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       课 程 设 计 报 告
      
本文是优秀学生范文,属于参考写作,不得照抄此文上交!如照抄此文上传立即取消写作资格!
          题        调度自动化系统设计报告   
          学        电气信息学院              
          专        电气工程及其自动化        
          学生姓名                    
          学        1143031221 年级  2011     
          指导教师                         



目录

1  总则...................................... 4

  1.1设计依据......................................... 4

  1.2设计范围......................................... 4

      1.2.1水平年.................................................. 4

      1.2.2设计范围................................................ 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

      2.2.2调度职责和调度范围划分.................................. 7

         2.2.2.1调度职责................................................... 7

          2.2.2.2调度范围.................................................... 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

      4.1.1设计水平年(2019年)功能要求........................... 8

      4.1.2远景年(2024年)功能要求.............................. 10

  4.2系统技术要求.................................... 11

      4.2.1系统可靠性............................................. 11

   4.2.2时钟精度.............................................. 13

   4.2.3遥测量指标............................................ 13

   4.2.4遥信量指标............................................ 13

   4.2.5控制量指标............................................ 13

   4.2.6实时性指标............................................ 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

      5.2.1远动信息传送方式....................................... 17

      5.2.2远动通道............................................... 18

  5.3远方终端装置(RTU)............................... 20

      5.3.1技术要求............................................... 20

          5.3.1.1功能....................................................... 20

          5.3.1.2主要技术指标............................................... 20

          5.3.1.3容量....................................................... 21

      5.3.2远方终端装置的选型原则................................. 21

6  主站系统................................. 21

6.1配置原则....................................... 21

6.2硬件配置....................................... 23

       6.2.1系统基本容量.......................................... 23

       6.2.2硬件配置.............................................. 23

       6.2.3 SCADA工作站.......................................... 23

       6.2.4前置机................................................ 25

       6.2.5人机接口(MMI)......................................... 27

           6.2.5.1调度人员工作站............................................ 29

           6.2.5.2生产领导PC工作站......................................... 29

           6.2.5.3打印机.................................................... 30

           6.2.5.4调度模拟屏接口............................................ 30

       6.2.6 PAS工作站............................................ 30

       6.2.7管理员工作站.......................................... 31

       6.2.8变电操作工作站........................................ 31

       6.2.9计算机数据通信PC工作站............................... 32

       6.2.10局域网及网桥 ................................................................................ 32

           6.2.10.1局域网................................................... 32

           6.2.10.2网桥..................................................... 32

       6.2.11 GPS时钟............................................. 32

       6.2.12 UPS电源............................................. 32

6.3软件要求....................................... 33

       6.3.1基本要求.............................................. 33

       6.3.2操作系统软件.......................................... 34

       6.3.3支持软件.............................................. 34

   6.3.3.1数据库及数据库管理系统.................................... 34

           6.3.3.2计算机数据通信支持软件.................................... 36

           6.3.3.3人机会话软件.............................................. 36

       6.3.4数据采集和监视控制(SCADA)软件......................... 36

          6.3.4.1数据采集处理软件.......................................... 36

           6.3.4.2报警处理.................................................. 37

           6.3.4.3人机联系.................................................. 37

           6.3.4.4记录打印.................................................. 37

           6.3.4.5调度模拟屏显示............................................ 38

           6.3.4.6故障切换.................................................. 38

       6.3.5自动作图/设备管理(AM/FM)软件.......................... 38

          6.3.5.1自动作图(AM).............................................. 38

           6.3.5.2设备管理(FM).............................................. 40

       6.3.6计算机数据通信软件.................................... 40

       6.3.7诊断软件.............................................. 41

           6.3.7.1在线诊断.................................................. 41

           6.3.7.2离线诊断.................................................. 41
























1  总则

1.1  设计依据

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  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      循环式远动规约

DL 476      电力系统实时数据通信应用层协议

国家电监会令[2004] 5  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]30  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

1.2  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。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
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。

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
    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)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nRTU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)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POLLNG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

    2、动态数据刷新时间<3

    3、开关量变位传送至主站<3

    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

    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

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)()度累计负荷预报准确率)95%

(4)日最高()负荷预报准确率)95%

(5)()度累计最高()负荷预报准确率)95%

4、网络拓扑

单次计算时间小于1

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

2、系统外设(打印机等)h)5

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。

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/

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(averagetransfer 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(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
  • 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ABC三相电压和线电压。

G    10kV母线母联开关012的有功、无功、电流、功率因数。

H    10kV母线Ⅰ段所连接的负荷回线的有功、无功、电流、功率因数。

    I   10kV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(161162112001002012015061076)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1TM2TM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      162001002012的分合。

B   有载调压变压器1TM2TM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1TM2TM抽头位置


  • 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001301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002302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ABC三相电压和线电压。

G    10kV母线母联开关012的有功、无功、电流、功率因数。

H    10kV母线Ⅰ段所连接的负荷回线的有功、无功、电流、功率因数。

I  35kV母线Ⅱ段所连接的负荷回线的有功、无功、电流、功率因数。

J  10kV母线母联开关01235kV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(151152112001002012015,,071074075079082087301302312361366015)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1TM2TM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      152001002012301302312的分合。

B   有载调压变压器1TM2TM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1TM2TM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:

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,它能够将地球上某一地面站发射来的无线电信号转发到另一个地面站,从而实现两个或多个地面站之间的通信。卫星通信系统由通信卫星、地球站、上行线路及下行线路组成,上行线路和下行线路是地球站至通信卫星及通信卫星至地球站的无线电传播路径,通信设备集中于地球站和通信卫星中。

主站与厂站通信:有线、载波、光纤、短波、微波及卫星地面站。

主站与主站通信:有线、光纤、微波及卫星地面站。

根据我们设计的角度出发,由于茂县地区变电所规模小而且分散、地域广阔、地理条件复杂,所以在设计中我们选择了卫星通信系统。因为它有以下主要特点:

a 通信距离远,覆盖地域广,不受地球条件限制。

b 广播方式工作,只要在卫星天线波束的覆盖区域内,都可以接收卫星信号或向卫星发送信号。

c 可以采用空分多址方式(SDMA)SDMA是利用卫星上多个不同空间指向天线波束,把卫星覆盖区分成不同的小区域,实现区域间的多址通信。

d 工作频段高,卫星通信的工作频率使用微波频(300MHZ--300GHZ)。主要原因是卫星处于外层空间,地面上发射的电磁波必须穿透电离层才能到达卫星,微波频段正好具有这一特性。

e. 通信容量大,传输业务类型多。

5.3  远方终端装置(RTU)
5.3.1  技术要求
5.3.1.1  功能
A    采集并向远方发送状态量,遥信变位优先传送

B    采集并向远方发送数字量

C    采集并向远方发送脉冲量

D    采集并向远方发送模拟量

E     问答式传送方式下,被测量超越定值传送

F     设备自调

G    程序自恢复

H    设备自诊断(故障诊断到插件级)

I      通道监视

J      数据总加及显示

K    当地选测、当地功能(CRT显示及打印制表)

L     单端运行

M    数据转换输出

N    接受并执行遥控命令

O    接受并执行校时命令

P     接受并执行复归命令

Q    主、备通道自动切换

R    当地越限报警

5.3.1.2  主要技术指标
A    模数转换总误差0.5%

B    数模转换总误差0.5%

C    遥测精度:0.5

D    模拟量输入:无源接触点方式

E     事件顺序记录分辨率10ms

F     电能量累计容量:

G    模拟量输出:0-10V4-20mA

H    遥控输出:无源接触点方式,触点容量为直流220V5A110V5A24V1A

I      远动终端的海明距离不小于4

J      远动终端的平均故障时间宜不低于10000h

K    远动通道误码率为时,远动终端应能正常工作

L  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

5.3.1.3  容量
A    采集并向远方发送状态量遥信变位优先传送  64(容量可变)

B    采集并向远方发送数字量                                 2(容量可变)

C    采集并向远方发送脉冲量                                 8(容量可变)

D    采集并向远方发送模拟量                                 32(容量可变)

E     接受并执行遥控命令                                         16(容量可扩)

5.3.2  远方终端装置的选型原则
A     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。

B    1个厂站应采用1套远动装置

C    远动终端宜向一个调度端发送信息

D     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

E      远动终端的远动规约宜与调度端系统一致

F      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

G     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

H     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

6  主站系统
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。

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  

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
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

    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:

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。

    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RTU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。

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。

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。

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。

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(:电压、电流等)、遥信数据(:开关变位、刀闸分合等)、遥脉数据(: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)。每个类型中又包含很多种规约,如CDT规约中有新部颁CDT、武汉CDT等,POLLING规约有SC1801,  101规约等。

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)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

    前置系统的硬件结构如图所示,硬件各个部分的功能按照数据的流向分别介绍:


前置系统硬件结构图                      前置系统软件结构图

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。

    前置系统的软件结构如上图所示,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。成熟的调度系统一般包括十几个(甚至更多)规约进程,但通常同时运行的没有那么多。如果有多个厂站都用一种规约,则该种规约进程为每个厂站都创建一个线程,分别进行处理。规约进程从网络收到厂站的远动数据,按照规约的帧格式进行同步、找控制字、纠错校验码等操作,取出帧中有效信息字,并转换成调度系统中标准的“四遥数据”(遥测、遥测、遥脉、遥控等),发送内存中的公共区域—内存映射文件,一个特定的公共指针在系统运行期间始终指向这个区域。对后台的控制命令等下发数据,规约进程通过公共指针从内存映射文件中得到数据,加同步字、控制字、校验字,打包成相应规约的帧,发送到厂站。

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TCPUDP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。系统分辨率为1024*7681280*1024可选,色彩选择不少于65536种。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、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。

所用计算机CPU2.8G,内存256M,硬盘80G,彩显,分辨率1024*7681280*1024可选,色彩选择不少于65536种,全图形汉字显示,数量4台,键盘、鼠标,具有安全保密措施,其安全等级不小于3个。

6.2.5.2  生产领导PC工作站
监视电网的运行

全图形操作工作站

不能下达任何调度操作命令

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。

调度模拟屏接口采用计算机串行接口RS-232,接插件为9针,串行传送速率为1200bits/s

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。

根据茂县电网的具体需求,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,调度员潮流,静态安全分析,无功电压调整,负荷预报,主变经济运行点计算等。

1、实时网络分析模块(RTNET),该软件主要用途是维护实时网络数据库。

2、调度员潮流(DPFLOW)模块:

用于在线条件下进行电力系统运行分析,利用该软件可以通过设置运行方式的变来分析计算潮流分布的变化,并对电网设备的安全性进行校核,可以模拟所有操作的稳态潮流,如:/切线路、投/切变压器、投/切电容器、投/切发电机并改变出力大小、投/切负荷并设定负荷大小,改变变压器档位等,同时提供存取典型运行方式等手段。

3、电压无功控制模块:

用于在线条件下对35KV,  l0KV母线电压和无功流向进行监视,根据设定条件给出相应的调整措施(/切电容器调整变压器伪分接头位置),并推出告警画面,以供调度人员采取措施。

4、静态安全分析模块:

该软件是用于分析各种开断故障下电网的安全性,以评价当前电网受冲击的能力。既可以自动生成各种单支路开断故障,同时也提供了人工定义各种单支路故障和复合故障的手段。

5、系统负荷预报模块:

利用历史负荷数据预报未来24小时或~周的负荷,每天按96(即伍分钟一个点)进行预报,在预报中考虑温度等气候条件,节假日以及偶发事件的影响。

6、主变经济运行模块:

根据变压器的基本参数,自动计算各站主变压器经济并列点电流,绘出经济并列曲线,给出不同负荷电流下主变的经济运行方式及损耗数,为降低变压器运行损耗提供依据。

6.2.7  管理员工作站
     维护系统

程序员编程接口

可运行服务器和调度人机接口界面

全图形操作工作站

在电网有新结点增加或者有结点退出电网时可以修改

不能下达任何调度命令

所用计算机CPU2.8G,内存256M,硬盘80G,彩显,分辨率1024*7681280*1024可选,色彩选择不少于65536种,全图形汉字显示,数量2台,键盘、鼠标。

6.2.8  变电操作工作站
显示本厂站的运行结构图

接收调度中心下达的调度命令,并直接去执行命令

全图形操作工作站

变电操作工作站配置为输出计算机1台,CPU2.8G,内存256M,硬盘80G,彩显,分辨率1024*7681280*1024可选,色彩选择不少于65536种,全图形汉字显示,数量2台,键盘、鼠标。

6.2.9  计算机数据通信PC工作站
计算机数据通信子系统有以下功能:

1、与MIS、负控等系统互联

通过系统的互联服务器,利用数据通讯和SB API软总线应用程序接口等方式和其它信息系统(如负控、MIS)互联,同时也支持这些系统的工作站(操作系统可为WindowsNT,Windows95,Windows98)直接运行人机会话工作站软件,接收并查看实时画面在内的各种信息。

2、基于WWW的实时数据发布服务器功能

建立供其它系统访问的实时数据发布服务器,可方便地与局管理网(MIS)及配网系统互联。局管理网(MIS)等联网的MIS工作站上不需要再做任何开发工作,通过Windows95, 98, NTIE软件或其它浏览器工具,就可以方便地访问系统的实时数据图表。

3、远程工作站

通过电话拨号网络连接远程工作站,远程工作站支持和局域网工作站相同的功育旨。

4、远程维护功能

通过拨号网获取系统各种配置信息,包括系统各节点上的运行模块/服务的属性配置。通过拨号网远程监视系统运行,包括对表征系统运行状态的运行错误记录的获取与分析。通过拨号网远程获取数据库格式文件、图形文件、报表文件等,通过实验室系统仿真运行发现问题后,及时通知用户整改。必要时,可远程修改系统静态配置信息。

基本配置为HP PclassSc123.0GHzCPU512M内存。

6.2.10  局域网及网桥  
6.2.10.1  局域网
计算机局域网有采用FDDI光纤网络、ISDN网络等。

6.2.10.2  网桥
   选用两台CisscoCatalyst 4006 Supervisor EngineⅢ交换机。

6.2.11  GPS时钟
    具有统一时钟,内部时钟毫秒输出整定值可调。

6.2.12  UPS电源
UPS就是不间断供电电源,由于电网设备往往离不开可靠的电源,一些重要的用电部门和一些重要的用电设备对供电质量的要求越来越高,不仅要求不停电,还要求电压、频率、波形准确完好,此时依靠公用电网对负载供电根本满足不了要求,因为公用电网存在许多缺陷,主要体现在:

1、电网中某些较大负载设备的投入或切除,造成电压浪涌和瞬变。这些瞬变电压瞬间波动比正常时大得多,因此尽管瞬变时间很短,但这足以影响或损坏电子设备。

2、电网中一些设备如 SCR 整流器、电动机等运行时会产生丰富的高次谐波,从而会在电网中产生一定电压的高频尖峰干扰脉冲。这些高频尖峰干扰脉冲极易窜入电路中,导致电路功能紊乱失效,甚至于损坏集成电路芯片。

3、电源线上的感应雷击也会对电子设备造成巨大危害。由于电网线路长,又多为架空明线,而感应雷击所造成的尖峰干扰幅度与强度却比较大,雷击有可能干扰或损坏连接在公网上的电子设备。

4、目前公网的可靠性仍不是很高,在许多地区仍然会出现供电中断的情况,而电力中断会对许多重要的电子设备与场合如计算机,银行系统,精密工业,通信系统造成不可估量的损失。 

UPS不仅能够保证设备和负载的不间断的电力供应,而且能够消除电压浪涌瞬时跌落、谐波失真、杂波干扰、频率波动等电源问题,保证供电电源的稳定、精密、可靠,让负载安全可靠的运行。

    所以为各厂、站配置爱默生高端不间断电源1台,在交流失电后维持供电(主站60Min,子站20Min)。

6.3  软件要求   
6.3.1  基本要求
在购置计算机时,应配备必要的计算机系统软件,对系统软件不作任何变动。配置合适电力系统的响应快、可维护性和可扩张性好的时实数据库管理系统和应用数据库。结合调度功能要求,配备模块化时实数据采集和监控程序,最好采用成熟的标准软件包。根据需要配备各类支持软件。应用软件项目可根据需要逐步扩张,应具有对各类软件进行调试、维护和再线修改数据库的功能。计算机数据通信规约应采用国际标准,在同一调度范围内通信规约应统一。计算机数据通信规约的应用层,应采用部颁电力系统时实数据传输应用层协议。具体应该作到:

1、操作系统:采用功能强、性能高、技术先进、符合国际标准的、速率快、安全性好、开发工具多、实时性能好、能充分利用计算机的硬件资源,联网能力强,汉化界面的操作系统。系统连续运行实时多任务时不会因为某个进程的故障造成系统死机,并具有防病毒措施及防外网破坏措施。

2、网络协议:采用目前国际标准TCP/IP协议,支持局域网和广域网通信,支持灵活的网络结构,便于和其它网络连接,支持将来的国家电力网的网络协议。

3、数据库系统:采用实时性好、效率高的实时库,与功能强大的商用数据库结合,实时库具有较高的响应速度,能完全满足电力系统的实时性要求,可以管理分布于网络中各个结点的所有分布式数据库,商用数据库采用目前国际最先进的大型数据库系统,两种数据库可以统一管理,向用户提供统一的访问接口和人机界面,对用户透明,数据库的容量完全满足要求,并能提供C/C+十语言的编辑界面,为用户的二次开发提供必要的支持。该数据库可以允许用户自由定义数据存储周期,包括系统上的所有数据,并且数据库系统能保证数据的一致性和完整性。

4、人机接口界面:全图形、全汉化、功能丰富、操作简洁、显示灵活、反应快速。

6.3.2  操作系统软件
操作系统平台:

选用了目前流行的、大有发展前途的 Microsoft Windows2000 作为操作系统平台。Windows2000 的安全性设计符合美国国防部C2 级标准,具有很好的安全性,在满足实时性要求方面它采用了抢占式优先级、多任务多线程机制。系统软件环境基于 C/S 的分布及通信的应用系统必须有一个良好的系统运行管理环境。

6.3.3  支持软件
6.3.3.1  数据库及数据库管理系统
由于电力系统的复杂性,电力系统管理和自动化系统需对电力系统中大量数据信息进行综合处理,如何高效、高质量地处理这些数据信息,成为建设电力系统管理和自动化系统的关键。数据库系统功能的强弱将直接影响到整个系统功能的实现。因此,创建功能完善的电力系统的数据库系统是非常具有现实意义的。加之计算机网络技术和分布式结构的应用,对数据信息的可靠性、一致性、和共享性提出了更高的要求。这是以往常规数据处理方式难以完成的,必须以数据库技术作为支持。

Sybase系统的简介

Sybase是运行在网络环境下的数据库服务器,是基于客户机/服务器体系结构的多线程、高性能的数据库管理系统,通常用来作为后台使用。它功能强大,最大的特点是保证数据的完整性。同时,由于它实现了数据集中管理,资源共享,保证数据的安全性和一致性,可以优化系统性能,支持开放性等优点,在电力系统中得到了广泛的应用。本系统中选用Sybase ASE数据库作为系统磁盘数据库。其版本为Adaptive Server Enterprise/11.9.2/1031/PlNT (IX86)/OS

SCADA系统的数据库不同于一般的商用数据库系统,它是根据特定的系统特点和要求来建立数据库的,在数据库中不仅要详细描述SCADA系统对被控系统的处理,而且要描述SCADA系统本身,以及SCADA系统对数据的处理、显示,即数据库不仅有对被控系统的描述数据和被控系统运行的数据,还要有SCADA系统工作过程的数据。

根据系统功能分析,将数据信息分成如下几类:历史数据信息、图形数据信息、设备数据信息、管理数据信息、实时数据信息。其中,除了实时数据信息存放在内存实时数据库中外,其他信息存放在磁盘数据库中。历史数据信息即实时数据信息的历史记录,主要存放历史数据信息,为历史曲线及统计报表等提供数据。本系统中包括如下各表:

YCOneMinuteHistoryData(遥测量1分钟历史数据表), YCFifteenMinuteHistoryData(遥测量15分钟历史数据表)YCSixtyMinuteHistoryData(遥测量60分钟历史数据表)YXChangePositionRecord(遥信量变位记录表)

AffairOrderRecord(事件顺序记录)

图形数据信息包括图元信息、图形静态数据、图形动态数据、图形定位信息及图形基本信息等,作为自行开发的图形生成系统的数据。本系统设计了GraphicParameterTable(图形参数表)。设备数据信息包括变电站中大量的一次和二次设备的基本信息和参数信息,如变压器、线路、母线、电容器、电抗器、断路器和继电保护信息以及厂站内RTU和通道信息等。本系统中包括如下各表:SubstationDefinitionTable(厂站定义表)YCDefinitionTable(遥测量定义表)YXDefinitionTable(遥信量定义表)YKDefinitionTable(遥控量定义表)DDDefinitionTable(电度量定义表)YXTransmitTable(遥信量转发表)YCTransmitTable(遥测量转发表)。管理数据信息包括:OperationLog(操作日志表)UserRightsTable(用户权限表)。实时数据信息即变电站实时运行信息,包括遥测量(模拟量)、遥信量(开关状态量)、电度量,以及各种报警信息等。

数据库的备份

为了预防Sybase数据库数据丢失或遭破坏带来不可挽回的损失,常常需要定期地对数据和日志进行备份。为了保证系统的正常运行,对日志要进行定期的整理,截断己失活的日志。另外,本系统数据量较大,数据要按年保存,这就需要对年接转问题进行处理。对这些问题的解决,都要用到Sybase中的BackupServero

6.3.3.2  计算机数据通信支持软件
在实验室和工业应用中,串行口是最常用的计算机与外部设备的数据传输通道。PC 机通过串行口以点对点的方式,提取现场信息以及控制设备。其中RS-232/485 串行口以其方便易行应用最为广泛。随着计算机应用的普及,网络通讯技术的快速发展,采用先进的计算机技术、网络技术的远程监控已成为十分活跃的技术研究领域,出现了很多的网络远程控制软件,为异地多方协作解决问题提供了技术保证。

远程数据的传输有基于 internet 的、基于电话线的和基于GSM 的。基于电话线的和基于 GSM 的费用比较的高:基于电话线的需要加上 modem,并且造成电话长期占线,基于 GSM 的需要支付短信费。而直接接入Internet 网比较方便和可靠,同时只需要支付上网费即可。本文采用基于 Internat 的方式,用Delphi的一组 UDPClient UDPServer控件实现编程,方便可靠,费用较低。客户端和服务器端分别使用 IDUdpclient 组件、IDUdpserver组件进行数据的发送和接收。

6.3.3.3  人机会话软件
    计算机软件支持全图形操作,支持鼠标、键盘控制。

6.3.4  数据采集和监视控制(SCADA)软件     
6.3.4.1  数据采集处理软件
客户机通过总线 RS-485 RS-232 通信转接头与远动装置(RTU)串行口进行通讯,控制各远动装置(RTU)工作,因此,首要的是实现从各远动装置(RTU)的数据采集。本系统软件就是用查询方式来进行信息处理的。采用 DELPHI7.0作为开发工具,利用通信控件编辑通信程序,关键是准确理解及设置通信控件的属性。其数据采集的流程图如下:


但是在数据采集过程中我们要注意一点,现场各个配变所的远动装置(RTU)可能来自不同的生产厂家,不同的生产厂家可能使用不同的通信规约,因此我们要做到采集程序的实用性和适应性,即采集程序中应该有通信规约选择模块。

由于遥信与遥测的数据结构不同,所以要分别构造遥测与遥信存储类来存储数据。为了实现遥测与遥信数据的共享,避免两个线程访问相同的数据时引发冲突,可以使用Windows API提供的同步技术来同步多个线程对同一数据类的同时访问。Mutex(互斥对象) 是串行访问资源的全局对象,可以首先设置互斥对象,然后访问资源,最后释放互斥对象。在设置互斥对象的同时,如果另一线程(或进程) 试图设置相同的互斥对象,它将停下来,直到前一个线程(或进程) 释放该互斥对象为止。

6.3.4.2  报警处理
告警系统软件可以完成遥测量越限时的越限告警;开关发生变位时的变位告警;开关发生事故跳闸时的事故告警;某个 RTU 通信中断时的工况告警等。告警可以采用多种方式进行;用文字列出告警点的信息和类型;使图形上的告警点闪动或改变颜色推出有告警点的厂站画面等;系统发出鸣叫声或提示操作员的语音告警;启动打印机及时打印出告警点的信息和类型等。告警信息还将被分类,归档存入历史数据库。

6.3.4.3  人机联系
     语音装置(VRU)与商品化的Arc/Info GIS软件结合。

6.3.4.4  记录打印
记录打印报表是记录和保存电力系统运行状况的重要的手段。SCADA 系统必须为用户提供一个灵活方便的报表软件包。该软件要完成表格编辑,报表模拟显示和报表历史数据修改等功能。

表格编辑完成报表的生成工作,它包括表体编辑和表格数据的编辑两部分。

表体编辑是通过表格线的编辑和文字的编辑生成一张不带数据的空格表。表格线的编辑功能应该包括生成表格的横线与竖线,表格线的移动,表格线的删除以及表格行与列的删除与插入。

文字编辑功能包括功能完成对西文和汉字输入与删除等操作。报表中填写的数据可以是实时数据,也可以是计算数据。实时数据一般是实时数据的整点采样值。计算数据是由实时数据按要求完成计算后得到的数据,比如最大值与最小值,平均值,累加值等。在表生成时,对表格中要填写的数据,要按照数据填写的要求进行描述。为了让用户对自己制作的报表格式有所了解,报表软件应该有模拟显示功能。通过模拟显示可以将用户制作的报表按已经描述的数据格式显示在屏幕上。历史报表的显示功能是按用户的需要,对历史报表按日期进行查询或修改。

总之,报表软件包应该为用户提供灵活的制表功能和对报表的在线生成和修改功能。表格中的数据应该能够实现在线显示和修改,并支持定时打印,召唤打印和事件打印。

6.3.4.5  调度模拟屏显示
实现 9 35KV 基层电力变电所主结线图运行状况动态显示,对系统实时查询。

显示图形中各个设备的静态参数和动态参数,例如:主变压器的出厂日期、型号等静态参数,还有变压器的是否使用、目前状态等动态参数。这些参数目前由电力调度维护(基层变电所上网后,由基层维护)。

主结线图形的修改功能,主接线路图的各个线路和部件在一定时间内有可能进行小的改动,系统提供线路修改功能,允许有权限人员修改。

6.3.4.6  故障切换
    正常工作时,两台SCADA服务器分别负责自身接入的终端服务器的数据的接收功能完全一致,双机中的主模块负责和系统后台的通信。当系统发生故障时,对应于不同的环节,系统通过以下的策略保证数据的连续不中断。

    1、主备通道故障:当传输数据的通道故障时,系统提供面向通道的数据描述,通过软件判优的主备通道切换,保证数据的连续性。过程在两个系统上同时进行。

    2、单个MODEM和切换板故障,由于系统提供面向通道的数据描述,处理方式等同于主备通道切换。过程在两个系统上同时进行。

    3、单个终端服务器故障,由于系统在规划时,主备通道接入到不同的终端服务器上,所以也可以通过成批通道的主备通道切换保证数据的连续性。过程只在接入了故障终端服务器的系统上进行。

    4、前置服务器故障:处于备用状态的SCADA服务器在线监视同伴机的运行状态,由于两台SCADA服务器分别负责自身接入的终端服务器的数据的接收,功能完全一致,所以故障时,系统发起主备切换,备用系统直接完成和后台系统的通信,接管所有的系统功能。

6.3.5  自动作图/设备管理(AM/FM)软件
    采用GROW软件包。

6.3.5.1  自动作图(AM)
图形是直观地显示电力系统运行状况的重要手段。SCADA 系统软件模块中的图形系统,一般都能够绘制出表示电力系统运行状况的各种图形。他们是网络潮流图、厂站主接线图、曲线图、扇形图、棒图、地理接线图、数据表格及文字说明等。

网络潮流图用来表示电网中个连接线上的潮流分布情况。一般用箭头指示潮流的方向,其值用数字显示在图上相应的位置上。

厂站主接线图有代表各种电器设备的图形符号和连接线组成。它可以实时、主管的反映出电网的连接方式。通常用不同粗细的线条分别表示母线和连接线;用不同颜色的线区分母线的电压等级;图中的开关、道闸能适时地反映当前状态;电网运行的各种参数值以不同颜色的数字实时显示在对应位置。

曲线图可以是历史曲线图或实时动态曲线图。历史曲线图使用曲线显示出遥测量在某一段历史时间内的变化情况。历史曲线图可以设计成在一幅画面上同时显示几条曲线,一边对照分析。这些曲线可以是不同遥测量在同一时间段内的曲线,也可以是同一遥测量在不同时间段内的曲线。

实施动态曲线图是对某一遥测量按规定的时间间隔采样,并划出从过去某一时间到当前时间的曲线。这样作出的曲线可以实时地反映出该遥测量的变化轨迹。比如对系统频率每 2min 采样一次,并用采样值画曲线,便可以看到频率的实时动态曲线。

扇形图是用扇形的大小显示出若干个相干的遥测量数据大小的比例关系,一般用百分比表示。

棒图是把数据显示成长方形的形式,并以棒的长短显示遥测值大小。比如用棒图表示母线的电压,便可以直观的观察出电压的平衡情况的超限情况。

地理接线图用来表示各变电所的地理分布情况。可以用封闭的折线围出地理区域的大小,用不同的颜色分片着色以表示不同的地理区域。再用圆圈标出各变电所的位置,并在各变电所间加上连接线。

各种图形的制作由软件包完成,为了简化绘图过程,并扩大绘图软件包的使用范围,可以将绘图软件包分成图元编辑软件和画面编辑软件两部分。图元编辑软件的基本作图的工具是画直线、矩形 、圆、圆弧等,利用这些工具可以制作出各种图元,这些图元表示电力系统中一些常用的电气设备符号,如断路器,隔离开关,变压器,接地符等。这些符号在厂站主接线图中出现频繁,只是所处位置不同而已。在进行画面编辑时,只需引用图元做一些拼接工作即可,使作图过程简化并且可以保证不同图形中的符号规范化。当用户需要修改某一电气设备的表示符号时,只需修改图元而不必对做好的图逐个修改。如果采用图元编辑软件对其他系统中的常用的图元进行定义,如石油输送系统,自来水系统等,便能方便地制作出其他系统的画面。图元编辑软件生成的图元,以文件的形式存放。图元能根据画面编辑时的需要,改变大小和颜色SCADA 系统中的画面显示是操作员监视电网运行情况的主要途径。各种图面制作在系统生成时由画面编辑软件完成。电力系统的每幅画面内容可以分成两部分。其中一部分是固定不变的画面,它们与系统运行无关,不随实时数据的变化而修改。另一部分画面一部分与实时数据相关联的,它们要根据接收到的实时数据而不断地进行动态刷新。如断路器,隔离开关的位置状态,遥测参数值,动态曲线,动态棒图等。固定画面的制作直接利用绘图软件包中画直线,折线,矩形,圆,圆圈,文字标注等功能就可以完成。动态画面的制作需要进行图元引用,并使用标注遥测参数,画曲线,画棒图等功能完成。动态画面上的图形,必须使它们与实时数据库中的实时数据建立联系。这样在系统运行时,画面才能按接收到的实时数据,隔离开关,遥测值等与厂号,序号联系起来。

SCADA 系统的画面生成工作是系统生成工作的一部分。为了使画面生成工作方便快捷,要求绘图软件包具有十分友好的人机界面,使用时高效灵活,并易于被用户学习。对各种图表应该能够实现在线生成和修改。画面显示应有较快的响应时间。图形的显示尽量做到灵活多样,比如实现多窗口技术, 可缩,放大,滚动等。

6.3.5.2  设备管理(FM)
根据电网结构图以及测量得到的各种数据判断估计各个设备的运行状态,并对有故障的设备进行隔离、检修。

6.3.6  计算机数据通信软件
在数据远程通信传输过程中,客户机要时刻检测与调度中心服务器的线路连接,当网络发生异常如掉线等情况时,客户机会给出监控系统故障信息,并且在故障恢复后自动重新进行数据的传送,这一点在监控系统中非常重要。Delphi 下编制串行通信程序,可利用Windows 标准 API 串行通信函数,也可利用为简化Window 下串行通信编程的 ActiveX 控件,如MicrosoftCommunications Control (MSComm)或者 Delphi 的第三方控件来实现。前者程序设计相对复杂,不易掌握,但可以实现功能强大、应用广泛、复杂的低层次通信程序。而后者则相对简单,上手快,开发工作量少。Delphi 第三方控件是Object初始化串行口线路测试数据发送。

规约选择ascal 类,它遵循一定的规则,并通过面向对象的概念得以继承和扩充,为 Delphi的应用开发提供了丰富的资源。

系统利用专业通信函数库(PComm Library)第三方控件实现串行口通讯。PCommLibrary 是台湾 MOXA(摩莎)公司开发的一套用于串行口通信的专业级软件,它最大特点就是其简单易学,功能强大,通信函数采用一目了然的设计方法,编写程序方便快捷。

6.3.7  诊断软件
为了即使发现电网在运行过程中的事故和不正常状态,必须利用合适的诊断软件尽快发现并采取相应措施。

6.3.7.1  在线诊断
由于在线诊断的时实要求,往往由于计算量太大而无法实现。但是在线诊断至少具备故障录波分析功能。

    故障录波系统是电力系统发生故障及振荡时能自动记录的一种系统,它可以记录因短路故障、系统振荡、频率崩溃、电压崩溃等大扰动引起的系统电流、电压及其导出量,如有功、无功及系统频率的全过程变化现象。主要用于检测继电保护与安全自动装置的动作行为,了解系统暂态过程中系统各电参量的变化规律,校核电力系统计算程序及模型参数的正确性,故障录波己成为分析系统故障的重要依据。

    系统主要由电流(电压)智能监视模块、通信链路、监视微机和分析软件四部分组成,该系统将多个智能监视模块统一编址,通过通信网与分析主机相连,组成故障录波系统。每一个智能监视模块相当于一个独立的微型故障录波器,在线监视一条线路的运行状况,连续采集数据。当该线路发生异常时,相应模块连续采集一段设定时间段的线路运行数据,然后,将异常出现时刻前后各一段设定时间的数据作为故障录波信息保存,并上传给分析主机;分析主机将模块上传的数据加以保存、远传和处理,并可将异常波形显示并打印出来。

6.3.7.2  离线诊断
离线诊断由于不受时实性限制,可以进一部检测故障的具体位置、原因等,它主要有以下功能:

输电线路行波测距:

    当输电线路发生故障后,必须通过寻线找出故障点,并根据故障造成的损坏程度判断线路能否继续运行还是须停电检修。行波测距是目前应用广泛的故障测距方法,其基本原理是:在电力系统发生故障后,在故障点将产生向两端运行的暂态行波,暂态行波在传播过程中遇到不均匀介质时,将发生折射和反射,因此在故障点和母线检测处暂态行波会发生反射和透射,这样就可以利用两个波头之间的时间差来完成故障定位。

    行波采集与处理系统安装在厂站端,采用集中组屏式结构,一般包括行波采集装置、T-GPS电力系统同步时钟以及当地处理机三部分。行波采集装置主要负责暂态电流信号的采集、缓存以及暂态启动,并生成启动报告;T-GPS负责提供精确秒同步脉冲信号及全球统一时间信息;当地处理机由一台工控机构成,负责接收、存储来自装置的暂态启动报告,并与安装在线路对端所在变电所内的行波采集与处理系统交换启动数据,从而自动给出双端行波故障测距结果。

小电流接地选线系统:

    电力系统配电网故障中绝大部分是单相接地故障。由于故障电流小,系统可带故障继续运行一定时间,小电流接地方式可显著提高供电可靠性,同时也具有提高对设备和人身安全性、降低对通讯系统电磁干扰等优点。但长时间带故障运行,特别是间歇性弧光接地故障时,过电压容易使电力设备出现新的接地点使事故扩大;同时故障电流可能使故障点永久烧坏,最终引短路故障。因此故障后快速选择故障线路就显得十分重要,在发生故障时须准确选出故障线路,以便及时切除故障。

    小电流接地故障选线及监测系统采用一台分析主机加多台数据采集装置的总体结构,整个系统主要有两部分组成:小电流接地故障检测装置和小电流接地故障分析系统软件。采集装置(小电流接地故障检测装置)完成母线三相电压、母线零序电压和线路暂态零序电流的数据采集与记录、门槛值的整定、数据的上传等功能。分析主机运行小电流接地故障分析系统软件,主要完成实时选线算法及数据的存储、远传、结果显示,以实现对接地故障的选相、选线和预报。

电能质量监测系统:

    非线性电力电子器件和装置的应用使得电网中电压和电流波形畸变越来越严重,谐波水平不断上升;另外,冲击性、波动性负荷,还会产生电压波动、闪变、三相不平衡等电能质量问题。出于安全生产及经济效益等因素,电力用户越来越关注电能质量的问题。为了保证我国的电能质量,自1990年以来,我国相继发布了六项电能质量国家标准。电能质量监测系统可以实时、精确地测量电力系统电网的电能质量,分析电能质量问题产生的原因,及时采取技术措施来改善电力系统电网的电能质量。

系统由监控中心和多个电能质量监测终端构成,形成完整的分层、分布式系统。其中电能质量监测终端负责采集监测点电能质量的实时状况,并将经过处理的电能质量数据经过通信通道传送到监控中心,同时电能质量监测终端还应具有本地存储功能。监控中心负责接收各电能质量监测终端上传的数据并存储到数据库,由统计和分析模块进行处理,并经Web服务器供用户浏览。

    由以上分析可以得出故障处理系统的共性:首先进行数据的采集和存储,再由数据处理模块进行数据的分析、计算及各种特征的提取等操作,最后对所得结果进行保存、显示和打印等。



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