配电调度系统（共8篇）
配电调度系统 篇1
0 引言
随着智能配电网建设的开展,科研、生产、建设和运行管理部门齐心协力,共同推动了配电自动化技术进步。 文献 [1]较早阐述 了配电管 理系统 (DMS)及其应用功能,具有指导意义;文献[2]对第1轮配电自动化系统建设经验进行总结,并提出了新一代配电网管理平台的理念;文献[3]探讨了基于IEC 61968配电业务系统集成方式。国家电网公司对智能配电系列标准规范重新进行了修订[4,5],对有效指导配电自动化建设发挥了重要作用;在第2轮配电自动化系统试点建设完成之后,文献[5-7]对试点工作进行了总结。虽然配电自动化建设取得了长足的进展,其技术支撑手段及应用效果仍需完善提高,具体分析如下。
1)技术支撑手段尚不足以满足业务需求。按照电网公司“大运行”体系全面建设方案的要求,地县级调度机构将全面负责配电网运行与监控、故障研判及抢修指挥业务。面对地县级调度机构业务的变更,需要研究适合配电网调度控制与抢修一体化建设的软件架构,实现两大业务资源的最优整合及有效互动。
2)系统标准化程度和信息交互的一致性、规范性有待细化完善。国家电网公司正在大力推进生产管理、营销业务、配电自动化等各业务系统的标准化工作,但从应用层面上,数据、模型、图形的一致性和规范性尚需提高。为了支撑配电网调度及抢修业 务,需要研究信息集成技术,实现数据的高度共享及业务协同。
3)基础应用功能实用化水平需要提高。由于资金、通信方式、技术水平、系统运维等方面条件的限制,配电网通信质量相对较低,实时数据的准确性和实效性不能完全保证,存在信号误报、漏报和晚报的情况,对馈线自动化等应用功能的容错性要求较高。
4)配电网应用分析软件适应性不强。目前实现信息采集的配电线路仅占总量的15%,实时数据采集覆盖率较低,需要研究改善及弥补配电网量测数量、质量不高的手段;另外国内配电网应用分析软件算法多移植自调度自动化系统,未能充分考虑到量测信息的冗余性不足、配电网线路和用户负荷特性与主网的差异,无法适应配电自动化系统的要求。
5)系统对新能源接入适应能力需要加强。随着国家新能源政策的实施,分布式电源/微网/电动汽车接入配电网逐步增多,对配电网短路电流、继电保护、电压控制、负荷分配等功能提出了更高要求。现有自动化系统应用功能主要针对传统的单向能量流的模式设计,而对大量分布式电源接入后双向能量流的模式考虑不足。
综上所述,目前的配电网调度控制技术支撑手段尚无法完全满足调度运行及故障抢修业务的需 要,需要加快配电网调度控制系统及技术手段研究。本文旨在探索新一代配电网调度控制系统建设思 路,介绍系统建设的体系架构及其相关技术,并针对配电网量测不全、应用功能实用化程度不高、新能源接入等一系列问题,探讨推进配电网数据采集与监控(SCADA)、馈线自动化等应用功能实用化的关键技术。
1 系统建设总体方案
1.1 总体架构
配电网调度控制系统基于新一代智能电网调度控制系统基础平台(简称“D5000平台”),在安全Ⅰ区实现图模管理、实时监控、拓扑分析、馈线自动化和分析应用等配电网调度控制功能;在安全Ⅲ区实现报修工单管理、计划停电分析、故障研判、统计分析和综合展示等配电网抢修指挥功能。系统总体架构如图1所示,图中Ⅳ区信息平台(电网GIS平台) 是含GIS信息的集成平台;PMS表示生产 管理系统。系统充分利用平台先进的服务总线、消息总线、 数据总线、资源管理、软硬件管理等手段实现Ⅰ区、Ⅲ区信息高效传输、共享以及业务协同。根据国家电网公司调度控制机构设置和业务的需求,系统在地(县)公司分布式建设。
1.2 配电网调度控制与故障抢修一体化技术
配电网调度控制与故障抢修(简称“配抢”)一体化技术关键是如何实现安全Ⅰ区和Ⅲ区资源存储、业务处理分区负责,通过平台数据总线实现信息的高效传输、共享以及业务协同,从而减少系统容量、运维压力、管理复杂度,提升故障处理效率。重点技术是Ⅰ区、Ⅲ区一体化协同建模及配电网运行监控与抢修协同作业技术。
1.2.1 一体化建模技术
为了支撑配电网调度控制系统业务的开展,系统需要统一构建配电网高、中、低压全网拓扑模型。高压模型来自于调度控制系统,通过公共信息模型XML格式(CIM/XML)或电网通用模型描述规范格式(CIM/E)的数据文件进行信息接入;中、低压模型多来自于电网GIS平台,通过CIM/XML的数据文件进行信息接入,一体化建模软件提供中压模型和高压模型的拼接功能。作为弥补手段,系统也提供了图库一体化方式的自行建模。考虑到低压数据量较大和Ⅰ区、Ⅲ区业务需求,Ⅰ区存储高、中压模型,Ⅲ区存储高压、中压、低压模型,平台数据库软件负责模型同步。
1.2.2 配电网运行监控与抢修协同作业
考虑到Ⅰ区、Ⅲ区资源分布情况、业务重点等因素,配抢一体化系统业务协同的总体思路是安全Ⅰ区重点基于中压设备开展应用分析,而安全Ⅲ区重点围绕低压用户开展应用分析。
1)全网拓扑分析应用协同:基于全网模型及实时采集数据的拓扑分析是配电网调度控制系统的基础核心应用。全网拓扑分析需Ⅰ区、Ⅲ区协同分析, Ⅰ区负责进线开关至配电变压器的拓扑分析,而Ⅲ区负责配电变压器至用户的拓扑分析,Ⅰ区、Ⅲ区相互交换分析结果,最终形成基于全网模型及实时数据的全网拓扑分析,支撑中压停电分析及低压用户报修研判等业务。
2)中压故障协同处理:Ⅰ区收集故障指示信号以及进线开关重合闸、智能断路器跳闸事件,根据配电网模型和信号进行拓扑分析,将故障定位在一个封闭区域内,并进行故障隔离及非故障区段转供,同时将该故障区段信息传送至Ⅲ区配电网故障抢修调度系统,停电研判模块根据中低压一体化电网模型, 利用用电信息召测和拓扑分析等手段分析停电设备、停电用户、停电区域空间信息,辅助抢修指挥决策。
3)供电可靠性分析:为了更好地开展Ⅰ区负荷转供、检修计划、非故障区段恢复供电及Ⅲ区故障抢修优先级分析等业务,均需依靠供电可靠性分析。供电可靠性分析从负荷损失、保供电用、重要用户、停电用户数、用户停电频度等多维度进行综合分析, 停电可靠性分析的负荷损失情况分析源自安全Ⅰ区,而其他分析源自安全Ⅲ区,综合分析结果支撑负荷转供、抢修、负荷削减等业务开展。
1.3 信息集成技术
实现一个功能完整的配电网调度控制系统,需要与调度控制系统、GIS、用电信息采集、营销管理、95598、PMS等多个系统集成。国家电网公司近期重点开展了配电自动化信息交互研究工作,同步开展了标准的制定工作和互操作实验,信息交互的标准包括:配电自动化信息交互技术规范、配电自动化信息交换总线功能规范、配电自动化信息交互一致性测试规范、配电自动化信息交互技术规范、配电自动化信息交换总线功能规范,标准内容涉及了信息交互的业务流程、信息接口、模型数据一致性表达、总线功 能、互操作验 证等,并取得了 阶段性的 成果[8]。
图1中Ⅲ区的信息平台(含GIS)是一个基于面向服务架构(SOA)、遵循IEC 61970/IEC 61968接口规范、具有良好可扩充性的数据集成平台。信息平台的两大核心功能是电网信息资源整合和信息服务。平台收集各配电网业务系统的电网信息,进行资源整合,形成遵循IEC 61968/IEC 61970的配电网高(简化)、中、低压的CIM。电网信息资源是对配电网各类电网设备、设施及用户等资源信息的统称,包括:地理信息,电气设备的铭牌、参数和拓扑信息,电力设施的台账信息等,还包括相应的各类图形资源信息(地理接线图、电网专题图等)。平台提供完备的信息服务接口,基于消息传输机制,为配电系统间的信息共享、业务流转和功能集成提供支持,实现系统间模型、实时/准实时信息和历史信息的交互。
配电网调度控制系统作为信息平台支撑的一个配电业务系统,通过平台接口服务获取相关信息,为平台提供调度控制信息支持,参与配电网相关业务流转,信息交互内容包括以下几个方面。
1)参与配电设备变更流程。接受配电网CIM及其电网图形变更信息;完成调度审核流程;建立内部电网模型,确保维护模型的一致性、准确性、及时性。
2)发布包含人工操作标识的电网准实时断面信息。
3)提供各类电网历史数据查询接口服务,返回设备带时间标签、质量码的历史数据。
4)参与配抢业务信息流转,发布信息包括:高、中、低压故障研判结果;抢修工单。接受信息包括: 用户报修、抢修进度反馈,电量召测结果等。
5)利用平台提供带有地理矢量、影像背景的电网地理图接口服务,实现配电网调度、抢修的地理背景信息的展示。
总之,信息平台与各业务系统的信息交互应遵循配电自动化信息交互系列规范,只有在业务流、信息流规范的前提之下才能保障信息集成的良性发 展。D5000平台作为生产大区、管理大区诸多业务系统的支撑平台,提供了统一、安全、健壮的信息交互手段,如消息总线、服务总线、消息邮件等,其中消息邮件功能已成为调度不同平台、跨区业务系统间业务流转不可缺少的手段。配电网调度控制系统与其他业务系统的信息交互应充分利用平台成熟的通 信技术。
1.4 二次安全防护技术
配电终端与调度控制系统的通信采用单向认证防护技术,使用基于非对称加密技术的单向身份认证措施,实现控制和参数设置数据报文的完整性保护和主站身份鉴别,同时添加时间标签(或随机数) 保证控制数据报文的时效性。配电网前置采集配置安全模块,对下行控制命令与参数设置指令进行签名,实现子站/终端对调度控制系统的身份鉴别与报文完整性保护。
配电终端 (DTU/FTU/TTU)、故障指示 器等通过无线公网经通信运营商接入配电网调度控制系统,需采用必要的安全防护措施,并穿越经国家指定部门认证的正反向隔离装置。
2 关键技术的分析与应用
2.1 配电网大数据量采集
与调度自动化系统相比,配电自动化系统的数据采集存在以下特点:1配电网数据采集量大,采集频率较低,中型系统采集量已超过20万点;2主站与终端设备直接通信,通信链路数随监控设备增加而大幅增加;3存在基于公网的数据采集;4系统的典型部署模式是地县一体。
针对配电网多通道、多链路、频率低的特点,配电网前置采集通道连接处理机制上采用epoll的多路复用I/O接口技术,设定线程池,配置若干工作线程统一处理所有通道。epoll是为处理大批量句柄而加以改进的poll,是Linux 2.6下性能最好的多路I/O就绪通知技术。epoll技术提高了程序在大量并发连接中只有少量活跃的情况下系统CPU的利用率,同时其边沿触发(edge-triggered,ET)技术显著提高了采集程序的处理效率。
D5000平台目前正开展分布式数据采集功能的研发,可有效解决配电网采集数据量大带来的效率问题,并更加符合地县一体化部署的要求。该功能将集群技术、网格技术运用到配电调度控制系统的数据采集中,对数据采集功能进行分区域设置,将整个采集系统分割成若干个数据采集子系统,各区域协同工作,共同完成数据采集工作。每个数据采集子系统有自己独立的若干数据采集服务器和采集设备,子系统内的数据采集服务器采用集群方式管理。正常运行状态下,各数据采集子系统协同平台完成整个系统的监控功能。当地、县级区域间的主干网络故障发生系统解列时,成为孤岛的县调子系统可独立完成县级配电网监控功能。
分布式数据采集功能的研发将大大增强系统大数据量的处理能力,并使得系统具备很强的扩展性和可靠性。
2.2 馈线自动化技术
主站实现的馈线自动化是集中式馈线自动化, 它借助通信手段,通过配电终端和配电主站/子站的配合,在发生故障时依据终端设备采集到的故障信号判断故障区域,并通过遥控或人工隔离故障区域, 恢复非故障区域供电来提高供电可靠性。馈线自动化技术作为配电网自动化的关键技术,近年来已取得了大量的研究成果[9,10,11,12,13]。但配电网实际运行情况复杂,馈线自动化技术的实用化还需要解决一系列问题。
馈线终端、配电自动化设备及通信网络的运行环境恶劣,漏报或错报故障信号的现象频发,故障定位功能需要从以下两个方面加以完善:一方面详细记录所有故障信号的发生时间、先后顺序;另一方面结合信号对应终端的通信状态、历史数据质量情况, 分析出可能的漏报或误报信号。
由于恶劣天气导致的大面积停电或多区域停电,严重影响了配电网供电可靠性。为了尽可能降低停电损失,馈线自动化提供的解决方案应考虑以下几个方面。
1)将故障按所在环网进行分组,以组为单位计算隔离与恢复方案,解决同一环网发生多点故障时, 可能无法直接通过相邻联络馈线恢复健全区域供电问题。
2)恢复健全区域供电时,将负荷按重要性分出优先级,根据负荷的分布情况结合各馈线的线损、负荷预测、负荷的优先级及检修保电状态等数据给出操作步骤最少、削减负荷优先级低、削减负荷数最少的方案。
3)在故障恢复过程中若发生新的故障,分析新故障对正在处理故障的影响,动态调整优化故障处理方案。
2.3 GIS应用技术
配电网调度控制和抢修业务的一个显著特点是实现电网运行监控、操作控制、抢修作业空间可视 化。电网GIS平台对外发布辖区内地理背景信息、电网空间信息、电网拓扑信息等三大类信息。GIS平台地理背景信息采用金字塔切片方式或与电网空间信息封装成控件方式对外发布;电网空间信息采用矢量图形方式或电网栅格方式以及地理背景信息封装成控件方式对外发布;电网拓扑信息的模型采用CIM、可缩放矢量图形(SVG)的方式对外发布。目前GIS在电网运行监控及抢修方向的应用主要有两种方式:一是采用GIS平台提供控件方式;二是地理背景资源使用GIS平台提供的切片或测绘机构航拍图,而电网设备走径由自动化人员手工绘制。由于这些方式存在扩展性能差、无法展现设备实时运行状态或重复建设、维护量大、出错率高等弊端,因此实用化程度不高。
配电网调度控 制系统提 出“瘦”空间数 据库、“瘦”引擎理念,结合实时数据,集成GIS平台资源, 封装成适合调度监控类的GIS应用组件。GIS平台空间数据库存储地理资源空间信息、电网空间信息、电网拓扑信息,通过GIS平台引擎把这三大类信息渲染形成矢量图形,并可把矢量图形切分成金字塔切片及电网栅格。考虑到地理背景类资源容量大、变更少、基于该类信息应用少,而电网空间信息及拓扑类信息容量相对小、异动频繁、基于该类信息应用较多,配电网调度控制系统直接使用GIS平台渲染后的地理背景切片,而电网空间信息采用接口方式接入设备经纬度及拓扑关系,并把这些关系存储在“瘦”空间数据库中,“瘦”引擎管理GIS平台提供的切片及“瘦”空间数据存储的电网空间信息,并融入实时采集信息,最终通过“瘦”引擎管理并发布。其中“瘦”空间数据库不包含地理背景空间信息,“瘦”引擎使用GIS平台切片,但不直接渲染地理背景切片。因此,系统的空间数据库及引擎的容量、管理范围大幅缩减,减小了系统复杂度及管理难度。技术框架如图2所示。
2.4 配电网分析应用软件
配电网分析应用软件的特点是要对大量实时数据进行处理与分析,以确定电力系统的安全与经济状况,给出电网经济运行优化的控制策略。鉴于目前配电网相对于输电网而言网络结构稳定性差、模型参数不完备、量测数据采集不齐全,配电网分析应用软件的实用化仍是关注重点。据此,可以开展以下几个方面工作。
1)改善配电网量测质量。配电网量测要从空间维度、时间维度两方面来完善:空间维度要提高数据覆盖面,时间维度要了解未来变化的趋势。利用电量数据及其负荷短期预测功能弥补实时采集数据量测不足是当前一个行之有效的方法。10kV配电变压器及其低压用户的电量信息来自于用电采集信息系统(简称“用采系统”)。Ⅰ区调度控制相关应用功能重点关注10kV配电变压器准实时量测信息,用采系统负责主动将准实时信息推送到总线上;Ⅲ区低压故障研判功能依赖低压用户量测信息,系统将针对部分用户主动发出召测请求。对于非实时的低压配电变压器量测,还需要利用配电网开关的实时量测数据进行检验,将一些无法采集到的配电变压器量测进行补全。负荷预测模块则根据负荷分类曲线构造实时负荷数据模型,充分利用历史电量信息, 预估当前、未来电量,补全实时负荷量测断面数据, 提供未来负荷趋势数据。在提高了电网可观性的基础上再进行潮流计算,得到的潮流分布和网损信息为其他配电网应用(网络重构、馈线自动化、短路电流计算等)提供数据分析依据。
2)提高应用软件的局部网络分析应用能力,减小馈线间或馈线各区域间数据质量差异的影响,综合提高各应用软件的计算速度、计算精度和收敛性能。以潮流计算为例,由于配电网规模庞大、支路节点众多,对整个配电系统(或馈线)进行潮流计算会导致计算的维数较高,计算的存储量迅速增加。而且由于通常无法获得完整、准确的配电网结构参数和配电变压器负荷信息,要想对整个配电系统(或馈线)进行潮流计算,无论是在计算精度、计算速度、数据存储量上都不能很好地满足要求。因此,可根据配电网结构和量测点分布将馈线进行分区,对于数据完整的区域进行精确详细计算,对于数据完整度较低的区域进行近似等值计算。
3)将分析应用软件与配电网的日常运行、操作紧密结合,在使用中提高应用软件的实用性。负荷预测和潮流计算应成为常态化的运行软件,电网日常操作中可根据计算结果判断当前电网的状态,并对开关操作的合理性进行校验。
3 新能源接入带来的思考
分布式电源/微网/电动汽车等的接入是智能配电网发展的必然趋势,大量分布式电源接入配电网以后,电源模型的多样化及运行方式的复杂化将会对配电网调度控制系统带来深刻影响,对系统的运行监控、故障处理以及协调控制技术提出新的要求。
在运行监控技术方面,首先要考虑的就是具备对分布式电源公共连接点和并网点的模拟量、状态量及其他数据的采集,并对采集的数据进行计算分析、越限告警等,同时具备对受控条件的分布式电源的公共连接点、并网点开关实现分合控制功能,可实现分布式电源的投入/退出。当分布式电源端具备有功功率、电压调节功能时,系统根据需要可下发相应的功率、电压调节指令。
受新能源接入的影响,馈线自动化各阶段的处理策略都将有所调整。分布式电源/微网对配电网的短路电流、保护设置和故障信号会产生影响,需要对传统的故障定位技术进行改进和优化[14];故障隔离时,如果故障区段有相连的分布式电源/微网,需要判断该分布式电源/微网是否可以实现计划孤岛方式运行;配电网故障停电后,分布式电源/微网会全部自动与配电网断开,故障恢复时,需要综合考虑负荷优先级、负荷数量以及分布式电源容量,研究满足馈线负载约束的停电影响最小、网损最小和馈线备用容量最优的故障恢复策略。
在配电网应用分析方面,由于分布式电源/微网等分布式发电装置改变了传统配电网辐射型的网络结构,需要研究与之相适应的新的潮流计算和状态估计等分析算法。在协调控制方面,大规模电动汽车接入电网可以在负荷高峰时作为储能元件向电网放电,负荷低谷时作为负荷从电网充电,并与间歇性分布式电源互补,因此,有必要研究分布式电源与电动汽车的协同调度技术,充分发挥新能源对电网的削峰填谷作用。
4 结语
本文对配电自动化建设的现状及其存在的问题进行了总结分析,结合配电网调度机构业务新需求, 提出了大运行体系下配电网调度控制系统技术方案。针对D5000平台的实现,探讨了配抢一体、信息集成和应用功能实用化等关键技术,并预测了新能源接入给系统软件带来的考验,提出了分布式电源接入研究的必要性和紧迫性。基于D5000平台的配电网调度控制系统已在现场投运,部分关键技术已得到验证。配电自动化建设是一项长期、艰巨的工作,其中实用化技术已成为当前的用户和厂家关注的焦点,根据业务需求和一、二次配电网建设, Ⅲ区和Ⅳ区外部系统建设的客观情况,本文讨论的各项技术仍需要进一步改进和完善。
摘要：简述了配电自动化技术最新发展情况,对配电自动化建设中存在的问题进行了总结分析,提出了智能配电网调度控制系统新的技术方案。系统框架设计采用了配电网调度控制与故障抢修一体化技术和信息集成技术;重点对系统实用化关键技术进行了研究和探讨,包括配电网大数据量采集技术、馈线自动化技术、配电地理信息展示技术,以及适应配电网特性的应用分析软件等;考虑新能源接入对配电网的影响,探讨了对相关技术的改进和调整方案。
关键词：配电自动化,配电网调度控制,抢修指挥,数据采集,馈线自动化,地理信息系统,配电网应用分析软件,新能源接入
在配电中电力调度运行的安全管理 篇2
【关键词】电力调度；安全管理；防范策略
1.电力调度运行中安全管理的意义
对于电力调度中安全管理的意义在于对其风险的管理。在电网中，电力调度的运行难免会产生许多安全方面的风险，有效的对风险进行管理才能更好的保障电力调度运行的安全性。对风险进行管理是把各系统、各项目工程以及各企业单位在工作中遇到的安全隐患问题进行全面的研究和分析，对整个安全隐患进行确认，并对其原因进行分析和总结，对安全隐患进行及时的预防和解决，以此来对电力风险进行预防，保障电力系统安全运行。风险管理的内容有：对风险进行识别、分析和控制，以达到预防安全事故的发生，降低电力调度运行安全事故造成的损失，采取科学的管理手段，对控制、预防和转移等方面进行管理，减少造成的损失以及损失后的处理，从而达到对电力调度进行控制和降低损失的目的。
2.对风险进行识别与评估
2.1如何对危险进行识别
当电网运转时，人所进行的一切活动都影响着电网的安全运作，所以更要重视运行中一切的人为活动。根据有关规定，进行生产过程中出现的不良因素和安全隐患可以分为六种。而电力调度工作中的不良因素占据了其中五种，而且都是行为性质的安全隐患，包含以下几种：进行指导的时候出现失误，也就是在指导过程中，对违章行为进行指导时发生错误或对其行为进行指导发生错误；在进行操作时发生错误，大部分指进行工作中的一些不符合规则制度的行为；在监察过程中产生的错误；其他因素导致的错误；不良因素引起的安全隐患。
2.2如何对风险进行评估
通过安全工程对系统进行风险的评估，从而对系统进行安全性质的定量和定性，以此对系统可能发生的隐患程度进行确认。通常选用的评估方法是金尼法，此方法主要把系统可能遇到的隐患通过三种因素进行数值进行分析。
3.电力调度运行的现状
电力调度运行是根据电力系统的实时运行状态和所要达到的目标来控制电力系统的运作，是电力系统安全的保障，同时也是电力工作的核心。 据统计，目前的电力调度运行2012年发生安全事故多达70起，比上年增长10%，按照故障类型统计，220kV及以上變电所和发电厂全停14起，220kV以上变电站单母线停电的占27起，局部电网停电4起，其他原因导致的25起。
目前，中国电力建设正处于发展的巅峰时期，对电力需求比较大，新增设备多导致电网的系统错综复杂，因此给电力调度运行带来巨大负担。为解决这一问题，大部分电力企业采用调度自动化系统，该系统结合了计算机网络、数据通讯和电力系统等多个方面的专业技术想结合，实现对电网的实时监控、负荷预算和故障处理等功能。目前，我国的电网调动系统逐步向自动化方向发展，调度自动化系统不仅能够提高调度管理效率，还能够对调度安全进行全面监控，加强了电网调度工作的创新性发展，提高了电网运行效率，保证了电力调动运行的安全。但是在这个基础上，电力安全管理系统在运行和维护工作中还存在着一定的问题，具体表现如下：
（1）缺少专业的安全管理技术人员。对于投入运行的电网调度系统中，相关专业的管理技术人才严重缺乏，现有的技术人员专业技术水平不够，经验不丰富，电力调度的人才储备薄弱造成了管理工作不到位，直接影响了调度运行系统的工作效率，难以确保电力系统的安全性和稳定性。
（2）缺乏完善科学的管理制度。在调动运行安全管理实施过程中，由于管理人员缺乏系统的管理经验，很难制定出科学合理的管理制度，因此，在系统运行中，没有正确的细则和流程进行参考，难以保证系统的高效运行。
（3）管理人员管理意识薄弱。调度运行的安全管理中，管理人员将工作重心放在系统的运行使用上，忽略了管理工作的重要性。同时，缺乏系统完善的培训制度，轻视对管理人员的培训和指导工作，导致调度系统内部人员配置不合理，工作人员技术水平较差，当系统运行出现问题时，不能及时解决，很大程度上影响了系统的正常运行。
4.安全风险防范策略
电力调度主要是针对电网运行中的问题和事故进行及时的处理，保证电网运行的安全性和稳定性，保证电网的正常输电工作，保证电力系统的社会性和经济性的协调统一，由此可见，电力调度是安全管理的重要内容。在保证自身系统正常运行的前提下，加强电力系统运行的控制和管理工作，主要措施如下：
（1）加强调度安全管理，将系统的安全风险降低到最小，强化调度人员的安全意识和责任意识。对调度人员进行定期的安全培训，并且定期组织事故研讨会议，对电力系统发生的事故进行分析研究，并从中总结经验教训，强化工作人员的安全防范意识，加强责任心，最大限度的避免由于工作的疏忽造成不可挽回的后果。同时，加强对调度人员的操作规范，严格按照相应的规章流程进行安全操作，对出现的违规操作必须加大惩处力度，坚决杜绝潜在的安全隐患。
众多电力安全事故的主要成因多是由于调度人员的安全防范意识不足，在调度管理过程中缺少严谨、认真的审核，从而造成事故发生。在具体的管理工作中，首先在调度的审核、签收过程中，要强化责任意识。相关工作人员要认真审核工作票，包括对时间、内容、相关设备的审核，只有工作票符合工作要求后才可以签；其次要预先发好调度操作指令票，给予调度人员预先命令。在安排指令时，要认真核实操作人员的工作任务，按要求核对票上的预发时间和操作项目，对调度过程中容易出现的安全事故进行防范；最后要合理调整电网运行方式，确保电力设备能够正常稳定运行的情况下，操作人员才能进行调度操作工作。
（2）加大电力系统的技术投入，减少系统运行的风险因素。电力系统需要强有力的技术支持，因此，要加大自动化运行设备的技术投入，就要严格检查和排查设备存在的风险隐患，若发现设备存在问题，一定要及时的整改，采用完善的技术来弥补设备的自身缺陷。首先在采购设备的环节中，就要把好关采购这一关，在采购前，要制定采购方案，认真落实采购管理工作；其次是在设备的施工环节，要对设备进行反复调试工作，降低设备运行过程中设备故障的发生率；最后就是设备在运行过程中，要做好巡查工作，及时发现问题，并进行处理和维修，要做好系统的数据备份工作，严格控制由于系统自身缺陷而产生的不安全因素。
（3）加强负荷预算的考核，提高预算准确度。
负荷预算包括系统的负荷预测、风电负荷预测以及母线负荷预测，是制定日发电计划的基础，预测的准确度觉得着日后的计划是否接近电网的实际情况。每月进行统计个部门的负荷预算，加强对负荷预算的控制和管理。负荷预算是衡量电力平衡的标准，也是电力调度安全运行的重要条件。
5.总结
电力企业中调度运行的安全风险管理是确保电力系统正常运行的关键，提高调度管理人员的安全意识和责任意识，提高调度人员的专业素质，建立完善科学的管理制度，坚决杜绝违规操作，将安全风险系数降低到最小，保证电力调度工作有条不紊的进行，从而保证电网运行的安全性和稳定性。
【参考文献】
[1]高明，陈珂宁，李文云，吴文传，谢一工，尹成全.云南电网调度操作安全风险防控系统的研究与设计[J].电力自动化设备，2011（09）.
[2]李正兵.调度监控优化信息分类及展现方式分析[J].中国新技术新产品，2012（21）.
配电调度系统 篇3
关键词：工厂供配电,电力调度,SCADA系统
1 引言
工厂的供配电系统是工厂能源的分配系统, 其主要功能是把来自电网公司的电能通过降压处理之后, 再将其合理分配至各个生产车间等部门, 因而是电力系统的重要组成部分。当前, 不少大型的工厂由于用电量巨大, 已经拥有或正在筹建自备电厂实现企业供电的自给自足, 因此综自系统的设计和部署是当前不少企业重点建设的项目。而综自系统中的数据采集与监视控制系统 (SCADA) 能够协助电力调度管理部门实时查看电网当前状态, 并结合工厂用电实际进行配电网设备的设置与调整, 从而保证车间和生产现场的安全可靠供电。一旦有电力事故或者障碍发生, SCADA系统还能第一时间获取设备各类数据信息, 并依照事故预案及时对事故进行处理, 并保留处理数据供日后分析, 从而使工厂生产部门的供电可靠性极大提升, 停电时间尽量缩短。SCADA系统是以计算机为基础的DCS与电力自动化监控系统, 本文结合工厂生产实际, 在分析电气自动化监控系统以实时监控功能的基础上, 为其设计供配电调度SCADA系统, 本文的成果有利于提升工厂电网的可靠性, 实现生产安全。
2 系统需求分析
一般中型工厂的电源进线电压是6-10kV, 而一些大型工厂则拥有66KV的设备以及380V进线等, 通过SCADA实现供配电的监控与管理。系统所需达到的目标包括:
(1) 能够监控和管理全厂所有电压等级的设备和进线, 能够对设备进行远端操作, 对馈线开关能够实现遥控功能, 包括推进、拉出等; (2) 能够对工厂电力主变实现远程有载电压调节; (3) 引入综合保护器进行保护, 支持通用的数据通讯接口, 实现数据的传输和下载; (4) 能够管理电气智能设备, 与之通过统一配置的接口进行数据集传输, 实现数据的读取和上传; (5) 能够实现对智能配电装置的管理, 如无功补偿器、UPS不间断电源等, 与之通过统一配置的接口进行数据集传输; (6) 能够与工厂供配电的在线监测装置进行通讯, 包括气温气压监测、变压器油温监测等。
3 SCADA系统的设计
3.1 体系结构的选择
本系统是基于J2EE框架进行开发和实现的, 其优势包括: (1) 成功分离了网页内容的产生与网页内容的显示, 在JSP标准的支持之下, 网络页面的制作者能够通过超文本传输协议与XML来对所制作的最终网页进行设计。 (2) 支持重用群组件, 在JSP环境中所开发的各类页面, 都具备可重用的属性, 而且还支持系统的跨平台开发, 这样的属性就很容易实现信息系统所要求的一些复杂程度较高的各类处理。由于将组件作为开发的最小模块进行操作, 系统的开发过程被加速。 (3) 引入标识, 对网页的制作过程进行简化, JSP环境把一些常用的功能都进行了封装, 这些功能所支持的, 都是进行动态内容制作的时候必须的, 从而使开发的应用系统的扩展性更强。
3.2 系统框架结构设计与执行流程
为实现对工厂配电系统设备与装置的模拟量、信号量、遥测量、遥调量的监控和操作, 在系统框架设计中, 引入了分层化的设计模式, 分层的具体依据是结合信息系统的具体功能来划分的, 对于不一样的操作与不一样的处理, 将其分配到不一样的层次中来处理, 在信息系统具体的开发过程中, 为了使层次之间能够彼此保持更大程度的独立性, 不同的层次与层次间, 仅仅以接口来进行通信, 凡属于下一级的层次, 均具备为了满足上层调用而设置的接口。系统架构中不同层次 (数据层、中间件层、应用层) 的功能设计阐述如下:
在系统的数据层, 通过RTU进行数据信息的采集, 这些信息包括工厂配电系统设备与装置的表计、传感器、控制器等。如果发现其中的告警信息, 数据层会优先将其传递给告警功能模块。数据封装的方法有两种, 一是能够被以静态模式进行绑定, 二是可以在UDDI被发现, 再直接实现对其的调用, 有时候也可以通过编排到系统的组合服务而实现。
在系统的中间件层, 主要实现工厂配电网络的告警信息、实时查询、遥测遥控等功能。中间件层的设计也是信息平台的核心部分。业务层的设计决定了一个信息系统是否具备健壮性、灵活性。通过实时监控各类变量是否超过了阈值来判定是否产生告警信息, 通过SOAP协议获取SCADA中所需的数据信息。同时, 接收来自用户的操作信息, 并将其翻译成控制指令, 实现设备的遥测和遥控。
在系统的应用层, 通过图形界面向用户表示被监控的电器设备, 下图所示为系统工作流程。
图中, SCADA系统通过RTU实现实时数据的采集, 并存储于系统数据库, 通过图形界面的模式向用户展示工厂全部被监控的配电设备, 当其他模块调用时, 以矢量图形的格式返回给请求者, 图形显示模块会周期性地读取系统数据, 并实时监测告警信息。
4 结束语
本文所涉及的系统具有比较强的适应性, 可以应用于拥有自备电厂的大型企业, 系统运行状态非常稳定, 能够充分满足生产车间的电力供应与管理需要, 同时SCADA还可以通过工厂内部的以太网实现与办公自动化系统以及安全管理系统等连接, 实现远程的调用与管理, 有助于提升企业的经济效益和社会效益, 具有比较好的理论价值与实践意义
参考文献
[1]崔政斌.用电技术[M].北京:化学工业出版社.安全科学与工程出版中心, 2012.
[2]林永军, 施玉杰配电网自动化实用技术[M]北京:中国水利水电出版社2012.12~14
配电调度系统 篇4
关键词：调度生产负荷分级,电源,可靠性,配电系统,应急预案
随着电力业务的高速发展,对业务系统的重要性和可用性要求也逐渐提高,电力系统根据供电等级重要性分级对调度生产用电负荷进行了更深入的分级,同时供配电系统设计和电子信息机房都对负荷等级分级提出了要求[1,2,3]。但是,目前电网调控中心对各专业用房的配电系统在实际应用环节上并未对调度生产负荷分级进行充分考虑。本文介绍了基于调度生产负荷分级的调度专业用房配电系统设计方案及其应急预案。
1 常规调度专业用房配电系统设计方案分析
1.1 常规设计方案
以某电网调控中心专业用房常规设计方案为例进行分析。调度专业用房包括专业系统机房、调度室以及其他专业功能用房等,需对上述各专业用房提供可靠供电。调度专业用房配电系统(见图1),包括低压配电房、电源室、各专业用房以及应急电源。其中电源接入部分由3个220kV变电站提供10kV电源,二用一备。
调度专业用房的配电设计包括配电接入部分和专业用房电源这2部分。
1) 配电接入部分。
一般配电接入部分包括10kV(或20kV)配电装置、变压器、0.4kV配电装置配置这3部分。为保证供电可靠性应满足变配电装置中“N-1”运行方式或任一路市电电源停电时不影响专业用房的供电,至少要有一路满负荷市电供电进线正常运行。
2) 专业用房电源部分。
一般调度专业用房的负荷可分为设备负荷、动力市电负荷和应急电源负荷这3种。设备负荷通过接入不间断电源(UPS)后供电;动力市电负荷由动力市电电源供电,包括空调系统负荷和常规负荷(照明、维修插座等);应急电源负荷一般由调度大楼统一配置。对各类用电负荷的大小应根据实际需求按照统一标准统计。
1.2 设计分析
目前,绝大部分专业用房的低压配电采用上述常规设计方案,将调度一、二、三级负荷均采用统一的输入、输出配电设备(见图2)。
在调度专业用房配电系统的实际运行中,潜藏了以下3种运行风险。
1) 应急电源冗余风险。
应急电源一般采用N+1冗余的发电机设计,各级调度负荷采用统一的应急电源。如果有1台发电机发生故障,其余的N台发电机能够承担机房最大负荷量的任务。但是,如果N台发电机刚好满足各级调度负荷需求,2台发电机出现故障时,这时应急发电机负荷量是N-1,将引起其余发电机断路器的过载,导致系统快速关闭所有发电机电源。
2) UPS的可靠性风险。
目前各级调度供电负荷均通过统一的UPS,按最新的电网UPS技术规范要求,UPS系统必须采用2N双母线的设计方式,满足系统设备双电源供电可靠性要求。但却忽略了UPS在实际的运行过程中的周检、月检、年检、故障维修、扩容停机等一系列问题。各级调度负荷通过统一UPS供电使核心系统设备和一般重要系统设备面临同样的UPS单路、甚至双路电源的停电风险。
3) 供电配电柜单瓶颈风险。
各级调度供电负荷采用统一主回路供电,如调度二、三级负荷供电回路发生故障,会影响调度一级负荷设备的安全性。各级调度负荷采用统一配电柜供电,应急电源超载时将直接切断部分供电负荷供电,无法快速、准确地区分和执行哪些是可切断负荷。
2 调度生产负荷分级配电设计
2.1 调度专业用房配电系统负荷分级原则
中国南方电网有限责任公司总部、下属电网公司总部和各下属单位的调度大楼生产负荷供电电源均需按GB 50052—2009《供配电系统设计规范》中一级负荷等级要求进行设计。电力系统根据供电等级重要性将调度生产用电负荷分为以下3个等级。
1) 调度生产一级负荷:
专业机房不间断电源供电的不能停电设备和保证设备正常持续运行所需的基本容量的专业机房专用空调(不含备用),调度室、应急指挥中心等具有重要政治、经济和安全意义专业功能房间的专业设备负荷和上述房间中照明等维持长时间工作必须的负荷,专业用房内应急照明、消防、保安等关系到人员生命安全的负荷。
2) 调度生产二级负荷:
调度生产一级负荷以外专业用房内的空调等专业设备,以及照明等负荷。
3) 调度生产三级负荷:
除了调度生产一级负荷和调度生产二级负荷之外的负荷[1]。
2.2 调度生产负荷等级分类
根据调度专业用房配电系统负荷分级原则对各调度专业用房进行生产负荷等级分类。
1) 调度生产一级负荷:
各专业机房、试验区以及调度大厅的设备负荷、照明等负荷。
2) 调度生产二级负荷:
除调度生产一级负荷外需24h提供照明插座等常规负荷以满足工作需求(如24h值班等)的专业用房,如值班员休息室、事故处理策划室、开发测试(DTS)室以及观摩室等。
3) 调度生产三级负荷:
除了调度生产一级负荷和调度生产二级负荷之外的用房,如备品备件室、维修室、资料室、档案室等辅助性用房。
2.3 调度生产负荷分级设计
将调度生产负荷分级后,对各专业用房的配电输入节点进行分级设计,包括主要电源接入、配电柜、配电系统这3部分。
1) 主要电源接入。
在应急负荷量绝对满足调度生产一、二、三级负荷负载范围情况下,可使用统一的应急供电方案。但实际设计中,从成本投资、场地或供电规划方面考虑,可在电源接入节点位置便考虑调度生产负荷等级的差异设计,从而避免超负荷供电时,需考虑供电末端关电的相关问题。
如从10kV(或20kV)至400V变压器输出节点上将调度生产一、二级负荷和调度生产三级负荷分别设计母线输出,将应急电源切换接入至调度生产一、二级负荷的母线上,从而保证调度生产一、二级负荷的应急供电可靠性。
2) 配电柜。
为保证核心系统设备的高可靠性要求,可将调度生产一级负荷(UPS、动力市电)和调度生产二、三级负荷各自设计独立配电柜,使供电管理简化,保证调度生产一级负荷和部分调度生产二级负荷的应急供电。这样可消除配电柜单瓶颈风险,在供电过程中保证各级调度生产负荷独立供电可靠性。调度生产负荷分级配电系统示意图见图3。
3) 调度生产负荷分级的配电系统:
(1) 调度生产一级负荷(核心):
市电供电(双母线接入)、不间断电源(UPS并机双母线)、应急电源。采用4台UPS组成的并机双母线设计方式,配置4台相同容量UPS,每2台(1+1)并机后提供双母线供电,其可用性能达到99.99999%,采用从市电输入到负载输入之间所有回路和设备的完全冗余工作。
(2) 调度生产一级负荷:
市电供电(双母线接入)、不间断电源(UPS单机双母线)、应急电源。采用单机双母线,即“1+1”设计方式,其可用性为99.99999%。
(3) 调度生产二级负荷:
市电供电(单母线接入)、应急电源。
(4) 调度生产三级负荷:
市电供电(单母线接入)。
在调度生产负荷分级的配电系统方案中,如对不同负荷等级设备的UPS扩容改造、停机、巡检等均不会对各自系统设备造成影响,消除了UPS可靠性风险。
3 调度生产负荷分级的应急预案设计
在完成调度生产负荷分级配电系统设计后,还应依据调度生产负荷分级对应急保障等级进行分类,设计调度生产负荷分级的应急预案。
3.1 应急保障等级分类
《南方电网调度生产供电电源配置技术规范》提出“后备柴油发电机系统的总容量必须考虑大楼调度生产一级负荷,并尽可能兼顾调度生产二级负荷的容量”。调控中心应急电源的供电范围包括调度生产一级负荷和调度生产二级负荷,应急保障等级按系统重要性从高到低分为:等级Ⅰ、等级Ⅱ、等级Ⅲ。
1) 等级Ⅰ:
调度生产一级负荷(核心)中通信机房、自动化机房核心部分。在出现极端情况需减载时,可切断等级Ⅲ甚至等级Ⅱ的负荷以保证此部分的应急供电。
2) 等级Ⅱ:
调度生产一级负荷中除等级Ⅰ以外部分。如需减载时,可切断等级Ⅲ的负荷以保证此部分的应急供电。
3) 等级Ⅲ:
调度生产二级负荷。
3.2 应急预案案例分析
在严格按配电设计简单可靠的大原则下,结合调度生产负荷等级设计及应急保障等级分类,通过机房电气监测中获取的供电功率数据,按调度生产负荷等级优先次序及供电负荷实时情况更新应急预案,分别按电源接入事故、大楼高低压变电事故、UPS系统事故以及应急电源事故等不同情况进行制订。
1) 供电初期阶段。
当调度生产一级负荷或其他重要设备负荷未超出单台发电机负载,同时设备的总功率也未超出发电机组供电能力范围,这时如出现应急情况,发电机组正常启动,可直接切换进入应急供电状态,各级调度生产负荷可按应急保障等级Ⅰ提供应急供电,无需进行关电措施。
2) 供电中后期阶段1。
当调度生产一级负荷或其他核心设备负荷未超出单台发电机负载,但设备的总功率已超出发电机组供电能力范围,这时应考虑对应急保障等级Ⅲ或部分等级Ⅱ的负荷进行关电措施。这样既避免发电机组启动后发电机断路器的过载,导致系统快速关闭所有发电机电源,又保证应急供电措施的误操作事故的发生,保证调度生产一级负荷或其他重要设备负荷应急电源的正常供应。
3) 在供电中后期阶段2。
当调度生产一级负荷或其他重要设备负荷超出单台发电机负载,设备的总功率也超出发电机组供电能力范围,这时可灵活制订应急预案,一段可分为以下2种预案:
(1) 预案1,若2台发电机均能正常启动,这时应考虑对需要关电的应急保障等级Ⅲ、等级Ⅱ的部分调度负荷对应的配电柜开关进行预先记录和确认。
(2) 预案2,若2台发电机中的1台发电机无法正常启动,这时除了考虑对应急保障等级Ⅲ、等级Ⅱ部分调度生产负荷关电外,同时应考虑等级Ⅰ超出单台发电机的负载范围的负荷短时断电并进行记录和确认,从而避免发电机组启动后发电机断路器的过载,导致系统快速关闭所有发电机电源,保证调度一级负荷中核心设备负荷应急电源的正常供应。
4 结语
1) 调度专业用房配电系统采用调度生产负荷等级分级进行设计,在电源接入、配电系统、配点柜等节点上进行有效的横向性的等级划分,降低了对各等级调度负荷的相互影响,进一步提高了调度一级负荷核心系统供电的可靠性,最大程度地保证了电网调控中心的稳定运行。
2) 调度专业用房供电措施利用调度生产负荷等级分级进行应急保障性等级分类,克服了常规配电设计的问题,将可能遭遇的风险通过调度生产负荷等级分级的设计节点,结合应急保障等级进行有效切割,既提高了核心系统的保障性,也简化了应急预案,降低了操作风险。
参考文献
[1]中华人民共和国国家发展和改革委员会.GB50052—2009供配电系统设计规范[S].北京:中国计划出版社,2009.
[2]建设部标准定额研究所.JGJ16—2008民用建筑电气设计规范[S].北京:中国建筑工业出版社,2008.
配电调度系统 篇5
为提高配电网故障抢修业务的时效性,确保抢修质量和效率,提高供电可靠性和服务水平[1],国家电网公司对配电网故障抢修业务模式进行了多次调整。从由地方供电分公司自行受理故障报修工单的业务模式,到95598坐席受理故障+远程工作站安排与跟踪工单+抢修班组处理工单的抢修业务协同工作模式,再到95598坐席集中受理故障+配电网故障抢修指挥中心统一安排与跟踪工单+抢修班组处理工单的抢修业务统一协同工作模式,从而全面实现了配电网故障抢修业务集中统一协调管理,有效地提升了供电可靠性与客户服务水平。
随着国家电网公司“三集五大”的实施,在“大营销”、“大检修”、“大运行”的运作模式下,现有的配电网故障抢修工作由客户服务中心、配电网调度中心、配电运维班组共同协作完成。虽然“SG186”营销管理系统实现了配电网故障报修业务的集中统一管理与跨部门协同工作,并且正在上线推广故障抢修与非紧急业务移动作业平台,但都是对故障事后业务处理的管理,不能对配电网故障进行专家研判,快速定位故障并分析产生的原因与影响,无法实现对配电网故障的专家指挥功能与配电网调度抢修一体化管理。因此,对配电网故障机理进行分析,在电力调度控制中心内开展配电网故障研判分析信息化研究,构建配电网故障研判系统,具有非常重要的实际意义。根据配电网抢修指挥业务特点及配电网调度信息化的建设经验,配电网故障研判系统主要有以下几种构建模式。
1)独立模式:指独立于其他系统自行建设的模式。其优势是能够独立部署,不受其他系统干扰;其缺点是投资较大,所需要开发的接口多,工作量大, 较难与配电网调度日常管理系统进行一体化融合。
2)基于配电 管理系统 (DMS)建设模式:在DMS中扩增配电网故障研判功能。这种模式具有能够获取配电网运行状态实时数据等优点,但与Ⅳ区的地理信息系统(GIS)、营销管理系统等进行数据交换存在非常大的困难,所需接口众多,基础数据、抢修指挥数据与配电网调度管理系统无法紧密集成。虽然通过将配电网故障研判分析模块部署在 Ⅲ区配电网自动化系统镜像库上,能有效解决与Ⅳ区系统进行数据交换问题,但相当于在Ⅲ区多部署了一套独立系统,配电网自动化系统的独立性会大幅降低。
另外,由于配电网自动化系统建设费用高,目前只有少数配电网配置了配电网自动化系统。因此, 此模式一时还不能推广。
3)基于调度运行管理系统(OMS)建设模式:在OMS中扩增配电网故障研判功能。此模式不仅可充分共享OMS的基础数据、电网模型数据、电网运行实时数据及营配融合等数据,共用OMS与生产管理系统(PMS)、GIS、营销系统、DMS和能量管理系统(EMS)等系统的接口,避免接口重复开发,减少数据维护;而且能够直接继承智能电网调度控制系统的技术体系及其成果,实现配电网多种业务的协同,并能够将配电网调度值班、配电网停电计划、配电网停电操作与配电网抢修指挥业务进行充分融合。另外,该模式实现较为方便,费用较低,不影响其他系统的安全性。OMS建设基础好,便于推广。
综上所述,在现有配电网抢修、调度业务模式及国家电网公司信息化水平下,基于OMS实现配电网故障研判功能的模式,是一种最佳的技术途径。对支撑配电网故障抢修指挥工作,实现配电网故障快速主动抢修、配电网调度抢修一体化管理具有积极意义。
1 基于 OMS的配电网故障研判系统原理
配电网故障研判系统依托电网拓扑、站—线—配变—用户信息、出线开关动作、配电线路开关动作、配电变压器测量值和故障指示器测量值等信息对故 障进行研判。运行原理如图1所示。
2 总体设计
OMS是地县调控中心在安全Ⅲ区的唯一管理类应用系统,主要包括主网调度运行管理子系统和配电网调度管理子系统[2]。配电网故障研判功能是配电网调度管理子系统的一个重要组成部分,它共享智能电网调度控制系统基础平台(简称“D5000平台”)、OMS基础数据及相关接口数据,实现对配电网故障的研判与可视化定位功能。系统的总体架构如图2所示。图中:TMS为通信管理系统;ERP为企业资源计划。
在OMS中开展配电网故障研判系统建设,将继承智能电网调度控制系统技术体系及现有成果, 充分利用OMS基础数据与电网实时数据,实现配电网故障集管理、停电事件关联分析、配电网故障位置研判、图形化定位及停电影响分析等功能,为配电网抢修指挥与配电网调度管理提供辅助决策支持。
3 关键技术
3.1 配电网图模图数一体化
无论是配电网故障研判分析,还是配电网检修与操作等日常调度管理,都需要以配电网图模图数一体化技术为基础[3],支撑配电网调度与抢修指挥业务的图形化操作。基于OMS建设配电网故障研判系统,其所实现的配电网图模图数可以共享,避免基础数据的重复建设。
系统以IEC 61970/IEC 61968为标准,结合国家电网基础数据规范,建立配电网的基础数据模型、拓扑关系、地理图模型、单线图(系统图)模型,实现图模图数一体化。配电网基础数据模型的主要内容包括:源端变电站、配电馈线、分段线路、柱上配电设备(如柱上变压器、柱上断路器、柱上隔离开关等)、配电站房、站房设备(如站内配电变压器等)、配电低压线路、用户接入点、台区营配关联、供电用户等数据模型。配电网拓扑关系是指建立源端变电站—配电馈线—分接开关—分段线路—配电变压 器—低压线路—用户接入 点—供电用户 的电网拓 扑网络关 系。配电网地理图模型则由于GIS已实现图形与PMS的统一可以直接调用;在没有建设GIS的县公司, 仍需要基于配电网单线图(系统图)进行配电网故障研判与配电网操作。
随着营配融合及PMS2.0与OMS2.0数据共享与业务协同工作的开展,配电网统一基础数据、拓扑关系、地理图的获取 与建立都 较易实现,但GIS并没有覆盖全部县公司,因此,还需要配电网图形平台作为技术支撑。
配电网图形平台提供的配电网图形建模工具不仅可以根据PMS中配电网设备拓扑逻辑自动生成配电网单线图、快速拼接配电网系统图,而且提供Web图形应用服务,真正实现配电网图模图数一体化。
3.2 相关信息系统集成
为实现图形化配电网调度日常管理、故障研判与抢修指挥功能,OMS不仅需要实现与调度控制机构外部的PMS、GIS、营销系统、95598、用电采集系统、故障指示定位系统等系统的数据接口,还需要通过D5000平台实现从EMS和DMS等系统的数据接入。具体的 系统集成 架构如图3所示。图中: PDA为个人数字设备;CIM/E为电网通用模型描述规范;CIM/G为电力系统图形描述规范;ESB为信息服务总线。具体接口方式为:1与PMS接口: 通过数据交换平台E语言实现与PMS的主网设备及配电网设备数据交换;2与GIS接口:通过ESB调用GIS服务实现 配电网故 障定位、停电 路径分析、配电网挂拆牌操作、图形定位等功能;3与营销系统接口:通过数据中心获取营销系统配电变压器、台区、供电电源点、客户信息及营配融合信息;4与95598接口:通过ESB触发接口服务,实时将95598故障工单信息传送到OMS;5与用电采集接口:通过ESB调用配电变压器与用户表计数据召测服务, 获取配电变压器与用户表计的实时电流、电压、有功功率和无功功率;6与故障指示定位系统接口:通过外网数据交换 平台,将故障指 示采集数 据传送到OMS;7与EMS和DMS接口:基于D5000平台从EMS和DMS实时获取故障跳闸信息、开关变位及遥测信息。
基于D5000平台建设 的OMS,能有效地 从EMS和DMS中获取实时数据,且与PMS、电能质量、电压监测等调度机构外系统实现数据共享与业务协同工作。因此,在OMS中实现配电网故障研判,系统集成性强,工作量小,且易实现。
3.3 配电网故障辅助研判
OMS中的故障研判功能综合利用EMS、配电自动化、配电网故障指示器定位、用户报修、配电变压器停电、低压用户电表召测和营配调设备融合等信息,基于GIS或配电网单线图(系统图),通过配电网故障归集并单、停电事件关联分析、专家研判等手段,实现配电网故障类型、现象与位置研判,图形化定位与停电影响分析等功能,协助调度部门快速定位故障点,缩短故障查找时间,提高故障抢修效率。
1)配电网故障归集并单
配电网故障归集并单是指系统根据配电网供电路径拓扑,按照一定规则,将新接收的故障信息自动合并到一个故障集,即将同一故障点或者某一范围内的停电事件并为一个集。比如:同时从EMS中收到10kV馈线故障跳闸信息,从故障指示系统或配电网自 动化系统 接收到10kV线路故障,从95598接收到低 压报修工 单时,系统首先 将同一10kV馈线的故障合并为一个集;根据用户的报修户号,确定该用户是中压用户或低压用户以及设备的编号,自动分析该用户的供电路径,并根据分析出的供电路径将停电事件归集到相同的10kV馈线与供电电源点中。通过配电网故障归集并单,可将新接收的故障工单与故障集进行匹配,如发现存在相同集合,则可以不派单,这样不仅能有效地进行故障点位置的辅 助判断,而且能有 效地避免 重复派工[4]。
2)故障位置研判
故障位置研判是指对于已经核实但未安排的停电故障集,系统基于配电网网络结构、站线变用户关系,结合配电自动化实时信息、故障指示器实时 信息、配电变压器召测信息、用户召测信息,通过逻辑计算,分析出大概的故障类型、故障点位置、故障设备、故障原因,并在GIS或配电网单线图(系统图) 中进行定位的功能。配电网网络拓扑如图4所示。
当故障集中只有10kV馈线跳闸信息,则只能判断为主线停电;当故障集中既有10kV馈线故障跳闸信息,又有故障指示器故障电流信息时,则可以根据“过流速断法”来判断短路故障[5]、根据“小波变换法”来分析接地故障[6],快速定位出本故障发生的线段与杆塔位置;并召测下属某几个配电变压器的负荷,以其是否停电来佐证;当既有10kV馈线故障跳闸信息,又有来自DMS的故障开关信息时,则可快速定位本故障发生的线段及开关位置,并召测下属某几个配电变压器的负荷,以其是否停电来佐证;当既有10kV馈线故障跳闸信息,又有低压线路故障信息时,先通过用户编号向上追溯到其供电的配电变压器,再召测本配电变压器及相邻的配电变压器的负荷、本用户的负荷,以其是否停电来判断是否为馈线停电,还是本配电变压器停电,抑或是低压线路故障或户内故障。在进行故障位置研判时, 也可以判断出本故障类型是中压故障还是低压故障,本故障现象是单户停电还是多户停电,本故障原因是计划停电还是上级停电影响等。在故障位置确定后,可以通过GIS配电网地理图、配电网单线图 (系统图)进行直观快速定位,指导抢修班组进行抢修,缩短故障查找时间,提高故障抢修效率。
3)停电影响分析
供电路径表示从电源点到负荷之间的电力设备的隶属关系。基于配电网统一基础数据模型,可以快速分析出本故障下游可能的停电相关设备及区 域,并统计出停电影响设备、停电用户数,且能区分出低压用户、中压用户,识别出重要用户。同时,结合GIS或配电网单线图(系统图),可以清晰地定位展示出从电源点到用户路径中的全部关联设备[7,8]。
3.4 配电网调度与抢修指挥业务的融合
目前,电力调度控制中心的配电网调度值班与配电网抢修值班有分开办公与合署办公两种模式。无论是哪种工作模式,在OMS中建设了配电网故障研判系统后,都能实现配电网调度与抢修业务的无缝融合。首先,配电网故障抢修指挥需要排班值班,可以共用配调值班台来安排抢修值班工作,登记值班日志,并直接查阅配调日志;其次,可以直接调阅配电网调度的保电任务信息、配电网检修计划信息来辅助研判;第三,可以进行抢修票的许可操作或查阅抢修票许可情况;第四,抢修工作需调整运行方式时,可以直接开具配电网操作票或查阅配电网操作票开具情况;第五,可以基于配电网故障任务,管理本工作任务所开具的抢修票、停电操作票、送电操作票及其运 行方式调 整日志等 内容,实现场景 式管理。
4 功能实现
基于OMS的配电网故障研判系统,建立了适合配电网调度应用的配电网基础模型、配电网单线图(系统图)、配电网地理接线图,实现了图模图数的一体化;多源采集了PMS、营销系统、用 电采集系 统、故障指示定位系统、DMS、EMS等系统中配用电系统运行异常、停电事件相关信息;应用GIS与配电网单线图(系统图)设备拓扑关系及配用电运行数据,不仅实现了多种故障辅助研判功能,而且实现了配电网调度管理、抢修指挥业务的无缝融合,服务配电网抢修指挥班、配电网调度班组的故障研判、抢修指挥 与配电网 调度管理。 例如,2014年6月25日09:27,95598坐席接到用户投诉船山路直冲巷多户停电,在营销系统中受理并派发至OMS进行故障研判,见附录图A图A1,通过该配电网故障研判功能指挥抢修班组及时赶赴故障现场进行抢修。
通过配电网故障研判功能,首先会对新故障进行故障集合并,然后自动在3min内研判出配电网故障是主线故障、支线故障、配变故障、低压线路故障还是户表故障,并在GIS地图中进行定位,指导抢修人员定点抢修;相比传统的到达现场先进行故障巡线再进行故障抢修而至少需耗时45min以上的模式,此功能减少了重复派单,提高了抢修效率, 缩短了故障抢修时间,提高了供电可靠性与客户满意度。
5 结语
基于OMS实现的配电网故障研判功能,不仅能有效支撑配电网故障快速主动抢修,而且使配电网调度与抢修指挥业务达到了无缝融合。配电网故障研判的应用,大幅缩短了故障查找时间,提高了故障抢修效率和供电可靠性。
附录见本 刊网络版 (http://www.aeps-info. com/aeps/ch/index.aspx)。
摘要：对于在电力调度控制中心内进行配电网故障研判系统建设的问题,讨论了多种方案,分析了各自的优缺点,提出了基于调度运行管理系统(OMS)建设配电网故障研判系统的方案。该方案在与其他系统共享数据的基础上,根据配电网实时状态,采用归集方法,实现了故障诊断及定位。为实现此方案,研究了图模图数一体化、配电网故障辅助研判等关键技术,并进行了总体设计。实践证明,该方案不仅能有效支撑配电网故障诊断,还可实现配电网调度与抢修指挥业务的良好融合。
配电调度系统 篇6
1 配电网调度重要性分析
1.1 用电多样化的需求。总体上来讲用电的总量在不断地增加, 用电的组成结构在不断地多样化, 从而导致了配电网管理的复杂化。不断地优化结构, 增强调度机能, 进行智能化配置, 从而增加运转的稳定性。长期以来这一领域不被人们重视, 进而出现了很多的问题, 在发展的方面缺乏创造性, 企业在投入方面比较少, 从而导致各个方面跟不上发展的需求。
1.2 配电网接线及调度可行性。在研究配电网接线模式时一般都是分成架空线路与电缆线路两个类型, 比如典型的架空线路接线有单辐射、单环网 (手拉手) 、分段两联络、分段三联络等, 电缆线路有单辐射、单环网 (手拉手) 、分段两联络、电缆、N-1”接线等。
1.3 配电网调度的必要性。配电网的正常运行方式是根据其接线模式、负荷分布及其正常变化规律制定的配电网络运行方式, 是一种固定的运行结构, 被称为常态运行方式。目前, 配电网正常运行方式计划的编制主要考虑两种负荷水平, 即一般负荷水平和迎峰度夏负荷水平, 所以, 形成了一般负荷供电方案和迎峰度夏供电方案。人类的生活、工作等方面分工变得更加的精细化, 正是这样的原因电力的发展也在不断地区域化, 会采用更多的临时一性用电接入, 这样会产生很多的影响, 针对于实际的情况进行不断的调试, 采用最佳的方案, 这样才能够更好的进行这方面电网的运转, 与此同时我们一定要高度的关注配电安全。
2 主动配电网运行调度策略
2.1 基十馈线负荷互补的调度策略。用电时间段的高峰十分的明显, 居民用电一般的高峰期是在晚上, 一般的时间不会很长, 而商业用电则有很大的不同, 用电量会急剧上升, 一般的时间段都会比较长。针对这样的情形通过不同性质的负荷组合可以降低峰谷差率, 提高配电网的运行效率。这些规律在具体的情况时, 又有很大的各自的特性。
2.2 计及临时一供电影响的运行方式调度。临时一供电需求的持续时一间较长, 但随着临时。供电任务经过一段时间的运转, 然后任务结束, 这样必将导致整个负电荷发生改变。通常情况根据这种特殊的供电需求关系进行运行体制的建立, 从而进行段的优化, 提升配电网运行的效率。
3 电力系统主动配网调度管理
3.1 电力配网调度任务管理。电力系统调度管理必须依法对电网运行进行组织、指挥、指导和协调, 领导电力系统运行、操作和事故处理。电力系统是一个比较复杂的机构, 里面包含的内容也是非常的多, 一旦运行起来需要各个部门的紧密的配合, 这样才能够很好的完成任务。在进行各个方面的工作的时候一定要严格的根据要求进行工作, 遵照规章制度, 这样能够更好的保证人身安全。值班的工作人员进行工作的过程时一定要严格的做好相应的记录工作, 这样能够更好具有可追溯性。这样对于员工的行为也能起到很好的约束能作用, 一旦出现问题能够很好的责任到人。
3.2 电力配网并网的调度管理。市区内经35k V及以下系统接入本地区电网运行的非统调发电厂机组出力有地区调度管辖, 并网的发电厂母线有电厂调度管辖。市区内经35k V及以下系统并网的发电厂并网联络线由配调调度管辖, 地调许可。
3.3 电力配网事故的调度管理。由于电力技术所限和电力调度工作的特殊性, 电力配网事故不可能完全杜绝。配电网近几年来事故频发, 导致事故的原因有很多的方面, 一个方面是内部的值班人员工作不够认真在很多的时候出现了疏漏, 从而导致不应该事故的发生而发生生, 另一方面, 电网工作的员工不够重视, 很多的未达到持证上岗。除此之外, 电网着受外界的破坏, 从而导致整个线路输电不通畅。加强调度管理非常的重要, 只有这一方面做得非常的好, 才会减少事故的发生, 提高整体的工作效率。
4 专业性人才匮乏
电力行业在不断地发展, 在很多的方面都运用了先进的科学技术。但是现阶段的我国这一领域还停留在过去, 很多的职工都没有受过专业性的培训, 正是因为这样不能够很好的运用设备。另一方面由于领导的不够重视, 导致了大量的人才流失, 所以今天的我们面临着非常严峻的形式。很多的企业已经深深的注意到了这一点, 进行高薪招聘人才, 不能够很好的保证班子的稳定性, 人才流动性比较大。内部人才培养成为最为重要的一种方式。通过聘请专业老师进行授课, 更多的进行理论与实际相结合, 从实际中提升员工的专业水平, 建立严明的奖惩制度, 这样能够很好的调动员工的积极性, 在平时组织更多的竞赛活动, 这样能够更好的提升大家的兴趣爱好, 定期的对于员工进行专业水平测评, 对于多次不合格的予以处罚, 对于成绩优异的进行奖励。发展依靠可续技术, 只有掌握先进的科学技术才能够跟得上时代的步伐, 科学的发展依靠的是人, 未来的发展依靠的是人才, 人才是创造一切的源泉, 储备人才就是为了将来更具有综合竞争实力。
结语
经济的发展速度在不断地提升, 未来发展成什么样我们很难去想像, 正是因为这样, 电力行业必须要进行改革。上文对于整个的行业进行了详细的介绍, 相信大家的了解会非常的深刻, 对于现阶段的问题进行了很好的阐述, 一些问题得到了很好的解决, 但是还有很多的问题需要我们去面对, 只要沿着正确的方向去解决问题, 那么行业就会一步步的向前稳步地前行。电力行业是一个特殊的行业, 一切的发展都离不开其参与, 正是因为这样我们更要加深重视的程度。我相信在未来的发展中一定会取得更大的进步。
摘要：众所周知, 我国电力企业不断深化内部改革, 近些年发展势头迅猛, 在解决当前电力能源需求的同时, 也面临着重大挑战, 在许多方面需要不断优化管理方式, 以实现电力企业的良性发展。基于这一现状, 本文结合个人工作实践对主动配电网调度运行管理进行探讨, 提出了优化管理措施, 为相关人员提供参考。
关键词：主动配电网,调度,优化
参考文献
配电网调度操作票智能生成探讨 篇7
在智能电网建设的大背景下, 电力系统的数字化及自动化技术得到了一定的提升。然而, 电网调度越来越频繁, 调度操作票制定越来越多, 调度员因专业技术、运行经验、外部环境等因素很难应对这日益变化的电网系统[1,2]。为满足电网的安全稳定运行, 电力生产和调度部门对电网调度操作票系统自动化、智能化和实用化的需求日益迫切。整个电网可分为主网和配电网, 主网的接线方式比较规范, 易于区分, 且每种接线方式内的设备连接可以采用不同的间隔结构来区分, 间隔内设备间的操作序列相对比较固定, 易于自动生成电气倒闸操作票, 自八十年代中期以来, 经过电网调度领域的研究人员和运行人员不断改进, 主网调度操作票智能生成系统已经日趋完善, 达到了实用化的水平[3,4,5]。而配电网 (文章中主要指10k V线路, 以下相同) 牵涉的人员广, 设备类型多样, 接线方式比较复杂、多变、不规范, 且每种接线方式内的设备连接错综复杂, 很难用固定的间隔结构来区分, 给配电网调度操作票智能生成系统的开发带来了很大的困难。文章针对配电网的上述特点, 借鉴主网调度操作票智能生成系统的开发模式, 将对配电网调度操作票智能生成的关键技术进行一些有益的探索并实现配电网调度操作票的智能生成。
2 关键技术
操作票的智能生成一般采用专家系统技术[6,7], 结合电网操作规则及经验构成的规则库和知识库, 开出符合电网操作规程的操作系列[8,9,10], 其中如何将知识库与规则库有机的结合起来, 是操作票智能生成的关键。知识库也可称事实库, 是基于电气一次接线图的设备基本信息和拓扑连接信息, 也包括设备运行的实时信息。构建知识库是整个操作票智能生成系统的基础, 文章把从一次接线图中归纳总结出符合电网操作规则的固定结构作为间隔知识的过程, 称为间隔分析;把从一次接线图中识别出设备的电流流向过程, 称为设备潮流方向的识别。
2.1 间隔分析
间隔是由若干相互关联的设备与设备之间的连接而组成的设备集合。在电网一次接线方式中, 一个标准的间隔一般由一个断路器、两个隔离开关及两个接地开关组成, 该类间隔在主网中比较常见, 在配电网中比较少见。尽管配电网结构及运行方式复杂多变, 还是存在一些其它固定的结构组合, 如柱上断路器与隔离开关、柜内负荷开关与接地开关、支路隔离开关与熔断丝等, 相应的间隔模型结构如图1所示。
配电网的接线方式错综复杂, 如链型接线、T型接线、辐射型接线、环网型接线、单环网接线、双环网接线、n供一备接线、多分段n联络型接线等, 每种接线方式中即使存在某些间隔结构, 但各间隔结构间没有明显的区分标志, 比如环网柜间联络间隔、馈线上分段器间隔等, 因此很难从配电网的一次接线图中识别出间隔结构来。针对配电网结构, 给出了如下三种区分间隔的方式:
(1) 常用间隔绘制:在一次接线图的绘制过程中, 采用固定间隔一次绘制的方式, 并保存相应的间隔信息; (2) 绘制间隔标志:在一次接线图绘制过程中, 在固定间隔间绘制间隔标志, 通过识别最近间隔标志来确定间隔结构; (3) 手动设置:开票前手动设置间隔结构。
前两种方式需要在一次接线图绘制过程中完成, 后一种方式在开票前按需设置即可。
配电网的设备类型多种多样, 如开关类型, 根据作用可分为断路器、负荷开关;根据功能可分为馈线开关、联络开关、分段开关、分支开关;根据电气端数可分为两端点开关、三端点开关、四端点开关。配电网主要由架空线路和电缆线路组成, 架空线路主要由柱上设备及架空线路段组成, 电缆线路主要由配电站房与电缆段组成, 其中配电站房包括环网柜、开关站、开闭所、配电房、分支箱等, 根据配电网线路组成将间隔分成两大类:站内间隔与架空间隔, 站内间隔分为站内开关间隔及站内母联间隔, 架空间隔分为架空联络间隔、架空分段间隔、架空分支间隔, 配电网间隔分类如图2所示。
2.2 潮流方向识别
据电网操作规则, 为进一步减少误操作、误调度的发生, 电气设备的倒闸操作需要按一定的顺序执行, 比如送电操作时, 应先合上电源侧隔离开关, 后合上负荷侧隔离开关;停电操作时, 应先拉开负荷侧隔离开关, 后拉开电源侧隔离开关。因此, 在操作票智能生成中需要考虑设备的潮流方向, 不同的潮流方向生成的操作系列不同, 如何识别设备的潮流方向也是操作票智能生成成败的关键之一。针对配电网的线路结构, 给出了如下三种识别设备潮流方向的方式:
(1) 基于数据采集和监控系统 (简称SCADA系统) 的实时潮流信息:从SCADA系统直接获取设备的潮流信息, 依据流经设备的电流正负判断设备潮流方向的正负; (2) 实时潮流计算分析:从SCA-DA系统获取潮流计算所需的设备信息及实时状态信息, 进行实时潮流计算, 根据潮流分析结果信息识别设备潮流方向; (3) 以供电电源的远近为依据:对单供电电源点的设备, 以距供电电源点最近端至远端为潮流正向, 反之为负向。对多供电电源点的环路设备, 在无法从SCADA系统获取潮流信息及不能进行实时潮流计算的情况下, 需结合配调人员的经验进行判断识别。
3 实现与应用
借鉴主网比较成熟的操作票智能生成系统实现方式, 文章的配电网线路调度票智能生成系统采用专家系统方式。知识库主要是设备的基本信息及来自SCADA系统的实时信息, 包括系统实时分析的间隔信息和潮流方向信息;规则库是从电网操作运行规程、操作规定和操作员运行经验中总结、归纳和提炼出来的规则信息, 其中最主要的是“五防”规则, 文章根据配电网实际运行的特点, 总结出设备调度状态规则、开关操作规则、操作任务匹配规则, 间隔模板规则;推理机制为正向推理, 采用产生式表示法, 根据配电网的设备类型及调度规程, 分为开关规则推理、负载规则推理、线段规则推理、母线规则推理。具体的专家系统实现结构如图3所示。
文章采用图形开票的方式, 整个操作系列的生成流程如图4所示。
基于公司现有的配网智能一体化综合防误系统, 间隔分析采用手动设置与自动分析相结合的方式, 潮流方向以母线流出或距物理连接电源点的近端至远端为正向, 在离线状态下, 以贵州六盘水配网一次接线图的“杨双III回”线路为例, 进行调度指令操作票开列, 如图5所示, 开列出符合电网操作规程的操作序列, 如图6所示。
4 结束语
配电网结构复杂多变, 配电管理水平滞后, 给配电网调度操作票生成系统的开发带来了不少难度。文章对配电网调度操作票智能生成的间隔分析、潮流方向识别等关键技术进行了有益的探讨, 并采用专家系统的方式实现了配电网调度操作票的智能生成, 便于辅助调度员减轻工作强度、提高工作效率, 有效防止误调度事故, 提升配电网安全管理水平。
摘要：配电网的接线方式越来越复杂, 调度操作票的制定越来越频繁, 调度员越来越难于掌控这日益复杂的配电网系统, 配电网的安全稳定运行问题显得日益严峻。文章针对配电网的上述特点, 探讨了配电网调度操作票智能生成的间隔分析、潮流方向识别等关键技术, 采用专家系统的方式实现了配电网调度操作票的智能生成, 便于辅助调度员减轻工作强度、提高工作效率, 有效防止误调度事故, 提升配电网安全管理水平。
关键词：配电网,智能生成,调度操作票,综合防误
参考文献
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基于配电网调度自动化技术浅析 篇8
1 电网调度自动化技术的特征
众多的工程实践表明, 电网调度自动化技术应具有以下基本特征:
⑴该调度技术应能及时并精确地采集、检测和处理电网中各元件、局部或整个系统运行的实时信息;
⑵结合电网当时的实际运行状态和系统各元件的技术、经济等指标要求, 为调度人员做出准确的调节和控制的决策提供依据;
⑶能实现整个电力系统的综合协调, 使电网系统能安全可靠以及经济地运行, 同时还可以提供优质的供电;
⑷电网调度自动化技术可提高工作效率, 降低电力系统事故发生概率, 延长设备使用寿命, 能够保障电力系统的安全、可靠、经济运行, 尤其是可避免整个电网系统的崩溃和大面积停电等连锁性事故的发生。
2 电网调度自动化技术的应用
随着网络技术、计算机技术以及通讯技术的快速发展, 作为电网技术中最重要的技术之一的电网调度自动化技术同时在快速发展, 目前已研制出了多种电网调度自动化系统, 且都应用于实际工程当中。
2.1 电网调度自动化技术在我国的应用
我国应用的电网调度自动化系统主要采取RISC工作站和POSIX操作系统接口等国际公认标准, 所采用的电网调度自动化系统如下:
⑴CC-2000电网调度自动化系统。该系统作为中国电力科学研究院、东北电力集团公司以及清华大学共同研发的产品, 主要采用分布式结构设计和面向对象技术, 同时为了使应用软件提供透明的接口, 利用事件驱动和封装的思想。另外, CC-2000电网调度自动化系统把采集的实时数据处理后, 根据不同功能分布在ALPHA服务器和工作站节点上的分布式系统。因此, 即使个别节点出现故障也不会引起整个系统的正常运行。该电网调度自动化技术已具有成熟、可靠、实时性好、通用性等特点, 为我国的电力系统安全、可靠、经济运行提供了有效的保障。
⑵SD-6000能量管理系统。该系统为南京南瑞集团公司和淄博电业局联合研发, 具有统一支撑平台的开放式能力管理功能, 采用了超大规模的调度投影屏、调度电话自动拨号和气象卫星云图等新技术, 具有信息实时性、开放式、分布式和友好的人机界面等特点。SD-6000能量管理系统是当前国内技术先进、功能强大、成熟、可靠的分布式SCADA/EMS/DMS系统, 该技术主要应用在广东省调、北京地调、南京地调、郑州市供电局、海南省供电局等地。
⑶OPEN-2000能量管理系统。该技术是由南京南瑞集团开发的一套集监控和数据采集、电力系统应用软件、自动发电控制、配电管理系统以及调度员培训仿真系统等应用于一体, 具有开放型、分布式等特点, 适用于网、省调和大中型地调的新一代能量管理系统。该技术作为国内外技术先进、维护方便、适用面广、性能完善、稳定性高以及具有丰富工程经验的系统已成功应用于国调、广西区调、江苏省调、云南省调、重庆市调、上海市调以及南京、哈尔滨等省会城市在内的几十个大中地调中。
2.2 电网调度自动化技术在国外的应用
国外的电网调度自动化系统主要采用UNIX操作系统和国际公认的标准, 笔者总结主要有以下几种:
⑴西门子SPECTRUM系统。该技术作为德国西门子公司基于32比特SUN点的SPACE或IBMMRS6000工作站硬件平台, 引入软总线概念, 服务器之间及内部各进程与实用程序间的信息交换实现标准化开发, 同时其采用分布式组件、面向对象等技术, 广泛应用于配电公司、城市电力公司和工业用户。
⑵CAE系统。该技术采取64比特ALPHA工作站、客户I服务器体系结构和双以太网构成的EMS硬件平台, 同时采用分布式应用环境开发研制的, 集DAC、SYS、UI、APP、COM于一体。该系统功能分布于各节点, 能有效地减少网络数据流, 防止通信瓶颈问题。
⑶VALMET系统。该技术用于多种硬件平台, 可连接SUN、IBM、ALPHA工作站;同时包括实时数据、历史数据和应用软件3个服务器。
⑷SPIDER系统。该技术是由ABB公司开发的, 采用分布式数据库和模块化结构, 可根据用户实际需求配置系统。它具有双位的遥信处理功能, 使状态信号稳定性好, 并有一套完整的维护工具。
3 电网调度自动化技术的发展趋势
随着通信技术、计算机技术、数据库技术等技术的快速发展, 结合笔者的实践与思考, 笔者认为电网调度自动化技术应朝着模块化、面向对象、开放化、可视化等方向发展。
⑴智能化调度技术。可以预测智能化调度将是未来电网系统发展的必然趋势, 该电网调度技术采用调度数据集成技术, 能及时有效地获取电力系统运行的实时信息, 有效地实现电网的实时监测和优化、预警和预防智能化控制、故障的智能判辨、故障的智能分析、故障的智能恢复等, 从而有效地实现全面、精细、及时、最优的电力系统运行与管理, 以达到电网系统的调度、运行和管理的智能化。
⑵可视化。随着计算机技术、图像处理技术等的发展, 可视化操作也是未来电网调度自动化发展的必然趋势之一。可视化的调度技术能把传统的用数字、文字、表格等方式表达的离线信息, 转换为通过先进的图形技术、显示技术表达的直观图形信息, 以便于调度人员对电力系统运行的监控, 对各种电网故障能更方便地做出准确的判断并采取合适的措施。
⑶模块化与分布式。电网调度自动化系统软件设计的重要思想就是模块化和分布式。其采用的组件技术应能实现真正的分布式体系结构。可以预见, 基于平台层解决数据交换的异构问题, 将是重要的电网调度自动化技术。
⑷电网调度综合自动化。通过全面建立电网调度数据库系统, 不仅能提高电网调度自动化的综合管理水平, 使电网系统达到最优化, 同时还可有效地避免电网系统出现大面积的停电事故, 提高电网系统的安全可靠性, 因此应建立并完善电气事故处理体系, 将事故停电时间降到最低, 减少各种不必要的影响。
⑸面向对象技术。电网调度自动化的作用就是为了能及时准确地获得电力系统运行的实时信息。而面向对象技术将是有效解决这个问题的技术, 该技术先进且遵循计算机辅助技术, 但该技术的实现有一定的难度。
⑹建立无人值守管理模式。建立无人值班综合监控系统, 能够对电网系统的运行状态进行实时监控、状态估计、安全性分析、负荷预测及远程调控等, 当系统出现故障时自动报警, 以便调度人员及时处理事故, 从而保证电力系统安全、可靠、经济运行, 实现无人值守调度管理方式, 减少值守人员, 提高工作效率。
结语
总之, 随着电力系统的不断进步, 电网调度自动化系统以IT技术的发展为基础, 会不断满足国际标准, 同时具备开发性与扩展性, 良好与国际接轨, 并且电网调度自动化系统也将日趋成熟完善, 系统可靠性也会越来越高。
摘要：随着电力系统技术和电网规模的不断发展, 电力系统的设计、运行、管理、维护的要求也越来越高, 要保证电力系统的安全、可靠、有序、经济运行, 作为电力系统设计人员必须及时学习并掌握先进的电网调度自动化技术以适应电力系统的发展。笔者介绍了电网调度自动化技术的基本特征, 结合电网调度实践经验, 阐述了电网调度自动化技术在国内外的应用现状, 并对今后电网调度自动化技术的发展趋势进行了展望。以供参考。
关键词：配电网,调度自动化技术,基本特征
参考文献
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