电力行业信息化改造（五）(曹伟 曲萍)

图17：发电系统AGC软件设计（资料来源曹伟）

同时，发电系统的EMS 也还包括发电成本分析和交换计划评估，发电成本分析是作为电力系统的经济调度的一项重要指标，在EMS软件中把发电成本分析作为一类数据存放在数据库中，供电力系统的数据分析和比较；交换计划评估是对发电成本、经营金额和管理费用进行评估和计划，这方面的软件应在数据库的内核中进行计算。

EMS在电力系统中发电类的应用功能主要包括发电控制类、发电计划类、网络分析类和调度员培训类。由于EMS 系统的软件开发在国际上还没有统一的技术标准，所以EMS系统暂且以发电控制（机组组合和水电计划）、电力系统负荷预测、潮流及其优化、静态安全分析等内容作为系统的软件开发方向。

电力系统的输、配电的能量管理并不和发电厂的发电控制相提并论，作为系统中发电模块，在能量管理上有自己的独特内涵。

发电控制的EMS 软件可分两个模块，同时还应补充输、配电系统的能量管理的数据库管理系统，以便数据共享。

Automatic Generation Control (自动发电控制)AGC模块,发电系统的EMS 也还包括发电成本分析和交换计划评估，

随着EMS的发展电力系统的各个管理模块，从发电厂的水位测量到用户的安装表记上送状态量，都可能纳入EMS 的系统中，其目的就是实现经济调度。

电厂的模块化EMS是建立在电网的负荷预测的基础上，只有在系统负荷预测的功能已建立基础实施的。Automatic Generation Control (自动发电控制)AGC

发电类EMS是电力系统EMS的一个前提，其前提包括机组组合、水电计划、交换计划、燃料计划、发电计划和电厂检修是EMS发电模块的基本内容，自动发电控制和发调电组合计划是核心内容。

火电厂综合自动化一般分为两级：机组级采用开放式DCS和顺序控制器，在线监控单元机组，输变电和辅助车间的生产运行；全厂级由MIS网厂站机构成通过网络取得实时信息。由实时信息计算后得到经济负荷分配下达到机组，控制机组启停、出力和机组的输出功率。采用到技术有：①开放式工业计算机系统②现场总线与智能变送器及伺服机③投影监视④先进的控制技术。通讯采用标准化的MAP/TOP，DCS和PLC的融合（DCS向小型化、分散、多功能封闭型发展，PLC则向网络化发展）。

水电厂综合自动化采用开放分布模式，以控制对象分散为特征，实现对水轮机组、闸门、船闸和开关站等现地控制。同时完成SCADA、AGC、电压控制AVC及远程通信网络建设。

对于电网EMS的AGC 模块，其数据主要来源于电网运行的实际情况和参加电网调节的各电厂的调节容量和调节因素、各个变电站、开关站的断路器额定容量。对于发电部门其AGC模块的数据来源于电网下发的数据和自身机组的调节分配。

系统需调整的容量取决于系统负荷的变动幅度、允许频率偏差、系统功率-频率特性以及系统容量的因素，一般情况调整容量应在系统总容量的3%-5%或系统最大负荷的8%-10%。

系统需调整的容量：

为系统负荷变动系数（一般按最大负荷的10%考虑）；B为频差系数；

允许频率偏差的变动幅度；

电力系统自动发电控制的目标为 ：维持电网频率为50HZ，其允许误差对于装机容量在3000MW及以上的其偏差不超过±0.1HZ;对于在3000MW 以下的其偏差不超过±0.2HZ；系统时钟误差，对于装机容量在3000MW及以上的电力系统日累计时偏差不超过±5S；对于互联网络，应维持联络线净交换功率及交换电能量在规定值。控制方式可选为：①控制系统频率偏差为0。②控制联络线净功率交换偏差为0。③控制联络线净交换功率及系统频率偏差之和为0。

区域控制误差（ACE），对于定频控制方式：

ACE=Bb为时差系数；为实际时差；实际频率偏差；B频差系数；

对定联络线功率控制方式：

ACE=， 为联络线净交换功率偏差；为电量偏差；H为校正的小时数；

对于联络线功率和频率偏移控制方式：

ACE=+B

远动信息应直接传送，有两个独立的通道，远动终端的事件记录分辨率小于5ms。

发电控制的EMS 软件可分两个模块，同时还应补充输、配电系统的能量管理的数据库管理系统，以便数据共享。

2.3.2.2.10开停机计划UC(Unit Commitment)

确定各个发电机组的启动和停机的时间顺序，使之在24h甚至是一周的时间内，包括启动和停机费用在内的总生产费用最低。在期间内，还需要考虑负荷预报、水电计划、联络线交易、检修计划、发电储备等因素。

2.3.2.2．11水火电计划HTS(Hydro_Thermal Scheduling)

协调水火电机组在24h或一周内的发电。在此期间内，还要计及一周内的负荷和水文预报、联络线交易、检修计划、发电储备要求、用水节约和电力系统安全。

2.3.2.2．12交换计划IS(Interchange Scheduling)

将本公司的发电量合同与剩余电量综合考虑，在满足系统的要求下，向系统外售电，使整个系统得到优化。

2.3.2.2．13电费估价与交易EAP&EBT(Economy A Pricing & Economy B Transaction)

指定的若干发电区域内，当负荷从最小变到最大时，不修正开停机计划，使用EAP进行与相邻的电网进行联络线功率交换。在交易时，使用EBT来修改原先制定的开停机计划。

2.3.2.2.14调度员培训模拟DTS(Dispatcher Training Simulator)

调度员培训模拟是指使用电力和电子的一些产品和设备来模拟实际电网的运行状况，以培训调度员现场操作，所以对模拟系统要求是真实、完全、直观反映电力设备和模拟电网的实际运行，以免给调度培训以简单的、片面的操作经验。

模拟系统针对电力系统的特征量，如闪电和线路操作过电压、次同步谐振、暂态和动态稳定、长期正常运行等等，来进行实际模拟，模拟系统根据特定量改变模拟系统的各个参量，从而改变了系统运行状况，来促使调度员对系统进行模拟操作，达到培训的目点。

DTS 必须以SCADA/EMS系统为平台，在实时数据的基础上建立统一电网的实时状态模型，支持离线暂态计算、实时数据相应改变（如邻网电气特性的改变）、自身的调节（自动电压、无功、潮流）等等。

DTS硬件可以在专用的计算机上进行，也可以在EMS结构下使用标准的SCADA/MMI机器及实际的在线软件系统及数据库，不影响真实电力系统或软件的在线操作。MMI系统封锁各控制台使其处于培训模式。

DTS的数据来源：(1)基本情况潮流由潮流检索模块（DTSPFRE）以OPF存入的解选出；(2)从网络解建立初始化模块；(3)模拟生成器将数据变换为模型信息，送给DTS。

潮流检索（DTSPFRE）从最优的潮流存入的解作为基本潮流，其检索量有：(1)网络结构；(2)母线模型；(3)母线电压和角度；(4)发电机有功和无功功率的注入；(5)有功和无功负荷；(6)所有调节设备的状态。

进行DTS的重演时，必须把一些过程数据记录下来，可以由这些事件记录重新，事件有：

电路断路器的开/合，自动重合闸的成功/不成功;(2)切除/恢复负荷;(3)发电机卸载; (4)发电机在线;(5)人工控制发电机出力变化;(6)改变机组有功功率遥测值;(7)改变可调分接头(LTC);(8)改变发电机或同步调相机电压;(9)改变移相器的有功潮流;(10)改变RTU状态;(11)引入/移去测量误差;(12)存入DTS快照;(13)结束模拟;(14)永久失去设备;(15)断路器故障;(16)机组失控。

2.3.2.3 数据综合管理

EMS的数据管理系统是一种大型数据库管理体系，其EMS数据包括系统参数、实时数据、历史数据，同时还包括系统的计算数据和潮流优化后的等数据。EMS系统的数据应该是非常庞杂的，可分几个单元来分块管理它。

（1） 设备参数，线路参数管理

（2） 潮流数据管理

（3） 历史数据管理

图18：数据管理系统与其他系统的关系(资料来源曹伟)

（4） 保护定值数据管理

（5） 历史数据分析记录

在电力系统中EMS 系统技术的主题主要与计算机的软件有关，计算机的软件应用地好坏及软件编制地全面性、可信赖性是主要的方面。

EMS系统主要就是对系统的潮流进行优化和经济分配，使电力系统的运行达到最经济的运行，所以EMS系统的主要方面（核心）就是故障的分析和故障点的定位、故障电流的计算、潮流的分析、潮流的优化和经济分配。

EMS的数据管理系统是一种大型数据库管理体系，其EMS数据包括系统参数、实时数据、历史数据，同时还包括系统的计算数据和潮流优化后的等数据。EMS系统的数据是非常庞杂的，可分几个单元来分块管理它。

（1） 设备参数，线路参数管理

（2） 潮流数据管理

（3） 保护状态和定值数据管理

（4） 历史数据分析记录

（5） 电压、频率数据管理

2.3.3 图象监控系统

电力系统的图象监控和实时数据监控一道成为电力系统无人值班的重要保证，但真正的图象监控是要求较强的带宽，在最近的电力系统的通讯通道改造上，在江苏省境内的各个县基本上的光纤通道，在提高带宽的同时，提高了通讯的质量、速率。从而在根本上支持图象监控的具体实施。

目前，图象监控系统应用电力系统的具体事例很多，但对于整个供电部门来说，这仅仅是一些少量的工程。

图象监控的具体目的是实时地监视远方变电站的开关投入或动作等实时的情况，有图象较为直观反映当地状态，以防止和避免了实时数据不准确。

2.3.4 实时业务系统

实时业务是电力部门生技和用电的分析电力系统的数据，如新建项目、技术资料、电力系统参数、售电量、实收电费等等。如上数据都是电力系统的实时业务数据，不过实时性不如电力系统的实时监控数据层次高。

电力系统的实时业务系统在目前来说是一个空白，很多单位和厂家把次项数据和应用强硬地归结到电力系统的实时MIS网中，作为MIS网的一块。在管理上数据严重出现瓶颈，即业务数据仍然采用纸张报表的形式出现在各个部门领导面前。

实时业务系统应含有以下数据和信息处理：

（1） 信息共享区域管理；

（2） 用户管理和数据库分类管理；

（3） WEB服务功能管理；

（4） 实时数据和历史数据；

（5） 电力市场运行数据管理；

（6） 信息量查询（含远程和INETNET网）；

（7） 网络通信（含实时数据和监视）；

实时业务系统是电力系统的业务网的发展趋势，它将和EMS 系统共同为电力系统运行带来直接的经济效益。它是连接电力市场和电力生产的纽带，是电力系统信息发布和用户进行信息交换的方式。

2.3.5 电力市场

电力市场主要指电力系统电力电价，电力电量的费用采用系统评估方式，因为电力系统刚刚起于改革的端点，目前在国内并不没有广泛地推广。

2.2.5.1 电力电价

2.2.5.1.1 电力系统的电量电价的确定

根据电力系统的各个部门经济关系和中国现行的电力市场，电价多由政府定价、协议定价、竞争形成的价格所基本确定的，但由于地方经济的保护主义而使得发电成本较高甚至很高小火电和小水电继续运转，促使和保证地方经济的发展和稳定过度等情况，并非保证电力系统电价的完全平等性和可操作性。

国内电力市场的电价制定仍然由国家政府机关来完成大部分，市场电价包括国家调节利润和价格水平（包括对某地区的扶贫和经济援助）、偿还投入资本、支付股东股息和自我发展积累。所以在采用“成本加”的电价算法。应按照常规的算法，包括：发电成本、发电利润、发电税金；发电税金包括城建和教育附加费，据经济体制的改革会将所有名义的费用改为税收，简化发电税金的计算方式，但随着经济运行方式的变更，计算发电利润的单元项将复杂化和多方面。比如：各个交易日信贷利率和国际购物的货币兑换率等等。

从电力系统的商业投资的回报比率和投资方向相关，投资水电的一次性资本远远大于一次性火电的投资，对电力系统的输电、变电和配电等电力网方面的投资和投资电厂的方式有明显的不同。对电力系统的商业风险投资，在自动化领域的比例在最近几年内的利润较大，而且周期短，效果明显、但自动化设备发展很快，厂商的产品淘汰率高。一方面也在自动化装置上提高研发的成本，即提高了电力系统在前沿发展技术上的投资-提高电力成本。

国际性的电力系统联合网地发展，促使电力形成期货市场和实时调整的电力价格（基本上同于网供电价），市场价格对电力系统的具体运作和期货的供应，使得电力系统从整体上调节系统内部的发电和供电计划，基本上在满足电力系统稳定、可靠的运行上，达到经济效益的最高点。

电力系统的电力电价分为：发电侧电价、送电电价、配电电价和零售电价，发电侧电价基本上和网供电价相同，在10分钟或30分钟或者其他的一个规定的时间内调整电价，或者和送电企业规定一个协议电价，在月终或年终再进行利润调整。送电电价在一个固定的时间段内应该是不变的，但一天的24个小时内应根据发电的成本供给价（是否含有电网调整价-调峰价、调频价等）制定价格表。

如何在市场经济运转的条件下，确保对电价进行自动化分析和操作是目前计算机软件在电力系统自动化领域应用的一项具体内容，采用计算机进行计算和处理复杂化、烦琐和大量的数据是必须的。在国际市场上实时处理网供电价的系统已经完成，但没有相应标准产生。

2.2.5.1.2 电价的操作过程

从国内和国外的电价分类来看，包含有分段性电价、特别电价、季节性电价。分段性电价主要是针对生活、商业、工业等方面的电价。特别电价是奖惩性电价和优惠性，例如，大用户的使用的电量是否对系统上网电产生影响-降低或升高电压和功率因数。

从本人的认识来看，电力电价的规定和人民的生活水平、工业发展状况、服务行业的比重和水、火电厂的分布、高新技术发电设备的比重等内容相关。电力电价能基本反映一个国家的人均生活状况，另外，电力电价的制定和电力法规相结合，基本上满足电力市场的需求和提高供电质量、结合地区经济发展状况制定相关的电力电价。

2.2.5.1.3 供电可靠性指标

电力系统的可靠性是指将质量合格的电能送到用户去的保证度。提高系统运行的可靠性才能提高电力系统的经济效益，作为一个企业的目标是增加利润和经济收益，在电力系统的可靠性提高是指系统管理的可靠性提高和设备运行可靠性的提高。系统管理的可靠性是指一个企业的运作情况和管理机制，在系统的管理机制陈旧、各个单元相互不能充分地协调和配合、将提高系统运行效率降低、费用增加、故障处理不及时和不到位。设备可靠性常指可靠性，是指可修复元件可靠度、故障发生率（固有故障率和偶发故障率）、和设备使用时间。

对于经济发达的国家对电力供应的可靠性规定一个相应的指标-电力不足时间概率（Loss Of Load Probability ）,基本上要求每十年不得大于一天。所以，对于电力系统设备管理必须处于长期观测和分析、制定相应管理报告，包括维护、维修、更换，保证设备在可用度范围内使用设备。

2.3.6 配电管理系统(DMS)

电力系统中电力调度一般以10KV为分界，大于10KV的电力系统采用能量管理系统EMS，小于10KV 采用电力系统采用配电管理系统DMS,DMS 系统又称为DA系统。DMS 通讯模块的协议和EMS 的通讯协议在规定上有一定的差别；EMS和SCADA 软件和硬件外部接口大都数采用国家标准CDT和POLING方式的协议的形式，DMS软硬件的外部接口采用的是MODBUS协议。EMS系统软件技术含有潮流的优化、故障分析和预处理和专家系统，也含有DMS系统的大部分功能；DMS系统首先引入的是地理信息系统GIS在线和其离线应用功能，其次是数据的预处理和电力系统画面系统的结合应用。

EMS/DMS 系统是对电力系统很有帮助的一套实时应用软件，是在SCADA 系统的基础上研制开发出来的，有针对于电力系统的电网调度、电能分配、电网全面管理等方面的应用，与之相关的技术主题有：1．我国目前城网改造的基本情况；2．配网改造监控及通讯网络的特点；3．GIS 在配电自动化系统中的应用；4．配网自动化设计方案；5．配网开关设备及通讯技术；6．INTRANET 技术在输电行业的应用；7．配网自动化的解决方案；8．配网自动化DMS 技术的说明；9．配电系统现代化改造及配电管理系统；10．变电站远程图象监控系统的可行性技术分析及总体解决方案；11．RTU 及通讯技术；12．配电网改造及其自动化实验；13．现代化城市配电自动化；

目前，在城区配备DMS系统是DMS系统设计的方向和主流，由于历史的原因，各个城区运行系统的中性点的接地方式是各不相同的。由于其接地方式的不同，导致DMS系统软件设计的形式也不同。

今年来，对6~10KV 配电网中性点接地方式的选择[见参考4]，一些地区突破了不接地或经消弧线圈接地的传统方式，提出自动跟踪补偿消弧线圈接地、低电阻接地、中电阻接地等多种模式，并付诸实施。

不接地或经消弧线圈接地的弊病：内过电压倍数较高，可达3.5~4倍相电压，特别是相间歇性电弧接地过电压和谐振过电压已超避雷器允许承受能力。单相接地故障下，升高稳态电压运行时间2h以上，会引起多点故障，从而导致断路器异相开断。恶化开断条件。使配电网的电容电流大增，有时有地区可达100~150A，因而补偿用的消弧线圈很大。

电阻接地的优点：高电阻接地（几百~几千欧）--以限制单相接地故障电流为目的的，并可防止和阻尼谐振过电压，间歇性电弧接地过电压和间歇性谐振过电压。低电阻接地（<10~100欧）--能快速切除故障，把双重接地故障的概率降至最低，故障电流可达600~1000A或更大，为了避开高压电动机的起动和线路冲击合闸。当CT 变比比较小时，配上需要增设中间变流器加以解决。中电阻接地（10~100欧）--保证IR=（1~1.5）IC，限制内电压不超过2.6倍（高压可承受最大电压）。

不接地、经消弧线圈接地、直接接地和经电阻接地，在配网自动化的软件的区别为其直接接地主要应用于一次系统或高压系统，不接地应用于低压系统，经消弧线圈接地和经电阻接地应用于中压系统，DMS系统是在直接接地或经消弧线圈接地的基础上，进行软件开发的，并不适用于220KV或500KV的电力系统。但在高压系统（大电网）上可采用EMS/DMS系统。

大电网的DMS系统是在一般的DMS 系统上扩展而成的配电管理系统，有的大型DMS 系统的RTU 的总数在1000左右，一般采用环网的结构。由于电网结构的复杂化，DMS系统更体现了其必要性和优越性。在日本等电力系统配电分布较为紧凑的国家，DMS配电管理系统就变更为必要了。

但对于大电网的EMS能量管理系统和一般的电力系统一样也必须拥有能量管理体系，而这种能量管理体系在性能上差不多，在所有的情况下，DMS配电管理系统都与EMS 能量管理系统有通讯接口，其DMS配电管理系统需要与EMS能量管理系统进行数据通讯和共享。EMS能量管理系统作为DMS配电管理系统的上一级管理体系，其功能范围应该比DMS配电系统更广、更优越。

DMS系统中的电能记费系统是衡量电力收支平衡，直接采集变电站的各个位置的电量（同时包括系统运行方式的改变），同时可以以此来调节电力系统的节电运行。电能记费系统是DMS系统的子系统，电能记费系统和SCADA采集的模式一样，其数据量是采用数据包方式上送（一个包含有一帧数据），其采集装置在采集正向、反向、高峰、低谷、尖峰、腰荷、费率值同时，也采集P、Q、I等遥测量。在监控系统中可以监视实时电量、分钟电量、时电量、日电量等，也可以按照用户的要求来计算系统中高峰、低谷、尖峰、腰荷电量。

新一代配电自动化和配电信息管理于一体的信息管理系统，它为配电网的安全经济运行、保证电能质量、完善设备管理及提高工作效益提供了现代化的工具，为电力企业实现配电网自动化运行和信息化管理提供了完整的解决方案。

DMS由调配中心主站系统、变电站监控系统、户外终端设备和通讯系统组成，具有分层分布式体系结构，按照在线分析和离线管理紧密结合的原则，分三个阶段及馈线自动化阶段、遥测遥控自动化阶段和计算机辅助自动化阶段逐级推进实施，集故障管理、作业管理、维护管理及设备设施数据库为一体，具有可扩展、参数化、模块化、一体化等特点。

同时DMS系统有如下特点：

具有分层分布式硬件体系，适合配电网系统本身的物理特点，便于维护、扩展及系统的整体性能优化。

DMS的主站平台与GIS和SCADA采用一体化的设计技术，图形和监控之间进行实时图形传递，使得实时信息在GIS系统和SCADA之间具有相对的实时性。

图19：DMS系统架构图

采用有序的分段实施特点，第一阶段应用PVS和RTU的配合而无需通讯来完成故障的隔离和非故障区段的电力恢复；第二阶段通过增设计算机系统、TCM、TCR及通讯系统来完成配电网的监控、负荷转移计算、设备管理等配电自动化功能；第三阶段实现计算机全面管理。

具有优良的在线维护功能，能在线对配电系统的设备数据、图像数据进行维护，自动生成设备运行报表及工程图纸，并可以通过现有通道进行远程维护，有效解决杆上RTU等设备维护不便的问题，实现在线统一维护、统一处理、统一管理。

实现了同其他部门系统的不同接口，实现了配电管理中的故障管理、设备管理、作业管理以及不同层次的信息交换和在线管理。

电力行业信息化改造（八）(曹伟 曲萍)

 电力行业信息化改造（七）(曹伟 曲萍)

 电力行业信息化改造（六）(曹伟 曲萍)

 电力行业信息化改造（四）(曹伟 曲萍)

 电力行业信息化改造（三）(曹伟 曲萍)

 电力行业信息化改造（二）(曹伟 曲萍)

 电力行业信息化改造（一）(曹伟 曲萍)

本文由作者向AMT提供
作者联系方式：errorcao@hotmail.com

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