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变电站能源管理范文1
对于任何一种通信来说，可靠性都是最基本的要求，REMPLI系统更是如此。因为在REMPLI系统中，正常操作时也可能会出现通信通道发生变化的情况。这个变化可以是用于平衡电力网负载的配电网管理所造成的，特别是在中压层，切换动作是由各种使用特殊协议的SCADA和控制系统（甚至是手动）发起的，因此并没有简单有效的方法可以及时通知通信管理系统拓扑结构将发生变化。相对而言，通信系统自身的设计必须是以稳定为前提。如果配电网管理系统将将一个次变电站从主变电站A切换到主变电站B，往返于节点的请求和响应信息可能必须通过主变电站A，而确认信息却早已通过主变电站B了。
2.冗余自动管理
这一点跟第一点要求差不多，所有信息的传输都必须是时间先决，拓扑结构发生变化时也必须维持网络的可靠性和实时性。
3.长距离大范围覆盖
传统宽带PLC系统不能实现100%覆盖率，但是如果不能完全覆盖的话一些能源管理应用就没什么意义了。设计REMPLI系统时的一个主要目标就是要能实现远距离的完全覆盖率。
4.大量通信节点
与电信系统不一样的是，能源管理系统经常需要同一时间里支持大量仅仅传输少量数据的节点（比如开关、探测器和计量器），命令和数据包通常都很短。尽管如此，总的数据量还是很大的，即使一个家庭只使用一个计量器，一个主变电站的一个接入点也必须连接多达60000个节点。通信系统在进行数据交换之前需要先建立连接，否则系统中巨大的协议数据单元会占用超过90%的带宽，很快使通信通道发生阻塞。
5.合适的通信延迟及系统响应
通信系统是各种不同类型数据的基础设施，一个QoS（质量服务）管理系统必须要能够为每一个数据类提供合理的通信延迟和系统响应速度。与类似视频或IP电话流这些应用不同的是，QoS的工作方式是以非预测性数据包为导向。对于巨大的探测器网络，比如有时需要专门为现场设备的自发数据建立单独的“快速事件通道”，即使一般情况下目标应用中有严格的主从通信关系（比如应用服务器轮询仪表数据或发出控制命令），但传输时还是需要预知一个反向的通信关系，比如从仪表到控制室的警报情况。
6.安全性
配电网络经常为客户传输重要的信息，这些信息如果被恶意使用可能会危及很多人的财产生命安全。REMPLI系统使用公共电力线网络作为通信基础设施，同时传输SCADA网络控制信息，因此安全性显得非常重要。研究表明，能源配送网络中保持信息的完整性和可靠性是最重要的，机密性和不可抵赖性对于当今的网络来说也是非常必要的，在未来甚至会比中长期应用更加重要。这些特性不仅仅为PLC网络提供安全性加密，同时也为提供逻辑性检测，避免基础设施和操作数据的注入出现失误。
7.简易的部署和维护
对于任何分布式通信系统来讲，在施工之前就要考虑系统的可维护性。比如错误代码分析、简易的固件软件升级、远程配置等等特性都是必需的。
8.结果
变电站能源管理范文2
关键词：变压器 变电站 综自系统 功能
变电站采用综自系统所起的作用及产生的效益主要体现在：减少现场误操作事故，提高电网供电可靠性和供电质量，提高电网运行管理水平，提高供电企业的劳动生产率，降低变电站的建设运行成本，强化更新电力系统操作人员的知识技能，带动供电企业的技术进步。分层分布离散式控制方式的变电站综合自动化控制系统是一种集控制、保护、测量及远动等功能为一体的微机控制系统，将变电所的二次设备（包括测量、信号、控制、保护、自动装置和远动）经过功能组合而形成的标准化、模块化、网络化和功能化的现代化计算机综合控制系统，适应了现代化生产发展和能源管理的要求。
一、系统结构与控制方案
1、系统结构
系统能对变电站的控制、保护、测量、信号传递、远动等功能实现综合自动
控制和管理。由于站内强磁场干扰大，谐波干扰及无线电干扰严重等原因，造成系统控制、测量和保护的综合难度较大。基于上述原因变电站因采用国际上最为流行的分层分布离散控制方式，控制和保护单元均由独立的处理器构成。采用一对一结构，每一个回路四独立的处理器来完成，相互之间又采用站内通讯网联接在一起，可构成现代变电站集成控制，保护，测量，信号传送和远动为一体的综合自动化系统。我们采用的是一个由多层网络组成的分层分布式综合自动化系统。整个系统从上到下依次可分为变电站管理站、计算机网络、间隔层管理站、工业级实时网络、现场监控、保护和远动控制单元。
在整个系统中最上层由 2 ～3台变电站管理站和2～4台间隔层管理站组
成，二者之间通过 NOVELL 网络连接。第二层由2～4台单片机系统（或少量的 PLC ）构成，它们之间通过串行通讯口网连接。最下层网络是由单片机，少量的 PLC 和继电保护装置等组件构成。整个系统在硬件配置采用了分层分布式结构，在软件采用了面向对象的程序设计方法。因此整个系统组态灵活、人机界面友好、功能齐全、使用方便及维护容易，满足了工程运用的要求。
2、系统控制方案
对于 35 KV，10 KV 变电站综合自动化控制系统一般可采用两种不同的设计方案。方案一：采用微机远动、监控和微机保护分离式的结构型式。方案二：采用微机远动，监控和微机保护合一的结构型式，其特点是可以减少现场二次电缆并简化接线，同时，由于 35 KV 或 10 KV 线路可靠性要求比 110 KV 线路要低，按方案二把部分合并成一个微机单元，技术上是可行的，且节省了大量投资。
二、系统功能的实现
1、远动监控系统
该系统由现场远动监控系统和 Novell 网上的后台机（间隔层管理机）构成。
现场远动监控系统由十个回路的微机远动监控单元组成，每一个单元就是一套 80 C196 单片机系统，它包含有处理器，开关量入，开关量出， A/D 转换，通讯及驱动输出等电路。它完成现场设备的监控远动功能。其控制方式采用一对一原则，每一个回路由一个或两个现场远动监控单元组成，每个单元都是独立的，任何一个单元出现故障或进行检修都不会影响其他单元的正常工作。其主要功能如下：全部电量的测量功能；负荷监控功能；通讯功能；定值参数的远方整定功能。而 Novell 网中上的后台机完成数据，图表，电量参数的显示与记录；电量变化过程曲线，趋势分析，人工置数及事故，事件，顺序记录，报警等功能。
2、变电站微机保护单元
变电站保护配置如下：瞬时电流速断保护；限时电流速断保护；定时限过电流保护；反时限过电流保护；后加速/前加速保护；有/无滑差闭锁的二段低频减载；低压减载；三相一次自动重合闸（可检无压）；接地保护-有/无方向性零序过流告警；断路器拒动告警；控制回路断线告警；瓦斯保护（适应线路-变压器组的保护需要）。该系统中间隔层微机保护装置是由若干个微机保护单元构成，每一个单元也是一套 80 C196 单片机系统，它包括处理器，开关量入，开关量出，A/D 转换，通讯及驱动输出电路，这些单元除与站内通讯网进行通讯以外，还实时监控电气设备的运行情况，一旦发生异常，保护电路立即动作，同时将保护动作情况送到站内通讯网，每台间隔管理可装十个微机保护单元。
中、低压变电所主变压器的保护配置。
（1）主保护配置：1）比率制动差动保护。由于中、低压变电所主变压器容量不大，通常采用二次谐波闭锁原理的比率制动差动保护。2）差动速断保护。3）本体重瓦斯， 有载调压重瓦斯和压力释放。
（2）后备保护配置
A主变压器后备保护按侧配置，各侧后备之间、各侧后备保护与主保护之间软件、硬件均相互独立。1）中性点不接地系统变压器后备保护的配置。2）三段复合电压闭锁方向过电流保护。我段动作跳本侧分段断路器， 2 段动作跳本侧断路器， 3 段动作断开三侧断路器。3）三段过负荷保护。Ⅰ 段发信， 2 段起动风冷， 3 段闭锁有载调压。
B冷控失电，主变压器过温报警。1）中性点直接接地系统变压器后备保护的配置。对于高压侧中性点接地的变压器，除上述保护外应考虑设置接地保护。2）中性点直接接地运行，配置二段式零序过电流保护。3）中性点可能接地或不接地运行，配置一段两时限零序电流闭锁过压保护。4）中性点经放电间隙接地运行，配置一段两时限间隙零序过电流保护。
对于双绕组变压器，后备保护可以配置一套，装于降压变压器的高压侧（或升压变压器的低压侧）。对于三绕组变压器，后备保护可以配置两套：一套装于高压侧作为变压器本身的后备保护；另一套装于中压侧或低压的电源侧，并只作为相邻元件的后备保护，而不作为变压器本身的后备保护。
3、35KV、10KV线路及电容器微机保护单元
变电站能源管理范文3
一、能源生产消费现状
(一)能源基本概况。*市属于典型的能源消费城市。长期以来,形成了以煤炭、石油、电力为主的能源生产和消费结构格局。2005年,全社会能源消费总量(含外输成品油)折标煤2411万吨,能源调入量2154万吨标煤,其中:调入煤炭1540万吨,调入原油466.5万吨,调入电量63亿千瓦时。
1.煤炭。全市煤炭探明资源约19亿吨,现有煤矿45处,其中:地方国有41处,股份制2处,乡镇煤矿2处,核定生产能力391万吨/年。在建煤矿一处,设计规模年产45万吨。2005年,全市生产原煤361万吨,消费煤炭1901万吨,其中重点耗能行业电力和热力用煤550万吨,冶金用煤500万吨,建材用煤120万吨,化工用煤124万吨。现有重点耗能用户65家,消费煤炭占总用煤量的90%左右。
2.电力。*电网现有主供电源点为黄台电厂、章丘电厂、石横电厂、500千伏*变电站和长清变电站,以及地方热电厂、企业自备电厂等。全市现有装机总容量达1736.7兆瓦,2005年发电量为90亿千瓦时,全市最高用电负荷2862兆瓦,全社会用电153亿千瓦时,其中:工业用电101亿千瓦时,城乡居民生活用电24亿千瓦时。2005年*电网外购电量占总售电量的41.2%。
3.热力。集中供热主要供应中心城区,涵盖范围东至东巨野河、西至南大沙河、南至南部山体北缘、北至市区边界。目前,城市集中供热采暖面积总计约4172.3万平方米,普及率43%。中心城区现有集中供热热电厂5家(明湖热电厂、南郊热电厂、北郊热电厂、东新热电厂、黄台电厂),锅炉总容量约5213t/h(蒸吨/小时),装机总容量1113.5兆瓦。集中供热主管网以蒸汽管网为主,高温热水管网为辅,蒸汽主管网铺设长度约220公里。
4.石油。*市石油资源主要分布在济阳、商河两县,目前探明含油面积70平方公里,探明石油地质储量约1亿吨,可开采储量3000万吨。市域内现有原油输送管线2条,长度100公里,年管输能力600万吨。*地区原油年产量在100万吨左右。原油加工企业3家,年综合加工能力550万吨,2005年实际加工原油466.5万吨,其中加工进口原油115万吨。年产成品油360万吨,现有成品油库6座,汽柴油加油站624座,年销售汽油50万吨。2005年成品油消售量150万吨,已成为成品油加工外输地区。
5.燃气。*市拥有天然气、焦炉煤气、液化石油气三种气源,采用管道天然气、管道焦炉煤气、瓶装液化石油气等多种供气形式。市区已铺设燃气中压干线管网337.8公里,加上支线、低压及庭院管网总长度已达上千公里,老城区道路管网已基本铺设完毕。全市共建有液化石油气瓶组站约180座,另建有小型液化气灌装厂50座。2005年市区管道燃气用户34.5万户,天然气用量达1.5亿立方米,其中:生产用9500万立方米;管道煤气供应量4171万立方米,其中:生活用气2542万立方米。瓶装液化气用户45万户。城市用气率达到97.5%,管道气化率达到41%。
6.可再生能源。“*”以来,*市可再生能源和生物质能源利用取得了长足发展。2005年,全市年产沼气8600万立方米。全市现有太阳能光热光伏生产企业近100家,推广太阳能热水器53.91万平方米,全市累计利用太阳能热水器53.91万平方米,可节约煤炭8.1万吨标煤,*市在太阳能光热利用方面处于全国领先水平。小型风力发电装机总容量为3.8千瓦,风力提水灌溉面积300公顷。
(二)“*”期间能源发展情况。“*”期间,*市经济和社会各项事业保持了持续、快速、健康发展,能源生产和消费也保持了较高的发展速度,2005年全市能源消费量,比2000年增长75.3%,年均增长11.9%。
1.煤炭。原煤产量361万吨,比2000年增长189%,年均增长23.6%;煤炭消费量1901万吨,年均增长27.5%。
2.电力。2005年全市用电量153亿千瓦时,比“九五”末增长67.4%,年均增长10.9%。2005年最高负荷达268.2万千瓦,比“九五”末增长67.4%,年均增长10.9%。
3.原油。消耗原油量466.5万吨,比2000年增长68.4%,年均增长11%。年产成品油360万吨,比2000年增长77.5%,年均增长12.2%。成品油消费量150万吨,比2000年增长150%,年均增长20.1%。
4.燃气。年产焦炉煤气110886万立方米,液化石油气24万吨。年均分别增长16.9%和15.1%。全市天然气消费量1.5亿立方米,液化石油气用量5.5万吨。年均分别增长15.4%,16.2%。焦炉煤气以工业用为主,民用消费4750万立方米。
能源利用效率显着提高。2005年全市每万元GDP综合能耗1.28吨标煤。主要产品单位能耗:2005年与“九五”末相比,火电供电煤耗由每千瓦时415克标煤下降到385克标煤;吨钢可比综合能耗由736千克下降到680千克标煤;大型旋窑水泥综合能耗由每吨115千克下降到114千克标煤;集中供热系统单位面积年采暖耗煤量由35.5千克标煤/米2下降到32.5千克标煤/米2。
(三)存在的问题。
1.消费结构不合理,传统能源比重过高。在一次能源消费结构中,原煤和原油所占比例近92%,其中:煤炭比重高达61.7%,发电用燃料主要为煤炭,天然气等其他清洁能源消费量所占比重过低。
2.煤炭供应缺口大,交通运输成本高。近年来,全市煤炭消费量与生产量缺口一直在1500万吨左右并逐年增加,外供煤炭需从山西、内蒙及省内调入。目前,*煤炭调入的主要铁路通道为邯济、京沪、胶济铁路。由于铁路通道运力已基本饱和,铁路货运提请率不足35%,公路运输承担了大部分煤炭运输任务,公路运输价格为铁路运输价格的3-4倍,导致煤炭供应安全可靠性低,运输费用居高不下。
3.电网建设滞后,时段调峰能力不足。目前,*电网500千伏系统网架薄弱,220千伏系统备用容量不足,110千伏系统变电站布点偏少,中、低压配电网不能满足新增用户需求和供电可靠性要求,部分区域过负荷现象严重。
4.热力建设滞后,体制约束亟待解决。*市现有集中供热热源以小型热电厂和燃煤锅炉房为主,供热主管网以蒸汽管网为主。在热源方面,存在热源厂容量小、参数低、布局不合理等问题,造成能源利用效率低、大气污染严重;在管网方面存在热损失与凝结水损失严重、安全性差、使用寿命短等问题;在管理体制方面,存在供热公司小而散等问题,导致地区供热成本过高。
5.消费方式落后,综合利用率不高。全市经发电等途径进行转换的原煤比重仅占原煤消费总量的50%左右,大量原煤被直接燃烧作为终端消费。由于能源综合利用率低,对大气环境产生严重影响。2005年,全市二氧化硫和烟尘排放量分别占全市总排放量的98.3%和98.9%。
6.再生能源利用水平低,节能技术有待推广。*市可再生能源利用工作起步较早,涉及领域广泛,但可再生能源开发力度不够。太阳能发电产业已经起步,但规模尚小,上游原料配套市场有待开发。地热资源未有实质性开发利用。以沼气为主的可再生能源使用量仅占全市农村能源消费总量的2.5%左右。节能技术的研究、应用、推广工作急待加强。
二、能源发展环境分析和总体要求
“*”期间,*经济社会各项事业将继续保持快速发展,能源需求量将进一步增长,能源工业面临加快发展的战略机遇和严峻挑战。
(一)发展的有利条件。
1.发展步伐加快,需求带动强劲。“*”期间,按照建设现代化省会城市和区域中心城市的要求,*将处于经济实力、整体素质、城市地位跃升的发展新阶段,全市经济有望保持较长时间的高速增长,工业化、城镇化速度加快,消费结构加速升级,人民生活明显改善,固定资产投资力度进一步加大,能源需求较为旺盛有利于发展。
2.产业结构提升,增长方式转变。全市经济增长方式由粗放型向集约型转变,产业结构升级步伐加快,能源综合利用水平进一步提高,有利于调整能源生产和消费结构。
3.具备区域优势,交通条件良好。*市距离晋、冀、陕、蒙等能源基地较近,省内能源资源相对丰富,煤炭、石油、天然气等资源有一定赋存,开发利用仍有潜力。同时,交通运输网络较为完善,有利于能源调入。
4.政府高度重视,节能意识提高。国家高度重视能源节约和综合利用工作,各级党委、政府十分重视能源安全问题,节能型经济和节能型社会的意识不断提高,为节能和能源综合利用工作创造了有利条件。
(二)面临的困难与挑战。
“*”期间,*市将面临发展模式、体制机制、社会结构的全面转型,能源工业发展与国际国内和全省形势的变化密切相关,能源发展和能源安全存在着不容忽视的制约因素,面临着严峻的竞争和挑战。
1.世界能源格局变化加剧,资源争夺形势严峻。国际油价剧烈震荡,全球石油资源的争夺斗争将更加激烈,*国人均能源资源占有量远低于世界平均水平,原有石油基地急待接续,今后新增石油需求主要依赖进口解决。*国经济正进入新的增长平台,工业步入重化工阶段,能源安全形势更加复杂、严峻,不可避免地对*市能源安全产生影响。
2.资源供应自给率低,能源平衡难度加大。随着能源生产资源地区的自*保护意识逐步增强,资源配置竞争压力进一步加剧,价格不断攀升,能源资源供应紧张的状况将继续持续。土地、水资源、空间布局、交通运输、建设资金等资源要素短缺的矛盾日益尖锐,重大能源项目建设难度增加,能源工业发展投资巨大,依靠现行投融资体制难以满足发展需求。
3.忧患意识薄弱,节能工作存在差距。对创建节能型社会认识仍不到位,节能技术创新速度缓慢,高消耗、高污染、低效率的经济增长方式并没有得到根本扭转。建筑节能问题依然突出,配套标准和政策的出台相对滞后。
三、能源发展指导思想和任务目标
(一)指导思想。根据国家能源发展战略,按照*市国民经济和社会发展的总体要求,树立和落实科学发展观,科学安排经济社会和能源发展。调整能源发展工作重心,把结构调整、体制改革和创建节约型社会作为“*”能源建设工作的主线,积极推进重大能源项目建设,优化能源结构,保障能源安全,深化能源管理体制改革,提高能源综合利用效率和效益,为全市国民经济和社会发展提供安全、可靠、经济、高效的能源保障。
(二)任务目标。“*”期间,*市能源发展的主要任务目标是:在能源供应总量基本满足国民经济和社会发展需求的前提下,能源结构调整取得明显成效,能源效率不断提高,实现全市能源工业的可持续发展。“*”末,每万元GDP能耗按可比口径比“*”末降低22%以上。单位产品能耗与“*”末相比,火电供电煤耗由每千瓦385克标煤下降到323克标煤;吨钢可比综合能耗由680千克下降到613.1千克标煤;旋窑水泥综合能耗由每吨114千克下降到112千克标煤;集中供热系统单位面积年采暖耗煤量由目前的32.5千克标煤/米2降到18千克标煤/米2。
全市综合能源供应总量控制在3500万吨标煤以下。煤炭在全市能源供应总量中的比重适当下降,消费总量控制在2700万吨左右。原油需求量预期增加500万吨,原油加工能力争取达到1000万吨,积极规划建设黄河北炼油加工基地,新增成品油生产能力500万吨。电网新增装机容量90.5万千瓦左右,装机总量达到275.35万千瓦时,比2005年增长68.5%。建设500千伏环网,500千伏系统满足N-1准则;增加城市中心220千伏变电站布点,提高220千伏输送能力和供电可靠性;增加110千伏变电站布点,缩短10千伏供电半径;整合电网调度自动化、配网自动化、营销自动化,建成生产、营销一体的数字化电网。增加天然气供应量,所占比重力争从2005年的0.85%提高到2.6%左右。中心城总采暖供热面积达到1.1亿平米左右,其中集中供热面积达到0.7亿平米,城市集中供热热化率达到60%;大型区域供热面积达到1亿平米,占总采暖面积的55%。工业蒸汽用热总负荷达到362t/h(蒸吨/小时)。中心城以大型多热源环状热水管网代替目前分散的蒸汽管网,管网(一次网)损失由目前的25%降低到10%左右。
四、能源需求预测
“*”期间,全市国民经济将保持较快发展,至2010年,全市生产总值将达到3500亿元,产业结构进一步优化,预期全社会能源消耗总量折标煤3500万吨,年均递增7.7%。工业能源消费总量折标煤3210万吨,年均递增10.5%。“*”末主要能源供求预测:
———煤炭。全市煤炭消费量可达2700万吨,比2005年新增用煤量800万吨,需从市外调入煤炭总量达2200万吨,其中:新增煤炭调入运输量660万吨。规划新增原煤生产能力140万吨,本埠原煤产量达到500万吨。
———电力。全市用电量年均增长14%,2010年达到292亿千瓦时;全市最高用电负荷年均增长15%,2010年可达到545万千瓦。全市新增装机容量145.5万千瓦。新上大型热电联产机组180万千瓦,综合利用热电联产机组197.4万千瓦,关停退役机组34.5万千瓦。2010年全市可用装机容量达到456.35万千瓦,发电最高负荷407.1万千瓦。新建扩建500千伏变电站,新增变电容量3500兆伏安。2010年全市可用发电最高负荷及通过500千伏变电站统调输入发电容量达到682.1万千瓦,在未考虑备用容量的情况下,电力平衡盈余137.1万千瓦。
按照总体电力电量平衡结果和对各电压等级变电容载比的规划要求,“*”期间,需新增220千伏变电容量3497—4845兆伏安,110千伏变电容量2808.5—3798.5兆伏安;安排新增220千伏变电容量5370兆伏安,110千伏变电容量4400兆伏安。电网供需基本平衡。
———热力。全市建筑总面积将达到1亿平方米左右,集中供热率达到50%以上;以现状和近期工业热负荷为基础,集中供应的工业热负荷将达到362t/h(蒸吨/小时)左右,增长20%。通过加快实施供热规划确定的热源点和供热管网项目建设,可满足全市供热负荷的增长需求。
———石油。全市原油消费预期量为1000万吨,新增500万吨,年均递增14.9%;成品油需求量可达400万吨,新增250万吨,年均递增21.7%。“*”期间,随着石化产业链的不断延伸,*炼油厂原油综合加工量达到500万吨,30万吨PX和50万吨PTA等重点项目建成投产,*市原油消费量将有较大幅度增长。积极争取在黄河北规划建设千万吨级原油储备基地项目,以增强*市应对原油市场的抗波动能力,为建设黄河北石油化工加工基地奠定基础。
———燃气。全市市区燃气气化率由95%提高至97.5%,管道气化率由41%提高到60%。天然气消费量增加到7亿立方米,新增5.5亿立方米,年均递增36%。焦炉煤气需求量维持8000万立方米左右。液化石油气年需求量保持在10万吨水平。到2010年,*市西部将获得中石化、中石油两大天然气气源,新建长清归德和历城孙村等门站,设计年供气能力分别为7亿和1.5亿立方米,届时天然气供应紧张的状况将得到缓解。
五、工作重点
根据“*”期间能源需求,为确保能源工作总体任务目标的实现,应重点做好以下几方面工作:
(一)加强能源建设,确保一次能源供应。提高煤炭供应的自给率。除充分利用现有资源外,还要加快建设长清煤矿和黄河北煤田的开发,启动高王煤田开发,力争新增150万吨/年生产能力,做好煤炭资源的勘探接续工作,重点开展章丘柳沟井田北的勘探。在体制整合的基础上,重点做好资源整合、小煤矿联合,改进煤炭开采技术与装备水平,开展安全技术改造。依托济北煤田,发展煤炭化工产业。
打通运煤通道瓶颈。全力支持胶济四线项目工程建设,确保2007年前建成投运,为既有胶济铁路线腾出5000万吨货物运输能力。争取开工建设黄河北铁路及聊城—泰安铁路,在聊城与邯济线连接,于泰安连接京沪铁路,连通京九、京沪两大干线,缓解*铁路枢纽压力,打通新的运煤通道,形成年运输3000万吨的能力。积极推进黄河北铁路建设,在桑梓店车站与晋煤东运主通道邯济线连接,形成年2500万吨的运输能力。通过新建铁路为*市新增2000万吨以上的煤炭调入能力。
(二)加强电力建设,满足经济增长需求。电源点建设。章丘电厂扩建新上2×300兆瓦机组;黄台电厂新建2×300兆瓦机组,#1-6老机组退运;*炼油厂新上油焦代油自备电厂;争取开工建设济阳电厂。围绕提高资源综合利用效率,进一步推动利用工业废气、废渣、油焦等进行发电及余热余压发电,重点抓好济钢集团燃气—蒸汽联合发电、炼油厂油焦代油热电联产、明水化肥厂动力结构调整、山水集团余热发电等项目。
电网建设。建设500千伏环网,尽快实现分区供电,降低电网事故造成大面积停电的可能性,新建扩建500千伏变电站。为提高供电可靠性,对*、长清变电站实施扩建,其中*变电站建设容量1×750兆伏安,长清变电站建设容量1×750兆伏安;在济阳县境内建设新的500千伏变电站。全市形成500千伏变电站3座,总容量达到4750兆伏安,供电负荷2000兆瓦。规划新建、扩建220千伏变电站29座,新增变电容量5370兆伏安;提高电网输送能力,满足西电东送的输电要求,重点做好220千伏石长Ⅲ、Ⅳ线、长饮线的建设,同时配合新建变电项目优化电网结构,为城区电网东、西部开环运行创造条件。全市形成220千伏变电站25座,总容量达到10050兆伏安,容载比为1.99。其中城区220千伏变电站19座,总容量为8970兆伏安,容载比为2.0。规划新建、扩建110千伏变电站48座,新增变电容量4400兆伏安,全市110千伏变电站达到92座,总容量为8414兆伏安,容载比2.2。其中城区110千伏变电站达到74座,总容量达到7114.5兆伏安,容载比为2.2。城区35千伏电压等级不再扩大规模,原有系统将结合城市电网发展逐步退出运行,对现运行35千伏设备进行改造更新。大规模建设和改造中、低压电网,城区中低压配电网建设、重点建设与改造,新出10千伏线路工程、新建低压公用区工程、10千伏线路改造工程、低压公用区改造工程、电缆管网建设改造工程、10千伏线路电缆化改造工程。
(三)加快热源点建设,优化供热运管模式。建设以燃煤集中供热为主其它能源为辅的供热体系。目前,*市煤炭、天然气、电力以及其它能源在供热能源消费总量中分别占90%、6%、3%、1%。到2010年,中心城区年度采暖能耗结构调整为:燃煤122万吨标煤,天然气1.8亿立方米;电力8.6亿千瓦时;其它能源140万GJ(吉焦),通过优化供热耗能,使煤炭、天然气、电力以及其它能源在供热能源消费总量中的比重分别达到71%、14%、9%、6%的合理结构。
建立大供热格局体系。主城区及东部城区的大集中供热系统由章丘电厂、黄台电厂、北郊热电厂和西部热电厂联网形成。南部供热区域由南郊热电厂负责;长清区和大学园区为西部独立供热区域,两区近期以燃气和燃煤锅炉房联合供热为主,远期考虑建设热电厂;新建孙村、浆水泉、力诺集团周边和西部城区等调峰锅炉房;对大热网不能或不易到达且供热面积又相对较大的区域,建设10t/h(蒸吨/小时)以上的燃煤锅炉房。对地理位置偏远、符合密度低和难以集中供热的老城区,采用分散的燃气采暖或电动热泵采暖。重点加快黄台电厂以大代小城市供热工程建设,尽快启动西部热电厂(2×300兆瓦),抓紧建设调峰锅炉房,逐步拆除10t/h(蒸吨/小时)以下燃煤锅炉房,北郊热电厂维持现有规模不变,南郊热电厂不增加发电装机容量,黄台电厂以大代小城市供热工程实施后,明湖热电厂与东新热电有限公司逐步退出城市供热。
多渠道解决工业用热。结合工业用蒸汽热负荷布局分散、用户对用热性质要求(热介质类型、参数及用热量等)差异的特征,一是对现有蒸汽管网覆盖范围内,承担工业蒸汽总量超过20t/h(蒸吨/小时)的,保留相应蒸汽网并专供工业负荷。二是规划热源厂周围经济供热半径以内的工业蒸汽用户,首先使用热源厂蒸汽,若蒸汽参数特殊,或距热源厂较远,可单独解决。
改造优化现有供热管网。建设高温热水主管网,逐步对老城区现有蒸汽管网进行改造,建设ф200mm-ф1200mm高温热水主管网1100公里,配套建设水—水换热站。以大型多热源环状热水管网代替目前分散蒸汽采暖供热管网,将一次管网损失由目前的25%左右降低到5%左右,坚决禁止建设任何用于采暖方式的蒸汽管网。对经十路已敷设的蒸汽管线适当改造作为热水管线使用,既有两条管线分别作为供水管和会水管,由黄台电厂沿大辛河敷设主热水管网(管径ф900mm以上)至经十路接入热源。为保证供热质量,该管线西段供热面积控制在150万平方米以内,东段供热面积控制在70万平方米以内,主供经十路沿线、林家片区和浆水泉片区等南部区域,并优先保障近期热用户的供应。
(四)调整能源结构,扩大天然气利用。以调整能源消费结构和改善市区大气环境为目的,扩大天然气利用。结合“西气东输”工程的实施,争取省电力燃气调峰机组的布点,配套建设输气主干管网,大力发展管道天然气用户,缩小焦炉煤气和瓶装液化气的供气范围及用户,建设重点气源接收门站和调压站点,市区管网布局仍以现状分区实施,各区域内合理连网形成网络,重点建设东部产业带和西部片区管网。积极发展燃气汽车和配套建设汽车加气站,加快建设天然气加气母站,配套建设加气子站,年用气量达到8000万立方米,减少汽车尾气排放污染,改善城市大气环境质量建设生态城市。
(五)开发利用新能源,扶持相关产业发展。鼓励开发利用以太阳能为代表的可再生能源和新能源,支持太阳能发电关键技术研究和开发,包括大型并网光伏发电系统关键技术、塔式太阳能热发电系统关键技术、新型太阳光伏电池产业化技术、可再生能源太阳能电池配套新材料等。鼓励太阳能技术的应用和产业化。利用现有产业基础优势,支持利诺集团加快太阳能产业发展,走高科技、外向型、产学研一条龙式的发展模式,力争成为国内光热利用行业的排头兵。深化太阳能—建筑一体化研究,将太阳能利用系统设计与主体工程设计同步进行、同步施工,实现集热器与建筑物的有机结合与协调美观。进一步完善太阳能电池及热水供应技术,满足全天候使用要求。制定相关政策,逐步改造既有建筑。结合实际,因地制宜在农村地区推广沼气、风能、水力发电、太阳能等可再生能源的利用,力争到“*”末,农村地区可再生能源替代率达到20%。
(六)提高能源利用效率,大力发展循环经济。坚持走“资源—产品—再生资源—产品”的循环经济发展模式,从资源开采、生产消耗、废弃物利用和社会消费等环节,加快推进资源综合利用和循环利用。在全市范围内大力推广济钢集团在循环经济方面的经验和做法,建设一批资源节约型示范企业、清洁生产型示范项目、循环经济型工业园区,充分发挥产业集聚和生态效应,合理布局上下游资源加工生产企业,实现对资源循环利用的产业链和企业间的代谢平衡。鼓励和扶持利用废气、废水、废物及余热、余压、余气等综合利用项目。
六、能源发展对策和措施
(一)加强组织领导,建立完善管理体系。参照国家、省能源管理组织体系,建立*市能源管理组织体系。指导全市能源发展和供应保障安全工作,制定能源发展战略规划,贯彻落实国家和省制定的各项能源政策,推进重大能源项目建设,加强对能源开发与节约、能源安全与资源平衡、能源对外合作等工作的领导。
(二)拓宽投融资渠道,发展利用可再生能源。研究制定相应鼓励政策,扶持节能和可再生能源事业稳步发展。一是在国家颁布的《可再生能源法》基础上,出台*市具体实施细则。设立可再生能源发展基金,统筹用于扶持可再生能源和新能源研究开发,加大投入力度,支持市场前景好先进适用技术实现产业化。二是对经批准建设的太阳能1.6兆瓦光伏发电工程和可再生能源发电项目,积极向国家、省争取优惠政策和资金支持,同时策划、研究、储备新的可再生能源项目。三是对重大示范项目给予低息或贴息贷款,对重点推广项目给予财政、价格等方面的优惠和扶持。四是拓宽投融资渠道,鼓励民间投资、吸引外商投资、利用外国政府优惠贷款等。
(三)加快结构调整,贯彻节能优先方针。严格执行国家规定的行业能耗标准,加快产业结构调整,严格控制高能耗、高污染产业发展。对能耗超标的企业,责令其限期治理,逾期不治理或治理后达不到标准要求的,由政府主管部门责令其停业整顿或停产关闭。
坚持能源节约与能源开发并举,把能源节约放在首要地位,并作为能源发展战略和实施可持续发展战略的重要组成部分。要长期坚持和实施节能优先的方针,推动全社会实现整体与综合节能。加快产业结构、产品结构和能源消费结构调整,是建立节能型工业、节能型社会的重要途径。鼓励运用高新技术和先进适用技术改造和提升传统产业,走新兴工业化道路,促进产业结构的优化升级。加强节能技术的开发、示范和推广,建立以企业为主体的节能技术创新体系,加快节能科技成果的产业化转化。
(四)加强环境保护,促进能源清洁利用。从源头抓起,推广应用除尘脱硫技术,全面完成市区电厂、热电厂脱硫除尘改造,取缔燃煤小锅炉。大力推广洗净煤、水煤浆、煤炭深加工等洁净煤技术和先进燃烧技术。进一步加强烟尘控制,主城区全部实行烟尘控制,“*”期末,脱硫效率平均达到90%以上,除尘效率达到99%。继续推广天然气和车用乙醇汽油,加强机动车尾气排放监测和管理,确保达标排放。
变电站能源管理范文4
【关键词】节能降耗 信息化 网络化
1前言
随着企业现代化科学管理和不断提高经济效益的需求，企业对电力综合变电站自动化系统的要求又迫切[2]。作为生产企业，在不断加强信息化和网络化管理，以提高电力供应的可靠性和经济性。为此以云锡研究设计院10kV变电所综合自动化为试验项目，探索和总结一条推动公司节能降耗，提供供电可靠性，信息化和网络化管理，以提高经济效益等方面做了非常好的尝试和试验，通过6个月的努力，该项目已经圆满结束，并已稳定运行多年，项目取得了成功和突破。
2 项目慨况
该项目为10kV/ 0.4kV配电站，有二台变压器，一台为630kVA/10kV/0.4kV，一台为800 kVA/10kV/0.4kV，备用一台柴油发电机组通过低压ADS自动投入。
2.1一次接线图
此项目10KV和0.4KV一次系统接线图分别如图1和图2。
图1 10KV变电站一次系统接线图
图2 0.4KV配电站一次系统接线图（D10柜为例）
2.2遥视系统
目前，国内电力系统在建设无人值守变电站时，基本以遥测、遥信、遥控、遥调，“四遥”技术为基础。但由于现场的环境情况无法及时直观反映，致使调度无法及时解决现场防火、防盗、防爆、防渍等问题，为此我们经过调研和研究决定在“四遥”的基础上增加第五遥――“遥视”，对于实现变电站“无人值守”具有十分重要的意义。遥视是对“四遥”的进一步补充和完善，进一步提高变电站的安全运行水平[2]。
2.3电力保护系统硬件
10kV变电站保护装置采用上海锐安自动化系统有限公司独创的、具有完全知识产权和专利的新型保护测控装置，根据本项目具体情况高压柜保护装置选择了RA-6L1，RA-6T1及RA-6S1三种型号；低压柜保护装置根据馈线回路数目选择了RA-PM1，RA-PM3和RA-PM6三种型号即可满足要求。
2.3.1RA-6系列保护装置
（1）RA-6系列保护装置，采用先进的32位DSP和ARM作为平台的核心。（2）4位SPI总线AD作为保护和测量采样芯片。（3）具备GPS对时功能，可以实现站内系统同步采样。（4）装置配备了两个独立的FRAM铁电存储空间，每个空间为256K，一个用于存储保护定值和各种历史事件，另一个单独作为故障录波数据的存储空间，所有数据掉电不丢失。
2.3.2 RA-PM系列保护装置：
（1）RS485通讯接口，通讯速率为4800～19200bps可设定，通讯协议为ModBusRTU。（2）装置内带有实时时钟，有记录并具有掉电保持功能。（3）99个事件顺序记录，记录分闸、合闸、开关变位等事件及运行信息。
2.4软件
本系统软件采用RAS-6000，具有以下功能。
（1）数据采集及处理功能：主要包括模拟量，数字量，状态量，遥控量及保护信息的采集，其中模拟量采集包括每条线路的功率因数、无功功率、有功功率等。数字量采集包括各馈线回路的开关位置信号和故障信息信号，变电站相关断路器的位置信号、远方/就地位置信号及分类保护动作信号等。（2）计算功能：本系统计算模块可根据用户需求对模拟量、开关量进行各种方式的统计计算，计算公式可由用户设定。（3）报警功能：系统运行过程中当开关变位、保护动作、发生事故时，自动产生报警信息。（4）事故追忆（PDR）：事故追忆功能是在开关变位时将变位前后若干时间段内系统中的主要参数记录下来，供事后分析使用。（5）事件顺序记录（SOE）：正常状态下，主站以较长的周期、较低的优先级采集SOE数据，当出现状态量变化时，即时提高其传送的优先级； SOE以SOE表的方式登录到系统数据库。用户可以方便地检索、打印历史库中SOE数据。（6）功能控制：系统能实现以下遥控功能：1）实现变配电站进出线断路器的遥控分合闸；2）储能电机控制；3）调整功能：能对变配电站的无功补偿用电容器、变压器分接头进行调节，提高电网运行质量。（7）历史数据储存：本系统采用了开放的数据库连接标准ODBC及成熟的商用关系数据库系统来管理历史数据，根据此项目系统规模最终选定SQL Server。（8）系统时钟：系统提供下列时钟功能：1）对于有GPS时钟的系统，可以实现GPS的对时。2）具有人工设置系统时间的功能。（9）人机界面：采用Microsoft Internet Explorer流行界面设计风格。窗口画面管理方面，提供Windows 应用程序通用界面风格和感观。界面主要有菜单驱动，支持图标，弹出和下拉菜单。（10）组态软件系统：采用面向对象技术，外加三维的图形系统OPENGL，可以绘制出各种电力系统所用图形图表。（11）数据库管理子系统：数据库系统由两部分组成，其中一是支持ANSI-SQL访问的关系数据库；另一部分是常驻内存数据库。
3项目实施效果
3.1节能降耗方面
（1）通过遥调功能并按企业的实际负载率调整变压器容量。单台运行变压器负载率保持在70%～80% 从而降低了变压器的损耗。（2）并通过加装电容补偿装置，提高终端能源利用效率，有效降低了企业用电成本。（3）远方遥视、遥测、遥控使供电可靠性得到提高，实现了无人值守变电所，降低运行费用。
3.2信息化方面
数字视频远程监控系统的数据通信有以下特点：（1）实时性。（2）分布性。（3）同步性。（4）在该10KV中压和380V低压采用同一系统监控平台，在云锡率先实现中低压设备的“五遥”功能，即遥测，遥信，遥控，遥调，遥视五大功能。该变电站已实现无人值守。
3.2.1遥测、遥信、遥控功能
低压微机保护底层采用RS485通讯，监控层采用以太网通讯方式，整个系统具有很高的技术含量，同时具有很好的经济性。在统一的后台监控系统下，可轻松实现遥测，遥信，遥控和遥视等各功能联动。遥测量可由附表报表查看实时测量值。
3.2.2实现数据和图像的同步联动
遥视系统由多个远程现场和一个监控中心组成，在远程现场和监控中心之间有通讯线路连接。在每个现场均有若干摄像机。系统可以随时方便、即时地检索、回收记录存贮的图像[3]。
3.3网络化方面
（1）数字化视频可以在计算机网络上传输图像。（2）数据，基本上不受距离限制，信号不易受干扰，可大幅度提高图像品质和稳定性。（3）通过企业局域网和INTERNET可实现远程监控和视频监控[4]。（4）系统的可靠性主要表现在监控中心具有强大的数据处理能力，通过配置高性能服务器，实现数据的快速响应和备份。系统具有极低的故障率，所以相应的维护量非常小。（5）通过合理的系统方案设计，采用先进的现场总线技术和工业级元器件来实现，达到节约成本的目的。
4 结语
通过本项目的实施，此系统可实现变电站无人值守，另外实现对重要设备的实时视频监控，可减少事故发生率，提高经济效益[5]。同时通过企业局域网和INTERNET实现的远程监控和视频监控为变电站综自系统的安全稳定运行起到了重要的作用[6]。此项目的成功运行可为集团公司二级厂矿的改造提供技术支持和参考。
参考文献：
[1]朱松林主编.浙江省电力公司组编.变电站计算机监控系统及其应用[M].中国电力出版社，2012-08.
[2]刘鑫蕊，杨B，梁雪.电力系统微机保护[M].人民邮电出版社，2013-10.
[3]孟祥忠等编. 变电站微机监控及保护技术[M].中国电力出版社，2004年1月.
[4]张永健.电网监控与调度自动化（第三版）[M].中国电力出版社，2009.
[5]国家电力调度通信中心.智能电网调度技术支持系统建设框架][R].2009.
变电站能源管理范文5
重庆江北国际机场（简称江北机场）是西南地区航空枢纽之一，也是国家大型枢纽机场。本项目江北机场东航站区及第三跑道建设工程位于现有机场东侧，项目包含新建T3A航站楼、第三跑道及相应的供水、供电、供气等配套设施，计划2015年底基本建成。
基于该项目的实际需求，科华恒盛凭借在能源自动化领域，尤其是机场方面的软件系统集成服务经验，为江北机场提供了一套IEMS3000能源管理系统综合解决方案。该IEMS3000能源管理系统包括基础信息管理、能量平衡优化管理、能效管理、能效审计、能源计划管理、工程数据备份及维护、应用软件定制开发等应用功能，通过建立该能源管理系统可对机场东航站的工作区和货运区、电、气能耗数据进行采集分析、收费管理，并可接收T3A航站楼和飞行区能耗数据，实现对江北机场水、电、气表的远程集抄和能耗管理，从而达到人员优化和节能降耗的目的。
作为国内领先的智能化能源管理系统综合解决方案供应商，科华恒盛定位高端，所属业务品牌――康必达公司致力于为能源自动化领域用户创造高价值服务，包括能源管理、数字化变电站、电力自动化、工业自动化等相关产品研究开发、系统集成和应用服务。目前，科华恒盛相关产品解决方案已经广泛应用于机场港口、石油化工、有色冶金、煤炭水泥、电力发电、智能楼宇、政府公共及军工等各个行业，帮助客户实现可持续的节能增效项目、优化企业运行和提高生产管理。
此外，科华恒盛携高端电源产品解决方案还成功中标了临汾机场采购项目，其中包括高端UPS及相关核心设备，共计80多套，为临汾机场的安全运营提供了高可靠的绿色电源保障。
据悉，临汾机场于2010年9月20日奠基，于今年10月份竣工试飞，年底开始试运营。根据规划，临汾机场复航改造工程本期目标为2020年旅客吞吐量43万人次，货邮量为1500吨以上。在山西省进入全面转型跨越发展的大背景下，临汾机场的正式运营，将为临汾今后发展架起空中经济桥梁。
变电站能源管理范文6
关键词：调制解调器；调度自动化；数据库
引言
现代电力系统同发电电网、变电所、输配电线路和用电设备等组成。它包括了发电、输电、配电和用电四个环节，即电能从生产到消费的全过程。由于电能难于存储，因此在电能生产中，总是需要多少就生产多少，为了使发电、输电等环节能随时跟踪用电负荷的变化，并保证对用户的输电质量，同时提高电力系统运行的安全性和经济性，电力系统中除配备必要的自动装置外，还设有国调、网调、省调和地调等各级调度中心，由它们监视发电、输电和配电网的运行情况。本文以黑龙江大兴安岭供电公司电网自动化信息开展情况为例，浅析电网自动化信息问题。
1 当前电网信息自动化特点与趋势
1.1 早期的电力系统调度，主要依靠调度中心和各变电站之间的联系电话，这种调度手段，与电力系统中正常操作的快速性和出现故障的瞬时性相比，实时性极差，远动技术进入电力系统后，便由安装在调度中心和各变电站终端的远动装置，借助远动信道自动传递信息。由于远动装置中信息的生成，传输和处理的速度非常快，适应了电力系统对调度工作的实时性要求，使电力系统的调度管理工作进入了自动化阶段。
1.2 远动装置主要用于电力系统的调度自动化管理和企业单位的能源管理，用于变电所、发电电网的实时数据采集，经处理后远传。远动装置要完成的基本功能是遥测、遥信、遥控和遥调等。
1.3 远动自动化工作人员在日常的工作中所做的大量工作是设备的维护工作。由于现在远动技术发展很快，设备种类也很多，每一种设备都有各自不同的特点。
2 当明电网自动化信息现状的调查
2.1 当前，大兴安岭供电公司地调中心遥控“无人值班”（少人值守）系统已经技术成熟。随着近年来调度自动化系统的不断发展，由原来单一的SCADA系统扩展为EMS、电网站自动化、电力市场技术支持系统和调度生产管理系统等。而电网调度自动化的最根本职责在于保证电网的安全稳定运行，保证对电网的监控准确、不间断进行，所以调度自动化数据是电力调度系统中最重要业务。
2.2 电力网调峰、调频、调相及事故备用任务，为了让地区调度人员能够全面、及时、可靠地掌握包括电力系统运行状况，并在电力负荷高峰期给于准确地调峰命令，而且能够在电力系统特别时期投入电网运行中去，以适应现在不断的发展电力市场的要求。
2.3 RTU业务的特点是以数据处理为主，周期性传输，所占用信道带宽不大。数据具有分布采集、分层传输、集中汇聚的特点。数据都在公司电网当地产生，送至对其直接调度的省调或地调，处理后按需向更高一级调度转发。
2.4 这些实时监控业务的数据传输周期为秒级。国标规定，遥测数据传送时间不大于3s，遥信数据变化传送时间不大于2s，遥控、遥调命令传送时间不大于4s，AGC命令发送周期为3s～15s。这些实时性要求我们的调度自动化设备必须具有较短的时延；这些实时监控业务除了反映电网运行工况外，更重要的是控制电气设备的投入和退出，下达功率调节命令，对电力系统运行产生直接影响。
2.5 大兴安岭地区电网调度自动化，向地调传送保流机组的信息量，各个机组的有功功率、无功功率；各个主变压器及输电线路的有功功率、电流；各个配电线路的有功功率、电流，各个变电站及开闭所的母线电压、各个短路器的位置、各个隔离开关的位置、各个发电机组运行状态信号。
3 电网信息自动化项目的实施与改造
3.1 第一部分：大兴安岭地区电网已安装完成了LCU计算机监控系统，由于当时设计时只考虑到与省调通信（采用POLLING一对一方式）与地调现行通信规约不符，且通信接口唯一（已占用），于是公司对O备进行了改造，为它加装了RS232一变四扩展器、电力专用调制解调器，并在LCU数据库中为地调设备重新设置了数据库信息。
（1）在LCU设备上位机的通讯处理机串口上加装RS232一变四扩展
器，并要软件中设成出电网设置。
（2）将电力调制解调器的COM1口与通信处理机的数据发送接口可靠连接。
（3）将电力调制解调器的移频键控装置口与通信通道连接。
（4）根据地区调度主站要求选择中心频点（2880HZ）及频偏（±200HZ）。
（5）根据地区调度主站要求选择全双工。
（6）根据地区调度主站调制解调器的实际情况设置正逻辑。
（7）根据地区调度主站要求选择速率为600波特。
（8）根据地区调度主站要求选择DL451-91循环式远动规约。
（9）在LCU设备上位机NC2000系统工程师工作站中增加一个向地调传送信息的数据库并设置相应的中心频率、频偏、波特率、规约方式。
3.2 第二部分：大兴安岭地区电网安装了D20远动RTU设备，基本具备了向地调传送调度自动化信息的功能，在硬件上加装一个地调发送信息的调制解调器就可以实现，主要改造环节均集中在设备的软件上：
（1）将维护Download电缆将RTU维护口与电脑的串口进行连接，通过人机办面对RTU的状态进行维护。
（2）在现地RTU设备上进入组态软件，进入DPA规约配置系统。
（3）进行串口COM配置、通讯同异步配置、波特率配置、LRU配置以及通讯时间等的配置。
（4）进入遥测配置表格，遥信量配置表格，将以下信息量加入：电站遥测量：各发电机P、Q、I，发电机母线电压、220KVI、II频率；遥测量：各台发电机出口开关。生成可下装的二进制文件，下载到RTU设备。
3.3 第三部分：新增电网RS232数据通道，调度自动化系统增加两块数据接口板分及调度模拟屏的相关组件。
（1）在数据库将以下信息量加入：电网及变电站遥测量：各发电机、各线路、主变高低压侧P、Q、I，各等级V。遥信量：各发电机、各线路、主变高低压侧开关：电站遥测量：各发电机P、Q、I，发电机母线电压、220KVI、II频率；遥测量：各台发电机出口开关。
（2）调度与电网进行数据对视。这样通过增加一些相关的配件设备就完成了电网地调调度自动化信息的传送。
结束语
