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对电力调度自动化主站系统分析

收藏本文 2023-12-22 点赞:5051 浏览:16412 作者:网友投稿原创标记本站原创

【摘要】文章介绍了电力调度自动化主站系统组成部分的主要功能,及其在实际应用过程中存在的问题,并提出未来发展的趋势。
【关键词】调度自动化;主

摘自:毕业论文范文www.udooo.com

站端;系统分析;发展趋势
电力调度自动化系统是整个电网的主要控制的核心部分,它是保障电力系统安全、稳定、及经济运行的重要组成手段之一。而调度自动化的主站端系统也成为电力企业的“心脏”,它为当前电力企业注入了新的技术活力,一方面使得变电站实现了无人值班,改善了调度运行人员的工作条件;另一方面也极大地提高了调度运行人员对电网安全经济运行的分析能力和负荷预测的准确度,为未来的数字化电网打下了坚实的基础。

1 电力调度自动化主站系统的主要功能

电力调度自动化主站系统主要功能是SCADA系统(数据采集与监视控制系统)功能及WEB 浏览功能。其中 SCADA 主站系统实现的功能主要包括:数据采集与处理、系统控制功能、人机界面功能、事件及报警处理、系统安全及防误操作等。

1.1 数据采集与处理

该系统能够采集分析、处理多种类型的数据,包括模拟量、状态量、脉冲量、保护信息、来自 RTU的复位信号、其他非遥控数据、SOE等。这些数据可能是来自于变电站、开关、环网柜等的实时数据,也可能是来自于其他系统的数据。

1.2 系统控制功能

该系统的控制功能强大,可以对所有可遥控设备进行远方操作控制。主要包括分、合闸控制及控制闭锁、保护定值的调整与投退等。有批次及单点遥控、遥调功能,操作后将过程及操作员姓名,时间记录存档并打印出来,同时具有操作权限设置,防止非法操作。

1.3 系统人机界面功能

该系统的人机界面设计非常人性化,易操作、功能强大。主要有窗口显示、画面编辑、趋势曲线、画面拷贝等。在进行画面编辑时,可在线编辑、修改、拷贝、存储。所有图符都可与实时数据连接,实现图符的动态显示。能够导出趋势曲线包括有历史曲线、实时曲线及计划曲线。并且所有屏幕上显示的画面全部可以在打印机上打印出来。

1.4 事件及事故报警处理

事件及事故报警的内容包括:系统报警信息和电力系统报警信息。所有报警均登录于报警表中,可即时在报警行中显示,根据信息的不同可分为一般报警和事故报警。

1.5 系统安全及防误操作

系统主备机都有启动、故障切换和监视其他计算机运行的功能。当主备计算机故障停运时,所有实时数据/历史数据能够自动拷贝到后备机,保证数据不丢失。主站系统的各个节点可设置不同的功能,对应于不同的操作权限,实现权职分明。同时系统采用智能操作票系统,具备模拟防误、调令票防误操作功能。当系统内发生硬件损坏和软件故障时,均不得出现控制命令误出口。

1.6 强大的 WEB 浏览功能

系统采用三层结构的设计思想,支持多客户端,通过WEB怎么写作器,公司的各级管理部门都可以查看本公司调度自动化的系统信息,及时了解运行状况,包括浏览实时数据、静态数据、图形、曲线、报表、报警事项等。

2 应用中存在的问题

(1)通道不可靠。有统计指出,通道故障约占县级电网调度自动化主站系统故障的50%~60%,其主要原因在于通道的抗干扰能力薄弱,误码率、失码率、故障率高,特别是在恶劣气候条件下,难以保证信息传输的要求。具体表现在当主通道故障,自动切换到备用通道时,下行通道不能自动切换。目前,各县级电网调度自动化系统基本都具备主、备二套独立通信手段,上行通道从厂站端发出信息,经过主备链路,传送到主站,主站通过程序自动接收其中一路信号(主优先)。下行通道:主站向厂站长发 3 000 Hz 的基带信号,当主站端发出信息,经过主备二路通道板同时向厂站端发出信息,由于厂站只有一个通道接收,信号产生了叠加,造成了误码。因此,我们只有在主站下行出口处人为将备用通道中断;当主通道故障时,必须人工切换成备用通道,这样就延误了调度员的遥控操作时间,影响了遥控返校成功率。由于这种原因,在建设现代化电力企业标准中,要求建立双信道,互为备用,以保证实时信息的传输。
(2)系统的可用率。在《县级调度自动化功能规范》中,规定系统的可用率应大于98%。检测设在系统停运时间之内正好发生了电力系统故障,这意味着整个电网失去了监视及控制能力,会带来极其严重的后果。近年来,随着科技的不断进步和新技术的不断应用,现在调度自动化主站系统的可用率能达到 99.98%,遥信动作正确率为 99.99%,遥控动作正确率为 100%,系统的平均无故障时间,对主站而言,可高达 25 000 h。简单来说,就是系统全年停用时间只有1.8 h。同时,若从系统可靠性的角度来看,可用率的概念应包含系统故障后经过修复再投运的时间。因此,应力求调度自动化主站系统在发生故障时要具有良好的自检和自恢复功能,以缩短故障的恢复时间,提高系统的可用率。
(3)远动装置数据不稳定。在《县级调度自动化功能规范》中,要求调度自动化系统遥测合格率不小于98%,但却没有对遥测值的误差范围给出具体规范。由于测量信号存在零漂值,一般情况下要求零漂值在±0.1(1 A 额定值时)或±0.2(5 A 额定值时)范围内。但是在调度自动化主站系统长期运行过程中,往往达不到上述要求,甚至在线路停电时,在系统的画面上会出现较大零漂值的现象。这种较大零漂值的出现给系统的管理和维护人员造成了较大的困扰。

3 电力调度自动化主站系统的未来发展趋势

3.1 网络化方向

在因特网技术发展的影响下,电网各层之间的信息交换可以通过广域网进行,加强各级调度部门的分工合作能力,协同调度,保证电网安全经济的运行。网络化有两个概念:(1)不同层次的调度中心主站间的连接;(2)主站与直属电厂和变电站群控中心间的远程通信。在交换信息的基础上,上一层的主站可以从全网的角度,将下层主站需要而又无法采集的信息送给下层主站,以帮助下层主站了解全系统以及相邻系统的情况,便于运行和事故处理。

3.2 信息化方向

电力调度自动化系统不仅是电力系统的信息收集工具,而且是信息加工处理甚至是信息再创造的工具。电网实时运行的信息数据(如电流、电压、有功、无功、频率等)是调度管理、EMS/ DMS分析计算和能量交易的基础。因此,为了使信息数据更加安全可靠地在各部门之间达到有效利用和高度共享,县级电力调度自动化主站系统的信息化进程必须加快。

3.3 一体化方向

县级电力调度自动化主站系统的一体化就是电力调度自动化系统的子功能一体化,实现各子功能之间的功能互补。在传统概念上,电力调度自动化系统是面向调度员的,SCADA/ EMS 的各种功能都是为调度员提供方便的,而近年来的发展则是以系统为基础,走出调度室,面向调度所的各业务部门,并面向全电力公司,由此形成一体化系统,也称作集成化支持系统。这样,系统采集的实时数据可为级电力公司各相关部门使用,其他业务部门的决策也为调度部门提供参考,各部门数据共享,提高县级电力公司的整体管理水平。

4 结束语

一体化调度自动化主站系统由于其具有的各种优越性,目前在国家电网和南方电网都得到了高度重视。尤其对于自动化维护力量相对薄弱的县局,一体化系统的建设将会迅速提升其生产调度的自动化水平;对于日益城市化的珠三角、长三角等发达地区,由于其管理职能的逐步一体化,调度自动化系统的一体化也顺应了其管理需求,提高了整个地区的电力调度水平。

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