电网调度自动化系统
1.电网调度自动化系统的规划*
第一章引言*
第二章需求分析*
.1 现状与需求*
.2 设计原则*
.3 规划目标及依据*
.4 设计内容*
第三章主干网架构*
.1 电力通信特点*
.2 通道方案设计*
第四章主站系统*
.1 调度自动化主站系统的规划*
.2 变电所端的规划*
.3 调度自动化系统计划费用*
附录1．选择县级调度自动化主站系统需要考虑的问题*
附录2．交流采样RTU与直流采样RTU性能的比较*
电网调度自动化系统的规划
引言
近几年，无人值班变电所在国内取得了成功的经验，对提高供电企
业的劳动生产率，按现代企业的要求实现科学管理；对提高电网和
变电所的安全运行水平；对降低变电所的建设成本，都有直接的经济效益和社会效益，是现代化电网建设的重要组成部分，也是调度管理的发展方向。根据省局和国调中心的有关文件精神，县级调度自动化工作应把变电所无人值班建设放在重要的位置。
电力部（原能源部）对县级调度自动化工作非常重视，曾先后几次发文对县调自动化的技术规范做了规定和要求（请参阅部颁有关文件）；在当时，这些技术规范是先进的、科学的，但是随着科学技术的迅猛发展，尤其是计算机及网络技术、软件技术和通讯技术近几年取得的突破性进展，供电企业计算机信息管理和生产自动化管理的观念已有革命性的变化，原有的技术规范已暴露出其明显的不合理性和局限性。
建立供电企业计算机管理网络已是大势所趋，硬件条件也已基本形成。用电管理系统、生产管理系统、人事管理系统、财务系统等已在许多县级供电局投入使用，MIS系统和EMS系统等也已提上议事日程，并已有成熟的产品出现。那么，如何看待和处理各计算机子系统尤其是调度自动化系统与企业管理网之间的关系，作出一个全面、完整、科学的规划和设计，是摆在我们面前的一个新课题。
从某种意义上说，调度自动化系统是企业管理网的基础，起着核心重要的作用。因为调度自动化系统所采集的数据是供电企业生产和用电管理的基础数据；建立一个通信网络，周期长、耗资巨大，不可能重复建设，所以为调度自动化系统所建立的通信网必将是企业计算机管理网的通信骨干网。我们必须全面、整体地考虑这些问题，利用最新科学技术，制定最佳方案，在不增加很大投资的前提下，充分发挥调度自动化系统的功能，并且为逐步实现一个性能完善、功能强大的企业管理网提供技术上的保证。
在调度自动化系统向实用化迈进的过程中，新生事物不断出现，MIS 系统和EMS系统又成了人们议论的话题，如何看待和处理SCADA
系统与MIS系统、EMS系统之间的关系，成为人们关注的焦点。这不仅对原已通过实用化验收的调度自动化系统提出了一个挑战，同时对那些正在考虑建设调度自动化系统的单位提供了一个机遇，也就是说，他们可以充分考虑MIS系统、EMS系统对调度自动化系统及通道的要求，在系统规划、通道规划、功能配置上可以更全面，起点更高，从而少走弯路，加速发展。
本规划设计方案全面分析了县级调度自动化系统在企业计算机管理网中的地位和作用，充分考虑了MIS系统、EMS系统等对调度自动化系统极其通道的要求和影响，系统规划设计在调度自动化系统功能一步到位的基础上，力求将整个电力企业的计算机都纳入整个企业网中，实现统一规划、分块工作、异地互联、整体管理，并为将来的应用扩展和系统的升级预留接口。
需求分析
随着瑞安市电网的不断发展和结构日益复杂，调度自动化已成为保
证电网安全、优质、经济运行的重要手段，为了适应电力市场运转，
确保瑞安市供电局电力调度满足本市的需要，进行电网调度自动化
系统的规划设计。
现状与需求
瑞安市位于浙江省温州市的中部，幅员辽阔，人口众多，经济较为发达。在温州地区，瑞安市的经济占有重要的地位，其用电量和用电负荷也都名列前茅。但是瑞安市地形复杂，人口分布及经济发展很不平衡；在东部平原地区，人口密集，经济较为发达，而在西部丘陵地区，人口较少，经济较为落后，所以电网和供电量在瑞安市整个区域内亦很不平衡。
到1997年12月底止，瑞安市电网共有35KV及以上变电所14座，主变19 台，总容量400 MVA。其中220KV变电所1座，主变1台，容量为150 MVA；110KV 变电所3座，主变4台，容量为110 MVA；35KV变电所10座，主变14台，容量为140 MVA。
瑞安市电网的远动建设目前才刚起步，已有几个变电所进行了调度自动化的继电保护二次部分改造工作；通道建设还未展开，基本上为载波通道；市供电局调度大楼已经建成，调度工作目前依靠电话及手动模拟屏进行。
为了满足经济和社会发展的需要，瑞安市电网在今后几年将有更快的发展。随着用电量的迅速增长，电网不断扩大，结构日益复杂，数据信息大量增加，原有的调度管理方法已经不适应电网发展的形势，迫切需要实现电网调度自动化。
瑞安市供电局很早就应用了计算机系统，例如：用电管理系统、财务管理系统、物质管理系统、劳资人事和教育系统等,目前拟建成调度自动化系统、调度录音系统、故障查询处理系统等。但是一方面由于先前各个应用系统投产时间不一，采用的软件平台、硬件平台和网络结构各不相同，另一方面随着管理内容及业务的迅猛发展与新业务的增多，因此现有的调度通信网络通道需通过扩充以适应需求，主要表现在：
1.由于各应用系统是各主管部门根据本部门的需求组建的，因而各种信息既
有大量的冗余，又有相互冲突。同时由于各系统的开发单位不同，技术水平参差不齐，因此信息的规范化程度低，各部门信息无法共享，交互操作的难度很大，无法统一管理。
1.各系统、各工作终端有自己的传输专线，传输速率不等，速率低且安全性、
可靠性差，不利于统一管理，随着工作终端的增多，此问题将日益突出。
1.由于引进应用系统时没有统一规划，各应用系统又是针对本专业开发，因
此存在多种机型，多种操作系统，多种协议，网络异构等情况。所以很难实现资源共享、系统互访、统一管理，对于后期的开发难度很大，这将影响企业办公自动化的实现。
2.由于大部分系统没有实现客户/服务器模式。因此系统远程互访时，需要
较大的带宽。
由于现有应用系统存在上述缺陷，而不可能在短时间内对所有应用系统进行更换，因此必须对目前的现状和需求进行科学的分析，制定出全局网络的规划，既能满足发展，又要容纳现有系统，具体要求如下：
1.以电网调度系统良好运行为前提，在现有调度通信网络基础上，兼顾目前
已有的各应用系统，使几个应用系统不作大规模修改，各系统应能平滑地过渡到整个调度企业网中
2.提供各种灵活多变的连网方式，系统要有一定的可扩充性和可扩展性
3.提供高速平台与足够的带宽，为将来的OA系统、视频会议、
Internet/Intranet等系统提供一条可靠、健壮的“信息高速公路”
4.必须对整个企业网进行有效的集中的资源管理和网络管理
设计原则
在本系统设计中采用以下原则：
实用性：从保护用户原用的设备投资和能够完全满足现实需
求的角度出发，充分集成现有的各种计算机和网络设备，使
建设的系统适用、安全、可靠且易管理、维护和扩展，具有
最高的性价比。
开放性：构造一个开放的网络系统，是当前世界计算机技术
发展的潮流，因此我们在整个系统的设计中采用的规范、设
备与厂商无关，具有较强的兼容性，便于与外界异种机平滑
互联。
先进性：当今的计算机网络技术发展日新月异，方向把握不
准则可能导致在很短的时间内技术落伍，从而面临被淘汰的
危险。因此在坚持实用性的前提下尽量采用国际先进成熟的
网络技术和设备，适合未来的发展，做到一次规划长期受益。
可扩充性：所选择的联网方案及设备要能适应网络规划的
不断扩大的要求，以便于将来设备的扩充；要能适应信息技
术不断发展的要求，平稳地向未来新技术过渡。
可靠性：系统设计除采用信誉好，质量高的设备外，还采用
一系列容错、冗余技术、提高整个系统的可靠性。
安全性：安全性包括两个方面，一、网络用户级的安全性；
二、数据传输级的安全性。网络用户级的安全性应在网络的
操作系统中予考虑，而数据传输的安全性则必须在网络传输
时解决。
规划目标及依据
正如上面所讲，在规划时不能以孤立的眼光看待调度自动化
系统，应充分考虑它与MIS系统、EMS系统等之间的关系。
并且调度自动化系统是一项涉及继电保护、远动、通讯、工
业控制和计算机软硬件等学科的系统工程，是生产技术的重
大改进，是减员增效的有力措施之一；调度自动化系统所引
起的在管理方式上的改进，将会影响供电企业绝大多数部门
的管理工作。做好调度自动化系统及企业网的规划设计工
作，是最终可靠、经济、全面地实现调度自动化功能和企业
网的根本保证。
根据调度自动化系统的要求，结合瑞安局的实际情况，我们
本着规划工作要求全面、系统，具体实施宜采用分期、逐步
完善的原则，制定了如下工作目标：
1·所有变电所按照无人值班变电所的要求进行设计、改造，
实现四遥功能。即使由于通道原因实现四遥功能暂时有困难
的变电所（比如实现光纤、电缆及无线通信等通道有困难，
而邮局又暂时不能提供数据服务接口的变电所），也要求二
次的四遥功能一步到位，以节省投资，加快变电所无人值班
工作的进行。
2·局调度自动化系统按部颁文件要求采用双通道，主通道
力求以通讯容量大、频带宽的光纤技术实现，预留无人值班
变电所图象、安防及环境监控系统的通信接口，并能为供电
局与供电所、变电所之间实现完整的企业计算机管理网络提
供性能卓越的骨干通信网；应绝对禁止电力通信网的重复建
设工作，避免重大经济损失。在地理条件合适的地方，采用
光纤环网方式；在光纤、无线通信等方式暂时难以实现的变
电所，采用邮局提供的数据服务接口作为主通道。
3·主站系统必须满足部颁文件要求的调度自动化基本功能，
具有高的可靠性、安全性和实用性，还应该具有开放性、可
扩充性。
制定本规划方案的依据主要有以下标准：
1·原能源部农电(1992)42号《县级电网调度自动化系统实
用化验收细则》。
2·原能源部调自(1991)100号《电力调度系统计算机网络
规划大纲》。
3·电力部行业标准DL 451-91《循环式远动规约》
4·原能源部农电(1989)1038号《县级电网电力调度自动化
规范》。
5·原能源部《县级电网电力调度自动化系统实用化要求》。
6·浙电农(91)100号转发能源部《关于加强县级电网电力
调度自动化管理》的通知。
7·浙电农(91)1507号关于贯彻能源部《县级电网调度自动
化实用化要求》的通知。
8·瑞安市供电局1996年4月《瑞安市供电局电网调度自动
化规划》
设计内容
1．针对瑞安供电局的电网调度自动化系统作出规划，考虑将要建设的系
统以及已有的各种系统对通信网络的要求，列举相关网络、通信设备，线路状况，现有的通信手段，分析对应的性价比，提出可供选择的通道网络建设方案；
2．考虑瑞安供电局目前的建设状况，已有系统的情况，在提出通道网络
建设方案的同时，兼顾考虑瑞安供电局新大楼的网络建设，并设计以小的
代价将现有系统、资源并入新系统的方法；
3．分析现有各种主站系统、RTU系统的性价比，根据瑞安各个变电所、
供电所对调度自动化不同的要求，重点针对瑞安供电局将有的电网调度自动化系统进行设计、选型；
4．考虑瑞安各变电所的特殊情况，进行变电所图象监控设计，提供图象
监控方案与设备性价估计以供参考。
主干网架构
1.电力通信特点
随着现代电力的不断向前发展，电力通信也出现了一些新的
特点和要求：
1．由于电网系统的调度自动化、四遥信号以及无人职守变
电站的增多，要求通信设备能稳定地运行，系统能高可靠地
传输相互间的信息。
2．随着电力业务的增大和电力管理现代化的需要，系统组
网容量要大，扩容要方便，设备在各站点上下信息要方便。
3．由于电力通信中信号较复杂，要求传输设备具有多种接
口，以满足控制信息和反馈信息的顺利送达。
4．在电力系统，通信维护力量相对薄弱，因此要求设备可
靠性高，运行稳定，维护简单方便。
5．由于电力通信将朝综合业务数字网（ISDN）方向发展，
并要求全网能接入其他大网，这要求设备技术上具有一定的
先进性和强适应性。
2.通道方案设计
根据以上特点，以电网调度自动化系统为主，兼顾其他系统
进行电力通信通道设计。
1.现有的系统对通道的要求
.电网调度自动化系统：由主站系统及RTU系统组成，
数据多以RS232方式进行传送，一个RTU与主站的数
据交换速率一般远小于32Kbps，主站与RTU间的数
据交换方式采用主备用方式以提高系统的可靠性；
.电费管理系统的数据一般基于以太网方式传输或基于拨号线方式交换数据；数据存在于中心数据库上，现有的数据库查询系统在线路上频繁进行数据交换，所以对数据流量要求较高；
.财务、人事以及物质等系统数据交换量相对比较有限，一般基于以太网方式操作。
2.应当被考虑的系统
.图象监控系统：系统的品质与传输通道直接有关，一般基于TCP/IP协议进行数据传输，数据的流量因对图象质量的要求不同可以选择64K-2M的数据通
道；
.MIS系统：基于TCP/IP协议进行数据传输，数据传输量大，系统复杂，一般的数据交换量在兆的量级；
.Internet/Intranet系统：基于TCP/IP协议进行数据传输，数据传输量大，一般的内部数据交换量在兆至几十兆的量级，网间数据交换量在兆的量级。
3.通道技术状况
国内电力系统使用较多、较成熟的通道技术现有如下几种：
光纤技术：是今后普遍推广的一种组网方式。其主要特点有：高速，可提供133Mbps-1Gbps以上的带宽；
通信可靠，安全性好；传播距离长，总体性价比高。
通过各种光端机提供各种用户需要的接口。通常的接口包括话务口、RS232口、RS422/485口、E1口，甚至可有标准图象接口、以太网口。国内普遍使用的光端机有UMC系列光端机、OTN系列光端机、OMUX系列光端机。
音频技术：是一种传统的通信方式。与光纤技术相比，其主要特点有：端设备费用低，可维护性较好，易被理解；但是存在缺点有：长距离通信需要中继，通信容量小，防雷击性能差等。
载波技术：电力载波通信是电力系统独有的一种通信方式。它以电力线为载体，以变电站为终端，载波机装在电力线的两端。具有通信距离长，设备离用户近，可靠性高、工程施工简单的优点。与数字通信相比，
数字通信往往需要较宽的频带，要求较高的信噪比。
国内典型的载波设备有ZDD系列电力线载波机、SNC 系列电力线载波机以及CZ系列程控电力载波机。
扩频技术：是在二战中产生的一种可靠性很高、保密性很强的军事无线电通信技术，1985年起可在民用商业上使用。它的主要特点是抗干扰性能强、低功率工作、采用码分多址以及可精确定位和定时。采用扩频通信，可实现点-点、点-多点数据、话音和图象传输。传输距离无中继时可达50KM。扩频通信与无线接入网络结合可组成新型扩频无线用户环路，大大扩展其应用范围。国内普遍使用的扩频系统有DTS系列扩频微波系统、UTILICOM无线扩频系统。
数字数据网（DDN）：全称Digital Data Network。
是以光缆为主体的数字电路，通过数字电路管理分配设备（DDN设备）构成的数字数据电路管理、分配网。
与传统的电信网相比，DDN向用户提供具有全数字、高速率及灵活的交换复用功能的大容量数据通信平
台。其显著特点具有规模大、覆盖面广、端口容量大、通信速率高、支持通信规程多、处理功能强、网络时延低的特点。通常DDN业务根据用户的需求向用户提供V.24或V.35的标准接口。DDN电信部门通过数字电路出租业务向用户提供DDN服务，典型的信道带宽
9.6K/19.2K/64K/128K/256K/384K/521K/768K/1M/2M
。
综合业务数字网（ISDN）：全称Integrated Services Digital Network。是以提供点-点的数字连接的综合数字电话网为基础发展而成的通信网，用以支持包括话音及非话音的多种业务。特点如下：通信业务的综合化，利用一条用户线就可以提供电话、传真、可视图文及数据通信等多种业务，同时也降低了通信费
用；提高了通信质量；使用方便。常用的信道带宽
64K/128K。至今邮电ISDN业务的正在加大覆盖面。
帧中继：是由X.25分组交换技术演变而来的宽带数据业务标准。帧中继网由帧中继接入设备（FRAD）、帧中继交换设备和公用帧中继业务组成。其特点如
下：简化网络功能，提高网络性能，降低网络互连费用；不但网络时延小、通信成本低，还由于采用国际标准，使多厂家产品相互兼容。常用方式是利用帧中继进行LAN互连。
4.通信方式选用
根据以上的分析，光纤技术与音频电缆、载波技术以及扩频技术相比，有其明显的优越性：通信容量大，通信质量高，防雷击性能好。
光纤组成的通讯网络的容量很容易扩展到上百兆以
上，而由音频电缆、载波技术以及扩频技术组成的通讯网络则很难达到高的通讯容量，一般最多在兆级。
所以难以使用电管理系统的性能充分发挥，更不可能满足MIS系统，变电所图象监控系统以及企业
INTRANET网对通讯容量的要求。所以我们认为在地理因素、经济条件等允许的情况下,应优先考虑光纤通信技术。
在瑞安市供电局的调度自动化通道规划中，我们主要采用了光纤通信技术。
5.网络拓扑设计
综合考虑上述特点，对瑞安供电局电网调度自动化系统中的通道网络进行设计。
根据瑞安各个变电所的地理位置分布的特殊情况，将现有的变电所、供电所分为左、右两个光纤环路，其中：
右环：马鞍山变、城关所、飞云变、塘下变、场桥变、前池变、汀田变、莘塍变、莘塍所、东山变以光纤网为通道形成环网，由于光纤网具有自愈特性，所以这些变电所无需为调度自动化系统提供备用通信通道。
由于地理原因，丽岙变不能进入右光纤环网，采用
DDN作为主通道，通过载波通道，途经慈湖变，转接到场桥变作为备用通道；塘下所通过高速数据线在塘下变与右环相连。网络拓扑参见图一。
左环：马鞍山变、仙降变、江南变、焦坑变、陶山变、桐蒲变、华瑞电厂、北门变以光纤为通道形成另一个环网，作为整个通信网络的左环。高楼变、湖岭变通过载波通道分别与焦坑变、陶山变相连；马屿所、仙降所通过高速数据线分别在焦坑变、仙降变与左环相连。网络拓扑参见图二。
左右环网以马鞍山变作为公共点。
图一右环网络拓扑结构
图二左环网络拓扑结构
6.光端机设备及报价
根据瑞安局实际情况，光纤通道考虑基于SDH系统的光纤网,设备采用UMC2000光环路设备，其特点为：可组建高可靠性的大规模传输系统，形成自愈环网，有网管功能，维护简便。
调度自动化系统通道建设分两步进行：第一步，基于四遥功能进行通道组网；第二步，考虑变电所第五遥功能（图象监控），对通道进行规划建设。
主站系统
由于目前计算机和通信技术发展很快，性能强大的新产品层出不
穷，价格也是不断变化。所以我们采用规划设计要求全面、系统，
具体实施分期进行、逐步完善的原则。
1.调度自动化主站系统的规划
1.主站系统构成
主站系统由数采工作站、调度工作站、维护工作站、网络服务器和各职能科室工作站等构成局域网，网络留有接口，可经网桥与企业管理网络相连，共享数据信息资源。并能向地区调度转发必要的信息，控制调度模拟屏。
1.数采工作站采用工控586微机，能与最多64路MODEM连接。并能通过RS232
口向地区调度转发信息。
2.调度工作站、维护工作站和各科室工作站采用PII233机型PC机，调度工
作站配置21”大屏幕彩显，其它工作站配15”彩显。调度工作站及维护工作站各配置宽行一台汉字打印机。
3.调度模拟屏由调度工作站控制，经串行口向模拟屏控制器发送信息。
4.系统短时间掉电由UPS供电，局里已有容量为3KW的UPS一台；大楼长时
间停电的后备电源由蓄电池供电，与整个局大楼的计算机管理系统的后备电源一起综合考虑。
5.调度模拟屏应带有智能控制器，模拟屏所需信号由调度工作站经串行口提
供，采用不下位操作方式。
1.主站系统功能及技术指标
主站系统是调度自动化系统的核心部分，其功能特点将直接影响到整个调度自动化系统的功能以及企业管理网所能达到的功能，所以主站软件系统的选择，在考虑价格因素的基础上，还应用发展的眼光考虑其功能特点。根据部颁《县级电网电力调度自动化规范》和瑞安市电网的现状与规划、变电所实现无人值班的目标以及企业管理网的现状与规划，要求主站软件系统具备以下功能：
1.软件系统
1.界面友好、操作简便：界面友好、操作简便是一个成熟软件系统的
基本要求，将给用户充分发挥系统功能提供保障。
2.系统具有开放性：各子系统具有开放性，是建立性能超群企业管理
网络的基础。
3.一定的扩充性和较强的二次开发能力：具有可扩充性和拥有功能强
大的二次开发工具，使用户能够根据自己的一些要求，定制系统的
功能，是系统寿命的保证。
2.数据采集
采集经各变电所端RTU传送的所有测量量和信号量。
3.数据处理
1.全网有功、无功功率总加∑P、∑Q。
2.电网有功、无功电度量总加∑kwh、∑kvarh。
3.用积分的方法计算全网和特定点的软电度。
4.电量计费功能。
4.CRT画面显示和操作功能
1.显示电力系统实时网络图。
2.显示各变电所实时主接线图。
3.显示各变电所实时运行参数。
4.显示功率和电度总加量。
5.显示功率总加和电压变化曲线，包括计划值和实际值。
6.显示运行参数的越限告警和事故告警。
7.显示电压棒形图。
8.显示历史数据。
9.发送遥控、遥调命令。
10.在线编辑图形报表。
11.在线修改历史数据。
5.数据存储和事件记录
1.定时存储运行参数（存储周期5分钟或一小时可选）。
2.事件顺序记录。
3.超限量和越限时间记录。
4.操作记录。
6.报表打印
1.打印整个电网系统日、月调度运行报表。
2.打印事件顺序记录（SOE）、变位记录、越限记录和操作记录。
3.打印电网功率总加和电压变化曲线。
4.拷屏。
7.模拟屏显示功能
1.显示断路器、隔离开关实际位置。
2.事故时，断路器变位信号优先显示，发出不对应信号，并有声光报
警。
3.主要遥测量和潮流方向。
4.全网功率总加、系统频率。
5.日期、时钟及安全日。
8.数据传输
1.主站可以与此1~64个RTU进行双工数据传输。
2.主站向地区调度转发所需要的数据并接受地区调度下发的用电指
示等。
3.通信规约采用部颁规约（CDT或polling）。
4.主站具有信道误码率统计和显示功能。
9.遥控功能
1.遥控断路器。
2.遥调有载调压变压器的分接头。
1.
2.变电所端的规划
瑞安市供电局所属35KV和110KV变电所在调度自动化改造
时，都按无人值班方式规划设计。
1.远动信息
1.变电所向调度中心传送以下遥测量：
1.110KV输电线路的有功功率、电流和有功电度。
2.35KV输电线路的有功功率、电流和有功电度。
3.10KV输电线路的有功功率、电流和有功电度。
4.主变的有功功率和电流。
5.母线旁路、母联、分段、分支断路器电流。
6.10~110KV系统电压监视点电压。
7.电容器组的无功和电流。
8.直流母线电压。
2.变电所向调度中心传送以下遥信量：
1.变电所事故总信号。
2.变电所的断路器位置信号。
3.反映运行方式的隔离开关位置信号。
4.断路器事故跳闸总信号。
5.低周减载动作信号。
6.10~35KV系统接地信号。
7.直流系统接地信号。
8.继电保护、调压装置、故障录波器故障总信号。
9.控制方式有遥控转为当地控制的信号。
10.断路器控制回路断线总信号。
11.断路器操作机构故障总信号。
12.主变重瓦斯、差动保护和复合电压电流闭锁动作信号。
13.变压器温度过高告警信号。
14.轻瓦斯动作信号。
15.110KV线路主要保护（距离、零序保护等）和线路重合闸动作信号。
16.35KV线路主要保护（速断、过流、距离保护等）和重合闸动作信
号。
17.10KV线路主要保护（速断、过流保护等）和重合闸动作信号。
18.母线旁路、母联、分段、分支断路器主要保护的动作信号。
19.线路距离保护闭锁信号。
20.远动终端遥控电源消失信号。
21.远动终端下行通道故障信号。
22.大门打开信号。
23.消防报警信号。
3.调度中心向变电所传送下列遥控、遥调命令：
1.断路器的分合。
2.有载调压变压器抽头位置的调整。
3.预告信号的复归。
4.距离保护闭锁的复归。
5.信号继电器的复归。
1.远动装置
远动终端应满足以下条件：
1.满足远动信息采集和传递要求，性能良好、运行可靠。
2.一个站点采用一套远动终端。
3.安装方便，维护简单。
4.满足多种通信规约（CDT、polling、CDC8890、SC1801、MB-88等通信规
约）。
5.能测量三相（线）电压、电流、有功、无功、视在功率和有功电能、无功
电能、功率因数、频率等。
6.遥信、遥测、遥控量扩展方便。
7.装置运行的环境温度满足变电所的要求，有防雷击和防过电压的措施。
8.装置有抗电磁干扰的能力。信号输入有可靠的电气距离，绝缘水平符合有
关标准。
9.主要技术指标应满足以下标准：
1.遥测精度：0.5级。
2.事件顺序记录分辨不大于10ms。
3.遥控输出：无源接点方式，接点容量为直流220V、5A，110V、5A
或24V、1A（微机保护等）。
10.装置主用电源为：交流220V，备用电源为：直流220V或110V。
1.附录1．选择县级调度自动化主站系统需要考虑的问题
主站系统是调度自动化系统的核心部分。从80年代末期以来，电力部（包括原能源部）陆续对县级调度自动化系统做了一定的规范，其中包括对主站系统的功能和配置等做了详细的规定。但是，随着科学技术的迅猛发展，尤其是计算机技术和通讯技术的突飞猛进，前几年所规定的相对先进的性能指标已是很容易达到了，而所规定的硬件配置则更是不合时宜。计算机网络技术的日新月异，已给企业管理带来了全新的概念，供电企业计算机管理网络化已是大势所趋，硬件条件已基本形成。当年制定规范时，难以想象的一些事物已经呈现在我们的眼前。我们必须在满足规范所规定的基本要求之上，应用最新技术，整体考虑，全面规划。调度自动化主站系统就其发展经历了四个阶段：
第一个阶段：此阶段的产品功能基本满足部颁规定的调度自动化主站系统的要求，但由于受到当时计算机和软件水平的限制，产品稳定性和可靠性都存在着一定的问题，并且界面不友好，可操作性差，多为基于DOS操作系统下的应用软件。此阶段的产品在各方面都存在着一定的问题，目前已大多被淘汰。
第二个阶段：此阶段的产品在满足部颁功能要求的基础上，在稳定性和可靠性方面有了很大的提高，软件界面和可操作性也有了一定的改善，多数已经采用WINDOWS界面。但是其数据管理为采用最原始的文件读取方式，还谈不上是数据库管理，无法进行数据共享，并且不提供二次开发的工具，几乎不具备二次开发的能力。此阶段的产品为一个相对封闭、独立的计算机应用系统，难以与其他计算机系统进行数据共享和对系统功能进行扩充，所以该类产品的应用寿命是有限的，定型产品有南自院的410系统。
目前正在运行的SCADA系统有现当一部分属于此类型。
第三个阶段：这个阶段的产品在系统运行的软、硬件环境上作了很大的改善，使得系统的安全性、稳定性有更进一步的提高。选用UNIX、Windows NT等具有高度安全性的网络操作系统，选用性能优良、界面友好的
Windows NT作为工作站的操作系统，有的甚至需要选用价格昂贵的专用工作站来构建系统。此阶段的产品在数据库管理上也有了一定的提高，但是其数据库采用自定义的数据结构方式，理论上能与其它系统进行数据共享，实现起来却有非常大的困难，可以说是不可能的。此类不具有开放性
的系统在组建企业管理网时，将难以充分发挥企业管理网和其自身的功能特点。典型产品有南自院的800系统。
第四个阶段：目前市场上最新推出的SCADA系统产品，就属于此类产品。
相对于以前的产品，这个阶段的产品具有这些优点：①选用大型通用数据
库，数据能与其它计算机系统实现真正意义上的共享。②数据库基于客户
/服务器模式，能最大限度地发挥硬件系统的功能。③提供完整的二次开
发工具，能使用户快速有效地开发符合自己特定要求的功能模块。④提供
标准的软硬件接口，使用户能方便地使用第三方软件对系统进行功能扩
充。⑤有较丰富的辅助应用软件，如：调度员管理软件、电网管理计算软
件以及WEB服务器等。这个阶段产品的典型代表有：南自院的OPEN2000、SD6000、WNT8000系统等。这三个系统都是出自南自院，开发、研制人员原来也是一起的，后来分成三个公司，三个系统所实现的软件功能，也基本相差无几，但由于选择的实现手段不同，所以应用场合也有所不同：
OPEN2000、SD6000是基于UNIX系统，要求配备64位的Alpha工作站，
价格高昂（一般一套得两、三百万元以上），适用于地调及以上的调度主站系统。WNT8000系统采用Windows NT作为网络操作系统，对硬件要求
较为灵活，既可以选用专用工作站，也可选用PC机作为NT工作站。就目前的PC机性能，在县级调度自动化系统作为工作站是完全能满足其性能
要求。因为价格上的原因（一套普通配置的WNT8000系统在七、八拾万元左右），所以WNT8000系统在县级调度有其独特的优势。
所以在进行县级调度自动化主站系统选型时，应考虑选用WNT8000系统或类似产品。一般情况下，不考虑采用南自院800系统或类似的产品，410
系统及以前的产品应不要使用。当然，选用SCADA系统另一个必须考虑的重要因数是售后服务，没有服务的软件系统是不予以考虑的。
1.附录2．交流采样RTU与直流采样RTU性能的比
较
随着电子技术的发展，交流采样技术已经非常成熟；尤其是计算机和A/D转换技术的发展，几年前在价格上还高不可攀的高速、高精度的交流采样技术，现已能在普及型工业产品中应用。RTU是交流采样技术应用的一个典型例子。交流采样RTU与直流采样RTU相比有以下明显的优点：
1.结构灵活：交流采样RTU可以集中式安装，也可以分散式安装；一些老的
变电所进行调度自动化改造时，由于其屏的位置已经占满，分散式安装的
RTU将是其比较好的选择。而直流采样RTU由于受到需要配备变送器等的限制，很难做到分布式安装。
2.扩充方便：交流采样RTU一般为模块化结构，能够非常方便地做到对遥测、
遥信等量的扩充，只要加一块扩充模块即可。
3.维护简单：采用交流采样RTU将免除直流采样RTU中必须的变送器运行管
理的工作，将大大降低RTU的维护工作量。
4.测量精度高：交流采样RTU，对电流、电压、有功、无功等的采样精度能
很容易达到0.5级，在用户特殊要求下，可以做到0.2级。
5.测量参数多：除了能测量三相电压、电流、有功、无功、视在功率；还能
测量有功电能、无功电能、功率因数、频率等，能省缺脉冲电度表等较贵重的设备投资。
电网调度自动化系统 1.电网调度自动化系统的规划* 第一章引言* 第二章需求分析* .1 现状与需求* .2 设计原则* .3 规划目标及依据* .4 设计内容* 第三章主干网架构* .1 电力通信特点* .2 通道方案设计* 第四章主站系统* .1 调度自动化主站系统的规划* .2 变电所端的规划* .3 调度自动化系统计划费用* 附录1．选择县级调度自动化主站系统需要考虑的问题* 附录2．交流采样RTU与直流采样RTU性能的比较* 电网调度自动化系统的规划 引言 近几年，无人值班变电所在国内取得了成功的经验，对提高供电企 业的劳动生产率，按现代企业的要求实现科学管理；对提高电网和
变电所的安全运行水平；对降低变电所的建设成本，都有直接的经济效益和社会效益，是现代化电网建设的重要组成部分，也是调度管理的发展方向。根据省局和国调中心的有关文件精神，县级调度自动化工作应把变电所无人值班建设放在重要的位置。 电力部（原能源部）对县级调度自动化工作非常重视，曾先后几次发文对县调自动化的技术规范做了规定和要求（请参阅部颁有关文件）；在当时，这些技术规范是先进的、科学的，但是随着科学技术的迅猛发展，尤其是计算机及网络技术、软件技术和通讯技术近几年取得的突破性进展，供电企业计算机信息管理和生产自动化管理的观念已有革命性的变化，原有的技术规范已暴露出其明显的不合理性和局限性。 建立供电企业计算机管理网络已是大势所趋，硬件条件也已基本形成。用电管理系统、生产管理系统、人事管理系统、财务系统等已在许多县级供电局投入使用，MIS系统和EMS系统等也已提上议事日程，并已有成熟的产品出现。那么，如何看待和处理各计算机子系统尤其是调度自动化系统与企业管理网之间的关系，作出一个全面、完整、科学的规划和设计，是摆在我们面前的一个新课题。 从某种意义上说，调度自动化系统是企业管理网的基础，起着核心重要的作用。因为调度自动化系统所采集的数据是供电企业生产和用电管理的基础数据；建立一个通信网络，周期长、耗资巨大，不可能重复建设，所以为调度自动化系统所建立的通信网必将是企业计算机管理网的通信骨干网。我们必须全面、整体地考虑这些问题，利用最新科学技术，制定最佳方案，在不增加很大投资的前提下，充分发挥调度自动化系统的功能，并且为逐步实现一个性能完善、功能强大的企业管理网提供技术上的保证。 在调度自动化系统向实用化迈进的过程中，新生事物不断出现，MIS 系统和EMS系统又成了人们议论的话题，如何看待和处理SCADA 系统与MIS系统、EMS系统之间的关系，成为人们关注的焦点。这不仅对原已通过实用化验收的调度自动化系统提出了一个挑战，同时对那些正在考虑建设调度自动化系统的单位提供了一个机遇，也就是说，他们可以充分考虑MIS系统、EMS系统对调度自动化系统及通道的要求，在系统规划、通道规划、功能配置上可以更全面，起点更高，从而少走弯路，加速发展。 本规划设计方案全面分析了县级调度自动化系统在企业计算机管理网中的地位和作用，充分考虑了MIS系统、EMS系统等对调度自动化系统极其通道的要求和影响，系统规划设计在调度自动化系统功能一步到位的基础上，力求将整个电力企业的计算机都纳入整个企业网中，实现统一规划、分块工作、异地互联、整体管理，并为将来的应用扩展和系统的升级预留接口。
关于电网调度自动化系统 摘要：随着电子技术、计算机技术和通信技术的发展，综合自动化技术也得到迅速发展。近几年来，综合自动化已成为热门话题，引起了电力工业各部门的注意和重视，并成为当前我国电力工业推行技术进步的重点之一。 关键词：配电网、配电自动化 on the distribution automation system abstract: the formation of the distribution network or regional power plants from power grids to accept power through the allocation or distribution facilities in place step by step according to the voltage of electricity distribution networks to users, is one of three systems of power systems. distribution automation system is a system of comprehensive engineering, the success of the reliability of power distribution equipment, automation is the organic integration of the program. distribution network based on the size, geographical distribution and grid structure, proposed distribution automation. keywords: distribution network, distribution automation 0.概述 依据国家电网公司《关于下达坚强智能电网第二批试点项目计划的通知》（国家电网智能【2010】131号）、《关于做好配电自动化
电力调度自动化系统简介 第一部分 EMS简介 第一章电力调度自动化系统的构成 本章介绍调度自动化系统的构成。通过基本结构形式介绍和基本功能介绍，熟悉调度自动化系统的结构及其设备，掌握电力调度自动化系统的基本功能。 一、电力调度自动化系统的结构 以计算机为核心的电力调度自动化系统的框架结构如图1-1所示。 调度自动化主站系统 图1-1 电力调度自动化系统的框架结构 图1-1中可以看到，调度自动化系统采取的是闭环控制，由于电力系统本身的复杂性，还必须有人（调度人员）的参与，从而构成了完整、复杂、紧密耦合的人一机一环境系统。 （一）子系统构成 电力调度自动化系统按其功能可以分成如下四个子系统： 1、信息采集命令执行子系统 该子系统是指设置茬发电厂和变电站中的子站设备、遥控执行屏等。子站设备可以实现“四遥”功能，包括：采集并传送电
力系统运行的实时参数及事故追忆报告；采集并传送电力系统继电保护的动作信息、断路器的状态信息及事件顺序报告(SOE)；接受并执行调度员从主站发送的命令，完成对断路器的分闸或合闸操作；接受并执行调度员或主站计算机发送的遥调命令，调整发电机功率。除了完成上述“四遥”的有关基本功能外，还有一些其他功能，如系统统一对时、当地监控等。2、信息传输子系统 该子系统完成主站和子站设备之间的信息交换及各个调度中心之间的信息交换。信息传输子系统是一个重要的子系统，信号传输质量往往直接影响整个调度自动化系统的质量。 3、信息的收集、处理与控制子系统 该系统由两部分组成，即发电厂和变电站内的监控系统，收集分散的面向对象的RTU(RemoteTerminal Unit)的信息，完成管辖范围内的控制，同时将经过处理的信息发往调度中心，或接受控制命令并下发RTU执行。调度中心收集分散在各个发电厂和变电站的实时信息，对这些信息进行分析和处理，结果显示给调度员或产生输出命令对对象进行控制。 4．人机联系子系统 从电力系统收集到的信息，经过计算机加工处理后，通过各种显示装置反馈给运行人员。运行人员根据这些信息，作出各类决策后，再通过键盘、鼠标等操作手段，对电力系统进行控制。（二）电力调度自动化主站SCADA/EMS系统的子系统划分
电力调度自动化系统运行管理规程 1范围 本标准规定了电力调度自动化系统的组成及其设备的运行管理、检验管理、技术管理，规定了各级电力调度自动化系统运行管理和维护部门的职责分工以及数据传输通道的管理等。本标准适用于电力系统各调度、运行、维护、设计、制造、建设单位及发电企业。 2规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单．（不包括刊物的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用予本标准。 DL 408电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分） DL/T 410电工测量变送器运行管理规程 DL/T 630交流采样远动终端技术条件 DL/T5003 电力系统调度自动化设计技术规程 国家电力监管委员会令（第4号）电力生产事故调查暂行规定 图家电力监管委员会令（第5号）电力二次系统安全舫护规定 3总则 3.1电力调度自动化系统（以下简称自动化系统）是电力系统的重要组成部分，是确保电力系统安全、优质、经济运行和电力市场运营的基础设施，是提高电力系统运行水平的重要技术手段。为加强和规范自动化系统管理，保证系统安全、稳定、可靠运行，制定本规程。3.2自动化系统由主站系统、子站设备和数据传输通道构成。 3.3主站的主要系统包括； a)数据采集与监控(SCADA)系统，能量管理系统．(EMS)的主站系统，调度员培训仿真(DTS)系统； b)电力调度数据网络主站系统： c)电能量计量系统主站系统 d)电力市场运营系统主站系统： e)水调自动化系统主站系统（含卫星云图） f)电力系统实时动态稳定监测系统主站系统 g)调度生产管理系统(DMIS)； h)配电管理系统(DMS)主站系统； i)电力二次系统安全防护系统主站系统： j)主站系统相关辅助系统（调度模拟屏、大屏幕设备，GPS卫星时钟．电网频率采集装置、运行值班报警系统、远动通道检测和配线柜、专用的UPS电源及配电柜等）。 3.4子站的主要设备包括； a)远动终端设备（RIU）的主机、远动通信工作站； b)配电网自动化系统远方终端； c)与远动信息采集有关的变送器、交流采样测控单元（包括站控层及间隔层设备）、功率总加器及相应的二次测量回路； d)接入电能量计量系统的关口计量表计及专用计量屏（柜）、电能量远方终端； e)电力调度数据网络接入设备和二次系统安全防护设备（包括路由器、数据接口转换器、交换机或集线器、安全防护装置等）； f)相量测量装置(PMU)； g)发电侧报价终端；
浅谈电网调度自动化系统 发表时间：2018-10-18T10:06:17.133Z 来源：《电力设备》2018年第18期作者：王平 [导读] 摘要：随着我国高科技技术的快速发展，尤其是人工智能逐步进入日常生活和生产学习，我们的各级电网调度自动化已经实现了大一统的格局，国网统一采用国电南瑞的D5000系统进行全国三级调度系统全覆盖联网，真正实现了全国上下调度一张网，从传统意义上的SCADA系统辅助型调度逐步转变为半智能型调度，相信不久的将来过往电力调度将会进入全智能型调度时代。 （内蒙古电力（集团）有限责任公司乌海超高压供电局内蒙古乌海市 016000） 摘要：随着我国高科技技术的快速发展，尤其是人工智能逐步进入日常生活和生产学习，我们的各级电网调度自动化已经实现了大一统的格局，国网统一采用国电南瑞的D5000系统进行全国三级调度系统全覆盖联网，真正实现了全国上下调度一张网，从传统意义上的SCADA系统辅助型调度逐步转变为半智能型调度，相信不久的将来过往电力调度将会进入全智能型调度时代。 关键词：电网调度；自动化系统；措施 1电网调度自动化系统简介 中国幅员辽阔，虽然电网调度自动化系统已经实施多年，但是比美国等超级发达国家还相对落后。在早期的自动化系统中主要采用远端RTU和调度端SCADA系统，传输设备一般采用载波机或者155M型光端机传输设备，信号不稳定，传输速率较低，极大的影响了各级调度人员的综合判断。由于各地经济发展不平衡导致各级电网对于调度自动化系统的投资力度参差不齐，采用的系统设备更是差距颇大。电网调度自动化系统一般分为主站端和厂站端，主站端主要安装于调度侧，厂站端则安装于各发电厂及变电站节点处。电网调度自动化系统也是进行信息处理的专用系统，通过远端设备采集数据后进行一次汇总分析后将实时信息通过光传输设备实时传输至调度端自动化合主站系统，然后进行二次整合后转化成调度员常用的各类电网信息，以便调度人员能够对所属区域内的电网运行状态进行合理的调整控制，最终达到整个电网的安全、稳定、经济运行。 2电网调度自动化系统的现状 随着时代的发展和国家电网设备的不断更新换代，我国电网调度自动化系统有了很大的进步，不管是在应用理论上还是在实践操作上都取得了长足进步。为各级电网的安全、稳定、经济运行奠定了坚实的基础。尽管我国电网调度自动化系统已经取得了可喜的成就，但还是有些问题需要解决。 3电网调度自动化常见的故障 3.1通信传输故障 通信传输故障是电网调度自动化中常见故障类型，这种故障极容易造成调度信息出现延时与错误，导致调度误动的风险。其中，调度功能受限是引起通信传输故障的主要因素。电网调度在进行自动化建设之中通常需要承受电网系统巨大负担，直接影响了调度自动化性能，由于受到阻碍而难以保障传输信号准确性，加之由于自动化设备与线路等方面缺乏完善性而造成光纤误码问题，给电网调度自动化通信传输质量造成巨大影响。 3.2遥信错误故障 电网调度进行自动化过程中通常与许多电力设备相关联，且各种电气设备务必要保持同步状态。只有这样，才能够保障电网调度正常运行。然而，由于电网调度自动化运行具有较高水平，在电网调度自动化各类设备运行之中，如果监控设备无法满足整体运行速度，将会使得电网调度自动化中发生遥信错误现象，简单的说，在正常电网调度自动化中出现故障报警，造成电力人员难以准确判断电网调度故障，无法实现对故障的有效控制，进而难以确保调度设备具有良好的一致性。 3.3通道延时故障 电网调度自动化中会出现通道延时障碍。现阶段，电网自动化中会经常性应用光纤通道。然而，由于受到通道装置以及光纤熔接等方面因素影响，造成通道传输过程之中发生延时故障。比如，某一企业的光纤环网在运行中，由于光纤通道发生异常且发出警告指示，然而由于相关工作人员不能够及时的更新通道保护装置，而导致维护人员不能够检测到异常警告指示，由此不仅造成故障报警时间的延长，而且导致通道故障状况加重。 4电网调度自动化常见故障的对应措施 4.1完善电网调度的通信系统 电力企业应重视完善并改进电网调度通信系统，奠定电网调度自动化基础，为调度通信质量提供重要保障。比如，某一电力企业采用光纤通信方式，加强对调度自动化安全性与稳定性维护，从而提升电网调度自动化中通信传输水平。企业结合电网调度自动化对于通信传输需要，建设专业化的光纤通道，实现在调度自动化中的光纤通信，并且采用光波通讯方式，满足长距离通信所需要的条件，并且将电网调度自动化中存在的电磁干扰排除。此外，这一企业在通信系统之中采用光纤通信技术，构建起通信干扰，从而符合调度自动化需要。此外，电网调度自动化的关键是通信系统，正确处理好通信调度之中通信问题，保障通信系统的顺利运行，为电网调度自动化营造出良好的环境。 4.2改造调度的硬件系统 针对于电网调度自动化之中存在的遥信错误故障，有必要改造电网调度自动化中硬件系统，并创设可靠、稳定的运行环境，展现出电网调度的优质性。比如，某一变电所根据自身情况提出改进电网调度自动化硬件系统措。这一变电所通过硬件改造的应用来处理好遥信错误方面故障，进而推动电网调度的基础性能的提高。首先，设计性能稳定的硬件系统，实现对硬件设备运行环境的优化，利用计算机加强对硬件设备控制，采用自动化系统监控，科学的制定监控周期，从而推动硬件设备管理水平的提高。而后根据电网调度自动化的运行现状，并且根据遥信错误故障措施的发生频率，大力进行局部的改造。首先，提升计算机收集设备信息的能力；其次，提高监控系统的准确程度，防止出现错误的警报信息；最后，通过计算机的应用加快自动采集系统的建设，做好真实的设备信息收集工作，将信息错误发生的概率降至最低，提升硬件设备数据分析能力。此外，遥信错误故障是影响电网调度自动化最为主要的因素，给调度信息处理速度造成巨大影响。因此，有必要加强对调度硬件系统的改造，从而有效的避免出现遥信错误。 5结论 综上所述，近些年，我国电力事业快速发展，电网调度承担着越来越多的业务，这样一来，不仅扩展电网调度的指挥范围，更加大了
电网监控及调度自动化第一次作业 一．判断题 1. 对不接地接地系统中发生单相接地时, 接地保护应能正确地选出接地线路及接地 相, 并予以警告. ( A ) A. 正确 B. 错误 2. 综合自动化系统的现场级通信, 通信范围是变电站内部. ( A ) A. 正确 B. 错误 3. 电压是衡量电能质量的一个重要指标, 保证用户的电压接近额定值是电力系统运 行调整的基本任务之一. ( B ) A. 正确 B. 错误 4. 分散式变电站自动化系统主要取决于控制系统, 而总体性能在很大程度上由通信系 统的优劣来决定. ( B ) A. 正确 B. 错误 5. 变电站自动化实质上是由多台微机组成分级分布式的控制系统. ( A ) A. 正确 B. 错误 6. 运行监视是指对变电站各种状态变量变位惰况的监视和各种模拟量的数值监视. ( A ) A. 正确 B. 错误 7. 信息码1 0 1 1 0 0 1 0 为奇偶校验码. ( B ) A. 正确 B. 错误 一.填空题 1.电力系统正常运行状态时, 在任何时刻用户所用电能一定与( 发电机发出电能减去电 网损耗)
的电能相等. 2. 电力系统运行的可靠性及其电能供电量与电力系统( 自动化水平) 有密切的关系. 3. 国家电力数据网同时承载着实时, ( 准实时控制业务) 及管理信息业务. 4. 网络结线分析是将网络的物理模型(结点模型) 转化为(数学模型) ,也称为母线 模型. 5. 电网监控与调度自动化系统的信息采集和命令执行子系统是指设置在发电厂和变电站 的( 远动终端). 6. 在RTU 遥测量输入通道中, A /D 转换器转换的速度,精度直接关系到( 遥测信息) 的处理量和精度. 7. 变电站自动化系统是一个( 技术密集) , 多种专业技术相互交叉, ( 相互配合)的 系统. 8. 配电自动化系统的主要目的是在于( 尽量减少停电面积)和( 缩短停电时间). 9. 配电自动化要求能通过( 遥控) 和( 遥调), 在控制中心就能对配电网进行 必要的操作. 10. 变电站自动化是自动化技术, ( 计算计技术) 和( 通信技术)等高 科技技术在变电站领域的综合应用. 二．问答题 1.在电网监控与调度自动化中,有哪些主要的高级应用软件? 各有什么主要作用?
电网调度自动化系统发展趋势展望 姚建国,杨胜春,高宗和,杨志宏 (国网南京自动化研究院/南京南瑞集团公司,江苏省南京市210003) 摘要:电网朝着超/特高压、互联大电网的方向发展,而调度自动化系统则朝着“数字化、集成化、网格化、标准化、市场化、智能化”的方向发展。数字化是指电网设备、采集、控制及管理的信息化;集成化强调的是调度中心内部不同系统间的共享和整合;网格化是指在分层分布的调度管理体制下的各级调度中心之间信息的“需则可知”和分解协调控制;标准化包括遵循标准和制定新标准,强调的是通过遵循标准达到系统的高度开放,理想的目标是实现完全的即插即用;市场化是指在电力市场交易环境下的监控分析和控制;智能化强调的是在数据集成化的基础上将电网的分析和监控提升到完全自动和智能的高度。 关键词:调度自动化系统;能量管理系统;智能调度;电力网格中图分类号:TM734 收稿日期:2006212215;修回日期:2007204222。 0 引言 电网调度自动化系统对电力系统的安全经济运行起着不可或缺的作用。到目前为止,电网调度自动化系统的发展已经历了4代。第1代系统为20世纪70年代基于专用机和专用操作系统的监控与数据采集(SCADA )系统,全部功能在单机上实现。80年代,出现了调度主机双机热备用系统,即第2代系统,特点是基于通用计算机和集中式的SCADA/能量管理系统(EMS ),部分EMS 应用软件开始实用化。90年代,基于精简指令集计算机(RISC )/UN IX 的开放分布式EMS 属于第3代产品,采用商用关系型数据库和先进的图形显示技术,EMS 应用软件更加丰富和完善,其主要特征是基于RISC 图形工作站的统一支持平台的功能分布式系统。目前已开发出第4代电网调度自动化系统,它是一套支持EMS 、配电网管理系统(DMS )、广域监测预警系统(WAMS )和公共信息平台等应用的电网调度集成系统,为调度自动化提供了一揽子的集成方案。第4代系统满足安全分区和安全防护的要求,按照基于公共对象请求代理体系结构(CORBA )开放分布式的设计思想,遵循IEC 61970的公共信息模型(CIM )/组件接口规范(CIS )和可缩放矢量图形(SV G )标准[1],面向电力市场进行了应用软件功能的扩展,并满足EMS 网上浏览、操作和远程维护要求,为电力市场环境下的网省级EMS 用户和其他自动化系统提供了一套先进、开放、可扩展、稳定可靠、面向对象的电力企业自动化系统支撑平台和 丰富的电网分析应用软件运行平台[223]。 总结电网调度自动化系统的发展历程,每一次升级换代无不伴随着信息技术的日新月异,并且有以下3个特点:①硬件从专用型向通用型方向发展;②功能从数据采集和监视控制向EMS 方向发展[426];③系统结构从集中式向分布式方向发展。值得一提的是国际领先的“图模库一体化”建模技术是 中国率先实现的[7] 。 随着计算机技术、网络和通信技术、数据库技术等的飞速发展和电力市场的要求以及国际标准的成熟完善,调度自动化系统正在朝着数字化、集成化、网格化、标准化、市场化、智能化的方向发展。 1 电网调度自动化系统的新需求 中国电网将形成跨区域、远距离传输的超/特高压交直流混合输电系统,如何保证该系统的安全稳定运行是一个重大而迫切的研究课题[8210]。具体表现在以下4个方面:①西电东送、全国联网、电力市场化对电力系统的安全稳定运行和基础研究提出了新的挑战;②世界上大电力系统相继发生的大面积停电事故已暴露出电力系统安全防御问题的严重隐患;③大电网的大面积停电不仅造成巨大经济损失,同时造成严重的社会混乱;④电力系统的安全性已纳入国家的安全防御体系。 从调度自动化监控和分析的角度来看,现代电网是多层次、多尺度、多对象的复杂统一体,对调度自动化系统提出了以下需求: 1)大容量 调度自动化需要从全局的角度来考虑,需要处 7 第31卷 第13期 2007年7月10日 Vol.31 No.13 J uly 10,2007
对电网调度自动化系统发展现状及趋势的分析 发表时间：2018-05-14T10:07:03.157Z 来源：《电力设备》2017年第35期作者：王明哲王翰博王鹏叶林[导读] 摘要：在电力行业改革过程中，科技发挥不可替代的作用。 （国网冀北电力有限公司怀来县供电分公司河北省张家口市 075400） 摘要：在电力行业改革过程中，科技发挥不可替代的作用。科技的提升促使电力行业整体水平持续提升，电网调度自动化系统得到推广，成为电力行业走向持续发展的关键。立足新的发展时期，为了全面提升电网调度自动化系统运行效率，贯彻全新的服务思想，要对电网调度自动化系统的发展现状进行深入、客观的分析，掌控其发展趋势，促使电力行业在增加收益的同时，实现长期、可持续发展。 关键词：电网调度；自动化系统；现状；发展趋势 前言 为了促使电网调度自动化系统更好发挥对行业推动性作用，要准确掌控其发展模式与发展方向，保证为行业稳定发展提供正确引导，有效减少成本投入，为电力行业整体效益目标的实现提供巨大支持。为此，要多角度对电网调度自动线系统发展状况进行探讨，有针对性地制定提升调度自动化水平的策略，更好地服务于生产与服务。同时，要准确洞察市场发展动态，以市场为导向，强化整个电力行业整体竞争水平的提升。 1结合电力行业发展正确认识电网调度自动化发展水平 1.1电力行业科研能力显著增强，行业整体水平持续提升 随着科技影响力的扩大，电力行业也注重技术的引进，重视电网调度自动化程度的增强，加快科研成果的获取，生产力整体水平不断提高。结合时代发展要求，组建高素质与能力的科研队伍，同时，与相关高校、机构等积极合作，创建具有丰富的实践经验、专业水平较高的专业团队，使得电网调度自动化具备了更加强大的技术支撑，这对于整体社会的发展产生巨大促进作用。 1.2先进的自动化技术有效提升系统运行管理效率，电网调度自动化系统具备优质的运行模式 对于电网调度自动化系统的运行，其运行的可靠性离不开高水平自动化技术的全面支持，与先进的电力技术息息相关。从本质上讲，电力技术是影响调度自动化的重要因素，事关系统运行与管理的高效性，对整个系统的规范化管理作用突出，发挥对电网调度自动化系统服务的巨大支撑性功能，这也是强化系统运行稳定性的关键。在新的发展阶段，电网调动的自动化系统各个部门之间需要更加高效的配合与协作，这也是提升整体运行效率的重要手段。除此之外，只有具备更加合理与可靠的统计分析，电网调度自动化系统产生的数据信息才能够得到准确、高效的处理，强化数据分析处理能力的增强，促使电网调度自动化系统拥有更加科学的运行模式。 1.3电网调度自动化系统技术方案不断完善，维护系统运行的高效性与稳定性 用户用电质量的提升与电网调度自动化系统运行可靠性息息相关。为此，要构建完善的系统技术方案，对服务功能进行不断健全，有效降低事故发生几率。具体讲，可以定期组织事故模拟培训，对电网运行稳定性进行有效分析，促使电网自动化系统技术人员能够掌握更多影响因素，形成针对性应对方案，有效提升系统运行效率。另外，要在先进信息技术的支持下构建高水平的数据网络，强化自动化系统运行能力的增强。具体讲，要制定网络总体技术方案，保证满足自动化系统安全运行的要求。另外，随着电网调度自动化从业人员服务观念的强化，积极融入创新思维，电网调度自动化系统技术方案得到全面而高效的综合评估，强化细节问题的应对，维护系统运行的高效性。 2新时期电网调度自动化系统发展方向与趋势 2.1电网调度自动化系统的数字化能力显著增强，强化自动化服务水平的全面提升 电网调度自动化系统之所以能够提供较高的服务项目，与电网数字化发展具有不可分割的关系，尤其是大规模数据信息量化与交互，在数字化模式的支持下，得到更加灵活的呈现。在电网自动化系统数字信息的影响下，系统运行稳定性得以增强，电网整个运行效率显著提升。数据信息的及时处理与高效应用能够满足电网稳定运行的工作方式，与电力市场发展要求相契合。另外，信息技术促使多元化的信息技术与电力行业相融合，电网调度自动化具备了坚实的技术保障，各个环节具备了更加强大的数据处理能力。 2.2电网调度自动化系统智能化水平不断提升，强化系统全面监控与管理 在信息技术的影响下，电网调度技术具备了更加强大的应用效果。在数据集成化操作下，电网调度技术更具智能化特征，电网调度自动化系统中的数据得到更加合理深入与合理的分析处理，实现对整个系统更加有力的监督与管控，维护系统运行的高效性与稳定性，加快电力计划的实现。在智能化电网调度技术的应用下，能够将预警模块应用其中，保证故障能够在最短时间内得到有效处理，构建完善的智能化电网调度自动化系统。另外，在电网调度自动化系统中应用高品质的软件，有效扩大可视化界面的应用，强化系统运行管理水平的全面提升。 2.3电网调度自动化更显市场特征，促进行业长远、持久性的发展 对于电力行业的改革，突出的特征就是电网自动化与市场发展的融合，市场特征更加显著。在改革进程中，问题仍然存在，如电网传输规模较大，潜在的安全隐患较多等。为此，要对未来市场电网调度自动化系统的发展特征进行深入分析，促使其能够融入市场，与市场发展保持一致性，维护电力行业长远、健康发展。 结束语 综上，立足新的发展阶段，电力行业整体稳定性十分关键，而电网调度自动化系统运行情况称为影响行业发展的关键。为此，为了强化电网调度自动化系统的管控功能，降低事故发生率，要重视对其发展趋势的深入分析，准确掌握发展方向，在扩大行业生产效益的同时，为整个社会提供更加高效的电力服务。 参考文献： [1]刘婧.论调度自动化系统及数据网络的安全防护[J].黑龙江科技信息，2016（23）：14. [2]陈悦颖.澳门电网新一代调度自动化技术支持系统总体方案研究[D].华南理工大学，2015. [3]罗彬萍.电网智能调度自动化系统研究现状及发展趋势[J].中国高新技术企业，2013（11）：130-131.
电力调度自动化系统应用及发展 发表时间：2018-01-30T17:32:47.667Z 来源：《电力设备》2017年第28期作者：郭旭高爽 [导读] 摘要：近年来，随着我国科学技术的快速发展，电力行业的发展也取得了较大的发展空间。 （国网河南省电力公司长葛市供电公司河南长葛 461500） 摘要：近年来，随着我国科学技术的快速发展，电力行业的发展也取得了较大的发展空间。而电力调度系统因为其自身的功能较为强大、数据采集较为精准、安全管理自成一体、在生成和打印报表、处理信息等方面的速度也较快等特征得到了人们的广泛运用;在运行过程中，它采用的是双机热备用，即当一台机器出现故障时，相关的数据信息就会转移至另一个与之相关的服务器上，这样的运行方式可以保障数据不丢失，还能利用自身健全的管理职能及时排出故障，让电网系统持续运行。 关键词：电力调度；自动化系统；应用；发展 1 电力调度自动化主要功能 电力调度自动化系统是监控电网运行的实时系统，具有很高的实时性、安全性和可靠性，该系统采用成熟的计算机技术、网络技术及通讯技术等，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运行状态。 2 电力调度自动化系统应用应注意的问题 2.1 电力调度自动化评价标准问题 从目前电力调度自动化系统的使用情况来说，在行业内提出相关的电力调度自动化测试评价体系是十分必要的。电力调度自动化除了要求具有客观、实用等一般条件外，还应该对电力调度自动化系统总体测试评价的标准与方法进行有机结合。并能够以此为今后电力调度自动化主站系统的测试提供客观依据，这将从根本上简化调度自动化主站系统的测试评价程序，同时减少测试评价程序的随意性和主观性。不过由于计算机技术的迅猛发展，硬件配置参数与软件设计开发平台也在发生着变化，现在制订或实行的电力调度自动化系统标准并不能一直使用下去。需要根据实际工作需求及计算机的发展进行必要的调整，否则就会出现电力调度自动化系统标准落后于电力调度自动化实际工作需求的现状。因此，如何根据计算机发展迅速及新产品的出现从而调整电力调度自动化系统标准周期的问题就显得尤为重要。另一方面，由于在电力调度自动化实际工作中所应用的系统配置并非完全相同，因此不可能使用统一的一个系统配置来评价所有的电力调度自动化系统。从目前电力调度自动化工作需求来看，较可行的方法是建立一套标准的系统配置模型，进而以此测出相应的技术参数。但同时应该注意到，使用不同思路所建立起来的参数模型其分散性可能较大，这是今后需要解决的一个问题。 2.2 电力调度自动化系统应用问题 随着电力的不断发展，对调度自动化系统提出了更多、更高的要求，变电所综合自动化、无人值班变电所的实现，使调度自动化系统成为集电力测量、控制、保护、经济运行、指标考核等多方面的综合性管理系统。从最初的简单实时数据收集到集成调度员培训仿真系统、调度员潮流负荷预测等多功能。调度自动化系统为调度运行人员提供了强大的技术支持。但是在调度自动化系统应用过程中，很多的基层电力调度机构运行人员，并没有接受厂家所提供的培训与技术指导，结果即是电力调度机构运行人员对现行调度自动化系统的各项基本功能不熟悉，从而没有充分发挥电网调度系统应有的作用。应充分重视度运行人员对现行电力调度自动化系统的各项基本功能的应用培训工作。 2.3 电力调度自动化系统安全防护问题 随着电力市场及通讯技术和网络技术的不断发展，在集控中心、调度中心、用户之间进行的数据交换也越来越频繁，这对于电力调度自动化系统的可靠性、安全性及实时性提出了更高的要求，也使得电力调度自动化二次系统的安全防护问题成为调度中心的一项重要工作内容。电力调度自动化二次系统安全防护方案依据电力系统的特点及各相关业务系统的数据流程、重要程度及安全要求规范，一般是将整个电力二次系统分为四个安全区，其中安全区Ⅰ的安全等级最高，安全区Ⅱ次之，其余依次类推。不同的安全区应该要求具备不同的安全防护，需要实现不同的安全等级和防护水平、隔离强度，以实现电力调度自动化系统的安全防护。 3 电力系统调度自动化技术发展 3.1 进一步完善性能 电力系统调度自动化技术的性能在未来会得到进一步的完善。电力系统工作人员在进一步完善技术性能的过程中首先应当着眼于提升技术本身所举办的开放式能力管理，从而能够在此基础上让这一技术应用于超大规模的电力系统调度投影和电话自动拨号先进领域中。其次，电力系统工作人员在进一步完善技术性能的过程中应当进一步提升技术本身具备的开放性与分布能力，从而能够在此基础上进一步为电力系统的省级调度和地区调度起到良好的促进作用。与此同时，电力系统工作人员在进一步完善技术性能的过程中还应当对于技术本身的使用范围和维护便利程度进行进一步的技术突破，从而能够在此基础上使得电力系统调度自动化技术的应用变得更加稳定可靠。 3.2 提升自动化水平 电力系统调度自动化技术的自动化水平也会得到相应的提升。电力系统工作人员在进一步提升技术自动化水平的过程中可以合理的采用面向对象技术以及相应的分布式结构设计，从而能够在此基础上为系统内部的应用软件提供更加透明的连接口。其次，电力系统工作人员在进一步提升技术自动化水平的过程中还可以将采集到的实时数据信息与数据进行分布式的处理，从而能够在此基础上避免电力系统中某个节点的故障而引起的整个系统运行稳定性下降，最终能够为我国电力系统的安全、经济与稳定运行提供进一步的技术保障。 3.3 增强智能化功能 电力系统调度自动化技术在未来必然会具有更强的智能化功能。电力系统工作人员在增强技术智能化功能的过程中首先需要对于可视化技术、计算机技术、系统安全技术、图像处理技术等关键的智能化技术有着一定程度的了解与实践能力。其次，电力系统工作人员在增强技术智能化功能的过程中还应当将传统采用数字、表格以及文字等形式表现出来的离线资料信息进一步的转化成利用先进图形技术以及
第十六章防止电网调度自动化系统、 电力通信网及信息系统事故 一、填空题 1．备调的技术支持系统、通信通道应独立配置，实现运行数据和支持系统的备用。 答案：异地 2．建立基础数据“、”的一体化维护使用机制和考核机制，利用状态估计等功能，督导考核基础数据维护工作，不断提高基础数据的完整性、准确性、一致性和维护的及时性。 答案：源端维护、全网共享 3．发电厂 AGC 和 AVC 子站应具有可靠的技术措施，对调度自动化主站下发的AGC指令和AVC指令进行，拒绝执行明显影响电厂或电网安全的指令。 答案：安全校核 4．按照有关规定的要求，结合一次设备检修，对调度范围内厂站远动信息（含PMU信息）进行测试。遥信传动试验应具有传动试验记录，遥测精度应满足相关规定要求。 答案：定期 5．电网调度机构与其调度范围内的下级调度机构、集控中心（站）、重要变电站、直调发电厂和重要风电场之间应具有个及以上独立通信路由。 答案：两 6．通信机房、通信设备（含电源设备）的和防护能力应满足电力系统通信站防雷和过电压防护相关标准、规定的要求。 答案：防雷、过电压 7．通信设备的选型、安装、调试、入网试验应严格执行电力系统通信运行管理和等方面的标准、规定。 答案：工程验收 8．传输线路分相电流差动保护的通信通道应满足收、发和相同的要求。 答案：路径、时延 9．通信检修工作应严格遵守管理规定相关要求。 答案：电力通信检修 10．严格落实电视电话会议系统“”的技术措施，制定切实可行的应急预案。 答案：一主两备 11．制定通信网管系统运行管理规定，落实数据备份、病毒防范和工作。 答案：安全防护 12．信息应用系统设计开发前，相关业务部门要依据国家信息安全等级保护有关要求，组织对业务系统的情况进行评审。 答案：信息安全等级保护定级 13．系统运维部门（单位）要在建设阶段提前介入，就信息安全以及运行维护中的信息安全提出意见建议。 答案：防护措施、风险 14．业务信息系统上线前应组织对统一开发的业务信息系统进行测评，测评合格后方可上线。 答案：安全
电力调度自动化系统应用与研究 发表时间：2019-05-20T16:46:55.453Z 来源：《电力设备》2018年第34期作者：张瑞峰 [导读] 摘要：电力调度自动化系统就是指能够直接为电力运行服务的数据采集与监控系统，也包含在此系统运行的应用软件，其具有很强的数据采集与监控功能。 （国网山西省电力公司临汾供电公司山西临汾 041000） 摘要：电力调度自动化系统就是指能够直接为电力运行服务的数据采集与监控系统，也包含在此系统运行的应用软件，其具有很强的数据采集与监控功能。在结合了国内外相关研究的基础上，文章对我国的电力调度自动化系统进行了分析和研究，并就其应用过程中常出现的问题进行了讨论。 关键词：电力调度；自动化；作用；应用 所谓电力调度自动化系统就是指能够直接为电力运行服务的数据采集与监控系统，也包含在此系统运行的应用软件。通常来说利用电力调度自动化系统可以及时将调度的信息提供给相应的调度机构和管理人员，为他们分析数据和运行控制整个电力系统提供依据。实时数据库管理、报表生成、统筹数据、管理库存、安全管理、实时记录、人员培训等机制是电力调度自动化系统的基本功能，因此其应用范围也越来越广泛，并收到了国内外相关研究人员的高度重视。就当前的形式来看，国外所使用的电力调度自动化系统大多采用RISC工作站、UNIX操作系统以及国际公认的标准。而我国目前所使用的电力调度自动化系统主要为CC-2000、SD-6000等。文章即是在国内外相关研究的基础上，结合我国电力调度自动化系统应用的实际情况，对其工作中所遇到的问题进行了总结并提出了解决方案，希望能够为电力调度自动化系统的应用提供参考。 1 电力调度自动化系统的作用 如今，在科技飞速发展的新时期，电子计算机技术的发展尤为迅速，这就为综合自动化技术的发展提供了契机，电力工业也适时地抓住了这一机会，大力发展电力自动化系统的应用。 （1）在我国电力工业和电力系统的快速发展的时期，为了保证人们的生命财产安全和经济的快速增长，如何能让变电站的安全、有效的运行，成为了实现变电站综合自动化的重点。 （2）在电力工业电力供应越来越复杂化的情形下，各个电力部门之间需要更好地协调，要能够及时将电力及电站的变化情况汇报给上级部门。 （3）加强变电站的可控性，需要运用更多的远方集中控制、集中操作和反事故措施等。 （4）结合现代通讯技术和电子技术，改进装备器材，提高技术水平，将传统的二次设备模式转变为自动化模式，实时传导信息，减少电缆的铺设。 （5）变电站要进行新技术的改造。加强变电站的综合管理，应用先进的自动化系统。 电力调度自动化系统与综合自动化系统之间有着密切的联系，综合自动化是相对于整个变电站的二次设备而言的。具体来说，它主要由括低频自动减负荷、各种微机继电保护、自动重合闸、备用电源自投等装置组成，在结合先进的信息技术手段的基础上对采集到的信息和数据进行技术处理，从而达到运输、测量、控制和防护的作用，并集保护、测量、控制、调节、通信、调度于一体。 比较来说，综合自动化是电力调度自动化的一部分，主要由远动装置和调度主站系统两个部分构成，可以有效地控制整个电力系统的运行。调度人员要实现有效的电力控制，就要从整体着手，从大局出发，可以采取以下几种手段： （1）对电力安全运行状态实现监控。正常运转状态下，电力部门的调度人员也不能够松懈，要实时地进行监视和控制电力，将电力的周波、电压、潮流、负荷与出力等方面把握在有效控制范围内，让各项指标达到相应的标准，保证电力安全的供应。 （2）对电力调度运行实现经济调度。实现了电力调度的安全监控以后，就要更进一步地进行电力的经济调度，在不影响电力安全有效供应的基础上，降低能源的消耗，提高供电效率。 （3）对电力调度的运行实现安全分析和事故处理。电力的调度是一个极为复杂的过程，一时疏忽就很容易导致无法挽回的后果，对于其常常出现的故障和异常问题，有着复杂的诱因，相关的电力调度人员要快速冷静的处理，要及时预测、判断，如果处理不好就很可能威胁人们的安全，并造成大面积断电带来不必要的经济损失。所以，相关部门和工作人员一定要重视这一点，不断地加强对于电力自动化系统的调度程度，让电力更安全有效地运行，减少事故的发生次数。 2 电力调度自动化系统应用应注意的问题 2.1 电力调度自动化评价标准问题 就当前电力调度自动化系统的实际应用状况来看，相关的电力调度自动化测试评价体系的建立很重要。电力调度自动化测试评价体系较为客观，不会如其他测试评价形式一样随意。但是，在电子计算机系统和各类通讯系统飞速发展的今天，这一评价机制也要有相应的变化，和电子时代相适应。相关的技术人员要不断的进行软件的开发和利用。结合时代的发展需求和我国的实际情况来调整电力自动化系统的评价标准。与此同时，需要注意的是因为电力调度自动化的操作和系统配置之间存在着一定的差异性，所以还不能够将它们归为一个系统配置来评价。实际的电力调度自动化工作中，较为常用的方法是建立一套标准的系统配置模型，再进行测出同步的技术参数，但是这样得到的参数并不系统全面。 2.2 电力调度自动化系统应用问题 电力系统逐步完善的今天，调度自动化系统的应用越来越多，为了实现变电所全自动化作业、无人值班作业的目标，相关的部门单位和工作人员对于电力调度自动化的调控越来越严格，利用新的技术和手段让电力调度自动化系统逐步成为集电力测量、控制、保护、经济运行、指标考核等多方面的综合性管理系统，他们不但设立了简单实时数据收集到集成调度员培训仿真系统，还进行了调度员潮流负荷预测。不过，在实际的调度自动化系统应用时，很多技术人员的专业技能并不过关，也没有接受过系统的培训和指导，在进行电力调度的时候不够熟练，甚至不能完成相应的调度任务，这就会极大地影响电力调度系统发挥应有效用，因此相关的管理层面要重视调度人员的培养，提供培训机会让其更适应高位的工作需求。 2.3 电力调度自动化系统安全防护问题 在信息技术、通讯技术和网络技术飞速发展的同时电力市场也逐步地扩大，各部门之间的数据的控制、调度越来越频繁，对于电力调
电网调度自动化系统发展趋势展望 摘要: 电网朝着超/ 特高压、互联大电网的方向发展,而调度自动化系统则朝着“数字化、集成化、网络化、标准化、市场化、智能化”的方向发展。数字化是指电网设备、采集、控制及管理的信息化;集成化强调的是调度中心内部不同系统间的共享和整合;网络化是指在分层分布的调度管理体制下的各级调度中心之间信息的“需则可知”和分解协调控制;标准化包括遵循标准和制定新标准,强调的是通过遵循标准达到系统的高度开放,理想的目标是实现完全的即插即用;市场化是指在电力市场交易环境下的监控分析和控制;智能化强调的是在数据集成化的基础上将电网的分析和监控提升到完全自动和智能的高度。 关键词: 调度自动化系统; 能量管理系统; 智能调度; 电力网络 引言 电网调度自动化系统对电力系统的安全经济运行起着不可或缺的作用。到目前为止,电网调度自动化系统的发展已经历了4 代。第1 代系统为20世纪70 年代基于专用机和专用操作系统的监控与数据采集(SCADA) 系统,全部功能在单机上实现。80 年代,出现了调度主机双机热备用系统,即第2代系统, 特点是基于通用计算机和集中式的SCADA/ 能量管理系统( EMS) ,部分EMS 应用软件开始实用化。90 年代,基于精简指令集计算机(RISC) / UNIX 的开放分布式EMS 属于第3 代产品,采用商用关系型数据库和先进的图形显示技术,EMS 应用软件更加丰富和完善,其主要特征是基于RISC 图形工作站的统一支持平台的功能分布式系统。目前已开发出第4 代电网调度自动化系统,它是一套支持EMS、配电网管理系统(DMS) 、广域监测预警系统(WAMS) 和公共信息平台等应用的电网调度集成系统,为调度自动化提供了一揽子的集成方案。第4 代系统满足安全分区和安全防护的要求,按照基于公共对象请求代理体系结构(CORBA)开放分布式的设计思想,遵循IEC 61970 的公共信息模型(CIM) / 组件接口规范(CIS) 和可缩放矢量图形(SV G) 标准[ 1 ] ,面向电力市场进行了应用软件功能的扩展,并满足EMS 网上浏览、操作和远程维护要求,为电力市场环境下的网省级EMS 用户和其他自动化系统提供了一套先进、开放、可扩展、稳定可靠、面向对象的电力企业自动化系统支撑平台和丰富的电网分析应用软件运行平台[223 ] 。 总结电网调度自动化系统的发展历程,每一次升级换代无不伴随着信息技术的日新月异,并且有以下3 个特点: ①硬件从专用型向通用型方向发展;②功能从数据采集和监视控制向