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基于电网调度自动化应用及发展浅析 【摘要】:本文根据笔者工作经验，简单阐述了电网调度自动化的应用及其发展。 【关键词】: 电网调度自动化 1调度主站端的发展11调度自动化的初级阶段 在调度自动化的初级阶段，调度主站只能依靠安装在变电站的远动设备，采集变电站或电厂的机组出力，线路潮流和母线电压等遥测数据，而遥信数据也只是采集断路器的实时状态，在两遥的实现后，调度员能够在调度台及模拟盘上及时的知道变电站或电厂的运行情况。随着技术的发展，遥控和遥调的手段丰富了调度员调节电网用电的能力，它能够使调度员在调度中心对发电机出力进行调节，对某些开关进行合闸和断开。四遥的实现是调度自动化的初级阶段。 1.2 SCADA系统的应用 上世纪60年代中期，在美国东北部大停电事故发生后，各国电力公司研究了这一事故造成的教训，感到多年的电网经济运行效益远抵不上一次大停电事故带来的损失，就将注意力转到保证电网安全上。他们所采取的关键措施，就是将计算机技术引入调度中心与远动技术相结合，出现了电网调度数据采集和监视控制(SCADA)系统，这是电网调度自动化技术的飞跃。随着厂站的不断增多，电力系统的结构和运行方式越来越复杂，在日常调度运行中，调度员工作时面对着大量不断变动的实时数据，由于缺乏对数据的合理计算及分析，往往会出现盲目指挥，旧有的系统已经不能适应电力发展的需要。SCADA系统的出现解决了这个问题，它为调度员正确操作提供帮助。 1.3分布式结构 近年来，SCADA/EMS 系统有又经历几次变化，从最初的集中式系统到了分布式系统然后到了开放型系统。各种系统都有其自身的优点及缺点。集中式系统的优点是一机多用、节约资源投资，成本低廉，但存在第三方产品难于接入、兼容性差等缺点。为解决这些问题，基于80年代后期国际开放式计算机技术的出现，90年代开始，各国EMS的开发商都转向基于国际开放式计算机操作系统、图形系统及网络系统的分布式EMS的开发，由集中式结构发展至分布式结构，这是电网调度自动化体系结构的重大发展。另外，使用了服务器也是分布式系统的重要特征，按其功能的不同还分开为数据服务器和功能服务器，这样的结构有利于客户使用网上共享的资源，还能使多个客户可以跨网络访问服务器。 在以后的自动化主站的发展还应遵循以下几点：(1)能够采用不同厂家的产品，产品兼容性要好。(2)能不断扩展新的应用功能，集成更多系统，并要降低接口的难度和成本。(3)能互换数据，共享各方信息，只有实现以上要求才能算的上是真正的开放系统。 2厂站端的发展2.1 RTU技术 RTU是调度自动化在远方的重要设备，它广泛的分布在电厂和变电站中，对变电站的各种数据进行采集，然后通过远动通道把数据送回调度中心。它能够实现模拟量、开关量的采集，能够执行主站端下发的命令，对指定的对象进行遥控和遥调。由于早期的RTU采集的信号量不多，所以RTU结构都为单CPU，它的最大缺点是容量小，处理一些数据多的厂站时就显得难以胜任，后来也逐渐采用了多模块设计，每个模块都有自己的CPU，这样大大减轻了主CPU的负担，但其功能及开放性还是显得不够。2.2变电站综合自动化 源于在变电站中普遍使用基于计算机技术的智能设备（intelligent electronic device,缩写为IED），它不仅将现场的数据数字化并分析出很多难以直接测量的数据（如谐波分量、序电流、序电压），而且具有计算机数据通信接口，利用计算机的存储能力完成统计记录功能。常规变电站将大量现场一次设备，如变压器、开关、母线、电压互感器、电流互感器等，同安装在控制室内的单项自动化装置（如继电保护、重合闸、故障录波和测距、各种变送器、远动装置、测量仪表等）之间用大量电缆一一对应地连接起来。其设备复杂，占地面积大，各种工作量大。现在推行的变电站综合自动化方式的最大特征是将上述分散设备综合集成在一起，二次回路极为简洁，控制电缆大量减少。同时，站控层采用了网络连接的方式，各种数据通过网络总线集中到远动主机上，采用CSMA/CD介质访问方式，传输速率高达10Mb/s，可容纳1024个节点，距离可达2.5km。物理层和链路层遵循IEEE802.3协议，应用层采用TCP/IP协议。随着技术的进步，光电CT、PT逐步取代电磁CT、PT，它们可以直接挂在站内的网络上，变电站自动化技术即将进入数字化新阶段。 2.3数字化变电站技术 在变电站自动化领域中，智能化电气的发展，特别是智能开关、光电式互感器机电一体化设备的出现，变电站自动化技术进入了数字化的新阶段。在高压和超高压变电站中，保护装置、测控装置、故障录波及其他自动装置的I/O单元，如A/D变换、光隔离器件、控制操作回路等将割列出来作为智能化一次设备的一部分。反言之，智能化一次设备的数字化传感器、数字化控制回路代替了常规继电保护装置、测控等装置的I/O部分；而在中低压变电站则将保护、监控装置小型化、紧凑化，完整地安装在开关柜上，实现了变电站机电一体化设计。 数字化变电站技术的特征是一次设备智能化、二次设备网络化、运行管理自动化。具有以下优点：变电站信息的采集、传输、处理全过程实现数字化；每个环节都具备完善的自诊断功能；变电站过程层的所有设备都实现智能化，二次接线大大简化；整个变电站的信息模型，包括数据模型和功能模型，都采用统一模式；各类设备的数据通信都采用开放的统一的通信协议，所有数据无缝交换；所有信息的可靠性、完整性、实时性都能得到保证，数据测量精度高；通信介质全部采用光纤来取代电缆；各种设备和功能共享统一的信息平台，避免设备重复投资；整个变电站的管理实现全面的自动化和信息化。 数字化变电站自动化是一个系统工程，要实现全部数字化变电站自动化的功能，还有许多技术问题需要攻关解决，相信在不远的将来数字化的变电站自动化系统，将有一个蓬勃的发展期。 3通信规约通信规约是主站与厂站进行数据通信的一种约定，目前我国应用最广泛的主要采用循环式规约（CDT）和问答式规约（POLLING）两种。现在广泛使用的规约版本包括IEC101、DNP3.0、IEC103、IEC104、SCI1801、U4F、CDT92、CDT85等，它们是主站与厂站间传输信息的纽带。3.1循环式规约（CDT）1991年11月4日，能源部发布电力行业标准（DL-451-91）循环式远动规约，该规约使用于点对点通信信道结构，它的特点是每个RTU都要独占一条到调度主站的信道，把RTU采集到的各种信息一遍接一遍循环不断地给调度主站传送信息，信息按大家约定的顺序来传送，传送中还要求发送端与接收端保持同步。为保证传输的可靠性，最好有双通道运行，因此，信道投资较大。3.2问答式规约（POLLING）1995年IEC为了在兼容的设备之间达到互换的目的，颁布了IEC60870-5-101传输规约，为了使我国尽快采用远动传输的国际标准，1997年电力部颁布了国际101规约的国内版本 DL/T634-1997。由于在实际运行中发现了一些问题，广东电网公司还发布了101规约的实施细则DL/T634.5101-2002，里面的含义覆盖了遥测、遥信、遥控、遥调、对时、参数下装、文件传输等基本远动任务。10