电网监控系统

电网监控系统（通用12篇）

电网监控系统 篇1

绪论

近些年来, 为促进低碳经济的发展, 以太阳能光伏发电、风力发电为主的绿色能源产业发展迅速, 分布式发电系统日益兴起。分布式发电系统有一定的特殊性, 其本身具有不同于常规电源的随机性和间歇性的特点, 故其并网运行对电网的电能质量和安全稳定性必将构成一定威胁。分布式发电的原动力可控性不强, 是否处于发电状态及其发电出力受限于天气状况, 日出日落、天气阴晴、风大风小等因素都会直接导致分布式发电的出力产生波动性和间歇性。从电网的角度, 并网运行的分布式发电系统相当于一个具有随机性的扰动源, 随时可能对电网运行的可靠性造成影响。而微电网的提出与应用, 为分布式发电技术的大规模应用开辟了新途径。微电网可接纳更多的分布式电源, 并根据实际情况互补配置各可再生能源。作为微电网的核心技术方向之一, 微电网的监控技术与控制策略, 日益成为各国学者研究的热点。

1 系统构成

监控系统首先需要本地采集逆变器的关键参数, 如发电量、发电时间等, 并通过无线通信的方式发送到监控服务器上, 用户可以通过PC, 手机, 平板电脑等终端设备, 通过浏览器等工具实时查看电站的发电量等关键数据。终端应该提供给用户界面友好, 直观, 图形化的数据展示, 能够提供历史数据和实时数据。同时, 作为数字化远程管理系统的数据采集点, 构建机构总部监测管理平台, 将多个分布式发电系统统一集中监测管理。同时, 后续建设的分布式发电系统可加入到该监控系统中, 实现统一监控、集中管理的目标。系统的核心组成和功能包括:

1.1 GPRS远程数据采集器及硬件系统

需定制GPRS远程数据采集器及接收器、服务器, 数据采集器是基于GPRS数据通信网络的终端产品, 可以实现对远程逆变器, 气象站, 电表, 汇流箱, 防逆流等设备实时数据采集和监控。

1.2 分布式电站远程监控中心系统

配备远程数据采集器的分布式电站远程监控中心, 可实时远程监控各分布式电站所有设备:气象站、汇流箱、逆变器、直流柜、智能开关、交流柜、电表、防逆流、变压器、升压屏、高压柜、安保系统等。实现远程设备的统一集中监控。并自动保存到在线监控平台数据库。

1.3 在线监控平台

在线监控平台, 可通过Web, 手机提供实时数据显示, 客户端通过浏览器访问, 实时显示电站各设备信息, 包括Logo状态图、面板状态图、设备运行状态、输出功率波形、当天发电量波形、逆变器采集详细数据、电表采集详细数据、温度采集详细数据、PV面板温度采集详细数据、光照采集详细数据、报警信息 (短信、Email报警) 、现场历史图像浏览、实时视频浏览等。提供各种图表, 曲线等分析和详细报告系统。

1.4 分布式电站监控客户端

分布式电站监控客户端从数据中心的光伏电站远程监控中心系统实时接收监控数据。可在会议室, 展示大厅, 展览会上展示光伏电站监控系统实时状态。

2 系统功能特点

该监控系统主要实现的功能极其技术特点如下:

2.1 7*24小时的分布式能源远程实时查看及集中管理

系统采用分布式控制, 模块化设计, 方便实现扩容以及与其他相关系统通信, 遵从开放系统原则;实现基于物联网的实时数据和图表的查看对比, 以及设备的远程控制, 使业主能够不受时间空间限制, 通过互联网7*24小时直接查看电站的运行情况。

2.2 分布式电站故障监控和报警

具备详细的事故预警功能, 可大大减少意外。全面的故障过程记录, 可帮助快速查找故障原因;全面的监视信息可传输到监控中心, 并进行信息处理;通过电站实时数据不间断的采集和对海量数据的分析和处理, 同时结合互联网技术, 利用不同的互联网终端, 实现分布式电站故障的监控和报警。

2.3 满足项目各类数据上传需求

通过分布式电站现场配置的计算机和通讯系统, 如依照项目需求可以实时向南京金太阳数据中心和北京鉴衡CGC数据中心上传数据, 多数据库以多种规约上传电站数据信息, 并通过不同的数据加密手段保证数据信息安全。

2.4 提供与智能电网地调接口

可配合国家电网的要求, 上述分布式电站综合管理系统将提供与国家智能电网的接口, 便于当地电网调度和将来系统升级。

2.5 奠定实现分布式电站数字化运维的基础

高精度的硬件产品以及领先的软件平台支持业主不同地域, 不同规模的多个电站实现远程数字化集中管理。为业主电站实现精准运维奠定基础。可插拔式追加电站运维管理系统和资产管理系统, 构建电站的三级运维管理体系, 实现运维成本的最低化和运维效率的最大化。

3 结束语

文章从微电网的智能监控系统出发, 分析了系统的主要组成单元, 及各单元技术的功能。该新型微电网智能监控系统的设计与构建, 为微电网的运行控制管理提供了有力支撑, 必将在未来微电网建设中发挥关键作用。

摘要：微电网作为分布式发电技术大规模应用的重要方向, 其监控技术与控制策略是目前国内外研究的热点方向之一。文章构建了应用于微电网的智能监控系统, 并分析了系统各单元的功能和技术特点。

关键词：微电网,智能监控,分布式发电

参考文献

[1]鲁宗相, 王彩霞, 闵勇, 等.微电网研究综述[J].电力系统自动化, 2007, 31 (19) :100-107.

[2]肖朝霞, 方红伟, 张献.智能微电网研究综述[A].天津市电机工程学会2009年学术年会论文集[C].天津, 2009.

电网监控系统 篇2

1.电力系统远动主要是实现四遥功能，所谓四遥功能是指（遥测），（遥信），（遥控），（遥调）。2.由RTU向front-end processor发送的信息是（遥测），（遥信）信息。3.远动终端装置（RTU）通常安装在各（发电厂）（变电站）内。4.front-end processor通常安装在各（调度中心）内。

5.由front-end processor向RTU发送的信息是（遥控），（遥调）信息。6.遥测信息主要有（模拟量），（数字量），（脉冲量）三类。

7.遥信信息一般是（开关量），主要监控各（开关），（刀闸）的（分合闸）状态，各（机组）的（起停）状态。

8.遥控信息主要是指由front-end processor向RTU发送的各（开关），（刀闸）的（分合闸）命令，各（机组）的（起停）命令。

9.遥调信息主要是指由front-end processor向RTU发送的调节各机组（功角）大小，各机组（励磁电流）大小的命令。

10.电量变送器是将（一种电量）变换为供测量用的（另一种电量）的仪器。11.电量变送器的输出信号一般是（直流电压），（直流电流）信号。12.电能变送器的输出信号一般是（数字量）或（脉冲量）信号。13．精密交流—直流转换电路由（线性整流电路），（低通滤波器）组成。

14.中间电流互感器（TA）二次侧要并接一（电阻），以便将（交流电流）转换成（交流电压）。15.中间电流互感器（TA）主要起（电气隔离）作用，同时也能进一步减小（输入电流）的值，以便降低后级功耗。

16.大电流接地三相电路有功功率的测量要用（三表法）。17.三相三线制三相电路有功功率的测量要可用（两表法）。

18.对称三相三线制电路用（两表跨相90°接线）法测量三相无功功率。

19.电力系统的运行状态有（正常运行）状态，（警戒）状态，（紧急）状态，（系统崩溃）状态，（恢复）状态五种。20.利用抗干扰编码进行差错控制有（循环检错法），（检错重发法），（前向纠错法），（反馈检验法）四种方法。二，简答题（3）

21.远动终端（RTU）的作用是什么？它可以实现哪些主要的功能？ 答：

远动终端（RTU）是电网监控系统中安装在发电厂和变电站的一种远动装置，它的作用是用来采集发电厂和变电站中表征电力系统运行状态的模拟量和状态量，监视并向调度中心发送信息，执行调度中心发往现场的控制和调节命令。

在电网监控系统中，RTU的功能是指RTU对电网的监视和控制功能，也包括RTU的自检，自调和自恢复能力。通常RTU的功能可分为远方功能和当地功能两大类。（1）远方功能

通常是指RTU与调度中心（front-end processor）通过信道远距离传输调度中心对厂站的监控功能。（2）当地功能

是指RTU通过自身或与自身相连的显示，记录设备，实现对电网的监视与控制。22.电力系统常用的通信信道有哪些？

答：（1）电力线载波通信

（2）光纤通信

（3）微波中继通信

（4）卫星通信

23.我国电网调度中心目前分为几个级别？分别是那几个级别？ 答： 分为5个级别，分别是：

（1）国调：枢纽变电站和特大型电厂

（2）网调：枢纽变电站和直属发电厂

（3）省调：变电站和省属发电厂

（4）地调：变电站和市属发电厂

电网监控系统 篇3

【关键词】电网调控；信息规范；监控信息规范化管理

一、开展监控信息规范化管理工作的背景。

根据“大运行”体系建设机构功能定位，要求扩展“监控”功能，推进变电设备运行集中监控业务与地、县两级电网调度业务的高度融合。电网调度管理部门在原有功能的基础上融入变电设备监控业务，实现“调度监控”功能合一。目前监控班承担了地域内220～110共计65座变电站的远方监控任务，监控范围达到了前所未有的规模，在这样的情况下监控信息系统的支撑显得极其重要。

2014年接入电网的监控信号缺乏统一标准，还存在大量不规范、干扰、错漏、冗余的信号，不能准确反映电网设备运行状况，不利于调控值班人员的异常处置和事故处理。给电网的安全运行带来一定的隐患，在这种现状下开展监控信息规范化管理工作就显得尤为重要。

二、监控信息规范化管理的目标

严格按照国网公司大运行体系建设要求，开展监控信息规范化管理工作，最终达到的一个目标是：规范及减少实时报警信息量，更加有利于对设备运行状态的监控，从而提升整个电网的监控效率。

三、监控信息规范化管理的建立与实施

采取信息清理、信息规范、信息优化、缺陷流程管控等手段，提高电网监控效率。

1、清理信息：（1）制定典型监控信息模板。（2）清理“同义不同名”的信息。（3）按照模板标准，统一命名，分类及修改。（4）与现场、保护及自动化专业进行核对、确认。（5）开展信息审核工作。

2、规范信息：（1）严格按照国调及省调发布的规范标准，对所有告警信息进行了统一规范命名，着重删减了同义重复的冗余信号。信息规范化后监控员能够很好地理解每一条信息的具体含义，进行信息分析和处置也更加得心应手。（2）我们把所发的告警信息按照“事故”、“异常”、“越限”、“变位”、“告知”五类信息排列，查询时可以直接按类查询，大大减少了事故、异常的判断和分析，汇报时间大为缩短，提高了监控工作效率。

3、优化信息（异常信息优化）：针对这三类信息都有共同的一个特点：正常情况下短时间可以复归，我们把这些信息增加了一个告警延时，在延时范围内可以返回不实现告警，起到延时屏蔽的作用，减少后台报文信息量。（1）断路器在操作时会产生的“控制回路断线”“弹簧未储能”等信息，告警时间设置为20秒。（2）变电站监控系统、保护装置等“通信中断”信息，告警时间设置为30秒。（3）变电站室外机构箱受潮，二次回路接点接触不良等导致监控信息频发，告警时间设置为5秒。

4、保护信息优化：仍有部分保护装置，在事故情况下发出的为保护总信号，不清楚具体动作，须运维人员到现场后确认，导致事故后不能及时采取措施减少负荷损失。开展保护总分信号的统计，对只有保护总信号又不具备告警直传的厂站进行优化，把站端保护分信号接入监控主站。

5、重要信息优化、实现语音推图：（1）主变冷控全停语音推图提示，（2）IC卡欠费告警语音推图提示，（3）SF6开关压力降低及液压机构压力降低告警语音推图提示，（4）220kV母线电压越上下限、10kV及35kV母线3UO越限、重要线路负荷越限语音推图提示。

6、越限类信息优化：针对部分变电站存在的冲击性负荷，如钢铁厂电炉等冲击负荷，开展了“延时告警”策略研究与应用，策略如下：在额定电流范围内，为正常电流范围；超过额定电流但小于额定电流110%范围的，延时60秒告警，若60秒内返回额定电流值范围内，则不告警；超过额定电流110%，立即告警。在杨庄站进行应用测试，下图是杨庄站电流越限信息量的统计，延时告警策略于2015年1月生效，生效后每日电流越限类信息减少90%以上。

四、监控信息规范化管理工作的实施效果

1.监控信息得到进一步规范，提高了监控信息的准确度。2.通过对信息分类分层，提升了监控效率。3.据统计2015年7月份每个单元间隔正常和事故时监控信息分析平均值由150秒缩短为52秒。工作效率大为提升。4.通过加大缺陷处理力度，提高设备健康运行水平。5.监控运行指标得到全面提升。2014年，监控信息规范接入率仅为83%，通过开展监控信息规范化管理工作，2014年已提高到95%。监控信息正确处置率也由2014年的95%提高到99.8%。6.解决了工作量大、干扰信号多的问题。7.规范前后同一110kV线路跳闸信息量减少了一半，更加有利于监控员对现场设备的分析、判断。8.对监控后台一天所有变电站所发的报文信息数量进行了统计，统计显示，报文信息数量减少了61%。

结语

2015年襄阳调控中心开展监控信息规范化管理工作取得了一定的成绩，使得监控信息更加规范、实时、准确、可靠，提高了整个电网的监控效率。我们将继续强化监控信息规范化管理工作的建设，全面构建集中统一、权责明晰、工作协同、规范高效的电网监控系统，继续为襄阳电网的安全、优质、高效运行保驾护航。

参考文献

[1]郑颖.调控一体化电力监控业务管理模式研究[J].建材发展导向，2011.21.

[2]施正钗等.电力调度监控一体化系统的信息告警优化研究[J].浙江电力，2013.6.

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煤矿井下电网监控系统研究 篇4

煤矿安全是国家安全生产工作中的重中之重。国内许多矿井的电网监控系统的数据传输多是用各自的通讯电缆传输到地面, 造成矿井大量重复布线、资源浪费、安装维护工作复杂[1]。且由于采用传统的窄带主从式通讯, 随着其装备数量的增加, 技术瓶颈日益突出。本文基于局域网和现场总线智能通讯技术, 采用嵌入式软件、分布式实时数据库和工控组态软件技术, 对煤矿井下、井上及高低压电网进行实时电力数据采集、数据记录、故障诊断、故障记录、自动化控制、电量管理的大型网络监控管理系统, 实现对变电所遥测、遥信、遥控、遥视。在煤矿安装应用井下电网监控系统可以保证井下电网的安全可靠运行, 有效减小事故范围, 提高劳动生产率, 并可实现供电的“移峰填谷”, 具有重要的经济价值和社会意义。

1 电网监控系统的组成

系统基于工业以太网理念构建, 由井下局域网和地面监控中心组成一个数据高速传输的大型监控网络, 保证了监测监控的实时性和可靠性[2]。监控系统原理图如图1所示。

井下局域网 (主干通讯网络) 主要由数据监测采集装置 (综合保护器) 、井下通讯设备 (带以太网接口的井下CAN-LAN分站) 等组成。数据监测采集装置 (综合保护器) 安装于井下高低压开关内, 负责对井下高低压电网进行实时数据采集;井下通讯设备 (带以太网接口的井下CAN-LAN分站) 安装于井下变电所内 (原则上每个变电所安装一个分站) , 负责数据的缓存、传输及协议的转换等;分别作为网络的终端节点和主干节点。数据监测采集装置 (综合保护器) 与分站之间采用CAN-BUS现场总线通讯方式, 分站与分站之间采用光缆连接, 整体构成一个高速的井下局域网 (CAN-LAN以太环网) 。

系统由置于井下开关内的智能综合保护装置对电网进行实时数据采集, 如电压、电流、零序电压、零序电流、分/合状态、视在功率、监视电阻、合闸次数、工作时间、累计电量等;同时对采集的实时数据进行分析、计算和处理, 对该线路进行各种保护的实时监测和判断, 执行保护动作并输出保护信号, 如过压、欠压、短路、过载、漏电、漏电闭锁、绝缘监视和风电闭锁等;通过CAN-BUS现场总线 (或RS-485总线) 传输到各变电所井下分站 (带路由功能、采用嵌入式操作系统、采用4路并行巡检方法, 实现实时性) , 分站对数据进行缓存及协议转换, 再通过带光纤接口的井上交换机实时向到地面中心站传输, 同时智能综合保护装置能迅速接收地面中心站发出的各种指令, 如远程参数整定、遥控分闸等, 确认后即时执行, 记录操作时间并即时把信息返回地面中心站。

井下数据通过交换机传到地面中心站后, 两台工控机对数据进行采集 (双机热备) , 整合压缩后储存到两台数据库服务器 (双机热备) , 两台服务器建立磁盘阵列, 保证极大的数据存储容量;设置一台PC机负责井下变电所运行情况的实时显示。同时设置一台Web服务器负责数据发布, 采用B/S计算模式, 提高了数据安全性, 避免网络阻塞及减少并发访问时的等待时间。

地面中心站的模拟屏则实时模拟、显示井下电网的运行状态, 通过监控软件对接收的数据进行处理并自动记录, 生成各种运行曲线和图表, 方便调度员及时查看和打印;当井下出现故障时, 自动发出事故和越限报警, 并记录事故发生的地点、时间、设备名称、事故类别及当时的运行参数, 使值班人员能及时、准确的作出相应处理措施。

2 监控系统硬件设计

2.1 监控计算机设备

计算机作为系统的主控设备监视、控制井下所有设备的工作状态, 并作为系统的显示和输出终端, 正常情况下显示被监测井下供电电网图、采区变电所各支路高压真空配电装置输出回路的供电状况、各种故障状态的颜色变化和声光报警, 并有故障名称、时间、区间等关系数据库, 还有可打印的有关整个变电所和各支路用电状况及故障情况日、月、年报表。可随时设置各种监测参数的有效整定值。还留有网络接口, 根据将来需要, 并入矿内局域网。各终端计算机皆可即时查询、分析当前电网的运行状况。

2.2 CAN通信接口

CAN总线分为数据链路层 (包括逻辑链路控制子层LLC和媒体访问控制子层MAC) 和物理层, LLC子层的主要功能是为数据传送和远程数据请求提供服务, 确认由LLC子层接收的报文实际已被接收, 并为恢复管理和通知超载提供信息。在处理定义目标时, 存在许多灵活性。MAC子层的功能主要是传送规则, 意即控制帧结构、执行仲裁、错误检测、出错标定和故障界定。MAC子层要确定为开始一次新的发送总线是否开放或者是否马上开始接收。位定时特性也是MAC子层的一部分。MAC子层不存在修改的灵活性。物理层的功能是有关全部电气特性不同的节点间的实际传送, 在选择物理层时存在很大的灵活性。MAC子层是CAN协议的核心, 它描述由LLC子层接收到的报文和对LLC子层发送的认可报文。MAC子层可响应报文帧、仲裁、应答、错误检测和标定。

2.3 井下通信分站

井下通信分站, 在煤矿井下含有爆炸性气体的环境中对监测系统采集的数据传输到地面主站, 也可将主站的命令发送给井下的监测节点。

井下CAN-LAN分站负责CAN-BUS现场控制总线和井下局域网之间的数据转换。它在数据传输时能智能化地寻找发送和接收地址, 选择路径[3]。它带有CAN总线接口和RS-485总线接口, 可以完成井下网络间、各种现场总线间、现场总线与监控网络间的互联。井下CAN-LAN分站内有一个处理器和四个100M交换机。分站在完成格式转换过程中, 并不改变所收到的LLC帧的内容和格式, 所改变的只是MAC帧的格式;分站有足够的存储空间, 以适应通信量的峰值变化;分站智能化地完成寻址和选择路由的操作。它带有多个局域网网络接口, 其中包括CAN总线接口和RS-485总线接口, 可以完成局域网的互联, 也可以完成CAN总线或RS-485总线间的互联以及不同总线与局域网的互联。它可以同时连接1到4组CAN总线, 每条总线又可挂接110个节点, 大大减少了井下监控网络对通讯中继的需求, 降低了成本。

2.4 高低压开关智能综合保护器

利用单片机技术控制A/D转换器, 采集当前电网参数进行比较、处理、显示, 实现跳闸保护功能, 同时, 把相关模拟量和开关量传输给分站处理, 作为监控网络系统的共享资源使用。智能高低压综合保护装置采用模块化结构, 优化的软硬件抗干扰处理。保护器具有故障追忆功能, 可记忆前1000次以上发生的跳闸故障, 并包含相应动作资料。同时实时地在液晶屏上显示出系统状态参数, 如三相电流及电压值等;在出现故障时能根据故障性质决定脱扣跳闸的时间, 显示并记忆故障相关参数, 以便用户查询。通过对保护器按键的简单操作可随时对保护器的动作参数进行整定。当保护器装入隔爆型馈电开关本体后, 除可以通过窗口观察到显示屏上的各种信息外, 通过CAN通讯接口也可在不打开开关外壳的情况下, 通过地面监控中心主控计算机实现对保护器的各种保护功能的整定及试验, 实现保护器的智能化。

3. 监控系统软件设计

3.1 数据采集与监控系统软件

井下智能采集器与监控主机 (SCADA, Supervisory Control And Data Acquisition系统, 即数据采集与监视控制系统) 的通信采用一主多从、循环查询的方式, 即只能由SCADA监控软件对召唤智能采集器单元的数据 (按照一定的周期T) , 根据智能采集器的地址依次发出各种命令要求 (即下行命令) , 智能采集器单元在接到命令后按照要求进行各项操作或上传数据, 在没有接收到下行命令, 智能采集器单元不主动上发数据 (即上行数据) 。

智能采集器的通信应用单片机的多机通信技术, 因此下行命令 (由SCADA监控软件发送) 的第一个字节 (实际是智能采集器单元的地址) 采用8个数据位凑奇的方式 (即下行命令的8个数据位中只有低7位是有效数据位, 最高一位是凑奇效验位) , 后续字节采用8个数据位凑偶的通信方式 (即下行命令的8个数据位中只有低7位是有效数据位, 最高一位是凑偶位) 。

3.2 系统软件的功能模块设计

根据系统的开发原则和需求分析, 在系统的设计阶段, 运用结构化设计方法的基本思想, 自顶向下将系统分解成若干具有层次式的模块, 实行模块化设计, 为使系统有合理的结构和较好的可维护性, 模块结构设计应遵循尽量使模块大小适当、基本独立、功能明确, 模块结构设计是监控系统总体设计的重要内容。此电网监控软件系统有以下几个功能模块:数据通讯模块、数据采集及处理模块、报表查询打印模块、报警模块、遥控模块、用户分级管理模块、系统帮助模块、系统退出模块。其中报表查询打印模块、用户分级管理模块又各自包含几大模块。本系统模块的划分遵循软件工程的结构化设计方法, 每个模块的设计严格按功能层次构成, 使其既反映了数据和过程的抽象, 又保证了信息隐藏, 实现了模块的独立性。

3.3 嵌入式系统软件开发

将智能高低压综合保护装置内的嵌入式监控系统软件固化于智能高低压综合保护装置的存储器内, 控制装置内的电力检测部件对井下高低压开关的各种电气参数和数据进行采集, 对采集的数据进行计算、处理、判断后, 它又可控制装置内的综合保护部件对线路进行短路、过载、漏电、绝缘监视、过压、欠压等保护。同时软件可以根据需要有选择性的通过装置的CAN-BUS或RS-485两种远程通讯接口, 向网络通讯中继传输各相电流、电压、功率等电量参数以及保护动作状态, 并接受地面主机的保护整定以及分闸指令。

井下CAN-LAN分站内的嵌入式通讯控制系统软件负责控制井下CAN-LAN分站的通讯数据转换、网络连接、设备开停控制、数据存储控制等。当网桥接收到采集装置上传的数据后, 系统软件自动对数据进行数据格式转换, 并划分足够的存储空间, 以适应通信量的峰值变化。数据转换后, 系统软件控制网桥采用分布式计算技术自动寻找数据要发送的地方, 判断传输路径, 并可根据用户需要有选择性的利用CAN-BUS接口或RS-485接口发送数据[4]。当监控网络中的某个监测监控装置发生严重故障时, 系统软件自动对监控网络进行扫描, 中断与该监测监控装置的通讯, 并把它从网络中删除, 防止造成整个监控网络的瘫痪。

4. 结束语

通过对煤矿井下变电站实时监控系统的硬件设计、软件设计、通信网络结构设计和实时监控的实现进行了深入的研究, 可迅速而准确地获得各变电所运行的实时信息, 完整地掌握变电所的实时运行状态, 及时发现电力设备运行中的故障, 并作出相应的决策和处理。提高了煤矿机电管理水平, 确保煤矿井下可靠指挥、安全及高效生产。

参考文献

[1]中华人民共和国国家安全生产监督管理总局.煤矿安全生产“十一五”规划, 2007.2

[2]邓先明, 杨宇, 方荣惠.基于现场总线的煤矿供电自动化系统.电力自动化设备, 2007

[3]徐鸿磊, 徐钊, 李传发等.基于P87C591的多路CAN通信接口设计.煤矿机械, 2007, 28 (10) :15-17

浅论电网调度自动化系统 篇5

浅论电网调度自动化系统

作者：李燕平

来源：《科技创新导报》2011年第27期

摘 要:电网调度自动化系统是以电力系统发电输电为控制与管理对象,由计算机硬件、软件、远动和信道等组成的一个复杂系统。随着电网调度自动化系统功能的日臻完善与提高,其在电网安全、经济、优质运行方面发挥了愈来愈大的作用,成为电网调度不可分割的一部分。关键词:电网调度调度自动化配电自动化

中图分类号:TM734 文献标识码:A 文章编号:1674-198X(2011)09(c)-0138-02

引言

电网调度自动化经历了几个发展阶段。早期,调度员没有办法及时地了解和监视各个电厂或线路的运行情况,更谈不上对各电厂和输电网络进行直接控制。调度员和系统内各厂站的惟一联系方式是电话。调度员根据各厂站值班人员情况汇总进行分析,花费很长时间才能掌握电力系统运行状态的有限信息。结合这些有限的“历史”信息,加上个人经验选择一种运行方式,再用电话通知各厂站值班人员进行调整控制。显然,这种落后的状况与电力系统在国民经济发展中所占的重要地位是很不相称的。电网调度自动化的发展过程

电网调度自动化发展的第一阶段是远动技术的采用。安装在各个厂站的远动装置采集各机组出力、各线路潮流、各母线电压等实时数据及各断路器等开关的实时状态,然后通过远动通道传给调度中心并直接显示在调度台和模拟屏上,调度员可以随时看到这些运行参数和系统的运行方式。

电网调度自动化发展的第二阶段是计算机在电力系统调度工作中的应用。现代电力系统的结构和运行方式越来越复杂,同时,现代工业和人民生活对电能质量和供电的可靠性的要求越来越高,人们对系统运行的经济性也越来越重视,为了全面解决这些问题,需要对电力系统中大量数据进行复杂的计算,计算机的应用满足了日益复杂的电力系统的实际需要。首先应用计算机技术进行电网离线计算,然后参与电力系统的安全监视和控制,这就是监视控制和数据收集系统(SCADA)。

电网调度自动化发展的第三阶段是在SCADA的基础上,又发展为包括许多应用功能的能量管理系统(EMS),基于UNIX(或PC／Windows)的开放分布式EMS系统,通过高级应用软件的快速计算和实时智能分析,帮助调度员对电网深层把握,及时处理电网可能发生的潜在问题,提供电网改造、扩展的技术依据。调度自动化系统

根据所完成功能的不同,调度自动化系统可划分为信息采集和执行子系统、信息传输子系统、信息处理及运行状态的分析和控制子系统、人机联系子系统,各部分互相配合,缺一不可。信息采集和执行子系统的基本功能,是采集各种表征电力系统运行状态的实时信息。该系统还负责接收和执行上级调度控制中心发出的操作、调节或控制命令。信息传输子系统提供了信息交换的桥梁,其核心是数据通道。信息处理及运行状态的分析和控制子系统是整个调度自动化系统的核心,以计算机为主要组成部分,完成对采集到的信息的各种分析计算及处理,进而实现对电力设备的控制与操作。人机联系子系统将传输到调度控制中心的各类信息进行加工处理,通过各种显示设备、打印设备和其他输入输出设备,将这些实时信息提供给调度人员使用。调度自动化系统的作用或好处有以下几方面:

(1)安全

利用显示器可随时监视电网运行状况,向调度员提供有关负荷与发电情况,电压、电流及功率潮流,电网频率及稳定极限等信息;在电网运行条件出现重要偏差时,及时自动告警,并指明或同时启动纠偏措施;当发生事故(如解列)时,可以给出显示,并指出解列处所,使事故得到及时处理,有助于防止事故扩大,减少停电损失。

(2)提高运行质量

实现自动发电控制(AGC),可以自动维持频率合格和联络线功率为事先安排的预定值;实现无功／电压自动调节,可显著提高全电网的电压质量。

(3)经济

实现在线经济调度可以合理利用一次能源,降低全系统发电成本和电网损耗。

(4)运行记录自动化

自动记录电网的正常运行情况、事故运行情况和事故的顺序事件记录,有助于减轻运行人员的重复劳动,还可用于事故分析。配电自动化系统

通常把配电系统的监视、控制和管理的综合自动化系统称为配电管理系统(DMS)。它可以是集中式的,也可以是分层分布结构的。其内容主要包括配电自动化系统(DAS),配电网络分析和优化(NA),工作管理系统(WMS)等高级应用功能。

配电自动化系统(DAS)则是一种可以使配电企业在远方以实时方式监视、协调和操作设备的自动化系统,内容包括配电网数据采集和监控(配网SCADA)、地理信息系统(GIS)和需方管理(DSM)几个部分。

配电自动化的主要应用对象是配电网运行管理人员,其次是其他的生产技术人员,管理人员。因此对于一个配电自动化系统,首先应满足最基本生产运行需要,对于很多由其边际效益产生的功能,可以在其基本功能得到满足后再做更多的扩展。

配网SCADA与AM/FM/GIS系统的集成方式可以分为松散集成和紧密集成两种方式。在松散集成方式下,SCADA系统与AM/FM/GIS系统耦合比较松散。SCADA系统作为一个独立的平台存在,满足所有常规的调度自动化中SCADA的功能,同时将监控的对象由厂站内相对集中的设备扩充到馈线、配电站等分散的配网设备。SCADA系统和AM/FM/GIS或其他系统通过交换实时数据进行集成。在紧密集成方式下,SCADA系统与AM/FM/GIS系统是一个整体。SCADA系统只提供基本的数据采集和监控服务,即不维护运行画面,也不对网络建模,只是作为后台系统向AM/FM/GIS系统提供实时数据,同时接受AM/FM/GIS系统的命令进行遥控操作。传统的SCADA(调度自动化中的应用)比如图形、报表、曲线、告警等表示层的应用都集成在AM/FM/GIS系统中。

配网SCADA和AM/FM/GIS系统可以独立运行,因此SCADA和AM/FM/GIS不但有自己的数据库,还有各自的图形系统。为实现无缝集成,从程序设计角度考虑,SCADA和AMIFMIGIS应提供组件化的实时画面浏览控件,这样SCADA和AM/FM/GIS都能很方便地集成对方的图形系统。对于SCADA,还必须提供实时数据接口控件和实时数据检索控件,从而使AM/FM/GIS能方便地利用SCADA的实时数据实现自己的各种功能。结语

传统的电网设备功能单一,不能从系统运行全局进行优化分析,互相之间无法协调配合,更无法作出超前判断采取预防性措施。而电网调度自动化系统则有一套可靠的通信系统,是在对全系统运行信息进行采集分析的科学基础上,由计算机监控作出纵观全局的明智判断和控制决策。发展完善电网调度自动化系统,不仅是实现“一强三优”科学发展战略的现实需求,同时也是为了满足市场环境多变这个“大势”所趋。

参考文献

[1] 郭志锐.浅谈基于WEB县级电网调度自动化系统[J].黑龙江科技信息,2010(3).[2] 纪炜.对电网调度自动化系统安全性的探讨[J].广东科技,2009(2)

制冰冷却系统减轻电网压力 篇6

在接下来的几个星期里，加利福尼亚的地方公共事业联盟将开始为政府办公室和商业大楼加装夜间制冰系统以代替白天时使用空调。这是该设备试点项目的一部分，此设备由总部设在哥伦比亚温莎的Ice Energy建造。如果能得到广泛应用，此举将减少30％的公共事业单位的燃料消耗，并减少对新发电厂的需求。

在南加州市政公共能源管理局(the Southern California Public Power Authority)协调的计划下，第一批设备将安装在加州格兰岱尔市大约24幢市属大楼上。

未来的两年里，11家参与的公共事业单位将安装1500套设备，总计提供53兆瓦的能量储备，缓解该地区电网的压力。该项目是第一次大规模地运用Ice Energy的技术。

Ice Energy的每一个设备都设计为在夜间制冰(此时的电力需求较低)，使用高效压缩机冷冻450加仑(约1703.4升)的水。到中午，制冷模式起效，该设备将大楼内的常规空调关闭六小时。它将来自缓慢融化的冰块的冷却水输送到安装在大楼供暖、通风和空调系统中的蒸发器。一旦冰块融化完，空调又开始正常运行。Ice Energy的首席技术官布莱恩·帕森奈特(Brian Parsonnet)表示，在最热天气的用电高峰时，Ice Bear能使大楼的电力消耗减少95％。

降低用电高峰的电力需求也就减少了建设新电厂的需要。它还使得公共事业单位能依靠他们最高效的电厂，电力研究院(Electric Power Research Institute)的电力使用高级项目经理罗纳德·多米查维克(Ronald Domitrovic)说，当公共事业单位启动他们“最低效、最老旧、最不受欢迎”的发电设备以满足高峰需求时，电网上每一部分的电力增量都会带来成本冲击，不论是燃料成本、温室气体排放或者服务的可靠性。但是，在夜间，公共事业单位可使用其最高效的电厂，所需燃料比只在高峰时开启的电厂要少。公共事业单位还可在其他地方节约能源——例如，夜间冷却设备线路能更有效地传输电力。

多米查维克表示大规模使用冰块或冷水为校园和大楼制冷的系统“已经存在一段时间了”。但是他说，这些往往是“昂贵的一次性设备，专门为某幢大楼设计，”而Ice Energy提供的小型热储存系统配置简单，能用于一层或两层的商业楼宇。Ice Energy表示安装在不同地点的冷却设备能连成网络，为公共事业单位提供能在需要时管理电网需求的资源。

帕森奈特表示，Ice Energy系统的每个产品成本已经由最初模型的15000美元降到了现在的5000美元。南加州市政公共能源管理局大卫·瓦尔登(David Walden)表示，与其他降低高峰电力需求的方法相比，包括可再生能源，如太阳能等，目前的模型“在成本上是有竞争力的”。

电网监控系统 篇7

随国家电网技术的不断更新, 传统的电网调度系统已经不能满足当今电力系统的需求, 其主要体现为:第一, 电力市场的逐步实施与不断深化使调度人员的压力增大;第二, 大规模间歇性电源的接入使电网调度控制的困难加大;第三, 现代智能电网建设需要更加智能化的电网调度系统。受技术理论的限制, 调度系统的自动化与智能化程度不高, 整个系统从综合决策的角度上没有进行任何整合。自动化系统的不断完善是电网调度系统未来的发展方向。通信、网络和人工智能等技术的应用, 使调度操作的速度和准确性更高, 而且还能使调度任务更加科学和合理。智能调度技术的不断提高, 对于WAMS和EMS等系统功能的整合和提升起到一定的作用, 同时对网络数据库的建设和统一以及整个智能电网协调运作起到很好的作用。

2 电网调度技术发展现状和趋势

地区调度技术支撑系统主要有:EMS系统和OMS系统。其中EMS系统是指调度自动化能量管理系统, 工作人员可以通过该系统监控电网基本状态。主要包含数据采集与监视控制系统, 高级应用系统, AVC子系统, DTS子系统, WEB子系统等。其中高级应用系统包含网络拓扑分析, 状态估计, 调度员潮流, 负荷预测等分析评估系统。SCADA系统是通过数字、模拟通道采集现场实时模拟量与状态量。高级应用系统主要通过这些基础数据进行拓扑分析, 遥测, 遥信等数据分析, 计算潮流误差, 静态安全分析等应用功能。OMS系统是指调度管理系统, 是省地一体化的调度管理平台, 涵盖调度各专业管理的一体化信息平台。并通过调度管理、自动化管理、通信管理、方式管理、计划管理等各专业运行、记录、报表等在线进行管理, 同时在和调度自动化能量管理系统实现数据连接。

作为一种新型电网, 智能电网的优点在于污染小, 安全系数高, 能源消耗小等特点。智能电网技术起源于欧美, 我国现阶段的智能电网技术正处在发展之中。受未来电网技术的发展趋势和国家电网自身的影响, 我国的智能电网技术主要集中在特高压输电线路控制, 智能变电站的运用以及大电网的使用和控制等方面。未来智能电网技术的抗干扰能力会越来越强。与此同时, 智能电网在电网调度的过程中, 要能够对系统实施随时的监控和分析, 以利于及时发现和排除故障。另外, 智能防护系统与本文提到的智能调度技术都我国智能电网技术未来发展的趋势。智能调度是对已有调度控制中心核心技术的更新和扩展。下文我们具体说明, 智能电网技术如何在电网调度系统中应用。

3 智能电网技术在电网调度系统中的应用

3.1 电网实时监控

作为能量管理系统的基础, 电网实时监控主要功能有:数据采集、处理、控制和调节、事故追忆、趋势曲线、多源数据和历史数据处理、事件顺序记录、图形显示、大屏幕控制、计算和统计及系统对时等。

3.2 变电站集中监控与二次设备信息管理

变电站集中监控是指在无人值班的情况下, 变电站集中监控功能模块集中监视和控制功能的实现。主要表现为数据处理、间隔建模与显示、责任区与信息分流、操作与控制、光字牌、操作预演及防误闭锁等。所谓二次设备信息管理, 是对调控一体化系统的电网故障分析、故障处理和信息的综合应用。要想使保护信息与调控一体化系统集成在一个信息平台上, 并且调控一体化系统的自动化程度能够得到提升, 就需要系统可以接收厂站保护信息与故障录波信息并对这些数据进行设定。

3.3 综合智能告警和分析

综合智能告警和分析能够为电网实时监控和预警类应用提供统一综合的告警展示平台, 并运用统一的信息描述格式来接收和汇总电网实时监控与预警类应用的所有告警信息, 同时根据它们的特点对大量的告警信息进行合理的分类与整理。

3.4 自动电压控制与网络分析功能的应用

自动电压控制是指电力系统能够稳定安全的运行, 同时AVC子系统可以保证地区电网内电压合格, 能实现关口功率因数、使电压约束的地区电网损耗最低。网络分析功能由多功能模块组成。选取网络拓扑、状态估计、调度员潮流几个模块作为基本功能模块, 并确保网络分析功能与实时监控功能一体化。实时态、研究态与规划态是网络分析软件的三种运行方式。实时态应用软件通过电网运行的实时数据进行安全分析, 同时提供基态数据给研究态、规划态应用软件;研究态应用软件能够对电网运行的当前与过去状态进行分析检查;规划态应用软件能够对电网运行状态的未来时刻进行分析;对系统运行性能的提升给出很好控制方法。

4 结束语

随着我国现代化电网建设的不断向前发展, 智能电网技术的发展定会带来新一轮的电力工业革命。由于国家调整了最新能源战略, 所以智能电网的建设十分重要, 智能电网技术在电网调度系统中的应用能够实现在用电层面双向互动, 在配电层面能够动态拓扑, 并且能够实现自愈、网络监控及告警等, 对售电管理进行系统集成。由此看来, 智能电网技术在电网调度系统中的应用发展前景广阔, 对能源的合理利用和社会经济效益具有重要意义。

参考文献

[1]陈树勇, 宋书芳, 李兰欣, 等.智能电网技术综述[J].电网技术, 2009, 33 (8) :1-7

智能电网监控系统在矿山的应用 篇8

关键词：电网,智能监控,保护器

随着计算机控制技术与通信技术的发展, 电网智能监控系统逐步发展成熟, 使操作人员能够远程实时了解与查询现场安全监测监控信息, 对设备进行控制, 智能电网监控系统已经成为安全、高效生产的有力保障。

1 智能电网监控系统组成

万年矿洗煤厂共有变电所共5个, 主要为原煤储、装、运, 重介洗煤、跳汰洗煤及配套设备的供电, 由于洗煤厂原有配电柜在建厂初期投入运行, 保护装置和电力监测仪表都比较落后, 已经不能满足数字化矿山的要求, 经过更新配电设备后, 具备安装电网监控系统的硬件基础。根据建设数字化矿山的要求, 需要对电动机和配电线路进行电力监控, 以保证用电的安全、高效, 减轻工作人员的劳动强度。

采用的Acrel-3000型低压智能配电监控系统, 可以对变配电系统进行数据采集和集中监控。对配电系统断路器、监测仪表等设备进行组网, 将分散的现场设备连接起来集中管理。

微机电网监控系统对高压开关柜、低压开关柜、电动机、电力变压器等的工作状态进行监控。通过实时记录电压、电流、功率、频率和电流开关状态等各项参数实现监测, 当参数值超出允许的范围时便产生预警、报警, 并对相关设备进行控制。

Acrel-3000配电监控系统主要由集中式现场监控层、通信网络层、系统管理层三部分组成 (如图1) 。

现场监控层:分别配置在各低压配电柜内的PD760Z-ZS9网络电力仪表、ARD-3型电机综合保护器以及高压开关柜ZB T-11微机综保装置、变压器温控器、通讯模块等。负责采集电力现场的各类数据和信息状态, 发送给通讯间隔层, 同时也作为执行单元, 执行通讯间隔层下发的各类指令。

通信网络层包括:现场总线通信网络和以太网通信网络这两部分。是现场监控层中设备与监控计算机或设备之间进行通信的通信网络, 常见有RS485通信接口, 支持Modbus-RTU协议的现场总线;后者是现场总线与监控计算机进行通信的通信网络, 主要设备有串口服务器和以太网交换机等设备。负责采集各类装置的数据、参数, 进行处理后集中打包传输到主站层, 同时作为中转单元, 接受主站层下发的指令, 转发给现场设备层各类装置。

系统管理层包括:位于集控室内的上位机及其外围设备、网络通信设备等。负责将通讯间隔层上传的数据解包, 进行集中管理和分析, 执行相关操作, 负责变配电系统的整体监控。智能电力监控系统提供专用的通讯功能模块, 通过专用的以太网硬件通讯接口, 以OPC方式向矿调度室传送信息。

2 电网监控系统功能

(1) 精确的过流值和时间保护, 能有效解决威胁供电安全的过流、接地、电压波动造成的越级跳闸。

(2) 实现系统的遥控、遥信、遥测、实时监测、故障录波及分析、确定故障位置等功能。

(3) 系统能够与开关综合保护器保护配合, 完成综合保护器的各项保护功能, 保证系统不出现保护越级跳闸、不出现因电压闪动而引起的全所失压跳闸现象, 并具有过载、短路、断相、漏电、绝缘监视等综合保护功能。可以远方修改分散继电保护装置的定值、控制字;以及调整各种仪表的工作状态。

(4) 实现供电系统电力参数在线监测、运行记录、超限报警。系统对所有用户操作、开关变位、参量越限及其它用户实际需求的事件均具有详细的记录功能, 包括事件发生的时间位置, 当前值班人员事件是否确认等信息, 对开关变位、参量越限等信息还具有声音报警功能, 同时自动对运动设备发送控制指令或提示值班人员迅速排除故障。

(5) 实现各变电所主要供电线路的远控操作。通过计算机屏幕选择相应的站号, 开关号, 合/分闸等信息, 并在屏幕上将选择的开关状态反馈出来, 确认后执行, 实时记录操作时间、类型合开关号等。

(6) 实现电量远程抄录、峰谷分时计量、电量分类统计分析及电量自动化考核。通过计算机实时对系统电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数、超限报警、频率进行不断地采集、分析、处理、记录、显示曲线, 棒图, 自动生成报表。

(7) 实现供电系统供电状态和数据、曲线实时模拟显示。

3 结语

AC REL-3000型变配电监控系统是经过现场运行良好, 系统通讯线接点少, 画面显示直观, 及时反应现场设备的运行状况, 同时系统操作简单, 方便用户使用, 系统可靠、安全、稳定, 并降低了设备运行成本, 提高配电自动化质量。

参考文献

[1]张永健.电网监控与调度自动化[M].北京:中国电力出版社, 2004.

电网监控系统 篇9

根据国家电网公司电力市场交易运营系统建设工作总体部署, “国网公司全面推广单位电力交易运营系统现场功能测试专家组”于2008年3月27日对青海电网电力交易运营系统进行了现场功能测试。本次测试, 是系统正式验收前的一次预检验, 是对全国各推广单位交易运营系统前阶段建设成果的深入检查和指导。

专家组依照国家电网公司的要求, 对系统的数据申报、合同管理、交易管理、计划编制、结算管理、信息发布等主要功能模块及模块间的业务流程和数据关联性进行了重点测试。同时, 专家组听取了省公司关于《青海电力市场特点及系统建设情况的汇报》;实地查看了系统软硬件部署情况和一体化机房运行条件。省公司根据专家组要求, 应用交易运营系统实际完成了交易计划编制、挂牌交易组织、合同管理、电量结算等交易业务工作, 并进行了数据测试。

通过全面测试, 专家组对省电力公司电力交易运营系统的建设工作给予了高度的评价, 认为, 青海电力市场交易运营系统功能完整, 具备十大功能模块, 符合《电力市场交易运营系统功能规范》要求, 遵循了国家电网公司关于电力市场交易运营系统的技术标准, 满足国家电网公司信息化建设工作有关要求。

电网电压监控分析系统研究与实现 篇10

近年来, 电网公司供电局逐渐采用电压监测仪对企业所属供电站/所的不同电压等级的电压监测点进行监测。电压监测仪的投入运营, 对电网公司各部门掌握配电站的供电电压值实际情况, 指导各级部门有效解决低电压问题起到积极、明显的促进作用[1,2,3]。但目前电压合格率统计和分析工作, 存在人工定时抄表、手工录入数据、人工报送数据等多种手工作业环节, 工作量大、操作复杂、数据易出差错, 电压监测数据无法完全保证及时、真实、准确。

为满足电网公司对供电可靠性和质量等方面提出的更高要求及电压监测和统计分析的工作需要, 有效指导电网公司各供电局解决其供电、配电生产过程中的低电压问题, 电网公司各供电局迫切需要建立一个全局范围内共享, 能覆盖全局现有各电压监测点的集数据采集、管理、查询、统计、分析、预警于一体的电压监控分析系统[4,5,6]。本文将主要分析电压监控分析系统设计与功能实现, 并以一应用实例验证。

1 电压监控分析系统总体设计

电网电压监控系统设备多、涉及面广, 系统设计复杂, 下面将从系统设计原则出发, 分析系统体系结构, 提出系统总体架构, 指导系统实现。

1.1 系统设计原则

在电压监控分析系统建设中坚持以下原则:

(1) 系统适用性:系统采用先进的无线与有线网络技术, 实现对供电局各电压监测点的电压监测数据及时、准确的集中式采集, 并通过信息查询、报表等途径以数据表格、图形等多种表现方式进行展现, 满足供电局范围内各部门层面对电压监控数据的采集、存储、分析、展示等需要。

(2) 系统可维护性:系统开发采用面向功能的方法, 实现功能模块标准化, 易于维护;提供规范化系统文档, 便于系统升级和维护;系统各种关键参数和指标可通过程序维护, 易于进行功能扩充。

(3) 系统界面友好化:提供良好的网络人机界面, 从使用者角度出发, 实现系统功能, 对于固定的输入项提供列表选择或快捷输入方式, 并提供全部的业务操作和管理界面。

1.2 系统体系结构规划

电压监控分析系统基于开放性结构和标准技术, 遵循系统可靠、安全、实用易用易维护的建设原则, 采用先进的J2EE架构及纯JAVA技术进行开发, 保证系统的可维护性与管理便利性。

电压监控分析系统平台主要由两部分组成:外场电压监控数据采集平台、电网供电局信息中心的电压监控分析平台。其中外场电压监控数据采集平台主要由电压监控点的电压监测仪和其数据采集网络通道构成;电压监控分析系统平台则主要由DMZ区的GPRS数据接收前置机、安全IV区的电压监控分析系统数据库服务器、应用服务器以及GSM短信接收设备所组成。在具体实际部署时, 因本系统的系统处理压力小, 对服务器性能要求低, 因此内网两台服务器可放到同一台物理服务器设备中, 或者与其他应用系统服务器共享部署。

电压监控分析系统的外场电压监控采集平台、信息中心电压监控分析系统平台通过GPRS无线网络、GSM短信无线网络或LAN有线网络相连接, 信息中心的DMZ区和IV区则通过安全隔离防火墙实现网络隔离, 确保内网IV区安全。

1.3 系统总体架构设计

电压监控分析系统包括电压监测数据采集、管理、查询、统计、分析于一体的电压监测应用系统。系统采用三层架构, 支持B/S与C/S模式。其中数据通信软件采用C/S构架, 接受WEB端的通信调度, 通过后台服务向现场监测仪发送通信指令, 同时处理监测仪回送监测数据, 并保存在数据库中, 再通过应用程序进行数据存储、分析统计、故障报警、报表生成, 自动将数据存入运行维护数据库。

信息中心的电压监控分析平台则基于J2EE体系的多层次形式软件体系, 采用B/S构架, 提供系统设置、资料维护、通信指令调度、数据查询等功能, 相关人员通过IE浏览器设置相关参数、维护各类资料、调度通信指令, 查看各种实时信息和历史统计数据, 及时了解线路电压情况, 节省大量的人力物力, 极大提高了数据采集的准确性和实时性。图1为系统总体层次架构图, 主要包括系统架构层、服务层、业务逻辑层、界面展示层。

2 系统功能设计与实现

电压监控分析系统主要由采集设备信息管理、数据采集管理、查询与分析、统计与报表、系统维护管理等模块组成, 下面将分别分析电压监控分析系统主要功能模块实现。

(1) 监测点信息管理

电压监测点部署了电压监测仪设备, 实现输电线电压实时监测, 并将监测数据存储在电压监测仪的临时存储空间, 或通过网络方式上传至指定位置。对电压监控点信息的有效维护是实现系统进行正确数据采集, 以及电压数据分析的重要依据。监测点信息管理可对电压监测点的信息进行增加、修改、删除、查询等维护性操作。其中电压监测点的信息包括监测点编号、监测点名称、电压监测类别、隶属单位、电网类别、使用设备类型、数据通信方式、数据采集规则、表号、通信站号、SIM卡号、电压等级、当前使用状况等。

(2) 监控设备管理

指对电压监测仪的相关属性进行维护, 对电压监测仪的相关信息进行维护管理, 包括增加、修改、删除、查询等操作。其中电压监测仪设备的信息内容包括:设备型号、设备序列号、生产厂商、出厂日期、安装日期、设备主要参数等相关信息。

(3) 监控系统通信设计

由于供电企业电压监控采集点众多, 分布范围广, 周围网路环境与通信环境存在较大差异, 为确保最大程度覆盖各电压监控采集点, 系统采用LAN有线、GPRS、GSM短消息等多种方式在线自动数据采集方案。

LAN数据采集通过有线网络直接连接电压监测仪设备端口, 采用TCP/IP协议进行数据采集与传输。该通信方式下监测设备实时在线, 通信稳定、高效、不产生通信费用, 特别适合于干扰要求高的变电站等场所。在该模式下, 电压监测仪外置或内置的NETCOM终端 (TCP/IP以太网转串口设备) , 对采用串口通信方式的仪表能通过NET-COM终端实现以太网远程数据采集。

GPRS通信采用TCP/IP协议, 通信稳定、高效, 通信程序分为服务器端软件和客户端软件两部分, 客户端软件负责处理用户提交的通信指令, 定时自动向服务器端发送通信请求, 并接收处理服务器端传回的数据。服务器端软件负责接收客户端通信指令, 与远程通信设备进行数据通信, 把接收到的设备数据转发给客户端。

GSM采集实现GSM短信接收设备传输的电压监控数据进行采集和管理。因各厂家各型号的电压监测仪数据包组装方式不统一, 故系统需根据电压监测点信息判断其数据所属数据包类型, 并根据其内容格式进行数据包的拆分与分析。对于因各种原因导致无法通过网络方式实现电压监测值自动上报的电压监测点, 系统允许用户采用手工数据上报的方式。采集任务执行时若遇到没有在线的设备, 系统将在设备上线后自动补充采集数据。

(4) 监控状态管理与维护

实现对数据自动采集过程和状态的跟踪监视, 主要监视内容包括网络状况和数据采集的运行状态, 如数据采集对象、采集状态、采集开始时间、采集结束时间、采集数据量等信息。实现对系统采集过程中的非正常性的电压监测数据进行维护管理。系统支持对采集至中心数据库的电压监测数据进行修改、查询、删除等维护。同时系统支持对单个监测点某一时间段的电压监测值的删除维护, 或者对特定条件监测点某一时间段的电压监测值的删除维护等。电压等级管理主要针对各等级电压的参数进行设置维护, 方便在监测点资料中对电压等级的管理, 系统可提供增加、修改、删除、查询等维护性操作。

3 应用实例

下面以云浮供电局为例, 阐述电压监控分析系统的应用情况, 验证系统可行性。

图2为电压监控现场图, 图3为电网监控中心的电压监控查询与分析界面。软件系统提供灵活的采集设备管理、数据采集、数据维护, 以及查询统计分析等功能, 实现了在线电压质量智能监控。

系统实施以来, 整体运行稳定、可靠, 极大提高了电压监测数据实时性, 在供电可靠性和质量分析方面发挥了积极的作用。

4 结束语

本文系统阐述了电压监控分析系统设计与功能模块实现, 可方便供电企业各部门及时了解线路电压情况, 指导解决供电配电过程中低电压问题。应用实例表明, 该系统运行稳定, 为决策分析提供重要技术依据, 具有很好的应用和推广价值。

参考文献

[1]吴琼, 刘文颖, 杨以涵.智能型电网调度决策支持系统的开发与实现[J].电力系统自动化, 2006, 30 (12) :79-83.

[2]刘楠.在线电压安全评估算法、指标及系统构建研究[D].北京:中国电力科学研究院, 2010.

[3]汪隆君.电网可靠性评估方法及可靠性基础理论研究[D].广州:华南理工大学, 2010.

[4]汤涌, 仲悟之, 孙华东, 等.电力系统电压稳定机理研究[J].电网技术, 2010, 34 (4) :24-29.

[5]苏永春, 程时杰, 文劲宇, 等.电力系统电压稳定性及其研究现状[J].电力自动化设备, 2006, 26 (6) :97-101.

智能电网调度技术支持系统研究 篇11

【关键词】智能电网；调度技术；支持系统；风险防范

引言

随着科学技术的快速发展，我国电力系统不断发展并日趋复杂，运行难度逐渐增加，所存在的风险也逐渐增多。智能电网系统由各种的组件构成且分布广泛，因而具有一定的复杂性。此外，电网作为动态的系统，每时每刻都在发生着不同的变化，所维持的状态较为短暂，一旦出现问题，那么将会直接影响到整个系统的正常运行。要想从根本上确保电网运行的安全性及稳定性，就必须不断提高电网自动化调度水平，实现精细化的调度管理，找出运行的薄弱环节，进行综合智能分析与告警。

1.智能电网调度技术支持系统主要技术

智能电网调度技術支持系统的实现，离不开以下几项关键技术：（一）数据服务技术。这些数据包括SCADA系统的信息、动态数据信息及故障数据信息等，基础数据信息是系统应用的基础，也是电网风险预控及实时调控的重要保障，因此数据服务技术是智能电网调度技术支持系统的基础。（二）信息和通信技术。智能电网内的管理信息及设备信息都是以数字化信息的形式呈现，信息的处理及传送也是需要借助信息及通信技术，因而信息及通信技术是智能电网调度技术支持系统的关键技术，可以帮助智能电网实现任务分配及调度控制。（三）智能控制决策技术。该技术能够利用稳态分析、故障分析决策和培训模拟系统等来综合分析电网并进行决策或控制，这项技术能够为智能电网调度决策提供技术支撑，能够有效提高电网的安全性及可靠性，为电网规划、电力市场等工作提供建议。

2.智能电网调度技术支持系统的应用特点

随着社会经济和科学技术的迅速发展，目前大多数国家都已经开始研究智能电网安全运行。智能电网调度技术支持系统与传统电网调度自动化系统相比，能够在可靠、通畅的信息交互平台基础上，有机整合系统中运营、生产过程中的相关信息，最终为调度管理人员提供一个较为全面的电网运营状态图，切实保障电网运行的安全性、科学性及合理性。除此之外，智能电网调度技术支持系统能够优化各级电网控制，构建出结构扁平化、功能规模化、系统组态化的柔性体系架构。

3.智能电网调度技术支持系统应用方法研究

智能电网调度技术支持系统一般应用在以下几个方面：实时监视与预警（包含调度中心的感知、评估及决策）、调度计划、调度管理和安全校核。智能电网调度技术支持系统的应用，有助于协调电力系统的经济性及安全性。近年来，信息技术快速发展并应用到智能化技术数据分析中，电网的经济性与安全性成为电网优化的主要目标，智能电网调度技术支持系统能够利用输电元件停运、电网正常状态及约束集合来实现优化。在这个过程中，对智能电网的运行经济性主要是指总成本核算、运营的状况以及各种事故状态下电网负荷负载的程度。除了优化应用之外，基本理论研究是成为量化电力调度自动化及映射关系的一种重要方法，也显示了多层电力系统风险及安全运行的重要途径。

4.智能电网调度技术支持系统应用中的风险防范措施

近年来，我国电网逐渐扩大与互联，这虽然在一定程度上提高了电网运行的稳定性及可靠性，但是也增加了电网事故的复杂程度。因此，必须要采取有效措施来防范运行风险。由于智能电网调度技术支持系统具有自动控制、实时监控、安全校核、稳定分析、模拟培训、运行辅助、智能告警等功能，因此运用该系统能够有效规范运行风险。

4.1自动控制

利用智能化电网调度技术支持系统的信息调整及调度功能，能够有效实现设备的可调性及电网的闭环调整，AVC自动电压功能及AGC自动发电控制都是保障电网安全运行的重要基础：自动电压控制主要用于无功发电机、无功潮流、电网电压母线及自动控制，能够对评估电网状态、分析相关数据，最终对可调控无功设备进行闭环控制；自动发电控制能够对调度区域发电机组的有功功率、跟踪负荷的变化情况进行控制，从而确保系统频率稳定及联络线功率的正常交换，使备用容量满足智能电网系统的要求，从而进行容量计算、区域控制、频率控制及机组考核等。

4.2网络分析

智能电网调度技术支持系统中的网络分析与安全分析密切相关，利用该系统能够分析数据结果并评估电网，创造良好的运行条件，确立母线模型，为分析提供科学数据；在分析系统元件故障时，能够明确指出故障可能造成的影响。网络分析由电流计算、状态估计、网络拓扑、静态分析、输电能力等模块构成。以状态估计为例，主要结模拟量冗余、合接线信息、开关量状态及网络参数来进行相角评估，最终得出母线幅值；能够通过检测数据来排除不良数据，状态估计作为即时评估数据的重要内容，能够为其他功能的实现提供相应数据。

4.3安全校核及辅助决策

在智能电网调度技术支持系统中，安全校核及辅助决策对于电网故障定位有着重要作用。通过可调设备的具体分析，能够作出既能控制代价又能优化调度的科学决策，从而有效避免电网出现实时失稳或越限等异常情况，为用户提供有效策略。从目前智能电网调度技术支持系统来看，SCADA采用的是信息稳态，利用测量单元与系统、广域监视的方式来控制系统，为监测电网及信息预警提供条件，使电力系统升级为智能系统。还能够进行网络安全部署工作，当发生紧急告警时，能够自动削减输电负荷，将故障隐患扼杀在萌芽阶段。

4.4智能告警与实时监控

在智能电网调度技术支持系统中，智能告警与实时监控主要用于监测辅助信息，例如水情信息、气象信息、电网信息等。该系统能够对电网进行动态、稳态、暂态的监视，能够全面监控电网的运行状况；电网智能告警与实时监控主要包括：综合性智能告警、稳态、扰动识别、动态及在线监视等等。在此过程中，综合性智能告警一般以在线智能告警为主，能准确辨别出事故画面，然后对一次、二次设备运行信息进行综合分析。通过电力系统的智能告警与故障诊断功能，能够以直观形象的方式来对电网运行故障进行准确诊断，以便维修人员处理故障，确保电网的正常运行。

5.结束语

综上所述，智能调度技术支持系统是保障电网安全运行的基础，目前该系统已经逐渐发展并趋于成熟，但是当电网处于非正常运行状态时，还需要依靠人工经验进行判断与处理。本文主要研究了智能电网调度技术支持系统的应用情况，以期给相关工作人员提供参考与建议，最终促进智能电网的不断发展。

参考文献

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[3]马韬韬，郭创新，曹一家等.电网智能调度自动化系统研究现状及发展趋势[J].电力系统自动化，2010（9）：29-30

[4]冯永青，李鹏，梁寿愚等.南方电网面向智能调度高级应用软件的设计思想[J].南方电网技术，2010（1）：34-35

作者简介

电网监控系统 篇12

2009年,智能电网的概念被提出。在各大电力企业、高校专家学者的共同努力下,物理电网与现代传感测量技术、通讯技术、信息技术、计算机技术和控制技术相结合的智能电网初步形成,但电力资源对稳定性、安全性的特殊要求一直是阻碍智能电网大规模应用的障碍。北京韬璞信息技术有限公司自成立以来专注于智电领域各类系统的研发工作,针对智能电网应用中的问题,孙宝贵带领的研发团队结合云计算技术自主研发了一系列智电监控系统。

将云计算技术应用在智能电网的建设中,是业界的共识。利用云计算技术的特点,不仅可以实现电力行业内数据的采集和共享,实现数据挖掘与分析,促进生产业务的协调发展;也可以帮助电网公司将数据转换为服务,提升服务价值,实现信息神经网络融合。就目前而言,云计算技术是最适合打造监控系统的信息技术。

但究竟如何融合,业界一直在探索研究。传统的融合方式,先不谈大量服务器和存储器的能耗,在传输速率方面就遇到了瓶颈,高频时延的出现根本无法保证故障的及时排查和设备的有效运行。孙宝贵研发团队则另辟蹊径,用一种“边缘化”的方式提高效率及传输速率,将大数据“云”分成了无数个小坐标,仅用30 s就能完成以往检测、排查、维修等需要6 h的工作,恢复85%用户的用电需求,可以超预期完成监控系统的使命。

关于这套监控系统的运行方式,孙宝贵说其灵感源于一篇关于“雾计算”的文章。“所谓‘雾计算’,其实是云计算的一个延伸,它是在终端和数据中心之间再加一层网络边缘层,这样大量的数据就不需要传到‘云’里再从‘云’里传回来,而是直接通过局部数据中心进行处理,能够大大提升传输速率。公司研发的这套监控系统也采用同样的原理。为了能够在第一时间察觉到运行故障,我们根据智电设备的地理位置设置了多个节点分布,利用大规模分布式网络监控运行环境。同时支持通信的高移动性和云端在线分析,由此帮助智能电网监控系统最大幅度地提高传输效率,让监控系统真正切实有效的保障智能电网的大规模稳定运行。”目前这套监控系统在与各大电网企业的合作过程中均发挥着显著的作用。在不断扩大这套智电监控系统的应用范围的同时,研发团队同样注重在深度上挖掘系统的更多潜能,将真正的大数据更有效地应用在智电领域。“相比于‘雾计算’的高效性,‘云计算’则能够提供中心化的全局信息。许多应用既需要‘雾’也需要‘云’,如何将两项技术优势融合在一起,既能迅速地发现问题,又能用全局的眼光和思维分析出原因及改良方式,是智电领域未来的研发目标。一旦完成突破,中国智能电网在可再生能源的开发与能源利用率的提升上将会产生世界级的影响。”

近几年,孙宝贵研发团队不断地完善智能电网监控系统,并由此衍生出了电网运行维护大数据系统、动态云调度控制系统、均衡供电云计算控制系统,这些成果使智能电网的安全性得到了进一步提高,也让中国智电研究成果在英国伯明翰大学召开的“2015年中英智能电网论坛”上再次成为业界关注的焦点。