县级电网调度自动化主站系统现场标准化作业文本的编制及应用

第一篇：县级电网调度自动化主站系统现场标准化作业文本的编制及应用

县级电网调度自动化主站系统现场标准化作业文本的编制及应用

摘要：通过电网调度自动化主站系统现场标准化作业文本的编制及应用，对局电网调度自动化主站系统的典型作业流程进行了梳理和优化，促进了工作流程的规范化和标准化，在提高电网调度自动化主站系统的工作质量和效率方面发挥了积极作用。

关键词：电网调度自动化系统；现场标准化作业；主站；县级供电企业

现场标准化作业是按照企业安全生产的客观规律与要求，以现场安全生产、技术和质量活动的全过程及其要素为主要内容，制定和贯彻标准作业程序的一种全员参与的有组织活动[1]。国家电网公司从2004年9月以《国家电网公司现场标准化作业指导书编制导则（试行）》（国家电网生[2004]503号）[2]的印发为标志，在公司生产系统内开展了全面深入的现场标准化作业工作，通过几年的实践和有益探索，在“规范现场工作人员的作业行为、提升现场工作人员的业务水平和保证输变电设备的检修质量”[1]等方面取得了一定的成效。

目前，现场标准化作业工作主要集中在变电检修和10kV配电线路等专业，在电网调度自动化厂站端也有所涉及，如浙江省电力公司的变电检修现场标准化作业指导书（监控部分）（Q/ZDJ 39.1～39.40-2005）[3]，但在电网调度自动化主站系统尚无相关的现场标准化作业指导书。2009年10月，浙江电力调度通信中心下发了有关文件[4]，要求建立和完善电网调度自动化主站系统的安装、调试、运行、检修等工作的工作票制度和操作票制度。

智能电网调度技术支持系统是实现调度业务一体化运作的基础。目前，县级供电企业的电网调度自动化主站系统一般包含SCADA系统、AVC系统等多个系统，并在集控站等处设置工作站。在变电所投产等工程中，系统维护的作业量较大、作业比较繁琐且时间跨度较大，因此有必要对相关作业流程进行梳理和优化，对工作内容加以细化、提高可操作性，促进工作流程的规范化、标准化，提

高工作质量和效率。县级电网调度自动化主站系统作业文本体系

在《国家电网公司深入开展现场标准化作业工作指导意见》（国家电网生[2009]190号）[1]中指出，“工作票、操作票、现场作业指导书、作业卡（包括多班组作业控制卡、班组作业控制卡、工序质量控制卡、巡视卡等）、现场数据记录等都是现场执行的作业文本（简称‘作业文本’），是现场标准化作业的表现形式”，“作业文本可以采用‘两票’与现场作业指导书、作业卡的任何一种组合形式”。为进一步规范电网调度自动化主站系统的安装、调试、运行、检修等相关工作，提高电网调度自动化主站系统的规范化管理水平，根据文献[4]的有关精神，结合县级供电企业的工作实际，我们采用的作业文本包括：

（1）工作票。分为两种：电网调度自动化主站工作采用自动化主站工作票，集控站等处的工作站工作采用变电站（发电厂）第二种工作票，票面格式参见文献[4]。系统软件版本升级等工作应填写工作票。

（2）典型操作票。对于主备服务器的切换、数据备份等常用的单一功能类型操作宜采用事先编制好的典型操作票。

（3）操作票。对于某些非常规的单一功能类型操作则根据系统实际运行状况采用操作票。

（4）施工方案。对于电网调度自动化主站系统的双网改造、服务器硬件设备更换等较复杂且非常规的工作应在施工开始前编制施工方案，制定相应的安全措施，进行危险点预控。

（5）现场标准化作业指导书。对于电网调度自动化主站系统较复杂且较常规的工作宜采用事先编制好的现场标准化作业指导书，如电网调度自动化主站系统变电所投产现场标准化作业指导书、维保技术服务现场标准化作业指导书等。

（6）事故应急抢修单。对于需要紧急处理的操作，可以在请示有关领导后采用事故应急抢修单先进行操作，票面格式参见文献[4]，但事后必须补办操作票。

对于日常的值班巡检，宜根据事先编制好的值班巡检现场标准化作业指导书进行巡检，并将每日的巡检情况填入巡检表中。

对于增加系统用户、某一线路限值修改、冗余设备切换试验、防病毒库更新、简单的画面完善等不影响系统正常运行的日常简单工作可不办理任一形式的作业文本，只需在值班日记中做好记录即可。

综上所述，应对县级电网调度自动化主站系统的作业类型加以梳理和分析，对于常用的操作、经常开展的作业任务应逐步建立相应的典型操作票和现场标准化作业指导书，并在实际使用中不断加以完善，促进相关工作的规范化和标准化。电网调度自动化主站系统现场标准化作业文本的编制

现以现场标准化作业指导书的编制为例，阐述作业文本的编制及应注意的问题。

县级供电企业电网调度自动化主站系统的作业常具有下列特点：

（1）包含SCADA系统（下文有关操作以南京磐能电力科技股份有限公司的SE-9000E电网能量管理系统为例）、AVC系统（下文有关操作以南京河海电力软件有限公司的AVC系统为例）等多个系统，但各个系统并非完全独立，在某些工作内容上存在交叉，且有关操作也存在一定的先后顺序。如变电所投产工程中，AVC系统的遥控试验一般在完成SCADA系统与厂站端的信号核对工作之后进行，因此两个系统的相关工作是交叉进行的。

（2）电网调度自动化主站系统在相关工程中的作业量较大、作业繁琐且时间跨度较大。如变电所投产工程，从相关部门下达“四遥”信号表开始到变电所投产，时间跨度往往在一个月以上，有时由于政策处理等原因，时间跨度可能会更长。而电网调度自动化主站系统的操作比较繁琐，有不少需要特别注意的细节，如当在系统中新建画面后，各个工作站必须进行“重读画面库”操作后才能正常浏览；有些工作也必须和厂站端相关工作配合进行，如为了保证SCADA系统数据库中相关运行数据（如开关的月分闸次数及时间）的准确性，需要待变电所投产后SCADA系统才对相关信息量进行采样，从而导致相关报表的新建和更新工作也只能在此之后进行。

因此，为了促进电网调度自动化主站系统作业流程的规范化和标准化，提高工作质量和效率，我们对相关作业流程进行了梳理和优化，对工作内容加以细化和提高可操作性，编制了《电网调度自动化主站系统现场标准化作业指导书》。

该现场标准化作业指导书具有下列特点：

（1）采用现场标准化作业指导书的形式和名称，根据工作特点，整合多种作业文本的有关栏目。将《工序质量控制卡》[1]中的“标准及要求”、“风险提醒（必要时）”等内容以“注意”等形式融合到现场标准化作业指导书的“作业内容”栏中；对于变电所通道波特率、中心频率、频偏等数据，在“作业内容”栏中设计了相应的记录空格，对“四遥”信号的核对记录则作为现场标准化作业指导书的附件，一起作为基础资料加以保存和管理。

（2）现场标准化作业指导书的格式大体遵照文献[2]的要求，但基于文献[5]的实践经验，将“危险点分析”和“安全控制措施”整合为“危险点分析和安全控制措施”，因为“这样一一对应，针对性强，便于现场交底时对照交待，增强交底的效果。” [5]

（3）由于SCADA系统、AVC系统等的某些工作内容存在交叉，且有关操作也存在一定的先后顺序，因此现场标准化作业指导书的分类主要按照工作类型而不是不同系统来进行划分，如变电所投产现场标准化作业指导书、变电所新增间隔现场标准化作业指导书、变电所TA变比更改现场标准化作业指导书等。因为不同的工程涉及的电网调度自动化主站系统的操作是不同的，如即使同样是报表更新，变电所新增间隔时只需在相关报表中进行修改即可，而变电所投产时就必须新建报表，从而增加了“重读画面库”等操作。

（4）各项作业内容结合相关部门的工作流程和电网调度自动化主站系统的作业流程进行排列，只需在相应的几个关键时间节点按次序完成相关作业内容，即可保证工作的及时性、有效性和完整性。比如对于变电所投产工程，只能在变电所投产当天完成相关的带负荷试验后，才能在SCADA系统中进行“电网总有功计算公式”和“电网总无功计算公式”的更新和采样，否则将会影响有关运行数据的准确性。电网调度自动化主站系统现场标准化作业文本的应用

当接收到有关部门下达的工程任务或需要开展某类作业时，需选择相应的作业文本形式；对于已经建立典型操作票或现场标准化作业指导书的作业类型，只需按照一定的时间节点，在电网调度自动化主站系统中进行相关操作即可顺利完

成该项工作。

在电网调度自动化主站系统现场标准化作业文本初稿完成之后，我们通过110kV花街变电所投产、110kV芝英变TA变比更改、110kV炉头变投产等工程的实践，对有关作业内容进行了修正和完善，使之更加符合“简单、方便、实用、有效”[1]的原则。采用电网调度自动化主站系统现场标准化作业文本，在确保工作质量和提高工作效率方面发挥了积极作用。

此外，现场标准化作业文本的一个重要功能是培训教育。特别是对于刚从事电网调度自动化主站系统工作的员工，通过对现场标准化作业文本特别是典型操作票、现场标准化作业指导书的学习和使用，一方面能在一定程度上保证作业质量，另一方面对其较快熟悉电网调度自动化主站系统的相关操作和加深对电网调度自动化主站系统的理解也能起到很好的促进作用。结束语

在今后的工作中，需要根据电网调度自动化主站系统的变化（如新增电量采集系统）和电网设备运行管理方式的变化（如110kV电网设备委托调度）等，对相关现场标准化作业文本进行及时修订和更新，使之始终适应最新的工作环境和管理方式，确保有效性和实用性。此外，也应加强对现场标准化作业文本的管理，使之成为准确、重要的基础资料之一。

参考文献

[1] 国家电网公司.关于印发《国家电网公司深入开展现场标准化作业工作指导意见》的通知（国家电网生[2009]190号）[Z]，2009.[2] 国家电网公司.关于印发《国家电网公司现场标准化作业指导书编制导则（试行）》的通知（国家电网生[2004]503号）[Z]，2004.[3] 浙江省电力公司.变电检修现场标准化作业指导书（监控部分）（Q/ZDJ 39.1～39.40-2005）[S]，2005.[4] 浙江电力调度通信中心.关于印发《浙江电网自动化主站系统“两票三制”管理规定（试行）》的通知（浙电调字[2009]204号）[Z]，2009.[5] 张道荣.标准化作业的实践和探讨[J].安徽电力，2006，23（1）：59～61.

第二篇：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).

第三篇：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

第四篇：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。

第五篇：县级电网调度自动化系统的现状及建议

县级电网调度自动化系统的现状及建议

王永福

一、概述

电网调度自动化系统是确保电网安全、优质、经济地发供电，提高电网调度运行管理水平的重要手段，是电力生产自动化和管理现代化的重要基础。

县级电网调度自动化系统涉及到计算机、网络、数据通讯、远动和电力系统等多学科、多领域、多专业技术知识的较为复杂的系统工程。县级电网调度自动化系统，在电网的实时监控、故障处理、负荷预测和电网的安全、经济、稳定运行等方面，发挥了重要作用，同时也为各级领导和生产、管理部门提供科学准确的决策依据等方面发挥着重要的作用。县级电网调度自动化系统的应用彻底地改变了传统的电网调度方法，为县级电网调度提供了高科技含量的新型电网调度手段，是县级电网安全、经济、稳定运行的重要保障。近几年来，随着县级电网调度自动化系统技术日趋成熟，在实际应用中取得了很好的效果。经过对县级电网调度自动化系统现状以及未来发展方向的分析，本文结合县级电网调度自动化系统目前存在几个问题进行阐述。

二、在系统功能方面存在的问题和建议

(一)遥视功能

目前，县级电网调度自动化系统已实现以“四遥”为目标，但随着变电站综合自动化的发展进程，无人值班、无人值守的变电站不断增多，生产现场的可视化及环境监控问题，如防水、防盗、防溃、防爆等就显得不容忽视，于是，具备警戒作用的“遥视”功能便成为现代远动系统的一项新内容。现代计算机技术、多媒体技术和通信技术的发展，已能成熟地实现图像、声音信号的数字化，以及对音像信号的处理和远距离传送，能使远动系统增加“遥视”。

遥视功能主要是实现在调度中心观看生产现场的实景，同时还应具备警戒甚至能启动安全设施的功能，如启动消防系统、排水系统、音响警告非法闯入者等。目前，国内市场已出现此类产品，如SID－9A型多媒体遥视警戒系统等。

但目前的变电所综合自动化系统、变电所远动监控系统的调度自动化主站系统，以及通道还不能满足这一要求，不能实现这一功能，因此，在建设县级电网自动化系统时，应全面考虑整个系统当前和未来能否实现这一功能。

(二)主站系统的开放性

主站系统是调度自动化系统的核心部分，其功能特点将直接影响到整个调度自动化系统的功能以及企业管理网所能达到的功能，所以主站软件系统的选择，在考虑价格因素的基础上，还应用发展的眼光考虑其功能特点。

主站SCADA系统应具有调度的开放性，应能够满足于上级局的SCADA系统、本局的MIS管理系统、负荷控制管理系统、负荷预测系统、线损实时计算系统等系统在实时数据方面实现共享，即使上述其它系统目前未能实现，但有的电网调度自动化主站SCADA系统缺乏高度的开放性，功能单一，不能与其它系统的数据共享。在选择主站SCADA系统时应考虑其开放性，以便以后上述系统投入时能够实现数据共享。

三、在系统设备选择方面存在的问题和建议

(一)主站主要设备选择

主站采用双网络系统，互为自动热备用，减轻网络负荷和提高系统的可靠性。主站系统应设置一或两台高性能数据服务器，提高数据处理能力和响应速度，各网络节点应用工控机或标准工作站，建议不选用一般商业计算机，特别是数据服务器不能使用商业计算机服务器，以提高系统运行的稳定性、安全性和可靠性。

(二)分站设备选择

厂站对遥信、遥测是信息源，对遥控、遥调来讲，又是具体执行者，它关系到整个系统数据的准确性、命令执行的正确性和投资的合理性。针对不同变电所，采用不同的设备和方式，提高了设备的性能价格比，且尽量避免重复性投资。

对于现有变电所，则应采用按功能分布式RTU，结合常规电磁式保护等其它装置，实现自动化。在选择产品时，其测量系统建议选择采用交流采样方式，以减小采样误差，提高采样的速度和精度。对于新建的变电所，应按高标准设计，达到无人值班条件，微机综合自动化系统要能够接受和发送远动信息，在选择产品时，应注意接收和发送远动信息的装置要具有独立单元，不能受后台监控机的控制，防止后台监控机运行后不能接受和发送远动信息。

四、在通道方面存在的问题和建议

调度自动化系统按部颁文件要求采用双通道，主通道力求以通讯容量大、频带宽的光纤技术，预留无人值班变电所图像、安防及环境监控系统的通信接口，并能为供电局与供电所、变电所之间实现完整的企业计算机管理网络提供性能卓越的骨干通信网；应绝对禁止电力通信网的重复建设工作，避免重大经济损失。

目前，各县（市）局使用的通道类型较多，但能够满足电网调度自动化系统“四遥”功能要求的主要有微波、无线扩频和光纤等几种。微波和光纤不但能够满足“四遥”功能，还能够实现“遥视”功能，但由于造价高，维护量大，目前一般县（市）局还不具备足够的经济实力进行建设。无线扩频通讯是比较实用和现实的，“四遥”功能基本实现，但不能实现“遥视”功能，而且在实际应用中运行不够稳定，维护量大，但造价低，一般县（市）局能够实现。但必须制定科学合理的方案，正确选择高质量的设备，配置专职专业技术人员，并加强相关技术培训，保证通讯系统的安全和稳定运行。

五、在系统运行维护方面存在的问题和建议

（一）缺乏相应的专业技术人员

目前，各县（市）局虽然电网调度自动化系统已初步建立并运行，但由于缺乏相应的专业技术人员，运行维护跟不上，系统运行的安全性和稳定性不能保证，大大影响了系统的效率，影响系统功能的发挥。各县（市）局应根据电网调度自动化系统的建设及时配置专业技术人员，全过程跟踪、熟悉、学习和掌握系统有关的知识、技术，便于系统的运行和日常维护工作。

(二)缺乏相应的管理制度

各县（市）局虽然调度自动化系统投入运行以后，由于缺乏运行和管理经验，没有及时制定各种管理制度，系统的运行维护工作无制度可依，为确保不影响系统的安全、稳定运行，应及时学习和制定相应的各种管理制度。

(三)重使用、轻管理

各县（市）局虽然调度自动化系统投入运行以后，存在重使用、轻管理现象。不重视专业技术人员的配置和学习培训，出现问题后过分依赖厂家，影响系统的连续、安全、稳定运行，应及时纠正这种现象，实现使用和管理并重。

县级调度自动化系统是一项较为复杂的、长期的系统工程，应在上级单位的统一管理和领导下有计划有步骤的实施，真正发挥系统的重要作用，使其适应将来电网发展形势的需要，又能满足电网系统的科学管理发展的要求。

（作者系山西省盂县供电支公司经理）