综合自动化站

综合自动化站（精选八篇）

综合自动化站 篇1

2、对设备的管辖范围及职责、相关部门要求、分管人员正常检查项目、设备校验要求、工作要求进行了研究。

3、设备主要性能指标:对模拟量测量综合误差允许范围、电网频率测量误差允许范围、事件顺序记录分辨率等进行了研究。

4、设备系统结构:从电源、接地与抗干扰、监控及监测规模要求、监控及监测系统配置、监控及监测系统功能及维护、系统自诊断与自恢复、与其他设备接口、运行管理功能、系统安全性等方面, 对设备系统结构进行研究。

调度自动化主站系统黑启动 篇2

关键词：黑启动；SCADA实时应用；应急设备；服务器；工作站

中图书分类号：TM734 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2012）32-0112-02

文章所讲的黑启动不是平时常讲的电网黑启动，电网的黑启动是指整个电网因故障崩溃停运后，系统全部停电，处于全“黑”状态，此时通过系统中具有自启动能力机组的启动和外来电源，带动无自启动能力的机组，逐步扩大系统的恢复范围，最终实现整个系统的恢复和供电。而文章介绍的黑启动是指调度自动化SCADA系统的所有设备都停止运行，自动化值班员在自动化机房现场确认后，如何有效、快速地执行系统黑启动操作，恢复自动化系统的运行。

1 调度自动化主站系统

汕头电网目前使用的调度自动化主站系统是OPEN3000，集调度、监控、配调一体化。系统的配置主要有主干交换机、调度交换机、前置交换机、集控交换机、天文钟、前置服务器、前置通道柜、主网调度员工作站、配网调度员工作站、监控员工作站，磁盘阵列、数据库（ORACLE）服务器、SCADA服务器等。

2 黑启动条件及故障检测

2.1 黑启动条件

自动化值班员在日常监视时发现或接到值班报警电话、调度员电话，在自动化机房现场确认系统全停后，执行系统黑启动操作。

2.2 故障检测

导致系统停止运行有两种可能，一是所有设备电源指示灯灭，则说明OPEN3000系统失电；另一种是设备带电，但系统可能是短暂掉电后复电，操作系统已停止运行。

3 黑启动

黑启动过程要求工作人员要清楚系统的配置，机房设备的安放位置；熟悉系统的各个应用、相关进程、系统命令，尽快实现系统正常运行，调度员可以通过系统监视电网状况。

系统启动分两部分：SCADA系统实时业务的应急设备和SCADA系统其他设备，设备启动顺序如图1所示。

3.1 设备加电启动

实际操作中，应急设备和其他设备的加电启动可同时进行，按机柜（服务器机柜、前置机柜、网络机柜）、网络（主网交换机、前置交换机、调度交换机、监控交换机、天文钟）、服务器（前置服务器、磁盘阵列、历史服务器、SCADA服务器）、工作站（调度员工作站、监控员工作站）的顺序依次加电，有双机冗余配置的机器启动过程中如果出错提示或出现僵死现象，则单机完成黑启动。

3.2 SCADA实时业务的应急设备启动应用部分。

这是黑启动中的关键环节，设备包括前置服务器、调度员工作站和监控员工作站。

3.2.1 前置服务器启动OPEN3000应用

启动顺序：前置服务器1、前置服务器2。

①登录进入操作系统。

②启动OPEN3000环境，输入命令：sam_ctl start fast（系统启动时不下装，使用本地文件生成实时库，前置服务器作为SCADA冷备节点每天备份一个实时库断面）。

③当系统应用启动后，输入命令：showservice，系统会显示当前系统管理应用状态信息，确认SCADA和FES应用启动正常。

恢复实时监视业务必须启动SCADA、DB_SERVICE、PUBLIC、FES、BASE_SERVICE系统应用及相关进程。如系统关键启动异常时，需核查关键进程运行状态。

3.2.2 调度员工作站和监控员工作站启动OPEN3000应

用

①登录操作系统。

②启动OPEN3000环境，输入命令：START。

③当系统应用启动后，输入命令：showservice可以检查是否可以通过OPEN3000环境获得SCADA应用和前置应用的刷新信息，如果刷新则表示工作站OPEN3000应用启动成功。

④如调度员工作站或监控员工作站界面或者数据不正常应检查工作站与OPEN3000系统内部网络连接是否成功，在工作站上ping服务器或在服务器上ping工作站是否成功可以测试网络；如果工作站故障无法使用可以使用其他工作站临时顶替。

⑤通道、画面、数据检查： 如果画面数据恢复正常刷新，通报调度员、监控员OPEN3000系统数据采集功能恢复。

以上设备恢复运行，核对数据正确后，便可确认黑启动中最关键的环节（SCADA实时应用）已经恢复，此时调度员可以通过系统监视电网状况。

3.3 SCADA系统其他设备

包括：磁盘阵列、数据库（ORACLE）服务器、SCADA服务器。磁盘阵列已在前面加电启动。

3.3.1 启动数据库服务器

①登录数据库服务器1，在确保操作系统启动完成超过三分钟后，启动ORACLE数据库实例。

②登录数据库服务器2，在历史服务器1数据库实例启动完成后，启动本机的ORACLE数据库实例。

3.3.2 SCADA服务器启动OPEN3000应用

①登录进入操作系统。

②登陆成功后，打开一个终端，测试oracle数据库连接；输入命令：sqlplus ems/naritech@o20001，正常连接可以进入ORACLE命令行界面。

③如果系统能成功访问ORACLE数据库，则打开一个终端，输入命令：sam_ctl start down。

④当系统应用启动后，输入命令：showservice。系统会显示当前系统管理应用状态信。

3.4 检查确认系统恢复正常运行

检查系统是否恢复正常运行，需要查看下面几个部分：

①前置采集。查看所有直采厂站的通道状态，并抽查部分厂站的规约报文、实时数据，确认直采厂站的实时采集正常。

②联网转发。查看中调及各县调的联网状态，电话联系中调了解中调数据接收情况，并抽查每个县调一个厂站的实时数据，确认联网数据的发送和接收正常。

③人机界面。抽查部分厂站图画面、总供电负荷表等画面，确认图形显示正常、画面上的实时数据正常刷新、拓扑着色功能正常等。

④告警功能。观察告警窗、有关厂站图画面，必要时在前置机上模拟遥测数值、遥信变位，确认告警功能正常。

⑤数据存储。查看总供电负荷的今日曲线、今日报警事件，确认历史数据的访问和存储正常。

⑥遥控功能。联系调度员抽查某一设备的遥控操作，确认遥控功能正常。

4 结 语

现代社会对电力供应的依赖程度不断加大，向生产企业和居民提供稳定供电，电网的安全、经济、稳定运行都离不开调度自动化主站系统。一旦调度自动化主站系统停止运行，调度员有如失去监控电网的眼睛。根据本文提供的合理有效的步骤实行黑启动，及时恢复调度自动化主站系统的运行，为调度员提供实时、准确的调度依据。

参考文献：

[1] 韩祯祥.电力系统分析[M].杭州：浙江大学出版社，2011.

[2] 文平.UNIX/Linux 系统管理技术手册[M].北京：电子工业出版社，2012.

[3] 刘传尧.基于日志解析的Oracle远程数据库同步方法研究及实现[D].厦门：厦门大学，2009.

综合自动化站 篇3

参考文献

[1]殷陆威.变电站综合自动化改造常见问题及解决方法[J].云南电业, 2009.

[2]阙云飞.变电站综合自动化改造应注意的问题探讨[J].科技传播, 2011.

[3]邓耀群.试论变电站综合自动化改造中的问题及探讨[J].价值工程, 2010.

城市应急气源站自动化建设 篇4

1 LNG多功能站技术方案

典型的多功能LNG站结构如图1所示。其主要功能:

(1) 常规调峰功用。管网用气高峰时, 气化站内储存的LNG向管网供气, 弥补上游供气量不足, 减轻各调压站调峰压力。

(2) 天然气汽车加气功用。储罐内LNG通过液相泵加压后, 对LNG汽车加气, 加气压力通常为1.6MPa, 实现LNG加气站功能;储罐内LNG通过高压液相泵加压至25MPa后, 进入高压气化器换热气化, 通过加气机对压缩天然气 (CNG) 汽车加气, 实现L-CNG加气站功能。

(3) 仓储及转运功用。利用LNG储存区容量大的优势, 在增加极少投资的条件下, 设置LNG仓储转运功能, 作为中转基地将LNG辐射到周边地区的LNG卫星站、LNG加气站。该功用依托于LNG现货贸易市场的发展, 以LNG货源基本充足为前提条件, 与海上浮仓、小船接驳运输、火车 (汽车) 槽车运输同步活跃。

(4) 为开拓下游市场提供支撑。多功能站的大储量优势, 可为企业发展LNG卫星站、天然气汽车加气站、瓶组供应客户提供有力的气源保障, 成为这些终端供气装置的应急气源。正常情况下, 上述各装置依靠各自的原料来源渠道运作, 一旦原料来源受阻, 多功能站则可以利用其庞大储存量, 帮助各装置渡过难关, 起应急作用。

(5) 事故应急供气功用。上游供气系统出现紧急情况时, 通过气化设施大量气化站内储存的LNG向管网供气, 起事故应急作用, 提高管网供气可靠性。

2 项目基本情况

杭然西部应急气源站主要解决杭州市城市天然气输配系统用气调峰, 以及上游供气中断时的应急气源。该站储存规模为4950m3, 建1台4500m3LNG常压罐, 3台150m3LNG真空粉末罐, 日供气规模为80万Nm3, 小时供气量为80000Nm3, 日充装LNG钢瓶能力40000Nm3, 并预留LCNG汽车加气功能, 日加气量为10000Nm3。

LNG应急气源站主要包括LNG卸车系统、LNG储存系统、LNG气化系统、LNG灌装系统、LCNG加气系统、站外配套燃气管线以及生产辅助设施。

3 控制系统

根据“经济实用、安全可靠、集中控制、管理方便”的原则, 以及燃气供应站的规模、特点、生产控制要求, 为保障操作人员及设备的安全, 确保生产安全、可靠、经济和有效地运行, 设计气源站控制系统, 其结构如图2所示, 主要包括:

(1) 过程控制系统 (DCS系统) :用于实现对整个装置的集中监视和控制及紧急情况下现场设备的安全保护。

(2) 火气系统 (FGS系统) 兼消防控制系统:用于火灾及可燃气体泄漏检测、报警及联锁, 消防设施的监控。

(3) 工业电视监控系统 (CCTV系统) 及红外周界报警系统:用于重要部位图像监控及防止外人非法或越权进入。

3.1 DCS系统

项目所有的工艺装置和公用工程、辅助设施等, 均采用DCS进行过程控制和检测, 实现集中操作, 并建立全站实时数据库, 为全站计算机信息管理和生产调度建立基础。其主要功能:

(1) 对全站的工艺变量、设备状态及其它过程变量进行巡回检测和数据处理。

(2) 根据需要实现流程的自动切换及设备的顺序启停。

(3) 对工艺流程及设备进行联锁保护。

(4) 流量计算及数据归档。

(5) 显示各自站的工艺流程图, 数据趋势图、棒状图等。

(6) 工艺变量的越限或故障报警、打印。

(7) 各种报警画面显示。

(8) UPS电源的运行及报警显示。

(9) 向SCADA系统的调度中心传送经选择的数据和报警信息。

(10) 故障自诊断, 并把结果报告至调度中心。

项目采用SUPCON Web Field系列控制系统GCS-G5, 该系统应用最新信号处理技术、高速网络通信技术、可靠的软件平台和软件设计技术、现场总线技术和工业以太网技术, 采用高性能的微处理器和成熟的先进控制算法, 全面提高了Web Field系列控制系统的功能和性能, 使其兼具高速可靠的数据输入、输出、运算、过程控制功能, 能适应更广泛、更复杂的应用要求。

GCS-G5系统包括CPU模块、8路AI模块、8路AO模块、16路DI模块、16路DO模块、2口以太网模块、2口串口模块、基座等, 整个系统可以响应冗余或不冗余的要求, 该项目仅有CPU冗余、电源冗余、通信模块冗余的要求。

GCS-G5系统具有G3防腐认证、工业级宽温-20~70℃、EMCⅢ级等应用性特点, 保证系统的稳定运行;强大的网络通信能力, 可支持31个远程节点;灵活的网络拓扑连接方式, 可支持星型、环形和总线型等多种连接方式;响应多种控制策略, 最快响应周期达5ms。

GCS-G5系统通过总线与F&G系统及消防控制系统通信, 实现系统间的联动控制, 更好地对气源站进行系统安全保护。

Vx SCADA软件作为系统监控软件, 采用对象化技术, 无缝衔接GCSContrix组态信息, 实现逼真、准确的实时监控, 提供通用、稳定、便捷、高效、开放的系统平台。DCS监控界面如图3所示。

3.2 FGS系统

FGS系统的首要功能是对检测范围内可能的气体泄漏和火焰进行检测并报警。系统通过安装于现场危险区域的气体及火焰探测器探测现场险情, 当发生气体泄漏或火灾时, 通过控制室的操作员站发出有针对性的报警信号, 提醒操作人员采取相应措施并将信号送达火灾自动报警控制器, 准备消防联动。

项目选用了具有SIL2安全等级认证的GE Safety Net系统, 由电源模块、电源监视模块、CPU控制模块、CPU底座、I/O模块、I/O模块底座、接线端子底座、底座扩展连接器、底座扩展电缆组成, 如图4所示。一个I/O模块底座可安装8个I/O模块, I/O模块为8通道模块。CPU单站可控制64个I/O模块。I/O控制网络单节点I/O容量500点, 最多支持200个网络节点, 即系统支持100000点I/O容量。

Safety Net Logic Workbench软件提供的编程语言有梯形图 (LD) 、功能块 (FBD) 、结构文本 (ST) , 并具有在线修改程序和在线下装功能, 软件支持IEC1131-3标准图库, 支持标准运算符。

Safety Net提供高度完整的数据和高度可应用性的同时, 还能够通过完整的控制器和用户的交互作用确保实现对故障条件的有效控制, 系统支持HART现场仪表功能。

3.3 CCTV系统

CCTV系统主要由3部分组成:前端部分 (用于采集监控区域的实时图像) 、信号传输部分 (用于传输前端的视频信号到监控中心并将中心的控制信号传到前端) 、中心视频切换控制及记录部分, 如图5所示。

项目采用11台松下室内彩色转黑白半球摄像机、4台霍尼韦尔防爆一体摄像机、3台松下高清彩色一体化摄像机、8台松下室外型快球机、2台汉邦硬盘录像机、2台希捷1T企业级硬盘, 组成强大的图形捕获系统。

大屏系统为DCS系统、F&G系统、CCTV系统综合展示平台, 项目采用创维M46PJCZ-DS拼接显示单元组成一个4×4_46"大屏幕显示屏。由LCD-CON-TROLLER12多屏处理器、大屏幕显示系统控制软件以及其它可选择的系统信号切换设备等共同构成组成大屏幕显示系统。

工业级的DID液晶面板亮度达到450cd/㎡, 对比度4500:1, 显示出的图像色彩靓丽、还原性更好、层次感突出。大屏系统效果如图6所示。

4 项目建设建议

(1) 项目前期阶段, 建议工程实施人员介入技术讨论, 了解现场工艺要求、控制要求、电器仪表要求等。

(2) 项目中期阶段, 提供充裕的调试时间, 包括对单个或者整体现场设备仪表调试、不同工艺阶段调试。

(3) 项目后期阶段, 做到画面标识清楚、程序参数根据现场真实工艺修正、设备尽早全面实现自动控制。

5 结语

2011年年底项目一次投运成功, 西部气源站已经成为杭州应对能源紧张的保障。

摘要：介绍应急气源站的重要性及基本功能, 以杭州西部应急气源站为例说明站控自动化建设的内容, 并提出建议。

关键词：城市应急气源站,站控,自动化建设

参考文献

[1]吴晓甦, 吴军贵.LNG应急气源站BOG回收系统计算分析[J].液化天然气, 2014, 34 (2) :7-10

[2]罗东晓.多功能LNG站的技术研究[J].煤气与热力, 2008, 28 (6) :16-18

自动站与人工站气温资料对比分析 篇5

民勤国家基准站是每日连续24次气候观测站, 资料全球交换, 于1954年建站, 位于甘肃河西走廊东北部、石羊河流域下游, 东、西、北三面被腾格里和巴丹吉林沙漠包围, 海拔高度1367.5m, 属温带大陆性干旱荒漠气候。2002年10月安装北京华创公司出厂的CAWS600-SE型7要素自动站 (压、温、湿、风向、风速, 地温、辐射) , 2003年1月1日正式并轨运行至2012年3月。笔者通过对民勤2004年~2010年自动站与人工站气温对比分析表明, 自动站气温对人工站气温序列无影响, 自动站气温完全可以替换人工站气温序列进行应用。

一、资料与方法

㈠资料来源

选用民勤国家基准气候站2004年~2010年人工站、自动站地面气象记录月报表, 气温取24次人工定时观测和自动站观测月、年平均值, 极端值选取2004年~2010年人工站、自动站最热月 (7月) 和最冷月 (1月) 日极端值资料。

㈡资料分析方法

1. 人工站与自动站气温差值对比。

对比分析人工站与自动站气温差值的日变化如图1所示:白天人工站气温低于自动站气温, 差值为负;夜晚人工站气温高于自动站气温, 差值为正。这是因为日出后8∶00 (左右) ~11∶00气温急剧上升, 由于自动站铂电阻温度传感器感应气温变化灵敏的特性, 升温速度比水银温度表快 (平均每小时上升1.9℃) , 而水银温度表在温度急剧变化时由于水银的物理特性感应气温变化有一定的滞后性, 升温速度慢 (平均每小时上升1.6℃) , 11∶00水银温度表感应气温上升的滞后性已完全释放, 因此11∶00~14∶00时气温缓慢上升时, 人工站气温和自动站气温维持最大差值-0.3℃。17∶00~19∶00气温急剧下降, 同样, 自动站铂电阻温度传感器降温速度比水银温度表快 (平均每小时下降1.1℃度) , 而水银温度表降温速度慢 (平均每小时下降0.7℃) , 19∶00水银温度表感应气温下降的滞后性已完全释放, 因此19∶00~7∶00气温缓慢下降时, 人工站气温和自动站气温维持最大差值0.4℃。一日中, 人工站与自动站气温最大差值出现在引起气温剧烈变化的日出和日落时段内, 这是由于两种测温仪器的结构原理不同造成的。由于自动站温度传感器灵敏度高, 所以在日出日落、日气温最高和最低时与人工观测偏差较大[2]。

通过对2004年~2010年11次强降温和寒潮天气过程中人工站与自动站气温差值变化分析, 人工站与自动站气温差值日变化与影响气温剧烈变化的天气过程有关。2004年~2010年一次最强寒潮天气过程 (见图2) 。

日平均气温下降13.2℃, 人工站与自动站气温差值最大为0.6℃, 均出现在气温剧烈下降的15∶00~1∶00之间。说明当有影响气温剧烈变化的天气过程 (强降温、寒潮、阵性降水等) 移入或移出测站时由于自动站铂电阻温度传感器在气温剧烈变化时段内无物理性滞后影响, 降温和升温速度比水银温度表快而造成偏差, 其偏差大小与气温剧烈变化的时间长短成正比, 说明两种观测系统应对复杂天气现象能力存在差异[3]。为了在同一时间、同一天空状态下进行人工站与自动站气温差值月变化比较, 挑选2004年~2010年11月全天无云、能见度≥30.0m、无天气现象的日数67例进行人工站与自动站气温差值变化分析, 人工站与自动站气温差值月变化均为正值 (人工站气温≥自动站气温) , 最大差值0.3℃, 平均差值0.15℃, 这与正常天气情况下人工站与自动站气温差值日变化平均值基本一致。

根据民勤沙漠气候特点, 对比分析了2004年~2010年最热月 (7月) 和最冷月 (1月) 人工站与自动站极端气温差值情况 (见图3、图4) 。

结果显示:7月和1月人工站和自动站气温差值变化较大, 且正负差值交替出现, 最大差值0.6℃, 出现在7月、1月差值较小。这是因为自动站铂电阻温度传感器与人工站最高、最低温度表测温原理不同造成的。由于人工站最高温度表在气温上升时靠本身水银张力挤过窄道显示最高气温;最低温度表在温度下降时要靠酒精本身张力带动酒精柱内的哑铃型游标来感应最低气温变化[4]。它们都是通过液体 (水银、酒精) 的物理变化来感应气温变化, 而且水银的熔点高、酒精的膨胀系数不稳定, 在低温和高温环境中易出现偏差;而自动站铂电阻温度传感器利用电阻随气温正比变化的灵敏特性, 在温度测量范围内其物理性质不变, 而且连续和稳定。所以, 当1月、7月气温变化剧烈时人工站最高、最低温度表感应气温变化滞后性较大, 造成与自动站气温最高、最低差值大, 但其平均差值都在允许范围内。

从人工站与自动站气温差值年变化由图5可以看出:全年各月人工站月平均气温均高于自动站月平均气温, 其中1月~4月人工站高于自动站0.2℃, 5月~8月人工站高于自动站0.1℃, 9月~12月人工站高于自动站最大差值0.5℃, 最小差值0.3℃。全年平均差值为0.2℃。其中3、10、11月正处于全年气温变化较大的月份, 所以人工站与自动站气温差值也越大。但总体差值都在规定范围内。

2. 工站月平均气温序列与自动站月平均气温序列相关系数计算。

为了定量说明自动站各月平均气温对人工站各月平均气温序列的影响程度, 由公式:计算出2004年~2010年人工站与自动站各月月平均气温序列的相关系数为0.98。

3. 显著性检验。

由公式:进行T检验, 当给定信度α=0.05, 自由度N-2=10时, │t│=│9.68│>2.228, 可以看出, 2004年~2010年人工站与自动站各月月平均气温序列基本一致。

4. 线性回归法。

由表1资料显示, 以人工站气温序列为纵坐标, 自动站气温序列为横坐标, 点绘人工站气温序列与自动站气温序列曲线 (见图6) 。

从上图可以看出, 点子沿纵、横坐标夹角为45°方向排列, 沿点子密集区划一条直线Y, 求得这条直线的解析方程为:Y=B0+B1X。根据最小二乘法原理, 得到自动站气温序列与人工站气温序列线性回归方程为:Y=156.7+0.519X。

以自动站气温序列为自变量, 代入线性回归方程, 分别计算1981年~2010年各月人工站平均气温序列, 并与1981年~2010年人工站各月平均气温序列统计值进行比较 (见表2) 。

从表2可知:用公式Y=B0+B1X计算出的30年各月气温平均序列值与实际值比较, 其差值均为正值, 全年平均差值为0.6℃, 其中, 11月差值较大为1.3℃, 2、3月差值为1.2℃, 其他月份均在1.0℃或以内。

二、结论

民勤站2004年~2010年人工站气温序列和自动站气温序列的日、月差值随气温的剧烈变化而差值变大;年、极端气温差值随季节变化有所不同, 最热月差值较大, 最冷月差值较小。这主要是由于自动站温度传感器和玻璃水银温度表构造材料和测温原理不同造成的, 但以上差值都在规定允许范围内。因此, 自动站气温替换人工站气温对历史资料序列基本无影响。

定量分析自动站气温序列对人工站气温序列影响程度表明:自动站气温序列对人工站气温序列的影响程度仅为0.02, 自动站气温序列与人工站气温序列基本一致。自动站气温序列和人工站气温序列线性回归方程计算出的1981年~2010年各月人工站平均气温数据与实际统计值有一定差别。这是由于两种气候资料序列处在两个不同时段造成的。因此, 与自动站气温序列对人工站气温序列影响无关, 只能做参考。

排除两种仪器的测温原理不同而产生的差值外, 自动站测定的气温序列和人工站测定的气温序列基本一致, 对作物生长过程中空气温度资料应用无影响。

参考文献

[1]胡毅, 李萍.应用气象学[M].北京:北京气象出版社, 2005.

[2]王颖, 刘小宁.自动站与人工观测气温的对比分析[J].应用气象学报, 2002, ⑹.

[3]陈丽红, 周颖.南昌自动站和人工站温度观测结果差异分析[J].气象水文海洋仪器, 2012, ⑶.

集控站自动化模式的探讨和展望 篇6

1 必要性

由于电力系统运行具有一定的规律性, 而且变电站在发展的过程中, 信息量不断增加, 系统运行的复杂性也逐渐增加。为了完善这一问题, 需要对集控站进行自动化的处理和研究。在此过程中, 对电网的运行参数进行监控, 就需要值班人员来完成。同时要对刀闸的状态以及继电保护装置的运行状况进行控制。这样不仅给工作人员增加了工作量, 而且工作效率也没有得到提高。集控站对信息进行监控准确性较大, 而且设计的范围相对较广。因此, 采用集控站自动化的模式具有一定的必要性。

2 实施集控变电站自动化的原则和要求

由于变电站的运行具有一定的特殊性, 采用集控站自动化的管理模式具有一定的现实意义。不仅能够对受控站的运行情况进行准确地掌握, 同时还能够对保证操作的正确性和可靠性。

2.1 高可靠性

在没有工作人员值班的情况下, 运用集控站来进行监控是一种保证运行状态的唯一方式。因此要对其稳定性进行控制和保证。一旦出现监控的问题就会导致子站产生时空状态, 整个电力系统的运行都会受到极大的威胁, 因此, 要完善系统的高效性, 减少一些冗余功能。除此之外, 还要使其做到无干扰, 高效率。在无人监控的时候, 同样能够发送较为准确的数据信息以及准确的信号。

2.2 高性能

集控站的基本功能能够就是对数据进行严格地处理, 同时实现监控的自动化, 调度的科学化。因此, 高性能是集控站得以运行的重要前提。不仅如此, 还要具有大容量和高速度的监控功能, 这样才能满足电力企业发展的要求。

2.3 安全性

在集控站运行的过程中, 需要对多个子系统进行监控, 同时涉及到的电力系统的设备和接线方式等都具有一定的多样性。因此, 施工难度相对较大, 且危险性较为突出。如果操作人员对于施工现场不熟悉或者是监控系统较为复杂等都加强了操作的难度。因此, 操作人员的工作强度和工作复杂性就较为突出。产生的误操作问题较为严重。因此, 集控站的安全性就在操作中越来越突出。

3 集控变电站自动化模式

3.1 分级管理模式

在集控变电站分层管理模式中, 主要体现出工作的层次性。从上行信息上看, 集控变电站在受到信息只有直接发给系统。而在下行信息中, 集控站可以对无人值班的变电所进行遥控和操作。在整个分机管理模式中, 集控站作为信息传递的核心, 与系统进行直接的通讯。这样, 管理系统较为分明, 而且各个部分的责任也较为分明。在分机管理模式运行的过程中, 集控站作为一个独立的系统进行信息的采集和整理, 而且信息的类型也较为规范, 系统的准确性较高, 信息的共享性较为明显, 流量适中。

3.2 集中控制模式

在集控站运行的过程中, 采用集中控制模式是较为常见的。主要是在自动化系统中, 安装集控工作站。变电站的信息可以直接送达调度端, 工作人员的命令可以送到变电站。需要注意的是, 采用这种方式要求调度系统的规模不能超过一定的标准, 同时通道的容量也要达到一定的规模, 否则无法进行。在集控站加设几台计算机与系统联网, 从调度端得到相关信息, 操作人员使用远程工作站可完成所有需要的操作, 完成集控站的功能。这种情况下, 集控站自动化系统由于配置精炼而使本方案造价稍低, 但由于集控站自动化系统与调度自动化系统通过网络连接, 共用历史服务器和实时库服务器, 而集控站需要的变电站本体信息非常庞大, 造成网络非常拥挤, 并且由于信息类型的多样性, 造成系统处理更加复杂, 使系统的可靠性降低, 不能有效的保证集控站自动化系统和调度自动化系统稳定运行。

4 对集控站自动化系统的展望和建议

4.1 信息的分类分层

对信息量的选择和分类, 应遵循全面准确、主次分明、便于分析和总量适当的原则。对于一个典型的220k V变电站自动化系统, 建议信息分层分类为:事故信号、保护信号、操作信号、不同遥信变位信号等。正常运行时, 除了监视主画面有汇总的信号外, 在各设备间隔内也应有本间隔的分类信息, 便于查找。

4.2 五防问题

无人值班变电站自动化系统的五防装置应具备以下功能:a.开关场地的电气闭锁功能;b.按间隔的防误操作功能;c.具有电气连接关系的设备的系统五防或整体五防功能;d.某些特定条件下, 如人工挂接的临时接地线, 现场无法提供开关量给监控系统, 但仍需五防闭锁, 称之为“特定五防”。

目前国内大多数变电站都是监控系统与微机五防闭锁装置分别装设, 没有实现装置间的资源共享。有的站则是在采用微机监控之后, 仍然处于无闭锁运行状态。实现集控操作后, 对操作的可靠性要求有了进一步提高, 操作命令发送前, 需要进行严格的五防校验。这里的五防校验, 可能是五防软件, 也可能是独立的五防闭锁装置, 其功能是负责把好防误操作闭锁关。

4.3 继电保护信息系统的集成

在不影响原有保护和故障录波装置的独立运行的前提下, 将微机保护装置、常规保护、微机故障录波装置 (未来可能还包括稳定控制装置、微机直流系统、GPS系统等) 统一组网管理, 收集继电保护人员关心的微机保护、微机故障录波器的故障报告, 再现事故过程为继保人员分析复杂故障提供参考。同时通过WEB服务器实现与MIS系统连接和系统信息的授权共享。

5 结论

随着无人值班变电站的推广, 集控站这种运行管理模式在我国将越来越普及。对各类电压等级的变电站实现无人值班, 并通过集控站进行运行操作和管理是电力企业降低运行成本、提高劳动生产率、增加安全经济效益的有效途径之一, 是提高电网现代化控制和管理水平的一种先进方式, 是现代化电网运行管理发展和追求的目标。

摘要：在我国的电网以及电力系统的运行过程中, 利用集控站的管理方式已有多年的历史, 集控站主要是对无人值班的变电站进行严格控制, 不仅提高了变电站的运行效率, 同时为人们的生产和生活带来了较大的方便。但是在集控站运行的过程中或多或少也会出现一定的运行问题。因此, 本文主要从集控站的特点, 功能等方面进行深入论述, 并且对其自动化模式进行了简要阐述, 旨在给相关的电力工作人员提供借鉴和参考。

关键词：集控站,自动化,展望

参考文献

[1]王爱英.集控中心运行模式分析[J].广东科技, 2008 (2) .

[2]赵明义, 贾烨.浅谈集控站[J].内蒙古石油化工, 2007 (3) .

电力调度自动化主站系统的改造 篇7

常见的电力调度自动化主站系统包括监视控制和数据收集系统、能量管理系统、配电管理系统、电能计量系统等[1]。由于电力调度自动化系统的应用不仅提高了电力调度运行人员对整个电网的预测、分析能力, 还可以在一些工作环节中减少人力劳动, 实现变电站的无人值班, 这也在很大程度上改善了运行人员的工作条件。

随着电力事业的蓬勃发展, 传统的电力调度自动化主站系统已经不能够满足电力企业新形势下的发展需求以及新时代电力调度人员的工作需求, 这就要求研发人员对电力调度自动化主站系统进行新一轮的改造, 从而避免在电力调度自动化系统运行过程中出现问题。

1电力调度自动化主站系统的功能

电力调度自动化系统是以计算机为基础的现代电力综合自动化系统, 鉴于电力调度自动化系统在整个电力自动化系统中占据的重要位置及主要作用, 其已经成为了当前电力系统中发展最快的技术领域之一。

电力调度自动化系统可以对电力系统数据进行采集与监控, 并且通过人员与设备的联系对电网的运行状况进行实时监测、控制, 从而提高电力系统的运行水平, 保障电力系统的安全监测控制。由于主站系统对数据较为灵敏, 因此这个系统可以有效地采集与处理各种类型的数据, 比如变电站经某端口传送信号量以及保护信息等[2]。另外, 电力调度自动化系统通过对数据的采集和处理, 还能够辅助计算经济运行参数并自动打印报表。

2国内电力调度自动化主站系统的发展现状

目前, 我国大部分变电站的基础自动化工程已经完成, 主站系统可以自动采集和反馈安全可靠又科学的数据样本, 以供给各级调度员进行电网安全经济调度[3]。另外, 以自动打印报表来代替传统的人工抄表, 不仅仅是对落后的调度方式的改进, 更能够缩短电力系统故障的处理时间, 带来更多的经济效益。

但是, 传统的电力调度自动化主站系统在运行过程中仍存在一些弊端, 为了迎合新时代电力系统的发展形势以及满足电力调度人员的工作需求, 要求我们对电力调度自动化主站系统进行新一轮的改造。

3电力调度自动化主站系统改造的原因

随着无人值班制的逐步深入, 电力调度自动化主站系统的持续稳定运行显得尤为关键。然而, 在发展的过程中, 主站系统的不足与缺陷逐渐暴露出来。为了进一步推进我国电力自动化系统的建设, 提高电力调度自动化的技术水平, 提高电力企业的现代化管理水平, 满足变电站无人值班制以及监控需要, 我们必须将电力调度自动化主站系统的改造工作提到日程上来, 早日建立安全、高效、可靠的电力调度自动化主站系统。

3.1电源系统存在弊端

要说电力调度自动化主站系统运行中存在的问题和缺陷, 首先便是电力调度自动化主站系统的电源系统存在一定的弊端。老式、传统的电力调度自动化主站系统配置的电源系统, 其供电电源并未通过不同电源渠道来进行供电, 同时也几乎没有配置专门、专用的电源装置。因此, 在这种情况下很容易造成主站系统的供电电源渠道过于狭窄, 而导致运行过程中的独立性较差, 甚至还有可能会影响到整个电力调度自动化系统运行的效率。

3.2防雷击方面存在弊端

对于电力调度自动化主站系统, 其中的计算机网络系统内包含了非常多并且较大的半导体集成电路。通常来讲, 这些半导体集成电路的过流、过压能力在设计时都相对较为脆弱, 一旦遭受外来破坏或者自然灾害比如雷击, 就有可能发生危险, 并会对整个主站系统的其他相关设备造成严重损害, 更加严重的是还会威胁人的生命安全。由此可知, 在电力调度自动化主站系统的改造中, 增强防雷击方面的设计, 可很大程度上保障整个电力调度自动化系统的正常运行及工作人员的安全。

3.3应用软件等级低

目前, 我国一些主站系统的运行效率相对较低, 主要的原因就是电力调度自动化主站系统的应用程序软件等级较低、版本过旧, 不够先进。另外, 更重要的是, 一旦出现一些紧急的、突发的情况, 低等级的软件无法给调度人员提供很好的技术支撑, 会直接影响到对电力事故的解决。因此, 提高电力调度自动化主站系统的应用软件等级, 不断更新和升级, 才能够从根本上提高主站系统的效率。

4改造措施

针对以上提出的电力调度自动化主站系统在运行过程中存在的种种不足以及弊端, 我们进行了研究和探讨, 并提出了相应的改造措施。

4.1完善电源系统

电源系统对电力调度自动化主站系统起着最基本的保障作用。针对电源系统存在的弊端, 要通过不同电源渠道来进行供电, 同时为主站系统的供电电源配置不同型号的、专门的、专用的电源装置, 并且要采用相对独立的电源开关设备, 从而进一步完善主站系统的电源系统, 以避免或减少在工作过程中可能出现的危险, 同时有效地减少工作的失误, 避免出现电力事故以及工作人员伤亡事故。

4.2增强防雷击功能

由于雷击可能会对整个主站系统的相关设备造成损害, 严重的还会对工作人员生命安全造成威胁, 因此, 在电力调度自动化主站系统的改造中, 增强防雷击方面的设计是十分必要的。增强系统防雷击的功能, 主要可以通过采用防雷器来实现。将防雷器安装在交换机等部位是一种十分安全、有效的增强电力调度自动化主站系统防雷击功能的措施和手段。

4.3开发、升级各种应用软件

电力调度自动化主站系统是以计算机为基础的现代电力综合自动化系统, 对信息的采集与处理是其较为重要的功能之一, 因此, 计算机软件的先进程度对整个电力调度自动化主站系统来说异常重要。为了实现整个电力调度自动化系统在运行过程中的高效率, 就要逐步优化各类应用软件, 采用先进的技术, 开发、升级各种应用软件, 给电力调度人员提供有力的、良好的技术支持, 同时更好地、有效地预防一些电力事故的发生。

5结语

随着我国电力事业的不断推进和发展及国民对电力能源需求的进一步增大, 我国电力系统的自动化也必将成为下一步研究的重点。而电力调度自动化主站系统在整个电力系统中占据了重要的位置, 起着重要的作用, 因此, 对电力调度自动化主站系统的改造也是任重而道远。

摘要：介绍了电力调度自动化主站系统的功能以及发展现状, 分析了电力调度自动化主站系统的改造原因, 并提出了相应的改造措施。

关键词：电力调度自动化,主站系统,改造

参考文献

[1]陈俊.浅谈电力调度自动化主站系统改造[J].价值工程, 2010 (27)

[2]韩旻.电力调度自动化主站系统改造分析[J].电子制作, 2013 (16)

自动站报表预审浅析 篇8

一、报表预审

自动站报表预审分为两大部分:A文件预审和J文件预审。A文件预审包括:人工站数据部分、自动站数据部分, 附加信息部分三大部分的预审。J文件预审包括:气压、气温、相对湿度、自记降水、风五个分钟数据文件。

(一) A文件的预审

1) 人工观测资料的预审。A文件人工观测部分由B文件转换而成。即在每日的定时观测中手工录入云、能见度、天气现象、蒸发、定时降水、雪深和电线结冰等, 日照在逐日地面数据维护中手工录入。所以气薄-1是最原始的观测资料, 因此对气薄-1校对和审查是一个重要环节。凡需日统计、日平均的项目需逐日计算, 检查是否有漏计算, 漏填写, 需要四舍五入的是否舍或入了。在预审过程中发现有很多观测员风的日平均值需取小数的, 往往气薄-1上记录的是整数, 这违反了《地面气象发观测规范》 (2003版) 的规定, 预审时必须更正。

人工观测记录的预审基本完成, 在以上审查时所提及各项必须到位, 否则便会有意想不到的错误出现, 影响报表质量。

2) 自动站观测资料的预审。自动观测观测资料有:气温、气压、相对湿度、自记降水、定时风和自记风、地温 (浅层和深层) 、草温。

所有这些数据都是由自动监控软件在正点时自动卸载数据形成即 (Z文件) 。再由B (Z) 转A (J) 文件, 而得到每月A文件即报表文件。一般地, 当自动站运行正常, 气温、气压、相对湿度等数据异常的机率较小, 各要素数据变化起伏不大, 基本在范围内。但也必须查看每个数据之间是否符合前后两小时之间的变化规律。若有一个时次的数据偏大或偏小时, 要查看当时的天气条件和天气现象栏有无强对流天气过程过境而影响该时次的数据跳变, 若是的话, 尽管疑误信息中提出前后两小时数据变化异常, 该时次数据变化确认为正确数据, 维持原纪录。若不是天气影响, 则要查看P、T分钟数据文件, 每分钟的数据变化是否有跳变, 若有, 应确认为异常数据, 应用内插法求取该时次数据并在备注栏备注。

(二) J文件预审

J文件即分钟数据文件, 有气压、气温、相对湿度、降水、风五个文件。这五个要素文件都是从已维护处理的B文件中读取。一般这五个要素的数据都能正常采集或卸载。通常气压、气温、相对湿度和风它们的一致性相对较好。但由于天津生产厂的自动站采集器对分钟的处理有偏差, A、J文件数据有挑选错误现象, 即A文件气温、气压、相对湿度出现极值及其时间与对应的J文件不一致的现象。应以J文件为准修改J文件所对应的A文件数据。在审查J文件时, 必须先格检审核A文件, 打印出审核单;然后对着审核单上的提示错误内容, 从A文件中找出与J文件不相符的数据, 一一记录下来;再对着J文件的对应的分钟数据判断正误进行更改。注意有几种情况:1) 若极值出现时间在上一时次00分, 则将极值出现时间改为上一时次01分。2) 若极值时间出现在正点, 但极值与该正点值不一致。若极大 (小) 、最高 (低) 值与正点的相应值不一致, 则用该时极值代替该时正点值;若极大 (小) 值、最高 (低) 与正点的相应值不一致, 则用该时正点值代替该时极值。这种情况可不备注。极值处理正常后, 则不会出现此情况。

分钟、小时降水的预审, 要查降水时段与降水量是否一致, 要按以下几种情况处理:1) 无降水现象而有降水量, 应删除该时段内的全部分钟和小时降水量。2) 降水现象停止后, 仍有降水量, 若能判断为传感器翻斗滞后 (其量一般为0.1、0.2、0.3mm, 且滞后时间不超过2小时) , 可将该量累加到降水停止的分钟和小时时段内, 否则将该降水量删除, 夜间 (20-8时) , 混有滞后降水量时, 因无法判断, 按正常处理, 并在备注栏说明。3) 冬季固态降水随降随化, 自动站记录的过程总量与人工实测的差值百分率与其它正常时段相当, 按正常处理。4) 若偏差明显偏小或偏大, 该时段的分钟和小时降水量按缺测处理, 但是有雨量自记记录, 则该时段的小时降水量用雨量自记记录代替, 分钟降水量作缺测处理。分钟降水全天缺测应打开文本文件先输入“/”, 再录入“, ”。因分钟数据较多, 很容易看错行, 输入时应特别注意。5) 冬季固态降水不随降随化, 预审方法同上述定时降水的预审。

以上为手工和机审并存的方法, 但总免不了还有一些漏洞容易忽视, 审查时应特别注意。否则都会影响A、J文件的质量。

二、机审报表

机审报表主要是依据“审核规则库”, 这对报表的预审至关重要, 各要素的取值范围应采用本站历年出现的上、下限左右值。设置尺度应适中, 不能过宽, 也不能过窄。过窄非疑误信息较多, 造成人工干预判断, 易忽视错误信息;过宽可能会有漏审, 容易出错。因此要适当地对规则库设置要宽窄适度, 而且每月都要对“审核规则库”进行校对和修改, 这也是预审员的一个不可忽视的环节。经过以上手工审和机预审报表后, 再次通过格检审核A文件和浙江地面质量控制软件逻辑检查和格式检查A文件, 仔细分析审查疑误信息, 并逐条排除解决。直到机审没有疑误提示为止。

三、小结

要想有一份高质量的数据A文件报表, 预审员和观测员都必须做到:1) 要具有良好的职业道德、和严谨的工作作风, 还要具有较硬的技术和经验。2) 要认真学习《地面气象观测规范》、《全国地面气象资料数据模式》《地面气象观测数据文件和记录薄表格式》《地面观测业务软件操作手册》和有关技术规定的学习。3) 报表预审是一项技术性较强且较为繁琐的工作, 因此要求预审员在实践工作中仔细认真, 不断积累和总结经验, 做到人工审和机审互补的原则, 认真分析数据, 确保报表数据万无一失, 使其具有源远流长的考究意义。

参考文献

[1]中国气象局.地面气象观测规范.气象出版社, 2003.