电网调度自动化系统基础介绍

1、电网调度 自动化系统基础介绍【高纪湘】1我国电网调度分层结构电能的特点之一是不能储存。电能从分散在广大地域上的发电厂发出，经高压变电 站升压，经高压输电线、降压变电站、配电网直到用户。图1 EMS和DMS在电力系统中的关系电力系统组织和结构分层调度中心是对发电厂、变电所、线路等进行调度控制的中心，由于电力系统是一个 庞大复杂的跨地区系统，必须实行分层管理。我国电网实行的统一调度分层管理： 设有 国家电力调度通信中心（国调）、网调、省调、地调、配调 /县调。随着西电东送、全 国联网的推进，国调的作用将发生改变。调度管理的主要任务是：充分利用发供电设备和调节手段向用户提供合格的电能； 在不发生超过

2、设计规 定的条件下，使电力系统安全运行和对用户不间断供电； 合理使用燃料、 水力等资源 使电力系统在安全稳定运行的前提下达到最大的经济性和减少对环境的污染。调度管理的主要内容是：（1）电力系统运行计划的编制；（ 2）电力系统运行控制；（ 3）电力系统运行分析； （4）继电保护、通信和调度自动化等设备的运行管理； （5）有关规程的编制和人员培 训等专业管理。电力系统调度的分层控制 世界各国电力系统都采用分层调度控制。全系统的调度控制任务分属于不同层次， 下级调度除完成本层的调度控制任务外，还要接受上层调度的命令并向其传达有关信 息。采用分层控制的优点主要是：（1）与组织结构相适应：（2）系统可靠

3、性提高；（3）系统响应改善。我国调度任务的分层大体是：大型发电厂、500KV及以上变电所由网调管理，中小型电 厂、220KV变电所由省调调度，110KV及以下变电所和配电网由地调调度。调度任务可 分为系统监视、系统控制操作、调度计划、运行记录及其它调度管理业务。2 电网调度信息电力系统运行时，各级调度中心及发电厂、变电所相互间传递的反映运行状态和进 行控制调节的信息以及与系统运行有关的其它信息。分类可按功能要求、信息流向、信息制式等分类：功能要求? 实时信息（ Real Time Information ）：反映电力系统运行状态和进行设备 控制调节的信息，如：-遥信（Telesignaling

4、/YX ）-反映各断路器、隔离开关的分合状态、变压 器分接头位置以及保护自动装置动作状态等；- 遥测（ Telemetering/YC ）- 反映线路、变压器、发电机、母线、负荷等 的有功功率、无功功率、电流、电压、频率以及电量等；- 遥控（ Telecommand/YK）- 向管辖范围内的电气设备发送的断路器分 /合闸、发电机起 /停、电容器以及保护和其它自动装置的投入、切除；- 遥调( Teleadjusting/YT ) - 向管辖范围内的发电机发送的调节有功功 率、无功功率和电压、变压器分接头位置等的调节命令。? 批次信息( Batch Information ) - 为管理服务的数据

5、、报表以及对电力系 统安全、经济运行进行情况进行运算分析得到的一些数据；? 水情信息( Information of Regimen ) - 反映电力系统有关地区内的水情、 气象信息。信息流向：上行信息和下行信息；信息制式? 模拟量-随时间变化的连续量? 开关量-又称状态量，只有两种状态；? 数字量-一次仪表以数字量输出的量，如频率、水位；? 脉冲量-一次仪表以脉冲量输出的量，如电度。特点数量多、分布地域广，运行状态变化频繁，变化过程快，干扰强，因此要求调度信 息具有高实时性和高可靠性。3 电力系统远动及调度自动化系统综合利用电子计算机技术、远动和远程通信技术，实现电力系统调度自动化。调度 自

6、动化系统是现代电力系统运行不可缺少的重要组成部分。电力系统远动 运用通信、电子和计算机技术采集电力系统实时数据，对电力网和远方发电厂、变 电所的运行进行监视和控制，即运用远程通信技术完成四遥功能。远动在欧洲被称为 Telecontrol ，在北美被称为 SCAD(A Supervisory Control And Data Acquisition)。远动信息包括遥测信息、遥信信息、遥控信息和遥调信息。信息传输模式可分为循环式(CDT和问答式(Pooling )： 循环式被控站将采集的实时数据按约定的规则循环不断地向主站 ( 控制站 ) 传送； 问答式控制站要获得实时信息，需先向被控站查询，然后

7、数据才从指定的 被控站送往控制站。远动信息编码采集的远动信息在传输前必需按照有关规约的规定， 把远动信息变换成各种信息字 或各种报文。这种变换工作叫远动的信息编码。编码由数据采集装置完成。我国原电力部颁发的循环式传输规约的信息字格式见下图：功能码信息码校验码18位"*8位432位°图2循环式传输规约的信息字格式循环式传输规约规定，任何信息字都由 48字节组成，前8位是功能码，它有28种 取值用来区分各种不同信息内容。最后 8位是校验码，其产生规则是在 40位信息码的 基础上后面添加8个零，再模二除以生成多项式g(x)=x 8+x2+x+1，将所得余式取非后作 为8位校验码。

8、问答式传输规约中的报文(Message格式见图3图3问答式传输规约的报文格式报文头通常有3至4字节，它指出问答双方的地址、报文种类、报文数据区的字节 数等。数据区的内容、字节数和字节中各位的含义由报文头有关字节指出，校验码按照 规约指定的某种编码规则，用报文头和数据区的码字运算得到。报文的长度按字节增减。数字信号在传输过程中受到干扰而造成错码难以避免。数据通信、计算机及自动控 制的发展和广泛应用，提出了如何提高抗干扰能力，有效而可靠地进行数字传输等要求， 从而促进了编码理论的发展，目前纠错编码已成为应用数学的一个分支。要发现或纠正传输过程中的错误就必需进行检错和纠错。 其基本做法是在发送信息

9、码元时，附加若干冗余码元， 使码元之间的关系符合某一确定的规则， 收信端按此规则 进行检查便可知道是否有错码。数字信号序列是分组传送的，若每组有 k 个信息码元，便有了 2k 个组合（码字）。 将这些码字按确定的规则变换成 n 个码元的数字序列相互间应有尽可能多的差异， 这个 过程叫编码，此2k个的组合叫（n, k ）分组码。其中n为码长，k为信息码元数，n-k 为冗余码元数， 冗余码元又称为监督码元、 保护码元。 因为监督码元是根据信息码按线 性方程式规则算出来的，故又称为线性分组码。 k 个信息码元在前， n-k 个冗余码元在 后的（n, k ）码称为系统码，反之称为非系统码。码长为n共有

10、2n个码字，其中2k个为有效码字，2n-2k个为禁用码字。接收端对收到的码元序列按预定规则进行效验，如 属于有效码字就认为是无错码， 若属于禁用码字则肯定出错， 这个过程叫检错译码。 进 一步还可以进行纠错。 最直观的是采取最大似然译码法， 即将收到的码字与合法码字进 行比较看它与哪个码字差别最小就译成该码字。码距：在编码中用码距来表示两个码字差异的大小。码字集合中，码距的最小值称 为最小码距dmin，又称汉明距离，它是衡量其纠错/检错能力的重要指标。dmin愈大，纠 错检错能力愈强，它们的关系如下：（1）一个（n, k ）分组码要能发现任意e个码元错误，则其中码字间的最小距离 dmin应满足

11、：dmine+1（2）如果要能纠正t个码元错误，则应满足：dmin2t+1（3） 如果要能纠正t个码元错误，又要发现e个（e>t ）码元错误，则应满足：dmin t+e+1 。在二进制的前提下， 一个码字中非零元素数目 （即 1 的个数）称为码字的汉明重量， 简称码重，用w表示，线性码的最小码距等于该码字集合中的最小码重。主要检错纠错编码有奇偶效验码、恒比码、循环码、BCH码和卷积码。远动通道是指主站与远方终端间进行数据通信的设备，也称信道。通信介质包括有线（专用有线通道、复用电力线载波、光纤）、无线（微波、无线 扩频、移动通信、卫星通信）等。通道质量的好坏直接影响信号传输的可靠性。为加

12、强 电力系统的信道建设，我国现已建成以光纤为主干的国家电力调度数据网络（ State Power Data network, SPDne）和电力数据通信网络（State Power Telecommunication network，SPTnet）构成的四级数据网，为远动信息传输提供了良好的基础。数据传输的工作方式：全双工-可同时进行双向通信；单工：只能进行单向通信;半双工-双方交替进行发送和接收数据传输通道类型：传统的远动通道和网络通道。传统的远动通道见下图TXD-发送数据线，RXD-接收数据线图4远动通道示意图远动终端(Remote Termi nal Un it, RTU )定时采集包括

13、模拟量、脉冲量及开关量 等实时数据并进行数据处理，按远动通信规约发给主站。从主站下发的命令通过远动终 端接收识别后输出至执行机构或调节器。有的厂站远动终端还可以向当地值班人员提供 一般控制屏上所没有的监控信息，如功率总加、越限告警等。如当地有监控计算机，远 动终端仅需要与其接口，而不需要当地功能。RTU的功能：采集并向远方发送遥信、遥测量接收并执行遥控、遥调，合称“四遥” 此外还有事件顺序记录、数据总加、信息转发、越限告警、与两个以上调度中心通信、 接收并执行校时命令、复归命令、主备通道自动切换等。RTU的分类：RTU DTU FTU TTU ERTU远动终端结构见下图上行二下行调制解调器上行

14、下行当地显示/监控计算机远动终端脉冲量模拟量开关量调节器执行机构时钟I A(a)(b)(c)(e)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(d)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)多点环形下行 信 息丿匕、下行 信 息丿匕、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、

15、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 SCADAAGC/ED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 SCADA(Supervisory Con trol A nd Data Acquisiti on)系统，女口 SD 176;80年代基于通用计算机的 EMS(Energy Management System)系统，如四大网引进 系统，VAX/VMS勺 SCADA/EM系统；90年代基于 RISC/UNIX的开

16、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 CIM(Commohnformation model)/CIS(Component In terface Sta ndard)，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 2000ETH21000等。调度自动化系统组成般调度自动化系统的结构如下图示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

17、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 Gen eration Con trol, AGC )和经济调度(Eco nomic Dispatching )包括进来，扩展成 AGC/E助能。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，近年来 在网络和通

18、信技术的支持下发展成包括 SCADAAGC/EDPAS 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勺概念、结构和功能都将发生很大的变化。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

19、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

20、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SCAD；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

21、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

22、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）MCC-主调度中心；RCC-区域调度中心；DCC-地区调度中心；PS-发电厂；，萤.-变电所、被控站调度自动化系统主站结构安全区口S子系统数据服务器I防 火SCADA/AGC pas 服务器 服务器rwwvi工作站专用安全隔离装置安全区川数据:集与通讯子系统串行通讯设备路由器=J安全区IWeb子系统图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，

23、分别为安全区I、安全区U和安 全区川，主系统位于安全区I, DTS子系统位于安全区U, WEBf系统位于安全区川， 安全区I与安全区U使用防火墙，安全区I与安全区川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

24、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

25、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SCAD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

26、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 EMSS统维护人员进行各种操作技

27、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 EMSfc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WE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与安全区川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U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

28、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，

29、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 Clie nt/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

30、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 SCADAPAS 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OpenGI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、

31、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

32、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

33、、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

34、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（SPDne）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

35、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、U接入SPD net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(6) Web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

36、和EMS网络之间实现安全隔离实时数据、历史数据、图形自动同步更-创SCADA系统WEB服务器WEB服务器硬件防火墙N-2000 Web解决方案N-2000 Web解决方案Wet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

37、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

38、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

39、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；77）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

40、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 SCAD型能仿真等;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

41、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。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

42、：< 3 s ;d）遥调命令传输时间: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 s10 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SCAD座要节点CPU负载：< 30% (1 min 平均值)d)电网事故情况下SCA

43、DAt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：规定符合 GB/T 13729、 DL/T 6303. 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S

44、CADAGIS、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SCADAGIS、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。进线监视10KV开闭所、变电站自动化V广配电SCADA系统馈线自动化1变压器巡检与无功补偿厂配电自动化v地理信息系统负荷监控及管理JJ需方管理 -JDMS 远方抄表与计费自动化网络分析和优化-工作管理系统调度员培训模拟系统配网自动化系统与地/县级电网调度自动化系统的异同相同? 都是为电力系统安全、经济和优质运行服务的计算机监视、控制和辅助管理 的系统；? 需要进行大量数据采集、传输、处理（包括静态数据、实时数据、准实时数

45、 据）；? 两者的发展均建立在SCAD基础上，并随着电力系统、计算机技术的发展, 向着“开放”和“集成”的方向不断发展的。不同序号内容EMSDMS1发展过程SCADA> AGS高级应用软件向纵 深发展FAt scada>负荷管理、AM/FM/GIS、电量计费等横向发展2系统规模10, 000100, 000500, 00010, 000, 0003系统集成主要是内部系统集成大量是系统间集成4数据源较少外部数据源大量外部数据源5遥测、遥控对象%大少6馈线的处理负荷从变电站到用户的详细模型7电网结构网状结构网状结构，开环运行8电网结构变化不常变化经常变化9是否三相平衡三相平衡三相不平衡

46、10与GIS关系不密切十分密切11通信较简单多种通信方式12主要应用包括：SCADA AGC PF、SE、SA、OPF等FA、SCADA AM/FM/GIS、DWMLM等13电源易难14环境要求一般高配电自动化的意义及难点2. 配电自动化的意义正常情况下，通过监视配网运行情况，优化配网运行方式；故障或异常时，迅速查出故障位置、原因，隔离故障，尽快恢复非故障区供 电；合理控制无功负荷及电压水平，提高电能质量；合理控制用电负荷，提高配电设备利用率；采用计算机进行配电管理、自动抄表等大量费时费力的工作，提高劳动生产 率。3. 配电自动化的难点配电自动化系统的监控对象数量多、种类繁杂、地域上分散性强；

47、 工作条件严酷；站端设备数量大，大大增加了通信系统建设的复杂性；控制电源和工作电源获得困难；配电自动化必须建立在配电网接线及一次设备改造完成的基础上，而配电网 的改造需投入大量人力、物力和资金。配电自动化功能酉己电SCADA 配电网的数据采集及监控功能与输电系统大体相同，除了具有数据采集、报警、事件顺序记录、事故追忆、遥控、遥调、计算、趋势曲线、历史数据存储和打印等传 统功能外，还支持无人值班变电站接口，实现馈线保护的远方投切，定值的远方设 置和修改，多种动态着色，地理接线和GIS集成等功能。当前SCAD功能覆盖了高、 中压的配电网，并正在向低压发展，其范围也随着试点范围的扩大在不断扩大。配电

48、网的数据采集及监控有如下特点： 所采集的数据和监控对象很大； 它们来自分布在广大地域的配电线路、一次设备以及配电终端，它们大多运行在温度变 化剧烈、环境污染、电磁干扰、存在外力破坏可能性的恶劣的环境中，要求它们及 连接它们的通信系统具有很高的可靠性； 包括SCADA在内的所有配电自动化功 能一般应在GIS的支持下实现。故障定位、故障隔离和非故障区恢复供电（ FA）针对我国10KV馈线，故障处理的具体形式存在着多种分类， 主要认为可分为 分布智能模式和集中智能模式两种。? 分布智能模式是指现场的开关设备（重合器、分段器等）具备自动故障判断、 隔离及网络重构的能力，不需要通信与主站系统参与。这种模

49、式主要有电压时 间型和电流计数型两种。其显着优点是成本低，不依赖于通信系统。这种方法 适用于网架结构比较简单，不具备通信条件或通信条件不完善的场合，配电自 动化的早期使用较多。? 集中智能模式是指现场的FTU将检测到的故障信息送至主站，由主站根据配电 网络的实时网络拓扑结构，按照一定算法进行故障定位，下达跳闸命令给相关FTU跳开与故障区域相邻的开关，实现故障隔离。此后，主站根据电网的实际情况，通过分析计算，考虑网损、过负荷等因素确定最佳恢复供电方案，命令相关FTU执行，完成非故障区域的恢复供电。这种方法的优点十分显着，其缺点是对通信系统的可靠性和通信速率要求很高。但是，随着投资力度加大及配 电自动化的逐步展开，配电自动化系统的通信条件得到很大改善，通信的可靠 性和速率是能有保证的。AM/FM/GIS配电地理信息系统又称配电图资系统，是自动绘图（AM、设备管理（FM和地理信息系统（GIS）的总称。配电自动化系统和地理信息系统一般由不同厂商分别开发、 独立发展，并为不同部门和人员使用。不仅数据不能共享，数据的完整性和一致性 也很难保证。随着配电自动化的发展，出现了配电自动化和各种商用 GIS（ArcGIS、SmallWorl