集控中心调度系统

集控中心调度系统（精选6篇）

集控中心调度系统 篇1

摘要：介绍集控中心调度系统性能特点、功能、技术指标和作用,对位置的选择进行分析和比较。

关键词：集控中心调度系统,梯级水电站,位置选择比较,经济调度

0 引言

日鲁库、中古、汤古沟水电站工程位于九龙河流域四川省九龙县汤古乡境内,始于鸡丑山脚下,止于百尼电站取水口,平均海拔高程在3650m以上,省道(S215)贯穿3个电站首尾,交通便利,距成都约585km。3个电站都是以发电为单一开发目标,无防洪、航运、灌溉、漂木等综合利用要求。

3个水电站均为引水式电站,由首部枢纽、引水系统、厂区枢纽3部分组成。主要建筑物有:底格拦栅坝、沉砂池、暗渠、引水隧洞、压力前池(调压井)、压力管道、发电厂房、尾水渠及升压站等。

四川省九龙县汤古电力开发有限公司将日鲁库、中古电站、汤古沟电站及110kV升压站实行统一管理。为减少各水电站运行值班人员的数量,提高电站运行管理水平,改善运行人员生活环境,在中古电站旁管理站内建设集控中心调度系统,由集控中心调度系统集中监控并接受甘孜州地调调度。

1 集控中心梯级调度系统

集控中心计算机监控系统与各梯级电站采用单模光纤以太网连接,集控中心的生产管理和运行人员可以通过该系统对整个梯级电站的主辅设备进行实时、准确、可靠的操作,有效地完成各电站所有被控对象的安全监控,以及整个梯级电站的经济调度;可有效提高梯级水电站群的综合管理水平,发挥水电站群联合优化调度优势。

集控中心计算机监控系统接受电网调度机构命令,实现对各梯级的集中监控功能。

集控中心计算机监控系统支持各种应用软件及功能的开发应用,支持第三方软件在系统上无缝集成和可靠运行,支持数据网络通信,并能方便地与其它系统通信。

集控中心计算机监控系统符合安全防护的规定,严格执行国家经贸委关于“电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定”的要求。

集控中心计算机监控系统高度可靠、冗余,其本身的局部故障不影响现场设备的正常运行,系统的MTBF、MTTR及各项可用性指标均达到行业标准《水电厂计算机监控系统基本技术条件(DL/T578)》及《电力系统调度自动化设计技术规范(DL5003)》的规定。

集控中心计算机监控系统为分布开放系统,既便于功能和硬件的扩充,又能充分保护应用资源和投资。分布式数据库及软件模块化、结构化设计,使系统能适应功能的增加和规模的扩充,并能自诊断。

系统实时性好、抗干扰能力强。人机接口界面友好、操作方便。

远方中心计算机监控系统为容错设计,不因任何一台机器发生故障而引起系统误操作或降低系统性能。

计算机监控系统采用成熟的、可靠的、标准化的硬件、软件、网络结构和汉化系统。

系统支持在线及离线编程,远程编程维护。

该系统可广泛应用于大、中、小型梯级水电站、水电站群的联合调度和控制。

1.1 性能特点

依据梯级水电站群的水能资源,电网对各电站不同出线的电量需求,各电站水轮发电机组及主要设备的工作状况等都做出详细数据资料,在此基础上,统筹考虑电网需求、经济利益优化等因素,做出实时的发电出力安排,充分发挥上游水库对径流的调节作用,提高整个水电站群的能量效益。

1.2 主要功能

计算机监控系统能实时、准确、有效地完成对梯级电站被控对象的安全监控;数据采集和处理;安全运行监视及事件报警;梯级控制与调节;梯级、站级自动发电控制(AGC);自动电压控制(AVC);远程控制、调节和省中调(梯调、网调)调度的控制、调节;运行参数统计记录与生产管理;全梯级发电与输送电量、损耗电量平衡分析;系统自诊断与冗余切换;软件开发与维护;梯级联合经济调度控制(EDC);网络信息安全防护。

1.3 特点

(1)开放式系统。

该调度系统实现了软件、硬件、数据及用户交互方式等各方面的标准化接口,在系统上考虑到了MIS网、负荷控制、模拟盘、卫星钟外接设备,能方便地与其它系统集成,成为一个贯穿于整个梯级电站的大系统。

(2)分布式系统。

该调度系统采用了符合现代开放式系统标准的可扩充、分布式体系结构来取代传统的集中式系统,SCADA工作可以在不同的机器上协调进行,有效地降低了网络中各工作站的负荷。将整个网络作为一个多CPU的计算机系统,通过任务管理器合理地分配网络计算资源,管理系统中各模块的协调运行,监视网络站点的各个进程和线程,动态挂接模块,纠正局部模块的异常运行状态,从而在整体上提高系统的运行效率和可靠性。

(3)智能通信处理装置。

为提高整个系统的安全性、可靠性,提高系统运行速度,采用了模块独立的通信处理装置。该装置采用智能化设计,提供高的运算精度和可靠性,接口界面友好,中心频率、波特率均可根据需要调节。

(4)采用WINDOWSNT网络操作系统。

采用了跨平台的WINDOWSNT网络操作系统,既可以在服务器和工作站(可采用CICS或RISC技术)上运行,又可以在微机平台上运行。这种设计方案保护了用户的投资,不受平台限制,满足开放式系统的基本要求。

(5)通用完备的数据库管理系统。

SCADA/EMS/DMS系统是多模块、网络分布的计算环境,要求系统的数据库能够提供开放、统一的数据访问,而且SCADA/EMS/DMS系统对输入数据的准确度又有较高的要求;随着系统所需数据量的急剧增加,数据库必须能够实现大容量的数据存储和高速访问。采用开放的数据库连接标准(ODBC),用户可任选ORACLE、SYBASE、SQLSERVER等商用数据库,支持工业标准的SQL数据库查询语言,实现了网络范围内数据访问的透明性。

只要在数据库管理系统的系统基本参数中将系统中各种参数的容量加以修改,就可以轻松地扩充或减少系统的容量,且修改后,系统以前的参数自动调整,不须做任何修改。

(6)彻底的C/S(客户/服务器)体系结构。

C/S体系结构与NOVELL网络的资源共享模式有着本质的区别,在资源共享模式下,局域网中使用工作站的资源来运行所有的应用程序,服务器只是用来存放数据和程序,服务器的处理能力未能很好地发挥。在C/S模式下,任务是共同运行在客户和服务器上,这样用户得到的就不只是工作站的性能,而是工作站加服务器的性能。

在远动系统中,SQLSERVER运行于主、备后台机上,负责远动系统的数据存储及管理,如果配置高性能的后台机及相对便宜的工作站,通过客户/服务器两端功能的合理分布,在不增加总投资的情况下,可以提高远动计算机系统的总体性能。这种模式能减少在网络上传输的数据量,在远动实时数据量大的情况,可极大地减轻网络负担,有助于整个系统的稳定运行。

(7)安全机制。

系统提供了多级权限,对各级权限进行了严格的等级区分,各级用户有自己不同的权限,根据自己的权限进行相应的操作,保证了系统安全可靠地运行和参数数据库的安全。

(8)面向对象的技术。

该电力调度系统采用面向对象的思想和技术,使升级和集成更加自然和平滑,模块性更好,便于扩充和维护。

(9)多媒体技术。

该调度系统能处理字符、图像和声音等各种多媒体信息,使整个系统能以各种有声有色的信息同用户交互。

2 系统结构及硬件功能

2.1 系统结构

系统结构见图1。

2.2 硬件功能

2.2.1 网络设备

集控层配置3套接入交换机(交换机采用导轨式环网型,2个单模百兆光口,传输距离40km,8个电口),3套光口分别接入日鲁库电站、中古电站、汤古沟电站环网,3套光口均接入核心交换机,实现了集控中心与梯级电站的环形网络结构。集控中心的通信计算机同时接收梯级电站的实时数据,并且发送集控中心的控制要求。

2.2.2 SCADA/AGC/AVC服务器(双冗余配置)

SCADA服务器接收计算机通信服务器和其它服务器传送的数据,维持一个完整的实时数据库(监控系统数据库的SCADA部分)。服务器还完成开关量报警处理、模拟量越限检查、数据库数据的指定计算、实时数据传播到其服务器和工作站等任务。其它节点上的数据库分区,依赖于网络通信程序,保持各个节点上数据库的一致性。

2.2.3 历史数据服务器(双冗余配置)

每台服务器具备足够大的硬盘容量,以保证足够的保存时间。二台相同的历史数据服务器按热备用方式运行,存储相同的历史数据库。

2.2.4 操作员工作站

值班员工作站的功能包括图形显示、定值设定及变更工作方式等。运行值班人员通过彩色液晶显示器可以对电站的生产、设备运行做实时监视,取得所需的各种信息。电站所有的操作控制都可以通过鼠标器及键盘实现。

2.2.5 工程师/培训工作站

工程师/培训工作站主要用于系统维护和管理人员修改系统参数、定值,增加和修改数据库、画面和报表,实现对全厂各设备的仿真操作以及对运行人员的培训,并完成保护信息管理工作站的功能。

2.2.6 ON-CALL、语音报警工作站

ON-CALL功能主要通过1台ON-CALL工作站完成。其主要完成语音/电话报警、电话查询、事故自动寻呼(ON-CALL)及手机短信报警等功能。

3 系统软件

3.1 操作系统

操作系统具备进程管理(包括批处理、分时及实时进程管理)、进程间的同步或异步通信、虚拟内存管理及内存保护、中断处理和I/O管理服务、事件驱动、多线程多队列管理、资源分配控制、文件管理、共享进程库支持、动态链接、应用编程接口等功能。

3.2 网络软件

网络软件支持灵活的结构、国际通用网络通信协议(ISO/OSI、TCP/IP、TASE.2等)、局域网通信、远程数据通信、异种网络互联等功能;能实现远程调用、终端服务、打印服务、窗口服务、图形服务、网络文件共享等应用;具有严密可靠的网络安全保护措施。

3.3 图形用户接口(GUI)

提供遵循X-Window和OSF/Motif标准的图形用户接口,并满足如下要求:所选择的GUI对每种平台保持不变的应用编程接口(API),以实现从一种平台到另一种平台迅速而方便的移植。

3.4 程序设计语言

程序设计语言(C/C++、Java等高级语言)是来自厂家的标准版本。

3.5 支持软件

支持软件包括网络通信系统、进程管理系统、人机交互系统和数据库管理系统等。

4 监控系统技术指标

4.1 容量指标

(1)系统可接入电站个数≥10个。

(2)数据库规模:数据库存放模拟量、数字量、控制量、调节量、虚拟量等,总容量不少于200000。

(3)参加AGC机组:30个对象。

(4)历史数据库的历史数据至少在线保存2年。

4.2 实时性指标

(1)以对SCADA数据库的访问速率作为实时数据库实时性能的度量标准,访问方法为对任意数据的读或写。SCADA数据库的访问速率≥50000次/s。

(2)从模拟量越限、状态量变位到相应告警动作发出的时间≤5s。

(3)对画面显示,其实时性指标为:调任何画面,其响应时间≤1s;全系统扫描时间≤10s;画面上实时数据采用变化刷新,周期为2～10s可调;时钟数据的刷新周期为1s。

(4)AGC的实时性:计算执行周期3～30s可调;每次计算时间≤3s。

4.3 系统时间精度

(1)系统时钟的精度:±1×10-6s。

(2)系统时间与标准时间误差:≤1ms/d(不累计)。

4.4 SOE时间分辨率

站间:≤10ms。

实时数据处理指标:遥测量死区最小整定值为额定值的0.5%～1%(可调);主站对遥信量、遥控量和遥调量处理的正确率为100%。

4.5 可维修性

可维修性参数平均修复时间0.5h,设备具有自诊断和故障寻找程序,按照现场可更换部件水平确定故障位置。

4.6 系统安全性

(1)操作安全性:对系统每一功能提供校核,发现有误时及时报警并撤消命令;当操作有误时,能自动和手动禁止,并报警;对任何自动和手动操作做存储记录和进行提示指导。

(2)通信安全性:系统设计保证信息传送中的错误不会导致系统关键性故障;集控中心监控系统与电站计算机监控系统级的通信包括控制信息时,对响应有效信息或没有响应有效信息有明确肯定的指示;当通信失败时,重复通信3次并发出报警信号;当个别通道超过重发极限时,发出报警。

(3)硬件、软件和固件设计安全:有电源故障保护和自动重新启动;能预置初始状态和重新预置;具有自检查能力,检出故障时能自动报警;设备故障能自动切除或切换并能自动报警;系统中任何单个元件的故障不会造成设备误动。

(4)系统部署病毒防护系统,保证病毒特征码及时、全面的更新。

5 位置选择比较

集控中心的选址对整个网络的配置有直接影响。

5.1 选址中古电站

将集控中心的位置选择在中古电站旁管理站内的原因是公司的整个行政管理部门都设置在中古电站旁管理站内。集控中心距离日鲁库电站和汤古沟电站较近,便于公司对全部3个电站设备运行状况的了解和监控。但由于汤古沟电站是电网的接入点,所以汤古沟电站需要将数据重新发送至中古电站旁管理站内的集控中心进行汇总,这样在就需要增加一套由汤古沟电站转发数据的硬件设备,对投资有一定增加。

5.2 选址汤古沟电站

如将集控中心的位置选择在汤古沟电站,由于汤古沟电站作为电网接入点,所有的数据都要在汤古沟电站进行汇总,在网络层次上传输数据明确,对投资有一定降低。但由于公司行政管理部门都集中在中古电站旁管理站内,集控中心距离日鲁库电站较远,不便于公司对全部3个电站设备运行状况的了解和监控。

6 结语

从便于公司对全部3个电站设备运行状况的了解和监控考虑,集控中心调度系统的位置宜选择在中古电站旁管理站内。

该水电站集控中心调度系统,不仅能实现远程集控、统一运营的新生产模式,还能通过建设集控自动化系统、流域水情自动测报系统和通信系统,实时、准确、可靠地完成对所属电站的安全监控,可有效提高梯级水电站群的综合管理水平,发挥水电站群联合优化调度优势,实现发电量最大化、发电收益最大化、蓄能最大化、调峰能力最大化、耗水量最小化等目标。

参考文献

[1]四川省凡永工程设计有限公司.四川省甘孜州九龙县日鲁库、中古、汤古沟水电站初步设计报告[R].成都:四川省凡永工程设计有限公司,2007

[2]许建安.中小型水电站电气设计手册[M].北京:中国水利水电出版社,2007

集控中心调度系统 篇2

近年来,流域梯级电站远程集控中心(简称集控中心)[1]在全国各地相继建立, 为电厂的生产管理模式注入了新的活力,“都市水电” 也由梦想变成了现实。 从目前集控中心的建设情况来看,虽然各有差异,但目的相同,都是为了追求企业的最大综合效益[2]。从实际运行效果来看,也是比较成功的。集控中心已经成为流域水力发电企业生产调度的主要手段,但是,仍然存在流域水资源未得到充分利用、流域整体竞争力不强、流域整体调节性能未得到充分发挥等问题[3],因此流域梯级电站实行智能联合调度[4]以及对集控中心进行信息化管理迫在眉睫。

建立集控中心并对其进行信息化可以充分发挥流域水能资源综合效益,综计资料表明,通过对梯级电站进行集中控制,可优化水库长期调度,使发电量增加1.5%~2%。 另一方面,实现梯级电站信息化集中远控,可大幅度降低运行管理费用。 对集控中心进行信息化,实现电站的“无人值班”(少人值守)运行方式,将减少电站现场值班人员的配置及配套设施建设, 从而降低电站运行管理费用[1]。

从20 世纪60、70 年代开始,设计、科研等部门就梯级电站联合调度及优化运行课题,进行了大量的理论探索和工程实践,并取得了丰硕的成果;到80 年代,我国已普遍实行水库及水电站优化调度。 目前,成熟的计算机监控、远程通信技术、遥感传感等技术使大型电站群通过远距离集中控制实现联合运行成为可能。

2流域梯级电站智能联合调度远程集控中心信息化管理构建

2.1 基于CPS的梯级电站智能联合调度信息化管理

在传统电力体制下,机组发电调度由电网公司负责,电网考核企业的主要指标是企业发电设备的安全性、可靠性、稳定性及投运率等。 这就使得企业的中心工作主要围绕发电设备的运行、维修、检修及水工建筑物来开展,形成了以保证电厂设备完好为核心的生产管理体系。 在该体制下,企业的水库调度只能对电网调度及企业生产组织指挥机构起到参谋作用, 而不能发挥决策作用,造成水电企业“重电,轻机,轻管水”[5]的生产管理模式。

梯级电站的远程集控中心智能联合调度信息化管理将对企业原有的生产管理体制进行改革, 企业中心工作不仅局限于保证设备完好,而是追求企业的综合效益最大化;远程流域调度集控中心成为流域开发公司的生产调度控制中心和生产信息中心;整个生产过程如图1 所示:流域调度集控中心首先通过由计算机技术、传感技术、数据库技术、RFID技术、RS技术、通讯技术等构成的信息物理融合系统(CPS)对来水量、发电量以及发电上网量进行准确的预测,将水位、水情、发电量以及用电量传输给智能联合调度系统, 在满足防洪需要和保证综合利用要求的前提下,依据调度规程编制调度计划及控制。

在各个电站发电运行过程中集控中心通过CPS的监控反馈功能从各节点获得流域实时水情水位以及电站运行信息, 并对信息进行解码,利用数据挖掘技术对信息进行分析,通过控制论技术对各物理实体进行实时高效的调整, 以对各节点实行远程智能控制,并将分析结果发送给水文防汛部门、电网调度部门及其他部门,根据“水电互动,方案最优”[5]的调度规则,来做进一步的调度规划。

2.2 基于现代网络及信息技术的流域调度机构信息化管理

对梯级电站进行统一调度管理, 这就要求梯级电站群设置唯一的流域调度指令,对外要统一接受有关部门的调度指令,对内要统一对电站的防洪、发电等进行调度。 各梯级电站通过计算机技术、传感技术、数据库技术以及通信等技术建立与流域调度机构的调度、通信、可视化监控等的网络连接,直接接受流域调度中心的调度命令,调度执行梯级枢纽监控系统。

智能联合梯级调度机构作为企业内一个新兴的职能部门,它的成立也必将改变企业原有的组织结构和电力生产组织管理关系; 同时梯级电站实行智能联合调度的也可能使企业行政管理迈向信息化,形成智能行政管理系统(在此不展开详述)。

2.3 远程集控生产模式信息化管理

梯级电站的远程集中监控和统一管理是梯级电站智能联合调度的实现途径, 只有将各梯级电站的运行状态信息等集中于统一的梯级调度机构, 才能为梯级电站的智能联合调度提供信息基础和决策依据。 梯级电站智能联合调度在远程集控生产模式下,流域调度机构成为了各梯级电站的远程集中控制中心,所有梯级电站调度控制指令均由流域梯级调度机构下达并远程执行,现场仅保留少数值守人员,也即采取“无人值班”或“少人值守”的运行方式。

3总结

先进可靠的梯级调度信息物理融合系统是梯级电站智能联合调度实现的关键,只有建立了完善的水库调度、电力监控、通信、水情自动测报系统等现代化程度高的自动化系统,才能保证远程集控中心信息化的顺利实施。 梯级调度系统作为水电企业的生产调度管理系统,需接入电网调度系统,因此必须符合机电网要求的规程、规范,并且还要满足电网对调度自动化系统的安全性、可靠性、稳定性和时效性的要求;此外梯级调度系统与企业内的生产关系、行政体系也密切相关,必须紧密结合企业生产调度关系,形成梯级电站自动化调度的能力。

摘要：随着信息网络技术的高速发展与广泛应用,人类社会也由工业经济时代步入了网络经济时代,信息发挥着越来越重要的作用,成为了管理的基础、决策的依据,对企业来说已经成为了一种重要的资源,信息化管理也成为水电企业适应市场变化的一个重要战略部署,水电企业调度进行信息化的节奏越来越快,要求也越来越高,文章在智能联合调度的基础上通过对流域梯级电站集控中心进行信息化管理构建,优化了水电企业运载生产、提升了管理水平、增加了企业效益。

关键词：梯级电站,智能联合调度,集控中心,信息化

参考文献

[1]胡浩远,丁杰.对流域梯级电站远程集控中心的几点思考[J].电子世界,2012(20):49-50.

[2]徐刚,夏甜.基于改进与优化调度图的梯级电站联合调度[J].水利水电科技进展,2014(3):44-49.

[3]曾华.马边河流域梯级电站群联合调度探讨[C]//四川、贵州、云南三省水电厂(站)机电设备运行技术研讨会论文集,2010.

[4]羊本勇.地方流域梯级电站联合调度监控系统的实现[J].四川水力发电,2007(5):84-86.

集控中心调度系统 篇3

1 实施继电保护故障分析系统所面临的几个问题

目前在很大程度上国内的继电保护故障分析系统仍然处在探索阶段，缺乏完整规范性的系统应用开发准则，系统的定位、作用以及各种应该实现的应用还没有被充分的认识，仍旧存在着一定程度的随意性，系统所发挥出的作用，还达不到应有的效果，主要问题有以下几个方面：

1)信息交换与数据汇集缺乏规范性

在设计系统的过程中，必须要确定与谁实现数据的交换，怎样交换以及交换什么，要考虑数据的安全性和完整性，还需要着重考虑，电网调度以及整定软件交互，变电站及监控系统交互，地调及检修系统交互等问题。但是，在客观上由于地域、工程以及用户都有着不同的要求，就造成了工程实施规范的标准化以及规范化困难。为了适应未来应用发展的需求，应该从应用的角度给予明确。

2)系统功能定位和构架设计模糊

系统建设问题和系统的功能配置问题，在故障分析系统的初期建设过程中，一般都是以保护专业的应用角度来进行考虑，对信息的处理及其来源，较少有从电网事故的处理提供相应支持的角度进行考虑，对故障分析系统信息的特征、系统应解决的问题、信息的来源、目前各种应用的相关性、信心的处理方式等并没有形成系统性的应用分析。

功能的扩展以及系统建设因为存在这种模糊性以及缺乏系统性，没有根据应用的类别实现分类传送，信息没有进行区别分类;目前采用调制解调器拨号上网方式的相对较多，缺乏信息传输的相应配套设施，往往由于传输环节存在问题造成电网发生事故，导致数据不能有效进行了传输;信息就如缺乏统一性，不规范;没有实现其他应用专业的有效关联，系统的主要作用定位于继电保护人员的事故动作情况分析，例如动作统计分析、整定分析等。

3)工程实施存在一定困难

相关的数据系统在工程实施过程中，需要从其他设备中才能获取。但是现场录波、保护的传输格式和数据接口因制造商而异，也就是说因为软件版本的不同同一型号的设备也会存在较大差异的信息输出格式和通信规约。需要大量的工程协调工作，才能实现不同设备之间的技术配合。

2 继电保护故障分析系统的安全防护重点

2.1 防止数据传输泄密

即使被截获也尽可能不被破译，同时尽量降低信息被截获的可能，这是在信息传送环节上的具体要求。

2.2 防止各种攻击手段

对攻击的防范需采用专业手段，对如，恶意程序或者是拒绝服务等一些常见的攻击方法进行有效防范。

2.3 防止非法访问

系统应该做到不允许越权访问，指允许合法用户从合法终端发起访问，同时访问可控是必须要做到的，其具体有三个方面的内容：

做到访问的用户可控;

做到访问的终端可控;

做到访问的权限可控;

4)防止数据伪造和篡改。

为了防止数据的伪造和篡改，系统应该提供数据鉴别技术。

在这里需要强调的是，安全自动装置、继电保护以及故障录波器的可靠、独立、安全运行，本系统的任何行为绝对不能构成影响。

3 安全防护的基本手段

安全协议、保密性、访问控制，继电保护故障分析系统可以从以上三个方面入手。可以采用如加装专用的安全隔离装置等技术手段。

3.1 反向专用安全隔离装置

我们知道，反向专用安全隔离装置的主要作用就在于传递数据，是唯一的一个数据传输途径，其可以将III安全区中的数据传递到I/II安全区。该装置集中接收从III安全区发送到I/II安全区的数据，并进行相关处理，如有效性检查，过滤内容以及验证签名等，然后在将这些经过处理后的数据转发给I/II安全区中的接受程序。以下为数据传输的相关流程：

1)需要进行发送的数据在发送给反向安全隔离装置之前，要先对III数据安全区中的数据发送端签名。

2)在接收到相应的数据信息之后，在进行签名验证的同时，反向专用安全隔离装置，对数据的相关内容以及有效性进行相关的过滤以及检查等处理。

3)数据通过进行处理之后，发送给I/II安全区内部的接收程序，有如下具体功能要求：

(1)应用数据的内容具有有效性检查的功能;

(2)非网络方式的安全数据传递在两个安全区之间可以实现;

(3)基于通信方向、传输协议、MAC、、传输端口、IP的访问控制和综合报文过滤;

(4)具有应用网关的功能，可以实现应用数据的接收及发送;

(5)具有以数字证书为基础的解签名以及数据签名的功能;

(6)防止穿透性TCP联接;

(7)支持NAT，隐藏MAC地址，虚拟主机IP地址，支持透明工作方式。

3.2 正向专用安全隔离装置

正向安全隔离装置具体功能如下：

1)禁止从安全III区到安全区I/II的TCP应答携带应用数据，应用层与表示层数据完全单向传输。

2)基于通信方向、传输协议、MAC、传输端口、IP的访问控制和综合过滤，支持NAT;

3)支持应用层特殊标记识别，具有可定制的应用层解析功能。

4)保证了安全隔离装置两个处理系统不同时连通，实现了两个安全区之间的非网络方式的安全的数据交换。

5)基于图形化的管理界面，证书的管理人员认证，维护管理方式方便、安全。

6)隐藏MAC地址，虚拟主机IP地址，工作方式透明。

7)只允许数据单向传输，隔离装置内外两个网卡自爱装置内部是非网络连接。将内外两个应用网关之间的TCP联接，分解成内外两个应用网关分别隔离装置内外两个网卡的两个TCP虚拟联接，禁止两个应用网关之间直接建立TCP联接。防止穿透性TCP联结。

4 结论

结合中国智能电网的建设目标，继电保护故障分析系统能够在发生事故后对故障电流进行仿真计算和事故回放，能够对电网定值进行计算和校核，对电网的运行状态能够实时进行分析，动态调整保护定值，能够促进继电保护管理真正实现智能化。

参考文献

[1]赵爽^,任建文^,周明.分层式电网故障诊断系统的设计与实现[J].电力系统自动化^,2003(3).

浅谈水电站集控中心通信系统建设 篇4

长期以来, 大多数水电站均采用以计算机监控为主的综合自动化系统, 实行现地集中控制。

随着“十一五”期间水电建设的快速发展, 同一业主运行管理着多座水电站, 或同一流域多座电站联合运行的情况出现得愈来愈多, 为加强多电站水能综合利用、降低运营成本、提高发电效益, 各水电开发公司纷纷建设了远方集中控制中心, 向集约化管理方式转变, 实现多电站分层分布的远方集中控制管理模式。

集控中心是现代通信技术和计算机技术的有机结合, 通信系统是集控中心不可缺少的重要组成部分, 是集控中心实现集中监控、统一管理的基础, 是确保集控中心安全、稳定运行的重要技术手段。

1 水电站集中控制中心通信系统

1.1 光纤数字传输系统

光纤数字传输系统是通信系统建设的重点, 主要承担集控中心各业务系统至受控电站间的语音和数据传输任务。集控光纤数字传输系统采用基于SDH+PCM的综合业务平台模式。

集控中心与各电站通信主干网为星型链路结构, 以集控为中心节点, 至各电站采用两对不同路由的光芯按“1+1”冗余进行链路保护。中心节点为一套SDH 10G设备, 交叉连接单元、时钟单元及电源模块等核心部分也采用“1+1”冗余保护, 并配置有12个光方向的STM-4光接口板分别与各电站相连, 同时提供28路以太网及63路E1接口分别用于集控中心至各电站的消防监控系统、设备巡视系统、MIS系统、计算机监控系统IEC 104规约通信、调度语音通讯系统及PCM设备数据传输。集控中心设有一套网管终端, 负责对光纤数字传输系统进行集中管理、维护。站级节点各配置有一套SDH 2.5G设备, 每套设备均配置有2个STM-4和1个STM-1光方向接口板分别用于电站至集控及电站至闸首的光连接, 同时提供4路以太网及21路E1接口供数据传输用。根据闸首数据传输需要, 各电站闸首均配置有一套SDH 155 M设备, 主要用于站级计算机监控系统与闸首LCU间的连接及闸首工业图像监控系统和PCM设备的数据传输。

集控中心还配置有一套具备智能交叉连接功能的PCM, 通过SDH平台提供的E1电路接口, 与各电站及闸首PCM设备按“集控-电站-闸首”链路形成辐射状星形连接, PCM网络主要用于集控与各电站 (包括闸首) 间的语音通讯和各电站与集控中心计算机监控系统IEC8705-101通信规约的数据传输。

为确保集控中心监控系统与各电站间数据的可靠交换, 集控中心还利用三层网络交换机在集控中心与各电站之间建立了一套独立的光纤数字传输系统, 用于集控中心计算机监控系统与各电站计算机监控系统间的IEC8705-104规约通信, 集控中心监控系统通信通道的优先选择顺序依次为交换机104通道、SDH设备提供的104通道及经PCM传输的101通道。根据二次安全防护要求, 各站与集控中心间还分别布置有纵向加密认证装置。

1.2 程控数字交换系统

语音通讯是值班人员进行生产调度联系的基本手段, 是生产指挥、协调的重要保证。集控中心利用程控数字交换技术建立了一套独立的生产调度管理系统, 该系统由一套900型程控数字交换机和五套128型远端模块组成, 主交换机布置于集控中心通信室, 通过E1电路与各电站远端模块连接, 采用数据中继以局端形式分别接入当地电信和联通网络, 通信信令为七号信令。

系统具备分组、优先、强拆、强插、会议、保持等业务功能。

站端配置的远端模块是主交换机的一种延伸方式, 完全受控于主交换机, 可实现主交换机的用户功能和呼叫路由等管理, 无阻塞交换。特别是远端模块具备的自交换功能, 能在与集控中心连接的E1通道出现故障时启动自交换功能, 提供最基本的呼叫业务, 使站级用户内部通话不受影响。各站闸首电话在远端模块上放出后, 以PCM为传输通道, 为闸首提供语音通讯。

1.3 图像数据传输系统

集控后, 电站现场按“无人值班 (少人值守) ”方式运行。为便于对远方设备及环境的实时监控, 集控中心亟需建设工业电视监控系统。图像数据传输对网络带宽要求较高, 集控中心利用中兴ZXR系列三层交换机组建了工业电视专用图像数据传输系统, 该系统以一台ZXR三层交换机为中心节点, 通过1000光电转换模块与各电站工业电视监控系统主交换机 (ZXR) 组成星形网络。各电站前端视频信号经站端服务器集中处理后再转发至集控中心, 集控中心与站端通信中断后, 站端工业电视监控系统仍能正常运行。

2 结语

接入集控中心统一调度, 在水能调度及发电效益方面取得了明显效果。待后期两座龙头水库电站接入后, 集控中心集中监控、统一调度的优势将更加突出。

经过近一年多时间的运行探索, 发现集控中心通信系统还存在较多问题亟待完善:

(1) 自“5.12”汶川地震后, 针对极端自然灾害的应急通信系统建设尤显重要。

(2) 部分通信电源的运行状况及报警信号未上送集控, 不便于运行监视。应采用通信或硬节点方式将数据组织至现地LCU上送集控中心计算机监控系统。

(3) 根据电力二次系统安全防护规定, 应明确集控中心各业务系统的安全区域划分, 按“横向隔离、纵向认证”的原则采取必要的安全隔离和防护, 以确保系统的安全性和可靠性。

摘要：根据水电站集控中心语音、数据及图像业务的传输需求进行分析, 就光纤数字传输系统、程控数字交换系统、数据图像传输系统、卫星数据通信系统、调度通信系统接入及通信电源系统六部分重点论述了集控中心通信系统的建设过程并对存在的问题进行了探讨。

集控中心调度系统 篇5

关键词：光伏,可行性,集控中心,监控,通信

0 引言

光伏电站地域分散,不同光伏电站的设备、光照、环境等不同,导致各子系统发电情况也不相同。管理人员需要随时掌握各光伏电站的运行情况,并对不同电站运行情况相互比较,掌握全局,而光伏电站当地的监控系统无法满足要求。在这种情况下,建设光伏集中控制系统可提高光伏电站的运行维护水平。

1 系统建设的可行性

远程控制系统在远方控制如本地控制一样便捷,其将主控室从各分散点集中到一点,实现集中控制。关键是建立一条安全稳定的通道以及和本地一样的网络环境。

系统可通过电网110/220 k V线路上的专用光纤通道或电信部门电信通道,从各光伏子站延伸到集控中心。系统建成后,利用各光伏子站当地的监控系统实现远程对断路器、刀闸的控制。图像监控系统同样可通过电站视频及环境监控系统专用通道传递到集控中心,实现对各电站的远程视频监控。

2 计算机监控系统设计

2.1 设计原则

(1)系统采用分层分布、开放式结构,便于功能和硬件的扩充,满足多个光伏子站的接入要求,使用成熟、可靠、标准化的软硬件系统。(2)系统采用全冗余双网结构(A/B网),高度可靠,容错设计,不因个别设备或系统故障而引起整个系统功能性缺失或崩溃。(3)系统实时性好,抗干扰能力强,人机界面个性、友好,操作方便。(4)系统具有详细的权限划分机制,可根据需求进行相应调整,对访问用户分级处理,且支持多用户同时登录。(5)各光伏子站实行无人值班运行方式,各子站相关信息通过专网上送至地调调度中心。

2.2 监控系统网络结构设计

系统采用开放式、广域型、分层分布式结构,分主控级(集控中心)和分控级(光伏子站)两个主要层次,通过不同软硬件体系、统一的网络通信程序和运行控制模式,实现主控级对各分控级的实时监控。主控级站控层采用千兆以太网构建,双网(A/B网)结构,配置光伏电站接入子网,子网也采用全冗余双网(A/B网)结构,可通过增加接入子网交换机来满足多个光伏子站的接入需求。集控中心通信网络具备高可靠性,单点链路故障不应影响整个系统运行。

2.3 系统互联

集控中心还包含保护信息处理、电能计量、报表生成、发电量预测等子系统,需要通过监控系统实行对上述系统的数据处理和展示等。监控系统与其他系统的连接如图1所示。

为确保网络安全,依据《电力二次系统安全防护规定》、《电力二次系统安全防护总体方案》有关要求,二次安防系统坚持“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的原则。

横向隔离是电力二次安防体系的横向防线,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采用电力专用横向单向安全隔离装置,隔离强度接近物理隔离,其作为横向防护的关键设备,是生产控制大区与管理信息大区之间的必备边界防护措施。严禁E-mail、Web、FTP等安全风险高的通用网络服务和B/S或C/S方式的数据库访问穿越专用横向单向安全隔离装置。

生产控制大区内部的控制区与非控制区之间采用硬件防火墙或具有访问控制功能的设备进行逻辑隔离。

纵向加密认证是电力二次安防系统的纵向防线,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。纵向加密认证装置为广域网通信提供认证和加密,实现数据机密、完整保护。

3 远程通信系统设计

3.1 设计原则

光伏子站至集控中心通信系统方案的选取应根据光伏电站实际情况,充分利用已有资源,同时能降低工程成本,为光伏电站的商业化运行、现代化管理提供保证。通信系统主要用于传输各个光伏电站到集控中心的专有业务,要求具有极高的可靠性和较短的传输时延。对于无法使用电网专用通道的光伏电站,可租用电信通道。

3.2 通信方案

集控中心与各光伏子站的通信方案需结合子站规模、集控中心与各个光伏电站的地理分布和距离、监控系统的投资规模、通信通道带和可靠性等因素综合考虑。

集控中心与各光伏电站监控系统通信主要有以下两种模式:(1)由集控中心与光伏子站远动管理机直接通信,经子站监控系统实现“四遥”功能;(2)由集控中心直接与各光伏子站内的现场控制终端(LCU)通信,直接控制电站内的设备,各光伏电站不设置计算机监控系统。

考虑到已建成的光伏电站均已建立当地的计算机监控系统,各个电站后台监控信息较多,同时考虑到公司未来发展,越来越多的LCU设备直接接入集控中心会导致集控中心负担增大,不利于集控中心远程监控、调度功能的专业化实现,因此选用集控中心与光伏子站监控系统远动管理机直接通信模式较为合理。

3.3 硬件配置及通道要求

集控中心侧与光伏电站侧通信前置机(远动管理机)均采用双机冗余配置。各光伏电站监控系统至集控中心需提供传输通道,以满足光伏电站监控系统接入集控中心远动信息要求。远动通信通道带宽为2 Mb/s,可通过租用电网或电信部门的两条传输通道建立双通信链路。通道租用方案根据各光伏电站具体情况而定。

3.4 网络安全

为确保整个系统安全稳定运行,在系统接入设计上采用以下网络安全保障措施:(1)在广域网侧设置专用网段(广域网交换机),将集控中心监控系统所处的内网段与广域网区域隔离。(2)在光伏电站接入子网交换机上划分虚拟局域网(VLAN),同时通过访问控制列表(access-list)技术,将各光伏电站之间相互隔离,确保光伏电站之间无数据传输。(3)集控中心与地调调度通信的调度数据网配合两个纵向加密认证装置,双向数字认证。

4 控制方式

光伏子站分为4级控制方式:电网调度控制、集控中心计算机监控系统控制、子站计算机监控系统控制和子站终端设备(LCU)控制。

4.1 控制权限

为确保光伏子站的操作安全,光伏子站的设备控制必须只有一个指令源,该指令源由光伏子站选取,即通过远方/就地切换开关来选择是由集控中心监控系统还是光伏子站监控系统控制。控制权限按就地、光伏电站、集控中心、电网调度由高到低设置,子站控制权以子站为单位单独设置。

4.2 控制实施

(1)在LCU上可实现远方(子站监控系统)/就地控制方式切换。(2)子站全站控制权方式切换点在光伏子站侧,由子站选择是否远方(集控中心)控制。(3)正常运行时由集控中心对所有光伏子站进行管理,当子站检修维护时,切换到由子站控制。

5 结语

光伏集控中心建设的目的是实现对旗下多个光伏子站的集中控制管理,同时满足电网调度信息的上传和调度指令的下发以及广域网用户的访问查询,因此光伏集控中心监控系统必须具备结构牢固、兼容性强、扩展方便、信息安全等功能。

参考文献

[1]光伏发电站接入电力系统技术规定:GB/Z 19964-2005[S].

[2]电力系统调度自动化设计技术规程:DL/T 5003-2005[S].

集控中心调度系统 篇6

哈尔滨电业局太平集控中心监控的20个变电站无功优化装置型号多达7、8种 (变电站无功电压综合控制装置, 简称VQC) , 其装置的多样化、型号不同、厂家的设备调节计算及运行中的规定不同, 不利于运行人员熟练掌握和应用。因此, 为解决这一问题, 哈尔滨电业局太平集控中心提出采用TOP-3000无功优化系统, 实现地区电网无功电压优化运行集中控制。

1 基于集控中心下的TOP-3000无功优化系统整体结构和工作原理

TOP-3000无功优化系统是在现有SCADA (南瑞RCS-9001) 系统的基础上, 利用其“五遥”功能, 采集全电网实时数据, 以电网电能损耗最小、设备动作次数最少为目标, 以各节点电压合格为约束条件, 以集控中心为控制核心构建的最优化自动控制系统, 其运行原理如1图所示。

无功电压优化服务器从集控中心SCADA系统采集全网各节点运行电压、无功功率、有功功率等实时运行数据, 并采集各工作站“设置参数”, 以地区电网电能损耗最小和设备动作次数最少为优化目标, 以各节点电压合格为约束条件, 遵循安全规定、运行规定、调试规定, 进行无功优化计算、电压优化计算、无功电压综合优化计算后, 形成有载调压变压器分接开关调节指令、无功补偿设备投切指令及相关控制信息, 然后将控制信息发送至各工作站, 各工作站再将控制指令交SCADA系统执行, 实现地区电网无功电压优化运行自动控制。此后循环往复。

2 地区电网无功电压优化系统的功能实现

2.1 全网无功优化补偿功能

当地区电网内各级变电所电压处在合格范围内, 控制本级电网内无功功率流向合理, 达到无功功率分层就地平衡, 提高受电功率因数。

2.2 全网电压优化调节功能

当无功功率流向合理, 变电站母线电压值超上限或超下限运行时, 分析同电源、同电压等级变电所和上级变电所电压情况, 决定调节哪一级变电所有载主变分接开关。在电压合格范围内, 实施逆调压。实现减少主变并联运行台数以降低低谷期间母线电压, 实施有载调压变压器分接开关调节次数优化分配。

2.3 无功电压综合优化功能

当变电所10 kV母线电压值超上限或下限时, 寻求最佳的主变分接开关调整和电容器投切策略, 尽可能保证电容器投入量最多。实现预算10 kV母线电压, 防止无功补偿设备投切振荡。实现双主变经济运行, 支持投入10 kV电容器, 增加无功负荷, 达到电压调整的目的。

2.4 电容器最优配置与在线损耗计算功能

根据电网实际负荷, 计算各变电站电容器单组或多组容量最优配置值, 为改造或新增电容器数量和容量提供理论依据。实现电网电能损耗在线计算, 并实时报告, 为电网实现经济调度提供理论支持。

2.5 控制信息管理功能

设备动作记录表, 开关动作次数汇总表, 设备动作失败或不正常动作情况表, 电压曲线分析表, 有功功率、无功功率、功率因数分析表。

3 无功电压安全策略及管理要求

3.1 无功电压优化控制系统的安全策略

3.1.1 预算10 kV母线电压, 防止电容器投切振荡;预算无功负荷随电压变化量, 防止主变有载分接开关调节振荡。

3.1.2 双主变并联运行, 先调节可能发生拒动的主变有载分接开关, 以免发生另一台主变有载分接开关往返调节。

3.1.3 根据负荷变化趋势, 决定是否实施逆调压, 以减少设备动作次数。

3.1.4 参考变压器运行规程、哈尔滨供电公司变电所现场运行规程公共部分对设备每日允许动作次数及动作间隔进行人工设置。并在此基础上实现设备动作次数按时段和负荷优化分配, 具体参数设置如表1、表2所示。

注:运行中分接开关变换超过2 000次时, TOP-3000系统将闭锁调压操作, 提醒运行人员对分接开关油室内绝缘油取样、试验

注:电容器真空开关正常开断负荷电流达到2 000次时TOP-3000系统将自动封锁电容器投切, 提醒运行人员该开关应进行真空度的临检

3.1.5 电容器、主变及有载调压开关异常变位系统进行自动闭锁, 且必须人工解锁;电网、设备运行数据异常自动闭锁;10 kV发生单相接地电容器自动闭锁;系统数据不刷新自动闭锁。

3.1.6 采用“遥测”与“遥信”联判方式, 确信“遥信”量的真伪, 避免误动作。

3.2 现场设备的安全策略

3.2.1 变压器有载调压开关、电容器投切开关, 要进行及时定期维护检查或更新改造, 确保可靠动作。

3.2.2 二次设备采集量 (遥信、遥测、遥控量) 完整、准确, 且可靠传输。

3.3 无功电压优化运行安全管理要求

制定了《哈尔滨电业局太平集控中心“地区电网无功电压优化运行集中控制系统”运行管理规程》、《太平集控中心无功优化装置运行管理规定 (试行) 》。

集控中心TOP-3000无功优化装置投入运行以后, 可以根据系统电压及无功运行参数情况进行计算, 对所控变电所的电容器及变压器分接头进行优化控制与调整。对各集控站、变电所值班人员做如下规定:

3.3.1 下列情况应通知集控中心闭锁主变调压

a.主变进行并列、解列操作。

b.主变有检修作业。

c.有载调压回路上有工作及其它相关工作。

d.其它需要集控中心闭锁调压的情况。

3.3.2 下列情况应通知集控中心闭锁电容器投切

a.电容器及其开关进行检修作业。

b.电容器及其开关回路上有工作。

c.电容器进行停电、送电操作。

d.电容器及其开关故障、异常。

e.变电所全停电 (或电容器所在母线停电) 。

f.其它需要集控中心闭锁电容器投切的情况。

4 TOP-3000应用效果分析

TOP-3000系统优化目标是从“地区电网”的角度考虑, 不管地区电网范围内无功补偿设备和有载调压变压器数量的多少, 都能达到同时满足全网损率最小、各节点电压合格率最高、有载调压变压器分接开关动作次数最少的目的。控制对象是集控中心范围内的所有无功补偿设备投切和变压器分接头档位调节的综合动作。动态预算10 kV母线电压, 避免无功补偿设备投切振荡。无须增加独立的I/O系统, 投资少, 实施快。该控制系统2009年10月29日在哈尔滨太平集控中心投运, 运行稳定, 动作可靠, 效益显著。

改造前后的效果对比见表3, 表中数值取自8个比较典型的变电所, 为8个月的平均值。

装置投运后减轻了集控中心值班人员劳动强度, 避免人为误差, 真正实现全网无功电压实时控制, 完善并提高无人值班变电所自动化水平。由于本控制系统不增加任何硬件装置, 免除了大量的现场硬件维护, 达到了改造投资少、效果显著的目的。还能够准确地掌握了主变分接开关、电容器开关每年、每月、每日动作次数, 为最大限度的发挥设备潜力和设备检修提供了依据。控制系统是一套图文声并茂的现场实时培训系统, 提高了调度、集控人员运行管理水平。控制系统的实施促进了电容器的配制、电容器开关的更新、有载变覆盖面的扩大及其有载分接开关的性能的提高。

5 必要的改进

5.1 操作命令的发出

TOP-3000系统是通过南瑞RCS-9001系统的转发来执行操作的, 而RCS-9001系统每隔 5 min就要进行一次总召, 总召时间大约为60 s, 在总召时间内, TOP-3000系统发出操作指令将不会被执行。针对此种情况对内部参数设置进行了修改, 如电容器第一次操作指令因总召原因没有执行下去, 经90 s后再发一次操作指令, 以确保系统的正确运行。

5.2 电容器的容量过大

个别变电站因为电容器的容量较大, 而系统无功功率相对较小, 造成电容器不能投入运行, 只能靠调整变压器分接头来调整电压的合格率, 虽然电压合格率较好, 但功率因数较低, 不利于电网的经济运行。改变电容器接线方式以减小容量或更换分组投切电容器的方法来保证投切合适的电容量, 满足提高功率因数的要求。

5.3 改进操作界面

由于集控中心所监控的20个变电所主变及电容器画面全部在TOP-3000画面上显示, 造成画面比较拥挤 (2010年接入无功优化的变电所将达到30多个, 拥挤状况还要加剧) , 应改进软件, 即当操作某一变电所的设备时, 单独弹出该变电所的画面, 以便于监控人员在较大及清晰的画面下操作。画面上的电容器应能体现电容器的接线方式 (星接或角接) , 对具有分组投切的电容器应在画面上体现出来, 并且显示出实际的运行容量, 便于运行人员进行监控。

6 结束语

TOP-3000系统在太平集控中心应用后, 大大减轻了运行人员的劳动强度, 减少了主变分接头的动作次数, 提高了功率因数及电容器的投入率, 最大限度地发挥了现有的无功设备的作用, 确保电网无功的就地平衡, 合理控制无功补偿容量, 降低了电网电能损耗, 提高了电压合格率。从全电网的角度出发, 如果能够充分发挥TOP-3000系统的各项功能, 如实现分层控制、分散与集中相协调的闭环控制系统必将使无功系统更加优化。

摘要：介绍了哈尔滨电业局太平集控中心采用的T0P-3000无功优化系统的结构、原理、功能特点。阐述了应用TOP-3000系统, 可使电网电压质量、功率因数、线路损耗等都达到较为理想的效果, 指出了还需改进的地方, 同时, 分析了给社会和给企业带来的效益。

关键词：TOP-3000,无功优化,集控中心,应用

参考文献

[1]姜宁, 王春宁, 董其国.无功电压与优化技术问答[M].北京:中国电力出版社, 2006.