调度主站自动化系统

调度主站自动化系统（共8篇）

调度主站自动化系统 篇1

1 调度自动化系统主站概述

1) 调度自动化系统主站的基本结构。调度自动化系统主站功能是由数据、调度和设备的功能构成。其中, 数据功能包括对相关数据的收集和分析处理, 调度功能是体现调度自动化系统主站功能的重要功能, 调度功能主要体现在对电网的调度运行上。设备功能是对网络服务设备运行进行监控和维护等功能。

2) 调度自动化系统主站的优点。调度自动化系统主站是负责某一区域局部断电网的相关数据和设备的自动化功能, 对于电网的安全与稳定运行有着十分重要的作用, 是促进电网实现经济效益的重要保障。调度自动化系统主站的扩展性和功能是促进电网发展的重要保障, 调度自动化系统主站还能很好的实现对数据的实时收集和处理分析, 促进数据的传输, 为各个变电站传输测量量、信号量和数据信息等。调度自动化系统主站还能实现对相关社别的监控和管理, 确保设备的有效运行, 高度智能化的主站系统能够降低操作违规操作的发生, 并对错误的操作进行阻止, 简化操作流程, 实现对电网的调度。调度自动化系统主站具有良好的人机交互能力, 能够将相关数据通过图表等形式进行展示, 为运行维护人员提供有效的参考资料。

3) 调度自动化系统主站运行维护的流程与原则。a.流程。在对调度自动化系统主站进行维护时, 需要针对系统和数据进行维护, 在实际的维护过程, 需要提前与相关人员进行做好通知, 并严格记录相关信息和参数, 并将维护过程给电网的影响降到最低, 从而实现调度自动化系统主站的运行维护。b.原则。在进行调度自动化主站运行维护时, 需要制定合理的运行维护计划, 在实际的运行维护过程, 可能会对调度电网监控产生一定的影响, 需要提前通知相关调度人员, 并办理先关手续。也可能会对上级断网监控产生影响, 实际运行维护过程中需要严格按照相关检修流程, 确保数据传输准确性, 还要做好相应的通知和安全防护工作。调度自动化主站维护时, 需要确保数据的正常采集和系统的正常运行, 将运行维护给调度自动化系统主站的正常运行的影响降到最低, 还要确保不影响其他部门的正常工作。还需要对每个维护点进行详细的记录, 规范调度自动化主站运行维护的相关流程。

2 调度自动化系统主站运行维护存在的问题

1) 调度自动化系统主站的电源问题。电力是调度自动化系统主站正常运行的重要保障, 这也就使得调度自动化的电源设置显得十分重要, 是实现全自动化功能的重要保障。但在实际的调度自动化系统主站电源设置上, 相关电网企业缺乏独立电源的设置, 也就导致调度自动化系统主站的电源独立性差, 一旦出现电网故障, 电源切断, 必然会造成整个调度自动化系统主站瘫痪, 不能发挥主站的相关控制、监控和自动化的特点。2) 调度自动化系统主站的防雷问题。防雷是现阶段诸多电气设备需要进行的必要工作, 调度自动化主站系统是由计算机为主体的, 一旦服务器受到雷击, 必然会影响整个调度自动化系统的正常工作, 造成电网中的一些设备出现损坏, 甚至会造成人员伤亡, 现阶段的调度自动化系统防雷措施仍旧不够完善。3) 缺乏良好的应急反应机制。良好的应急反应机制是确保调度自动化系统主站运行维护的重要保障。现阶段, 诸多电力企业都设置了相关的反应机制, 但是, 相关制度不够健全, 相关工作人员的反应不够及时, 不能在第一时间实现调度自动化系统主站故障和问题进行处理, 给电力企业带来不同程度的经济损失。4) 缺乏日常运行维护制度。良好的日常运行维护是确保调度自动化系统主站稳定运行的重要保障, 但实际的日常管理中, 缺乏良好的日常运行维护制度。直接导致调度自动化系统主站缺乏专门的人员对主站进行全程的跟踪记录, 不能对主站发生故障的时间、原因、终端误码率等进行记录。同时, 还缺乏对调度自动化系统主站的监测检验, 使得其中存在的问题不能及时发现和处理, 给整个电网带来安全隐患。

3 调度自动化系统主站运行维护强化措施

3.1 优化调度自动化系统主站的电源设置

调度自动化系统主站的电源是影响其稳定工作的重要因素, 因此, 合理的设置主站电源就显得十分重要。通过设置独立的的电源系统, 确保在电网出现故障时, 电源仍旧能够持续为调度自动化系统主站提供能源, 确保调度自动化系统主站功能的发挥。

3.2 强化调度自动化系统主站的防雷措施

增强调度自动化系统主站的防雷措施, 采取有效的防雷手段, 降低主站受到雷击的可能, 将雷击带来的安全隐患降到最低, 从而确保调度自动化系统主站的正常运行, 确保电网的稳定运行, 促进电网经济效益的获取。

3.3 制定良好的应急反应机制

1) 在实际的值班过程中, 相关调度人员一旦发现主站系统的运行数据出现偏差, 或者相关设备不能正常运行, 需要及时向相关部门进行包公, 并对出现诗句的异常情况进行记录。

2) 当值班人员发现自动电压、控制自动发电控制系统出现异常时, 需要及时的向调度人员进行汇报, 及时将发生异常的相关控制系统进行停止。

3) 在发生主站的数据采集时, 一旦出现数据一行, 相工作人员及时采取相关应对措施, 实现系统的检修。通过良好的应急反应机制能够实现问题的及时汇报, 并由有关部门制定合理的运行维护措施, 实现调度自动化系统主站的维护, 确保主站系统的稳定运行。

3.4 制定合理的日常运行维护制度

首先需要针对调度自动化系统主站进行全程跟踪, 将其发生故障次数, 故障时间等等因素进行如实记录, 并生产日常报表交由相关部门进行审核。其次, 还需要由相关技术人员进行日常的巡检、和定期的检测检验工作, 确保调度自动化系统主站的稳定运行, 确保电网的经济效益。

4 结束语

随着电网覆盖面积的逐渐增大, 调度自动化系统主站涉及的内容也越来越多。这也增加了调度自动化系统主站的运行维护难度。通过对调度自动化系统主站运行维护存在的问题进行分析, 并制定有效的应对措施, 确保调度自动化系统的稳定运行, 促进调度自动化系统主站运行维护效率, 实现电网的经济效益。

参考文献

[1]苗英.浅议调度自动化系统主站运行维护[J].山东工业技术, 2015.

[2]林冠强.调度自动化主站运行监视系统的设计与实现[D].成都电子科技大学, 2014.

调度主站自动化系统 篇2

[关键词]电力；调度自动化；主站；问题；发展方向

引言

根据城市工业发展的需求，电力企业也在不断的进行改造，电力企业调度自动化主站系统也得到了快速的发展，电力企业调度自动化主站系统应用了现代技术。电力SCADA调度自动化主站系统主要由担负着对所属各厂站RTU实时信息的采集、数据的预处理、通道数据的监视、用于完成与外部设备的串行通信的预置通信服务器，集中管理系统核心数据库及起到网络域控制器作用的系统管理服务器，直接面向生产、管理人员的人机对话工作站（调度员工作站、系统维护工作站、监视工作站），专项功能服务器（MIS接口服务器、通信监控服务器、负荷控制服务器、高层应用软件服务器等）等组成。其可靠性、实时性和稳定性直接影响着整个SCADA系统的运行质量。各个环节出现故障是不可避免的，但是如何快速准确地判断故障点、故障类型，找出原因所在，及时处理故障，才是解决问题的有效办法。平时加强管理，摸索一套规律，制订措施，对减少故障也是切实可行的。

1、调度自动化主站系统概述

1.1调度自动化主站系统的基本结构

调度自动化主站系统主要由三部分组成，分别具有数据、调度和设备的功能。数据功能主要包括数据的采集和分析处理，调度功能主要包括电力调度运行，设备功能主要包括对网络服务设备运行的监控及维护等。

1.2调度自动化主站系统的优点

电力调度自动化主站系统负责了整个局部电力的数据、调度、设备的自动化控制功能，因此对系统提出了非常高的要求。首先，从系统的软件来看，要求软件具有良好的人机交互界面，方便运行人员操作，同时要求软件具有比较全面的功能和扩展性，既能满足当下电力对系统的功能要求又为以后电力升级做好准备，能够进行二次开发和软件升级。其次，从系统的数据处理功能来看，要求能够准确及时地搜索实时数据并进行分析处理，这是因为主站系统负责的是整个局部电力的控制，对内部电力各变电站经某端口传送的信号量、测量量以及保护信息和外部系统传递的数据信息，应该具有高度的敏感性，具备快速分析处理能力。

2、调度自动化主站运行维护存在的问题及处理

2.1网络故障。主站系统内网络故障通常有两种情况：一是在增加新工作站时出现本台计算机不能联网。此时，首先应该检查该计算机的网卡是否插紧（或到位），网络插头是否接触良好，然后检查该计算机是否与其他计算机的网络节点名有冲突（唯一标识）。再者注意在网络适配器手工配置时，网络适配器型号、通信协议、驱动程序填写是否正确。双网卡时，I/O端口地址、中断编号、收发器类型是否有冲突，经网络绑定后，如还不行，可考虑更换网卡；二是整个网络不正常。一般在细缆方式下遇到，如果网络时好时坏，很可能是某一段网络线松动了，这时，可以用万用表测量匹配电阻的方法找出网络松动的位置，更换该网络线；如果网络一直不通，则应检查网络线两端的终结点的终结匹配器是否正确联接，确认后，如果还不能解决，则很可能是网络断线，更换网络线。

2.2通信故障。如果遇到某一通道不能正常收發时，首先应该检查通道上下行接线、主备通道接线是否正确可靠，描述数据库中规约类型、波特率、通信协议填写是否与分站一致，调制解调器（MODEM）的跳线是否与该通道对应的波特率一致，确认后再检查MODEM的收发指示灯是否正常。如果接收指示灯不正常，则要检查通道对应的信道的好坏，用示波器观察输出波形或用万用表测量一下电压和频率是否达到要求值。将某一故障通道在主站上下行环接，观察发送的校时数据能否收到，如收不到，检查主站。在RTU分站侧将上下行通道环接，在主站发送数据（校时信号），主站侧如收不到，再查通信信道，是否有断线或接触不良状况。如果在主站调度员工作站显示仅有同步字，可能是通道上下行有环接短路情况。

2.3初始化参数改变。有时会遇到显示器不能正常显示电力调度自动化系统绘制的图形或人机界面各种参数如权限改变等，这种情况的解决方法是平时把运行正常的各种初始化配置记录下来，如显示器的字体、分辨率、电力调度自动化系统应用软件的INI文件等。

2.4数据不一致。这种现象多出现在具有两台前置机、服务器的情况下。系统管理员对数据库（描述数据库、历史数据库、图形数据库、报表数据库等）进行修改后，未能及时拷贝同伴机，造成两台计算机数据库中内容不统一或某一服务器停机后重新启动未能及时拷贝同伴机数据。

2.5登录口令。有时会遇到在某一台节点机启动后，提示找不到域控制器或登录不上。此时处理的办法是系统的登录口令（如WindowsNT），不要轻易改动，如确实需要，应在改动完毕后，首先将主域控制器、备份域控制器及MIS服务器的计算机重新启动，然后再将其他所有用该帐号登录的节点机重新启动一遍。

3、电力调度自动化主站系统的发展方向

3.1信息化发展方向。电力企业调度自动化主站系统不只是电力系统的数据采集工具，它还在信息的加工处理以及信息的创造方面有着十分重要的意义。电力企业运行过程中产生的实时数据是作为调度管理、数据分析、EMS计算和能量交易的重要依据。因此，如果想要使采集的数据信息更加的安全高效，让采集的数据对企业有所帮助，提高企业对于数据信息的利用率，就需要电力企业加快对电力调度自动化主站系统信息化建设。

3.2网络化发展方向。网络的应用已经涉及到社会发展的方方面面，电力企业调度自动化主站系统只有与网络技术相结合，才能实现更好的发展。电力的各层可以通过网络进行信息交流，有利于协调各个调度部门的工作内容，提高各部门分工合作的能力，提高效率，保证调度自动化主站系统的正常工作。电力调度自动化主站系统的网络化发展主要包括两个层次：（1）各个调度部门与主调度中心之间的连接；（2）调度中心主站与电厂和变电站之间的通信。在进行信息交流的过程中，上一级的调度主站可以将下一级调度主站所需求的信息传送给它，帮助下一级调度主站能够全面的了解系统情况。

3.3一体化发展方向。电力企业调度自动化主站系统的一体化发展是指电力调度自动化系统功能的一体化，形成各个子功能的互补。简单来讲，电力调度自动化系统主要是对于调度员来说的，EMS各种功能的意义就在于为调度员提供方便。但是随着系统的不断改善，目前电力企业的发展是以调度自动化系统为基准，面向所有调度部门，面向整个电力公司，形成一体化的系统。建立一体化系统有利于实时数据的共享，提高了相关部门的工作效率，各个部门之间的信息交流和决策为调度部门的工作提供了依据，有利于提高电力企业整体管理水平。

结语

综上所述，自动化主站系统的安全运行，为整个电力的可靠稳定提供了保障。随着电力系统的飞速扩展，对自动化主站系统提出了越来越多的要求，在系统运行维护过程中出现的问题也越来越多。因此，我们应该不断改善电力调度自动化系统在运行维护过程中存在着许多的不足。

参考文献

[1]孟勇亮，蓝超强.调度自动化系统中新的功能需求及实现[J].电力系统自动化，2004（28）.

[2]王明俊.我国电力调度自动化的发展——从SCADA到EMS[J].电力技术，2004（11）.

调度自动化系统主站运行维护探析 篇3

近年来, 社会各领域飞速发展, 对电力需求越来越大, 对调度自动化系统提出了更高的要求。目前我国电力企业都已经开展了调度自动化系统建设, 满足了电网调度的需求, 成为提高电网安全、可靠运行的重要保障。但是自动化系统自身存在一些不稳定因素, 如果在运行过程中出现问题, 势必会对电网运行产生一定的影响。因此加强对调度自动化系统主站运行维护的研究具有非常重要的现实意义, 能够明确影响自动化系统稳定运行的主要因素, 实现对系统的优化, 从而促进系统最大限度发挥积极作用, 保障电网稳定可靠运行。

1 调度自动化系统主站结构及优势

调度自动化主站系统包括前置子系统、SCADA子系统等部分构成。其中前置子系统作为实时数据输入、输出的中心, 主要承担了调度中心与各所属厂站之间、与各个上下级调度中心之间、与其他系统之间以及与调度中心内的后台系统之间的实时数据通信处理任务, 也是不同系统之间实时信息沟通的桥梁。SCADA子系统负责处理FES子系统采集上来的实时数据, 是调度员的眼睛和操作工具, 用户的实时监视和操作, 如远方遥控等都依赖于SCADA子系统提供的强大丰富的功能。

调度自动化系统作为电力调度与科学技术深度结合的产物, 随着电力系统无人值班站的增多, 许多原来在厂站端处理的事情, 现在需要主站端的调度员根据系统实时运行情况, 及时发现电网运行存在的安全隐患, 提高电网安全、稳定性, 从而保证电网运行的经济效益。自动化系统主站具有较强的拓展性, 能够为电网发展提供保障, 尤其是提供电网数据信息的分析和研究, 能够实现数据实时共享。正确理解主站基本数据, 掌握系统基本操作, 快速响应、及时解决系统出现的问题, 就显得十分重要。调度自动化系统主站为了高效的实现监控功能, 在任何重要的控制操作执行之前, 系统自检查口令和安全性, 任何操作或事件都能记录、存储或打印出来, 为事件的分析提供依据。综上来看, 调度自动化系统主站运行已经成为电网运行不可缺少的一部分, 值得我们给予更多的研究。

2 调度自动化主站系统存在的隐患

2.1 机房环境

2.1.1 UPS电源

调度自动化机房电源应采用双UPS (电力专用不间断电源) 供电, UPS供电电源应来自不同母线的双回路, 具备应急检修旁路, 但就目前而言, 有些调度自动化主站系统并未设置独立的电力专用UPS电源, 且UPS供电电源也不满足要求。因此自动化系统在运行过程中, 由于机房供电电源消失, 就会出现系统运行故障, 导致系统瘫痪, 严重影响电网运行。

2.1.2 机房空调

机房精密空调是针对现代电子设备机房设计的专用空调, 它的工作精度和可靠性都要比普通空调高得多。大家都知道, 自动化机房服务器及交换机等电子产品, 由大量密集电子元件组成。要提高这些设备使用的稳定及可靠性, 需将环境的温度湿度严格控制在特定范围。机房精密空调可将机房温度及相对湿度控制于±1℃, 从而大大提高了设备的寿命及可靠性。但是很多地区受不同因素的影响, 未配备精密空调, 从一定程度上减少了系统运行寿命, 降低了系统稳定性, 因此未配备机房专用精密空调成为影响主站系统稳定运行的重要因素。

2.2 软硬件隐患

现阶段, 调度自动化主站系统, 存在运行时间长, 硬件老化, 软件版本低等很多隐患, 运行时间长, 服务器硬件损坏较多, 需要更换硬件才能保障系统正常运行。目前自动化系统功能越来越多, 要求越来越高, 尤其地县一体后, 地区主站面临的压力越来越大, 不光承担本地区所有变电站信息系采集, 还要负责县域变电站信息接入, 对于自动化主站来讲, 软件系统承担着较强的任务[1]。因此主站系统升级问题及硬盘扩容亟待解决。

3 调度自动化主站系统维护措施

3.1 维护原则

对于调度电网的运行与维护来说, 运维人员在工作中, 应提前向专业主管人员汇报, 才能够开展工作。如果该项工作可能会影响到电网的监控, 我们应按照具体的流程, 向上级提供准确、真实的数据信息, 继而落实好安全防护工作, 创建良好的运维环境。如果在实践中, 维护工作影响到系统数据采集、交换等工作, 应按照工作票流程填写相应的内容, 特别需要注明的是维护工作影响范围、注意事项, 从而提高工作有效性。维护原则是后续工作能够有序开展的重要保证, 工作人员应端正态度, 严格按照操作要求开展工作。

3.2 系统运行维护

针对主站系统的维护, 应对其硬件、通讯网络及软件进行运行维护, 采取主备节点轮换、数据备份等, 以此来提高系统运行安全性、稳定性。另外, 还应加强对数据的维护, 一般来说, 典型的数据维护工作可以从实施数据计算、画面维护等多个方面入手, 实现对系统的立体化、全面化维护, 从而促使系统能够始终处于良性循环状态当中。信息时代下, 对于系统运维, 可以引进监视系统, 图1为监视系统功能图。

3.3 数据维护工作

电网运行过程中, 会产生海量数据信息, 而这些信息能够充分反映系统运行状况。因此图形维护, 数据库增加修改等工作, 应结合操作规程开展维护工作, 并落实好记录工作, 为后续工作提供科学依据。

3.4 培养维护人才

调度自动化系统作为一项高科技含量的系统工程, 由计算机、通信等多项专业技术、设备构成, 对运维人员综合素质提出了更高的要求。因此要想从根本上提高主站系统运行稳定性, 电力企业要加大对维护人才的培养力度[2]。坚持与时俱进原则, 侧重对运维人才专业知识及技能方面知识的培训, 不断提高人才实践操作能力。同时, 还应对人才进行系统操作制度的学习, 深化业务人员责任感, 确保维护操作按照正确的流程开展工作, 从而提高系统稳定性、安全性。

3.5 制定应急方案

在日常工作中, 如果值班人员发现系统运行数据与标准数据存在偏差, 或者设备不正常, 应立即向当值调度人员报告, 并将异常情况如实描述, 按照应急处理流程对异常情况进行相应的处理, 同时做好记录并备案。具体来说, 如果是自动电压控制等系统出现异常情况, 应马上通知运维人员, 并对子系统进行停止控制, 减少对其他系统产生的消极影响。另外, 如果发现主站系统采集数据出现问题, 可以采取纠偏措施, 确保电网安全、可靠性[3]。同时通知系统运维人员对故障所在位置进行系统检查, 找到故障产生的原因, 及时处理问题, 从而确保系统始终处于有序运行状态当中。而针对设备故障, 需要通知设备检修人员, 对设备进行检查和跟踪观察, 避免由于设备修理不及时、不彻底而造成更大的经济损失。通过这种方式, 能够从根本上消除主站系统运行存在的各类隐患, 将损失降至到最低, 从而提高电力企业经济效益。随着电力产业不断发展, 企业还应重视对调度自动化主站系统的运行维护, 促使系统功能得到有效发挥。

4 结论

根据上文所述, “三集五大”改革趋势下, 调度自动化主站系统在整个电网中运行中占据的重要地位日渐突出。但事物两面性决定了, 主站系统在运行过程中也存在一些隐患。因此在实践中, 加大对主站系统的运行维护显得尤为重要。在实践中, 我们可以通过对主站系统维护存在的问题进行充分分析和研究, 制定针对性解决措施, 促使系统始终处于健康状态, 从而提高供电服务质量, 促进电力企业改革又好又快发展。

摘要：社会经济不断发展, 我国电网覆盖范围呈现规模化发展, 并在科学技术支持下, 形成了调度自动化体系。调度自动化体系的提出及应用, 符合我国电力产业“三集五大”改革要求, 尤其是在确保电网稳定运行、创造更多经济效益等方面发挥着积极作用。但是系统在运行过程中, 由于系统主站涉及内容较多, 加之外部环境的影响, 导致主站运行维护存在很多问题, 加强对主站运行的维护非常必要。本文将从调度自动化系统主站结构及优势入手, 分析当前影响系统主站运行的隐患, 并在此基础上提出运维措施。

关键词：调度自动化系统,主站运行,维护措施

参考文献

[1]郝蛟.调度自动化主站系统运行维护若干问题分析[J].现代物业 (上旬刊) , 2014 (12) :75~76.

[2]顾宇宏, 楼书氢, 韩博.对地区电网主站端自动化系统运行与维护现状的思考[J].内蒙古石油化工, 2012 (21) :79~81.

浅议调度自动化系统主站运行维护 篇4

1 在电网中应用调度自动化系统的优点

在电网中应用调度自动化系统的主要目标是实现对局部电网的设备、调度以及数据的有效自动化控制, 所以, 电网对调度自动化系统有着非常高的标准要求。首先, 在系统软件方面, 为了便于工作人员操作, 人机交互界面应该保持在良好的水平之上, 与此同时, 该软件的扩展性与功能必须能够满足电网的发展需求;其次, 在数据处理方面, 该系统要能够对实时数据进行及时收集与准确分析, 不仅要能够敏感的感应到各个变电站所传送的测量量、信号量、数据信息以及保护信息, 还要能对这些数据信息进行分析处理;再次, 在操作性方面, 该系统必须具备对错误操作进行阻止的功能, 且操作流程要简明快捷, 该系统具有非常多的节点, 各个节点的性能都可以实现个性化, 因此, 该系统在智能防误的基础上, 还要保障各个节点的可更改性;最后, 在人机交互界面方面, 必须要保证该界面具有良好的性能, 操作便捷, 并且可以通过图表等表现形式体现出系统分析所得数据, 为负责系统运行管理以及维护工作的人员提供参考资料。

2 在电网中应用调度自动化系统的限制因素

首先, 电源缺点。电源限制了系统全自动化的安全发挥。现阶段, 我国很多电力公司在应用调度自动化系统时都专门配备独立电源, 且供电电源都是统一的渠道, 在系统运行中严重限制了其独立性, 导致电网故障时, 该系统会处于全面瘫痪的状态, 自身的控制功能无法得到有效的发挥。

其次, 防雷缺点。计算机作为运行该系统的主要服务器, 构成部分多为半导体, 如果遭遇雷击, 不仅会导致计算机自身受损, 还会对系统的运行造成不良影响, 继而严重破坏电网的供电设备, 甚至会威胁到相关工作人员的生命健康安全, 因此, 企业领导者应该高度重视该系统的防雷缺点, 实行合理有效的解决措施。

最后, 软件缺点。调度自动化系统主要由硬件与软件两部分构成, 现阶段, 软件对于该系统而言, 是阻碍自身功能有效发挥的主要因素。该系统中的软件并不具备复杂多样的功能, 导致该系统无法充分发挥自身功能, 虽然该系统的硬件具有非常强大的功能, 但软件功能缺失严重, 因此, 企业只有对该系统的软件进行积极有效的升级, 才能促进调度自动化系统的升级, 为电网运行提供技术保障, 从而促进我国电力行业的持续发展。

3 对调度自动化系统进行运行维护的具体措施

企业要想对电网中的调度自动化系统进行有效的维护管理, 必须严格执行六方面工作内容, 即日常管理、定期巡检、定期检验、故障检修、安全管理以及素质培养。

一是日常管理。企业要配备专门维护管理人员对调度自动化系统以及电网的供电设备进行全程跟踪, 并详细记录。主要内容是事故发生时运行设备的中断时间、中断原因、中断误码率、拒动次数、遥控误动以及误动次数等。并参考事故之前正确的日报表合格率、系统运行可靠率、遥信动作正确率等指标, 制定出科学合理的调服自动化报表。

二是定期巡检。维护管理人员要对调度自动化系统以及电网的供电设备进行定期巡检, 巡检的主要目标是主站系统与厂站系统。主站系统主要包括检测网络、UPS电源、前置通道、模拟屏等方面是否处于正常工作状态;厂站系统主要包括PTU自检、要信量抽检、遥测运行情况、检测调制解调器电平以及设备清洁。

三是定期检验。工作人员进行定期检验时, 主要有四个内容, 遥测精度、遥信动作、电源放电时间, 并通过联调的方式对厂站系统中电网的自动化供电设备以及主站通道与系统进行试验。

四是故障检修。调度自动化系统具有较高的复杂性, 因此, 工作人员只有对该系统的各个构成部分与节点进行了深入了解, 并准确掌握, 才能够对该系统所存在的问题进行及时发现与正确处理。该系统具有较强的实时性, 因此, 工作人员应该随时配备系统的备品备件, 以防突发事故, 并对事故源头进行准确分析, 及时更换, 从而保障该系统能够顺利运行。

五是安全管理。为了避免该系统受到破坏, 例如:突发事件、人为破坏、黑客攻击以及病毒感染, 无法正常运行, 工作人员应该制定应急方案, 采取合理有效的措施, 为系统提供安全保障, 例如, 备份。防护、隔离等。

六是人员素质。要想实现调度自动化系统的有效操作, 相关技术人员需要具备多专业的理论知识与技术能力, 其中包括通讯技术、计算机技术以及回路等。因此, 企业应该积极招纳具有综合技能的高素质人才, 并定期对其进行系统培训。

3 结语

企业只有不断强化自身的专业行业管理, 全面提升自身的调度自动化维护管理能力, 才能在电网中实现调度自动化系统的良好运行, 从而促进企业的市场效益、经济效益以及社会效益。

参考文献

[1]郝蛟.调度自动化主站系统运行维护若干问题分析[J].现代物业 (上旬刊) , 2014 (12) .

调度主站自动化系统 篇5

1 应用电力调度自动化系统过程中遇到的问题

1.1 重应用轻支持

很多设计和应用人员长时间接触电力系统, 已熟练掌握应用需求。但是随着科学和社会的发展, 调度自动化底层支持日新月异, 尤其在操作系统、数据库系统和网络通信等方面, 而很多工作人员并没有与时俱进, 所以在进行系统评价工作时, 支持部分受到一定程度的轻视。

1.2 重人机轻内核

通过人机界面直接与工作人员打交道, 这是系统运作的主要方式。所以比起核心部分, 人机部分的使用率更大。核心部分比较稳定, 而人机部分是根据实际应用的需求进行及时的修改与完善。理论上来说, 应以核心为主, 但是工作环境和习惯却扰乱了系统内部的比重分配。

1.3 重硬件轻软件

随着计算机技术的发展, 应用调度自动化系统的可行性越来越高, 与此同时, 在设计和应用方面也不可避免地出现了一些问题。如果计算机不是最新型号, 在应用一段时间后会在技术上落后;如果选用最新技术型号的计算机, 在以后的应用中可能会遭到淘汰, 也可能因为技术不成熟导致系统不能正常运行。这些问题在系统的长期应用过程中, 都是不确定、不安全的因素。

1.4 重局部轻整体

有一部分应用和设计人员并不是本专业毕业, 或者在系统中只是从事局部的维护和开发工作, 在进行系统评价工作时不能科学合理地进行评估, 只对本身所从事的工作内容有评价能力。这样一来, 便不能对整个系统进行准确而科学的评价。

2 原则

电力调度自动化主站系统总体测试评价体系的建立以客观性、实用性和可操作性为基本原则, 以标准配置条件下各项的详细技术标准为评价依据, 以各个系统的配置和要求为标准, 测试其与正常系统的不同。建立电力调度自动化主站系统总体测试评价体系时, 一定要遵循国际标准、国家标准和行业标准, 采用成熟、先进、主流的平台和技术, 努力使之具有良好的稳定性、安全性、可靠性、开放性、灵活性、扩充性和可管理性。

3 建立调度自动化主站系统测试评价体系的主要难点

3.1 标准系统配置的设立

在每个实际应用的系统中, 内部配置都是不同的, 所以不能用一个配置来评价所有的系统。对于这个问题, 最好的方法就是建立一套标准的系统配置模型, 并根据此模型测出相应的技术参数。

3.2 计算机参考参数的确定

由于计算机发展迅速, 制定的标准在一定的时间内必须进行更新, 更新速度过快, 不仅在无形之中加大工作量, 也会造成使用人员不熟悉工作流程;更新速度太慢, 就不能与实际的技术水平相吻合。因此, 如何科学合理地确定调整周期, 是当前面临的主要问题。

3.3 标准系统与实际应用系统之间的差异

实际应用的系统与标准系统在一定程度上是存在差异的, 既然差异不能消除, 就应进一步缩小误差, 将误差限制在一定的范围之内, 这就需要不断进行试验和应用实践。

3.4 主观性评价的差异

在实际的测试评价体系中, 人机界面主要是通过主观判断来进行评价, 在某种程度上存在一些偏差, 最终直接影响测评效果。减少总体测评时的主观性, 也是当前必须解决的问题。

4 作用

建立一个与我国国情相符、具有实用性与可操作性的测试评价体系, 可以在一定程度上缩短电力调度自动化应用系统研发的周期, 从而降低应用系统开发的成本, 减少应用系统研发失败的可能性, 可以提高应用系统开发的质量, 提高应用水平, 稳定已有投资, 节约系统初期建设成本。一个高端的测评体系能够将复杂的应用系统集成简单化, 从而能够控制用于系统维护升级扩展的费用, 从而保证技术进步与应用的连续性。

5 主要内容

建立电力调度自动化主站系统总体测试评价体系包括技术和非技术两方面内容。技术内容主要包括系统总体结构、系统硬件、系统软件、支持软件、SCADA应用软件、高级应用软件、文档手册和程序备份等内容。

系统总体结构是决定系统稳定性和可扩充性的主要因素, 对系统的物理结构和逻辑结构、产品化程度及机械结构外观都有严格的要求。逻辑结构和物理结构目前主要采用客户机/服务器结构或浏览器/服务器结构, 要求清晰顺畅, 为关键的系统设备设计专业的故障侦测和切换机制以及合理的冗余结构;根据实施监控系统的可靠性、原始测试记录、运行反馈情况和工艺质量等因素选择成熟的产品, 保证高标准的产品化程度;以牢固性、操作灵活性、密封性、协调性和美观性等因素为依据打造高质量的机械结构外观。系统硬件包含计算机、外设和网络设备三种基本设备, 其各项参数根据配套的技术开发程度进行合理调整。系统软件由数据库、操作系统、网络管理系统、网络通信标准和图形图像系统构成, 以对实施监控系统的满足程度作为衡量系统平台的标准。支持软件主要包括画面编辑工具、报表编辑工具、数据库管理工具、人机界面、任务调度与管理、系统运行管理监视诊断等要素, 由各供应商独立开发设计, 是系统的关键部分。SCADA应用软件包含采集、数据处理、状态监视、报警处理、事故记录等多种功能, 充分体现了人机交互。高级应用软件通常联入第三方产品, 应用单位根据状态估计、经济调度、安全分析等需求进行专业化选择。文档手册和程序备份多以完整、齐全、易使用为评价标准, 是系统运行中管理维护、系统扩展和网络互联的重要组成本分。

非技术内容是对电力调度自动化主站系统进行测试评价的辅助性因素, 系统提供者的经营管理体系、质量保证体系、对行业发展现状和趋势的把握、可提供的售后服务都不容忽视。在实际操作中, 非技术内容在配合技术内容对电力调度自动化主站系统进行测试评价中功不可没。

6 测试步骤

系统测试主要包括功能测试、稳定性测试、可靠性测试等。在测试前, 符合要求的工作人员必须要准备好详细的测试大纲和应有的设备。

6.1 稳定性测试

在系统正式投入试运行后, 要在一定的状况下进行三个月的测试, 保证不会出现影响正常运行与降低实用性的故障。

6.2 可靠性测试

在边界条件和极端条件下, 进行系统可靠性的重复测试。

6.3 功能测试

在多种功能测试过程中, 不仅要进行单项测试, 更要进行一体化测试。具体包括支持的RTU通信规约类型及管理模式, 模拟量采集与处理, 数字量采集与处理, 脉冲量采集与处理, 状态量采集与处理, 控制, 调节, 事故响应及处理, 画面显示与操作, 报表打印, 数据库编辑, 画面编辑, 报表编辑, 在线/离线系统诊断, 系统资源管理, 安全管理, 继电保护、智能开关操作电源及其它智能电子设备的通信与管理, 模拟盘通信, MIS系统通信, 广域网通信。

7 小结

本文从各个方面分析了电力调度自动化主站系统的总体测试评价体系, 并从实际的问题和建立的难点出发, 全面阐述了建立一个科学实用的测评体系的必要性和重要性。总体来说, 建立一套科学实用的电力化系统测评体系, 对以后的电力自动化系统的设计开发和调试维护工作来说非常重要。

参考文献

配电自动化主站系统及应用 篇6

配电自动化是集中了计算机、自动控制、数据通信、数据库技术以及相关电力系统技术于一身的信息管理系统, 主要利用现代通讯技术, 实现对配电系统的检测和控制, 进行信息集成, 以实现配电系统的科学化管理。

配电自动化主站系统是实现配电自动化功能的人机接口 (数据存储与处理) 具体应用功能集成等的计算机系统, 它包括主站系统的软件与硬件平台 (网络平台) 实现的应用功能以及主站系统的安全保护与防范措施等具体内容。

1 结构

系统主要由计算机硬件 (主机、显示器、打印机、交换机或路由器等) 操作系统 (UNIX/linux、XP/WINDOWS2000等) 以及包括系统数据总线和平台多项基本服务的平台支撑软件和应用软件组成。其中, 应用软件包括数据采集与监视控制系统 (SCADA) 等基本功能以及分析和智能化应用等扩展功能。

1.1 硬件结构

采用技术先进的电力系统通用的、可靠的、符合工业标准的硬件设备。主要包括服务器、工作站、网络设备和采集设备。

l) 服务器及工作站

大多采用多CPU硬件系统, 又可分为前置、数据库和应用服务器。服务器和工作站可单独配置。工作站是负责系统诊断, 控制系统状态的窗口, 可根据实际情况配置调度员工作站、维护工作站以及计划检修工作站等。可根据系统规模、性能约束、功能要求进行配置服务器和工作站。

2) 前置系统

由前置网络设备 (交换机或路由器等) 、通道接入设备等组成;可进行冗余配置重要设备, 采用双电源;支持包括模拟、数字、无线、网络等方式的不同通信方式;通道便于测试, 具备完善的防护措施;易于扩充, 软件不需修改。

3) 网络设备

交换机或路由器

4) 时钟同步装置

冗余的GPS或北斗系统时钟, 具备网络对时功能。5) 二次安全防护设备

防火墙, 专用安全隔离装置;远程维护。

6) 其他设备

网络打印机等其他必要设备。

1.2 软件结构

支撑平台是核心, 可分为总线层和公共服务层。总线层分为集成层和数据层。

1.2.1 总线层

集成层是一种交互机制, 主要为各公共服务单元、各应用系统以及其它不同制造商生产的软件之间提供规范化的标准。数据层由实时、商用数据库以及访问中间件构成, 为应用者提供适当的数据访问服务。

1.2.2 公共服务层

公共服务层是各种工具, 主要为应用软件各种服务 (显示、管理等) 提供的, 如图形界面、告警服务等。

2 配电主站设计

RE8000A工业自动化系统软件是可以在不同的硬件平台上运行的系统, 具有很好的开放性, 其硬件的可扩充性能优越, 系统运行安全可靠。同时, RE8000工业自动化系统软件可扩充性能也很好。RE 8000A工业自动化系统软件可运行于Windows NT 4.0/Windows2000/XP操作系统。该系统运行稳定, 可靠性高, 技术先进, 可用性好, 接口功能标准, 软件功能强大, 软硬件配置灵活, 使用方便, 便于扩展。

2.1 软硬件部分

硬件主要包括可运行应用软件的计算机, 还有和它相匹配的其他设备 (打印机、网络适配器等) , 可进行配套通讯的通讯设施 (终端服务器、转换装置等) 以及其他系统辅助硬件设备 (GPS等) 。

软件由操作系统 (Windows NT4.0/Windows 2000/XP等) 、商用数据库 (SQL2000) 、地理信息系统软件 (GIS) 、应用系统软件 (EMS) 、应用系统功能软件 (图形维护、报警、报表等) 。

2.2 软件层次设计

1) 根据应用的需要, 采用了商用数据库SQL Server 2000, 建立了描述、通讯、历史这三个数据库;

2) 根据模块化、简便化的设计思想, 应用服务器层具体划分了实时处理服务器, 通讯服务器、微机保护服务器、事项服务器、GIS服务器;

3) 根据具体应用分为人机会话平台、事项查看服务、图形化建模、图形浏览、图形维护、历史查询、实时库访查看、管理员帐号和密码、历史库管理、实时服务器监视界面、报表生成和管理打印、软总线监视模块和数据库在线编辑器。

2.3 系统功能模块设计

人机会话平台以全图形的方式显示保护装置采集上送的全部遥测、遥信实时数据, 包括开关、刀闸位置, 保护压板状态以及其他遥信状态, 电流、电压、有功、无功等量测数据。调度员可以在画面上直接遥控开关、投切压板, 完成各种监控功能。

报警系统接收上送的遥信变位、保护动作、装置报警、遥控成功、遥控失败等报警信息, 进行调整, 在报警报警窗口中显示, 根据消息类型和级别弹报警窗口、语音报警、推事故画面、打印。全部报警存入历史库中, 长期保存。提供专用工具查询保存的历史报警。

历史数据系统可以周期地存储系统运行时的各种数据, 包括遥测点、虚拟遥测点和计算点, 存储的周期可以是5min。这些都可以由用户定义。用户还可以通过历史数据浏览工具对存储的历史数据进行浏览和修改。同时提供备份和回装工具, 便于用户维护数据库。

报表系统是在Excel基础上增加访问数据库的接口, 它保留了Excel的所有功能。

运行在系统各个节点机上的软总线, 是系统正常运行的基础。单网、双网任意组合, 实现了真正的共享式双网。软总线通过先进的多播技术, 实现跨路由的网络信息共享。允许用户配置本地节点机或同组内网上的其它节点机。能够实现主备状态的手动和自动切换, 确保系统安全可靠运行。可以在启动时自动加载本机安装的系统模块。

3 结论

配电主站是配电自动化系统的核心部分, 基于IEC 61850的配网自动化通信系统RE8000A, 系统构件先进, 具有良好的开放性, 标准化的配电终端信息模型, 规范化的接口, 提高了设备之间的互操作性, 实现即插即用的功能, 软硬件的可扩展性大, 技术先进, 运行安全可靠。满足了智能电网的发展方向, 进而推动了配网自动化、智能电网的建设和发展, 给配电自动化带来了新的生机。

参考文献

[1]黄汉棠, 等.地区配电自动化最佳实践模式.北京:中国电力出版社, 2011.

[2]范明天, 张祖平.中国配电网发展战略相关问题研究[R].北京:中国电力出版社, 2008.

[3]刘建.配电网自动化新技术[R].北京:中国水利水电出版社, 2004.

[4]徐腊元.配电网自动化设备优选指南[R].北京:中国水利水电出版社, 2004.

电网自动化主站和终端系统 篇7

(1) 数据服务器。处理和存储实时数据、设备及系统参数, 处理、存储及管理历史数据。

(2) 调度员工作站。利用图形和数据表格等人机联系方式, 显示实际系统信息, 以供调度操作人员实行对系统设备的控制操作;突出显示系统故障信息, 以提醒调度运行人员及时处理;对系统的各种运行数据进行查询, 以对系统运行情况进行有效地监视。

(3) 前置处理工作站。接收来自各种现场终端设备的数据, 对这些数据进行预处理 (完成规约转换等处理工作) ;向终端设备发送控制操作、对时、下载数据等命令及数据。

(4) GIS工作站。存储并显示处理基于地理背景图形的配电网终信息、地理信息等相关数据, 供数据查询、访问使用, 以使运行及管理人员准确地了解各种设备所在的具体位置, 便于事故处理和正常维护、维修管理。通过GIS工作站还可以提供设备报装、设备报修等用户管理, 同时可以提取当前设备的实时数据。GIS系统方便用户对设备现场位置进行定位, 显示故障发生的实际地理位置, 以报警的方式提示操作员及时对事故进行维护和处理。

(5) 网关。用于配电网自动化系统与EMS/SCADA、MIS、LM等其他自动化系统连接并进行信息交换, 实现信息共享。

对于大规模配置, 如图1所示的各部分的作用分述如下。其中, 为满足配电网自动化系统的高可靠性要求, 系统的数据服务器、前置处理服务器和通信信道等, 均采用冗余备份结构, 在故障情况下可以自动切换。相应系统的软件功能模块也采用双机热备份运行, 互为备用, 确保系统的运行可靠性。

1. 网络

为确保数据通信的可靠性, 采用双重网络结构。双网络同时工作, 可实现自动切换并可均衡网络负荷, 单一网络故障不影响整个系统的正常工作。

2. 计算机及系统硬件

(1) 数据服务器/主处理服务器。主要负责实时数据处理和数据存储, 数据服务器配备磁盘阵列, 进行双机热备份处理, 确保数据在故障情况下达到最大的可靠性。

(2) 磁盘阵列。为电网的描述数据和历史数据提供高可靠性数据存储、共享和管理功能。具有增加存取速度、更有效地利用磁盘空间和自动提供数据的冗余备份的特点。

(3) 前置处理服务器。, 接收并处理各种终端设备以不同通信方式送来的各种类型监控、监测设备的不同通信规约的信息, 实时向网上广播;向各种终端设备发送遥控、校时、下载参数等下行控制命令, 是主服务器和现场设备联系的桥梁。通信前置机是实现配电监视、控制和数据采集的关键环节, 一般使用双机配置, 两台前置处理服务器热备份运行。

(4) GIS工作站。用于存储与地理信息相关数据, 并为GIS客户端提供数据查询、访问支持。通过GIS工作站可以提供设备报装、设备报修等用户管理, 同时可以提取当前设备的实时数据。GIS系统方便用户对设备现场位置进行定位, 能主动显示故障发生的位置, 以报警的方式提示操作员及时对事故进行维护和处理。

(5) 网络交换机/路由器。为了和EMS (能量管理系统) 、MIS、负控等系统的连接, 必须使系统对外能够提供一个数据接口和其他系统进行连接。网络交换机/路由器就实现了接口解释, 对其他系统提供当前实时数据, 同时也吸收其他系统的数据为配电网自动化系统使用。使用这种结构, 对系统的安全性有较好的保护, 同时可以调节主处理服务器的负担, 进行分层的管理。

(6) Web服务器。将配电网自动化系统的实时数据、历史数据、图形数据, 通过服务器在网络上发布, 使用户能够在远程就可以查看当前设备信息, 并针对一些数据及事件进行及时的处理。

(7) 维护工作站。数据库维护、图形维护等协调系统的高级操作在维护工作站上进行处理, 在主站网络上将数据进行发布, 使整个系统协调工作, 维护其完整性。

(8) 管理工作站。配电网自动化包含的管理功能众多, 系统内的各管理功能模块的运行和管理可在这个工作站上进行, 如打印数据等操作, 此类节点具备查看系统运行状况的能力, 同时完成指标分析与统计工作等。

(9) 调度工作站。可配置多台配电工作站, 作为系统的用户操作端提供给配电调度员使用。其主要功能有图形方式的数据查看、遥控操作、数据设置操作、配电管理各类相关操作等。其中配电工作站需要较高的图形显示能力 (配电网范围大、数据多, 需要使用高分辨率的大屏幕进行数据展示) 。

(10) GIS对时设备。为了将整个系统的时钟进行统一, 采用GIS时钟对时系统。由前置处理服务器采集时钟信号, 在网上广播的同时, 也周期性地将时间发向终端设备, 对终端设备进行对时, 使SOE事件能够准确被处理。

(11) 报表打印机连接在报表工作站上, 其他节点的召唤打印通过网络共享;另外, 为了实时打印输出的需要, 将事件打印机直接通过打印服务器连接在双网上, 避免挂接在计算机上。

(12) 图纸输出打印机 (绘图仪) 直接与GIS工作站连接。

(13) 模拟屏 (背投) 设备采用网络节点直接挂接在网络上的方式。

某配电网自动化系统主站计算机系统构成实例。该系统于2000年12月投入运行, 适合较大规模自动化系统。

(1) 数据服, 务器组。存储、管理各种历史数据, 登录信息、用户信息、设备信息、电网管理信息等。服务器装有数据库管理系统, 定时从实时数据库中采集实时数据, 供其他工作站调用, 方便用户使用。它利用商用数据库优秀的管理性能, 实现对配电网数据信息进行统一管理。数据服务器采用高档的DEC服务器, 安装UNIX操作系统。

(2) 数据备份服务器。它与数据服务器组形成双机热备份, 防止数据丢失, 提高了系统的可靠性。数据备份服务器采用高档的DEC服务器, 安装UNIX操作系统。

(3) 前置终端服务器组。用于连接各配电网终端设备, 采集配电网实时信息、向终端发送控制操作命令、进行规约转换及数据处理等。采用配置较好的工作站, 安装UNIX操作系统。

(4) DA工作站组。用于对整个城区配电网的SCADA监控故障管理。正常情况下, 实时显示配电环网的信息, 了解网络的运行状况。故障发生时, DA工作站组接收到配电监控中间层发来的故障信息, 启动故障管理软件, 自动生成相应的故障隔离和恢复供电方案。调度员对此方案进行确认后, 发出开关操作命令, 实现故障隔离和恢复供电。与此同时, 系统对停电区域进行动态着色, 调度员可以很清楚地了解到整个故障管理过程中网络的连通状况。系统采用两台DA工作站, 同时对环网进行监控, 防止因故障造成的影响, 提高了系统的可靠性。采用配置较好的Alpha工作站, 安装UNIX操作系统。

(5) 监控工作站组。采用配置较好的工作站, 安装UNIX操作系统。

(6) SDE主、备服务器。以SDE的格式存储、管理空间图形数据, 实现对全网空间图形信息的统一管理。服务器装有Sybase数据库管理系统软件和SDE服务器软件。由于空间图形信息的信息多、数据量大, 全网的图形信息全部保存在该服务器中, 为了满足系统整体性能的要求, SDE服务器采用高档的HP服务器, 安装UNIX操作系统。SDE服务器以双机热备份方式运行, 防止数据丢失, 提高了系统的可靠性。

(7) 网络接口和转换工作站。作为网络接口建立与其他系统的联系。在配电网自动化监控和管理系统与其他系统 (调度自动化系统、MIS系统等) 之间起联络和隔离作用。采用转换工作站, 安装WindowsNT系列操作系统。

(8) 其他配电管理工作站组。由一组PC机组成, 实现报表打印、图形编辑和显示功能。系统可根据需要增加PC机运行其他应用软件, 安装Windows系列操作系统。

(二) 开闭所监控终端

1. DTU的作用

DTU与FTU都是主要用于监控开关设备的测控装置, 其基本原理相同。但由于监控对象在电网中所处的位置、应用环境、系统要求等不同, 故这两种监控终端有各自的特点。DTU与FTU相比主要有以下不同点。

(1) 环境条件。对于测控柱上开关的FTU, 一般要求安装在柱上等户外场所;DTU则多安装在开闭所内, 运行环境条件较FTU好。

(2) 监 (测) 控对象数量。1台FTU一般监控l台开关, 有时也有监控多台开关的要求, 但至多监控2~3台开关 (如同杆并架等情况) ;而1台DTU少则需监控2~3台开关, 有时会多达10台以上的开关, 甚至还有可能需要监测变压器。所以对装置的容量、处理能力、功能等要求比FTU高许多。故在模拟量、数字量输入 (AI、D1) 和数字量输出 (DO) 部分, 采用可处理多个对象设备的模块电路。

(3) 功能。FTU一般要求有三遥 (遥测、遥信、遥控) 或两遥 (遥测、遥信) 功能, 有的还需具有保护功能;DTU除要求有FTU具备的功能外, 有的还需要备用电源自动投入功能、多路保护等功能。

(4) 结构形式。FTU多为台式结构, 体积较小, 大多与柱上开关一起安装在电杆上;DTU多为柜式结构, 体积大于FTU, 一般为落地安装。

(5) 与调度自动化系统中变电所RTU相比, 系统硬件构成基本相同, 不同的是装置的容量和功能。由于一般开闭所的规模要小于变电所, 故DTU的容量一般小于RTU。一般变电站配备专门的继电保护设备, RTU的功能就是四遥 (遥测、遥信、遥控、遥调) 或三遥;而有的开闭所要考虑造价及统一管理问题, 需要将保护设备自投、三遥等功能集中到一台装置上, 这些功能问题往往要求DTU解决。

2. 应用DTU实现备用电源的自投切

(1) 单电源供电情况

正常运行方式为开闭所由进线1供电, 主电源有电, FKl合, 辅电源备用, FK2分, FK。合。

DTU检测到TV1电压为“0” (主电源失电) 时, 再检测TV2, 若无电则等待主电源恢复供电;若TV2有电则先控制FK, 分, 然后合上FK2, 实现备用电源自动投切。此后, 当DTU检测到TV1电压为“1” (主电源来电) 时, 则由DTU控制分FK2, 再合FK1, 恢复主电源供电。

(2) 开闭所选择双电源供电方案

如图3所示, 假设进线1为主电源, 进线2为辅电源。正常运行方式为开闭所由进线1、进线2分别给I、Ⅱ段母线供电 (FKl、FK2合, FK3分) 。

DTU检测到TV:电压为“0” (主电源失电) 时, 再检测TV2, 若无电 (TV2电压也为<“0”) 则全所停电;若TV2有电 (TV2电压为“1”) 则先控制FKl分, 然后合上FK3, 实现备用电源自动投切。此后, 当DTU检测到TVl电压为“1”, 主电源来电时, 则由DTU控制分FK3, 再合FK1, 恢复原有供电方式。

同理, 可设进线2为主电源, 进线1为辅电源, 两者之间互为备用, 在DTU的控制下实现自动投切。

开关互锁要求:为保证供电可靠性和避免不同电源间形成环流, 不允许双电源握手合环运行, 所以主电源开关FK1、辅电源开关FK2和分段开关FK3互相之间应实现互锁, 同一时刻只能闭合其中两组开关。

(三) 配电变压器监测终端

1. TTU的作用

TTU的主要作用是采集并处理配电变压器低压侧的各种电量 (电压、电流、有功、无功、功率因数、电能量及状态量) 等参数, 并将这些参数信息向上级系统传输, 监视变压器运行状况, 当变压器发生故障时, 及时将故障信息上报给上级系统;还可增加对电容器组实现就地和远程集中无功自动补偿及其他控制功能。

TTU的一般原理构成如图4所示。

装置通过安装在配电变压器低压侧的TA采集变压器负荷电流信息, 通过直接接人配电变压器低压侧电压获取电压信息。这些信息通过运算 (经A/D、DSP或程序处理) 可获得电流、电压、有功、无功、功率因数、电量、电压合格率等系统运行所需的数据 (遥测) 。

对配电变压器监测 (控) 终端扩充应用中, 还可考虑遥控、无功补偿等功能。在低压侧装有空气开关需要监视和控制该开关的场合, 可通过开关辅助接点或其他状态量输入, 获取开关分/合闸等状态数据 (遥信) , 同时接收主站 (或上级设备) 发来的控制命令, 对开关进行分/合闸操作 (遥控) ;通过通信接口及装置所配的通信设备, 将这些信息传送 (或送上一级设备通过处理后转发) 到主站计算机系统 (数据传输) 。在低压侧需要进行无功补偿的场合, 通过采样计算功率因数等方法确定需投入 (或切除) 电容器的数量, 控制有触点或无触点开关的分/合、投/切电容器组, 实现就地无功补偿。也可通过接受控制中心发来的电容器组投/切命令, 实现集中控制无功补偿。

2. TTU对配电变压器检测

按照标准要求, 配电变压器监测终端应具备遥测功能。该功能包含信号采集、数据处理和数据传输几个环节。对装置本体来说, 实现这些功能并不困难。但在具体实现该功能时, 由于配电变压器数量多, 且分布在城市的各个角落, 欲将这些变压器的数据传输到控制中心, 需要建立一定规模的通信网络, 有一定难度。由于配电变压器监测功能中, 对数据传输的实时性要求不高, 故可通过多种方法解决这一问题。

(1) 利用专用通信网。利用配电网自动化系统的专用通信网络传输数据 (如双绞电缆、无线、光纤等通信方式) 。该方法使用方便, 传输速率快;但造价高, 通信路由复杂, 实施、维护困难, 且费用高, 对于所监测的变压器数量较少且较为集中的场合可以使用;对大量分散的变压器监测数据传输则不太适用。

(2) 利用公共通信网。利用有线电话或近年来发展迅速的无线数据传输业务 (GPRS) 等方式, 借助公共通信网络资源传输数据。这两种方式前者需要配MODEM和架设部分电话线, 传输速率较低 (几kbit/s) ;后者只需装设无线MODEM, 传输速率高 (几十kbit/s) 。与专用通信网相比有许多优点。

(3) 利用就地红外通信。通过TTU配备的红外通信口, 利用手持红外抄收器, 到各变压器近旁人工抄收数据, 将抄收器连接到计算机输入这些数据。该方式在建立通信系统困难或暂时不打算建立通信系统, 而又需要监测变压器运行状况的场合, 是一种无需投资且易实现的方法, 但人工工作量大, 抄收时间长。

(4) 利用就地无线通信。该方式与 (3) 基本相同, 只是将红外通信方式换成无线通信方式。与红外通信方式相比, 无线通信的距离更远, 抄收时可不必到变压器近旁, 只需手持抄收器到无线有效通信区域 (十数米至数千米) 即可完成。但该方式的成本较红外通信高。

利用上述方法将变压器运行数据输入主站计算机系统或变压器运行管理部门的计算机, 通过软件处理这些数据, 进行分析、比较, 对设备的运行状况作出评估, 便于发现问题及时处理。同时还可完成台区线损、合格率等考核数据的综合统计等。

3. 利用TTU实现无功补偿

TTU的主要功能是监测配电变压器的运行状况 (即遥测功能) , 一般无控制需求。为了改善电能质量, 有的地方需要在配电变压器低压侧进行自动无功补偿。无功补偿的实现多为利用控制装置采集变压器运行数据, 通过计算判断功率因数, 如过低则自动控制接触器 (有触点) 或可控硅 (无触点) 投入电容器进行无功补偿;如过高则控制切除电容器。TTU具有数据采集和处理功能, 如考虑无功补偿要求, 则需在设计时加上控制功能, 再配上接触器或可控硅及电容器组等元件, 即可实现自动无功补偿功能。

摘要：对于大规模系统, 主站计算机系统设备主要应包括计算机、通信设备、网络设备、模拟屏等。不同的应用需求可采用不同的主站计算机系统配置和结构。该系统是由两大部分组成:一部分是基于实时监控应用部分, 包括前置处理器、数据服务器、调度员工作站及维护、报表、PAS工作站;另一部分是基于GIS的配电网管理部分, 包括GIS服务器、GIS工作站、营业主机、故障报修主机, 以及各班组维护终端等。这两部分通过Web服务器连接。

关键词：配电网,工作站,终端系统

参考文献

县级配电自动化主站系统的设计 篇8

第一个目标涉及平台一三区贯通改造, 依据Q/GDW1513—2016《配电自动化系统主站功能规范》完善三区软件功能, 主配网系统间数据交互改造, 完成一区应用软件向三区的迁移改造, 实现系统与海量数据平台间的电量数据交互, 实现配电自动化运行指标的上送功能, 实现信息交互总线的软负载改造。同时在软件选择上, 部署生产控制大区的基础监控功能和运行状态管控功能。扩展功能在基础软件运行稳定后再统一考虑部署, 包括以下主要功能内容。

1. 主配网数据同步

以往的主配网数据同步由于没有正反向隔离装置, 可以建立正常的TCP/IP连接, 因此只需要使用标准的远动规约和文件传输协议即可实现静动态数据的实时同步。如果之间加装正反向隔离装置, 则需要利用正向隔离装置, 在配网主站系统中开发EMS接口程序, 将从EMS获取的相关信息, 按照既定格式, 解析成主网的实时运行数据、调度员操作信息或是主网图模数据。同样的, 主网也需要按照既定的接口规范进行同步信息的发送。

对于配网通过主网进行的10k V断路器遥控操作, 则需要在配网主站中开发遥控指令文件生成工具, 将遥控指令按照接口要求格式生成E文本文件, 并存于指定路径, 由反向隔离装置传至EMS中。EMS则也需开发相应的工具, 实时扫描遥控指令文件夹的变化情况, 一旦发现有新的遥控文件生成, 则需要解析此文件, 并生成相应的遥控报文进行下发。

2. 安全接入区终端参数同步

安全接入区是相对独立的, 和生产控制大区、管理信息大区都由正反向隔离进行安全隔离。此区没有配置数据库进行参数存储, 因此需要通过对配电系统主站平台进行升级, 实现系统对文件类型参数存储媒介的读写。I区的所有前置参数有变化都需要通过正向隔离装置实时同步至安全接入区, 并且能够被数据采集服务器动态加载, 保证终端接入工作和以前的模式没有区别。

3. 数据采集服务器功能

数据采集服务器负责读取前置通信参数, 并与终端建立TCP/IP连接。对于终端上行报文直接生成文件由反向隔离装置传送至生产控制大区, 由前置服务器进行解析处理。为保证各种控制操作的安全, 安全接入区的专网数据采集服务器能够接收和识别由前置服务器通过正向隔离装置向配电终端发送的报文, 并进行相应的透明转发, 对前置服务器加密处理的报文部分不进行解密处理。

4. 单相接地故障指示器接入

单相接地故障指示器的接入首先需要对规约动态库进行升级, 实现新型故障指示器规约的扩展。能够根据故障指示器上送信息及时发现或判断单相接地故障, 并可以进行录波文件的自动或手动召测。在信息展示方面需要开发新录波分析工具, 实现对录波文件解析, 显示各通道录波数据, 能够选择多个故障录波文件中的若干通道数据进行对比分析与显示;提供故障分析, 包括谐波分析、序分量分析等。在对录波文件的深化应用上能够结合故障录波文件诊断单相接地发生的时刻和区段位置;诊断结果可以在配电接线图上进行显示、报警列表显示。

5. 终端精益化管理

终端远程运维可以提高运检人员在配电自动化终端维护上的工作效率。首先需要在主站侧和终端侧针对终端远程运维的功能进行扩展规约的程序开发。完成扩展规约联调后, 在主站侧开发终端精益化运维模块, 实现配电终端参数远程调阅及设定, 配电终端历史数据查询与处理。

6. 协同管控模块

生产控制大区 (Ⅰ区) 和管理信息大区 (Ⅲ区) 之间的应用数据经协同管控模块的中转, 实现各类应用数据的按需交换。生产控制大区的数据可分为数据采集与监控类、故障处理类、分析应用类和历史数据应用类;管理信息大区的数据可分为数据采集与监测类、配网运维管理类、接地故障分析类、分析应用类、历史数据应用类和历史数据信息。

生产控制大区的数据采集与监控信息经协同管控模块同步到管理信息大区, 遥信、保护及遥控告警等重要数据实时同步, 遥测及其他数据采用断面数据加订阅的方式同步。两个大区之间的数据传输可以采用既有的IEB总线。而不同类型的数据同步则需要开发相应接口, 并对总线进行订阅/发布配置后即可实现新类型数据的两区同步。

二、第二目标实施方案

第二目标涉及地市-两地历史数据, 参数数据的分布式存储;实时数据的责任区分流;各项SCADA服务, 高级应用服务的分布式运行;各地工作站对本辖区内配网运行状态的定制化展示, 对交集资源进行互斥访问。

1. 分布式存储

配自主站对于本系统内的所有参数修改在存入本地数据库的同时都应同步至地市主站商用数据库, 在局参数库出现问题时, 可以从地市地调获取正确的参数库, 保证系统能够正常启动。历史数据存储同样要同步至地市主站商用库, 方便地市主站对辖区内配电自动化数据的统计分析, 并且按照电科院要求生成指标数据, 供上级及时掌握各地配网自动化的运行状态。

2. 责任区分流

实时数据按照所属辖区制定系统内的路由策略。地市配电自动化终端上送数据处理后的各种应用类型信息只在地市主站内部流转, 配电自动化终端上送数据处理后的各种应用类型信息除了为主站提供各类服务外, 还要传递给地市主站, 供地市配调进行全局监控。

3. 定制化展示

局的所有应用窗体布局根据用户需求特殊定制, 满足用户的使用习惯。调度员画面及其他SCADA应用程序均只对辖区内的配电自动化信息进行实时监控和统计分析展示, 方便用户快速定位配网区域。

4. 互斥访问

当配调和地市配调要对地区的某个参数表进行维护时, 应在先打开该表后将其锁定, 禁止两地同时对某张参数表的修改, 保证版本唯一。在解列状态下, 应禁止地市用户对地区参数表的维护操作。

摘要：由于原配电自动化主站系统已实现了基本的SCADA和配网馈线自动化功能, 本次设计主要目标一是满足新主站所有功能规范要求和二次安防要求, 二是保证配电自动化主站系统能够脱离地市主站独立运行。

关键词：配网,自动化,主站

参考文献