0　引言

　　北京电网作为全国最大的城市电网，是具有500 kV，220 kV，110 kV，35 kV，10 kV和6 kV六个电压等级的输、供电网。其电网结线复杂、运行方式多样，要想在尽可能短的时间内培训出合格的调度员，以适应北京电网的迅速发展，必须提供一种能够模拟电网中可能发生的任何故障并且与调度环境相一致的培训场景——调度员培训仿真器(dispatcher training simulator，缩写为DTS)。
　　北京供电局调度自动化系统(SD—6000E SCADA/EMS)中的DTS是电力自动化研究院和北京供电局合作开发的面向大型地调的调度员培训仿真系统。它与网、省调和一般地调的DTS有较明显的区别。对网、省调而言，调度员需要负责电网的稳定，调度网内的发电机，控制与外网的交换功率；对小型地调而言，保证供电安全可靠是首要职责，系统的运行方式变化相对较小。而对像北京供电局这样的特大型和大型地调来说，网内电气元件众多，系统的运行方式变化复杂，系统的安全稳定运行对主网的稳定运行有着至关重要的作用，电网运行过程中稍有不慎，就会产生巨大的社会影响，因此其DTS除了具有一般地调DTS所具有的基本功能外，还必须针对北京电网的特点，开发适应该类调度的新功能^［1］。

1　北京电网DTS的构成

1.1　DTS的硬件结构
　　北京电网DTS由3台Alpha工作站和2×3的投影仪组成，如图1所示。其中1台工作站为教员台，运行教员控制子系统和电网仿真子系统；另外2台工作站作为学员台，运行仿真的SCADA/EMS；投影仪充当模拟盘，投影仪既可显示学员台的画面，也可显示教员台的画面。DTS自成一个网段，与实时SCADA/EMS通过网络Switch相联，这样既可保证DTS的运行不增加实时调度系统的网络负担，又使DTS与其有可靠的联系^［2］。

图1　DTS硬件配置示意图
Fig.1　Hardware disposition of DTS

1.2　DTS的软件结构
　　北京电网DTS建立在SD—6000(电力自动化研究院系统所开发的SCADA/EMS)^［3］支持平台上，利用了SD—6000的数据库管理系统和画面管理系统。DTS的软件由3个模块构成，即教员控制功能模块(instructor control module，缩写为ICM)、电力系统仿真模块(power system module,缩写为PSM)和控制中心仿真模块(control center module,缩写为CCM)。其中电力系统仿真模块是DTS的核心模块，它包括电力系统元件和控制装置模型、电网模型以及SCADA系统中的数据采集子系统模型；控制中心仿真模块由除数据采集系统外的电网EMS的所有软件组成；教员控制功能模块包括培训前准备、培训中操作控制和培训后评估等功能。

2　北京电网DTS的功能

　　北京电网DTS的功能包括电力系统仿真、继电保护及安全自动装置仿真、RTU数据采集子系统仿真和控制中心SCADA仿真。
2.1　电力系统仿真
　　北京电网DTS配备的是电力系统稳态仿真(又称静态仿真)。它把发电机看成是无机电动态变化过程但可静态变化的电源，即计算电力系统在扰动引起的动态变化过程平息后，达到一种新的平衡状态时所有发电机的出力、母线电压、线路功率、电流、变压器潮流和系统频率的稳态变化情况。由于地调调度员不负责系统的稳定和系统调频，用电力系统稳态仿真足以反映这一级调度所观察到的系统现象。稳态仿真主要有以下3个电力系统仿真软件。
2.1.1　网络拓扑分析
　　在DTS网络数据库中，对实际电力系统的元件及结构的描述是基于物理结点这一层次的，通过结点的关联来表征各元件相互之间的连接关系，仅仅这样一种描述还不能直接提供给应用软件进行网络分析计算，尤其是网络结构发生变化后(如开关跳闸)，捕捉实时网络结构变化信息更需要网络拓扑软件对整个网络中的元件及状态所决定的联通关系进行细致分析，生成一些必要的链表和指针，是其他电力系统仿真软件分析的基础。
2.1.2　动态潮流软件
　　动态潮流是将扰动引起的系统不平衡功率分配到每一台发电机上，而不是由一个或几个松弛节点吸收，这比较符合实际情况。DTS提供按发电机组惯性常数和发电机额定功率2种计算不平衡功率分配因子的方法：潮流计算用PQ分解法和牛顿—拉夫逊方法，收敛慢时自动转为牛顿法。动态潮流计算周期一般定为5 s。
2.1.3　频率计算
　　频率是调度员监视和控制的关键参数之一，一些安全自动装置是按频率动作的，因此稳态仿真也需要仿真频率变化情况。此软件计算频率的动态变化而不是静态结果，计算中考虑了发电机调速器的动态响应和发电机转动惯量及负荷的频率特性效应，每一动态潮流计算周期计算5次～10次频率^［4］。
　　在稳态仿真中对某些特殊情况提供了以下功能：①潮流计算不收敛时的自动处理；②高压输电线路单端开断处的开路电压；③抽水蓄能机组运行方式的变化；④带负荷调压变压器、调相机、静态补偿装置作用仿真；⑤系统解列成多个孤岛后，每个孤岛都进行稳态仿真。
2.2　继电保护及安全自动装置仿真
　　根据不同原理，用于DTS的保护装置仿真主要有2种：逻辑判别法和定值判别法。定值判别法对一次系统仿真环境要求非常苛刻，既要满足实时性要求，又要满足准确性要求，而面对庞大的电网、大量的运行设备，一次系统仿真对这2项要求都难以满足，它比较适合于离线情况下的研究和分析。逻辑判别法主要通过事件设定来完成对保护装置的仿真。调度员在事故处理时并不关心保护装置的具体实现原理，只关心其动作原理，而逻辑判别法正是基于这种考虑而采取的保护装置仿真方法。并且它能够很好地满足保护装置动作的选择性、速动性、灵敏性和可靠性的要求。因此，在北京电网DTS中，选用了逻辑判别法作为仿真继电保护的方法^［4］。
2.3　RTU数据采集子系统仿真
　　数据采集不仅包含了RTU采集送至控制中心的发电厂变电站的各种运行参数值和设备的状态，而且包括了控制中心往下经RTU送至电力系统控制设备的各种调节和控制命令。RTU数据采集仿真模型是DTS的电网仿真模块和控制中心仿真模块的接口。电网仿真的计算结果存放在电力网络数据库中，它们在库中的分类和排列顺序与EMS中的电网分析软件数据库相同。EMS在调度一侧的SCADA主计算机是按RTU的数据报文格式发、收数据的，数据采集子系统仿真就是完成电网仿真数据格式与RTU数据格式之间的转换。
2.4　控制中心SCADA功能仿真
　　控制中心SCADA功能仿真是DTS的一个重要组成部分，主要目的是给调度员创造一个与真实的值班环境一样的培训环境，用这个仿真的SCADA系统作为学员台。北京电网DTS的学员台仿真软件包是实时SCADA软件除数据采集软件外的一个拷贝，这样就可保证学员台无论是界面还是功能均与实时SCADA/EMS相同，调度员在DTS中可以受到身临其境的培训。
2.5　北京电网DTS的特殊功能
　　针对北京电网特点，一些新的仿真功能在北京电网DTS中得以应用，它们包括：①全新的备用电源自投仿真功能；②拆挂地线及其后果仿真功能；③中性点不接地系统的单相接地仿真；④小车开关的投切仿真；⑤设备参数查询；⑥培训考核模式的应用；⑦CASE管理功能。北京地区电网结构复杂，发展迅速。当电网发生重大事故时，为了更好地从中吸取教训，让后人引以为戒，开发了一套管理软件，记录了事故发生时刻的情况，包括当时的网架结构、保护及自动装置库、系统图及厂站图、各种事故案例。当需要重现当时的场景用于分析时，必须对它重新安装。在系统中，称这项功能为CASE管理，应用这项功能，已成功地进行了多次事故重演；同时，应用该功能，还可以记录下电网的发展过程，可以作为分析电网发展速度与经济增长速度之间关系及两者之间弹性系数调整的依据。

3　北京电网DTS的应用

　　北京电网DTS经过1年多的建设，已于1998年投入试运行，经过调试，目前运行正常，在保证电网稳定运行、提高调度员的运行水平方面发挥了积极的作用。利用它已成功地进行了2次曾经对系统造成重大影响的事故重演，还进行了1次副职升主职的业务晋级考试，取得了较为令人满意的效果。目前，正在做事故预想，考虑220 kV枢纽站孙河站220 kV母线同时故障的情况，故障发生后，孙河小地区与主网解列，孙河小地区只有一热电厂作为电源，满足不了该地区负荷需求，频率下降，引起低频动作，频率回升，然后，在此基础上进行并网，涉及到非同期并列问题，这样就增加了事故处理的难度。平时如果调度员加强了对此类事故处理的训练，当遇到此类重大事故时，就能够镇定自若地进行处理。我们将在此基础上，制订各类复杂事故预案，以便调度员经过反复训练，提高处理复杂事故的能力。

4　北京电网DTS的发展设想

　　a.为了能够模拟系统解列的恶性事故，考虑增加低频低压掉闸模型；
　　b.考虑到电网中事故发生后影响范围可能是局部地区或子系统，应增加局部地区或子系统仿真功能，也应考虑局部系统的动态仿真；
　　c.考虑到发生系统解列的恶性事故时，可能造成潮流不收敛、发生振荡的情况，应该提供这种情况下继续进行培训的能力；
　　d.开发一套独立的画面、报表管理和运行维护系统，方便用户灵活使用，对目前事故推画面功能进行改进，使所推画面不会叠加在一起，具有层次感；
　　e.提供多种设置系统负荷的方式，如在变压器35 kV侧和10 kV侧出口设置负荷，即只对110 kV变电站中低压侧及以上系统进行仿真，增加系统的灵活性；
　　f.改善T接线和直通线(连接在同一母线上一进一出)的保护仿真功能；
　　g.增加短路计算功能，能够采用定值判别法进行继电保护装置仿真，以利于继电保护定值计算人员方便地进行定值计算。
　　若以上几方面问题得以圆满解决，DTS将向实用化迈出可喜的一大步。另外，在实际应用中，作为日常维护的供电局一方，也应加大力度解决以下问题：①设备参数资料不全或不准确；②站端实测数据不全或不准确；③进一步提高维护人员的技术水平。其中以问题①尤为突出，问题②可以通过人工置数来解决。目前，我们正致力于解决以上问题，相信在不久的将来能为整个系统提供良好的数据基础。■