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电网监控与调度自动化作业题及答案

电网监控与调度自动化作业题及答案
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电网监控与调度自动化作业题及答案

集团文件版本号:(M928-T898-M248-WU2669-I2896-DQ586-M1988)

第一章1-1、电网监控与调度自动化系统结构与功能?

答:以计算机为核心的电网监控与调度自动化系统的基本结构按其功能可分为四个子系统。(1)信息采集和命令执行子系统。与主站配合可以实现四遥(遥测、遥信、遥控、遥调)功能。

(2)信息传输子系统。有模拟传输系统和数字传输系统,负责信息的传输。

(3)信息的收集、处理和控制子系统。将收集分散的实时信息,并进行分析和处理,并将结果显示给调度员或产生输出命令对系统进行控制。对其信息作出决策,再通过硬件操作控制电力系统。

1-2、电网监控与调度自动化系统的管理原则和主要技术手段?

答:电力系统调度的目标是实现对变电站运行的综合控制,完成遥测和遥信数据的远传,与控制中心的变电站电气设备的遥控与遥调,实现电力调度系统的自动化。

应用主要技术手段:配电管理系统和能量管理系统。

配电管理系统包括配电自动化(DA),地理信息系统(GIS)配电网络重构,配电信息管理系统(MIS)需方管理(DSM)等部分。

能量管理系统主要包括数据采集与监控(SCADA)、自动发电控制与经济调度控制(AGC/EDC)、电力系统状态估计与安全分析(SE/SA)、调度员模拟培训(DTS)。

第二章

2-1、简述交流数据采集技术方案的基本原理。

答:交流数据采集技术方案的基本原理选择交流信号的某一点为采样起始点,在交流一个周期T内均匀分布采集N个点,电压信号经A/D变换后得到N个二进制数,通过计算机的处理,可以采集得到所需对象的有效值,初相位等参数。

2-2、简述微机变送器的组成与工作过程。

答:微机变送器由交流信号输入回路,采集保持器,A/D转换器、CPU和存储器以及工频跟踪和采样时序电路等组成。

输入信号经相应的TA或TV变换成0-5V交流电压信号。输入到多路模拟电子开关,CPU将当前需采集的路号地址送到MPX,MPX立即将选定的模拟电压输出刀采样保持器。采样保持器按确定的采样时序信号采集该交流信号,当保持脉冲到达后,其输出信号保持不变。之后,CPU启动A/D 转换信号,A/D转换器将采样保持器输出的模拟电压转换成数字量。当转换结束后,非门A/D转换器经与非门向CPU发出转换结束信号,CPU中断当前工作,经并行接口电路读得A/D转换输出数据。CPU重复发出选择下一路采样的地自己信号到MPX,一个周期内重复(1+m)N次,CPU获得了一个周期内的每路输入信号的N个采样值。CPU将采集的数据进行处理,并计算出线路上的各种电气量值。

2-3. 简述标度变换的意义与基本原理(求用四位十进制数显示满量程为140KV电压的标度变换系数K)

答:标度变换的意义:电力系统中各种参数有不同的量纲和数值范围,如V与kV,A与kA。这些信号经过各种变换器转化为A/D转换器能接受的信号范围,经A/D转换为标幺值形态的数字量,但无法表明

该测量值的大小。为了显示、打印、报警及向调度传送,必须把这些数字量转换成具有不同量纲的数值,这就是标度变换。

第三章

3-1、简述RTU的种类、功能和结构。

答:远方终端RTU是电网监视和控制系统中安装在发电厂或变电站的一种运动装置,种类主要有分布安装于线路分段开关的馈线终端(FTU)和安装在配电变压器的数据终端(TTU)。

远方终端的功能是终端对电网的监视和控制能力也包括终端的自检、自调和自我恢复能力,分为远方功能和当地功能。远方终端功能主要有遥测、遥信、遥控、遥调、电力系统统一时钟、转发和适合多种规约的数据远传。当地功能有CRT显示,汉字报表打印,本机键盘、显示器,远方终端的自检与自调功能。

结构包括定时器/计时器、终端控制器、远功信息输入电路、输出电路、本机键盘和显示器、CRT显示器、打印机。

3-2、简述遥测交流采样过程及其修正。

答:采样过程:在交流采样方式下,多个模拟遥测量首先有中介变换器进行交换成合适的电压,经虑波后进入电路多路模拟开关,按序多选一输出,通过采样保持器实现电压采样,并在模数转换过L路电流,在一个交流信号周期内对每一路都要采样N次,那么对某一输入信号两次采样之间的时间间隔为Ts,则A/D转换器必须在相应时间内完成数模转换,完成对多路输入信息的采集与转换,对二进制数码进行处理及运算,并编码成遥测信息字,向调度中心发送。

修正:工频跟踪、相位差修正、极性转换,对变化不大的量采用越阈传送。

3-3、简述遥信采集输入电路、CPU定时巡查方式及其特点。

答:遥信采集输入电路:

遥信采集定时巡查方式主要分成三种:(1)采用定时扫查方式的遥信输入,特点是CPU始终参与在扫描及判别的过程中,数据可靠性高;缺点是CPU负载过重。(2)采用中断方式的遥信输入,特点是CPU响应中断后进行数据的扫描,减轻CPU的负载,缺点是易受干扰引起误差通信,数据不可靠。(3)中断触发扫查方式的遥信输入,特点是用8279读取遥信变位,扫查方式读取遥信状态,缺点是结构复杂。

3-4、简述遥控命令种类、遥控信息的传递过程。

答:遥控命令的种类分为遥控选择命令、遥控执行命令、撤销命令。

遥控信息传递过程:

(1)调度中心向厂站端RTU发遥控选择命令。

(2)RTU接收到选择命令后,启动选择定时器,校核性质码和对象码的正确性,并使相应的性质继电器和对象继电器动作,使遥控执行回路处于准备就绪状态。

(3)RTU适当延时后读取遥控对象继电器和性质继电器的动作状态,形成反校信息。

(4)RTU将返送校核信息发往调度中心。

(5)调度中心显示返校信息,与原发遥控选择命令核对,若调度员认为正确,则发送遥控执行命令到RTU;反之,发出遥控撤消命令。

(6)RTU接收到遥控执行命令后,驱使遥控执行继电器动作。若RTU接收到遥控撤消命令,则清除选择命令,使对象继电器和性质继电器复位。

(7)RTU若超时未收到遥控执行命令或遥控撤消命令,则作自动撤消,并清除选择命令。

(8)遥控过程中遇有遥信变位,则自动撤消遥控命令。

(9)当RTU执行遥控执行命令时,启动遥控执行定时器,定时到,则复位全部继电器。

(10)RTU在执行完成遥控执行命令后,向调度中心补送一次遥信信息。第四章

4-1、简述变电站自动化的含义及基本结构。

变电站自动化是专业性的综合技术,将监视监测、继电保护、自动控制装置和远动等所要完成的功能组合在一起的一个综合系统。

变电站自动化系统的基本功能主要体现在七个子系统。

一、监控子系统,主要包括:(1)数据采集,又分为模拟量的采集,数据量的采集,电能计量;(2)事件顺序记录SOE(3)事故追忆、故障录波和测距(4)控制及安全操作闭锁(5)运行监视与人机联系(6)安全监视和报警(7)打印功能(8)数据处理与记录(9)谐波分析与监视二、微机保护子系统:(1)微机保护子系统的功能(2)对微机保护子系统的的要求。微机保护应包括全变电站主要设备和输电线路的全套保护,具体有:(1)高压输电线路主保护和后备保护(2)主变压器的

主保护和后备保护(3)无功补偿电容器组的保护(4)母线保护(5)配电线路的保护(6)不完全接地系统的单相接地选线等。

三、电压、无功功率综合控制子系统,保证安全、可靠供电和提高电能质量的自动控制功能

四、“无防”子系统,利用计算机的逻辑分析功能强的特点,配套一些闭锁装置及动作闭锁回路改造,构成防止误操作的“五防”闭锁子系统。

五、其他自动装置功能子系统,(1)低频减负荷控制(2)备用电源自投技术(3)小电流接地选线控制

六、遥视及检测子系统运用,运用摄像仪和红外热像仪进行巡视摄像,经远方通道传至调度侧进行远方监视,能够识别危害物并发警告并视察区域温度的变化,防止设备温度过高和火灾。

七、远动及数据通信子系统:(1)综合自动化系统内部的现场级间的通信(2)综合自动化系统与上级调度的通信

4-2、做变电站自动化体系结构比较表

答:集中式变电站自动化结构模式、特点:采用不同的计算机扩展自身接口电路,集中采集信息、计算处理、主机多种选择

缺点:必须采用双机并联运行的结构才能提高可靠性、软件复杂、系统调试麻烦、组态不灵活。

分布式系统集中组屏的变电站自动化系统结构模式:特点是将控制、保护两大功能作为一个整体来考虑二次回路设计大为简化、采取分层管理的模式

缺点:使用电缆较多

分散式与集中式相结合的变电站自动化结构模式,特点:配电线路的保护和测控单元分散安装在开关柜内,高压线路保护和主变压器保护住在等采集中组屏安装在控制室内的分散式系统结构,缩小了控制室的面积、减少施工和设备安装工程量、节省了大量连接电缆、组态灵活、检修方便、抗干扰能力强、可靠性高。

4-3、分析变电站无功—电压综合控制的技术方案

答:变电站无功—电压综合控制是维持供电电压在规定的范围内,主要应用的是有载调压变压器分接头开关调压和投切电容器组对系统电压和无功功率的调节规律控制、把变压器低压侧电压U0分为高压区UH、低压区UL和正常区域,无功功率总量Q划分为上限区QH、下限区QL及正常区域制成九区域、只有第九区域满足运行方式,如果存在两者之一越限时,根据具体情况调节变压器或电容器,使电压、无功功率满足要求。4-4、分析变电站防误操作闭锁系统的技术方案

答:变电站防误操作闭锁系统是在监控系统中嵌入“五防”闭锁系统程序。运行人员按照防误主机及电脑钥匙,依次对设备进行操作,当操作不符合程序时,设备拒绝开锁,是操作无法进行,防止误操作的发生,对现场设备监控遥控是,向“五防”系统发送遥控允许请求,“五防”系统根据主机的操作规则库判断是否违反“五防”,违反的,向监控系统恢复禁止命令,否则,对当前操作进行确认后,进行下一步操作、直到完成任务。

第五章

5-1、简述配电管理系统的主要内容和功能。

答:(1)配电调度自动化系统DSCADA电压管理,故障诊断与停电管理。

(2)变配电站自动化,RTU,FTU,采集,监视,控制,保护通信。(3)馈线自动化FA,测量监视远方控制,故障定点隔离,恢复。

(4)图资系统AM/FM/GIS.提供实时地理信息,背景下的设备,线网,用户信息。

(5)用电管理自动化,客户信息,符合管理,计量收费,用电管理自动化。

(6)配电网分析软件,网络拓扑,潮流分析,短路电流计算,状态估计,安全分析,负荷预测等。

5-2、分析馈线自动化的技术方案(两种方式)

答:就地控制方案分析

目标:针对辐射式多段线路,依靠开关设备,就地实现线路故障定位,隔离与非故障段恢复供电。

思路:利用线路首端断路器多次重合闸,配合各段开关,设置延时分、合闸与闭锁时限,根据重合后各开关闭合时间的长短来定位并闭锁距故障最近的开关,然后再次重合恢复非故障段供电。

实例:

QR为重合器,第一次跳闸后15s重合,第二次重合后5s重合。

QS1-QS4为分段器,延时闭合时限X,7s或14s;延时分闸时限Y,3s;闭锁时限Z,5s。

L1-L5为各段线路,设L4段发生永久短路故障。

工作过程:(1)L4故障,QR快速跳闸,各段线路先后失压。(2)各QS 无压,分闸。(3)QR延时15s自动重合闸,L1段及QS1带电。(4)QS1延时7s(X时限)合闸,L2段及QS2,QS4带电。(5)QS2延时7s 合闸,L3段及QS3带电,QS4延时10s(与T接L3段错开)合到故障段L4段上。(6)QR再次快速跳闸,全线失压。(7)各QS失电,延时3s (Y时限)分闸,其中,QS1,QS2带电时间超过5s(闭锁时限Z),解除闭锁;QS4带电时间小于5s,被闭锁分闸。(8)QR二次跳闸后延时

5s再次重合闸,L1及QS1带电。(9)QS1延时7s后合闸,L2及

QS2,QS4带电。(10)QS2延时7s后合闸,L3段及QS4被闭锁于分闸,故障段L4被隔离。(11)QS3延时14s后分闸,L5带电,至此实现FA。应用分析:所用时间T=15+7+10+5+7+7+14=65s(较短),但经历多次重合闸后对设备与负荷有冲击,线路结构复杂是,配合有困难。

(二)基于FTU与通信网络的FA方案分析

目标:对辐射式或开环运行的环网多段线路,利用各段开关上的FTU及通信网实现故障定位,隔离,恢复。

思路:对于辐射式或开环运行的环网多段线路,故障段最后一个流过故障电流的开关与第一个未流过Ir的开关之间,各FTU采集此信息送至控制站,( )至FTU遥控断开故障两端开关并闭锁,然后恢复非故障段供电。

工作过程分析:

如图:QL3为联络开关断开,其他开关闭合,设永久故障位于QL1和QL2之间。

(1)故障:QFA跳闸。(2)短暂延时后,QFA重合,以排除暂时性故障。(3)若为永久性故障,QFA再次跳闸。(4)预先任意一个开关上的FTU为主FTU,如QL3上FTU,各FTU向主FTU3传送数据。(5)主FTU 得知QL1有两次失压,两次故障电流;QL2有两次失压,没有故障电流,判断故障段在QL1和QL2之间。(6)主FTU遥控QL1、QL2打开并闭锁,完成故障定位与隔离。(7)主FTU遥控分段QL3闭合,将QL2与QL3间负荷从B端供电。(8)主FTU通知QFA保护延时闭合QFA,恢复QL1之前负荷供电完成(7)。

应用分析:所用时间缩短到几秒钟,减少冲击,增加FTU设备网络,成本高。

5-3、简述需方用电管理DSM的含义并分析器技术方案。

答:DSM是通过一系列经济政策和先进技术结合直接影响用户的电力需求,以提高用电效率,节能的系统工程,其关键在于调动用户和第三方的积极、有效参与。

DSM实施方案有:

(1)设置分时、分质电价,拉大价差,以改善负荷曲线。

(2)鼓励多方参与可再生电源发电,就近利用,减少传输损耗与发电污染。

(3)推广节电器具与方法,如价格补贴,能耗标识体系。

(4)推广需方储能技术,如建筑隔热,蓄冷、蓄热技术,以减小高峰电力需求。

(5)对用户的功率长时间运行的设备直接控制,节能运行。

(6)实现用监测计量自动化,促进用户参与自我管理用电。

j第七章

7-1、做电力调度系统主站体系结构比较表。

答:(1)集中式的调度自动化主站系统结构:特点:计算机间采用接口与接口的链接方式,以小型计算机为主,有单机和多机系统。缺点:受硬件结构和价格昂贵的影响。

(2)分布式的调度自动化主站系统结构,特点:采用标准的接口和介质,把整个系统按功能解列在网络的各个节点口,数据实现冗余分布,提高系统的整体性能,降低单机的性能要求提供了系统安全性和可靠性,系统的可扩充性增强。缺点:软件没有完全的独立。

(3)开放式体系结构的基本特性,提供标准的接口对外互联逐步实现软件上的独立,便于不断扩展结构和功能

7-2、分析解决电力系统状态估计SE问题的技术方案。

答:电力系统状态、估计是为其他高级功能提供可靠数据集,状态估计是利用实时测量系统的冗余度来提高精度,估计出系统运行状态、冗余度越大、估计值和实际值越接近,尽可能使状态变量的估计值和测量值的误差平方最小,使用加权最小二乘法列出所需算术式,对其求导,并其导数为零,求的估计值可近似看

7-3、分析解决电力系统静态安全分析SA问题的技术方案。

答:静态安全分析是判断系统发生预想事故后电压是否越限和线路是否过负荷的分析,当系统发生故障后可能会出现系统电压越限,线路过负荷,系统失去稳定等为了便于及时了解所需状态量将网络进行导纳短上的化简进行潮流计算根据计算所得的结构进行预想事故分析,处理措施,校核越限的实际情况,做出相对应的措施选择渐而是系统不安全状态得到预防控制。

7-4、简述电力系统符合预测的类型、预测模型及主要预测方法。

答:电力系统负荷预测按内容分为系统负荷预测和母线负荷预测,按时间可分为超短期、短期、中期、长期负荷、按行业分可有城市民用负荷,商业负荷、农村负荷,2负荷及其他负荷按预测标识的不同特性又分为最高负荷、最低负荷、平均负荷、负荷峰各差、高峰负荷平均、低各负荷平均、平峰负荷平均全网负荷,母线负荷、预测模型主要有典型负荷分量,天气敏感负荷分量、异常或特殊事件符合分量、随机负荷分量。Y(t)=N(t)+W(t)+S(t)+r(t)预测方法有时间序列法,卡尔曼滤波分析法、回归分析法、指数平滑预报法、

专家系统法、模糊预测法、灰色模型法、优选组合预测法、人工神经网络法。

7-5、简述电力系统自动发电控制AGC的基本原理与控制方式。

答:电力系统自动发电控制AGC调整电力系统功率的平衡在电力系统中负荷的变化会使整个电力系统的频率下降或上升,系统中所有机组调节器动作加大或减小、发电功率提高或降低到某一水平,这时整个电力系统发电和负荷达到新的平衡,与原来稳定的状态频率偏差△f和净变功率

偏差△Pt,AGC动作,提高或减少发电功率恢复频率到达正常值(f。)和变换功率到达计划值(I),随后AGC随时间调整机组重新分配发电功率。

控制方式有:1、定频率控制FFC:ACE=K△f

2、定变换功率控制方式FTC:AGC=△Pt

3、联络先控制偏差模式TBC:ACE=△Pt+K△f

4、自修正时差控制方式:ACE=△Pt+K△f+Kt△f

5、自动修正变换电能,差控制方式:ACE=△Pt+ K△f+KwAw

6、自动修正时差级变换电能差控制方式:ACE=△Pt+ K△f+Kt△f+Kw△w

简析电网调度监控效率的提高

简析电网调度监控效率的提高 为了使电网系统维持高效稳定的工作,监控任务势必会日益繁重。国内电网系统目前的状况为监控效率低,本文将对这一现状进行合理的分析,与此同时找到导致这一现状的原因,以及对如何提高电网监控效率做出深刻的讨论并找到解决措施。 标签:电网调度监控;效率;提高 一、电网监控的现状浅析 电网监控系统是由计算机控制,人为进行干预,从而使数据的采集处理和设备的运行都处于一个相对完美的状态。所以,电网监控系统不论是对设备还是工作人员都有很高的要求。现今阶段,由于人们对电力的需求不断增大,电网的规模也就不扩大,随之对电网监控效率也应当不断的提高。原有工作人员的技能水平虽然符合要求但数量却跟不上电网规模的扩大速率。而原有的制度在几年之前也许还算先进,但近几年社会发展的速度过快,导致原有的制度已经落后。原有的设备更是满足不了现在电网監控系统的需求。鉴于以上阐述,电网监控系统的现状并不是很乐观,提高电网监控效率是非常必要的。 二、影响电网监控效率的原因 2.1工作人员的质量与数量 如上所述,由运行调度员手动干预电网监视的操作,增加、减少和调整其负载,处理峰值负载和电网故障等,以确保电力系统的安全稳定运行,所以电网监控的效率和调度人员的专业水平是紧密相关的。电网监管系统是一个有着严密规章制度的系统,它不但对工作人员的专业素质有要求,而且还要求工作人员有丰富的工作经验。工作人员在进入电网监控系统前都需要经过严格的选拔,进入电网监管系统之后还要不断的进行技术培训以及定期的考核。因此,目前的调度员水平是满足现场工作需求的,但是随着变电站数量的增加以及工作任务量的急增,每值值班人数的增加与否,以及增加人员的素质是否合格都成为制约电网监控效率的一个重要因素。 2.2制度的重要性 监控中心成立之后,不断调整和完善各项规章制度,包括《监控值班工作日历》、《调控机构设备集中监视管理规定(试行)》、《调控机构设备监控远方操作管理规定(试行)》、《变电站典型监控信息处置手册》等。一个系统只有具有完善合理的规章制度,工作人员才能知道自己的职责,真正实现各尽其职。电网监控系统的各个部门才能有条不紊的进行工作,整个系统才能高效稳定的运行。由于电网规模的不断扩大,老的制度是否还符合现阶段的电网监控系统的要求还有待商榷。

电网调度自动化的综合监控和智能化研究_0

电网调度自动化的综合监控和智能化研究 现今,人们的日常生活已经离不开电力的供应,这就需要电力相关部门加强对电力系统的监控和维护,以保证电力系统的正常运行。对电网调度的自动化进行综合监控和智能化研究,有利于电力系统的稳定运行,促进了我国电力事业的稳步发展。对电网调度自动化进行综合监控和智能化研究,不仅为电网系统的正常运行提供了科学依据,也有力地推动了我国电力事业的发展。 标签:电网调度;自动化;监控;智能化 电网调度自动化的综合监控和智能化是电网建设和管理未来的方向,对电网安全、可靠运行具有重要作用,通过综合监控和智能化在电网调度自动化系统中的应用,能够帮助供电企业进行电网全数据的收集与整理,并采用科学、合理安全的预警和风险防控机制来及时发现和解决电网故障,保障电力系统正常运行。 一、电网调度自动化系统的综合监控 1.1电网调度自动化综合监控的功能 在社会经济和科技的发展,电网调度自动化在人们的生产、生活中扮演了更加重要的角色,电网调度综合监控系统也逐渐呈现出综合性的特点。现阶段,电网调度综合监控系统不仅涵盖网络分析、高级应用等内容,而且也涉及到电网调度信息化系统,在信息化监控系统的作用下能够实现对整个电力系统实时运行情况的把握,及时发现电网调度系统运行存在的问题,并将问题在第一时间予以解决。 1.2电网调度自动化综合监控网络运行环境的分析 社会经济和科技的发展使得我国电网调度自动化系统得到了快速发展,各个地区的电力调度工业也开始结合自身业务情况、发展要求等对电网调度自动化监控系统进行了调整,规范了电网调度重组工作,提升了电网调度自动化系统的安全等级,降低了病毒入侵电网调度系统的可能。现阶段,电网调度自动化综合监控系统的网络环境分为安全区化、生产管理、信息管理、控制和非控制等多个区域,在实际生产发展中加强了各个区域之间的联系。 1.3电网调度自动化综合监控系统的发展完善策略 (1)将电网调度自动化综合监控系统的主机设置在安全管理信息区,从而充分发挥出该系统在病毒防御、维护系统安全等方面的作用。 (2)在非控制区域范围,需要结合当地的实际情况来综合安排数据采集器,积极收集电网生产区域的综合检测数据,并借助隔离设备网络通道来将这些数据信息及时传输到综合监控系统数据处理中心,实现对整个系统数据分析、处理的

电力系统调度自动化论文

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

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

电网调度自动化系统 1.电网调度自动化系统的规划* 第一章引言* 第二章需求分析* .1 现状与需求* .2 设计原则* .3 规划目标及依据* .4 设计内容* 第三章主干网架构* .1 电力通信特点* .2 通道方案设计* 第四章主站系统* .1 调度自动化主站系统的规划* .2 变电所端的规划* .3 调度自动化系统计划费用* 附录1.选择县级调度自动化主站系统需要考虑的问题* 附录2.交流采样RTU与直流采样RTU性能的比较* 电网调度自动化系统的规划 引言 近几年,无人值班变电所在国内取得了成功的经验,对提高供电企 业的劳动生产率,按现代企业的要求实现科学管理;对提高电网和

变电所的安全运行水平;对降低变电所的建设成本,都有直接的经济效益和社会效益,是现代化电网建设的重要组成部分,也是调度管理的发展方向。根据省局和国调中心的有关文件精神,县级调度自动化工作应把变电所无人值班建设放在重要的位置。 电力部(原能源部)对县级调度自动化工作非常重视,曾先后几次发文对县调自动化的技术规范做了规定和要求(请参阅部颁有关文件);在当时,这些技术规范是先进的、科学的,但是随着科学技术的迅猛发展,尤其是计算机及网络技术、软件技术和通讯技术近几年取得的突破性进展,供电企业计算机信息管理和生产自动化管理的观念已有革命性的变化,原有的技术规范已暴露出其明显的不合理性和局限性。 建立供电企业计算机管理网络已是大势所趋,硬件条件也已基本形成。用电管理系统、生产管理系统、人事管理系统、财务系统等已在许多县级供电局投入使用,MIS系统和EMS系统等也已提上议事日程,并已有成熟的产品出现。那么,如何看待和处理各计算机子系统尤其是调度自动化系统与企业管理网之间的关系,作出一个全面、完整、科学的规划和设计,是摆在我们面前的一个新课题。 从某种意义上说,调度自动化系统是企业管理网的基础,起着核心重要的作用。因为调度自动化系统所采集的数据是供电企业生产和用电管理的基础数据;建立一个通信网络,周期长、耗资巨大,不可能重复建设,所以为调度自动化系统所建立的通信网必将是企业计算机管理网的通信骨干网。我们必须全面、整体地考虑这些问题,利用最新科学技术,制定最佳方案,在不增加很大投资的前提下,充分发挥调度自动化系统的功能,并且为逐步实现一个性能完善、功能强大的企业管理网提供技术上的保证。 在调度自动化系统向实用化迈进的过程中,新生事物不断出现,MIS 系统和EMS系统又成了人们议论的话题,如何看待和处理SCADA 系统与MIS系统、EMS系统之间的关系,成为人们关注的焦点。这不仅对原已通过实用化验收的调度自动化系统提出了一个挑战,同时对那些正在考虑建设调度自动化系统的单位提供了一个机遇,也就是说,他们可以充分考虑MIS系统、EMS系统对调度自动化系统及通道的要求,在系统规划、通道规划、功能配置上可以更全面,起点更高,从而少走弯路,加速发展。 本规划设计方案全面分析了县级调度自动化系统在企业计算机管理网中的地位和作用,充分考虑了MIS系统、EMS系统等对调度自动化系统极其通道的要求和影响,系统规划设计在调度自动化系统功能一步到位的基础上,力求将整个电力企业的计算机都纳入整个企业网中,实现统一规划、分块工作、异地互联、整体管理,并为将来的应用扩展和系统的升级预留接口。

电力调度培训总结

电力调度培训总结 篇一:电力调度外出学习培训心得体会2 电力调度外出学习培训心得体会 --------罗德清 电气《安规》《调度术语安全》对我来说都是那么的重要,安全这个话题一直来也都是那么的沉重与严肃。而安全对于从事电力工作的每个人尤为显得迫切,必须时刻保持警惕。炼油厂对于安全生产这方面更是常抓不懈,作为一个从事电气变电站运行,110KV变电站到炼油厂的各套生产装置的维护班的供电都在学习《安规》。“安全第一,预防为主”的观念已经深种脑海,而车间每年的安全活动日则时刻提醒我们要牢记安全生产血和泪的教训,拒绝违章操作和违章指挥,杜绝一切悲剧事故的发生。 在《安规》的学习过程中。供电工时的老师讲的课形象生动,让人印象非常深刻,在默化潜移中就把很多安全生产的理念融入心中,不敢忘怀。而其中播放的安全事故警示片则把血淋淋的事实呈现在眼前,强烈的视觉冲击感给人无比的震撼。比如操作人员误挂接地线、带电合接地刀闸的恶性误操作事故和高压电容器开关柜检修时违章开启隔离带电部位的绝缘挡板被电弧灼烧等事故的发生。而这些事故往往都造成严重的人员伤亡事故,给人以惨痛的教训。幸福家庭

从此破碎,亲人们撕心裂肺的嚎啕,尚在襁褓中的婴孩。所有的种种无不提醒人们注意安全,惜爱生命,珍爱家庭。因此在工作中一定要本着“不伤害自己,不伤害他人,不被他人伤害”的原则,提高安全防范意识,经常学习安全生产知识以确保安全生产、生活。 通过不断的《安规》学习,总结出事故原因大多是安全意识淡漠、安全责任心不强、习惯性违章、现场设备不熟悉、安全举措不完善、未履行安全操作规程等。而所有的这些细节就像隐藏在我们身边的猛虎一样,一旦我们稍有疏忽大意,它们就会立即出来夺人性命造成巨大伤害。因此在我们的日常生活生产中应谨慎认真,控制危险源、危险点,把变电站所有安全隐患都消灭在萌芽状态。 篇二:电力调度工作心得 海尔总裁张瑞敏曾经说过:“把简单的事情做好就是不简单,把平凡的事情做好就是不平凡。”这就是调控中心每个人的座右铭。 日子如白驹过隙。转眼间,我培训回来一个多月了,也就是这一个多月,调控中心对于我已不再陌生。当初,心驰神往的来到调控,往往会产生一些误区,觉得调控绝大部份工作是在电脑上完成,无非就是接接电话,抄抄数据,故障处理全凭经验丰富。随着我工作的逐渐深入,越发觉得现代调控看似简单却一点也不简单。

电网监控及调度自动化第一次作业.

电网监控及调度自动化第一次作业 一.判断题 1. 对不接地接地系统中发生单相接地时, 接地保护应能正确地选出接地线路及接地 相, 并予以警告. ( A ) A. 正确 B. 错误 2. 综合自动化系统的现场级通信, 通信范围是变电站内部. ( A ) A. 正确 B. 错误 3. 电压是衡量电能质量的一个重要指标, 保证用户的电压接近额定值是电力系统运 行调整的基本任务之一. ( B ) A. 正确 B. 错误 4. 分散式变电站自动化系统主要取决于控制系统, 而总体性能在很大程度上由通信系 统的优劣来决定. ( B ) A. 正确 B. 错误 5. 变电站自动化实质上是由多台微机组成分级分布式的控制系统. ( A ) A. 正确 B. 错误 6. 运行监视是指对变电站各种状态变量变位惰况的监视和各种模拟量的数值监视. ( A ) A. 正确 B. 错误 7. 信息码1 0 1 1 0 0 1 0 为奇偶校验码. ( B ) A. 正确 B. 错误 一.填空题 1.电力系统正常运行状态时, 在任何时刻用户所用电能一定与( 发电机发出电能减去电 网损耗)

的电能相等. 2. 电力系统运行的可靠性及其电能供电量与电力系统( 自动化水平) 有密切的关系. 3. 国家电力数据网同时承载着实时, ( 准实时控制业务) 及管理信息业务. 4. 网络结线分析是将网络的物理模型(结点模型) 转化为(数学模型) ,也称为母线 模型. 5. 电网监控与调度自动化系统的信息采集和命令执行子系统是指设置在发电厂和变电站 的( 远动终端). 6. 在RTU 遥测量输入通道中, A /D 转换器转换的速度,精度直接关系到( 遥测信息) 的处理量和精度. 7. 变电站自动化系统是一个( 技术密集) , 多种专业技术相互交叉, ( 相互配合)的 系统. 8. 配电自动化系统的主要目的是在于( 尽量减少停电面积)和( 缩短停电时间). 9. 配电自动化要求能通过( 遥控) 和( 遥调), 在控制中心就能对配电网进行 必要的操作. 10. 变电站自动化是自动化技术, ( 计算计技术) 和( 通信技术)等高 科技技术在变电站领域的综合应用. 二.问答题 1.在电网监控与调度自动化中,有哪些主要的高级应用软件? 各有什么主要作用?

电网监控与调度自动化期末复习及答案

1、目前,配电站的远动装置(RTU)都必须具有遥测、遥信、遥调、遥控、等四种综合管理的能力。 3、电力负荷控制系统由负荷控制中心和负荷控制终端两部分组成。 4、配电自动化的地理信息系统是由硬件、软件、数据构成的有机结合体。 5、对常规变电站进行无人值班站改造时,必须考虑保护信号复归的改造问题。无人值班变电站信号继电器的复归一般可采取控遥复归和延时自动复归两种方法。 6、重合器的动作特性可以分为瞬时动作特性和延时动作特性两种。 8、电力系统的运行状态主要包括正常运行、警戒、紧急、系统崩溃、恢复等五种基本类型。 9、目前我国电网调度的基本原则是统一调度、分级管理、分层控制。 10、电网监控与调度自动化,按其功能可分为四个子系统,分别是:信息采集和命令执行、信息传输、信息的收集.处理和控制、人机联系。 11、远动终端(RTU)的“四遥”功能指的是:遥测、遥信、遥调、遥控 12、变电站自动化系统的结构形式主要有两种,即集中式和分散式。 13、目前的馈线自动化技术主要有两种形式,一种是基于重合器和分段器馈线自动化,另一种是基于RTU的馈线自动化。 14、需方用电管理主要包括:负荷监控与管理、远方抄表及计费自动

15、电力系统能量管理的基本范围是调度系统,它的领导机构是调度中心。 16、如果调度中心要远方调节发电厂几组功率,需要四邀中的遥调和遥测功能。 17、变电站自动化系统中,四遥属于监控子系统的功能。 18、随着电网的扩大和无人值班变电站数量的增加,无人值班变电站的管理模式大多采用集控站控制的管理模式。 19、有功分量辨别法必须与带阻尼电阻的自动跟踪消弧线圈装置配套使用。 20、事故追忆是对故障前后主要遥测量的变化过程进行记录实现的。 21、电力系统运行时的不安全状态属于警戒状态。 22、我国调度管理模式属于局部电网统一管理、统一调度。 23、事件顺序记录的信息内容包括时间的名称、状态、发生时间。 24、调度自动化系统中的SCADA功能包括四摇信息的反映、事故数据记录、监视与事故处理。 25、调度中心接收远动终端RTU发来的母线电压数据属于四遥中的遥测功能。 26、网调进行省或者市之间和有关大区电网的供受电量计划的编制和分析。 27、目前无人值班变电站的管理模式一般采用集控站控制的管理模式,通过调度自动化系统来完成对无人值班变电站的监控和操作。

关于电力调度监控运行的可靠性及改进措施的讨论

关于电力调度监控运行的可靠性及改进措施的讨论 发表时间:2017-08-08T11:25:44.590Z 来源:《电力设备》2017年第10期作者:王巍[导读] 摘要:电力行业的发展关系到我国人民的日常生活和国家的经济发展。只有供电系统正常、稳定、高效地进行电力输送(国网天津城西供电公司 300100) 摘要:电力行业的发展关系到我国人民的日常生活和国家的经济发展。只有供电系统正常、稳定、高效地进行电力输送,才能确保人民能够正常生活,工业生产能够正常进行,国家经济能够保持高速发展。本文首先分析了调度监控运行的重要性,然后分析了提升调度监控运行的可靠性的措施:人员素质的提高;进一步完善制度保障体系;电网升级的改造;加强自动化系统建设。 关键词:电力调度;监控运行;可靠性;措施 随着社会化大生产的发展和人们生活水平的提升,社会对电力需求量不断增加,全面满足人们日常工作生活需求,随着电力供应的复杂化,人们更加关注的则是安全用电、稳定用电问题。只有全面做好用电管理,才能保证人们用电安全可靠,电力调度运行管理工作对保证电力正常稳定供应具有举足轻重的作用,只有全面提高整体指挥调度能力,才能保证人们用电安全,维护供电稳定,确保高质量电力供应。 一、调度监控运行的重要性 当下,我国的智能电网建设已经进入了一个相对高度融合的阶段,在一定程度上基本实现了“信息流、电力流和业务流”,在电网运行的实际过程当中,调度监控系统是电网运行的关键部分,对于电网的安全稳定运行具有十分重要的保障作用,特别是在国际竞争日益节烈的环境之下,网络层面已经成为了重要的作战空间,因此给电网调度监控系统的建设提出了越来越高的要求。但是,从整体上来看,我国现阶段所使用的电网在总体上还是一种刚性的系统结构,还没有完全的实现智能化的转变,在系统的自检和自愈、电源的接入和退出等方面仍然不可避免的存在着一些实际问题,使得电网调度的协调能力和信息共享能力有所欠缺,在一定程度上也对调度监控系统的工作带来了挑战,如何提高调度监控运行的可靠性,实现系统建设的完善,已经成为电力工作中亟待解决的重要问题。 二、提升调度监控运行的可靠性的措施 现阶段,我国大部分地区电网调度中心的自动化监控报警系统都设置了报警栏进而设备监视栏,但是却缺少相关的智能报警功能,因此要对调度监控系统的功能进行改进,按照分级和分层的原则对其重新进行定义和设置,主要体现在以下三种情况:1、正常状态下的监控运行。调度工作人员在日常工作中对电网运行进行监控的主要内容包括了系统的频率、主变下网负荷、断路器事故以及分闸变位信号等,所以,在正常运行状态下的线路、母线电压等遥测信号是保证监控的前提,而做好各个厂站涉网功能的调压、投切和查询功能。在我国大部分地区都已经形成了500kV为支撑、220kV环网和110kV为辐射的供电网络,且在生活中所使用的空调等负荷都在加大,因此在对调度监控系统进行建设的时候要坚持超前原则,对于无功功率的监控也应放在重要的位置。2、紧急状态下的监控运行。当电网的电压和相关断面的功率超过了稳定的极限时,电网调度自动化系统应该向工作人员提供语音报警和为相关的决策提供辅助依据,使得工作人员能够在最快的时间内发现电网运行中存在的危险点,并有针对性的采取相应的措施。3、事故状态下的监控运行。当电网调度出现故障的时候,调度监控应在第一时间在屏幕的报警区域内显示出相关的问题信息,对故障的发生时间、厂站名称、继电保护装置的动作信号等内容进行准确的描述;同时还应该自动启动信息记录功能,对报警信息进行有效的记录;在对调度监控系统进行改进的时候,要在画面上变位断路器闪烁的同时,实现音响报警,并且尽可能的使得闪烁延时,并通过按键对其进行确认,从而实现调控一体化。 (一)人员素质的提高 电力的调度监控系统是一个需要各部分子系统和众多工作人员进行协作的整体系统。调度监控系统的每一位工作人员,都要对整个系统具有全面、深刻地了解,这样整个调度监控工作才能够顺利进行下去。电力管理部门需要提高员工的知识水平和综合素质,为电力调度工作提供基础条件。首先,电力管理部门要定期组织对员工的培训,让员工具备对调度监控系统最基本的了解,明白如何对调度监控系统进行操控。还要给员工树立安全意识和责任意识,让员工按照行为规范进行操作,明白调度监控工作的重要性和自己的职责范围,不要越权行事。其次,电力公司可以采购一些专业书籍,提供专门的阅览室供工作人员进行学习和阅读。对于专业书籍的借阅,公司要制定严格的制度,避免发生书籍的损坏和丢失。电力公司还可以定期采取测验,检查工作人员的学习效果,制定一定的激励制度,激发员工的学习积极性。最后,电力公司可以组织员工到先进模范企业当中进行交流学习,让调度监控人员到其他企业当中学习调动监控的工作经验。 (二)进一步完善制度保障体系 进一步完善电力系统调度的相关管理制度,对相关的工作设定必要的规范,使得任何工作的实施都能够有据可依,是提高电力系统防控水平的基础保证;同时,建立健全电力调度的各部门规章制度是保证电网调度稳定运行的前提条件。1要根据调度监控工作的特点,制定出详细的规章规范,保证工作人员会按照要求进行作业,提高工作质量和效率;2要实行问责制度,保证每一位工作人员的责任能够落实到位,避免出现相互推诿责任的现象;3要对相应的奖惩和监督机制进行不断的完善,以此来提高工作人员的工作积极性和热情,从而切实提高调度监控运行的可靠性,保证电力系统的稳定运行。 (三)电网升级的改造 电力系统的调度监控,就是向各个电力输送部门下达电力输送任务、接受用户请求对电力系统进行维修、管辖整个供电区域的经营和服务并且及时将电力系统的运行状况向上级部门进行报告。调度监控工作依赖于电力系统当中的调度监控中心,能够将电力系统的各个环节联系在一起,起到一个中心枢纽的作用。国家电力管理部门已经开始逐步对供电网络进行升级改造,这样能够让调度监控中心对电力系统的控制能力得到加强。比如对调度监控的显示器进行升级,提高调度监控屏幕的分辨率,让电力系统中各个部件的空间位置更加清晰、定位更加精准。还有可以提升调度监控屏幕的输出能力,同时显示多个区域和工作节点的情况,提高了调度监控系统的工作效率。 (四)用合理的规章制度来规避风险 1、要想把电力调度监控的安全风险降到最低,除了设备技术足够先进、调度监控人员的专业素质过硬、工作态度认真负责之外,还需要有一套科学、合理的监督与管理考核机制来促进安全管理制度的真正落实,通过对各种规章制度的建立健全,来明确各岗位的安全责任,让事事都要有章可循,让每个人心中都要形成一种“制度就是高压线”的观念; 2、要加强监督、检查现场作业过程的力度,一旦发现作业过程中存在安全隐患,必须及时进行消除。要让电力调度实际操作人员明确自身职责,严防出现形式主义,要把传统的人为控制逐步变化为制度控制,杜绝只靠技术装备忽略现场管理现象的出现。

电力调度监控的智能化方法初探

电力调度监控的智能化方法初探 发表时间:2018-12-07T10:09:54.873Z 来源:《防护工程》2018年第25期作者:王叫邱昌龙 [导读] 如果不及时采取措施解决这一问题,不但会影响电力系统的正常运行,还阻碍了电网企业的健康发展。因此我们有必要对电力调度监控一体化系统的信息监控进行优化处理,为此本文主要对电力调度监控系统信息告警优化措施进行了具体的分析和探讨。 王叫邱昌龙 国网安徽省铜陵供电公司 244000 摘要:随着电力行业的快速发展,电力调度也逐渐实现了一体化的监控模式,这极大的提高了电网的运行效率。然而随着智能化无人值班变电站数量的增多,告警信息也逐渐增多了,其中大部分都是无效的信息,这就给监控人员的工作带来了巨大的阻碍,严重时还会造成重要信息的泄露。如果不及时采取措施解决这一问题,不但会影响电力系统的正常运行,还阻碍了电网企业的健康发展。因此我们有必要对电力调度监控一体化系统的信息监控进行优化处理,为此本文主要对电力调度监控系统信息告警优化措施进行了具体的分析和探讨。 关键词:电力调度监控系统;信息告警;优化措施 1、电网调度监控一体化系统架构分析 电网调度监控系统结构主要以EMS调度主站系统为核心,通过使用信息技术扩张调度数据网,最终实现将系统终端接入监控中心的目的。一体化系统与粗放型传统运作模式相比,其优点在于可简化操作人员工作流程,对电网维护使用进行统一管理,保障变电与供电调度正常。在我国电网结构发展日益复杂的背景下,对电网工作人员日常工作提出了高效率的要求,具体表现为:在实际调度与监控过程中,需从根源上对用户数量增加状况进行分析,在认识服务规模和基数增大现象的基础上,还需认识电网调度方式、监控职能、管理体系等变量因素增加的意义。因此,保证电网系统各方面全面协调具有重要的实用意义[1]。 2、电力调度监控系统信息告警优化措施探讨 2.1对信息进行分区、分层设定 在“大运行”背景下,对电网建设和调控一体化运作提出了更高的要求。县级、地级电网调度、监控、运维均共同使用一套监控系统,但由于职责分工异同,所接收处理的告警信息性质也各有不同,因此对监控系统信息进行分区处理尤为重要。例如供电公司电网系统可对各下辖责任区所上传的告警信息进行分类,上传至各自的告警窗,上传过程中进行分区管理,不同责任区告警信息禁止上传到其他责任区,若同一变电站设备分属不同责任区,对应的告警信息也要上传到各自所属责任区中,不能混淆[2]。根据我国目前电网运行中的先进经验,可将优化措施总结如下:将告警信息分6层处理,将其分别上传到对应告警窗或直接储存进告警数据库。第1层为事故信息处理层,包括设备故障、电网异常、保护动作信息、跳闸/合闸信息、安全自动装置动作信息。通过监控系统统一合成单个事故分闸信息,上传到事故信息告警窗,以便于对电网运行故障进行集中判断。第2层为开关变位信息处理层,包括开关设备状态改变信息,但排除电抗器、电容器等分合闸信息,将其上传至开关变位告警窗,用于及时了解电网运行状态。第3层为异常信息处理层,包括反映变电站设备异常、电网安全、设备运行报警等信息,上传至异常信息告警窗,对变电站设备运行状态进行监控。第4层为遥测越限信息处理层,包括能反映电网上下限位区间的遥测信息,如电压、电流、油温、负荷值等,将其上传至遥测越限告警窗,实现对电网运行参数的实时监控。第5层为告知信息处理层,包括反映电网设备运行状态的开关信息、闭合/开闸信息、二次保护投退信息等。设备包括电容器、电抗器等开关,将其直接储存进告警数据库,无需传至告警窗,监控人员需要时可直接调出监控画面观看。第6层为系统运行信息处理层,包括对设备进行现场控制的确认信息、运行信息以及运维人员在监控系统中进行维护作业时产生的系统运行信息和用户切换信息,将其直接储存进告警数据库,需要时通过查询历史数据获得。 2.2远程浏览 2.2.1 绘制画面。 人机系统通过本地网关向变电站终端发送画面文件请求信号,与变电站图形网关进行交互,获取请求画面文件。人机系统在接收文件后可通过浏览器对画面文件进行解析,并根据图元文件通过本地网机向变电站终端发送请求。人机系统在接收图元文件后由浏览器完成解析,并将完整的画面图形绘制出来。 2.2.2 刷新数据。人机系统向本地图形网关发送打开画面的请求后获取数据,变电站监控系统立即响应并将结果返回,本地图形网关接收结果后将数据返回至人机系统,由人机系统浏览器对数据进行着色和及时刷新。 2.3 告警信息服务 在信息交互方式的选择上,综合告警利用智能电网调度控制系统消息总线、事件转发以及服务总线等通用交互方式,实现对Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ区各个对应功能与综合智能告警的信息交互。在信息交互的内容上,可针对不同的告警类型对告警交互内容进行封装和抽象,以便于后续扩展,例如设备越限,交互内容包括告警时间、设备信息、越限值、越限类型、告警来源等信息。在告警信息展示方面,以告警类型、工作站节点、用户责任区为依据,对告警信息进行个性化配置,满足用户的不同需求。 2.4干扰信息过滤 将部分抖动信息加延时后上传时序告警窗,若信息在超过延时时间后仍未复归,再将其上传至各自时序告警窗。如弹簧未储能延时60s、控回断线延时10s、测控装置故障或通信故障和时钟对时中断延时30s、母线电压和功率因数延时5s、电流和有功延时5min[3]。此类信息在设定的延时时间内均不上传时序告警窗,但会存入历史告警库,便于以后分析处理。 现场操作或检修工作时,及时在监控后台对有工作的设备或间隔挂设屏蔽标示牌,操作和检修的相关信息不上传时序告警窗,待现场工作结束后再恢复。对不太重要的信息,若设备存在故障且已经上报缺陷但仍然频繁动作发信时,可将该信息单点封锁,不再上传时序告警窗,直接记录在历史告警库,缺陷消除后再解除封锁。 2.5监屏画面优化 为了实时掌控现有的事故异常信息和越限信息,可利用监控系统对各变电站的光字牌动作、遥测、开关分/合闸的变化数统计功能设计导航图,进行导航处理,设置全网光字牌动作列表图、负荷重载(断面稳定)列表图、指标监视图、停役设备列表图、遥测越限列表图、

电网监控与调度自动化作业题及答案

1-1、电网监控与调度自动化系统结构与功能?答:以计算机为核心的电网监控与调度自动化系统的基本结构按其功能可分为四个子系统。(1)信息采集和命令执行子系统。与主站配合可以实现四遥(遥测、遥信、遥控、遥调)功能。 (2)信息传输子系统。有模拟传输系统和数字传输系统,负责信息的传输。(3)信息的收集、处理和控制子系统。将收集分散的实时信息,并进行分析和处理,并将结果显示给调度员或产生输出命令对系统进行控制。对其信息作出决策,再通过硬件操作控制电力系统。 1-2、电网监控与调度自动化系统的管理原则和主要技术手段?答:电力系统调度的目标是实现对变电站运行的综合控制,完成遥测和遥信数据的远传,与控制中心的变电站电气设备的遥控与遥调,实现电力调度系统的自动化。 应用主要技术手段:配电管理系统和能量管理系统。 配电管理系统包括配电自动化(DA,地理信息系统(GIS)配电网络重构,配电信息管理系统(MIS)需方管理(DSM等部分。 能量管理系统主要包括数据采集与监控(SCAD)自动发电控制与经济调度控制(AGC/ED)电力系统状态估计与安全分析(SE/SA)、调度员模拟培训(DTS)。 第二章 2-1、简述交流数据采集技术方案的基本原理。 答:交流数据采集技术方案的基本原理选择交流信号的某一点为采样起始点,在交流一个周期T内均匀分布采集N个点,电压信号经A/D 变换后得到N

个二进制数,通过计算机的处理,可以采集得到所需对象的有效值,初相位等参数。 2-2、简述微机变送器的组成与工作过程。答:微机变送器由交流信号输入回路,采集保持器,A/D 转换器、CPU 和存储器以及工频跟踪和采样时序电路等组成。 输入信号经相应的TA或TV变换成0-5V交流电压信号。输入到多路模拟电子开关,CPU将当前需采集的路号地址送到MPX MPX立即将选定的模拟电压输出刀采样保持器。采样保持器按确定的采样时序信号采集该交流信号,当保持脉冲到达后,其输出信号保持不变。之后,CPU启动A/D转换信号,A/D转换器将采样保持器输出的模拟电压转换成数字量。当转换结束后,非门A/D转换器经与非门向CPU发出转换结束信号,CPU中断当前工作,经并行接口电路读得A/D转换输出数据。CPU重复发出选择下一路采样的地自己信号到MPX—个周期 内重复(1+m N次,CPU获得了一个周期内的每路输入信号的N个采样值。CPU将采集的数据进行处理,并计算出线路上的各种电气量值。 2-3. 简述标度变换的意义与基本原理(求用四位十进制数显示满量 程为140K V电压的标度变换系数K) 答:标度变换的意义:电力系统中各种参数有不同的量纲和数值 范围,如V与kV, A与kA。这些信号经过各种变换器转化为A/D 转换器 能接受的信号范围,经A/D 转换为标幺值形态的数字量, 但无法表明该测量值的大小。为了显示、打印、报警及向调度传 送,必须把这些数字量转换成具有不同量纲的数值,这就是标度变换。 第三章

电力调度自动化系统基础

电力调度自动化系统简介 第一部分 EMS简介 第一章电力调度自动化系统的构成 本章介绍调度自动化系统的构成。通过基本结构形式介绍和基本功能介绍,熟悉调度自动化系统的结构及其设备,掌握电力调度自动化系统的基本功能。 一、电力调度自动化系统的结构 以计算机为核心的电力调度自动化系统的框架结构如图1-1所示。 调度自动化主站系统 图1-1 电力调度自动化系统的框架结构 图1-1中可以看到,调度自动化系统采取的是闭环控制,由于电力系统本身的复杂性,还必须有人(调度人员)的参与,从而构成了完整、复杂、紧密耦合的人一机一环境系统。 (一)子系统构成 电力调度自动化系统按其功能可以分成如下四个子系统: 1、信息采集命令执行子系统 该子系统是指设置茬发电厂和变电站中的子站设备、遥控执行屏等。子站设备可以实现“四遥”功能,包括:采集并传送电

力系统运行的实时参数及事故追忆报告;采集并传送电力系统继电保护的动作信息、断路器的状态信息及事件顺序报告(SOE);接受并执行调度员从主站发送的命令,完成对断路器的分闸或合闸操作;接受并执行调度员或主站计算机发送的遥调命令,调整发电机功率。除了完成上述“四遥”的有关基本功能外,还有一些其他功能,如系统统一对时、当地监控等。2、信息传输子系统 该子系统完成主站和子站设备之间的信息交换及各个调度中心之间的信息交换。信息传输子系统是一个重要的子系统,信号传输质量往往直接影响整个调度自动化系统的质量。 3、信息的收集、处理与控制子系统 该系统由两部分组成,即发电厂和变电站内的监控系统,收集分散的面向对象的RTU(RemoteTerminal Unit)的信息,完成管辖范围内的控制,同时将经过处理的信息发往调度中心,或接受控制命令并下发RTU执行。调度中心收集分散在各个发电厂和变电站的实时信息,对这些信息进行分析和处理,结果显示给调度员或产生输出命令对对象进行控制。 4.人机联系子系统 从电力系统收集到的信息,经过计算机加工处理后,通过各种显示装置反馈给运行人员。运行人员根据这些信息,作出各类决策后,再通过键盘、鼠标等操作手段,对电力系统进行控制。(二)电力调度自动化主站SCADA/EMS系统的子系统划分

电力系统调度自动化复习提纲及答案分解

常见缩写全拼及翻译(15分) EMS :电力系统监视和控制 :能量管理系统 :馈线自动化测控终端 :自动发电控制 :负荷频率控制 : 分区控制误差( ) :网络分析软件 :电子式互感器 :广域动态信息监测分析保护控制系统: 短期负荷预测 :配电管理系统 :配电变压器监测终端 :经济调度控制 :调度员模拟培训系统 :电力系统潮流计算 : 电力系统电压和无功频率自动控制:最优潮流 填空题(25) 简答(30)

综合分析(35) 第一章 1、什么是电力系统;电网; 电力系统:组成电力工业的发电及其动力系统、输电、变电、配电、用电设备,也包括 调相调压、限制短路电流、加强稳定等的辅助设施,以及继电保护、计量、调度 通信、远动和自动调控设备等所谓二次系统的种种设备的总和统称为电力系统, 它是按规定的技术和经济要求组成的,并将一次能源转换成电能输送和分配到用 户的一个统一系统。 电网:电力系统中的发电、输电、变电、配电等一次系统及相关继电保护、计量和自动化等二次网络统称为电力网络。 2、 1准则 判定电力系统安全性的一种准则,又称单一故障安全准则。按照这一准则,电力系统的N个元件中的任一独立元件(发电机、输电线路、变压器等)发生故障而被切除后,应不造成因其他线路过负荷跳闸而导致用户停电;不破坏系统的稳定性,不出现电压崩溃等事故。当这一准则不能满足时,则要考虑采用增加发电机

或输电线路等措施。 3、电力系统三道防线 第一道防线(第一级安全稳定标准保持稳定运行和电网的正常供电):由继电保护装置快速切除故障元件,最直接最有效地保证电力系统暂态稳定; 第二道防线(第二级安全稳定标准保持稳定运行,但允许损失部分负荷):采用稳定控制装置及切机、切负荷等措施,确保在发生大扰动情况下电力系统的稳定性; 第三道防线(第三级安全稳定标准,当系统不能保持稳定运行时,必须防止系统崩溃并尽量减少负荷损失):当电力系统遇到多重严重故障而稳定破坏时,依靠失步解列装置将失步的电网解列,并由频率及电压紧急控制装置保持解列后两部分电网功率的平衡,防止事故扩大、防止大面积停电。 4、电力系统的状态及各个状态的判断标准

电力调度自动化系统运行管理规程

电力调度自动化系统运行管理规程 1范围 本标准规定了电力调度自动化系统的组成及其设备的运行管理、检验管理、技术管理,规定了各级电力调度自动化系统运行管理和维护部门的职责分工以及数据传输通道的管理等。本标准适用于电力系统各调度、运行、维护、设计、制造、建设单位及发电企业。 2规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单.(不包括刊物的内容)或修订版均不适用于本标准,然而,鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用予本标准。 DL 408电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分) DL/T 410电工测量变送器运行管理规程 DL/T 630交流采样远动终端技术条件 DL/T5003 电力系统调度自动化设计技术规程 国家电力监管委员会令(第4号)电力生产事故调查暂行规定 图家电力监管委员会令(第5号)电力二次系统安全舫护规定 3总则 3.1电力调度自动化系统(以下简称自动化系统)是电力系统的重要组成部分,是确保电力系统安全、优质、经济运行和电力市场运营的基础设施,是提高电力系统运行水平的重要技术手段。为加强和规范自动化系统管理,保证系统安全、稳定、可靠运行,制定本规程。3.2自动化系统由主站系统、子站设备和数据传输通道构成。 3.3主站的主要系统包括; a)数据采集与监控(SCADA)系统,能量管理系统.(EMS)的主站系统,调度员培训仿真(DTS)系统; b)电力调度数据网络主站系统: c)电能量计量系统主站系统 d)电力市场运营系统主站系统: e)水调自动化系统主站系统(含卫星云图) f)电力系统实时动态稳定监测系统主站系统 g)调度生产管理系统(DMIS); h)配电管理系统(DMS)主站系统; i)电力二次系统安全防护系统主站系统: j)主站系统相关辅助系统(调度模拟屏、大屏幕设备,GPS卫星时钟.电网频率采集装置、运行值班报警系统、远动通道检测和配线柜、专用的UPS电源及配电柜等)。 3.4子站的主要设备包括; a)远动终端设备(RIU)的主机、远动通信工作站; b)配电网自动化系统远方终端; c)与远动信息采集有关的变送器、交流采样测控单元(包括站控层及间隔层设备)、功率总加器及相应的二次测量回路; d)接入电能量计量系统的关口计量表计及专用计量屏(柜)、电能量远方终端; e)电力调度数据网络接入设备和二次系统安全防护设备(包括路由器、数据接口转换器、交换机或集线器、安全防护装置等); f)相量测量装置(PMU); g)发电侧报价终端;

电力调度监控运行的可靠性及改进对策分析

电力调度监控运行的可靠性及改进对策分析 摘要:随着社会的发展,用电量也在不断增加,电网规模随着扩大,电网组织 也变得越来越复杂。为了保证电网的安全运行,必须开展保证电力调度质量的相 关工作。本文主要对电力调度监控运行可靠性进行分析,并介绍了改进对策,希 望可以为维持我国电网的稳定发展贡献一点力量。 关键词:电力调度;监控运行;可靠性;改进对策 引言 在社会经济建设水平稳步提升的背景下,各个行业与领域乃至社会大众日常生活中对于 电能的需求量明显提升。为了保证电力系统的安全、稳定运行,就必须积极探索对电网乃至 相关设备状态进行合理监控的方式与方法。由于电力系统自身的技术要求较高,因此电力调 度及其监控管理工作的开展存在较大难度。目前电力调度监控运行中仍然存在一定的问题, 只有应对上述问题加以改进,才能够确保电力调度监控的安全、可靠运行,进而保障电力系 统运行的安全性与稳定性。 1电力调度监控运行的重要性 在电力系统的运行过程中,电力调度监控发挥着十分重要的作用,而且对于电力系统运 行的可靠性有着至关重要的影响。可以说,电力系统调度监控在实质上就是对电力系统中的 各项工作所实施的一种调整与管理手段,进而使整个电力系统流程在配合上更加的科学且合理,使电力系统在运行过程中更加的顺畅。尤其是电力调度监控系统的应用,能够对电力系 统的实际运行状况进行实时掌控,一旦电力系统出现任何故障问题,那么电力调度监控系统 就能够在第一时间发出报警信息,并根据电力设备所反应出来的实际情况加以分析,更好的 引导电力工作人员制定针对性地解决措施,由此也可以看出电力调度监控运行对提升电力系 统的稳定性、协调性、统一性有着至关重要的作用。尤其是现如今的电力系统距离实现智能 化管理仍存在一定的距离,因此,在今后的工作过程中仍需不断地提升电力调度监控运行可 靠性,做好电力调度监控管理工作的优化与改进。 2电力调度监控运行现存问题 结合实践工作经验,在电力调度监控系统告警窗口出现“控制回路断线”信号时,电力调 度监控人员必须根据实时采集的参数信息对状态进行初步判断,现场情况汇总整理后及时上 报至电力调度值班室,由值班人员通知运维人员到现场进行检查,尽快处理事故。在此项工 作过程中,电力调度监控人员必须对“控制回路”有充分的了解,根据“控制回路断线”信号及 时判断继电器故障、触电接触不良、分合闸线圈烧坏等故障问题,如果对故障判断不准确或 处理不及时,都可能导致断路器出现失灵或误动,进而对电力系统的可靠运行产生不良影响。此外,在针对变电站运行状态及工况进行监控管理的过程中,如果开关位置指示灯无法正常 亮起,则提示该位置开关装置的跳闸、合闸动作无法得到及时反映,系统故障判断时容易出 现失误,并给电力调度监控人员后续工作的开展与信息处理产生不良影响。 3保证电力调度监控可靠性的措施 3.1对电网进行升级改造 在保障电力系统安全运行的过程中,电力调度监控发挥着关键作用,其能够在各电力系 统之间建立联系,对输变电设备进行停电、送电操作,还能对电网及各电力设备故障进行及 时的处理,从而保障电网的安全运行,提升其运行的稳定性和经济性。因此,需要对电网进 行升级改造,促使电力调度监控工作顺利的进行。例如,对检修电力设备进行智能化的升级 改造,使其能够更加高效的诊断并处理电网系统中发生的各类故障。一旦电网中出现异常现象,就能第一时间向值班人员发出警报信息,值班人员则能及时的通知维修人员对故障进行 处理。同时,要对电力监控系统进行升级改造,实现远程控制,使其能够随时将视频调取出来。在电力监控系统的作用下,能使相关人员随时掌握设备的运行状态,并协助管理人员解 决电网中的问题,从而提高电网调度监控运行的效率。 3.2积极完善保障制度 针对电力调度监控系统来说,为有效提高其可靠性,需要对保证制度体系积极完善。奖

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