电网调度自动化主站功能扩展案例分析Word文档格式.docx
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论文题目：
摘要
随着国民经济的快速发展，电力系统电网规模的日益扩大，为确保电网安全、经济、可靠运行，对电网调度自动化系统性能也提出了越来越高的要求。
目前，地区电网规模正在不断扩大，老旧变电站的改建，同时新建变电站的数目正大幅增加，这些厂站信息均需接入调度自动化系统，信息量较传统远动终端增加很多，各种功能的要求也更多、更强、更全面。
然而，当前的地区电网调度自动化系统已经无法满足快速接收、处理、分析以及存储大量电网信息的要求，对该系统进行功能的扩充与完善已是势在必行。
本文对电网调度自动化主站功能扩展进行了案例分析。
关键词：
电网调度自动化主站功能扩展案例分析
目录
摘要I
目录III
1提出问题1
1.1概述1
1.2电网调度自动化系统的发展1
2分析成因3
2.1电网调度自动化系统任务及组成3
2.2电网调度自动化系统配置3
2.3系统软件功能4
2.3.1数据采集与传输功能4
2.3.2数据处理功能5
2.3.3遥控遥调功能6
3解决问题的方式及方法8
3.1C/S结构与B/S结构分析8
3.1.1C/S结构8
3.1.2B/S结构8
3.2系统结构优化9
4电网调度自动化主站功能扩展展望11
4.1基于个人通信功能的应用11
4.2个人通信技术及系统功能11
5 致谢13
参考文献14
一提出问题
概述
电网调度自动化系统是电力生产自动化和管理现代化的基础，是保证电网安全稳定运行的重要保障和手段之一。
近年来，随着国民经济的发展，电压等级不断提高，电网规模不断扩大，电网的复杂程度不断加强等，这些都对电网调度自动化系统的可靠性、安全性、经济性和可用性提出了越来越高的要求，现有调度自动化系统己经不能满足现场运行的需要，对系统结构和功能的进一步完善便非常有实际的工程价值。
电网调度自动化系统的发展
电网调度自动化系统概念的提出是在20世纪50年代中期，这标志着现代电网自动化的开始。
加世纪60年代初，有些电力公司利用数字计算机实现电力系统经济调度，开始了计算机在调度中的应用。
1965在年美国东北部大停电后，出现了所谓电网SCADA系统。
SCADA系统发展到今天历经四代。
第一代是基于专用计算机和专用操作系统的SCADA系统。
第二代是20世纪80年代基于通用计算机的系统，SCADA系统在电网调度自动化中与经济运行分析、自动发电控制（AGC）、网络分析（NA）、调度员培训模拟（DTs）及配电自动化等结合到一起构成了EMs系统（能量管理系统）。
第一代与第二代SCADA系统都是基于集中式计算机系统，并且系统不具有开放性，因而维护、升级及联网都存在很大的困难。
20世纪90年代按照开放的原则，基于分布式计算机网络以及关系数据库技术的能够实现大范围联网的EMS/SCADA系统称为第三代。
这一阶段是我国EMS/sCADA系统发展最快的阶段，各种最新的计算机技术都汇集进EMS/sCADA系统中，标志着我国SCAD刀EMS的开发应用达到国际水平。
目前己开发出的第四代电网调度自动化系统是一套支持EMS、配电网管理系统（DMS）、广域监测预警系统和公共信息平台等应用的电网调度集成系统。
目前国内研究比较先进的调度自动化主站系统如南瑞OPEN3000系统、山东积成电子的IES60O系统等，其系统体系结构设计为网络分布式，采用客户/服务器网络计算机技术和面向对象的程序设计技术，构造了一个全面支持SCADA/以S/DTS一体化的电力调度自动化主站应用环境。
为适应特高压和全国互联大电网发展需要，新一代调度自动化系统在现有技术基础上，应具备数字化、集成化、网格化、标准化、智能化和市场化的特征。
（1）数字化
随着信息化的普及和深入，越来越多的目光投向了数字化变电站和数字化电网的研究开发。
电网的数字化包括信息数字化、通信数字化、决策数字化和管理数字化4个方面。
l）信息数字化：
指电网信息源的数字化，实现所有信息（包括测量信息、管理信息、控制信息和市场信息）从模拟信号到数字信号的转换，以及对所有电网设备（包括一次设备、二次保护、自动装置及采集、监视、控制）的数字化。
2）通信数字化：
指数字化变电站与调度自动化主站或集控中心之间通信的数字化。
3）决策数字化：
电网安全、稳定、经济、优质运行是电网数字化的根本目的，因此，电网调度自动化系统必须具备强大的分析和决策功能，实施经济调度、稳定控制和紧急控制的在线闭环。
4）管理数字化：
包括设备生产、运行等大量基础数据的各种应用系统的建设，实现从电网规划、勘测、设计、管理、运行、维护等各个环节的全流程的信息化。
（2）集成化
集成化是指要形成互联大电网调度二次系统，这种系统需要利用多角度、多尺度、广域大范围的电网信息及目前分离的各系统内存在的各种数据，实现调度数据的整合，实现数据和应用的标准化，实现相关系统的资源整合和数据共享。
（3）网格化
网格化是实现调度中心之间广域资源共享和协作，是一种在物理网络互联基础上的应用和功能意义上的系统级联网，包括数据网格和计算网格。
利用网格技术动态地建立包括计算、数据、存储等在内的广泛资源共享，使目前的信息“需则共享”的模式转变为“需则可知”的模式，大大加强电力信息化的程度，从而使信息共享的紧密祸合走向松散祸合。
（4）标准化
标准化包括遵循标准和制定新标准。
遵循标准并不是目的，而是一种技术手段，只有标准化才能实现真正意义上的开放，实现应用软件的即插即用，从而实现完全的开放。
目前与调度自动化系统相关的最重要的国际标准包括IEC61970、IEC61968和IEC61850等。
（5）市场化
电力市场化改革也给电力系统运行和控制带来一系列新问题，这需要未来的调度自动化系统与电力市场的运营系统更加紧密地结合在一起，在传统的EMS和认伙MS应用中更多地融入市场的因素。
（6）智能化
智能调度是未来电网发展的必然趋势。
智能调度技术采用调度数据集成技术，有效整合并综合利用电力系统的稳态、动态和暂态运行信息，实现电力系统正常运行的监测与优化、预警和动态预防控制、事故的智能辨识、事故后的故障分析处理和系统恢复，紧急状态下的协调控制，实现调度、运行和管理的智能化、电网调度可视化等高级应用功能，并兼备正常运行操作指导和事故状态的控制恢复，包括电力市场运营、电能质量在内的电网调整的优化和协调。
随着计算机、通信和人工智能等领域的新技术和新思想的应用，它们为电网调度自动化系统的发展提供了技术保障，而特高压、电力体制改革等新形势对电网调度自动化系统既提出了新的挑战，也提供了前所未有的机遇。
二分析成因
电网调度自动化系统任务及组成
（1）电网调度自动化任务
电网调度自动化的任务就是利用计算机技术、远动技术和通信技术，实现电力系统调度管理自动化，收集、处理电网运行实时信息，通过人机联系对电网运行状况集中而有选择地显示出来进行监控，并完成经济调度和安全分析，帮助调度人员完成复杂的调度任务。
（2）电力调度自动化系统组成
电网调度自动化系统主要由远动终端装置（RTU）、通讯设备、调度主机等组成。
变电站端的远动终端（RTU），即远动分站的作用是按规约完成远动数据的采集、处理、发送、接收以及输出执行等功能。
调度自动化主站，即远动主站的作用是将远动分站的信息以标准规约的形式传到调度站，满足调度端对数据的实时性要求。
调度室内设备的主要作用是向调度人员提供实时的电网信息，以满足调度员对电网安全、经济运行的管理。
调度自动化主站对于无人值守变电站的实时监控起着重要的桥梁作用，它是变电站信息传递给调度员的纽带，它的正常运行与否，对于电网的安全运行有着极高的重要性，所以设计出可靠、安全运行的调度自动化主站系统，对于电网的安全运行非常重要。
电网调度自动化系统配置
电网调度自动化主站系统主要由前置服务器、SCAD户以DB服务器、调度员工作站、维护工作站、PAS工作站、WEB服务器、SCADA网等组成。
（1）前置服务器：
前置工作站实现实时通讯的处理和实时数据库的处理。
终端服务器通过交换机接入该服务器，以实现前置通讯部份的网络与SCADA实时网段的有效隔离。
系统前置机柜主要完成远动信号的调制、解调，远动信息的解帧与下发工作，一般配置有电平转换箱、MODEM机笼、滤波电源盒、风扇、GPS时钟等。
前置
数据通讯采用终端服务器，适合数字通道和模拟通道，支持同步/异步方式，可接入网络RTIJ。
终端服务器通过交换机与前置服务器相连接，采用独立的网段，避免由于终端服务器而引起系统网络负荷的加重。
RTU信号通过远动通道传上来后，模拟信号经过MODEM，数字信号经过光电隔离后，通过智能转换控制箱一分为二接入两个终端服务器异步口，实现终端服务器的冗余热备用。
（2）SCADA服务器/数据库服务器：
该服务器主要实现SCADA功能处理和实时/历史数据库的处理，承担系统管理兼有人机接口界面，采用冗余热备用的配置模式。
（3）调度员工作站：
调度员工作站主要承担电网运行的监视与控制，供调度员处理电网事故等，是一种全图形操作的工作站。
（4）维护工作站（管理员工作站）：
维护工作站主要供调度人员维护系统，提供程序员编程接口，并可运行服务器和调度人机接口界面，是一种全图形操作工作站。
（5）培训工作站（DTS工作站）：
该工作站主要运行调度员培训模拟系统（DTS）。
（6）VVEB服务器：
WEB服务器主要实现SCADA与外部系统共享实时/历史数据、图形、报表等，为其它系统的访问、共享提供多种方式和工具，实现sCADA网络与Mis网的连接、SCADA网络与上级计算机系统网络的连接和与其它系统的有效隔离（网段物理隔离），防止其它系统的侵入，为实时系统的安全、可靠运行提供保障。
（7）PAS及其他工作站：
实现PAS功能，给调度人员提供一个手段，超前研究电网的潜在不稳定因素、提高电网的运行效率。
（8）SCADA网：
采用双以太网，支持双网冗余配置以提高网络的可靠性。
系统软件功能
数据采集与传输功能
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为工程量，再提供给人机联系子系统，输出给调度运行人员。
在这一过程中，主要有以下几方面的要求：
（1）系统能够采集和处理各类数据并按照时间序列自动排序，并记录数据传输中出现的错误和统计误码率。
这些数据类型包括不同通信协议的各类远动终端RTU采集的数据；
通过计算机通信采集的远方厂站的数据：
变电站的保护报文；
与地调SCADA/EMS系统通信收集的数据；
系统时钟同步数据；
人工输入数据。
SCADA系统采集的实时数据处理后送至实时数据库，其它数据也应进行适当处理，并存入相应的数据库。
（2）支持与使用IEC60870-5-101,DNP3.0、部颁CDT协议等规约的RTU通信；
支持IEC60870-5-104及部颁DL476-92通信协议，通过网络通信获取数据，对网络通信来的数据和RTU来的数据同样对待和处理。
（3）对所有接入系统的RTU数据进行周期性的查询采集，以保持数据库的实时性。
对模拟量进行周期扫描；
同一厂站的模拟量和状态量均可分组，每组均可定义扫描周期。
（4）系统具备实时监视和切换主/备通信通道的功能（时间可调），当主通道故障时能够自动切换到备用通道上，保证主备切换时不影响数据采集和不丢失数据。
（5）在数据采集时，提供对通道和RTU的检测手段。
RTU不应答时必须采取下列措施：
正在请求扫描的一组数据和状态量将冻结；
所有数据和状态量的刷新将在RTU重新应答后再进行。
（6）具有检测和报告数据通信故障的功能。
数据在传输时有足够的冗余保护码，保证传输的可靠性。
数据传输中出现丢失和溢出时产生告警并作相应的处理。
数据处理功能
（1）计算功能
提供面向电力调度应用的计算处理，提供的预定义公式和自定义公式计算功能，能够满足用户的各种需求。
参加运算的量个数没有限制，既可以是从分站采集来的实时数据，也可以是置入数据、计划数据、替代数据和计算量。
（2）数据可靠性检查
根据用户对每个数据设置的合法范围，将因设备瞬时故障或通道干扰而造成的突变数据进行滤除。
（3）超变化率限值处理
每一数据均可设置一个变化率限值，据此可避免数据在某一数值附近频繁微小变化时造成的不必要的频繁报警，此限值可由用户自行定义。
（4）统计功能
对模拟量、状态量、电度量以及各种电网设备进行多种统计处理。
如电压合格率、平均值、全网周波合格率、设备的投运率、电容器投切等；
各种断路器、隔离开关、刀闸等设备的动作统计；
事故跳闸统计；
有载调压变压器抽头升降统计；
微机保护设备定值修改记录等。
（5）档位转换功能
以不同方式送来的有载调压变压器抽头信息转换为一标准的遥测数据，从而可在人机会话工作站上以数字形式显示抽头位置，同时不影响以遥信方式显示。
（6）超计划值处理功能
根据计划值计算出超欠值，并统计超欠率，计算超欠电量等，同时生成报誓记录，在画面上给出变色显示提示。
（7）事项报警处理功能
对模拟量可分别设置报警上、下限，有效上、下限，各时段的考核上、下限，当数据越限值时可生成报警记录，并在人机工作站的报警窗口显示事项，在画面上以特殊颜色显示该数据，用户亦可定义其给出语音报警提示。
（8）事故判断功能
当指定该设备需要进行事故判断时，根据断路器对应的事故等保护设备的状态，对应遥测量是否为零，以及该动作是否为遥控操作等进行事故判断。
（9）事故追忆功能
发生事故跳闸时，根据用户定义好的对应关系自动追忆有关数据，并将其存入数据库中。
（10）远动投退判别功能
当远动信号由异常转为正常时自动解除因远动信号异常而采取人工置入或替代措施。
（11）其他功能
遥测替代功能、旁路替代功能，通道运行统计等。
所有数据处理的结果用于生成实时数据库和历史数据库
遥控遥调功能
（1）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，所有遥控闭锁条件自动判定。
（2）能够按照不同的电压等级、不同的区域进行分别监控。
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己限定的系统应用功能。
（3）可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。
操作过程中随时有汉字提示和语音复述，并可随时方便地退出操作。
操作有返校倒计时和执行倒计时，并具有限时失效功能，时限可调。
（4）遥控/升降操作可以分为操作和审批两席。
操作席选择遥控对象后，经审批席审批确认后，方可进行遥控执行或撤消操作。
（5）主站向RTU发出的所有遥控命令都在CRT画面上操作。
完成一项遥控操作后，自动记录遥控过程。
（6）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；
旁路开关替代运行时，所有与旁路开关有关的量一次修改到位；
在线置入接地线并显示同一厂站挂接地线组数；
自动累计断路器跳合闸总次数，事故跳闸次数，当到达规定次数时以告警方式通知用户。
三解决问题的方式及方法
随着计算机的广泛应用，计算机模式从集中式结构转向了分布式结构，最为典型的是C/S结构。
随着网络技术的高速发展，尤其是基于Web的信息发布和检索技术、Java技术以及网络分布式对象技术的飞速发展，导致计算机网络结构向更加灵活的多级分布结构演变，网络结构跨入一个新阶段，即B/S结构。
C/S结构与B/S结构分析
C/S结构
C/S结构即客户机服务器结构，是由一个或多个客户机以及一个或多个服务器数据库服务器、文件服务器、网络服务器等构成的分布式计算结构。
C/S结构通常采取两层结构，服务器负责数据的管理，客户机负责完成与用户的交互任务。
客户机通过局域网与服务器相连，接受用户的请求，并通过网络向服务器提出请求，对数据库进行操作。
服务器接受客户机的请求，将数据提交给客户机，客户机将数据进行计算并将结果呈现给用户。
服务器还要提供完善安全保护及对数据完整性的处理等操作，允许多个客户机同时访问服务器。
一般将数据层放在服务器端，表示层放在客户机端，而应用层既可以放在服务器端，也可以放在客户机端。
在C/S结构中，应用程序分为服务器部分和客户机两部分。
服务器部分是多个用户共享的信息与功能，执行后台服务，如控制共享数据库的操作等；
客户机部分为用户所专有，负责执行前台功能，在出错提示、在线帮助等方面都有强大的功能，并且可以在子程序间自由切换。
B/S结构
B/S结构，即Browser/server结构，该结构基于Intemet的TCP皿协议的支持，以HTTP为传输协议，使客户机可以通过浏览器访问认阳b服务器以及与之相连的后台数据库的体系结构。
B/S结构分为三个层次：
客户机、WEB服务器、数据服务器。
B/S结构是对C/S结构的一种变化和改进。
在B/S结构中，用户通过客户机浏览器向WEB服务器提出请求，WEB服务器完成对用户进行身份核对后，利用HTTP协议将所需的网页传送给客户机，客户机接受并把它显示在客户机浏览器上。
WEB服务器接受用户的请求，首先将需要执行的应用程序与数据服务器链接，向数据服务器提出数据处理申请，数据服务器将数据处理结果提交给WEB服务器，再由WEB服务器送回客户机。
数据服务器包含系统的数据处理逻辑，接受WEB服务器对数据操作的请求，实现对数据库的查询、修改、更新等功能，把运行结果提交给WEB服务器。
由于B/S结构基于TCP/TP协议，因可以使系统运行于Internet之上，使得系统克服了空间和地域的限制，可以在任何地方访问系统，实现随时随地的服务。
3.2系统结构优化
（1）系统改进原则
1）实用性原则以满足地区电网优化调度为目标，根据达州地调实际运行情况进行改进，解决实际问题。
2）网络化原则系统利用网络数据库技术快速创建调度数据库，实现数据的共享和快速传递，提供快捷准确的信息，减少调度数据交换环节，简化审核程序，做出正确的决策。
3）可扩充性原则系统的改进充分考虑技术的发展趋势，搭建系统框架，使其具有较强的可扩充性。
4）实时性原则电网优化调度要求有关各方实时掌握地区电网运行的实际情况，及时查询各类相关信息，以便对当前时刻的调度策略做出准确的判断，并确定相应的应对措施和制定下一步计划。
（2）系统实现方案
在开发新的调度自动化系统或者升级目前所应用的IES500系统时，为了能从根本上解决目前地区电网调度自动化系统存在的问题，通过对C/S和B/S结构进行认真分析和比较，结合目前现有网络结构和设备，最大限度的发挥SCADA系统的作用，可以采用两者的混合机构，充分发挥C/S结构和B/S结构的优越性，实现对SCADA系统的优化，构建一个高效、高速的系统。
对于C/S与B/S两种不同体系结构进行混合开发，由于两种体系结构的风格不同，因此，混合结构必然存在一些需要解决的关键问题：
1）数据库的一致性和完整性；
2）对于电网调度自动化主站系统生产数据的功能划分。
因此，要采用C/S与B/S混合结构对现有IES500系统进行性能改善，可以采用以下思想：
1）对地区电网调度自动化主站系统的生产数据访问进行分析，针对不同的数据操作采用不同的体系结构。
2）将系统分为数据的存储、处理和显示三个部分，各部分相互独立，保证系统的扩展性。
3）以数据库为中心，主站系统的生产信息集中存储与管理，保证系统数据的一致性和完整性。
4）采用统一的界面支持本地和远程访问，保证系统界面风格一致性。
四电网调度自动化主站功能扩展展望
基于个人通信功能的应用
SCADA是一个自动化系统，它可以采用冗余技术做到一定范围内的自我诊断，并在发现异常时自动报警。
SCADA系统发出的报警信息分为两类：
有关目标系统运行状态的告警信息，如“某开关变位”等；
有关SCADA自身运行状态的告警信息，如“某变电站远动通道退出”等。
实际上，调度员与值班员所关心的信息明显不同，调度员关心前一类信息，SCADA系统值班员关心后一类信息。
目前的调度自动化系统显然没有考虑系统的参与者对信息的个性化需求。
目前，报警信息通常是在SCADA工作站的显示屏上弹出告警信息窗，并伴有音响或语音提示。
这就要求值班人员必须始终在现场。
而如果将告警信息发送到值班人员的个人通信终端上，就可实现非现场值班，尽可能缩短电网故障处理时间，提高运行效率。
采用通用个人通信与统一消息服务的技术，在SCADA上实现了一个基于个人通信系统模块，通过此模块的应用可以及时了解调度自动化系统中实时发生的任何事件，增加电网调度管理的即时性，很好的解决上述问题。
个人通信技术及系统功能
（1）个人通信与统一消息服务简述
个人通信是指在任何时间、任何地点、任何人之间都可以采用任何通信手段传递任何信息的通信方式。
目前主要是指移动通信技术和移动通信工具为基础的面向个人的通信方式。
统一消息服务是指从服务提供的角度将寻呼、手机短信、电子邮件、网络即时通信、电话语音以及传真等相互分离的业务统一于一个单一的通信系统中，使用户能自由地使用不同的终端，随时收发被整合后的消息，而不再受限于特定的服务网络或通信终端。
就目前的实际情况而言，一般实现方案包含了手机短信、电话语音等2种最基本的业务，以实现SCADA告警信息传递的个人消息服务。
（2）个人通信系统功能分析
1）消息发送。
在SCADA运行过程中，状态变化产生的事件形成消息，以面向个人的方式重组，自动选择发送对象和通信方式，将消息发送，指定的个人。
2）消息确认。
对于重要的消息，必须确保消息接收者接收到。
这就要求消息接收者在收到重要消息后要通过电话拨号或发送手机短信进行消息送达确认。
3）消息的重发与转发。
已发送的重要消息，在指定的时间内未得到消息送达确认的，系统将按预先定义的指令，自动重发或转发给其他人员。
4）定时消息与召唤消息。
定时消息由时间触发，允许在每天指定的时刻发送特定消息。
召唤消息由个人发起，通过电话拨号或发送手机短信代码的方式点播消息。
5）消息定制。
允许个人通过电话拨号或发送手机短信代码的方式指定或改变其本人所关心的消息。
出于对系统安全的考虑，个人不能禁止接收应由其本人负责的重要消息。
个人只能进行简单的消息定制，消息发送方式的高级定制需由系统管理员在计算机上完成。
5 致谢
在本次案例分析完成之际，衷心地感谢我的指导教师对我的悉心指导，正是在您的帮助和引导下，我才能够顺利完成论文，是学业更进一步，在此，我要对您说声：
老师，您辛苦了！
参考文献
[1]郭创新、朱传柏、丁焕玉、唐跃中，集控站自动化模式及其综合防误操作系统研究
[2]王士政，电力系统运行控制与调度自动化，1990.
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