电网调度自动化的系统基础介绍.doc

北方电力论坛
电网调度自动化系统基础介绍
高纪湘
1我国电网调度分层结构 2
1.1电力系统组织和结构分层 2
1.2电力系统调度的分层控制 2
2电网调度信息 3
2。1分类 3
2.2特点 4
3电力系统远动及调度自动化系统 4
3.1电力系统远动 4
3。1。1电力系统远动功能 4
3。1。2电力系统远动信息及传输模式 4
3。1。3远动信息编码 4
3。1.4检错纠错编码的基本概念： 5
3.1。5远动通道： 6
3。1.6远动终端 7
3.1.7远动系统 8
3.2调度自动化系统 9
3.2。1调度自动化系统的发展过程 10
3。2。2调度自动化系统组成 10
3.2.3调度自动化系统功能 11
3。2。4调度自动化系统分层 11
3。2.5分层实例 12
3.2.6调度自动化系统主站结构 14
3。2.7调度自动化系统主站功能 16
3.2。8调度自动化系统主站性能指标 22
4 配电自动化 23
4.1配网自动化系统与地/县级电网调度自动化系统的异同 24
4.2配电自动化的意义及难点 25
4。3配电自动化功能 25
4.4配电自动化的实施方式 27
5 展望 28

1我国电网调度分层结构
电能的特点之一是不能储存。电能从分散在广大地域上的发电厂发出，经高压变电站升压，经高压输电线、降压变电站、配电网直到用户.
用户
配电网
高压变电站
输电线
发电厂

配电管理系统（DMS）
能量管理系统（EMS）

配电SCADA
需方管理
调度自动化
AGC

图1 EMS和DMS在电力系统中的关系
1。1电力系统组织和结构分层
调度中心是对发电厂、变电所、线路等进行调度控制的中心,由于电力系统是一个庞大复杂的跨地区系统，必须实行分层管理.我国电网实行的统一调度分层管理：设有国家电力调度通信中心（国调）、网调、省调、地调、配调/县调。随着西电东送、全国联网的推进,国调的作用将发生改变。
调度管理的主要任务是:
①充分利用发供电设备和调节手段向用户提供合格的电能;②在不发生超过设计规定的条件下，使电力系统安全运行和对用户不间断供电；③合理使用燃料、水力等资源使电力系统在安全稳定运行的前提下达到最大的经济性和减少对环境的污染。
调度管理的主要内容是:
（1）电力系统运行计划的编制；（2)电力系统运行控制；(3）电力系统运行分析；（4）继电保护、通信和调度自动化等设备的运行管理；(5）有关规程的编制和人员培训等专业管理。
1.2电力系统调度的分层控制
世界各国电力系统都采用分层调度控制。全系统的调度控制任务分属于不同层次,下级调度除完成本层的调度控制任务外，还要接受上层调度的命令并向其传达有关信息。采用分层控制的优点主要是：
(1)与组织结构相适应:
(2)系统可靠性提高；
（3)系统响应改善。
我国调度任务的分层大体是：大型发电厂、500KV及以上变电所由网调管理,中小型电厂、220KV变电所由省调调度,110KV及以下变电所和配电网由地调调度.调度任务可分为系统监视、系统控制操作、调度计划、运行记录及其它调度管理业务.
2电网调度信息
电力系统运行时，各级调度中心及发电厂、变电所相互间传递的反映运行状态和进行控制调节的信息以及与系统运行有关的其它信息。
2.1分类
可按功能要求、信息流向、信息制式等分类：
功能要求
实时信息(Real Time Information）：反映电力系统运行状态和进行设备控制调节的信息，如：
遥信（Telesignaling/YX）—反映各断路器、隔离开关的分合状态、变压器分接头位置以及保护自动装置动作状态等；
遥测（Telemetering/YC）—反映线路、变压器、发电机、母线、负荷等的有功功率、无功功率、电流、电压、频率以及电量等；
遥控(Telecommand/YK）—向管辖范围内的电气设备发送的断路器分/合闸、发电机起/停、电容器以及保护和其它自动装置的投入、切除;
遥调(Teleadjusting/YT）— 向管辖范围内的发电机发送的调节有功功率、无功功率和电压、变压器分接头位置等的调节命令.
批次信息(Batch Information）-为管理服务的数据、报表以及对电力系统安全、经济运行进行情况进行运算分析得到的一些数据；
水情信息（Information of Regimen）— 反映电力系统有关地区内的水情、气象信息。
信息流向:上行信息和下行信息；
信息制式
模拟量 – 随时间变化的连续量
开关量 – 又称状态量，只有两种状态；
数字量 – 一次仪表以数字量输出的量，如频率、水位；
脉冲量 – 一次仪表以脉冲量输出的量，如电度.
2.2特点
数量多、分布地域广,运行状态变化频繁，变化过程快，干扰强，因此要求调度信息具有高实时性和高可靠性.
3电力系统远动及调度自动化系统
综合利用电子计算机技术、远动和远程通信技术，实现电力系统调度自动化.调度自动化系统是现代电力系统运行不可缺少的重要组成部分。
3。1电力系统远动
3。1.1电力系统远动功能
运用通信、电子和计算机技术采集电力系统实时数据，对电力网和远方发电厂、变电所的运行进行监视和控制，即运用远程通信技术完成四遥功能.远动在欧洲被称为Telecontrol，在北美被称为SCADA（Supervisory Control And Data Acquisition）。
3。1.2电力系统远动信息及传输模式
远动信息包括遥测信息、遥信信息、遥控信息和遥调信息。
信息传输模式可分为循环式(CDT）和问答式（Pooling）：
循环式—-被控站将采集的实时数据按约定的规则循环不断地向主站（控制站)传送；
问答式—-控制站要获得实时信息，需先向被控站查询,然后数据才从指定的被控站送往控制站。
3.1。3远动信息编码
采集的远动信息在传输前必需按照有关规约的规定，把远动信息变换成各种信息字或各种报文.这种变换工作叫远动的信息编码。编码由数据采集装置完成.
我国原电力部颁发的循环式传输规约的信息字格式见下图：
功能码
信息码
校验码
8位
8位
图2 循环式传输规约的信息字格式
32位

循环式传输规约规定，任何信息字都由48字节组成，前8位是功能码,它有28种取值用来区分各种不同信息内容。最后8位是校验码，其产生规则是在40位信息码的基础上后面添加8个零，再模二除以生成多项式g(x）=x8+x2+x+1,将所得余式取非后作为8位校验码。
问答式传输规约中的报文(Message)格式见图3
字节N-1
报文头

数据区
校验码
字节0

图3 问答式传输规约的报文格式
报文头通常有3至4字节，它指出问答双方的地址、报文种类、报文数据区的字节数等。数据区的内容、字节数和字节中各位的含义由报文头有关字节指出，校验码按照规约指定的某种编码规则，用报文头和数据区的码字运算得到.报文的长度按字节增减.
3。1。4检错纠错编码的基本概念：
数字信号在传输过程中受到干扰而造成错码难以避免。数据通信、计算机及自动控制的发展和广泛应用，提出了如何提高抗干扰能力，有效而可靠地进行数字传输等要求,从而促进了编码理论的发展，目前纠错编码已成为应用数学的一个分支。
要发现或纠正传输过程中的错误就必需进行检错和纠错。其基本做法是在发送信息码元时，附加若干冗余码元，使码元之间的关系符合某一确定的规则，收信端按此规则进行检查便可知道是否有错码。
数字信号序列是分组传送的，若每组有k个信息码元，便有了2k个组合（码字)。将这些码字按确定的规则变换成n个码元的数字序列相互间应有尽可能多的差异，这个过程叫编码，此2k个的组合叫（n， k）分组码。其中n为码长，k为信息码元数，n—k为冗余码元数，冗余码元又称为监督码元、保护码元。因为监督码元是根据信息码按线性方程式规则算出来的，故又称为线性分组码。k个信息码元在前，n-k个冗余码元在后的（n, k）码称为系统码，反之称为非系统码。码长为n共有2n个码字，其中2k个为有效码字,2n—2k个为禁用码字.接收端对收到的码元序列按预定规则进行效验,如属于有效码字就认为是无错码,若属于禁用码字则肯定出错，这个过程叫检错译码。进一步还可以进行纠错。最直观的是采取最大似然译码法，即将收到的码字与合法码字进行比较看它与哪个码字差别最小就译成该码字.
码距：在编码中用码距来表示两个码字差异的大小。码字集合中，码距的最小值称为最小码距dmin，又称汉明距离，它是衡量其纠错/检错能力的重要指标.dmin愈大，纠错检错能力愈强，它们的关系如下：
（1）一个(n, k)分组码要能发现任意e个码元错误，则其中码字间的最小距离dmin应满足：dmin≥e+1
（2）如果要能纠正t个码元错误，则应满足：dmin≥2t+1
（3)如果要能纠正t个码元错误，又要发现e个(e〉t）码元错误，则应满足：dmin≥t+e+1。
在二进制的前提下,一个码字中非零元素数目(即1的个数）称为码字的汉明重量,简称码重，用w表示,线性码的最小码距等于该码字集合中的最小码重.
主要检错纠错编码有奇偶效验码、恒比码、循环码、BCH码和卷积码。
3。1.5远动通道：
远动通道是指主站与远方终端间进行数据通信的设备，也称信道.
通信介质包括有线(专用有线通道、复用电力线载波、光纤)、无线（微波、无线扩频、移动通信、卫星通信)等。通道质量的好坏直接影响信号传输的可靠性.为加强电力系统的信道建设，我国现已建成以光纤为主干的国家电力调度数据网络(State Power Data network， SPDnet）和电力数据通信网络（State Power Telecommunication network，SPTnet）构成的四级数据网，为远动信息传输提供了良好的基础。
数据传输的工作方式：全双工-可同时进行双向通信；单工：只能进行单向通信；半双工—双方交替进行发送和接收。
数据传输通道类型:传统的远动通道和网络通道.传统的远动通道见下图。
主站
通信口
调制解调器
通信设备
TXD
RXD
RTU
通信口
通信设备
调制解调器
TXD
RXD
通信线路
通信媒体
远动通道
TXD-发送数据线，RXD-接收数据线

图4 远动通道示意图
3.1。6远动终端
远动终端(Remote Terminal Unit， RTU）定时采集包括模拟量、脉冲量及开关量等实时数据并进行数据处理，按远动通信规约发给主站。从主站下发的命令通过远动终端接收识别后输出至执行机构或调节器。有的厂站远动终端还可以向当地值班人员提供一般控制屏上所没有的监控信息，如功率总加、越限告警等。如当地有监控计算机，远动终端仅需要与其接口,而不需要当地功能.
RTU的功能：采集并向远方发送遥信、遥测量接收并执行遥控、遥调，合称“四遥”。此外还有事件顺序记录、数据总加、信息转发、越限告警、与两个以上调度中心通信、接收并执行校时命令、复归命令、主备通道自动切换等。
RTU的分类:RTU、DTU、FTU、TTU、ERTU。远动终端结构见下图.
调制解调器
网络接口
当地显示/监控计算机
远动终端
脉冲量
模拟量
开关量
调节器
执行机构
时钟
上行 下行
上行 下行

图5 远动终端结构简图
3.1.7远动系统
远动系统配置的基本模式如图示。

（a） (b) (c)
(d) (e)

图6 远动配置的类型
(a）点对点 (b) 多路点对点 (c） 多点星形 （d） 多点共线 （e) 多点环形
遥控命令编码
遥调命令编码
遥控输入
遥调输入
调制
信道
打印
送模拟屏
送主计算机
遥测遥信显示
解调
译码
同步
返送校核
电流变送器
电压变送器
功率变送器

模拟多路开关

A/D
调制
编码
传感器
脉冲计数
数字多路开关
传感器
遥控执行
解调
译码
遥调执行
同步
i
v
p
电量输入
非电量输入
脉冲量输入
状态量输入
非电量输入
上行信息
上行信息
下行信息
下行信息
前置机部分
通道
终端装置部分

图7 远动系统的功能结构框图
远动系统是调度自动化系统的重要组成部分，是实现调度自动化的基础。
3.2调度自动化系统
远动技术在电力系统中的应用，使电力系统调度工作进入自动化阶段.当运动装置从布线逻辑的全硬件发展到广泛采用计算机技术后，就出现了调度自动化系统.传统的调度自动化系统被认为是保证电网安全运行的三大支柱之一（其他两个是安全稳定控制系统、电力专用通信系统），在电力系统的安全运行中发挥了并继续发挥着不可替代的作用。
3.2。1调度自动化系统的发展过程
l 20世纪30年代,电力系统就有了集中式自动调频和机电型远动装置；
l 60年代开始用计算机实现SCADA、AGC/EDC功能;
l 我国调度自动化始于70年代.70年代基于专用计算机和专用操作系统的SCADA（Supervisory Control And Data Acquisition）系统,如SD 176;
l 80年代基于通用计算机的EMS（Energy Management System)系统，如四大网引进系统,VAX/VMS的SCADA/EMS系统；
l 90年代基于RISC/UNIX的开放式分布式EMS/DMS（Distribution Management System）系统，如：RD 800、OPEN 2000、SD 6000、CC 2000等；
l 进入21世纪以来，遵循IEC 61970 CIM（Common Information model)/CIS(Component Interface Standard)，以采用JAVA、因特网、面向对象技术、综合考虑电力市场环境中安全运行及商业化运营要求等为特征的新一代EMS系统,如OPEN 2000E、TH21000等。
3。2.2调度自动化系统组成
一般调度自动化系统的结构如下图示。
RTU

发电厂
RTU

发电厂
RTU

变电所
RTU

变电所
通道
前置机
下级主站
上级主站
数据采集和执行
主站
主计算机
显示器、键盘、鼠标
人机联系子系统
主计算机
远动子系统
模拟屏

图8 调度自动化系统简图
3.2.3调度自动化系统功能
调度自动化系统的功能可分为数据采集和系统监控以及能量管理两大部分.
SCADA：完成信息采集、传输、监视和控制,通过人机界面实现对系统的在线安全监视,并有越限告警、记录、打印制表、事故追忆、系统自身监视等；对系统中的重要开关进行遥控、对有载调压变压器、调相机、电容器等设备进行调节或投切，并完成记录、统计、制表等日常工作;随着调度自动化的发展，把原来独立的频率及有功自动调节系统以及自动发电控制(Automatic Generation Control， AGC）和经济调度（Economic Dispatching）包括进来，扩展成AGC/ED功能。
EMS：随着电力系统的扩大和接线更加复杂，仅仅监视运行工况是远远不够的，近年来在网络和通信技术的支持下发展成包括SCADA、AGC/ED、PAS、DTS的能量管理系统（EMS)。随着电网互联和电力改革的步伐的加快，对电网运行调度和控制的要求提出了许多更新更高的要求。传统的EMS的概念、结构和功能都将发生很大的变化.
3.2。4调度自动化系统分层
与调度管理体制相适应，我国实行五级调度自动化系统，不同系统承担不同功能。
l 国调EMS：通过计算机数据通信与各大区电网控制中心相联，协调、确定大区间的联络线潮流和运行方式，监视统计和分析全国电网运行情况：
ü 采集各大区网和有关省网信息,监视大区电网的重要测点工况及全国电网运行概况，并进行统计分析；
ü 进行电力互联系统的潮流、稳定、短路电流及经济运行计算，校核计算的正确性,并通过计算机数据网向下传达;
ü 处理所采集的有关信息，作长期安全经济运行分析，并提出对策。
l 大区网调EMS：按统一调度、分级管理原则，负责超高压电网的安全运行，并按规定的发电计划及监控原则进行管理，提高电能质量和经济运行水平：
ü 数据采集和监控、经济调度以及有实用效益的安全分析；
ü 进行负荷预测，制定开停机计划和水火电经济调度的日分配计划、闭环或开环AGC；
ü 省（市）间和有关大区网的供受电量计划编制和分析；
ü 进行潮流、稳定、短路电流及离线或在线的经济运行分析计算，通过计算机通信校核各种分析计算的正确性，并上报和下传。
l 省调EMS：负责省网的安全运行，并按规定的发电计划及监控原则进行管理，提高电能质量和运行水平。独立省网和大区网内作为一个独立的控制区域，与相邻的省网实行联络线控制的省级调度：
ü 数据采集和监控、经济调度以及有实用效益的安全分析;
ü 进行负荷预测，制定开停机计划和水火电经济调度的日分配计划、闭环或开环AGC；
ü 地区间和有关省网的供受电量计划编制和分析;
ü 进行潮流、稳定、短路电流及离线或在线的经济运行分析计算，通过计算机通信校核各种分析计算的正确性，并上报和下传，并提供给运行方式部门作为计划编制的依据.
l 地调：一般是SCADA系统加部分PAS、DTS功能，不包括AGC:
ü 实现所辖地区的安全监控;
ü 对所辖有关站点（直接站点和集控站点)开关的远方操作，变压器分接头的调节和电力电容器的投切；
ü 用电负荷管理和自动投切。
l 县调/配调：随着农村电气化和城乡配电自动化而发展起来,基本功能包括基本数据采集和监控和扩展的据采集和监控，PAS、DTS大多是选项,对于配网的网络分析具有不同于输电网的网络分析功能,有的虽然名称相同，但算法不同。此外配调还需考虑和GIS接口。
3.2.5分层实例
合理确定分层数和各层的调度分工是非常重要的.主要采取两层和三层控制.如日本的电力调度控制系统分中央、中间和集中三层控制所.中央控制所(总局)负责整个系统可靠性运行及有效利用设备,包括负荷频率控制、主干系统电压控制、系统发电计划等。中间控制所（分局)负担主干系统以下地区系统的调度工作，包括地方系统安全监控、调度操作、地方电厂调度、信息采集和向中央控制所传送信息.集中控制所主要管理向负荷供电的变电所群进行远方控制和变电所设备维修.
计算中心
中央控制所
主干系统变电站
火电厂、核电厂、抽水蓄能水电站等
中间控制所
一次变电站
地方火电厂、大型水电站等
集中控制所
一般变电站
一般水电站
总局
分局
大用户
10
10
100
10
30
300

图9 日本电力系统调度三层控制系统模型（图中数字为一般数量）
PS
PS
RCC
RCC
DCC
DCC
DCC
DCC
DCC
RCC
MCC-主调度中心；RCC-区域调度中心；DCC-地区调度中心；PS-发电厂； -变电所、被控站
MCC

图10 电力系统远动系统典型分层结构（IEC 870-1-1)
3。2.6调度自动化系统主站结构
专用安全隔离装置
数据服务器
SCADA/AGC
服务器
PAS服务器
工作站
数据采集与通讯子系统
串行通讯设备
路由器
安全区Ⅰ

Web子系统
DTS子系统
安全区Ⅱ

安全区Ⅲ

防火墙

图11 一个典型的能量管理系统基本配置图
从硬件结构来看,整个系统分布在三个安全区中，分别为安全区Ⅰ、安全区Ⅱ和安全区Ⅲ，主系统位于安全区Ⅰ，DTS子系统位于安全区Ⅱ,WEB子系统位于安全区Ⅲ,安全区Ⅰ与安全区Ⅱ使用防火墙，安全区Ⅰ与安全区Ⅲ之间设置正向与反向电力专用隔离装置隔离。主系统包括双冗余局域网子系统、数据采集与通讯子系统、各种应用服务器与工作站.
1。局域网子系统
系统采用冗余的双交换式局域网结构，大型用户可采用具备三层交换功能的企业级或部门级交换机，重要的服务器还可采用1000M速率接入，普通用户可采用中档交换机,构成功能分布的开放系统。
2.实时数据采集子系统
数据采集服务器通过两块网卡分别联到主干网，网上传输的为经过数据采集服务器处理的、向SCADA应用服务器传输或接收的数据报文，以及各工作站间进行交换的报文;它还通过第三、四块网卡与数据采集专用网段相联。采用主网和数据采集网段分离的最大优点是能减轻主网负荷,提高整个系统的安全性及可靠性。连接在第三、四网段的有数据采集前置设备和有双重化冗余配置的交换式路由器、终端服务器、调制解调器/数字隔离板以及监视切换设备等。
每套前置系统具有对多个厂站进行通信的能力,且每路具有独立的端口。串口通信速率能在300Bd和11500Bd之间可选，并能适应同步、异步和模拟以及数字通信方式，也可接入网络RTU.支持CDT，Polling及网络协议等能文字描述的通信规约，系统一般应提供规约库或通用的国标库,还应提供针对某些变种协议的人机界面定义描述，提供标准接口供今后扩展之用，获得授权的用户可以方便地在规约库中增加新规约。此外系统还应提供完善的软硬件仿真、测试手段.
3.SCADA/AGC子系统
SCADA子系统完成遥信、遥测量的处理、越限判断、计算等电网的实时监控功能，AGC子系统完成自动发电控制功能，这两个子系统配置在同一组物理服务器上，采用两台服务器以热备用方式运行。
4。历史数据服务子系统
该子系统主要完成历史数据存储、管理。系统按指定周期将实时数据服务器中的数据转储到该服务器中，实现实时数据的长期存档。历史数据管理的所有功能都基于关系型商用数据库来实现。
系统一般采用两套RISC服务器及磁盘阵列作为系统管理及历史数据服务器。两台服务器按热备用方式运行，双服务器直接接入系统双LAN上. 历史数据库中的实时记录数据取自SCADA 处理后的数据。SCADA平台发生切换时，不会造成历史数据库的数据丢失和数据库损坏。
5。PAS应用服务子系统
该子系统用于实现电网的发电计划和网络分析功能。可配置两套RISC 服务器，两台服务器安装相同的操作系统、电力应用及网络分析软件，同时运行（或单独运行），自动均衡负载和自动平衡请求任务以完成各种应用功能。服务器接在系统双LAN上，LAN网络上的各种切换不会影响服务器功能和数据丢失。
6.调度员培训模拟子系统
DTS系统自成一个局域网，用于对调度人员和EMS系统维护人员进行各种操作技能和应用技能的培训。配置1台电网仿真服务器、1台学员工作站、1台教员工作站.
该子系统是相对独立于EMS系统，其局域网通过一台网络接口设备与EMS主局域网相连接。同时具备与大屏幕投影仪的接口。
7。安全WEB子系统
遵照有关电力二次系统安全防护文件的要求，将WEB子系统与主系统相对独立， WEB服务器可配置一到两台。
在安全区Ⅰ与安全区Ⅲ之间布置正向与反向专用电力专用隔离装置，正向隔离用于从内向外的通讯，传送实时数据、历史数据及图形文件等，反向隔离用于从外向内的通讯，传送计划值等。在安全区Ⅰ与安全区Ⅱ之间布置经过有关部门认可的国产硬件防火墙。
8。人机界面子系统
工作站一般配置UNIX工作站,也可配置高档PC图形工作站.由于系统采用了C/S结构，主要任务都在服务器上处理，所以工作站的配置可以相对低一些。
3.2.7调度自动化系统主站功能
1。支持平台
(1) 实时与商用数据库相结合的数据库管理系统
目前，广泛采用商用数据库已成为工业界数据库应用的潮流，有了商用数据库的管理，才能方便地实现信息的共享，现有的商用软件才可直接使用，与其它系统的互连才能按标准方式进行，系统才真正具有完全意义上的开放性。但如果全部直接使用商用数据库,又难以满足电力系统实时性的要求,所以我们在设计数据库管理系统的时候，采用实时数据库管理系统和商用数据库管理系统相结合的方法。商用数据库管理系统主要用来进行数据库建模，历史数据存贮，告警信息的登录、设备信息的存贮，管理信息和其他信息的保存，以及整个系统数据安全性的检查，一致性和完整性的保证等。
一般实时数据库管理系统是自行开发的具有Client/Server模式的数据库管理系统，具有很快的响应时间,能很好地满足电力系统实时性的要求，同时它还是一个网络数据库管理系统，它可以管理分布于网络中各个结点上的所有分布式数据库,这就为系统的灵活配置和功能的随意组合提供了技术基础。
两种数据库在系统中的有机结合,协调同步是一个系统设计成败的关键,必需采用先进的管理机制,对两种数据库进行统一管理，向用户提供统一的访问接口和人机界面，用户访问数据库时,只要指出要访问的对象，就可检索到相应的数据,而无须指明所需访问的数据是在实时库中还是在商用库中,是在本地机器上还是在异地机器上，两种数据库对用户完全透明，这就为用户的访问提供了极大的方便，减少了很多不必要的繁琐细节.
数据库应支持实时方式及多种研究方式，以保证不同的计算和不同应用的要求，并支持多种应用功能，不仅支持SCADA、PAS、DTS、AGC/EDC，而且还支持DMS等.
(2） 图形系统
图形系统一般是基于OSF/Motif或OpenGl采用面向对象的技术开发的全图形、全汉化系统。
其基本功能有:
l 应提供一功能强大、操作方便的图形编辑器、图元编辑器；
l 图形显示功能应灵活、多样、可放大、缩小、滚动、漫游、分层分平面显示，并提供导航图、如果是多显示屏的话，图形的导航图可分在两个屏幕中,便于检索和漫游；
l 图形具有多种形式,如接线路、潮流图、地理图、曲线、棒图、饼图、表盘图、刻度尺等，支持多屏显示;
l 应具有地理信息图的显示，支持图形信息的统计和检索；
l 具有动态着色功能，可根据电网网络拓朴结构，自动判断和推理，直观用颜色区分电网的电压等级和运行状态（如:正常、停电、接地等)；
l 操作功能应能配置灵活，所有操作控制菜单可在线定义，控制执行模块功能单一，正确可靠;
l 采用图形制导技术，作图的同时可以在图形界面上录入数据库，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,所见即所得，快速生成系统。利用图模库一体化技术根据接线图上的连接关系自动建立整个电网的网络拓朴关系,大大减少了EMS系统的工程化的复杂性和维护工作量，保证维护工作的正确性，避免人为错误，保证图形、电网模型、数据库的一致性,减少建模和建库时间。
(3) 前置机系统
前置机采用高性能的服务器（SUN、ALPHA、IBM等均可）作为硬件平台，多任务多线程的UNIX操作系统作为软件环境，可以接入与处理多个厂站的信息，系统配置灵活,裁剪方便。其主要功能应包括：
l 不仅能采用终端服务器,实现分布式串口接入，还能接入网络通道
l 多种通信介质、多种通信规约、多种通信方式互为热备用
l 高可靠性设计，配置灵活、扩充方便、适应性强
l 统一软件支持平台、人性化界面
l 基于构件方式的通讯规约库
l 远程诊断
（4）信息分层处理及责任区域管理
调度中心/控制中心的调度员/值班员一般都会根据不同岗位有不同的职责范围，针对这一情况，EMS系统应具有责任区域管理和信息分层处理功能。针对不同的信息，根据责任区域、操作权限按级别分层次处理，每个工作站只处理责任范围内需要处理的信息，且只能监视、操作、控制责任区域内的相关设备和信息，其他无关设备的信息将被屏蔽，不仅起到各个工作站节点之间信息分层和安全有效隔离的作用，而且在对信息进行了有效的分流和分层处理之后，网上的报文流量大大减轻，响应速度得到相应的提高，从而整个系统的性能和信息吞吐量也得到了提高。
(5)安全管理
依据国家经贸委［2002］第30号令《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护的规定》的要求和《全国电力二次系统安全防护总体方案（第7稿）》的规定，采取必要的安全措施,以保证系统的安全性.
安全管理一般应包括系统安全防护和内部安全管理两部分。系统应在网络边界的安全防护方面除采取了上述防火墙和电力专用隔离装置实现不同安全区间的可靠隔离外，还统一部署了入侵检测系统（IDS).对于安全区I与II，部署一套IDS管理系统，其IDS探头主要部署在安全区I与II的边界点、电力调度数据网络(SPDnet)的接入点以及安全区I与II内的关键应用网段.其它的安全措施包括对系统的拨号访问服务采取认证、加密、访问控制等安全防护措施；当条件具备时,安全区Ⅰ、Ⅱ接入SPDnet及对于一些重要业务也将采用认证加密机制。此外,还采取了多种措施(安全配置、安全补丁及主机加固等）以加强各主机自身的安全防护。
在内部安全管理方面，应通过用户管理、责任区、日志等方式，加强管理,堵塞安全漏洞。
（6）Web子系统
遵循《电网调度信息披露实施细则》的规定，OPEN－2000通过Web服务器对外进行信息发布,允许非本系统用户根据不同授权级别通过Web服务器采用桌面PC机的标准浏览器观看EMS系统信息。
为保证Web的安全，采用经国家有关部门认证的专用、可靠的电力安全隔离设施等，在Web 服务器和EMS网络之间实现安全隔离。
实时数据、历史数据、图形自动同步更新

正向
隔离

WE B 客户端

硬件防火墙

WEB
服务器
SCADA系统

反向隔离

计划值等更新

图12 OPEN—2000 Web解决方案
Web服务器应具有下列功能：
l 为不同用户设置不同级别的访问权限，提供不同的数据、页面、图形和功能；
l 用户可浏览电网运行实时数据、准实时数据、历史数据、画面、报表、曲线、图表等,如： ◆日报、月报和年报 
◆各类统计数据和曲线
◆所有事件分类列表 （包括遥信变位、RTU和厂站自动化系统运行情况、操作信息等）
◆事件顺序记录
◆重要参数越限
◆EMS系统运行状态
l 可完成SCADA系统的所有浏览操作，即浏览主接线图、厂站接线图、潮流图、地理图、设备参数、遥测遥信参数、历史事项、历史曲线、准实时曲线等;
l 系统管理人员可通过Web页面监视EMS系统运行；
l Web服务器配置能够对访问连接用户进行监视和管理；
l 客户端完全免维护；
l 提供编程接口。
（7）与上下级自动化系统的通信接口
TASE。2协议（远动应用服务元素协议,亦称控制中心间通信协议ICCP）的基本目的是将多个控制中心联为广域网，实现在各个控制中心间资源共享。TASE。2已被国际电工委员会（IEC）定为电力自动化系统之间信息共享的标准协议，目前已被推荐用于我国国家标准等效采用的工作计划中。DL476-92《电力系统实时数据通信应用层协议》是我国的电力行业标准.一般采用这两种协议实现控制系统之间的遥信和遥测的相互传送。交换信息由电力系统监控用的实时数据和历史数据组成，包括测量数据、计划数据、电能量结算数据以及操作信息等。在两个系统间的遥控操作方面应提供了授权机制,从而使系统的安全性得到进一步的提高.
2. SCADA功能
1) 数据采集：采集模拟量、状态量、脉冲量、数字量.除能采集各种RTU(包括网络RTU）信息外，还能采集保护、综合自动化及其它自动化系统的信息；
2) 数据处理：对上述采集的各种数据进行相应的处理并存入数据库；
3） 计算功能:提供各种统计计算功能，如:总加计算、限值计算、平衡率计算、累加计算、功率因数计算等，并提供用户自定义计算公式的手段；
4） 遥控和遥调:在具有高分辨率全汉化的人机界面上进行实时、直观的操作，操作内容包括开关分闸/合闸、有载调压变压器分接头的升/降、电容器/电抗器的远方投切等.此外，还提供各种标志牌的设置和管理；
5） 事件顺序记录及事故追忆；
6) 报表的生成、修改及打印；
7） 告警等。
3。 自动发电控制(AGC）
1） 负荷频率控制
2） 在线经济调度
3） 包括CPS在内的各项性能指标监视
4） 备用监视
5） 机组计划
6） 交易功率计划
7) 系统负荷预报
8） 机组响应测试
4。 电力系统应用软件（PAS）
1） 网络建模及网络拓扑
2） 状态估计
3） 调度员潮流
4） 电力系统负荷预报
5) 最优潮流
6） 电压/无功优化
7） 静态安全分析
8） 电力系统静态等值
9） 故障计算
10) PAS运行指标统计
5.调度员培训仿真(DTS）
1) 电网仿真:电力系统稳态仿真、电力系统动态全过程仿真、继电保护及安全自动装置仿真；
2） 控制中心仿真：数据采集仿真、控制中心及SCADA功能仿真等；
3) 教员控制功能:培训前的准备、培训过程中的控制和操作、培训后的处理等.
6. 多种网络互连功能
1) 提供多种接入方式,既包括符合标准的接入方式：基于IEC 61970的组件接口方式、基于IEC 61970 CIM/XML接口方式，也包括非标准接入方式：基于数据库的接口方式、基于文件的接口方式和基于专用通信协议的接口方式;
2） 提供Web服务,非EMS系统用户可以通过浏览器浏览本系统内图形、报表与运行工况等静态和动态数据，实现客户端免维护；
3） 基于可靠的安全措施，在确保本系统安全的前提下，实现与上、下级调度自动化系统、同级其它自动化系统的互连，实现信息共享；
4） 支持多种通道（可以是不同速度的局域网或广域网,也可以是模拟或数字串口)，多种通信规约（可以是TASE。2、也可以是DL476—92、或是101、104等）,在保证安全的前提下实现与其它计算机系统互连。
7。 与大屏幕投影显示器及模拟屏的连接
可与多种流行的大屏幕投影显示器及模拟屏进行连接。
3。2.8调度自动化系统主站性能指标
1。 系统响应时间
a) 状态量变位传输到主站时间： ≤ 3 s；
b) 遥测量超越定值变化（越阈值）传输到主站时间,或在循环传送方式下，重要遥测量更新时间： ≤ 3 s；
c) 遥控命令选择、执行或撤消传输时间: ≤ 3 s；
d) 遥调命令传输时间： ≤ 3 s；
e) 实时数据画面在人机界面屏幕整幅调出响应时间:
画面的85％： ≤3 s，
其余画面： ≤5 s；
f) 实时数据画面在电子型模拟屏整幅调出响应时间：
画面的85%： ≤5 s，
其余画面： ≤ 10s;
g) 画面数据刷新周期： 5 s ～ 10 s（可调）
h) 主备用机自动切换时间： ≤ 30 s
2. 主要性能指标
a) 模拟量遥测综合误差： ≤ 1.5％(包括变送器误差1.0%）
b) 厂站间事件顺序记录的时间分辨率： ≤ 20 ms
c) 电网正常情况下SCADA主要节点CPU负载: ≤ 30％（1 min平均值)
d) 电网事故情况下SCADA主要节点CPU负载 ≤ 70％（10 s平均值）
e) 电网正常情况下局域网负载： ≤ 20％
f) 远方终端装置主要性能指标： 符合GB/T 13729、DL/T 630规定
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