电网调度自动化系统体系结构设计

1总则 .......................................................................................................................................... - 3 -

1.1设计依据 ........................................................................................................................ - 3 -

1.1.1引用标准 ............................................................................................................. - 3 - 1.1.2系统的技术特点 ................................................................................................. - 4 - 1.1.3设计要求 ............................................................................................................. - 4 - 1.2设计范围 ........................................................................................................................ - 5 -

1.2.1水平年 ................................................................................................................. - 5 - 1.2.2设计范围 ............................................................................................................. - 5 - 1.3设计原则 ........................................................................................................................ - 6 - 2电网概况和调度管理 ............................................................................................................... - 7 -

2.1电网概况 ........................................................................................................................ - 7 - 2.2调度管理 ........................................................................................................................ - 9 -

2.2.1调度管理体制和机构设置 ................................................................................. - 9 - 2.2.2调度职责和调度范围划分 ............................................................................... - 11 -

2.2.2.1调度职责 ................................................................................................ - 11 - 2.2.2.2调度范围 ................................................................................................ - 12 -

3调度自动化系统现状及存在的问题 ..................................................................................... - 12 -

3.1系统现状 ...................................................................................................................... - 12 - 3.2存在的问题及其解决措施 .......................................................................................... - 12 -

3.2.1.1主站系统的开放性 ................................................................................ - 13 - 3.2.1.2遥视功能 ................................................................................................ - 13 - 3.2.2在系统设备选择方面存在的问题和建议 ....................................................... - 13 -

3.2.2.1主站主要设备选择 ................................................................................ - 13 - 3.2.2.2分站设备选择 ........................................................................................ - 13 - 3.2.3在通道方面存在的问题和建议 ....................................................................... - 14 - 3.2.4在系统与变电所一、二次设备配合方面存在的问题和建议 ....................... - 14 - 3.2.5在系统运行维护方面存在的问题和建议 ....................................................... - 14 -

3.2.5.1缺乏相应的专业技术人员 .................................................................... - 14 - 3.2.5.3重使用、轻管理 .................................................................................... - 15 - 3.2.6统一管理 ........................................................................................................... - 15 -

4 系统功能及技术要求 ............................................................................................................ - 15 -

4.1系统功能要求 .............................................................................................................. - 15 -

4.1.1设计水平年（2013年）功能要求 .................................................................. - 15 - 4.1.2远景年（2018年）功能要求 .......................................................................... - 18 - 4.2系统技术要求 .............................................................................................................. - 18 -

4.2.1系统可靠性 ....................................................................................................... - 18 -

4.2.1.1通讯指标 ................................................................................................ - 18 - 4.2.1.2显示指标 ................................................................................................ - 19 - 4.2.1.3高级应用指标 ........................................................................................ - 19 - 4.2.1.4系统负荷率、可用性指标 .................................................................... - 20 - 4.2.1.5系统可靠性和使用寿命指标 ................................................................ - 20 - 4.2.2时钟精度 ........................................................................................................... - 21 - 4.2.3遥测量指标 ....................................................................................................... - 21 - 4.2.4遥信量指标 ....................................................................................................... - 21 -

- 1 -

4.2.5控制量指标 ....................................................................................................... - 21 - 4.2.6实时性指标 ....................................................................................................... - 21 -

5 远动系统................................................................................................................................ - 22 -

5.1远动信息内容 .............................................................................................................. - 22 -

5.1.1遥测量 ............................................................................................................... - 23 - 5.1.2遥信量 ............................................................................................................... - 23 - 5.1.3遥控、遥调命令 ............................................................................................... - 24 - 5.2远动信息传送网络 ...................................................................................................... - 24 -

5.2.1远动信息传送方式 ........................................................................................... - 24 -

5.2.1.1地调自动化系统的数据的转发和接收 ................................................ - 24 - 5.2.1.2与MIS系统的互联 ............................................................................... - 24 - 5.2.1.4与机房值班报警系统的互联 ................................................................ - 25 - 5.2.2远动通道 ........................................................................................................... - 25 - 5.3远方终端装置(RTU) ................................................................................................... - 26 -

5.3.1技术要求 ........................................................................................................... - 26 -

5.3.1.1功能 ........................................................................................................ - 26 - 5.3.1.2主要技术指标 ........................................................................................ - 27 - 5.3.1.3容量 ........................................................................................................ - 28 - 5.3.2远方终端装置的选型原则 ............................................................................... - 28 -

6 主站系统................................................................................................................................ - 29 -

6.1配置原则 ...................................................................................................................... - 29 - 6.2硬件配置 ...................................................................................................................... - 31 -

6.2.1系统基本容量 ................................................................................................... - 31 - 6.2.2硬件配置 ........................................................................................................... - 31 - 6.2.3 SCADA工作站 ................................................................................................ - 31 -

6.2.3.1数据采集与传输 .................................................................................... - 33 - 6.2.3.2事故追忆功能 ........................................................................................ - 33 - 6.2.3.3历史数据存储 ........................................................................................ - 34 - 6.2.3.4报表功能 ................................................................................................ - 34 - 6.2.3.5特殊运算功能 ........................................................................................ - 34 - 6.2.4前置机 ............................................................................................................... - 34 - 6.2.5人机接口(MMI) ................................................................................................ - 37 -

6.2.5.1调度人员工作站 .................................................................................... - 39 - 6.2.5.2生产领导PC工作站 ............................................................................. - 40 - 6.2.5.3打印机 .................................................................................................... - 40 - 6.2.5.4调度模拟屏接口 .................................................................................... - 40 - 6.2.6 PAS工作站 ...................................................................................................... - 40 - 6.2.7管理员工作站 ................................................................................................... - 41 - 6.2.8变电操作工作站 ............................................................................................... - 42 - 6.2.9计算机数据通信PC工作站 ............................................................................ - 42 - 6.2.10局域网及网桥 ................................................................................................. - 42 -

6.2.10.1局域网 .................................................................................................. - 42 - 6.2.10.2网桥 ...................................................................................................... - 42 - 6.2.11 GPS时钟 ................................................................................................ - 43 -

- 2 -

6.2.12 UPS电源 ........................................................................................................ - 43 - 6.3软件要求 ...................................................................................................................... - 43 -

6.3.1基本要求 ........................................................................................................... - 43 - 6.3.2操作系统软件 ................................................................................................... - 44 - 6.3.3支持软件 ........................................................................................................... - 44 -

6.3.3.1数据库及数据库管理系统 .................................................................... - 44 - 6.3.3.2计算机数据通信支持软件 .................................................................... - 45 - 6.3.3.3人机会话软件 ........................................................................................ - 45 - 6.3.4数据采集和监视控制(SCADA)软件 ............................................................... - 45 -

6.3.4.1数据采集处理软件 ................................................................................ - 45 - 6.3.4.2报警处理 ................................................................................................ - 46 - 6.3.4.3人机联系 ................................................................................................ - 46 - 6.3.4.4记录打印 ................................................................................................ - 46 - 6.3.4.5调度模拟屏显示 .................................................................................... - 47 - 6.3.4.6故障切换 ................................................................................................ - 47 - 6.3.5自动作图/设备管理(AM/FM)软件 .................................................................. - 48 -

6.3.5.1自动作图(AM) ....................................................................................... - 48 - 6.3.5.2设备管理(FM) ....................................................................................... - 49 - 6.3.6计算机数据通信软件 ....................................................................................... - 49 - 6.3.7诊断软件 ........................................................................................................... - 50 -

6.3.7.1在线诊断 ................................................................................................ - 50 - 6.3.7.2离线诊断 ................................................................................................ - 50 -

1总则

1.1设计依据

1.1.1引用标准

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

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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 DL 476

循环式远动规约

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[2006]34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

1.1.2系统的技术特点

1、电力系统调度和控制是根据当时系统的运行状态，参照过去的运行情 进行。

2、该系统是一套电力自动化系统运行及管理的综合监控系统能够保证电网 正常及事故情况下的监测、保护、控制等。

3、系统真正实现了“数据级监视报警”, 具有实时数据库，能及时更新。 4、 系统具有良好的开放性和可扩充性。

5、完善的SCADA功能满足县级调度自动化系统的需要。

6、系统所选硬件设备符合现代工业标准，系统软件平台成熟、可靠、安全。

1.1.3设计要求

1、按《地区电网调度自动化系统功能规范》规定的大型地调规模设计。

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2、系统采用开放式结构，能在原有基础上进行再开发和升级，以满足电网8～10年发展的需要。

3、提供实时数据库、历史数据库和人机界面通用访问接口，满足进一步开发应用软件的需要。

4、SCADA数据采集的技术分析。

5、具有与MIS网的标准接口，可以向MIS网发送各种类型的实时和历史数据。 6、预留与负荷控制系统的标准接口，可与负荷控制系统对用户负荷进行协调控制。

7、具有向地调实时转发各种数据的功能。

8、满足变电站自动化、配网自动化系统接入功能。 9、系统总体达到国内先进水平。

1.2设计范围

1.2.1水平年

设计功能要求到达2015年调度自动化系统的国内先进水平

1.2.2设计范围

3#电力系统的调度自动化系统。它包括兰店站、罗坝站、青神站、穆家梗站和黑龙站五座变电站及各个变电站的下属小变电站的调度自动化系统。青神站通过兰青变电站与兰店站连接，兰青站自留站用变压器。青神站下辖青西、工业、青南、青瑞、青城、青梁、青白七个变电所。

本标准规定了县级电网调度自动化系统的功能、技术指标及配置要求。标准适用于110kv 及以下。 中型县调

水平年供电单元包括变电站和电厂(数在10座以上县网容量在20-50MW者。 小型县调

水平年供电单元数在10座及以下县网容量在20MW以下者。

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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；

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(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

该电网为地方电网，对大电网系统的影响不大，供电范围为整个地区。其供配电电压等级为110KV、35KV、10KV，只通过范兰电站的高压110KV母线与外界大系统相连。兰店站通过35KV母线分别与罗坝站、青神站、穆家梗站和黑龙站相接，兰店站、罗坝站、青神站、穆家梗站和黑龙站均通过10KV母线与下辖的变电所相接。

正常运行情况下，该地区电网可自己自足，并且有能力向系统送电。一旦发电厂减少出力处理或者事故、检修时，可能需要外电网供电。因此供电可靠性不高，一旦某结点出现事故往往导致后面线路全部失电。但同时运行方式变化很小，这对继电保护有利。

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近几年，无人值班变电所在国内取得了成功的经验，对提高供电企业的劳动生产率，按现代企业的要求实现科学管理；对提高电网和变电所的安全运行水平；对降低变电所的建设成本，都有直接的经济效益和社会效益，是现代化电网建设的重要组成部分，也是调度管理的发展方向。根据省局和国调中心的有关文件精神，县级调度自动化工作应把变电所无人值班建设放在重要的位置。电力部（原能源部）对县级调度自动化工作非常重视，曾先后几次发文对县调自动化的技术规范做了规定和要求；在当时，这些技术规范是先进的、科学的，但是随着科学技术的迅猛发展，尤其是计算机及网络技术、软件技术和通讯技术近几年取得的突破性进展，供电企业计算机信息管理和生产自动化管理的观念已有革命性的变化，原有的技术规范已暴露出其明显的不合理性和局限性。

建立供电企业计算机管理网络已是大势所趋，硬件条件也已基本形成。用电管理系统、生产管理系统、人事管理系统、财务系统等已在许多县级供电局投入使用，MIS系统和EMS系统等也已提上议事日程，并已有成熟的产品出现。那么，如何看待和处理各计算机子系统尤其是调度自动化系统与企业管理网之间的关系，作出一个全面、完整、科学的规划和设计，是摆在我们面前的一个新课题。

从某种意义上说，调度自动化系统是企业管理网的基础，起着核心重要的作用。因为调度自动化系统所采集的数据是供电企业生产和用电管理的基础数据；建立一个通信网络，周期长、耗资巨大，不可能重复建设，所以为调度自动化系统所建立的通信网必将是企业计算机管理网的通信骨干网。我们必须全面、整体地考虑这些问题，利用最新科学技术，制定最佳方案，在不增加很大投资的前提下，充分发挥调度自动化系统的功能，并且为逐步实现一个性能完善、功能强大的企业管理网提供技术上的保证。

在调度自动化系统向实用化迈进的过程中，新生事物不断出现，MIS系统和EMS系统又成了人们议论的话题，如何看待和处理SCADA系统与MIS系统、EMS系统之间的关系，成为人们关注的焦点。这不仅对原已通过实用化验收的调度自动化系统提出了一个挑战，同时对那些正在考虑建设调度自动化系统的单位提供了一个机遇，也就是说，他们可以充分考虑MIS系统、EMS系统对调度自动化系统及通道的要求，在系统规划、通道规划、功能配置上可以更全面，起点更高，从而少走弯路，加速发展。

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2.2调度管理

2.2.1调度管理体制和机构设置

(1)三级管理体制

第一级：不同电价核算的电力系统之间，由联合调度中心负责系统进行调度。 第二级：统一核算电价单位的系统由电网调度中心负责全网主干线和重要的发电厂和变电站运行调度。

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第三极：区域电网调度所负责该区域输电线路和大容量发电厂的运行调度。 （在很多区域，还设有35KV以下电网的地方调度管理）

(2)县调值班调度员在其当值期间为本系统运行、操作的指挥人，按照批准的调度范围行使指挥权。发电厂、变电所的值班人员在调度关系上受县调值班调度员的指挥，接受县调值班调度员的指令。值班调度员应对其发布的调度指令的正确性负责。

(3)各发电厂、变电所的值班人员在接受县调值班调度员的调度指令后，应复诵指令，核对无误，并立即执行。如受令人认为所接受的指令不正确时，应及时向县调值班调度员提出，当县调值班调度员重复其指令时，受令人应迅速执行。如执行该指令确会威胁人身或设备安全时，值班运行人员应拒绝执行，并将拒绝执行的理由报告给县调值班调度员和本单位的直接领导。

如有不执行或拖延执行调度指令者，一切后果均由受令者和允许不执行该指令的领导人负责。决不允许无故拒绝执行调度指令，破坏调度纪律，虚报和隐瞒事实真相的现象发生。如一经发现，调度室负责人应立即组织调查，并将调查结果报请电力行政主管部门和相应的电力监管机构予以严肃处理。

(4)上级领导发布的一切有关调度业务的指令，应通过调度室负责人（或调度组长）转达给值班调度员。如调度室负责人或调度组长均不在时，则值班调度员可直接接受和执行指令，同时尽快报告调度室负责人或调度组长。

各发、供电单位领导人向其值班运行人员发布的指令，如涉及县调调度范围的权限时，必须经县调值班调度员的许可才能执行，但在现场事故处理规程内已有规定者除外（现场事故处理规程内容的规定涉及县调调度范围权限时，应在规程制定前先征得县调同意，并报县调备案）。

(5)当发电厂、变电所或系统发生异常运行情况影响县调系统时，发电厂、变电所的值班人员应立即报告县调值班调度员，以便在系统上及时采取预防事故扩大的措施，做好记录并向有关领导汇报。

(6)上级调度在紧急情况下可以直接指挥操作下级调度管辖的设备，但操作后应及时向下级调度说明。运行单位在执行上级调度指令后，应同时报告该设备的所属调度。

当一个运行单位同时接到几级调度指令时，应及时汇报最高一级调度的发令人，并由其根据指令的性质和影响，从全局出发确定执行指令的次序。 (7)值班调度员在值班期间，应严肃认真、慎重过细地工作，自觉遵守调度岗位

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值班制度、交接班制度和录音管理制度。

(8)县调值班调度员应由相当业务知识和现场实际经验，具有职业道德的人员担任。新任调度员在正式上岗之前，应经培训和实习，经考试合格由调度室负责审核后，报局分管局长或总工程师批准，并书面通知有关单位。

县调值班调度员分正值、副值、见习调度员三级，副值调度员在领导、监护下发布和接受正常情况下的调度指令。见习调度员不能发布和接受调度指令。 (9)调度应重视技术管理工作，加强调度人员的岗位培训，定期组织下现场熟悉设备和运行情况，开展与兄弟调度之间的经验交流，不断提高调度业务的管理水平，以适应电网日益发展的需要。

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

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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

兰店站调度中心负责所辖区域内所有35kV和10kV电网及罗坝站、青神站、穆家梗站和黑龙站的调度；青神站调度中心负责所辖区域内所有10kV电网及青西、工业、青南、青瑞、青城、青梁、青白站的调度；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存在的问题及其解决措施

3.2.1在系统功能方面存在的问题和建议

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3.2.1.1主站系统的开放性

主站SCADA系统应具有高度的开放性，应能够满足于上级局的SCADA系统、本局的MIS管理系统、负荷控制管理系统、负荷预测系统、线损实时计算系统等系统在实时数据方面实现共享，即使上述其它系统目前未能实现，但有的电网调度自动化主站SCADA系统缺乏高度的开放性，功能单一，不能与其它系统的数据共享。在选择主站SCADA系统时应考虑其开放性，以便以后上述系统投入时能够实现数据共享。 3.2.1.2遥视功能

目前，县级电网调度自动化系统已实现以\四遥\为目标，但随着电网自动化程度的提高及实现变电所无人值班的需要，实现\遥视\功能已经迫在眉睫，但目前的变电所综合自动化系统、变电所远动监控系统和调度自动化主站系统，以及通道还不能满足这一要求，不能实现这一功能，因此，在建设县级电网调度自动化系统时，应全面考虑整个系统当前和未来能否实现这一功能。

3.2.2在系统设备选择方面存在的问题和建议

3.2.2.1主站主要设备选择

主站系统应使用双网结构，减轻网络负荷和提高系统的可靠性。主站系统应设置一或两台高性能数据服务器，提高数据处理能力和响应速度，各网络节点应用工控机或标准工作站，建议不选用一般商业计算机，特别是数据服务器不能使用商业计算机服务器，以提高系统运行的稳定性、安全性和可靠性。 3.2.2.2分站设备选择

对于新建的变电所，微机综合自动化系统要能够接受和发送远动信息，在选择产品时，应注意接收和发送远动信息的装置要具有独立单元，不能受后台监控机的控制，防止后台监控机运行后不能接受和发送远动信息。对于改造的变电所，加装远动屏，以完成接收和发送远动信息，在选择产品时，其测量系统建议选择采用交流采样方式，以减小采样误差，提高采样的速度和精度。

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3.2.3在通道方面存在的问题和建议

目前，各县(市)局使用的通道类型较多，但能够满足电网调度自动化系统\四遥\功能要求的主要有微波、无线扩频和光纤等几种。微波和光纤不但能够满足\四遥\功能，还能够实现\遥视\功能，但由于造价高，维护量大，目前一般县(市)局还不具备足够的经济实力进行建设。无线扩频也能实?quot;四遥\功能，但不能实现\遥视\功能，而且在实际应用中运行不够稳定，维护量大，但造价低，一般县(市)局能够实现。就目前而言，无线扩频通讯还是比较实用和现实的，但必须制定科学合理的方案，正确选择高质量的设备，配置专职专业技术人员，并加强相关技术培训，保证通讯系统的安全和稳定运行。

3.2.4在系统与变电所一、二次设备配合方面存在的问题和建议

有的变电所主变不能实现系统自动调压功能，因此在选择变电所主变时应选择有载调压主变；电容器 不能调容，不能充分利用系统调节电容容量，实现电网无功自动跟踪补偿，应选择可调容式或自动调容式电容器。有的变电所综合自动化系统功能不完善，不能上传及远方修改保护定值，不能实现远方主变有载调压和电容器调容，在选择变电所综合自动化系统时，应对其功能进行详细的考察，要选择功能完备的变电所综合自动化系统。

3.2.5在系统运行维护方面存在的问题和建议

3.2.5.1缺乏相应的专业技术人员

目前，各县(市)局虽然电网调度自动化系统已初步建立并运行，但由于缺乏相应的专业技术人员，运行维护跟不上，系统运行的安全性和稳定性不能保证，大大影响了系统的效率，影响系统功能的发挥。各县(市)局应根据电网调度自动化系统的建设及时配置专业技术人员，全过程跟踪、熟悉、学习和掌握系统有关的知识、技术，便于系统的运行和维护工作。 3.2.5.2缺乏相应的管理制度

各县(市)局虽然调度自动化系统投入运行以后，由于缺乏运行和管理经验，没有及时制定各种管理制度，系统的运行维护工作无制度可依，为确保不影响系

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统的安全、稳定运行，及时学习和制定相应的各种管理制度。 3.2.5.3重使用、轻管理

各县(市)局虽然调度自动化系统投入运行以后，存在重使用、轻管理现象。不重视专业技术人员的配置和学习培训，出现问题后过分依赖厂家，影响系统的连续、安全、稳定运行，应及时纠正这种现象，实现使用和管理并重。

3.2.6统一管理

目前，各县(市)局对调度自动化系统的建设，基本上是自己制定计划和方案，自己选择和订购设备，自己运行和管理，已经建设和投入运行的电网调度自动化系统种类较多，建设的过程和应用的水平参差不齐，不利于整体县级电网调度自动化系统的建设和发展。各区域或省电网公司应建立一个专门的管理机构，专门管理各管辖范围内的各县(市)局的调度自动化系统的建设和应用，统一招标、统一类型，具体指导各县(市)局的调度自动化系统的建设和应用，对专业技术人员统一定期进行培训，便于运行和维护技术的交流和探讨，便于各县(市)局的调度自动化系统统一建设、发展和应用。

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（2013年）功能要求

数据采集： A模拟量：

机组有功功率P，无功功率Q

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

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B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 C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 D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?P 越限警告 功率因数计算 电网无功功率总加?Q 电网有功电能量总加 复核率统计

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遥控：

断路器分合闸分类统计

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： A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

B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

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C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（2018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

4.2.1.1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。

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4、单台RTU接收容量没有限制，由用户自定义。 5、接收数据容量(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):100000 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。 4.2.1.2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 4.2.1.3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%

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(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 4.2.1.4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<40% 3、计算机双机月平均运行率大于99. 99% o 4、系统年可用率大于99. 99% 4.2.1.5系统可靠性和使用寿命指标 1、主设备(如服务器、工作站等)h }10年 2、系统外设(打印机等)h)5年

3、调制解调器(Modem) 56kbit/s, Flex/V90协议 4、主站画面分辨率:1280 x 1024 5、计算机双机月平均运行率大于99. 9% 6、平均无故障时间(MTBF) >=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。

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4.2.2时钟精度

1、具有系统统一时钟

2、内部有毫秒输出，整定值可调 3、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

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（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?3s CDT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?50s

5 远动系统

5.1远动信息内容

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5.1.1遥测量

10kV青神站通过兰青线向兰店站调度中心传送下列遥测量：

A 青神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 兰青线流入兰店站（断路器501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 兰青线流入兰店站（断路器502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 双绕组变压器两侧（断路器501和断路器901处）的有功、无功、电流、功率因数

E 双绕组变压器两侧（断路器502和断路器902处）的有功、无功、电流、功率因数

F 青神站10kV母线的A、B、C三相电压和线电压

G 青神站10KV母线所连接的负荷回线的有功、无功、电流、功率因数 H 10kV母线所连接的各负荷端与10kV母线的连接线处的有功、无功、电流、功率因数及分别计算的双相有功电能量

5.1.2遥信量

A 青神站事故总信号

B 所有站内断路器,青神站（501，502，901，902，931，932，933，934，935,936,937）的位置信号

C 各负载端（青西，工业，青南，青瑞，青城，青梁，青白）的故障总信号 D 站用变压器和两个电压互感器的状态信号

E 两个有载调压变压器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

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5.1.3遥控、遥调命令

A 兰店站、青神站，范兰线、兰青线, 35kV和10kV母线处各断路器501、502、901、902、931、932、933、934、935、936、937的分合。 B 两个有载调压变压器以及各个负载端的投切

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 两个有载调压变压器抽头位置

5.2远动信息传送网络

5.2.1远动信息传送方式

5.2.1.1地调自动化系统的数据的转发和接收

县调自动化主站系统建成之后，一方面将通过光纤以太网方式向地区电网调度自动化系统转发数据，按照DL/T 476-92规约或IEC 104网络通信规约，实现县调向地调的数据转发；同时接收地调转发给县调度自动化系统的数据，通过网络方式或专线方式接受地调的数据转发。 5.2.1.2与MIS系统的互联

县调SCADA系统通过物理隔离装置在MIS系统内部建立WEB数据发布中心，一方面起到安全隔离的作用；另一方面，通过WEB数据发布中心，一方面为MIS系统提供WEB浏览数据业务，同时在WEB服务器上，提供安全的透明数据访问接口软件，任何在MIS网上的第三方信息系统都可以通过该接口获取相应的数据。5.2.1.3与信息数据中心的通信功能

SCADA系统通过WEB数据发布中心与将来的数据整合一体化中心进行数据的透明发布功能，在WEB服务器上提供透明的数据服务协议，通过网络方式向数据中心提供各种请求的数据，包括实时数据、历史数据、各种告警事件数据等，及时向数据平台中心发布调度自动化系统的各种数据信息，为将来全局的一体化智能分析决策提供数据来源。

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5.2.1.4与机房值班报警系统的互联

系统应支持通过标准通信规约、文件等方式向机房值班报警系统提供厂站工况、进程工况、系统资源信息、重要遥测遥信、重要告警信息等，通过机房值班报警系统实现对电网运行和系统运行状况的监视和告警。

5.2.2远动通道

远动通道结构图

通讯网络是电力系统生产指挥的重要手段，是保证电网安全运行的基础，也是实现调度自动化的前提。县调作为一级调度，按规定必须具备专用通讯网，作为开展正常调度业务和数据传输的通道，而数据传输比语音通讯对通道质量的要求要高得多，所以要实现调度自动化的单位，必须首先考虑通讯网的建设或完善。 一般采用环状光纤网络，或采用两种专用通讯手段，如支线光缆增加微波、扩频、) 作为后备。光纤系统一般配备多种数据接口及模拟口，接口板作冗余备份。光纤系统应具有完备站点的告警能力，并自动汇集到网管中心，加以记录并发出声光告警。系统一般告警可以自动定位到单板，重要告警可以定位到电路，电源告警可以定位到电源种类。系统具有查询功能，中心网管可以实时显示本地各站点的运行状况。 网络接入模式

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1）直接以太网接入模式。该模式适用于新建的厂站。它要求RTU具有以太网接口和相应协议IEC104的支持。RTU结构如图1所示。系统分配给该RTU 1个IP地址，即可通过网络访问该RTU，进行数据的通信。该模式中RTU的微处理器的处理能力要求较强，并具有必要的嵌入式操作系统，以实现网络功能。 2）通过网关（GateWay）的接入模式。该模式适用于已投运的厂站。可降低厂站设备的二次投资，只需在原有RTU的基础上加入网关即可接入网络。这种模式的关键在于网关。RTU的串口和网关一端的串连，通过网关另一端的以太网接口接入网络。

3）对于RTU通过RS485总线连接的IED， 485总线上所有的IED用1个网关通过RTU接入网络。总线上的IED共享一IP地址，系统通过IP地址加设备号ID识别IED，并进行网络数据传输。

网关是连接RTU和网络的桥梁。它能实时多线程监听端口的状态，接受用户端的请求和收集串口数据，并能实时响应用户和RTU的请求。它要求具有实时和多任务特性，所以网关的硬件采用高性能嵌入式微处理器（至少16bit），通信接口为一可切换的RS232和RS485串行接口以及一RJ45网络接口。以太网控制器可采用RTL8019AS或DM9008。软件采用嵌入式实时多任务操作系统，并支持TCP/IP等常用网络协议 。

5.3远方终端装置(RTU)

5.3.1技术要求

5.3.1.1功能

1、采集并向远方发送状态量，遥信变位优先传送 2、采集并向远方发送数字量 3、采集并向远方发送脉冲量 4、采集并向远方发送模拟量

5、问答式传送方式下，被测量超越定值传送 6、设备自调

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7、程序自恢复

8、设备自诊断（故障诊断到插件级） 9、通道监视 10、数据总加及显示

11、当地选测、当地功能（CRT显示及打印制表） 12、单端运行 13、数据转换输出 14、接受并执行遥控命令 15、接受并执行校时命令 16、接受并执行复归命令 17、主、备通道自动切换 18、当地越限报警 5.3.1.2主要技术指标 1、模数转换总误差?0.5% 2、数模转换总误差?0.5% 3、遥测精度：0.5级

4、模拟量输入：无源接触点方式 5、事件顺序记录分辨率?10ms 6、电能量累计容量：2 7、模拟量输出：0-10V；4-20mA

8、遥控输出：无源接触点方式，触点容量为直流220V，5A，110V、5A或24V、1A

9、远动终端的海明距离不小于4

10、远动终端的平均故障时间宜不低于10000h 11、远动通道误码率为10时，远动终端应能正常工作

12、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）

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5.3.1.3容量

1、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) 2、采集并向远方发送数字量 3、采集并向远方发送脉冲量 4、采集并向远方发送模拟量 5、接受并执行遥控命令

2路(容量可变) 8路(容量可变) 32路(容量可变) 16路(容量可扩)

5.3.2远方终端装置的选型原则

1、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。

2、1个厂站应采用1套远动装置 3、远动终端宜向一个调度端发送信息

4、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 5、远动终端的远动规约宜与调度端系统一致

6、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

7、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

8、当厂站端装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

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6 主站系统

主控站 被控站 信息 模拟屏或用于用于信输入 投影仪 调制调制信息息采集 设备 解调解调采集、和命令 器 器 信息处理、执行的 运 屏幕显示 生 输出控制计算机 行 产 设备 的计系统和 人 过 控制台 算机设备 员 信 息 程 系统 输入打印机 设备 人机联系 信息采集处理 信息传输子系统 信息采集和命 子系统 和控制子系统 令执行子系统

县级电网调度自动化系统的构成

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。

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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

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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?32

6.2.2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

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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SCADA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

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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本功能，其功能可以分为以下几个子功能模块: 6.2.3.1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R'丁U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。 6.2.3.2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。

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6.2.3.3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。 6.2.3.4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。 6.2.3.5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:

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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)。 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

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前置系统硬件结构图 前置系统软件结构图

前置系统的硬件结构各个部分的功能按照数据的流向分别介绍: 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。

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前置系统的软件结构下面按照功能模块分别介绍: 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。 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、通信状态显示等操作都要通过主界面进程来完成。监控部分包括工况监控进程，通道误码率进程等，工况监控进程负责主/备前置机之间的相互通信，并根据通信情况切换主/备。通道误码率进程负责监视/统计每个厂站的通信情况，并曲线形式进行显机置前示。

6.2.5人机接口(MMI)

人机会话功能主要在MMI模块中实现，系统采用中文Window全图形人机会话界面，界面友好直观，操作简单方便;以关系型数据库和多媒体技术为基础，采用复合文档将多种形式的信息集成在同一文件中。实现丰富的图文、语音并茂;图形采用世界图形式，可记录图形层次间的逻辑对应关系和地理对应关系。

MMI模块可显示多种类型的画面:世界图、导航图、结构图、曲线图、棒形图、饼形图、混合图、工况图、表格、目录表等。可由键盘、鼠标调出画面，常用画面可一键调出。可实现多层调图。事件发生时，可自动推出报警画面，并伴有声音或语音报警，对进行追忆的事故可进行事故重演等。

具体功能如下：

1、具有多种类型图表，如地理接线图、电网结构图、厂站接线图、潮流分布图

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和工况图;报警一览表、常用数据表、厂站设备参数表、目录表、备忘录等。画面形式可为多种曲线图、棒形图、饼形图、混合图、模拟表图等，常用画面一键调出。

2、可在一幅画面上同时显示实时数据和PAS分析数据。 3、可以不同颜色显示不带电线路，即具有动态着色功能。

4、采用多窗口技术，允许操作员在工作时操作多个画面。可实现256层分层画面，具有画面漫游、缩放和动画功能。可用活动箭头或流水线表示潮流方向，可以用动态着色的方式反映电网的运行状况。

5、采用多屏技术，可支持1-6台全图形显示器，每台显示器可独立实时处理各种图形和多窗口信息。可直接驱动大屏幕投影系统，软件不需做任何改动，支持图形窗口拼接使用。屏幕个数可根据用户需要继续扩充。

6、显示内容:实时或置入的遥测量、遥信状态量(开关、刀闸状态，保护信号、变压器档位信号等)、计算处理量(功率总加，功率因数等)、电度量、时间、周波、设备信息、统计信息、事项记录和多媒体信息等。

7、实时数据在一次图上可根据条件选择显示，如全显示、仅有功、仅无功、仅电流、全消隐等。

8、支持图形分层显示，可使图形显示既有全境又有细节，根据不同的比例因子选择合适的层次，可从地理图上分层逐级显示电网的细节，分层了解电网的运行情况。

9、可以在接线图上直接查询设备台帐信息、运行参数信息、运行统计信息等。 10、可以调用历史接线图，在接线图显示实时数据的同一位置上，可显示存储在历史数据库上任一天任一整点时刻的数据。历史接线图不必另外设置参数，只需把接线图设为可历史调用。即可调用历史某一整点接线图状态。 11、具有拼音调图功能，即可通过组合键调出所需图形。

12、能以棒图方式显示实时母线电压、功率等量。不同电压等级用不同颜色区别，采用标么值坐标，并有监视点站名显示、遥测值显示和上下限超限提示。能以饼图形式显示全区的负荷分配。

13、具有刀闸接地统计功能，可对厂站的刀闸进行接地统计。

14、可人工设置或修改开关、刀闸状态，接地、检修、停电等标志;可进行遥控、

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遥调操作以及自定义的其它操作，并生成操作过程的全部记录(包括操作人员、操作时间、操作内容等)。

15、具有权限的调度员可在一次接线图上挂检修牌、拉电牌、限电牌，挂接地线等操作，在一台机器上操作之后自动将操作传送其他节点机。

16、可打印显示的任何图形、表格和记录文档，图形打印比例可以调节，表格内容可在线编辑。

17、具有保护动作一览表，可显示全网的保护动作情况。

18、事项浏览器既可以观察实时事项，又可以观察历史事项。所有的事项归类显示，并且可以浏览某一时段的事项，可对历史事项按多种方式进行分类索引查阅。 19、方便的绘图软件提供给用户多种绘图手段。包括常用的图元符号，图元或图元块的搬移、删除和复制。使用户绘图得心应手。

20、历史曲线和历史报表源于同一个数据源，保证曲线和报表的一致性。 6.2.5.1调度人员工作站

承担电网运行的监视与控制，运行调度员人机接口界面，全图形操作工作站，给定(历史、当前或预想)的运行方式下，进行设定操作，改变运行方式，分析和计算当调度员改变电网的运行状态时，系统潮流的分布情况，并对重新分布的潮流进行分析判断，对其特性作出提示性的结论。 主要功能为:

1、可考虑外部电网对内网计算的影响。

2、可考虑电网开关、刀闸操作变位、电网的拓扑变化。

3、可考虑电网元件(线路、变压器、电容、电抗等)的投切对电网的影响。 4、可以修改负荷出力、变压器分接头位置。 5、可以考虑多个元件、参数同时修正后求解潮流。

6、可以在一次接线图上设定操作，模拟断路器的开合、线路或变压器的投退、变压器分接头的调整、无功补偿装置的投切以及发电机出力和负荷的调整等。 7、越限元件在报警表中记录出来。

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6.2.5.2生产领导PC工作站 1、监视电网的运行 2、全图形操作工作站 3、不能下达任何调度操作命令

4、为了方便领导随时能够了解电网运行情况，且由于是工业应用，可配备高端IBM笔记本电脑。 6.2.5.3打印机

系统的打印功能主要包括报表打印、事项打印和图形打印。

1、报表打印:此功能由报表子系统完成，可召唤打印和定时自动打印。 2、事项打印:此功能由人机会话子系统完成。实时事项可自动跟踪打印，历史事项可通过事项查看器将其调出，进行分类索引后随时打印。

3、图形打印:系统可将接线图、曲线、棒图、地理图等以真彩色的形式打印出来，当图形尺寸超过一页时系统自动将其分页打印。也可指定某幅图形每天定时打印和对多幅报表的成批打印。

配备汉字打印机1台，事故打印机1台，能够执行定时打印、召唤打印、异常及事故打印等功能。 6.2.5.4调度模拟屏接口 显示电网的当前运行方式。

6.2.6 PAS工作站

PAS是高级应用软件一体化数据处理服务模块。它的功能包括配电结构拓扑分析故障区域判断、隔离故障、负荷均衡恢复使用、配网安全在线分析、配网优化、配网潮流、配网线损计算。

按照分步实施的原则，调度自动化系统投运了部分高层应用软件模块。主要有网络拓扑、状态估计、调度员潮流、静态安全分析、负荷预报、变压器经济运行点等。在设计水平年首先应该投入运行的功能模块有:实时网络分析，调度员

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