调度自动化主站系统

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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。

调度主站系统的硬件架构

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。

浅谈电力调度自动化主站系统改造

Ｌｓｕ，ｈｊｎｒｖｎｅｔｉｐｐｒｘｏｎｓｔｅｐｒｏｅａｄｎｃｓｉｆｐｗｅｉａｃｕｏｔｎｓｓｍｅｏｍ．ｉｉＺｅｉｇｐｏｉｃ，ｈｓａｅｐｕｄｕｐｓｎｅｅｓｙｏｏｒｄｓｔｈａｔｍａｉｙｔｒｆｒｈａｅｈｔｐｏｅ关键词：主站；改造；因；原必要性
Ｋｅｒｓｙｗｏｄ：ｍａｔｒｓａｉｎ；ｒｎｆｒｔｏｒａｏ；ｅｅｓｔｓｅｔｔｏｔａｓｏｍａｉｎ；ｅｓｎｓｎｃｓｉｙ
中图分类号：Ｐ７Ｔ２
文献标识码：Ａ
文章编号：０６４１（００）７０２一１０ — ３１２１２ — ２８叭
・２２８・
价值工程
浅谈电力调度自动化主站系统改造
ＤｉｃｓｏｏｎＰｏｗｅｓｔｈｉｓｕｓｉｎｒＤｉｐａｃｎｇＡｕｔｍａｉｎｏｔｏＳｙｓｅＲｅｏｒｔｍｆｍ
陈俊ＣｅｕｈｎＪｎ
（浙江省丽水遂昌电力局，昌３３０）遂２３０（ｕｃａｇＰｗｒＢｒａ，ｉｕ，ｈｊｎｒｖｎｅＳｉｈｎ２３０ＣｉａＳｉｈｎｏｅｕｅｕＬｓｉＺｅｉｇＰｏｉｃ，ｕｅａｇ３３０，ｈｎ）ｈａ
４改造的结果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现在，Ｎ００系统已经运行将近一年，在这一年的时间里，Ｏ２０该监控系统，括在此系统运行的应用软件。它基于计算机、信、包通及系统运行安全，稳定，没有出现任何故障，运行情况基本良好。改造完成，系统采用是Ｃｉｔｅｖｒ从分布式体系结构，该ｌｎ／ｒｅ主ｅＳ系控制技术，线为各级电力调度机构生产运行人员提供电力系统运在行信息、分析决策工具和控制手段。本文以浙江丽水遂昌电力局电统遵循一体化设计思想，在统一的实时信息服务平台的基础上，可力调度自动化主站系统的实际改造为例，阐述加快自动化建设进灵活扩展、集成和整合ＳＡＡＰＳＤＣＤ、Ａ、ＭＳ于一体的能力，种应用各程，高调度自动化系统运行应用水平，现有的调度自动化系统功能的实现和使用具备统一的数据库模型、机交换界面，效的提对人有进行改造的要性。保证了系统的实时性、定性和可靠性。稳１原调度自动化系统简介系统除具备常规的ＳＡＡ功能，数据采集功能、ＣＤ即：控制、计算、遂昌电力局调度自动化系统目前接入厂站１８个，其中１０Ｖ事件记录及处理、机界面、１ｋ人报警处理、势记录、扑着色、史数趋拓历及以上厂站４个，规ＲＵ厂站２个，合自动化变电所１。集据管理、表打印、常Ｔ综２个报数据转发、拟屏控制、模系统时钟等功能外，还具控站与调度所合用一个系统。主站系统与１９９６年开始建设，采用上备一些面向电网分析和控制的高级应用功能（Ａ，：ＰＳ）如网络建模、海申贝的ＷＩＹＤ系统，并通过实用化验收，０２年升级为ＹＤ状态估计、度员潮流、ＮＪ２０Ｊ一调负荷预报等。系统功能强，用方便灵活，该使２０００系统。采用双服务双数采冗余结构。画面清晰度高，实时性强，测准确，遥遥信变位及事件记录反应正确２调度自动化系统的改造原因及时，能够全面反映电网的运行情况，为调度员做好安全、经济的调我局电网调度自动化系统与２００２年８月升级，今已近九年。度提供了可靠的依据。至随着无人值班变电所的深入发展，度自动化系统日益重要，功调其５系统发展的方向能需求日益增加，建立在其基础上的高级应用软件的开始应用，主当前电力调度自动化主站系统发展迅速，求和应用模式也有需站系统日渐暴露出其存在的不足和缺陷，已无法满足电网发展的要了很大的转变，中体现在以下方面：集 ①规模日益增大。随着变电站求和应用需求。为了加快遂昌电力局自动化建设的进程，高调度数字综合自动化的发展和无人值班的推广。度自动化主站系统无提调自动化系统运行应用水平，一步满足电网调度运行管理，电站论接入的信息量、入的范围、入的信息种类都比以往大大增加，进变接接无人值班及集控站监控需要，高企业的现代化管理水平，现有这就对系统软件提出了更高的要求，其是系统的开放性、定性、提把尤稳的调度自动化系统改造成符合电网发展的、效的、全可靠的系可靠性以及系统的高可用性等方面。②应用日益复杂。随着电力调高安统已刻不容缓。度自动化系统实用化的推进，度自动化主站系统应用需求日益实调３调度自动化ＯＮ００系统的建设进程２０用化、日益复杂化，也包括了对数据源要求的多样化、与兄弟系统互该项目于２００７年立项，０８４月完成了自动化改造的技术连的复杂化。③交互日益增强。调度自动化系统及相关系统等信息２０年方案，市局审核后重新完成了修订，０８年８月进行了调度自动交互的需求将大大增强，并且随着各个子系统功能的扩展增加，经２０各化主站系统项目招标工作，最终选择了国电南瑞科技股份公司的个子系统间的信息耦合也越来越紧密，系统问的信息交换和共享子Ｏ２０Ｎ００电网调度自动化主站系统，并于２００８年ｌ签订了商务日益增强。０月和技术合同。６结束语２００８年１２月２日，厂家检验人员对调度自动化系统进行了６电力调度自动化主站系统作为电力系统安全稳定运行的支柱出厂验收，保证了系统的质量。２００９年１５月，Ｎ００系统开始之一，电网运行中越未越发挥出更重要的作用。随着变电站数字月Ｏ２０在进行安装调试工作。到３月２８目，已经把原系统的１厂站的遥综合化的发展和无人值班的推广，为调度 “ ８个作眼晴” 的调度自动化主将稳经测、遥信信号正确接收，有关的画面、报表、曲线、关口总加等全部制站系统，为电网的安全、定、济运行履行更多的责任。这就要作完毕，期间，配合新建３ｋ５Ｖ金竹变投运前的准备工作，进行了实地求我们保持与技术发展同步，阔眼界、跃思维，电网调度出开活从大共遥控试验，取得了满意的效果。０９４月，２０年进行了系统测试和遥测、发，力发展与各专业的交流和学习，同提高电网调度自动化 �

电力系统调度规程调度自动化设备管理

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。

调度自动化主站(精)课件

调度自动化主站系统架构
系统硬件架构
01
02
03
服务器与存储设备
提供数据存储和计算服务，支持大规模实时数据处理和存储。
输入输出设备
包括各类监控终端、打印机、扫描仪等，实现人机交互和数据输出。
网络设备
包括路由器、交换机等，实现系统内部及与其他系统的网络通信。
系统软件架构
操作系统
提供基础的系统服务和管理功能，如进程管理、内存管理、文件系统等。
自动发电控制（ AGC）
负荷管理
网络分析
பைடு நூலகம்
调度自动化主站是电力系统调度自动化的核心组成部分，主要负责对电网运行状态进行实时监控、分析和控制。
实时采集电网运行数据，监视电网运行状态，及时发现异常。
根据电网运行状态和负荷需求，自动调整发电机组的出力，维持电网频率和电压稳定。
根据电网负荷需求，对用户进行负荷控制或需求响应管理。
图形化界面技术
人机界面设计
提供直观、易用的图形化界面，方便调度员进行监视、控制和操作。
动态展示
实时更新图形界面，反映电网运行状态和设备状态的变化。
可视化分析
通过图形化界面进行可视化分析，帮助调度员快速发现和解决问题。
数据库管理技术
数据模型设计
建立合理的数据模型，对调度自动化主站系统中的数据进行有效组织和管理。
实施过程
效果评估
项目分阶段进行，确保数据迁移和系统整合的顺利进行。
新系统投运后，提高了电力调度效率，降低了运行成本，为地区经济发展提供了有力支撑。
05
调度自动化主站的未来发展趋势与挑战
调度自动化主站的未来发展趋势
1 2

调度自动化主站系统方案

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。

调度自动化主站系统的安全防护

关键词：度自动化；调网络技术；全区安１选题理由
当前，调度自动化主站系统已由十几年前单纯的能量管理系统（ＭＥＳ系统）逐渐增加了高级应用系统（ＡＰｓ系统）电量管理系统（ＭＲ、Ｔ系统）调度管理系统（Ｍ、ＯＳ系统）综合数据平台系统、、机房监控系统和调度数据网系统（ＰＮＴ系统）这些系统的核心技术是建立在计算ｓｒＥｒ等。机技术和通讯技术的基础之上，并通过网络技术与局域网（Ｓ、ＭＩ）互联网（ｔｔＩｅ），ｎｍｅ相连它们在为调度的安全、经济运行和管理提供很大帮助的同时，而网络的自由性和不安全陆则会给这些系统造成越来越严重的隐患，并且有可能对调度业务造成极大的破坏。例如，００年１月１２００３日二滩电厂由于控制系统死机造成机组甩负荷８０Ｗ，９Ｍ导致川渝电网发生大范围的停电事故。事故分析认为，控制系统网络与办公自动化系统网络的直接互联是其中的不安全因素之另据中新网报道，２０在０３年的８４美加大停电中，：１蠕虫病毒阻碍了加拿大安大略省从停电事故中恢复正常供电的进程。随着公网上黑客和病毒的日益盛行，国内电力信息系统中也已经发现黑客活动的踪迹。２００２年１，０月国家经济贸易委员会颁布了第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的规定》在国家法律的，基图１础上明确了电力调度信息系统安全的重要性，并做出了相关规定。０４２０年１２２月０日，国家电力监管委员会发布了《电力二次系统安全防护规２安全区Ｉ非控制生产区。安全区Ｉ中的业务系统或功能模块．２Ｉ：Ｉ定》电监会５（号令）提出了“ ，安全分区、网络专用、向隔离、横纵向认证” 的典型特征为：所实现的功能为电力生产的必要环节，但不具备控制功的安全防护原则。为保障电网安全、、稳定经济运行，抵御黑客、病毒、能，恶使用调度数据网络，在线运行，与安全区Ｉ中的系统或功能模块联系意代码，特别是集团式攻击等通过各种形式对电力二次系统的攻击侵紧密。安全区Ｉ的系统包括电能量计量系统，Ｉ其面向的主要使用者为调小时级，其外部通信边界为电力拨害，防范由此引发的电力事故。全国电力二次系统安全防护专家组编写度员。该区数据的实时陛是分钟级、

电力行业防止电力自动化系统、电力监控系统网络安全、电力通信网及信息系统事故的重点要求

电力行业防止电力自动化系统、电力监控系统网络安全、电力通信网及信息系统事故的重点要求1 防止电力自动化系统事故1.1 调度自动化主站系统和110kV及以上电压等级的厂站的主要设备（数据采集与交换服务器、监视控制服务器、历史数据库服务器、分析决策服务器、磁盘阵列、远动装置、电能量终端等）应采用冗余配置，互为热备，服务器的存储容量和中央处理器负载应满足相关规定要求。

备用调度控制系统及其通信通道应独立配置，宜实现全业务备用。

1.2 主网500kV（330kV）及以上厂站、220kV枢纽变电站、大电源、电网薄弱点、通过35kV及以上电压等级线路并网且装机容量40MW及以上的风电场、光伏电站均应部署相量测量装置（PMU）。

其测量信息应能满足调度机构需求，并提供给厂站进行就地分析。

相量测量装置与主站之间应采用调度数据网络进行信息交互。

新能源发电汇集站、直流换流站及近区厂站的相量测量装置应具备连续录波和次/超同步振荡监测功能。

1.3 调度自动化主站系统应采用专用的、冗余配置的不间断电源（UPS）供电，不应与信息系统、通信系统合用电源，不间断电源涉及的各级低压开关过流保护定值整定应合理。

采用模块化的UPS，应避免并联等效电阻过低，引起直流绝缘监测装置监测误告警。

UPS单机负载率应不高于40%。

外供交流电消失后UPS 电池满载供电时间应不小于2h。

交流供电电源应采用两路来自不同电源点供电。

发电厂、变电站远动装置、计算机监控系统及其测控单元、变送器等自动化设备应采用冗余配置的不间断电源或站内直流电源供电。

具备双电源模块的装置或计算机，两个电源模块应由不同电源供电。

相关设备应加装防雷(强)电击装置，相关机柜及柜间电缆屏蔽层应可靠接地。

1.4 厂站内的远动装置、相量测量装置、电能量终端、时间同步装置、计算机监控系统及其测控单元、变送器及安全防护设备等自动化设备(子站)必须是通过具有国家级检测资质的质检机构检验合格的产品。

配电自动化主站系统及应用

配电自动化主站系统及应用一、引言配电自动化主站系统是一种集中管理和控制配电设备的系统，通过自动化技术实现对配电网络的监测、操作和管理。

本文将详细介绍配电自动化主站系统的基本原理、功能特点及应用场景。

二、系统架构配电自动化主站系统由以下几个主要组成部份构成：1. 数据采集单元：负责采集配电设备的实时数据，包括电流、电压、功率等参数。

2. 数据传输单元：将采集到的数据传输至主站系统，通常采用网络通信方式，如以太网、无线通信等。

3. 主站服务器：负责接收和处理来自数据传输单元的数据，并进行实时监测、分析和控制操作。

4. 用户界面：提供给用户进行操作和管理的界面，通常采用图形化界面，方便用户查看和控制配电设备。

三、功能特点1. 实时监测：配电自动化主站系统能够实时监测配电设备的运行状态，包括电流、电压、功率等参数，及时发现异常情况。

2. 故障诊断：系统能够根据采集到的数据进行故障诊断，判断故障原因，并提供相应的解决方案。

3. 远程控制：用户可以通过主站系统远程控制配电设备的开关状态，实现对配电网络的远程操作。

4. 数据分析：系统能够对采集到的数据进行分析和统计，生成报表和图表，匡助用户了解配电设备的运行情况。

5. 告警管理：系统能够根据设定的告警规则，对异常情况进行告警，及时通知用户并采取相应的措施。

四、应用场景配电自动化主站系统广泛应用于各种配电场所，包括工业厂房、商业建造、住宅小区等。

以下是几个典型的应用场景：1. 工业厂房：配电自动化主站系统可以实现对工业厂房的配电设备进行集中管理和控制，提高设备的运行效率和可靠性。

2. 商业建造：系统可以监测商业建造的用电情况，实现对配电设备的优化调度，降低用电成本。

3. 住宅小区：系统可以实现对住宅小区的公共配电设备进行远程控制，提供安全可靠的电力供应。

五、总结配电自动化主站系统是一种集中管理和控制配电设备的系统，具有实时监测、故障诊断、远程控制、数据分析和告警管理等功能特点。

调度自动化主站(精)

调度自动化系统
数据采集装置=MODEM机箱+通信服务器，MODEM机箱接收远方RTU送来的调制模拟信号并解调为标准RS232数字信号；通信服务器接收MODEM机箱解调后的RS232信号并通过以太网送到前置机。地调自动化系统实用化基本功能：主接线和运行工况、实时用电负荷和计划用电负荷、厂站运行工况、异常事故报警及打印、SOE、日报定时打印、召唤打印 N-1原则：正常运行时，电力元件（线路、发动机、变压器、等）无故障或故障断开，电力系统应能保持稳定运行和正常供电，其他元件不过负荷，电压和频率均在允许范围内。用于静态安全分析（无故障断开），动态安全分析（故障断开）。
调度自动化主站
Ver20150512v0.1
远动
远动：利用远程通信技术对远方设备进行监控，以实现远程测量、远程通信、远程控制、远程调节等功能。远动系统：是远动技术的实例应用，是实现远动的硬件设备集。包括采集执行子系统，信息传输子系统，信息处理与控制子系统，人机联系子系统。与远动系统通信的电力电度分为5级：国调、网调、中调、地调、县调。
状态估计
状态估计=滤波，利用量测量的冗余度来提高数据精度，自动排除干扰引起的错误信息。启动方式：人工启动、周期启动、时间触发启动状态估计流程：粗检测、可观测性分析、状态估计计算、不良数据检测和辨识状态估计数据源：实时数据（SCADA实时断面）、历史数据、计划数据（发电计划、开关检修计划等）
负荷预报
根据历史负荷值，在满足一定精度的情况下预测未来某特定时刻的负荷值。负荷预测分为系统负荷预测、母线负荷预测。系统负荷预测分为超短期、短期、中期、长期预测。负荷预测是实系统而言，提高电网运行的安全性、和经济性、改善电能质量、都依赖准确的负荷预测。

调度自动化系统(EMS)

（4）其他设备包括卫星时钟同步装置、远程拨号Modem、语音告警模块、音箱、UPS以及精密空调等。
3.1 调度自动化系统主站系统 3.1.3 主站系统硬件设备
服务器路由器
工作站交换机
第一部分：调度自动化系统基础介绍
UPS
Modem池
防火墙加密认证装置
精密空调
3.2 数据传输通道
第一部分：调度自动化系统基础介绍
调度自动化系统
系统介绍与使用
通过本课程的学习，可以使调度值班岗位的人员，懂得和掌握以下知识和技能
1. 调度自动化系统的基本概念 2.调度自动化系统的组成
调度自动化系统的使用方法
基础介绍
课程简介介绍了调度自动化系统的概念、作用。对调度自动化系统的使用进行说明，能够指导调度值班员更好的了解调度自动化系统，方便调度值班员更好的监视电网。
CC-2000A OPEN-3000 DF8003/E
引进应用系统 VAX/VMS 通用机、专用OS 西屋、ESCA
引进智应能用化系统 H80-E 日立
专用机、专用OS ASEA
国产应用系统国产机、无OS
SD176
智能电网调度技术支持系统
1970
1980
1990
2000
调度自动化系统发展历程
2010
（3）对电网运行实现安全分析和事故处理
主要特点（1）系统的开发性（2）系统的可扩展性（3）先进的系统平台（4）强大的WEB浏览功能
第一部分：调度自动化系统基础介绍
国产应用系统、数据库安全OS
D500 E8000
国产应用系统通用机、开放OS
引进应用系统 RISC/UNIX 通用机、开放OS 西门子、ABB

电力调度自动化系统主站运行维护分析

电力调度自动化系统主站运行维护分析摘要：随着电网覆盖面积的逐渐增大，调度自动化系统主站涉及的内容也越来越多。

这也增加了调度自动化系统主站的运行维护难度。

本文将从调度自动让系统主站结构及优势入手，分析当前影响系统主站运行的隐患，并制定有效的应对措施，确保调度自动化系统的稳定运行，促进调度自动化系统主站运行维护效率，实现电网的经济效益。

关键词：调度自动化系统;主站运行;维护措施前言目前我国电力企业都已经开展了调度自动化系统建设，满足了电网调度的需求，成为提高电网安全、可靠运行的重要保障。

但是自动化系统自身存在一些不稳定因素，如果在运行过程中出现问题，势必会对电网运行产生一定的影响因此加强对调度自动化系统主站运行维护的研究具有非常重要的现实意义，能够明确影响自动化系统稳定运行的主要因素，实现对系统的优化，从而促进系统最大限度发挥积极作用，保障电网稳定可靠运行。

1调度自动化系统主站结构及优势调度自动化主站系统包括前置子系统、SCADA子系统等部分构成。

其中前置子系统作为实时数据输入、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、与其他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，也是不同系统之间实时信息沟通的桥梁。

SCADA子系统负责处理FES子系统采集上来的实时数据，是调度员的眼睛和操作工具，用户的实时监视和操作，如远方遥控等都依赖于SCADA子系统提供的强大丰富的功能。

调度自动化系统作为电力调度与科学技术深度结合的产物，随着电力系统无人值班站的增多，许多原来在厂站端处理的事情，现在需要主站端的调度员根据系统实时运行情况，及时发现电网运行存在的安全隐患，提高电网安全、稳定性，从而保证电网运行的经济效益。

自动化系统主站具有较强的拓展性，能够为电网发展提供保障，尤其是提供电网数据信息的分析和研究，能够实现数据实时共享。

正确理解主站基本数据，掌握系统基本操作，快速响应、及时解决系统出现的问题，就显得十分重要。

中国南方电网调度自动化系统主站运行规程

中国南方电网调度自动化系统主站运行规程1 适用范围1.1 本规程适用于中国南方电网各级调度自动化系统主站的运行维护工作。

2 总则2.1 为规范中国南方电网各级调度自动化系统主站的运行维护工作，确保调度自动化系统安全、稳定、可靠和不间断运行，特制定本规程。

2.2 调度自动化系统主站指能量管理系统（EMS）、电能计量系统（TMR）、及其它调度工作相关的自动化系统主站的软、硬件设备，包括机房监控、电源、空调等辅助系统。

各级自动化部门应结合具体情况明确运行维护范围。

2.3 本规程根据《中国南方电网调度自动化管理暂行规定》及国家有关调度自动化专业的规程、规定制定。

2.4 各级调度自动化系统主站的投运、监视、维护、检验、变更、故障处理、评价、退出等工作必须遵照本规程，制订相应的实施细则并贯彻执行。

2.5 调度自动化系统主站的运行维护工作应制度化、规范化。

各级调度自动化部门应建立并执行以下制度：a) 新设备投运制度；b) 运行值班制度；c) “两票三制”制度；d) 设备缺陷制度；e) 故障预案制度；f) 备品备件制度；g) 资料管理制度；h) 仪器、仪表及工具管理制度。

3 新设备投运3.1 新设备（功能）投运前必须通过验收和试运行，明确设备的运行维护责任。

3.2 新投运设备（功能）不得影响已投运设备（功能）的稳定运行。

3.3 新投运设备应具备运行维护所需的完整技术资料，设备及联接电缆标识清晰。

3.4 新投运设备应建立相应的设备台帐，指定专责人员对设备的运行进行连续的跟踪管理。

4 监视与维护4.1 运行值班人员按照相关运行值班制度的要求，对主站软、硬件设备的运行进行日常监视。

4.2 各级调度自动化系统主站的日常监视工作至少包括：a) 监视主站系统软、硬件的各项指标，发现问题须及时诊断处理，或通知专责人员跟进，做好记录。

b) 定期核对信息，提高数据的可靠性和准确性。

c) 定期检查系统日志文件、进程和磁盘空间。

d) 对现场工作票的内容、实施条件和安全措施进行审核，办理许可手续。

电力调度自动化主站系统运行维护存在问题及对策

电力科技电力调度自动化主站系统运行维护存在问题及对策林志辉（广西新电力投资集团藤县供电有限公司，广西梧州 543300）摘要：电力调度自动化主站系统的有效使用，提高了工作人员对电网安全运行的预测水平和分析能力。

本文首先对调度自动化系统主站运行维护工作存在的问题进行分析，并提出应对措施，希望可为广大供电企业提供参考帮助。

关键词：电力调度；自动化；主站；运行维护1 电力调度自动化主站体系构成调度自动化主站系统对电网稳定安全运行起着至关重要的作用，电力调度自动化主站系统主要由设备、调度和数据三大功能系统构成，设备功能主要对网络服务设备运行情况进行监测控制和维护，调度功能主要对电网运行进行调度，数据功能主要实现数据信息采集及分析处理。

在电力调度自动化系统中，主要采用闭环控制体系，它主要包括监测和控制、处理机制、数据采集系统和调度运行系统。

2 调度自动化系统主站运行维护工作存在的问题2.1 硬件问题电源是调度自动化系统主站正常运行的动力保障，调度自动化主站系统如未设置独立的电源，系统的独立性会很差，在系统出现电源故障时，调度自动化系统会处于瘫痪状态，不能起到监控及控制的作用。

因调度自动化系统主要由计算机及控制系统构成，若服务器遭受雷击，整个调度系统的正常运行会受到影响，一些设备产生损坏，甚至会造成人员伤亡，因此，调度自动化系统的防雷措施仍需不断完善。

2.2 应急反应机制有待完善当前很多电力企业都设置了应急反应机制，但这些制度不够健全，工作人员反应也不够及时，不能在调度自动化系统产生故障后，第一时间对问题进行处理，给供电企业带来一定的经济损失。

2.3 日常运行维护制度有待健全因缺乏完善的日常运行维护制度，使调度自动化系统主站缺乏专人对全过程进行跟踪记录，没有及时记录主站产生故障的原因、时间、终端误码率等。

同时，也没有实时对调度自动化系统主站开展监测检验，使系统故障不能被及时发现和处理，给安全供电带来隐患。

电网调度自动化主站系统功能扩展设计

电网调度自动化主站系统功能扩展设计摘要：应用电网调度自动化系统可实现变电站无人值班,改善运行人员的工作条件.文章介绍了电网调度自动化主站系统的主要任务,分析了系统结构,并对其功能进行扩展设计。

关键词：电网调度；主站系统；自动化；发展趋向；前言随着国民经济的迅速发展,电网规模不断扩大,对电网调度自动化系统的性能提出更高的要求.当前调度自动化系统难以满足迅速处理、分析及存储电网信息的需求,所以系统功能的扩展十分迫切.调度自动化主站系统不仅可以提升电网运行效率,还可以改善工作人员的工作条件,从而为电网的发展发挥重要的作用。

一、电网调度自动化主站系统的功能和应用1.主要功能(1)数据采集和监视控制：数据采集又可以分为三种形式。

包括模拟量采集、状态量采集、脉冲量采集等；模拟量采集指的是采集变电站内母线电压、电流、二次设备直流电源电压、输电线路电压、电流等信息，状态量采集则是对变电站内一次设备和二次设备的信息进行采集。

一次设备包括隔离开关、断路器的预告信号、报警信号等，二次设备信息则包括接地信号、变压器分接头位置信号等：脉冲量采集则是采集脉冲电度表的电度量，科学处理采集到的数据，变压器、输电线路的电流、功率、电网功率、负载率等都是重要的数据。

借助于电离载波、光缆通信数据传输通道等．向主站系统上传这些数据，并且再次处理．之后向模拟屏等显示设备发送。

监视控制则主要是视频监视变电站．并且远程控制电容器投切、断路器等设备，事故告警、事故追忆等功能则主要由事故报告来实现。

(2)更加科学的进行电网分析和控制；研究风险，在电网调度自动化主站系统中，有PAS软件存在．可以对电网分析控制专门开发；本软件有着强大功能，涵盖了多个模块，如负荷预测、网络拓扑处理、电压无功优化、静态安全分析等，借助于本软件．电网调度运行人员能够对电力系统运行状态更好的分析．并且对电力系统的运行趋势科学预测，以便对电力系统运行中出现的各种问题及时处理。

电网企业调度自动化主站系统的应用研究

电网企业调度自动化主站系统的应用研究随着科技的不断发展和进步，电网企业的调度自动化主站系统也在不断地发展和更新，以适应不断变化的市场需求和用户需求。

但是，在应用研究中，还存在一些问题需要解决。

一、电网调度自动化主站系统概述电网调度自动化主站系统是指利用计算机技术、网络技术、数据采集技术等现代通信技术设计而成的信息集成平台，顾名思义，一般用于电网调度自动化管理。

主要包括以下三个要素：监控、控制和通信。

监控：电网调度自动化主站系统能够通过采集各个电力设备的运行状态、传感器的实时量测数据、图像等数据，实时显示和监测电网的运行状态，为调度员进行决策提供准确数据支持；控制：调度自动化系统能够对电网中的各种设备进行控制，实现对电网运行状态的实时控制和调整，保持电网的稳定运行；通信：电网调度自动化主站系统能够通过网络实现各设备之间的通信互联，将数据传输的速度和效率提高到最大化，提高采集数据的准确性。

二、电网调度自动化主站系统的应用研究电网调度自动化主站系统的应用从早期的单机版、服务版、网页版到目前的云端版，其应用场景不断地被扩大和改进，应用形式也不断地更新换代。

1.云平台的发展随着云平台的越来越成熟，电网调度自动化主站系统也加入了云端的行列，比如ABB、东光电气等企业纷纷推出了云端版的调度自动化主站系统，可以实现远程维护、服务和监督等功能，用户体验更加便利。

2.数据分析与人工智能随着数据采集技术、传感器技术、云计算技术等领域的不断发展，电网调度自动化主站系统也不断加强了数据分析和人工智能方面的研究。

比如，可以通过数据分析，预测电网设备的故障率，及时进行维护和更新，以减少停机率和提升设备利用率；通过人工智能，实现对电网设备的自主诊断和检测，提前发现设备可能存在的隐患和故障，降低电网的故障率和安全风险。

3.安全防范和风险控制电网调度自动化主站系统还能够实现安全防范和风险控制的功能。

比如，可以实现对电网透明度的管理，追踪电网的黑客攻击、病毒入侵、数据盗窃等风险，及时进行警报和预防措施，保障电网系统的保密性和安全性。

1-调度自动化系统基础解析

控制和调节命令
RTU
调制解调器
通信设备
厂站
调制解调器
调度计算机
人机界面
通信设备
远动终端接口
调度中心
一、概述
1.5 调度自动化系统各局部功能 1.5.1 现场信息转换与把握机构电信号物理量的变换〔电量变送器〕电流、电压、功率、电度开关状态量非电量信号的变换〔非电量变送器〕变压器油温直流把握母线电压被控对象的执行机构
二、远动终端设备(RTU)
2.3 RTU的根本功能执行把握命令 (遥控) 接收调度端遥控指令遥控选择遥控执行
二、远动终端设备(RTU)
2.3 RTU的根本功能 2.3.5 大事挨次记录〔SOE〕当某个开关量发生变位后，记录测量对象编号、变位时刻、变位后的状态 SOE准确记录测控对象发生事故时各设备及包含的准确动作时序，帮助调度员进展运行决策和事故分析站内SOE区分率小于5ms，站间小于10ms
二、远动终端设备(RTU)
2.1 RTU的根本分类按装置构成分类集中式〔由一个CPU来治理其他模块，实现全部的系统功能〕单CPU 并行总线集中组屏分布式〔由多个CPU协调工作实现系统功能〕多CPU 串行总线可分散布置
二、远动终端设备(RTU)
2.1 RTU的根本分类按体系构造分类集中式集中组屏测量信息集中连接到RTU 分散式分散的测控装置，可装设到设备间隔通过现场总线与总控单元连接总控单元与远方或者后台通信
调度中心
发电厂（遥信、遥测、遥控、遥调）
变电站（遥信、遥测、遥控、遥调）
变电站（遥信、遥测、遥控、遥调）
变电站（遥信、遥测、遥控、遥调）
……
一、概述
调度自动化系统的主要任务：针对电力系统运行的各种状况，电力系统调度把握的根本任务，就是要依据电力系统实时运行状态和相应的目标，正确而且实时地提出调度把握的策略，以满足用户供电需要，供给高质量的电能，保证系统安全运行，同时使发电本钱最省。具体而论，电力系统调度的任务包括以下几个方面：保证电力系统运行的安全。安全对于电力系统来说是头等大事，系统一旦发生事故，其危害是难以估量的。因此，努力保证电力系统安全运行，始终处于正常的运行状态，是调度的首要任务。要做到这一点，一方面要增加系统的发电力气，增加系统自身的抗干扰力气，另一方面，要提高电力系统调度自动化的水平，使运行人员具有扎实的技术水平，丰富的实践阅历。