1、SICHUAN UNIVERSITY课程设计报告题 目 调度自动化系统设计报告学 院 电气信息学院专 业 电气工程及其自动化学生姓名 学 号 年级 指导教师四川大学课程设计调度自动化系统设计报告目录1 总则41.1 设计依据 41.2 设计范围 41.2.1 水平年 41.2.2 设计范围 41.3 设计原则 52 电网概况和调度管理 62.1 电网概况 62.2 调度管理 62.2.1 调度管理体制和机构设置 62.2.2 调度职责和调度范围划分 72.2.2.1 调度职责 72.2.2.2 调度范围 73调度自动化系统现状及存在的问题 83.1 系统现状 83.2 存在的问题 83.3 主
2、要措施 84系统功能及技术要求 84.1 系统功能要求 84.1.1 设计水平年（2019年）功能要求 84.1.2 远景年（ 2024年）功能要求 104.2 系统技术要求 114.2.1 系统可靠性 114.2.2 时钟精度 134.2.3 遥测量指标 134.2.4 遥信量指标 134.2.5 控制量指标 134.2.6 实时性指标 135 远动系统145.1 远动信息内容 141. 北苑变电站 142. 北城变电站 155.2 远动信息传送网络 175.2.1 远动信息传送方式 175.2.2 远动通道 185.3 远方终端装置（RTU） 205.3.1 技术要求 205.3.1.1
3、功能 205.3.1.2 主要技术指标 205.3.1.3 容量 215.3.2 远方终端装置的选型原则 216 主站系统216.1 配置原则 216.2 硬件配置 236.2.1 系统基本容量 236.2.2 硬件配置 236.2.3 SCADA 工作站 236.2.4 前置机 256.2.5 人机接口（MMI） 276.2.5.1 调度人员工作站 296.2.5.2 生产领导PC工作站 296.2.5.3 打印机 306.2.5.4 调度模拟屏接口 306.2.6 PAS工作站 306.2.7 管理员工作站 316.2.8 变电操作工作站 316.2.9 计算机数据通信PC工作站 326.
4、2.10 局域网及网桥 326.2.10.1 局域网 326.2.10.2 网桥 326.2.11 GPS时钟 326.2.12 UPS电源 326.3 软件要求 336.3.1 基本要求 336.3.2 操作系统软件 346.3.3 支持软件 346.3.3.1 数据库及数据库管理系统 346.3.3.2 计算机数据通信支持软件 366.3.3.3 人机会话软件 366.3.4 数据采集和监视控制（SCADA软件 366.3.4.1 数据采集处理软件 366.3.4.2 报警处理 376.3.4.3 人机联系 376.3.4.4 记录打印 376.3.4.5 调度模拟屏显示 386.3.4.
5、6 故障切换 386.3.5 自动作图/设备管理（AM/FM漱件 386.3.5.1 自动作图（AM） 386.3.5.2 设备管理（FM） 406.3.6 计算机数据通信软件 406.3.7 诊断软件 416.3.7.1 在线诊断 416.3.7.2 离线诊断 413四川大学课程设计调度自动化系统设计报告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）远动设备及系统第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 1372
6、9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
7、电力系统实时数据通信应用层协议国家电监会令2004第5号电力二次系统安全防护规定电监安全200634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第30号 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
8、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
9、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
10、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
11、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。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*侑息传程通道W不确定联系通道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
12、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
13、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
14、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
15、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
16、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年）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U2、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
17、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n和RTU通信向管理网传递信息数据处理：电网有功功率总加“P越限警告功率因数计算电网无功功率总加x Q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9四川大学课程设计调度自动化系统设计报告事故报告：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
18、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年）功能要求除上述功能以外，还需要增加的功能：1四川大学课程设计调度自动化系统设计报告经济调度控制（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
19、路用行、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POLL工NG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
20、、显小指标1,90%的画面调用响应时间2秒2、动态数据刷新时间3秒3、开关量变位传送至主站3秒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秒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秒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)月(年)度累计负荷预报准确率)95%(4)日最高(低)负荷预报准确率)95%(5)月(年)度累计最高(低)负荷预报准确率)95%4、网络拓扑单次计算时
21、间小于1秒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% o4、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年2、系统外设(打印机等)h)5年3、调制解调器(Modem) 56kbit/s, Flex/V90 协议4、主站画面分辨率：1280 x 10245、计算机双机月平均运行率大于 99. 9%6、平均
22、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/天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
23、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(average transfer 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。
24、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问隔。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 . 3sCDT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.50s5远动系统5.1 远动信息内
25、容1、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 仃M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A、B、C三相电压和线电压。G 10kV母线母联开关012的有
26、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（161, 162, 112, 001, 002, 012, 015, 061到076）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 有载调压变压器仃M和2TM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、 162、001, 002
27、, 012 的分合。B有载调压变压器仃M和2TM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有载调压变压器仃M和2TM抽头位置2、北城变电站北城开闭园1冏任髭Wftit 可冲斯遥测量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001和301处）的有功、无功、电流、 功
28、率因数。E 三绕组变压器2TM两侧（断路器002和302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A、B、C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012和35kV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（151, 152, 112, 001, 002, 012, 015, 071, 074, 0
29、75, 079, 082 到 087, 301, 302, 312, 361 至U 366, 015）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 有载调压变压器仃M和2TM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、 152、001, 002, 012, 301, 302, 312 的分合。B有载调压变压器仃M和2TM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有载调压变压器仃M和2TM抽头位置5.2 远动信息传送网络5.
30、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：在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，
31、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，它是一种客户一一 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RTU1嗷於尼信电力专线IC I.二电力较正Rn递道柜主站端计算机系统信息传输通道厂站站远程 年设标RTU）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
32、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） 1四川大学课程设计调度自动化系统设计报告的通信方式，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
33、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，止匕外，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
34、。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
35、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
36、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）5.3.1.1 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级D模拟量输入：无源接触点方式E 事件顺序记录分辨率 10msF 电能量累计容量：
37、216G 模拟量输出：0-10V; 4-20mAH 遥控输出：无源接触点方式，触点容量为直流220V, 5A, 110V、5A或24V、1AI 远动终端的海明距离不小于4J 远动终端的平均故障时间宜不低于 10000hK 远动通道误码率为10工时，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）64路（容量可变）2路（容量可变）8路（容量可变）32路（容量可变）16路（容量可扩）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
38、采集并向远方发送模拟量E接受并执行遥控命令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年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
39、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
40、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。SCADA 务 SCADA 服务配电广站RTU网络交换机RIU2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(Served软件体系结构，其中
41、，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。网段1河段2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）的数量之326.2.2 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
42、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
43、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
44、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。由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
45、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问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
