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[摘 要] 随着电力市场改革步伐的加快，对电力调度自动化系统的运营可靠性要求也越来越高 本文就调度自动化系统发展趋势并结合作者所在单位系统运行实际，从系统层、硬件、软件和通道四个部分阐述了提高调度自动化系统运营可靠性的具体方法，希望能够为兄弟单位提供参考和借鉴
[关键词] 调度自动化系统 可靠性 电力系统 电力市场
电网调度自动化系统提供的SCADA(数据采集和监视)／EMS(能量管理系统)数据是监控电网的主要数据，是电网安全、稳定、经济运行的基础。由于电力系统在国计民生中处于十分重要的基础地位，而调度自动化系统作为电力运行指挥的神经中枢系统，又必须要求具有很高的可靠性，因此如何提高调度自动化系统的运行可靠性，保证其能连续稳定、实时、准确地反映电网的实际运行状况，充分发挥调度自动化系统的技术支撑作用，不仅具有十分重要的实践研究意义，而且随着电力改革步伐的加快更变得越来越迫切。
现今已有不少学者对于电力自动化系统和供电可靠性领域进行了研究，而且取得了相当的成果。厉吉文等对220kV变电站进行集中监控的基本技术条件及管理模式进行了探讨Ⅲ，田国政则对变电站自动化系统的通信网络及其可靠传输进行了一定的研究[2]，柏松山等对电力调度自动化系统的多重冗余技术进行了阐述[3]，卢建刚等就广东省网SCADA数据溢出问题进行了研究，并提出了解决方案[4]，冯永青等人对EMS的运行风险及其评估方法进行了初探[5]，王钢等人对如何提高电力自动化系统UPS供电可靠性进行了研究[6]，丁鹏等人则对提高EMS数据的实时性及其可靠性方法进行了研究[7]，姚建国等人则对当前新的环境下配电自动化系统的实现进行了研究[8]。但对于如何提高调度自动化系统的运行可靠性，至今还很少有学者进行系统、详细的阐述。
本文针对当前国内外调度自动化技术发展的趋势，并结合芜湖供电公司调度自动化系统的实际应用情况，重点从系统层、硬件、软件和通道等方面来阐述提高调度自动化系统运行可靠性的措施和方案，希望可以为同行提供参考和借鉴作用。
1 系统层
1.1 建设调度自动化异地容灾备份系统
虽然目前各地市供电公司或网省公司均有一套调度自动化系统在运行，而且均为双网运行、主辅机相互备用，整个系统运行可靠性较高，但依然存在由于地震、火灾、调度中心意外断电、病毒侵入等自然和人为灾害引起调度自动化系统发生故障而不能正常运行的可能。在新的市场环境下，电网企业必须要时刻掌握电网的运行状况，不能因为调度自动化系统发生意外故障而失去调度和管理支撑，尤其是今后可能出现的网损分摊、实时电价的定制及电费的结算等均需要电网实时运行数据做支撑。所以，为了进一步提高调度自动化系统运行的可靠性，实现电网运行监控不中断、数据零丢失，建设一套具备完全SCADA功能(PASS、AVQC等高层应用功能可以因地制宜决定是否建设)的备份主站系统是相当有必要的。
芜湖供电公司2006年9月在所辖220kV师专变电站建成一套地区调度自动化异地容灾备份SCADA系统(暂不考虑PAS、AVOC等高层应用功能)，通过开通常规模拟／数字通道和IEC60870－5－104网络通道以及集控站转发的方式接收地调所辖全部厂站的实时信息，南于师专变电站与现调度自动化主站系统所在地(调度通信中心)有一定的地理距离，从而较好地实现了异地容灾备份。该系统作为现调度自动化主系统的热备用，在监控中心和地区调度、配网调度、远动机房等使用地点均拥有独立的备份系统远程工作站，平常主、备两套系统均保护完好状态，各自独立运行，当主系统发生意外故障而瘫痪时，备份系统可立即替代主系统运行，完成正常的调度自动化SCADA功能。由于选用的备份系统和现有系统源自同一主站厂商，其图库结构可以最大限度地一体化，减轻维护工作量，同时可相互进行数据比对，便于快速诊断和发现系统软硬件故障。另外，本备份SCADA系统可兼做区域集控站自动化系统，对220kV师专变及其附近的220kV及以下受控变电站进行集控化管理，一套系统两重功能，从而大大提高了其利用效率，避免了重复投资。
1.2 采用集控站分层分区管理
近年来，随着电力事业的迅速发展，电网规模日益扩大，地区电网调度SCADA系统接入的厂站数量和接收的信息量成倍增加，造成SCADA系统的前置部分规模过于庞大[7]，系统的处理任务也与日俱增，故障点增多，负载率上升，运行维护压力加大，数据的实时性和可靠性降低。
随着电网规模的迅速扩大，大量无人值班变电站投入运行。传统的变电生产和运行管理方式必须向集约化管理方式转变，建立集中控制中心(集控站)，把其周边地区多个受控站的信息集中到一个中心进行管理，可以实现资源的合理利用、提高电网现代化控制和管理水平、推进科技进步和减人增效、降低变电站运行成本、提高劳动生产率、增加安全经济效益[4]，从而实现分层分布式的调度运行管理模式，达到信息分流、控制分层的目的，同时分散厂站信息全部由地调主站系统接收处理的风险，减轻主站压力，优化调度自动化系统结构，提高了调度自动化系统的安全运行可靠性。
芜湖供电公司2006年8月在全省率先建成220kV繁南集控站，目前主要负责220kV繁南变和220kV库山变的信息集控化管理。繁南集控站采用Unix、Windows混合平台模式，拓扑结构为双前置机、双服务器、前置双网、SCADA双网，受控站以网络、专线双通道方式通信，网络通道为主，专线通道为辅，网络通道通过地区调度数据网经硬件防火墙接入前置系统。集控站设五防主机一台，通过调度数据网和受控站“五防”子站互联，实现实时电气五防闭锁功能。受控站的AVC控制由集控SCADA系统接受地区电网调度自动化主系统的控制命令，转发到相应变电站执行。
2 硬件
2.1 电源
要保证调度自动化系统的运行可靠性，首先必须要有一套可靠的电源系统为其提供连续、不间断、优质的电力供应，一旦调度自动化系统的电源供应出现问题，将造成系统服务中断、数据丢失、甚至严重的硬件损坏，所以提高调度自动化系统电源可靠性是保证其可靠运行的前提条件。配置合适的UPS不间断电源系统对电网调度自动化系统所有设备进行供电，是保证其电源系统可靠性的最有效方法之一。
芜湖供电公司电网调度自动化系统采用两台法国进口梅兰日兰30kVA PUS分别供电，每台UPS均 有独立的后备电池，所有主站硬件部分均由UPS供电，包括通道柜、前置机、服务器、工作站、网络交换机、防火墙等设备。公司调度大楼的两台10kV配变分别由不同的电源点供电，每台配变均有一条低压出线接至调度自动化系统交流电源切换屏，自动切换后再供给两台UPS作交流输入电源，确保大楼一个电源点线路出现故障不影响UPS的交流供电。另外，对于所有双机A、B设备配置的硬件系统，严格按A设备接UPS主机l，B设备接UPS主机2的方式供电，保证双机硬件工作电源的不同来源，即使一台UPS主机电源故障，调度自动化系统依然可单网运行，不受影响，同时，在两套UPS系统的负荷分配上，我们也力求两台负载相对平衡，做到负荷合理分布，提高UPS的运行效率。
对于重要的硬件设备选用双电源供电机型，如前置机、服务器等设备，两个不同的电源模块分别接在两套UPS系统上，保证了一台UPS故障不影响设备的正常工作。
为了进一步提高供电可靠性，保证UPS系统的可靠工作，可以对UPS电源进行24h不间断自动监视，使得运行、维护人员能够实时了解和掌握UPS的运行工况，及时发现和处理设备缺陷，使设备保持良好运行水平。
2.2主站端硬件配置
硬件设备的可靠性是系统可靠性的基石，主站硬件设备为保证系统软件高效、快速运行提供良好的外围环境支撑，一旦硬件出现故障，系统软件再先进、再可靠也是无济于事，不能实现调度自动化系统应有的功能。可见，提高主站硬件设备的可靠性，对于提高整个调度自动化系统运行可靠性具有重要的影响，也是具有积极作用的。
首先，必须要选用高质量的硬件设备，并使其配置满足系统运行要求。其次，对于主站重要节点均应采用双机冗余配置，如SCADA前置机、服务器、调度员工作站、网络交换机等，均采用双机配置，实现相互之间的热备用。当主机运行节点或主网发生故障时，备用节点或网络迅速成为主节点或主网络，从而保证整个系统功能的可靠性不受单个设备故障的影响。另外，对于主站硬件设备，应尽力提高其抗干扰、防振动性能，并做好防雷等安全保护措施，避免由于一些外在因素而使硬件发生故障。
2.3厂站端硬件配置
如果厂站端设备发生故障，由于失去了数据源，即使主站系统再强大也不过是个摆设而已，对于其各种监视、分析和计算而言变得毫无意义。为了保证厂站端设备能可靠运行，提高厂站端设备的运行可靠性非常有必要。
首先，测控单元、测量保护单元、总控装置、交换机均采用站用直流供电，不能由直流供电的设备(如路由器、当地后计算机等)采用逆变或UPS不间断电源供电，确保厂站端电源系统能满足装置连续、不间断运行。间隔层选用的测控单元、测量保护单元要具备在恶劣环境下(高温、强电磁场干扰、潮湿)长期可靠运行的条件；通信层尽量选用双网结构，可采用网关代替通信控制器，由网关连接网络各个节点，将安全措施与通信功能集一体，有效隔离网络外部的影响，保证网络传输的实时性和可靠性：变电站层采用分布式系统结构，并采用双机系统，确保整个系统的可靠性。
另外，变电站在雷雨天气时易出现直流接地现象，而此时经常会采用试拉直流电源空气开关的方法查找接地点，又由于为提高遥信抗干扰能力，变电站遥信电源一般选用站用电源，容易在遥信电缆输入回路出现接地点，所以可考虑将测控装置的遥信电源和装置电源分开，查出某装置遥信回路直流接地后，只需要断开该装置的遥信电源空气开关即可消除接地告警，不至于将整个测控装置的电源完全断开，影响测控装置的测量等功能。
3 软件
调度自动化主站软件系统是整个调度自动化的核心部分，提高主站软件的可靠性是提升调度自动化系统运行可靠性的重要保障。首先，系统所有软件和进程都应该具有容错和冗余功能，每台机器上的软件和进程都会在其它机器上有备份，如果一台计算机出现故障，其它计算机的备用软件和进程能迅速接管故障机器的任务，保证任一软件或进程发生故障并不影响其正常运行，从而提高了系统的可靠性。另外，对于系统的重要模块，采用主辅自动切换功能，一旦某一主模块退出运行，另一辅模块立即升为主模块，实现该模块的正常功能。芜湖供电公司的前置软件、SCADA数据库、PAS等模块均实现了主辅自动切换功能，为保证各模块正常运行提供了支持。对于系统中重要的数据库部分，不仅定期地备份系统中的历史数据库，而且对于所有的库结构也可以进行不定期地备份，同时还采用读取同伴机数据的方法，保证了各数据节点的高度一致性，历史数据库服务器可考虑设计数据追赶功能，在两台历史数据库服务器全部退出运行的极端情况下，依然能保证实时系统正常运行，并在历史库服务器恢复正常后，能恢复停机时间段的历史数据。通过数据追赶，能大大提高系统稳定运行的可靠性。
保证系统的安全性也是提高调度自动化系统可靠性的方法之一。在整个系统中采用分层、分级的管理模式，在系统内部，数据库访问、实时库访问、服务器／32作站节点任务和操作权限、进程管理、图形维护等各个方面均有严格的权限限制和加密，可在主站系统的各个节点进行不同的配置、设置不同的功能，即根据每台机器所完成的任务和操作类别，在指定的机器上分配相应的权限和功能供相关人员进行操作。系统中的人员级别可分为系统维护员、操作员和一般用户等，任何人员进入系统都要进行身份确认，保证了系统操作的安全性，能有效防护系统内外非法用户的侵入。在系统外部和物理边界，严格按国家经贸委颁布的《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网安全防护暂行规定》的要求，采取物理隔离设备、加密、硬件隔离等多种措施，以保证实时系统不受非法系统的侵入。通过安装硬件防火墙，实现调度自动化系统与电量采集等系统之间的安全防护，防火墙保证了正常的生产数据快速通过，但对于病毒、攻击性程序可以有效的防范，不会使来自其它系统的不安全因素进一步扩大，达到进一步安全隔离的目的，采用专用物理隔离装置与WEB发布服务器通信，完全正向数据访问，实现安全I区与Ⅱ区的数据访问。
芜湖供电公司调度自动化系统还实现了电子值班功能，用于在线实时监视系统的运行状态，对于重要的UPS电源、远动通道、遥信变位事项以及重要数据越限或不刷新、系统操作等事项进行报警，并准确地用语音或短信将报警信息及时发布到远动维护人员或相关领导的电话、手机、小灵通上，做到维护人员不等值班人员的汇报，就可以随时随地在第一时间准确掌握调度自动化系统的异常运行情况，迅速赶到现场解决问题，为保证系统高可靠性运行提供了技术支撑。同时，主站软件还实现了遥信去抖功能，对检测到的一些现场不良数据进行了辨识和过滤，筛选出有用信息，保证了系统采集信息的实用性和准确性。
4 通道
通道属于电网调度自动化系统的信息传输子系统，由于调度主站端与厂站端通常相距较远，采用通信技术，由通信机和信道组成的信息传输子系统为主厂站端(或监控中心与主站端等)提供了信息交换的桥梁，因此可以说通道是电网调度自动化系统的基础组成部分。
近年来的统计数据表明，影响远动系统可用率的主要原因仍然是通道中断。因此，提高远动通道的抗干扰不失真能力，减少信道衰耗和误码率，维持较高的信噪比，保证通道的通信质量和运行稳定性，加强和完善远动通道建设，是提高整个调度自动化系统可靠性的关键。
目前电力系统的远动通道种类主要有模拟、数字和网络三种方式，具体的通信手段有音频电缆、电力载波、无线扩频、微波、光纤等。
模拟通道开通简便，抗干扰性较好，但传输波特率较低，最高为1200bps。数字通道传输波特率一般可达9600bps，但不足之处是通信有效距离短(15m)、接口处各信号间容易产生干扰，所以一般要在远动和通信设备两侧加装光电隔离器来提高传输距离和实现双方设备间的电气隔离，调试过程中易出现收发信号及其电平正负颠倒错误问题。可以通过在RTU机柜上加装小型终端服务器，用终端服务器的RS232串口与RTU数字通道交叉相连(一般只需接TXD，RXD，GND三根线)，由于是在室内同一块屏近距离相连，干扰小，所以不用考虑加装光隔和数字通道防雷器，终端服务器的网口通过点对点2M专网或地区调度数据网(SPDnet)甚至电力数据通信网络(SPT－net)接入地区调度自动化系统的前置子系统，实现常规数字通道的网络化传输，从而有效解决数字通道常规传输的弊端。
近几年随着电力通信网的发展，大容量、高质量的光纤通信环网已基本覆盖到地调管辖的变电站。光缆的特点是传输可靠性高、通道容量大，为远动传输通道网络化提供了安全、稳定、可靠的硬件传输平台。为满足迅猛发展的网络技术在电力系统中的应用，通过网络传输远动信息，IEC TC57在IEC60870－5－101基本远动任务配套标准的基础上制定了IEC60870－5－104传输规约，采用IEC60870－5－101的平衡传输模式，通过TCP/IP协议实现网络传输远动信息，它适用于PAD(分组装和拆卸)的数据网络[2]。网络化传输提高了远动通道传输速率，增加了通道可靠性，且可方便地利用网络测试命令进行通道的远程维护。此外，网络化传输一般基于电力调度数据网，每个变电站具有多条路由可通达调度中心主路由器，网络稳定性、可靠性、安全性高，扩展性好。故今后变电站到调度端通信应逐步淘汰常规模拟和数字方式，采用TCP/IP模式实现网络传输。
为了切实提高远动通道的运行可靠性，厂站至各级调度之间的信息传送通道应做到具有两种通信方式或两条路由的通道组成的主备通道。具体的通道可全部采用常规方式，即一路模拟，一路数字，也可一路常规通道(模拟或数字)，一路网络通道。芜湖供电公司地调所辖变电站目前都至少有两种不同通道与调度自动化主站系统通信，1lOkV及以上的无人值班综自站还同时具有模拟、数字和网络三种通道，可在主站RTU描述数据库里任意指定这三种通道的主辅关系，实现常规模拟和数字通道的自动切换，以及常规通道和网络通道之间的自动切换。对于集控站管辖的受控站，实时信息既可以通过常规通道直接传送至调度主站，也可以通过集控站转发至主站，对地调SCADA系统而言就相当于有了2个数据源，因此在地调SCADA系统上开发了多数据源自动切换功能，实现地调SCADA系统以变电站为单位进行数据源的自动切换，两个数据传输平台都正常时，选用其中的一个数据源，故障时可以自动切换到另外一个数据源，同时也可以进行人工切换。上述这些措施大大降低了因通道原因影响调度自动化系统信息采集的几率，提高了整个调度自动化系统的通信可靠性。
5 结论
随着社会的不断发展以及电力市场改革步伐的加快，调度自动化系统将充当愈来愈重要的角色，在多种指标考核和同业对标双重激励下，提高系统的运行可靠性则变得更为关键。本文就电力市场环境下如何提高调度自动化系统的运行可靠性进行了阐述，并结合作者单位系统实际运行况状，从系统层、硬件、软件和通道四个部分进行了分析，希望能够为同行兄弟单位提供借鉴和参考。
6 参考文献
l 厉吉文，赵宝光，220kV变电站实施无人值班集中监控基本技术条件及管理模式探讨[J]，电网技术，1998，22(9)：65～67
2 田国政，变电站自动化系统的通信网络及传输规约选择[J]，电网技术，2003，27(9)：66～68
3 柏松山，韦 东，花思洋，基于多重冗余技术的企业电力调度自动化系统[J]，电力自动化设备，2004，24(12)：46～48
4 卢建国，庞新穗，赵小燕，广东省网SCADA数据溢出问题研究[J]，电力系统自动化，2005，24(24：98～99
5 冯永青，吴文传，孙宏斌等，现代能量控制中心的运行风险评估研究初探[J]，中国电机]_=程学报，2005，25(13)73～79
6 王 钢，丁茂生等，电力自动化系统UPS供电方案可靠性，电力系统自动化[J]，2005，29(3)：40～44
7 丁 鹏，陈 升，陈国平等，提高地区电网调度SCADA数据实时性和可靠性的研究[J]，电网技术，2006，30(增刊)：80～83
8 姚建国，周大平，沈兵兵等，新一代配电网自动化及管理系统的设计和实现[J]，电力系统自动化，2006，30(8)：89～93
[关键词] 调度自动化系统 可靠性 电力系统 电力市场
电网调度自动化系统提供的SCADA(数据采集和监视)／EMS(能量管理系统)数据是监控电网的主要数据，是电网安全、稳定、经济运行的基础。由于电力系统在国计民生中处于十分重要的基础地位，而调度自动化系统作为电力运行指挥的神经中枢系统，又必须要求具有很高的可靠性，因此如何提高调度自动化系统的运行可靠性，保证其能连续稳定、实时、准确地反映电网的实际运行状况，充分发挥调度自动化系统的技术支撑作用，不仅具有十分重要的实践研究意义，而且随着电力改革步伐的加快更变得越来越迫切。
现今已有不少学者对于电力自动化系统和供电可靠性领域进行了研究，而且取得了相当的成果。厉吉文等对220kV变电站进行集中监控的基本技术条件及管理模式进行了探讨Ⅲ，田国政则对变电站自动化系统的通信网络及其可靠传输进行了一定的研究[2]，柏松山等对电力调度自动化系统的多重冗余技术进行了阐述[3]，卢建刚等就广东省网SCADA数据溢出问题进行了研究，并提出了解决方案[4]，冯永青等人对EMS的运行风险及其评估方法进行了初探[5]，王钢等人对如何提高电力自动化系统UPS供电可靠性进行了研究[6]，丁鹏等人则对提高EMS数据的实时性及其可靠性方法进行了研究[7]，姚建国等人则对当前新的环境下配电自动化系统的实现进行了研究[8]。但对于如何提高调度自动化系统的运行可靠性，至今还很少有学者进行系统、详细的阐述。
本文针对当前国内外调度自动化技术发展的趋势，并结合芜湖供电公司调度自动化系统的实际应用情况，重点从系统层、硬件、软件和通道等方面来阐述提高调度自动化系统运行可靠性的措施和方案，希望可以为同行提供参考和借鉴作用。
1 系统层
1.1 建设调度自动化异地容灾备份系统
虽然目前各地市供电公司或网省公司均有一套调度自动化系统在运行，而且均为双网运行、主辅机相互备用，整个系统运行可靠性较高，但依然存在由于地震、火灾、调度中心意外断电、病毒侵入等自然和人为灾害引起调度自动化系统发生故障而不能正常运行的可能。在新的市场环境下，电网企业必须要时刻掌握电网的运行状况，不能因为调度自动化系统发生意外故障而失去调度和管理支撑，尤其是今后可能出现的网损分摊、实时电价的定制及电费的结算等均需要电网实时运行数据做支撑。所以，为了进一步提高调度自动化系统运行的可靠性，实现电网运行监控不中断、数据零丢失，建设一套具备完全SCADA功能(PASS、AVQC等高层应用功能可以因地制宜决定是否建设)的备份主站系统是相当有必要的。
芜湖供电公司2006年9月在所辖220kV师专变电站建成一套地区调度自动化异地容灾备份SCADA系统(暂不考虑PAS、AVOC等高层应用功能)，通过开通常规模拟／数字通道和IEC60870－5－104网络通道以及集控站转发的方式接收地调所辖全部厂站的实时信息，南于师专变电站与现调度自动化主站系统所在地(调度通信中心)有一定的地理距离，从而较好地实现了异地容灾备份。该系统作为现调度自动化主系统的热备用，在监控中心和地区调度、配网调度、远动机房等使用地点均拥有独立的备份系统远程工作站，平常主、备两套系统均保护完好状态，各自独立运行，当主系统发生意外故障而瘫痪时，备份系统可立即替代主系统运行，完成正常的调度自动化SCADA功能。由于选用的备份系统和现有系统源自同一主站厂商，其图库结构可以最大限度地一体化，减轻维护工作量，同时可相互进行数据比对，便于快速诊断和发现系统软硬件故障。另外，本备份SCADA系统可兼做区域集控站自动化系统，对220kV师专变及其附近的220kV及以下受控变电站进行集控化管理，一套系统两重功能，从而大大提高了其利用效率，避免了重复投资。
1.2 采用集控站分层分区管理
近年来，随着电力事业的迅速发展，电网规模日益扩大，地区电网调度SCADA系统接入的厂站数量和接收的信息量成倍增加，造成SCADA系统的前置部分规模过于庞大[7]，系统的处理任务也与日俱增，故障点增多，负载率上升，运行维护压力加大，数据的实时性和可靠性降低。
随着电网规模的迅速扩大，大量无人值班变电站投入运行。传统的变电生产和运行管理方式必须向集约化管理方式转变，建立集中控制中心(集控站)，把其周边地区多个受控站的信息集中到一个中心进行管理，可以实现资源的合理利用、提高电网现代化控制和管理水平、推进科技进步和减人增效、降低变电站运行成本、提高劳动生产率、增加安全经济效益[4]，从而实现分层分布式的调度运行管理模式，达到信息分流、控制分层的目的，同时分散厂站信息全部由地调主站系统接收处理的风险，减轻主站压力，优化调度自动化系统结构，提高了调度自动化系统的安全运行可靠性。
芜湖供电公司2006年8月在全省率先建成220kV繁南集控站，目前主要负责220kV繁南变和220kV库山变的信息集控化管理。繁南集控站采用Unix、Windows混合平台模式，拓扑结构为双前置机、双服务器、前置双网、SCADA双网，受控站以网络、专线双通道方式通信，网络通道为主，专线通道为辅，网络通道通过地区调度数据网经硬件防火墙接入前置系统。集控站设五防主机一台，通过调度数据网和受控站“五防”子站互联，实现实时电气五防闭锁功能。受控站的AVC控制由集控SCADA系统接受地区电网调度自动化主系统的控制命令，转发到相应变电站执行。
2 硬件
2.1 电源
要保证调度自动化系统的运行可靠性，首先必须要有一套可靠的电源系统为其提供连续、不间断、优质的电力供应，一旦调度自动化系统的电源供应出现问题，将造成系统服务中断、数据丢失、甚至严重的硬件损坏，所以提高调度自动化系统电源可靠性是保证其可靠运行的前提条件。配置合适的UPS不间断电源系统对电网调度自动化系统所有设备进行供电，是保证其电源系统可靠性的最有效方法之一。
芜湖供电公司电网调度自动化系统采用两台法国进口梅兰日兰30kVA PUS分别供电，每台UPS均 有独立的后备电池，所有主站硬件部分均由UPS供电，包括通道柜、前置机、服务器、工作站、网络交换机、防火墙等设备。公司调度大楼的两台10kV配变分别由不同的电源点供电，每台配变均有一条低压出线接至调度自动化系统交流电源切换屏，自动切换后再供给两台UPS作交流输入电源，确保大楼一个电源点线路出现故障不影响UPS的交流供电。另外，对于所有双机A、B设备配置的硬件系统，严格按A设备接UPS主机l，B设备接UPS主机2的方式供电，保证双机硬件工作电源的不同来源，即使一台UPS主机电源故障，调度自动化系统依然可单网运行，不受影响，同时，在两套UPS系统的负荷分配上，我们也力求两台负载相对平衡，做到负荷合理分布，提高UPS的运行效率。
对于重要的硬件设备选用双电源供电机型，如前置机、服务器等设备，两个不同的电源模块分别接在两套UPS系统上，保证了一台UPS故障不影响设备的正常工作。
为了进一步提高供电可靠性，保证UPS系统的可靠工作，可以对UPS电源进行24h不间断自动监视，使得运行、维护人员能够实时了解和掌握UPS的运行工况，及时发现和处理设备缺陷，使设备保持良好运行水平。
2.2主站端硬件配置
硬件设备的可靠性是系统可靠性的基石，主站硬件设备为保证系统软件高效、快速运行提供良好的外围环境支撑，一旦硬件出现故障，系统软件再先进、再可靠也是无济于事，不能实现调度自动化系统应有的功能。可见，提高主站硬件设备的可靠性，对于提高整个调度自动化系统运行可靠性具有重要的影响，也是具有积极作用的。
首先，必须要选用高质量的硬件设备，并使其配置满足系统运行要求。其次，对于主站重要节点均应采用双机冗余配置，如SCADA前置机、服务器、调度员工作站、网络交换机等，均采用双机配置，实现相互之间的热备用。当主机运行节点或主网发生故障时，备用节点或网络迅速成为主节点或主网络，从而保证整个系统功能的可靠性不受单个设备故障的影响。另外，对于主站硬件设备，应尽力提高其抗干扰、防振动性能，并做好防雷等安全保护措施，避免由于一些外在因素而使硬件发生故障。
2.3厂站端硬件配置
如果厂站端设备发生故障，由于失去了数据源，即使主站系统再强大也不过是个摆设而已，对于其各种监视、分析和计算而言变得毫无意义。为了保证厂站端设备能可靠运行，提高厂站端设备的运行可靠性非常有必要。
首先，测控单元、测量保护单元、总控装置、交换机均采用站用直流供电，不能由直流供电的设备(如路由器、当地后计算机等)采用逆变或UPS不间断电源供电，确保厂站端电源系统能满足装置连续、不间断运行。间隔层选用的测控单元、测量保护单元要具备在恶劣环境下(高温、强电磁场干扰、潮湿)长期可靠运行的条件；通信层尽量选用双网结构，可采用网关代替通信控制器，由网关连接网络各个节点，将安全措施与通信功能集一体，有效隔离网络外部的影响，保证网络传输的实时性和可靠性：变电站层采用分布式系统结构，并采用双机系统，确保整个系统的可靠性。
另外，变电站在雷雨天气时易出现直流接地现象，而此时经常会采用试拉直流电源空气开关的方法查找接地点，又由于为提高遥信抗干扰能力，变电站遥信电源一般选用站用电源，容易在遥信电缆输入回路出现接地点，所以可考虑将测控装置的遥信电源和装置电源分开，查出某装置遥信回路直流接地后，只需要断开该装置的遥信电源空气开关即可消除接地告警，不至于将整个测控装置的电源完全断开，影响测控装置的测量等功能。
3 软件
调度自动化主站软件系统是整个调度自动化的核心部分，提高主站软件的可靠性是提升调度自动化系统运行可靠性的重要保障。首先，系统所有软件和进程都应该具有容错和冗余功能，每台机器上的软件和进程都会在其它机器上有备份，如果一台计算机出现故障，其它计算机的备用软件和进程能迅速接管故障机器的任务，保证任一软件或进程发生故障并不影响其正常运行，从而提高了系统的可靠性。另外，对于系统的重要模块，采用主辅自动切换功能，一旦某一主模块退出运行，另一辅模块立即升为主模块，实现该模块的正常功能。芜湖供电公司的前置软件、SCADA数据库、PAS等模块均实现了主辅自动切换功能，为保证各模块正常运行提供了支持。对于系统中重要的数据库部分，不仅定期地备份系统中的历史数据库，而且对于所有的库结构也可以进行不定期地备份，同时还采用读取同伴机数据的方法，保证了各数据节点的高度一致性，历史数据库服务器可考虑设计数据追赶功能，在两台历史数据库服务器全部退出运行的极端情况下，依然能保证实时系统正常运行，并在历史库服务器恢复正常后，能恢复停机时间段的历史数据。通过数据追赶，能大大提高系统稳定运行的可靠性。
保证系统的安全性也是提高调度自动化系统可靠性的方法之一。在整个系统中采用分层、分级的管理模式，在系统内部，数据库访问、实时库访问、服务器／32作站节点任务和操作权限、进程管理、图形维护等各个方面均有严格的权限限制和加密，可在主站系统的各个节点进行不同的配置、设置不同的功能，即根据每台机器所完成的任务和操作类别，在指定的机器上分配相应的权限和功能供相关人员进行操作。系统中的人员级别可分为系统维护员、操作员和一般用户等，任何人员进入系统都要进行身份确认，保证了系统操作的安全性，能有效防护系统内外非法用户的侵入。在系统外部和物理边界，严格按国家经贸委颁布的《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网安全防护暂行规定》的要求，采取物理隔离设备、加密、硬件隔离等多种措施，以保证实时系统不受非法系统的侵入。通过安装硬件防火墙，实现调度自动化系统与电量采集等系统之间的安全防护，防火墙保证了正常的生产数据快速通过，但对于病毒、攻击性程序可以有效的防范，不会使来自其它系统的不安全因素进一步扩大，达到进一步安全隔离的目的，采用专用物理隔离装置与WEB发布服务器通信，完全正向数据访问，实现安全I区与Ⅱ区的数据访问。
芜湖供电公司调度自动化系统还实现了电子值班功能，用于在线实时监视系统的运行状态，对于重要的UPS电源、远动通道、遥信变位事项以及重要数据越限或不刷新、系统操作等事项进行报警，并准确地用语音或短信将报警信息及时发布到远动维护人员或相关领导的电话、手机、小灵通上，做到维护人员不等值班人员的汇报，就可以随时随地在第一时间准确掌握调度自动化系统的异常运行情况，迅速赶到现场解决问题，为保证系统高可靠性运行提供了技术支撑。同时，主站软件还实现了遥信去抖功能，对检测到的一些现场不良数据进行了辨识和过滤，筛选出有用信息，保证了系统采集信息的实用性和准确性。
4 通道
通道属于电网调度自动化系统的信息传输子系统，由于调度主站端与厂站端通常相距较远，采用通信技术，由通信机和信道组成的信息传输子系统为主厂站端(或监控中心与主站端等)提供了信息交换的桥梁，因此可以说通道是电网调度自动化系统的基础组成部分。
近年来的统计数据表明，影响远动系统可用率的主要原因仍然是通道中断。因此，提高远动通道的抗干扰不失真能力，减少信道衰耗和误码率，维持较高的信噪比，保证通道的通信质量和运行稳定性，加强和完善远动通道建设，是提高整个调度自动化系统可靠性的关键。
目前电力系统的远动通道种类主要有模拟、数字和网络三种方式，具体的通信手段有音频电缆、电力载波、无线扩频、微波、光纤等。
模拟通道开通简便，抗干扰性较好，但传输波特率较低，最高为1200bps。数字通道传输波特率一般可达9600bps，但不足之处是通信有效距离短(15m)、接口处各信号间容易产生干扰，所以一般要在远动和通信设备两侧加装光电隔离器来提高传输距离和实现双方设备间的电气隔离，调试过程中易出现收发信号及其电平正负颠倒错误问题。可以通过在RTU机柜上加装小型终端服务器，用终端服务器的RS232串口与RTU数字通道交叉相连(一般只需接TXD，RXD，GND三根线)，由于是在室内同一块屏近距离相连，干扰小，所以不用考虑加装光隔和数字通道防雷器，终端服务器的网口通过点对点2M专网或地区调度数据网(SPDnet)甚至电力数据通信网络(SPT－net)接入地区调度自动化系统的前置子系统，实现常规数字通道的网络化传输，从而有效解决数字通道常规传输的弊端。
近几年随着电力通信网的发展，大容量、高质量的光纤通信环网已基本覆盖到地调管辖的变电站。光缆的特点是传输可靠性高、通道容量大，为远动传输通道网络化提供了安全、稳定、可靠的硬件传输平台。为满足迅猛发展的网络技术在电力系统中的应用，通过网络传输远动信息，IEC TC57在IEC60870－5－101基本远动任务配套标准的基础上制定了IEC60870－5－104传输规约，采用IEC60870－5－101的平衡传输模式，通过TCP/IP协议实现网络传输远动信息，它适用于PAD(分组装和拆卸)的数据网络[2]。网络化传输提高了远动通道传输速率，增加了通道可靠性，且可方便地利用网络测试命令进行通道的远程维护。此外，网络化传输一般基于电力调度数据网，每个变电站具有多条路由可通达调度中心主路由器，网络稳定性、可靠性、安全性高，扩展性好。故今后变电站到调度端通信应逐步淘汰常规模拟和数字方式，采用TCP/IP模式实现网络传输。
为了切实提高远动通道的运行可靠性，厂站至各级调度之间的信息传送通道应做到具有两种通信方式或两条路由的通道组成的主备通道。具体的通道可全部采用常规方式，即一路模拟，一路数字，也可一路常规通道(模拟或数字)，一路网络通道。芜湖供电公司地调所辖变电站目前都至少有两种不同通道与调度自动化主站系统通信，1lOkV及以上的无人值班综自站还同时具有模拟、数字和网络三种通道，可在主站RTU描述数据库里任意指定这三种通道的主辅关系，实现常规模拟和数字通道的自动切换，以及常规通道和网络通道之间的自动切换。对于集控站管辖的受控站，实时信息既可以通过常规通道直接传送至调度主站，也可以通过集控站转发至主站，对地调SCADA系统而言就相当于有了2个数据源，因此在地调SCADA系统上开发了多数据源自动切换功能，实现地调SCADA系统以变电站为单位进行数据源的自动切换，两个数据传输平台都正常时，选用其中的一个数据源，故障时可以自动切换到另外一个数据源，同时也可以进行人工切换。上述这些措施大大降低了因通道原因影响调度自动化系统信息采集的几率，提高了整个调度自动化系统的通信可靠性。
5 结论
随着社会的不断发展以及电力市场改革步伐的加快，调度自动化系统将充当愈来愈重要的角色，在多种指标考核和同业对标双重激励下，提高系统的运行可靠性则变得更为关键。本文就电力市场环境下如何提高调度自动化系统的运行可靠性进行了阐述，并结合作者单位系统实际运行况状，从系统层、硬件、软件和通道四个部分进行了分析，希望能够为同行兄弟单位提供借鉴和参考。
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