浅谈电力系统调度自动化系统通道配置方案
电力系统调度自动化
对调度自动化的认识及其基本框架的设计一、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;2、对电网运行实现经济调度在对电网实现安全监控的基础上,通过调度自动化的手段实现电网的经济调度,以达到降低损耗、节省能源,多发电、多供电的目的;3、对电网运行实现安全分析和事故处理导致电网发生故障或异常运行的因素非常复杂,且过程十分迅速,如不能及时预测、判断或处理不当,不但可能危及人身和设备安全,甚至会使电网瓦解崩溃,造成大面积停电,给国民经济带来严重损失;为此,必须增强调度自动化手段,实现电网运行的安全分析,提供事故处理对策和相应的监控手段,防止事故发生以便及时处理事故,避免或减少事故造成的重大损失;二、调度自动化的基本内容：现代电网调度自动化所设计的内容范围很广,其基本内容如下：1、运行监视调度中心为了掌握电网正常运行工况、异常及事故状态,为了安全、经济调度和控制提供依据,必须对电网实现以保证安全运行为中心的运行监视,所以称为安全监视;按部颁有关法规、规程的要求和调度的需求,主要内容为：网调、省调要监视电网的频率、电压、潮流、发电与负荷容量、电量、水情河水位等参数；监视断路器、隔离开关、带负荷调压变压器调压分接头以及发电机组等设备的自动调节装置的工作位置状态,主要保护河岸全自动装置的动作状态等信息;地、县调和集控站运行监视的内容相对少一些,但对于大型的地调,所需的信息量仍然较多;运行监视的内容通过屏幕显示、动态调度模拟屏、打印、拷贝、记录及绘图等多种手段完成;2、经济调度电网经济调度的任务是在满足运行安全和供电质量要求的条件下,尽可能提高电网运行的经济性,合理地利用现有能源和设备,以最少的燃料消耗或费用、成本,保证安全发供电;因此,网调和省调要在按规定保证电网的频率和电压质量的前提下,使发电煤耗、水耗及网损最小,即发电成本最低,同时又能保证一定的备用容量,因而网调和省调要进行负荷预测,实现经济负荷与最佳负荷分配,制定发电机华语负荷曲线提供依据；实现水库经济调度与最优潮流分配,为在最佳水能水量综合利用的条件下,使水耗与网损最小;对于地调,则以实现负荷管理及其经济分配为基本内容,还要定时进行电压水平和无功功率分配的优化运算,用以提高电压质量、降低网损,在尖峰负荷时要平衡馈线负荷以降低线损,在有条件的地区电网内,还要实现降压变压器的经济运行,以实现小型梯级水电厂的经济运行等内容;经济调度的各种内容,需要同运行监视、自动控制、安全分析密切结合才能付诸实施;3、安全分析进行安全分析是对电网在正常和异常运行的状态进行分析及对事故发生前的状态预测和事故发生后的状态分析,是保证电网安全稳定运行的重要内容;当电网发生事故后,在实现事故顺序记录、事故追忆等功能的基础上,通过分析,跟踪事故的发展、参数的变化,保护和自动装置及断路器的动作情况,从而提出事故处理的对策,以达到缩短事故处理时间,防止事故扩大的目的;在地区电网发生事故时,还可以通过对配电网的故障分析和实现在线预操作,及时处理事故,改善地区电网的安全运行水平;此外,通过调度员的培训模拟,进行事故预想与事故演习,有效地提高调度人员运用调度自动化系统处理事故的临战能力;4、自动控制电网调度自动控制是在运行监视的基础上,对电网的安全与经济运行实施调节或控制;控制信号自上而下发送给厂、所或下级调度;这类控制范围很广,但主要是对断路器及其它发送发变电设备,例如,发电机、调相机、带负荷调压变压器、电力补偿设备等,通过调度人员实现遥控、遥调或自动实现相应的闭环控制或调节;上述电网调度自动化基本内容是紧密相关的,不论哪一级调度中心都必须以实现电网的全面运行监视为前提,根据各自的特点和需要,积极充实完善,以达到实现电网调度自动化的目的;三、电网调度自动化的基本功能：1、数据采集与安全监控SCADA它主要包括：通过远动系统实现数据采集；通过计算机系统实现数据处理与存储；通过人机联系系统中的屏幕显示CRT与动态调度模拟屏,对电网的运行工况实现在线监视,并具有打印制表、越限报警、模拟量记录、事件顺序记录、事故追忆、画面拷贝、系统自检及远动通道质量监测功能;在实现监视的基础上,通过计算机、远动与人机联系系统,对断路器、发电机组与调相机组、带负荷调压变压器、补偿设施等实现遥控与遥调,以及发送时钟等指令;2、自动发电控制AGC和经济调度控制EDC它们是对电网安全经济运行实现闭环控制的重要功能;在对电网频率调整的同时,实现经济调度控制,直接控制到各调频电厂,并计入线损修正,实现对互联电网联络线净功率频率偏移控制；对于非调频厂,则按日负荷曲线运行；对于有条件的电厂还应实现自动电压和无功功率控制AVC;3、安全分析与对策SA在实现网络结构分析和状态估计的条件下进行的实时潮流计算和安全状态分析;四、电网调度自动化系统的基本组成电网调度自动化系统由调度主站调度中心、厂站端、通信三大部分组成,但按其功能可分为：1、数据与信息的采集系统：前置机、远动终端、调制解调器、变送器;2、数据与信息的处理系统：主控计算机、外存储器、输入输出设备、计算机信道接口;3、数据与信息的传输系统：主站与厂站通信：有线、载波、光纤、短波、微波及卫星地面站;主站与主站通信：有线、光纤、微波及卫星地面站;4、人机联系系统：彩色屏幕显示器、打印机、拷贝机、记录仪表、绘图机、调度模拟屏、调度台;5、监控对象的相关系统：发电机组的成组自动操作与功率自动调节装置、机炉协调控制器、带负荷调压变压器分接头、电压与电流互感器、断路器的控制与信号回路、继电保护与按全自动装置的出口信号回路;6、不停电电源系统：交—直流整流器、直—交流逆变器、配套的直流蓄电池组;7、安全环保系统：防雷与接地、防火与灭火、防电磁干扰与防静电干扰、防噪声与防震、空调与净化、防盗与防鼠;五、调度自动化系统结构及组成：1. 主/备前置通讯机通讯前置机负责数据采集、规约解释、数据处理以及接收并处理系统的控制命令;2. 主/备服务器服务器存放整个系统的实时数据、历史数据及应用数据,为主/备前置通讯机、调度员工作站、后台工作站提供数据库服务,充当应用服务器;服务器另外对各工作站的工作状态进行监控,管理计算机网络设备和SCADA系统终端设备如打印机、显示器、投影仪等,监控系统的任务进程,提供事件/事故报警,监视网络通讯等;3. WEB浏览服务器本系统中配置WEB服务器提供WEB主页实时画面公布;这种方式使得网上的工作站无需任何专用程序支持,使用Windows内置的IE浏览器即可浏览实时数据;4. 系统时钟同步GPS接收全球定位系统GPS的时间作为系统的标准时间和系统频率,完成系统的时钟统一;网络系统内时钟同步：GPS时钟通过主备数采机接入SCADA系统;系统以数采机时钟为标准时钟,采用系统提供的校时功能完成网络各节点间的时钟同步;数采机支持识别GPS 时钟故障,防止误接收,并能产生报警;与RTU时钟同步：通过数采机与RTU通讯的方式校时,完成主站系统与RTU时钟同步;5. Nport通讯服务器Nport Server又称多串口网络通讯服务器,支持TCP/IP协议,可直接挂接在网络上,相当于网络组中的一员,便于主/备前置机的切换;它完全替代了以往的通道控制板和串行通道板;并且,该设备支持多种编程语言,操作及其简便;基本框架(1)网络形式多种多样,如EtherNet、FDDI 或ATM 等都可使用; 2单网、双网、低速网、高速网可以任意方式进行组合;系统支持灵活的网络配置,可以是单低速网、单高速网,可以是低速和高速双网混用,也可以是双高速网; 3采取网络冗余热备份;系统正常运行时,两个网络上都传输有用数据,并且两个网络上的数据流量保持动态平衡;当一个网络工作不正常时,系统将自动地通过另一网络传输所有数据;当故障网络恢复正常时,双网络将自动恢复到流量的动态平衡状态;从严格意义上来说,此系统的网络切换实际上是网络传输功能的弹性伸缩,网络本身对系统是透明的,双网络并无主、备之分; 4支持标准的网络接口,可以方便地与其它系统如MIS 等进行互联; 5易于与上级或下级调度组成广域网,进行网络数据交换,支持远程调试;在数据库连接技术方面,SCADA 系统也采取相关措施,主要体现在如下四个方面： 1支持组态地将系统实时数据库按用户指定的周期或事件产生触发刷新用户指定的外部实时数据库; 2支持直接读写指定数据库记录的字段数据,并具备将该数据与该系统组态定义的变量对应连接的能力,这使得该系统可以通过数据库与其它任何支持数据访问的应用程序实时交换信息; 3通过标准SQL 语句完成外部数据库的一般维护操作,如建表、删除表、插入、修改和删除记录; 4通过后台 API 的方式,将电力自动化系统中的常用的数据库查询工作打包,用户无需编写有关SQL 语句,只要简单地提供符合常规应用习惯的参数即可完成复杂的历史数据库查询和浏览工作;4. 系统性能指标提升措施 1系统采取冗余容错结构：双网络、双服务器、双前置机及双通道的冗余容错模型系统实现双网络容错是真正的热备用,双网络正常运行时,主、备网络同时都传送有用系统数据,双网络上的数据流量保持动态的平衡; 系统采取双服务器方式,当系统配置了主备服务器后,每个客户端同时与两个服务器连接,并向两个服务器发送信息,服务器控制程序自动检测客户端与服务器的连接模式,以确保唯一的数据转发,或将有关信息转发到感兴趣的客户端;同时客户端也自动检测服务器的状态; 系统采取双前置机方式：①基于485 总线方式的双机切换；②基于NportServer 的双机切换；③用户自定义方式的双机切换; 系统采取双通道方式：①系统采取以通道的方式与RTU 等采集设备进行连接;②系统支持自动主备通道切换,不支持手动切换,并且是采用冷备用原理;当主通道在传输数据时,备用通道不采集数据;当系统检测到主通道连接出现故障或者误码率过高,则自动启动备用通道采集数据,并将停止主通道的采集,此时主通道的地位转变为备用通道,原备用通道变为主通道不能重新接管数据的采集工作,除非当前的主通道出现故障; 2系统采取的网络通讯结构①采用点对点通讯模型主动传输系统改变的实时数据;网络环境下,实时数据库数据项的改变有以下三种可能：从通道采集数据改变实时数据库；运行后台语言实时数据库；从网络其它节点传递来改变实时数据库; ②采用客户/服务器查询方式,在网络中传递历史数据和进行实时数据库状态恢复; 系统对历史数据采用客户/服务器方式,在实际应用中,如对SOE 的查询、对历史曲线的查询等操作中,一般是用户提交查询条件,由系统将有关查询条件变为连接的历史数据库能够接受的标准或非标准SQL 语句,提交给数据库服务器,从历史数据库中查询得到满足有关条件的查询结果集,数据库服务器将该结果集通过网络传递给查询的计算机,计算机运行系统根据接收到的查询结果,将它转变为用户容易理解的方式,如曲线、报表等显示出来; 系统利用网络协议实现方便的容错系统模型,在该模型中,运行系统采用总线方式或通过专门的切换装置与连接的RTU 或其它智能数据采集设备连接,当主系统出现故障或通道出现故障时,备用系统将自动或手动获得控制权,保证系统正常运行;如下图所示： 3实现网络构架的有效扩充①架设远程工作站正常情况下所有计算机都是通过各自所配置的10—100M 网卡连至集线器上,传输媒质选择的是8 芯双绞线,这样的组网如果在两座比较分散的建筑物之间线距 1.5km 以上,则信号的抗干扰能力、准确度、保密能力都会大为下降,对准确度、实时性要求较高的工作站来讲,也就是说必须架设能满足的远程工作站,以解决距离服务器较远部门和系统的连网问题; ②架设移动工作站移动工作站的性质和远程工作有相似之处,而且有可移动性,其架设更有必要性;系统的原始数据、通道及远端接口都进行定期测试,传统的测试方法是部分人员在现场测量数据、计算结果,后台人员电话核对显示值和测试值,这样在准确性、及时性方面会受到很大影响,如果携带移动工作站至现场,在测试时由移动站向后台服务器请求数据与所测数据核对,准确度可得到较好的保障,其灵活性、实时性也非人眼可比;从移动站直接观测后台数据的同时,可以通过RTU 的RS—232 接口观察输出数据,并能直接进行遥控、遥测实验; 管理人员外出时,如果携带移动工作站,只要拨号和中心站连接,就可以方便的查看电网信息,了解系统情况; ③实现远程维护在传统情况下,当客户的软硬件系统出现故障时,通常需要厂家技术人员到现场维护,这种维护方式实时性差、效率低,还会造成用户停机过长,可能造成很大损失;计算机远程维护系统通过传输媒质和中心站连接,技术人员从自己的维护工作站对自动化系统的故障点进行分析判断,实现异地在线调试、修改和升级；同时还能进行目录查看、文件图像传输、实时语言对话;电力系统调度自动化大作业电子信息学院电气01班马芳芳。
浅谈电力调度自动化系统及其发展
其势 头很 快 ， 以其 完整 性能 及 安全 性被 广泛 采 用。 也 是 国内最 先集 成 动化系统 的关键 的调度 主站 ， 主 战从 全盘监 控 自 动 调度的过 程 ， 通 过传 Ｉ Ｅ Ｃ ８ ７ ０ － ６ 系列 系统协议 的系统 。 输 回来 的数据对 电 网运 行情况 进行分析 ， 协调 各 个电站 之间的关 系， 并 ３ ， 电力调 度 自动化 发 展 形势 优化 管理 所有分电网使整 个系统 能处在一个 非常健康 的情况。 因此 电力 随着 信息技 术 的发展 和体 制的不 断 深化 改革 ， 为了确 保电 网的安 调度自 动化 系统对于 整个电网的监控与管 理具 有很关键 的作用 ， 这就 对 电力调度 自 动 化各个系统 的组成提 出了更高 的要求 。 １ ． ２ 电力调度 自动化的基 本结构 根据 电力调 度 自 动化 系统 的功能其 结构可以分 为以下方面． １ 、 采集 信息和执行 指令的子系统 采集信 息和执 行相关 指令 的子系统 是指放 置在 发电厂和 变 电场 的 远 端 终端 。 远端 终端 结合 监控 主战 实现 四个远 程 功能 ： ｌ ， 监 控方 面的 功 能是 远程 采集 并传送 相关 运行 的即时 参数 。 ２ ， 收集 并传输 继 电保护 的动作 数据 、 断路 器的运行状 况、 相 关时 间记 录等 ， ３ ， 远程接 受并执 行 主 战 所发指 令， 实现 对 于 断路 器的开 关 闸等控 制动 作 ； ４ ， 远 程接 受 改
围。
Ｊ 、 Ｃ Ｃ － ２ ０ ０ ０ 系统具 有开放性 的结 构设 计系统 ， 其运用针对 对象 的 采集 运行 中电网的运行资料 ， 通过 光缆传输及设 置在调度 中心的主 战系 方法 ， 其为 各类应 用软件 提供了开放的 接 口， 来满足系统 的完整 性和 事 统， 提 供给 调度 员分析使 用， 调 度员根 据所 收集 起来 的数 据 ， 对 所 负责 件驱 动的要求 。 其 主要系统是 集专业性和 完整性 与一身， 既能够 满 足现 的 电网的运 行情况 进行 运行分析 ， 包括 首要 的安 全分析 、 预测 负载以及 有 电力系统 的需 求， 又能 实现其 他行业 的相 关应 用。 按 照软件开发的规 电量 协调控制等 。 程， 实现 了产业化 。 通过 相关 技术 评定 ， 这类开放 接 口和面 相对 象的技
电力系统调度自动化配电网自动化ppt课件
配电网自动化发展趋势及挑战
分布式能源接入
智能化故障诊断
随着分布式能源的不断发展，配电网自动化 需要实现对分布式能源的接入和管理，确保 电力系统的稳定运行。
配电网自动化将借助智能化技术，实现对配 电网故障的快速诊断和定位，提高故障处理 效率。
自动化巡检
通信技术挑战
配电网自动化将实现自动化巡检，通过无人 机、机器人等技术手段对配电网设备进行定 期巡检，确保设备的安全稳定运行。
调度自动化定义与目标
定义
调度自动化是指利用计算机、通信 和远动等技术，实现电力系统调度 运行管理的自动化、智能化。
目标
提高电力系统运行的可靠性、经济 性和效率，优化资源配置，减少停 电时间和范围，提升供电服务质量。
调度自动化发展历程
01
02
03
第一阶段
人工调度阶段，主要依赖 人工经验和电话通信进行 调度。
实现故障快速定位与隔离 配电网自动化具备故障自检和快速定位功能，能够在发生 故障时迅速隔离故障区域，缩小停电范围，为调度自动化 提供有力的技术支持。
优化资源配置 通过配电网自动化对设备状态和负荷情况的实时监测，调 度自动化可以更加合理地分配电力资源，提高电力系统的 经济效益和社会效益。
两者在电力系统中的协同作用
协调控制策略
基于配电网实时运行状态和分布式能源出力情况，制定协调控制策略， 实现源网荷储协同优化运行。
06
CATALOGUE
电力系统调度自动化与配电网自 动化发展趋势
调度自动化发展趋势及挑战
随着人工智能、机器学习等技术的不断发展，调度自 动化将越来越智能化，能够实现对电力系统的更加精
准、高效的控制。
新能源接入与管理的挑战
电力系统调度自动化系统改造方案探究
电力系统调度自动化系统改造方案探究发表时间：2016-12-21T15:09:52.393Z 来源：《电力设备》2016年第21期作者：张亮王皓磊[导读] 本文主要介绍的就是电力系统调度自动化系统改造方案，进而提出以下内容。
（国网冀北电力有限公司唐山供电公司河北唐山 063000；国网冀北电力有限公司滦县供电公司河北唐山 063700）摘要：电网调度自动化系统是电网稳定、安全和经济运行的重要保障。
随着科技的发展，为了提高工作管理和效率，充分利用现有资源，在现有电网调度自动化系统的基础上，对其进行升级改造，进一步拓展其功能，具有重要的现实意义。
本文主要介绍的就是电力系统调度自动化系统改造方案，进而提出以下内容。
关键词：电力系统；调度自动化；改造方案分析1 导言在如今的时代，生活水平已是突飞猛进，对于电力工作也是一大挑战，现代电力企业也越来越需要高科技的支持，需要跟随社会发展与时俱进，进行技术创新、管理创新，以此来适应电网新形势下的需求。
调度自动化系统至上世纪 70年代在我国开始出现应用以来，随着电网建设，历经了几个不同时期的阶段和发展，已经逐步成熟，功能完善，基本功能由研究走向实际应用，调度自动化系统是电网运行必不可少的组成部分。
2 电力调度自动化系统改造总体方案2.1 调度自动化系统(1)调度中心的功能与特点SCADA的功能是负责电网运行数据和多媒体信息的收集、处理、储存和显示。
基于SCADA信息的高级应用功能是提供形象化的人机界面和各种网络分析功能，帮助调度人员掌握系统的实时运行状况，并提供对全网进行协调控制的操作接口、辅助工具和管理界面，即基本的EMS功能。
DTS的功能是提供油田电网仿真环境、系统模型，通过教员系统和学员系统培训调度员，使他们能高效、快速地处理各种突发事件，并帮助调度员模拟、分析操作结果。
提供与第三方应用软件(如MIS、GIS等)的功能接口。
大屏幕电子投影墙系统，方便、灵活地显示了电网的拓扑结构、运行方式、实时运行数据及其他信息。
电力系统调度自动化
电力系统调度自动化一、引言电力系统调度自动化是指利用计算机技术和自动控制技术对电力系统进行监控、运行和调度的过程。
它通过自动化系统实现对电力系统的实时监测、故障诊断、调度控制和数据分析，提高电力系统的运行效率、可靠性和安全性。
本文将详细介绍电力系统调度自动化的标准格式，包括任务背景、任务目标、任务内容、任务流程和任务成果等方面。
二、任务背景随着电力系统规模的不断扩大和电力负荷的增加，传统的人工调度方式已经无法满足电力系统运行的需求。
传统的人工调度存在调度效率低、响应速度慢、调度决策不准确等问题。
因此，采用自动化技术对电力系统进行调度是提高电力系统运行效率和可靠性的重要手段。
三、任务目标本任务的目标是设计和实现一套完整的电力系统调度自动化系统，能够实时监测电力系统的运行状态，快速响应各种故障和异常情况，并进行调度控制，以提高电力系统的运行效率和可靠性。
四、任务内容1. 系统设计：根据电力系统的特点和需求，设计调度自动化系统的整体架构和功能模块。
包括实时数据采集模块、故障诊断模块、调度决策模块、远程控制模块等。
2. 数据采集：设计和实现数据采集系统，能够实时采集电力系统的各种数据，包括电压、电流、功率、频率等。
采用现场总线技术和传感器设备，确保数据的准确性和可靠性。
3. 故障诊断：设计和实现故障诊断模块，能够自动识别电力系统中的故障和异常情况，并进行准确的诊断和定位。
通过故障诊断模块，可以快速响应故障，减少故障对电力系统的影响。
4. 调度决策：设计和实现调度决策模块，能够根据电力系统的实时状态和运行需求，自动制定调度策略和控制方案。
通过调度决策模块，可以优化电力系统的运行，提高电力系统的效率和可靠性。
5. 远程控制：设计和实现远程控制模块，能够实现对电力系统的远程监控和控制。
通过远程控制模块，可以远程调整电力系统的运行参数，实现对电力系统的远程操作和控制。
五、任务流程1. 系统需求分析：根据电力系统的需求和要求，进行系统需求分析和功能规划。
电力调度智能化及安全监控系统建设方案
电力调度智能化及安全监控系统建设方案第1章项目背景与概述 (3)1.1 电力系统调度需求分析 (3)1.2 智能化电力调度的意义 (3)1.3 安全监控系统建设的必要性 (4)第2章电力调度智能化技术概述 (4)2.1 智能调度技术发展现状 (4)2.2 智能调度关键技术 (5)2.3 智能调度系统架构 (5)第3章安全监控系统设计原则与目标 (6)3.1 设计原则 (6)3.1.1 完整性原则：系统应覆盖电力调度自动化系统的各个层面，保证对调度过程中的安全风险进行全面监控。
(6)3.1.2 可靠性原则：系统设计需保证在各类故障和异常情况下，仍能保持正常运行，降低故障对电力调度的影响。
(6)3.1.3 高效性原则：系统应具备高效的数据处理和分析能力，以满足实时监控和预警的需求。
(6)3.1.4 可扩展性原则：系统设计应考虑未来业务发展的需要，具备良好的扩展性，以便于后期升级和功能拓展。
(6)3.1.5 安全性原则：系统应遵循国家相关法律法规，采用先进的安全技术和策略，保证数据安全和系统稳定。
(6)3.1.6 易用性原则：系统界面设计简洁明了，易于操作，便于运维人员快速掌握和使用。
(6)3.2 设计目标 (6)3.2.1 构建全面的安全监控体系，实现对电力调度自动化系统运行状态、网络通信、数据安全等方面的实时监控。
(6)3.2.2 提高系统故障诊断和预警能力，保证在发生故障时，能够快速定位、处理和恢复。
(6)3.2.3 优化系统功能，提高数据处理和分析速度，满足实时监控需求。
(7)3.2.4 保证系统具备良好的可扩展性，适应未来电力调度业务发展的需求。
(7)3.2.5 提高系统安全性，防止外部攻击和内部泄露，保障电力调度安全。
(7)3.3 系统功能需求 (7)3.3.1 实时监控：对电力调度自动化系统进行全面监控，包括系统运行状态、网络通信、数据安全等方面。
(7)3.3.2 故障诊断与预警：自动检测系统故障，实时故障诊断报告，并根据预设阈值发出预警信息。
电力百科全书--电力系统调度自动化设计
电力系统调度自动化设计（powersystemdiapatchingautomationplanning ）为电力系统建立调度自动化系统提出系统功能规划和技术装备配置方案的一项系统设计，是电力系统设计的组成部分，这项设计工作必须以电力系统发展规划、调度管理体制和调度职责分工为依据，从分析电力系统特点、运行需要和基础条件出发，提出与调度关系相适应，符合可靠性、实用性和经济性且便于扩充发展的总体方案及实施步骤。
图中所示为电力系统调度自动化设计流程图。
电力系统调度自动化设计流程图电力系统调度自动化设计的主要内容包括调度任务分层说明，调度自动化功能规划，调度自动化系统配置原则和投资估算。
调度任务分层说明电力系统调度管理系统是一种调度任务分层系统，即分层控制系统。
其层次根据电力发展过程所形成的电力系统结构、运行特点和管理体制而定。
随着电力系统的发展，各级调度的管理范围和控制任务也会发生变化（见电力系统调度管理和电力系统调度分层控制）。
调度自动化设计首先需要对设计年限内和设计范围内所涉及的电力系统调度层次及其调度任务和各种设备的调度隶属关系进行说明，作为确定调度自动化功能及系统配置的前提条件。
调度自动化功能规划电力系统调度自动化的基本功能有：①数据采集与监视控制（SCADA ）；②自动发电控制（AGC ）和经济调度控制（EDC ）；③安全分析（SA ）。
调度任务不同，其对调度自动化功能的要求也不同。
低层次的调度主要承担局部性的运行管理和直接操作任务，一般只实现以不同水平的SCADA 功能为基础，增加变电所、水电厂集中控制功能和负荷管理、控制功能。
高层次的调度由于承担具有全局性影响需广电力系电力系统调度自动化设计(1)调度任务分电力系统通信变电所介变电所施变电所初调度中心调度中心工程调度调度自动发电厂施发电厂初发电厂接泛协调的调度管理任务，需采用以SCADA功能为基础，进而实现AGC/EDC和SA功能，并发展其他，构成能量管理系统（EMS）。
浅谈电力系统调度自动化技术的应用及其发展
当前， 电力 系统 已经 成 为 ｐｗ ｒ ｌ ｔ ｎ ｓｅｈ ｏ ｇ （ 力 电 ｏ ｅ ｅ ｃ ｏｉ ｃｎ ｌ ｙ 电 ｅｒ ｃｔ ｏ
标 。除此 之外 ， 电力系 统还 承担 着 为用 户提 供高 质量 用 电服 务的 重 子 技 术 ） ｃ ｎ ｏ ｔｃｎ ｌ ｙ 控 制 技 术 ） ｃ ｍ ｕｅ ｔ ｈ ｏｏ ｙ 计 算 、ｏ ｔ ｌｅｈ ｏｏ （ ｒ ｇ 、 ｏ ｐ ｔ ｅｎ ｌｇ （ ｒ ｃ
● 堡 皇 Ｄｑｎｈｇ ｏｈ 皇 三 量 垫 ｉｉｇｅ ｚｎｕ ａｇ ｃｎｕｄｇａ ｎｏ Ｙｉ
浅谈 电力系统调 度 自动化 技术 的应用及其 发展
钱 小 军
（ 上海大 屯能源 股份有限公司发 电厂 电力调度 中心 ， 苏 徐州 ２ １ １ ） 江 ２ ６ １ 摘 要： 概述 了电力 系统调度 自动化技术的特点 ， 重点分析和探讨 了其应 用情 况， 同时展望 了它 的发展前 景。
关键词 ： 电力系统 ； 调度 自动化 技术； 应用情况； 发展前景
０ 引 言
现 代 大 型 电力 系 统 的 安全 控 制 是 一个 非常 复 杂 的 系 统工 程 ，
保 证 电力 系 统 的 安 全 可靠 运行 是 电力 系 统 自动 化 调度 的 首 要 目
２ 电 力 系统 调 度 自 动 化 技 术 及 其 应 用 分 析
出现 故障 乃至 事故 ， 必然 会导 致大 范 围和 长时 间 的停 电 。 则 市场 化
由于 电力 是 即时 消 费品 ， 没有 办 法进 行 规模 存储 （ 者存 储 成 或
， 则 的管 理 体系 虽然 可 以让 目前 的 电力系 统更 加 灵活 地 运行 ，但 是 不 本 太 高） 如 果 生产 出 电力之 后 没 有 得 到及 时 的消 费 ， 必 然 会 造 同区 域之 间 的功 率 交换 必 然会 随之 增 大 ，需 要 电力 系统 具备 应 对 成 浪 费 。因此 ， 电力 系统 必 须要 维持 生 产和 消 费之 间 的动 态 平衡 ， 此 挑 战 的能 力。 现 代化 的电力 系统 拥有 数量 较 多 、 能各 异 的控 制子 系统 。 功 它
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。
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。
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调度是电力系统的指挥系统，对电网的安全、可靠、稳定、经济运行起着重要作用。调度自动化系统提供
详尽、可靠的实时信息，保证调度员能够了解电网的运行现状，及时发现电网隐患，是提高调度运行管理
水平的重要手段。调度自动化系统由自动化主站（MTU）、分站（远动终端RTU）经由数据传输通道构成
的整体。通道一方面将分站的实时信息传送至主站，同时又将主站的命令下发至分站，其运行的可靠程度
直接影响自动化系统的运行状况。目前，国内常用的通信信道有载波、微波、特高频、扩频、直通电缆、
卫星、光纤等几种方式。同时根据传送信号的不同可分为模拟通道和数字通道两种类型。以下就调度自动
化系统通道配置方案做几点分析:
一、通道数量
我们讨论通道数量时是指独立的远动通道。排除通道本身可靠性因素，远动主站和分站之间通道数量
越多通信越可靠。这可以从概率学推出结论: 假设单通道的运行率为95%，则双通道的运行率为
1-（1-0.95）*（1-0.95）=99.75%
三通道的运行率为
1-（1-0.95）*（1-0.95）*（1-0.95）=99.99%
可以看出通道数量越多，其运行率越高，通信越可靠。但是通道数量大于、等于三路时，通过增加通
道数量的方式来提高通信质量效果已不再明显。因此，双通道方案具有较高的性能价格比，为最科学的通
道配置方案。同时，国家电力调度通信中心《电网调度自动化与信息化技术标准》中对通道数量也提出了
意见。根据《电力系统调度自动化设计技术规程 DL 5003——1 3.3.3》规定: 远动通道应在通信设计中统
一组织。单机容量为300MW及以上或电厂总容量为800MW及以上的电厂，以及参加自动发电控制的电
厂和330kV及以上电压等级的枢纽变电站，应有2个独立的远动通道，当1个通道故障时，可进行自动切
换或人工切换。220kV枢纽变电站有条件时也可有2个独立通道。
随着电力通信的迅速发展，为保证调度自动化系统的稳定运行，建议110kV以上电压等级的变电站均
应配置2个独立的远动通道。
二、通道分析
就目前国内常用的通道方式进行分析:
直通电缆在远动主站和分站之间架设通信电缆，通信质量比较可靠，但是每一条通信电缆只有一条通
信信道，同时当传输距离较远时，衰耗比较严重。因此目前此方案采用的已经较少。
电力载波是我国电力通信发展初期的主要通信手段，其特点是高压线路所到之处，均能实现载波通讯。
但是模拟载波的波特率上限为600Bd，并且模拟载波和数字载波均有一个缺陷，载波机的数目随着端点之
间线路数目增加而增加。远动主站和分站之间有N条线路，就需要2N台载波机构成通信信道。随着中间
环节的增加，加大了故障几率，降低了可靠性。目前仍有大部分地区保留有载波方式，但其在电力通信中
的重要位置已呈下降趋势。
微波、特高频、扩频为无线传输方式，随着现代技术的发展，其运行可靠程度已经达到较高水平。综
合考虑安装成本、信道数量、可靠率、通信质量、维护等诸多因素，已经成为目前主流的通信方式。在电
力通信中已逐步取代载波占据主要地位。
光纤通讯以其传输速率高、容量大、稳定可靠等诸多优点获得认可，但其相对昂贵的造价让人止步，
目前主要用于通信主干道的建设。市区范围内距离调度主站较近，同时数据信息量较大的综合自动化站也
有采用光纤构造环网，提高通信可靠性。
卫星通信在传输信号时有一定的延时，但是不受地理位置的限制，对于不便采用其它通信方式的边远
或山区变电站而言是一个不错的选择。
三、影响通信可靠程度的因素
就同一种通信方式而言，波特率越高其误码率越高，可靠率降低。以载波模拟通信为例，以600Bd通
信时误码率较以300Bd通信时平均上升5倍。但是不同的通信方式其通信可靠程度又不一样。根据现场实
践经验，一般而言，微波通信可靠程度比载波通信高，但是比扩频通信低。光纤通信最为可靠; 而卫星通
信可靠程度介于光纤通信和扩频通信之间。对于不同厂家的通信产品、不同的外界环境和以及设备安装调
试工艺也对通信质量产生很大影响。
模拟通道的波特率较低，一般不超过600Bd。数字通道波特率一般高于600 Bd。就目前远动分站（RTU）
而言，一般均提供有数字接口，同时也通过Modem收发模拟信号。调度主站与分站之间的通信主要采用
两类规约: 一类是循环式远动规约，一类是问答式远动规约。循环式远动规约需要点对点的远动通道结构，
即每个分站均需要自己独立的通道。问答式远动规约可以多台分站信号转接在一路讯道上，通过站地址来
相互区分。调度主站接受信号是一种分时系统，它提供特定的时间段来接受特定通道的信号。综合自动化
变电站的信息量较常规RTU要大，在上传信息时其数据帧的帧长要增加，如果采用300Bd通信时，会发
生因数据帧接受不全而产生的丢帧现象。因此对于综合自动化变电站通信要采用600 Bd以上，建议使用
1200Bd。
总结
在进行调度自动化系统通道方案的制定时，如果资金等各方面条件允许:
1、应优先考虑通信可靠率高的通信方式。优先采用光纤、扩频等通道，避免采用载波、直通电缆等相
对落后的方案。以保证通道的良好运行，提高通信可靠率。
2、通道尽量要采用双通道配置方案。避免因通道中断而产生的通信故障，保证调度自动化系统能实时、
准确的为调度人员提供信息，确保电网安全、可靠、稳定、经济的运行。
3、通道波特率选择根据通道的不同，建议采用600 Bd以上方案，尽量不选用300 Bd的波特率。
4、优先选用数字通信方案。由于数字通信可靠率较高，优先考虑双数字通道方案。如果条件不允许，
尽量考虑一路数字、一路模拟方案，避免两路模拟通信方案。