电力系统调度自动化技术及其优化路径，电力系统调度自动化技术及其优化路径论文

（1）智能保护与变电站综合自动化

对电力系统电保护电力系统调度自动化技术及其优化路径的新原理进行电力系统调度自动化技术及其优化路径了研究，将国内外最新的人工智能、模糊理论、综合自动控制理论、自适应理论、 *** 通信、微机新技术等应用于新型继电保护装置中，使得新型继电保护装置具有智能控制的特点，大大提高电力系统的安全水平。对变电站自动化系统进行了多年研究，研制的分层分布式变电站综合自动化装置能够适用于35kv～500kv各种电压等级变电站。微机保护领域的研究处于国际领先水平，变电站综合自动化领域的研究已达到国际先进水平。

（2）电力市场理论与技术

基于我国目前的经济发展状况、电力市场发展的需要和电力工业技术经济的具体情况，认真研究了电力市场的运营模式，深入探讨并明确了运营流程中各步骤的具体规则；提出了适合我国现阶段电力市场运营模式的期货交易（年、月、日发电计划）、转运服务等模块的具体数学模型和算法，紧紧围绕当前我国模拟电力市场运营中亟待解决的理论问题。

（3）电力系统实时仿真系统

对电力负荷动态特性监测、电力系统实时仿真建模等方面进行了研究，引进了加拿大teqsim公司生产的电力系统数字模拟实时仿真系统，建成了全国高校之一家具备混合实时仿真环境的实验室。该仿真系统不仅可进行多种电力系统的稳态及暂态实验，提供大量实验数据，并可和多种控制装置构成闭环系统，协助科研人员进行新装置的测试，从而为研究智能保护及灵活输电系统的控制策略提供了一流的实验条件。

（4）电力系统运行人员培训仿真系统

电力系统运行人员培训仿真系统是针对我国电力企业职工岗位培训的迫切要求，将计算机、 *** 和多媒体技术的最新成果和传统的电力系统分析理论相结合，利用专家系统、智能cai（计算机辅助教学）理论，进行电力系统知识教学、培训的一种强有力手段。本系统设计新颖，并合理配置软件资源分布，教、学员台在软件系统结构上耦合性很少，且系统硬件扩充简单方便，因此学员台理论上可无限扩充。

（5）配电网自动化

在中低压 *** 数字电子载波ndlc、配网的模型及高级应用软件pas、地理信息与配网scada一体化方面取得了重大技术突破。其中，ndlc采用了dsp数字信号处理技术，提高了载波接收灵敏度，解决了载波正在配电网上应用的衰耗、干扰、路由等技术难题；高级应用软件pas将输电网ems的理论算法与配网实际结合起来，采用了最新国际标准iec61850、61970cim公共信息模型；采用配网递归虚拟流算法进行潮流计算；应用人工智能灰色神经元算法进行负荷预测。

（6）电力系统分析与控制

对在线测量技术、实时相角测量、电力系统稳定控制理论与技术、小电流接地选线 *** 、电力系统振荡机理及抑制 *** 、发电机跟踪同期技术、非线性励磁和调速控制、潮流计算的收敛性、电网调度自动化仿真、电力负荷预测 *** 、基于柔性数据收集与监控的电网故障诊断和恢复控制策略、电网故障诊断理论与技术等方面进行了研究。在非线性理论、软计算理论和小波理论在电力系统应用方面，以及在电力市场条件下电力系统分析与控制的新理论、新模型、新算法和新的实现手段进行了研究。

（7）人工智能在电力系统中的应用

结合电力工业发展的需要，开展了将专家系统、人工神经 *** 、模糊逻辑以及进化理论应用到电力系统及其元件的运行分析、警报处理、故障诊断、规划设计等方面的实用研究。在上述实用软件研究的基础上开展了电力系统智能控制理论与应用的研究，以提高电力系统运行与控制的智能化水平。。

（8）现代电力电子技术在电力系统中的应用

开展了电力电子装置控制理论和控制算法、各种电力电子装置在电力系统中的行为和作用、灵活交流输电系统、直流输电的微机控制技术、动态无功补偿技术、有源电力滤波技术、大容量交流电机变频调速技术和新型储能技术等方面的研究

（9）电气设备状态监测与故障诊断技术

通过将传感器技术、光纤技术、计算机技术、数字信号处理技术以及模式识别技术等结合起来，针对电气设备绝缘监测 *** 和故障诊断的机理进行了详细的基础研究，开发了发电机、变压器、开关设备、电容型设备和直流系统等主要电气设备的监控系统，全面提高电气设备和电力系统的安全运行水平。

100分急求电力调度自动化系统的一些制度和方案。

前 言

为了实现县级电网运行信息的集成和资源的整合电力系统调度自动化技术及其优化路径，落实国家电网公司《农村电网自动化及通信系统技术导则Q/GDW 126-2005》的精神，实现县级电网调度自动化系统集约化和规范化改造和建设，全面提升县调管理水平，推动县调技术进步，电力系统调度自动化技术及其优化路径我们组织编制了《东北电网有限公司县级电网调度自动化系统技术规范》，以指导和规范县级供电企业电网调度自动化系统的规划设计、建设、运行管理。

本规范书内容包括：系统总体要求、技术指标、系统配置和系统功能等。本技术规范将主站端控制系统进行整合，将各应用功能进行集成，在统一的技术支持平台上实现县级电网调度和生产控制的功能。

县级电网调度自动化系统通信部分以通信专业技术规范执行。

本《规范》由东北电网有限公司营销与农电管理部负责编制并解释。

1 总则

1.1 适用范围

本技术规范规定了“十一五”期间东北电网有限公司县级电网调度自动化主站系统（以下简称县调主站系统）建设目标、建设原则、系统结构、建设模式、应用功能规范和性能指标。

本技术规范是“十一五”期间东北电网有限公司县级电网调度自动化主站系统规划、设计、建设、改造、验收和运行的主要技术依据。

1.2 引用标准

IEEE- 802.X 系列局域网通信标准

IEC 61970 能量管理系统应用程序接口标准

IEC 61968 配网管理系统接口标准

IEC 60870-5（所有部分） 远动设备及系统 第5部分：传输规约

GB/T 13730 地区电网数据采集与监控系统通用技术条件

GB/T 13729 远动终端设备

DL/T 634.5101 远动设备及系统 第5-101部分：传输规约 基本远动任务配套标准

DL/T 634.5104 远动设备及系统 第5-104部分：传输规约 采用标准传输协议子集的IEC 60870-5-101 *** 访问

DL/T 516 电力调度自动化系统运行管理规程

DL/T 550 地区电网调度自动化功能规范

DL/T 5003 电力系统调度自动化设计技术规程

DL/T 5002 地区电网调度自动化设计技术规程

DL/T 635 县级电网调度自动化系统功能规范

DL/T 789 县级电网调度自动化系统实用化要求及验收

DL/T 721 配电网自动化系统远方终端

DL 451 循环式远动规约

DL 476 电力系统实时数据通信应用层协议

国家电监会令[2004] 第5号 电力二次系统安全防护规定

电监安全[2006]34号文 地、县级调度中心二次系统安全防护方案

国家经贸委令[2002]第30号 电网和电厂计算机监控系统及调度数据 *** 安全防护规定

国家电网公司Q/GDW 126-2005 农村电网自动化及通信系统技术导则

1.3 建设原则

⑴县级电网调度自动化系统（以下简称县调系统）的规划、设计和建设应参照相关国际标准，遵循相关国家标准、电力行业标准、国网公司企业标准以及相关国家部委技术文件的规定，统一规划、统一设计、重在实用、适当超前。

⑵ 县调系统的功能和配置应以县级电网一次系统的规模、结构以及运行管理的要求为依据，与一次电网的发展规模相适应，满足一次电网未来8年以上调度运行管理及变电运行管理的发展要求，确保电网的安全、优质、经济运行。

⑶ 县调系统应为电网提供监测、分析和控制功能的综合性业务服务平台，符合一体化系统设计和信息数据整合的技术要求，把县调系统建设成为电网调度、集中监控、运行操作的实时控制平台。

⑷ 县调系统采用一体化设计，应稳定可靠运行，快速准确地采集和处理电网的各种信息量，及时反应电网运行情况。具有良好的在线可扩展性，维护简便，满足电力系统二次安全防护的要求。在任何情况下，不能因本系统的缺陷导致一次系统的事故。

2 系统体系结构

2.1 总体要求

2.1.1 标准性

县调系统应遵循国际国内标准，操作系统采用Unix/ Windows电力系统调度自动化技术及其优化路径；数据模型设计参考IEC 61970 CIM标准的思想，系统接口设计参考IEC 61970 CIS标准的思想电力系统调度自动化技术及其优化路径；配网自动化数据模型参考IEC 61968标准的思想；数据 *** 通信采用TCP/IP协议，商用数据库访问遵循ANSI SQL标准；人机界面GUI采用Windows GDI+ 标准；通讯规约应满足IEEE、IEC标准或国家相关标准。

2.1.2 一体化设计

县调系统必须遵循一体化设计思想，采用分布式系统结构，在统一的支撑平台的基础上，可灵活扩展、集成和整合各种应用功能，各种应用功能的实现和使用应具有统一的数据库模型、人机交互界面，并能进行统一维护。

2.1.3 Unix/Windows混合平台

县调系统中所有服务器选择Unix硬件和操作系统平台，工作站选用PC和Windows操作系统，主要的数据采集、处理、发布节点可选择Unix处理平台，人机交互界面操作宜采用Windows平台。

2.1.4 可靠性

⑴ 系统的重要单元或单元的重要部件应为冗余配置，保证整个系统功能的可靠性不受单个故障的影响。

⑵ 系统应能够隔离故障，切除故障应不影响其它各节点的正常运行，并保证故障恢复过程快速而平稳。

⑶ 硬件设备的可靠性：县调系统所选设备应是符合现代工业标准，并具有相当的生产历史，在国内计算机领域占有一定比例的标准产品。所有设备具有可靠的质量保证和完善的售后服务保证。

⑷ 软件设计的可靠性：软件的开发应遵循软件工程的 *** ，经过充分测试，程序运行稳定可靠，系统软件平台应选择可靠和安全的版本。

⑸ 系统集成的可靠性：不同厂家的软、硬件产品应遵循共同的国际国内标准，以保证不同产品集成在一起能可靠地协调工作。

2.1.5 安全性

⑴ 系统应具有高度的安全保障特性，能保证数据的安全和具备一定的保密措施，执行重要功能的设备应具有冗余备份。系统运行数据要有双机热备份，防止意外丢失。

⑵ 系统应构筑坚固有效的专用防火墙和数据访问机制，更大限度地阻止从外部对系统的非法侵入，有效地防止以非正常的方式对系统软、硬件设置及各种数据进行访问、更改等操作。

⑶ 调度自动化系统与其它电力监控系统之间(变电站DCS监控系统)应是相对独立的关系。

⑷ 禁止非电力监控系统对调度自动化系统数据的直接调用。

⑸ 系统应实现主机加固。

⑹ 系统的管理上应采取各种措施防止内部人员对系统软硬件资源、数据的非法利用，对计算机病毒的防护应覆盖调度自动化系统的所有服务器和工作站，提供定期、及时更新病毒代码的机制，严格控制各种计算机病毒的侵入与扩散。

2.1.6 开放性

⑴ 支撑平台的各功能模块和各应用功能应提供统一标准接口，支持用户和第三方应用软件程序的开发，保证能和其它系统互联和集成。

⑵ 系统应具有良好的软件和硬件在线可扩展性，可以逐步建设、逐步扩充、逐步升级，不影响系统正常运行。

⑶ 系统容量可扩充，包括可接入的厂站数量、系统数据库的容量等，不应该有不合理的设计容量限制，从而能使系统可以整体设计、分步实施。

2.1.7 易用性

⑴ 系统应采用图模库一体化技术，方便系统维护人员画图、建模、建库，图模库一次生成，并保证三者数据的同步性和一致性。

⑵ 需对用户提供系统编译运行环境，以保证在软件修改和新模块增加时用户能独立生成可运行的完整系统。

⑶ 必须提供完整的技术资料（至少包括用户使用、维护及版本更新等相关手册以及第三方提供的技术资料）。

⑷ 操作应提供在线帮助功能，系统维护应具有流程和向导功能。

⑸ 应具备简便、易用的维护诊断工具，使系统维护人员可以迅速、准确地确定异常和故障发生的位置和原因。

2.2 系统软件结构

县调系统的软件体系结构由操作系统、支撑平台、应用功能共三个层次组成，层次结构图见下图1。其中：

1.操作系统可根据硬件平台选用Unix、Windows、Linux。

2.支撑平台为各种应用功能的实现提供通用的支撑服务。支撑平台提供以下的通用服务功能： *** 数据传输、实时数据处理、历史数据处理、图形界面、报表、系统管理、权限管理、告警、计算等。

3.本期应用功能包括SCADA功能，集控监控功能，安全WEB数据发布功能等。

根据远期发展可选择电网分析功能（ *** 建模、 *** 拓扑、电压无功优化、状态估计、调度员潮流、负荷预报），配电自动化功能，操作安全约束系统等。

1.1 系统硬件结构

本期县调自动化系统采用双机双网结构，主要硬件设备采用冗余配置，避免单点硬件故障导致系统瘫痪。典型的系统配置包括：独立的数据采集网段；主网采用双网结构；主系统由两台数据采集服务器、两台数据服务器、两台调度员工作站、两台监控工作站、一台报表工作站、一台维护员工作站组成；设置一台物理隔离装置和WEB服务器实现信息的安全发布功能。

1.1.1 *** 数据传输设备

*** 数据采集设备包括前置采集交换机和主 *** 交换机， *** 采用冗余交换式以太网结构。 *** 交换速率采用100M/1000M自适应。 *** 结构满足以下要求：

1.单网故障或单点 *** 故障不影响系统功能运行。

2.主 *** 交换机可具有SNMP *** 管理协议，可以对交换机进行在线监视和控制，如端口运行工况、 *** 流量等。

1.1.2 数据通信与采集

数据通信与采集是整个系统的基础数据来源与控制通道，其组成包括前置数据采集服务器、串行通信设备、时间同步装置等。

通道及厂站装置冗余配置且正常工作条件下，前置数据采集服务器应分别使用不同的通道与厂站装置一一通信，实现负载均衡，通信资源优化利用。

前置数据采集服务器可配置PC服务器，应冗余配置。两台数据采集服务器按照主备热备用工作方式。

串行通信设备包括模拟通道板、数字通道板、终端服务器或路由器等。终端服务器用于常规远动串行通道接入，路由器和2M *** 专线用于与 *** RTU、RTU通过终端服务器接入数据网、综合自动化系统、上下级控制中心之间的通信。

1.1.3 数据服务器

数据服务器由两台PC服务器组成。数据服务器一方面运行商用数据库管理系统；另一方面承担数据处理、数据存贮、数据分发、数据检索、双服务器之间数据同步功能。两台数据服务器采用主备热备用工作机制，可以实现无扰动自动/手动切换，在切换过程中应保证数据不丢失。

1.1.4 人机界面交互工作站

人机界面交互工作站选用主流Windows图形工作站，可根据需要配置单屏或多屏显示器，并具有多媒体功能。主要的人机工作站有：调度员工作站、监控工作站、报表工作站、维护工作站等。

1.调度员工作站：完成对电网的各种实时监视功能；

2.监控工作站：完成对电网的各种实时监视和安全操作功能；

3.报表工作站：主要进行报表的维护和打印；

4.维护工作站：进行系统的数据库录入、画面编辑、报表 *** 以及系统性能调整工作。

1.1.5 WEB服务器

按照国调中心二次安全防护的要求，安全WEB发布与主系统相对独立，但图形、实时数据、历史数据等保持一致。WEB服务器应选用PC服务器。在I区和III区之间布置电力专用隔离装置，用于从内网向外网的单向通信，同步传送实时数据、历史数据、电量数据、各种统计数据、图形、报表、文件等，同时对I区的主系统形成保护，确保其不受病毒黑客等的攻击。

在WEB服务器上应安装防火墙、防病毒软件。

2 支撑平台

支撑平台位于操作系统与应用功能之间，实现对所有应用功能的全面、通用服务和支撑，为应用功能的一体化集成提供平台，结构图见下图2。

支撑平台应提供以下通用服务： *** 数据传输、实时数据处理、历史数据处理、图形界面、报表、系统管理、权限管理、告警、计算等。

支撑平台应提供标准的服务访问或编程接口，支持用户新应用软件的开发以及第三方软件的集成。

1.1 系统运行环境

1.1.1 操作系统

选用Unix/Winodws的主流通用版本，并应及时安装相应系统补丁，确保上层应用软件的稳定可靠运行。

1.1.2 商用数据库

应选用主流商用数据库管理系统，推荐选用Oracle 9i和SQL Server2003等。

1.1.3 其它工具软件

在系统相应的节点上应根据实际需求安装C/C++/Java编译和运行环境、MS Office软件、防病毒软件、防火墙软件等。第三方软件的安装必须考虑与操作系统和应用软件的兼容性，并具有合法的使用授权。

1.2 支撑平台

1.2.1 *** 数据传输

*** 数据传输应采用动态平衡双网技术，对底层 *** 数据传输进行封装，实现服务器和工作站各个节点之间透明的 *** 数据传输，同时可以监视 *** 流量、 *** 传输异常，并自动进行告警。具体应满足以下要求：

1. *** 数据传输应采用TCP/IP协议的分布式 *** 管理软件，可与各种 *** 设备相匹配。

2. *** 数据传输应提供标准的应用程序接口，上层应用功能和用户开发的软件均通过此接口实现进程之间的透明 *** 通信。

3. *** 数据传输应能支持单网、双网或单双网混合。

4. *** 数据传输应采用动态双网平衡分流技术，正常工作时采用两个网段同时进行数据传输，异常情况下则通过动态 *** 路径管理将两种流量合并。

5. *** 数据传输应能监视 *** 上所有节点的 *** 通信状态，自动监视和统计 *** 流量，自动诊断交换机故障和节点网卡故障，并具有 *** 异常和网卡故障告警功能。

1.2.2 实时数据处理

实时数据处理应采用C/S分布式结构，并借鉴IEC 61970 CIM数据模型，实现高效的实时数据处理、存取和管理。具体应满足以下要求：

1.应面向电力设备和 *** ，借鉴IEC 61970 CIM模型建立系统数据模型。

2.应基于C/S模式实现分布式的实时数据库管理。

3.支持实时态、研究态等多态。

4. 支持多应用：前置、SCADA、集控监控等。

5.实时数据库提供各种访问接口，包括本地接口与 *** 接口。

6.应提供简便易用的基于CIM模型思想的实时数据库浏览、录入和维护的图形界面，所有的修改操作都有历史记录，以备查询。

7.应提供CIM模型数据智能快速变换、录入和校核功能。

8.应提供CIM模型倒出工具，实现系统之间模型的互换，并具备自动/手动两种手段。

9.提供基于CIM模型的数据检索器。

1.2.3 历史数据处理

历史数据处理主要用于实现系统与商用数据库的交互，实现各种数据在商用数据库中的存贮与管理。应满足以下功能：

1.系统应提供访问历史数据库的接口和相关数据操作工具包，进行历史数据的查询和处理。

2.对商用数据库的访问应按照三层结构（客户-服务进程-商用数据库），客户进程不能直接访问数据服务器上的商用数据库，必须通过部署在数据服务器上的服务进程实现对商用数据库的访问。

3.商用数据库中的历史数据类型应至少包括下列内容：量测数据、统计计算数据、状态数据、事件/告警信息、SOE信息、事故追忆数据、趋势数据及曲线、预测数据、计划数据、应用软件计算结果断面、其它数据。

4.可灵活定义商用数据库历史采样数据的时间周期。

5.数据的保存：所有采样数据、事件、告警等信息至少保存1年。

6.应提供简单方便易操作的数据库备份和恢复工具，能按照表空间进行数据的备份和还原。能方便地在两个商用数据库之间进行数据库中的数据及结构比较功能。提供灵活方便的数据库维护工具。

7.具有灵活的历史数据统计、分析、处理和显示功能，具有灵活的查询和分析功能。

8.应具有商用数据库故障隔离与告警功能。

9.应具有基于动态SQL模板实现对各种历史事件告警数据的查询功能。

10.商用数据库应具备以下告警功能：商用数据库异常告警，数据库磁盘空间告警，表空间告警，表记录更大个数告警，数据库状态告警。

1.2.4 图形界面

图形界面主要采用图模库一体化技术以及多应用数据切换技术，实现矢量化、多平面、多层次的一体化图形系统。主要的功能包括图形编辑、图元编辑、间隔编辑、图形浏览功能。

系统的人机界面应采用面向对象技术，采用图模库一体化技术，建立多平面多层次矢量化无级缩放图形系统，生成单线图的同时，自动建立 *** 模型和 *** 库。需具备全图形人机界面，画面可以显示来自不同分布服务器节点的数据。系统的所有应用均应采用统一的人机界面。

系统应提供灵活、方便和丰富的图形编辑功能，可以利用系统自备的图元与用户编辑的图元，自主地定制各种接线图、目录、曲线等。

系统应提供按照面向对象的 *** 设计的基于CIM思想的图库一体化技术，提供一套先进的图形制导工具，图形和数据库录入一体化，作图的同时可在图形上录入数据库，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。

系统应提供一套的图形应用切换技术。对于一个厂站而言，使用同一幅图形，采用多图层技术将不同应用共用的图形元素以及独特的图形元素都画在同一幅图里，在用户调出图形后，根据用户所选择的不同应用，图形系统自动识别显示该应用下的内容。

在一次接线图上可以实现多应用数据的自动比对功能。

提供子图的编辑和保存功能：对于系统中各种典型的间隔，可以预先在图形编辑器中编辑生成，保存为子图，作为一个整体直接加入一次接线图进行编辑。

提供图形模板的编辑、生成和浏览功能。

快速建设设备图元之间的拓扑关系，快速实现设备图元与数据库之间的关联关系。

自动检查和校核图形上连接关系的正确性，实现拓扑关系自动入库，自动生成设备的标注和测点。

1.2.5 报表服务

系统应具有与Microsoft Excel兼容的报表管理系统，运行于报表工作站上。

报表服务器应具有报表定义编辑、显示、存储、打印等功能，并且在兼容Microsoft Excel的基础上增加便于 *** 电力系统报表的数据定义功能。

支持在DMIS或MIS网上任何普通PC机上使用Excel *** 报表，然后通过调用报表服务器数据库接口获得相关数据。

报表系统应支持对历史数据的修改功能，历史数据修改功能需要在报表服务器上完成。

曲线、棒图和饼图能添加到报表上，与电力系统运行相关的说明和注释也能由调度员在线写入到报表中并且能支持汉字，同时报表系统应提供调度员备忘录功能。

系统提供的各种查询工具，其结果应能通过报表显示和打印。

可灵活定义和生成时报、日报、周报、月报、季报及年报等，报表的生成时间、内容、格式和打印时间可由用户定义。

1.2.6 权限管理

1.按照功能、角色、用户、组和属性来构建权限体系；

2.系统管理员缺省情况下不具有遥控权限；

3.可以灵活定义责任区，建立责任区、人员、机器之间的关联关系。

1.2.7 告警

1.能够灵活处理电力系统事故或计算机系统故障时系统产生告警信息源。

2.具有灵活的告警方式组合。

3.当告警原因消除后，该告警显示能够自动撤消。

4.登录告警并由操作员确认。

5.用户可以预先定义告警事件的类别和级别以及选择告警方式，并提供告警信息的分类、统计、检索和历史存储功能，还可根据用户需要调节告警信息的存储量。

1.2.8 计算服务

计算引擎能够完成用户各种计算功能，使数据库具有动态特性。系统应提供支持ANSI C的全C语言计算引擎，通过自定义各种C语言公式来完成各种计算，在用户不用编程的情况下，能对数据库的点定义特定的计算。用户定义的计算没有限制。

1.可采用C语言内置的标准运算函数，如abs，三角运算等；可采用C语言提供的所有操作符和运算符；提供C语言全部的控制结构支持，如if then else 条件语句，for循环语句，while循环语句，switch分支结构等；支持变量定义，函数调用等C语言功能。

2.可引用数据库中的任何数据进行计算。。

3.计算周期可由用户在线设定或修改。

4.通过图形拖拽等技术快速方便的生成公式。

5.应能自动判断公式的定义出错信息。

6.公式的优先级可自动计算，自动判断公式的先后计算顺序。

7.应提供公式的正确性校核工具，并在公式修改完成后自动实现校核，并给出相关告警提示。

2 系统应用功能

系统的应用功能主要采集、处理厂站端综自/RTU数据、配网信息等数据，通过对控制系统和功能应用的集成，实现对电网的实时监视、分析和控制。

本期系统应具备数据采集功能，SCADA功能，集控监控功能，安全WEB数据发布功能等。

根据远期建设可扩展电网分析功能（ *** 建模、 *** 拓扑、根据实际需要选择状态估计、调度员潮流、负荷预报），电压无功优化AVQC功能，配电自动化、遥控操作安全约束系统等功能。

2.1 数据采集功能

SCADA前置系统完成数据采集功能。前置系统通过与各远方RTU或变电站综合自动化系统的通信实现对电网实时运行信息的采集，将其接收到的实时数据通过 *** 点对点通信方式写入到系统的实时数据库中去。前置系统同时接收用户控制命令，通过向远方终端下达控制命令实现对远方站的调控功能。前置系统在调度自动化系统中处于非常关键的地位，要求其必须具有高度的可靠性和强大的信息处理能力。

前置系统应必须具有以下功能：

1．与RTU或综合自动化系统的通信，包括CDT、Polling方式，采用的规约包括点对点通信的部颁CDT规约、IEC60870-5-101规约、DNP3.0、SC-1801等，以及 *** 通信的IEC60870-5-104规约。

2．支持全双工方式通信。传输速率300，600，1200，2400，4800，9600bps可选。

3．能够接收处理不同格式的遥测量，遥信量、脉冲量，并处理为系统要求的统一格式。

4．能够接收、处理厂站端的SOE事件信息。

5．能够实现对厂站端的遥控、遥调、对时等下行信息。

6．可以单通道或双通道方式收发同一厂站端数据。双通道工作时，可各自使用不同通信模式(数字或模拟通信)，并能根据通道状态切换主/备通道。

7．可以同时采用一路 *** 、一路专线方式收发同一厂站端数据。 *** 、专线同时工作时，可各自使用不同的通信规约，并能根据需要进行主/备切换。

8．支持一点多址通信方式。

9．可接收同步/异步通道信号。

10．具有对通信过程监视诊断，统计通道停运时间。

11．能在线关闭和打开指定通道，可动态复位通讯口。

12．具有与GPS时钟接口。

13以厂站为单位分类组织实时数据：

遥测量YC(模拟量)：带符号二进制数。

遥信量YX(数字量)

电度量YM(脉冲累计量或数字量)

事件顺序记录(SOE)：在数据库内循环记录。

14．前置系统采用双机互为热备用工作方式的冗余配置，由系统运行管理软件监视其运行状态，支持手动或自动切换功能。

15．前置系统应交互方便、人机界面友好。其人机界面应提供如下功能：

各厂站通信原码监视，显示报文帧格式数据。应具有通信原码报文录制存盘功能。

对前置机系统配置库进行管理，如：插入、删除、修改。

修改和设置通道参数和厂站参数。

16．以厂站为单位分类组织的远动信息监视：遥测YC、遥信YX、电度YM、厂站的SOE数据以及通道状态的监视。

2.2 SCADA功能

系统SCADA功能主要是将前置系统采集的各类数据进行处理，并进行计算和统计，将其结果显示、打印和保存，实现对电网运行状态的实时监视，实现对各类事件、事故的分析，如：极值潮流、经济运行、安全监视等。

2.2.1 数据采集

1．模拟量

模拟量包括：有功功率、无功功率、电流、电压、频率及其它测量值。

可设定每个模拟量的限值范围，仅把超过限值具备变化的值发送给控制系统，每个模拟量的限值范围可在工作站通过人机界面设定。

2．状态量

状态量包括：断路器位置、事故跳闸总信号、预告信号、刀闸位置、有载调压变压器抽头位置、主保护动作信号、事件顺序记录、RTU状态信号、系统各工作站状态信号等。

3．脉冲量

脉冲量包括：各厂站RTU脉冲电能量等。

4．保护及综合自动化信息

系统对RTU除完成远动四遥功能之外，对已安装变电站微机保护及综合自动化系统的厂站亦可完成相应的保护数据采集及控制功能。包括：

接收并处理保护开关状态量

接收并处理保护测量值量

接收保护定值信息

远方传送、设定、修改保护定值

接收保护故障动作信息

接收保护装置自检信息

保护信号复归

2.2.2 数据处理

2.2.2.1 模拟量处理

1.每个模拟量可根据不同的时间或其他条件设置多组限值，系统应提供方便的界面让用户手动进行限值的切换。

2.允许人工设置数据，MMI上的画面数据需用颜 *** 分并提供列表。

3.自动统计记录任意采样模拟量的极值及其发生时间，自动统计记录任意采样模拟量每日的电度量，并作为历史数据供查阅和再加工。

4.对于不同数据，包括未被初始化的数据、可疑数据、不刷新数据及不可用数据及人工置数数据都需有不同质量标志。

5.应提供自动/手动两种方式下的旁路代和对端代功能及实时列表，并且不影响被代数据的各种运算结果。

6.旁路代时自动根据旁路量测值进行限值判断，以免因量测为0而没有正确判断出越限的情况。

7.提供遥测越限延时（可调）处理功能，如某一遥测越限并保持设置的时间后，才作告警。

2.2.2.2 状态量处理

状态量包括开关量和多状态的数字量。系统对状态量的处理应采用“遥信变位+周期刷新”的信息传送机制，以保证相关信息能快速准确的传送至后台。

1.状态量的极性处理

状态量的极性统一规定为“1”表示合闸状态，“0”表示分闸状态，并可进行反极性修改和处理。

2.状态量根据不同的性质发出不同的报警，并进入不同的分类栏。

3.状态量的事故判别

根据事故总信号或保护信号与开关变位，并结合相关遥测量（归零，时延由用户设定）判断事故跳闸。

4.状态量操作

对状态量的操作分为：

(1) 封锁（人工设置）指定遥信的合/分状态，封锁后可有颜色变化。

(2) 解除/封锁指定遥信的合/分状态。

(3) 抑制/恢复告警。

5.多态数据处理

为了表示电网中有关设备的运行状态，一个状态量应具有多个状态，系统能对同一状态量的多个状态进行不同的处理。

6.其他处理

(1) 对于可疑信号在数据库中应标明身份，并在人机界面（MMI）上显示。

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电力系统配网自动化技术

电力系统配网自动化技术

为电力系统调度自动化技术及其优化路径了完善电力系统的自电力系统调度自动化技术及其优化路径我诊断能力电力系统调度自动化技术及其优化路径，就需要不断地发展电力系统配网自动化的技术与应用。

摘要：

随着我国经济的飞速发展，电力事业实现长足的进步，人们的生活水平日益提高，对供电的质量和供电可靠性提出电力系统调度自动化技术及其优化路径了更高的要求。为了满足用户对电力的需求，加强电力系统的配网自动化建设是十分有必要的。文章对电力系统配网自动化进行了阐述，并探讨了电力系统配网自动化建设中存在的问题以及自动化技术应用。

关键词：

电力系统;配网自动化;自动化建设;自动化技术;供电质量;供电可靠性

随着我国经济的飞速发展、人们的生活水平不断提高，对供电的可靠性和质量提出了更高的要求。然而现阶段我国的供电能力普遍存在不足的情况，并且开发新能源的技术难度也很大。而对电力系统进行配网自动化建设能够有效解决这一问题，因为它具有可靠性、高效性的特点，保证供电质量和供电可靠性。

1电力系统配网自动化概述

事实上，电力系统配网自动化建设技术是综合了计算机技术、通信技术和电子信息技术等实现电力系统的自动化管理，该配网自动化系统的核心内容是对电网结构、用电情况、图形信息和配电网数据进行自动化的管理和控制。电力系统实现系统配网的自动化建设，不仅能实现自动化的电力系统管理，还能够提高电力系统的运行安全和可靠性，为电力系统的正常运行提供有效保障。电力系统配网自动化系统的工作原理是将出现故障的电路与其电力系统调度自动化技术及其优化路径他元件、电缆等隔离开来，对于非故障区域可以进行正常的供电，这样就很好地避免了因为局部线路故障而导致整条线路和大片区域出现连续断电的情况发生。从我国现阶段电力系统的发展情形来看，电力系统配网自动化技术在我国的起步比较晚，但是其发展得却相当快速，而且已经取得了阶段性的成果，从技术层面上讲我国已经实现了配网系统的自动化。

2电力系统配网自动化建设现状

2.1资金投入匮乏

现阶段，虽然我国对电力系统配网的自动化建设持大力支持的态度，但是用于电力系统配网自动化建设的资金却不是很充足。由于资金的投入不充足造成电力系统配网自动化的建设远远落后于我国经济发展的步伐。与此同时，由于投入的资金量远远不够，造成电力系统配电 *** 的布局不尽合理或者在对其改造的过程中因资金匮乏而不能进行完全改造。一些供电设施因年久失修的原因造成输电受影响的情况时有发生，这将在很大程度上影响到供电的可靠性和安全性。

2.2配电网管理混乱

当下，我国电力企业所具备的电力信息资源的种类比较多，而且各个企业之间对各种信息资源进行整合时其整合程度的差异比较大，特别是同一个企业的各个部门之间对企业内部信息的分享程度也不高，直接造成企业各部门间在沟通和交流方面会有滞后的情况出现，这就导致电力配网系统中各种信息的流通不顺畅，这种交流沟通的不利，将直接造成管理中出现混乱的情况。

2.3过度追求新设备

随着我国经济的飞速发展，科学技术水平得到长足的发展，在电力系统配网自动化建设的过程中引入了越来越多的新技术和新设备。然而由于在设备资产的管理方面缺乏大局意识和长远的考虑，在实际建设中过于依赖新设备、新技术而忽视了电力系统整体运行的实际情况，导致新技术、新设备泛滥的情况发生，致使新设备不能够完全与旧设备进行匹配，最终造成新设备的引入未能实现整体更优化的运行效果。

2.4衔接问题的处理

电力系统配网自动化技术所涉及的领域比较广，所需要的资金投入量也比较大。在配网系统自动化建设时需要综合考虑电力企业的未来发展形势和现有系统的利用程度等因素。然而在对电力系统配网自动化建设的过程中，一些企业并没有将其现有的设备的作用更大程度地发挥出来，也未能将长远利益与现有利益进行很好的平衡。

3配网自动化系统运行模式的特点

配网自动化系统运行模式的主要特点有：

(1)它能够在很大程度上节省人力，而且在管理操作上相对比较简单，能够全面系统地掌握整个电网的运行状况，一旦发生故障能够及时下达处理命令;

(2)该系统采用调控一体化模式，该设计将集调度和控制为一体;

(3)该系统采用三级运行管理架构，这三级架构分别是调度、控制和维护操作;

(4)配网自动化系统的安全性和可靠性都比较好，该系统对功能和责任分区的要求也更高;

(5)该系统在设计时采用了多系统、多级别的设置，它的互动功能得到有效扩展和一定程度的提升。

4当前电力系统配网自动化建设中存在的问题

4.1配网自动化网架设备存在的问题和不足

有信道故障在配网电力系统发生故障之后，自动化管理系统可以根据自身存在的各个子系统来控制开关，从而实现有故障处理模式。然而，目前有信道故障模式在运行过程中还存在很多问题，例如配网自动化系统出现不稳定的情况，不能够及时、快速地对故障发生的地方进行准确定位，不能及时找出并处理故障。因此，一旦配网系统发生故障，它将不能够及时发现问题，不能有效地将故障解决掉。无信道模式能够准确、快速地识别故障、隔离恢复电力电缆的供电功能。当系统发生故障时，可以利用定位软件对故障发生进行准确的.定位，从而有针对性地将其排除掉，其中故障定位软件可以有脉冲技术型、重合器以及电压型分断开关等形式。在配网自动化系统工作时无信道故障模式出现问题的情况也时有发生，这是因为这种模式无法利用脉冲技术型来阻断短路电流，但是这种模式能够记忆重合器开关的故障，从而实现配网自动化系统。

4.2配网自动化在运行过程中存在不足之处

虽然现有的地区配网自动化已经初步形成并具有一定的规模，但是由于配网自动化系统的管理及技术水平方面的原因造成与之对应的系统维护和管理方面跟不上，致使配网自动化并没有真正发挥其应有的作用。配网自动化系统在日常的运行过程中还会存在一定程度的设备稳定性、系统可靠性等问题，甚至有的设备其维修工作跟不上，造成配网自动化系统的线损率普遍存在偏高的现象，这将直接影响电压合格率。一旦发生事故后，配网自动化系统不能及时有效地对故障进行隔离和恢复，使得设备不能够进行正常的供电，如果想要真正地实现配网系统的自动化管理、能够很好地将故障隔离开来、能够及时地对事故进行抢修操作，还需要很长的探索、研究时间。

5电力系统配网自动化技术应用分析

5.1加速电力系统配网的建设与改进

随着社会经济的发展，对电力的需求也越来越大，这就促使我们加强对电力系统配网的建设与改进。而在加速电力系统配网的建设与改进的过程中，就需要了解整个建设与改进的过程，以确保能够优化整个电网。为了能够达到电网用户高速度、高质量的用电需求，加速电力系统配网的建设与改进，就为此提供了基本的保障，并可以深入地去优化电力系统配置的计量装置以及实现电力系统配网自动调节与控制功能，从而达到加快配网高速运行和安全运行的预期目标。

5.2建立电力系统有效的硬件支持系统

我们通过电力系统自动化的建设技术，在原有的电力设备基础上建立硬件的支持系统，并完善电力硬件的管理修复系统和硬件支持系统。在其正常的工作情况下，这两种系统能够实际应用在电力系统配网的自动化技术中，从而解决电力系统配网中出现的错误，并达到电力系统配网自动化、智能化的目的。首先，建立电力硬件支持系统，便于收集系统运行的数据进而进行数据分析，确定电力系统的数据采集是否存在故障;其次，在平时任务中也可以完善系统对配电网中的信息进行修复和监督，保证在运行中出现的故障在最短的时间修复。所以建立完善的硬件系统，是保证电力系统配网自动化发展与稳定的关键。图1所示为配网管理修复系统工作原理图：

5.3完善电力系统的自我诊断功能

为了完善电力系统的自我诊断能力，就需要不断地发展电力系统配网自动化的技术与应用。针对电力系统配网电力自动化，需要在电力输送的全过程时使用通信技术和计算机技术对电力的待测参数进行检测和传输，以便实现电力运行系统的自动化。想要更好地对电网自动化设备进行检测、诊断、评估，就需要实现自我诊断功能的构建，这样才能迅速地采取应对措施，避免电力系统配网工作给整个区域电力供应造成恶劣的影响。

6结语

综上所述，通过电力系统配网自动化建设能够实现我国电力系统的全面智能化发展。电力系统配电自动化建设在电力企业的发展有十分重要的意义，电力系统配网自动化建设能够有效保证电力运输的可靠性和供电的质量，一旦发生故障还能够对其进行定位并及时处理，保证供电系统的正常运行，从而为人们的生产生活提供优质服务。结合我国电力发展的现状，提高配网自动化技术水平能够有效地解决在系统运行过程中遇到的各种问题。保证电力系统工作的便捷性和安全性一直是电力企业发展一直所追求的目标，因此在实际工作中加强对电力自动化技术的探索、提高系统的自动化对电力企业的长远发展是十分重要的。

参考文献：

[1]李欣，付晓泉.电力系统配网自动化技术探析[J].科技创新与应用，2014，(35).

[2]魏勇.刍议电力系统中的配网自动化技术[J].中国新技术新产品，2013，(18).

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电力系统调度自动化的基本任务是什么?

其实说白了一点，调度的意思就是把电能分配到那里！自动化，也就是微机控制，远动操作！