电力系统厂站及调度自动化综述_王强

电力系统厂站及调度自动化综述

王　强,韩英铎

(清华大学电机工程系,北京100084)

摘要:论述了电力系统自动化技术沿着元件—局部—子系统—管理系统发展的历程,对厂站自动化及调度自动化的现状进行了总结,指出其发展趋势和今后主要发展动向,并介绍了有关现代高新技术和理论。

关键词:电力系统;自动化;电厂;调度;发展中图分类号:T M 734

收稿日期:1999-09-29。

1　电力系统自动化的沿革

电力系统自动化技术沿着元件—局部—子系统(岛)—管理系统的道路发展。理论发展可以分为3个阶段:60年代以前处在经典理论阶段;七八十年代注入了控制论,形成了以计算机为基础的现代理论阶段;90年代以后注入经济理论,而到达电力市场理论阶段。70年代中期,运用系统工程理论将现代理论的技术成果有机地组织在一起便形成了

EMS ,并随电力工业的改革而发展[1]

。

电力系统自动化主要技术进步表现在:40年代将数据展现在模拟盘上,增强了调度员对实际系统运行变化的感知能力;50年代自动发电控制(AGC )将调度员从频繁的操作中解脱出来;电网调度自动化系统概念的提出是在50年代中期,这标志着现代

电网自动化的开始[2]

。以前只有远动装置及机电式的调频装置,不成为系统。60年代初,有些电力公司利用数字计算机实现电力系统经济调度,开始了计算机在调度中的应用。在1965年美国东北部大停电后,多数电力公司意识到依靠远动装置在模拟盘上显示信息的方式已远不能满足复杂电网安全运行的要求,开始把计算机系统的应用从以考虑经济为主转移至以安全为主,出现了所谓电网SCADA 系统。这是电网调度自动化形成系统的一个台阶,具有代表性的系统是美国BPA 的迪特茂调度中心。这一阶段延续至70年代。

电网自动调频和有功功率经济分配的装置和自动调节系统不再独立存在,而是以A GC/EDC 软件包的形式和SCADA 系统结合,成为SCADA /AGC —EDC 系统,这是SCADA 系统出现后的电网调度自动化系统中第1次功能综合。

电力公司在60年代末提出了用SCADA 采集

的实时信息对电力系统的扰动(开关操作、事故跳闸)进行在线快速分析计算,用以解决电网运行方式的在线研究和事故跳闸后果的预测。从70年代初开始,为了解决由于电网不可观察(SCADA 采集的数据存在误差、通道可能中断、RTU 可能停运等)带来的潮流计算不收敛(在离线电力系统计算时不会遇到),发展了各种基础算法,开发了网络拓扑、外部网络等值、超短期母线负荷预计、状态估计等一系列软件,建立可计算的所谓可观察区,将SCADA 采集到有误差的“生数据”转变成潮流计算收敛的“熟数据”,建立了熟数据库。在这一基础上开发了调度员在线潮流、开断仿真和校正控制等所谓电网高级应用软件(PA S)。PAS 投运后,电网运行方式的改变以及当前运行方式下遇到大扰动时的后果就可以通过PAS 自动预计出来。网络熟数据库的建立,为各种电力系统的优化软件,如线损修正、无功优化、最优潮流等的开发提供了条件。自从PAS 综合到电网调度自动化系统,形成了SCADA/AGC —EDC/PAS 系统后,电网调度自动化系统从SCADA 系统升级为能量管理系统(EMS )。除了PAS 从算法到软件本身的研究外,还有运行EM S 必需的支持软件的研究和开发。在SCADA 系统中,不存在多种应用的数据库相互调用和统一维护问题,调度员的操作只是调用画面,并不需要对数据库进行删除、插入、修改等操作,因此,在单一的SCADA 系统中,数据库的建立和管理都采用文件方式,由程序员来修改数据库。在EM S 中,由于多种应用的出现,调度员需要在屏幕上设定各种故障方式,开发支持软件系统的要求就提出来了。由于商用关系数据库管理系统(如Oracle 等)都无法满足实时要求,于是各大系统公司花了大量人力和时间来开发支持软件系统。

PAS 工程化后,在线调度员培训仿真器(DT S )得到了发展,并综合到EM S 中,根据Diliaco 的统计,1985年后各国投运的EMS 中有40%包含了

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2000年3月10日

M ar.10,2000

DT S ,有的公司建立了大型培训中心,如法国的EDF,采用了离线的培训仿真。

随着计算机技术、控制技术、通信技术和电力电子技术的不断发展,“电力系统自动化”无论其内涵或外延都发生了巨大的变化。如今电力系统已经成为一个CCCPE 的统一体,即计算机(computer )、控制(co ntrol )、通信(co mmunication )和电力电子(po wer electr onics)的产生、输送、分配装置以及电力电子装置。当然,在21世纪,不掌握电力市场知识便很难承担电力调度工作。

根据等强度的概念,自动化设备所占的投资比例虽然不大,但其重要性与主设备同样。而且先进的自动装置不仅可以改善一次主设备的运行状况,提高其运行效率,甚至可以推迟或避免新建一些主设备,节省数额可观的一次设备投资。

电力系统产生的电能必须与消费的电能实时平衡,这只能靠自动调节和控制装置来维持。这种平衡不仅要在正常的稳态运行时而且要在各种扰动状态下从毫秒级到分钟级都能实现这一要求。为了满足这种调节与控制要求,电力系统自动装置可以分为正常运行自动装置、异常状态下的安全稳定控制装置及保护装置。由于篇幅所限,就厂站自动化及调度自动化系统的一些实例进行叙述,说明电力系统自动化的发展走向。

2　厂站自动化

2.1　火电厂自动化

大型火电厂的监视和控制系统经过了模拟控制、功能设备分散方式的第1代数字控制、分层分散方式的第2代数字控制3个阶段,其特征是各机组所用的计算机系统彼此孤立。目前正在向第3代数字控制发展,采用开放式工业自动化系统,构成火电厂综合自动化系统。一般分2级:机组级采用开放式DCS 和顺序控制器,在线监控单元机组、输变电和辅助车间的生产运行;全厂级由MIS 及厂站机构成,通过网络取得第一线的在线实时监控信息,并向

第一线发布各种命令[3]

。

在第3代控制系统中,全厂级可以向电力调度所提供全厂在线实时信息并接受命令,经全厂经济负荷分配计算后下达命令至机组级,控制机组启停、出力和机组输出功率。该系统将采用的技术有:¹开放式工业计算机系统;º现场总线与智能变送器及伺服机;»大屏幕监视器;¼先进控制技术。通信标准化M AP/TOP 已获成功。DCS 和PLC 融合,DCS 向小型化、分散化、多功能封闭型模块化方向发展,

PLC 向网络化方向发展。远程智能I/O 网络是一种新型的工业计算机过程接口装置,是插板智能I/O

技术与通信网络技术结合的产物。它由前端机、通信网络和适配器组成。现场总线国际标准还处于开发阶段,不同厂家的产品需要一个g ataw ay 接口才能接入DCS 。目前主要有ISP 和Wo rld FIP 两大机构,ISP 成员有西门子、罗斯蒙特、横河、ABB 、福克斯鲍罗、费雪等25个公司;而World FIP 成员有霍尼威尔、贝利等150个公司,两大机构开发各自的现场总线标准,将传感器、微处理机、A /D 转换器集成以构成智能变送器,具有信号处理能力、故障诊断能力、自补偿能力和数字通信能力。2.2　水电厂自动化

我国水电厂自动化工作从1979年以来,经科研试点和逐步推广2个阶段,已有20多座水电厂基本建成计算机监控系统[4],还将增加近50个水电厂实现自动经济运行和安全监控。计算机监控技术由80年代初的集中控制、功能分散模式,进入80年代的分层分布模式,发展到90年代初的开放分布式模式。分布式监控系统以控制对象分散为主要特征,对于水电厂而言包括水轮发电机组、开关站、公用设备、闸门及船闸等。按控制对象为单元设置多套相应的装置,构成水电厂现地控制单元,完成控制对象的数据采集和处理、机组等主要设备的控制和调节及装置的数据通信等。水电厂采用分布式处理,一般与电厂分层控制相结合,形成水电厂分层、分布式控制

系统,这种模式在国内外水电厂应用很广[5]

。

近年来在分布式系统基础上发展出全开放、全分布式监控系统[6],整个系统各设备均遵循IEEE,ISO ,IEC 等有关国际规约,接入一个全开放式的总线网络,使硬件的增减、更换很方便,各节点的自治性、独立性高,且整个系统的可靠性、可维护性明显高于集中式和分层分布式系统,这也是今后大中型水电厂计算机监控系统发展的方向。

水电厂要实现无人值班,除要建设好厂内的计算机实时监控过程外,还须会同各级调度部门,结合电网调度的实际需要,共同参与电网调度自动化系统建设,完成数据采集和监视(SCADA)、自动发电控制(AGC )和电压控制(AVC )以及远程通信网络建设等工程,并提高系统的智能化程度:能对所采集的数据进行综合分析,对设备运行情况做出判断,自动采取有效措施或提供处理指导。2.3　变电站综合自动化

变电站自动化源于在变电站中普遍使用基于计算机技术的智能设备(intellig ent electr onic device,缩写为IED),它不仅将现场的数据数字化并分析出很多难以直接测量的数据(如谐波分量、序电流、序电压),而且具有计算机数据通信接口,利用计算机的存储能力完成统计记录功能。

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