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一、文献探讨
1.1国外调度自动化系统的相关研究
在1965年纽约大停电事故中，由于自动化设备的缺陷，主要由于电网调度信息采集系统及人机联系系统的不完善，造成了范围从加拿大的多伦多地区到纽约州附近5个州的大片地区停电，时间长达13.5小时，使人们认识到电的重要性，认识到了电网调度自动化系统的重要性，从此大力加强电网调度自动化系统的建设。电网调度自动化系统包含工业控制技术、计算机及网络技术、通信技术等。工业控制技术是自动化技术应用的一个方面，分开环控制系统和闭环控制系统两种，在电网调度自动化中，这两种控制技术同时采用。在子站内的自动化设备，多采用闭环控制的方式，如继电保护设备;主站对子站的监控，现在采用开环控制方式[2]。在早先的主站系统中，采用中央主机模式，主机的负担较重，现在在主站，采用以以太网为基础网络模式，适应了电网调度自动化多种应用的需要，扩展性好。在子站设备中，采用工业现场总线技术，在一条线路上既传输数据信号又提供电源，能够适应了发电厂、变电站内的强电、强磁环境。在电网调度自动化中，监控中心和各子站之间的通信，最早采用的是电力载波及明线传输，随着通信技术的发展，逐步采用微波、特高频等通信手段。现在的系统中，以光纤环网作为主，以载波、微波为辅的通信手段，大大提高了数据传输的质量和速度。
1.2国内调度自动化系统的相关研究
电网调度自动化系统发展到今天已经是第四代了。最初是70年代基于专用计算机和专用操作系统的SCADA系统，然后是80年代基于通用计算机的EMS系统，进而发展到90年代基于RISC/UNIX的开放式分布式EMS/DMS系统（国家电力调度通信中心、福建、山东、西北、宁夏、湖北、湖南、安徽等单位引进的SCADA/EMS,电力科学研究院和东北电力集团公司合作开发的CC-2000系统,电力自动化研究院开发的RD-800系统、OPEN-2000系统、SD-6000系统等）,第三代系统已发展了十几年。随着计算机、数据网络、数据库等技术的飞速发展以及电力市场的要求,第四代电网调度自动化系统的基础条件已经发展起来,该系统的主要特征是采用JAVA、因特网、面向对象等技术,综合考虑电力市场环境中的安全运行及商业化运营的要求。在如今的调度自动化系统中，硬件配置越来越高，开放式的调度自动化系统越来越普遍；网络技术应用的呼声也越来越高，分布式潮流，分布式网络分析等在应用研究之中；同时利用高速网方便地对无人值班变电站进行“遥视”以及上下级调度之间的可视电话和可视调度都是可实现的；调度人员对于基于图形的快捷方便的调度的要求使调度自动化系统进一步发展[3]；面向对象技术以及数据库技术也为调度自动化系统的发展提供了技术支撑；人工智能技术在一些分析软件中的应用进一步扩展了调度自动化系统的功能；Internet技术将为调度自动化系统人机界面的完善做出很大的贡献；电力市场的发展为调度自动化系统提出了新的要求；调度自动化系统和其它系统如何集成，以及SCADA/MIS/EMS等系统数据的共享问题如何改善，数据的冗余量如何减少的问题[4]；GPS技术在新一代调度自动化系统中的应用都是现在需要研究的课题。
二、方案设计
2.1系统整体结构设计
本系统是一个通过计算机网络技术、通信技术、工业自动化控制技术等对电力系统的发电、输电、变电、配电和用电等过程进行监视、控制和管理的系统。它作为一个集成的信息系统，软件在其中起着非常重要的作用，所以，应按照软件工程的观点分析和组织系统，即按照抽象和信息隐藏、模块化和局部化的原则来设计和实现。电网调度自动化的主要功能模块有安全监视(SCAAD)、自动发电控制(AGC)、网络分析(NA)和计划、调度员培训模拟D(TS)及配电自动化(AD)等几个部分。包括以上全部功能的系统称为能量管理系统(EnergyManagementSystem)，简称MES。在电力系统中采取按电压等级分级管理和调度的模式。我们研制的属于地区电网调度自动化系统，具有的主要功能有安全监视(SCAAD)、网络建模、网络拓扑、状态估计、调度员潮流、电压无功优化和调度员培训模拟(DTS)等，并非具备完整的EMS功能。本章主要讨论电网调度自动化系统的系统结构、硬件组成、软件功能模块等[5]。
2.2系统功能设计
本系统由RTU或变电站监控系统和电网调度中心两部分组成。各个变电站、发电厂内的RTU或监控系统负责收集当地电气设备的各种电气信息，如每条线路、变压器的电流、电压、功率和保护、位置信息等，并上传至电网调度中心。电网调度中心将接收到的信息经过SCAAD系统处理，经调度人员判断后下发各种控制命令，以实现对所辖整个电网的控制。站端RUT的组成及工作流程原来的老变电站都采用RTU的形式，随着技术的发展，我们现在的新建变电站全部采用综合自动化的形式采集现场信息。其它辅助设备有UPS电源、GPS时钟等。根据完成功能的不同，变电站RTU或综合自动化系统可分为信息收集和执行子系统、信息传输子系统、信息处理子系统和人机联系子系统。
2.3实时系统的开发方法
信息收集和执行子系统的作用是收集各种反映电力系统运行状态的实时信息，并根据运行需要将有关信息通过远动装置传送到主站或调度中心。这些信息既包括反映系统运行状态的各种电气量，如频率、电压、功率等，也包括某些与系统运行有关的电气量，如反映周围环境的温度、湿度等。这些信息既可以是由远动装置所在变电站直接收集的，也可以是来自下一级控制中心的有关信息。所传送的既可以是直接采集的原始信息，也可以是经RUT加工处理过的信息。信息收集和执行子系统同时接收来自主站和上一级调度中心根据运行需要而发出的操作、调节和控制命令。并将该命令按一定规律转发给相应装置的操作或调节机构。由信息收集和执行子系统收集到的信息通过信息传输子系统传送给主站或上级调度中心。信息处理子系统是整个监控系统的核心，它所完成的主要工作有状态估计、运行状态分析计算等。人机联系子系统的作用是将经加工处理的信息通过各种信息输出设备提供给运行人员，运行人员对控制设备进行操作或发出命令，来实现对电力系统的控制。电网调度中心从体系结构上来分析，主要有两种:集中冗余式控制系统和分布式控制系统。我们采用的森式控制系统。集中冗余式控制系统虽然具有丰富的运行经验，并且在实际生产中发挥了很大的作用，但由于集中冗余式控制系统所固有的特性，造成计算机负载较高、在故障时控制系统双机切换对时间的要求严格、瓶颈效应随着信息量的增加而逐步突出、系统扩展困难等缺点，因此它已逐步退出电网调度自动化系统，被分布式控制系统所取代。电网调度中心设备有CSADA处理系统、地调(配调)处理系统、电力系统高级应用系统、调度员培训模拟系统、程序员工作站、数据记录管理系统、通信处理工作站、下行切换柜、前置机、GPS时钟等。此处GPS时钟提供系统对时功能。
2.4实时数据仓库的具体实现方案
在本系统中的数据种类较多，主要的数据有实时数据、历史数据、未来数据和通道数据等。本章主要讨论这些数据的特点、结构、组织和获取等。
1实时数据
在本系统中最重要的数据是实时数据。实时数据是指能正确、及时地反映当时电力系统运行状态和运行参数的数据。我们采用对数据区分优先级，优先级高的数据插入传送以及改善通道质量，提高传送速率等手段以满足实时性的要求。
2历史数据
历史数据是反映了过去电力系统运行状态和运行参数的数据。这些历史数据是根据不同要求从实时数据中提取出来的。
3未来数据
未来数据亦称规划数据或预报数据，他是描述未来某户时刻或某_运行式的电力系统的数据。我们以历史数据为基础，通过负荷预测技术而获得的。
4人工置入数据
人工置入数据是由操作者本人输入的数据，用以弥补实时数据，历史数据和未来数据的不足，或纠正其认为不当的数据。
三、研究结果与分析
3.1多协议通信协议栈的实现
本系统中电网调度中心和子站设备通过载波、微波、电缆、光纤等通信介质来传输和交换数据，数据可分为上行和下行两部分。上行数据是指子站向电网调度中心发送的实时信息，下行数据是指调度中心向子站发送的控制、调节命令。在电网调度自动化系统中主要采用两种基本的通信规约，循环式远动规约和问答式远动规约。循环式远动规约适合于点对点的远动通道结构(即星型结构)及以循环字节同步方式传送远动信息的远动设备与系统。它在地区电网调度自动化系统中被广泛采用。问答式远动规约规定了电网数据采集和监视控制系统(SCAAD)中主站和子站(远动终端)之间以问答方式进行数据传输。它适用于网络拓扑结构为点对点、多个点对点、多点共线、多点环形和多点星形网络配置的远动系统中。循环式远动规约本规约采用可变帧长度、多种帧类别循环传送，变位遥信优先传送，重要遥测量更新循环时间较短，区分循环量、随机量和插入量采用不同形式传送信息，以满足电网调度安全监控系统对远动信息实时性和可靠性的要求。规定主站与子站间进行以下信息的传送:a.遥信;b.遥测;c.事件顺序记录(SOE);d.电能脉冲计数值;e.遥控命令;f.设定命令;g.升降命令;h对时;i.广播命令;j复归命令;k子站工作状态。信息按其重要性有不同的优先级和循环时间，以便实现国家标准《地区电网数据采集与监控系统通用技术条件》和《远动终端通用技术条件》所规定的要求和指标。帧结构，其中，同步字按通道传送顺序分为3组EB90H，即1110、1011、1001,0000，在控制字中，有控制字节、帧类别、信息字数、源站址、目的站址、校验码等字节。1EC87-5-101规约IEC87-5-101规约是针对工EC870一5基本标准中的FTI.2异步式字节传输帧格式，对物理层、链路层、应用层、用户进程作具体的规定和定义。它规定了SACAD系统中主站和子站之间以问答方式进行数据传输的帧格式、链路层的传输规则、服务原语、应用数据结构、应用数据编码、应用功能和报文格式。它适用于网络拓扑结构为点对点、多个点对点、对点共线、多点环形和对点星形网络配置的远动系统中。通道可以是双工或半双工。其服务原语如下:REQ:请求原语(REQUESTPRIMITIVE)由用户发出在链路层启动一次传输过程。ON:确认原语(CONFIMRPRIMITIVE)由链路层发出以结束原已启动的传输过程。IND:指示原语(工NDICATIONPRIMITIVE)由链路层向用户发出通知，希望传输数据给服务用户，或者触发某些服务用户进程RESP:响应原语(RESPONDPRIM工TIVE)由用户发出，以数据响应来完成一个己启动的传输过程。典型的服务原语的内容为:参数、条件和用户数据。服务原语的内容如下:—用户数据—否定/肯定认可或响应原语—数据流控制—访问控制—重传次数—链路层状态(重新启动条件)—传输服务原语(功能码如SEND/CONFIRM)。
3.2分布式数据处理
ORACLE数据库用户自行安装ORACLE。建议使用OARCLES.0.5.以上版本，程序是在该版下测试过。先在ORACLE数据库中建数据库空间(在此定为SQLSCAAD)，根据提供的脚本建数据表。运行BSCadaforOARCLE.exe程序。数据转换设置:在“数据转换设置”TAB页中设置:A:系统路径:该路径为CSADA的运行全路径名。B:数据源:OELDB数据提供程序，目前可选范围只有三种，对ORACEL可选选第一种或第三种配置OLEDBProviderforODBCDriverOLEDBProviderforSQLServerOLEDBProviderforOracleC:输入数据源/服务器名称，如果OELDB数据源为ODCB数据源则输入ODCBDNS名称，如果OELDB数据源为ORACEL则输入ORACLE的服务名称。D:输入数据库名称。(根据数据库空间在此可定为SQLSCAAD)E:输入数据库登录的用户名和密码。F:点击“设置应用生效”按钮，使上述设置生效。然后开始更新厂站索引表:在以下情况下需更新厂站索引表，a.第一次运行数据转换程序;b.从未更新过厂站索引表;c.每次修改SCADA厂站点信息后。转换实时数据:实时数据可以定时(周期在1-30秒可调)或者人为地手动转换一次。转换历史数据:历史数据可以定时(周期为5分钟)或者人为地手动转换某一时间段的历史数据。历史数据分历史采样数据(采样周期为5分钟)和当天的统计数据。转换报警记录:在SCADA系统中报警数据存于ACCESS数据库中，位于SCAAD系统目录下的ACCESS子目录，以月为单位存放。转换到SQLServer7.0(DB2)中时，为了统计方便，报警数据按年为单位存放。转换过程中的问题:当厂站索引表正在转换过程当中，更新索引表按钮将变成无效，直到转换结束。同理，当实时数据库正在转换过程中(无论手动还是自动)，手动转换按钮将变成无效，直到转换结束，当历史库数据正在转换过程中(无论手动还是自动)，手动转换按钮将变成无效，直到转换结束。当上述转换正在进行中时，状态栏将会有相应的文字指示。
3.3人机界面设计及系统集成
采用100M/1000M双以太网。服务器采用ES25服务器，工作站为DS15，分别用于实时数据采集、历史数据处理和应用软件。操作系统采用工业标准的UNIX操作系统，历史数据库采用大型商用关系ORACLE数据库管理系统。SCADA系统采用开放式、分布式体系结构。数据采集服务器和数据通信服务器可随时将实时数据送给SCADA服务器（或将SCADA功能分布到数据采集服务器和数据通信服务器），SCADA服务器处理后的实时数据采用组广播方式同步有关服务器和工作站，应用、历史数据管理等服务器采用客户/服务器方式。高级应用软件是在面向对象的支撑平台上开发完成的，与SCADA一起构成了一体化的系统。具有以下主要特点：1、软件系统充分利用了丰富的软件资源和各种服务，采用一体化、系统化设计，实现了数据统一和界面统一。人机界面系统，统一风格设计，其中和实时系统有关的画面，如：厂站图和全网潮流图，采用和SCADA系统完全一致的画面集，为调度员实时对比和分析数据提供了非常方便的手段。统一的界面符合调度人员的使用习惯，不必花费更多的时间学习，所有操作基本上都在厂站或系统图上点击实现，简单方便。结合调度生产实际的需要，各软件提供了方式灵活多样的输出方式，数据文件、表格画面、单线图、曲线等形式的输出结果均可以快速打印输出，较好地满足了调度生产的实际需要。软件提供了与现场实际相一致的系统图和厂站图，潮流结果可以快速地在图上显示出来，直观、高效，实用性强。软件数据流设计合理，整套软件的数据维护、画面维护集中在一个数据库、一个画面集上完成，保证了各功能软件数据模型的一致性和完整性，也是软件的维护工作量减到最低限度。各模块软件算法先进，输出结果及精度满足了实用要求。电网能量管理系统应用软件主要包括如下几个软件模块：网络拓扑、状态估计、调度员潮流、负荷预测、短路电流计算等模块。应用软件能够达到实用，在电网调度运行中发挥应有的作用，专业技术人员掌握系统的维护和开发至关重要。任何应用软件系统都不可能完全适用于实际的应用要求。软件能否在实际应用中根据用户实际要求不断修改完善，是软件系统能否真正实用化的关键之一。而这些修改与调试工作主要依靠应用软件的运行维护技术人员来实现.
3.4、EMS新技术和发展趋势
随着计算机领域计算机硬件技术、通信技术、数据库技术、Intemet技术的发展，以及电力企业电力市场化进程的不断加快,作为适应电力企业新的业务(电力市场)和一体化建设(EMS／TMR／TMS或EMS／TMR／DMS)需求的EMS系统支撑平台和EMS应用软件必然采用如下新的技术：
3.4.1、CORBA中间件平台技术
CORBA技术作为对象管理组织(OMG)推出的软件系统开发标准，自九十年代初提出第一版以来，作为解决分布式异构环境下应用系统互连和互操作的标准目前已经被众多的厂家和用户所接受，并成为新一代EMS系统应用软件互操作和与其它系统进行透明操作和数据共享的软件平台标准。由于CORBA独立于网络协议、独立于编程语言、独立于软硬件平台，因而成为目前最有生命力的跨平台技术。特别是OMG组织1998年公布了CORBA2.3版之后，CORBA技术日臻完善。目前CORBA3.0版本已经推出并应用于众多的中间件产品中。遵循CORBA标准开发的EMS中间件平台，能够更容易满足企业自动化系统一体化应用集成的需要。
3.4.2、公用信息模型(CIM)
为使EMS应用软件之间的交互正确无误，需要对交换的数据信息达成一致，即提供标准的元数据级的模型和标准应用程序接口(APIs)。国际电工委员会近十年逐渐完善了能量管理系统的应用程序接口标准和模型定义工作，并号召EMS生产厂家积极采用(兼容)该标准。在IEC61970的CIM部分给出了电力对象的确切定义和域描述。CIM定义为提供用于电、水、气工业的生产、传输、分配、市场和零售系统相互操作和应用的标准对象。在电力行业，CIM定义了电力工业标准对象模型，用于电力系统的数据工程、规划、管理、运行和商务等应用的开发和集成，它提供了描述电力对象及其关系的标准。CCAPI的CIM部分提交给IEC形成了IEC61970的三个部分。在IEC61970中，CIM用统一建模语言(UMD描述，对象用公共类、属性及对象间的关系来描述，对象之间的静态关系有：聚集、归一化和关联。为方便起见，CIM被划分为许多子系统或包，包括：核心包、拓扑包、电网包、保护包、量测包、负荷模型包、发电包、域包、能量计划包、备用包、资产包和SCADA包等。各个EMS应用内部可以有各自的信息描述，但只要在应用程序(或构件)接口语义级上基于公共的信息模型，不同厂商开发的应用程序或不同系统的应用软件间就可以以同样的方式(如XML)访问公共数据，实现正确的信息交换。公用信息模型的采用将使EMS真正走向开放和标准化，使企业的自动化系统一体化平台的建设有了共同遵循的国际标准。
3.4.3、可视化技术
随着计算机技术和电网安全分析技术的发展，可视化的在线监控软件已经成为调度员和电力市场交易员的迫切需求，可视化技术的应用，可以将传统的用数字、表格等方式表达的离线信息，转换为通过先进的图形技术、显示技术表达的图形信息，例如潮流的可视化技术、电压稳定的可视化技术、暂态稳定安全域的可视化技术、负荷预测的可视化技术、电力市场电量竞价计划的可视化安全分析技术等，将电力系统的潮流、电压稳定域、不稳定区域和暂态稳定域用形象直观的可视图形表达，能够更加满足运行人员监视、控制的需要。
3.4.4、电力市场交易与安全分析一体化的技术
随着电力市场的发展，EMS作为电力市场技术支持系统的一个有机组成部分，除了承担传统的电网数据采集、监视和控制任务外，其EMS应用软件作为电力市场技术支持系统的有机组成部分将更多的承担电力市场交易的电网安全分析任务,从而改变了传统EMS的工作领域，要求对众多的EMS应用软件的接口和分析技术进行重新设计，即EMS／电力市场应用软件的统一设计，分别实施。电力市场交易与安全分析一体化的设计为安全、经济的电力市场的开展提供了可靠的技术基础。
3.4.5、Internet信息服务技术
Internet不但为远程维护提供了全新的手段，而且将传统的电网参数和实时SCADA的数据浏览扩展到AGC功能、EMS应用功能(状态估计、安全分析、最优潮流等)的浏览，使得EMS应用软件的实用化水平的提高得到了进一步的保证，延伸了EMS系统的对外窗口，进一步提高了EMS系统的服务水平。同时，随着网络带宽的提高和网络速度的加快，网上远程教育系统将会得到进一步的发展，Internet将会提供更全面的信息服务。