电力调度中心信息化与智能化(new).ppt

第5章 电力调度信息化与智能化,主要内容,5.1 电力调度信息化发展概述 5.2 EMS系统 5.3 基于电网综合数据挖掘的辅助决策支持系统 5.4 电力ERP与SG186 5.5 智能调度 ,电网调度肩负着电网的管理任务，在各种现代化手段的支持下，日夜监视指挥着电网的运行，使之无论在正常情况和事故的情况下，都能符合安全、经济及高质量供电的要求。 具体任务包括： 随着电力系统的结构日趋扩大和复杂，为保证电力系统运行的安全性和经济性，要求调度运行人员能够迅速，准确，全面地掌握电力系统的实际运行状态，预测和分析电力系统的运行趋势，对电力系统运行中发生的各种问题作出正确的处理。 我国电网调度分为五级:国调、网调、省调、地调和县调，各级调度的任务有所不同。,5.1.1 电力调度信息化发展概述,5.1.1我国电力调度信息化发展概述,从20世纪30年代开始，电力系统开始建立调度中心，当时的电力调度是由调度员面对一个固定的系统模拟盘，用电话方式联系下达调度指令，由现场操作员来完成操作。 调度中心的调度员无法及时和全面地了解电网的实时变化情况，在事故状况下调度员只能凭经验处理问题。,到20世纪60-70年代，电力系统的自动化控制技术经历了由模拟到数字的重大转变。 电力系统的各厂站运行状态数据全部由远程终端（RTU）经通讯通道传送到调度中心。调度中心采用计算机实现了调度控制和管理。整个电网运行状态的数据采集、自动发电控制、网络分析等功能全都由计算机自动完成。,5.1.1我国电力调度信息化发展概述,调度自动化系统的内涵,调度自动化系统的内涵是 电网运行和控制的信息化(智能化)； 电网企业经营和管理的信息化(智能化)。,调度自动化系统的外延,现在的调度自动化系统已经涵盖电网调度中心的大多数计算机系统。包括: 数据采集和监视(SCADA) 能量管理 (energy management system,EMS) 电力系统实时动态监测(WAMSP) 电能计量(TMR) 电力市场交易(TMS) 调度员培训(DTS) 雷电监测，电网运行环境监测等系统 故障信息管理 继电保护和故障录波信息系统(二次设备在线监视与分析) 调度信息管理(DMIS) 电网企业管理信息系统,电网监视与控制的核心系统,电网的安全稳定除了需要有合理的电网结构及电源分布，还需要有科学的监视、分析、调度及控制手段。 SCADA/EMS是及时了解电网的运行状态并进行科学分析的基础平台； 自动发电控制(AGC)和自动电压控制(AVC)等是进行电网频率和电压控制的先进的控制手段。 SCADA/EMS/AGC/AVC构成了电网监视与控制的核心。,5.2 EMS系统,能量管理系统（EMS-Energy Management System）， 是以计算机为基础的现代电力系统的综合自动化系统,主要针对发电和输电系统,用于大区级电网和省级电网的调度中心。EMS的应用发展是智能电网发展的核心。 EMS是以计算机技术为基础的现代电力综合自动化系统，主要用于大区级电网和省、市级电网调度中心，主要为电网调度管理人员提供电网各种实时的信息（包括频率、发电机功率、线路功率、母线电压等），并对电网进行调度决策管理和控制，保证电网安全运行，提高电网质量和改善电网运行的经济性。,能量管理系统的发展,从SCADA(数据采集和监视控制)系统的出现到向能量管理系统的发展,SCADA系统给电网调度人员掌握电网实时运行工况及处理事故以极大的帮助,但不能告知电网发生扰动(开关操作,事故跳闸)时的后果。为保证电网的安全运行, 将电网调度自动化系统从单纯的对电网运行的安全监视功能提高到对电网运行作安全预测的要求(分析)。,能量管理系统的发展,要实现对电网运行安全预测,需对电网实时运行不断进行潮流计算、功角及电压稳定性计算,分析电网在发生故障时稳定破坏的可能性。 SCADA/AGC发展到能量管理系统(EMS),电网调度也由单纯依靠调度人员的经验来保证电网安全运行的经验型调度提高到对电网运行进行分析计算,以保证电网安全运行的分析型调度,这是电网调度自动化技术发展中的第二次飞跃。 。,能量管理系统的发展,目前各主流EMS产品均于20世纪90年代左右开发完成,受限于当时的计算机技术以及电力控制理论水平,其功能主要是帮助调度人员监视和分析电网的运行状况,而对电网运行方式调整和控制仍主要靠调度员来完成,远未做到真正意义上的实时自闭环调控.,能量管理系统总体结构,能量管理系统总体结构如图1.4所示，它主要由六个部分组成：计算机、操作系统、支持系统、数据收集、能量管理（发电控制和发电计划）和网络分析。,能量管理系统总体结构,EMS一般分为3级:数据收集级、能量管理级和网络分析级。,数据收集级(SCADA),SCADA（SupervisoryControlAndDataAcquisition） 系统，即数据采集与监视控制系统。SCADA系统是以计算机为基础的生产过程控制与调度自动化系统。它可以对现场的运行设备进行监视和控制，以实现数据采集、设备控制、测量、参数调节以及各类信号报警等各项功能。 SCADA系统作为能量管理系统（EMS系统）的一个最主要的子系统,主要完成数据的收集、处理解释、存储和显示,并把这些实时信息传递给其它应用模块。,数据收集级(SCADA),数据收集是EMS与电力系统联系的总接口,它向能量管理级和网络分析级提供实时数据; EMS通过它向电力系统发送控制信号; 网络分析可以向它返回量测质量信息。,能量管理级(调度决策),能量管理级利用电力系统总体信息(频率、时差、机组功率、联络线功率等)进行调度决策,主要功能有: 负荷预测和发电计划。 实现AGC(自动发电控制)功能。 提高控制质量和改善运行的经济性,负荷预测,负荷预测是指从历史负荷数据及其相关因素等资料出发,运用一定方法去合理推测将来一定时段的负荷需求情况,它是保证系统安全稳定运行与电能质量的基础,在电力系统中具有独特的重要性。 从时间框架看,可分为长期、中期、短期、超短期以及节日预测,其中短期负荷预测是负荷预测的重要组成部份,它对于电厂的发电计划、竞价上网、电能量交易合同、运行及调度方式等起着重要的作用。 提高短期负荷预测水平有助于经济地安排发电机组启停,合理制定检修计划,维持电网安全运行,降低发电成本,提高电能量市场交易水平,从而提高系统的安全、经济与社会效益,因此有必要对短期负荷预测进行深入研究。,负荷预测,日负荷预报和周负荷预报为短期负荷预报，分别用于安排日调度计划和周调度计划，包括确定机组起停、水火电协调、联络线交换功率、负荷经济分配、水库调度和设备检修等； 月至年的负荷预报为中期负荷预报，主要是确定水库运行方式和设备大修计划等；在电源规划和网络发展时，需要数年至数十年的长期负荷预报。 影响负荷大小的各种因素有温度、湿度、雨、雾、电视节目、政治活动等。 负荷预报的关键是提高准确度。 负荷预报的方法有多种，包括线性回归、时间序列、卡尔漫滤波、人工神经网络、专家系统方法等。,AGC(自动发电控制),自动发电控制（Automatic Generation Control ，简称 AGC）技术是维持电力系统发电与负荷实时平衡，保证电力系统频率质量和安全运行的重要技术手段。 自动发电控制功能模块通过控制调度区域内发电机组的有功功率使发电自动跟踪负荷变化,维持系统频率为额定值,实现负荷频率控制。,AGC(自动发电控制),电力系统调度机构主站控制系统发出的指令由网络通信工作站或远程终端通信工作站通过通信网络送至电厂控制系统或机组控制器，对发电机组功率进行控制。 同时，电厂和发电机组的有关信息由电厂的网络通信工作站或 RTU 经通信网上传至主站控制系统，供主站控制系统作分析和计算。,作为控制软件的关键部分之一的 AGC ，实际上已经包含在EMS中,网络分析级(计算和分析),网络分析级利用电力系统全面信息(母线电压和角度)进行分析与决策,提高运行的安全性,使EMS的决策能做到安全性与经济性的统一。 网络分析级从SCADA级取实时量测值和开关状态信息; 网络分析级从能量管理级取负荷预测值和发电计划值。 主要功能有:网络结线分析、母线负荷预测、潮流计算、网损修正计算，无功优化，状态估计等。 向SCADA级送量测质量信息;向能量管理级送网络修正系数和机组安全限制值。,网络拓扑分析,电力系统各种分析计算功能的基础是网络拓扑分析，它一方面提供电网的运行状况如电网是否发生合环、解环、并列、解列等;另一方面，给出潮流计算、状态估计等分析所需要的数值模型。 电力系统中的网络拓扑分析的主要功能是将物理模型转化为数学模型。 其工作的核心是当电网发生变化时，如何快速地实现拓扑，以便及时给出拓扑分析。,潮流分析与计算-用以确定系统的稳态运行情况,电力系统潮流计算是研究电力系统稳态运行情况的一种计算，根据给定的运行条件及系统接线情况,确定整个电力系统各部分的运行状态：各母线的电压，各元件中流过的功率，系统的功率损耗等等。潮流计算的主要目的是：用以确定系统的稳态运行情况。 在电力系统规划的设计和现有电力系统运行方式的研究中，可以利用潮流计算来进行定量分析,可靠性和经济性。,在线潮流计算是网络分析级的基础组成部分，其计算结果反映了通过给定网络结构及运行条件来确定整个网络的运行状态(主要是各节点电压幅值和相角、网络中功率分布及功率损耗等)，是运行方式合理性、可靠性及经济性定量分析的重要依据。 由于开关位置直接决定网络的配电网络的连通性，在配电网潮流计算的网络拓扑系统中，当断路器或联络开关的状态发生变化时，网络拓扑紧接着变化，电网的潮流因此发生变化。,潮流分析与计算-用以确定系统的稳态运行情况,潮流分析与计算-电力系统安全分析的基础,潮流计算又是电力系统安全分析的基础，在进行预想事故的静态安全评定和动态安全评定时，首先由潮流计算提供初始运行状态。 对每一种预想事故进行元件（如支路，发电机）开断模拟的分析时，为加快计算速度，也常应用潮流计算的某些中间结果。 对可能引起不安全的预想事故并按其对系统导致后果的严重程度排序后，也需要进行精确的潮流计算来复核。,调度员潮流计算,调度员潮流模块在能量管理系统分析软件中正处于核心地位，它不仅是分析软件的必备功能，而且是一些其他功能的基础，如无功优化、静态安全分析需要反复调用潮流程序。因此，提高潮流计算的计算速度，降低潮流计算的误差，改善潮流计算的收敛性就可以提高能量管理系统分析软件的计算速度、计算精度和适应性，给出正确决策，进而提高能量管理系统的效能。,调度员潮流计算,调度员潮流计算最根本的是获取实时数据进行潮流计算，运行人员根据结果确定方式的合理性,使得方式安排具有科学依据。主要有3种功能： 实时数据潮流计算 历史断面数据潮流计算 典型断面潮流计算。,调度员潮流计算,a)实时数据潮流计算。 此潮流计算主要用于调度员在执行解合环操作前,先可以在调度员潮流计算界面下获取实时数据进行解合环预演,从而可以确定操作前后线路、电流互感器等是否过负荷，保护是否匹配,避免解合环前后潮流变化太大,引起线路热稳定和动稳定的破坏。其次,调度员可以在模拟实时电网的环境下进行反事故预想,对当前状态下电网薄弱环节进行预演,提高调度员处理突发事故的能力。,调度员潮流计算,b)历史断面数据潮流计算。此潮流计算主要用于方式人员利用历史数据对电网进行分析,从而确定类似负荷和检修方式下潮流分布情况,科学合理地制定运行方式。 c)典型断面潮流计算。此潮流计算也主要用于方式人员对电网特殊方式的分析研究,将特殊方式下或实时断面经过方式变化后的数据断面保存为典型数据断面,以备进一步的方式研究。,调度员潮流计算,调度员潮流计算是基于电网稳态下的方式研究,适用于有关技术人员分析潮流分布和调度员解合环等重大操作前预演,从而更加科学合理地制定运行方式。 事故的反演。,无功优化,无功功率在电力系统运行中起着举足轻重的作用。无功优化运行可以提高系统的稳定性，保证电压质量并降低网络损耗，是电力系统安全经济运行研究的一个重要组成部分。 无功优化研究通常以有载调压变压器变比、无功补偿容量和可调发电机机端电压为控制变量，以负荷节点电压为状态变量，以网损最小兼顾电压质量最优为目标函数来确定最合适的运行方案。,无功优化（经济性）,电力系统无功优化是指在满足各种约束条件的情况下，通过对控制变量进行调节，使系统网损最小。 电力系统的负荷多变, 各种负荷水平下无功优化各控制变量 ，机端电压，可投切电容器，变压器变比的作用只有一个粗略的概念。用算法对各控制变量在三种典型负荷水平下的作用作了定量分析。可以完成离线组态及在线修改控制策略。,电力系统状态估计,状态估计是利用在线程序,实时处理远动装置送来的遥测和遥信信息,从而得出表征电力系统实际结构和运行的可靠值,使各种误差和干扰的影响达到最小,状态估计也被称为滤波.状态估计问题就是按照一定的估计准则,对量测值进行处理,从而得到使目标函数最优的状态值的过程。,电力系统状态估计,电力系统状态估计是电力系统调度中心的EMS的核心功能之一，其功能是根据电力系统的各种量测信息，估计出电力系统当前的运行状态。 能量管理系统的众多功能又可分成针对电网实时变化进行分析的在线应用和针对典型潮流断面进行分析的离线应用两大部分。 电力系统状态估计可以说是大部分在线应用的高级软件的基础。如果电力系统状态估计结果不准确，后续的任何分析计算将不可能得到准确的结果。,电力系统状态估计,为什么电力系统的量测不能直接用于分析计算，而必须要经过状态估计呢？原因如下： 1.电力系统遥信或遥测可能存在不良数据。 2.电力系统的遥测结果不符合电路定律。如流过某一节点的所有电流之和并不为零等。 因此状态估计是必要的，量测数据有时又被称为“生数据”，状态估计结果被称为“熟数据” 。,电力系统状态估计,状态估计在EMS当中所处的地位,电力系统状态估计,电力系统状态估计的主要功能是: (1)根据量测量的精度(加权)和基尔霍夫定律(网络方程)按最佳估计准则(一般为最小二乘准则)对生数据进行计算，得到最接近于系统真实状态的最佳估计值。所以通过状态估计可以提高数据精度。 (2)对生数据进行不良数据的检测与辨识，删除或修正不良数据，以此提高数据系统的可靠性。 (3)推算出完整而精确的电力系统的各种电气量。例如根据周围相邻的变电站的量，测量推算出某一没有远动装置的变电站的各种电气量，或者根据现有类型的量测量推算另一些难以量测的电气量，例如根据有功功率的量测值推算各结点电压的相角。,电力系统状态估计,(4)根据遥测量估计电网的实际开关状态，纠正偶然出现的错误开关状态信息，以保证数据库中电网结线方式的正确性。状态估计的这种功能称之为网络结线辨识或开关状态辨识。 (5)如果把某些可疑或未知的参数作为状态量处理时，也可以用状态估计的方法估计出这些参数的值。例如有载调压变压器，如果未采集到分接头位置，可作为参数把它估计出来。状态估计的这种用法称为参数估计。,电力系统状态估计常用算法比较,电力系统状态估计方法可以归结为两种：第一类方法是根据电力系统功率平衡模型，构造非线性方程组，在取得量测数据后，通过逐次逼近的方法使非线性方程组收敛，最终获得状态量的估计值，最具代表性的方法为加权最小二乘状态估计方法; 第二类方法是通过历史数据的搜集整理，利用回归方法建立基于历史数据的状态预测模型，获得状态的预测值，再通过迭代获得状态的估计值，这一类方法的代表是基于卡尔曼滤波的逐次状态估计方法。,AVC(自动电压控制),自动电压控制功能模块实现对电网母线电压、发电机无功功率、电网无功潮流监视和自动控制；利用电网实时数据和状态估计提供的实时方式进行分析计算，对无功可调节设备进行在线闭环控制。,EMS的功能,EMS的功能包括数据采集与监控（SCADA）、以及发电控制、发电计划（负荷预测）、网络分析、调度员培训模拟（DTS）等应用功能,是建立在SCADA基础上的功能集成，针对不同应用目的需要进行大量计算和分析。 它将数据采集与监控、自动发电控制和网络分析等功能有机联系在一起，使电力系统从经验型调度提高到分析型调度，从而全面提高了电力系统运行在安全、经济、质量和环境保护方面的水平。,EMS数据流,下图 给出了调度端 EMS 中自动发电控制与 SCADA 以及网络分析等系统实时数据流程。 SCADA 是所有应用的数据基础。 状态估计和优化潮流提供发电机组的罚因子和机组限值。 负荷预计则提供区域发电与负荷的缺额，为经济调度安排发电计划提供依据。,EMS典型配置,EMS典型配置,EMS 系统由硬件平台（HP AlphaServer服务器)、操作系统平台（Tru64 Unix、Oracle/Sybase )、EMS/DMS（Distribution Management System 配电管理系统）支撑平台、电力系统基本应用和电力高级应用软件等组成。 EMS系统对计算机的要求主要是： 可靠性（硬件和操作系统稳定、软件经过长期的用户使用验证）、复杂运算能力、多任务实时性。,能量管理系统的内涵,能量管理系统(EMS)是电力调度中心的一套大型的软件系统，在线安全分析是它的核心任务之一，在电力系统的分析和控制中发挥着重要的作用。 调度员能否得心应手地应用EMS高级应用软件分析和处理实际问题，决定调度员水平是否能由经验型上升到分析型。 现代电网的发展要求电力调度由分析型转向智能型。,能量管理系统的作用,（1）监视和控制（调度），能发出告警信息； （2）预防性分析和预防性控制； （3）事故处理。,能量管理系统（EMS）的发展,到目前为止，EMS的发展已经历四代： 第一代为上世纪70年代基于专用机和专用操作系统的SCADA系统； 第二代为80年代基于通用计算机和集中式的SCADA/EMS系统，部分EMS应用软件开始进入实用化； 第三代为90年代基于RISC/UNIX的开放分布式EMS系统（含SCADA应用），采用的是商用关系型数据库和先进的图形显示技术，EMS应用软件更加丰富和完善。,能量管理系统（EMS）的发展,第四代系统以遵循IEC 61970为主要特征，采用了大量的先进技术，包括CORBA中间件技术、CIM/CIS技术、SVG技术、开放式/分布式应用环境的网络管理技术、面向对象技术、多代理技术、安全防护技术等。,现代电力调度控制中心的革新由EMS走向AEMS,随着经济水平的不断提高和电力系统规模及复杂程度的不断扩大,仅靠调度员人工调整,已越来越不能满足现代电网运行中对安全性、经济性和运行质量等多目标趋优控制的要求.在这一重大需求驱动下先进的EMS(advanced EMS, AEMS) 应需而生.该系统是新由我国电力工作者自主开发、拥有完全自主知识产权的电网调度自动化系统,可协调地自动调控网内所有可控资源,以实现电网多目标趋优闭环运行。,5.3基于电网综合数据挖掘的辅助决策支持系统,EMS是为电网运行调度人员提供的实时数据及数据的展示方式，不能满足企业领导和各级管理人员的需要。由于调度运行人员与企业领导和管理层人员对电网实时信息的要求存在差异。 因此，电网企业需要针对企业管理层人员的管理需要和决策需求提供一个平台，通过对各个子系统之间的数据整合，为企业管理层人员提供管理和指挥生产所需要的完整全面的数据信息，从而为领导指挥生产正确决策提供条件。（宏观，大局）,电网生产管理辅助决策支持系统功能模块,针对电网企业生产指挥和管理的需要，统一整合调度实时数据和生产管理数据，建立数据仓库； 针对应用需求建立信息模型和主题数据库，开发“基于电网综合数据挖掘的生产管理辅助决策系统” 为领导决策提供帮助。,电网生产管理辅助决策支持系统功能模块,电网生产管理辅助决策支持系统包括： 实时数据采集接口； 实时数据存储管理（存储策略、存储维护）； 基于生产管理数据库、电网调度实时数据库、电力营销数据库的数据仓库与数据挖掘； 实时数据显示、分析、展示和发布； 电力专业图形编辑。,实时数据采集接口,调度管理信息系统(DMIS)包括故障录波、雷电、气象、抢修/操作票等,实时数据采集接口,电网SCADA系统采集的电网实时数据通过EMS的实时数据库管理系统进行管理应用和进行历史数据存储。DMIS和MIS应用所需的实时数据由EMS系统主动地通过“网络二极管”（基于物理链路的单向导通数据传输装置）向MIS侧传送。数据传输的方式可以是数据库间的直接传输（镜像或直接写数据库），也可以通过接口进行转换传输（接收/转发）。 采用镜像服务器传输方式时，网络二极管要安装在主服务器和镜像服务器之间。这需要对镜像数据传输协议作相应的改变。,调度实时数据的存储、维护,调度实时信息数据量大，更新速度快，实时性要求高。因此存储策略规划显得特别重要。如果存储规划设计得不合理，将直接影响到数据的查询效率和后台分析程序的执行效率。为此在实时数据存储设计中采用如下技术：测点基本信息采用静态表；测点记录采用横表结构；测点实时数据采用动态表记录。对于实时性要求高的实时信息显示，直接由实时数据服务器内存表直接引用，历史数据存储则按历史数据的存储策略、存储规划和应用需求，对实时数据进行整理和规范再存入历史数据库。测点的存储时间间隔可根据测点的重要性和时效性要求，进行动态设置，即可将某测点的存储间隔设定为1分钟，也可将某测点的存储间隔设定为10分钟。测点可按类别、存储间隔要求进行动态分配存储，实现数据存储的优化控制，为方便数据应用提供条件。,多系统融合的数据仓库与数据挖掘,系统建立在电网调度实时系统的实时数据库和生产管理系统的管理数据库之上，结合企业管理的需要构建数据仓库并构建主题数据库。 建立的主题包括： 变压器的负载率及统计分析 发电厂负荷率及统计分析 电网用电负荷和供电负荷动态统计分析 各级电网负荷率及统计分析 供电线路的电压质量及统计分析 电网输变电设备健康状况统计分析等。,实时数据的展示、分析及发布, 实时数据图形展示。 曲线分析。 报表功能。 越界报警。 历史状态回放。 专业应用。,基于SVG 标准的电力图形编辑维护系统,提供基于SVG标准的电力图形编辑器，能实现电力系统图形对象的绘画、缩放、修改、删除等基本操作,同时也能快速、准确、动态地显示电力系统的接线图和配置电气参数，可有效减轻系统维护人员负担。 基于SVG的电力系统图形有利于不同开发商的系统进行图形交互,可供Web调用,也可为第三方应用软件使用,鉴于SVG的以上优点,国际电工委员会推荐SVG作为图形交换的标准格式。,SVG(可缩放矢量图形),SVG(Scalable Vector Graphics,可缩放矢量图形) 电网调度自动化系统正从原有的孤立系统往集成化方向发展,各个系统间需要共享资源来提高工作效率及决策分析的准确性。许多电力企业逐步采用CIM标准和组件技术来不断整合自己的系统,但是各个系统间如何交换图形数据成为一个亟待解决的问题。 目前不同的EMS系统采用不同的图形格式, SVG为电力系统运行可视化图形数据的发布提供了一种开放性的解决方案,使电网图形数据成为了一种可扩展可移植的图形资源。,5.4 电力ERP与SG186,什么是ERP？,ERP是Enterprise Resources Planning（企业资源规划）的缩写。,管理思想,软件产品,管理体系,对于成熟套装软件，我们可以进一步从三个层次进行描述：,管理思想：首先体现出一种管理思想，其宗旨在于通过标准化的业务流程和标准化的信息数据，使企业能够整合企业内部的各种资源，从而提升内部运营的效率和整体的经营水平； 信息化的软件产品：管理思想的具体实现需要通过实施成熟的企业级信息管理系统来实现的。这些软件系统通常是基于优化和通用的业务运作流程进行开发的，并且能够实现在统一的技术平台上的信息共享； 综合的管理系统：体现了企业管理理念、贯彻了统一的业务流程、包含了企业各种基础业务数据、产生各种企业管理报表，是能够全面体现企业经营情况的综合管理系统；,什么是ERP？（续）,国家电网ERP建设,国家电网ERP建设的历程：,SAP公司成立于1972年，现在已经发展成为一个50多个国家和地区有分支机构的跨国公司，其总部在德国的沃尔多夫。 目前，SAP已经成为领先的商用软件厂商，也是ERP系统全球市场占有率最高的软件产品。对于大型、集团性企业，SAP系统往往是其首选。,SAP 公司简介,SAP,FI 财务会计,CO 财务控制,TR 资金管理,PS 项目管理,WF 工作流程管理,IS 行业方案,MM 物料管理,HR 人事管理,SD 销售与分销,PP 生产计划,QM 质量管理,PM 设备管理,SAP系统的主要功能模块概览,资产运维核算,预算执行反馈,销售核算,薪酬核算,设备资产联动,预算执行反馈,在建工程核算,工程结算转资,销售发票,投资计划、资金计划,采购及库存核算,采购发票校验,加强工程付款进度跟踪及管理 提高工程竣工决算信息的准确性和及时性 逐步完善固定资产与设备的匹配性 理顺物资核算管理流程,各模块之间的集成保证了信息的及时性、可用性和可监控性； 借助系统的高集成性，在实施的过程中着重考虑解决的问题包括：,SAP的各模块之间高度集成,国家电网成熟套装软件功能蓝图,项目管理,物资管理,财务管理,计划管理,生产计划管理,投资计划管理,综合计划管理,人力资源管理,设备管理,设备台帐管理,设备维护管理,设备缺陷管理,工单管理,实时控制,决策支持,项目变更,项目后评估,项目立项,项目计划,结算与决算,项目设计,在建过程,SG186中成熟套装软件包含的主要功能,世界500强中电力企业应用情况,国内央企应用情况,讨论,电力信息化中核心的工业控制系统已经学习完毕,探讨EMS 与其他工业控制系统的区别,最突出的问题在哪? 可靠性(地位重要性) 实时性 功能(除监视控制外全局指挥调度的功能) 层次(现场层是其他控制系统,纵向安全问题) 共享与安全性(调度自动化系统的外延,横向安全问题) EMS是电力系统信息交换的核心部分,不同系统间数据共享困难,而电力系统现在已经有很多独立分工不同的信息处理系统, 系统之间相互孤立，无法实现大规模互联电力系统中各控制中心与EMS之间的数据交换和信息共享. 这些问题的出现都是因为在系统开发当中缺乏统一的标准造成的，导致了信息资源的巨大浪费，同时也阻碍了电力系统信息一体化结构的发展。,讨论,如何解决EMS 系统与其他系统的共享与安全性问题() 必须数据模型和通信协议的标准化 重建各系统? 建立统一的接口标准? 需要一个开放式的标准(IEC61970标准)来简化电力系统数据的交互，使不同类型的系统用同一种标准做接口来实现数据交互。 主要目标就是在现有的信息系统基础上，通过利用先进的IT技术，将一个企业不同时期、不同厂商建设的独立应用系统有机地联系起来，实现信息的高度共享，彻底解决“信息孤岛”的问题。,讨论,利用何种先进的IT技术实现信息的高度共享? 必须首先解决信息交换的内容和信息交换方式的问题， CIM XML SOA Web service,解决信息的可理解性问题。数据交互的核心问题是信息描述的标准化，IEC61970标准提供公用信息模型CIM ,主要解决信息的可理解性问题。 解决信息传输问题。 XML是独立于软件与硬件的信息传输工具，它使用文本以结构化的方式简单的展示和存储数据。XML是自我描述并独立于平台的，XML非常适合异构系统之间的信息交换。 解决信息模型到传输文件的映射问题。 RDF Schema,XML,通过扩展，XML文档描述的数据信息不仅清晰可读，而且对数据的搜索与定位更为精确。它强调数据本身的描述和数据内容的组织存放结构，因此不同的使用者可以按照自身的需要从中提取相关数据，用以实现不同的目的。 XML文档是文本，任何能读文本文件的工具都能读取XML文档。因此，用XML描述的数据可以长期保存而不必担心无法识别。,SG186工程,在2006年4月，国家电力公司针对电力信息化的迫切要求提出“SG186”工程。“1”是指构筑由信息网络、数据交换、数据中心、应用集成、企业门户五个部分组成的一体化企业级信息集成平台；“8”是指建设八大应用模块；“6”是指建立健全信息化安全防护、标准规范、管理调控、评价考核、技术研究、人才队伍六个保障体系。其建设目标是“实现数据共享，畅通信息渠道、促进业务集成、统一展现内容”。,SG186工程,实施“SG186”工程，重点是建设“一个系统、二级中心、三层应用”的架构。一个系统就是构筑一体化企业级信息系统，实现信息纵向贯通、横向集成，支撑集团化运作；二级中心就是建设总部、网省公司两级数据中心，共享数据资源，促进集约化发展；三层应用就是部署总部、网省公司和地市县公司三层业务应用，优化业务流程，实现精细管理。,十一五期间调度自动化系统的整体设计,十一五期间对传统的电网调度自动化系统的结构和应用功能应作出重大调整, 整体设计方案是： 标准和规范的统一(IEC 61970) 建立数据中心(安全性与共享性) 划分应用区域(安全性) 采用构建统一系统平台 功能群的自由组合,十一五期间调度自动化系统总体方案,(1)构筑统一的系统平台 统一系统平台是整个调度自动化系统的基础,为所有应用系统或功能模块提供统一的运行管理、数据访问、系统通信、图形界面、权限管理等公共服务。 平台应遵循IEC 61970等国际标准,具有清晰的层次结构,便于应用功能的扩展和适应用户需求的变化。,十一五期间调度自动化系统总体方案,(2)划分应用区域 实时控制区、非控制生产区、生产管理区、管理信息区,十一五期间调度自动化系统总体方案,安全区：目前已有或将来要上的有控制功能的系统，以及实时性要求很高的系统。目前主要包括实时闭环控制的SCADA/EMS系统、自动发电控制（AGC）系统和安全自动控制系统，保护设置工作站（具有改定值、远方投退等功能）。 安全区：没有实时控制业务但需要通过调度专用通信网进行远方通信的准实时业务系统。目前包括水调自动化系统、调度员培训系统（DTS）、电力交易系统、电能量计量系统（TMR）、继保及故录管理系统（不具备改定值、远方投退功能）等。,十一五期间调度自动化系统总体方案,安全区：通过电力调度数据网进行远方通信的调度生产管理系统。目前包括雷电监测系统、气象信息、调度MIS（DMIS）等。 安全区IV：包括办公自动化（OA）、电子邮件系统和管理信息系统（MIS)等。,十一五期间调度自动化系统总体方案,(3)建立2个数据中心(平台) 遵循电力二次系统安全防护的要求,分别对电网监控和电力交易应用的安全I ,II区和电力调度生产管理的安全III区建设数据平台,形成电网调度自动化统一数据的内平台和外平台结构,形成安全区数据内平台和安全区数据外平台2大数据中心.由数据平台统一向调度中心以外的电力企业系统提供调度数据.,十一五期间调度自动化系统总体方案,内数据平台中存储的数据包括:安全I、II区中各应用系统的模型、参数、拓扑、图形、计划数据、计算结果、运行/交易数据,以及历史采样数据、定值数据、过程数据、告警记录等,同时还包括少量安全III区的信息(如:设备参数、气象信息、计划值等)。 外数据平台中存储的数据包括:内平台的所有数据、安全III区应用系统的有关信息、多种统计分析数据等。,十一五期间调度自动化系统总体方案,(4)重新整合和优化应用功能 由于传统功能(或功能模块)的组合已不能完全适应现代电网调度和运营的需求,同时新的应用功能不断投入,急需对应用功能进行重新整合和优化. 通过消除同一种应用功能的重复配置,可自由调用各项应用,按照任务目标的不同组合成不同的功能群.某一功能群包含的功能可能跨区或利用多个软件实现.也可以根据“任务”目标灵活地组合成所需的功能群。,鉴于这种现状，因此建立统一的接口标准势在必行，必须实现数据模型和通信协议的标准化也就是说，需要一个开放式的标准来简化电力系统数据的交互，使不同类型的系统用同一种标准做接口来实现数据交互。 由于EMS是电力系统信息交换的核心部分，因此目前的研究大都围绕EMS开展。,不同系统间数据共享解决方案,为实现不同系统之间的信息一体化，促进电力行业的不断发展，国际电工委员会制定了IEC61970标准，它包括CIM（公共信息模型）和CIS（组件接口规范）两个部分。 IEC61970系列标准，这是一套能量管理系统应用程序接口（EMSAPI）的国际标准，该标准的定义使电力系统各种应用以及EMS能够不依赖信息的内部表示存取公共数据和交换信息。,不同系统间数据共享解决方案,技术上实现的办法就是为现有的应用或系统提供一个集成构架，这一构架基于通用的结构和信息模型及接口，与底层的技术无关。 IEC61970系列标准的工作就是形成一套导则和标准用以集成在控制中心环境中不同开发商的应用，与控制中心外的系统交换数据。因此标准的范围也涉及其它电力传输系统、配电系统以及在控制中心以外需要实时交换数据的发电系统。 IEC 61970还要实现对遗留的系统和新开发的系统依据标准进行集成。,不同系统间数据共享解决方案,为了实现集成，软件组件和系统需要一个公用信息模型CIM (Common Information Model)来提供公用一致的模型作为数据交换的基本模型。软件组件的集成，也就是将独立开发的各个软件集成到系统中，为保证这类集成，组件接口用到的属性、方法、事件需要标准化。 集成的重点是支持松散的耦合和异步的“文件”交换。文件可以是大型复杂的数据结构，譬如XML文件。文件交换就是说数据的交换是合成的、结构化的、自描述的。,不同系统间数据共享解决方案,CIM定义了覆盖各个应用的面向对象的电力系统模型，是IEC61970标准的灵魂。 CIM是整个EMS-API框架的重要基础，是电力企业应用集成的重要工具，规定了EMS-API的语义部分。 CIM是一个抽象模型，采用一种可视化的面向对象的建模语言UML 来设计。UML将CIM定义成一组包，每一个包包含一个或多个类图，用图形方式表示该包中的所有类及它们的关系，然后根据类的属性及与其它类的关系，用文字形式定义各类。这些类几乎涵盖了电力企业的所有主要对象。,公用信息模型CIM(Common Information Model),CIM提供了一个可理解的电力系统逻辑视图，包括EMS所需要的信息。CIM是一个抽象的模型，它代表了电力企业中所有的主要对象，包括了这些对象的公共类、属性及其它们之间的关系。 在CIM 中，我们将一些相关的类，人为分组组成一个个包。 CIM 模型主要分为三部分： a) CIM 的基本部分 IEC61970-301 定义了CIM 的基本单元，从逻辑方面表述EMS 信息的物理含义。301 包括Core、Domain、Topology、Meas、Wires、Outage、Protection 、LoadModel 、Generation 、Generation Dynamics 和Production 共11个包。,公用信息模型CIM,b) CIM 用于能量计划、财务和检修部分该部分在IEC 61970-302 中定义，主要涉及电力市场的相关内容。它涵盖了三个包：能量计划包（Energy Scheduling）用于支持电力交易，具体地讲就是电力公司之间电能交易的计划与计算，包括发出电能、售出电能、线损、流经电能、售出和购买电能；财务包（Financial）用于结算和账目，它描述了正式或非正式协定中的法律实体；检修计划包（Reservation）（尚未形成标准），包括针对用电负荷、发电容量和输电计划安排的检修信息。,公用信息模型CIM,c) CIM 用于SCADA 的部分IEC 61970-303 对该部分进行了说明，该部分专注于监视控制与数据采集（SCADA）及其组成和数据，监视控制支持操作员对设备控制，如合断一个开关，数据采集则从不同数据源采集遥测数据，涉及整个SCADA 应用的信息建模。 CIM 对上述三部分进行了如下规范：语义（它是指命名和数据的意义）；词法（所用数据类型）；关系（聚合、继