电力系统调度自动化论文

电网调度自动化系统可靠性的应用研究

是对功能规范与技术平台提出了要求。也就是对基础功能要求进行了规范，对技术的先进性进行了描述，给系统升级改造提供技术方面的借鉴，尽管有典型设计，不同地市的系统却各有侧重，技术和功能只是可行性研究的部分内容。

其他方面还有自动化存储技术，项目计划控制，项目管理模型，管理体系分析等。综上所述，电网调度自动化系统升级改造项目可行性研究问题目前研究的学者很少，该课题的研究对电网企业具有实际应用意义。

2.1研究思路和论文框架

电网调度自动化系统升级改造项目可行性研究就是通过分析电网运行的需求、运行系统的不足、项目具备的条件和存在的风险，找到适合本地电网的调度自动化系统的技术路线，确定项目的总体目标要求，最终决定项目是否可行论文针对调度自动化系统升级改造项目可行性研究开展的实际情况，分析了可行性研究存在的问题，提出可行性研究在项目管理中的重要性，明确可行性研究的目的。提出调度自动化系统升级改造项目可行性研究的框架，分析了调度自动化系统升级改造项目可行性研究的特点，与一般项目的区别。可行性研究的方法就是调查分析比较和实际现场应用情况的考察，论文详细介绍了这些方法的先后次序。调查分析电网运行对自动化系统的需求，分析调度自动化系统存在的问题，找到项目的技术方案和存在的有利条件。在项目考察中充实技术方案和论证技术方案的可行性、论证项目实施的可行性。最后得出项目可行性研究的结果和建议。

可行性研究框架明确了第四章的方向和范围。第四章详细讲述了淄博电网调度自动化系统升级改造项目的可行性研究，主要利用第三章给出的可行性研究框架，结合供电公司生产实际展开工作。分析了电网运行特点和存在的问题，总结了调度自动化系统工ES600现状和缺陷，以及工程实施、运行维护的经验。进行了实地考察调研，对调度自动化技术发展应用，系统供应商情况进行了详细了解分析。给出了项目实施的时机分析、项目投资估算，以及项目风险分析等。

论文提出了各级应用人员参与项目建设的管理思想，各级人员的参与能够集思广益，保证系统建设全面性，避免了交钥匙模式带来的管理和运行的弊端。

2.2电网调度自动化系统

电网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。在此基础上逐渐发展成熟的电网分析软件(PAS)和调度员仿真培训(DTS )也被认为是调度自动化的内容。电网调度自动化系统是在线为各级调度员和电网运行监控人员提供电力系统运行信息、分析决策工具和控制手段的数据处理系统，是保证电网安全、可靠、经济运行的重要手段〔3J。调度自动化系统主要包括数据采集与处理SCADA,高级应用软件PAS(包括 AGC/EDC、状态估计、负荷预报、短路电流计算、静态和动态安全分析、在线潮流、最优潮流等分析软件)、调度员培训仿真DTS等主要功能。

2.3电网调度自动化系统的发展

我国电网调度自动化系统随着电网技术的发展而发展，随着计算机软硬件技术的发展而发展。从20世纪70年代至今先后经历了四代发展过程。硬件由单机系统到双机热备再到系统全冗余。软件功能则是由少到多，由单一的SCADA系统到EMS和DTS。第一代系统的特点就是单机运行，SCADA系统在专用操作系统的专用机上运行。第二代系统实现了双机热备，SCADA/EMS系统集中运行在通用的计算机上，但是数据库专用，也就是自动化各软件厂家使用各自的数据库系统。SCADA系统开始了实用化验收，达到了实用水平。这个时期的调度自动化系统作为电网调度的主要辅助手段，变电站有人值班，调度员能够通过自动化系统了解

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掌握电网的运行情况，但对电网的控制操作完全依赖变电站值班员。90年代的第三代系统也是调度自动化系统发展成熟的象征。变电站开始无人值守，自动化系统的作用日渐突出。基于精简指令集计算机(RISC) /UNIX的开放分布式EMS系统，采用了商用数据库和先进的图形显示技术。现在应用的第四代系统是一套支持EMS, DMS、广域检测预警系统(WAMS)和公共信息平台等应用的电网调度集成系统。能满足电力二次系统安全防护的要求，基于公共对象请求代理体系结构(CORBA)开放公布式的设计思路，遵循IEC61970的公共信息模型(CIM)/组件接口规范(CIS)和可缩放矢量图形(SVG)标准，应用软件功能面向电力市场进行了扩展。遵循IEC61970国际标准的第四代调度自动化系统真正做到开放性，便于系统扩展，做到应用的“即插即用”。可以抛开厂家因素，做到择优使用，一套系统可以采用多个厂家的软件。新系统有利于保护应用资源，数据模型的标准应用可以在系统升级改造中保持稳定，可以有效地保护历史数据。解决调度自动化系统与其他应用系统的数据接口也是第四代系统的一大特点。

现在，调度自动化系统正处于第三代系统向第四代过渡时期。多数的地调及以上级别的调度机构都己经在使用功能更全面，技术更先进的第四代调度自动化系统。部分地调和大多数的县级调度还在使用第三代系统。山东省十七个地市公司从2004年开始到2009年，随着第四代调度自动化系统的开发完善逐步进行了系统更换，省公司也在2008年签订合同进行了系统的升级改造。

3.调度自动化系统的作用

调度自动化系统对现代电网的运行管理特别是调度运行管理中有着不可替代的作用。首先调度自动化系统实现了对电网运行情况的监视，使调度员和监控中心人员及时掌握电网运行信息，了解电网运行情况。其次对电网进行控制。遥控功能可以实现电压的控制，使其保持在合格的范围内，保证了电能的质量。电网事故的及时处理是调度自动化系统遥控功能的另一作用。在事故情况下，利用遥控功能，及时调整电网运行方式，提高事故处理速度。高级应用软件使调度自动化系统的作用更加丰富。在调度员潮流应用中调度员重点放在电网内部网络情况和方式变化带来的经济运行方面问题。通过事故预想和经济分析，调度员能够及时合理地安排电网运行方式，及时调整系统潮流。无功电压自动控制在保证电压合格的前提下，合理调节无功功率。负荷预测准确率的提高保证电网发电的合理安排减少了发电机的开停次数。中长期负荷预测也是电网规划的主要依据。高级应用对保证电网安全、稳定、经济运行起到了很好的作用。

3.1电网调度自动化系统的地位

调度自动化系统在电力系统中的地位和作用是随着专业的发展，技术的成熟而逐步提高的。在调度自动化系统形成初期变电站的数量很少，变电站运行有值班人员。信息的采集仅限于遥测和遥信(开关状态)，只能为调度员提供调度的部分依据。真正的运行信息还靠变电站值班人员的现场汇报，故障处理由值班员现场直接操作完成。自动化系统处于辅助状态，甚至是可有可无，调度员更依赖变电站值班。

变电站无人值守改变了自动化系统的从属地位。变电站不再有人值班，调度员原来的依赖没有了，自动化系统成为监视控制电网的唯一手段，成为调度员新的依赖。变电站无人值守改造首先增加了变电站遥控功能，实现了变电站开关的远方投切。变电站无人值守后，变电站运行信息要远方监视，大量的继电保护信息、自动装置的信息被采集远传到调度端。自动化信息量的成倍增加丰富了自动化功能，使自动化系统的功能得到完善，也就更好的为调度服务。

在供电公司的设备缺陷管理制度中，调度自动化系统的缺陷被详细划分。调度自动化系

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统停用超过半个小时就算一次事故。一个220kV变电站的远动通道故障被记一次一类障碍。变电站无法监视时间超过2个小时，。变电站必须安排人员值班。可以看出调度自动化系统作为电网监视控制的有效手段厂已经成为调度管理离不开的工具，在电网运行中越来越受重视。

同时，得到重视的调度自动化系统也迅速发展完善，除电网监视必须的SCADA功能外，PAS, DTS逐步成熟，电网潮流计算、负荷分析预测、无功电压控制、安全分析等电网分析软件得到应用，对电网运行有了更深一层的分析。DTS功能在培养调度员出来电网事故等方面发挥着重要作用。为规范调度自动化功能，加强调度自动化管理，国家先后制定并颁布实施了《地区电网调度自动化设计技术规程》(DL5002-91),《地区电网调度自动化功能规范》( DL/T 550-94 ),《地区电网调度自动化系统应用软件基本功能实用化要求及验收细则》、《电网调度自动化系统运行管理规程》等多个调度自动化规程、规范。规范的制定为系统发展奠定了基础。供电企业在系统功能建设上有了依据，系统指标有了参考，系统的验收有了标准。开发商也有开发的方向和依据，缩短了系统研发周期，降低了研发成本。2002年国家经贸委30号令《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》和2004年国家电力监管委员会第5号令《电力二次系统安全防护规定》都将调度自动化系统作为电力监控系统列为电力二次系统安全防护的重中之重。调度自动化系统的重要性不言而喻。

3.2电力系统的分层控制

我国六个大电网：

华北、东北、华东、华中、西北、南方电网。 国家电网调度机构分为五级： 国调—国家调度机构；

网调—跨省、自治区、直辖市调度机构； 省调—省、自治区、直辖市级调度机构； 地调—省辖市级调度机构； 县调—县级调度机构。 各级调度的主要任务 1、国家调度机构

通过计算机数据通信网与各大区电网控制中心相连，协调、确定大区电网间的联络线潮流和运行方式，监视、统计和分析国家电网运行情况，根据系统运行情况，对所辖枢纽变电站、换流站和特大型电厂进行监视控制。

（1）在线收集各大区电网和有关省网的信息，监视大区电网的重要监测点工况及国家电网运行情况，作统计分析和生产报表；

（2）进行大区互联系统的潮流、稳定、短路电流及经济运行计算，向下传达；

（3）处理有关信息，参与电网规划及各种技术经济指标的制定和审查，作中长期安全经济运行分析。

2、网调（大区级调度）

负责跨省大电网超高压线路的安全运行并按规定的发用电计划及监控原则进行管理，提高电能质量和运行水平。

3、省级调度

负责省内电网的安全运行监控、操作、事故处理和无功/电压调整，并按规定的发用电计划及监控原则进行管理，提高电能质量和运行水平。

4、地区调度

负责区内运行监视，遥控、遥调操作、事故处理和无功/电压调整，与省调和县调交换

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实时信息；负责所辖地区的用电管理及负荷控制。

5、县级调度

主要监控110kV及以下城镇、农村电网的运行。

电网调度的基本原则： 1、统一调度

形式上，统一调度表现为下级调度必须服从上级调度的指挥。 2、分级管理

根据电网分层的特点，为了明确各级调度机构的责任和权限，有效地实施统一调度。统一调度、分级管理是一个整体；统一调度以分级管理为基础，分级管理是为了有效的实施统一调度。

3、分层控制

采用调度分层控制便于调度自动化系统功能扩充、系统升级和分期投资。

3.3电网调度自动化系统升级改造项目

随着电网建设和电网技术的发展，调度自动化系统得到广泛应用，系统功能也逐渐完善成熟。尤其是现在高科技的发展，带来电网运行管理的变化，使得自动化系统的功能不断扩展。调度由经验调度到分析调度到智能调度的发展主要体现就在调度自动化系统的发展完善上，为适应电网运行的需要，调度自动化系统必须不断进行升级改造。调度自动化系统由软件和硬件两部分组成。硬件设备就是IT产品，生命周期在5-7年。同时软件功能要适应生产发展的需要，也在不断更新。根据调度自动化运行的经验，地调和县调调度自动化系统平均6-8年需要升级改造，省级以上电网调度自动化系统平均1年需要更新换代。也就是说，电网调度自动化系统升级改造在电力生产中周期性存在。从调度自动化技术的发展看，调度自动化支持平台更新周期为10-15年，应用软件(指PAS软件)的更新周期更长。从应用角度讲希望更新周期长，维护成熟的系统付出的少；从系统需求和新技术进展角度希望更新周期短。因此对供电企业来说需要经常考虑调度自动化系统的升级改造问题困。调度自动化系统升级改造多数情况下是弃旧换新一一更换系统，包括硬件和软件两部分内容。硬件部分即信息接收处理显示所需要的硬件系统，包括接收数据的前置部分、数据处理存储的服务器、电网监视控制的工作站以及系统网络和安全设施。软件则包含系统软件和应用软件。一般情况下，调度自动化系统升级改造时，软硬件同时升级，也就是新上一套自动化系统。因此在可

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