电网调度自动化系统
电网调度自动化管理系统的设计与实现
电网调度自动化管理系统的设计与实现一、引言随着电能消费用户的增加和电网规模的扩大，电网调度面临着越来越复杂的管理挑战。
为了提高电网的可靠性、经济性和安全性，大多数国家都已经采用了自动化管理系统来实现电网调度的智能化和自动化。
本文旨在探讨电网调度自动化管理系统的设计与实现方案，以支持电网调度的高效运行。
二、电网调度的基本任务电网调度的基本任务是合理安排电力生产和用电负荷，保证电网的平衡运行。
具体包括以下几个方面：1. 电能生产调度：根据用电负荷预测和发电设备运行状态，合理调度发电设备的运行模式和出力。
2. 电能输送调度：保证电能在不同地区的输送与分配，避免出现电网拥堵和过载现象。
3. 故障处理和应急响应：对于电网发生的故障和突发事件，及时做出响应和处理，以保障电网的安全运行。
4. 规划和优化：持续监测电网情况，进行运行情况分析和系统优化，以提高电网的经济性和可靠性。
以上任务需要高效准确的运行策略和辅助决策支持，对于人力资源的要求较高，因此需要借助自动化管理系统完成。
电网调度自动化管理系统主要由以下几个模块构成：1. 数据采集和处理模块：负责采集电网的实时数据，包括发电机组运行状态、电压电流数据、负荷预测数据、故障报警数据等。
然后通过数据处理和清洗，对数据进行预处理，以适应后续的数据分析和决策支持。
2. 数据分析和决策支持模块：根据实时数据和历史数据，对电网的运行情况进行分析和评估，为电网调度提供决策支持。
利用数据挖掘技术对负荷预测结果进行优化，对发电机组的运行模式进行调整等。
3. 调度执行和监控模块：根据决策结果和调度指令，对发电设备和输电设备进行实时控制和协调。
对电网的运行情况进行实时监控，及时发现异常情况并做出应急响应。
4. 用户界面和通信模块：为用户提供友好的界面，显示电网的运行情况和决策结果，支持用户对电网的远程监控和调度。
支持系统内部各模块之间的通信和数据交换，保证系统的协同运行。
3. 调度执行和监控模块：依托现代化的电力自动化设备，实现对发电机组和输电设备的智能调度和实时控制。
简述电力系统调度自动化系统的组成。
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。
电网调度自动化的系统基础介绍
电网调度自动化系统基础介绍高纪湘图5 远动终端结构简图远动系统远动系统配置的基本模式如图示.图6 远动配置的类型a 点对点b 多路点对点c 多点星形d 多点共线e 多点环形a b cd e脉冲量模拟量开关量调节器执行机构时钟图7 远动系统的功能结构框图远动系统是调度自动化系统的重要组成部分,是实现调度自动化的基础.调度自动化系统远动技术在电力系统中的应用,使电力系统调度工作进入自动化阶段.当运动装置从布线逻辑的全硬件发展到广泛采用计算机技术后,就出现了调度自动化系统.传统的调度自动化系统被认为是保证电网安全运行的三大支柱之一其他两个是安全稳定控制系统、电力专用通信系统,在电力系统的安全运行中发挥了并继续发挥着不可替代的作用.调度自动化系统的发展过程20世纪30年代,电力系统就有了集中式自动调频和机电型远动装置；60年代开始用计算机实现SCADA、AGC/EDC功能；我国调度自动化始于70年代.70年代基于专用计算机和专用操作系统的SCADASupervisory Control And Data Acquisition系统,如SD 176；80年代基于通用计算机的EMSEnergy Management System系统,如四大网引进系统,VAX/VMS的SCADA/EMS系统；90年代基于RISC/UNIX的开放式分布式EMS/DMSDistribution Management System系统,如：RD 800、OPEN 2000、SD 6000、CC 2000等；进入21世纪以来,遵循IEC 61970 CIMCommon Information model/CISComponent Interface Standard,以采用JAVA、因特网、面向对象技术、综合考虑电力市场环境中安全运行及商业化运营要求等为特征的新一代EMS系统,如OPEN 2000E、TH21000等.调度自动化系统组成一般调度自动化系统的结构如下图示.图8 调度自动化系统简图调度自动化系统功能调度自动化系统的功能可分为数据采集和系统监控以及能量管理两大部分. SCADA ：完成信息采集、传输、监视和控制,通过人机界面实现对系统的在线安全监视,并有越限告警、记录、打印制表、事故追忆、系统自身监视等；对系统中的重要开关进行遥控、对有载调压变压器、调相机、电容器等设备进行调节或投切,并完成记录、统计、制表等日常工作；随着调度自动化的发展,把原来独立的频率及有功自动调节系统以及自动发电控制Automatic Generation Control, AGC 和经济调度Economic Dispatching 包括进来,扩展成AGC/ED 功能.EMS ：随着电力系统的扩大和接线更加复杂,仅仅监视运行工况是远远不够的,近发电厂发电厂变电所变电所年来在网络和通信技术的支持下发展成包括SCADA、AGC/ED、PAS、DTS的能量管理系统EMS.随着电网互联和电力改革的步伐的加快,对电网运行调度和控制的要求提出了许多更新更高的要求.传统的EMS的概念、结构和功能都将发生很大的变化.调度自动化系统分层与调度管理体制相适应,我国实行五级调度自动化系统,不同系统承担不同功能.国调EMS：通过计算机数据通信与各大区电网控制中心相联,协调、确定大区间的联络线潮流和运行方式,监视统计和分析全国电网运行情况：采集各大区网和有关省网信息,监视大区电网的重要测点工况及全国电网运行概况,并进行统计分析；进行电力互联系统的潮流、稳定、短路电流及经济运行计算,校核计算的正确性,并通过计算机数据网向下传达；处理所采集的有关信息,作长期安全经济运行分析,并提出对策.大区网调EMS：按统一调度、分级管理原则,负责超高压电网的安全运行,并按规定的发电计划及监控原则进行管理,提高电能质量和经济运行水平：数据采集和监控、经济调度以及有实用效益的安全分析；进行负荷预测,制定开停机计划和水火电经济调度的日分配计划、闭环或开环AGC；省市间和有关大区网的供受电量计划编制和分析；进行潮流、稳定、短路电流及离线或在线的经济运行分析计算,通过计算机通信校核各种分析计算的正确性,并上报和下传.省调EMS：负责省网的安全运行,并按规定的发电计划及监控原则进行管理,提高电能质量和运行水平.独立省网和大区网内作为一个独立的控制区域,与相邻的省网实行联络线控制的省级调度：数据采集和监控、经济调度以及有实用效益的安全分析；进行负荷预测,制定开停机计划和水火电经济调度的日分配计划、闭环或开环AGC；地区间和有关省网的供受电量计划编制和分析；进行潮流、稳定、短路电流及离线或在线的经济运行分析计算,通过计算机通信校核各种分析计算的正确性,并上报和下传,并提供给运行方式部门作为计划编制的依据.地调：一般是SCADA系统加部分PAS、DTS功能,不包括AGC：实现所辖地区的安全监控；对所辖有关站点直接站点和集控站点开关的远方操作,变压器分接头的调节和电力电容器的投切；用电负荷管理和自动投切.县调/配调：随着农村电气化和城乡配电自动化而发展起来,基本功能包括基本数据采集和监控和扩展的据采集和监控,PAS、DTS大多是选项,对于配网的网络分析具有不同于输电网的网络分析功能,有的虽然名称相同,但算法不同.此外配调还需考虑和GIS接口.分层实例合理确定分层数和各层的调度分工是非常重要的.主要采取两层和三层控制.如日本的电力调度控制系统分中央、中间和集中三层控制所.中央控制所总局负责整个系统可靠性运行及有效利用设备,包括负荷频率控制、主干系统电压控制、系统发电计划等.中间控制所分局负担主干系统以下地区系统的调度工作,包括地方系统安全监控、调度操作、地方电厂调度、信息采集和向中央控制所传送信息.集中控制所主要管理向负荷供电的变电所群进行远方控制和变电所设备维修.图9 日本电力系统调度三层控制系统模型图中数字为一般数量图10 电力系统远动系统典型分层结构IEC 870-1-1MCC-主调度中心；RCC-区域调度中心；DCC-PS-发电厂； -变电所、被控站调度自动化系统主站结构图11 一个典型的能量管理系统基本配置图从硬件结构来看,整个系统分布在三个安全区中,分别为安全区Ⅰ、安全区Ⅱ和安全区Ⅲ,主系统位于安全区Ⅰ,DTS子系统位于安全区Ⅱ,WEB子系统位于安全区Ⅲ,安全区Ⅰ与安全区Ⅱ使用防火墙,安全区Ⅰ与安全区Ⅲ之间设置正向与反向电力专用隔离装置隔离.主系统包括双冗余局域网子系统、数据采集与通讯子系统、各种应用服务器与工作站.1.局域网子系统系统采用冗余的双交换式局域网结构,大型用户可采用具备三层交换功能的企业级或部门级交换机,重要的服务器还可采用1000M速率接入,普通用户可采用中档交换机,构成功能分布的开放系统.2.实时数据采集子系统数据采集服务器通过两块网卡分别联到主干网,网上传输的为经过数据采集服务器处理的、向SCADA应用服务器传输或接收的数据报文,以及各工作站间进行交换的报文；它还通过第三、四块网卡与数据采集专用网段相联.采用主网和数据采集网段分离的最大优点是能减轻主网负荷,提高整个系统的安全性及可靠性.连接在第三、四网段的有数据采集前置设备和有双重化冗余配置的交换式路由器、终端服务器、调制解调器/数字隔离板以及监视切换设备等.每套前置系统具有对多个厂站进行通信的能力,且每路具有独立的端口.串口通信速率能在300Bd和11500Bd之间可选,并能适应同步、异步和模拟以及数字通信方式,也可接入网络RTU.支持CDT,Polling及网络协议等能文字描述的通信规约,系统一般应提供规约库或通用的国标库,还应提供针对某些变种协议的人机界面定义描述,提供标准接口供今后扩展之用,获得授权的用户可以方便地在规约库中增加新规约.此外系统还应提供完善的软硬件仿真、测试手段.AGC子系统SCADA子系统完成遥信、遥测量的处理、越限判断、计算等电网的实时监控功能,AGC子系统完成自动发电控制功能,这两个子系统配置在同一组物理服务器上,采用两台服务器以热备用方式运行.4.历史数据服务子系统该子系统主要完成历史数据存储、管理.系统按指定周期将实时数据服务器中的数据转储到该服务器中,实现实时数据的长期存档.历史数据管理的所有功能都基于关系型商用数据库来实现.系统一般采用两套RISC服务器及磁盘阵列作为系统管理及历史数据服务器.两台服务器按热备用方式运行,双服务器直接接入系统双LAN上. 历史数据库中的实时记录数据取自SCADA 处理后的数据.SCADA平台发生切换时,不会造成历史数据库的数据丢失和数据库损坏.应用服务子系统该子系统用于实现电网的发电计划和网络分析功能.可配置两套RISC 服务器,两台服务器安装相同的操作系统、电力应用及网络分析软件,同时运行或单独运行,自动均衡负载和自动平衡请求任务以完成各种应用功能.服务器接在系统双LAN上,LAN网络上的各种切换不会影响服务器功能和数据丢失.6.调度员培训模拟子系统DTS系统自成一个局域网,用于对调度人员和EMS系统维护人员进行各种操作技能和应用技能的培训.配置1台电网仿真服务器、1台学员工作站、1台教员工作站.该子系统是相对独立于EMS系统,其局域网通过一台网络接口设备与EMS主局域网相连接.同时具备与大屏幕投影仪的接口.7.安全WEB子系统遵照有关电力二次系统安全防护文件的要求,将WEB子系统与主系统相对独立, WEB服务器可配置一到两台.在安全区Ⅰ与安全区Ⅲ之间布置正向与反向专用电力专用隔离装置,正向隔离用于从内向外的通讯,传送实时数据、历史数据及图形文件等,反向隔离用于从外向内的通讯,传送计划值等.在安全区Ⅰ与安全区Ⅱ之间布置经过有关部门认可的国产硬件防火墙.8.人机界面子系统工作站一般配置UNIX工作站,也可配置高档PC图形工作站.由于系统采用了C/S结构,主要任务都在服务器上处理,所以工作站的配置可以相对低一些.调度自动化系统主站功能1.支持平台1 实时与商用数据库相结合的数据库管理系统目前,广泛采用商用数据库已成为工业界数据库应用的潮流,有了商用数据库的管理,才能方便地实现信息的共享,现有的商用软件才可直接使用,与其它系统的互连才能按标准方式进行,系统才真正具有完全意义上的开放性.但如果全部直接使用商用数据库,又难以满足电力系统实时性的要求,所以我们在设计数据库管理系统的时候,采用实时数据库管理系统和商用数据库管理系统相结合的方法.商用数据库管理系统主要用来进行数据库建模,历史数据存贮,告警信息的登录、设备信息的存贮,管理信息和其他信息的保存,以及整个系统数据安全性的检查,一致性和完整性的保证等.一般实时数据库管理系统是自行开发的具有Client/Server模式的数据库管理系统,具有很快的响应时间,能很好地满足电力系统实时性的要求,同时它还是一个网络数据库管理系统,它可以管理分布于网络中各个结点上的所有分布式数据库,这就为系统的灵活配置和功能的随意组合提供了技术基础.两种数据库在系统中的有机结合,协调同步是一个系统设计成败的关键,必需采用先进的管理机制,对两种数据库进行统一管理,向用户提供统一的访问接口和人机界面,用户访问数据库时,只要指出要访问的对象,就可检索到相应的数据,而无须指明所需访问的数据是在实时库中还是在商用库中,是在本地机器上还是在异地机器上,两种数据库对用户完全透明,这就为用户的访问提供了极大的方便,减少了很多不必要的繁琐细节.数据库应支持实时方式及多种研究方式,以保证不同的计算和不同应用的要求,并支持多种应用功能,不仅支持SCADA、PAS、DTS、AGC/EDC,而且还支持DMS 等.2 图形系统图形系统一般是基于OSF/Motif或OpenGl采用面向对象的技术开发的全图形、全汉化系统.其基本功能有：应提供一功能强大、操作方便的图形编辑器、图元编辑器；图形显示功能应灵活、多样、可放大、缩小、滚动、漫游、分层分平面显示,并提供导航图、如果是多显示屏的话,图形的导航图可分在两个屏幕中,便于检索和漫游；图形具有多种形式,如接线路、潮流图、地理图、曲线、棒图、饼图、表盘图、刻度尺等,支持多屏显示；应具有地理信息图的显示,支持图形信息的统计和检索；具有动态着色功能,可根据电网网络拓朴结构,自动判断和推理,直观用颜色区分电网的电压等级和运行状态如：正常、停电、接地等；操作功能应能配置灵活,所有操作控制菜单可在线定义,控制执行模块功能单一,正确可靠；采用图形制导技术,作图的同时可以在图形界面上录入数据库,使作图和录入数据一次完成,自动建立图形上的设备和数据库中的数据的对应关系,所见即所得,快速生成系统.利用图模库一体化技术根据接线图上的连接关系自动建立整个电网的网络拓朴关系,大大减少了EMS系统的工程化的复杂性和维护工作量,保证维护工作的正确性,避免人为错误,保证图形、电网模型、数据库的一致性,减少建模和建库时间.3 前置机系统前置机采用高性能的服务器SUN、ALPHA、IBM等均可作为硬件平台,多任务多线程的UNIX操作系统作为软件环境,可以接入与处理多个厂站的信息,系统配置灵活,裁剪方便.其主要功能应包括：不仅能采用终端服务器,实现分布式串口接入,还能接入网络通道多种通信介质、多种通信规约、多种通信方式互为热备用高可靠性设计,配置灵活、扩充方便、适应性强统一软件支持平台、人性化界面基于构件方式的通讯规约库远程诊断4信息分层处理及责任区域管理调度中心/控制中心的调度员/值班员一般都会根据不同岗位有不同的职责范围,针对这一情况,EMS系统应具有责任区域管理和信息分层处理功能.针对不同的信息,根据责任区域、操作权限按级别分层次处理,每个工作站只处理责任范围内需要处理的信息,且只能监视、操作、控制责任区域内的相关设备和信息,其他无关设备的信息将被屏蔽,不仅起到各个工作站节点之间信息分层和安全有效隔离的作用,而且在对信息进行了有效的分流和分层处理之后,网上的报文流量大大减轻,响应速度得到相应的提高,从而整个系统的性能和信息吞吐量也得到了提高.5安全管理依据国家经贸委2002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的规定的要求和全国电力二次系统安全防护总体方案第7稿的规定,采取必要的安全措施,以保证系统的安全性.安全管理一般应包括系统安全防护和内部安全管理两部分.系统应在网络边界的安全防护方面除采取了上述防火墙和电力专用隔离装置实现不同安全区间的可靠隔离外,还统一部署了入侵检测系统IDS.对于安全区I 与II,部署一套IDS 管理系统,其IDS 探头主要部署在安全区I 与II 的边界点、电力调度数据网络SPDnet 的接入点以及安全区I 与II 内的关键应用网段.其它的安全措施包括对系统的拨号访问服务采取认证、加密、访问控制等安全防护措施；当条件具备时,安全区Ⅰ、Ⅱ接入SPDnet 及对于一些重要业务也将采用认证加密机制.此外,还采取了多种措施安全配置、安全补丁及主机加固等以加强各主机自身的安全防护.在内部安全管理方面,应通过用户管理、责任区、日志等方式,加强管理,堵塞安全漏洞.6Web 子系统遵循电网调度信息披露实施细则的规定,OPEN －2000通过Web 服务器对外进行信息发布,允许非本系统用户根据不同授权级别通过Web 服务器采用桌面PC 机的标准浏览器观看EMS 系统信息.为保证Web 的安全,采用经国家有关部门认证的专用、可靠的电力安全隔离设施等,在Web 服务器和EMS 网络之间实现安全隔离.硬件防火墙 SCADA 系统 正向 WEB W E B 客户反向实时数据、历史数据、图形自动同步计划值等更新图12 OPEN-2000 Web 解决方案Web 服务器应具有下列功能：为不同用户设置不同级别的访问权限,提供不同的数据、页面、图形和功能；用户可浏览电网运行实时数据、准实时数据、历史数据、画面、报表、曲线、图表等,如：◆日报、月报和年报◆各类统计数据和曲线◆所有事件分类列表包括遥信变位、RTU和厂站自动化系统运行情况、操作信息等◆事件顺序记录◆重要参数越限◆EMS 系统运行状态可完成SCADA系统的所有浏览操作,即浏览主接线图、厂站接线图、潮流图、地理图、设备参数、遥测遥信参数、历史事项、历史曲线、准实时曲线等；系统管理人员可通过Web页面监视EMS系统运行；Web服务器配置能够对访问连接用户进行监视和管理；客户端完全免维护；提供编程接口.7与上下级自动化系统的通信接口协议远动应用服务元素协议,亦称控制中心间通信协议ICCP的基本目的是将多个控制中心联为广域网,实现在各个控制中心间资源共享.已被国际电工委员会IEC定为电力自动化系统之间信息共享的标准协议,目前已被推荐用于我国国家标准等效采用的工作计划中.DL476-92电力系统实时数据通信应用层协议是我国的电力行业标准.一般采用这两种协议实现控制系统之间的遥信和遥测的相互传送.交换信息由电力系统监控用的实时数据和历史数据组成,包括测量数据、计划数据、电能量结算数据以及操作信息等.在两个系统间的遥控操作方面应提供了授权机制,从而使系统的安全性得到进一步的提高.2. SCADA功能1 数据采集：采集模拟量、状态量、脉冲量、数字量.除能采集各种RTU包括网络RTU信息外,还能采集保护、综合自动化及其它自动化系统的信息；2 数据处理：对上述采集的各种数据进行相应的处理并存入数据库；3 计算功能：提供各种统计计算功能,如：总加计算、限值计算、平衡率计算、累加计算、功率因数计算等,并提供用户自定义计算公式的手段；4 遥控和遥调：在具有高分辨率全汉化的人机界面上进行实时、直观的操作,操作内容包括开关分闸/合闸、有载调压变压器分接头的升/降、电容器/电抗器的远方投切等.此外,还提供各种标志牌的设置和管理；5 事件顺序记录及事故追忆；6 报表的生成、修改及打印；7 告警等.3. 自动发电控制AGC1 负荷频率控制2 在线经济调度3 包括CPS在内的各项性能指标监视4 备用监视5 机组计划6 交易功率计划7 系统负荷预报8 机组响应测试4. 电力系统应用软件PAS1 网络建模及网络拓扑2 状态估计3 调度员潮流4 电力系统负荷预报5 最优潮流6 电压/无功优化7 静态安全分析8 电力系统静态等值9 故障计算10 PAS运行指标统计5.调度员培训仿真DTS1 电网仿真：电力系统稳态仿真、电力系统动态全过程仿真、继电保护及安全自动装置仿真；2 控制中心仿真：数据采集仿真、控制中心及SCADA功能仿真等；3 教员控制功能：培训前的准备、培训过程中的控制和操作、培训后的处理等.6. 多种网络互连功能1 提供多种接入方式,既包括符合标准的接入方式：基于IEC 61970的组件接口方式、基于IEC 61970 CIM/XML接口方式,也包括非标准接入方式：基于数据库的接口方式、基于文件的接口方式和基于专用通信协议的接口方式；2 提供Web服务,非EMS系统用户可以通过浏览器浏览本系统内图形、报表与运行工况等静态和动态数据,实现客户端免维护；3 基于可靠的安全措施,在确保本系统安全的前提下,实现与上、下级调度自动化系统、同级其它自动化系统的互连,实现信息共享；4 支持多种通道可以是不同速度的局域网或广域网,也可以是模拟或数字串口,多种通信规约可以是、也可以是DL476-92、或是101、104等,在保证安全的前提下实现与其它计算机系统互连.7. 与大屏幕投影显示器及模拟屏的连接可与多种流行的大屏幕投影显示器及模拟屏进行连接.调度自动化系统主站性能指标1. 系统响应时间a)状态量变位传输到主站时间：≤ 3 s；b)遥测量超越定值变化越阈值传输到主站时间,或在循环传送方式下,重要遥测量更新时间：≤ 3 s；c)遥控命令选择、执行或撤消传输时间：≤ 3 s；d)遥调命令传输时间：≤ 3 s；e)实时数据画面在人机界面屏幕整幅调出响应时间：画面的85%：≤3 s,其余画面：≤5 s；f)实时数据画面在电子型模拟屏整幅调出响应时间：画面的85%：≤5 s,其余画面：≤ 10s；g)画面数据刷新周期： 5 s ～ 10 s可调h)主备用机自动切换时间：≤ 30 s2. 主要性能指标a)模拟量遥测综合误差：≤ %包括变送器误差%b)厂站间事件顺序记录的时间分辨率：≤ 20 msc)电网正常情况下SCADA主要节点CPU负载：≤ 30%1 min平均值d)电网事故情况下SCADA主要节点CPU负载≤ 70%10 s平均值e)电网正常情况下局域网负载：≤ 20%f)远方终端装置主要性能指标：符合GB/T 13729、DL/T 630规定3. 系统规模系统应具有良好的可扩展性,能满足一定时间内如,到设计水平年、远景年等系统扩展要求.4 配电自动化1．几个名词配电自动化DA、配电网自动化使配电企业能在远方以实时方式监视、协调和操作配电设备的功能.馈线自动化FA即配电线路自动化,主要指馈线故障自动定位、自动隔离和非故障区自动恢复供电.配电自动化系统DAS使配电企业能在远方以实时方式监视、协调和操作配电设备的自动化系统.包括：配电SCADA、GIS、DSM等.配电自动化系统的功能见附录.配电管理系统DMS包括：配电SCADA、GIS、DSM、WMS、DTS等,配电自动化系统和配电管理系统的涵盖关系见下表.。
电网调度自动化系统授课内容..
电网调度自动化系统第一章电网监控与调度自动化系统概论电力系统自动化：火电厂自动化、水电厂自动化、核电站自动化变电站自动化、配网自动化和电力系统调度自动化。
电力系统调度自动化：综合利用计算机、远动技术和远程通信技术，监视、控制和协调电力系统的运行状态，及时处理影响整个系统正常运行的事故和异常现象，实现电力系统调度运行和管理自动化。
电力系统调度自动化是电力系统自动化的重要组成部分，是电力系统全局性的自动化，调度自动化已是电力系统不可缺少的组成部分。
电力系统继电保护和电力系统通信也是电力系统不可缺少的组成部分。
一、调度自动化的基本任务1．保证电力系统较高的安全运行水平：选择具有足够承受事故冲击的运行方式，使系统处于安全状态。
（1）电力系统的运行状态①正常运行状态（需要监视）：电力供需平衡，满足负荷要求。
U、F在允许范围内变化，有较高的安全裕度②警戒运行状态（密切监视，预防措施）：干扰增大，供需平衡，安全水平降低。
U、F仍然在允许范围内变化，安全裕度下降，采取预防措施③紧急运行状态（紧急控制与调节）：电力供需平衡被打破。
U、F越出允许范围，需要采取果断措施。
④系统崩溃状态（监控失败）：措施不力，导致系统崩溃。
⑤恢复运行状态（监视与控制）：逐步将机组并列运行，恢复对用户的供电。
（2）自然因素和人为因素可能导致事故的发生，需要监控。
（3）预想事故，减轻事故的后果，选择安全的运行方式。
2．保证提供强有力的事处理措施（1）当地控制①低频减载：按照减负荷表，分批减负荷②自动重合闸：迅速消除系统瞬间故障③自动列解：自动切除使故障部分迅速分离（保护动作）④自动快速关汽门等（2）调度控制在正常情况下：调度自动化起监视功能在异常情况下：①调度员下达控制命令，防止事故的扩大②执行有关的自动恢复程序③运行专家系统3．保证供电质量（1）频率指标国家规定：3000MW及以上装机容量的电网频率偏差控制在±0.2 HZ以内；1996年全电会提出跨省电网的频率偏差控制在±0.1 HZ以内。
电网调度自动化系统由哪几部分组成
电网调度自动化系统由哪几部分组成
【学员问题】电网调度自动化系统由哪几部分组成？
【解答】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。
根据所完成功能的不同，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。
另外，此系统还负责接收和执行上级调度控制中心发出的操作、调节或控制命令。
信息传输子系统为信息采集和执行子系统和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，以电子计算机为主要组成部分。
该子系统包含大量的直接面向电网调度、运行人员的计算机应用软件，完成对采集到的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。
以上内容均根据学员实际工作中遇到的问题整理而成，供参考，如有问题请及时
沟通、指正。
电网调度自动化系统
电网调度自动化系统电网调度自动化系统是一种基于计算机技术和通信技术的智能化管理系统，旨在实现电力系统的高效运行和安全稳定。
该系统通过实时监测、控制和管理电力系统的各个环节，提高电网的运行效率和可靠性。
一、系统架构电网调度自动化系统一般由以下几个主要模块组成：1. 数据采集模块：负责从电力设备、传感器和监测装置等获取实时数据，并将其传输给其他模块。
2. 数据处理模块：对采集到的数据进行处理和分析，生成电力系统的状态信息和运行参数。
3. 运行决策模块：根据系统的状态信息和运行参数，进行运行决策和优化调度，制定合理的电力系统运行方案。
4. 控制执行模块：将运行决策的结果转化为实际的控制命令，通过与电力设备和控制装置的通信，实现对电力系统的远程控制和调节。
5. 用户界面模块：提供友好的用户界面，供操作人员进行系统的监控、操作和管理。
二、功能特点1. 实时监测与数据采集：系统能够实时监测电力系统的运行状态，采集各种实时数据，如电压、电流、功率等，并进行实时显示和存储。
2. 远程控制与调节：系统支持对电力设备进行远程控制和调节，如开关操作、调节发电机出力等，以实现对电力系统的远程调控。
3. 运行决策与优化调度：系统能够根据电力系统的实时数据和运行参数，进行运行决策和优化调度，以实现电力系统的高效运行。
4. 告警与故障诊断：系统能够及时发现电力系统的异常情况，并生成告警信息，以便操作人员及时处理；同时，系统还能进行故障诊断和定位，提供故障处理建议。
5. 数据分析与报表生成：系统能够对采集到的数据进行分析和统计，生成各种报表和分析图表，为电力系统的运行管理提供决策支持。
三、应用场景1. 电力调度中心：电网调度自动化系统是电力调度中心的核心工具，用于监控和管理电力系统的运行状态，进行运行决策和调度。
2. 发电厂：电网调度自动化系统可以实现对发电机组的远程监控和调节，提高发电效率和稳定性。
3. 输电线路：系统能够监测输电线路的电流、电压等参数，及时发现异常情况，保障输电线路的安全运行。
电网调度自动化系统的组成
调 度 员 潮
流
安 全 分
析
负 荷 预
测
自 动 发 电 控
制
自 动 电 压 控
制
自 动 稳 定 控
制
经 济 调
度
SCADA
水 库 调
度 自 动 化 系
统
电 能 计 量 系
统
故 障 信 息 管 理 系
统
调 度 员 培 训 系
统
调 度 生 产 管 理 信 息 系
统
电力调度 通信数据网
电厂/变电站子站
下级电网 调度自动化系统
均为集中分散相结合的运行控制系统。 信息采集到调度中心，全网数据分析，确定控制决策，下 发具体厂站执行。 广义上的EMS包括上述所有功能，合称为SCADA/EMS。
电力系统运行控制概述
4.2 电网调度自动化系统的组成 • 水库调度自动化系统（水调系统）
调度水库运行的优化调度系统，在梯级调度、流 域调度中发挥重要作用。
• 电能计量系统
注意：上述系统（SCADA、EMS、水调、电能计量）从 信息安全的角度，均属于一级信息安全级别，基本上都采用 电力调度专用网络。
电力系统运行控制概述
4.2 电网调度自动化系统的组成
• 故障信息系统：主要通过对电网中数量众多的二 次设备（主要：保护、故障录波）在电网故障期 间采集的各种信息进行综合分析，准确判断电网 现状，并为事故处理提供决策支持。
狭义上，主要指的是EMS的基本功能。 （1）基本功能。主要包括：
网络拓扑（接线分析） 状态估计 负荷预测 调度员潮流 安全分析（静态安全分析、动态安全分析）
电力系统运行控制概述
4.2 电网调度自动化系统的组成 • EMS系统（Energy Manage System）
中国南方电网调度自动化管理规定
中国南方电网调度自动化管理规定
程计划，并按调度机构的审核意见组织实施。 2.6.5 提出设备计划检修或临时检修申请并负责实施。 2.6.6 负责或参加调度自动化设备的安装、调试和验收。 2.6.7 负责发电厂内调度自动化设备的安全防护工作。 2.6.8 执行上级调度自动化管理机构交办的其他专业工作。 3 专业管理 3.1 发展规划 3.1.1 各级调度自动化管理机构，必须参与调度自动化发展规划工作。 3.1.2 调度自动化发展规划要坚持技术先进、适度超前原则，为南方电网安
上报有关调度自动化管理机构审查。项目审核、审批程序必须按上级有关规定执 行。未通过技术审查并履行审核、审批手续的项目不得实施。
3.3.3 凡属对运行中的系统设备、数据网络配置、软件或数据库等作重大修 改，均应经过技术论证，提出书面改进方案，经主管领导批准，上报与之相关的 调度自动化运行管理部门确认后方可实施。对变动的部分，设备专责人要及时修 改图纸资料并做好记录。
项规程、规定、标准和导则；参加有关规程、标准的制定。 2.4.2 负责监督所辖范围调度自动化设备的安全、稳定、可靠运行。 2.4.3 负责所辖范围调度自动化设备的信息和网络安全管理。 2.4.4 负责所辖范围调度自动化设备运行情况的考核和技术指导工作。 2.4.5 负责所辖范围调度自动化设备运行中重大问题的协调、处理；参加所
3
中国南方电网调度自动化管理规定
案。 2.3.14 组织或参与所辖范围内新建、扩建和改造工程中厂、站调度自动化部
分各阶段的设计审查、选型和招标工作。 2.3.15 参加上级部门组织的有关调度自动化设备质量检测及产品质量核查
等有关工作。 2.3.16 执行上级调度自动化管理机构交办的其他专业工作。 2.4 超高压公司调度自动化专责或兼职人员职责 2.4.1 贯彻执行国家有关法律法规以及南方电网公司和电力行业颁发的各
电网调度自动化系统概述
电网调度自动化系统概述电网调度自动化系统概述一、电网调度自动化系统的作用：随着微电子技术、计算机技术和通信技术的发展，综合自动化技术也得到迅速发展。
近几年来，综合自动化已成为热门话题，引起了电力工业各部门的注意和重视，并成为当前我国电力工业推行技术进步的重点之一。
之所以如此，是因为：1、随着我国电力工业和电力系统的发展，对变电站的安全、经济运行要求越来越高，实现变电站综合自动化，可提高电网的安全、经济运行水平，减少基建投资，并为推广变电站无人值班提供了手段；2、随着电网复杂程度的增加，各级调度中心要求更多的信息，以便及时掌握电网及变电站的运行情况；3、为提高变电站的可控性，要求采用更多的远方集中控制、集中操作和反事故措施等；4、利用现代计算机技术、通讯技术等，提供先进的技术装备，可改变传统的二次设备模式，实现信息共享，简化系统，减少电缆，减少占地面积；5、对变电站进行全面的技术改造。
变电站综合自动化系统完全可以满足以上要求，因此，近几年得到了迅速的发展。
那么，电网调度自动化系统与综合自动化系统的关系是什么呢？综合自动化是相对于整个变电站的二次设备来说的，包括各种微机继电保护装置、自动重合闸装置、低频自动减负荷装置、备用电源自投装置、以及远动装置等，它们利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护，以及与调度通信等综合性的自动化系统，它集保护、测量、控制、调节、通信、调度于一体。
相对而言，电网调度自动化是综合自动化的一部分，它只包括远动装置和调度主站系统，是用来监控整个电网运行状态的。
为使调度人员统观全局，运筹全网，有效地指挥电网安全、稳定和经济运行，实现电网调度自动化已成为调度现代电网的重要手段，其作用主要有以下三个方面：1、对电网安全运行状态实现监控电网正常运行时，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。
电网调度自动化系统
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。
SCADA EMS 电网调度自动化系统
SCADA/EMS电网调度自动化系统电网调度自动化系统又称作能量管理系统(EMS-Energy Management System)，是以计算机技术为基础的现代电力综合自动化系统，主要用于大区级电网和省、市级电网调度中心，主要为电网调度管理人员提供电网各种实时的信息（包括频率、发电机功率、线路功率、母线电压等），并对电网进行调度决策管理和控制，保证电网安全运行，提高电网质量和改善电网运行的经济性。
一般EMS系统由硬件平台（HP AlphaServer服务器）、操作系统平台（Tru64 Unix、Oracle/Sybase）、EMS/DMS支撑平台（RTE、RTDB、MMI）、电力系统基本应用和电力高级应用软件(PAS)等组成。
SCADA(Supervisory Control And Data Acquisition) 即数据采集与监视控制系统，它是EMS的基础模块，主要完成数据的收集、处理解释、存储和显示，并把这些实时信息传递给其它应用模块。
主要功能：信息处理控制、报警与处理、事件顺序记录(SOE)、事故追忆反演(PDR)。
随着电力系统的结构日趋扩大和复杂，为保证电力系统运行的安全性和经济性，要求调度运行人员能够迅速、准确、全面地掌握电力系统的实际运行状态，预测和分析电力系统的运行趋势，对电力系统运行中发生的各种问题作出正确的处理。
EMS高级应用软件(PAS-Power Advance Software)正是辅助调度员完成上述任务的有力工具，也是EMS系统的重要组成部分。
该应用软件包括实时网络建模和网络拓扑、负荷预测(LF)、自动发电控制(AGC)和发电计划、实时经济调度、状态估计(SE)、调度员潮流、安全分析(Transient Stability Analysis)、电压无功优化、短路电流计算、安全约束调度、最优潮流(Optimal Power Flow)、调度员培训仿真系统(DTS)等。
电网调度自动化管理系统的设计与实现
电网调度自动化管理系统的设计与实现1. 引言1.1 背景介绍电网调度自动化管理系统是当今电力行业中的重要系统，其作用是通过自动化技术实现电网调度的高效、精准和安全。
随着电力系统规模的不断扩大和电力设备的不断升级，传统的人工调度已经无法满足电网运行的需求。
开发一套高效的电网调度自动化管理系统成为电力行业的迫切需求。
随着信息技术的快速发展，电网调度自动化管理系统的设计原则也在不断演进。
现代电网调度系统需要具备实时监控、智能分析、故障诊断等功能，以保障电网运行的稳定和安全。
为了提高系统的可靠性和可扩展性，系统架构设计也显得尤为重要。
本文将从电网调度自动化管理系统的设计原则、系统架构设计、数据采集与处理模块设计、算法优化模块设计以及系统实现与测试等方面进行详细介绍和讨论，以期为电力行业的自动化发展提供一定的参考和借鉴。
1.2 研究目的研究目的：本文旨在探讨电网调度自动化管理系统的设计与实现，通过对系统设计原则、架构设计、数据采集与处理模块设计、算法优化模块设计以及系统实现与测试的详细分析，旨在实现电网调度运行的智能化、高效化管理。
具体目的包括：1. 研究各种电网调度自动化管理系统的设计原则，总结设计中的关键因素和要点，为系统的搭建提供指导；2. 探讨系统架构设计的重要性和影响因素，寻找最优的架构方案，保证系统的稳定性和可靠性；3. 分析数据采集与处理模块设计的关键技术和方法，确保系统能够准确高效地采集和处理各类数据；4. 探讨算法优化模块设计的原理和应用情况，提高系统的智能化程度和运行效率；5. 着重对系统实现与测试进行详细实证分析，验证系统设计的有效性和稳定性，为系统在实际运行中的应用提供参考。
通过本文的研究，旨在为电网调度自动化管理系统的进一步发展和应用提供可靠的理论和技术支持。
2. 正文2.1 电网调度自动化管理系统的设计原则电网调度自动化管理系统的设计需要遵循一些基本原则，以确保系统的稳定性、可靠性和高效性。
电网监控与调度自动化
电网监控与调度自动化1. 简介电网监控与调度自动化是现代电力系统中重要的一环，它通过采集、处理、分析电网数据，实现对电力系统的监控和调度。
自动化技术的应用可以大大提高电网监控与调度的效率和准确性，提高电网的稳定性和安全性。
本文将介绍电网监控与调度自动化的基本原理、技术应用以及未来发展方向等内容。
2. 基本原理电网监控与调度自动化的基本原理是通过远程数据采集、数据传输、数据存储和数据处理等技术手段，实时获取电力系统中的各项数据，并对这些数据进行分析和处理，实现对电力系统的监控和调度。
其中，远程数据采集是通过各种传感器和测量设备获取电力系统中的各项数据，包括电压、电流、功率等信息。
数据传输通过实现远程通信技术，将采集到的数据传输到监控中心。
数据存储通过数据库技术，将采集到的数据进行存储和管理。
数据处理通过应用数学模型和算法，对采集到的数据进行分析、预测和优化，提供决策支持。
3. 技术应用3.1 实时监控电网监控与调度自动化系统能够实时监控电力系统中的各项参数和指标，包括电压、电流、频率、负荷等。
通过监控系统的界面，运维人员可以直观地了解电力系统的运行状态，及时发现和处理潜在问题，提高电网的稳定性和可靠性。
3.2 故障检测与诊断电网监控与调度自动化系统能够通过对电力系统数据的分析和处理，实现故障的自动检测和诊断。
一旦发生故障，系统能够及时发出警报并提供相应的处理方案，减少对电力系统的影响，提高故障处理的效率。
3.3 调度优化电网监控与调度自动化系统能够通过对电网数据的分析和优化，实现对电力系统的调度优化。
通过合理的调度策略，系统能够在保证电网安全运行的前提下，实现电力系统的高效运行，提高电网的经济性和可持续性。
4. 未来发展方向未来，随着物联网、大数据和人工智能等技术的不断发展，电网监控与调度自动化将迎来更多的创新和突破。
以下是一些可能的发展方向：4.1 多源数据融合随着电力系统中数据的不断增加，将来的电网监控与调度自动化系统需要能够融合来自多个数据源的数据，实现更全面、准确的电网监控和调度。
电网调度自动化系统的管理
电网调度自动化系统的管理一、引言电网调度自动化系统是现代电力系统中至关重要的组成部分，它负责实时监控、控制和管理电力系统的运行。
良好的管理是确保电网调度自动化系统高效运行的关键。
本文将详细介绍电网调度自动化系统的管理标准，包括系统维护、数据管理、安全管理和人员培训等方面。
二、系统维护1. 定期维护：电网调度自动化系统应定期进行维护，包括软件升级、硬件检修、设备校准等工作。
维护计划应提前制定，并确保维护记录完整可追溯。
2. 故障处理：对于系统故障，应及时进行排查和处理，确保故障不会影响系统正常运行。
故障处理记录应详细记录，并进行故障分析，以提高系统的稳定性和可靠性。
三、数据管理1. 数据采集：电网调度自动化系统应能够准确、及时地采集各种电力系统数据，包括电流、电压、功率等参数。
采集的数据应进行质量检查，确保数据的准确性和可靠性。
2. 数据存储：采集到的数据应进行合理的存储，包括实时数据和历史数据。
实时数据可供运行人员实时监控使用，历史数据可供后续分析和决策使用。
3. 数据分析：对采集到的数据进行分析，可以发现潜在的问题和异常情况，并提供决策支持。
数据分析结果应及时上报，并进行记录和追踪。
四、安全管理1. 系统安全：电网调度自动化系统应具备一定的安全防护措施，包括网络安全、数据备份和恢复等。
系统应定期进行安全评估和漏洞修复，确保系统的安全性和可用性。
2. 权限管理：系统应设立不同级别的权限，确保只有经过授权的人员才能进行操作和访问。
权限管理应定期进行审核和更新，确保权限的合理性和安全性。
3. 应急响应：针对系统安全事件，应建立应急响应机制，包括事件报告、调查和修复等。
应急响应计划应定期演练，并根据演练结果进行改进。
五、人员培训1. 岗位培训：电网调度自动化系统的管理人员应具备相关的专业知识和技能。
岗位培训应包括系统操作、维护和故障处理等方面的培训，确保管理人员能够熟练掌握系统的使用和管理。
2. 安全培训：管理人员应接受相关的安全培训，了解系统安全管理的重要性和方法。
电力调度自动化系统应用现状与发展趋势
电力调度自动化系统应用现状与发展趋势摘要：随着我国社会主义经济建设的不断发展，在经济发展中对于电力能源的需求也越来越大，因此为了保证我国电力系统能够满足我国的社会需求首先就需要深刻认识到我国电力调度系统运行方面的相关内容。
电力调度自动化系统是目前我国电力调度工作中的重心，不断提高自动化调度水平的科技含量，才能实现对电力系统平稳运行的有效保障，保证我国电力调度工作的高校与安全。
接下来，本文将从我国目前电力系统中电力调度自动化系统工作的现状以及这一系统在未来一段时间内的发展趋势的相关内容来进行具体的行文阐述。
关键词：电力调度；自动化系统；应用与发展一、电力调度工作内容概述电力调度工作就是指在电力系统中，为了保证整体电网工作、生产、维护等工作的安全、稳定、高效而进行的一种以现代管理科学为基础的管理方法。
在实际情况中，电力调度的具体工作就是根据提前布置的电力监测元件所采集到的信息或现场工作人员的实时记录，同时结合电网系统运行中的具体参数，包括实时电压、电流、频率、负荷之类的具体数据，根据该电网系统在实际中的生产经营情况，来对电网运行工作状态来进行判断，最终根据多方数据来进行决策，再将具体的操作命令通过现代通讯手段传达至第一线，来指导工作人员进行具体的工作任务。
随着社会经济的不断发展，电力调度工作已经得到了越来越多的技术支持与先进管理理念的支持。
二、电力调度自动化系统的应用现状在实际情况中，为了保证电力系统供电的安全平稳运行往往需要做好电力调度工作。
但是由于电力系统的供电工作是不间断运行的，电力调度工作也是一个持续性的工作。
这就对电力公司相关工作人员的安排提出了较高的要求。
同时电力调度也是一项对于工作人员专业知识技能要求较高的工作，这也对电力工作在工作人员选聘上提出了要求。
但是当电力工作建立起完善先进的电力调度自动化系统时，就能够有效帮助电力工作解决上述问题。
首先，电力调度自动化系统具有很强的自动化工作能力，这就大大减轻了电力工作在进行电力调度工作时的人员安排工作压力，减轻了人力成本。
电网调度自动化系统运行管理规程
中华人民共和国电力行业标准电网调度自动化系统运行管理规程DL516—93中华人民共和国电力工业部1993-06-22批准1993-10-01实施1总则1.1电网调度自动化系统(以下简称自动化系统)是确保电网安全、优质、经济地发供电，提高调度运行管理水平的重要手段。
为使自动化系统稳定、可靠地运行，特制定本规程。
各级电业部门均应遵照执行。
1.2自动化系统是由主站和各子站(远动终端)经由数据传输通道构成的整体。
1.3子站的主要设备：a.远动装置(远动终端的主机)；b.远动专用变送器、功率总加器及其屏、柜；c.远动装置到通信设备接线架端子的专用电缆；d.远动终端输入和输出回路的专用电缆；e.远动终端专用的电源设备及其连接电缆；f.遥控、遥调执行继电器屏、柜；g.远动转接屏等。
1.4主站的主要设备：a.计算机及双机切换部件；b.外存储器(磁盘机、磁带机等)；c.输入输出设备(控制台终端、打印机、程序员终端等)；d.数据传输通道的接口；e.到通信设备配线架端子的专用电缆；f.计算机软件(包括系统软件、支持软件和应用软件等)；g.计算机通信网络设备及其软件；h.调度控制台及用户终端；i.调度模拟屏；j.记录打印和显示设备；k.专用电源等。
1.5实时计算机数据通信网络已投入正式运行的电网，应制定网内专用的“实时计算机数据通信网络运行管理规程”，以保证通信网络的可靠运行。
1.6为保证自动化系统不断增加的应用功能(如自动发电控制、经济调度控制、调度员培训模拟等)的完满实现，各主管机构应及时制定相应的运行管理规程(规定)。
1.7各级调度部门、发电厂、因交通不便而需有常驻远动维修人员的枢纽变电站，或经常有远动维修任务的基地变电站，均应设相应的自动化系统运行管理机构或专职人员。
要按职责定岗，按标准定员。
1.8自动化专业人员应具有中专及以上文化水平，并保持相对稳定。
骨干技术力量调离岗位时，应事先征求上级自动化系统运行管理机构的意见。
电网调度自动化系统的管理
电网调度自动化系统的管理引言概述：电网调度自动化系统是现代电力系统中的重要组成部分，它通过自动化技术实现对电力系统的监控、控制和调度。
有效的管理是确保电网调度自动化系统运行稳定、高效的关键。
本文将从系统监控、设备维护、数据管理、安全保障和人员培训五个方面详细阐述电网调度自动化系统的管理。
一、系统监控1.1 实时监测系统运行状态，及时发现故障和异常情况，确保系统稳定运行。
1.2 建立报警机制，设定阈值，一旦超出范围立即发出警报，提高故障处理效率。
1.3 定期进行系统巡检和性能评估，发现问题及时解决，提高系统可靠性和稳定性。
二、设备维护2.1 制定设备维护计划，包括定期检查、保养和维修，确保设备正常运行。
2.2 建立设备档案和维修记录，记录设备运行情况和维护历史，为设备维护提供依据。
2.3 培训维护人员，提高其维护技能和意识，确保设备维护工作质量。
三、数据管理3.1 建立完善的数据管理系统，包括数据采集、存储、处理和分析，确保数据的准确性和完整性。
3.2 制定数据备份和恢复方案，保障数据安全，防止数据丢失和泄露。
3.3 定期进行数据清理和整理，保持数据系统的高效运行和良好性能。
四、安全保障4.1 加强系统安全管理，建立权限控制和访问审计机制，防止未授权访问和操作。
4.2 配备安全设备和防护措施，防范网络攻击和病毒入侵，确保系统安全运行。
4.3 建立安全培训机制，提高员工安全意识和应急处理能力，保障系统安全。
五、人员培训5.1 制定培训计划，包括系统操作、故障处理、安全管理等方面的培训内容，提高员工技能水平。
5.2 定期进行培训评估，了解培训效果，及时调整培训计划，提高培训质量。
5.3 建立培训档案，记录员工培训情况和成绩，为员工职业发展提供依据。
结语：电网调度自动化系统的管理是保障电力系统安全稳定运行的重要环节，需要从系统监控、设备维护、数据管理、安全保障和人员培训等方面进行全面管理。
只有做好这些管理工作，才能确保电网调度自动化系统的高效运行和可靠性。
第4章电网调度自动化
分级管理，是指根据电网分层的特点，为了明确各级调度机 构的责任和权限，有效地实施统一调度，由各级电网调度机 构在其调度管理范围内具体实施电网调度管理的分工。
电网运行的统一调度、分级管理是一个整体，统一调度以分 级管理为基础，分级管理是为了有效地实施统一调度。统一 调度、分级管理的目的是为了有效地保证电网的安全、优质、 经济运行，最终目的是为了维护社会的公共利益。
一、电力系统的正常运行状态和非正常运行状态
电力系统的运行状态可分为正常状态和非正常状态。 电力系统正常运行时，运行参数在允许的上、下限值 之内。如果有一个或几个运行参数在允许的上、下限 之外时，电力系统就处于不正常状态了。
正常状态用数学式描述：
fmin ≤ f ≤ fmax Uimin ≤Ui ≤Uimax
因而处于警戒状态的电力系统是欠安全的，应及时 采取预防 性控制措施，使电力系统恢复到正常状态。
3. 紧急状态
一个处于正常状态或警戒状态的电力系统，如果受到 严重干扰，例如短路和大容量机组被切除，使运行极限 被破坏，系统就进入了紧急状态。
这时系统频率、电压和某些线路潮流都可能严重越 限，但系统中的发电机组仍然可继续同步运行。
≤ PGi ≤ PGimax ≤ QGi ≤ QGimax
Sijmin ≤ Sij ≤ Sijmax
Uimin ≤Ui ≤Uimax
fmin ≤ f ≤ fmax
PGi PLj PLSk 0
QGi QLj QLSk 0
PGimin ≤ PGin
≤ QGi
≤ QGimax
Sijmin ≤ Sij ≤ Sijmax
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电网调度自动化用例分析模型
SCADA用例（Use Case）
动态显示更新，告警
SCADA数据
量测量/状态 变化
系统调度员
数据处理
告警，控制请求
<<extends>>
数据采集
<<uses>>
<<uses>>
调度员控制请求
<<uses>>
人-机交互 <<uses>>
<<uses>>
电力系统模型
现场控制指令
的。
电力系统紧急运行状态情况下，故障主要包括： ❖❖线路故障使线路跳闸。 ❖❖变压器故障使变压器跳开。 ❖❖线路和变压器过负荷。 ❖❖母线故障与之相连的所有线路跳闸。 ❖❖雪崩或雷击使某些线路跳闸。 ❖❖靠近发电厂的线路或设备故障。 ❖❖发电厂机组故障。
❖❖一个典型的在紧急运行情况下的数据雪崩场景例子： 具有16条出线的某220k V变电站发生母线短路，且 由于母线保护系统故障，致使线路远端的16个站的 线路的断路器因自动重合闸失败，每个断路器都动
592. 1098 4420
10
1.94
10
1.05
10
0.52
调度开展无功电压调节的一个案例
春节期间双龙变区域无功调节理论值
主要问题：电压偏高
振合光伏调节无功目标：
①杜绝无功倒送
②大部分时段电压下降至233kV以下
（1）电网负荷高峰（对应8：00-18:00）， ∆Q =10Mvar（光伏吸收无功10Mvar）
事故报告与异常报告
事故与异常包括： (1)开关事故变位； (2)声光报警； (3)事故时自动推出事故画面 (4)模拟盘显示故障， (5)事件顺序记录； (6)事故追忆；
监视与控制
监视与控制功能包括的内容如下： (1)电网系统网络图(包括地区负荷、潮流、枢纽点电压、开
关状态) (2)厂站一次实时接线图 ； (3)厂站主设备参数； (4)厂站实时数据显示： (5)日负荷曲线图及计划负荷曲线图 ； (6)电压棒图； (7)主要事件顺序显示， (8)SCADA系统运行状态图 ； (9)继电保护定值参数表 ； (10)执行遥控、遥调、校时和广播冻结电能命令； 通道监视 包括通道质量统计和信道电平监视
光伏电站输出的无功恒定 ， 即Q值（正或负）恒定
实际运行存在的问题
定功率因素控制不能补偿 电 网电压的波动，甚至会加 剧 电压的波动。
由于光伏电站AVC系统只 能 跟踪其并网点，而电网控 制 的目标是双龙变220kV关 口 的电压和功率因素，两者 无 法直接关联。实际运行时 ， 若电网电压变动大，可能 导 致调节需求超过光伏电站 的 无功调节能力。
调度开展无功电压调节的一个案例
光伏电站调节效果
振合光伏电站110kV母线电压曲线
双龙变220kV母线电压曲线
如图：光伏电站吸收无功从10Mvar增加到20Mvar时，振合光伏电站 110kV母线、双龙变220kV母线电压分别下降2.1 kV、0.7kV，电压累计 下降约4.2 kV、1.4 kV。
传送信息 3个高优先级的双点 2个高优先级的单点 4个低优先级的单点 6个低优先级带时标的保护装置信息 1个低优先级测量值文件(10k 字节) 1 00个测量值 3个双点 2个单点
1 00个测量值 4个单点 6个带时标的保护装置信息 1个大小为1 0 k字节的测量值文件
调度开展无功电压调节的一个案例
打印输出 (1)定点打印(包括负荷、电能、厂站运行参数、
日 月报表)； (2)召唤打印(内容同上) ， (3)异常及事故打印 ， (4)调度操作记录打 印； (5)画面与实时表格拷贝。 模拟盘显示 包括显示开关位置和遥测量
人─机联系
电网调度自动化实现机制
前置机系统
❖❖前置处理系统是SCADA主站系统接收远方终端的远 动信息的关口，主要完成远动信息的接收、发送和预 处理工作。
否
否
调度员潮
流模拟
校核关口电压变化 值在合格范围内
是
通知光伏电 站无功调节
电压是否合格
是
结束
调度开展无功电压调节的一个案例
理论计算结果 无功电压调节关系
无功电压近似计算公式: △U=(△Q/ Sd)* Un
电压考核点
振合光伏110kV母线 双龙变110kV正母线 双龙变220kV正母线
Sd（MVA） △Q（Mvar） △U（kV）
数据库
SCADA处理
人机联系
支撑平台
前置处理
调制解调器 远动终端
遥调 遥控 遥测
遥信
信号变换、转接或调节设备
电力系统过程
主站 通道 子站
❖❖电力系统的紧急和危急状态下传送的信息量要远远大 于正常状态下的信息量。
❖❖对于电网调度自动化系统的设计要求，是要能够满足 危急状态下对信息处理的要求。
在电力系统正常状态下，调度自动化系统需要传 送 的信息，主要包括：
人机联系用例模型
数据处理服务器
提供数据 提供图形服务
显示打印设备
提供实时数据服务
提供历史数据服务
<<uses>> <<uses>>
<<uses>>
电力系统模型
图形服务 实时数据服务
<<uses>>
历史数据服务
电力系统 运行信息
图形接口
实时数据接口 历史数据接口
调度员
操作命令
调度员工作站
人─机联系
(二)数字量 数字量包括： 1)频率；
2)电能量 3)水位量； 4)标准时钟。
(三)状态量 状态量包括： 1) 断路器与隔离开关的位置
； 2)事故跳闸总信号； 3)有载调压变压器抽头位置； 4)保护及自动装置动作信号； 5)预告信号， 6)下行通道故障信号； 7)装置主电源停电信号； 8)水轮机机组运行状态信号。
配电
用电
配网自动化
调度/配网一体化系统
国家电网调度体系
问题的引入： 1.调度自动 化的功能需 求
2.调度自动 化系统的实 现机制
国调( 1) 网调( 5+1) 省调( 28) 地调( 310) 县调( 1500)
调度员
上级调度主站 其它信息系统
变电站自动化 系统
配电自动化 系统
领域模型
调度自动化系统
双龙变220kV母线电压
227.42kV 226.89kV
利用D5000系统 调度员潮流计算 功能校核: 双龙变220kV母 线电压降低0.53 kV, 110kV正母降 低1.08 kV电压
潮流计算结果与 理论计算结果相 符。
调度开展无功电压调节的一个案例
光伏电站调节效果
定无功 策略 吸无功 10Mvar
控制服务器
提供数据
前置处理服务
提供通信处理
<<uses>>
提供控制与调节服务
<<uses>>
遥测接口
前置机 遥控接口
<<uses>>
电力系统模型
控制与调节服务
实时数据接口 发出控制命令
调度员工作站
控制与调节
控制与调节功能包括： (1)遥控断路器； (2)有载调压变压器分接头调 节 (3)励磁电压调节； (4)补偿电容器组投入与切除 ， (5)备用变压器的投入与 切除， (6)水轮机机组开停 及功率调节 (7)系统接地故 障查找； (8)负荷调节。
遥测接口
控制与调节
遥控接口
系统功能
❖❖数据收集 ❖❖数据传输 ❖❖数据处理 ❖❖控制与调节 ❖❖事故报告与异常报告 ❖❖监视与控制 ❖❖人─机联系
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数据采集用例模型
前置机
提供通信处理服务 提供规约处理服务
通信服务
<<uses>>
提供网络服务
数据处理服务器
提供数据
规约处理
<<uses>>
❖❖有一个周期性的或自发的测量值的数据流连续 地 由变电站或发电厂送往控制中心。
❖❖控制中心只送很少的开合命令和设定值命令，只 在为站内安装和维护工作或者出现过负荷情况时 才需要这样做。有些命令可能会影响潮流和拓扑 ， 从而改变测量值和双点信息。
❖❖控制中心周期性地将模拟设定值送往发电厂。 ❖❖来自各发电厂、变电站的自发的报警信号是很少
SCADA系统中的数据处理相对比较简单，主要的任务 是对RTU传来的数据进行
❖❖格式转换， ❖❖系数处理， ❖❖越限判断， ❖❖以及功率与电能量的总加计算。
❖❖ 模拟量死区，是为了减少频繁的、不必要的数据传送 而 设置的。当模拟量点值的改变小于死区值范围时， 模拟 量点的值应该不变。
控制与调节用例模型
作 了三次(分一合一分)。相关数据如表4- 1和表 4- 2所 示。
故障变电站信息
时间 在1.5s 内产生的数据:
2.5 s 内传输的数据 4.5s 内传输的数据 16 s 内传输的数据 按要求在5m in后传输的数据
按要求在1h后传输的数据
传送信息 20个高优先级的单点 40个低优先级的单点 64个低优先级的带时标的保护装置信息 32个低优先级的测量值文件.每个10k字节，
无功电压调节运行目标
（1）保证电网各级电压在规定的范围内 （2）保证双龙变220千伏关口的功率因数合格 （3）无功调节范围应不超过光伏电站的调节能力
调度开展无功电压调节的一个案例
无功电压控制策略
控制策略
定功率因素控制
定电压控制 定无功控制
特点