论文部分内容阅读
【摘 要】目前电力调度自动化系统在电力系统的运行生产中，起着举足轻重的作用，正确地对电网的调度自动化系统进行应用，将使电能的生产、传送、分配和使用获得最大的技术经济效益，并为电力系统的发展提供重要的数据和依据。
【关键词】调度自动化 系统结构 应用
目前，随着电网的发展和自动化程度的提高，调度自动化系统已成为调度员实施生产指挥和控制电网运行必不可少的工具。一旦电网发生故障，调度就要按地区电网实际情况并参考处理预案，迅速、准确地控制故障范围，保证电网正常运行，并避免对电力用户供电造成影响；遇到严重事故时，为保证主网安全和大多数用户的正常供电，调度将根据具体情况采取紧急措施，改变发输电系统的运行方式，或临时中断对部分用户的供电。故障消除后，调度要迅速、有序地尽快恢复供电，尽量减少用户停电时间。
一、电网一次系统现状
广东电网湛江雷州供电局现有35kV及以上变电站18座，其中110kV变电站8座，35kV变电站10座。2013年底全社会用电总量5.237亿KWh，其中省网供电量5.076亿KWh，全社会最高负荷148MW，省网供电最大负荷18MW。
（一）电网调度管理
目前雷州市调度管理为多级调度管理关系，为省、地、县（市）三级调度管理，其中部分110kV线路、开关设备由地调负责调度管理，其余的110kV、35kV线路、刀闸等设备由雷州负责调度管理。
（二）调度自动化系统现状
1.主站自动化现状
雷州供电局电力调度自动化系统采用了积成电子股份有限公司电网调度自动化系统iES500 Extreme系统高级应用监控软件，基于Internet/Intranet技术，以SCADA功能为基础，DA/DMS、AM/FM/GIS、MIS及其他子系统为扩展功能的、具有一体化平台的网络化、多功能系统。利用现代信息技术、电子技术、远动和远程通信技术、计算机及网络技术与电力设备相结系统合，实现电力调度自动化。
2.厂站自动化现状
厂站基本情况如表一所示，其中35kV变电站全部不具备光纤通信功能，均需要进行相关的改造工作。
二、电力调度自动化系统的主要功能
电力调度自动化系统的主要功能包括：数据采集、信息处理、统计计算、遥控、报警处理、安全管理、实时数据库管理、历史库管理、历史趋势、报表生成与打印、画面编辑与显示、Web浏览、事件顺序记录、事故追忆、调度员培训模拟等。重要节点采用双机热备用，提高系统的可靠性和稳定性。当任一台服务器出现问题时，所有运行在该服务器上的数据自动平滑地切换到另一台服务器上，保证系统正常运行。系统有健全的权限管理功能。能快速、平稳地自动或人工切除系统本身的故障，切除故障时不会影响系统其他正常节点的运行。调度主站是整个调度自动化监控和管理系统的核心，从整体上实现调度自动化的监视和控制，分析电网的运行状态，协调变电站内RTU之间的关系，对整个网络进行有效的管理使整个系统处于最优的运行状态。
三、电力调度自动化系统的结构及性能
系统的硬件方面优先采用最新的、高可靠性的微型计算机硬件技术，作为系统工作站、服务器的硬件平台。系统软件方面采用调度自动化系统的操作系统采用新一代的Microsoft Windows NT/2000；数据库采用高性能的商用关系型数据库，如MS SQL Server，Oracle，Sybase等，使系统软件配置标准、规范；系统的输出形式采用Microsoft Office 的Excel 等优秀工具软件，使报表系统更加方便易用；软件结构采用网络分布式的客户/服务器模式。
表一：各个厂站现状
系统配置图
（一）分布式系统结构主要完成以下功能：
（1）数据采集和处理 可采集有功功率、无功功率、电流、电压以及温度、频率、压力等模拟量和断路器状态、RTU状态、事故总信号、保护及自动装置动作信号等状态量。采集到的实时数据立即分类、处理、记录、归档。
（2）画面显示 显示电网系统网络图、厂站一次接线图、负荷曲线图、运行状态、设备参数以及各种数据棒图和事件顺序记录，可将画面分为地理层、主网层、变电站层、设备层等，可在线修改画面、报表、数据库、而不影响系统运行。
（3）计算统计 计算累积量、负荷率、合格率及有功、无功电量，统计某一段时间内的最大值、最小值、平均值等。用户还可以自定义公式，进行统计、计算。
（4）事故追忆和故障报警 当电力系统发生事故时，自动将故障前5个测量值和故障后5个测量值存入历史数据库，供事故分析用。故障或运行异常时，自动发出图形或语言报警信号。
（5）报表和打印 可以自定义报表格式，制定各种形式的报表、图形。报表、图形显示实时和历史数据，制表操作完全在线，不影响系统运行。根据设定，可定时或随时打印各类报表，如日、月、年负荷报表、运行参数曲线、操作记录等。
（6）网络互联 与MIS网、上级调度系统公用数据通信网以及变电站综合自动化系统等互联通信，实现数据共享。
（7）遥控、遥调和系统内设备自动对时。
（8）可扩展性 各种应用软件如短路电流计算、运行设备管理等可扩展使用，同时接入的RTU数量也可不断扩充。
（二）系统特点
（1）系统的重要单元或单元的重要部件应为冗余配置，保证整个系统功能的可靠性不受单个故障的影响。
（2）系统应能够隔离故障，切除故障应不影响其他各节点的正常运行，并保证故障恢复过程快速而平稳
（3）硬件设备的可靠性：系统所选设备应是符合现代工业标准，并具有相当的生产历史，在国内计算机领域上有一定比例的标准产品。所有设备具有可靠的质量保证和完善售后服务保证。 （4）软件的可靠性：软件的开发应遵循软件工程的方法，经过充分测试，程序运行稳定可靠，系统软件平台应选择可靠和安全的版本。
（5）系统集成的可靠性：不同厂家的软、硬件产品应遵循共同的国际或国内标准，以保证不同产品组合一起能可靠地协调工作。
四、电力调度自动化系统的技术指标
调度端与远动终端、上下级调度端间的通信规约应符合有关标准，采用同一种远动规约。
（1）支持包括部颁CDT等多种规约，对多主站可以用不同的规约通信；
（2）站间时间顺序记录（SOE）分辨小于等于10ms，系统时间同步精度为1ms；
（3）状态量采集周期≤2s，可由用户定义；
（4）模拟量采集周期≤4s，可由用户定义；
（5）遥控从装置接收到命令到开始执行时间小于1s；
（6）命令从主站（包括现场）发出到实地控制单元的时间小于2s；
（7）遥测精度：电压、电流、功率因数、有功功率、无功功率为0.2级、几内亚量为0.5级、频率为0.1级；
（8）平均无故障间隔时间（MTBF）≥10000小时；
（9）输入、输出信号要求；
1）模拟输入：4～20mA，±5V。
2）遥信输入：无源触点方式。
3）模拟量输出：4～20mA，0～10V。
4）遥控输出：无源触点方式。触点容量为直流220V、5V或24V、1A。
5）远动信息海明距离：不小于4；
（10）遥测变送器的模拟量输出宜采用恒流输出；
（11）远动终端应有抗电磁干扰能力，其信号输入应有可靠的电气隔离，绝缘水平行使国家的有关标准；
（12）远动与遥测变送器通信设备之间的电缆应采用多芯双绞屏蔽电缆；
（13）远动设备应配备不间断电源，在交流电消失后，不间断电源维持供电时间宜不小于20mim
（14）其它要求应符合GB/T13729-92远动终端通用技术条件的要求。
五、电力调度自动化系统的实时性
系统应对事件提供快速响应，必须满足以下指标：
（1）遥测量超越定值变化（越阈值）传输到主站时间，可在循环传送方式下，重要遥测量更新不超过3秒；
（2）遥信变位从厂站端监控系统（RTU）至前置机（系统）传送时间小于3秒；从前置机（系统）检测到遥信变化信息至工作站告警信息推出的时间间隔不超过1秒；
（3）遥控/遥调从选择到执行或撤消命令下发的时间小于2秒；
（4）系统实时数据扫描时间周期为1～10秒间可调；
（5）外部网络通信的实时数据传送和接收采集周期为1～20秒间可调；
（6）90%以上实时监视画面调出响应时间不大于2秒；
（7）画面实时数据更新周期1～10秒间可调；
（8）模拟盘数据量刷新周期不大于3秒；
（9）系统时间与标准时间的误差小于1秒；
（10）系统频率采集周期为1秒，外部采集设备必须满足这一要求；
六、对电力调度自动化未来发展的展望
调度是电网运行的中枢，调度自动化系统作为电网运行的基础，已经取得了长足进步，但当电网处于非正常状态时，仍需依赖人工经验进行判断和处理。狭义的智能调度指调度人员的辅助决策；在智能电网的背景下，广义的智能调度包括调度各应用业务的智能化。
智能调度是未来电网发展的必然趋势。智能调度技术采用调度数据集成技术，有效整合并综合利用电力系统的稳态、动态和暂态运行信息，实现电力系统正常运行的监测与优化、预警和动态预防控制、事故的智能辨识、事故后的故障分析处理和系统恢复，紧急状态下的协调控制，实现调度、运行和管理的智能化、电网调度可视化等高级应用功能，并兼备正常运行操作指导和事故状态的控制恢复，包括电力市场运营、电能质量在内的电网调整的优化和协调。
参考文献：
[1]周杰娜：《现代电力系统调度自动化》，重庆大学出版社，2002.
[2]中华人民共和国电力行业标准，《电网调度自动化系统运行管理规程》，DL516—93.
[3]中华人民共和国电力行业标准，《地区电网调度自动化功能规范》，DL/T 550—94.
【关键词】调度自动化 系统结构 应用
目前，随着电网的发展和自动化程度的提高，调度自动化系统已成为调度员实施生产指挥和控制电网运行必不可少的工具。一旦电网发生故障，调度就要按地区电网实际情况并参考处理预案，迅速、准确地控制故障范围，保证电网正常运行，并避免对电力用户供电造成影响；遇到严重事故时，为保证主网安全和大多数用户的正常供电，调度将根据具体情况采取紧急措施，改变发输电系统的运行方式，或临时中断对部分用户的供电。故障消除后，调度要迅速、有序地尽快恢复供电，尽量减少用户停电时间。
一、电网一次系统现状
广东电网湛江雷州供电局现有35kV及以上变电站18座，其中110kV变电站8座，35kV变电站10座。2013年底全社会用电总量5.237亿KWh，其中省网供电量5.076亿KWh，全社会最高负荷148MW，省网供电最大负荷18MW。
（一）电网调度管理
目前雷州市调度管理为多级调度管理关系，为省、地、县（市）三级调度管理，其中部分110kV线路、开关设备由地调负责调度管理，其余的110kV、35kV线路、刀闸等设备由雷州负责调度管理。
（二）调度自动化系统现状
1.主站自动化现状
雷州供电局电力调度自动化系统采用了积成电子股份有限公司电网调度自动化系统iES500 Extreme系统高级应用监控软件，基于Internet/Intranet技术，以SCADA功能为基础，DA/DMS、AM/FM/GIS、MIS及其他子系统为扩展功能的、具有一体化平台的网络化、多功能系统。利用现代信息技术、电子技术、远动和远程通信技术、计算机及网络技术与电力设备相结系统合，实现电力调度自动化。
2.厂站自动化现状
厂站基本情况如表一所示，其中35kV变电站全部不具备光纤通信功能，均需要进行相关的改造工作。
二、电力调度自动化系统的主要功能
电力调度自动化系统的主要功能包括：数据采集、信息处理、统计计算、遥控、报警处理、安全管理、实时数据库管理、历史库管理、历史趋势、报表生成与打印、画面编辑与显示、Web浏览、事件顺序记录、事故追忆、调度员培训模拟等。重要节点采用双机热备用，提高系统的可靠性和稳定性。当任一台服务器出现问题时，所有运行在该服务器上的数据自动平滑地切换到另一台服务器上，保证系统正常运行。系统有健全的权限管理功能。能快速、平稳地自动或人工切除系统本身的故障，切除故障时不会影响系统其他正常节点的运行。调度主站是整个调度自动化监控和管理系统的核心，从整体上实现调度自动化的监视和控制，分析电网的运行状态，协调变电站内RTU之间的关系，对整个网络进行有效的管理使整个系统处于最优的运行状态。
三、电力调度自动化系统的结构及性能
系统的硬件方面优先采用最新的、高可靠性的微型计算机硬件技术，作为系统工作站、服务器的硬件平台。系统软件方面采用调度自动化系统的操作系统采用新一代的Microsoft Windows NT/2000；数据库采用高性能的商用关系型数据库，如MS SQL Server，Oracle，Sybase等，使系统软件配置标准、规范；系统的输出形式采用Microsoft Office 的Excel 等优秀工具软件，使报表系统更加方便易用；软件结构采用网络分布式的客户/服务器模式。
表一：各个厂站现状
系统配置图
（一）分布式系统结构主要完成以下功能：
（1）数据采集和处理 可采集有功功率、无功功率、电流、电压以及温度、频率、压力等模拟量和断路器状态、RTU状态、事故总信号、保护及自动装置动作信号等状态量。采集到的实时数据立即分类、处理、记录、归档。
（2）画面显示 显示电网系统网络图、厂站一次接线图、负荷曲线图、运行状态、设备参数以及各种数据棒图和事件顺序记录，可将画面分为地理层、主网层、变电站层、设备层等，可在线修改画面、报表、数据库、而不影响系统运行。
（3）计算统计 计算累积量、负荷率、合格率及有功、无功电量，统计某一段时间内的最大值、最小值、平均值等。用户还可以自定义公式，进行统计、计算。
（4）事故追忆和故障报警 当电力系统发生事故时，自动将故障前5个测量值和故障后5个测量值存入历史数据库，供事故分析用。故障或运行异常时，自动发出图形或语言报警信号。
（5）报表和打印 可以自定义报表格式，制定各种形式的报表、图形。报表、图形显示实时和历史数据，制表操作完全在线，不影响系统运行。根据设定，可定时或随时打印各类报表，如日、月、年负荷报表、运行参数曲线、操作记录等。
（6）网络互联 与MIS网、上级调度系统公用数据通信网以及变电站综合自动化系统等互联通信，实现数据共享。
（7）遥控、遥调和系统内设备自动对时。
（8）可扩展性 各种应用软件如短路电流计算、运行设备管理等可扩展使用，同时接入的RTU数量也可不断扩充。
（二）系统特点
（1）系统的重要单元或单元的重要部件应为冗余配置，保证整个系统功能的可靠性不受单个故障的影响。
（2）系统应能够隔离故障，切除故障应不影响其他各节点的正常运行，并保证故障恢复过程快速而平稳
（3）硬件设备的可靠性：系统所选设备应是符合现代工业标准，并具有相当的生产历史，在国内计算机领域上有一定比例的标准产品。所有设备具有可靠的质量保证和完善售后服务保证。 （4）软件的可靠性：软件的开发应遵循软件工程的方法，经过充分测试，程序运行稳定可靠，系统软件平台应选择可靠和安全的版本。
（5）系统集成的可靠性：不同厂家的软、硬件产品应遵循共同的国际或国内标准，以保证不同产品组合一起能可靠地协调工作。
四、电力调度自动化系统的技术指标
调度端与远动终端、上下级调度端间的通信规约应符合有关标准，采用同一种远动规约。
（1）支持包括部颁CDT等多种规约，对多主站可以用不同的规约通信；
（2）站间时间顺序记录（SOE）分辨小于等于10ms，系统时间同步精度为1ms；
（3）状态量采集周期≤2s，可由用户定义；
（4）模拟量采集周期≤4s，可由用户定义；
（5）遥控从装置接收到命令到开始执行时间小于1s；
（6）命令从主站（包括现场）发出到实地控制单元的时间小于2s；
（7）遥测精度：电压、电流、功率因数、有功功率、无功功率为0.2级、几内亚量为0.5级、频率为0.1级；
（8）平均无故障间隔时间（MTBF）≥10000小时；
（9）输入、输出信号要求；
1）模拟输入：4～20mA，±5V。
2）遥信输入：无源触点方式。
3）模拟量输出：4～20mA，0～10V。
4）遥控输出：无源触点方式。触点容量为直流220V、5V或24V、1A。
5）远动信息海明距离：不小于4；
（10）遥测变送器的模拟量输出宜采用恒流输出；
（11）远动终端应有抗电磁干扰能力，其信号输入应有可靠的电气隔离，绝缘水平行使国家的有关标准；
（12）远动与遥测变送器通信设备之间的电缆应采用多芯双绞屏蔽电缆；
（13）远动设备应配备不间断电源，在交流电消失后，不间断电源维持供电时间宜不小于20mim
（14）其它要求应符合GB/T13729-92远动终端通用技术条件的要求。
五、电力调度自动化系统的实时性
系统应对事件提供快速响应，必须满足以下指标：
（1）遥测量超越定值变化（越阈值）传输到主站时间，可在循环传送方式下，重要遥测量更新不超过3秒；
（2）遥信变位从厂站端监控系统（RTU）至前置机（系统）传送时间小于3秒；从前置机（系统）检测到遥信变化信息至工作站告警信息推出的时间间隔不超过1秒；
（3）遥控/遥调从选择到执行或撤消命令下发的时间小于2秒；
（4）系统实时数据扫描时间周期为1～10秒间可调；
（5）外部网络通信的实时数据传送和接收采集周期为1～20秒间可调；
（6）90%以上实时监视画面调出响应时间不大于2秒；
（7）画面实时数据更新周期1～10秒间可调；
（8）模拟盘数据量刷新周期不大于3秒；
（9）系统时间与标准时间的误差小于1秒；
（10）系统频率采集周期为1秒，外部采集设备必须满足这一要求；
六、对电力调度自动化未来发展的展望
调度是电网运行的中枢，调度自动化系统作为电网运行的基础，已经取得了长足进步，但当电网处于非正常状态时，仍需依赖人工经验进行判断和处理。狭义的智能调度指调度人员的辅助决策；在智能电网的背景下，广义的智能调度包括调度各应用业务的智能化。
智能调度是未来电网发展的必然趋势。智能调度技术采用调度数据集成技术，有效整合并综合利用电力系统的稳态、动态和暂态运行信息，实现电力系统正常运行的监测与优化、预警和动态预防控制、事故的智能辨识、事故后的故障分析处理和系统恢复，紧急状态下的协调控制，实现调度、运行和管理的智能化、电网调度可视化等高级应用功能，并兼备正常运行操作指导和事故状态的控制恢复，包括电力市场运营、电能质量在内的电网调整的优化和协调。
参考文献：
[1]周杰娜：《现代电力系统调度自动化》，重庆大学出版社，2002.
[2]中华人民共和国电力行业标准，《电网调度自动化系统运行管理规程》，DL516—93.
[3]中华人民共和国电力行业标准，《地区电网调度自动化功能规范》，DL/T 550—94.