集控站简介
集控站监控系统的实践
第30卷 2008年1月 湖州师范学院学报Jo ur nal of Huzhou Teache rs College Vol.30J an.,2008集控站监控系统的实践3许 琰,沈晓东,黄 申(湖州市电力局,浙江湖州313000)摘 要:使用公共数据采集平台建设集控站自动化系统是一种新的系统建设模式.本文介绍了基于该模式的集控站自动化系统的总体架构、监控系统功能的具体实现,以及系统建设和运行方面的一些体会.关键词:集控站监控系统;数采平台;集中监控;分片操作中图分类号:TM274文献标识码:A 文章编号:100921734(2008)S0201452060 引言近年来,无人值班变电所在国内,尤其是我国东部发达地区取得了很大的发展,该类型变电所对提高供电企业的劳动生产率,降低变电所建设的生产成本,加强电网运行的安全水平,实现企业的现代化管理都有着重要的社会效益和经济效益.电力调度自动化系统为无人值班变电所的实现提供了可靠的技术基础,如何建设好自动化系统已成为各企业科技发展路程中的重中之重.SCADA (Supervi sory Co nt rol And Dat a Acqui sition )系统,即数据采集与监视控制系统,是以计算机为基础的生产过程控制与调度自动化系统.它可以对现场的运行设备进行监视和控制,以实现数据采集、设备控制、测量、参数调节以及各类信号报警等各项功能.在电力系统中又称为远动系统.它作为能量管理系统(EMS 系统)的一个最主要的子系统,有着信息完整、提高效率、正确掌握系统运行状态、加快决策、能帮助快速诊断出系统故障状态等优势,现已成为电力调度不可缺少的工具.1 现状与需求湖州电网调度自动化系统(SCADA/EMS )目前接收1座500kV 变电所、11座220kV 变电所、61座110kV 变电所、14座35kV 变电所、12座发电厂和省公司及3个县局转发共103个厂站信息.随着综合自动化改造的深入,110kV 和35kV 需全部实现无人值班,220kV 变电所逐步实现少人值班.基于此,新的监控模式需要在枢纽变建立集控中心,实现包含220kV 变电所在内的集中监控、分片操作.目前的湖州电网调度自动化系统是一套集监控和电网高级应用于一体的SCADA/EMS/DTS 系统(简称调度SCADA/EMS),既有相对平稳的实时系统事务处理,又有计算量突发的电网高级分析应用处理,不太适合监控中心相对单一的监控业务.其次,目前主站系统只具有一套后台数据库系统,还没有备用系统可在停检或故障下进行替代,存在一定的安全隐患.为解决目前的问题,需建立一套集控中心自动化系统,统称自动化实时监控系统.2 总体架构2.1 系统简介3收稿日期225作者简介许琰,助理工程师,从事电力自动化研究:2007122:.湖州电网自动化监控系统是一套面向流量管理用户,基于wi ndow/N T 操作系统的实时监控软件,系统主要完成对集控中心所管辖的变电所的遥测、遥信、遥控等数据的采集和控制.主要用户为集控中心和操作站的工作人员.该系统分220kV 、110kV 及以下两个监控部门的监控模式,建立两套自动化监控系统,分别就220kV 、110kV 及以下变电所进行监控.随着各等级变电所的增加,可逐个增加监控厂站.该系统作为调度SCADA/EMS/D TS 的子站系统,实现监控信息的分层、分控,缓解调度EMS 系统集调度监控、集控中心监控、AVQC 、调度操作票、变电站操作票等高级分析应用于一体的压力.系统层次如图1所示.图1 湖州电网监控系统层次图监控系统主站主要包括数据服务器、网络设备、数采前置通信机、工作站、打印机等设备.监控系统主站的建设选用成熟的软件和硬件设备,系统采用“客户机/服务器”分布式体系结构,遵循有关国际、国内行业标准和工业标准,具有良好的可扩性.系统采用冗余硬件、自诊断和抗干扰等措施来提高系统的可靠性.同时,尽量统一设备类型,以减少维护工作量.2.2 总体设计和其它地市局集控系统主站放置在操作站里不同的是,该集控系统主站系统放置于计算机班自动化机房,技术环境相对较好,宜于和原EMS 连接,宜于维护管理.节省了维护管理人员需频繁去操作站进行维护管理的人力、物力.集控系统主站包含数据服务器、网络交换机、数采前置通信机、终端服务器(IO 2LAN )、调制解调器(MOD EM )、卫星时钟(GPS )、路由交换机、工作站、打印机等设备.其中终端服务器、调制解调器等与扩容后的EMS 系统共用,不设置独立的卫星时钟,以保证两套系统时间的统一性.建立独立的数采前置机,在统一的数采平台上进行数据交换.独立的数据服务器保存数据,保证了与EMS 系统数据的互为备用.在网络通信方面,集控系统在服务器后台、前置数采通信等关键部位采用了计算机双网技术,在保证高速传送数据能力外还确保了网络的高可靠性,即网络上任一台设备的故障不影响网络内其他单元的正常通信,网络具有扩展方便、允许结点数满足将来扩展的需要.目前监控系统分220kV 、110kV 两套系统,220kV 处理220kV 及以上的变电所信息,110kV 系统处理110kV 和35kV 的变电所信息,今后在此基础上建立独立的处理35kV 变电所的35kV 监控系统.两套系统分别有主、备两套,互为备用,当一套无法正常工作时,可自动切换至另一套上运行.在计算机班值班室建立工作站,完成日常的信息定义、画面制作等维护管理工作.在集控中心和需要的变电所建立若干个操作站,赋于不同的权限,既保证了系统的安全性,又方便用户自行修改维护,提高了系统维护的效率.集控中心监控系统、调度SCADA/EM S 系统、集控中心工作站和工作站的网络如图2所示.2.3 通道组织根据省公司的指导思想,湖州电网自动化信息按常规的IEC60870252101规约和循环式远动规约或I 6252规约进行传输通过统一的数采平台到各自前置上的通讯采用基于T I 的I 6252远动规约传输,该规约具有非常丰富的应用服务数据单元,它不但选取了规约的绝大部分应用服务数据单元,在此基础上还扩展了带长时标的报文类型标识该规约组网方式如图3所示641湖州师范学院学报 第30卷EC 1970104.CP/P EC 1970104101..2008年 许琰,等:集控站监控系统的实践174 变电站监控系统接入变电站网络交换机(配置G .703模块),经SDH 传输网与主站的7200系列路由交换机连接,占用一个专用的2M 链路.交换机11、12、13分别为调度SCADA/EMS 、220kV 监控SCA 2DA 、110kV 监控SCADA 的前置数采网络交换机,数采机负责数据处理,完成后台数据网和变电所数据交换.通过三层路由交换机完成各前置数采机之间的数据交换.7200系列路由交换机负责与各变电站的交换机连接,并与监控系统前置数采网连接.各SCADA 系统前置数采机不同以往数采机,还具备与其它监控系统数采机的通信调度任务.比如,220kV 监控系统数采机将采集到的数据除满足220kV 后台应用的同时还向调度SCADA 转发数据.同样,当调度SCADA/EMS 需要对厂站端进行控制时,需要220kV 监控系统的前置数采机来实现.交换机01、02、03分别为调度SCADA/EMS 、220kV 监控系统、110kV 监控系统的网络交换机,连接数采前置机、SCADA 服务器、维护工作站和监控工作站构成后台数据交换网.与其它监控系统的数据交换通过三层路由交换机实现数采机之间的数据通信来完成.三层路由交换机可以有效地隔离不同SCA 2DA 网之间的广播报文(Mul tiCast ),又实现了网络互联.IEC60870252101和循环式远动(CD T )规约数据通道通过调制解调器(MOD EM )经SD H ,与集控系统侧调制解调器(MOD EM )进行通信,经终端服务器(IOLAN)接入数采前置网(图2的交换机12和交换机13).前置数采机负责集控系统和变电所监控系统的数据交换.2.4 数据采集与控制不管是采用何种规约,对现有的调度EMS 系统和集控自动化监控系统来说,变电所信息均汇集到同一个数采平台上,由前置机负责向对应的主站网络分发数据报文.这就需要建立一个标准的共用数采平台,在该平台上实现主站与厂站间的实时数据交换.湖州电力局对扩容后的EMS 数采前置机软、硬件进行了改造、升级,使之作为数采网络平台的核心部分,负责厂站与主站间通信与规约的处理.监控系统配置前置数采通信机,但不直接与厂站系统通信,而是与共用的数采机进行通信,由后者来完成与厂站的实时信息交换.以后新增监控系统,也只需增加监控系统的前置数采通信机,即可完成主、厂站间的实时信息交换.数采网络平台选用两台交换机,原来的网络连线不用更改(沿用原EMS 系统网络设备),只要将新增的数采机连接到该网络设备即可.220kV 监控系统和110kV 监控系统主站分别用两台交换机堆叠作为系统后台网络平台.服务器配置双网卡冗余接入各自的后台网络.每台数采机配置4块网卡,两块冗余接入后台网络,另两块冗余接入数采网络.监控系统软件也不直接控制变电所,只有现有的共用的数采机才直接控制变电所,监控系统对变电所的遥控等功能是通过该数采机通讯实现的.改造原EMS 数采机软件,建立EMS 系统与监控系统的厂站对应表,以确保厂站送上来的数据报文能正确分发到各自对应的监控系统数采上,再向本地分发.同样的,监控系统下发的遥控或遥调命令,通过监控系统的数采机传至共用数采机后,将监控系统的厂站号转换为EMS 系统的厂站号,下发至正确的厂站,以达到两套系统的一致性.自动化系统实现信息分层,必须全面考虑集控系统与调度SCADA/EMS 的数据交换.分层后的调度SCADA/EMS 的侧重面在于调度应用和自动化专业实际需要.因此监控系统的信息在设计中应可作筛选,也可全部接收.采用共用数采平台是一种新的系统建设模式,减少了不同系统间相似功能设备的购买,大大降低了系统建设的费用,同时也降低了设备的故障率.也可以减少软硬件的维护工作量,避免了相似系统间的重复工作.共用数采的设计模式采用同一个平台对厂站设备进行监测和控制,对于提高系统的可靠性也起到了很大的作用.调度EMS/SCADA 系统与监控自动化系统数据采集、遥控关系如图4所示.3 功能模块简介3 系统平台841湖州师范学院学报 第30卷.1图4 调度SCADAEM S 与集控SCADA 系统数据采集、遥控关系图网络通信采用成熟、标准的网络协议TCP/IP ,以提高系统的通信效率,减少报文冲突.系统在N T 或UN IX 网络环境下运行,人机交互方式灵活、简练,具有较高的稳定性和可靠性.实时数据库管理系统具有较快的响应速度,能很好地满足电力系统实时性的要求.在管理服务器上建立具有Client /Server 服务的标准商用数据库,为应用软件的投用提供良好平台.系统具有一定的开放性、灵活性,能方便地扩展.3.2 数采功能采用统一的数采平台,能处理各种标准通信规约,并可由用户自定义规约;上、下行主备通道具备自动切换功能,保证了系统的安全性.每站处理容量开放至:遥测1024点、遥信2048点、电度256点、遥控512点、遥调256个;可及时准确地记录、统计各厂站的通信中断时间、误码率、运行率以及中断时间,且具备告警功能.采用联想式调用电网接线图,画面可漫游,并配置设备运行工况图和遥测、遥信一览表等;对历史数据定为5分钟记录一次,可方便监视各工作站运行状况及系统R TU 的运行状态.对于开关变位、保护动作、线路潮流越限、电压越限、周波越限、关口潮流平衡、通信中断等均和原EMS 系统一样具备告警功能.所有事件存入数据库保存,存档时间不少于13个月.不同工作站允许设置不同的权限.历史数据保留13个月的遥测实时数据,遥测信息点大于10000以上(应满足用户的自行设置),并可进行检索.通过统一的数采平台,能与上级及其它系统交换数据,交换数据定义简单、方便,宜于修改;能接收非数据网内的其它系统通过FAX/MOD EM 或下行通道下发关口值、遥信等实时数据,并根据预定参数自动生成本站数据库.3.3 其它管理功能集控中心的用户界面定义功能灵活,对实现非监视变电站的告警及事件记录可进行屏蔽.遥控、遥调做到操作简便,提示信息准确、明了.以口令和工作站权限加以双重保护,正确记录操作人、监护人、操作时间以及操作结果等.设置了多媒体语音告警功能,对开关、保护、刀闸等信号分类处理,提高用户的工作效率.计算功能可对功率总加、电能总加、供电可靠率、开头跳闸次数等,能根据用户需要自行定义并统计计算,能根据实用化要求生成各种报表,还能根据遥测的数据进行智能统计和分析,自动生成和建立继电保护参数资料库、工作联络通讯资料库配置与打印机接口,方便用户进行数据打印的处理9412008年 许琰,等:集控站监控系统的实践..3.4 与其它系统的接口不同厂家研发的SCADA 系统均以采集远动信息为目的,建有各自以自动化规约支持的数据采集通讯系统.为了适应各种系统及今后的要求,还考虑建立统一的接口模型,实现系统的互连.4 运行情况及缺陷目前湖州自动化监控系统在湖州电力局已经投入试运行,共接收54个厂站信息,其中220kV 变电所11座,110kV 变电所29座,35kV 变电所14座.220kV 和110kV 监控系统共4台服务器和4台数采机,主站工作站1套,5个操作站中共放置5套工作站.220kV 系统共有遥控号472个,110kV 系统共有摇控号1811个.本年度共更新系统版本1次,处理程序缺陷共2次,更换故障的硬件共2次.目前运行情况稳定,系统运行率100%.在运行过程中,自动化监控系统配置虽满足“N 21”的标准,但仍存在一定的不可靠性.由于监控系统和E 2S/SCADA 采用的是同一个数采平台,所有的信息均从该平台上接收和发送,一旦该平台出现问题,则会影响到监控系统和E 2S 的正常使用.目前数采平台虽然是冗余配置,但也存在双机均同时出现故障的可能性,可考虑今后建立异地容灾系统,以进一步提高系统的可靠性.5 结语集控自动化监控系统在湖州电力局投入试运行后,符合集控站集中管理和分片操作的原则,在电网监控方面发挥了很大的作用.同时,作为EMS 系统的补充,保证了调度监控系统的冗余性,符合“N 21”标准,提高了电网运行的安全性.051湖州师范学院学报 第30卷。
光伏电站集控中心监控系统
光伏电站集控中心监控系统（SPSIC-3000）简介如今光伏电站分布地域广、运行管理人员少、运行管理工作量大。
为了减少场站监管的工作量、实现不同类型各光伏电站的统一监管、多层监控、从而实现无人值班少人值守的运营模式，国能日新推出了光伏电站集控中心监控系统的解决方案。
光伏电站集控中心监控系统（SPSIC-3000）是在已有的各光伏电站监控的基础上建立统一的实时历史数据库平台以及集中监控平台来实现对光伏电站群的远程监控和管理的总体目标。
集控系统将现有光伏电站本地的监控系统、功率预测系统等相关信息进行整合构建成统一的生产信息系统平台，实现各光伏电站监控系统和统一系统平台之间的数据交互，并能够向各个监控点提供统一的运行相关信息，实现新能源公司在监控层面上的一致性。
因此，基于远程的集中监控系统平台能够实现对其区域内的光伏电站进行监控调度功能，实现对光伏电站群的集中运行管理、集中检修管理、集中经营管理和集中后勤管理，通过人力资源、工具和备件、资金和技术的合理调配与运用，达到人、财、物的高效运作和资源的优化利用，保障实现光伏电站群综合利用效益最大化。
集控系统充分总结了调度自动化系统的成功运行经验，涵盖了调度主站、变电站、集控中心站运行工作的各种业务需求，可以向用户提供各种规模的调度运行、集控中心、变电站的完整解决方案。
系统采用模块化设计，基于厂站一体化综合信息平台，搭建站内各种应用子系统，各子系统相对独立；通过配置的方式改变运行方式，应用子系统可以合并到一台机器/嵌入式工控机上运行，也可以分散到多个机器上运行。
在此背景上，紧密跟踪国际上电网调度自动化技术的最新发展，广泛吸取国内外的调度自动化系统的实际经验而产生的新一代平台系统。
光伏电站集控中心监控系统（SPSIC-3000）可实现如下功能：1、升压站监控系统功能；2、光功率预测系统；3、电站视频/安防监控系统；4、故障报警系统；5、光伏电站生产运营分析系统；6、能量综合管理子系统；7、监控中心GPS；国能日新24小时技术支持服务，为客户的利益保驾护航。
中国南方电网自动发电控制(AGC)技术规范(试行)
中国南方电网自动发电控制（AGC）技术规范（试行）中国南方电网电力调度通信中心2009年4月目次前言 (III)1 总则 (1)1.1 目的意义 (1)1.2 装备体系 (1)1.3 适用范围 (1)2 引用文件 (1)2.1 引用规则 (1)2.2 引用列表 (2)3 术语释义 (2)3.1 远动功能 (2)3.2 系统装备 (3)3.3 功能作用 (4)3.4 技术性能 (5)3.5 网路拓扑 (5)4 总体要求 (6)4.1 基本要求 (6)4.2 功能要求 (6)4.3 通信要求 (8)4.4 区域AGC控制性能评价标准 (9)5 调度主站 (9)5.1 总体要求 (9)5.2 功能要求 (9)5.3 机组发电控制 (11)5.4 备用容量监视 (14)5.5 安全约束控制 (15)5.6 主站AGC必须的安全措施 (16)6 水电子站 (17)6.1 功能要求 (17)6.2 技术要求 (18)6.3 远动信息 (18)6.4 电厂机组的控制 (19)6.5 电厂控制性能标准 (23)6.6 水电厂AGC安全措施 (24)7 火电子站 (25)7.1 功能要求 (25)7.2 技术要求 (25)7.3 远动信息 (26)7.4 电厂机组的控制 (27)7.5 电厂控制性能标准 (29)7.6 火电厂AGC安全措施 (29)8 电厂AGC测试 (30)8.1 测试适应情况 (30)8.2 职责分工 (30)8.3 总体要求 (31)8.4 测试流程 (32)8.5 电厂AGC测试目的和内容 (32)8.6 电厂AGC性能评价 (39)附录A 频率响应系数的计算 (40)附录B 控制性能标准 (41)附录C 扰动控制标准 (43)附录D 火电厂测试方案 (44)附录E 水电厂测试方案 (54)前言中华人民共和国国家标准（GB/T 15498-1995）中规定：“任何企业都应建立以技术标准为主体的包括管理标准和工作标准在内的企业标准体系”，“企业标准体系是企业现代化管理的重要组成部分”。
蒙东电力公司标准化变电站(集控站)管理办法
内蒙古东部电力有限公司标准化变电站（集控站）管理办法第一章总则第一条为进一步落实国家电网公司“四化”管理要求，夯实农电基础管理，全面提升变电站（集控站）管理水平，特制定本办法。
第二条本办法规定了标准化变电站（集控站）建设与管理的工作目标、职责分工、组织实施与考评验收、命名条件、动态管理与激励措施。
第三条本办法适用于蒙东电力公司农电企业所属变电站（集控站）的建设与管理。
第二章工作目标与指导思想第四条开展标准化变电站（集控站）建设，是农电标准体系建设向变电站（集控站）的延伸，其目的就是要统一变电站（集控站）的建设标准和运行管理标准，在逐年强化电网建设的同时，全面提升电网的运行管理水平。
第五条充分利用农村电网改造升级的有利时机，在逐年强化变电站（集控站）硬件设施建设的同时，全面提升农电企业对变电站（集控站）建设的过程管理和运行管理的重视程度，切实改变“重建设、轻管理”的落后状况。
第六条标准化变电站（集控站）建设遵循“统一领导、统一标准、分级管理、分步实施”的原则，针对不同地区实际，逐年确定建设目标，按照《蒙东电力公司2011-2013年一流县供电企业与标准化建设规划与实施方案》要求，赤峰、通辽地区力争2011年所有变电站（集控站）全部达到标准化变电站（集控站）要求，呼伦贝尔和兴安地区到2013年80%以上达到标准化变电站（集控站）要求。
第七条为不断提升标准化变电站（集控站）建设与管理水平，在开展标准化变电站（集控站）建设过程中，每年按当年申报总数的15%比例选树命名一批建设与管理水平较高、工作指标较优的标准化示范变电站（集控站）。
第三章职责分工第八条营销农电部是蒙东电力公司标准化变电站（集控站）建设与管理的归口管理部门，其主要职责是：1. 根据国家电网公司要求和蒙东地区农电系统实际，负责制定或修订本系统标准化变电站（集控站）管理办法和考核评价标准。
2. 指导、检查和考评各盟（市）旗县农电局的标准化变电站（集控站）建设与管理工作。
船闸集控系统简介
三峡船闸集控系统简介
三峡船闸集中控制系统（简称集控系统）是世界上一流的多级船闸控制系统。
三峡船闸每线设置有一套集中监控系统设备，它由计算机监控系统设备、通航信号和广播指挥设备、工业电视监视系统设备组成。
其中，计算机监控系统由集中控制单元、操作员站、工程师站、数据及通讯服务器、培训管理站、网络设备、打印机和其他外围设备等组成；通航信号设备由通航指挥信号灯及灯柱，中心灯、边界灯和船舶停靠位信号等组成；工业电视监视系统由电视多媒体服务器、电视多媒体站、矩阵切换器、大屏幕投影仪、监视器、信息传输设备和多个摄像机等组成。
两线船闸的集中监控系统设备的结构与功能相同，结构布置相同。
这些设备之间以及和12个现地控制站之间通过网络有机地连接在一起，共同完成单线连续过船作业的集中自动控制和监视指挥。
三峡船闸集控系统的应用极大提高了船闸通航效率，现日均基本稳定在30闸次以上，货物通过量连年大幅增长，2011年超过1亿吨，其中上行货运量为5534万吨，提前19年达到设计2030年船闸单线下行5000万吨的通过能力指标。
集控站计算机自动化系统简介
分布式数据库管理系统
支持多节点数据存储和管理，提供数据一致性和可靠性保障。
应用软件
控制软件
用于控制和调节自动化系统的各种设备和装 置。
监控软件
用于实时监控系统的运行状态和设备的运行 参数。
人机界面软件
提供友好的人机交互界面，方便用户进行操 作和控制。
系统升级
为了适应新的业务需求和技术发展，集控站计算机自动化系统需要进行定期的升级和维护，以确保系 统的稳定性和可靠性。
数据安全与隐私保护
数据加密
采用数据加密技术，对系统中的敏感数 据进行加密存储，以保障数据的安全性 。
VS
访问控制
实施严格的访问控制策略，限制对系统的 非法访问和操作，防止数据泄露和被篡改 。
系统集成与互联互通
系统集成
集控站计算机自动化系统需要与其他系统进行集成，实现信息的共享和协同工作，提高 工作效率。
互联互通
通过制定统一的标准和规范，实现不同系统之间的互联互通，方便信息的传递和交流。
THANKS
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03
CATALOGUE
集控站计算机自动化系统的软件技术
操作系统
实时操作系统
用于控制和监控系统的实时性任务，提供多任务管理和调度功能 。
通用操作系统
提供常规的操作系统服务，如文件管理、进程管理、内存管理等 。
嵌入式操作系统
针对特定硬件平台进行优化，提供轻量级的操作系统服务。
数据处理软件
数据采集软件
安全防护技术
加密技术
采用数据加密技术，对重要数据进行加密存储和传输，防止数据 被非法获取和篡改。
入侵检测与防御技术
集控站培训计划
集控站培训计划一、培训目标集控站是重要的生产管理中心，负责监控和控制生产过程中的各种设备和系统。
培训集控站的操作人员是提高生产效率和质量的重要保障。
本培训计划的目标是为集控站操作人员提供全面的培训，使其掌握集控站的操作技能和相关知识，提高操作人员的技能水平和工作效率，确保生产过程的顺利进行。
二、培训内容1. 集控站的基本原理和结构- 理解集控站的工作原理和结构- 了解集控站的功能和作用- 掌握集控站的基本操作流程和步骤2. 集控站的设备和系统- 了解集控站所控制的设备和系统的基本原理和结构- 熟悉集控站所使用的各种设备和系统的操作方法- 学习掌握集控站的设备维护和保养知识3. 集控站的操作技能- 掌握集控站的操作界面和控制方法- 学习集控站的故障诊断和处理方法- 提高集控站的操作技能和应急处理能力4. 安全生产知识- 学习掌握安全生产法规和政策- 熟悉集控站的安全操作规程和安全措施- 提高操作人员的安全意识和安全管理能力5. 团队合作和沟通能力- 培养和提高集控站操作人员的团队合作精神- 提高操作人员的沟通能力和协调能力- 加强操作人员之间的团队协作和配合能力三、培训方式和方法1. 理论讲授：通过课堂教学的方式，向操作人员介绍集控站的基本原理和结构，设备和系统的操作方法，安全生产知识等内容。
2. 实地操作：组织操作人员进行集控站的实际操作训练，掌握操作技能和安全操作规程。
3. 案例分析：通过案例分析的方式，引导操作人员学习故障处理和应急处理方法，提高应对突发情况的能力。
4. 角色扮演：以角色扮演的形式，进行团队合作和沟通能力的培训，加强团队协作和配合能力。
5. 互动交流：组织操作人员进行互动交流和讨论，分享经验和心得，促进学习和提高培训效果。
四、培训计划1. 培训时间：为期3个月2. 培训人员：集控站操作人员、技术人员及相关管理人员3. 培训内容和安排：第1周：集控站基本原理和结构的理论讲授- 理解集控站的工作原理和结构- 了解集控站的功能和作用- 掌握集控站的基本操作流程和步骤第2周：集控站设备和系统的学习- 了解集控站所控制的设备和系统的基本原理和结构- 熟悉集控站所使用的各种设备和系统的操作方法- 学习掌握集控站的设备维护和保养知识第3-6周：集控站的操作技能培训- 掌握集控站的操作界面和控制方法- 学习集控站的故障诊断和处理方法- 提高集控站的操作技能和应急处理能力第7周：安全生产知识的学习- 学习掌握安全生产法规和政策- 熟悉集控站的安全操作规程和安全措施- 提高操作人员的安全意识和安全管理能力第8-9周：团队合作和沟通能力的培训- 培养和提高集控站操作人员的团队合作精神- 提高操作人员的沟通能力和协调能力- 加强操作人员之间的团队协作和配合能力第10周：总结交流及考核评估- 组织操作人员进行总结交流和经验分享- 进行培训成果的考核评估，总结培训效果并提出改进建议五、培训效果评估1. 培训后进行培训效果评估，根据培训计划制定的培训目标和内容进行考核评估，评估培训效果和成果。
水利水电技术分公司-流域水电站梯级集控中心计算机监控系统介绍
特点
集控与电站侧监控系统通讯， 集控与电站侧监控系统通讯， 电站侧监控系统通讯 不直接连接现地LCU LCU。 不直接连接现地LCU。
集控中心监控系统
…
电站A监控 电站A 电站N监控 电站N
优点
电站脱离集控后可由现地监 控系统控制；可自成体系。 控系统控制；可自成体系。
…
… …
缺点
投资相对较高， 投资相对较高，调度权审批 较繁琐。 较繁琐。
7.Web信息发布服务器 7.Web信息发布服务器 8.打印服务器及打印设备 8.打印服务器及打印设备 9.培训工作站 9.培训工作站 10.大屏幕背投系统 10.大屏幕背投系统 11.时钟同步系统 11.时钟同步系统 12.不间断电源系统(UPS) 12.不间断电源系统(UPS) 不间断电源系统
SCADA实时数据服务器负责：数据采集与管理、控制与调节操作、 SCADA实时数据服务器负责：数据采集与管理、控制与调节操作、事 实时数据服务器负责 件报警处理、综合运算、数据广播等任务；实现电站AGC/AVC/EDC运行。 件报警处理、综合运算、数据广播等任务；实现电站AGC/AVC/EDC运行。 AGC/AVC/EDC运行 两台实时数据服务器互为热备用。 两台实时数据服务器互为热备用。
网络结构-环型网络 网络结构-
优点: 优点: 缆线长度短， 缆线长度短，安装方便 中央” 对“中央”节点交换机性 能要求不高 故障切换较快 缺点: 缺点: 多节点故障会引起全网故 障 故障检测困难 节点很多时会造成速度变 慢
案例-广域网拓扑结构 案例-
1 2 3 4 5 6 7 8
水利水电技术分公司简介 梯级集控中心含义和架构 集控监控系统设计原则和模式 集控监控系统结构层次 集控监控系统功能和配置 集控监控系统关键技术 集控监控系统典型案例 集控监控系统发展趋势
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管理模式
通过监控中心管理变电站是一个崭新的先进管理模式，经 过几年来的实践，高压供电公司逐步形成一套体现自身特色的 管理模式：
首先，监控中心实施模拟运行，各变电站暂时实行少人值守。 经过一阶段的模拟运行、逐步完善后，监控中心正式投入运 行，同时成立基地站，实现变电站无人值班。 通过合理安排监控中心和基地站人员的互换，可以提高运行 人员的综合技术水平。
结束语
监控中心在变电第二管理所领导下，坚持“一 强三优” 、“安全第一”大政方针，以“同业对标” 为主线，立足设备治理、精心操作、安全运行、为 实现公司建设一流输变电企业而努力。
天津市电力公司高压供电公司
利民道 利民道监控中心
二零零六年九月
创建发展过程
高压供电公司于1999年底开始无人值班 变电站改造和监控中心的组建工作， 2000 年实现了对海光寺、利民道站的监控试运 行。历经3年对红旗路、勤俭道、八里台、 陈塘庄、新开河站进行无人值班改造，加 上新投的白庙、昆纬路、芥园道都接入了 监控中心，目前共有10个220kV变电站具备 无人值班条件。共计主变压器23台（容量 3150MVA）；220kV开关44台；35kV开关283 台；10kV开关361台。
管理模式
人员配备：
监控中心目前共有11人，设有站长、副站长兼工程师1名；值 长6人；主值6人；分别抽调于9个变电站。其中大本学历2人，大专 7人，中专6人。监控中心工作人员承担着各受控站运行设备的监视、 遥控、遥调等工作。
专业培训：
加大对监控人员的培训力度，经常到受控站实地了解和掌握 接线方式、运行状况，设备位置及其特性，并有针对性的开展继电 保护、自动化等专业培训。
创建发展过程
2003年9月利民道监控中心通过了 天津市电力公司验收，经试运行于 2004年12月15日正式运行，实现对利 民道等10座220kV变电站的运行工况进 行监控，并负责按照《调度与监控中 心业务联系制度》的规定接转回调度 命令，协调各受控站倒闸操作、异常 和事故处理的相关事宜。
主要功能
管理模式
变电第二管理所
监控中心
八里台基地站
勤俭道基地站
利 民 道
八 里 台
陈 塘 庄
红 旗 路
海 光 寺
芥 园 道
勤 俭 道
白 庙
新 开 河
昆 纬 路
10座受控站按照地域划分为两个基地站管辖，八里台基地站负责 红旗路、陈塘庄、海光寺、八里台站，勤俭道基地站负责白庙、勤俭 道、昆纬路、芥园道、新开河站， 利民道站的运行管理由监控中心负 责。
设备运行状况
通过DF8002主站系统中的值班调度员界面系统，值班员能够 快捷方便地进行单一开关的拉合、变压器有载分头的调整、开关 位置的监视、信息量的采集等遥控、遥调、遥信、遥测工作。其 中遥控操作采用可靠的双机监督机制，大大减少了误操作的机率。
正常运行状态下，监控人员按规定时间对值班员工作站双机进行巡 查； 当受控站设备发生异常时，监控中心能快速查看到实时事项及历史 事项； 在发生事故时，监控中心能详细显示相应变电站一次系统接线图， 使值班人员及时掌握事故发生的位置、故障信息，增强判断、处理 事故的可靠性。
创新特色工作
高压供电公司监控中心在工作实践中不断摸索规律，主动创新： 1、系统采用双网总线结构，主设备双机冗余配置，互为备用； 2、遥控操作采用双机监督，起到互为闭锁（监督）作用； 3、光字牌和监控画面采用分层、分组布置，便于监视、操作； 4、各站统一了光字牌名称； 5、在值班调度员界面系统添加了变压器负荷、温度监视图； 6、在值班调度员界面系统添加了电压监视图，以便于值班人员 监视、调整各站母线电压，及时投切电容器，保证了电压合格 率。
各受控站分布图
设备运行状况
硬件系统建设： 监控中心配置了两台历史服务器、两台前 置机、四台值班员工作站、一台WEB服务器、 一台工程师工作站、一台报表服务器以及 调试机、通信机柜、计算机辅助设备等设 施。 2006年3月监控设备进行了升级改造，系统 容量及可靠性得到了提升。 软件系统配置： 监控中心主站系统选用烟台东方电子有限公司开发的DF8002系统，并采用了稳定、具有先进水平的UNIX/NT操作系 统一体化跨平台技术。