电力调度自动化AVC系统安全控制策略浅析范文

第一篇：电力调度自动化AVC系统安全控制策略浅析范文

电网调度自动化AVC系统安全控制策略浅

析

[摘要]电网调度自动化系统的完善构建、广泛应用与快速发展令自动电压控制系统，即AVC的科学研究逐步深入。本文基于电网调度自动化发展背景探析了AVC系统的工作过程、优势作用，并制定了AVC系统的闭环安全控制策略，对提升电网AVC系统的科学设计及安全应用水平，促进电网系统的全面自动化发展有重要的实践意义。

[关键字]电网调度；自动化；AVC系统；安全控制

1、AVC系统阐述

AVC系统为自动电压控制系统的简称，用于对全网无功电压运行状态实施集中监控及计算分析，由全局角度出发对电网的广域分散无功装置实施优化协调控制。该系统可有效确保全网稳定，为电网提供优秀品质电压，并切实提升整体电网系统的经济运行效益及无功电压的综合管理水平。可以说AVC系统是电网调度自动化的高智能软件应用技术合理向闭环控制实践方向的科学拓展，其成为电网无功调度的最高发展阶段，可为各区域电网无功电压系统的经济运行与高效发展提供重要支撑技术手段。AVC系统是重要的EMS应用子系统，为有效降低电网运行的不安全因素，合理实施对命令传输各环节的高智能控制，确保各项控制过程的可靠流畅运行，令系统维护工作量切实降低，我们科学采用一体化的EMS平台设计方案，涵盖统一的软件支持系统及SCADA/EMS软件平台系统，从而有效防止工作人员需要维护众多自动化系统令工作量大大提升，进而避免运行调度人员从事大量复杂操作引发各类不安全问题。

2、AVC系统的主体工作过程

AVC系统的主体工作与主站调度中心EMS平台进行一体化设计，通过PAS网络建模有效获取相关控制模型，通过SCADA实时获取综合采集数据并依据电网无功电压运行的实时状态展开在线的分析与计算。同时AVC可通过SCADA系统的远动通道输送遥调、遥控命令，进而逐步达到全网无功电压的优化潮流状态。由此可见AVC系统的工作是一个再决策、再分析进而逐步逼近的闭环反馈实践控制过程。其在220千伏高压主变侧实施对各省级、区域电网的分层控制。具体的数据库模型则对电压监测点、厂站、控制设备等定义了层次记录，并通过网络建模实现各记录间的静态关联建立。EMS平台与AVC的一体化设计主体采用更新增量模型技术，通过自动建立设备控制模型与AVC监控点进行自动验证，合理实现了系统化的智能建模。

3、AVC系统闭环控制安全策略3、1系统自动闭锁

AVC安全控制策略应将输出、输入环节中的误差以及干扰噪声予以滤除，周密考量各类自动闭锁情况，确保安全、可靠的控制，令运行人员在处理各类异常事件中的总体工作量合理减轻。自动闭锁情况出现在主网支撑电压过低，令AVC系统将用于调节220千伏的主变分接头进行闭锁，同时还会向35千伏以及110千伏变电站投入电容器，令上调分接头禁止，从而避免由主网进行无功吸收，进而抑制了主网电压发生不良崩溃现象。系统同样会在设备控制环节引发闭锁现象，其应充分考量当前被控设备的状态以及相关电气控制属性，倘若为检修状态属性，则应对相应检修参数自动读取并将检修设备进行自动闭锁以待下一步的人工复位。倘若被控设备为处在备用状态，则应依据相关联设备的开关刀闸状况实施网络拓扑，对设备相关冷热备用状态展开判断。对处于热备用设备系统可进行在线控制，而对于冷备用设备则实施自动闭锁。针对命令控制则依据其命令控制与设备控制周期，进行综合考量，判定命令的下发与否，令控制过频或过调现象得到良好控制。对命令周期的控制应依据命令相关执行状态进行可变自适应，最大量设计不能超过五分钟。设备动作频率次数应依据相关运行及安全规程进行设计。如果电容器及变压器的总体控制次数上升至日动作总数的限定标准时，系统会对该设备进行自动闭锁并报警，这样便可有效抑制动作次数过于频繁令设备发生不良损害现象。

3、2针对AVC系统主站端的安全控制

针对主站端实施的安全控制是AVC主程序在主体安全控制策略的计算过程中计划考量的投切振荡预防、合理提升相关控制策略精度的科学措施。具体内容为对10千瓦母线电压进行合理预算，有效防止电容器产生不良投切振荡。在电容器投入之前，我们应对电压变化的细微灵敏度实施科学估算，有效防止投入实施后电压超过上限产生随即切除，令电容器产生投切振荡。同时应合理对随电压变化的无功负荷量进行预算，令主变有载开关规避调节振荡的不良发生。为杜绝环流现象我们应对并列的变压器设备展开交替调节，令其处于同一水平变比，先后操作顺序应依据变压器的操作内容及容量进行设定。如果各档位类型不协调一致的进行主变并列运行，我们则可通过人工设定，合理调节并列档位的先后操作顺序及对应状态，通过自动调整令两台主变的并列档位保持一致状态。在主变进行并列运行阶段，倘若一台主变闭锁或为非有载调压，则不应进行并列调整，且应合理规避其档位不一致现象。对于优化动作的实施次数我们应可惜控制，遵循相关负荷的动态特征，由负荷的上坡及下坡段合理实施切实可行的动态控制策略，促进AVC控制涵盖一定的预见性，从而全面降低设备的运行动作次数。另外我们应合理实施电压优化调节，有效避免两级主变发生调节振荡，应依据分布电压判断是实施区域调节还是进行就地调节，对控制的模式自动选择，进而令两级主变发生调节振荡的机率降到最低。

3、3科学实施AVC保护，促进正确数据的良好获取

为了便捷、安全的实施网络防护，作为EMS一项重要的应用子系统，AVC同平台展开一体化设计，令数据流实现无缝衔接，直接应用SCADA数据进行量测并实施生数据处理，可准确读取所有电网遥测遥信。相关网络模型的构造层面，AVC由PAS网络建模出发获取有关静态电气网络的总体模型，并令建模软件将控制模型自动予以生成同时展开严格验证。该类控制模型令PAS通过参数验证实现异常参数的合理过滤。AVC由SCADA得到所有电

网实时遥测遥信各类动态测量数据，并对相应数据进行科学处理。具体处理策略包含对数据的质量检验、采取估计状态粗检测方式实施对遥测遥信的联合判断、对备用测点进行指定、实施数字滤波、校正电压量测相关误差以及通过联判遥测遥信准确检测误遥信现象。3、4安全控制工程实施、合理避免误动作发生

在一体化设计阶段，我们应尽量控制系统各类数据的无缝衔接，令传输遥控命令环节尽量减少，进而合理消减网络系统各类不安全因素。为全面保障AVC遥控命令的可靠安全性与便捷测试性，我们可依据AVC系统相关遥控关系表实施准确筛选及人工核准确认，仅能令AVC系统允许针对变压器进行调档电容器与分接开关并实施远程遥控，再此过程中其他设备则处于全部闭锁状态，从而保障电力调度自动化系统实施的可靠安全性。在工程实践中，为有效杜绝中断通信、粘连接点等不良安全事件及误动作，我们应在确保电网可靠安全运行基础上，依据循序渐进的实践原则令电网包含的各厂站依次接入闭环运行状态，严格制定科学的调试预案机制，从技术、组织与安全等层面出发实施科学管控，确保调试闭环的顺利进行。

4、结语

安全闭环控制策略是电网调度自动化AVC系统安全性运行研究的主体内容，合理的闭环控制实践策略直接影响着AVC系统的服务工作品质，因此在系统设计与应用实践中我们只有从电网的实际运行状况及特征出发，树立提升系统安全性的科学实践目标并展开策略研究，有目的、有针对性进行安全控制，才能最终促进电网调度自动化系统的稳定、安全、经济运行与可持续发展提升。

[参考文献]

[1]李钦，温柏坚.广东电网电厂AVC子站建设研究[J].电力系统保护与控制,2008(21).[2]戴彦.自动电压控制(AVC)系统控制策略的比较和研究[J].华东电力.2008(1).

第二篇：电力调度自动化论文

现代电力调度自动化系统的应用与发展

摘要：电力调度自动化系统在电网的实时监控、故障处理等方面发挥了重要作用，它的应用彻底改变了传统的电网调度方法，是电网调度手段的一次革新，是电网稳定运行的重要保障。本文通过分析电力调度自动化系统的主要功能，以广东红海湾发电有限公司为例，针对系统特点及发展趋势进行探讨。

关键词：电力调度自动化系统；数字；市场；智能

1、电力调度自动化系统的主要功能

电力调度自动化系统的主要功能包括：数据采集、信息处理、统计计算、遥控、报警处理、安全管理、实时数据库管理、历史库管理、历史趋势、报表生成与打印、画面编辑与显示、Web浏览、多媒体语音报警、事件顺序记录、事故追忆、调度员培训模拟等。重要节点采用双机热备用，提高系统的可靠性和稳定性。当任一台服务器出现问题时，所有运行在该服务器上的数据自动平滑地切换到另一台服务器上，保证系统正常运行。系统有健全的权限管理功能。能快速、平稳地自动或人工切除系统本身的故障，切除故障时不会影响系统其他正常节点的运行。调度主站是整个调度自动化监控和管理系统的核心，从整体上实现调度自动化的监视和控制，分析电网的运行状态，协调变电站内RTU之间的关系，对整个网络进行有效的管理使整个系统处于最优的运行状态。

2、电力调度自动化系统的特点

2.1系统的开放性

广东红海湾发电有限公司调度自动化系统遵守各种工业标准。系统的设计参考IEC（国际电工委员会）制定的IEC61970/IEC61968系列国际标准，遵循CIM模型开发。支持系统软硬件升级，支持第三方的开发，可以与其他厂家的系统接口。因为有众多的厂家支持这些工业标准，所以广东红海湾发电有限公司有广阔的选择空间来进行系统配置，以满足工业领域的各种应用。

跨平台体现了系统的开放性。跨软件平台：操作系统：UNIX、NT；数据库：Oracle、Sybase等；跨硬件平台：COMPAQSUNIBMHP的64位系统；WINDOWSINTEL的32位系统。2.2系统的可扩展性系统的分层、分级、分布式管理的设计思想为系统进行方便的扩展提供基础。主站节点，站端设备服务器、工作站及网络设备等硬件，软件模块等都可以方便的扩充，就象是搭积木一样。这种持续可扩的性能，使用户在实现调度自动化时，按照“总体规划，分步实施”的策略来实施，避免了一次性投资太大。2.3先进的系统平台

广东红海湾发电有限公司调度自动化系统采用持续开放的通用网络平台，即SuperOpen平台的设计，运用lient/Server结构，强调中问件设计模式，由此形成的网络级中性服务平台仅服务于客户请求的中性数据，而无需考虑数据的应用。不仅丰富了系统服务定义的内涵，且为内部不断扩大的各部门系统网的Intranet及与外层Internet的自适应网络互联带来了潜在效能，使使用者可自行灵活定义拓广的应用，并自动接入系统及与系统通信。

平台将上层应用和底层支撑隔离开，为系统的稳定高效运行提供可靠保障和奠定坚实基础，它为整个西山电力提供通用的平台功能支持。

2.4强大的WEB浏览功能

广东红海湾发电有限公司调度自动化系统平台本身支持功能强大的WEB浏览功能。采用三层结构的设计思想，通过WEB服务器，支持多个客户端实时数据、静态数据、图形、曲线、报表(动态报表)、事项等查询。

3、电力调度自动化系统的发展趋势 3.1数字化

随着信息化的普及和深入，越来越多的目光投向了数字化变电站和数字化电网的研究开发。电网的数字化包括信息数字化、通信数字化、决策数字化和管理数字化4个方面。

3.1.1信息数字化：是指电网信息源的数字化，实现所有信息（包括测量信息、管理信息、控制信息和市场信息等）从模拟信号到数字信号的转换，以及对所有电网设备（包括一次设备、二次保护及自动装置以及采集、监视、控制及自动化设备）的智能化和数字化。电网具有很强的时空特性，需要采集、监视和控制设备的二维及三维时变 信息。信息数字化的目标是数据集成、信息共享，主要以数字化变电站为主体。

3.1.2通信数字化：是指数字化变电站与调度自动化主站或集控中心之间通信的数字化。畅通、快速、安全的网络环境和实时、准确、有效运行信息的无阻塞传递是数字化电网监控分析决策的重要前提。

3.1.3决策数字化：电网安全、稳定、经济、优质运行是电网数字化的根本目的，必须具备强大的分析和决策功能，实施经济调度、稳定控制和紧急控制的在线闭环，达到安全、稳定、经济、优质运行的目的。

3.1.4管理数字化：包括设备生产、运行等大量基础数据在内的各种应用系统的建设，实现从电网规划、勘测、设计、管理、运行、维护等各个环节的全流程的信息化。

电力调度自动化的数字化将会给调度的视角带来新的变化，许多新兴技术，如遥视技术、虚拟现实技术、可视化技术、全球定位系统（GPS）技术、遥感技术、地理信息系统（GIS）技术将会在未来调度自动化系统中得到广泛深人的应用。

数字化的目标是利用电网运行数据采集、处理、通信和信息综合利用的框架建立分区、分层和分类的数字化电网调度体系，实现电网监控分析的数据统一和规范化管理以及信息挖掘和信息增值利用，实现电力信息化和可视化、智能化调度，提高决策效率和电力系统的安全、稳定、经济运行水平。

3.2市场化

电力市场化改革也给电力系统运行和控制带来一系列新问题。例如：电网的传输容量逐步逼近极限容量；电网堵塞现象日趋严重；负荷和网络潮流的不可预知性增加；大区电网运行相对保密，相关电网信息和数据不足；厂网分开后的调度权受到限制，以安全性为唯一目标的调度方法转向以安全性和经济性为综合目标的调度方法；市场机制不合理可能降低系统的安全性等。因此，需要未来的调度自动化系统和电力市场的运营系统更加紧密地结合在一起，在传统的EMS和WAMS应用中更多地融入市场的因素，包括研究电力市场环境下电

网安全风险分析理论，以及研究市场环境下的传统EMS分析功能，如面向电力市场的发电计划的安全校核功能、概率性的潮流及安全稳定计算分析、在线可用输电能力（ATC）的分析计算等。

3.3智能化

智能调度是未来电网发展的必然趋势。智能调度技术采用调度数据集成技术，有效整合并综合利用电力系统的稳态、动态和暂态运行信息，实现电力系统正常运行的监测与优化、预警和动态预防控制、事故的智能辨识、事故后的故障分析处理和系统恢复，紧急状态下的协调控制，实现调度、运行和管理的智能化、电网调度可视化等高级应用功能，并兼备正常运行操作指导和事故状态的控制恢复，包括电力市场运营、电能质量在内的电网调整的优化和协调。

调度智能化的最终目标是建立一个基于广域同步信息的网络保护和紧急控制一体化的新理论与新技术，协调电力系统元件保护和控制、区域稳定控制系统、紧急控制系统、解列控制系统和恢复控制系统等具有多道安全防线的综合防御体系。

4、结束语

计算机、通信和人工智能等领域的新技术和新思想为电力调度自动化系统的发展提供了技术保障，特高压、电力体制改革等新形势对电网调度自动化系统既提出了新的挑战，也提供了前所未有的机遇。未来调度自动化技术及系统将会有更快更大的发展，但也需要付出艰辛的努力。

参考文献：

[1]何景斌.管理信息系统在电力调度管理自动化中的应用[J].建材与装饰，2007.[2]马红.电力调度自动化系统实用化应用[J].现代电子技术2004.

第三篇：关于电力调度自动化系统安全运行的分析

龙源期刊网 http://.cn

关于电力调度自动化系统安全运行的分析 作者：屈卫锋

来源：《电子世界》2012年第14期

【摘要】电力调度自动化系统是保证电网安全和经济运行的重要技术支持手段，随着电网的日益扩大，电网的运行和控制日益复杂，这就要求调度自动化系统提供的电网实时运行数据和控制功能必须及时、准确和可靠。本文主要对电力调度自动化系统日常运行中在遥控、遥信、遥测三个方面碰到的缺陷问题进行分类总结，以达到尽量缩短调度自动化系统缺陷消除时间从而确保电网安全运行的目的。

【关键词】调度；自动化系统；遥控；安全运行

电力调度自动化系统主要为电网调度运行管理人员提供电网运行所需的各种实时信息，实现对电网的实时监视和控制，因此，数据采集和监视控制（SCADA）是电力调度自动化系统的主要功能。随着电网规模不断扩大，电网的运行和控制日益复杂，这就要求SCADA系统采集的电网实时数据和控制功能必须及时、准确和可靠。

笔者通过工作实践并结合相关资料，从SCADA系统日常运行维护和使用过程中，在遥控、遥信、遥测三个方面碰到的缺陷问题进行分类总结，分析探讨出解决方法，以达到缩短调度自动化系统消缺时间从而确保电网安全运行的目的。

一、遥控

遥控是由调控中心发出命令，通过远程通信技术，远距离对发电厂或变电站的断路器等设备进行分闸或合闸的控制操作。

1.遥控执行流程

遥控一般是由调控人员在主站SCADA人机界面（监控工作站）上选择设备，启动遥控操作。遥控命令由前置机系统下发，经远动通道、厂站远动主机到测控装置，遥控操作遵循先选择、校核、后执行的原则，遥控执行流程如图1所示。

因遥控操作是为达到对电网运行的控制，而现在变电站又都是无人值班，这就要求遥控操作必须保证百分之百的正确。但是实际操作中有时会出现遥控返校失败，遥控执行失败等现象，紧急时会影响到电网的安全稳定运行。

2.遥控失败原因分析

遥控失败一般包括遥控返校失败、遥控返校超时、遥控执行失败等现象，一般检查流程是：检查主站系统对于该开关的有关遥控参数的填写是否正确、通道有无异常、远方/就地切

换开关位置、远动主机是否异常、测控装置是否异常、遥控出口压板是否正常、控制回路和控制电源是否正常等。下面简要介绍影响遥控失败的几个因素：

（1）主站参数设置原因。当远动传输规约参数设置不一致、遥控点号设置不正确等会导致遥控返校失败，甚至误遥控的情况。因此，主站遥控参数的设置应与现场一致，且不得随意改动，遥控参数的变更可以参照保护定值单进行管理。

（2）通道原因。通道中断时会导致遥控失败，而当通信线缆接触不好或者通道存在干扰源使得通道误码率较高时，会导致主站的遥控命令源码产生畸变或者不完整，不能正确的下发到厂站，或者不能正确接收厂站遥控返校报文，会导致遥控返校失败、遥控返校超时、遥控执行失败等现象。

（3）测控屏上远方/就地操作把手处于就地位置。这时遥控回路不通，会导致遥控返校失败。要注意开关柜（开关本体操作机构箱）上的远方/就地操作把手，当其处以就地位置时，也会导致遥控失败。

（4）测控屏上遥控压板未投入。这时会导致遥控执行失败。

（5）设备处于闭锁操作状态。当测控装置处于置检修状态时，遥控操作会失败。当设备满足逻辑闭锁条件时，会导致设备遥控操作失败。当断路器机构处于控制回路断线、SF6压力低闭锁状态时，会导致遥控操作失败。当断路器机构处于弹簧未储能状态时，会导致遥控合执行失败。

（6）出口执行继电器不能正确动作。一般有两种原因，一是执行继电器失电，二是继电器损坏，均会导致遥控执行失败。

（7）遥控电源断开。当遥控电源断开时，遥控点的执行继电器处于失电状态，不能执行遥控点的开合操作，会导致遥控执行失败。

二、遥信

遥信信号是电网调度中最重要的信号之一，它反映电力系统中发电厂、变电站内各种电气设备的实际运行状态，遥信值例如开关位置信号、报警信号、保护动作等信号，远距离传送给主站端。遥信值及其状态是调度自动化系统其他数据处理的基础，也是系统可靠运行的关键，因此，遥信信号应及时、准确和不丢失，否则可能给电网调度运行带来极为不利的影响。特别是在电网事故情况下，遥信信号的准确性直接关系到调度员处理事故的正确与否以及电网的安全稳定运行。因此，尽量减少遥信误发、漏发、丢失等现象的发生，是自动化专业人员应着力解决的问题。

1.误遥信原因分析

遥信漏发、误发的原因有很多，主要分为以下几个情况：

（1）测控装置发生异常导致误发、漏发。如测控遥信板件故障、与远动主机通信中断等。因此测控装置（包括测控保护合一装置）异常时要有硬接点告警信号产生（一般接入相邻测控装置）并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。

（2）电磁干扰导致遥信误动。如果遥信电缆很长，且经过一次高压设备附近，则高压设备产生的电磁场会在信号回路上产生一定的干扰信号，当干扰较大时，便会导致遥信误动。另外，现在测控一般都就地安装于开关柜上或安装于继电小室里，离远动主机所在的主控室相距较远，一般用通信电缆互联，如通信电缆受到干扰，同样也可能导致遥信误动。为降低电磁干扰对遥信的影响。首先确保强电系统和弱电系统的信号隔离，遥信电缆要采用屏蔽电缆，远距离的通信优先采用抗干扰能力强的光纤以及设备的接地必须良好；其次在软件上通过“延时重测”的方法，即首先保留第一次变位的状态，设置一段延时（对该信号屏蔽）后重新测量其状态，以此确认真实的遥信状态。

（3）辅助触点抖动导致误遥信。断路器等遥信一般取自操作机构的辅助触点，当断路器动作一定次数后，其辅助触点的机械传动部分会出现间隙，辅助触点表面也会氧化，从而造成触点接触不良导致遥信抖动甚至不动。可以在测控上对每一个遥信输入都设定一个防抖时限，也就是通过“延时重测”的软件方法来消除抖动，一般断路器设定为20ms，刀闸等其他信号为150ms。

（4）远动通道中断或误码较高。远动通道中断会导致遥信接收失败，而通道存在误码则有可能导致遥信误动。

（5）主站数据库、画面处理出错。如信号被设置成封锁、告警抑制、遥信点号不对等状态时，在SCADA人机界面上同样不能正确反映出正确的遥信状态。因此，主站维护工作要认真细致，进行厂站验收时，要做传动试验，确保每一个遥信量都能精确传送到主站。另外，经常核对SOE事件与实时数据库的检查，查看是否存在漏报现象。

三、遥测

遥测量是电力系统远方监视的一项基本内容，从厂站采集的遥测数据，是计算量和其他应用软件的基础。调度运行人员根据电网实时的遥测数据来分析电网各厂站的负载率、电厂的有功出力等，因此要保证SCADA系统的遥测数据能够正确反映电网实时的潮流分布。

1.遥测量采集过程

遥测量的转换过程如图2所示。

电量主要包括一次系统中的母线电压、支路电流、支路有功和无功等，非电量主要是绕组温度、油温等。

2.遥测量分析

（1）测控装置所接线路相序错误，会导致电流正确而功率不正确。检查一下接线，更正接线即可；

（2）主站系统遥测系数、点号等参数设置不正确，会导致遥测量不正确。因此，在验收时必须做遥测加量试验，以验证主站遥测系数等设置的正确性。

（3）测控装置异常，装置显示的电压或电流与装置测量单元输入端子测量值不符。拆掉装置测量输入线，利用精度较高的测量源直接对装置测量单元加量，如果所加量与装置显示不符，则可能是装置精度或通道系数问题，但也有可能是装置内部接线错误。

（4）远动主机异常或通道异常。通道中断或通信规约参数设置不正确，毫无疑问为导致整站遥测量不正确，远动主机异常也会导致整站或部分遥测不正确，因此，当整站或许多遥测显示不正确时，应优先检查远动通道、远动主机及规约参数。

四、结语

调度自动化系统除了要完成对电力系统运行状况的监测，还要对电力运行设备实施控制，以确保系统安全、可靠、经济地运行。随着智能电网概念的提出，变电站自动化的发展已不再满足于“四遥”功能，更要向遥视、电力MIS、电力市场、智能调度方向发展。结合新的发展方向，学习先进的自动化技术成为必然。

参考文献

[1]党晓强.刘俊勇.电力系统调度自动化的基本内容[J].电气时代,2005.[2]柳永智,刘晓川.电力系统远动[M].北京:中国电力出版社,2006.[3]王凤萍,刘晋萍,任景红.电网调度自动化系统遥信误动和抖动问题的解决[J].电网技术,1999(23).

第四篇：AVC系统电压无功控制策略资料

第四部分 AVC电压控制

概述：

电压控制策略目的是即时调节区域电网中低压侧电压以及控制区域整体电压水平，使得电压稳定在一定的区间内。针对AVC系统各个功能来说，电压控制是优先级最高，保证电压稳定在合格范围内也是AVC系统最重要的目标。AVC系统的电压控制分为两部分即区域电压控制和单个变电站的电压校正。通过两部分调节即可以保证所有母线电压稳定在合格范围内，又有效的减少了设备控制震荡。

区域电压控制：

区域即电气分区，所谓区域控制就是整体调节每一个电气分区（以下称作区域）的电压水平，使之处在一个合理范围内。首先以AVC建模结果为基础，分别扫描每个区域中压侧母线电压水平，通过取当前母线电压和设定的母线电压上下限作比较，分别统计每个区域中压侧母线的电压合格率(s%)。然后用此合格率和设定的合格率限值(-d%)比较，如果s>=d,说明对应区域整体电压水平相对合理，不需要调整。如果s

单个变电站电压校正类似于VQC设备的控制原理。通过调节主变分头和投切电容器来调节低压侧母线电压，使得母线电压稳定在合理范围之内。在调节分头和投切电容器两种调节手段取舍上我们的做法是有限投入电容器来调节电压。

综上所述，两种电压控制手段不是孤立的，两者之间有先后轻重之分。通常做法是载入电网模型之后，首先进入区域电压调整程序。分别判断每个区域的整体电压水平，对需要调节的区域启动区域电压调整程序，只有当区域电压水平达到一个合理水平时，再依次对每个变电站进行电压校正，最后达到母线电压全部合格的目的。

两种手段结合可以避免单一的调节区域低压侧母线带来的弊端，例如220Kv变电站110Kv侧电压越限导致下级110Kv变电站10Kv侧越限无调节手段。另外在抑制设备控制震荡方面也有很好的效果，例如220Kv变电站和下级110Kv变电站同时越限同时调节，调节之后导致下级110Kv变电站低压侧母线相反方向越限再次调节。

四、就地电压控制

就地控制主要策略如下：

1、10kV电压低，且220kV电压偏高，则优先上调主变档位，然后投入电容器； 2、10kV电压低，且220kV电压正常，则优先投入电容器，然后上调主变档位； 3、10kV电压高，且220kV电压高，则优先切除电容器，然后下调主变档位； 4、10kV电压高，且该时段处于负荷下坡段，则优先切除电容器，然后下调主变档位； 5、10kV电压高，且220kV电压正常、负荷处于平稳阶段，则优先下调主变档位，然后切除电容器；

6、投入电容器时进行预判，如果下列条件成立则不投入电容器，上述电容器优先投入动作被过滤；

 投入电容器时主变无功倒流；  投入电容器时关口倒送；  该时段电容器动作次数越限；  该电容器已投入；

 该电容器被切除后时间小于5分钟（可设）；

 该电容器退出自动控制（在闭环模式下有效，开环模式下无效）

7、调整主变档位时也进行预判，如果下列条件成立则不进行档位调节，上述主变档位优先动作被过滤：

 主变并列运行档位相差大；  主变档位动作次数越限；

 主变处于极限档位（最高档/最低档）；  主变上次调整时间小于2分钟；

 该主变退出自动控制在闭环模式下有效，开环模式下无效）

8、并列电容器投切考虑如下策略：

 如果不允许并列投切，则该母线上当某电容器投入时，其余电容器自动禁止再投入；

 动作次数少的电容器优先动作；

9、并列主变调节时考虑如下策略：  根据拓扑判断是否并列运行；

 档位调整时交替调节，调整过程中减少档位不一致时间；

 对于7档、17档并列运行主变，人工设置并列运行档位，调节时自动对齐使变比一致

控制结构： bus_control否220kV电压高？是10/35kV母线电压低？10/35kV母线电压低？220母线电压高否否220kV电压低或正常？10/35kV母线电压高？regul_bsxf（上调主变档位），成功？否regul_bscp（投电容），成功？是regul_bscp（投电容），成功？否220kv正常？regul_bscp（切电容），成功？否regul_bsxf（下调主变），成功？regul_bsxf（上调主变档位），成功？是是退出regul_bsxf（下调主变），成功？是regul_bscp（切电容），成功？退出退出退出

第五部分 AVC无功控制

一．概述

1.控制目标

地区电网AVC的无功控制以尽可能满足无功就地平衡，减少无功长距离输送，从而降低系统网损为目标。

2.控制对象

地区电网AVC的无功控制对象可以有：有载调压变压器分接头、容抗器、地方电厂发电机的可调无功出力以及其它柔性输电的无功调整装置等。其中，有载调压主变和容抗器是最常用和最普遍的无功调节手段，前者用来改变无功分布，后者可补偿或吸收无功。

3.约束条件

地区电网AVC以保持电网安全稳定即保证电压水平合格为首要目标，因此无功控制始终以各等级母线电压为约束条件，无功调整时不得导致母线电压越限。

另外，无功控制时还要考虑设备动作次数和动作时间间隔等约束条件。

二．实现方案

地区电网中，无功负荷分布广泛且随着有功负荷的持续增减而连续变化，而作为无功来源的无功补偿装置则相对集中，且补偿容量具有一定的离散性，因此在实际工程中，难以做到真正的无功就地平衡和无功优化，可行且易于实现的是无功的次优化分布，即在尽可能小的范围内实现无功按分区平衡。

1.分区

在110kV及以下电压等级电网解环运行后，220kV等级以下配网呈树状分布（如图1所示）。在这种情况下，可对地区电网以220kV母线为根结点进行区域划分，从而形成多个分别包含一个220kV变电站及其下属一个或几个110kV变电站的分区，各分区之间的联络点为位于分区关口的220kV母线，彼此耦合性大大降低，从而为无功分区平衡创造了便利条件。

图1.典型地区电网接线图

2.无功控制

如图2所示，在分区形成后，可得到若干区域，每个区域包含一个220kV变电站及若干110kV变电站的大区域A及以单个110kV站为单位的B、C等区域。对于A区域，其控制点为关口220KV母线,控制对象为其区域内的所有容抗器；对于B、C区域，其控制点为本站的110kV母线，控制对象为各自站内的容抗器。

区域A线路B区域B线路C区域CA站C站B站

图2

地区电网分区结构图

分区形成后，即可分别按区域进行无功控制。但在实际电网中，由于负荷变化的连续性及波动性，将各区域关口母线的注入或流出无功值始终控制为零也是不现实的。一种工程上成熟、可靠的方法是将该值尽量控制为一较小值，即将关口母线的功率因数控制在一较高水平上。另外，由于各区域内无功储备容量存在差异，而且B、C等区域内容抗器需同时参与A区域与本区域的无功调节，实际中很难使 A、B、C等区域同时达到无功分区就地平衡，区域B、C的控制目标与位于其上级的区域A关口存在一定的矛盾。因此，A、B、C各区域存在控制顺序上的先后关系，A区域优先级高于B、C区域，B、C等区域地位等同。

第五篇：电力调度自动化的网络安全研究

电力调度自动化的网络安全研究

摘要在电力调度的自动化实现中，对于当前存在的网络安全问题，多是因人为方面因素、物理坏境方面以及网络安全监管方面因素造成的，导致网络安全存在隐患，应该对此能够采取有效的网络安全管控措施，提升当前的电力调度自动化网络安全。以下在本篇中主要研究电力调度自动化的网络安全问题，并为之提出有效改进措施。

【关键词】自动化网络安全电力调度

基于当前电力行业中，为实现对电力的自动网络化控制，实现电力调度的自动化以成为必然趋势，然而针对实际应用中，对于电力调度自动化，其网络安全方面还存在一些问题，亟待寻求解决措施，以确保电力调度自动化的安全。以下对此做具体分析。电力调度自动化网络安全问题

网络管理中存在一些安全问题，不仅影响电力自动化调度运行，也直接威胁当地电力用户安全。电力调度自动化中，由于其所处庞大监控的网络数据环境，不仅需要注意用电设备的安全运行状况，还应该关注设备的网络安全运行问题，以及工作人员的管理疏漏，也将阻碍电力调度自动化系统正常的运行。再有，还有因电力调度中工作人员遗漏重要信息，从而会降低电网系统的监管效率，降低系统整体安全防御性能。影响电力调度自动化的网络安全因素

2.1 人为因素

对于电力调度自动化之中，由于其员工在安全方面的意识不够强，员工的工作责任心也不强，将会大大影响电网的调度自动化运行安全。在电力调度的自动化之中，若是其内部的网络工作人员，利用自身的公务之便，就去泄漏、偷窃电网信息，极其容易影响电力调度的自动化安全运行。还有就是，对于一些工作人员，由于工作人员往往是远离现场的，在其维护电网调度自动化系统主站环节中，甚至还会随意的更改主站数据库数据，人为的干预电力调度，随意解除电力调度中的防误闭锁装置，就会给电网调度的自动化运行带来安全隐患，给电力调度自动化网络安全带来影响。

2.2 物理坏境安全

对于电力调度自动化建站，会在自然的灾害面前，电力网络设备发生硬件故障的时候，以及盗用偷窃电力设备的情况下，将会影响到电力调度自动化的安全实施。还有就是发生地震、滑坡、火山、泥石流等情况下，也会破坏电力通信线路，导致电力调度自动化通信受阻，网络安全没有保障，将会影响电力调度自动化进一步执行。

2.3 网络安全管理

对于电力企业在其自动化调度的网络安全管理方面，由于其安全制度措施做得的还不到位，并且对网络安全管理方面的措施执行也抓的不够不紧。对其调度内网以及互联网计算机中，由于在其使用、管理过程中，还缺少相应的网络安全分区设备，并且还不具备安全网络隔离；同时，在网络安全方面，还没有有效的网络防御措施，导致外部非法人员对电力调度造成不良攻击，给电力调度网络安全带来破坏，严重的还将会导致整个安全网络运转瘫痪，不利于电力调度自动化的安全。强化电力调度自动化的网络安全管控措施

3.1 提升电力工作人员的技术水平

可以在电力调度自动化中，强化实际中工作人员的安全防范意识，并可以提高工作人员的检修工作技术，以及对网络设备的检修频率，有助于提升电力调度自动化安全水平。还可以从工作人员的角度分析，节约电力企业的人力资源，可以通过网络的方式，确保工作人员可以对电力系统调度进行远程自动化控制，并可以提升数据调度安全，优化电力机组在其运行过程中参数分配的准确性，完善电力调度自动化网络安全。并且，对于实际工作红的电力调度工作人员，也应该能够做到明确自身职责，并且针对一切可能发生的网络安全问题，采取应对措施，以确保电力调度自动化网络可以安全运行。

3.2 提升电力调度物理环境安全

对于电力调度自动化中，由于电力建站往往在人员偏少的区域，不仅要面对自然灾害，还会因为物理环境因素造成网络安全方面的问题，对此应该采取预测危害为主的方法，从而可以尽量去减小网络安全灾害造成的破坏程度。在电力企业在其电力调度自动化中，应该其电站调度主站和其直属供电电厂之间的通信联系，确保信息传递的及时性，从而可以确保在自动化调度中，提升电力调度系统中监控数据的及时有效性。还应采取一定积极的措施，坚持应用预防为主的测，并应用防治原则，加大电力调度安全在社会中国的宣传力度，可以加大对实际中偷盗电力设备行为的法律惩罚力度，并且，针对自然环境中国的大风、大雨、雷击天气，也可以做好对室外电力调度网络系统的加固维护，并减少静电对电力调度自动化的影响，确保电力调度自动化安全。

3.3 强化网络安全的管理

对于电力调度自动化中，采取数字集成化的科学管理方法，注重落实在电力调度中数字化管理，可以去充分的利用数字化的集成技术，有效保证互联网与电网调度的同步进行，可以对危险事故数据，能够去进行全方位的预测安全分析，并可以因此而采取有效的防范网络安全的相关措施，在电力系统自动化调度中可以有效降低其发生安全事故的概率。应用计算机技术，有效解决调度现场的问题，并且可以制定出有针对性的控制措施，可以针对电力调度中所有的可能危险点，做出有效控制策略，并为其建立相应的数据存储数据库，开发相应的网络管理方面的软件，可以通过软件形式查询自动化调度的操作过程中，分析其中存在的危险点问题，并可明确制定出预防危险点发生安全事故的控制措施，确保电力调度自动化网络安全。与此同时，还可以有效的提升电力调度的自动化水平，通过采用一定技术手段，提升系统自动化调度准确性，将电力系统稳态、暂态、动态信息有效整合，并设置相关网络保护方面的功能，可以针对电力自动化调度中，可以构建起一道安全网络防线。

结论

综上所述，对于电力调度自动化中，应该强化管理其网络安全问题，采取强化改进其安全管控方面措施，并且，还可以有效提高工作中电力调度管理人员在安全责任中意识，确保电力调度自动化设备的安全，解决其网络安全调度问题，从而有效保障电力调度自动化网络的正常运行。

参考文献

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