1 绪论
1.1 课题背景及意义电力职称论文
随着电网的快速发展，对电网调度自动化系统功能提出了新的更高的要求，调度自动化系统要全面向AGC/PAS/DTS应用功能发展，即从简单的安全监视系统发展到集安全监视、自动发电控制、经济调度、综合数据应用于一体的调度自动化系统，最终达到满足电网安全运行水平，经济运行模式、电网重大操作分析研究的要求。
国内外电网的运行管理经验也充分验证要保证电网安全、优质、经济运行，必须有与之相适应的现代化电网管理的技术支持手段，包含电力应用软件功能的电网调度自动化系统正是这种现代化电网管理有效技术手段之一。
因此，自1999年起国家电网公司已把具有电力应用软件功能的地调自动化系统和应用软件实用列为衡量地区电网现代化的重要标志。目前中调、部分地调已建立具有电力应用软件功能的电网调度自动化系统，在电网运行中发挥了重要作用并取得了实效。
由于厂、网分开，根据未来电网调度自动化系统现状的分析，现运行的电网调度自动化系统存在许多不足，不具备在现有系统上直接开发应用自动发电控制、电网分析软件功能和进一步扩充系统容量的条件，系统已无法全面满足电网调度运行的要求，处于相对落后的局面。因此，对现有系统进行全面设计改造，建设满足电网发展要求的新一代电网调度自动化系统势在必行。
1.2 调度自动化系统发展趋势
由于计算机技术及网络通信技术的迅猛发展，电力系统对调度自动化系统的要求也越来越高，EMS在国际上面临着新的转折，各种新兴技术和标准层出不穷，调度自动化系统的发展趋势应具备以下几个特点：电力职称论文
（1）支撑平台及体系结构开放化和标准化当代EMS领域的热门话题是开放化。虽然现在国外各大系统工程公司所谓完全开放式EMS实际还是商业宣传，但开放式EMS终究是EMS构成的发展方向。不致引起整个系统的变动，而整个系统更换时，应用软件也不受影响。当前用户对开放式系统的要求集中在应用软件的可移植性以及系统的可互换性以适应发展的要求和保护原有的投资，因此要求EMS实现标准化，特别是在计算机、软件、数据以及用户交互方式的接口的标准化。电力职称论文
（2）分布式系统
用符合现代开放式系统标准的可扩充分布式体系结构来取代传统的集中式系统。这样做可使结构灵活，能够根据发展的需要很方便地进行扩充。这种EMS系统的体系结构包括一个作为系统核心的数据服务器以及根据C/S原理构成的分布式子系统。服务器与子系统之间是标准的接口界面。EMS系统核心将公用的服务如数据库、告警处理、事件记录和数据存档提供给分布式的各个子系统。这些子系统包括全图形窗口用户接口、数据采集、SCADA以及与电网运行有关的各种应用。
（3）统一的商用关系型数据库电力职称论文
将全功能的数据库管理系统与面向对象的实时SCADA数据库结合为一体。数据定义、数据存档、记录及非遥测值等均匀存在数据库管理系统的主要数据存储库中，而实时性要求高的数值则存放在单独的存储器内的结构中，而后者也是由统一的关系型数据库管理系统初始化时生成的。
关系型数据库通过使用简单的、自然形式的二维表提供通用的数据存储和检索手段。数据是存储在行和列的结构中，由各列和关键字访问。使用工业标准的结构查询语言对所需地址寻址以便能灵活地检索和更新数据，并可与当前流行的商用数据库交换数据。
数据库的分布方式支持影子数据库，它是通过数据及处理过程的拷贝来实现的，能够保持各拷贝库间的一致性。一个有全部影子的数据库被用作高可靠结构的热备用。主数据库一部分内容的拷贝形成一个个不同的复制体，这种分布方式可以在地理上离散的卫星式系统之间分散地进行。
（4）先进的图形显示技术
EMS通过图形用户接口可提供现代的全图形窗口式工作站环境，运行在分布式环境的单屏或多屏工作站上。由于EMS系统全图形功能已列为必备功能，因此传统的半图形加点可寻址通道的显示器已逐渐淘汰。这一点在国外的配电自动化工程中更为迫切，如AM/FM功能就要求把地理接线图及各种参数集中在一张图上显示出来，并可分层显示信息，需要时可显示细节。国外新EMS系统已无例外地使用了全图形工作站。图形用户接口或者人机系统采用的标准有PHIGS、GKS、X-Windows，Motif、XGL等等。用向量表示的图形及字符可实现无级缩放，画面的内部结构可分为若干级，每级下面可分为多层。工作站能支持双以太网和多显示器，调用画面的响应时间在1-2秒内。
（5）RISC技术电力职称论文
精简指令集计算机的出现，将计算机系统的性能价格比推进到了新的水平。传统的CISC技术由于设计的复杂性和指令级的并行度这两个因素的限制，很难再大幅度提高其性能价格比，而这两点正好是RISC的长处。因此RISC计算机在新一代EMS系统中有着广阔的应用。
（6）多媒体技术
计算机技术和多媒体技术的发展将使计算机与多媒体统一为不可分割的整体。今后的计算机离不开多媒体，多媒体也离不开计算机。多媒体计算机突破了一般计算机只能处理字符的限制，而具有处理音频和视频信号的能力，并具有交互性能。这种集字符、图像及声、光技术为一体的多媒体计算机不但能“说”，而且能“看”、能“听”，并具有某种“感觉”。多媒体技术在调度自动化系统中的应用具有广阔的前景。传统的音响报警将被语言报警所取代；鼠标或键盘命令对菜单的调用被触摸式的点屏和语音所代替。多媒体技术的应用将促进电网调度自动化技术的发展。
（7）网络分析应用软件
用于电网安全监控的计算机系统已经从初级的SCADA系统发展到中级的SCADA/AGC系统并进一步提高到包括网络分析(NA)和计划软件、调度员培训模拟系统、负荷预测、调度员潮流、经济调度、短路电流计算、电能量及电费结算等商业化运营功能在内的能量管理系统。在国内外，有不少电力系统己经实现了EMS的部分或全部功能。
（8）主站功能一体化电力职称论文
电网自动化发展的一个重要趋势就是由调度自动化向全局的自动化方向发展。传统概念的电网调度自动化是面向调度员的。EMS的各种功能都是为调度员提供方便，并以EMS为基础，走出调度室，面向调度所的各业务部门，并面向全电力公司。例如美国太平洋煤气电力公司、纽约联合爱迪生公司曼哈顿调度中心、日本东北电力公司等。所起名称或称之集成化支持系统，或称一体化系统，其要点是将SCADA采集的实时数据为各部门共享，且将各业务部门共享数据处理后的结果反馈到实时系统。调度业务部门包括运行方式，继电保护定值整定的分析，月、日负荷预报及计划，电力系统分析，火电燃煤采购，水电及抽水蓄能运行规则等。这些业务部门的系统目前是相互无关的、孤立的，而在一体化系统中，这些系统就成为连在网络上的子系统了。
(9)由局部的自动化到全网的自动化——互联网络化
主站功能一体化是通过主站局域网进行的综合，而电网各层之间的信息交换则通过广域网进行，这将是电网自动化发展的特征——互联网络化。
网络化有2个概念：一是不同层次的调度中心主站间的连接；另一是主站与直属电厂和变电站群控制中心间的远程通信。对于前者，在交换信息的基础上，上一层的主站可以从全网的角度，为下层主站提供所需而又无法采集的信息，以帮助下层主站了解全系统以及相邻系统的情况，可使下一层的外部网络等值计算更加精确。
(10)智能化电力职称论文
另外一个发展趋势是智能控制的应用，计算机实时地进行工作，以帮助运行人员快速正确地做出决策。近年来，除了专家系统已在实际的电力系统得到应用外，神经元网络和模拟进化算法等在电力系统实际应用中尚无大的突破。多种不同方法的混合使用也是正在进行的研究课题之一。现有的EMS中许多应用软件需采用人工智能技术，例如：负荷预测中天气修正、特殊事件的提取和电价响应；机组经济组合中降低组合数而不丢失最优解；安全约束和最优潮流中函数约束的处理；动态经济调度中旋转备用的分配；状态估计中开关状态错误辨识；预想故障分析中预想故障组的设置；输电能力分析、输电费用计算、辅助服务费、交易匹配、信息过滤、DTS教案准备等。电力职称论文
随着计算机技术、控制技术及信息技术的发展，电力系统自动化面临着空前的变革。多媒体技术、智能控制、地理信息技术将迅速进入电力系统自动化领域，而信息技术的发展，不仅会推动电力系统监测控制的发展，也会推动电网调度自动化向更高水平发展。电网调度自动化系统的功能将更加强大，更加完善，更加实用，在电网运行中发挥更大的作用。
1.3 论文主要工作
（1）阐述了110kV电网调度自动化系统的概念及功能，；
（2）分析了110kV电网调度自动化系统的结构和各部分功能，；
（3）进行了110kV电网调度自动化系统的设计。
2 电网调度自动化系统概论电力职称论文
2.1 电网调度自动化系统的发展
电网调度自动化经历了三个发展阶段：
早期，调度中心不能及时了解和掌握厂站和线路的运行状态，也不能对厂站和输电网进行直接控制，调度员和系统各厂站的唯一联系就是电话。各厂站值班人员必须每天通过电话向主站汇报本地运行情况及有关数据，集中起来由调度员进行分析处理，并结合个人经验选择合理的运行方式，再用电话通知各站值班人员进行调整控制。发生事故时，也只能通过电话了解情况。显然，这种方式远远不能达到电网运行实时性的要求。
电网调度自动化发展的第二个阶段是远动技术的采用，主要指遥信、遥测、遥调、遥控技术的发展。通过安装在各线路厂站的远动装置，采集各种运行参数以及开关状态，通过远动通道传给调度中心，直接显示在调度台的仪表和系统模拟盘上，增加了对电网的实时了解。通过遥调和遥控，调度中心对某些开关进行投入和切除操作。远动技术已成为调度中心非常重要的工具，也是电网调度自动化的重要基础。
计算机技术的引入使调度自动化跃上一个新台阶。从60年代开始，数字计算机开始用于电力系统的经济调度，取得了显著的经济效益。但是在60年代中期，北美一些国家相继发生了几次大面积停电事故，引起很大震动，计算机系统开始用于电网系统的安全监视和控制。调度室配备了大型机或小型机系统，配备了黑白和彩色屏幕显示器等人机联系设备；在厂站端则配备了基于微机的远方终端；相继产生的SCADA，数据采集和安全监控、安全分析以及EMS，能量管理系统)等技术，构成了现代电网调度自动化技术的三大核心。
2.2 电网调度自动化系统功能研究
（1）SCADA主要包括以下一些功能：
1）数据采集：对遥测量、遥信量、脉冲量等数据的采集。
1.随时间而连续变化的量称为模拟量。如总受有功功率、无功功率、功率因数、电压、电流、主变油温、室外温度、周波、温升；配出盘有功功率、无功功率、电流；各级母线电压等。
2.断路器、隔离开关和继电器等的接点状态称为开关量。这种接点状态一般有两种：“接通”或“断开”，正好可用二进制的“0”和“1”来表示。
3.脉冲量，主要针对脉冲电度表而言。脉冲电度表每转过一圈，就会输出一个脉冲，如果外接一个记数器或将脉冲送入微机，则可得到电度数，总受的或配出盘的。脉冲量即电度量。
2）信息显示
3）监视控制，实现四遥功能—遥测、遥信、遥调、遥控。所谓遥测，指通过远程终端实现对遥测量或脉冲量的采集然后通过通信信道传至调度中心；遥信指通过远程终端实现对遥信量的采集然后通过通信信道传至调度中心；遥调指调度室下达指令由通信信道传至RTU 。RTU通过执行机构调整设备参数；遥控指调度室下达指令由通信信道传至RTU。RTU通过执行机构调整继电器、断路器的通断状态。
从控制角度分，可将调度中心称作主站，而将各个场站称作属站或子站(被控站)，主站与属站通过有线或无线通讯保持联系从而实现主站对属站的监控。
（2）自动发电控制AGC电力职称论文
自动发电控制是为了实现下列目标：
1）使全系统的发电出力紧紧跟踪系统负荷；
2）将电力系统的频率误差调整到零。
3）在所控制的区域内分配电力系统发电处理，保持与其它系统的联络线潮流为预定值。
（3）经济调度EDC
EDC的目标是：在所控制的区域内向各发电机组分配出力，使本区域运行成本为最小。
（4）能量管理系统EMS
能量管理系统(EMS)是一个比较完善的调度自动化系统，它涵盖了当前大多数调度自动化技术，包括SCADA, AGC, EDC以及其他一些高级功能如状态估计、网络拓扑、网络化简、偶然事故分析、静态和动态安全分析、在线潮流、最佳潮流以及调度员培训仿真等，随着新技术新要求的不断出现，EMS的功能还会不断扩充。
2.3 本章小结
本章叙述了电网调度自动化系统的发展历程，研究了电网调度自动化系统的功能，为下文电网调度自动化系统的设计奠定了基础。
3 电网调度自动化系统的构成电力职称论文
3.1 电网调度自动化系统的硬件构成
一个基本的电网调度自动化系统由信号转换与控制机构、RTU、通信信道和调度端四部分组成。
3.1.1 信号转换与控制机构
现场信息转换包括需要测量对象信息的转换与放大和被控对象的执行机构两部分。
RTU只能采集和接收符合要求的电信号，而测量对象有的并非电信号如油温、室外温度等，有的并不符合要求，如电压高则几十万甚至上百万伏，低则几万伏。因此，必须由传感器将非电量转换为电信号并放大处理，将不符合要求的信号经变送器变换为小电压或小电流信号。转换后的电信号有的是其值随时间连续变化的模拟量，有的是数值离散变化的脉冲量，而有的是表示开关状态变化的开关量。
控制执行机构分为开关合与分的控制和参数大小连续变化的调节，前者实现遥控功能，后者实现遥调功能。
3.1.2 远程终端
RTU就是按照规约对运行设备完成远程数据采集、处理、发送、接收以及输出执行等功能的自动化装置。它是调度自动化的基础设施，安装于各个厂站内，负责各种信息的上传下达，是电力系统信息采集的第一重要环节。早期的RTU多数是模拟式的，后来出现了精度较高的数字式RTU。如今的RTU大多是从70年代发展起来的基于微机式的RTU，实际就是一个微机系统。
3.1.3 通信信道电力职称论文
信道就是信号传输时经过的通道。系统信息的采集和发送是通过信道来起到桥梁作用。通信信道一般由调制解调器和通信线路构成。通信线路分为有线和无线两大类。
主站端与属站端的通信方式有两种：循环式和问答式。前者要求主站端与属站端保持严格的同步，各属站按事先约定的次序排列并依次循环同主站通信，轮流通过上行通道向主站发送遥测和遥信信息，主站通过下行通道随时向各属站发送遥控或遥调命令；后者是由主站端主动地按顺序依次查询各厂站的信息，每个厂站仅仅在受到召唤时才能发出自己的信息。目前我国网调、省调大多数采用循环方式通信，可以做到一发多收，但缺点是不够灵活，投资大，一个厂站就要占用一个通道，只适用于辐射式通信网络，通道利用率低。问答式的优点是比较灵活，对各种类型的信息可以区别对待，可以灵活地改变功能组合，而厂站端不必做什么改动，另外还能够适用于任何形式的通信网络，可以在一条通道上连接多个厂站，节省通道投资。问答式的缺点是速度慢，主站每当要查询某一厂站的某些信息时，必须先发出相应指令等待一段时间后方可返回，适合于信息量不大的县级调度。世界上多数发达国家都采用问答式。在Polling方式下，由于遥测、遥信、遥控和遥调可靠性的要求不同，具体传输过程是有区别的。
(1)遥测由调度端依次向各厂站发送遥测地址号，令其传送遥测数据。受令厂站端立即作出响应，发送遥测数据，调度端接收且检验无误后，再顺序呼叫下一个厂站，如此反复循环呼叫送数。
(2)遥信厂站内没有断路器时，不发送遥信信息，仅在断路器发生变位时才将变位信息优先传送出去。调度端收到后先发回“确认”信号，然后再转入 正常的遥测量传送。为使开关变位信息能尽早发到调度端，有两种可行的办法：一是在提取每个厂站全部数据之前，先扫描是否有开关变位。当发现有变位时，则有限发送变位信息，然后再发送遥测量信息；另一种是在遥测量中设有开关变位标志信号，并将厂站的数据分组依次提取，当发现某厂站开关有变位时，就发令提取该厂站的全部信息，然后再转入正常的循环。这种方法缩短了扫描周期，从而缩短了发现开关变位信号的时间。
(3)遥控电力系统的遥控是指在调度中心对远方的厂站主要设备进行操作控制。遥控信息的传输必须非常可靠，因为一旦传输信息有误，就会导致后果非常严重的误操作。现在一般采用多次校核的方法，在确认无误后才执行遥控指令。
在进行遥控时，调度中心先发出被控对象地址，对应的厂站端收到后，要向调度中心返送本站地址，调度中心确认无误后，再发出控制指令。厂站收到命令后再执行操作，并再次向调度中心发出确认信号，调度中心收到确认信号又发出命令调取该地址的遥信信息，检查被控对象动作后所出的状态。
(4)遥调在单条信道时，遥调信息的传送方式是先由调度中心向厂站端发送被调对象地址，厂站端然后向调度中心返送该地址，调度中心经校核无误后即发送调节量给厂站，厂站再次返送此调节量到调度中心，经校对无误后才发出执行指令。调度中心收到确认信号后，即转入正常的遥测工作。
为了保证主站与属站之间能够自动地有效地进行数据通信，在发送端与接收端需要有一系列的约定和顺序，这种通信的约定和次序就叫做通信规约。前面已经提到我国普遍采用的几种通信规约，如CDT,RTS-100, SCI1801等，CDT为循环式规约，RTS-100和1801规约属于Polling规约。RTU通过串行通信接口通信按规定的通信规约进行，也就是按规定好的帧信息格式、字信息格式通信。
3.1.4 调度端电力职称论文
调度端即主站端，它是电力系统管理的核心，一般设置在调度中心，由前置通信机、调度主机、管理机、文件服务器和建立在LAN网络上的分布式计算机系统组成。若干功能工作站分布配置在生产、管理各科室和领导办公室。各系统功能独立成块，共享一个数据库，各工作站可同时访问。调度主机接打印机，实时显示电网运行数据，控制模拟屏并实时刷新，还要随时将调度员的命令发到前置机，由前置机将命令传送给厂站端。
3.2 电网调度自动化系统的软件要求电力职称论文
调度自动化的软件在整个系统中占有极重要的地位。随看SCADA技术的日益成熟，电网调度自动化对软件功能存在以下几点严格的要求：
(1)实时性电力系统强调实时性，厂站端的信息要实时地送到调度端，同时调度端的控制命令也要实时地送到厂站端。只有这样，才能保证调度端实时地监视和控制厂站端的目的。实时性主要体现在厂站端报警信息的传送和遥控、遥调命令的下发。
(2)多任务电力系统是一个复杂的系统，为达到控制的目的，多个任务软件需要同时运行，因而软件多任务也是考核的重要指标。
软件编程环境的选择对多任务的实施起着至关重要的作用。一般来讲有如下几种情况实现多任务：
1.DOS操作系统的中断优先级处理
2.UNIX系统；
3.WINDOWS3.X协作式多任务；
4.WINDOWS9X(或NT)抢占式多任务；
以上选择中，DOS和UNIX是实时性最理想的操作系统，而UNIX和WINDOWS是实现多任务的首选环境。
(3）界面友好清晰，灵活方便，将对调度人员直观地观察线路状态和运行参数起到重大作用，也应在软件设计上给予足够重视。
(4）便于维护和扩充。
3.3 电网调度自动化系统的主要功能
3.3.1 SCADA功能电力职称论文
SCADA系统，即数据采集与监视控制系统。SCADA系统的应用领域很广，它可以应用于电力系统、给水系统、石油、化工等领域的数据采集与监视控制以及过程控制等诸多领域。SCADA系统是以计算机为基础的生产过程控制与调度自动化系统。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各项功能。
在电力系统中，SCADA系统应用最为广泛，技术发展也最为成熟。它作为能量管理系统的一个最主要的子系统，有着信息完整、提高效率、正确掌握系统运行状态、加快决策、能帮助快速诊断出系统故障状态等优势，现已经成为电力调度不可缺少的工具。它对提高电网运行的可靠性、安全性与经济效益，减轻调度员的负担，实现电力调度自动化与现代化，提高调度的效率和水平中方面有着不可替代的作用。
SCADA应用软件能适应电网实时监测和调度控制的需要，同时保证应用功能的安全，防止误操作和非授权操作。
3.3.2 EMS应用功能电力职称论文
EMS系统高级应用软件建立在实时监控系统之上，将现代电力系统理论与计算机技术有机地融合为一体，应用于电力系统的分析控制之中。EMS可极大地提高调度自动化系统水平，实现调度运行管理由经验型转变为分析型，使调度运行管理发生飞跃。呼伦贝尔电网EMS应用软件应包括网络拓扑、状态估计和调度员潮流、网损计算、负荷预报、电压无功优化、AGC/经济调度、短路电流计算软件等功能，软件接口要齐全，以便于在今后工程中可安装其它EMS/DTS应用软件。
SCADA/EMS系统在总体设计，硬、软件配置中充分考虑到系统EMS应用功能基本环境的配备，便于今后进一步扩充完善。
3.3.3 计算机数据通信功能电力职称论文
SCADA/EMS系统采用国际标准接口模式和规约，可完成如下计算机通信内容：
通过自动化数据网实现与中调SCADA/EMS系统间双向数据通信、采集远动终端和变电站自动化系统的信息。SCADA功能对此类数据的处理等同于来自前置机数据的处理。呼伦贝尔电业局与内蒙中调、配调、集控站间的实时数据通信；RTU和变电站自动化系统信息接入；传输下行控制和调节命令；应用软件所需的准实时数据通信。
具有通过路由器，以及其它手段与相关计算机系统实现通信能力。支持上述通信任务的通信软件管理工具，它包括参数配置、运行统计、和测试等功能。
实时处理各种报警信号功，调度机记录报警内容。
电力职称论文
(1)事故信号。变电站若发生相线接地、过流、速断、过负荷、差动、轻瓦斯、重瓦斯等事故，系统能够实时地反映在CRT、模拟屏上，并在打印机上打印记录和在数据库中永久保存。
(2)越限信号。根据用电计划与限电要求，系统可预设一限定电量，一旦线路负荷接近或超过限定值，系统实时地在CRT、模拟屏上予以反映。
(3)开关变位信号。变电站开关跳闸、重合闸动作状态、或人为油开关的分与合均实时地反映CRT、模拟屏上，并由打印机打印。
事故信号和开关量通过遥信口送到RTU，一旦某一输入信号有变，即表示发生了开关变位或事故；而越限信号由前置机产生，前置机在采集数据过程中对每一个模拟量与存放在服务器数据库中的配置参数—最大值和最小值相比较，一旦越限即向调度机送一个越限信号。
3.4 本章小结电力职称论文
本章在第二章的基础上，进一步分析了电网调度自动化系统的硬件组成和软件分析，进行了分块阐述，在本章的基础上，本文接下来就要进行电网调度自动化系统的设计。
4 电网调度自动化系统设计
4.1 系统组成电力职称论文
（1）服务器
服务器作为网络的核心，存放采集来的数据和系统的一些配置信息，同时也作为各工作站沟通的一个渠道。本系统配置如下：服务器采用IBM Netfinity5500服务器,CPU： PentiumIII500；内存：128M；硬盘：IBM 15.1 GB；显示器：15寸彩显。
（2）调度机
调度机是灯塔农电局电网调度自动化系统的人一一机界面部分。调度机本身就是一个完整的微型计算机系统，它主要由配有软、硬磁盘的IBM PC或其兼容机的主机、标准键盘、高分辨率彩色显示器(CRT)等组成。本系统中配置如下：CPU： PentiumIII450；内存：64M；硬盘：3.2GB；显示器：17"彩显，与管理机共享一网络打印机。
主要功能：实现人一一机对话，形成命令与下发命令到RTU，收集整理与处理RTU上送数据，显示有关数据与曲线，打印用户各种报表，发送有关数据到模拟屏，实现模拟屏不下位操作。在调度机上运行软件系统监控模块部分。
（3）管理机
主要功能：实现动态图形配置、参数配置、表格的生成和打印、数据输入和数据的查询等。在管理机上运行软件系统的管理模块。管理机配置同调度机。
（4）前置机电力职称论文
前置机通过串行口RS-232与各RTU通信，其中COM1口以RTS-100通信规约与符合RTS-100的旧的RTU通信，COM2口以SCI1801通信规约与符合SCI1801规约的RTU通信，每隔一定周期即将各站呼叫一遍，采集到遥测量和遥信量送往服务器数据库的同时也通过点一点通信直接送往调度主机的内存中，显示在调度机界面上的主接线图中；每当接到调度机通过点一点通信发来的遥控、遥调、校时或其它命令时立即放下数据采集工作，先将命令下发出去然后再转入正常的数据采集工作。前置机在做这些工作的同时，也在时刻监视着各RTU的状态，一旦有报警信号送上来，前置机将停下所有的工作来处理报警信号，将报警信号解码后送到通过点一点通信调度机然后再做其它工作。调度主机接到报警信号，立即调出报警站的主接线图，并在模拟屏上对位闪烁，同时启动语音报警，网络打印机打印出报警信息。
（5）通道控制机
通道控制机位于调度机与终端机之间。它收到调度机下发命令后，进行校验并经电台或载波、或有线信道发送到终端机；当收到终端机回送的数据，进行校验并上送到调度机。电力职称论文
4.2 系统主要功能及特点
4.2.1 数据采集
(1)遥测：可采集32路模拟量。
由电压互感器、电流互感器将大电压、大电流转换100V的低电压和10mA的小电流模拟电信号，经电压变送器、电流变送器将它们转换为5 V或20mA的直流信号，然后经A/D转换为二进制数字信号输入计算机。电压、电流得到后，有功、无功功率可由电压、电流计算得出。
主变油温、室外温度、温升要由温度传感器转换为20mA或5V的电信号，再经A/D转换后送给计算机。功率因数由有功、无功功率计算得出，也可由有功电度量、无功电度量求出。
(2)遥信：可采集64路开关量，有开关状态、刀闸状态等。
(3)脉冲量。可采集24路脉冲数字量。要求被测脉冲幅度不小于12V, 周期宽度不小于1s，主要用于采集主变和配电线电度量。脉冲电度表将其转盘转数转化为成正比的电脉冲数，转盘每转过一圈，就生成一个脉冲送到RTU。RTU对脉冲个数进行累计，并将累计数存入RAM中。当调度端主机“广播”发出“冻结累计量”命令时，各厂站的RTU立即同时停止累计，然后依次将当时的累计值发往调度中心。采用这种方法就能获得电网各点同一时刻的电度数。
(4)控制。系统可实现16路遥控，如遥控油开关的分与合，电容器组的投与切等。
4.2.2 报警处理电力职称论文
实时处理各种报警信号功，调度机记录报警内容。
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(1)事故信号。变电站若发生相线接地、过流、速断、过负荷、差动、轻瓦斯、重瓦斯等事故，系统能够实时地反映在CRT、模拟屏上，并在打印机上打印记录和在数据库中永久保存。
(2)越限信号。根据用电计划与限电要求，系统可预设一限定电量，一旦线路负荷接近或超过限定值，系统实时地在CRT、模拟屏上予以反映。
(3)开关变位信号。变电站开关跳闸、重合闸动作状态、或人为油开关的分与合均实时地反映CRT、模拟屏上，并由打印机打印。
事故信号和开关量通过遥信口送到RTU，一旦某一输入信号有变，即表示发生了开关变位或事故；而越限信号由前置机产生，前置机在采集数据过程中对每一个模拟量与存放在服务器数据库中的配置参数—最大值和最小值相比较，一旦越限即向调度机送一个越限信号。
4.2.3 CRT显示
系统用彩色显示器显示系统图、地理信息图、每个变电站的主接线图、配电网图等，图上显示各个节点的实时运行参数、开关状态和报警信息等，调度员可以在各图之间随意切换，监视电网运行状况。
系统采用模拟屏实时显示供电网和各变电所的开关状态等，并实现报警信号对位闪烁。系统将采集的各种数据予以整理、加工和处理，按照省农电部门同意的格式汇总形成日报表、月报表、年报表等。电力职称论文
4.2.4 SB软总线接口
设计SB的目的是为了规范系统模块间的通信接口方式，使符合规范的模块能随时修改和增加，只要不依赖特定的硬件资源，软件模块可以在系统中任意机器上做到即插即用，以便灵活配置系统；使系统各模块之间的藕合尽可能松，提高系统可靠性。同时照顾到系统运行效率；具体提供进程间涉及内存中数据的传输以及关于系统、机器、模块运行状态监视维护的公共服务，简化系统模块编程。系统软件是模块化的，由完成不同功能的模块组成。每个软件模块是一个可执行文件。SB为系统中各模块之间的信息交换提供服务，维护并报告运行状态和统计信息。模块之间的关系有紧祸合和松藕合两类：紧祸合模块必须安装在同一台机器上，彼此通过共享内存交互信息，软总线提供建立和同步操作共享内存的函数。松祸合模块可以安装在同一机器或不同的机器上，SB提供网间通信服务。为使用SB提供的服务，每个模块应确定并向SB登记自己的模块名和组属性。
SB为系统中同一机器或不同机器之间的模块提供通用的通信服务。通信功能在SB提供的动态链接库中实现。系统中的通信是在客户和服务名之间进行的。客户是通信的发起者，不需要服务名。系统中任一模块在注册之后都可以通过SB提供的通信函数发起通信活动。服务名是通信活动中被动的一方，负责接收数据或请求，对请求给出响应。
4.3 主站系统技术指标
按照设计原则和要求，对呼伦贝尔电网调度自动化系统主站系统技术指标作如下要求：
4.3.1 可用率及运行寿命电力职称论文
（1）SCADA/EMS系统年可用率大于99.99%。
（2）主要设备的寿命正常使用年限为8年至10年。
（3）服务器和工作站MTBF大于5年。
（4）打印机、扫描仪、磁带机等外设MTBF大于2年。
4.3.2 遥测量精度及时钟误差
（1）遥测量综合误差小于1.5%。
（2）遥测死区整定值0.25%-2.5%。
（3）EMS系统时钟与标准时钟误差小于5毫秒。
4.3.3 实时性指标
（1）全系统实时遥测数据扫描周期小于5秒。
（2）全数据传送周期2分钟-10分钟。
（3）具有实时数据的画面调用响应时间小于3秒。
（4）遥信正确动作率100%。
（5）控制正确率100%。
（6）调节正确率100%。
（7）系统故障自动切换时间：完成实时业务的冗余服务器小于15秒。
4.3.4 CPU及网络负荷率
（1）在任一5分钟内，CPU的平均负荷率：
1)电网正常状态下电力职称论文
1.调度员工作站小于35%。2.SCADA服务器小于25%。3.Web站点和计算机通信子系统小于50%。4.历史数据服务器小于30%。5.EMS/DTS应用服务器小于25%。
2）电网事故状态下
1.调度员工作站小于50%。2.SCADA服务器小于40%。3.Web站点和计算机通信子系统小于60%。4.历史数据服务器小于30%。5.EMS/DTS应用服务器小于30%。
（2）SCADA/EMS系统局域网在任一5分钟平均负荷率：1）电网正常状态下小于5%。2）电网事故状态下小于10%。
4.3.5 事件顺序记录分辨率
（1）系统分辨率小于20毫秒。
（2）站内分辨率小于4毫秒。电力职称论文
4.3.6 系统事故追忆
（1）正常情况下全部量测数据的变化过程以24小时为周期循环保存。
（2）事故分析用数据：事故前1小时，后1小时的量测数据。
4.3.7 通信速率
（1）RTU和变电站自动化系统专线模拟通道数据采集速率300/600/1200bit/s。
（2）RTU和变电站自动化系统专线数字通道数据采集速率1200-9600bit/s。
（3）与非实时系统采用100/1000MB局域网通信。
4.3.8 远动通道
在通道误码率不大于10-3时，系统能正常工作。一般情况下各直调厂站可为单通道，由数据网络与其形成互为备用。
4.4 本章小结
系统在实现上述功能的同时，力求在技术有所突破，体现如下特色。
(1)软件、硬件功能合理分配。系统力求结构简单，采用大量软件功能代替硬件功能。下位机RTU既能实现数据采集、遥控等功能，也能实现调制解调、通信等功能；上位机为前置机，与调度机、管理机等构成一个LAN，分别运行系统的一个模块：前置模块，监控模块，管理模块。三者共享一个数据库，同时又能直接通信。
(2)系统的通用性。系统兼容多种通信规约，能够同时解释RTS-100 SCI1801当前普遍使用的规约，还可随着系统硬件的变更加入新的规约。动态图形配置可以根据变电所的硬件配置和线路走向动态配置。
(3)系统在局域网内采用点—点通信方式，而不再通过数据库打交道，大大提高了实时性，调度端的命令可及时下达，RTU采集的实时数据也能快速反映到调度机上。
(4)系统操作和维护方便。系统程序结构化和模块化，方便用户掌握和程序改动升级。
参考文献电力职称论文
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