电力系统调度自动化

电力系统调度自动化（通用6篇）

篇1：电力系统调度自动化

[摘 要]电力调度自动化系统是保证电网正常运行的一个非常重要的环节，这种系统在实际的过程中会展现出非常大的优势，而这种技术在未来的发展中会有更好的发展条件，因为自动化设备是当前非常常见的，这种设备的使用使得电力系统的运行质量也更高，能够很好的促进电力系统的健康发展。

[关键词]电力系统;遥控系统;监控;调度;管理

社会经济的发展水平不断的提高，同时人们对电能的需求也大大的增加，在这样的情况下电能的可靠性和安全性也提出了更高的要求，最近几年，计算机技术也在不断的发展和完善，所以电力调度工作的质量和水平也在不断的提升，如何提高电力系统调度自动化的水平也成为了当前非常重要的内容之一。

一、电力调度自动化概述

电网调度自动化通常就是指借助电网运动化和数字化会发展，在市场经济发展的条件下，电网的规模也不断的增大，人们的在用电量上有更高需求的同时也使得用电的可靠性和安全性都提出了更高的要求，在这样的情况下，如果一个部件出现了问题就很有可能会使得整个电网有瘫痪的风险，这样就会出现大范围停电现象。

因为人民生活水平都在不断的提升，为了保证工作的过程中不能产生停电现象，所以就必须要对电力的供应进行严格的控制，同时还要在停电之前贴出通知，电力企业在这样的情况下就要面临非常严峻的考验，所以在这一过程中必须要对电力调度自动化系统进行严格的控制。

1、电力调度系统的发展

在电力系统最早起源于20世纪中期，最早是为了解决电网在工作中很难控制的一些问题，在那个阶段主要的目的就是对系统信号进行及时的控制，在实施控制的过程中采用的技术主要有接点遥控或者是其他装置对其进行有效的控制，在当时主要是为了可以更好的对电网频率予以适当的调整和控制。

通常我们所说的电力系统自动化通常就是指在实际的工作中采用现代化先进技术对设备的运行情况进行实时的监测和控制，这样就可以很好的体现出其自身的安全性和稳定性，这样才能更加充分的体现出其自身的优势，保证人们正常生产和生活上的电力供应。

2、电力调度自动化分析

在很长时间的社会实践和研究之后，相关人员得出了如下结论。

在电力系统的运行和发展中，要想有效的提高电力调度控制和管理的工作质量一定要在实际的工作中采用适当的方法对其进行有效的控制，而只有这项工作的质量能够得到保证，才能更好的确保电网的正常运行。

在实际的工作中，它一方面可以有效的提高电网的工作质量，同时也能够提高电力企业在发展中所获得的经济效益，在节能方面也越来越成熟，在这样的情况下电力行业的发展就成为了社会发展中一个非常重要的问题。

而电力调度方面的研究也更加的深入。

通常所指的电力调度是在电力企业的发展中以计算机作技术作为主要的依托，以现代化的信息技术作为发展的条件，将电力调度作为调度工作中采用的主要方法，在应用的过程中，它的运行方式也是有着自身独到特点的。

2.1、信息采集与命令系统

该系统是电力调度自动化系统中一个非常重要的组成部分，这一系统的出现也是当今系统发展过程中一个刚刚起步的时期，在运行的过程中它主要是通过电厂、发电终端以及相关的设备对运行中相关的信息予以有效的整理，这样就可以将这些信息传递给计算机集控平台，从而可以对系统进行有效的远程控制。

2.2、信息传输环节

信息传输是整个工作中最为关键的一部分，在过去的信息传输工作中，因为信息传输技术的不科学而引发了许多的工作控制失误，给工作的开展造成严重的损失，甚至是给人们生活带来一定的影响。

近年来，随着无线电通信技术、电磁波通信等新方式的产生，信息传输控制工作逐渐得到改善与优化，为整个电网调度系统工作的开展打下了坚实的指导基础。

2.3、信息收集、处理和控制环节

为了实现对电力系统调度自动化的管理和控制工作，在目前的管理工作中我们可以通过从技术标准、管理策略方面入手，为实现对整个电网进行监测和控制功能，需要在工作中收集分散在各个发电厂和变电站的实时信息，并对这些信息及时的加以归纳和总结，并将结构显示给调度员，产生相关的系统控制方法。

二、电力系统调度自动化技术在国外的应用

1、西门子SPECTRUM系统。

该系统是由德国西门子公司基于32比特SUN点的SPACE或IBMMRS6000工作站硬件平台，引入软总线概念，服务器之间及内部各进程与实用程序问的信息交换实现标准化开发的。

采用了分布式组件、面向对象等技术，广泛应用于配电公司、城市电力司和工业用户。

2、CAE系统。

该系统采用64比特ALPHAI作站、客户I服务器体系结构和双以太网构成的EMS硬件平台，选用分布式应用环境开发研制的，集DAC、SYS、APP、COM于一体。

该系统功能分布于各节点，能有效地减少网络数据流，防止通信瓶颈问题。

3、VALMET系统。

该系统适用于多种硬件平台，可连接SUN、IBM、PHA工作站该系统包括实时数据、历史数据和应用软件三个服务器。

三、自动化系统技术的产生背景

随着我国电力系统的不断发展，网络分布也越来越广。

电力系统网络的运营与维护同样需要大量的人力、物力与财力。

传统的人工抄表、监测技术已经不再满足目前日益发达的电力系统现状。

自动化系统能够对目前应用的电力系统进行全面监测，对在系统运营过程中出现的故障进行记录与处理，大大提升了电力系统运行的稳定性。

四、电力系统应用互联现状

目前，我国应用的电力调度自动化系统在应用中主要有以下几种：首先是CC一型电力调度自动化系统，它由部分高等院校与研究机构合作而成，充分利用了标准化技术为软件提供接口，此电力调度自动化系统采用实时数据采集的方式，在不同的服务器分布相对的应用功能，即使在某一区域发生故障，也不会对整个系统的正常运行造成干扰。

现代电力系统的自动化技术已经体现出更多的成熟的特点，开始广泛应用于我国电力系统的建设与运行中。

SD一6000～量管理系统具有统一的支持平台，具有较大屏幕与调度自动拨号功能，在信息的传递时具有高实时性与超高质量的人机界面，是目前国内相对先进的的EMS系统，在我国的南方地区已经得到应用。

OPEN一2000，量管理系统能够实现监控与数据采集功能、自动发电控制技术功能等软件，把调度与管理等应用于一体，具有开放型与分布式的特点，适合于省高调等新一代管理系统。

此系统维护方便，已经在我国部分的市调项目上得以应用，并取得了不错的效果。

五、电力系统调度自动化技术的发展趋势

1、模块化与分布式。

电力系统调度自动化系统软件设计的重要思想就是模块化和分布式。

组件技术是一种标准实施的基础，能够实现真正的分布式体系结构，基于平台层解决数据交换的异构问题，是一种重要的电力系统调度自动化技术。

2、电力系统调度综合自动化。

全面建立调度数据库系统，提高电力系统调度自动化的综合管理水平，使电力系统运行达到最优化，避免电力系统崩溃或大面积停电事故，提高电力系统的安全性和可靠性;建立并完善电气事故处理体系，使事故停电时间降到最短，降低各种不必要的影响。

六、结束语

电力企业逐渐涌入了市场化的发展大潮当中，在这样的情况下，市场参与者和竞争者都在实际的工作中引入了调度自动化系统，这样就可以对信息进行查询等操作，虽然国家相关部门已经出台了相应的规定，但是我国电力调度自动化系统还是需要不断的.改进和完善。

参考文献

[11杨涛.电力系统自动化技术的应用综述[J].科技信息.2010(23)

[2]吴吴琛.探究电力调度自动化系统应用现状与发展趋势Ⅲ.中小企业管理与科技(上旬刊).(06)

篇2：电力系统调度自动化

【关键词】能量管理系统 电力系统技术 调度自动化

1、引言

能量管理系统(EMS)是一套为电力系统控制中心提供数据采集监视、控制和优化，以及为电力市场提供交易计划安全分析服务的计算机软硬件系统的总称，它包括为上层电力应用提供服务的支撑软件平台和为发电和输电设备安全监视和控制、经济运行提供支持的电力应用软件，其目的是用最小成本保证电网的供电安全性。

目前为止，电网能量管理系统的发展已经历经三代，第一代系统为70年代基于专用机和专用操作系统的SCADA系统，第二代系统为80年代基于通用计算机和集中式的SCADA/EMS系统，部分EMS应用软件开始进入实用化，第三代系统为90年代基于RISC/UNIS的开放分布式EMS系统(含SCADA应用)，采用的是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。

2、电力企业应用系统互连现状

电力企业应用系统互连、数据共享、软件互操作是开放性系统发展和建设的趋势。

随着计算机软硬件技术的发展和电力企业自动化需求的不断提高，电力企业自动化系统产品不断更新换代，电力企业自动化水平有了显著提高，大多数电力企业或多或少的配备正在建设以下实时或非实时系统(R/NR，如EMS系统(R/NR)TMR系统(R/NR)、TMS系统(R/NR)、DMS系统(R/NR)、企业资源规划(ERP)系统(NR)、AM/FM/GIS系统(NR)、MIS系统(NR)等，这些系统分别承担着电力企业的输配电网运行和控制、维护、管理、计划编制等任务，根据建设时间和服务的领域不同，目前这些系统具有以下共同的异构特征：

图1 电力企业自动化应用系统互连现状

(1)多种计算机硬件平台，包括SUN、COMPAQ、IBM、HP等公司的UNIX服务器、UNIX工作站和一系列的PC机等;(2)多种操作系统平台，包括Solaris UNIX、Tru64UNIX、AIXUNIX、NT、LIUNX等;(3)多种商用数据库平台，包括Oracle、Sybase、DB2、SQLServer等;(4)多种构件技术，包括公用对象请求代理体系结构(CORBA)技术、分布式公用对象管理(DCOM)技术、企业JavaBean(EJB)技术;(5)大型主机模式、客户/服务器(C/S)模式、Web浏览器/服务器(B/S)模式;(6)多种开发语言，如C、C++、Java、PowerBuilder等。

为了使不同厂家及时期建设的电力企业自动化应用系统能够做到数据共享、软件互连，国内系统通常的做法是：1)跨部门收集各个应用系统的数据;2)根据需要开发点对点的系统接口(如图1所示)。

以上方法缺点是缺乏一种标准的数据库访问接口，同时新建的系统虽然暂时避免了成为“自动化系统孤岛”，但不会建立一种企业自动化系统共享的、高效的分布式数据平台，其结果是给未来的电力市场或数据仓库的建立，创建了更多的“自动化孤岛”。

图2 一体化应用系统的互连趋势

随着CORBA/DCOM标准和技术的不断发展，以及IEC61970CIM/CIS标准的不断丰富完善，新一代电力企业自动化系统(EMS、TMR、TMS、DMS、RDS、AM/FM/GIS等)的建设必须考虑到系统一体化平台建设的需求。

(如图2)将是今后电力企业自动化系统发展的趋势。

3、EMS新技术和发展趋势

随着计算机领域计算机硬件技术、通信技术、数据库技术、Interent技术的发展，以及电力企业电力市场化进程的不断加快，作为适应电力企业新的业务(电力市场)和一体化建设(EMS/TMR/TMS或EMS/TMS/DMS)需求的EMS系统支撑平台和EMS应用软件必然采用如下新的技术：

3.1CORBA中间件平台技术

CORBA技术作为对象管理组织(OMG)推出的软件系统开发标准，目前已经被众多的厂家和用户所接受，并成为新一代EMS系统应用软件互操作和与其它系统进行透明操作和数据共享的软件平台标准。

3.2公用信息模型(CIM)

为使EMS应用软件之间的交互正确无误，需要对交换的数据信息达成一致，即提供标准的元数据级的模型和标准应用程序接口(APIs)。

在电力行业，CIM定义了电力工业标准对象模型，用于电力系统的数据工程、规划、管理、运行和商务等应用的开发和集成，它提供了描述电力对象及其关系的标准。

CCAPI的CIM部分提交给IEC形成了IEC 61970的三个部分。

在IEC 61970中，CIM用统一建模语言(UML)描述，对象用公共类、属性及对象间的关系来描述，对象之间的静态关系有：聚集、归一化和关联。

3.3可视化技术

可视化的在线监控软件已经成为调度员和电力市场交易员的迫切需求，其可以将传统的用数字、表格等方式表达的离线信息，转换为通过先进的图形技术、显示技术表达的图形信息，例如潮流的可视化技术、电压稳定的可视化技术、暂态稳定安全域的可视化技术、负荷预测的可视化技术、电力市场电量竞价计划的可视化安全分析技术等。

3.4电力市场交易与安全分析

一体化的技术随着电力市场的发展，EMS作为电力市场技术支持系统的一个有机组成部分，除了承担传统的电网数据采集、监视和控制任务外，EMS应用软件作为电力市场技术支持系统的有机组成部分将更多的承担电力市场交易的电网安全分析任务，从而改变了传统EMS的工作领域，要求对众多的EMS应用软件的接口和分析技术进行重新设计，即EMS/电力市场应用软件的统一设计，分别实施。

3.5Interent信息服务技术

Interent不但为远程维护提供了全新的手段，而且将传统的电网参数和实时SCADA的数据浏览扩展到AGC功能、EMS应用功能(状态估计、安全分析、最优潮流等)的浏览，使得EMS应用软件的实用化水平的提高得到了进一步的保证，延伸了EMS系统的对外窗口，进一步提高了EMS系统的服务水平。

4、结语

篇3：电力系统电网调度自动化研究

一、实施电网调度自动化的意义

(一) 提高供电质量

电网调度自动化能利用各种终端系统, 实现对电网运行过程中电压、频率、负荷、潮流等数据变化的实时监控, 并通过对电网中各类设备运行的动态调整, 从而使无功功率趋向于平衡, 并保证主设备的位置状况及各种指标能符合标准规定, 从而有效提升供电质量与供电安全。

(二) 提高供电可靠性

由于导致电网故障和异常情况发生的因素非常复杂, 且发生过程非常迅速, 如果不能及时预测、判断和处理各类电网故障, 不仅可能危害到人身及设备的安全, 甚至会引发电网的大面积崩溃瓦解, 造成大面积停电事故, 给国民经济带来巨大的损失。

通过电网调度自动化技术的应用, 一方面能对复杂的电力网络及设备进行实时的状态监控, 当故障发生后能及时对故障原因、故障发生地点进行判断及分析, 从而使运行人员能及时的处理故障;另一方面, 调度自动化技术还能通过馈线自动化的故障隔离, 以及故障区域的供电恢复, 以极大的减少停电时间和停电范围, 这都有效保证了供电的可靠性。

(三) 提高了供电的经济性

在对电网进行安全监控的基础上, 通过电网调度自动化技术, 还能进行电网的拓扑分析、状态估计、潮流计算以及负荷预测等多种功能, 以实现电网运行的经济调度, 从而达到降低供电损耗, 节省能源, 多发电和多供电的目的, 有效提高供电的经济性。

二、电网调度自动化的功能及应用

(一) 电网调度自动化的分层控制应用

随着近年来我国电力网络的逐步扩大, 在全国范围内已形成了东北电网、华北电网、西北电网、华中电网、华东电网以及南方电网这六个跨省市的大型区域电网。而基于这样庞大的电力网络, 为保障大型电力网络之间的能量交换, 必须实现自动化的分级控制与管理。目前, 我国电网的自动化分层控制主要分为5级, 分别为国家电网调度自动化系统、大区电网调度自动化系统、省级电网调度自动化系统、地市级电网调度自动化系统、县级电网调度自动化系统, 如图1所示。

如图1所示, 我国电网通过实施分层自动化管理, 各层次之间的调度自动化系统通过数据信息的分层采集、逐级上传, 以保证整个电力网络的经济、安全和可靠运行。以国家电网调度自动化系统和大区电网调度自动化系统为例, 其主要功能和特点有:

1国家电网调度自动化系统。在该级系统中通过通信技术与网络技术, 与大区电网调度系统之间相连接, 以协调和控制大区电网的潮流分布与运行方式, 并且实时监控与管理全国电网的运行状况。其功能主要包括:

一是收集和整理大区域电网和相关省网的数据信息, 实时监控全国电网和大区重点电网的运行工况, 并进行数据统计分析和相关报表生成;二是进行全国电网的潮流分析、短路电流分析、稳定电流分析以及电网的经济分析等, 并通过数据通信技术和计算机技术, 以校核数据传输的正确性, 并对所收集信息进行处理, 提出全国电网长期安全经济运行的对策。

2大区电网调度自动化系统。在该级系统中根据统一调度和分级管理的原则, 对东北电网、华北电网、西北电网等各大区电网的安全运行、用电计划负责, 以提高供电的质量和安全、经济运行的水平。其功能主要包括:

一是进行各大区电网的数据采集、经济调度、实时监控与安全分析等多项功能;二是进行大区电网的负荷预测、经济调度分配以及自动发电控制等功能, 并进行省级电网和地市级电网的供电量和受点量的计划编制与分析;三是进行大区电网的潮流分析、短路电流分析、稳定电流分析以及电网的经济分析等, 并对数据进行上传或下传。

(二) 电网调度自动化的具体功能应用

根据各级电网的具体情况, 可以采取不同功能、不同档次及不同规格的电网调度自动化系统。目前, 最为基本的是监视控制与数据采集系统 (SCADA) , 其功能主要包括了数据采集、信息显示、远方控制、远程监控、数据计算等;而另外一些系统则是在SCADA的功能基础上, 在额外添加了部分功能, 例如自动发电控制 (AGC) 、经济调度 (EDC) 等等。

目前, 电网调度自动化中功能最为完善的一种系统被称为能量管理系统 (EMS) , 它能够将SCADA系统、AGC系统、EDC系统的功能融为一体, 以实现电网的网络分析、数据采集、数据监控以及自动发电控制等多种分散的功能进行有机的结合, 并进行统一化的管理, 为我国电力系统电网调度自动化水平的提升与发展创造出了有力的条件。EMS调度自动化系统的主要应用功能, 集中在以下几个方面:

1网络拓扑分析

网络拓扑分析也被称为网络接线分析, 它是根据电网一次接线图以及开关闭合状态, 来确定电网节点与支路之间的连通关系。利用网络接线分析, 不仅能给出系统中各子系统的拓扑结构, 而且还能对网络元件进行跟踪着色, 用直观、形象的方式来表现出各网络元件的运行状态以及网络各节点间的连通性。由于网络拓扑分析是其它应用功能的基础, 要求其分析软件必须反应快速, 运行安全可靠。

2状态估计

利用SCADA系统进行全电网实施数据收集和汇总时, 其数据汇总得到的SCADA数据库往往存在以下缺陷:一是部分设备的运行参数无法测量, 导致所收集数据的不全面;二是数据采集和转换环节容易存在误差, 导致数据不精确;三是因滤波或干扰编码等, 造成所收集数据错误;四是因各种误差的存在, 导致数据计算分析的不准确。

正是由于SCADA实时数据库所存在以上缺点, 近年来广泛采用了EMS系统的状态估计功能, 以提高数据收集的质量与可靠性。状态估计作为一种计算程序, 它不仅能够根据最佳估计准则以及网络方程, 并通过网络拓扑分析结构, 对所收集进行计算, 从而得出与系统真实状态最接近的数值;而且还能对错误数据进行有效的辨识与检测, 以及时删除或改正错误数据, 从而提高了所收集数据的准确度与可靠性。

3潮流计算

潮流计算是保证电网稳态运行的重要计算功能, 它能根据整个电网的运行条件、网络拓扑分析结果以及相关设备的运行参数, 对各母线电压、各电力元件功率以及整个电网功率损耗等运行状态数据进行求解。电力系统运行调度人员, 则可以根据潮流计算结果, 对当前电网供电方案、运行方式进行对比分析, 从而制定出最合理、经济的电网运行方案。

4负荷预测

EMS系统主要负责对电网过去、现在及未来三类数据信息的收集与分析, 其中未来数据信息就主要来源于电网的负荷预测。负荷预测主要可分为系统负荷预测以及母线负荷预测这两类, 它作为EMS系统的主要功能模块, 对于整个电网的经济运行以及安全控制都是非常重要的。近年来, 我国各省、市、地区的电力管理部门都非常重视电网的负荷预测, 并通过不断提高负荷预测的精度, 以提高电网运行的安全性与经济性。

三、对电网调度自动化技术的发展展望

我国电力系统电网调度自动化技术的研究与应用工作, 最初起始于20世纪70年代。经过多年以来的发展与应用, 相关技术的应用已逐步实现了实用化与商业化。目前, 我国已有38个省市的电网调度中心建立了较为完善的SCADA系统或者EMS系统。

自2009年开始, 国家电网公司提出了建设智能电网的发展战略, 要求电网应当以坚强网架为基础, 以电网调度自动化系统为技术支撑平台, 以实现电网的信息化、自动化与互动化特征, 这也进一步推动了我国电网调度自动化技术的发展与应用。可以预见电网调度自动化技术在未来的发展趋势是:

一是能更加适应坚强智能电网的发展需要, 并不断开发出与之相适应的分析功能与决策功能, 能够更好的辅助调度人员实时监控与智能控制;二是电网调度自动化技术在未来将更加标准化、开放化, 以不断适应新技术的发展需要, 并能更好的满足各级电网调度中心的信息数据交互和融合的需要。

结语

本文从实施电网调度自动化的意义出发, 并着重就电网调度自动化在电力系统中的应用与发展进行了研究与探索。随着电力系统电网调度自动化技术的应用与发展, 它不仅已成为了各省、市地区电网调度工作的重要技术工具与分析手段, 而且明显提升了电网的调度运行水平, 对保障整个电力系统的经济、安全运行都起到了非常重要的作用。

参考文献

[1]李文杰.调度自动化系统在电网中的应用[J].科技咨询, 2013 (07) .

[2]李海燕.地区电网调度自动化EMS系统设计规划研究[J].科技与生活, 2014 (07) .

[3]周全仁.现代电网自动控制系统及其应用[M].北京:中国电力出版社, 2012.

篇4：浅谈电力系统调度自动化

【关键词】电力系统；调度自动化；信息

1.我国电网现状简介

电力系统是由发电、输电、变电、配电和用电设备以及控制、保护和通信设备组成的一个整体。目前我国电网进入了大电网、大电厂、大机组、超高压输电、高度自动控制的新时代。现代电网的主要特征：坚强的超高压等级系统构成主网架的大系统；各个电网之间具有较强的联系；具有足够的调峰容量，能够实现AGC；具有较高的供电可靠性；具有高度自动化的控制系统；具有高度自动化的管理系统；具有高素质的职工队伍。现代电网实行统一调度、分级管理、分层控制。

2.电力系统调度与运营包含的内容和要实现的目标

2.1电力系统调度的任务

电力系统的调度就是对电力系统中所有的设备及其运行状态进行监控和调节，是一个指挥者。目前电力调度涵盖的范围较大，有自动化系统、继电保护等等。电力系统调度的任务主要是：尽设备最大能力满足负荷需要，使整个电网安全可靠连续供电，保证电能质量，经济合理利用能源，保证发电、供电、用电各方合法利益。

2.2调度自动化的必要

电力系统是一个庞大而且复杂的系统，有几十个到几百个发电厂、变电所和成千上万个电力用户，通过多种电压等级的电力线路，互相连接成网进行生产运行。电能的生产输送过程是瞬间完成的，而且要满足发电量和用户用电量的平衡。现在电力系统的发展趋势是电网日益庞大，运行操作日益复杂，所以当电网发生故障后其影响也越来越大。另一方面，用户对供电可靠性和供电质量的要求日趋严格，这就对电力系统运行调度人员和电力系统调度的自动化水平提出了更高的要求。电网调度自动化具有较大的经济效益，可以提高电网的安全运行水平。当发生事故时调度员能及时掌握情况，迅速进行处置，防止事故扩大，减少停电损失。地调采用自动化调度系统能减少停电率。当装备有直接监护用户的自动装置以后，可压低尖峰负荷。若采用分时和交换电价自动计量等经济办法管理电网，经济效益更大。因此，电网调度自动化是一项促进电力生产技术进步和有显著经济效益的重要工作，是电力系统不可缺少的组成部分。

2.3电网调度自动化的组成部分及其功能

电网调度自动化系统，其基本结构包括控制中心主站系统、厂站端（RTU）和信息通道三大部分。根据功能的不同，可以将此系统划分为信息采集和执行子系统、信息传输子系统、信息处理子系统和人机联系子系统。信息采集和执行子系统的基本功能是在各发电厂、变电所采集各种表征电力系统运行状态的实时信息，此外还负责接收和执行上级调度控制中心发出的操作、调度或控制命令。信息传输子系统为信息采集和执行子系统与调度控制中心提供了信息交换的桥梁，其核心是数据通道，它经调制解调器与RTU及主站前置机相连。信息处理子系统是整个调度自动化系统的核心，以计算机为主要组成部分。该子系统包含大量直接面向电网调度、运行人员的计算机应用软件，完成从采集到信息的各种处理及分析计算，乃至实现对电力设备的自动控制与操作。人机联系子系统将传输到调度控制中心的各类信息进行加工处理，通过各种显示设备、打印设备和其他输出设备，为调度人员提供完整实用的电力系统实时信息。调度人员发出的遥控、遥调指令也通过此系统输入，传送给执行机构。

2.4电力系统调度自动化的应用现状

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工作站和国际公认的标准：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-WINDOWS，网络通信用TCP/IP、X.25。实践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）CC-2000系统。采用开放式系统结构设计及面向对象的技术，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，又兼顾其他行业实时应用的要求。按照软件工程的规律进行开发，实现软件工程产品化。技术鉴定认为，按照开放式系统设计和采用面向对象等技术，都属于国际先进或领先范畴。

（2）SD-6000系统。由电自院南瑞系统控制公司和淄博电业局联合开发具有统一平台的开放式分布式能量管理系统。1994年投运，1996年通过测试和鉴定。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。SD-6000系统有较高的稳定性和可靠性，前置机应用软件设计合理、实用。

（3）OPEN-2000系统。OPEN-2000系统是江苏省立项的重大科技项目，是由南瑞电网控制公司开发的新一代EMS系统。OPEN-2000系统是南瑞电网控制公司于1998年开发成功的一套集SCADA、AGC、PAS、DTS、DMS、DMIS于一体，适用于网、省调和大中型地调的新一代能量管理系统，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，可靠性更高。完全基于商用数据库开发的、具有客户/服务器模式的全新能量管理系统。

我国调度自动化水平与世界上先进的国家相比，还有一些差距。尽管在近几年新投入运行的变电所采取了比较新的技术，但是总体而言，电网调度系统还存在一些需要解决问题。

3.电力系统调度自动化存在问题的解决方法

（1）管理方面。统一思想，加强调度管理，提高认识。必须杜绝人为的一切误调度、误操作事故以及不服从调度指令擅自投停运设备。抓好防治误操作的思想教育工作，增强广大调度人员的安全意识、责任心和技术素质，最大限度避免误操作事故的发生。加大奖惩力度，严格考核，加强安全监督检查。认真落实各级安全生产责任制；严格执行“两票三制”制度，严把安全关。加强调度专业培训，提高调度员业务水平。

（2）技术方面。积极开发更高级实用的装置和软件，努力提高自动化水平和保证通信的清晰畅通，避免工作中出现因电话不清楚、自动化画面显示不正确而造成的错误。

4.结语

篇5：电力系统调度自动化

本规定适用于XX县电网，与XX县电网运行有关的各电网调度机构和发、输、变、供电单位以及在XX县电网从事电网调度自动化的科研、设计、施工、制造等单位，均应遵守本规定。规范性引用文件

本办法引用的标准如下：

《电力调度自动化系统运行管理规程》(DL/T 516-2006)

《电力二次系统安全防护规定》(电监会5号令)

《电力系统安全防护总体方案》(电监[2006]34号文)

《中国南方电网调度自动化管理规定》

《DL634.5.101-2002远动协议南方电网实施细则 》（调自[2007]1号）

《中国南方电网电力二次系统安全防护技术规范》（调自[2008]19号）

《南方电网电力二次系统安全防护管理暂行规定》（南方电网调〔2009〕7号）《中国南方电网调度自动化系统运行缺陷管理规定》（调自[2009]16号）《南方电网调度自动化系统不间断电源配置规范》（调自[2009]15号）

《南方电网地/县级调度自动化主站系统技术规范》（Q/CSG11005-2009）3 术语和定义

AGC: 自动负荷控制；RTC：远程终端单元。职责

XX县电力调度中心是XX县供电公司自动化管理的职能部门，对全网自动化系统规划、新建、改造、运行、维护实行统一管理，其主要职责如下：

4.1负责对县调管辖的自动化系统进行运行维护、调整试验和运行统计分析并定期上报和下发。

4.2贯彻执行上级颁发的各项规程、标准、导则和下达的工作部置与要求等文件、编制县调自动化系统的专用运行规程和标准规程。

4.3参与审核县调自动化系统的规划和设计。

4.4监督XX县电网供电区域内新建的自动化设备与厂、站一次、二次设备同步投入运行。

4.5编制并上报县调自动化设备的年度定检计划。

4.6负责编制县调自动化系统年度技改工程计划。

4.7参加审核县调上报的自动化设备年度定检计划，并及时审批计划外的零检。

4.8参加XX县电网供电区域内调度自动化系统事故的调查和分析处理，并及时上报。

4.9负责XX县电网供电区域内上级调度的厂、站安装自动化设备投运前的检查和验收。

4.10 负责县调管辖范围内新建、扩建、技改自动化工程项目的立项审查、设计审查，设备选型及招标，并参与工程竣工验收。

4.11 组织XX县电网调度自动化人员的培训和技术交流工作，提高人员素质。

4.12 组织或配合有关部门进行XX县电网内自动化专业的考核、评比、经验交流、技术指导

和培训工作。

4.13 负责编写XX县电网调度自动化发展远景规划，编制电网调度自动化技措计划、审核本

地区所辖县调自动化发展规划和重大项目技措计划及方案。

4.14 指导县级调度自动化系统运行达标工作，负责本地区县级调度自动化系统实用化考核

和复查工作。运行维护管理

5.1县调要认真做好基础管理工作。必须保证调度自动化系统实用化的各项指标。并接受

上级部门的检查。

5.2县调运行考核月报必须在下月5号前上报地调，并简述运行情况分析；地调在每月20

日前公布上月全区自动化运行简报，通报各县调度自动化系统运行和实用化考核指标完成情

况。

5.3县调每月3日前上报上月运行考核指标完成情况，每年元月20日前上报上年度的工作

总结，包括全年度运行考核指标完成情况、存在的问题、改进措施以及本年度工作要点、自

动化人员、设备状况调查表。

5.4值班制度

调度自动化机构应建立调度自动化系统运行值班制度。

1）调度自动化系统主站端宜实行24小时现场值班。可靠性高，且具有完善的故障报警功能的系统，经本调度机构负责人批准，可不实行24小时现场值班。调度机构应建立相应的制

度，在无现场值班人员的情况下，系统一旦出现异常，保证值班人员及时到达现场处理。

2）发电厂、变电站应加强调度自动化设备的运行维护工作，在设备发生故障时，调度自动

化运行维护人员应及时处理并向上级调度自动化管理机构报告。故障发生至开始处理一般不

超过40分钟。

3）值班人员在调度自动化系统异常或信息有误时，应立即处理并做好记录。

4）调度端调度自动化值班人员应重视对AGC运行情况的监视，一旦发现AGC功能异常和相

关的信息异常，应及时通知调度值班员采取相应措施，并立即进行处理。

5）应建立完善的交接班制度。在处理事故、进行重要测试或操作时，不得进行交接班。

5.5县调、发电厂所辖RTU如出现故障，应于12小时内迅速恢复，运行地点超出50公里的应于24小时内恢复运行，并及时通报上级调度机构自动化部门。

5.6运行设备变更、检修（除故障抢修）、年检以及CT/PT变化、数据量系数、信息量序

号的变更等工作，应提前三天内书面电传报地调，经同意后方可进行。

5.7RTU更新必须事先报地调。施工前应作好充分准备。施工过程中，设备停运时间不得

超过一周。

5.8功率总加考核点变化后应及时进行修改，并将修改结果书面报告地调。

5.9各厂、站一次接线图中功率（有功、无功）输入、输出平衡自查每周至少进行一次；

遥信对位检查每半年一次。以上工作做好记录，每月报地调校对1次，双方作好校对记录备

查，存在问题及时解决。

5.10 县调应指定专人负责与地调自动化部门的日常工作联系，并将名单及联系方式报地调

自动化部门备案。设备管理

6.1设备检验管理

6.1.1 调度自动化设备应按照相应检验规程或技术规定进行检验工作，设备的检验分为三

种：

a）新安装设备的验收检验；

b）运行中设备的定期检验；

c）运行中设备的补充检验。

6.1.2 各类电工测量变送器和仪表、交流采样测控装置、是保证调度自动化系统遥测精度的重要设备，必须严格按照有关规程和检验规定进行检定。

6.1.3 变送器的运行应纳入计量仪表监督，变送器的校验应纳入计量仪表范畴。

6.1.4运行中设备的定期检验分为全部和部分检验，其检验周期和检验内容应根据各设备的要求和实际运行状况在相应的现场专用规程中规定。

6.1.5 设备经过改进后或运行中出现故障或异常修复后必须进行补充检验。

6.1.6 某些与一次设备相关的调度自动化设备(如变送器、交流采样装置、远动装置、计算机监控系统相关设备、电气遥控和AGC遥调回路、电能量远方终端等)的检验时间应尽可能结合一次设备的检修进行，并配合一次设备的检修，检查相应的测量回路和测量精度、信号电缆及接线端子、并做遥信和遥控的联动试验。

6.1.7调度自动化设备检验应由设备的专责人负责现场组织。检验人员应具备相应的资质。检验前应作充分准备。图纸资料、备品备件、测试仪器、测试记录、检修工具等均应齐备，明确检验的内容和要求，在批准的时间内保质保量地完成检验工作。

6.1.8 在对运行中设备进行检验工作时，必须遵守《电业安全工作规程》和专用检验规程的有关规定，确保人身、设备的安全以及设备的检验质量。

6.1.9 设备经检验合格并确认内部和外部接线均已恢复后方可投运，并通知有关人员。要及时整理记录，写出检验技术报告，修改有关图纸资料，使其与设备的实际相符，并上报相关的调度自动化运行管理部门备案。

6.1.10各类仪表、仪器和测试设备应有专人管理，使其处于良好状态。要建立记录卡或记录簿，将检修校验及相应资质的计量机构校验的结果登记备查。

6.1.11各类仪表、仪器和测试设备，应按量值传递标准，按周期进行校验。各发电、供电、基建等单位与调度自动化有关的最高等级的标准仪表，应按规定定期送相应资质的计量机构进行校验。

6.2设备检修管理

6.2.1 计划检修应至少提前2个工作日向相关单位（部门）提出书面申请，并按以下规定办理，获批准后方可实施。

6.2.1.1 仅影响本级调度自动化系统的主站计划检修工作，应办理相关专业的会签手续，报本级调度机构分管领导批准；

6.2.1.2 影响上级调度自动化系统的主站计划检修工作，除向本级调度机构申请外，还应向上级调度自动化部门提出申请,接受申请的调度自动化部门应办理相关专业的会签手续后方可批复；

6.2.1.3子站计划检修工作，应向上级调度自动化管理机构提出申请。若该检修工作同时影响多个主站，负责审批的调度自动化管理机构应征得各有关主站调度自动化管理机构意见后，方可批复。计划检修申请单位在提出申请时，应同时提交替代信息的方案。

6.2.2 调度自动化设备的临时检修应在工作前通知主管该设备的调度自动化值班人员，并填写调度自动化设备停运申请单，经许可并通知受影响的相关调度自动化值班人员后实施。情况紧急时，可先进行处理，然后报告。

6.2.3 检修工作开始前，检修人员应与主管该设备的调度自动化值班员联系。设备恢复运行后，应及时通知批准停役的调度自动化值班员，并记录和报告设备退出运行的原因、时间及处理经过等，取得认可后方可离开现场。

6.2.4 厂站一次设备退出运行或处于备用、检修状态时，调度自动化设备不得停电或退出运

行，不得影响其它运行中的一次设备的遥信、遥测功能，确因检修工作需要停电或退出运行时，需提前2个工作日按规定办理设备停运申请。

6.3设备缺陷管理

6.3.1 各级调度自动化管理机构要建立调度自动化设备缺陷管理制度。及时发现和处理设备缺陷，保证设备完好。

6.3.2 设备维护单位应组织专业人员在工作标准规定的时间内消除设备缺陷。如确因设备情况特殊，无法在规定时间内完成消缺，应向上级调度自动化管理机构报告。

6.3.3 设备维护人员应详细记录设备缺陷情况，并对处理结果进行分析和总结。

6.4设备停退役管理

6.4.1 电网调度自动化设备永久退出运行，应事先由设备维护单位向上级调度自动化运行管理机构提出书面申请，经批准后方可进行。同时服务多个主站的设备，应经有关调度自动化管理机构协商后决定。

6.5备品备件管理

6.5.1各级调度自动化运行维护单位负责其调度自动化设备的备品备件的年度计划编制、购买和管理，根据有关规定以及设备的运行情况，储备足够的备品备件。

6.5.2 备品备件应有专人管理，建立台帐，备品备件的存储环境应符合制造厂规定的条件。

6.5.3 备品备件应定期检测，保证其完好和可用性。技术管理

7.1县调主站端系统网络协议应遵循TCP/IP《电力系统实时数据通信应用层协议》。有条件建立自动化计算机网络系统的发电厂亦比照此办法执行。

7.2县调主站端、向地调转发数据的远动终端，其通信规约必须严格遵守部颁DL451-91《循环式远动规约》，其中，A、B帧长定为32个信息字，C1、C2帧长定为64个信息字。

7.3遥测量的方向以潮流送出母线为正、送进母线为负。工程单位：有功量为MW、无功量

3为Mvar、电压为kV、电度量为kWh、频率为Hz、电流为A、水位为M、流量为M/s。以此为

基础，功率总加及110kV开关功率数据量系数为0.1，其它开关功率数据量系数为0.01，所有电流数据量系数均为1。

7.4110kV馈线开关、主变侧开关和参加功率总加的开关需采集有功功率（P）、无功功率（Q）和电流（I）；35kV开关需采集有功功率（P）和无功功率（Q）；母联和其它开关需采集电流（I）。

7.5开关量遥信状态编码必须统一。单遥信以“0”表示断开，“1”表示闭合；双遥信以“10”表示断开,“01”表示闭合，“00”、“11”为非法状态。

7.6开关状态显示必须以“红色”表示“合”，“绿色”表示“分”。

7.7向地调传送的信息顺序，必须根据地调信息编排原则编排的顺序执行。

7.8新建或改建的远动终端发送信息以同步或异步方式传输，并具备IP网络接口。

7.9数据传输速率目前暂定为300bit/s、600bit/s。对300bit/s方式，其中心频率为3000Hz，频偏为±150Hz；对700bit/s方式，其中心频率为2880Hz，频偏为±200Hz。以上频率指标的误差不得大于±10Hz。

7.10 通道的接收电平应保证在0～-10db范围内，远动终端发送电平应以载波、微波机或其它通信设备要求的入口电平为准。

7.11 自动化系统设备运行考核的内容和要求有：

7.11.1 自动化系统月平均运行率≥99.9%；

7.11.2 远动系统月运行率≥99.9%；

7.11.3 计算机系统月运行率（双机）≥99.9%；

7.11.4 功率总加合格率≥95%；

7.11.5 自动化系统日报表合格率≥96%；

7.11.6 事故时遥信正确动作率≥99%；

7.11.7 主要电气量遥测合格率≥99.3%；

7.11.8 自动化传输专用电路运行率≥99.8%；

7.11.9 设备完好率达到100%；

7.11.10 设备一类率≥90%；

7.11.11 设备缺陷消缺率≥90%；

7.11.12 重大设备缺陷消缺率达到100%；

7.11.13 绝缘工具合格率达到100%；

7.11.14 计量仪表校验合格率达到100%

7.11.15 远动装置故障停运时间连续不超过24小时。

7.12 自动化系统高级应用软件（PAS）运行考核的内容和要求有：

7.12.1 自动化系统状态估计覆盖率≥90%；

7.12.2 自动化系统状态估计可用率≥90%；

7.12.3 自动化系统遥测估计合格率≥90%；

7.12.4 自动化系统单次状态估计计算时间≤30秒；

7.12.5 自动化系统调度员潮流合格率≥90%；

7.12.6 自动化系统调度员潮流计算误差≤2.5%；

7.12.7 自动化系统负荷预报运行率≥96%；

7.12.8 自动化系统月负荷预报准确率≥94%；

7.12.9 自动化系统最高负荷准确率≥94%；

7.12.10自动化系统最低负荷准确率≥93%；

7.13 上述各条款同时适用于综合自动化设备。安全防护管理

8.1调度自动化系统安全防护是涉及面广且技术复杂的系统工程，其实施应遵循“统一领导、分级管理、总体设计、分步实施、远近结合、突出重点”的总原则。

8.2调度自动化系统必须设专责系统管理员，负责系统资源管理与调配、系统的密码管理、操作人员及控制台的权限管理等。

8.3调度自动化管理机构必须建立日常的安全管理制度。

8.4调度机构编制的所辖范围调度自动化系统安全防护实施方案，需经上级调度机构审查；方案实施完成后须通过上级调度自动化机构组织的验收。

8.5调度机构要编制各关键业务系统及关键设备的故障处理预案，准备好故障恢复所需备份，妥善保存，并经常进行预演。一旦发现安全问题，应及时向上级调度机构及有关部门报告，做好分析、处理工作并做好相关记录。对于危及系统安全的故障，要及时通知各相关单位，迅速采取隔离或阻断措施，防止其扩大和扩散。

8.6加强安全审计管理，对与安全有关的所有操作人员和维护人员的操作以及系统信息进行记录。发现系统安全漏洞以及内部人员违规操作，应立即采取相应措施，予以纠正。

8.7要定期对已投运系统进行安全风险分析，及时发现关键系统的安全漏洞并进行安全加固；要不断完善安全检测手段、快速响应机制、防护措施和安全策略，将调度自动化系统安全防护作为电力安全生产的重要内容，逐步提高全调度系统的安全水平。

8.8对调度自动化系统安全相关的规划设计、项目审查、工程实施、系统接入、日常运行等环节要加强安全管理。要注意对防护方案、实施方案、安全评估报告等重要文件和其中的关键技术及关键数据进行保密。行业管理

9.1非XX县供电公司出资兴建的，但由XX县电力调度中心直接调度的发电厂、变电站（简称系统外厂站）其自动化工作都必须接受XX县电力调度中心的行业管理。

9.2并入XX县电网，但属系统外电厂、电站的自动化工程，由电力调度中心提出方案，设计院遵循电力行业各种规程、标准中规定的原则进行设计，电力调度中心实施。

9.3并入XX县电网、但属系统外电厂、电站投资的自动化设备安排调试竣工后，必须经XX县电力调度中心或受委托的单位检验测试合格后方能投入运行。

9.4XX县系统外电厂、电站投入系统的自动化设备产权归投资方所有，设备运行维修工作归产权方负责。产权方无力维护的设备，可以委托XX县系统内相应管理单位负责维护。

9.5XX县系统外电厂、电站、投资的自动化设备，未经XX县电力调度中心同意不得随意搬迁或更换。

9.6系统外电厂、电站投资的通信设备运行维护管理工作，必须服从XX县电力调度中心的统一领导并接受运行考核。工程管理

10.1县调每年上报到地调的年度调度自动化技改项目、技术方案、项目建议书必须由地调出具项目审查、审核报告，提出结论性意见后并批准后方可实施。

10.2XX县网内调度自动化设备从设计、选型到安装调试，均应事先按管理程序报地调会审，并报XX县供电公司有关部门审批后实施。设备投入运行的验收工作，由地调会同XX县供电公司有关部门进行。

10.3基建项目必须做到“四同时”，即：同时设计、同时建设、同时验收、同时投入使用。10.4已投入运行的水、火电发电机组，未安装调度自动化设备的应进行技术改造，并将远动信号送地调；在建或待建的应保证远动设备与发电机组同期投运。

10.5新建站或更新改造站远动终端，均应选用交流采样远动终端。

10.6新装或更新的远动终端及采集仪表，必须持有南方电网公司颁发的入网许可证。10.7改建或新上基建项目，在投产前二周应将一次接线图交地调，以便自动化信息能及时接入地调。检查与考核

11.1 本标准按公司经济责任制考核办法进行检查与考核。

11.2 考核的内容为本标准规定的职责和工作内容与要求。附则

12.1 本规定由XX电力调度中心编制并负责解释。

篇6：电力系统调度自动化

电力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，包括在此系统运行的应用软件，是为各级电力调度机构生产运行人员提供电力系统运

摘要：电力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，包括在此系统运行的应用软件，是为各级电力调度机构生产运行人员提供电力系统运行信息、分析决策工具和控制手段的数据处理系统。本文阐述了电力调度自动化的目前所存在问题、电力系统调度运营所包含的内容、所要实现的目标以及电力系统自动化的组成和安全防护体系的解决方案。

关键词：电力系统;调度自动化;信息

Abstract: electric power dispatching automation system is a direct power network operation service for the data acquisition and monitoring system, including in the operation of the system application software, is for electric power dispatching institutions at various levels production operation personnel to provide power system operation information, analysis and control of the means of decision making tool data processing system.This paper expounds the dispatching automation of electric power of the existing problems at present, power system scheduling operation contains content, to achieve the objectives and the composition of the automation of electric power systems and safety protection system solutions.Key words: electric power system;Dispatching automation;information

中图分类号:TM73 文献标识码：A 文章编号：

0引言

随着我国经济的快速发展，人民对电力的需求越来越高，电网在不断发展和进步的同时，保证电力供应的安全有序进行，是电力调度自动化系统首要任务。电力调度自动化系统是电网运行服务的数据采集与监控的系统，是为各级电力调度机构生产运行人员提供电力系统运行的实时信息、分析决策工具和控制手段的数据处理系统。因此，保证电网安全和经济可靠运行是电力调度自动化系统重要手段之一。1电力调度自动化面临的主要问题

1.1系统平台差异

为了适应这种发展速度，电力调度自动化系统也需要进一步更新，其中包括功能的扩展和平台的更新。电力调度自动化系统是应用于计算机平台上的自动化系统，系统采用分层分布式结构，计算机硬件平台作为最底层的一个环节，对于系统的安全高效运行起着重要的作用。目前市场上有很多完善可靠的硬件平台，比如HP、IBM、SUN、DELL，对于CISC架构的机器，通常采用Windows操作系统;对于RISC架构的小型机，它们又具有诸如IBM AIX、HP Tru64、HP UNIX、SUNSolaris等专用操作系统系统。近些年来，为了提高系统的可靠性、高效性及安全性，绝大部分用户都采用基于RISC架构的小型机作为系统服务器首选硬件平台;考虑到易用性，工作站多选用CISC架构的机器。如何屏蔽硬件平台及操作系统差异，确保系统功能、界面一致性，也成为电力调度自动化系统发展面临的最根本的问题。除了建设初期面临的系统平台差异问题，在系统运行过程中，硬件设备的停产、系统扩容、硬件平台部分更换等情况下，同一套系统也将会面临不同硬件平台及操作系统问题。

1.2电网模型变化频繁

电力工业的发展和国民经济的发展是分不开得，为了更好的为国民经济发展提供服务，电力工业还需要进行先期的一些投入。我国在电力建设方面一直非常重视，从两网改造到一些国家重点电力工程建设无不体现出这一点。近些年来，我国经济依旧保持十分良好的发展上升趋势，电力建设速度也很好的满足了经济发展的需要，电网规模也在逐步有序的扩大，并且还有很多变电站、发电站正在建设或规划过程中。作为电网监视控制系统的调度自动化系统，为了给电力调度人员准确无误的反映电网运行状态，就需要对调度自动化系统的电网模型进行及时补充。在最初的调度自动化系统中，要完成一个新变电站的建模需要

以下几个步骤:逐个设备单元画图、在数据库中建立记录、单元间联接关系的确定、数据库与图形设备的关联。由于是以一个电力设备为单位，所以对于一个庞大的变电站来说，要完成建模和数据库录入需要很长的时间，并且由于过程十分烦琐，出现错误的几率也非常大，也牵扯了运行维护人员过多的精力。

1.3功能要求不断增多

目前看来，电力调度自动化系统是一个很广泛的概念，最初所说的SCADA功能只是该系统的一个基本功能。由于具有先进的厂站采集设备及通信设备的支持，调度自动化系统目前可以基本上采集到我们所需的所有数据，这些数据经过系统处理之后存入数据库。为了进一步利用这些数据，高级应用功能PAS(POWER APPLIECATION SYSTEM)被很快得以推广和应用，PAS主要包括网络拓扑、状态估计、调度员潮流、负荷预测、短路电流计算、外网等值、电压无功优化等模块。

除了PAS功能之外，目前在一些网、省调，还有一些大型地调应用了一套新的系统———调度员培训模拟系统(简称DTS)。该系统也是一个计算机系统，它按被仿真的实际电力系统的数学模型，模拟各种调度操作和故障后的系统工况，并将这些信息送到电力系统控制中心的模型内，为调度员提供一个逼真的培训环境，以达到既不影响实际电力系统的运行而又培训调度运行人员的目的。除了PAS和DTS功能外，电力系统对集控功能的需求也越来越多。SCADA、集控、PAS、DTS其实是面对着一个相同电网，只是调度自动化系统不同运行状态的体现，我们分别称之为“实时态、研究态、培训态”。既然是面对着一个相同的电网，就必须保证其电网模拟及数据库的一致性。而目前这些功能的实现多是基于各个独立的数据库之上，也就是说要单独进行建模填库。在这种情况下，很难保证模型和数据库的完全一致，这必将影响到功能实现的效果。同时，面对不同的功能应用，人机界面的统一也至关重要。

1.4信息孤岛问题

调度自动化系统作为一套数据监控系统，它不是一个孤立的系统，为了避免出现“信息孤岛”，调度自动化系统需要和众多其它系统互联，不同产品之间采用什么接口方式高效联接是目前系统不可避免的问题。另外对于不同级别、不同区域的调度自动化系统，也不是孤立运行的，他们彼此之间需要进行一些资源的共享。而现在市场上能提供调度自动化系统产品的厂家非常多，有国内的，也有部分国外知名厂商，不同厂家的产品在系统体系结构、数据库结构等各方面存在差异，这使得不同系统之间的信息交换受到很大限制。

2、电力系统调度自动化的内容及实现的目标

2.1.电力系统调度的任务

电力系统的调度就是对电力系统中所有的设备及其运行状态进行监控和调节，是一个指挥者。目前电力调度涵盖的范围较大，有自动化系统、继电保护等等。电力系统调度的任务主要是：尽设备最大能力满足负荷需要，使整个电网安全可靠连续供电，保证电能质量，经济合理利用能源，保证发电、供电、用电各方合法利益。

2.2电网调度自动化的组成及功能

电网调度自动化系统，其基本结构包括控制中心主站系统、厂站端(RTU)和信息通道三大部分。根据功能的不同，可以将此系统划分为信息采集和执行子系统、信息传输子系统信息处理子系统和人机联系子系统。信息采集和执行子系统的基本功能是在各发电厂、变电所采集各种表征电力系统运行状态的实时信息，此外还负责接收和执行上级调度控制中心发出的操作、调度或控制命令。信息传输子系统为信息采集和执行子系统与调度控制中心提供了信息交换的桥梁，其核心是数据通道，它经调制解调器与RTU及主站前置机相连。信息理子系统是整个调度自动化系统的核心，以计算机为主要组成部分。该子系统包含大量直接面向电网调度、运行人员的计算机应用软件，完成从采集到信息的各种处理及分析计算，乃至实现对电力设备的自动控制与操作。人机联系子系统将传输到调度控制中心的各类信息进行加工处理，通过各种显示设备、打印设备和其他输出设备，为调度人员提供完整实用的电力系统实时信息。调度人员发出的遥控、遥调指令也通过此系统输入，传送给执行机构。

2.3.电力系统调度自动化的应用现状

目前我国投运的系统主要有 CC-2000、DF-8003、OPEN-3000、D5000。这些系统都采用 RISC工

作站和国际公认的标准：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-WINDOWS，网络通信用TCP/IP、X.25。实践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。

2.3.1.CC-2000 系统

采用开放式系统结构设计及面向对象的技术，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，又兼顾其他行业实时应用的要求。按照软件工程的规律进行开发，实现软件工程产品化。技术鉴定认为，按照开放式系统设计和采用面向对象等技术，都属于国际先进或领先范畴。现结合东北电网，由电科院、电自院、清华大学、东北电力集团公司、北京科东公司在统一协调下，共同在CC-2000支持系统平台上开发电网应用软件，从而实现完整的EMS系统。

2.3.2.DF-8003 系统

DF-8003 系统于 2002 年 10 月投运，2003年4 月 COPLAT/SCADA 部分 SAT,2003 年 7 月SCADA 省局整体验收测试，2003 年 12 月 PAS/DTS，配网 SCADA SAT 通过。该系统的人机界面定制工具提供前置，SCADA，NAS，AGD，DTS，TMR，DMS等应用界面的定制，界面风格统一，应用切换方便。友好的类Windows风格的交互式操作界面大大方便了用户的使用，便于维护。另外调度员工作站采用了Iinux，既节省了资金，又方便了调度员的使用。Windows 系统主要安装在维护机上，用于报表、远程拨号维护等作用，使用方便。

2.3.3.OPEN-3000 系统

OPEN-3000系统是江苏省立项的重大科技项目，是由国电南瑞科技股份有限公司开发的新一代EMS系统。在对IEC 61970标准进行充分研究的基础上设计了一个符合标准要求的系统集成框架和遵循标准的实时信息系统平台，所提供的系统管理、商用数据库、实时数据库、人机界面、权限、告警、多上下文支持、CASE管理等全面的服务为应用功能的实现提供了强大的技术支持，并且能够单独或同时支持EMS、DMS、WAMS与公共信息平台等应用系统，使系统在开放性、可靠性、方便性等方面有了显著的提高。同时，OPEN-3000系统在各应用设计上也都针对以往的难点进行了技术攻关，前置数据采集、SCADA、AGC、PAS、DTS等子系统都在应用功能、软件性能、操作方便性等方面均有大幅度的突破。

2.3.4.D5000 系统

国家电网为适应特高压电网运行的客观需要，落实国家电网公司“四化”的工作要求，全面提升调度机构驾驭大电网的能力，国调中心在公司系统内组织开展广域全景分布式一体化电网调度技术支持系统的研制工作。作为整个系统的基础平台，D-5000是整个系统研制的核心和重点，其开发由国调中心统一组织，各网省调 参加，中国电科院和国网电科院共同承担。

D-5000平台采用先进的软件开发技术，具有标准、开放、可靠、安全和适应性强等特点，直接承载着实时监控与预警(新EMS)、调度计划(OPS)、安全校核(SCS)和调度管理(OMS)四大应用平台，对提高电网的调度运行水平、加快调度机构的标准化建设和提高调度业务精益化的管理具有 重要而深远的意义。

3、如何建立调度自动化系统的安全防护体系

数据网络是支持调度自动化系统的重要技术平台，要求数据网络安全可靠，实时性要求在秒级或数秒级，其中发电报价系统、市场信息发布等电力市场信息系统由于需要与公网连接，因而还要求做加密及隔离处理。近年来，调度自动化系统的内涵有了较快的延伸，由原来单一的EMS系统扩展为EMS、DMS、TMS、厂站自动化、水调自动化、雷电监视、故障录波远传、功角遥测、电力市场技术支持系统和调度生产管理系统等。

3.1调度自动化系统的安全防护体系要制定安全防护策略。

应用系统的安全策略位于安全防范的最高一级，是决定系统的安全要素。从大的方面讲，安全策略决定了一个系统要达到的安全级别及可以付出的代价;从小的方面讲，安全策略的具体规则用于说明哪些行为是允许的，哪些行为是禁止的。系统是否安全，很大程度上依赖于最初设计时制定的安全策略，因为今后的安全措施，都围绕这一策略来选择和使用，如果在安全策略上出了问题，将会给今后的应用系统带来安

全隐患，从而使将来的安全建设处于十分被动的局面。因此考虑调度自动化系统的安全，应首先根据系统对安全性、可靠性、实时性、保密性等方面的不同特殊要求，按照国家有关部门的规定，从应用系统的各个层面出发，制定完善的安全防护策略。

3.2调度自动化系统的安全防护体系要确立信息系统的安全分层理论

一个信息系统的安全主要包含五个层面，即物理安全、网络安全、系统安全、应用安全、人员管理。物理安全主要包含主机硬件和物理线路的安全问题，如自然灾害、硬件故障、盗用、偷窃等，由于此类隐患而导致重要数据、口令及帐号丢失，称为物理安全。网络安全是指网络层面的安全。由于联网计算机能被网上任何一台主机攻击，而网络安全措施不到位导致的安全问题。系统安全是指主机操作系统层面的安全。包括系统存取授权设置、帐号口令设置、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。应用安全是指主机系统上应用软件层面的安全。

4结论

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。电力系统的迅猛发展需要完善、先进和实用的电网调度自动化系统来保证。随着计算机技术、通信技术的发展以及电力系统控制技术的不断进步，相信在不远的将来，电力系统调度自动化将会取得飞速的发展。以这些科学技术的进步为依托，能更好地维持供需平衡，保证良好的电能质量。

参考文献