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电力系统调度自动化系统是指用于对电网进行实时监视、运行控制和故障处理的一套系统。
它主要由以下几部分组成：1. 电网数据采集系统电网数据采集系统是整个调度自动化系统的底层基础，它负责采集和传输电网的各类数据。
这些数据包括电网的电压、电流、功率、频率等实时状态信息，以及设备的运行参数、故障信息等。
数据采集系统通常由远程终端单元（RTU）和传输网络组成，RTU负责在现场对数据进行采集和处理，而传输网络则负责将采集到的数据传输到上级系统中进行处理。
2. 调度自动化主站系统调度自动化主站系统是电力系统调度自动化系统的核心部分，它负责对采集到的实时数据进行监视、分析和决策。
主站系统通常由计算机、数据库、通信设备等组成，它可以对整个电网的运行状态进行实时监视，并可以根据需要进行相应的控制操作。
主站系统还可以通过与其他辅助系统的接口，进行故障处理、预测分析、计划调度等工作。
3. 运行控制与保护系统运行控制与保护系统是调度自动化系统的另一个重要组成部分，它主要负责对电网的运行状态进行实时控制和保护。
运行控制系统可以根据电网的实时数据，进行自动化的设备控制操作，调整电网的运行状态，保证电网的安全稳定运行。
保护系统负责在电网发生故障时，对故障进行快速的检测和隔离，保证电网的安全运行。
4. 调度自动化辅助系统除了上述几个主要组成部分外，调度自动化系统还包括一些辅助系统，用于实现一些特定的功能。
这些辅助系统包括电网模拟仿真系统、故障录波分析系统、远程通信系统等。
这些系统可以为电力系统的调度运行提供支持，提高系统运行效率和可靠性。
电力系统调度自动化系统是一个复杂的系统工程，它包括了多个不同的组成部分，这些部分相互协作，共同完成对电力系统的实时监视、运行控制和故障处理等工作。
这些系统的良好运行，对于保障电力系统的安全运行和提高电网运行效率具有重要意义。
电力系统调度自动化系统的组成是电力系统运行中不可或缺的重要部分，我们继续深入了解这些组成部分，以及它们如何共同发挥作用，保障电力系统的安全、稳定运行。
谈电力系统调度自动化系统技术摘要：电能的生产和发展对于国民经济发展有着重要意义，其安全问题的重要性不言而喻。
随着科学技术的发展，尤其是以信息、计算机、网络等高新技术的发展，各种远程操控系统和自动化设备不断应用在电力系统当中，成为电力系统调度管理和控制的主要方法。
本文就电力系统调度自动化的相关任务和功能进行分析，着重探讨了其构成和应用优势。
关键词：电力系统；调度技术；自动化；安全随着国民经济的发展，人民生活水平的提高促使了用电量的不断增涨，与此同时对于电能质量、可靠性、安全性和稳定性也提出了新看法。
在这种社会发展形势下，供电企业做好电力调度工作尤为关键，其调度自动化系统的应用也越来越发挥出其重大优势。
一、电力调度自动化系统分析经过国内外社会发展实践表明，现代化电力系统管理的基础在于调度自动化，开展调度自动化工作可以有效的提高电力系统的安全性、经济性和稳定性，也有助于提高电能质量，增加企业经济效益和社会效益，同时达到电能高效利用的目的。
1、电力系统自动化电力系统自动化主要指的是在工作中采用各种具备自动计数的监测设备、决策方案、控制功能的装置和通信信号系统来数据传输和管理的电力系统元件、系统组成来进行监控、调节、控制，以保障电力系统运行安全、高质、稳定运行，从而为人们生活和工作提供充足的电能。
2、电力调度自动化截至目前，电力系统已成为社会发展中的核心环节，而电力调度自动化则是电力系统中最为关键的内容，也是电力系统自动化的一部分。
在目前的社会发展中，我们常说的电力调度自动化主要指的是在工作中以计算机技术为核心、以信息技术为平台形成的电网监控调度自动化系统，其基本在构成按照功能和组成可以分为以下环节：2.1、信息采集和命令执行环节信息采集和命令执行子系统是整个电力调度系统中的初始阶段，是电厂、变电站运动终端的主要构成。
而运动终端与主电站配合能够形成一个功能齐全、准确的数据采集系统，从而形成一个系统的实时参数，在遥信方面的主要功能在于采集并传送极端保护器的动作信息、参数和断路器的状态信息。
调度自动化主站系统方案【方案一】调度自动化主站系统方案一、概述调度自动化主站系统是指利用计算机技术和现代通信手段实现对能源、交通、通信等领域的调度管理和监控的系统。
本方案旨在建立一个高效、可靠、灵活的调度自动化主站系统，以提升调度管理的效率和准确性。
二、系统组成1. 前端终端设备：包括调度员工作站和相关监控设备，用于接收和发送调度信息。
2. 通信网络：建立安全可靠的通信网络，实现调度信息的传输和交换。
3. 后台服务器：负责接收、处理和存储调度信息。
4. 数据库：存储各类调度数据，提供数据查询和分析功能。
5. 调度算法：采用智能调度算法，实现对调度任务的优化和智能分配。
三、系统功能1. 实时监控：通过前端终端设备，调度员可以实时监控各个调度节点的状态和运行情况，实时获取各种数据指标。
2. 调度指令下达：调度员可以通过系统下达调度指令，并将指令及时传输给相关设备，实现远程控制。
3. 数据分析与决策支持：系统能够对历史数据进行分析，提供决策支持和预测功能，为调度员提供参考意见。
4. 告警与故障处理：系统能够实时监测设备状态，一旦发生故障或异常情况，及时告警并提供相应的故障处理方案。
5. 数据安全和权限管理：系统采用多层次的数据安全措施，确保调度数据的安全性和完整性；同时实现权限管理，保障信息的访问和操作权限。
四、系统特点1. 高可靠性：采用双机热备份、冗余存储等技术手段，确保系统的高可靠性和稳定性。
2. 高效性：通过智能调度算法和分布式处理，系统能够高效地处理大量的调度任务和数据。
3. 灵活性：系统具备良好的扩展性和适应性，可以根据需求灵活进行定制和升级。
4. 开放性：系统采用开放标准和接口，方便与其他系统的集成和对接。
5. 可视化界面：系统界面简洁直观，操作友好，提升用户体验和工作效率。
五、实施步骤1. 需求分析：充分理解调度管理的需求，明确系统功能和性能要求。
2. 系统设计：基于需求分析，设计系统的硬件架构、软件模块和通信网络。
电力公司调度自动化工作总结8篇篇1一、引言随着电力行业的快速发展，调度自动化在电力系统中扮演着越来越重要的角色。
调度自动化系统是电力公司的重要技术手段之一，它能够实时监测、控制和管理电力系统，确保电力系统的安全、稳定运行。
本报告将就电力公司调度自动化工作进行总结，分析工作成效，总结经验教训，并提出改进措施和建议。
二、工作概述1. 调度自动化系统的建设与维护：包括系统的硬件、软件配置，网络通讯的稳定性，系统的安全防护等。
2. 调度自动化系统的应用：包括实时监测、故障诊断、预测分析、优化调度等，以提高电力系统的运行效率。
3. 调度自动化人员的培训与考核：提高调度自动化人员的专业技能和素质，确保系统的正常运行。
三、工作成效1. 系统建设成效：调度自动化系统已经建设完成并投入使用，实现了对电力系统实时监测、控制和管理的目标。
系统硬件、软件配置合理，运行稳定，安全防护措施得当。
2. 应用成效：调度自动化系统在实时监测、故障诊断、预测分析、优化调度等方面发挥了重要作用，提高了电力系统的运行效率。
系统应用数据准确，分析结果可靠，为电力公司的决策提供了有力支持。
3. 人员培训成效：通过培训，调度自动化人员的专业技能和素质得到了提高，能够熟练操作和维护调度自动化系统。
同时，也加强了与其他部门的沟通与协作，提高了整体工作效率。
四、经验教训1. 系统建设经验：在系统建设过程中，需要充分考虑系统的稳定性和安全性，加强软硬件配置，确保系统运行稳定。
同时，也需要考虑系统的可扩展性和兼容性，以便于未来的升级和扩展。
2. 系统应用经验：在系统应用过程中，需要加强数据的准确性和及时性，确保分析结果的可靠性。
同时，也需要加强与其他部门的沟通与协作，以便于更好地发挥调度自动化系统的效用。
3. 人员管理经验：在人员管理方面，需要加强培训和考核，提高调度自动化人员的专业技能和素质。
同时，也需要加强人员之间的沟通与协作，提高整体工作效率。
简析电网调度自动化系统的安全运行杨少波（武汉新洲供电公司）近年来，我国电子、计算机、通信技术发展迅速，相应的电力自动化水平不断提高，综合自动化已成为热门话题，并成为当前我国电力工业推行技术进步的重点之一。
调度自动化系统是信息集中处理的自动化系统，它是通过设置在各变电站和发电站得而远动终端采集电网运行的实时信息，通过传输通道传到总端，总端调度人员根据接收到的信息对电网的运行状态进行分析。
然而由于调度自动化系统发展更新极快，一些微小的漏洞逐渐变大，影响整体技术发展，甚至造成不良后果。
笔者根据多年工作经验，对调度自动化系统运行中的不安全因素进行了分析，并提出了相应的防范对策。
1电网调度自动化系统运行中的不安全因素1.1人力因素调度自动化是最大限度的降低人力投入，但相应的对工作人员的要求更高，所以安排合适的人来进行调度是当前自动化系统的重中之重，通常这块出现问题，主要有以下两个方面：（1）责任心不强，消极怠工。
调度自动化绝大部分通过计算机，然而它也需要人进行监控和数据分析，工作人员如果不够积极和细心，一些细微的问题就会导致整个系统的调度产生偏差，因为计算机无法自己调度而需由人来支配。
（2）专业技术知识的缺乏。
目前调度自动化是还是一种高新技术，科技含量高，这需要工作人员具备过硬的专业知识，但是现实中有不少调度人员专业知识缺乏，无法对系统运行中出现的问题进行及时有效的处理，导致大大的影响了调度自动化的安全运行。
1.2安全防护体系因素从应用和连接方式来看，系统网络主要面临来自物理层面和内部计算机犯罪三大方面的问题。
（1）物理安全主要是指设备硬件等方面，如设备出现故障、硬件缺失等。
（2）系统安全问题主要指涉及主机操作系统层面的安全。
包括系统存取授权设置、账号口令设置、安全管理设置等安全问题。
如未授权存取、越权使用、泄密、用户拒绝系统管理、损害系统的完整性等。
1.3系统规范及环境因素（1）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网测量、控制、保护等多功能为一体的管理系统。
电网调度自动化系统随着科技的不断进步和电力行业的发展，电网调度自动化系统在电力行业中扮演着重要的角色。
本文将探讨电网调度自动化系统的定义、作用、发展现状以及未来的发展趋势。
一、定义电网调度自动化系统是指利用先进的计算机技术和通信技术，对电力系统进行实时监测、控制和管理的系统。
它通过数据采集、传输和处理，实现对电网运行状态的实时监测，并能够自动化地进行调度和控制。
二、作用1. 提高电网运行效率：电网调度自动化系统能够实时监测电网的运行状态，及时发现故障和异常情况，并通过自动化调度和控制，快速恢复电网的正常运行，提高电网的可靠性和稳定性。
2. 优化电力资源配置：电网调度自动化系统能够根据电力需求和供应情况，对电力资源进行合理配置和调度，以最大程度地满足用户的用电需求，提高电力资源的利用率。
3. 支持新能源接入：随着新能源的快速发展，电网调度自动化系统能够实现对新能源的接入和管理，实现新能源的平稳并网，提高电网的可持续发展能力。
4. 提升电网安全性：电网调度自动化系统通过实时监测电网的运行状态和故障情况，能够及时发现并处理潜在的安全隐患，提高电网的安全性和防护能力。
三、发展现状目前，我国的电网调度自动化系统已经取得了显著的进展。
在电力调度中心，通过先进的监测设备和通信系统，可以实时监测电网的运行状态，并进行自动化调度和控制。
同时，电网调度自动化系统还与其他系统进行了深度的集成，如供电系统、能量管理系统等，实现了资源的共享和优化配置。
然而，目前我国的电网调度自动化系统还存在一些问题和挑战。
首先，系统的安全性和可靠性需要进一步提高，防止黑客攻击和系统故障。
其次，系统的智能化水平还有待提高，需要引入人工智能和大数据分析等技术，实现对电网的智能化管理和运维。
此外，电网调度自动化系统还需要与智能电网、物联网等新兴技术进行深度融合，以适应电力行业的快速发展和变化。
四、未来发展趋势未来，电网调度自动化系统将朝着以下几个方向发展：1. 智能化：引入人工智能、大数据分析等技术，实现对电网的智能化管理和运维，提高系统的自动化程度。
对新时期电力调度自动化系统的探讨摘要：电力调度自动化系统是保证电网安全和经济可靠运行的重要支柱手段之一；随着我国电网不断的发展，电网的运行和管理需求在不断地变化，要保证电力生产的安全有序进行，作为重要支柱的调度自动化系统要适应电网需求的发展。
关键词：电力系统；调度自动化；功能；1、电力调度自动化系统应用现状目前我国投运的系统主要有cc－2000，sd－6000．open－2000。
这些系统都采用risc工作站和国际公认标准：操作系统接口用posix：数据库接口用sql结构化访问语言；人机界面用osf/moyif，x－win－dows；网络通信用tcp/ip，x．25。
应用表明这些系统基本功能均达到国内外同类系统的水平，且各有特点。
1.1cc－2000系统采用开放式系统结构设计，采用面向对象的技术，利用事件驱动和封装的思想为应用软件提供了透明的接口。
采用面向对象技术，并引进了一个大对象的概念，以适应封装性、继承性以及事件驱动的要求。
支撑系统专用性和通用性的有机结合。
既适应电力系统的需要，又兼顾其它行业实时应用的要求。
按照软件工程的规律进行开发，达到软件工程产品化。
1.2sd－6000系统sd－6000系统是电力部重点项目，该系统集成了超大规模的调度投影屏、调度电话自动拨号、气象卫星云图等新技术。
该系统特点是：具有开放式和分布式的支撑系统平台。
具有面向对象的人机界面管理系统。
其中较突出的是厂站单线图、电网元件模型、电网拓扑结构、数据库同期生成技术。
ems支撑软件与管理系统的商用数据库采用sql标准接口；便于用户自行开发和由第三方开发应用软件。
有较高的稳定性和可靠性，前置机应用软件设计合理，实用。
1.3open－2000系统是国内外发展速度快、适用面广、性能完善、成熟性好、可靠性高的能量管理系统，是国内首套将iec870－6系列tase．2协议集成于软件平台的系统。
open－2000系统采用100m 平衡负荷的双网机制，流量更大。
对电力调度自动化主站系统分析
【摘要】文章介绍了电力调度自动化主站系统组成部分的主要功能，及其在实际应用过程中存在的问题，并提出未来发展的趋势。
【关键词】调度自动化；主站端；系统分析；发展趋势
电力调度自动化系统是整个电网的主要控制的核心部分，它是保障电力系统安全、稳定、及经济运行的重要组成手段之一。
而调度自动化的主站端系统也成为电力企业的“心脏”，它为当前电力企业注入了新的技术活力，一方面使得变电站实现了无人值班，改善了调度运行人员的工作条件；另一方面也极大地提高了调度运行人员对电网安全经济运行的分析能力和负荷预测的准确度，为未来的数字化电网打下了坚实的基础。
1 电力调度自动化主站系统的主要功能
电力调度自动化主站系统主要功能是SCADA系统（数据采集与监视控制系统）功能及WEB 浏览功能。
其中SCADA 主站系统实现的功能主要包括：数据采集与处理、系统控制功能、人机界面功能、事件及报警处理、系统安全及防误操作等。
1.1 数据采集与处理
该系统能够采集分析、处理多种类型的数据，包括模拟量、状态量、脉冲量、保护信息、来自RTU的复位信号、其他非遥控数据、SOE等。
这些数据可能是来自于变电站、开关、环网柜等的实时数据，也可能是来自于其他系统的数据。
1.2 系统控制功能
该系统的控制功能强大，可以对所有可遥控设备进行远方操作控制。
主要包括分、合闸控制及控制闭锁、保护定值的调整与投退等。
有批次及单点遥控、遥调功能，操作后将过程及操作员姓名，时间记录存档并打印出来，同时具有操作权限设置，防止非法操作。
1.3 系统人机界面功能
该系统的人机界面设计非常人性化，易操作、功能强大。
主要有窗口显示、画面编辑、趋势曲线、画面拷贝等。
在进行画面编辑时，可在线编辑、修改、拷贝、存储。
所有图符都可与实时数据连接，实现图符的动态显示。
能够导出趋势曲线包括有历史曲线、实时曲线及计划曲线。
并且所有屏幕上显示的画面全部可以在打印机上打印出来。
1.4 事件及事故报警处理
事件及事故报警的内容包括：系统报警信息和电力系统报警信息。
所有报警均登录于报警表中，可即时在报警行中显示，根据信息的不同可分为一般报警和事故报警。
1.5 系统安全及防误操作
系统主备机都有启动、故障切换和监视其他计算机运行的功能。
当主备计算机故障停运时，所有实时数据/历史数据能够自动拷贝到后备机，保证数据不丢失。
主站系统的各个节点可设置不同的功能，对应于不同的操作权限，实现权职分明。
同时系统采用智能操作票系统，具备模拟防误、调令票防误操作功能。
当系统内发生硬件损坏和软件故障时，均不得出现控制命令误出口。
1.6 强大的WEB 浏览功能
系统采用三层结构的设计思想，支持多客户端，通过WEB服务器，公司的
各级管理部门都可以查看本公司调度自动化的系统信息，及时了解运行状况，包括浏览实时数据、静态数据、图形、曲线、报表、报警事项等。
2 应用中存在的问题
（1）通道不可靠。
有统计指出，通道故障约占县级电网调度自动化主站系统故障的50%～60%，其主要原因在于通道的抗干扰能力薄弱，误码率、失码率、故障率高，特别是在恶劣气候条件下，难以保证信息传输的要求。
具体表现在当主通道故障，自动切换到备用通道时，下行通道不能自动切换。
目前，各县级电网调度自动化系统基本都具备主、备二套独立通信手段，上行通道从厂站端发出信息，经过主备链路，传送到主站，主站通过程序自动接收其中一路信号（主优先）。
下行通道：主站向厂站长发 3 000 Hz 的基带信号，当主站端发出信息，经过主备二路通道板同时向厂站端发出信息，由于厂站只有一个通道接收，信号产生了叠加，造成了误码。
因此，我们只有在主站下行出口处人为将备用通道中断；当主通道故障时，必须人工切换成备用通道，这样就延误了调度员的遥控操作时间，影响了遥控返校成功率。
由于这种原因，在建设现代化电力企业标准中，要求建立双信道，互为备用，以保证实时信息的传输。
（2）系统的可用率。
在《县级调度自动化功能规范》中，规定系统的可用率应大于98％。
假设在系统停运时间之内正好发生了电力系统故障，这意味着整个电网失去了监视及控制能力，会带来极其严重的后果。
近年来，随着科技的不断进步和新技术的不断应用，现在调度自动化主站系统的可用率能达到99.98%，遥信动作正确率为99.99%，遥控动作正确率为100%，系统的平均无故障时间，对主站而言，可高达25 000 h。
简单来说，就是系统全年停用时间只有1.8 h。
同时，若从系统可靠性的角度来看，可用率的概念应包含系统故障后经过修复再投运的时间。
因此，应力求调度自动化主站系统在发生故障时要具有良好的自检和自恢复功能，以缩短故障的恢复时间，提高系统的可用率。
（3）远动装置数据不稳定。
在《县级调度自动化功能规范》中，要求调度自动化系统遥测合格率不小于98%，但却没有对遥测值的误差范围给出具体规范。
由于测量信号存在零漂值，一般情况下要求零漂值在±0.1（1 A 额定值时）或±0.2（5 A 额定值时）范围内。
但是在调度自动化主站系统长期运行过程中，往往达不到上述要求，甚至在线路停电时，在系统的画面上会出现较大零漂值的现象。
这种较大零漂值的出现给系统的管理和维护人员造成了较大的困扰。
3 电力调度自动化主站系统的未来发展趋势
3.1 网络化方向
在因特网技术发展的影响下，电网各层之间的信息交换可以通过广域网进行，加强各级调度部门的分工合作能力，协同调度，保证电网安全经济的运行。
网络化有两个概念：（1）不同层次的调度中心主站间的连接；（2）主站与直属电厂和变电站群控中心间的远程通信。
在交换信息的基础上，上一层的主站可以从全网的角度，将下层主站需要而又无法采集的信息送给下层主站，以帮助下层主站了解全系统以及相邻系统的情况，便于运行和事故处理。
3.2 信息化方向
电力调度自动化系统不仅是电力系统的信息收集工具，而且是信息加工处理甚至是信息再创造的工具。
电网实时运行的信息数据（如电流、电压、有功、无功、频率等）是调度管理、EMS/ DMS分析计算和能量交易的基础。
因此，为了使信息数据更加安全可靠地在各部门之间达到有效利用和高度共享，县级电力调度自动化主站系统的信息化进程必须加快。
3.3 一体化方向
县级电力调度自动化主站系统的一体化就是电力调度自动化系统的子功能一体化，实现各子功能之间的功能互补。
在传统概念上，电力调度自动化系统是面向调度员的，SCADA/ EMS 的各种功能都是为调度员提供方便的，而近年来的发展则是以系统为基础，走出调度室，面向调度所的各业务部门，并面向全电力公司，由此形成一体化系统，也称作集成化支持系统。
这样，系统采集的实时数据可为级电力公司各相关部门使用，其他业务部门的决策也为调度部门提供参考，各部门数据共享，提高县级电力公司的整体管理水平。
4 结束语
一体化调度自动化主站系统由于其具有的各种优越性,目前在国家电网和南方电网都得到了高度重视。
尤其对于自动化维护力量相对薄弱的县局,一体化系统的建设将会迅速提升其生产调度的自动化水平;对于日益城市化的珠三角、长三角等发达地区,由于其管理职能的逐步一体化,调度自动化系统的一体化也顺应了其管理需求,提高了整个地区的电力调度水平。
