电力系统调度自动化的技术与优化

电力系统调度自动化的技术与优化

黄婉婷

（清远供电局511500）

摘要：随着国民经济的快速发展,电力系统的安全性需求也越来越高。本文针对目前电力系统的现状,分析探了讨电力系统调度的自动化技术和优化安全进行细节。

关键词：电力系统；调度；自动化；技术；

电力作为一种重要的能源资源,必须做好对其的发展规划控制,电力系统调度自动化便应运而生。电力系统调度自动化即运用现有的计算机、通信、网络等技术,对电网运行进行实时安全监控、经济调试与技术故障处理等,保障电网的安全可靠运行,实现电力资源的有效配置和经济运行。随着我国电网不断的发展,电网的运行和管理需求在不断地变化,要保证电力生产的安全有序进行,作为重要支柱的调度自动化系统要适应电网需求的发展而不断发展。

1、变电站综合自动化系统

变电站综合自动化系统(SubstationAutomationsystems),简称SAS是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等)的功能进行重新组合、优化设计,对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息,数据共享,完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备,简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。

220kV综合变电自动化系统结构图

综合变电站自动化系统由站控层和间隔层两部分组成,并用分层、分布、开放式网络系统实现连接。站控层(StationLevel):由主机、操作员站、远动装置、继电保护工作站等构成,面向全变电站进行运行管理的中心控制层。

间隔层(BayLevel):由测控装置、继电保护装置、间隔层网络设备以及与站控层网络的接口设备等构成,面向单元设备的就地测量控制层。

变电站自动化系统的发展技术:新一代的变电站自动化技术是伴随着现代科技技术发展,尤其是网络技术、计算机软、硬件技术及超大规模集成电路技术的发展而不断进步,自动化系统以按对象设计的全分层分布式为潮流,朝着二次设备功能集成化、一次设备智能数字化方向发展;运行管理朝着各专业协调统一和站内无人值班模式发展。同时经济性和可靠性也是变电站自动化技术发展所要考虑的实际问题。

IEC61850是国际标准组织发布的最新的变电站自动化系统标准,也是全世界唯一的变电站网络通信标准,也将可能成为电力系统中从调度中心到变电站、变电站内、配电自动化无缝通信标准,还可望成为通用网络通信平台的工业控制通信标准。当前,生产相关产品的国内外各大公司都在围绕IEC61850开展工作,并提出IEC61850的发展方向是实现“即插即用”,在工业控制通信上最终实现“一个世界、一种技术、一个标准”。旨在统一目前各成一体的变电站自动化通信系统,提高系统的维护性、开放性和扩展性,促进电力系统网络化、信息化的发展。IEC61850标准的实施应用,电能质量监测管理,一次设备的在线监测,网络安全技术,数字式视频图像监控技术,基于同步相量测量装置的电力系统实时动态监测等,这些功能块与变电站自动化系统的融合将是数字化变电站自动化技术的重要发展课题。

为适应未来数字化变电站发展的趋势,IEC61850标准按通信体系及设备功能将变电站自动化系统分为3层:变电站层、间隔层、过程层。变电站层设备由带数据库的计算机、操作员工作台、远方通信接口等组成;间隔层设备由每个间隔的控制、保护或监视单元组成;过程层设备典型的为远方I/O、智能传感器和执行器等。其具备的特点是:智能化的一次设备、网络化的二次设备、自动化的运行管理。

2、调度自动化主站系统的优化方向

当前电力系统自动化软件已经发展到第四代。电力系统需求和应用模式也有了很大转变,集中体现在以下几个方面:

2.1自动化系统的规模日益增大自动化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。自动化系统尤其是实时生产管理方面(SCADA/DMS/TMR等)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。系统在规模扩大的情况下,系统的稳定性、可靠性、实时指标等要求并不能降低。

2.2自动化系统应用的复杂度日益提高随着电力自动化系统产品实用化的推进,生产监控、调度、指挥、管理类的自动化应用需求日益实用化、也日益复杂化。应用的复杂化对数据源头要求多样化,数据源的种类多样化、与兄弟系统的互连复杂化,在中间往往还夹带着中国特色的管理性质的内容。

2.3自动化系统间的交互大大增强自动化控制中心间的信息交互已经从以往单纯的转发,向分布式的网络传播进行转化。信息的流向不再是单点单向的,而转变为多点多向的。对分布式的网络多级控制中心间互连依赖大大加强,新一代的系统必须具备良好的接入能力。自动化系统相关子系统(SCADA/EMS、DMS、TMR、DMIS、MIS?)等信息交互的需求大大增强。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趋。子系统间的交互方式日趋网络化,交互信息日趋标准化,交互内容实时性越来越高。

3、DF8003调度自动化主站系统的新技术及特色

功能简介

DF8003调度自动化主站系统,遵循IEC61970标准,符合调度自动化主站系统的发展方向的新一代调度自动化主站系统。

以下是清远供电局的DF8003调度集控一体化自动化主站系统,简单介绍其新技术及其主要特色功能。

清远供电局的DF8003主站系统

IEC61970CIM/CIS标准的简介IEC61970是电力系统近年来自动化领域一个很重要的标准。近来研发的调度自动化主站系统都遵循IEC61970标准。国际标准IEC61970,由IEC第57技术委员会(电力系统控制和有关通信)制定的,一系列标准,是电力系统自动化领域一个很重要的标准,其核心主要是CIM/CIS标准。公用信息模型(CIM)部分描述了关于哪些物理实体的信息被交换了。IEC61970系列标准的CIM模型采用面向对象的方法,准确地描述了电力系统的复杂结构,使实时数据的各种应用使用面向对象的方法和技术存取和处理数据。而系统功能配置更灵活,维护更方便、运行更可靠,可减少管理工作量。

3、结束语

总之，信息化,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、电度,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的在各部门之间达到有效利用和高度共享。

参考文献

[1]IEC61970标准系列简介.

[2]电网调度自动系统功能规范.