1、电网调度自动化系统体系结构设计电网调度自动化系统体系结构设计1总则设计依据引用标准IEEE- 系列局域网通信标准IEC 61970 能量管理系统应用程序接口标准IEC 61968 配网管理系统接口标准IEC 60870-5（所有部分） 远动设备及系统 第5部分：传输规约GB/T 13730 地区电网数据采集与监控系统通用技术条件GB/T 13729 远动终端设备DL/T 远动设备及系统 第5-101部分：传输规约 基本远动任务配套标准DL/T 远动设备及系统 第5-104部分：传输规约 采用标准传输协议子集的IEC 60870-5-101网络访问DL/T 516 电力调度自动化系统运行管理规程
2、DL/T 550 地区电网调度自动化功能规范DL/T 5003 电力系统调度自动化设计技术规程DL/T 5002 地区电网调度自动化设计技术规程DL/T 635 县级电网调度自动化系统功能规范DL/T 789 县级电网调度自动化系统实用化要求及验收DL/T 721 配电网自动化系统远方终端DL 451 循环式远动规约DL 476 电力系统实时数据通信应用层协议国家电监会令2004 第5号 电力二次系统安全防护规定电监安全200634号文 地、县级调度中心二次系统安全防护方案国家经贸委令2002第30号 电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定国家电网公司Q/GDW 126-2005
3、农村电网自动化及通信系统技术导则系统的技术特点1、电力系统调度和控制是根据当时系统的运行状态，参照过去的运行情进行。2、该系统是一套电力自动化系统运行及管理的综合监控系统能够保证电网正常及事故情况下的监测、保护、控制等。 3、系统真正实现了“数据级监视报警”, 具有实时数据库，能及时更新。4、 系统具有良好的开放性和可扩充性。5、完善的SCADA功能满足县级调度自动化系统的需要。6、系统所选硬件设备符合现代工业标准，系统软件平台成熟、可靠、安全。设计要求 1、按地区电网调度自动化系统功能规范规定的大型地调规模设计。 2、系统采用开放式结构，能在原有基础上进行再开发和升级，以满足电网810年发展
4、的需要。 3、提供实时数据库、历史数据库和人机界面通用访问接口，满足进一步开发应用软件的需要。 4、SCADA数据采集的技术分析。 5、具有与MIS网的标准接口，可以向MIS网发送各种类型的实时和历史数据。 6、预留与负荷控制系统的标准接口，可与负荷控制系统对用户负荷进行协调控制。 7、具有向地调实时转发各种数据的功能。 8、满足变电站自动化、配网自动化系统接入功能。 9、系统总体达到国内先进水平。设计范围水平年设计功能要求到达2015年调度自动化系统的国内先进水平设计范围 3#电力系统的调度自动化系统。它包括兰店站、罗坝站、青神站、穆家梗站和黑龙站五座变电站及各个变电站的下属小变电站的调度自
5、动化系统。青神站通过兰青变电站与兰店站连接，兰青站自留站用变压器。青神站下辖青西、工业、青南、青瑞、青城、青梁、青白七个变电所。 本标准规定了县级电网调度自动化系统的功能、技术指标及配置要求。标准适用于110kv 及以下。中型县调 水平年供电单元包括变电站和电厂(数在10座以上县网容量在20-50MW者。 小型县调 水平年供电单元数在10座及以下县网容量在20MW以下者。设计原则本次电网调度自动化系统体系结构设计必须遵循以下原则（本次设计侧重系统的体系结构）：（1）稳定性：应用于电网中的调度自动化系统，稳定性是第一位的。落后的系统会增加技术人员掌握的难度，甚至导致系统无法发挥作用；（2）实用性
6、：从保护原有的设备投资和能够完全满足现实需求的角度出发，充分集成现有的各种计算机和网络设备，使建设的系统适用、安全、可靠且易管理、维护和扩展，具有最高的性价比； (3)开放性：构造一个开放的网络系统，是当前世界计算机技术发展的潮流，因此我们在整个系统的设计中采用的规范、设备要与厂商无关，具有较强的兼容性，便于与外界异种机平滑互联；（4）易维护：系统的硬件设计与选择应具有通用性，系统的软件设计应具有远程维护功能；（5）先进性：当今的计算机网络技术发展日新月异，方向把握不准则可能导致在很短的时间内技术落伍，从而面临被淘汰的危险。因此在坚持实用性的前提下尽量采用国际先进成熟的网络技术和设备，适合未来
7、的发展，做到一次规划长期受益；（6）可扩性：所选择的联网方案及设备要能适应网络规划的不断扩大的要求，以便于将来设备的扩充；要能适应信息技术不断发展的要求，平稳地向未来新技术过渡；（7）可靠性：系统设计除采用信誉好，质量高的设备外，还采用一系列容错、冗余技术、提高整个系统的可靠性； (8)伸缩性：根据用户应用系统的需要和投资状况，系统应能灵活地选择软硬件配置，并具有跨多硬件平台的特点，系统的规模可从单台机器到多台机器、单种机型到多种机型任选； (9)灵活性：组成系统的各功能模块，多数要能做到即装即用； (10)安全性：系统硬件采用冗余设计，保证系统的不间断可靠运行；由操作系统、数据库以及应用软件
8、的操作等级三方面来满足严格的安全操作要求。 (11)系统有统一的模块化电网描述数据库； (12)系统必须能够进行高效的实时数据处理； (13)系统要有友好方便的人机界面； (14)系统要有功能强大的电子报表软件，具有灵活的报表处理功能，并能做到图文并茂；（15）系统对大量的历史数据具有强大的归纳分析和趋势预测功能。2电网概况和调度管理电网概况该电网为地方电网，对大电网系统的影响不大，供电范围为整个地区。其供配电电压等级为110KV、35KV、10KV，只通过范兰电站的高压110KV母线与外界大系统相连。兰店站通过35KV母线分别与罗坝站、青神站、穆家梗站和黑龙站相接，兰店站、罗坝站、青神站、穆
9、家梗站和黑龙站均通过10KV母线与下辖的变电所相接。正常运行情况下，该地区电网可自己自足，并且有能力向系统送电。一旦发电厂减少出力处理或者事故、检修时，可能需要外电网供电。因此供电可靠性不高，一旦某结点出现事故往往导致后面线路全部失电。但同时运行方式变化很小，这对继电保护有利。近几年，无人值班变电所在国内取得了成功的经验，对提高供电企业的劳动生产率，按现代企业的要求实现科学管理；对提高电网和变电所的安全运行水平；对降低变电所的建设成本，都有直接的经济效益和社会效益，是现代化电网建设的重要组成部分，也是调度管理的发展方向。根据省局和国调中心的有关文件精神，县级调度自动化工作应把变电所无人值班建设
10、放在重要的位置。电力部（原能源部）对县级调度自动化工作非常重视，曾先后几次发文对县调自动化的技术规范做了规定和要求；在当时，这些技术规范是先进的、科学的，但是随着科学技术的迅猛发展，尤其是计算机及网络技术、软件技术和通讯技术近几年取得的突破性进展，供电企业计算机信息管理和生产自动化管理的观念已有革命性的变化，原有的技术规范已暴露出其明显的不合理性和局限性。建立供电企业计算机管理网络已是大势所趋，硬件条件也已基本形成。用电管理系统、生产管理系统、人事管理系统、财务系统等已在许多县级供电局投入使用，MIS系统和EMS系统等也已提上议事日程，并已有成熟的产品出现。那么，如何看待和处理各计算机子系统尤
11、其是调度自动化系统与企业管理网之间的关系，作出一个全面、完整、科学的规划和设计，是摆在我们面前的一个新课题。从某种意义上说，调度自动化系统是企业管理网的基础，起着核心重要的作用。因为调度自动化系统所采集的数据是供电企业生产和用电管理的基础数据；建立一个通信网络，周期长、耗资巨大，不可能重复建设，所以为调度自动化系统所建立的通信网必将是企业计算机管理网的通信骨干网。我们必须全面、整体地考虑这些问题，利用最新科学技术，制定最佳方案，在不增加很大投资的前提下，充分发挥调度自动化系统的功能，并且为逐步实现一个性能完善、功能强大的企业管理网提供技术上的保证。在调度自动化系统向实用化迈进的过程中，新生事物
12、不断出现，MIS系统和EMS系统又成了人们议论的话题，如何看待和处理SCADA系统与MIS系统、EMS系统之间的关系，成为人们关注的焦点。这不仅对原已通过实用化验收的调度自动化系统提出了一个挑战，同时对那些正在考虑建设调度自动化系统的单位提供了一个机遇，也就是说，他们可以充分考虑MIS系统、EMS系统对调度自动化系统及通道的要求，在系统规划、通道规划、功能配置上可以更全面，起点更高，从而少走弯路，加速发展。调度管理调度管理体制和机构设置(1)三级管理体制第一级：不同电价核算的电力系统之间，由联合调度中心负责系统进行调度。第二级：统一核算电价单位的系统由电网调度中心负责全网主干线和重要的发电厂和
13、变电站运行调度。第三极：区域电网调度所负责该区域输电线路和大容量发电厂的运行调度。（在很多区域，还设有35KV以下电网的地方调度管理）(2)县调值班调度员在其当值期间为本系统运行、操作的指挥人，按照批准的调度范围行使指挥权。发电厂、变电所的值班人员在调度关系上受县调值班调度员的指挥，接受县调值班调度员的指令。值班调度员应对其发布的调度指令的正确性负责。(3)各发电厂、变电所的值班人员在接受县调值班调度员的调度指令后，应复诵指令，核对无误，并立即执行。如受令人认为所接受的指令不正确时，应及时向县调值班调度员提出，当县调值班调度员重复其指令时，受令人应迅速执行。如执行该指令确会威胁人身或设备安全时
14、，值班运行人员应拒绝执行，并将拒绝执行的理由报告给县调值班调度员和本单位的直接领导。如有不执行或拖延执行调度指令者，一切后果均由受令者和允许不执行该指令的领导人负责。决不允许无故拒绝执行调度指令，破坏调度纪律，虚报和隐瞒事实真相的现象发生。如一经发现，调度室负责人应立即组织调查，并将调查结果报请电力行政主管部门和相应的电力监管机构予以严肃处理。(4)上级领导发布的一切有关调度业务的指令，应通过调度室负责人（或调度组长）转达给值班调度员。如调度室负责人或调度组长均不在时，则值班调度员可直接接受和执行指令，同时尽快报告调度室负责人或调度组长。各发、供电单位领导人向其值班运行人员发布的指令，如涉及县
15、调调度范围的权限时，必须经县调值班调度员的许可才能执行，但在现场事故处理规程内已有规定者除外（现场事故处理规程内容的规定涉及县调调度范围权限时，应在规程制定前先征得县调同意，并报县调备案）。(5)当发电厂、变电所或系统发生异常运行情况影响县调系统时，发电厂、变电所的值班人员应立即报告县调值班调度员，以便在系统上及时采取预防事故扩大的措施，做好记录并向有关领导汇报。(6)上级调度在紧急情况下可以直接指挥操作下级调度管辖的设备，但操作后应及时向下级调度说明。运行单位在执行上级调度指令后，应同时报告该设备的所属调度。 当一个运行单位同时接到几级调度指令时，应及时汇报最高一级调度的发令人，并由其根据指
16、令的性质和影响，从全局出发确定执行指令的次序。(7)值班调度员在值班期间，应严肃认真、慎重过细地工作，自觉遵守调度岗位值班制度、交接班制度和录音管理制度。(8)县调值班调度员应由相当业务知识和现场实际经验，具有职业道德的人员担任。新任调度员在正式上岗之前，应经培训和实习，经考试合格由调度室负责审核后，报局分管局长或总工程师批准，并书面通知有关单位。县调值班调度员分正值、副值、见习调度员三级，副值调度员在领导、监护下发布和接受正常情况下的调度指令。见习调度员不能发布和接受调度指令。(9)调度应重视技术管理工作，加强调度人员的岗位培训，定期组织下现场熟悉设备和运行情况，开展与兄弟调度之间的经验交流
17、，不断提高调度业务的管理水平，以适应电网日益发展的需要。调度职责和调度范围划分调度职责县调中心运行管理机构的职责：1、负责对县内管辖的自动化系统进行运行维护、调整试验及运行统计分析，并定期上报；2、 贯彻执行上级颁布的各项规程、标准、导则和下达的工作布置要求等文件，编制县内自动化系统的专用运行规程和检修规程。3、 参加编制县调自动化系统的规划，参加审核县调自动化系统的规划和设计4、编制并上报县内自动化设备的年度定检计划5、参加编制县内自动化系统年度更改工程计划6、制定并实施管辖范围内自动化系统的年度定检计划或临检7、组织县内自动化人员的培训和技术交流工作，提高人员素质8、 负责管辖范围内新装自
18、动化设备投运前的检查和验收9、 与有关调度互送信息发电厂、变电站专职人员的职责：1、 负责厂、站端自动化设备的运行和维修工作，并按计划进行设备的定期检验工作2、 负责运行统计分析工作并按期上报3、 执行上级颁布的各项规程、规定和下达的工作布置与要求等文件4、 编制各类自动化设备的现场运行规程和使用说明，向电气值班人员介绍自动化设备正常使用的业务知识5、 编报厂、站年度自动化更改工程计划并负责实施，提出设备临检申请并负责实施6、 负责或参加新安装自动化设备投运前的检查和验收调度范围 兰店站调度中心负责所辖区域内所有35kV和10kV电网及罗坝站、青神站、穆家梗站和黑龙站的调度；青神站调度中心负责
19、所辖区域内所有10kV电网及青西、工业、青南、青瑞、青城、青梁、青白站的调度；各厂、站只负责本厂、站和各自下一级线路的运行操作。3调度自动化系统现状及存在的问题系统现状 县级电网调度自动化系统是科技含量高、建设周期长、投资大、涉及到计算机、网络、数据通讯、远动和电力系统等多学科、多领域、多专业技术知识的较为复杂的系统工程。县级电网调度自动化系统，在电网的实时监控、故障处理、负荷预测和电网的安全、经济、稳定运行等方面，发挥了重要作用，同时也为各级领导和生产、管理部门提供科学准确的决策依据等方面发挥着重要的作用。县级电网调度自动化系统的应用彻底地改变了传统的电网调度方法，为县级电网调度提供了高科技
20、含量的新型电网调度手段，是县级电网调度手段和方法的一次革新，是县级电网安全、经济、稳定运行的重要保障。近几年来，随着县级电网调度自动化系统技术日趋成熟，在实际应用中取得了很好的效果。存在的问题及其解决措施在系统功能方面存在的问题和建议 主站系统的开放性 主站SCADA系统应具有高度的开放性，应能够满足于上级局的SCADA系统、本局的MIS管理系统、负荷控制管理系统、负荷预测系统、线损实时计算系统等系统在实时数据方面实现共享，即使上述其它系统目前未能实现，但有的电网调度自动化主站SCADA系统缺乏高度的开放性，功能单一，不能与其它系统的数据共享。在选择主站SCADA系统时应考虑其开放性，以便以后
21、上述系统投入时能够实现数据共享。 遥视功能 目前，县级电网调度自动化系统已实现以四遥为目标，但随着电网自动化程度的提高及实现变电所无人值班的需要，实现遥视功能已经迫在眉睫，但目前的变电所综合自动化系统、变电所远动监控系统和调度自动化主站系统，以及通道还不能满足这一要求，不能实现这一功能，因此，在建设县级电网调度自动化系统时，应全面考虑整个系统当前和未来能否实现这一功能。 在系统设备选择方面存在的问题和建议 主站主要设备选择 主站系统应使用双网结构，减轻网络负荷和提高系统的可靠性。主站系统应设置一或两台高性能数据服务器，提高数据处理能力和响应速度，各网络节点应用工控机或标准工作站，建议不选用一般
22、商业计算机，特别是数据服务器不能使用商业计算机服务器，以提高系统运行的稳定性、安全性和可靠性。 分站设备选择 对于新建的变电所，微机综合自动化系统要能够接受和发送远动信息，在选择产品时，应注意接收和发送远动信息的装置要具有独立单元，不能受后台监控机的控制，防止后台监控机运行后不能接受和发送远动信息。对于改造的变电所，加装远动屏，以完成接收和发送远动信息，在选择产品时，其测量系统建议选择采用交流采样方式，以减小采样误差，提高采样的速度和精度。 在通道方面存在的问题和建议 目前，各县(市)局使用的通道类型较多，但能够满足电网调度自动化系统四遥功能要求的主要有微波、无线扩频和光纤等几种。微波和光纤不
23、但能够满足四遥功能，还能够实现遥视功能，但由于造价高，维护量大，目前一般县(市)局还不具备足够的经济实力进行建设。无线扩频也能实quot;四遥功能，但不能实现遥视功能，而且在实际应用中运行不够稳定，维护量大，但造价低，一般县(市)局能够实现。就目前而言，无线扩频通讯还是比较实用和现实的，但必须制定科学合理的方案，正确选择高质量的设备，配置专职专业技术人员，并加强相关技术培训，保证通讯系统的安全和稳定运行。 在系统与变电所一、二次设备配合方面存在的问题和建议 有的变电所主变不能实现系统自动调压功能，因此在选择变电所主变时应选择有载调压主变；电容器 不能调容，不能充分利用系统调节电容容量，实现电网
24、无功自动跟踪补偿，应选择可调容式或自动调容式电容器。有的变电所综合自动化系统功能不完善，不能上传及远方修改保护定值，不能实现远方主变有载调压和电容器调容，在选择变电所综合自动化系统时，应对其功能进行详细的考察，要选择功能完备的变电所综合自动化系统。 在系统运行维护方面存在的问题和建议 缺乏相应的专业技术人员 目前，各县(市)局虽然电网调度自动化系统已初步建立并运行，但由于缺乏相应的专业技术人员，运行维护跟不上，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，影响系统功能的发挥。各县(市)局应根据电网调度自动化系统的建设及时配置专业技术人员，全过程跟踪、熟悉、学习和掌握系统有关的知识、技
25、术，便于系统的运行和维护工作。 缺乏相应的管理制度 各县(市)局虽然调度自动化系统投入运行以后，由于缺乏运行和管理经验，没有及时制定各种管理制度，系统的运行维护工作无制度可依，为确保不影响系统的安全、稳定运行，及时学习和制定相应的各种管理制度。 重使用、轻管理 各县(市)局虽然调度自动化系统投入运行以后，存在重使用、轻管理现象。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，应及时纠正这种现象，实现使用和管理并重。 统一管理 目前，各县(市)局对调度自动化系统的建设，基本上是自己制定计划和方案，自己选择和订购设备，自己运行和管理，已经建设和投入运行的
26、电网调度自动化系统种类较多，建设的过程和应用的水平参差不齐，不利于整体县级电网调度自动化系统的建设和发展。各区域或省电网公司应建立一个专门的管理机构，专门管理各管辖范围内的各县(市)局的调度自动化系统的建设和应用，统一招标、统一类型，具体指导各县(市)局的调度自动化系统的建设和应用，对专业技术人员统一定期进行培训，便于运行和维护技术的交流和探讨，便于各县(市)局的调度自动化系统统一建设、发展和应用。 4 系统功能及技术要求系统功能要求设计水平年（2013年）功能要求数据采集：A模拟量：机组有功功率P，无功功率Q 主变压器及输电线路有功功率P，电流I（或无功功率Q） 配电线电流I（或有功功率P）
27、 各母线电压UB数字量和脉冲量： 电网频率f 配电线有功电能 主变压器、输电线有功、无功电能 水库水位C状态量： 断路器位置 保护预告信号 事故跳闸总信号 通道故障信号 RTU主电源停电信号 载调压变压器分接头位置信号 隔离开关位置 发电机运行状态信号 保护动作信号D非电量： 主变压器温度t数据传输： 和上级调度监控系统通信或信息转发 通信规约转换 主站端可以和n和RTU通信 向管理网传递信息数据处理： 电网有功功率总加 越限警告 功率因数计算 电网无功功率总加 电网有功电能量总加 复核率统计 断路器分合闸分类统计遥控： 遥控断路器 电容器组投切 变压器有载调压分接头位置事故报告： 断路器事故
28、变位，事故信息优先显示与报警 事故记录 事故顺序记录人机联系：A画面显示操作： 县级电网潮流图 调度自动化系统运行状态图 厂站一次时实接线图 厂站时实数据显示 24h负荷曲线、电压棒图 发送遥控命令 修改RTU监控定值 修改时实数据库 修改图形报表生成软件包 历史数据库 厂站主设备参数 继电器保护定值参数B打印机： 定时打印 召唤打印 异常及事故打印 操作记录 事件顺序打印C模拟盘： 反映断路器位置、遥测量及潮流方向 具有声光检查、数码显示等自检功能数据传输通道： 通道故障统计和报警 上下行双向通道 通道监测了、底电平警告 主设备通道自动切换远景年（2018年）功能要求除上述功能以外，还需要增
29、加的功能：经济调度控制（EDA）发电计划控制（AGC）短期负荷预测系统运行安全最优控制系统能量管理系统紧急控制系统恢复控制最优潮流控制系统技术要求系统可靠性通讯指标1、可实现多路串行、全双工、多规约通讯。2、每路通道可分别设置通讯速率:300, 600, 1200. 9600bps直至64kbps口符合RS-232C标准。3、每路通道支持各种类型CDT方式和POLL工NG方式的通讯规约。4、单台RTU接收容量没有限制，由用户自定义。5、接收数据容量(用户可自定义): 人工置入模拟量:20000 人工置入数字量:20000 模拟量(遥测量): 80000 状态量(遥信量):100000 电能量:
30、20000 单精模拟计算量:10000 双精模拟计算量:10000 状态计算量:5000 遥控量:20000 遥调量:5000转发容量:遥测量、遥信量及脉冲电度量等由用户自定义，没有限制。显示指标1、 90%的画面调用响应时间2秒2、动态数据刷新时间3秒3、开关量变位传送至主站3秒4、事件顺序记录分辨率20毫秒5、画面数量、尺寸不限高级应用指标1、状态估计（1)状态估计覆盖率)90% (2)状态估计月可用率)90% (3)单次状态估计计算时间廷迟小于30秒 2、调度员潮流 (1)调度员潮流合格率)90% (2)潮流结果误差延1. 5%(3)单次潮流计算时间30秒3、负荷预报(1)日负荷预报运行
31、率96%(2)日负荷预报准确率)95%(3)月(年)度累计负荷预报准确率)95%(4)日最高(低)负荷预报准确率)95%(5)月(年)度累计最高(低)负荷预报准确率)95%4、网络拓扑单次计算时间小于1秒5、短路电流计算误差与同等方式下现场提供的基于BPA程序或综合稳定程序计算的结果相比，短路电流幅值误差标么值小于系统负荷率、可用性指标1、正常情况下:在线服务器30%，网络20%2、故障情况下:在线服务器50%，网络40%3、计算机双机月平均运行率大于99. 99% o4、系统年可用率大于99. 99% 系统可靠性和使用寿命指标1、主设备(如服务器、工作站等)h 10年2、系统外设(打印机等)h)5年3、调制解调器(Mode
