地区电网调度控制一体化系统建设探讨

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热度0票  浏览118次 时间：2018年8月04日 09:56

　　摘要：近年来，我国电网建设水平及规模逐渐扩大，在“三集五大”、“大运行”机制构建的状况下，地区电网调度控制一体化系统建设成为发展的必然趋势。文章结合案例分析了电网调控一体化系统的建设思路及具体方法，以此为相关建设工作提供参考。

　　关键词：地区电网；调度控制；一体化；系统建设中图分类号：TM76；TM73 文献标识码：A 文章编号：1673-1131（2015）10-0268-02伴随电力领域的迅猛发展，国内电网架构日益展现出繁杂的发展趋势，电网运作控制的困难程度也渐渐提升，供电单位所承担的社会职责也日益变重，以前的电网控制和运行管控形式已经无法满足新时期的发展需求。为了顺应这一发展趋势，我国国家电网提出建立大运行体系，这就要求电网调度运行实施精细化的管理模式，这一管理模式的实现要求技术系统作为支撑，电网调度与集中运行监控相结合的一体化系统成为各地区电网管控的发展趋势。本文结合某地区的电网调度控制一体化系统的试点情况，深入分析了该系统的建设与应用，提出具体的创建措施。

　　1 调度自动化系统的建设情况

　　1.1 电网调度自动化系统的发展

　　依据国内电网调度自动化系统的发展特点，可以将其分为以下几个发展阶段。

　　（1）自动化系统架构比较单一，此系统具备“四遥”功用，分别是遥信、遥控、遥测、遥调，可是接到厂站的数量不多。厂站设施通常采用RTU设备，变送器接入二次量测回路，然后模拟量经变速器输出端传送到A/D转换板，由其转换为数字量。

　　RTU 能够将采集到的开关、刀闸等辅助节点状态信息上传到SCADA主站，然后由主站来处理数据、越限监视，调控主站将控制命令发送给厂站端RTU，由其来进行远程调控，这一阶段持续了约二十年。

　　（2）伴随厂站智能化技术的提升和光通讯技术的运用，交流采样技术得到了快速发展，综合智能化变电站大规模出现，原先的远动厂站改造为综合自动化变电站，交流采样渐渐替代以前的变送器，二次回路和测控单元连在一起，检测信息从测控交流采样逐渐取代传统变送器，二次回路与测控板块直接相连，量测信息从测控板块直接输出，操作人员可以直接在变电站配置后台进行主机操作，简单快捷地实现实时监视与控制，还可以将信息传递给集控中心与调度总站。

　　伴随运用技术水平的提高，状态估测、互联网拓扑、短期负载报告等程序也渐渐运用到调度端中来，调度端实现了从SCADA 向 EMS 的转变。综合自动化变电站利用调度数据网络通信与集控主站系统、调度主站系统相连，这一阶段持续了近十年。

　　（3）伴随自动化电网的发展和大范围的运用，自动化变电站日益受到社会各个领域的关注。自动化变电站无需二次量测回路，可以利用信息式互感器和合并板块来直接通过互联网将量测输出，这如此可以达成一次设备自动化，提升设备的智能化水平。操作人员能够直接运用厂站自动化系统管理一次设备，达成设备的实际操控。在此时期，厂站端系统和控制主站系统能够完成调度信息互联网传送，该阶段需要持续 3~5年。目前，国家电网公司提出实现两个转变，要求实现精细化、集约化的管理，这些都为电网运行发展创造了条件，促进了电网调度控制一体化系统的建设进程。

　　（4）根据目前的发展趋势来看，未来变电站及调控主站将全面实现智能化，主站对变电站的控制将更为简便。

　　从上述分析可知，电网运行模式的每次发展均在控制和技术方面有很大的提升，每一时期的发展时间均在渐渐减短。

　　1.2 电网调度自动化系统技术现实状况

　　比如陕西省，该省范围内有 2 家电力公司，一个是国家电网企业，一个是地方电力企业，前者总共设置了 10 个地区电力单位，主要职责是所处地区的城镇电能供应；后者的职责是其他六十六个县城的电能供应。国家电网在整个区域实施电网布置，依据地区来设置集中控制中心，重点负责 110KV变电站的集中操控，直接管控核心城市，直接管理的县数量较少，加之通讯状况较好，所以集控水平很高。依据集中管理中心和变电站之间的距离、通信状况等情况，一般以十几个变电站为划分原则，建立一个集控中心。

　　2 地区电网调控一体化建设

　　随着我国电力行业的迅速发展，国家电网公司运营效率及运营效益面临着较高要求，电力安全可靠性的要求也逐渐提升，电力公司所肩负的社会责任也逐渐加重，为了满足这一需求，电力企业需要建立智能电网，构建大运行体系，实现地区电网的调度控制一体化。地区电网调度控制一体化有两层含义：第一，需要建立技术支持系统，以支撑大运行体系的建设与运行；第二，需要加强电网调度运行和管理体系的建设。在现有技术水平及资金条件下，目前每个地区设置一个调控中心，每个调控中心配置一套调度控制一体化系统，该中心管控该地区所有 330KV 以下变电站的信息，调度中心可以直接健康该地区电网及变电站的情况，调度人员管理各地区的电网运行情况，监控人员负责当地变电站设备的监控操作，县调人员则统一管理该地区的县调工作，这样便能够实现地县调度控制一体化。受自动化程度的限制，目前需要配置操作队伍，这样才能够协助调控中心完成具体的现场操作任务。相信随着自动化水平的提高，远程监控操作将逐渐取代人工操作。

　　2.1 技术支撑

　　随着自动化技术及网络技术的应用与发展，我国电力调度 控制系统将日趋成熟，目前我国的技术支撑系统能够处理五十万点以上的信息量，能够基本完成地区电网调度控制一体化的处理需求。我国地区经济差异较大，各地区之间的电网调度控制管理模式也存在较大差异，陕西的电网规模适中，一般以 110KV 为主，县级地区以 35KV 为主，35~330KV 之间的变电站大约有 100 座左右。据调查数据分析，城区每站平均遥信量为两千，遥测量与遥控量为 500；县级及偏远地区每站平均遥信量为 1200，遥测量与遥控量为 300。系统总信息量为 15w 左右，实际接入约 800，建立电网调度控制一体化系统能够基本满足实际需求。

　　2.2 经济支撑

　　如果使用传统的电网调度控制自动化系统需耗费3.68亿，而一体化系统的建设仅需投资 2.5 亿，可以节约资金一亿左右，因而经济效益较为可观。

　　2.3 其他因素

　　除了技术及资金之外，一体化系统的建设能够有效提高系统软硬件的应用水平、软件功能及安全可靠性，一体化系统可以完全取代传统的多套系统，大幅度降低运行维护人员的工作压力，减少人员的配置，提高系统维护的便捷性、统一性及及时性。

　　由上述分析可知，建立地区电网调度控制一体化系统，完全符合当前大运行体系的建设要求，是智能电网发展的必然趋势，有助于促进国家电网建设目标的实现。

　　3 注意事项

　　建设地区电网调度控制一体化系统，是电网企业的一次变革，这势必影响到企业的人员流动及业务管理流程等复杂问题，这就会直接影响到企业的业绩水平及电网的安全可靠性。这就要求电网企业创新管理体制，整合业务流程，突破传统层级观念及区域观念，以电网运行控制为核心，处理好电网调度控制一体化系统建设与企业内部管理之间的关系；其次，一体化系统的建设将会带来大量信息上传，运行系统实时指标，这就要求认真分析变电站信息，对其进行过滤分类，根据优先级别进行传送，以此来符合采集及控制的实时性要求。

　　4 结语

　　综上所述，地区电网调度控制一体化系统的建设是一项艰巨的任务，各地区在建设过程中，要能够立足于本地区的实际情况，不断引进先进的技术及理论知识，以此来完善电网调度控制一体化系统，使其满足大运行体系的建设要求，促进智能电网的建设，最终为我国电网发展做出重要贡献。

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