自动调控系统（共10篇）
自动调控系统 篇1
引言
随着我国经济的快速发展, 人民对电力的需求越来越高, 电网在不断发展和进步的同时, 保证电力供应的安全有序进行, 是电力调度的首要任务。而电力调度自动化系统作为保证电网安全和经济可靠运行的重要手段之一, 需要建设好、应用好, 为各级电力调度机构生产运行人员提供电力系统运行的实时信息、分析决策工具和控制手段, 切实起到技术支持的作用。特别是近两年, 国家电网公司提出了"三集五大"发展思路, 调控一体化作为"大运行"的重要一环, 势在必行。本文分析了适应调控一体化的自动化系统应如何构架, 才能确保调控一体化的顺利实施, 以及目前的应用情况。
1、调控自动化系统的必要性
电力系统是一个庞大而且复杂的系统, 由几十个到几百个发电厂、变电所和成千上万个电力用户, 通过多种电压等级的电力线路, 互相连接成网进行生产运行。电能的生产输送过程是瞬间完成的, 而且要满足发电量和用户用电量的平衡。现在电力系统的发展趋是电网日益庞大, 运行操作日益复杂, 所以当电网发生故障后其影响也越来越大。另一方面, 用户对供电可靠性和供电质量的要求日趋严格, 这就对电力系统运行调度人员和电力系统调度的自动化水平提出了更高的要求。电网调度自动化具有较大的经济效益, 可以提高电网的安全运行水平。当发生事故时调度员能及时掌握情况, 迅速进行处置, 防止事故扩大, 减少停电损失。因此, 电网调度自动化是一项促进电力生产技术进步和有显著经济效益的重要工作, 是电力系统不可缺少的组成部分。2010年, 国家电网公司提出了"三集五大"体系建设, 其中"大运行"要求在传统调度运行值班业务基础上, 增加变电设备运行集中监控功能, 推进各级变电设备运行集中监控业务与电网调度业务的高度融合, 实现调控一体化。调控一体化的实施, 不仅仅是人员、业务的整合, 更对自动化系统等技术保障体系提出了更高要求。
2、调控一体化自动化系统建设思路
2.1. 自动化系统基本功能要求
调控一体化要求实现电网调度和运行监控功能的集约融合、统一管理, 对调度自动化装备提出了更高要求。要同时满足调度、监控运行工作需要, 自动化系统应具备完整可靠的SCADA功能, 也要具备高级应用软件的分析计算、智能决策功能。由于调度、监控人员所需权限不同, 应用重点也不同, 自动化系统还应具备权限划分的功能, 针对不同的用户赋予不同的权限。
2.2. 建立双套自动化系统的必要性
由于实行无人值班后, 变电站主要通过监控人员对设备运行状态进行监视。而调控一体化整合后, 调度、监控人员均使用同一套自动化系统。而只有一套自动化系统的安全风险非常大。当自动化系统因自然灾害或系统故障等停运后, 调度和监控人员将对所辖厂站失去监控, 由于厂站均为无人值班, 此时若发生故障, 调度及监控人员不能及时知道, 更无法及时进行处理, 极有可能因此导致电网事故的扩大和蔓延, 造成大面积停电事故。所以, 为了提高自动化系统的容灾能力, 应建立两套自动化系统实现对变电站的监控。同时, 为了实现更高的可靠性和较小的维护工作量, 两套自动化系统应采用同一厂家的自动化系统。每个厂站通过专线通道尽量经不同路由分别接入两套系统。两套系统之间应至少实现前置、系统互备。前置互备主要指一个厂站分别接入两套系统, 当厂站与A系统通讯中断时, 能通过B系统将远动信息传给A系统, 从而实现双系统和双路由。系统互备主要指两套系统的数据库互为备用。当A系统数据库故障后, 工作站可通过切换到B系统, 从而提高系统的可靠性。
为了充分发挥两套自动化系统的容灾能力, 调度控制室应安装至少两台工作站, 分别通过光纤直连到两套自动化系统, 这样当任意一套自动化系统停运后, 均不影响调度监控人员对电网运行状态的实时掌控。
2.3. 加强自动化系统应用的建议
为切实有效提高调度和监控人员监控效率, 应统一制定自动化系统告警信号分类标准, 有系统、分层次对告警信号进行优化、归类、减少, 为调控人员提供更精准有用的告警信息, 减轻调控人员无谓的工作量。尤其是在电网发生事故后, 能及时通过一级告警信息及时分析、判断事故原因, 确保事故处理时"判断准确、隔离迅速、重点保障、恢复及时、控制有力", 切实避免调度和监控人员浩如烟海的信息量所覆盖, 实现科学治网和科学减负。
加强技术装备来提高电网实时运行的控制能力。在传统调度运行值班业务基础上, 加强在线安全分析预警、实时计划优化调整、故障辅助决策等功能, 全面掌控电网运行状态, 实现调度运行从经验型向智能型、从单一运行功能到多功能、从事后被动型向事前主动型转变。
3、目前眉山调控自动化双系统建设及应用情况
眉山公司在2010年投运了全国首套集群调控自动化双系统, 经过近两年的运行, 取得了良好的效果。下面简单介绍此套系统的总体构架及应用情况。
3.1 集群调控自动化双系统总体架构
3.2 前置互备
如图所示, 正常时, 厂站通过站端通信管理单元不同的串口分别向A系统和B系统传送数据。其中, 厂站至A系统串口通道设置为A通道, 厂站至B系统串口通道设置为B通道, A系统接收B系统的数据通道设置为C通道, B系统接收A系统的数据通道设置为D通道。C通道和D通道通过104网络规约不间断传送数据。为保证数据库的同步性, 厂站向A系统和B系统转发的远动信息表完全一致。要求每个厂站尽量从不同路由分别接入A、B系统, 形成厂站与双系统之间双通道双路由格局。
3.3 系统互备
集群调控自动化双系统正常工作时, 其主网交换机互联, 两套系统采用热备用方式、实时同步运行, 且A系统和B系统都具备相同和完整的电网模型。为保证两套系统的模型、图形、参数的一致性, 所有的数据维护 (模型、图形、参数) 均在A系统中完成, A系统实时库、商用库和图形的修改将实时同步到B系统。两套系统的同步采用的是文件传送的方式, db_replicate传送图形和模型等大字段数据, sync_msg_send传送实时数据。
3.4 Web互备
两套系统有各自的Web系统, 正常时各自独立运行, 互不干涉。进入集群调控自动化双系统Web页面后, 可任意选择登录A系统或B系统的Web进行浏览, 任意一台Web服务器出现故障, Web用户可以登录另一套系统, 实现Web级互备, 切实提高Web系统工作的可靠性。
3.5 应用情况
2010年3月眉山公司集群调控自动化双系统投运后, 完成了所有厂站A、B系统的联调, 完成了告警信息分级工作, 系统嵌入了省地一体化安全稳定预警与辅助决策系统、智能调度辅助决策系统、可视化网损系统等应用。经过近两年的运行, 为调度、监控提供了强大的技术支撑, 全面提升了眉山公司自动化系统装备水平和容灾能力, 为下一步调控一体化的开展提供了有力保障。
4、结论。
随着智能电网的建设发展, 变革运行组织模式成为了电网发展的客观要求。而调度自动化系统是电力生产中的重要一环, 是调控一体化实施中的重要技术支持, 需要建设好、应用好, 才能为生产组织模式的变革提供安全保障, 才能确保电力生产的长治久安。
摘要：本文作者结合国网公司的"三集五大"发展思路, 提出如何建设满足调控一体化的自动化系统思路, 以及目前按此思路建设的眉山公司自动化双系统构架及应用情况。
关键词：电力系统,调度自动化,调控一体化
参考文献
[1]党晓强, 刘俊勇.电力系统调度自动化的基本内容[J].电气时代, 2005.
[2]章健.电力系统调度自动化系统现状研究与发展[J].北京电力高等专科学校学报 (自然科学版) , 2010.
[3]陈媛.浅谈电力系统调度运行[J].现代企业文化, 2009.
[4]商国才.电力系统自动化[M].天津:天津大学出版社, 1999.
自动调控系统 篇2
关键词：电力系统；调控一体化；总体方案
中图分类号：TM734 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2013） 12-0000-01
目前，我国电力系统自动化的水平不断地提升，同时调控一体化也在县级的电力系统中得到广泛的运用，并且在电力一体化的管理中取得了良好的效果。县级电力系统在调控一体化的管理模式之中，使得电力企业的人力资源得到了最优化的配置，同时也降低了操作人员的工作强度，保证了员工的人身安全。调控一体化管理使得县级主、配网电力运输管理水平有了新的突破，从而提高了电力系统自动化的运用，同时也提高了电力企业的经济效益。
一、电网调控一体化
电网运行管理中调控一体化管理，其体系主要是对电网电力运输进行调控，并且对变电系统装置进行远程监控的一体化装置。工作中对电力设备进行维护操作，工作目的是为了实现对电网调度监控管理体系。电力系统调控一体化不仅能够有效地提高工作效率，减轻操作人员的工作强度，一体化监控中分工管理体系较为明确，电网中各个设置配合交流畅，变电系统和用户端衔接较为良好。这也保证了电网在调控一体化的控制下，能够科学的管理设备的正常工作。管理系统后台操作中心，在运用调控一体化系统之后其工作的模式与电网传统的调度控制差别不大。但是，由于传统的管理模式，在对电力系统进行调控时，监控、运行以及维修工作都是有电网后台进行指挥工作的。同时又因为电力系统中许多的工序都比较复杂，所以实际操作过程中调控分工并不太明确，电量运输也不够均匀，使得在电力传输过程中消耗了大量的人力和物力，但是依旧没有达到预想的效果，也导致了一部分的设备和用户端不能正常的工作和良好的衔接。
二、电网调控一体化的现状
随着我国经济发展的速度加快，县级电网的规模不断地调整与扩张，结构也发生了一定的改变。县级电网的结构已经逐渐向复杂化发展，在这些情况的要求下，使得县级电力企业在生产与发展中必须更加注重于产品质量和服务品质。所以，在一定程度上促进了电力系统调控一体化系统的发展与完善。调控一体化系统是以传统的电力管理作为基础发展而成的，将复杂的工序逐渐分明化，如在电力调度工作中，电网控制中心对变电站进行远程监控，出现特殊情况后进行紧急处理对电站进行维护，同时负责对电网调度进行指挥与任务分解。电力系统自动化的一体化管理，使得各个部分各负其责，设备在工作中实现了良好的衔接，将电网调度管理更加集中，科学合理的对资源进行分配与利用，电力监控一体化的建设对县级电网的工作起到一定的作用，改善了电力生产，提高了人民生活质量。
三、县级电力企业调控一体化管理的总体方案
（一）软件、硬件设备的建设
电网调控一体化系统设计中，为了能够有效地对电网调度和变电站监控进行管理，就必须要提高电力系统后台控制中心的软、硬件设备。科学的对设备构架进行调整。与此同时，通过建立健全硬件系统平台，对机能重复的设备进行调整，确保电力系统的正常运行。在建设硬件平台中，采取SCADA服务器、历史传输器等对设备进行合理的控制，保证设备在电力传输中的可靠性。
同时，在电力系统调控一体化的建设中，软件的建设是极其重要的一部分。在后台操作管理平台中，需要建立健全一个完整的技术平台，将先进的软件设备运用到调控中，最大可能的发挥出软件系统的实用性功能。从而进一步的提高调控提携模板化的控制，优化软件设备，使得电网调控一体化系统在工作中更加的智能化、灵活化、自动化。通过在调控一体化的系统中完善软件系统的建设，实现设备工作中更加灵活的管理，对不同的电力传输对象进行灵活的控制和运维操作。
（二）调控一体化的应用
如今，在县级电力自动化管理调控一体化管理应用中，对二次设备描述模型监控业务应用不够完善。急需进一步的开发与完善，使二次设备模板能够更加的健全和丰富。所以，系统在管理过程中，根据具体的情况选用了具体的模板进行科学的管理。就目前对县级电力自动化管理设备进行分析，模型建设能够划分为间隔层、后台控制层以及设备调控层，这三个层次。而调控一体化系统在设备调层的运用中，还划分为一次设备调控、二次设备调控两种设备模型。我国县级电力系统中，一次设备调控装置技术已经相当的成熟，但是在二次设备调控模型的运用上只能有效的对装置信号和测量点进行调控。所以，在完善二次设备调控模型急需要完善。为了改善这种情况，电力调控一体化系统中添加了主站SCADA服务器对后台和工作站进行衔接。从而实现了电网系统中各个板块模板的建立，实现了系统自动化的快捷运作和分层显示。
四、结束语
电力建设企业是一个比较复杂的企业，在电力生产中具有高效的连续性，其生产和消费是同步进行的。国家的基础建设中，电力建设与居家生活、工业生产都息息相关，是社会建设项目中极为重要的基础性项目。在电力系统管理中，调控一体化的运用，不仅保证了电力的正常传输工作，而且还能及时的对出现故障的设备进行维修。调控一体化的管理模式在传统的管理模式上进行完善，适应了电网企业的新型运营模式，从而提高了管理质量。加强电网调控一体化管理，有利于促进，以此保障国家基础建设的高效发展。
参考文献
[1]魏东梅.调控一体化在电力系统自动化中的应用[J].科技与生活，2012（17）.
[2]李红蕾，戚伟，陈吕伟.智能电网模式下的配网调控一体化研究[J].陕西电力，2010（05）.
自动调控系统 篇3
广州恒运热电D厂装机容量为2×300MW,出线为220kV系统,采用全封闭GIS配电装置,主接线形式为单断路器双母线接线,配母联开关。发电机为东方电机厂生产的QFSN-300-2-20B三相二极同步发电机。
励磁系统采用东方电机控制设备有限公司生产的GES-3320同步发电机机端自并励静止励磁装置。为配合电网系统改造,提高电压质量和减少网损,降低运行人员劳动强度,2012年恒运D厂实施了AVC技改工作,取得了良好的效果。
1 项目改造前无功、电压控制状况
改造前,广州恒运热电D厂无功、电压调节主要考虑的是单机运行情况,即两台机组正常运行情况下投入“恒机端电压”模式,当发电机机端电压与设定值存在偏差时,利用励磁系统增、减磁功能及时调节发电机无功出力,以维持母线电压在合格范围内。这种调节方式,是通过机组自身的自动励磁调节器AVR装置,调整可控硅导通角的开度大小来调节励磁电流,进而调整发电机组的机端电压及无功输出。经过多年的运行,反映出以下问题:
(1)发电机无功电压曲线指标是由调度中心离线下达的,有可能反映不了电网及电厂的实际运行情况,调节存在一定的安全隐患。
(2)在发电厂、发电机之间无功协调需值长人工干预,运行人员需要时刻监视系统电压无功情况,并进行人工调整,工作强度大,误操作可能性加大,而且多家电厂同时调节不恰当,可能引起电网电压波动。
(3)发电厂自主无功调节矛盾突出,由于各电厂只关注自身母线电压,无法从全局角度协调无功分配,经常出现无功环流现象,造成不必要的有功损耗。
2 发电厂侧AVC改造实施方案
2012年广州恒运热电D厂开始AVC技改工作增设了一套山东鲁能积成电子股份有限公司生产的i ES-AVC50综合自动调压系统,与调度中心共同组成AVC系统,以主站-子站星型网络方式运行,主站和子站系统之间通过现有数据采集系统及数据通信网互连并完成信息交换。
D厂AVC子站通过远动专线接收中调AVC主站下发的电厂侧220kV母线指令。中控单元在充分考虑各种约束条件后,计算出对应的控制脉冲宽度,以通信方式下发至AVC执行终端,由执行终端输出增减磁信号给励磁系统,然后通过改变励磁调节器(AVR给定值调节机组无功功率。当励磁电流发生改变时,发电机的无功出力与机端电压也随之增减,并通过机端变压器进一步影响到母线电压的高低。
所以系统的无功电压控制通过励磁系统来实现,而AVC就是通过改变发电机AVR的给定值来改变机端电压和发电机输出无功的。
3 D厂AVC系统项目改造
3.1 系统构成
该装置由上位机和下位机两部分构成。每个节点有一台上位机,该节点上挂接的每台发电机各有一台相应的下位机。上位机通过RTU通道与设于调度中心的主站通信,向主站系统上传所需的实时信息,接受主站侧的控制指令,并与多个下位机间实现闭环运行,优化分配各机组实时输出的无功,或根据预置的高压侧母线的电压曲线,离线完成电厂侧无功电压的优化控制。发电厂子站的系统结构见图1。
3.2 AVC-1装置功能
AVC-1装置根据采集的遥测、遥信参数及网络的下发命令,输出遥调控制信号控制AVQR装置,实现自动无功调节。装置能够采集10路遥信、10路遥测信号,输出1路遥调、1路遥控、2路状态接点,能满足大多数现场要求;还可以实现遥测跟随、遥测闭锁、遥信闭锁、自动投退、控制速率限制、输出限幅、状态自检、网络断线报警等功能。
3.3 系统控制模式
(1)母线电压控制模式。
电厂子站系统接收调度主站系统下发的电厂变高侧母线(节点)电压控制目标值后,根据电压控制目标值,按照一定的控制策略,通过计算自动得出电厂需要承担的总无功功率,将总无功功率合理分配给对应每台机组,AVC子站系统直接或通过DCS系统向发电机的励磁系统发送增减磁信号以调节发电机无功出力,使电厂变高侧母线(节点)电压达到控制目标值,实现全厂多机组的电压无功自动控制。一般情况下,发电厂都应采用母线电压控制模式。
(2)单机无功控制模式。
电厂子站系统直接接收调度主站系统下发的每台机组的无功出力目标值,AVC子站系统直接或通过DCS系统向发电机的励磁系统发送增减磁信号以调节发电机无功出力,最终使各机组无功出力达到目标值。
3.4 系统控制方式
(1)闭环控制方式(远方控制)。
调度主站系统实时向电厂侧AVC子站系统下发电厂变高侧母线(节点)电压控制目标值,根据该电压控制目标值,按照一定的控制策略,计算出各台机组的无功出力目标值,或者AVC主站实时向电厂侧AVC子站系统直接下发各机组的无功出力目标值,由AVC子站系统直接或通过DCS系统向发电机的励磁系统发送增减磁信号以调节发电机无功出力,使电厂变高侧母线(节点)电压或者各机组无功出力向目标值逼近,形成电厂侧AVC子站系统与调度主站系统的闭环控制。
(2)开环控制方式(就地控制)。
调度主站系统定时向电厂侧AVC子站系统下发电厂变高侧母线(节点)电压计划曲线,当由于与AVC主站通信故障,电厂侧AVC子站系统退出闭环运行时,将自动跟踪下发的电压计划曲线进行调节。
3.5 系统调节方式
系统具有脉冲调节方式和脉宽调节方式,可适应各种AVR的接口特性,其输出至发电机组的励磁调节控制系统。但当AVC子站系统的装置异常或约束条件成立时,AVC功能自动退出,并输出一个告警信号。
3.6 系统通信配置
广州恒运热电D厂220kV电压等级的AVC系统配置1台上位机,组成1面屏安装在网控继电保护间内。#8、9机组各配置一台下位机,下位机随各机组分别布置于2台机组继电保护室内。上位机通过串口与NCS通信,并从NCS和下位机采集本厂数据。优化方案:
(1)上位机与下位机的连接。
上位机与下位机间距较远,为保证通信的可靠,通过光纤连接,采用CAN网通信方式、CAN网通信规约,主要实现上位机调节指令的下发、下位机的投退及下位机信息的上传工作。
(2)上位机与后台机的连接。
后台机位于集控楼操作台,交换机安装于AVC上位机机柜内,由于D厂集控室的后台机距离上位机AVC机柜较远,所以采用光纤连接,主要用于远方对AVC系统的监控及对AVC系统的投退。
(3)AVC系统与远动AK的连接。
广州恒运热电D厂远动AK位于网控室,主要用于调度通信,NCS信息通过远动AK与调度进行信息联系。AVC与NCS总控AK采用串口进行通信,即可从NCS采集220kV母线电压、机组有功与无功等模拟量、发电机出口开关与220kV开关等开关量,也接收中调AVC主站下发的电压调度曲线,并实现AVC信息通过远动AK上送中调。
(4)AVC与DCS系统连接。
机组AVC下位机与DCS距离较近,可以直接用控制电缆与DCS系统连接。AVC与DCS系统采用硬节点方式连接。当AVC装置投入时,AVC装置(下位机)向DCS系统发出“投入请求”信号。收到此“投入请求”信号,经过人为判断后,DCS向AVC发出“允许投入”信号(一对空节点置合)。AVC收到此“允许投入”信号后,才能真正进入自动调节状态,即投入状态,并向DCS返回“已投入”指示信号,用于DCS显示及控制逻辑。
AVC进入自动调节状态后,向DCS系统发出的“已投入”指示信号始终处于“合位”,一旦AVC装置出现异常或者遥测信号越限、遥信开关变位,该信号就会由“合位”变成“分位”,自动退出AVC,并通知运行值班人员。
3.7 AVC在DCS中的画面显示
AVC在DCS中的画面如图2所示。在机组DCS励磁调节器的画面上部,添加一个“AVC系统”的按钮,机组AVC退出时,按钮块绿色并显示“AVC已退出”;机组AVC投入时,按钮块红色并显示“AVC已投入”。在按钮块左右分别布置增、减磁指示,在AVC调节脉冲发至DCS时,同步进行红色闪烁。
3.8 AVC在DCS中的逻辑
AVC的投退原则采取“人工投,自动退”为主,兼以“人工紧急退”为辅的原则。AVC的投入必须经过运行人员的判断,人为操作投入AVC;在紧急情况下,保证机组及系统运行的安全,运行人员可以退出AVC。AVC自身有多重闭锁条件,实现在异常时自动退出AVC。简要说明如下:
AVC的投入过程:当无励磁、保护等闭锁AVC的信息时,AVC上位机向DCS发出“AVC投入请求”信号,运行人员判断后,操作“DCS投入AVC”按钮,发出“DCS允许AVC投入”信号,机组AVC收到“DCS允许AVC投入”信号进入投入模式后反馈“AVC已投入”信号,才真正参与调节。
AVC的退出过程:操作“DCS退出AVC”按钮,退出AVC;AVC故障或闭锁条件满足时,AVC的“AVC投入请求”和“AVC已投入”信号自动复位,实现自动退出AVC。
AVC装置已投入时,实现闭锁DCS调节,AVC装置退出时,自动开放DCS调节。
由于励磁调节器是以脉宽方式调节的,如果调节接点发生粘连,就会导致机组运行不稳定甚至非停。在增减磁回路中加入“脉冲1、2”两个元件,可以把原调节信号转变为具有一定宽度的脉冲信号,弥补了原回路的缺陷,从而增加了机组运行的安全稳定性。
4 改造后系统运行情况
2012年中,D厂#8机组由于状态检修退出AVC装置与机组检修结束后投入AVC装置时,系统母线电压时域对比如图3所示。
可以得出以下结论:
(1)未投AVC调节时系统线路电压波动约为2kV,投运AVC后仅为1kV,波动幅值减小50%。
(2)投运AVC后的系统线路电压波动的频率明显减小,提高了供电电压品质,提高了中调侧、发电厂的自动化水平。2012年度广州恒运热电D厂AVC系统投入前后各项统计指标比较见表1。
2012年广州恒运热电D厂两台发电机组AVC系统经联调投运后,运行情况表明,达到了改造预期的效果:减轻运行人员的劳动强度;减少机组进相运行时间;电压波动幅度小,电压合格率达到100%;减少了机组间无功窜动。
5 存在的问题及相关建议
(1)AVC联调期间,经常出现一个问题,在AVC系统操作中容易操作失败。可能的原因:发电厂RTU或是综自系统遥控功能失效;现场的受控设备的拒动失败;AVC系统采用的是FTP传输系统,文件传输的时间单位为分钟,会造成一分钟内的多个命令重叠而延时。
(2)AVC联调过程中,有时会产生输出的电压不合格的现象,或高或低。原因可能是由于一定的时间段内,调节次数过多而导致动作次数过早被用完,不得不进行人工干顶。人工调节无疑会导致调节不及时,也就会产生输出电压不合格的现象。遇到这种情况,应及时汇报中调,根据调度指令将AVC自动退出运行,切为就地控制方式,等待中调指令。
(3)AVC投运初期,设备经常异常闭锁,使投入效率降低。可能的原因:目前AVC系统中设备的保护性闭锁是在PAS系统上完成设置的,接口出现错误;AVC系统跳闸闭锁的反应时间较长,导致系统误判。这种情况应优化AVC系统的设备管理,着重加强AVC系统的通信接口的优化,提高AVC系统的信息交换速度,延长判据的时间,消除系统通信原因造成的操作失败和误闭锁。
6 结语
广州恒运热电D厂投用电厂自动调压系统后,将发电厂母线电压的调整由人工监控改为自动调控,消除了人为因素引起误调节的情况,有效降低了运行人员的工作强度,并向用户提供了合理的最高水平电压同时机组无功出力分配能满足系统稳定的要求,单机无功满足了P-Q曲线,保证了机组安全运行,尽可能地降低了电网的有功功率损耗。
参考文献
[1]唐茂林,庞晓艳,李曼,等.计及梯级电站的省地一体化AVC系统研究及实现方案[J].电力自动化设备,2009,(6)
浅析电力调控运行系统的优化措施 篇4
摘要：随着电力系统的日益庞大，运行操作系统的日益复杂，用户对供电质量与可靠安全性的要求也越来越高，对电力调控系统水平与运行调度人员操作水平均提出了较高要求，一旦电网出现故障，轻则会出现正常停电，带来不必要损失，重则会引发恶性的设备损坏事故，甚至是人员伤亡，因此，加强电力调控运行系统的优化是必要的。
关键词：调控运行；现状；优化方法
绪论
如今，生活生产用电量骤增，对供电质量及相关服务提出了更高的要求。为满足不断增长的电力需求，线路日益密集，许多设备相继投入，电网管理更加复杂，使得电力系统面临的压力越来越大。电力调控涉及电力监控和调度两大方面，在当前信息化、自动化的背景下，于电网运行效率和企业经济效益均有着积极作用，重要性愈发突出。从国内来看，电力调控运行系统已经历经验型和分析型两阶段，正在向智能化过渡。如何对其进行优化，促进其更好地发展，在当前应受到重点考虑。
一、电力调控运行的必要性
电力系统作为一个复杂庞大的运行系统，是由几十个甚至几百个变电所、发电厂以及上万个电能用户所构成的，经过各电压等级线路相互连接成网的生产运行，且电能生产输送快，发电、输电及用电均是在一瞬间实现的，这要求发电出力与电网负荷应实时平衡。要保证电力系统稳定平衡运行，则需要电力调控运行系统的支持，目前，电力调控系统已实现了调度系统自动化与监控系统的智能化发展，让调度人员能快速获取准确、实时与可靠的电网信息，对电力系统进行调压、调频及事故处理等，以确保系统的电能质量与电网的运行稳定性。
二、电力调控运行系统应用存在是问题
1、缺乏健全的管理制度
在电力调控系统的新运行方法中，因为运行时间比较短，缺少丰富的运营和管理经验，因此，就没有办法制定出切实可行的管理制度。在电力调控系统的运行过程中，没有与之相匹配的制度进行制约，也就无法保证整个电力系统安全有效地运行。为保证电力系统正常稳定运行，需及时制定合理的各类管理制度。
2、专业的技术人员的缺失
在我国的电力发展中，电力调控系统已经建立并运行，但相关技术人员还是相当的匮乏，运维跟不上，使系统在运行过程中的安全性和稳定性得不到根本保障，导致整个系统不能充分发挥其作用，工作效率较低。因此，为了促进系统的正常运行，必须配备好相关的技术人员，让他们熟练掌握与电力调度有关的知识和应用技术，从而维护电力调度系统的正常运行。
3、缺乏对电力调控优化系统的重视
电力调度运行系统是一套实用性比较强的应用系统，在系统的运行过程中，一直把工作重心放在整套系统的应用上，而忽视了对系统运行的管理。对人员的配置情况没有引起思想上的重视，没有及时有效地组织相关技术人员进行业务知识和技术的培训。如果出现了问题，把责任都推到生产厂家头上，而不在自身找原因。在以后的工作中，应坚决杜绝这些不良现象，对系统的使用和管理，必须两手抓，两手都要硬。
三、电力调度运行系统的优化原则
1、优化后系统必须具有开放性
电力调度运行系统开放以后，能够和其他电力系统中的各个机构进行信息共享，避免了系统中的信息冗杂情况，各种信息发生冲突的几率得到降低。系统开放以后，为电力企业内部的交流带来了极大的便利；提高了系统的兼容性，可以和外界的各种异种机进行连接，互相兼容。
2、系统优化后要有实用性
在保证原来的设备和投资不受到损坏的情况下，对系统进行优化。优化的时候，尽量满足电力行业发展的需求，在优化的过程中，充分使用计算机等现有的网络设备，充分利用企業的资源，为企业节省资源和资金。
3、系统优化以后要具有可扩充性
随着网络时代的迅速发展，网络的规划始终处在不断扩充的趋势下，所以，在对电力调度运行系统进行优化的时候，要充分体现出电力系统的可扩充性，电力系统的联网方案可以随时适应未来设备的扩充。
四、电力调控运行系统的优化方法
1、优化监控运行系统
电力系统结构庞大，设备众多，人工巡视检查较为困难，而监控系统可实时监视每一个细节，将监测到的信息及时传给操作人员。很多企业使用自动化监控系统后，都实现了无人值守运行。该系统由数据采集装置、控制仪表、PLC等部分组成，具有自动监测的功能，即便无人值班，电力系统也能维持正常运行。关于其优化，可增设电话报警系统，当有故障出现时，监控运行系统可及时发出警报通知调度部门，并尽快采取相关措施解决故障；在以往采集数据时，多是通过电度量所表示的电压脉冲进入监测系统完成的，需要重新设置初始值，会使工作量有所增加，所以应加强PLC和监控系统的优化。监控系统优化后，可实现通信和信息共享，进而促进整个调控运行系统的稳定运行。
2、加强电力调度运行系统设计目标的优化
电力调度运行系统设计的目标就是，对电力调度运行系统不用实施大规模改变，而是将小规模改进以后的应用系统在整个电力调度网络中进行平滑过渡，进一步提高系统的可扩充性和可扩展性。在系统主站设计时，应让系统在正常运行过程中，能显示主接线图和监视设备的状态，并且能自主采集系统运行中的数据，能在预定好的时间内将数据自动存档，绘制遥测量的运行曲线图。
3、对主站系统和变电站端进行优化
前者的优化主要体现在系统构成、功能和技术指标的优化，优化后，系统更好地对电力系统进行遥控和数据传输；后者的优化先要处理变电站端的运动信息，然后处理好调度中心的吗信息，信息必须和时代相适应，能够适应电力系统的更新。
4、对系统中的主干网络拓扑进行优化
将系统中最重要的电力系数放在中心接电脑上，和电力系统相连，便可形成一个环状结构的拓普网络，以方便电力系统能够更好地运行。此外，应对系统网络框架进行优化。在电力调度自动化系统的远程工作站中，系统中的计算机利用其自身的综合设备进行有效地网络连接。然后根据系统的网络框架，选用网卡或集线器设备进行连接，采用八芯双绞线传输介质。若两个建筑物之间的距离较远时，这样的组网布局必然对传输性能的指标造成很大影响。如网络的抗干扰能力有所降低，数据保密性能较弱。所以，在架设网络框架的实践工作中，需结合实际情况采取不同的方法，对系统中出现的问题及时解决。
结语
随着电力系统运行规模的不断扩大，要保证电力系统运行的可靠经济安全性，需要加强电力调控系统的运行水平，采取一定优化方法，充分发挥电力的调度监控功能，并采用先进的科学技术，不断完善及提高电力调控运行系统的性能，为我国电力系统的优化发展，提供必要的技术支撑和功能保障。
参考文献：
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自动调控系统 篇5
目前, 国网安康供电公司未建设配电自动化主站, 在配电网设备改造过程中, 适当超前安装了部分具有自动化功能的柱上开关设备, 安康中心城市负荷密集区试点安装了架空线路在线监测系统。目前, 配电终端中一遥比例为13.85%、二遥比例为54.98%、三遥比例为0。
随着社会经济水平的发展和电力体制改革的深化, 对配网供电可靠性的要求日益提高;加之95598业务全面集中后, 配网抢修指挥接派单及时率和故障恢复时长等同业对标指标的考核日趋严格, 而安康公司目前配网自动化建设工作尚属空白, 缺失配网设备调度的技术支持手段, 生产人员无法根据运行数据对配网设备开展系统的分析、消缺工作, 提高配网运行的精益化水平和提高配网抢修业务指标都缺失相应的技术支撑手段, 急需加快配网自动化建设, 开展配电自动化系统和配网抢修调度系统和配电自动化终端设备建设方案的立项储备工作。
2 建设目标和原则
根据国家电网公司和陕西省电力公司的统一部署, 按照国家电网公司《配电自动化技术导则》、《配电自动化规划设计技术导则》要求, 参考安康城市发展定位和城市总体规划, 面向整个安康地区, 以“建设坚强配电网架、保障优质可靠供电;建设配网调控一体平台、提升配网调度水平;梳理配网管理流程、优化配网运行管理;加强信息系统集成、实现多系统之间的信息共享与互动应用”为目标, 以“总体规划、分批实施”和“标准化设计, 差异化实施”为建设原则, 逐步建成覆盖安康全部配网区域的功能完善的“主站+终端”两层结构配电自动化系统。
3 技术方案
(1) 建设配电自动化主站系统, 实现配电SCADA、配网调度管理和馈线自动化, 实现责任区分流, 实现解合环操作分析、负荷转供决策与优化、状态估计、潮流计算等高级应用、调控一体化管理等功能, 达到配电调控一体化的应用要求。根据国网公司技术政策要求, 结合安康调度自动化的实际情况, 采用EMS、DMS独立, 地县一体化建设模式。配电自动化系统采取主站、终端三层结构, 配电终端通过光纤专网或无线通道接入配网主站。建设投资较低, 工程建设周期较短, 分公司通过延长终端方式使用配电调控员工作站, 有利于后期系统维护。
(2) 建设配网抢修调度指挥系统, 实现报修工单管理、故障研判、计划停电范围分析、统计分析、信息集成等功能。配套建设配网调控值班场所。配网抢修调度系统部署在国网安康供电公司自动化机房, 支持地县两级配网抢修业务应用。应充分利用已建自动化系统软硬件资源, 本着高效、经济实用的原则, 建设实时性较强、响应速度快、可靠性高、维护方便的配网抢修业务技术支持系统。利用现有DMS、EMS、PMS、电网GIS系统、营销、95598等相关系统, 通过系统集成实现“源端唯一、信息共享”。配网抢修调度系统支撑配电网故障研判、抢修调度等业务管理需求, 为配电网安全、优质运行提供技术支持。
(3) 结合安康公司实际, 依据《配电自动化规划设计技术导则》, 本着立足现实、合理超前的原则确定了“安康市区所有开闭所实施配电自动化“三遥”终端建设, 采用光纤通信方式;安康地区所有柱上开关、环网单元、配电室及配变实施配电自动化“两遥”、“一遥”终端建设, 采用无线公网通信方式, 同时有条件地区逐步扩展“三遥”功能区的覆盖范围。”的终端配置原则。
(4) 根据实际网架结构、设备状况和应用需求合理选用自动化终端。对网架中的关键性节点, 如架空线路联络开关, 进出线较多的开闭所、配电室和环网柜, 采用“三遥”配置;对网架中的一般性节点, 如分支开关、无联络的末端站室, 可采用“两遥”配置。
(5) 完善配电主站至变电站的骨干通信网并建设变电站至10千伏配电站点的接入通信网, 实现配电自动化信息可靠安全传输;在配电电缆工程设计中设应将光缆管道建设同步纳入一次电缆管道的建设, 预留通信专用管孔, 满足配电自动化中、长期建设和业务发展需求。
(6) 根据能源局36号文和C、D类区域大量使用无线公网通信的实际情况, 明确了安全防护方案。主站采用硬加密的方式, 在前置机采用经国家指定部门认证的安全加固的操作系统, 并采取严格的访问控制措施。在前置机配置安全模块, 对下行控制命令与参数设置指令进行签名。对于公网采集前置机, 与主站之间应采用防火墙等逻辑隔离措施, 实现公网与主站的隔离。严格禁止公网与调度数据网直接相连。配网自动化系统支持基于非对称密钥技术的单向认证功能, DTU等终端设备配置安全加密模块, 与主站系统配合, 对带有基于调度证书的数字签名的控制命令采取安全鉴定和数据完整性验证。
4 结论
配电自动化是实施“智能电网”战略的重要手段, 根据国家能源局发布的《配电网建设改造行动计划 (2015-2020年) 》, 到2020年, 配电自动化覆盖率要达到90%, 配电网建设改造投资不低于2万亿元。建设配网调控技术支持系统将提高配电网运行监测、控制能力, 实现配电网可观可控, 变“被动报修”为“主动监控”, 缩短故障恢复时间, 提升服务水平。实现配电网运行的全面实时监控, 合理安排配网运行方式和维修计划, 提高日常工作效率和生产管理水平, 满足社会经济发展对供电可靠性的要求。提高配电网管理水平, 有效优化抢修资源, 同时也有效践行对社会的抢修服务承诺;合理优化业务流程, 实现配网集约化、精细化管理。
参考文献
[1]邬捷龙, 王俊锴, 杜文学, 等.电网运行监控技术[M].北京:中国电力出版社, 2014.
[2]周耀辉.地区电网调度自动化系统集中监控功能研究[J].电子设计工程, 2011 (24) .
自动调控系统 篇6
随着电网改造的进行, 县级电网调度自动化系统得到了飞速发展, 使县级电网调度自动化水平有了很大的提高, 调度自动化的应用提高了电网运行效率, 改善了调度运行人员的工作条件。可以说, 实现县级电力系统调度自动化是使调度走上现代化、实用化的必经之路, 更是实现无人值班的基础。同时, 将县级供电企业生产运行部门的部分变电站监控人员并入调度部门, 成立调度控制中心。在原电网调度业务基础上, 增加电网监控职能, 负责监视电网运行设备运行信息及设备缺陷和事故告警信息, 来实现县级电网调控一体化管理。这既是县级电网公司集约化管理的要求, 也是县级电网可持续发展的要求。
1 县级电网调度自动化系统的组成
县级电网调度自动化系统总体设计为三级分布监控与管理结构。分布式是指系统的管理功能是分布的, 其分为主站和远方终端RTU两部分。各工作站的任务是按电网不同的生产、运行、管理的分工而设计的。三级管理就是对生产管理级、运行管理级、厂站终端级三个层次进行管理, 其示意图如图1所示。
其中, 主站系统一般采用基于计算机网络的分布式体系结构, 各功能节点通过网络相连, 实现数据之间的通讯及信息共享;主站系统采用单网或双网配置, 前置机、后台机、调度工作站等主要节点都为主备式。目前, 一般县级电网调度自动化系统都实现了基本的SCADA功能, 采集电网实时数字量和模拟量信息近万个。变电站的实时模拟量、状态量, 经过微机远动终端处理;处理后的数据通过电力载波或微波、光缆通信数据传输通道, 上送到主站系统再次处理;最后将数据送到模拟屏等显示设备。
以某县供电公司的调度自动化系统为例, 为了满足电网调度需要, 提供MIS网络联接接口, 实现数据信息共享, 该县电网采用ON2000调度自动化系统, 其主要特点是一体化的支撑平台设计, 综合的数据采集系统, 各应用模块具有一体化设计的图形、数据库, 面向电力系统对象的数据库设计, 实现数据的一致性;基于TCP/IP平衡分流的网络子系统;与Excel 2000紧密结合的无缝报表系统, 强大的历史数据及信息查询功能, 实现了各种数据的统计功能, 应用简单方便, 便于操作, 可扩展性强。操作系统采用Windows 2000, 双网络结构, 网络速率100 Mb/s, 硬件配置主要包括48路 (数字、模拟各24路) 双通道数据采集柜1台、前置机2台、数据服务器2台、PAS服务器1台、调度员工作站2台、维护工作站1台、Web服务器1台、网络交换机2台、网络隔离装置1台、GPS时钟1台, 还可根据具体情况增加相应工作站。Web服务器采用双网卡方式实现调度自动化系统与信息系统的网络互联, 通过防火墙与调度自动化系统联网, 通过IE浏览器对调度自动化实时系统完成查看电网运行情况、报表打印、历史数据浏览等功能, 完全实现了信息共享。
2 县级电网调度运行现状
县级电网是整个供电网的末端, 其主要特点是电压等级低、容量相对小、供电范围大、配电线路长、设备相对落后。改革开放以来, 由于乡镇企业的兴起, 发达地区农电情况有所改观, 但就全国范围来说, 与国网相比, 农电系统还处于低水平状态。以浙江省县级电网为例, 其农电系统线路长、负荷密度小、分布范围广, 投入自动化设备的困难较多, 主要存在以下问题:
(1) 变电所设备陈旧, 不少设备早已归属淘汰之列, 但由于资金原因, 有些仍在运行, 要实现自动化控制, 必须予以改造, 工作量很大。
(2) 由于县 (市) 局是独立核算企业, 必须以效益为中心, 调度自动化的实现直接效益并不明显, 往往被忽视。
(3) 由于县域范围大, 负荷稀, 变电所分散, 通信通道问题较为突出。
(4) 对县 (市) 局来说调度自动化是一项新技术, 并没有专业的技术人员。因此, 技术人员匮乏的情况比较严重。
针对农电系统的特殊性, 投入县级调度自动化系统必须因地制宜, 根据具体情况, 采用不同步骤和方式:
(1) 要加大设备更新改造力度, 为实现自动化打下基础。目前开展的农网建设与改造工作是改变农网设备状况及提高管理水平的极好机会。
(2) 应提高认识, 了解调度自动化的实现在市场化运营中的必要性, 以及在电网安全经济稳定运行中的重要作用, 看到其潜在的巨大效益。
(3) 要加强人员的培训, 提高技术水平和业务素质, 保证正常的管理和维护。
(4) 必须结合各地实际情况, 选用不同的结构方式和产品模式, 以克服农电系统设备陈旧、资金短缺的困难, 尽快使调度自动化全面普及, 提高农电系统的现代化管理水平, 这也是最为关键的一点。
3 调控一体化管理
3.1 调控一体化管理模式下调度、监控工作流程
3.1.1 调控中心的主要工作内容
县级调控中心调度与监控岗位职责明确, 不能混淆。设立调控中心的主要目的是为了提高电网调度运行效率, 主要监视内容限定于电气设备运行的“告警”、“异常”、“状态”等实时信号。其他“告知”类非实时信号 (即该类信号反应时长在小时级及以上, 如“加热器投入”、“故障录波器启动”、“电机启动”等信号) 和“输电设备集中监测” (含各类状态检修数据内容) 等信号可由相关的监视机构或部门处理, 无需作出实时响应。变电站消防、防盗信号考虑由现场值守人员直接接收汇报运行设备值班人员, 不宜由调度机构进行接收。
3.1.2 调控中心允许的操作内容
(1) 10 k V馈线开关的分合操作 (仅限于停送电操作) 。为满足电能质量进行的无功电压调整, 包括电容器投退、主变档位及无功补偿装置调整, 重合闸压板远方投退。
(2) 事故情况下为满足地区中性点接地个数要求而进行的主变中性点调整;为确保人身和设备安全, 防止事故扩大, 对调度管辖范围内设备进行遥控开关的分合操作;以及具备远方操作的二次回路软压板的投退。
(3) 根据调控中心的实际需要, 制定信号采集原则, 并对各类信号按必要性进行归类和分类上传, 明确监控人员的监管范围和职责。具体信号分类为:SOE信号、报警信号、综合类信号、直流信号、母线信号、开关信号、闸刀信号、所内系统信号、主变信号、保护及自动装置信号。
3.1.3 调度管辖范围的调整
调度管辖范围和监控管辖范围各地区情况不同, 但可以明确的一点是, 在将来这两者的管辖范围应该保持一致。目前在范围不一致的情况下, 可先采用“简单模式”并逐步过渡到“融合模式”, 最终可按“地区局调控中心负责市局110 k V变电站和220 k V变电站的调度监控, 县级调度负责对县局110 k V和35 k V变电所的调度监控”的属地化原则确定范围。
3.2 县级电网调控一体化管理的特点及优势
把调度运行方式管理制度化, 从制度上规范电网运行方式的管理工作, 合理安排运行方式。根据负荷变化情况和实际运行方式, 尽量减少方式倒换的时间和需要倒换的负荷, 对于申报的检修项目和检修时间做好审批工作, 不符合安全和经济要求的检修一律不安排, 严格控制临时检修, 另一方面, 在检修期间要做好监督工作, 对于正在采用的不经济运行方式做到心中有数, 督促检修单位严格按审批时间工作, 不得随意延长, 调度员应时刻关心检修进度, 询问现场, 掌握完工时间, 至少比预计完工时间提前下达编写操作票, 以便尽早恢复正常运行方式。对电网运行中存在的问题进行总结防范, 定期进行反事故演习, 将反事故措施落实到现实运行中去。
调控一体化能使调度员在有效地对监控人员进行监护的同时, 工作间歇可以辅助监控员监视电网运行情况, 确保电网操作的安全监护, 减轻监控员工作强度。同理, 在电网操作频繁时, 监控员可以辅助调度员监视潮流变化。监控人员在发现异常及事故后, 可第一时间向调度汇报, 减少了常规模式下经电话汇报等中间环节, 当值调度可以直接参与判断故障的性质, 在缩短汇报时间的同时, 提高故障判断的正确性;在紧急情况下, 当值调度员可以直接下令给监控员通过遥控操作迅速隔离故障点。调度与监控同处一室值班, 可以有效减少总值班人员和监控设备、场地的投资, 从而达到减人增效的目的。此外, 由于合并成一个班组, 可以有效地精简许多班组重复的记录。可见, 调度与监控同处一室值班, 能优化资源布局, 解决结构性缺员问题, 全面提高人力资源效率。
4 结语
在县级电网不断发展的同时, 县级电网调度自动化系统的规模也越来越大, 功能也逐渐完善。通过对计算机及其网络技术、通信技术的广泛应用, 县级电网调度自动化系统已成为集测量、控制、保护、经济运行、指标考核等多方面功能于一体的综合性管理系统。此外, 通过调控一体化改造, 实现调度与集控中心相结合, 通过信息共享、设备共享, 既能节约投资, 还能在很大程度上提高电网运行安全和经济效益, 满足了县级供电公司集约化管理和可持续发展的要求。
参考文献
[1]刘廷瑶, 邓小明, 常立民, 等.浅析县级调度自动化系统设计与建设[J].湖北电力, 2005 (29)
[2]刘秀娟, 任睿华.县级调度自动化系统发展规划探析[J].供用电, 2007 (24)
自动调控系统 篇7
关键词：调控一体化,电力系统自动化,实践
一、前言
近年来, 我国的电力系统得到快速的发展, 各个方面的技术不断的提高, 其中调控一体化在电力系统自动化中得到广泛的应用, 并且在实践应用的过程中对电力系统自动化、人力资源配置等进行了改善与优化, 最大限度的降低了电力工作人员的劳动强度, 保证工作人员的人身安全, 这对于实现电力系统自动化、一体化、规范化发展具有非常重要的作用。因此, 文章针对调控一体化在电力系统自动化中实践的研究具有非常重要的现实意义。
二、调控一体化的概念分析
调控一体化是电力系统运行的一种管理体系, 主要任务是对电力系统的变电监控与调度进行一体化的设置, 同时结合运维管理, 进而实现对电力系统监控、调度以及运维的管理。调控一体化能够明确电力系统的分工体系, 保证相互之间能够完美的衔接与良好的配合, 降低工作人员劳动强度的同时, 提高工作效率。传统电力系统管理模式的监控、调度、运维工作都有调度中心完成, 不仅工作众多, 并且在实际工作中还存在不均匀、不明确等问题, 需要消耗大量的人力, 导致一些工作不能够良好的衔接。调控一体化在电力系统自动化中的应用, 能够实现各项工作的衔接, 集中化调度中心的管理, 有效的整合各种资源, 提高资源的利用率, 进而实现对电力系统的一体化监视、调度以及运维。
三、调控一体化在电力系统自动化中的实践分析
1 调控一体化的总体方案分析
为了保证调控一体化系统能够充分的发挥作用, 应该提前设计调控一体化的总体方案。调控一体化系统的总体方案包括以下两个方面:一方面, 软件系统的创建, 调控一体化系统离不开完善的软件系统, 软件系统作为调控一体化系统的支撑平台, 主要包括报表服务模块、曲线服务模块、报警服务模块、数据服务模块、图形服务模块、图模库等部分, 通过创建完善的软件系统, 对于实现调控一体化的灵活化、开放化、智能化等具有非常重要的作用;另一方面, 硬件系统的创建, 电力系统包括调控中心与运维操作站两个部分, 硬件系统是电力系统的重要组成部分, 承担数据信息接收、传递以及下达运维操作指令的职责, 为了满足监控和调度的实际需求, 需要创建一个集中信息接收、分析、整合、处理、传输以及调控等一系列功能的硬件系统, 组成硬件平台的服务器包括前置服务器、PSA服务器、网络服务器、历史服务区以及SCADA服务器, 在实际应用的过程中, 各个服务器承担相应的作用, 实现对数据信息的全面采集与可靠发送, 进而提高整个系统的合理性、高效性以及可靠性。
2 调控一体化在电力系统自动化中的实践应用分析
2.1 调控一体化在设备建模层中的应用分析。
目前, 电力系统引进了众多的新型设备, 二次设备描述模型逐渐的被引入, 但是电力系统自动化管理系统并没有实现对新设备的监控, 这就要求在实践的过程中不断的研究与开发, 不断的完善和丰富二次描述模型的功能, 在研究设备建模层时, 应该科学的建模技术, 对电力自动化系统的所有设备进行分析, 设备分析需要分两次进行。模型的创建通常范围站控层、设备层以及间隔层三个层次。两次设备分析通常在电力系统自动化设备层上, 因此设备层分为一次设备与二次设备, 设备建模也分为两个方面:一次设备建模, 一次设备建模在站控层、间隔层中得到广泛的应用, 并且已经逐渐的形成了完善的体系;二次设备建模, 二测设备建模为重点分析对象, 二次设备模型通常在装置信号点与关联的测量点上, 因此应该通过调控一体化系统开发与完善二次建模, 保证其能够满足变电站信息模型的实际需求。
2.2 采集与分流数据信息。
调控一体化系统的前置服务器具有信息处理、传递与遥控站点端信息以及信息传回软报文处理等功能;主站SCADA服务器通常和人工工作站连接, 对接收的信息进行过滤与处理, 同时对业务所需要的信息进行过滤、集中与调度。通常状况下, 需要保证电力自动化系统信息传递的完整性、实时性以及正式性, 因此需要对相应的信息进行落实、整合以及分层现实。传统的人机监控方式, 第一层仅仅显示合并处理后的虚拟信号, 为了获得更加详细的信息, 需要分析和处理下一层系统的原始信息, 同时科学的处理信号之间的差异性与矛盾, 以此保证信号的正确性、精简性以及完整性。
2.3 SCADA的功能分析。
调控一体化系统具有SCADA功能, 保证其在电力系统自动化中具有独特的应用优势, 显著的提高电力系统自动化调控的完整性与效率。SCADA功能主要包括数据信息的采集、传递、处理以及整合等。通过创建完善的支撑平台, 能够对有价值的数据信息进行保存, 这些历史数据能够为应对将来的突发事件提供可靠的参考。如果电力系统在运行的过程中出现问题, 应该对历史数据信息进行分析与对比, 充分的发挥SDCDA功能, 更加稳定的进行处理, 尽快的将故障或者问题解除, 以此保证电力系统能够更加安全、稳定的进行。
结语
总而言之, 电力能源在现代社会生活与生产中发挥着至关重要的作用, 电力系统在现代社会运行中占据着重要的地位。通过将调控一体化应用在电力系统自动化中, 对于降低电力系统监控、调度以及运维管理工作强度, 提高工作效率以及保证电力系统安全、稳定运行具有非常重要的作用。因此, 现代电力企业应该充分的认识到调控一体化在电力系统自动化中的重要作用。
参考文献
[1]罗涛, 黄彩秋, 贾晋.调控一体化在电力系统自动化中的应用[J].企业技术开发, 2014, 33 (21) :45-46.
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自动调控系统 篇8
关键词：调控一体化,电力系统自动化,应用
1调控一体化及其在电力系统中应用的优势
传统的电网管理模式在对电力系统调控时, 监控和维护等工作只能在电网管理系统后台进行指挥, 再加上电力系统中很多工序都具有一定的复杂性, 实际工作中调控分工不明确, 因此一些设备和用户端的衔接不够理想。随着经济的发展, 人们对电能的需求量进一步增加, 使得电网的规模日益增大, 这给电网运行、维护等管理工作带来了更大的难度, 传统的电网管理模式已经无法满足电网运行的需要, 而调控一体化与传统电网管理模式相比, 其将电网调度系统、变电监控系统以及维护操作系统联系起来, 在实现电网调度功能的同时, 同时实现电力系统监控和电网维护功能, 由于调控一体化将多种功能集中在一起, 形成自动一体化模式, 因此与传统的电网管理模式相比在实现相同功能的前提下, 可极大降低对人员数量的要求, 并且提高了电力系统的自动化水平。
2调控一体化的设计方案
调控一体化要想在电力系统自动化中得到实际应用就需要优秀的设计方案, 首先, 需要基于现有的技术和实际需要搭建一个基础性技术平台, 基于这个平台集成电力系统自动化的各项功能, 并以此为基础实现各功能模块的建立, 这些都需要运用相应的软件技术来实现。其次, 这一基础性技术平台包括硬件平台和软件平台两个部分。
2.1硬件平台的构建
调控一体化系统设计时, 需要考虑调度工作和监控工作的共同需要, 因此需要利用基于计算机技术的服务器群对硬件构架进行合理调整, 另外, 为提高调控一体化系统的可行性和可靠性, 应当利用硬件系统平台对多余的功能进行合理的配置和管理。为此, 硬件平台的配置应满足如下要求:第一, 在一套硬件平台上要实现调度和监控功能, 为保证调度的有效性以及满足对不同范围的监督和管理, 可采用分层设计或分区设计。第二, 为保证调控一体化系统功能的实现, 应当配置4台SCADA服务器、4台历史服务器、2台网络服务器以及1台PAS服务器。
2.2软件平台的构建
软件平台的建立则是实现调控一体化的关键所在, 为达到对电力系统自动化各功能的集中控制, 应当建立一个统一的平台, 利用软件技术来实现对调度工作的灵活控制, 实现三级管理。实际工作中, 通过模块化的设计, 实现系统工作的灵活性和开放性, 软件构件包括调度与监控一体化图模库、一体化图形服务和一体化数据服务、报警服务等。
3调控一体化在电力系统自动化中的应用
3.1调控一体化在设备建模层中的应用
电力自动化的发展促使电力设备不断得到更新换代, 新的设备的引进以及对既有设备的改造使得二次设备描述模型被引入。然而由于处于自动化的管理模式下, 使得对新设备的监控功能不能完全发挥出来, 因此提高二次描述模型的功能势在必行。在此过程中需要采用建模技术对电力自动化系统中的设备进行分析, 建模需要分三个层, 即间隔层、设备层和站控层, 其中主要在设备层进行电力自动化系统的设备分析, 由于设备分析分两次进行, 因此设备层又分为一次设备和二次设备。目前一次设备模型的应用在技术上已经较为成熟, 而二次设备模型由于是用在装置信号点和关联的测试点上, 所以只能通过调控一体化体系来实现对二次设备模型的开发和完善, 这也是调控一体化在设备建模层中的主要应用点。
3.2调控一体化在电力系统中具体的应用
电力系统自动化是通过设备建模层、数据信息的采集和分流、S CBDA功能、控制一体化关键技术这几方面实现的。设备建模层的构成是实现了电力系统自动化管理。在调控一体化系统中构造设备模型, 将电力系统中的设备在调控一体化中模拟出来, 相当于真实的对电力系统中的设备进行控制。通常在调控一体化系统中设置两次设备描述模型, 促使系统描述更加真实、健全、丰富、完整。调控一体化中设备模型的建设主要通过间隔层、站控层以及设备层完成的。数据信息的采集和分流。上文中已经提及调控一体化系统中的各种服务器主要的作用数据信息的采集、分析、处理、整理、传送等一系列的工作。数据信息的采集是通过前置服务器获得的, 前置服务器能够同时接收不同站点传输来的数据信息, 并直接完成信息综合处理, 将其实用的信息传输到其他服务器中进行详细的处理。数据信息的分流是主要是通过S CA DA服务器完成的, SDACA服务器是将接收的数据信息进行过滤处理, 间不同类型的数据信息合理的划分, 分别展现出不同业务需求的信息, 将不同类型的信息进行分流处理, 从而实现调度和集控。SCBDA功能对电力系统进行高性能自动化检测和控制。在调控一体化中SCBDA功能主要的作用是数据的采集、通信、过滤、计算、统计等得出具有应用价值的数据, 将其有效的保存, 应用于电力系统中出现突发事件, 需要应用SCBDA功能处理的数据作为参考, 有助于有效的处理系统中的突发事情。 调控一体化就系统中的关键技术主要是人机展现层的构建和电力系统化应用层的构建。通过这两个层面的构建对电力系统进行合理的调度和集控, 促使电力系统实现一体化自动管理。调控一体化系统中关键技术之一的人机展示层是在电力系统中进行一体化人机交换展示调控, 将电力系统运行状态准确表现出来。
3.3调控一体化技术的关键技术应用
在电力系统自动化中, 调控一体化技术的关键应用还包括人机展示、应用层、信息分层以及自动化应用等, 这些应用可以更好地完善电力系统自动化模式, 使电子系统自动化在电网运行中发挥更大的作用。调控一体化在人机展示层中应用时, 人机需要通过测试, 根据测试来进行调整和控制;在应用层应用时, 需要将调度和监控功能融合在一起, 从而形成一体化的模式;在应用过程中, 应当确保信息的分流和每一个功能均能独立实现。在此基础上, 调控一体化要对信息分层进行处理, 处理的内容主要包括信息的分类、备份、合并等, 除此之外还要保证系统信息的安全。
结束语
综上所述, 电力企业的运行具有其特殊性, 主要是由于电力产品的生产和消费是同时进行的, 因此电力系统的建设对于国家基础设施建设以及国民的工作、生活都产生至关重要的影响, 电力系统自动化程度越高, 则电能质量和供电可靠性也就越高, 传统的电网管理模式对于越来越复杂的电力系统显得捉襟见肘, 而在电力系统自动化中应用调控一体化技术则可使电力调度、设备维护、电网监控等多种功能整合在一起, 有力保证电力的传输, 是一种先进的管理运营模式, 因此是电力企业管理的发展方向。
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自动调控系统 篇9
摘要：随着我国电力系统的不断完善，电力系统的调度工作也在持续不断的更新和健全。它对于整个电力系统来说，是一项纪律严格、技术复杂的管理工作。面对电力系统不断变化的要求和挑战，电力系统调度工作是否到位，直接影响着电力系统能否安全运行。本文对如何保证电力调控系统的安全运行进行研究。
关键词：电力调控；电力系统；安全管理；电网系统
随着县域经济的快速发展，城市化进程不断加快，人民生活水平的不断提高，用电负荷屡创新高，电网供电能力不足，供需矛盾日益突出。在这种情况下，给了调控人员更大的工作压力，同时也增加了电网发生故障的几率。
一、电力风险防范能力设计与实施
1、电网安全风险量化评估分析能力。
为了科学地对电网安全风险进行定量分析评估，应逐步使用先进的电网安全风险量化评估工具改进风险管理的模型，建立和完善电网事故统计分析数据库，以不断提高对风险的量化评估分析能力。应根据风险管理目标的要求决定风险量化的方法、假设、精度，而不一定每类风险都进行详细、复杂的量化。此外，风险度量方法的确定还取决于以下关键因素：风险的严重性和易变性；风险的复杂程度；量化数据的可得性；企业风险量化的技能；风险度量的成本等。
2、电网仿真计算分析能力。
（1）针对近年来出现的大区联网动态稳定突出、局部地区电网稳定矛盾突出等新情况，调度部门一方面应根据电网发展需要，适时更新电网离线综合仿真计算软件，扩充电网动态稳定、电压稳定等计算功能，完善模型参数，解决电网过渡时期出现的新问题；另一方面根据电网实时调度调控和电网集约化运行的需要，逐步推广与运用电力系统在线计算仿真工具，满足电网在线智能决策调度的需要。（2）大力推进电网精确仿真计算是实施电网精细化管理和集约化经营的必然要求。通过积极开展电力系统四大元件建模和参数实测（发电机、励磁系统、调速系统、负荷），并利用电网广域测量系统记录的系统扰动数据对电网事故和系统大扰动试验的反演，来不断修正主要设备的计算模型、调整参数和校核仿真软件计算功能，从而提高电网仿真计算的精确度和可信度。
3、培训仿真与演习能力。
（1）电网调度员培训仿真系统（DTS）功能完善实用，并在此基础上实施针对性地电网调度培训。（2）系统反事故演习常态化和特殊事件（迎峰度夏、重大节假日和特殊保电时期等）反事故演习相结合，不断提高调度实战演习能力。（3）定期实施厂站黑启动试验，确保黑启动电源的安全可靠。
4、能量管理系统（EMS）及电网在线智能化监控技术支持系统建设。
（1）根据电网安全形势变化和生产实际需要逐步完善EMS系统高级应用软件功能（电网N-1静态安全分析、电网在线稳定裕度分析、超短期负荷预测及发电计划自动安全校核等）；同时，尽快完善EMS系统的实时安全校核、设备越限提示、事故预警、事故推画面、事故反演等功能以及EMS系统中基于GPS技术的数据自动采集和分析功能。（2）推广实施系统广域实时监测和稳定预决策系统、自动电压控制系统以及继电保护管理信息系统等，不断提升电网的在线调度监控能力。
5、建立和完善电网事故应急处理机制。
（1）研究防止电网大面积停电、稳定破坏事故的措施，研究电网重大事故危机管理策略。（2）探索备用调度体系的建设，进一步完善电网调度应急处理机制。
6、风险管理能力持续改进。
在调度处理完每一次电网事故后，都应及时对其风险管理措施的有效性进行尽快评估，并针对评估意见拟定整改反措计划，以不断提升电网安全风险管理的调度调控能力，提高风险管理的效率与效益。
6、1 事后风险管理评估
事后风险管理评估是为了对电网风险管理的全过程进行反省、评价，并为今后风险管理能力的持续改进提供参考。
6、2 更新完善事故分析数据库
电网事故分析数据库应详细记录事故的分类、原因、损失、处理过程、处理措施的适用性、效果、经验与教训等。
6、3 事故反演校核仿真计算软件
通过对每次电网的事故反演，不断校核仿真计算软件使用数据模型及设备参数的准确性，不断提高电力系统计算仿真软件的适用性与正确性，为电网事故精确仿真计算分析打下基础。
64 反措完善技术支持系统
通过对电网事故发生、发展、处理、恢复全过程的分析，及时总结反思相关技术支持系统的欠缺，制定反措改进方案，不断完善EMS相关功能及其它提升调度调控能力的技术支持系统。
6、5 安全规章制度闭环管理
电网安全风险管理必须实现闭环管理，这是高效应对下次电网风险的有力保障。为此，应根据事故处理过程中反映出来的问题及时修订相应的事故处理预案等技术文件、进一步完善事故抢险与坚持处置体系，滚动修正风险管理策略，健全电网安全规章制度的闭环管理，并通过跟踪、反馈，落实改进意见，不断提高调度风险管理水平。
二、电力系統调度安全运行管理对策
1、提高调度人员的安全意识、加强安全技能。
在电力调度工作中，调度的工作人员承担的安全责任是巨大的，关乎到电网能否安全可靠的运行。因此，这就要求工作人员遇到紧急情况时应该保持沉着冷静的态度，积极寻找有效的解决办法，应对工作中发生的意外情况，电力调度人员必须不断提高自己的专业技能，以应对电力系统中各种突发问题。
2、完善电力系统的规章制度，加强人们意识观念。
建立一套完善的电力系统规章制度，有利于科学化管理调度运行人员和调度管理人员，这是保证电力系统安全运行中的重要环节。只有将电力调度的安全问题分化到各个小的部门才能使整个系统成员有机结合，发挥他们各自的职能优势做好本职工作。在制度的严格管理下，各部门协调工作，有序的开展各项任务，保证工作人员每天热情饱满地工作。
3、增加事故演练的频率。
因为事故总是突然地出现，需要调度人员立刻找到问题的根源，积极有效的采取合理的办法进行解决，只有通过不断的实际演练才能做到面对突发状况依然从容淡定。在这里必须要强调的是，工作人员必须将每次的事故演练当成真正的问题去解决，而不是当做完成任务一样抱着无所谓的态度，只有不断的加强练习，才能以不变应万变，保证电力系统的安全运行。
4、调整工作日程安排，对检修工作有序开展。
检修工作在电力系统的维护中是一项重要的环节，因此电力调度人员必须按照系统规定的要求，积极做好安全系统的检修工作，只有不断的检查错误并及时改正，才能确保电力系统始终保持一个良好的运行状态。对于检修的工作安排要严格执行，不能因为任何原因而延误检修工作。检修工作人员根据实践中遇到的问题要敢于提出建议，这有利于改善系统中存在的不合理现象。要求各个调度人员之间各司其责，同时又相互协助，共同推进电力系统的安全运行，给大家营造一个安全的用电环境。
随着电力体制改革的逐步深入.电力产业结构调整以及竞争态势的改变将引发一系列不确定因素.原有的电网生产组织体系和安全责任体系发生了巨大变化.而相应配套法律法规还处于进一步完善中.电网企业正面临着前所未有的巨大风险和由此带来的巨大挑战。同时.随着社会经济的快速发展和人们对事故停电心理承受能力的逐步下降。人们在电网快速发展的同时对安全可靠供电提出了更高的要求。
参考文献：
[1]连聪能.浅析加强长泰县电力调度管理保证电网安全运行[J].现代企业教育.
[2]梁雄忠.浅析电力调度的安全运行管理及控制措施[J].科技与企业
探析电力调控自动化技术的发展 篇10
电力自动化技术是电力系统中新兴的一种电力技术,包括调节与控制、自动检测和网络信息的自动传输等技术,是现阶段新发展的技术中最具有代表性的一种。电力调控自动化技术的作用主要是提高供电的质量并且确保电力系统能够稳定的运行,从而提高企业的管理效能以及经济效益,并且减少企业因电量过大而导致的巨大负担。电力系统最主要的构成环节是发电、输电、变电与配电等,因此要想确保电力系统的安全与稳定运行,加强一次设备的在线监控、调度控制与保护并且将计算机监控设备、测控设备以及保护设备作为二次设备是必要的。总的来说,电力调控自动化技术就是通过了解电网的实时信息来确保电力系统能够正常与安全稳定运行。
2 电力调控自动化技术的发展现状
电力系统在我国的国民经济中占有十分重要的地位,由于其系统复杂,所以电力调控自动化技术是其必然的发展趋势。目前,我国电力调控自动化技术的水平得到了一定提升,在经过了长期的发展,克服了技术的限制,在各方面都取得了明显的进步。我国电力调控自动化技术不仅在事业上达到了自主研发的阶段,而且在技术上也达到了世界先进水平。在现代科技的浪潮下,我国电力调控自动化技术正在朝着含有高科技的高技术方面发展。这样的电力调控自动化技术不仅确保电力系统的工作人员及时而准确的掌握最新的电力情况,还能够进行准确的电力系统分析,对故障问题进行有效的判断及排除。我国现阶段对电力调控自动化技术提出了更为具体的要求 :一是虽然实现自动化,但是要以人为本,以实际为前提,适应不同的形式和具体要求 ;二是以自动化技术为前提,减少事故的发生,在为企业节约投资的前提下,降低故障费用,真正实现资金节约。
3 电力调控自动化技术的发展趋势
3.1 实现电力调控自动化技术的智能界面化
电力调控自动化技术需要达到远程调控的作用,这个过程需要实现智能化。要使得实现电力调控自动化技术的实现远程化和可视化,这样工作人员可以直接读取数据,使得电网数据更加的灵活实时,可以实时的调控电网数据。这就需要实现电力调控自动化技术的智能界面化,它可以减少人员的技术失误,保证调控的正确与准确性,减少经济损失。
3.2 实现电力调控自动化技术的信息化
因为互联网储量大、信息传递快的特点人们的生活与互联网紧密的联系在了一起。因此建立电力系统的数字通信系统有助于实现数据的大量传输,使总控室与其他单位的快速连接。我国的实时电力调控自动化技术较为发达,如果实现了电力调控自动化技术的信息化,则能够及时安全的获取信息,提高工作效率。所以信息技术是实现电力调控自动化技术的一个有效的发展方向。
3.3 实现电力调控自动化技术的安全化
电力系统安全稳定的运行是与生活息息相关的,当不能保证其安全稳定的运行时,居民的生命财产安全必定会受到威胁。因此,在电力调控自动化技术的发展中,必须要考虑安全稳定的因素。同时电力调控自动化技术的安全化在保证电力系统应用过程中不出现崩溃现象起到了至关重要的作用。其不但能够确保电力系统的正常运行,还能够确保数据能够被及时的存储与恢复,避免了数据的丢失。最重要的是电力调控自动化技术的安全化能够确保工作人员的安全。
3.4 实现电力调控自动化技术的市场化
我国电力调控自动化技术与市场经济是紧密联系在一起的,电力调控自动化技术所特有的管理方式和节能的高效用电方式使得越来越多的市场因素融入到了电力调控自动化技术当中,这样不仅使电力调控自动化技术走向了市场,也使的电力调控自动化技术有了另一个大的发展方向。
4 电力调控自动化技术的应用
在我国,电力调控自动化技术分别在变电站、发电厂和电网调度中得到了有效应用。电力调控自动化技术在变电站的应用实现了先进技术代替人工操作的功能,减小了生产误差,提高了生产效率,扩大了监测范围并且实现了安全的目的,不但满足了自身的需要,更使电力调控自动化技术得到了更加广泛的应用。电力调控自动化技术在发电厂的应用确保了电力系统的安全正常的运行,使得电力设备的计算机远程监控更加的方便,实现了减少失误和提高经济效益的目的。电力调控自动化技术在电网调度中的应用实现了电网数据的及时采集和处理,在电网安全运行的情况下实现了控制自动发电的目的。另外,在出现紧急情况的时候,电网可以做出合适的调整,使电力系统安全稳定的运行。而且在电力系统安全稳定运行的同时,还可以满足市场的需要,因此电力调控自动化技术在电网调度中起到了至关重要的作用。
5 总结