分布式光伏发电建设与信息采集系统方案两篇

分布式光伏发电建设与信息采集系统方案两篇1.1项目名称项目名称：分布式光伏发电项目1.2项目背景1.2.1.国家大力支持发展清洁能源(包括光伏发电),促进节能减排，1.2.1.1.《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》(国发1.2.1.2.国家能源局《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》1.2.1.3.湖北省发改委《关于对新能源发电项目实行电价补贴有关问题的通知》(鄂价环资(20XX)90号文件)1.2.3.光伏发电项目的设备成本大幅度降低，推动光伏发电项目的发展。1.2.4.分布式光伏发电项目具有较好的投资价值，减少用户的电力增容压力。1.3建设意义1.3.1.符合国家产业政策1.3.2.优化能源和电力结构1.3.3.响应国家号召，支持政府完成节能减排目标二、相关技术规范和标准2.1.住宅建筑电气设计规范2.2.低压配电设计规范2.3.综合布线系统工程设计规范2.4.建筑电气工程施工质量验收规范2.5.电气装置安装工程施工及验收规范2.6.电气装置安装工程电气设备交接试验标准2.7.电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范2.8.电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范2.9.综合布线系统工程验收规范2.10.电气装置安装工程接地装置施工及验收规范2.11.民用建筑太阳能光伏系统应用技术2.12.太阳光伏电源系统安装工程设计规范2.13.光伏电站施工规范2.14.太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范2.15.光伏发电工程施工组织设计规范2.16.光伏发电工程验收规范2.17.光伏建筑一体化系统运行与维护规范三、设计方案3.1.系统概述针对100kWp的太阳能光伏并网发电系统项目，建议采用分块发电、集中并网方案，将系统分成2个50kW的并网发电单元，每个50kW的并网发电单元都接入0.4KV低压配电柜，汇总经过总断路器，最3.2.光伏阵列方案250Wp组件开路电压为36.2V左右，工作电压为30.23V。光伏阵列分2个主方阵，每个主方阵容量50KW,共200块组件。20块为一个3.3.光伏逆变器及并网方案整个系统分成2个50kW的并网发电单元，选用2台50kW逆变器。每台逆变器的交流输出接入交流并网配电柜，经交流断路器接入本系统配置1套无线远程监控装置本系统主要由太阳能电池组件、光伏阵列防雷汇流箱、光伏并网逆变器和交流配电柜组成。另外，系统应配置1套监控装置，用来监测系统的运行状态和工作参数。汇流箱逆变器工裔业用户电量表电池板店列电池板店列市电此次光伏并网发电系统设计为2个50KW并网发电单元，每个50KW并网发电单元配置1台型号为SG50K3并网逆变器，整个系统配置24.2.光伏阵列设计本系统可选用单块250Wp多晶硅太阳能电池组件，其工作电压为30.23V,开路电压约为36V。当然，也可选用其它类型的太阳能电池开路电压1000V。950V/36V=26.3,得出：每个光伏阵列可采用10-26块电池组件串联。本方案选20个电池组件串联。每个光伏阵列的峰值工作电压：20×30.23=604V,开路电压：720V,成2个光伏阵列。整个100KWp并网系统需配置400块250Wp电池组件。每个主方阵容量50KW,共200块组件。20块为一个子串列，共10串。一个主方阵太阳电池组件布置为10个1*20子阵4.3.光伏阵列汇流箱SPV-8光伏阵列汇流箱由湖北通益电气有限公司研制，主要特点如-大大简化了系统布线和不必要的损耗；一最大可接入8路光伏串列，单路最大电流16A;-光伏专用高压防雷器；远程监控(选配);一防护等配电柜简化系统布线，操作简单、维护方便，提高系统可靠性、安全性，选用国际知名厂家的器件。交流配电柜的性能特点如下：交流配电柜主要满足交流配电，方便逆变器交流接入的汇流；交流配电柜输入输出配置交流断路器，方便维护和操作；交流输出母线配置电度表，实现对并网发电系统的计量；交流输出母线安装交流防雷器，防止感应雷对设备造成损坏；交流配电柜可根据系统实际要求定制，交流输出母线可根据系统需要进行分段，原理框图如下：交流配电单元1交流配电单元1并网逆变器1防雷器交流配电单元2交流配电单元3交流配电单元4并网逆变器4并网逆变器3在本方案中有2个交流配电单元。4.5.系统接入电网设计本方案采用的SG50K3并网逆变器适合于直接并入三相低压交流电网第11页共98页系统配置2台SG50K3并网逆变器的交流输出直接接入交流配电柜的0.4KV开关柜，经交流低压母线汇流后接入低压开关柜，并入0.4KV低压交流电网，从而最终实现系统的并网发电功能。4.6.系统监控装置采用高性能无线传输模块，配置光伏并网系统多机版监控软件，采用GPRS无线通讯方式，连续每天24小时不间断对所有并网逆变器的运行状态和数据进行监测。(1)光伏并网系统的监测软件可连续记录运行数据和故障数据如下：①实时显示电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总发电量、累计C02总减排量以及每天发电功率曲线图。②可查看每台逆变器的运行参数，主要包括：N、每天发电功率曲线图③监控所有逆变器的运行状态，采用声光报警方式提示设备出现故障，可查看故障原因及故障时间，监控的故障信息至少包括以(2)监控装置可每隔5分钟存储一次电站所有运行数据，可连续存储5年以上的电站所有的运行数据和所有的故障纪录。(4)可长期24小时不间断运行在中文XP操作系统。异地实时查看整个电源系统的实时运行数据以及历史数据和故障数4.7.系统防雷接地装置为了保证本工程光伏并网发电系统安全可靠，防止因雷击、浪涌等外在因素导致系统器件的损坏等情况发生，系统的防雷接地装置必不可少。系统的防雷接地装置措施有多种方法，主要有以下几个方(1)地线是避雷、防雷的关键，在进行配电室基础建设和太阳电池方阵基础建设的同时，选择电厂附近土层较厚、潮湿的地点，挖1~2米深地线坑，采用40扁钢，添加降阻剂并引出地线，引出线采用序号名称厂家备注1太阳能电池板旭阳科技2光伏并网逆变器阳光电源3光伏汇流箱通益电气4交流并网配电柜通益电气5无线传输监控系统通益电气6安装附件通益电气目前：湖北倾角等于当地纬度斜面上的太阳总辐射辐照量为(3)根据理论计算年发电量=年平均太阳辐射总量*电池总面积*光电转换效率=13.14万度-15.73万度因实际发电量受到以下因素的影响：1、太阳电池板输出的标称功率与实际输出有偏差；2、光伏组件温度的升高对它的输出功率有一定影响；3、光伏组件表面灰尘的累积会影响太阳电池板的输出功率；4、由于太阳辐射的不均匀性，光伏组件的输出几乎不可能同时达到最大功率输出，因此光伏阵列的输出功率要低于各个组件的标称功率之和；5、其它因素。所以实际发电效率为71%。(5)光伏发电系统实际年发电量=理论年发电量*实际发电效率=(13.14-15.73)*71%=9.3万度-11万度结合以上理论计算，100KWp光伏发电项目收益计算如下每年可节省的电费为：(9.3-11)万度*1.2元每度=(11.16-13.2)万元其中：享受国家政策补贴为：(9.3-11)万度*0.42元每度=(4.5-4.6)万元享受湖北省政策补贴为：(9.3-11)万度*0.25元每度=(2.3-2.7)万元年总收益：17.96万元-20.5万元每年七.服务与支持为客户提供一站式服务：非提供从现场勘查、设计、安装、调试、报装到送电的全过程服务非详细的系统应用培训非提供后期运行的维护保养服务完善的7*24小时售后服务体系篇二：某公司分布式光伏发电信息采集系统设计方案1.1.总体要求随着新能源在国内市场的大规模开发和利用，光伏发电技术已经逐步趋于成熟和完善，如何对光伏电站实现高效的实时监控，满足光伏发电入网的需求，提供电网的稳定性和可靠性，是摆在我们每一个人面前急需解决的问题，需要建立一套广泛的信息规范和通信标准，以适应电网监控和自动化的要求。光伏发电的实时监控与信息采集系统应遵循安全可靠、技术先进适度超前、经济合理、符合国情的原则，满足电力系统自动化总体规划要求，且充分考虑光伏发电技术的发展需求。当不可再生资源面临日趋加剧的枯竭态势时，人类能源利用的目标立刻转移到了可再生资源，在众多的可再生资源中，太阳能由于洁净、环保，能量分布较为广泛而引起了人们利用太阳能的较大兴趣。但在利用太阳能的过程中，人们也尝到了许多难以承负之苦，其中极高的价格成本问题是首当其中。解决价格成本问题的有效途径之一就是提高光伏系统的运行维护水平，延长系统使用寿命。为延长系统寿命，就必须增加监控系统，增加监控参量，提高监控量管理水平。对于电网而言，随着分布式发电功率的越来越大，分布式发电对电网的影响也逐渐增大，对于分布式光伏发电的指标要求不能仅仅局限于电压、电流、功率因数、孤岛、谐波、闪变、短路能力等传统的规定，还必须将分布式光伏发电装置纳入整体电网的潮流中来考察和管理。对于分布式光伏发电系统的并网，国际上已经有了很多的标准，我国的标准主要分散在一些国家标准里，现在也正在制订一些专用的标准。大多数传统的标准只对电站的交流参数提出被动要求，也就是说电网还没有对电站进行主动调度和控制，只是对电压和电流的谐波、电压和频率偏差、电压波动和闪变、直流分量和功率因数等参数提出规范要求。电压偏差：光伏电站接人电网后，公共连接点的电压偏差应满足电压波动和闪变：光伏电站接入电网后，公共连接点处的电压波动电压不平衡度：光伏电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过GB/T15543—20XX《电能质量三相电压不平衡》规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%,短时不得超过4%;其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%,短时不超过2.6%。直流分量：光伏电站并网运行时，向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。孤岛检测：目前国内尚未出台专门的孤岛检测标准与方法。目前欧美国家对孤岛的检测研究较为广泛和深入，一主动式和被动式两种防护措施，例如主动防孤岛效应保护方式主要有频率偏离、有功功率变动、无功功率变动、电流脉冲注入引起阻抗变动等；被动防孤岛效应保护方式主要有电压相位跳动、3次电压谐波变动、频率变化率等。虽然目前国际国内提出了多种防护孤岛的方法，但是如何有效地模拟出负载匹配的环境进行测试一直没有IEC62116,但它们的试验条件和要求各有不同，给测试与理解带来了困难，特别是对于大型光伏电站的几个兆瓦乃至数十兆瓦的容量，想进行现场孤岛测试几乎是不可能的，这也是未来相关标准出台和实施的一个难点。随着光伏电站的规模越来越大(几十乃至上百兆瓦级),电网对光伏电站提出了更高的要求。不单是被动的电能质量要求，还有主动的对电站进行调度和管理的要求，监控内容主要集中在低电压穿越、无功补偿、有功功率降额、远程控制功率等方面，其主要目的是将分布式电站集成进电网的调度管理系统以及在电网波动或故障时提对于有功功率调节的要求，其主要目的有两点：一个根据实时的发电，负载需求来对光伏电站进行动态管理，以完成调峰等电网控制对于无功功率进行调节的原因在于：很多时候电网中的负载需要吸进行被动调节，现在可以通过并网电站的功率因数控制功能，主动低电压穿越功能一开始是对大型风力发电系统的要求，现在逐渐成为对光伏电站的要求。在几年以前，当电网(故障或其它特殊情况)电压波动明显时，要求光伏并网电站立即停止工作；但随着光伏电站的规模增大和开始承担一定本地负载的事实，人们发现，如果电网故障而光伏电站立即停止工作，可能会反过来加重故障程度，影响向负载及时供电和推迟电网恢复时间，因此需要对光伏电站的低电压穿越要求，避免在电网电压异常时脱离。综上所述，未来光伏电站接入电网的核心要求就是光伏电站接受电网调度、实时监控以及参与电网管理，也就是“分散发电，独立接第21页共98页入，综合调度”,这样才能提高电网运行的可靠性和电网调度的灵1.2.监控方法与监控参量分析实际中，光伏系统应用的决定性因素是成本和效率，从这两方面切主要有温度、太阳辐射强度、风速及灾害性天气预测等，这些物理其次是太阳能电池板工作电压和电流，这两个量可利用直流电量采集模块采集，从而达到对这两个量实时跟踪，使系统始终运行于最大输出功率；第三个方面的监控参量是蓄电池工作状态和负载实时负荷量监测，蓄电池工作状态主要是实时剩余电量、工作电压和电流的监控。系统负荷针对交直流负载情况分别采用交直流电量智能模块实现监测。这些数据通过传感器或智能模块进行采集，采用统一应用支撑平台进行数据处理，实现计算机监控系统自动监视和控制。交直流站用电及其辅助设备、保护信号和各种装置状态信号也都归入计算机监控系统的监视范围。对所有的断路器、电动隔离开关、电动接地刀闸、主变有载调压开关等实现远方控制。主站通过通信信道采集并处理继电保护的状态信息、动作报告、故障录波等相关信息。1.3.信息采集原则分布式光伏发电实时监控和信息采集系统主要采集光伏变电站内所有的遥信和遥测信息，并进行相应的控制操作。厂站内所有的断路器、隔离开关、接地刀闸、变压器、电容器、交直流站用电及其辅助设备、保护信号和各种装置状态信号都归入计算机监控系统的监视范围。对所有的断路器、电动隔离开关、电动接地刀闸等实现远方控制。采集并处理继电保护的状态信息、动作报告、故障录波等相关信息。遥测信息的采集应保持与保护装置的相对独立，站内所有的断路器、隔离开关、接地刀闸、变压器、电容器、交直流站用电等一次设备的运行状态均直接由测控单元采集。凡涉及控制一次设备的位置信号应按双态采集。继电保护信息可通过通信方式采集。电能量信息可从电能计费系统采集。站内智能设备(直流系统、UPS系统、安全稳定控制系统等)的运行状态信息通过通信方式采集。1.4.控制操作方式断路器、电动刀闸、变压器分接头的控制操作方式具有手动控制和自动控制两种方式，操作遵守唯一性原则。控制可分为：主站端操作、站控端操作、间隔层操作、就地设备层操作。当执行某一控制操作时，其它操作均处于闭锁状态。1.5.测量参数的选取与处理在系统监测中，一般采用3个等级的标准：普通级监测、系统级监测和专业技术级监测。普通级性能监测是测量系统的输出特性的，其主要的测量参数是系统的输入输出，而不是系统的内部工作状况。这种监测系统用来检测系统是否正在运行、供电参数是否合理等。这种监测没有提供更多的辅助功能(如故障诊断),并且不能根据设计说明书确定某一具体组件是否正在运行。系统级监测除具有普通级别具有的功能外，还进行系统内部测量。系统级监测包括系统内部的直流系统的电压、电流的监测和交流系统的电压、电流的监测；并且可总体上了解系统内部的能量流动。系统级监测可以在宏观上了解组件性能，并提供系统组件的故障诊断，不仅可以对系统设计进行评价，甚至可以对组件的效率进行评专门技术监测级别的测量用于科研上，通过它可以了解系统的运行情况和实时的能量流动。通过采集的数据可监测组件效率，也可确快，因此无法对系统总体运行参数进行非经常性分析。这个级别的全面、正确和客观的评价，系统级监测则可以满足这一要求；如果一、环境参数1、辐照度水平面的太阳总辐照度G,W/m²;蓄电池温度T,℃二、电流参数1、直流参数光伏阵列的输出电压U,V;电流I,A;2、交流参数逆变器输出电压U,V;电流I,A。2.在采集过程中，测量的次数很多，并且在大多数远程系统中，不可能长时间记录所有的信息。为了减少数据测量的次数，一3.通信方式分布式光伏发电一般通过配电网接入电力系统，配电自动化系统需要对光伏发电进行监控和管理，以保证电网的安全可靠运行。配电自动化系统与分布式光伏发电系统的通信方式可以有多种类型。主要取决于城市中心、市区、郊区、农电等不同的地理位置，也取决于配电网自动化的规模和预期达到的自动化水平。通信介质也分多可靠、抗干扰等特点，是城市中心、市区配电网自动化首选的一种通信方式。随着光纤通信技术的不断发展，其性能价格比也比较适中。无线方式通信实施比较方便，布置灵活，但可能会有干扰。载波通信方式比较适合农电及远距离线路，价格也比较便宜。专线通3.1.光纤通讯系统光纤通信具有较好的抗干扰能力，通信容量大、频带宽、误码率低、传输速率高。对于地下电力电缆配电网，光缆可以很方便地与电力电缆同沟铺设，投资不高，对于架空线也可利用电力部门所特有的设施，把光纤布设于钢绞线上。为保证通信可靠，最好有工分布式光伏实时监控与信息采集系统可以根据通信距离的长短，光端设备与自动化开关(或其他自动化设备如重合器、环网柜)设备间的距离远近，传输损耗的允许范围，可以选择单模光纤，也可以使用多模光纤。光端机有多种型式：简单式收发器。后者比较先进，光缆出故障时，智能化收发器可以自选路由，故障消失后自动恢复，还有多个(4个)数据口，可供其它通3.1.1.双纤自愈环网结构、星型结构和双纤自环等。其中双光纤自愈环网优点突出，是系统可靠性最高的组往方式，成为最佳选择方案。以下做简单介绍：该模式主要由具有自检功能，二发二收的光端机和二芯光纤组成。自愈型光端设备主要包括光/电转换的信号收发器及处理自愈功能的切换控制器组成。其模型图如下：由具有自检功能的光端设备组成的一主一备双纤环网。环路中任一光端机都可以作为主站，其他各点作为子站。假设某一光端机设备或某处光纤断裂其相邻的两个光端机的主备通道自动回环，不会丢失来自主站或子站的数据，保证了主站的各个子站之间通信的畅通，确保通信的高可靠性。3.1.2.光纤以太网随着网络技术的和光纤通讯技术的不断发展，现在出现了一种新型的光纤以太网通讯结构。利用以太网的冲突检测机制，通讯的时效性大大增强，系统的实时性得到了提高。目前已经有100M和10M两种。另外，它采用分层体系结构，结构清晰。随着技术的不断发展和成熟，这种光纤以太网也将在配网自动化系统中得到一些较为成3.2.电力载波通信方式电力线载波通信原理是在发送端将信息调制为高频信号，并通过耦利用电力线载波通信的优点是可以大量减少投资和线路的维护成本，但须提高载波通信的信息传输速率、降低误码率，实现信息传(1)线型网络这种网络实际是由各站点依次并接成。优点是可以组成一点对点载波通信方式，这种方式主要应用于一条母线多(2)星型网络3.3.载波通信的缺点是速率较慢，一般为2400～4800b/s。但是可适用于配电站数据量较少的情况下。载波通信不是一种性能最优的通信方式，但却是最适合配网自动化系统分支部分的一种通信方式。3.4.无线通信方式由于光伏发电点多、面广，线路接线复杂且变化频繁，给通信系统建设带来很大困难。现有的通信手段如有线通信、无线扩频通信、载波通信等由于地理位置、可靠性以及计费方式等的限制均不能很好满足系统的要求。光纤通信是目前最好的通信手段，但由于其高昂的造价限制了其应用，而且不适应线路经常改造变动的需要。因此，通信问题成了目前制约光伏发电监控与信息采集系统发展的瓶颈。随着新一代移动通信业务的产生和全面投入，无线移动数据通信的应用也越来越广泛。GPRS通信具有高速数据传输和永远在线特点，配合按流量收费的资费方式，使GPRS通信在配电网自动化控制中的应用具有无可比拟的性价比优势。将各光伏发电监测点通过数据接人单元，接人基站，公司内部防火墙、路由器与Internet网互联。而电力公司的配电网自动化管理中心也通过公司本身的路由器与Intemet网互联，使得理中心，实现信息的交互埋2、专线接入方式关汇集后，经过移动互联网的防火墙、路由器，再通过电力公司与3直接接入方式力公司的配电网自动化管理中心配电管理中心前置机(含协议转换器)通过连，而各配电监测点均通过数据接入单元接至GPRS网络，这样，通过各自的第31页共98页3.5.混合通信方式4.为了以较经济的方式全面满足配电网自动化的要求，通常需要根据光伏发电各位置的具体情况，在不同层次上采用不同的通信方式，即混合通信方式。混合通信系统的优点在于能够为每条信道提供最合适的通信方式。由于光伏发电系统的发展，站端设备数量非常多，会大大增加通信系统的建设复杂性，从目前成熟的通信方式看，没有一种方式能够单独满足既便宜又合理的要求。一般采用混合通信方式，信息量大的通路采用光纤通信，不方便施工或距离太长的情况下可以采用无线方式，其它情况还可以采用载波通信方式。混合通信方式不但节约投资而且性能先进可靠。5.通信技术规范对各种通信方式进行综合讨论，结合配电网自动化系统的通道需求，按技术适度超前的原则确定配电网内分布式光伏电源的通信方式，提出380V和10kV两种并网方式的通信技术指标类别与要求，编制配电网内分布式光伏电源的通信技术指标规范。大型和中型光伏电站必须具备与电网调度机构之间进行数据通信的能力。并网双方的通信系统应以满足电网安全经济运行对电力通信业务的要求为前提，满足继电保护、安全自动装置、调度自动化及配电自动化等业务对电力通信的要求。光伏电站与电网调度主站之间通信方式和信息传输一般采用四种传输方式：光纤、专线、载波和无线通信方式。通信规约可采用基于IEC-60870-5-101和IEC-60870-5-104通信协议。采集的信息包括：5.1.正常运行信号在正常运行情况下，光伏电站向电网调度主站提供的信号至少应当1)光伏电站并网状态、辐照度；2)光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数；3)并网点的电压和频率、注入电力系统的电流；4)变压器分接头档位、主断路器开关状态等。5.2.故障信息为了分析光伏电站事故和安全自动装置在事故过程中的动作情况，使电网调度中心能全面、准确、实时地了解系统事故过程中继电保护装置的动作行为，在大型光伏电站中应装设专用故障录波装置。故障录波装置应记录故障前10秒到故障后60秒的情况。故障录波装置应该包括必要数量的通道。光伏电站故障动态过程记录系统大扰动如短路故障、系统振荡、频率崩溃、电压崩溃等发生后的有关系统电参量的变化过程及继电保护与安全自动装置的动作行为。光伏电站并网点交流电压、电流信号需要接入光伏电站的故障录波装置。保护动作信号、电能质量监测装置触发输出信号可接入故障6.系统组成(1)数据采集◆电压传感器电压传感器用于采集光伏阵列的输出电压、蓄电池电压、逆变器输入电压、直流负载的输入电压。采用电磁调制型隔离原理，有效克电流传感器用于采集光伏阵列的输出电流、蓄电池电流、逆变器输入电流、直流负载的输入电流，。◆智能传感器智能传感器用于采集逆变器的输出电压、电流、有功功率(电度)、无功功率(电度)、功率因数。◆温度传感器和调理板◆辐照计辐照计用于测量水平面的太阳总辐照度和光伏阵列表面的辐照度。由现场数据采集就是利用智能模块将现场需要上传的信息进行转换，然后进行传输。(2)计算机部分计算机部分是整个监测系统的核心，从传感器采集得到的信息量将全部送至该部分进行数据处理和显示。软件部分是实现采集数据处理和显示的，提供了强大的图形界面，显(3)补偿措施7.在采集室外温度和光伏组件温度时，由于传感线过长而带来附加阻抗，虽然通过调理板补偿了很大一部分，但仍有一些阻抗未能完全补偿掉，因此采用软件补偿的方法来进一步调节8.系统配置和硬件要求8.1.计算机系统包括主机、操作员及各种工作站、远动通信装置、网络交换机、打印设备、不停电电源(UPS)、GPS对时设备等。a)主机1)具有主处理器及服务器的功能，是数据收集、处理、存储及发送的中心，管理和显示有关的运行信息，供运行人员对厂站的运行情况进行监视和控制，间隔层设备工作方式的选择，实现各种工况下2)主机采用两机配置原则，两台主机互为热备用工作方式。当一台主机故障时，另一台主机可执行全部功能，实现无扰动切换。在规1)工作站是自动化系统的主要人机界面，根据现场需求可配置操作2)操作员工作站用于图形及报表显示、事件记录及报警状态显示和查询，设备状态和参数的查询，操作指导，操作控制命令的解释和下达等。通过操作员站，运行值班人员能够实现全站设备的4)保护工作站在电网正常运行或故障时，采集、处理保护相关信息，并充分利用这些信息，为继电保护设备的运行和管理服务，为分析、处理电网故障提供技术支持。网卡：(100/1000)Mbps自适应双网卡c)远动通信装置1)收集全站测控装置、保护装置等设备的数据，以各远动规约，通过模拟通道、数字通道或网络上传至各级调度中心/集控站，并将调度中心/集控站下发的遥控、遥调命令向厂站间隔层设备转发。2)远动通信装置满足信息直采直送的要求，采用嵌入式系统，无硬盘、风扇等转动部件。装置应配置液晶显示面板，用户可查询显示基本运行情况和远动信息。3)远动通信装置可采用双机配置，并支持多种工作方式，如主备方式、双主方式等，可根据用户需求配置。主备双机运行时，每台远动通信装置都能独立执行各项功能，当一台通信装置故障时，系统第37页共98页——远动装置在故障、重启及切换的过程中不会引起误操作及数据——远动装置具备与调度中心和站内GPS系统对时的功能。——采用模块化结构，便于维护和扩展。——串口速率为(300～64000)bps。——可根据工程需要定制远动通信规约。为故障录波装置、微机保护装置、测控装置、计算机设备等提供统一时间基准的系统。1)可采用单机或双机配置。双机配置时采用互为热备用工作方式，双机都能独立执行各项功能。当一台装置故障时，提供报警输出的空接点，系统实现双机无缝自动切换，由另一台装置完成标2)提供各种扩展接口输出秒脉冲、分脉冲、IRIG—B码、串4)各小室之间的时间同步系统采用光纤通道交换信息。e)规约转化装置1)具备规约转换功能，具有厂站常用的各种保护、智能设备3)智能接口设备通过RS-232、RS-422或RS-485等串口方式实现与智能设备之间的信息交换，经过规约转换和数据处理后，,通过以太网网络接口传送至监控系统。4)智能接口设备按小室布置，容量及接口需满足本期所有设f)打印输出g)音响报警装置8.2.采用工业级以太网交换机，冗余双网配置，通信速率大于等于8.3.测控装置8.3.1.基本要求√采用模块化、标准化的结构，易维护和更换方便；任何一个√在接点抖动(单点防抖时间可设置)和存在外部干扰的情况发生故障而停运时，不会影响间隔层设备的正常联锁功能。√能实时反映本间隔一次设备的分、合状态，在装置的液晶界√一次设备处于检修状态下，测控装置的所有信息不上送监控√交流电源电压：单相220V,允许偏差-15%~+10%。I、U不大于0.2%;一工频频率不大于0.01Hz。8.3.4.直流模拟量√直流模拟量输入总误差不大于0.2%。8.3.6.遥控输出遥控输出额定电压250VAC/DC,接通电流8A。8.4.网络设备√网络设备包括网络的通信介质、通信接口、网络交换机、路8.5.屏柜√柜内所安装的元器件均有型式试验报告和合格证。屏柜包括插箱有明显的接地标志。所有元器件和布线排列整齐，层次分明，便于运行、调试、维修和拆装。√柜体下方应设有接地铜排和接地端子，屏间铜排应方便互连。√柜体防护等级IP30级，选用高强度钢组合结构，无风扇散热，保证柜内温度低于45℃。√所有电流端子的额定值为1000V、10A,压接型端子。电流回路的端子能接入不小于4mm2的电缆芯线。CT、PT的二次回路提供标准的试验端子，便于断开或短接各装置的输入与输出回路。端子排间有足够的绝缘，端子排根据间隔和功能(模拟量、开关量输入、开关量输出、电源、通讯和时间同步等)分段排列(由端子头隔开),并留有10%～15%的备用端子。直流电源的正负极和交流电源的输入端子布置在不相邻的端子上。√屏柜须有足够的支撑强度，提供说明书，以保证能够正确起吊、运输、存放和安装设备，且提供地脚螺栓孔。√屏上的所有设备均有铭牌或标签框，便于识别。√屏上的所有设备单元分别配置独立的电源空气开关。√测控装置的工作电源与遥信电源分开。√PT回路有快速空气开关保护回路；CT回路有短路压板和串接回路。9.屏柜或测控单元面板有测控单元远方/就地操作选择开关、经五防闭锁的断路器手动应急分/合按钮、自动同期检测投入/10.监控后台软件功能10.1.软件总体要求10.1.1.可靠性要求√系统的开发遵循软件工程的方法，经过充分测试，程序运行稳定可靠，系统软件平台选择可靠和安全的版本。并保证故障恢复过程快速而平稳。√系统遵循共同的国际或国内标准，以保证不同产品组合一起10.1.2.开放性要求√系统遵循国际标准，满足开放性要求，选用通用的或者标准化的软硬件产品，包括计算机产品、网络设备、操作系统、网络协√系统采用开放式体系结构，提供开放式环境，能支持多种硬件平台。支撑平台采用国际标准开发，所有功能模块之间的接口标准统一。支持用户应用软件程序的开发，保证能和其它系统互联和集成一体，或者很方便的实现与其他系统间的接口。√系统具有良好的可扩展性，可以逐步建设、逐步扩充、逐步10.1.3.可维护性要求√系统具备简便、易用的维护诊断工具，使系统维护人员可以√软件产品有完整详细的使用和维护手册。10.1.4.安全性要求√系统具有高度的安全保障特性，能保证数据的安全、信息的安全和具备一定的保密措施，执行重要功能的设备可冗余备份双机运行。10.2.软件结构光伏发电实时监控与信息采集系统软件由系统软件和应用软件组10.2.1.1.操作系统软件支持TCP/IP通讯协议。√操作系统能有效管理各种外部设备，外部设备的故障不会导√操作系统软件包括系统生成包、编译系统、诊断系统和各种√全面的跨平台解决方案，使系统具有更高的可移植性。强大的UNIX平台系统和出色的Windows平台系统有机结合，最大程度的10.2.1.2.数据库及数据库管理系统集的实时数据、厂站主要电气设备的参数、作为历史资料长期保存√一致性：在任一工作站上对数据库中数据的修改，系统可自√并发操作：历史数据库中的数据可共享，当多个应用程序同10.2.2.应用层√应用层主要完成对厂站的各种监控应用，如：实时监视、异常报警、控制操作、统计计算、报表打印、网络拓扑着色、电压无功自动调节等。√所有应用软件均采用模块化结构，具有良好的实时响应速度和可扩充性，具有出错检测能力。当某个应用软件出错时，除有错误信息提示外，不影响其它软件的正常运行。10.3.所有应用软件在统一的支撑软件平台上，有较好的统一风格的数据库及人机界面，并能够共享公共电力系统模型及数据库。10.4.光伏发电监控中心系统平台功能10.4.1.系统平台10.4.1.1.通用平台功能通用平台系统要求以Client/Server机制为核心，具有良好的开放性、易扩展性、分布性，能满足系统各种应用，尤其支持超大规模、海量实时数据处理，适合大规模光伏发电实时监控与信息采集系统的要求。支撑平台包括支持订阅和发布的网络管理系统、面向对象的分布式实时数据库管理系统、多现场的系统管理和任务管理系统、分布式的人机管理系统、通用的事件和告警管理系统、历史数据管理和报具备服务器字典功能Client/Server模式的监控系统在网络结构上是一种基于链接的非透明的分布式系统。它有两层含义。第一，Client了Server的逻辑位置(如机器名、IP地址等)才能和它建立链路。Client/Server的这一结构特点，保证了数据传输的高效和安全可通过为每一台客户机预先设置一张能提供某一功能所对应的服务器逻辑位置的信息表，即服务器字典，这样数据源的物理地址和功能服务器的逻辑位置对客户机来说是透明的。服务器字典可以存放在配置文件中，或数据库表中。平台设计的网络模型中，每一台客户机都有一个网络服务程序，由它负责从服务器字典中获取服务器逻辑位置的信息并建立链路，而客户机的每一个应用只和本地的网络服务程序打交道。每一客户机和服务器之间只有一条数据链路。这是一个两级结构的户应用的Server端，相对于整个系统它又是系统Server的Client两级结构的Client/Server网络模型，不但减少了Server和Client之间的网络链路的数量，同时也使网络管理变得容易：●客户应用不直接和系统Server打交道，从而实现了应用角度数据的透明访问；●本地网络服务程序根据需要随时建立或删除和Server之间的链路，以提高网络效率，降低网络负担；●双服务器热备份系统中，客户端应用可不关心客户机和服务器之间数据链路的切换，做到切换不仅是无缝的，而且是透明的。分组、分层、分布式通用平台设计C/S机制目前在调度自动化和配网自动化的实时处理系统中，得到了广泛的应用。但通用平台设计不能采用传统C/S设计模式，应该采用分组、分层的系统设计模式，即采用SuperOpen平台。从设计上，着力克服以上缺点，不仅在应用上分布，还采取分组、分层的设计模式，真正实现全系统的服务、应用的分布式处理。应用与服务按组分类，每组应用或分类依然采用主备双机热备用的体系，不同应用组分别与不同服务器组对应实现数据交换，这样无论是应用、服务器上的运行负荷，网络的数据流量都较传统的集中控制方式，有相当大的优化与提高，体现了分布式控制的核心。10.4.1.2.采用分布式的系统运行管理环境持双网运行，通过网络配置及分布式管理系统对网络运行状态及流数据传输节点按照预先配置的路径将信息传送到目的节点，当某个网络发生故障时，传输节点将改变传输路径，通过冗余的网络将数系统预先把数据流分为两种，一种是控制流，一种是数据流。在数据传输之前，网络平台判断该数据流的属性，决定通过那一个网段的端口进行数据的传送，这样在预先的判断中就能够决定数据的流以后再有申请从此网段传送的文件时，系统将强制其从健康的网段第51页共98页网络通信管理：软总线访问。在主站系统中运行的实时节点，按以下方式进行工作：●服务器端与客户端之间建立实时通信的数据链路；●通信链路维护由客户端、服务器端双方共同完成；●按标准协议，实现服务器与各客户端节点之间的数据通信；●系统提供带有安全性措施的成组广播通信机制和使用TCP/IP进行通信的点对点通信机制；●客户端将服务请求的变化，通知服务器；●数据刷新周期由客户端定义；●服务器端根据客户请求周期性的刷新数据；有告警信息发送时，服务器端根据客户端的注册需要主动发●每个链路可以对多个数据请求流进行服务。数据追赶功能：●数据追赶功能是在两台历史数据库服务器全部退出运行极端情况下，实时系统在24小时或者更长的一段时间内依然能保持运行，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。软总线访问●系统将所有的访问请求按照数据库能够提供的服务归纳为统一形式的逻辑客户。基于通用的数据管理机制，实时数据库采用问10.4.1.3.采用分布式数据库管理系统方便、友好的数据库查询工具组增加数据记录；可单个或成组删除数据记录；可按照单个或成组数据项复制单个或成组数据记录(复制数据表中多个记录和多个数据项所形成的区域);可修改数据项。数据库的一致性维护还是来自任何工作站商用人机交互访问界面修改数据库，系统均自在单机运行情况下，只要备用机重新恢复运行，通过两台服务器之间日志文件的相互比较，实现备用系统的数据恢复，以实现双服务实时数据库的自动恢复实时数据库的复制实时数据库的启动可以有两种方式，一种是从数据库加载，第二种是实时数据库的复制。这两种方式在系统中均得到采用，在主服务器启动的时候从数据库加载，备服务器启动时从主服务器实时库中进行复制，这样不仅减少的数据库服务器的负担，也使得主备服务实时数据库的镜像镜像实时数据库是非常必要的。系统通过实时数据库的优化复制来实现实时数据库的镜像，适合任意服务器。我们提供正向型的物理隔离设备，将Web服务器隔离在监控系统外。在满足实时监控系统络只能通过IE浏览器访问镜像数据，任何病毒和黒客攻击都无法感系统管理系统能量管理系统具有分布式系统管理工具，可实现对整个系统中设备、应用功能及权限等的分布式管理，具有系统运行状态监控、查看调试信息、远程调试、进程管理、网络管理等便利手段。服务进程管理与监视系统能量管理系统具有服务进程管理工具，方便用户定制服务器分工及任务分配，如服务器进程、节点进程等，并可查询进程信息如：ID、运行时间、运行状态等及进程调试信息。系统能对所有进程进行分级分类管理，用户可以定义、增改、启/停、转移实时任务作业，如AVC、网络分析等，并清晰地提供显示和修改各实时任务作业逻辑关系的画面。一个实时任务不能在多台服务器或工作站上同时运行(均衡处理方式除外),以保证结果的一致性：一台服务器/工作站上可同时分配多个实时任务。系统设计为多服务器热备方式，支持自动切换和手动切换，便于故障过程中系统的无扰切换。值班机宕机时系统支持热备、温备和冷备等多种备用模式。在正常情况下，用户可以手动切换各节点及应用的备用状态(主<->辅，热<->冷)。在异常情况下，系统管理服务会自动进行故障切换，保证系统内任一节点故障不至引起主要功能的丧失及导致系统响应灵敏度低于系统性能要求。对于软件模块非正常退出的情况，如果是主用模块退出，系统会自动将备用模块切则直接尝试重启该模块。如果异常退出的模块不能在指定的时间内(由系统配置参数决定)成功重启，则系统将自动启动冷备用节点上的相应模块。在此过程中，系统会发出相应的事件通知用户进行必在服务运行过程中，光伏发电实时监控与信息采集系统的服务管理功能可以监视所有服务进程信息(如：ID、时间、运行状态等)、服况和服务应答时间的降级情况，能立即警告系统维护人员以避免潜系统网络及通信管理光伏发电实时监控与信息采集系统提供计算机网络及通信管理功能。采用新的网络技术，协调整个计算机网络及通讯系统，能够充分利用双网带宽，在容错的同时实现网络的负载平衡功能，提高系统的可靠性。具有分布式系统中各节点、各任务间通讯状态监视功能，能够监视网络是否正常、网络负载率、各节点网络通信状况统计(发包数、收包数、丢包数)等信息。同时，提供一个观察和控制每台机器配置两块网卡(对于前置服务器和监控服务器配置四块网卡分为两组进行双网段分流),各自连接到一台网络交换机上。在正常情况下，系统同时使用两块网卡进行网络通讯，通过负载平衡技术充分利用两块网卡的网络带宽。当出现其中一块网卡失效、网线断开或交换机故障时，系统可以自动地对它隔离，自动将所有的网络通讯通过正常的网络传输。在故障排除后，系统又可以恢复同时网络管理系统对于网络通信的容错及负载平衡对上层应用是完全透明的，上层通信应用可以简单地将网络当作单网处理，简化上层应此外，系统的支撑平台中，还可根据不同数据的重要性和实时性定义不同的网络传输级别。可以确保重要的实时数据得到优先传送，而报表文件等相对次要的数据则以较低的优先级传送。但即使是低优先级传送的数据，在网络通讯正常的情况下(即使是单网)也须完全满足系统关于网络性能的要求。支持窗口服务，支持网络文件共享，支持远方用户访问系统，访问系统配置管理系统提供的管理工具使用户可以配置系统各节点承担的任务和运行方式，配置各逻辑服务器所需启动的服务及其启动模式等：各服务模块运行于何处、热/冷备用配置、自启动协调和监视、故障时的切换策略等。系统资源监视提供系统资源监视功能，用以监视和记录系统中计算、存储和内部通信资源的关键性能参数及使用情况，包括：●计算机系统的监视：对于各个计算机监视其处理器(CPU)、内存、磁盘、外设、操作系统和内部通信资源的使用情况。并在磁盘空间过低、CPU利用率过高或服务程序发生内存泄漏等情况下主动警告系统管理员，有助于避免服务器故障停机。●系统网络设备的监视：监视网络交换机、网络支持协议、网络适配器及网络互连性及网络服务设施等的状态。并在发现异常错误时发出分类的、预定义严重级别的告警信息。用户工作人员可以用它跟踪系统负载情况、找出瓶颈所在。实时运行环境的监视：监视分布式实时运行环境中各节点连接通道的状态，确定运行环境中各进程的运行状态。视故障进程的重要程度，可能会引起局部重启动、局部切换、乃至整个节点的切换。通过性能监视可以了解分布式系统中各计算机的资源状况、负荷、通信流量等，及早发现潜在的瓶颈效应，提高分布式系统的综合性系统诊断提供系统所有交付使用硬件部分的在线和离线诊断程序。启动诊断并检测和报告这样一些错误：配置错误、磁盘损坏、内存访问失败、网络访问失败，及外围设备访问出错。当设备加电及运行后，将持续运行错误检测程序。如主备机切换、网络运行状况等在线监视告警存档，并可方便查询或打印输出，或通过电子值班模块发送到维护人员。具有进程自诊断和自恢复功能。当系统完全投入运行时，将对检测出处于离线状态的设备进行离线设备诊断，应能对冗余结构中的备用单元维持进行离线诊断。该备用单元应能在需要时进行故障切换，投入在线运行。诊断软件应具有如下功能：能在线和离线诊断各主要设备和部件，包括服务器和工作站、交换机和路由器和其它外设等。●诊断过程可以在操作系统的控制下自动执行，诊断报告可以显示、记录在磁盘上，可以打印输出，并产生故障告警，将报警信息发送到电子值班系统。●在线诊断应不影响系统正常运行。●支持远方诊断，可以授权通过电话线和调制解调器对系统进行远方维护和故障检查。●在用户授权和认可下，还可通过远程PPP拨号方式进行远程维护。系统时间和日历管理系统能够支持多种GPS时钟，接收GPS的标准时间，在通讯规约支持情况下可对各种通信异常情况如GPS未收到卫星信号等情况进行告警。只有当GPS通信完全正常且收到的时钟符合校验规则时才对全系统进行校时，保证全网时钟的一致性。系统具有与光伏发电信息采集设备周期性时钟同步的功能，可以以广播方式或点对点通信方式同步。当收到分站的时间与主站的时间大于指定的偏差时报警。系统时间可以人工设置。分布式系统中每台工作站和服务器的时间应一致。把时间和日期传送到所有服务器和用户工作站，显示年的数据用4位数表示。时间/日历程序应检测系统在一段时间间隔内不起作用的情况。当这种情况发生、或是时间与GPS不同步及被人工调整，所有设定将在这个间隔内运行的程序都应被执行。由于有这段时间间监视数据的处理系统提供的光伏发电实时监控与信息采集系统管理，对检测出的各种性能参数能发送给实时数据服务。比如系统各服务CPU负荷率可系统管理对产生的告警信息能通过通用的事项处理机制进行记录和分发。这使得这些告警信息可以像开关变位等生产事项一样进行检方式以屏显、音响、语音等方式进行告警，通过电子值班功能将关心的告警信息以电话通知、手机短信、电子邮件等手段及时通知用户。用这种系统统一的事件处理机制消除多头管理带来的复杂性。系统系统对检测出的各种性能参数放入实时库中，使得这些数据的展示非常方便和灵活。系统管理类的告警信息也能通过通用的事项处理机制进行记录和分第61页共98页发，只在配置为需要显示的节点上发布该报警信息，并可按照查询10.4.1.4.用户高级语言等)。10.4.1.5.计算功能系统提供面向电力调度应用的计算处理、预定义公式和自定义公式等计算功能。由P或Q绝对值积分，由P或Q正值积分，由P或Q逻辑异或运算，晚峰超计划值积分，早峰超计划值积分，日峰超计加，运行量总加，检修量总加，投运率计算系统还自定义公式进行各种计算处理。能对数据库中所有数据，所有域作为条件参与运算。系统包含总加计算、限值计算、平衡率计算、累加计算、功率因数、统计计算、代路自动替换等常规计算功派生计算量对所采集的所有量(遥测、遥信、电度)能进行综合计算，以派生出新的模拟量、状态量、计算量，派生计算量能像采集量一样进行数据库定义、处理、存档和计算等。公用计算服务功能对各个应用都是通用的。计算公式可以通过图形工具自由定义，或简单用户编程。计算公式的各个分量数据可以是实时数据，也可以提供方便、友好的界面供用户离线和在线定义、修改计算量、计算支持下列类型的自动计算：周期启动、数据变化启动、定时启动和人工启动四种。对于周期启动方式，计算周期可由用户方便的分别定义，对不同的对象可设置不同的周期间隔，周期间隔可调。数据变化启动是指当数据源值变化后，所有与之相关的计算立即进行。对于定时启动方式，启动时间可由用户方便的分别定义，对不同的根据电网对象的包容层次关系，不需用户定制计算公式，自动生成计算量。如：由单台发电机的发电功率派生全厂的发电功率，进而系统支持各种运算，可实现下列各类计算功能，并具有很高的运算●指数、对数运算：包括整数指数、分数指数、自然对数、以10为底的对数。求补。常用的计算库为免去用户输入大批量相同类型的公式，系统应提供常用的标准计●周波及电压合格率计算；●最大值、最小值、最大值出现时间、最小值出现时间、平均●有载调压变压器档位计算(包括BCD码或其它方式档位计算);●功率平衡率计算；●发电机正/负旋转备用计算。●系统在进行其它计算和统计时，能自动考虑旁路代结果。10.4.1.6.图模一体化功能●专门的图形服务器保持全网图形的统一与唯一性；●提供跨平台，跨应用的统一图形平台；●提供节点透明，位置透明的跨应用显示访问；●可无级缩放，可变焦，可漫游，可分层分级的图形画面；●支持多显示器，多窗口，多画面，多模式的操作；●无限可选的彩虹颜色；可定义的客户化图片(静态/动态),显示形象化；●可在线生成的客户化动画；●数据库任意域全开放上画面；●图元显示属性客户化；●快速简洁的绘图模板；●可基于图形的数据库参数录入；●支持图形与网络拓扑维护的一致性与一体化功能。10.4.1.7.设备参数管理功能●系统设有专门权限对电网设备参数进行管理。●电网设备参数可以分类批量录入，可以按设备对象综合录入。 电网设备参数须有严格完善的合理校验功能，严禁非法参数 入库。●系统中可随时在图形上调用设备参数，供操作员随时查阅使用，同时亦能提供分类汇总表。●电网设备参数库应能按标准转换为文件导入/导出，并提供与其它系统的标准接口。10.4.2.软件开发功能系统能够为用户提供开发应用软件的平台，以方便开发功能，以及其标准的系统API,用户能在原有软件、硬件的基础上开发自己的应用软件，用户应用软件的加入应不影响系统原来的功能：●提供的数据库规模和数据类型满足用户扩展应用软件的需●用户可根据需要生成新的数据库模式和新的数据库。提供访问数据库的API接口，用户可用前面提到编程语言编写应用软件，能方便地读写数据库数据而不影响系统原有功能和性●提供用户应用程序与人机对话处理程序的API接口，此接口详细、完整，以便用户应用程序处理的数据和用户数据库的数据，能方便地在任何画面上显示和以任何形式打印，而不影响系统原有的功能和性能。●提供各个功能模块相互间的应用联接、调用的接口(定时启动、事件启动、用户启动)以便用户在需要时加入新开发的功能模块。●提供改变有关功能模块的运行周期和运行时间的方法，以便用户根据需要，改变有关功能模块的运行周期(如屏幕刷新，响应时间等)和某些功能模块的运行时间。10.5.监控系统实时监控功能10.5.1.数据采集●通信规约类库和通信设备类库设计的开放性和10.5.2.数据处理10.5.2.1.模拟量数据处理●具有数据的合理性检查，对数据进行合理性检验，删除不合●滤波处理：对于通道瞬间干扰或设备故障造成的数据突变能允许人工置数或由计算量代替，并在图表上有相应标志；●可人工设定遥测值并加入相应标志，人工设置的遥测值自动10.5.2.2.状态量数据处理●确认值的类型(开关、保护、刀闸、事故、预告等);●根据开关的变化、保护及事故总信号等判断是正常变位还是事故变位；能区分开关跳闸的类型，并分别统计。报警处理对人工设置状态量类的报警，包括：●封锁/解锁标志，用于禁止/允许对被设置状态量进行操作时●设置各种标志牌，表示相应设备正在进行电气维修等工作时●对无实时状态的设备进行人工设置报警。状态条件应用类的报警，包括：●系统内的所有状态量都可以参加各种条件运算和判断，通过这些条件达到禁止、检出、告警等目的；●对于有置位标志的设备不允许操作，并报警；●能够过滤出检修引起的变位报警；●对某些设备的同时操作提出报警；能够旁路手动和自动替代，在接线图上手动或由状态量及模●对旁路替代标志(人工计算或自动计算)能在图上或报表上第71页共98页开关检修时，不报警，可人工设定开关状态。定期计算处理存贮的历史数据，在计算公式修改的情况下，可通过维护工具作出历史数据库设置在后台服务器的商用数据库内，但在各个结点上可以直接访问它。历史数据库内保存的历史数据按数据性质及存贮的时间间隔分类。例如：5分、10分、30分、1小时、日等。根据系在系统的各个结点上都可以用标准的SQL语言、ODBC技术透明地直接访问历史数据库，MIS网上的工作站能对WEB服务器的历史数据进行访问，但不能修改或删除。历史数据库的操作：历史数据可以文件形式转贮和保存。转贮的历史数据文件可调入历史库显示或打印及修改。10.5.3.控制功能系统具有强大的系统控制功能，可以对所有可遥控设备进行远方控制操作。选择控制点、遥控预置、选择的返送校核正确后，发出执行命令。校核回报的结果能够显示出来，控制命令执行后，设备状态能显示出来，同时能够清除所选的点。具有遥控、升降功能，对满足互联闭锁约束条件并允许遥控的开关、刀闸进行遥控，对主变分接头进行升降操作。并生成操作过程的全部记录(操作人员、操作时间、操作内容等),所有遥控闭锁条件能自动判定。可以进行批次遥控操作。在紧急情况下根据预先确定的操作方案或临时形成的操作方案自动完成对成批设备的分/合闸操作。具备限制不同类型用户应用系统功能的权限，各类型用户只能使用已限定的系统应用功能。对于赋权操作人员只能对某一电压等级的开关或某一些开关刀闸等进行操作。具有遥控操作的安全性检查和防误功能，有正常安全操遥控/升降操作可以分为操作和审批(监护)两项。操作人选择遥控对象后，经审批人审批确认后，方可进行遥控执行或撤消操作。可操作时应有安全资格口令验证、使用对话框形式进行。每步操作均要经过确认方可进行下一步操作。操作过程中应随时有汉字提示和能对继保装置进行投切或信号复归操作，可召唤并修改继保定值。支持批次遥控功能。系统中应采用有效措施保证控制操作的安全可靠，以防止发控制和调节应有操作人员、监护人员口令，遥控操作复核应输入开关编号或复选确认，以防误选点。●遥控、遥调必须有返送校核，同时按选点、校验、执行三个步骤进行。●不同工作站同时对一个设备进行控制的情况将被闭锁。●支持采用遥控操作的异机监护。即遥控操作时操作人员在一台机上选点，必须得到另一监护机上监护人员对同一对象的监护确认，才能进行下一步的操作。监控中心单机运行时，遥控操作必须进行操作和监护的独立选点和开关编号输入确认，不能将操作和监护合并在一个操作界面上。操作中每一步的起始都有相应的提示，每一步的结果也有相应的响应。控制正确执行后，画面上将反映控制操作后设备的状态，并清除本次选点。可以远方或当地设定设备禁止控制挂牌。遥控命令下发时，应可选择带站号标志。必须有严格的权限控制，登陆后具有时效管理，可通过退出机制终止操作时效。操作对象、操作时间、操作节点、操作结果等，确保其有不可变性和唯一性，并可供调阅和打印。第75页共98页10.5.4.人机界面功能10.5.4.1.窗口系统及画面显示系统系统的图形管理系统是一个多层的图形系统，支持可变焦(面积缩放、步进式缩放、均匀缩放)、漫游(均匀漫游、橡皮带式漫游)、分●人机接口符合X-Window和OSF/Motif等国际标准。图形系●支持全图形、高分辨率、多窗口、快速响应的图形显示。图形画面采用浮点坐标体系，真正支持平滑移动、无级缩放、无限漫游。图形应有显示全景又有显示细节的功能。可以将Arclnfo、的画面分层显示(≥8层),支持将地理背景作为画面的一层，支持将多个缩放等级的图形无缝的融合到一个画面中，达到类似“画中画”图形系统中应有丰富的电力图元供用户选用，并且用户可自行定义生成各种图元、特殊字符和图符，用于生成电力系统所需的字符(如断路器、隔离刀闸等)和图符(如变压器、发电机等),字符状态可动态链接，与电力系统实际状态相符。●单位状态信息和多位状态信息在画面上能够以任意用户定义的字符、字符串或图标表示。●图形系统设计所有动作及状态都由用户进行定制。●数据符号可通过正负号、箭头、数字颜色等多种形势表示。●支撑软件提供一、二级汉字库，支持光栅、矢量和描述字体，具有支持动态和静态显示的功能。●能在线的、方便直观的在人机界面上定义、生成和修改报表格式，按用户要求打印实时和整点数据，支持报表上拼接曲线图形的打印。人机界面系统应全部汉化。人机界面系统具有方便的鼠标操作，用鼠标键调出的窗口画面不能随鼠标键的放开自动消失。●在一定的权限下，能在画面(包括单线图、表格等)上在线修改任一对象的记录属性(如限值、告警级别、参数等)。●图形设计图库一体化，作图的同时能方便的修改数据库中任一对象的记录属性。能在人机界面上在线注释或做笔记。素等),时钟等。●●也可作为各种计算的操作输入界面。在厂站一次接线图上可提供如-混合显示。正常显示量测值，对坏数据自动由状态估计值进行替代并以标识加以区分。该显示模式是否作为缺省模式可设置。●全开放显示对象：实时数据库所有对象的任何字段均可上画计划值、实时值、模型数值的对比显示，可方便地进行时间的定位和移动。●画面的调阅、画面上可进行的操作、有效的菜单内容等须设●操作员登录成功后应在窗口上方或下方显示操作员的用户●操作简便易行，操作员所有操作(包括应用软件)的操作步骤不大于3。用户可方便地定义热键。●支持可视化技术，如三维立体图、三维平面图，颜色作为数据量的特征等。●系统的图形数目不应受限制。提供分类图形目录树管理功能，方便用户对图形的查询和调用。●各种图形应能转换成标准格式输出。如可转换成SVG图形规●图形实现SVG图形格式的导出功能。●能根据厂站单线图自动拼接生成电网结线潮流图，并能打印输出。10.5.4.2.操作管理系统对用户的所有操作都可通过人机界面进行，基本的操作主要有：冗余系统的人工切换。控制系统设备的停用与恢复。●调图，包括热键、菜单、图名三种方式。●在线进行数据修改。●遥控操作(包括单遥控和顺序控制)。●遥调操作。●人工置数(包括模拟量和开关量)。告警及事件禁止与恢复。挂/撤操作牌。●全网恢复固定连接、厂站恢复固定连接。●拷屏功能。10.5.4.3.报警及事件处理当电网运行发生状态变化或产生越限报警、操作员对电力系统资源的操作以及其它一些重要操作、系统自身的软硬件模块发生故障或发生状态变化时，系统都会产生事项及报警并记录和打印相关信息。事项、报警有不同的窗口。警报类别能够对系统的报警进行分类管理，如：●电力设备的状态变化：状态量分断路器、隔离开关、继电保护信息的状态改变；对于电力系统中的断路器、隔离开关由合到分，能结合事故总信号或继电保护动作信号来确定是否为事故跳闸。●主站设备的运行异常和故障；●数据传送错误和有效性检查出错；●设备异常运行和故障；●远动或网络通道故障：应用模块运行异常；各应用需要的报警。第81页共98页●用户定义的组合告警。报警、预警要根据事件严重程度分级●对模拟量提供2级报警：I级报警(一般报警),II级报警(严重报警)。●报警优先权：1～10(同一报警级的不同设备优先级可以不同，用于智能筛选。)报警方式●报警窗口：根据事项级别显示不同的颜色，对一些比较重要的事项可以使用醒目的颜色显示。到达的报警会按照产生时间顺序排列，用户也可以采用其它方式排序，例如按照级别、按事项类型排序。并且会自动滚动到新来报警，在用户不看最新报警而查看以前的报警时停止自动滚动。按照事项类型和事项来源等条件对实时事项进行过滤。用户可以自行决定哪些事项显示哪些不显示。显示的各个字段可以由用户决定显示顺序和是否显示，满足不同用户关心事项内容不同的需求。●设备或数据闪烁(拓扑着色设备：事故停电闪烁，正常停电不闪)。●语音、声响报警。配置TTS语音转换服务，将事项简短内容转换为语音报警。可以根据需求灵活配置那些类型的事项需要语音报警，而那些类型不需要语音报警；还可以配置不同类型的事项对●事故自动推图。系统可以在用户指定的工作站自动推出事故相关的画面，画面中能显示开关、重合闸状态、保护动作情况等相关故障信息。该功能还可被配置成只形成“推图列表”,而不是立警报确认、禁止与恢复●可以对整个系统、厂站内所有报警进行选择、确认，也可对单个报警进行选择、确认，可在报警列表上选择、确认，也可在厂经操作员确认的报警信息，相关的音响报警消除，在报警画●可实现对单对象、全站告警的禁止与恢复。●采用明显的标记区别确认和未确认的事项，同时也可以按照警报查询警报的查询可根据所属的分区、站、状态、模拟或应用分类第83页共98页进行。事件处理事件包含所有警报信息外，还包含所有关于电网设备、系统设备的动作信息，如：各种设备由故障转正常、人工数据置入、数据采集闭锁、警报处理闭锁、控制闭锁、挂牌操作、遥控、遥调操作、控自动将事件表的内容用文件方式进行转存。可以利用事件窗口查询事件，可以在厂站单线图上，对全站或选定●可根据所属的分区、站、电压等级、设备或应用分类进行事件查询。●可按时间段分类检索事件信息(依据所输入的时间自动访问实时数据库或转存的事件文件)。以上的组合查询。查询的结果可以以文本输出。人机界面能显示实时趋势曲线、计划曲线和历史趋势曲线。平台提供两种曲线显示方式：曲线画面文件、即时曲线查看工具。曲线画面文件是人工(通过画面编辑工具)或自动(数据库存库时按预定义策略)编辑生成的画面文件，可象单线图一样调阅：即时曲线查看工具可在画面上针对任意模拟量及时查看其实时趋势曲线、计划曲线和历史趋势曲线，即时曲线查看工具调阅曲线的速度要求与普通画面相同。趋势曲线的基本要求●提供方便的工具来编辑和生成曲线/棒图/饼图，有三维和二维画面供选择。绘图系统能够提供曲线/棒图/饼图的编辑；即时曲线查看工具，历史曲线查看工具提供曲线的自动生成。●一幅曲线图上可以显示历史、实时、计划、预报等多条数据曲线(至少支持8条),同一幅图的多条曲线采用不同的颜色区分。一幅曲线图上显示多条曲线时，不同曲线可采用不同的坐标刻度，可支持不同对象、同一段时间的对比显示，也可支持同一对象、不同时段的对比显示。●趋势曲线的显示比例(纵、横坐标)、时间间隔，可在线人工●具有对趋势曲线数据记录、显示及打印的功能，打印可分定●支持曲线的拖曳功能，支持曲线随显示时段移动。●当鼠标移动时，可动态显示各曲线的值和对应的时间，可方便地进行时间的定位和移动。●应能在单线图界面上对对象的趋势曲线进行浏览、打印。曲线模板人机系统提供一组曲线显示模板。每一个显示模板定义一种曲线显时间轴和数值轴时间轴和数值轴的位置由系统缺省定义，但用户可重定义和修改。●数据保持时间采样周期●●●式)●式)时间轴大刻度时间轴小刻度采样点数值的单位采样点数值的最大值(至少支持人工设定、自适应调整两种方采样点数值的最小值(至少支持人工设定、自适应调整两种方●数值轴的大刻度●数值轴的小刻度●曲线背景颜色●曲线颜色●采样点数据库描述限值当显示曲线超过限值时，将以不同的颜色显示提醒操作员。提供以下几种可供定义的限值：●最大最小限值●报警限值无效数据当在采样时出现无效数据时，用中间差值拟合出合理数值。曲线显示功能将提供下列交互式动态操作，以改变曲线显示功能：●一条或多条曲线显示选择：在一幅画面上有多条趋势曲线的情况下，用户可以选择是显示一条还是多条曲线。●网线选择：为了