我国电网调度自动化的发展——从SCADA到EMS
摘 要：介绍和分析了我电网调度自动化技术从数据采集和监控（SCADA）到能量管理系统（EMS）的发展历程，对电力部门几次技术决策带来的成果进行了描述。最后，对自动化走向信息化进行了论述，并对将自动化的实时信息组入电力企业资源规划（ERP）提出了建议。
关键词：数据采集和监视控制；能量管理系统；信息技术；公用信息模型；企业资源规划
1 引言
数据采集和监视控制（SCADA）以及能量管理系统（EMS），在电网调度自动化领域已众所周知。其中，SCADA除应用于电力部门外还广泛应用于石油、煤气、轨道交通等非电力部门；EMS随着电力经营体制的变革，传统上的在线运行监控和离线营销管理分离的局面，已不适应当代电力市场的需要，因此EMS正在走向信息化的能量信息系统（EIS），并逐步组入当代电力企业资源规划（ERP）。
我国电力部门较先进入数字化和自动化，并为信息化奠定良好基础的工业部门之一。本文将就其发展过程、技术特点及今后展望进行分析和探讨，试图得出一些有益的启示。
2 改革开放前的“自力更生”
我国的电网调度自动化起步较早，大体经历了远动化、数字化和自动化3个阶段。早在20世纪50年代中期，就开始研制有接点遥信和频率式遥测远动装置，在东北、北京等地区进行无值班变电站的试点，并在计算技术的影响下，由布线逻辑向数字化、软件化的方向发展。
1958年电力部主管部门作出了一次关于研发计算机的重要技术决策：支持当时的华北电力设计院派人加由中国科学院计算所研制的我国第一台大型数字电子计算机（104机）的调试和投运工作。此工作导致了电力部门161电子管计算机和167晶体管计算机两代计算机的研制和应用开发工作。随后骨干力量分流到电力部南北两个主要研究单位——电力自动化研究院和中国电力科学研究院（以下简称电自院和电科院），促进电力部门较早地进入数字技术领域。
两代计算机的先后投运和推广应用，在设计、研制、科研和运行领域培养了大批计算技术应用人才，推动计算机和远动技术相结合，向自动化方向发展。1972年，广东省中调所和华北电力设计院合作，使广东省自制的108乙机与SF58有接点遥信和频率式遥测远动装置（零/满刻度为3/5周期）互连成功。是我国最早实现计算机与远动结合的一个实例。
但，起步早并不一定就发展快。据前苏联所著的计算机史称，我国1959年向国庆十周年献礼的104机，当时位居亚洲第一。但是，由于当时我国走的是一条按部就班的由电子管、锗晶体管、硅晶体管、集成电路的路子，很快就被绕过电子管和晶体管、直接走向集成电路、实现跨越式发展的日本超过了。这也是我国电网调度自动化技术在改革开放前发展不快的一个原因。
3 我国第一套SCADA系统的引进
改革开放前，我国电网调度自动化领域内的远动化和数字化是按远动和计算机两个专业各自发展的。二者结合组成一体化的SCADA系统，并取得“引进—消化—开发—创新”的快速发展，则是改革开放后的事。1978年电力部主管部门力排众议，作出了第二次技术决策：随1979年我国第一条500kV平武线输电工程引进我国第一套计算机与远动终端（RTU）一体化的SCADA系统。
随平武工程从瑞典ASEA公司引进的SINDAC-3 SCADA系统，通过DS-801 RTU对平武线一线三站实现了安全监控。经消化、开发、汉化并接入其他远动终端后，该系统扩充为整个湖北电网调度自动化系统，稳定运行达15年以上。
SINDAC-3的引进，确立了计算机与远动相结合的SCADA理念。差不多与此同时，电力部通信调度局还从日本日立公司引进了用于通信调度的仅含主站的H80E系统。电科院和电自院分别参与了上述两项工程的引进和开发工作。
在“引进—消化—开发—创新”方针的指引下，部属南北两院在20世纪80年代中期起先后开发了PDP-11/24、MicroVAXII、VAX-11/750、VAX4000等计算机与远动终端相结合的SCADA系统[1]。调度运行单位在管理体制上也逐渐将计算机和远动两个专业合并为自动化专业。
4 自主版权的EMS
由SCADA发展到EMS，其广度和深度要求是不同的。广度方面，单纯的SCADA系统对远动终端（RTU）的数量并无要求，可多可少；但支持EMS的RTU的数量必须满足构建全网实时数据库的需要。深度方面，EMS除需实时数据库和SCADA功能的支持外，还必须装备各种智能型高级应用软件。这就带来了基于网络接线及元件参数的网络数据库和接入不同应用软件的应用编程接口问题。计算技术起步较早的电力部门，20世纪60年代就开发了电力系统潮流、短路、稳定等基本应用软件，并广泛投入离线使用。但如何与SCADA结合接入实时系统并直接控制发电过程，却是个新问题，这就导致了20世纪80年代后期东北、华北、华中、华东四大网EMS的引进工作。
和第一次SCADA的引进不同，这次EMS的引进是有选择地引进的。重点放在EMS的支撑平台和自动发电控制（AGC）上，EMS高级应用软件完全由国内开发。从英国西屋公司引进的WESDAC-32系统，使用了美国ESCA公司的HABITAT支撑平台和AGC软件。电力部两院参与引进，并各自分担两网的现场验收、系统汉化和RTU接入等任务。
四大网EMS投入运行不久，电力部通信调度局的H80E系统也随着通调局升为国家电力调度中心而由西门子的SPECTRUM分布式系统所取代。
第二次引进，在较高层面上实现了又一次“引进—消化—开发—创新”，导致20世纪90年代自主版权EMS支撑平台和应用软件的先后问世。电自院的SD-6000、OPEN-2000，电科院和东北电管局合作的CC-2000就是这个时代的产物[1]。其中，CC-2000尤其值得一提[2]。四大网EMS投入运行后的20世纪80年代末90年代初，开放式分布式系统和面向对象技术得到了很大发展。
和开放式分布式对立的是封闭的集中式系统。这种系统的好处是一机多用、节约资源投资，但存在第三方产品难于接入、不易扩展更新等缺点。四大网引进的WESDAC-32就有这样的弊端。随着计算机技术的发展，性价比日益提高，资源投资已不成问题，但要实现开放式和分布式，必须解决各种接口和通信协议的标准化问题。随着20世纪80年代末开放式系统结构（OSA）的兴起，POSIX、SQL、OSF/Motif、TCP/IP等涉及操作系统、数据库、用户界面和通信等有关的标准先后建立，为开放式分布式系统的发展铺平了道路。
同样，类似集成电路由组件、插件、部件发展到系统的面向对象软件技术，也存在需要较多资源支持和类库（class）/ 组件（component）的标准化问题。这也是自20世纪60年代提出面向对象技术以来，为什么几起几落的一个原因。但是，即使到了资源问题业已解决的90年代中期，面向对象的标准化问题仍未见突破。
为改变由单一厂家提供EMS、第三方应用难于接入、系统更新扩充困难的局面，国外某些大学早就开始对面向对象技术应用于EMS应用软件的研究和开发工作，如DEMS（Distributed EMS）、IEMS（Integrated EMS）等[3]。但支撑平台的开发由于投资和标准风险太大迟迟未行动。
在此时刻，电力部主管部门又一次作出重要决策：在支持开放式分布式系统开发的同时毅然支持CC-2000系统对面向对象技术进行探索和开发。敢于创新须与善于创新相结合，CC-2000的投资风险可通过自行开发来降低，但标准风险必须紧紧跟踪面向对象技术的发展和标准的制订进程，最大限度地避免或减少可能发生的技术偏离。
实践表明，CC-2000所采用的事件总线（event bus）和匿名消息交换机制，与随后IEC 61970参考模型中的集成总线（integration bus）和“订阅/发布”信息的发布模式极为接近，这就为CC-2000今后高水平的版本更新打下了良好基础。
历经4年后，CC-2000于1996年在东北电网投入运行，并在有关单位的合作下将来自电科院、电自院、清华大学、东北网调等开发的各种EMS高级应用软件接入系统，实现了国内全部自主版权、接入多方应用软件的EMS功能。
5 公用信息模型（CIM）的行业标准
CC-2000接入多方应用软件，是在IEC 61970控制中心应用编程接口（CCAPI）标准[4]发布前进行的。由于当时没有公认标准可循，缺乏共同语言，只能靠有关各方现场通力合作，奋斗数月方告完成。这充分地说明了建立应用编程接口（API）标准的必要性。
国际上的对象管理组织（OMG），期致力于基于公用对象请求代理机制（CORBA）API标准的制定工作。但由于其面向各行各业，涉及面广，因而多年讨论未能定下来。控制中心应用编程接口（CCAPI）将API限定在控制中心（CC）之内。这原是美国电力研究院（EPRI）的一个代号为RP-3654的开发项目，后被认定为IEC 61970 EMS-API CIM国际标准的基础，并由此导致在OMG内产生一专门工作组Utility SIG（Special Interest Group）。
和程序（方法）与数据完全分开的面向应用不同，面向对象技术将数据分为公用数据和私有数据，并将私有数据和方法封装在一起。CCAPI由3部分组成：描述数据结构的公用信息模型（Common Information Model，CIM），允许程序之间通信的信息总线接口（Message Bus Interface，MBI），提供CIM数据交换标准的公用数据交换接口（Common Data Access interface，CDA）。
IEC61970 1999年版本的CIM，内容涉及SCADA、EMS和电力市场，包括293个类（class），划分在SCADA、负荷模型、拓扑逻辑、继电保护、测量、发电、生产、能量计划、财务等15个包（package）内。标准要求采用面向对象的建模技术统一模型，采用CORBA实现分布式系统的互操作，但可灵活实施。如先实现控制中心多厂家应用软件和应用系统的应用级“即插即用”，今后进一步在组件化应用软件和应用系统之间实现组件级的“方法共享”。此外，应用软件和应用系统既可根据CCAPI标准进行组件级的全新开发，也可对部分应用通过包装（wrapper）接入系统，以及在现有系统的基础上通过扩展标记语言（CIM/XML）文件导入导出，实现与CIM的对接。
IEC 61970 EMS-API CIM国际标准一发布，国际上一些大牌开发厂商很快就跟上来。ABB将传统的能量管理系统/配电管理系统（EMS/DMS），升级为含支持电力市场的能量/配电信息系统（EIS/DIS）。西门子更彻底，声称完全遵循IEC 61970的CIM，并取名为PowerCC IMM（Information Model Manager）。虽然这些公司并不都是全新开发，但其系统与CIM对接所进行的导入导出试验，却领先了一步。面临这样的形势，电力部主管部门又及时作出正确决策：不是从部门、而是从行业高度团结电科院、电自院、清华大学等国内主要研发单位，在标准化的同一起跑线上和国外开展竞争。
下面两则国内外报导，说明了这一问题：
（1）2000年12月18~19日，ABB、SIEMENS、Alstom ESCA、Langdale等厂商在美国Orlando进行了CIM/XML文件的互操作试验。试验项目有：小模型和60节点模型的基本导入、基本导出和含修改导出，无修改互操作，以及样本模型文件的含修改互操作等。试验情况按项目和厂家列表注明，如ABB未参加小模型和60节点模型的含修改导出以及样本模型文件的含修改互操作的试验，SIEMENS参加和通过的项目最多等。
（2）2002年1月23~24日，我国国家电力公司在北京组织中国电力科学研究院、电力自动化研究院、清华大学、鲁能积成公司、东方电子公司等SCADA/EMS研发单位成功地进行了基于IEC 61970国际标准的互操作试验。测试方案采用100、60、14节点模型等标准算例的CIM/XML文件，各个单位在不同的硬件和软件系统平台上分别进行了CIM/XML文件导入、电力潮流计算和文件导出等互操作试验。试验表明，国产EMS应用软件在采用国际标准、实现不同系统平台的信息交换和互操作方面开始进入国际先进行列。
换句话说，早先历时数月才接入CC-2000的多方应用软件，如有关各方严格遵循CCAPI标准，那么只要用较短时间甚至几天便可完成。“即插即用”标准的实现，便于用户比较、选择、更新、扩充所需的应用软件和系统，免除了依赖单一厂家“从一而终”或不得不推倒重来的被动局面，有力地推动了SCADA/EMS技术的有序竞争和发展。
6 从自动化走向信息化
当回顾20世纪后半叶从SCADA到EMS的发展历程时，新世纪所迎来的却是更大的机遇和挑战：技术的进步¾电力信息技术的发展和电力体制的改革¾电力市场的开放。实际上，涉及SCADA、EMS和电力市场的公用信息模型（CIM）正紧紧跟踪电力信息技术的发展，并通过电力市场进入财务、资产等管理信息领域。
6.1 电力信息技术的发展
电力信息技术长期与电网运行实时信息和电力营销管理信息平行发展。电网运行实时信息以自动化形式，从远动、SCADA发展到EMS。电力营销管理信息以离线管理形式，正从传统的管理信息系统（MIS）向企业资源规划（ERP）发展。
电网运行实时信息现已从自动化走向标准化。如涉及SCADA、EMS和电力市场的IEC 61970，横向将和支持配电管理系统（DMS）、地理信息系统（GIS）等的IEC 61968接轨，纵向将和支持变电站（含光电VT/CT）的IEC 61850互补接轨，构成完整的标准化系列。离线方面基于Component的ERP虽然发展很快，但尚未达到行业级的标准化高度。当前电力ERP的处境与当年CCAPI的API相似，时代正呼唤标准化的电力ERP早日出台。
由于电力商品具有生产消费发、供、用同步完成的特点，电力市场环境下电网运行实时信息和电力营销的管理信息已密不可分。
问题是维持SCADA/EMS/电力市场与MIS/ERP的平行发展，还是甘冒当年CC-2000那样的风险，统一将SCADA/EMS/电力市场组入电力ERP企业资源规划？笔者以为后者较好。
6.2 电力市场的开放
我国国务院[2002]5号文发布的我国电力体制改革方案，现已进入实施和操作阶段：电力体制改革的方针大计已定，具体实施方案已定，各公司组织班子已定。市场环境下，传统的电力调度中心将由调度交易中心所取代。技术装备上，除需研发新的电力市场支持系统外，传统的SCADA/EMS也将面临不可逾越的改造。
我国前期6省市“厂网分开”的电力市场模拟试点，积累了丰富经验，明确了电力市场运营系统电能计量、能量管理、报价管理、交易管理、合同管理、结算管理和信息管理的框架结构，以及对传统SCADA/EMS功能的改造内容。各地正在建设为电力市场服务的电能计量遥测系统和开放交换即时信息系统（OASIS）。
问题是当前的电力市场运营系统、计量系统和信息系统的建设，仅按“厂网分开”考虑还是连同“输配电分开”一并规划分步实施。笔者的意见是后者较妥。如将输配关口纳入计量系统建设，地区实施网供内部考核和地方小电厂竞价上网市场运作两部机制，以及供需基本平衡、地区大用户直接向地区小电厂买电的计划协调（Scheduling Coordinator，SC）等，这样可为今后实现“输配电分开”平滑过渡。
无论是自动化组入ERP或是电力市场的平滑过渡，都涉及信息采集、管理和使用的信息化问题。
今天，以信息化带动含自动化的工业化，实现跨越式发展，已是众多部门和行业的共同决策。
对电力市场开放伊始的电力行业来说，集实时运行和离线管理于一体的信息化，不仅利于实现跨越式发展的战略决策，而且为当前和今后适应市场环境多变特点所必需。自动化经标准化走向信息化，已是大势所趋。
7 结束语
本文回顾了我国电力调度自动化发展的历程，阐述了电力部对此作出的技术决策所带来的技术发展，并就电力市场环境下发展信息技术提出了建议。
