行性研究的结果也不是技术方案或者技术规范，而是编写技术规范的依据。那么可行性研究在自动化项目中都有哪些作用呢? 4.3.1项目总体目标的最终确定

可行性研究的首要任务就是明确系统升级改装完成后要达到怎样的目标：实现哪些功能，技术先进要求等。如淄博调度自动化系统升级改造的目标为：系统必须采用国际标准设计和使用新的技术，具有先进的支撑平台，SCADA功能完善，PAS,DTS功能齐全，系统安全稳定，满足信息一体化要求，面向电力市场，满足电力市场要求。这样一个目标能否实现，在可行性研究中就要给出答案。

项目总体目标确立后通过项目可行性研究调查分析，论证目标能否达到，从而决定项目是否可行。总体目标需要可行性研究进行补充完善，只有通过可行性研究论证的目标才是要追求的目标。

5.电网调度自动化系统的组成

电网调度自动化系统可靠性的应用研究

随着微电子技术、计算机技术和通信技术的发展，综合自动化技术也得到迅速发展。近几年来，综合自动化已成为热门话题，引起了电力工业各部门的注意和重视，并成为当前我国电力工业推行技术进步的重点之一。之所以如此，是因为：

1、随着我国电力工业和电力系统的发展，对变电站的安全、经济运行要求越来越高，实现变电站综合自动化，可提高电网的安全、经济运行水平，减少基建投资，并为推广变电站无人值班提供了手段；

2、随着电网复杂程度的增加，各级调度中心要求更多的信息，以便及时掌握电网及变电站的运行情况；

3、为提高变电站的可控性，要求采用更多的远方集中控制、集中操作和反事故措施等；

4、利用现代计算机技术、通讯技术等，提供先进的技术装备，可改变传统的二次设备模式，实现信息共享，简化系统，减少电缆，减少占地面积；

5、对变电站进行全面的技术改造。

变电站综合自动化系统完全可以满足以上要求，因此，近几年得到了迅速的发展。那么，电网调度自动化系统与综合自动化系统的关系是什么呢？ 综合自动化是相对于整个变电站的二次设备来说的，包括各种微机继电保护装置、自动重合闸装置、低频自动减负荷装置、备用电源自投装置、以及远动装置等，它们利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化系统，它集保护、测量、控制、调节、通信、调度于一体。

相对而言，电网调度自动化是综合自动化的一部分，它只包括远动装置和调度主站系统，是用来监控整个电网运行状态的。为使调度人员统观全局，运筹全网，有效地指挥电网安全、稳定和经济运行，实现电网调度自动化已成为调度现代电网的重要手段，其作用主要有以下三个方面：

1、对电网安全运行状态实现监控

电网正常运行时，通过调度人员监视和控制电网的周波、电压、潮流、负荷与出力；主设备的位置状况及水、热能等方面的工况指标，使之符合规定，保证电能质量和用户计划用电、用水和用汽的要求。

2、对电网运行实现经济调度 在对电网实现安全监控的基础上，通过调度自动化的手段实现电网的经济调度，以达到降低损耗、节省能源，多发电、多供电的目的。

3、对电网运行实现安全分析和事故处理

导致电网发生故障或异常运行的因素非常复杂，且过程十分迅速，如不能及时预测、判断或处理不当，不但可能危及人身和设备安全，甚至会使电网瓦解崩溃，造成大面积停电，给国民经济带来严重损失。为此，必须增强调度自动化手段，实现电网运行的安全分析，提供事故处理对策和相应的监控手段，防止事故发生以便及时处理事故，避免或减少事故造成的重大损失。

电网调度自动化系统结构及组成：

1、主/备前置通讯机

通讯前置机负责数据采集、规约解释、数据处理以及接收并处理系统的控制命令。

2、主/备服务器

服务器存放整个系统的实时数据、历史数据及应用数据，为主/备前置通讯机、调度员工作站、后台工作站提供数据库服务，充当应用服务器。服务器另外对各工作站的工作状态进行监控,管理计算机网络设备和SCADA系统终端设备(如打印机、显示器、投影仪等),监控系统的任务进程，提供事件/事故报警，监视网络通讯等。

3、WEB浏览服务器

本系统中配置WEB服务器提供WEB主页实时画面公布。这种方式使得网上的工作站无需任何专用程序支持，使用Windows内置的IE浏览器即可浏览实时数据。

电网调度自动化系统可靠性的应用研究

4、系统时钟同步（GPS）

接收全球定位系统（GPS）的时间作为系统的标准时间和系统频率，完成系统的时钟统一。

网络系统内时钟同步：

GPS时钟通过主备数采机接入SCADA系统。系统以数采机时钟为标准时钟，采用系统提供的校时功能完成网络各节点间的时钟同步。数采机支持识别GPS时钟故障，防止误接收，并能产生报警。

与RTU时钟同步：

通过数采机与RTU通讯的方式校时，完成主站系统与RTU时钟同步。5.Nport通讯服务器

Nport Server又称多串口网络通讯服务器，支持TCP/IP协议，可直接挂接在网络上，相当于网络组中的一员，便于主/备前置机的切换。它完全替代了以往的通道控制板和串行通道板。并且，该设备支持多种编程语言，操作及其简便。

6．电网调度自动化的基本内容：

现代电网调度自动化所设计的内容范围很广，其基本内容如下：

1、运行监视

调度中心为了掌握电网正常运行工况、异常及事故状态，为了安全、经济调度和控制提供依据，必须对电网实现以保证安全运行为中心的运行监视，所以称为安全监视。按部颁有关法规、规程的要求和调度的需求，主要内容为：

网调、省调要监视电网的频率、电压、潮流、发电与负荷容量、电量、水情河水位等参数；监视断路器、隔离开关、带负荷调压变压器调压分接头以及发电机组等设备的自动调节装置的工作位置状态，主要保护河岸全自动装置的动作状态等信息。

地、县调和集控站运行监视的内容相对少一些，但对于大型的地调，所需的信息量仍然较多。

运行监视的内容通过屏幕显示、动态调度模拟屏、打印、拷贝、记录及绘图等多种手段完成。

2、经济调度

电网经济调度的任务是在满足运行安全和供电质量要求的条件下，尽可能提高电网运行的经济性，合理地利用现有能源和设备，以最少的燃料消耗（或费用、成本），保证安全发供电。

因此，网调和省调要在按规定保证电网的频率和电压质量的前提下，使发电煤耗、水耗及网损最小，即发电成本最低，同时又能保证一定的备用容量，因而网调和省调要进行负荷预测，实现经济负荷与最佳负荷分配，制定发电机华语负荷曲线提供依据；实现水库经济调度与最优潮流分配，为在最佳水能水量综合利用的条件下，使水耗与网损最小。

对于地调，则以实现负荷管理及其经济分配为基本内容，还要定时进行电压水平和无功功率分配的优化运算，用以提高电压质量、降低网损，在尖峰负荷时要平衡馈线负荷以降低线损，在有条件的地区电网内，还要实现降压变压器的经济运行，以实现小型梯级水电厂的经济运行等内容。

经济调度的各种内容，需要同运行监视、自动控制、安全分析密切结合才能付诸实施。

3、安全分析

进行安全分析是对电网在正常和异常运行的状态进行分析及对事故发生前的状态预测和事故发生后的状态分析，是保证电网安全稳定运行的重要内容。

当电网发生事故后，在实现事故顺序记录、事故追忆等功能的基础上，通过分析，跟踪

电网调度自动化系统可靠性的应用研究

事故的发展、参数的变化，保护和自动装置及断路器的动作情况，从而提出事故处理的对策，以达到缩短事故处理时间，防止事故扩大的目的。

在地区电网发生事故时，还可以通过对配电网的故障分析和实现在线预操作，及时处理事故，改善地区电网的安全运行水平。

此外，通过调度员的培训模拟，进行事故预想与事故演习，有效地提高调度人员运用调度自动化系统处理事故的临战能力。

4、自动控制

电网调度自动控制是在运行监视的基础上，对电网的安全与经济运行实施调节或控制。控制信号自上而下发送给厂、所或下级调度。这类控制范围很广，但主要是对断路器及其它发送发变电设备，例如，发电机、调相机、带负荷调压变压器、电力补偿设备等，通过调度人员实现遥控、遥调或自动实现相应的闭环控制或调节。

上述电网调度自动化基本内容是紧密相关的，不论哪一级调度中心都必须以实现电网的全面运行监视为前提，根据各自的特点和需要，积极充实完善，以达到实现电网调度自动化的目的。

7.电网调度自动化的基本功能

1、数据采集与安全监控（SCADA）

它主要包括：通过远动系统实现数据采集；通过计算机系统实现数据处理与存储；通过人机联系系统中的屏幕显示（CRT）与动态调度模拟屏，对电网的运行工况实现在线监视，并具有打印制表、越限报警、模拟量记录、事件顺序记录、事故追忆、画面拷贝、系统自检及远动通道质量监测功能。在实现监视的基础上，通过计算机、远动与人机联系系统，对断路器、发电机组与调相机组、带负荷调压变压器、补偿设施等实现遥控与遥调，以及发送时钟等指令。

2、自动发电控制（AGC）和经济调度控制（EDC）它们是对电网安全经济运行实现闭环控制的重要功能。在对电网频率调整的同时，实现经济调度控制，直接控制到各调频电厂，并计入线损修正，实现对互联电网联络线净功率频率偏移控制；对于非调频厂，则按日负荷曲线运行；对于有条件的电厂还应实现自动电压和无功功率控制（AVC）。

3、安全分析与对策（SA）

在实现网络结构分析和状态估计的条件下进行的实时潮流计算和安全状态分析。电网调度自动化系统由调度主站（调度中心）、厂站端、通信三大部分组成，但按其功能可分为：

1、数据与信息的采集系统：

前置机、远动终端、调制解调器、变送器。

2、数据与信息的处理系统：

主控计算机、外存储器、输入输出设备、计算机信道接口。

3、数据与信息的传输系统：

主站与厂站通信：有线、载波、光纤、短波、微波及卫星地面站。主站与主站通信：有线、光纤、微波及卫星地面站。

4、人机联系系统：

彩色屏幕显示器、打印机、拷贝机、记录仪表、绘图机、调度模拟屏、调度台。

5、监控对象的相关系统：

发电机组的成组自动操作与功率自动调节装置、机炉协调控制器、带负荷调压变压器分接头、电压与电流互感器、断路器的控制与信号回路、继电保护与按全自动装置的出口信号

电网调度自动化系统可靠性的应用研究

回路。

6、不停电电源系统：

交—直流整流器、直—交流逆变器、配套的直流蓄电池组。

7、安全环保系统：

防雷与接地、防火与灭火、防电磁干扰与防静电干扰、防噪声与防震、空调与净化、防盗与防鼠。

8.未来发展趋势

随着计算机技术和信息技术的飞速发展,电力系统自动化将面临着空前的变革。由于我国经济和人们生活用电的逐渐增长,人们对于供电电能质量与可靠性提出了更高的要求,因此,为了满足人们的需求,电力部门发展电力调度自动化是关键性的一步,也是势在必行的。目前,我国电网的运行和管理在某种程度上发生了巨大的改变和飞速的发展。电力调度自动化系统是电力系统正常、稳定运行的最佳手段。因此,为了更好的适应电网发展的各种需求,电力调度自动化系统必须伴随着电网的发展不断地进行完善,这样既能减少电力部门的经济损失,也能有效的保证人们的正常工作、学习和生活。8.1关于电力调度系统自动化的发展方向

电力系统自动化设备在电力系统从小到大的发展历程中扮演了非常重要的角色,近年来,随着社会需求的变化和工业技术、计算机网络技术、以及通信技术的发展,电力系统自动化设备的水平有了质的飞跃,自动化系统在电力系统的安全运行中发挥了极其重要的作用。实现了真正的无人值班也能产生巨大的经济效益。目前数据网络在电力系统中的应用日益广泛,已经成为不可或缺的基础设施,而利用调度自动化系统中应用的不同特点来优化电力调度数据网、建立调度系统的安全防护体系,具有十分重要的意义。电力调度自动化发展趋势主要朝着信息化、标准化、智能化、数字化、网络化、WEB 化、可视化、无线化、市场化、以及高新化等方向迈进,随着我国电力体制改革的深入,当前国内电力系统的需求和应用模式有了很大的改变,从而可以看出电力调度自动化系统的发展方向应集中体现在以下几方面: 1调度系统自动化规模日益增大

电力调度系统自动化的信息量和信息种类都比以往大大增加,调度自动化系统对于系统软件提出了更高的要求,然而在系统规模日益扩大的情况下,系统的稳定性、可靠性等要求不能降低,这就要求电力调度自动化系统在未来的发展中精益求精。

2调度自动化系统之间的交互增强

电力调度自动化控制中心的信息流向从单点单向转变为多点多向,交互也已经转化成了分布式的网络传播,从而体现出对于分布式网络的多级控制中心间的互连依赖大大增强。从而体现新一代的电力调度系统必须具备较强的接入能力。随着自动化系统相关子系统功能的扩展增加,信息交互和共享的需求也大大增强，因此,电力系统调度自动化各个子系统之间的交互方式将日趋网络化、交互内容实时性也越来越高、交互信息日趋标准化。

3调度系统自动化应用的复杂度日益提高 随着电力系统自动化软件实用化的推进，相应地调度自动化应用需求也日益实用化和复杂化。电力系统调度自动化应用的复杂化夹带着具有中国特色的管理性质的内容，从而体现对数据源头要求多样化、数据源的种类多样化以及与相关系统的互连复杂化。

为了满足现代社会对于电能供应所提出的安全、可靠、经济和优质的较高要求，相应地，电力调度系统也不断地向自动化提出更高的要求，使得电力一次系统的迅速发展推动着电力调度自动化系统朝着信息化、数字化、标准化、高新化的方向发展。总之，在未来的电网电力调度自动化应用中将会充分展现出高新数字化的基础，智能化的最终目标以及市场化的电网调度自动化系统可靠性的应用研究

发展趋势，电力系统技术将不断的由低到高、由局部到整体的发展。

9.参考文献

[1]刘洋,罗毅,易秀成,涂光瑜,陈维莉,江伟.变电站综合自动化系统的软件可靠性研究[J].继电器.2006(18)[2]王世香,高仕斌.蒙特卡罗方法在变电站综合自动化可靠性评估中的应用[J].电网技术.2006(05)[3]唐斯庆,张弥,李建设,吴小辰,蒋琨,舒双焰.海南电网“9·26"大面积停电事故的分析与总结[J].电力系统自动化.2006(01)[4]周玉兰,王玉玲,赵曼勇.2004年全国电网继电保护与安全自动装置运行情况[J].电网技术.2005(16)[5]郑圣,赵舫.故障信息处理系统中继电保护装置的可靠性研究[J].继电器.2005(11)[6]沈殿凤,朱正磊.电网安全管理现状及美加停电事件的启示[J].电力安全技术.2005(02)[7]何大愚.一年以后对美加“8.14”大停电事故的反思[J].电网技术.2004(21)

第四篇：电力系统自动化

第一章发电机的自动并列

1并列操作的原因：①随着负荷的波动，电力系统中运行的发电机组台数也要不断变动②当系统发生故

障时要求将备用电机迅速投入电网运行。

2同步发电机组的并列方法分为：准同期并列、自同期并列。

准同期并列：设待并发电机组G已加上了励磁电流，其端电压为∪G，调节发电机组 ∪G 的状态参

数，使之符合并列条件，并将其投入系统的操作，称为准同期并列。

准同期并列的理想条件：FG=FG（频率相等）, UG=UX（电压幅值相等）, e=(相角差为零)3同步发电机组并列时应遵循以下原则：

①并列断路器合闸时，冲击电流应尽可能地小，其瞬时最大值一般不应超过1~2倍的额定电流。②发电机组并入电网后能迅速进入同步运行状态，起暂态过程要短，以减小对电力系统的扰动。4 电压差检测:电压差的检测可直接用UG和UX的幅值进行比较，两电压分别经变压器、整流桥和一个电压

平衡电路检测电压的绝对值，当电压值小于允许值时发出“电压差合格允许合闸”的信号。

5滑差检测：利用比较恒定超前时间电平检测器和恒定超前相角电平检测器的动作次序来实现滑差检测。

第二章 同步发电机励磁自动控制系统

1同步发电机的励磁系统组成：励磁功率单元、励磁调节器

2同步发电机励磁系统的任务：①电压控制 ②控制无功功率的分配 ③提高系统运行的稳定性

④改善电力系统的运行条件⑤实现强行减磁

3同步发电机励磁系统种类：直流励磁机励磁系统，交流励磁机励磁系统，静止励磁系统

4励磁调节器的功能：保证发电机端电压不变，保证发电机间无功电流的合理分配

5励磁调节器基本的控制有测量比较、综合放大及移相触发单元组成第三章

1自动发电控制系统四个基本任务：①使全系统的发电机输出功率和总负荷功率相匹配 ②将电力系统的频率偏差调整控制到零，保持系统频率为额定值 ③控制区域间联络的交换功率与计划值相等，以实现各个区域内有功功率和负荷功率的平衡 ④在区域内各发电厂之间进行负荷的经济分配

2调频器的控制信号有：比例、积分、微分三种形式

第四章

1电力系统的无功功率电源有哪几种：同步发电机、同步调相机及同步电动机、并联电容器、静止无功功

率补偿器、高压输电线路的充电功率

2电力系统电压控制措施：发电机控制调压、控制变压器变比调压、利用无功功率补偿设备调压、利用串

联电容器控制调压。

3AGC的基本功能：①使发电自动跟踪电力系统负荷变化。②响应负荷和发电的随机变化，维持发电频

率为额定值。③在各区域间分配发电功率，维持区域间功率交换为计划值。④对周期性的负荷变化按发电计划调整发电功率。⑤监视和调整备用容量，满足电力系统安全要求。

第五章 电力系统调度自动化

1电力系统调度的主要任务

①保证供电的质量优越②保证系统运行的经济性

③保证系统运行的安全水平④提供强有力的事故处理措施

2RTU的任务：数据采集、数据通信、执行命令、其他功能（当地功能、自动诊断功能）

3远动技术的主要内容是“四遥”------遥测、遥信、遥控、遥调

4SCADA子系统包过：数据采集、数据传输与处理、计算机控制、人机界面及警告处理

5通信规约：为保证通信双方能正确有效地进行数据传输，在通信的发送和接收过程中有一定的规定，以

约束双方进行正确协调的工作，我们将这些规定成为数据传输规程，简称通信规约。

包括：循环式规约、问答式规约

6通信信道：电力载波通信、光纤通信、微波中继通信和卫星通信

7按照系统负荷预测的周期电力系统的负荷预测可分为：超短期、短期、中期、长期负荷预测。8微增率：输入耗量微增量与输出功率微增量的比值

9SCADA采集的数据的缺点：数据不齐全、数据不精确、受干扰时回出现不良数据、数据不和谐

第六章

1能连管理系统（EMS）是以计算机为基础的现代电力系统的综合自动化系统，主要针对发电和输电系统，用于大区级电网的调度中心。根据能量管理系统发展的配电管理系统（DMS）主要针对配电和用户系统，用于10kV以下的电网。

2配电管理系统DMS的通信方案：①主站与主站之间使用单模光纤 ②子站与FTU之间，使用多模光纤

③TTU与电量集抄系统的数据转发。

3配电网自动化系统远方终端有：①馈线远方终端 ②配电变压器远方终端 ③变电所内的远方终端。4远程自动抄表系统构成：具有自动抄表功能的电能表、抄表集中器、抄表交换机、中央信息处理机。5远程自动抄表系统的典型方案：①总线式抄表系统 ②三级网络的远程自动抄表系统③采用无线电台的远程自动抄表系统

第七章

1变电所综合自动化系统的基本功能：①监控子系统 ②微机保护子系统 ③电压、无功综合控制子系统

④低频减负荷及备用电源自投控制子系统 ⑤通信子系统。

2变电所综合自动化的结构形式：集中式、分散集中式、分散与集中相结合式、全分散式

第五篇：广东电力系统调度自动化管理规定

广东电力系统调度自动化管理规定

广东电网公司

2005年4月

目录 2 3 总则...............................................................................................................................................................1 管理体系........................................................................................................................................................1 职责划分........................................................................................................................................................1 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 4

4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 4.8 4.9 4.10 4.11 5

5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 6

6.1 6.2 6.3 7

7.1 7.2 7.3 8 9 集团公司生产技术部职责...........................................................................................................1 中调自动化部职责.......................................................................................................................1 地区供电分公司调度自动化管理机构或专责的职责...............................................................2 县级供电分公司调度自动化管理机构的职责...........................................................................3 并网发电企业调度自动化运行维护机构或专责职责...............................................................3 通信中心职责...............................................................................................................................3 运行管理体系...............................................................................................................................4 运行维护.......................................................................................................................................4 值班制度.......................................................................................................................................4 设备检修及停退役管理...............................................................................................................5 设备缺陷管理...............................................................................................................................5 系统及设备的运行统计、分析和考核.......................................................................................5 事故及障碍评定...........................................................................................................................5 备品备件管理...............................................................................................................................6 运行设备图纸资料.......................................................................................................................6 传输通道.......................................................................................................................................6 与相关专业的设备维护职责划分...............................................................................................6 发展规划.......................................................................................................................................7 基建项目管理...............................................................................................................................7 技改项目管理...............................................................................................................................7 设备质量管理...............................................................................................................................8 检验管理.......................................................................................................................................8 信息要求.......................................................................................................................................9 实时信息交换和共享原则...........................................................................................................9 实时信息维护管理.......................................................................................................................9 自动发电控制设备管理原则.......................................................................................................9 自动发电控制设备测试验收.....................................................................................................10 自动发电控制运行管理.............................................................................................................10 运行管理........................................................................................................................................................4

专业管理........................................................................................................................................................7

信息管理........................................................................................................................................................9

自动发电控制（AGC）管理..........................................................................................................................9

安全管理......................................................................................................................................................10 技术培训与考核..........................................................................................................................................11 附则 11

广东电力系统调度自动化管理规定

1.1 总则

电网调度自动化系统是确保电网安全、优质、经济运行，提高电网调度管理水平的重要手段。为规范广东电力系统调度自动化管理，根据《中国南方电网调度自动化管理暂行规定》、《广东电力系统调度规程》及国家有关调度自动化专业管理规定，特制定本规定。

1.2 电网调度自动化系统是指直接为电力调度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。调度自动化系统由调度自动化主站端、变电站自动化、发电厂电网调度自动化、传输通道以及相关设备组成。

1.3 本规定适用于广东电网。广东电网各级调度机构和发、输、变、供电单位以及在广东电网从事调度自动化的科研、设计、施工、制造等单位，均应遵守本规定。

2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 管理体系

广东电网调度自动化专业遵循统一领导、分级管理，下级服从上级的原则。

集团公司生产技术部负责对全省调度自动化专业实行监督管理，并负责对全省变电站自动化、配网自动化的专业管理。

广东省电力调度中心（以下简称中调）设调度自动化专业管理机构，负责对全省调度自动化主站端和发电厂电网调度自动化的专业管理。

地区和县级供电分公司应设相应的调度自动化专业管理机构，负责所辖电网调度自动化的专业管理。与广东电网并网的发电企业，应专设调度自动化设备管理人员（专责），负责厂内电网调度自动化设备的运行维护管理。

总调自动化处、中调自动化部、供电分公司或发电企业的调度自动化管理机构或专责，在专业管理上依次为上下级关系，下级接受上级的业务领导。各级调度自动化管理机构或专责，应相互配合、紧密合作。3.1

3.1.1 3.1.2 3.1.3 3.1.4 3.1.5 3.1.6 3.1.7 3.1.8 职责划分

集团公司生产技术部职责

负责组织制定全省调度自动化重大技术政策，贯彻执行上级颁发的各项规程、规定、标准和导则等文件，组织编制变电站自动化、配网自动化的技术标准、规程规范、设备及运行管理制度并监督执行。负责全省变电站自动化及配网自动化的专业管理和技术监督。

负责组织全省调度自动化设备改造项目的立项、设计审查、设备选型、工程实施和验收等全过程规范化管理。

负责组织制定全省调度自动化系统技术改造项目的技术改造原则和建设标准。负责组织制定全省调度自动化系统发展与改造计划。

组织变电站自动化事故及严重故障的技术分析及试验工作，制定反事故措施，并监督实施。审核全省调度自动化工作计划和工作总结。

参与基建项目工程中调度自动化的设计审查、招投标、验收等各阶段工作。

3.2

3.2.1 3.2.2 3.2.3 中调自动化部职责

负责全省调度自动化主站端和统调发电厂电网调度自动化的专业管理和技术监督。负责地调调度自动化主站端和调度管辖范围内发电厂、变电站调度自动化的运行监督管理。贯彻执行上级颁发的各项规程、规定、标准和导则等文件，负责落实南方电网总调制定的各项规程规定。

广东电力系统调度自动化管理规定

3.2.4 3.2.5 3.2.6 3.2.7 3.2.8 3.2.9 组织制定全省调度自动化主站端的技术标准、规程规范、管理制度并监督执行。负责中调调度自动化主站端的运行管理。

负责审核管辖范围内调度自动化设备计划或临时检修方案、停复役和变更方案。负责管辖范围内调度自动化运行情况的统计、分析、评价和考核，并按规定上报、下发。组织调度自动化主站端事故及严重故障的技术分析及试验工作，制定反事故措施，并监督实施。组织地区调度自动化系统实用化验收和复查工作。

3.2.10 组织基建、技改项目工程中调度自动化主站端的验收测试工作。

3.2.11 组织制定全省调度自动化专业工作计划，编写工作总结，召开全省调度自动化工作会议。

3.2.12 组织全省调度自动化专业技术人员的经验交流、培训等工作。

3.2.13 组织调度自动化主站端新技术、新产品的研究、测试、验收、推广和应用工作。

3.2.14 组织制定管辖范围内调度自动化的信息和网络安全管理策略及工作流程，提出安全管理的指导性意见和建议。

3.2.15 参与制定全省调度自动化系统技术改造项目的技术改造原则和建设标准。3.2.16 参与制定全省调度自动化系统发展与改造计划。3.2.17 参与调度管辖范围内无人值班变电站的验收工作。3.2.18 参与变电站自动化和配网自动化的专业管理和技术监督。

3.2.19 负责监督调度管辖范围内新建、扩建工程中厂站调度自动化设备的建设与厂站一次设备同步设计、同步施工、同步验收、同步投入运行。

3.2.20 参与新建、扩建、改造项目工程中调度自动化部分的项目审查、设计审查、设备选型、招投标、验收等各阶段工作。

3.2.21 执行上级调度自动化管理机构交办的其他专业工作。

3.3

3.3.1 3.3.2 3.3.3 地区供电分公司调度自动化管理机构或专责的职责

负责本地区及所属县级调度自动化的专业管理、运行管理和技术监督。负责地调调度自动化主站端运行维护。

贯彻执行上级颁发的各项规程、规定、标准和导则等文件，编制各类调度自动化设备的现场运行规程、标准、规定和实施细则并贯彻执行；向电气值班人员和站内自动化人员介绍调度自动化设备正常使用的业务知识。

3.3.4 3.3.5 3.3.6 3.3.7 3.3.8 3.3.9 负责审核管辖范围内调度自动化设备计划或临时检修方案、停复役和变更方案。

组织管辖范围内调度自动化系统事故及严重故障的技术分析及试验工作，制定反事故措施，并监督实施。

负责管辖范围内调度自动化运行情况的统计、分析、考核，并按规定上报、下发。组织实施县级调度自动化系统实用化验收工作。

组织制定地区调度自动化专业工作计划，编写工作总结，并按规定上报、下发。组织管辖范围内调度自动化专业技术人员的经验交流、培训等工作。和建议。3.3.10 组织制定管辖范围内调度自动化的信息和网络安全管理策略及工作流程，提出安全管理的指导性意见3.3.11 负责监督调度管辖范围内新建、扩建工程中厂站调度自动化设备的建设与厂站一次设备同步设计、同步施工、同步验收、同步投入运行。

3.3.12 参与新建、扩建、改造项目工程中调度自动化部分的项目审查、设计审查、设备选型、招投标、验收等各阶段工作。

3.3.13 参与调度管辖范围内无人值班变电站的验收工作。

广东电力系统调度自动化管理规定

3.3.14 参与管辖范围内调度自动化的规划工作。

3.3.15 执行上级调度自动化管理机构交办的其他专业工作。

3.4

3.4.1 3.4.2 3.4.3 县级供电分公司调度自动化管理机构的职责

负责县调调度自动化主站端运行维护。负责所辖变电站调度自动化运行管理。

贯彻执行上级颁发的各项规程、规定、标准和导则等文件，编制各类调度自动化设备的现场运行规程、标准、规定和实施细则并贯彻执行；向电气值班人员和站内自动化人员介绍调度自动化设备正常使用的业务知识。

3.4.4 3.4.5 3.4.6 3.4.7 3.4.8 3.4.9 负责审核管辖范围内调度自动化设备计划或临时检修方案、停复役和变更方案。

组织管辖范围内调度自动化系统事故及严重故障的技术分析及试验工作，制定反事故措施，并监督实施。

负责管辖范围内调度自动化运行情况的统计、分析、评价和考核，并按规定上报、下发。

组织制定管辖范围内调度自动化的信息和网络安全管理策略及工作流程，提出安全管理的指导性意见和建议。

负责监督调度管辖范围内新建、扩建工程中厂站调度自动化设备的建设与厂站一次设备同步设计、同步施工、同步验收、同步投入运行。

参与新建、扩建、改造项目工程中调度自动化部分的项目审查、设计审查、招投标、验收等各阶段工作。

3.4.10 参与调度管辖范围内无人值班变电站的验收工作。3.4.11 参与管辖范围内调度自动化的规划工作。

3.4.12 执行上级调度自动化管理机构交办的其他专业工作。

3.5

3.5.1 3.5.2 3.5.3 3.5.4 3.5.5 3.5.6 3.5.7 3.5.8 3.5.9 并网发电企业调度自动化运行维护机构或专责职责

执行国家、电力行业和中调颁发的各项规程、规定等。

负责发电厂调度自动化设备的运行维护工作，并按计划进行调度自动化设备的检验。负责调度自动化设备运行统计分析工作并按时上报。

编制并向所属调度自动化专业管理机构上报发电厂与调度自动化有关的技改工程计划，并按审核意见组织实施。

提出设备计划检修或临时检修申请并负责实施。编制调度自动化设备的现场运行规程并贯彻执行。负责或参加调度自动化设备的安装、调试和验收。负责发电厂内调度自动化设备的安全防护工作。负责发电厂侧自动发电控制系统现场调试和验收。

3.5.10 按照所属调度自动化专业管理机构的要求组织技术实施改造。

3.6

3.6.1 3.6.2 3.6.3 通信中心职责

负责调度自动化系统通道的建设，满足调度自动化系统应用及发展需求。负责调度自动化系统通道的运行维护管理。负责调度自动化系统通道的故障及缺陷处理。

广东电力系统调度自动化管理规定 4.1

4.1.1 4.1.2 4.1.3 4.1.4 4.1.5 4.1.6 运行管理 运行管理体系

调度自动化设备的运行管理实行统一调度、分级管理。

主站端运行维护单位应设运行值班人员，负责主站系统及设备的运行维护管理工作。

子站端运行维护单位应设专责人员，负责子站系统及设备的运行维护管理和故障处理工作，配合主站端进行检测、调试和故障排查。

投入运行的调度自动化设备应明确专责维护人员，建立完善的岗位责任制。

运行维护单位应建立调度自动化设备帐（卡）、运行日志和设备缺陷、测试记录。每月做好运行统计分析，按时向上级调度自动化管理机构上报所辖调度自动化系统及设备的运行情况。

中调自动化部设置专责自动发电控制管理员，负责AGC软件的调试、运行维护管理及统计分析等工作，定期检查、分析主站AGC软件运行的稳定性和发电厂AGC功能的运行情况，发现问题及时处理，并作详细记录。

4.2

4.2.1 4.2.2 4.2.3 运行维护

各级调度自动化运行管理部门负责本调度端调度自动化设备的运行维护；子站端调度自动化设备的运行维护由设备所在地的生产运行单位负责。

各级调度自动化管理机构和发电厂、变电站调度自动化设备运行管理单位应制定相应的运行维护制度，保证设备的正常运行及信息的正确性和完整性。

运行维护人员对所辖的运行设备的正常运行负有直接责任，必须经常监视设备的运行状况，定期对自动化系统或设备进行巡视、检查、测试和记录，发现异常或故障，立即处理，并将故障处理情况及时上报运行管理机构自动化值班人员。事后应详细记录故障现象、原因及处理过程，严重故障应写出分析报告并报上级调度自动化管理部门备案。

4.2.4 运行维护人员在进行可能影响调度自动化设备正常运行或数据准确性的维护或测试工作前，应事先征得调度自动化值班人员同意方可进行。调度自动化值班人员在同意进行该类工作前，应征得当值调度员同意，并有责任组织各方做好相应的信息替代措施。

4.2.5 4.2.6 4.2.7 未经上级调度自动化运行管理机构的同意，不得在调度自动化子站端设备及其二次回路上工作和操作，但按规定由运行人员操作的开关、按钮及保险器等不在此限。

在调度自动化主站系统及设备上工作，如果可能影响上级调度自动化系统运行和信息准确的，必须经过上级调度自动化运行管理机构的同意方可进行。

为保证调度自动化系统的正常维修，及时排除故障，调度自动化运行维护机构应配备交通工具和通讯工具。厂、站端应视需要配备调度自动化专用仪器、仪表、工具和足够的备品、备件。

4.3

4.3.1 4.3.2 值班制度

调度自动化机构应建立自动化系统运行值班制度。

调度自动化系统主站端宜实行24小时现场值班。可靠性高，且具有完善的故障报警功能的系统，经本调度机构负责人批准，可不实行24小时现场值班，但值班人员必须配置通讯工具，并将电话号码上报给上级调度自动化运行管理部门。调度机构应建立相应的制度，在无现场值班人员的情况下，系统一旦出现异常，保证值班人员及时到达现场处理。

4.3.3 运行维护单位应加强子站端调度自动化设备的运行维护工作，在设备发生故障时，运行维护人员应及时处理，影响上级调度自动化系统的，应主动向上级调度自动化管理机构报告。故障发生至开始处理一般不超过40分钟。

广东电力系统调度自动化管理规定

4.3.4 4.3.5 值班人员在调度自动化系统或设备异常或信息有误时，应立即处理并做好运行维护记录。建立完善的交接班制度。在处理事故、进行重要测试或操作时，不得进行交接班。

4.4

4.4.1 设备检修及停退役管理

计划检修应至少在2个工作日前向相关单位（部门）提出书面申请，并按以下规定办理，获批准后方可实施。

a.仅影响本级调度自动化系统的计划检修工作（包括主站端和厂站端），应办理相关专业的会签手续，报本级调度自动化分管领导批准。

b.影响上级调度自动化系统的计划检修工作（包括主站端和厂站端），除向本级调度机构申请外，还应向上级调度自动化运行管理机构提出申请，接受申请的调度自动化部门应办理相关专业的会签手续后方可批复。

4.4.2 调度自动化设备的临时检修应在工作前通知主管该设备的调度自动化值班人员，并填写调度自动化设备停运申请单，经许可并通知受影响的相关调度自动化值班人员后实施。情况紧急时，可先进行处理，然后报告。

4.4.3 检修工作开始前，检修人员应与主管该设备的调度自动化值班员联系。设备恢复运行后，应及时通知批准停役的调度自动化值班员，并记录和报告设备退出运行的原因、时间及处理经过等，取得认可后方可离开现场。

4.4.4 厂站一次设备退出运行或处于备用、检修状态时，调度自动化设备不得停电或退出运行，不得影响其它运行中的一次设备的遥信、遥测功能，确因检修工作需要停电或退出运行时，需提前2个工作日按规定办理设备停运申请。

4.4.5 影响上级调度自动化系统运行的新设备投入、旧设备退出运行，应事先由设备维护单位向上级调度自动化运行管理机构提出书面申请，经批准后方可进行。同时服务多个主站的设备，应经有关调度自动化机构协商后决定。

4.5

4.5.1 4.5.2 4.5.3 设备缺陷管理

各级调度自动化管理机构要建立调度自动化设备缺陷管理制度。对设备缺陷进行评级和分类，及时发现和处理设备缺陷，保证设备完好。

设备维护单位应组织专业人员在工作标准规定的时间内消除设备缺陷。如确因设备情况特殊，无法在规定时间内完成消缺，如果缺陷影响上级调度的，应向上级调度自动化管理机构报告。设备维护人员应详细记录设备缺陷情况，并对处理结果进行分析和总结。

4.6

4.6.1 4.6.2 系统及设备的运行统计、分析和考核

对运行中设备的运行记录要按月统计分析，按规定逐级上报。调度自动化运行维护单位负责其调度自动化系统及设备的运行统计、分析，按月编制报表，上报主管的调度自动化部门。

分公司调度自动化管理部门负责对所辖厂站、县级调度自动化系统的运行情况进行汇总、分析和考核，并于每月第5个工作日前将上月报表按要求上报中调自动化部并向所辖厂站和县级调度自动化运行管理部门通报。

4.6.3 中调自动化部负责组织制定全省调度自动化系统运行评价考核体系，按月汇总、统计、分析全省调度自动化系统的运行情况，并于每月第8个工作日前对运行考核情况进行通报。

4.7

4.7.1 事故及障碍评定

由于调度自动化系统原因使电网发生《电业生产事故调查规程》中所列事故（障碍）者，按该规程处理。

广东电力系统调度自动化管理规定

4.7.2 调度自动化主站端设备及其辅助设备故障导致自动化系统主要功能失效，单机系统连续失效时间超过20小时者，定为设备异常；超过36小时者，定为设备障碍。双机或多机系统及整个数据网络连续失效时间超过1小时者，定为设备异常，超过2小时者，定为设备障碍。

4.7.3 子站端调度自动化设备主要功能连续故障停止运行时间超过24小时者，定为设备异常；连续故障停止运行时间超过48小时者，定为设备障碍。故障停止运行时间指从设备故障时算起，到故障消除、恢复使用时止。

4.8

4.8.1 4.8.2 4.8.3 备品备件管理

各级调度自动化运行维护单位负责其调度自动化设备的备品备件的计划编制、购买和管理，根据有关规定以及设备的运行情况，储备必要的备品备件。

备品备件应有专人管理，建卡登帐，备品备件的存储环境应符合制造厂规定的条件。备品备件应定期检测，保证其完好和可用性。

4.9

4.9.1 运行设备图纸资料

正式运行调度自动化设备应具有下列图纸资料： a.5.2.9款所列的资料。

b.试制或改进的调度自动化设备应有经批准的试制报告或设备改进报告。c.各类设备运行记录。d.设备故障处理记录。

e.相关机构间使用的变更通知和整定通知单。

4.9.2 4.9.3 现场设备因技术改造等原因发生变动，必须及时对有关图纸资料予以修改、补充、并按规定办理有关手续后入档。

运行资料、光和磁记录介质等应由专人管理，应保持齐全、准确，要建立技术资料目录及借阅制度。

4.10

4.10.1 4.10.2 传输通道

发电厂、变电站基建竣工提出投运申请时，必须保证至少提前十个工作日开通调度自动化通道。必须保证数据传输通道畅通无阻。通信人员需要中断调度自动化系统通道进行检修测试时，应书面通知调度自动化维护人员，转用备用通道，获同意后方可进行。对不具备双通道的，应征得调度自动化主站端运行管理机构和调度部门的同意后方能执行。如果通道中断影响向上一级调度自动化系统传送数据，还应征得上一级调度自动化管理部门的同意。

4.10.3 数据传输通道由通信运行机构按照通信电路的有关规定进行维护、管理、统计和故障评价，在调度自动化系统运行指标中应列入此项统计数字。当调度自动化通信发生异常时，应及时通知设备所属通信运行部门处理，并配合通信人员处理故障。

4.10.4 4.10.5 调度自动化新设备投入运行前或旧设备永久退出运行，应及时书面通知通信部门以便安排接入或退出相应的通道。

为保证实时信息的可靠传输，应定期测试数据传输通道的比特差错率。测试中，比特差错率越出极限值，应会同通信人员及时进行处理，以满足数据传输的要求。

4.11

4.11.1 与相关专业的设备维护职责划分

与通讯专业的界面 a.通过变电站控制室通信接口配线柜（提供ODF、DDF、VDF、以太网口等通信接口）连接的调度自动化通道，分界点为通信接口配线架的出口侧。通信接口配线柜及其通信出口，由通信部门维护，通信接口配线架出口至调度自动化设备的电缆、转换设备等由调度自动化部门维护。

广东电力系统调度自动化管理规定

b.通过变电站通信机房配线架或通信设备连接的调度自动化通道，由各分公司根据实际情况参照《中国南方电网调度自动化管理暂行规定》5.6.1的规定执行。

4.11.2 调度自动化专业与二次专业的维护管理责任原则上按以下界面划分： a.遥信转接屏及变送器盘与二次回路接口电缆，分界点为端子排。端子排至远动设备的电缆，由调度自动化维护人员负责维护管理；端子排至二次设备的电缆（含端子排），由二次设备维护人员负责维护管理。

b.综合自动化系统的维护职责划分，由所属自动化运行维护单位根据人员岗位职责确定。5.1

5.1.1 5.1.2 5.1.3 专业管理 发展规划

各级调度自动化管理机构，必须参与调度自动化发展规划工作。

调度自动化发展规划要坚持技术先进、适度超前的原则，为广东电网安全、可靠、经济运行提供现代化的技术支持手段。

按照统一目标、分级编制的原则，下级单位编制的调度自动化发展规划应提交上级单位审查。

5.2

5.2.1 5.2.2 5.2.3 5.2.4 5.2.5 5.2.6 基建项目管理

调度自动化设备的新建、扩建方案，应送调度自动化管理部门审查。

选用的调度自动化系统或设备，必须先进成熟，满足5.4款规定的技术条件，并有良好的运行记录和评价。

厂站端调度自动化设备应随一次系统同步设计、同步施工、同步验收、同步投运。

发电厂、变电站基建竣工提出投运申请时，必须保证至少提前七个工作日按设计开通调度自动化通道，经测试其通道质量应达到有关技术标准。

厂站端调度自动化设备接入系统与主站联调前，必须使用模拟测试设备进行严格测试，提交详细的测试报告作为验收的重要内容。

项目建设管理单位应于新设备启动前2个月，向相应的调度机构报送相关技术资料： a.c.设计资料(原理图、安装图、技术说明书、远动信息参数表、设备和电缆清册等)。

工程资料（合同中的技术规范书、设计联络和工程协调会议纪要、现场施工调试方案等）。b.设备技术资料(设备和软件的技术说明书、操作手册、设备合格证明、质量检测证明等)。

5.2.7 5.2.8 5.2.9 项目启动投产前，项目建设单位应组织调度自动化系统验收，由调度自动化运行管理单位按照相关规范主持验收测试。

新调度自动化设备投运前，由工程项目管理单位协调生产运行单位提前3个工作日向主管调度自动化管理机构提出投运申请。调度自动化管理机构按调管范围审批。

调度自动化设备转入正式运行应具备完整的技术资料，并由专人负责管理： a.c.e.设计单位提供的设计资料;设备投入试运行和正式运行的上级部门书面批准文件。

软件资料，如程序框图、文本及说明书、软件介质及软件维护记录簿。b.符合实际情况的现场安装接线图、原理图和现场调试、测试纪录。d.设备的专用检验规程。

5.3

5.3.1 技改项目管理

调度自动化技术改造坚持以技术进步为前提，不允许采用不合格产品、已淘汰或即将淘汰产品。

广东电力系统调度自动化管理规定

5.3.2 5.3.3 5.3.4 调度自动化技术改造项目由集团公司生产技术部负责组织立项审查、技术方案审查和验收等全过程管理，中调、分公司调度自动化管理机构必须参与上述各阶段工作。

技术改造后的设备和软件应经过3至6个月的试运行，验收合格后方可正式投入运行。应满足5.2.5～5.2.9款的要求。

5.4

5.4.1 设备质量管理

除进行新技术、新产品试验外，需进入广东电网的新技术、新种类、新型号的自动化系统设备，应具备以下入网技术条件：

a.满足国际、国家或行业标准的技术要求。

b.具备有资质的质量检验机构颁发的质量检验合格证书。c.通过国家或行业有关机构组织的技术鉴定。d.满足广东电网有关技术标准要求。

5.4.2 5.4.3 需要进入广东电网的调度自动化系统设备，须经过入网技术审核，不能通过入网技术审核的产品，不能在广东电网中运行。

调度自动化新设备、新技术管理按照广东电网公司相关管理办法执行。

5.5

5.5.1 检验管理

调度自动化设备应按照相应检验规程或技术规定进行检验工作，设备的检验分为三种： a.新安装设备的验收检验。b.运行中设备的定期检验。c.运行中设备的补充检验。

5.5.2 5.5.3 5.5.4 5.5.5 5.5.6 各类电工测量变送器和仪表、交流采样测控装置、是保证自动化系统遥测准确度的重要设备，必须严格执行有关规程，并按有关的检验规定进行检定。

变送器的运行应纳入计量仪表监督，变送器的校验应纳入计量仪表范畴。

运行中设备的定期检验分为全部和部分检验，其检验周期和检验内容应根据各设备的要求和实际运行状况在相应的现场专用规程中规定。

设备经过改进后或运行中出现故障或异常修复后必须进行补充检验。

某些与一次设备相关的自动化设备(如变送器、交流采样装置、远动装置、计算机监控系统相关设备、电气遥控和AGC遥调回路、电能量远方终端等)的检验时间应尽可能结合一次设备的检修进行，并配合一次设备的检修，检查相应的测量回路和测量准确度、信号电缆及接线端子、并做遥信和遥控的联动试验。

5.5.7 自动化设备检验应由设备的专责人负责现场组织。检验人员应具备相应的资质。检验前应作充分准备，如图纸资料、备品备件、测试仪器、测试记录、检修工具等均应齐备，明确检验的内容和要求，在批准的时间内保质保量地完成检验工作。

5.5.8 5.5.9 在对运行中设备进行检验工作时，必须遵守《电业安全工作规程》和专用检验规程的有关规定，确保人身、设备的安全以及设备的检验质量。

设备经检验合格并确认内部和外部接线均已恢复后方可投运，并通知有关人员。要及时整理记录，写出检验技术报告，修改有关图纸资料，使其与设备的实际相符，并上报相关的调度自动化运行管理部门备案。

5.5.10 5.5.11 各类仪表、仪器和测试设备应有专人管理，使其处于良好状态。要建立记录卡或记录簿，将检修校验及相应资质的计量机构校验的结果登记备查。

各类仪表、仪器和测试设备，应按量值传递标准，按周期进行校验。各发电、供电、基建等单位与调度自动化有关的最高等级的标准仪表，应按规定定期送相应资质的计量机构进行校验。

广东电力系统调度自动化管理规定 6.1

6.1.1 6.1.2 6.1.3 信息管理 信息要求

调度自动化系统直接采集的实时数据的范围应覆盖其调度管辖范围，并包括与其调管范围紧密相关的调管范围以外设备的实时数据。信息应附带质量标志等必要的属性。

系统信息应有必要的冗余度，保证系统有足够的坏数据辨识能力，以保证信息的完整、及时和准确。

6.2

6.2.1 6.2.2 6.2.3 实时信息交换和共享原则

由两个及以上调度机构共同调管的厂站，应同时向相应的调度机构自动化系统直接传送数据。厂站监控系统和各调度自动化系统采集的信息，其数值和状态应保持一致。

网内各调度机构之间实时信息共享。下级调度自动化系统应根据上级调度的需要向上级调度自动化系统传送指定的信息。下级调度机构可向上级调度机构申请获取需要的信息。

中调自动化部负责所辖电网实时信息的汇总和各地调之间的实时信息交换管理，分公司调度自动化管理部门负责其调管范围内实时信息的汇总和交换管理。

6.3

6.3.1 6.3.2 6.3.3 6.3.4 6.3.5 6.3.6 实时信息维护管理

按照分级负责原则，厂站自动化运行维护机构对其送出的数据的准确性负责，网内各自动化管理机构对其自动化系统送出的数据的准确性负责。

各级自动化管理机构按照管辖范围负责实时信息的日常维护工作，按照工作标准的规定，定期与上级调度自动化部门核对实时信息的正确性。

信息必须保持准确。对实时信息采取抽查和定期核对方式进行统计考核。各级调度自动化管理机构按照管辖范围负责实时信息的安全管理，确保信息安全。

向南方电网调度系统以外的单位转发电网实时信息，应按信息管理的有关规定，由调度机构的上级主管部门审批。

参数是调度自动化系统正常运行的重要因素，调度自动化系统使用的参数必须按设备技术规范及有关专业的管理规定整定及测试，设备投运前应上报有关调度自动化管理机构，参数变更必须预先通知使用方。7.1

7.1.1 7.1.2 7.1.3 7.1.4 7.1.5 7.1.6 自动发电控制（AGC）管理 自动发电控制设备管理原则

单机容量在200MW及以上的火电厂以及有调频、调峰任务的水电厂，必须具备AGC功能。上网电厂必须按并网调度协议要求，负责其AGC相关调度自动化设备的日常运行维护，保证可用率和性能指标满足要求。

中调自动化部负责主站AGC系统的日常维护管理及统调电厂AGC相关调度自动化设备的专业管理。中调市场交易部负责在全网的AGC总体控制策略下，确定其网内的AGC控制策略，提出电网相关参数。

中调调度部负责按调度规程（规定）指挥AGC的运行和控制模式的更改。调度自动化系统主站与AGC电厂间的传输通道应冗余配置。

广东电力系统调度自动化管理规定

7.2

7.2.1 7.2.2 7.2.3 7.2.4 自动发电控制设备测试验收

建设单位、电厂运行单位负责组织AGC设备的现场测试验收工作。

中调自动化部负责配合统调电厂AGC新建、改建设备投运前的接入调度自动化系统的功能测试验收。电厂新建、改建AGC设备在验收前，建设单位或电厂运行单位应向主管调度机构提交技术资料、试验方案和试验申请。

调度机构负责审批AGC试验申请，根据电网实际情况安排相关试验，并根据试验结果审批是否具备投入运行的条件。

7.3

7.3.1 7.3.2 7.3.3 7.3.4 7.3.5 自动发电控制运行管理

自动发电控制设备的运行必须遵照有关调度规程（规定），按调度指令进行投入、退出操作和控制模式的更改。

中调自动发电控制方式（FFC/FTC/TBC）及其相关控制考核参数，由南网总调统一规定执行。中调自动化部负责定期统计分析AGC系统投入率及AGC性能控制指标，汇总或统计所辖机组AGC的运行情况及响应性能，研究总结运行经验并提出改进措施，并按规定进行通报。

调度端自动化值班人员应重视对AGC运行情况的监视，一旦发现AGC功能异常和相关的信息异常，应及时通知调度值班员采取相应措施，并立即进行故障处理。

凡具备AGC功能的电厂，均应保证AGC功能的正常可用，电厂不得无故更改机组出力的最大、最小限值、调功速率以及其它影响AGC调节性能的参数，当需要更改时必须向上级当值调度员汇报原因及修改值，上级调度员以调度命令的形式下达修改。

8.1 8.2 8.3 8.4 8.5 安全管理

调度自动化系统安全防护是涉及面广且技术复杂的系统工程，其实施应遵循“统一领导、分级管理、总体设计、分步实施，远近结合、突出重点”的总原则。

调度自动化系统必须设专责系统管理员，负责系统资源管理与调配、系统的密码管理、操作人员及控制台的权限管理等。

各级调度自动化管理机构必须建立日常的安全管理制度，如：机房安全制度，系统维护、备份、应急管理制度，安全防护岗位职责，安全评估制度，安全培训制度等。

调度自动化系统安全防护实施方案，需经上级调度自动化管理机构审查批准后方可组织实施，方案实施完成后须通过上级调度自动化管理机构组织的验收。

各级网络管理中心应正确制定网络边界的安全策略、建立安全管理的规章制度、严格审定应用系统接入的安全要求、定期进行安全审查，防止各安全区域的纵向交叉，为应用系统提供高可信度的网络平台。

8.6 调度自动化运行维护单位应编制各关键业务系统及关键设备的故障处理预案，准备好故障恢复所需备份，妥善保存，并经常进行预演。一旦发现安全故障应及时向上级调度自动化管理机构及有关部门报告，做好分析、处理工作并做好相关记录。对于危及系统安全的故障，要及时通知各相关单位，迅速采取隔离或阻断措施，防止安全事故扩大和扩散。

8.7 8.8 加强安全审计管理，对与安全有关的所有操作人员和维护人员的操作以及系统信息进行记录。发现系统安全漏洞以及内部人员违规操作，应立即采取相应措施。

要定期对已投运系统进行安全风险分析，及时发现关键系统的安全漏洞并进行安全加固；要不断完善安全检测手段、快速响应机制、防护措施和安全策略，将调度自动化系统安全防护作为电力安全生产的重要内容，逐步提高全调度系统的安全水平。

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8.9 对调度自动化系统安全相关的规划设计、项目审查、工程实施、系统接入、目常运行等环节要加强安全管理。耍注意对防护方案、实施方案、安全评估报告等重要文件和其中的关键技术及关键数据进行保密。

9.1 9.2 技术培训与考核

电网调度自动化专业人员应具有大专及以上文化水平或具有相应专业技术水平，并保持相对稳定，对调度自动化专业人员要加强岗位培训和专业知识培训。

运行值班人员必须经过专业培训及考试合格方可上岗。脱离岗位半年以上者，上岗前应重新进行考核。新型设备投入运行前，必须对该设备的运行值班人员和专责维护人员进行技术培训和技术考核。

10.1 10.2 10.3 附则

本规定由广东省电力调度中心负责解释并协调解决执行过程中遇到的问题。

各供电分公司、电厂应根据本规定，结合各自的实际情况，制定本单位的调度自动化管理规定。本规定自发布之日起执行。