浅谈电网调度自动化系统现状与发展趋势
目录
绪论
第一章 电网调度自动化系统的发展历史
第二章 电网调度自动化系统的基本组成和性能要求 2.1 数据采集和控制执行子系统 2.2 信息传输子系统 2.3 信息处理子系统
2.3.1 数据收集级应用软件 2.3.2 能量管理级高级应用软件 2.3.3 网络分析级高级应用软件 2.4 人机联系子系统
第三章 电网调度自动化系统现状
第四章 电网调度自动化系统存在的主要问题 4.1安全隐患问题
4.2运维管理水平较低问题
第五章 电网调度自动化系统的发展趋势 5.1数字化 5.2市场化 5.3智能化 5.4 集成化 5.5 网络化 5.6 标准化 结论 致谢
参考文献
绪论
电网调度自动化系统是电力调度中心进行电力调度的核心技术支持系统。为适应电网以及调度自动化系统远景发展的需要，电网调度运行和管理必须由经验型调度上升至科学的分析型调度，来提高电网的安全、稳定和经济运行水平，大幅度减轻调度员的工作强度，进一步提高调度员的调度能力和素质，更好的为电网的商业化运行和营销服务。
近年来，随着国民经济的发展，电网建设步伐不断加快，地区电网调度自动化系统获得了前所未有的发展，重要性进一步得到体现。从电网调度自动化发展的历史来看，经过了简单的两遥(遥测、遥信)系统，后逐步发展到全部四遥(遥测、遥信、遥控、遥调)的无人值班站监控系统，到目前正大力推广的高层应用软件，电网调度自动化系统经过了一个从简单到杂，从低级到高级，从可有可无到必不可少的发展过程。
随着两网改造的全面实施，我国电网已得到很大的发展和加强，绝大部分变电站已实现了一次设备无油化、二次设备微机化。但在各地区调度所中广泛采用作为调度自动化系统的实时监控系统的SCADA (Supervisory Control and DataAc2quisition)系统，对目前地区电网的安全、稳定、经济、优质运行的要求已无法完全满足。特别是随着电力体制改革的深化，电力走向市场，对电网调度运行管提出了更高的要求，也增添了新的职能。电网自动化正面临信息技术蓬勃发展和电网管理机制的变革时期，这就要求地区电网调度管理必须从经验型向智能分析型转变。因此，对地区电网调度自动化系统进行不断改进，以适应运行管理的需要极为必要。
第一章 电网调度自动化系统的发展历史
电网调度自动化是随着通信技术、计算机技术和控制技术的发展而发展起来的。上世纪40年代，国外采用模拟技术将数据展现在模拟盘上。60年代末和70年代初，以远动技术为基础，开发了远程计算机监控系统，直接应用于电力系统调度。1965年发生的纽约大停电事件迫使电力公司重新考虑电网运行的可靠性问题。1967年DyLiacco博士提出了电网调度 - 7 - 中心安全分析的基本构架，1970年，状态估计应用于电网控制中心，这之后，电网调度自动化能量管理系统EMS有了大的发展。为了培训电网调度员，70年代末开发出世界上第一台调度员仿真培训系统（DTS，Dispatcher Training Simulator）。90年代开始了电力市场化改革热潮，适应电力市场运营的需要逐步发展出电力市场运营的技术支持系统。2003年8月14日发生的美加的大停电事故，使人们重新反思电网运行的可靠性问题，人们认识到，传统的能量管理系统需要进一步发展，提出了全局、实时闭环、综合决策的电网安全预警和决策支持系统，并发展了对电网的运行风险评估的研究和应用。
上世纪70年代，我国就研发了基于国产计算机的电网调度自动化系统。但是，国内调度自动化系统的真正快速发展是在80年代的中后期。具有标志性的是80年代中后期，国内东北、华北、华中、华东等4大电网从国外引进了数据采集和监控(SCADA, Supervisory Control And Data Acquisition）系统，在引进过程中学习国外的先进技术，终于在90年代中期开发出具有自主知识产权的SCADA系统。另一方面，90年代初，在国外的SCADA系统上自主开发出电网能量管理
系统EMS高级应用软件。后来经过十多年的研发和工程应用实践，自主知识产权的SCADA/EMS已经逐渐成熟。目前，国内绝大多数电网调度中心都采用了国内自主开发的调度自动化系统。
第二章 电网调度自动化系统的基本组成和性能要求
电网调度自动化系统由四个子系统组成（如图2-1）：①信息采集和控制执行子系统； ②信息传输子系统； ③信息处理子系统； ④人机联系子系统。
（图2-1）
2.1 数据采集和控制执行子系统 该部分主要起两方面作用：
①采集调度中心管辖的发电厂、变电站中各种表征电力系统运行状态的实时数据，采集的量包括遥测量、遥信量，电度量，水库水位，气象信息以及继电保护的动作信号等。
②接受上级调度中心根据需要发出的操作、控制和调节命令，直接操作或转发给本地执行单元或执行机构。执行量包括开关投切操作命令，变压器分接头位置切换操作，发电机功
率调整、电压调整，电容电抗器投切，发电/调相切换甚至修改继电保护的整定值。
上述功能在厂站端由综合远动装置或远方终端装置(RTU, Remote Terminal Unit）实现。 信息采集和执行子系统是调度自动化的基础，相当于人类的眼耳和手足，是调度自动化系统可靠运行发挥其功能的保证。 2.2 信息传输子系统
将信息采集子系统采集的信息通过信息传输系统及时、无误地传送给电网调度控制中心，也将电网调度控制中心的遥控遥调命令下发给厂站控制单元。信息传输主要采用光纤、微波和电力线载波等方式。 2.3 信息处理子系统
它是电网调度自动化系统的核心，相当于人类的大脑，是电网安全经济运行的神经中枢和调度指挥司令部。它由能量管理系统（EMS）应用软件辅之以人机联系子系统来实现。 EMS应用软件从功能上区分可分为3级：①数据收集级； ②能量管理级； ③网络分析级。如图13.1-5所示。 2.3.1 数据收集级应用软件
数据收集级应用软件是SCADA系统软件，它是EMS的基本应用软件，它处理电网调度中心的实时数据，下发调度控制命令；能量管理级和网络分析级应用软
件有时统称为EMS高级应用软件，主要用于对电网运行情况进行分析和决策计算。这些软件的工作方式分为实时型和研究（计划）型两种模式。
数据收集级的SCADA应用软件实时形成正确表征电网当前运行情况的实时数据库，确定电网的运行状态，对超越运行允许限值的实时信息给出报警信息，提醒调度员注意。
2.3.2 能量管理级高级应用软件
能量管理级高级应用软件中的研究模式软件负责编制运行计划、检修计划、燃料调度计划，进行日前的有功无功发电计划安排，包括开停机计划、火电调度计划、水电调度计划、交换功率计划等；实时模式的在线控制软件包括AGC和AVC，AGC系统将系统频率维持在额定值，联络线功率维持在预定范围之内；AVC系统保证系统电压水平在允许的范围之内，同时减小系统网损。 由于AGC的控制周期是5秒左右，自动电压调节AVR的控制周期也在秒级；而日前做出的有功无功发电计划的计算周期较长（通常是1小时），为了保持有功无功的即时平衡，保证控制平稳，保证在有功无功控制中网络约束不被破坏，需要一个中间缓冲环节 —— 有功实时调度软件和二级自动电压控制软件 2.3.3 网络分析级高级应用软件
网络分析级高级应用软件中的实时模式的在线网络分析应用软件实时进行电网的安全监视、安全分析和校正对策分析工作，指导对电网进行的调整，使系统运行在安全经济的状态。研究模式软件包括调度员潮流计算，以及对运行中的电力系统进行安全、经济和电能质量等几方面的分析决策计算软件；
能量管理级应用软件中的实时模式应用软件AGC和AVC负责实时控制，是EMS高级应用软件中使用最频繁的。近10年来，随着电力市场化改革的进展，能量管理级应用软件中的研究模式的应用软件的内容已经发生了很大的变化。过去按机组效率曲线制定日前发电计划的做法，一部分已经被竞价上网、按市场规则发电的模式取代；过去使用了几十年的按等微增率分配发电功率的传统的经济调度也部分被实时交易控制的实时平衡市场所取代。实时模式应用软件AGC的做法变化不大，但是AGC控制的考核标准还是有较大变化的，目的是使AGC的控制品质更好。
网络分析级应用软件在EMS高级应用软件中是最复杂、规模最庞大的软件，随着计算机和网络通信技术的发展，网络分析级应用软件的内容和运行模式已经发生了很大的变化，其特点是向全局、实时闭环、综合决策方向发展. 2.4 人机联系子系统
它将计算分析的结果以对调度员最为方便的形式显示给调度员，调度员也通过该系统下达决策命令，实现对电力系统的控制。人机联系系统包括模拟盘、图形显示器、控制台键盘，音响报警系统，记录打印绘图系统等。
以上四个子系统组成了电网调度中心的调度自动化系统。调度自动化系统需要有高的运行可靠性，通常用可用率表征；要有高的可用性，好的可维护性和可扩充性，计算机处理速度要足够快，满足实时性要求。
近些年发展起来的可视化技术大大改善了人机联系的性能和使用效果。 第三章 电网调度自动化系统现状
近年来，绝大多数20世纪80年代中后期和部分20实际90年代初期建设的CADA/EMS逐步得到了更新。据统计，全国37个省级及以上电网调度中（不含台湾、香港、澳门），2011年以后又有13个完成了主站系统的更新改造（含过渡系统）。因此，国产系统已在省级以上调度中得到了广泛采用。在地调和县调新
建系统中，98%以上的系统都采用了国内厂家提供的系统。同时，在各级领导的高度重视和大力支持下，通过全国调度自动化专业人员的共同努力下，我国电网调度自动化系统的实际应用水平普遍提高。
伴随着我国经济建设的持续、快速发展和全国联网工程进度的加快，人们对用电的可靠性提出了更高的要求。DTS系统是进行调度员运行操作、事故处理模拟培训和电网在线稳定分析研究、反事故演习的重要技术手段。因此，其建设和应用工作在一些网、省调中得到了较好的开展。
随着数据网络在调度系统的广泛应用和人们对数据网络安全工作的重视，建设专用的SPDnet非常必要。在国网公司和网省公司的大力支持下，2002年上半年完成了项目的立项，确定了SPDnet的总体技术方案、网络的技术体制、拓扑结构、路由分区、网络管理及网络安全方案等，使SPDnet的建设进一步规范化，为该工作的健康、有序开展奠定了基础。
此外，水调自动化系统建设与应用取得初步成效。作为调度自动化系统的一个重要组成部分，水调自动化系统的建设与应用得到了迅速的发展，应用功能不断完善，应用水平不断提高。在保障水电站防洪安全、及时掌握和预测水情信息（特别是流域、梯级水情信息）、合理使用水能、减少弃水损失、增发水电、优化资源配置、提高电网整体经济效益等方面发挥了重要作用，取得了较好的经济和社会效益。
近年来，随着电力体制改革的不断深化，调度业务的不断发展和管理水平的提高，对自动化从业人员的要求也越来越高，在工作难度和工作量明显增加。主要表现在：（1）网厂分开后，电网对电厂的管理职能减少，需要建立新的管理机制和管理模式；（2）水电厂和变电站计算机监控系统的大量采用，对厂站自动化专业人员的技术水平、管理能力提出了新的、更高的要求，增加了调度自动化系统管理的难度；（3）调度系统的信息化和现代化管理给调度自动化专业提出了许多新要求，面对更多、更复杂的系统和人员不足的实际情况，如何通过利用新技术和采用自动化的手段来维护和管理好自动化系统，不断提高系统的运行管理水平，对自动化专业人员是一个新的挑战；（4）调度自动化专业与其他相关专业之间业务的渗透与交叉越来越多，网络应用已面向整个调度系统的各个专业，现代化大电网的运行与管理对调度自动化系统的依赖越来越强，对自动化专业人员的业务和响应能力、知识结构和知识水平以及创新和服务意识提出了更新、更高的要求。 第四章 电网调度自动化系统存在的主要问题
4.1安全隐患问题
在过去的3年里，省内外都出现过因调度自动化的问题而导致电网事故的现象，前车之鉴使我们对调度自动化系统的安全性认识更深刻。我们存在安全风险的方面主要有：
(1)主站系统失灵超过1h；
(2)设备检修(调试)工作造成误遥控；
(3)在特殊日子里因误遥信、误遥测导致调度员误判断、误调度。 鉴于以上问题，我们将调度自动化系统的双机故漳列为电网运行的 十大风险之一，并采取制定、完善《EMS系统黑启动预案》和纯MS系统事 故预案》，定期进行预案的演习，购买系统设备的服务，购买必要的系统 设备，加强备品
备件管理等方法来降低主站系统的风险，加强安全意识 教育，加强检修工作的监护，开展执行自动化机房工作票和操作票制度 等方法力争杜绝以上这些安全隐患，并建议领导思考提高调度自动化系统抵抗自然灾害能力的问题。 4.2运维管理水平较低问题
电力调度自动化系统涵盖范围广，专业系统众多，是由多种硬件、软件共同构成的一个复杂的运行系统，各种硬件装置较多，而且这些系统分布于各个地域，通信环境非常复杂。监管这样的系统，需时刻关注大量繁杂数据:机房环境参数、设备运行状况、网络流量、厂站数据采集情况等等。这些数据数量巨大，分布分散，且格式不一，可理解性差。
对管理人员来说，查看数量巨大的数据费时费力，且会遗漏重要信息。管理员容易湮没在大量的各种运行数据中，无法从这些数据中快速获取所需的管理与安全信息。因而对系统中各种事件与故障也就无法准确识别、及时响应，以致直接影响整个安全防御体系效能的有效发挥。各级电力部门一般都采用了一些通用的安全产品，如防病毒系统，入侵检测系统等。这些安全产品大都是以传统的元素监控为出发点，基于各自独立的派系式模式，即使在同一网络的不同区域也是各自为政，甚至普遍存在着同一机房中同时使用多套分散监控工具的局面，更谈不上从电力应用的业务宏观角度去主动管理整体的架构。缺乏对电力系统中特有的业务系统与安全产品等的监管。现有运行维护与安全管理基本还停留在人工管理与制度约束的阶段，缺乏人、技术、流程结合的有效机制与技术手段。运维管理水平较低，不能完全故障和问题的闭环处理，同时运维经验与知识无法以有效方式积累。
第五章 电网调度自动化系统的发展趋势
5.1数字化
随着信息化的普及和深入，越来越多的目光投向了数字化变电站和数字化电网的研究开发。电网的数字化包括信息数字化、通信数字化、决策数字化和管理数字化4个方面。 （1）信息数字化：是指电网信息源的数字化，实现所有信息（包括测量信息、管理信息、控制信息和市场信息等）从模拟信号到数字信号的转换，以及对所有电网设备（包括一次设备、二次保护及自动装置以及采集、监视、控制及自动化设备）的智能化和数字化。电网具有很强的时空特性，需要采集、监视和控制设备的二维及三维时变 信息。信息数字化的目标是数据集成、信息共享，主要以数字化变电站为主体。
（2）通信数字化：是指数字化变电站与调度自动化主站或集控中心之间通信的数字化。畅通、快速、安全的网络环境和实时、准确、有效运行信息的无阻塞传递是数字化电网监控分析决策的重要前提。
（3）决策数字化：电网安全、稳定、经济、优质运行是电网数字化的根本目的，必须具备强大的分析和决策功能，实施经济调度、稳定控制和紧急控制的在线闭环，达到安全、稳定、经济、优质运行的目的。
（4）管理数字化：包括设备生产、运行等大量基础数据在内的各种应用系统的建设，实现从电网规划、勘测、设计、管理、运行、维护等各个环节的全流程的信息化。
电力调度自动化的数字化将会给调度的视角带来新的变化，许多新兴技术，如遥视技术、虚拟现实技术、可视化技术、全球定位系统（GPS）技术、遥感技术、地理信息系统（GIS）技术将会在未来调度自动化系统中得到广泛深人的应用。
数字化的目标是利用电网运行数据采集、处理、通信和信息综合利用的框架建立分区、分层和分类的数字化电网调度体系，实现电网监控分析的数据统一和规范化管理以及信息挖掘和信息增值利用，实现电力信息化和可视化、智能化调度，提高决策效率和电力系统的安全、稳定、经济运行水平。 5.2市场化
电力市场化改革也给电力系统运行和控制带来一系列新问题。例如：电网的传输容量逐步逼近极限容量；电网堵塞现象日趋严重；负荷和网络潮流的不可预知性增加；大区电网运行相对保密，相关电网信息和数据不足；厂网分开后的调度权受到限制，以安全性为唯一目标的调度方法转向以安全性和经济性为综合目标的调度方法；市场机制不合理可能降低系统的安全性等。因此，需要未来的调度自动化系统和电力市场的运营系统更加紧密地结合在一起，在传统的EMS和WAMS应用中更多地融入市场的因素，包括研究电力市场环境下电网安全风险分析理论，以及研究市场环境下的传统EMS分析功能，如面向电力市场的发电计划的安全校核功能、概率性的潮流及安全稳定计算分析、在线可用输电能力（ATC）的分析计算等。 5.3智能化
智能调度是未来电网发展的必然趋势。智能调度技术采用调度数据集成技术，有效整合并综合利用电力系统的稳态、动态和暂态运行信息，实现电力系统正常运行的监测与优化、预警和动态预防控制、事故的智能辨识、事故后的故障分析处理和系统恢复，紧急状态下的协调控制，实现调度、运行和管理的智能化、电网调度可视化等高级应用功能，并兼备正常运行操作指导和事故状态的控制恢复，包括电力市场运营、电能质量在内的电网调整的优化和协调。
调度智能化的最终目标是建立一个基于广域同步信息的网络保护和紧急控制一体化的新理论与新技术，协调电力系统元件保护和控制、区域稳定控制系统、紧急控制系统、解列控制系统和恢复控制系统等具有多道安全防线的综合防御体系。
5.4 集成化 集成化是指要形成互联大电网调度大二次系统，这种系统需要综 合利用多角度、多尺度、广域大范围的电网信息以及目前分离的各系统内存在的各种数据。调度数据集成化就是要实现调度数据的整合，实现数据和应用的标准化，实现相关应用系统的资源整合和数据共享，实现电网调度信息化和管理现代化，从而为实现调度智能化服务。 5.5 网络化
地调自动化的互联网络化表现在两个方面：一方面是指不同层次 的调度中心主站间的广域网通信，例如地调和省级电网调度(以下简称省调)、地调和县级电网调度；另一方面是指调度主站与直属电厂和变电站间的远程通信。 5.6 标准化
标准化包括遵循标准和制定新标准两个方面的含义。遵循标准并 不是目的，而是一种技术手段，只有标准化才能实现真正意义上的开放。目前与调度自动化系统相关的最重要的国际标准包括IEC61970，IEC61968和IEC61850等，在国调
中心的领导与组织下，国内相关厂家均对这些标准给予了高度的重视。随着对这些标准的研究理解、互操作实验及实际应用的不断深人，标准化的目标已经渐行渐近了。
除此之外，超大规模互联电力系统运行中出现的问题是极其复杂的，人类虽然可以通过快速测量和通讯手段对电力系统进行实时监视和控制，但是无法直接在物理电力系统上试验，只能采用数值仿真的方法建立物理系统的数学模型，利用实时采集的电网数据，在数学模型上进行分析，利用分析的结果指导对电网的控制。
电网调度自动化系统既能够进行实时数据的采集和监控，也能够对电网进行实时数值仿真和分析，调度员可以利用分析结果实施对电网的调度和控制。
电网运行状态的变化在时间和空间上是极其复杂的，电网运行控制的目标也是多方面的，电网调度自动化系统也需要不断发展变化。电网调度自动化系统的总的发展趋势是，适应电网的发展需要开发新的分析和决策功能；同时，为了更好地辅助调度员进行调度和控制，需要发展实时在线、自动智能的安全预警和决策支持系统；为了适应新技术不断发展的需要，电网调度自动化系统需要标准化，需要更加开放，以满足调度中心各个子系统的融合和交互的需求。
总结
电力系统的迅速发展是调度自动化系统发展的推动力，调度自动化系统正在朝着数字化、集成化、网格化、标准化、市场化、智能化的方向发展。随着电力体制改革的逐步实施和电网互联的快速发展，传统电网调度面临着诸多冲击与挑战。我们要在工程实践中充分考虑系统的安全性和可扩展性，以面对电力市场带来的更大挑战。
致谢
在论文完成之际，我要特别感谢我的指导老师腾老师的热情关怀和悉心指导。在我撰写论文的过程中，腾老师倾注了大量的心血和汗水，无论是在论文的选题、构思和资料的收集方面，还是在论文的研究方法以及成文定稿方面，我都得到了腾老师悉心细致的教诲和无私的帮助，特别是她广博的学识、深厚的学术素养、严谨的治学精神和一丝不苟的工作作风使我终生受益，在此表示真诚地感谢和深深的谢意。
在论文的写作过程中，也得到了许多同学的宝贵建议，同时还到许多在工作过程中许多同事的支持和帮助，在此一并致以诚挚的谢意。 感谢所有关心、支持、帮助过我的良师益友。 最后，向在百忙中抽出时间对本文进行评审并提出宝贵意见的各位专家表示衷心地感谢!
参考文献
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