电网调度员仿真系统

电网调度员仿真系统（精选12篇）

电网调度员仿真系统 篇1

1 传统DTS的局限

以前DTS以培训本地调度员为目标, 培训事件或扰动序列由教员建立。由于目前网省一级的调度员在实际运行中基本不直接通过EMS对电网进行遥控和遥调操作, 培训过程中调度员的操作指令也基本通过仿真电话下达, 由教员代为模拟执行, 下级调度员和各厂站运行人员无法参与培训中去, 整个培训操作的环节实际上并不是一个完整的闭环。近期有少数培训系统采用了Web浏览技术, 但下级调度对象基本限于观看演习而非真正参与。因此, 现有DTS基本是一个集中式的模拟环境, 而非与现实电网相一致的分布式结构, 存在真实性和操作模拟手段的局限。限于目前采用的技术平台基础, 也很难实现与下一级DTS的联网。

2 EMS/DTS一体化系统

电网仿真DTS, 过去是独立于EMS的, 没有实现一体化。一方面在线生成教案很困难;另一方面, 控制中心模型不逼真, 学员台的功能单调。某公司的TH2100 DTS系统实现了两者的一体化 (见图1) 。这是一套集电网监控、仿真、培训和分析研究功能于一体的先进的EMS/DTS一体化的综合仿真培训系统, 既可以实现教案的自动生长, 又保证了控制中心模型的逼真性和功能完整性。

(1) 一体化系统可以给出一个模拟电网调度运行各个环节的完整的仿真环境。其中, 控制中心模型不但包括SCADA/AGC模型, 还包括EMS模型, 能真实地模拟调度室, 包括调度电话系统。其中SCADA/EMS是成熟的系统, 可以兼作电网信息监视和分析决策用。学员可以从中得到全方位的培训, 培训内容包括电网运行监控、调度以及EMS系统所有在线高级应用功能的使用, 培训过程中, 学员能做预想事故分析和安全校正对策研究等。同时SCADA模型采用可以现场实际运行的SCADA系统, 能逼真地模拟四遥功能, 能模拟采集各种电力设备的运行数据, 能模拟遥调/遥控, 能模拟量测变送设备、RTU和通道的运行特征、投退和故障, 可以培训调度员对恶劣通信条件的适应能力, 保证学员系统的真实性。

(2) 一体化系统可以提供强大的网调/省调/地调/县调/变电站联合反事故演习支持平台, 支持网调/省调/地调/县调/变电站DTS联网方案, 实现上下级电网的联合反事故演习。与传统的调度员培训仿真系统相比, 具有联合反事故演练功能的调度员培训仿真系统扩大了参加反事故演练的地域范围, 在上下级调度所共同面对的电网发生突发事件时, 可使参加演练的调度员和厂站值班员重点演练自己所管辖设备的应急机制, 检验和演练各单位反事故预案和措施的适应性, 让一线运行值班人员进一步熟悉电网各种严峻的运行方式, 并检验各单位之间事故处理预案的衔接性, 从而达到锻炼队伍、提高运行人员在事故时的快速正确决策能力的目的。

(3) 开放性方面实现了IEC61970CIM/CIS。采用IEC61970CIM/CIS标准, 开放性好, 易于以后软件的扩展、移植和升级, 便于第3方软件的接入, 使用户的软件投资得到充分保护。

3 网络技术发展现状

目前, 基于TCP/IP协议的网络技术发展得较为成熟, 在稳定性、安全性和Qo S等方面逐渐满足了准实时计算的功能要求。一些大的行业和企业均据此构建了自己的Intranet, 电力行业在这方面是典范。特别是电力调度数据网的建设, 其目的即是为了满足电网调度的需求, 从安全性和实时性上保证有关SCADA/EMS、电力市场和其他准实时系统的数据传输需求。但目前应用系统架构的设计尚未从根本上考虑网络的分布式特点, 诸如DTS等功能在如何利用网络方面尚有很大的完善余地。

4 基于网络的DTS设计

4.1 整体结构

在界面和维护与EMS保持一体化的前提下, 新DTS可考虑采用数据层、应用层和客户层的三层体系结构。其中客户层主要向用户提供日常监视、数据查询、数据录入、电网模拟操作等功能, 可采用浏览器 (主要适用于使用人员特别是异地用户) 、服务器 (用于维护人员或本地用户) ;应用层主要负责业务逻辑和各种公共服务, DTS的应用软件和图形、消息、告警、报表、安全管理等功能均属于此层, Web服务器也在此层;数据层主要负责支持各种类型的数据库。系统可采用中间件技术及XML协议, 实现与其他系统 (主要是上、下级DTS) 的数据交换与共享。由于上述三层体系结构实现了数据、程序和客户的相对隔离, 安全性的保障易于实现, 客户容易扩展, 程序修改的维护工作量也大大减少, 特别适用于基于广域网的分布式客户端系统的构建。

4.2 基本功能

新一代DTS应具备现有DTS的基本功能。EMS和DTS应用系统的数据结构保持一致, 相同的功能和算法细节采用完全相同的源代码, EMS和DTS应用系统的人机界面的风格保持一致, 电网参数、画面与EMS共用, 而不需再从PAS应用软件中获取电网模型及参数。用户只需维护一套电网模型数据库和图形界面即可。具有与EMS统一的应用开发接口。总体上可分为学员和EMS仿真子系统、电力系统仿真子系统

4.3 基于网络的演习流程

此前的DTS系统只是一个本地区的仿真系统, 没有上下贯通及自上而下或自下而上 (网调/省调/地调/县调/变电站联合反事故演习支持平台) , 而新系统实现了互联以后, 基于网络的DTS主站及其学员的主要任务应包括观察、操作、接收、计算、再操作等。观察指学员 (调度员和运行人员) 监视系统, 根据教案设立的扰动和事件判断系统的当前状况;操作指学员根据各种信息, 依据自己的判断对模拟电网或设备进行各种操作, 以消除故障, 改善电网的运行状况, 操作包括在DTS上进行遥控、遥调和发布电话指令等;接受指下级调度员和运行人员根据主站调度员发出的命令在DTS子站上进行操作, 操作指令返送至主站, 主站予以接收;计算指DTS根据主站和分站各操作指令以及自动装置和保护动作情况进行潮流等应用软件的触发式计算并得出结果, 供学员判断最新的电网状况以指导下一步操作。

DTS各子站应分布于所有下级调度对象, 包括下级调度、发电厂和变电站。这些对象均在电力调度数据网的覆盖范围内, 且客户端主要采用浏览器方式, 因此易于实现。子站学员的主要任务是根据自己的权限观察监视相应的区域电网和当地设备, 当扰动和事件发生后, 判断管辖范围内的电网和设备是否应根据有关规定进行紧急操作, 并接受上级调度员的命令进行相关操作, 如开断线路、切除负荷、调整出力等, 操作在DTS子站画面上直接进行, 这些操作会即刻被传送至DTS主站参与全网潮流计算。

4.4 网络语音传输

由于调度员的命令有很大部分通过电话传输, 可考虑在电力调度数据网上建立IT电话功能, 当然需一定的网络带宽保证, 电力调度数据网的MPLS VPN功能应能确保其他应用不受干扰。好处是确保演习电话与运行值班电话分开, 防止误操作;也不需要为了演习每次都安装调试演习电话, 并便于进行电话录音, 在数据网络到达之处均可实现此功能;最主要的优点是其功能可与DTS统一设计, 建立语音传输模块, 回放演习过程时可包括通话录音同步播放, 案例的保存极为方便。

4.5 区域特性定义

一般, 一个地区、电厂或变电站的DTS子站只能浏览属于其范围内的电网数据 (DTS数据) 或单线图, 当然在主站许可的情况下, 也可观察电网的其他部分, 但是不可操作外部区域的元件。即使对区域范围内的元件进行操作, 也要在演习状态前预先得到主站许可。

因此, 在DTS数据库的数据 (元件) 特性定义中要包含区域属性, 如变压器、开关、闸刀、电抗等集中元件只属于单个区域 (地区) , 而线路则属于1个或2个区域;特别是单线图制作时, 画面属性定义时也要包含区域属性。这样可以很方便地限制该画面的浏览和操作对象, 当然这些属性可在线修改。元件的区域属性是EMS和DTS的传统功能, 如何与画面和设备的浏览和操作的权限管理功能相结合, 并在B/S方式下实现, 是新DTS功能设计的关键点之一。

4.6 教案及记录

教案的形成有多种方式, 可以根据人工设定的仿真时间从离线原始资料数据库中自动生成离线教案, 也可直接取用EMS的实时状态估计结果作为在线教案。仿真结果自动记录应包含所有的动作和操作以及设备统计情况。教案和操作结果记录可随时形成文件在主站和各子站间传输, 并可方便地进行全网重演, 回放演习过程可包括通话录音同步播放, 各子站均可演示。不需要各参演单位分别记录演习过程, 保证整个演习过程的一致性。由于记录的完整性, 因此具有对培训结果进行即时分析和评估的功能, 并便于导演人员随时监视和掌握全网和各子站演习的进展情况, 而不需要总导演和各单位导演人员通过话机随时通报当地演习的进展情况。可有效减少演习准备的工作量, 精简各参演单位的导演人员。

4.7 互联设计

现代电网包含各电压等级, 一般网省调负责500k V及220k V电压等级的调度, 而地区调度的对象是部分220k V网架和所属110k V、35k V网架。如果省网DTS包含所有500k V、220k V及所有地区内部110k V、35k V网架, 则理论上, 利用广域网全省只需1套DTS即可。但这时DTS所含节点数太多, 网络规模太大、太复杂, 目前的在线DTS程序在处理实际规模如此庞大的电网时, 在计算能力及速度方面尚不能满足工程需要。此外, 由最高级调度的技术人员来维护全网各电压等级的网络结构和参数, 工作量极大, 且不符合管辖与维护相统一的原则。因此, 从模拟的逼真度和计算的精确性考虑, 有必要促进各级DTS的互联。并且要以分散建模, 自动集中整合为原则。互联应基于IEC61970的CIM信息模型与API接口标准, 数据库应基于CIM模型或建立系统内模型和CIM之间的映射关系, 通过边界表定义完成, 数据传输上可采用XML协议。扰动、事件和操作对下一级电网的影响由下一级DTS仿真, 并将结果上传进行闭环计算, 这样可形成全网的模拟, 可看作是另一种形式的分布式计算。从长远看, 可做全网各电压等级的联合DTS演习。这样的开发方式, 使得DTS的联合反事故演习和调度培训得到切实的发挥和应用。同时也获得了外网的等值参数, 使本地区的仿真计算精度大大提高。该系统可适合电网运行分析和仿真的需求, 可进行稳态仿真和动态仿真。

5 结语

基于网络的新一代DTS是电网发展的必然需求, 也是电网分析技术和计算机技术、网络技术以及新的软件设计技术相结合的产物。它在继承传统DTS的基础上, 突破DTS原有的局限, 将更全面地提高调度和运行人员培训的水平及上下配合协调的能力, 以适应现代电网调度运行培训的需求。

摘要：调度员培训模拟系统 (DTS) 可作为EMS的有机组成部分, 与SCADA系统相连, 以方便使用电网实时数据和历史数据, 也可作为独立的系统存在。介绍张家口地区主站系统更新后DTS系统的结构、特点及使用概况。此系统全面遵循IEC61970的标准, 并支持CIM/CIS模型、SVG图形, 能在可视化、多场景、多用户、多态下进行培训, 可实现全程Web远程发布, 是全Java化的DTS人机系统。

关键词：电网,调度员培训,仿真系统,改造,互联

电网调度员仿真系统 篇2

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)

智能电网调度自动化系统研究 篇3

关键词：智能电网；调度；自动化；发展

中图分类号：TM734 文献标识码：A 文章编号：1674-1161（2016）02-0033-02

电网是一个整体，电能从生产到输送再到使用，各个环节的总量时刻都在发生着变化。由于电网电能具有不可储存的特性，所以在电网系统中的电能在任何时刻都必须保持平衡，即发多少电的同时就必须用多少电，否则电网所供应的电能质量标准就难以符合国家规定的各项指标。根据电能生产总量和使用总量必须保持瞬时平衡的特点，如果整个电网系统没有统一规范的组织、严格的管理和科学的调度，电网根本无法安全稳定运行，所以电网调度是电力系统中的一个十分重要的环节，电网调度自动化是电网调度发展的一种全新模式。当前电能是人类生产生活过程中不可缺少的能源，随着我国经济社会快速发展，智能电网建设已经成为电力行业转变发展方式的一个必然选择，智能电网调度自动化技术具有环保性能好、安全可靠系数高、节能效果显著、自愈能力强等优质特性，因此，智能电网调度自动化是未来电网发展的主要趋势和方向。

1 智能电网调度自动化系统的基本组成

智能电网调度自动化系统组成主要分为3个部分：主站系统、数据通信网络系统和厂站自动化。调度自动化系统是整个电网的控制核心，能够对电网的各个环节进行监控，一方面可以保障电网安全稳定运行，另一方面能够根据反馈的信息及时发现故障，并第一时间对故障进行妥善的处理，有效防止故障范围进一步扩大而造成大面积停电。同时，智能电网调度自动化系统可以根据收集的故障信息对电网整体运行状况进行综合分析和研判，按照结果对电力系统中出现的各类复杂的情况和问题进行必要处理和有效解决。

2 智能电网调度自动化系统的主要特点

建立调度自动化系统能够充分发挥自身优势，逐渐减少高消耗、高污染的能源使用量，从而提高清洁、可再生能源利用率。智能电网调度自动化系统具有十分强大的优质特性。

2.1 超强的自愈性

智能电网调度自动化系统具有超强的自愈性，保障电网能够安全可靠运行。系统可以在无人操作的情况下，自动对电网中的问题进行修正和解决，从而消除潜在的风险隐患。智能电网在运行过程中，系统可以持续地进行检测，通过自动诊断修复功能来操作防爆控制系统，操作准确方便，这一功能是传统电网所不具备的。

2.2 强大的兼容性

智能电网调度自动化系统具有强大的兼容性，能够将电能供应、环保科学有机地结合起来。当客户用电负荷过高时，智能电网可以通过自动化系统进行合理的资源配置，从而减轻电网负荷过高的压力。智能电网通过调度自动化系统可以使多种能源发出的电能接入电网系统，特别是风能、太阳能等清洁可再生能源，对于节能减排环境保护具有重大意义。此外，智能电网调度自动化系统可以消除电网扰动的不利影响，大大提高电能的质量，有效保障电力系统的供电可靠性。

2.3 较好的交互性

智能电网调度自动化系统具有较好的交互性，可以对电网设计方面存在的不足和问题进行修复和完善。充分利用建立在用户端的接口，通过人机互动、人机联动和模拟等技术手段，使电能的供应和使用能够进行信息互换，从而更好地配置电力系统的资源，有力保障电力系统的供求平衡。

2.4 较强的集成功能

智能电网调度自动化系统具有较强的集成功能，可以将各个子系统进行良好地融合，使各系统间的信息和资源实现共享。并且，信息控制和系统优化等功能可以进行规范化处理，从而能够整体分析电网调度系统。

2.5 较优的资源配置功能

智能电网调度自动化系统具有优化资源配置功能，可以根据经济效益和设备运行情况对电网进行协调和优化。对输送线路输电状态进行科学分析，有效协调配置电网资源，一方面能够降低电网运行成本，另一方面可以实现社会效益与经济效益双提高，为电力企业可持续发展奠定坚实的基础。

3 智能电网调度自动化系统的构建要点

3.1 调度需求

构建智能电网调度自动化系统的根本目的是确保电网高效运行。在设计电网过程中，要把电力系统持续、稳定运行作为根本指标，使系统的各项功能都能够高效实现。要对负责调度工作的人员进行系统培训，建立健全监督评审制度，确保调度工作合法合规。要对相关设备进行实时监测，充分发挥调度系统评估计算功能，提前发现电网故障隐患，及时排除故障，有效保障电网正常运行。

3.2 技术要求

在智能电网调度自动化系统技术研究方面，一是要保证投入成本最小，二是要针对传统电网的薄弱环节改进业务结构，优化业务间连续性。研究设计用户使用界面要满足使用简单、操作便捷以及减少后期维护成本的要求；系统架构要有良好的拓展性，兼容性要强大，互操作能力要高，可以将软件模块接入系统进行升级，达到安全稳定运行的目标。

3.3 研究模式

从当前智能电网调度系统发展情况来看，研究模式主要有自主开发和由外到内两种。自主开发主要是面向处于运行状态的电网，相关运行环节要充分结合电力系统的特征，及时发现电网存在的故障，并按照规程进行改进和完善，使电网的整体性能更加优化。由外到内主要是运用研、商结合的研究模式，充分调动政府和电力企业的积极性，共同参与研究工作，进一步拓展研发创新性，确保研究设计的调度系统的可行性更强。

4 智能电网调度自动化技术发展前景

智能电网是实现电力工业科学发展的必由之路，智能电网调度自动化系统将广泛使用三维GIS、高级配网等高新技术，使数据信息可以在各个区域之间进行传送。先进的调度自动化系统可以将复杂的数据在规定区域内进行整合，并且可以随时调取所需要的资料信息，形成一个完整的电网模型。建设信息构架，一方面可以为信息提供共享平台，另一方面可以避免出现海量信息筛选的难题，有利于及时有效取得第一手资料。智能电网可以通过调度自动化系统及时掌控用户需求电量情况，预判可能存在的风险，实现优化资源配置、应对突发情况、节约使用电能、提高经济效益等，对于电力企业树立良好的形象、承担相关的社会责任具有十分重要的意义。

参考文献

[1] 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）：7-11.

[2] 刘鹏飞，梁晶，钱前.基于3G技术的电网调度自动化系统研究[J].商情，2013（36）：75.

[3] 任志翔，仇群辉.智能电网调度自动化技术思考[J].经济研究导刊，2010（7）：182-183.

电网调度员仿真系统 篇4

随着现代电力系统网络规模的不断扩大、电网电压等级的不断提高,电力系统规划、运行和控制的复杂性呈现指数递增的趋势。传统的依靠电力系统调度员的运行和处理事故的经验培训新的调度人员的方法,已不能满足现代电网发展速度和规模的要求。特别是智能电网的规划建设,对调度人员提出了更高的要求。在这种情况下,应当在技术上和装备上,给各级调度人员提供培训仿真的环境,以使调度员能力的提高与电力系统的发展相适应。

电网调度员培训仿真系统(DTS)是现代计算机软硬件技术和电力系统分析技术相结合的产物,其主要目的是对各级电网的调度人员进行系统的培训,使调度员在与实际控制中心完全相同的调度环境中熟悉掌握能量管理系统的各项功能,以提高其在电网的正常、事故和恢复等情况下的调度决策能力,从而完成调度员从“经验型”向“分析型”的转变。

国内DTS的研究从20世纪80年代末开始,1990年第一套DTS系统投运,经过十几年的发展,已从理论研究走向实际运用,并逐渐形成为一个产业,DTS的体系结构从与能量管理(EMS)接口采用“定制”方式的独立型异构系统到与EMS采用统一支持平台的一体化系统,直至目前正在研究的与EMS接口采用“即插即用”方式的跨平台系统(遵循IEC 61970标准),使DTS的软件功能经历了从单一到综合,从简单到复杂的发展过程.其仿真方法包括对电网的稳态仿真,准动态仿真,故障仿真,暂态仿真和全动态仿真以及对保护的逻辑仿真和定值仿真,其设备模型包括一次设备,二次设备,远动设备以及部分动力设备。DTS的现场运行从被动到主动,从偶尔使用到日常使用,其作用也由演示性转变为指导性,并成为调度自动化的一个重要产品和控制中心培训调度员的得力工具[1,2]。

建设新一代陕西电网DTS一体化系统可以更好地提高相关运行人员的技术水平,以适应日益复杂的电力系统,从而提高电网的安全稳定运行水平。

1 陕西电网DTS系统现状

截至2009年底,陕西电网所辖10个供电局中有西安、宝鸡、咸阳、汉中、安康、延安6个供电局原有的EMS系统平台上建设了DTS系统,但由于保护的仿真基本采用的是定值方法,造成DTS保护定值的维护跟不上电网的发展;另一方面,由于没有很好的外部电网的处理方法,造成地调DTS系统的计算结果的真实性较差,培训效果不理想。

陕西电力调动中心(简称省调)DTS系统独立建设在三区,虽然其图形、模型数据及实时数据均实现了与省调EMS系统的拼接,单独应用还比较便捷,但由于建设方式不同,省调与各地调DTS之间不能实现上下级调度电网模型、画面的有效共享。在进行陕西电网全网联合反事故演习时,为了方便监测,要将参演地调的电网模型建立在省调DTS系统中,从而造成省调的DTS维护工作量比较大;同时联合演习时,由于未能实现运行信息的交互,各级电网的状态变化基本是通过预先约定进行的,各参演单位仅能通过WEB方式登陆省调DTS系统进行观摩,不能实现互操作等功能,使得演习的真实性稍差。省地调DTS系统联合反事故演习时,事先的准备工作繁杂,重复性劳动较多。

2 DTS一体化系统建设的总体要求

随着电力系统的发展,对电网调度运行人员的要求越来越高,作为培训各级调度人员的最佳工具,为了逼真地反映电网的实际运行情况,强化调度人员的培训效果,建立健全陕西省地调DTS及联合反事故演习系统显得十分重要。另一方面国家电网公司对DTS系统的互联及模型拼接也做了相关要求,因此建设新一代的陕西电网DTS一体化系统,实现全网模型、图形的拼接及演习数据的交互显得十分迫切。

(1)培训功能。具有面向电网调度运行人员的培训功能,可以完成具体的培训项目包括:正常操作培训;设备检修、挂地线等操作培训;防误操作培训;系统频率控制培训、系统电压控制培训、系统潮流控制培训;联络线潮流控制培训;电网各种故障的分析、处理和恢复的培训;改变继电保护和自动装置投退状态和修改定值操作培训;同期合环和并列培训;变工况运行及其分析培训;电网各种异常情况处理;

(2)研究分析功能。基于电网仿真结果可以支持省地调度中心的调度人员和运行方式人员进行实时的或预想的电网状态下的操作分析、故障预想、安全校核等;这些研究功能可以深化调度员和方式人员对电网运行的认知和把握,提高电网运行的安全性、经济性和可靠性。

(3)分布式模型拼接功能。支持基于既有EMS系统的模型、运行方式以及图形信息采用标准化的接口方案(CIM-XML、E语言文本及SVG)生成DTS系统所需要的模型、运行方式以及图形;支持上下级电网模型的拼接,支持电网在线运行分析和培训用实时教案的生成。

(4)多级联合反事故演习功能。支持基于WEB交互方式的联合反事故演习;支持上下级DTS互联方式实现省地联合反事故演习系统;支持与变电站仿真系统的互联,实现综合的网-网-站联合反事故演习系统。

3 DTS一体化系统设计原则

DTS一体化系统应满足真实性(Realism)、一致性(Exactness)、灵活性(Flexibility)、实用性(Practicability)这4个基本要求,DTS应有较长的生命期,在整个软件生命期内能适应将来电网的发展。其中真实性是最重要的。

3.1 真实性

系统应具有丰富完备的电力系统一二次设备模型、故障模型、异常模型,能够全面逼真地仿真电网在正常运行、故障状态及事故恢复过程等各种场景下电力系统的行为和特性。

本系统中考虑了上下级DTS系统的模型与方式数据共享,因此能够提供比单个独立系统仿真更为准确的仿真结果。

3.2 一致性

系统能模拟与学员所在的实际调度控制中心环境一致的仿真培训环境,使学员面对熟悉的、相同的画面和操作,相应的视觉和操作风格将给调度员以身临其境的感觉。

3.3 灵活性

DTS要有灵活的培训支持功能,教员可很方便地模拟各厂站值班员或外部调度中心的调度员执行学员下达的各种调度命令,也可根据培训需要任意设置故障,操作应灵活方便,以使系统能很快进入新的运行状态,提高工作效率;DTS具有灵活高效的教案编制,并可进行必要的培训控制和评估,以满足各种运行方式的研究和培训的要求。

设备的操作均可在接线图上直接进行,二次设备能通过关联的开关或母线等进行操作。每种操作同时还提供菜单操作,避免图形关联的错误,满足复杂操作的需要。

3.4 易维护性

(1) DTS一体化系统应能和EMS系统共享模型保持一致,共用基础数据无需特殊维护。

(2) DTS一体化系统应能通过SVG标准图形格式实现与EMS系统图形的共享。

(3) DTS一体化应能通过E格式等标准接口从EMS获得电网运行方式,能够方便地制作实时教案,或进行研究分析。

(4)合理分配省地调模型拼接与互联的维护工作,做到充分共享,减少重复工作。

4 DTS一体化系统建设的可行性

(1)省调基于OPEN3000平台的能量管理系统(EMS)及新建的各地调EMS系统,均具有符合规范的模型数据、图形的标准接入方式,如基于IEC61970的CIM/XML的接口方式等。目前省调的综合程序PSASP、发电计划、操作票、三区DTS等软件,均实现了与省调EMS系统SVG图形、实时数据的E语言、CIM模型的XML文件的共享与拼接。因此陕西省地调DTS及联合反事故演习系统的建设完全可以实现模型数据、图形文件的拼接及共享。这将给该工程的实施带来极大的便利条件。

(2)陕西电网已经建立起了调度数据网(SGDnet),省调到陕西10个地调、省调到直调发电厂、省调到330kV及以上变电站均已建立起调度数据网,其带宽为2M或者nx2M,2009年将省调到10个地调调度数据网络升级为100M。基本可以满足省地联合DTS系统数据通信业务的需求。

(3)省调及西安、咸阳、宝鸡、汉中、安康及延安供电局均有DTS系统,这也给新一代省地调DTS系统的建设积累了经验。

综上所述,在陕西全网实现电网模型的拼接、图形的共享已成为可能,而数据网的健全为实现DTS系统联合演习时的信息交互打下了基础,因此建设新一代陕西省地调DTS及联合反事故演习系统是可行的。

5 结语

DTS一体化系统建设主要目的是对各级电网的调度人员进行系统的培训,使调度员在与实际控制中心完全相同的调度环境中熟悉掌握能量管理系统的各项功能,以提高其在电网的正常、事故和恢复等情况下的调度决策能力。

摘要：随着现代电力系统日益发展，电网的复杂程度越高，传统的依靠电力系统调度员的运行和处理事故的经验培训新的调度人员的方法，已不能满足现代电网发展速度和规模的要求。从陕西电力系统的现状入手，论述了陕西电网建设省地调电网调度员培训仿真(DTS)一体化系统的必要性及可行性，并提出了初步的设计方案。

关键词：调度员培训仿真系统,一体化,陕西电网

参考文献

[1]姚建国，张慎明．调度员培训仿真系统的功能要求和设计原则，[J]．电力系统自动化，1999，(23)：17-23．

[2]陕西电力调度中心．陕西省地调调度员培训仿真(DTS)及联合反事故演习系统可行性研究报告[R]．西安：陕西电力调度中心，2009．

铁路综合调度控制仿真教学系统 篇5

系统概述

本系统集合了现代通信和信息、计算机、电子及信号联锁等现代技术手段，实现了行车调度指挥与实物沙盘列车控制相结合，具备区间运行调度模拟、车站作业模拟及驼峰作业模拟等功能，并实现了多人多机网络协同制定列车运行调整计划。系统可自动集中控制沙盘车站进路、信号联锁设备及列车运行过程，自动信息采集，能够完成各种列车控制模式下的铁路行车调度指挥的演练。

系统网络

主要功能模块

铁路系统沙盘

铁路模拟沙盘能在实验室环境下模拟建立轨道交通系统运行的实物模型，包括道岔、信号机和列车等，并可通过系列教学实验系统软件对平台进行控制，实现对铁路运输生产作业过程的控制，可完成各类调度指挥操作，并可直观的展示车站的各种信号、道岔等设备及其相关联锁闭塞关系，表现各种铁路运输设备和各类作业过程，可满足车站值班员、信号员、调度员、调车长等相关运输作业人员的认知学习和综合演练要求。基本功能

1）可直观演示轨道交通运输作业过程，并与铁路综合调度与列车运行控制仿真教学系统联动，同步仿真演示，实现调度系统的模拟实训功能；

2）可模拟各种铁路站场设备，在仿真联锁系统及控制电路的控制下，能仿真道岔的转换、轨道电路、信号显示等；

3）可根据信号及列控系统要求控制列车运行，列车可前进、后退、鸣笛等，并能够按要求速度运行；

4）沙盘车站的接发车进路可根据教学仿真系统下达计划自动储存、排序、执行、回馈；

5）可进行库内调车模拟、信号故障演示等操作。

沙盘参数及特点

1）元器件及设备的接口统一接到单独接口转换箱（或控制箱）里，要求开放数据接口（包含接口硬件格式及软件接口），以便于采用其他控制器调试和实现故障的检测。

2）具备良好的模块化特性，易于维护更换；

3）选用材料满足室内环境应用标准，且安全可靠；

4）沙盘尺寸和车站个数均可定制；

电网调度自动化系统的检测方法 篇6

【摘 要】随着电网调度自动化系统的不断发展及其在电网运行中发挥着越来越重要的作用，电力实时生产运行管理对电网调度自动化系统软件质量的要求也越来越高。本文根据电网调度自动化系统的运行特点，从功能和性能方面对电网调度自动化系统进行全面检测的方法作了分析和阐述。

【关键词】电网调度自动化系统；功能测试；性能测试

0.引言

随着我国电网调度自动化系统的不断发展，系统软件的规模日益增大，各应用功能的复杂程度日益提高，同时系统在电力实时生产运行管理中发挥的作用也越来越重要，对系统的软件质量提出了更高的要求。一方面要满足用户对系统功能的正确性、开放性、人机界面的友善性等要求，另一方面还要注重系统的实时性、稳定性和可靠性。

1.电网调度自动化系统特点分析

电网调度自动化系统主要包括四个部分：信息采集和命令执行、信息传输、信息的收集处理和控制、人机联系，它包含了现代电子技术、自动控制技术、计算机技术和数据网络通讯技术等多种高新技术。

系统硬件结构采用双网实现数据传送，当双网中断任何一个网时，系统仍需稳定安全运行；系统采用客户工作站、应用服务器和数据库服务器三层C/S架构，各应用服务器冗余配置，保证应用功能的可靠性；系统需满足电力二次系统安全防护的要求，在安全I区和安全III区网络连接之间使用物理隔离装置。

系统前置应用功能通过与厂站端监控设备通讯，采集电网运行实时数据，发送给电网实时运行监控（SCADA）应用处理，并接收其控制指令并下发。工作站人机界面及PAS等高级应用从电网实时运行监控应用获取电网运行实时数据。

2.电网调度自动化系统的检测方法

随着电网调度自动化系统检测技术不断的发展，逐步形成比较专业的检测方法，从规范化、标准化和专业化的角度对系统进行专业化的检测评估。以下阐述其检测方法。

2.1检测流程

电网调度自动化系统检测启动前需要进行检测的资料审查，包括检测资料及检测硬件环境的审查，软硬件配置清单及系统的设计文件和说明书。电网调度自动化系统检测主要是对电网调度自动化系统基本应用功能和性能等方面的检验。检测对象包括适用于各级电网的调度自动化系统的支撑平台软件、数据采集、电网运行实时监控和网络分析。系统检验的项目有：功能、性能、稳定性和标准规范符合性。

2.2检测环境

如图1所示，测试系统由2台前置、2台SCADA服务器、2台PAS服务器、数据库服务器、WEB服务器、核心交换机、前置交换机、三区WEB交换机、物理隔离装置、测试工作站等设备组成。

其中前置服务器部署RTU前置，SCADA服务器部署SCADA应用，PAS服务器部署PAS应用，数据库服务器部署关系数据库和时间序列库应用，WEB服务器部署三区WEB和三区应用分析。

软件环境，包括电网调度自动化系统基础平台软件及SCADA软件、 实时数据采集与监视、PAS应用软件，同时也应包括操作系统、 关系数据库等基础系统软件，并根据检测内容完成初始测试环境的生成，包括数据库定义、电网基础模型数据、实时数据采集点表模型、图形文件、数据断面等。系统数据库定义的数据量要求：厂站数不少于1000个，模拟量不少于200000个，状态量不少于1000000个，遥控量不少于50000个，遥调量不少于50000个。

2.3测试工具

依据测试内容应配置的检测仪器和检测设备有：

（1）Fluke网络测试分析系统，用于系统网络性能和网络通信机制的测试分析。

（2）HPOpenView计算机系统资源测试分析系统，用于计算机设备在各种运行状态的全部资源性能指标的测试分析。

（3）HPLoadrunner负载测试工具，用于对WEB子系统压力测试，用于并发性能的测试分析。

（4）模拟测试系统，模拟厂站端发送多个量测信息作为主站系统负载测试、压力测试和容量测试的仿真数据源，对主站系统规约解析、数据处理、画面显示等各功能模块的正确性、有效性及性能进行测试分析。

模拟数据源以IEC104规约与测试系统通讯，模拟建立1000条测试链路，每条链路1000个状态量、200个模拟量、50个遥控量、50个遥调量。在雪崩情况下，模拟同时100条链路向测试系统发送雪崩数据，每条链路每秒发送25个遥信变位、25个SOE、50个变化遥测，持续发送时间为30分钟。

（5）安全漏洞扫描软件。

（6）秒表。

2.4功能测试

功能测试主要针对电网调度自动化系统基本应用功能进行全方面的测试，检测系统是否满足调度实时生产运行的应用需求。测试包括系统支撑平台、数据采集、电网运行实时监控和网络分析。

系统支撑平台功能检测由系统管理、实时数据库、历史数据管理、时间序列数据库、消息总线、服务总线、公共服务、人机界面、工作流、并行计算平台、CASE管理、权限管理、报表管理、基础信息及模型管理构成。

数据采集功能检测包括数据采集、数据处理、通讯管理、参数管理、调试工具。

电网运行实时监控功能检测包括数据处理、系统监视、数据记录、责任区与信息分流、操作与控制。

网络分析应用功能检测包括状态估计、调度员潮流、静态安全分析、灵敏度计算、短路电流计算、在线外网等值六大项组成，分为基本功能检测、界面功能检测及输入/输出接口。检测电网调度自动化系统网络分析应用测试系统的实用性和可用性，注重考核软件的二次开发、应用集成支持和服务能力，强化对专业软件的规范化要求和对软件定制能力的考核。

2.5性能测试

性能测试是在电网调度自动化系统模拟实际运行情况下，测试系统的响应性能及资源占用情况，并模拟系统处于极端情况下，如系统断电后快速恢复、部分设备的发生硬件故障及大量事故信息的雪崩数据测试等，测试系统的实时性、可靠性和稳定性。以下分别阐述：

（1）实时性，包括系统遥测、遥信、遥控数据的上送处理时间、图形调阅、数据告警等时间、PAS功能计算时间（包括单次及并发用户计算）、历史采样数据的调取等时间，重点关注系统在多用户并发情况下的响应情况，在雪崩测试环境下遥测及遥信上送、遥控下发是否及时响应。

（2）资源占用，包括在正常、用户并发、雪崩等测试环境下服务器和工作站CPU、内存使用率，硬盘I/O，网络负载率等资源的使用情况。

（3）雪崩测试，事故情况下，因信息剧增可能造成对系统性能的严重影响，检测此时系统处理数据的正确性、实时性，资源占用指标是否达到要求

（4）可靠性，包括前置、SCADA、PAS、数据库等应用功能切换，服务器、交换机电源N-1测试，SCADA服务器、历史数据库服务器N-2测试。检测系统在部分设备故障情况下，系统基本应用功能是否运行正常。

（5）稳定性测试，进行连续72小时不间断运行测试，验证测试系统是否能长期稳定运行，不发生软硬件故障。测试期间，可对系统提供的各种功能进行在线操作，并进行周期性系统实时性能的测试。

（6）黑启动，检测系统在极端情况下是否能快速恢复功能。

（7）安全性，检测系统是否符合电力二次系统安全防护技术规范中要求的应用安全、主机安全、数据库安全，并使用安全软件扫描系统漏洞。

（8）WEB，包括WEB页面实时性、WEB页面用户并发资源占用等。

3.结束语

通过对电网调度自动化系统进行全方面的测试，可以检查系统各应用功能，检测出系统的实时性能及是否稳定可靠，从而可以提高系统的软件质量，为系统在电网稳定运行中发挥更大作用，更好的服务于电网运行。 [科]

【参考文献】

[1]许诤.电网调度自动化系统可靠性[J].科技信息，2009：6.

[2]谢善益，徐展强，邓大为，高新华.电网调度自动化系统（主站系统）专业测试方法[J].广东电力，2005：2.

电网调度员仿真系统 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

地区电网经济调度辅助决策系统 篇8

1 全网经济运行原理

地区电网在节能发电调度确定的220 k V和500k V网架结构的基础上, 通过优化220 k V及以下变电站内的变压器经济运行、110 k V线路及以下的线路经济运行和AVC系统结合, 实现地区电网的全网经济运行。随着分布式电源的逐步接入, 地方小电厂也逐步增多, 分布式电源的优化调度也将纳入到全网经济运行的范畴内。

有功经济运行是整个电网运行方式的骨架。运行方式人员的主要工作就是在安全约束的前提下, 实现电网的有功经济运行。无功经济运行是在有功经济运行的基础上, 实现无功潮流的进一步优化, 在实现电压合格率满足考核的目标下, 通过电容器和分接头档位的调整, 实现无功潮流的优化分布, 从而实现降损节能的目标。从全局考虑电网经济运行, 即将有关于全网经济运行的元素综合考虑, 有着重要的理论意义和应用价值, 全网经济运行分析的过程如图1。

地区电网的运行方式有其自身的特点。一般而言, 地区电网220 k V变电站及以下的变电站, 呈辐射状结构。有功经济运行的关键在于有功的均衡分布。均衡分布有几个层面:同一断面下、同一电压等级下, 不同变电站有功的均衡分布;不同断面下, 同一变电站有功的均衡分布;不同相的有功均衡分布。

有功经济运行涉及到电网拓扑结构的改变, 因此传统的最优潮流方法并不适用。有功经济运行时, 变压器开关投切、线路开关投切等均为离散量, 故特定断面的有功优化问题本质上是一个大规模非线性整数规划问题。文中采用基于遗传算法结合专家系统规则的模式实现电网的有功经济运行, 如图2所示。

系统的无功功率对电压影响极大, 无功功率不足, 将引起电网电压下降, 而无功过剩将引起电网电压偏高, 合理调整变压器分接头, 是提高电网电压水平的一种调压手段, 但其作用仅仅是通过改变电网中的无功潮流分布来提高局部的电压水平。要维持整个系统的电压水平, 除了必需有足够的无功补偿容量、实行无功分区分压就地平衡外, 还要有足够的无功备用容量, 以保证负荷增加后的电压质量。

非线性混合整数规划问题的求解应充分利用非线性混合整数规划领域的最新研究成果, 采用分枝定界法结合原对偶内点法求解大规模非线性混合整数规划问题, 即采用分枝定界法进行离散量优化, 采用原对偶内点法进行连续量优化。

原对偶内点法实际上是对常规内点法的一种改进。其基本思路是:引入松弛变量将函数不等式约束化为等式约束及变量不等式约束;用拉格朗日乘子法处理等式约束条件, 用内点障碍函数法及制约步长法处理变量不等式约束条件;导出引入障碍函数后的库恩-图克最优性条件, 并用牛顿-拉夫逊法进行求解;取足够大的初始障碍因子以保证解的可行性, 而后逐渐减小障碍因子以保证解的最优性。首先考虑如下的非线性规划问题:

式中:x为n维向量;h为m维向量;g为r维向量。

引入松弛变量将不等式约束化为等式约束及变量不等式约束, 即将式 (3) 改为:

2 工程实现

2.1 经济运行理论的工程简化

对电网经济运行原理加一定的约束条件使计算简化: (1) 对主变高压侧并列的变电站按主变压器的经济特性择优选择, 在输电网潮流优化计算中将变电站高压侧负荷按照恒功率处理。 (2) 将地区电网根据输电变电站电源的不同划分为几个不同的区域, 分区进行优化计算以减少计算量。 (3) 根据电网结构考虑继电保护配合等因素置入约束条件以滤除不可能的分区方式。 (4) 分区按各种可能的运行方式计算输电网有功损耗择优。 (5) 不考虑变压器调档和电容器投停, 在计算时按主变档位和电容器的当前运行状态不变 (因无功优化为单独系统) 。

2.2 接驳方式

电网经济运行系统与SCADA系统及电能表集抄系统接驳, 如图3所示。因主要由调度值班人员用于实时调整电网运行方式降低电网损耗, 系统直接接入SCADA系统, 与电能表集抄系统接口及运行方式、线损专工管理工作站均通过二次防护系统隔离。

2.3 实现功能

2.3.1 自动采集与数据处理功能

(1) 通过与SCADA系统的接口采集到所需的电网实时数据和电网运行状态量, 作为状态估计、潮流分析、拓朴分析、自动分区等计算的数据依据。 (2) 具有随时招测电能表集抄系统采集终端数据功能, 可自由定义定时采集的周期和起始时间、重复招测的次数、抄表数据范围。设置定时自动招测时间为每日零点, 周期为上次零点至本次零点24 h。 (3) 对无法招测的表计, 系统以不同方式发出报警, 以便进行人工招抄。对未能抄录的数据, 系统恢复正常时能自动补测, 以保证数据的完整性和连续性。 (4) 提供多种修补数据的方法, 但对所修补的数据加以标记, 以保证原始数据的准确性和不可修改性。 (5) 采集的电能量数据带时标存入原始数据库。 (6) 对自SCADA所采集数据, 参照电能表数据进行处理, 对异常数据进行处理接近真实数据。

2.3.2 数据存储与分析功能

系统对对采集到的数据进行处理, 应具备以下统计分析功能: (1) 变电站的96点和24点有功、无功日负荷曲线记录。 (2) 变电站年、月、日最大、最小、平均有功、无功负荷分析。 (3) 变电站有功、无功日电量记录, 年、月最大、最小、平均日电量分析。

2.3.3 网损实时计算

将有功损耗进行积分, 就能得到一个元件、一站、一片及全网一天的有功损耗电量、, 继而得到每月、每年的全网有功损耗电量。

2.3.4 定时优化的功能

为减少系统计算量, 可设置优化计算的时间间隔, 设定实时优化计算或按某一时间间隔进行定时计算。

2.3.5 电网降损方式调整建议

根据电网实际运行数据, 系统对允许的各种运行方式进行潮流计算, 与实际运行方式进行比较, 提出降低电网有功损耗的建议运行方式并指出调整后可降低的有功、无功损耗。

2.3.6 简单的负荷预测

在记录变电站、电网负荷曲线的基础上, 每日0:00预测各站所负荷曲线并存储, 系统在计算本次优化结果时根据预测负荷曲线估计至下次优化方式调整可节约的电量, 若方式调整时间间隔小或节约的电量小于设定阈值则不进行调整。

2.3.7 离线线损分析

(1) 典型日线路理论计算功能。系统可由历史数据库中提取任一日、任一时刻 (整点或一刻) 电网运行断面进行线路理论计算, 所输出报表格式符合国家电网公司、山东电力集团公司要求格式。 (2) 在取某一时刻进行线损理论计算时, 可人为调整任一站所的负荷值以适应计算未来某一负荷水平下电网经济运行方式的需要, 报表输出格式与国家电网公司所要求的报表格式相同。

2.3.8 电网线损统计功能

按日、月、季、年生成电网损耗电量统计报表, 可进行分压分层线损电量及线损率统计。

2.3.9 系统管理功能

(1) 图形维护功能:系统使用电网单线图作为运行主界面, 电网图及参数库应维护方便。 (2) 关口管理功能:设置地区电网与省网计量关口、设置各电压等级线损统计分界。 (3) 分片管理功能:以电源点 (线损理论计算、潮流计算的平衡点) 不同设置供电区域 (片) 的名称, 各片的范围因电网运行方式不同由系统自动适应。 (4) 报表管理功能。系统各种统计、分析、计算结果以数据库存储, 在必要时生成抒表输出, 应具备对各类报表的格式、内容进行增、删、改的功能。

3 结束语

地区电网经济调度辅助决策系统是一个以实时分析电网运行状况、为调度人员提供电网运行方式调整方案降低电网损耗的系统, 同时具备离线线损理论计算、网损统计等电网经济运行分析功能。该系统的投入使用可使电网调度由经验型调度走向知识型调度, 使电网总是处于经济运行方式, 为减少电网损耗、降低企业成本起到积极作用。

参考文献

[1]胡景生.电网经济运行与能源标准化[M].北京:中国电力出版社, 2001.

[2]侯广松.地区电网经济运行分析和应用[J].山东电力技术, 2004 (1) :78-80.

[3]罗毅芳, 刘巍, 施流忠, 等.电网线损理论计算与分析系统的研制[J].中国电力, 1997, 30 (9) :37-39.

电网调度员仿真系统 篇9

参加审查的专家认为,初步设计报告充分利用智能调度技术支持系统的前期研究成果,结合华中电网实际,系统功能完善,结构合理,能有效指导下阶段智能电网调度技术支持系统建设。

作为国家电网的重要组成部分,华中电网成为全新研发的智能电网调度技术支持系统第一家试点,调度技术支持系统示范工程建设意义重大。

下一步,将有序展开测试小系统现场安装调试、机房装修改造、硬件招投标、系统安装集成、厂站接入、系统联调等工作。

电网调度员仿真系统 篇10

随着社会经济的快速发展和人们生活水平的不断提高,供电可靠性成为直接影响客户满意度的重要因素。电网故障 发生后,能否对其进行快速有效的处理是十分重要的。作为电网运行的组织、协调和指挥者,在故障发生后,调度部门成为快速复电的主导者。因此,当故障发生后,及时获取故障 的详细信息,合理地对产生的问题进行分析,是故障处理的关键。

快速复电信息系统 通过集成 营配一体 化平台、配网 自动化、调度自动化等多个系统为统一平台,进一步完善电网故 障监控、预判、处理功能,为调度员快速复电提供支持。同时辅助抢修人员进行快速故障定位、优化抢修资源调配,为市场部 门提供信息共享等,以便尽快解决故障,提高电网的运行效率 和服务质量。

1复电支撑系统结构

1.1复电信息系统

管理信息系统全称是ManagementInformationSystem(简称MIS),是指由使用者与计算机硬件、计算机软件以及通讯网络、服务器组成的一个系统,该系统能够对用户所需要的信 息进行收集、传递、储存、加工、维护和使用。可以说,管理信息系统就是通过计算机设备的软硬件,辅助人类进行管理工作的人机一体化系统。

1.2J2EE平台

目前,一般企业在开发 软件时主 要是应用 多层构架J2EE中间件平台。J2EE架构是新 型的信息 系统开发 的技术架 构,应用该架构进行信息系统开发可以使得系统的开发过程更加规范化,从而使开发出来的系统的可移植性更高、安全性更强,也使系统可以再次使用和二次开发,这与传统应用开发的技术架构有天壤之别。

1.3基于 SOA 结构的数据服务器

SOA架构是一个组 件模型,是指面向 服务的体 系结构,SOA架构通过中立的接口方式(不强制绑定在特定服务)将应用程序的不同模块或者服务联系起来。这些联系的实现并 不依赖于共同的硬件平台、操作系统和程序语言。SOA架构具备可重用、服务请求端到服务供应端的绑定与服务之间松耦 合、服务交互接口定义明确、无状态的服务设计、基于开放标准 等特征。数据服务平台提供的安全性强、可靠稳定的消息传递功能在SOA架构中都起着重要的作用,而且它还使不同 的信息系统之间能够有选择性地对传递的信息进行控制。SOA架构可以利用数据服务层使数据管理更加方便快捷,提高信息系统的建设和实施质量。面向服务的体系结构具备可以重复使 用的组件,可以更快地发现和开发数据源,这一功能更为其 使用者带来了便捷。

2系统技术架构

快速复电系 统采用B/S网络架构,软件架构 采用基于J2EE的多层架构设计的整体系统的展现平台是基于WeB-GIS(网络地理信息系统,是基于Internet平台,客户端应用软件采用网络协议,运用在Internet上的地理 信息系统)展现故障 状态、故障位置、查看停电记录、设备等相关信息。应用Web-GIS可以实现快速复电系统的单点登陆,这样就可以使快速复电系统的用户操作更加便捷、更为人性化。

快速复电系统在逻辑上可以分为多个技术层面:

(1)模型层:快速复电系统的模型层用来表达地区的电网拓扑结构,是实现IEC-61970-301部分功能 的重要组 成部分。快速复电系统是以关系数据库为基础实现的,并以集成平台系统为集成中心对计量系统、营销管理系统等其他信息系统提供数据共享。

(2)数据层:该层主要有实时数据和关系型数据。其中,关系型数据是以营配信息集成基于GIS数据上的电网模型和快速复电系统数据;实时数据的采取是通过实时地采集集成平台的历史数据和实时数据得以实现的。

(3)数据服务层:快速复电系统基于GIS系统进行开发和设计,并且与现有的 其他信息 系统存在 着数据交 换和系统 接口。另外,城区供电局的快速复电系统通过集成平台向其他的系统提供多种数据服务。快速复电系统采用面向服务的 体系结构,遵循通讯接口模块的接口标准定义,并通过WebService、数据库共享,使得集成平台实现跨系统的数据交换,并实现数据交互机制的松耦合。

(4)业务处理层:快速复电 系统的业 务处理层 采用J2EE技术的各种组件技术,并采用轻 量级的J2EE技术框架,包括IOC框架Spring,MVC框架Webwork和OR-Mapping框架Hibernate。这种方式既能使系统的稳定性、安全性得以大大提高,同时又能降低系统的技术风险和系统的开发、维护成本。

(5)应用展现层:快速复电系 统为B/S架构,在应用展 现层采用浏览器的形式,为了提升系统的操作人员视觉效果和满足各类用户的使用需求,快速复电系统还采用了AJAX(具体为“AsynchronousJavaScriptandXML”,即异步JavaScript和XML,是指一种创建交互式网页应用的网页开发技术),并结合了JSP技术。考虑到快速复电系统的部分应用功能需要在GIS上展现,系统采用WEBGIS技术平台 展示GIS馈线图、沿布图,使得用户在查看GIS图时不需安装任何插件,可以满足计算机操作水平较低的配网抢修人员的工作需求。

3系统网络架构

B/S网络架构 (Browser/Server)是指浏览 器和服务 器架构。B/S网络架构是三层的网络架构,该架构是对C/S网络架构的升级或者改进的结构。随着社会技术的进步,网络技术也不断发展,B/S网络架构逐步成为主流网络架构。这种架构的特点是:系统用户可以通过浏览器访问服务器的形式来进行操作,主要事务逻辑在服务器端来实现,通过应用B/S网络架构,可以降低客户端电脑配置的要求,大大减轻了系统客户端的维护与升级工作量和成本。适合用户数量较大的系统建设使用,可以避免重复客户端开发,一次开发后能使不同人员在不同的电脑客户端上使用,亦可以满足如LAN和WAN以及Internet等不同的接入方式的访问需求。系统建设、使用方便 快捷,系统的开发成本也随之降低。B/S网络架构 还可以使 数据平台和管理访问权限得以保护,这样一来,系统的应用服务器和 数据库服务器的安全性和稳定性就会得到提升。特别是随着 跨平台语言JAVA的推广,B/S网络架构方便、快捷的 特点会进一步得到发展。

结合快速抢修复电工作实际需要及系统用户数量,综合考虑,城区供电局的快速复电系统设计拟采用B/S网络架构。系统在穿过防火墙时可以遵循http/https协议,市局客服中心人员、局领导、抢修人员、系统维护人员可以在不同的客户端上访问快速复电系统,B/S网络架构 的应用不 但提升了 系统的建设、使用效率,同时也保证了服务器的安全性,具体的网络架构如图1所示。

4系统应用架构

快速复电系统的应用服务器需要建设成为具备3层以上的体系结构。系统可以通过请求接收层(在快速复电系统中就是Web服务器)将应用请 求先进行 接收,再由应用 服务器处理,应用服务器放置在应用处理层中,业务的处理和事务的 管理都是由应用服务器独立完成的,之后再将里面的全部数据操作转入到数据库服务器(第3层)进行处理,或者当特殊的情况出现时直接转到别的信息系统进行处理。

5系统的主要模块组成

信息共享模块,主要向客服人员、抢修调度指挥员、抢修人员、各级监控管理人员提供共享的实时故障信息。

客服支持模块,主要向客服人员提供 停电信息、抢 修进度信息等相关的信息查询。

决策辅助模块,用于根据所述信息共享模块提供的故障信息向各环节工作人员提供问题的分析决策。

数据交互模块,用于所述信息共享模 块、所述决策 辅助模块、所述客服支持模块与外部数据库间通信数据的转换。

6结语

电网运行过程中保证电力系统安全稳定运行 是最重要 的一个环节,同时,保证系统在出现问题后能快速地恢复电 力同样至关重要。快速复电系统利用现代信息技术和数据 处理技术,实现了系统之间抢修信息的数据共享。同时,在对多个 业务信息系统实现集成后,配网抢修人员、客服人员能够利 用该系统完成所有的日常工作,避免了在多个业务系统间的来回切换,省了麻烦,并且在复电工作完成的第一时间,可以通过系统自动处理完结的工单将复电信息发送给客户,这不仅减少了抢修人员重复录入的数据量,增加数据一致性、实时 性、可靠性,同时还提高了抢修工作效率。

摘要：从“以客户为中心”的理念出发,结合实际的调度工作,对建立快速复电支撑系统进行了相关探讨。通过整合营配一体化平台、配网自动化、调度自动化等多个信息系统为统一平台,为调度员决策提供信息支持,以实现电网故障后快速响应、沟通和复电,提高供电可靠性和客户满意度。

浅谈对电网调度自动化系统的维护 篇11

关键词：电网调度自动化系统 日常巡查 异常

0 引言

阳新电网调度自动化主站系统2003年改造为南瑞农电公司ON-2000系统，目前系统接入变电站17座，已接入信息量：遥测数量为1993个，遥信数量为7542个，遥控589个，计算公式80个，报表60余张。系统设计接入32个厂站 ，现接入19座厂站信息，还有众多的电网潮流图、结线图、主控图、报表等，随着电网的快速发展、变电站不断新建，电网调度自动化系统的数据增长很快，如何让电网调度自动化系统以更高质量运转一直是我们自动化人奋斗的目标。

1 日常维护

电网调度自动化系统的日常维护主要分为两大类：一类是对系统软硬件运行情况进行日常巡视，要求巡视后都必须在每天的运行日志及自动化主站系统巡视标准化作业卡上做好相应记录。对设备硬件的巡查一方面是通过看设备有无掉电现象、有无告警灯、指示灯是否异常、有无异常响声异味以及机房温湿度是否正常，这是最直接的检查方法，其次是通过系统功能检查发现硬件是否存在问题，这两种方式都是不可或缺的。

对系统功能运行状况进行检查包括的很多方面，主要有CPU负载率是否正常、缓冲区有无堵塞、硬盘空间是否足够、数据库表空间否足够、服务器数据库有无异常、服务器数据是否刷新、前置机与服务器是否一主一备、历史数据是否正常保存、厂站通道有无退出、各厂站母线是否平衡及数据是否刷新、告警窗口有无遥信频繁误打和进程投退现象、厂站结线图中有无遥测死值及遥信不正确、主控图有无不该发的信号发出、有无遥信被人误封锁、转发中调的数据刷新是否正常、从中调接收的数据是否刷新等等。这些日常维护工作其实有很多，执行的是否到位直接关系到能否迅速发现系统存在的问题，这是电网调度自动化系统日常维护质量的保证。

针对各项日常维护的时间及频率都要进行规定，每项日常维护都要求有相关记录，针对遗漏或检查不认真造成延误的都已纳入考核范围。厂站工况、母线平衡、节点工况、服务器及前置机检查、工作站检查、告警窗口异常等巡视检查每天上午、下午各一次，下班之前对系统还需一次彻底的巡视。数据库表空间、遥信误封锁、逆变器负载率等情况每周至少检查一次。调度室、集控中心及其他部门要求的进行电网调度自动化系统中电网设备参数、潮流图修改、新建分析图表、新增或删除语音告警、新增或修改计算公式及其他新的功能完善等等工作也是日常维护的重要组成部分，我们要求调度室、集控中心及其他部门必须提供与修改内容相对应的工作单，工作单一式两份需经审查签字后方能进行修改，对描叙不清、明显错误的打回或以文字进行补充说明。执行完毕后，相关负责人进行审核无误后签字，双方各自存档。对变电站站端的RTU及综自远动主机我们定期对程序进行远程备份，特别是四遥点号及核心参数配置文件，在站端设备出现问题，尤其是硬盘出现问题时，也能及时恢复。在厂站信号出现异常时，我们也可以直接远程登录，从检查参数配置，检查站端设备信号状态来帮助判断和处理。

2 电网调度自动化系统异常维护

电网调度自动化系统的异常维护工作有很多种情况：从磁盘阵列、SCADA服务器、前置机、各工作站、各网络装置、前置通道部分到站端设备，从数据库、进程、厂站界面、数据曲线、到单个遥测遥信遥控遥调信号及功能，都有可能成为异常点。按不同的实际情况、轻重缓急，处理的方式各有不同，单位编制了阳新电网自动化系统应急预案，针电网调度自动化系统的对应急预案有电网调度自动化系统黑启动应急预案（电源故障）、电网调度自动化系统黑启动应急预案（服务器故障）、电网调度自动化系统交换机故障应急预案、电网调度自动化系统前置同时退出运行应急预案、电网调度自动化系统服务器同时退出运行应急预案、电网调度自动化系统网络堵塞应急预案等。在预案中我们对相应级别、涉及部门、涉及人员及联系方式职责、预案启动条件、应急预案的每一环节所需要的时间、预案处理要求都进行了详细说明，尤其在预案流程中将操作每一步骤、注意细节和操作指令都详细的列出，每年都对应急预案定期进行修改完善并进行演练。

针对有些异常的源头在于以前或当前的系统维护员的误操作、考虑不周全或疏忽造成的，同时由于自动化班的系统很多，每个人掌握的侧重点有所不同，因此需要专门编写了自动化班各系统的标准化操作，根据日常操作、处缺进行分类，将操作的每一步骤详细列出，尽可能的配上操作的图形及注意事项，通过班组内部学习，在对某些操作有些遗忘的时候可以仔细看看，有效降低操作风险。

电网调度自动化系统异常发现大致有四种：在日常巡视中发现异常、维护人员在日常操作过程中发现异常、调度员集控人员发现异常反映到自动化班、电子值班短信告警。电网调度自动化系统出现异常，首先要冷静分析，造成这种现象的原因可能有几种？这种异常影响面有多大？会影响到变电站的实时监控吗？会造成数据丢失吗？会造成转发中调数据不刷新吗？能至少确保单服务器、单前置机正常、单通道正常吗？等等，将异常控制在不影响系统主要功能运转的基础上，为处理异常争取时间。同时严格按规定的流程进行通知和汇报，在导致无人值班站失去监控时，如果不能迅速恢复的，必须及时通知集控中心派人进行守站，为处理异常争取时间。在出现比较重大的异常时，必须向上级反映，调集更多的技术骨干，群策群力将异常尽快解决，避免出现异常的扩大。在SCADA前置机或SCADA服务器出现异常时，必须十分冷静的进行分析判断，尤其是需将异常服务器退出运行时，必须从多个方面确定究竟是哪台出现异常，避免出现电网调度自动化系统监控功能的完全丧失。

SCADA服务器在自动化系统中处于极其重要的地位，出现异常的原因可以分为硬件或软件两部分，其中硬件问题，在清除灰尘、重新插拔和固定硬件后仍不能恢复，一般需要进行备品备件的更换，必须确保单台服务器能正常运行，数据的正常存储，为硬件的更换争取时间，必要时通知代维厂家尽快到现场进行处理。实际上造成SCADA服务器异常的原因更常见的是由于电力系统存在遥信高强度的频繁误打，或某工作站存在异常，导致服务器出现网络通信堵塞，导致双服务器都升为主机，导致历史数据丢失。若是由于遥信误打引起的，则我们在主站进行遥信封锁或将该遥信点号改为-1，为了保证该遥信误打不影响到分站设备所发其他遥信遥测正确性，在能进行远程维护的厂站中，将该点从遥信发送表中移除，并做好记录，通知相关分站维护人员或通知集控中心联系变电检修人员到现场进行处理，处理完毕后将遥信发送表恢复。若是工作站异常引起，则需检查该工作站网络链接情况，硬盘空间，进程运行情况，必要时候进行重新启动，或先将该工作站先退出运行，待SCADA服务器恢复正常后，然后分析引起工作站异常的具体原因。

由于事故跳闸能否正确反应直接关系到电网的正常运行，因此显得极其重要，比较常见的是变电站发生事故跳闸，调度员工作站没有相应事故语音告警或厂站推屏，或相关遥信存在丢失现象。针对上述情况，可以先检查告警浏览，检查相应时间内遥信发出是否正常，若生成了事故跳闸，则可以通过进行主站事故跳闸模拟试验，看调度和集控中心工作站是否能正常生成相应语音告警和推屏，如果没有正常生成，则着重检查数据库的相关设置及语音配置文件。针对遥信存在丢失现象，则可以在前置机中检查原始报文遥信变位记录，从中判定是否是由于主站引起，如果原始遥信变位记录有，则需检查对应参数的配置和进程是否正常。如果原始遥信变位没有或存在部分缺失，需要检查告警浏览，在事故跳闸发生的时候，对应厂站的通道是否有退出现象，前置报文是否存在误码，对部分可以远程登陆的RTU或综自远动主机，检查相关遥信变位分站设备是否发出，还可以通过询问变电值班人员，事故跳闸发生时，相应开关、告警灯，喇叭的现场情况，以及所有变及直流屏是够正常。从中判定原因出处。必要时联系变电检修人员到现场配合自动化分站人员进行相关开关试验。

3 维护总结

电网调度自动化系统正是由于它是电网现代化监控中的枢纽环节，同时也是由于其自身的实时性，它的维护工作对维护人员自身素质提出了很高要求，这不仅要求每个维护人员具有熟练的操作维护专业技术，同时也要有着十分好的耐心和细心。因此我们自动化人必须不断总结各种维护经验，同时在制度上不断完善，让尽可能的维护工作是有人执行，同时有人监护和检查，提高电网调度自动化系统的运行维护可靠性。电网调度自动化系统作为电网调度的千里眼和顺风耳，我们自动化人的核心任务就是将这双眼睛擦得更加明亮，让这对耳朵更加敏锐。

参考文献：

[1]韩富春编著.电力系统自动化技术，北京：中国水利水电出版社，2003.

[2]王亚非主编.电力自动化实用技术问答，北京：电子工程出版社2011.

电网调度员仿真系统 篇12

2 智能通信前端机采用Motorola 32位CPU单片机, 提供两路全双工的调制解调器, 中心频率、波特率可以由软件设置调节。通信前端机模块独立, 减小了前端机故障对实时数据传输的影响, 提高了系统的可靠性。采用RocketPort多口串行通信板, 可直接进行高质量的数字化通信。通过WTS卫星天文钟对时, 使调度自动化系统时间与标准时间保持高度同步, 解决了电力系统时钟统一问题。

3 主变经济运行方式分析:根据主变经济运行点, 自动判断并提示42台并列运行的主变经济运行方式;一次网损在线理论计算:实时计算所有线路、主变理论损耗, 并绘制网损曲线图, 及时观察网损情况;语音报警:能及时分辨出是事故还是预告信号, 以及发生故障的变电所, 电网日报表中融入了公式, 可进行力率、电压合格率等量的计算, 使报表更加灵活, 并实现了负荷曲线与供电量、运行工况等数据的组合;根据设备的运行状况, 用不同的颜色表示断路器、刀闸及线路的运行状态, 实现网络拓扑着色和联想调图功能。

调度自动化使用了较为先进和有效的扩展分布形式。使用较为全面的多媒体技术例如图画, 声音以及文字等。使得人机交流的方式更为全面, 更为新颖独特。这在电网调度工作中起到了重大的作用。

4 开发应用管理软件, 优化电网调度

变电所信息能够有效在远动主站进行汇集, 通过处理工作完成后, 和调度管理工作相互交汇结合。并在网络状态下实现几个人物的共同管理, 为实现调度带来了优良的技术依据, 并使得安全稳定性更加突出。有助于提升稳定性。

4.1 建立负荷管理子系统, 提高负荷利用率和供电量

我们建立了负荷管理子系统, 开发了供电量管理、负荷率管理、拉路限电管理等应用程序, 对各值调度员的供电量、负荷率、拉路条次等指标, 进行合理恰当地解释, 使得工作的标准有所更新, 考核的标准也更为科学准确。用自动化系统的方式进行考察, 能够使得平度电网的负荷能力有所上升, 使得本市供电水平一直处于领先状态, 并敦促供电内涵的不断扩大和提升。

4.2 开发网损管理子系统, 实行一次网损的在线理论计算

实现一次网损的自动化管理是调度自动化系统应完成的主要任务, 我们根据管理的要求开发了一次网损管理子系统, 对电网52台主变压器和206条输配电线路实行在线或离线的网损管理, 特殊方式可按小时计算, 通常状态下, 根据值班的作为顺序, 完成计算, 将调度员的收入也纳入评判标准。同样的指标达到供电标准的情况下, 网损高者实行财政扣罚, 网损低者进行奖励, 进而有助于增强人员的责任意识, 对于电网的状况加紧关注, 并对于有隐患的地方进行调整, 使得电网在效率和收益的双重优势下进行运转, 达到最好的运行状况。

4.3 开发无功电压管理子系统, 提高电网的供电质量

电压合格率是一种重要标准, 能够反映供电效果和供电质量。应当将无功电压的管理落到实处, 充分发挥效率。实现平衡。将子系统的建立保质保量。能够紧密实现远动主站数据内容的扩充, 使其具备良好的查找能力。对电压合格率、无功负荷就地平衡以及分变电所、分电压等级、分线路的力率考核等管理项目均能进行定性定量的运算分析, 可随意选择时间来完成表格的制定, 对于各个部门以及调度人员实行责任考核。通过考核使人员的责任动机增强, 主动检查工作的漏洞, 使得工作的进展更加科学合理, 并能够及时开展有效办法。提升电压工作的有效性, 使得其能够达到合格标准。甚至超越标准。

4.4 开发调度信息管理子系统, 提高办公自动化和调度管理水平

该系统包括调度、通信、远动等三部分, 与局办公自动化系统联网, 建立19个管理工作站, 信息数据的共享变得容易, 提升了管理水平, 进而提升工作效率。管理部门可以依照当前的运行情况做出调整, 保证季节性够点的实现, 以及照明用电, 电压合格程度和供电稳定程度连接等式进行运算。并反映真实的运行进展状况, 实现各种检测报表数字的提供, 通信、远动管理部分根据设备运行状况, 自动完成各类通信设备和远动设备运行率的计算以及遥测合格率、事故遥信动作正确率、遥控正确率的统计, 并自动生成设备运行月报表。

适当地进行自动化系统的研究使用。平度电业公司网络已经形成规模, 体现在性能稳定畅通, 主站性能成熟, 软件技术性较强, 这使得安全控制以及经济管理的技术性得到保证, 使得手段更为先进, 有助于电网工作的高效高质。进而使得安全性能有所提升, 有助于公司更加面对公众, 能够充分为人民大众服务

摘要：经过国内外多年的试验来看, 调度自动化是现代电力系统的基础, 所以应当推进此项工作的顺利进行, 并可以快速而高效地提升管理的效率, 提升电能质量, 并可以获得十分可观的社会和经济效益, 并且能够利用最少的人数来获得最大的效率。目前, 利用较为普遍的一项系统功能是SCADA, 本文详细利用这一功能的基础上优化和完善新的调度功能。

关键词：调度自动化,电网调度,分析

参考文献

[1]孙浩.新一代调度自动化系统的设计与实现[J].山东大学, 2008 (9) .