调控一体化在电力系统自动化中的应用分析

梁丽

摘要：调控一体化模式下，传统的调度系统在运行的过程中存在许多弊端，查找线路故障以及发现故障信号耗时较长，降低了故障处理效率。对调控一体化模式下调度自动化系统应用的研究具有非常重要的现实意义。本文根据工作实践，对调控一体化在电力系统自动化中的应用

关键词：调控；一体化；电力；系统；自动化

前言

随着我国电网改造进程的加快，电网逐渐实现调控一体化，为了满足电网调控一体化的管理需求，需要创建与之配套的调度自动化系统，以此实现对电网运行的自动化、智能化以及信息化监控和管理，为提高电网的安全运行水平以及供电能力提供可靠的保障。

1 调控一体化概述

调控一体化的主要工作内容是对变电监控和区域电网调度进行一体化管理，作为一种新型的电力系统管理模式，与运行维护操控技术相结合，从而实现对电力系统的维护和监控。将调控一体化运用到电力系统中，对提升电力系统管理工作的效率和降低工作人员的劳动强度具有明显的效果，由于调控一体化具有明确的分工体系，提升了电力系统中各个环节之间的相互衔接和配合效果。

调控一体化管理模式和传统的电网管理模式的工作基础没有很大的区别，但是在传统的电网管理模式下，其电力调度以电网的调度和监控工作为中心，由于其工作内容较为繁杂，且分工不明确，使得电力调度工作各环节之间缺乏合理的衔接和联系，从而导致电网调度工作的效率较低，造成了大量的人力资源浪费。现阶段，随着我国电网的规模不断扩大，电网的内部结构也越来越复杂，电网规模化不断增强，在此种情况下，电力企业应该致力于提升电力服务的质量和水平，从而推进调控一体化的发展。调控一体化管理模式是由传统的电网管理模式发展和演变而来，与传统电网管理模式的主要区别是分工更加明确，只有不断对各种资源进行整合，提升电网管理工作的效率，才能不断促进我国电力行业的发展。

2 传统调度运行模式的弊端分析

调控一体化运行模式下，以单相接地故障为例，传统调度+集控中心处理故障的流程表现为：（1）单相接地故障发生→（2）调控人员发现故障→（3）通过遥控操作查找故障位置→（4）调控人员向运维人员发出故障维修信号→（5）运维人员对故障进行处理→（6）故障消除后向调控人员汇报→（7）故障线路恢复正常。通过对该流程进行分析，和调控人员存在密切关联的环节包括（1）、（3）、（4）、（6）、（7），即传统的调度运行模式的调控人员发现接地故障之后，对故障信号进行汇报，然后按照调度指令拉和出现开关，以确定故障线路的位置，再通知运维人员对故障进行处理，运维人员将故障消除之后还需要向调控人员汇报，然后由调控人员恢复故障线路的正常供电，以某10kV线路为例，该线路发生接地故障处理各个环节的时间统计表现为：故障线路查找，耗时5min，累积时间5min，累积时间占比为45.5%；发现故障信号，耗时4min，累积时间为9min，累积时间占比为81.8%；遥控恢复故障线路运行，耗时1min，累积时间为10min，累积时间占比为90.9%；运维人员解决故障，耗时0.5min，累积时间为10.5min，累积时间占比为95.5%；故障消除后向调控人员汇报，耗时0.5min，累积时间11min，累积时间占比100%。由此可见，查找故障线路耗时5min，发现故障信号耗时4min，两者的累积时间占比超过80%，这是导致故障耗时较长的主要原因，调度自动化系统的应用，对上述问题进行针对性的改进。

3 调度自动化系统在调控一体化模式中的应用分析

3.1調度自动化系统的功能分析。调度自动化系统直接接收上级电网调度机构的调度命令与要求，对下级电网计算机监控系统发送远程控制、监视指令，通过各个厂站控制系统，对电网各地的控制单元进行监控，并实现对各地控制单元的遥测、遥信、遥调以及遥控等功能，由于调度自动化系统采用全数字化信息采集系统，能够实现对电网所有信息的自动化、快速采集，有效解决故障线路查找耗时时间长的问题。上级电网调度机构通过调度自动化系统，对调度指令进行优化负荷分配，有效提高利用率。同时，对于故障信号发现不及时问题，分析原因可知是由于监控机输入密码时间长、故障信号与其他信号混淆等造成的，导致发现故障信号消耗大量的时间。针对上述问题，调度自动化系统提出了针对性的改进措施。

3.2功能改进分析

3.2.1调控人员操作权限的改进。调度自动化系统中，不同人员的操作权限不同，调度人员、监控人员以及自动化人员的权限不同，调度人员不具备处理报警信号的权限，这也是导致故障信号发现不及时的主要原因之一，针对该种问题，应该给予调度人员、监控人员以及自动化人员在紧急状况下解锁操作的特殊权限，即在遇到各种突发状况时，例如接地故障、短路故障以及其他紧急故障时，各个权限等级的人员都能够进行解锁操作，以此保证故障信号发现的及时性，尽快将故障消除。

3.2.2遥控操作系统改进。传统调度系统的遥控、监控由同一台终端机进行控制，而在同一台终端机输入操作密码以及监护密码耗时较长，针对该种问题，对遥控操作进行改进，由专门的终端机进行监护，由调度台上的任意终端机进行遥控，这样不需要监护人员、遥控操作人员转换位置在同一台终端机进行轮换操作，以此减少输入指令密码消耗的时间，同时在固定的一台终端机进行监护，还能够提高指令输入的安全性。在调控一体化中SCBDA 功能主要的作用是数据的采集、通信、过滤、计算、统计等得出具有应用价值的数据，将其有效的保存，应用于电力系统中出现突发事件，需要应用SCBDA功能处理的数据作为参考，有助于有效的处理系统中的突发事情。调控一体化就系统中的关键技术主要是人机展现层的构建和电力系统化应用层的构建。通过这两个层面的构建对电力系统进行合理的调度和集控，促使电力系统实现一体化自动管理。

3.2.3创建虚拟遥信系统。通过对接地报警信号接入状况进行分析，对于接地报警遥信信号，直接纳入到接地报警类型中，如果没有设置专门的接地报警遥信信号的，在第一次经过监视母线电压时，采用以下编辑公式：（x1>10）|（x2>10）||（x3>10），创建虚拟遥信系统，一旦发现接地故障，则会在遥信系统窗口中显示“接地报警”，以此快速的确定故障的类型。

3.2.4设置特征报警铃声。传统调度系统的报警信号过于单一，不容易辨识，通过为不同的报警信号设置具有相应特征的报警铃声，能够有效地提高报警信号的辨识度，尽快的确定故障类型，为运维人员的故障处理提供可靠、有效的参考。

3.3改进效益。通过对调度自动化系统进行改进，有效提高系统调控工作能力，更好地适应调控一体化的新需求。系统优化改进后，及时的发现故障，并快速的发现故障报警信号，通知运维人员采取措施进行处理，大大提高电网的安全运行能力，同时降低故障造成的经济损失和人员伤亡。

4 结束语

针对上述问题，应用调度自动化系统并对功能进行了改进，采用改进调控人员操作权限、遥控操作系统、创建虚拟遥信系统以及设置特征报警铃声等措施，能够有效地解决故障查找与发现故障信号耗时长等问题，有效地提高电网运行的安全性和稳定性，值得广泛的推广和应用。

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