对电力调度自动化主站系统分析
对电力调度自动化主站系统分析
【摘要】文章介绍了电力调度自动化主站系统组成部分的主要功能，及其在实际应用过程中存在的问题，并提出未来发展的趋势。
【关键词】调度自动化；主站端；系统分析；发展趋势
电力调度自动化系统是整个电网的主要控制的核心部分，它是保障电力系统安全、稳定、及经济运行的重要组成手段之一。而调度自动化的主站端系统也成为电力企业的“心脏”，它为当前电力企业注入了新的技术活力，一方面使得变电站实现了无人值班，改善了调度运行人员的工作条件；另一方面也极大地提高了调度运行人员对电网安全经济运行的分析能力和负荷预测的准确度，为未来的数字化电网打下了坚实的基础。
1 电力调度自动化主站系统的主要功能
电力调度自动化主站系统主要功能是SCADA系统（数据采集与监视控制系统）功能及WEB 浏览功能。其中SCADA 主站系统实现的功能主要包括：数据采集与处理、系统控制功能、人机界面功能、事件及报警处理、系统安全及防误操作等。
1.1 数据采集与处理
该系统能够采集分析、处理多种类型的数据，包括模拟量、状态量、脉冲量、保护信息、来自RTU的复位信号、其他非遥控数据、SOE等。这些数据可能是来自于变电站、开关、环网柜等的实时数据，也可能是来自于其他系统的数据。
1.2 系统控制功能
该系统的控制功能强大，可以对所有可遥控设备进行远方操作控制。主要包括分、合闸控制及控制闭锁、保护定值的调整与投退等。有批次及单点遥控、遥调功能，操作后将过程及操作员姓名，时间记录存档并打印出来，同时具有操作权限设置，防止非法操作。
1.3 系统人机界面功能
该系统的人机界面设计非常人性化，易操作、功能强大。主要有窗口显示、画面编辑、趋势曲线、画面拷贝等。在进行画面编辑时，可在线编辑、修改、拷贝、存储。所有图符都可与实时数据连接，实现图符的动态显示。能够导出趋势曲线包括有历史曲线、实时曲线及计划曲线。并且所有屏幕上显示的画面全部可以在打印机上打印出来。
1.4 事件及事故报警处理
事件及事故报警的内容包括：系统报警信息和电力系统报警信息。所有报警均登录于报警表中，可即时在报警行中显示，根据信息的不同可分为一般报警和事故报警。
1.5 系统安全及防误操作
系统主备机都有启动、故障切换和监视其他计算机运行的功能。当主备计算机故障停运时，所有实时数据/历史数据能够自动拷贝到后备机，保证数据不丢失。主站系统的各个节点可设置不同的功能，对应于不同的操作权限，实现权职分明。同时系统采用智能操作票系统，具备模拟防误、调令票防误操作功能。当系统内发生硬件损坏和软件故障时，均不得出现控制命令误出口。
1.6 强大的WEB 浏览功能
系统采用三层结构的设计思想，支持多客户端，通过WEB服务器，公司的
供电局调度自动化主站系统工作标准
**供电局调度自动化主站系统工作标准 1 适用范围 1.1 本规程适用于市级调度自动化系统主站的运行维护工作。 2 总则 2.1 为规范市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，特制定本标准。 2.2 调度自动化系统主站指能量管理系统（EMS）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。市级自动化部门应结合具体情况明确运行维护范围。2.3 本规程根据国家有关调度自动化专业的规程、规定制定。 2.4 市级调度自动化系统主站的投运、监视、维护、检修、故障处理、备品备件、资料、退出运行等工作必须遵照本规程，并制订相应的实施细则贯彻执行。 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。市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) 维护管理制度；d) 检修管理制度； e) 故障处理制度；f) 备品备件制度；g) 资料管理制度；
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 运行值班 4.1 值班员要求 4.2 值班职责：系统巡视并记录、异常维护 4.3 交接班：交接班准备工作、交接班时间地点、交接班内容 5 维护管理 5.1 维护内容 5.2 维护流程 6 检修管理制度 6.1 检修原则：安全原则、从属原则、告知原则 6.2 检修分类：计划检修、非计划检修（事故、临时）
电网调度自动化系统
电网调度自动化系统 1.电网调度自动化系统的规划* 第一章引言* 第二章需求分析* .1 现状与需求* .2 设计原则* .3 规划目标及依据* .4 设计内容* 第三章主干网架构* .1 电力通信特点* .2 通道方案设计* 第四章主站系统* .1 调度自动化主站系统的规划* .2 变电所端的规划* .3 调度自动化系统计划费用* 附录1．选择县级调度自动化主站系统需要考虑的问题* 附录2．交流采样RTU与直流采样RTU性能的比较* 电网调度自动化系统的规划 引言 近几年，无人值班变电所在国内取得了成功的经验，对提高供电企 业的劳动生产率，按现代企业的要求实现科学管理；对提高电网和
变电所的安全运行水平；对降低变电所的建设成本，都有直接的经济效益和社会效益，是现代化电网建设的重要组成部分，也是调度管理的发展方向。根据省局和国调中心的有关文件精神，县级调度自动化工作应把变电所无人值班建设放在重要的位置。 电力部（原能源部）对县级调度自动化工作非常重视，曾先后几次发文对县调自动化的技术规范做了规定和要求（请参阅部颁有关文件）；在当时，这些技术规范是先进的、科学的，但是随着科学技术的迅猛发展，尤其是计算机及网络技术、软件技术和通讯技术近几年取得的突破性进展，供电企业计算机信息管理和生产自动化管理的观念已有革命性的变化，原有的技术规范已暴露出其明显的不合理性和局限性。 建立供电企业计算机管理网络已是大势所趋，硬件条件也已基本形成。用电管理系统、生产管理系统、人事管理系统、财务系统等已在许多县级供电局投入使用，MIS系统和EMS系统等也已提上议事日程，并已有成熟的产品出现。那么，如何看待和处理各计算机子系统尤其是调度自动化系统与企业管理网之间的关系，作出一个全面、完整、科学的规划和设计，是摆在我们面前的一个新课题。 从某种意义上说，调度自动化系统是企业管理网的基础，起着核心重要的作用。因为调度自动化系统所采集的数据是供电企业生产和用电管理的基础数据；建立一个通信网络，周期长、耗资巨大，不可能重复建设，所以为调度自动化系统所建立的通信网必将是企业计算机管理网的通信骨干网。我们必须全面、整体地考虑这些问题，利用最新科学技术，制定最佳方案，在不增加很大投资的前提下，充分发挥调度自动化系统的功能，并且为逐步实现一个性能完善、功能强大的企业管理网提供技术上的保证。 在调度自动化系统向实用化迈进的过程中，新生事物不断出现，MIS 系统和EMS系统又成了人们议论的话题，如何看待和处理SCADA 系统与MIS系统、EMS系统之间的关系，成为人们关注的焦点。这不仅对原已通过实用化验收的调度自动化系统提出了一个挑战，同时对那些正在考虑建设调度自动化系统的单位提供了一个机遇，也就是说，他们可以充分考虑MIS系统、EMS系统对调度自动化系统及通道的要求，在系统规划、通道规划、功能配置上可以更全面，起点更高，从而少走弯路，加速发展。 本规划设计方案全面分析了县级调度自动化系统在企业计算机管理网中的地位和作用，充分考虑了MIS系统、EMS系统等对调度自动化系统极其通道的要求和影响，系统规划设计在调度自动化系统功能一步到位的基础上，力求将整个电力企业的计算机都纳入整个企业网中，实现统一规划、分块工作、异地互联、整体管理，并为将来的应用扩展和系统的升级预留接口。
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。 e) 监视辅助系统的运行工况，及时处理故障，不因辅助系统问题影响调度自动化系统运行。 f) 建立调度自动化系统主站运行日志，加强统计分析，汇总编入自动化月报。 4.3 专责维护人员负责组织实施系统软、硬件的定期维护和故障处理工作，确保设备安全稳定运行。设备定期维护按相应技术规范要求进行，维护内容及时写入运行日志，汇总编入自动化月报。 4.4 各级调度自动化系统的维护工作至少还包括： a) 根据系统情况定期或不定期对系统进行备份，妥善保管备份介质。
地县级调度自动化主站系统技术规范
Q/CSG 中国南方电网有限责任公司企业标准 地/县级调度自动化主站系统 技术规范 Technical specification for the master station of dispatching automation system in district/county power networks 中国南方电网有限责任公司发布
目次 前言............................................................................ III 1范围. (4) 2规范性引用文件 (4) 3术语和定义 (4) 4总体原则及要求 (5) 4.1系统建设基本原则 (5) 4.2系统建设模式划分及选择 (5) 4.3系统建设功能选择 (5) 5系统结构及配置原则 (6) 5.1系统结构基本要求 (6) 5.2硬件配置原则及要求 (6) 5.3软件配置原则及要求 (7) 6系统支撑平台 (7) 6.1平台总体要求 (8) 6.2平台基本功能要求 (8) 6.3平台高级功能要求 (16) 6.4系统配置及监视 (18) 7电网设备及参数管理 (19) 8数据采集与监视控制 (20) 8.1前置系统 (20) 8.2数据采集及处理 (20) 8.3控制和调节 (22) 8.4挂牌操作 (23) 8.5事故追忆 (23) 8.6历史反演★★ (23) 8.7拓扑着色 (23) 8.8设备监视及运行统计 (23) 8.9模拟盘/大屏幕接入 (24) 8.10信息分区功能★★ (24) 8.11基于系统拓扑的防误功能★★ (24) 8.12配电线路故障处理★★★★ (24) 9电网安全分析 (25) 9.1状态估计★★ (25) 9.2调度员潮流★★ (25) 9.3短路电流计算★★ (26) 9.4静态安全分析★★ (27) 10电网经济分析及优化运行 (27) 10.1短期负荷预报 (27) 10.2自动电压控制★★★ (28) 10.3负荷特性统计分析★★ (28) 10.4网损分析★★★ (28) 11调度员培训仿真系统 (29) 11.1总体要求★★★ (29) 11.2电力系统模型★★★ (30)
电网调度自动化知识点
电网调度自动化——《现代配电自动化系统》——（刘健）——知识点 第一章概述 1.配电自动化、配电自动化系统、配电SCADA、馈线自动化、配电自动化主站系统、 配电终端、配电子站、信息交互、多态模型 2.配电自动化的意义 3.提高设备利用率的含义 4.配电自动化的发展趋势 5.配电自动化发展的三个阶段，5种实现形式 第二章配电网架和配电设备 6.电力网络、配电网 7.输配电系统的中性点接地方式 8.典型配电网架：结构特征和优缺点（辐射状架空网；“手拉手”环状架空网；多分 段多联络网；单射、双射、对射电缆网；多供一备电缆网；单环、双环电缆网） 9.提高设备利用率、提高供电可靠性 10.柱上配电开关设备（柱上断路器、柱上重合器、柱上负荷开关、柱上分段器、用户 分界开关） 11.电缆配电开关设备（环网柜、电缆分接箱、固体绝缘开关柜） 12.配电变压器、箱式变电站 13.操动机构 14.配电设备在配电自动化中应用的要求 第三章配电自动化系统的组成及其功能 15.配电自动化系统的组成。 16.配电自动化主站的功能。 17.配电终端的技术要求、基本构成、基本功能、特殊功能、安装方式。 18.信息交互的意义、信息交互总线、信息交互的内容。 19.互动化应用：停电管理。 20.配电自动化系统的实现方式。 第四章配电自动化通信系统 21.EPON；PON的结构，OLT与ONU的典型通信方法。 22.工业以太网的问题。 23.配网通信系统规划原则 24.配电自动化通信系统采用EPON+PLC的设计思路。 25.配电自动化通信系统采用EPON+无线通信技术的设计思路。 26.配电自动化信息安全典型实现方式 第五章馈线自动化 27.分段器的工作原理和参数设置、残压闭锁功能的含义。 28.重合器与电压-时间型分段器配合的馈线自动化系统（辐射状网、环状网开环运行） 29.重合器与过流脉冲计数型分段器配合原理及应用。 30.合闸速断配合的馈线自动化系统（故障处理过程）。 31.集中智能馈线自动化系统的故障定位基本原理。 32.继电保护与集中智能馈线自动化协调配合的可行性、典型方案、故障处理步骤（主 干线路、分支线路；架空馈线、电缆馈线） 33.模式化故障处理的含义及处理步骤（多分段多联络配电网、多供一备配电网） 34.小电流接地故障定位技术及比较（故障特征、定位原理）。
10kV配网自动化系统及故障处理的研究 梁峻玮
10kV配网自动化系统及故障处理的研究梁峻玮 发表时间：2019-09-11T14:03:21.767Z 来源：《基层建设》2019年第17期作者：梁峻玮[导读] 摘要：随着社会经济发展，人们生活质量的提升，对电量的需求也逐渐呈上升趋势。 广东电网有限责任公司肇庆鼎湖供电局广东省肇庆市 526040摘要：随着社会经济发展，人们生活质量的提升，对电量的需求也逐渐呈上升趋势。为了保证供电的质量，满足人们用电需求，就必须要对10 kV配网系统进行合理设计，提升系统运行质量与效率，做好自动化系统管理工作，进而减少故障出现，保证电网系统正常运行，提升供电的安全性与稳定性，进而促进电力行业更好发展。 关键词：10kV配网；自动化系统；故障处理； 1 10 kV配网自动化系统概述 10 kV配网自动化系统属于一项系统性工程，其结构主要是由三部分构成的，分别是配网测控段设备、配网自动化主站系统、自动化子站系统。其中，配网测控段设备是配网自动化主站、子站系统稳定运行的前提。在实际运行中，主要通过检测技术、传感器技术对其系统进行控制，而且还能及时发现电网运行中所出现的问题，并且在第一时间进行控制。除此之外，还具有故障识别与隔离功能。而自动化主站系统是10 kV配网自动化系统中最关键的组成部分，对其整个系统的运行都产生着重要的影响，而且还在数据存储、控制中发挥着至关重要的作用。同时该系统的功能也是十分齐全的。例如，在实际工作中，可以对系统故障报警、重播、处理的顺序进行准确记录，为其故障处理提供了一定依据。再如，还可以对电网数据进行采集等。10 k V配网自动化系统中自动化子站主要是将相关数据输入到主站的通信处理器中，具有节省主站通道的作用。 2 10 kV配网自动化系统故障处理的探究 2.1长线路故障定位 在对故障进行处理时，常会遇到一些长线路、偏远线路，相对来说，对这样的线路故障进行处理有很大难度。这就需安装故障指示器对其线路进行检测，为线路故障巡视提供极大便利性。为降低长线路故障的处理难度，可以合理地将故障定位主站、故障指示器、通信终端结合起来，为其故障处理创造良好的环境。通过可视化的故障定位方式，可以促使其故障处理工作顺利开展。但是要确保指示器的安装位置科学合理，这样才能充分发挥故障指示器的功能。通常情况下，会将其安装在变电站线路分支的位置、出口的位置及主干线长线路分段处。而且每组有三只故障指示器，分别安装在不同位置，如图1所示，分别在图中的A、B、C位置上。 图1 故障指示 在实际的结合中，故障定位主站、故障指示器、通信终端结合主要有三种模式，分别是:故障指示器、故障指示器-通信终端、故障定位主站-故障指示器-通信终端结合。其中，在故障指示器模式中，要在架空线路上安装指示器。这种模式需要相关巡检工作人员进行巡检，如果在巡检的过程中，发现异常情况，可以通过翻牌闪光的形式进行故障预警，在这一模式实施中，需要人工的参与，相对来说，其工作效率与质量不是很高。为了减少工作人员的工作量，可以采用故障指示器-通信终端结合的模式，相对于前一种模式而言，这种模式是不需要巡检人员的，主要是利用通信终端独特的功能，当出现故障时，可以自动进行翻牌闪光报警。最后一种模式将故障定位主站加入其中，也是不需要巡检人员的，当故障发生时，不仅会翻牌报警，而且还能够将故障的具体信息传输到故障定位主站，这时相关管理人员就可以对这些信息进行分析，采取有效的措施解决问题，对故障处理效率与质量的提升具有重要作用。 2.2解决集中控制故障的对策 在10 kV配网自动化系统中，整体与区域结合是其供电线路主要的布置形式，因此为了对其系统进行有效的控制和管理，也需要从这种形式为切入点，也就是要合理使用集中控制的措施，对其控制效率与质量的提升具有重要意义。为了能够在供电终端及时发现故障，还需要在配网自动化系统中增添检测功能、传输信息功能、分析功能，这样才能及时发现问题，而且还能够对故障的原因进行有效分析，可以为其故障解决提供可靠的参考依据，进而提升故障解决的效率，提升10 kV配网自动化系统运行的有效性，可最大限度减少损失，确保供电质量，满足人们用电需求。因此，必须要在电网相关设备上，合理安置故障检测器，进而应用其检测功能，随时对电网的运行状态进行监控，这样才能及时发现故障并解决。一旦出现故障，要根据故障产生的原因，对其电量负荷和具体传输路径、状态进行合理的优化和调整，与此同时，还要及时将故障区和电网隔离，可有效防止故障影响扩大，防止对供电区域造成不良影响。 相对其它措施而言，集中控制对策具有操作简单、效率高、管理难度小、效果佳、不受分段影响的优势。应用该技术对故障进行处理，可提升故障解决的有效性，对电网正常运行具有重要意义。但这种技术要求的条件是比较高的，需要以故障系统主站与通信终端为支撑，其投入资金是比较大的。因此，线路故障解决的对策要根据实际情况合理选择。 2.3科学规划配网自动化系统 为了促使10 kV配网自动化系统安全稳定运行，减少故障发生，就必须要对其自动化系统进行科学、合理的规划，尽可能提升系统的性能，发挥系统的优势，这样才能保证供电正常，同时也是保证人们正常生活、工厂生产最重要的条件。因此，必须要提升对10 kV配网自动化系统规划设计的重视度。由于影响系统正常运行的因素有很多，因此在实际设计与规划中，也要考虑多方面的因素，进而提升系统规划的科学性、有效性，保证系统正常运行。尤其是要重点对供电的实际需求进行充分的考虑，并且结合具体情况对配电网进行规划。另外，为了提升经济效益，在设计过程中，还需要对所投入的资金进行衡量，要确保其成本在预期范围内，这也是提升10 kV配网自动化系统运行可行性的前提。此外，在具体规划中，还需要做到以下几点。
浅谈电力调度自动化主站系统改造
浅谈电力调度自动化主站系统改造 摘要：电力调度自动化系统是电网中最主要的的一部分，而电力调度自动化的 主战系统是电力调度自动化系统中的小心脏，它为目前整个电力企业的发展融入 了新的能力，注入了新的活力，从而可以更加全面的促进整个电力企业的顺利发展。但是，值得我们重视的是，目前的电力调度自动化主战系统在运行方面存在 一些问题，这造成整个电力企业的发展产生了负面的影响。因此，本文就针对电 力调度主战系统内运行中存在的问题进行分析，同时提出相应的改造措施。 关键词：电力调度；自动化主战系统；改造 常见的电力调度自动化主站系统包括监视控制和数据收集系统、能量管理系统、配电管理系统、电能计量系统等。由于电力调度自动化系统的应用不仅提 高了电力调度运行人员对整个电网的预测、分析能力，还可以在一些工作环节 中减少人力劳动，实现变电站的无人值班，这也在很大程度上改善了运行人员的工作条件。随着电力事业的蓬勃发展，传统的电力调度自动化主站系统已经不 能够满足电力企业新形势下的发展需求以及新时代电力调度人员的工作需求，这 就要求研发人员对电力调度自动化主站系统进行新一轮的改造，从而避免在电力 调度自动化系统运行过程中出现问题。 1、电力调度自动化主站体系 1.1电力调度自动化主站体系的组成部分 通常情况下，闭环控制是电力调度自动化体系的主要控制体系，它主要的构 成成分包括监控控制、处理体系、采集数据体系以及调度运行机制。然而电力体 系自身是比较复杂的，因此一定要有人员的参加，只有这样才能组建比较和谐的 人-机-环境相结合的体系。 1.2电力调度自动化主站体系的功能 电力调度自动化体系的重要组成部分就是电力调度自动化主站体系，因此它 要具有以下四点特征：①主站体系具有开放性、扩散性等特点，它的软件体系一定要具有超强的性能，界面一定要完整，易于操作，且操作比较简洁。②主站 体系拥有超强的信息采集和处理的功能。主站体系对于信息的敏感性比较的强， 它可以高效的采集和整理所有的电力调度自动化主站体系的信息数据，它处理的 信息包含了各电站输送的信号、测量数据、保护信息以及其他体系传输的信息等等。③主站体系具备维护功能和防误体系。所有的主站体系每个部分可以依据 功能的需要来进行设置，因此在进行操作不同体系的时候就会有不同的性能得到 显示。对于主站体系来说，通常会采用智能的体系来完成维护和防误体系的性能。 ④主站体系拥有人机界面。该体系依据工作人员的需求来设计人机界面，因此 工作人员在操作的时候非常的便利。该体系的人机界面包含了图像编辑、图像呈 现等等，主站体系之所以功能发挥的比较优越主要是人机界面拥有完善的机构。 2、电力调度自动化主站的系统存在的弊端 2.1电源系统方面 随着时代的更新发展，很多老物件正在被替换。而在电力调度自动化主站系 统里的电源系统也面临着更新问题。在传统的模式里，电源系统的供电电源并没 有专门化的供电电池设备，即便是主站系统方面，通常情况下也是通过多个供电 来源渠道。这样的模式就在很大程度上造成了狭窄的电源来源，使主站系统在运 行时受到限制。没有保障的后备电源来源，很有可能在关键时候掉链子，从而影 响电力调度自动化主站系统的工作，造成经济的损失。
电网调度自动化系统实用化要求(试行)
电网调度自动化系统实用化要求(试行) 电网调度自动化系统是保证电网安全、经济运行的重要手段。为充分发挥其效益，使各级电网调度自动化系统尽早实用，并成为生产力，现制定《电网调度自动化系统实用化要求》(以下简称《要求》)。 该《要求》分为以下三个部分： 一、网、省调电网调度自动化系统实用化要求 (一) 基本功能。 1．安全监视： (1)电网主结线及运行工况。 (2)主要联络线电量。 (3)实时发电功率与计划发电功率。 (4)全网、分省或全省，分区的实时用电负荷与计划用电负荷。 (5)重要厂、站及大机组电气运行工况。 (6)异常，事故报警及打印。 (7)事件顺序记录(SOE)。 (8)电力调度运行日报的定时打印。 (9)召唤打印。 2．自动发电控制(AGC)： (1)维持系统频率在规定值。 (2)对于互联系统，维持其联络线净交换功率及交换电量在规定范围内。 (二) 主要考核指标。 1．安全监视： (1)电网中统调发电功率总加完成率基本要求：≥90％ 争取：≥95％ * (2)电网中绕配用电负荷总加完成率基本要求：≥90％ 争取：≥95％ * (3)电网主结线及联络线功率采集完成率基本要求：≥95％ 争取：100％ * (4)主要联络线交换电量采集完成率基本要求：≥95％
争取：100％ * (5)远动系统月平均运行率基本要求：≥95％ 争取：≥99％ * (6)事故时遥信年动作正确率基本要求：≥95％ 争取：≥99％ * (7)计算机月平均运行率基本要求：单机系统≥95％； 双机系统≥99．8％ (8)85％以上的实时监视画面对命令的响应时间不大于3—5秒。 (9)调度日报制表月合格率基本要求：≥93％ 争取：≥96％ * 2．自动发电控制(AGC)： (1)AGC可调容量应占系统总容量的3—5％，或系统最大负荷的8—10％。 (2)AGC装置投入时，对系统装机在300万千瓦以上的电网，维持其系统频率偏差不超过±O.1HZ；300万千瓦以下的电网频率偏差不超过±0.2HZ。 二、地调电网调度自动化系统实用化要求 (一) 基本功能： 1．电网主结线及运行工况。 2．实时用电负荷与计划用电负荷。 3．重要厂、站的电气运行工况。 4．异常、事故报警及打印。 5．事件顺序记录(SOE)。 6．电力调度运行日报的定时打印。 7．召唤打印。 （二) 主要考核指标： 1．地区负荷总加完成率基本要求：≥90％ 争取：≥95％ * 2．事故时遥信年动作正确率基本要求：≥95％ 争取：≥99％ * 3．计算机月平均运行率基本要求：单机系统≥95％； 双机系统≥99.8％
县级调度自动化系统的设计和改造
课题名称县级调度自动化系统的设计和改造年级/专业电气工程及其自动化 学号________________________ 学生姓名 1. 兴化电网及调度自动化系统发展概况 1.1电网现状与发展 1.2调度管理关系及远动信息传输方式 1.3电力通信网概况 1.4调度自动化主站系统现状 1.5调度自动化厂站端远动系统及其通道情况 1.6其他自动化系统 1.7现有调度自动化系统存在的问题
2. 系统改造规模与总体要求 2.1系统改造目标 2.2系统改造规模 2.3系统设计原则 3. 调度自动化系统设计 3.1系统体系结构 3.2系统安全措施 3.3硬件配置模式和系统网络结构 3.4系统硬件配置 3.5前置机和通道柜3.6调度员工作站
3.7维护工作站 3.8应用软件（PAS）工作站3.9运方工作站 3.10网关兼网络管理工作站 3.11网络交换机 3.12调度自动化系统的电源 3.13系统软件配置 3.14防病毒软件 3.15图形与人机联系软件 3.16 SCADA功能软件 3.17电力系统应用软件（PAS）3.18监控中心 3.19与其它系统的接口 4. 新老调度自动化系统的过渡4.1新老系统过渡的基本要求 4.2新老系统过渡的措施 5. 自动化系统改造设备增添
我国县级电力调度自动化工作起步于80年代中期，至V 90年代初期，部分县级电力系统加装了简单的调度自动化设施。兴化市电网调度自动化系统于1994年投运（南瑞农电DD-93系统），1995年通过了江苏省调度自动化系统实用化验收。目前使用主站系统是1999年改造的SE-900系统。随着兴化市电网的不断发展，对调度自动化系统的要求也越来越高，系统的一些缺点和不足之处逐渐暴露出来，现系统缺少如网络拓扑、状态估计、负荷预报、调度员潮流、智能调度操作票预演等高级应用软件，无法向调度员提供全面了解电网运行状况、辅助调度员正确及时制定电网调度计划的手段。随着电网规模的日益增大，咼级应用功能的需求愈加迫切。 为了建设一个功能完善、性能稳定的调度自动化系统，笔者认为兴化供电公司调度自动化系统的建设应借鉴电网的运行经验，适应电网的发展要求，满足电网安全调度、优质运行的需求。笔者对目前先进的调度自动化系统进行调研后，提出兴化调度自动化系统的更新方案。更新后的调度自动化系统技术上可达到目前国内该领域的先进水平，系统在未来5到8年内应能满足电网发展 和科技发展需求，在实用化验收合格的基础上，使电网调度自动化的水平再上一个新台阶。
浅谈电网调度自动化系统
浅谈电网调度自动化系统 发表时间：2018-10-18T10:06:17.133Z 来源：《电力设备》2018年第18期作者：王平 [导读] 摘要：随着我国高科技技术的快速发展，尤其是人工智能逐步进入日常生活和生产学习，我们的各级电网调度自动化已经实现了大一统的格局，国网统一采用国电南瑞的D5000系统进行全国三级调度系统全覆盖联网，真正实现了全国上下调度一张网，从传统意义上的SCADA系统辅助型调度逐步转变为半智能型调度，相信不久的将来过往电力调度将会进入全智能型调度时代。 （内蒙古电力（集团）有限责任公司乌海超高压供电局内蒙古乌海市 016000） 摘要：随着我国高科技技术的快速发展，尤其是人工智能逐步进入日常生活和生产学习，我们的各级电网调度自动化已经实现了大一统的格局，国网统一采用国电南瑞的D5000系统进行全国三级调度系统全覆盖联网，真正实现了全国上下调度一张网，从传统意义上的SCADA系统辅助型调度逐步转变为半智能型调度，相信不久的将来过往电力调度将会进入全智能型调度时代。 关键词：电网调度；自动化系统；措施 1电网调度自动化系统简介 中国幅员辽阔，虽然电网调度自动化系统已经实施多年，但是比美国等超级发达国家还相对落后。在早期的自动化系统中主要采用远端RTU和调度端SCADA系统，传输设备一般采用载波机或者155M型光端机传输设备，信号不稳定，传输速率较低，极大的影响了各级调度人员的综合判断。由于各地经济发展不平衡导致各级电网对于调度自动化系统的投资力度参差不齐，采用的系统设备更是差距颇大。电网调度自动化系统一般分为主站端和厂站端，主站端主要安装于调度侧，厂站端则安装于各发电厂及变电站节点处。电网调度自动化系统也是进行信息处理的专用系统，通过远端设备采集数据后进行一次汇总分析后将实时信息通过光传输设备实时传输至调度端自动化合主站系统，然后进行二次整合后转化成调度员常用的各类电网信息，以便调度人员能够对所属区域内的电网运行状态进行合理的调整控制，最终达到整个电网的安全、稳定、经济运行。 2电网调度自动化系统的现状 随着时代的发展和国家电网设备的不断更新换代，我国电网调度自动化系统有了很大的进步，不管是在应用理论上还是在实践操作上都取得了长足进步。为各级电网的安全、稳定、经济运行奠定了坚实的基础。尽管我国电网调度自动化系统已经取得了可喜的成就，但还是有些问题需要解决。 3电网调度自动化常见的故障 3.1通信传输故障 通信传输故障是电网调度自动化中常见故障类型，这种故障极容易造成调度信息出现延时与错误，导致调度误动的风险。其中，调度功能受限是引起通信传输故障的主要因素。电网调度在进行自动化建设之中通常需要承受电网系统巨大负担，直接影响了调度自动化性能，由于受到阻碍而难以保障传输信号准确性，加之由于自动化设备与线路等方面缺乏完善性而造成光纤误码问题，给电网调度自动化通信传输质量造成巨大影响。 3.2遥信错误故障 电网调度进行自动化过程中通常与许多电力设备相关联，且各种电气设备务必要保持同步状态。只有这样，才能够保障电网调度正常运行。然而，由于电网调度自动化运行具有较高水平，在电网调度自动化各类设备运行之中，如果监控设备无法满足整体运行速度，将会使得电网调度自动化中发生遥信错误现象，简单的说，在正常电网调度自动化中出现故障报警，造成电力人员难以准确判断电网调度故障，无法实现对故障的有效控制，进而难以确保调度设备具有良好的一致性。 3.3通道延时故障 电网调度自动化中会出现通道延时障碍。现阶段，电网自动化中会经常性应用光纤通道。然而，由于受到通道装置以及光纤熔接等方面因素影响，造成通道传输过程之中发生延时故障。比如，某一企业的光纤环网在运行中，由于光纤通道发生异常且发出警告指示，然而由于相关工作人员不能够及时的更新通道保护装置，而导致维护人员不能够检测到异常警告指示，由此不仅造成故障报警时间的延长，而且导致通道故障状况加重。 4电网调度自动化常见故障的对应措施 4.1完善电网调度的通信系统 电力企业应重视完善并改进电网调度通信系统，奠定电网调度自动化基础，为调度通信质量提供重要保障。比如，某一电力企业采用光纤通信方式，加强对调度自动化安全性与稳定性维护，从而提升电网调度自动化中通信传输水平。企业结合电网调度自动化对于通信传输需要，建设专业化的光纤通道，实现在调度自动化中的光纤通信，并且采用光波通讯方式，满足长距离通信所需要的条件，并且将电网调度自动化中存在的电磁干扰排除。此外，这一企业在通信系统之中采用光纤通信技术，构建起通信干扰，从而符合调度自动化需要。此外，电网调度自动化的关键是通信系统，正确处理好通信调度之中通信问题，保障通信系统的顺利运行，为电网调度自动化营造出良好的环境。 4.2改造调度的硬件系统 针对于电网调度自动化之中存在的遥信错误故障，有必要改造电网调度自动化中硬件系统，并创设可靠、稳定的运行环境，展现出电网调度的优质性。比如，某一变电所根据自身情况提出改进电网调度自动化硬件系统措。这一变电所通过硬件改造的应用来处理好遥信错误方面故障，进而推动电网调度的基础性能的提高。首先，设计性能稳定的硬件系统，实现对硬件设备运行环境的优化，利用计算机加强对硬件设备控制，采用自动化系统监控，科学的制定监控周期，从而推动硬件设备管理水平的提高。而后根据电网调度自动化的运行现状，并且根据遥信错误故障措施的发生频率，大力进行局部的改造。首先，提升计算机收集设备信息的能力；其次，提高监控系统的准确程度，防止出现错误的警报信息；最后，通过计算机的应用加快自动采集系统的建设，做好真实的设备信息收集工作，将信息错误发生的概率降至最低，提升硬件设备数据分析能力。此外，遥信错误故障是影响电网调度自动化最为主要的因素，给调度信息处理速度造成巨大影响。因此，有必要加强对调度硬件系统的改造，从而有效的避免出现遥信错误。 5结论 综上所述，近些年，我国电力事业快速发展，电网调度承担着越来越多的业务，这样一来，不仅扩展电网调度的指挥范围，更加大了
调度自动化主站系统方案
一、自动化主站（220 题） （一）判断题（121 题） 1. ASCII 码是美国标准信息交换码，是目前最普遍使用的字符编码。ASCII 码有7 位码和8 位码两种形式。（√） 2. 为提高数据传输可靠性，通过计算机通信传输的数据应带有数据有效/无效等质量标志。（√） 3. DL/T63 4.5101-2002 是国内等同采用的国际电工委员会TC—57 技术委员会制定的基本远动任务的配套标准。（√） 4. DL/T719-2000 是电力系统中传输电能脉冲计数量的配套标准。（√） 5. DL/T634.5104-2002 是国内等同采用的国际电工委员会TC—57 技术委员会制定的采用标准传输协议子集的 DL/T634.5101-2002 网络访问标准。（√） 6. 按照有关设计规程要求，电网调度自动化主站系统的计算机中央处理器平均负荷率在电网正常运行时任意30min 内宜小于40%，在电网事故情况下10s 内宜小于60%。（√） 7. RTU 与调度端的通讯必须采用同步通讯模式。（×） 8. 判断系统发生预想事故后电压是否越限和线路是否过负荷的分析称为动态安全分析。（×） 9. 判断系统发生预想事故后系统是否失去稳定的分析称之为静态安全分析。（×） 10. 电力系统运行管理的目的就是使其正常运行，为用户提供电能。（×） 11. 电力系统运行的可靠性及其电能的质量与电力系统的自动化水平没有联系。（×） 12. 潮流计算是以导纳矩阵为计算基础的。（√） 13. 问答式规约适用于网络拓扑为点对点，多点对多点，多点共线，多点环形或多点星型的远动通信系统。（√） 14. 问答式规约既可采用全双工通道，也可采用半双工通道。（√） 15. PDR 具有记录电力系统事故前后量测数据和状态数据的功能。（√） 16. 时间分辨率是事件顺序记录的一项重要指标（√） 17. 为了提高传输的可靠性，对传输信息要进行抗干扰编码（√） 18. 远动终端应可靠接地、有抗电磁干扰的能力、信号输入应有可靠的电气隔离（√） 19. 数据通信和数字通信是没有区别的（×） 20. SOE 中记录的时间是信息发送到SCADA 系统的时间。（×） 21. OMS 功能包含信息发布和查询、数据的采集、数据的处理、生产（管理）流程的控制、各专业的专业管理等。（√） 22. 网络拓扑是调度自动化系统应用功能中的最基本功能。它根据遥信信息确定地区电网的电气连接状态，并将网络的物理模型转换为数学模型。（√） 23. AGC 的控制目标是使由于负荷变动而产生的区域控制偏差ACE 不断减小直至为零。（√） 24. 调度端所配置的计算机系统应可靠接地，接地电阻应小于0.5 欧姆。（√） 25. 串行通信中，有两种基本的通信方式：异步通信和同步通信。（√） 26. 在电力系统状态估计中，最常用的方法是最小二乘估计法。（√） 27. 负荷预测可分为系统负荷预测和母线负荷预测。（√） 28. 运用状态估计必须保证系统内部是可观测的，系统的量测要有一定的冗余度。在缺少量测的情况下作出的状态估计是不可用的。（√） 29. 电压监测点是指作为监测电力系统电压值和考核电压质量的节点。电压中枢点是指电力系统重要的电压支撑点。（√） 30. 为了保证可靠地传输远动数据，DL/T634.5104-2002 规定传输层使用的是TCP 协议，因此其对应的端口号是2404 端口。（√） 31. LAN 代表局域网；WAN 代表广域网；SCADA 代表数据采集与监视控制；AGC 代表自动发电控制；EMS 代表能量管理系统； GPS 代表全球定位系统。（√） 32. DTS 不能较逼真地模拟电网正常和紧急情况下的静态和动态过程。（×） 33. DTS 作为EMS 的有机组成部分，与SCADA 系统相连，以方便地使用电网实时数据和历史数据， 不能作为独立系统存在。（×） 34. 调度员培训模拟系统（DTS）由（教员控制模块）、（电力系统仿真模块）、（控制中心仿真模块）三个功能模块组成，其核心模块是（电力系统仿真模块）。（√）
对电网调度自动化发展前景的分析
对电网调度自动化发展前景的分析 发表时间：2016-03-11T13:49:17.647Z 来源：《电力设备》2015年8期供稿作者：李航 [导读] 广东电网有限责任公司佛山供电局随着经济的发展和科技的不断进步，电网调度自动化技术作为电力企业的核心部分也获得了很大的进步。 （广东电网有限责任公司佛山供电局） 摘要：随着经济的发展和社会的进步，电力企业也获得了长足的进步。电网调度自动化逐渐成为电力企业的核心部分，促进了电力企业的发展。文章具体介绍了电网调度自动化系统的基本构成与功能、电网调度自动化的重要地位、电网调度自动化的发展现状以及电网调度自动化系统的发展趋势，具有深远的意义。 关键词：电网；调度；自动化；发展前景 1 引言 目前，随着经济的发展和科技的不断进步，电网调度自动化技术作为电力企业的核心部分也获得了很大的进步。电网调度自动化系统大量引进可视化技术、异构平台技术以及对象数据库等最为前沿的技术，凭借自身稳定可靠的优势获得了电力企业的广泛应用。电网调度自动化有效的保障了整个系统的安全性和科学性，促进电网调度自动化朝着智能化、网络化以及数字化的方向发展。 2 电网调度自动化的基本构成与功能 电网调动自动化系统主要包括四个子系统，它们分别是电网信息采集和指令运行、信息传输、信息处理以及控制人机交换。在电网调度自动化系统中，每一个子系统都发挥着非诚重要的作用，必须同时存在，缺一不可。在现实的应用过程中，电网调度自动化系统具有以下功能： （1）配电网那个的管理。为了确保整个供电系统可以可以稳定的运行，降低事故的发生机率，可以针对配电、变电以及用电等各个环节来实施系统的管理和控制。 （2）变电自动化。要保证变电站运行数据可以实现远端采集、传输以及遥测，要根据变电站具体的运行特征对变电站进行整体控制。 （3）能量的管理。能量的管理功能主要设计信息的采集和处理，以及控制发电自动等功能。 3 电网调度自动化系统的重要地位 3.1 庞大复杂的控制对象 在电网调度自动化系统的运行过程中，具有众多的被控设备并且分布的不够集中。不管是哪一部位出现异常现象都会影响整个电网调度自动化系统的运行，甚至会导致大规模的事故出现，例如停电等，都会造成人会的生活不便甚至是经济损失。 3.2 具有众多的控制参数 电网调度自动化作为一个庞大且复杂的系统包括节点压以及电力系统频率等控制参数。在整个的电力系统运行中，用户是随机用电的，用电的总量也处于不断地变化之中，为了能够有效的调整使发电机组和无功补偿设备发出的无功和有功功率，就要利用电网调度自动化系统中的各种参数进行随时的监控，使整个电力系统可以实现有功和无功的要求，提高电质量。 3.3 干扰严重的阻碍 根据分析自动控制理论，在电网调度自动化系统的运行过程中，电力系统故障作为扰动信号，会使全部的电网调度自动化结构伴随着故障的出现和恢复产生不断的变化，与此同时还说明了信号扰动会随着被控对象结构的变化而变化，这会进一步增强电力系统控制的复杂程序。 4 电网调度自动化的发展现状 目前为止，电网调度自动化系统大致经历了三个阶段，它们分别是简单孤立阶段、采用远动技术阶段以及应用计算机技术阶段。4.1 简单孤立阶段。 在这一阶段，因为电力系统的运行主要是靠人员手工操作以及直接监视，所以，调度中心不能够及时的了解场站和线路的运行状况，以至于在手机和直接控制相关数据的时候，调度员与每一个厂站间的工作开展只能使用电话沟通，甚至是面对紧急事故时也只能使用电话进行沟通，这不仅不能够及时的恢复点电网的安全运行，而且也不能够满足电网在运行过程中对实时性的严格要求。 4.2 使用远动技术阶段 经过一段时间的发展，电力系统成功的由简单孤立的区域性系统转向跨地区的电力系统，与此同时，跨地区的电力系统就需要电网调度中心完成对整个电力系统的统一指挥管理。随着科学技术的不断发展，通信技术与取得了很大的进步，顺应这一趋势，远动技术装置获得了广泛的认可并在电力系统中被广泛的应用。远动装置综合运用了计算机、通信、自动化以及测量的专业技术，以及对“四遥”和数据传输功能的利用，可以及时有效的采集测量和监控现场的数据。当前，远动技术已经成为电网调度自动化系统中的重要组成部分。 4.3 使用计算机技术阶段 随着科学技术的发展，将计算机技术应用到电力系统调度中，这一改变是电网调度自动化迈出了历史的一步。计算机技术的应用使电网调度自动化形成了高效的监督控制系统和数据采集系统。在这一发展阶段中，调度系统由计算机和相关联的远动通信设备组成，通过监控电力系统运行的状态，实现自动发电控制和远距离开关操作的目标。 5 电网调度自动化系统的发展趋势 5.1 集成化发展趋势 所谓集成化，就是指在电网调度自动化系统中实现一定互联网形式的电网调度，为了实现这个目标，不仅要综合的利用电网中的多角度数据信息，而且好要具备分析和处理电网调度自动化系统内部数据的能力。所以，在不断的优化电网调度自动化系统的过程中，不管是哪方面的因素都要综合的去考虑，特别需要注意的就是电网调度中心范围内每一个子系统对于数据的需求，与此同时，还要根据实际的情
电网调度自动化主站维护答案
第一部分 电力调度自动化系统 第一章电力调度自动化系统基础知识 模块一电力系统的分层控制 问题： 1、电力系统是由哪几部分组成的？ 发电、输电、变电、配电、用电设备及相应的辅助系统组成的电能生产、输送、分配、使用的统一整体称为电力系统（发、输、变、配、用）。 2、电力网是由哪几部分组成的？ 输电、变电、配电设备及相应的辅助系统组成的联系发电与用电的统一整体称为电力网（输、变、配） 3、简述电力系统的特点。 1）、电能的生产和使用时同时完成的 2）、过渡过程十分短暂（电能以电磁波形式传播，有极高的传输速度） 3）、电力系统有较强的地区性特点 4）、与国民经济关系密切（现在人们生活现代化进程加快，电气化、自动化水平越来越高，任何原因引起的供电不足或中断，都会直接影响各部门的正常生产，造成人们生活紊乱） 4、简述电力系统的运行状态。 1）、正常运行状态：满足电力安全运行等式和不等式约束条件，是经济运行调度的基础。 2）、警戒状态：满足等式和不等式约束条件，但不等式约束已经接近上下限，以安全调度为主。 3）、紧急状态：：不等式约束遭到破坏，等式约束仍能满足，系统仍能同步运行。 4）、系统崩溃：不等式、等式约束同时不满足，系统将解列成几个独立的小系统。（负荷过大或者电源功率太大 5）、恢复状态：使崩溃后的若干个小系统向并列的大系统运行状态过渡。 电力系统的运行条件一般可以用三组方程式描述，一组微分方程式用来描述系统元件及其控制的动态规律，两组代数方程式则分别构成电力系统正常运行的等式和不等式约束条件。 等式约束条件是由电能本身性质决定的，即系统发出的有功功率和无功功率应在任一时刻与系统中随即变化的负荷功率（包括传输功率）相逢 5、电力系统运行控制的目标是什么？ 安全、优质、经济、安全 6、目前我国的电网调度分为哪五级？ 我国实行五级分层调度管理： 国家电网调度中心 区域电网调度中心 省级电网调度中心 地区电网调度中心 区县电网调度中心 模块二电力调度自动化系统的概念和作用 1、简述电力调度自动化系统的发展历程。 2、自动化系统的特点？ 3、智能电网的特点是什么？