电网调度自动化主站系统应用研究

四川明星电力股份有限公司 苏坤吉

据国家能源局公布的相关数据：2022年我国社会用电量增速为5%，预计2025年用电量达到9.5万亿kWh，且电源装机容量突破30亿kW。为充分维持供电可靠性，提高供电服务水准，电网企业理应加强电网调度自动化系统推广，依靠主站系统强化电力调峰辅助服务质量，以期取得高效益，为电力事业良性发展给予新指引，达成高质量调度目标。

1 电网调度自动化主站系统应用

1.1 合理调配电能

电网调度自动化主站系统作为影响电网调度质量的主要部分，应用于电力调度工作中，可充分提升电能调配合理性。据相关调查，我国发电量呈现递增趋势，而用电需求也随之升高，见表1。为充分体现电力基建投资项目建设水平，理应依靠主站系统辅助电力调度人员界定调度标准。要想提高用电效率，促使各区域处于均衡用电状态，可借助主站系统丰富功能动态把控区域用电需求，而后以科学调度形式舒缓电能负荷压力。特别是在局部地区遭受雷击、线路故障侵害时，为尽快满足供电需求，应依靠主站系统出具正确决策，由此实现有效调度。

表1 2020—2022年我国电能发电、用电，以及投资情况分析

1.2 实现安全配电

主站系统的应用除了可以在电力调度工作中给予合理调配服务外，还能维护配电行为安全。电力调度期间常受人为因素、设备因素、运营失误因素危及配电安全性，造成局部区域难以安全控制电能。而主站系统可借助预警功能、安保功能实时掌控配电状态，并及时发现配电缺陷，以供电力调度人员及早采取有效措施应对安全隐患。如某地区存在私自连接线路等行为，导致配电室缺乏安全保障，甚至敷设于地面以下的线路也存在锈蚀可能性，这些都会加剧电力调度风险。显然主站系统的应用，刚好可以规避供电风险，建立安全配电环境。

1.3 推行智能调度

主站系统应用于电力调度工作中能够推动智能调度发展。以自动化技术开发新功能，能够辅助电力调度人员采用新调度模式完成调度任务。如在推进智能电网项目期间，中国华电、中国大唐、中国华能，以及国家电网等电力企业均在“电力调度交易与市场秩序厂网联席会议”上表明态度，共计提出84条意见，意味着智能调度模式在电力调度创新改革战略中已成为主导方向。而电能调度自动化主站系统可以为智能调度服务的实施创造有利条件，从自动化调度逐步向智能化调度方向转变。

2 电网调度自动化主站系统应用功能

2.1 采集与控制功能

电力调度工作中调度员多承担电网电能质量运行、运行安全，以及电力设备检修、电压负荷报表制作、误分析、误操作等错误指令消除等岗位职责。主站系统因其具备多样性功能，故而可以辅助调度员高效完成岗位任务。其中较为普遍的系统功能即为采集、控制功能。前者是指调度员能快速获取多区域电能需求数据，既能来源于变电站、开关设备，又能从特殊标记位置予以采集，由此实现电能调度数据的整合处理，加快调度服务响应速度。后者是在主站系统运行后实施远程控制操作，即在权限范围内统计调度信息，随即发送远距离调度指令，节省现场调查时间[1]。

2.2 人机交互和安保

主站系统之所以在电能调度自动化系统中占据重要地位，多因为此系统具备人机交互功能，调度员能直接在系统界面完成数据共享、调度指令编辑、指令发送，以及调度需求调取等操作，而后在可视化场景下动态展示调度情况，如图1所示。该系统在人机交互功能导向下，还能同绘图软件、菜单程序、控制台，以及事项进程显示装置予以共联设计，进而在调度员交互操作下达成既定调度目标。此外，系统还拥有安保功能，能为调度员系统界面操作行为起到安保作用。尤其在发送调度指令等加密数据时，能通过权限差异化分配杜绝不法分子私自获取加密信息，从而以权限界定调度职权范围。

图1 主站系统人机交互功能模块架构图

2.3 实时记录与预警

主站系统除了人机交互界面外，还包含WEB子系统及非功能性模块，可在多模块综合运行中按时排除系统故障。通常在处理调度数据时，仅在1s内即可完成响应，且10s 内可进行数据解析，同时每日自动化排障，保证系统年度故障时间低于1d，故障修复时间需不超过1h。而且还能依据事故数据类别确定事故风险，并自动发送预警信息，继而在调度数据、故障自动化诊断数据实时记录精准预警。因此，主站系统可凭借多项功能被广泛应用于电力调度活动中[2]。

3 电网调度自动化主站系统应用优化方法

3.1 拓展系统应用场景

要想确保电网调度自动化主站系统深刻体现功能作用，应进一步拓展应用场景。据相关了解，主站系统的有效应用要求在电力调度中至少形成98%利用率。这就导致一旦主站系统出现运行障碍，将无法实现有效调度，甚至干扰用电质量。而在新时代背景下，随着系统优化升级，现今要求主站系统应尽量实现不间断运行，其中断时间宜在1.8h/年以内。为彰显系统实践价值，可将其应用于电力调度控制、电力设备检测，以及用电质量监控等诸多场景内。以控制场景为例予以细致阐述，因主站系统多以分布式计算机为核心系统，搭配TCP/IP 协议传送信息，而在优化应用环节，可以主张采用客户/服务器（c/s）控制模式改善系统运行效果。同时，还可利用双机热备形式增强系统运行持久性，使之在多网络电能调度控制期间通过无功补偿服务维持电能智能调度。考虑到电能调度中会存在电能损耗风险，参照下列公式即可掌握电损规律：

其中，R为线电阻，L为线路长度，S为线路截面积，ΔQ为无功损耗，P0为空载损耗，KT为负载波动损耗系数，KQ为无功经济当量，Q0为空载无功损耗，β2为平均负载系数。

计算后即可对电力调度期间产生的变压器损耗、线路损耗等情况予以综合分析。经过远程控制能随时调整调度区间，便于调度指令发送后充分满足用电需求[3]。

另外两个应用场景，可以在系统针对异常用电行为予以远程监控，并实时监测电力调度风险水平，这样才能促使调度员在安全调度条件下最大化开发电能资源经济价值，为区域供电质量的提升产生积极影响，促进电能合理规划。

3.2 实现系统自动化排障

电网调度自动化主站系统实际应用阶段，也会面临故障风险，如误发调度指令、通道延迟开放、电源异常等。为表现主站系统应用功能，还应当确保应用优化后的主站系统时，依靠自动化排障能力提升运行安全水平。较为严重的是电源异常故障，可能会引起系统难以运行后果，故而可以推荐对传统主站系统电源结构以不间断电源予以替代，而其他故障可通过缩小自动排障周期，及时发现故障隐患[4]。同时，还可动态监测运行代码，在线路出现接触不良等问题时，能在自动化排障服务中开展远程测试，并发出维修指令，等待调度员检查线路连接完好度。另外，针对主站系统中软硬件设施，也可予以优化处理，以便优化后主站系统能随时根据电网调度工作条件灵活给予相关服务。例如，针对系统硬件部分，可以先行强化硬件控制能力，经过硬件改造即可重新拥有良好运行状态。软件改造可增设网络互联功能，以报表工具、数据存储工具优化软件系统性能，继而在改进系统结构后增强系统排障能力。在自动化排障操作下，调度员同时可以在放电监测环节客观分析放电量，电能调度工作中连通主服务器、前置机等配件，对其放电状态展开实时监测，更易降低负荷量，帮助调度员在电能调度中充分运用主站系统履行调度服务责任。

3.3 完善系统功能模块

电力调度员往往需要担负多项岗位职责，进而造成日常处理业务时容易出现低效行为。而主站系统因其在多场景内均有适用性。所以在具体应用环节，可以有效完善系统功能模块，使之在扩展设计条件下，减轻调度员工作负担，继而提高调度效率。一般情况下，现有主站系统依靠1台或6台图形显示器能够充分获取调度信息，并对功率、电流、线电阻等参数予以实时统计，依据用电需求进行多地区差异化调度。无论针对人机交互功能还是远程控制功能，都应当在现有功能之上予以优化操作，就此在功能延伸服务下增强主站系统应用时效性[5]。

比如可以增设遥控遥调功能模块，即主站系统运行期间，调度员能在满足系统操作者身份验证后，以刀闸控制、升降控制、闭锁控制对各区域用电需求予以充分分析，特别是对电力总负荷量进行记录，调度员能在语音、文字提醒下对调度指令执行时间予以遥感设计，以便在此系统辅助下，调度员能全方位掌握各地区跳闸事故发生率，并适当改变供电负荷，预防高负荷跳闸风险，并且还能在调度员与电能用户之间分享相关数据，实现电力参数合理调整。

3.4 搭设多技术融合平台

为优化主站系统运行条件，促使电能用户能够享受优质用电服务，调度员应用主站系统时，还应当充分运用高新技术改善系统运行效果。在搭设多技术融合平台阶段，可将GPS 技术、GIS 技术纳入系统架构内。前一项技术可增加调度需求采集准确度，实现调度指令精准定位发送[6]。后一项技术则对控制功能具有改进效能，在差分信号传输中，充分降低调度员误操作风险。具体可以利用一体化设计理念整合多项技术，由此在融合平台指引下，电力企业有望在电能调度中充分彰显主站系统自动化运行优势。

某县级电网系统运用此平台后，已先后开设10个无人值班站（35kV 和110kV），其原始信息量突破50000点，数据表明依托高新技术优化主站系统，更易增强系统实时性与便捷性功能。

4 结论

电网调度自动化主站系统在电能调配、安全配电、智能调度方面均发挥着关键性作用，同时具备采集、控制、人机交互、安保、记录、预警诸多功能。为优化主站系统使用效果，在智能电网项目建设中持久性展现优势，应从系统应用场景、自动化排障、功能模块、多技术融合平台等方面予以优化，以便优化后主站系统能具备较强实践应用能力，拥有良好电力调度状态。