汾西电网一体化运行调度控制系统改造技术研究

王田龙 杨耀杰

（汾西矿业集团公司机电处，山西 介休 032000）

1 电网一体化运行调度控制系统改造的必要性

1.1 汾西矿业集团电网运行现状

汾西矿业集团电网（下称汾西电网）供电系统由1个发电厂、43个变电站及其发、供、输、送电设备组成。其中1个2*50MW自备电厂，11座110kV变电站，32座35kV变电所，分布于晋中、吕梁、临汾、长治4个地市所属的介休、灵石、孝义、柳林、交城、左权、隰县、沁源8个县市。电网内110kV变电站是主要供电电源，经电压转换变为35kV输送到各矿，为各矿提供优质供电。

1.2 汾西电网调度运行现状

110kV变电站是汾西电网的主要供电电源，电源点较少，服务的矿区多，网络结构复杂，用电可靠性要求高。一旦一个电源点故障，多个负荷将受到影响，调度同时调管的压力非常大。

汾西供电系统1个发电厂、43个变电站具有地调的运行规模。调度设在山西汾西矿业（集团）有限责任公司供用电分公司，分为晋中区调度和吕梁区调度，晋中区调度负责电源取自晋中地方电力分公司的17个变电站的运行调度；吕梁网调度负责电源取自吕梁地方电力分公司的26个变电站的运行调度。

1.3 汾西电网电力调度系统存在的不足

汾西电网电力调度系统改造前存在严重不足，主要体现在以下几个方面：

（1）汾西电力调度系统中没有数据网。运行数据是通过调度员电话与变电站值班员采集，不能实时对电网潮流监测、电网运行可靠性评估。

（2）无新一代调度自动化系统。当变电站发生故障时，调度指挥仅仅靠电话联系，加之调度人员是公司内部运行经验较丰富的变电站值班员，没有与调度专业相适应的电力系统专业知识，因此调度员不能及时、快速、准确地评估、判断、指挥。致使事故状态下应急处置不及时，易造成事故扩散蔓延。

（3）值班调度员少，1～2人/班，遇电网异常或事故时调度员无法及时、准确掌控全局，下达命令。

（4）110kV电源相对薄弱，供电网络结构不合理。当110kV变电站发生故障或非正常运行时，会严重影响多个35kV变电站的运行。

（5）不能借助系统平台实现远程视频会议和现场培训。

实际运行中导致电网发生故障或异常运行的因素非常复杂，且过程十分迅速，如不能及时预测、判断或处理不当，不但可能危及人身和设备安全，甚至会使电网瓦解崩溃，造成大面积停电，给矿井安全带来严重威胁，甚至严重损失。为此，必须增强调度自动化手段，实现电网运行的实时监控、安全分析，在故障或事故时，快速提供事故的准确信息、处理对策，防止事故蔓延，避免或减少事故造成的重大损失。

结合目前新型电网自动化调度系统的运行经验及汾西集团公司调度系统实际情况，对汾西电网一体化运行调度控制系统进行技术研究、分析。

2 电网一体化运行调度控制系统架构

根据汾西矿业（集团）公司供电网络现场实际情况，汾西电网一体化运行调度控制系统建设采用1+N模式，即1个调度中心系统，5个集控站系统。调度中心负责1个发电厂，11个110kV变电站的数据接入和处理，负责全局数据监视控制及创新功能应用。集控站系统接入所辖各个工区35kV变电站的数据进行监视和控制，同时把集控站接入的各工区35kV变电站数据上送调度中心，由调度中心统一对全局数据进行处理保存。当调度中心主站与集控站系统之间通讯正常时，集控站的监控界面采用和调度中心一致的界面，数据源采用调度中心提供的数据源；当调度中心主站与集控站系统之间通讯中断时，集控站采集到的数据暂不上送，界面数据可以采用集控站采集到的实时数据。调度中心主站系统和区域集控站系统采用统一的人机界面风格并起到各司其职互为补充的作用。

2套调度中心系统软、硬件完全相同，独立接入数据，相互之间冗余备份。系统主网采用双网主备冗余结构，主网连接的节点有SCADA/历史/前置服务器、调度员工作站、通信设备等。当两个通信节点间的两个网的状态发生变化时，系统将根据变化后的网络状态重新设置其通信路径。系统可以方便地接入受控站信息，接口方式可以选择串口、网络，全面的IP解决方案，支持TCP/IP协议层之上的各种规约实现并可方便地扩展到未来网络传输模式的调度系统。

汾西电网一体化运行调度控制系统调度中心主站系统图见图1，各个工区集控系统图见图2～图6。

图1 调度中心主站系统图

集控站系统：5个集控站分别以110kV变电站为中心，接入各区域35kV变电站的调度运行数据和视频监控信号，并实现“五遥”功能，分区域建立集控站形成区域调度集控站。集控站负责监控所辖区域内110kV变电站低压部分和35kV变电站数据的传输。

图2 河东工区集控系统图

图3 后庄工区集控系统图

3 电网一体化运行调度控制系统主要内容

一体化电网运行调度控制系统首先必须实现基于国网规范的电力系统基础功能，包括：基础支撑平台功能、SCADA功能、集控功能、报表功能、报警功能、WEB功能等等。

一体化电网运行调度控制系统利用独特的平台优势依托高速的电力调度数据/通信平台，将监控工作站从控制中心延伸至远程集控站或变电站。通过系统权限管理机制和责任区域管理机制，实现了基于区域的信息监视、操作管理和设备控制；通过分布式数据库技术和分布式对象管理技术，实现了远程监控工作站与控制中心监控工作站完全相同的实时性和可靠性。

电网调度综合防误与现场“五防”的协调统一，电子值班功能的深度推进。

调度安全防误校验，从调度端至子站端统一，整合现场的“五防”功能。一体化电网运行调度控制系统在五防的基础上，利用电网的拓扑连接关系和SCADA系统的实时遥信和遥测信息对调度员的操作进行全面的防误检查，从而最大程度减少乃至杜绝误操作产生的可能性。同时系统提供模拟操作功能，利用该功能，调度员可以方便地在图形界面上进行模拟操作，所有操作均需进行全面的防误检查。

图4 宜兴工区集控系统图

图5 吕梁工区集控系统图

电子值班功能：系统采用嵌入式结构设计，充分利用了短信的实时性和经济性，在调度自动化系统有告警事项产生时，该模块会根据预先配置，将告警事项分类发送到需要接收该类事项的人员的手机上，并进行语音提示，这样便于相关人员及时得到信息，对事故的处理更及时、准确。使电网运行更安全、更高效。

图6 左权工区集控系统图

预案程序化、规范化：随着供电网络的不断增大，事故类型纷繁复杂，电网的内外营运环境发生着变化，安全生产工作也将面临新的挑战和新的课题，预案程序化、规范化是电网事故处理快速准确的重要基础。本次改造把预案程序化作为重要任务之一，在事故发生后，在显示事故信息后通过不同的方式启动应急预案，调度员可以根据显示的预案组织处理，为调度员提供直接、有效的决策提供支持，从而快速、正确的处理事故。

信息告警的分类：综合智能告警实现告警信息在线综合处理、显示与推理，支持汇集和处理各类告警信息，对大量告警信息进行分类管理和综合/压缩，对不同需求形成不同的告警显示方案，利用形象直观的方式提供全面综合的告警提示。显示的事故信息能在相近的时段内自动选定关键信息，并且按顺序显示在界面，提示调度员优先处理。根据重要程度的不同分窗口显示其他告警信息，帮助调度员判断故障，提示调度员做相应的处理，提高调度员处理故障的准确率和效率。

4 电网运行调度一体化控制系统改造前后效果对比

表1 电网运行调度一体化控制系统改造前后效果对比

5 结论

综上所述，一体化电网运行调度控制系统改造后能够达到以下效果：

（1）以智能调度为核心，构建成新一代面向能源企业的智能电网技术支持系统，开发出具有自主知识产权的基于分布式智能控制的一体化电力调度指挥系统，能够满足电网可靠、安全、经济、高效、环境友好和使用安全的需要。

（2）在电网正常状态下，能够进行监视与控制；在事故情况下，通过智能辅助决策，进行故障的准确判断与定位，并提供紧急处置措施，缩短停电时间。能够实现电网安全的全过程、全方位的监控与预警，使电力调度指挥更加高效。

（3）能够构建成智能电网用户交互平台，实现用户参与的智能控制与分析决策，引导用户主动参与电网的管理，主动削减尖峰负荷，促进用户提高自身电能精细化管理水平，缓解了电网运行压力，提高设备利用率，实现调配一体化、运行控制智能化的功能。

（4）能够利用最新的计算机技术、信息通信技术、控制技术等，提升矿山电力调度的高度信息化、自动化，最终实现高效率、高安全和高效益的目标。