电网调度自动化系统运行维护管理制度（推荐10篇）
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。
1 电网调度的主要任务
电网调度的首要任务是保障电网稳定、 安全、 运行, 为用户提供可靠、 安全的电能。 基于此, 在电网自动化调度系统中, 通过自动化装置、 继电保护等设备, 做为电力意外事故的防范措施。 一旦发生事故, 能够准确迅速地确定故障范围, 锁定故障影响。 另一方面, 电网调度自动化系统的运用, 可以很好保证供电质量, 使发电和用电达到平衡状态。 这就需要电力调度中, 对用电计划和需求量做准确预计和监测, 同时, 对发电厂的运行情况进行密切监控, 这些都需要处理大量的信息和数据, 而自动化系统的运用, 可以很好的解决这一难题。
2 电网调度自动化系统的基本结构
2.1 数据采集和控制执行系统
数据采集系统的作用是在电力系统中各发电厂、 变电站或线路上收集各种电力系统运行状态的实时信息, 并根据需要向调度控制中心提供各种监视、 分析和控制所需的信息。 控制执行系统接受上级调度中心根据需要发出的操作、 控制和调节命令, 直接操作或转发给本地执行单元操作。
2.2 数据传输系统
数据采集系统采集的实时数据通过数据传输系统传送到调度中心。一般的传输信道包括电话、 电力线载波、 微波、 同轴电缆和光纤。 数据传输系统首先要考虑的是传输的可靠性, 尤其在电力系统事故的情况下必须保证数据传输的有效性。
2.3 数据处理系统
传输到调度中心的数据经过数据处理系统得到精确、 完整的数据反映给调度员。 数据处理包括剔除粗差、 越限判断、 定时记录等。
2.4 运行状态分析和控制系统
调度控制的高级功能, 为运行人员的控制决策和自动控制提供依据。 这些高级应用可以分为4 类:
1) 电能质量。 AGC控制发电厂的出力分配, 目标是维持系统频率或维持联络线交换功率为给定值。 2) 经济运行。 短期负荷预报、 EDC经济调度控制确定各发电厂的负荷分配, 使发电成本最小。 3) 安全运行。 安全监视: 越限报警、 断路器跳闸报警、 保护动作报警等。 安全分析: 静态安全分析, 执行n- 1 规则, 即针对一个假想事故, 检验系统的安全性。 事故恢复指导, 在发生事故的时候辅助提出合理的对策。 4) 计划编制。 编制中、 长期发电计划, 检修计划。 进行运行数据统计等。
3 电网调度自动化系统运行维护中常见故障及处理方法
在电网调度自动化系统运行维护中, 及时定位和排除故障, 是对维护人员基本的要求。 因此, 为了及时排除故障, 恢复系统正常运行, 就需要定期对故障处理方法进行总结, 不断提高维护技能。 电网调度自动化系统运行维护中常见故障及处理方法如下:
3.1 断路器拒控故障
1) 检查装置控制部分合闸、 分闸继电器触点外引线是否正常。 一般在此种情况下, 需要对分合闸、 分闸继电器触点进行检查, 检查其触点通断是否正常, 触点外引线连接是否牢固。 2) 通信地址 ( 点号) 设置错误。 可以通过对分站遥控号与主站进行核实, 检查两端通信地址是否一致。 3) 断路器机构卡涩。 直接在断路器上面进行通断操作, 如果仍不能正常变位, 检查产生卡涩的原因, 检查重点放在机械装置连接和转换部位, 必要时直接更换断路器。 4) 就地/ 远动转换开关位置是否正确。 一方面对现场就地/ 远动开关进行查看, 看其位置是否在远动状态, 如果位置正确, 进一步检查其开关闭开、 断开是否正常。 5) 控制回路故障。 首先对控制回路的保险进行检查, 如果正常, 进一步检查控制回路的接线部位是否连接牢固, 也可以采用电源直接短接控制线, 检测其开关是否动作。 6) 主站系统故障。 主要检查电网自动化系统主站工作是否异常, 如果所有开关都出现拒动, 可能是系统事项服务模块出现问题, 可重启该模块看故障是否消除。 如果仍不能正常工作, 可能通过模块替换法, 进一步排除故障。
3.2 测量功率与实际不符
1) 相序不对。 首先对进行测量单元端的电压和电流进行测量, 如果正常, 进一步检查相序是否正常, 对相序进行调整。 2) 装置问题。通过对测量单元输入端的电压电流值进行测量, 看其与测量装置显示值是否一致。 必要时, 利用高精度测量源直接对测量装置进行加量, 查看与装置显示值是否相符。 如果仍不相符, 重点对通道系统和装置的精度进行检测。 3) 接线错误。 如果装置测量单元输入端的电压、 电流测量值与装置显示一致, 应进一步检查PT、 CT二次端电压电流值是否正确, 如果误差较大, 检查线路是否存在分压和分流故障, 接线是否正确。 4) 系数问题。 这个问题主要是后台和主动的系数设置失误造成的, 对系数进行调整可恢复正常。
3.3 正常情况下保护装置启动频繁
1) 突变量启动装置。 在出现启动频繁故障时, 应重点对二次电流的波动情况进行观察, 看是否在变量启动值以下, 如果是因为变量启动设置过小引起的, 在规定范围内, 对启动定值进行调整。 2) 定值运行区号不对。 对所投定值区和运行定值区号进行核对, 如果不同, 应立即进行更正。 3) 闲置保护定值不合适。 在自动化系统中, 为了安全起见, 设定有多重保护功能, 如果某一闲置定值设定不当, 也会间接导致保护装置启动, 因此, 应对相关的定值进行检测, 将其设定在一个安全的范围。 4) 保护定值。 重点检测保护装置频繁启动时, 核对二次电流是否达到保护定值的90% , 如果达到, 需要对保护定值进行重新修定。 5) 电网参数突然改变。 如果电网负荷快速变化, 当幅度超过一定范围, 也会引起保护装置启动频繁。 这就需要对相应保护定值的大小进行调整, 等负荷恢复正常后, 再进行重新修定。
4 结束语
电网调度系统也是一个自动化的系统, 随着技术的进步, 电网调度自动化系统已经从最初单一功能的数据采集与监控系统, 发展为以EMS (能量管理系统) 为核心的多功能系统。 因此, 通对电网调度自动化系统运行维护做进一步的研究和探讨, 才能不断符合系统的维护提出了更高的要求。
参考文献
[1]张建庭.电网调度自动化系统存在的问题与管理维护[J].装备制造, 2009.
摘要：现在我国的电网系统发展的速度越来越快，智能化和自动化已经成为了我国电网调度管理的主要方向，其有效地促进了电网的稳定和安全运行，本文立足于电网自动化调度系统，对采用自动化调度管理电网的重要意义进行了分析和介绍，并且对使系统稳定安全运行受到影响的因素进行了分析，最后有针对性地提出了加强电网自动化调度管理的有效对策，从而希望能够使电网的稳定安全运行得到切实的保障。
关键词：电网；自动化；调度管理
由于我国电力事业发展的越来越快，因此对电力系统安全运行具有越来越高的要求。作为保障电力系统安全的重要组成部分，电网调度管理在推动电力事业不断发展的进程中发挥了越来越重要的作用。对电网调度运行和操作进行协调、组织、指挥，从而使电网优质安全的运行得以确保，这是电网调度管理的主要任务，因此电网运行的现状在很大程度上受到了调度管理的影响。在我国电网技术不断发展的今天，我国的电网调度管理具有越来越高的自动化程度，并且在保障电力系统安全稳定方面发挥了越来越重要的作用。
一、电网自动化调度系统的重要意义
电网自动化调度系统的主要结构就是信息通道、RTU、控制中心以及主站系统等，以系统不同的功能为根据可以将系统划分为人机联系系统、信息处理系统、信息传输系统、信息执行系统以及信息采集系统等各种子系统。电网自动化调度系统主要包括 SCA-DA的系统终端设备、网络设备、服务器以及前置通讯机等[1]。
在实施电网自动化调度之前，我国电网系统的监管范围以及监控范围存在着较大的局限性，往往只是局限于发电厂及变电站的设备，其主要是监控和监管调度员所能看到的各种运行数据和围墙设备，而很少有能够有效的监管围墙之外的系统设备运行情况。在电网自动化调度实施之后，调度员就能够及时地了解整个电网系统的用电环节、输电环节、配电环节以及发电环节等各个环节的运行情况，这样就使得整个系统的工作效率得以有效增长。同时在自动化调度得到广泛应用之后，还可以利用开关和配变等设备自动的采集设备的实时数据，从而可以做好实时的监测设备的运行情况，并且利用远方控制开关的方式使得现场工作的危险性得以极大降低，并且提高了工作人员的工作的效率，保證了事故及时报警的实现，同时还能及时的打印、统计和记录各种事故信息，快速准确的对应电网的运行图和实际的地理位置，将在各个角落分布的各个设备的运行具体位置找出来，从而便于电网系统的及时维修，更加快速的排除故障。
二、系统安全稳定运行的主要影响因素
电网在具体的运行过程中会受到各种因素的影响，这些因素主要包括管理因素、环境因素、系统规范以及安全防护体系等。
2.1环境因素和系统规范
在变电所实现无人值班以及自动化的今天，电网自动化调度系统发挥了越来越重要的作用。目前电网自动化调度系统已经成为集合了电网保护、测量以及控制等各项功能的自动管理系统，然而由于各种原因的影响，导致现在仍然采用旧标准作为电网自动化调度系统的技术标准，因此造成现行的应用标准很难使电网调度系统的实际需要得到充分的满足，比如不安全的通道以及不完善的建设情况等，严重的影响到了系统的安全稳定运行[2]。
2.2管理因素的影响
在安装好系统设备之后，一些新的设备并没有经过验收环节就开始正式投入使用；一些调度人员并未进行上岗之前的培训工作就开始作业操作，因此这些调度人员就很难快速有效地处理各种异常情况，导致系统存在很多的安全隐患。
2.3安全防护体系
电网自动化系统在应用和连接方面主要是受到了计算机犯罪及物理层面等各种问题的影响。网络层面的安全是网络安全问题的主要表现形式，网上任何主机都可能会对联网计算机进行攻击，如果没有采取有效的网络安全方式，就可能会导致各种安全问题，比如黑客攻击、病毒攻击、公网攻击和威胁等。物理安全问题主要包括主机硬件方面以及物理线路方面的安全问题，比如自然灾害与盗用、硬件故障等。而系统的安全问题主要包括系统损害、未授权存取以及账号泄密等操作系统方面的各种问题。
三、基于电网自动化调度管理电网安全运行的有效对策
3.1建立健全系统安全防护体系
立足于电网自动化调度系统安全运行方面，必须要严格的以国家相关规定为根据，充分的考虑到实时性、安全性以及可靠性等各方面的问题，从而构建科学合理的电网调度系统安全保护措施，并且在具体的实践过程中对其进行不断的完善。首先，在系统网络的传输层面上，要想保证数据必要传输以及数据网络安全的实现，就必须要采用单向传输的方法进行信息传输，并且采取有效的安全隔离措施。其次，立足于专用网络的广域网以及局域网等层面，可以以不同的业务系统为根据选择多种网络安全技术、备份恢复、加密通信、身份认证以及安全访问控制等技术。最后，立足于电网系统和应用层面，要想使数据网络安全得以确保，就要选择软硬件冷热备份、操作系统与关键数据、安全应用系统等方法[3]。
3.2做好自动化装置安全防护的工作
自动化调度系统在运行的过程中很容易受到一些硬件故障以及自然灾害等各种问题的影响。立足于自然灾害方面，可以选择有效的方式使得自然灾害对系统的破坏程度得到很好的控制，这就要求建立较为完善的监控系统。通过局域网使监控系统连接其他的系统，这样就能够实现异地监控系统互联，从而确保监控系统在遇到各种问题的时候实现早发现以及早处理。在硬件故障方面，相关单位必须要将安全稳定的应急措施出来，这样才能够保证系统在发生硬件故障后及时的恢复正常运行，必须要妥善的保存和备份关键的数据。同时要及时地更新系统中的软件，特别是一些杀毒软件。总之，必须要将系统的维护工作做好，从而有效地避免系统中出现各种漏洞。要将监测攻击和告警的设备装配在关键的位置，从而能够使系统的安全防护能力得以提升，一旦遇到黑客攻击或者病毒攻击的情况，就需要马上采取有效的应对措施，在使现场安全得以确保的基础之上，尽可能的以最快的速度使系统恢复正常运行，防止出现事态扩大的情况[4]。
3.3对系统运行环境的规范控制进行强化
必须要严格地以相关系统设计依据为根据对高级软件、系统性能要求、网络通信要求、历史数据报表管理、支撑软件要求、系统结构配置、系统设计依据等进行规范，从而有效地避免出现各种不安全的因素。要严格地有无人值班的要求为根据改造和设计全部的变电所，并且保证系统四遥功能的实现。自动化调度设备还必须要具备防雷击防过压的措施以及安全可靠的接地系统，要对其接地电阻进行及时的检测，确保接地电阻符合相关的规定，同时还要对相关的消防设备进行有效的配备。
四、结语
在我国电力技术快速发展的今天，在电网系统中广泛地应用到了自动化调度系统。自动化调度系统的应用除了使现场操作得以减少之外，同时还使工作人员的劳动强度得以减轻，最为关键的是其能够对城市各个角落的电网信息进行有效的采集，从而使系统的监控范围不断扩大。总之，要想使自动化调度的作用充分的发挥出来，就必须要将安全防护体系构建好，并且不断地规范其运行管理，最终确保电网实现安全稳定运行。
参考文献：
[1]郭伟.浅析电网调度管理一体化[J].云南电力技术.2012（03）
[2]吕菊平.浅析电网调度管理和自动化系统安全防护[J].机电信息.2011（36）
[3]胡睿.电网调度管理和自动化系统的安全防护[J].科技资讯.2011（20）
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)。
贵州电网调度自动化专业管理工作规定
（试行）
一、范围
依据《中国南方电网调度自动化管理规定》特制定本规范，本规范规定了贵州电网调度自动化专业管理的职责与权限、管理内容与要求，是《中国南方电网调度自动化管理规定》实施中的细化和补充，适用于贵州电网各级调度机构及电网调度管辖范围内各单位调度自动化专业管理和建设。与《中国南方电网调度自动化管理规定》重复的条款本规范不再赘述，若有冲突以《中国南方电网调度自动化管理规定》为准。
二、管理机制
（一）贵州电网调度自动化专业遵循统一调度、分级管理、下级服从上级的原则。
（二）贵州电力调度通信局（以下简称中调）设自动化科，是贵州电网调度自动化专业归口管理工作的主管部门，代表贵州电网公司行使全网调度自动化专业管理职责。各地区电网（以下简称地调）调度自动化管理机构、县级电网（以下简称县调）调度自动化管理机构是管辖范围内调度自动化专业的职能管理部门，负责管辖范围内调度自动化系统运行管理工作。各发电企业须设调度自动化运行管理机构或专责人员，负责其调度自动化系统运行管理工作。
三、职责
（一）中调自动化科专业管理职责
·3 ·
1、负责贵州电网调度自动化技术归口管理工作，负责全网调度自动化系统的运行管理和技术、业务的指导工作。
2、贯彻执行上级颁发的规程制度，结合本网情况编制有关技术规定和实施细则。
3、参与审查电网调度自动化规划，参与审查网内新建、改建、扩建工程的调度自动化部分设计及技术方案；负责指导所辖地调编制及申报本单位的自动化技改工程计划，参加网内调度自动化新建、改建、扩建工程的投运前验收工作。
4、负责中调端调度自动化设备的运行维护和检修；负责中调端调度自动化系统的运行统计工作。
5、总结和交流经验、推广先进技术、组织全网性的技术培训工作。
6、负责组织所辖地调自动化系统的实用化验收及复查；指导网内各县调的实用化验收及复查工作。
7、协调处理所辖调度自动化系统重大问题，参加重大事件的调查分析，提出改进意见并向总调汇报。
（二）地区电网调度自动化管理机构职责
1、负责所辖自动化设备的运行维护、巡视、检查、检验。
2、负责厂站端自动化设备的运行统计分析，按时上报上级调度机构。
3、参加厂站端新安装自动化设备的投运前验收工作。
4、贯彻执行上级颁发的规程制度。
5、编制及申报所辖范围内自动化技改工程计划并按要求实施。
6、负责组织所辖县调自动化系统的实用化验收及复查工作。
（三）县级电网调度自动化管理机构职责
1、负责对所辖的调度自动化系统进行运行维护、调整试验。
2、贯彻执行上级颁发的各项规程、标准、规定等文件，编制县级自动化系统的专用运行规程和检修规程。
3、编制所辖各类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。
4、向电气值班人员介绍自动化设备正常使用的业务知识。
5、负责本县调调度自动化系统运行情况的统计、分析，并按规定上报。
6、参加编制县调调度自动化系统的规划。
7、参加编制县级调度自动化系统更改工程计划。
8、制定并实施管辖范围内调度自动化系统的定检计划或临检。
9、组织县级调度自动化专业人员的培训和技术交流工作，提高人员素质。
10、参加县级自动化系统事故的调查和分析处理，并提出改进意见。
11、负责所辖范围内新安装调度自动化设备投运前的检查和验收。
12、负责保证本县调度自动化系统采集信息以及本调度端与有关调度端互送信息的正确性、准确性。
13、执行上级调度自动化管理机构交办的其他专业工作。
（四）各发电企业调度自动化运行管理机构或专责人员的职责
1、厂站端自动化设备的运行维护、巡视、检查、检验。
2、厂站端自动化设备的检修工作。
3、厂站端自动化设备的运行统计分析，按时上报上级调度机构。
4、厂站端新安装自动化设备的投运前验收工作。
5、执行上级颁发的规程制度。
6、及申报本厂站的自动化技改工程计划并按要求实施。
7、自动化系统的实用化验收及复查工作。
四、管理内容与方法
（一）调度自动化系统设备的运行维护由设备所在生产运行单位负责。生产运行单位应保证设备的正常运行及信息的正确性和完整性，定期巡视、检查和记录设备的运行情况，需更改设备参数（如CT、PT）或发现异常和故障时，应及时处理，按管辖范围上报调度自动化系统运行管理部门。
（二）各生产运行单位应按有关规程规定对自动化设备进行定期检验，检验结果报上级调度机构备案。
（三）厂站端自动化设备及相关二次回路的检修工作影响到遥测、遥信、遥调、遥控等功能时应按设备检修管理有关规定向上级调度机构提交检修工作申请，批复后方可进行。当输电线路检修或通信设备检修工作影响到调度自动化信息传送通道时，通信部门应提前通知上级调度自动化管理机构；当通道恢复后，也应及时通知上级调度自动化管理机构。
（四）厂站计算机监控系统及相关自动化设备的新建、改建、扩建方案，应按调度管辖范围送中调和有关部门审核，征得同意后方可实施。厂站调度自动化设备应随厂站一次设备同步验收，验收合格后，一次设备方可投运。
（五）电厂AGC功能在投运前，必须经过系统调试。凡具备AGC功能的电厂，均应保证AGC功能的正常可用，并根据本厂的实际情况，制定本厂的AGC运行规程，报中调备案。
（六）各生产运行单位应制定相应的调度自动化系统信息安全管理制度，确保调度数据网络信息安全。各类应用系统或设备接入电力调度
数据网络，必须经中调批准后方可实施。
（七）中调及相关地调、厂站自动化管理部门应加强运行值班的技术管理，制定相应的值班制度，设立值班电话，规范值班记录。值班电话更改应及时通知相关部门，保证联系畅通。
（八）各下级调度机构负责每月度4个工作日前向上级调度机构填报考核指标完成率和统计分析资料，及时将自动化设备变更情况向上级汇报备查。中调负责统计分析中调端调度自动化系统的运行情况，每月5个工作日前向总调上报调度自动化系统运行情况，每月8个工作日前向地调、电厂发布贵州电网调度自动化系统运行情况通报。
（九）中调负责组织每调度自动化专业工作会议，总结和交流经验，推广先进技术。负责组织全网性的技术培训工作，学习和掌握先进的调度自动化技术。
随着电网调度自动化系统应用的深入, 电网实时运行状况通过“六遥”功能 (遥测、遥信、遥控、遥脉、遥调、遥视) 实现远程监控, 无人或少人值班得到普及。新形势下电网稳定运行对调度自动化系统安全提出了更高要求。因此, 有必要对调度自动化系统运行中的不安全因素进行细致分析, 总结防范对策, 形成纵深防御的安全防护体系, 有效防范人的不安定因素以及信息误发、设备误动、外来入侵和攻击等物的不安定运行状况, 切实提升电网运行可靠性。
1 电网调度自动化系统运行中的不安全因素
1.1 人的不安定因素
人是生产过程最活跃的因素。要通过健全管理机制, 规范作业行为, 保证调度自动化系统安全、高效运行。当前亟待解决如下问题:
(1) 安全意识不够, 工作责任心不强。安全意识是企业职工在安全生产活动中对客观事物认知的一种反映, 是按照生产规律办事的一种思想方法。意识是行为的先导。安全责任意识淡薄, 必将给安全生产带来灾难。令人担忧的是, 部分管理部门及管理人员跟不上信息化节奏, 对调度自动化系统安全不重视, 存在着“重一次设备, 轻二次设备”的老思维模式。在调度自动化系统主站及基站的运行维护上, 部分人员安全意识不够, 工作责任心不强, 对系统问题不分析、不总结、不整改, 将调度自动化问题扩大为电网事故与障碍。
(2) 综合业务素质不够, 故障处理盲目性大。调度自动化系统科技含量高, 技术更新快, 对人员的综合业务素质要求高。不少运行人员业务技能不精, 对运行规程、设备系统的熟悉、掌握、理解不够, 知其然不知其所以然。部分一线人员运行规程所列的常规事故的处理原则、方法尚能掌握, 但处理一些不常见、突发事件的设备故障事故时, 头脑不清醒, 缺乏经验, 盲目性大, 不能在最短的时间内将故障点隔绝, 甚至造成事故扩大。还有对与本专业紧密相关的其他专业常识普遍掌握得有限, 事故处理时, 仅根据本专业报警现象片面地处理, 专业之间的协调能力有待于提高。
1.2 物的不安定状况
物的不安定状况涉及系统硬件和网络数据安全多方面, 如自然灾害、硬件故障、黑客病毒攻击、口令设置、雷电流入侵等, 此类隐患常致使重要数据错误、丢失、篡改, 造成自动化信息误发, 进而造成事故发生。
(1) 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就会导致安全问题。如来自外联广域网的攻击和威胁, 由于外联广域网上黑客、病毒盛行, 网络安全的攻击与反攻击比较集中地体现在网络上。
(2) 操作系统层面的安全。包括系统存取授权设置、账号口令设置、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。
(3) 系统运行环境层面的安全。调度自动化系统核心的机房, 其设备运行环境要求极为严格, 不少单位并未引起足够重视。很多地方都存在人机混杂的情况。人员随意进出机房, 随意开关空调、窗户, 设备运行环境变化大, 增加了设备故障的发生率, 设备的安全可靠性也因此受到影响。
(4) 硬件故障层面的安全。随着电网供电量的快速增长, 电网调度自动化系统因设备老化、功能不完善、界面不友好、维护复杂、系统CPU负载过高以及新老设备交替、技术标准化和环境等因素影响, 常出现故障, 造成系统的安全隐患。
2 电网调度自动化系统安全防范对策
针对系统存在的上述问题, 通过分析, 笔者认为应采取以下对策:
2.1 提高职工素质
提高职工素质是安全管理之本。笔者认为调度自动化系统要培养高素质的职工队伍, 必须重视培训工作, 提升职工业务技能水平。
(1) 要狠抓基础培训、全员培训。电网调度自动化对职工专业知识水平要求越来越高, 缺乏创新意识和能力的职工, 不能适应电网调度自动化技术发展和提升管理水平的需要。通过健全培训及考核制度, 开展多种形式的、全员的培训, 把理论与实际操作、正常与非正常、现场与课堂结合起来。
(2) 要狠抓综合业务的培训。特别是要加强与自动化专业相关的保护、调度、通讯等专业的基础知识及技能的学习, 了解各专业的相互依赖关系, 拓宽知识面, 提高本专业及不同专业间的协调能力。
(3) 要强调培训的针对性、实用性, 突出学、用结合, 杜绝重理论、轻实践的现象, 着力提高职工的实战技能, 使其学以致用。业务技能和综合素质得到明显提高后, 就能在实际工作中随机应变, 迅速适应新设备, 解决新问题。
2.2 重视专业管理
调度自动化系统体系主要由调度自动化系统、调度专用网络、调度管理系统及机房辅助设施等组成, 其安全重在运行维护管理。
(1) 落实安全分区作用。将系统划分为实时控制区、非控制生产区、生产管理区、管理信息区四个不同的安全区, 具有不同的安全等级和防护水平。其中实时控制区为安全防护的重点。
(2) 实现调度自动化网络专网专用。调度数据专用网络要做到技术措施和管理制度双管齐下, 最大程度保证安全运行, 为电网监控和生产管理提供可靠的纵向数据传输通道。应用上采用认证、加密等手段实现数据的远方安全传输, 配置IP认证加密装置, 实现网络层双向身份认证、数据加密和访问控制, 从根本上保障信息和控制系统安全。
(3) 各安全区之间选择适当安全强度的隔离装置。隔离装置的选择考虑网络安全、带宽及实时性的要求。隔离装置采用国产并经过国家或电力系统有关部门认证的产品。采用层层硬件防火墙设置, 禁止E-mail、Web、Telnet、Rlogin等服务。
(4) 自动化机房安装综合监控预警系统。该系统具备机房温、湿度越限报警、昼夜监视摄像、门警监控、漏水报警及电源监测系统等功能, 极大提高自动化机房辅助设施的监测及控制能力。
(5) 强化机房值班管理制度。值班人员每日对机房环境、设备运行情况进行检查, 定期进行病毒库升级, 系统程序、数据备份, UPS电源放电等工作, 确保自动化系统及其辅助设施的运行状况良好。
(6) 重视原始资料存档。设备技术资料、现场网络连接示意图、系统配置资料以及系统调试、测试记录和验收报告等必须符合系统实际情况, 及时更新;安全防护方案、地址配置、策略配置属内部机密资料, 需严格保密。所有资料必须妥善存档, 指定专人保管。
2.3 加强系统的安全防护体系构建
引入主动防范技术, 强化物理安全、网络安全、主机系统安全、应用安全和数据安全, 形成具有安全预警、安全监控、安全防护和安全管理的纵深防护体系。安全防护总体方案基本思路为:安全分区, 网络专用, 横向隔离, 纵向认证。
(1) 要保证数据网络的安全, 就要坚持在调度控制系统与调度生产系统之间、调度生产管理系统与企业办公自动化系统内部之间的有效安全隔离。如采取防火墙、专用网关 (单向门) 、网段选择器等进行有效隔离。另外在调度数据专用网络的广域网和局域网上, 根据不同的业务系统, 还可采取网络安全访问控制技术, 加密通信技术、身份认证技术、备份和恢复技术。
(2) 在系统和应用层面, 为保证数据网络的安全, 采用安全的操作系统、应用系统, 对关键的软硬件及关键的数据进行热备份和冷备份等措施。
(3) 重视病毒防治, 按照《计算机防病毒防治管理办法》做好防病毒工作, 定期对防病毒系统进行升级, 定期查杀病毒。各安全区中均部署网络防病毒措施, 对所有服务器、工作站和桌面PC机安装系统防病毒软件。
(4) 加强对电网调度自动化系统的设计依据、系统体系结构配置、系统支撑软件要求、SCADA功能、历史数据管理、报表管理、高级应用软件、外部网络通信及系统性能要求等方面进行及时的规范化, 以解决其造成的不安全因素。
(5) 部署入侵检测装置。为做到实时检测网络入侵行为, 安装IDS入侵检测装置, 对网络和系统的运行状态进行监视, 及时发现各种攻击企图、攻击行为或者攻击结果, 以保证资源的机密性、完整性和可用性。
3 结语
总之, 电网调度自动化系统已成为电力生产的重要组成部分。在当今电力供应紧张的形势下, 如何利用电网调度自动化系统资源显得尤为重要。这就要求增强工作责任心, 做好日常基础运行维护, 及时发现安全隐患, 积极采取应对措施。调度自动化系统的深入应用, 对确保电力系统的安全稳定、更好地服务经济建设大有裨益。
参考文献
[1]周志敏, 孙晓波.浅析电气设备可靠性设计[J].电气开关, 2003 (1)
[2]蔡春元.电网调度自动化系统的安全运行问题探讨[J].继电器, 2005, 33 (7)
[3]郭子明.调度自动化系统的安全防护问题[J].华北电力技术, 2007, 35 (1)
[关键词]电网调度；自动化系统；改进措施；探讨
一、调度运行管理与调度自动化的现状
调度运行中经常涉及到停送电，发电机并网、解列，切换运行方式等一系列倒闸操作，操作失误会危及人身及设备安全，引发严重事故，造成巨大经济损失，倒闸操作首先要编写倒闸操作票，在编制过程中必须严格按照规定的要求进行填写，填写操作票一律用钢笔或圆珠笔填写，不允许有涂改，编制好的操作票有操作人、监护人、值班负责人、值班调度员逐一审核签名，层层把关，保证操作票万无一失，然后运行人员在模拟盘上进行模拟操作，实行监护复诵制度，并按照操作票逐项执行。
二、电网调度自动化系统分析
目前调度自动化系统主要是三级分布模式，即管理与监控机构、调度中心系统以及信息管理系统。其构成则包括运行管理级与生产管理级，并采用网络分布系统，包括维护工作站、PASS工作站、调度工作站、报表工作站、远动工作站、前置工作站、SCADA体系、网络服务器以及数据服务器等。
三、电网调度自动化系统运行中的不安全因素
1.人为因素。人是生产力中最活跃的因素。要使调度自动化系统安全、高效运行，目前函待解决如下两方面问题：
（1）安全意识不够，工作责任心不强。意识是行为的先导，安全责任意识淡薄，必将给安全生产带来灾难。调度自动化系统从作为辅助调度的“两遥”（遥测、遥信）起步，到目前的调度、集控人员全面掌控电网运行的“四遥”（遥测、遥信、遥控、遥调）系统，产生了质的飞跃。
（2）综合业务素质不够，故障处理盲目性大。调度自动化系统科技含量高，技术更新快，对人员的综合业务素质要求高。运行规程所列的常规事故的处理原则、方法尚能掌握，但处理一些不常见、突发事件的设备故障、事故时，头脑不清醒，缺乏经验，盲目性大，不能在最短的时间内将故障点隔绝，及时排除故障，甚至造成事故扩大。
2.系统自身缺陷
（1）产品设计或工程施工环节不当，埋下安全隐患。自无人值班模式推广普及以来，大量老变电站相继进行无人值班改造。由于现场环境千差万别，如不认真细致设计改造方案，精心施工，就有可能留下安全隐患，引发事故。
（2）远动无用的告警信息过多。调度自动化系统告警种类繁多，功能齐全。实际运行当中，每逢现场检修、保护年检、装置复位、遥测波动、遥信接点颤动等，自动化远动装置总是多报许多无用的告警信息，这些类似“狼来了”的信息极易淹没真实的事故信号，为安全监控带来隐患。
3.环境因素
（1）人机混杂，设备运行环境得不到保证。作为调度自动化系统核心的远动主站机房，其设备运行环境要求极为严格，不少单位并未引起足够重视。很多地方都存在人机混杂的情况，没有设置操作间，人员随意进出机房，随意开关空调、窗户，设备运行环境变化大，增加了设备故障的发生率，设备的安全可靠性也因此受到影响。
（2）设备电源维护未受重视。调度自动化系统要求有可靠的电源供应，目前多采用UPS提供停电时的临时电源，许多单位的UPS自投运以来就放任自流，蓄电池长期不进行维护、保养。由于没有电源维护管理的相关措施，造成即使UPS失效也无人知道的局面，给设备安全运行带来隐患。
4.管理因素
新装备、新模式下出现的管理上的漏洞。无人值班模式的应用，不可避免地带来了管理方式上的变化。例如：在无人值班变电站进行的不少影响远方实时数据的检修工作，许可人在现场，与调度、集控和远动人员互不沟通；又如：在部分单位，调度员角色错位，出现调度员在调度端计算机上直接遥控，充当操作人员角色的现象。这些都给安全调度、监控带来隐患，其根源均在于管理不到位，存在着漏洞。
四、我国电网调度自动化系统的改进措施
1.培养工作人员的职业素质。在出现一些问题时，要记录并分析发生的原因。各个部门之间不要互相的指责对方，而是要进行互相的帮助，共同解决问题。而在处理问题时，也需要和不同的专业、不同的部门之间相互协作才能完成。比如要处理一个开关量遥信抖动问题，往往需要和检修及保护专业人员共同完成。因此在电网调度自动化系统的应用中，应任用那些专业技术水平和业务能力都比较高的工作人员，同时也要对在职的工作人员进行定期的培训，并开展一些重要的专业知识教育讲座和有助于能力水平提高的活动，从而使系统更好的为人们服务。
2.使信息得获取变得准确可靠。在电网调度自动化系统中的设备，可能产生了一些问题严重的干扰信号，在二次回路监控设备侧通信线路中增加适当的阻容抗干扰措施，对于分散式的综合自动化系统，从开关柜来的信号可以考虑用光纤传输以解决电磁干扰问题。同时结合变电检修，检查、调整好隔离开关辅助接点位置，发现有问题的及时协调相关专业修理、更换。与此同时，加大力度做好对设备运行的维护，包括计算机、厂站、主站的运行与维护、收发两端的遥信正确率与遥测精度，如存在误差值比规定值大或遥信拒、误动，则应立即将原因查明并作处理。对于通信的电路，则应做好其日常的运行与维护、调测以及故障处理工作，确保通信的畅通。像对二次回路信号继电器所进行定期的检查与校正，更换老式型号的信号继电器等措施。把检查调度自动化二次信号回路工作作为变电检修的工作任务之一，通过相应的传动试验核对信号的正确性，保证自动化系统的信息获取变得更加的准确可靠。
3.不断应用先进技术。在21世纪这样的大背景下，各种先进技术不断地涌现出来，尤其计算机领域的应用如计算机硬件技术、通信技术、数据库技术、Internet技术。电网调度自动化系统中也加入了一些新型的技术应用，如在其中使用的CORBA中间件平台技术，公用信息模型，可视化技术等技术。随着社会需要的剧增，作为在电力市场技术支持系统中重要的一个组成部分EMS，不仅有着传统的电网进行数据的采集和分析等功能，还要其它重要的功能。
五、结语
今后，在电网调度自动化系统的运行中，要及时的对不合理、不科学的方面进行改进，以不断提高其运行的效率，提高其稳定性。
参考文献：
[1]何冰.电网调度自动化系统管理现状及对策[J].科技致富向导，2010（18）.
摘要：正文结合笔者多年的工作经验，对高压电网调度运行工作进行了浅析，并提出了高压电网运行管理方式，对于做好高压电网调度运行工作具有一定的参考意义。
关键词：电网；调度；管理
1高压电网调度计划管理
对于高压电网而言，电网调度计划主要指发、输、变、配设备的停电检修计划。合理、科学编制调度计划是各项检修工作顺利进行的重要保证。因此，做好调度计划编制工作是保证电网安全稳定运行的重要基础。通常电网调度计划需要按年、月、周、日进行编制。高压电网输变电设备停电计划应以基建、重点工程和重点技改项目为主线，其他检修项目与之配合，同时要按时间均衡安排停电计划，优化基建项目配合停电方案，减少设备停电次数和停电时间，利用一次设备停电的机会，开展所有相关检修工作，力争做到设备年内不重复停电，提高可靠性指标，保证电网安全稳定运行。高压电网输变电设备计划停电工作应与电厂机组检修工作相结合，尽可能减小停电计划对局部电网供电能力和电厂发电的影响。
1.1梯度调度计划管理
1.1.1调度计划管理
在当年11月份之前，地区供电公司应着手编制次年调度计划，由公司生产管理部门提交大修、技改计划，由公司基建管理部门
提交新（扩）建项目计划，地区电力调度中心应对各单位上报的检修计划进行充分整合，最大限度地避免重复停电。整理完毕后的调度计划应涵盖次本公司的所有停电计划，并分配到月，在保证重点项目工期的前提下，尽可能拉平月度计划检修量。调度计划经相关部门及地区电力调度中心审核，报公司领导批准后执行。各相关单位依据调度计划申报调度月度计划。
1.1.2调度月度计划管理
各相关单位应根据调度年计划安排，对各停电项目和内容进行确认后，在每月规定时间以前向地区电力调度中心申报次月检修计划，检修计划应明确到具体的工作日，地调根据各单位计划申报情况，结合公司整体工作安排及当前电网运行情况，整理出次月调度月计划，经公司相关管理部门和电力调度中心共同确认审核，报公司领导批准后执行。各单位根据下发的调度月计划，提前进行各项准备工作。
1.2检修方式下调度措施管理
电网运行在特殊方式或特殊时段时，其运行方式薄弱，稳定性、可靠性相对正常运行方式有所降低，需要调度部门对电网运行方式进行优化、设备运行部门对重点设备加强巡视、营销部门通知相关客户提前做好准备，加强调度措施管理，确保调度计划有序实施。应根据停电计划安排，结合近期负荷情况，找出最优的运行方式。对220 kV设备停电计划应遵循设备运行故障时的情况，避免2座及以上220 kV变电站、3座及以上110 kV变电站失压。对110 kV设备停电时，遵循不造成1座及以上110 kV变电站长时间失压，同时保证重要用户的用电。
2高压电网运行方式管理
电力系统运行方式的编制是电力系统运行方式工作的重要组成部分，运行方式是保证电力系统安全、优质、经济运行的大纲。编制电网运行方式的目的是为了充分发挥系统内发电、输电、变电设备能力，以最大限度地满足负荷需求，使整个系统安全运行和连续供电，同时使系统内供电的质量符合规定标准，合理使用本系统燃料和水力资源，使整个系统在最经济的方式下运行。
2.1电网运行方式编制
应简述上一设备投产情况及系统网络结构变化情况，主要是指110 kV及以上发电、输电、变电项目投运情况。对截止上一年某地区电网内的电厂、变电站及输电线路的数量和容量进行统计，并绘制供电区地理接线图。总结上一年电网运行情况，统计上一年电网最大及最小负荷、分析夏季最大和冬季最大负荷期间电网内各种设备是否存在过载，分析各个供电区及各级母线电压是否满足要求，各项电网运行指标是否达到预定目标。
2.2电网运行分析管理
电网运行分析是对电网某个时期内的供电能力、供电可靠性、电压供电质量以及电网经济运行能力的总体评估和分析。随着电网规模的不断扩大，电网运行中存在的问题越来越复杂，做好电网运行分析工作对保证电网安全稳定运行和可靠连续供电起着重要的作用。在夏季最大和冬季最大负荷期间，要对电网进行更加全面、深入地分析，通过计算分析发现电网运行管理中存在的薄弱环节，提出切实、有效的应对措施，确保大负荷期间地区电网安全稳定运行和电力有序供应。
2.3电网计算分析管理
近年来随着地区电网规模的不断扩大，地区电网已开始从110 kV终端馈电网运行逐步发展为220 kV环网运行。传统的经验型调度运行管理模式已不能适应电网运行管理的要求，必须对电网进行深入地计算分析，才能准确把握电网运行机理，使电网运行始终处于可控、能控、在控状态。因此，开展地区电网潮流及稳定计算是保证电网安全运行的重要基础。
3高压电网调度运行管理
3.1确定有序用电的原则
电网出现电力供应紧张时，地区电网有序用电管理工作对于保障电网安全稳定运行，保证社会经济的有序、平稳运转，保证广大人民群众的正常生活用电有着重要意义。
（1）确定有序用电的原则。把防止电网大面积停电事故作为首要任务，确保电网安全运行，不发生重大人身伤亡和重大设备损坏事故。
（2）确保重点保障的原则。确保重点区域、高危用户、重点单位、重要用户、重要场所、农业生产、化肥生产、城乡人民生活用电，同时兼顾重点企业的用电需求，最大限度地满足社会用电需求，确保不发生有重大社会影响的停电事件。
（3）分级调控原则。根据电力供应不同的紧缺情况，可分为若干等级的调控方案，并实施相应的有序用电方案。
3.2制定有序用电方案
高压电网调度部门应根据次年电网新投产项目时间及负荷情况，结合本地区经济发展水平，用电客户的具体情况，预测次年的最大负荷，联合市场营销部制定次的有序用电方案，并应按照供电缺口的不同程度将有序用电分为若干个等级，将每一级的定义制订清晰，便于执行人员准确理解和把握。
4结语
摘要：介绍并分析了阳泉电网调度运行模式现状及发展趋势。阐述了阳泉电网“地县一体化”运行管理模式的内涵和实现方式。
关键词：地区电网 地县一体化 运行模式 探讨 0引言
根据国家电网公司“三集五大”工作部署，阳泉供电分公司作为省公司调控一体化试点建设单位，在上级领导和分公司有关部门的指导下，阳泉电网“调控一体化”模式于2010年11月25日进入试运行阶段。半年之久，调度、监控人员配合日益默契，实现了电网信息在监控和调度之间的零距离传递，调度决策效率大大提高。为了将阳泉电网“大运行”体系进一步推向深化，本文结合阳泉电网调度实际情况，对实践“地县一体化”调度运行模式进行探索和研究，提出了阳泉“地县一体化”运行模式的建设思路。1阳泉电网调度运行模式现状和自动化系统现状 1.1阳泉电网调度运行模式现状
目前，阳泉电网调度已将变电监控中心统一纳入地调管理，电网调度与变电站集中监控合二为一，电网运行机构做了相应调整，调度所成立调控班，负责电网调度与变电站运行监控的统一管理，除承担原调度全部职责外，同时还承担变电站设备工况的监控及特殊情况下开关的远方分合操作等。1.1.1调控中心人员配置
调控班共30人。管理人员6人，其中主任1人、副主任2人，技术员、安全员各1人；值班人员25人，5值2运转，每值5人，其中值长1人、电网调度值班员2人、电网监控值班员2人。1.1.2调控班主要职责
（1）履行地区电网调度管理工作职责。
（2）负责地区主网110KV及以上变电站的日常运行监控工作。
（3）负责所辖变电站的电压、功率等电网运行潮流参数的监视和控制调整。（4）负责监视各变电站上传的设备运行信息，并指挥各运维操作队及时检查处理异常运行设备，消除设备缺陷，保证设备的安全可靠运行。
（5）负责及时监视、收集、分析设备故障跳闸时电网一、二次设备的运行、动作信号，汇报相应中调或配（县）调。并指挥相关运维操作队尽快赶赴现场核查设备故障及运行情况，查找故障点。在电网调度的统一指挥下，尽快隔离故障设备，恢复停电设备的正常运行。
（6）负责监视各变电站防火、防盗、视频系统等辅助设施的报警信号，指挥相关运维操作队及时核查，通知维护单位进行处理。
（7）负责电网正常运行状态下的单一拉合断路器（包括接地选检）、拉合主变中性点隔离开关的单一操作、无功电压调整、软压板投退、接地选检等远方操作。（8）负责电网事故紧急状态下的事故隔离、电网方式调整，拉闸限电、110KV及以下系统紧急转供电等开关遥控操作。
（9）在电网运行的特殊情况下，通知运维操作队在一定时间内恢复有关变电站转为有人值班的运行管理。
（10）参与变电站监控系统信号定义、分类工作，确保监控信号意义明确，分类清晰。（11）配合运维操作队进行综自系统四遥信息及辅助安全设施（视频、消防、安防）的验收传动工作。1.2自动化系统现状
通过对地调原有自动化系统的一系列改造，包括对UPS及前置系统的改造完善和GPS卫星时钟更换。目前,阳泉电网自动化综合应用系统功能已较为完善，安装了事项信息分层管理软件，实现了对各种事项进行灵活分类，设置，并且支持自动化系统维护人员、乃至监控人员自行对事项分类种类、个数的设置，能够自行定义事项分类的名称，能够对事项分类内容灵活调整，可按站、按间隔、按电压等级、按负荷、主变、联络线等不同分类灵活配置、定义；可自定义各类分层事项的报警时间、复归方式；可自定义人员权限明确事项确定的人员；可自定义事项窗口显示方式，如同一窗口显示、多窗口水平或垂直排列显示、单独类型事项弹出窗口方式突出显示；可通过点击事项与推图联动；可在一个分类中添加不同类型的事项，如分类名称为特殊运行方式的分类中，可自定义添加不同厂站的开关事项、保护事项、遥测事项、变压器事项等。信息量大大减少，减轻监控人员劳动强度，尤其在事故处理时，监控人员能准确、及时地发现和判断故障原因，大大提高了调度人员处理事故的速度。2阳泉电网“地县一体化”调度运行模式建设思路 2.1统一思想，提高认识
建设“五大”体系，实现公司发展方式的转变，是国网公司贯穿“十二五”期间的重要战略任务。而“地县一体化”是“调控一体化”建设的深化，将提高电网可靠性，节约人力资源，充分发挥地调专业力量优势，有效提升县级调度管理水平，实现“运行集约化、应用分布化，维护一体化，管理扁平化”。2.2分时分步，逐步实现 2.2.1阳泉电网现状
阳泉电网网内有500KV变电站1座，220kV变电站6座，110kV变电站20座，35KV变电站19座；220KV线路28条，110KV线路52条。
阳泉地调属五级调度中的第四级调度，下属有平定、盂县、市区、郊区四个县（区）调度。“调控一体化”以来，调控班负责地区主网110KV及以上变电站的日常运行监控及电网调度管理工作。平定、盂县、郊区三个县（区）调度负责所辖35KV变电站及区域内110KV变电站的日常运行监控及所辖10KV线路的电网调度管理工作，其中地调起职能管理作用，不具体管辖各县区的35KV变电站运行情况，站内的四遥信息核对、监控、运行电压、主变分头调整、事故（超计划）拉路等等工作均由县区支公司调度自行管理。市区配网调度是成立最晚的一个县（区）调度，成立于2002年，它主要管辖市区内110KV变电站的10KV、6KV线路及10KV开闭站的调度管理工作。2.2.2建设思路
阳泉电网三个“先天优势”形成“一体化”雏形。首先阳泉调度管理模式已实现“调控一体化”，负责地区主网110KV及以上变电站的日常运行监控及电网调度管理工作，对配网调度管辖设备遥测、遥信、遥调、遥控均能从功能上加以实现。其次阳泉配网设备在2001年以前属于地调调度设备，调度员对设备熟悉，地县一体化后，调度员无需耗费太多的时间熟悉设备。再次阳泉自动化、通信设备早在2009年就已经统一纳入地调统一维护和管理，为实现地县一体奠定基础。
阳泉电网需要分步骤实现“地县一体化”，首先撤销配网调度，地调与配调合二为一，建制上归属地区调度所。调控班除承担原调度全部职责外，同时还承担原配网调度管辖的10KV、6KV线路和10KV开闭站的调度管理等。将调控班、县调的调度运行业务整合为统一的地区电力调控中心，人员配置共35人。管理人员5人，其中主任1人、副主任2人(分别分管调度、监控业务)，技术员、安全员各1人；值班人员30人，5值2运转，每值6人，其中总值长1人、主值调度员和分别负责主网调度和配网调度的副值调度员各1人、电网监控值班员2人。其中值长总体负责主网调度、配网调度以及监控三方的工作协调和指挥，对当值所有工作负安全监督管理职责；主值调度员负责协助当值值长地区主网和配网的电网调度生产、运行监控、异常及事故处理的协调指挥工作，对两名副值调度员工作进行监督、指导和培训；主网副值调度员和配网副值调度员分别负责主网设备（配网设备）的倒闸操作，在主值调度员领导下，进行主网设备（配网设备）的异常及事故处理；电网监控员负责所辖110KV变电站以上设备运行信号的监视、分析、汇总工作，向本值值长负责。
“地县一体化”运行管理模式下调控中心的业务流程如图1-5所示。
图1 调控中心正常业务流程图
图2 调控中心电网正常操作流程
图3 调控中心检修申请报送流程
图4 调控中心检修申请批复流程
图5 调控中心事故异常处理流程
调、控、配一体化运行成熟后，可以逐步将其余三县（区）调度管辖设备的监视和控制权限收回地调，原配网副值调度员升级为县（区）网副值调度员，将打破原有县域划分，统一管理各县（区）调业务，这样就从人员上实现了“地县一体化”。2.3综合自动化系统技术支持
实现“地县一体化”的技术支持核心是集地区、县区电网调度和集中运行监视与控制于一体的调控一体化技术支持系统。
调度自动化一体化模式以远程工作站方式实现：地调采用统一数据采集方式采集县级变电站数据，并采用远程工作站方式进行监控。此种方式的系统配置如图6所示。
此方式的实现，需要以下技术的支持：（1）地调系统海量数据采集处理技术；（2）地调系统大节点容量的分布式处理技术；（3）通信网络的高速率、高可靠技术。3结语
地县一体化智能调控体系是建立在智能电网基础上的，智能电网通过高速通信网络实现对运行设备的在线状态监测，以获取设备的运行状态，在最恰当的时间给出需要维修设备的信号，实现设备的状态检修，同时使设备运行在最佳状态。系统的控制装置可以被调整到降低损耗和消除阻塞的状态。通过对系统控制装置的这些调整，选择最小成本的能源输送系统，提高运行的效率。最佳的容量、最佳的状态和最佳的运行方式将大大降低电网运行的成本。此外，先进的信息技术将提供大量的数据和资料，并将集成到现有的企业范围的系统中，大大加强其能力，以优化运行和维修过程。这些信息将为设计人员提供更好的工具，创造出最佳的设计来，为规划人员提供所需的数据，从而提高其电网规划的能力和水平。这样，运行和维护费用以及电网建设投资将得到更为有效的管理。
关键词：调度管理 电网 安全 运行
中图分类号：TM734 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）12（b）-0111-01
安全是电力生产过程中恒久不变的头等大事，只有确保电力生产的安全，才能避免事故的发生，避免停电事故及给国民经济带来严重的损失，给人民生命安全带来威胁。所以需要加强调度管理，确保电网安全稳定的运行。在调度工作中，需要在强调运行管理安全性的同时，制定和完善应急机制，这样才能确保在运行异常时能够实时进行安全告警，确保电网能够安全稳定的运行。
1 加强二次设备管理
在电力系统运行过程中，继电保护和安全自动装置都属于二次设备，这些设备正常运行直接关系到电网运行的稳定性。特别是继电保护装置，其不仅是电网安全运行的重要屏障，而且还是电网事故扩大的根源，所以需要加强对继电保护运行的管理，确保其处于良好的运行状态下，能够正确动作。另外在管好二次设备的同时，还要进一步强化对二次设备的检查工作，及时发现运行的异常，及时进行处理。
1.1 三个管好
首先，需要管好测控保护设备。确保测控保护屏标示牌和编号齐全，同时端子排和信号刀闸要有双编号，而且还要清楚的进行标注，这样在测控保护设备运行过程中可以为检查带来较大的便利。
其次，管好直流系统及各个分支保险。对于直流系统及一些储能元件要定期对其进行检查，确保其保持在正常的工作状态下。各个分支保险需要对其制订双编号，同时还要对保险编号及定值表进行定期核对，还要对保险合的直流电压进行检查。
最后，管好压板。需要对压板投切表和压板图进行编制，在每班操作前都需要对其进行检查核对，做好投切记录，在操作票中需要写入压板的投切操作，当压板由于保护校验或是异常情况下退出后再需要投入运行时，则需要对压板两端的电压进行测量，这样可以有效的避免在压板投入使用时有保护误动产生。
1.2 三个检查
三个检查主要是指在送电后、停电后及事故跳闸后都要进行检查。在送电后需要对电流表、断路器进行检查，同时还需要对保护和位置灯进行检查。在停电后，需要检查断路器是否断开，位置灯是否为绿灯，正常停电瞬时动作的信号延时复归等进行检查。在发生事故跳闸后，不仅需要对断路器的状态和性能进行检查，还要对保护动作的信号、出口模块接点和保险的完好情况进行检查，需要时还需要对辅助接点的切断情况进行检查。
2 加强运行方式的管理
2.1 运行方式编制原则
选取最合理的结线方式，保证整个电网的安全运行，力求达到电网运行的最大经济性；保证重要客户供电可靠性和灵活性；电压质量符合规定标准；便于电网事故处理。
2.2 电网运行方式管理应做好四项主要工作
把运行方式管理制度化，从制度上规范电网运行方式的管理工作，年运行方式的编制应依据上一年电网运行中存在的问题，进行防范，即将反事故措施落实到运行方式中。
技术上加强电网运行方式分析的深度，在运行方式的分析计算上，对于母线和同杆并架双回路故障下的稳定性必须进行校核计算分析；对重要输电断面同时失去2条线路，或联络线跳闸导致电网解例也应进行分析。
对最不利的运行方式，如网架变化以及严重故障时对电网安全运行的影响提出对策。有组织、有重点、有针对性的开展事故预想和反事故演习，细化防范措施，防止电网事故于未然。
切实重视系统内由于设备跳闸、潮流突然转移引起线路、变压器的过载问题，消除设备严重过载的最有效措施是用过载控制装置自动切除相应数量的电源或负荷。充分应用SCADA/EMS、PAS等软件建立健全数据库系统，提高运行方式的现代化管理水平。
3 强化电网调度自动化和电力通信的管理
确保通信、电网调度自动化相关设备与一次系统同步设计、同步建设、同步验收、同步投入运行。确保电网通信、调度自动化系统及其相关设备的安全、稳定、可靠运行，确保远动、计量等信息的完整、准确。严格执行设备停服役申请批复制度，重视系统数据备份，做好应急方案和系统关键设备的故障处理预案，保证电网事故状态下调度自动化信息准确、通信电路畅通。
4 杜绝误调度、误操作事故
4.1 提高调度人员的责任心
无论是误调度还是误操作的发生，主要原因还是归结为人的影响因素。所以对于调度人员需要强化其安全知识教育，定期对其安全知识的积累情况进行考察，通过形式多样的安全教育形式，并制定科学合理的考核制度，确保调度人员能够将安全知识牢记于心，提高其工作责任心，确保调度操作的安全。
4.2 提高调度人员的业务素质
近年来，电力系统科技含量不断增加，各种新技术和新设备得以不断的应用，电网开始向自动化和智能化的方向发展，这也就对电网调度人员提出了更高的要求，需要具有较强的业务素质才能胜任电网调度工作。所以需要加强对调度人员的培训学习，提高其业务技有，使其能够在灵活应对调度工作中的各种异常情况，对调度事故进行准确的处理。
4.3 掌握运行方式，做好事故预想
作为一名合格的调度人员，不仅需要对电网的运行方式进行较好的掌握，而且还要根据电网运行的环境及经验进行各种事故预想，根据事故预想来对事故处理方法进行制定，同时对于调度人员来讲，反事故演习是杜绝误调度及识操作不可缺少的一种有效手段，通过反事故演习，可以有效的在事故发生时灵活的对事故进行处理。
5 完善应急机制
当前电力体制改革不断的深入进行，在这种情况下，则需要建立与当前电力体制相适应的电网安全运行法律体系，从而从立法上对电网的安全运行进行管制和约束。同时调度工作无论是在哪种电力体制下，都需要坚持统一调度的原则，这是电网安全运行的重要保障。由于电网运行安全具有瞬时性和不可预知性，这就需要在电网受到安全威胁时，需要所有部门都要统一行动，密切进行协作和配合，确保在最短时间恢复电网的正常运行。目前电网安全投入的力度还不够，所以需要从软硬件上加强对电网安全的应急投入和管理，提高电网安全的应急水平，通过建立安全投入补偿机制，从而对安全投入的范围进行界定，并进一步加大对电网安全稳定控制技术的研究力度。
6 结语
电网安全运行是确保电能稳定供应的关键所在，所以需要进一步强化电网调度安全管理工作，确保在电网内部的安全管理工作能够得到夯实，同时在外部创造安全的管理环境，这样才能确保电网调度充分的发挥其作用，确保电网安全稳定的运行。
参考文献
[1]李书军，郭进斋，张立，等.电网调度优化策略[J].农村电气化，2010（1）：42-43.
[2]郭进斋，张立.电网调度策略优化[J]. 中国电力企业管理，2010（2）：69.
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