调度自动化专业综述

电网调度自动化专业综述　
第二十八届中国电网调度运行会调度自动化专业组　
摘 要：本文简要介绍了我国电网调度自动化专业发展现状，对电网调度自动化专业当前的热点与难点问题进行了分析，提出了全国电网调度自动化专业下一步研究、发展的重点。

　
关键词：调度自动化　数据网络　安全防护　电力市场　信息化　
２７届全国电网调度运行工作会议以来，随着电力体制改革工作的不断深入和全国联网进程的加快、三峡首批机组的相继投产，调度机构达标创一流工作的深入开展，以及全国电力二次系统安全防护工作的开展，我国电网调度自动化专业的各项工作取得了较大进展。

电网调度自动化系统的通道数量和质量以及厂站信息的质量和设备运行的可靠性不断提高，调度自动化主站相关系统的建设、运行和应用水平普遍提高，标准化、规范化及其应用工作不断深入，电力二次系统安全防护工作取得了初步成效，电网调度自动化系统在电网的安全、优质、经济运行中发挥的作用越来越大。

与此同时，调度自动化系统的内涵和外延已经发生了较大的变化，调度自动化专业面正临着新的形势、要求和发展机遇。

　
一、全国电网调度自动化专业发展现状　
㈠全国电网调度自动化相关系统的建设与应用情况　
１．　国内开发的ＳＣＡＤＡ／ＥＭＳ得到广泛应用，全国ＳＣＡＤＡ／ＥＭＳ的应用水平普遍提高　
由于ＣＰＵ负载过高、系统容量不足、故障率增加、系统扩充困难等方面的原因，近年来，绝大多数８０年代中后期和部分９０年代初期建设的ＳＣＡＤＡ／ＥＭＳ逐步得到了更新。

据统计，全国３７个省级及以上电网调度中（不含台湾、香港、澳门，下同），２００１年以后又有１３个完成了主站系统的更新改造（含过渡系统）。

由于国内科研和生产厂家技术水平和实力的大幅提升，上述更新系统中就有１１个为国内厂家开发的系统，占整个更新改造系统的８１．８％。

因此，国产系统已在省级及以上调度中得到了广泛采用。

在地调和县调新上系统中，９８％以上的系统都采用了国内厂家提供的系统。

　
同时，在各级领导的高度重视和大力支持下，通过全国调度自动化专业人员的共同努力，我国电网调度自动化系统的实际应用水平普遍提高。

据统计，截至2003年6月，全国省级及以上电网中，有31家投入了AGC功能，其中有30家通过了实用化验收，在确保跨大区电网和网省电网安全、优质运行方面发挥了重要的作用；有33家投入了EMS应用软件基本功能（状态估计、调度员潮流、静态安全分析、负荷预测功能），其中28家通过了实用验收。

另外，自动电压控制（AVC）功能在安徽、福建等省级电网中获得了初步应
用，取得了较好的效果。

由此表明我国省级及以上电网调度已初步实现了由经验型向分析型的过渡，电网调度自动化系统的总体应用水平已接近国际先进水平。

与此同时，我国地区电网调度自动化系统的应用水平也有了较大的提高，据统计，全国现有320多个地调，有317个配备了计算机监控系统，其中有302个通过了实用化验收；有227个投入了状态估计、调度员潮流、负荷预测等应用功能，其中，有116个在实际中取得了较好的应用，通过了所属网、省调组织的实用验收。

２．　调度员培训模拟（ＤＴＳ）系统取得了初步应用　
伴随着我国经济建设的持续、快速发展和全国联网工程进度的加快，人们对用电的可靠性提出了更高的要求。

由于电网规模的不断扩大、结构日益复杂，电网发生事故所影响的范围和造成的损失将会越来越大。

ＤＴＳ系统是进行调度员运行操作、事故处理模拟培训和电网在线稳定分析研究、反事故演习的重要技术手段。

因此，其建设和应用工作在一些网、省调中得到了较好的开展。

目前，已经建成ＤＴＳ系统的网、省调有２９家，其中由国内厂家提供的系统有２３家，占已建系统的７９．３％。

上述系统中取得了较好应用效果的约有２０家，约占已建系统的三分之二。

另外，ＤＴＳ系统还在部分地调中得到了初步的应用。

　
３．　电能量计量系统（ＴＭＲ）已步入实用阶段　
随着“厂网分开”工作的不断深入和跨大区、跨省交易的实施，全国省级以上电网公司对电能量计量系统的建设和应用给予了高度重视。

据统计，到２００３年６月底，除南方、海南、青海、西藏外，全国省级及以上电网公司均已相继建成了各自的电能量计量系统。

由于这些系统能够及时实现分时关口电量的自动采集、统计、分析功能，采集的信息准确、完整，因此，在发电厂上网电量结算和省间、大区间电量结算以及生产统计、考核等方面发挥了重要的作用。

另外，国电公司还组织制定了《国家电力公司跨大区电网联络线关口电能量计量系统管理暂行办法》，为规范跨大区联络线关口计量系统的建设、运行和管理起到了积极的作用。

随着跨大区和省间电力市场交易的日趋活跃，电能量计量系统所起到的作用将会更加显著。

　
４．　国家电力调度数据网络（ＳＰＤｎｅｔ）骨干网的建设取得实质性进展　
随着数据网络在调度系统的广泛应用和人们对数据网络安全工作的重视，建设专用的ＳＰＤｎｅｔ已经是非常必要，这也是落实国家经贸委３０号令、实施全国电力二次系统安全防护的重要组成部分，全国骨干光纤、微波电路近年来的快速发展为该项目的顺利实施创造了必要的条件。

在国网公司和网省公司的大力支持下，２００２年上半年完成了项目的立项，确定了ＳＰＤｎｅｔ的总体技术方案、网络的技术体制、拓扑结构、路由分区、网络管理及网络安全方案等，使ＳＰＤｎｅｔ的建设步入了规范化，为该工作的健康、有序开展奠定了基础。

　
该网络采用ＩＰ技术体制；总体结构以省调为分界点分为两级，即ＳＰＤｎｅｔ骨干网（由省级及以上调度网络节点组成）和ＳＰＤｎｅｔ省网（由省、地调、县调组成），两级网络相对独立；网络路由在域间采用穿越自治域＋接入自治域模式，域内采用链路状态协议（ＯＳＰＦ），厂站路由接入采用静态路由方式；网络应用接入采用两个独立的ＶＰＮ方式，分别满足不同等级安全区域系统的接入。

　
ＳＰＤｎｅｔ骨干网项目已于２００２年１２月２０日完成了设备招标采购，华为公司的产品一
举中标。

该项目工程目前覆盖了除福建、浙江、广西、云南、贵州、海南、新疆、西藏以外的所有省级及以上调度和三峡梯调、三峡电站和北京市调，共计３３个点的３８台核心和骨干路由器、８０台交换机设备。

目前所有设备已运抵现场进行安装调试，计划于２００３年８月下旬完成设备的安装和系统间的调试工作。

该网络的建成和投运，将会大大地改善现有调度数据网络的传输质量，拓展网络的应用范围，为提高全国电网调度自动化系统运行的可靠性，适应下一步电力市场运营的相关要求奠定了坚实的基础。

　
５．　水调自动化系统的建设与应用取得初步成效　
作为调度自动化系统的一个重要组成部分，近两年，水调自动化系统的建设与应用得到了迅速的发展，应用功能不断完善，应用水平不断提高。

截至２００３年６月３０日，全国水电资源丰富的网、省公司，除江西、四川外，均已建成了水调自动化系统，其中２００１年以后建设的系统有３个，且华中、东北、福建３家的水调自动化系统已经通过了国调中心组织的实用化验收。

另外，国调水调自动化系统（二期）工程设备也于２００３年４月运抵现场，目前已能够接入西北、东北、华中、福建等网、省调和三峡梯调中心转发的信息。

上述网、省调水调自动化系统的相继建成和投运，实现了所属电网水情数据的自动采集、监视、处理和分析等基本功能，在保障水电站防洪安全、及时掌握和预测水情信息（特别是流域、梯级水情信息）、合理使用水能、减少弃水损失、增发水电、优化资源配置、提高电网整体经济效益方面发挥了重要作用，取得了较好的经济和社会效益。

　
６．　调度生产管理信息系统（ＤＭＩＳ）在提高调度机构现代化管理水平方面发挥了重要的作用　
随着调度机构创一流工作的稳步开展，ＤＭＩＳ在全国网、省电网调度机构的建设与应用水平普遍提高。

据统计，目前除青海、新疆、西藏外，全国省级及以上调度机构均已建立了适合本单位的ＤＭＩＳ。

这些系统的建成，在规范调度机构部门之间的工作界面和工作流程，加强机构内部和调度系统之间的沟通与信息共享，提高调度机构的工作效率和管理水平，推动调度机构信息化等方面发挥很好的作用，已成为电网调度生产指挥和现代化管理过程中的一个重要技术手段。

　
㈡全国网、省调ＥＭＳ运行水平和信息质量稳步提高　
近年来，全国电网调度自动化专业通过转变观念、加强系统和设备的运行管理，使得全国电网调度自动化系统始终保持在较高的运行水平，其中２００２年全国网、省电网调度自动化系统年均各项指标创历史最好水平，在保障全国电网安全稳定运行、全国电力生产任务的完成以及电力改革的顺利实施和全国互联电网运行等方面发挥了重要的作用。

２０００年以来网、省调电网调度自动化系统年均主要运行指标如下表所示。

　
主要运行指标　２００２年　２００１年　２０００年　远动装置可用率％　９９．８２　９９．７９　９９．７９　
远动系统可用率％　９９．４８　９９．３１　９９．１８　
计算机系统可用率％　９９．９９　９９．９７　９９．９８　
调度日报表合格率％　９９．８２　９９．６３　９９．５４　
事故遥信正确动作率％　９９．４１　９８．８５　９９．０９　
ＡＧＣ功能投运率％　９１．２８　９０．８２　９１．１３　
ＡＧＣ功能控制合格率％　９９．４７　９９．３７　９８．８８　
㈢标准化、规范化工作取得较大进展　
２００１年以来，我国电网调度自动化专业相关标准制定与应用工作取得了较大进展。

主要表现在：标准的制定方面，又有ＩＥＣ　６０８７０－５－１０１、１０４标准，ＩＥＣ　６０８７０－６－５０３、８０２（ＴＡＳＥ２）等调度自动化相关标准已经正式成为我国的国家和电力行业标准；　ＤＬ／Ｔ　７４３－２００１《电能量远方终端》、ＧＢ／Ｔ　１３７３０－２００２《地区电网调度自动化系统》等标准已正式出版执行。

在标准的实际应用方面，ＴＡＳＥ、１０１、１０４等规约已经在国调、华中网调、江苏、安徽、福建、重庆等省（市）调获得了迅速的应用，取得了较好的效果；国调已通过标准的１０２规约直接采集到龙泉、政平换流站和三峡电站联络线关口计量信息。

另外ＡＰＩ工作组在国调中心已先后组织了２次互操作连通试验，使国内的开发厂家加深了对ＩＥＣ　６１９７０标准的理解，积累了系统互联互操作的经验；全国电力系统控制及其通信标准化技术委员会专门组织有关专家及时翻译了ＩＥＣ６１８５０变电站通信网络和系统系列标准，对于国内相关技术人员及时跟踪和掌握该系列标准的进展情况，起到了很好的作用。

以上表明，我国电网调度自动化的标准化工作已初步实现了与国际上的接轨。

　
㈣全国电力二次系统安全防护工作取得初步成果　
自２００２年５月８日国家经贸委颁布了第３０号令《电网和电厂计算机监控系统及调度
数据网络安全防护规定》后，国家电力公司和电网公司进行了积极的贯彻和执行，成立了
全国电力二次系统安全防护领导小组、工作小组，出台了一系列的安全规定和防护措施。

电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络是整个二次系统安全防护的核心，为此，国调
中心专门组织成立了以部分网省调及科研单位技术人员组成的安全防护专家组，先后起草
了《全国电力二次系统安全防护总体框架》和《全国电力二次系统安全防护总体方案》（该
方案经过多次讨论修改已形成第七稿），确定了“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向防
护”的总体防护策略和“统一领导、分级管理、总体设计、分步实施、远近结合、突出重
点、联合防护”的总体工作原则，对规范和指导二次系统安全防护工作起到了积极的作用。

同时，国调中心还及时组织对网省调技术人员进行相关知识的技术培训，组织研制、开发
了安全的物理隔离装置，并组织对相关网、省调度系统安全防护实施方案进行审查，为此
项工作健康有序的开展奠定了坚实的基础。

目前调度系统安全防护工作正在有条不紊的进
行，领导和专业人员的安全防护意识普遍增强。

　
㈤变电站自动化技术在实际中得到大量应用，无人值班工作在１１０ｋＶ及以下变电站得到广泛开展　
随着变电站自动化相关技术的日益成熟和设备可靠性的不断提高，该技术在新建变电站特别是５００ＫＶ变电站中获得大量应用。

据了解，近两年新建的５００ｋＶ变电站和部分２２０ｋＶ均采用了计算机监控系统，取消了常规的测控回路，变电站的运行与控制实现了计算机化、
智能化。

另外，随着城网、农网改造工程的实施和厂站自动化水平的不断提高，变电站无人值班、少人值守工作也取得了较大进展。

据不完全统计，全国目前约有２２０ｋＶ变电站１８００多个，实现了无人值班的已超过２６０个；约有１１０ｋＶ变电站５９００个，实现无人值班的超过３４００；约有６６ｋＶ／３５ｋＶ变电站５７００多个，开展无人值班工作的约为３３００个。

　
二、电网调度自动化专业当前工作的热点与难点问题　
１．　新的电力体制改革方案正式出台，区域电力市场的试点工作已经启动，对调度自动化专业提出了新要求　
２００２年１２月，以１１家新组建公司成立为标志的新的电力体制改革方案正式出台，该方案将建设区域电力市场、实现区域电力资源的优化，作为电力体制改革的一项重要内容。

２００３年６月，一度停顿的电力市场试点工作重新启动，电监会先后确定在东北、华东电网进行区域电力市场的试点工作并提出了具体要求，随后，适时出台了《电力市场运营基本规则（试行）》、《电力市场监管办法（试行）》以及《电力市场技术支持系统功能规范（试行）》等一系列文件，对规范和指导电力市场的建设工作有着重要的作用。

　
电力市场技术支持系统的建设、运行、维护与管理，涉及到现有调度自动化专业的方方面面，有许多新的问题需要进一步研究，也为调度自动化专业的发展带来了新的机遇。

如何建设一个满足不同电力市场运营模式和各方面需求的、实用的电力市场技术支持系统，成为当前调度自动化专业的一个热点问题。

为此，调度自动化专业要积极跟踪东北、华东电网的试点工作，加强对区域电力市场技术支持系统相关技术的研究，提前做好以下问题的研究工作：　
（１）不同的电力市场运营模式对电力市场技术支持系统建设模式与功能的影响；
（２）电力市场运营管理中各个环节、各个子系统间信息流程与管理流程如何进行规范；　
（３）电力交易过程中长、中、短期交易计划安全校核与实时交易安全校核的实现模式的；　
（４）在电力二次系统安全防护总体框架下，电力市场技术支持系统各个功能的建设如何满足电力市场运营和管理方面的需要。

　
（５）现有ＳＣＡＤＡ／ＥＭＳ系统如何更好地适应电力市场技术支持系统的建设要求等。

　
２．　全国互联电网ＡＧＣ控制与考核工作得到普遍关注　
自２００１年５月东北－华北电网首次实现了以５００ｋＶ交流线路进行联网以后，全国联网工作进度进一步加快，先后又实现了华东－福建联网、华中－川渝联网。

三峡电站首批机组的相继投运和华中－华北联网的即将投运，将在我国形成一个由东北、华北、华中、川渝电网组成的超大规模的跨大区交流互联电网。

因此，跨大区互联电网ＡＧＣ采用什么样的控制方式，通过什么样的标准对其控制质量进行评价是近年来调度自动化专业关注的一个热点问题。

对此，华东、东北、华北、华中电网的有关调度和电科院、南自院进行了许多有益的研究和探索，特别是针对Ａ１、Ａ２标准和ＣＰＳ１、ＣＰＳ２标准的控制机理及其对电网控制质量的作用进行了较为细致的研究和分析，华东电网三省一市和福建电网还率先在国内采用ＣＰＳ１、ＣＰＳ２标准对其联络线控制质量进行评价，取得了较好的效果，为该标准在我国
的普遍应用积累了经验。

从我国一些大区电网ＡＧＣ控制实际情况的分析，正常情况下，互联电网之间按照ＴＢＣ方式控制较为适宜，但是按照Ａ１、Ａ２标准对ＡＧＣ控制性能进行评价已经难于适应当今电网控制的要求，因此，加强对新的ＣＰＳ１、ＣＰＳ２评价标准的研究与应用有着重要的现实意义。

　
３．　全国电力二次系统安全防护已成为调度自动化专业现阶段的一个热点问题　
二次系统直接涉及电网的闭环控制，关系到电网的安全、稳定运行，而数据网络应用的迅速开展一方面促进了系统间的互联、增加了系统使用的方便性、推动了信息的共享和充分利用；一方面也带来了二次系统的安全问题、增加了二次系统安全防护的复杂性和难度。

因此，３０号令颁布以后，全国电力二次系统安全防护工作立即引起了电力系统各级领导和调度自动化等相关专业人员的普遍关注，鉴于此工作关系到调度自动化专业负责建设和维护的众多系统，因此，已成为调度自动化专业近期面临的一个热点和难点问题。

　
以往大多数系统开发、集成商和用户在建设系统，进行系统整合和信息共享时，考虑更多的是系统的互联互通性、使用和维护的方便性和友好性，而在系统的安全性方面考虑的很少，再加上有关各方安全意识与系统安全管理手段薄弱等多方面的原因，因此，在已经建成投运的调度自动化相关系统中，无论是系统结构、信息流向、系统自身使用维护和管理等方面存在的安全漏洞和隐患较多，如果不能及时进行清理、完善和进行有效防护，将会对电网的安全生产带来很大的威胁。

根据二次系统安全防护的总体策略，其重点是保护具有实时控制功能的电力监控系统及ＳＰＤｎｅｔ的安全，防止对系统的攻击破坏以及由此引发的电力系统事故，保障电力系统的安全、稳定、可靠运行。

由于二次系统防护涉及的范围广、部门和专业多、技术复杂，是一个复杂的系统工程，因此也就决定了该工作是一个系统性的、长期的、动态的过程，应分阶段逐步实施。

首先应完成生产控制区（Ｉ／ＩＩ）与生产管理区（ＩＩＩ／ＩＶ）之间的横向安全防护；其次实现生产控制区间的纵向安全防护；最后实现各相关应用系统的安全改造，完成整个电力二次系统的安全防护体系的建设。

同时，开展调度系统安全防护工作，要注意处理好以下几个方面的问题：　
⑴方案的总体设计、完整性与实施的重点、层次、投入之间相协调；　
⑵信息与资源的充分共享和使用的方便性与安全防护的总体原则相一致；　
⑶流程的规范、应用的重构、信息的流向与网络结构、系统的总体设计相协调；　
⑷安全防护技术装备、手段与安全管理的投入相协调。

　
４．　ＳＰＤｎｅｔ骨干网的安装调试与相关业务的接入是当前调度自动化专业的一项重要工作　
ＳＰＤｎｅｔ是电力调度远动、计量、水调自动化、保护管理、实时动态测量、电力市场运营等调度相关业务信息传输的一个重要的基础设施。

由于ＳＰＤｎｅｔ采用了骨干网和省内网两级结构，与通信设备直接通过２ＭＢ物理端口进行连接，并且通过采用两个独立的ＶＰＮ方式满足不同安全等级和ＱｏＳ要求的调度相关业务的接入，因此，该网络较原有的分组交换网在层次上更加简单、与通信专业的界面更加清晰、系统的安全性更高、关键业务将能够获得更好的保障。

由于ＳＰＤｎｅｔ的骨干网络是由国调中心统一组织建设、运行维护和管理，因
此，将有利于网络的规模效益和整体利益的充分发挥，有利于系统的运行维护和管理。

　
按照工程实施计划，骨干网的安装和系统间的调试将于８月完成，９月份将开始相关业务的接入工作。

由于该网络的调试涉及的单位多、节点的数量大、通道组织量大，因此，难度是相当大的。

归纳起来，其难点主要有以下几点：一是华为网络设备自身的稳定性和可靠性需要进一步在实际中验证；二是网络方案的合理性和稳定性需要经受实际的考验；三是所有业务接入后，整个系统的性能指标需要进行实际验证；四是整个工程的组织、协调和调度部门之间协作水平需要经受全面考验。

另外，调度系统原有网络设备如何能够很好的接入新建网络，以及新网络建成后如何建立起一个有效的运行、维护、管理机制，确保网络安全、可靠、稳定运行，均需要国调和相关调度部门提前进行认真的思考。

　
５．　调度机构相关系统信息的整合、挖掘和充分利用　
近年来，随着调度生产管理的需要和调度机构达标创一流工作的深入开展，　ＤＭＩＳ作为调度机构正常生产运转的一个综合业务支撑平台，其建设与应用对于规范调度机构的工作流程，提高电网和调度机构生产管理水平和工作效率发挥了重要的作用。

由于调度机构近年来业务发展较快，投入运行的系统和能够提供的信息内容也越来越多，因此，对ＤＭＩＳ的要求也越来越高。

而许多早期建设的系统，由于生产厂家和用户对调度业务的发展和系统安全的认识和估计不足，因此，造成了这些系统在随后的功能扩充和结构调整方面遇到了较多问题。

为了满足功能扩充和安全的需要，有些单位不得不对已建的系统进行改造和扩充。

　
现代化管理以信息化作为一个最基本、最直观的衡量标准，全面实现调度生产运行、控制、管理等各个环节的信息化，是调度系统信息化的工作目标。

由于需要对调度生产管理工作的各个环节实现信息化的管理，因此，决定了调度系统信息化工作与电网调度系统各个专业、特别是与调度自动化专业的密切关系。

如何构建一个支持和服务于电网调度生产运行管理各个专业和部门的综合信息化工作平台，最大限度地实现信息的共享，提高调度生产管理的效率，将成为调度系统一项非常重要的工作。

　
调度自动化相关系统是电网调度生产信息的一个主要来源。

随着ＤＭＩＳ的建设与实用，调度自动化专业已经开始从提供原始生产信息向提供综合信息服务转变、从被动提供信息向主动提供服务转变。

对调度生产管理各个环节所产生的信息进行综合、集成、挖掘与应用，将成为调度自动化专业一个非常重要的、不可推卸的工作职责。

因此，调度系统信息化工作将成为推动调度自动化专业今后发展的一个新的引擎。

为了能够设计、建设和维护好ＤＭＩＳ，需要重视以下问题：　
⑴应在二次系统安全防护总体方案的框架下，从管理流程、信息流向、功能要求等方面对ＤＭＩＳ进行统一规划、总体设计。

　
⑵需要进一步分析研究信息的整合与共享、综合信息平台的建设，充分重视信息的综合、集成、挖掘与应用。

　
⑶进行调度系统信息化工作与管理新模式的研究与探讨。

　
６．　调度自动化相关系统运行维护与管理的难度和工作量明显增加　
近年来，随着电力体制改革的不断深化，调度业务的不断发展和管理水平的提高，以。