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电力系统调度论文

东北农业大学

课程论文

课程电力系统调度自动化

题目浅谈电力系统调度自动化技术

应用及发展

院系电气信息工程学院电气工程系

专业班级电气12-班

学生姓名范文博

学生学号

指导教师

2015年11月22日

目　录

浅谈电力系统调度自动化技术应用及发展

摘要

目前，我国正处于社会主义现代化建设的关键阶段，社会经济的进一步发展，使得生活、学习以及生产对电能需求量在不断加大，对供电质量与安全保障的要求更加严格。

本文从分析我国电力系统调度自动化技术的特征与基本功能入手，对电力系统调度自动化技术的具体应用情况与市场发展前景进行了分析，为加大电力系统调度自动化技术的应用力度与研究力度提供参考资料。

大型电力系统安全控制需要电力系统调度自动化技术作为核心保障，电力系统调度自动化系统可以实现对整个电力系统的监控和采集实时信息，为整个电力系统提供数据支持，保证电力系统安全性。

如果电力系统调度自动化系统不能实现监控和实时信息的采集，系统调度人员就不能对电网的运行状态进行了解，电力系统的安全运行失去了保证，会造成整个电力系统停电和崩溃等事故的发生，从而给国家和人民带来巨大的损失和影响。

所以电力系统调度自动化技术的应用与发展对电力系统安全运行至关重要。

随着我国经济的发展和生活用电的不断增长，人们对供电的电能质量和可靠性的要求不断提高，在此形势下供电企业发展电力系统调度自动化显得尤为重要。

我国现代化建设正处于中期，随着经济的快速发展，电能的需求越来越大，对供电的质量和安全保障要求更严格。

本文根据现阶段电力系统调度自动化技术的应用现状，抓住电力系统调度自动化技术的基本特征，针对一些常见电力系统调度自动化技术进行分析，阐述了电力系统调度自动化技术未来的前景和发展趋势。

重点探讨了电力系统调度自动化的任务、功能和基本结构，我国电网的现状、电力系统调度运营所包含的内容、所要实现的目标以及电力系统自动化的组成和目前所存在问题的解决方案，并对电力系统调度自动化的未来进行了展望。

关键词：

电力系统调度；自动化功能；调度自动化技术；市场发展前景

1电力系统调度自动化技术在国内外的应用现状

在现代化科技快速发展时期，电力系统自动化技术作为电力系统技术的重要组成部分，发展的速度越来越快。

电力系统调度自动化系统在实际中得到了广泛应用及发展。

电力系统是由发电、输电、变电、配电和用电设备以及控制、保护和通信设备组成的一个整体。

[1]目前我国电网进入了大电网、大电厂、大机组、超高压输电、高度自动控制的新时代。

电力系统规模逐渐扩大，各电网中500kV（包括330kV）主网架逐步形成和壮大，220kV电网不断完善和扩充，750kV输电工程（青海官亭—甘肃兰州东）已投入试运行，晋东南—南阳—荆门1000kV交流特高压试验示范工程已启动。

现代电网的主要特征：

坚强的超高压等级系统构成主网架的大系统；各个电网之间具有较强的联系；具有足够的调峰容量，能够实现AGC；具有较高的供电可靠性；具有高度自动化的控制系统；具有高度自动化的管理系统；具有高素质的职工队伍。

现代电网实行统一调度、分级管理、分层控制。

1.1国内电力系统调度自动化技术的应用

现阶段，国内基本采用RISC工作站和POSIX操作系统接口等国际公认的标准作为电力调度自动化系统的应用，电力系统调度自动化系统主要有：

CC-2000电力系统调度自动化系统、SD-6000能量管理系统、OPEN-2000能量管理系统等。

这些系统都采用RISC工作站和国际公认的标准：

操作系统接口用POSIX，数据库接口用SQL结构化访问语言，人机界面用OSF/MOYIF、X-WINDOWS，网络通信用TCP/IP、X.25。

实践应用表明这些系统基本功能均达到国内外同类系统的水平，且各有特点。

（1）CC-2000系统。

采用开放式系统结构设计及面向对象的技术，利用事件驱动和封装的思想为应用软件提供透明的接口。

采用面向对象技术，并引进了一个大对象的概念，以适应封装性、继承性以及事件驱动的要求。

支撑系统专用性和通用性的有机结合，既适应电力系统的需要，又兼顾其他行业实时应用的要求。

按照软件工程的规律进行开发，实现软件工程产品化。

技术鉴定认为，按照开放式系统设计和采用面向对象等技术，都属于国际先进或领先范畴。

现结合东北电网，由电科院、电自院、清华大学、东北电力集团公司、北京科东公司在统一协调下，共同在CC-2000支持系统平台上开发电网应用软件，从而实现完整的EMS系统。

（2）SD-6000系统。

由电自院南瑞系统控制公司和淄博电业局联合开发具有统一平台的开放式分布式能量管理系统。

1994年投运，1996年通过测试和鉴定。

该系统集成了超大规模的调度投影屏、调度电话自动拨号、气象卫星云图等新技术。

该系统特点是:

具有开放式和分布式的支撑系统平台。

具有面向对象的人机界面管理系统。

其中较突出的是厂站单线图、电网元件模型、电网拓扑结构、数据库同期生成技术。

EMS支撑软件与管理系统的商用数据库采用SQL标准接口，便于用户自行开发和由第三方开发应用软件。

SD-6000系统有较高的稳定性和可靠性，前置机应用软件设计合理、实用。

（3）OPEN-2000系统。

OPEN-2000系统是江苏省立项的重大科技项目，是由南瑞电网控制公司开发的新一代EMS系统。

OPEN-2000系统是南瑞电网控制公司于1998年开发成功的一套集SCADA、AGC、PAS、DTS、DMS、DMIS于一体，适用于网、省调和大中型地调的新一代能量管理系统，是国内外发展速度快、适用面广、性能完善、成熟性好、可靠性高的能量管理系统，是国内首套将IEC870-6系列TASE.2协议集成于软件平台的系统。

OPEN-2000系统采用100M平衡负荷的双网机制，流量更大，可靠性更高。

完全基于商用数据库开发的、具有客户/服务器模式的全新能量管理系统。

1.2国外电力系统调度自动化技术的应用

目前，在国外的电力系统调度自动化系统都是RISC工作者，UNIX操作系统等国际公认标准，系统主要是西门子SPECTRUM系统、CAE系统、SPIDER系统、VALMET系统等。

（1）西门子公司的SPECTRUM系统。

这种系统是由西门子公司在32bitSUM点的SPAC等工作站硬件设备的基础上，导入了软总线等相关概念，服务器与服务器之间和内部所有进程和实用程序之间的数据信息实现了标准化而研发出来的。

采取了分布式组件以及面向对象等多种技术，被大量运用于城市电力公司、配电公司以及工业用户等。

（2）CAE系统与SPIDER系统。

其中CAE系统采用的是64bit的ALPHA工作站、双以太网结构、客户服务器系统结构的EMS硬件技术平台，能够减少网络的数据流。

而SPIDER系统具备了双位遥感的处理功能，使得状态的信号比较稳定，其采用了分布式数据库以及模块结构，能够按照用户的实际要求对系统进行配置。

2电力系统调度自动化技术的功能与基本特点

2.1电力系统自动化和电力系统调度自动化

电力系统自动化是指应用各种具有自动检测、决策和控制功能的装置、通过信号系统和数据传输系统对电力系统各元件、局部系统或全系统进行就地或远方的自动监视、调节和控制，以保证电力系统安全经济地运行和具有合格的电量质量。

电力系统自动化已经成为电力系统最核心内容。

而电力系统调度自动化是电力系统自动化的一部分，分为发电和输电调度自动化（通常称电网调度自动化）和配电网调度自动化（通常称配网自动化）。

2.2电力系统远动

电力系统远动就是在电力系统调度中心对电力系统实施的实时远方监视与控制。

远动系统包括控制站、被控站和远动通道。

狭义远动系统只包括两端远动设备和远动通道；而广义的远动系统包括控制站的人机设备和被控站的过程设备在内。

电力系统的安全监控功能由各级调度共同承担，而自动发电控制与经济调度则由大区网调或省调负责，网调和省调还应具有安全分析和校正控制等功能。

2.3电力系统调度自动化的功能

2.3.1电力系统监视与控制

通过电力系统监视与控制为自动发电控制、经济调度、安全分析等高层次功能提供实时数据。

其中监视主要是对电力系统运行信息的采集、处理、显示、告警和打印，以及对电力系统异常或事故的自动识别，向调度员反映电力系统实时运行状态和电气参数。

而控制主要是指通过人机联系设备执行对断路器、隔离开关、静电电容器组、变压器分接头等设备进行远方操作的开环控制。

2.3.2电力系统安全分析

电力系统安全分析主要内容是利用实时数据对电力系统发生一条线路、或一台发电机、变压器跳闸的假想事故进行在线模拟计算，以便随时发现每一种假想事故是否可以造成设备过负荷、以及频率和电压超出允许范围等不安全情况，是一系列以单一设备故障为目标而进行的在线潮流计算。

2.3.3电力系统经济调度

电力系统经济调度是在满足安全、电能质量和备用容量要求的前提下，基于系统有功功率平衡的约束条件和考虑网络损失的影响，以最低的发电（运行）成本或燃料费用，达到机组间发电负荷经济分配且保证对用户可靠供电的一种调度方法。

在调度过程中按照电力系统安全可靠运行的约束条件，在给定的电力系统运行方式中，在保证系统频率质量的条件下，以全系统的运行成本最低为原则，将系统的有功负荷分配到各可控的发电机组。

经济调度一般只按静态优化来考虑，不计算其动态过程。

2.4电力系统调度自动化的基本特点

电力系统调度自动化技术需要具备四点基本特征：

①电力系统调度自动化技术需要能够准确且及时地采集、处理、检测到整个电网中所有元件、局部及整个电网系统运行的实际信息。

②能够按照电网的具体运行情况以及系统所有元件的经济指标与技术要求等，为调度工作人员做出正确的调度与控制决策而提供科学的数据依据。

③能够实现对整个电网系统的协调处理，保证整个电力系统运行的安全性、稳定性与经济性，并为用户提供优质的供电服务。

④电力系统自动化技术可以有效提供电网的工作效率，降低了电力系统安全事故的发生率，同时也延长了机械设备的使用寿命，保证了整个电力系统的稳定、安全运行，特别是能够防止电力系统的大面积停电或是系统崩溃等连锁型事故的出现。

3电力系统调度与运营包含的内容和要实现的目标

3.1电力系统调度的任务

电力系统的调度就是对电力系统中所有的设备及其运行状态进行监控和调节，是一个指挥者。

目前电力调度涵盖的范围较大，有自动化系统、继电保护等等。

电力系统调度的任务主要是：

尽设备最大能力满足负荷需要，使整个电网安全可靠连续供电，保证电能质量，经济合理利用能源，保证发电、供电、用电各方合法利益。

3.2调度自动化的必要

电力系统是一个庞大而且复杂的系统，有几十个到几百个发电厂、变电所和成千上万个电力用户，通过多种电压等级的电力线路，互相连接成网进行生产运行。

电能的生产输送过程是瞬间完成的，而且要满足发电量和用户用电量的平衡。

[3]现在电力系统的发展趋势是电网日益庞大，运行操作日益复杂，所以当电网发生故障后其影响也越来越大。

另一方面，用户对供电可靠性和供电质量的要求日趋严格，这就对电力系统运行调度人员和电力系统调度的自动化水平提出了更高的要求。

电网调度自动化具有较大的经济效益，可以提高电网的安全运行水平。

当发生事故时调度员能及时掌握情况，迅速进行处置，防止事故扩大，减少停电损失。

地调采用自动化调度系统能减少停电率。

当装备有直接监护用户的自动装置以后，可压低尖峰负荷。

若采用分时和交换电价自动计量等经济办法管理电网，经济效益更大。

因此，电网调度自动化是一项促进电力生产技术进步和有显著经济效益的重要工作，是电力系统不可缺少的组成部分。

3.3电网调度自动化的组成部分及其功能

电网调度自动化系统，其基本结构包括控制中心主站系统、厂站端（RTU）和信息通道三大部分。

根据功能的不同，可以将此系统划分为信息采集和执行子系统、信息传输子系统、信息处理子系统和人机联系子系统。

[4]信息采集和执行子系统的基本功能是在各发电厂、变电所采集各种表征电力系统运行状态的实时信息，此外还负责接收和执行上级调度控制中心发出的操作、调度或控制命令。

信息传输子系统为信息采集和执行子系统与调度控制中心提供了信息交换的桥梁，其核心是数据通道，它经调制解调器与RTU及主站前置机相连。

信息处理子系统是整个调度自动化系统的核心，以计算机为主要组成部分。

该子系统包含大量直接面向电网调度、运行人员的计算机应用软件，完成从采集到信息的各种处理及分析计算，乃至实现对电力设备的自动控制与操作。

人机联系子系统将传输到调度控制中心的各类信息进行加工处理，通过各种显示设备、打印设备和其他输出设备，为调度人员提供完整实用的电力系统实时信息。

调度人员发出的遥控、遥调指令也通过此系统输入，传送给执行机构。

4电力系统调度自动化技术在实际生产中的应用

4.1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。

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。

4.2县级电力调度自动化SCADA主站系统

县级电力调度自动化主站系统主要功能是SCADA（SupervisoryControlAndDataAcquisition）系统,即数据采集与监视控制系统。

SCADA主站系统实现的功能

（1）数据采集和监控（SCADA）功能。

系统应能采集系统各厂站目前已有的各种不同规约、不同传输速率、不同变电站综合自动化系统（SAS）信息,能够采集变电站综合自动化系统及当地终端设备接入的其它现场信息。

数据类型:

模拟量、数字量、状态量、脉冲量、事件顺序记录、保护装置发送的信息可按SAS发送周期及时更新数据库,并能在数据库的相应数据上加入可疑、死数据等标志。

（2）数据处理功能。

遥信、遥测、电度量处理,事件顺序记录（SOE）处理。

电度量的采集、处理各县调目前都是使用专用电能量采集系统。

而对于遥信、遥测数据处理,个人认为各厂家在这方面都已经很完善了,均能够满足使用需要。

（3）事项及报警。

报警信息包括:

系统报警信息（包括通道报警、主机状态报警信息、系统进程报警信息、服务器切换信息等）和电力系统报警信息（包括开关变位、刀闸变位、保护信号动作/恢复、遥测越限等）。

对所有事项均有记录,并根据信息的不同区分是一般报警和事故报警。

事故追忆（PDR）:

触发点（开关事故）可定义,追忆点（遥测、遥信）可定义。

（4）数据计算。

具有派生数据计算、常用数据库、计算判断、统计功能等。

（5）远方控制及操作。

主要具有批次及单点遥控、遥调功能,同时遥控操作时可实现双席操作监督执行,监控人员在操作时可以实现一控一监督,保证了操作可靠。

（6）历史数据。

可按不同采集周期采集、以商用数据库存储数据。

（7）画面生成、编辑、显示。

目前,各厂家生产的调度自动化系统画面生成、编辑都很简单,绘图软件包功能非常强大。

在进行画面编辑时,可在线编辑、修改、拷贝、存储。

（8）报表。

可以实现报表编辑、打印、修改等功能,而且具有典型日报、月报、年报数据及统计数据自动生成功能,尤其在数据统计方面,有些数据库内统计功能无法实现的统计工作,在表功能内都可以制表实现,使用非常方便。

（9）事故追忆。

当电力系统故障信息时启动事故追忆。

（10）操作记录。

操作员的每一操作均有记录,包括操作人员、操作时间、操作结果等信息,方便需要时进行查询。

（11）打印功能。

可实现报表打印及事项打印。

（12）时钟与对时。

能接受GPS时钟信号作为系统标准时间,同时还可周期性地向SAS发送校时命令。

（13）模拟盘控制接口。

要求与调度模拟屏有控制接口,且上模拟屏的遥测量、遥信量能够在线定义,并提供模拟盘控制规约接口软件。

个人在工作中发现往往因各厂家设备不同,没有统一规约,造成设备间通信困难,调试时非常麻烦。

（14）权限功能及设置。

系统在不同工作站上对每位操作人员设置不同的权限,各人只能登录到自己的工作界面。

通过该功能的设置和使用,很大程度的保证了系统安全,实现权职分明。

（15）系统运行监视、在线维护及管理。

系统具有检测、监视计算机系统运行状况的能力,系统维护由有权限的人员进行,维护结束后,系统所有节点同时刷新数据库。

4.3调度自动化主站系统的发展方向

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。

4.3.1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。

4.3.2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。

4.3.3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。

5我国调度自动化系统存在的问题

我国调度自动化水平与世界上先进的国家相比，还有一些差距。

尽管在近几年新投入运行的变电所采取了比较新的技术，但是总体而言，电网调度系统还存在一些需要解决问题。

例如：

系统计算机CPU负载率问题，即便是目前计算机容量和运算速度成倍或成几十倍提高的情况下，其负载率仍很高；CDT和Polling远动规约的选用问题，CDT和Polling两类规约在我国得到了广泛应用，并且这两类规约远动装置并存使用的现状将持续下去，选用哪一类规约的远动装置，原则上应视通道的质量与数量及本电网的调度自动化系统现状来决定，不宜盲目追求采用Polling远动；系统的开放性问题，系统应该是开放的，能够支持不同的硬件平台，支持平台采用国际标准开发，所有功能模块之间的接口标准应统一，支持能过户应用软件程序开发，保证能和其他系统互联和集成一体或者方便实现与其他系统间的接口，系统应能提供开放式环境。

此外，现在的电力系统由于还依赖高压机械开关（油断路器、六氟化硫断路器、真空开关等）实现线路、设备、负荷的投切，尚不能做到完全可控。

这是因为机械的慢过程不可能控制电的快过程引起的。

“电网控制”目前只能做到部分控制，本质上仍然是一个调度员的决策支持系统。

如果电力系统的高压机械开关一旦被大功率的电子开关取代，则电力系统真正的灵活调节控制便将成为现实。

电力系统运行实行统一调度、分级管理。

统一调度以分级管理为基础，分级管理是为了有效地实施统一调度。

加强电力系统调度管理，提高调度人员的素质水平，杜绝误调度、误操作事故的发生是保证人身、电力系统与设备安全运行的关键。

电力调度自动化系统在系统运行维护方面还存在如下问题：

缺乏相应的技术人员，运行维护水平有待提高，系统运行的安全性和稳定性不能保证，大大影响了系统的效率，影响了系统功能的发挥；缺乏相应的管理制度，系统的运行维护工作无制度可依；重使用、轻管理，不重视专业技术人员的配置和学习培训，出现问题后过分依赖厂家，影响系统的连续、安全、稳定运行。

6电力系统调度自动化存在问题的解决方法

6.1管理方面

统一思想，加强调度管理，提高认识。

必须杜绝人为的一切误调度、误操作事故以及不服从调度指令擅自投停运设备。

抓好防治误操作的思想教育工作，增强广大调度人员的安全意识、责任心和技术素质，最大限度避免误操作事故的发生。

加大奖惩力度，严格考核，加强安全监督检查。

认真落实各级安全生产责任制；严格执行“两票三制”制度，严把安全关。

加强调度专业培训，提高调度员业务水平。

6.2技术方面

积极开发更高级实用的装置和软件，努力提高自动化水平和保证通信的清晰畅通，避免工作中出现因电话不清楚、自动化画面显示不正确而造成的错误。

7电力系统调度自动化技术的发展趋势

随着计算机技术、通信技术、数据库技术等技术的快速发展，电力系统调动自动化技术应朝着模块化、面向对象、开放化、只能化合可视化等方面发展。

6.1模块化与分布式

电力系统调度自动化系统