电力行业变电站综合视频监控系统解决方案1
& & 电力行业和人民的生活、生产息息相关，一旦电力设施遭遇破坏或工作失误，就会造成大面积停电，其后果不堪设想，尤其是2003年美加“8.14”和2005年莫斯科“5.25”这两起大面积停电事故给我们敲响了警钟。随着电力企业的发展，电力企业采用科技手段加强控制手段以及加强无人值守变电站越来越多的出现在城市的各个角落之际，电力维护部门对变电站高效维护、统一管理方面的要求不断提高，对图像质量、工作效率等并符合未来科技发展趋势的系统，来解决日常管理中出现的维护、工作操作等问题。& & 目前变电站通过常规的综自系统已基本实现“四遥”功能，为变电站无人值班提供了一定的技术保证。随着大批变电站的无人值班化，变电站的日常巡视与倒闸操作却因各种客观条件的制约，仍然沿袭着以往的传统工作模式(即相关工作人员与管理人员必须到场到位)，因此将通过一种新的技术手段来配合传统的变电站综合系统，来适应目前电力生产组织模式。从而提高劳动生产率，降低人力物力成本。而网络摄像机的崛起，刚好满足这些功能。它能适应各类网络环境下运营级别要求的稳定运行特性、实现网络系统状态管理要求的可管控特性、满足用户对各类平台设备厂家自由选择的开放兼容特性，等等。& & 经过调研发现，国内对变电站现场状况的监测，基本只针对某个独立单元系统，如电气指标监测，电视监控、绝缘在线监测、防火防盗监控等，并上传至局生产管理部门。这些仅仅依靠某一、二项监测结果去了解变电站的状况往往是片面的，不足以让后方的生产管理人员实时、全面地掌握变电站的现场状况，更不能依靠某一项监测结果对现场进行及时处理，令已经投入的监测系统不能充分发挥应有的作用，导致事倍功半。即便安装了较多项目的监测系统，但各个系统互不兼容，操作繁琐，往往集成度不高，一样达不到理想的监测效果。& & 一、电力传统监控系统存在的难点问题& & 电力网络化建设、电网调度自动化技术运用、变电站安全防范等级要求提升、供电使用效率要求提高等，这些都促进了安全防范领域在电力行业的新应用。同时随着智能电网成为奥巴马新能源政策的重要内容，其渐被业界关注。中国国家电网公司以极快的反应速度，将“智能电网”上升到战略层面，提出加快建设以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展，以信息化、自动化、互动化为特征的坚强智能电网。智能电网的建设必将显著提高电网的输送能力和运行控制的灵活性，最大限度发挥电网优化配置资源的作用，提高发电设备的综合利用效率。& & 1、实时数据无法共享，机房分布广泛。& & 当前的电力监控系统因地域分布广，而发电机及其辅助设备运转过程中产生的图像数据采集，环境数据等随着电厂信息化建设的发展，实时数据的共享更加显得迫切。& & 2、无法实现远程办公，无法及时了解设备运行状态以及机房环境，无法及时排除设备的故障。& & 电力通讯的安全性要求非常高，但是，目前电力系统的很多机房都处于无监控状态，电力通讯安全存在非常大的隐患，所以多数机房采用有人值守方式，人力成本较高，并且对一些比较偏远机房维护和监视非常困难。变电站的生产管理不断地发展，“无人值班”，“远程办公”的管理模式将是变电站信息化建设的必由之路。而传统的模拟摄像机一直使用传统的的监控技术加上视频编码器实现远距离的视频传输，技术上并不满足远程办公的需求，无法进行远距离的监控和灵活性的操作控制。而铺设路线繁多，施工复杂。且监控图像一般只能在控制中心醒看，同时要实现系统需要铺设大量的视频线、控制线和电源线，带来了人力和物力上的巨大开销。，& & 3、系统存储实时数据困难& & 监控系统由于受建设时期计算机技术的制约，存储空间有限，无法将更多的实时数据存为历史数据，更不用说更高层次的分析和应用。而变电站的生产需要大量生产历史数据，通过对历史数据的分析利用，将大大地提高变电厂的优化水平，是企业一笔珍贵的财富。而系统监控点位的存储容量的扩充都较为复杂，传统监控系统工程使用DVR作为视频存储的设备。随着监控系统在电力生产的广泛应用，重复操作每一台DVR，且构成DVR系统功能简单已经经不能满足电力系统的监控需求。在实时数据、历史数据的基础上，实现机组性能计算、效率计算、耗差分析、故障诊断、状态检修、优化运行以及运行绩效考核等功能。此时实时数据的保存、分析和应用显得越来越重要。& & 4、普通摄像机图像质量已不能满足远程监视的要求& & 模拟摄像机经过数字转换后，图像质量受损，模拟信号长距离传输，信号衰减严重，易受干扰，图像质量不佳，图像分辨率固定为PAL或NTSC，无法满足更高清晰度、更高分辨率的监控要求。视频信号动态范围较小，难以满足各种特定应用的需求，比如低噪声、宽动态、高帧率等需求;无法实现分发、长距离传输、共享等需求。& & 5、安全隐患，无人值守变电站由于无法保证现场安全& & 变电站的安全无法及时保证。由于机房分布广，周围环境复杂且无人值守，机房的安全问题就显得比较突出，必须解决防火、防盗、防水等安全问题，保障设备的运行安全二、变电站监控的应用需求分析& & 针对电力行业变电站的监控应用的基本需求并充分考虑其特殊需求，结合当前IP监控技术发展的必然趋势，依托电力丰富的网络资源，根据汉邦高科网络视频服务器在应用行业中的工程实施经验，基于IP网络摄像机在电力变电站监控系统解决中应用需求分析。
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力系统运行管理系统包括以调度自动化系统为中心的主站系统，以电厂监控（包括发电厂、变电站、开关站等）为主的子站系统。上海锐呈电气有限公司GPS对时系统采用主站授时系统和子站授时系统架构。主站授时系统由省级主站授时系统和地县级主站授时系统组成，子站授时系统由各发电厂、变电站和开关站授时系统等组成。
电力系统运行管理系统包括以调度自动化系统为中心的主站系统，以电厂监控（包括发电厂、变电站、开关站等）为主的子站系统。上海锐呈电气有限公司GPS对时系统采用主站授时系统和子站授时系统架构。主站授时系统由省级主站授时系统和地县级主站授时系统组成，子站授时系统由各发电厂、变电站和开关站授时系统等组成。　　GPS对时系统采用卫星主时钟和扩展时钟的电力授时方案，以北斗或GPS卫星高精度授时为主、IRIG-B时间基准信号为辅。主时钟可采用北斗、GPS或北斗GPS作为卫星基准源，确保了系统的高精度、安全性和可靠性；采用高稳晶体钟、铷钟等多种守时守时方式，保证了输出时间按基准信号的稳定性和准确性。　　装置采用插卡式设计，接口丰富，输出数量可以任意扩展，提供脉冲、IRIG-B码、串口授时、网络授时、光纤授时和周波测量接口，满足电力设备及系统守时的需要，系统具有较好的扩展性和兼容性，为电力能量管理系统、MIS、SIS、调度自动化、变电站和电厂提供统一的时间同步授时的解决方案。GPS对时系统的主要特点1．时间精度高，达30nS。2．支持单GPS、单北斗、双GPS、双北斗、 GPS/北斗双系统卫星接收机配置。3.　采用北斗/GPS双系统互为备用设计，可靠性高；4.　通过网络互联保证全网时间一致；5.　主时钟与扩展时钟采用同一产品，保证系统时间一致性；6.　主时钟通过B码互锁，保证系统可靠运行；7.　主时钟与扩展时钟光纤连接，保证远距离传输的可靠性；8.　扩展时钟采用两路B码输入互备，可靠性高；9.　输出1PPS/1PPM/1PPH/PPX、IRIG-B码、DCF77码，串行报文等，满足多种应用；10.　时钟具有钟控算法，有优良的守时性能；11．装置采用全模块化即插即用结构设计，支持板卡热插拔，配置灵活，维护方便。为将来其它信号基准源（珈俐略卫星信号、上游地面链路的DCLS信号、PTP、NTP时间基准信号等） 的接入提供了方便，为今后建设三网合一的数字同步网打下基础。同时为将来现场改造扩建时增加或更改对时信号接口提供了方便。GPS对时系统的参数：1．时间源：GPS、北斗、CDMA、IRIG-B、恒温晶振OCXO、原子钟可选；2．电源：220V/110V交、直流自适应,双电源冗余；3．GPS接收频率：1575.42MHz,接收灵敏度：捕获〈-160dBW，跟踪〈-163dBW。捕获时间：装置冷启动时，〈5min；装置热启动时，〈1min。正常状态下可同时跟踪8～12颗GPS卫星；装置冷启动时不小于4颗卫星；装置热启动时不小于1颗卫星。内部电池：电池类型：锂电池；电池寿命：≮25000h。4．北斗接收器：通道：6；-157.6dBW；冷启动首捕时间：&2秒；失锁重捕时间：&1 秒；1PPS精度：优于100nS。5．平均无故障间隔时间（MTBF）&150000小时；平均维修时间（MTTR）：一般不大于30分，使用寿命不少于20年。正常使用条件下无须维护。6．授时精度：脉冲、B码：0.1&S，串口：10&S ，NTP/SNTP：1-10ms；7．时间保持单元守时精度：时间保持单元晶体振荡器选用OCXO，守时精度优于7*10-9（0.42&S/min）。GPS对时系统的典型案例：金山石化、首钢集团、上海电力、宁海电厂、许昌人防、上海虹桥机场、上海市公安局、Areva、Honeywell、老挝电力项目、乌兹别克斯坦石油项目、国家安监总局、浙江电力、世博园、无锡市监狱、ABB、上海银联、沪宁高速、苏州交警大队、宁波数字电视、南京大校场机场、中科院、闵行电厂、南瑞、Siemens、Schneider、公安部、江苏省公安厅、天津广电、安信数字证书认证。以上是GPS对时系统的简介，更详细介绍敬请参阅
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Visual Graph 是一套非常完善的图形系统，适合在电力、煤炭、化工、仿真、网络、自动化等各种工业监控软件以及图形建模、图形管理、图形分析、中小型GIS系统、工作流、中文表格、表单、工程绘图等软件项目中应用。
电力县级调度自动化系统
& 13:52:51
1.概 述&&&&为适应的发展,提高电力系统的管理水平,XXXX电业局计划建设技术先进,功能全面,性能可靠,并具有良好的扩展能力的网络环境的县级电网调度自动化系统,以推动企业管理现代化,提高整体素质和现代化管理水平,从而产生明显经济效益.依据电力工业部颁发的《地区电网调度自动化设计技术规程》等相关的电力行业系统规范,本着技术先进,功能完善,经济实用和可扩充性的原则拟定.系统设计原则及技术特点:&&&&在认真研究了当前电力市场现状及最新的软硬件技术基础上,按以下原则设计调度自动化主站系统.&&&&总体设计目标及原则:采用最新的计算机软,硬件技术,建立一个集成应用环境.系统设计时遵从下述原则:&&&&先进性:采用当今国际上技术最先进,应用最广泛的Client/Server主从分布式体系结构.系统选用统一的软件平台 .&&&&安全可靠性:系统硬件采用双机,双网,双电源,接入双通道等冗余设计结构,发生故障时可自动切换,保障系统的不间断可靠运行.操作系统和满足C2级安全性,并配合系统设计的不同操作等级,满足严格的安全要求.系统要求绝对安全可靠,因此在设计时要考虑到系统的可靠性及容错能力,对网络和关键设备具有双重和多重冗余,在数据库的管理上分层次,分级授权.&&&&系统的重要单元或重要部件为冗余配置:双服务器,双前置机,双网,双通道.&&&&系统能隔离故障,切除故障不影响各节点的正常运行,并保证故障恢复过程的快速平稳.&&&&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.应用软件模块化,网络化设计,可靠,安全,稳定,软件开发应遵循软件工程的方法,经过充分,程序运行稳定可靠, 方便使用,易于维护.&&&&系统集成的可靠性:不同厂家的软,硬件产品应遵循共同的国际标准,以保证不同产品集成在一起能可靠地协调.&&&&系统应具有可靠的备份,保证在系统故障时,能尽快地恢复系统的运行.&&&&系统具有高度的安全性和完善的权限管理,保证数据的安全和保密性.&&&&调度自动化系统与其它电力监控系统之间是相对独立的关系.可采用"网关+网络交换机"方式完成调度自动化系统与其它电力监控系统的互联.&&&&开放性:开放性主要体现在支撑平台和应用系统两个方面.对支撑平台而言,选用标准化的软硬件产品,包括计算机设备,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,系统中的设备具有很好的通用性,不同厂家的产品可相互集成,系统可扩充和升级.&&&&应用系统提供一体化支撑平台,应用系统具有模块化,网络化,接口标准化的特点,用户的应用系统可统一规划,设计,各应用功能可分布实施,本系统已经具有配网自动化接口.数据库系统提供标准的应用编程接口,支持用户应用软件的开发,保证能和其它系统互联和无缝集成.系统提供以下开放式环境,包括:标准的数据库()访问接口和应用编程接口&&&&基于OpenGL标准的用户编辑,生成工具及访问接口&&&&标准的网络通信应用层协议TCP/IP,应用基本&&&&开放式系统软件运行任务调用接口&&&&系统软件集成的开放环境&&&&系统具有良好的功能可扩展性,可以总体规划,分步建设,逐步扩充,逐步升级.&&&&系统容量在线可扩充,包括可接入的厂站数量,通道的数量,系统数据库的容量等,容量上无限制,从而能使系统可以整体设计,分步实施.&&&&系统功能可逐步扩充,能不断增加新的应用功能模块,满足电网监控与运行管理不断发展的要求.&&&&网络互连与数据共享:随着计算机技术的发展及实际需要,本系统要考虑到今后与其它网络系统的互连及自身规模的扩大.&&&&可扩充性:网络系统能随着实际应用的需要能方便地扩充.所提供的软件应该在不对其进行修改的条件下,允许系统规模扩充;在不影响原来系统功能的情况下,应用系统的功能可根据需要而得到扩充.&&&&易学易用性:系统应具有简学,易懂,易于操作的用户界面,用户不需要很强的计算机专业知识即可生成,使用和维护系统.&&&&实用性:本系统是一个实时监控系统,首先必须保证系统基本功能的稳定可靠,并符合《电网调度自动化系统实用化》的要求.在这个根本性的基础上,再根据本局的具体情况,配置各种可选功能,以求最佳的性能价格比.&&&&灵活性:系统软件的各功能模块,是以数据库为核心灵活分布在网络的各个节点上,除个别模块需要相关硬件外,都能在任意节点机上运行,做到"即装即用".系统拓扑结构及描述图中各设备主要功能的说明:历史数据库服务器(系统服务器)&&&&系统服务器主要运行系统主数据库管理系统,提供信息存储,统计和数据查询功能.SQL SERVER 安装在系统服务器上,提供了完善可靠的数据库管理手段,通过标准的 访问或ODBC 访问,是整个,,电能量计量计费系统的基础.网络子系统&&&& 网络子系统采用分布式结构,各个节点通过以太网互联.网络的组织充分考虑了信息流和实时性的要求.正常情况下,双网采用负荷平衡工作方式,一旦某一网络出现故障,另一网络就完全接替全部通信负荷.网络互联硬件设备采用交换机和双绞线,网络扩充时不应影响原有网络上各个设备的运行.&&&&为满足网络管理的需要,系统配备了网管工作站,用于实时监视整个网络的运行状况,一旦网络发生故障,通过专用的网络管理软件能够迅速对故障进行定位和排除.&&&&MMI子系统包括MMI工作站,模拟屏以及输入输出设备.&&&&MMI工作站供调度员使用,提供全汉化的,丰富多彩的显示方式和监控手段,如.通过多窗口,多文档,放大,缩小,滚动,平移,漫游等多种方式,调度员可以检索到,以及进行遥控操作和查询各种参数.通过MMI工作站,可以对模拟屏系统进行不下位操作.数据采集系统终端服务器与前置机之间形成第三网,通过终端服务器和通讯处理机柜与RTU通讯,整个前置机系统用于完成数据采集及预处理,通讯原码监视及转发.采用终端服务器技术,接线简单,Modem及扩频等出来的信号直接接入终端服务器.终端服务器通过一根网线与系统网络相连,将采集数据的串行口从计算机上分离出去, 减轻了计算机的负担,满足了分布式的要求.网络互联子系统系统配备一台路由器用于实现与其他系统的网络通信(如地调),数据转发工作由前置机完成,将来通过一台服务器与配电网自动化系统联结.系统可以配备一台WEB服务器,向系统中和系统外提供本系统的各种信息的Internet/Intranet浏览服务.时钟子系统GPS 时钟子系统能够与,及对时.冗余配置双网,双前置机,双服务器,系统在投入使用后,其配置还可根据需要进行扩充,而不受初始配置的限制.系统采用100M双以态网结构,基于Switch连接.企业Intranet网系统中配置了一台WEB服务器,通过该WEB服务器,SCADA系统就能用Internet技术将数据提供给企业内部的计算机网络(MIS),使有关部门通过浏览器就能查询到SCADA系统的信息.远程访问通过路由器,系统支持远程结点访问,同样,通过路由器系统可与其它远程系统实现数据交换,数据共享.网关通过网关计算机(或路由器),系统可与企业内的其它计算机网络,应用系统集成.软件平台选型系统服务器采用Windows 或操作系统.数据库采用标准商用数据库系统SQL Server /Oracle.工作站采用Windows 操作系统.报表系统采用Visual Graph的VG开发.开发工具MS Visual Studio 6.0 企业版VC6.0.图形界面开发：技术指标系统容量局域网接入工作站数量无限制,取决于硬件可接入RTU数: 256个遥测量(模拟量)(YC):128×256个遥信量(开关量)(YX):128×512个脉冲量: 128×64个遥控量: 128×512个遥调量: 128×64个计算量: 不限报表 不限画面 不限系统运行可靠性服务器和工作站的年可用率&99.9%全系统的年可用率≥99.9%,SCADA功能年可用率≥99.99%SCADA,PAS,电能计量系统的使用期限不小于10年主站系统设备在不需调整及维护的条件下应保证连续运行时间&4300小时系统各服务器,工作站的计算机时间与标准时间的偏差不大于2ms.对时精度调度自动化系统的时间与标准时间的偏差不大于1ms (24小时)SCADA 性能指标4.1, 模拟量处理遥测误差99.9%4.2,状态量处理遥信动作准确率:99%遥信变位传送时间小于10s系统的SOE分辩率系统小于20ms,站内小于10ms4.3控制输出遥控正确率100%,不允许误动遥控命令传送时间小于10s(包括校验-返回-执行)遥调准确率99.99%4.4实时响应性能指标POLLING规约RTU扫描周期:1-2秒,可调状态量传送时间:≤2秒(从RTU检测出状态量改变开始到显示在调度端CRT结束的时间)控制命令响应时间:≤3秒重要遥测量(A帧)更新周期&2sec一般遥测量(B帧)更新周期&5sec次要遥测量(C帧)更新周期&10sec全系统实时数据扫描周期2-10sec ,可调脉冲量的扫描周期能设置成15-60min, 可调数据的全扫描周期能设置成5-20min, 可调画面调用响应时间≤2秒画面测量量数据刷新周期为2-10秒, 可调计算机通信实时数据交换周期为3-10秒, 可调模拟屏显示实时数据刷新周期为5-10秒, 可调事故反演(PDR)记录时间为事故前15Min,事故后20Min,扫描周期2-10秒,可调热备用计算机的切换时间≤10秒CPU和网络负荷率指标5.1,电网正常状态下:在任意30分钟内,服务器CPU的平均负荷率:≤20%.在任意30分钟内,工作站CPU的平均负荷率:≤30%.在任意30分钟内,局域网的平均负荷率:≤15%.5.2,电网事故状态下:在任意10秒内,服务器CPU的平均负荷率:≤40%.在任意10秒内,工作站CPU的平均负荷率:≤60%.在任意10秒内,局域网的平均负荷率:≤30%.第二章 调度自动化系统DYDD-2000电网调度主站系统特点遵循国际标准,满足开放性要求.采用Windows 操作系统,数据库访问语言采用满足ANSI标准的SQL语言和C/C++语言函数接口,,网络通信采用TCP/IP协议.一体化平台本系统的一体化平台可以对第三方的软件提供强大的支持和无缝集成.&&&&&数据库采用实时数据库和商用数据库相结合的方式.&&&&为保证系统的实时性,实时数据保存在实时数据中,但其定义和框架保存在商用数据库中.商用数据库用来保存大量的历史数据和各种管理信息,设备信息,地理信息等.良好的数据库界面.&&&&为熟悉SQL语言的用户提供SQL语言的界面访问,操作和修改数据库中的数据,更为普通用户提供了灵活的数据库界面,在线修改数据库;并可用统一的数据库界面同时访问实时数据库和商用数据库.&&&&基本的SCADA系统和可选的高级软件,MIS,负荷预测,调度管理,负荷控制,电量计费,GIS等功能,可以向用户提供完整的解决方案.&&&&采用冗余磁盘阵列技术,数据多重备份,解决了硬盘系统的可靠性问题.&&&&系统结构开放,可方便地与其他区域网和广域网交换数据;&&&&采用客户机/服务器模式,充分利用系统各单元的性能,减少网络通讯开销,提升系统整体性能.&&&&系统配置灵活.由于系统采用客户机/服务器模式,系统的各种功能可以在全系统范围内动态分配,这样系统配置可大可小,满足系统当前和今后发展的要求.:&&&&标准Windows风格的界面,支持高分辨率显示屏,结合多媒体技术,使系统表现得丰富多彩.可制作多层多平面的地理信息图和电网接线图,具有导游功能,并可多屏显示.&&&&方便,灵活,实用的作图,报表软件包,图形和报表内容及形式可自由定义.图形和数据库一次生成.采用Web-server方式在企业内网(Intranet)和国际互联网(Internet)上发布数据,方便用户查询.具备远程诊断功能,降低维护人员和资金需求.全部软件采用目前国际上流行的面向对象的设计思想和编程技术.&&&&借助网管工作站,系统具有强大的的网络管理功能.&&&&采用双高速以太网和具有第三层协议的以太交换机,能并自动检测网络运行情况和网络流量的分布情况,并能自动调整网络负荷在双网上的分配,保证网络高速可靠运行.&&&&对各种应用提供统一的图形和数据库支撑平台.可在图形上直观地根据图形上的设备,如开关,变压器,母线等把相应的遥信,遥测参数录入到数据库中.具有网络拓朴着色功能:&&&&在线进行停送电统计,在图形上直观标出停电范围.具有处理微机保护信息的功能.可远程查询,修改保护定值,投退保护元件,远程取测量值,处理保护告警,自诊断报告等.功能强大的前置机通过Terminal Server和通讯处理机柜与RTU通讯,Terminal Server直接上网,通讯处理机柜负责双机,双通道的自动/手动切换.高度智能化的通道板用户无须调节占空比和跳线,所有参数均保存在数据库中.因而通道板具有完全的互换性,为用户判断通道和通道板的好坏提供了极大的方便性.具有丰富的多媒体功能.各种图象,扫描图形都可,并可语音调画面,语音告警,语音合成,自动电话语音提示.2.基本功能2.1 数据采集实时采集各厂站RTU遥测,遥信及脉冲量等数据信息.2.1.1 模拟量(测量量)模拟量主要包括:* 主变及输电线有功功率,无功功率* 主变及输电线电流,电压* 配电线电流* 各种母线电压* 主变油温* 周波值* 功率因数* 其它测量值模拟量的采集方式根据RTU的类型及主站通讯规约而定.2.1.2 数字量数字量包括电网周波,脉冲电度及水位等.2.1.3 状态量状态量包括:断路器位置事故跳闸总信号有载调压变压器抽头位置预告信号主保护自动装置动作信号下行通道故障信息装置主电源停电信号机组运行状态信号事件顺序记录远动系统的各种参数远动系统的自检信号机组运行状态信号事件顺序记录SOE2.1.4 脉冲量主要采集各厂站RTU脉冲电度量.2.1.5 RTU的接收运行工作站可连接不同传输速率(300BPS,600BPS和1200BPS等)及不同通信规约和不同类型的RTU.2.1.6 时间处理按标准时钟源对整个系统统一时钟(标准时钟源可以是天文时钟电视钟等).2.1.7 保护及综合自动化信息系统除对RTU完成远动四遥功能外,对已安装变电站微机保护的厂站可完成相应的数据采集及控制功能.包括:* 接收并处理保护开关状态量* 接收保护定值信息* 传送,修改保护定值* 接收保护故障动作信息* 接收保护装置自检信息* 保护信号复归2.1.8 GPS时钟及时间处理SCADA系统在接入标准GPS时钟,向全网广播统一对时,并定时与各 RTU远方对时,为系统后处理提供唯一的时标.对于RTU未发时标的信息量,则采用后台系统时钟.2.2 数据处理后,立即进行数据处理.2.2.1模拟量处理* 把标识符转换为技术地址* 将生数据转换为工程值* 条件复位到零(零漂处理)* 数据合理性检验* 滤波处理* 越限检查* 条件检出* 积分值和平均值计算* 数据存储* 各模拟量描述电力系统运行的实时量化值状态量处理任务完成描述状态功能:2.2.1状态量处理状态处理任务完成如下功能:(1) 描述电网运行状态* 各开关位置* 各刀闸位置* 变电所开关状态及主变分接头位置.* 保护结点动作状态* 各通道运行工况* 各微机保护装置运行状态(2) 遥信变位处理* 确认遥信的类型(开关,保护,刀闸,事故和预告等)* 根据开关变化,保护动作及事故总信号,判断是正常变位还是事故变位* 告警窗口记录事件内容及发生时间,并可配备语音报警,自动推出厂站工况图等* 判断是否因遥控引出的变化(3)处理后的信息传送* 文字显示* 语言信息系统* 实时及历史数据库* 变位打印及表格显示* 事故追忆* 模拟盘控制信息显示* 网络分析(4)状态量允许人工操作* "YK封锁"标志该标志由人机界面设定,用于禁止对此设备状态进行操作,并可由人工解除.* "允许YK"标志表示该设备可进行遥控操作.* "检修"标志表示该设备正在进行电气维修.* "人工置入"标志表示该状态量为人工设定,而非RTU采集.以上标志在图形上用图符及颜色进行标识.(5)状态量统计可对开关等设备变位次数自动进行统计,分类并存入数据库,供调度管理功能使用,对需要检修的开关进行提示.(6)逻辑开关量控制可以把一组YK量定义为一个逻辑开关,实现控制序列的成组操作.2.2.2脉冲量处理数字量的采集主要是脉冲电度值,这是进行电网能量管理的基础.* 实时保存上周期的脉冲值,计算出周期内的电量* 无脉冲量的点,可采用积分电度的方法计算电量* 系统可设定峰,谷,平等12个时段,计算出各时段电量* 计算出各时段电量超用及少用值* 计算结果存入实时及历史数据库* 具有电能平衡计算和电费计算功能.* 各种统计功能.2.2.3 保护故障信息系统发生故障后,调度员可通过人机界面召唤,将微机继电保护装置动作时存贮的故障信息读入主机,存入历史库或列表输人工操作主要包括:(1) "遥信封锁"标志该标志可以通过DBI设置,用于禁止进行遥控操作状态更新,并可以人工解除.(2) "允许遥控标志"表示可对该开关进行遥控操作.(3) "检修"标志表示开关正在进行电气维修.以上标志在图形上应有明确的图符及颜色标志.(4) 事故追忆a,由事故变位信号触发;b,每个触发点可定义对应一组追忆数据;c,多个触发点可以对应同一组追忆数据,被追忆的点可以重复定义在不同追忆数据中;d,被追忆的遥测点取触发前3帧,触发后5帧的值;e,事故追忆被触发时,自动打印事故追忆报表,也可以将报表的内容保存在数据中.事故追忆过程能在画面上重演.2.2.4 保护信息RTU除完成远动四遥功能外,可将微机保护接入RTU,因此采集保护信息亦是必备之功能.接收并处理保护开关状态量接收保护定值信息传送,设定及修改保护定值接收保护故障动作信息前三项功能有良好人机界面用于监视与操作,第四项功能在保护动作发生后,召唤故障前后电网相应状态信息读出并显示.2.2.5 电度量电度统计功能包括时电度,日电度,月电度,年电度,峰谷电度等计算功能全网电度总加积分电度计算2.3电网控制控制功能包括:开关量输出(遥控)实时对断路器或开关进行分合闸操作调节有载调压变压器分接头电容器远方投切电抗器远方投切2.3.1 开关量输出过程如下:(1) 选点:选择动作开关点.(2) 发令:发出遥控指令.(3) 内部核验:由系统首先根据数据库内所选开关相应参数确认开关是否允许操作.(4) RTU核验:将命令传送至RTU,由RTU再校验并返回主站.(5) 校验返回:将校验结果返回人机界面.(6) 确认执行:操作人员根据校验结果,执行或撤消命令.遥控命令无校验或遥控执行无结果时,系统具有超时自动撤消功能,超时时间范围可以设置.(7) 执行结果返回:由RTU执行遥控命令,引起开关变位及事件顺序记录,并打印记录.(8) 操作登录:将遥控操作内容,时间,结果及人员姓名登录下来备查.保存一年档案.(9) 可成组遥控和遥调.2.3.2 模拟量输出(1) 通过人机界面由操作召唤显示现有遥测量.(2) 操作人员修改遥调值并发送.(3) RTU校核遥调值并返送校核结果.(4) 操作确认执行,遥调命令无校验返回或遥调执行无结果时,系统具有超时自动撤消功能,超时时间范围可以设置.(5) 回送遥调执行结果.SCADA人机界面的要点可归结为:全图形画面,平滑PAN,无级ZOOM,分层,世界图及导航显示;可实现整个电网接线和实时数据的完整图形显示和设备参数的调用.人机界面为汉字显示,包括菜单提示,图形,表格等.高清晰度画面,色彩丰富,减轻调度员疲劳.多窗口技术,可以将不同的画面调到一起;多屏显示器画面的自然拼接;直观的鼠标控制,可代替99%的键盘操作;动态色彩变化,可表示网络带电,接地,解列,故障等;画面响应快(2S以内);可与商业数据库及GIS数据库连接,通过在一次系统单线图显示画面上开设窗口调阅设备参数和地理信息;全景画面数量不限;标准软件产品(OS/GUI/语言等);在每台CRT显示屏上应有报警区或采用报警窗口显示未被确认的报警信息.报警窗口可由人工打开,当出现新报警时自动弹出;系统应能通过趋势图,棒图饼图等形式显示数据和电力调度员输入的计划值.数据可以取自历史数据库,实时SCADA数据库,EMS应用数据库.趋势图上的标度,时间和其他参数可以由调度员定义和修改或智能设定.报警限值应能显示在图形上,如果数值越过报警限值,则趋势图应改变颜色.同一幅画面可显示多个趋势曲线(包括计划曲线和实时曲线).完整统一的图形规范,所有人机画面具有完全一致的风格.2.4.1 图形系统是表示电力系统运行状况的重要手段,它是一个,它们可分成变焦,漫游的图形,可滚动的固定尺寸的图形和无变焦,漫游的固定尺寸图形..,在厂接线图上可显示全厂发电总有功功率和总无功功率,单机有功功率和无功功率,周波,母线电压,线路(P,Q,I),变压器(P,Q,I),变压器档位等;各种事件顺序显示;在线输入计划负荷值并自动生成计划负荷曲线;以及遥调命令及机组负荷调整情况显示图,本等画面.显示内容:遥测,遥信,频率实时或置入的数据和状态,以及时间,周波,设备,编号和汉字名称等,遥测可实现三位和四位显示.显示提供的各种曲线和数据可在输出设备上显示和打印出任意时间段的内容.在CRT上可看到多幅曲线,或在,并且可在打印机输出.能满足SCADA和高级应用软件的需要.能对冲突的情况进行检查,互锁和报告(如,几个调度员请求控制相同的设备或者企图对同一表格或单线图输入数据).不同的工作站有不同的工作方式.EMS能够根据不同使用者的安全权限和工作范围监视和控制使用者对系统的访问.可以在线分别定义每个画面上的动态数据的更新周期.可以在线检索,编辑(增加,删除和修改)数据库的点.并且可以方便地进行点的属性的修改,如模拟量的死区,报警限值,报警标志等.数据库中的点可按用户给出的检索条件(如按RTU,点组或类别)选择列表显示.2.4.2 打印打印分成正常打印和异常打印,启动方式分为定时启动,人工启动和事件驱动.(1) 定时启动定时打印所需的各种报表,如:整点记录,日报表,月报表,年报表等.打印周期可设定.(2) 事件驱动事件驱动打印由系统自动根据事件处理结果输出.包括:远动状态,RTU投退遥测越限遥控操作记录交接班记录系统设备故障遥信变位事件记录事故追忆(3) 人工启动由操作人员通过人机界面召唤启动打印以上两种已存的报表.重要运行表格可先在屏幕上显示,由操作人员确认并修改数据无误后存入数据库,并交付打印.2.4.3 汉字人机界面为汉字界面,包括菜单,操作提示,图形,表格.国家标准二级字库汉字多种字体.在画面显示时,画面上的汉字为矢量字体.图形汉字随画面滚动及漫游.汉字可做为数据库变量以及数据查询检索.2.5实时数据库实时数据库保存的是从各厂站采集上来的当前数据.在实时数据库中可以保存模拟量,数字量,脉冲累计量,计算量,设定点控制输出等多种类型的点.2.5.1 框架及记录来自系统服务器.2.5.2 每个实时数据表建有索引表,以加快定位速度.2.5.3 每个实时数据表均建在内存区内,以加快访问速度.2.5.4 具有各节点实时数据表自动同步功能.2.5.5 为画面提供所需的所有控制和显示信息.<FONT color=#ff 历史数据库历史数据库是EMS系统的核心,历史数据库存储在系统服务器上,历史数据库为实时数据库提供系统的结构数据,同时按照系统和系统管理员的要求把系统采样的数据存储到历史数据库中.系统能按不同的采样周期采集,存储模拟量和状态量,存储的历史数据可输出到CRT或卸载到刻盘机,磁带机等设备上,也可在系统中重新回放;每个采集集合的数据点和采样周期可以由调度员在线定义和修改;系统能根据用户设置的存储期限定义磁盘历史数据存储容量,当存满数据前或错误发生时,系统会向系统管理员发出提示信号.数据存满后新的数据可自动覆盖原有数据;系统采用用商业数据库管理系统MS SQL Server 2000进行历史数据的存储;系统能自动生成报表并周期性打印或人工启动打印,也可使用商业电子表格(如EXCEL)编辑制作报表;系统允许调度员在线生成和编辑报表中的数据.如果报告中采用了人工输入点值或坏数据,系统会在其数值上作做相应的标记.人工修改后应能自动进行统计计算,生成完整报表;报表中的数据可以来自实时数据库,应用数据库,历史数据库,各种数据文件及其他报表.供电可靠性分析根据用户提供的可靠性分析公式进行统计计算.2.7计算功能在SCADA系统中除大量的实测点外,还有大量的计算点.计算子系统是在线方式下需完成的所有计算任务的综合,按照数值变化和规定的时间间隔不断处理计算点.2.7.1 对模拟量,数字量进行计算.2.7.2 多种计算类型供使用.由数值变化引起的计算周期计算累加值和平均值的计算最大/最小值的计算电度量的计算2.7.3 开关,保护动作次数的统计2.7.4 线损计算2.7.5 合格率计算2.7.6 按电压等级计算拉电次数,负荷,电量和事故跳闸次数,负荷,电量.<FONT color=#ff信息与报警当在系统范围内发生需引起操作员注意的情况时,系统自动产生一个报警,并能在相应的打印机上记录.2.8.1 各种报警可通过DBI操作来定义.2.8.2 对需要进行越限告警监视的每一个数据,其上/下限值可人工设置或修改.2.8.3 每当越限告警时,计算机会发出鸣叫声及语音提示,同时变色,并可根据需要打印记录.2.8.4 发生事故时,自动推出事故厂站的画面,并记录事故时间,对象和性质.2.8.5 如果不同厂站同时发生事故时,推出最先发生事故的厂站画面,并在屏幕上提示其它事故厂站,然后由调度员调出相应的画面.2.8.6 在发生报警之后,操作员可以通过相应操作来确认报警信息,即挂起或撤消.2.8.7 提供语音告警的功能.<FONT color=#ff转发数据系统具有与多种模拟屏接口的能力.实时遥测量,遥信量,系统周波等均可送往模拟屏.具体实施方式由用户指定,通讯规约另行商定.系统可以向上级调度系统转发遥测,遥信,电量和计算量.2.10系统服务2.10.1报表生成:操作员利用报表软件包以交互方式定义报表格式,报表数据及打印时间.在指定的打印机上打印某种报表,它包括有表头,日期,时间,页码和数据,同一张报表可打印多份,打印报表可根据需要随机打印,也可按预定的打印时间自动打印.考虑通道的质量及意外因素,系统提供报表编辑修改功能,打印时对数据进行复核,以保证报表的合格率.对于一些是通过其它分量计算得出的中间量,当分量进行修改后,应能自动计算得出新的中间量.打印时不影响其它功能的正常使用.在编辑报表时,提供丰富的编辑手段,可以任意设计表格的格式,报能的数据不受限制.2.10.2 图形生成:操作员利用作图软件包以交互的方式定义和制作要显示的图形,包括地理图,接线图,仪表图,棒图,曲线图和饼图,动态数据与其它图形的连接等.系统提供丰富的绘图工具,使操作员能方便灵活地绘制各种图形实现电力系统接线图的多平面,多层次显示,并采用动态着色功能,提醒调度员关注电网的变化.2.10.3 图库一次生成:操作员利用作图软件包以交互的方式定义和制作要显示的图形后, 可以根据需要, 按照具体的图形属性, 直接在图形上输入相关数据库的信息.可以是数据库中已有的信息,也可以是数据库中没有的信息.如果是数据库中没有的信息,则在通过数据库的一致性检查后, 自动加入结构数据库系统中.2.10.4文档显示,可显示经常需要的一些文档,内容包括一些参数,定值,配置,拉闸顺序,事故预处理方案等.2.11安全子系统为了系统能够安全稳定地运行,整个系统具有如下安全保护措施.2.11.1 所有的系统操作员能根据其需要被赋于某些特性,这些特性规定各个操作员对系统及各自业务活动的使用范围,如用户名,口令字,操作权及操作范围等特性.2.11.2 操作员只有输入正确的密码,才能进入系统,即保证系统的安全性.进入系统后,通过划分不同层次的操作,来满足各种操作员的使用需要,从最低级的只可调出画面,到最高级的可以修改,访问,维护数据库并进行各项操作.2.11.3 操作保护.对每个上岗操作员都有口令字控制,以限定各个不同操作员的操作权限和操作范围.在执行遥控操作时进行口令字校检,以确保无关人员绝对不能进行遥控操作.2.11.4 运行.对于操作员的重要操作,系统都应能按时间顺序在运行日志上给予记录,存入运行日志文件中,并随时可打印输出.2.12监测,维护子系统对整个系统的运行状况实施监视,并能以图,表方式来直观地反映,并能进行声音及语音报警.对运行设备的故障发生时间,恢复时间应能自动记录.2.12.1 对各个计算机进行监视,发现故障后,能及时报警,并能把功能重新进行分配,即能把故障机上的功能分配到工作正常的计算机上.2.12.2 对各通道进行监视,若有通道故障能及时报警,并可自动切换或手动切换.2.12.3 对RTU运行状况进行监视,能直接显示任一厂站RTU传送来的信息原码,并能对RTU和通道误码率进行统计.2.12.4 对所有外设接口的运行状况进行监视,对重要的外设(如打印机)在故障时能提示报警.2.12.5 故障或检修时,主备机能自动或手动切换,切换时间不大于5秒.2.12.6 对计算机,打印机,网络,串行扩展卡和调制解调器能进行自诊断.2.12.7 系统有较高的可维护性,维护人员利用备品备件,在故障诊断系统指导下能及时修复系统.2.13远程维护子系统" 远程访问服务"可让远程的工作站透明地访问网络服务器,如同实际连接到网络上一样.可以利用公用电话线,X.25网络,ISDN网络或PPOE连接创建远程访问的连接.通过远程访问服务,得到用户单位的许可后,可在公司的机房中直接观察到用户现场的实时数据,历史数据,告警资料等,不用到现场,就可以帮助用户诊断并解决系统中存在的问题,提高系统的利用率,缩短工程维护的时间.2.14 前置处理在SCADA系统中,前置数据采集与处理子系统是一个重要组成部分;它是主系统与RTU之间的桥梁;其主要任务是:与RTU通讯:将接收到的数据转换成工程量,也把主系统的对RTU的下发命令送出去;负责数据帧的校验工作;通过网络向后台机提供实时的经过预处理的数据;与上级和其它调度中心交换数据;实现双通道切换.前置数据采集与处理子系统包括通讯机柜部分和前置机部分.2.14.1通讯机柜通讯机柜的主要任务是解调RTU经过信道送来的信息及时送给前置机和将主站端要发给RTU的数据调制后发送下去.该通道板是为适应电力系统调度自动化工程的数据需要而开发生产的新一代高性能,智能化的通道板;它主要的特点有:每块板设置了全双工FSK数字调制解调通道,各自完成通道数据的接收,发送数据的预处理工作,同时与前置机通信;支持多种通讯工作模式,实现与各类FSK调制解调器兼容;可进行对调制数据与调制频率的对应关系的设定,解调数据的相位选择,同步时钟的相位选择(用于同步方式);发送电平在0dB～24dB连续调整;解调通路具备AGC(自动增益控制)功能;通道板的互换性强,通道板的通讯参数由主系统设置,并下装到通道板上,故任何模式下的通道板均可任意互换.2.14.2前置机SCADA 系统前置机的硬件环境选择Pentium 4 3.0Ghz以上CPU 的DELL高档商用机,物理内存可达4GB以上.软件平台安装Windows 2000 Professional网络操作系统,支持大部分兼容厂商的产品且具有多层网络协议;后台机的软件平台是Windows 2000 系统.主要特点:基本不受限制的系统容量使用MOXA公司的Nport Server Pro终端服务器,接入局域网,使前置机通过网络扩充通道接口,传输速度快而稳定,最多可容纳254个厂站.与众不同的前置机传统的前置采集系统往往是把一台机器专门用作数据的采集(前置机),前置机靠信息交换才能与后台数据统一,而大容量的数据处理使这种机制的实时性不够理想; 而 SCADA系统已经把前置机部分作为一个有机的整体,前置机程序与后台程序共用数据库,与前置机相关数据的修改和后台数据处理一样采用统一的用户操作界面,使系统结构和数据处理的实时性更为合理.主/备前置机互为热备用,手动/自动切换当定义的两台前置机运行时,先运行前置机程序的机器就是主前置机;主前置机完成前置机所要完成的所有任务,备用前置机定时与主前置机进行简单通信,侦听主前置机的运行状态,由于某种原因与主前置机的通信中断,备用前置机便升至主前置机.自动切换的时间不大于5秒.主/备通道互为热备用,手动/自动切换首先根据厂站监测库的投入阀值与接收到RTU成功数据帧,设定厂站的投退,如前置机在1分钟内接收的成功(经过校验的)数据帧(帧的大小根据规约而定)小于投入阀值则该厂站退出,否则厂站投入;不同速率的厂站可以设不同的投入阀值,高速率的投入阀值可以定大一些,缺省300bps投退阀值是10.如果用户需根据主/备通道之误码率进行通道优选,则由前置机同时计算主/备通道的误码率,当主通道的误码率大于备用通道误码率的10%(可用户设定)时做主/备通道切换.主/备通道切换时间不大于60秒,实现通道优选功能需占用双路调制/解调器及串行通信接口.通道板主/备通道的自动切换由前置机判断厂站由投入置为退出时,发给通道板切换命令控制码,通道板执行切换.这时通道板上通道选择拨到"A"位置.手动控制可选择以下两种方式:在前置机上利用人机对话进行人工切换;当通道板上通道选择拨到"Ι"时,通道板解调主通道的数据;当通道板上通道选择拨到"Ⅱ"时,通道板解调备用通道的数据;主,备通道均具备模拟信号或数字信号接口.解释多种不同工作方式的通讯规约.该工作通过系统的数据库界面在厂信息库中选择厂站的通讯规约,通信速率及通讯方式,在调制解调器库选择信号占用频率.同时把新的工作方式送给通道板,通道板不用做其它调整,此后即按新方式进行调制解调工作.显示通讯原码通过控制键设定,可将实时原码暂停状态排列显示在屏幕上,供用户查看分析,方便用户对一些疑虑数据进行确诊.提供调试手段2.15 报表工具DYDD-2000 系统报表子系统是基于MS Excel2000开发的,技术先进,功能强大,使用方便,所见即所的.2.15.1 报表的生成(1)采用通用的MS Office 2000 系列软件图形用户界面.报表的数据来源有实时数据,历史数据,从其它报表中来的数据.可制定任何形式的数据表格.表格直接生成显示实时及历史数据内容.报表中的项可以是任一个来源的数据或报表中的其它项(甚至从其它报表中来)经某一公式计算的结果.表格内各数据除具有完备的常用公式计算外,用户还可在表格内定义一些特殊计算.报表支持图形方式.在报表中可插入用户画面及位图等.可方便,直观地定义报表格式.报表引用的数据,统计方法等操作完全在线,不影响系统运行.支持预显示.实际打印前可在制表窗口中看到打印结果并能对表中数据人工修改.(12) 选择报表数据日期,用户可指定任一天的报表进行显示或打印.2.15.2 报表的输出打印分正常打印和异常打印,启动方式为定时启动,人工启动和事件驱动.(1)定时启动定时打印所需的各种报表或指定画面,如整点记录,日,月,年报表,日负荷曲线等.可设定打印周期.(2)事件驱动事件驱动打印由系统实时自动随事件处理结果输出,包括:* 远动状态,RTU投退* 遥控操作记录* 系统设备故障* 遥信变位* 事件记录* 事故追忆* 保护故障动作信息(3)召唤打印召唤打印由操作人员通过人机界面召唤启动打印以上两种已存在的报表,另外包括:* 打印定值信息,操作故障信息等* 在线可指定各种图形,曲线等实时屏幕拷贝第三章 系统运行环境及参考标准电源及环境:——交流电压:220V ±20%——额定频率:50±0.5HZ——环境温度:-10℃～50℃——相对湿度:5%～ 95%(不凝结)——接地电阻:〈 4Ω——绝缘电阻:符合GB/T 13729-92 标准规定要求——绝缘强度:符合GB/T 13729-92 标准规定要求——高频干扰:符合GB/T 13729-92 标准规定要求——振 动:符合GB/T 13729-92 标准规定要求——线路防雷:专用线路防雷设备参考标准国家和国际标准:CCITT,EI,IEEE中文国标码.中华人民共和国电力部颁.《地区电网调度自动化系统设计内容深度规定》《地区电网调度自动化设计技术规定》《地区电网调度自动化系统实用化验收细则》《地区电网调度自动化系统管理规程》《地区电网调度自动化系统运行管理规定》《电力系统设计实时计算机系统运行管理规程》《县级电网调度自动化系统设计内容深度规定》《县级电网调度自动化系统使用验收细则》XXXX电业局电网调度自动化系统技术方案建议书　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　&&关键字：：电力,图形,接线图,配图,操作票,线路图,SCADA,电力图符,电力图形编辑,电力信息,电力系统,电力技术,电力设备,电力管理,抄表,电网,PAS,线损,调度,仿真,无功优化,控制,远程载波,&&&&&：电网,调度,仿真,DTS,电力,图形,建模,培训,供电局,开发,设计,模型,架构,SCADA,RTU,线路,软件仿真,仿真算法库,发电厂,分析&&&&&：锅炉效率,锅炉各部漏风,汽机效率,煤耗率,热耗,汽耗及辅机单耗,图形,曲线,图表,设计缺限,设备老化,结垢积灰,煤质变化,环境温度,从机组点火, 升温,升压,冲转,暖机,并网,带负荷,满负荷运行,停机,甩负荷,电动门,点开门,风门,调节门,PID调节器,联锁操作,并网操作,给定值设定,风机,泵类,电机启停,试验,优化分析,东方仿真,仿真模拟,仿真教学软件,辅助教学课件,理工科专业仿真软件,素材库,教学培训软件,工业培训,化工仿真,仿真实验,仿真实习,仿真培训,技能鉴定,技能培训}