电力实时信息系统.pptx

,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,#,单击此处编辑母版标题样式,College of Electrical Engineering,Zhejiang University,电力信息技术,College of Electrical Engineering,Zhejiang University,浙江大学电气工程学院,第,3,章 电力实时信息系统,本章简介,3.1,实时数据采集,3.2 SCADA,系统,3.3 EMS,系统,3.4 WAMS,系统,3.5,配电管理系统,3.6,电能计量系统,3.1,实时数据采集,3.1.1,电力实时数据及其采集方式,概念,实时数据即当前的运行数据。电力系统中的发电厂和变电站有大量设备，随之有海量运行数据供厂站自身监控和电网监控使用。对发电厂和变电站实现有效的信息监测、采集和数据管理是确保电力系统安全稳定，进而为发电厂和变电站运行控制提供决策依据的必要手段。为了确保电网安全稳定高效地运行，实时数据的采集必须快速、全面并且准确,。,状态量,电力系统需采集的实时信息包括电网中发电机和变压器的运行状态、发电出力和负荷变化、网络拓扑和潮流分布、电网的动态变化和事故情况等。实时信息通常被分为两大类，状态量和模拟量。状态量（,Status,）包括断路器和隔离刀闸的开,/,合、发电机和变压器的投,/,停等具有两种状态的量，还有如变压器抽头位置、设备检修,/,冷备用,/,热备用,/,运行，以及继电保护动作等具有多种状态的量，电网中状态量是以某相对应的接点开,/,合来表示的，故又称之为开关量。,电网,中许多设备带有高电压和大电流，难以直接采集其开,/,合、投,/,停以及档位等状态量，必须通过设备上相关的无电源的辅助接点间接地采集。这些接点可能会抖动、拒动、误动，在采集时要有判断和处理措施,。,3.1.1,电力实时数据及其采集方式,1,3.1.1,电力实时数据及其采集方式,2,3,4,5,3.1.1,电力实时数据及其采集方式,非,电气模拟量直流采样,SCADA,系统中用到的,非电气模拟量有水位、温度和压力,，如水库水位、变压器油温、断路器中,SF6,的压力等。这些采样所用设备的原理有：,温度变送器：用热电偶和热电阻将温度转成电气量。,压力变送器：一种方法是用压敏晶体将压力变成电气量。另一种方法是用压力去推动某物体从而改变相关的电感量或电容量，再将它们放大后变成电压或电流输出。,水位变送器：目前主要有三种水位变送器。,投入式水位变送器,。其原理是将压敏晶体传感器置于库底，它感受到的水压,P=rh,，这里,r,是水的比重，,h,为水深。将,P,转换成代表水深的直流电压。水中的泥沙和杂质会影响水的比重。,气泡式水位变送器,。将两端开口的水管置于库底，往露出水面的上端口注入压缩空气，当气压与水压平衡时，气压就代表水压，用压敏晶体测得气压即可转换成代表水深的直流电压。此种水位变送器在水外，故障率明显低于上述投入式水位变送器。,超声波水位变送器,。水位变送器置于面上某已知标高的位置，向水中发射超声波脉冲，并接收其反射超声脉冲，根据入射脉冲和反射脉冲的时间差算出水深。此种变送器的精度会受水面波浪的影响,。,3.1.1,电力实时数据及其采集方式,2,1,3.1.1,电力实时数据及其采集方式,与时间有关的电网频率、周期和相位等电气参数采样,SCADA,系统所需采集的电网频率、周期和相位等电气参数多采用已知频率的脉冲计数法采样。它们主要的采样原理是用电子电路包含与门、触发器、高精度晶体脉冲发生器和脉冲计数器,。,与门,的各个输入端都是高电平时输出为高电平。触发器有,0,、,1,两个输出端，二者电位总是高低相反。触发器还有置,0,和置,1,输入端及一个计数输入端，对该端每输入一个脉冲，触发器的,0,端和,1,端的电平就相互反转一次。与门一个输入接触发器,1,，与门的输出端接脉冲计数器。,频率和周期量采样实际采用周期采样法采样然后再计算。相位（相角）是电网不同母线电压的相位差和电流及电压间的相角差。其采样方法可将两路波形整形成边缘明确的陡直波形，用它们分别送入到触发器的置,1,和置,0,端，触发器的,1,端为高电平的时间就是相差时间，在此时间内用已知频率的高频脉冲去计数，计数结果可换算成时间或角度,。,3.1.1,电力实时数据及其采集方式,模拟量采集元件,互感器是高电压大电流测量时用于降压、减流的变换元件。传感器和变送器是非电气量或低电压小电流电气量的测量装置。,交流,互感器,交流互感器用于测量交流电流或交流电压。电网中的基本电气量是交流电流和电压，其他电气量可由它们派生，所以测量只用电流互感器（,TA,）和电压互 感器（,TV,）。两者都是电磁感应式器件，其原理像一个内阻很小的变压器。对,500kV,及以上电压的测量则用并联电容器分压，将电压互感器一次侧接在电容器串的低压抽头上，以减小互感器绝缘成本。互感器有比值误差和相角误差，根据误差做准确度分级，有,0.2%,、,0.5%,、,1%,、,3%,等四级。电压互感器二次侧线电压为,100,伏，相电压为,57.74,伏；电流互感器一次侧从,5,安培到,2,万安培，共分,30,档，二次侧电流为,1,安培到,5,安培两种。目前，电子式互感器发展迅速。,2002,年，,IEC,根据新型电子式电压、电流互感器的发展趋势，制定了关于,EVT,的,IEC60044-7,标准和,ECT,的,IEC60044-8,标准，明确了电子式互感器的定义及相应的技术规范，大量电子式互感器产品已经被开发并有了运行经验,。,1,3.1.1,电力实时数据及其采集方式,模拟量采集元件,电子式,互感器按原理不同可分为,光学型和电原理型,，国内外对两者都有深入的研究,。,光学,型是利用光在电场或磁场中的偏转，根据偏转角度折算出电场或磁场的大小，从而算出系统电压或电流值，因此光学型具有灵敏度高、绝缘性能优异的特点，但是存在检测信号微弱、环境因素,(,温度、振动等,),、光学传感材料长期稳定性以及工艺技术等问题。尽管光学型在材料和检测方法上进行了一些改进，但短期内不易实现工程应用,。,国外,目前商业运行的多采用电原理型，它实现简单可靠，稳定性好。国内的情况基本和国外相同，光学型互感器的学术研究较多，电原理型互感器已大范围进入商业运行。电子式互感器按是否有电源可分为,无源式和有源式,两类。所谓,无源式电子互感器是指高压侧传感头部分不需要供电电源的电子式互感器,，而有源式电子互感器则指传感头部分需要供电电源的电子式互感器。,3.1.1,电力实时数据及其采集方式,模拟量采集元件,直流互感器,直流互感器用于测量直流电流或直流电压。直流电压互感器分,电压型和电流型,两种。电压型直流电压互感器用并联的高电阻分压，互感器接在高电阻的低压段上，经放大器得到足够的功率再输出，放大器有磁、电、光三种。电流型直流电压互感器是将互感器串接在低压高电阻的近地端，然后并接到线路上。直流电流互感器的构成原理有多种，如,分流器原理、磁调制原理、磁光原理（利用法拉第磁光效应）以及霍尔效应原理,。,传感器,和变送器,传感器是以一定的精度把被测量转换成与之有确定量值关系的、便于应用的某种物理量的测量装置。,若将传感器的输出变成,1,至,5,伏直流电压或,4,至,20,毫安直流电流的标准信号，则称之为变送器,。直流信号可以用模,-,数转换电路变成数字量输出。,SCADA,用的变送器有部分是脉冲输出。变送器用集成电路和微机芯片组成,。,2,3,3.1.2,四遥技术与扩展,四遥技术,“四遥”是对厂站设备的远方监视和控制，是实时数据采集的基础。四遥即遥信,(YX),、遥测,(YC),、遥控,(YK),和遥调,(YT),。,遥信,远方,监视电气开关和设备、机械设备的工作状态和运转情况。要求采用无源接点方式，即某一路遥信量的输入应是一对继电器的触点，或者是闭合，或者是断开。遥信功能通常用于测量下列信号：开关的位置信号、变压器内部故障综合信号、保护装置的动作信号、通信设备运行状况信号、调压变压器抽头位置信号。自动调节装置的运行状态信号和其它可提供继电器方式输出的信号；事故总信号及装置主电源停电信号等。,遥测,利用,电子技术远方测量中显示诸如电流、电压、功率、压力、温度等模拟量的系统技术。遥测往往又分为重要遥测、次要遥测、一般遥测和总加遥测等。遥测功能常用于变压器的有功和无功采集，线路的有功功率采集，母线电压和线路电流采集，温度、压力、流量,(,流速,),等采集周波频率采集和其它模拟信号采集,。,2,1,3.1.2,四遥技术与扩展,四遥技术,遥控,远方,控制或保护电气设备及电气机械化的分合或起停等工作状态。采用无源接点方式，要求其正确动作率不小于,99.99%,。所谓遥控的正确动作率是指其不误动的概率，一般拒动不认为是不正确。遥控功能常用于断路器的合、分和电容器以及其它可以采用继电器控制的场合,。,遥调,遥调,是远方设定及调整所控设备的工作参数、标准参数。遥调常用于有载调压变压器抽头的升、降调节和其它可采用一组继电器控制具有分级升降功能的场合,。,3,4,3.1.2,四遥技术与扩展,四遥技术扩展,随着计算机网络技术和数字视频通讯技术的发展，为无人值班变电站实现远程图像监控（俗称“遥视”）系统提供了技术支撑。该系统为电网管理人员长上一只“千里眼”，使原有四遥不涉及的变电站环境,(,如防盗、防火、防爆、防渍、防水汽泄漏等,),监控内容尽收眼底。加上原有的“四遥”系统的普遍应用，使得变电站实现了真正意义上的无人值守，也使变电站运行和维护更加安全和可靠，并可逐步实现电网的可视化监控和调度，使电网调控运行更为安全、可靠,。,先进的变电站综合监控系统在传统“四遥”（遥测、遥信、遥控、遥调）信息的基础上，引入了视频、图像、声音等多媒体信息，已经形成了多类型信息的一体化传输格局。随着大量新兴业务如信息检索、电子邮件、,web,浏览、可视图文、多媒体会议、等广泛接入变电站系统，各种实时和非实时信息的综合传输给网络资源带来严重冲击。,3.1.3,同步相量测量技术,技术背景,由于,SCADA,系统的数据断面同步误差比较大（,3-5,秒），其采集的数据仅适合于电网运行状态波动较小时的状态估计,。,在,系统波动时，考虑到振荡周期通常在,400,毫秒,-10,秒的范围内，这时,SCADA,的时间同步误差会对状态估计有着致命的影响。同步相量测量技术由于同步性较好，在保持时间同步的情况下，最大的相角同步误差仅为,0.018,，因此即使是在电力系统受到扰动时也可以较好地观测动态过程，能够在时间和空间两个维度上刻画电力系统完整的动态场景。基于同步相量测量技术的电网数据采集系统称为广域测量系统（,Wide Area Measurement System,WAMS,）,。,3.1.3,同步相量测量技术,技术背景,相量,测量单元（,Phasor Measurement Unit,，,PMU,）在,WAMS,系统中起到了原始数据采集、同步相量计算和同步相量发送的作用。,IEEE Std 1344-1995(R2001),标准对,PMU,的抗混叠滤波、锁相、采样脉冲的触发、采样频率、相量的时间标签、被测频率变化引起的同步采样误差、相角误差允许范围、数据传输格式等方面做了规定。典型同步相量测量单元结构原理如图,3.1,。来自,TV/TA,（电压,/,电流变换器）二次侧的电压、电流信号经交流输入单元变换隔离后，变为适合微机处理的小信号，再经抗混迭滤波器滤除频率超过奈奎斯特频率的谐波和杂散干扰变成满足采样定理的交流信号，而后经过,A/D,转换器完成模数转换后，采用离散傅立叶变换（,DFT,）进行频域分析。而异地同步则是通过跟踪,GPS,输出的全球同步的秒脉冲信号（,One Pulse Persecond,，,1PPS,）及与其同步的,10kHz,脉冲信号实现的。,3.1.3,同步相量测量技术,原理结构,PMU,的测量精度取决于其,“频率同步”与“时间同步”的配合,。因为,“频率同步”保证对被测相量实现频率自适应等间隔同步采样，从而确保,DFT,数据窗的完整性和算法精度；“时间同步”保证异地被测相量在时间上实现同步采样，从而确保同步地截取,DFT,数据窗,。在电力系统动态过程中，由于系统频率、相位波动等因素的影响，往往导致,DFT,算法误差增大，这种误差在相角上的表现更为明显,。,目前已有诸多学者和专家应用软、硬件技术力图解决这一,问题,。,3.1.3,同步相量测量技术,常见采样方法,（,1,）软件自适应采样方法。该方法能够确保每一个,DFT,数据窗都能反映被测信号的一个完整周波，从而避免频谱泄漏的影响，但由于每个采样时刻都是根据当前计算频率确定，动态情况下必将破坏采样序列的等间隔性，从而造成,DFT,计算误差，并使得计算出的相量对应时刻（相角值）具有不确定性，影响全网相量同步（时间同步）测量的准确性,。,（,2,）假设被测信号频率偏移量在邻近的两个周波内保持不变，根据邻近两个周波的相位差计算出信号的频率偏移量，进而求得信号的频率。该方法可在一定程度上提高频率测量进而相量的,DFT,算法精度，但当信号频率变化率较大且采样频率也是根据当前计算频率确定时，同样存在采样序列的等间隔性的破坏问题,。,3.1.3,同步相量测量技术,常见采样方法,（,3,）,利用硬件锁相环技术和软件调整技术，实现基于,GPS,时间同步的被测信号频率自适应等间隔同步采样，在小扰动情况下能实现广域电网相量的高精度同步测量,。但同步时标只能设定在,DFT,数据窗首点，且,DFT,数据窗的宽度相对固定（不能根据被测信号频率的变化实时、自动调整），因此必然存在,DFT,数据窗采样数据过剩（当被测信号频率高于,50Hz,时）致使部分采样数据浪费、或不足（当被测信号频率低于,50Hz,时）导致频谱泄漏甚至整个数据窗采样数据不可用的情况,。,（,4,）,由频率自适应等间隔采样模块、同步时标形成模块和核心微处理器模块等构成，通过硬件电路与计算软件的合理分工与协调配合，实现相量同步测量装置中“时间同步”与“频率同步”的解耦处理，从而装置能够根据自由设定的同步时标与时标同步方式，自动定位截取整周波采样数据（无频谱泄漏）进行高精度,DFT,相量计算，并通过简单的方法对截取,DFT,数据窗时造成的时标同步偏移量进而计算相量的相角偏差量进行高精度线性修正,。,3.1.3,同步相量测量技术,广域测量系统结构,广域测量系统主要由,全球定位系统（,Global Positing System,GPS,）、,相量测量单元、,通讯,网络和控制中心,四个部分组成，如,上,图所示,。,3.1.3,同步相量测量技术,广域测量系统结构,全球定位系统（,Global Positing System,GPS,）。,GPS,卫星提供全球同步的实时信号。,相量,测量单元。,PMU,装置根据,GPS,信号统一采样，使用离散傅立叶算法计算相量数据并加入时标。,通讯,网络。采用大容量的光纤网作为广域通讯网络的骨干。电力系统中同步相量数据的通讯协议采用,IEEE Std C37.118-2005,。,控制中心,。集中广域电力系统中各,PMU,的信息，对数据进行存储、筛选、显示，对系统运行状态进行安全评估，形成保护与控制方案。,借助于遍布全网的相量测量装置和高速通讯网络，,WAMS,系统可以实现广域同步采样，并将实时状态传送给控制中心。这种巨大的监视能力，可以使运行人员更好地了解广域电力系统的当前信息与状态演变，据此展开更为有效的分析评估、实现更有效的控制措施，从而降低电力系统大停电事故的发生概率和影响。,WAMS,系统是标志电力系统真正进入信息时代的基础设施,。,3.2,SCADA,系统,3.2.1 SCADA,系统发展,概念,SCADA,（,Supervisory Control And Data Acquisition,）系统即数据采集和监视控制系统，是以计算机为基础的分散控制系统与电力自动化监控系统。它的应用领域很广，包括电力、冶金、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,。,在,电力系统中，,SCADA,系统应用最为广泛，技术发展也最为成熟。它在远动系统中占重要地位，可以对现场的运行设备进行监视与控制，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，即“四遥”功能,。,SCADA,系统是电网调度自动化系统的基础和核心，负责采集和处理电力系统运行中的各种实时和非实时数据，是电网调度中心各种应用软件的数据,来源,。,3.2.1 SCADA,系统发展,发展历程,SCADA,系统自诞生之日起就与计算机技术的发展紧密相关。,SCADA,系统发展到今天已经经历,了,四,代,。,第一代,SCADA,第,一代是基于专用计算机和专用操作系统的,SCADA,系统，如电力自动化研究院为华北电网开发的,SD176,系统以及在日本日立公司为我国铁道电气化远动系统所设计的,H-80M,系统。这一阶段一直持续到上个世纪,70,年代。,第二代,SCADA,第二,代是上世纪,80,年代基于通用计算机的,SCADA,系统，第二代广泛采用,VAX,等其它计算机以及其它通用工作站，操作系统一般是通用的,UNIX,操作系统。在这一阶段，,SCADA,系统在电网调度自动化中与经济运行分析，自动发电控制（,AGC,）以及网络分析结合到一起构成了,EMS,系统（能量管理系统）,。,第,一代与第二代,SCADA,系统的共同特点是基于集中式计算机系统，并且系统不具有开放性，因而系统维护，升级以及与其它联网构成很大困难,。,3.2.1 SCADA,系统发展,发展历程,SCADA,系统自诞生之日起就与计算机技术的发展紧密相关。,SCADA,系统发展到今天已经经历,了,四,代,。,第三代,SCADA,上世纪,90,年代按照开放的设计原则，基于分布式计算机网络以及关系数据库技术构架的能够实现大范围联网的,EMS/SCADA,系统称为第三代。这一阶段是我国,SCADA/EMS,系统发展最快的阶段，各种最新的计算机技术都汇集进,SCADA/EMS,系统中。这一阶段也是我国对电力系统自动化以及电网建设投资最大的时期,。,第四代,SCADA,步入,21,世纪后，,SCADA,系统已经进入到第四代的发展期，在第四代中，该系统的主要特征是采用,Internet,技术、面向对象技术、人工智能技术以及,JAVA,等技术，继续扩大,SCADA/EMS,与其它系统的集成，满足安全、经济运行以及商业化运营的需要,。,3.2.1 SCADA,系统发展,发展展望,总,的发展趋势是：更广的监控空间范围，更快的监控处理速度，更全面的电气量和物理量监控。同时，满足各类用户的需求，更加友好的人机交互，系统的使用更加智能化,。,发展,方向,（,1,）,PMU,采集的动态数据和传统,RTU,采集的稳态数据相结合，加上故障录波数据等，综合形成,SCADA,系统的基本数据源。,SCADA,系统的数据种类更多，数据采集的速度更快，数据覆盖面更宽广。,（,2,）,SCADA/EMS,系统与其它系统的广泛集成。,SCADA,系统是电力系统自动化的实时数据源，为,EMS,系统提供大量的实时数据。在模拟培训系统,MIS,系统等系统中都需要用到电网实时数据，若没有这个电网实时数据信息，所有其它系统都成为“无源之水”。随着调度中心各种应用功能的增多，需要进行调度中心的数据集成和整合，将传统的,SCADA,历史数据库和其他应用子系统的数据库统一规划，以满足调度中心全局功能的要求。,（,3,）,SCADA,系统的数据传输和应用软件接口标准化，,SCADA,系统更开放，具有更好的可扩展性和可移植性。,（,4,）各种人工智能技术、可视化技术、人机工程技术将更多地应用到,SCADA,系统中，提高系统的易用性，提高调度员在事故情况下的快速反应能力,。,3.2.1 SCADA,系统发展,SCADA,系统结构,SCADA,系统包括实时数据采集、数据通信、前置子系统、后台子,系统。,实时数据采集,数据采集包括反映物理过程特征的数据的产生，数据发送及接收和数据处理；监视控制不仅包括对物理过程的直接控制，还包括管理性控制。通常数据采集装置和控制装置设备与监控系统并不在一起（称为,厂站端和主站端,），所以要实现数据采集和直接控制功能需要双向数据通信，一般认为数据采集是信号上行的通信，而直接控制是信号下行的通信,。,数据通信,一个,SCADA,系统通常由一个主站和多个子站（远方终端装置,RTU,或变电站综合自动化系统）组成。主站通常在调度控制中心（主站端），子站安装在变电站或发电厂（厂站端），主站通过远动通道或广域网实现与子站的通信，完成数据采集和监视控制。我国分为五级调度，主站除接收子站信息，还以数据通信方式接受从下级调度控制中心主站转发来的信息，又向上级调度控制中心主站转发本站的信息。,厂站端是,SCADA,系统的实时数据源，又是进行控制的目的地。,SCADA,所采集的数据包括模拟量量测（又称为“遥测”），状态测点（又称为“遥信”）和脉冲累加量（又称为“遥脉”）,。,2,1,3.2.1 SCADA,系统发展,SCADA,系统结构,实时前置子系统与后台子系统,前置子系统主要解决与厂站端及其它调度控制中心的通信。,后台子系统进行数据处理。,SCADA,把这些最近扫描的已经处理的反映被监视系统状态的数据存储在数据库中。人机界面联接数据库，从而,SCADA,系统就能直观地给出电网状态的正确景象。,SCADA,同样也为每一个量测量保持正常状态和数值的变化趋势，当设备处于不正常状态或量测超过限值时通知调度员。通过对电力系统的当前状态的展现，调度员可对电力系统进行监视。,调度员能对电力系统设备和,SCADA,系统本身进行控制，这使得调度员能使,SCADA,系统适合于当前电网工况。调度员能够用人工值去替换远动数据，也可以通过,SCADA,发出命令给电力系统控制装置。,3,3.2.2 SCADA,系统功能,前置子系统,前置子系统是实时数据输入、输出的中心,。,前置子系统结构,它,包括冗余配置的前置处理机,FEP,（,Front End Processor,）、远动专线通道设备、网络通道设备和前置处理机与通道设备的通信及与,SCADA,主计算机的通信所构成,。,每,一路远动专线通道设备包括远动专线通道所用的调制解调器。如采用专线通道硬件切换装置，则对构成厂站端不同通信方式的远动专线通道对应该配置通道切换装置。在前置子系统中每一厂站端的远动专线通道对或网络通道和远动专线通道对就形成通道冗余配置。全球定位系统,GPS,提供标准时间。,GPS,连接冗余前置处理机，任务是同步前置处理机的时间，进而同步各厂站端的时间、同步后台子系统的各服务器的时间。,网络通道设备通常是路由器，可运行成主备冗余配置。为保护内部网络，应根据,电力二次系统安全防护规定,的要求安装纵向隔离装置。,1,3.2.2 SCADA,系统功能,前置子系统,上图粗略,地表示了前置子系统的,构成。,3.2.2 SCADA,系统功能,前置子系统,前,置,子系统功能,前置子系统作为能量管理系统,EMS,的实时数据输入、输出的主要门户，承担了调度控制中心与各所属厂站之间、与各个上下级调度控制中心之间、以及与调度中心内的后台系统之间的实时数据通信处理任务。在此基础上实现前置系统的基本任务，包括通道的编码与解码、规约的组织和解释、通道的切换、遥测量的标度变换、信息交换、命令传递、卫星对时、采集资源的合理分配等，其它还有通信报文监视与保存、通道故障统计和设备或进程异常告警等任务,。,详细来说，前置子系统的功能有：,通道的编码与解码,按照通道的具体通信设置进行编码与解码工作，支持通道的各种波特率、各种校验方式、支持同步模式或异步模式传输、支持模拟通信或数字通信。,远动规约的组织和解释,按照各种远动规约对接收或发送的数据进行解释或组织。远动规约处理模块不再是一个总的模块，而是由若干个不同的远动规约进程独立运行,。,2,3.2.2 SCADA,系统功能,前置子系统,前,置,子系统功能,通道的切换和通道故障统计,按照通道切换的策略，如有通道切换装置则可执行厂站端不同通信方式的远动专线通道对的硬切换；或基于通道的误码率的统计可执行远动专线通道对的软切换以及网络通道和远动专线通道对的软切换。根据通道的误码率或误字率、通道每小时的通信故障次数给出通道故障统计。,标度变换,未经处理的,12,位的遥测量数值称为生数据。熟数据就是真正的遥测量工程单位量。生数据必须经过标度变换才成为熟数据。如果产生生数据的信息转换都是线性的，则生数据只需乘以标度变换系数就可得到熟数据；如信息转换是非线性，则需给出分段折线方式的标度变换系数,。,2,3.2.2 SCADA,系统功能,前置子系统,前,置,子系统功能,信息交换,与,SCADA,系统的各个厂站端、与上下级调度控制中心和后台系统之间进行信息传送。其中与,SCADA,系统的各个厂站端和与上下级调度控制中心之间的通信一般是基于远动规约的通信或转发，传送的信息是遥信量、遥测量和管理控制信息。与后台系统之间传送的信息可以是遥信量、遥测量的工程单位量、系统的状态量等，通常采用基于,TCP/IP,的,Socket,套接字通信。,命令传递,在,SCADA,系统的各个厂站端、与上下级调度控制中心和后台系统之间进行控制、请求命令的传输，支持对各远方终端装置,RTU,下载控制参数，支持多种控制请求方式，支持各种网络接口，支持多种通信协议。,卫星对时,与,GPS,天文钟进行对时操作，前置处理机作为提供时间同步服务的系统时钟服务器对,SCADA,全系统进行对时。前置处理机与天文钟的对时可以采用串口直接操作，将时差降到最低，确保系统的时钟与天文钟保持一致。前置处理机可以以厂站端为单位，对每一个厂站端设备进行自动或人工对时,。,2,3.2.2 SCADA,系统功能,前置子系统,前,置,子系统功能,采集资源的合理分配,在所有正常的采集资源过程中，对资源进行合理分配，在多台前置机之间协调管理所有的通信值班任务。总体原则是对于同一个厂站的多个通道被分配在不同的机器上处理；对于全部的通信值班任务按负荷均分的原则分配。分配可以是静态，也可以是动态分配。,通信报文监视与保存,提供多种方式对通信报文进行监视，同时可以预约保存或者同步保存。提供对不同规约的报文翻译、报文请求应答次序监视、对固定报文的自动验证、对校验码的人工校验和厂站端远动通信调试等。该功能通常需人工启动。,设备或进程异常告警,对前置系统中的运行设备和核心进程进行实时的监控，提供实时报警服务，当主要进程故障或异常时自动进行任务转移，同时告警。,2,3.2.2 SCADA,系统功能,后台子系统,SCADA,后台系统的主要功能有数据处理和控制调节、计算量运算、告警处理、历史数据存储、制表打印、拓扑着色、事故追忆、与其它子系统的计算机通信和人机界面交互等。,数据处理和控制调节是,SCADA,应用的基本功能，主要实现与前置系统的通信，并完成,SCADA,系统最基本的遥信、遥测、遥控、遥调功能。由计算量运算软件计算,SCADA,系统实时数据库内的派生量，计算结果可以和其他非计算量一样进行数据处理。告警处理应用软件适用于所有的应用软件，包括了,SCADA,应用软件在数据处理和控制调节中的报警。历史数据存储软件采集和存储了历史数据，以作为调度计划的数据基础和用于运行报表的制作。制表打印软件服务于调度管理的需要，进行报表的定制，以定时或人工召唤的方式显示或打印运行报表。拓扑着色软件通过不同颜色在厂站接线图上动态而直观地反映系统解列情况和每个设备当前的带电状况。扰动后事故追忆可以保存事故场景且进行事故场景的重演，以进行分析和研究。,SCADA,后台系统计算机与其它系统计算机之间的计算机通信能便利而安全地实现信息交换和数据共享。人机界面交互软件使操作者 通过人机界面与应用程序进行交互，得以实现各种应用所需的功能,。,3.2.2 SCADA,系统功能,后台子系统,详细来说，后台子系统的功能有：,数据处理功能,数据处理是,SCADA,应用的主功能之一，对采集到的数据进行处理。不同,SCADA,厂商对于,SCADA,数据处理功能在前置系统和后台系统之间的划分可能不同。不同类型的数据由各自的处理模块进行处理。,控制和调节,控制命令指的是从主站端发出的控制现场设备的命令，如开合一个开关、改变变压器的分接头位置，设置发电机出力等。,SCADA,应用软件的控制和调节功能的实现既提供对电力系统设备进行直接控制调节的接口，又有给调度员提供通过画面进行人工控制调节的接口，还有给能量管理系统高级应用软件提供控制和调节的接口。,SCADA,控制和调节功能的接口都是通过消息通信实现的,。,3.2.2 SCADA,系统功能,后台子系统,计算量运算,在,SCADA,中，经常要通过现场采集的实时量去计算系统需要的其他实时数据，这些称为派生量，也有称为虚拟点。在电力系统中一些运行参量是无法直接测量或很难直接测量的，比如系统功率总加、电源送出网络断面的传输功率之和、水力发电机输电相位角差等。,通常计算量运算软件是驻留在,SCADA,服务器上，作为一个单独进程运行。为实现派生量计算要求，计算量运算软件要能访问实时数据库，取得所需的原始实时数据，并提供各种计算手段，提供各种启动的方法，运算结果能与,SCADA,应用以消息方式接口。,历史数据的存储和统计计算,历史数据的采样和存储在历史数据服务器上进行。通常采用商用数据库作为历史数据库，定义历史数据存储结构和采样周期，可应用历史数据库中原始历史数据和商用数据库所提供的库函数来进行数据统计。支持用标准接口，如结构化查询语言,SQL,和开放数据库联接,ODBC,，访问历史数据库。,历史数据库的定义主要是定义历史数据库的模式；定义要进行历史数据存储的数据点的标识信息，以确定历史数据同实时数据点的关系；定义一些参数如采样周期、统计周期、统计算法和历史数据保持时间。,3.2.2 SCADA,系统功能,后台子系统,告警处理,SCADA,系统提供通用的告警处理程序。,SCADA,系统中告警处理是一个独立的进程，可以处理所有应用的报警消息。,报表的生成和输出,提供灵活、方便的电子表格方式生成和输出报表，支持汉字打印。报表管理程序能和实时数据库和历史数据库相连接，提供定义定时打印和任意时刻召唤打印任何报表的功能。该电子表格提供自定义的计算公式来统计输出。,事故追忆与反演,事故追忆是数据处理系统的可选的增强功能。一个特定的事件发生后，事故追忆可以重新展示扰动前后系统的运行情况和状态，甚至事故处理的过程，能追忆全部采集数据（模拟量、开关量等），完整、准确地记录和保存电网事故状态的当时场景，事后进行事故场景的重演，以便进行分析和研究,。,3.3,EMS,系统,3.3.1EMS,系统发展,概念,电网能量管理系统（,Energy Manage System,，,EMS,）高级应用软件是电网调度中心调度自动化系统的核心，主要用于电网运行状态的分析、控制策略的制定和辅助决策，是电网运行的神经中枢和调度指挥,中心,。,发展意义,电网调度自动化系统自诞生至今，一直在发展。推动电网调度自动化系统不断发展的因素，主要可归纳为下列四方面。,（,1,）保证电网的安全运行和高质量供电；,（,2,）不断降低电能生产和传输的费用；,（,3,）提高电网整体效益，使电网尽可能运行在其物理极限和可接受风险的状态下，从而推迟新投资和降低造价；,（,4,）适应电力市场运营中不断出现的要求。由于电网规模的不断扩大，接线的日益复杂，对供电可靠性的要求不断提高，电力市场运营规则的不断修改，综合实现上述四方面要求的难度也在不断增大,。,3.3.1EMS,系统发展,发展历程,第一阶段，从数据采集和监视控制系统的出现到向能量管理系统的发展。,1970,年以前，可称为,EMS,的早期阶段。特点是只有监控与数据采集,(SCADA),功能，缺少实时网络分析功能，需凭调度员的经验或利用离线计算工具进行分析决策,。,该,时期的调度模式属于经验型。,20,世纪,70,年代初，人们意识到,SCADA,系统给电网调度人员掌握电网实时运行工况及处理事故以极大的帮助，但不能告知电网发生扰动,(,开关操作，事故跳闸,),时的后果。为保证电网的安全运行，提出了将电网调度自动化系统从单纯的对电网运行的安全监视功能提高到对电网运行作安全预测的要求。对电网实时运行不断进行潮流计算、功角及电压稳定性计算，分析电网在发生故障时稳定破坏的可能性。这一过程国外在,70,年代大约花,10,年时间。我国则是在,80,年代中至,90,年代完成了这方面的开发并开始工程实践,。,3.3.1EMS,系统发展,发展历程,第二阶段，,EMS,的系统构成从集中式到分布式的发展。,90,年代以前，,EMS,的应用功能不断发展和综合。但其系统体系结构本身一直停留在以专用计算机及操作系统为基础的集中式体系结构上,。,在,电网规模不断扩大和调度自动化系统相应发展时，就出现如下重大不足：一是扩充数据量和新应用增加时，主计算机负担越来越重，响应速度不断降低；二是各种应用必须在一个机房中进行，限制了更多人员的应用；三是计算机改型时,EMS,的软件资源及历史数据很难得到有效保护,。,为,解决这些问题，基于,80,年代后期国际开放式计算机技术的出现，,90,年代开始，各国,EMS,的开发商都转向基于国际开放式计算机操作系统、图形系统及网络系统的分布式,EMS,的开发，由集中式结构发展至分布式结构，这是电网调度自动化体系结构的重大发展。,3.3.1EMS,系统发展,发展历程,第三,阶段，,21,世纪新一代的电网调度自动化集成系统。,21,世纪电网调度自动化的发展主要表现在主站功能和主站系统构成两方面：即主站新功能的开发并一体化和主站软件的开放化,。,这,是当前的新一代电网调度自动化系统的发展方向。主站功能的一体化是将电网调度各种原理上相关的孤立计算软件的应用集成到统一的平台上。主站软件的开放化是调度自动化系统本身的软件系统的开放，不同系统间的信息可以自由的交换，第三方开发的软件可以方便的接入已开发的电网调度自动化系统,。,3.3.2 EMS,系统高级应用软件的基本功能,EMS,系统功能图,电网,能量管理系统,EMS,高级应用软件包括能量管理级应用软件和网络分析级应用软件两部分,内容。上图给,出了,EMS,高级应用软件的数据流图。图中左上角虚线框中是本篇,3.2,节中介绍的数据收集级,SCADA,系统应用软件；中上部虚线框是能量管理级能量管理级应用软件，其余是网络分析级应用软件,。,3.3.2 EMS,系统高级应用软件的基本功能,EMS,系统功能,能量管理级应用软件功能面向发电机出力的计划安排和控制。从,SCADA,系统获取当前的和历史的负荷数据，进行短期负荷预测，安排发电计划；在线情况下实施自动发电控制（,AGC,）；从实时网络分析应用软件获取电网潮流数据，考虑网络安全约束，有功实时调度；还进行无功电压的计划和控制（,AVC,）。,网络分析级应用软件的运行基于,SCADA,系统采集的实时数据，包括遥信和遥测数据。通过智能化网络建模工具建立电力网络模型数据库；根据遥信数据指出的开关开合状态确定当前电网的网络拓扑结构，生成电网母线模型；根据遥测数据的类型和位置，确定电网的可观测区，在可观测区上进行实时状态估计计算；状态估计的计算结果给在线潮流提供初值。通过外网等值软件确定电网的外部等值网，利用内部电网状态估计结果，计算出包含外网等值模型的潮流结果，这就是调度员潮流。基于调度员潮流的结果，即可进行电网分析中的各种计算，如图,3.4,右侧所示。调度员潮流可以使用当前状态估计给出的潮流数据，也可以使用预测的数据，还可以使用历史数据,。,3.3.2 EMS,系统高级应用软件的基本功能,EMS,系统常用功能,自动,发电控制,(AGC),和实时经济调度（,EDC,）,自动发电控制,AGC,实时调整发电机有功出力（几到十几秒钟），使全系统的发电机机出力和负荷平衡，系统频率和联络线交换功率保持