调度自动化备用系统

调度自动化备用系统（精选九篇）

调度自动化备用系统 篇1

备用电源自动投入(以下简称备自投)装置是电力系统故障或其他原因使工作电源断开后,能迅速将备用电源或备用设备或其他正常工作的电源自动投入工作,使原来工作电源被断开、用户能迅速恢复供电的一种自动控制装置[1]。备自投是保证电力系统连续可靠供电的重要措施。

目前,电力系统中应用的备自投装置大多为微机型,用于完成变电站内的备用电源自动投切和过负荷联切功能。由于微机型备自投装置的硬件限制,通常仅能采集本变电站内的部分信息,随着变电站一次主接线的丰富和复杂,对备自投装置采集信息量的增多,需要的功能变得复杂,此时微机型备自投装置不能满足要求,出现了装设在通信管理机中或是变电站后台监控系统中的备自投系统。该备自投系统可采集全站的信息,满足站内采集信息量大和功能复杂的要求。

上述备自投装置或系统由于采集信息仅局限在一个变电站内,仅能完成该变电站站内备自投和过负荷联切功能。当一个变电站失压或过负荷,需要投入或切除其他变电站的断路器设备来保证本变电站负荷的正常运行时,上述备自投装置或系统则显得无能为力,而即使加装相应的通信设备来实现上述功能,也会带来设备投资的增加和维护运行管理难等问题。不能完成其他变电站备自投或过负荷联切是上述备自投装置或系统的严重缺陷。

随着经济的发展,一个变电站站内的备自投或过负荷联切越来越不能满足电网供电可靠性不断提高的需求。从电网发展的角度来看,需要站在全电网的高度上审视,在一个变电站失压后,如何将该变电站的负荷从全电网的角度上实现备自投,以及变电站负荷过载后如何切除其他变电站的负荷,从而保证电网负荷的安全可靠运行和负荷均衡分布。

本文提出的基于电网调度自动化的备自投系统只需利用现有设备,即可实现采集整个电网的信息和控制整个电网断路器的功能,从而可有效解决上述问题,在提高全电网的供电可靠性和负荷均衡分布方面做了有益的尝试。文献[2]也在此方面做了有益的探讨。

1 系统构成

基于电网调度自动化的备自投系统装设于电网调度室内,由电网调度自动化子系统、变电站监控子系统和备自投子系统3部分组成。

电网调度自动化子系统就是网、省调采用的电网调度自动化系统,如南瑞OPEN3000系统等。电网调度自动化子系统的功能在这里不详细论述,其在本系统中的功能主要是完成全电网的实时信息采集,将采集的电网实时信息传递给变电站监控子系统,并接受和执行由变电站监控子系统传递而来的备自投子系统发出的断路器跳合闸命令。

变电站监控子系统和备自投子系统装设在电网调度室内单独的一台计算机中,该计算机通过以太网与电网调度自动化子系统连接。

变电站监控子系统与变电站现场使用的监控系统相同,不过其装设在电网调度室内单独的计算机中,其功能是完成电网调度自动化子系统与备自投子系统的信息交换,传递电网调度自动化子系统采集的电网实时信息给备自投子系统,并把备自投子系统的断路器跳合闸命令传递给电网调度自动化子系统,起中介传输作用。

备自投子系统完成全电网的备自投和过负荷联切功能。其与变电站监控子系统的信息交换通过计算机缓存实现。

该备自投系统实现的目标为:①实现电网备自投功能,包括电网内变电站之间备自投和过负荷联切功能;②可替代变电站内各种形式的备自投装置或系统。备自投系统的原理框图如图1所示。

2 关键技术分析和实现

2.1 备自投逻辑可编程

由于备自投子系统要实现全电网的备自投和过负荷联切功能,而备自投逻辑功能与现场的接线方式等多种因素相关,很难采用通用逻辑来实现所有的备自投功能。因此,为了保证备自投子系统简单、实用、可靠,需要根据实际情况,开发出多种备自投逻辑功能,并可在线编程、便于扩充。在本系统中采用南瑞科技股份有限公司的可编程图形化软件NSPLC实现。通过该软件,即可对备自投逻辑的充电、放电、启动、跳闸和合闸逻辑进行编程,并制作样板模型,只需更改数据接口,就可以迅速推广使用,适应电网的各种接线方式对备自投功能的要求。

2.2 电网调度自动化系统数据双向交换

电网调度自动化系统作为电网数据信息的终端,一般只接收变电站监控系统传递过来的信息,而没有实现变电站监控系统和电网调度自动化系统数据的双向传递,因此需采用合适的协议,使变电站监控系统与电网调度自动化系统之间数据能相互传递。在本系统中,通过采用IEC 60870-5-104协议和更改调度自动化系统软件,实现了该功能。

3 实施过程

下面以一个在河南某地级市电网已经得到应用的实例来详细说明该系统的实现过程。

在该实例中,基于电网调度自动化的备自投系统包括OPEN3000电网调度自动化子系统、NS2000变电站监控子系统和用图形化软件功能实现的备自投子系统。

该备自投系统实现了该地区电网的备自投和过负荷联切功能,包括变电站之间的备自投和过负荷联切功能,以及变电站内部的备自投和过负荷联切功能。

实施过程如下:

1)OPEN3000电网调度自动化子系统采集全网的实时信息,并通过以太网以IEC 60870-5-104协议的方式传递给NS2000变电站监控子系统。NS2000变电站监控子系统通过计算机内公共数据缓存区传递给备自投子系统。备自投子系统根据电网当前的运行方式和电压情况,经一段延时后,完成相应的备自投方式充电。

2)在某方式的备自投充电完成后,当电网发生故障后,OPEN3000电网调度自动化子系统将采集到的电网实时信息(母线电压、线路电流和电网当前运行方式)通过NS2000变电站监控子系统传递给备自投子系统。若当前电网情况满足充电完成的某备自投方式的启动条件,经过一段延时后,若启动条件仍然满足,则备自投子系统根据预设的逻辑和电网当前负荷情况,发出一系列的断路器跳合闸命令。断路器跳合闸命令传递给NS2000变电站监控子系统后,通过以太网以IEC 60870-5-104协议传递给OPEN3000电网调度自动化子系统,并通过OPEN3000电网调度自动化子系统完成某些变电站的一系列断路器的跳合闸操作,实现电网的备自投和过负荷联切功能,保证电网负荷的持续供电和负荷均衡。

现场多次模拟电网故障的实验表明,在电网调度自动化系统与变电站通信正常的情况下,该系统能满足备自投系统的动作性能和功能要求。

4 系统优缺点

本文提出的备自投系统最大优势在于既包括变电站之间的备自投和过负荷联切功能,也包括变电站内的备自投和过负荷联切功能,有效解决现有备自投装置或系统的不足或缺陷,可替代现有已使用的各种备自投装置和系统或作为有益的补充。另外,该备自投系统既降低了电网建设成本,又有效提高了电网运行可靠性,保证电网负荷合理分配。

值得指出的是,本文提出的备自投系统存在以下问题:

1)本文提出的备自投系统所获取的电网信息完全依赖于电网调度自动化系统,而电网调度自动化系统数据依靠与变电站现场通信获得,若变电站现场与电网调度自动化系统之间通信异常或中断可能会造成备自投系统误动,此时需要增加一些通信异常闭锁备自投的措施。另外,电网调度自动化系统的可靠性也将影响该备自投系统,因此需要在该备自投系统中增加通信数据异常闭锁逻辑,以提高该备自投系统的可靠性。

2)变电站通信通道好坏和电网调度自动化系统的信息采集范围将直接影响该备自投系统的动作性能和实施效果,电网调度自动化系统信息采集和控制不到的变电站将不能采用该备自投系统。

3)电网调度自动化子系统由于其本身数据刷新存在延迟,而且电网调度自动化子系统刷新后的数据传递给备自投子系统存在延迟,以及备自投子系统动作后发出跳合闸命令到现场变电站断路器执行存在通信延时,这些都将导致备自投的动作延时误差加大,但由于这些延时都是固有延时,因此可考虑减去上述延时来进行备自投的跳合闸延时定值的整定。随着电网通信建设的不断发展,上述延时误差将逐步降低,该备自投系统的实时性能将不断提高。

4)该备自投系统可应用于对备自投动作速度要求不高的地级或县级电网。

5 结语

本文提出的备自投系统实现了基于电网调度基础上的全电网备自投和过负荷联切功能,在电网调度自动化系统信息采集面广和通信通道可靠、稳定的情况下,将更能发挥该备自投系统的优势。该系统已在现场投入试运行,未发现误动和拒动现象。

参考文献

[1]丁书文.变电站综合自动化原理及应用.北京:中国电力出版社,2003.

电力系统调度自动化系统技术 篇2

【关键词】能量管理系统 电力系统技术 调度自动化

1、引言

能量管理系统(EMS)是一套为电力系统控制中心提供数据采集监视、控制和优化，以及为电力市场提供交易计划安全分析服务的计算机软硬件系统的总称，它包括为上层电力应用提供服务的支撑软件平台和为发电和输电设备安全监视和控制、经济运行提供支持的电力应用软件，其目的是用最小成本保证电网的供电安全性。

目前为止，电网能量管理系统的发展已经历经三代，第一代系统为70年代基于专用机和专用操作系统的SCADA系统，第二代系统为80年代基于通用计算机和集中式的SCADA/EMS系统，部分EMS应用软件开始进入实用化，第三代系统为90年代基于RISC/UNIS的开放分布式EMS系统(含SCADA应用)，采用的是商用关系型数据库和先进的图形显示技术，EMS应用软件更加丰富和完善。

2、电力企业应用系统互连现状

电力企业应用系统互连、数据共享、软件互操作是开放性系统发展和建设的趋势。

随着计算机软硬件技术的发展和电力企业自动化需求的不断提高，电力企业自动化系统产品不断更新换代，电力企业自动化水平有了显著提高，大多数电力企业或多或少的配备正在建设以下实时或非实时系统(R/NR，如EMS系统(R/NR)TMR系统(R/NR)、TMS系统(R/NR)、DMS系统(R/NR)、企业资源规划(ERP)系统(NR)、AM/FM/GIS系统(NR)、MIS系统(NR)等，这些系统分别承担着电力企业的输配电网运行和控制、维护、管理、计划编制等任务，根据建设时间和服务的领域不同，目前这些系统具有以下共同的异构特征：

图1 电力企业自动化应用系统互连现状

(1)多种计算机硬件平台，包括SUN、COMPAQ、IBM、HP等公司的UNIX服务器、UNIX工作站和一系列的PC机等;(2)多种操作系统平台，包括Solaris UNIX、Tru64UNIX、AIXUNIX、NT、LIUNX等;(3)多种商用数据库平台，包括Oracle、Sybase、DB2、SQLServer等;(4)多种构件技术，包括公用对象请求代理体系结构(CORBA)技术、分布式公用对象管理(DCOM)技术、企业JavaBean(EJB)技术;(5)大型主机模式、客户/服务器(C/S)模式、Web浏览器/服务器(B/S)模式;(6)多种开发语言，如C、C++、Java、PowerBuilder等。

为了使不同厂家及时期建设的电力企业自动化应用系统能够做到数据共享、软件互连，国内系统通常的做法是：1)跨部门收集各个应用系统的数据;2)根据需要开发点对点的系统接口(如图1所示)。

以上方法缺点是缺乏一种标准的数据库访问接口，同时新建的系统虽然暂时避免了成为“自动化系统孤岛”，但不会建立一种企业自动化系统共享的、高效的分布式数据平台，其结果是给未来的电力市场或数据仓库的建立，创建了更多的“自动化孤岛”。

图2 一体化应用系统的互连趋势

随着CORBA/DCOM标准和技术的不断发展，以及IEC61970CIM/CIS标准的不断丰富完善，新一代电力企业自动化系统(EMS、TMR、TMS、DMS、RDS、AM/FM/GIS等)的建设必须考虑到系统一体化平台建设的需求。

(如图2)将是今后电力企业自动化系统发展的趋势。

3、EMS新技术和发展趋势

随着计算机领域计算机硬件技术、通信技术、数据库技术、Interent技术的发展，以及电力企业电力市场化进程的不断加快，作为适应电力企业新的业务(电力市场)和一体化建设(EMS/TMR/TMS或EMS/TMS/DMS)需求的EMS系统支撑平台和EMS应用软件必然采用如下新的技术：

3.1CORBA中间件平台技术

CORBA技术作为对象管理组织(OMG)推出的软件系统开发标准，目前已经被众多的厂家和用户所接受，并成为新一代EMS系统应用软件互操作和与其它系统进行透明操作和数据共享的软件平台标准。

3.2公用信息模型(CIM)

为使EMS应用软件之间的交互正确无误，需要对交换的数据信息达成一致，即提供标准的元数据级的模型和标准应用程序接口(APIs)。

在电力行业，CIM定义了电力工业标准对象模型，用于电力系统的数据工程、规划、管理、运行和商务等应用的开发和集成，它提供了描述电力对象及其关系的标准。

CCAPI的CIM部分提交给IEC形成了IEC 61970的三个部分。

在IEC 61970中，CIM用统一建模语言(UML)描述，对象用公共类、属性及对象间的关系来描述，对象之间的静态关系有：聚集、归一化和关联。

3.3可视化技术

可视化的在线监控软件已经成为调度员和电力市场交易员的迫切需求，其可以将传统的用数字、表格等方式表达的离线信息，转换为通过先进的图形技术、显示技术表达的图形信息，例如潮流的可视化技术、电压稳定的可视化技术、暂态稳定安全域的可视化技术、负荷预测的可视化技术、电力市场电量竞价计划的可视化安全分析技术等。

3.4电力市场交易与安全分析

一体化的技术随着电力市场的发展，EMS作为电力市场技术支持系统的一个有机组成部分，除了承担传统的电网数据采集、监视和控制任务外，EMS应用软件作为电力市场技术支持系统的有机组成部分将更多的承担电力市场交易的电网安全分析任务，从而改变了传统EMS的工作领域，要求对众多的EMS应用软件的接口和分析技术进行重新设计，即EMS/电力市场应用软件的统一设计，分别实施。

3.5Interent信息服务技术

Interent不但为远程维护提供了全新的手段，而且将传统的电网参数和实时SCADA的数据浏览扩展到AGC功能、EMS应用功能(状态估计、安全分析、最优潮流等)的浏览，使得EMS应用软件的实用化水平的提高得到了进一步的保证，延伸了EMS系统的对外窗口，进一步提高了EMS系统的服务水平。

4、结语

关于电网调度自动化系统初探 篇3

【关键词】电力调度;自动化系统;功能;研究

在21世紀，为了满足不断增长的人民生活的用电量，供电可靠性，安全性和节能的质量要求也越来越严格。对于这种现状，自动化的电力系统调度实行就显得迫在眉睫。电力自动化系统是指系统中的应用软件、人员、系统的分析工具、运行数据和检测工具，网络运行系统和数据采集系统及数据处理功能，可直接集成和有效融合。我国的电力调度自动化系统已经历了两个阶段，分别是经验调度和分析调度。他们的成功运行，对发展智能自动化系统为我国的电力发展奠定了很好的基础。

1.电力调度自动化系统的内部构成及特点

具有庞大的内部组织结构的电力调度自动化系统，其包括（1）广大范围的收集复杂信息的数据;（2）实时监测和电源系统控制等。我们在实际操作中参照基础设施运行条件、范围和相关的自动化调度及自动化形状等内容，自适应自动化系统的形式取决于预期的用途来调整其结构的功能，并始终坚持由简向难，由高向低的进行合理化调整发展变化趋势。从构建系统方面，其能有效借助人机操作平台的界面，将整体更生动形象、丰富多彩的内容的交互画面呈现出来，其中包含文本、颜色、大小、位置及角度等性质，而且包含动画特征，从而使各类特性进行完善融合，达到一体。而为了使一个完整的数据库包含了丰富的信息资源，可以同时控制工作人员使用操作，同時也为能源自动化系统实施全面的规划优化改进，包括以下两点：首先，以确保该系统实时转换屏幕刷新机制，为操作控制者提供了一种有效的控制器，使每种图形元素有多个属性在变量作用下不断对其属性进行改变;其次，系统自带的各种不同领域可以令其自身具备有效的故障报警功能，依据包含的最小单元及监控点中的变量，并监督执行，实现高效连接有关的历史记录数据。

2.电力系统调度自动化含有的多个功能诠释其强大的能力

现阶段，综合计算机技术、网络技术及通讯技术等先进科技技术，这些都被电力调度自动化系统合理利用，且符合工业标准和相关的国际标准。画面显示与编辑、数据采集、信息处理、计算统计、实时数据库管理、报表生成与打印、遥控、报警处理、安全管理、多媒体语音报警、Web浏览、调度员培训模拟、历史库管理、历史趋势、事件顺序记录、事故追忆等都是电力调度自动化系统的主要功能。例如，当服务器出现任一问题，服务器上的数据都平稳流畅的运行能自动切换到另一台服务器，确保系統的正常运行。所以为了提高可靠性和系統稳定性，采用双机热备用的重要节点。一个完善的系统权限管理功能，平稳，快速的手动或自动切除系统本身的故障，这样不会影响切除故障时系统其他节点的正常运行。主调度自动化以整体上实现全面的监测和控制，协调变电站内RTU之间的关系，网络分析的运行状态，保证整个网络为整个系统的有效管理，是在最佳运行条件，所以它是整个调度自动化监控和管理系统的核心。电力调度自动化系统是具有高的实时性、可靠性和安全性的监控电网运行的实时操作系统。

3.实现五化一技术，是电力系统调度自动化的发展方向

3.1 模块化

由于组件技术使分布式能够实现真正意义上是基础部分，是一个标准的应用程序。自动化系统软件提供了很重要的设计思路，这个思想是模块化和分布式的设计是双向电力调度设计。电力系统的技术是一个非常重要的类型。它是基于自动化技术平台层来解决异构数据交换的问题，模块化、分布式的电力系统调度自动化是运作合理、最有效 的方法，而且一个最重要的内容是未来发展的巨大潜力。

3.2 可视化

目前计算机技术、网络技术、系统安全分析和图像处理技术，这四种技术在电力快速发展的阶段已经应用，电力系统可视化的未来发展的必然趋势是电力系统调度自动化。其应用方式是把以前用文字、表格、数字等方式来表达的离线信息利用先进的图形技术和显示技术有机的转换成表现出来的直观图形信息，从而可以使电力系统调度工作人员做出更快速、准确的判断来处理不同形式的电网故障，进行有效的控制并及时采取相应的措施进行解决，从而提高工作人员的工作能力和工作效率。这是一项重要工作内容存在电力系统调度自动化的可视化技术中。

3.3 智能化

未来电网发展趋势的必然走向是电力系统的智能化。智能调度技术的含义是：电力系统的监测和动态的预防控制及优化适当的预警、增加系统对事件辨识、故障处理以及恢复系统的实施采用先进的技术的调度数据的操作整合，需要进行动态的电力系统、稳态、暂态的运行数据进行有效的整合，并进一步的综合利用。在紧急情况下，系统能自动进行完成运行、调度、规划和协调控制以及管理的一切工作。另外，该系统帮助实现控制和对事故的恢复及正常运行，而且还具有电网的可视化调度、远程控制等高级的应用，实现了对电网监管的目的和协调的优化。

3.4 无人化

把电力调度自动化系统建立成能进行分析系统地安全性、能进行估计系统地状态，能进行实时的监控电力系统的运行状态，能进行预测负荷以及远程的调控等无工作人员值班的综合监控系统。电力系统，必需具有自动进行报警功能当电力系统发生故障时，以便规划调度的工作人员能够快速的进行处理和修复故障，这样可以有效的确保电力系统运行的可靠、安全、经济。此外，电力系统调度的无人化，可以直接的减少值班人员，并加强电力系统的人力资源结构，最大程度的提高电力系统规划的工作效率，加快无人化建设的前进步伐，体现出科学和技术的发展水平。

3.5 综合自动化

全系列系统数据库调度建构系统，不仅可以有效的防止电力系统地崩溃或者重大停电事故的发生，而且还可以直接提高电力系统调度整体自动化的综合管理水平，从侧面改善了电力系统的可靠性和安全性。这些都是能够完成的工作范围电力系统最优化的设置。完善电气事故的处理体系，可以使事故造成的停电降到最短时间，这样减少了一切不必要的负面影响和经济损失，而且还集成自动化的重要组成部分。我们所讨论的可以提高电力系统调度全面、综合的管理能力就是综合自动化，这也是电力系统调度的精髓，要建立在这一基础之上实现自动化，推动实现整合的自动化是最终目标。

3.6 面向对象技术

电力系统调度自动化发展的理想模式是面向对象技术，这种技术不仅可以及时、准确的获得电力系统运行的实时信息，且对CIM技术能进行更好的遵循。但是与我国目前的科技发展状况相比，要想实现面向对象技术的电力系统调度自动化还存在着不少的困难。也就是说，人们要想把电力系统调度完成从自动化到面向对象技术的尽快转化和运用，还有待于相关部门的配合以及专业人才的进一步探索。

4.结束语

通过逐渐引入电力市场，市场参与者现在可以使用调度自动化系统进行信息上报和查询等操作，对信息安全防护能力的智能规划系统做出了更完善的要求。因此，电力系统调度中的自动化系统是一个动态的研究领域，它的监控整个电网的实时系统，具有较高的安全性、可靠性，同时有着不可替代的作用。雖然我们对其的研究将面临更多挑战，但是我们要坚持不懈，还要加强对其研究的力度，使其更好的为我国的经济建设做出贡献。

参考文献

[1]冯志华.PowerSys 6000调度自动化系统浅析[J].科技资讯.2011（03）.

[2]叶飞，宋光鹏，马发勇，米为民，王恒.调度自动化系统监视与管理的研究与实现[J].中国电力教育.2011（09）.

调度自动化备用系统 篇4

1 电网备用调度系统

为了确保在电网调度系统出现故障之外, 电网备用调度系统能够保证整个电网调度的正常运行, 在对电网备用调度系统方案进行设计的过程中, 一定要确保电网备用调度系统的调度手段以及工作方式、环境都要与电网调度系统相一致, 以确保电网备用调度系统能够在电网调度系统故障时对电网调度进行有效控制。

电网备用调度系统应该具备以下功能:在不工作期间, 电网备用调度系统应该保持系统内的模型数据、电网调度参数以及电网运行实时数据与电网调度系统相一致;如果电网调度系统出现故障无法正常运行, 电网备用调度系统应该在第一时间代替电网调度系统, 快速恢复电网调度速度, 确保电网调度的正常运行。

2 电网备用调度系统备用方案

2.1 冷备用方案

该方案下, 在电网调度系统正常运行的过程中, 电网备用调度系统不进行实际工作, 只要保持数据与电网调度系统的同步即可。如果电网调度系统出现故障无法运行, 则需要通过人工启动的方式来启动备用调度系统, 并通过人工操作来实现电网备用调度系统对电网调度数据和信息的收集, 以达到恢复电网调度的目的。该方案备用系统启动速度慢, 会在一定程度上影响电网调度的恢复速度。

2.2 温备用方案

该方案下, 在电网调度系统正常运行的过程中, 电网调度系统会将电网调度中的实时数据经过处理之后输送给备用系统, 由备用系统对数据进行分析和储存。如果电网调度系统出现故障无法运行, 则需要通过人工启动的方式来启动备用调度系统, 然后备用系统就可以自行接入调度系统中, 恢复电网的调度。虽然该方案恢复电网调度的速度并不是很快, 但是在常规状态下却能够很好的反映出电力系统的运行状态, 并对电网调度进行有效控制。

2.3 热备用系统

该方案下, 在电网调度系统正常运行的过程中, 电网调度备用系统也会对电网调度中的实时数据进行收集、分析和整理, 如果电网调度系统出现问题, 电网调度备用系统可以迅速自行启动, 在最短的时间内恢复电网调度。与前两种备用方案相比, 该方案能够更好的保证电网调度的正常运行, 在最短的时间内恢复电网调度。但是, 应用这种方案却会增加电网的通信通道, 增加电网的通信压力和备用系统的建设成本。

3 电网备用调度系统构建方案

为了确保电网调度备用系统的正常运行, 并保证系统之间数据、信息通信的畅通性, 在构建电网调度备用系统的过程中, 首先要做的就是建立通信网络。接下来, 就以省级的电网调度备用系统的构建为例, 对电网备用调度系统的构建进行分析。

3.1 传输系统

“十二五”之后, 各省就开始积极构建电网备用调度系统, 并且, 为了确保电网备用调度系统的顺利构建和应用, 一些省份纷纷建立起以ASON技术为核心的大带宽, 具有自动化和智能化特点的目标网架, 构建了包含骨干层、主干层以及接入层三个结构层的光纤传输网络结构, 并以网格状的形式笼罩全省。在光纤传输网络中, 骨干层、主干层以及接入层都各自组成了环网, 其中, 骨干层是由省调以及220千伏以上的变电站组成网, 主干层是由地调以及地方110千伏的变电站组, 而接入层, 则是由更低一级的地调和其相对应的110千伏的变电站, 三者相互联系, 进而形成一个笼罩全省的网格状网络结构。另外, 为了提升电网调度信息交换的高效性, 在主干层的地方变电站中, 还会建立第二汇聚点, 实现上下级电网调度信息的顺利交换。

3.2 调度交换系统

通常情况下, 根据省级电网备用调度系统的调度需要, 在构建调度交换系统的过程中, 起码需要满足省调主调、省调备调、地调主调以及地调备调之间调度交换的需要。

3.2.1 省调电话交换网

由于在构建调度交换系统的过程中, 一些交换设备比较陈旧, 无法满足以2M中继方式为基础的调度交换网的构建, 所以, 在正式构建省调电话交换网之前, 应该先对设备进行处理, 确保设备能够满足建设需求。当所有交换设备满足建设要求之后, 就在以综合数据网基础上, 建立省调交换系统, 并设立IP调度台和IP电话, 实现调度交换。同时, 在建设调度交换系统的过程中, 为了满足通信网容灾以及备调建设的要求, 还应该在调度交换网建设的基础上构建电话汇接系统, 实现调度数据的顺利交换, 支持调度交换系统的正常运行。

3.2.2 地方调度电话交换网

在实现省调交换网构建的基础上, 对地方的交换设备进行更换和更新, 构建地方调度电话交换网, 并使其与省调2M中继网络进行组网。在以综合数据网为基础的前提下, 模仿省调交换网的交换方式监, 建立地方调度电话网, 并在地方设立IP调度台, 在地方调度电话交换网笼罩的范围内设立IP电话。然后, 构建以电话汇接系统为核心的第二汇聚点, 在第二汇聚点汇接地方调度各调度对象语音信息, 并实现第二汇聚点至上级网络两个汇聚点语音信息的汇接上传。

4 结束语

电网备用调度系统的构建, 对确保电网调度的正常运行, 提高电力系统运行的稳定性具有极为重要的影响作用, 因此, 各省都应该加强电网备用调度系统的构建, 不断提升供电系统运行的稳定性。而在构建电网备用调度系统的过程中, 为了保证电网备用调度系统的功能能够得到更好发挥, 一定要减少备用系统与主系统之间的关联, 实现系统独立。

摘要：构建电网备用调度系统, 是当前我国电力行业发展工作中的重点。文中对电网备用调度系统和电网备用调度系统备用方案进行了简单介绍, 并对电网备用调度系统构建方案进行了详细分析。

关键词：电网,电力系统,备用调度系统

参考文献

[1]刘云龙.地区调度自动化系统双配置方案探讨[J].电力自动化设备, 2010 (10) .

[2]张继芬.电网备用调度系统的数据同步与采集解决方案[J].电力系统通信, 2012 (11) .

电网调度自动化系统发展趋势展望 篇5

摘 要本文主要从系统接口、网络安全以及系统开放性三个方面，从技术的角度探讨了电网调度自动化系统的发展现状，并就其发展趋势进行了展望，旨在与同行加强业务之间的交流，以不断的促进电网调度自动化水平的提升。

【关键词】电网调度 自动化系统 发展趋势 展望

在电力系统中，电网调度是一项十分系统而又复杂的工作，而为了提高电网调度水平，确保整个电网调度安全高效的开展，目前我国在电网调度中已经开始注重自动化系统的应用，但是就当前来看，仍存在诸多的不足，例如在系统接口、网络安全以及系统开放性等方面的问题，极大的制约了自动化水平的提升，所以必须对现状进行分析，并对其发展趋势进行展望，才能更好地实现电网调度自动化水平的优化和提升。电网调度自动化系统接口方面的现状及发展趋势展望

在电网调度自动化系统中，常见的接口主要是以专用通信协议、数据库和文件三种接口。从专用通信协议接口来看，主要在具体的应用过程中，根据约定的通信协议对所需信息进行交换，所以这一接口类型往往采取网络的方式，报文格式开放通信。从数据库接口来看，主要是在整个信息交换过程中，以数据库为载体共享数据。从文件接口来看，主要是根据约定的文件格式在文件中写入所要交换的数据，并利用文件进行数据的传输。由此可见，不管采取哪种方式，这些接口的特点如下：一是所采取的信息交换模型为私有，所以相互之间需要协商；二是接口与接口之间不能一一对应，没有统一的解决方案，由于接口与接口之间的不同，需要用户在建设和维护中对各种接口进行转换，所以经常会出现信息孤岛的情况。因此未来的发展趋势主要是规范接口，尽可能地采取标准化、开放化的信息交换模型，采取统一、标准的信息传输机制，实现不同结构的系统实现无缝接口，同时异构模块实现随插随用。电网调度自动化系统网络安全方面的现状及发展趋势展望

2.1 现状分析

近年来，随着现代计算机计算的发展和网络技术的崛起，电网调度自动化系统基本实现了互联，尤其是网络化时代的到来为信息的共享提供了可能，但是同时网络安全问题接踵而至，尤其是各种病毒和黑客的攻击行为极大的导致了系统安全性能的降低。加上现有的很多电网调度自动化系统在网络安全方面的考虑还存在不重视，系统的安全防护措施难以达标，例如web服务能从调度自动化系统穿透，而这就给黑客的攻击提供了路径，所以调度自动化系统的外部接口只有在实现网络化的同时还应考虑安全问题，切实加强网络安全防护。

2.2 发展趋势展望

由于电网调度自动化系统的自动化水平正在不断的提高，所以调度中心的子系统就会更多，所以网络互连与资源共享已成为必然的趋势，但是系统互连引发的网络安全问题必须是未来发展的主要方向，所以为了加强网络安全防护，就应切实加强现代网络安全技术的应用，例如防火墙技术、物理隔离技术、安全网关技术、认证加密技术和访问控制技术等，均应在电网调度自动化系统中应用，尤其是在电力二次系统中采用安全防护技术时，应在防护方案中注重网络安全技术的应用，并尽可能地降低其给整个电力调度自动化系统安全运行带来的影响，例如网络平台管理软件是否会给整个网络安全设备带来影响，并结合网络安全要求，对电力调度自动化系统进行区域的划分，并确保网络速度尽可能地满足平台高效运行的需要，才能避免因此带来的影响。电网调度自动化系统开放性方面的现状和发展趋势分析

3.1 现状分析

在电力调度自动化系统中，开放性作为一个十分重要的技术指标。但是就现状来看，目前很多供电企业的调度自动化系统开放程度不高。例如在数据方面，传统的系统主要是在系统软件层采取的是Motif、TCP/IP、SQL标准，然而并没有将应用层实现标准化，所有接口均为私有，信息模型的规范性较差。再如在结构方面，传统的电力自动化调度系统为功能分布式系统，所以其功能不同，在计算机节点中部署软件时也不同，而这就使得系统结构在延伸和扩张中给系统自身带来影响较大。再从开放性来看，由于传统的自动化系统中的模块较多，且功能不同，但是其与外部系统之间并没有互操性和实践性，所以软件功能能够重用性较差，加上调度自动化系统自身功能异构，其硬件、操作系统往往由不同的厂家提供，所以其支持的平台和应用的软件较多，而这就需要将其集成为一体方能实现高效的运行。加上其自身的开放性较差，所以其整体的开放性程度较差。而且在冗余机制下进行软件切实和数据切换时并不能实现动态共享，所以必须引起高度重视。

3.2 发展趋势展望

结合上述现状来看，未来的电网调度自动化系统在开放性方面将得到不断的提升。尤其是在实时数据库中加强面向对象技术的应用，极大的提高的实时数据库的面向对象特点。所以在实际应用中，应切实注意以下几个方面的问题：一是对象必须具有粒度要求，但是并非将数据对象细化到点，也并非概念性对象，反而是将某个设备或功能等抽象成对象。二是在实际过程中为了确保技术的先进性并遵循CIM，就应利用面向对象数据块在支持CIM的数据块管理系统中采取方法对数据进行分离处理，在整个数据块中只进行数据的存放。但是面对技术则是将数据与方法在对象中封装。所以面向对象实时库的实现是比较复杂的，好在CIM可用面向对象的数据结构来表达，数据库可不考虑对方法的存储。另外，面向对象实时库还要考虑对原有应用软件的兼容。原有应用软件是基于关系和层次数据模型的.如果全部改为基于对象模型.不仅改造工作量太大，而且应用软件的成熟性不能保证。因此，比较可行的解决方案是实时数据库能同时提供对象、关系和层次接口，满足不同要求。当原有系统的应用软件全部按面向对象的组件化改造完成后可屏蔽实时数据库的层次特性，当用户普遍习惯按对象组织的电力系统模型表达后可屏蔽实时数据库的关系特性。结语

当前电网调度自动化系统还存在诸多的不足，所以必须紧密结合实际，切实加强对其的创新和发展，才能更好地促进电网调度自动化系统的可持续发展。

参考文献

[1]姚建国，杨胜春，高宗和，杨志宏.电网调度自动化系统发展趋势展望[J].电力系统自动化，2007，13：7-11.作者单位

浅析电网调度自动化系统改进措施 篇6

[关键词]电网调度；自动化系统；改进措施；探讨

一、调度运行管理与调度自动化的现状

调度运行中经常涉及到停送电，发电机并网、解列，切换运行方式等一系列倒闸操作，操作失误会危及人身及设备安全，引发严重事故，造成巨大经济损失，倒闸操作首先要编写倒闸操作票，在编制过程中必须严格按照规定的要求进行填写，填写操作票一律用钢笔或圆珠笔填写，不允许有涂改，编制好的操作票有操作人、监护人、值班负责人、值班调度员逐一审核签名，层层把关，保证操作票万无一失，然后运行人员在模拟盘上进行模拟操作，实行监护复诵制度，并按照操作票逐项执行。

二、电网调度自动化系统分析

目前调度自动化系统主要是三级分布模式，即管理与监控机构、调度中心系统以及信息管理系统。其构成则包括运行管理级与生产管理级，并采用网络分布系统，包括维护工作站、PASS工作站、调度工作站、报表工作站、远动工作站、前置工作站、SCADA体系、网络服务器以及数据服务器等。

三、电网调度自动化系统运行中的不安全因素

1.人为因素。人是生产力中最活跃的因素。要使调度自动化系统安全、高效运行，目前函待解决如下两方面问题：

（1）安全意识不够，工作责任心不强。意识是行为的先导，安全责任意识淡薄，必将给安全生产带来灾难。调度自动化系统从作为辅助调度的“两遥”（遥测、遥信）起步，到目前的调度、集控人员全面掌控电网运行的“四遥”（遥测、遥信、遥控、遥调）系统，产生了质的飞跃。

（2）综合业务素质不够，故障处理盲目性大。调度自动化系统科技含量高，技术更新快，对人员的综合业务素质要求高。运行规程所列的常规事故的处理原则、方法尚能掌握，但处理一些不常见、突发事件的设备故障、事故时，头脑不清醒，缺乏经验，盲目性大，不能在最短的时间内将故障点隔绝，及时排除故障，甚至造成事故扩大。

2.系统自身缺陷

（1）产品设计或工程施工环节不当，埋下安全隐患。自无人值班模式推广普及以来，大量老变电站相继进行无人值班改造。由于现场环境千差万别，如不认真细致设计改造方案，精心施工，就有可能留下安全隐患，引发事故。

（2）远动无用的告警信息过多。调度自动化系统告警种类繁多，功能齐全。实际运行当中，每逢现场检修、保护年检、装置复位、遥测波动、遥信接点颤动等，自动化远动装置总是多报许多无用的告警信息，这些类似“狼来了”的信息极易淹没真实的事故信号，为安全监控带来隐患。

3.环境因素

（1）人机混杂，设备运行环境得不到保证。作为调度自动化系统核心的远动主站机房，其设备运行环境要求极为严格，不少单位并未引起足够重视。很多地方都存在人机混杂的情况，没有设置操作间，人员随意进出机房，随意开关空调、窗户，设备运行环境变化大，增加了设备故障的发生率，设备的安全可靠性也因此受到影响。

（2）设备电源维护未受重视。调度自动化系统要求有可靠的电源供应，目前多采用UPS提供停电时的临时电源，许多单位的UPS自投运以来就放任自流，蓄电池长期不进行维护、保养。由于没有电源维护管理的相关措施，造成即使UPS失效也无人知道的局面，给设备安全运行带来隐患。

4.管理因素

新装备、新模式下出现的管理上的漏洞。无人值班模式的应用，不可避免地带来了管理方式上的变化。例如：在无人值班变电站进行的不少影响远方实时数据的检修工作，许可人在现场，与调度、集控和远动人员互不沟通；又如：在部分单位，调度员角色错位，出现调度员在调度端计算机上直接遥控，充当操作人员角色的现象。这些都给安全调度、监控带来隐患，其根源均在于管理不到位，存在着漏洞。

四、我国电网调度自动化系统的改进措施

1.培养工作人员的职业素质。在出现一些问题时，要记录并分析发生的原因。各个部门之间不要互相的指责对方，而是要进行互相的帮助，共同解决问题。而在处理问题时，也需要和不同的专业、不同的部门之间相互协作才能完成。比如要处理一个开关量遥信抖动问题，往往需要和检修及保护专业人员共同完成。因此在电网调度自动化系统的应用中，应任用那些专业技术水平和业务能力都比较高的工作人员，同时也要对在职的工作人员进行定期的培训，并开展一些重要的专业知识教育讲座和有助于能力水平提高的活动，从而使系统更好的为人们服务。

2.使信息得获取变得准确可靠。在电网调度自动化系统中的设备，可能产生了一些问题严重的干扰信号，在二次回路监控设备侧通信线路中增加适当的阻容抗干扰措施，对于分散式的综合自动化系统，从开关柜来的信号可以考虑用光纤传输以解决电磁干扰问题。同时结合变电检修，检查、调整好隔离开关辅助接点位置，发现有问题的及时协调相关专业修理、更换。与此同时，加大力度做好对设备运行的维护，包括计算机、厂站、主站的运行与维护、收发两端的遥信正确率与遥测精度，如存在误差值比规定值大或遥信拒、误动，则应立即将原因查明并作处理。对于通信的电路，则应做好其日常的运行与维护、调测以及故障处理工作，确保通信的畅通。像对二次回路信号继电器所进行定期的检查与校正，更换老式型号的信号继电器等措施。把检查调度自动化二次信号回路工作作为变电检修的工作任务之一，通过相应的传动试验核对信号的正确性，保证自动化系统的信息获取变得更加的准确可靠。

3.不断应用先进技术。在21世纪这样的大背景下，各种先进技术不断地涌现出来，尤其计算机领域的应用如计算机硬件技术、通信技术、数据库技术、Internet技术。电网调度自动化系统中也加入了一些新型的技术应用，如在其中使用的CORBA中间件平台技术，公用信息模型，可视化技术等技术。随着社会需要的剧增，作为在电力市场技术支持系统中重要的一个组成部分EMS，不仅有着传统的电网进行数据的采集和分析等功能，还要其它重要的功能。

五、结语

今后，在电网调度自动化系统的运行中，要及时的对不合理、不科学的方面进行改进，以不断提高其运行的效率，提高其稳定性。

参考文献：

[1]何冰.电网调度自动化系统管理现状及对策[J].科技致富向导，2010（18）.

调度自动化备用系统 篇7

随着间歇性电源渗透率的增加,其功率波动给电网备用计划[1,2]安排等带来的困难越发突出。如何在日调度中考虑强制性节能减排指标,合理制定经济发电与旋转备用计划,已成为亟待解决的问题。

风电功率波动的不确定间歇性特征,易使经济发电计划偏离最优点,并影响旋转备用计划的安排。这就需要在一体化制定经济发电与旋转备用日调度计划时,合理考虑风电功率波动引起的旋转备用风险问题。文献[3,4,5]从不同角度定义了风电波动影响系统旋转备用的风险指标,并用经济调度模型,通过决策者对风险的态度得出不同的旋转备用方案。文献[6]定义了系统旋转备用容量效益,在机组组合中进行发电出力和备用容量联合优化。文献[7,8]针对不同调度模式和优化原则,构建了旋转备用和发电计划统一调度模型。文献[9,10]构建了电力系统安全、经济协调的概率调度模型以实现经济性和安全性折中,并用安全、经济风险圆图可视化表达。文献[11,12,13]以风速预测为基础建立了含风电场的动态经济调度模型,并用智能算法计算。文献[14]确定了发电厂节能和减排双重目标,并在约束中加入额外旋转备用平衡风电带来的风险。上述文献有侧重地研究了旋转备用决策、发电计划形成、旋转备用和发电计划的统一建模等问题,对进一步研究考虑风电备用风险和强制性节能减排指标的经济发电与旋转备用计划一体化制定问题有参考价值。

另外,目前文献在考虑有关多目标优化问题时,主要建立最小或最大值形式的模型。然而,现实中还广泛存在着非最优值形式的优化问题,或最优值与非最优值混合形式的优化问题。例如,国内目前下达的节能减排指标具有阶段性,即在一定历史阶段,节能减排指标并不追求最小化,只是要求完成一定的强制性期望调控目标即可。为此,文献[15,16]首次提出了多目标期望控制与期望值优化的概念,建立了节能减排发电调度问题的多目标期望控制优化模型,并设计了一种新的求解方法;但其仅针对单时段电力负荷分配问题,未考虑风电功率不确定间歇性波动的影响。

针对上述现实需要,本文建立了一种计及风电备用风险的多目标最优值与期望值混合优化调度模型,设计了相应的分解交替求解策略,以一体化制定日调度的发电计划与旋转备用计划。其中,风电备用风险的规范化定义、多目标混合优化模型和分解交替迭代计算,是有别于同类研究的特色之处,也是本文分析的重点。

1 建模和求解总体思路

本文建模和求解总体思路如图1所示。建模主要考虑目标为:系统总煤耗量、总污染物排放量、上调和下调备用风险,以及发电计划、风电功率波动调节电量和备用容量三者总费用。其中,考虑风电功率波动的系统上调和下调备用风险目标是建模的重点;费用目标追求最小化,其余目标实施期望值控制[15,16],构成多目标混合优化模型。

模型待求物理量包括各机组的经济发电计划、参与备用调节机组的旋转备用计划。考虑到原问题的目标和约束具有多样性,为降低求解规模和难度,借鉴常用的分解与交替迭代求解思路[17],将原问题分解为发电计划和旋转备用计划2个混合优化子问题,并将各自中间计算结果作为“缝合量”相互传递参与交替迭代;当目标优化程度和/或“缝合量”变化率趋于平稳时,结束迭代。由于“缝合量”使用了待求的发电计划和旋转备用计划,它们在原问题中只需满足二者之和介于机组出力约束范围的条件,故子问题间的耦合属于简单的线性弱联系。只要原问题有解且收敛良好,则子问题交替迭代过程一般也具有较好的收敛性(下文算例可佐证)。

分解后的发电计划子问题基于预测均值,属于确定性问题;旋转备用计划子问题考虑风电功率波动的概率影响,属于不确定问题。将不确定因素从原问题中剥离出来并使其只局限于旋转备用计划子问题,有助于降低问题的复杂性和求解难度。

2 规范化的风电备用风险模型

风电渗透率较低时的波动影响可以忽略,系统旋转备用主要应对负荷偏差与事故。当渗透率较高时,需额外增加备用,且增加额应与风电功率波动程度相关。若增加的备用不足以应对风电功率波动,则必然会消耗一部分原本应对负荷和事故的备用资源,导致系统整体备用风险提高。

本文以不同的风电功率波动场景引起系统原本应对负荷和事故的上调和下调备用率水平突破特定阈值的程度,作为风险指标的计算依据。

另外,考虑到常规概念风险数量级较低、不便理解的问题,本文借鉴文献[18]规范化思想,将备用风险转化到通常的备用率水平物理量纲与数量级。

设系统共有NGW个风电场,且风速预测均值及预测偏差概率分布[19,20,21]均已知。按一定预测偏差步长对时段t的各风电场风速进行概率抽样,由风速—功率曲线折算、以组合方式得到系统K个总风电功率波动场景。记PSWm,t为第m(m=1,2,…,K)个场景的总风电功率,发生概率为γSm,t。

调度时段t内,由风电功率波动场景引起的系统上调和下调备用规范化平均风险分别定义为:

$R{}_{\text{u}\text{p}‚t}=\frac{\text{Δ}\rho {}_{\text{b}}}{R{}_{\text{b}}{\rm K}}{\displaystyle \sum _{m=1}^{{\rm K}}(}\gamma {}_{\text{S}m,t}\text{Δ}\rho {}_{\text{u}\text{p}m,t})(1)$

$R{}_{\text{d}\text{n}‚t}=\frac{\text{Δ}\rho {}_{\text{b}}}{R{}_{\text{b}}{\rm K}}{\displaystyle \sum _{m=1}^{{\rm K}}(}\gamma {}_{\text{S}m,t}\text{Δ}\rho {}_{\text{d}\text{n}m,t})(2)$

式中:Δρupm,t和Δρdnm,t分别为时段t场景m下考虑风电功率波动影响后的系统上调和下调备用率水平低于阈值的程度,其规范化时的基值为Δρb;Rb为规范化常规概念风险的基值。

式(1)和式(2)的详细定义过程见附录A。

3 多目标混合优化调度模型

3.1 目标函数

在一体化制定经济发电和旋转备用日调度计划时,主要考虑系统的火电机组总煤耗量F1、总污染物排放量F2、上调备用风险F3t、下调备用风险F4t、电网公司购电成本F5等目标:

$F{}_1=\text{Δ}{\rm T}{\displaystyle \sum _{t=1}^{{\rm T}}{\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm N}{}_{\text{G}\text{Τ}}}(}}a{}_{1i}{\rm P}{}_{\text{G}i,t}^2+b{}_{1i}{\rm P}{}_{\text{G}i,t}+c{}_{1i})\to F{}_{1\text{d}\text{e}\text{s}}(3)$

$F{}_2=\text{Δ}{\rm T}{\displaystyle \sum _{t=1}^{{\rm T}}{\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm N}{}_{\text{G}\text{Τ}}}(}}a{}_{2i}{\rm P}{}_{\text{G}i,t}^2+b{}_{2i}{\rm P}{}_{\text{G}i,t}+c{}_{2i})\to F{}_{2\text{d}\text{e}\text{s}}(4)$

F3t=Rup,t→F3tdest=1,2,…,T (5)

F4t=Rdn,t→F4tdest=1,2,…,T (6)

$\begin{array}{l}F{}_5=F{}_{51}+F{}_{52}+F{}_{53}=\\ {\displaystyle \sum _{t=1}^{{\rm T}}(}F{}_{51t}+F{}_{52t}+F{}_{53t})\to \min (7)\end{array}$

F51t=ΔT${\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm N}{}_{\text{G}\text{Τ}}}(}k{}_{51i}{\rm P}{}_{\text{G}i,t})+{\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm N}{}_{\text{G}\text{W}}}(}k{}_{\text{W}51i}\overline{{\rm P}}{}_{\text{G}\text{W}i,t})](8)$

$F{}_{52t}={\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm N}{}_{\text{G}\text{Τ}}}(}k{}_{\text{u}\text{p}i,t}\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{u}\text{p}i,t}+k{}_{\text{d}\text{n}i,t}\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{d}\text{n}i,t})(9)$

$F{}_{53t}=\text{Δ}{\rm T}{\displaystyle \sum _{m=1}^{{\rm K}}\gamma }{}_{\text{S}m,t}$${\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm N}{}_{\text{G}\text{Τ}}}{\rm M}}{}_{i,m,t}+k{}_{53\text{L}}{\rm P}{}_{\text{L}\text{c}\text{u}\text{t}m,t})(10)$

式中:T为总调度时段数;ΔT为时段长度;NGT为燃煤火电机组个数;PGi,t为时段t第i台火电机组的经济发电计划值;a1i,b1i,c1i为第i台火电机组煤耗量特性系数;a2i,b2i,c2i为第i台火电机组污染物排放特性系数;F1des,F2des,F3tdes,F4tdes分别为火电机组总煤耗量、总污染物排放量、时段t上调和下调备用风险期望值;F51t为向火电机组和风电场购买经济发电计划电量的费用;F52t为向火电机组购买上调和下调备用容量的费用;F53t为因风电功率波动而向火电机组购买调节电量、向负荷购买可中断电量的费用(K个场景下的概率期望费用);$\overline{{\rm P}}$GWi,t为时段t第i个风电场有功功率概率预测均值;k51i为第i台火电机组上网电价;kW51i为第i个风电场上网电价;kupi,t和kdni,t分别为时段t第i台火电机组上调和下调备用容量销售价格;ΔPGupi,t和ΔPGdni,t分别为时段t向第i台火电机组购买的上调和下调备用容量计划值;k53L为负荷中断电量价格;PLcutm,t为时段t风电场景m下的负荷被中断容量;Mi,m,t为时段t向第i台火电机组购买的因风电波动场景m而可能产生的调节电量费用。

Mi,m,t具体可按式(11)定义的4种情况计算:

$\begin{array}{l}{\rm M}{}_{i,m,t}=\\ \{\begin{array}{l}k{}_{53\text{u}\text{p}1i,t}({\rm P}{}_{\text{G}i,m,t}-{\rm P}{}_{\text{G}i,t})\\ \text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{u}\text{p}i,t}\ge {\rm P}{}_{\text{G}i,m,t}-{\rm P}{}_{\text{G}i,t}\ge 0\\ k{}_{53\text{u}\text{p}1i,t}\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{u}\text{p}i,t}+k{}_{53\text{u}\text{p}2i,t}({\rm P}{}_{\text{G}i,m,t}-{\rm P}{}_{\text{G}i,t}-\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{u}\text{p}i,t})\\ \text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{u}\text{p}i,t}<{\rm P}{}_{\text{G}i,m,t}-{\rm P}{}_{\text{G}i,t}\\ k{}_{53\text{d}\text{n}1i,t}({\rm P}{}_{\text{G}i,t}-{\rm P}{}_{\text{G}i,m,t})\\ \text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{d}\text{n}i,t}\ge {\rm P}{}_{\text{G}i,t}-{\rm P}{}_{\text{G}i,m,t}\ge 0\\ k{}_{53\text{d}\text{n}1i,t}\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{d}\text{n}i,t}+k{}_{53\text{d}\text{n}2i,t}({\rm P}{}_{\text{G}i,t}-{\rm P}{}_{\text{G}i,m,t}-\text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{d}\text{n}i,t})\\ \text{Δ}{\rm P}{}_{\text{G}\text{d}\text{n}i,t}<{\rm P}{}_{\text{G}i,t}-{\rm P}{}_{\text{G}i,m,t}\end{array}(11)\end{array}$

式中:情况1对应机组上调幅度仍在购买的上调备用容量范围内,其调节电量价格为k53up1i,t;情况2对应机组上调幅度已超出购买的上调备用容量范围(但仍在机组最大出力之下),超出部分的调节电量价格为k53up2i,t;情况3对应机组下调幅度仍在购买的下调备用容量范围内,其调节电量价格为k53dn1i,t;情况4对应机组下调幅度已超出购买的下调备用容量范围(但仍在机组最小出力之上),超出部分的调节电量价格为k53dn2i,t;PGi,m,t为时段t风电场景m下第i台参与备用调控的火电机组出力。

3.2 约束条件

约束条件包括功率平衡、机组功率上下限、爬峰降谷速率、潮流方程、线路传输功率约束:

${\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm N}{}_{\text{G}\text{Τ}}}{\rm P}}{}_{\text{G}i,t}+{\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm N}{}_{\text{G}\text{W}}}\overline{{\rm P}}}{}_{\text{G}\text{W}i,t}={\rm P}{}_{\text{L}t}+{\rm P}{}_{\text{L}\text{o}\text{s}\text{s},t}(12)$

PGmin,i+ΔPGdni,t≤PGi,t≤PGmax,i-ΔPGupi,t (13)

PGi,t-βiΔT≤PGi,t+1≤PGi,t+αiΔT (14)

YV=I (15)

Pl≤Plmax,i (16)

式中:PLt和PLoss,t分别为时段t系统的总负荷和有功网损;PGmax,i和PGmin,i分别为第i台火电机组输出功率的上限和下限;αi和βi分别为第i台火电机组的爬坡和降谷速率;Y为网络节点导纳矩阵;V和I分别为网络节点电压向量和等效注入电流向量;Pl为线路有功潮流,Plmax为其上限。

上述约束书写形式主要针对发电计划问题。对于旋转备用计划问题,在不同风电波动场景下,仍然存在与上述类似的约束,具体见式(19)—式(22)。

4 多目标混合优化调度问题的分解计算策略

4.1 子问题的分解

1)发电计划混合优化子问题

目标函数如下:

$\{\begin{array}{l}F{}_1(\mathit{{\rm P}}{}_{\text{G}})\to F{}_{1\text{d}\text{e}\text{s}}\\ F{}_2(\mathit{{\rm P}}{}_{\text{G}})\to F{}_{2\text{d}\text{e}\text{s}}\\ F{}_{51}(\mathit{{\rm P}}{}_{\text{G}})\to \min \end{array}(17)$

式中:PG为火电机组发电计划值向量。

约束条件包括式(12)—式(16)。

该子问题是在已知风电功率概率预测均值和参调机组旋转备用的情况下求解火电机组发电计划。

2)旋转备用计划混合优化子问题

目标函数如下:

$\{\begin{array}{l}F{}_{3t}(\text{Δ}\mathit{{\rm P}}{}_{\text{G}\text{u}\text{p}t},\text{Δ}\mathit{{\rm P}}{}_{\text{G}\text{d}\text{n}t})\to F{}_{3t\text{d}\text{e}\text{s}}\\ F{}_{4t}(\text{Δ}\mathit{{\rm P}}{}_{\text{G}\text{u}\text{p}t},\text{Δ}\mathit{{\rm P}}{}_{\text{G}\text{d}\text{n}t})\to F{}_{4t\text{d}\text{e}\text{s}}\\ F{}_{52}(\text{Δ}\mathit{{\rm P}}{}_{\text{G}\text{u}\text{p}},\text{Δ}\mathit{{\rm P}}{}_{\text{G}\text{d}\text{n}})+F{}_{53}(\text{Δ}\mathit{{\rm P}}{}_{\text{G}\text{u}\text{p}},\text{Δ}\mathit{{\rm P}}{}_{\text{G}\text{d}\text{n}})\to \min \end{array}(18)$

式中:ΔPGupt和ΔPGdnt分别为时段t参调火电机组上调和下调备用容量计划值向量,其所有时段的值构成向量ΔPGup和ΔPGdn。

约束条件包括式(15)、式(16)及下列各式:

0≤ΔPGupi,t≤min(PGmax,i-PGi,t,αiΔT) (19)

0≤ΔPGdni,t≤min(PGi,t-PGmin,i,βiΔT) (20)

${\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm N}{}_{\text{G}\text{Τ}}}{\rm P}}{}_{\text{G}i,m,t}+{\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm N}{}_{\text{G}\text{W}}}{\rm P}}{}_{\text{G}\text{W}i,m,t}={\rm P}{}_{\text{L}t}+{\rm P}{}_{\text{L}\text{o}\text{s}\text{s},m,t}(21)$

PGmin,i≤PGi,m,t≤PGmax,i (22)

式中:PGWi,m,t为时段t风电场景m下第i个风电场的有功功率输出值;PLoss,m,t为时段t风电场景m下电网有功功率损耗。

该子问题是在已知火电机组发电计划的情况下,求解参调机组上调和下调备用容量计划。

4.2 子问题的交替迭代算法

算法步骤如下。

步骤1:读基础数据和初始化(包括迭代次数变量k=0,参调机组上调和下调容量初值ΔP(0)Gupi,t 和ΔP(0)Gdni,t 等)。

步骤2:在ΔP(k)Gupi,t 和ΔP(k)Gdni,t 条件下求解发电计划混合优化子问题,得到计划值P(k)Gi,t (参见4.3节)。

步骤3:将P(k)Gi,t 代入式(19)和式(20)得到ΔP(k+1)Gupi,t 和ΔP(k+1)Gdni,t 的取值范围;根据风电功率及风险期望值数据,暂时忽略风电波动引起网损的轻微变化,由第2节关系及式(5)和式(6)得到${\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm N}{}_{\text{G}\text{Τ}}}\text{Δ}}{\rm P}{}_{\text{G}\text{u}\text{p}i,t}^{(k+1)}$和${\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm N}{}_{\text{G}\text{Τ}}}\text{Δ}}{\rm P}{}_{\text{G}\text{d}\text{n}i,t}^{(k+1)}$粗略解;用邻域搜索法求解旋转备用计划子问题各时段的解ΔP(k+1)Gupi,t 和ΔP(k+1)Gdni,t 及各场景下火电机组出力分配结果P(k+1)Gi,m,t。

步骤4:在ΔP(k+1)Gupi,t 和ΔP(k+1)Gdni,t 条件下再求解发电计划子问题,得到计划值P(k+1)Gi,t (参见4.3节)。

步骤5:若max(|P(k+1)Gi,t-P(k)Gi,t |/P(k+1)Gi,t )<δ1(t=1,2,…,T;i=1,2,…,NGT),并且max(|F(k+1)c-F(k)c |/F(k+1)c)<δ2(c=1,2,5),则进入步骤6;否则,P(k+1)Gi,t 赋给P${}_{\text{G}i,t}^{(k)}$,k加1,返回步骤2。其中,δ1和δ2分别为相邻2次发电计划与目标最大相对偏差限值。

步骤6:计算各时段各风电场景潮流及系统上调和下调备用平均风险值(式(5)和式(6))。若max|F3t-F3tdes|<δ3且max|F4t-F4tdes|<δ4(δ3和δ4为相应目标最大偏差限值;t=1,2,…,T),则进入步骤7;否则,根据目标偏差程度,按比例修改${\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm N}{}_{\text{G}\text{Τ}}}\text{Δ}}{\rm P}{}_{\text{G}\text{u}\text{p}i,t}^{(k+1)}$和${\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm N}{}_{\text{G}\text{Τ}}}\text{Δ}}{\rm P}{}_{\text{G}\text{d}\text{n}i,t}^{(k+1)}$,返回步骤2。

步骤7:输出有功发电计划值P(k+1)Gi,t、上调和下调备用容量计划值ΔP(k+1)Gupi,t 和ΔP(k+1)Gdni,t、有关目标计算值。

4.3 发电计划混合优化子问题的求解

4.2节步骤中需应用到在给定上调和下调备用容量的情况下求解发电计划的方法。由于该子问题涉及多时段、多目标混合优化,它与一般单时段、多目标优化问题存在较大差异,故需采取特殊策略。

先按一定方式将整个调度周期内的总量期望目标值分解到各时段,形成若干单时段简单混合优化问题;计算各单时段问题得到各目标对应的时段值,并统计它们与期望目标分解值的偏差程度(包括各时段分偏差和整个调度周期内总偏差),由此修正分解到各时段的期望目标值,重新形成若干单时段混合优化问题。如此重复几次,即可使各目标达到期望值或具有趋于相同的完成率。

对上述若干单时段的简单混合优化问题,可借鉴文献[15,16]关于多目标纯期望值优化的做法,并考虑本文混合优化模型的特殊性进行计算。

总调度周期内,系统总煤耗量和总污染物排放量的期望目标完成偏差率指标定义为:

$\phi {}_c^{(J)}=\frac{F{}_c^{(J)}-F{}_{c\text{d}\text{e}\text{s}}}{F{}_c^{(J)}}(23)$

式中:c=1对应总煤耗量,c=2对应总污染物排放量。

发电计划混合优化子问题的求解步骤如下。

步骤1:初始化。迭代次数变量J赋0;按各时段负荷占总负荷的比重,将期望目标值分解到各时段,

$F{}_{c\text{d}\text{e}\text{s}t}^{(0)}=\frac{F{}_{c\text{d}\text{e}\text{s}}{\rm P}{}_{\text{L}t}}{{\displaystyle \sum _{t=1}^{{\rm T}}{\rm P}}{}_{\text{L}t}}c=1,2(24)$

步骤2:求解所有单时段混合优化问题。目标函数为F1t→F${}_{1\text{d}\text{e}\text{s}t}^{(J)}$,F2t→F${}_{2\text{d}\text{e}\text{s}t}^{(J)}$,F51t→min;约束为式(12)—式(16)。

步骤3:累计所有单时段求得的3个目标值,由式(23)计算系统总煤耗量和总污染物排放量的期望目标完成偏差率,修正期望目标分解值以备下次迭代之用,

F${}_{c\text{d}\text{e}\text{s}t}^{(J+1)}$=(1-φ${}_c^{(J)}$)F${}_{ct}^{(J)}$c=1,2 (25)

修正后的期望目标分解值仍满足关系:

${\displaystyle \sum _{t=1}^{{\rm T}}F}{}_{c\text{d}\text{e}\text{s}t}^{(J+1)}=F{}_{c\text{d}\text{e}\text{s}}c=1,2(26)$

即修正后的期望目标分解值之和仍等于原总量期望目标值,所不同的只是各时段间的分解比重进行了动态调整。这可使分解目标能够追踪并很好地适应各时段的实际完成情况,有利于使整个调度周期及各时段的实际目标值最终趋于达到相同的完成率。

步骤4:收敛判断。判断期望目标完成偏差率是否小于设定的限值。若是,迭代结束,返回计算结果;否则,J加1且在J≤Jmax(最大迭代次数)时返回步骤2继续。

5 算例分析

5.1 计算条件

以IEEE 10机39节点系统为例,设节点30和32为风电场,其他电源为火电机组。网络拓扑和线路保持原始数据。机组特性参数取自文献[16],风电预测和威布尔概率密度分布参数来自文献[22]。各时段每个风电场取5组场景,则风电功率波动场景总数为25组。参调机组提供备用的容量价格及调节电量价格模拟见表1。系统负荷和风电场预测出力曲线如图2所示。

总调度时段数为96,ΔT为15 min。总量期望目标值设为F1des=42 500 t,F2des=97 000 t,所有时段上调和下调备用风险期望目标均为1%(附录A中ρupthr和ρdnthr取5%,概率基值取0.05,备用率低于阈值的基值取0.03)。各调峰机组备用初值按系统最大负荷的5%分摊给出。收敛判据为δ1=δ2=0.1%,δ3=δ4=0.2%。

5.2 计算结果

按第4节策略及方法迭代4次,结果如下:各目标的计算值及期望目标完成率如表2所示;经济发电计划与旋转备用计划如图3所示;上调和下调备用风险值如图4所示;煤耗总量和总污染物排放量目标完成率如图5所示,购电成本为6 147.9万元。

由图3可见,预留的旋转备用主要由调峰性价比较高的节点33、节点35和节点36机组分担;节点37、节点38和节点39经济、环境性价比优良的机组,由于没有旋转备用计划,负荷高峰时可尽量安排满发,从而进一步优化了煤耗总量、总污染物排放量与经济性目标。因此,本文方法实现了各种类型机组的“各司其职”。

如表2和图4所示,最终得到的发电计划与旋转备用计划在使电网公司购电费用趋向最小化获得经济发电计划与旋转备用计划的同时,系统总煤耗量、总污染物排放量尽量地满足了节能减排强制性期望目标的要求,并符合事先设定的上调和下调风险要求。

各指标完成情况表明,只需经过3或4次交替迭代便可得到优化结果,算法收敛性较好。

6 结语

本文提出的计及风电备用风险的多目标混合优化调度模型,可以较好地协调经济、节能减排、风险等多个目标的不同形式的要求。

结合多目标混合优化调度模型的具体特点提出的分解交替迭代策略,可以降低原问题计算的复杂性,并提高计算效率。

附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。

调度自动化备用系统 篇8

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

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电网调度自动化系统的检测方法 篇9

【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.