重合闸过程中断路器合位丢失原因分析及处理

<正>随着变电站综合自动化水平的不断提高和国网公司"大运行"建设的进一步完善,目前,我公司所有变电站都实现了无人值守。厂站端所有信息由变电站自动化系统的远动和告警直传装置上送到调控中心的主站系统,实现调控员对电网潮流及电网设备的监视和控制。最近,公司调控中心监控员发现,当运行中的     

远动通道调试中发现的问题及解决方法

正目前,我公司运维的所有变电站内监控信息均由远动装置上送到调控中心,由调控员对站内设备进行监视和控制,变电站内实现无人值守。因此,变电站和调控中心间正常交互实时数据是电网安全稳定运行的基础。1 现场情况变电站内一般配置两台远动装置,负责将站内"四遥"信息传送到主站,并响应主站下发的控制命令。两台远动装置独立运行,各自处理间隔层上送的数据报文,并通过与主站建立的数据通道将信息发往主站前置系统。远动传输通道主要由双平面冗余配置的数据网     

影响电网遥测合格率的主要原因和改进措施

随着电力事业的飞速发展,我公司所有变电站均已实现无人值守。变电站内所有信息数据均依靠自动化系统上传,调度员只有通过调度自动化系统才能掌握电网运行情况。因此,自动化系统数据正确与否直接影响着电网的安全稳定运行。遥测合格率是评价自动化系统的一项重要指标,通过实践总结,我公司变电站影响遥测合格率的主要原因包括远动设备装置故障、更换电流互感器后续工作失误和通信通道故障三类。以下分别通过事例和改进措施进行论述。     

厂站监控系统改造过程中远动机的切换方法

<正>目前,我公司所有变电站都实现了无人值守。厂站端所有监控信息由变电站自动化系统的远动和告警直传装置上送到调控中心主站D5000系统,实现调控人员对电网潮流及电网设备的监视和控制。我公司220 kV利民道变电站采用NSC-200监控系统,投运于2001年,设备老化严重。系统几经扩建和升级,结构极为复杂、故障率较高。根据公司安排,决定更换原系统,采用长园深瑞公司的新监控系统。结合一次设备停电,逐步更换各间     

智能电网调度控制实训系统开发及培训模式探索

介绍一种智能电网调度控制实训系统,该系统除了为调度自动化运行和维护人员提供相应培训,还能实现一体化联合仿真实训环境,为电网调控、变电站运行维护与检修人员提供与真实运行系统完全相同的模拟环境,满足调控主站、常规变电站、智能变电站等专业运行维护人员的实训需求,全面提升公司智能电网调控运行与维护检修实训水平,为公司电网安全、高效运行提供有力支撑。     

智能电网调度控制实训系统开发及培训模式探索

介绍一种智能电网调度控制实训系统,该系统除了为调度自动化运行和维护人员提供相应培训,还能实现一体化联合仿真实训环境,为电网调控、变电站运行维护与检修人员提供与真实运行系统完全相同的模拟环境,满足调控主站、常规变电站、智能变电站等专业运行维护人员的实训需求,全面提升公司智能电网调控运行与维护检修实训水平,为公司电网安全、高效运行提供有力支撑。     

调控一体模式下无功电压自动控制软件的应用

地区电网无功电压优化控制,就是通过最优的控制策略使电网处于安全、经济和优质的最佳运行状态。调控一体模式下,调控中心运行人员集中监视地区电网内变电站运行情况,并统一实施全网无功电压控制。在调度自动化系统基础上建立无功电压自动控制软件,实现变电站控制、地区控制和上下级调度协调控制等多级应用,是无功电压自动控制技术发展的大势所趋。     

变电站综合自动化改造方案探究

近年来,随着计算机、通信、监控技术的飞速发展,电网安全运行的要求也随之急速提高,原有的非综自变电站可以通过综合自动化改造,提高设备可靠性,以满足电网系统调控要求,满足现代电网对变电站自动化安全运行的要求.根据变电站综合自动化改造实践,介绍了老变电站技改的途径和关键点.     

变电站断路器遥控失败原因分析

正我公司一220 kV常规变电站已经实现日常无人值守的运行状态。站内所有一、二次设备的实时状况由监控中心统一监控,遥控、遥调等操作由调控中心完成。变电站内设置"集控/站端"遥信点,用于标识当前控制权在集控还是在站端。下面对一起遥控失败原因进行分析,并给出解决方法。1 遥控失败情况2018年4月9日,调控中心值班调度进行该变电站317间隔线路断路器由合到分的遥控操作,但主站调度技术支持系统提示操作失败。待变电站运行人员到达站内,调控     

大运行体系下地县调控一体化的探索与实践

作为国网公司"大运行"体系建设的关键技术支持系统,地区电网地县调控一体化自动化系统是应"大运行"的战略部署、"调控一体化"的要求和智能电网技术的最新发展而生的,其前瞻性、先进性和重要性不言而喻,也对地县两级自动化维护人员提出了更高要求。浙江省电力公司以嘉兴供电公司为试点,率先打破地县两级自动化专业人员维护各自系统的传统局面,对"大运行"体系下地县调控一体化自动化系统新型运维模式进行了大胆探索与实践,真正实现了"一套系统,两级维护,三层运行,安全可控"。本模式经验对浙江省乃至全国地区电网调度自动化系统运维工作具有强烈的参考意义。     

直流电源系统应用与实践

<正>电源的安全直接关系到变电站,甚至电网的正常运行。电源好比变电站的"心脏",对变电站的安全可靠运行至关重要,电源的可靠稳定是保护装置、自动化设备安全稳定运行的前提。随着智能电网的发展,无人值班变电站、综合自动化变电站广泛采用,变电站自动化水平不断提高,电源系统的问题日渐显现,其重     

“调控一体化”模式下的监控业务管理探析

概述了国内外电网"调控一体化"运行管理模式现状,分析了国内省级电网"调控一体化"模式下针对500 kV变电站监控业务开展初期存在的矛盾和不足,并结合山西省电力公司调控中心"调控一体化"工作开展实际情况,通过管理创新、制度创新、流程创新,提出了相应的有效解决措施。     

CL2000变电站综合自动化系统在110kV变电站的应用

CL2000变电站综合自动化系统强大的监控功能,通过系统间相互交换信息,数据共享．实现对变电站运行的保护．监视和调控．提高变电站保护和控制功能．使变电站运行更为可靠．改善和提高电网的控制水平。     

调控一体化模式下的包头电网安全运行措施分析

结合内蒙古电网220 kV麻池变电站误操作事故,分析了包头地区电网存在的结构、管理、技术等方面的问题,提出了在调控一体化管理电网的模式下,应加强调控中心各方面工作的规范性管理,加固自动化系统的安全防护,增强异常方式的运行管理,强化继电保护管理等措施,以确保包头电网安全稳定运行。     

远方遥控试验安全措施

正1概述随着"三集五大"建设的推进,在调控一体化的体系下,调度自动化主站端建设主调和备调2套系统。所有变电站的遥信、遥测和遥控均需要接入主调和备调系统,因此2套系统的遥控试验均需要全部进行验证。为了提高供电可靠性,保证电网的安全稳定运行,遥控试验需在一次设备运行的情况     

浅谈CL2000变电站综合自动化系统在110kV变电站的应用

变电站综合自动化是电力系统发展的趋势与要求,结合110kV变电站微机监控系统改造工程,介绍CL2000变电站综合自动化系统的特点与结构,具体讨论了该系统强大的监控功能,通过系统间相互交换信息、数据共享,实现对变电站运行的保护、监视和调控,提高变电站保护和控制功能,使变电站运行更为可靠,改善和提高电网的控制水平。     

35kV变电站综合自动化系统的设计与实践

变电站综合自动化系统是实现电网调度自动化、运行管理现代化的重要保障,对保证电网安全稳定运行具有重大意义;同时,合理选购微机保护及自动化装置有利于实现变电站综合自动化系统,有效推进智能电网的建设。     

地县调控一体化的创新模式

<正>2014年1月,鹤壁地县调控一体化技术支持系统全面建成,调度D5000系统所有功能全面进入实用化阶段。鹤壁地县调控一体化系统作为新一代电网调度技术的代表,填补了河南省内调度自动化技术领域的空白,其体系架构、广域分布式数据采集集群、分区子系统解并列技术等均达到世界领先水平。作为河南全省唯一一家地县调控一体化建设试点单位,鹤壁供电公司紧密结合大运行体系建设工作,从地区调度数据网建设、调度EMS系统建设、变电站无人值班改造等方面入手,调整组织结构、创新管理方式、优化业务流程,建成了具有鹤壁特色的地县调控一体化体系。     

“大运行”模式下的电网安全运行思考

随着国家电网公司"三集五大"体系建设的不断深入,电网调度运行、变电站无人值班集中监控两大专业高度融合,电网调控一体化"大运行"模式已初步建立。相对于传统的电网调度、变电站运行管理,新模式具有生产效率高、故障处理快等显著特点。但电网调控一体化模式对输电线路、无人值班变电站设备的运行可靠性,继电保护、自动装置动作准确性,信息通信系统的完整性,调控     

调控一体化模式下集控操作防误体系建设

调控一体化运行模式下,调控中心遥控操作日益增多,而现有的调度自动化系统不具备完善的遥控防误操作功能,针对此问题,提出了一种由调控层、站控层、间隔层共同组成的垂直一体化变电设备防误体系建设方案,该方案在应用现有变电站防误系统基础上,利用智能电网调度技术支持系统中电网模型和电网实时信息,引入电网拓扑的概念,形成了调控层基于实时数据的遥控操作安全防误方案,该方案可以保证新模式下调控中心遥控操作的安全性。