超高压集控中心自动化系统的设计

李 军，蔡利敏(.中国移动通信集团设计院有限公司陕西分公司，陕西 西安 70077；.西北电力设计院，陕西 西安 70075)

近年来，随着我国电网规模的不断扩大，少人值守甚至无人值班变电站的不断推广，以及计算机、通信、控制技术的发展，电力系统自动化处理的信息量越来越大，直接可观测的范围越来越广。电力系统的运行管理模式也发生了重大变化。调度人员不仅承担着电网调度的责任，还要承担对所属变电站设备的监视和控制工作，调度员的工作量不断增加，不利于保证电网的安全、经济运行。

基于电网安全运行的需求，出现了对多个变电站实现集中控制的集控中心运行方式。我国目前已建成多个110 kV/220kV集控中心，对于330 kV以上电压等级的超高压集控中心的建设也在开展之中。而750 kV虽然综合自动化装备水平高，但从安全可靠的角度去考虑750 kV现有条件还不能无人值守，750 kV将成为今后的集控点。集控中心有利于资源的优化配置，是变电运行工作努力的方向，符合国网公司提出的加强人财物集约化管理、加强信息化建设的企业发展新要求。

对于超高压集控中心的设计，应坚持“面对现实、着眼长远”的原则，不拘于现状，积极考虑智能化的发展方向，使其更加科学、合理。

1 超高压集控中心自动化系统的特点

超高压集控中心是实现330 kV及以上电压等级变电站无人值班的一种运行管理模式，负责各所属变电站的远方运行监视、倒闸操作、事故异常处理、设备的巡视与维护以及文明生产等全面运行管理工作。超高压集控中心自动化系统是集实时监控(SCADA)、遥视监控、五防防误操作、智能操作票管理以及变电站运行管理等功能于一体的自动化系统，超高压集控中心的运行人员可通过该系统监测所属变电站设备的运行情况，并根据需要对设备进行远方控制。自动化系统是超高压集控中心建设的核心系统，承担着超高压集控中心所有功能的顺利实现。

超高压集控中心的自动化系统具有如下特点：

⑴ 信息量大。超高压集控中心自动化系统面向超高压变电站设备，注重反映设备的各方面状态，是运行人员监控设备的工具，因此设备的所有运行信息都要采集，从而使系统的信息量巨大。其中包括了调度自动化系统所需要的与电网运行方式有关的所有遥测、遥信、遥控和遥调量，还包括了与设备运行有关的四遥信息与遥视信息。

⑵ 有完善的操作票编写系统，能够图形化智能生成操作票，也能图形化单步生成操作票。该系统根据运行人员在接线图上的模拟操作自动生成操作票，并能够实现在编写过程中自动或手动检查各操作步骤的正确性。同时可结合遥视系统进行遥控操作联动，以检查实际操作是否依照模拟执行。

⑶ 大范围设备的遥控操作。超高压集控中心自动化系统需要对超高压站内大量的开关和刀闸进行遥控。电力系统中对于遥控操作的安全性具有很高的要求，一旦发生误操作将有可能直接烧毁设备，引起大的系统事故。因此，超高压集控中心自动化系统对于遥控操作的安全性要求较之调度自动化系统更高。在保证遥控操作安全的基础上，还应尽量减少中间环节，节省时间，提高效率，做到方便快捷。

2 超高压集控中心自动化系统的设计

2.1 系统的构成

超高压集控中心自动化系统的组成基本与调度自动化系统相似，通常由以下几个子系统组成：实时监控子系统(SCADA)、遥视监控子系统、集控管理子系统以及安全防护子系统。

实时监控子系统由SCADA服务器、数据采集系统、监控工作站、五防工作站、报表工作站、时钟同步系统以及打印机等的外设组成，同时配备相应的操作系统、支撑软件以及SCADA应用软件。该子系统提供与所属变电站设备的通信链路，完成数据的采集和处理功能以及实现对所属变电站的监视和控制功能。

遥视监控子系统由视频服务器、视频工作站、视频数据的采集设备以及相应的遥视软件组成。该子系统提供对所属变电站的环境状况、设备运行状况、文明生产等各类情况加以视频监视，实现对无人值班变电站全方位的监视和控制，保证安全生产。

集控管理子系统由集控管理服务器、集控管理工作站、WEB发布工作站以及配套的运行管理软件组成。该子系统可根据调度操作需要完成智能操作票的生成及预演和打印，能够实现对所属变电站设备的运行维护管理以及对生产运行分析与事故处理指导。

安全防护子系统由防火墙、正/反向隔离设备、纵向加密认证设备以及相应的防病毒软件组成。根据《电力二次系统安全防护规定》及行业主管部门安全防护的有关要求，电力系统各主站端与厂站端的各应用系统、功能设置均应在正确的安全分区内。安全防护子系统实现了对超高压集控中心内各子系统的安全分区，以确保超高压集控中心与变电站、与调度中心通信的安全。

2.2 系统的总体技术要求

⑴ 可靠性原则：超高压集控中心是对所属无人值班变电站运行状况进行监控的唯一手段，其稳定性和可靠性极其重要。系统的结构设计、设备配置、软件编制要保证超高压集控中心自动化系统的可靠运行。重要的设备、软件和数据应具有冗余配置及备份措施，并为系统故障的隔离和排除提供快捷的技术手段。

⑵ 实时性原则：超高压集控中心自动化系统是一个实时性较高的系统，必须保证信息的即时处理和数据的及时传输，使系统响应时间的各项指标满足要求。

⑶ 实用性原则：系统应操作方便，易于使用，结构设计应注重系统的可维护性、实用性和多样性相结合。系统应有较高的信息处理能力，可对信息进行屏蔽以及分类操作等。

⑷ 开放性原则：系统应遵循开放性原则，采用开放式体系结构和分布式系统设计，软、硬件接口符合国际标准，满足软件平台、硬件平台的兼容及各子系统间的互联，便于第三方软件集成。

⑸ 防误性原则：从值班员的培训、管理功能严密、报警的多样性、操作权限分级和防误操作闭锁等方面入手达到微机监控系统全面防误性能的实现。

⑹ 安全性原则：采用安全防护措施，提供严格的用户认证和管理手段以及身份认证技术，对用户和信息进行授权与管理，并考虑信息保密的时效性，保证系统及其数据的安全。

2.3 系统的功能简述

应国家电网公司数字化、智能化的发展方向，超高压集控中心自动化系统应具有数据采集、数据处理、数据通讯、遥控和五防操作闭锁、遥视、报表打印、操作票管理、系统维护、事件和事故处理、事故追忆及反演、系统时钟同步、电压无功控制、WEB实时浏览、系统运行管理以及电子化值班等的功能。

系统应能够实时监控电网运行的稳定裕度(域)、有功损耗(无功补偿)状态，及时发现电网运行的稳定隐患，自动预防控制，降低电网发生稳定事故的概率，降低系统损耗。能够通过自动语音报警等功能，降低调度员的工作量，增强调度自动化系统对电网的自动分析与控制能力，提高电网安全、经济运行水平。

⑴ 系统能够采集所属各变电站远动遥测、遥信、脉冲量、数字量、微机保护、各种记录等信息，并能够对变电站的各种模拟量、状态量、电能量、保护信息等进行处理、统计和计算。

⑵ 系统能够利用所采集的实时信息，通过专家知识库的筛选，提炼出关键信息和智能告警信息概要，分析故障位置，降低人工分析告警信息的出错概率，为运行人员对事故的判断与处理赢得时间。

⑶ 系统能够实时监视电网的电压稳定和功角稳定模式、系统稳定裕度及边界、有功损耗、无功补偿状态、稳定和有功损耗的相对关系。能够进行预防控制和事故预警。

⑷ 系统应能够支持各种类型的通讯规约(包括部颁CDT、SC1801、DNP3.0、IEC870-5-101、IEC870-5-103、IEC870-5-104等)，能和上级调度自动化系统进行数据交换，具备接收省调或地调自动化系统的遥调遥控命令，并通过本系统实现遥调及遥控的功能。采集通道主备冗余，能够自动切换，并且具备对通道状态的实时监视与显示。

⑸ 系统能够对监控系统中的遥控操作加入闭锁判断条件，在遥控操作实施前进行五防判断，可灵活地录入、修改、导入、导出逻辑公式，能够实现遥控、遥调操作权闭锁、监护闭锁、五防闭锁、设备挂牌闭锁，并能够对所有的遥控、遥调操作进行统计。

⑹ 系统能够实现在视频工作站上同时显示所属变电站内的任意多个画面，并且切换灵活，优先级控制可设。能够对采集的视频图像进行数字录像，并能进行录像资料的查询和播放。具备操作联动功能，能够与超高压集控中心监控子系统配合，在模拟预演、预操作、实际操作三个阶段均能够对具体设备位置进行查看，最大限度降低误操作的可能性。具备警视联动功能，能够根据安防和消防自动化系统的信息自动调整摄像机对准监视目标。

⑺ 系统能按站、按数据属性，如遥测、遥信、电度的生成日报表、月报表、年报表，电压合格率、正常 /事故变位次数、报警、越限等自动生成上述表格，同时提供用户工具自定义表格形式。

⑻ 系统能够提供操作票生成工具，帮助生成系统建立标准操作票库，进行备档和统计。能够生成新的操作票，并能够存储和调用操作票。能够提供三种操作票的生成方式：智能生成，图形化单步生成，典型票生成。对于其中操作票一体化平台的设计，把实用性放在第一位，使调度的操作预令在网上传发流转，110千伏及以上电压等级变电站，具有可直接从内网查询调度操作预令的功能，通过技术手段进一步保证调度命令在接、发的准确性。

⑼ 系统能够对其自身的运行状态进行监视，并具有故障自恢复功能。系统应支持通过MODEM拨号方式的远程维护。

⑽ 系统能够提供事件顺序记录(SOE)、系统异常事件以及用户操作事件的显示、存储、打印和检索。系统具有完善的报警机制，对于显示的各级报警信息，能够提供报警的确认、存储、打印和检索功能。

⑾ 系统能够设置事故发生前后纪录时间的长度，事故追忆被触发时，能够自动打印事故追忆报表，并将报表内容存入数据库中。在进行事故分析时，能够进行事故重演。

⑿ 系统应能够接受同步时钟系统的标准校时信号，具有时钟同步网络传输校正措施，可保证时钟同步率达到精确度要求。

⒀ 系统能够根据各变电站的运行方式和控制物理量(电压、功率因数)状态确定控制策略，并对变电站所有的投入的且控制方式为自动控制的控制对象(变压器、电容、电抗、静止无功补偿器、同步调相机等)实施自动控制，优化网络潮流。

⒁ 系统能够提供对于实时画面以及相关报表和历史事件的浏览。系统还应具备完备的系统运行日志服务以及设备信息管理服务。

⒂ 系统能够利用手机短信业务将电力调度自动化系统中的实时事件通过短消息方式发送到指定系统维护人员或者相关主管领导的手机上，从而保障系统的安全可靠运行，同时也便于事故的及时处理。

2.4 系统的技术指标

⑴ 数据容量

系统的基本数据容量应根据具体将接入的变电站类型及其数量进行计算，并留有一定的扩充裕量。并且，随着的科技发展，超高压集控中心采集的信息将越来越多，本文暂按目前西北一新建的典型330kV变电站信息量进行考虑，数据容量如下：

模拟量( YC)： 1024 点/站

状态量( YX)： 2048点/站

脉冲量( PC)： 500点/站

遥控量( YK)： 512点/站

遥调量( YT)： 200点/站

SOE量：128点/站

事故追忆点： 2048点/站

VQC(单台)： 两台变压器，2×4组电容

⑵ 系统的实时性指标

遥测传送时间：不大于4 s

遥信变化传送时间：不大于3 s

事故时遥信变位传送时间：不大于2 s

遥控、遥调命令传送时间：不大于4 s

画面调用响应时间：85%的画面不大于2 s，其它画面不大于3 s

画面实时数据刷新周期为：5～10 s

双机自动切换到基本监控功能恢复时间：不大于20 s

电度量广播冻结和读出量值时间：不大于10 min

打印报表输出周期：可由用户自行设置

2.5 系统的结构配置图

超高压集控中心自动化系统可适应不同的网络规模组网需要，既可在简单至几台PC机组成的单网上运行，也可在双网、双服务器、双前置机及多工作站的情况下运行，实现冗余设备的可靠管理。两种相应的系统结构配置图如下图1与图2所示。

图1 单网结构的超高压集控中心自动化系统

图2 双网冗余结构的超高压集控中心自动化系统

根据上文所述的集控自动化系统要求，我们推荐采用第二种系统配置模式。

2.6 系统的供电电源及机房要求

按照《电力系统调度自动化系统设计技术规程》以及《地区电网调度自动化设计技术规程》的要求，为保证供电的可靠性和质量，超高压集控中心自动化系统应配置交流不间断电源(UPS)供电。UPS的容量可根据具体的系统设备配置计算。电源要求在交流电源消失后，UPS蓄电池在满负荷情况下维持供电时间应不小于60分钟，不同超高压集控中心还可根据自身的重要性给予适当的增加。

超高压集控中心自动化系统的大部分设备(包括服务器、各种网络设备等)均应放置在自动化机房中，只有监控工作站、视频工作站以及大屏幕显示设备等放置在监控室中。自动化机房内要求具备良好的接地系统，并能够保持一定的温度和湿度。

3 结论

本文对超高压集控中心自动化的设计进行了研讨，提出了超高压集控中心自动化系统应实现的功能以及技术性能等指标，并在此基础上给出了推荐的超高压集控中心自动化系统配置方案图。

超高压集控中心自动化系统的设计采取先进实用的技术，对电网安全稳定运行、提高系统运行管理水平都具有积极而又深远的影响。随着超高压集控中心自动化系统的建立，只要轻轻一点鼠标发出一个操作信号，其所属的330 kV及以上电压等级的变电站开关都能自动实现远程分闸操作，整个过程只要数10秒，随之也将大大提高电网的智能化程度，设备操作、事故处理等速度也将得到有效提高。