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0 引言
调度自动化系统包括远动装置和调度主站系统，是用来监控整个电网运行状态的，使得调度人员能够统观全局，运筹全网，有效地指挥电网安全、稳定和经济运行，其作用主要有以下3个方面:(1)对电网安全运行状态实现监控，电网正常运行时，通过调度人员监视和控制电网的频率、电压、潮流、负荷与出力；主设备的位置状况及水、热能等方面的工况指标，使之符合运行规定，保证电能质量和用户计划用电、用水和用汽的要求。(2)对电网运行实现经济调度，在对电网实现安全监控的基础上，通过调度自动化的手段实现电网的经济调度，以达到降低损耗、节省能源，多发电、多供电的目的。(3)对电网运行实现安全分析和事故处理，导致电网发生故障或异常的因素非常复杂，且过程十分迅速，如不能及时预测、判断或处理不当，不但可能危及人身和设备安全，甚至会使电网瓦解崩溃，造成大面积停电，给国民经济带来重大损失。为此，必须增强调度自动化手段，实现电网运行的安全分析，提供事故处理对策和相应的监控手段，避免或减少事故造成的损失。
1 历史回顾
随着电力系统的进一步扩大和复杂化，要求调度人员利用简单技术手段，随时掌握复杂多变的电力系统运行状态，并作出正确的判断是非常困难的，甚至可以说几乎是不可能的。1995年，舟山已经拥有了通过实用化验收的电网调度自动化系统，调度人员可根据这些信息随时掌握电力系统的运行状态，及时对电力系统运行方式的改变作出决定，并能及时发现和迅速地处理所发生的事故。
电网的安全稳定运行除了需要合理的电网结构以及电源分布外，还需要有科学的监视、分析、控制手段作为技术支持，如果能对可能发生的事故及事故处理均做到心中有数，就可以大大减少电网事故的发生，防止类似30年前的事故，确保电网的安全稳定运行。由于电能不易储存，电能的生产和消费必须同时进行，一处的故障可能会引起整个系统的连锁事故，需要相应的应对措施，必须加强全系统的安全监视、分析和控制，保证任何局部故障发生后，能迅速处理和恢复正常运行，避免任何局部的故障扩大为全系统的事故。在事故处理中，调度运行人员一方面需要依靠先进的电网调度自动化系统，密切监视发电厂、变电站的运行工况和电网安全水平，迅速处理大量时刻变化的运行信息，正确下达调度指令，保证电网安全运行；另一方面需要跟踪负荷变化实时调整发电出力，满足用电需求。更重要的是平时能防范于未然，通过建立实时监控和分析决策系统，实时监测电网的运行状态，根据实时的负荷水平优化电网的运行方式，包括改变电网接线方式，提高电力系统安全裕度，解除运行设备的过载，使系统恢复到安全运行的正常状态。
2 20年来的舟山电网自动化现状及发展
随着电网的日益发展和电网事故处理、日常监视控制分析对电网调度自动化系统的迫切需要，20年来，电网调度自动化系统取得了长足的发展。
上世纪70年代中后期，我国电网调度自动化领域内的远动化和数字化是按远动和计算机2个专业各自发展的。后来，二者结合组成一体化的SCADA(数据采集与监视控制)系统。通过“引进—消化—开发—创新”取得快速发展，则是改革开放后的事。1978年原电力部主管部门力排众议，做出了重大的技术决策:在1979年我国第1条500kV线路平武输电工程项目中引进我国第1套计算机与远动终端一体化的SCADA系统。平武工程从瑞典ASEA公司引进了SINDAC－3型SCADA系统，通过DS－801RTU对平武线一线三站实现了安全监控。通过对SCADA系统技术的吸收消化和组织对系统的二次开发和汉化并接入其他远动终端后，该系统扩充为整个湖北电网调度自动化系统。SINDAC－3型SCADA的引进，确立了计算机与远动相结合的理念。差不多与此同时，原电力部通信调度局还从日本日立公司引进了用于通信调度的H80E型主站系统。
舟山第一代电网调度自动化系统建于1987年，其后经几次改造，于1995年通过省公司组织的实用化验收。该调度自动化系统主站采用上海申贝科技发展公司的YJD-2000系统，共接入厂站20个，系统实现了SCADA功能，使调度运行人员能够方便地监视被控对象的运行情况并通过计算机对被控对象进行控制，从而能及时发现和处理电网事故；但是当时系统还存在很多问题，功能较为单一，仅具备SCADA功能。
近年来，舟山电网发展日新月异，主网结构日趋复杂，安全稳定问题突出，摆在调度运行人员面前的电网调度工作十分复杂艰巨。必须增加电网应用软件功能，借助现代化科技手段，进行电网调度管理。2007年，舟山开始建设第二代电网调度自动化系统。经过约半年的工作，新的电网调度自动化系统SCADA/EMS(由山东积成电子提供)于2007年12月18日正式投入运行。其中，SCADA的全部功能和网络拓扑、状态估计、调度员潮流、负荷预测、DTS、静态安全分析等电网应用软件均投入实用。相比于上海申贝的YJD-2000系统，该系统具备应用软件功能，为电网调度机构指挥大电网提供了现代化管理的物质基础和技术手段，标志着舟山电网调度由经验型逐步转向了分析型调度。其中状态估计功能使得在某些遥测量不正确或远动数据中断情况下，调度员仍能准确地掌握电网运行情况；调度员潮流功能实现了在线潮流计算，为调度运行人员提供了强大的事故预想分析工具，对可能发生的事故及事故处理均做到了心中有数；静态安全分析实现了随时发现电网的薄弱环节；DTS投运后，强制调度运行人员必须在DTS系统进行培训、模拟反事故演习以及升值考试才能上岗，为舟山电网培养出了一大批业务过硬的调度运行人员。该系统连续稳定运行了4年之久，为舟山电网安全经济运行做出了巨大贡献。该系统不足是:(1)电网调度运行的自动化和智能化程度还较低，对个人的主动性和能力依赖性较大。(2)信息不够全面。大规模复杂电网的安全性涉及稳态、动态、暂态方面，系统采集的仅是潮流水平上的电力系统稳态数据，无法实现对低频振荡等动态稳定问题的监测。
2011年，根据地区电网调控合一运行管理模式，按照一体化的设计思路，在地区EMS系统上扩展监控功能：包括二次设备建模、信息分层分流、智能事项分类、动态责任区划分、统一的权限管理、调控一体化展示人机界面、防误操作、继电保护信息查询、冗余资源均衡管理。系统在建设中重点应解决的关键技术包括：数据采集信息的分流、告警信息分类、信息的分层、合并和分类、系统备份和安全、人机信息的分层展示。系统根据功能可以划分为数据采集层、支持平台层、应用层、人机展示层。在采集层实现远动信息、保护信息的分组采集，统一管理，实现信息的分流。在支持平台层，调度和监控采用统一的支持平台，实现数据库管理、系统运行管理、网络通讯、模型维护、图形生成、参数维护的统一管理。在应用层，针对调度和集控的功能融合，突出實现了信息分层分流、智能事项分类、责任区划分、智能语音报警、继电保护及故障信息管理、冗余备份管理等。在人机展示层，实现了调控的一体化人机展示。调控一体系统在单一系统上实现了调度功能和监控功能，有效的共享系统的软硬件资源，并且降低了使用维护成本，因此调控一体系统在系统建设和使用成本上具有优势。但调控一体系统将调度功能和监控功能集中在一个系统完成，也带来了风险集中、负载集中的缺陷。针对这个问题，在项目实施方案中提出了系统硬件冗余、软件服务分布均衡配置策略，实现调度服务、监控服务的互为冗余备份，增加服务的可靠性，以及调度服务、监控服务的负载均衡分布。项目建设将在2012年实施完成。
3 舟山电网调度自动化系统发展思考
电网调度自动化系统运行周期8—10年。在调度自动化系统建设中，必须统筹兼顾当前及未来的应用需求，电网调度自动化系统应用功能需要同时具备实用性、先进性，确保调度自动化系统在长周期运行中始终保持实用化水平。
目前舟山电网调度自动化系统基本具备并投运了EMS功能，但调度EMS系统目前只具有满足电网调度的一次设备模型和潮流接线图，对于监控业务需要的二次设备描述模型则非常简单，因此需要全新开发、拓展二次设备描述模型，丰富二次系统的工况信息展示界面，并针对监控业务需求扩充和完善一次设备模型。各县调自动化系统主要投运了常规SCADA功能。地调调度员潮流等应用软件应用水平不高。
调度是电力系统运行的枢纽环节，智能调度技术是智能电网建设的重要组成部分，随着我国互联电网的形成，为实现能源资源大范围优化配置提供了可能，同时也增加了调度运行的复杂性。随着国家电网公司推进智能电网建设，浙江电网也将实现高度智能化的电网调度。坚强智能电网要求全面建成横向集成、纵向贯通的智能电网调度技术支持系统，满足各级电网调度和集中监控的要求，实现大电网联锁事件条件下的在线智能分析、预警、决策，各类新型发输电技术设备的高效调控和特高压交直流混合电网的精益化控制，实现智能电网的调度一体化运行。
为了实现电网智能调度，新的技术支持系统的建设需要制定一系列的技术标准和规范，包括编码规范、接口规范、图库模规范、接口规范等。在系统的应用中，需要加大实用化力度，以开发促应用，以应用促完善，实现开发和应用相互促进。
4 结论
20年来，舟山电网调度自动化系统取得了长足的发展，使调度从经验型调度提高到了分析型、决策型调度，目前正在逐步过渡到智能型调度，舟山电网调度技术支持系统将为舟山电网信息化、互动化、自动化提供有效技术支撑。
调度自动化系统包括远动装置和调度主站系统，是用来监控整个电网运行状态的，使得调度人员能够统观全局，运筹全网，有效地指挥电网安全、稳定和经济运行，其作用主要有以下3个方面:(1)对电网安全运行状态实现监控，电网正常运行时，通过调度人员监视和控制电网的频率、电压、潮流、负荷与出力；主设备的位置状况及水、热能等方面的工况指标，使之符合运行规定，保证电能质量和用户计划用电、用水和用汽的要求。(2)对电网运行实现经济调度，在对电网实现安全监控的基础上，通过调度自动化的手段实现电网的经济调度，以达到降低损耗、节省能源，多发电、多供电的目的。(3)对电网运行实现安全分析和事故处理，导致电网发生故障或异常的因素非常复杂，且过程十分迅速，如不能及时预测、判断或处理不当，不但可能危及人身和设备安全，甚至会使电网瓦解崩溃，造成大面积停电，给国民经济带来重大损失。为此，必须增强调度自动化手段，实现电网运行的安全分析，提供事故处理对策和相应的监控手段，避免或减少事故造成的损失。
1 历史回顾
随着电力系统的进一步扩大和复杂化，要求调度人员利用简单技术手段，随时掌握复杂多变的电力系统运行状态，并作出正确的判断是非常困难的，甚至可以说几乎是不可能的。1995年，舟山已经拥有了通过实用化验收的电网调度自动化系统，调度人员可根据这些信息随时掌握电力系统的运行状态，及时对电力系统运行方式的改变作出决定，并能及时发现和迅速地处理所发生的事故。
电网的安全稳定运行除了需要合理的电网结构以及电源分布外，还需要有科学的监视、分析、控制手段作为技术支持，如果能对可能发生的事故及事故处理均做到心中有数，就可以大大减少电网事故的发生，防止类似30年前的事故，确保电网的安全稳定运行。由于电能不易储存，电能的生产和消费必须同时进行，一处的故障可能会引起整个系统的连锁事故，需要相应的应对措施，必须加强全系统的安全监视、分析和控制，保证任何局部故障发生后，能迅速处理和恢复正常运行，避免任何局部的故障扩大为全系统的事故。在事故处理中，调度运行人员一方面需要依靠先进的电网调度自动化系统，密切监视发电厂、变电站的运行工况和电网安全水平，迅速处理大量时刻变化的运行信息，正确下达调度指令，保证电网安全运行；另一方面需要跟踪负荷变化实时调整发电出力，满足用电需求。更重要的是平时能防范于未然，通过建立实时监控和分析决策系统，实时监测电网的运行状态，根据实时的负荷水平优化电网的运行方式，包括改变电网接线方式，提高电力系统安全裕度，解除运行设备的过载，使系统恢复到安全运行的正常状态。
2 20年来的舟山电网自动化现状及发展
随着电网的日益发展和电网事故处理、日常监视控制分析对电网调度自动化系统的迫切需要，20年来，电网调度自动化系统取得了长足的发展。
上世纪70年代中后期，我国电网调度自动化领域内的远动化和数字化是按远动和计算机2个专业各自发展的。后来，二者结合组成一体化的SCADA(数据采集与监视控制)系统。通过“引进—消化—开发—创新”取得快速发展，则是改革开放后的事。1978年原电力部主管部门力排众议，做出了重大的技术决策:在1979年我国第1条500kV线路平武输电工程项目中引进我国第1套计算机与远动终端一体化的SCADA系统。平武工程从瑞典ASEA公司引进了SINDAC－3型SCADA系统，通过DS－801RTU对平武线一线三站实现了安全监控。通过对SCADA系统技术的吸收消化和组织对系统的二次开发和汉化并接入其他远动终端后，该系统扩充为整个湖北电网调度自动化系统。SINDAC－3型SCADA的引进，确立了计算机与远动相结合的理念。差不多与此同时，原电力部通信调度局还从日本日立公司引进了用于通信调度的H80E型主站系统。
舟山第一代电网调度自动化系统建于1987年，其后经几次改造，于1995年通过省公司组织的实用化验收。该调度自动化系统主站采用上海申贝科技发展公司的YJD-2000系统，共接入厂站20个，系统实现了SCADA功能，使调度运行人员能够方便地监视被控对象的运行情况并通过计算机对被控对象进行控制，从而能及时发现和处理电网事故；但是当时系统还存在很多问题，功能较为单一，仅具备SCADA功能。
近年来，舟山电网发展日新月异，主网结构日趋复杂，安全稳定问题突出，摆在调度运行人员面前的电网调度工作十分复杂艰巨。必须增加电网应用软件功能，借助现代化科技手段，进行电网调度管理。2007年，舟山开始建设第二代电网调度自动化系统。经过约半年的工作，新的电网调度自动化系统SCADA/EMS(由山东积成电子提供)于2007年12月18日正式投入运行。其中，SCADA的全部功能和网络拓扑、状态估计、调度员潮流、负荷预测、DTS、静态安全分析等电网应用软件均投入实用。相比于上海申贝的YJD-2000系统，该系统具备应用软件功能，为电网调度机构指挥大电网提供了现代化管理的物质基础和技术手段，标志着舟山电网调度由经验型逐步转向了分析型调度。其中状态估计功能使得在某些遥测量不正确或远动数据中断情况下，调度员仍能准确地掌握电网运行情况；调度员潮流功能实现了在线潮流计算，为调度运行人员提供了强大的事故预想分析工具，对可能发生的事故及事故处理均做到了心中有数；静态安全分析实现了随时发现电网的薄弱环节；DTS投运后，强制调度运行人员必须在DTS系统进行培训、模拟反事故演习以及升值考试才能上岗，为舟山电网培养出了一大批业务过硬的调度运行人员。该系统连续稳定运行了4年之久，为舟山电网安全经济运行做出了巨大贡献。该系统不足是:(1)电网调度运行的自动化和智能化程度还较低，对个人的主动性和能力依赖性较大。(2)信息不够全面。大规模复杂电网的安全性涉及稳态、动态、暂态方面，系统采集的仅是潮流水平上的电力系统稳态数据，无法实现对低频振荡等动态稳定问题的监测。
2011年，根据地区电网调控合一运行管理模式，按照一体化的设计思路，在地区EMS系统上扩展监控功能：包括二次设备建模、信息分层分流、智能事项分类、动态责任区划分、统一的权限管理、调控一体化展示人机界面、防误操作、继电保护信息查询、冗余资源均衡管理。系统在建设中重点应解决的关键技术包括：数据采集信息的分流、告警信息分类、信息的分层、合并和分类、系统备份和安全、人机信息的分层展示。系统根据功能可以划分为数据采集层、支持平台层、应用层、人机展示层。在采集层实现远动信息、保护信息的分组采集，统一管理，实现信息的分流。在支持平台层，调度和监控采用统一的支持平台，实现数据库管理、系统运行管理、网络通讯、模型维护、图形生成、参数维护的统一管理。在应用层，针对调度和集控的功能融合，突出實现了信息分层分流、智能事项分类、责任区划分、智能语音报警、继电保护及故障信息管理、冗余备份管理等。在人机展示层，实现了调控的一体化人机展示。调控一体系统在单一系统上实现了调度功能和监控功能，有效的共享系统的软硬件资源，并且降低了使用维护成本，因此调控一体系统在系统建设和使用成本上具有优势。但调控一体系统将调度功能和监控功能集中在一个系统完成，也带来了风险集中、负载集中的缺陷。针对这个问题，在项目实施方案中提出了系统硬件冗余、软件服务分布均衡配置策略，实现调度服务、监控服务的互为冗余备份，增加服务的可靠性，以及调度服务、监控服务的负载均衡分布。项目建设将在2012年实施完成。
3 舟山电网调度自动化系统发展思考
电网调度自动化系统运行周期8—10年。在调度自动化系统建设中，必须统筹兼顾当前及未来的应用需求，电网调度自动化系统应用功能需要同时具备实用性、先进性，确保调度自动化系统在长周期运行中始终保持实用化水平。
目前舟山电网调度自动化系统基本具备并投运了EMS功能，但调度EMS系统目前只具有满足电网调度的一次设备模型和潮流接线图，对于监控业务需要的二次设备描述模型则非常简单，因此需要全新开发、拓展二次设备描述模型，丰富二次系统的工况信息展示界面，并针对监控业务需求扩充和完善一次设备模型。各县调自动化系统主要投运了常规SCADA功能。地调调度员潮流等应用软件应用水平不高。
调度是电力系统运行的枢纽环节，智能调度技术是智能电网建设的重要组成部分，随着我国互联电网的形成，为实现能源资源大范围优化配置提供了可能，同时也增加了调度运行的复杂性。随着国家电网公司推进智能电网建设，浙江电网也将实现高度智能化的电网调度。坚强智能电网要求全面建成横向集成、纵向贯通的智能电网调度技术支持系统，满足各级电网调度和集中监控的要求，实现大电网联锁事件条件下的在线智能分析、预警、决策，各类新型发输电技术设备的高效调控和特高压交直流混合电网的精益化控制，实现智能电网的调度一体化运行。
为了实现电网智能调度，新的技术支持系统的建设需要制定一系列的技术标准和规范，包括编码规范、接口规范、图库模规范、接口规范等。在系统的应用中，需要加大实用化力度，以开发促应用，以应用促完善，实现开发和应用相互促进。
4 结论
20年来，舟山电网调度自动化系统取得了长足的发展，使调度从经验型调度提高到了分析型、决策型调度，目前正在逐步过渡到智能型调度，舟山电网调度技术支持系统将为舟山电网信息化、互动化、自动化提供有效技术支撑。