电力系统调度自动化

7.2.1 概述

电力系统调度自动化可概述为遥测、遥信、遥控、遥调、遥视这“五遥”功能，电力调度的主要任务就是控制整个电力系统的运行方式，使整个电力系统在正常运行状态下能满足安全生产和经济地向用户供电的要求，在事故状态下能迅速消除故障的影响和恢复正常供电。电力系统中各发电厂、变电所的实际运行状况，线路的有功、无功潮流，以及母线电压等信息，可通过装设在各厂站的运动装置送至调度所。信息送至调度所后，由调度中心的运行人员和计算机系统，对当前系统运行状态进行分析计算，将计算结果和决策命令通过远动的下行通道送至各个厂所，从而实现电力系统的安全经济运行。

电力系统调度自动化发展到现在已经历了几个不同的阶段。在20世纪30年代电力系统建立调度中心之初是没有自动装置的，当时调度员只能依靠电话与发电厂和变电所联系，无法及时和全面地了解电网的变化，在事故的情况下只能凭经验进行处理。20世纪40年代出现了早期的电力系统调度自动控制系统，具有对电力系统运行状态的监视（包括信息的收集、处理和显示），远距离的开关操作，自动发电控制及经济运行，以及制表、记录和统计等功能。这个系统称为数据采集与监控系统（SCADA，Supervisory Control And Data Acquisition）。它可将电网中各发电厂和变电所的有关数据集中显示到模拟盘上，使整个电力系统运行状态展现在调度员面前，及时将开关变化和数值越限报告给调度员，这增强了调度员对电力系统的感知能力，减轻了调度员监视电力系统运行状态的负担。20世纪50年代发展了自动发电控制（AGC，Automatic Generation Control），包括负荷频率控制（LFC，Load Frequency Control）和经济调度（EDC，Economic load Dispatch Control）两大部分，增强了调度员控制电力系统的能力；20世纪60年代发展了负荷预测、发电计划和预想故障分析，这为调度员提供了辅助决策工具，增强了调度员对电力系统分析与判断的能力。尽管如此，仍不能满足现代工业和人民生活对电能质量及供电可靠性越来越高的要求，而且人们对系统运行经济性也越来越重视。要全面解决这些问题，就需要对大量数据进行复杂的计算。在20世纪60年代到70年代，电力系统的自动化技术经历了一次重要的变化，即由模拟技术转向数字技术。整个数据采集过程，包括远程终端（RTU，Remote Terminal Unit）、输入输出通道和发电厂控制器逐步由模拟型发展成数字型，在调度中心的数据收集、自动发电控制和网络分析等功能均由数字计算机完成。在20世纪60年代中期，西方一些国家的电力系统曾相继发生了大面积的停电事故，引起世界的振动。人们开始认识到，安全问题比经济调度更加重要。因此，人们开始认识到计算机系统应首先参与电力系统的安全监视和控制。这样，就出现了能量管理系统（EMS，Energy Management System）。能量管理系统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，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，使处于独立或分离的自动化提高到一个统一的管理系统水平。根据能量管理系统的技术发展的配电管理系统（DMS， Distribution Management System）主要针对配电和用电系统，用于10kV以下的电网。用户侧管理DSM（Demand Side Management）属于负荷自我管理，其原理是用户按电价躲避峰荷用电，但分时电价（TOU，Time Of Use）应由配电管理系统提供。EMS的发展主要基于计算机技术和电力系统应用软件技术两方面。

随着技术的进步，电力系统自动化正向综合自动化水平发展。数据库技术的发展使数据能为更多的应用软件服务，人机交互技术由初期以打印为主改为以显示器为主，由字符型走向全图型，响应速度越来越快，画面编辑越来越方便，表现能力越来越强。20世纪90年代发展的视窗、平滑移动、变焦，以及三维图形等技术大大方便了调度员使用能量管理系统，使他们可以在调度室的屏幕上形象而直观地观察和控制电力系统，从而缩短了与电力系统各部分间的距离。

电网调度实行分级管理，主要分为国家电网调度中心、大区电网调度中心、省级电网调度中心、地区电网调度中心、县级电网调度中心等级别。分级调度可以简化网络的拓扑结构，使信息的传送变得更加合理，从而大大节省了通信设备，并提高了系统运行的可靠性。为了保证电力系统的安全、经济、高质量地运行，对各级调度都规定了一定的职责。由于各级调度中心的职责不同，对其调度自动化系统的功能要求也是不同的。另外，调度自动化系统的功能也有层次之分。

7.2.2 数据采集和监控（SCADA）

1.SCADA主要功能

SCADA是调度自动化系统的最基础的功能，也是地区或县级调度自动化系统的主要功能。它主要包括以下几个方面。

（1）数据采集。采集的数据包括模拟量、状态量、脉冲量、数字量等。断路器状态、隔离开关状态、报警和其他信号等均用状态量表示，电压、功率、温度和变压器抽头位置等则用数字量表示。

（2）信息的显示和记录。它包括系统或厂站的动态主接线实时的母线电压、发电机的有功和无功出力、线路的潮流、实时负荷曲线、负荷日报表的打印记录、系统操作和事件顺序记录信息的打印等。

（3）命令和控制。它包括断路器和有载调压变压器分接头的远方操作，发电机有功和无功出力的远方调节。

（4）越限告警。对需要报警的值设定上、下限，越限时即报警，同时越限数据变色，并根据需要打印记录。

（5）实时数据库和历史数据库的建立。

（6）数据预处理。它包括遥测量合理性的检验、数字滤波、遥信量的可信度检验等。

（7）事故追忆。对事故发生前后的运行情况进行记录，以便分析事故的原因。

（8）多种网络互联功能。可通过网桥或路由器与管理信息系统MIS互联，共享双方服务器中的数据。支持多种网络协议，可根据用户要求采用不同的网络通信协议与其他计算机网络互联。

（9）性能计算和经济分析功能。系统可以提供在线性能计算的功能、计算机组，以及辅机的各种效率和性能值，如热耗、气耗、煤耗、厂用电、热效率等，给运行人员和管理人员提供操作和运行管理信息。

（10）开关量变态处理功能。开关量输入信号主要来自各种开关量变送器，如温度、压力、液位、流量、差压开关，以及反映辅机工作状态的继电器触点。开关量的处理主要是监测开关量的状态变化。

2.SCADA主要控制组件

（1）控制服务器。控制服务器作为与低层控制装置通信的监控软件的主机。

（2）SCADA服务器或主控端设备（MTU）。SCADA服务器是作为SCADA系统主导者的设备。位于远程现场站点的RTU和PLC装置，通常作为从属设备。

（3）远程终端设备（RTU）。RTU是设计用于支持SCADA远程站点的专用数据采集与控制设备。RTU现场设备，往往配备无线射频接口以支持有线通信无法实现的远程情况。有时，PLC被实现为现场设备用作RTU，在这种情况下，PLC常常被称为RTU。

（4）可编程逻辑控制器（PLC）。PLC是基于计算机的固态装置，已经发展成为具有控制复杂程序的能力的控制器。RTU广泛地应用于SCADA系统中，因为它经济、通用、灵活而且可配置。

（5）智能电子装置（IED）。IED是“聪明的”传感器／执行元件，具有采集数据、与其他装置通信及执行本地过程与控制所需的智能性。IED可以在一个装置内组合模拟输入传感器、模拟输出、低级控制功能、通信系统和程序存储器。在SCADA中使用IED便于在本地实现自动控制。

（6）数据历史库。数据历史库是用于记录SCADA所有过程信息的集中数据库。存储在该数据库中的信息可以取出用于各种分析，从统计性的过程控制到企业级规划。

（7）输入／输出（I／O）服务器。I／O服务器是负责收集、缓存并支持访问来自PLC、RTU和IED等次级控制组件的过程信息的控制组件。I／O服务器可以设置于控制服务器或单独的计算机平台。I／O服务器还用于与第三方控制组件接口，比如人机界面和控制服务器。

3.计算机数据采集系统的基本结构及特点

（1）小型计算机数据采集系统。小型计算机具有较高的运算速度和处理能力，可以进行大量的、复杂的运算和数据处理；小型计算机具有比较强的外部设备驱动能力，因此，可以满足各种不同层次的数据处理要求；小型计算机一般配有比较完善的指令系统，而且能够支持多种高级语言，具有更加完善的操作系统和应用软件。

（2）微型计算机数据采集系统。系统的结构简单，容易实现，能够满足中、小规模数据采集系统的要求；微型计算机对环境的要求不像小型计算机那样苛刻，能够在比较恶劣的环境下工作；微型计算机的价格低廉，可降低数据采集系统的投资，即使是比较小的系统，也可以采用它；采用微型计算机的数据采集系统可以作为分布式数据采集系统的一个基本组成部分进一步扩充。

（3）分布式数据采集系统。系统的适应能力强，无论是大规模的系统，还是中小规模的系统，分布式系统都能够适应；系统的可靠性高，由于采用了多个以微处理机为核心的智能装置，所以，它不像小型计算机系统那样一旦CPU发生故障，就会造成整个DAS系统瘫痪；系统的实时响应性好，系统中各个微处理机之间是真正“并行”工作的，所以，实时响应特性比较好，这一点对于数据采集这类应用来说还并不显得特别重要，但对于系统来说，这是一个很突出的优点。

4.SCADA系统的基本流程

操作员或工程师用人机界面（HMI）来配置整定值、控制算法及调节和建立控制器中的参数。MHI也显示过程状态信息和历史信息。远程诊断维护程序用于防止、识别故障和故障后的恢复。控制环包括用于测量的传感器、控制器硬件、控制阀等执行元件、断路器、开关和电动机，以及变量的通信。控制量由传感器送到控制器。控制器解析信号并基于整定值产生相应的操纵量，将它传递给执行元件。扰动后的过程变化带来新的传感器信号，用以识别过程的状态，再传给控制器。整个过程如图7.2.1所示。

图7.2.1 SCADA系统基本流程

我国目前使用的远程量测终端主要有布线式数字远动装置和微机远动装置两种，其主要功能为：收集现场的量测量（遥测）和状态量（遥信），接收调度中心的命令并对现场设备进行控制；对采集的数据进行简单处理，如数字滤波、越限报告等；与主站通信，进行通信规约处理。

数据传送有两种方式：一是应主站要求的直接报告方式，二是在量测量变化（超过死区）或状态量变位时的例外报告方式。当前，数据收集普遍按两种形式进行：一是循环式，即现场发送端循环不断地将数据送给主站的接收端，需独占信道；二是应答式，由主站依次查询远程终端有无信息发送，几个终端可以共用同一信道。主站计算机系统分为集中式和分布式两大类，近年来分布式系统发展很快。

7.2.3 自动发电控制（AGC）

1.自动发电控制（AGC）的功能

制订发电计划和进行发电控制是电力系统调度的一项重要内容。其目标是使整个系统中发电机的出力随时跟踪连续变化的负荷的需求，使系统的发电机输出与负荷需求平衡，频率保持在规定范围内，并使整个系统运行在最经济状态。在自动化的调度系统中，这个任务是由能量管理系统（EMS）中的自动发电控制（AGC）软件完成的。虽然一个控制区负责本地区内负荷的供应，但互联系统的基本特性是所有的发电机均通过调速器对频率变化作出响应，而整个互联系统内各控制区的频率是相同的。当系统中增加一新负荷时，首先由所有的机组转动部分储存的动能来供给此新增的负荷，整个系统的频率开始下降，接着所有机组的调速器动作增加机组出力，使系统频率在稍低的水平达到一个新的稳态，系统的负荷与机组出力平衡。AGC的任务是重新调整机组出力使频率恢复到初始值。

自动发电控制功能是以SCADA功能为基础而实现的功能，一般写成SCADA＋AGC。自动发电控制是为了实现下列目标。

（1）对于独立运行的省网或大区统一电网，AGC自动控制网内各发电机组的出力，以保持电网频率为额定值。

（2）对跨省的互联电网，各控制区域AGC的功能目标是既要求承担互联电网的部分调频任务，以共同保持电网频率为额定值，又要保持其联络线交换功率为规定值。

（3）对周期性的负荷变化按发电计划调整出力，对偏离预计的负荷，实现在线经济负荷分配。

2.自动发电控制（AGC）的控制原理

电力系统对负荷变动导致的频率变动有三种调节方式，即一次、二次和三次调频。一次调频即由调速系统来完成的自动调频，响应速度最快，但由于调节器为有差调节，当负荷变动幅度大时系统的频差也大，因此，一次调频不能满足频率质量的要求。为达到无差调频的目的，需要对系统进行二次调频。二次调频主要是AGC通过计算全系统频率的余缺并发出控制命令对频率进行调节，也就是通过区域调节控制使区域控制误差ACE（Area Control Error）调整到零，从而达到无差调节要求。三次调频是由经济调度程序对系统中所有按给定负荷曲线运行的发电机组分配调整任务，它通常以发电成本最小为目标。

目前，世界上安装了很多种不同形式的AGC系统。这些系统有相同点，也有很多不同之处。现代AGC控制仍在不断发展中。AGC控制的总体框图如图7.2.2所示。调速器／透平本身虽不属于AGC系统，但图中表示了它在AGC中的作用。AGC包括三个回路：机组单元控制、区域跟踪控制和区域调整控制。

图7.2.2 AGC控制框图

机组单元控制提供发电机输出的闭环控制，是基本的控制环节。其任务是调整机组的控制误差使机组的实际出力与给定出力误差为零。

区域跟踪控制确定机组给定出力的确定机组出力基点及区域间交换功率等。

区域调整控制实现负荷频率控制功能，确定参与调频机组间的功率分配，使区域控制误差ACE为零，是AGC的核心。它在参与调频机组间按ACE大小分配定额。这个闭环控制系统可分为两个层次：一层为负荷分配回路，AGC通过RTU、通信通道及SCADA获得所需的实时量测数据，由AGC程序形成以区域控制偏差（ACE）为反馈信号的系统调节功率，根据机组的实测功率和系统的调节功率，按经济分配的原则分配给各机组，并计算出各机组或电厂的控制命令，再通过SCADA、通信通道及RTU送到电厂的机组调功装置；另一层是各机组的控制回路，它调节机组出力（二次调节）使之跟踪AGC的控制命令，最终达到AGC的控制目的。

现有的AGC是在每一个控制区内的一种局部控制。一个控制区一般对应于一个电力公司的供电区。“局部”是指不从其他控制区取得控制信号，这种控制是建立在联络线潮流测量和本地区系统频率测量之上的。这种控制是数字式的，其计算周期为1～4s。

3.国外自动发电控制的发展趋势

国外自动发电控制的发展趋势有以下几方面。

（1）与网络分析相结合，改进线损修正和安全约束调度（尤其是最优潮流）。

（2）在线机组耗热特性测试和电厂效率系统的建立，实时电价计算。

（3）基于现代控制理论的动态经济调度的研究。

（4）零散发电（小水电和风力发电）的预测和跟踪。

（5）综合燃料计划，控制环境污染。

7.2.4 经济调度控制（EDC）

EDC是在给定的电力系统运行方式中，在保证频率质量的条件下，以全系统的运行成本最低方式，将有功负荷需求分配于各可控的发电机组，并在调度过程中考虑电力系统安全可靠运行的约束条件。与AGC相配套的在线经济调度控制是实现调度自动化的一项重要功能。

1.经济调度控制的功能和应用

电力系统中的负荷，无论是计划分量还是随机分量，都随着时间在不断变化，而且这种变化又将影响输电网中的负荷分布及传输损耗（简称网损）。为了跟踪系统负荷及网损的变化，系统的总发电出力也必须作相应的调整。但如何将当前所需的总发电出力分配给数以百计的各类发电机组，则可能有无数种方案，这主要取决于发电分配功能所采取的目标函数。

经济调度控制的主要目标函数是在使系统的总发电出力与负荷及网损相平衡的约束条件下，令所有机组的发电成本最低。其目标函数和约束条件的数学表达式分别为

式中，Pgi为第i台机组的有功出力，i＝1，2，…，N；Pload为系统总负荷；Ploss为系统总网损；fi（pgi）为第i台机组发电成本函数；N为发电机组总数。

EDC一般每5min（或当调度员改变机组控制方式或经济调度限值时）计算一次，求得各机组的基准出力；LFC（负荷频率控制）则每2～8s计算一次，求得各机组当前的调节量。两个输出（基准出力和调节量）合成为送往机组的控制命令，使机组的出力处于理想水平，如图7.2.3所示。

图7.2.3 EDC＋LFC功能简图

为了平滑两次EDC所求得的基准出力的跳跃，每次LFC计算时用插值法近似修正上次EDC所求得的基准出力。另外，不少EMS还提供一种开环的研究性经济调度，将所有手动控制的机组也包括于经济调度计算中，其结果并不作为控制信号，而只是显示于调度员的监控屏幕上，作为决定是否切换手动机组或受控制机组的控制方式时的参考依据，因此这一功能又称为建议型经济调度。

2.经济调度的主要约束

一般我们所说的计算是在平衡约束下进行的，但在实际应用中涉及的约束则是多方面的。比如在机组级就得考虑机组级的最大与最小出力限制、调节速率限制、禁止运行区限制等。在系统级，得考虑备用约束、燃料约束、废气排放约束、输电能力约束等。

原则上，所有的算法仍然可行，只需结合不同的约束要求加以相应改进。如考虑备用约束时，一种方法是将约束包括于拉格朗日函数中，即增加一求解变量（对应于备用约束项的拉格朗日乘子）；另一方法称为双通道（double pass）或倒置（upside down），即当经济调度解不满足备用要求时，相应减小机组的出力约束上限值，然后采用该修正过的约束再求解一次经济调度。此外，还可将备用约束包括于线性规划算法中求解。再如考虑废气排放约束时，可先建立一个类似于成本函数的废气排放函数，然后选用所介绍的搜索寻优法来求解，或采用与处理线损类似的方法，在经济调度求解公式中增加一废气排放惩罚因子。

3.经济调度控制的最新研究

（1）有约束的经济调度。经济调度有以下约束条件需要考虑：预测的系统状态条件、传输极限、区域发电限制、燃料限制、环保约束、运行备用、动态安全水平、机组调节速率、机组成本曲线等。其中系统状态条件预测涉及动态经济调度，这相当于将动态经济调度作为一个动态最优跟踪问题，利用一个滑动窗口来预见调度目标，其性能在很大程度上受短期负荷预报的可靠性与精度的影响。由于当前面临了更多的运行约束条件，所以，必须改进现有的经济调度功能及其算法。

（2）环境保护约束。考虑到环境污染对生态平衡的影响（如酸雨及臭氧层的破坏），一些法律规定各电厂控制SO2的输出量，以减小空气污染。这一约束直接影响到经济调度控制的目标函数及调度方式。另外，水源管理及燃料控制等也都有直接的影响，因此，需要开发新的经济调度及规划软件与算法，通过建立合适的模型来满足长、短期调节所需考虑的环境保护约束，同时维持系统联网的可靠性及经济运行。

7.2.5 能量管理系统（EMS）

能量管理系统（EMS，Energy Management System）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，也可以说是现代电网调度自动化系统的总称，它是SCADA系统的扩充。电力调度自动化主站系统经过单纯的SCADA系统已经发展为能量管理系统（EMS），EMS／SCADA是以计算机为基础的电力系统的综合自动化系统。

1.EMS的结构组成

能量管理系统是一个复杂的计算机应用系统，其结构可用图7.2.4表示。

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及输电设备安全监视与控制、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。其基础部分包括：计算机和网络设备等硬件、操作系统、EMS支持系统；其应用部分除了包括SCADA、AGC、EDC外，还增加了状态估计、安全分析、调度员模拟培训等一系列功能。新增功能简介如下。

（1）状态估计（SE，State Estimator）。电力系统状态估计是电力系统高级应用软件中的一个重要模块，许多安全和经济方面的功能都要用可靠数据集作为输入数据集。而可靠数据集就是状态估计程序的输出结果。因此，状态估计是一切高级软件的实现基础，真正的能量管理系统必须有状态估计功能。状态估计是根据有冗余的测量值对实际网络的状态进行估计，得出电力系统状态的准确信息，并产生“可靠的数据集”。状态估计从实时网络的冗余测量值中，获取一组电力系统的母线电压幅值和相角，采用统计的估计方法来进行计算。SE包括下面一些必不可少的功能：网络模型生成器NWB（Net Work Builder）、可观测性程序OR（Observability Routine）、坏数据检出与辨识、变压器抽头处理和母线负荷预报。

图7.2.4 能量管理系统结构图

（2）安全分析（SA，Security Analysis）。安全分析可以分为静态安全分析和动态安全分析两类。

静态安全分析。一个正常运行着的电网常常存在着许多潜在危险因素，静态安全分析的方法就是对电网的一些可能发生的事故进行假想的在线计算机分析，校核这些事故发生后电力系统稳态运行方式的安全性，从而判断当前的运行状态是否有足够的安全储备。当发现当前的运行方式安全储备不够时，就要修改运行方式，使系统在有足够安全储备的方式下运行。

动态安全分析。动态安全分析就是校核电力系统是否会因为一个突然发生的事故而导致失去稳定，校核因假想事故发生后电力系统能否保持稳定运行的稳定计算。由于精确计算工作量大，难以满足实施预防性控制的实时性要求，因此，人们一直在探索一种快速而可靠的稳定判别方法。

（3）调度员模拟培训（DTS，Dispatcher Training Simulator）。调度员模拟培训主要是使调度员熟悉本系统的运行特点、熟悉控制设备和电力系统应用软件的使用；培养调度员处理紧急事件能力；试验和评价新的运行方法和控制方法。

调度自动化系统是随着电力系统发展的需要和计算机技术及通信技术提供的可能而变化的，电网调度自动化技术的发展，可以使电网运行的安全性和经济性达到更高的水平。我国电力系统调度目前已基本实现主干通道光纤化、信息传输网络化、电网调度智能化、运行指标国际化和管理手段现代化。随着计算机技术的飞速发展，电力调度自动化也日新月异，更多新领域、新方向都在开发研究之中。

（4）网络拓扑（NT，Network Topology）。NT又称为网络状态处理器（NSP，Network Status Processor），用以辨识电力系统每个独立网络中所有元件的连接情况。根据独立网络中现有电源和接地开关开合（一般为人工输入）的状况，网络状态处理器辨识该网络元件是否带电、无电或接地。

（5）调度员潮流（DLF，Dispatcher Load Flow）。DLF又称为在线潮流（OLLF，On Line Load Flow），可在实时或模拟状态下分析电力系统的运行工况，用于和调度员会话或供运行规划工程师研究用。此潮流程序还用于建立事故预想的基本案例，以及在优化潮流OPF中作为子程序使用。

2.EMS的发展

SCADA／EMS系统在不断完善和发展，其技术进步一刻也没有停止过。当今，随着电力系统对SCADA／EMS系统需求的提高以及计算机技术的发展，对SCADA／EMS系统提出新的要求，概括地说有以下几点。

（1）SCADA／EMS系统与其他系统的广泛集成。SCADA／EMS系统是电力系统自动化的实时数据源，为EMS系统提供大量的实时数据。同时在模拟培训系统、管理信息系统（MIS）等系统中都需要用到电网实时数据，而没有这个电网实时数据信息，所有其他系统都成为“无源之水”。所以，在这近十年来，SCADA系统如何与其他非实时系统的连接成为SCADA研究的重要课题。现在的SCADA系统已经成功地实现了与DTS（调度员模拟培训系统）、企业MIS系统的连接。SCADA系统与电能计量系统、地理信息系统、水调动自动化系统、调度生产自动化系统，以及办公自动化系统的形成SCADA系统的一个发展方向。

（2）变电所综合自动化。以RTU、微机保护装置为核心，将变电所的控制、信号、测量、计费等回路纳入计算机系统，取代传统的控制保护屏，能够降低变电所的占地面积和设备投资，提高二次系统的可靠性。

（3）专家系统、模糊决策、神经网络等新技术研究与应用。利用这些新技术模拟电网的各种运行状态，并开发出调度辅助软件和管理决策软件，由专家系统根据不同的实际情况推理出最优化的运行方式或排除故障的方法，以达到合理、经济地进行电网电力调度，提高运输效率的目的。

（4）面向对象技术、Internet技术及JAVA技术的应用。面向对象技术（OOT）是网络数据库设计、市场模型设计和电力系统分析软件设计的合适工具，将面向对象技术（OOT）运用于SCADA／EMS系统是发展趋势。

随着Internet技术的发展，浏览器界面已经成为计算机桌面的基本平台，将浏览器技术运用于SCADA／EMS系统，将浏览器界面作为电网调度自动化系统的人机界面，对扩大实时系统的应用范围，减少维护工作量非常有利；在新一代的SCADA／EMS系统中，传统的界面将保留，主要供调度员使用，新增设的Web服务器供非实时用户浏览，以后将逐渐统一为一种人机界面。

JAVA语言综合了面向对象技术和Internet技术，将编译和解释有机结合，严格实现了面向对象的四大特性：封装性、多态性、继承性、动态联编，并在多线程支持和安全性上优于C＋＋，以及其他诸多特性，JAVA技术将导致EMS／SCADA系统的一场革命。