电力信息化学习重点.doc

第一章电力系统自动化是指应用各种自动检测、决策和控制功能的装置，通过信号系统和数据传输系统对电力系统各元件、局部系统或全系统对进行就地或远方的自动监视、调节和控制，以保证电力系统安全经济地运行和具有优质的电能质量。能量管理系统（EMS）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。根据能量管理系统的技术发展的配电管理系统（DMS）主要针对配电和用电系统，用于10kV以下的电网；实际上我国还有城市网、地区网和县级网，电压等级在35kV220kV（也有500kV者），这一级网应称为次输电网，针对电源和负荷管理情况可以采用能量管理系统（EMS）或配电管理系统（DMS）。 EMS = Energy Management System.DMS = Distribution Management System.电力信息化是指电子、计算机、网络等信息技术在电力工业规划、设计、施工、发电生产、输电、变电、配电、电网调度、供电营销、物资及管理等各个环节应用全过程的统称，是电力工业在电子信息技术的驱动下由传统工业向高度集约化、高度知识化、高度技术化工业转变的过程。计算机信息通信网络是电力信息化的基础，各类电力资源的开发和利用是电力信息化的核心，提高电力企业的经营决策水平和经济效益是电力信息化的宗旨，其本质是加强电力企业的“核心竞争力”。电力企业信息化包括生产过程自动化和管理信息化两个方面。电力信息化可分为两大类应用:一是电力生产控制，如数据采集与监控(SCADA)系统、分散控制系统(DCS)、配电管理系统(DMS)、能量管理系统(EMS) ；二是电力企业管理，如管理信息系统(MIS)、企业资源规划(ERP)、企业资产管理(EAM)、自动作图/设备管理/地理信息系统(AM/FM/GIS) 电力营销系统等。智能电网的内涵由于处于起步阶段，业界对智能电网的内涵尚存在分歧，因此相关标准也在制定当中。业界目前形成的共识是，智能电网将实现对可再生能源的充分利用，并将促进发电、输电、配电、用电、维护方式的重大变革。发:新能源(可再生)输:新材料配:智能变电站,智能调度,智能电度表用:新用电模式(电动汽车)储能设备智能电网的特点(1)自愈。电网发生故障时，智能电网中的设备应根据故障类型及时发出信息并采取正确的措施，从而尽量减小故障给电网带来的损失。(2)用户参与。智能电网中用户则积极根据电价高低选择性的用电； (3)抵御灾害能力; (4)有大量的分布式电源; (5)电力市场得以更好的发展。智能电网应该拥有成熟的完整的电力市场运行模式，以减小输电阻塞和其他限制。智能电网是飞速发展的信息技术与新能源变革融合在一起的产物.智能电网将使电力信息化从数字化向智能化发展，智能电网是电力信息化的延续和飞跃。第二章计算机控制通道接口技术计算机控制系统中，完成信息传递和变换的装置(将现场的量转变成计算机能接受的数据,将计算机的数据转变成现场能接受的量)称为过程输入输出通道。模拟量输入通道（AI）模拟量输入通道主要任务是将检测装置检测到的模拟信号转换成数字信号送到计算机。要想完成这种功能，需要输入通道完成信号处理，信号转换、信号放大等一系列的任务。模拟量输出通道（AO）模拟量输出通道主要是完成将计算机决策运算后的控制量转换成模拟量去控制受控对象。 开关量输入通道(DI)功能：开关信号的驱动（TTL电平转换为机械控制开关信号或电子控制开关信号）数字量输出通道(DO)功能：开关信号的驱动（TTL电平转换为机械控制开关信号或电子控制开关信号）PLC技术可编程序控制器是专为工业环境下应用而设的一种新型自动化控制装置 。 PLC具有可靠性高、功能强大、简单方便等特点。 PLC的分类 1. 从结构上可编程序控制器从结构上可分为整体式和模块式。2. 从规模上按PLC的输入输出点数可分为小型、中型和大型。 将PLC分为四类，即：微型：I/O总点数2064点，后上移到128点。小型：I/O总点数为65128点，后上移到512点。中型：I/O总点数为129512点，后上移到2048点。大型：I/O总点数为5131024点，后上一道8192点。超大型：I/O总点数1024点。PLC的硬件体系PLC除了中央处理器外，还有存储器。中央存储器划分成数据、程序和监控三部分。数据部分包含有输入变量、中间变量和输出变量的映像区。I/O映像区是系统自动建立的，区中每位与每个I/O点有一一对应关系。监控部分存放PLC的监控程序，用户程序存放若干个用户的应用程序块。一般监控程序或操作系统都是驻留在中央存储器中的，例如，固化在中央存储器的EPROM上，有一些PLC使用较大的操作系统，则除了驻留在中央存储器上的软件外，还有一部分软件放在外设的大容量存储器中。 可编程控制器（PLC）是一种工业控制计算机装置，其核心是一台微处理器。但由于接口器件及系统软件的包围，其外型不像计算机。其操作使用方法、编程语言、工作原理都与普通计算机有所不同。PLC采用循环扫描工作方式，这个工作过程一般包括五个阶段：内部处理、与编程器等的通信处理、输入扫描、用户程序执行、输出处理。PLC的工作原理PLC的工作原理是采用循环扫描工作方式，特点是CPU对I/O操作是集中统一的操作并和执行程序分离。优点是尽可能缩短各信号之间状态采集的延时；抗干扰好。缺点是响应有延迟响应时间一般在23个扫描周期内，只要扫描周期恰当，一般的机电设备是允许这些滞后的。对于那些实时响应要求高的系统，可选用快速响应智能模快自行处理，而不必受巡回扫描方式的制约，还可以利用中断控制功能使某些信号得到快速响应。PLC与计算机的异同点PLC与计算机的相同点有：基本构成相同，程序执行原理相同，有网络功能。PLC与计算机的不同点有：PLC外型不像计算机，其操作使用方法也不同；PLC采用的是过程通道模快（根据系统中各组成部分的不同功能，分别将它们制成独立的功能模快，各模快具有统一的总线接口）直接与总线相连的系统结构；PLC有独立的人机接口（编程器）；大部分PLC监控软件或操作系统常住内存。串行通讯技术串行通信的特点：（1）在一根传输线上即传数据信息，又传联络控制信息（2）信息格式有固定要求，分异步格式和同步格式（3）串行通信中对信息的逻辑定义可能与TTL不兼容，因此需要进行逻辑电平转换。RS-485适用于距离较远传输速率较快的多点间通讯的应用场合。现场总线技术(实时性和安全性)现场总线的概念 现场总线是企业的底层网络，应用在生产现场、在测量控制设备之间实现双向串行多节点数字通信的开放型控制网络。总线将分散的有通信能力的测量控制设备作为网络节点，连接成能相互沟通信息，共同完成自控任务的控制网络。现场总线层次结构为三层结构，包括物理层、数据链路层和应用层。现场总线的层次结构决定了它不同于以太网络和串行通讯。现场总线的特点：适应工业应用环境；要求实时性强，可靠性高，安全性好；多为短帧传送；通信的传输速率相对较低。现场总线应用在控制系统的底层。工业以太网技术(开放性互联互通)工业以太网概念所谓工业以太网，一般来讲是指技术上与商用以太网（即IEEE802.3标准）兼容，但在产品设计时，在材质的选用、产品的强度、适用性以及实时性、可互操作性、可靠性、抗干扰性和本质安全等方面能满足工业现场的需要。Internet等信息技术的飞速发展，要求企业从现场控制层到管理层能实现全面的无缝信息集成，并提供一个开放的基础构架，但目前的现场总线尚不能满足这些要求。快速以太网与交换式以太网技术的发展，给解决以太网的非确定性问题带来了新的契机。 工业以太网协议分析利用以太网和TCP/IP技术，以及原有的低速现场总线应用层协议，从而构成了所谓的工业以太网协议。 第三章分布式综合监控信息系统的结构由于网络通讯技术的飞速发展，网络和通讯的先进技术逐渐应用于工业生产自动化领域，由早期的集中式计算机体系结构到分布式计算机体系结构再到开放式计算机体系结构，集散控制系统进一步发展就会形成分布式递阶控制系统，主要是把生产过程的监控与科学化的企业管理结合起来，实现优化调度以及整个企业的决策和管理。 分布式综合监控信息系统的结构基础和过程自动化层利用现场总线等技术现场控制器和现场智能仪表设备互连，构成实时控制通信网络,作为厂级监控信息系统的网络底层。生产调度和监控层集中控制与保护、现地层与集中层数据通信、实时与历史数据库、与管理层的通信及数据接口，实现厂级的监视和控制及生产调度管理。企业管理和决策层与各办公室自动化连接起来，担负起生产的总体协调管理，包括各类生产安排，经营销售情况及人事管理等。信息安全接口是计算机监控及管理系统的生产调度监控层（监控系统主站）与企业管理决策层之间的接口，为实现控制系统与管理系统之间信息安全，保证生产控制系统的安全。 水电站厂级监控信息系统水电站计算机监控系统采用网络总线分布式系统结构，全厂共设两层：现地控制层和电厂控制层。火电站的DCS系统以集中显示操作、分散控制为特征的集散系统，后来逐渐统一称为分散型控制系统（DCS）。DCS产品应以模拟量反馈控制为主，辅以开关量的顺序控制和模拟量开关量混合型的批量控制。集散控制系统（DCS）的组成 集散控制系统（DCS）是一套中型分级分布式计算机控制系统。系统以两层网络为基础，配置各种设备，实现协调工作、数据共享，共同完成各种控制及管理功能。 DCS以过程控制为主，数字控制为辅，DCS的三大组成部分，即控制站、操作站和通信网络,如图所示。 DCS系统中，控制站继承了DDC（直接数字控制器）技术，它是一个完整的计算机控制系统。实际运行中可以不与操作站及网络相连的情况下，完成过程控制策略，保证生产装置正常运行。DCS控制站DCS系统的数据主要来自现场的信号和各种变量，在控制站中表现为与工位号对应的相关测量值（PV）、设定值（SV）、操作输出值（MV）及回路状态等。这些数据被采集到DCS控制站相应的存储器里，构成实时数据。其他属于与工位号有关的组态信息，如量程、工程单位、回路连接信息、顺序控制信息等，也在控制站中存储，但同时必须在操作站或工程师站中存储，而且有映像关系。至于历史数据存储，一般不是在DCS控制站完成。大型DCS的一台控制站可以完成上百个回路的控制，其容错技术完善，可靠性、安全性强。中小型DCS控制站，以控制16-32回路为限、分散性较易为人们所接受。控制站是整个DCS的基础，它的可靠性和安全性最为重要DCS的特点 一台仪表一对线接到I/O，由控制站挂到局域网LAN;可以与PLC及现场总线结合; 成本高，各公司产品不能互换，不能互操作，大DCS系统是各家不同的; 用于大规模的连续过程控制(处理闭环控制 )，如石化等。发电厂SIS电厂的厂级实时监控信息系统（简称SIS系统，Supervisory Information System）属于厂级生产过程自动化范畴，是电厂管理信息系统（MIS）与各种分散控制系统（DCS）之间数据交换的桥梁。厂级生产过程的实时信息监控和调度为全厂整体效益的提高、信息技术的提升和稳定、经济运行打下了坚实基础。SIS的功能(运行优化和负荷优化) 厂级实时监控信息系统对于电厂的安全稳定运行具有十分重要的意义。主要集中各单元机组的参数及设备状态信息、从厂级管理的高度对各机组运行工况进行监视、分析和判断，并作出决策，指挥机组运行。电厂SIS系统的主要功能：1）监视、指导机组的运行，当机组在一定的负荷下运行时，各种参数存在着与负荷及其他运行条件对应的理想值，通常称之为目标值。这些目标值是根据设计、运行、热力实验等技术参数确定的，机组在运行过程中，如果这些参数偏离了目标值，就会造成热经济损失。因此SIS系统应具有监视机组的运行参数，在其发生偏离时，及时警告并对偏离进行分析计算，得出调整的操作方式，以指导机组的运行优化。2）科学分配机组负荷，根据电网总调度下达的全厂发电总负荷，对各机组出力实施不同的合理分配。电厂SIS系统的负荷分配，在满足厂级总负荷时，以大偏差优先、小偏差负荷优化为原则，同时，根据各单元机组负荷响应性能，尽可能满足单元机组负荷优化操作条件，以获取整体的最大经济效益。SIS系统中的实时/历史数据库服务器、SIS工作站(包括过程管理计算分析站、值长站和工程师站)和接口,形成一个统一的数据传输网络系统。值长站具有对负荷调度的决定权,值长可以依据状态分析、能量审计等进行工艺系统运行情况分析、决定负荷分配、下达调度指令。值长站设置软件保护密码,以防一般人员擅自改变指令。SIS网络网关的功能首先要保持一定的隔离以防系统数据传输的混乱。为每一个DCS系统和各辅助系统的SIS接口配置一台接口机,以保证数据传输的安全性和准确性。发电厂智能管理信息系统发电厂智能管理系统的建设就是将整个电厂的信息管理视为一个大系统，各个组成业务视为一个个组成部分，通过信息的流向以及信息反馈，实现整个系统的闭环控制，进而提高整个电厂的管理效率。 发电厂智能管理系统可划分为四个层次：决策层、管理层、业务层、应用支持层。发电企业是一个连续性生产作业的企业，设备的安全运行、稳定运行是生产运行和管理的中心工作。设备的安全运行也是企业效益之根本所在。依据于此，将系统中的计划管理、设备管理、运行管理、检修管理、物资管理、燃料管理六大子系统视为核心系统。 第四章变电站综合自动化SCADA系统 变电站综合自动化是将变电站的二次设备经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算机技术、现代电子技术、通信技术和信号处理技术，实现对全变电站的主要设备和输配电线路的自动监视、测量、自动控制和微机保护以及与调度通信等综合性的自动化功能。电站综合自动化是集保护、监视、测量、控制和远动等功能为一体，通过数字通讯及网络技术来实现信息共享的一套微机化的二次设备及系统，实现变电站的遥测、遥控、遥信、遥调和遥视。 基本功能n 监控n 微机保护n 电压、无功综合控制n 低频减负荷控制n 备用电源自动投入控制变电站综合自动化SCADA系统的特点变电站综合自动化SCADA系统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功能。实现变电站的遥测、遥控、遥信和遥调。数字化变电站的特点因此变电站自动化系统在实现功能之外，还应具备互操作性、可扩展性和高可靠性等性能,这是数字化变电站应具备的特点 。互操作性，即同一厂家或不同厂家的多个IED要具有交换信息并使用这些信息进行协同操作的能力。可扩展性，这就要求系统在设计时，软件系统和硬件系统都尽可能采用模块化设计方法，方便未来的系统扩展，同时要求通信接口标准化，系统具有开放性。数字化变电站就是要求信息用统一的规约去达到互联、互通、互操作的目标.数字化变电站二次系统的三层架构n 过程层通常又称设备层，主要指主要是指变电站内的变压器和断路器、隔离开关及其辅助触点，电流、电压互感器等一次设备。其功能有三类:电气量参数检测、设备健康状态检测和操作控制执行与驱动。n 间隔层一般按断路器间隔划分，具有测量、控制元件或继电保护元件。其功能在自动化方面比现在有很大的变化，主要表现为对象的统一建模、通信信息的分层、通信接口的抽象化和自描述规范等技术的应用。n 站级层包括监控主机、远动通信机等。除实现变电站与控制系统的无缝通信外，基于信息共享的站级运行支持功能可以与变电站运行功能协调工作。数字化变电站的特征一个完全的数字化变电站应该具有以下几个特征:(l)变电站的IED设备均基于IEC61850标准构建，并以此作为站内外信息交互的标准。 (2)以先进的计算机网络技术作为构建变电站通信网络的基础，实现了站内外信息的高速、可靠传输。(3)站内采用电子式互感器并实现了交流量的数字化传输。(4)采用智能断路器技术并实现了全站操作命令传输的数字化。(5) 在线自检功能。数字化变电站通信网络结构PPT 4/17数字化变电站关键技术：非常规传感器国际上将有别于传统的电磁型电流/电压互感器的新型互感器统称为非常规互感器,由于光学互感器具有优异的线性度和测量精度、无源以及不受电磁干扰等突出优点，得到了国内外广泛重视。合并单元 在数字化变电站中，互感器、保护以及断路器之间复杂的导线连接被光纤代替，非常规互感器的输出由模拟信号变为数字信号，并通过合并单元以多播方式发布到过程总线，保护单元、测控单元以及断路器等从过程总线获取采样和控制信息(如跳闸信号。合并单元主要有四个功能: (1)模数转换。将来自互感器的电压、电流模拟信号转变为数字信号。(2)重新采样。根据配置信息，对上述数据进行重新采样。例如，IEC 61850规定合并单元输出信号的采样率有两挡可调，80点/周波和256点/周波。(3)同步。利用外部时钟如GPS)，给采样数据打上时间戳，以实现全网的数据同步。 (4)将采样数据转换为符合IEC 61850标准的Ethernet数据帧，并发送到过程总线上。 现代高速通信网络技术网络系统是数字化变电站的神经系统，其可靠性和实时性直接决定了数字化变电站系统的可用性。对数字化变电站有重要影响的网络技术主要如下。(1)交换式以太网技术。(2) IEEE 802.1P排队特性。(3)虚拟局域网VLAN 技术。Goose (面向通用对象的变电站事件)Goose机制,装置之间重要的遥信遥控信息通过Goose报文来传递,其经表示层后直接映射到链路层和物理层,并采用有优先级和虚拟局域网标志的交换式以太网技术,保证报文传输的实时性.智能变电站数字化变电站和目前提出的智能电网并不矛盾，可以说前者是后者的基础，智能电网是更高一级的应用。数字化变电站是要求信息用统一的规约去达到互联、互通、互操作的目标，这个信息会延伸出更多的效益，减少工作人员的运行维护，提高工作效率。数字化变电站要实现信息的大量集中，避免重复建设，这些资源和信息怎么进一步的应用，便是智能电网下一步要讨论的问题。统一坚强智能电网战略框架中两条主线是指，技术上体现信息化、自动化、互动化；管理上体现集团化、集约化、精益化、标准化。数字化变电站作为智能变电站的初级阶段，两者在应用中存在着很大差距。现在的数字化变电站只是具备了智能变电站的一些基本条件,现阶段的数字化变电站仍需要提升更优化的功能。智能变电站采用先进、可靠、集成、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求、不仅能自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等常规功能，还能在线监测站内设备的运行状态，智能评估设备的检修周期，从而完成设备资产的全寿命周期管理；同时具备支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级应用功能。智能变电站的特征以数字化变电站为基础,具有设备智能化,信息标准化,控制智能化及互动技术等特征.第五章输电网是电能输送的物理通道,是连接发电,配电和用电的纽带.先进的输电技术是构成智能电网、满足新能源发展需求、实现资源大范围优化配置的关键技术。智能调度技术为电网的安全稳定经济运行提供重要的保障；智能变电站是智能电网中的重要节点，对各级电网起着联结作用。调度中心实现计算机调度控制和管理。整个电网的运行状态的数据采集、自动发电控制、网络分析等全都由计算机完成。 数据收集与监控系统（SCADA）。SCADA将电网上各厂站数据集中显示到电力系统的模拟盘上，这样使整个电力系统的运行准状态一目了然。SCADA还可以将开关的变化和数值越限及时报告给调度员，这大大增强了对电力系统的感知能力，是电力系统的一次重大技术进步。自动发电控制系统(AGC)。 AGC包括负荷频率控制（LFC）和经济调度控制（EDC），增强了对电力系统的控制能力。电力系统的网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。调度中心实现计算机调度控制和管理。整个电网的运行状态的数据采集、自动发电控制、网络分析等全都由计算机完成。能量管理系统（EMS）。EMS包括数据采集、能量管理和网络分析三大功能。这使电力生产由单纯的自动化控制过程向管控一体化方向发展。电网调度自动化的目标：电网调度自动化的目标实现电力系统的安全、优质、经济运行。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)及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：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 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。SCADA/EMS/AGC/AVC用于支持正常电网的监视、分析与控制，对于电网故障时的暂态稳定问题则依靠继电保护、稳定控制装置及各种自动装置完成。继电保护信息管理系统、智能稳控主站系统及服务于对电网暂态稳定进行监视与控制的动态安全监测系统，从广义上讲都是电网调度自动化系统不可分割的组成部分。 电网调度自动化系统的层次结构 电网调度自动化系统分为调度主站层(调度中心)和厂站层两部分。主站层通常完成信息的收集、管理、监视、分析及决策等方面的功能，厂站层则完成信息的采集及主站控制指令的执行功能。EMS系统能量管理系统(EMS)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。能量管理系统（EMS）是一套为电力系统控制中心提供数据采集、监视、控制和优化，以及为电力市场提供交易计划安全分析服务的计算机软硬件系统的总称，它包括为上层电力应用提供服务的支撑软件平台和为发电和输电设备安全监视和控制、经济运行提供支持的电力应用软件，其目的是用最小成本保证电网的供电安全性。 SCADA与EMS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)。能量管理系统总体结构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。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)数据收集级的任务是实时收集电力系统数据并监视其状态,其主要数据采集系统是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等。提高控制质量和改善运行的经济性,实现AGC(自动发电控制)功能。负荷预测：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AGC(自动发电控制)：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.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;向SCADA级送量测质量信息;网络分析级从能量管理级取负荷预测值和发电计划值,向能量管理级送网络修正系数和机组安全限制值。主要功能有:网络结线分析、实时网络状态分析、母线负荷预测、潮流、网损修正计算、网络状态监视等。潮流计算：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。电力系统潮流计算也是计算系统动态稳定和静态稳定的基础。 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。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。 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现闭环控制。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通信信息,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。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。能量管理系统的作用（1）监视和控制，能发出告警信息；（2）预防性分析和预防性控制；（3）事故处理。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。 SVG(可缩放矢量图形)国家电网公司为了满足电力信息系统的开放性和互操作性，提出了“SG186工程”来建立电力信息一体化的平台，这也要求EMS能同电力公司内其它应用系统进行交互. 利用调度自动化应用软件的先进功能,认知科学和人工智能原理,使调度实现由经验型向分析型和智能型的转变.“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