几种常见的调度自动化前置系统数据采集模式

调度自动化系统数据采集与监控技术条件实时数据采集监控的功能主要包括：数据采集和处理、多源数据处理、历史数据处理、事件顺序记录（SOE）、图形显示、计算和统计及系统对时等。

1 实时数据采集通讯（1）故障切换期间不丢失通讯数据，从发生故障到完成切换时间≤3s；（2）向调度主站发送各种运行数据信息、实时测风塔数据、风电功率预测结果等。

2 数据处理（1）对量测值进行有效性检查，具有数据过滤、零漂处理、限值检查、死区设定、多源数据处理、相关性检验、均值及标准差检验等功能；（2）对状态量进行有效性检查和误遥信处理，正确判断和上传事故遥信变位和正常操作遥信变位；（3）自动接收主站下发的发电计划曲线、电压考核曲线，并自动导入实时运行系统；（4）对风电场功率和测风塔数据缺测及不合理数据进行插补、修正等相应处理。

3 控制与调节功能（1）控制和调节内容包括：断路器开/合、调节变压器抽头、设定值控制、有功调节控制、无功补偿装置投切及调节；（2）支持批次遥控功能，并保证控制操作的安全可靠；（3）风电场低压故障时，向风机提供无功优先控制策略设定；（4）满足电网实时运行要求的时间响应要求。

4 事件顺序记录（SOE）SOE 记录按照时间自动排序，具有显示、查询、打印、上传主站等功能。

5 历史数据管理历史数据管理将现场采集的实时数据进行定时存储、统计、累计、积分等综合数据处理，并可进行检索和使用。

历史数据内容至少保存1年，与风电功率预测相关的历史数据至少保存10年。

能够按照调度要求生成日报（包括风电日电量、风电限电电力、风电限电电量）等报表，并上传至省调主站。

风电历史数据包括风电场历史功率数据、风机信息、风机/风电场运行状态、历史测风塔数据、历史数值天气预报、地形及粗糙度、风电功率预测结果等数据。

要求如下:（1）风机/风电场历史有功功率、无功功率、电压等运行数据（时间周期不大于1分钟）；风机/风电场功率5、10、15分钟的平均数据；风机/风电场有功功率变化数据，包括1分钟、10分钟内有功功率最大、最小值的变化量，数据周期分别为1分钟和10分钟；（2）投运时间不足1 年的风电场应包括投运后的所有历史功率数据，时间分辨率不大于1分钟；（3）风电场10、70 米及以上高程的风速和风向以及气温、气压等信息，时间分辨率应不大于1分钟；5、10、15分钟平均风速数据；（4）数值天气预报数据应和历史功率数据的时间段相对应，时间分辨率应为15 分钟，包括10、70、100及170 米等不同高程的风速、风向、气温、气压、湿度等信息；（5）风电功率预测结果包括中期风电功率预测结果（数据周期1小时）、短期风电功率预测的结果（数据周期15分钟）、超短期风电功率预测结果（数据周期15分钟）。

几种常见的调度自动化前置系统数据采集模式摘要：前置系统属于调度自动化系统的主要组成部分，在电力调度中扮演着重要的角色。

本文简要阐述了调度自动化前置系统的构成及功能，列举了几种常见的调度自动化前置系统数据采集模式。

希望能够为电力领域提供参考，提高数据采集效率的目的。

关键词：调度自动化；前置系统；数据采集不同区域对电力系统供电量的要求不同，因此，电力领域需以用户的需求为基础，通过电力调度的方法，达到平衡用电负荷的目的。

将调度自动化前置系统应用到电力调度的过程中，采集各区域用户的用电数据，是提高电力领域运行稳定性的基础。

根据数据采集模式的不同，调度效果通常存在差异，因此，有必要对系统的数据采集模式加以研究。

一、调度自动化前置系统的构成及功能调度自动化系统中，前置系统的功能在于收集电力用户用电所产生的实时数据，而数据采集功能需依靠硬件功能的支撑来实现。

调度自动化系统前置系统硬件主要包括通信扩展板以及解调器等。

通信扩展板需属于系统前置机的主要组成部分，功能在于实现对信号接收以及发送过程的实时控制。

通信扩展板的路数，需与串行口的个数相同。

即，每一路扩展板，均需确保存在1个串行口与之连接。

当数据接收完成后，串行口可将接收到的信息，传输给解调器，以使用电数据的收集过程最终得以实现。

调度自动化系统前置系统的功能众多，主要体现在以下方面：（1）系统具有处理多种规约的信息的功能，因此能够与RTU实现信息交换。

（2）系统能够将交换所得到的RTU信息，通过全网广播的途径，传输到全网范围内，实现信息共享。

信息更新时间一般为5s，共享实时性较强。

（3）系统管理方式分层管理为主，信息能够逐层发送，最终传输至一级调度部门。

（4）系统具有遥控以及遥调的功能，能够向RTU发送指令，并在全网范围内建立统一的时钟，进一步提高信息采集的效率及实时性水平。

（5）系统具有遥测值归零处理的功能，应用的灵活性较强。

二、常见的调度自动化前置系统数据采集模式数据采集功能，属于前置系统的基础功能。

电力系统调度自动化引言概述：电力系统调度自动化是指利用先进的信息技术手段，对电力系统运行进行监控、控制和优化，以提高电力系统的稳定性、安全性和经济性。

本文将从五个方面详细阐述电力系统调度自动化的内容。

一、实时监控与数据采集1.1 监控系统：电力系统调度自动化中，监控系统是重要的一环。

监控系统通过实时采集电力系统各个节点的数据，包括电压、电流、功率等参数，并将数据传输到调度中心，以实现对电力系统运行状态的实时监测。

1.2 数据采集：数据采集是实现监控系统的关键步骤。

通过现场安装传感器和测量设备，采集电力系统各个节点的数据，并将数据传输到调度中心。

数据采集的准确性和实时性对于电力系统调度自动化至关重要。

1.3 数据处理与分析：采集到的数据需要进行处理和分析，以便调度员能够准确地了解电力系统的运行状况。

数据处理和分析包括数据清洗、数据存储、数据可视化等步骤，以提供给调度员实用的信息。

二、运行控制与优化2.1 运行控制：电力系统调度自动化可以实现对电力系统的运行控制。

通过监测电力系统的运行状态，调度员可以及时发现问题，并采取相应的措施进行调整，以确保电力系统的稳定运行。

2.2 调度策略优化：电力系统调度自动化可以通过优化调度策略，提高电力系统的经济性和安全性。

调度策略优化包括负荷分配、发机电组的启停控制、电力交换等方面，以实现电力系统的最优运行。

2.3 风电、光伏等新能源的集成：随着新能源的不断发展，电力系统调度自动化也需要适应新能源的集成。

通过对新能源的预测、控制和优化，实现新能源的高效利用，提高电力系统的可再生能源比例。

三、故障检测与快速恢复3.1 故障检测：电力系统调度自动化可以通过实时监测电力系统的运行状态，及时发现故障，并进行故障检测。

故障检测可以通过分析电力系统的数据，识别出异常情况，并发出警报，以便调度员能够及时采取措施。

3.2 快速恢复：一旦发生故障，电力系统调度自动化可以通过快速恢复功能，迅速恢复电力系统的正常运行。

PAS各模块功能简介电网应用软件（PAS），以电网数据采集与监控系统（SCADA）采集的实时数据为基础，对电网进行分析计算，为电网调度提供理论分析工具，改进电网的经济运行特性，提高电能的质量。

主要功能模块有：1.网络拓扑【网络拓扑是调度自动化系统应用功能中的最基本功能。

它根据电网描述数据库和遥信信息确定地区电网的电气连接状态，并将网络的物理模型转换为数学模型，为状态估计、调度员潮流、安全分析、无功/电压优化等应用功能提供网络分析功能。

1.1.图库一体化的网络拓扑建模方式，可大大提高网络建模速度，减少人为的错误；1.2.以电网基本接线单元（开关和相关的刀闸）进行网络的建模，多个元件同时输入，端口实现自动编号；1.3.拓扑分析以电网基本接线单元为基础，采用快速数学搜索方法，可以处理各种复杂的接线方式，如单母线、双母线、双母线带旁路母线、环形结线、倍半断路器结线、旁路隔离开关等；1.4.电网基本接线单元库中有大量电网常用的各种常规和非常规的接线方式，对于不存在的接线方式可以通过绘图的方式快速定义；1.5.【1.6.设备（变压器、线路、并联补偿设备等）信息采用直接录入铭牌参数的方式进行录入，内置计算功能可由铭牌参数计算出电气参数，便于设备参数的维护。

同时可直接录入电气参数（标幺或非标幺）；1.7.对拓扑分析生成的电气岛自动进行带电检查，并确定死岛、活岛状态。

在单线图上以不同的颜色显示设备的带电状态，实现动态着色；1.8.对拓扑分析生成的每个活的电气岛自动设置平衡节点（平衡机）；1.9.拓扑分析的结果可数据库保存，便于查询和统计；可生成标准的数据文件（IEEE、BPA），为离线计算软件提供实时电网数据端面。

2.状态估计~状态估计根据SCADA提供的电网实时信息，电网部件参数和网络拓扑分析的结果，实时的计算出电网内各母线电压（幅值和相位）和潮流的最优估计值，自动统计量测系统的质量指标。

2.1.自动调用网络拓扑分析功能，根据遥信信息生成计算所需的电气岛和对应的量测系统；2.2.可利用线路或变压器的有功、无功潮流量测、母线注入有功无功量测、母线电压量测、零注入量测、零阻抗支路潮流量测；2.3.可检测和辨识开关信息中的错误，在画面上显示，并可自动在拓扑分析中使用正确的遥信信息；2.4.可检测和辨识坏数据，显示其结果，并在状态估计时使用辨识结果代替坏数据；2.5.:2.6.量测粗检测功能：指出两端量测值不平衡的支路，潮流不平衡的母线，并指出无潮流量测的支路，无注入量测的母线，无电压量测的母线，指出不可观测节点；2.7.当有载调压变压器(LTC)有潮流量测且各端母线有电压量测时，可估计分接头位置；2.8.提供量测系统维护功能：修改实时遥信，人工置入无遥信刀闸的状态、无分接头2.9.2.10.量测权系数，改变收敛精度、改变迭代次数限值；2.11.#2.12.启动方式有三种：人工请求启动（研究方式）、定时启动（自动连续运行）、事件启动（对网络状态的变化快速反应）；2.13.在人工请求启动（研究方式）下可研究历史断面的量测，诊断可能存在的问题；2.14.指出量测系统的薄弱环节，指出关键量测及其位置，为量测系统的配置提供指导；2.15.采用多次估计技术，在计算中自动调节量测的权重，提高计算的精度，并同时保证计算的稳定性；2.16.在有足够量测时（保证可观测）自动剔除质量差的量测，过滤掉坏数据，提高计算精度；2.17.~2.18.估计结果的分析：显示被过滤掉的量测，显示不合格的量测，坏数据列表，量测误差列表，便于维护人员分析；2.19.自动维护母线负荷预报模型，对不可观测区用母线负荷预报的结果进行状态估计；2.20.可对历史断面进行保存，可以设置保存周期，可以保存每天典型时刻的断面和典型日的断面，可自动判断每日的最大最小负荷时刻，保存最大最小负荷时刻的断面；2.21.自动进行实时网损的计算和统计，计算无功补偿设备的网损灵敏度和电压灵敏度；2.22.自动统计和保存实用化考核所需的各种统计指标，生成所需的统计报表。

电力系统调度自动化一、概述电力系统调度自动化是指利用计算机技术和自动化控制技术，对电力系统进行实时监测、运行控制、故障处理和数据分析等操作的过程。

通过自动化技术的应用，可以提高电力系统的运行效率、可靠性和安全性，实现对电力系统的智能化管理。

二、系统架构1. 数据采集电力系统调度自动化系统通过各种传感器和监测设备，对电力系统的各项指标进行实时采集。

这些指标包括电压、电流、功率、频率等参数，以及设备状态、故障信息等。

采集到的数据通过通信网络传输到调度中心。

2. 数据传输数据传输是电力系统调度自动化系统的核心环节。

采集到的数据通过通信网络传输到调度中心。

常见的通信方式包括有线通信（如光纤、电缆）、无线通信（如微波、卫星）等。

为了保证数据的安全性和可靠性，通信网络需要具备高速、低时延、抗干扰等特点。

3. 数据处理与分析调度中心接收到传输过来的数据后，对数据进行处理和分析。

通过数据处理算法和模型，对电力系统的运行状态进行评估和预测。

同时，还可以通过数据分析，提取出电力系统的潜在问题和优化方案，为运行决策提供参考。

4. 运行控制根据数据处理和分析的结果，调度中心可以下发控制指令，对电力系统进行运行控制。

例如，调整发机电的输出功率、调节变压器的变比、切换路线的供电方案等。

这些控制指令可以通过自动化装置实现，也可以通过人工干预实现。

5. 故障处理电力系统调度自动化系统还具备故障处理的功能。

当电力系统浮现故障时，系统能够及时检测到故障信号，并进行故障定位和隔离。

同时，还能够根据故障类型和位置，自动调整电力系统的运行状态，保证电力系统的安全运行。

三、功能特点1. 实时监测：电力系统调度自动化系统能够实时监测电力系统的各项指标和设备状态，及时发现异常情况。

2. 运行控制：通过数据分析和运行评估，系统可以下发运行控制指令，对电力系统进行智能化运行控制。

3. 故障处理：系统能够及时检测到电力系统的故障信号，并进行故障定位和隔离，保证电力系统的可靠性和安全性。

SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition)系统即数据采集和监控系统，它是电网调度自动化系统的基础和核心，负责采集和处理电力系统运行中的各种实时和非实时数据，是电网调度中心各种应用软件主要的数据来源。

SCADA 系统包括实时数据采集、数据通信、SCADA 系统支撑平台、前置子系统、后台子系统等。

数据采集包括反映物理过程特征的数据的产生，数据发送、接收和数据处理；监视控制不仅包括对物理过程的直接控制，还包括管理性控制，只下发调控指令，由厂站端或者下级调度人工调控。

通常数据采集装置和控制装置安放在厂站端，与主站端监控系统并不在一起，所以要实现数据采集和直接控制功能需要双向数据通信，普通认为数据采集是信号上行的通信，而直接控制是信号下行的通信。

一个 SCADA 系统通常由一个主站和多个子站(远方终端装置 RTU 或者变电站综合自动化系统) 组成。

主站通常在调度控制中心 (主站端) ，子站安装在变电站或者发电厂(厂站端) ，主站通过远动通道或者广域网实现与子站的通信，完成数据采集和监视控制。

国分为五级调度，主站除接收子站信息，还以数据通信方式接受从下级调度控制中心主站转发来的信息，又向上级调度控制中心主站转发本站的信息。

厂站端是 SCADA 系统的实时数据源，又是进行控制的目的地。

SCADA 所采集的数据包括摹拟量测量 (又称为“遥测”)，状态测点 (又称为“遥信”) 和脉冲累加量 (又称为“遥脉”)。

SCADA 系统的主站分为前置子系统和后台子系统，二者通过局域网相联相互进行通信。

前置子系统主要完成与厂站端及其它调度控制中心的通信，并将获得的数据发送给后台子系统。

后台子系统进行数据处理。

SCADA 把这些最近扫描的已经处理的反映被监视系统状态的数据存储在数据库中。

画面联结数据库，于是画面就直观地给出该系统状态的正确景象。

SCADA 为每一个量测量赋予一个状态和记录数值的变化趋势，当设备处于不正常状态或者运行限值已被超过时通知调度员。

浅谈前置系统在调度自动化系统中的作用【摘要】作为电网调度自动化体系中的一个重要的组成部分，电网调度自动化系统的前置系统虽在许多方面起到了积极的作用，但在报文收发、遥信状态灯诸多方面存在许多问题。

本文从介绍前置系统的硬件和功能，以及分析前置系统在运行中遇到的一些问题及解决方法，希望对日后电网运转及维护起到积极作用。

【关键词】调度自动化；前置系统；可靠性SCADA（数据采集与监控控制系统）在电力系统调度自动化中具有重要的地位，其前置系统（Front End System）作为调度自动化系统中实时数据输入、输出的中心，主要承担了调度中心与各所属厂站之间、与各个上下级调度中心之间、与其它系统之间以及与调度中心内的后台系统之间的实时数据通信处理任务，也是这些不同系统之间实时信息沟通的桥梁。

信息交换、命令传递、规约的组织和解释、通道的编码与解码、卫星对时、采集资源的合理分配都是前置系统的基本任务，其它还包括报文监视与保存、站多源数据处理、为站端设备对时、设备或进程异常告警、维护界面管理等任务。

1 前置系统的硬件结构SCADA系统中的实时数据来自前置系统，因此前置系统的可靠运行时SCADA系统正常工作的前提条件。

为了保证前置机服务器的可靠性，通常选用工业控制机作为前置机服务器。

工业控制机按工业环境中连续运行的标准设计、制造，对机器各部分做了防尘、防静电、加固等处理。

并通过“看门狗”等硬、软件自恢复措施，使其运行的稳定性和可靠性很高。

SCADA系统通过前置机实现与N个RTU之间的双向通信。

为了实现1对N的通信，前置机上要配置多路通信扩展板。

假如一个多路通信扩展板可以完成8路全双工通信，则配置4块多路通道扩展板，就可以完成1对32的收发控制。

8路通信扩展板上必须有8个串行口和一些相关控制电路。

每一个串行口的接收信息来自解调器的输出，每一个串行口的发送信息送至解调器的输入。

由于前置机服务器处于双机运行状态，一个解调器的输出应该同时接到两台前置机服务器中相对应的两个串行口上，以便使两台前置机服务器能够同时接受到某一个RTU 送来的信息。

调度自动化系统电网调度自动化是电网运行的三大支柱之一，它是确保电网安全、优质、经济运行，提高调度运行管理水平的重要手段。

随着电网调度自动化系统的不断发展完善，它已成为电网调度管理人员日常工作中不可或缺的帮手。

电网调度自动化技术从80 年代初在油田电网开始试验、应用，经过20 多年的发展，现已发展为覆盖 4 座电厂、27 座110KV 变电所、32座35KV关口变电所、19座6KV变电所的较完善的实时监控系统。

油田电网调度自动化系统主要由两部分组成，即：现场实时数据采集装置和控制设备；调度数据分析和指挥系统。

承担的业务有：电网三遥数据的接受、处理、显示、下发业务；对处理后的两遥数据还可进行高级应用分析业务；调度员培训仿真业务；电网调度优化检修实时智能操作票业务、 1 0座变电所无人值班集中监控业务等。

主要运行设备有：前置系统2 套、数据服务器8 台、磁盘阵列 1 套、网络交换机 3 台、数据工作站32 台等。

综合自动化变电所监控设备32 套，常规变数据采集终端（RTU）45台。

随着油田电网运行管理的完善提高，电网调度自动化系统将不断向着更加安全高效、信息准确、功能齐全的方向发展。

电网调度自动化系统主站结构图1、1电网调度SCADA 系统是以计算机技术为基础的一种电网运行实时监控系统。

通过对变电站数据的采集、处理，经过光纤、微波等传输设 备，将电网现场运行参数反馈至电力调度中心主站系统，经 过主站计算台分析处理，再现到调度员工作台上，使调度员 能够随时掌握电网动态信息，从而实现对变电所现场运行设 备的监视和控制，实现数据采集、设备控制、测量、参数调 节和报警、及时发现各类事故等功能。

有效减轻调度员的工 作强度，提高调度人员指挥效率和事故处理速度。

变电所实时监视图ttft Ln's_i ：UU _4*I ；'JLJ -U'：-IJ!J J±|E 0 0 x *开蛙工啊:■ D^itol ^IDDO!： dr-#l JwC s J J_J _J_J:'耳它工誓曲Diiitail }^1M)D - oiWrL oP-^ri- Ji*] ；：羊护:;陨丹工作站； ■: nimiil^LMD ：： DiBiT^JFlIH^；： 0：s*HlXPHHlll ：Rlth-J.J 期丄创，」 ■ ai. NP-J*■』 呱厦工怖洁 : ^FLIDO |plr loirJ7X 尸、G OOG—I I KCEM I T TPJ 比昭和…二至越采节战 r»n ■ IKi] j is 視工；；生产凹廈工怦站 :；Di t >-tail 丽】』応；Di^t#ljF|O(Mk1、2电网调度员培训仿真系统是在电网调度自动化系统的基础上，用于培训电网调度 员的计算机数字仿真系统。

电网调度自动化系统中数据采集及安全监控【摘要】智能化和网络化的发展，在助推着我国电网的发展。

电力调度作为电网运行的最为基础的工作，对数据的采集和监控的要求也越高，从而通过基础的数据对运行电网进行实时监控，保证整体运行的可靠和安全。

本文对SCADA 调度系统中的数据采集进行分析。

【关键词】SCADA;电网调度;数据采集SCADA调度系统作为电力系统主要的调度网络，其设计的质量将直接决定整体电网运行的可靠性。

而作为基本的SCADA电网调度系统来讲，分站报警、分电压报警等方式成为其主要的预警方式，而这些预警方式的由来，是依靠其强大的数据采集和监控能力，从而为整体电网调度提供最为基础的数据。

因此，本文对电网调度中的数据采集和监控进行了探讨。

1.数据采集的重要性分析电网调度自动化已成为当前智能电网发展的基础和重要的调度手段，而其重要性和作用则主要可以分为以下的几个方面：第一，对整体电网的安全稳定运行提供实时监控。

电网在正常运行时，通过调度人员监视和控制电网的周波、电压、潮流、负荷与出力：主设备的位置状况及水、热能等方面的工况指标，使之符合规定，保证电能质量和用户计划用电、用水和用汽的要求。

第二，实现对电网的经济性运行。

如何使得电厂所发的电能被最大化的利用，从而使得监控电网的电力运行得到均衡，是电网调度的主要的作用。

如城市用电和农村用电，城市白天用电和晚间用电对电能需求不同。

因此，加强对电网的调度可提升电能利用的能力，节约电压和降低电源的损耗。

第三，实现对电网事故的分析和处理。

通过数据的采集，可查看电网运行中的任何的变电站、线路中存在的问题，并通过不同的算法，实现对故障的排除和定位，从而使得对电网运行检查的高效化的处理，提升了电力部门处理事故的能力。

同时还可改变传统的通过人工排查的方式才能查到的故障，提高了电网检查的安全性。

如针对特高压±800kv的线路检查，通过人工的排查存在很大的危险，因此，通过调度系统则可大幅度减少危险系数。

调度自动化系统的数据采集和二次安全防护简介发表时间：2017-11-22T10:59:10.343Z 来源：《建筑学研究前沿》2017年第17期作者：吴俊洪[导读] 本文介绍了调度自动化系统的数据采集和二次安全防护，在自动化系统运行维护中具有较强的实际应用参考价值。

永仁供电有限公司云南楚雄州 651499摘要：电网调度自动化系统是指直接为电网运行服务的数据采集与监控系统。

本文首先介绍了调度自动化系统的应用现状，并对调度自动化系统的数据采集和二次安全防护进行了论述。

关键词：电网调度自动化系统；数据采集；二次安全防护随着我国经济、社会的不断发展，人们对用电质量和用电需求也不断提高，为了满足迅猛发展和日趋复杂的电网，更多的电力电子技术和计算机通信技术被应用于电力系统，将电网的实时数据、非实时数据、电网系统结构，设备参数等进行采集处理后形成自动化控制系统。

在目前的电网调度运行中，自动化远程监控系统成为了电网调度运行实时监控的主要操作系统。

在其运用中表现出强大的集中化、信息化和智能化的功能。

1 调度自动化系统的应用现状电网调度自动化系统是一种综合数据处理系统，包含了电网运行实时信息、分析决策工具及控制手段，其目标在于远程对电网运行进行实时监控及紧急事故处理，提高电网安全稳定运行水平和故障恢复能力，切实减少因事故对电网造成的损失。

各级调度自动化系统在其应用中具有数据采集、监视和远程控制的功能但在各级调度系统实施应用过程中根据各级调度职责范围、自动化现状、设备基础和人员素质水平，按照统一领导、分级管理、下级服从上级的原则根据实际需求情况确定总体功能。

2 自动化系统数据采集（SCADA）的实现自动化数据采集系统由数据通信、实时数据采集系统、SCADA系统支撑平台、前置数据处理系统、后台监控系统等组成，是电网调度自动化系统的核心控制层，也是系统搭建的基础平台，为自动化系统各个平台模块提供主要的数据来源及数据分析。