电力系统调度自动化

1第五章电力系统调度自动化毛承雄2011年11月2第一节概述调度系统包括各级电网调度机构以及调度管辖范围内的发电厂、变电站的运行值班单位。电网调度机构是电网运行的一个重要指挥部门，负责领导电网内发、输、变、配电设备的运行、操作和事故处理，以保证电网安全、优质、经济运行，向电力用户有计划地供应符合质量标准的电能。电网调度机构既是生产运行单位，又是电网管理部门的职能机构，代表本级电网管理部门在电网运行中行使调度权。电网调度的主要任务：1、尽设备最大能力满足负荷的需要2、使整个电网安全可靠运行和连续供电3、保证电能质量4、经济合理利用能源3电网调度的职责：电网调度是为保障电网安全、优质、经济运行，对电网运行进行组织、指挥和协调，同时，按照有关合同或协议，保证发电、供电、用电等方面的合法权益我国电网调度分为五级：国调、网调、省调、地调和县调各级调度在电网业务活动是上、下级关系下级调度机构必须服从上级调度机构的调度电网调度管理的基本原则：1.统一调度、分级管理、分层控制2.按照调度计划发电、用电原则3.维护电网整体利益与保护有关单位和电力用户合法权益相结合原则4.值班调度员履行职责受法律保护的原则5.调度命令具有强制力的原则6.电网调度应当符合市场经济和电网运行客观规律的原则国家调度中心网局调度中心地区调度中心省级调度中心县级调度中心直属电厂地方电厂省属电厂直属变电站地方变电所变电所省属变电站41.组织编制和执行电网的调度计划（运行方式）2.负责负荷预测及负荷分析3.指挥调度管辖范围内的设备操作4.指挥电网的频率调整和电压调整5.指挥电网事故的处理，负责电网事故分析，制定并组织实施提高电网安全运行水平的措施6.编制调度管辖范围内设备的检修进度表，根据情况批准其按计划进行检修7.负责本调度机构管辖的继电保护、安全自动装置、电力通信和电网调度自动化设备的运行管理；负责对下级调度机构管辖的上述设备、装置和运行进行技术指导8.组织电力通信和电网调度自动化规划的编制工作，组织继电保护及安全自动装置的编制工作9.参与电网规划和工程设计审查工作10.参与编制发电、供电计划执行情况，严格控制按计划指标发电、用电11.负责指挥全电网的经济运行12.组织调度系统有关人员的业务培训13.统一协调水电厂水库的合理运用14.协调所辖电网有关运行的其他关系电网调度的主要工作：5电网调度自动化技术的发展：20世纪：30年代，建立了调度中心，静态系统模拟盘，依靠电话与长站联系40年代，数据采集与监控系统（SupervisoryControlandDataAcquisition,SCADA）。实时数据到达模拟盘，这是一次重大的技术进步。50年代，出现自动发电控制（AutomaticGenerationControl，AGC），包括：负荷频率控制和经济调度（EconomicDispatchControl，EDC），自动化系统已经成为调度员的眼睛和手脚，将调度员从频繁的操作中解放出来。与SCADA结合，成为SCADA/AGC-EDC系统，电网自动化系统的第一次功能综合。标志现代电网自动化的开始。660年代，国际上出现多起大面积停电事故，提出了在线安全分析的急迫性，促进了能量管理系统（EnergyManagementSystem，EMS）技术的产生和发展。计算机技术、现代控制理论、自动化技术的发展为电力系统应用功能的开发奠定了坚实的基础。70年代中期，出现了电网高级应用软件（PowersystemApplicationSoftware，PAS）。从70年代初开始，为了解决由于电网不可观测带来的潮流计算不收敛，发展了各种基础算法，开发了网络拓扑、外部网络等值、超短期母线负荷预测、状态估计等一系列软件，将SCADA采集到的有误差“生数据”转变成“熟数据”，建立了熟数据库，为各种电力系统的优化软件，如：无功优化、最优潮流等的开发提供了条件。自从PAS综合到电网调度自动化系统，形成了SCADA/AGC-EDC/PAS系统后，电网调度自动化从SCADA系统升级为EMS。EMS：SCADA+AGC/EDC+SA（SecurityAnalysis）+DTS7EMS的发展主站功能一体化集成化支持系统或称一体化系统，其要点是将SCADA采集的实时数据为各部门共享,且将各业务部门共享数据处理后的结果反馈到实时系统。调度业务部门包括运行方式，继电保护定值整定的分析，月、日负荷预报及计划,电力系统分析，火电燃煤采购,水电及抽水蓄能运行规则等。传统的继电保护和电网调度自动化系统是绝缘的，随着技术的发展,也开始互联。由局部的自动化到全网的自动化—互联网络化不同层次的调度中心主站间的连接；主站与直属电厂和变电站群控制中心间的远程通信。支撑平台及体系结构开放化和标准化开放化主要是软件的开放化，不同厂商的系统要做到开放必须在软件上遵循下列标准：①操作系统接口标准；②图形界面标准；③数据库访问标准；④网络通信标准；⑤语言标准；⑥文件标准。8电力市场带来的影响在电力市场运行机制下，原来电力公司发电、输电、配电统一经营、规划与运行等集中于统一的垄断结构下的体制,分解为独立的实体：发电公司、输电公司和配电公司，参与竞争。开放和鼓励竞争的运行环境增加了电力系统运行规划的不确定性,使电力系统运行复杂化，运行方式快速多变。电力市场并不意味着放弃统一调度。电网控制中心的运行人员必须面对众多的、有时是互相矛盾的目标来做出决策。最明显的就是要在商业效益和电网安全之间求得平衡。现代控制中心（调度机构）的功能将集系统运行与市场管理于一体，电网调度既是运行指挥中心又是电能交易中心。新一代基于GPS（广域测量WAMS）的动态安全监测系统目前应用的电力系统监测手段主要有侧重于记录电磁暂态过程的各种故障录波仪和侧重于监测系统稳态运行情况的SCADA系统，缺乏准确的共同时间标记，难以用于对全系统动态行为的分析。在电力系统中实施相量控制是电力系统稳定控制的新概念和直接方法。采用相量方式监视并记录系统状态的相量测量单元（PMU）可以兼顾系统暂态、中期、长期及稳态等不同动态过程的要求。王强，韩英铎，电力系统厂站及调度自动化综述，电力系统自动化。9发电厂调度自动化输电网自动化配电网自动化火发电厂自动化水发电厂自动化电力系统自动化分类：运行管理区分：电力系统调度自动化、发电厂自动化和变电站自动化自动控制区分：电力系统频率和有功自动控制，电压和无功自动控制，电力系统安全自动控制，电力系统中的断路器自动控制等随着计算机技术、控制技术、通信技术和电力电子技术的不断发展，“电力系统自动化”无论其内涵或外延都发生了巨大的变化。如今电力系统已经成为一个CCCPE的统一体，即计算机（Computer）、控制（Control）、通信（Communication）和电力电子（PowerElectronics）的产生、输送、分配装置以及电力电子装置。在21世纪，不掌握电力市场知识便很难承担电力调度工作。10电网调度自动化系统：厂站端调度系统通讯设备及通道11第二节远方终端RTU远方终端（远动终端）（RemoteTerminalUnit，RTU）安装在变电所和发电厂，负责将变电所和发电厂的所有运行状态采集和传送到调度系统，同时执行来自调度的命令。数据采集：模拟量：如U、I、P、Q等运行参数，遥测（YC）开关量：如断路器开关状态、继电保护的工作状态等，遥信（YX）数字量：数字式水位表，YC脉冲量：脉冲电表，YC数据通信：根据通信规约，给调度端发送采集的所有数据和接收调度端命令执行命令：根据调度端命令，完成对指定对象的遥控（YK）和遥调（YT）操作其它功能：打印、显示、报警、事件记录、诊断12RTU基本框图：显示键盘打印主微机模块模入模块开入模块脉冲量输入模块数字量输入模块开出模块模出模块遥控遥调遥测遥测遥测遥信接口MODEM与调度通信I/O总线电力系统四遥13第三节数据通信的通信规约并行传输与串行传输异步传输与同步传输单工、双工、半双工方式信源信源编码器信道编码器调制器信道干扰调制器信道译码器信源译码器信宿调制信道编码信道14通信规约：循环式规约（CDT）厂、所RTU享有发送信息的主动权。每个RTU都要占有一条到调度中心的信道（点对点方式）。发送端按事先约定的先后次序，一次次循环发送。规约中对信息流及信息字结构有统一规定。发送信息包括遥测和遥信信息，上行信息。重要信息扫描时间短，遥信变位临时插入。调度中心发给RTU的遥控、遥调及其它命令，由下行通道传送。CDT规约的不足之处就是占用通道太多，为了通信可靠，有时需要建设备用通道，占用通道数更多。问答式规约（Polling）由主站掌握遥测、遥信主动权。主站轮流询问各RTU。各RTU平时采集数据，储存起来在接到主站询问后才组装发送。发给RTU的遥控、遥调及其它命令，还是由调度中心决定。Polling规约的优点：可以多台RTU共用一个通信通道，可以全双工、半双工、点对点等方式，通道适应性强；采用变化信息传送策略，可压缩数据长度。15国内目前常用的规约有：DL251-91（CDT），μ4F，1801等，新采用的有IEC60870－5－101，IEC60870－5－104、IEC60870－6（TASE.2）、IEC61850等。IEC60870－5－101远动（SCADA）IEC60870－5－104远动（SCADA），变电站内部，主站与变电站之间IEC60870－6主站与主站之间IEC61850变电站内和馈线自动化IEC61850系列标准共包含10个部分：IEC6l850-1基本原则；IEC61850-2术语；IEC61850-3一般要求；IEC61850-4系统和工程管理；IEC61850-5功能和装置模型的通信要求；IEC61850-6变电站自动化系统结构语言；IEC61850-7-1变电站和馈线设备的基本通信结构一一原理和模式；IEC61850-7-2变电站和馈线没备的基本通信结构一一抽象通信服务接口；IEC61850-7-3变电站和馈线设备的基本通信结构一一公共数据级别和属性；IEC61850-7-4变电站和馈线设备的基本通信结构一一兼容的逻辑节点和数据对象；IEC61850一8特殊通信服务映射(SCSM)：到变电站和间隔层内以及变电站层和间隔层之间通信映射；IEC61850一9特殊通信服务映射：间隔层和过程层内以及间隔层和过程层之间通信的映射；IEC61850一10一致性测试。16IEC61850电力系统对变电站自动化的要求越来越高，为方便变电站中各种IED的管理以及设备间的互联，就需要一种通用的通信方式来实现。IEC61850提出了一种公共的通信标准，通过对设备的一系列规范化，使其形成一个规范的输出，实现系统的无缝连接。IEC61850标准（共包含10个部分）是基于通用网络通信平台的变电站自动化系统唯一国际标准，它是由国际电工委员会第57技术委员会2004年负责制定的。变电站通信体系IEC61850将变电站通信体系分为3层：变电站层、间隔层、过程层。在变电站层和间隔层之间的网络采用抽象通信服务接口映射到制造报文规范（MMS）、传输控制协议/网际协议（TCP/IP）以太网或光纤网。在间隔层和过程层之间的网络采用单点向多点的单向传输以太网。变电站内的智能电子设备（IED，测控单元和继电保护）均采用统一的协议，通过网络进行信息交换。17IEC61850的特点是：1）面向对象建模；2）抽象通信服务接口；3）面向实时的服务；4）配置语言；5）整个电力系统统一建模。IEC61850建模了大多数公共实际设备和设备组件。这些模型定义了公共数据格式、标识符、行为和控制，例如变电站和馈线设备（诸如断路器、电压调节器和继电保护等）。自我描述能显著降低数据管理费用、简化数据维护、减少由于配置错误而引起的系统停机时间。IEC61850作为制定电力系统远动无缝通信系统基础能大幅度改善信息技术和自动化技术的设备数据集成，减少工程量、现场验收、运行、监视、诊断和维护等费用，节约大量时间，增加了自动化系统使用期间的灵活性。