电力系统调度与监控自动化论文

电力系统调度与监控自动化论文

摘要：电力调度自动化系统在电网的实时监控、故障处理等方面发挥了重要作用，它的应用彻底改变了传统的电网调度方法，是电网调度手段的一次革新，是电网稳定运行的重要保障。本文通过分析电力调度自动化系统的主要功能，针对系统特点及发展趋势进行探讨。

关键词：电力调度自动化系统；历史；功能；组成结构；发展方向

１、电网调度自动化的发展历史

电网调度自动化是随着通信技术、计算机技术和控制技术的发展而发展起来的。上世纪40 年代，国外采用模拟技术将数据展现在模拟盘上。60 年代末和 70 年代初，以远动技术为基础，开发了远程计算机监控系统，直接应用于电力系统调度。1965 年发生的纽约大停电事件迫使电力公司重新考虑电网运行的可靠性问题。1967年 DyLiacco博士提出了电网调度中心安全分析的基本构架，1970 年，状态估计应用于电网控制中心，这之后，电网调度自动化能量管理系统 EMS 有了大的发展。为了培训电网调度员，70 年代末开发出世界上第一台调度员仿真培训系统（DTS，Dispatcher Training Simulator）。90 年代开始了电力市场化改革热潮，适应电力市场运营的需要逐步发展出电力市场运营的技术支持系统。2003 年 8月 14 日发生的美加的大停电事故，使人们重新反思电网运行的可靠性问题，人们认识到，传统的能量管理系统需要进一步发展，提出了全局、实时闭环、综合决策的电网安全预警和决策支持系统，并发展了对电网的运行风险评估的研究和应用。

上世纪 70 年代，我国就研发了基于国产计算机的电网调度自动化系统。但是，国内调度自动化系统的真正快速发展是在 80 年代的中后期。具有标志性的是 80 年代中后期，国内东北、华北、华中、华东等 4 大电网从国外引进了数据采集和监控(SCADA, Supervisory Control And Data Acquisition）系统，在引进过程中学习国外的先进技术，终于在 90年代中期开发出具有自主知识产权的 SCADA 系统。另一方面，90 年代初，在国外的 SCADA 系统上自主开发出电网能量管理系统 EMS高级应用软件。后来经过十多年的研发和工程应用实践，自主知识产权的 SCADA/EMS 已经逐渐成熟。目前，国内绝大多数电网调度中心

都采用了国内自主开发的调度自动化系统。

２、电力调度自动化系统的主要功能

电力调度自动化系统的主要功能包括：数据采集、信息处理、统计计算、遥控、报警处理、安全管理、实时数据库管理、历史库管理、历史趋势、报表生成与打印、画面编辑与显示、Web浏览、多媒体语音报警、事件顺序记录、事故追忆、调度员培训模拟等。重要节点采用双机热备用，提高系统的可靠性和稳定性。当任一台服务器出现问题时，所有运行在该服务器上的数据自动平滑地切换到另一台服务器上，保证系统正常运行。系统有健全的权限管理功能。能快速、平稳地自动或人工切除系统本身的故障，切除故障时不会影响系统其他正常节点的运行。调度主站是整个调度自动化监控和管理系统的核心，从整体上实现调度自动化的监视和控制，分析电网的运行状态，协调变电站内RTU之间的关系，对整个网络进行有效的管理使整个系统处于最优的运行状态。

３、电网调度自动化系统的基本组成和性能要求

电网调度自动化系统由四个子系统组成（如图 13.1-4）：①信息采集和控制执行子系统；②信息传输子系统；③信息处理子系统；④人机联系子系统。

图 1 电网调度自动化系统主要子系统

3.1 数据采集和控制执行子系统

该部分主要起两方面作用：

①采集调度中心管辖的发电厂、变电站中各种表征电力系统运行状态的实时数据，采集的量包括遥测量、遥信量，电度量，水库水位，气象信息以及继电保护的动作信号等。

②接受上级调度中心根据需要发出的操作、控制和调节命令，直接操作或转发给本地执行单元或执行机构。执行量包括开关投切操作命令，变压器分接头位置切换操作，发电机功率调整、电压调整，电容电抗器投切，发电/调相切换甚至修改继电保护的整定值。

上述功能在厂站端由综合远动装置或远方终端装置(RTU, Remote Terminal Unit）实现。

信息采集和执行子系统是调度自动化的基础，相当于人类的眼耳和手足，是调度自动化系统可靠运行发挥其功能的保证。

3.2 信息传输子系统

将信息采集子系统采集的信息通过信息传输系统及时、无误地传送给电网调度控制中心，也将电网调度控制中心的遥控遥调命令下发给厂站控制单元。信息传输主要采用光纤、微波和电力线载波等方式。

3.3 信息处理子系统

它是电网调度自动化系统的核心，相当于人类的大脑，是电网安全经济运行的神经中枢和调度指挥司令部。它由能量管理系统（EMS）应用软件辅之以人机联系子系统来实现。

EMS 应用软件从功能上区分可分为 3级：①数据收集级；②能量管理级；

③网络分析。

3.4 人机联系子系统

它将计算分析的结果以对调度员最为方便的形式显示给调度员，调度员也通过该系统下达决策命令，实现对电力系统的控制。人机联系系统包括模拟盘、图形显示器、控制台键盘，音响报警系统，记录打印绘图系统等。

以上四个子系统组成了电网调度中心的调度自动化系统。调度自动化系统需要有高的运行可靠性，通常用可用率表征；要有高的可用性，好的可维护性和可扩充性，计算机处理速度要足够快，满足实时性要求。

近些年发展起来的可视化技术大大改善了人机联系的性能和使用效果。

４、调度自动化系统的网络安全防护

要保证电力系统的运行安全，电网调度自动化系统本身的运行安全也十分重要。按照《全国电力二次系统安全防护总体方案》，其总体原则为“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”。

调度中心的业务涉及到直接的生产控制、间接的生产管理和常规的业务管理等多方面为了相互交换数据，各个方面的系统需要通过计算机网络联在一起。但是，由于每个方面面对的使用对象不同，对系统安全性的要求也不同，因此，必须要有完备的安全措施才能保证这些系统功能的正常发挥。调度自动化系统的网络安全防护就是为实现这一目标而设计的。

近年来调度自动化系统的内涵已经有了较广的延伸，由原来单一的 EMS 扩展为包括EMS、DMS、TMS（Tele－Metering System）、水调自动化、雷电监视、继电保护故障信息故障录波远传、功角遥测、电力市场技术支持和调度生产管理DMIS等系统。这么多应用系统集成在一起，相互之间交换数据，如果没有有效的信息安全防护措施来保证，这些系统就不能正常发挥它们各自的功能。

电力系统中计算机数据网络应用根据业务类型、实时等级、安全等级等因素可分为生产信息类数据传输和管理信息类数据传输两大类，分别属于生产控制大区和管理信息大区。生产信息类数据的实时性要求较高，其中遥控和遥调信息与电网安全直接相关，可靠性要求最高；与计费相关的电力市场业务对安全性有特殊要求，不仅要求可靠，原始数据还要求保密。管理信息类数据的实时性要求相对不高，但数据量大，保密性要求较高，覆盖除生产控制类以外的所有数据业务。

目前，国内已经采用光纤+ SDH （Synchronous Digital Hierarchy + IP 模式建立了调度数据专网。调度数据专用网除了传送 EMS 数据外，还传送电能量计量计费、水调自动化、电力市场等生产控制大区里的信息。

调度中心的数据按照安全级别分别管理。如图 13.1-6 所示