地区电力调度

2024-05-01

地区电力调度（精选6篇）

篇1：地区电力调度

参考文件：

1、《计划调度浅谈》，裴爱峰，很好的理论文章，读后很使人启发，这个对于我后面进入决策层有很好的启发意义。

22、电力调度

目录简介

电力调度所需实现的功能

1.设备的监视

2.防火防盗3.灯光及智能化设备的控制基本任务

简介

电力调度是指当居民用电超过一个限度的时候，把适当的把企业用电限制并输送给居民用电。是近年来随着科技的不断发展，形成的现代化监测、控制、管理手段。

电力调度所需实现的功能

在电力调控中安装工业电视监控系统，其目的是为了在保证电力调度和电力供应的时间段中，提高对于突发事件的应急情况的解决速度，进一步来确保电力供应的安全运行水平。

设备的监视

主要包括主变压器、断路器、电压互感器、电流互感器、高压室开关、主控室的电源盘及控制盘盘面等。通过在监视对象处安装摄像机、感应探头等装置，实现对一二次设备及其运行情况的监视，如：主变压器、开关是否有外部损伤，主变压器油位及控制盘上的表头、灯光信号是否正常等。

防火防盗

变电站撤人后，万一变电站发生火警，往往因为不能及时发现而延误了事故的处理，造成事故进一步扩大。此外，变电站有盗贼闯入时，也缺乏有效的防御手段。为此，可在高压室和主控室等地点装设一批烟感或温感探头，并在围墙四周安装对射式红外线探头。当探头感测到烟雾、高温或有人闯入时，就会向后台发出告警信息，同时连动切换摄像机画面，并记录下当时现场的情况。灯光及智能化设备的控制

为使工业电视监控系统在晚上仍能发挥作用，变电站的灯光应具有定时开关或远方控制的功能；而一些智能化的设备，如探头、门禁等也可做到远方控制。基本任务

1.采集数据。

由RTU收集站端（变电站OR电厂）的电气参数，包括开关位置、保护信号、电压电流等遥测数据。。

2.传输信息。

将RTU收集到的信息经过可靠的通道传送至主站系统（前置机、服务器），并传输主站下达的控制命令到战端。

3.数据处理。

收集到的信息要经过处理、筛选、计算。

4.人机联系。

将处理过的信息经由友好的界面呈现给用户，并实现遥控、遥调功能。

篇2：地区电力调度

1范围

本规程适用于河南电力系统内发电、输电、售电、用电及其它活动中与电力调度有关的行为。

2规范性引用文件

下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。本规程出版时，所示版本均为有效。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规程，使用本规程的各方应使用本规程所引用的法律、标准、技术规范、上级调度规程（规范）及管理文件等最新版本。

《中华人民共和国安全生产法》

——2002《中华人民共和国电力法》 ——1995《电网调度管理条例》国务院——1993《电力监管条例》

国务院——2005《国家电网公司电力安全工作规程》（变电部分）国家电网公司——2009《国家电网公司电力安全工作规程》（线路部分）国家电网公司——2009《国家电网公司电力生产事故调查规程》国家电网公司——2005《电力系统安全稳定导则》国家经贸委——2001《微机继电保护装置运行管理规程》 ——DL/T587—2007《电网调度自动化系统运行管理规程》 ——DL/T516—2006《电力系统通信管理规程》 ——DL/T544—94《电力系统光纤通信运行管理规程》 ——DL/T547—94《电力系统通信站防雷运行管理规程》 ——DL/T548—94-2-《关于加强电力系统管理的若干规定》能源部——1988《电力二次系统安全防护规定》

国家电力监管委员会令5号——2005《节能发电调度办法实施细则（试行）》

发改能源〔2007〕3523号《电网运行规则（试行）》

国家电力监管委员会令22号——2006《电网运行准则（试行）》 ——DL/T 1040—2007 3术语和定义 3.1电力系统

由发电、供电（输电、变电、配电）、用电设施和为保证这些设施正常运行所需的继电保护和安全稳定自动装置、计量装置、电力通信设施、自动化设施等构成的整体。（参见《电网运行准则》

术语第1条）3.2电力系统运行

指在统一指挥下进行的电能的生产、输送和使用。3.3独立小电力系统

指与主网不相连接的孤立运行的局部地区电力系统。3.4发电企业

并入电网运行

（拥有单个或数个发电厂）的发电公司，或拥有发电厂的电力企业。（参见《电网运行准则》术语第5条）3.5电网企业

拥有、经营和运行电网的电力企业。（参见《电网运行准则》术语第4条）

发电企业、电网企业两者合并简称为发、供电单位。3.6电力用户

通过电网消费电能的单位或个人。（参见《电网运行准则》术

-3-语第7条）3.7电力调度

为保障电力系统安全、优质、经济运行和电力市场规范运营，实行资源的优化配置和环

境保护，保证电力生产的秩序，对电力系统运行的组织、指挥、指导和协调的活动。

3.8电力调度机构

对电力系统运行的组织、指挥、指导和协调的机构，在电力系统运行中行使调度权，简称调度机构。（参见网调规程）

3.9电力调度管理

指电力调度机构依据有关规定对电力系统生产运行、电力调度系统及其人员职务活动所进行的管理。一般包括调度运行管理、调度计划管理、运行方式管理、继电保护及安全稳定自动装置管理、调度自动化管理、电力通信管理、水电厂水库调度管理、新能源调度管理、调度系统人员培训管理等。

3.10电力调度系统

包括各级电力调度机构和有关运行值班单位。运行值班单位指发电厂、变电站（含换流站、开关站，下同）、大用户变（配）电系统等的运行值班单位。

3.11 调度管辖范围

电力系统设备运行和操作指挥权限的范围。3.12调度许可

下级调度机构、厂（站）管辖（或受委托调度）的设备在进行有关操作前，下级调度机构值班调度员、厂（站）值班运行人员向上级调度机构值班调度员申请并征得同意。

3.13委托调度

一方委托他方对其调度管辖的设备进行运行和操作指挥的调度方式。3.14越级调度

紧急情况下值班调度员不通过下一级调度机构值班调度员而直接下达调度指令给下一级调度机构调度管辖的运行单位的值班运行人员的方式。

3.15调度指令值班调度员对其下级调度机构值班调度员或调度管辖厂（站）值班运行人员发布有关运行、操作和事故处理的指令，包括自动发电控制（简称AGC）、自动无功电压控制（简称AVC）、实时调度等调度自动化系统下达的调控指令。

3.15.1发布指令——值班调度员正式向下级调度机构值班调度员或厂（站）值班运行人员（调度自动化主站系统正常运行时）下达调度指令。

3.15.2接受指令——受令人听取指令的步骤和内容，复诵指令并认可。

3.15.3复诵指令——受令人依照指令的步骤和内容，向发令人完整无误诵读一遍。3.15.4回复指令——受令人向值班调度员报告已执行完调度指令的步骤、内容和时间。

3.15.5拒绝接受指令——受令人认为值班调度员或调度自动化系统发布的调度指令会危害人身、电网和设备安全，不执行调度指令。

3.16水调自动化系统水调自动化系统是电网调度自动化的一个重要组成部分，由水电厂内采集水文、气象和水库运行信息的子站、调度机构内对水库运行进行监视、预报、调度和管理的主站及相应的数据传输通道构成的系统。

3.17调度自动化系统调度自动化系统包括能量管理系统（EMS）、电力系统实时动态监测系统（WAMS）、调度管理及实时调度系统、调度员培训仿真系统（DTS）、电能量计量系统（TMS）、水调自动化系统、调度生产管理信息系统（OMS）、配电管理系统（DMS）-46-名规范》和《河南电力通信设备标识规范》执行。

16.5.2各维护单位应设专人负责通信资源数据库维护工作，应保障维护范围内的资源数据库的完整性和准确性。

16.5.3 500kV系统电力载波频率由网调分配；220kV系统电力载波频率由省调分配；110kV系统电力载波频率由地调分配。16.6规划建设

16.6.1通信规划建设应遵循统筹规划、适度超前、优化整合、资源共享的原则。根据电网发展规划的需求和特点，结合专业管理和通信网发展状况，采用先进、实用、可靠的通信技术。16.6.2调度机构与所属调度对象之间通信应具有两条及以上独立路径的数字通道。16.6.3同一条线路的两套线路保护和同一系统的两套安全稳定自动装置，应组织两条独立的通道，配置两套独立的通信设备，由两套独立的通信电源供电。

16.6.4新建220kV及以上通信站的调度交换机，应采用统一编号、统一信令和数字中继接入电力调度交换网。调度台应采用通信专用-48伏直流供电或UPS电源供电。16.6.5调度机构与所属调度对象之间应配置应急调度电话单机和调度录音系统。

16.6.6并网电厂和用户变电站的通信设备技术标准和运行条件应符合电力通信网技术规范和运行要求，接入方案应经所属通信机构审核。

16.6.7省网基建和技改通信项目相关单位应按以下要求向省调报送技术资料：设备采购前25个工作日报送设备技术规范书；并网前25个工作日报送设备技术协议、采购合同复印件和

施工设计图；并网前10个工作日报送设备及光缆测试参数。

16.6.8通信工程竣工应经运行维护单位验收合格后方可投运，应对设备运行维护人员进行技术培训。16.7通信站

16.7.1通信站应满足国网公司通信站标准化管理和《华中电

-47-力系统电力通信管理规程》的要求和相应技术条件，维护单位应建立健全各项规章制度，完备各种技术资料和记录，配备仪表、备件和工具。

16.7.2厂、站应具备对通信机房动力环境、通信设备运行状态监视的手段。通信设备（电源、传输、交换等设备）的主要告警信息应接入厂站综合监控系统。

16.7.3站内通信设备的日常巡视工作应纳入变电站统一运行管理，在设备出现异常时，变电运行人员应及时通知当地通信调度。16.8统计考核

16.8.1电力通信统计分析工作采取分级统计、逐级汇总的方式。分为统计分析（通信设备运行统计分析工作）和月度统计分析（通信管理和运行统计分析工作）。各维护单位负责维护范围内的通信统计分析和报送工作。

16.8.2通信考核按照相关规程规定进行，实行月度和考核。17并网与调度 17.1 凡与河南电网并网运行的发电厂（机组）、接入电网的用户变电站应服从调度机构的统一调度，在并网前签订并网调度等协议，按照规定履行相关手续。17.2 需并网运行的发电厂（机组）、入网用户变电站在与有关电网企业签订并网协议之后，应当提出并网申请，由有关电网企业审查其是否符合并网运行的条件。17.3 需并网运行的发电厂（机组）、入网用户变电站应具有接受电网统一调度的技术装备和管理设施，应当具备以下基本条件：

17.3.1新投产设备已通过分部调试或试运行，通过并网必备技术条件审查、工程质量检查和安全性评价。-48-

17.3.2按照电网调度机构的要求提交全部技术资料。

17.3.3与电网调度机构间的通信通道符合有关规定，至少保证两种相互独立的通道，并已投运。调度总机按组网要求接入开通。

17.3.4按照电力行业标准、规程配置的，电网安全稳定运行需要的继电保护和安全稳定自动装置具备投运条件，有关安全措施已落实，并已通过相应电网调度机构的审查。220kV及以上电压等级的厂站应装设继电保护信息子站，并完成与省调主站的联调。

17.3.5自动化设施已按电力行业标准、规程设计建成，满足电力调度二次系统安全防护要求并验收合格。信息已经正确传送至有关调度机构的电网调度自动化系统。

17.3.6并网关口计量装置按电力行业标准、规程设计建成并经验收合格，电能量数据能够正确传送至有关调度机构的电能量计量计费系统。

17.3.7调度管理及实时调度系统电厂端的子系统完成接入省调主站的调试工作并投入运行。17.3.8厂站端调度数据专网设备按要求安装完毕，接入相应电力调度数据专用网络，并承载调度信息业务。

17.3.9发电机组试运行结束，应该完成带负荷运行的所有试验，将有关报告和技术资料报送调度机构，并通过审查。

17.3.10具备正常生产运行的其它条件。17.4 新建或扩建的电气设备加入试运行前三个月，并网方应向调度机构提供下列资料三份。17.4.1注明设备型号、设计规范参数的一次接线图； 17.4.2继电保护、安全稳定自动装置的原理图及说明书；

17.4.3线路长度、导线型号、排列方式、线间距离、杆型及线路走径地理图（线路在启动试运行前应测量线路工频和高频参数）；-49-17.4.4通信有关资料；

17.4.5相关的调度自动化系统技术参数及工程设计文件，包括：远动施工设计图和二次接线图，远动设备清单及说明书，测量回路变比，通信规约；AGC、AVC、PMU的型号、技术

参数及指标；电能量计量系统相关图纸、设备型号及参数，计量回路变比，辅助接点类型，关口点的设置方案；调度数据专用网络的施工设计图、设备清单及说明书；调度管理及实时调度系统厂站端的施工设计图、设备清单及说明书；二次系统安全防护方案，安全防护产品清单及说明书等；

17.4.6其它涉及新设备投产的资料。17.5 新建或扩建发电厂启动试运行前三个月，拟并网方还应向调度机构提供下列资料： 17.5.1锅炉、汽轮机、发电机、变压器等主要设备规范和参数； 17.5.2发电机、变压器的测试结论；

17.5.3发电厂输煤、给水、主蒸汽、除灰、燃烧、调速、循环水、发电机冷却系统图，励磁系统图；

17.5.4新设备规程，运行人员名单；

17.5.5线路长度、导线型号、排列方式、线间距离、杆型及线路走径地理图（线路在启动试运行前应测量线路工频和高频参数）；

17.5.6相关调度自动化系统设备验收报告；远动信息表；电能计量装置检验记录及施工图一套；电能计量若有拨号通道，应提供拨号号码；二次系统安全防护实施方案有关资料。17.5.7风电、太阳能等新能源机组应提供有关模型及参数。模型及参数应满足省调校核、计算的要求。

17.5.8调度机构要求的其他资料。17.6 提供资料的单位应对资料的正确性负责，并且对因资料误差而引起的后果负责。-50-17.7 调度机构接到上述资料后，按照有关规定进行下列工作： 17.7.1确定设备命名、编号和调度管辖范围划分。17.7.2提供继电保护及安全稳定自动装置定值。

17.7.3进行潮流和稳定计算，确定输送功率极限和运行方式及主变分接头位置。17.7.4编制试运行调度方案。

17.7.5依据并网通信系统设计方案，组织完成并网通信电路的测试、开通工作。17.7.6组织完成调度机构的调度自动化系统与拟并网方自动化设备的联调。

17.7.7组织完成并网调度业务所需的其它二次系统（数据专网、实时调度、保护信息等）的调试、开通。

17.7.8有关人员赴现场熟悉设备。

17.7.9组织研究并网条件，提出意见，参与有关并网前的检查等。17.8 拟并网方运行人员应在设备投入运行前熟悉本调度规程，经调度机构考试合格后方可上岗。17.9 新设备技术参数不满足国家标准或规定的要求，未通过并网运行必备条件审查，调度机构应拒绝该设备加入电网运行。

17.10新设备第一次启动的并网申请应由启动委员会主任签发并以书面形式通知省调，表示新设备已具备并网的安全和技术条件。调度机构认为新设备已满足并网条件，方可在日调度计划中安排并网试运行工作。

篇3：地区电力调度

通过多年的自动化及信息系统建设,日照地区电力调度中心根据生产与管理的需要,建设了数据采集与监控(SCADA)系统/能量管理系统(EMS)、调度员培训仿真(DTS)系统、电能量计量(TMR)系统、调度生产管理信息系统(DMIS)等各种业务应用系统,为日照地区电力调度提供了准确、及时的信息服务。然而,随着应用的不断深入和调度工作要求的不断提高,各系统在先期建设中存在的缺陷逐渐显露出来[1]。

各应用系统大多为不同时期分别进行建设或由不同专业负责建设,缺少总体设计和统一规范,造成系统间数据流向不合理、通信接口复杂、安全防护能力弱,没有统一的信息模型,缺少统一的设备、数据命名和接口标准,数据交换和共享困难。上述问题已经制约了日照地区电网调度生产管理水平的进一步提高,难以适应公司精细化管理和调度系统下一步技术升级的要求。因此,建立调度自动化系统的统一数据平台的需求越来越迫切。

目前,主流方案是基于IEC 61970公共信息模型(CIM)进行扩展,建立调度数据的统一模型[2,3],将各业务应用系统的数据通过数据整合功能整合在一起,实现各业务部门之间的数据交换和共享。

1 日照电力调度综合数据平台需要解决的关键问题

建立电力调度综合数据平台需要解决的关键问题主要包括以下几个方面。

1)建立可动态扩展的统一信息模型

作为数据平台,必须满足信息模型动态扩展的需要,如何方便地基于CIM标准动态扩展信息模型是一个必须解决的问题[2,4,5]。

2)公共模型数据建立和维护问题

如何基于CIM在综合数据平台中建立可共享的模型数据是必须解决的关键问题之一,也是一个难点。总体来讲,主要包括以下几种方式:所有模型数据在数据平台中全新建立;从各业务系统导入;混合模式。

3)数据抽取和数据一致性

由于地区级调度部门各种业务应用系统的数据源具有形式上分散、空间上分布、网络上隔离、数据库异构、软硬件平台异构等特点[6],因此,需要数据抽取、清洗、转换处理和加载功能才能够适应上述各种特点,并保证数据的一致性和可靠性。

4)提供标准数据访问接口

综合数据平台应提供统一、开放的标准数据访问接口,向部门内部各应用系统或部门外部系统提供数据服务,彻底解决原来各应用系统之间杂乱无章、蜘蛛网状的数据接口现状。这也是建立综合数据平台的目标之一。

5)历史数据长期存储

数据平台中的各类历史运行数据需要长期存储,从而为数据挖掘和趋势分析创造条件。因此,数据平台需要具备海量数据存储能力。

2 电力调度综合数据平台建设模式

目前,各地电力调度综合数据平台的建设没有统一的模式。按照与其他业务系统之间的关系分类,可以划分为一体化建设模式和独立建设模式两大类;按照系统的部署模式分类可以分为内外平台模式和单一平台模式两大类。

1)一体化建设模式

一体化建设模式是指综合数据平台与其他业务系统采用一体化的体系结构设计与建设。EMS是电力调度最重要的自动化系统之一,是综合数据平台最重要的数据来源,也是目前标准化程度最高的系统,IEC 61970 CIM/组件接口规范(CIS)为数据平台提供了标准信息模型和标准接口基础。与EMS一体化建设数据平台,EMS数据可以直接进入综合数据平台,可以最大程度保证主要数据的一致性和建模效率。

2)独立建设模式

独立设计、建设调度综合数据平台,其他业务应用系统只是作为综合数据平台的数据源或数据消费者。

此外,还有集中建设或多代理模式等不同的建设模式[5]。各种建设模式之间并没有绝对的优劣之分,各有优缺点。需要根据各自的实际情况,选择合适的建设模式[7,8]。

3 实际应用情况

本文采用了与EMS一体化建设的模式,按照单一平台的部署方式建立了日照电力调度综合数据平台。日照供电公司利用建设新一代EMS的时机,采用一体化设计的集成式电网调度自动化主站系统iES600建设了调度综合数据平台。

iES600基于IEC 61970系列标准,采用一体化的技术与框架,集成了SCADA、电力应用软件(PAS)、DTS等各种应用,并在此基础上进一步扩展了数据整合、数据交换、基于标准接口的数据服务和Web门户集成功能,形成了与EMS一体化设计的调度综合数据平台。在安全Ⅱ区部署数据传输服务器,将安全Ⅱ区的EMS、DTS系统、配电管理系统(DMS)的数据传输到安全Ⅲ区,在安全Ⅲ区建立综合数据库,采用企业级的ETL(extract-transform-load)工具实现数据抽取、转换和加载功能,将EMS、DTS系统、DMS、TMR系统、DMIS、负荷预报系统等各类业务应用系统的数据整合在一起,并利用数据仓库工具将数据按主题重新组织形成多维数据库,实现了联机分析处理(OLAP)和数据挖掘功能,对所整合的数据进行全方位、多层次的深入分析与挖掘,提升宝贵数据资源的利用价值。该系统实现了调度数据整合、数据交换平台、输电网与配电网的模型拼接、电网实时监控模型与电网管理模型的统一维护和管理,以标准的数据访问接口实现数据共享与数据交换,规范了数据流向,实现面向主题的数据自主展现与OLAP等目标。通过建立综合数据平台,解决了如下几个关键问题。

1)基于CIM建立可动态扩展的CIM。

系统基于IEC 61970 CIM构建了调度综合数据模型。综合数据模型中只包含需要共享的数据,业务系统私有数据不在综合数据平台中建立。为了适应信息模型动态扩展的需要,系统提供了可视化CIM模式扩展工具,允许用户以统一建模语言(UML)类图的方式查看并扩展CIM,建立了面向对象的CIM与面向关系的数据库结构之间的自动映射关系,在编辑类图的同时,自动修改数据库表结构,从而满足动态扩展模型的需要。

2)采用模型数据导入与人工建模相结合的公共模型数据建模流程。

直接导入EMS的模型数据作为综合数据平台的基础模型数据,通过接口程序从其他业务系统中导入需要共享的模型数据,基于CIM建立相应的对象并与EMS模型合并。对于不易直接导入的业务系统模型数据,系统提供基于Web门户的数据维护录入工具,数据维护人员可通过人工录入的方式建立或编辑模型数据。所有进入综合数据平台的数据,按照统一的编码规则进行编码,以统一编码作为数据对象的唯一标识。通过模型变化跟踪与定期检查源数据变化的方式确保模型数据的同步。通过上述方式,本系统实现了调度范围内主要业务系统的模型数据整合,包括EMS、DTS系统、TMR系统、DMS、DMIS等[9]。

3)基于企业级ETL工具实现数据抽取、转换与加载。

为了确保数据抽取、转换及加载的执行效率、可靠性和可扩展性,系统采用企业级ETL工具实现数据抽取、转换与加载功能,从各业务应用系统抽取各类历史运行数据。通过图形化的配置界面即可设计数据抽取、转换的流程并提供ETL作业调度引擎,自动执行ETL作业,从而具备了很高的可扩展性和灵活性。

4)基于IEC

61970 CIS提供统一的数据访问接口。本系统实现了通用数据查询(GDA)、高速数据访问(HSDA)、时间序列数据访问(TSDA)等接口,并提供公共对象请求代理体系结构(CORBA)和Web Service这2种访问方式。同时,系统还提供了符合IEC 61970标准的CIM/可扩展置标语言(XML)文件、E格式文件的数据访问接口。

5)系统通过高度灵活、可配置、个性化的Web门户提供了数据门户。

用户可以从Web门户上进行数据浏览、数据维护、数据分析、数据下载等多种应用操作。

4 结语

采用与新一代EMS一体化建设综合数据平台系统的模式是比较可行的方案。目前,新一代EMS支持IEC 61970 CIM/CIS接口,采用与EMS一体化设计的综合数据平台,使得数据整合的难度大大降低。调度数据综合平台是当前国家电网公司系统调度信息化的一个重要发展方向,也是电力信息化发展的阶段性必然选择,其技术和应用将不断发展完善。

摘要：分析了当前地区电力调度中心应用系统的现状及面临的问题,阐述了地区电力调度综合数据平台研究现状以及需要解决的关键问题,分析了各种系统建设模式,最后介绍了日照地区电力调度综合数据平台系统的建设实践,总结了取得的效果。

关键词：地区电力调度,综合数据平台,数据整合,建设模式

参考文献

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[2]朱传柏,郭创新,曹一家.基于调度综合数据平台的大规模电网分层故障诊断.电力系统自动化,2009,33(1):51-55.ZHU Chuanbai,GUO Chuangxin,CAO Yijia.Hierarchical fault diagnosis model of a large-scale power system based on dispatch integrated information platform.Automation of Electric Power Systems,2009,33(1):51-55.

[3]彭云建,邓飞其.电力综合信息管理系统面向对象数据库的建模.电力系统及其自动化学报,2007,19(1):49-54.PENG Yunjian,DENG Feiqi.Object-oriented database common modeling of power integratedinformation management systems.Proceedings of the CSU-EPSA,2007,19(1):49-54.

[4]刘春秀,马立宾,于本洲,等.地区调度综合数据平台建设模式浅析.电气应用,2008,27(17):24-26.LI U Chunxiu,MA Libin,YU Benzhou,et al.Construction mode of integrated data platform for regional dispatching.Electrotechnical Application,2008,27(17):24-26.

[5]畅广辉,镐俊杰,刘涤尘,等.基于多代理技术的电力控制中心综合数据平台设计.电力系统自动化,2008,32(1):85-89.CHANG Guanghui,HAOJunjie,LI U Dichen,et al.Design of the integrated data platform in electric power control center based on multi-agent technology.Automation of Electric Power Systems,2008,32(1):85-89.

[6]徐家慧,刘军,何蕾,等.IEC61970CI M在综合数据平台中的应用//2007年电力调度及场站自动化新技术交流会论文汇编,南京.

[7]王晓波,樊纪元.电力调度中心统一数据平台的设计.电力系统自动化,2006,30(22):89-92.WANG Xiaobo,FAN Jiyuan.Construction of common data platformin the power dispatcher center.Automation of Electric Power Systems,2006,30(22):89-92.

[8]王为国,代伟,万磊,等.调度自动化系统数据共享模式的探讨.电力系统自动化,2005,29(4):88-91.WANG Weiguo,DAI Wei,WAN Lei,et al.Discussion on data sharing mode in electric power network dispatching automation system.Automation of Electric Power Systems,2005,29(4):88-91.

篇4：包头地区电力调度数据网建设探究

【关键词】数据网；电网；主站

0.引言

目前包头地区调度主站与厂站终端设备间的网络通信任然采取点对点的方式，造成大量的光纤数字通道资源的浪费，并且缺乏统一的网络管理，无法实现通信路由的自由选择和冗余链路备份，建设包头地区电力调度数据网可以解决目前存在问题。并且包头地区光纤数字通信网络基本形成，为调度自动化系统的高速率、大带宽的信息传输提供了可能。

包头地区电力调度数据网建成后将成为包头地区电网调度自动化、管理现代化的基础，成为保障电网安全、稳定、经济运行的重要手段。在协调包头地区电力系统发、送、变、配、用电等组成部分的联合运转及保证电网安全、经济、稳定、可靠的运行方面将发挥重要的作用，并将有力地保障包头地区电力生产、电力调度、继电保护、安全自动装置、远动、电网调度自动化等通信的要求，因此本工程的建设是非常必要的。

1.组网方案

根据包头电网结构及通信网络结构实际情况，结合包头供电局“十二五”规划发展要求，包头地调数据网采用三层网络结构设计，即核心层、汇聚层、接入层。

（1）核心层站点选择在包头地调。

（2）汇聚层站点选择。

目前局属变电站加上农电及用户站约有136个站左右（每个农电局按1个接入层节点考虑），到“十二五”末我局直属及用户站达到176个站点。根据包头地区调度数据网建设对通道的要求以及包头地区现有光传输网络的现状和“十二五”规划，设置10个汇聚层节点。

（3）网络结构选择。

由于地区调度数据网对带宽的要求是接入层到汇聚层最少达到4*2M的带宽，汇聚层到核心层最少达到2*155M的带宽，并且汇聚层到核心层必须实现双通道、双路由的配置，因此，我们选择建双纤自愈环网，这样既达到了双通道双路由的要求，又减轻了中心通信站的光通信设备的压力，10个汇聚层节点需要20个155M的带宽，因此至少需要组建10G双纤自愈环网，才能达到带宽要求。

2.路由策略

结合内蒙古电力地区调度数据网技术规范要求，采用如下策略及配置：

包头地区调度数据网按地调接入网接入内蒙古电网电力调度数据网第一平面与第二平面。按网络层次划分包头地区调度数据网分为三层，包头地调为核心层，各汇聚节点为骨干层，各厂站及县调节点为接入层。骨干层及接入层均采用统一分配的AS号，网（域）间互联协议采用BGP4。

3.iBGP规划

包头地区电网调度数据网除核心节点外的所有节点都作为MPLS VPN的PE节点，按BGP协议的要求，需要建立IBGP全连接，运行MP-BGP协议实现MPLSVPN路由及信息的传递。在本项目中，包头调度数据网应实现IBGP全连接，需要建立大量的连接关系，这对路由器的处理能力具有相当大的挑战，为了减少MP-iBGP连接的数量，必须采用路由反射策略。

一般而言，一个Cluster只有一个路由反射器（Route Reflector，RR），但为防止路由反射器发生故障引起路由刷新信息的终止，在每个cluster 中配置多个路由反射器，此时该cluster 中的每个路由反射器都必须配置相同的cluster 标识符。

4.分层PE的部署

针对本次包头地区电网调度数据网的情况，可以采用分层PE的部署方式。

核心层路由器作为SPE，接入层节点路由器作为UPE，使得各层次设备均能得到良好的功能发挥和性能优化。

常规技术部署MPLSVPN之后，整个VPN内部路由为平面结构，无层次概念，网内路由任何变化将会导致全VPN路由震荡和收敛；对于骨干网应用点涉及地、省调及厂站，即VPN业务需要到厂站，而厂站一般采用低端网络设备，其处理能力与地、省调的中的高端设备相差较远，全网路由户同步将依赖于低端设备的计算能力，势必减慢VPN内路由收敛速度，降低网络稳定性，甚至产生循环路由，导致通信异常。

5.分层PE框架

（1）应用系统接入方式。

（2）地调应用系统接入方式。

包头地区电力数据接入网纳入到双平面以后，要求包头地区调度的主要应用系统如EMS直接接入双平面。

【参考文献】

[1]王益民.国家电力调度数据网的设计与实施[J].电网技术，2005，29（22）：1-6.

Wang Yimin.Design and implementation of state grid dispatching digitalnetwork[J].Power System Technology，2005，29（22）：1-6（in Chinese）.

[2]黄伟，葛敏辉，方兴其.华东区域电力调度数据网应用接入规范[J].电力系统自动化，2008，32（18）：100-103.

Huang Wei，Ge Minhui，Fang Xingqi.Study on accessing specification of powerdispatching application to the SGD net in East China[J].Automation of Electric Power Systems，2008，32（18）：100-103（in Chinese）.

[3]黄晓莉.面向21世纪的国家电力数据网络（上）[J].电力系统自动化，1999，23（22）：45-49.

篇5：电力调度

丁品

（南京信息工程大学信息与控制学院，08电气4班20081340115）

摘要：电力调度自动化系统在电网的实时监控、故障处理等方面发挥了重要作用，它的应用彻底改变了传统的电网调度方法，是电网调度手段的一次革新，是电网稳定运行的重要保障。本文通过分析电力调度自动化系统的主要功能，针对系统特点及发展趋势进行探讨。关键词：电力调度自动化系统；数字；市场；智能

Abstract: electric power dispatching automation system in power system real-time monitoring, fault processing plays an important role, its application has completely changed the traditional dispatching method for power grid dispatching method, is an innovation, is the important guarantee for the stable operation of power network.In this paper, through the analysis of power dispatching automation system the main function, according to the characteristic of the system and development trend are discussed.Key words: electric power dispatching automation system;digital;market;intelligent引言

在电力系统从小到大的发展过程中，电力系统自动化设备在其中扮演了重要的角色，为电力系统的安全运行发挥了极其重要的作用，自动化设备的水平也随着需求变化以及工业控制技术、计算机及网络技术和通信技术的发展有有了质的飞跃。从当初简单的继电器自动装置以及电力调度中心通过电话了解、调度各个发电厂、变电站的设备，发展为现在的在各个发电厂、变电站(子站)采用以计算机技术为主的综合自动化设备监控变电站内的电力设备，子站向电力调度中心(主站)发送遥测、遥信等信息，主站向子站发送遥控、遥调命令。增加防火、防盗以及遥视等功能后，实现了变电站真正的无人值班，产生了巨大的经济效益。从内容上分，可以将电力系统自动化划为电力系统调度自动化、发电厂自动化和变电站自动化等三部分。调度自动化又可分为发电和输电调度自动化(通常称为电力调度自动化)、配电力调度自动化(通常称为配电网自动化或配电自动化)。

2电力调度自动化概述

电力调度自动化系统是从全局的角度对整个电力系统进行监测和控制，它通过远程通信网络收集电网运行的实时信息，对电网的运行状态进行监视和安全性分析、状态估计、负荷

预测、远程调控等，从而保证电网的安全稳定运行，提高电能质量，改善电网运行的经济性。调度自动化系统是整个电网的控制核心，其可靠性对电网安全运行至关重要。如果调度自动化系统发生故障或失效，将使调度中心无法对电网的运行状态作出正确的判断和恰当的处理，无法保证一次系统的安全稳定运行，甚至会引起连锁性事故的发生，导致系统崩溃和大面积停电，造成巨大的经济损失和社会影响。

电力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，厂站端又包括电厂综合自动化系统和变电站综合自动化系统。狭义上讲，电力调度自动化系统指的是调度主站系统。电力调度的任务：确保电网的安全运行，确保电能质量，确保电网的经济运行并参与企业经营管理。

国内的电力电力调度自动化系统主要有南瑞的OPEN-3000电力调度自动化系统、许继的PANS-2000电力调度自动化系统、四方的CSD-2100电网调配管一体化主站系统及东方电子的DF8900电力应用一体化系统等。其中南瑞的OPEN-3000电力调度自动化系统在当前的国内市场中占据了主导地位，代表了当前国内的电力调度自动化系统的发展方向。电力调度自动化系统的发展趋势

3.1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。

3.1.1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。

3.1.2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。

3.1.3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。

3.1.4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。

3.2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。

3.3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。电力调度自动化的具体应用

现代电力调度自动化所涉及的应用内容范围很广，其基本内容包括运行监视、经济调度、安全分析和自动控制等。

4.1SCADA应用系统

SCADA是架构在统一支撑平台上的一个具体应用，是EMS系统的最基本应用，主要用于实现完整的、高性能的、实时数据采集和监控功能。SCADA软件具有口令管理、等级设置、工作站功能设定等安全管理手段。任何操作或事件都能记录、存储或打印出来。在任何重要的控制操作执行之前，系统自动检查口令和安全性，所有的操作结果能进行记录、存储和打印。SCADA应用利用系统软件支撑平台提供的服务，主要实现数据采集和处理、控制和调节、事

件和报警处理、网络拓扑着色、趋势记录、事故追忆PDR、事件顺序记录SOE、历史数据回放、报表系统与管理和打印与输出等功能

SCADA系统是电力调度自动化系统中的一个非常重要的一个应用，主要完成“四遥”功能（遥测、遥信、遥控、遥调）。它主要由由放置在各个变电站、发电厂内的监控系统及RTU等分站设备和电调度中心的主站设备组成。主站SCADA系统通过数据通道接收放置在发电厂、变电站(子站)内的RTU(RemoteTerminalUnit)或综合自动化系统采集的当地电气量数据和信息，利用主站系统的SCADA功能，对变电站和发电厂进行监视和控制。变电站内的综合自动化设备，接收来自主站系统的命令，并结合其自身的自动控制功能，对子站的设备进行控制。

根据具体的实际需求，SCADA系统可以分为：电网主站综合自动化系统，电厂综合自动化系统、配网综合自动化系统、变电站综合自动化系统、馈线综合自动化系统及其远动RTU系统等部分。

4.2AGC/AVC应用系统

即自动发电控制和最低电压控制，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）。主要有以下功能：

1）实时数据处理，直接读取SCADA所有量测，对每一量测进行严格质量检验，并引入状态估计遥测遥信粗检测对量测质量进行关联分析，对全网完整模型实时拓扑进行校验避免动态分区错误，确保控制数据源安全性。

2）动态控制策略，考虑变压器/容抗器等离散型设备操作次数约束，结合负荷曲线动态变化特性，使控制具有一定预见性，尽量减少动作次数。

3）上下级协调控制，地调AVC可响应省调实时无功指令或满足功率因数考核指标，保证主网电压稳定，减少主网输送无功功率并降低网损。

4）安全策略，实时运行安全策略完备，建立电网异常事件知识库，对保护事件可根据SCADA保护信号自定义报警，确保闭环控制运行稳定可靠。

4.3PAS高级应用软件

高级应用软件PAS系统主要是为对电网安全、经济和稳定的全面监视，提供优化、预防和紧急控制措施的分析和辅助决策手段；提供了全面的网络分析功能和解决方案。主要包括以下功能：

1)网络建模及网络拓扑,对整个网络分析来说显得非常重要，因为正确的网络模型(描述电力系统组件及其连接关系和参数)是保证网络分析各应用软件正确运行的基本条件。

2)状态估计,是EMS信息重建部分最主要的功能模块，其估计的结果是其它EMS分析软件的数据基础。

3)调度员潮流,是基本的网络分析软件，为调度工程师和运行分析工程师提供一种方便的分析工具，调度员可以在假想的条件下研究当前网络可能出现的运行状态，计划工程师可以用它校核计划的安全性，分析工程师可以用它分析近期运行方式的变化。

4)负荷预报,是未来数据的一个主要来源，对于电力系统控制、运行和计划都是非常重要，预测结果的好坏将影响电力系统运行安全性提高和经济性改善。

5)故障计算和分析,是根据电力网络的运行方式和网络组件的参数计算电力网络在系统发生故障的情况下系统故障电流的分布

6)静态安全分析,静态安全分析能够对系统发生预想事故时能否继续安全运行进行评估，为运行调度人员维护电力系统安全可靠运行提供依据，安全分析可以在实时和研究模式下运行。

4.4DTS应用系统

调度员培训仿真系统（DispatcherTrainingSimulator，简称DTS）是一套数字仿真系统，它运用计算机技术，通过建立实际电力系统的数学模型，再现各种调度操作和故障后的系统工况,并将这些信息送到电力系统控制中心的模型内，为调度员提供一个逼真的培训环境，以达到既不影响实际电力系统的运行而又使调度员得到身临其境的实战演练的目的。典型的DTS系统由电网仿真子系统、控制中心EMS仿真子系统和教员控制子系统组成：

1)电网仿真子系统PSM提供对电网的全面模拟，包括一次系统的模拟，又模拟了保护和安全自动装置等的二次系统；还模拟了电力系统的数据采集。

2)控制中心EMS仿真子系统（CCM）能模拟调度端的各种数据采集处理和操作、控制功能。控制中心仿真数据和仿真电网侧数据一致，学员可以使用与EMS一致的用户接口和应用软件功能。

3)教员控制子系统能很方便、快捷地建立教案，包括培训仿真的初始断面，提供对教案的管理工具和简单方便的DTS系统维护界面。

5结束语

现代社会对电能供应的“安全、可靠、经济、优质”等各项指标的要求越来越高，相电力调度自动化应地，电力系统也不断地向自动化提出更高的要求。电力系统自动化技术不断地由低到高，电力调度自动化由局部到整体的发展。电力一次系统的迅速发展是电力调度自动化系统发展的推动力，调度自动化系统正在朝着信息化、、标准化、智能化、数字化、网络化、WEB化、可视化、无线化、市场化、高新化的方向发展。数字化、高新化是自动化系统的基础，WEB化、可视化、无线化、集成化、网络化和标准化是要采取的手段，智能化是最终要实现的目标，市场化是未来市场发展趋势。总之，电网电力调度自动化的应用宗旨就是“功能越来越强大，使用越来越简单”，面向客户“傻瓜化”。

参考文献：