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调控一体化范文1
引言
随着电网主站调控一体化的改造和变电站运行管理水平不断提高和发展，其传统的运行管理模式已逐渐显现出诸多不足：
（1）变电站的智能管理业务系统不断上线，如视频监控系统、
故障录波系统、监控后台等等，呈现出“功能齐全，孤立管理”，缺乏有效的统一集中管理系统；
（2）变电站业务系统设备众多，一旦异常，按照“人工申请，审批响应”的运维模式，运维人员急急忙忙奔赴各站点，故障恢复缓慢；
（3）变电站运维过程无法实时跟踪记录、监控和审计，缺乏监管；变电站环境复杂，存放业务系统设备存在潜在风险；变电站运维管理模式陈旧，无法保障业务系统连续性运行；运维效率、运维监管等都是变电站运维管理亟待解决的问题，在这样的背景环境下建设一套完善的科学标准化运维管理体系已成为必然。
1、系统方案需求
根据调控一体化项目具体情况，主站部分要求提供对调度员工作站实现人机分离和对机房内的所有调度工作中服务器进行集中统一管理。所有操作用户全部位于值班室控制操作不用进机房实现真正的无人值守。对于变电站厂站后台机综自系统，主要内容为：实现部署对变电站自动化远动后机远程集中管控维护，试对12座220kV，110kV变电站远程后台机系统进行维修和升级。保证自动化设备或系统的运行可靠性和运行维护效率，提高自动化系统和数据对电网运行和电网调度的可用性，从而提高电网运行可靠性。
2、方案设计说明
方案概述
考虑到调控一体化项目的主站具体环境：调度员多显卡工作站和单显卡工作站的延长需求，调度员需要一对一延长操作，我们采用了datcent EM5300系列的多显卡延长器来实现调度员工作站与管理员人机分离管理功能。并且本系统支持远程音频传输，并且结合MIS系统服务器通过datcent1664专用转换器进行切换管理。最终实现调度大厅的工位上只放键盘鼠标显示器，其他服务器都放在机房里。
考虑到调控一体化远程变电站后台机综自管理具体情况：如对12座220KV，110KV变电站远程后台机系统进行远程管理维护，部署情况：主站安装DCLive IT设施运营综合管理平台和ICS风险控制系统：1套。每个变电站都部署：DSE108＼NPC108各一台，这些每个系统需要配置1个IP网络地址要和12个厂站的网络是联通的，将这些系统通过网线连接到网络运维网络上。之后将登录到DCLIVE IT设施运营管理平台是对厂站里所有DSE108远程维护模块和NPC108远程电源管理模块通过IP的加载后实现进行统一的认证管理。
充分考虑到以后扩容问题，如果以后还要增加变电站的管理，只需单独购买DSE108，NPC108模块即可，直接就可以纳入DCLIVE IT 设施运营管理平台管理。
方案实现
主站集中管理
调度大厅内每台调度员多显卡工作站需要一对一延长的调度服务器端都安装一台EM系列的发送端延长器将信号传到调度室，在调度室安装一台EM系列的接收端，将键盘鼠标显示连接到EM延长器的发送端上，最终实现一对一管理监控。达到人机分离的目的。
调度机房的服务器，每台服务器的键盘、鼠标和显卡接口都直接连接一根服务器接口线缆攫取键盘、鼠标和视频信号服务器接口线缆再通过普通五类线连接到模拟矩阵交换机的被控主机端口；模拟矩阵交换机的用户控制端口通过普通五类线连接到 用户控制室的16台用户工作站，提供显示器控制台提供16个管理用户同时操作访问。操作用户采用取得专利的OSCAR图形化管理菜单进行登陆控制，通过鼠标、键盘点击即可进行操作访问，用户登录后，根据各自权限设置的不同只能对其权限访问内的服务器进行操作访问，还可以对声光报警的服务器音频音质及其大小等参数进行调解设定，没有权限的服务器无法显示在其OSCAR图形化管理菜单上，实现最小化访问权限控制。实现从单点技术管理、普通系统管理、区域本地管理过渡到全面集中管理、安全系统管理和远程控制管理。
变电站后台机远程管理
通过在主站调度中心部署DCLive IT设施运营综合管理平台和ICS-M风险控制系统，在主站调度中心即可实现对12座变电站内后台机、后台机以及电源设备的远程集中管理，提高效率、保障设备安全。
根据设备数量要求在12座变电站内各部署DSE108 设备1台、NPC108CP电源控制设备1台以及在主站调度中心部署1台IT 设施运营管理平台和ICS-M风险控制系统充分考虑到以后扩容问题，如果以后还要增加220KV，110KV变电站的管理，只需单独购买DSE108，NPC108模块即可，直接就可以纳入IT 设施运营管理平台管理。
方案特点
（1）远程集中控制——通过TCP/IP方式实现管理，管理用户可以在任何网络连通的地点，轻松开关、重启和管理控制每个变电站的各类设备；
（2）设备访问控制——通过授权访问审计机制，控制运维人员的访问范围，确保运营过程规范管理，设备维护全程受控；
（3）故障自动恢复——制定自动侦测任务进行主动侦测，如发现设备异常可自动重启解决故障，实现问题故障的快速恢复，提高服务质量，特别适合无人值守变电站，实现真正意义上的无人值守；
（4）能耗优化与设备保护——通过部署基于端口电流检测的NPC等电源控制设备，可对特定设备电量电流进行监控，实现过流报警并自动断电以保护设备，同时还可帮助制定能耗优化策略；
（5）可靠性设计——可靠的故障保持设计，来电后可以自动恢复断电前的供电状态，即使变电站的设备发生故障也不影响当前设备供电方案。
3、结论
按此方案部署的集中控管系统，可保证12座220kV，110kV远程变电站自动化设备或系统的运行可靠性和运行维护效率，提高自动化系统和数据对电网运行和电网调度的可用性，从而提高电网运行可靠性。
参考文献
调控一体化范文2
关键词：大运行；调控一体化；调度；监控
作者简介：耿晓辉（1986-），男，山东潍坊人，山东滨州供电公司，助理工程师；陈小鹏（1987-），男，山东滨州人，山东滨州供电公司，助理工程师。（山东 滨州 256600）
中图分类号：TM734 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2013）17-0219-02
滨州供电公司于2009年6月实现变电站综合自动化，成立了变电运行工区，对公司直属变电站进行集中监控与管理。为了进一步提高电网调度的运行管理水平，2012年9月，在国家电网公司统一安排下，滨州供电公司开展大运行改革，调度与监控专业正式合并，实施集约融合，揭开了“调控一体化”管理新模式。
一、改革背景
大运行改革前，调度与监控实行分开管理模式，调度专业负责滨州电网所有变电站的指挥、事故处理，变电运行工区负责公司所有变电站的监控、巡视、操作等工作。原变电运行工区有监控值班人员68人，监控系统终端机8台，调度所有调度值班人员12人，调度终端4台。
运转中业务流程冗繁复杂，公司所属变电站预告、逐项令和综合令的预令等调度指令以邮件等形式发至变电运行工区；操作队到达现场后在现场与调度联系，进行现场操作和事故处理；变电运行工区负责信息监控，发现异常信号进行分析并先汇报调度，再由调度进行相关处理；且调度中心负责无功电压监视，电容器投切、主变分接开关的操作要向变电运行工区下达指令操作。
这种调控运行模式主要存在管理层级多、业务流程复杂、运维人员结构性短缺等问题，已经不能更好地适应电网快速发展的需求，需要进行变革。
二、改革实施
1.初步搭建“调控一体化”模式
公司以提高电网安全稳定运行为原则，综合考虑业务流程和运行操作等的实际需要，将调度所更名为电力调控中心，从变电运行工区选拔监控员20人成立监控班，运用调度EMS平台，实现电网调度与运行监控的有效整合，削减了管理层级，有效缓解了电网规模不断发展与运维人员不足的矛盾，初步搭建“调控一体化”新框架。
（1）完善规章制度。成立了领导、工作小组，建立了调控协作的机制，修订了电力调控中心的各项制度和工作标准，制订了《调控一体化实施方案》和《调控一体化试运行方案》，把分工提前明确，有序进行监控业务交接、通道调试等各项工作，完善了相关业务流程。
（2）加强硬件设施建设。为满足调控一体化多人值班的需要，滨州供电公司改造了调控值班室，扩充调度值班座席和生活服务设施，同时重新规划了厨房、更衣室等生活设施，并增加新的技术支持系统、视频监控系统、大屏幕等设备，升级相关信息网络通道，提高调控值班室至各机房的通信可靠性。
2.采取措施，促进“调控一体化”融合
为使调控一体化管理流程更加清晰，公司通过对工作标准、工作职责、业务流程、人员培训、值班系统等的深入调查、研究提出了一系列加快调控融合的措施。
（1）完善工作标准。为适应全新的调控一体化模式，调控中心根据国家电网公司的各项标准对调度运行有关的规程规章、标准制度、业务流程进行相应的修订、补充和完善，制订调度内部及与部门间的主要业务流程和工作规范。配合大运行体系建设技术标准修订（包括新订）数量43项、新颁布6项；管理标准修订（包括新订）数量39项，新修订11项；工作标准修订（包括新订）数量55项，新修订24项；业务流程优化（包括新增）数量32项，优化7项。
（2）调整工作职责。设备的管理职责权限不变，调控中心负责整个电网安全运行、开关的远方单一遥控操作及信息监控。变电运维工区负责现场操作、设备异常缺陷报缺和消缺。同时为调控中心新增的信息监控责任制定新的规范。将监控信息分为事故、异常、越限、变位等四类信息，明确电力调控中心负责事故、异常、越限、变位信息的实时监视。在保证电网安全的前提下，深入进行信息规范分层，采用多种技术措施“过滤”无效和冗余信息，提高集中监控的效率和安全性。
（3）改进业务流程。
1）异常处理流程。调控中心发现设备异常信息，由调控监督现场完成设备异常缺陷处理的形式，增加了调度对设备异常缺陷处理的监督。
2）事故处理流程。调控中心监控到事故信息，迅速判断所发事故，直接在监控机上远方遥控操作，有利于迅速处理事故，减少损失保障电网安全。
3）运行方式和调负荷流程。直接远方控制操作进行调整运行方式和调负荷。变电运维人员不用再到站，且免去了调度指令的接收与回复程序，明显缩短了操作时间，降低了电网的风险。
3.统一运用OMS系统
公司依托省地一体化OMS系统，将电力调度控制中心新的“大运行”工作模式与机构设置导入地区电网OMS系统管理中。共完成了调控管理、方式业务、保护业务、内控管理、自动化、通信、综合管理等9个专业数十个模块的流程控制，建立了比较全面、统一规范的设备体系结构，实现了“内部管理流程化，运行管理整体化，专业管理规范化，信息管理集成化”的调度管理目标。电网OMS系统的建设实现了各级调度间横向与纵向的数据整合、调度生产的流程化管理和规范化管理，对调度工作的信息化深度、管理水平和工作效率起到积极的推进作用；同时，进一步提升了电网的科技化、规范化和专业化水平。目前，OMS系统已成为调度日常生产、管理的重要数据和业务支撑平台，为调控一体化的顺利运行提供了强有力的技术支持。
三、改革成效
经过半年多的实践运行，滨州供电公司实现了电网运行调控一体的全新变革。调控一体化管理模式也在不断探索中继续完善和提高，但调控一体化的管理优势已经初步显现。滨州供电公司在资源配置、应急能力、安全供电可靠等方面都有明显提升。
1.整合资源，效率提高明显
调控一体化优化了公司电网运行系统核心资源，保障调度、变电站信息数据的准确性和可靠性。调控中心重新调整业务流程，在技术功能作基础的前提下实现了管理职能的集成，建立了全新的调控监控集中管理模式。调控一体化将原运行人员重新配置，使调控班完成了地调和监控的工作任务，提高了人员的利用效率，有效缓解了运维人员紧张的压力。统计显示，市调监控效率由0.68等效站/人提高到2.7等效站/人，市调提高297%。
2.配合密切，缩短事故处理时间
调控一体化模式同时也消除了调度与监控的物理距离，减少了工作环节，有效提升了电网运行的调控能力。电网发生事故或设备出现缺陷时，监控员为调度员第一时间提供了详细的设备运行信息，通过共同分析可以帮助调度员快速、全面地掌握电网运行信息，形成准确的判断，作出正确的决策。对于单一故障，在实行调控一体化后操作可以在2分钟之内完成。如果是多个变电站同时发生的故障，事故恢复时间的缩短更明显。经统计，35千伏及10千伏线路故障定位时间分别由原来的24.8分钟和15.6分钟缩短到15分钟和12.3分钟，分别减少26.5%和21.2%。110千伏及以上线路掉闸强送时间由17.13分钟缩短到6.65分钟，减少61.2%。
3.业务提升，电网安全可靠性提高
将互相渗透的调度和监控整合后，又经过一系列的培训使员工的业务技能更加完善全面。通过监控使调度员能全面掌握电网设备运行状态，改变听取变电运行工区汇报的状况，从而能够准确快速地对事故异常进行分析判断。通过调度使监控人员了解电网运行方式的改变等情况，改变以前只知点而不知面的情况，有助于把握监控重点，进一步确保电网的安全运行。整合后实现了人力资源的优化配置，指令直接下达，确保调度指令下达的正确性，同时减少了电网运行管理的中间环节，调控员能够全面、准确地掌握电网运行情况，直观了解电网运行的各项参数和相关信息，进而对变电站设备的各种异常在第一时间作出反应，提高应急抢修效率，降低电网运行风险。
四、存在的问题及改进方向
经过半年多的运行，调控一体化模式取得了良好的效果，但依旧存在一些问题。第一，调度传统工作的转变步伐还需加快。调控一体化后，调度中心的工作范围发生改变，在负责电网指挥的同时，还要对各变电站内部设备进行监视。要在工作中加快适应新的管理运行模式，确保电网的安全运行。第二，调控一体化后总值长是由原调度值长担任的，这样就增加了总值长的工作量。总值长不仅要负责原来的调度业务，还要负责新增的监控业务，任务繁重。第三，要进一步加强基础管理，尽快完善各项手册，优化工作流程、梳理规章制度和标准。第四，努力提高运行人员工作能力和素质，多进行各种培训，使员工从思想上积极适应调控一体化的需要。
五、结语
调控一体化运行模式是在远程监测和控制等技术水平提高的基础上建立的一种全新运行模式，是适应当前形势的电网运行的创新，为提高电网安全稳定和持续发展带来深远的影响。通过电网调度与变电运行监控职能的一体化整合优化了运行系统核心资源，实现了系统资源和信息资源共享，提高了工作效率和人力资源的利用率，为早日实现国家电网公司“三集五大”目标奠定了坚实的基础。
参考文献：
[1]林峰，倪斌，贺成利.一种用于统一 OMS与 PMS 设备库的 BSM 结构设计[J].电力系统自动化，2008，32（19）：50-53.
调控一体化范文3
关键词：调控一体化；管理；县级；调度
作者简介：温宏伟（1975-），男，内蒙古包头达茂旗人，内蒙古包头达茂电力有限责任公司，中级工程师。（内蒙古 包头 014500）
中图分类号：TM73?????文献标识码：A?????文章编号：1007-0079（2012）33-0105-01
随着中国电网公司“三集五大”战略目标的推出与“大运行”管理模式的出台，各级电网调度机构积极探索，推出了电网调控一体化运行管理模式。由于各地电网调度机构现状不同，内蒙古县级调控中心如何使调控一体化模式与当地现有的电网运行现状相互结合起来成为了当前面临的最主要问题。
一、调控一体化的概念
“调控一体化”即是调控一体化管理模式，也就是调控中心+运维站模式相互结合的综合管理模式。电网调度、监控变电站与特殊情况中实施遥控操作等等是调度控制中心的主要职责；分解调度指令、操作倒闸、运行监督等工作则为运维操作厂站的主要职能。两者各有职责，相辅相成，紧密配合，才能将调度运行模式的集约化、扁平化管理充分实现，保障相关工作人员能及时掌握电网在运行过程中的重要信息，提升工作效率，保障工作质量，促进电网资源实现最高优化配置。国家针对电网公司的总体发展提出了“三集五大”的战略方针，也就是说“调控一体化”在不断发展与更新的过程中，向县级电网公司推行成为了主要趋势。“调控一体化”的推出有助于县级电网调度业务与运行监控业务有机结合起来，提升县级电网运行管理水平，针对以往的业务与流程进行优化，不断提升工作效率，强化县级电网面对事故的及时处理能力，从而提升县级电网集约化综合管理能力。[1]
二、县级调控一体化人员业务流程分析
内蒙古县级调控中心可以根据调度管理设备的数量完成人员配置。以包头达茂电力有限责任公司为例：就当前情况而言，达茂调控中心主要负责包头达茂电网县级调控所，包括了5座110kV变电所、9座35kV变电所以及相对数量的35kV线路、10kV线路的调控、监控与运行工作。调控中心配置工作人员数人。通常县级调控实践工作的开展都在白天。因此，在专业人员紧缺的情况下，推荐常日班制，其中人员包括正值调度员、副值调度员、调度监控员。
调控中心的主要职责是监护监控人员的遥控操作与综合实务的处理等等。调度值班主要承担电网的运行、操作和事故处理。监控值班的设立为了对110kV与无人值班变电所进行监视以及事故或特殊情况下紧急遥控操作等。
三、县级调度管理模式的现状以及存在的问题
从目前国际先进国家调度管理模式来看，例如：英国采用生产与调度合一的方式，将操作、监视、调度充分结合起来，实现一体化运作模式，这样的方式比较适用于调度链条短、网架构建强、整体装备水平高的电网公司。而笔者所在的内蒙古电网公司不太适合这样的模式。在我国，大型调度通常都采用监控与调度分别建设的方式，监控与控制是监控首先采用的手段。“调控一体化”的建设模式逐渐得到县级地区的重视并逐渐推广，主要是以调度与监控相互结合而形成一个新的技术操作系统。在科学技术不断发展的今天，开始采用服务器群的架构模式。将这两种模式进行分析，不难发现它们都有一个共同的优势，即使用效率都较高，能充分将自动化设备的优势充分展现出来。[2]
内蒙古县级电网采用集控站与调度中心相结合的管理模式。无人值守的变电站应该由县级集控站负责这些变电站的操作、巡视、运行等功能，虽然这是一大成效，远比以往有人值班的模式更加先进。但是，在需求量不断扩大、电网公司不断发展的情况下，变电站操作人员紧张的状况也随之出现。从技术支持的角度分析，内蒙古县级调度自动化系统虽然可以对各站进行开关遥控。但是，电网中刀闸与继电保护设备还无法实现遥控操作，必须有专业的人员进行现场操作，自然降低了运行效率。另外，集控站与调动中心相互结合的管理模式仍然存在一些不足，例如：倒闸操作中，经过调度中下的命令再到集控站，然后再由集控站将指令发配到操作现场。最终，倒闸操作结束以后，以逐一汇报的方式将具体操作情况阐述出来，导致操作时间变长，尤其是涉及到了各个调度操作指令，汇报时间占据了总操作时间的三分之一。
四、做好县级调控一体化的具体措施
县级调控一体化具体实施时，首先要建立调控中心，其目的是为了最大限度提升电网调度运行效率，将监视内容做好规划，主要针对电网设备运行中出现的告警状态、异常状态等确实的信号。另外，还存在一些“告知”类的非确实信号，例如电机启动的信号、加热器运行的信号、故障录波器启动的信号等等，还有一些关于检修数据的状态信号，这些信号在反应小时级或者之上时需要有相关部门进行处理，不用明确的回应与操作。
1.建设智能光子牌
建设智能光子牌是因为它具有导航的优势，并且在没有特殊情况发生时导航灯会隐藏在屏幕角落里。事先没有预定光字牌信号对应变化，导航灯必然会闪烁。从导航灯来启动光子牌显示的主要界面，也能通过浏览器上存在的某个间隔超级链接来启动。每一个县级电网都会有一个相应的信号灯，然后根据具体的连接方式将其分层。每一层也需要有相应的信号灯。间隔里面包含了很多保护信息、若干开关、隔离开关设备，需要有相应的信号灯进行指示。如：某一个保护发生了变化，相应的信号灯就会开始闪烁，一直到被值班工作人员确认之后。光子牌在闪烁时，信号的等级与保护类型等等需要根据实际情况来过滤显示。关于光字牌颜色选择上需要根据实际要求与特殊环境进行适当调整。当信号开始闪烁时需要确认某些功能，进行确认过程中还需要有必要的权限验证码，闪烁的信号经过确认之后将自动恢复到原始显示状态。对闪烁信号反应完成确认之后，必须要记录涉及到操作的工作人员名单、操作过程需要的具体时间以及操作机器编号等等，告警之后存入历史数据库。另外，保护信息的环节必须要重视，具体保护工作要如实开展，将实际可能变化的情况进行研究并掌握。而实际监控的范围必然也会有特殊情况，就是所谓的差异性，如不同电网地区、不同电压级别、不同操作电站等等。光子牌具有智能定义原因闪烁的功能，例如开关合闸、复归保护、开关分闸等等。可以对一种或者多种情况组合实现自由配置，然后设置快捷、方便、准确的录入保护型工具。此工具的主要功能显示每一个厂站的保护信息、操作信息、传输信息等等，然后针对实际出现的情况及时给予保护，供相关工作人员根据实际情况进行选择。另外，方便录入的间隔工具也很重要，根据开关自动生成的间隔将保护信息间隔起来，然后将信息在光字牌中显示出来。[3，4]
2.关于AVC系统的构建与分析
为什么要推荐采用一体化AVC系统呢？因为在AVC系统中没有设立单独的服务器，而将自身的服务器融入到SCADA服务器中，然后通过采集数据的方式来对电压与无功情况进行合理、准确、有效地判断。如主要采集的是PAS系统的数据与SCADA系统的数据，然后再输入相应的控制命令。当AVC系统正式运行之后，必然会给整个一体化调度自动系统带来更高的要求。例如：会导致数据在刷新的过程中速度较慢，影响刀闸的位置以及出现不准确的档位等等。虽然在以往的系统中这些情况不属于较为紧急的问题，但是当AVC系统开始运行之后，这些曾经不太紧急的因素会导致电容器出现档位升降闭锁、投切等情况，导致系统不能正常运行。因此，必须保障自动化系统的数据准确，及时进行消缺。
3.调控中心管理运行操作范围
如果出现了事故，为了更好地保障人身安全与设备完整，将损失降到最低，针对调度辖区范围内设备实现了分合操作遥控开关。一旦出现事故，为了适应地区中性点接地个数需要，逐渐调整主变中的性点。仅限于停送电操作10kV馈线开关的分合操作。根据实际情况，具体信号划分为开关信号、直流信号、SOE信号、母线信号、主变信号以及自动保护配置信号等等。调度中心要判断安全责任规定，就必须根据监控、检查、操作、事故与缺乏处理来对实际工作流程进行划分。开展“调度一体化”，相关工作人员根据实际调度对象的数量来实现优化配置。从长远的角度来分析，监控与调度人员需要不断融合，目前的调度对象与监控无法实现一致，没有具备充分的条件，不宜仓促融合。[5]
4.加强输配网调度管理水平
停电管理的综合应对能力需要不断加强。事先应该将停电计划、监控、操作计划做好，最大限度减少重复停电时间，避免因为输配网调度出现限电情况，实现可靠供电。对长、中、短期运行方式衔接、上下级调度进行强化，努力将各大电网与小电网之间的能源协调、配置、统筹做到最好，实现相关部门、单位之间的电网信息共享、衔接配合，加强沟通与交流，积极学习，努力实现用电市场的平衡最优化。
参考文献：
[1]陈向军.论电气变电安全管理模式的发展[J].经营管者，2011，（5）：160.
[2]徐奇山.对电网调度运行管理的探讨[J].科技资讯，2011，（6）：11.
[3]梁喜标.浅析配电网自动化的全新发展、建设及运行管理[J].广东科技，2008，（10）.
调控一体化范文4
关键词：调控一体化 SCADA系统 电力通信网 调度
中图分类号：TP2 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2013）05（b）-0256-01
为响应国家电网公司“三集五大”体系建设，加快构建新型电网管理体制机制，整合优化公司业务管理体系，加强核心资源管控，实现集约化、扁平化、专业化管理。县局的调控一体化建设，将调度和监控合一，让视频监控系统、SCADA转发数据处理系统和五防系统实现信息关联和联动，这样不仅实现了变电设备运行集中监控、输变电设备状态在线监测与分析业务，也极大地改善了维操队的检修反应机制与工作效率，为电网安全调度、可靠操作提供了一套全电网自动监控与操作的可视化电力生产管理平台。
1 县调度现状
监控中心通过视频监控机和SCADA监控系统来监视全网设备运行情况，负责执行调度下发的远方操作指令。调度属于变电工区上级单位，除了受理下面检修单位的停电申请，还直接下令给变电操作人员远方或现场操作开关。
为了完成“三集五大”体系建设，成立了电力调度控制中心。从县调实际情况来看，为实现资源整合，提高工作效率，调度和监控操作人员不仅要掌握自己的专业知识，还得相互学习，实现合二为一。
县调电力调度控制中心下设调控运行班、二次运维班及综合性管理岗位[1]。县调组织架构图如图1。
目前新成立的县级调控一体化系统主要存在以下三方面的问题。
1.1 责任意识淡薄
由于操作人员观念更新慢，尤其是调度监控人员，长期远离现场，有人认为并无多少安全工作，不少值班人员安全意识不够，工作责任心不强，对监控机的操作存在很大的随意性。
1.2 软硬件系统薄弱
（1）主站SCADA系统运行多年没有升级，随着这几年变电站数量猛增，数据量也成几何数增长，造成主站系统的功能日趋瓶颈状态。尤其近年来无用的告警信息和异常天气造成调度监控画面来动，让真实的信号淹没在大量无用信号中，为安全监控带来隐患。（2）自动化远动装置老化、落伍和单一，造成信号误发和漏发，严重影响系统运行率和安全可靠性。（3）电力通信相当脆弱。通信通道主要给调度控制提供通畅的调度电话和调度电话录音功能，为保护、安控装置提供安全、可靠的通信通道。通道的好坏决定了调度自动化系统是否能安全稳定地实现对所有变电站进行远方实时监控和集中管理。点对点和租用电信的通道都给电网的安全运行带来了极大的不稳定性，一旦出现通道故障，将使调度端无法进行监控。
1.3 管理不到位
（1）新专业、新模式下出现了管理上的漏洞。调控合一使员工对系统的认识不到位，重视程度不高，这对安全调度、监控带来了隐患。（2）规章制度和管理办法不完善。新的体系没有新的规章制度和管理办法支撑，导致调控人员认识上不到位、执行上不给力，严重影响电网安全运行。虽然调度和监控操作人员集二者责任于一身，但会造成责任不清，尤其是在灾害天气发生的时候，异常信号和远程操作非常多。
2 调控一体化系统不成熟的解决方法
2.1 理论与实践培训相结合
从制度上规范调控一体化的管理工作，加强业务的基础和全员培训，并且强调培训的针对性、实用性，着力提高职工的实战技能，使其学以致用[2]。基本业务知识和技能是调控一体化先行的基础，只有掌握了专业知识技能，才能了解各专业的相互依赖关系，在实际工作中做到有的放矢。
2.2 软件系统升级，硬件系统更新
（1）调度SCADA系统要进行一些必要的升级，随着调度数据容量的增大和电网规模复杂性的递增，急需一套容量充分、功能完善和技术先进的SCADA系统来辅助调度人员分析和判断电网运行状况。今后电力调度自动化系统将会发展至“智能调度”阶段。（2）对自动化远动装置要设立定期巡检制度，改善运行环境，对在运行中暴露出来的诸如装置老化等问题要及时更换旧的远动通讯装置，全部采用网口通讯，在条件许可的情况下再增加一台备用机，使远动通讯主备切换。（3）建立电力通信网。
2.3 完善管理制度和方法
（1）建立一套完善的、行之有效的管理制度和考核办法，加强调控现场作业过程的检查和监督，发现并及时处理动态过程中的安全隐患，消除形式主义，封堵调控新模式下出现管理上的漏洞，明确调控主副值各自的职责，实现由人为控制向制度控制的转变。（2）管理方法要因地制宜，建立一套应急管理和信息反馈制度。由于突况下的操作和异常信号非常多，调控人员承受的工作量也大，此时就需要一套适宜的制度来规范它。在调度台上，调控合一使调控人员能行使更多的职权，为了要做到责任管控，每次下操作口令和遥控开关都必须通过全程电话录音后才能操作，明确安全责任，做到有章可循。
3 结语
县级调控一体化的合理运用是保证电网安全和经济可靠运行的重要手段之一，系统为提高调度操作的安全性、改善维操队应急抢修效率作用明显。实现电力调度操作的可视化，实现了一个全面提高电网安全调度、可靠操作与及时处理电网安全事故的自动化监视与控制平台，调控一体化体系也逐渐由“经验型”向“智能型”过渡。不仅使企业的经济效益显著提升，为新型调度迈入新台阶。
参考文献
调控一体化范文5
随着科学技术的大力发展，调控一体化在电力系统自动化中不断得到应用，为进一步提高电网管理水平提供了有力条件，与传统的电网管理模式相比，调控一体化的应用有利于电力企业的人力资源优化配置、提高电网运行效率和电力企业管理水平，因此调控一体化在电力系统自动化中的应用对于提高电力企业现时的经济效益和企业未来的发展均具有十分重要的意义。
1、调控一体化及其在电力系统中应用的优势
传统的电网管理模式在对电力系统调控时，监控和维护等工作只能在电网管理系统后台进行指挥，再加上电力系统中很多工序都具有一定的复杂性，实际工作中调控分工不明确，因此一些设备和用户端的衔接不够理想。传统模式的电网调度中心的工作较为复杂，各工序之间的协调工作量极大，使得工作中的失误在所难免。随着经济的发展，人们对电能的需求量进一步增加，使得电网的规模日益增大，这给电网运行、维护等管理工作带来了更大的难度，传统的电网管理模式已经无法满足电网运行的需要，而调控一体化与传统电网管理模式相比，其将电网调度系统、变电监控系统以及维护操作系统联系起来，在实现电网调度功能的同时，同时实现电力系统监控和电网维护功能，由于调控一体化将多种功能集中在一起，形成自动一体化模式，因此与传统的电网管理模式相比在实现相同功能的前提下，可极大降低对人员数量的要求，并且提高了电力系统的自动化水平，减少人为干预，因而能够降低操作人员的劳动强度，并同时提高工作精度。
2、调控一体化的设计方案
调控一体化要想在电力系统自动化中得到实际应用就需要优秀的设计方案，首先，需要基于现有的技术和实际需要搭建一个基础性技术平台，基于这个平台集成电力系统自动化的各项功能，并以此为基础实现各功能模块的建立，这些都需要运用相应的软件技术来实现。其次，这一基础性技术平台包括硬件平台和软件平台两个部分。
2.1硬件平台的构建
调控一体化系统设计时，需要考虑调度工作和监控工作的共同需要，因此需要利用基于计算机技术的服务器群对硬件构架进行合理调整，另外，为提高调控一体化系统的可行性和可靠性，应当利用硬件系统平台对多余的功能进行合理的配置和管理。为此，硬件平台的配置应满足如下要求：第一，在一套硬件平台上要实现调度和监控功能，为保证调度的有效性以及满足对不同范围的监督和管理，可采用分层设计或分区设计。第二，为保证调控一体化系统功能的实现，应当配置4台SCADA服务器、4台历史服务器、2台网络服务器以及1台PAS服务器。
2.2软件平台的构建
软件平台的建立则是实现调控一体化的关键所在，为达到对电力系统自动化各功能的集中控制，应当建立一个统一的平台，利用软件技术来实现对调度工作的灵活控制，实现三级管理。实际工作中，通过模块化的设计，实现系统工作的灵活性和开放性，软件构件包括调度与监控一体化图模库、一体化图形服务和一体化数据服务、报警服务等。
3、调控一体化在电力系统自动化中的应用
3.1调控一体化在设备建模层中的应用
电力自动化的发展促使电力设备不断得到更新换代，新的设备的引进以及对既有设备的改造使得二次设备描述模型被引入。然而由于处于自动化的管理模式下，使得对新设备的监控功能不能完全发挥出来，因此提高二次描述模型的功能势在必行。在此过程中需要采用建模技术对电力自动化系统中的设备进行分析，建模需要分三个层，即间隔层、设备层和站控层，其中主要在设备层进行电力自动化系统的设备分析，由于设备分析分两次进行，因此设备层又分为一次设备和二次设备。目前一次设备模型的应用在技术上已经较为成熟，而二次设备模型由于是用在装置信号点和关联的测试点上，所以只能通过调控一体化体系来实现对二次设备模型的开发和完善，这也是调控一体化在设备建模层中的主要应用点。
3.2调控一体化在数据信息采集和分流上的应用
电力系统中，调控一体化具有分析信息、整理信息、处理数据的作用，并且可将处理后的数据信息转成报文进行回传。在电力系统自动化管理模式下，调控一体化要求主站的服务器与人工站相互合作，对所采集的信息进行综合处理，并根据实际情况进行调控，所采集的信息完整上传后，经过信息的分析和合并的过程，最后实现分层显示。
3.3调控一体化技术的关键技术应用
在电力系统自动化中，调控一体化技术的关键应用还包括人机展示、应用层、信息分层以及自动化应用等，这些应用可以更好地完善电力系统自动化模式，使电子系统自动化在电网运行中发挥更大的作用。调控一体化在人机展示层中应用时，人机需要通过测试，根据测试来进行调整和控制；在应用层应用时，需要将调度和监控功能融合在一起，从而形成一体化的模式；在应用过程中，应当确保信息的分流和每一个功能均能独立实现。在此基础上，调控一体化要对信息分层进行处理，处理的内容主要包括信息的分类、备份、合并等，除此之外还要保证系统信息的安全。
调控一体化范文6
关键词：电网；调控一体化；管理模式
1概述
近年来，我国将构建“坚强智能电网”作为电网系统的改革目标，利用通信技术、智能技术和网络技术对发电系统、输电系统、变电系统、配电系统、用电系统以及调度系统进行升级改造，以构建“电力流、信息流、业务流”高度融合的现代电网，最终实现构建“清洁环保、经济高效、友好互动、透明开放、坚强可靠”的电网系统。在这一背景下，传统的电网运行管理模式已经无法适应现代电网发展的需求，对电网调度和设备运行实施统一管理，优化业务流程，创新管理方式，逐步构建电网调控一体化运行管理模式成为当前的主要任务。
2调控一体化运行管理模式分析
2.1管理模式分析
调控一体化运行管理模式是将电网监控智能由生产运行部门转至电网调度部门，原运行单位仍然负责设备的运行管理职能；调度部门依靠规范上传的电网信息和技术支持系统，及时了解电网系统运行状况，从而达到提高电网系统安全稳定运行可控度的目的。
2.2优势分析
①改善工作效率。调控一体化管理模式的实施将设备调度运行与监控相融合，简化了电网系统调度业务流程，减少了中间环节后，可使调度部门第一时间准确掌握电气设备运行状况，为故障判断、分析、处理提供了一手资料，极大的改善了工作效率。②提升电力人员的业务能力。调度人员利用监控功能，可全面掌握设备运行状态，为快速准确的分析问题和处理问题提供条件，进一步提升了调度人员的业务处理能力；监控人员利用调度功能可了解电气设备的检修状况、运行方式等，有助于监控重点的把握，为电网的安全运行提供了有效保障。③电网运行技术装备保障水平提高。现代电网设备、技术水平的不断发展要求电网运行管理模式需要实施调控一体化模式；而另一方面，调控一体化运行管理模式的实施还能促进电网运行技术的提升。各地区电力系统为了保证调控一体化运行管理模式的实施，开始加大人力、财力、物力的投入，加快对传统输、变、配网的改造，提高了电网运行技术装备水平。
3调控一体化运行管理模式的实施
3.1技术要求
①开放性。调控一体化运行管理模式的实施需要遵循国家标准的技术支持系统，计算机、网络设备、操作系统、网络协议及数据库等应选择标准化或通用化的产品；设置开放式体系结构和运行环境，统一所有功能模块之间的接口，确保不同功能设备之间的集成和互联；技术支持系统还应具有良好的可扩展性，满足电网系统不断发展、改进升级的需求。②安全性。调控一体化技术支持系统应具有完善的安全保障体系，确保系统内采集数据和传输信息的安全性，做好数据保密和备份工作，防止电网系统发生故障时丢失数据信息；确保调度系统与其他信息化管理系统之间彼此独立的关系，禁止外部系统直接使用或调用系统数据；建立有效的防火墙，防止非法入侵对系统的破坏；做好内部安全管理，防止内部人员对系统硬件、软件或数据库的非法利用。③可维护性。调控一体化技术支持系统应具备较高的可维护性。系统中的硬件设备、软件系统及运行参数应符合国际标准，便于后期的维护和升级；系统具备绘图、建模、建库一体化技术，并保障三者的同步性和一致性；系统应支持第三方开发软件，为系统功能的完善提供前提条件。④一体化。调控一体化技术支持系统应构建统一的支撑平台，实施图模库一体化，利用国际化的标准构建平台，灵活配置系统内体系结构，满足信息分流、分层、分区监控等多种需求。⑤运行多态化。调控一体化运行系统可支持实时态、历史态、调试态、规划态等多种状态的运行，系统可在不同状态下完成对应的电网分析和计算，并能在不同状态之间进行实时切换，以满足用户对各项数据信息的需求。
3.2实施方案
调控一体化运行管理方案在实施过程中应坚持安全性与经济性相结合、科学性与系统性相结合、适用性与标准化相结合的原则，合理制定实施方案。调控一体化运行管理模式的实施是一项综合化、系统化、专业化、复杂化和过程化的过程，涉及的部门单位、人员、设备较多，因此实施过程中面临多项风险，电力部门在推行调控一体化运行管理模式之前，应做好整体规划和详细计划，按照一定的计划分步实施。一般可将实施过程分为过渡阶段、实施初期和成熟期三个阶段。过渡阶段的主要任务是构建适合调控一体化运行管理模式的技术支持体系，对原有的管理模式进行调整，优化工作流程，编写规章制度。这一阶段所需时间为2-3年；实施初期主要是对运行管理组织机构进行调整，深化各部门之间的工作范畴和责任，这一阶段需要4-5年的时间；实施成熟期则是全面实现调控一体化管理模式的阶段。
3.3调控一体化推行过程中的关键点控制
调控一体化推行过程中需要控制的关键点较多，以过渡阶段为例，对其工作要点进行简要分析。组织机构设置方面要对各组织结构的人员职责、人员配置进行明确规定；在实施的各个阶段对人员进行调整；构建调控一体化技术体系，加快变电站综合自动化改造进度，构建主网调控一体化的自动化系统、视频监控系统等；运行管理制度方面主要是构建无人值班的管理体系，对原有的运行管理规则制度进行更新、完善、修订和补充。
4结束语
随着我国电网系统的不断升级，电网运行管理模式的改进势在必行。调控一体化运行管理模式不仅可提高设备运行管理效率，还能提升电力运维人员的业务水平，为电力系统提供安全稳定的电力资源提供可靠保障。调控一体化运行管理模式的推行是一项综合的、系统的、专业的、长期的过程，需要在硬件设备、软件系统、组织机构、管理制度等各个方面进行改造升级，已建立适应我国“坚强智能电网”运行的管理模式。
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