第一篇：關于電力調度自動化系統安全運行的分析

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關于電力調度自動化系統安全運行的分析 作者：屈衛鋒

來源：《電子世界》2012年第14期

【摘要】電力調度自動化系統是保證電網安全和經濟運行的重要技術支持手段，隨著電網的日益擴大，電網的運行和控制日益復雜，這就要求調度自動化系統提供的電網實時運行數據和控制功能必須及時、準確和可靠。本文主要對電力調度自動化系統日常運行中在遙控、遙信、遙測三個方面碰到的缺陷問題進行分類總結，以達到盡量縮短調度自動化系統缺陷消除時間從而確保電網安全運行的目的。

【關鍵詞】調度；自動化系統；遙控；安全運行

電力調度自動化系統主要為電網調度運行管理人員提供電網運行所需的各種實時信息，實現對電網的實時監視和控制，因此，數據采集和監視控制（SCADA）是電力調度自動化系統的主要功能。隨著電網規模不斷擴大，電網的運行和控制日益復雜，這就要求SCADA系統采集的電網實時數據和控制功能必須及時、準確和可靠。

筆者通過工作實踐并結合相關資料，從SCADA系統日常運行維護和使用過程中，在遙控、遙信、遙測三個方面碰到的缺陷問題進行分類總結，分析探討出解決方法，以達到縮短調度自動化系統消缺時間從而確保電網安全運行的目的。

一、遙控

遙控是由調控中心發出命令，通過遠程通信技術，遠距離對發電廠或變電站的斷路器等設備進行分閘或合閘的控制操作。

1.遙控執行流程

遙控一般是由調控人員在主站SCADA人機界面（監控工作站）上選擇設備，啟動遙控操作。遙控命令由前置機系統下發，經遠動通道、廠站遠動主機到測控裝置，遙控操作遵循先選擇、校核、后執行的原則，遙控執行流程如圖1所示。

因遙控操作是為達到對電網運行的控制，而現在變電站又都是無人值班，這就要求遙控操作必須保證百分之百的正確。但是實際操作中有時會出現遙控返校失敗，遙控執行失敗等現象，緊急時會影響到電網的安全穩定運行。

2.遙控失敗原因分析

遙控失敗一般包括遙控返校失敗、遙控返校超時、遙控執行失敗等現象，一般檢查流程是：檢查主站系統對于該開關的有關遙控參數的填寫是否正確、通道有無異常、遠方/就地切

換開關位置、遠動主機是否異常、測控裝置是否異常、遙控出口壓板是否正常、控制回路和控制電源是否正常等。下面簡要介紹影響遙控失敗的幾個因素：

（1）主站參數設置原因。當遠動傳輸規約參數設置不一致、遙控點號設置不正確等會導致遙控返校失敗，甚至誤遙控的情況。因此，主站遙控參數的設置應與現場一致，且不得隨意改動，遙控參數的變更可以參照保護定值單進行管理。

（2）通道原因。通道中斷時會導致遙控失敗，而當通信線纜接觸不好或者通道存在干擾源使得通道誤碼率較高時，會導致主站的遙控命令源碼產生畸變或者不完整，不能正確的下發到廠站，或者不能正確接收廠站遙控返校報文，會導致遙控返校失敗、遙控返校超時、遙控執行失敗等現象。

（3）測控屏上遠方/就地操作把手處于就地位置。這時遙控回路不通，會導致遙控返校失敗。要注意開關柜（開關本體操作機構箱）上的遠方/就地操作把手，當其處以就地位置時，也會導致遙控失敗。

（4）測控屏上遙控壓板未投入。這時會導致遙控執行失敗。

（5）設備處于閉鎖操作狀態。當測控裝置處于置檢修狀態時，遙控操作會失敗。當設備滿足邏輯閉鎖條件時，會導致設備遙控操作失敗。當斷路器機構處于控制回路斷線、SF6壓力低閉鎖狀態時，會導致遙控操作失敗。當斷路器機構處于彈簧未儲能狀態時，會導致遙控合執行失敗。

（6）出口執行繼電器不能正確動作。一般有兩種原因，一是執行繼電器失電，二是繼電器損壞，均會導致遙控執行失敗。

（7）遙控電源斷開。當遙控電源斷開時，遙控點的執行繼電器處于失電狀態，不能執行遙控點的開合操作，會導致遙控執行失敗。

二、遙信

遙信信號是電網調度中最重要的信號之一，它反映電力系統中發電廠、變電站內各種電氣設備的實際運行狀態，遙信值例如開關位置信號、報警信號、保護動作等信號，遠距離傳送給主站端。遙信值及其狀態是調度自動化系統其他數據處理的基礎，也是系統可靠運行的關鍵，因此，遙信信號應及時、準確和不丟失，否則可能給電網調度運行帶來極為不利的影響。特別是在電網事故情況下，遙信信號的準確性直接關系到調度員處理事故的正確與否以及電網的安全穩定運行。因此，盡量減少遙信誤發、漏發、丟失等現象的發生，是自動化專業人員應著力解決的問題。

1.誤遙信原因分析

遙信漏發、誤發的原因有很多，主要分為以下幾個情況：

（1）測控裝置發生異常導致誤發、漏發。如測控遙信板件故障、與遠動主機通信中斷等。因此測控裝置（包括測控保護合一裝置）異常時要有硬接點告警信號產生（一般接入相鄰測控裝置）并能夠及時送到遠方監控中心。如沒有硬接點交叉告警或接入公共測控裝置的須確保在總控實現裝置通信中斷信號，防止自身故障不能產生告警軟報文。

（2）電磁干擾導致遙信誤動。如果遙信電纜很長，且經過一次高壓設備附近，則高壓設備產生的電磁場會在信號回路上產生一定的干擾信號，當干擾較大時，便會導致遙信誤動。另外，現在測控一般都就地安裝于開關柜上或安裝于繼電小室里，離遠動主機所在的主控室相距較遠，一般用通信電纜互聯，如通信電纜受到干擾，同樣也可能導致遙信誤動。為降低電磁干擾對遙信的影響。首先確保強電系統和弱電系統的信號隔離，遙信電纜要采用屏蔽電纜，遠距離的通信優先采用抗干擾能力強的光纖以及設備的接地必須良好；其次在軟件上通過“延時重測”的方法，即首先保留第一次變位的狀態，設置一段延時（對該信號屏蔽）后重新測量其狀態，以此確認真實的遙信狀態。

（3）輔助觸點抖動導致誤遙信。斷路器等遙信一般取自操作機構的輔助觸點，當斷路器動作一定次數后，其輔助觸點的機械傳動部分會出現間隙，輔助觸點表面也會氧化，從而造成觸點接觸不良導致遙信抖動甚至不動。可以在測控上對每一個遙信輸入都設定一個防抖時限，也就是通過“延時重測”的軟件方法來消除抖動，一般斷路器設定為20ms，刀閘等其他信號為150ms。

（4）遠動通道中斷或誤碼較高。遠動通道中斷會導致遙信接收失敗，而通道存在誤碼則有可能導致遙信誤動。

（5）主站數據庫、畫面處理出錯。如信號被設置成封鎖、告警抑制、遙信點號不對等狀態時，在SCADA人機界面上同樣不能正確反映出正確的遙信狀態。因此，主站維護工作要認真細致，進行廠站驗收時，要做傳動試驗，確保每一個遙信量都能精確傳送到主站。另外，經常核對SOE事件與實時數據庫的檢查，查看是否存在漏報現象。

三、遙測

遙測量是電力系統遠方監視的一項基本內容，從廠站采集的遙測數據，是計算量和其他應用軟件的基礎。調度運行人員根據電網實時的遙測數據來分析電網各廠站的負載率、電廠的有功出力等，因此要保證SCADA系統的遙測數據能夠正確反映電網實時的潮流分布。

1.遙測量采集過程

遙測量的轉換過程如圖2所示。

電量主要包括一次系統中的母線電壓、支路電流、支路有功和無功等，非電量主要是繞組溫度、油溫等。

2.遙測量分析

（1）測控裝置所接線路相序錯誤，會導致電流正確而功率不正確。檢查一下接線，更正接線即可；

（2）主站系統遙測系數、點號等參數設置不正確，會導致遙測量不正確。因此，在驗收時必須做遙測加量試驗，以驗證主站遙測系數等設置的正確性。

（3）測控裝置異常，裝置顯示的電壓或電流與裝置測量單元輸入端子測量值不符。拆掉裝置測量輸入線，利用精度較高的測量源直接對裝置測量單元加量，如果所加量與裝置顯示不符，則可能是裝置精度或通道系數問題，但也有可能是裝置內部接線錯誤。

（4）遠動主機異常或通道異常。通道中斷或通信規約參數設置不正確，毫無疑問為導致整站遙測量不正確，遠動主機異常也會導致整站或部分遙測不正確，因此，當整站或許多遙測顯示不正確時，應優先檢查遠動通道、遠動主機及規約參數。

四、結語

調度自動化系統除了要完成對電力系統運行狀況的監測，還要對電力運行設備實施控制，以確保系統安全、可靠、經濟地運行。隨著智能電網概念的提出，變電站自動化的發展已不再滿足于“四遙”功能，更要向遙視、電力MIS、電力市場、智能調度方向發展。結合新的發展方向，學習先進的自動化技術成為必然。

參考文獻

[1]黨曉強.劉俊勇.電力系統調度自動化的基本內容[J].電氣時代,2005.[2]柳永智,劉曉川.電力系統遠動[M].北京:中國電力出版社,2006.[3]王鳳萍,劉晉萍,任景紅.電網調度自動化系統遙信誤動和抖動問題的解決[J].電網技術,1999(23).

第二篇：電力調度自動化AVC系統安全控制策略淺析范文

電網調度自動化AVC系統安全控制策略淺

析

[摘要]電網調度自動化系統的完善構建、廣泛應用與快速發展令自動電壓控制系統，即AVC的科學研究逐步深入。本文基于電網調度自動化發展背景探析了AVC系統的工作過程、優勢作用，并制定了AVC系統的閉環安全控制策略，對提升電網AVC系統的科學設計及安全應用水平，促進電網系統的全面自動化發展有重要的實踐意義。

[關鍵字]電網調度；自動化；AVC系統；安全控制

1、AVC系統闡述

AVC系統為自動電壓控制系統的簡稱，用于對全網無功電壓運行狀態實施集中監控及計算分析，由全局角度出發對電網的廣域分散無功裝置實施優化協調控制。該系統可有效確保全網穩定，為電網提供優秀品質電壓，并切實提升整體電網系統的經濟運行效益及無功電壓的綜合管理水平。可以說AVC系統是電網調度自動化的高智能軟件應用技術合理向閉環控制實踐方向的科學拓展，其成為電網無功調度的最高發展階段，可為各區域電網無功電壓系統的經濟運行與高效發展提供重要支撐技術手段。AVC系統是重要的EMS應用子系統，為有效降低電網運行的不安全因素，合理實施對命令傳輸各環節的高智能控制，確保各項控制過程的可靠流暢運行，令系統維護工作量切實降低，我們科學采用一體化的EMS平臺設計方案，涵蓋統一的軟件支持系統及SCADA/EMS軟件平臺系統，從而有效防止工作人員需要維護眾多自動化系統令工作量大大提升，進而避免運行調度人員從事大量復雜操作引發各類不安全問題。

2、AVC系統的主體工作過程

AVC系統的主體工作與主站調度中心EMS平臺進行一體化設計，通過PAS網絡建模有效獲取相關控制模型，通過SCADA實時獲取綜合采集數據并依據電網無功電壓運行的實時狀態展開在線的分析與計算。同時AVC可通過SCADA系統的遠動通道輸送遙調、遙控命令，進而逐步達到全網無功電壓的優化潮流狀態。由此可見AVC系統的工作是一個再決策、再分析進而逐步逼近的閉環反饋實踐控制過程。其在220千伏高壓主變側實施對各省級、區域電網的分層控制。具體的數據庫模型則對電壓監測點、廠站、控制設備等定義了層次記錄，并通過網絡建模實現各記錄間的靜態關聯建立。EMS平臺與AVC的一體化設計主體采用更新增量模型技術，通過自動建立設備控制模型與AVC監控點進行自動驗證，合理實現了系統化的智能建模。

3、AVC系統閉環控制安全策略3、1系統自動閉鎖

AVC安全控制策略應將輸出、輸入環節中的誤差以及干擾噪聲予以濾除，周密考量各類自動閉鎖情況，確保安全、可靠的控制，令運行人員在處理各類異常事件中的總體工作量合理減輕。自動閉鎖情況出現在主網支撐電壓過低，令AVC系統將用于調節220千伏的主變分接頭進行閉鎖，同時還會向35千伏以及110千伏變電站投入電容器，令上調分接頭禁止，從而避免由主網進行無功吸收，進而抑制了主網電壓發生不良崩潰現象。系統同樣會在設備控制環節引發閉鎖現象，其應充分考量當前被控設備的狀態以及相關電氣控制屬性，倘若為檢修狀態屬性，則應對相應檢修參數自動讀取并將檢修設備進行自動閉鎖以待下一步的人工復位。倘若被控設備為處在備用狀態，則應依據相關聯設備的開關刀閘狀況實施網絡拓撲，對設備相關冷熱備用狀態展開判斷。對處于熱備用設備系統可進行在線控制，而對于冷備用設備則實施自動閉鎖。針對命令控制則依據其命令控制與設備控制周期，進行綜合考量，判定命令的下發與否，令控制過頻或過調現象得到良好控制。對命令周期的控制應依據命令相關執行狀態進行可變自適應，最大量設計不能超過五分鐘。設備動作頻率次數應依據相關運行及安全規程進行設計。如果電容器及變壓器的總體控制次數上升至日動作總數的限定標準時，系統會對該設備進行自動閉鎖并報警，這樣便可有效抑制動作次數過于頻繁令設備發生不良損害現象。

3、2針對AVC系統主站端的安全控制

針對主站端實施的安全控制是AVC主程序在主體安全控制策略的計算過程中計劃考量的投切振蕩預防、合理提升相關控制策略精度的科學措施。具體內容為對10千瓦母線電壓進行合理預算，有效防止電容器產生不良投切振蕩。在電容器投入之前，我們應對電壓變化的細微靈敏度實施科學估算，有效防止投入實施后電壓超過上限產生隨即切除，令電容器產生投切振蕩。同時應合理對隨電壓變化的無功負荷量進行預算，令主變有載開關規避調節振蕩的不良發生。為杜絕環流現象我們應對并列的變壓器設備展開交替調節，令其處于同一水平變比，先后操作順序應依據變壓器的操作內容及容量進行設定。如果各檔位類型不協調一致的進行主變并列運行，我們則可通過人工設定，合理調節并列檔位的先后操作順序及對應狀態，通過自動調整令兩臺主變的并列檔位保持一致狀態。在主變進行并列運行階段，倘若一臺主變閉鎖或為非有載調壓，則不應進行并列調整，且應合理規避其檔位不一致現象。對于優化動作的實施次數我們應可惜控制，遵循相關負荷的動態特征，由負荷的上坡及下坡段合理實施切實可行的動態控制策略，促進AVC控制涵蓋一定的預見性，從而全面降低設備的運行動作次數。另外我們應合理實施電壓優化調節，有效避免兩級主變發生調節振蕩，應依據分布電壓判斷是實施區域調節還是進行就地調節，對控制的模式自動選擇，進而令兩級主變發生調節振蕩的機率降到最低。

3、3科學實施AVC保護，促進正確數據的良好獲取

為了便捷、安全的實施網絡防護，作為EMS一項重要的應用子系統，AVC同平臺展開一體化設計，令數據流實現無縫銜接，直接應用SCADA數據進行量測并實施生數據處理，可準確讀取所有電網遙測遙信。相關網絡模型的構造層面，AVC由PAS網絡建模出發獲取有關靜態電氣網絡的總體模型，并令建模軟件將控制模型自動予以生成同時展開嚴格驗證。該類控制模型令PAS通過參數驗證實現異常參數的合理過濾。AVC由SCADA得到所有電

網實時遙測遙信各類動態測量數據，并對相應數據進行科學處理。具體處理策略包含對數據的質量檢驗、采取估計狀態粗檢測方式實施對遙測遙信的聯合判斷、對備用測點進行指定、實施數字濾波、校正電壓量測相關誤差以及通過聯判遙測遙信準確檢測誤遙信現象。3、4安全控制工程實施、合理避免誤動作發生

在一體化設計階段，我們應盡量控制系統各類數據的無縫銜接，令傳輸遙控命令環節盡量減少，進而合理消減網絡系統各類不安全因素。為全面保障AVC遙控命令的可靠安全性與便捷測試性，我們可依據AVC系統相關遙控關系表實施準確篩選及人工核準確認，僅能令AVC系統允許針對變壓器進行調檔電容器與分接開關并實施遠程遙控，再此過程中其他設備則處于全部閉鎖狀態，從而保障電力調度自動化系統實施的可靠安全性。在工程實踐中，為有效杜絕中斷通信、粘連接點等不良安全事件及誤動作，我們應在確保電網可靠安全運行基礎上，依據循序漸進的實踐原則令電網包含的各廠站依次接入閉環運行狀態，嚴格制定科學的調試預案機制，從技術、組織與安全等層面出發實施科學管控，確保調試閉環的順利進行。

4、結語

安全閉環控制策略是電網調度自動化AVC系統安全性運行研究的主體內容，合理的閉環控制實踐策略直接影響著AVC系統的服務工作品質，因此在系統設計與應用實踐中我們只有從電網的實際運行狀況及特征出發，樹立提升系統安全性的科學實踐目標并展開策略研究，有目的、有針對性進行安全控制，才能最終促進電網調度自動化系統的穩定、安全、經濟運行與可持續發展提升。

[參考文獻]

[1]李欽，溫柏堅.廣東電網電廠AVC子站建設研究[J].電力系統保護與控制,2008(21).[2]戴彥.自動電壓控制(AVC)系統控制策略的比較和研究[J].華東電力.2008(1).

第三篇：電力系統安全運行監控

電力系統安全運行監控與事故預警

內容提要

1、安全運行監控與事故預警的必要性

2、利用監控系統降低電力系統的事故率

3、電力安全監控系統

1、安全運行監控與事故預警的必要性

目前，電力自動化系統中與安全相關的內容集中在： 繼電保護、LFC等安全自動裝置 故障錄波等安全分析裝置 電氣設備在線監測裝置

報警信息（異常、故障）處理

上述內容主要是關于電力系統異常、故障的，且側重于電氣元件 目前電力系統安全監控存在的缺陷

? 安全監控基礎理論之一的可靠性理論無法解釋美加大停電中出現的小概率事件 ? 自動化系統向運行人員提供海量數據 ? 缺乏安全決策和事故輔助決策

? 沒有考慮緊急狀況下“人”的缺陷對安全決策的影響

? 安全科學的理論體系尚未完全形成，缺乏安全監控的理論指導。、安全科學（續）

? 事故學理論的基本出發點是事故，以事故為研究的對象和認識的目標，在認識論上主要是經驗論和事后型的安全哲學。

安全科學（續）

事故模型論（因果連鎖模型即多米諾骨牌模型、綜合模型、軌跡交叉模型、人為失誤模型、生物節律模型、事故突變模型）

事故致因理論（事故頻發傾向論、能量意外釋放論、能量轉移論、兩類危險源論）

2、安全科學（續）基于事故學理論，電力系統多年來廣泛采用了事故的定性分析方法，即對事故進行詳細的調查分析、進行事故規律研究、采用事后型管理模式、執行三不放過原則、注重事故致因研究、強化事后整改對策。

隱患控制理論（重大危險源、重大隱患控制、無隱患管理）。

? 在電力系統中，安全檢查表、危險點分析、故障類型和影響分析、魚刺圖分析、事件樹分析、事故樹分析等定性預先型安全性分析方法首先得到應用

? 現代安全科學以安全系統作為研究對象，建立了人－物－能量－信息的安全系統要素體系，提出系統自組織的思路，確立了系統本質安全的目標

? 現代安全科學從安全系統的動態特性出發，研究人、社會、環境、技術、經濟等因素構成的安全大協調系統，更加強調安全系統的人－物－能量－信息四要素，即人的安全素質、設備和環境的安全可靠、生產過程中能量的安全作用、充分可靠的安全信息流。

? 現代安全科學尚未形成理論體系

1、在[0,t]內，電力系統發生事故的期望次數等價于同期累計事故率函數值。

2、事故間隔樣本?事故間隔期的概率分布密度函數? 事故期望次數?預測

?若事故間隔期的概率分布密度函數不變，根據年事故次數樣本，可以預測電力系統未來某一段時期內的事故期望次數。利用監控系統降低電力系統的事故率 變電站安全監控系統的特征

? 集成和處理設備、環境、人和管理四個方面的知識流

? 對各個不同的崗位產生有效的實時安全知識流

? 可以進行變電站的事故安全預警與決策 構建變電站安全監控系統的平臺

? 應該可以方便地實現變電站安全監控系統的典型特征

? 實時在線應用的智能管理系統INTEMOR 可以滿足要求，其特點是：集成了符號推理、數值計算、不同的知識庫系統、實時控制、Internet、通信技術，它有能力處理相互沖突的信息，并且用戶很容易更改知識庫。INTEMOR系統處理上述實時知識流，采用正向推理判斷事故，采用反向推理尋找事故原因，系統不僅提供了正常運行的狀態監視，而且在事故早期給操作人員提供了采取快速恰當行動的措施，解釋事故發生的原因和后果，同時提供專家建議和在各種手冊/規則中的相關依據

變電站綜合自動化基本概念 相關基本概念

? 變電站自動化 ? 變電站綜合自動化 ? 無人值班 ? 無人值守

? ? ? ? ? ? ? ? ? ? SCADA 調度自動化系統 EMS EEMS RTU 四遙 遙視

事件順序記錄 事故追憶 故障錄波

? VQC ? 小電流接地選線

1、變電站自動化

計算機技術＋變電站系統或設備）||（通信和網絡技術＋變電站系統或設備）||（其它各種新技術＋變電站系統或設備）

＝變電站自動化

變電站自動化是基于微機的變電站二次系統或設備

2、變電站綜合自動化

? 變電站綜合自動化系統是將變電站的二次設備（包括控制、信號、測量、保護、自動裝置、遠動等）利用計算機技術、現代通信技術，通過功能組合和優化設計，對變電站執行自動監視、測量、控制和調整的一種綜合性的自動化系統

? 特點：功能綜合化；設備、操作、監視微機化；結構分層分布化；通信網絡化光纖化；運行管理智能化

5、SCADA ? Supervisory Control And Data Acquisition ? 就是通常意義下的“監控系統”

? 實現數據采集、信息顯示、監視控制、告警處理、事件順序記錄、數據計算、事故追憶等功能

變電站自動化與無人值班、無人值守的關系

? 變電站無人值班是一種管理模式，而變電站自動化則是指變電站自動裝置和系統，綜合自動化不過是其中一種新型的自動化系統而已

? 變電站自動化是無人值班變電站可靠的技術支撐和物質基礎，兩者的目標都是為了提高供電可靠性和電力工業效益 ? 不存在固定的依賴和前提關系

6、調度自動化系統

? 調度自動化系統借助遠動系統收集各個發電廠和變電所得信息，如開關狀態、線路潮流等，經過調度分析與決策，對電力系統實施控制和調整，控制和調整命令經過遠動系統下送執行

? 職能：控制整個電力系統的運行方式，使電力系統在正常狀態下能滿足安全、優質和經濟地向用戶供電的要求；在缺電狀態下做好負荷管理；在異常和事故狀態下迅速恢復正常供電

9、RTU ? 在發電廠、變電所內按遠動規約完成遠動數據采集、處理、發送、接收以及輸出執行等功能的設備稱為遠動終端（Remote Terminal Unit，即 RTU）

10、四遙

? 遙測，又稱遠程測量（Telemetering），是指運用遠程通信技術傳送被測參量的測量值

? 遙信，又稱遠程信號（Telesignal、Teleindication），是對狀態信息的遠程監視 ? 遙控，又稱遠程切換（Teleswitching），是指對具有兩個確定狀態的運行設備所進行的遠程操作

? 遙調，又稱遠程整定（Teleadjusting），是指對具有不少于兩個設定值的運行設備進行遠程操作

11、遙視

? 利用音頻技術、視頻技術或其它安防技術實現對變電站運行環境的監控

12、事件順序記錄

? SOE、SER ? 按照時間順序記錄事故、故障和異常的發生情況

? 對遠動主站而言，事件順序記錄特指保護跳閘及其相關信息

? 由于對時的原因，事件順序記錄在站內應用較好，但站間的應用效果很差

13、事故追憶

? 記錄斷路器事故跳閘前后一段時間內模擬量的有效值變化過程

? 有的系統可以每周波記錄一次有效值；有的系統等間隔記錄一次有效值 ? 由于CT飽和特性的限制，事故追憶僅僅具有參考價值

14、故障錄波

? 記錄斷路器事故跳閘前后一段時間內電壓、電流、頻率等模擬量的故障波形（動態）? 有相關的國家標準

15、VQC ? 電壓無功控制

? 實現變電站或局部電網的補償設備自動投切或調整，以及變壓器分接頭的自動調整

16、小電流接地選線

? 在小電流接地系統中，如果發生單相接地故障，可以自動判斷是哪回線路發生了單相接地

電力自動化基本理論 常用基本原理

1、分層原理 ?

2、分布式系統 ?

3、PCM ?

4、采樣定理及其應用 ?

5、有效信息流 ?

6、滑動監控窗口 ?

7、冗余容錯技術

一、分層原理

? 層：按縱向劃分的結構上相對獨立、功能上也相對獨立的部分 ? 一個復雜系統按縱向可以劃分成很多層： 分層原理 要求：

? 各層結構上相對獨立、功能上也相對獨立

? 層與層之間的接口應該盡可能簡單、接口信息量應該盡可能小 ? 下層為上層提供服務

? 上層在下層的基礎上實現更高級的功能 層與模塊：

? 模塊是同一層中（橫向）結構和功能相對獨立的部分 ? 每一層可以劃分成多個模塊

? 模塊劃分原則：各模塊結構上相對獨立、功能上也相對獨立；模塊間的接口應該盡可能簡單、接口信息量應該盡可能小 ? 電力系統為什么要采用分層監視與控制？

復雜大系統

有功功率和無功功率動態平衡

P G ? PLD + ?P

? f

Q G ? QLD + ?Q

? ?

?不可能在同一地點對電力系統進行監視控制，也不可能在同一時間對整個電力系統的自動化同時建設 電力系統分層調度

典型的分層變電站自動化系統 硬件分散性

? H1：只有一個控制單元的單個CPU ? H2：有多個ALU的單個CPU，只有一個控制單元

? H3：分開的專用功能單元，比如帶一個浮點協處理器的CPU ? H4：帶多個CPU的多處理機，但只有一個單獨的I/O系統和一個全局存貯器 ? H5：帶多個CPU的多計算機，多個I/O系統和多個本地存貯器 控制分散性

? C1：單個固定控制點。（可能有多個CPU）

? C2：單個動態控制點。控制器在多個CPU間切換 ? C3：固定的主/從結構 ? C4：動態的主/從結構

? C5：使用同一控制器副本的多個同類控制點 ? C6：使用不同控制器的多個異類控制點 數據分散性

? D1：集中式數據

? D2：含有單一集中式目錄并且沒有本地目錄的分布式文件 ? D3：每個站點都有復制數據

? D4：有一個主結構的分區數據庫，主結構保存所有文件的一個完全副本 ? D5：有一個主結構的分區數據庫，主結構僅保存一個完整的目錄 ? D6：無主結構文件或目錄的分區數據庫 集中、分布、分散？

? 通俗地講，如果一個自動化系統的部件局限在一個地方，它就是集中的；如果其部件在不同的地方，它就是分散的；當一個分散式系統不存在或僅存在有限的協作時，它是網絡的；當一個分散式系統存在緊密協作時，它是分布的

分布式系統的屬性

? 任意數目的進程

? 任意數目的自治處理單元 ? 通過消息傳遞的通信 ? 進程協作 ? 通信延遲 ? 資源故障獨立 ? 故障化解 ?

四、采樣定理

采樣定理應用之一：確定監視周期

? 監控終端監視的量：穩態量、暫態量。穩態量的變化緩慢，暫態量變化迅速

? 監視周期：若在監控系統的輸出設備上觀察到的等間隔采樣值序列能夠在給定的誤差范圍內確定被監視量，則該采樣值序列的最大時間間隔稱為被監視量的監視周期 ? 實時性：監視周期的要求 采樣定理應用之二：時分多路復用 “話路”的基本概念

? PCM的概念是法國工程師Alec Reeres于1937年提出，它由采樣、量化和編碼三個步驟組成。

? 模擬話音經防混疊的低通濾波器限帶（300-3400Hz），然后以8kHz頻率將其采樣、量化和編碼成二進制數碼。對于電話通道，規定其采用值編碼為8位，共有256個量化級。這樣每個數字話路的標準速率為64kbit/s

“話路”的基本概念

? 盡管現在通過壓縮編碼，可以使在可接收的信噪比的前提下一路電話信號的通信速率降低到16kbit/s、8kbit/s，但是人們仍然習慣上將64kbit/s稱為一個話路帶寬，簡稱一個“話路”。

? n個64kbit/s的話路可以合并成一個更大帶寬的信道，稱為n×64kbit/s信道

E1的基本概念

? 采用與歐洲標準相同 的PCM30/32路的幀結構（稱為E1基群）

? 幀長度Ts＝1/8kHz=125?s。一幀分為32個時隙，其中30個時隙供30個用戶（即30個話路）使用，即TS1-TS15和TS17-TS32為用戶時隙。TS0是幀同步時隙，TS16是信令時隙

? E1遵守G.703（ITU-T的分層數字接口標準之一），參見《電力遙視系統的理論與實踐》

? PCM30/32系統位速率為

RBP＝fs×N×n=8000×8×32=2048kbit/s

五、有效信息流

? 數據是對客觀物體的直接描述或測量 ? 信息則是錯綜復雜的耦合數據之間的聯系 ? 知識表達了結構化的信息之間的綜合關系 ? 智能是獲取知識和使用知識的能力測度 信息流的處理 信息流的有效性 信息流的有效性

? 生存周期滿足采樣定理要求

? 同一信息流對一個業務功能是有效的，但是對另一個業務功能可能是無效的

? 例如，同樣是一臺換流變壓器故障跳閘信息，不同的用戶關注其不同的側面，運行人員關注是否是永久性故障引起的跳閘、跳閘對直流輸送功率的影響、對直流系統運行方式的影響等；檢修人員關心引起跳閘故障的原因和部位

確定被監視量：有效信息流

? 早期方法：根據狀態可觀測性確定＋經驗

正在過渡：確定有效信息流?確定被監控量

? 信息流的特征：QOS要求（特別是時效性）、異步性、不確定性

? 有效信息流：滿足生產需求的信息流。例：

繪出所有有效信息流后就可以確定被監視量

六、滑動時變監控窗口

? 滑動時變監控窗口WSCADA[t-T：t]是一種離散滑動時間窗口，完成一次監控過程所需的監控信息來自窗口WSCADA[t-T：t]所對應的信息流；在進行下一次監控過程時，時間窗口向后滑動?T，即時間窗為WSCADA[t＋?T-T：t＋?T]。

? 關于T和?T存在非常復雜的技術問題

? 監控窗口的設置滿足采樣定理、有效信息流要求

八、工程系統論

? 復雜性、無序性、完整性、協調性

? 系統方法：復雜性簡化、還原論、HSM框架、SSM框架、自頂向下、面向對象、模型化、系統優化、折衷平衡、邏輯鏈、啟發式、……

實現無人值班變電站的技術要求

2、計算機監控：

? 系統軟件選用通用的符合國際標準的操作系統、工作平臺、和成套軟件工具包 ? 有對時功能，優選GPS對時

? 系統的局部故障應該可以隔離并報警 ? 各個插件上應有標志，以表明運行狀態 ? 強電磁條件下能可靠工作，防雷、防過電壓 實現無人值班變電站的技術要求

2、計算機監控：

? 抗干擾、絕緣水平符合標準

? 推薦采用220V或110V直流作為YX工作電源

? 電能量脈沖寬度應不小于50?100ms，推薦采用RS485接口的電能表 ? 配置UPS，可以采用站內直流供電系統

實現無人值班變電站的技術要求

3、繼電保護：

? 應裝設直流電源監視信號，當直流電源消失時，向自動化系統報警 ? 常規保護輸出的瞬時和延時信號，根據需要送至自動化系統

4、二次回路：

? 新建變電站應取消常規操作屏

? 新建變電站保護屏上必須裝設跳、合閘按鈕，采用強電一對一控制方式。應裝設反映該斷路器運行狀態的指示信號

? 新建變電站可裝設音響信號系統，當自動化系統停用轉入就地控制時投入使用 ? 監視斷路器跳、合閘回路 ? 保護信號不自動復歸

? 有載分接頭和電容器組可自動調節和自動投切

? 110kV及以下系統配置小電流接地選線裝置，并與自動化系統連接 ? 控制電纜采用屏蔽電纜

? 根據需要配置同期裝置，但不宜用遙控進行同期操作

5、老站二次回路改造：

? 規范YC量

? 小電流接地系統3U0應作為YC ? 取消或停用閃光母線及事故音響回路 ? 增設YK跳閘閉鎖重合閘回路

? 所有異常報警必須有動作自保持（或保存），且便于巡查人員查找、手動或遠方復歸 ? 設備告警YX量包括：保護跳閘信號、斷路器跳閘、重合閘動作

? 異常報警分為三類：第一類召喚操作隊立即到現場處理；第二類召喚操作隊及時到現場處理，但允許維持較長延時的異常報警狀態；第三類可以留待巡視人員到現場察看時處理的異常狀態報警。對第一、二類形成事故總信號作為YX ? 除設備跳閘外，所有不允許等操作隊趕赴現場后才處理的設備異常，均必須另設專門的自動裝置處理

? 配置UPS，并配足蓄電池容量 實現無人值班變電站的技術指標

? YC量測量誤差不大于0.5% ? 變送器精度0.5級、4?20mA、?5V ? YT輸出0?10V、4?20mA ? YX空接點接入

? YK空接點輸出，接點容量為直流220V、5A，110V、5A，24V、1A ? 電能量累計容量216 ? 遠動信息海明距離大于4 ? MTBF不小于15000h、系統可用率不小于99.8% ? SOE小于5ms ? 通信速率宜大于600bd，誤碼率不大于104 ? UPS或其它后備電源后備時間應大于1h ? 接地電阻小于0.5?

無人值班變電站自動化系統功能

1、繼電保護：

? 通信功能：接受查詢；傳送事件報告；傳送自檢報告；對時；修改保護定值；定值查詢；保護投退；傳送保護狀態

? 線路保護：110kV線路一般采用階段式距離和階段式零序方向保護；35kV線路一般采用一段或兩段式(方向)電流、電壓速斷和過流保護；10kV線路采用兩相或三相電流速斷和國電流保護

1、繼電保護：

? 電容器組保護 ? 母線保護

? 變壓器保護：主保護采用二次諧波制動或比例制動的縱差保護；后備保護委過流或復合電壓啟動的過流保護 ? 自動重合閘

2、自動控制：

? 小電流接地選線 ? 備用電源自投 ? 低頻減載 ? 同期

? 電壓無功控制

3、數據采集：YC、YX

4、安全監控

? 控制與操作閉鎖

五防：防止誤分誤合斷路器；防止帶負荷拉合隔離開關；防止帶電掛接地線；防止帶接地線合斷路器；防止誤入帶電間隔

? 越限報警與異常狀態報警 ? SOE、事故追憶與故障錄波

5、數據處理和記錄

? 生數據處理 ? 數據合理性校驗 ? 特殊計算

? 旁路斷路器代路處理

? 微機五防操作閉鎖信息處理 ? YC越死區處理

? SOE、事故追憶與故障錄波信息處理 ? 電量累計

? 分合斷路器時，直流母線電壓和電流變化記錄 ? 各類報警、分類計算表統計

6、MMI ? 打印 ? 顯示 ? 在線維護 ? 操作

7、遠動

8、自診斷和自恢復 存在的主要問題

1、幾乎完全仿照綜自出現之前的運行人員工作，缺乏創新。即：

綜自功能 ＝ 計算機替代運行人員部分工作

? 因此，綜自系統除了減輕運行人員勞動強度和提高自動化水平的優點外，很多人不了解其更多的優點，特別是不知道綜自系統的價值

?

沒有針對電力系統運行需求來制定綜自的功能

2、對數據的傳送不加區分，缺乏進一步處理，讓電力系統的工作人員從海量數據中尋找有用的信息。（“海量數據”問題）

? 是造成電力系統事故的重要原因之一

? 運行人員的私有知識成為保證電網安全、質量和經濟性的唯一手段 ? 沒有針對電力系統信息需求來定制綜自的功能 綜自系統的功能需求

? 主管領導、各級調度運行人員、變電站運行人員、檢修人員、維護人員等對信息的需求不同（例如：主變跳閘時），因此要求信息甄別傳輸 ? 某些信息要求在同級班組或變電站之間傳輸，如事故教訓

3、缺乏標準化和產品化

? 沒有定型的綜自系統是目前影響綜自系統可靠性的主要原因之一 研究單位、制造廠家、用戶都應該重新考慮綜自的功能需求！需求就是動力！！

利用遙視系統實現無人值班變電站的安全運行監控 主要內容

? 遙視系統的安全監視功能 ? 遙視系統的技術現狀

? 遙視系統建設中的若干重要問題

? 利用遙視系統實現安全監控的研究新進展 遙視系統的安全監視功能

? 遙視系統的興起和發展是由于變電站安全運行監視的需要 ? 輔助變電站安全生產是目前遙視系統的核心和靈魂 ? 遙視系統所有功能都圍繞變電站安全生產而設計 應用提示：不能簡單地將安防系統作為電力遙視系統

? 實現對變電站運行設備的遠程正常巡視 ? 實現對變電站運行環境的遠程監控

? 保證遙控操作的安全性

? 輔助進行事故處理

? 對檢修過程進行監控

為什么采用遙視系統可以實現變電站安全運行監控？

? 安全科學認為：影響安全的因素包括人、設備（系統）、環境、管理四個方面。生產過程中任何一個環節的不可知不可控都可能造成事故。加強事故鏈的監視是切斷事故鏈、防止事故發生的必要條件

? 遙視系統監視人、設備的一部分和全部環境內容 遙視系統的技術現狀

? 遙視系統的特征

? 三種典型的遙視系統結構

? 目前必須實現的幾個重要功能 ? 主要性能指標 遙視系統的特征

? 分層分散式系統

? 集成式系統

? 超大信息流量

? 強電磁干擾運行環境

4.1 滿足不同用戶電能質量需求的用戶電力技術

滿足不同用戶電能質量需求的控制技術也稱為用戶電力技術(custom power)，是美國Hingorani博士于1988年提出的概念：把大功率電力電子技術和配電自動化技術綜合起來，以用戶對電力可靠性和電能質量要求為依據，為用戶配置所需要的電力。電力公司(或其他利益群體)利用用戶電力技術和新設備，可使單獨用戶或用戶群從配電系統得到用戶指定質量水平的電力；用戶電力技術可以用來有效抑制或抵消電力系統中出現的各種短時、瞬時擾動，可使用戶供電可靠性達到不斷電、嚴格的電壓調整、低諧波電壓、沖擊和非線性負荷對終端電壓無影響等。

? IEC61850的目標（“變電站通信網絡和系統”）

? IEC61850的目標：解決變電站自動化系統的互操作性（而不是互換性）

? 標準的目的既不是對在變電站運行的功能進行標準化，也不是對變電站自動化系統內的功能分配進行標準化

? 互操作性：一個制造廠或者不同制造廠提供的兩個或多IED交換信息和使用這些信息執行特定功能的能力

? 互換性：不用改變系統內的其他元件，用另一個制造廠的設備代替一個制造廠的設備的能力 必要性

? 在變電站自動化系統中，各個不同制造廠采用采用了各自的特定專用通信協議，采用不同制造廠的智能電子設備時要求復雜和高費用的協議轉換

隨著技術的發展，即使是同意制造廠的IED之間也存在協議轉換問題 ? 互操作性一直是變電站自動化系統的瓶頸

變電站自動化系統三層次模型

? 目前大量工程應用的變電站自動化系統采樣了分層分布式，即整個變電站自動化系統分為變電站層和間隔層，間隔層設備主要對應于一次間隔設備的保護、測量和控制

? 在IEC 61850中，IEC/TC 57提出了3層次模型的變電站自動化系統構架，即采用電子式電壓和電流互感器和開關的一次設備增加了智能接口后，這些智能化設備作為變電站的過程層

? 采用3層次模型后，原來間隔層設備與互感器、開關的一次設備之間的電力電纜連接變為通信電纜連接，并形成過程總線

間隔（Bay）的定義

? 變電站由具有一些公共功能的緊密連接的部件組成，例如介于進線或者出線和母線之間的斷路器，帶斷路器和相關的隔離刀閘和接地刀閘的母聯，代表兩種電壓等級的兩條母線之間帶開關設備的變壓器。間隔的概念可適用于1 1/2斷路器和環形母線變電站配置，將一次斷路器和相關的設備組成一個虛擬間隔。這些間隔按被保護的電力系統子集組成，例如變壓器或者線路終端組成間隔，開關設備的控制有一些共同的限制諸如互鎖和已經定義的操作順序。這些子集的標識對于維修（哪些部分可能同時斷開，減少對子集其余部分的影響）或者擴充設計。（如果一個新的線路將要投運，需要增加的部分）是非常重要的，這些子集被稱為“間隔”，由通用名稱為“間隔控制器” 進行管理，把繼電保護系統稱為“間隔繼電保護”

數字化變電站邏輯接口

① 間隔層和變電站層之間保護數據交換； ② 間隔層與遠方保護之間保護數據交換； ③ 間隔層內數據交換；

④ PT和CT輸出的采樣值；

⑤ 過程層和間隔層之間控制數據交換； ⑥ 間隔和變電站層之間控制數據交換； ⑦ 變電站層與遠方工程師辦公地數據交換； ⑧ 間隔之間直接數據交換，如聯鎖等快速功能； ⑨ 變電站層內數據交換；

⑩ 變電站和遠方控制中心之間控制數據交換。

什么是數字化變電站？

? 數字化變電站指信息采集、傳輸、處理、輸出過程完全數字化的變電站 ? 基本特征為設備智能化、通信網絡化、運行管理自動化等

? 變電站綜合自動化系統實現了間隔層和站控層間的數字化，數字化變電站還需完成過程層及間隔層設備間的數字化

數字化變電站的特點 ? 一次設備智能化

采用數字輸出的電子式互感器、智能開關（或配智能終端的傳統開關）等智能一次設備

一二次設備間用光纖通信傳輸信息

? 二次設備網絡化

二次設備間用通信網絡交換模擬量、開關量和控制命令等信息，取消控制電纜

? 運行管理自動化

自動故障分析

設備健康狀態監測

程序化控制 數字化變電站的優勢

? 減少二次接線 ? 提升測量精度

? 提高信號傳輸的可靠性

? 避免電纜帶來的電磁兼容、傳輸過電壓和兩點 ? 接地等問題

? 變電站的各種功能共享統一的信息平臺，避免 ? 設備重復

? 自動化運行和管理水平的進一步提高 數字化變電站技術功能規范

? 智能一次設備

數字輸出的電子式互感器

開關、變壓器等一次設備智能化

? 過程層通信

互感器→二次設備： IEC61850-9-1或-9-2

1類性能要求開關量：IEC61850的GOOSE

一次設備和二次設備間其他信息交換：IEC61850-8-1（MMS）

第四篇：電力調度自動化論文

現代電力調度自動化系統的應用與發展

摘要：電力調度自動化系統在電網的實時監控、故障處理等方面發揮了重要作用，它的應用徹底改變了傳統的電網調度方法，是電網調度手段的一次革新，是電網穩定運行的重要保障。本文通過分析電力調度自動化系統的主要功能，以廣東紅海灣發電有限公司為例，針對系統特點及發展趨勢進行探討。

關鍵詞：電力調度自動化系統；數字；市場；智能

1、電力調度自動化系統的主要功能

電力調度自動化系統的主要功能包括：數據采集、信息處理、統計計算、遙控、報警處理、安全管理、實時數據庫管理、歷史庫管理、歷史趨勢、報表生成與打印、畫面編輯與顯示、Web瀏覽、多媒體語音報警、事件順序記錄、事故追憶、調度員培訓模擬等。重要節點采用雙機熱備用，提高系統的可靠性和穩定性。當任一臺服務器出現問題時，所有運行在該服務器上的數據自動平滑地切換到另一臺服務器上，保證系統正常運行。系統有健全的權限管理功能。能快速、平穩地自動或人工切除系統本身的故障，切除故障時不會影響系統其他正常節點的運行。調度主站是整個調度自動化監控和管理系統的核心，從整體上實現調度自動化的監視和控制，分析電網的運行狀態，協調變電站內RTU之間的關系，對整個網絡進行有效的管理使整個系統處于最優的運行狀態。

2、電力調度自動化系統的特點

2.1系統的開放性

廣東紅海灣發電有限公司調度自動化系統遵守各種工業標準。系統的設計參考IEC（國際電工委員會）制定的IEC61970/IEC61968系列國際標準，遵循CIM模型開發。支持系統軟硬件升級，支持第三方的開發，可以與其他廠家的系統接口。因為有眾多的廠家支持這些工業標準，所以廣東紅海灣發電有限公司有廣闊的選擇空間來進行系統配置，以滿足工業領域的各種應用。

跨平臺體現了系統的開放性。跨軟件平臺：操作系統：UNIX、NT；數據庫：Oracle、Sybase等；跨硬件平臺：COMPAQSUNIBMHP的64位系統；WINDOWSINTEL的32位系統。2.2系統的可擴展性系統的分層、分級、分布式管理的設計思想為系統進行方便的擴展提供基礎。主站節點，站端設備服務器、工作站及網絡設備等硬件，軟件模塊等都可以方便的擴充，就象是搭積木一樣。這種持續可擴的性能，使用戶在實現調度自動化時，按照“總體規劃，分步實施”的策略來實施，避免了一次性投資太大。2.3先進的系統平臺

廣東紅海灣發電有限公司調度自動化系統采用持續開放的通用網絡平臺，即SuperOpen平臺的設計，運用lient/Server結構，強調中問件設計模式，由此形成的網絡級中性服務平臺僅服務于客戶請求的中性數據，而無需考慮數據的應用。不僅豐富了系統服務定義的內涵，且為內部不斷擴大的各部門系統網的Intranet及與外層Internet的自適應網絡互聯帶來了潛在效能，使使用者可自行靈活定義拓廣的應用，并自動接入系統及與系統通信。

平臺將上層應用和底層支撐隔離開，為系統的穩定高效運行提供可靠保障和奠定堅實基礎，它為整個西山電力提供通用的平臺功能支持。

2.4強大的WEB瀏覽功能

廣東紅海灣發電有限公司調度自動化系統平臺本身支持功能強大的WEB瀏覽功能。采用三層結構的設計思想，通過WEB服務器，支持多個客戶端實時數據、靜態數據、圖形、曲線、報表(動態報表)、事項等查詢。

3、電力調度自動化系統的發展趨勢 3.1數字化

隨著信息化的普及和深入，越來越多的目光投向了數字化變電站和數字化電網的研究開發。電網的數字化包括信息數字化、通信數字化、決策數字化和管理數字化4個方面。

3.1.1信息數字化：是指電網信息源的數字化，實現所有信息（包括測量信息、管理信息、控制信息和市場信息等）從模擬信號到數字信號的轉換，以及對所有電網設備（包括一次設備、二次保護及自動裝置以及采集、監視、控制及自動化設備）的智能化和數字化。電網具有很強的時空特性，需要采集、監視和控制設備的二維及三維時變 信息。信息數字化的目標是數據集成、信息共享，主要以數字化變電站為主體。

3.1.2通信數字化：是指數字化變電站與調度自動化主站或集控中心之間通信的數字化。暢通、快速、安全的網絡環境和實時、準確、有效運行信息的無阻塞傳遞是數字化電網監控分析決策的重要前提。

3.1.3決策數字化：電網安全、穩定、經濟、優質運行是電網數字化的根本目的，必須具備強大的分析和決策功能，實施經濟調度、穩定控制和緊急控制的在線閉環，達到安全、穩定、經濟、優質運行的目的。

3.1.4管理數字化：包括設備生產、運行等大量基礎數據在內的各種應用系統的建設，實現從電網規劃、勘測、設計、管理、運行、維護等各個環節的全流程的信息化。

電力調度自動化的數字化將會給調度的視角帶來新的變化，許多新興技術，如遙視技術、虛擬現實技術、可視化技術、全球定位系統（GPS）技術、遙感技術、地理信息系統（GIS）技術將會在未來調度自動化系統中得到廣泛深人的應用。

數字化的目標是利用電網運行數據采集、處理、通信和信息綜合利用的框架建立分區、分層和分類的數字化電網調度體系，實現電網監控分析的數據統一和規范化管理以及信息挖掘和信息增值利用，實現電力信息化和可視化、智能化調度，提高決策效率和電力系統的安全、穩定、經濟運行水平。

3.2市場化

電力市場化改革也給電力系統運行和控制帶來一系列新問題。例如：電網的傳輸容量逐步逼近極限容量；電網堵塞現象日趨嚴重；負荷和網絡潮流的不可預知性增加；大區電網運行相對保密，相關電網信息和數據不足；廠網分開后的調度權受到限制，以安全性為唯一目標的調度方法轉向以安全性和經濟性為綜合目標的調度方法；市場機制不合理可能降低系統的安全性等。因此，需要未來的調度自動化系統和電力市場的運營系統更加緊密地結合在一起，在傳統的EMS和WAMS應用中更多地融入市場的因素，包括研究電力市場環境下電

網安全風險分析理論，以及研究市場環境下的傳統EMS分析功能，如面向電力市場的發電計劃的安全校核功能、概率性的潮流及安全穩定計算分析、在線可用輸電能力（ATC）的分析計算等。

3.3智能化

智能調度是未來電網發展的必然趨勢。智能調度技術采用調度數據集成技術，有效整合并綜合利用電力系統的穩態、動態和暫態運行信息，實現電力系統正常運行的監測與優化、預警和動態預防控制、事故的智能辨識、事故后的故障分析處理和系統恢復，緊急狀態下的協調控制，實現調度、運行和管理的智能化、電網調度可視化等高級應用功能，并兼備正常運行操作指導和事故狀態的控制恢復，包括電力市場運營、電能質量在內的電網調整的優化和協調。

調度智能化的最終目標是建立一個基于廣域同步信息的網絡保護和緊急控制一體化的新理論與新技術，協調電力系統元件保護和控制、區域穩定控制系統、緊急控制系統、解列控制系統和恢復控制系統等具有多道安全防線的綜合防御體系。

4、結束語

計算機、通信和人工智能等領域的新技術和新思想為電力調度自動化系統的發展提供了技術保障，特高壓、電力體制改革等新形勢對電網調度自動化系統既提出了新的挑戰，也提供了前所未有的機遇。未來調度自動化技術及系統將會有更快更大的發展，但也需要付出艱辛的努力。

參考文獻：

[1]何景斌.管理信息系統在電力調度管理自動化中的應用[J].建材與裝飾，2007.[2]馬紅.電力調度自動化系統實用化應用[J].現代電子技術2004.

第五篇：變電站綜合自動化系統安全運行探討

變電站綜合自動化系統安全運行探討

摘要:變電站綜合自動化系統是電網自動化系統的一個重要組成部分,變電站綜合自動化系統對變電站內的設備進行統一的監控、管理,與電網調度自動化系統進行實時信息交換、信息共享,提高了電網的安全穩定水平。因此,變電站綜合自動化系統的安全運行直接決定了變電站的安全和穩定。本文論述了變電站監控系統的運行管理措施。

關鍵詞:電力系統自動化;安全運行;管理對變電運行管理的重要性

變電站是電力系統發、輸、配電工程不可缺少的環節。變電站的安全運行是電力系統安全運行的重要組成部分,如果變電站發生事故會直接影響電網的安全運行,迫使電力系統的運行方式發生變化,嚴重時會導致供電中斷,造成大面積停電。變電運行工作平凡而責任重大,確保變電站設備的安全運行是變電運行工作的重中之重。變電站監控系統的運行管理

變電站監控系統是把變電站中的中央信號、事故音響、運行數據、倒閘操作等功能綜合起來,進行統一管理,將各種信息進行分析、篩選和歸類,以利于進行正常的監控和操作。變電站綜合自動化監控系統的運行管理可分為日常管理、交接班、倒閘操作、驗收和故障處理等。

2.1 日常管理

2.1.1 一般規定

a.定期核對“四遙”即遙測、遙信、遙控、遙調的正確性。進行通信網絡測試、標準時鐘校對等維護,發現問題及時處理并做好記錄。

b.進行變電站例行遙控傳動試驗和對上級調度自動化系統信息及功能有影響的工作前,應及時通知有關的調度自動化值班人員,并獲得許可。

c.一次設備變更(比如設備的增減、主接線的變更、互感器變比改變等)后,修改相應的畫面和數據等內容時,應以經過批準的書面通知為準。

d.運行中嚴禁關閉監控系統報警音箱,應將音箱音量調至適中位置。

e.未經調度或上級許可,值班人員不得擅自將監控系統退出(除故障外),如有設備故障退出,必須及時匯報調度員。

f.五防解鎖鑰匙應統一管理,由站長授權使用。

g.每隔半年將主機歷史數據進行備份,該工作應由站長聯系遠動班完成。

h.保持監督控制中心和周圍環境的整齊清潔。

2.1.2日常監控

監控系統的日常監控,是指以微機監控系統為主、人工為輔的方式,對變電站內的日常信息進行監視、控制、以掌握變電站一次主設備、站用電及直流系統、二次繼電保護和自動裝置等的運行狀態,保證變電站正常運行的目的。日常監控是變電站最基本的一項工作,每個運行人員都必須了解微機監控系統日常監控的內容并掌握其操作方法。監控系統的日常監視的內容:各子站一次主接線及一次設備;各子站繼電保護及自動裝置的投入情況和運行情況;電氣運行參數(如有功功率、無功功率、電流、電壓和頻率等),各子站潮流流向;光字牌信號動作情況,并及時處理;主變分接開關運行位置;每小時查看日報表中各整點時段的參數(如母線電壓,線路電流、有功及無功功率,主變溫度,各側電流、有功功率及無功功率等);電壓棒型圖、各類運行日志;事故信號、預告信號試驗檢查;五防系統網絡的運行狀態;UPS電源的運行情況;直流系統的運行情況。

2.1.3 操作監控

操作監控是指操作人員在變電站內進行倒閘操作、繼電保護及自動裝置的投退操作以及其他特殊操作工作時,監控人員對操作過程中監控系統的各類信息進行監視、控制,以保證各種變電設備及操作人員在操作過程中的安全。操作監控的內容有一次設備的倒閘操作,繼電保護及自動裝置連接片的投退操作。

2.1.4 事故處理異常監控

事故監控是指變電站在發生事故跳閘或其他異常情況時,監控人員對發生事故或異常情況前后某一特定時間段內的信息進行監視、分析及控制,以迅速正確地判斷處理各類突發情況,使電網盡快恢復到事故或異常情況前的運行狀態,保證本站設備安全可靠地運行,確保整個系統的穩定。

事故監視的內容一般有主變壓器、線路斷路器繼電保護動作跳閘處理的監視;主變壓器過負荷的異常運行監視;主變壓器冷卻器故障的處理;主變壓器油溫異常的監控;各曲線圖中超出上、下限值的監視及處理;音響失靈后監控;系統發生擾動后的監控;光字牌信號與事故、異常監控等。

2.2 交接班和倒閘操作管理

監控中心交接班與原常規站交接班內容基本相同,要明確設備運行方式、倒閘操作、設備檢修、繼電保護自動裝置運行情況、設備異常事故處理、工作票執行情況等方面的內容。需要特別注意的有兩個事項:網絡的測試情況和所有工作站病毒檢查情況。通訊一旦中斷或網絡發生異常監控中心對各變電站將會束手無策。倒閘操作一般應在就地監控微機上進行,監控值班人員在就地監控微機上進行任何倒閘操作時,仍要嚴格遵守DL408-1991《電業安全工作規程(發電廠和變電所電氣部分)》的規定,一人操作,一人監護。監控值班人員必須按規定的權限進行操作,嚴禁執行非法命令或超出規定的權限進行操作。

2.3 驗收管理

就地監控微機要求有與現場設備一致的一次主接線圖,在圖中可以調用和顯示電壓、負荷曲線、電壓的棒圖或保護的狀態,能對斷路器進行控制,投退保護壓板,調整主變分接頭,查看歷史數據等功能。要在日常的運行中獲得可靠的信息,初期的驗收主要有遙測量(YC)、遙信量(YX)、遙控量(YK)、遙調量(YT)四個方面的內容。

2.3.1遙測量

遙測量指信息收集和執行子系統收集到的,反映電力系統運行狀態的各種運行參數(基本上是模擬量)。

正常的遙測量數據包括:主變壓器各側的有功及無功功率、電流、變壓器的上層油溫;線路的有功及無功功率、電流(220kV以上線路三相電流);母線分段開關的有功功率、電流;母線電壓、零序電壓(3U0);電容器的無功功率、電流;消弧線圈的零序電流;直流系統的浮充電壓、蓄電池端電壓、控母電壓、合母電壓、充電電流;站用變的電壓、系統頻率。這些正常的遙測數據,測量誤差應小于1%,在驗收時要逐一核對,根據現場情況盡可能在送電前完成。

2.3.2 遙信量

遙信量指反映電力系統結構狀態的各種信息,是開關量(需經隔離才能送入遠動裝置)。遙信量數據包括:開關位置信息;開關遠方/就地切換信號;開關異常閉鎖信號、操作機構異常信號、控制回路斷線信號;保護動作、預告信號、保護裝置故障信號;主變壓器有載分頭位置、油位異常信號、冷卻系統動作信號、主變壓器中性點接地隔離開關與運行方式改變有關的隔離開關位置信號;自動裝置投切、動作、故障信號(即DZJZ,備用電源裝置);直流系統故障信號,現場手動操作解除閉鎖系統信號;全站事故總信號、預告總信號、各段母線接地信號、重合閘動作信號、遠動終端下行通道故障信號、消防及安全防范裝置動作信號(火災報警)。

遙信量的選擇不見得是越多越好,對重要的與不重要的加以區分,應選擇重要的保護與開關量信息,當一次系統發生事故時,會有大量的數據,如果不進行選擇會影響人對事故的正確判斷及對事故的快速反應。也可增加相應的特殊信號或對一些遙信量進行合并,合并的信號運行人員應清楚是哪幾個信號,如控制回路斷線、機構異常、SF6氣體壓力低等。

2.3.3 遙控量

遙控量指改變設備運行狀況的控制命令,包括開關分、合;變壓器中性點地刀分、合;保護軟壓板的投、解。要求遙控量的傳輸可靠。驗收時要核對正確性,還需做一些必要的措施,尤其是第一次控制開關(就地微機、監控微機數據庫有變化時)現場要有防誤控的措施,把運行設備的遠方/就地開關切換至就地。設備只要有檢修時,要對開關遙控進行分、合測試,以保證其正確性。

2.3.4 遙調量

遙調量是指連續或斷續改變設備運行參數的有關信息,如變壓器的分接頭等。驗收時分接頭位置指示與實際相符,調升命令下達后變壓器分接頭應該升。

2.4 事故異常管理

監控系統的故障處理或事故搶修應等同于電網一次設備的故障處理或事故搶修。變電站現場事故處理預案中要加入監控系統部分。監控系統設備出現嚴重故障或異常,影響到電氣設備操作的安全運行時,按事故預案處理,并加強對電網一次、二次設備的監視,以避免出現電網事故或因監視不力危及設備和電網安全。同時立即匯報調度和本部門分管領導確定搶修方案,統一安排處理。監控機發出異常報警時,監控人員應及時檢查,必要時檢查相應的一、二次設備。監控系統主機故障,備用機若不能自動切換時,應及時向調度和有關部門匯報,盡快處理。在監控系統退出期間,運行人員應加強對一、二次設備的巡視,及時發現問題。在處理事故、進行重要測試或操作時,有關二次回路上的工作必須停止,運行人員不得進行運行交接班。監控系統設備永久退出運行,設備維護單位需向上級調度自動化管理部門提出書面申請,經自動化主管領導批準后方可進行。存在的問題及對策

改造后的變電站綜合自動化系統由于設備問題、電磁干擾、通道誤碼等原因,信息誤發、漏發情況時有發生。往往在事故情況下有大量的信息上傳,因此要求值班人員能迅速進行判斷。簡單可行的辦法是一看時間,二看遙測量。無論什么保護動作,其啟動都是由動作量值整定的,都有一個啟動到動作出口的過程。計算機將保護動作的過程按時間順序體現出來,通過遙信量的分、秒、毫秒在同一時間段內有不同的保護動作情況,可以判斷為誤遙信。再結合遙測量的變化、相應開關變位、事故總動作信號來判斷。例如:主變有一側開關變位,三側電流、有功、無功正常,中、低壓側電壓正常,這時應判斷開關變位是誤發或現場把控制電源斷開所引起。

運行中經常出現的異常有通訊中斷、監控微機死機、遙測值不刷新和遙控拒控制。異常或事故處理時應堅持以下處理步驟:記錄掉閘開關名稱及編號,在事故報警窗中查詢開關的掉閘時間及保護動作情況、時間,做好記錄后將變位設備對位。結束語

變電站綜合自動化系統的運行管理需要結合現場實際不斷探索,尤其在日常運行、交接班、倒閘操作、設備驗收、異常事故處理等方面不斷研究,加強每一個環節的管理,變電運行管理才能扎實有效,變電站的安全運行才能得以保證。