电网调度自动化技术应用总体介绍

1、电网调度自动化技术应用总体介绍1、变电站综合自动化技术、变电站综合自动化技术2、调度自动化系统、调度自动化系统3、调度数据网络、调度数据网络4、GPS同步时钟同步时钟5、电能量采集装置、电能量采集装置6、用户变及小电厂数据接收情况、用户变及小电厂数据接收情况1、变电站综合自动化技术、变电站综合自动化技术功能A功能B继电保护控制继电保护控制过程层接口传感器操纵机构区域运行状态运行状态-Q -U +Q +U-Q -U +Q +U越限状态越限状态控制策略控制策略00 0 0 0均不越限不控制10 0 0 1电压越上限降压20 0 1 1电压越上限，无功越上限先降压，再投电容30 0 1 0无功越上限

2、投入电容40 1 1 0电压越下限，无功越上限先投电容，后升压50 1 0 0电压越下限升压61 1 0 0电压越下限，无功越下限先升压，再切电容71 0 0 0无功越下限切除电容81 0 0 1电压越上限，无功越下限先切电容，再降压六、江苏电网六、江苏电网35kV35kV220kV220kV变电站自动化系统变电站自动化系统 为适应电网快速发展和科技创新的需要，规范江苏电网变电站自动化系统的建设，推动220kV变电站无人值班的实施和变电站自动化技术进步。江苏省电力公司按照坚持“资源整合，信息共享”的原则，对厂站自动化系统技术进行规范化、标准化、典型化管理，编制了江苏电网35kV220kV变电站

3、自动化系统技术规范 1）将变电站计算机监控系统和继电保护、智能设备等统一组网，建成变电站自动化系统，实现专业融合和信息共享；2）规范站内网络结构、设备配置、系统功能、性能指标等；3）规范通信规约，包括接口、协议等，统一标准、统一规划、统一实施；4） 强化对自动化系统的入网测试和现场检验，严格监控产品质量，确保变电站自动化系统稳定运行。路由器交换机交换机故障录波数据处理及通信装置（双套）交换机主变压器保护220kV保护110kV保护交换机主变压器测控220kV测控110kV测控公用信号测量单元交换机35kV、10kV保护测控分散布置交换机直流系统视频监控系统火灾报警系统空调系统智能接口单元终端服

4、务器主变压器电能表220kV电能表110kV电能表35kV、10kV电能表GPS双以太网双以太网103104101操作员站VDU打印机103母差保护电力调度数据网220kV变电站自动化系统结构框图 电力调度数据网交换机数据处理及通信装置（单套）交换机主变压器保护110kV保护主变压器测控110kV测控公用信号测量单元交换机35kV、10kV保护测控分散布置直流系统视频监控系统火灾报警系统空调系统智能接口单元终端服务器主变压器电能表110kV电能表35kV、10kV电能表以太网以太网103104101操作员站VDU打印机母差保护路由器 110kV（35kV）变电站自动化系统结构框图 变电站自动化

5、系统参数设置要求变电站自动化系统参数设置要求1、站端遥测值死区设置数值参照江苏电网变电站、电厂自动化信息传输规范（苏电调2008337号）第6章执行。 电压量0 电流量1 有功量 无功量 频率0 负荷关口、机组出力有功量 其它12、变电站测控装置防抖延时按照“电调（2011）177号”文件要求设置：断路器为20，刀闸等其他遥信为150。3、SOE的选配参数按照“电调（2011）177号”文件要求设置：变电站计算机监控系统仅对断路器和保护动作信号生成SOE并上送当地后台系统和远方调度控制中心，其他遥信量均不生成SOE信息，以减少大量无效信息对有效事故信息的干扰。要求在测控装置上实现SOE上送选择

6、，如确实测控装置不能实现应在总控实现并注明。 4、测控装置（包括测控保护合一装置）异常要有告警信号产生，告警信号能够及时送到远方监控中心。如没有硬接点交叉告警或接入公共测控装置的须确保在总控实现装置通信中断信号，防止自身故障不能产生告警软报文。5、事故总信号要求由间隔事故信号跳变沿触发，延时10秒自动复归。 2、电网调度自动化主站系统、电网调度自动化主站系统人机联系子系统计算机子系统前置机RTU 1RTU 2RTU iRTU n遥控遥测遥信遥调二、二、OPEN3000OPEN3000能量管理系统能量管理系统 连云港电网地县一体化OPEN3000能量管理系统(EMS) 是基于IEC61970系列

7、标准的新一代能量管理系统，采用分布式公用对象请求代理中间件CORBA作为系统的通信和集成框架，以具有关系、层次和面向对象三位一体特性的实时数据库为核心，构筑基于CIM（公共信息模型）/CIS（组件接口规范）的开放式分布式信息集成系统的一体化支撑平台，在此平台上集成SCADA（数据采集和控制）、PAS（电力应用软件）、DTS（调度员仿真培训系统）、监控一体化、保护信息管理系统等应用。 OPEN3000EMS系统建设全面贯彻落实了省公司“三集五大”的要求，将为实现连云港电网二次系统整合、智能化电网调度、资源融合运用与信息共享提供坚强可靠的技术支撑平台。Open3000能量管理系统结构示意图能量管理

8、系统结构示意图SCADA服务器数据采集服务器历史数据服务器磁盘阵列运方工作站报表工作站3维护工作站3调度工作站3模拟屏PAS/CIS接口服务器DTS服务器DTS工作站2EMS WEB服务器正反向电力专用安全隔离GPS对时电力调度数据网终端服务器6防火墙/IP认证加密装置安全区II防火墙管理信息大区监控工作站2监控系统3 3、调度数据网络、调度数据网络连云港电力调度数据网络是江苏电力调度数据网络的重要组成部分，承载传输的主要信息包括电力调度实时信息、生产运行信息等，为公司调度和生产运行提供了重要的技术支持，是电网安全生产的重要基础。连云港电力调度数据网络覆盖全地区所有220kV、110kV、35

9、kV所有变电，实现了网络化接入，推进了变电站信息传送高速化，提升了对变电站的控制管理水平。连云港电力调度数据网络为调度自动化系统、电网协调防御决策支持系统、变电站集中监控系统、电能量自动采集系统、电力市场交易系统和继电保护信息远传系统等应用业务提供了有力的支持。变电站数据网络设备：220kV:CISCO 3725/3825 ZSR3884110kV:ZSR1842 AR2200 ZSR388435kV :ZSR1842 ZSR3884 目前，连云港地区已建成第一平面骨干网、第二平面骨干网、江苏省级接入网、市级接入网、市级接入网第二核心等网络。 市级接入网分为第一核心、第二核心两个平面的数据网络

10、，110kV及35kV用户变分别接入这两个平面的数据网络。市级接入网第一核心：由市调（CISCO12410）、县调（中兴M6000）、220站（原四级网）、110及以下站（原五级网）组成，遍及220KV及以下站（含用户变）。第一核心上接第一平面、第二平面骨干网，配置静态路由。 市级接入网第二核心：由备调（中兴M6000）、5个220站汇聚点（三洋、陈墩、灌河、金庄、蔷薇，均为M6000）、110及以下站组成（含用户变）。第二核心上接第二平面骨干网，配置静态路由。为确保赣榆县域厂站在赣榆县调失效情况下的数据采集，三洋变汇聚点至市调第一核心12410路由器之间CPOS口（4*2M）互联，配置静态路

11、由。4、GPS同步时钟同步时钟 ）三、三、GPS同步时钟装置组成同步时钟装置组成由以下三个主要部分组成：1）时间信号接收（输入）单元，接收外部时间基准信号；2）时间保持单元；3）时间信号输出（扩展）单元。对时信号输出方式（列举）1）lpps脉冲信号准时沿:上升沿，上升时间 50ns，上升沿的时间准确度 1s，脉冲宽度: 20ms200ms。主时钟至少有一路标准TTL电平 1pps 输出,供时钟的准确度指标测试。2）lppm脉冲信号准时沿:上升沿，上升时间 150ns，上升沿的时间准确度 3s，脉冲宽度: 20ms200ms。3）IRIGB(DC)时码 每秒1帧，包含100个码元，每个码元10

12、ms。 帧结构：起始标志、秒（个位）、分隔标志、秒（十位）、基准标志、分（个位）、分隔标志、分（十位）、基准标志、时（个位）、分隔标志、时（十位）、基准标志、自当年元旦开始的天（个位）、分隔标志、天（十位）、基准标志、天（百位）（前面各数均为BCD码）、7个控制码（在特殊使用场合定义）、自当天0时整开始的秒数（为纯二进制整数）、结束标志。 根据IEEE Std 1344-1995规定，在IRIG-B时码 P50-P58位应含有年份信息。附录表示当年第342日23时56分17秒的帧格式图。 IRIGB(DC)时码准时上升沿的时间准确度 5s,通常采用RS-422/ RS-485输出。4）IRIG

13、B(AC)时码 用IRIGB(DC)码对1kHz正弦波进行幅度调制形成的时码信号，幅值大的对应高电平，幅值小的对应低电平，调制比2:16:1连续可调，典型调制比为3:1。 IRIGB(AC)时码准时幅度变化点（斜率变化）的时间准确度 30s。厂站各种设备的时间同步技术要求设备名称时间同步准确度电气接口时间同步信号类型安全稳定控制装置1msRS485IRIG-B 功角测量装置1s静态空接点及RS232lpps及时间报文无功电压自动投切装置10msRS485 IRIG-B 行波故障测距装置1s静态空接点及RS232lpps及时间报文微机保护装置1msRS485 IRIG-B 故障录波器1msRS4

14、85 IRIG-B 测控装置1msRS485 IRIG-B 计算机监控后台系统1sRS232或FE(RJ-45)时间报文或NTPRTU/远动工作站1msRS485 IRIG-B 电能量计量终端1sRS232时间报文关口电能表1sRS232时间报文继电保护管理子站1sRS232时间报文设备在线监测装置1sRS232时间报文UPS、逆变、直流电源系统1sRS232时间报文视频监视系统1sRS232时间报文5、电能量采集装置电能量采集装置一、分压、分线电量采集系统 为了实现线损的科学、规范和精细化管理，对现有变电站集中抄表系统和下网侧电能量自动采集系统进行集成，并完善35kV及以上电压等级变电站的所

15、有电量数据的采集。 连云港分压、分线电量采集系统由电量主站系统和厂站电量采集装置组成。二、厂站电能量采集装置 全地区220k及以下共计136座变电站都配置电能量采集装置，共采集约2193只电能表的电量信息。 厂站电能量采集装置采用采集终端服务器。三、DIGI PortServer TS16MEI 电量采集终端服务器16个串口RS-232/485/422;10/100自适应以太网AC220V , 12w,串口个电源保护,FCC Class B;支持TCP Socket/UDP Socket/Realport/PPP等主要功能,符合RFC2217协议,用系统标准API与应用程序实现访问; 支持PPP,在网络异常或失败时,可以通过 线用拨号方式访问可通过IE浏览器, telnet,超级终端来进行设置, 支持机架式安装 六、用户变及小电厂数据接收情