调度自动化主站系统升级改造规划方案（64页）.doc

1、调度自动化主站系统升级改造规划方案目 录第1章总则11.1系统现状及存在的问题11.2系统设计原则1标准化和互操作1先进性和实用性2安全性和可靠性2灵活性和可扩展性2完整性和可维护性31.3系统适用标准3概述3标准化组织制订的标准3事实上的工业标准3电力系统行业标准4控制中心应用程序接口（CCAPI）标准5第2章DF8003D一体化能量管理系统产品架构62.1网络体系结构6实时调度子系统6WEB子系统72.2软件体系结构7分布式系统运行和开发中间件平台（通用平台）层8基于IEC61970的数据库中间件平台（专用平台）层8应用平台层8应用软件层9软件仿真层9第3章DF8003D一体化能量管理系统

2、功能113.1SCADA功能11概述11数据采集和通讯功能特点11数据处理13数据计算15调度员操作和控制17事件顺序记录（SOE）19报警/事项处理19事故追忆20快照21通知21电子值班软件213.2WEB浏览服务系统22概述22WEB功能24WEB各模块介绍263.3外部网络通信功能30与县级调度自动化系统互联30与管理信息大区（DMIS/MIS）系统互联30与调度模拟屏和大屏幕系统的互联30与第三方监控系统的互联30与机房值班报警系统的互联30第4章高级应用软件（PAS）324.1网络建模324.2网络拓扑334.3状态估计344.4调度员潮流364.5短期负荷预测384.6变压器经济

3、运行39第5章自动电压控制（AVC）415.1系统概述41功能41用户接口425.2性能指标43实时性43可靠性43可用性43控制规模44系统负荷44其它445.3实施方案44第6章自动发电控制（AGC）456.1控制模式456.2AGC运行状态456.3实时数据处理466.4机组控制46主站AGC对机组基本功率的设置。46机组控制命令校核476.5AGC性能监视476.6备用监视486.7机组响应测试486.8断面安全稳定控制48第7章设备运行监控与视频监控系统联动49第8章系统技术指标508.1系统容量508.2系统性能50系统的可靠性50系统的可用性50系统的容错性50系统的抗干扰能力5

4、18.3系统指标51系统可靠性指标51运行寿命51系统的负载率指标51系统实时性指标51系统准确度52事件顺序记录(SOE)分辨率52系统时钟精度52第9章新老系统的平滑过渡和升级方案539.1新老系统的平稳过渡539.2旧系统向新系统迁移549.3现场调试步骤549.4历史数据及事项的转换559.5数据的调试559.6新老系统的平稳切割56第10章配置示意图58第1章 总则1.1 系统现状及存在的问题1) 现有调度自动化系统建于2003年，采用东方电子DF8900系统，实现了主站对子站自动化数据采集和监视功能，在系统建设的初期，以远程终端RTU模式的采集为主要手段，数据也基本以遥信、遥测上行

5、信号为主，部分关键并网点以RTU加扩展板的技术方式实现了电度遥脉的数据采集，通道为载波模拟信号为主要传输手段。随着区域经济快速，用电需求逐步增多，公司发展加快，伴随着一次电网的建设，2000年建成110KV圆门站， 2004年完成技术改造的35KV悦来变，2008年技术改造花桥变电站、2007-2009年建成凉滩电站二期，2011年改建成110KV高桥变电站、2012年技改110KV前锋变电站，其中高桥、前锋均按无人值班变电站进行技改。2013年新建成35KV免儿山、朱家无人值班变电站，2014年7月新建成110KV恒升变电站。至2014年9月，广安区内地方电网目前已建成110kV变电站4座，

6、主变7台，总容量228MVA；35kV变电站4座，主变7台，容量49.75MVA；110kV升压站1座，35kV升压站2座，35kV开关站1座；110kV线路76.7km；35kV线路151.81km。2) 调度主站模拟屏系统于2004建成，原生产厂家已进行升级换代，无备品备件维护。现无法满足新建、升级改造变电站扩容需要。 3) 子站自动化设备有南瑞、南自、东方电子、正泰、深圳南瑞等多厂家集成，子站端集中数据终端以初期采集（RTU）模式、集控台模式发展到变电站的以单元组网后台处理的综合自动系统模式，数据类也由传统的遥信、遥测为主要内容的数据流，发展到遥控、遥脉、保护、故障录波等多元化数据交叉综

7、合复杂的传输和处理模式，这些数据的涉及面广、参与的业务单元多，面临着包括数据安全、通道可靠、二次防护等多方面的问题，以及主站DF8900系统运行年限达到了设计使用的要求，且系统硬件老化严重，也面临数据传输的完整、准确、安全，纵向数据处理认证及横向的隔离等多方面的问题，随着“遥视”功能的实现，更不能满足无人值变电站的可视化及调控一体化管理，不能满足最新的规范和使用要求，必须依靠科技进步对这套系统进行升级改造。1.2 系统设计原则DF8003D一体化能量管理系统的总体目标是：采用当代先进的计算机技术、网络通信技术、数据库技术、面向对象技术、中间件技术等先进的IT技术，遵循TC57制定的一系列最新的

8、国际标准， DF8003D一体化能量管理系统遵循以下设计原则：1.2.1 标准化和互操作随着电网控制中心互连系统的增多，EMS系统的标准化和互操作的要求逐渐提高，特别是电力市场环境下，EMS系统需要实时的支持电力市场交易的安全性分析。1999年12月由IEC颁布的 61970 CIM/CIS国际标准，定义了EMS、DMS、PTMS、TMR、RDS等系统的公用的数据模型和标准的组件接口规范，该规范采用面向对象的关系模型，为各个应用系统之间公用数据的存取和访问提供了统一的国际标准，从而为分布式系统平台之上建立可互操作的应用软件模块奠定了基础。DF8003D的开发参照了IEC 61970 CIM/C

9、IS真正实现了系统的开放性，并通过了国家电力调通局组织的互操作试验。1.2.2 先进性和实用性随着电力市场的深入开展，传统的EMS应用软件已经发生了重大的变化，如发电计划已经为电力市场交易管理系统所代替，其影响波及到SCADA、自动发电控制（AGC）、负荷预测、调度员潮流、静态安全分析、最优潮流、电压无功优化等软件的运行和编制。DF8003D一体化能量管理系统应用软件针对传统的电网能量管理系统和电力市场下的能量管理系统而设计，使得电力市场下电网安全分析有了可靠及时的保证。同时根据EMS应用软件在电力市场环境下的重要作用，对EMS系统应用软件的实用化进行了重点设计和实现，为电力市场的离线和实时安

10、全校核提供了可靠的保证。1.2.3 安全性和可靠性SCADA/EMS系统作为电力生产调度的实时控制系统，其本身的安全性影响着电力系统运行的安全，必须在硬件和软件的设计上提供全方位的安全保证。EMS系统除了提供双网、主要服务器双机热备用、故障自动恢复、磁盘阵列、硬件防火墙外，从支撑平台的设计上提供了一系列的安全保证，对重要的服务器进程进行一级守护，对数据库、Web系统的访问提供了不同级别的权限管理，保证了EMS系统实时、安全、可靠的运行。DF8003D根据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（中华人民共和国国家经贸委第30号令）对SCADA/EMS系统和电力企业内部其它信息系统之间

11、互联合理设置物理隔离或防火墙，基于“三层四安全区”进行电力企业内部信息系统的安全防护体系建立。1.2.4 灵活性和可扩展性DF8003D一体化能量管理系统包括了一套参照CORBA标准开发的基于实时应用的开放分布式系统中间件平台，该平台对底层操作系统和硬件平台进行了封装，对外提供与具体应用系统无关的统一的开发和运行接口，该平台有效的利用了各种UNIX操作系统的资源，增强了UNIX系统稳定高效的技术特点，使得应用程序建立在构件化的基础之上，便于新的应用模块的扩展。同时，整个中间件平台采用模块化的分层设计结构，便于灵活的扩展新的平台功能。2006年，DF8003D率先进行了50万动点的大规模性能测试

12、，测试结果表明，DF8003D一体化能量管理系统具有极高的规模适应性、可靠性和可扩展性。目前，正在组织100万点超大规模的测试。1.2.5 完整性和可维护性随着计算机和网络技术的发展以及电力企业本身的发展和自身改革，电力企业对EMS系统的依赖性越来越高，因而对EMS系统本身的可维护性也提出了更高要求。DF8003D一体化能量管理系统在设计上详细分析了大中型调度自动化系统的用户需求，开发了包括SCADA，AGC，PAS，DTS等丰富的应用功能子系统，使DF8003D一体化能量管理系统成为一套真正工程化的产品。同时为了减少系统维护的复杂性和工作量，开发了智能建模、系统安全管理，系统资源管理等全面的

13、图形化维护工具，使得对SCADA、AGC、PAS、DTS等各个子系统作到了图形和数据维护的统一、人机界面的统一，真正使整个系统达到功能强大与使用维护简单的统一。1.3 系统适用标准1.3.1 概述本投标书提供的所有设备均按下列标准进行设计、制造、检验和安装，并且所用的标准均是最新版本。若这些标准的内容有矛盾时，投标系统将按照最高标准的条款执行或按买卖双方协商确定的标准执行。1.3.2 标准化组织制订的标准我们遵循下列标准化组织制定的标准：l IEEE国际电气电子工程师协会l IEC国际电工委员会l ISO国际标准化组织l ANSI美国国家标准委员会l CCITT国际电报电话咨询委员会l EIA

14、电子工业协会标准l UL美国保险商试验室标准l NFPA美国国家防火协会标准l ASCII美国信息交换标准码l OSI开放系统互联 1.3.3 事实上的工业标准我们也遵循下列事实上的工业标准：l 符合IEEE POSIX和OSF标准的操作系统l 满足ANSI标准的SQL数据库查询访问l 符合ANSI标准的C、C+语言和FORTRAN语言1.3.4 电力系统行业标准l 全国电网调度自动化系统规划目标和要求；l 电网调度自动化系统实用化要求（试行）；l 循环式远动规约；l 地区电网调度自动化功能规范；l 地区电网调度自动化设计技术规程；l 地区电网调度自动化系统实用化验收细则；l 地区电网调度自动

15、化系统应用软件基本功能使用要求及验收细则；l 地区电网调度实时计算机系统运行管理规程；l 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；l 地区电网调度自动化系统设计内容深度规定（试行）；l 电网调度自动化系统运行管理规程；l 能量管理系统（EMS）应用软件功能及其实施基础条件（试行）；l 关于地区电网调度自动化系统应用功能实施的基础条件和开展步骤的几点意见；l 电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范；l 电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范；l 电信网光纤数字传输系统工程施工及验收暂行技术规定；l 电子计算机机房设计规范；l 电气装置安装工程接地装置施工及验收规范；l 空

16、调用通风机安全要求。l DL/T814-2002配网自动化系统功能规范l DL/T721-2000配网自动化系统远方终端l 配电系统自动化规划设计导则 中国电机工程学会城市供电专业委员会l 10千伏配网自动化发展规划要点 国电公司发输电运营部l 配电自动化系统功能规范l DL5003-91电力系统调度自动化设计技术规程l DL 476-92 电力系统实时数据通信应用层协议l GB-2886-89 计算机场地技术条件l 电力系统设计实时计算机系统运行管理规程l 电力市场技术支持系统功能要求l 电网调度自动化文件汇编（1） （2）l 实现变电站无人值班对调度自动化系统的基本要求l EMS应用软件基

17、本功能实用要求及验收细则l 国网相关规范、通知: 国网关于印发2010年智能电网重点工作的通知 国网关于印发统一坚强智能电网第一阶段重点项目进度计划的通知 国网关于印发配电自动化试点建设与改造技术原则的通知 国网关于印发身产管理系统配网业务需求功能规范的通知 国网关于印发配电自动化技术导责第二项标准的通知 国网关于贯彻落实电监会电力二次系统安全防护总体方案等安全防护方案的通知1.3.5 控制中心应用程序接口（CCAPI）标准l IEC 61970，EMSAPI 301部分：公用信息模型（CIM）l IEC 61970，EMSAPI 302部分：资金、能量计划和备用l IEC 61970，EMS

18、API 303部分：SCADAl IEC 61970，EMSAPI 401、402部分：组件接口规范 (CIS)第2章 DF8003D一体化能量管理系统产品架构2.1 网络体系结构DF8003D一体化能量管理系统是客户/服务器+浏览器/服务器模式的分布式网络系统，包括基于冗余配置局域网络子系统、调度子系统、前置与通信子系统、DTS子系统和WEB子系统。DF8003D一体化能量管理系统典型的网络结构如下图所示。图2.11 DF8003D一体化能量管理系统典型网络结构图由于DF8003D具有良好的开放性和高度的可伸缩性，因此，本方案的网络构成如下：2.1.1 实时调度子系统l 前置子系统（FES）

19、：采用双服务器冗余配置，正常时采用负荷均衡工作方式，异常时采用主备工作方式。另外，利用备份服务器提供双前置服务器的实时数据采集服务切换/备份。l 数据库子系统：采用双服务器+冗余磁盘阵列配置，并通过集群软件提供数据库管理的并行运行方式。另外，利用备份服务器提供数据库服务器在线历史数据备份及服务。l SCADA应用子系统：该子系统没有配置独立的服务器设备，逻辑上运行在双前置服务器中，实现SCADA实时数据库管理以及SCADA功能。备份服务器可以在FES/SCADA服务器发生双重故障时提供SCADA/（1+N）高可用服务。本方案支持农五师系统今后当系统规模发展，FES/SCADA服务器负荷率较高时

20、，扩展一组双机，实现FES和SCADA功能的分布运行方式，以提高整个系统可靠性和实时性能。l 高级应用子系统（PAS）：采用单机方式，为调度、运方、规划工程师提供在线电力系统实时电压无功控制和运行方式研究。DF8003D一体化能量管理系统提供双机热备运行方式，以提供高可靠性和高可用性。l 人机交互子系统：配置单/双屏图形工作站，提供电网调度、集控、保信、运方、维护、报表、系统管理等功能。本方案提供本地工作站和远程工作站等多种人机交互方式，以满足分层调度体系的要求。l 网络子系统：实时调度子系统划分为核心主干网、前置工作组和调度工作组网，各网络采用双网冗余结构，正常时采用负荷均衡工作方式，当一个

21、网络异常时另一个网起到主备运行方式。本方案采用领先的网卡阵列技术为主干网和各个工作组网络提供最佳的网络均衡解决方案。2.1.2 WEB子系统l 物理隔离装置：系统采用专用物理隔离装置（正向、反向）实现安全I/II区与安全III/V区系统间网络的分离和数据的交换。所选物理隔离装置符合最新行业标准。l 数据库镜像/WEB服务器：系统配置单机，提供内网EMS数据库镜像和WEB应用服务。本方案采用实时数据自动同步、历史数据自动镜像、图形自动同步技术，实现WEB服务的免维护。方案支持基于双机的并行工作方式，以实现负荷均衡和提供多用户并发浏览。由于采用WEB2.0和AJAX等技术，使得本方案的WEB服务更

22、简便、更灵活、更通用、更美观、更安全、容量更大。l WEB浏览器：本方案支持采用通用浏览器浏览SCADA-WEB。由于所有WEB图形均为SVG图形，因此，只需浏览器安装Adobe SVG viewer 3控件，即可象调度员一样享受EMS系统的所有信息（需要系统授权），2.2 软件体系结构DF8003D一体化能量管理系统的整体架构，突破了以往简单的客户/服务器模式的两层结构，通过中间件技术的采用，使整个系统的结构具有了多层特点，分布式运行和开发中间件平台（也称通用平台）为SCADA、AGC、AVC、PAS、DTS等各种电力应用提供了统一的支撑平台，保证了系统的可移植性、可靠性、实时性；基于IEC

23、 61970 CIM的实时数据库管理中间件（也称专用平台）为不同系统间的数据交换和网络互联提供了基于国际标准的支持；对SCADA、AGC、AVC、PAS、DTS等应用系统普遍需要的图形建模、WEB服务、报表打印等应用工具进行统一的开发构成整个系统的应用平台层；三个平台层构成了各种上层应用的统一的支撑平台。DF8003D一体化能量管理系统的总体结构分为以下五个层次，如下图所示。图2.21 DF8003D一体化能量管理系统软件结构2.2.1 分布式系统运行和开发中间件平台（通用平台）层分布式系统运行和开发中间件平台，也称通用平台，它可以看作是DF8003DE系统和底层不同硬件体系、不同操作系统之间

24、的一个中间件软件包，该软件包有效的将上层应用和底层系统隔离开，同时建立在不同的计算机体系结构和操作系统之上的该分布式系统运行平台为上层应用的设计和运行提供一种开发平台和运行的环境，为系统的稳定高效运行提供可靠保障和奠定坚实基础。2.2.2 基于IEC61970的数据库中间件平台（专用平台）层基于IEC61970的数据库中间件平台层，也称专用平台，它采用国际电工委员会（IEC）制定的能量管理系统应用程序接口标准（EMSAPI）和面向对象的电力设备模型定义，是面向电力系统应用的完备且完善的数据库管理系统，可以为数据采集与监控（SCADA）、电网分析软件（PAS）、自动发电控制（AGC）、配电管理系

25、统（DMS）、电能计量系统（TMR）和调度员培训仿真系统（DTS）等监控系统提供充分的支持。专用平台层的建立，使得电力企业的自动化系统在IEC 61970 CIM/CIS的基础上，建立了应用级的开放，即从编译级、虚拟指令级的开放，上升到了应用级的开放，使得应用软件的“即插即用”成为可以实现的目标。2.2.3 应用平台层应用平台层，它是为EMS和其它系统提供通用的应用接口和功能的总称。它包括人机界面系统、图模库一体绘图工具、打印子系统、前置通讯系统、SCADA应用系统、报表处理子系统、Web应用子系统、远程维护子系统、与其它系统互联的中间件接口等。应用平台层的建立使得电力企业的自动化系统不再是一

26、个个“孤岛”，使企业内部的信息和数据交流具有了可靠的、安全的、高效的统一平台，使系统的移植、升级和维护的费用大大减少，为电力企业网集成总线（UIB）的建立奠定了坚实的基础。2.2.4 应用软件层应用软件，该层包括丰富的能量管理系统应用软件（自动发电控制/电网分析软件/电压无功自动控制系统/调度员培训仿真系统）、配电管理系统应用软件（配电自动化/配电网分析软件）、电能量计量应用软件、广域动态监测系统和电力市场交易管理系统软件。2.2.5 软件仿真层培训仿真层，该层为EMS和其他系统的镜象层，通过SCADA、AGC、PAS、AVC等应用软件提供的研究态机制，可以建立灵活的一对一和一对多的培训仿真环

27、境。第3章 DF8003D一体化能量管理系统功能本次方案选用DF8003D一体化能量管理系统遵循新一代SCADA/EMS/DMS/TMS系统对支撑平台和数据库平台开放性、标准化、实用化和互操作的IEC 61970/ IEC 61968国际标准要求，采用先进的中间件技术、数据库技术、集群技术、Java技术、XML技术、Internet技术等新技术，实现了电力企业对调度、监控、保护信息管理、配调、电力市场的统一和对电力企业信息一体化集成的需求；实现了应用软件对统一支撑平台、网络架构分层、功能分层、分布式和开放性的要求；实现了调度自动化系统与调度生产管理系统等系统的网络互连和信息共享的要求，以及与上

28、下级等多级调度自动化系统实时数据交换的要求；满足电力企业可持续发展的企业发展策略的要求。因此，DF8003D一体化能量管理系统无论在系统设计思想、系统性能、系统功能、系统配置均能满足农五师调度自动化系统的各项要求，同时，为未来的智能型电网调度和电力市场技术支持系统提供了强大的技术支撑。3.1 SCADA功能3.1.1 概述SCADA应用是整个EMS系统的基础和重要组成部分，其主要功能为电网的数据采集处理和控制，SCADA系统由负责数据采集和通讯的前置处理部分、负责数据处理和计算的SCADA实时库服务器部分以及调度员人机界面组成。DF8003D吸收了东方电子十几年来的SCADA开发和工程经验，使

29、SCADA系统作到了功能完善细致强大，运行稳定可靠，满足或超过了省、地级调度自动化实用化的各种指标要求，并在报警处理、事故追忆和返演、人机界面等方面开发了更加实用和强大的功能。3.1.2 数据采集和通讯功能特点DF8003D SCADA部分的数据采集和通讯子系统，也称前置机处理子系统，在设计和功能上有以下特点。1）采用标准化商用化的工程工作站作为前置处理的硬件平台其中的重点技术之一就是解决数采系统的瓶颈效应。关键技术措施包括：提高采集节点机型档次，直接使用工程工作站，使数采节点在硬、软件平台上共享高性价比优势，走向全面标准化道路。前置通讯部件采用当今国际信息技术产业流行的OEM集成策略，走标准

30、化，商用化之路，使整体系统能够自由地，不受限制地集成丰富多样的国内/外最新技术成果。2）使用终端服务器取代传统的串口卡，增强了系统扩展能力和通讯处理能力。终端服务器在采集中的作用完全等价于串口卡，但终端服务器本身自带智能通讯处理能力，各通道具有独立的通讯I/O处理能力，基本的I/O处理不累及主机，大大减轻主机负荷，同时它的扩展能力不受主机I/O插槽个数的限制，使数采路数的扩展和速率的提高不受制约。另外，由于它与主机的通信基于TCP/IP，易于支持各种硬软件平台的访问，使得前置机硬软件平台的选择不受限制，很容易与各类高/中/低端机型组成同一平台的系统。3）独立隔离的数据采集网络构架本系统网络构架

31、除系统主网外，专门设计了数据采集网，用来连接前置机机与通讯服务器。这种方案一方面将采集数据与主网隔离，避免了主网的数据通讯拥挤，另外也大大的增强了采集数据通讯传输带宽，保证了通讯的实时性。4）统一的应用平台基础采集节点机选用高性能工程工作站，从而使数采子系统可直接构筑在统一的应用平台基础之上，提高对系统运行的管理水平，加强了对设备运行的监控能力。全套人机界面为X窗口/Motif或Windows风格，交互方便、友好。5）插件接口方式的通讯规约类库，支持多种通讯规约DF8003D前置机处理系统采用了面向对象的技术，对各种规约处理按照对象类库开发，方便系统对各种通讯规约的不断扩展，并已经实现了目前国

32、内常用的规约类库开发，使系统可以支持多种不同的通讯规约和通讯方式与RTU或集控站通讯，包括部颁远动规约，变电站综合自动化规约，国际通用远动规约以及其它的计算机通讯规约和通讯协议（如IEC101、DNP3.0、IEC103、IEC104、SCI1801、U4F、CDT92、CDT85、XT9702、用户自定义CDT、TALUS、MB88、TASEII以及上述规约的转发规约）。6）系统引入通讯路径的概念，可以处理一个通道多个通讯路径的情况本系统可以处理同一通道并联多个不同规约的RTU的数据，也可以处理由一个集控站上传的多个RTU数据。本系统不但可以监视通道、RTU的通讯状况，而且可以监视每个通讯路

33、径的通讯状况。本系统可以接收SPDnet-III上的实时信息，以便构成完整的数据库。7）前置机节点采用主备冗余和任务分流的集群工作方式备用系统一方面具有监听能力，另一方面能够与主系统进行任务分流，降低主系统的任务负载量，提高效率，这种配置方式打破以往单纯的主备热备用机制，建立了前置机节点的集群工作方式。8）能够自动的优化选择主备通道，并具有通道监视、报警和记录统计功能9）系统提供远程维护通讯系统的功能，并可以通过WEB方式查看通道收发缓冲区10）通过GPS时钟设备可以定时采集系统频率和标准时钟，定时和RTU、相关计算机系统、EMS网络全系统对时；具有2000年时间问题的处理能力。11）对状态量

34、采用“状态变位传送”和周期扫查相结合，保证状态量变位及时反映；同一厂站的状态量可分成若干组，每组都可分别定义扫查周期。12）在RTU上送数据带有质量标志时，可以进行相应处理。3.1.3 数据处理DF8003D一体化能量管理系统SCADA数据处理的主要数据类型有：1）遥信（数字）量2）遥测（模拟）量3）脉冲（电度）量 3.1.3.1 遥信量处理数字量指的是开关、刀闸、保护信号、设备状态等状态量。主要有以下功能：1) 可靠性检查。2) 根据继电保护信号和事故总信号的状态，经逻辑（用户可对该逻辑进行编辑修改）判断，区别开关事故跳闸或人工拉闸，并能统计开关分/合闸次数和事故跳闸次数。3) 变位处理。4

35、) 双位开关量的处理。5) 在实时网络拓扑的支持下可以对旁路代路自动进行处理，也可以提供代路列表由人工选择代路。6) 在线、离线取反功能。7) 人工置位。8) 定义缺省状态。9) 可加锁和解锁，禁止和解禁整站/间隔/单个数字量刷新。10) 可在线抑制或恢复整站/间隔/单个告警。11) 可设置禁止遥控及解禁。12) 可设置检修状态，检修时，状态变化不报警，不能遥控。13) 设备挂牌及除牌（应自动具备挂牌属性及符号）。14) 具备状态量计算功能。3.1.3.2 遥测量处理模拟量指的是有功功率、无功功率、电流、系统频率、变压器档位等，表示一个动态点的数值。模拟量的具体处理有以下功能：1) 工程值转换

36、，包括带一个拐点的线性变换处理。2) 在线批量修改和个别修改满度值和偏移量，并可立即验正。3) 限值检查和合理性校验： 对系统中的测量值和计算值（特别是重要测量值）进行越限监视，限值级别分为六级（上下限各三级）。对于测量值，可分不同的时段或不同的条件，自动或手动修改上下限值。 为避免数值在限值附近振荡时产生的不必要越限，可采取延时和预定义限值死区的方法对数值和限值进行比较，可在线修改限值死区。 模拟量的死区有两种：模拟量变化死区和报警限值死区。 为防止频繁的、不必要的模拟量传送，预定义和在线修改模拟量变化死区值。 零飘处理。设置零死区，在死区范围内，强制为0。 跳变干扰过滤，在线修改滤波系数。

37、 根据计划值、给定的范围、给定的百分比范围（合理限值）等判断数据是否合理。 周期性进行状态估计、可信性检查，填写数据质量标志。（有高级应用功能时具备）。 模拟量越限或异常时发出报警音响和报警信息。4) 变送器残差处理。参数在线可调（参数可以是绝对值或相对值）。5) 开关状态断开（该开关无代路情况下），而量测值大于残差的处理和报警。6) 取绝对值。对于某类测量值，如电压量可实现取绝对值处理。7) 对标志了“旁路代路” 的线路进行量测自动替代处理。8) 符号在线、离线取反功能。9) 变化率检查、参数在线可调。10) 人工置数。11) 可在线锁定（禁止刷新）或激活（解锁）整站/间隔/单个量测。12)

38、 可在线抑制或恢复整站/间隔/单个量测的告警。13) 模拟量的正负可用箭头方向表示，可有四个方向。3.1.3.3 脉冲量处理前置机采集的脉冲计数量是利用一个脉冲表示一定标度和累加的方式来表示一个动态点的值，用于表示随时间累计变化的量。一般为电度量。1) 电能量可根据主站发出的冻结及采集命令传送。2) 主站可接受RTU传送的电能量脉冲计数值或电能表窗口值。3) 主站下发的脉冲冻结及采集命令周期可调。4) 对旁路代路自动进行处理。5) 主站应对电能量脉冲计数值进行工程量转换，脉冲计数值的极性由用户预先定义。6) 对不同时段的电量进行统计、处理和分析。7) 电度量周期（每日、每月、每年）自动清零时刻

39、可在线修改，清零后自动重新开始计数。3.1.4 数据计算在EMS系统中，除了大量的实测点外，还有大量的数据是要通过计算得到的。DF8003D一体化能量管理系统提供了功能强大的计算包，用于生成各种计算量。计算量是由几个已知量经过运算后生成的一个新值。计算量的类型可以是数字量、模拟量，也可以是电度量。3.1.4.1 计算功能本系统提供的计算功能包括：1）操作数的定义、各种常数、各种操作符、各种函数定义。2）支持算术运算、关系运算、逻辑运算、位操作。3）函数包括数学函数（平方/开方，取模等）、统计函数（最大/最小/平均）、位操作函数（左/右移、循环左/右移、SETBIT）、三角函数（SIN、COS）

40、、时间函数、逻辑函数、许可函数、用户函数。4）应用函数（多源点计算、电度积分、电度累加等）。5）为用户予留了16个函数。3.1.4.2 计算的启动计算的启动方式分为三种：自动计算、周期计算和按需计算。1）自动计算：当计算的操作数发生变化时，置重计算标志。等待定时器周期到，重计算这些点，周期很短。2）周期计算：以秒为单位。每个点可以设置自己的计算周期。用于一般的公式计算。3）按需计算：在需要计算时才进行。只有两种计算：报警许可和控制许可。3.1.4.3 SCADA应用的计算功能SCADA数据计算提供了各种计算类型，电力系统的通用计算都可以实现，如：1）可以根据变压器档位遥信信号，换算成遥测量值。

41、2）根据有功功率和无功功率值计算视在功率。3）根据电流和电压值计算视在功率。4）根据有功功率和无功功率值计算功率因数。5）系统及厂站有功功率、无功功率以及电度量的总加。6）完成日平均值、日最大值、日最小值及其发生时间的处理。7）完成日、月、年负荷峰谷值、平均值和负荷率等计算。8）利用实测值计算用户需要的各种值：如发电出力、用点负荷以及交换功率等。9）各种统计功能：如开关动作次数、事故动作次数；遥测越限时间/次数；遥控/遥调次数、动作率。10）自动计算各厂站及系统安全运行天数（仅需输入安全运行起始日期）。11）可以提供公式进行各种算术运算和逻辑运算。3.1.4.4 数据存储SCADA数据处理的结

42、果，除了在实时监控中使用外，还要保存下来，供以后在报表打印、历史数据查询等应用中使用。SCADA处理专门提供了一个进程进行数据存储，系统保存的数据类型有：1) 整点数据可以保存存盘点的瞬时值或者存盘间隔内的平均值，以及存盘间隔内的最大/最小值等。2) 曲线数据可以保存历史曲线值、实时趋势曲线值（每4秒一个值）。实时趋势曲线限制在32条（也可以根据用户需求进行扩充），值的保存采用每分钟内变则存的策略。3) 实时日统计数据 保存日最大/最小值及其发生时间、负荷率、电压合格率以及电度量日累计、日时段累计等统计数据。4) 实时日设备运行状态 保存设备日运行时间。3.1.5 调度员操作和控制控制功能是由

43、控制命令实现的。包括控分/控合一个开关、改变变压器的档位、设置发电机出力等。3.1.5.1 控制的类型控制的类型有：遥控、升降控制、脉冲控制、脉冲序列控制和模拟量控制。1）遥控：的输出是一个状态，用于控制设备状态，如开关的合/分，机组的投/退等。2）升降控制：输出是一个状态，用于控制变压器的档位。3）脉冲控制：输出是一个脉冲，根据其宽度来控制设备位置的变化或者输出的变化，如增加或减少发电机的出力。4）脉冲序列控制：输出是一组脉冲，根据脉冲的个数来控制设备位置的变化或者输出的变化，如增加或减少发电机的出力。5）模拟量控制：输出是一个固定的值，用来将设备的输出控制到和这个值相同的水平上。3.1.5

44、.2 控制的功能 控制服务可以实现如下的功能：1）可以对各厂站接入的断路器及隔离开关正确控制。2）可以对有载调压变压器的分接头进行调节。3）可对其它可控点进行控制，如电容器远方投切、电抗器远方投切。4）控制具有防误闭锁和互锁功能。当控制点被选择后，在控制过程结束或中断以前它处于闭锁状态，其他人不能对它进行控制和操作。另外，一个控制点的状态常与其它点的状态有关，如当一个开关对应的刀闸状态处于开的时候，不能对该开关进行控合操作。因此，对一个控制点可以定义它的互锁状态，只有当这些状态满足后才可对该控制点进行控制。5）成组对象的控制和序列控制。3.1.5.3 控制过程控制由调度员人工启动，控制一般有以

45、下步骤：1）选择控制点：调度员将光标放在被控的设备上，按鼠标键，将该设备相应的控制菜单弹出。如果该设备没有定义控制、或该设备不可控，或者这个设备以被其它工作站上的调度员选择进行控制，则显示一个错误信息，控制选择过程中断。如果调度员没有控制操作的权限，则弹出菜单的控制按钮不可操作。2）选择控制操作和输入参数：如果是遥控，自动根据开关目前所处的状态，选择控分/控合；如果是升降控制，则由调度员选择控升、控降或者急停。3）发预置命令：当调度员认为选择无误后，可以发出预置命令。预置命令发到控制服务器时，控制服务器全面检查该设备目前是否处于可空状态（如退出服务、挂牌或已被其它工作站上的调度员选择进行控制）

46、。如状态正确，控制服务器将预置命令发送到前置机，并等待返校信息。待前置机将返校信息返回后，返校信息显示在弹出的对话框上。4）发执行命令：当调度员认为返校信息无误后，可以发出控制执行命令。如命令发出指定时间内该设备发生变位，则遥控成功。否则为拒控。5）发撤消命令：此步骤可在上述步骤的第一步之后，任一步之前发出。可以将对该设备的控制撤消。3.1.5.4 调度运行操作本系统提供的调度运行操作功能包括：1）挂牌/撤消挂牌：可对设备进行增加挂牌或撤消挂牌的操作。2）人工置数/解除：可对数字量/模拟量/电度量进行人工置数或解除人工置数的操作。3）旁路替代/撤消：可以人工进行旁路代路或者解除旁路代路关系的操

47、作。4）事故次数累计清零：将开关事故变位次数累计值进行清零。5）变位次数累计清零：将开关变位次数累计值进行清零。6）对单点或整个站遥测量的禁止刷新或激活刷新操作。7）对单点或整个站、整个RTU的遥测、遥信禁止报警或恢复报警操作。3.1.6 事件顺序记录（SOE）事件顺序记录以毫秒级时标记录线路开关或者继电保护的动作，它们由厂站设备形成，传送至主站。主站端将接收到的时间顺序记录保存在历史事件库中。本系统提供的历史事件浏览工具可以用来按照时间顺序显示或者打印事件顺序记录，供调度员按照设备动作的顺序分析系统的事故。1) 对采用接收主站对时方式同步的RTU，可对通讯线路引起的时延进行校正计算。2) 周

48、期性地进行时钟同步。3) 采集SOE应尽量减少对正常数据采集的影响。4) 主机将接收到的事件顺序记录内容按时间先后顺序分类排队、存档。5) SOE数据存到历史数据库中，SOE数据至少保存一年（用户可定义）。6) SOE采用自动和召唤的行输出打印方式。7) 管理维护SOE信息文件，可用中文分类检索、显示和打印SOE列表。8) SOE可作为触发事件启动用户特殊功能（如SOE警报）。3.1.7 报警/事项处理本系统对SCADA应用的报警或事项处理如下：1）所有的报警信号可以根据其动作的原因和性质进行分类，并可以方便地由用户定义每类报警的描述语句和音响。报警可以分为：开关正常变位、开关事故跳闸、保护信

49、号动作、保护信号恢复、状态量正常变位、状态量异常变位；开关事故跳闸次数越限、开关变位次数越限；遥测越限、遥测越限恢复、遥测跳变率越限等。2）不同设备产生的报警，可以根据其重要程度，对报警信息进行登录、推图、打印、音响、保存到历史数据库等操作。3）不同设备产生的报警，可以根据其设备权限，在不同的工作站上显示、推图，在不同的打印机上进行打印。4）利用报警/事件浏览器可以查看发生的报警及事项。可以将调度员操作作为事件进行记录。主要有：遥控（升降）操作、遥控（升降操作）返校正确/失败、遥控（升降操作）成功/拒动；人工置数/解除；旁路替代开始/结束等。6）各种报警/事项可以在历史报警浏览器上，按照选定时

50、间进行分类显示、并可打印。3.1.8 事故追忆事故追忆功能使调度员可以在特定事件发生后，重新显示事故前后系统运行的情况，为分析事故提供数据支持。3.1.8.1 事故追忆的启动触发事故追忆的条件有两个：在SCADA服务器判断出特定事件（一般是开关事故跳闸）以后，可以启动追忆。还可以在调度员界面人工手动启动追忆。3.1.8.2 追忆数据的存储和记录本系统存储和记录以下数据：1）触发事故追忆的追忆启动源2）采集数据的多个快照断面3）状态或值发生变化的数据追忆数据的时间可以根据具体的工程进行定义，最大为事故前后共12小时。要保存的追忆数据也可以在设置数据库时，进行指定，避免保存对事故分析无意义的数据。

51、3.1.8.3 事故重演调度员可以在任何一台工作站上进行事故重演，本系统提供的事故重演步骤及功能如下：1）选择事故画面2）选择事故追忆启动源3）设定事故重演的速度（可以快放或慢放）4）设定事故重演的起始时间5）随时暂停正在进行的事故重演，并可以继续进行或者重新开始其它事故的重演。6）可以采用曲线、表格、图形等多种方式查看事故追忆数据。3.1.9 快照快照保存可以将整个EMS系统的一个断面的数据保存到一个文件中。快照加载可以将保存在文件中的数据加载到研究态数据库中。快照保存的数据可以是SCADA实时数据，也可以保存当时的所有实时报警/事项。并且，还可以扩展到AGC应用和NAS应用，将其希望使用的

52、数据进行保存和恢复。3.1.10 通知通知功能为其他应用提供数据变化的通知。当遥信状态发生变化或者遥测值发生改变时，SCADA应用能及时地将这一变化通知其它应用（如前置机的转发、Web服务器的数据刷新、AGC应用、NAS应用）。需要得到通知的用户，只要将所需的点进行注册，既可得到相应点改变的通知信息。3.1.11 电子值班软件DF8003D开发了强大灵活的电子值班员系统。该系统是在广泛借鉴短信在其他领域的应用研究成果基础上，结合电力调度自动化系统的实际情况，进行开发设计的一套自动化应用系统。系统采用嵌入式结构设计，充分利用了短信的实时性和经济性，在调度自动化系统有告警事项产生时，该模块会根据预

53、先配置，将告警事项分类发送到需要接收该类事项的人员的手机上，这样便于相关人员及时得到信息，对事故的处理更及时、准确。使电网运行更安全、更高效。系统在设计上分成了服务器和客户端两部分，服务器端可以运行SCADA服务器上或WEB服务器上，客户端运行在与服务器有网络连接的PC工作站上。服务器端主要完成将调度自动化系统中发生的报警和事件进行处理，根据用户设定的需求将需要设定拨号的报警或者事件发送到电子值班员客户端，主要负责的是响应电子值班员客户端的请求。客户端主要是接收电子值班员服务器端发送来的报警和事项，根据功能规范和用户的参数配置的要求对收到的报警和事件进行归类处理。然后提供给用户通过电话拨入查询

54、或者电子值班员通过主动通知给相应的值班员。同时也可以扩充成为通过手机短信来对收到的报警和事件进行相关人员的通知。DF8003D电子值班员系统所完成的主要的功能如下： l 可以根据设置的报警种类分类报警。报警种类分为：正常变位、事故跳闸、遥测越限、通道报警、RTU报警、节点报警、进程报警、cpu负荷越限报警、网卡故障报警、通讯服务器故障报警、服务器磁盘空间不足，自动机房和厂站环境情况报警，UPS运行情况报警等。每种报警种类可以单独设置是否启动主动拨号功能。l 每种报警类可以设置相应的号码组，出现对应的报警时向各自号码组的固定电话、移动电话、BP机进行主动拨号通知。 l 可以通过外部电话拨入分类进

55、行语音查询的功能，值班员需要知道已经设置的拨入查询的密码，输入正确的密码方可分类查询各种报警记录。l 可以设置出现各种报警类时是否马上进行主动通知。各种报警类可以单独设置是否启用该类报警功能。 l 对于系统的设置信息具有密码保护功能。只允许系统管理员进行各种参数和查询密码的设置与修改。 l 可以设置延迟主动拨号的时间，如果出现的报警在延迟的时间内恢复则不进行拨号通知。例如：如果某通道停止，在设置的报警延迟时间内该通道恢复正常，则该报警不进行主动拨号。 l 可以设置电子值班员的工作时间，例如：可以设置值班员下班和值班员上班的时间，在值班员上班的时间内出现的报警电子值班员不进行主动通知。 l 可以

56、预设特殊的节假日，在特殊的节假日里，电子值班员的工作时间为24小时（普通的周六周日不作为特殊的节假日）。 l 如果拨号失败可以设置是否自动重拨，在拨号的号码组中，如果拨号失败可以自动拨下一个号码。可以设置拨号失败用重新拨号的次数。可以设置拨出电话时振铃的时间。可以设置用户拨入电话查询时振铃的次数。 l 可以设置是否启用电话主动通知的服务。l 可以方便的对语音卡进行配置、测试、录音等硬件测操作。（只有系统管理员进行操作）。l 可以查询所有的主动拨号通知和打入查询的历史记录。 l 可以方便的对电子值班员的工作情况直观清楚的了解。可以方便的对各种历史纪录进行删除，对拨号任务进行删除。（只有系统管理员

57、进行操作）l 对以上的功能同时支持短信息通知功能。（需要手机短信模块的支持） l 在用户提供接口标准和规约的情况下，也可以通过电子值班员向机房报警系统发送用户定义的各种报警信息。3.2 WEB浏览服务系统3.2.1 概述电力自动化系统Web浏览的出现，不仅方便了局域网内工作人员对自动化系统信息的了解，而且随着办公自动化条件的提高，一些办公及管理部门也可以有效地掌握自动化系统信息并将之作为重要的信息来源，实时准确的录入现有的MIS数据库。MIS网上的客户机采用通用的Internet浏览方式调用实时画面；这种方式使得MIS网上的人机工作站上无须任何专用程序支持，并且实时画面的修改更新均由Web服务

58、器在实时网上自动得到同步更新，真正实现客户端免维护。随着Internet技术的发展，特别是Web2.0技术的发布，我公司进行了新一代Web服务平台的开发，目前已开发成功了DFNewWeb通用Web系统，采用该Web系统可以满足国家电力公司下发的调综200612号文件和调综2005236号文件要求。3.2.1.1 客户端DFNewWeb通用Web系统客户端采用W3C的SVG规范用来显示图形；采用流行的Web2.0技术并利用js脚本对客户端进行控制；采用符合W3C的XML规范的通讯方式制造通讯报。所有交互只通过HTTP端口进行信息交互，完全遵守标准的HTTP协议和SOAP协议，不需要任何维护目录，

59、所有文件即时下载。3.2.1.2 服务器端DFNewWeb通用Web系统服务器端采用PHP技术，Web系统在 PHP 层引入了通用的实时数据访问web 接口库，Web 接口库的设计屏蔽了目前现有的调度自动化系统实时数据访问细节，通过对 PHP 的脚本来实现数据访问功能。3.2.1.3 特点Web浏览子系统采用多层浏览器/服务器（B/S）结构。服务器运行在Unix工作站上，提供的网络上任意客户节点的并发服务。客户软件运行在任意微机/工作站平台，主要提供MIS网络等用户对本SCADA/EMS系统的全面的访问。简单地说，DFNewWeb通用Web系统具有以下特点： 更加简便：客户端无需任何非通用/非

60、标准控件支持；服务器端与调度系统耦合度降低，维护起来更加简单方便； 更加灵活：完全的B/S架构，不需要任何维护目录，业务逻辑完全交给服务器处理，更加灵活； 更加通用：脚本方面采用通用的脚本语言，提供跨浏览器和跨操作系统的浏览体验；数据处理方面采用通用的图形格式SVG和XML数据传输标准，系统采用SOAP协议，提供了良好的接口，可以供其它系统良好接入； 更加安全：客户端只需要80端口访问服务器，加密压缩访问报文，采用国际通用的APACHE服务器作为发布服务器，安全性大大提高； 更加美观：客户端部分采用符合web标准的界面和图形表现方式，更加美观和易于修改调整； 容量更大：相对于老的WEB实现模式

61、，B/S结构的新型系统支持更多的同时在线人数(可以达到10倍于老的WEB的同时在线容量)，使系统连接到INTERNET成为可能。 可以提供Web主页实时信息公布 可采用局域网或拨号上网等多种方式访问Web系统 可完成SCADA系统的所有浏览操作，即浏览：电网图、厂站图、潮流图、地理图、设备参数、遥测参数、遥信参数、实时事项、历史事项、历史曲线、准实时曲线等 提供前置机通道信息的浏览 提供厂站实时数据的查询 提供厂站所有量测的查询 提供厂站所有设备的查询 提供多级权限管理 提供客户端用户在线监测 提供双服务器自动备用功能 提供多服务器动态负载动态平衡功能 支持客户端免设置、免安装，并自动更新功能

62、 提供各种用户安全认证服务功能3.2.2 WEB功能WEB服务器上建立了EMS系统实时库和历史库的镜像库，即实时镜像库和历史镜像库，同时建立了WEB网站，用户通过浏览器可以浏览到与EMS系统完全一致、几乎同步的实时数据和历史数据。将位于安全区I的EMS系统和位于安全区III的WEB系统建立了同步机制，在部署了专用网络物理隔离器的环境下，实现了从EMS系统向WEB系统的数据同步，主要包括：1) 电网模型数据的同步2) 图形文件的同步3) 报表文件的同步4) 实时数据的同步5) 历史数据的同步上述数据同步是自动的，无需人工维护。3.2.2.1 前置采集浏览功能作为对Web系统的扩展，我们希望能通过

63、Web子系统实现远程维护的功能。查看前置采集通道信息是远程维护的一个组成部分。而且用户的远动人员也可以通过Web系统在厂站端查看主站系统的数据接受情况。在Web系统上可选择厂站名，来查看各厂站的上传数据。3.2.2.2 SCADA浏览功能完整全面的图形操作功能；实时接线图、曲线、棒图、表格、趋势曲线的实时显示；历史数据的查询，具体包括设备参数、遥测遥信属性、历史事项的查询；报警事项的实时显示；前置机界面的Web显示，远程通道原码监视；图形显示和操作与SCADA、AGC调度员界面的图形操作完全一致；可在线显示NAS部分的网络拓扑、状态估计的实时估计结果；不同的使用人员分组管理，权限不同，可操作的

64、功能、可浏览的数据不同；防火墙提供对外的安全访问，可防止外部“黑客”侵入；用户可自定义Web调图列表（类似于资源管理器）；支持所有设备参数的在线查询，包括：发电机、变压器、母线、线路、开关、刀闸、电容器、电抗器、负荷等。3.2.2.3 图形和报表浏览所有在Web客户端显示的调度员画面、电网接线图和报表，均可以按照选定的纸张和输出方式打印输出。由于报表子系统采用纯Java语言实现，具有跨平台的特征，既可以以C/S程序方式运行，也可作为Applet在浏览器上运行。报表同时支持跨平台的C/S方式和B/S方式是DF8003D SCADA/DMS/EMS系统的首创。3.2.2.4 客户端自动切换服务器在

65、单服务器的情况下，如果服务器停止运行，客户端可以周期性的发动重连，直到服务器启动为止。在双服务器的情况下，当为客户端提供服务的服务器停止时，客户端会自动去连接另一台服务器，也就是说，客户端能根据对服务器的连接情况自动在两个服务器之间切换。3.2.2.5 客户端完全免维护客户端不需要安装，浏览器不需要设置，客户端控件会自动下载，并根据客户端的实际情况实现自动安装（第一次运行），并自动从服务器下载所有所需的文件。由于WEB服务是面向整个企业内部各个不同的部门对功能需求很难统一，程序变更在所难免。为此DF8003D特意开发了相应功能保证在服务器端的控件更新后客户端的控件可以实现自动更新，真正作到免维

66、护。3.2.2.6 Web浏览系统的安全管理体系Web子系统的安全管理体系分两部分：服务器端的安全管理模块，客户端的安全模块。通过配置文件，可以设置服务器接受连接请求的客户的网络号/主机号，以及连接时间，服务时间长度，从而有效防止了外部网络黑客的侵入以及系统用户的非法/违规使用。对于重要数据，如报表等，在客户端又加了一层安全管理。通过分级，以及用户/口令管理措施，进一步加强安全管理。3.2.2.7 Web浏览系统的并发访问Web子系统的并发访问有两层含义。一层含义是WEB服务器为两台冗余分流配置。当客户端访问WEB服务器的时候，服务器能够自动根据负载情况进行均衡处理，但对于客户端来说访问是透明

67、的，根本感觉不出来访问的是哪台服务器。第二层含义是当多个客户端同时访问WEB服务器的时候不会出现时间延迟。3.2.3 WEB各模块介绍本系统采用模块式进行系统架构，目前提供在线服务的模块分为调度图形、实时告警、实时数据、历史曲线、历史告警、报表浏览、后台管理、系统下载等8大模块。模块简介l 调度图形用来显示调度方面的图形，包括接线图、曲线图、棒形图、潮流图、表格图、间隔图等，提供相关实时信息的查询，关系库信息查询等，提供在线用户更好的了解调度系统信息。l 实时告警用来显示调度自动化系统方面的实时告警信息，可以分责任区、厂站、设备、报警级别、报警类型进行告警过滤，提供在线用户更好的了解调度系统告

68、警信息。l 实时数据用来集中显示和刷新厂站的实时数据信息，可以按厂站、实时数据类型进行过滤显示，提供给用户调试监视厂站的实时数据信息。l 历史曲线用来供用户显示和分析历史数据信息，提供有常用列表和自助查询两大功能模块，可以按用户的意愿自动的配置显示曲线，并提供派生曲线、打印曲线、打印数据表格等子功能，提供最人性化的表现方式。l 历史报警用来查询和显示历史告警信息，可以按责任区、厂站、设备、时间、关键字等进行过滤显示，并提供了方便快捷的“快捷入口”，定位到一键式查询服务。l 报警浏览此模块属于单独系统，详细使用说明见报表使用说明书。l 后台管理此模块主要用于管理系统用户，系统主机，在线用户等，使

69、得这些信息都进入管理系统。便于用户今后对系统方面的控制能力。详细说明见本文档的“后台管理篇”部分。l 系统下载此模块主要提供给客户端下载使用的软件，目前有Adobe SVG Viewer 3.0, IE6.0两个下载点，这是本系统最基本的要求。3.2.3.1 调度图形该模块通过SVG格式显示调度图形，采用通用脚本javascript用来控制图形的刷新和显示，另外，本模块还提供最近访问列表、接线图索引、曲线图索引、棒形图索引、SCADA参数查询、设备参数、SCADA曲线、更多曲线、图形操作菜单、图形操作工具栏等功能，方便了终端用户的图形浏览、了解电网运行状况等需求。在数据刷新方面，本模块采用主动

70、式5秒刷新一次，整体系统的刷新周期平均大概在2.5秒左右，基本上可以满足Web用户的需求。另外，刷新周期可以视用户量进行调整，降低刷新速度可以带来系统更大的用户容量。由于所有的实时信息均来自服务器端的调度自动化系统，因此在使用本系统时，发现本模块不正常的情况时，需要检查后台的Web服务器上的调度自动化系统是否正常。3.2.3.2 实时告警该模块通过通用脚本技术来刷新和显示告警信息，服务器端维护进程almd提供在线的告警服务。另外，本模块提供了责任区、厂站、点、告警级别、告警类进行过滤的功能，帮助用户有针对性的分析和监视。采用不同的用户登录，看到的告警是不一样的。因为不同的用户属于不同的责任区，

71、在用户登录的过程中，用户所属的责任区被自动的记录下来，在本模块运行时，自动过滤掉了其他责任区的告警信息，真正做到了分区监控。不同责任区所属的厂站信息将只显示本责任区的厂站列表，可以有效的保证本责任区的主机和用户只能看本责任区的信息。新来的告警和事项采取变换底色来区分，红色的底色代表新来的告警信息，绿色的底色代表新来的事项信息，灰色的底色代表比较老的信息。此模块定制为3-4秒刷新一次，保证了在服务器不是很忙绿的情况下，实时告警能够在2秒左右发送到客户端。此刷新周期可以视用户量进行调整。此模块可以支持导出到Excel文件中，如果要导出到Excel，客户端需要安装有Microsoft公司的Offic

72、e软件，并在IE中添加本网站地址到”安全站点”列表中。3.2.3.3 实时数据该模块通过通用脚本技术来刷新和显示实时数据信息，服务器端维护进程wsd提供在线的数据服务。另外，本模块提供了责任区、厂站、点类进行过滤的功能，帮助用户有针对性的分析和监视。本模块区分采集遥测、非采集遥测、采集遥信、非采集遥信、温度、有功功率、无功功率、电流、电压、未复归保护信号、地刀、计算量、电度量、采集电度、计算电度等点类型进行过滤显示和刷新。采用不同的用户登录，看到的厂站是不一样的。因为他们分属不同的责任区。对于超级用户所有责任区的厂站都可以浏览。新来的数据采取变换底色来区分，红色的底色代表新来的数据刷新信息。此

73、模块定制为5秒刷新一次，保证了在服务器不是很忙绿的情况下，实时告警能够在2.5秒左右发送到客户端。此刷新周期可以视用户量进行调整。此模块可以支持导出到Excel文件中，如果要导出到Excel，客户端需要安装有Microsoft公司的Office软件，并在IE中添加本网站地址到”安全站点”列表中。3.2.3.4 曲线调阅本模块分为常用列表和自助查询两大子模块。常用列表取自调度自动化系统中的曲线配置列表，只要在调度系统配好之后，在Web上就可以共享此成果，为更多的人带来便易。自助查询可以查询本系统中的所有点和所有曲线，需要的是用户的耐心选取过滤条件，进而得到你想要的曲线。另外，本模块支持曲线派生、

74、曲线打印、表格数据打印和导出等功能。采用不同的用户登录，看到的厂站是不一样的。因为他们分属不同的责任区。对于超级用户所有责任区的厂站都可以浏览。注意：1. 本模块取得的数据是3区的数据，如果发现曲线不对，需要验证一下3区数据库中的数据是否正确。2. 如果发现曲线查询速度变慢或出错的情况，可以刷新网页，重新查询选取。如果发现是bug，请及时与本公司相关人员联系解决。3.2.3.5 历史告警本模块用来查询历史事项和告警，并支持分责任区、分厂站、分告警类别、分设备、分时间进行过滤查询，并提供“快捷入口”访问，便于相关人员及时准确的了解系统状况和系统信息。此模块可以支持导出到Excel文件中，如果要导

75、出到Excel，客户端需要安装有Microsoft公司的Office软件，并在IE中添加本网站地址到”安全站点”列表中。注意：1. 本模块取得的数据是3区的数据，如果发现事项不对，需要用调度员界面验证一下3区数据库中的数据是否正确。2. 本模块查询时如果发现速度慢，可能跟数据库访问速度慢有关。3.2.3.6 系统下载现提供ASV3.0和IE6.0的安装下载点，也可以到Adobe公司和Microsoft公司官方下载点进行下载使用。3.3 外部网络通信功能根据电力生产的需求，电力调度自动化系统必须与多个系统进行信息交换和通信，与其互联的计算机系统包括：地区调度自动化系统、调度管理信息系统（DMIS

76、）或管理信息系统（MIS）及其他相关系统。各级调度自动化系统属于生产控制区、DMIS/MIS系统属于管理信息大区，与系统互联的外部系统分属不同的安全区。调度自动化系统应提供与其它外部系统公开统一的、规范的数据库访问API接口。3.3.1 与县级调度自动化系统互联与县调系统通过IEC国际标准规约实现互联，如采用TASE. 2，IEC 61870-5-104，DL/T 476-92。3.3.2 与管理信息大区（DMIS/MIS）系统互联1).DMIS/MIS属于管理信息大区，系统通过电力专用隔离装置与其互联。2).系统运行可通过中间库、标准接口和协议等方式向DMIS或MIS提供系统运行的实时数据、

77、历史数据和统计数据，包括电网运行状态、统计分析结果、图形及报表等。3).系统可处理来自DMIS的电网设备参数、生产计划等数据。4).在管理信息大区建立系统数据镜像服务器，由系统通过电力专用隔离装置向数据镜像服务器传输实时数据、历史数据和统计数据，包括电网运行状态、统计分析结果、图形及报表等。管理信息大区的系统WEB浏览对外发布的数据取自WEB镜像服务器。3.3.3 与调度模拟屏和大屏幕系统的互联系统应支持连接调度模拟屏和大屏幕投影功能。3.3.4 与第三方监控系统的互联在两个系统之间通过CIM模型实时交换系统的实时数据；在授权情况下可以接收第三方系统下发的遥控执行命令。3.3.5 与机房值班报

78、警系统的互联系统应支持通过标准通信规约、文件等方式向机房值班报警系统提供厂站工况、进程工况、系统资源信息、重要遥测遥信、重要告警信息等，通过机房值班报警系统实现对电网运行和系统运行状况的监视和告警。第4章 高级应用软件（PAS）4.1 网络建模1) 图形制导建模，利用厂站单线图中隐含的电网的结构信息，采用拓扑搜索算法自动生成电网结构数据库，并直接通过图元录入对应设备的参数，实现了图形和数据库的一体化。2) 图形制导的智能化网络建模的主要功能是： 既可在电网接线图上录入电网元件及参数，也可在数据库界面上录入电网元件及参数； 系统自动依据电网接线图生成电网的结构关系数据库，在电网接线图上作图并有可

79、靠联结的电气元件将进入分析用电网的结构数据库； 可指明电网接线图上未可靠联结的电气元件； 在建立图形的同时建立网络模型； 能定义电力系统中各类元件，包括：发电机、母线、开关、刀闸、变压器、线路、并联电容器、并联电抗器、高压电抗器、负荷、零阻抗支路； 通过图形连接定义各个元件的联结关系； 根据定义的元件自动生成相应元件参数表，供输入元件参数使用； 包括能支持静态分析的元件参数和支持动态分析的元件参数。3) 元件有几种模型可供选择，具体如下： 除一般的变电站外，可处理T接点虚拟变电站； 除一般的线路外，可处理T接线路、同一条线路中分段具有不同的线径； 变压器有二卷、三卷、有载可调和自耦变； 开关有

80、母联开关、旁路开关、出线刀闸、旁路刀闸、接地刀闸、母线刀闸的标识； 发电机组有火电机组、水电机组、抽水蓄能机组和核电机组； 电容器有并联电容器和串联电容器； 电抗器有并联电抗器和高压电抗器； 能自动定义各个元件的连结关系，并能直观地检验元件之间地连接关系，对未可靠连接地元件有明确的指示； 根据定义的元件铭牌参数自动生成相应元件的计算用模型参数； 对输入的参数进行合理性检查，对漏输和不合理的参数给出提示； 能定义各电压等级，能表示电压的有名值和标幺值、额定值和实际值； 提供定义变压器分接头类型； 提供时间模型，能区分工作日、休息日和假日模式； 提供负荷模型； 提供负荷区域定义模型，使能分区统计负

81、荷； 定义和修改数据时执行元件参数合理性检查，并有相应的信息提示； 经过校核的数据库保证各个相关应用可用； 可保证数据输入源的唯一性； 由于SCADA数据库和网络数据库统一设计，因而可自动建立与SCADA数据库中量测量的映射关系。4.2 网络拓扑 根据开关状态的开断变化，实时反映整个网络的结线情况，正确地划分网络计算用母线数，网络的系统数及解列情况，并能根据注入量和量测量的信息，判断整个网络的可观测性。提供完善的网络拓扑分析功能，可处理任意接线方式的厂站。 网结结线分析是根据电网中开关、刀闸等逻辑设备的状态以及电力设备元件的连接关系产生电网计算用的母线和网络模型。 确定网络中各元件带电、停电及

82、属于哪一电气岛状态。 确定单端开断的支路。 根据电力系统中遥信信息和刀闸的开/合状态来确定电气连通关系，确定拓扑岛。 不仅处理开关状态，而且能改变设备状态来实现设备的投运和停运。如线路、变压器的人工投切状态。 开关、刀闸的状态及各设备的状态可以在单线图上改变。 可以分析处理电气岛（子系统）情况，并确定死岛、活岛状态。 对每个活的电气岛指定参考（或平衡）发电机。 参与计算的解列岛个数最多可达20个（可设定）。 网络拓扑信息可以在电网单线图上显示，以不同的颜色直观地显示出电力系统各个设备的电气状态，如：带电/不带电。 网络拓扑与其他应用软件的接口： 网络拓扑可人工或事件启动,亦可受时序控制,也可以

83、被其它模块召唤启动。实时态网络拓朴程序向状态估计、安全分析、调度员潮流提供母线模型。 研究态网络拓朴程序向各研究态网络分析软件提供母线模型。4.3 状态估计1) 可以应用实时接线分析得到的网络模型，利用SCADA得到的实时量测数据、预报数据、计划发电数据或人工输入值，估计出全网的母线电压幅值和角度，具体使用的数据包括： 实时量测数据P、Q、V，实时量测数据可以是复数潮流量测对，也可以是不成对量测。由于量测系统中一般为成对量测，也可能在某处仅有Q或P量测时，系统也可观测，就可以不使用I量测。在必要的情况下，可以得用P和I计算出Q值作为量测参与状态估计； 发电和负荷的计划与预报数据，可以用母线负荷

84、预报的计算结果参与估计，提高估计精度； 零注入量是精度极高的伪量测量，包括T结点，开关站节点，三卷变中心点，可以把零注入量测赋以较大的权重处理； 零阻抗支路量测，在网络模型，在网络模型中加入零阻抗支路可利用其量测参加状态估计； 人工输入值，采用人工输入值，目的在于将系统中不可观测部分变成可观测部分或改善量测系统，提高数值稳定性，伪量测可由操作员定义，可以人工根据电网实际情况修改，为保证计算精度，人工输入值要与电网状态一致。2) 粗检测功能，SCADA实时数据的逻辑分析，对生数据进行不良数据的检测和辨识，可自动检测并指出哪些支路两端量测值不平衡，哪些潮流不平衡，哪些母线有功、无功不平衡。3) 可

85、观测性分析，可观测性分析可以确定网络中可观测部分和不可观测部分，指出系统薄弱环节，并指出关键量测及其位置。4) 剔除或修正不良数据，量测停用或伪量测补充；可对实时遥信进行屏蔽和修改，对无遥信信息的刀闸状态人工置位，无变压器分接头量测的变压器分接头人工改变档位。允许人工置数。5) 可进行多岛计算。6) 当有载调压变压器有完善的电压量测时，可估计可调变压器的分接头位置。7) 开关状态辨识：可自动检测和辨识开关信息中的错误。并对绝对错误的开关错误进行纠正，以保证数据库中电网结线方式的正确性。8) 能给出和保存状态估计结果断面。9) 状态估计功能可以由用户自已定义启动方式：定时启动、人工启动、事件启动

86、，定时启动时间间隔可调整设定。10) 可提供三种状态估计算法： 快速分解法； 正交分解法； 最小二乘法。11) 可人工改变控制参数： 收敛精度标准； 残差标准； 多岛计算时，参考结点的人工输入； 状态估计运行控制及计算过程的参数、门槛值； 设置伪量测； 改变量测权重； 考核标准设置； 母线电压限值。12) 估计出完整而准确的电力系统电气量，包括各支路潮流，各母线节点电压幅值及角度，各母线负荷及机组出力。以及越限值信息： 能够在接线画面上显示估计结果，也可以显示实时数据，或断面实时数据，以表格方式显示低质量量测； 以表格方式显示粗检测结果； 以表格方式显示测量值误差分析； 以表格方式显示坏量测值

87、； 以表格方式同时显示量测值及估计值，并给出二者的比较结果的信息，给出量测值与估计值相差过大的醒目标识，相差过大的门槛值可由人工指定提供输入手段，使操作人员可以对不可信的量测量进行屏蔽（P、Q），可单独对P、Q分别屏蔽； 以表格方式同时显示出实时状态量与开关状态辨识结果不一致的开关列表； 以表格方式同时显示实时状态量与开关辨识修正后状态列表，并提供对实时开关状态量屏蔽手段，屏蔽后的开关状态由人工提定。13) 具有完善的考核统计功能。状态估计的各类输出画面可以打印拷贝输出。计算结果能够按文件形式保存。14) 状态估计与其它应用的接口： 网络拓朴，状态估计从网络建模中获取电力系统网络模型，并从网络

88、拓朴分析结果得到电网实时母线模型； 电压无功优化控制,为无功优化提供准确的数据； 为调度员培训仿真提供准确的数据； 调度员潮流，状态估计提供给调员潮流基态运行方式，实时状态估计将其结果交给调度员潮流进行在线潮流分析计算； 安全分析，状态估计为安全分析程序提供电网基态运行方式； 优化潮流，状态估计还为优化潮流等程序提供电网的基态运行方式。4.4 调度员潮流1) 提供三种初始化数据输入方式： 历史断面保存的运行方式； 实时断面数据，采用实时状态估计的断面数据； 检修或预想方式的潮流。2) 多岛潮流计算：在系统解列成多个电气岛时，可进行多岛计算，各岛中的平衡机可人工设置，也可由程序自动选择。3) 通

89、过手工改变电网拓扑、主变压器分接头和无功分布，可以提供符合本地区电网运行方式的方案。4) 提供线路、变压器（分铜损和铁损）、各电压等级以及本电网系统的功率损耗，并分别排序显示。5) 拓扑着色：潮流图中的不带电元件可以变色显示，以示区别。可越界报警。根据需要可变色分析。6) 潮流分析程序能诊断计算处理的收敛状况。提供迭代信息帮助潮流分析人同使用，检查收敛性。7) 潮流分析结果可以提供输出方式。潮流分析结果可保存于数据库中。并可以作为运行方式被以后调用。8) 可进行超高压输电线路单端开断方式下的潮流计算，可给出线路两端电压及充电无功。9) 环网潮流计算,计算合环电流。10) 可由多台发电机组成的发

90、电机群联合分担不平衡功率，分担的原则可以是平均分配，按优先级次序分配，按最大容量分配或人工设定的比例分配。发电机/负荷开断或调节时考虑了功率缺额或功率过剩在其它调频机组中的分配。11) 可以计算出母线上母联开关的潮流，提供零支路潮流。12) 可计算网损和分别计算各类元件的损耗并进行排序。13) 当外部网络无遥测信息可用时，可根据外部网正常运行工况取得外部网络静态等值数据进行计算（需要网络等值模块）。14) 提供三种可靠的潮流算法，计算方法可人工控制。 PQ解耦法； 牛顿拉夫逊法； 最优乘子法。15) 可人工改变控制参数： 收敛精度标准； 自动装置是否启用以及设置； 多缓冲机是否启用以及设置；

91、算法的选择以及设置； 考核标准设置。16) 提供模拟电网操作行为工具，模拟行为有： 机组出力、负荷功率的变化； 变压器分接头位置的调节； 设备的退出和投入； 开关/刀闸的开合； 发电机/负荷的投切； 并联电抗、电容投切； 上述情况的组合；17) 提供潮流考核功能。18) 潮流分析结果能动态的显示在电网单线图上。并提供一组潮流的结果列表画面： 告警表：越限检查结果，如母线电压越限，支路潮流越限、变压器容量越限； 开关状态：网络开关状态列表； 节点数据：列出所有母线电压幅值、相角、及注入功率等； 支路潮流：输出所有支路（线路、变压器）等的有功、无功； 联络线潮流：输出联络线的有功、无功等； 统计结

92、果：岛统计、公司统计、区域统计；所有画面上输出的内容（包括单线图）可以在打印机上输出,计算结果能够按文件形式保存。19) 调度员潮流与其它应用的接口：调度员潮流可从下列模块取得所需数据： 状态估计：调度员潮流从该应用中得到网络的实时状态及节点实时注入功率； 母线负荷预报：调度员潮流从该应用得到预报的母线负荷； 机组组合：调度员潮流从该应用中得到机组的计划出力。4.5 短期负荷预测1) 短期负荷预报主要是依据电网负荷的历史数据，找出负荷因素的变化规律，建立适当的模型，利用模型预报未来一天至一周内的系统负荷。预报可按全系统或按区域进行。2) 预报未来一天内按515分钟分布的用电负荷和网供负荷。时间

93、间隔可任意设定。3) 预报未来一周内的按小时（或半小时、15分钟）分布的用电负荷和网供负荷。4) 查询任意一天的历史负荷数据，以曲线或表格形式将历史数据显示出来，可以对历史负荷及计算出的负荷值进行调整修改。可自动检测不正常的历史数据，并对坏数据进行报警，由人工进行维护。也可以自动修改，供维护。5) 按季节、按正常工作日和节假日的模型分别预测负荷，预报数学模型考虑事先已知的其他人为因素。模型参数可以根据实际负荷值进行修改。6) 可以考虑气象因素，如；气温、晴雨云等。可以人工设置、也可以接入实时预报数据。如：夏季气象对负荷的影响极大，主要录入有温度、湿度等对负荷影响较大的条件。7) 既可考虑周期因

94、素和气象因素的影响，又可考虑已知的特殊事件的影响（如计划检修、水火电计划农灌等），调度员还可以根据运行经验进行人工修改。8) 负荷预测每24小时定时运行一次，也可以人工随机启动运行。9) 负荷预报结果可以提供输出，包括曲线、表格输出，也可以打印输出。10) 可按用户要求将预测结果发送出去或按一定格式形成数据文件，可以作为其他电网应用软件的数据源应用。11) 可以在预测结果表格中直接修改预测结果，也可以对预测结果曲线进行修改，修改结果直接在图形上显示。12) 提供考核统计功能，可以对负荷预测结果的精度进行统计分析和评估，计算误差。13) 可按地理区域、负荷类型分别预报。14) 可以采用算法： 采

95、用一元线性回归法（ULR）； 时间序列法； 最小二乘法； 人工神经网络法（ANN）； 并可根据要求对几种方法组合。15) 预测结果同时以表格和曲线两种形式给出，以便进行查询和修正，同时显示最大预测负荷、最小预测负荷及相应出现时间、平均预测负荷等信息。16) 如果预测日是某一历史日，则还可以显示历史数据和曲线，以便于与预测结果和曲线直接比较。同时给出预测平均误差、预测最大误差信息。4.6 变压器经济运行变压器经济运行是在确保变压器安全运行和保证供电量的基础上，保持原有设备投入不变条件下，对厂站内的两台双（或三）绕组主变进行运行方式的优化。通过分析计算，给出不同负荷水平下的主变损耗最小的变压器运行

96、方式，从而最大限度地降低变压器的电能损耗。1) 基于实时潮流的实时优化分析和统计： 基于实时潮流的变压器经济运行分析是以当前量测的状态估计结果(现场需具备高级应用软件)为数据来源（如果SCADA采集足够精确，也可以直接采用SCADA遥测采集数据），在实时变化的负荷水平下，自动计算得到不同时刻的最优运行方式。 为了便于统计分析，程序还可以对用户指定的典型日（甚至每天）进行统计分析，得出一天综合考虑情况下的最优方式，以较少方式的调节次数。2) 离线分析： 在研究态方式下，可以按用户设定的方式，自动给出厂站内的负荷、三卷变的中、低压侧的负荷分配比例、功率因素多种因素进行分析，给出不同情况下的最优运行

97、方式和损耗，为用户制定未来的主变运行方式提供有益参考。3) 对主变为两绕组的厂站可以给出不同运行方式下的经济运行负荷分点；同时给出负荷损耗曲线，便于直观的看出不同运行方式下的负荷分点；4) 对主变为三绕组的厂站，可以计算给出：两台主变并列运行和两台主变中、低压侧分裂运行两种不同运行方式下，两台主变运行与1#单独运行、两台主变运行与2#单独运行、两台主变之一单台运行三种运行方式下的经济负荷分点的负荷值。对于更多的运行方式，可以给出不同运行方式下的负荷损耗曲线，可以直观的看出不同运行方式下的负荷分点第5章 自动电压控制（AVC）5.1 系统概述在正常运行情况下，通过实时监视电网电压质量和联络线交换

98、无功功率偏差，调节控制电网中的无功电源、变压器分接头、无功补偿设备等，满足全网安全约束条件下的优化无功潮流运行，达到电压优质和网损最小的目标。系统能够实时监测受控点的电压水平和功率因数，根据不同时间段、不同运行方式给出相应的电压无功控制方案。提供的方案可实现全网、区域、厂站的闭环控制、开环控制、仅监视不同控制方式，同比单个变电站的电压无功自动调节装置，投资少、效益高、运行稳定、易维护、能对全网电压无功进行综合调节优势。系统具有调整记录存储、查询、统计、打印功能，实现电压无功控制全过程自动化。系统能够降低网损、提高电压合格率、保证系统安全稳定运行。5.1.1 功能5.1.1.1 系统设置及管理：

99、管理员可以进行如下维护管理工作：l 人员设置；l 权限设置；l 数据库管理；l 系统参数设定。5.1.1.2 电压无功自动监控系统功能：l 运行主站，可以集成多个分站系统，分站仅需基本遥信、遥测、保护信号，主站具备遥调、遥控功能，除本身工作站（服务器）外，不需增加其他特殊设备。l 支持区域（集控站）和厂站电压无功调压，区域引入灵敏度来指导调节设备，为寻求全局最优提供无功优化接入接口，可以对全局、区域和厂站寻优，考虑厂站VQC与区域VQC协调工作。l 根据当前电网运行拓扑关系进行动态区域调整。l 跨硬件软件平台，提供中间数据层，提供数据接口。l 支持以下调节方式，包括调度操作、计划调节，实时模块

100、提供完善开放的指令校验。l 采用3种调节模式：开环、闭环、仅仅监视不调节；开环需要人工确认，闭环自动调节。l 支持多种调节策略、控制方式。调节策略有：只调电容、只调变压器、两者兼顾，不调节4种，控制方式有：电压优先、无功优先、两者兼顾3种方式。调解策略和控制方式可以单独设置到每个厂站。l 变压器并列方式自动识别。l 支持多种定值类型。无功定值可以根据实际情况考虑用无功和功率因素。l 支持多种限值，考虑不同时间的不同定值和调节次数限值。l 分区控制原则：基本区域为9区，越限区可以达到17区。l 支持在线调整策略，可靠保证数据库一致性，。提供完善的校验手段。包含在线参数修正、调节措施有完善的检测机

101、制和信息提示。提供帮助信息。l 完善的SOE查询机制及自动记录机制；提供记录、查询界面。l 面向用户的闭锁定义。用户可以根据一定规则自定义全局、区域、厂站、设备的闭锁信号。保证可靠运行和设备安全调节。l 运行、监视画面面向用户设计，运行区域可多个同时显示，也可以单个详细显示。5.1.1.3 电压无功自动监控使用的数据l 电力设备的静态参数，包含母线、变压器、开关、电容器、电抗器。l 实时遥测、遥信、保护信号。l 多个不同时段的母线电压限值、变压器无功或功率因素限值。l 厂站VQC人工启动信号或闭锁信号，及其他置入值：自定义设备条件闭锁，调节设备类型，限值选择。5.1.1.4 与其它应用软件的接

102、口l 从网络建模获得电网模型和参数，从网络拓扑获得相关模型。l 与应用软件的灵敏度接口，获得设备调整的计算值。l 考虑全局调优控制提供无功优化接入接口，获得可调整的设备及调整量；同时反馈给无功优化设备及某些设备的调整范围，作为无功优化的约束条件。l 与SCADA接口，获得实时数据及实时信号，利用其遥控遥调作用；参数查询；报警信息的实现。5.1.2 用户接口主站电压无功自动监控系统应具有良好的用户界面，用户可以观察控制系统的运行情况，方便地查看系统运行结果。用户可以从全局、区域、厂站三级设置控制量和监控系统运行。5.1.2.1 监视运行画面包括电压无功自动监控系统的控制信息及总体信息，该画面包括

103、以下内容：1） 全局级提供控制运行和停止的控制点，运行人员可以控制系统的运行。提供事项查询。平时可以最小化方式运行，在有告警或控制操作请求时，发出VQC事项，给出声音提示。自动记录电容器投切、主变档位调节记录。可查询、统计、打印。2） 区域级提供控制运行和停止的控制点，运行人员可以控制区域电压无功监控系统的运行。3） 厂站级提供控制运行和停止的控制点，运行人员可以控制厂站电压无功监控系统的运行。每个变压器的运行区域，电容电抗当前状态，变压器功率因素，当前点电压合格率统计，最近一次动作时间。曲线实时刷新显示电压、无功变化情况，在合格区为绿色，越限区为红色显示。可了解电压无功运行趋势。提供本站事项

104、查询。5.1.2.2 控制参数输入画面1） 全局级提供系统运行基本情况，包含总闭锁、调节模式、调节设备、检测周期；2） 区域级提供区域运行基本情况，包含闭锁、区域类型、无功限值判断、邻接区域；3） 厂站级提供厂站运行基本情况，包含所属区域、电压等级、站类型、监控序号、控制方式、调节模式、调节设备、定值类型、变压器并列运行方式判断、分站启动信号等。5.2 性能指标5.2.1 实时性AVC单次计算所用时间（包括画面数据刷新时间）2秒；AVC计算周期460秒(可调)；AVC控制周期30秒5分钟(可调)；优化模块计算周期115分钟(可调)；AVC单次控制完成时间100,000小时；遥控遥调正确率： 1

105、00%；5.2.3 可用性AVC控制措施可用率：100%；AVC主站系统与电厂、地县调AVC、变电站的闭环投运率：99%，其中AVC闭环投运率 = AVC闭环运行时间/月日历时间100%；AVC控制合格率：99%，计算方法为全月控制成功次数/全月控制总次数100%；优化模块收敛率：90%；5.2.4 控制规模满足10年内的电网发展需求，至少支持16个电厂、128个开闭所、64个变电站的需要。5.2.5 系统负荷CPU负荷率（正常状态） 25%CPU负荷率（故障状态） 50000小时重要（关键）器件平均无故障时间100000小时8.2.2 系统的可用性系统在工程环境中的因素，系统的可用性99.9

106、9。8.2.3 系统的容错性软、硬件设备具有良好的容错能力，当各软、硬件功能与数据采集处理系统的通讯出错，以及当运行人员或工程师在操作中发生错误时，均不引起系统的任何功能丧失或影响系统的正常运行。对上述故障，系统具有纠错和自恢复能力。8.2.4 系统的抗干扰能力系统中所有设备具有足够的抗电磁干扰能力，并符合下列IEC标准：IEC255-22-1 高频干扰试验标准IEC255-22-2 静电放电干扰试验标准 IEC255-22-3 辐射电磁场干扰试验标准8.3 系统指标8.3.1 系统可靠性指标系统的年可靠率99.99%。8.3.2 运行寿命所有设备的寿命在正常使用(具有一定备品)条件下不少于1

107、5年所有设备在给定的性能指标下运行,连续4000小时内不需要人工调整和维护主站各类设备的平均无故障时间（MTBF）40000小时。由于偶发性故障而发生自动热启动的平均次数应1次/3600小时。8.3.3 系统的负载率指标电网正常情况下：在任意30分钟内，服务器CPU的平均负荷率10%在任意30分钟内，MMI工作站CPU的平均负荷率15%在任意30分钟内，主站局域网的平均负荷率5%电网事故状态下：在任意10s内，服务器CPU的平均负荷率20%在任意10s内，MMI工作站CPU的平均负荷率25%在任意10s内，主站局域网的平均负荷率10%8.3.4 系统实时性指标98%实时画面调出时间2秒，其余历

108、史数据画面调出时间4秒画面实时数据刷新周期110秒，可调遥测量越死区传送时间3秒遥信传送时间3秒遥控命令响应时间2秒遥调命令响应时间2秒遥信变位响应时间2秒自动发电控制命令发送周期2-20秒全系统实时数据扫描时间1-5秒从遥信变化信息到达前置机到告警信息推出时间1秒前置主备通道自动切换时间5秒冗余热备主备机切换时间： 5s模拟屏数据刷新周期5秒计算机远程网络通信中实时数据传送时间5秒冷备用设备接替值班设备的切换时间小于5min。8.3.5 系统准确度遥信准确率=100%遥控准确率=100%遥调准确率=100%遥测综合误差 1.0%8.3.6 事件顺序记录(SOE)分辨率系统分辨率10ms站内分

109、辨率2ms8.3.7 系统时钟精度稳定性1.5%时间基准 1ms/天第9章 新老系统的平滑过渡和升级方案现有系统资源是用户业务的宝贵资源和财富，有效继承现有系统的图形、模型、数据和计算公式等系统资源，不仅可以充分保护用户已有投资，而且可以减少新建系统过程中大量的重复录入，缩短新建系统的工程周期，有利于新老系统实现平滑过渡。爱众股份有限公司电网调度自动化系统是关系到电网调度运行的重要指挥系统。新、老系统的过渡必须遵守以下几个基本原则：(1) 新、老系统应平稳过渡，即实现无缝更替。新、老系统平台的切换不能中断调度员对电网运行情况的监视和控制。(2) 新系统的接入运行工作不能对正在运行的老系统造成任

110、何的干扰或破坏。(3) 新、老EMS系统的更替过程和步骤应尽可能的简单、稳妥、可靠。(4) 老EMS系统历史数据、参数和模型必须完整导入新系统。(5) 新系统接入运行后，新、老系统并列运行3个月。确认新系统运行正常、稳定、可靠，方可退出老系统的运行。DF8003D提供了一套完整的数据继承机制与方案，可以确保用户现有系统的资源得到充分保护与继承。9.1 新老系统的平稳过渡老系统中历史数据、电网模型、设备参数、图形等相关资料向新系统的迁移，实现新老系统的平稳过渡。在大量的工程实践中，DF8003D积累了丰富的系统过渡经验，通过无源调试、有源调试、并行运行等过渡方案，实现新、老系统的平滑过渡。系统提

111、供先进的数据、参数、事项导入、导出工具，可以将旧系统保存的历史数据、参数、事项导出并导入到新系统里来，实现历史数据的继承。利用成熟的系统过渡方案可以最大限度的减少地调自动化人员工作量，保护地调系统已有的资源，缩短地调工程建设周期。新老系统平稳过渡的关键是两系统并行运行的能力问题，投标方承诺在新系统建设过程中，DF8003D新系统在老系统没有退出的情况下，将与老系统分别接收各变电站通道信息，各自处理相关数据，并列运行，在检验确定新系统可以完全正常运行时，再将老系统退出或作为备用系统工作。本系统具备良好的平稳过渡能力，并在多个现场成功实施了与老系统（多个厂家的不同主站系统）的过渡升级。对新老系统的

112、平稳过渡，我们提出了如下的详细方案：9.2 旧系统向新系统迁移1新系统运行参数的建立编制程序将旧系统的参数按照新系统参数的格式进行转换，包括设备参数，SCADA参数等。转换后人工进行检查和核对，对新系统要求的新参数进行整理和录入。2系统的图形转换将旧系统图形转换为SVG格式，再通过程序将SVG格式图形转换为新系统格式的图形。对于无法转换的小车开关、电抗器等图形进行人工绘制。最后对所有图形进行参数关联和检查核对。3系统的报表旧系统的报表无法转换，在新系统中，利用新系统得工具重新定义原有所有的报表。4系统的历史数据将旧系统的历史数据全部转换到新系统中，保证新系统仍可正常使用旧系统的历史数据9.3

113、现场调试步骤第一阶段：新旧系统独立运行1、厂站的接入逐一接入，调试通道和规约，核对画面、数据、信号等的正确性。2、信号的传动实验1）对具备主备双远动通道的变电站，可以先将其备用通道接入新系统 2）对单通道的厂站，新系统中上行信息的调试可以通过信号并接的方式实现3）对于的遥控操作要逐一进行的厂站，需要根据情况制定详细的传动调试方案。3、调度和集控操作人员以老系统为主，遥控操作只在老系统上进行。新系统YK调试完后马上转移到旧系统。4、待调试核对完后，再将原通道接入旧系统。第二阶段：新旧系统并行运行1、对双通道的厂站，主通道全部切换到新系统、备通道接入到旧系统；对单通道的厂站接入新系统，对外的接口逐

114、一切换到新系统。2、新老系统同时运行阶段，新老系统应能原则同时取得所有厂站的数据3、调度和集控操作人员以新系统为主，需要同时看两套系统，操作以新系统为主，遥控操作在新系统上进行。4、系统具备严格的闭锁机制，确保遥控、遥调等下行操作的正确无误.第三阶段：旧系统退出、新系统运行l 把老系统中的历史数据转换到新系统的数据库中。l 旧系统退出l 新系统独立运行，调度和集控操作监视一套系统。9.4 历史数据及事项的转换首先要建立一个信息对照表，把老系统的遥测等信息的关键字同新系统遥测等信息的关键字对应起来，为进行历史数据的转换做好准备工作。如果老系统的历史数据存储采用商用数据库系统，仅需提供老系统数据库

115、的库表结构、并授意相应权限，新系统就可以通过专用接口或ODBC方式访问到老系统的数据，并通过本系统的专用工具，将老系统的历史数据取出来通过新老系统的信息对照表，把老系统的历史数据转换到新系统中。如果老系统的历史数据存储采用自主的文件或数据库，则需提供文件格式等信息，新系统依倨其文件格式信息访问到老系统的数据，并通过本系统的专用工具，将老系统的历史数据格式进行转换并存入新系统的数据库中。历史事项的转换，需要提供老系统不同种类事项存储的详细数据结构，新系统根据不同种类的事项写一个事项数据的转换程序，通过这种方式就可以把老系统所有的历史事项转换到新系统中。9.5 数据的调试1. 在新系统调试期间，屏

116、蔽新系统所有的下发命令信息。2. 对CDT规约RTU的调试：从老系统并出一路通道信号，新系统监听接受此RTU的上传数据，把RTU的所有YC、YX等实时信息处理完毕后，同老系统的数据进行比较，待新老系统的所有数据都一样后，再调试下一个厂站的数据。3. 对问答式(Polling)RTU的调试：新系统只是监听问答报文，并且把所有监听到的实时数据进行处理，待新系统和老系统的数据完全一致后，再调试下一个厂站。4. 对采用网络方式接入RTU的调试：在新系统调试期间，暂时把老系统接入网络RTU的网段并到新系统的数据采集网上，新系统监听接受网络报文，直到把网络RTU的全部数据调试正确。5. 对采用数字通道方式

117、接入RTU的调试：把数字通道接入数字板，由数字板自动把一路数字通道分成两路数字通道，其中一路数字通道接入老系统，另一路数字通道接入新系统，同时，新系统只是监听通道报文，并且把监听到所有数据处理，同老系统的数据进行比较，直到新系统和老系统的所有数据完全一致。6. 对MNP系统的调试：把新老系统的发送到MNP的报文进行比较，待到完全正确时，把新系统切换到MNP，由新系统向MNP发送数据。7. 对接入的微机保护信息调试：新系统只是监听微机保护的报文，并且对报文根据通信规约进行处理，直到报文解释的同老系统完全一致。8. 向上级调度部门的转发的调试：由于向上级调度部门的转发非常重要，所以要做到万无一失，

118、根据上级调度部门提供的规约，把规约写好并进行测试。然后，在新系统上监视转发的报文，同时，把新系统和老系统的发送报文进行比较，如果新老系统的发送报文完全一致，新系统的转发就调试完毕。9. 对下行命令的调试：在调试下行命令前（如遥控、遥调、对钟、数据召唤等），首先把新系统的下行通道断开，在主站前置机查看前置机下发的报文，把新系统的下发报文同老系统的下发报文进行比较，知道新系统和老系统的下发报文完全一致。10. 对大屏幕系统的接入：首先在调度员工作站进行模拟，把大屏幕的各种控制方式调试清楚，然后切换到大屏幕。9.6 新老系统的平稳切割待变电站的数据调试正确、历史数据转换完毕后，新老系统可以并行运行一段时间，在并列运行的时间内，记录新老系统的运行状况，模拟操作在新系统上进行。同时对新系统按照验收大纲进行详细的测试。运行一段时间后，新系统运行完全正常，这样就可以把老系统撤掉。新系统完全投入正常使用。第10章 配置示意图