四川大学调度自动化系统设计报告

1、 课 程 设 计 报 告 题 目 调度自动化系统设计报告 学 院 电气信息学院 专 业 电气工程及其自动化 学生姓名 学 号 年级 指导教师 目录1 总则4 1.1设计依据4 1.2设计范围4 1.2.1水平年4 1.2.2设计范围4 1.3设计原则52 电网概况和调度管理6 2.1电网概况6 2.2调度管理6 2.2.1调度管理体制和机构设置6 2.2.2调度职责和调度范围划分7 2.2.2.1调度职责7 2.2.2.2调度范围73 调度自动化系统现状及存在的问题8 3.1系统现状8 3.2存在的问题8 3.3主要措施84 系统功能及技术要求8 4.1系统功能要求8 4.1.1设计水平年（2

2、019年）功能要求8 4.1.2远景年（2024年）功能要求10 4.2系统技术要求11 4.2.1系统可靠性11 4.2.2时钟精度13 4.2.3遥测量指标13 4.2.4遥信量指标13 4.2.5控制量指标13 4.2.6实时性指标135 远动系统14 5.1远动信息内容14 1.北苑变电站14 2.北城变电站15 5.2远动信息传送网络17 5.2.1远动信息传送方式17 5.2.2远动通道18 5.3远方终端装置(RTU)20 5.3.1技术要求20 5.3.1.1功能20 5.3.1.2主要技术指标20 5.3.1.3容量21 5.3.2远方终端装置的选型原则216 主站系统216

3、.1配置原则216.2硬件配置23 6.2.1系统基本容量23 6.2.2硬件配置23 6.2.3 SCADA工作站23 6.2.4前置机25 6.2.5人机接口(MMI)27 6.2.5.1调度人员工作站29 6.2.5.2生产领导PC工作站29 6.2.5.3打印机30 6.2.5.4调度模拟屏接口30 6.2.6 PAS工作站30 6.2.7管理员工作站31 6.2.8变电操作工作站31 6.2.9计算机数据通信PC工作站32 6.2.10局域网及网桥 32 6.2.10.1局域网32 6.2.10.2网桥32 6.2.11 GPS时钟32 6.2.12 UPS电源326.3软件要求33

4、 6.3.1基本要求33 6.3.2操作系统软件34 6.3.3支持软件34 6.3.3.1数据库及数据库管理系统34 6.3.3.2计算机数据通信支持软件36 6.3.3.3人机会话软件36 6.3.4数据采集和监视控制(SCADA)软件36 6.3.4.1数据采集处理软件36 6.3.4.2报警处理37 6.3.4.3人机联系37 6.3.4.4记录打印37 6.3.4.5调度模拟屏显示38 6.3.4.6故障切换38 6.3.5自动作图/设备管理(AM/FM)软件38 6.3.5.1自动作图(AM)38 6.3.5.2设备管理(FM)40 6.3.6计算机数据通信软件40 6.3.7诊断

5、软件41 6.3.7.1在线诊断41 6.3.7.2离线诊断411 总则1.1 设计依据IEEE- 802.X 系列局域网通信标准IEC 61970 能量管理系统应用程序接口标准IEC 61968 配网管理系统接口标准IEC 60870-5（所有部分） 远动设备及系统 第5部分：传输规约GB/T 13730 地区电网数据采集与监控系统通用技术条件GB/T 13729 远动终端设备DL/T 634.5101 远动设备及系统 第5-101部分：传输规约 基本远动任务配套标准DL/T 634.5104 远动设备及系统 第5-104部分：传输规约 采用标准传输协议子集的IEC 60870-5-101网

6、络访问DL/T 516 电力调度自动化系统运行管理规程DL/T 550 地区电网调度自动化功能规范DL/T 5003 电力系统调度自动化设计技术规程DL/T 5002 地区电网调度自动化设计技术规程DL/T 635 县级电网调度自动化系统功能规范DL/T 789 县级电网调度自动化系统实用化要求及验收DL/T 721 配电网自动化系统远方终端DL 451 循环式远动规约DL 476 电力系统实时数据通信应用层协议国家电监会令2004 第5号 电力二次系统安全防护规定电监安全200634号文 地、县级调度中心二次系统安全防护方案国家经贸委令2002第30号 电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络

7、安全防护规定国家电网公司Q/GDW 126-2005 农村电网自动化及通信系统技术导则1.2 设计范围1.2.1 水平年设计功能要求到达2019年调度自动化系统的国内先进水平1.2.2 设计范围 1、北苑变电站的调度自动化系统，它包括红玉苑线2和九苑线两条进线，其流入母线分为两段，为10kV母线。两段母线出线有16条。2、北城变电站的调度自动化系统，它包括红玉北线2和九北线两条进线，其流入母线分为三段，为10kV母线。两段母线出线有16条。1.3 设计原则本次电网调度自动化系统体系结构设计必须遵循以下原则（本次设计侧重系统的体系结构）： 1、稳定性：应用于电网中的调度自动化系统，稳定性是第一位

8、的。落后的系统会增加技术人员掌握的难度，甚至导致系统无法发挥作用； 2、实用性：从保护原有的设备投资和能够完全满足现实需求的角度出发，充分集成现有的各种计算机和网络设备，使建设的系统适用、安全、可靠且易管理、维护和扩展，具有最高的性价比；3、开放性：构造一个开放的网络系统，是当前世界计算机技术发展的潮流，因此我们在整个系统的设计中采用的规范、设备要与厂商无关，具有较强的兼容性，便于与外界异种机平滑互联； 4、易维护：系统的硬件设计与选择应具有通用性，系统的软件设计应具有远程维护功能； 5、先进性：当今的计算机网络技术发展日新月异，方向把握不准则可能导致在很短的时间内技术落伍，从而面临被淘汰的危

9、险。因此在坚持实用性的前提下尽量采用国际先进成熟的网络技术和设备，适合未来的发展，做到一次规划长期受益； 6、可扩性：所选择的联网方案及设备要能适应网络规划的不断扩大的要求，以便于将来设备的扩充；要能适应信息技术不断发展的要求，平稳地向未来新技术过渡； 7、可靠性：系统设计除采用信誉好，质量高的设备外，还采用一系列容错、冗余技术、提高整个系统的可靠性；8、伸缩性：根据用户应用系统的需要和投资状况，系统应能灵活地选择软硬件配置，并具有跨多硬件平台的特点，系统的规模可从单台机器到多台机器、单种机型到多种机型任选；9、灵活性：组成系统的各功能模块，多数要能做到即装即用；10、安全性：系统硬件采用冗余

10、设计，保证系统的不间断可靠运行；由操作系统、数据库以及应用软件的操作等级三方面来满足严格的安全操作要求。11、系统有统一的模块化电网描述数据库；12、系统必须能够进行高效的实时数据处理；13、系统要有友好方便的人机界面；14、系统要有功能强大的电子报表软件，具有灵活的报表处理功能，并能做到图文并茂； 15、系统对大量的历史数据具有强大的归纳分析和趋势预测功能。2 电网概况和调度管理2.1 电网概况 北苑变电站有红玉苑线2和九苑线两条进线，其流入母线分为两段，出线有16条。母线为双母分段母线，能保证每条出线的供电可靠性。两条进线连有常开断路器，如果有一条故障，开关闭合，两条母线相互备用。 北城变

11、电站有红玉北线2和九北线两条进线，其流入母线分为三段，出线有16条。母线为双母分段母线，能保证每条出线的供电可靠性。两条进线连有常开断路器，如果有一条故障，开关闭合，两条母线相互备用。2.2 调度管理2.2.1 调度管理体制和机构设置 我国的调度管理体制为分级调度、统一管理。由上而下依次为国调、网调、省调、地调和县调。其大致结构见上图。 根据以上划分，本电网属于县级调度。为方便管理，可设县级调度中心调度班科一个，所辖所有厂站各设调度专职人员由县调统一向各厂、站发布命令。2.2.2 调度职责和调度范围划分2.2.2.1 调度职责县调中心运行管理机构的职责：1、负责对县内管辖的自动化系统进行运行维

12、护、调整试验及运行统计分析，并定期上报；2、贯彻执行上级颁布的各项规程、标准、导则和下达的工作布置要求等文件，编制县内自动化系统的专用运行规程和检修规程。3、参加编制县调自动化系统的规划，参加审核县调自动化系统的规划和设计。4、编制并上报县内自动化设备的年度定检计划。5、参加编制县内自动化系统年度更改工程计划。6、制定并实施管辖范围内自动化系统的年度定检计划或临检。7、 组织县内自动化人员的培训和技术交流工作，提高人员素质。8、负责管辖范围内新装自动化设备投运前的检查和验收。9、 与有关调度互送信息。发电厂、变电站专职人员的职责：1、负责厂、站端自动化设备的运行和维修工作，并按计划进行设备的定

13、期检验工作。2、负责运行统计分析工作并按期上报。3、执行上级颁布的各项规程、规定和下达的工作布置与要求等文件。4、编制各类自动化设备的现场运行规程和使用说明，向电气值班人员介绍自动化设备正常使用的业务知识。5、编报厂、站年度自动化更改工程计划并负责实施，提出设备临检申请并负责实施。6、负责或参加新安装自动化设备投运前的检查和验收。2.2.2.2 调度范围 县调中心负责所辖区域内所有35KV电网及所有发电厂的调度；各厂、站只负责本厂、站和各自下一级线路的运行操作。3 调度自动化系统现状及存在的问题3.1 系统现状 县级电网调度自动化系统是科技含量高、建设周期长、投资大、涉及到计算机、网络、数据通

14、讯、远动和电力系统等多学科、多领域、多专业技术知识的较为复杂的系统工程。县级电网调度自动化系统，在电网的实时监控、故障处理、负荷预测和电网的安全、经济、稳定运行等方面，发挥了重要作用，同时也为各级领导和生产、管理部门提供科学准确的决策依据等方面发挥着重要的作用。县级电网调度自动化系统的应用彻底地改变了传统的电网调度方法，为县级电网调度提供了高科技含量的新型电网调度手段，是县级电网调度手段和方法的一次革新，是县级电网安全、经济、稳定运行的重要保障。近几年来，随着县级电网调度自动化系统技术日趋成熟，在实际应用中取得了很好的效果。 3.2 存在的问题由于缺乏调度自动化系统，无法对电网关键结点的各种参

15、数进行时实监控，从而使运行人员准确掌握电网运行状态，并进行优化控制；无法及时应对突发故障，往往因不能快速发现、隔离故障而导致大面积停电；无法充分利用电网潜力，考虑到可靠性，必须使电网极限有很大裕度从而显得很不经济。3.3 主要措施 为了对该电网进行自动化调度控制，在电网所以重要结点（包括各发电厂、变电站、线路）加装RTU，通过远动设备进行数据采集。进入计算机系统对采集得到的数据加工，并通过人机界面方便的显示电网当前运行状态，以辅助调度人员对电网进行综合控制。4 系统功能及技术要求4.1 系统功能要求4.1.1 设计水平年(2019年)功能要求数据采集： 1、模拟量：机组有功功率P，无功功率Q

16、主变压器及输电线路有功功率P，电流I（或无功功率Q） 配电线电流I（或有功功率P） 各母线电压U 2、数字量和脉冲量： 电网频率f 配电线有功电能 主变压器、输电线有功、无功电能 水库水位 3、状态量： 断路器位置 保护预告信号 事故跳闸总信号 通道故障信号 RTU主电源停电信号 载调压变压器分接头位置信号 隔离开关位置 发电机运行状态信号 保护动作信号 4、非电量： 主变压器温度t数据传输： 和上级调度监控系统通信或信息转发 通信规约转换 主站端可以和n和RTU通信 向管理网传递信息数据处理： 电网有功功率总加 越限警告 功率因数计算 电网无功功率总加 电网有功电能量总加 复核率统计 断路器

17、分合闸分类统计遥控： 遥控断路器 电容器组投切 变压器有载调压分接头位置事故报告： 断路器事故变位，事故信息优先显示与报警 事故记录 事故顺序记录人机联系： 1、画面显示操作： 县级电网潮流图 调度自动化系统运行状态图 厂站一次时实接线图 厂站时实数据显示 24h负荷曲线、电压棒图 发送遥控命令 修改RTU监控定值 修改时实数据库 修改图形报表生成软件包 历史数据库 厂站主设备参数 继电器保护定值参数 2、打印机： 定时打印 召唤打印 异常及事故打印 操作记录 事件顺序打印 3、模拟盘： 反映断路器位置、遥测量及潮流方向 具有声光检查、数码显示等自检功能数据传输通道： 通道故障统计和报警 上下

18、行双向通道 通道监测了、底电平警告 主设备通道自动切换4.1.2 远景年(2024年)功能要求除上述功能以外，还需要增加的功能：经济调度控制（EDA）发电计划控制（AGC）短期负荷预测系统运行安全最优控制系统能量管理系统紧急控制系统恢复控制最优潮流控制4.2 系统技术要求4.2.1 系统可靠性一、通讯指标 1、可实现多路串行、全双工、多规约通讯。 2、每路通道可分别设置通讯速率:300, 600, 1200. 9600bps直至64kbps口符合RS-232C标准。 3、每路通道支持各种类型CDT方式和POLL工NG方式的通讯规约。 4、单台RTU接收容量没有限制，由用户自定义。 5、接收数据

19、容量(用户可自定义): 人工置入模拟量:20000 人工置入数字量:20000 模拟量(遥测量): 80000 状态量(遥信量): 电能量:20000 单精模拟计算量:10000 双精模拟计算量:10000 状态计算量:5000 遥控量:20000 遥调量:5000 转发容量:遥测量、遥信量及脉冲电度量等由用户自定义，没有限制。二、显示指标 1, 90%的画面调用响应时间2秒 2、动态数据刷新时间3秒 3、开关量变位传送至主站3秒 4、事件顺序记录分辨率20毫秒 5、画面数量、尺寸不限三、高级应用指标 1、状态估计 (1)状态估计覆盖率)90% (2)状态估计月可用率)90% (3)单次状态估

20、计计算时间廷迟小于30秒 2、调度员潮流 (1)调度员潮流合格率)90% (2)潮流结果误差延1. 5%(3)单次潮流计算时间30秒3、负荷预报(1)日负荷预报运行率96%(2)日负荷预报准确率)95%(3)月(年)度累计负荷预报准确率)95%(4)日最高(低)负荷预报准确率)95%(5)月(年)度累计最高(低)负荷预报准确率)95%4、网络拓扑单次计算时间小于1秒5、短路电流计算误差 与同等方式下现场提供的基于BPA程序或综合稳定程序计算的结果相比，短路电流幅值误差标么值小于0.01四、系统负荷率、可用性指标1、正常情况下:在线服务器30%，网络20%2、故障情况下:在线服务器50%，网络=

21、25000小时这一部分描述的工程设计数据是计算机及网络设备的规划和安装的必要环境条件标准。4.2.2 时钟精度具有系统统一时钟内部有毫秒输出，整定值可调系统时钟与标准时间误差2ms/天4.2.3 遥测量指标综合误差1.5%遥测合格率98%4.2.4 遥信量指标遥信正确率99%4.2.5 控制量指标遥控遥调误动率0.01%遥控遥调拒动率2%4.2.6 实时性指标电力系统运行的变化过程十分短暂，所以调度中心对电力系统运行信息的实时性要求很高。运动系统的实时性指标可以用传送时间来表示。远动传送时间(telecontroltransfer time)是指从发送站的外围设备输入到远动设备的时刻起，至信号

22、从接收站的远动设备输出到外围设备止，所经历的时间。远动传送时间包括远动发送站的信号变换、编码等时延，传输通道的信号时延以及远动接收站的信号反变换，译码和校验等时延。它不包括外围设备，如中间继电器，信号灯和显示仪表等响应时间。平均传送时间(average transfer time) 是指远动系统的各种输入信号在各种情况下传输时间的平均值。如果输入信号在最不利的传送时间（overalltransfer time）、总响应时间(overall response time)来说明。总传送时间是从发送站事件发生起，到接收站显示为止，事件信息经历的时间。总传送时间包括了输入发送站的外围设备的时延和接收站

23、的相应外围输出设备产生的时延。总响应时间是从发送站的事件启动开始，至收到接收站返送响应为止的时间间隔。例如遥测全系统扫描时间，开关量变位传送至主站的时间、遥测量越死区的传送时间、控制命令和遥调命令的响应时间、画面响应时间、画面刷新时间等都是表征调度自动化系统实时性的指标。具体有：遥信变位传送至主站3s重要遥测量越定值变化传送至主站3sCDT传送方式下重要遥测量更新时间3s遥控命令3s遥调命令3s有实时数据的画面整幅调出响应时间 85%的画面3s，其余5s画面数据刷新周期5-20s双机自动切换时间50s5 远动系统5.1 远动信息内容1、 北苑变电站遥测量110kV北苑变电站应向地调传送下列遥测

24、量：A北苑变电站流入的总有功功率和无功功率、流出的总有功功率和无功功率。B红玉苑线2流入北苑变电站（断路器161处）的有功、无功、电流、功率因数及分别计算的双相有功电能量。C九苑线流入北苑变电站（断路器162处）的有功、无功、电流、功率因数及分别计算的双相有功电能量。D双绕组变压器1TM两侧（断路器001处）的有功、无功、电流、功率因数。E双绕组变压器2TM两侧（断路器002处）的有功、无功、电流、功率因数。F北苑变电站10kV母线段、段各自的A、B、C三相电压和线电压。G10kV母线母联开关012的有功、无功、电流、功率因数。H10kV母线段所连接的负荷回线的有功、无功、电流、功率因数。 I

25、 10kV母线段所连接的负荷回线的有功、无功、电流、功率因数。遥信量A 北苑变电站事故总信号B所有站内断路器,北苑变电站（161，162，112，001，002，012，015，061到076）的位置信号C各发电机的故障总信号D各发电机由发电转为调相运行方式的状态信号E有载调压变压器1TM和2TM抽头位置信号以及瓦斯状态信号F影响系统安全运行的各个关键点的越限信号遥控、遥调命令A北苑变电站，红玉苑线2、九苑线, 10kV母线母联开关，即断路器161、 162、001，002，012的分合。B有载调压变压器1TM和2TM的投切C无功补偿装置（电容器组）断路器的投切及补偿容量整定值调节D有载调压变

26、压器1TM和2TM抽头位置2、 北城变电站遥测量110kV北城变电站应向地调传送下列遥测量：A北城变电站流入的总有功功率和无功功率、流出的总有功功率和无功功率。B红玉北线2流入北城变电站（断路器151处）的有功、无功、电流、功率因数及分别计算的双相有功电能量。C九北线流入北城变电站（断路器152处）的有功、无功、电流、功率因数及分别计算的双相有功电能量。D三绕组变压器1TM两侧（断路器001和301处）的有功、无功、电流、功率因数。E三绕组变压器2TM两侧（断路器002和302处）的有功、无功、电流、功率因数。F北城变电站10kV母线段、段各自的A、B、C三相电压和线电压。G10kV母线母联开

27、关012的有功、无功、电流、功率因数。H10kV母线段所连接的负荷回线的有功、无功、电流、功率因数。I 35kV母线段所连接的负荷回线的有功、无功、电流、功率因数。J 10kV母线母联开关012和35kV母线母联开关312的有功、无功、电流、功率因数。遥信量A 北城变电站事故总信号B所有站内断路器,北苑变电站（151，152，112，001，002，012，015，071，074，075，079，082到087，301，302，312，361到366，015）的位置信号C各发电机的故障总信号D各发电机由发电转为调相运行方式的状态信号E有载调压变压器1TM和2TM抽头位置信号以及瓦斯状态信号F影

28、响系统安全运行的各个关键点的越限信号遥控、遥调命令A北城变电站，红玉北线2、九北线, 10kV母线母联开关，即断路器151、 152、001，002，012，301，302，312的分合。B有载调压变压器1TM和2TM的投切C无功补偿装置（电容器组）断路器的投切及补偿容量整定值调节D有载调压变压器1TM和2TM抽头位置5.2 远动信息传送网络5.2.1 远动信息传送方式当前国内远动信息的传送方式大体可分为循环数字传送CDT和问答式Polling传送方式。CDT方式：在CDT方式中，发端将发送的信息分组后，按双方约定的规则组合成帧，从一帧的开头至结尾依次向收段发送，全帧信息传送完毕后，又从头至尾

29、重新传送，这种传送方式是发端周期性的传送信息帧给收端，并不顾及收端需要，也不要收端给以回答。本规约规定主端与子站进行以下信息的传送a、遥信b、遥测c、事件顺序记录（SOE）d、电能脉冲计数值e、遥控命令f、设定命令g、升降命令h、对时i、广播命令j、复归命令k、子站工作命令Polling：在局域网中，中央计算机连续地查询或轮询工作站，确定他们是否有信息需要传送的一种控制信道之间的方法。在这种情况下，在网络接入服务器中的网管代理是一个被动的设备，它接受网管中心（NMS）的轮询，它是一种客户服务器的工作方式，网管中心处在客户机的地位。网络接入服务器中的网管代理处在服务器的地位，两者之间一问一答，配

30、合起来完成网管的工作。基于以上特点和阜新电网调度自动化系统的实际情况，本设计的通信规约采用CDT方式。5.2.2 远动通道远动通道结构图信道是指传输信号的物理媒质。通讯方式简单的分为有线、无线两种。有线信道包括电缆、光缆、普通电线；无线信道分为短波/超短波、电台、卫星系统等。相比较无线方式容易受环境，天气等空中电波传播干扰的影响，而有线方式投资大，时间长。租用中国电信DDN线路是一种省时省事的解决办法，但运营费用太高，在实际建设中，选用性能可靠，抗干扰能力强，通信距离远，价格便宜，是我们追求的目标。1、光纤通信光纤通信是以光导纤维(简称光纤)作为传输媒质，以光纤为运载工具 (载波)的通信方式，

31、光纤通信的最大特点是通信容量大，速率高，抗干扰性好，通信质量高，使用时间长。但是它成本高，远距离传输价格昂贵，受地形限制，维护量大。2、无线扩频无线扩频是一种无线通讯方式，更主要的是这种通讯方式是以直线传播的分散式发射电磁波的，对环境要求较高，如山峰及距离较远需加中继式架设铁塔避开，此外，它的设计和建设成本也较高。另外使用该频段属于民用微波的使用频率，干扰严重。3、特高频率无线电台通讯特高频率无线电台通讯是目前农电系统使用较多的一种话音通讯手段，它传输距离远，使用方便，设备价格低，便于维修。但是满足目前电力系统调度自动化和无人值班变电站的通信要求是远远不够的，抗干扰能力差。通信受自然气候、工业

32、干扰等因素影响不稳定，通信指标低。它是一种模拟通道，数据传输速率300bps，又由于特高频电台属于间断性工作设备不能长时间处于发射状态。不能满足CDT通信方式的要求，不宜作为主要通讯手段，但可作为近距离备用通道。4、卫星通信卫星通信系统是将通信卫星作为空中中继站，它能够将地球上某一地面站发射来的无线电信号转发到另一个地面站，从而实现两个或多个地面站之间的通信。卫星通信系统由通信卫星、地球站、上行线路及下行线路组成，上行线路和下行线路是地球站至通信卫星及通信卫星至地球站的无线电传播路径，通信设备集中于地球站和通信卫星中。主站与厂站通信:有线、载波、光纤、短波、微波及卫星地面站。主站与主站通信:有

33、线、光纤、微波及卫星地面站。根据我们设计的角度出发，由于茂县地区变电所规模小而且分散、地域广阔、地理条件复杂，所以在设计中我们选择了卫星通信系统。因为它有以下主要特点：a 通信距离远，覆盖地域广，不受地球条件限制。b 广播方式工作，只要在卫星天线波束的覆盖区域内，都可以接收卫星信号或向卫星发送信号。c 可以采用空分多址方式(SDMA)：SDMA是利用卫星上多个不同空间指向天线波束，把卫星覆盖区分成不同的小区域，实现区域间的多址通信。d 工作频段高，卫星通信的工作频率使用微波频(300MHZ-300GHZ)。主要原因是卫星处于外层空间，地面上发射的电磁波必须穿透电离层才能到达卫星，微波频段正好具

34、有这一特性。e. 通信容量大，传输业务类型多。5.3 远方终端装置(RTU)5.3.1 技术要求5.3.1.1 功能A采集并向远方发送状态量，遥信变位优先传送B采集并向远方发送数字量C采集并向远方发送脉冲量D采集并向远方发送模拟量E问答式传送方式下，被测量超越定值传送F设备自调G程序自恢复H设备自诊断（故障诊断到插件级）I通道监视J数据总加及显示K当地选测、当地功能（CRT显示及打印制表）L单端运行M数据转换输出N接受并执行遥控命令O接受并执行校时命令P接受并执行复归命令Q主、备通道自动切换R当地越限报警5.3.1.2 主要技术指标A模数转换总误差0.5%B数模转换总误差0.5%C遥测精度：0

35、.5级D模拟量输入：无源接触点方式E事件顺序记录分辨率10msF电能量累计容量：G模拟量输出：0-10V；4-20mAH遥控输出：无源接触点方式，触点容量为直流220V，5A，110V、5A或24V、1AI远动终端的海明距离不小于4J远动终端的平均故障时间宜不低于10000hK远动通道误码率为时，远动终端应能正常工作L 远动通道传输速率为1200bit/s，工作方式：单工、半双工、全双工，接受电平：-40dB-0dB，发送电平：0-（-20dB）5.3.1.3 容量A采集并向远方发送状态量遥信变位优先传送 64路(容量可变)B采集并向远方发送数字量 2路(容量可变)C采集并向远方发送脉冲量 8

36、路(容量可变)D采集并向远方发送模拟量 32路(容量可变)E接受并执行遥控命令 16路(容量可扩)5.3.2 远方终端装置的选型原则A远动设备应满足远动信息采集和传送的要求,工程设计中应选用性能优良、运行可靠的定型产品。B 1个厂站应采用1套远动装置C 远动终端宜向一个调度端发送信息D远动终端应有遥信变位优先传送功能。当设备位置状态发生变化且未被调度端确认时，遥控、遥调命令应予以闭锁E 远动终端的远动规约宜与调度端系统一致F远动终端的容量应按发电厂、变电站的发展需要确定，发展时间宜考虑10年G远动终端可以适当兼顾发电厂、变电站的电气监测功能，但不应因此而影响远动终端的功能和技术指标H当厂站端装

37、有双机监测系统并且其性能和可靠性指标满足调度自动化要求时，可考虑由监测系统兼顾远动功能，并应解决与调度端的接口6 主站系统6.1 配置原则系统为双机系统（自动切换）或网络结构。系统在满足开放性要求的同时，能支持系统的不断扩充、升级。采用分布式网络体系结构，数据库安全、可靠，维护使用方便，服务器之间数据完全一致，两服务器同时停机只丢失停机时的数据，不丢失历史数据，机器恢复正常后连续工作，丢失的数据可由人工方便置入。能方便地与计算机网络连接，在连接的网络中能方便地查询数据、画面、报表等。能收发同步、异步不同波特率的多种通讯规约。系统是按可伸缩要求设计的，其硬件配置的规模、档次可选择，系统的大多数电

38、力调度主站网络管理系统运行在一个双机双网结构的计算机局域网上，运行时要求及时准确地对网络设备和调度主站应用软件的关键进程进行监测。为能方便、及时、准确得到网络的基本运行参数、进行设备状态诊断和系统设备参数的配置，对调度主站网络管理软件进行功能分析，确定实现功能的方法。调度自动化系统的一般结构图虽然调度主站系统网络可以采用单机单网、单机双网或双机双网结构，但为不失一般性，本系统采用双机双网结构。主站系统由两个 SCADA 服务器，两台监控服务器，两个工作站，两台前置机以及两台交换机构成，采用客户机（Client）/服务器（Server）软件体系结构,其中，每台计算机上配备两块网卡，网络设置两个网

39、段，相同的网段通过同一个交换机连接在一起，构成双机双网的结构。主站系统网络结构图 6.2 硬件配置6.2.1 系统基本容量可接入远动终端(RTU)的数量326.2.2 硬件配置 所有系统的重要节点都要采用双机热备用方式，采用高速CPU，大容量，性能价格比高的工作站和服务器（微机配置字长大于32位，硬盘大于80G，内存大于512M）。服务器采用的UNIX服务器，系统的性能和容量可以处理全部的SCADA功能应用和高级软件应用，系统具备可扩充和升级能力，前置系统采用终端服务器方式，保证收发数据准确、可靠、灵活、维护方便、故障率低，每个通道均可独立设置，通道采用符合国际标准的自适应MODEM或直接采用

40、数字接口，具备通道故障自动监测双通道自动切换及手动切换功能。6.2.3 SCADA工作站电力调度SCADA系统作为EMS(能量管理系统)的一部分，是以计算机为基础的调度自动化系统，它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。 配电SCADA系统既是配电自动化系统(DAS )的基本组成部分，同时它又是配电自动化系统(DAS)的基本应用平台，它的功能分为常规功能和非常规功能两部分，常规功能包括“数据采集(遥测、遥信)、报警、状态监视、遥控、遥调、事件顺序记录、统计计算、趋势曲线、事故追忆、历史数据的存贮和制表打印”;非常规功能为配电SCAD

41、A系统特有的一些功能，包括支持无人值班变电站的接口、实现馈线保护的远方投切，定值远方切换、线路动态着色、地理接线图与信息集成，而集控站SCADA系统又是配电SCADA系统的一部分。集控站SCADA系统是通过与各远方终端设备RTU(Remote Terminal Unit)的通讯实现对变电站运行状况进行实时监视和控制。系统组成及其各部分功能如图所示。SCADA系统组成SCADA应该具备的基本功能模块 不同的电网调度中心，因其所处的地域不同，调度电网范围和规模不同，发展阶段不同，所采用的调度自动化系统的应用软件配置有很大差异，数据采集与监视控制即SCADA系统，是各种档次电网调度自动化都应具备的基

42、本功能，其功能可以分为以下几个子功能模块:1、数据采集与传输 数据采集功能是由位于电网调度控制中心的主站计算机系统和位于远方电厂、变电站的RTU及相关的信息传输通道共同完成的。RTU负责采集现场由PT,CT、电度表等测到的生数据，并进行必要的处理，以适应数据通道的需要。数据信息经通道传到主站，主站计算机系统将数据转换成工程量，再提供给人机联系子系统，输出给调度运行人员。 由SCADA采集到的远方数据大体包括三类:模拟量、数字量、脉冲量，即所谓的遥测量、遥信量、电度量。模拟量包括有功功率、无功功率、电流、电压等。在通常的SCADA系统中，少一站端RTU以很短的周期扫描模拟量量测系统的输出，如果某

43、个量的检测值比前一次的值的差超过了一定的范围(死区)，那么，这个新的量测值就被发往主站。断路器、隔离开关、保护等的状态信息，属于遥信量，当RTU检测到遥信量的变化时，新的值就被发往主站。脉冲量通常是由脉冲电度表量测到的电度量，量测到的脉冲累加量要连续的发往主站，才能保证主站收到可用的电度量。另外，每个一定的时间厂站端设备也会发一次全数据，将所有的遥测，遥信，电度，发给主站端。 另外，系统还可对允许遥控的开关、刀闸进行遥控操作，对主变分接头进行升降操作，并自动生成操作过程的全部记录等。2、事故追忆功能 此项功能是调度员能够在电网发生事故后，及时了解事故前后发生的电网事件序列。能将电网事故发生的前

44、一段时一间和发生事故后一段时间电网中指定模拟量值和计算量值列表显示。启动信号可以是时实采集的模拟量或状态量，也可是计算模拟量或计算状态量。3、历史数据存储 实时数据库中的任何数据都可以被保存到系统的历史数据库中。数据类型主要是遥测量、电度量。通过MMI(人机对话)环境中的历史数据检索功能对历史数据库进行操作和管理。历史数据可以复制在磁带和磁盘里。事件数据可以按名称、时间等来检索。4、报表功能 报表对于日常统计应用来讲是非常重要的，所以一般SCADA系统都具有较强的报表功能，能方便的提取历史数据库数据。系统除了应提供报表中经常要使用的计算公式(最大、最小、平均和带条件计算等)外，维护员还需要自己

45、制作计算公式。报表数据维护，包括制作、修改有权限规定。方便用户自己定义各种统计分析报表，如供电可靠性、设备可靠性统计分析报表等。5、特殊运算功能 有些时实数据可能不是直接量测到的，如联络线潮流总加、全网发电总功率，实际上，这类数据是SCADA利用特殊运算功能得到的。特殊运算功能就是对某些直接采集到的数据进行某种数学运算，得到一些不能直接采集到和由于某种原因没有采集到的数据，以弥补量测系统的不足，满足电网调度的需要。主要包括实时数据(遥信、遥测、常数及其组合)的计算功能，历史数据(遥信、遥测、常数及其组合)的计算功能。启动计算功能的速率应可调整。提供成套完整的计算公式，算法包括四则运算、逻辑判断

46、等。该功能扩大了SCADA提供的时实数据规模，更适应电力系统调度运行的需要。6.2.4 前置机1、前置系统的概述：电网调度前置系统的远动通信是指前置系统与远方变电站之间的数据交换。通信的方式包括电力线载波通信、微波通信、光纤通信、音频电缆(又称电力专线)等多种方式;传输的内容包括:遥测数据(如:电压、电流等)、遥信数据(如:开关变位、刀闸分合等)、遥脉数据(如:电度量等)、遥控命令、遥调命令、及保护信号等。2、前置系统的通信： 前置系统远动通信的实质是通信规约的解释和实现。由于在一个电网调度自动化系统中，用户变电站RTLJ来自不同的厂家，而各个厂家RTII向调度中心传送远动数据时，采用的规约也

47、不尽相同;前置系统的工作必须将按照不同规约上传的数据分别处理，并解析成统一的数据包，发送到后台系统。前置系统就好比一个精通多国语言的翻译，将各个变电站用不同语言上传的信件，都翻译成汉语，并送到后台系统;而后台系统用汉语向各个变电站下发的指令，也翻译成相应的他国文字，送到定的变电站。 前置系统远动通信的关键就是理解不同的通信协议的确切含义，并严格按照协议的要求用计算机语言进行高效的实现。现在常用的电力通信规约主要有两大类:循环式远动规约(CDT)和问答式远动规约(C POLLING)。每个类型中又包含很多种规约，如CDT规约中有新部颁CDT、武汉CDT等，POLLING规约有SC1801, 10

48、1规约等。3、前置系统的要求与实现途径：电网调度自动化前置系统主要承担各种类型的RTU、变电站综合自动化系统以及集控中心数据转发站的实时信息的数据采集，此外还可以作为遥控遥调、各类保护数据的采集与控制的中间转发过程的通信处理机系统。也可以通过前置机统一各远方终端数据处理单元(RTI等)的时钟。它是后台与RTI进行信息交换的枢纽，对它的可靠性、实时性、可维护性和可扩展性都有非常苛刻的要求。前置系统软硬件结构 前置系统的硬件结构如图所示，硬件各个部分的功能按照数据的流向分别介绍:前置系统硬件结构图 前置系统软件结构图 1、上行数据: 远方变电站(电力调度中又称厂站)的远动数据通过电力载波机进入通道

49、柜中的MODEM阵列，MODEM阵列自动区分同步/异步远动数据，将其解调并通过串口送到通信服务器;双机备用的通信服务器将串口数据转换为网络数据，直接送上网络;双机热备份中的值班前置机，从网络上收到远动数据，按照不同规约将数据进行分类处理，再统一打包送往后台系统;后台系统将数据存入实时数据库，并以数字、曲线、棒图、报表等形式进行界面显示。2、下行数据: 后台系统下发控制命令，通过网络送到前置系统;前置系统中的值班主机按照规约将数据打包，送往通信服务器;通信服务器将网络数据转换为串口数据，传送到MODEM阵列;MODEM将数据调制，通过载波机发到远方变电站。 前置系统的软件结构如上图所示，下面按照

50、功能模块分别介绍:1、规约解释部分 规约解释部分中的每个进程对应一种规约，如部颁CDT规约为一个进程，SC1801规约为一个进程等，根据系统配置与厂站进行对应。成熟的调度系统一般包括十几个(甚至更多)规约进程，但通常同时运行的没有那么多。如果有多个厂站都用一种规约，则该种规约进程为每个厂站都创建一个线程，分别进行处理。规约进程从网络收到厂站的远动数据，按照规约的帧格式进行同步、找控制字、纠错校验码等操作，取出帧中有效信息字，并转换成调度系统中标准的“四遥数据”(遥测、遥测、遥脉、遥控等)，发送内存中的公共区域内存映射文件，一个特定的公共指针在系统运行期间始终指向这个区域。对后台的控制命令等下发

51、数据，规约进程通过公共指针从内存映射文件中得到数据，加同步字、控制字、校验字，打包成相应规约的帧，发送到厂站。2、网络通信部分 网络通信进程通过公共指针从内存映射文件中取出来标准“四遥数据”，按照数据的重要程度进行TCP或UDP套接字(SOCKET方式)，通过网络发往后台系统。从网络接收后台系统的控制命令等下发数据，按照SOCKET方式解包成标准“四遥数据”，送到内存公共区域。另外，网络通信进程还负责接收GPS卫星钟数据，发送后台进行校时，并通过电力规约中的“校时命令”对各远方RTi1进行统一系统时间的操作。3、界面及监控部分 界面部分包括主界面进程、原码显示进程、四遥数据分类显示进程等。主界面进程是前置系统的控制中心，系统的参数设置、数据监控、通信状态显示等