实现局调度通信自动化的必要性和可行性。

（一）电网调度自动化现状

目前局所属电网共有60kV变电所6座，预期还有2～4座。担负着向全区各行各业生产及居民生活用电的供电任务。随着网改工程的逐步完成，改变了过去由于历史欠账等原因造成的网架结构薄弱，供电半径过长，负荷变化不平衡等先天不足的情况，使电网运行方式及供电可靠性等薄弱环节得到根本扭转，电网运行水平跃上一个新的台阶。目前，电网调度通信自动化几乎是一片空白。还沿用过去几十年的变电所靠盘表指示运行，调度靠电话听汇报指挥生产的传统工作方式，这不但效率低，而且，在电网故障时往往因信息传递不及时，延误故障处理时间，以至造成不必要的经济损失。

1.实现电网调度自动化的必要性和可行性

根据上述电网现状，从保证电网安全、可靠、连续不间断供电的角度出发，基于向科技要效益，用高新技术武装变电所，逐步实现整个电网的现代化管理的观点来考虑，尽快实现电网调度通信自动化是完全必要的。当前计算机技术日趋成熟，性能价格比大幅度提高，与之相关的通讯技术、网络技术也在飞速的发展，电网综合自动化的产品繁多，电网内的微机应用也越来越普遍，这些都为实现调度通信自动化提供了充分的可行性。

2.设计依据、原则和任务

（1）依据：以省局达标创一流的有关标准要求和技术条件，作为初设方案的依据。

（2）设计原则。①在先进性的前提下，注重系统的稳定、可靠、实用、方便，强调优良的性能价格比，使系统的整体水平居国内同行业领先地位，五年内保持先进，十年内不落后。②总体方案一次性设计，分期实施。

（3）任务。①为保证设计的完整性和实施的连续性，此方案为通信调度自动化工程的总体方案。包括：调度室调度自动化主站系统；6座60kV变电站综合自动化子系统；通信自动化系统等三个部分。②第一期（近期）工程，仅包括调度室的调度自动化主站系统及一个60kV变电所自动化子系统。③全部调度通信自动化工程应于2002年底投入生产运行。

（二）主要功能

1.电网主要运行参数的采集和处理功能

（1）模拟量。电压，电流，有功功率，无功功率，功率因数，周波等；

（2）开关量。断路器的运行状态，各种继电保护的动作信号，报警信号，诸如线路两段过流、主变差动、瓦斯、过流等保护信号；

（3）脉冲量。电能表转数的脉冲信号，并换算成电度值。

2.建立数据库

根据性质和用途，分别将采集到并处理好的诸多电网信息，分门别类的建立下列数据库：

（1）即时库。存储电网信息的瞬时值，如电流、电压等；

（2）历史库。存储电网信息的历史数据，如整点即时值等；

（3）故障库。存储电网发生故障时各种事故信息的内容与相关资料。

3.1：N星型数据远程通信网络接口功能

（1）实时屏显某农电局60kV电网主网架接线图，包括各变电所的主变在内。

（2）手动或自动实时屏显6座变电所的运行工况图，包括：①变电所的电气主接线图；②潮流分布数据；③断路器的运行数据。

（3）自动或自动实时屏显8～10座变电所的运行日志。其主要参数有电流、电压、有功功率、无功功率、功率因数、频率、电能量等24h内的整点即时值、最大值、最小值、平均值、负荷率等。

（4）手动或自动实时屏显各种运行棒图和曲线。包括：①电压棒图；②电压、电流曲线；③负荷曲线。

（5）定时或追忆打印制表。包括日、月、季、年各种报表输出。

（6）报警功能。当电网出现异常或故障时，进行声、光报警和文字、图像报警。包括：①跃限报警。例：电压跃上、下限报警，过负荷报警等。②事故报警。例：保护动作跳闸等。

4.事故顺序记录功能

当电网发生故障时，对电气设备在故障当中相关的一、二次设备后的动作时间做顺序记录，即事故顺序记录功能。例如，事故发生时间，保护动作时间，开关跳闸时间及重合闸时间等顺序记录。

5.遥控功能

即在调度室对远方变电所的断路器进行遥控手动跳合闸操作，使变电所具备无人值班条件。

6.对位、显示功能

具有模拟调度盘的摇信量灯光对位功能，遥测量数字显示功能，遥控量开关时灯光对位闪烁功能。

7.离线管理功能

包括：①设备管理台账；②技术问答；③事故预想；④缺欠处理；⑤培训管理；⑥日常管理等。

（三）调度自动化系统主要技术指标和条件

局所建调度自动化系统是综合自动化系统，该系统应着重强调高质量、高性能、高实用性，因此所规划系统必须满足下述指标：

（1）模拟量精度：0.5%。

（2）开关正确动作率：100%。

（3）脉冲量精度：10000±1个脉冲。

（4）平均无故障时间间隔：MTBF≥20000h。

（5）可用率：≥99.8%。

（6）使用寿命：＞10年。

（7）通讯误码率：≤10-5，符合国际规定。

（8）系统容量。每个变电所中：①模拟量：≤64个；②开入量：≤128个；③脉入量：≤50个；④遥控量：≤64个；⑤全系统实时数据打印周期：3～10s；⑥遥信变位传递时间：1～3s；⑦遥控命令响应时间：1～3s；⑧实时调用画面响应时间：1～3s，数据库容量可存十年；⑨模拟调度盘目前按6个变电所布置，预留出4个变电所位置供扩展。

（四）系统总体构成方案

在诸多的产品中，如何选择即满足现场实际需要又物美价廉的系统是个重要问题，必须综合比较多种条件，慎重决定。

（1）先进性好。这是首要条件，由于自动化设备更新换代快，所以一定要选用那些具有当代国内领先水平的产品，才能在五年内保持先进、十年内不落后。(www.daowen.com)

（2）可靠性高。这是必要条件，一种产品再先进，但运行不稳定可靠，技术不成熟是不能入选的。因此成熟可靠、运行稳定的产品是必要条件。

（3）实用性强。即各种功能指标和条件都符合现场的实际情况。各种画面显示，数据格式均符合运行规程的规定和电力系统的习惯，没有花架子，并为今后的发展留有适当的冗余度。

（4）使用维护方便。选择操作简便，易学易会的产品，以适应在一线工作的运行人员的水平。

（5）售后服务好。由于微机控制系统是高技术产业，虽然运行人员经过一段时间培训，基本上掌握使用方法和简单的维护手段，但运行中一旦出现问题，运行人员还不能得心应手的排除故障，因此信誉和良好的售后服务便成为选择厂家的重要条件之一。

（6）较高的性能价格比。上述五条即使满足了要求，但在同类产品中价格较高，该产品也是不能接受的。因此应在全面衡量上述五条的基础上，综合权衡取舍，选择性能价格比较高的产品，才是合适的产品。

沈阳北辰公司生产的曾获美国爱迪生发明中心国际金奖的“BCH—4000型调度自动化系统”，具有20世纪90年代末期先进水平，技术成熟度高，实用可靠，已在电力、石化、钢铁等行业的三百多变电站和几十个地调、县调、集控站、大型工厂企业的电网监控中心获得广泛应用，有较高的性能价格比和信誉度。

根据某农电局的实际情况，整个调度通信自动化的总体框架分为三部分：第一部分为调度室内的调度自动化主站，即在调度中心设总控制室，对6座60kV变电所实现1∶6星形微机远程监控；第二部分为6座60kV变电所内的综合自动化系统分站；第三部分为连接两端的通信传输系统。

1.主站调度自动化系统BCH—4000的构成

BCH—4000开放式电力调度自动化系统，是面向地调、县调、集控中心的新型系统。采用符合国家标准和工业标准的软硬件开发工具，支持微机、工作站、小中型机等多种平台而无须对系统进行修改。系统具有完善的电力SCADA及基础高级应用功能外，还提供类型丰富、功能强大的用户应用程序接口，方便用户开发新的应用功能模块。同时，本系统还可配套提供企业内部信息网WEB服务器，使调度自动化系统、信息管理系统、电量计费系统、负控系统、地理信息系统等都能够共享各类信息，而又有良好的安全机制。由于本系统采用多任务操作系统和客户/服务器网络模式，可方便的按实际要求，剪裁成为配电网管理系统（DMS），也可进一步扩展为能量管理系统（EMS）。本系统亦可浓缩为单机系统，应用于无人值班变电站及变电站综合自动化等现场。

（1）系统软硬件平台：

1）系统网络结构。分布式开放软硬件环境，实时多任务操作系统及先进的客户/服务器结构模式。采用符合国际标准的中高速以太网（10MB/100MB），遵循IEEE802.2/802.3及工业标准的TCP/IP的网络协议，各节点通过无屏蔽双绞线（UTP）连接到智能或交换集线器（HUB）上，构成一个通信易于监视、故障易于隔离、系统组态灵活的结构。

2）系统服务器。要求系统服务器存放整个系统的历史记录及应用数据，为主/备数采机、调度员工作站、系统管理员工作站、工程师工作站、局长工作站及网络打印工作站等提供数据库服务，并随时对各工作站的工作状态，计算机网络设备及终端设备，系统各任务进程和网络通信等进行监视。服务器采用功能强大、实时多任务调度的中文版WINDOWS NT Advanced Serve 4.0网络操作系统，支持单机或双机热备份结构。硬件可选择微机或工作站。

3）系统工作站。要求系统工作站完成所有人机功能，操作直观、灵活、方便。配置中文版WINDOWS NT 4.0 Workstation操作系统，具有良好的多任务并行处理机制，可同时完成设备/通信监视、系统调度、电网监控、图形/事件/报表打印等多项任务。硬件可选择微机或图形工作站。支持双屏显示和投影仪。

4）数据采集处理机。数采机负责数据采集与控制，具有设备监视，通道故障切换，数据滤波，遥测越限，遥信变位及数据突变报警等功能，支持分级，降级扫描，可在线选择各种通信规约。硬件可选择微机或工作站，支持单机或双机热备份结构。

5）打印服务器。打印服务器应完成系统所有的图形、事件/事故、报表打印。当系统较小时，打印机直接挂在工作站上，当系统较大时，可采用专业打印机服务器。

6）Web服务器。建立企业综合信息管理系网的Web服务器，提供用户对实时系统等的信息查询及系统远程维护，支持与MIS网的信息通信。

（2）系统支撑平台：

1）系统实时数据库。所建系统的实时数据库应根据电力系统对实时性和可靠性要求高的特点，采用面向对象的设计方法，确保实时数据库管理的高效和统一。实时数据库采用层次加关系型结构，支持汉字的存储、检索、传输和显示，支持多种数据类型，支持SQL，具有良好的安全性和一致性。

2）系统历史数据库。所建系统的历史数据库采用标准的Microsoft SQL Server 7.0，能够保存系统中所有的历史数据、事件/事故数据、故障录波、谐波分析数据、事故追忆数据、计算统计数据、报表数据等。

3）应用数据库。所建系统的应用数据库采用标准的Microsoft SQL Server 7.0，其基本数据取决于实时数据库，供状态估计、网络拓扑、安全分析、在线潮流等高级应用功能使用。

4）图形图像系统。系统提供完整的图形图像管理系统，实现动态画面、动态表格、动态图符的在线或离线编辑和修改。系统提供标准的电力系统和工程设计图符库，用户也可方便的生成自己的特殊图符库。

5）报表系统。报表系统应采用支持分布式网络的Microsoft EXCEL 7.0，能灵活的定义、修改、自动/召唤生成和打印所需的各种报表，并提供报表格式设置、数据分析与检索、公式创建及审核、数据共享、相关数据自动重新计算等功能。

6）资源、任务及系统安全管理。所建系统应提供多级用户权限管理和用户身份识别，具有很强的自诊断、自纠错、自恢复功能，保证系统的长期稳定运行和系统资源合理安全的使用。

7）网络通信管理。系统局域网各节点采用标准的TCP/IP协议，监视网络传输故障及自动重链接，平衡网络传输流量。广域网支持同步/异步通信、电话线、祯中继、X.25、DDN、ATM等。

（3）系统SCADA应用功能：

1）事实数据采集与处理。

2）测量量限制监视。

3）开关量状态监视。

4）电能量分时累计。

5）逻辑运算及条件判断。

6）系统时钟同步。

7）开关刀闸控制。

8）变压器分接头调节。

9）企业信息管理与信息共享。

10）事故顺序记录。

11）事故报警及系统事件处理。

12）事故追忆和事故重演。

13）故障录波。

14）谐波分析。

15）小电流接地选线。

16）画面放大、缩小、变焦及线形漫游。

17）报表编辑与打印。

18）模拟盘通信。

19）远方计算机通信及系统远程维护。

20）开关跳闸次数统计。