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【摘要】主要通过介绍电力调度自动化系统有关的技术要求和基本的功能配置、变电站综合自动化系统和电力调度自动化主站系统的新技术及其发展方向进行探讨。
【关键词】调度自动化；变电站综合自动化；系统IEC61970【中图分类号】TM73
【文献标识码】A
【文章编号】1672—5158（2012）10-0318-01
1 引言
电力调度自动化系统是指直接为电网运行服务的数据采集与监控系统，包括在此系统运行的应用软件。调度自动化系统由调度自动化主站系统、变电站自动化系统、发电厂自动化系统、传输通道以及相关设备组成。电力调度自动化系统一般包含安装在发电厂、变电站的数据采集和控制装置，以及安装在各级调度机构的主站设备，通过通信介质或数据传输网络构成系统。常见的调度自动化主站系统有：监视控制和数据收集系统（SCA-DA）、能量管理系统（EMS）、配电管理系统（DMS）、电能量计量系统（MeteringSystem）等。目前，县级调度自动化系统一般由变电站端综合自动化系统和SCAD调度自动化主站系统组成。以最常见的县级调度自动化系统为例，浅谈电力调度自动化系统及其发展技术。
常见的电力调度自动化系统
2 变电站综合自动化系统
变电站综合自动化系统（SubstationAutomation systems），简称SAS是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备（包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等）的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。
综合变电站自动化系统由站控层和间隔层两部分组成。站控层（StationLevel）：由主机、操作员站、远动装置、继电保护工作站等构成，面向全变电站进行运行管理的中心控制层。间隔层（BayLevel）：由测控装置、继电保护装置、间隔层网络设备以及与站控层网络的接口设备等构成，面向单元设备的就地测量控制层。
3 县级电力调度自动化SCADA主站系统
县级电力调度自动化主站系统主要功能是SCADA（SupervisoryControlAnd DataAcquisition）系统，即数据采集与监视控制系统。
SCADA主站系统实现的功能：
（1）数据采集和监控（SCADA）功能。系统应能采集系统各厂站目前已有的各种不同规约、不同传输速率、不同变电站综合自动化系统（SAS）信息，能够采集变电站综合自动化系统及当地终端设备接入的其它现场信息。
（2）数据处理功能。遥信、遥测、电度量处理，事件顺序记录（SOE）处理。电度量的采集、处理各县调目前都是使用专用电能量采集系统。
（3）事项及报警。报警信息包括：系统报警信息（包括通道报警、主机状态报警信息、系统进程报警信息、服务器切换信息等）和电力系统报警信息（包括开关变位、刀闸变位、保护信号动作／恢复、遥测越限等）。
（4）远方控制及操作。主要具有批次及单点遥控、遥调功能，同时遥控操作时可实现双席操作监督执行，监控人员在操作时可以实现一控一监督，保证了操作可靠。
（5）画面生成、编辑、显示。目前，各厂家生产的调度自动化系统画面生成、编辑都很简单，绘图软件包功能非常强大。在进行画面编辑时，可在线编辑、修改、拷贝、存储。
4 调度自动化主站系统的发展方向
当前电力系统自动化软件已经发展到第四代。电力系统需求和应用模式也有了很大转变，集中体现在以下几个方面：
4.1 自动化系统的规模日益增大
自动化系统无论接入的信息量、接入的范围、接入的信息种类都比以往大大增加。自动化系统尤其是实时生产管理方面（SCADA／DMS／TMR等）对系统软件提出了更高的要求，尤其是系统的开放性、稳定性、可靠性以及系统的高可用性等方面。
4.2 自动化系统应用的复杂度日益提高
随着电力自动化系统产品实用化的推进，生产监控、调度、指挥、管理类的自动化应用需求日益实用化、也日益复杂化。应用的复杂化对数据源头要求多样化，数据源的种类多样化、与兄弟系统的互连复杂化，在中间往往还夹带着中国特色的管理性质的内容。
5 DF8003调度自动化主站系统的新技术及特色功能简介
DF8003调度自动化主站系统，遵循IEC61970标准，符合调度自动化主站系统的发展方向的新一代调度自动化主站系统。以下是供电局的DF8003调度集控一体化自动化主站系统，简单介绍其新技术及其主要特色功能。
供电局DF8003主站系统
5.1 IEC61970CIM／CIS标准的简介
IEC61970是电力系统近年来自动化领域一个很重要的标准。近来研发的调度自动化主站系统都遵循IEC61970标准。国际标准IEC61970，由IEC第57技术委员会（电力系统控制和有关通信）制定的，一系列标准，是电力系统自动化领域一个很重要的标准，其核心主要是C1M／CIS标准。公用信息模型（CIM）部分描述了关于哪些物理实体的信息被交换了。IEC61970系列标准的CIM模型采用面向对象的方法，准确地描述了电力系统的复杂结构，使实时数据的各种应用使用面向对象的方法和技术存取和处理数据。描述组件接口规范（CIS），定义了每个应用分类之间的逻辑信息交换，基于CIS标准的数据库的访问能满足第三方软件的“即插即用”。实时数据库管理系统是调度自动化系统支撑平台乃至整个系统的核心内容，实时数据库遵循IEC61970CIM／CIS标准，是新一代系统标准化和组件化的关键，为实现各电力信息系统标准化互联提供了技术基础。
5.2 DF8003调度集控一体化自动化主站系统的主要新技术点
（1）8003系统遵循先进的开放系统设计理念，采用分层构件化软件体系结构应采用功能分布式的系统设计和全分布的网络体系结构。系统所有功能采用客户／服务器（Client／Server）模式分布于网络中，支持各管理网络中各自独立的处理节点，使数据共享。
（2）IEC61970CIM／CIS标准的数据库平台设计系统的设计从系统支撑平台、数据库、人机界面等几个方面，遵循IEC61970的标准，以电力设备为对象创建了统一的电力系统数据模型，为用户的功能扩展和软件更新提供了开放的、强大的底层支持功能，以满足日益增长的系统网络数据交换和数据共享的需要。
（3）CIM标准的图模库一体化设计系统遵循IEC61970／61968CIM标准建立了统一的电网模型，使得信息模型的建立实现了标准化并易于扩展。
供电局地调自动化调度系统和供电局区县
调调度自动化调度的系统互联，不是简单的数据的转发，而是使用DF8003的分层分控平台，实现如下功能：
（1）系统的图形及参数，可以统一由地调维护，然后同步更新到区调系统中。
（2）历史数据各自存储，但可互相备用：如果地调某一天的历史数据丢失，可以通过区调存储的数据快速补充。
（3）区调系统数据库崩溃可以通过地调的数据库对其进行迅速恢复。
6 结语
供电局自动化调度系统和供电局调度自动化调度的分层分控互联模式，能满足供电局调度变电运行管理的发展和变化，如果生产管理体制发生变化，供电局调度自动化调度可以直接并入地调系统运行，并且不需要再重复进行厂站接入调试试验。
【关键词】调度自动化；变电站综合自动化；系统IEC61970【中图分类号】TM73
【文献标识码】A
【文章编号】1672—5158（2012）10-0318-01
1 引言
电力调度自动化系统是指直接为电网运行服务的数据采集与监控系统，包括在此系统运行的应用软件。调度自动化系统由调度自动化主站系统、变电站自动化系统、发电厂自动化系统、传输通道以及相关设备组成。电力调度自动化系统一般包含安装在发电厂、变电站的数据采集和控制装置，以及安装在各级调度机构的主站设备，通过通信介质或数据传输网络构成系统。常见的调度自动化主站系统有：监视控制和数据收集系统（SCA-DA）、能量管理系统（EMS）、配电管理系统（DMS）、电能量计量系统（MeteringSystem）等。目前，县级调度自动化系统一般由变电站端综合自动化系统和SCAD调度自动化主站系统组成。以最常见的县级调度自动化系统为例，浅谈电力调度自动化系统及其发展技术。
常见的电力调度自动化系统
2 变电站综合自动化系统
变电站综合自动化系统（SubstationAutomation systems），简称SAS是利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信息处理技术等实现对变电站二次设备（包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等）的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。变电站综合自动化替代了变电站常规二次设备，简化了变电站二次接线。变电站综合自动化是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。
综合变电站自动化系统由站控层和间隔层两部分组成。站控层（StationLevel）：由主机、操作员站、远动装置、继电保护工作站等构成，面向全变电站进行运行管理的中心控制层。间隔层（BayLevel）：由测控装置、继电保护装置、间隔层网络设备以及与站控层网络的接口设备等构成，面向单元设备的就地测量控制层。
3 县级电力调度自动化SCADA主站系统
县级电力调度自动化主站系统主要功能是SCADA（SupervisoryControlAnd DataAcquisition）系统，即数据采集与监视控制系统。
SCADA主站系统实现的功能：
（1）数据采集和监控（SCADA）功能。系统应能采集系统各厂站目前已有的各种不同规约、不同传输速率、不同变电站综合自动化系统（SAS）信息，能够采集变电站综合自动化系统及当地终端设备接入的其它现场信息。
（2）数据处理功能。遥信、遥测、电度量处理，事件顺序记录（SOE）处理。电度量的采集、处理各县调目前都是使用专用电能量采集系统。
（3）事项及报警。报警信息包括：系统报警信息（包括通道报警、主机状态报警信息、系统进程报警信息、服务器切换信息等）和电力系统报警信息（包括开关变位、刀闸变位、保护信号动作／恢复、遥测越限等）。
（4）远方控制及操作。主要具有批次及单点遥控、遥调功能，同时遥控操作时可实现双席操作监督执行，监控人员在操作时可以实现一控一监督，保证了操作可靠。
（5）画面生成、编辑、显示。目前，各厂家生产的调度自动化系统画面生成、编辑都很简单，绘图软件包功能非常强大。在进行画面编辑时，可在线编辑、修改、拷贝、存储。
4 调度自动化主站系统的发展方向
当前电力系统自动化软件已经发展到第四代。电力系统需求和应用模式也有了很大转变，集中体现在以下几个方面：
4.1 自动化系统的规模日益增大
自动化系统无论接入的信息量、接入的范围、接入的信息种类都比以往大大增加。自动化系统尤其是实时生产管理方面（SCADA／DMS／TMR等）对系统软件提出了更高的要求，尤其是系统的开放性、稳定性、可靠性以及系统的高可用性等方面。
4.2 自动化系统应用的复杂度日益提高
随着电力自动化系统产品实用化的推进，生产监控、调度、指挥、管理类的自动化应用需求日益实用化、也日益复杂化。应用的复杂化对数据源头要求多样化，数据源的种类多样化、与兄弟系统的互连复杂化，在中间往往还夹带着中国特色的管理性质的内容。
5 DF8003调度自动化主站系统的新技术及特色功能简介
DF8003调度自动化主站系统，遵循IEC61970标准，符合调度自动化主站系统的发展方向的新一代调度自动化主站系统。以下是供电局的DF8003调度集控一体化自动化主站系统，简单介绍其新技术及其主要特色功能。
供电局DF8003主站系统
5.1 IEC61970CIM／CIS标准的简介
IEC61970是电力系统近年来自动化领域一个很重要的标准。近来研发的调度自动化主站系统都遵循IEC61970标准。国际标准IEC61970，由IEC第57技术委员会（电力系统控制和有关通信）制定的，一系列标准，是电力系统自动化领域一个很重要的标准，其核心主要是C1M／CIS标准。公用信息模型（CIM）部分描述了关于哪些物理实体的信息被交换了。IEC61970系列标准的CIM模型采用面向对象的方法，准确地描述了电力系统的复杂结构，使实时数据的各种应用使用面向对象的方法和技术存取和处理数据。描述组件接口规范（CIS），定义了每个应用分类之间的逻辑信息交换，基于CIS标准的数据库的访问能满足第三方软件的“即插即用”。实时数据库管理系统是调度自动化系统支撑平台乃至整个系统的核心内容，实时数据库遵循IEC61970CIM／CIS标准，是新一代系统标准化和组件化的关键，为实现各电力信息系统标准化互联提供了技术基础。
5.2 DF8003调度集控一体化自动化主站系统的主要新技术点
（1）8003系统遵循先进的开放系统设计理念，采用分层构件化软件体系结构应采用功能分布式的系统设计和全分布的网络体系结构。系统所有功能采用客户／服务器（Client／Server）模式分布于网络中，支持各管理网络中各自独立的处理节点，使数据共享。
（2）IEC61970CIM／CIS标准的数据库平台设计系统的设计从系统支撑平台、数据库、人机界面等几个方面，遵循IEC61970的标准，以电力设备为对象创建了统一的电力系统数据模型，为用户的功能扩展和软件更新提供了开放的、强大的底层支持功能，以满足日益增长的系统网络数据交换和数据共享的需要。
（3）CIM标准的图模库一体化设计系统遵循IEC61970／61968CIM标准建立了统一的电网模型，使得信息模型的建立实现了标准化并易于扩展。
供电局地调自动化调度系统和供电局区县
调调度自动化调度的系统互联，不是简单的数据的转发，而是使用DF8003的分层分控平台，实现如下功能：
（1）系统的图形及参数，可以统一由地调维护，然后同步更新到区调系统中。
（2）历史数据各自存储，但可互相备用：如果地调某一天的历史数据丢失，可以通过区调存储的数据快速补充。
（3）区调系统数据库崩溃可以通过地调的数据库对其进行迅速恢复。
6 结语
供电局自动化调度系统和供电局调度自动化调度的分层分控互联模式，能满足供电局调度变电运行管理的发展和变化，如果生产管理体制发生变化，供电局调度自动化调度可以直接并入地调系统运行，并且不需要再重复进行厂站接入调试试验。