电力自动化系统是应用控制技术、计算机信息处理技术和通信技术，通过计算机软、硬件或自动装置代替人工进行各种运行作业，提高电力系统运行、管理水平的一种自动化系统。在电力自动化系统中变电站/电站监控系统属于上位机部分，其软件设计及程序运行与计算机操作系统平台密不可分，在当前电力自动化系统中各种工控机上运行着各种平台，而且在未来一段时间内仍将是多种操作系统平台共存，能够兼容多种操作系统平台是电力组态软件未来发展的方向之一。 本文从分析监控系统的结构和功能入手，讨论跨平台实现过程中的重点和难点，比较各种平台之间的差异以及相关开发语言工具之间的性能优劣，总结出一套比较合适跨平台解决方案。本文通过介绍Qt这种新型的程序开发工具包，将其应用到电力组态软件的设计开发中，在数据库访问以及图形用户界面的开发上克服操作系统之间的不兼容性，从而实现整个系统的跨平台能力。在此技术基础上成功开发出一套应用于变电站/电站的SCADA监控系统，包括实时数据库、绘图包、人机交换程序、数据通讯与采集模块以及管理维护模块，并顺利在多个平台上测试通过。
1.1.2 电力自动化系统的国内外现状 电力调度/变电站/电站自动化系统的发展经历了 70 年代基于专用计算机和专用操作系统的 SCADA 系统 、 (VAX 系列/VMS 或 PC/DOS) (第一代)80 年代基于通用计算机的 EMS(能量管理系统，第二代)和 90 年代基于 RISC/UNIX(或 PC/Windows)的开放分布式 EMS/DMS(能量管理/配电管理系统，第三代)共 3 个阶段。目前电力系统调度/变电站/电站自动化支撑平台的基本组成部分已经形成国家标准5。 最早开发的通用组态软件是 DOS 环境下的组态软件，其特点是具有简单的人机界面(HMI)、图库、绘图工具箱等基本功能。随着 Windows 的广泛应用，Windows环境下的组态软件成为主流。与 DOS 环境下的组态软件相比，其最突出的特点是图 2形功能有了很大的增强。UNIX 在多任务、实时性，联网方面的处理能力优于 Windows系列，虽然它在图形界面、即插即用、I/O 设备驱动数量方面不及 Windows，但这些缺点已经得到很大改进。目前在我国电力的电力自动化系统中各工控机、服务器使用的操作系统相当复杂，从 WindowsNT，Windows2000 到 Sun Solaris，Compaq Tru64UNIX。而随着 Linux 操作系统的日益成熟，在未来的一段时间内电力自动化将是UNIX，Windows、Linux 三大主流操作系统长期并存的局面。随着电力生产与调度的网络化，针对发供电企业电力调度等重要部门的黑客攻击也时刻威胁着电网的安全6，这也是有些核心部门采用 UNIX 高端系统的原因。针对不同的操作系统开发相关的变电站监控软件将是未来面临的一个问题。 在 虽然目前在我国变电站监控系统已经比较成熟， Windows 和 UNIX 平台下都有很多产品出现。在国内拥有基于 UNIX 平台自动化软件的也只有南瑞、东方电子、电科院等寥寥几家大型企业，而这些系统中真正实现多平台的更是少之又少，而且大部分都是同一系统在不同平台下分别开发，真正实现跨平台的软件很少，界面风格，运行操作差别很大，对于开发人员和现场操作人员来说都不是很方便。另外由于 UNIX下的软件开发技术起点较高，开发成本较大，对于中小企业来说面临一定风险。如果能够开发一套在三大平台都能使用的真正跨平台的监控系统，那么无疑是有很大吸引力的。
1.2 本文从分析变电站自动化系统的结构和功能入手，讨论跨平台方案实现的可行性，到软件系统的具体实现，最后简单论述一下本系统在 Web(万维网)下的运行的解决方案。重点在于软件系统的实现，我们将遵循计算机软件工程的设计思想，从需求分析、可行性分析到系统设计、模块划分，最后进行程序调试测试。 本系统为分布式控制系统，模块划分为数据库模块、实时数据库模块、图形绘制模块、人机交互模块、通信模块等几大部分。本人主要承担图形绘制模块以及人机交互模块的实现工作。 3 2 变电站/电站自动化系统与跨平台
2.1.1 关于变电站/电站自动化系统 变电站/电站自动化系统是当代大电网运行不可缺少的手段。随着电网的扩大和互联以及计算机及网络技术的发展，传统的集中式系统己经被多机网络化开放式、分布式系统所取代。电力体制改革、全国大联网、电力市场的开展和深化，对电力调度/变电站/电站自动化系统提出了更高的要求。 电力系统自动化是应用控制技术(Control)、计算机信息处理技术(Computer) ，通过计算机软、硬件或自动装置代替人工进行各种运和通信技术(Communication)行作业，提高电力系统运行、管理水平的一种自动化系统.它的提出来源于在变电站中得以广泛使用的智能电子设备(IED-Intelligent Electronic Device)智能设备不仅实现了现场控制智能化，同时也把现场的生产数据数字化，通过本身的计算机数据通信接口，可提供变电站运行、维护所需要的大量数据7。
变电站综合自动化是将变电站所有二次设备(包括控制、信号、测量、保护、自动装置及运动装置等)利用计算机控制技术、现代通信技术、网络数据库技术等，经过功能组合和优化设计，对变电站执行自动监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。 变电站综合自动化系统包括两层含义： 其一 ，功能综合化。原有站内微机监控、微机继电保护和微机运动装置由于历史原因是分开设置的，互不相关，自动、保护、远动自成体系。这种结构存在着设备重复设置，不能充分发挥微机作用及设备间互联复杂等缺点，因此，变电站原有二次系统亟待优化。随着微机技术和信息传输技术的进一步发展，当今的IED设备己经能将监测、保护、控制等功能综合在一起，实现软、硬件功能模块化，可使用户根据变电站具体情况灵活配置，达到最优组合，这就是功能综合化的基本含义。 4 其二 ，管理综合化。IED的普遍使用提供了大量变电站运行维护需要的数据，利用这些数据可以计算出变电站的最优运行状态，并自动调整变电站的运行状态。所以，在这个意义上，综合自动化已不仅是一个技术问题，而更成为一个管理问题。SCADA/EMS(Supervisory Control and Data Acquisition/Energy Management System，数据采集与监控/能量管理系统)系统的提出正是为了解决变电站综合管理的问题，它利用现场总线技术和现代通信技术，将各IED设备连网，通过专门的网关/通信处理机，收集现场生产数据上传或下发控制命令。
同时，利用计算机局域网(LAN)、数据库 、(Database) Internet等技术，将生产信息送入数据库.进行有效管理，以实现实时监视、优化计算、报表、信息发布等多项功能。 从上述叙述可以看出，SCADA 系统是变电站综合自动化系统核心，它负责将整个系统的连接成为一个整体，将大量杂乱无序的电力系统网络中的数据组织起来进行处理从而给出清晰有序的数据，同时该系统也担负着与上级调度进行数据交换的任务。
2.1.2 变电站/电站自动化系统的结构与功能 变电站是电力网中线路的连接点，作用是变换电压、交换功率和汇集、分配电能。变电站的电气设备通常被分为一次设备(Primary Equipment)和二次设备(Secondary 。Equipment) 属于一次设备的有不同电压的配电装置和电力变压器.配电装置是交换功率、汇集分配电能的电气装置的组合设施，它包括母线、断路器、隔离开关、电压互感器TV、电流互感器TA、避雷器等。电力变压器是变电站中变换电压的设备，它连接着不同电压的配电装置。有些变电站中还由于无功平衡、系统稳定和限制过电压等因素，装有同步调相机、并联电容器、并联电抗器、静止补偿装里、串联补偿装置等。 二次设备是在一次设备基础上建立起来的辅助电气设备，它对各一次设备进行监视、测量和控制，以保证变电站电气设备安全、可靠和经济运行。 常规二次回路是由有触点的继电器、分立电子元器件或集成电路构成，主要包括变电站的控制系统、信号系统、测量系统、同期并列系统、继电保护和二次电源等。当今的变电站综合自动化系统中，常规的电磁二次设备己逐渐被基于微处理器的微机 5保护二次设备所取代，但其完成的功能与原有常规设备大致相似。
一个变电站综合自动化系统所具有的功能应该包括：
1. 继电保护 (1)线路保护。在被保护线路内部故障时，应能快速跳开线路断路器，切除故障。对110kV线路一般采用阶段式距离保护和阶段式零序电流方向保护。对一些要求全线速动的110kV线路和110kV以上线路，则可采用高频保护、光纤差动保护做主保护，也可采用带方向的一段或两段速断过流保护以及零序方向过流保护。对35kV线路，通常采用带方向或不带方向的一段或两段式电流、电压速断和过电流保护。10kV线路可采用两相或三相式电流速断保护和过电流保护，以及零序过电流保护。
(2)主变保护。宜采用比例制动特性的纵差保护，具有可靠的涌流制动功能。后备保护可采用带方向或不带方向的过电流保护。 (3)电容器组保护。 (4)母线保护。能自动识别并跟踪系统运行方式的变化，在各种复杂故障下均能正确快速动作。低压闭锁可投可停。 (5)自动重合闸。110 kV以下线路一般采用三相一次重合闸，其同期检定方式和重合闸延时时间应能整定。
2. 通信功能8 (1)与底层IED设备交换数据。实时显示变电站各设备的状态信号，事故报告，自检报告等。下载全网对时信号、保护定值参数等。 (2)向调度中心转发有关本站RTU (Remote Terminate Unit)的遥测、遥信、遥调和遥控等数据量。 3. 自动控制 (1)系统接地保护。小电流接地系统中发生单相接地时，接地保护应能正确选出接地线路(或母线)接地相，并予报警。对不接地系统，可采用零序功率方向、零序电流大小和方向等零序分量判据，对经消弧线圈接地系统还应考虑其他有效判据(如5次谐波判据等)进行综合判断。 (2)备用电源自投。典型的备自投有单母线进线备投、分段断路器备投、变压 6器备投、进线及桥断路器备投、旁跳断路器备投等。 (3)低频减载。当系统频率下降时，应及时自动断开一部分负荷，防止频率进一步降低，以保证电力系统的稳定运行和重要负荷的正常工作。 (4)同期检测和同期合闸。检测有关高压断路器两侧电压的值、相位和滑差，并发出同期合闸起动和停止信号。 (5)电压和无功控制。即有载调压变压器和母线无功补偿电容器及电抗器进行局部的电压及无功补偿的自动调节. 4. 安全监控 (1)控制与操作闭锁。 (2)操作管理权限按分层(级)原则管理。即系统必须设置专用密码的操作口令，使调度员、遥调、遥控操作员，系统维护员和一般人员能按权限分级操作和控制。 (3)对断路器，电动隔离开关进行分合控制。 (4)无功/电压控制。 (5)直流母线电压控制。 (6)继电保护入或退出、保护定值切换等。 (7)现场操作防误闭锁。其闭锁满足“五防”要求。即：1.防止误分误合断路器;2.防止带负荷拉隔离开关;3.防止带电挂(合)接地线;4.防止带接地线(接地开关)合断路器(隔离开关);5.防止误入带电间隔。 (8)越限报警。包括母线电压越限报警、线路负荷电流越限报警、主变过负荷报警、系统频率偏差报警、消弧成圈接地系统中性点位移电压越限及累计时间超出允许值时报警等。 (9)异常状态报警。包括断路器变位信号、保护故障动作信号、监控及保护设备异常状态信号等。 (10)事件顺序记录(SOE)。事故追忆和故障录波。SOE分三级，一级为事故事件，二级为异常事件，三级为一般事件。对一级事件应优先传送
