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广义的电网调度包括电网调度运行、设备监控、调度计划、运行方式、继电保护、自动化等各专业管理职责，狭义的电网调度包括电网运行监视、调度倒闸操作、电压调整与无功控制、异常及事故处理等工作。随着智能电网建设的推进和“三集五大”管理体制的变革，电网调度又面临新的机遇和挑战，需要积极探索，勇于创新，积极适应坚强智能电网和“三集五大”体系建设的需求，保障电网的安全稳定运行。作者认为，在合理的电网网架结构下，加强电网调度各专业的管理，提高人员素质，是保证电网安全运行的关键。
1 影响电网安全运行的因素
电网安全运行的影响因素很多，根据目前组成电网的基础设施以及典型电网事故，近年来电网事故呈现如下特点：（1）自然灾害频繁发生。地震、冰雪、泥石流、森林火灾等自然灾害频发，且具有影响程度大，影响范围广，发生时间不确定等特点。（2）电网一次设备故障十分突出。因一次设备在设计、制造、安装、运行维护过程中产生的缺陷导致一次设备故障，尤其是母线、主变的故障，并且电压等级越高，对电网产生的影响越大。（3）二次系统故障居高不下。继电保护、通信及自动化等二次系统的故障产生的影响在某些情况下甚至远远超过一次设备故障，极端情况下将造成事故范围扩大或直接导致整个电力系统出现瘫痪。因此，二次系统的安全也受到越来越多的关注。（4）人为事故屡禁不止。由于电网运行操作人员的麻痹大意，电网操作中由于人为原因发生的事故屡有发生，性质恶劣，给电网企业带来极大损失。（5）外力破坏时有发生。由于异物挂线、大型机械违章碰线以及偷盗、破坏电力设施等引发的电网故障日益频繁，外力破坏已严重威胁电网运行。
2 加强电网调度管理的措施
2.1 停电计划刚性管理
（1）结合季节性特点和设备运行、业扩报装情况，合理安排年、月、周停电计划并严格执行，坚决杜绝计划外停电。（2）日计划人员受理工作申请票时，必须严格把关，审核工作中如有疑问时务必向相关人员询问清楚，工作申请票所列任务、安全措施不完整或不合格时必须予以退回，修改正确后重新受理。
2.2 二次专业统一管理
“大运行”体系下，继电保护专业、自动化专业整合为二次专业，一方面适应了电网发展的必然要求，另一方面提高了二次设备缺陷故障处理的及时性和准确性，提高了二次设备缺陷处理速度。做好二次专业管理，使二次设备处于良好的运行状态，才能确保电网的安全稳定运行。
（1）强化二次专业规范化、标准化建设，做好入网设备验收、现场投运把关、装置软件版本管理等各项工作，注重系统性和可操作性，规范安全管理，确保二次设备的可靠运行。（2）定期开展二次设备运行分析，全面掌握设备的运行状况，从而确定治理重点，制定改造更新计划。针对电网中发现的二次设备异常、缺陷以及隐患实现闭环管理，并在此基础上制定防范措施，避免了类似情况重复发生。（3）加强二次专业技术监督工作。按照依法监督、分级管理、专业归口的原则，在电网规划、设计审查、设备选型、制造安装、工程调试、运行维护、技术改造等阶段实施二次专业技术监督；对技术监督工作中发现的问题尤其是重点问题和带有普遍性问题要及时分析总结，及时解决。
2.3 调控一体化管理
“大运行”体系建设实现“调控一体化”工作模式，电网调度运行与设备监控业务高度融合，信息得以共享，业务流程进一步缩短，但调控人员肩负的电网安全稳定运行的职责不变，调控人员的任何不规范行为，都可能造成电网事故的发生。因此，调控人员必须提高责任意识并严格执行电网调控运行各项规程制度，坚决杜绝习惯性违章。具体为：（1）保证调控运行值班的质量，按照调控人员具体情况合理安排值班力量，在同一班内明确分工，各岗位及各班调控人员除做好本职工作以外，还应及时沟通，完善监护工作。按照交接班制进行班前班后沟通，要避免口头交底方式，以杜绝由于口头交底不全或不清带来的安全隐患。（2）严格执行调控管理规程，严格执行工作票和操作票制度，杜绝调度“三误”的发生。应做到调度命令“三坚持”；坚持调度命令的预发制、坚持调度术语的规范化、坚持调度命令复诵制，坚决杜绝违章操作现象。
2.4 运行方式超前谋划
（1）运行方式计算工作应准确高效。参与计算人员要明确任务分工，密切协作配合，充分利用信息化支撑手段，保证计算工作有序开展，确保最终计算分析结果全面准确。（2）方式建议落实实施全过程管控。在电网运行方式分析过程中，针对电网存在的关键问题提出合理改进建议，并采用月度跟踪的方式督促各专业方式建议的落实进度，实现运行方式建议的全过程管控。（3）针对电网网架变化、极端运行方式等不利运行条件下对电网运行产生的影响进行全面分析，协助调控人员进行事故预想和反事故演习，制定有效防范措施。
3 以人为本，鼓励与教育相结合的调控文化
3.1 建立完善的绩效考核制度
为了保证各项管理制度的可靠执行，同时充分调动员工积极性，必须建立绩效考核制度，把工作完成质量及效率与个人、班组的经济利益直接挂钩，在此基础上还可采取以下两项辅助措施：（1）签定年度安全目标责任书，逐级落实部门、班组、个人岗位职责，按要求开展各项安全工作，细化班组与个人之间签定的具体条款，明确班组成员的安全生产责任与考核要求，做到责任清晰，奖罚分明。（2）将安全管理工作分解到调度各专业，并在专业绩效考核中设定相应指标，根据指标完成情况进行奖惩，提高调度人员的安全责任意识和整体安全管理水平。
3.2 加强技术培训，提高人员素质
调度管理人员应更新观念，做到思想开阔、能管善管，高度重视调度安全管理工作。在员工队伍建设上下功夫，调度部门培训工作应突出专业技能训练和岗位练兵，培养工作务实、技能过硬的专业人才，各专业人员必须在工作和各类培训中不断学习新技术、新知识，逐步提高自身业务技能，不断适应电网新形势的要求。
参考文献
[1]张学恒.谈加强电力调度运行管理[J].电力科技，2012，5（中）：98-98.
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一、电力调控运行系统面临的主要问题
（一）工作人员专业能力有待提高
从我国电力企业当前发展情况得知，电力企业急于组建电力调控运行系统并立刻进行生产使用，由于整个过程比较匆忙，没有做足准备工作，操作人员对电力调控运行系统还缺乏一定的了解，没有排除系统的安全隐患就进行工作，在实际工作中会出现大量失误，无法保证电力调控运行系统的正常运行和安全保障，因此电力调控运行系统的作用并没有完全释放出来。所以，为了保证电力调控运行系统的正常运行和持续发展，必须采取相关措施提高整个系统的安全性和稳定性，这就要求操作人员能够熟练掌握电力调控运行系统的相关知识，同时需要在实践工作中总结经验与教训，将系统的理论知识与实际工作相结合，使电力调控运行系统的工作效率有所提升，进而保证了系统的安全性和稳定性。
（二）完整的管理体系有待落实
电力调控运行系统的运作模式较为新颖，系统的运作能力是十分优秀的，但是由于我国电力系统的更新速度较慢，其中的具体措施还有待完善，尤其缺乏电力系统在实际工作中管理问题和运作情况的有关经验，致使操作人员遇到问题时无章可循，这样的管理系统是不充分、不健全的。此外，管理体系对电力调控运行系统的正常运作也起到了十分重要的作用，如果没有一个完整的管理体系，不仅无法保证系统的工作效率，其安全性和稳定性也会逐渐降低。因此，有关人员必须尽快落实管理体系，制定完善、健全的管理制度，为电力调控运行系统的正常运作扫清障碍。
（三）电力调控运行系统管理工作需要重视
从电力调控运行系统的管理方面来讲，仅有管理体系还是不够的，工作人员必须要重视实际工作中的管理工作。电力调控运行系统应该是构成应用系统的一部分，与其它功能相比，其用于实际工作中的效果比较明显，所以我们通常可以看到这样一种情况，工作人员对电力调控运行系统的操作水平高、应用能力强，但是过于重视系统的应用导致相应的管理工作缺乏具体实施。另一方面，电力调控运行系统缺少专业管理机构，配置的人员往往也是少之又少，这些管理人员的专业水平通常不高，缺乏一定的培和学习，当电力调控运行系统出现安全故障时，管理人员将责任推给生产商，认为是生产环节埋下的安全隐患，对自己存在的问题闭口不谈，这种现状导致电力调控运行系统的问题无法根除，其安全性和稳定性便无从保障。
二、优化电力调控运行系统的主要措施
（一）优化电力调控运行系统的设计目标
在电力调控运行系统中，系统设计的针对性比较单一，经常将个别问题进行改动，在实际运作时不断的磨炼与深化，进而将问题彻底解决，但是这种措施的效率较低，缺少可以在宏观角度进行完善的系统。从未来的发展来看，电力调控运行系统的安全性和稳定性是维持正常工作的重要因素，所以相关的软件也需要有所研发。设计电力调控运行系统时需要注意，需要将系统的监测设备以及主线接线图在工作中的具体情况放大。另外，还可以将电力调控运行系统在运作时的具体信息以数据资料的方式展现出来，把采集到的数据资料汇总后进行保存，将数据替换为图形，通常是作出曲线图形方便查看。
（二）优化电力调控运行系统的相关准则
首先，电力调控运行系统的开放性是系统优化后的体现之一。众所周知，电力调控运行系统能够长时期运行，长此以往，系统内部会逐渐出现老化甚至报废的现象，而电力调控运行系统的开放能力能够避免该问题的发生。电力调控运行系统在实际工作时，能够将资源及时传递至其它电力系统，不仅达到了资源共享的目的，也创造了一个兼容环境，实现了资料共存的可能。电力调控运行系统的开放功能加强了各电力系统之间的关系，是电力系统得以安全工作的重要保证。
其次，电力调控运行系统的实用能力。优化电力调控运行系统以成本不变和设备不受干扰为主要前提，电力调控运行系统的优化程度也要根据电力行业目前发展的情况做出改变。在信息化社会的影响下，网络技术也成为了电力调控运行系统优化的手段之一，许多企业使用计算机进行优化，减少了许多不必要的资源消费和成本消耗。
（三）优化电力监测运行系统的具体方式
电力监测运行系统可以随时随地对电网进行监测，采集电网的信息资料，所以对电力监测运行系统进行优化是十分必要的，它不仅能够实现供电企业自动化，从人工看守转变为无人看守，还可以保障电网的安全，提高电网的运作效率。目前，电力监测运行系统以PLC、调控仪盘、资料收集设备以及信号设备构成。电力监测运行系统可以加强警报的功能，企业相关部门以信号类别做出相应措施，为电力系统的正常运作提供了安全保障。
结束语：
随着社会的进步，电力调控运行系统也更加难以掌握，为了提高电力调控运行系统的工作效率，需要重视电力调控运行系统的管理体系，采取有效、合理的方案解决实际工作中的具体问题，发挥其调度、监测的功能。管理人员还需要强化自身的管理意识和管理水平，提高电力调控运行系统的安全性和稳定性，为我国电力事业的发展打下坚实的基础。
参考文献：
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一、电力调度调控一体化的分析
调控一体化项目主要是将变电监测项目和电力调度项目融合在一起，确保形成统一的运行结构，并且在运维过程中，能建构有效的电力管理体系，从实际管理需求出发，确保管理模型和管理诉求之间的贴合度，也能保证变电监控结构发挥自身最有效的优势。利用电力调度调控一体化运行模式，能解决传统管控力体系中效率较低的问题，在节约人力物力的基础上，保证工作效率和工作质量有效升级，并且能进一步掌握电网运作的安全程度。
另外，电网调度调控一体化项目能Φ缤运作模式进行深度改革，保证各个单位之间能形成有效的配合模式，取代传统单一化的运维系统，在提升资源配置能力的同时，一定程度上保证电网运作的稳定性和安全性[1]。
二、电力调度调控一体化发展现状分析
（一）电力调度调控一体化人员管理模式不合理
目前，我国电力调度调控一体化项目发展进程中，还存在很多的问题，工作人员安全意识欠缺以及工作任务分配不合理等都较为突出，加之电力运作过程中的质量不能得到有效维护，也是由于内部管理模式不合理造成的。不仅会影响到工作的实际效率，也会浪费大量的人力物力，最终限制了电力调度调控一体化项目的有序发展。
（二）电力调度调控一体化运行模式较为盲目
在运行相关运维操作模式的过程中，只有结合实际需求才能发挥其实际价值，但是，多数企业并没有意识到运行模式的重要性，在电力管理方式中，电力调控工作整体技术水平并不高，特别是电力运行系统中的网线突发状况，若是不能建立有效的管控机制，就会导致电力调度调控项目运维框架失去效力。
（三）电力调度调控一体化运行模式比较陈旧
多数企业在建构电力调度调控一体化的过程中，缺乏对运行模式创新结构的认知和重视，在电网设备管控过程中，设备涉及领域非常广泛，整体样式也较为复杂，加之企业并没有对工作人员和相关资源进行系统化的分析和处理，就会导致模式在运行过程中缺乏有效的交流和配合，汇报数据也会存在问题。
三、优化电力调度调控一体化发展的策略分析
（一）建构且还是有效的建设目标
要想从根本上提高电力调度调控一体化的运行效果，要从项目建设目标出发，集中优化电力调度调控一体化体系的功能结构，确保多种功用能贴合实际需求，并且保证项目的高效运行，一定程度上满足运行维度的有效性，也为项目运行环节进行系统化处理。也就是说，电力企业在电力调度调控一体化项目处理和层级结构处理过程中，要针对电力调度调控一体化运行维度的开放性进行系统化处理。尊重其开放性和可靠性特征，保证目标结构和实际情况相符，并且积极调整高压电网的构造模式和运行效果，进一步建设更加有效的系统化操作维度，确保实施过程中，能保证工作体系和业务流程结构符合企业运行电力调度调控一体化的实际需求[2]。
（二）建构有效的建设方案
在建构相关建设方案的过程中，要结合实际情况确保相关参数项目贴合实际需求。其一，在设定建筑方案的过程中，要对基础设备进行集中部署，并且确保软件和硬件之间配备结构的完整度，也能为电力调度调控一体化的有效运作提供基本的运维平台，将均分负荷与数据处理模块合理化的结合在一起，从而提升整体系统的运行完整度，也保证能在低负载情况下，确保配套设施发挥实际效果。并且要依靠不同的模块和运行机制，对程序化操作流程以及远程系统维护流程进行综合处理。其二，在通讯体系建立过程中，技术人员要结合实际需求，建构更加有效的系统化操作模型，确保对电站端能得到有效改良，从而发挥电力调度调控一体化应有的价值，建立有效的通讯渠道，确保单条电缆以及单独通讯设备能实现优化升级，从而对双光缆结构的数据收集机制进行综合改良。其三，在四遥信息处理的过程中，要对电站结构、主变体系以及智能运维系统等进行集中标号，并对遥测信号和序号进行集中处理，确保体系的完整度和规范性。
结束语：
总而言之，在对电力调度调控一体化项目进行综合分析的过程中，要结合实际应用技术，提升管控效果和管理实效性的同时，确保管理人员能对相关信息结构和运维操作系统有全面认知，也为我国电力事业的可持续发展奠定坚实基础。
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1电力系统中调控一体化技术基本科学内涵
较新兴的调控一体化技术来说，传统的电力系统管理模式存在某些缺陷。传统的电力系统监控由调度监控班完成，电网的调度工作由调度班来完成，运维管理由运维班来完成。这样，造成工作量非常大，浪费人力的现象，且还存在分工不均匀、不明确等问题，导致部分工作环节不能实现完美的衔接。调控一体化实质上是由调控班进行设备监控、调度指挥工作，最终实现一体化，进而实现对电力系统监控、调度以及运维的管理。调控一体化技术的运用不仅明确、细化了电力系统的分工，而且实现了各个部分之间能够相互良好的配合和衔接，从而减轻工作人员的工作强度，节约了人力资源，提高了工作效率。因此，电力系统中应用调控一体化，不仅会有效的提高资源的利用率，节约了成本。最终也可保证电力系统安全有效的运行。
2调控一体化系统顶层规划设计
电网系统本身是一个非常复杂而庞大的系统，调控一体化技术在电网系统中起着非常大的作用。为保证整个电网有效的运营，对调控一体化技术进行顶层规划设计必不可少。对调控一体化技术进行顶层规划设计应首先对实现什么的功能，怎样实现功能，包含哪几个流程、需要哪些硬件设备及软件设施等关键环节问题进行重要技术进行回答。形成完整的调控一体化系统的运营体系，进而保证电网调控一体化技术安全有效的落地。调度控制中心、运行维护操作是电力调控一体化系统中不可缺少的两个部分。在进行顶层规划设计中，调控一体化系统的总体方案关键之一是要保证这两个部分安全有效的实施，离不开搭建硬件平台和配置相应软件系统。调度硬件平台的建设是指利用硬件平台接收传输信息、数据，对运行维护操作下达调度指令。因此，硬件配置必须备有SCADA服务器、历史服务器、网络服务器、PSA服务器、前置服务器等设备，形成收集数据、分析数据、整合数据及调整传输数据一体化功能。硬件设备的配置对整个调控一体化后期运营有着密切的关系，是调控一体化的基础，只有保证硬件设备性能良好的情况下，才会使电能系统运营稳定，进而实现资源共享、数据采集整合及其他功能。最后不仅可以成为搭建软件系统的良好基础，还保证了调控一体化稳定高效的运营。除此硬件配置外，调控一体化也离不开软件系统。软件系统是调控一体系统的支撑。要想实现数据分析，报表服务，软件构架必须具备以下设备才能满足以下功能。主要由图模库、图形服务、数据服务、报警服务、曲线服务、报表服务等组成。硬件是承载软件的基础，软件则是作为实现调控一体化功能的支撑。在总体规划设计中，软件调控一体化系统应当是重中之重，要保证电能系统调控一体化，软件系统必须具备智能化、开放化以及灵活化的特征才可实现电能系统智能化。
3调控一体化在电力系统自动化的实际应用
综上所述，可知调控一体化通过数据库信息采集及交流层、建模层几个层级实现了整个电力系统智能化。下面将对各个层级中调控一体化技术的运用进行具体论述。3.1建模层中调控一体化技术的运用智慧城市的发展对电力行业提出了新的要求，传统的电力系统已不能满足时代的需要。对电力系统中设备及相应技术进行更新换代势在必行。传统的设备层设备落后，功能机械，不能胜任系统业务需求。因此，对设备层实行调控一体化必不可少。建立设备层调控一体化模型，要对当前设备水平进行深入分析，对电力系统设备进行模拟控制，降低可能会发生的环节及风险，以免实施过程中，系统运行不稳定。了解其具体情况后，才可设计出与之相匹配的建模技术，实现设备层、站控层和间隔层智能一体化联动响应。这一过程中，最为关键的是控制关联测量点和装置信号点，只有这两者实行一体化联动响应，二次开发模型的功能才可得到充分发挥。3.2调控一体化技术在电力系统中采集和分流数据信息的应用调控一体化技术除了在建模中有所运用，提高了设备层工作的效率，还可在电力数据信息中进行运用。传统的电力数据信息通常依靠电力工作人员进行处理，其工作复杂繁琐。调控一体化技术通过对站点端数据进行自动收集，并作出相应的响应，进而保证这一环节的正常运营。因此，调控一体化技术在电力系统中数据信息进行采集和分流的主要应用是对电力数据进行收集，并进行整合、分析，最后作出综合判断，实现电力系统智能化决策。3.3调控一体化技术在电力系统中人机展示层的应用调控一体化技术的运用不仅涉及电力系统的各个方面，同时在电力系统中关键技术环节人机展示层也有所应用。传统的电力系统需要对电力信息显示、分层及管理进行操控。然而随着现代化对工作效率要求的提升，传统的人机信息展示技术已不能满足时代需求。对人机展示层进行提升，并引入调控一体化技术，使电力系统传统管理模式提高到了新的水平，开拓了电力系统发展新领域。人机展示层中需对监控和调度工作进行整合，将整个工作融为一个系统，继而进行处理才可保证系统内部各个信息分流到位，保证各个功能按其职责顺利的运行。除此以外，还需对电力系统中数据进行分层处理。主要包括：系统处理工作、系统内容备份工作等分类工作，以保证整个电网的安全、稳定的运营，在每一个环节，每一个步骤不出现纰漏。
4实施调控一体化后对电力系统的影响
4.1缩短事故处理时间电力系统中运用调控一体化技术后，使原本复杂繁琐的电力工作流程得以简化，大大提高了工作效率。如电网发生故障时，监控站会第一时间发出警报，调度员可在第一时间对电网进行复查，快速对电网当前情况进行了解，并通过数据分析，判断出是哪个环节发生了问题，进而在最短时间内做出最有利于电力系统恢复正常运营的决策。除此以外，调控一体化的运用还在设备抢修，用户断电抢修等环节起到重要作用。总体而言，调控一体化技术提高了电力系统事故应对能力，缩短了事故处理时间。 4.2提高工作效率结合调控一体化技术分析，不难得知调控一体化技术对电力工作效率进行了大力提升。从技术层面上来讲，调控中心对工作流程进行了调整，使业务流程更精准，管理模式更集中。从人员配置上，调控一体化使人员分工更明确，资源分配更加合理，提高了人员工作效率。最后调控一体化技术对电力核心数据资源进行优化调整，通过科学设计为电网数据安全提供更有有利的保障。4.3提高电网安全性调控一体化技术的运用对电力系统安全性能的提升包括三个方面。①对事故处理的应变能力得到提升。其主要表现在对电力系统的运行状况，各项设置参数了解更深，因此，发生异常情况时，监控中心可在第一时间获取故障信息；②对电力数据核心资源进行监控后，其安全性能得到提升，发生数据泄露的可能性大大降低；③调控一体化技术的运用完善了电力系统工作人员的工作技能，使电力工作人员操作水平提高，从而保证了电力系统的正常运营。
5结束语
智能电网的大力推进使调控一体化技术在电力系统中运用非常广泛，解决了传统电力系统中存在的各种故障，进而提高了电力系统的安全性、稳定性，为推进我国电网智能化工作作出了突出贡献。在未来的电力行业发展的道路上，电力行业人员应针对调控一体化技术当前运用所存在的问题，进行深入分析，争取让我国电力行业发展更进一步。
参考文献：
[1]李红蕾,戚伟,陈昌伟.智能电网模式下的配网调控一体化研究[J].陕西电力,2010,(5):90-93.
[2]韦平.全方位管理提高变电站安全运行水平[J].中国电力教育,2010,(33):254-255.
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0 引言
电网调控一体化运行管理的实施是满足当代电网智能化发展的必然要求，对于推动我国电网的智能运行、提高工作业务效率、促进电网企业的发展等有着重要的意义[1]。但是在电网调控一体化运行管理模式的实施过程中，电网企业也必须要注意到几方面问题，以确保电网调控一体化运行管理能够发挥其作用和优势。以下本文就电网调控一体化运行管理模式相关内容进行了简要的探讨。
1 电网调控一体化运行管理模式的作用
电网调控一体化运行管理模式的应用对于推动电网运行和发展有着重要的作用和意义：首先，电网调控一体化运行管理模式的应用能够有效提高工作效率。所谓电网调控一体化运行管理模式指的是由调度部门直接对电网进行监控和管理的运行管理模式，其能够将电网监控和设备的调度结合在一起，既能够优化业务流程，又能够方便调度部门及时掌握电气设备在运行过程中出现的各种问题，有助于提高调度部门在设备调度和电网监控工作方面的效率；其次，电网调控一体化运行管理模式能够帮助提升工作人员的专业素质和工作能力。电网调控一体化运行管理模式的应用要求调度人员不仅能够掌握专业的设备调度知识和技能，还要具备较强的电网监控能力以及对电力运行过程中各种问题的发现和解决的能力[2]。因此，采用电网调控一体化运行管理可以有效提高调度人员的专业素质，促进工作人员的自我发展；最后，电网调控一体化运行管理模式的应用有助于提高电网运行装备的保障水平。从电网运行设备的保障方面来看，电网调控一体化运行管理不仅能够加强电网的监控能力，也有助于提升电网运行技术和电网设备保障水平。
2 电网调控一体化运行管理模式的实施要求
电网调控一体化运行管理模式的实际应用要求注意以下三个方面的问题：第一，要求能够加强对人力资源的重视，实现人力资源的高效利用，实现电力企业的可持续发展。随着时代的不断发展，人力资源逐渐成为了企业发展中的重要资源，要求各企业能够加强对人力资源的重视。对于电力企业而言，人力资源显得尤其重要，但是目前我国电力企业在电网调控一体化运行管理模式的应用过程中却忽略了对人力资源的管理，因此容易限制电网调控一体化运行管理的质量和效率。因此，要求电力企业能够重视人力资源的重要作用，切实提高管理的质量和效率[3]；第二，要求能够加强信息建设，满足技术平台的应用需求；第三，要求能够满足电网负荷的变化和数据计算适应能源的接入。对于不同的地区而言，电网设置可能需要不同的能源，如风能、水能等，但是如果能源不够稳定，那么电网运行的安全性和稳定性就会受到一定的影响，因此要实现电网调控一体化运行管理必须要求能够满足电网设置相关数据的计算功能需求。
3 电网调控一体化运行管理模式的具体实施
3.1 技术实施
从技术角度上来看，要实现电网调控一体化运行管理模式的具体实施和应用要求能够做到以下几个要点：第一，要保持一定的开放性。电网调控一体化运行管理模式的应用要求企业能够选择国家规定的、符合标准的电网调控一体化相关设备和产品。其中，技术支持系统必须要求能够满足电网系统升级的需求，因此必须要具备较强的可扩展性。此外，电网运行环境和体系结构也必须是开放性的，必须满足不同功能设备相互之间的联系和集成[4]；第二，要保证电网调控一体化技术的安全性和可靠性。电网调控一体化技术在电网运行中发挥着重要的作用，能够实现工作效率和质量的提高，但是这些均必须要以保证电网调控一体化技术的安全性为基本前提，这样才有助于切实保障系统中的重要数据和信息，做好信息安全工作。因此要求工作人员在进行信息平台建设和调度系统调整时能够做好信息安全保护工作，并设置安全防火墙，防止信息系统被非法入侵；第三，保障设备的可维护性。电网调控一体化技术及其运行管理模式的实施要求保证系统的软件系统、硬件系统能够实现后期升级和维护；第四，运行多态化。保障系统运行的多种状态，如规划态、调试态、历史态以及实时态等。
3.2 方案实施
电网调控一体化运行管理的应用要求能够制定完善的实施方案，然后进行方案实施。电网调控一体化运行管理模式方案的设计较为复杂，因其设计的单位部门以及工作活动较多，具体实施中也有可能出现多种运行风险，因此电网调控一体化运行管理方案的实施要求能顾做好方案实施工作则要求工作人员能够从整体和局部细节角度出发，切实做好各方面协调和配合工作[5]。具体来说，电网调控一体化管理方案实施需要分为三个阶段：首先，过渡阶段。过渡阶段企业必须构建完善的技术支持体系，以支持电网调控一体化管理模式的运行；其次，实施初期。实施初期要求能够对运行管理组织机构进行调整，明确各部门和人员的工作责任和范围；第三，成熟阶段，即完全实施电网调控一体化\行管理模式阶段。
4 结语
综上所述，电网调控一体化运行管理模式的应用和实施对于提高工作效率、促进工作人员的专业素质发展以及保障电网运行装备有着重要的作用，要求电力企业能够加强对电网调控一体化运行管理模式的重视，并根据本企业的实际情况，采用适当的电网调控一体化运行管理模式进行管理，促进本企业的长远发展。
参考文献：
[1]罗涛，何海英，吕洪波，冯跃龙，詹国红.基于全寿命周期理论的电网调控一体化管理模式评价[J].华东电力，2011（02）：172-175.
[2]刘航航，李文亮，赵国昌，常希田，张霖.“调控一体化”运行管理模式在地级电网中的应用[J].中国科技信息，2013（12）：221+229.
[3]张省三.基于调控一体化的智能变电站运行管理模式研究[J]. 中国高新技术企业，2016（30）：138-139.
篇6
一、应用范围
目前在镇江地区及下属三县（丹阳、句容、扬中）应用，客户群为29万镇江地区绑定“国网江苏电力”微信公众号的微信客户。
二、主要做法
（一）各部门职责分工
国网镇江供电公司是江苏地区辖区面积最小的地市，本着易推进、易掌控的原则，省公司选择镇江作为运行试点单位，于2015年8月由省公司营销部牵头、省电力信息公司、省调控中心、镇江公司相关部门组建试运行工作小组。
省营销部负责实施项目具体，省调控中心、镇江公司相关部门协同推进项目工作进程。地市公司营销部、调控中心配抢班负责通过95598抢修工单、问卷、座谈等方式收集客户关于用电故障保修、抢修过程的具体诉求，根据收集的客户诉求制定优化配电设备故障抢修管理流程的具体内容。办公室负责每季度收集整理客户抢修服务评价感知，经统计分析将结果提供至营销部，供业务改进参考。地市公司信通公司负责向省电力信息公司提交项目要求，省力信息公司完成相关程序的开发。地市公司调控中心配抢班负责测试及反馈。
（二）报修（抢修）业务流程
客户关注国网江苏省供电公司微信公众号，绑定户号后，在“公共信息>>用电求助>>我要报修”中报修故障，发送报修人姓名、手机号码、地理位置、总户号等信息。系统根据客户报修的地点，与计划停电信息区域进行比对，如为计划停电，则直接向客户推送计划停电信息；如非计划停电，配抢工作站客服人员通过PC接单后研判，派单至抢修人员，抢修人员接单后抵达故障现场开始抢修，并将初步分析和抢修结果提抢客服人员，配抢客服人员根据答复规则将抢修过程和结果反馈报修客户及同台片相关客户。
主要业务流程如下图所示：
三、成效
1.业务流程更优化。配抢人员、抢修人员通过移动作业平台将信息直接反馈给客户，省去了通过配电抢修服务平台进行抢修信息反馈的步骤。
2.“点对点”沟通更及时。客户可通过“电滴”以点对点方式实时获取故障抢修全过程信息，无需再通过电话催办业务。配抢人员、抢修人员与客户之间的直接信息对流，即节约了沟通时间，也提升了沟通的效率和准确性。
3.社会认可度更高。通过创新供电抢修模式，能够在满足了客户对保障供电的刚性需求的同时，增强社会对供电公司的理解和支持度，使客户满意度得到显著提升，公司的外部发展环境也将得到进一步优化。
四、改进提升
与传统的95598电话报修量相比，使用微信报修的客户还不到5%。平台正式运行后，宣传推广工作将是重中之重，只有前期迅速获得客户关注，提升电滴平台吸引力，让更多客户选择微信报修方式，电滴在提高供电服务质量方面的优势才能得到真正地展现，才能转变客户与供电企业沟通的习惯，真正实现互联网时代的二维沟通。
下一步，公司将推出电滴的版本二，预计将增设以下功能：
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电力系统是服务于社会企业或个人的综合性系统，其核心作用是生产、消费电能，从而满足市场经济发展阶段的电能使用需求。随着计算机自动化技术的发展，为提高电力系统中的继电保护装置的性能和可靠性，继电保护装置引入了计算机自动化技术，即继电保护自动化装置。继电保护装置的自动化大大提高了其可靠性，能够有效的保证电力系统安全稳定的运行。下文将围绕自动化装置展开探讨，具体的分析说明自动化装置相比与传统装置的优势和不足，以及继电保护装置的运行方式和应用范围，帮助了解自动化装置。
2 继电保护自动化装置的运行特点
当电力系统出现故障时，如发生短路或者过载运行，继电保护装置必须能及时的传递出各种信号，同时还能控制系统中的其他设备和装置降低故障的波及范围，或者切除故障。正常情况下，电力系统很少会发生故障，所以继电保护装置发挥作用的时候不会太多。一般情况下，继电保护装置故障主要有两种基本形式，分别为拒动故障和误动。拒动故障是指即在电力系统出现故障时，继电保护装置没有发挥作用，没能及时的发出故障的信号，也没有及时的切除故障，即没能有效地保证电力系统安全稳定运行；误动就是指当电力系统在正常运行时，继电保护装置却发出了报错的信号和错误动作。而自动化装置相比于旧的继电保护装置，该设备能够实时监测、控制电力系统的各种设备的运行参数，还能实现远程控制的功能，因此是一种长期带电工作的设备。
3 电力系统自动化改造的趋势
电力系统是由发电、输电、变电、配电和用电等环节组成的电能生产与消费系统。电力系统可以将自然界的一次能源通过发电动力装置转化成电能，再经输电、变电和配电将电能供应到各用户。为了满足城市现代化建设发展的需要，对电力系统实施自动化改造是必不可少的，其改造的主要趋势包括：
（1）功能多样化。传统电力系统的重点功能集中于发电、变电、输电，在传输期间对电能值大小的转换缺乏足够的监测功能。电力系统自动化改造之后，系统功能日趋多样化，电压转变、电能分配、用电调控等功能均会得到明显的改善，符合了系统高负荷运行状态的操作要求。
（2）结构简单化。结构问题是阻碍电力系统功能发挥的一大因素，多种设备连接于系统导致操作人员的调控质量下降，调控环节增加，部分设备在系统运行时发挥不了应有的作用。系统自动化改造后结构得到了充分的简化，且功能也明显优越于传统模式，促进了电力行业的持续发展。
（3）设备智能化。电力设备是系统发挥作用的载体，电厂发电、输电、变电等各个环节都要依赖于设备运行。早期人工操控设备的效率较低，自动化改造之后可利用计算机作为控制中心，利用程序代码指导电力设备操作，智能化执行设备命令，以逐渐提升作业效率，提高
生产运行安全。
（4）操控一体化。当电力系统设备实现智能化之后，系统操控的一体化便成为现实。如：机械一体化、机电一体化、人机一体化等模式，都是电力系统自动化改造的发展趋势。电力系统一体化操控“省力、省时、省钱”，也为后期继电保护装置的安装运用创造了有利的条件。
4 继电保护运用于自动化改造
除了对原始电能进行调控处理外，电力系统在各个环节和不同层次还具有相应的信息与控制系统，对电能的生产过程进行测量、调节、控制、保护、通信和调度，以保证用户获得安全、经济、优质的电能。为了保证电力系统在稳定可靠的环境下运行，添加继电保护装置是必不可少的，其对电力系统具有多方面功能。
（1）针对性。由于电力系统自动化改造属于技术改造范畴，需要对系统潜在的故障问题检测处理。继电保护具有针对性的处理功能，可根据系统不同的故障形式采取针对性的处理方案。如：电力设备出现短路问题，继电保护可立刻把设备从故障区域隔离；线路保护拒动作时，继电保护可将线路故障切除，具有针对性的故障防御处理功能。
（2）稳定性。继电保护对电力系统的稳定性作用显著，特别是在故障发生之后可维持系统的稳定运行，以免故障对设备造成的损坏更大。良好的运行环境是设备功能发挥的前提条件，如：继电保护装置能快速地切除故障，减短了设备及用户在高电流、低电压运行的时间。通过模拟仿真，保证了系统在故障状态下的稳定运行，防止系统中断引起的损坏。
（3）可靠性。对电力系统实施自动化改造的根本目的是满足广大用户的用电需求，系统能否可靠地运行也决定了用户或设备的用电质量。继电保护装置的运用为系统可靠性提供了多方面的保障，如：安全方面，强大的故障处理功能保障了人员、设备的安全；效率方面，多功能的监测方式可及时发现异常信号，提醒技术人员调整系统结构。
5 继电保护运用维护
（1）加强运行操作人员的现场培训。运行人员的业务素质和对新设备的熟悉程度，将直接关系到设备的运行维护质量。运行人员应在设备投运前．熟悉变电站的运行方式、主接线情况，学会使用操作微机装置，并经严格考核后方可担任运行维护工作。
（2）据悉，ll0KV变电站在高温酷暑期间，因空调未开，某微机装置过于密封而导致局部发热烧损。因此，应加强设备巡视，积累运行经验。在气候恶劣、气温异常时，要合理调节现场工作环境（如启用加热器除湿、开空调降温等），维护微机设备在健康运行状态。
（3）完善远方后台装置的遥控、遥测、遥信、遥调功能。全天候监视设备的运行状
态。做好各种事故预想，能正确分析后台信号，判断故障情况。
（4）建议将GPs卫星对时及故障录波装置列人日常巡视的重点项目。确保电力系统故障情况能随时记录，便于分析处理。
（5）许多变电站综合自动化改造后，其保护、控制、信号、电磁锁电源均统一为220V直流电源，使室外设备的直流回路增加了。因此，要做好室外二次回路的维护工作，减少发生直流接地故障的可能。
6 检修技改
（1）按照电网公司《继电保护及电网安全自动装置检验条例》的要求，对继电保护设备进行检验。在定期检验工作中，要从各种零散的数据记录中得出一些共性的结论，有针对性地做好继电保护工作。高质量完成校验工作，禁止校验超周期、省项目和简化项目。在微机装置的周期检验中，应着重加强检查装置的模拟量输人、开关量输人、传动回路、接线牢固性。做到“应修必修，修必修好”，建议依据设备检修质量对工作负责人实施奖惩
挂钩制度。
（2）建议规范继保装置或继电器的使用年限，对超期运行、仍正常工作的设备。作
退役更新处理，减少设备故障发生率。确保电网稳定。
（3）建议规范测量、数据通信、网络线等设备的周期性检验制度，确保继电保护及其相关设备安全稳定运行，发挥综合自动化变电站的高水平运行状态。
篇8
电网调度机构是电力系统运行和事故抢修的指挥机构，肩负保证电网安全运行的重要使命，担任着电网运行、操作和事故处理的职责。传统调度模式下，电网设备日常监控主要由监考人员负责，调度员和电网设备之间联系薄弱，这给电网运行带来的风险和安全隐患。在新的调控模式下，调度员应同时具备调度及监控业务技能，调控员既需要监控设备，确保电网设备正常运行；又需要根据设备监控信号及遥测、遥信变化情况，及时判断设备状态安排运行、抢修人员现场检查以及适时调整运行方式。新调控模式使调度快速发现设备故障并迅速消缺成为可能。
1 涑渎变电容器开关非全相运行
1.1 涑渎变接线情况及异常情况
事故情况介绍：2010年9月30日上午，35 kV涑渎变周边地区为大雾天气，35 kV涑渎变1#、2#主变并列运行。按照工作计划，要在上午完成10 kVI段母线全部出线及10 kV洮西线的停役检修工作。在所有检修操作完成后，无功优化系统自动切除#1电容器119开关，实时运行方式如图一所示，切除后，调度中心调度值班员发现涑渎变10 kV I、II段母线电压存在较大异常，10kVⅠ段母线电压为U线=10.24 kV；UA=6.69 kV；UB=4.46 kV；UC=6.91 kV；3 UO=14.77 V。10 kVⅡ段母线电压为U线=10.30 kV；UA=6.70 kV；UB=4.48 kV；UC=6.91 kV；3UO=14.65 V。并且监控系统间断发出接地告警信号和装置告警信号（如图1）。
1.2 主要处理过程
06：12，涑渎变：10 kVⅠ、Ⅱ段母线接地动作，出线开关告警信号动作。值班调度员在比较了紧临35 kV涑渎变的35 kV指前变10 kV母线电压后，认为涑渎变电压异常较为明显，可能存在故障。
06：35，变电所值班员现场检查无异常。
08：12，拉开10 kV母联100开关。10 kVⅡ段母线接地复位。10 kVⅠ段母线电压：U线 =10.25 kV；UA=9.09 kV；UB=1.31 kV；UC=9.19 kV；3UO=46.17 V。10 kVⅡ段母线电压：U线=10.27 kV；UA=5.95 kV；UB=5.99 kV；UC=5.85 kV，3UO=0.82 V。
08：15，拉开10 kV旁路170开关。
08：17，合上10 kV母联100开关（确认故障电压非瞬时电压异常）。
08：19，拉开#1主变101开关。
08：28，拉开10 kV母联100开关。
调度判断故障在#1电容器119开关。此时101、100均已经拉开，可以无电隔离故障。
09：17，调度口令将#1电容器119开关由运行改为冷备用。
10：07，许可涑渎变1号电容器发接地信号检查处理。
11：38，操作班汇报1号电容器发接地信号检查处理工作结束。原因是电容器119开关B相连杆螺丝脱落。造成拉开电容器119开关时B相未拉开。
11：42许可现场电容器119开关检修工作可以开始。
2 事故分析总结
当值调控员并没有因为电压异常程度不高而放松警惕，更没有因为现场值班员汇报的检查无异常而麻痹大意，抱着认真、负责的态度，通过改变运行方式，拉开母联100开关及旁路170开关后彻底将电容器开关故障暴露出来，避免了故障设备长时间运行，避免了35 kV涑渎变10 kV设备绝缘遭受损害，消除了电容器119开关送电时对系统造成的过电压冲击可能带来的事故危险。幸运的是当天10 kVI段三条出线全部有检修工作，这样又避免了10 kV出线的非计划停电工作，保证了用户的供电可靠性。
下面简单定性分析一下电容器119开关B相未拉开时运行方式发生变化时10 kV系统的电压变化情况。因事例中10kV系统为中性点不接地系统，且故障当日变电所负荷很轻，故在10 kV母联拉开以前，母线对地容抗如图2所示。
从上图可以看出，由于B相母线除了对地电容外还串联有B相电容器（B相电容器中性点对地电容近似于A、C相对地电容，即：CBG≈CAG=CCG=Ck，因电容器电容CB>Ck，所以又有XCB
因为CB这个分量的存在，使系统的中性点发生了偏移，因为XCB
拉开10 kV母联100开关后，故障存在区域变成了容量更小的系统，此时C’k变小，即： C’k
3 结论及建议
（1）建议变电运行工区对同一型号的电容器开关进行检查，避免同样的情况再次发生（根据工区反馈情况，在同区域其他变电所已发现同一型号的断路器存在上述安全隐患并及时进行了整改）。
（2）调控班加强对电容器投切后的信号监视工作，保证能够及时发现电容器开关在分合过程中可能存在的类似故障。
（3）随着电网接线的改变，要配合好主变有载调压，及时更新、化无功优化系统，尽可能降低无功优化系统一天投切电容器的次数，提高电容器开关的工作环境，延长电容器开关使用寿命。
篇9
电力物资的配送不仅关系到电力企业的建设能否正常进行，电力物资生产者与使用者的供给需求，电力物资的周转等事物，还直接影响到电力企业的生产力、管理力、调控力，进而对电力企业的经济效益造成影响。如何优化电力物资的配送是电力企业与电力物资生产企业一直着重研究的问题之一。随着当今世界的发展，资源日益紧缺，各个企业对于效率的重视程度越来越高，因此，资源配送作为资源管理方面的一个重要环节，如何对其进行优化得到了广泛的关注。物资配送也是企业经营管理的一部分，强化用电物资配送，使其合理化、效率化，对于提高电力企业的效益有着不可忽视的作用。
1.物资配送的概念
物资配送是指按照用户订货的要求，将用户订购的货物在物流集结点进行拣选，分货，包装，配货等流程后直接送达用户指定的收货地点的运输活动。物资配送存在着许多不同于一般的运输活动的特点：①从运输性质方面来看，配送一般是运输工作的延伸。配送是支线运输，末端运输，起止点是物流节点到客户；运输则属于干线运输。②从货物性质方面来看，配送一般所运送的货物品种多、批量少；而运输则品种较少，批量较大。③配送一般以服务优先，而运输则更注重效率。
物资配送系统建立的优点有：①可以完善优化物流系。物资经过干线运输之后，还需要进行分配以及再发送（支线运输），而物资配送可以很好的完成支线运输的需求。②方便用户订货取货。通过物资配送，用户在订购了产品之后可以仅与当地的物资配送部门保持联系就能保证全部货物的收取。③提高经济效益。便捷的物流配送使物流企业与产品用户都能快速的开始新的工作，提高了双方企业的经济收益。
2.我国电力物资配送目前存在的不合理现象
2.1库存不合理
从我国物资配送的发展历程来看，由于长久以来受到计划经济体系的影响，我国生产厂家的运营方式都还或多或少的存在着一定的束缚，因此电力企业在物资采购的品种结构上缺乏合理性，经常出现部分急需物资没有足够库存，导致供货不及时的现象发生。而有一部分物资由于电力部门需求量少，生产者在产品过剩后只能将其闲置，积压在仓库，造成了时间、空间和财产的浪费。
2.2配送不合理
物资配送方面的不合理主要是现在的许多配送大都选择了中转配送而不是直接配送，这在一定程度上导致了物资配送的周期变长，配送的成本也增加，降低了双方企业的经济效益。我国的电力企业规模一般都很大，由于其生产功能的特殊性，电力物资一般体积、重量都较大，对于有些已生产出来但暂时还不需要配送的物资只能将其先送往仓库，然后再经过二次运输运至电力企业，这就增加了保存成本和运输成本。
3.合理化管理电力物资配送的措施
合理化物资配送对于企业提高生产效率，增加经济效益有着重要的意义。以下提出几点建议。
3.1降低成本提高效益
企业建设最主要的目的就是为了得到经济效益，企业在生产运行中可以通过科学化实际收益与总成本的关系来制定相应的发展策略。由于工作性质，电力物资配送周期性的存在两个高峰期，即夏前与年前。在这两个时段内的物资配送大都数量庞大且配送地址较为集中，因此可以采用统一配送的方式减少配送次数，节约配送成本。
3.2库存管理合理化设计
库存的设计直接影响到配送工作的实施，库存的周转必须要提前于配送。为了确保生产工作的正常进行，必须要对那些可能的急需用品设置确定的最低储备量，来应对突发事件造成的电力物资需要。另外，为了降低库存成本，可以根据地区实际情况，对一些运送能力辐射覆盖区重复率较高的仓库或是物流集结点进行整合或是撤销。在库存体系的建设中，要有因地制宜的观念，结合地区的范围、企业量、企业规模等实际情况，对库存建设进行规划。
3.3运力合理化使用
随着电力系统建设的投资增多，电力系统发展速度加快，整个体系对于电力物资的需求也与日俱增，物资配送工作的压力也随之增加。为了确保运力使用朝着规范化、合理化的方向发展，就要求相关部门提前规划设计好各个有着电力物资配送需求的站点的需求量以及需求时间，使配送工作在进行时有参考有依据，使整个物资配送系统保持有条不紊的状态。
3.4建立完善的物资配送网络
在某一些范围相对较大的地区，应把物资运输系统设置为分级管理的形式。设置调度总站，对整个区域的物资调动进行调控。在出现某一个小区域内若是急需某一种电力物资而当地库存不足的情况时，可以实时的将情况反馈至调度总站，总站通过查询该地区邻近区域的库存量来进行调度，安排其他邻近区域的物资仓库迅速作出反应，配送物资。采用这种系统化的管理措施，可以有效的增加物资配送的运送效率，降低因物资不足而导致电力企业工作无法正常开展的可能性。使物资配送规模化，便利化。
4.结语
物资配送的合理化建设必须围绕企业的效益以及便利程度进行。一个完善高效的物资配送体系对于解决电力系统物资供应不平衡问题的解决有着重要意义，因此，电力物资配送合理化建设是必须长期放在建设议程上的。应以电力物资配送的特点为出发点，合理化配送模式及配送方法，使电力物资配送得到强化。
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现代电力技术主要利用信息化技术和自动化控制技术模式，将电力调度工作模式与自动化校检技术相结合，促使调度过程中的电力元件、载荷量、电力配件系统均能具备较好的工作环境，有利于提高调度的实践功能，同时也有利于提高整体电力系统性。第一，该技术能够对电力元件、电荷量、元件规划情况进行调节，采用一体化技术进行实践探讨，并借助有效的稳固方法和稳固流程提升电力系统的稳定性[1]。在此过程中，该技术能够对电力企业设备工作状态进行分析，借助相应控制技术和控制方法优化了该技术的工作内容。第二，该技术结合了“互联网+”的工作模式，在云控制端程中实现了数据采集和数据测算，为电力调度工作及数据处理环节提供了有效支持。在此过程中，该技术能够在相应工作流程中分析故障点，并结合调度应用降低了传统工作不稳定的现象，有利于提高电网工作的有效性，提高工作人员的管理效率。
2现代电力技术于调度运行的应用措施分析
2.1应用于安全校检环节
电力设备的安全性是保证电力调度运行的关键技术，主要是由于该技术直接制约了电力技术的调控与管理。在此过程中，工作人员需结合调度发电功能、送电功能等工作环节进行测试，采用相应控制技术对电力设备工作形式进行分析，以确保校检环节的可靠性。首先，工作人员需采用自动化控制技术对项目规划及项目问题进行分析，采用相应的控制方法和控制模型对各电器元件的运行功能进行探索，以确保调度运行环节的合理性。其次，工作过程需及时对工作调度汇总，并进行项目更正，采用相应调控机制和信息反馈机制对各个工作环节进行整合，促使各类问题均能着实反映于现代化技术当中。再次，安全校检过程中，需确保各设备功能的有效性，收集影响检测的安全监控流程和安全管理体制，促使电网技术运行信息能够呈现在合理工作模式中，有利于提高控制体系的稳定性[2]。最后，工作人员需采用不同属性的信息校检方法和原则分析电路元件的常态工作环境，结合监控模式分析出设备的容量功能。通过对元件功能进行测试，对所有固件问题进行测试，以确保核心故障均能得到有效监控和优化。
2.2应用于变电站调度环节
变电站功能也直接影响着用电规划及其使用的操控。所以，需将现代电力技术的工作模式与变电站调度环节相整合，采用相应工作校检方法，提高变电站设备运行的稳定性。首先，需根据传统用电规划和用电模式进行综合性管理，采用相应控制技术、控制方法和控制模式，实现变电站调度功能的设计与优化。在此过程中，需使用智能化设备分析出变电站承载电压、稳压情况、电力调度效果以及设备的电压功能等方面的参数。通过结合大量电力元件设备的工作模式和工作效果，促使元件的功能得到有效巩固。同时，该技术能够联动子调度站、总调度站电网的信息数据，采用相应的信息交互形式实现电网数据的采集、整理与端网数据整合，以确保数各类用电数据传输的有效性。此外，该设备还能对设备、各元件、各资源进行整合，有利于全面提高调度的实践效率。总体来说，通过对变电站的功能进行测试，使用相应的测试方法分析出各数据资源调度效果，有利于提高调度管理的应用效率。
2.3应用于雷达定位测试环节
受环境因素的影响，部分元件可能处于雨水较多、落雷几率较高的地区，而这这些地区的事故发生率显著高于常规工作环境安全隐患发生率，主要是因为直接雷击或感应雷击现象加速了设备的损害和老化。所以，需采用雷达定位测试模式进行调度设计：首先，工作人员需采用雷达定位技术（GPS和GIS技术）分析出故障的点位，结合一体化的诊断方法和诊断模式分析电网故障情况[3]。其次，需分析出不同区域范围内电缆功能应用效果，将材料型号、使用方法与材料养护3方面要素进行整合，有利于为工作人员提供了较好的工作、实践建议。通过将雷达技术与用电管理技术相结合，并采用指向性的用电测试规则和测试内容进行优化，降低故障问题对雷达定位测试的负面影响。最后，需根据该技术分析电缆发生跳线、短路、断路情况，借助相应控制技术进行管件测试，并通过相应质量标准体系分析出雷击属性，从而做出更为精准的优化策略。例如在雷击测试过程中，雷达功能能够对雷击的频率、雷击发生位置以及感应电流大小进行分析，从而得到各元件的损伤情况。通过对各类数据进行校检，并依据电网调度功能设计及功能情况进行优化探讨，有利于提升配电管理以及配电系统的有效性。
2.4应用于节能控制环节
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一、超临界机组的使用
为了实现增加电力产量、提高电力生产效率的目的，我国在不断促进经济发展的同时也在不断促进着电力科技的革新，大容量、高参数成为了主要的发展方向。在此技术带领下，超临界锅炉技术在我国试行良好之后便广泛普及并推广，与此同时，我国还正在研究新的更先进的超临界机组。
目前我国超临界机组和协调控制策略正在得到大面积的推广和应用。超临界机组及其协调控制策略以其科技水平的先进性使得电力系统发展的更加完善，电力生产能力大幅度提升的同时也提高了电力生产的使用效率，是推动时展的一大助力。
二、超临界机组协调控制策略的使用现状、研究方向和研究意义
超临界机组的的协调控制系统是火力发电机组中的控制中枢，是电站构成部分中的核心组成原件。
1.超临界机组协调控制策略的使用现状
超临界机组已经在很多国家尤其是发达国家中广发使用，发电量量和发电效率都得到了大幅度提升。目前在我国伴随着超临界机组的广发应用也得到了推广，并在提高电力生产，提升电力系统方面发挥了巨大作用。
2.超临界机组协调控制策略的研究方向
以国内外设备技术的发展方向借鉴看，超临界机组协调控制策略的主要研究方向将是如何在原有的高效率控制和生产的基础上进一步完善电力控制系统，提高电力产能和使用率，保障电力使用的可靠性，减少资源浪费，控制环境污染等方面，而超临界机组协调控制策略的实际发展现状也证明了这一点。最近几年，超临界机组协调控制策略的优化探究成为了电力行业共同关注的主要议题，几乎在每一次涉及电力改革和发展的重大国内外会上都会成为热议的话题。
3.超临界机组协调控制策略的研究意义
超临界机组是在常规蒸汽动力火电机组的基础上改进和发展而来的，而传统的协调控制策略主要有三种基本控制方式构成：锅炉跟随为基础，汽轮机跟随为基础以及机炉综合型。锅炉跟随型协调控制策略是根据气压偏差采用反馈控制方式调节各机炉组件，适当提高了气压控制质量，但是却降低了机组对于负荷的响应性能。汽轮机跟随为基础的协调控制策略改变了燃烧率和汽轮机调节汽门开度，提高了功率响应速度，但是在一定程度上也加大了气压动态偏差。机炉综合型协调控制策略既做到了维持稳定汽压的同时磨合了机组和负荷指令，是当前比较合理的控制方式。以上三种传统的协调控制策略都具有一定的现实意义，在促进电力行业发展的过程中起到了比较大的作用，但是较当下电力系统的发展主流和强势需求，这已经不能起到很好地满足功效，因此超临界机组控制策略的优化探究势在必行。
另外一个角度也可以看出超临界机组控制策略优化探究的重要意义。超临界机组协调控制系统是通过整体来进行控制，单方面就协调控制系统来说，虽然早已涉及，各个方面已经接近成熟，但是科技的发展是无止境的，这项研究可以说每走一步都是新的发现，有都能产生新的效果。协调控制系统经过长久的发展已经形成了一个完整成熟的工业实用体系，但是社会需求的强势发展又不断对协调控制策略提出新的发展要求，因此，新技术的研究和发展时刻拥有着广阔的应用前景和使用市场。
三、超临界机组协调控制过程中存在的不足
超临界机组在火电厂发电过程中发挥巨大的作用，它在节约能源降低能耗方面的作用是其他组件所不可比拟的，因此它被广泛应用于火电厂发电过程中。随着社会的发展在新的历史条件下，超临界机组在发电过程中显现出越来越多的不足亟待改进，具体来讲包括以下几个方面：
1.锅炉的使用问题
超临界机组使用过程中大都使用直流锅炉，所谓直流锅炉就是指在发电过程中给水——加热——蒸发——过热——过热蒸汽环节的一次性的过程循环，这种情况下超临界机组受到强大的阻力，严重影响了机组的发挥，甚至造成发电系统的瘫痪。另外在直流锅炉的使用过程中给水、加热、材料等任何一个环节出现问题，都会出现锅炉功率下降的情况，使发电过程受阻。除此之外，超临界机组位置的设定和锅炉位置安排不统一，也是影响发电效果的一个重要因素之一，在这种情况下很容易造成机组受热面的磨损。最后，与锅炉位置相匹配的燃烧方式也是影响超临界机组的重要因素之一。
2.超临界机组材料使用不当
发电过程中的超临界机组在直流锅炉的作用下经过不断的加热、再热的过程实现发电的目的，这一状况无形之中就对超临界机组的使用材料提出了较高的要求，然而在现实生活中经常出现由组材料使用不当而造成的机组受腐蚀，或在高强度的运作下出机组现磨损的现象。我国国内目前有关超临界机组的材料大都是各种耐热钢，当工作温度过高或受到粉煤颗粒侵蚀的时候不可避免的就会受到氧化或磨损、缺皮现象。“巧妇难为无米之炊”，面对这种情况超临界机组制造公司应该积极借鉴国外的先进经验，努力制造出高质量的组件材料。
3.超临界机组容量问题
所谓机组容量就是指在发电过程中超临界机组的功率，也就是有关它一次能发多少电量的问题，影响机组容量的功率主要有电网和汽轮机等多种因素。机组容量越大发电的功率就越强，但是在实际的操作过程中不能急功近利的通过加大机组容量去提高发电量，因为发电量是有上限的超过它的临界点只会产生反效果。在正常的发电过程中经常会出现由于迫切希望提高效率而导致发电系统瘫痪的现象。就目前我国的发电水平和发电需求而言，超临界机组容量设定在700MW以上1000MW以下为宜。
四、超临界机组协调控制策略优化探究的应对方法
针对上述经过实际使用而分析出的超临界机组协调控制过程中存在的不足，我们应该做到针对性地拿出解决措施和应对方案，具体结合产品和系统本身的实际特点，科学严谨地进行改进。
1.合理使用直流锅炉，严控锅炉本身的扰动
科学细致地研究好直流锅炉的使用技巧，首先做到心中有数。对于有自身内置的启动分离器的超临界机组是通过湿式和干式两种方式运行的。在湿式的运行过程中，超临界机组最小给水流量大于蒸汽流量，此时启动分离器的出口温度基本处于饱和状态，其控制策略和方式基本等同于汽包锅炉，可以通过控制燃烧系统定燃料，控制给水系统定流量等方式实现控制策略，锅炉的蒸汽流量大于最小流量时，饱和水会全部转化为饱和蒸汽。在干式的运行方式下，系统出在直流控制方式下，在机组负荷变化的过程中要定值控制机器的压力和温度。
充分发挥锅炉本身作用的同时，还要严格把控锅炉因其本身的构造原因而引起的扰动。虽然锅炉本身的扰动只通过主蒸汽的压力体现出来，但是锅炉本身内部的扰动反映出来的是整个机器内部状态变量的扰动，对整个电力生产系统来说也是有问题的。为了减少内部扰动，我们就得确保主蒸汽压力与本身设定的数值偏差越小越好，为此，可以使用在锅炉侧反馈主蒸汽压力偏差的方式做到时时把控。
2.严格规范机组使用材料的同时提升机组性能
超临界锅炉机组是强耦合、多参数、非线性的，因其本身的此种特性，在其适应过程中，应把保持机组稳定运转作为重点工作。涉及到机组运转，使用的材料至关重要，首先，在材料的采用上应使用适合机组运转的材料，而不能因为经济方面的考虑而偷工减料，否则不但影响生产，也会使得机组故障率上升，反而造成大笔的维修费用。在材料的使用过程中也应当引起十足的重视，按照正规要求合理使用材料才能起到保养机组的效果。在材料的采购和使用环节都应建立健全相关制度，专人负责，专人监管，出了问题要追责到人，严格管理。
多方面提升机组性能，改善机组的蓄热变化适应性就是其中重要的一点。针对超临界机组的设计特点，使用变参数控制，尤其在高负荷段要加强燃料和给水的前馈超前指令强度，适当减少汽轮前馈变化梯度，以随时适应生产过程。
3.使用超超临界机组，提高发电效率
所谓超超临界指的就是在发电过程中锅炉蒸汽的温度大于等于593℃，超超临界机组是对超临界机组的创新性应用，有关二者的具体、明确的区分还没有明确的鉴定标准，但是可以肯定的是超超临界机组在降低能耗、保护环境方面与超临界相比具有比较明显的自身优势，具体来讲使用超超临界机组一年的时间就可以降低6000吨的能耗。因此超超临界机组在发电过程中有重要的意义，目前在国外发达国家已经被广泛应用于发电行业，但是我国国内在当前阶段有关超超临界机组的使用还没有得到广泛的普及。
4.利用人工智能技术，推进发电工作的持续稳步发展
随着经济发展和科学技术的进一步提高，为了在激烈的竞争中获得自身优势各个行业纷纷引入计算机信息、人工智能等高新技术。人工智能技术是指通过计算机对人的一些行为进行模拟，计算机、机器人等都属于人工智能。一般来说火电厂高温、悬浮颗粒等的工作环境把工作人员置于危险之中，另外在发电过程中在技术条件等方面的限制作用下，对施工人员的要求是非常高的，稍有不慎就会导致整个发电系统的瘫痪。在发电施工过程中引入人工智能技术，即可以提高工作的准确性又可以在使工作人员免受安全隐患的威胁，对它的运用有着重要意义。
五、结语
本文对超临界机组协调控制策略的优化研究具有极其深远的社会意义，在整个社会发展的过程中，这是一项迫在眉睫的研究课题，在新的优化措施不断落实的同时，本课题的讨论也将继续下去。
参考文献
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关键词 ：智能电网；配电自动化；调控一体化
1我省配网现有自动化系统现状分析
我省现有自动化系统已经历了4次更新换代，分别是主机双机热备用系统（SCADA）、RISC系统（此系统能够良好地接收指令，便于任务处理）、开放式系统（EMS）以及CORBA系统（主要用于公共对象请求体系结构）。虽然经历了这4次革新，但我省目前的系统在自动化调控方面依然处于劣势，主要表现在以下几个方面：
1.1主站系统相对薄弱
主站系统是进一步实现自动化调控的前提和基础，而我省目前面临着主站系统薄弱的问题，这就使得我省的自动化调控在短时间内很难有效突破，主要表现在大部分县镇地区依然不支持IEC61970标准以及自动生成功能，甚至在权限控制以及信息分层方面也存在不足和缺陷。
1.2二次设备远方功能不完善
我省目前已经具备了初级的二次设备微机化，具备了基本的远方运行监控监视功能，另外，部分低压电网还配置了继电器保护装置。尽管如此，但由于大部分低压二次设备不支持实时上传功能，远方监控功能还不完善，不具备定值切换、远方投退压板、修改定值等功能。
1.3通信体系支撑有待加强
我省基本上实现了光纤覆盖，通信体系覆盖面较广，但由于网络配置相对薄弱，通信体系支撑能力还不强，再加上配网系统运行复杂，光纤网络容易受到外界的影响破坏。另外，通信电源配置薄弱，大部分地区往往没有设置备份电源。
2智能电网背景下的配网调控一体化新趋势
2.1配网调控一体化的必要性
配网对于居民日常生活有着重要意义，但由于各种因素的影响，配网在我省依然存在薄弱环节，不能有效满足广大人民的需求。面对这种状况，近年来，国家一直致力于智能电网的发展，将输电和配电有效统一起来，并不断完善配网制度，出台了一系列配网规则，进一步提高了配网的建设力度和质量。
如图1所示，我省在调度方面实行了新的管理制度，以分层管理和多级管理为主，将调度分为国调、网调、省调、地调、县调5级调度系统，下面是广东省的调度模式，调度人员不再负责电网监控，但在二次设备和继电保护等遥控方面，依然需要工作人员进行操作，这些工作人员依然面临着较大压力。
2.2配网调控一体化的优势
所谓配网调控一体化是指配网调度和监控的一体化控制，在确保配网安全的基础上，建设配网调控中心，发展配网调控技术，不断优化配网运行中的监控、检修、抢修技术，最终实现配网调控的自动化进程，优化配网的资源管理水平和配置技能。
配网智能化系统不同于传统配网系统，它实现了配网调度和监控的一体化，让配网的运行管理变得更加精简、快捷、全面、直观，提高了工作人员的整体效率，优化了电网调度流程，与此同时，智能化调度也让配网调度资料变得更加精确，能够进一步实现配网的精细化管理。
2.3配网调控一体化管理模式
配网调控一体化管理模式可以总结为：调度和监控一体化设置、运行与检修集中管理，同时还可以进行运行维护操作站分散布点和城区客户集中抄表等相关尝试。
这种管理模式有效合并了电网监控智能，将原有生产部门并入调度部门，在资源合并后能够有效实现人员的优化配置。当人员并入调控部门后，能够迅速成立调度中心，调度中心可有效监控变电站，处理紧急事故，从而提高调度运行效率。
2.4配网调控一体化支持技术
大部分地区调控一体化系统的支持已经具体到间隔层，并具备了间隔建模、间隔显示、光字牌标识等功能，能够实时更新变电站一、二次设备的事故和故障信号。
随着信息计算机的快速发展以及网络技术的日益更新，发展相关支持技术显得尤为重要，主要包括：数据监控系统、数据采集处理系统、远方操控系统、无功电压优化功能、微机防误闭锁和操作预演等，并可支持事件事故追忆、顺序记录、反演和分析等。
如图2所示，南方电网调控一体化方案在运行管理过程中使用了统一的信息交换、分散管理维护以及标准的IEC61970功能，实现了中调共享和信息供总调，并通过EMS模型及图形转换方式实现了信息共享，进一步推动了智能电网的一体化发展。
3智能电网发展下的配电自动化建设
根据我省智能电网在发展过程中存在的问题及不足，我省在电网调控一体化过程中应从以下几方面入手，以进一步提高我省配网的自动化建设水平。
3.1提升配网自动化水平
我省现有的配网设备尚不完善，这就导致了大部分设备依然不具备远方监控功能，面对这种状况，我省应进一步加大智能电网的配网硬件投入，不断加大设备的更新换代力度，进一步推进光纤通讯和微机保护的应用，建设具有丰富接口、安全可靠、具备基础支撑的通信保护系统，提升配网调度监控的融合力度，建立行政、调度通信的独立网络，不断提高配电自动化的整体水平。与此同时，还要进一步完善电源管理系统，建立独立的双路电源供电系统，推进接口标准化和系统模块化进程，进一步提升智能电网系统的灵活性和开放性，为实现高标准的配网一体化奠定基础。
3.2规范调度自动化管理
及时修订和完善相关调度自动化管理策略，明确各项工作要求和流程。要实现调度一体化的信息分流功能和责任体制，进一步满足调度监控的需求，还要进一步明确岗位职责，实行岗位分工，提高监管水平，另外，还可利用远程终端为技术操作人员提供技术支持，提高自动化管理水平和管理效率。
完善调控一体化的组织机构设置和分工，将调度控制、运行维护、配网运行检修进行明确的职责、业务划分，针对配网的常见故障处理、分析和抢修建立一体化的管理制度。
3.3提升对生产管理相关功能的支持度
传统调度模式下，可以通过自动化调度实现设备的一、二次监控，如果没有自动化设备那么则需要人工监控。因此，一体化的监控需要具备对GIS平台图、模、库的导入能力，以电子地图为管理平台，实现配网监管的可视化管理，提升生产管理相关功能，包括运行值班管理和检修管理，实现对SG186的协同管理。
4结语
随着智能电网的快速发展，传统调度模式已不再适应现在电力的发展需要，但想要进一步发展智能电网一体化模式，提高配网运行效率，建立信息流、电力流、业务流等高度一体化的智能配电网络，还需要不断地与时俱进。
［
参考文献］
［1］杜贵和，王正风.智能电网调度一体化设计与研究［J］.电力系统保护与控制，2010，38（15）.
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伴随三集五大体系的建设，变电设备集中监控业务由原变电运维工区移交至各级调控中心。为提升集中监控工作效率，国网公司印发了各个电压等级变电站的典型监控信息表技术规范，规范了无人值守变电站应上送调控主站的监控信息的范围、监控信息的命名规范和告警等级。
110kV以下变电站从2000年左右开始推行无人值守，再加上集中监控变电站覆盖率是“大运行”体系验收的主要指标，大多数地市供电公司均在典型监控信息表技术规范前完成了无人值守变电站监控信息的接入验收调试。大部分地调自动化系统中的变电站监控信息均不同程度在信息命名、告警等级、信息采集范围等方面与规范要求存在差异。如何按照典型监控信息表的要求高效规范接入新增监控信息、稳妥安全整治现有监控信息，减少实时报警信息量和常亮光字，成为各地调自动化和设备监控专业人员亟待解决的问题。
1 典型监控信息表要求以及与监控信息现状差异分析
1.1 典型监控信息表简介
国调中心在2012年12月至2013年7月印发了35kV至1000kV共计7个电压等级变电站的典型监控信息表，作为规范监控信息接入和调试验收的技术标准，规范了无人值守变电站应转发调控主站各类监控信息的范围、监控信息命名规范和告警等级等内容。
典型监控信息表包括遥信信息表、遥测信息表与遥控信息表三部分内容组成，三类信息表均按照设备间隔排序，将一个间隔内的一二次设备监控信息排列在一起，与以前常见的按照传输序号进行信息表排序的方法不同。典型监控信息表强调的是设备的监控信息，规定了针对不同的设备，变电站综自系统应转发哪些信息给调控中心，规范不同信息的告警等级，没有涉及自动化专业在实施监控信息接入调试时的需要考虑的信息点号、遥测系数、遥信极性等内容。
遥测信息表包括设备名称、遥测名称、遥测单位和是否设置越限等内容。强调了站用直流系统的母线电压数据和直流系统的输入交流电压数据应转发调控中心。明确了遥测数据的单位，规定电流数据的单位是A，有功、无功数据的单位为MW和MVar；一次系统母线电压数据的单位为kV，站用直流系统母线电压数据的单位为V。
遥控信息表包括遥控点名称和该遥控点是否需要站端系统和调控主站系统实现等内容，规定在变电站应实现所有开关刀闸控制和主变档位的升降操作，在调控主站只进行开关和主变中性点接地刀闸的遥控操作以及主变档位的升降操作；适应扩展远方操作范围的需求，增加了35kV以下电压等级线路保护重合闸软压板和备自投软压板的远方操作遥控；对于开关遥控，分为普通分合（不检同期）和同期合闸遥控点。
遥信信息表包括设备名称、信号类型 、信息描述、信息分类，是采用“调控直采”还是“告警直传”上送，以及是否参与一二次设备故障和告警信号合并计算等内容。遥信信号分为事故、异常、变位、告知四个等级，只有事故、异常、变位三个等级的信号才列入监控员监控范围；考虑了减少调控主站数据库建模信息量，每个间隔增加了一次设备故障、一次设备告警、二次设备故障、二次设备告警四个合并信号，由变电站远动机合并生成，具体的告警信号通过告警直传方式上送调控主站；为满足“安规”要求的遥控操作双确认判据的要求，配合重合闸软压板和备自投软压板的远方操作遥控，增加了重合和备自投充电完成遥信。
1.2 差异分析与解决方案
因为在典型监控信息表技术规范前，各地市供电公司均依据自定规范完成了无人值守变电站监控信息接入调控技术支持系统调试验收工作，再加上建设大运行技术支持系统时普遍采用将原有集控站监控系统主站的数据库导入地调自动化系统的方法加快工作进度，导致地调自动化系统的监控信息现状与典型监控信息表的要求存在一定差异，主要反映在以下几个方面。
1.2.1 遥控信息表
大部分早期的综自系统，特别是综自系统集成商与保护装置不是同一个厂家的情况，难以实现重合闸软压板和备自投软压板的远方操作遥控功能；已实现的重合闸软压板遥控的变电站，部分变电站综自系统无法提供“重合闸充电完成”遥信。建议新建或改造变电站按照新标准执行，现有变电站继续维持现状；已实现的保护重合闸软压板遥控的变电站，若不满足双判据条件，暂停远方操作。
1.2.2 遥测信息表
典型监控信息表标准强调了站用直流系统的母线电压数据和直流系统的输入交流电压数据应转发调控中心。嘉峪关等变电站发生的站用直流系统异常导致变电站全停的事件说明，无人值守变电站的站用直流监控信息是非常重要的。通过对某地调OPEN3000系统中已接入的52座变电站监控信息进行排查，发现在国网企标《无人值守变电站和监控中心技术导则》实施前设计施工的28座变电站的站用直流遥测监控信息不同程度存在缺失情况，仅将直流装置的重要遥信接入综自系统，站用直流的遥测数据不完善，为满足规范要求，需进行整改，现场增加变送器或采用通讯方式将站用低压母线电压和直流系统的输入交流电压等信息接入综自系统并转发调控主站。
1.2.3 遥信信息表
（1）部分信息的描述与标准要求不一致，甚至存在歧义。例如“测控装置的远方就地开入 动作或复归”信号，难以从信息描述上直接了解测控装置控制把手的位置，建议按照标准要求，修改信号描述为“XX测控装置就地控制”
（2）因为早期设计理念与新颁布的规范存在差距，导致部分监控信息的采集方式不满足规范要求或缺失部分监控信息。例如部分变电站的户外开关机构箱的电机、控制、加热的电源空开辅助接点并在一起，没有按照规范要求分开采集，在夏季未投加热器的情况下，电机电源空开跳闸将无法报警。建议按照规范要求进行整改，核实缺失信号的含义和影响，对于没有间接判据的重要信号应通过增加接点、敷设电缆等途径进行整改。例如对电机、控制、加热的电源空开报警接点分开采集；确实因为电缆无备用芯等原因无法增加信号的情况，建议将加热器电源空开的报警接点打开，避免次要信号影响电机电源空开报警信号的监视。
（3）本次国网新规范新增了告知告警等级，将例如“电机运转”等正常操作过程中的伴生信号和机构加热的电源空开断开等正常信号列为告知等级的信号，告知等级的信号不属于监控员的实时监控范围。建议按照规范要求，修改完善主站系统的相关遥信的告警等级，并将告知等级信号设置为不上光字，减少监控员的实时监控信息量。
（4）国网新规范规定只转发保护装置的出口总信号远动信息上传调控主站，而XX地市供电公司尚未建成保护信息管理系统，无法通过其获取保护装置的具体动作信息，为此XX地调OPEN3000调度自动化系统中采集了所有无人值班变电站所有保护装置的具体动作信息。为满足调度人员快速获取无人值守变电站故障信息的需求，建议维持现状。
2 新规范在新建变电站综自系统调试和监控信息规范化整治中的应用
常规的变电站综自系统调试和信息接入方案，是先完成变电站综自系统的调试，再根据调度要求制作转发表，最后进行变电站的监控信息接入调控主站的信息核对。存在的耗时长，主站和厂站系统信息描述不一致等问题。XX供电公司自动化专业人员在110kV岚皋变、35kV卡子变等变电站综自系统调试和信息接入工作中，将技术规范“变电站典型监控信息表”应用于变电站综自系统的建设和调试阶段，提高了综自系统调试和监控信息规范化整治工作的效率。
2.1 监控信息表制作
2.1.1 遥控信息表制作
主站系统维护人员制作遥控信息表和确定点号。主站调度自动化系统维护人员完成变电站开关、刀闸、重合闸压板元件建库及主变升降档测点测点定义工作后，在遥信定义表中按照规范触发需在主站进行遥控的开关、主变中地刀、重合闸压板元件及主变升降档等遥控，然后确定遥控点号。导出遥控定义表，厂站综自系统调试验收人员据此完成远动机遥控转发配置，需要注意的是远动机和地调自动化系统前置机在遥控点号和遥控信息体起始地址、遥控命令类型应配置一致，一般来说，主站的点号0对应信息体地址为6001H（24577）点的遥控对象。
2.1.2 遥测信息表制作
主站系统制作导出遥测信息表。主站调度自动化系统维护人员完成变电站一次设备元件建库及测点遥测信息表中增加站用低压母线的三相电压和线电压、直流系统电压遥测数据测点工作后，在前置遥测定义表中删除国网典型监控信息表规范不要求调控主站采集的遥测数据记录，然后对保留的记录排列遥测点号，再导出遥测信息表，厂站综自系统调试验收人员据此配置远动机的转发数据库，需要注意的是规范中要求转发的110kV线路的电压数据是指线路电压互感器的电压，不是指母线电压。此外为提高遥测数据传输精度，厂站远动机在具体条件的情况下宜采用短浮点数上传，远动机完成遥测系数处理，直接上传一次值。
2.1.3 遥信信息表制作
厂站综自系统调试验收人员或设计人员制作遥信信息表。根据“典型监控信息表”规范、主接线图调度命名文件、施工图的“信号和控制回路原理图”、装置原理图、说明书等技术资料制作该变电站的遥信信息表。主要步骤如下：
（1）根据调度命名文件中的设备命名替换典型监控信息表的的设备命名，按照设备数量复制制作遥信信息表；
（2）根据设备说明书，删除与实际设备类型不一致的信息描述，例如删除真空开关的“SF6气压低告警”信号；
（3）根据施工图的“信号和控制回路原理图”、“端子排图”和装置原理图、说明书等技术资料确定遥信信息表中硬接点信号的来源，将硬遥信接点的屏柜和端子排名称、端子号、线号等信息填入信息表。这样做首先是便于后期进行信息核对，其次是通过对遥信采集位置的核查，可以确定现场采集的信息是否满足要求。如图1所示。
（4）使用EXCEL软件的“COUNTIF（ ）”统计函数进行遥信信息表的描述和点号重新性检查、非法字符检查。例如“COUNTIF（ “信息表描述单元格区域”，“某一行信息表的描述单元格”）”返回大于1就表示此行描述有重复，需要进行修改。
（5）排列主站转发点号，建议开关刀闸的点号与保护信号的点号分开，保护信号从1000点开始，0号点固定为“事故总信号”，开关刀闸、手车位置等一次设备位置遥信的点号参照遥测信息表由调控主站确定。
（6）为减少主站常亮光字的数量，远动机应设置部分遥信极性取反，例如“通讯中断”、“远方就地”位置等。应使信号的描述反映不正常的工作状态。
（7）对于典型监控信息表中未列出的装置，例如低周低压减载、小电流接地选线等，应根据运行需求采集和转发装置的出口信号和自身的报警信号。
（8）对于现场采集了三相设备的分相位置信号，需要在远动机中合并总的位置信号的情况，需要根据不同的设备类型正确设置计算公式。对于开关和主刀遥信，三相都合了才算合闸（与逻辑计算），一相分闸就算分闸（或逻辑计算）；对于地刀遥信，一相合闸就算合闸（或逻辑计算），三相都分闸才算分闸（与逻辑计算）。
2.2 现场综自系统调试和监控信息规范化整治
监控信息表经过调控中心的审核后作为调试稿，现场调试人员据此进行综自系统图库制作、主站系统维护人员据此进行主站系统的图库制作，因为双方依据同一份资料开展工作，就保证了当地综自后台和调控主站系统信息描述一致，为后期的调试和未来的运行带来方便。
完成当地综自系统的后台系统图库维护和自动化设备安装、线缆接线工作后，就可开展调试工作。我们首先根据技术协议和图纸核对自动化设备的数量和配置是否满足要求，检查自动化设备板件有无明显的松动、变形、移位；检查自动化设备接线是否正确。 对现场的接线与设计图的标号和编号、电缆的标号和编号、设备的标号和编号之间进行校对，做到“三对应”。 对现场的分布位置与设计图、电缆、设备之间进行校对，做到“三一致”。同时进行屏柜、单元、接线排的标号、编号的检查， 如遇不―致时，应改正并记录，为数据校对作好准备。
完成综自系统设备和接线的核对检查后，就可开展遥信、遥测数据的核对和遥控传动试验工作。对于遥测数据，采用仪器在二次回路上施加电流、电压的方法，检查后台系统显示的数据是否与仪器施加的二次电流、电压是否一致。对于遥信信息，在遥信采集回路的源头短接遥信电源公共端或者断开连线、一次设备实际变位、断开二次设备电源等方法进行遥信传动；进行现场实验信号、数据库数据、画面数据之间的校对，做到“三对应”；进行实验信号施加点的编号和标识、数据库数据地址的编号和标识及画面对象编号之间的检查，做到“三一致”。对于遥控，在具体停电传动条件时，尽可能进行带开关的传动试验，若不具备停电条件，可采用外接模拟断路器或完成断开遥控回路的安全措施后测量遥控出口接点的方法验证遥控的正确性。
信息表中填写的硬遥信接点的屏柜和端子排名称、端子号、线号等信息，这样监控信息的描述、转发点号、采集信息的源头等就能在一张表格上一目了然的看到，相比施工图纸可以更有效开展遥信信息核对工作。通过遥信信息传动核对，可以确定现场能否提供典型监控信息表规范要求的信号，对于缺失的重要信号（异常或事故等级的信号），应核实其含义，对于没有间接判据的信号，应联系设计人员修改设计图纸，设法增加电缆和接点予以采集。
2.3 调控主站联调
完成当地综自系统调试验收后和与调控主站的数据网通道、转发104规约调试工作后，就可开展监控信息与调控主站的联调工作。因为经过现场综自系统的调试，变电站综自系统监控后台的监控信息是正确的，可以作为与调控主站系统联调的参考。
遥信信息联调。采用在测控装置开入端子排短接遥信电源公共端或者断开连线、利用测控装置的综自传动菜单功能、使用第三方软件等方法进行模拟变位；监控人员采用对比主站系统与后台系统报警报文等手段检查主站端遥信报警的正确性，应同步检查告警窗、接线图画面、光字牌画面，验证遥信信号是否正确变位、信号分类是否正确。进行遥信模拟变位时，应根据现场情况采取必要的安全措施。
遥测信息联调。运行中设备采用核对主站与变电站后台遥测值的方式验证主站遥测数据的正确性；对于具备条件的设备，也可以采用装置模拟传动，后台与主站系统核对的方法验证主站遥测数据的正确性。停电的一次设备，由试验人员通过外加信号源、测控装置模拟传动、软件模拟测控保护装置发送的网络报文等方式模拟产生电流、电压、温度等遥测信息。对于分相式设备，在各相遥测值加量时应有明显大小差异以区分相别。
遥控传动联调。对于停电的一次设备，遥控（调）验收应进行实控验证，实际操作传动开关、主变有载调压开关以及重合闸功能软压板等。遥控后，应检查监控画面上相应位置信号是否正确变位，重合闸压板等遥信信号是否对应变位，并与现场进行核对。主变有载调压、电容器开关、电抗器开关、备用间隔开关在条件允许的情况下宜进行实控验证。对于运行的一次设备，遥控验收前现场应做好防止开关实际出口的安全措施，具备条件的应采用在测控（保护测控四合一）装置上读取遥控选择/返校报文记录等方式验证遥控序号的正确性。
验收遥控时应将全站测控装置均放置“就地”位置，所有出口压板在断开位置，只有在验收某开关时才可将其放置“远方”，如测控装置无出口硬压板则应断开遥控回路连线电缆。所有刀闸的操作电源均应拉开。在主站系统进行遥控传动试验，应由两人进行，一人操作、一人监护；遥控操作前核对厂站名称、设备名称和双重编号，杜绝误遥控事故。
文献8、9、10介绍了在变电站现场搭建模拟与实验环境，开展与调控主站联调和信息核对的一种技术方案，可以提高调试工作效率，缩短80%的工作时间。
对于站端配置双套远动机的情况，为提高工作效率，应先配置一套装置进行与主站进行的联调传动，然后再把经验证后的组态下装至另一套装置，随机抽取若干点进行验证。
3 结束语
通过对比分析XX地调自动化系统中监控信息现状与技术规范“典型监控信息表”的差距，制定整改方案并进行实施，已完成8座变电站线路保护重合闸软压板满足“双判据”要求的远方操作传动试验，申报大修项目，实施了28座变电站站用直流监控信息完善，对20座变电站的监控信息命名和规范进行了优化规范。提高了XX地调调度自动化系统中监控信息的规范了，减少了变电站的常亮光字，为无人值守集中监控提供了有力技术支持。
在110kV岚皋变、35kV卡子变等变电站综自系统调试和信息接入工作中，将技术规范“典型监控信息表”应用于变电站综自系统的建设和调试阶段，从源头规范监控信息的命名和来源，首先完成监控信息表的制作，据此开展变电站综自系统和调度主站的图库制作，统一了调度主站和综自后台的信息描述，调度主站确定信息点号减少了主站录入点号工作量和出错的可能性，大幅度提高了调试工作效率。
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作者简介
周耀辉 （1979年-），男，陕西省白河县人。大学本科学历。高级工程师，国网公司生产技能专家，从事调度自动化系统研究工作。
作者单位
