主站运行

2024-05-07

主站运行（精选八篇）

主站运行篇1

电网调度自动化系统是保证电网正常运行的关键, 面对日益增加的电网调度自动化系统主站端调试难度, 某地区电网厂站有24座, 其中包括220KV变电站、110KV变电站、10KV开闭所等综自站, 这些自动化设备为地区电网提供了有力的保障。主站端自动化设备的调试目的是变电站设备与变电站后台、集控中心、地调端SCADA系统间远动调试, 实现数据与远动信息数据库的有效对接。主站端自动化设备的调试要求是在与各项设备远动调试时, 所涉及的变电设备均能正常的运行, 保证可持续的供电质量, 待完成调试工作后, 通过地调端、集控中心可对整个电网变电站进行有效的监控。

2 主站端自动化设备调试现状

现阶段地区电网主站端自动化设备远动调试方法分为停电独立设备调试、不停电设备调试、与其他设备停电调试, 下面对这三种远动调试方法作出具体说明。

2.1 停电独立设备调试

停电独立设备调试是指当一次设备停止工作状态, 自动化设备联系一、二次设备进行联动性远动调试, 具体的调试方法流程为首先生成远动信息数据库, 然后利用遥信调试对变电站内各项设备的状态进行调试, 根据地区后台机、调度中心、监控中心对各项设备的状态进行核实, 验证其与实际投入运行状态中存在的差异性。遥测调试主要是在变电站测控设施试验设备中引进电流、电压等模拟量, 验证其与监控端数据有无存在差异, 遥控调试、遥调利用监控中心进行实际的变电站设备操作, 重点观测变电站内控制对象的反应与动作。停电独立设备调试法可一次完成调试内容, 并与远动信息数据库有效对接, 节省了调试时间, 但在调试过程中, 需要停止一次设备的运行, 难以保障变电站设备的安全供电, 降低其供电的可靠性, 停止了主网设备的运行易于干扰供电企业正常工作, 不仅调试量较大, 且在一定程度上影响了同业对标数据, 停电独立设备调试法适用于新建变电站、新增间隔、可停止运行的变电设备。

2.2 与其他设备停电调试

由于实际的自动化设备远动调试比较多样, 不仅仅只有新建变电站、新增间隔, 对于一些正在运行的变电设备也需作出调试, 在调整变电运行管理的过程中, 无人值班变电站, 需要增添更多实时监控设备, 如遥信、遥测信息、遥控对象等, 改造变电站自动化设备, 当地区电网无人值班变电站连接监控端自动化后, 在实际的工作状态中, 变电设备停电难度较高, 为了实现可远动调试, 实时保证设备运行与监测, 可采用部分间隔停止运作的方法, 联系变电设备停电机作远动调试, 具体的调试方法与停电独立设备调试相同, 此法减少了调试工作量, 增加理论调试时间。

2.3 不停电调试

当变电设备无法进行停电调试, 也无法进行少数间隔调试时, 难以满足实际的设备运动调试要求, 建议选取不停电调试法。由于不停电调试法区别于上述两种调试方法, 此种方法通过多样的技术手段, 确保变电站设备安全的情况下, 做好防护与控制工作。当地区电网无人值班变电站连接监控端自动化系统后, 为保证变电设备的找出运行与在线监控, 基于抽测上进行远动调试, 改变原有的遥控报文调试方法, 不停电调试方法有利于提高调试速度与效率, 促进了监控端工程的建设。遥测调试主要依据变电站动态信息而展开, 此种调试方法在做好防护与控制工作下保证变电站设备安全的情况, 严格按照相关的设计图, 对实际的变电站接线情况有所了解, 在现场解开设备位置辅助接、短接等来改变设备状态并进行仿真, 遥信调试法风险较高, 降低了变电站设备可靠性, 调试工作量较大, 但此种方法的优点是无需停电便可操作, 有助于电网的安全稳定供应电能, 前提是系统安全得到基础保障。

3 自动化设备调试工作的改进建议及发展方向

3.1 当前有待改进的自动化设备调试工作建议

由于电网主站端自动化设备远动调试中涉及较多的自动化装置, 因此, 为提高自动化设备工作的精度, 在调试工作前需要对各组成元件进行测试, 重点观测其性能, 严格检查各项装置与系统, 例如保护设施、安全自动设施、交流采样工具等, 重点检测其精确性、平衡性。对操作箱、保护设施、监控中心内部继电器、电压切换箱进行校对, 检测保护设施中的开入、开出量, 准备测试监控系统测控装置及其剂量的准确性, 确认保护设施、安全自动设施、直流系统、监控系统的联动调试, 保证主站端与变电站后台、集控中心、地调端SCADA系统等调度端的数据传输, 对保护设施的整组特性试验、整组试验进行调试。最关键的调试重点是, 检测二次回路的设计、保护设施电压、电流互感器二次回路极性间连接有无存在差错性, 是否与整体的保护设施相配合。在电网主站端自动化设备远动调试的过程中, 需进行电压、电流模拟试验以及断路器的跳闸试验。由于该地区尚未实现全部污染值班变电站, 因此, 通过变电站保护动作跳闸, 可有助于监测实时的变电设备状态, 便于在运行状态中监控值班, 减少调试人员的工作负担。

3.2 自动化设备调试工作的发展方向

这一地区电网内无人值班变电站均使用自动化设备, 此种自动化设备运用较广, 例如国电南自厂家生产的自动化设备, 其不停电调试功能比较完善, 遥控调试、遥信调试可满足变电设备远动调试的要求。由于不停电调试方法对调试功能要求较高, 在保证完备的安全保护措施前提下, 才能继续开展接下来的远动调试工作。遥控调试方法在准备前期, 应对监控中心自动化系统、调度主站自动化系统进行检测, 核对遥控点表及表中涉及到的信息, 例如一次设备开关、一次设备遥控点号等, 保证其与设计相符。遥信调试方法在做好防护与控制工作下保证变电站设备安全的情况, 根据相关的设计图, 了解实际的变电站接线情况, 在现场解开设备位置辅助接、短接等来改变设备状态并进行仿真, 在无人值班变电站自动化系统中连接对应的远动信息表, 有利于及时对监控中心主站端进行维修, 也可保证监控的正常运行, 实现监控中心自动化系统安全有效运行。若无需主站端设备停止运作, 可进行变电设备远动调试的模拟, 应用保护设施、测控设备科有效减少调试周期, 提高远动调试效率, 减少调试工作者的工作负担, 还可解决在设备运行过程中停电问题, 保证变电设备的安全性、可靠性。在实际的地区电网无人值班变电站的调试工作中, 结合自动化设备的使用, 使一次设备无需停止运作, 就可开展在线的远动调试模拟工作, 使远动调试效率得到提升, 还可改善调试方法, 便于完善模拟调试功能。因此, 变电站建设的过程中, 建议一个变电站选用相同厂家生产的自动化系统、自动化设备, 有助于主站端自动化设备的维修、检修、养护等工作的顺利开展, 后台机监控软件应随着变电站设备的更新而自动保存在存储介质中, 对相关记录进行备份。

4 结束语

综上所述, 本文将某一地区电网主站端自动化设备几种远动调试方法进行分析和比较, 提出每种方法的优良性, 如果要保证电网调度自动化系统的安全稳定运行, 加强对主站端的调试是必不可少的主要内容。由于当前电网调度自动化系统主站端调试难度越来越高, 从实际的地区电网主站端自动化设备远动调试方法, 提出当前可改进的自动化设备调试工作建议, 有利于促进主站端自动化设备远动调试的发展。

参考文献

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

[2]刘世欣, 楼书氢, 席文飞.对地区电网厂站端自动化设备调试现状的思考[J].中国电力教育, 2012 (3) .

[3]赵亮.地区电网智能调度理论与管理模式研究[D].华北电力大学, 2012.

[4]吕磊.地区电网集群调控自动化双系统的设计与实现[D].电子科技大学, 2012.

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.

调度主站系统的硬件架构篇3

配电管理自动化主站计算机系统是配电自动化系统的一个子系统, 它完成信息处理和加工任务, 是整个配电自动化的核心。调度计算机系统主要由计算机硬件、网络、各类软件和通信设备组成。配电自动化主站系统的核心是计算机系统。

1 调度计算机系统的配置

目前的配电自动化主站系统的普遍采用分布式的计算机网络。分布式系统是把系统的各项功能分散到多台计算机中去, 各台计算机之间用局域网相连并通过局域网高速交换数据。人机联系处理机以工作站方式接在局域网上。目前调度自动化系统普遍采用的模式是单机单网典型配置和双机双网典型配置。

单机单网系统当一台设备出现故障时, 调度主站的运行被迫中断, 因此可靠性不高。该模式的主站往往用在对可靠性要求不高的系统中, 或管理的系统规模较小。一般重要的配电网, 因调度主站系统实现对电力系统的监视控制, 而配电网对可靠性要求很高, 要求配电调度主站, 运行要求为7×24小时运行模式, 系统一旦启动, 要求长期稳定运行, 当电力系统出现故障或异常, 主站系统应在尽可能短的时间内将异常信息报告给调度员或系统维护人员。

分布式系统采用标准的接口和介质, 把整个系统按功能分解分布在网络的各个节点上, 提高了系统整体性能, 降低了对单机的性能要求, 提高了系统的安全性和可靠性, 且系统的可扩充性增强。

调度主站设备分为3类:计算机设备、网络设备、通信设备, 其它还包括调度显示屏幕、UPS电源、调度电话交换机等。

计算机网络中的工作站分为三类:前置工作站、服务器、Web服务器、工作站。工作站包括:调度员工作站、维护工作站, 转发工作站等, 为人机联系设备。

网络设备主要指调度交换机。

通信设备包括传输设备和接入设备。

2 各类设备的功能

2.1 人机联系设备

配电网管理采用配电调度自动化系统后, 要求调度人员利用这一系统全面、深入和及时地掌握配电网的运行状况, 做出正确的决策和发出各种控制命令, 以保证配电系统的安全、经济运行。

为了能够完成上述各项任务, 调度自动化系统必须能够实现人机对话。调度自动化主站系统中的人机联系设备就是为了实现人机对话而设置的, 它是配电调度自动化系统中操作人员和计算机之间交换信息的输入和输出设备。

这类设备分为通用和专用两种。通用的人机联系设备是指供配电调度计算机系统管理和维护人员、软件开发所使用的控制台、打印机等。

专用的人机联系设备是指专门供配电调度人员用以监视和控制配电系统运行的人机联系设备, 调度员工作站。非交互型的调度模拟屏和计算机驱动的各类记录设备及其它设备等。

2.2 服务器

调度系统的核心设备。接收前置机的信息, 并进行处理和存储, 根据建立的电网模型进行各种分析计算, 各种信息发送到调度员工作站。接收调度员工作站的命令, 并转发到前置机。系统运行时, 涉及到大量的实时性要求很高的数据的存储和处理。而数据库系统是实现有组织、动态地存储大量电网数据, 方便多用户访问的系统。以上任务的完成必须有一套快速、完善的数据库管理系统提供服务。因此, 设备上运行两套数据库系统, 实时数据库和历史数据库。

实时数据库必须具有联网功能, 以便管理全网分布式的数据, 保证全网数据的一致性。一般实时数据库管理系统都是各自开发的, 速度虽然可以保证快速实时的需要, 但接口标准化程度低, 不能完全符合各种通用的数据库接口国际标准, 这样的系统是比较封闭的。

调度系统的各种配置信息:配电网的基本信息, 基本管理信息。以及历史记录等信息用历史数据库存储。历史数据库选择商用数据库。

调度自动化系统的数据库分为实时数据库和历史数据库。实时数据库主要用于实时数据的储存, 由于其对实时性要求较高, 一般采用专用的数据库。历史数据库主要用于对历史数据的储存, 一般采用商用数据库。实时数据库管理系统与商用数据管理系统有机地结合起来, 使用户在使用时根本感觉不到有两套数据库管理系统的存在, 做到了完全透明。

2.3 Web服务器

将调度的各类信息, 通过建立的Web服务程序, 和服务器通信得到系统的各类数据。发布的信息和调度员工作站得到的信息一致。

2.4 前置机

调度自动化主站系统的数据采集与处理子系统, 常称为前置机 (Front-end Processor) 系统。前置机系统是各配电子站和变电站远动信息和主站进行信息交换的关口。

接收现场配电子站和变电站自动化的信息、是前置机的主要功能。由于系统中的配电子站和变电站自动化系统可能是不同厂家、不同型号的产品。前置机对不同厂家的设备送远动信息时, 可能采用不同的规约。

2.5 调度大屏和调度模拟屏

先进的配电自动化管理中心, 设置有调度大屏。大屏分为投影式, 和显示器式两种方式。先进的调度大屏可将, 任意一台工作站或多台的信息完整的显示在大屏上。最简单的大屏的信号来自一台调度员工作站。

传统调度模拟屏在调度控制台对面的墙壁上, 用以集中宏观地显示整个电力系统的运行情况。模拟屏一般采用各种模型元件组成系统的单线图。其中的断路器、隔离开关是用灯光的颜色表示其分合位置, 在事故跳闸时相应的断路器图形闪光。在各线上还镶嵌有电流或功率的指示仪或数字显示器。这样, 整个电力系统当前的结构状态、运行参数及潮流分布都能一目了然。模拟屏与彩色屏幕显示器配合使用, 给调度人员提供了极大的方便。

2.6 GPS时钟设备

GPS设备通过一定方式接在前置机上。GPS得到卫星时钟信息和前置机进行对时, 前置机和主站其它计算机实现对时, 前置机和所接的配电子站实现对时。

2.7 安全隔离设备

系统对外通信的连接设备。特殊的通信方式。

2.8 交换机

用于各种计算机信息的交换。

2.9 通信接入设备

包括路由器、调制解调器、光通信接入设备等。主要完成与调度厂站端的通信。

3 结论

配电网自动化系统是一个涵盖面广, 用于运行管理配电网的综合自动化系统, 其中包含了配电网中的变电站、馈线网路及用户管理、监控、运行优化等功能的系统。因此, 其硬件构成也相对复杂, 涉及领域较多。如何保证硬件架构有序的运行对于电网安全可靠运行有着至关重要的作用。

摘要：本文结合调度主站系统, 分析了在配电自动化主站中的核心地位, 讨论了调度计算机系统的典型配置, 详细阐述了各类设备的主要功能及要求。

关键词：电力系统,配电自动化主站,硬件构成

参考文献

主站运行篇4

关键词：备自投系统,广域,集中式,调度自动化系统,运行方式

0 引言

目前,随着500 kV电网的加强及分层分区安全运行的需要,500 kV与220 kV的电磁环网逐步解环运行,电网规模不断扩大,电网结构日趋复杂,对供电可靠性的要求也越来越高。为保证电网持续可靠供电,降低供电损耗,在许多220 kV及以下变电站,使用了微机型的备用电源自动投入(以下简称备自投)装置。备自投装置在因电力系统故障或其他原因使工作电源断开时,能迅速将备用电源自动投入工作,同时断开原来工作电源,及时恢复对用户供电,是提高供电可靠性、降低供电损耗和保证电网安全稳定运行的有效措施和重要技术手段,已在电网中得到广泛应用[1]。

但是,传统的备自投装置或系统存在一些缺陷:①仅局限在某一站内,采集信息量少,功能单一,难以满足多种运行方式需要;②难以实现站间备自投功能,没有与低频减载装置配合,即使能实现,对通信接口的要求也较高,同时需要增加设备投资,运行维护也很困难[2];③没有考虑备用电源线路与主供电源线路载流量的差异,可能造成备自投成功后备用线路过载,危害设备安全运行。

主站集中式广域备自投系统则不存在以上缺陷。该系统集成于调度自动化系统之上,可有效利用调度主站采集的各类信息,从全网的角度考虑电网运行变化,充分利用调度自动化系统采集的全网信息和高级应用分析功能,实现全网范围的备自投决策与控制,保证对用户的可靠供电和电网稳定运行。文献[3]中也提到了主站式备自投系统,但本文提出的建设方案可实现与调度自动化系统的一体化运行,无需变电站监控系统等中间环节;文献[4]中提出了一种基于能量管理系统的广域备自投控制模式,其重点在于解决广东电网中存在的电源串行供电问题。

本文所述的系统既可替代原有的子站备自投装置,也可以作为子站装置的备用,同时对子站备自投动作情况进行监控。另外,该系统仅需在原有的调度自动化系统上进行一定的改造,大大降低了电网建设的投资和运行维护费用。随着智能电网建设的不断推进,电网调度自动化水平必将不断提高,该系统在将目前的备自投方式从局部提升到全局范围考虑方面进行了有益尝试。

1 系统体系结构

现阶段备自投模式主要是以分布式控制为主,虽然在控制速度上有优势,同时由于不需要通信的支持,因而可靠性要高于集中控制模式,但在灵活性、经济性以及全局性分析方面则不如集中式。随着通信技术的发展,调度自动化系统的可靠性和响应速度大大提高,应大力发展集中式备自投控制。

主站集中式广域备自投系统既可独立建设,亦可与现有的调度自动化系统有效集成,各异构平台之间实现双向实体数据映射。系统的整体架构如图1所示。

系统包括子站、调度自动化系统和备自投分析系统。子站负责本地信息采集;调度自动化系统负责与各子站间的数据通信,同时提供电网实时断面和高级应用分析功能;备自投分析系统实现对电网的实时监控,完成备自投动作的分析决策及处理。因此,只需在主站侧安装一套本系统软件即可实现全网备自投功能。

2 软件功能实现

该系统软件由备自投定义、备自投处理和备自投监视等功能模块组成。其中备自投处理模块包括以下功能:网络监听、动作条件判断、闭锁条件判断及序列控制。其他辅助模块包括网络分析、量测数据判断分析、权限定义、告警查询、历史信息及日志查询服务。系统功能模块如图2所示。

2.1 备自投建模

指定监控设备以及设备的备自投动作方式,通过界面式的操作可灵活适应各种运行方式。借助与调度自动化系统一体化的平台,系统实时读取电网模型及方式数据。同时,可根据现场运行需要,选择备自投动作是否投入,提供开环、半闭环以及闭环的运行方式选择。

系统实时运行中,网络分析模块将通过备自投方案筛选确定系统当前的运行方式,从而决定采用何种备自投方案。准确无误地判断出系统的运行方式,防止由于方式判断失误导致的误动和拒动,是系统安全运行的有效保证。

2.2 网络监听

网络报文监听模块实时监听调度自动化系统的遥信变位信息、遥控信息、安全稳定控制装置动作信息、保护信息等各种信息,并进行甄别、筛选及组合关联。采用多线程方式处理,保证准确接收、处理来自调度自动化系统的各种源信息。实时监听系统的遥信变位及遥测变化信息,通过网络分析模块决定是否启动备自投动作分析。

2.3 动作条件判断

网络监听模块启动备自投分析后,系统首先进入动作条件判断部分,它包括母线失压、主供电线路无电流、拓扑失电及方式匹配等。系统可充分利用调度自动化系统的各类量测信息及高级应用分析功能,做到动作条件判断的准确可靠。备自投分析启动后实时获取模型和方式数据断面,进行网络拓扑分析,全网拓扑分析完毕后对具备备自投动作条件的设备进行拓扑带电分析,结合动作条件的判断,决定是否进入下一步操作[5,6,7]。

2.4 闭锁条件判断

当动作条件满足后,系统需要检验闭锁条件。闭锁条件包括人工操作、挂牌检修、内部故障及备自投退出等。例如:当设备拓扑失电后,此时结合调度自动化系统的各种信息(如挂牌信息、保护信息、遥控信息等)判定设备的状态,当判断设备处于挂牌等状态时,闭锁备自投功能,同时结合量测数据判断分析。

量测数据判断分析判定设备所在区域是否存在遥测跃变,系统必须具备完善的校验机制确保数据分析的准确性。实际运行中,网络拓扑分析是基于电网网络模型和方式数据正确可靠的基础之上,因此它仅仅表示该设备是否拓扑失电,此时必须进一步结合遥测数据来确定是否设备真实失电。量测数据判断基于一定时期前的历史断面数据和延时获取(考虑到遥测数据上送滞后性)的当前设备量测值,当两者的比例达到一定的门槛值,则认为该量测点存在遥测跃变。基于量测设备的覆盖率以及可能出现的各种情况,不能简单认为单个量测点存在遥测跃变则设备失电,应当是设备所在区域出现多个量测点量测跃变时才能判定该设备出现量测跃变。

2.5 序列控制

备自投控制的最终出口逻辑将是一系列开关序列遥控操作。序列操作是对操作顺序的一种要求,序列控制过程中的关键是对一组操作开关对象的序列校验,以及操作过程中对前序操作对象操作后状态的实时监视和判断。经过系统的一系列分析判断,满足条件后,通过序列控制模块向子站发送遥控动作命令,满足对转移负荷的不停电操作。采取多种措施保证序列操作在各种状态(闭环或半闭环)下的安全可靠性,防止发生误操作,在控制操作执行的过程中,系统随时监视电网的变化,所有控制操作及其结果记录到事件表中,提供强大的操作校验功能,保证当控制操作过程失败时控制对象的动作安全。

3 系统特点

3.1 站间备自投

除常规备自投方案,系统支持T接模式下的站间备自投动作方案。应用场景如图3所示,厂站A、厂站B和厂站C通过T接线连接。正常情况下,断路器DL1与DL2处于合位置,DL3断开,此时厂站C由厂站A供电,DL3处于热备状态。在这种运行方式下,假如厂站C失电,而此时能够确定故障区域不在T接线路上,同时厂站B相应母线具备供电能力,那么备用电源系统能够自动断开DL2,然后合上DL3,此时厂站C改由厂站B供电。该模式能很好地解决常规备自投在获取远方信息上的局限,提高全网供电可靠性。

3.2 与安全稳定控制装置协调

由安全稳定控制装置远切动作使主供电源失电时,备自投装置不应动作,但由其他原因使主供电源失电时,备自投应正确动作,常规备自投无法区分这两种情况。部分厂家的装置通过特殊改造,也能够实现安全稳定控制装置动作下的备自投闭锁,但对装置的选择有特殊要求,不具备普遍性。

而主站集中式广域备自投系统基于调度自动化系统,充分利用现有的调度自动化功能,可以很好地解决这一问题。当安全稳定控制装置动作以后将动作信息上传至主站系统,而广域备自投系统实时监听,当发现系统有安全稳定控制装置动作信号时启动闭锁备自投投入功能。

3.3 投运方便

该系统适应性强,投运方便,只需在主站侧安装一套软件,对已有系统无任何影响。其特点如下:

1)可作为站内备自投装置的后备。在现有站内备自投由于各种原因拒动或站内备自投装置由于各种原因临时退出时,主站集中式广域备自投系统会起到后备作用。当站内备自投装置已经动作成功并恢复供电,由于该系统具备量测跃变识别模块,故即使收到遥信变位信息并判定拓扑失电,系统也不会发生误动。

2)能验证站内备自投装置动作的合理性。当站内备自投装置动作成功以后,此时相应的主站集中式广域备自投系统也应该监听到一系列的网络报文并启动分析,生成控制策略报告,通过这部分信息的比对,有利于分析并验证站内备自投装置动作的合理性,同时也能够即时提示调度员备自投动作情况,判断是否执行了相应的动作策略。

3.4 安全校验

为保证系统运行的安全可靠,不发生备自投误动、拒动,系统需要完备的校验机制来保证数据信号的准确性。系统通过设定不同的参数门槛,防止伪信息的干扰。同时,可以根据不同现场的运行情况,灵活设置调整系统参数,分别包括失电遥测判据门槛系数、失电遥测数据个数、历史数据追忆时间、延时获取实时数据及失效时间。

当前数据与失电前数据的绝对值比值小于失电遥测判据门槛系数时,即认为该数据点发生遥测跃变,确认该数据是真实有效的。

当遥测跃变数据个数大于等于失电遥测数据个数时,认为设备失电,即对设备失电进行多重校验。

历史数据追忆时间表示采用多长时间以前的数据采集与监控(SCADA)数据断面与当前断面进行对比。

延时获取实时数据表示延时多长时间获取当前实时数据,避免电网信息的扰动影响。

当采用开环运行方式时,如果动作信息在失效时间内没有进一步处理,则认为该次动作失效。

目前条件下,主站备自投的响应时间控制在10 s以内,该系统与子站备自投装置在恢复时间上存在差距,但随着电网调度自动化系统的不断发展,通信、采集等过程的耗时会进一步缩短,系统的实时性也会不断提高。

4 结语

本文分析了基于调度自动化系统的主站集中式广域备自投系统,即在主站侧安装备自投控制软件,充分利用调度自动化系统的信息采集及网络分析功能,实现对全网具有备自投条件的母线负荷的不间断供电。该系统既可弥补传统备自投装置的不足,又可作为其后备提高电网运行安全性,同时可极大地减少设备投资,具有良好的经济性。该系统已在无锡等多个地调投入试运行,现场运行效果良好。

参考文献

[1]董立天,魏志军,徐英强,等.微机备用电源自投装置现场运行分析.继电器,2007,35(13):70-73.DONG Litian,WEI Zhijun,XU Yingqiang,et al.Microcomputer emergency power supply turns oneself in installs the scene movement analysis.Relay,2007,35(13):70-73.

[2]李雪明,秦文韬,胥鸣,等.基于稳控装置平台的电网双向备用电源自投功能的实现.电力系统保护与控制,2009,37(14):77-81.LI Xueming,QIN Wentao,XU Ming,et al.Realization of power grid double direction automatic backup power supply switching function based on stability control device platform.Power System Protection and Control,2009,37(14):77-81.

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供电企业电力自动化主站系统研究篇5

1信息传递方案

电力调度系统是供电企业自动化系统的重要构成, 其可以有效促进信息之间的传递, 这些信息的来源比较广泛, 其中最主要的是对变电站、遥控中心配线开关以及变压器等信息。调度自动化系统在传递信息时主要有三种方案, 下面笔者对这三种方案进行了简要的介绍:

1.1通过子站对变电站的信息进行传输。供电企业在建设电力调度自动化系统时, 一般都会在系统中建立信息传输的串口, 所以在对变电站的信息进行传输时, 可以利用变电站的自动化系统中的信息串口与子站的信息串口。只要保证系统中有一处具有串口, 就可以在配电的过程中, 及时有效的对信息进行传输。在利用电力自动化系统时, 需要根据不同的信息进行转换, 这样也可以更好的满足企业的需求。

1.2利用前置服务器实现对数据的转换与传输。如果在变电器自动化系统中没有设立信息传输的串口, 而且该系统也无法设立新的串口, 为了实现对信息的传输, 相关人员可以利用调度自动化系统中的前置服务器来获得系统中的各项数据, 这些数据的类型比较杂, 在使用前需要根据不同的形式对其进行分类与转化。

1.3利用系统之间的接口进行信息传输。供电企业在运行的过程中, 相关信息从变电站进入调度自动化系统后, 需要经过特殊的处理, 而且这两种系统都具有信息传输的接口, 利用这两种接口可以有效的将信息传输到配电自动化系统中, 而且这些信息已经在调度自动化系统中处理过了, 所以, 可以直接应用在电力企业自身的系统中, 提高了信息传输的效率。

2信息接入方案

2.1传递方案。在信息传递方案中, 大部分都是利用硬盘进行信息的处理与传输, 在接入的过程中, 也要根据信息的不同种类选择不同的介接入方案。在电力系统中, 硬件的连接一般是利用路由器完成的, 其可以使电力调度自动化系统与配电自动化系统更好的连续在一起, 为了保证信息传递的质量, 相关人员需要在路由器对两个系统进行访问时, 选择正确的传递方案。另外, 电力企业软件系统的连接是利用网络层或者传输层完成的, 通过相关的网络协议, 可以帮助电力企业的两项系统更加及时的进行数据与信息的传输。

2.2传递模式。根据两个系统之间所需要的不同数据, 按照共同确认的数据索引, 对不同的信息进行定期发送;当其中的某个系统收到信息报文后, 应当给予数据确认报文;变化的遥测数据传输不畅时, 可以利用缓冲时间的作用, 缓冲的时间可以进行调整, 保证信息完整的传递;当子系统之间建立起通信连接之后, 双方首先应当向对方发送全数据。

3通信传递过程

3.1信息传递时, 一般是由客户端首先发起TCP层连接, 然后服务器端对信息的传递过程进行监听, 也就是说, TCP层的建立为应用层连接的建立提供基础。

3.2当客户端首先发出信息传递的要求时, 应当先建立其握手报文, 才能够在服务器端获得正确的相应, 只有客户端和服务器端握手成功之后, 才能够完成应用层连接的建立。

3.3应用层连接建立之后, 便可以进行数据的传递。两端可以向对方定期发送一些数据, 包括遥感信息、遥测信息以及其他的通信数据报文等, 当收到对方发来的数据报文时, 应当进行确认, 或者是否认, 并将信息及时传递给发送端。

3.4如果客户端将信息传递的过程重视, 则服务器端也需要对链路的连接进行有效的判断, 并且等待对方再次建立连接。同样, 如果是服务器端终止进程, 客户端也要对链路终止进行正确的判断, 并且重新建立起链接, 确保数据的正常传递。

4供电企业电力自动化主站系统的控制操作

在电力企业自动化控制系统中, 对于事故区间的定位、隔离等操作的实现, 都需要通过对变电站10kv出线开关的有效遥控来实现, 并且对变电站内部的断路器开关操作有着较大的依赖性。如果变电站内部产生较大的故障电流, 则站外的馈线开关一般是符合开关, 这时开断故障电流容量较少。当变电站内部没有实现配电自动化系统之前, 一般10kv开关的控制是由调度自动化系统来实现的, 而运用配电自动化系统之后, 则可以通过配电自动化系统实现对开关的及时定位, 实现对故障区域的快速隔离, 并且保证非故障区间供电的持续性。为了保证电网安全运行, 一般在配电自动化系统发出控制指令的同时, 也需要对系统自身的功能进行检查, 在确保各项条件都满足的情况下, 向调度自动化系统发出控制指令, 调度自动化系统受到指令后, 也要根据指令先对系统自身进行检查, 当满足条件之后, 将指令发送到现场设备, 然后在选择运行成功的情况下, 将选择成功的结果返回给配电自动化系统。

结束语

社会在不断的发展, 我国人民的生活水平也在不断的提高, 随着电能在人们生活中地位的提高, 人们对供电企业的电力质量提出了更高的要求。电力企业为了更好的满足大众的需求, 不但需要改进企业的各项生产技术, 还需要不断的完善企业的运行系统, 使电力系统中的各项信息可以更加及时的传输。在建设电力自动化主站系统时, 设计人员需要遵循经济节约的原则, 还要提高电力系统的调试效率以及工作人员的工作效率, 使企业的供电质量可以不断的提升, 还要保证企业的供电系统可以持续稳定的运行。

摘要：电力自动化主站系统是我国供电企业生产体系的重要组成, 对其电力生产的效率以及质量影响很大。随着科技的发展, 我国的电力行业也引进了很多的先进技术, 促进了电力企业的持续、稳定发展, 而且供电企业的内部调度自动化系统也在不断地完善, 在运行的过程中, 这一系统也保证了对电网质量的有效控制。随着社会的进步, 人们对电量的需求越来越大, 对供电质量的要求也越来越高, 通过完善企业电力自动化主站系统, 可以更好的满足大众的需求, 提高用户的满意度, 增强企业的核心竞争力。

关键词：供电企业,电力自动化,主站系统,研究

参考文献

[1]李天阳.配电网馈线自动化主站系统关键技术研究[D].南京:南京理工大学, 2008.

[2]彭晖.城市配电网自动化主站系统功能研究[D].厦门:厦门大学, 2009.

主站运行篇6

唐山110kV集控主站服务器、工作站和相关接口、网络设备运行时间较长,常出现主站监控系统遥测数据不刷新、遥信不变位、遥控命令无法执行等异常现象[1],不仅增加了维护工作量,还给监控带来了不良影响,严重影响到负荷调节策略的实施,给系统安全稳定运行埋下了隐患。这些异常现象多由通道故障引起,而经验表明,排查通道故障耗时最多的是故障位置的判定。为此,本文就集控主站通道故障位置的查找方法进行探讨以提高查找效率。

1 传统处理通道故障方法

通常所指的通道是指从主站前置服务器至站端远动机间的物理链路。目前,查找通道故障主要由调度主站人员、通信人员、站端综自人员配合完成。查找通道故障时,先由通信人员测试通信光纤通道是否正常;在确认正常后,再由调度主站和站端综自人员分别查找各自原因。实际操作过程中,配合不当、测试方法不对、通道交叉部分存在测试死区、专业差异等常导致故障位置判定困难。

2 建立集控主站通道结构图

为了便于排查通道故障,首先需建立通道结构图。下面以润北110kV集控主站为例介绍通道结构图的建立。该集控主站采用DF1800监控系统,接口有E1(2M)和RS-232两种,所辖25座110kV变电站全部为数字通道。

(1)集控主站至25座变电站的RS-232接口通道结构如图1所示(只示例了1个子站),站端用RTU表示。通道设备包括前置服务器、集控交换机、Chase、QH插件、集控路由器、通信网络、站端路由器、站端交换机、站端远动机等。QH插件主要用于实现主站与RTU的远程通信,并具有通过切换数字通信串口来实现主备前置机切换的功能;CY插件用于把主站送来的RS-232信号转变成RS-485信号,并通过级联母线送给所有级联机箱的插件板,这种RS-485信号主要用于传送主站下发的切换信号;Chase通信服务器,为UNIX系统提供“固定的TTY”支持,并完成串口到RJ45网口转换[2]。

(2)集控主站至25座变电站的E1接口通道结构如图2所示。通道设备包括前置服务器、集控交换机、集控路由器、通信网络、站端路由器、站端交换机、站端远动机等。

3 确定适合的通道测试方法

通道正常连接前,需先了解各子站通道传输的通信规约。在前置服务器数据库“RTU路径参数表”中可查找到站端规约配置[3]。

25座变电站的通信规约中,传输远动规约归纳起来有CDT、IEC 101、EC 104三类。通信规约(通信协议)是一种通信双方的约定,包括数据格式、同步方式、传送速度、传送步骤、纠错方式及控制字符定义等的统一规定,通信双方必须遵守[4]。在测试通道是否正常连接时,需根据不同的传输规约来确立不同的通道测试方法。

3.1 CDT规约

CDT规约规定了电网数据采集与监控系统中循环式远动规约的功能、帧结构、信息字结构和传输规则。子站周而复始地向主站发送上行数据,主站下行数据只有遥控和对时命令。若在CDT规约下,利用RS-232接口传输数据,则根据传输数据的特点,参照RS-232接口通道结构图,检查通道。

(1)在集控主站QH插件的端子排上(一个QH插件对应一个子站,插件后方有3个串口,前两个分别接入NC600以便切换通道,最后一个接在端子排上接收站端数据)将RS-232串口收发合环。

(2)主站发对时命令,观察接收是否正确。若正确,则说明前置服务器至QH插件端子排处通道正常,否则需查找原因。

(3)步骤(2)接收对时命令正确,则恢复QH插件端子排收发,在站端将远动屏端子排处的远动机RS-232通信线收发合环。

(4)主站发对时命令,观察接收是否正确。若正确,则说明集控路由器至站端路由器间的通道正常,故障发生在站端远动机;若不正确,则说明通信通道有问题。

为了测出路由器至通信网络间是否存在故障,排除通道交叉部分测试死区,可由通信人员在通信配线架适当位置合环,再进行测试。

3.2 IEC 101规约

IEC 101规约是问答式远动规约。若在IEC 101规约下,利用RS-232接口传输数据,则可利用类似CDT规约的合环方法测试,区别在于合环后主站不必发对时命令。这是因为IEC 101规约为问答式,在合环后新通道建立初始,101规约先要测试链路,发出命令。在合环状态,收到命令与发出命令一致则说明被测通道正常。

为了测出路由器至通信网络间是否存在故障,排除通道交叉部分测试死区,可由通信人员在通信屏柜适当位置合环,再进行测试。

3.3 IEC 104规约

IEC 104规约也是问答式远动规约。在IEC 104规约下,利用RJ45网口传输数据时,通道检测采用以下步骤进行。

(1)在集控主站的集控路由器处接入电脑,设置同一网段的IP地址(可直接设置为路由器的内网IP,如将电脑IP设为192.168.3.254)。登录前置服务器,用ping命令测试通道通断,若返回时间为毫秒级,则通道正常,否则查找主站原因。

(2)步骤(1)中通道正常,则恢复主站接线,在站端将路由器至站端远动机的网线拔出,接入电脑,设置站端路由器网段IP(可直接设置为站端路由器的外网IP),同样用ping命令测试。若返回时间为毫秒级,则站端路由器至远动机通道有问题;若返回时间很长(或返回超时),则通信通道有问题。

(3)前置服务器为TCP客户端模式时,在主站前置服务器的控制台打开一个“终端”命令窗口输入命令:telnet+站端远动机地址+端口号。若出现Escape character is’^]’(换码字符是’^]’),则表示端口正常监听,站端应用服务已启动。

为测出路由器至通信网络间是否存在故障,排除通道交叉部分测试死区,可由通信人员在通信屏柜适当位置接入电脑并设置正确IP后,再进行上述步骤的测试。IEC104规约为适合网络传输的通信规约,因此在排除通道故障后,还要保证主站与站端两端能够正确传递信息,在两端启动远动应用。

4 结束语

应用本文介绍的查找集控主站通道故障方法对传输不同规约数据的变电站进行测试,结果表明通道故障查找时间大幅缩短。

摘要：针对传统查找集控主站通道故障方法的不足,在建立110kV润北集控主站通道结构的基础上,分三种不同的传输规约(CDT、IEC 101、IEC 104),提出相应的通道故障测试方法。

关键词：集控主站,通道故障,规约

参考文献

[1]张惠刚.变电站综合自动化原理与系统[M].北京:中国电力出版社,2004

[2]谢希仁.计算机网络[M].第5版.北京:电子工业出版社, 2009

[3]孙莹,王葵.电力系统自动化[M].北京:中国电力出版社, 2004

浅谈电力调度自动化主站系统改造篇7

电力调度自动化系统是指直接为电网运行服务的数据采集与监控系统,包括在此系统运行的应用软件。它基于计算机、通信、及控制技术,在线为各级电力调度机构生产运行人员提供电力系统运行信息、分析决策工具和控制手段。本文以浙江丽水遂昌电力局电力调度自动化主站系统的实际改造为例,阐述加快自动化建设进程,提高调度自动化系统运行应用水平,对现有的调度自动化系统进行改造的必要性。

1 原调度自动化系统简介

遂昌电力局调度自动化系统目前接入厂站18个,其中110k V及以上厂站4个,常规RTU厂站2个,综合自动化变电所12个。集控站与调度所合用一个系统。主站系统与1996年开始建设,采用上海申贝的WINYJD系统,并通过实用化验收,2002年升级为YJD-2000系统。采用双服务双数采冗余结构。

2 调度自动化系统的改造原因

我局电网调度自动化系统与2002年8月升级,至今已近九年。随着无人值班变电所的深入发展,调度自动化系统日益重要,其功能需求日益增加,建立在其基础上的高级应用软件的开始应用,主站系统日渐暴露出其存在的不足和缺陷,已无法满足电网发展的要求和应用需求。为了加快遂昌电力局自动化建设的进程,提高调度自动化系统运行应用水平,进一步满足电网调度运行管理,变电站无人值班及集控站监控需要,提高企业的现代化管理水平,把现有的调度自动化系统改造成符合电网发展的、高效的、安全可靠的系统已刻不容缓。

3 调度自动化ON2000系统的建设进程

该项目于2007年立项,2008年4月完成了自动化改造的技术方案,经市局审核后重新完成了修订,2008年8月进行了调度自动化主站系统项目招标工作,最终选择了国电南瑞科技股份公司的ON2000电网调度自动化主站系统,并于2008年10月签订了商务和技术合同。

2008年12月26日,厂家检验人员对调度自动化系统进行了出厂验收,保证了系统的质量。2009年1月5月,ON2000系统开始进行安装调试工作。到3月28日,已经把原系统的18个厂站的遥测、遥信信号正确接收,有关的画面、报表、曲线、关口总加等全部制作完毕,期间,配合新建35k V金竹变投运前的准备工作,进行了实地遥控试验,取得了满意的效果。2009年4月,进行了系统测试和遥测、遥信、遥控信息核对,在测试各项指标符合要求和信息正确无误后,系统进入了试运行阶段,实行新老系统并列运行。2009年5月开始,完成了高级应用功能上的补充,完成了AVQC电压无功优化接口、调度四级网接口、负荷预测系统的开发,保证新老系统的平滑过渡;同时完成了网络拓扑、网络建模、调度员潮流等功能的扩展。

4 改造的结果

现在,ON2000系统已经运行将近一年,在这一年的时间里,该系统运行安全,稳定,没有出现任何故障,运行情况基本良好。

改造完成,该系统采用是Client/Server主从分布式体系结构,系统遵循一体化设计思想,在统一的实时信息服务平台的基础上,可灵活扩展、集成和整合SCADA、PAS、DMS于一体的能力,各种应用功能的实现和使用具备统一的数据库模型、人机交换界面,有效的保证了系统的实时性、稳定性和可靠性。

系统除具备常规的SCADA功能,即:数据采集功能、控制、计算、事件记录及处理、人机界面、报警处理、趋势记录、拓扑着色、历史数据管理、报表打印、数据转发、模拟屏控制、系统时钟等功能外,还具备一些面向电网分析和控制的高级应用功能(PAS),如:网络建模、状态估计、调度员潮流、负荷预报等。该系统功能强,使用方便灵活,画面清晰度高,实时性强,遥测准确,遥信变位及事件记录反应正确及时,能够全面反映电网的运行情况,为调度员做好安全、经济的调度提供了可靠的依据。

5 系统发展的方向

当前电力调度自动化主站系统发展迅速,需求和应用模式也有了很大的转变,集中体现在以下方面:(1)规模日益增大。随着变电站数字综合自动化的发展和无人值班的推广。调度自动化主站系统无论接入的信息量、接入的范围、接入的信息种类都比以往大大增加,这就对系统软件提出了更高的要求,尤其是系统的开放性、稳定性、可靠性以及系统的高可用性等方面。(2)应用日益复杂。随着电力调度自动化系统实用化的推进,调度自动化主站系统应用需求日益实用化、也日益复杂化,包括了对数据源要求的多样化、与兄弟系统互连的复杂化。(3)交互日益增强。调度自动化系统及相关系统等信息交互的需求将大大增强,并且随着各个子系统功能的扩展增加,各个子系统间的信息耦合也越来越紧密,子系统间的信息交换和共享日益增强。

6 结束语

电力调度自动化主站系统作为电力系统安全稳定运行的支柱之一,在电网运行中越来越发挥出更重要的作用。随着变电站数字综合化的发展和无人值班的推广,作为调度“眼睛”的调度自动化主站系统,将为电网的安全、稳定、经济运行履行更多的责任。这就要求我们保持与技术发展同步,开阔眼界、活跃思维,从电网调度出发,大力发展与各专业的交流和学习,共同提高电网调度自动化的运行、管理水平。

参考文献

[1]电力调度自动化系统运行管理规程〔Code for operation and administration of power diapatching automation system〕[Z].2006.

[2]丽水电力调度运行规程[Z].

[3]遂昌电力系统调度规程[Z].

[4]县调调度自动化系统技术规范[S].

主站运行篇8

调度是电力系统运行的枢纽环节, 智能调度技术是智能电网不可缺少的组成部分, 随着我国互联电网的构建, 为实现能源大范围优化配置提供了可能, 但同时也增加了调度操作的复杂性。为了保障电网的安全和经济运行, 须增强调度自动化运行管理, 防止安全事故的发生, 避免或减少事故造成的损失, 在调度自动化系统运行中统筹兼顾系统建设和运行管理。

湖南省电力公司非常重视自动化系统的运行管理, 在《2009年湖南电网工作报告》中提出了“建立调度自动化、通信设备 (系统) 操作票制度, 确保调度端自动化、通信设备 (系统) 的任一操作, 实行拟票、审核、操作、监护的程序, 实现二次设备操作一次化。”同时, 国家电网公司在《2010年调度机构加强内控机制建设重点工作》 (调技[2010]110号) 中提出:“二次操作管理一次化。借鉴一次设备操作管理, 建立调度自动化、通信设备 (系统) 操作票系统, 调度端自动化、通信设备 (系统) 的操作, 实行拟票、审核、操作、监护的程序。对调度机构技术支持系统的维护和检修工作, 实行二次工作票制度, 将技术支持系统的运行提升至一次设备的同等要求, 确保自动化、通信设备 (系统) 以及电源等辅助设备的稳定可靠运行。”

早在2009年, 湖南省调已开始结合湖南电网调度自动化系统主站的实际情况, 在OMS中试行主站重大操作工作票管理, 2010年1月启动了主站作业票管理规定的编制工作, 收集了湖南各地调、信息中心以及外省的有关资料, 经过大量前期调研工作, 2月份出台了初稿并在湖南省调进行了前后4次讨论, 6月份湖南省调编制的《湖南电网调度自动化系统主站作业票管理规定》通过了湖南省电力公司的审查, 并于2010年7月正式颁布实施。

2 调度自动化系统主站运行管理特点

调度自动化系统主站运行管理不同于一次设备运行管理, 调度自动化系统主站运行管理有着其自身的特点, 主要有以下几点。

(1) 调度自动化系统主站人身安全风险较低。调度自动化系统主站在硬件上主要涉及计算机、网络设备, 平时工作侧重于新开发或升级改造后的软件功能模块投运以及组网方式变更等。对人身安全影响较大的仅仅是自动化系统主站的电源改造作业, 但是作业电压不高, 只要采取适当的安全措施, 就可以保证人身安全。

(2) 调度自动化系统各子系统重要性差别较大。调度自动化系统主站包括能量管理系统、水调自动化系统及水电梯级调度自动化系统、电能量计量计费系统、广域相量测量系统、实时电力市场的辅助控制系统、调度数据网、电力二次系统安全防护及机房监控系统等, 其中有些系统要求必须实时运行, 如能量管理系统;而有些系统则允许短时间停运, 如机房监控系统。

(3) 自动化系统结构和功能差别很大, 作业类型复杂, 相互影响难以评估, 方案难以标准化。如电力二次系统安全防护涉及多个系统间的链接, 一个设备的更换或几条规则的更改很有可能影响到多个系统, 作业前必须做出全面分析, 而一次设备之间的相互影响则很容易看出。

(4) 调度自动化系统主站作业频繁, 自动化运行维护人员几乎每天都要在自动化系统上工作, 如画面、数据库变更等作业更是常规作业。

(5) 部分系统管理员仅熟悉自己负责的系统, 对不属于自己负责的系统则不太熟悉。由于自动化部门负责主站系统生命周期内几乎全部相关工作, 从立项、设计、招标、建设、运维到退役 (监理除外) , 系统管理员要全面掌握一个较为复杂的系统, 需要花费2年甚至更长的时间, 所以导致调度自动化系统全面合格的系统管理员数量较少。而一次设备运行管理分工明确, 一项工作可拆分为多个步骤分别执行。

(6) 调度自动化系统主站作业票是一个新生事物, 还很少有网、省调实行了作业票管理制度, 无经验可循。

3 湖南电网调度自动化系统主站作业票管理特点

对比于一次设备运行管理, 调度自动化系统主站运行管理的主要风险是设备安全、运行数据丢失以及应用功能失效等, 而一次设备运行管理风险主要来自于人身、设备、电网运行风险, 其工作票管理每一条规范都是用血的教训换来, 因此调度自动化系统主站运行管理大量借鉴了一次设备工作票管理制度, 同时充分考虑了调度自动化系统主站运行管理特点, 湖南电网调度自动化系统主站作业票管理规定部分特点如下。

(1) 管理规定明确了填写作业票的范围, 主要是因为有很多画面、数据库变更等常规作业是不影响系统正常运行的, 而且如果全部常规工作均要填用作业票, 势必对工作效率造成极大影响, 故管理规定中确认该类作业不需要填写作业票。

(2) 借鉴一次设备工作票的经验, 管理规定明确了拟票、审核、操作、监护的相关人员, 但是根据调度自动化系统主站运行管理特点, 增加了作业票审核人以及应用部门会签人, 主要原因是重大作业时会对应用部门造成影响, 需要作业票审核人根据作业的影响范围发送应用等与其它部门会签。

(3) 管理规定将拟票和监护责任归于作业负责人, 主要原因是在很多作业情况下, 熟悉整个系统的人员太少。

(4) 调度自动化系统影响面较大, 所以增加了产防条款, 即在作业正式进行前, 应及时通知受到影响的用户, 如将导致送上级或下级调度机构自动化信息大范围出错时, 则应通知上级或下级调度机构自动化部门。

(5) 与一次设备工作票相比, 管理规定进行了适当的简化, 实现了安全性与工作效率的合理平衡。

4 湖南电网调度自动化系统主站作业票管理细则

4.1 整体框架

整体框架分为5个部分。

(1) 总则。明确了作业票适用范围以及作业票的定义。

(2) 作业票的填用。明确了应填写作业票的作业以及不需填写作业票的作业;明确了作业票的流转以及作业票的填写规范。

(3) 作业票的签发与管理。明确了作业票签发、执行、终结中的管理要求。

(4) 相关人员的基本条件及安全职责。明确在作业票的流转执行过程中涉及的人员及其职责。