铁路电力调度SCADA[优秀范文5篇]

第一篇：铁路电力调度SCADA

铁路电力调度SCADA/EMS系统及其子系统

（1）支撑平台子系统

支撑平台是整个系统的最重要基础．有一个好的支撑平台，才能真正地实现全系统统一平台，数据共享。支撑平台子系统包括数据库管理、网络管理、图形管理、报表管理、系统运行管理等。

（2）SCADA于系统

包括数据采集，数据传输及处理，计算机与控制，人机界面及告警处理等。

（3）PAS子系统

包括网络建模、网络拓扑、状态估计、在线潮流、静态安全分析、无功优化、故障分析及短期负荷预报等一系列高级应用软件。

（4）调度员仿真培训系统(DTS)

包括电网仿真、SCADA／EM系统仿真和教员控制机三部分。调皮员仿真培训(DTS)与实时SCADA／EMS系统共处于一个局域网上，DTS本身由2台工作站组成，一台充当电网仿真和教员机，另一台用来仿真SCADA／EMS和兼做学员机。

（5）AGC／EDC子系统

自动发电控制和在线经济调度(AGC／EDC)是对发电机出力的闭环自动控制系统，不仅能够保证系统频率合格，还能保证系统间联络线的功率符合合同规定范围，同时，还能使全系统发电成本最低。

（6）调度管理信息子系统(DMIS)

调度管理信息系统属于办公自动化的一种业务管理系统，一般并不同于SCADA/EMS系统的范围。它与具体电力公司的生产过程、工作方式、管理模式有非常密切的联系、因此总是与某一特定的电力公司合作开发，为其服务。当然．其中的设计思路和实现手段应当是共同的。

第二篇：供水调度SCADA系统

供水调度SCADA系统概述

SCADA是英文Supervisory Control and Data Acquistion的缩写，意即“监视控制和数据采集系统”，该系统被广泛应用于供水、供电、燃气、油田等行业，主要功能是完成数据的采集控制和远程传输。本公司在1994年建立了供水调度SCADA系统，多年来在保障安全可靠供水、协调合理调度、保证公司利益等多方面发挥了重要的作用。

目前SCADA系统中采用的数据通信可简单分为有线和无线两大类，其中有线通信主要包括架设光缆、电缆或租用电信电话线、X.25、DDN、ADSL等，而无线则包括超短波通信、扩频通信、卫星通信、GSM 短信/GPRS通信等。在供水行业，由于各管网监控点分布范围广、数量多、距离远、个别点还地处偏僻，因此架设光缆、铺设电缆难度大、不切合实际，向电信部门租用专用电话线又要申请很多电话线，而且有些监控点线路难以到达，况且采用电话线路时需要等待漫长的电话拨号过程，速度慢，运营成本较高，总之SCADA系统采用有线通信方式建设周期长、工作难度大、运行费用高，不便于大规模使用；与之相比，无线通信方式则显得非常灵活，它具有投资较少、建设周期短、运行维护简单、性价比高等优点。在SCADA系统中，无线通信方式主要包括：超短波(230MHZ)无线数传、扩频（2.4G、5.8G）、卫星通信、GSM数字蜂窝通信系统等，其中卫星通信由于通信费用昂贵，只在一些特殊的领域下使用，未得以普及；而扩频通信技术虽然速率高，但只能在视距范围内传输，应用也受到限制。因此目前国内SCADA系统较普遍采用 230MHZ频段的数传电台作为传输信道。

采用超短波数传电台作为传输信道的是组网灵活、扩展容易、维修方便、运行费用低等优点，但由于系统工作于230MHZ且多采用普通间接调制的数传电台，这就造成系统易受外界干扰、通信速率低、误码率高、数据传送量不大、信号覆盖范围小等先天不足，这在本公司第二水厂生产数据上传到公司调度室时得到验证，目前已改为DDN专线传输方式。随着城市现代化、工业化进程的发展，传统的超短波通信方式正面临着越来越大的挑战，而GSM网络经过移动通信部门的多年建设，覆盖范围不断扩大，已成为成熟、稳定、可靠的通信网络，特别是近年来推出的短消息(SMS)、GPRS等新业务，这使得SCADA系统采用GSM网络来进行数据传输成为可能。GPRS技术的应用及分析

应用GSM网络进行数据传输从理论分析和实际应用都是切实可行的。就目前移动通信部

门提供的服务而言，可分为两种方式：①短消息（SMS），通过拨打终端号码而获取数据资料短消息；②GPRS技术，核心是通过IP转换技术进行数据传输。相比较下，采用GPRS技术更具优点和前瞻性，符合未来的通信发展方向。下面就以GPRS技术为例作说明：

2.1 GPRS原理及技术特点

GPRS是通用分组无线业务general packet radio service的英文简称，是在现有GSM系统基础上发展出来的一种新的网络业务。GPRS采用分组交换技术，每个用户可同时占用多个无线信道，同一个无线信道又可以由多个用户共享，实现资源有效的利用，从而实现高速率数据传输。GPRS支持基于标准数据通信协议的应用，可以实现与IP网、X.25网互联互通。GPRS具有全双工运作，间隙收发，永远在线，只有在收发数据才占用系统资源，计费方式以数据传输量为准等特点，由于GPRS的核心层采用IP技术，底层可使用多种传输技术，这使得它较易实现端到端的、广域的无线IP连接，以实现某种特定功能。

具备GPRS功能的移动电话或终端通过无线方式与GSM基站进行通信，随即登陆上GSM网络，但与电路交换式数据呼叫不同，GPRS分组是从基站发送到GPRS服务支持节点(SGSN)，而不是通过移动交换中心(MSC)连接到语音网络上。SGSN与GPRS网关支持节点(GGSN)进行通信；GGSN对分组数据进行相应的处理，再发送到目的网络，如因特网或X.25网络。

来自因特网标识有移动电话或终端地址的IP包，由GGSN接收，再转发到SGSN，继而传送到指定的移动电话或终端上。

2.2 利用GPRS来实现数据传输

基于GPRS技术的SCADA系统是以GSM为网络平台，充分利用了GPRS的技术特点和优势，实现高速、永远在线、透明数据传输的数据通信网络系统。

2.2.1基本工作原理：

在GPRS模块上实现TCP/IP协议，在应用程序端安装数据中心软件，数据中心拥有固定的IP地址(或域名)，GPRS模块登陆上GSM网络后，自动连接到数据中心，向数据中心报告其IP地址，并保持和维护链路的连接，GPRS模块监测链路的连接情况，一旦发生异常，GPRS模块自动重新建立链路，数据中心和GPRS模块之间就可以通过IP地址用TCP/IP协议进行双向通信，实现透明的、可靠的数据传输。

2.2.2数据通信过程如下：

1）现场监控点通过数据采集模块将数据存储到内存，当接收到命令数据时，通过接口电路，将带时间标签的数据发送到已登陆网络并具有IP地址的GPRS模块，后通过数据编码并有指向地

发送到GSM网络。

2）数据经GSM网络空中接口功能模块同时对数据进行解码处理，转换成在公网数据传送的格式，最终传送到公网中用户服务器IP地址。

3）服务器接受到数据后，通过公司内部网将数据传送到SCADA系统，后通过系统软件对数据进行还原显示，同时将数据存储到数据库中。

2.3系统应用GPRS技术的优势

1）信号覆盖范围广

GSM网络经过多年的建设，目前网络信号可说是无孔不入，基本不存在盲区，理论上只要有信号的地方，就可以实现SCADA监控，与之相比的超短波则只有方圆三十多公里（具体视乎当地环境）。

2）数据传送速率高

GPRS网络传送速率理论上可达171.2Kbps，实际应用时可能会偏低些，而目前一般的超短波数传电台传送速率多为2.4Kbps或更低。

3）通信质量可靠，误码率低

利用GSM成熟网络，数据传送的可靠性和稳定性得到有力的保证，同时随着其业务的发展，相信其在质量上会做得更好。

4）建设周期短

利用现有GSM网络，我们只需安装好设备就可以，不用考虑其它因素，采用超短波通讯时要充分考虑现场和附近环境，同时其附属设备要跟得上。

5）安装调试简单方便

利用现有成熟GSM网络，系统投入运行时基本不需要调试（只要技术可行，网络畅通），而且安装简捷。采用超短波通讯时安装调试工作量大，要有选择地选址，测试现场信号，架设天线铁架，调试天线角度方向等诸多工作。

2.4 系统应用GPRS技术的不足

1）对移动通信部门有依赖性

因为系统建设运行需借助GSM网络，这就造成我们SCADA系统的数据通信受到移动通信部门的制约，须说目前GSM网络发展的比较成熟，但有时亦存在网络繁忙堵塞或意想不到的事情发生，这会对系统数据造成中断，影响系统的数据分析处理。而采用超短波通讯组建自身网络系统，当系统发生故障时，可利用自身技术力量对网络进行修复而不需借助第三方，在工作中处于

主动。

2）运行成本相对较高

鉴于目前资费标准，该系统的运营成本在端站数量较少时略微偏高。

2.5 系统运营成本分析

构成系统运行成本主要有两方面（参考本地资费）：①系统服务器端的静态IP地址租用费。该项目目前资费较高，约占总运行成本的95%；②系统数据流量费用。收费标准目前有包月制和按数据量两种收费方式，按流量计算0.03元/kBytes，而包月制20元/月有1024 kBytes流量，该费用取决于流量的多少。相信随着技术的升级，业务应用的普及，其资费标准会逐步降低。

3结束语

该系统目前已投入运行阶段，运行效果良好，数据发送接受稳定快速可靠，完全能满足实际工作要求，是SCADA系统较理想的组网选择，相信随着时代的发展，科技的进步，数据通信业务的高速发展，无线IP通信技术业务变得越渐成熟,会越显优势，会得到广泛的普及和应用。

摘自《中国水星》

第三篇：电力调度

信息管理 可靠性管理 经济性管理 电压管理 负荷管理 负荷控制中心 负荷控制终端 分布式 集中式

基于重合器—分段器 RTU 负荷控制与管理 远程抄表及计费自动化

电网调度子系统：信息采集与命令执行 信息传输 信息处理与控制 人机联系

A·工频控制技术是一种双向通信方式，他是利用电路传输线作为信号传输途径，并利用电压过零实际进行电压调制。由变电站向外传输的信号是工频技术，是在50HZ工频电压过零点附近的区间根据需要，通过调制电路，产生一个轻微的电压波形畸变，位于远方控制点的检测设备能检测出这个畸变，并还原出所待变的源码。向变电站传送信息的工频控制技术是简历在电流调制的基础上的，在远方控制点准确的控制一个开关产生，空过电感吸收电流，在变电站检测出这个电流变化，并还原出源码

·信号发生原理在电压过零点附近经杂关电容放电 电感吸收电流脉冲波

速度快

可靠性受负荷阻抗影响，并注意利用控制香味原理的其他设备脉冲干扰

A~·变电站远动系统对远东信息的处理过程可分信号输入输出和调理，采集处理于控制，远动通信三部分***

1远动信号在进入RTU前，必须进行同意调理，时期满足数字信号处理要求

要信信号的输入输出调理过程，一般是讲采集的信号直接送到要信端子办，端子板实际是信号的接口电路，他对输入输出信号进行隔离和电平调整，形成于内外隔离的符合各自电平要求的信号。信号经过隔离，滤波处理后送RTU惊醒要信处理 要信信号一般来自变电站测量二次贿赂。遥测测量变送器首先把测量二次回路的各种点参数统一变换为标准只留信号，经过变换的信号输入RTU端子办进行隔离保护滤波，在送入A/D 转换器进行转换，形成遥测数字量

遥控和遥调信号是RTU向控制对象发送的数字信号，一般是TTL电平，需要进行整理和驱动才能直接驱动操动执行机构。传统的远动专职一般增加中间继电器的办法来天正和增加信号的驱动力，这些中间继电器可以集中组成遥控执行继电屏，可以实现被控对象yu RTU隔离。保护RTU不受干扰和破坏

2远动的各种遥测 要信信号经信号转换和调整后送入远动设备RTU，成为抑郁存储和传输的数字量，同时，他还根据通信环节处理后所得的遥控遥调指令，完成一定逻辑判断，驱动执行机构，完成各项控制任务

3远东信必须与调度主站进行交换，才能实现远动自动化的各种功能，远东与调度主站系统交换通过远动专用通信设备实现 ~~

A安全措施

1TA TV回路上工作室确保人生安全

在接入时，应防止TA开路TV短路。在对变送器进行消缺跟换是，TATV都在运行，所以应短接TA二次回路，并应在短路点后二次会路上测量是否五点六，确保无电留工作 电源安全措施

调度自动化主站系统，集控中心系统，变电站，是对变电站一次设备进行见识和控制的，一旦失去电源，便会失去见识可控制，很重要，装设不间断电源 注意事项 遥控时哦为确保电网安全和正常运行，炒作中应对操作返校与属于哦要操作的对象是否一直，在确保一直的情况下，方可进行操作，综合自动化点电站惊醒更滑时，应统治远东人员到现场，对远动装置和后台机进行调试，再进入运行。在变电站远动主站惊醒调试时，应将所有开关刀闸的远方/就地把手置入就地位子，只将索要调试的置在远方位子，防止遥控数据库错误导致误拉合运行设备

电镀自动化系统的安全防范，应防止病毒和黑客入侵，安装杀毒软件和防火墙，对系统操作人员进行密码管理，专人专用，严防密码被窃，定期对计算机检测，一包稳定运行

A地理信息系统有硬件 软件 数据库组成

功能：数据预处理 图形操作与制图输出 站内自动化子系统的地理信息管理 馈线自动化的地理信息管理

用户抄表和自动计费子系统的地理信息管理

实现电网内配电线路机用户护甲线方案的辅助设计

A远方终端作用于功能

作用是采集发电产于变电所中表征电力系统运行状态的模拟量和数字量，见识并向调度中心发送信息，执行调度中心发往现场的控制和调节命令

远方功能

主要指RTU与调度中心之间通过远距离信息传输所完成的监控 当地功能

主要指RTU通过自身或连接的显示，纪录设备，实现对电网的监视控制

A变电站基本功能

1控制与监视 2自动控制 3测量表计 4继电保护 5与继电保护相关的功能 6接口 7系统 子系统

1数据采集 2时间顺序纪录和事故追忆 3故障录波 4 控制及安全操作闭锁 运行监视与人机联系子系统

A配电载波：

高频阻波器—防止高频信号像不需要的方向传输 耦合滤波器—将载波设备与馈线上的高电压，操作电压及雷电典雅等隔离，以防止高电压进入通信设备，同时使高频载波信号顺利耦合到馈线上去

结合滤波器—与耦合滤波器配合将信号耦合到馈线上去，抑制干扰

A标度变换 40*10 400/2047=0.195407=0.0011001000000 左移2位N1N2=10 K=***0

A(M+L)Tss

T=0.02s

Tss=tA

A对个种子网络系统的相关任务设置不同的优先级

采用信息加密技术

设置网络防火墙和专用网关

进行数据双重备份

采用预防性突发事故的信息隔离技术

根据环境变化 ❀ 系统进一步完善调整和扩展自身的能力，并能实现重构

第四篇：电力调度

电力调度自动化系统

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：

[1]何景斌.管理信息系统在电力调度管理自动化中的应用[J].建材与装饰，2007.[2]马红.电力调度自动化系统实用化应用[J].现代电子技术2004.

第五篇：电力监控系统简介(SCADA)

电力监控系统简介

电力监控系统（英文为Supervisory Control And Data Acquisition，简称SCADA系统），其主要功能是对供电设备（包括变电及接触网设备）进行监视、控制和采集。

1．SCADA系统功能简介

电力监控系统（简称SCADA系统）的主要设备设置在控制中心。远程控制终端设备（即RTU设备）设置在各变电所内，RTU通过通信网络OTN与控制中心设备相连接，控制中心命令由OCC发往各RTU，再由RTU传向供电系统，供电系统的所有信息通过RTU传向控制中心。SCADA系统所有计算机和RTU都有自监功能，系统设备具有高度可靠性，各设备状态可在CRT上显示出来。

1.1.被控对象设备

1.1.1.变电所设备

a.2个110kV/33kV主变电所（坑口、广和）

b.8个牵引降压混合变电所（西朗、车辆段B所、芳村A所、长寿路A所，公园前B所、列士陵园A所、体育西B所、广州东站A所）

c.25个降压变电所

1.1.2.接触网设备

a.西朗牵引降压混合变电所→7个接触网电动隔离开关

b.车辆段牵引降压混合变电所→2个接触网电动隔离开关

c.芳村牵引降压混合变电所→6个接触网电动隔离开关

d.长寿路牵引降压混合变电所→6个接触网电动隔离开关

e.公园前牵引降压混合变电所→6个接触网电动隔离开关

f.列士陵园牵引降压混合变电所→6个接触网电动隔离开关

g.体育西牵引降压混合变电所→6个接触网电动隔离开关

h.广州东站牵引降压混合变电所→6个接触网电动隔离开关

1.2.SCADA系统全线运行运作模式

SCADA系统全线运作模式采用OCC中央设备集中监视和控制，并在车辆段B所、坑口主变所及广和主变所设立站控计算机，辅以站控控制模式。在灾害模式下，执行站控控制方式。SCADA系统可以根据运行实际需求，更改部分运行模式。全线运行后，在各牵引所各增设一台站控计算机（型号是PG740）。

2．SCADA系统主要设备名称数量及投入使用情况

2.1 RTU设备共36台，其中35个分别设置在沿线各站变电所及车辆段变电所；另一个放在材料总库.2.2 站控计算机(PC机)共3台,全部投入使用,分别设置在车辆段B所,广和主所和坑口主所;

2.3 站控PG机共11台,其中7台设置于除车辆段B所外的其他牵引变电所,一台放在OCC六楼监视通道用,一台为抢修用备机,其余备用.2.4 TCI柜共一台,设置于OCC六楼SCADA设备房;

2.5 UPS系统一套(包括UPS柜两个、蓄电池柜、配电盘各一个),设置于OCC六楼UPS房，UPS柜一用一备。

2.6 模拟屏一个，设置于OCC八楼，在线使用。

2.7 控制中心操作站计算机五台，两台主备机，一台归档机、一台信号机设置于OCC八楼，一台维护机设置于OCC六楼SCADA设备房。

3．SCADA系统于1999年1月安装完毕，于1999年6月完成调试并投入使用。1