电网调度自动化管理系统的设计与实现
调度自动化系统网络结构及主要功能的实现
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张云 延 ，娄 华薇。
（． １ 昆明供 电公 司， ６ ０ ３ ； ． 北达 能水 电开发有 限公 司， 昆明 ５０ ５ ２ 河 石家庄
摘 要 ： 昆明 供 电公 司 为例 ， Ｓ ＡＤ 系统 网络 、 域 网等 以 从 Ｃ Ａ 局 方 面介 绍调 度 自动 化 系统 的 网络 结 构 ， 析 调 度 自 动 化 系统 分
Ｖｏ ． ７ Ｎｏ ５ １２ ．
电网调控云平台设计与实现
电网调控云平台设计与实现摘要：电力调度控制中心作为电网公司的核心部门，涉及主配电网调度运行、监视和控制等核心业务。
在当前交直流电网混合运行、分布式新能源快速发展、储能设备快速发展和国网公司大力建设电力物联网的形势下，迫切需要提升数据的支撑能力，以实现纵向电网运行协同处置、横向部门业务协作互通、对外服务能力有效提升。
某省电网调度控制中心（简称安徽省调）开展了调控云建设，多种深度实现调控业务上云，有效整合现有数据资源和应用系统，实现业务提升。
关键词：电网调控；云平台；设计；实现1电力调控云概述电力调控云是以电网调度为核心业务的服务平台，其整体的架构设计综合考虑了电网调控业务需求和云计算技术特点。
电力调控云主要由基础设施层(IaaS)、平台服务层(PaaS)、软件服务层(SaaS)三部分组成。
IaaS层以虚拟化的方式将物理资源虚拟化，构建资源池即计算资源池、存储资源池、网络资源池，并以接口调用的方式完成对这些资源的统一管理。
为有效支撑调控云未来业务的发展，调控云硬件架构建设将立足于规范化、统一化、标准化的设计原则，采用业界标准的硬件设备，建设形成资源池，实现对各类资源的按需分配，方便业务的快速部署和弹性扩容；同时弱化硬件、软件、数据、网络、存储等IT系统不同层面资源之间的物理依赖，实现高可靠、高可用、高弹性，实现集约化和透明化管理。
利用虚拟化资源管理和调度技术，构建深度契合调度业务的虚拟化资源管理和调度平台，实现支撑调度业务的资源的统一管理、灵活调度、按需交付，从而快速响应调度业务对资源的需求，提高实体资源的利用效率，提升调度的整理管理水平。
PaaS层集成了数据存储与监视、公共服务，权限、日志、告警等众多平台资源管理应用。
考虑到电网业务的发展规划，电力调控云的PaaS层主要由5个业务支撑平台组成，即模型数据云平台、运行数据云平台、公共资源管理、实时数据云平台、大数据平台。
SaaS层为调控云应用服务提供部署、获取、运行一体化的资源，并具有管理资源的权限。
电力系统中的配电自动化与调度
电力系统中的配电自动化与调度随着电力系统的不断发展和完善，配电自动化与调度也成为了电力系统中必不可少的一个重要环节。
配电自动化是指以计算机控制、数字化装置及相关设备为基础，对配电系统进行自动化的运行管理和监控。
而调度是指在电力系统中对电力资源进行有效配置和优化，使之达到最优化利用的过程。
本文将从配电自动化、调度技术的概念和应用，以及未来发展方向等方面进行探讨。
一、配电自动化1.1 概念配电自动化是指在配电网中采用先进的数字化设备、控制器和通信技术，实现对配电系统中线路、开关等设备的自动监控、自动控制、自动化管理和信息服务的一种智能化配电系统。
这种智能化变化极大地提高了配电系统的管理和运行效率，同时也为用户的用电提供了更高效、更安全和更可靠的服务保障。
1.2 应用配电自动化主要应用于变电站、配电站、输配电线路以及用户侧的配电室等。
在这些场合中，配电自动化系统将运用数字化信息处理技术、先进的电源自控技术、传感器技术、通讯技术等手段，实现对配电网的自动监测、自动控制、自动化管理和信息服务。
这些技术的应用使得配电自动化系统能够更好地处理配电网所面临的问题，如可靠性问题、泄漏电流、负载波动等。
1.3 优势配电自动化不仅提高了电力系统的可靠性，还通过减少人工操作的干预，提高了运行效率，同时还能够更好地掌握系统运行状况。
此外，配电自动化还能全面提高电力系统的安全性、抗灾性、环境友好性和经济性。
二、调度技术2.1 概念电力系统中的调度技术是指以电力调度自动化系统为基础，通过对电力系统中各种负荷，包括发电机、输电线路、变电站设备和各类用户设备等进行计算、分析和预测，来有效优化电力资源的利用，使之达到最优化利用的过程。
调度技术主要包括需求侧管理、分布式能源的接入管理和电网运行管理等。
2.2 应用电力系统中的调度技术主要应用于电力负荷预测、发电计划优化和电力市场调度等方面。
通过计算、分析和预测，调度系统能够有效地掌握系统运行中的状况和趋势，从而对供应方案进行相应的优化和调整。
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.。
调度自动化概述
调度自动化概述调度自动化是电力系统管理的重要组成部分，是保证电力系统安全、经济、稳定运行的关键。
随着电力系统的不断发展，调度自动化技术也在不断进步，从最初的简单控制和监视，到现在的全面监测和控制，使得电力系统的调度越来越精细和可靠。
调度自动化的基本原理是将电力系统的实际运行情况通过各种传感器、执行器等设备转化为可以识别的数据信号，再通过通信网络将这些数据信号传输到调度中心，由调度中心对接收到的数据进行分析、处理和判断，根据判断结果对电力系统进行相应的调整和控制。
调度自动化的主要功能包括：监测和控制电力系统的运行状态；对电力系统的各种设备和机组进行调度和控制；对电力系统的安全性和稳定性进行监测和预警；对电力系统的经济运行进行优化和控制等。
随着技术的发展，调度自动化系统已经越来越智能化、大数据、云计算等技术的应用，使得调度自动化系统能够更好地对电力系统进行监测和控制，提高了电力系统的安全性和稳定性。
这些技术的应用也使得调度自动化系统能够更好地对电力系统的经济运行进行优化和控制，提高了电力系统的经济性。
调度自动化是电力系统管理的重要组成部分，是保证电力系统安全、经济、稳定运行的关键。
随着技术的发展，调度自动化系统也将越来越智能化，为电力系统的管理带来更多的便利和效益。
随着科技的发展和工业自动化的不断进步，自动化生产线已经成为现代制造业的重要组成部分。
自动化生产线是指通过自动化设备、机器人等手段，实现生产流程的自动化，提高生产效率，降低生产成本，提升产品质量。
本文将对自动化生产线进行概述，介绍其特点、组成、应用和发展趋势。
自动化生产线具有高效、稳定、安全、可靠等特点。
与传统的生产线相比，自动化生产线采用先进的自动化设备和技术，能够实现生产流程的自动化和智能化，提高生产效率，降低生产成本，减少人力成本。
同时，自动化生产线还能够提高产品质量，减少产品不良率，提高产品的一致性和稳定性。
自动化设备：自动化设备是自动化生产线的重要组成部分，包括机器人、自动化机床、传送带等。
2024版电力系统调度自动化课件
电力系统调度自动化课件•电力系统调度概述•调度自动化基础技术•能量管理系统功能介绍•配电网自动化技术应用•新型智能化技术在调度中应用•调度自动化系统安全保障措施•总结与展望01电力系统调度概述包括发电、输电、配电和用电等环节，以及相应的设备、线路和控制系统。
电力系统组成电力系统特点电力系统运行状态具有大规模、高维度、非线性、时变性等特性，需要实现安全、稳定、经济的运行。
包括正常运行状态、紧急状态和恢复状态，需要实时监测和调整。
030201电力系统基本概念确保电力系统安全、稳定、经济运行，满足用户用电需求，优化资源配置。
调度任务遵循安全性、经济性、公平性和可持续性原则，实现电力系统全局优化。
调度原则采用自动化、智能化技术手段，提高调度效率和精度。
调度手段电力系统调度任务与原则调度自动化发展历程及趋势发展历程从手工操作到计算机辅助调度，再到现代调度自动化系统的发展过程。
技术趋势智能化、自动化、信息化技术不断发展，推动调度自动化向更高水平发展。
应用前景调度自动化在电力系统运行、管理、控制等方面具有广泛应用前景，是提高电力系统运行效率和安全性的重要手段。
02调度自动化基础技术数据采集与监控技术数据采集通过传感器、遥测装置等手段，实时获取电力系统运行数据，如电压、电流、功率等。
数据处理对采集到的数据进行预处理、滤波、校正等操作，以提高数据质量和可靠性。
监控功能基于数据处理结果，对电力系统运行状态进行实时监控，包括越限报警、事故追忆等功能。
03RTU 与主站通信RTU 通过通信网络与主站进行数据传输和命令交互，实现电力系统的远程调度和管理。
01远程终端单元（RTU ）一种远程测控装置，负责采集现场数据并执行远方控制命令。
02RTU 应用在电力系统中，RTU 广泛应用于变电站、配电站等场所，实现对电力设备的远程监控和操作。
远程终端单元及其应用01 02 03通信技术包括有线通信和无线通信两大类，涉及光纤、微波、卫星等多种传输方式。
浅议电网调度自动化系统的规划
３ 、主站系统必须 满足 部颁文件要求 的
统 日、月调度运行报表 。打印事件顺序记录 （ Ｓ Ｏ Ｅ） 、变位记录 、越 限记 录和操作记录 。
调度 自动化基本功能 。 具有高的可靠性 、 安
全性和实用性 ，还应 该具有开放性 、可扩充 性。
打印电网功率总加和电压变化 曲线。拷屏。 模拟屏显示功能显示 断路器 、隔离开关实际 位置 。事故时 ，断路器变位信号优先显示 ， 发 出不对应信号 ， 并有声报警。主要遥测量
和潮流方 向。 日期 、时钟及安全 日。通信规 约采用部颁规约 （ Ｃ Ｄ Ｔ或 ｐ ｏ ｌ ｌ ｉ ｎ ｇ） 。主站具 有信道误码率统计和显示 功能 。遥控功能遥 控断路器 。遥调有载调 压变压器 的分接头 。 变 电所端 的规划所属 ３ ５ Ｋ Ｖ和 １ Ｉ Ｏ ＫＶ变 电所
轻易达到 了， 而所规定的硬件配置则更 是不 （ 一） 界面友好 、 操作简便。 界面友好 、
合 时宜 。计算机 网络技术 的 日新月异 ，已给
二次部分 改造工作 ； 为 了满足经济和社会发
展的需要 ， 海伦市 电网在今后几年将有更快
的发展。随着用电量 的迅速增长 ，电网不断
操作简便是一个成熟软件系统的基本要求 。 将给用户充分发挥 系统功能提供保 障。 （ 二） 系统具有开放 性。各子系统具有 开放性 ， 是建立性 能超群企业治理网络的基
级预留接 口。 调度 自动化 已成为保 证 电网安 全 、优 质、经济运行的重要手段 ，为了适应 电力市 场正 常运转 ，确保 电力 调度满 足本市 的需 要 ，进行 电网调度 自动化系统的规划设计 。 海伦市电网的远动建设 目 前 才刚起步 ，已有
浅谈电力调度自动化系统多源数据的实现
浅谈电力调度自动化系统多源数据的实现摘要：本文通过工作实践结合相关资料，阐述了某市供电公司电力调度自动化系统中，如何充分利用现有的两个数据源，克服 RTU 专用通道中断引起的实时数据中断和相关计算数据错误，最大限度的保证调度数据的准确性和实时性。
我区调度自动化系统现有两个数据源—RTU 采集数据、A市电力调度数据网采集数据。
调度 SCADA（实时数据采集监控）系统采用的是 RTU 采集数据，为了克服 RTU 专用通道通信中断引起的实时数据中断和相关计算数据错误，最大限度的保证调度数据的准确性和实时性，我们采用现有的调度数据网络资源，增加一路网络通道，从而实现调度自动化系统双通道、多源数据的应用。
1 系统设计思路1.1数据运行模式分析电网调度自动化系统分为子站系统、远程通信通道、主站系统，整个系统负责采集全网实时数据、监视电网运行状态。
调度自动化系统的实时数据源只有一个，即 RTU 现场采集数据，调度员通过监控这些实时数据及其派生的计算数据进行电网调度。
我区所辖 12 座220kV、26 座 110kV 变电站都各自对应独立的通信通道，当通信通道中断时，实时数据就会长时间中断或出错，从而导致相关的计算数据如负荷总加、出力总加、联络线总加等出错或停止变化，给调度工作带来不便。
专用通信通道数据运行模式如图 1 所示：图1 专用通信通道运行模式图2两种同等的数据运行模式1.2设计思路分析目前实际情况可知，由于通道质量的问题，有时出现无故中断的现象，造成实时数据不能及时上送，影响调度员对电网的实时监控。
随着A市电力调度数据网的建设，使得调度自动化系统的数据源变得较为丰富。
A市电力调度数据网是专门为电力调度生产服务的，网络承载业务主要是数据业务。
目前，我区的8座220kV变电站已接入A市电力调度数据网，所以，我们决定充分利用A市电力调度数据网的采集数据来弥补220kV变电站RTU通信通道中断引起的调度数据损失，尽可能保证数据的准确性和实时性，从而最大限度的减少数据损失对电网调度的实时监控造成的影响。
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电网调度自动化管理系统的设计与实现
随着电网规模的不断扩大和电力负荷的不断增加，对电网调度的要求也日益提高。
为
了提高电网调度的效率和精度，同时优化电网的运行条件，电网调度自动化管理系统得到
广泛关注和应用。
本文将就电网调度自动化管理系统的设计与实现进行阐述。
电网调度自动化管理系统主要由以下几个部分组成：数据采集系统、调度控制系统、
运行监测系统和辅助决策系统。
数据采集系统用于采集电网运行状态、电力负荷、电力市场情况等各种数据，并将数
据传输到调度控制系统。
该系统主要包括数据采集终端、数据传输网络和数据处理中心。
数据采集终端采用实时监测技术，对电网各个节点的电量、电压、频率等数据进行实时监测，并将数据传输给数据处理中心。
数据传输网络采用高速数据传输技术，确保数据及时、准确地传输到数据处理中心。
数据处理中心对接收到的数据进行处理和分析，并将分析结
果传输到调度控制系统。
调度控制系统用于进行电力资源的优化调度和运行控制，以达到节能降耗、保证电力
供需平衡的目的。
该系统主要由决策支持系统、调度调度决策系统和操作控制系统构成。
其中决策支持系统为调度决策系统提供数据支持和分析，调度决策系统为操作控制系统提
供调度指令，操作控制系统负责执行调度指令。
运行监测系统用于对电力系统的运行状态进行监控和分析，同时对电力设备的运行状
况进行诊断和故障处理，以保障电网的安全稳定运行。
该系统主要包括运行监测终端、故
障诊断系统和运行分析系统。
运行监测终端采用实时监测技术，对电力设备进行实时监测，并将监测结果传输到故障诊断系统和运行分析系统。
故障诊断系统对设备的运行状态进行
诊断，及时预警并排除设备故障。
运行分析系统对设备运行数据进行分析和统计，并制定
运行维护方案。
辅助决策系统用于为电网调度决策和运行管理提供支持，包括优化模型库、决策分析
库和风险评价库。
其中优化模型库收集调度决策所需的数据和模型，决策分析库提供各种
决策分析方法和工具，风险评价库对运行规程和管理制度进行风险评价和分析。
总之，电网调度自动化管理系统将使电网调度更加高效、精确、安全，为电力行业的
可持续发展提供强有力的支持。