四川大学 电气 课程设计调度部分.docx
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四川大学电气课程设计调度部分
前言
随着电网的发展和自动化程度的提高，调度自动化系统已成为调度员实施生产指挥和控制电网运行必不可少的工具。
但在实际运行过程中，由于调度自动化系统自身也可能出现各种异常情况，如:
自动化系统故障、网络中断、数据采集通道中断、系统软件异常等，倘若发生异常情况而没有及时发现，则可能导致调度人员无法进行正常的调度指挥，严重时可能影响整个电网的安全运行，造成巨大的经济损失。
为保障自动化系统安全、稳定、连续、有效的运行，开发建设了该自动化综合监控系统；该系统将完成一定范围内的四个110千伏特变电站的包括数据采集、信息处理、统计计算、遥控、报警处理、安全管理、实时数据库管理、历史库管理、历史趋势、报表生成与打印、画面编辑与显示、Web浏览、多媒体语音报警、事件顺序记录、事故追忆、调度员培训模拟等任务。
第一章总则
1.1设计依据：
1.1.1系统的技术特点
1.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在正常及事故情况下的监测、保护、控制等。
2.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。
3.系统具有良好的开放性和可扩充性.
4.完善的SCADA功能满足县级调度自动化系统的需要。
5.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。
1.1.2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。
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设计目标
新一代的电网调度自动化系统应考虑到Internet/Intranet技术对电力企业的影响，在设计、开发时应以SCADA功能为基础，DA/DMS、AM/FM/GIS、MIS及其他子系统为扩展功能的、具有一体化平台的网络化、多功能系统。
①系统的硬件方面：
优先采用最新的、高可靠性的微型计算机硬件技术，作为系统工作站、服务器的硬件平台。
有条件的也可采用最新的RISC 或UNIX工作站系统。
②系统的软件方面：
调度自动化系统的操作系统采用新一代的Microsoft Windows NT/2000；数据库采用高性能的商用关系型数据库，如MS SQL Server，Oracle，Sybase等，使系统软件配置标准、规范；系统的输出形式采用Microsoft Office 的Excel 等优秀工具软件，使报表系统更加方便易用；软件结构采用网络分布式的客户/服务器模式。
本次调度自动化系统体系结构设计本着学以致用、加深《电力系统调度自动化》知识的理解和结合学生工作实践经验的原则，要达到以下设计目标：
⑴、充分理解现代调度自动化系统包括的含义；
⑵、熟悉调度自动化系统的功能；
⑶、熟悉并巩固变电站主接线图的设计方法和相关规范；
⑷、掌握调度自动化系统的设计原则；
⑸、掌握电力系统中调度自动化基准厂站选择的方法和原则；
⑹、掌握调度信息的组织和信息量的估算；
⑺、掌握调度中心主站计算机系统的结构；
⑻、掌握调度自动化系统应该达到的技术指标；
⑼、掌握电网结构分析的基本知识。
1.3设计范围
设计水平年：
电力系统中的设计水平年一般取今后5～10年中的某一年；远景水平年一般取今后10～15年中的某一年，设计水平年的选取最好与国民经济计划的年份要一致，拟设计水平年取2017年。
设计范围：
收集来自四个110千伏特变电站（即110千伏特北苑变电站、110千伏特大营街变电站、110千伏特华宁1变电站、110千伏特华宁2变电站）一次系统各元件的运行状态，使调度人员能掌握实时的运行参数，出现特殊或异常情况时，提出决策和措施，指挥控制系统及时动作，保证安全性、可靠性；正常运行时，合理调配发电厂和线路潮流，保证电能质量、经济性；信息集中处理自动化系统。
1.4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（本次毕业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：
坚持人机对话简洁、明了、方便的原则，且能完成调度系统与MIS系统之间的信息共享；
（3）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；
（4）先进性；
（5）可扩性；
（6）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；
（7）灵活性：
组成系统的各功能模块，多数要能做到"即装即用"；
（8）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。
（9）系统有统一的模块化电网描述数据库；
（10）系统必须能够进行高效的实时数据处理；
（11）系统要有友好方便的人机界面；
（12）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；
（13）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。
第二章电网概况和调度管理
2.1电网概况
按照县级电网的容量规模，县级电网调度自动化系统可以分为三级：
容量大于150MW的为大型县调；容量在50—150MW之间为中型县调；容量小于50MW的为中心县调。
本系统涉及的四个变电站，均为110千伏特等级接10千伏特旁路。
2.2调度管理
调度管理体制和机构设置：
电力系统调度自动化系统在国际和国内均采用分层或分级的信息管理方法。
调度管理原则：
统一调度，分级管理，分层控制；信息分层采集，逐级传送，命令按层次逐级下达；我国采用五级分层调度管理；每一级使用相应的调度自动化系统。
各变电站、发电厂运行状态信息分层或分级进行管理；每级设相应调度控制中心，管理该层级所管辖发电厂、变电站运行状态信息；每级设相应调度自动化系统；信息分散管理，可减小存储容量压力，提高数据处理时间，降低投资费用和维护成本。
调度管理体系分为：
国家调度控制中心，几个大区设立联合调度控制中心（一级调度中心），对几个大区的联合电力系统进行调度管理；全国联网后，对全国联合电力系统进行调度管理。
收集必要和有参考意义的信息；大区电网调度控制中心，一个省或几个省设立联合调度控制中心（二级调度中心），调度管理各区域系统的协调运行。
信息来自于三级调度中心、各区域联络线、枢纽变电站、大容量关键性发电厂；省电网调度控制中心，各区域系统设调度控制中心（中心调度，三级调度中心），调度管理该区域系统的运行。
信息来自于该区域各发电厂、变电站和线路的运行参数；地（市）电网调度控制中心，各区域系统内根据需要，分地方成立地方调度控制机构（地调），只调度管理输变电设备和用户设备的运行；县电网调度控制中心，各地方根据需要，成立县级调度控制机构（县调），主要进行分配负荷、控制负荷工作。
调度职责：
收集一次系统各元件的运行状态，使调度人员能掌握实时的运行参数；出现特殊或异常情况时，提出决策和措施，指挥控制系统及时动作，保证安全性、可靠性；正常运行时，合理调配发电厂和线路潮流，保证电能质量、经济性。
第三章调度自动化系统现状及存在的问题
3.1调度自动化的发展
我国电力系统调度自动化的发展主要经历了四个阶段：
第一阶段，改革开放前（20世纪70年代）这段时期是我国电力系统调度自动化发展的萌芽时期，主要是基于专用计算机和专用操作系统的SCADA系统，以数据采集和监控系统为主要功能，在此期间，由于受到计算机技术发展的限制，系统中的全部功能都是通过单击实现；
第二阶段，改革开放初期（20世纪80年代）这段时期我国电力系统调度自动化是以计算机和EMS系统为基础的，出现了调度主机双击热备用系统；
第三阶段（20世纪90年代）这段时期是是信息技术发展最快的十年，我国国电力系统调度自动化受到信息技术发展的影响，采用商用关系型数据库和图形显示技术，丰富完善系统中的应用软件，建立基于精简指令集计算机的开放分布式EMS系统；
第四阶段（21世纪初至今）截至目前，我国已开发出第四代电网自动化系统。
第四代电网自动化系统最突出的特点是集中体现了安全问题在系统中的重要性，该系统基于公共对象请求代理体系结构（CORBA）开放分布式的设计思路，遵循IEC61970的公共信息模拟（CIM）/组件接口规范（CIS）和缩放矢量图（SVG）标准，并根据电力市场的要求进行了软件的扩展。
3.2调度自动化系统存在的问题
电力调度自动化系统的主要功能包括：
数据采集、信息处理、统计计算、遥控、报警处理、安全管理、实时数据库管理、历史库管理、历史趋势、报表生成与打印、Web浏览、多媒体语音报警、事件顺序记录、事故追忆、调度员培训模拟等。
重要节点采用双机热备用，提高系统的可靠性和稳定性。
当任一台服务器出现问题时，所有运行在该服务器上的数据自动平滑地切换到另一台服务器上，保证系统正常运行。
系统有健全的权限管理功能。
能快速、平稳地自动或人工切除系统本身的故障，切除故障时不会影响系统其他正常节点的运行。
我国目前的调度自动化水平与世界上先进的国家相比，还有很大的差距。
尽管在近几年新投入运行的变电所中大都采用了微机线路保护、故障录波、微机远动和就地微机监测等装置。
但在二次接线控制、测量信号远动、继电保护以及微机监测设计上，由于生产运行单位的分专业管理体制，存在着各专业相互独立、设备分设的现象，缺乏统一规划和专业间的协调。
制造部门也只根据设计和生产运行的要求，
分别制造各专业所需设备，缺乏对整个变电所自动化的统筹考虑。
这些问题的存在，必然要造成设备重复设置等问题。
（一）系统计算机CPU负载率问题
在我国电力系统的应用实践中发现，在各个阶段投入运行的电网调
度自动化系统中，计算机CPU负载偏高一直是难以解决的问题，即便是目前计算机的容量和运算速度成倍或成几十倍提高的情况下，其负载率仍很高。
这个原因是多方面的。
第一，在集中式系统中，主机要求实现的功能多，负担过重；第二，系统采集和处理的信息量过多，为此，应尽量减少不必要的信息采集，对己采集信息进行滤波，减少处理的信息量，做到信息量采集处理少而精；第三，系统工作环境差，进程管理混乱，应注意减少计算机不必要的进程调用，调整画面刷新周期和遥测量死区值等，实现优化系统管理。
（二）高级应用软件的问题
目前我国调度自动化发展尚停留SCADA水平上，要上升到EMS（电力管理系）的水平，还需要加强高级应用软件的开发工作。
但是，我国现在高级应用软件的开发与应用之间存在差距，原因在于基础自动化薄弱，计算机容量有限，SCADA实用水平低等。
〔三〕SOE功能的作用问题
SOE功能（事件顺序记录功能），主要用于记录电力系统事故时，继电保护和断路器的动作顺序时间。
由于记录的时间是断路器辅助接点或位置继电器接点的切换时间，不能完全准确地反映断路器的实际分合时间，在电力系统发生复杂事故时，SOE提供的动作顺序时间就可能会发生差错。
因此，SOE功能目前只能为事故分析提供参考依据，尚不能取代故障录波器。
另外，SOE的运用，需要增加较多系统投资，且工作量较大，其综合效益还需进行充分研究和实践检验。
（四）CDT和Polling远动规约的选用问题
CDT和Polling两类规约在我国都到了广泛的应用，并且这两类规
约的远动装置并存使用的现状将持续下去，选用哪一类规约的远动装置，原则上应视通道的质量与数量及本电网的调度自动化系统现状来决定，不宜盲目追求采用Polling远动。
由于CDT和Polling两类规约的差异，加之同一类规约也各有差异（如祯格式、数据结构、实现方式等），所以普遍存在着远动通信的接口问题。
（五）标准化问题
目前国际上EMS正向着开放式结构发展。
这种开放式结构的重要特征，就是采用国际标准和工业标准，支持多种硬件平台。
就我国目前现状而言，标准化工作也正在加紧开展，己制定了一些电力行业标准。
（六）系统的使用寿命问题
一套自动化系统的使用寿命大致取决于3点：
一是系统的实用性；二是系统还可扩充、完善的程度；三是运行维护水平和人员的素质。
（七）远动装置和就地监测装置功能重复问题
远动装置采集模拟量、开关量和脉冲量，就地监测装置同样需要采集这些量。
目前没有做到信息共享，达到一套装置实施两种功能，根据需要分别传送和接收所需信息，而是分别设置设备或者是一套设备两种要求，造成投资增加。
（八）变送器重复设置的问题
不少变电所存在着就地微机监测系统分属不同部门管理问题，而分设的变送器各自传送模拟量造成设置重复，加重了CT和PT的负担，不能保证输出的精度一致，从而产生测量误差。
（九）系统的开放性问题
电网调度系统建设应遵循国际标准，选用通用的或者标准化的软硬
件产品，计算机产品、网络设备、操作系统、网络协议、商用数据库等均遵循国际标准和电力工业标准。
系统应该是开放的，能够支持不同的硬件平台，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应统一，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，或者方便的实现与其它系统间的接口，系统应能提供以下开放式环境。
同时，要采用分布式的体系结构，可以根据系统的规模和特殊需求，充分优化各节点资源和均衡网络负担，并便于系统的分阶段实施。
系统还应该具有良好的可扩展性，可以逐步建设、逐步扩充、逐步升级。
3.3解决办法
为尽快提高县级电力调度自动化水平，改变现有落后局面，目前己有大量科研人员投入此项课题研究，提出了一些改进建议和解决现有问题的途径。
（1）对县级电力调度通讯设备还很不完善的县局，不应急于上远动，首先要解决通讯问题。
在组建网络时，就要考虑到远动问题，而不是仅考虑通讯。
从目前来看，农电通讯以载波为主是合适的。
（2）对已有以无线电台为主要通讯手段的县级电力调度，在上远动时不应彻底淘汰原有的无线电台而应首先把原单信道无线电台改造为双信道无线电台后，再上远动。
（3）对于己安装使用了以无线电台为主要通讯手段的远动装置，不应急于对通信设备更新换代，要在巩固和实用化上作文章。
（4）在传送器问题上：
①传统变送器用于县级电力调度远动系统中不太合适，投资高而微机变送器的安装工作量则大大减小，维护工作量也少，特别适合县级电力调度使用。
②建立变送器测试中心，对入网变送器进行测试，保证入网变送器的质量对运行中发现问题的变送器复测，及时调整误差，使其达到允许值。
③改变变送器的结构使其为插接式，以保证互换性。
3.4电力调度自动化发展展望
电网调度自动化系统的模式是以其支撑技术的发展相伴随，以支撑技术的特征为主要特征，当然也与电网本身及其技术的发展相适应。
以互联和开放为特征的现代电网对电力系统的运行和控制提出了巨
大的挑战，主要体现在：
一方面，电力系统运行的复杂性增加，另一方面，在传统的经济、技术任务基础上，增加了有关外部系统、电
价、市场、平衡协议及结算等大量信息和参与者间的信息交换，要求改进信息的处理、分析和显示，以更快、更准确的支持调度员做出运
行决策和控制决策。
更具体的说,需要一个功能强大的支持平台，即：
数据刷新速度满足实时要求，电网数据变化快；应方便经常维护；功能模块多，模块协调好；可移植性强；可扩充性强；平台与应用相分离。
由此可以总结为
以下几点：
1）可靠性、实用性、可伸缩性（RAS）
在传统的电网调度自动化系统中，可靠性、实用性的要求是不言而喻的，也是任何系统所必备的特性。
如何考证这两性，是电力部门应具有的能力。
根据软件工程的质量管理标准，首先应该考虑系统的支撑软件，如：
操作系统、数据库、开发平台则是支撑软件的主体；
一般用安全级别来确定，对于操作系统而言，主流系统LINUX、UNIX、WINDOWSNT/2000都具有C2级安全；同样对于商用数据库而言，SQL-SERVER、ORACLE、SYSBASE都是不错的。
唯独开发平台的选取则是要慎重考虑的：
如C++，JAVA或通用组态软件的二次开发等，C++是目前通用的开发手段，JAVA正在兴起，从可靠性、实用性上来说JAVA比C++更好，通用组态软件本身也不差，但是对组态软件的使用必须通过二次开发，这样往往就会影响此特性。
就可伸缩性（SEVER-ABILITY）而言，JAVA是不可比拟的。
所谓可伸缩性是指系统的可维护性和可扩展性。
目前对于新疆的县市级调度自动化系统，应采用成熟的技术。
操作系统WINDOWSNT/2000仍然占主导地位，在网络连接、可靠性、稳定性、实时性等方面与LINUX、UNIX可以媲美，而在易用性、广泛性方面却占优势，价格上远远优于LINUX，推荐采用WINDOWS2000系统。
商用数据库系统也推荐采用微软公司的SQL-SERVER7.0，同样在性能上,优于ORACLE、SYSBASE，而价格上便宜，相比之下ORACLE的容量大，但作为调度自动化系统SQL-SERVER已足够用。
开发工具，推荐采用成熟安全的C++，即面向对象的开发语言。
（二）实时性、数据一致性、安全性、系统可开放性
实时性也是电网调度自动化系统的决定性指标，在我们国家的有关标准中
作了详细的要求，一般厂商的产品大多能够满足。
数据的一致性包括实时数
据和历史数据的一致性，这是双机系统必然存在的问题，在没有计算机集群技术的条件下，各厂商会有不同的处理办法，
采用磁盘阵列和计算机集群（CLUSTER）技术可根本上解决数据的一致性和安全性问题。
系统可开放性的意义在不同的时期是指在一定的范围内而言，不能从绝对意义上来谈开放性问题。
在当前的条件下应该考虑这么几个方面：
1）跨平台问题,实现的手段和效果，又包括混合运行系统、可移植系统。
由于TCP/IP网络协议标准和ODBC/J接DBC数据库口标准的运用，实现混合运行系统已经不成问题，从具体意义上讲这还不是跨平台特征；可移植系统充分体现了跨平台的特征，但可移植系统的可移植性约束条件是不一样的，有依赖于操作系统跨硬件平台的，也有双重指令条件编译的，还有完全是多套同等系统来满足不同要求的，而这里讲的是彻底的跨平台系统，也就是无条件的不加任何修改的实现系统移植。
2）广义平台性与工具性在传统意义上讲求软件模块化，而广义平台是软件模块化的一个飞跃，它是知识与应用相分离的结果，甚至超出了基于“组件”的软件开发方法，是利用面向对象技术的深化，具有如下特点：
独立的物化形态、良好的通用性，实现规模效应，避免重复开发和人力资源的浪费。
有完整的知识产权，保护创新，实现可持续发展战略。
平台内涵的“黑箱”性，真正体现出知用分离的特点，实现现代信息文明。
具有傻瓜化界面，保证平台的易用性，降低操作者的劳动强度和操作人员的知识水平要求。
不断知识集成的“黑洞”效应，保证平台的不断技术创新和知识集成。
3）分布式问题。
分布式系统是指数据与功能分布的系统，以往的分布式电
网调度自动化系统一般是以分层分布的形式或互通信息的多个分布式子系统
组合形式体现出来的，随着INTERNET/INTRANET技术的出现，采用WEB等技术实现的分布式系统却又有了本质的不同，即在一个层次上的客户/服务器（CLIENT/SERVER）模式,即：
在逻辑上各个节点之间的互访是建立在一个对等的基础上的。
4）信息结构问题。
我们都知道单独的数据不成为可用信息，必须通过一定的结构组合成一个逻辑信息体，才能具有实际意义，但是信息体结构在不同的系统中有不同的描述方法，不同的应用也有不同需要的描述方法，这就造成了系统互连和系统分阶段建设中人为的障碍，传统的解决办法是采用格式转换，或实时转换，或离线转换（基于事务需要时转换），这种解决办法势必要影响系统的可维护性等相关特性。
最好的解决办法是采用数据仓库技术，也就是说：
将全部信息实现数据库存储方式，包括图形及其图元之间的连接关系、声音、参数、直接数据等，通过一种标准的访问格式,如XML（可扩展标记语言）来实现信息体输出，为实现数据挖掘提供条件。
如EMS（能量管理系统）、DMS（配电管理系统）、SCADA（数据采集与控制）三个实际应用采用统一数据源的实现。
5）系统支撑平台应用软件的选择推荐采用如图结构，也是调度自动化/配电自动化系统目前采用的结构。
在以往的分类中常常把
“SCADA”+“输电网高级应用软件”称为“EMS”，而把“SCADA”+“配电网高级应用软件”称为“DMS”，且高级应用软件是建立在SCADA基础之上的。
第四章系统功能及技术要求
4.1系统功能要求
网、省2级调度自动化4项总体功能：
数据采集和监视、控制；自动发电控制和经济调度；计算机通信；实用的安全分析。
调度自动化系统收集、处理电力系统运行实时信息，通过人机联系系统把电力系统运行状况集中，而有选择的显示出来进行监控，并完成经济调度和安全分析等功能。
运行人员可借此统观全局，集中精力指挥全网安全、经济和优质运行。
调度自动化系统的安全监控和计算机通信功能的实现，可以提高电力系统的安全运行水平。
当发生事故时调度员能及时掌握情况，迅速进行处置，防止扩大事故，减少停电损失。
调度自动化系统经济度功能的实现，可以达到可观的节能效果。
调度自动化系统具有安全分析功能，可以进行事故预想，并提出对策，提高调度人员的应变能力。
通过约束条件和紧急控制等手段，解除线路过负荷，供电力系统保持正常运行状态。
调度自动化总体功能大致可分低、中、高3档。
低档功能是数据采集、监视和控制（SCADA）；中档功能是数据采集、监视和以及自动发电控制和经济调度（SCADA+
SGC/EDC）；高档功能是在中档基础上增加安全分析等应用软件功能，即SCADA+AGC/EDC+SA等。
各级调度应按调度自动化现状、调度职责和电力系统实际情况和发展水平、按照由低至高，由易至难原则，恰当确定总体功能。
4.2系统技术要求
调度端与远动终端的通信方式宜采用问答式。
远动规约应符合有关标准，在网（省）调范围内，宜采用一种远动规约。
在网（省）调范围内有其它远动规约时，应采用规约转换方法或其它方式解决相互接口。
数据采集、处理和控制类型有：
遥测量：
模拟量、脉冲量、数字量。
遥信量：
状态信号。
遥控命令：
数字量、脉冲量。
遥调命令：
模拟量、脉冲量、数字量。
时钟对时。
计算量。
人工输入。
1）调度自动化系统时间与标准时间的误差应不大于10ms。
2）遥测量指标如下：
远动系统遥测误差不大于±1.5%。
越死区传整定最小值不小于0.5%（额定值）。
3）遥信量指标如下：
正确动作率不小于99.9%；事件顺序记录系统分辨率应小于20ms。
4）遥控正确率不小于99.99%，遥调正确率不小于99.9%。
5）实时性指标如下：
遥测传送时间不大于3s；遥信变化传送时间不大于2s；遥控、遥调命令传送时间不大于4s；系统实时数据扫描周期为2～10s；自动发电控制命令发送周期为3～15s；经济功率分配计算周期为5～15min；画面调用响应时间：
90%的画面不大于3s，其它画面不大于5s；画面实时数据刷新周期为5～10s；模拟屏数据刷新周期为6～12s；双机自动切换到基本监控功能恢复时间不大于50s。
6）系统可用率不小于99.8%。
7）计算机通信信道技术要求如下：
传送速率为1200～9600Bd；误
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