电网调度自动化主站系统运行及发展趋向的若干研究

电网调度自动化主站系统运行及发展趋向的若干研究

孙梅君

（国网河南登封市供电公司河南郑州452470）

摘要：目前，电网调度自动化主站系统的运行还存在不少的问题，因此，我们有必要对电网调度自动化主站系统的运行问题进行思考，并对未来的发展趋势进行研究总结。本文主要思考了电网调度自动化主站系统的运行问题，并论述了未来的发展趋势，供参考和借鉴。

关键词：电网调度；自动化；主站系统；运行；发展

在目前电网调度自动化主站系统的运行环节，我们要把握好系统运行的功能，同时，要对发展的趋势进行研判，提出更好的运行方法和对策，提高电网调度自动化主站系统的运行质量。

1、电网调度自动化主站系统的功能

一般情况下，电网调度自动化主站系统会将分布式体系结构给运用过来，借助于计算机网络来连接各个功能节点，以便有效交流数据共享信息；利用单网或者双网配置主站系统，采取主备式节点，包括前置机、后台机、调度工作站等。具体来讲，电网调度自动化主站系统有这些功能：

1.1数据采集和监视控制；数据采集又可以分为三种形式，包括模拟量采集、状态量采集、脉冲量采集等；模拟量采集指的是采集变电站内母线电压、电流、二次设备直流电源电压、输电线路电压、电流等信息，状态量采集则是对变电站内一次设备和二次设备的信息进行采集，一次设备包括隔离开关、断路器的预告信号、报警信号等，二次设备信息则包括接地信号、变压器分接头位置信号等；脉冲量采集则是采集脉冲电度表的电度量，科学处理采集到的数据，变压器、输电线路的电流、功率、电网功率、负载率等都是重要的数据。借助于电离载波、光缆通信数据传输通道等，向主站系统上传这些数据，并且再次处理，之后向模拟屏等显示设备发送。

1.2更加科学的进行电网分析和控制；研究风险，在电网调度自动化主站系统中，有PAS软件存在，可以对电网分析控制专门开发；本软件有着强大功能，涵盖了多个模块，如负荷预测、网络拓扑处理、电压无功优化、静态安全分析等，借助于本软件，电网调度运行人员能够对电力系统运行状态更好的分析，并且对电力系统的运行趋势科学预测，以便对电力系统运行中出现的各种问题及时处理。

1.3人机会话功能；数据信息画面显示、遥控操作、模拟盘操作、报表打印等都属于人机会话方面的内容；实时遥测量、遥信状态量、电度量、时间等都可以被画面显示出来。此外，可以通过画面一键调出电网地理接线图、电网潮流分布图、报警一览表等。人机会话模块需要将安全的遥控操作功能提供出来。

2、电网调度自动化系统运行中的不安全因素

2.1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。

2.2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）装置老化影响系统运行率和安全可靠性。自动化远动装置一旦投运就要求长期保持良好的工作状态，24h不间断运行。电子电路对环境温度、湿度和卫生条件都有严格的要求，但许多远动装置由于受运行环境、资金状况和检修期限的制约，一定程度上存在着长期超负荷运行的情况，设备提前老化状况令人担忧。例如：某35kV变电站就发生了因RTU遥控板芯片老化故障导致全站停电的事故。

3、电网调度自动化主站系统发展趋向

3.1标准化。系统应遵循最新的国际、国内标准，尤其是备受瞩目的IEC61970CIM/CIS(公用信息模型/组件接口规范)和IEC61968等标准，以及有关的国际标准通讯规约，如IEC60870-5-101、IEC60870-5-104、IEC60870-6(TASE.2)等，实现功能接口标准化，并具有高度开放性和可扩充性。

3.2集成化和开放性。一方面系统能够提供统一的支持平台，并在其上集成新的应用子系统(SCADA、AGC、PAS和DTS等)；另一方面，各应用子系统具有相对独立的共享数据性，即插即用，能分能合，这样可根据用户实际情况进行选择分期建设，也可与第三方软件系统异构，如与电能量计量系统、电力市场技术支持系统、MIS和DMS等系统互联互通。

3.3可视化。系统应能提供丰富直观的可视化人机界面及其定制工具，并运用可视化技术表现EMS高级功能，改变传统单调的数字表格方式。系统利用最新的图形技术和三维技术，将电力采集、状态估计、潮流线损、无功电压优化等各种电力系统数据与状态用形象直观的可视图形表达，并可直接在图形界面上进行操作，满足调度人员监控直观、快捷的需要。

3.4跨平台。系统应具备全面的跨平台支持功能，真正做到硬件和操作系统无关性。系统可以稳定地运行在SUN、IBM等各种机型上，支持Unix操作系统与Windows操作系统的同时使用，支持大屏幕投影墙软硬系统功能。

3.5安全性。由于调度自动化系统要在本地与其他应用系统相连，因此系统安全性是本系统极为关注的重要问题。该系统应能充分利用包括操作系统在内的各种软件安全机制，包括防火墙、(正、反向)物理隔离装置在内的各种安全防护设备以及各种强有力的安全性措施，具备符合“二次系统安全防护总体方案”要求的安全解决方案。

3.6可靠性。系统应具备“1+N”工作模式，即在只有单机工作正常时(其余网络结点计算机全部故障)能够实现系统的主要功能，从而具有完全的分布计算处理的能力。该模式为具体分析电力系统调度自动化的实际要求，主要从可能出现的致命故障考虑，提出可行的解决方案，以提高系统的可靠性。

3.7可扩展性。随着电力行业的快速发展及体制改革的进行，自动化系统需求中的不定因素较多，系统在容量和功能上应充分考虑可扩展性要求，以适应电力系统的不断发展，并满足面向电力市场应用的发展需求。

4、结束语

综上所述，在提升电网调度自动化主站系统的运行质量的同时，我们要在今后的系统运行过程中做好系统的维护工作，按照系统的发展趋势来构建更加科学的系统构建，促使其更好的发展下去。

参考文献：

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[2]郭明.电力系统调度自动化智能报警研究[J].电源技术应用.2015(01)：59

[3]马韬韬,郭创新,曹一家,韩祯祥,秦杰,张王俊.电网智能调度自动化系统研究现状及发展趋势[J].电力系统自动化.2016(09)：76