调度自动化主站(精)

附件中国南方电网调动自动化系统运转缺点管理规定1合用范围1.1 本规定合用于南方电网各级调动自动化主站系统和发电厂、变电站（集控站）调动自动化设施的运转缺点管理。

2规范性引用文件以下文件中的条款经过本规定的引用而成为本规定的条款。

凡是注日期的引用文件，其随后全部的改正单（不包含勘误的内容）或订正版均不合用于本规定。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本合用于本规定。

DL/T 1040 －2007 电网运转准则DL/T 516 － 2006电力调动自动化系统运转管理规程Q/CSG 2 1003 －2008中国南方电网电力调动管理规程Q/CSG 1 0701 —2007输变电设施缺点管理标准CSG/MS 0406－ 2005中国南方电网有限责任企业电力生产事故检查规程Q/CSG MS0809-2005中国南方电网调动自动化管理规定3术语和定义以下术语和定义合用于本规定。

3.1调动自动化系统调动自动化系统指经通讯通道连结的主站端和厂站端自动化设施，以及在其上运转的各种软件。

包含能量管理系统（EMS）、电能量计量系统（T MR）、广域相量丈量系统（WAMS）、调动管理信息系统（ DMIS）、水调自动化系统、二次系统网络信息安全防备设施、机房电源及有关协助系统、厂站端自动化系统、相量丈量装置（PMU）等。

3.2运转缺点运转缺点是指调动自动化系统运转中发生的异样或存在的隐患。

这些异样或隐患将致使电网运转信息中止或错误，调动自动化系统靠谱性、稳固性降落，设施性能、响应时间、调理速运转缺点按其影响的程度挨次分为三类：紧迫缺点、重要缺点和一般缺点。

3.3紧迫缺点紧迫缺点指直接威迫调动自动化系统安全运转，随时可能造成电网/ 设施事故、电网/ 设施阻碍或误调、误控电网运转设施，需立刻办理的异样或隐患。

3.4重要缺点重要缺点指严重威迫调动自动化系统安全但尚能坚持运转，不实时办理有可能造成电网/ 设施事故、电网/ 设施阻碍或误调、误控电网运转设施的异样或隐患。

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。

调度主站系统的硬件架构摘要本文结合调度主站系统，分析了在配电自动化主站中的核心地位，讨论了调度计算机系统的典型配置，详细阐述了各类设备的主要功能及要求。

关键词电力系统；配电自动化主站；硬件构成0 引言配电管理自动化主站计算机系统是配电自动化系统的一个子系统，它完成信息处理和加工任务，是整个配电自动化的核心。

调度计算机系统主要由计算机硬件、网络、各类软件和通信设备组成。

配电自动化主站系统的核心是计算机系统。

1 调度计算机系统的配置目前的配电自动化主站系统的普遍采用分布式的计算机网络。

分布式系统是把系统的各项功能分散到多台计算机中去，各台计算机之间用局域网相连并通过局域网高速交换数据。

人机联系处理机以工作站方式接在局域网上。

目前调度自动化系统普遍采用的模式是单机单网典型配置和双机双网典型配置。

单机单网系统当一台设备出现故障时，调度主站的运行被迫中断，因此可靠性不高。

该模式的主站往往用在对可靠性要求不高的系统中，或管理的系统规模较小。

一般重要的配电网，因调度主站系统实现对电力系统的监视控制，而配电网对可靠性要求很高，要求配电调度主站，运行要求为7×24小时运行模式，系统一旦启动，要求长期稳定运行，当电力系统出现故障或异常，主站系统应在尽可能短的时间内将异常信息报告给调度员或系统维护人员。

分布式系统采用标准的接口和介质，把整个系统按功能分解分布在网络的各个节点上，提高了系统整体性能，降低了对单机的性能要求，提高了系统的安全性和可靠性，且系统的可扩充性增强。

调度主站设备分为3类：计算机设备、网络设备、通信设备，其它还包括调度显示屏幕、UPS 电源、调度电话交换机等。

计算机网络中的工作站分为三类：前置工作站、服务器、Web服务器、工作站。

工作站包括：调度员工作站、维护工作站，转发工作站等，为人机联系设备。

网络设备主要指调度交换机。

通信设备包括传输设备和接入设备。

2 各类设备的功能2.1 人机联系设备配电网管理采用配电调度自动化系统后，要求调度人员利用这一系统全面、深入和及时地掌握配电网的运行状况，做出正确的决策和发出各种控制命令，以保证配电系统的安全、经济运行。

电力系统调度规程调度自动化设备管理第1条调度自动化主站系统包括：1.数据采集与监控（SCADA）系统/能量管理系统（EMS）。

2.电力调度数据网络及安全防护设备。

3.电能量计量系统。

4.电力市场运营系统。

5.电力系统实时动态监测系统。

6.调度生产管理信息系统。

7.配电自动化系统。

8.主站系统相关辅助系统（GPS卫星时钟、机房值班报警系统、远动通道检测和配线柜、专用的UPS电源及配电柜等）等。

第2条调度自动化子站设备包括：1.远动终端设备（RTU）。

2.远动通信工作站。

3.变送器、交流采样测控单元及相应的二次测量回路。

4.电能量远方终端。

5.电力调度数据网络接入设备和安全防护设备。

6.相量测量装置（PMU）。

7.专用的GPS卫星授时装置。

8.远动通道专用测试仪及通道防雷保护器。

9.子站自动化设备供电的专用电源设备。

10.自动发电控制（AGC）/自动电压控制（AVC）执行装置和遥调接□o11.关口电能计量表计的相关接口。

12.与其他系统连接的相关接口设备与电缆等。

第3条设备管理主要包括设备的维护、检验、检修、技术改造和备品备件管理等,应按照《电网调度自动化系统运行管理规程》的要求执行。

1.设备的维护按属地化管理，由设备维护单位按照相关设备的管理规定，负责设备的检查、缺陷管理、事故处理、运行分析和统计等工作。

2.设备检验管理(1)设备投运前必须通过检验，运行中的设备应进行定期检验。

(2)调度自动化信息采集有关的变送器、交流采样测控装置、电能计量装置等必须严格执行《电工测量变送器运行管理规程》、《交流采样远动终端校准规范》和《电能计量装置技术管理规程》等有关规程进行检验。

(3)与一次运行设备相关的自动化设备的检验，应尽可能结合一次设备的检修同时进行。

(4)设备检验结果要及时记录，写出检验报告，并报相关的自动化运行管理部门备案。

3.设备检修管理(1)设备检修分计划检修、临时检修和故障检修。

(2)计划检修是指设备的更改、软硬件升级、大修等工作。

《电网监控技术》第4章思考题参考答案1、 画出调度自动化主站网络系统基本结构图，答：通信工作站调度员工作站PAS 、报表、电能量管理、维护等工作站主服务器终端服务器通道切换装置通道柜（内装通道设备）2、 试述调度自动化主站系统以下工作站的主要功能：a) 前置机（通信工作站）b) 调度员工作站c) 服务器d) 终端服务器e) PAS 工作站答：a ） 前置机（通信工作站）与各个厂站RTU 进行规约通信，报文解释/组装；实时数据库，为全网提供最新的实时数据；远动通道监视和控制。

b ） 调度员工作站电网调度员监视、控制电网运行的主界面；具有对电网操作控制的特权。

c ） 服务器历史数据库；为全网提供历史数据存储、查寻等服务。

d ） 终端服务器汇集多个中低速远动通道与高速网络连接。

e ）PAS 工作站运行PAS 软件，为调度员提高电力系统分析应用功能。

3、 试述调度自动化主站系统的支撑软件主要包括哪些子系统。

答；1） 数据库管理子系统2）网络通信管理子系统3）图形管理子系统4）报表管理子系统5）安全防护子系统4、试述调度自动化系统主站对操作系统的要求1)多用户——允许多个用户同时使用2)多任务——允许多个任务/程序同时运行3)实时性——任务进程分优先级、高级任务响应速度快4)安全、可靠——不死机、抗病毒、兼容性好5)人机界面友好——使用方便5、试述调度自动化系统主站功能答案略6、简述前置子系统的组成及功能。

答：前置子系统主要由通信工作站（又称前置机）、终端服务器、通道切换装置和通道设备（如调制解调器）构成。

其中，通道设备用于将数据基带信号和通道信号的相互转换；终端服务器用于把多个中低速串行数据打包与高速网络数据相互转换；通信工作站负责主站与厂站端的通信控制和规约处理，包括：数据的接收和发送，通信规约的处理，实时数据库的刷新，通道监视和切换控制等。

通道切换装置用于双通道的切换。

7、电力调度自动化系统主站软件主要分为哪几层?答：操作系统、支撑软件、应用软件8、电力调度自动化系统主站常用的操作系统有哪几种?答：UNIX、WINDOWS、Linux9、试述电力二次安全防护的总体策略.答：安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证。

自动化（主站）全过程技术监督精益化管理实施细则自动化（主站）全过程技术监督精益化管理实施细则（规划可研阶段）技术监督阶段监督内容技术监督专业序号监督项目关键项权重监督要点监督依据监督要求监督结果规划可研自动化1省级及以上智能电网调度控制系统建设模式Ⅱ1.省级及以上调度应分级、独立建设智能电网调度控制系统；2.实现国、 分、省各级系统的分布式部署；3.通过模型、数据、画面等的源端维护和全网共享满足一体化运行。

Q/GDW 11360—2014《调度自动化规划设计技术导则》6.1 建设模式省级及以上调度应分级、独立建设智能电网调度控制系统，实现国、 分、省各级系统的分布式部署，通过模型、数据、画面等的源端维护和全网共享满足一体化运行。

查阅资料（可研报告、可研审查意见）对监督要求条目，记录相关监督结果自动化2地区级及以下电网调度控制系统建设模式Ⅱ1. 地区级及以下电网调度控制系统应支撑调控一体化，满足地县一体化建设模式，确有需要的建设独立的县级电网调度控制系统；2.新建地区调度控制系统应在地调设置主系统，在县调设置子系统： 采用广域分布式采集模式时，由县调子系统实现就近范围内的厂站信息采集，由地调主系统实现数据的统一处理；对于电网规模较小的县级调度，可采用远程终端模式，在县调部署远程工作站实现电网的运行调度与控制。

3.初期规模较小、不具备配电自动化主站的地区，配调功能可嵌入地区电网调度控制系统；后期随着配电自动化系统的建设发展，宜建设独立的基于配电自动化主站的配调功能，且能够与地区电网调度控制系统互联。

Q/GDW 11360—2014《调度自动化规划设计技术导则》7.1 建设模式7.1.1 地区级及以下电网调度控制系统应支撑调控一体化，满足地县一体化建设模式，确有需要的可建设独立的县级电网调度控制系统。

7.1.3 新建地区调度控制系统应在地调设置主系统，在县调设置子系统，子系统采用广域分布式采集模式或远程终端模式接入地调主系统。

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。

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。

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