电网地理信息系统（精选十篇）
电网地理信息系统 篇1
随着电力系统的发展, 面对越来越密织的电网, 复杂的电力设备, 时刻变化的负荷信息, 以及人们对供电质量、环保、电力市场化体制改革等问题的日益关注, 传统电网管理方式已经很难满足电网的建设和安全经济运行要求, 电力规划、运行、营业部门必须对极其庞大繁杂的信息进行采集、存储、分析和快速处理。近几年, 国内各省网公司和直属单位的“SG186”一体化企业级信息集成平台建设已陆续完成, 为建设“纵向贯通、横向集成”的数字化信息化电网奠定了重要基础。为了实现电网改造和发展的合理规划, 提高电能的质量和供电可靠性, 提高电力设备运行的安全性、经济性, 需要进一步深入应用现代化计算机和地理信息技术用于电网管理, 将各种图形、地图、数据信息统一共享。
传统电网技术的不断完善和新电网技术的创新发展, 给电网管理带来了新的挑战。如何处理复杂数据、增强应急响应能力、提高服务质量, 已成为管理者越来越重视的问题。借助于三维地理信息技术的日趋成熟, 建设基于三维信息平台的二三维一体化电网地理信息系统, 在三维场景中一体化真实模拟电网场景、设备管理、变电站机器人巡检、城市模型、气象信息展示等, 正成为提高电网运行水平、保障运行质量和效率的趋势。
二、二三维一体化关键技术
二三维一体化电网地理信息系统借助二维GIS的空间查询、分析、统计功能, 三维GIS漫游、模型渲染、三维分析等功能, 突破了空间信息在二维平面上抽象表现, 为用户创建一个直观的、带地理参考的、精确的三维数据场景, 将分析结果经过后台运算后再在三维客户端进行表现, 为信息判读和空间分析提供更好的工具, 为电网运营、设计提供更直观的平台。
目前大部分二三维结合GIS系统以松散型为主, 即将二三维子系统集成于同一个系统中, 二维数据和三维数据分别在二维窗口和三维窗口中独立渲染, 子系统之间通过接口和协议进行通信。实现紧密型的二三维一体化系统, 必须突破二三维的低水平结合, 即由二维GIS提供数据及各种服务, 由三维系统实时渲染其自身的数据以及二维系统提供的数据和分析结果。其中的核心问题是如何在三维系统中渲染二维数据。通常二维系统提供的数据无法在三维系统中直接渲染, 将二维数据作为一个图层以纹理的形式叠加到三维地形表面是解决此问题的一条途径, 而实现二维图层的实时快速渲染是其关键。本平台针对此问题提出了基于LOD的二维图层与三维地形叠加的渲染构架, 实现了二三维渲染的同步。
在Windows操作系统中, 二维应用程序通过GDI调用硬件设备驱动程序接口 (DDI) 渲染, 其渲染构架可以抽象为下图中的左虚线框部分, 即系统经过对二维数据分析运算、空间坐标转换等操作得到最终结果数据, 然后通过GDI调用相关的硬件设备接口, 将结果数据以二维符号的形式输出到显示介质上。而三维应用程序则使用Direct3DAPI调用硬件设备驱动程序接口输出三维场景, 即三维地形渲染由地形渲染引擎将地形数据和纹理数据经过三维空间变换后输入三维渲染管道中, 由Direct3DAPI调用相关的硬件设备接口进行场景渲染。由于地形及其影像纹理的数据量远远超出硬件的处理能力, 因而渲染高质量的地形需要高效的数据结构和算法。通常使用LOD模型组织数据, 根据一定的规则简化被渲染目标, 渲染时根据被渲染目标相对于观察者 (镜头) 的距离选择不同的细节程度渲染, 越近则细节程度越高。基于LOD的地形渲染构架如下图右虚线框部分所示, 渲染引擎通过LOD规则选取那些可见部分的数据, 并进行适当的简化后生成地形顶点数据和纹理数据, 并将这些数据输出到硬件设备的渲染管道中, 由图形显卡进行最终的输出和渲染。
由于二维应用程序与三维应用程序采取不同的技术构架, 因此二者的渲染不能直接结合。但可以将二维系统的输出作为三维系统的输入, 由三维渲染引擎将二维图层叠加到三维地形上, 从而实现二三维系统渲染的有机结合。基于LOD二三维叠加渲染的工作流程下图中间部分所示:三维地形引擎根据LOD规则向二维系统发出纹理请求;二维系统将指定范围内的地图输出为一张图片, 返回到三维系统中;三维系统以纹理的形式将返回的图层图片叠加到地形表面上。紧密型二三维结合系统构架将二维系统作为三维系统的一个图层来渲染。二维系统为三维系统提供纹理服务及其它服务, 三维系统向二维系统发出纹理、空间查询、空间分析等请求。二维系统接收到参数后, 调用相应的方法, 并将结果返回到三维系统, 由三维系统负责渲染;二维系统也可以保留自己的界面, 实现二三维联动和对比。
在数据统一方面, 平台通过对二维GIS空间数据引擎进行拓展, 增加高度信息字段, 使空间数据引擎同时支持二维视图和三维视图的功能需求, 将二维和三维数据统一进行存储和管理, 同时在.NET窗口嵌入二维GISCOM组件, 实现二三维同时显示。这样充分利用二维的数据资源和三维的可视化效果与分析功能, 在数据源统一的前提下实现电力系统的二三维一体化协同设计。
总之, 在本平台的设计和实施过程中, 主要从以下两个方面着手进行研究。
2.1数据存取方式的统一
二维地理信息系统经过多年的发展, 积累了大量的数据资源, 电力系统中用到的各类专题图都已二维的形式存储。要充分利用原有的数据资源, 平台必须要兼容二维的数据格式, 同时为了保证数据的唯一性和准确性, 二维数据和三维数据必须存在同一个数据库中, 采用统一的数据来源。为了达到这样的目的, 本平台设计了统一的数据存储与读取的接口, 并对原有的二维数据表进行扩展, 加入了存储高程的字段, 使二维的数据与三维的数据进行兼容。
数据存取模块的结构下图所示:
2.2数据展示效果的统一
在二三维一体化的设计中, 二维视图和三维视图要做到紧密的统一。二维和三维窗口都可以通过比例尺和地图中心点来定位, 但是由于三维窗口中使用的数据为WGS84地理坐标, 原始数据没有经过投影, 而是渲染过程中动态投影, 因此二维与三维的投影必须保持一致才能使二维和三维视图的对象形状、大小完全相同。由于二维和三维使用的同一套数据, 所以二维的原始数据也是未经投影的地理坐标, 所以二维窗口也要动态投影。
如图4、图5所示, 二三维视图的显示都经过了动态投影过程, 不同的是三维部分是在内存中实现, 二维部分是在配置地图时实现的。
三、系统主要功能应用
3.1无人机巡线
系统提供飞机巡线模拟仿真功能, 为真实的无人机巡检提供支撑。用户可直接在三维场景中规划无人机巡检线路, 设置航线类型 (左单边航线、右单边航线、闭合航线) , 根据结果生成无人机飞行路线, 同时支持巡检路径的导入导出。提供对需要模拟飞行的线路的参数进行相应设置, 对完成参数设置的线路进行巡线模拟飞行, 对接入的真实无人机飞行线路进行飞行回放。 (图6)
3.2变电站巡检
实现试点变电站的机器人在线监控, 监控的内容主要包括以下内容:变电站机器人是面对变电站一次设备进行检测, 主要包括红外热像仪、可见光摄像机、拾音器等检测系统, 获取红外热图、可见光图片、音频、录像等原始数据。针对原始数据依据变电设备巡检规范、红外测温导则, 对设备状态进行识别、诊断分析, 产生测温数据、刀闸分合、开关分合、仪表读数、异物破损状态、音频状态, 将数据提供给生产系统和综合自动化系统。
系统为机器人系统提供运动同步展示和缺陷告警的显示, 提供机器人行走道路、机器人停靠点、机器人充电室等示意模型。以不同视角 (机器人视角、区域视角、全景视角) 进行三维显示, 一次设备模型根据实际的分合状态进行展示, 同步展示机器人采集的数据。 (图7)
3.3气象信息展示
根据接入的实时性气象数据、灾害性天气, 地质灾害、森林火险、精细化数据, 台风、雷电等重大灾害性、关键性、转折性天气等数据进行分析, 并根据数据的特点, 在图形中以不同的状态符号进行显示展示, 内容主要包括以下内容:气象信息预报的展示, 主要以文本或以图片的方式按照不同时间段等的形式进行预报展现。不同灾害性天气如森林火险、地质灾害等天气状况按危害等级程度不同进行颜色渲染, 并将不同的预报预警以区域范围的形式展示, 为做好预警和应急保障, 为电网重要线路走廊提供预警研判支撑。高温、暴雪、暴雨等灾害性天气将依据气象灾害可能造成的危害程度、紧急程度和发展态势, 分别发布不同级别的预警信号信息。 (图8)
3.4三维电网分析
(1) 电网设备淹没分析
通过指定区域和水淹高度实现水体淹没的分析及模拟;通过指定区域和水淹高度计算得到水淹范围, 依据水淹范围计算水体体积;通过指定区域和水淹高度计算得到水淹范围, 依据水淹范围快速查询范围内的变电站, 输电线路杆塔等电力设施。
(2) 线路缓冲区分析
通过指定线路和参考分析图层, 设置缓冲区半径、分析类型 (电网资源类型或基础地理对象类型) 、分析方式 (包含、相交等) , 进行缓冲区分析, 根据缓冲区范围分析相关内容, 将分析结果在图形中高亮显示;将分析结果以列表方式显示分析结果的详细信息;可以对分析结果进行快速定位。
(3) 线路剖面分析
自动生成指定线路的截面以及地形剖面图, 模拟实际线路弧垂;实现在剖面图上任意高度和长度的测量。
(4) 交叉跨越分析
指定线路和参考分析图层, 系统能够自动分析出指定线路存在的交叉跨越的对象, 在三维场景中高亮显示分析结果, 同时在交叉点提示高程差以及线的交叉角度;使用报表的形式将分析结果列出;可以对交叉对象快速定位。 (图9)
3.5二三维一体化
用户通过二三维一体化展示功能, 实现二维、三维之间的联动, 可以在二维和三维互相切换, 二维与三维之间显示的范围始终保持一致。提供二三维设备相互定位的功能, 二维中选择某一电网设备, 可以定位到三维中的该设备, 在导航树中选择某一电网设备, 可以定位到二维中的该设备, 反之亦然。 (图10)
3.6辅助规划设计
系统提供在三维场景中选定目标地点立塔, 设定杆塔属性 (高度、绝缘子类型、金具类型等) 和导线段属性 (弧垂值、线材等) , 系统自动快速地建立仿真线路, 在三维场景中正确展示设计线路的杆塔、绝缘子、金具等模型挂接关联, 根据设备类型与三维模型进行仿真匹配。实现对杆塔、绝缘子、金具和导线库的维护, 包括基础信息、设备三维模型匹配信息等, 能够对杆塔、绝缘子、金具以及导线型号进行设置, 同时可以调整弧垂相关参数, 根据三维选线线路路径以及选定的设备型号, 结合模型匹配及弧垂参数, 实现设计线路的三维高效仿真。
系统对变电站选址提供辅助分析功能, 能够根据变电站不同电压等级匹配不同的三维模型, 根据选址位置在三维场景中自动加载显示, 根据选址原则及规划位置, 在三维场景中进行变电站选址, 选址区域为多边形区域, 选址完成后加载变电站三维模型, 根据污秽区域及地质条件对变电站选址位置进行校验, 同时对选址范围内的现状输电线路、规划设计线路进行统计, 统计结果在三维场景上进行展示, 并输出统计报表。实现对选址范围内的土方进行计算, 计算结果为该区域内的挖方数据和填方数据, 同时用户可以设置土方计算的高程值。 (图11)
四、结语
二三维一体化的电网地理信息系统通过对紧密型二三维一体化技术的研究, 构建统一数字化电网, 建设开放式的、面向企业级应用的电网地理信息服务平台, 提升电网的精益化管理水平, 为各类业务应用提供有力支撑, 服务于智能电网的空间信息资源共享, 为智能电网的经济、高效运行提供辅助决策, 为智能电网的自愈、可靠提供基础支撑, 为政府及相关部门提供电网基础设施共享服务。
摘要：电网地理信息系统在传统二维以及三维地理信息系统已有的空间查询、分析、展示功能的基础上, 通过对紧密型二三维一体化方法的研究, 实现了二三维一体化的电网地理信息系统建设, 在二三维一体化的场景下, 提供真实模拟电网场景、设备管理、变电站机器人巡检、城市模型渲染、气象信息展示等应用。
关键词：二三维一体化,电网应用,地理信息系统
参考文献
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电网地理信息系统 篇2
传统电网在环保性能与利用率等方面存在的问题较为严重。目前，电力系统在运行过程中对环境污染较大。因此，为了对这一问题进行解决，未来智能电网将得到不断的改进和完善，基于新能源构建的大量分布式发电点设施合理的引入到电网系统中，电力的供应将多元化。科技的高速发展，会使未来智能电网表现出与许多分布式计算系统相似的特性，将会使智能电网的研究与计算机网路之间联系变得更紧密。目前，传统电力系统面临着许多问题，例如在处于峰值时，出现“电荒”、在电力系统运行过程中，如果获取信息不及时，将会导致设备利用率降低。智能电网解决的问题
智能电网解决的问题体现在以下几个方面。
2.1 确保电网稳定、安全、可靠性，提高设备利用率电网系统具有较高的耦合度，如果系统在运行过程中存在调控不当的情况，单一故障可能会引起连锁反应，情况严重时将会导致大面积设备损坏和停电故障。从而将会导致不可估量的损失。因此，电网系统对可靠性的要求很高，智能电网的智能调度主要是确保调度的安全性和可靠性。
2.2 发电与用户的良好互动
电网的一项主要特征就是用电与发电两者的平衡。从终端用户角度对问题进行分析，用户通过智能电力终端能够获取到电网在运行过程中的具体参数，从而适当的调整自身的用电情况。对于电网系统来说，则可以依据用电信息构建准确的负荷模型，使供电效率得到进一步提高。传统电网建设主要基于发—输—变—配的单相思维，这种思维方式会引起大量的冗余，坏造成资源浪费，智能电网则是在较高实时性的测量通信系统，在系统运行过程中，可以通过动态控制发电负荷平衡，适当减少热备用，使系统的稳定性得到进一步提升。
2.3 接入可再生能源
新能源主要指的是光伏发电和风力发电。在对可再生能源的利用过程中，需要不断优化发电配置。同时，由于新能源具有间歇性和随机性，因此，在对其进行应用过程中，如果直接将其接入到电网中，可能会对系统的稳定性造成不良影响。例如，利用风力发电，可能会因为气象原因，导致大范围脱网，致使电力系统的平衡瞬间遭到破坏，从而将会使系统的稳定性遭受破坏。由此可见，要想确保电网系统的安全性和可靠性，就必须要做好信息的采集、传输、处理等。因此，加强对智能电网信息系统的研究具有现实意义。智能电网信息系统体系结构
3.1 基础设施
基础设施主要有以下三点组成：①控制设备，指的是控制电网系统中的频率、电压、相位等多项参数。控制设备主要包括远程终端单元，智能电子设备等。②测量设备，测量设备包括用户测量设备，主要指的是智能电表，对其进行应用的主要目的是量测用户用电的具体情况，实现用户信息与电网信息的良好互动，主动获取用电设备的数据，并且能够实现断电、计费等方面的管理工作，可以为节电提供良好的建议。电网维护测量系统主要收集电厂、输配线路的数据。③通信网络，目前我国电网通信并未形成统一的体系架构，在具体应用中主要将信息通信网络技术融入到电网系统建设中，从个人实现对电力状态和用户单元的监测。
3.2 智能网的支撑平台
传感测量系统，信息量和信息计算为电网决策奠定了基础，依据测量系统所得到的结果对数据进行监管与收集。因此，在收集用户数据时，主要的表现形式为测量系统收集。对设备之间的通信模式、关联性进行整体式描述。
智能电网中进行数据的表示与存储系统，系统必须要具备采集数据和命名两项功能，数据具有模型标准与联动性。例如，在不同的协议下，数据的存储方案的种类也有会所不同，主要的几种存储方式包括：分布式、关键词句、集中式等。近几年，随着科技的飞速发展，云计算平台这一模式逐渐被人们所掌握，该方式同时具有可靠、安全、存储空间大等诸多优势于一身，从目前的发展情况来看，该方式在未来将会成为电网数据的主要存储形式。
在分析与决策智能电网系统时，要对涉及到的大量数据进行容量处理，通过对电网运行情况的动态监控，完成对计费数据的合理分析。此外，还需要详细记录电网在运行期间的存遇到问题，并通过合理的方式对问题进行分析，避免系统在日后运行过程中出现相同的问题，同时，还应当通过合理的方式提高系统的安全性和稳定性，最大程度降低停电事故和用电路故障的发生几率。
3.3 智能电网信息系统的应用体系
3.3.1 发电侧的应用
随着人们环保意识的不断提高，新能源逐渐被应用到发电系统中，如水能、太阳能、风能等。但是，在发电过程中如何利用风能，因为风的时间和强度都是无法控制的，这将会对系统的稳定性造成不良影响，为了解决这一问题，在具体处理上可以采用以下方式：①预测风场出的风力输出信息，合理的与负载测能源信息结合，实现发电的稳定输出。②实时控制电网负荷，平衡风力发电输出和负载功率两者之间的关系，这样在风机输出降低时，减少负荷使用，通过这种处理方式，可以适当缩小存储设备的规模，降低成本。
3.3.2 电网侧应用
电网侧应用主要表现在能源管理上，就是在具体操作过程中需要传统的不可再生能源与新能源合理的结合在一起，并全要实现对电力系统的分析、检查、调度、控制，保证电网侧的安全性。
3.3.3 用电侧应用
电力部门对一段时间内电力系统负荷情况进行收集，实现对用户用电行为的预测，从而为电力部门制定合理的电价提供准确的依据。例如，电力系统在分级电力系统中的负荷信息后，可依据具体情况采用相应的激励电价措施，实现间接的负荷管理，也可以针对用户的用电设备采取直接控制。例如，在电力系统运行过程中，电力部门可以直接对电力系统设备进行控制，通过降低功率和控制电压等方式实现对用户用设备的控制。此外，电力系统运行过程中，如果可以终段负荷，要计算中断成本，也就是能计算因停电给客户造成的损失，以便制定相应的补偿策略，最大程度降低因为停电引起的不满。结语
电网地理信息系统 篇3
关键词：电网规划设计；地理信息系统；计算机辅助设计
一、引言
电网规划是对即将开展的电网建设工作提供设计方案，其涉及的问题是多方面的，比如电网的运行可靠性和电网运行的经济性、不同地域环境下工程的建设、电网负荷分布以及电网新技术的应用等。
二、电网规划设计流程
电网的规划就是将建设电网的资源统一配置和优化管理，保证电网建设安全、稳定的进行，并在考虑环保和经济效益的同时，保证电网结构的合理性。不同配电网公司管理的电网其运行和区域电网管理体制不同，因而其电网规划也会有所不同。但是电网规划的基本流程是基本一致的。电网规划主要的设计与规划步骤为：电源规划与负荷预测、市场空间与电力电量分析、电力流分析、工程建设必要性研究和最后的方案评估与确定，其具体的规划基本流程如图1所示。
图1 电网规划流程图
三、地理信息系统在电网规划中的应用
从电网的规划设计流程可以看出，电网规划的方案制定很大程度上受到设计规划人员的经验和掌握相关技术程度的限制；且电网规划方案涉及的面太过广泛，针对于不同的地区，因为其地理位置的不同而对于该区域内的电源结构和负荷分布也完全不同，方案制定人員在对不同区域的电网进行规划时并没有通用的规律可循。
就目前地理信息系统的发展而言，其对于空间数据库的处理和地理信息的可视化技术已经相当成熟。只要将区域内的电网规划信息如电源规划、负荷预测等，与空间地理信息相结合，便能实现电网的地理信息与属性信息可视化，从而为电力网络的规划提供更加切合实际的方案校验与经济性评价。地理信息系统的电网规划框架如图2所示。
图2 地理信息系统的电网规划框架
3.1 可视化功能
目前我国的电网正处于高速发展期，电网的变动相对频繁，同时也会改变电网的地理接线图。而地理信息系统能够通过对地理信息与相关电网数据的有机结合实现电网在地图上的数字化、可视化，而结合地理信息系统的二次开发功能，电网的地理接线图也能够实现实时更新，这些都为电网规划的准确性、合理性提供了必要的技术支持。
3.2 辅助功能开发平台
地理信息系统结合电网的相关数据，还能实现电网的相关拓扑算法、潮流算法等方案校验，能够通过地理信息数据与电网数据的结合对电网规划方案的经济性作出评价，辅助规划人员作出合理的规划方案选择。
（1）负荷预测
电网的长期负荷预测需要结合区域内的历史用电数据、区域内大用户用电量的改变、区域内天气的变化以及周边大工程项目的开展情况。地理信息系统的开发平台能够保存相关的历史用电数据，并且在不改变历史数据的情况下，进行数据的调整。另外用户还能结合区域内的其他因素调整负荷预测方案。
（2）变电站布点、定容与电网线路布局
变电站是区域内电网的供电中枢机构，只有保证其合理的布局与容量，与电网线路路径的合理规划，才能保证区域内电网稳定、安全的运行。通过对区域电网的负荷预测，能够初步确定变电站的定点范围。
3.3空间数据管理模式
地理信息系统的数据类型主要分为两种一类是地理信息数据，一类是相关的属性数据即电网的相关数据。地理空间数据主要描述地理空间位置通常用点、线、面三个元素来表述。点对应的属性信息是变电站位置与容量，线对应的属性信息是电网线路走向与负荷等信息。随着数据库技术与GIS技术的进一步结合，已经能够实现将空间数据与属性数据同时存入统一数据库，实现对地理信息系统内数据的一体化存储与管理。
四、总结
通过将地理信息系统与电网相结合，能够实现电网相关信息的地理可视化、负荷预测、变电站布点、线路布局和规划方案评估等功能，为设计人员提供更加合理的经济评价与方案评估。
参考文献：
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研究智能电网信息系统体系结构 篇4
将先进的信息技术与传统的电网基础相结合组成一个全新的电网系统, 解决了传统电网中存在的一些弊端, 促使电力与能源可以得到更进一步的优化与调控, 这就是智能电网融合的主要目的。其过程主要是将双向高速通信网络作为发展基础, 应用先进的设备技术、测量技术以及控制方式等使电网的发展可以更加安全稳定、经济实用、长期可持续性发展的方向与目标。其核心是使电网发展尽快实现自动化、信息化、科技化, 达到降低能源耗费, 节省电力运行成本消耗的首要目标。主要是由基础设施、支撑平台以及应用体系构成了智能电网的信息系统[1]。
2 分析智能电网信息系统的结构组成
2.1 基础设施
电力系统的控制设备、测量设施、通信网络三大部分构成了智能电网信息系统的基础设备建设。其一, 所谓的控制设备主要是控制电网系统中的电压、频率、相位、作功等工作性参数。通过各种智能化电子设施控制配电系统、输变电系统等发电型单位。
其二, 测量设施主要是由电网维护运营系统与单个用户测量系统两大部分共同构成, 单个用户通过智能电表记录用户用电情况, 实现了自动化获取用户不同的用电设备的耗电数据, 能自动化计费、紧急断电保护等, 实现了用户与信息化电网之间的沟通, 有助于更高效便捷的节约用电管理。
其三, 通信网络是将信息技术融入到电网系统建设中, 将组成的电网通信网络信息系统主要分为单个用户测量单元与电力状态监测网络等两大重要部分。
2.2 智能电网的支撑平台
智能电网主要包含了数据表达与存储系统、传感测量系统、决策系统、执行系统、控制系统等多种系统模式。在进行传感测量时, 因信息数据计算和存储奠定了相应的技术基础, 同时在进行电网决策时, 会根据测量系统显示结果进行数据的收集与监管, 因此, 会将之前采集的数据与高级计数架构作为电力系统状态前的数据。在进行单个用户数据收集时, 其收集的数据主要的表现形式为电力测量系统收集数据信息进行定义与命名数据采集设备的表述等方面的问题。对于设备之间的关联性、通信模式进行整体式描述。
在智能电网中进行数据的存储与表示时, 必须具备数据采集重新定义与命名以及系统设备整体式描述两项主要功能, 借此突显数据之间的关联性与模型标准。比如IEC60870、IEC61970等协议组之间存在着一定的模型协议标准制定过程。在数据的存储方面有不同种类的方案, 主要分为集中式存储、分布式存储、关键词句存储以及文件系统数据存储等。随着经济发展推动科技的进步, 云计算平台这种新型模式逐渐被人们熟知, 其同时具备大容量存储空间、安全、可靠、便捷等多种优势, 就目前的发展形势而言, 其势必会成为未来电网数据的主要存储方式[2]。
在进行智能电网系统分析与决策时, 必须对数据进行大容量的处理, 通过监控电网的运作情况与计费数据分析, 此外还应该对电网的运营期间存在的问题进行整体化记录与分析, 避免后续再在系统运转中出现同样的问题, 与此同时, 还应尽量提高电网系统的稳定性和安全性, 降低电路故障与停电等事故的发生概率。
最后, 智能电网系统还应具备一个重要功能, 在用户用电同时, 可以检测到其用电的主要用途与形式, 对于不良的用电情况, 针对性的给用户提出改进建议。
3 智能电网系统系统的应用
随着可持续发展观念的推广, 传统的发电能源模式已经不能适应当前的电力系统的发展, 风能、水能等绿色能源已经逐步取而代之。但是目前在进行风力发电时, 因为无法控制风速变化, 在连接到电网后导致电网系统的稳定性降低。为了解决风力发电不稳定的情况, 可以通过两种形式进行优化。第一将负载能源需求与风长所在地的风力预测输出信息相结合, 通过混合能源发电系统进行辅助调试, 提升发电输出的稳定性, 这种模式效果较好, 但运行中涉及一套专业的配套设施, 成本费用极高;第二通过平衡风力发电负载功率需求、风力输出数据信息以及电网负荷控制之间的关系, 在减少风机输出时减少电力负荷使用频率, 达到降低存储容量, 减少成本支出的目的[3,4]。当然, 这些措施与建议在任何情况下都离不开智能电网作为基础的支撑作用。
4 结论
综上所述, 在行之有效的实现智能电网数据自动化采集时, 必须要确保电网系统可以安全稳定运行, 在此基础上对于不同用户用电数据反馈情况进行分析处理, 针对性的提出可行性较高的建议, 降低用电消耗, 在达到节能目标的同时也能节约成本消耗。因此, 就目前形势分析, 智能电网必定会成为未来电网发展的主要要趋势。为国家的发展做出极大贡献。
参考文献
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电网地理信息系统 篇5
（主站系统）技术说明书（简缩版V2.0）
随着我国电力体制改革的深入和电力建设的快速发展，对继电保护运行、事故分析和电网运行的管理水平和决策能力提出了越来越高的要求。尤其在发生严重故障或复杂故障的情况下，如何能使调度值班人员和继电保护运行管理人员及时准确地了解故障情况，快速地判断故障发生的地点、故障性质及严重程度，科学地分析故障原因，并采取及时正确的措施缩小故障范围、避免事故扩大、减少故障损失，是摆在各级电网调度部门面前的重大课题。
近年来，国内许多省不同程度地开展了继电保护运行及故障信息处理系统的试点工作，但由于各省的要求和网络基础条件的差异，这些试验系统的功能、标准、实施模式和实用化程度不尽相同。计算机技术、通讯技术和网络信息技术的发展，使电网的运行管理、保护、控制等各方面都发生了很大的变化。系统和设备的信息采集、加工、传送、共享和综合利用，在当今的网络和软件技术推动下已变得日益普及。统一规划、分步建设一个通过网络将各级调度与变电站、发电厂、集控中心联接起来，实现继电保护运行管理、故障分析、辅助决策等主要功能，并与现有的变电站综合自动化系统、EMS系统、MIS系统等互通互联的电网继电保护运行及故障信息处理系统，已为大家所共识。
按照原国家电力公司《全国电力调度系?quot;十五"发展计划纲要》和《建设国际一流电网调度机构考核实施细则》的要求，建设一个技术先进、安全性高、可靠实用、开放性好、可扩展性强的继电保护运行及故障信息处理系统，是各级调度机构的当务之急。
江苏东大金智软件股份有限公司充分运用自身在电力、计算机、网络、通信等方面的技术优势，结合公司对电力自动化、信息化的深刻理解和实践，在分析总结当前国内外继电保护领域管理、运行、故障分析的技术、经验和用户要求的基础上，开发了国内领先、实用化程度高的PTS9500继电保护运行及故障信息处理系统。
系统的主要特点
◇ PTS9500继电保护运行及故障信息处理系统，是东大金智结合江苏、福建、贵州等省系统建设的特点和需要的基础上开发的，系统具有以下主要特点：
◇ 主站与子站的规划设计遵循统一规划、分开实施的原则，确保了系统的开放性、规范性，为系统的升级和维护提供了保障，充分保护用户的利益。
◇ 系统的通信标准和信息规范在遵循国际标准的基础上，根据系统的实际要求进行必要的补充修改。所有规约和标准由用户、主站方、国内主要的子站开发商共同参与确定，并对用户开放。◇ 系统有较长的实际运行经验，稳定性高；项目实施的工程化程度高，工程实施周期短。
◇ 主站系统已与国内主要子站供应商成功地实现了工程接入，包括南瑞保护、南瑞科技、国电南自、南京中德、北京四方、南京银山、上海晟泰等。
◇ 系统基于广域网，能适应ATM/SDH/以太网等多种变电站网络接入模式和各种网络技术。
◇ 系统基本功能完整实用；高级应用功能先进适用，可维护性强。功能模块可根据不同的需要灵活配置。
◇ 软件系统采用结构化、模块化的设计思想，大量采用中间件和模块化的应用软件，大大提高了整个系统的灵活性和可扩展性。
◇ 系统采用了专业化的图形平台，具有功能强大的图形编辑功能，图形与元件对象绑定，对象与属性参数相绑定，实现了图模一体化，并具有网络拓扑功能，保证了图形界面的智能化维护功能，满足实时监控和管理的双重需要。
◇ 系统采用标准的商用关系数据库语言（SQL）和高级程序开发语言（VC），保证了系统对硬件（IBM/HP/DELL等）的适应性和对操作系统（UNIX/WINDOWS）、数据库（ORACLE/DB2/SYBASE/SQL SERVER）的可移植性。◇ 系统具有丰富的接口功能，可与MIS、DMIS、安控、GIS、整定计算等系统实现互联。
◇ 系统具有智能化维护功能。当系统发生变化时，仅需要在地理接线图中修改相应的设备并输入相关信息后，故障信息系统能自动更新。
系统总体方案 ● 系统典型结构
图1为一典型的整体系统结构图。图2、3为典型的主站系统结构图，其中图2为经济型配置，图3为标准配置。在图3所示的系统中，采用双机互备的通信服务器和数据库服务器，设保护、调度专业工作站，网关实现本系统与其它系统的隔离；主站与子站之间的通信采用网络为主、拨号为辅的方式。在图1 中，子站对上通信一发多收，可以同时满足省调、地调等的需要，对下与保护和录波装置间采用串口或现场总线，与综自系统间采用串口或以太网方式，综自系统需要的保护信息由子站提供，本系统与远动采用相对独立的网络通道。
● 引用标准及参考标准
◇ IEC-870-5-101，基本远动任务的配套标准。
◇ IEC-870-5-103，保护设备的信息接口的配套标准。◇ IEC-870-5-104，利用标准传输规约的网络接口。◇ ANSI/IEEE C37，111－1991，COMTRADE格式。◇ ANSI/IEEE C37，111－1999，COMTRADE格式。◇ DL 516－93，电网调度自动化运行管理规程。
◇ DL/T 623－1997，微机继电保护装置运行管理规程。
◇ DL/T 559－1994，220～500kV电网继电保护装置运行整定规程。◇ DL/T 584－1995，35～110kV电网继电保护装置运行整定规程。
◇ DL/T 623－1997，电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程。◇ DL/T 553－94，220－500KV电力系统故障动态记录技术准则。◇ GB2887，计算站场地技术要求。◇ 国家电力公司一号令，国家电力公司关于严肃调度纪律确保电网安全运行的规定。2002年5月。◇ 继电保护及故障录波器信息处理系统技术规范（试行），国电华东电力调度通信中心，2001年11月。
◇ 江苏电网继电保护运行及故障信息处理系统接口标准与信息规范（试行），江苏省电力公司电网调度中心，2002年1月。● 系统的用户
PTS9500继电保护运行及故障信息处理系统分为四类主要用户：调度运行人员、继电保护人员、有关领导及安监人员、电网研究分析人员。◇ 为调度运行人员提供：
→ 电网故障信息，如故障时间、地点、性质等。
→ 保护装置等的动作信息，如动作时间、动作类型、动作结果等。
→ 故障测距、故障诊断等结果。
→ 保护装置等的故障信息，如CPU故障、电源故障等。→ 保护装置等的状态信息，如保护投退等。
→ 其他相关信息。
◇ 为继电保护人员提供：
→ 为调度人员提供的所有信息。
→ 故障录波分析工具，如波形分析、相位分析、谐波分析等。
→ 故障测距分析工具，包括单端测距、双端测距、非同步测距等。
→ 故障诊断分析工具，利用专家系统诊断发生故障的元件和故障性质等。
→ 保护动作行为分析工具，根据保护原理、整定和实际故障参数，分析保护动作行为的正确性。
→ 运行管理工具，如定值远方校核整定、电网事故报告的生成发布、动作统计考核、装置投入率统计考核、信息整理归档等。
◇ 为有关领导及安监人员提供WEB信息查询：
→ 电网事故信息。
→ 保护动作信息。
→ 故障分析报告。
→ 统计、考核情况。
→ 其他有关信息。
◇ 为电网研究分析人员提供：
→ 历史记录数据。
→ 故障相关信息，如暂态负荷特性等。
→ 电网结构和运行参数变化的情况。
→ 全网范围的其他有关数据。
系统基本功能 ● 功能结构
PTS9500继电保护运行及故障信息处理系统主站采用Client/Server和Browse/Server相结合的结构，Server端包括通信接入、消息中心、数据库管理和WEB服务等部分，Client端包括应用分析程序和WEB查询。
PTS9500主站系统的基本功能中，不含一次设备的台帐参数管理、定值单管理、检修申请单、阻抗图定值图的管理等，因为这几部分通常已在DMIS系统中完成，本系统可以通过接口方式实现信息共享。对于一些未在DMIS系统中实现上述功能的用户，本系统可以另外提供上述应用模块。主站系统的基本应用功能如图所示：
◇ 主站与子站的接口
接口标准
→ 通信方式
以网络通信为主，拨号方式为备用。也可根据现场实际情况，采用其他的通讯方式。
→ 网络协议
TCP/IP。
→ 通信规约
IEC870-5-101、103、104等。
→ 数据格式
事件描述采用IEC870-5-103定义ASDU报文，扰动数据采用COMTRADE。◇ 接口数据
→ 系统初始化信息
103相关的组标题、运行定值组（描述、量纲、量程）、运行模拟量（描述、量纲、量程）、软压板描述等。
→ 正常运行信息
电网正常运行情况下，保护装置的运行定值、区号，各种模拟测量值、遥信开关量，故障录波装置的运行定值、压板和运行状态信息，以及其他装置的相关信息。
→ 故障信息
保护和故障录波动作信息，故障原因，故障相别、跳闸相别及故障录波数据等。
→ 自检信息
保护、录波装置自检异常的信息，如CT断线、EPROM出错等，子站管理机本身的自检信息。
→ 历史信息
存放在子站管理机上的各种历史信息，包括故障信息、录波信息和自检信息等。] 主站高级应用功能
系统性能指标
● 主站系统主要技术规范
◇ 通信服务：单机或双机热备，WINDOWS/UNIX操作系统。
◇ 数据库：单机或双机热备，WINDOWS/UNIX操作系统，ORACLE/SYBASE/DB2/SQL SERVER数据库。◇ 应用服务：WINDOWS 9X/2000/XP。◇ WEB服务：IE4.0以上。◇ 最大可接入子站数：200个。◇ 系统可同时处理的子站数：8个。◇ 信息存储容量：5年。● 网络通信主要技术规范
对网络系统的要求
典型的网络系统方案如下图所示：
PTS9500继电保护运行及故障信息处理系统可适用于变电站采用ATM/SDH/以太网接入，变电站－（县）－地－省广域网采用ATM/SDH，局域网采用以太网/千兆网/的网络环境，具有全省性广域网运行的丰富实际经验。
变电站采用SDH/ATM/以太网接入时的相关网络结构如下图所示：
地调端的相关网络接入示意图如下：
系统实施建议
继电保护运行及故障信息处理系统的推广实施，通信与网络是关键。因此，在实施前，首先应充分了解各变电站内保护和录波装置的通信接入能力及变电站对外的网络接入能力，先解决变电站的对外出口问题，后解决变电站内设备的接入问题，变电站内设备的接入可以先易后难，逐步接入。从变电站到地市再到省，确保信息能通过全省广域网进行传输。
在实施启动前，建议组成统一的领导小组和执行小组，负责保护、通信、自动化及信息、生技、基建等方面的组织协调工作，以及协调处理厂站设备原有生产厂家、子站厂家、主站厂家之间及与省地电力公司之间的相互关系。
其它实施建议如下： ● 确定子站的标准
硬件配置、操作系统；对下通信的接口标准；标准配置/最大可扩展的接口数量；标准配置/最大可扩展的的模块化规约的种类与数量；标准配置/最大可扩展的开关量采集点数；GPS精度与对时方式，GPS最大可输出的路数；采集主要的保护和录波装置信息的内容、格式、标准术语；对上通信方式、通信协议、规约和数据格式；对上通信信息的内容、代号、标准术语等；子站的人机界面与当地应用功能等。● 确定主站的标准
硬件配置、操作系统、数据库；基本应用功能、高级应用功能；与子站的通信方式、通信协议、规约和数据格式，通信信息的内容、代号、标准术语等；与EMS、DMIS等外部系统的接口；人机界面、系统管理、系统配置、系统维护的功能和工具等。● 统一规划、分步实施
在确定上述标准的前提下，按统一规划、分步实施的原则建设。子站原则上可以通信条件决定实施的先后，通信条件以网络条件为优先；对于同一地区，先试点实施，运行稳定后再全面实施；子站内设备的接入，结合改造逐步增加；主站先实施基本功能，在子站接入数量逐步增加后，再实施高级应用功能。● 主站、子站分包实施
电网地理信息系统 篇6
微网由于自身容量小、结构复杂、对负荷影响敏感和易产生扰动及谐波等特点，微网的状态估计以及优化控制一直以来都由于信息采集系统的缺失而存在不同程度的困难。信息技术以及GPS/北斗技术的发展为组建价格低、高可靠的电力信息采集系统提供先决条件，也为微电网的可靠控制运行提供了重要保证。
同步电能信息采集系统可以获得实时相角、频率、幅值以及谐波信息，并有望应用到微电网系统的许多方面，例如：微电网的状态估计、静态稳定的监测、暂态稳定的预测及控制、故障分析、扰动源定位以及优化运行控制。需要利用这些数据资源深入研究分布式电源暂态过程中和微网的运动轨迹，研究各控制环节对分布式电源功角轨迹的影响，研究不同的控制方式以及设备产生谐波以及谐波传播的机理，研究在不同工况下实现最优微电网经济运行策略。在GPS技术出现前，这种研究还是不现实的，目前仍是微电网研究的空白。微电网涉及到众多设置、电网结构复杂以及具有一定的时变性，研究一个价格低、高可靠、分布广的电力信息采集系统对微电网的进一步深入研究是十分有意思的。
微电网是一个可以实现自我控制、保护和管理的自治系统，它作为完整的电力系统，依靠自身的控制及管理供能实现功率平衡控制、系统运行优化、故障检测与保护、电能质量治理等方面的功能。由于微电网的这些特点，我们就针对于微电网进行信息的同步采集。我们以IAR为程序编写平台，完成通过PPS信号我们将通过单片机的UART模块去读取GPS返回的数据，将其中的时间信息提取出来，然后在通过单片机的IO口去读取AD采样的值，这其中，对每次AD采样的都要打上相应的时标，每当采集128次数据后，对所得到的数据进行傅里叶变换，然后就可以得到一个周期的128个采集点的电压、谐波的次数、相角以及每点的准确时间等任务；最后通过UDP方式将这些信息通过网口发送到电脑，在电脑的上位机上可以监测到数据。
关键词：微电网信息；GPS；Udp协议；ARM-STM32
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 16-0000-01
微电网由微型电源供电，作为一个配电与用电网络，势必会存在多数节点，在对其进行实时监控的过程中，需要得到各节点的信息，如电压、相交以及功率潮流，为了达到采集的信息的同步，我们势必要对各地的时钟进行校准，这样才能将信息进行有效地处理，得出正确的结论，所以我们采集GPS校时系统。
我们先用MT-285授时GPS定位模块获得标准时间，利用其在采集时间时发出的TTL信号作为触发信息，当时刻为我们所需要动作的时间时，我们利用STM32读出该时刻以及该时刻的另个项目硬件的信息（模拟微电网的一个节点）。
为了达到各节点的信息可以同时处理，进行宏观监测和调度，我们还需要利用UDP将信息通过网口发到电脑上，方便控制中心随时提取，进行统一分析。
下面说下实施的措施：
（1）采用ARM—STM32作为CPU，需要对所用的外围模块及其相关功能进行初始化，包括串口模块，中断模块，systicks时钟，定时器，系统时钟，GPIO引脚，udp协议，IP地址，FFT变换，AD采样；
（2）利用串口UART进行GPS信息的读取，通过GPS集成模块上的RXD引脚与STM32的UART1相連，从而实现GPS信息的读取。同时通过GPRMC格式读取字节确定GPS准确信息，实现连续定位；
（3）利用PPS秒脉冲进入中断，获取系统时钟内部计数寄存器值，其差值即为每秒间隔，从而避免CPU内部晶振运行不准导致的秒间隔错误，其间隔用于后续毫秒计算；
（4）采用外围MAX125AD模块进行信息采集，MAX125AD芯片不断进行信息采集，当采集完一组数据后，芯片发送INT中断信号至CPU，CPU对INT信号进行下降沿捕获，捕获成功进入中断处理程序，存储电压信息，并记录采样时刻；
（5）在AD采集信息时通过SysTick->VAL给采样点打上时标，但是时标是内部寄存器计算值，在信息传送时读者无法理解该值的含义，需要转换成ms便于读者理解，更好把握采样点时间；
（6）从电力系统中吸收的畸变电路可以分解为基波和一系列的谐波电路分量。利用Nyquist采样定理，即采样频率fs至少是原信号最高频率fc的二倍以上（fs>2fc），才能正确地表达原信号的信息，采集128个样点最多可分解成0～63次谐波分量；
（7）为了实现实时监控微电网信息，需要在采集完电压信息并进行FFT变换后将相关信息发送至网络上。在这里，我们采用udp协议，在FFT变换后马上传送至网路上，通过TCP调试助手监控信息传送，判断信息。
本项目以IAR为软件编写和运行平台，以GPS为校时系统，利用STM32采集和处理数据，最终将数据通过以太网口传输到计算机上。从而达到带有时标数据的采集，方便同步处理。
参考文献：
[1]张信权，梁德胜，赵希才.时钟同步技术以其在变电站的应用[J].继电器，2008（09）：69-73.
[2]彭刚，春志强.基于ARM Cortex-M3的STM32系列潜入式微控制器应用实践[M].北京：电子工业出版社，2011.
电网地理信息系统 篇7
随着微电机、计算机和网络通信技术的不断进步,继电保护信息系统正朝着电力系统二次一体化的方向发展。保护信息业务接入调度数据网是其中一个重要的建设内容,目前在接入方式上不同的地区有不同的规划。本文主要结合东莞电网二次系统安全防护的实际建设情况,对继电保护信息系统的调度数据网接入方案作详细的介绍。
1调度数据网二次系统安全防护
继电保护通信数据的安全性是网络规划首要考虑的问题。 事实上,东莞供电局调度系统网络包括了EMS/SCADA业务、 集控业务、继电保护信息业务和配网业务等。这些业务接入调度数据网时必须遵循东莞电力二次系统安全防护规划。
目前东莞电力调度系统网络根据业务特性的不同分为控制区与非控制区,两区合并起来称为生产控制大区,与东莞供电局日常办公业务运行的管理信息大区从物理层上严格隔离,严格遵守国家电力监管委员会第5号令和国家电监会《电力二次系统安全防护总体方案》所要求的“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”基本原则和电力二次系统安全防护要求。
东莞供电局二次系统安全防护的具体设计要求如下:
(1)建立电力二次系统安全防护基本结构, 实现业务系统的安全分区;
(2)在控制区与调度数据网的实时VPN网络边界部署纵向加密认证装置,实现对重要信息传输机密性、完整性的保护;
(3)在非控制区与调度数据网的非实时VPN网络边界设置防护墙,实现对非控制区业务系统的访问进行控制;
(4)在控制区与非控制区之间设置防火墙,实现生产控制大区内部区间的逻辑隔离;
(5)通过安全策略配置,控制接入系统之间的互联互访,实现业务系统到调度数据网的安全接入;
(6)通过高可靠性配置,保障业务系统网络通信的高可用性和业务连续性。
东莞供电局电力二次系统具体网络拓扑如图1所示,各安全区内具有纵向及横向数据通信业务的系统分别汇聚接入各自安全区的互联交换机。考虑到控制区中业务的重要性,该区业务系统(如EMS/SCADA系统)通过互联控制区交换机和加密认证装置纵向连接到调度数据网的实时VPN;而非控制区业务系统(如电量采集系统)则通过非控制区互联交换机和防护墙纵向连接到调度数据网的非实时VPN;控制区通过横向防火墙连接到非控制区。
2继电保护信息业务路由规划
2.1存在的问题
因为继电保护信息业务涉及定值修改、保护压板投退和定值区切换等控制功能,所以从最理想的情况来考虑继电保护信息业务需放在控制区内,数据的实时性也可得到保障。目前比较流行的接入方案主要有2种:一种是通过远动路由与EMS业务数据一起传输;另一种是直接开通独立的保信实时路由[1]。但是,东莞电网每个厂站到调度数据网的接入带宽是1个E1,即2.048Mb/s,继电保护信息业务接入调度数据网必然会受到通信资源的限制。
一方面假如继电保护信息业务与其他实时业务都走实时路由,由于这类业务的数据量较大,就有可能导致大量的继保数据堵塞在实时网络而影响其他实时业务特别是EMS/SCA- DA业务的服务质量,堵塞严重时将影响对电网的实时监控。 另一方面,受到通信网络带宽有限的影响,为继电保护信息业务分配专用的实时通信带宽或者扩展厂站接入调度数据网的带宽都不现实。
部分系统也曾通过拆分录波数据来缩小录波文件,或者避开通道负荷较大的时间段进行召唤,但会导致使用上的不便[2]。
2.2细分业务数据,使用混合路由
考虑到以上原因,我们根据业务的特点,将继电保护信息业务进一步细分成2类。一类是安全性和重要性较高的业务, 包括定值、开关量、录波简报和模拟量等,这类业务包含但并不限于所有控制业务;另一类是安全要求相对不高、重要性也较低的业务,如故障录波。其中,第二类业务只在主站召唤或子站数据采集完毕后才进行数据传输,对实时性要求不高[3]。
相应在调度数据网中继电保护信息系统采用一种混合路由方案,具体来说就是为保信同时配置实时和非实时路由,第一类继电保护信息从控制区走实时路由通信,第二类继电保护信息在非控制区走非实时路由通信。
具体路由规划如图2所示,220kV及以上厂站的主站和子站的配置都是镜像的,而在110kV厂站中,横向防火墙、非实时交换机和纵向防火墙合并为一个硬件防火墙,实现相同的功能。下面以220kV厂站系统为例进行说明,110kV厂站情况大致相同。
继电保护信息终端通信机部署在控制区内,第一类信息业务的传输路径是:保护信息通信服务器→实时交换机→纵向加密装置→调度数据网PE路由器→调度数据网→对端调度数据网PE路由器→对端纵向加密装置→对端实时交换机→对端保护信息通信服务器;第二类信息业务的传输路径是:保护信息通信服务器→实时交换机→横向防火墙→非实时交换机→纵向防火墙→调度数据网PE路由器→调度数据网→对端调度数据网PE路由器→对端纵向防火墙→对端非实时交换机→对端横向防火墙→对端实时交换机→对端保护信息通信服务器。 其中,在横向防火墙做实时IP与非实时IP的映射。
在调度数据网中需要承载多种实时和非实时业务,网络中针对不同的业务,采用不同的QoS策略。我们首先通过对不同的业务数据设置不同的优先等级来优先保证实时业务的时延和带宽。
采用实时和非实时相结合的路由规划,一方面定值、开关量、录波简报和模拟量等重要性较高且数据量较小的信息在控制区内传输,信息的安全性和实时性得到保障;另一方面,重要性较低且数据量较大的故障录波信息可放在非控制区,这样就消除了对其他实时业务的影响,最大限度地保证了本系统其他实时业务的实时性,较好地解决了东莞电网继电保护信息安全实时性与网络带宽资源有限的矛盾。
3结语
电网地理信息系统 篇8
本文提出了一种融合雷电定位信息与继电保护故障信息系统的电网故障诊断数据处理方法, 电网发生故障时, 首先对电气量故障信息进行特征提取, 通过数据映射技术获取特征数据, 依据特征数据搜索故障时相关区内的雷电定位信息, 最后进行基于多数据源的信息融合的故障分析。
1继电保护故障信息系统数据及特征
目前, 继电保护故障信息系统处理的主要数据对象是在电网发生故障的情况下, 保护设备上送的离散信息, 运行人员需对这些设备运行信息进行故障识别与分析处理[3]。 在电网系统发生复杂故障时, 将有大量的异常和故障信息涌入数据处理中心, 运行人员很难在短时间内从中识别出有用的故障信息。掌握并利用继电保护故障信息系统相关数据的特征对于电网故障的识别、分析及恢复相当重要。
传统的故障信息识别与处理技术在面对大量故障信息数据时, 一直无法解决上送数据过剩而有用信息不足的问题。本研究通过对故障时继电保护上送的信息及其自身特点进行分析, 提出了基于规则库的信息识别与处理技术, 并通过软件技术将故障信息处理逻辑与程序实现分离开来, 使故障信息识别规则变成可维护的对象, 从而在信息系统特征数据发生变更的时候, 无需修改程序代码即可完成故障信息处理方式的改变。通过对大量历史故障信息的整理与分析, 可进一步完善故障信息处理的规则库, 提高故障信息处理的准确性与及时性。基于规则库的继电保护故障信息识别与处理技术根据电网故障时保护装置在特定时间范围内上送信息的数据特征, 智能定义每一台保护装置的故障特征信息集合, 在海量的继电保护运行信息中通过规则匹配的方式识别是否出现电网故障, 从而自动进行后续的故障信息处理与分析。 具体实现技术方案如图1所示。
数据处理过程由设备信号采集模块、规则匹配与模式定义模块、故障报告计算与分析模块3部分组成。
(1) 设备信号采集模块。采集模块通过系统软总线实时获取系统接收到的各种继电保护设备运行信息, 并对上送的设备信号进行分类缓存。
(2) 规则匹配与模式定义模块。规则匹配模块同步处理数据缓存区域内的继电保护设备运行信息, 通过匹配某一台保护设备在指定时间区间段上送的信息是否符合故障规则定义, 从而形成判断标准, 并发出故障通知。 具体规则匹配与故障识别流程如图2所示。
(3) 故障报告计算与分析模块。 故障报告生成模块在接收到故障通知后, 根据保护动作时间, 将系统中的故障数据进行组合, 形成故障报告。综合考虑不同设备类型信息的上送时差, 故障计算与分析模块以增量方式完成故障报告的分析与归档处理。
2雷电定位系统相关数据及其特征
目前雷击是影响电网安全的头号外力破坏因素。 通过对电网区域雷击的高效监测, 将有利于快速查找雷击故障点、分析事故原因、鉴别故障性质, 提高电网安全运行水平。
2.1系统现状
现阶段电网雷电定位系统覆盖范围越来越大, 雷电监测精度也得到极大提高, 系统能实时遥测并显示雷云对地闪击的时间、位置、雷电流峰值和极性、回击次数以及每次回击的参数, 雷击点的分时彩色图能清晰地显示雷暴的运动轨迹[4]。 雷电定位系统解决了困扰电网安全运行多年的雷击故障快速准确定位、 真假雷害事故鉴别和雷电基础数据自动收集难题, 雷电定位系统已成为电网调度运行管理的重要信息支撑。
2.2存在的不足
随着雷电定位系统的推广应用, 雷电定位信息在雷击跳闸事故分析中起到了重要的参考作用, 但也存在一定的问题。 (1) 雷电定位信息数据比较单一, 在实际电网故障分析过程中, 必须参考其他业务系统相关数据, 跨业务数据融合功能薄弱, 容易形成信息孤岛; (2) 雷电定位信息系统仅关注雷电自身相关专业数据的统计, 其数据存储与统计分析很难与其他信息系统进行横向分析与计算; (3) 在电网发生故障的情况下, 电网故障相关的电气量、 开关量等常规业务系统的信息与雷电定位信息的处理与分析过程还依赖人工干预, 智能化程度较低底, 更难以实现系统数据共享[5，6]。
3多信息融合与处理方法
为适应电网故障智能分析与防护的发展, 需将继电保护故障信息与雷电定位信息进行跨业务平台的数据融合, 全面提升电网调度运行管理整体水平, 完善现有信息系统在功能上的不足。
3.1 Webservice技术
WebService是一种通过Web部署提供对业务功能访问的技术, 逐步成为不同应用系统之间相互交流信息资源的一个接口。 WebService可以突破不同操作系统平台、不同数据存储结构的限制, 以较快的速度提供跨平台的业务数据服务[7]。 XML是目前通用的数据交换格式, WSDL是一种XML文档, 包含了一组描述WebService的接口定义。 WebService主要以XML协议为基础, 实现不同应用系统的数据集成, 成功解决了不同信息系统的异构数据融合问题。 利用WebService技术可以实现雷电定位信息与继电保护故障信息系统数据的融合, 数据融合方式如图3所示。
3.2信息交互范围
信息交互范围涉及电网220 kV及以上所有发电厂、 变电站及其输电线路相关区域的雷电信息及厂站内二次设备运行信息。 电网故障诊断系统对于故障区域内的雷电信息、 继电保护动作信息能够实现自动采集与数据整理, 支撑综合性电网故障信息的融合与数据处理。 电网故障诊断系统可以根据区域内产生的电网故障信息, 依据区域、时间等条件对雷电信息进行检索, 并提供区域雷击过程相关图形化数据。继电保护故障信息系统与雷电定位系统采用基于WebService服务模式进行数据交互, 通过规范化服务接口定义实现数据交互格式的统一。
3.3信息交互方式
(1) 模式1, 主动事件通知模式。 雷电定位系统接收到新的雷击信息后向电网故障诊断系统发出雷击简报信息, 内容主要包括雷击区域、线路名称与编号、雷击时间等信息, 通信接口通过标准WebService通信服务接口实现。
(2) 模式2, 数据检索。 电网故障诊断系统可以通过检索条件对雷电定位系统中的雷击信息进行检索, 雷电定位系统返回检索结果主要包含数据与图像2种类型信息, 针对数据信息主要包含雷击相关的时间、经度、纬度、电流、回击、站数、参与定位监测站、距离、最近杆塔、 线路两端测距等数据, 数据可以通过Webservice通信服务接口实现。 数据传输结构基于XML相关技术标准对信息进行描述。
3.4多信息源分阶段故障信息融合
继电保护动作信息与雷电定位信息系统内部通信方式、输出信息格式均存在很大差异, 原有系统之间亦是独立的, 没有数据交互, 因而需要建立一个统一的信息交互平台来获取各种类型的设备信息, 实现不同阶段信息获取的及时性和准确性。
(1) 故障识别阶段。 在电网产生故障的初期, 电网故障诊断系统的首要任务为发现故障并发出故障简报。为了能提高故障信息识别的准确性与有效性, 需要对雷电定位信息与继电保护设备信息进行统一故障特征值建模, 实现电网故障信息在不同系统中的准确识别。同时依据建模方式, 可逐步构建电网故障信息识别规则库, 实现不同应用系统对于电网故障信息识别的准确性和有效性。 在这个过程中侧重于电网故障信息的快速识别与实时发布。
(2) 智能化分析阶段。 电网发生故障后, 各种信息依据不同的传输通道和模式汇集到调控中心, 电网故障诊断系统根据故障特征提取相关保护信息、 雷电定位信息, 根据多站、多系统的故障信息结合故障信息规则库, 确保故障报告的准确性与完整性。在这个过程中侧重于从信息、 事件处理的本质层面展开设备运行信息分析和诊断, 形成多业务、综合性的故障分析报告。
4工程应用案例
某电厂送出系统接线如图4所示。 以某日电厂A送出线路由于雷击引起相继跳闸的事故为例来说明本文电网故障诊断系统流程及有效性。
4.1保护动作信息
(1) 电厂A继电保护动作情况。当日16:44:32, 线路1发生C相接地, 18 ms差动保护、距离I段动作相继动作;78 ms线路1的C相断路器跳闸, 故障切除。
约300 ms, 线路1的C相再次出现故障电流, 差动保护动作, 距离加速动作, 386 ms时A、B相开关相继跳闸。 968 ms母差失灵保护动作 (0.3 s跳母联, 0.6 s跳失灵开关所在母线所有开关) , 同时发远跳命令给线路3保护, 1020 ms跳开正母上所有开关, 包括线路3及2台发变组, C相故障电流消失。
约1941 ms, 线路2发生B相接地故障, 1960 ms差动、距离I段保护相继动作, B相故障跳闸, 2820 ms重合于故障线路保护加速三跳。
(2) 变电站B继电保护动作情况。 当日16:44: 32, 220 kV线路1发生C相故障, 差动保护动作, C相断路器跳闸, 50 ms时C相故障电流消失, 390 ms时收到对侧远跳信号, 启动三跳, 不重合。 988 ms线路3收到远跳信号, 开关三跳, 未重合。1960 ms线路2 B相故障, 重合不成三跳。
4.2多源数据融合的故障分析
在故障发生后保信系统及时接收到电厂A、 变电站B子站系统上送的大量告警信息、 保护动作信息、 故障录波等, 并对上送的信息进行分类缓存。
(1) 系统实时处理数据缓存区内的保护动作事件以及雷电定位系统依据预定规则发出的雷电定位信息, 通过系统自建的电网故障规则库精确识别出线路1、线路2发生故障, 并形成电网故障信息简报, 如表1、表2所示。
(2) 系统根据保信系统数据实时统计故障时间、 故障区域、涉及线路等相关特征数据, 通过雷电定位系统提供的WebService服务接口, 从雷电系统中获取故障区域内、故障前后600 s内全部雷击信息, 进一步, 通过特定的雷击特征数据识别, 确认线路1的4号塔附近的雷击信息如表3所示。
(3) 系统根据保信系统相关故障录波信息进一步完善整个故障时相关一次、二次设备状态、动作行为信息, 故障录波如图5所示。
(4) 基于故障诊断系统提供的相关一次、 二次设备动作信息及雷电信息快速开展故障综合分析。 结合现场一次设备检查, 对故障原因分析如下。
① 线路1的C相绝缘子受雷电绕击发生闪络, 导致C相跳闸;在C相开关等待重合的过程中遭受重复雷击, 由于雷电波在C相开关断口处形成全反射, 导致C相开关断口绝缘击穿, 不能切除故障电流, 通过失灵保护跳正母所有开关切除故障。
② 线路1开关损坏后, 故障电流持续时间达798 ms, 由于故障电流在线路地线上分流超过地线热稳定容量, 使线路2地线断裂掉落在线路2的B相导线上形成永久性故障, 导致线路2三相跳闸。
在本次故障信息采集与分析过程中, 电网故障诊断系统采用特征数据匹配的方式实现了线路1、线路2故障识别, 在故障数据处理过程采用继电保护信息与雷电定位信息横向融合的方式将线路相关保护信息、 雷电定位信息及录波信息以增量的方式汇总到故障报告中, 保证了电网故障报告中多业务系统数据的全面性与正确性, 为故障分析处理提供了充分的信息支持。
5结束语
电网故障诊断系统通过多种数据源对故障进行综合诊断与分析, 全面提升了应对电网故障的能力。本文提出利用雷电定位信息进行电网故障诊断的多数据源融合数据处理方法, 首先对雷电定位信息、继电保护故障信息进行故障特征值提取, 利用数据映射技术获取故障特征数据;依据特征数据进行跨系统故障信息检索与汇总;最后基于多数据源进行相关区域电网故障信息的融合与综合分析。通过电网实际故障案例, 对其有效性和实用性进行了说明, 为实现区域电网智能化调度奠定基础。
参考文献
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电网地理信息系统 篇9
2005年夏天, 上海电网遭遇了4轮持续高温、2次强台风和1个强雷暴雨的袭击, 全市用电6次刷新历史记录。在当年的迎峰度夏与台风高发期间, 全市出现了大量的电力故障, 故障抢修指挥工作面临巨大的挑战。为了有效解决上述困难和挑战, 减少灾难性天气带来的损失, 提高故障抢修能力, 2005年9月上海市电力公司生技部牵头, 由久隆信息建设实施了上海电网应急指挥系统项目。
在随后的2006年、2007年、2008年, 系统功能不断完善, 技术架构日趋合理。特别在2008年为了配合国家电网公司总部应急指挥中心建设和奥运保电的需要, 对系统进行了较大规模的改造和升级。目前该系统运行稳定可靠, 在上海电网应急抢修工作中发挥了关键作用。
2 项目总体设计方案
2.1 业务场景分析
应急指挥业务场景如图1所示。在应急状态下, 电力故障抢修工作的主要挑战是:集中的沟通效率、资源调配和决策支持。
(1) 提高应急过程中的沟通效率。
1) 事件进程透明化, 能够让指挥长方便做到实时的进度督促和资源调配;2) 现场信息集中化, 通过一个统一组织管理的平台, 使指挥调度的区域局限性降低;3) 及时公布对外信息, 促进部门之间沟通渠道建设, 提升用电客户的满意度。
(2) 优化资源调配。
1) 通过分析现场数据预测需求峰谷, 增加资源供给渠道, 提高资源分配的灵活性;2) 各单位资源使用情况透明化, 使得应急指挥过程中资源配置和调度合理, 避免出现资源浪费或不足等供给不平衡的情况。
(3) 准确决策有序指挥。
1) 通过分析各类影响抢修过程的关键数据, 为指挥人员提供智能预警和提醒;2) 对故障数据进行系统化的积累和分析, 指导今后的工作并作出合理预测;3) 针对问题进行根本原因分析并充分总结经验, 供以后借鉴。
2.2 系统总体结构
应急指挥系统解决方案, 通过扩展覆盖整个应急管理业务的事前、事中、事后的完整过程, 使该系统成为应急工作及指挥的综合工作平台, 建成后的系统的总体结构如图2所示。
应急指挥系统主要由应急指挥看板、应急指挥中心管理、应急指挥管理、应急智能预警、应急指挥决策五大业务组成, 这五大业务模块都基于统一的数据集成平台。
(1) 应急指挥看板, 通过目视化看板实现各部门 (专业) 指挥人员的信息沟通和指挥协作, 为应急指挥和资源配置提供依据, 变传统的“推”式管理为新的“拉”式管理方式。
(2) 应急指挥中心管理, 实现对应急指挥中心日常业务的管理, 具体包括对应急预案的管理、应急启动管理、应急到岗管理、值班记录管理、信息发布管理、新闻管理、事故调查分析管理、统计汇报以及对应急演习的管理。
(3) 应急指挥管理, 组织管理整个应急抢修过程, 是各级工作人员及指挥人员的协同工作平台, 利用各个实时状态信息、统计图表分析等方式, 为应急指挥人员进行合理的资源调度、任务分配等提供指挥平台, 实现对工作任务的下达及执行监控。
(4) 智能预警, 通过应急状态的智能预警、故障报修情况的预警、应急资源负荷情况的预警和电网薄弱点的预警, 为应急指挥人员提供实时的状态预警, 帮助指挥人员实现准确决策有序指挥的目标。
(5) 指挥决策支持, 通过对历史应急抢修数据的分析, 挖掘数据中隐藏的相关性, 为将来的应急抢修指挥提供决策支持。
2.3 系统特色
(1) 运用目视看板这一管理工具提高应急指挥的综合能力, 变传统“推”式管理为“拉”式管理。利用目视看板管理工具, 把方方面面的抢修资讯设计成目视看板, 将它们生动、形象地展现出来。应急指挥人员能够方便地看出应急抢修任务的进展状况是否正常, 迅速地作出判断和决策, 为指挥调度工作提供决策依据。在用信息化手段实现目视看板后, 避免了传统目视看板的地域局限性。一个统一的应急工作平台, 保证了相关单位和人员都能够及时查看到这些目视看板中的信息, 使之获得更高的利用率。
(2) 通过数据分析和预警, 帮助应急指挥人员准确调度有序指挥, 为应急指挥提供各类决策支持。在各类应急状态下, 应急指挥人员及各级领导通常需要关注与电网故障相关的各类因素, 包括故障情况、抢修力量、气象条件、电网负荷、特殊器具在内的各类信息, 以便在资源调配及应急指挥过程中, 进行综合管控。应急指挥系统一方面很好地实现了上述信息的智能预警;另一方面对上述信息数据进行进一步的分析挖掘, 寻找内在的规律, 为将来的应急指挥工作提供决策指导。
(3) 利用先进的数据总线技术实现应急指挥系统与各专业业务系统之间的整合。应急指挥系统定位于应急状态下的指挥支持系统, 应急指挥系统中各类生产、营销、物资等指挥决策所需的基础数据均来自各自的专业业务系统。在应急指挥系统的建设过程中, 利用数据总线技术, 实现各专业业务系统与应急指挥系统之间的数据整合和流程整合 (见图3) , 这样不仅缩短了应急指挥系统的建设周期, 降低了应急指挥系统在实际使用中的运营成本, 而且还提升了现有专业业务系统的价值。
3项目实施过程
久隆信息凭借丰富的电力企业实施经验, 以及长期的软件工程实践, 为各电力行业客户提供优质的软件服务。在本项目实施过程中久隆信息依据ISO9001:2000质量保证体系以及SEI的CMMI5软件成熟度能力模型, 结合先进的工程管理和软件工程管理理念, 制定详细的项目实施计划, 涵盖了系统调研、需求分析、系统设计、系统开发、系统测试、系统验收以及系统维护各个环节, 最终保证系统能高质量的顺利完工, 确保系统稳定可靠的运行。
4项目实施效果
系统自建成后, 在上海迎峰度夏过程中发挥了重要作用。
(1) 系统提供应急指挥的技术支持平台, 达到规范、完整、专业的目标, 满足电力公司与政府相关部门、外部客户的沟通需求, 提高客户服务的质量和效率。
(2) 系统建立起电力公司、供电公司、供电分公司的3级组织的快速信息交换, 成为应急指挥中心、95598客户服务中心、调度、抢修队伍的工作协作平台。
(3) 系统适用于常态、应急态 (台风台、迎峰度夏) 等多种状态, 沟通GIS、95598等多个系统, 与抢修日报系统有机地集成。
(4) 系统结合了浦东供电分公司的精益化生产的研究成果, 以应急作业作为契合点, 对成果进行吸收和应用, 为精益化生产的全面推广打下基础。
电网地理信息系统 篇10
信息系统架构是关于信息系统的组成及各组成部分相互关系的总体描述, 是组织的业务逻辑、信息处理逻辑和技术方案的统一体, 是信息系统的一类顶层模型。近年来, 中国南方电网有限责任公司 (以下简称为南方电网公司或公司) 与国内许多电力企业一样, 在信息化建设中致力于信息系统架构模型的研究与实践, 走过了一些成功与曲折的发展道路。
公司在探讨与实践企业信息化应用系统的建设模式时认识到:多元化的应用系统建设模式不利于企业信息化的持续发展和企业信息资源的共享。多年来信息化建设的实践不断证明了这样一个事实:不同的应用系统建设模式将形成不同的应用系统技术架构, 企业中存在的不同信息系统架构是造成技术体系复杂混乱、技术标准不兼容、IT系统间互操作性差、上下信息交换不通畅、IT管理不规范等的祸端。因此, 研究符合南方电网公司信息化战略发展目标的、统一、先进与实用的信息系统架构模型指导公司信息化建设显得越来越迫切。
1 系统架构的现状与发展
不同的应用系统建设模式对应的信息系统架构模型是有差异的, 应用系统建设模式是应用系统的规划策略、规划方法、体系结构以及实施路线的总称, 而对应的信息系统架构是一种实现应用系统的技术框架, 该框架的组成元素包括:基础设施架构 (硬件与系统软件) 、网络系统架构、应用系统架构、应用集成平台架构、安全体系架构、技术标准体系架构以及管理与控制架构等。
企业应用系统的建设模式及其信息系统架构模型的发展是伴随着应用需求的发展与信息技术的进步而不断发展的, 目前企业应用系统的建设大致可分为“采用成熟套装软件” (典型的就是采用ERP套件软件) 及“自主开发”两条路线。其中自主开发又分为:“专业开发+应用集成/信息门户”和“面向服务架构 (SOA) ”两种模式。下面对“ERP套装软件”、专业开发+应用集成/信息门户”及“面向服务架构 (SOA) ”3种具有代表性的应用系统建设模式进行分析。
1.1 ERP套装软件建设模式
ERP企业信息系统架构之路是一条“以管理诊断、资源规划、流程重组、业务变革”为主线的信息化建设之路。ERP系统是利用信息技术, 实现企业内部资源的共享和协同, 使得各业务流程无缝平滑地衔接, 从而提高管理的效率和业务的精确度, 使企业获得盈利能力的增长。
实施ERP套装软件应用系统建设模式及其信息系统架构模型, 必须通过企业的流程再造使企业的管理架构适应企业的信息系统架构, 这就需要执行强有力的管理, 才能实现信息化项目建设的目标。目前ERP正朝着平台化的方向发展, 在企业信息系统架构平台一体化基础上, 结合SOA的架构, 扮演企业资源和流程再造的角色。
1.2“专业开发+应用集成/信息门户”建设模式
专业开发是开发满足专业管理职能部门需求的业务应用系统, 这种基于部门级管理职能开发的系统, 由于业务管理局限于管理职能部门, 导致开发出来的业务应用系统成为“信息孤岛”。
随着“信息孤岛”的不断增加, 应用集成的需求越来越迫切, 企业便着手在“信息孤岛”之间建桥铺路 (EAI:企业应用集成) , 并通过信息门户 (EIP) 技术, 实现企业业务应用系统的界面集成、数据集成、流程集成以及复合应用集成等多种信息资源共享的功能, 以提高企业信息化建设的综合效益。
1.3 面向服务 (SOA) 建设模式
软件开发经历了结构化方法、面向对象方法、面向组件/构件方法的数次变革后, 面向服务 (Service Oriented) 方法以及面向服务的体系架构 (Service Oriented Architecture, SOA) 成为当前业界关注的焦点, 同时也逐步成为公认的IT基础架构发展的趋势。SOA架构的核心理念是打破传统面向各个业务领域作业、僵化的垂直应用构建模式, 将应用分解为可重用、松耦合、互操作的服务结构, 通过服务的编排组合来实现业务的组合, 通过服务的松耦合来满足业务变化和调整, 通过服务的重用来降低软件开发的成本。
近年来国内企业如移动、电信以及金融等信息化基础较好的行业, 尝试使用SOA的应用系统建设模式, 获得了成功。国内电力企业如江苏电网公司实践SOA的应用系统建设模式, 也取得了令人羡慕的初步成果。但是, 在使用SOA的应用系统建设模式时, 对于信息系统架构方面如何对“服务”进行管理, 取决于对“服务”封装的“粒度”, 目前还没有统一的标准。
2 确立面向服务的信息系统架构
2.1 信息资源与信息系统架构现状
南方电网各分、子公司业务系统数据主要分为全省大集中 (云南电网、海南电网) 和省市两级部署两种方式, 部分单位已经建立了数据中心, 其余单位也在规划建设中。而目前南网公司总部以及各分、子公司信息化建设未统一应用系统的建设模式及其信息技术架构模型, 上面总结的3种应用系统建设模式及其信息技术架构模型都在使用。这种多元化的应用系统的建设模式及其信息技术架构模型, 对南网公司企业信息化应用的发展和信息资源的积累与共享带来许多问题, 不利于企业信息化建设的持续发展。
2.2 信息系统架构选型分析
“专业开发+应用集成/信息门户”在上世纪90年代末发展起来, 应用集成 (EAI) 平台技术及工具已经很成熟, 在许多行业包括电力行业都取得了很多成功的经验。在这种应用系统建设模式及其信息技术架构模型中, 专业的应用系统开发是基础, 而企业应用集成 (EAI) 与企业信息门户 (EIP) 是核心。企业应用集成实现信息资源的集成与信息资源价值的提升, 企业信息门户主要实现信息资源的综合应用。
ERP套装软件应用系统建设模式及其信息技术架构模型的发展历史更加长远, 可以追溯到上世纪80年代末, ERP的技术及产品在应用上已经非常成熟。电网企业的ERP建设重点要实现的业务目标见图1。
而SOA代表了应用系统建设模式及其信息技术架构模型的发展方向和趋势, 无论是ERP套装软件还是应用集成/信息门户 (EAI/EIP) 平台, 都在逐步采用SOA的理念和技术。
2.3 面向服务架构的信息化体系
SOA是面向服务的系统体系结构, 是进行系统资源整合的一种架构。在基于SOA架构的业务应用系统中, 具体应用功能以松耦合的方式, 对外提供标准的服务调用接口。SOA根据“按需提供服务”的精神, 提供通过网络访问的服务, 以构建高度可重用的, 以业务逻辑为中心的业务应用系统。
SOA同时适应系统应用集成的需求, 提供了一整套指导实现模块化、封装、松耦合、重用、架构原则和模式。符合SOA架构的应用集成是通过参与集成的业务应用系统提供服务、或者调用其他应用系统的服务实现的。即参与应用集成的各方作为服务提供者或者作为服务消费者参与到服务的共享环境中。
结合应用系统建设模式及其信息技术架构模型的发展趋势以及目前南方电网公司信息化建设的现状, 南方电网公司制定了统一的SOA信息系统架构路线。
3 信息系统架构模型设计
3.1 信息系统架构模型设计原则
南网公司的信息系统架构模型是指导公司信息化建设的技术框架, 公司的信息系统架构模型设计遵循下面的总体设计原则:不抛弃现有的信息资源成果, 在充分发挥原有系统价值的基础上, 通过对原有系统进行服务识别、服务封装实现原有信息资源可重用, 自底向上通过SOA服务集成平台实现面向服务的集成。新建的系统则必须按照自顶向下的原则, 以服务为核心, 通过服务的组合和编排开发系统。
参考国际结构化信息标准促进组织 (OASIS) 发布的SOA参考模型, 结合公司信息化建设的实际, 在上述总体设计原则的指导下, 设计南网公司统一的信息系统架构模型。其架构模型用下述4个子模式进行定义, 它们是从4个不同的角度描述的应用系统开发及其信息技术架构模型的视图。公司网、省、市三级应用系统建设必须按照统一的服务体系视图进行分层设计, 按照应用体系视图进行部署, 并满足应用集成平台包含的服务集成视图中定义的功能要求。
3.2 系统架构模型之服务体系参考视图
南网公司SOA信息系统架构模型之服务体系采用组件化的分层结构设计思想, 使应用组件具有预制性、封装性、透明性、互操作性、通用性等特征, 便于快速地组装成新的应用。服务体系建立在企业的信息资源层之上, 共分为6层:访问服务层、数据服务层、业务服务层、流程服务层、综合服务层、展现服务层。信息资源层为上层提供数据资源与应用资源 (应用系统模块) , 它包括传统的封闭的应用系统, 已经打包好应用程序及业务数据库、数据中心、数据仓库、文件系统、邮件系统等 (见图2) 。
3.3 信息系统架构模型之应用体系视图
公司SOA信息系统架构模型在保护已有的业务系统资源的同时, 以面向服务集成逐步过渡到SOA信息技术架构模型。在过渡阶段, 保留传统的从业务数据库到业务系统, 再到数据仓库、决策分析系统的传统建设模式。过渡到SOA信息技术架构模型后, 将已有的各种业务系统资源中需要共享的内容封装成服务, 形成公司网、省、地三级共享的服务库, 通过对企业价值链分析, 将这些共享的服务通过服务集成平台组合成新的应用系统。
网、省、地三级的应用系统建设按业务支撑层、管理决策层及辅助决策层等功能域划分。业务功能域包括:生产 (含调度与自动化) 、营销、财务、工程、物资、人力资源、办公、综合等八大业务应用系统;管理决策功能域包括:企业综合分析、综合查询、SOA服务集成以及管理数据上报交换等应用系统;辅助决策功能域包括:数据集市、数据仓库以及综合辅助决策支持等应用系统;应用系统的建设按功能域的要求分阶段、分层次地组织实施与部署 (见图3) 。
3.4 信息系统架构模型之服务体系部署
目前公司还未全部实现“应用系统省级大集中”, 所以现阶段允许在SOA信息系统架构下的服务体系按“南网公司总部—省公司—地市供电局”的三级管理体系部署, 并依据“服务资产”的归属权、共享范围以及维护责任分别部署在各自的服务目录与服务库中。最终目标是要实现SOA信息系统架构下的服务体系按“南网总部—省公司”的两级部署。
其中, SOA服务集成平台由企业服务总线ESB和数据服务总线DSB构成, 除了服务目录和服务库外, 还将部署服务元数据规范, 主要用于定义“服务资产”的部署策略。SOA服务集成平台 (DSB+ESB) 是实现服务集成与管理的神经枢纽。
3.5 信息系统架构模型之标准体系
SOA标准体系是指SOA领域内多种类, 多层次的SOA标准所组成的相互联系的有机整体。这套体系对统一用户与企业对SOA的理解, 加快了SOA项目实施的规范化, 以及增强SOA系统间的互操作能力等方面具有重要的意义, 也被普遍认为是决定未来企业IT架构的方略和SO A相关企业及产业的核心因素。公司SOA信息系统架构模型之服务体系各层以及层与层之间必须遵循一定的技术标准, 具体包括访问服务、数据服务、业务服务、流程服务、展现服务标准, 以及贯穿各层之间的数据交换、消息传输、服务管理、服务描述、注册与发现等标准。
4 结语
在企业信息化建设过程中, 规划设计企业信息化信息系统架构模型, 对企业实现信息化建设的战略目标具有重大的意义。关于电网企业信息化应用系统的实施路径, 因企业管理需求、信息化应用水平、信息化人才队伍等情况而定, 但“大幅提高信息化对经济发展的贡献率”的目标是不变的。通过对信息系统架构的研究, 南方电网公司设计了统一、先进与实用的面向服务的技术架构模型, 通过实施统一的架构体系与技术路线, 构筑一体化信息系统, 实现信息纵向贯通、横向集成, 支撑集团化运作, 最终达成南方电网公司电网支撑的数字化, 业务管理的信息化, 分析决策的智能化。
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