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调度自动化系统课程设计

34
2020年4月19日
文档仅供参考，不当之处，请联系改正。

四川大学网络教育学院
专科生（业余）课程设计

题 目 调度自动化系统体系结构设计
办学学院 四川大学电气信息学院
教学部 汕头经济管理干部学校
专 业 电气工程及其自动化
年 级 秋
学生姓名
学 号

9月15日

调度自动化系统体系结构设计

摘 要
电力系统的调度运行方式分为国调，大地区调，中调，地调，县调五种，其中县调是各地方根据需要成立县级调度控制机构，主要进行管理配电网络和分配负荷，控制负荷工作。县级电网调度自动化系统是指利用现代电子技术、通信技术、计算机及网络技术、厂站RTU相结合，将电网在正常及事故情况下的监测、保护、控制、计量和供电部门的工作管理有机融合在一起。作为最基层的地方型电网，随着电子计算机在电力系统中的广泛应用及应用网络技术，数据库技术和多媒体技术的迅速发展，建立一个崭新的县级电网调度自动化系统已经是势在必行。
本次县级调度自动化系统的机构功能设计主要针对实际工作，结合县级调度自动化系统的基本功能、硬软件结构、技术指标进行，以达到对县级调度自动化系统结构的一个感性认识，提高今后在实际工作中的应用能力。

关键词：调度自动化 体系结构 设计

目 录

摘要 ···················································1
前言 ···················································3
第一章 设计依据·······································4
第二章 设计目标·······································5
第三章 设计原则·······································6
第四章 设计内容·······································7
4.1 电网结构 ····································7
4.2 调度自动化系统功能 ···························7
4.3 基准厂站布置 ·································9
4.4 基准厂站的主接线设计 ·························10
4.5 信息的组织原则 ······························11
4.6 基准站信息的组织和信息量 ·····················13
4.7 调度中心主站计算机系统结构 ···················18
4.8 调度自动化系统的技术指标······················20
参考文献： ·············································24
附图：
附图1：毕业设计基准A变电站主接线图·················25
附图2：毕业设计基准B变电站端面图···················25

前 言
随着电网的发展和自动化程度的提高，调度自动化系统已成为调度员实施生产指挥和控制电网运行必不可少的工具。但在实际运行过程中，由于调度自动化系统自身也可能出现各种异常情况，如:自动化系统故障、网络中断、数据采集通道中断、系统软件异常等，倘若发生异常情况而没有及时发现，则可能导致调度人员无法进行正常的调度指挥，严重时可能影响整个电网的安全运行，造成巨大的经济损失。
　　为保障自动化系统安全、稳定、连续、有效的运行，南方电网有限公司汕头供电分公司调度开发了自动化综合监控系统。该系统是一套电力自动化系统运行及管理的综合监控系统。

第一章 设计依据
一、系统的技术特点
1. 该系统是一套电力自动化系统运行及管理的综合监控系统能够保证电网在正常及事故情况下的监测、保护、控制等。
2. 系统真正实现了“数据级监视报警”, 具有实时数据库，能及时更新。
3. 系统具有良好的开放性和可扩充性.
4. 完善的SCADA功能满足县级调度自动化系统的需要。
5. 系统所选硬件设备符合现代工业标准，系统软件平台成熟、可靠、安全。
二、设计要求
1.按《地区电网调度自动化系统功能规范》规定的大型地调规模设计。
2.系统采用开放式结构，能在原有基础上进行再开发和升级，以满足电网8～ 发展的需要。
3.提供实时数据库、历史数据库和人机界面通用访问接口，满足进一步开发应用软件的需要。
4.SCADA数据采集的技术分析。
5.具有与MIS网的标准接口，能够向MIS网发送各种类型的实时和历史数据。
6.预留与负荷控制系统的标准接口，可与负荷控制系统对用户负荷进行协调控制。
7.具有向地调实时转发各种数据的功能。
8.满足变电站自动化、配网自动化系统接入功能。
9.系统总体达到国内先进水平。

第二章 设计目标

新一代的电网调度自动化系统应考虑到Internet/Intranet技术对电力企业的影响，在设计、开发时应以SCADA功能为基础，DA/DMS、AM/FM/GIS、MIS及其它子系统为扩展功能的、具有一体化平台的网络化、多功能系统。
①系统的硬件方面：优先采用最新的、高可靠性的微型计算机硬件技术，作为系统工作站、服务器的硬件平台。有条件的也可采用最新的RISC 或UNIX工作站系统。
②系统的软件方面：调度自动化系统的操作系统采用新一代的Microsoft Windows NT/ ；数据库采用高性能的商用关系型数据库，如MS SQL Server，Oracle，Sybase等，使系统软件配置标准、规范；系统的输出形式采用Microsoft Office 的Excel 等优秀工具软件，使报表系统更加方便易用；软件结构采用网络分布式的客户/服务器模式。 
本次调度自动化系统体系结构设计本着学以致用、加深《电力系统调度自动化》知识的理解和结合学生工作实践经验的原则，在指导老师的引导下，达到以下设计目标：
⑴、充分理解现代调度自动化系统包括的含义；
⑵、熟悉调度自动化系统的功能；
⑶、熟悉并巩固变电站主接线图的设计方法和相关规范；
⑷、掌握调度自动化系统的设计原则；
⑸、掌握电力系统中调度自动化基准厂站选择的方法和原则；
⑹、掌握调度信息的组织和信息量的估算；
⑺、掌握调度中心主站计算机系统的结构；
⑻、掌握调度自动化系统应该达到的技术指标；
⑼、掌握电网结构分析的基本知识。

第三章 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（本次课程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：坚持人机对话简洁、明了、方便的原则，且能完成调度系统与MIS系统之间的信息共享；
3. 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；
4. 先进性；
5. 可扩性；
6. 伸缩性：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；
7. 灵活性：组成系统的各功能模块，多数要能做到"即装即用"；
8. 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。
9. 系统有统一的模块化电网描述数据库；
10. 系统必须能够进行高效的实时数据处理；
11. 系统要有友好方便的人机界面；
12. 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；
13. 系统对大量的历史数据具有强大的归纳分析和趋势预测功能。

第四章 设计内容

4．1电网结构
按照县级电网的容量规模，县级电网调度自动化系统能够分为三级：容量大于150MW的为大型县调；容量在50—150MW之间为中型县调；容量小于50MW的为中心县调。
4．2调度自动化系统功能
调度自动化系统就是一种信息管理系统，从系统信息来研究，包括采集和变换信息，通信设备传送信息，调度中心使用信息三种含义。为设计和构成能合乎要求的调度自动化系统就必须对系统的功能有明确的规定，从而定出指标。
功能如下：
数据采集：
A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U
B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
C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、隔离开关位置、
发电机运行状态信号、保护动作信号
D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
主站端能够和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
越限警告
功率因数计算
电网无功功率总加
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
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：
A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
B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
C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
除上述功能以外，还需要增加的功能：
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。
4．3基准厂站布置
基准厂站的选择按照冗余度高、校核厂站数少的原则进行选择，随着无人值班变电站的普及和调度自动化系统对厂站信息可靠性要求的不断提高，一般要求冗余度r≥2，平均冗余度r-＞2,以满足提高可靠性的需求。为便于方案比较，对电力网络中的各厂站编号如下：

基准厂站方案对比选择见下表：
方 案 编 号
1
2
3
校 核 站
A、E、G
A、E、G、D
A、G、E、I

冗

余

度

A
2
3
3
B
2
2
2
C
2
2
2
D
3
4
3
E
2
2
3
F
2
3
3
G
2
3
2
H
2
2
3
I
3
3
4
J
1
1
2
K
2
2
2
L
2
2
2
平均冗余度（r-）
2.08
2.42
2.58
选择结果
备选
备选
备选
根据上表所示基准厂站选择方案比较结果分析，三个方案均达到了冗余度r≥2，平均冗余度r-＞2的可靠性需求,但结合基准站选择的判据是要求基准厂站量少，信息冗余度高，于是先择方案1和方案2被淘汰；方案3的基准站数有4个，即图中的A、C、E、I变电站，方案3作为本次体系结构毕业设计基准厂站布置的实施方案。
4．4基准厂站的主接线设计
根据毕业设计任务书内容所示，A、E两站的主接线基本情况如下表：
序号
项 目
变电站A
变电站B
1
35KV出线路数
3
2
3
10KV出线路数
10
10
4
主变压器台数
2
2
5
备 注
枢纽站
一般站
变电站电气主接线的设计和电气设备的选择以及动稳定、热稳定的校验在此不再赘述（学生本次课程设计题目为：《发电厂电气部分》课程设计—降压变电所），基准厂站A和B的主接线图见附图：
⑴、 毕业设计基准变电站A主接线图
⑵、 毕业设计基准B变电站端面图
4．5信息的组织原则
根据相关调度自动化设计技术规程，信息的组织和信息量的计算，可参照如下规定：
4.5.1 有人值班厂站的远动信息
1发电厂、变电站应向直接调度的地调传送下列遥测量。
    (1)发电厂总有功功率、总无功功率及总有功电能量。
    (2)调相机组总无功功率。
    (3)跨地区联络线有功功率、无功功率及分别计算的双向有功电能量。
    (4)110KV 输电线路的有功功率或电流。
    (5)35KV 输电线路的电流或有功功率。
    (6)旁路断路器的测量内容与同级电压线路相同。
    (7)三绕组变压器两侧有功功率和电流。
    (8)双绕组变压器的单侧有功功率和电流。
    (9)计量分界点的变压器加测无功功率和双向有功电能量。
    (10)母联、分段、分支断路器电流。
    (11)10～110KV 系统电压监视点电压。
    2根据调度的需要和设备的可能，发电厂、变电站可向直接调度的地调传送下列遥测量的一部分。
    (1)梯级水电厂上下游水位。
    (2)当发电厂单机容量超过地区电网总负荷的5%且不小于50MW 时，加测单机有功功率和无功功率。
    (3)110KV 输电线路的无功功率。
    (4)10KV 重要线路的电流。
    (5)35KV 及以上电压等级用户直配线路有功功率，必要时加测有功电能量。
    3 发电厂、变电站应向直接调度的地调传送下列遥信量。
    (1)厂、站事故总信号。
    (2)调度范围的断路器位置信号。
    (3)110KV 联络线主要保护(一般为高频、距离、零序保护)和重合闸动作信号。
    (4)枢纽变电站110KV 母线保护动作信号。
    4 根据调度需要和设备可能，发电厂、变电站可向直接调度的地调传送下列遥信量的一部分。
    (1)发电机、变压器、调相机内部故障总信号。
    (2)发电机由发电转调相运行方式的状态信号。
    (3)有载调压变压器抽头位置信号(无条件时可给出上下限位置信号)。
    (4)自动调节装置运行状态信号(如中小型水电厂发电机功率成组调节装置等)。
    (5)影响系统安全运行的越限信号(如过电压、过负荷，这些信号也可在调度端整定)。
    (6)110KV 旁路断路器主要保护(一般为高频、距离、零序保护)和重合闸动作信号。
    5 根据调度需要和设备可能，地调可向直接控制的发电厂、变电站传送下列遥控、遥调命令。
    (1)重要的110KV 以下断路器的分合。
    (2)成组控制装置的投切。
    (3)无功补偿装置断路器的投切(包括电容器组、电抗器等)。
    (4)有载调压变压器抽头位置调整。
    (5)成组控制装置整定值调节。
4.5.2 无人（少人）值班厂站的远动信息
1无人值班厂站根据调度需要和设备可能，可向地调增送下列遥测量的一部分。
    (1)10KV 线路电流。
    (2)10KV 母线电压。
    (3)10KV 母线旁路、母联、分段、分支断路器的电流。
    (4)三绕组变压器第三侧电流。
    (5)并联补偿装置的电流。
    (6)站用变压器低压侧电压。
    (7)直流母线电压。
    (8)110KV 线路有功电能量。
    (9)110KV 降压变压器的有功电能量。其中三绕组变压器有两侧测量。
    2 无人值班厂站根据调度的需要和设备可能，可向地调增送下列遥信量的一部分：
    (1)反映运行方式的隔离开关位置信号。
    (2)110KV 线路主要保护(宜为距离、高频、零序保护)和重合闸动作总信号。
    (3)主变压器重瓦斯、差动保护和复合电压电流闭锁保护动作总信号。
    (4)低频减载动作(按组)信号。
    (5)10～35KV 断路器事故跳闸总信号。
    (6)10～35KV 系统接地信号。
    (7)直流系统接地信号。
    (8)控制方式由遥控转为当地控制的信号。
    3 无人值班厂站根据调度的需要和设备可能，可向地调增送下列全部或部分预告信号：
    (1)断路器控制回路断线总信号。
    (2)断路器操作机构故障总信号。
    (3)变压器油温过高、绕组温度过高总信号。
    (4)轻瓦斯动作信号。
    (5)变压器或变压器调压装置油位过低总信号。
    (6)继电保护、故障录波器、调压装置故障总信号。
    (7)距离保护闭锁信号。
    (8)高频保护收信信号。
    (9)消防报警信号。
    (10)大门打开信号。
    (11)远动终端遥控电源消失信号。
    (12)远动终端UPS 交流电源消失信号。
    (13)远动终端下行通道故障信号。
    4根据调度需要和设备可能，地调可向无人值班厂站增发以下遥控命令：
    (1)110KV 以下断路器分合。
    (2)变压器中性点接地刀闸分合。
    (3)高频自发信起动。
    (4)距离保护闭锁复归。
    (5)预告信号的复归。
    5 不宜用遥控方式进行同期操作，同期操作宜由厂站同期装置实现。
    6不用遥控方式进行事故后保护装置的复归。保护装置的复归应在现场进行。
4．6基准站信息的组织和信息量
4.6.1结合上述设计规程，对本次毕业设计基准厂站遥测量、遥信量的设计如下：
毕业设计基准变电站A状态信息表

点号
遥测1
遥测2
点号
遥测1
遥测2
点号
遥测1
遥测2
1
UA110Ⅰ
UB110Ⅰ
27
IA6
IB6
53
P14
COSφ14
2
UC110Ⅰ
UAB110Ⅰ
28
IC6
Q6
54
IA15
IB15
3
UA110Ⅱ
UB110Ⅱ
29
P6
COSφ6
55
IC15
Q15
4
UC110Ⅱ
UAB110Ⅱ
30
IA7
IB7
56
P15
COSφ15
5
UA10Ⅰ
UB10Ⅰ
31
IC7
Q7
57
IA16
IB16
6
UC10Ⅰ
UAB10Ⅰ
32
P7
COSφ7
58
IC16
Q16
7
UA10Ⅱ
UB10Ⅱ
33
IA8
IB8
59
P16
COSφ16
8
UC10Ⅱ
UAB10Ⅱ
34
IC8
Q8
60
IA17
IB17
9
3U0110Ⅰ
3U0110Ⅱ
35
P8
COSφ8
61
IC17
Q17
10
3U010Ⅰ
3U010Ⅱ
36
IA9
IB9
62
P17
COSφ17
11
HZ110
HZ10
37
IC9
Q9
63
IA18
IB18
12
IA1
IB1
38
P9
COSφ9
64
IC18
Q18
13
IC1
Q1
39
IA10
IB10
65
P18
COSφ18
14
P1
COSφ1
40
IC10
Q10
66
IA19
IB19
15
IA2
IB2
41
P10
COSφ10
67
IC19
Q19
16
IC2
Q2
42
IA11
IB11
68
P19
COSφ19
17
P2
COSφ2
43
IC11
Q11
69
IA20
IB20
18
IA3
IB3
44
P11
COSφ11
70
IC20
Q20
19
IC3
Q3
45
IA12
IB12
71
P20
COSφ20
20
P3
COSφ3
46
IC12
Q12
72
IA21
IB21
21
IA4
IB4
47
P12
COSφ12
73
IC21
Q21
22
IC4
Q4
48
IA13
IB13
74
P21
COSφ21
23
P4
COSφ4
49
IC13
Q13
75
IA22
IB22
24
IA5
IB5
50
P13
COSφ13
76
IC22
Q22
25
IC5
Q5
51
IA14
IB14
77
P22
COSφ22
26
P5
COSφ5
52
IC14
Q14
78
T1T
T2T

点号
遥 信 内 容
79
遥 信 字 1
绝缘110Ⅰ
绝缘110Ⅱ
绝缘10Ⅰ
绝缘10Ⅱ
母差110
母差10
1T轻瓦斯
1T重瓦斯
遥 信 字 2
1T温度升高
1T温度过高
1T过负荷
2T轻瓦斯
2T重瓦斯
2T温度升高
2T温度过高
2T过负荷
80
遥 信 字 1
厂变温度升高
厂变温度过高
厂变过负荷
厂变电压过低
厂变电压过高
直流电压过高
直流电压过低
直流屏异常
遥 信 字 2
合闸开关1
合闸开关2
合闸开关3
合闸开关4
控制开关1
控制开关2
控制开关3
控制开关4
81
遥 信 字 1
1QF位置
1QS位置
1QF差动
1QF过流
1QF过负荷
1QF后备
1QF备用
1QF备用
遥 信 字 2
2QF位置
2QS位置
2QF差动
2QF过流
2QF过负荷
2QF后备
2QF备用
2QF备用
82
遥 信 字 1
3QF位置
3QS位置
4QS位置
4QSD位置
3QF高频
3QF距离
3QF零序
3QF装置异常
遥 信 字 2
4QF位置
5QS位置
6QS位置
6QSD位置
4QF高频
4QF距离
4QF零序
4QF装置异常
83
遥 信 字 1
5QF位置
7QS位置
8QS位置
8QSD位置
5QF高频
5QF距离
5QF零序
5QF装置异常
遥 信 字 2
6QF位置
9QS位置
10QS位置
10QSD位置
6QF高频
6QF距离
6QF零序
6QF装置异常
84
遥 信 字 1
7QF位置
11QS位置
12QS位置
12QSD位置
7QF高频
7QF距离
7QF零序
7QF装置异常
遥 信 字 2
8QF位置
13QS位置
14QS位置
14QSD位置
8QF高频
8QF距离
8QF零序
8QF装置异常
85
遥 信 字 1
9QF位置
9QF过流
9QF过负荷
9QF后备
15QS位置
16QS位置
1TV异常
2TV异常
遥 信 字 2
10QF位置
29QS位置
10QF差动
10QF过流
10QF过负荷
10QF电流一段
10QF电流二段
10QF装置异常

点号
遥 信 内 容
86
遥 信 字 1
11QF位置
30QS位置
11QF差动
11QF过流
11QF过负荷
11QF电流一段
11QF电流二段
11QF装置异常
遥 信 字 2
12QF位置
17QS位置
18QS位置
单相接地
12QF电流一段
12QF电流二段
12QF电流三段
12QF装置异常
87
遥 信 字 1
13QF位置
19QS位置
20QS位置
单相接地
13QF电流一段
13QF电流二段
13QF电流三段
13QF装置异常
遥 信 字 2
14QF位置
21QS位置
22QS位置
单相接地
14QF电流一段
14QF电流二段
14QF电流三段
14QF装置异常
88
遥 信 字 1
15QF位置
23QS位置
24QS位置
单相接地
15QF电流一段
15QF电流二段
15QF电流三段
15QF装置异常
遥 信 字 2
16QF位置
25QS位置
26QS位置
单相接地
16QF电流一段
16QF电流二段
16QF电流三段
16QF装置异常
89
遥 信 字 1
17QF位置
27QS位置
28QS位置
单相接地
17QF电流一段
17QF电流二段
17QF电流三段
17QF装置异常
遥 信 字 2
18QF位置
29QS位置
30QS位置
单相接地
18QF电流一段
18QF电流二段
18QF电流三段
18QF装置异常
90
遥 信 字 1
19QF位置
31QS位置
32QS位置
单相接地
19QF电流一段
19QF电流二段
19QF电流三段
19QF装置异常
遥 信 字 2
20QF位置
33QS位置
34QS位置
单相接地
20QF电流一段
20QF电流二段
20QF电流三段
20QF装置异常
91
遥 信 字 1
21QF位置
35QS位置
36QS位置
单相接地
21QF电流一段
21QF电流二段
21QF电流三段
21QF装置异常
遥 信 字 2
22QF位置
22QF过流
22QF过负荷
22QF电流一段
37QS电流二段
38QS电流三段
3TV异常
4TV异常
4.6.2帧格式的设计及信息流量的估算
⑴、 对于CDT规约，RTU按照更新周期循环不停地一帧一帧地向主站传送信息，每一个周期，传送一帧信息，这一帧信息包括了该厂站所有的遥测量和遥信量。
帧结构由同步字开头，控制字和信息字组成，信息字的数量依实际需要设定，帧长度能够改变。帧结构一般如下：
同步字
EB90×3
0点
控制字
1点
信息字1
2点
信息字2
：
：
32点
信息字32
33点
信息字33
34点
信息字34
其中，第一点到第32点为遥测信息，共64路；第33点到第34点为运行信息，共32路。
遥测信息字的格式如下所示：

b7

b0

功能码（00H～7FH）
Bn字节
遥测1
b7
b6
b5
b4
b3
b2
b1
b0
Bn+1
b15
b14
b13
b12
b11
b10
b9
b8
Bn+2
遥测2
b7
b6
b5
b4
b3
b2
b1
b0
Bn+3
b15
b14
b13
b12
b11
b10
b9
b8
Bn+4

校验码
Bn+5
说明：
①、每个遥测信息字传送两路遥测量；
②、b11～b0传送一路模拟量，以二进制码表示，b11=0时为正数，b11=1时为负数，以2的补码表示负数；
③、b14=1表示溢出，b15=1表示数无效。
④、每个信息字由6个字节，共48位二进制位。
4.7调度中心主站计算机系统结构
当前调度中心的计算机系统多采用多机分布式系统，结构如下图：

图2 系统配置图　　
4.7.1系统特点
　 遵循国际标准,满足开放性要求.
采用Windows 操作系统,数据库访问语言采用满足ANSI标准的SQL语言和C/C++语言函数接口,人机界面采用Windows标准数据库采用实时数据库和商用数据库相结合的方式.  数据库采用实时数据库和商用数据库相结合的方式.
为保证系统的实时性,实时数据保存在实时数据中,但其定义和框架保存在商用数据库中.商用数据库用来保存大量的历史数据和各种管理信息,设备信息,地理信息等.
良好的数据库界面.  
基本的SCADA系统和可选的高级软件,MIS,负荷预测,调度管理,负荷控制,电量计费,GIS等功能,能够向用户提供完整的解决方案.
   采用冗余磁盘阵列技术,数据多重备份,解决了硬盘系统的可靠性问题.
系统结构开放,可方便地与其它区域网和广域网交换数据;
4.7.2随着电力系统的发展，进行科学管理所需信息增多，对于电力系统。主要有办公数据和事故记录数据及生产运行数据这三类信息构成；信息管理系统可采用拓扑结构。在电力局内部有一个文件服务器。系统为整个公司服务，内部存储各个科室的信息以及各种数据。调度数据则经过网桥机传送到服务器中，网桥机同时还负责事故的分合报警。
4.7.3 计算机中央处理器平均负荷率在电网正常运行时任意30min内宜小于40%，在电网事故情况下10s内宜小于60%。
4.7.4计算机应配置与上级调度计算机进行数据通信的接口。
4.7.5 应配置用于系统维护、程序开发的程序员终端和打印机各一台。
4.7.6 根据远动终端和信息传输方式对通道的技术要求，配置必要的通道接口，并提出对通道数量、质量的要求。
4.7.7 计算机系统硬件包括以下内容：
 系统所选硬件设备符合现代工业标准. 双网,双前置机,双服务器。
4.7.8电网调度自动化系统及信息管理系统的开发平台构成有：
MODEM
路由器
调度中心机
网桥机
公司服务器
HUB
供 电 所 n
局　　　　　长

办　　公　　室

用　　　　　电
生　　　　　产

财　　　　　务
供 电 所 １
多　　　　经
供 电 所 2

图3 整个地区电网调度自动化系统及信息管理系统体系结构图

4.7.9计算机系统软件包括以下内容：
系统服务器采用Windows 操作系统.
工作站采用Windows Professional操作系统.
报表系统采用MS Office Excel的VBS开发.
开发工具MS Visual Studio 6.0 企业版VC6.0.
4.7.10人机联系系统包括以下内容：
人机界面能够用鼠标或键盘操作，能够显示接线图、参数表等各种画面，显示画面可进行移动、放大、缩小等，并可在不同的层次和平面观察不同的显示效果。具有打印制表、越限报警、模拟量记录、事件顺序记录、事故追忆、画面拷贝、系统自检及远动通道质量监测等功能。
4.7.11电源和机房要求包括以下内容：
——交流电压:220V ±20%
——额定频率:50±0.5HZ
——环境温度:-10℃～50℃
——相对湿度:5%～ 95%(不凝结)
——接地电阻:〈 4Ω
——绝缘电阻:符合GB/T 13729-92 标准规定要求
——绝缘强度:符合GB/T 13729-92 标准规定要求
——高频干扰:符合GB/T 13729-92 标准规定要求
——振 动:符合GB/T 13729-92 标准规定要求
——线路防雷:专用线路防雷设备
4．8调度自动化系统的技术指标
4.8.1系统可靠性
一、通讯指标
1、可实现多路串行、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: 0
人工置入数字量: 0
模拟量(遥测量): 80000
状态量(遥信量):100000
电能量: 0
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: 0
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、显示指标
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、