摘要：配网是指10KV及其以下的配电网络,是电力系统的重要细成部分。电力系统包括发、输、变、配、用五个环节,其中配和用两个直接跟最终的用电客户打交道的重要环节,属于配网范畴。随着我国经济的发展,对电力系统的需求在不断增加,配网工程也越来越庞大,任务越来越繁重。配网自动化系统可以监视配网实时运行状态,管理配电网中的10KV的配网设备。而配网自动化主站系统作为配网自动化系统的核心,在整个配网自动化系统中起着至关重要的作用。
关键字：配网自动化；主站系统；需求
1系统概述
1.1项目背景
配网自动化涉及的范围主要是10KV中压系统,一般是从变电站主变低压侧(10KV侧)和低压母线开始直到电力用户为止。配电自动化主要是处理10KV中压网的一次设备(开闭所、环网柜、柱上开关、变压器)的检测与控制,以及基于地理信息系统的设备管理。配网工程不同于输电网工程,具有自己的一些特点。配电网与输电网的不同点如下表所示:
表1配电网与输电网的不同点
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1.2系统的地位
配网自动化主站系统作为配网自动化系统的重要组成部分,配网自动系统一般包括下列几个层次:配网自动化主站、配电子站、配电远方终端和通讯网络。其中配电子站一般设在
变电站内,可不存在。配电远方终端包括FTU、DTU、TTU。
配网自动化主站系统位于供电局调度中必,配电子站位于110KV的变电站内部,子站系统负责与所连接的FTU、DTU、TTU等设备进行通讯,主站跟子站系统通讯,子站在系统内起到通信中转的作用。
馈线终端设备(FTU)为安装在馈线开关旁的监控装置,馈线开关是指柱上开关,例如负荷开关、分段开关和断路器等。一台FTU设备至少要能对一个柱上开关进行监控。
配变终端设备(TTU)用来检测并记录配电变压器的运行状态。配网自动化主站系统通过通讯系统定时读取TTU测量值及历史记录,及时发现变压器过负荷及停电等运行问题,根据记录数掘,统计分析电压合格率、供电可靠性以及负荷特性,并为负荷预测、配网规划及事故分析提供基础数据以。
DTU为巧闭所终端设备,一般安装在开闭所、环网柜、小型变电站、箱式变电站等地方,对开关设备的电压、电流、有功、无功、功率因数等数据进行采集,对开关进行断开和闭合。
2系统巧据流
系统的数据流是在数据采集终端和主站系统之间的数据流向,主站系统位于整个配网自动化系统的最上层,数据采集终端位于系统的最底层。系统的数据流图如下:
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图1系统数据流图
在上图中,可以细分为上行数据和下行数据。其中上行数据时指终端向主站系统传送的遥测、遥信、电度数据,由终端经通道传送给主站系统,前置通信模块读化终端上送的数据,上送的数据是按照事先配置的规约格式,对上送的数据进行解析后,根据该数据对应的终端找到对应的部件。前置服务将所有数据发送给实时数据处理模块,实时数据处理模块将上送到的实时数据根据对应的部件给部件的相应参数设置对应值。实时数据处理模块会对上送的时候数据进行遥测的越限告警、遥信的变位处理等检测。人机界面模块根据界面上打开的图形,将图形中的设备对应的相关参数以—定的格式向实时数据处理模块进行查询,实时数据处理模块根据该请求将对应的部件参数值地返回给人机界面,人机界面将收到的数据显示在界面上。
下行数据主要是主站下发给终端的遥控和校时等命令。首先由人机界面发起,人机界面将相应命令发送给实时数据处理模块。实时数据处理模块在接收到命令后检测命令的正确性,如果是遥控命令会判断相应部件是否可遥挖。实时数据处理模块检测正确后将下行数据发送给前置服务模块。前置服务模块根据要下发部件对应终端所采用的具体规约来组织规约格式的报文,并将规约报文发送给终端;如果是遥控命令,终端会在收到遥控命令后返回给前置服务遥控校验正确,表示终端己经收到了遥控命令。前置服务模块收到终端的遥控校验正确命令后再将遥控校验正确发送给实时数据处理模块,实时数据处理模块进一步将遥控校验正确发送给人机界面。
3功能需求
配网自动化主站系统在具体实施过程中会根据客户的具体需求増加一些功能,这些功能往往不具有通巧性。同时该系统涉及到跟多个系统直接的交互,尤其是GIS系统,配网自动化主站系统所使用的图形和模型来源大多都是GIS系统。这些不属于通用配网自动化主站系统的范畴,本文的讨论的通用的配网自动化主站系统的核也模块的设计与实现。
本系统面向的用户为供电企业的配网自动化主站系统调度人员,为调度人员的调度工作提供自动化的便利。系统的整体用例图如图2所示,从图中可以看出系统可以分为SCADA子系统和高级应用子系统。SCADA子系统是主站系统的核也和基础,高级应用子系统建立在SCADA子系统基础上,以SCADA子系统的数据作为支撑,为调度员提供酷电网的更高级应用。
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图2系统整体用例图
3.1SCADA子系统
SCADA(Spervisory ControlAndData Acqusition)是一种软实时的控制系统,广泛应用与工业的过程控制系统中。SCADA系统共分为硬件和软件两个部分。硬件部分包括控制器和采集装置,采集装置主要完成现场开关量和模拟量的采集。控制器是硬件部分的核私,它和采集装置的连接是采用现场总线或者其他通讯线路(RS232、RS485)进行连接。
SCADA是配网自动化主站系统的核私和基础,功能主要包括;数据通信传输功能、数据处理、事件与事故处理及报警、人机会话功能。电网模型管理功能的子用例图如下:
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图3电网模型管理用例图
电网模型管理涉及到图形界面中的接线图,是配网调度员最常用的功能。包括查看网络拓扑、网络接线展示、实时状态展示、开关置位、操作挂牌等功能。网络拓扑功能的展示需要用到电网离级应用中的网络拓扑功能,通过高级应用中的网络拓扑功能对电网模型进行分析后将拓扑结果通过人性化的方式展示在界面中,方便调度员查看电网模型的供电路径、供电范围等信息。网络接线展示通过在界面上将电网模型以接线图的方式直观的展现给调度员,方便调度员了解当前电网的模型情况。实时状态展示能够将电网的当前数据在图形界面上进行展示。开关置位功能是调度员对没有采集到当前状态的开关进行人工置位处理。操作挂牌功能是为了方便调度员对需要操作或者需要处理的开关进行挂牌处理。
电网数据管理包括了电网运行中产生的实时数据和历史数据,历史数据是通过将实时数据按照时间点进行永久性存储而获得。针对每个电网中的部件,系统能够处理的部件参数包括三项电压、有项有功、无功、电流、功率因数等。系统包含实时数据库和历史数据库两大数据库,实时数据库提供当前电网运行状态的查询,数据信息保存在内存中;历史数据库提供电网运行状态的历史信息,数据信息保存于数据库中。实时数据库由于保存在内存中,采用热备冗余运行,正常运行时主辅模块中均包含实时数据,但是仅主模块负责界面的查询等操作,当主模块出现故障时系统会自动将辅模块切换成为主模块。历史数据库可保留五年以上的电网运行历史数据。实时数据的获化需要系统与FTU、TTU、DTU进行通讯而获取。数据通信传输即支持网络方式也支持串行通信方式。终端可以向主站上送模拟量、状态量、数字量、SOE事项等数据,主站可以对送些信息进行处理。终端可以接收主站的遥控命令,并根据遥控命令实现开关的闭合。对终端进行定期校时,以确保终端时间的准确性。
电网事项包括了电网实时事项和电网历史事项,历史事项是通过将实时事项存储后而获得。实时事项包括事故处理报警、开关信号过流、开关跳间信号等功能,系统可接收模拟量信号,并可对模拟量设置上下限,当数据超过上限或下限时会生成报警事项,并可针对具体的时间段进行设置报警。系统将产生的报警事项在人机界面中的告警窗口中实时展示,在条件允许的情况下,用户也可将其指定用语音报警的方式进行提示。
终端管理功能包括了对终端的相关参数的维护、对遥信表的维护、对遥测表的维护等内容。要求系统能够跟FTU、TTU和DTU进行直接通信,支持的规约包括各种类型的POLLING和CDT规约,并可根据终端的具体情况设置规约的类型和通讯速率。能够监视终端通道的运行状态,并能够对终端的在线情况分类统计。
3.2高级应用子系统
（1）网络拓扑功能
网络拓扑包括了带电状态、电网运行方式、供电路径和拓扑错误检测。系统能够根据系统模型中的分段设备和连接分段设备的元件之间的连接关系及其分段设备当前的分断状态抽象成为网状模型,该模型作为分析电网状态的基础使用。在准备好了物理模型后,系统可将网络的物理模型转变为便于分析的数学模型,从而分析系统的运行方式、带电状态及故障的隔离与恢复供电打好基础。为了能够适应各种网络线路和多种设备,该功能要求具有很好的适应性。
（2）配电网故障处理功能
故障处理包括:带电分析、故障区段定位、故障区段隔离、非故障区段恢复供电等几个方面。电网的拓扑结构多种多样,包括手拉手线路、三电源手拉手线路等,能够适应各种类型的电网拓扑结构。并充分考虑到线路上发生故障的各种可能情况,并对发生的故障做出快速的处理,对故障进行处理时要考虑到线路的负荷情况。这里的处理包括了对故障进行定位、隔离和非故障区域的恢复供电。可能故障处理的方案不只有一种,有多种方案的要求能够提供出多种方案供用户选择。
（3）电网故障仿真功能
仿真功能依赖于现有的实时系统的模型,通过对实时系统截取一个实时数据断面后建立起来的仿真系统,模型信息采用现有系统的模型。与实时系统的功能基本一致,仅故障处理的功能有些差别,用户可以直接在仿真系统下模拟故障,并且可以对开关下发遥控命令,但是下发的遥控命令不会真正下发到终端,但是在仿真系统中看起来像是真正下发下去一样,从而通过这种仿真系统达到对用户进行培训和熟悉系统的目的。
4性能需求
4.1负载率需求
（1）电网正常运行下
在任意5分钟内,运行服务程序的机器CPU的平均利用率均小于10%。
在任意5分钟内,人机界面工作站CPU的平均利用率均小于25%。
在任意5分钟内,主站系统局域网的网络平均利用率小于10%。当主站系统采用双网运行时,网络平均利用率小于5%。
（2）电网事故状态下
在任意30砂内,服务器的CPU平均利用率小于20%。
在任意30砂内,人机界面工作站的CPU平均利用率小于50%。
在任意30秒内,主站系统局域网的平均利用率小于35%。
4.2可公性求
系统年可用率大于99.99%。
服务器及核也网络设备的平均故障间隔时间大于20000小时。
工作站及非核也网络设备的平均故障间隔时间大于10000小时。
4.3实时性宙求
遥测量传送时间:从终端传送到主站,并在人机界面站上并显示小于3秒。
遥信变位传送时间;从终端传送到主站,并在人机界面站上并显示小于3秒。
遥控命令传送时间:从人机界面站上开始下发命令到终端上开始执行遥控动作小于3秒。打开界面上的线路图到线路图全部在画面上显示的时间:90%的画面小于2秒,其它画面小于4秒。
人机界面上的线路图中的实时数据刷新周期在1~10秒并可根据实际情况配置。
热备用模式下系统的切换时间小于10秒。
报警事项的推出时间小于5秒。
5 结论
电力行业属于国民经济的支柱产业,配网自动化系统属于直接对电网运行的一次设备进行监控的自动化系统。因此系统必须具备比较离的安全性,能够防止外界对系统的侵害。禁止外界对系统中数据的访问,并能够对汁算机病毒做到很好的防御。当外界己经入侵时,系统必须能够及时对入侵做出相应的检测和记录,对入侵对系统造成的影响能够及时恢复,尽最大可能的减少对系统造成的影响。