电网监控技术B复习资料.docx
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电网监控技术B复习资料
电网监控技术B复习（讲过的每章节都考核，一章内容分数从4到10分）
概述：
常规变电站的二次系统有哪些部分？
对电力系统运行的基本要求？
电力系统各种运行状态？
国家电网调度机构分级？
我国电网调度的基本原则？
电网监控与调度自动化系统的结构与功能系统基本结构按功能分？
第1章厂站监控技术概述
厂站端监控系统的基本功能？
结构形式通常可分为集中组屏式、分层分布式、完全分散式、分散集中结合式和分布式网络结构式等五种类型。
目前，在电网监控系统中，国内主要采用两类通信规约。
一类是循环式数据传输（CyclicDigitalTransmission）规约，简称CDT规约；另一类是问答式（Polling）数据传输规约。
（2）帧结构。
在CDT规约中，帧结构如图1-10所示。
每一帧均由同步字、控制字和信息字组成。
通道发码时，首先发送同步字，然后发送控制字和信息字。
同步字
控制字
信息字
...
信息字n
同步字
...
第2章厂站遥测变送器第三章交流采样及其算法
电压变送器
电压：
0~120V
电压：
0~5V
电流：
0~1mA
4~20mA
图是电流变送器的原理框图，试简要分析其工作原理。
1、电压、电流有效值计算
，
，
交流采样硬件电路的工作原理。
0—120V，0—6A
第四章厂站监控信息采集
简要分析下图采用变送器采集64路模拟遥测量的原理框图工作原理。
分析下图遥信信息采集的输入电路工作原理。
第三节实时时钟
GPS接收器提供的1PPS信号是以秒为计时单位的，精确度为1s。
第五章厂站监控信息处理
死区
在问答式远动通信规约中，当模拟量在规定的一个较小范围内变化时，认为该模拟量没有显著变化，不对该模拟量进行上传，这个期间该模拟量的值用原值表示，这个规定的范围称为死区。
设被测电流满量程为1500A，当电流在0～1500A范围变化时，A/D转换的输出在0～2047之间变动，两者呈线性关系，比例系数为：
S/D（其中S为遥测量的实际值，D为A/D转换后的值），S/D=1500/2047=0.732779677=0.101110111001011B。
K为标度变换系数，可有S/D求出K。
1500A的标度系数（用两个字节表示）：
K=0000010111011100。
因此150A的标度系数K为：
010*********
借助小数点的配合，可使S/D=0.1～0.999999，但在S/D小于0.5时，对应的二进制仍会出现有效位数不足11位的情况。
如下面求满量程为100A的标度系数。
100A*10=1000
S/D=1000/2047=0.488519785=0.0111110100001B有效位数为10位。
解决的办法将S/D左移一位成为0.11111010000B作为标度变换系数的比例部分，并设置N移位标志上设置相应值。
在乘系数运算后再将乘积右移相应位数，使数值还原。
N1N2=00（系数没移位），N1N2=01（系数左移了1位），
N1N2=10（系数左移了2位），N1N2=11（系数左移了3位）。
简要分析YK命令的执行过程
第7章厂站监控系统通信技术
数据传输速率是指通信线路上传输信息的速度。
数据传输速率有两种表示方法，即数据速率和调制速率。
数据速率S指单位时间内所传送的二进制位的有效位数，以每秒比特数表示，即bps；调制速率B指单位时间内所传送码元个数，以波特（Baud）为单位。
数据速率S与调制速率B有如下关系：
S=B×log2N
其中N为一个码元所能表示的有效离散值的个数。
若脉冲只有两种状态0或1，即N=2，也就是说，信号速率S与调制速率B是一致的。
OSI七层模型从下到上分别为物理层、数据链路层、网络层、传输层、会话层、表示层和应用层。
现场总线与RS232、RS485、计算机网络的区别。
（1）现场总线与RS232、RS485的本质区别
在现场总线技术发展之前，很多智能设备通讯大多采用RS232、RS485等通信方式，主要取决于智能设备的接口规范。
但RS232、RS485只能代表通讯的物理介质层和链路层，如果要实现数据的双向访问，就必须自己编写通讯应用程序，但这种程序多数都不能符合ISO/OSI的规范，只能实现较单一的功能，适用于单一设备类型，程序不具备通用性。
在RS232或RS485设备联成的设备网中，如果设备数量超过2台，就必须使用RS485做通讯介质，RS485网的设备间要想互通信息只有通过“主（Master）”设备中转才能实现，这个主设备通常是PC，而这种设备网中只允许存在一个主设备，其余全部是从（Slave）设备。
而现场总线技术是以ISO/OSI模型为基础的，具有完整的软件支持系统，能够解决总线控制、冲突检测、链路维护等问题。
现场总线设备自动成网，无主/从设备之分或允许多主存在。
在同一个层次上不同厂家的产品可以互换，设备之间具有互操作性。
（2）现场总线与计算机网络的区别
计算机网络的设计目标是信息资源与资源共享。
而现场总线所传递的信息是以引起物质或能量的变化为目的，特别强调可靠性、安全性和实时性。
两者在技术上有着明显的区别。
1）按功能比较，现场总线连接自动化最底层的现场控制器和现场智能仪表设备，网线上传输的是小批量数据信息，如检测信息、状态信息、控制信息等，传输速率低，但实时性高。
简而言之，现场总线是一种实时控制网络。
局域网用于连接局域区域的各台计算机，网线上传输的是大批量的数字信息，如文本、声音、图像等，传输速率高，但实时性要求不高。
从这个意义而言，局域网是一种高速信息网络。
2）现场总线强调在恶劣环境下数据传输的完整性，在可燃易爆场合还应具有本质安全性能。
而计算机网络一般安装在环境较好的办公场所，不必专门考虑环境因素。
按照IEC61850标准，变电站信息流如图7-20所示，图中:
①间隔层和变电站之间保护数据交换；②间隔层和远方保护之间保护数据交换；③间隔层内数据交换；④过程层与间隔层之间TV和TA暂态数据交换（主要是采样）；⑤过程层与间隔层之间控制数据交换；⑥间隔层和变电站之间控制数据交换；⑦变电站与远方工程师站数据交换；⑧间隔层之间直接数据交换，尤其是想联闭锁这样的功能；⑨变电站层内站数据交换；⑩变电站与远方控制中心之间的控制数据交换。
图7-20IEC61850标准的信息流
第8章厂站与主站之间的信息传输
二、远动数据通信信道
电力系统远动通信的特点决定了它不能依赖于公网通信，根据IEC的建议，世界上大多数国家的电力公司都建立了电力系统专用通信网，特殊情况下，可借用公网作为补充。
1．明线或电缆信道
这是采用架空或铺设线路实现的一种通信方式，其特点是线路铺设简单，线路衰耗大，易受干扰，主要用于近距离的变电站之间或变电站与调度中心的远动通信。
常用的电缆有多芯电缆、同轴电缆等类型。
2．电力线载波信道
电力线载波通信是电力系统传统的特有通信方式，它以输电线路为传输通道，具有通道可靠性高、投资少、见效快、与电网建设同步等得天独厚的优点，曾经是电力通信的主要方式。
电力线载波通信将话音及其他信息通过载波机变换成高频弱电流，使用不同的频段，利用电力线路进行传送的一种传送方式。
一个电话话路的频率范围为0.3－3.4KHz，为了使电话与远动数据复用，通常将0.3－2.5KHz划归电话使用，2.7－3.4KHz划归远动数据使用。
远动数据采用数字脉冲信号，故在送入载波机之前应将数字脉冲信号调制成2.7－3.4KHz的信号，载波机将话音信号与该已调制的2.7－3.4KHz信号迭加成一个音频信号，再经调制、放大、结合到高压输电线路上。
在接收端，载波信号先经载波机解调出音频信号，并分离出远动数据信号，经解调得远动数据的脉冲信号。
3．光纤通信信道
光纤通信是光导纤维通信的简称，它是利用光导纤维传输信号，以实现信息传递的一种通信方式。
光纤通信具有容量大、中继距离长、抗干扰能力强、传输性能稳定、误码率低等诸多优点，这些优点使其在电力系统通信中的应用越来越广泛。
现在光纤敷设已有地线复合光缆、地线缠绕光缆和无金属自承式光缆等几种。
（1）地线复合光缆（OPGW），即架空地线内含光纤。
这种光缆使用可靠，不需维护，但一次性投资价格较高，适用于新建线路或旧线路更换地线时使用。
（2）地线缠绕光缆（GWWOP），它是用专用机械把光缆缠绕在架空地线上。
这种光纤芯数少，容易折断（枪击、啄木鸟害等），较为经济、简易，也具有较高的可靠性。
（3）无金属自承式光缆（ADSS）,这种光缆可以提供数量大的光纤芯数，安装费用比OPGW低，一般不需停电施工，还能避免雷击。
因为它与电力线路无关，光缆重量轻，价格适中，安装和维护都比较方便，但容易产生电腐蚀。
此外，其他光缆还有如相线复合光缆（OPPC）、金属铠装自承式光缆（MASS）等等。
电力特殊光缆受外力破坏的可能性小，可靠性高。
经过多年的发展，电力特殊光缆制造及工程设计已经成熟，特别是OPGW和ADSS技术，在国内电力系统已经开始大规模的应用。
特种光纤依托于电力系统自己的线路资源，避免了在频率资源、路由协调、电磁兼容等方面与外界的矛盾，有很大的主动权和灵活性。
4．微波中继信道
微波中继信道简称微波信道。
微波是指频率为300MHz－300GHz的无线电波，它具有直线传播的特性，其绕射能力弱。
需经过中继方式完成远距离的传输，远距离微波通信需要多个中继站的中继才能完成。
在无线信道中，还有特高频无线电波通信、卫星通信、散射通信、短波通信、扩频通信等，都有其适用场合。
例：
设有3个信息码元，按照上述规则加上4位监督码元，便可得到字长为n=3+4＝7的（7，3）的分组码，设3个信息码元为为C6,C5,C4，监督码元为C3,C2,C1,C0,则监督码元为：
C3=1·C6+0·C5+1·C4
C2=1·C6+1·C5+1·C4（模2加）
C1=1·C6+1·C5+0·C4
C0=0·C6+1·C5+1·C4
上述方程是线性方程，而且各方程是线性独立的，所以监督码元与信息码元之间是线性关系，只要给定三位信息码元，就能唯一地确定四位监督码元，所编成的码字为C6、C5、C4、C3、C2、C1、C0。
信息码元在前，监督码元在后。
例如，3位信息码为101，即C6=1,C5=0,C4=1,则根据上述方程组有：
C3=1·1+0·0+1·1＝0
C2=1·1+1·0+1·1＝0（模2加）
C1=1·1+1·0+0·1＝1
C0=0·1+1·0+1·1＝1
所编成的码字为1010011。
（7，3）分组码有k＝3位信息码元，可有2k＝23＝8个不同信息组。
按照线性方程可求得每个信息组的4位监督码元，编成字长为7位的8个码字。
按上述线性方程求得的8个码字称为“许用码字”，除此而外的任意7位码字组合称为“禁用码字”。
表6－4中任意两个码字对应位模2相加，将得到一个新的码字，但它仍然是上述8个码字之一。
CDT规约适用于点对点信道结构的两点之间远动数据通信。
远动信息的传送采用全双工循环同步方式，数据采用帧结构方式组织。
CDT规约的特点是：
1）数据传送以厂站端为主动，厂站自发地不断循环上报各种遥测、遥信、数字量、事件顺序记录等现场数据给主站，而主站被动接收；
2）数据格式在发送端与接收端事先约定好，按时间顺序首先发送起始同步字，然后依次发送控制字和信息字，如此周而复始，连续循环发送；
3）重要数据发送周期短，实时性强，一般数据发送周期长，实时性差，遥信变位优先插入传送。
4）在下行通道中，同步方式下，调度主站周而复始的向厂站端传送同步信息。
在下行通道中，同步方式下平时传送同步字符，当有遥控或遥调等命令时按帧插入传送。
CDT规约的优点有：
1）由于采用CDT规约的厂站不断循环上报现场数据，即使发生暂时通信失败丢失一些数据，当通信恢复正常后，被丢失的信息仍有机会上报，而不致于造成显著危害.因此这种方式对通道的速率和误码率要求不高，适合于在我国质量比较差的通道环境下使用；
2）CDT规约采用信息字校验的方式，将整桢信息化整为零，当某个信息字出错时，只需丢弃相应的信息字即可，而其它校验正确的信息字就可以接收处理，大大提高了传输数据的利用率，从而更加适合于在我国质量比较差的通道环境下使用；
3）CDT规约采用遥信变位优先插入传送的方式，大大提高了事故传送的相应速度。
2．CDT规约
1）帧格式
2）同步字
三组D709H
3）控制字
）控制字节
Polling规约是一个以主站为主动方的远动数据传输规约。
远动终端厂站只有在收到主站询问以后，才向主站回答信息。
主站按照一定规则向各个厂站发出各种询问报文，厂站按照询问报文的要求和自身的实际状态向主站回答各种报文。
主站也可以按需要对厂站发出各种控制报文，厂站正确接收主站报文后，按要求输出控制信号，并向主站回答相应报文。
3.IEC61850的几个重要术语
（1）LD（LOGICAL-DEVICE）：
逻辑设备，代表典型变电站功能集的实体。
（2）LN（LOICAL-NODE）：
逻辑节点，代表典型变电站功能的实体。
（3）CDC（CommonDATAClass）：
公用数据类（DL/T860.73）。
（4）Data：
位于自动化设备中能够被读、写，有意义的结构化应用信息。
（5）DA（DataAttribute）：
数据属性，数据属性（IEC61850-8-1）命名。
（6）FC（FunctionalConstraint）功能约束。
（7）FCDA（FunctionallyConstrainedDataAttribute）：
功能约束数据属性。
（8）互操作性：
同一或不同制造商提供的两台或多台IED交换信息并用这些信息正确地配合工作的能力。
（11）MMS（ManufacturingMessageSpecification）制造报文规范（ISO9506）。
（12）SMV（SampledMeasuredValue）采样测量值。
（13）GSE（GenericSubstationEvent）通用变电站事件。
（14）GSSE（GenericSubstationStatusEvent）通用变电站状态事件。
（15）GOOSE（GenericObjectOrientedSubstationEvents）通用面向变电站事件对象
第9章智能变电站技术简介
常规变电站：
采用传统电磁式电压、电流互感器和二次设备及具有综合自动化系统的变电站；
数字化变电站：
数字化变电站是由智能化一次设备（电子式互感器、智能化开关等）和网络化二次设备分层（过程层、间隔层、站控层）构建，建立在IEC61850通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。
智能变电站主要包括智能高压设备和变电站统一信息平台两部分。
智能高压设备主要包括智能变压器、智能高压开关设备、电子式互感器等。
变电站统一信息平台功能有两个，一是系统横向信息共享，主要表现为管理系统中各种上层应用对信息获得的统一化；二是系统纵向信息的标准化，主要表现为各层对其上层应用支撑的透明化。
第十章电网调度自动化系统基本原理
电网调度自动化系统又称作能量管理系统（EMS，EnergyManagementSystem），是基于计算机、通信、控制技术的自动化系统的总称。
它以数据采集和监控系统（SCADA）为基础，包括自动发电控制（AGC）和经济调度运行（EDC）、电网静态安全分析（SA）、调度员仿真培训（DTS）以及配电网自动化（DA）等几部分在内的能量管理系统（EMS）。
第11章电网调度自动化主站系统软件结构第十二章IEC61970标准简介
主流的操作系统有Unix、Linux和Windows。
SCADA/EMS是集多种复杂功能于一体的大系统。
要实现多种应用功能的集成，必须要有强大的支撑软件。
支撑软件由五大部分组成，即数据库管理子系统、网络管理子系统、图形管理子系统、报表管理子系统和安全管理子系统。
图3-2为支撑软件与上层应用之间关系的示意图。
上层应用
+++++……
支撑软件
调度自动化系统支撑软件与上层应用关系示意图
1.IEC61970系列标准包括下列部分
第1部分：
导则和一般要求
第2部分：
术语表
第3部分：
公用信息模型CIM（语）
第4部分：
组件接口规范（CIS），级别1（语法1）
第5部分：
组件接口规范（CIS），级别2（语法2）
CIM模型的13个类包：
图4-2CIM类包之间的关系
第十三章电网调度自动化主站系统硬件结构
下面按照子系统分别介绍各部分的功能。
图5-1地调主站系统硬件结构
一般说来，主站前置安装在调度大楼，子站安装在变电站，主站——子站层，可采用SDH环网通信，由SDH提供同步传输2M口，将10M网络数据转换（或压缩）为2M，通过SDH155Mbit/s提供的2M通道互连通信。
主站的路由器和子站的以太网网卡分别接入SDH设备提供的以太网接口（RJ-45），在主站和子站间通过SDH技术实现2M的透明传输。
如图5-4所示。
前置子系统软件设计
前置子系统的软件设计主要包括两个方面，即信息接收程序和信息发送程序。
其中信息接收程序包括数据接收主程序、数据分析程序、遥测子程序、遥信子程序、事件顺序记录子程序等。
信息发送子程序主要包括发送主程序、设定时钟子程序、选择子程序等。
WEB浏览和信息发布系统采用多层浏览器/服务器（B/S）结构。
WEB服务运行在位于信息管理大区的WEB服务器上，为网络上任意通过用户认证的客户节点提供并发访问服务。
客户软件可以运行在任意微机/工作站平台上，主要提供DMIS/MIS用户对EMS信息（包括SCADA实时信息、事件记录和状态估计计算结果）的查询，同时也提供电网历史信息的查询和统计。
第十四章计算机网络通信技术
图8-3TCP/IP协议的4个层次
表8-1IP地址的使用范围
网络类别
最大网络数
第一个可用
的网络号
最后一个可
用的网络号
每个网络中
最大的主机数
A
B
C
126（27-2）
16,383（214-1）
2,097,151（221-1）
1
128.0
192.0.0
126
191.255
223.255.255
16,777,214
65,534
254
C类地址的默认子网掩码是255.255.255.0，
利用因特网（即公用互联网）来实现本机构的专用网，因此这样的专用网又称为虚拟专用网VPN。
“虚拟”即“好象是”，但实际上不是，因为现在是因特网（而不是专线）来连接分散在各地的本地网络。
VPN只是在效果上和真正的专用网一样。
电力调度数据网内部，网络均分为三层：
即核心层、骨干（汇聚）层和接入层。
核心层为网络业务的交汇中心，通常情况下核心层只完成数据交换功能；骨干层位于核心层和接入层之间，主要完成业务的汇聚和分发；接入层主要将用户业务接入网络，实现质量保证和访问控制。
目前电力调度数据网网络拓扑结构有：
1.星型拓扑：
结构简单，单链路、单机、单出口，对传输资源要求低，可靠性差，会发生单点故障；
2.网状拓扑：
结构复杂，核心采用半/全网状连接，骨干到核心双出口，对传输资源要求高，可靠性较高，单机组仍然存在单点故障。
3.双机星型拓扑：
结构简单，双链路、双机、双出口，对传输资源要求较高，可靠性最高。
第十五章电力二次系统安全防护
电力二次系统安全防护的总体策略为“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”。
（1）安全分区
安全分区是电力二次系统安全防护体系的结构基础。
发电企业、电网企业和供电企业内部基于计算机和网络技术的应用系统，原则上划分为生产控制大区和管理信息大区，生产控制大区又可以分为控制区（又称安全区I）和非控制区（又称安全区II）。
在满足安全防护总体原则的前提下，可以根据应用系统的实际情况，简化安全区的设置，但是应当避免通过广域网形成不同安全区的纵向交叉连接。
（2）网络专用
电力调度数据网是为生产控制大区服务的专用数据网络，承载电力实时控制、在线生产交易等业务。
安全区的外部边界网络之间的安全防护隔离强度应该和所连接的安全区之间的安全防护隔离强度相匹配。
（3）横向隔离
横向隔离是电力二次系统安全防护体系的横向防线。
采用不同强度的安全设备隔离各安全区，在生产控制大区与信息管理大区之间必须设置经国家指定部门检测认证的电力专用横向单向隔离装置，隔离强度应该接近或达到物理隔离。
电力专用横向单向隔离装置作为生产控制大区管理信息大区之间的必备边界防护措施，是横向防护的关键设备。
生产控制大区内部的安全区之间应当采用具有访问控制功能的网络设备、防火墙或者相当功能的设施，实现逻辑隔离。
（4）纵向认证
纵向认证是采用认证、加密、访问控制等手段来实现数据的远方安全传输以及纵向边界的安全防护。
纵向加密认证是电力二次系统安全防护体系的纵向防线。
采用认证、加密、访问控制等技术措施实现数据的远方安全传输以及纵向边界的安全防护。
对于重点防护的调度中心、发电厂、变电站在生产控制大区与广域网的纵向连接处应当设置经过国家指定部门检测认证的电力专用纵向加密认证装置或者加密认证网关及相应设施，实现双向身份认证、数据加密和访问控制。
暂时不具备条件的可以采用硬件防火墙或网络设备的访问控制技术来临时代替。
电力二次系统安全防护总体示意图见图11-4所示。
图11-4电力二次系统安全防护总体示意图
第16章电网调度自动化系统高级应用软件
电网调度自动化系统高级应用软件（PAS）的基本功能模块有：
网络建模、网络拓扑、状态估计、外部网络等值、调度员潮流、负荷预报、最优潮流、静态安全分析等。
实时网络状态估计和SCADA/EMS中的分析软件之间的关系如图12-4所示。
图12-4实时网络状态估计和SCADA/EMS中的分析软件之间的关系
SCADA系统采集的全网实时数据汇成的实时数据库存在下列明显的缺点：
1、数据不齐全。
远动装置只测量电力系统的一部分参数和电气量，而不是整个系统的网络参数和电气量。
而如果安装全部的量测装置，虽然可以获得很多的量测数据，但是成本很高，缺乏经济性。
2、数据不精确。
电力系统的信息是通过远动装置传送到调度中心，远动数据存在不同程度的误差，在测量、传送、转换的过程中，受到设备的限制，调度中心接收的数据或多或少地带有误差数据，这些误差有时使相关的数据变得相互矛盾。
3、受干扰时会出现错误数据。
有些甚至是和测量值差别很大的坏数据，即使采用硬件滤波和改良编码的方法，也只能起到很小的作用。
如果将远动装置传来的生数据直接使用，对于EMS的决策结果会产生难以预料的后果。
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