四川大学调度自动化系统设计报告.docx
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四川大学调度自动化系统设计报告
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
1总则4
1.1设计依据4
1.2设计范围4
4
4
1.3设计原则5
2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
7
7
7
3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8
4系统功能及技术要求8
4.1系统功能要求8
9年）功能要求8
4年）功能要求10
4.2系统技术要求11
11
13
13
13
13
13
5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
17
18
5.3远方终端装置（RTU）20
20
20
20
21
21
6主站系统21
6.1配置原则21
6.2硬件配置23
23
23
6.2.3SCADA工作站23
25
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29
29
30
30
6.2.6PAS工作站30
31
31
32
32
32
32
32
32
6.3软件要求33
33
34
34
34
36
36
36
36
37
37
37
38
38
38
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40
40
41
41
41
1总则
1.1设计依据
IEEE-802.X系列局域网通信标准
IEC61970能量管理系统应用程序接口标准
IEC61968配网管理系统接口标准
IEC60870-5（所有部分）远动设备及系统第5部分：
传输规约
GB/T13730地区电网数据采集与监控系统通用技术条件
GB/T13729远动终端设备
DL/T634.5101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/T634.5104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IEC60870-5-101网络访问
DL/T516电力调度自动化系统运行管理规程
DL/T550地区电网调度自动化功能规范
DL/T5003电力系统调度自动化设计技术规程
DL/T5002地区电网调度自动化设计技术规程
DL/T635县级电网调度自动化系统功能规范
DL/T789县级电网调度自动化系统实用化要求及验收
DL/T721配电网自动化系统远方终端
DL451循环式远动规约
DL476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/GDW126-2005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；
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
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。
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。
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
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。
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<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%
五、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:
1280x1024
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。
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（telecontroltransfertime）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（averagetransfertime）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（overalltransfertime）、总响应时间（overallresponsetime）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
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Ⅰ段、Ⅱ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Ⅰ段所连接的负荷回线的有功、无功、电流、功率因数。
I10kV母线Ⅱ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Ⅰ段、Ⅱ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Ⅰ段所连接的负荷回线的有功、无功、电流、功率因数。
I35kV母线Ⅱ段所连接的负荷回线的有功、无功、电流、功率因数。
J10kV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，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
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