发电厂监控信息系统的规划与实施Word下载.doc
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各电压等级升压变压器、厂用电变压器（包括各电压等级的变压器、各侧断路器、隔离开关、主变冷却器和有载调压装置）.各电压等级母线;
各电压等级进出线（包括线路断路器和隔离开关）;
直流系统;
同步电动机;
其他智能设备（如电度表等）。
其中，主要监控升压站和发变组控制部分的系统称为发电厂电网控制系统（NCS），主要监控厂用变、厂用电源、备用电源、同步电动机等设备的系统称为发电厂电气控制系统（ECS）。
二、SIS系统规划与建设的原则
根据发电厂监控的特点，规划与建设SIS系统需要遵循如下原则。
2.1稳定性原则
SIS系统的核心设备与功能都必须能够保证每天24h连续运行，具备容错、冗余、备份和自恢复能力，各项性能指标均须满足长期运行的要求。
2.2可靠性原则
SIS系统所有的硬件和软件不能存在影晌系统性能指标的硬件缺陷或软件错误，同时须具备严密的安全性能，局部的故障能够自动隔离而不影晌整个系统的运行。
2.3实用性原则
SIS系统的各项功能须满足国标的技术规范和实用化要求，满足发电厂的实际应用需求。
系统设计应界面统一、风格一致、操作简单、维护方便，符合标准化、规范化的要求。
随着自动化技术的飞速发展，对SIS系统的要求越来越高，必须做到界面友好易于操作、图形丰富形象、实时性好、开发周期短、便于更改扩充升级以及互联互通等，故采用以往从编程语言入手去开发规模庞大的组态软件的方法不仅费时、费力、开发周期长、投入大、通用性差，而且可靠性也得不到保证，事倍功半。
因此，必须采用先进的设计理念和开发平台。
2.4开放性原则
SIS系统应高度开放，无论是硬件还是软件都须符合国际标准和行业标准，并提供统一规范的内外接口，能方便地与其它产品兼容。
软件系统具有统一的操作平台，应用软件采用模块化结构，便于功能扩展和二次开发。
2.5可扩充性原则
SIS的组网方案及设备配置要能适应规模不断扩大的要求，便于将来设备与功能的扩充。
要能适应信息技术迅速发展的要求，平稳地向未来新技术过渡。
2.6先进性原则
计算机枝术发展日新月异，方向把握不准则可能导致在很短时间内技术落伍而不得不淘汰。
因此在坚持实用性的前提下尽量采用国际上先进的成熟的技术和设备以适应未来发展，做到一次投资长期受益。
2.7安全性原则
SIS系统设计应充分考虑应用系统的安全防范体系，保证不受黑客恶意攻击和病毒侵犯。
2.8性价比合理原则
SIS系统应综合考虑技术的先进性、运行的可靠性、维护的便利性、扩展的灵活性、管理的有效性等多方面因素，同时尽可能降低造价，使系统性能价格比最优。
三、SIS系统的主要功能与典型结构
根据发电厂运行管理的需要，SIS系统必须实现下述功能:
数据采集与处理、画面显示与报警、控制调节、设备及系统保护、设备管理、事件记录、事故追忆、计算统计、系统管理及诊断、时钟管理、与其它系统通信、同期、电压无功管理、报表管理、智能操作票系统、逻辑闭锁、录波数据管理、发电管理、小指标统计分析等。
根据应用需求，一个SIS系统应综合应用先进的计算机软硬件技术、网络技术、通信技术、电力电子技术、自动控制技术、嵌入式技术，其总体结构应该是分层、分布、开放，根据设备组成和功能分配宜为间隔层、通信网络层、厂站层，如图1所示。
问隔层完成对厂站内不同电压等级电气设备对象的保护、监视、控制、调节、通信功能，厂站层完成对间隔层设备的监视、控制、管理功能以及日常运行和调度管理工作，通信网络层为不同系统设备、不同计算机系统之问提供可靠高效的数据通道。
3.1厂站层
厂站层计算机监控系统是整个SIS系统的最高层，实施对管辖范围内间隔设备的远方监视、控制、管理。
由于每一厂站内电气设备众多，且按照管理范围电压等级有明确的所属划分，因此分层监控可以分解监控对象的数量和范围，功能按层分配，降低统一监控的复杂性。
厂站层钓主计算机、操作员站、工程师站、五防/培训工作站、值长站都和间隔层设备（总控单元）处于同一以太网网络中，可以和间隔层设备快速交换信息。
厂站层的计算机及网络配置如图2所示。
一般配置2台SCADA服务器用于提供实时服务，同时充当数据库服务器并兼前置机;
配置寸台操作员工作站进行管辖区域内各问隔层设备的运行监视门台工程师工作站用于SIS系统的日常维护工作;
1台五防/培训工作站完成五防及操作员操作票模拟培训功能;
1台值长站完成值长的日常管理工作门台保护信息管理站完成与保护设备的接口及保护信息管理功能门台网关机用于与其它系统接口。
整个系统采用双网冗余结构，服务器/前置机采用双机配置，确保系统的可靠性。
如果在间隔层采用支持以太网通信的测控单元设备，在厂站层就不需要传统SCADA系统的前置通道箱以及终端服务器等设备，现场测控单元直接和前置机按网络协议通信。
服务器可配置运行UNIX操作系统的服务器（如ALPHA或者SUNSPARC等）或运行Windows操作系统的服务器（如IBM、HP、DELL等）;
工作站选用可运行Windows的任何主流高性能图形工作站。
SIS软件系统应基于C/S客户服务器体系结构并支特多层（N-Tier）体系，具有功能强大的组态功能。
并须支持混合平台，即服务器端可以运行在UnIx或者Windows操作系统平台上，而客户端统一采用Windows2000操作系统平台。
数据库系统则选用大型商用关系型数据库如Oracle或者MSSQLServer2O00。
客户端则选择高性能的图形工作站。
服务器与工作站在网络环境下构成分布式系统，客户端应用通过网络环境与服务器端的数据、应用服务通信。
在SCADA数据采集和监视控制功能的基础上，SIS系统还要扩充调度管理功能，实现操作票管理、日志管理、设备管理、停电管理、图资管理、运行分析统计、报表设计等日常管理功能。
同时，也要扩充和发电相关的一系列功能，如AGC/AVC接口、机组竞价上网考核、发电经济性指标计算等。
SIS系统开放的API接口可以灵活扩展其它新的应用。
SIS软件的整体结构如图3所示。
针对不同的数据源，SIS应用可分为实时环境和离线环境。
实时环境下主要实现针对实时数据库的应用。
实时环境在逻辑上由2部分组成，即实时服务器系统（RTServer）和实时客户机系统（RTClient）,RTServer负责实时数据库的维护，完成SCADA实时数据采样、处理、告警监视、控制等核心任务，并以服务的形式向客户端提供基本功能调用，如实时数据库的操作、实时控制命令下发、告警信息获取等。
RTClient负责提供用户界面，以直观形式（如文字、表格、图形、声音、动画等）维护系统模型，显示系统的运行状况，完成所有SCADA客户端应用。
SIS系统的各种服务器端应用构成了实时系统的应用层，而服务器端网络服务和客户端及前置网络服务则构成了跨网络环境的系统通信软总线。
实时环境下的服务器端和客户机端的网络服务程序采取基于TCP/lP协议的通信模式，因此服务器应用和各种客户机应用可以分布运行在基于局域网/广域网环境下的多种硬件平台上。
离线环境完成计算量大、实时性要求不高的应用。
SlS系统内部软件结构如图4所示。
与DCS接口通过接口工作站完成，以标准规约如104或者DCS专用规约通信，硬件接口可以选以太网或者RS232;
与MIS系统接口可通过在物理安全隔离环境下的WEB子系统功能实现，通过WEB向MIS发布实时运行工况、报表事件查询等信息;
与保护接口可通过以太网或者RS232接口与保护网络的通信管理机通信，保护设备单独组网。
保护通信管理机可以接入间隔层的总控单元，也可以直接和厂站层的SCADA系统通信（以太网通信模式或终端服务器模式）。
保护设备也可就近接入间隔层测控单元，利用该单元的通信功能与厂站层SCADA系统以及保护信息管理工作站通信;
与远动系统的接口直接通过问隔层总控单元转发，可以是以太网接口（104规约），也可以是RS232接口（l01或者其它规约）。
3.2通信网络层
通信网络层主干宜基于光纤或双绞线工业以太网建设。
无论是总控单元、各设备对象测控单元还是保护通信管理机单元，都是等同的网络设备，都可以在局域网内与后台监控系统实现基于TCP/lP协议的点对点通信，从而彻底消除常规厂站自动化系统中的现场总线、多级转发、串行通信等技术瓶颈，实现控制中心与现场设备快速、可靠的通信。
当然，为了接入其它智能电子设备IED，也要能兼容多种通信模式。
3.3间隔层
间隔层设备主要是总控单元和测控单元，均应采用面向对象的分布式设计思想和工业以太网通信总线，一个对象一个装置，完成对一个设备对象的测量、控制、调节、通信、管理等所有功能需求。
考虑到其它智能设备的灵活接入以及与厂站层监控系统和上级监控系统的数据通信，间隔层应配置2台总控单元，完成与各单元测控装置及其它智能设备的通信和规约转换，并向上级监控系统提供统一的通信接口。
总控单元作为一个网络设备直接和多级调度系统通信，能充分发挥光纤信道的通信能力。
在一个间隔层监控系统中，可以由单元测控装置面向设备单元分散布置，协调工作完成整个系统的监控。
根据实际工程实施技术规范书I/0表，各电压等级电气设备可配置一到多台装置完成监控功能，可分散布置在间隔设备?
如开关柜等），也可以集中组屏。
关于问隔层的配屏方案，总控单元可单独组屏布置在厂站监控中心，而各单元测控装置既可按电压等级或区域组屏，也可就地分散安装在一次设备上。
这种组屏模式具有良好的系统架构。
未来系统扩充时只需要布置新的测控单元，通过以太网接入总控单元，系统结构无需作任何改变。
组屏示意图如图5所示。
总控单元须具备强大的通信功能，完成以各种规约与各分散测控单元、智能设备的通信，把在当地采集的各种实时信息处理之后送往厂站监控系统或上级监控系统，包括模拟量（YC）、状态量（YX）、脉冲量YM）的接收处理与发送，状态量变位优先插入传送（CDT）及事件顺序记录（SOE）数据的发送，控制、调节命令的接收与执行，具有转发和一发多收功能，具有以不同规约、不同速率与多个系统接口（如与微机保护接口接收保护装置的有关信息和查看设定保护定值、与微机"
五防"
装置接口、与电能计量管理机接口、与微机直流电源系统接口等）的功能，并接收设置和参数下载命令。
关于通信规约问题，国内SIS系统的通信规约较为繁杂，无论是在站内不同设备之间还是在其它系统的连接中，由规约转换而引发的软件编程调试成为实际工程投运中工作量最大的项目，因此有必要加以统一。
现场目前大多采用CDT、SC-l801、U4f、DNP3.0等规约，新系统有逐步采用lEC60870-5-101国标版本DL-634-1997的趋势。
该规约为调度端、厂站端、间隔单元之间的信息传输制定了统一的标准。
IEC60870-5-104规约是101规约基于TCP/lP的网络化封装，因SIS系统各层均基于以太网，因此适宜统一采用IEC60870-5-101、104规约。
测控单元应采用面向对象的设计原则，即面向线路、旁路、母联、电抗器、电容器、分段、变压器等电气安装单位进行设计，一个对象一个模块，一个模块完成一个电气安装单位的测量、控制、调节、通信、各种管理机等全部功能，将各种保护、电能表和其它智能装置与监控在数据层上融为一体，以此为基本单位组成问隔层系统，各模块完全独立，便于以对象为单位隔离故障，提高整个系统的可靠性。
测控单元的软件应按分层分布式设计，各种功能设计成独立的组件，除了基本的"
五遥"
功能外，还要有实用的高级功能，根据需求灵活配置。
测控单元应具备优异的通信功能，每个单元至少配置10个串口（R5232/485/422）和9个以太网口，支持光纤直接接入。
内嵌多种通信协议，具有通信管理机功能。
测控单元应采用高性能、模块化的嵌入式实时多任务操作系统和双CPU结构，主CPU采用32位高性能工业用CPU完成系统控制和通信等功能，从CPU采用高速DSP完成各种数据计算，而可靠性要求高的操作如遥控、遥调、同期、闭锁等则由2个CPU共同完成。
测控单元须具备高可靠性。
首先，要具备优异的电磁兼容性能，达到最严酷等级四级，以在各种恶劣环境下使用;
其次，应采用双CPU共同控制遥控、遥调输出，只有在2个CPU都正常的情况下遥控遥调才能输出;
第三，应采用长密码锁技术，使装置在受到干扰或芯片失效时遥控遥调都无法出口;
第四，应采
用负电压驱动技术以有效地减少干扰的影响，因各种干扰信号都是正信号;
第五，采用合分互锁技术，保证合、分不可能同时输出;
第六，主CPU板应采用多层板设计和表面贴装技术，以提高抗干扰能力和增强稳定性。
测控单元还要有很高的精度，使甩专用的高速DSP对多路模拟量输入同步采样，每路都进行128点及以上的全波傅立叶计算，同时选用高精度互感器。
还要维护方便，配置高分辨率液晶显示器和常用字库，采用类windows界面，以方便直观地在装置上查看各种实时数据、设置通信参数、进行遥控遥调等操作。
维护界面应友好直观，以方便对模块进行监视、控制和实现各种功能。
测控单元的基本功能有:
遥测（模拟量输入）功能采集电流、电压、有功功率、无功功率、频率、功率因数、温度量等模拟量;
遥信（状态量/开关量输入）功能采集断路器、隔离开关、接地开关的位置信号，继电保护和安全自动装置预告、动作及报警信号，运行监视信号，BCD码等;
遥脉（脉冲量输入）功能采集以脉冲形式表示的有功电度、无功电度;
遥控（开关量输出）功能控制断路器、隔离开关、接地开关的分合操作，调整有载调压变压器分接头档位，继电保护硬压板（继电器接点）远方投退，电压无功自动控制（VQC）、同期、变压器风冷启停，信号复归等控制;
遥调（模拟量输出）功能以电流或电压形式下发设点、升降命令，实现发电机的自动发电控（AGC）、自动电压调节（AVR）等;
通信功能可把所有数据送往上一级系统和接收系统命令，以及连接微机保护、智能电度表等智能电子设备（IED）。
测控单元的高级功能如下。
a.可编辑的图形界面。
维护软件通过直观方便的图形编辑界面直接在维护软件上编辑图形，并模拟显示直至满意，完成后下载到装置。
编辑界面示例如图6所示。
b.网络安全机制。
应具备嵌入式网络安全技术，支持各种符合X.509标准的数字证书，发送数据加密，接收数据解密，对遥控等操作进行数字签名，确保万无一失。
c.同期（检同期、检无压）功能。
可以实现双电源线路、母联、旁路、主变各侧断路器、1个半接线断路器的自动捕捉准同期操作或检无压操作。
如图7所示，检同期时显示实时变化的两PT的电压、频率和相位差。
d.电压无功自动控制（VQC）。
具备面向变压器的VQC控制装置或者面向控制单元的分布式VQC控制功能，能根据设备运行方式自动实现变压器分头、电容器自动投切，局部优化电压无功运行状况。
e.谐波监测。
当采用三表法时，可计算电压和电流的正序、负序、零序分量，计算三相不平衡度。
应突破传统的先启动再分析的静态谐波分析方法，实时显示每周波的谐波。
f.序分量监测。
应能实时分析各交流输入量的63-127次谐波，用于谐波源分析或电压质量分析。
g.事故录波。
应能自动进行事故录波，每次事故至少同时记录12个遥测量、长达1s的波形（事故发生前20个周波、之后30个周波），并可追忆8次以上的事故。
根据需要应能设置事故录波的遥测量组合、录波的事故前周波个数和之后的周波个数以及事故追忆次数。
h.波形监测。
应能同时显示多路遥测量的实时变化波形。
根据需要可设置遥测量的组合、定时录波等。
i.防误闭锁。
可靠的防误闭锁应基于内嵌的PLC功能，既可以针对电气安装对象进行防误闭锁，也可以按厂站层与问隔层统一设计系统的防误闭锁。
闭锁条件不仅支持传统的遥测量、遥信量，还要支持虚拟量，如当日的操作次数等。
j.小电流接地选线。
在配备三相CT或专用零序CT的情况下，应能检出母线开口三角电压越限，总控单元在收到该信号后查询该母线各测控单元在接地瞬间记录的零序电压电流资料，汇总分析后作出正确判断。
四、SIS系统建设与应用中需注意的问题
我国各类发电厂的SIS系统建设对各个部门来说都是一个新课题，需要不断探讨。
根据笔者的实践经验，认为在SIS系统建设中需注意以下几个方面:
注意新厂与老厂的区别，由于设备状况、管理体系、人员结构等方面的不同，对SIS系统的要求会有较大差异;
注意总体规划分步实施，不能好高骛远;
注重实用功能和性价比，有些看起来花哨但实用性不强的功能可以缓上;
注重历史数据的保存整理应用;
注重资料文件档案的齐全完整;
注意选择对行业比较熟悉、有长期后续技术支持能力的实施单位。
五、结束语
电力行业的体制改革使我国的电力市场发生了巨大的变化，发电企业面临着更为激烈的竞争，以提高企业生产效率为目标的生产信息化建设已成为科学管理和高效决策的必备技术手段。
SIS系统能为管理层决策层提供真实、可靠、全面的生产运行实时及历史数据及客观准确的生产经济指标，为电厂的安全稳发、高效满发、成本控制提供真实而重要的实时现场数据，为机组跳机等事故分析提供填密可靠的历史数据。
同时，还能高效、准确、长期保存电厂生产的大量珍贵的历史数据，再配合以精确的数学模型、先进的数据发掘工具、专业的分析模型，就能使这些数据成为电厂安全经济运行的宝贵资源，提升电厂的总体效益以及在电力市场中的竞争优势。
因此，科学规划与实施SIS系统有着重要的意义。
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