面向电力市场的县级电网综合控制系统方案

面向电力市场的县级电网综合控制系统方案摘要本文探讨了建立面向电力市场的县级电网综合控制系统的方案设想，提出了建立集县级电力调度、配电系统及能量结算系统于一体的系统体系结构、技术要求及支持手段、并提出了系统建设的具体途径。1概述传统的县级电网自动化的做法是：建立独立的电力调度系统、配电自动化系统、电能结算系统，使得各个系统之间的信息共享不能提供充分的保障，同时也造成了设备的大量冗余。对于县级电网来说，建立合理的电网控制系统体系结构，达到系统设备的合理分配和布置，提高系统信息的共享，是县级电网控制系统必须解决的问题。在这样的环境要求下，作者提出了一种面向电力市场的县级电网综合控制系统方案。2系统体系结构电力市场的引入给传统的电力调度系统带来功能上和内涵上的重大变化。现代电力企业的电网综合控制系统是其它非实时系统的实时数据仓库，尤其在面向电力市场的环境下，需要电网控制系统提供大量的数据。在本系统方案中，将电力调度、配电自动化、以及电力市场运营系统三大系统集于一体，从而达到设备、信息共享的目的。从系统的监测功能角度来分类，县级电网综合控制系统可分为两大子系统，即变电所综合自动化和馈线自动化。这两个子系统为配电网自动化提供了最基本的原始数据，如采集的母线电压、电流、线路频率、有功功率、电量脉冲、开关状态、变压器分接头位置等信息，成为系统进行控制的基本数据依据。配电自动化系统采集的数据对象包括来自开闭所、变电所、柱上电子或智能开关、柱上变压器以及柜式变电站、智能电能表等设备的数据。控制中心由多台计算机构成分布式系统结构，系统软件采用基于客户/服务器模型的系统设计。在关键节点上，采用双机互备份的工作模式，提高系统的可靠性。GIS(地理信息系统)是电网综合控制系统的主要特点之一。将GIS与一些电力设备属性数据结合起来，可使电力网络拓扑和配网信息更加直观，动态分析配电网的运行状态更为有效，也为迅速查明线路跳闸地点及停电影响范围，选择合理的操作顺序和路径提供支持。当电力线路发生故障后(如断路器重合失败)，系统自动确定出故障所在线路以及区域，从控制中心发出遥控指令，断开故障线路两侧的开关。随后发出无故障区域恢复供电的指令，缩短无故障停电区域的供电恢复时间。负荷控制和电量自动结算构成了电力市场运营的主要内容。通过调度系统读取远方用户的电表电量数据，将其送至控制中心。系统可根据收到的分时电量，实现分时和实时电价计量，并可根据用户的用电量、分时电价以及其它因素，确定最优运行和发电控制计划，为电力市场的运营提供实时的决策依据。3系统功能支持现代化技术手段是保证电网综合控制系统正常运作的基本条件，根据电网日常生产、运行、管理所涉及到的内容，县级电网综合控制系统应具备如下几种主要的技术功能支持。3．1电网调度自动化系统功能完成电网实时数据的采集、监视和控制，是现代化电网生产运行和调度管理必不可少的重要的技术手段。调度自动化系统除了应电力调度系统的原有功能基础上，增加根据电力市场报价排序和在安全约束下编制调度计划功能，达到整体系统的优化。同时，应加强负荷预报的基本功能，这也是在电力市场环境下编制调度计划的基础。为了按照电力市场运营规则进行结算，并进行必要的市场运营考核监督，系统应具有提供统一时标的系统环境数据的能力，如频率曲线、实际负荷曲线、实际出力曲线、控制指令或调整指令记录、电压检测点的电压曲线等，以便于和其它系统之间实现数据共享。3．2配电自动化系统功能配电自动化可分为4个环节，即配电调度自动化、变电所自动化、馈线自动化以及营业自动化。在面向电力市场的电网综合控制系统中，改变最大的就是负荷管理和负荷控制系统。通过配电自动化系统，可以实现包括故障隔离、故障区域判断、配电网网络重构、实际线损计算等配电高级应用，同时也可以实现包括负荷曲线调整(如削峰、填谷等)、负荷监控(包括监视用电负荷)、直接和间接优化组合控制等最佳负荷控制。3．3电力市场运营系统功能根据我国近期开放发电侧电力市场的基本框架和运行规则，电力市场运营系统应由电量计量系统、合同管理系统、电力交易系统、实时报价系统、电费结算系统等功能组成。电量计量系统：完成电力市场中交易各方购销电能量的采集、统计和处理，是电力市场中的电能计量工具。合同管理系统：完成对参与交易的各方合同(长、中、短期发、供、用电合同)进行管理，包括合同的签定、修改等管理。电力交易系统：对未来数小时内的发、供、用电计划和电价的临时调整或变化，进行协调，并进行相应的交易评估，得到满足有关各方面需求的发、供、用电计划和电价，并用来调整相应的电力、电量考核条件。实时报价系统：对参与交易的各发、供、用电企业未来一段时间内的发供用电计划和电价进行评估，产生满足各方需求的发、供、用电计划和电价，并据此进行电量交易。电费结算系统：根据采集的电能量统计数据和电力市场实际运营和各种结算条件，对电力市场中的交易各方进行电费结算。4系统实现技术开放式系统设计成为当前大型系统设计的时尚。开放式系统目前的发展主要是体现在计算机系统本身和与其联系较为密切的层次产品上，而对于在应用层的开放性，涉及相对较少。开放式系统不仅仅是一些标准和技术的组合，更重要的是它提供了一种思想。基于这种思想，才能开发出真正为用户可接收的开放式系统。因此，在设计时，应严格遵循已有的国际标准。这些标准包括：数据库接口：SQL结构化查询语言；用户人机界面：Windows窗口系统；通信标准：TCP/IP。随着计算机和通信技术的不断发展，越来越多的新技术为面向电力市场的县级电网综合控制系统的实现提供技术保证，这些技术包括计算机技术、软件环境、网络互连技术、图象图形处理技术、多媒体技术、面向对象技术、数据库技术、分布式远动技术、人工智能技术、Internet技术等。这些技术的应用，将使面向电力市场的县级电网综合控制系统的实现成为可能。农网35kV综合自动化变电所的安全运行问题35kV综合自动化变电所就是依赖目前高速发展的微型计算机技术，将变电所中的控制、保护、测量、中央信号各类自动化装置以及打印报表、故障录波等功能集中于一个微机网，完成调度端遥测、遥信、遥控、遥调四遥功能。这种高新技术的应用，近年来各地发展很快，为变电所的安全运行打下了良好基础。但由于目前我国的推广工作正处于起步阶段，技术应用还不成熟，新的运行管理模式正在摸索之中，因而各地在运行中不同程度地暴露出一些问题。据浙江省金华电网近二年来的运行情况，随着自动化变电所的增多变电事故明显增多，影响了变电所的安全运行。为此，根据本地自动化变电所运行中发生的一些问题作一粗浅探讨。1综合自动化变电所的主要特点(1)应用新技术，一次断路器设备无油化，二次控制元件无触点集成模块化，提高了设备运行可靠性，减少了设备维修工作。(2)变电所负荷调整、电压调节及电量报表等工作都由调度直接完成，改变了过去那种调度下令，变电运行人员接令执行操作的繁琐环节，降低了变电所运行误操作事故的发生。(3)调度可直接监视变电设备运行情况，发生故障能及时、准确地提供原始数据，为事故处理提供方便。(4)自动化变电所占地面积少，土建投资省并减少运行人员，降低了电力生产成本。2目前综合自动化变电所运行中普遍存在的问题(1)自动化变电所二次控制设备存在误报、误跳，10kV单相接地发信号正确率低等问题。(2)自动化变电所投运后，运行模式正在探索中，有的仍保持常规变电所值班方式，没有体现减人增效。有的采用“无人值班”的模式替代常规变电所管理，在安全运行中出现一些失管情况。(3)常规变电所改成自动化后，原防误操作装置失去作用，变电所“三防”、“五防”装置要重新设置。(4)变电所消防自动化装置，有的变电所误发信号情况较多，存在产品质量和安装质量等问题。3对综合自动化变电所安全运行的几点意见(1)35kV综合自动化变电所的设计：35kV综合自动化变电所设计要求按原电力部农电司提出的“小容量、密布点、短半径”的小型化建设原则，坚持“户外式、小型化、造价低、安全可靠、技术先进”的发展方向。对二次设计要求变电所现场对主变温度、母线电压、电流等主要运行参数的显示要简单、直观，便于值班人员监控。保留常规变电所预告信号和事故信号功能，便于变电值班人员发现设备异常，及时处理事故。(2)常规变电所的自动化改造：常规变电所的改造应立足于一次设备，可靠的一次设备是变电所实行自动化的基础。对一次设备进行无油化改造，二次部分按自动化要求设计，电磁式继电器改为“四遥”集成模块保护，变电所各种信号通过RTU柜传送调度，变电所现场电压、电流、温度等主要参数显示要求简单、直观，为值班监控提供方便。如果变电所是近年新建的，设备质量较好，进行“四遥”改造时，二次部分也可利用原来电磁继电器的保护触点进行控制。同时，增加远方操作转换功能、远方复归信号继电器、小电流系统接地选线等装置。(3)自动化变电所的运行模式：目前自动化变电所运行模式基本是少人值班和无人值班二种。少人值班比常规变电所人员减少一半。无人值班即“无人值班，有人看守”模式，成立操作班，监控班替代常规变电所管理。现在看来，大家对变电所的运行模式认识不统一，普遍把自动化变电所叫“无人值班变电所”，但实际上采用“少人值班”的运行模式更为可行。下面从变电所安全、可靠、经济运行方面谈一点看法：①岗位的重要性：变电所是保证城乡供电，创造企业效益的基层班组，变电值班岗位时刻保证着供电设备安全运行，因此变电值班岗位任何时候只能加强，不能削弱。②设备运行的安全、可靠性：变电所的位置一般分布在远离城市、人员稀少、交通不便的偏辟地方。如果采用“无人值班，有人值守”的模式，存在许多不安全因素。首先长期一个人留守，值守人员就存在孤独和人身安全问题。另外，设备运行安全问题，因操作班远离变电所，设备不可能及时巡视，有了故障也难以做到及时处理，同时车辆的频繁来往也是一个不安全因素。总之，若采用“少人值班”的模式以上问题都将得到妥善解决。③企业减人增效：常规变电所值班人员一般为5～7人，自动化变电所采用“少人值班”模式，人员可减少一半。但“无人值班，有人值守”的模式用操作班、监控班替代常规变电管理，实际人员也难减少。如果自动化变电所数量少，“无人值班”模式用人将会更多。④设备的管理要求：综合自动化变电所的设备是现代化高新技术，对值班人员的素质要求应该比常规变电所高，因此应配备高素质人员来管理。综合上述情况，自动化变电所管理应选用“少人值班”运行模式为宜，变电所定员一般2～3人，轮流值岗。值班员的职能同常规变电所不一样，工作性质由被动性转为主动性。因此，对值班员的素质要求高，要求选派责任性强、自动化变电所业务管理熟悉的人员担任。其值班职责，主要负责监控变电设备运行与设备检修操作和临时性操作工作。此外，还负责变电所的日常保卫、环境绿化及卫生等。(4)自动化变电所设备运行中存在问题的对策①“四遥”远动设备误报和误跳：自动化变电所“四遥”远动设备误报和误跳是当前普遍存在的问题，也是许多单位自动化变电所长期不能正常运行的主要原因。兰溪市供电局现有自动化变电所四座，1995年8月黄店变第一座自动化变电所投运，投运初期多次发生10kV出线误跳，1998年6月发生一次主变误跳事故。每次发生误跳都及时同厂家联系，厂家也及时派员来现场解决，双方紧密配合，变电所发生的问题基本得到了解决。目前四座变电所运行正常，近两年时间来未发生误报和误跳情况。但是，有一些单位的自动化变电所，一直同常规变电所一样运行管理，没有发挥应有的效益。其关键问题是企业对变电运行不重视，对长期存在的技术问题没有认真组织解决。②10kV单相接地故障发信的正确率低：自动化变电所小电流接地信号检测装置是根据单相接地故障特点进行设计和判别的，主要有反应工频电容电流大小和方向、零序电流有功分量、5次谐波分量以及故障电流暂态分量首半波等五种。目前生产厂家采用较多的是接地时5次谐波分量，从变电所的运行情况看，10kV单相接地故障发信正确率普遍较低。在配电网事故中，单相接地故障率很高，据有关资料统计约占80%，可见10kV单相接地故障发信正确率同变电所的