基于调控一体化的智能电网运行管理技术探析

魏华跃

（国网北京市电力公司，北京 100031）

0 引 言

智能化、自动化及集约化是电网发展的必然趋势。不断发展的电网智能控制技术对电网系统和电网控制模式提出了更高要求。因此，需要进行大刀阔斧的改革，实现电网运行管理的智能化、自动化及集约化[1]。本文结合我国电网调度、变电及配网的管理实践，针对调控一体化运行管理模式实施过程中需要用到的技术展开探讨。

1 调控一体化技术支持体系

调控一体化运行管理的技术基础是计算机技术和通信技术。调控一体化技术的应用使调度运行管理人员可以通过计算机远程监控管理电力设备的运行状态，在线实时监测电力系统的相关运行参数，从而作出及时有效的调控运行管理。目前，电网企业主要使用南瑞的D5000智能电网调度控制自动化系统。该系统具备更好的可靠性和安全性，而当前广泛应用的无人值班变电站也要求电网具备更高的安全性和可靠性[2]。

1.1 D5000系统的硬件结构

关于硬件层面，D5000调度自动化系统分为三级安全区，其中主系统（EMS）在一区，DTS子系统在二区，EMS系统与DTS子系统之间用防火墙隔离；web服务器在三区，通过物理隔离与EMS系统区分开。D5000及其子系统的硬件结构具体如下。

（1）局域网子系统

D5000系统的局域网子系统结构采用冗余双交换结构。该结构具有以下3个特点。①不管哪个网络点出现通信错误，都不会影响大范围的网络系统，还可以进行高效的硬件更新，并可以随时更换设备[3]。②可避免同时安装多台交换机，降低了运行成本，同时可以提升主交换机的可靠性和利用率。③有充足的扩展空间。

（2）应用服务器

为了高效传输SCADA和PAD等应用程序的数据，通常需要为这些应用程序各配置一对UNIX服务器。

（3）工作站

工作站的配置直接影响系统的整体稳定性，通常使用稳定性最好的UNIX工作站。

（4）数据采集与通信子系统

实时采集和传输数据是电网运行管理工作中的重要环节，数据采集与通信子系统是实现电网调控一体化的关键程序。该系统主要包括路由器、数据采集通信服务器及串行通信设备等构成，通常为其配备至少两台UNIX服务器，相互备用。

（5）DTS子系统

DTS子系统可以按照实际需要灵活选择服务器和工作站硬件，但DTS子系统应该和主系统隔离，以防误操作对系统产生负面影响。

1.2 D5000系统软件结构

D5000系统本质上是SCADA系统的扩展，其主要特征是可以进行数据采集和监控，从而辅助电网调控中心工作。D5000系统主要包括硬件层、操作系统层、支撑平台层及应用平台层。其中支撑平台层最为核心，其功能包括运行数据采集分析和运行监控管理。运行数据包括遥信量、遥测量及电量。遥信量是指对可远程调控的设备进行远程调控的显示数值；遥测量是指对远程设备进行在线远程监测显示的数据，如远程设备的电压和电流等参数；电量即电网运行产生的全部数值。

1.3 D5000系统功能介绍

（1）SCADA数据采集与监视控制系统

SCADA数据采集与监视控制系统是D5000的主要应用，用于接收FES系统发送的数据，以便实时监控处理数据，并为其他应用提供数据服务。

（2）自动发电控制软件AGC

AGC自动发电控制软件主要运用了发电机控制技术、数据采集技术及通信技术，属于一种综合性高层控制技术，该软件通过远程控制输入/输出，分析数据实现电网遥控。

（3）高级应用软件

该软件分为研究态和实时态两种运行方式。调度员潮流和状态估计等属于实时态应用，该状态下应用程序通过实时参数分析计算电网的运行情况，为研究态应用程序进行研究提供有价值的数据。

2 变电站的综合自动化设计

2.1 变电站综合自动化系统设计原则

变电站的综合自动化系统设计过程中，应该遵循以下4个原则。

（1）不断提升变电站的运行稳定性，降低变电站的综合自动化系统的维护难度，减少维护人员的工作量。

（2）尽量减少二次设备的连接，减少电缆的使用量。

（3）精简变电站配置，共享设备资源，有效降低设备重复配置，节约成本，提高运行效率。

（4）严格按照国家、行业相关标准设计变电站自动化系统。

2.2 自动化变电站结构功能分析

自动化变电站的功能包括自动监控关键设备、线路的运行状态和调度通信等，具体主要包括以下功能。

第一，数据采集。例如，母线的电压、电流及功率、馈线的电流、电压及功率、油温与环境温度等的采集。

第二，微机保护。采集断路器、隔离开关、变压器分接头及变电站一次设备告警等安全保护数据。保护电力线路和电气设备，通过设置安全保护装置实现记录故障数据和储存、修改多个固定参数等功能。

第三，控制和操作闭锁。通过远程方式远程控制变电站的开关、断路器及分接头等电气设备。操作闭锁是指实现断路器和刀闸的操作闭锁，操作出口可以同时做到操作闭锁和跳合闭锁。

第四，事件记录与故障录波测距。事件记录包括保护动作顺序记录和开关合闸、跳闸记录。故障录波是通过故障录波装置记录故障前后电气量变化情况及测距计算，再将结果传送给监控系统分析。

第五，电压和无功的就地控制。实践中，通常通过调节投切电容器组、电抗器组及变压器分接头等方式实现。

第六，数据处理系统自诊断。系统内各插件应具有自诊断功能，并定期将诊断数据输送到操控中心。

第七，与远方控制中心的通信。包括远程修改整定保护定值、故障录波与测距信号的远传等，可以和不同调度中心进行多种形式的通信，且各通信接口都是独立的。

第八，同期检测和同期合闸。该功能有自动/手动两种实现方式，可选择单独的同期设备实现同期检测和同期合闸，也可通过微机保护软件实现同期检测和同期合闸。

3 基于调控一体化的电网实时监控与智能报警

基于调控一体化的电网调控中心主站平台的硬件配置主要包括数据采集服务器、交换机、历史服务器、终端服务器、监控与调度工作台及SCADA服务器等。

3.1 电网运行实时监控

SCADA是EMS系统的关键部分，SCADAD的软件模块可分成数据采集和数据处理两部分。数据采集模块是EMS系统与电力系统连接点，其通过和远程通信专线、数据网络实时采集电网运行数据，并传送至应用程序，按照应用程序发出的指令调控远方站。作为关键的数据源，数据采集子系统必须具备良好的可靠性和信息处理能力。因此，必须统一设计各种电网应用，以确保数据采集的顺利进行。电网实时监控包括稳态监控、动态监视及在线监视三种形式。其中，稳态监控直接影响技术人员对电网运行状态的判断，稳态监控需支持断路器和隔离开关等设备的远程控制，以实现电网运行过程中的遥控；动态监视是稳态监控的有力补充，具有坏数据辨识、公式定义及提供计算库的能力。此外，还应该具备母线平衡、断面监视、量测及屏蔽等功能。

3.2 智能报警

依据SCADA采集的数据推断可能发生故障的设备元件，完成故障定位后发送至报警系统，同时给出故障元件所在位置，为电网运行技术人员提供排除故障的依据。智能信号分析功能利用了实时的开关变位信息，根据元件、开关的相关信息正向推理，快速定位故障元件，然后再根据元件失电情况验证其是否发生故障，帮助技术人员快速分析处理大量的报警信息，提高技术人员的故障判断正确率，提升故障排除效率。智能报警打破了发生故障时靠运行人员汇报调度的传统模式，可以结合保护信息给出保护设备异常警告，可以根据在线安全稳定分析给出电网运行预警，可借助水电、新能源检测管理系统给出气象水情告警，可依靠雷电定位系统给出雷电预警信息。

4 结 论

调控一体化管理模式打破了以往分散独立的低效电网运行管理方式。通过电网调度、变电及配网的自动化改造实现电网运行故障的及时发现和快速处理，大大简化了电网运行管理工作流程，提高了电网运行管理效率，推动了电网企业运行管理工作的标准化、规范化、精益化及专业化。