电力行业信息化改造[作者：曹伟 曲萍]

8020

第一章 国内电力系统信息化的发展状况

1.1 引言

　　目前，电力系统的自动化系统和自动装置体系已经在很大的程度上得以拓展，例如数字量地远方采集和传送、远方控制、自动调节电网频率和电压、无功自动补偿等等。电力系统的自动化从发电厂到用户，已在全方位的实现自动化，如自动抄表系统，远动自动通讯、微机保护、通道的中继和自动切换、调度自动化系统、电网管理系统等。

　　电力系统自动化可分为三个模块：1.电力系统调度自动化2.电力系统通讯自动化3.电力系统保护控制自动化，这三个模块地发展在系统中是不平衡的。即为CCCPE的统一体（计算机(computer)、控制(control)、通讯(communication)、电力电子(power electronics)的产生、输送和分配装置以及电力电子装置）。

　　根据电力系统的发展的微电脑软件的发展，计算机软件的产业化已经在中国的市场中日趋完善。如何在这种情况下，各个厂家针对中国的电力市场开发和研制新产品。
在电力系统的控制软件的领域中，如何在数据采集、控制、分析、决策中，达到自动化或全自动化的水平，应该是各个研发机构的核心问题。作为电力系统的总体发展，我们在目前仍把电力系统的大型数据分析应用软件EMS作为发展方向。但在这一点上，我们是还没有看见电力系统自动化领域发展的具体动向。电力系统的自动化领域的未来是个什么模样？
在电力系统的管理软件的领域中，为实现企业的目标和任务服务，为实现企业的上下左右及内部各部门间的信息交换和共享，并为领导决策提供更有效的信息服务，实现全方位的信息管理，发挥MIS在企业管理中的辅助决策作用，实现办公自动化，提高企业整体素质和现代化管理水平。电力企业中的管理软件要达到的目标是：在基础系统的基础上，建立完善合理的系统逻辑模型和物理模型，合理划分子系统，确定功能模块和分步实施计划，将企业管理融于ERP系统之中，实现企业管理现代化。

  在现代企业的管理，应用系统的提供商不仅需要提供系统本身，更需要提供一整套完整的解决方案。针对电力行业的ERP系统应该和EMS、DMS以及电力企业内的MIS系统进行有机集合达到：①整合财务、电力营销、人力资源、SCM、CRM、决策支持等，真正提升电力企业的管理水平和竞争力；②整合各种有效资源，打破条块分割，各个系统之间实现了充分的授权共享，企业管理全线一气呵成；③实现数据传递与决策控制一体化。

　　如何整合电力系统中两条线：实时控制信息系统和管理信息系统？

　　先从电力系统的厂站端中的数据采集入手，切实的考察电力系统的实质性内涵。一向有人在综自站发展的今天的情况下认为RTU的发展是终结了，我个人不想把这种错误的观点继承。待到自动化发展的层次较高或很高的情况下，保护和测量上送数据的装置必然再一次地分开。因为在此时，保护的工作量和可靠性的要求远远大于一切。但作为电力系统另一块自动化装置的数据采集、分析和处理，同时包括对系统装置的控制，都将存放在一个同样的系统或装置中，而这些装置将在系统中出现的异常情况下，在发生此类情况的最初端解决系统出现一切的紧急情况。

　　这个时候，现在被称为RTU的装置将被性能更高，数据处理能力更大，控制量更多的自动化装置所革新（也许名称也会改变）。即在电力系统的厂站端（或称变电站端），系统的保护装置将重新出现简单化，而数据采集和上送装置（目前的RTU）将以功能更加庞大的姿态出现，目的就是提高电力系统发、输、配的可靠性。

　　随着通讯技术的日趋提高，针对电力系统自身的特点，在数据量的传输上一直和电信系统走在同一条线路上。在目前的农电改造中，县一级的通讯系统将有50%的传输线路上了光纤，载波通讯将在最近几年内被放在二线。为此，电力系统还在大力的发展B_ISDN和ATM技术（不和国际比较），通过PCM等数据网络来传输数据，提高供电的信息资源共享，同时电力系统也“各自为政”的搞起自己的互连网，这也是电力系统的一个方向，为将来WWW提供了基础。

　　在负荷控制方面，各个供电部门在负控这一块，也都想搞一点实质性的东西，目前，有些县一级的供电部门和大部分的地一级供电部门，都在这一块为了减少线损和提高供电时间想方设法。在人们常说的EMS中，负荷控制和经济调度联系起来，使一个系统更加完整和有实质性的东西。

　　在EMS方面，经济调度的运行将是一个电力系统自动化具体实施的内容，当中国的市场经济的运行到一个阶段时，电力系统这个领域的市场机遇将面临的是电力市场的期货。所以，对于电力系统的经济运行，从根本上讲将是对系统中自动化技术的具体实施，从改革电力系统本身的自动化装置和改进自动化技术入手，在一个较高的领域内，领导电力系统在自动化领域的发展。

　　在ERP方面，对于目前的电力行业的系统，MIS系统正如电力企业生产系统，描述电力企业调度、用电、维护等日常工作的具体情况，这些数据的采集将在下面描述实施电力行业ERP系统时作为ERP的基础数据，以这些数据为基础，建立MIS系统（这里指电力行业生产系统，建立内部的Web功能）与财务系统、资产管理系统等等系统的集成，实现电力行业的ERP。


　　在企业系统集成(EIP)方面，电力企业经过十多年的信息化建设，企业内已经形成了纷繁复杂的各种业务子系统，对这些系统进行集成、对信息进行有效的管理、提高企业员工的协作程度、降低信息系统的运行和维护成本已经提到了议事日程上来了。为此，下一阶段的电力行业的系统将构建在新一代企业网络计算基础架构之上，基于WEB SERVICE等工业标准，是搭建企业信息门户、知识管理应用、协同工作环境以及应用集成的理想平台，集成相关应用，架构企业级的门户（Portal）。

　　作为中国的经济模式在向西方过度的经济现象中，中国的大型及中型的企业的在经济萎缩和新型技术改造中的种种问题，使得中国的小型从事电力系统自动化硬件和软件研制和开发的企业得以发展。但是，作为中国的经济运行模式，和地域方面的种种影响，使得电力系统的市场技术方面改造，出现了一些并不合理的情况。但是，作为下一步的电力系统的发展的方向和目前的经济模式有着相宜得彰的关系。

[ 本帖最后由 8020 于 2007-7-12 22:09 编辑 ]

8020

第二章
电力行业控制系统（横向）发展的具体内容
2.1 变电站及自动化改造

变电站的主要设备是：一次的有线路、母线、断路器、刀闸、变压器、电容电抗器，二次的有微机保护、通讯设备（暂归）、直流装置和控制装置。

断路器的发展主要轻性、容限大、灭弧能力强、高效和减少油污，目前的发展方向是真空断路器和SF6断路器（开断电流为1.5~3.0A,灭弧电流在100A左右）。刀闸是无灭弧能力的开断装置，所以，必须是刀闸两边的有一方断开的情况下，方能执行。电容器是提高远方调节和当地的控制装置接口，就地自动进行无功调节。

微机保护在不同的电压等级下，有不同保护类别。500KV的变电站一般采用三选二或二选二的保护类型，主要是针对保护的可靠性，同时其保护的种类是有高频保护、距离保护、变压器失灵保护等判断能力强的类型；220KV的变电站一般采用二套保护，保护的类型和500KV的相差无几；110KV及以下保护装置仅仅是采用（带方向或不带方向）电流保护、电压保护、零序保护等，原理结构简单，保护的针对性强，各个进出线的保护相关性相对较弱，变压器保护相对独立，无变压器失灵保护，后备保护配备较少。

图6：变电站通讯设备（资料来源曹伟）

通讯设备主要是载波机、RTU、光端机、电台等，对于数据采集系统的变电站终端为RTU，若为综合自动化站，则保护和数据采集同时进行，由通道上送到调度中心。

变电站的控制装置相对较少，主要是开关操作的执行机构，此种控制装置采用电气式机构，动作方便，但振动大，操作电压高（一般为直流110V或交直流220V）。

8020

2.1.1
变电站的发展方向
变电站作为电力系统的基层部门，有必要发展成为全方位的自动化系统，其装置的本身应具有数据采集、数据分析和数据处理等装置，及时地下达指标和执行命令。其系统的紧急和异常情况应及时地就地处理，把数据、分析后的数据和执行情况发送给调度中心，其数据再由调度中心分析处理，远方操作与该问题相关其他部门的控制设备。

如何把目前的系统尽快地过渡到集中方式上去，其紧急情况的判定依据和条件，如何采用单片机等集成式控制方式来处理数据和驱动执行设备？如何把保护设备和控制有机地分合，即协调他们的发展。

从当前的电力系统的发展的形式来看，作为当地数据采集的RTU已经在110KV及以下的变电站中被综合自动化站所替代，是否是RTU这种装置在将来或不久被淘汰？从电力系统的分析数据上来看，数据的精确度要求越来越高，采样周期越来越短，如果把保护数据和本地及上送的分析数据放在同一起采集和输出的话，数据的模块极容易被混淆，数据分析量大，占用CPU的空间，会严重干扰保护的正确动作。

图7：微机保护与数据采集（资料来源曹伟）

数据采集依然要和保护分开，但数据采集的装置不仅仅只做数据采集的工作，同时包括数据的整理、分析处理、驱动电路执行等功能，RTU的名称应将换为RCTU(Romte
control
terminal
unit )，此时，例如，电容器的投切、主变有载自动调压（综合装置如VQC）、BZT的投切、接地线的自动载入等控制可在当地或远方对此无人值守变电站进行操作。

RCTU 的控制方向应和变电站的各个设备相互配合，积极地做到在紧急状态以前把系统固定在故障范围以外，减少系统的异样成分，固化和分裂系统的非正常状态。

2.1.2
变电站的当地监控
变电站的当地监控系统是在变电站内，监视本站的运行状况，监视的内容相对来说较少，仅仅是遥测、遥信等实时信息。相当一个SCADA系统进供一个变电站使用。从根本性地问题上，变电站的当地监控仅仅是适用于500KV或220KV的变电站，并不适用于等无人值班改造的110KV和35KV的低电压等级的变电站。

当地监控系统并没有普遍的适用性，这种系统将会被远方的视频监控系统所替代。另一方面，随着无人值班变电站的改造，当地监控系统将被撤消或者改成移动当地监控系统。但作为220KV及以上系统，一般不将其作为改造对象，所以当地监控系统应该向高电压等级、简化设备等方面发展。

2.1.3
微机保护
微机保护作为集成化的保护装置，其集成了多信息全方位的保护，包括三段式电流保护、复合电压电流保护、零序（三段式）保护、小电流接地选线、复序闭锁、带方向等，把保护的相关性紧密地结合，例如：过流保护的后备保护地采用的种类，后备保护的整定值和方向性，后备保护的保护距离。另外，微机保护的高集成度把原理相似的保护作成一种，即采用冗余方式。比如，把电流纵差和一般的电流速断保护集成在一起，仅仅是改变跳线的方式即可更换保护类型（维护方便，结构简单）。

一般的综自站（综合自动化站）采用的是总控制单元对各个分控制单元的控制，包括对数据采集、A/D、D/A转换、量化编码校验、计算、分析判定、驱动输出等，各个元器件的功能简单化，但联系紧密，数学计算能力强。通讯系统的编码和调制输出，与上、下一级的联系紧密。但由于系统的电压等级的升高，保护装置的复杂化和对可靠性要求提高，使得数据量采集量和速度上的加大和提高。系统庞杂，将严重降低系统的可靠性，所以，保护数据采集和通讯应各自分开，仅在相关的数据量结合；另一方面，由于高电压等级的保护采用三选二或者双重保护，测量数据就不好将其接口，有一种可能是三种或两种保护采用总线结构，共用一组保护CT，可将其数据从总线结构上载获。

在电压等级较高变电站中，保护装置是采用高频保护和距离保护，高频保护是电力系统中可靠性较高的后备保护，它和前一级、后一级的通讯联系，是可靠性的
基础，若通讯线路中断和供电不可靠导致一方的设备无法工作，高频保护将无法执行后备保护功能。随着数字通讯和光纤应用通讯条件的大大改善，高频保护将可能转变成主保护（当然不在是使用高频信号）。距离保护是最常用可靠高后备保护，它成立的主要条件是保护故障测距问题，目前故障测距的方法多采用计算电流法，一些新型方法基本没有被工程领域所使用。在配电系统中，距离保护可将作为控制装置，驱动FTU在特定情况下动作。

零序保护和带方向性保护的使用是非固定的，零序保护和带方向的保护是110KV左右系统中主要的保护形式，在35KV以下的系统中，电流和电压保护已经完全满足工程的需要。

微机保护的采样点数和系统对数据精度的要求有密切的关系，并不是所有保护采样点都要求在36点、48点左右，对于35KV及以下的保护装置，24个点已经完全满足要求。另外一些方面在CT的采样变比上，如何防止CT的饱和和过饱和，必须保证CT的采样误差在5%以内。数据采集精度对实时数据的上传有一定影响，实时数据的刷新速度应在5秒以下，数据分析的数据
刷新应在0.1秒以下。保证分析后的输出结果在10个周波内执行系统操作。

数据总线的结构是保证数据的刷新更快，保证在5个周波内执行系统操作，总控单元的执行机构和驱动机构已经集成在数据处理完毕的输出端。

8020

2.1.4
变电站改造

2.1.4.1 变电站存在的问题
变电站存在的问题主要在于通讯是否有中断、保护是否可靠、运行是否正常？很多情况是变电设备存在潜在的危机，导致一些不可知的后果。通讯的中断问题是在载波设备的运行情况，发送电平是否过高或过低（最大不可大于3db小于-5~-10db），载波机的增益和衰减在（10db）范围内波动，以便于调节。

在当前的变压器微机保护中，一般情况下采用三种保护形式：主差保护，过电流保护和后加速保护。微机保护也把这三种保护类型作为主变保护的主要形式，下面的说明是主变保护在现场出现的主要问题。
1．母线差动保护—运行维护不够，刀闸支持瓷瓶常发生断裂，运行人员操作不当或误操作；运行方式安排不当；设备质量及安装问题。比率式差动的死区分析。
2．断路器失灵保护—实际运行中，断路器失灵保护常发生拒动，断路器失灵保护涉及一次设备多，二次接线复杂，检查也常发现是违反了“反措”要求。无自检功能，不能进行实时监视。
3．微机保护—误动次数明显多于拒动次数；收发信机故障占23%左右；微机的硬件、软件定型与规范化问题不能得到妥善解决，应增加软件的修改、更换的相应规章制度，保证软件修改的可靠性，以免留下隐患。

针对上述的继电保护在现场出现的问题，提出的解决实际问题的办法就是用ANN原理来扩大保护的定值域的范围，把定值从一个点扩大到一个定值域，规定送到保护的值超越这个区域时，保护就启动，装在EEPROM 的软件开始初始化，程序开始执行。

另外在电力系统的设备运行上也要加强改善，同时注意以下问题，例如刀闸支持瓷瓶、一些电流电压变送器，开断容量和灭弧能力，开断次数；在安装上更应该注意安装工程的用件的质量和安装人员的技术水平；改善系统的一次设备和二次接线；注意收发信机与高频保护的配合。

2.1.4.2
改造的方式和信息获得的趋向
老变电站的改造，一般是将遥信、遥测接到微机的开入量（取出遥信节点和遥测开入点）和将开关控制的辅助触点接入微机的开出量（取出遥控节点），连接报警装置和监视点。

取消闪光回路，当事故跳闸时，跳闸监视灯不闪光，也不点亮，但仍保留远方监视开关跳闸状态信号，满足远方监视的要求。

遥控开关和事故引起的保护动作跳掉开关应有明显的区别。对遥控操作应有闭锁重合闸，不发事故报警信号。事故引起的保护动作开关跳闸，应有所记录。为此，在保护和控制共用直流控制回路断线监视，已在开关跳闸回路中监视。对多路开关构成控制回路，保护和控制不能兼容，因此，在保护回路中设置专用的直流熔丝。重合闸单元在66-220KV中每个单元发一个信号，在10-35KV中每段发一个信号。保护动作信号，除主变保护、母差保护、BZT、电容器保护外，其它设备均按设备单位发遥信量。变压器差动、重瓦斯、后备保护、BZT信号，开关量转换器输入端，分别接入掉牌信号继电器接点的负荷上。轻瓦斯开关量转换器一个输入端接信号继电器线圈，另一个接轻瓦斯信号继电器接点上，开关量转换器输出端串联，当轻瓦斯动作。可监视是否复归。母差保护动作信号，开关量转换器一个输入端接母差启动元件动作切换母联信号继电器接点和母差选择元件切一，二段母线各连接元件信号继电器接点负荷上。电容器保护、过流保护、相间过电压、零序过电压、相间低电压保护，其开关量转换器输入信号均接上述保护的信号继电器的接点上。

通过上述的简单改造，信息系统（此处为电网监控系统，如SCADA系统、EMS系统等）通过一些传感器、接点采集电网运行中的一些信息量（或称信号）。如低频减载装置，由开关量转换器单独送出动作轮信号，有点装置本身具有串行口通讯设备和远动装置接口。小电流接地系统单相接地，应有动作报警遥测量。变压器过负荷信号，开关量转换器输入端接信号继电器接点负荷上，检测是否过负荷，同时传送相关信息。变压器档位作为遥测量采集，对应相关的数据。

在变电站的改造中，其他的与老接线方式不同的还有：1.变压器冷却器失压保护的接点接在其失压继电器的接点负荷上;2.开关压力异常和闭锁接在信号灯上;3.电动机启动频繁打压监视，一种是交流电压监视，其二是交流接触器监视;4.变压器风扇启动监视接在风扇启动过电流
继电器上;5.所用交流380V监视，三个开关量转换器，任一相断，失压报警;6.距离保护内有专用的电压断线监视，变压器后备低压监视。

8020

2.2 电力操作设备及向信息系统中传送的数据2.2.1 通讯远动终端RTU
RTU即为通讯远动装置。目前市场上有两种：一种是直流采样，就是模拟量采集通过变送器；另一种是交流采样，就是模拟量采集通过PT、CT隔离。

此装置并非仅仅用电力系统，也可用于化工、交通、铁路等一些需要远方信息的地方，在电力系统中使用主要为采集和处理通讯上“四遥”信息量和处理一些现场信息。

目前大部分生产商的RTU 产品为RTU
with a.c electrical quantitlies input ,discrete sampling(交流采样远动终端),指的是工频交流电量直接输入,经过离散采样后,通过计算得到电流I,电压U,有功功率P,无功功率Q,功率因素COS 等值,并具有采集和发送状态量,SOE,DD(电能量)和控制等功能的综合型的远动装置.

2.2.1.1
交流采样和直流采样
对于电力系统的发展至今，RTU装置基本为交流采样，直接对线路的电压、电流进行直接计算，得到系统的信息量（U、I、P、Q、COS、Wh、Wvarh）。当然，电力系统直流采样和交流采样在精度和方式上是不相同的，电力系统数据采用交流采样是针对电力系统中一些不重要的实时数据，如果需要提高数据的精度和速度，就需要采用直流采样。

直流采样的好处是不经过采样装置处理的，所以采样周期和速度不受限制，无论是电流或电压采样，数据经过直流处理，其P、Q、COS、Wh、Wvarh的数据是经过电流和电压的采样计算而得到的，一般情况电流和电压经过采样值后，经过一定的方法计算（比如二分算法，富式算法）而得的。而交流采样直接计算U、I，然后计算P、Q、COS、Wh、Wvarh，因为电流和电压在A/D转换是消耗了精度。

图8：RTU采集数据与监控系统

在电力系统中使用远动终端多以分布式和交流采样为主，先前的RTU已经集成电力系统对数据量上送的装置—变送器，其数据采集系统完全集成在RTU 内部，并在RTU 内部计算了、U、I、WP、WQ、f等等数据量，根据交流采样和直流采样的异同点，各个厂家对RTU交、直流采样的处理也不尽相同，有的厂家任就保留一部分的直流采样在交流采样的RTU 装置内部。

微机式的远动终端具有很强的人机对话功能，可通过液晶面板显示通讯报文和监视YX、YM、YC的测量量，同时也很方便地对YC 量的修改。由于今后微机式远动终端的发展方向是保护远动的一体化系统，即集成保护和“四遥”功能，同时也具有一些较为简单的潮流控制和电压、频率的自动调节等功能的远方自动控制装置。

8020

2.2.1.2
RTU 一般应具有的功能
基本功能如下：1.采集状态量并向远方传送,遥信变位优先发送;2.采集数字量并向远方传送;3.直接采集交流工频电量,实现对I,U,P,Q,f, COS 的测量并向远方传送;4.采集脉冲量并向远方传送;5.采集直流输入模拟量并向远方传送;6.接受并执行遥控命令及反校;7.具有当地功能(CRT及打印制表);8.式传输方式下,完成被测量超越定值传送;9.具有程序自恢复功能;10.具有设备自诊断(故障诊断到插件级)功能;11.具有设备自调功能;12.具有通道监视功能;

2.2.1.3
RTU的选配功能及特点
选配功能如下：1.接受并执行遥调命令;2.接受并执行校时命令(包括GPS功能);3.实现对相角和电能量的测量,并向远方传送;4.具有和两个以上主站通讯功能;5.具有采集SOE并向远方传送;6.具有主备通道自动切换的功能;7.具有与微机保护通讯功能;

根据其上电力部对远动终端通用技术条件的规定，可以明确知道什么类型的电力系统采用什么规模的远动系统（厂站配置的规模），对于单一个RTU装置可测48（或64）条线路（三至四个YC（遥测）单元，一个YX（遥信）单元），但这种类型的配置不在现场上采用，因为交流采样的RTU 的各个接点容量并不单纯受某一条线路的影响，有可能某一条线路的冲击电流的作用会损坏RTU的某些单元，从而导致RTU 丢失了许多数据（这些数据很大一部分不是含有冲击电流的那一条线路）。

另外，由于YX单元和YC单元的电源不是采用同一电源，其+24V电源不对YC单元产生影响，故+24V电源的损坏不会影响YC单元，但±12V电源的是A/D转换的电源，故不能损坏，可在实际的应用中，将YX的±12V电源和YC的±12V电源分开。

在微机保护的装置中，对输入信号进行了滤波处理，所以保护的抗干扰的能力相对于交流采样的RTU更高。
2.2.2 综合自动化站

综合自动化系统是在保护和简单监控系统的组合，是采用保护测量CT和保护CT放在一起使用，使用保护CT的测量，经过计算或就使用测量CT来测量，然后上送数据。

综合自动化系统和RTU加保护是有本质的区别，综合自动化是经过总线方式处理，目前应用电力工业系统的有FF（Foundtion
Fieldbus基金会现场）总线，CAN（Contorl Area Network）总线,LonWorks总线，PROFIBUS总线，HART（Highway Addressable Remote Transducer）总线。这些总线主要应用数据采集和信息处理，目前电力工业主要缺乏的是电力工业的自动化装置，比如目前使用较多VQC，自动励磁等类似的装置。

作为电力系统中自动控制领域的工程应用，电压、电流和频率是电力系统一次值，所以，我们必须针对电力系统的一次值，进行系统分析，来判断电力系统运行状况，矫正系统方式。

变电站综合自动化就是保护、RTU综合一体化系统，这个模式现在已经在中低压的变电站中广泛采用（例如110KV和35KV的变电站），此方案相对于非一体化系统节省大量的电缆、维护费用和维护时间，同时也简单、可靠。

变电站综合一体化系统比较灵活，它有分布式和组合式等多种结构，自适应能力特别强。所以，在最今的几年中变电站综合自动化系统会应用于各个中小型变电站。

变电站综合自动化源于IED（intelligent electronic device）计算机技术智能设备。将现场的数据数字化的同时分析非直接测量量（谐波分量、序电流、序电压），也具有计算机数据通讯接口。其特征的分散设备可分为两层：间隔层和中央层，现在间隔层已经集保护、录波、计量和远动功能于一体。

智能化微机保护的设计，一种保护采用一个CPU，每个CPU都进行互检，同时也进行自检，每个保护的定值采用值域的形式，设计时使用判断语言来实现；管理单元用一个单独的CPU去对付。在处理较为复杂的数据时采用DSP芯片或PLC芯片，因为DSP芯片或PLC芯片在数据处理是基于CPU的处理能力。

对于一台（或一个单元屏）保护已经涵盖了几种甚至几十种基本保护功能，须使用多CPU来解决此种单元保护的保护多功能化，多CPU系统已在当前的微机保护中广泛使用了，所以从此过度到值域定值的分析形式在技术上是成熟的。

实际应用中神经网络理论和模糊化理论在智能化保护中应用是一致的，应用神经网络理论是在判断系统的整体流程，应用模糊化理论是判断某个接点的程序流向，定值采用值域的形式对于微机装置来说本身没有很大的改变，主要是对硬件模块要求更高了，尤其是电力系统的设备配置在精度上的更高层次的要求。

8020

2.2.2 综合自动化站


综合自动化系统是在保护和简单监控系统的组合，是采用保护测量CT和保护CT放在一起使用，使用保护CT的测量，经过计算或就使用测量CT来测量，然后上送数据。

综合自动化系统和RTU加保护是有本质的区别，综合自动化是经过总线方式处理，目前应用电力工业系统的有FF（Foundtion
Fieldbus基金会现场）总线，CAN（Contorl Area Network）总线,LonWorks总线，PROFIBUS总线，HART（Highway Addressable Remote Transducer）总线。这些总线主要应用数据采集和信息处理，目前电力工业主要缺乏的是电力工业的自动化装置，比如目前使用较多VQC，自动励磁等类似的装置。

作为电力系统中自动控制领域的工程应用，电压、电流和频率是电力系统一次值，所以，我们必须针对电力系统的一次值，进行系统分析，来判断电力系统运行状况，矫正系统方式。

变电站综合自动化就是保护、RTU综合一体化系统，这个模式现在已经在中低压的变电站中广泛采用（例如110KV和35KV的变电站），此方案相对于非一体化系统节省大量的电缆、维护费用和维护时间，同时也简单、可靠。

变电站综合一体化系统比较灵活，它有分布式和组合式等多种结构，自适应能力特别强。所以，在最今的几年中变电站综合自动化系统会应用于各个中小型变电站。

变电站综合自动化源于IED（intelligent electronic device）计算机技术智能设备。将现场的数据数字化的同时分析非直接测量量（谐波分量、序电流、序电压），也具有计算机数据通讯接口。其特征的分散设备可分为两层：间隔层和中央层，现在间隔层已经集保护、录波、计量和远动功能于一体。

智能化微机保护的设计，一种保护采用一个CPU，每个CPU都进行互检，同时也进行自检，每个保护的定值采用值域的形式，设计时使用判断语言来实现；管理单元用一个单独的CPU去对付。在处理较为复杂的数据时采用DSP芯片或PLC芯片，因为DSP芯片或PLC芯片在数据处理是基于CPU的处理能力。

对于一台（或一个单元屏）保护已经涵盖了几种甚至几十种基本保护功能，须使用多CPU来解决此种单元保护的保护多功能化，多CPU系统已在当前的微机保护中广泛使用了，所以从此过度到值域定值的分析形式在技术上是成熟的。

实际应用中神经网络理论和模糊化理论在智能化保护中应用是一致的，应用神经网络理论是在判断系统的整体流程，应用模糊化理论是判断某个接点的程序流向，定值采用值域的形式对于微机装置来说本身没有很大的改变，主要是对硬件模块要求更高了，尤其是电力系统的设备配置在精度上的更高层次的要求。
2.2.3 其他一些自动化装置

自动化设备系统主要是指自动装置与微机保护的配合、甚至是集成。如备用电源自动投入、无功自动补偿、、、。采用数字化和微机通讯以减少电力电缆，提高通讯速度和减少误差，简化维护（变电站的无人值守）。

在目前的主要的自动化装置有BZT、水电的准同期并列、自动励磁、热电快速气门、自动调相、连切机、高频或低频切机、低频解列、自动无功电压调节等等。

2.2.3．1 电力系统稳定器PSS
对于系统的动态稳定是从事电力行业电力系统稳定的研究人员的主导方向，同时电力系统稳定器PSS（power system stabilier）作为系统中的一个反馈，采用补偿技术对电力系统进行自动跟踪补偿，从而避免了系统失稳。PSS也的确维护了系统的动态稳定。

各部分的功能：（1）模糊化：实现从精确的测量到模糊语言的转换，即用模糊集表示实测的输出值。（2）模糊推理：据已知的控制规则和有关模糊控制数据，由模糊输出量导出模糊控制输出量。（3）模糊判决：由模糊控制量导出实际输出量的转换，通常采用的方法有maxium的隶属度法、中位数判决法和加权平均法。（4）知识库：由数据库和规则库两部分组成。数据库包括模糊控制器设计所需的各种原始数据，规则库对实际工作中操作经验的综合。

GC、GEC、GE为三个比例系数，各比例系数原则是使实际输入输出范围能与输入输出论域相匹配。

目前，电力系统中稳定性问题的研究仍是一个主要方向，随着控制理论的不断发展和数学方法的理论研究，电力系统的稳定性问题会在控制领域上有所更新和进展。电力系统中的稳定性问题主要是动态稳定性问题，动态稳定的控制应在Hamilton动态体系上作重点的研究和理论拓扑。另外，现代控制理论中的一系列判据和数学方法中模糊理论、神经网络理论等的研究将给电力系统的稳定性问题的分析带来光明的前景。
2.2.3．2 有载调压系统

在电力系统中,变电站的主变压器系统一般为有载调压系统,但有载调压的连调可靠性都不高,在实际运行中也没有什么好的方法来解决它,只有尽量减少机械惯性来保证有载调压系统的可靠性和合格率。

在电力系统中，变压器的有载调压是一个比较复杂和难以控制的电力系统的一个方面，同时，变压器的有载调压也是能量管理系统中的一个重要的环节，例如，当某一条线路过负荷时，而变压器的有载调压系统处于失灵状态，其潮流仍然无法调节，系统的运行也不会呈经济运行状态。
在分析系统潮流的同时，首先看看电力系统的有载调压的运行状况。其实真正做好一套完整的电力系统变电站有载调压变压器的自动监控系统,却并非是一件容易的事,在目前有两种方法可有效地解决这个问题: (一)利用DPS (digit process system)处理比较慢;(二)利用CPU(甚至是PC 机和RTU配合),但对通讯要求非常高.因此控制系统很难实现实时控制.

下面介绍一种有载调压系统较简单的方法,它的可靠性也不高,原因也主要是由机械问题造成的有载调压的连调可靠性不高。

图9:有载调压系统的连调监控系统电气接线（资料来源曹伟）

8020

从上图的电气接线看,只有当调压变压器的分接头几乎停下来时去防止连调,而且用继电器触头也很不可靠,但该系统简单,易于设计和施工.而它也有如下功能:1.具有RTU 接口功能;2.光电隔离功能; 3.有调试报警; 4.有遥信功能; 5.光字牌输出功能.


类似的有载调压装置可以做成数字式的接口，对有载调压整个系统进行监控和远调，这样的话，可以弥补调压系统连调控制的不灵敏。

2.3 调度中心

调度中心是供电系统的运行核心，是实时掌握电力系统的运行状况的部门，是对系统的运行进行实时地检测和改变，而使电力系统运行在最佳状态和达到供电部门的要求。

2.3.1 数据监控与采集系统(SCADA)

SCADA（Supervisory Control And Data Acquisition）、EMS（Energy Management System）和DMS（Distribute Management System）电力自动化系统主要是针对电力系统的安全、可靠地运行而为调度管理自动化设计的一系列软件系统，在国内的一些厂家生产的主要产品都是在原有的SCADA系统上各有所扩展而组成的电力系统经济调度自动化应用软件。同时，与之相配套的远动装置（RTU[remote terminal unit]，FTU[feeder terminal unit]）、变电站综合自动化装置也相应产生。


电力系统的数据监控系统包括实时数据和视频数据，目前的数据网较为复杂，一般为载波、微波、一点多址等传输方式。当实时和历史的数据经过微机系统处理后，方便主机系统的分析，一般情况下，电力系统的实时业务数据就是建立在对旧数据的处理和未来数据的预测上。一切的数据分析和处理必须建立在SCADA的实时数据的基础上。


电力系统的数据分析如故障数据分析、稳态运行数据分析、暂态数据分析、紧急状态数据分析等，这些数据的产生于SCADA实时数据，从中取出部分或全部进行分析时过程数据或结果数据，在县级以上部门在实时数据的基础上必须进行数据分析，最简单的如电力系统短路电流计算、线路潮流等等。


供电部门把实时检测的数据和分析计算的数据进行综合，把分析的结果驱动电力设备工作而使电力系统在正常有须中运转。


作为电力电网监控软件系统，SCADA 是较早提出来的一种电力自动化系统。此时，SCADA 的功能仍在不断地扩大和完善。SCADA系统功能发展的方向就是EMS 系统，即构成了状态数据的采集、数据的通讯、数据的分析计算与分配、系统设备的操作、能量的运行和管理这一整套电力系统调度管理自动化系统，这种模式的电力自动化系统是当前电力自动化微机形式的发展方向。但在以后的几十年中，将淘汰这种分配比较明确的模式，取尔代之的是模糊化控制设备和智能化设备。那些设备将为电力系统的稳定提供更可靠的保障。


2.3.1.1 SCADA和EMS系统的简单区别

目前SCADA系统在国际各个电力系统自动化学术理论和实践上，仍然存在许多方面的不足，主要的方面是电力传感器的精度不高、反应不灵敏、传输不精确和时间长等方面的影响，使得许多软件不能得到校验，延迟系统自动化地发展；另外一反面是软件的设计方面，一些算法不能满足系统快速的需要，而且误差很大，不利于系统自动化的设施。所以寻求好的算法和高精度的电力传感器是加快发展SCADA/EMS系统的可靠前提。


SCADA 系统作为最先使用的电力系统调度自动化系统发展到今天，其功能已经基本上做的很完善了，但一些厂家仍然在上大做数据库的文章，电力系统的电力标准已明确规定对于使用在10年以上的调度系统应考虑更换，当然这首先指的计算机的飞速发展，同时SCADA 系统上也应该扩展成EMS/DMS系统。


SCADA 系统向EMS系统转变，不仅是数据库更加强大，更重要是功能上完全满足电力系统的电力调度需求。目前，一些电力系统调度自动化系统处于EMS系统和SCADA 系统之间的一个过度阶段，有时候称EMS系统，有时候也称SCADA 系统。现在市场上EMS系统都是这种模式---大功能的SCADA 系统和不完善的EMS系统。


2.3.1.2 SCADA系统数据库及规划

标准的SCADA 系统一般含有几种Data Base，可分为Status Data ,Analog Data , Accumulated Data ,Application Data。主要对应于现场运行的数据库主要是YC、YX状态Data库；YX，YC转发库；功率总加库，电能计算库；功率因数库，历史数据库，采样周期库等。


SCADA 系统的数据是非常庞大的，需要有专门的应用程序来管理它，这样就涉及到数据库的管理和规划了。


SCADA 系统的数据库规划有两方面：一方面是 system硬件配置及功能规划；一方面是直接影响system运行状况和使用值的数据库规则。


SCADA 系统的数据库种类，（1）静态数据：①与控制系统硬/软件配置有关的数据；②构成电力系统的有关设备参数和运行数据；③与接入系统的RTU 硬/软件有关的数据及含有信号的I/O口数据；④与工程项目有关的参数；⑤系统布置的图元数据；（2） 动态数据：①实时采集数据；②控制系统实时数据；③计算值和计算等效点有关数据；④历史归档数据；⑤预测估算和研究开发数据。根据上述的数据分类，我们可以用它来模拟实际电网的运行情况，也可充分地反应电网运行模型的特征，更是有效地利用数据进行计算和分析当前电力系统的运行状况。


SCADA/EMS系统数据库的应用总体规划，需要接入SCADA/EMS系统的监控点是根据电力系统规模和电网调度原则提出的，而往往一个SCADA/EMS系统能够承受的容量和提供的条件有限，需要协调。其方法为：选择接入方式（因数：被监控点的电网结构；被监控点在电网位置；监控点与控制中心及测控点的通道条件；通道间的联系条件；SCADA/EMS系统所能提供连接方式和使用条件限制）监控点组合通常使用MTU（Master Terminal unit）为一单元进行组合。编制接入系统地址数据，进行监控点地址编排（包括MTU和RTU的地址定义）（条件是每个MTU 的出口，应考虑有新的RTU 接入；应能综合运用各种通道；满足各种类型的监控系统）。

8020

2.3.1.3 SCADA系统信息量及处理

SCADA的数据组合方式一般应按以下三种方式划分：（1）以电网设备的属性划分信息；（2）以电网电压等级划分信息（3）以信号的物理属性划分信息，如：P，Q，I。


SCADA 系统的数据库应可在线生成，也可离线生成。


SCADA 系统自然是一整套软件系统，在地级调度上，甚至县级调度上都明确规定了对其系统的各个模块要求。模块包括网络拓扑、状态估计、调度员潮流、负荷预报、无功和电压优化、静态安全分析、安全约束调度、外部网络等值、网损计算、短路电流计算、调度员培训模拟。其中状态估计是为SCADA系统提供实时的信息和网络数学模型拓扑分析结果及相关的数据，这些数据给出了母线的电压的相位、幅值和潮流的最优估计值。潮流的最优估计值在浙江各供电局用于对明日用电负荷的估算，并上报作为预用明日电量。


2.3.1.4 EMS系统基本特点

目前，EMS 技术的发展比较缓慢，一方面是因为电力系统的硬件设备还没有达到实现EMS 技术的水平；另一方面是电力系统的故障算法还没有找到进行快速计算的方法。实际运行的电力系统自动化设备没有达到国家规定的精度，变电站送向主站的遥测数据的采集周期一般在“秒”级左右，就是在几十个周期才采一个点，这样的遥测量是根本不能与每个周波12个点保护故障采样相比，故这种数据量变送是无法满足故障计算的要求。


对于大电网，其数据结构比较复杂、数据类型比较多，但对计算机来说都不是问题，问题在于电网结构的实时采集数据的采集装置其精度不完善、通讯速率低，所以不能在短暂的时间内完成数据的计算、统计和分配。


实时系统的数据结构一直都是力求简单的，采用的算法也要求明了、快捷。在目前的电力系统中，SCADA 系统的潮流计算模块大多数还是采用经典的newton 算法，但对付潮流优化newton 算法便远远地不够了，寻求新的算法是解决计算机计算和分析大型数据库的一种途径。另一方面在故障分析、短路电流计算也需要新的算法。


2.3.1.5 SCADA系统向EMS系统地扩展

在SCADA的基础上应用开发实施的EMS应用软件应具备以下条件：


（1）网络拓扑：为状态估计、调度员潮流提供网络结构；（2）状态估计：给出网络的各母线U和实时潮流（大小、方向）；（3）调度员潮流；（4）潮流优化： Q电容补偿、机组调相；（5）电压/无功/频率优化：启动调峰和调频电厂（<5分钟）；（6）静态安全分析和与校正；（7）故障定位和后备式微机监控远方保护动作；（8）短路电流计算：根据实际电网；（9）负荷预报；（10）上网电价统筹；（11）调度员培训模拟；


对于SCADA应用软件，其数据库应为开放式结构，以便二次开发的方便和功能的扩展，今后全开放性数据库结构的EMS系统将是EMS的发展方向。

2.3.2 能量管理系统EMS
2.3.2.1 EMS概述

EMS软件的开发是基于电力系统电网调度自动化SCADA系统。对于EMS软件的开发，由于目前国内、国际上还没有固定标准，所以EMS的模块化设计可能存在许多困难。在表象上，EMS和SCADA都是电网系统管理模式，在内部结构上，EMS有电力系统的潮流的流向、流量和流形控制计算，即如何使用软件模块实现电力系统调度经济化及电网的管理。


EMS软件设计主要的方面是数据的输入输出、统计、运算和管理，故EMS 的数据库是庞杂的，在了解EMS数据库的同时，确认EMS数据库所包含的内容和建立该数据库的实际意义。电力系统中如何计算故障和非故障情况下的电量、如何传送信号量是建立数据库的作用，同时也应注意数据库的管理工作。在电力系统中，如何如何管理数据库和计算潮流及分布的数据库也是EMS数据库设计的两个最主要的方面。


在EMS软件地开发上，其数据库一般是基于ODBC数据库，这样虽然是麻烦一点，但在开放式的数据库的管理上会存在许多优点。


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（功能）、可靠性（EMS系统）、灵活性（使用）、开放性（数据库）是主要的方面。


当电力系统正常运行时，计算电网的线路电流、功率和母线电压是EMS的必须具备的功能，用什么样的算法计算这些潮流和静态电量也是EMS 软件设计主要方面。而简单的SCADA系统仅仅是对电力系统的一些简单的电量上送和扼要的分析，以提供电力系统的运行状况供观察（如系统的功率总加）。


当电力系统发生故障时，作为电网调度的SCADA系统仅仅提供告警信号和设备的故障特征，其SCADA系统本身并不对故障作出任何的操作和保护控制措施，还是由保护去出口跳闸和重合闸，来切除和隔离系统故障，但是故障时的短路电流、潮流的流向和流量等系统电量也都没有被系统采集和记录下来，所以不能给调度提供经济性。

8020

EMS的软件设计的内容涉及较广，其中包括电力系统的故障分析（暂态和次暂态）、稳态分析、计算机软件设计、数据库录入和管理、数据的控制和比较、数据的计算和输出、规约类型的解释等等模块（设计思路见图1）。EMS在电力系统的应用上主要是用于发电和输配电等方面。

图10:EMS软件（内核）设计示意图（资料来源曹伟）

在EMS的总体开发上包含电力系统的各个功能模块，在发电和输电中要求的和相互联系较多，以下是EMS模块的各个功能模块的框图：

图11:
EMS系统的应用软件原理图（资料来源曹伟）

2.3.2.2 EMS模块介绍

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。

图12：EMS系统各模块与其他系统的关系

8020

2.3.2．2．1 调度员潮流DLF (Dispatcher Load Flow)

具有接地电阻和稳态运行时网络结构，可以构造出系统的各序网络图，根据各序网络图来计算各序电压、电流和潮流。

潮流计算的任务是根据初始方式把全网功率与电压分布计算出来（为长期过程动态分析及暂态分析提供数据）；在DTS中可为动态和暂态模拟提供初值。

潮流计算进行的情况可以从计算迭代情况表及潮流错误信息来检查迭代收敛情况，查找数据可能有的错误；在潮流迭代信息中给出每次迭代中功率误差最大点，最大有功和无功误差。

潮流的计算方法有高斯-塞德尔法和牛顿-拉夫逊法两种常见的方法，牛顿-拉夫逊法以速度快、收敛性能好为广泛采用。
其牛顿-拉夫逊法的主要计算流程：
1形成导纳矩阵。
2设置各个节点电压的初始值。
3计算各个节点功率及节点功率及电压的偏移量。
4求雅可比矩阵的各元素，求各个节点电压修正量。
5求新的电压初始值，其计算公式为：

6 计算新的各节点功率及电压偏移量。

2.3.2.2．2短路电流计算OSC(On_Line Short Circuit)

电力系统中的故障测距的问题是解决电力系统中短路电流计算的前提条件，但具体的故障测距解决方案目前依然停留在理论阶段或使用较老的测距方法—使用方向继电器来判定方向而后估量地计算故障点距离高压侧（或某一侧）的距离。

由于GPS的出现，使得故障的方向的显得很容易，当然进行故障测距的费用就比较高了，下面介绍一种在原来老方法的基础上改造的一种以测距为辅，计算短路电流为主的一种方法：

图13:故障判断和短路电流计算（含通讯）系统模拟图（资料来源曹伟）

A、
B两点为母线上两点，当在C处发生接地故障，A变电站的RTU&M将计算得的和； B变电站的RTU&PM将计算得的和送给主站的前置系统，前置系统处理后，一方面送给MPA和MPB，另外还送给后台（数据包括，，）。

其基本计算公式为：

当在计算和时，时间为通道传输的时间提供方便（一般为0.00几秒）。
保护的算法处理：（设有一条Sin曲线通过此两点）

采样值为：
计算初相角： ， 其为初相角，为采样角。
接地的阻抗角也可以利用此方法计算出来：

阻抗为：

阻抗角为：
前置系统把这些计算好数据送给子站（RTU&PM）和后台监控，便于数据调用、分析处理和历史数据的保存。主站将分析的结果发送给RTU便于进行各种操作。
具有等值网络时短路电流的计算（以两相短路为例）：
边界条件：


由上式得
注：上式中电流、电压都为向量。

在SCADA系统的短路计算的方式停留在人工的输入短路线路的过渡电阻，一般情况下，故障的位置也必须输入（线路电阻一般在5~9Ω），如果短路的过渡电阻为100Ω以上时，可以不计线路阻抗。短路电流的大小取决于过渡电阻，一般SCADA系统的通道数据采样时5S左右，如果使用通道的系统有功、系统无功、系统母线电压来计算短路时的过渡电阻，是无法计算的（5S以后的一切故障都切除了），所以在无故障测距装置时，仅仅是人工输入短路时过渡电阻的方法。

SCADA系统的数据分析、计算的内层是系统的网络分析，系统网络分析包括网络等值、短路电流计算、潮流优化（含无功自动补偿）、自动发电控制等内容。内层的网络分析不同于表层的数据采集和数据处理，因表层的数据处理是对数据传输协议的解释和进行数据的重整，例如：某一子站（有时也叫岛）传输一数据，主站可对数据进行核实，是否为请求信号（在协议中定义有服务性原语，表明该数据的位置、表示状况和内容）或其它什么信号，主站进行判定后给予接受到该内容的答复；而内层数据处理要更加复杂，其数据的量是接受到所有岛的数据进行分配、结合、统计、计算和存储，而后在应用层中与表层数据进行交换，表层数据分析数据类型进行数据操作。

8020

2.3.2.2．3网络等值与拓扑NT(Network Topology)

网络等值的计算是根据电力线路的参数和变压器的参数计算而得的，其中包括线路电容的计算（线路有无架空线、有无用分裂导线、分裂导线的类型、地理环境因数）。雷曝日的多少和断路器的熔断能力是等值网络提供给电力系统潮流计算的一部分数据，同时也把这些数据提供给智能保护装置开放和闭锁断路器控制回路和专家系统让其正确预想事故分析和母线电压变化趋势分析。

网络拓扑和状态估计是EMS应用软件的基础，当系统运行时，网络拓扑和状态估计对于EMS应用软件来说，都是在日常地运行。在进行调度员潮流计算和网络拓扑的同时，EMS的另一相功能—网络等值--也必须在系统中处理完成，网络等值是一个在正常运行时为一定值，而在系统发生故障时为一个动态网络，因为在系统发生如接地、相间短路和断线等故障时系统网络阻抗是在动态变化的。

网络等值的解决是在电力系统原始物理模型的基础上增加故障点和断面，根据故障点和断面的不同，选取不同阻抗变化系数和处理方式，而后运算得出系统的等值网络。

在网络等值的基础上，由故障测距装置判断和测量出故障点和接地阻抗，并根据电压等级计算出稳态时的短路电流，同时根据重合闸装置动作情况和电气量的相应变化来判断暂态时系统的短路电流的冲击系数，并和微机保护的采样所得的暂态系数相比较（可把相差的数据量存入专家系统）。<注：关于故障测距和接地电阻的测量与计算参考后面 designtimesp=22354 designtimesp=25689 designtimesp=2789>

电力系统在正常情况下，网络等值是不存在什么实际的用途，但在系统不正常运行时的等值网络是系统分析问题的基础。在厂站端的故障测距和录波装置，提供实时数据和系统样本数据，主站端进行分析和计算、统计、判断，从而得出系统的故障状况和可能的发展趋势，这种趋势的分析主要在系统的实时数据传到之后就进行的，无时间延续和进行不完整的数据分析等情况。

有些监控系统在系统发生短路时需要计算系统的潮流，因为在系统发生短路的百分之几秒内，同母线的系统不会受到冲击，当同母线相邻线路受到短路电流冲击时，重合闸动作，所以同母线的相邻线路的系统潮流仅是在重合闸动作以后才开始计算系统分配的潮流。

潮流计算与环网或星形网络的配电系统有直接的联系，一般情况目前真正意义上去做环网配电系统的潮流计算及优化还处于研究和实验化阶段，现多以辐射网和梳状电网为主，对于环网仍然没有什么好的方法去解决它。

对于潮流优化的计算方法和过程，在总结和实践中得到如下过程：

电力系统发生故障时，系统的故障测距装置进行短路点的故障测量（指短路故障），（测量系统此时的系统有功，同时也可测量系统的短路点电压）分析故障类型，计算短路电流，计算潮流和进行潮流优化--分配无功缺额、明确无功流向和分配系统有功，同时排除故障，稳定系统运行。

电力系统正常运行时，明确电流和有功的流向和大小，明确系统有无无功缺额，分析潮流变化方向，使系统经济运行。

电力系统发生纵向故障时，有明确变化趋势的是系统的电压（PT上的磁饱和快，故测量侧电压变化比较敏感，其信息较易捕捉），根据电压的变化确定是纵向故障，排除故障，防止系统振荡。

2.3.2.2．4负荷预测STLF (Short_Term Load Forecasting)

2.2.2.2．4．1概述
发电的负荷预测可与发电机机组的组合、水电计划、火电计划和交换计划等放在同一个模块里进行软件设计。发电机机组的组合主要应用于发电系统的出力；水电计划、火电计划主要应用整个电力系统的调峰、调频和调整无功（同时水电还应考虑水量的丰、枯）；交换计划是编制次日满足系统功率的发电计划，以便有计划的发电或停机。

负荷预测可分为系统负荷预测和母线负荷预测，其负荷预测在应用上是按照周期来划分的，可从几分钟、几个小时、几天到几个月、几年。系统负荷预测用来进行系统安全监测和负荷控制、编制运行计划、安排检修计划等；母线负荷预测本质上是指在某个特定的时刻在母线上流的系统的功率，这些数值也可以作为系统运行的故障数据，也可在某些时候代替实时数据的错误值来进行数据总加。

电力系统的负荷预测分为长期负荷预测、中期负荷预测、短期负荷预测和超短期负荷等四种。由于系统的负荷预测在电力系统占有较大的比重，所以，近几年的有关系统的负荷预测的理论应运而生，如，系统量化法（回归分析、方差分析、主成分分析）但大多数的理论仍是建立在纯数理统计的基础上，同时样本量需求大。

随着现代智能计算方法的大量产生。例如：模糊数学在预测中的使用、专家系统、神经网络分析、灰色理论、人工智能等；另外，随着现代控制理论的深入研究和在工业自动化领域中的广泛应用，计算机系统的发展和相关软件的涌现，电力系统的负荷预测无论是在预测的精度上还是预测的方法，都作了很大的提高。

作为计算机软件的编制者，对于电力系统的短期和超短期负荷预测，采用了灰色理论作为负荷预测的主体理论，采用神经网络的进行误差修正。

灰色理论的负荷预测是采用双灰色理论的预测值的修正项，神经网络的反馈修正项，作为系统预测的主体数据，神经网络的误差反馈作为预测数据误差反馈的修正项。

2.3.2.2．4．2灰色理论
灰色理论是相对于白色理论和黑色理论而提出来的，白色理论就是线性的或非线性的函数关系，但其关系已经可数学表达式表示出来；黑色理论是已知输入量，求输出量（无数学的函数关系）；灰色理论等同于黑色理论的已知输入量和部分数学关系，但关系并不十分明朗。

灰色理论的目的是减少预测点样本空间，减少预测点对数据量的要求和统计，主要是在统计的结果上，寻求一种近似线性或一种非线性统计步骤，减少样本量和计算量。但对其它的预测方法，上述目的是建立在牺牲预测精度的基础上，而灰色理论则并非如此。

2.3.2.2.4.3神经网络预测
对于电力的天气情况，温度的高低、雨雪量的多少、什么时候的雨雪、气压高低、工农业用电比例、节假日等等，是灰色理论预测的一个弱点，需增加一个神经网络的反馈来实现误差的修正。
预测数据的控制流程：

图14：负荷预测控制流程图（资料来源曹伟）

初始的原始数据所得预测数据为初始预测数据，通过系数关联得到的预测数据为灰色理论预测的结果数据，往往以灰色理论预测的数据，上述的结果数据便作为输出数据，但为了提高预测精度和考虑天气情况对负荷的影响，必须增加相关天气的数据处理，用神经网络理论来处理相关天气或以模糊数学的理论该点的系数或反馈。

原始数据采用灰色预测得到初始的数据，由昨日的预测数据和昨日的实际数据求得初始预测的两种及以上方法的精度关联系数，求得关联后的预测数据，此数据作为误差的考核的对象。引入天气和温度的相关系数，因为天气和温度的系数是一个模糊的概念，故可处理成整数“1”左右的浮点数，在一天内的24个小时，每隔一小时计算一个点；温度的概念同天气的概念，但温度在一天中，气象预报可以预报出一天的最高温度和最低温度（其时间可以由常规时间确定）。

2.3.2.2.4.2.4 软件的数据访问和预测的实现
做好Load Forecasting （一天以外的）对整个系统安全运行有直接的利益，目前供电系统对各个供电系统提出了负荷预测的具体要求，一般要求不能超越±2%，对于系统含有发电部分的供电系统，做好负荷预测和计划负荷是经济调度的基础。

软件的数据访问分为实时数据访问和历史数据访问。对于短期负荷预测和长期负荷预测宜采用历史数据访问模式，对于超短期负荷预测，则应采用实时数据访问模式。

由于数据的快速访问和反馈的及时处理，在程度上，负荷预测的工作量相对减少，响应速度相对加快，超短期负荷预测的精度在逐渐提高。
Data Modify (数据的修正)

电力系统的计划值的负荷预测和实际运行的值的比较而得出的差值已经作为一个衡量供电和计划用电的一个指数，根据各个供电部门的不同反映，其误差不应该大于2个的百分点，计划值曲线在±2%的实际的曲线上下摆动对于县市一级的供电部门在很大程度上是不太现实的，所以供电部门的这一种电量的考核方式是不科学的。

8020

2.3.2.2.5潮流优化OPF(Optimal Power Flow)

最优潮流计算的目的是使系统静稳条件得以优化，运行的电力系统是动态的，计算机系统和网络通过调节控制变量的目标函数和满足电力系统对控制变量、状态变量及变量函数的限制。目标函数的叙述形式：电力系统总的发电成本；电力系统总的功耗；控制系统的偏移。目标函数的约束条件：潮流恒等式约束（线路、母线）；系统有功无功约束（包括交换功率）；电压约束（包括电压调节）；无功补偿约束；系统旋转设备的限制；系统频率限制。目标函数的控制变量为：发电机有功无功的输出；移相器的角度；发电机电压；有载调压的接头；无功电源（调相机、电容器、电抗器等）。

在EMS中无功优化属于潮流控制的一部分，但有些情况无功优化的设计是在最优潮流计算完成以后进行无功优化的，这样固然可以，但很多情况下，有功和无功的平衡不在同一个时间段内进行，破坏了系统稳定，所以很容易引起振荡。在软件设计的时候，应把无功优化和有功优化放在同一个处理函数中处理它。

从过程控制图上可以看出目标函数和系统的数据调用是系统的EMS软件潮流优化设计的中心，如何确定目标函数和数据设备是设计潮流优化程序首要条件。

AGC是发电模块的发电自动化核心，同时也是计划发电调节的辅助自动调节，AGC的功能模块是对含有调峰电厂和调频电厂的供电系统很有作用。对于电力系统其调峰电厂和调频电厂无非是提高电力系统稳定、经济运行的可能性，发电模块的AGC 和供配电模块的无功自动补偿、电压自动补偿是电力系统实现经济运行必要前提。

图15：潮流优化的过程控制图（资料来源曹伟）

输配电类的系统运行形式的优化可分为电压优化和电流优化。在输配电的系统中电流和电压是相对于其他形式的量较为重要，其三相电压和电流关系和值是系统的遥测量。作为上送数据的核心。也只有在电厂等电力部门才采集其它形式的量，如温度、压力、水位等。

在发电系统实行自动调节控制的基础下，输配电系统的经济运行才得以更好地解决，输配电系统的EMS是电力系统EMS 的最终实现模块，但也是电力系统实现EMS初始应解决的条件。

EMS 的系统软件是电力系统的整体运行、通讯、保护、调度等各个模块的自动化系统的综合应用。

电力系统的潮流优化的实质是在大系统情况下实施整体控制，正确地判定系统的潮流方向，然后进行电气量的选取，得出目标函数和各个约束条件，求取系统电气量的差值，进行反馈控制。可参考下面的一组计及安全的机组出力各约束条件。
功率平衡约束（条件）：


旋转备用约束（条件）：

机组出力上、下限约束（条件）：

机组最小运行/停运时间约束（条件）：


机组输出功率速度限制（条件）：


线路容量约束（条件）；


上式中分别表示第台机组在时段的输出功率、允许备用容量、运行状态和到时段之前机组已经连续运行的时间、连续停运的时间；分别表示第台机组输出功率的上下限；表示时段系统的旋转备用；分别表示第台机组最小运行/停运时间，输出爬升/下降速度；为选取的时段长度；为时段的线损；为时段允许载流量；第个节点时段的注入功率；为线路节点关系矩阵的元素；分别表示研究系统的组合数、时段数、传输线路数和系统节点数。

对于电厂各台机组的组合，各个约束条件地相互作用和对目标函数作用，从各个约束条件产生的潮流计算的方法，例如，上式的相互制约的约束条件：

图16:约束条件相互作用关系图（资料来源曹伟）

8020

2.3.2.2.6
经济调度ED(Economic Dispatch)

但就针对这一种电量的考核方式，在EMS系统上是容易实现的，因为我们可以在电量的数据库中存放许多供计算的数据库设备，在电量的计算公式中，我们根据不同的数据设备来区分不同的数据，当然数据的算法是主要的，采用什么样的算法所得计算结果的精度是不一样的。如何实现数据的算法，在南京力导电子系统研究所的SE-900的电力调度系统中，一个浅层的计算数据库的模块是通过表象的在应用界面上输入需要计算系统数据模块（这些数据模块各自对应着一个数据设备也可以同一类的数据对应同一个数据设备）的名称，系统根据各个名称调用各个数据来进行计算。

进行数据计算和分析是判断电力系统经济运行的基本判椐，如何根据电力系统的运行来判断系统的潮流方向和潮流的损失，判断潮流的流程和交换功率。

最优潮流将是经济调度的基础，同时保证系统的正常运行和保证系统损失功率最小（包括减少用户的使用功率）。经济调度要使得电力系统在基本或基础上稳定运行。

2.3.2.2.7状态估计SE(State Estimation)

是从实时网络的冗余测量值中获得一组电力系统的母线电压幅值与相角数据，而采用统计的估计方法来进行计算。其中包括：网络模型生成器(Network Modle Builder)、坏数据检出与辩识(Observabiliity Routine)、变压器抽头处理、静态无功补偿处理等等。

2.3.2.2.8安全分析SA(Security Analysis)或事故预想CE（Contingency Evaluation）

根据可能导致的网络中的线路过负荷和电压不正常的事故表，来评估电力系统的静态安全状况。

2.3.2.2．9自动发电控制AGC(Automatic Genertion Control)

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。

AGC的软硬件是为了实现自动地调整发电机的出力、分配发电机出力和电网负荷的平衡。AGC的使用是发电系统的EMS得到实现和广泛应用的基础，由于电力系统的输、配电的潮流控制比发电系统的潮流复杂；输、配电系统的计划负荷没有发电系统严格，电力系统中的绝大部分潮流输出由发电机提供，一小部分由电容补偿器提供，故EMS 在发电和输、配电中的分工是很明确的。发电系统的EMS 是以电力系统的出力平衡为主，输、配电系统的EMS则以潮流的优化为主。

AGC的控制目标是使由于负荷变动而产生的区域控制误差ACE（Area Control Error），使其误差不断减小直至为零。作用为：①调用电网发电出力与电网负荷平衡；②将电网频率偏差调节到零，保持电网频率为额定值；③在控制区域内分配发电出力，维持区域间联络线交换功率在计划值内；④在控制区域内分配发电出力，降低区域运行成本。
发电系统实施AGC是电力系统发电项目改造的一个过程，AGC的实现---包括电力系统各个电厂AGC的总和---是电力系统的电力调度自动化发展的最终目的。

AGC的基本功能构成包括①负荷频率控制（Load Frequency Control）调整频率到额定值fe（额定值的上下偏差不超过±2%）; ②经济调度控制（Economic Dispatching Monitor）;电力系统最经济调度时满足的给定的负荷能力，并将其作为机组的经济基点；③备用容量监视（Reserve Monitor）监视连接在母线上的准备带上负荷的备用容量、可在一定时间内带上负荷的备用发电机容量和现有的可调节的总的备用容量之和。

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。

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。

8020

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。

8020

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。

8020

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。

8020

电力行业信息化是一个比较生涩的话题，一般不容易说清楚，在AMT上，我曾发表一篇《电力系统自动化综述》的文章，来信讨论者很多，鉴于此，我想结合我这四年来实施电力系统监控系统和企业的ERP系统，描述一下我对电力行业信息化改造的个人看法，由于我涉及的系统范围的局限性，对信息的描述带有个人的偏颇，希望读者来信讨论。

另本人与曲萍也愿和同道中人进行良好的交流、进行合作，希望为电力系统提供一个完整的、符合电力实际需求的解决方案。希望提供电力行业解决方案的同路人一起并肩向前，共同前进！

第三章
电力行业管理系统（纵向）发展的具体内容

关于电力行业和其他行业的区别就在于电力行业的数据采集和电力系统的运转的控制也需要与电力行业的MIS应用、管理系统进行集成，而一般的工业企业，控制系统没有如此复杂，通讯、维修、系统的运转都需要集成应用。为此控制系统组成电力行业的一张基本应用的应用系统网，并在这个基础网上架构新的应用。

为此，我将电力行业分成横向系统和纵向系统，横向系统和纵向系统间的接口一般基于数据的通讯。在数据的使用上，电力行业的采用控制系统、MIS系统与管理系统相结合的方式，统一使用控制系统采集的数据。

在下面，先介绍MIS的应用，再介绍电力行业相关的ERP等管理系统。
3.1国内外电力行业信息系统状况
预测到2004年，25%的公司将通过电子商务平台进行市场商务；到2005年电子商务总额将达到9000亿美元。各国特别是美国的电力公司积极将信息技术运用在改造电力公司经营和管理上，积极开展电力电子商务，电力是进行电子商务最完美的行业，电子商务也是改革电力管理机制的最好机会和手段。

如美国电力公司、POTOMAC电力公司、西德克萨斯电力公司和南加利福尼亚爱迪生公司都通过扩大公司网址宣传，提高网上电子商务的服务功能，简化招标程序，规范采购流程，包容更多的供应商，公用电力事业每年在产品和服务上降低成本一般可节省采购费用30%。美国第一家电力公司交易中心，包括了纽约的联邦爱迪生公司、北卡罗来纳州夏洛特的杜克能源公司、新奥尔良的ENERGY公司、休斯敦的RELIANT ENERGY公司、圣迭戈的SEMPRE ENERGY公司、旧金山的PG&公司、洛山矶的爱迪生国际公司等公司，还将出现具有竞争B to B的电力交流中心。

东京电力公司1960-1967年利用计算机处理公司人事、劳资、工资福利、医疗保健等业务工作；1975年到1984年实现内部联网，建立客户综合信息处理系统；1984-1988年实现电力设备及工程数据库系统化；1989年就实现公司系统一体化，并与外部系统实现互联，INTERNET和EDI运行。公司现有主机40台，服务器1299台，工作站13000台，人手一机，业务处理完全计算机化，网上发布公司财务状况信息，网络把公司与外部用户联系起来。

日本中部电力公司将IT产业作为公司三大支柱。建立数据中心，经营公司信息系统，提出“使用IT向客户提供一次到位的服务”理念，即通过计算机主机、服务器和客户端三级系统网络及GIS系统，实现地图测绘、工程公司工程设计支援、停电信息区域分布处理、现场作业信息支援、施工管理、配电自动化等功能。网络使得公司与客户间信息传递更加快，减少部门间的转递，短时间就能响应用户请求。电力公司为加强信息技术的应用，专门成立计算机服务公司（CCS）进行软件开发和维护服务，负责开发电力公司的应用系统和建设电力公司的信息化工程项目。

法国电力公司是一家国有资产的大型电力公司，在体制上很象我国家电力公司。为了推进电力信息化，公司内部设置了信息部门，由十几个信息和计算机专家负责法电公司内部网络和计算机系统维护，组织进行二次开发，负责法电公司信息化发展规划和计划制定并编制实施计划。应用系统软件则通过直接购买和委托的做法完成。

日本东京电力公司总部成立公司信息系统专业管理委员会（类似我们的信息化领导小组），指导和领导全公司信息化建设。在公司本部设置专门的信息主管部门（200人），负责信息系统的方针和计划的制定，协调组织信息化建设的技术和标准，调研和评估分析信息系统运行情况。根据信息化建设的需要，另外成立独立运行的“东电计算机服务公司” （1200人）、“东电软件公司”(800人)和“东电记录管理公司” （350人）。各公司主要是为公司集团服务，负责公司内部设备、中端数据管理和维护，负责对东电集团各公司进行软件开发和咨询服务等业务。

东京电力公司的信息机构主要任务是：
1.
制定企业信息化战略和发展策略；
2.
完成企业内部信息化的规划和设计；
3.
负责开发企业内部信息应用系统，完成信息工程项目；
4.
负责研究企业内部业务流程和信息流程，实施业务改造；
5.
实验和测试新的信息产品；检测外部信息产品和信息技术；
6.
开展企业电子商务和网上交易。

图20：东京电力公司信息机构逻辑关系图（资料来源国电信息中心）

8020

日本中部电力公司同样设立内部信息机构，由控制通讯部、和信息系统部组成，该公司信息化建设规划和开发以及系统维护都由内部的信息部门完成。

图21：日本中部电力公司机构设置（资料来源国电信息中心）

尽管信息化建设在国家电力公司有很大的发展，建立了网络、开发了OA、MIS，建立了MIS和其他实际应用系统。但应当看到，目前的信息化建设仅仅是开始，目前的许多系统在改革后将不适于新的环境。这是因为，国家电力公司改革后，将成立国家电网公司、南方电网公司和几个发电公司，对电力的信息的需求将更大，对数据的即使性、准确性和各公司实际生产运行以及经济运行相关性有更加高的要求。原针对计划经济体制开发的系统也不适合市场体制环境，并且在技术上和实际使用上都有较大的缺陷，不能适应电力市场化环境下的企业运营要求和业务发展的要求。各网省电力公司的MIS建设率、OA建设率、省公司的广域网的覆盖率还不能满足电力市场化运行的需要，OA系统还没有实现全公司系统的联网运行。全公司信息系统没有统一的信息平台，财务系统、人力资源系统、生产管理系统、电力营销系统、物质设备管理系统、电力负荷管理系统、安全监督管理系统、计划统计和综合指标系统等业务系统没有实现整合，仍然由各单位各自开发运行，形成数据孤岛，信息资源不能共享；企业管理还有待优化重组；信息资源的的收集、处理能力和利用还不高；企业各类生产、经营数据的完整率和准确率还不能满足企业市场化运营统计和分析的需要，目前的信息系统的数据还不能作为企业经济运行预测依据等。电监会对电力企业的监管信息、中电联行业管理信息的需求还很大，目前电力企业的信息化系统水平离现代化企业的要求还相差甚远。

中国电力行业在未来的信息化建设中有几个问题亟待解决：

1．电力信息机构的机制问题
按哪种模式建立电力公司的信息机构，确立电力信息化发展机制，是电力信息化建设的关键问题之一。电力公司要不要建立自己的信息部门，要不要建立直接为公司系统服务的信息公司，如何建立信息公司等一系列问题摆在电力信息化建设面前。

在过去的十年中，信息部门（在各级电力企业）都不被作为企业的生产部门来看待，仅仅作为企业达标升级创一流的敲门砖。信息部门在电力公司没有一个专门机构配置，没有规范的建制和岗位。有的附属在生技部下，有的推出作为企业三产部门，有的在科技部下一个科，有的设在总经理工作部门下。有的公司信息人员仅有两三人，有的仅设一个“信息化专责”。

2．电力公司信息化建设模式问题
电力公司信息化建设采用哪一种建设模式？自主开发建设在电力信息化中的地位是什么？如何处理自主开发与外包的关系？

信息化建设实际是一个企业用现代科学技术发展本企业的一个全过程，也就是说，在企业发展的各个历史阶段都需要用不断发展的信息技术提升企业的现代化水平，使之在激烈的市场竞争中立于不败之地。长期以来仍有人存有“只要有钱，还怕买不回一个信息化”的思想。尽管在国家电力公司2001年信息化工作会议中已经回答了电力信息化的建设方针和建设办法，但是在建设的具体实施过程中仍然不能很好地把握。“用钱是买不回信息化”就明确指明了信息化建设必须以自主开发为主的建设思想。没有大量人力和物力的投入，没有从领导到各级生产管理部门的共同努力，企业信息化建设是不可能实现的。有的把企业的信息化完全交给一个IT公司去完成，有的在低水平上自行重复建设，这两种态度和做法都不是实事求是的态度。信息化外包和自主开发并不是一个尖锐对立的矛盾，它是企业信息化建设的两个互为补充的实施方式。

3．电力信息化标准问题
电力公司的信息化建设标准问题也是困扰电力企业信息化发展的难题。企业要不要统一平台？建设一个什么样的统一平台？统一平台的概念是是什么？如何实现统一平台？电力系统或电力公司系统要不要统一的信息代码标准？如何建立统一代码系统？电力企业需不需要建立数据中心？数据中心如何布局？安全手段怎么处理？诸如此类关于电力信息化建设标准的问题也困扰电力系统信息化工作者。

4．如何实现信息产业化问题
信息产业化，是国家信息产业发展的一项发展战略，电力公司的信息化如何实施产业化战略？如何构筑电力企业信息产业化机制？电力企业的信息部门的产业化的过程中，各电力公司都有不同的尝试，探索电力信息产业化的发展道路，组建了各类信息机构或信息公司，并取得了一定的经验和成绩。

针对上面描述的问题，下面描述一下解决的方式：
1．加快电力企业基础性系统建设
电力体制改革后，信息化建设应向电网生产和业务管理方向倾斜，把企业发展和经济效益发展作为信息信息化建设的第一要务。
电力企业应按照国际惯例，建立现代化企业的管理流程，实施企业资源规划(ERP)，推动企业价值链建设，实现企业效益最大化。通过ERP建设，实现电力企业的管理流程的优化组合和重组。建立ERP系统是完全必要的，也是可行的。澳大利亚的几个电力公司均建立了企业ERP系统，企业通过ERP实现了完全统一的指挥和步调一致的运营，显著提高了效益，主动积极应对电力市场。企业级的ERP建设核心为企业财务、人力资源、生产流程的规划的建设。国家电网公司在现阶段应以分阶段、分模块、分步实施办法，逐步建设的方式，积极开发建设一批电网生产管理急需的、适于电力市场运作的应用系统。其中包括建设电网公司统一的办公自动化系统、电力市场统计分析系统、竞价上网报价交易系统、企业统一财务系统和人才管理、物流管理等系统。实施中应当结合电力企业流程优化和重组，特别要结合企业市场化运行的经营模式进行。在ERP建设中推进电力企业的改革和管理升级，进而推动电网公司的国际化进程。

2．建立电力企业数据处理和存储中心（简称“数据中心”）
数据中心对数据的统一管理和安全保护的做法是国际化大公司通用做法。信息资源是企业三大资源之一，随着信息时代的到来，信息资源将变为企业核心和最重要的资源。收集和保管好企业的信息资源是企业发展和安全的重要任务，也是信息化建设的重要任务。电力企业的数据中心是企业核心信息资源的加工、存储和保护中心。数据中心收集和存储国家电网公司和发电公司的生产、经营基本数据以及公司各类资源数据（包括人力资源、设备资产等），收集企业每天的生产和经营数据以及客户关系（包括电力市场的价格变化、用户资金流入流出信息等）数据。数据中心的数据是电力系统通过网络实现资源共享的资源系统，是电力市场监测和评估的依据，系统数据的完整性和准确性、及时性以及安全性是数据中心的重要参数。企业决策人通过数据中心的信息进行运营决策分析；管理人员通过数据中心的数据产生各类生产报表和报告；用户可以通过数据中心的信息查询与自己有关的帐单和相关信息；电力市场的电价信息通过数据中心发布等等。

3．加快电力信息标准化建设是信息化发展的关键
目前，电力企业信息化建设无论是建立新的企业ERP系统，还是重组各应用系统，都将面临信息系统的代码统一问题。组织编制统一的信息代码，是实现信息系统的统一基础和信息资源共享的基础。信息编码范畴很宽，内容很多，难度很大。要有计划地、尽快地组织力量编制企业信息化急需的、最核心的最重要的信息代码。边建设边推广，逐步形成电力企业（或行业）信息代码体系。其中主要包括：电力设备信息代码、人力资源代码、财务信息代码、业务流程代码以及相关信息代码等。在统一规划下，联合各电力公司力量，共同投资建设。以市场运作方式，分专业分块负责，按知识产权保护条例，谁投资、谁建设、谁受益原则，调动一切积极因素，加快电力信息化标准化建设。

8020

4．建立统一的信息系统平台和统一管理信息系统
纵观国内外大型企业的信息化发展道路和通行的信息化发展模式，不管企业规模有多大，在全球有成千上万个分支机构，各企业均需建设一套全公司系统的、覆盖整个企业业务和部门的统一信息平台，为整个企业信息系统的运行提供基本条件。这种统一平台的企业信息化模式，是企业资源的最合理的开发和利用，是追求企业价值最大化的必然。因此，电力企业信息建设规划和发展目标，一定要按“四统一”原则实施，由上而下，统一领导、统一规划、统一标准、统一组织实施，按照总体规划设计、分步实施，试点推广，强力推进的办法具体实施。企业各级应用系统要实现整合与集成，同时要进一步规范业务流程、实现优化管理和流程重组，通过信息化建设，促进电力企业的新型现代企业制度的建立。电力企业的主要业务和管理工作要全部融入信息化建设的内容之中，如财务系统、电力生产管理系统、电力营销、CRM，ERP、电子商务等。特别是企业的财务系统、决策支持系统以及经营者活动控制系统要作为企业信息化的主攻方向和主要建设内容。任何业务部门的信息子系统的开发建设均纳入公司统一规划和统一的平台之内，不容许各网省公司或业务管理部门自行其是，独立建设信息系统的情况。国家电网公司要能够直接与所属单位信息直联，信息互相交换，通过网络和信息系统，达到企业的统一和优化管理。未经过信息化领导小组同意，未列入规划的项目以及独立于统一平台系统的任何软件均不得进入实施阶段。任何妄图开发建设独立的（“自己的”）系统，或建立单一业务处理的纵向业务系统做法，都是置电力公司企业的整体利益而不顾的作法，应予以制止。

统一的平台规划是一个国际化的大型企业的通行信息化模式，是现代企业高效的必备的信息系统模型。电力企业的统一平台分成：基础平台、应用平台和管理决策系统平台。基础平台包括网络平台、数据库平台、应用支撑平台和工作流程控制、通信机制、数据转换与交换机制和规则机制平台等。应用平台包括各种业务应用子系统（如财务、审计、物资设备、人力资源等）和生产管理应用系统的集成。管理决策层平台是规范的公司管理层各管理信息系统（包括各业务流程控制管理子系统）以及辅助决策系统。

企业门户是电力企业建立统一的信息系统的入口。

3.2
MIS网络技术

MIS 网络是电力系统的局域网，主要是供给监控系统进行监视的一个LAN 网络，在SCADA/EMS系统中，一般挂在其上，作用是供局长、总工浏览电力线路的基本运行状况，不作遥控操作，无数据下行，一般配有10M 的通讯网络。

MIS（信息管理系统）原本是某一企业或单位在管理中使用的计算机网络来管理信息的系统。其MIS 是运筹学、计算机学和管理学相结合的产物，随着数据库的不断发展，计算机为信息的管理提供强大的数据资源和快速的计算，有利于各管理人员的计划和决策。现MIS已成为一种网络的结构形式，MIS网络的使用使得LAN的形式得到更加广泛的应用和扩张。

MIS 网络的数据库与其他的数据库一样，有着对信息进行收集、组织、存储、加工、抽取和传播等功能。目前电力系统中，所使用的数据库就是计算机领域中的SQL形式的数据库，MIS网络是DMS系统的功能模块。

随着电力行业改革"厂网分开，竟价上网"，电力行业告别了过去的垄断经营，引入了竞争机制，这种竞争机制并非市场机制，而是一种合作性质的竞争机制。因此，如何提高发电企业的工作效率、增强企业的竞争力已经成为摆在管理者面前一个重要的问题。管理信息系统对于提高企业整体工作效率，有效地管理企业内部数据，建立良好的工作流程，快速作出决策发挥着越来越重要的作用。这种管理信息系统要覆盖发电企业的主要业务部门，包括以下部分：运行管理、设备管理、劳人管理、生产技术管理、计划管理、安监管理、环保管理、多种经营管理、党群管理、教培管理、商业运营、系统维护、办公自动化。这些子系统可以提供良好的人机界面、方便的查询检索、指定方式的统计。

图22：三类系统的关系（资料来源曹伟）

在电力行业，有很多的MIS应用，主要的有用电部分的电量计费系统、自动抄表系统；检修部分的设备维护系统、项目管理系统；办公部分的各种OA系统；调度部分的报表系统、数据管理系统等。MIS系统
电量计费系统主要是辅助供电企业员工进行日常计费业务处理和维护工作，帮助供电企业对用户用电计费工作进行信息化、用电费用计算自动化，加快数据输出统计速度，提高企业决策的科学性、合理性，使供电企业电量计量和计费工作的管理更加规范、合理、经济。主要功能有：抄表管理、计费管理、电费对帐、异常管理、报表管理、电价维护、系统维护。