摘要：电力调度自动化系统是整个电网的主要控制的核心部分，它是保障电力系统安全、稳定、及经济运行的重要组成手段之一。而调度自动化的主站端系统也成为电力企业的“心脏”，它为当前电力企业注入了新的技术活力，一方面使得变电站实现了无人值班，改善了调度运行人员的工作条件；另一方面也极大地提高了调度运行人员对电网安全经济运行的分析能力和负荷预测的准确度，为未来的数字化电网打下了坚实的基础。
关键词：电力；调度自动化；主站端；系统分析
1 电力调度自动化主站系统的主要功能
电力调度自动化主站系统主要功能是SCADA系统（数据采集与监视控制系统）功能及WEB 浏览功能。其中 SCADA 主站系统实现的功能主要包括：数据采集与处理、系统控制功能、人机界面功能、事件及报警处理、系统安全及防误操作等。
1.1 数据采集与处理
该系统能够采集分析、处理多种类型的数据，包括模拟量、状态量、脉冲量、保护信息、来自 RTU的复位信号、其他非遥控数据、SOE等。这些数据可能是来自于变电站、开关、环网柜等的实时数据，也可能是来自于其他系统的数据。
1.2 系统控制功能
该系统的控制功能强大，可以对所有可遥控设备进行远方操作控制。主要包括分、合闸控制及控制闭锁、保护定值的调整与投退等。有批次及单点遥控、遥调功能，操作后将过程及操作员姓名，时间记录存档并打印出来，同时具有操作权限设置，防止非法操作。
1.3 系统人机界面功能
该系统的人机界面设计非常人性化，易操作、功能强大。主要有窗口显示、画面编辑、趋势曲线、画面拷贝等。在进行画面编辑时，可在线编辑、修改、拷贝、存储。所有图符都可与实时数据连接，实现图符的动态显示。能够导出趋势曲线包括有历史曲线、实时曲线及计划曲线。并且所有屏幕上显示的画面全部可以在打印机上打印出来。
1.4 事件及事故报警处理
事件及事故报警的内容包括：系统报警信息和电力系统报警信息。所有报警均登录于报警表中，可即时在报警行中显示，根据信息的不同可分为一般报警和事故报警。
1.5 系统安全及防误操作
系统主备机都有启动、故障切换和监视其他计算机运行的功能。当主备计算机故障停运时，所有实时数据/历史数据能够自动拷贝到后备机，保证数据不丢失。主站系统的各个节点可设置不同的功能，对应于不同的操作权限，实现权职分明。同时系统采用智能操作票系统，具备模拟防误、调令票防误操作功能。当系统内发生硬件损坏和软件故障时，均不得出现控制命令误出口。
1.6 强大的 WEB 浏览功能
系统采用三层结构的设计思想，支持多客户端，通过WEB服务器，公司的各级管理部门都可以查看本公司调度自动化的系统信息，及时了解运行状况，包括浏览实时数据、静态数据、图形、曲线、报表、报警事项等。
2 调度自动化主站运行维护存在的问题及处理
2.1 网络故障
主站系统内网络故障通常有两种情况：一是在增加新工作站时出现本台计算机不能联网。此时，首先应该检查该计算机的网卡是否插紧（或到位），网络插头是否接触良好，然后检查该计算机是否与其他计算机的网络节点名有冲突（唯一标识）。再者注意在网络适配器手工配置时，网络适配器型号、通信协议、驱动程序填写是否正确。双网卡时，I/O端口地址、中断编号、收发器类型是否有冲突，经网络绑定后，如还不行，可考虑更换网卡；二是整个网络不正常。一般在细缆方式下遇到，如果网络时好时坏，很可能是某一段网络线松动了，这时，可以用万用表测量匹配电阻的方法找出网络松动的位置，更换该网络线；如果网络一直不通，则应检查网络线两端的终结点的终结匹配器是否正确联接，确认后，如果还不能解决，则很可能是网络断线，更换网络线。
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2.2 通信故障
如果遇到某一通道不能正常收发时，首先应该检查通道上下行接线、主备通道接线是否正确可靠，描述数据库中规约类型、波特率、通信协议填写是否与分站一致，调制解调器（MODEM）的跳线是否与该通道对应的波特率一致，确认后再检查MODEM的收发指示灯是否正常。如果接收指示灯不正常，则要检查通道对应的信道的好坏，用示波器观察输出波形或用万用表测量一下电压和频率是否达到要求值。将某一故障通道在主站上下行环接，观察发送的校时数据能否收到，如收不到，检查主站。在RTU分站侧将上下行通道环接，在主站发送数据（校时信号），主站侧如收不到，再查通信信道，是否有断线或接触不良状况。如果在主站调度员工作站显示仅有同步字，可能是通道上下行有环接短路情况。
2.3 初始化参数改变
有时会遇到显示器不能正常显示电力调度自动化系统绘制的图形或人机界面各种参数如权限改变等，这种情况的解决方法是平时把运行正常的各种初始化配置记录下来，如显示器的字体、分辨率、电力调度自动化系统应用软件的INI文件等。
2.4数据不一致
这种现象多出现在具有两台前置机、服务器的情况下。系统管理员对数据库（描述数据库、历史数据库、图形数据库、报表数据库等）进行修改后，未能及时拷贝同伴机，造成两台计算机数据库中内容不统一或某一服务器停机后重新启动未能及时拷贝同伴机数据。
2.5登录口令
有时会遇到在某一台节点机启动后，提示找不到域控制器或登录不上。此时处理的办法是系统的登录口令（如WindowsNT），不要轻易改动，如确实需要，应在改动完毕后，首先将主域控制器、备份域控制器及MIS服务器的计算机重新启动，然后再将其他所有用该帐号登录的节点机重新启动一遍。
3 电力调度自动化主站系统的发展方向
3.1 信息化发展方向
电力企业调度自动化主站系统不只是电力系统的数据采集工具，它还在信息的加工处理以及信息的创造方面有着十分重要的意义。电力企业运行过程中产生的实时数据是作为调度管理、数据分析、EMS计算和能量交易的重要依据。因此，如果想要使采集的数据信息更加的安全高效，让采集的数据对企业有所帮助，提高企业对于数据信息的利用率，就需要电力企业加快对电力调度自动化主站系统信息化建设。
3.2 网络化发展方向
网络的应用已经涉及到社会发展的方方面面，电力企业调度自动化主站系统只有与网络技术相结合，才能实现更好的发展。电力的各层可以通过网络进行信息交流，有利于协调各个调度部门的工作内容，提高各部门分工合作的能力，提高效率，保证调度自动化主站系统的正常工作。电力调度自动化主站系统的网络化发展主要包括两个层次：（1）各个调度部门与主调度中心之间的连接；（2）调度中心主站与电厂和变电站之间的通信。在进行信息交流的过程中，上一级的调度主站可以将下一级调度主站所需求的信息传送给它，帮助下一级调度主站能够全面的了解系统情况。
3.3 一体化发展方向
电力企业调度自动化主站系统的一体化发展是指电力调度自动化系统功能的一体化，形成各个子功能的互补。简单来讲，电力调度自动化系统主要是对于调度员来说的，EMS各种功能的意义就在于为调度员提供方便。但是随着系统的不断改善，目前电力企业的发展是以调度自动化系统为基准，面向所有调度部门，面向整个电力公司，形成一体化的系统。建立一体化系统有利于实时数据的共享，提高了相关部门的工作效率，各个部门之间的信息交流和决策为调度部门的工作提供了依据，有利于提高电力企业整体管理水平。
4 结语
综上所述，自动化主站系统的安全运行，为整个电力的可靠稳定提供了保障。随着电力系统的飞速扩展，对自动化主站系统提出了越来越多的要求，在系统运行维护过程中出现的问题也越来越多。因此，我们应该不断改善电力调度自动化系统在运行维护过程中存在着许多的不足。
参考文献：
[1]孟勇亮，蓝超强.调度自动化系统中新的功能需求及实现[J].电力系统自动化，2014（28）.
[2]王明俊.我国电力调度自动化的发展――从SCADA到EMS[J].电力技术，2014（11）.
论文作者:葛杨
论文发表刊物:《电力设备》2017年第7期
论文发表时间:2017/6/28
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