电网调度自动化是一个总称，由于我国电网调度的基本原则是统一调度、分级管理、分层控制，各级调度的职责不同，因而与各级调度相对应的调度自动化系统的功能要求和配置也是不完全一样的。

1．6．2．1　数据采集和监控功能

数据采集和监控（supervisory control and data acquisition，SCADA）是调度自动化系统的基础功能，也是地区或县级调度自动化系统的主要功能。它主要包括以下内容：

（1）数据采集和交换。采集各厂站实时信息，与相关调度中心交换信息，包括模拟量、状态量、脉冲量、数字量等。

（2）信息的显示和记录。包括系统或厂站的动态主接线、实时的母线电压、发电机的有功和无功出力、线路的潮流、实时负荷曲线、历史曲线，以及负荷报表的打印记录、系统操作和事件顺序记录信息的打印等，并将信息以适合用户观看的方式进行显示。

（3）远方的控制与调整。包括断路器和有载调压变压器分接头的远方操作，发电机有功出力和无功出力的远方调节。

（4）数据处理及报警。对各类信息进行计算、统计、分析，根据预定义条件进行报警。

（5）历史数据保存和查询。对实时数据进行历史保存，支持历史数据查询。

（6）数据预处理。包括遥测量的合理性的检验、遥测量的数字滤波、遥信量的可信度检验等。

（7）事故追忆。对事故发生前后的运行情况进行记录，以便分析事故的原因。

（8）报表和打印。产生各种报表以及各种数据、图形、报表的打印。

1．6．2．2　能量管理系统

能量管理系统（energy management system，EMS）是现代电网调度自动化系统硬件和软件的总称，主要包括SCADA、AGC、电网高级应用软件、调度员模拟培训等一系列功能。EMS主要应用于省级及以上调度部门，电网高级应用软件主要分为下面两类。

（1）能量管理类。利用电力系统的总体信息（频率、时差、发电功率、交换功率等）进行调度决策，主要目的是改善运行的经济特性，该级别的应用软件正在逐渐被电力市场的各种交易软件所代替。传统的能量管理级应用软件正处在深刻的变革中，主要包括负荷预测（包括短期、中期和长期）、发电计划、机组组合、检修计划、燃料计划、水电计划、交换计划等。

（2）网络分析类主要包括：

①网络建模，建立网络的分析模型。网络建模分为参数建模和结构建模两部分。参数建模就是将网络中各元件的物理参数按照一定的规则输入到网络数据库中；结构建模就是将网络的连接关系输入到数据库中。通过网络建模，电力系统从实际的物理系统变成可供分析的数学系统。

②网络拓扑，按照开关状态和网络元件状态动态地将网络节点模型转化成计算用的母线模型。网络拓扑是进行电力系统分析计算的基础，网络拓扑的结果能够有助于其他网络分析软件（如实时网络状态分析、调度员潮流等）形成正确的电力系统数学模型。

③实时网络状态分析，由SCADA系统量测数据确定实时网络结线分析（拓扑）及运行状态，功能包括实时网络拓扑、状态估计、不良数据检测与辨识、母线负荷预测模型的维护、变压器抽头估计、量测误差估计、网络状态监视和实时网损修正计算等。

④负荷预测是根据历史负荷数据预测未来的系统负荷。负荷预测分为短期和超短期负荷预测，可以分区、分类型进行负荷预测，电力系统负荷预测模型为：

式中：L（t）为t时刻的系统负荷，B（t）为t时刻的基本负荷，W（t）为t时刻的天气敏感负荷，S（t）为t时刻的特别事件负荷，V（t）为t时刻的随机负荷。

⑤调度员潮流是在基本潮流算法的基础上加以扩展，通过提高潮流的收敛性和可操作性，从而达到能实时应用的产物。调度员潮流的数据源包括读取实时运行方式（状态估计结果）、读取由发电计划和负荷预测所组成的未来方式、读取以前保存的历史方式，还可以由用户（调度员）在单线图上设置假想、运行方式。用户可以在单线图上控制和调整系统潮流，也可以由潮流提供的画面分析系统的潮流特性。

⑥静态安全分析。一个正常运行的电网常常存在着许多潜在危险因素，静态安全分析就是对电网的一组可能发生的事故进行假想的在线计算机分析，校核这些事故后电力系统稳态运行方式的安全性，从而判断当前的运行状态是否有足够的安全储备。当发现当前的运行方式安全储备不够时，就要修改运行方式，使系统在有足够安全储备的方式下运行。

⑦短路电流计算，计算假想方式下各种形态的短路电流，用于校核开关的遮断容量和调整继电保护定值。(www.daowen.com)

⑧电压／无功优化，这是在状态估计的基础上，通过改变电网中可控的无功控制设备运行状态，在满足特定的约束条件下降低系统网损，或校正违界电压。容许用户灵活定义约束条件。优化结果既可以形成控制策略提供用户参考，也可以形成控制命令下发SCADA系统遥控形成闭环控制功能。

⑨最优潮流包括经济调度和潮流两方面的功能，可以针对不同的约束采用不同的控制变量使不同的目标达到最小。最优潮流可以比较容易地处理潮流约束问题，因而可以替代安全约束调度，也可以用于电压无功优化。

1．6．2．3　广域测量系统

近年来，相量测量单元（phasor measurement unit，PMU）和广域测量系统（wide area measurement system，WAMS）的研究和开发在国内外发展态势强劲，主要来自电力系统的两个发展需求：一是时间上同步，二是空间上广域。WAMS弥补了传统的适用于稳态监测的SCADA／EMS系统不能监测和辨识电力系统动态行为的不足。相比而言，广域监测具有监测断面一致性、可提供同步的实时相角信息、能够进行动态过程监测和辨识、能提供全局化的分析与控制决策信息等重要优势。

广域测量系统的基本组成如下。

（1）PMU原理及子站硬件组织方式

交流电力系统的电压、电流信号可以使用相量表示，相量由两部分组成，即幅值X（有效值）和相角φ，用直角坐标则表示为实部和虚部。相量测量必须同时测量幅值和相角。幅值可以用交流电压电流表测量；相角的大小取决于时间参考点，同一个信号在不同的时间参考点下，其相角值是不同的。所以，在进行系统相量测量时，必须有一个统一的时间参考点，高精度的GPS同步时钟就提供了一个这样的参考点。任意两个相量在该时间参考点下测得的两个相角的“差”即为两地相对相角，这就是相量测量的基本原理。如图1-5所示，在统一的坐标系中，犞1超前犞290°。

图1-5　同步相量测量原理

图1-6　分布式子站结构拓扑

国内目前投运的子站多为分布式测量结构，如图1-6所示。子站通常直接测量线路、母线、机组机端的三相电压和电流，一般要求接入到测量回路里，个别厂站由于二次回路资源限制只能接到保护回路里。发电厂子站要求接入发电机转子位置信号，以便直接测量发电机的功角，避免通过机端电压电流估算功角带来的计算误差。子站内部各测量单元之间通过内部以太网通信。各测量单元都接入独立的或公用的GPS授时信号，保证同步测量的对时精度1μs的要求。

（2）主站功能简介及主站硬件组织方式。

WAMS主站在接收到来自子站的相量数据后，对这些数据进行分析、处理、存储、归档，利用这些数据开展调频／调压等电厂辅助服务功能的考核、低频振荡分析及抑制等方面的研究和应用。所有这些应用给电力系统分析和控制提供了新的视角和方法，成为制定电力系统控制策略和确定电力系统设计、运行、规划方案的重要依据。

WAMS主站应包括通信前置服务器、实时数据服务器、历史数据库、网络服务器、分析工作站、图形终端等，它们通过10 M／100 M以太网互联。WAMS主站应与EMS具有相同的可靠等级，通信服务器、实时数据库、历史数据库采用双机互备方式，主站内部通信采用双网结构。通信前置服务器接收PMU上送的实时数据。应用服务器接收通信前置服务器的数据构造实时数据库，在线分析电网的动态过程，对异常情况给出报警或触发主站数据记录，并定期将过期数据转存到历史数据库。历史数据库保存WAMS系统记录的动态数据。

1．6．2．4　自动发电控制

AGC功能是以SCADA功能为基础而实现的功能，一般写成SCADA＋AGC。自动发电控制是为了实现下列目标：

①对于独立运行的省网或大区统一电网，AGC功能的目标是自动控制网内各发电机组的出力，以保持电网频率为额定值。

②对跨省的互联电网，各控制区域（相当于省网）AGC功能的目标是既要承担互联电网的部分调频任务，以共同保持电网频率为额定值，又要保持其联络线交换功率为规定值，即采用联络线偏移控制的方式（在这种情况下，网调、省调都要承担AGC任务）。

1．6．2．5　自动电压控制

自动电压控制系统（automatic voltage control，AVC）宜采用集散控制的原理进行设计，以分布式控制为主、集中控制为辅，具体来说，主要由一个中心控制子系统和3类分散控制子系统以及相关的通信系统和数据传输网络组成。其中中心控制子系统为省调AVC系统，分散子系统包括地调AVC系统、变电站（主要为500 k V变电站）的自动电压控制系统和发电厂的自动电压控制系统。

省调AVC系统以网损最小为优化目标，通过对220 k V以上电网各节点电压和机组无功出力监控，经全网无功优化计算后得出各个子系统的优化控制目标，通信系统和网络设备负责将优化目标发到各个控制子系统。

各个控制子系统负责控制目标的实现，从而完成集中决策、多级协调、分层控制的过程。各级优化控制系统都是按照电网安全、优质、经济的调度原则进行设计的。