数据采集和监控(SCADA)系统.doc

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数据采集和监控（SCADA）系统

1概述

SCADA（SupervisoryControlAndDataAcquisition）系统即数据采集和监控系统，它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主要的数据来源。

SCADA系统包括实时数据采集、数据通信、SCADA系统支撑平台、前置子系统、后台子系统等。

数据采集包括反映物理过程特征的数据的产生，数据发送、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，只下发调控指令，由厂站端或下级调度人工调控。

通常数据采集装置和控制装置安放在厂站端，与主站端监控系统并不在一起，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。

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。

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测量（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”）。

SCADA系统的主站分为前置子系统和后台子系统，二者通过局域网相联相互进行通信。

前置子系统主要完成与厂站端及其它调度控制中心的通信，并将获得的数据发送给后台子系统。

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。

画面联结数据库，因而画面就直观地给出该系统状态的正确景象。

SCADA为每一个量测量赋予一个状态和记录数值的变化趋势，当设备处于不正常状态或运行限值已被超过时通知调度员。

通过提供电力系统的当前状态及过去状态，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，也可以发出命令给电力系统控制装置。

2实时数据采集

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，随之有大量的运行数据供厂站自身监控和电网监控使用。

SCADA主要采集的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情况、网络结构和潮流分布情况、电网的动态变化和事故情况等。

为了确保电网安全稳定地运行并且效益最高，实时数据的采集必须快速、全面并且准确。

2.1远动技术基本概念

远动技术是指对厂站设备的远方监视和控制，是SCADA实时数据采集的基础。

远动技术的主要功能是“四遥”，即遥测、遥信、遥控和遥调。

遥测是物理量值的测量，遥信是状态量的测量，遥控是对状态的控制，遥调是对物理量值大小的调整。

远动技术的实施需要两套装置，其一是位于被测控物体方的测控终端RTU（RemoteTerminalUnit），其二是位于测控中心的系统，对电网来讲就是SCADA系统。

由于技术的发展，许多RTU已不再是独立的装置而成为变电站综合自动化系统的组成部分，就像主站的SCADA功能成为EMS的一部分功能一样。

2.2开关量和模拟量

对电网来讲要测量的量有两大类，一类是状态量，一类是模拟量。

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种相对应的接点开/合来表示的，故称之为开关量。

模拟量（Analogue）不是物理上的术语而是测量上的术语，在不同的场合有不同的定义，例如：

模拟量不是突变的而是连续变化的物理量；模拟量不是原物理量而是用传感器和变送器线性地改变了值的大小甚至改变了性质后的物理量；模拟量是其值没有数字化的物理量等等。

2.3开关量的采集

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，必须通过设备上相关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。

2.4模拟量采集的互感器、传感器和变送器

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。

2.5电气模拟量的直流采样

所谓直流采样是将交流信号整流成直流信号，经过某些运算和处理，然后用直流电压和

电流输出。

这是因为早期的计算机和微机的处理速度慢，无法满足交流采样速度和计算速度

要求造成的。

传统的远动测控装置都采用直流采样，但现在变电站综合自动化系统已改用交

流采样，因为交流采样装置简单，而且可采集电网动态变化过程的信息，所以逐渐取代直流

采样。

2.6非电气模拟量的直流采样

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。

2.7与时间有关的电网频率、周期和相位等电气参数的采样

SCADA系统所需采集的电网频率、周期和相位等电气参数可用已知频率的脉冲计数法采样。

它们主要的采样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。

2.8交流电气量的交流采样

随着计算机和微机芯片处理速度的快速提高，交流电气量的直流采样已逐渐被交流采样替代。

交流采样的方法是采集交流电流和电压每周波的波形点值，再根据波形点值用计算机或微机计算出电流电压的幅值、有效值、功率因数、有功和无功功率、各母线电压的相角差、频率、周期等。

与直流采样相比，交流采样的主要优点是1）采样装置简单；2）采样装置种类少；3）采样精度高；4）能反映电网的动态变化过程，因此现在的变电站综合自动化系统已全部用交流采样代替了直流采样，只保留了非电气量的直流采样。

只有早期投运的变电站内还保留着电量的直流采样装置。

交流采样方法和计算方法按应用的要求有多种，如继电保护动作电流的采样少于半个周波，每次采样只采3到5点，而SCADA/EMS的交流采样每周波要采二十几点到几十点。

交流采样后计算电流电压的幅值/相角的算法有许多种，如①考虑输入为正弦波的采样值积算法和半周积分算法；②考虑了输入信号中有不衰减直流分量和整次倍谐波的付氏周期函数算法；③用于衰减性直流分量和输入信号不是周期分量的随机函数算法；④基于继电保护快速计算要求的算法等。

2.9变电站综合自动化系统和远动测控终端

随着计算机和网络通信技术以及电网监控技术的快速发展，对变电站自动化提出了一系列新的要求，变电站综合自动化系统应时而生。

经过多年的努力，现在除原来已装了RTU的变电站，所有新建变电站都改用了综合自动化系统。

该系统不仅大量减少了各种传统的仪表和操作盘台，减少了二次系统的电缆布线，减少了占地面积，最重要的是增添了大量新的功能，并使本来没有关联的装置组合出新的功能，使变电站从仅有继电保护、RTU、故障录波等互无联系的孤立装置发展成一套有序组合的综合自动化系统。

变电站综合自动化系统的功能有：

电网一次系统正常运行和事故运行时的开关量和电流电压模拟量的交流波形采样和电流电压幅值和相角及实部/虚部、有功/无功的计算，继电保护和自动装置配置和动作信息的采集，母线/变压器/线路的微机保护子系统，小电流接地选线装置和备用电源自投装置及低周减载装置子系统，一次和二次系统正常运行的监视和异常运行的报警，各二次控制系统动作的监视和报警，变电站辅助设备异常的报警，一次系统的拓扑分析，五防操作票的自动生成及走错间隔和误操作闭锁，一次系统检修票的自动生成，一次设备状态检修的分析和安排，输电线路的故障测距，按分级分区定值要求的变电站无功补偿装置和变压器抽头的自动调整（AVR），本站电网低频振荡的捕捉和分析，本站电网频率谐波分析，本站电网负荷特性分析，利用站内各种信息所做的本站电网故障分析，变电站值班员培训仿真及所用的外部网络仿真的组合等等。

变电站综合自动化系统的硬件结构由一个计算机主控系统和各种控制子系统构成，主控系统提供一套支持软件，如实时和历史数据的存储管理、画面生成和显示管理、统计计算和报表管理、与各级调度SCADA主站的通信管理等，此外还提供各种计算和分析功能。

变电站综合自动化系统的数据采集子系统的相应功能替代了原先RTU的“四遥”和事件顺序记录SOE（SequenceofEvents）等功能，信息采集的种类大幅度增加，采集速度大幅度提高。

3电力系统调度信息的分类

电力系统运行时，各级调度中心及发电厂、变电站之间要传递反映运行状态和进行控制调节的信息。

由于电力系统中发电厂、变电站数量多、分布地域广、运行状态变化频繁、变化过程快，因此要求调度信息采集和传输具有高实时性和高可靠性。

在电力系统中发电、输变电、供用电是同时进行的，时刻都要保持电的平衡，调度信息的高实时性必须满足调度人员和调度自动化系统及时响应的要求。

遥信、遥测信息的差错会导致调度人员做出错误判断和决策，而控制命令发生差错将会导致误操作。

调度信息的高可靠性是保证控制命令正确执行的先决条件。

调度信息可按功能要求、信息流向、信息制式等进行分类。

按功能要求分类，可分为实时信息，批次信息和水情信息：

3.1实时信息

反映电力系统实时运行状态和进行设备控制调节的信息。

从调度控制中心角度或主站角度，实时信息分为遥信信息、遥测信息、遥控信息和遥调信息。

•遥信信息：

反映电力系统中发电厂、变电站内各断路器、隔离开关的合分状态，变压器分接头位置以及继电保护和自动装置的动作状态等，用于确定电网的拓扑连接关系。

•遥测信息：

反映电力系统中发电机、变压器和线路的有功功率、无功功率、电流，母线电压，会解列区域的频率以及用于统计的电能量和无功电量等，用于确定电网运行状态。

•遥控信息：

由调度控制中心向所管辖的发电厂、变电站发送的断路器合分闸、发电机开停机以及电容器和其它自动装置投切的遥控命令。

用以控制操作远方的电力设备。

•遥调信息：

由调度控制中心向所管辖的发电厂、变电站发送的调节发电机功率和电压、变压器分接头以及其它电力设备的远方调节命令，以改变远方设备的运行工况。

•相量信息：

用通过相量测量装置PMU高速采样三相电压电流，经离散傅立叶变换DFT（DispersedFourierTransform）得电压电流基波和各次谐波相量的模及相位。

•SOE信息：

从发电厂、变电站发向调度控制中心的带有发生时间标志的事件记录。

3.2批次信息

为管理服务的数据，报表以及对电力系统安全、经济运行进行运算后的一些结果数据。

其实时性要求较低，因此经常是等待积累到一定数量且通信通道无重要信息传送时按批次发送信息。

3.3气象、水文、水情信息

反映电力系统有关地区内气象水情情况信息对调度控制中心进行运行调度也是有意义的。

如气温、雨量等气象信息可供预测负荷变化。

雷电、雨、风信息有助于进行电力系统事故预想。

水电站上游水库水位、下游尾水位、流域来水等水文水情信息，可协助运行计划人

员对水电站进行发电计划安排。

3.4信息传输的制式

调度信息在通道上传送一般均是采用数码形式。

厂站端信息输入和输出制式可分为模拟量、开关量、数字量和脉冲量：

•模拟量：

量测量的数值是随时间连续变化。

为适应数据采集、遥测传送和计算机处理的技术要求，遥测信息的厂站端信息输入制式是模拟量输入，模拟量输入必需经过模拟量/数字量转换器成为二进制数码；设定值（SetPoint）的遥调信息的厂站端信息输出制式是模拟量输出，必需把二进制数码形式的遥调信息经过数字量/模拟量转换器成为模拟量输出。

•数字量：

量测量的数值在时间上是离散的，其数值以二进制编码来表达。

如水位计、变压器分接头的档位的输出就是二进制编码或二十进制编码的厂站端数字量输入，而有级调节的遥调信息通常是以厂站端数字量输出。

断路器、隔离开关、继电保护装置的接点等称为开关量或状态量，它们是只具有二种状态的量。

一个开关量状态可用一个或二个比特表示，所以开关量实际上也是数字量。

•脉冲量：

以脉冲形式表示的量。

如以脉冲输出的电能表，脉冲计数的累加值就反映电能。

脉冲输出的电能信息就是厂站端脉冲量输入。

厂站端脉冲量输出分为脉冲宽度调制的遥调输出和定脉冲宽度，以脉冲计数调节的遥调输出。

通常升降命令的遥调输出是以脉冲计数调节的脉冲量输出。

4数据通信

SCADA系统所关心的通信是数据通信。

数据通信可能通过模拟通信也可能通过数字通信实现。

数字数据信号通常经调制解调器转换后为3.4kHz带宽的音频模拟信号。

该模拟信号可以用模拟通信通道来传输；该模拟信号也可以先进行数字化即采样、量化和编码成64kb/s速率的数字信号，然后用数字通信通道传输。

循环式CDT和问答式Polling都采用这种数据传输方法。

这种数据传输方法所采用的通信通道称为远动专线通道。

目前国内电力调度数据网已经建成并正在完善，以计算机网络通信实现子站与调度中心之间以及调度中心与调度中心之间的数据通信。

以计算机实现的数据站或数据终端与数字通信线路之间需要安装路由器。

网络方式都采用这种数据传输方法。

这种数据传输方法所采用的通信通道称为网络通道。

网络方式远动规约的国际标准是IEC60870-5-104。

调度中心之间的数据通信采用标准的通信协议IEC60870-6（TASE.2）或DL476-92。

远动数据的通信方式通常有有线、电力线载波、微波和光纤等。

5SCADA后台系统的主要功能

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。

6SCADA系统未来的技术发展

随着电力系统需求的不断增加，随着计算机技术和通信技术的快速发展，SCADA系统也将不断发展。

总的发展趋势是：

监控的空间范围更广，监控处理的速度更快，监控的物理量更全面。

同时，人机交互更友好，系统更加智能化。

1.全球定位系统GPS将广泛应用在数据采集环节，不但可以满足事件顺序记录SOE的时间分辨率要求，也使RTU的遥测量带有时标以消除采样非同时性误差。

将更多的采用光CT和光PT以提高量测精度。

2.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。

3.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。

4.SCADA系统的数据传输和应用软件接口更加标准化，SCADA系统更开放，可扩展性和可移植性更好。

5.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。

参考文献

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