调度数据网在供电系统中的应用

调度数据网在供电系统中的应用

0电网自动化水平不断提高,电电网通信数据是电网自动化水平和电网安全稳定运行的基础保证。随着电网规模的不断扩大，电气装置的自动化水平不断提高，网络传输的数据数量也在增加。电网自动化系统的深入应用,要求电网数据能以大容量、高速度传送。随着通信技术的飞速发展,光纤通信已广泛应用,大部分地市供电公司已实现了光纤环网通信,利用光纤通信构建高速调度数据网已具备一定条件。1高效低高速高效运行,系统运行难以满足发展需求阜阳供电公司的变电站自动化设备有远方数据采集终端(RTU,RemoteTerminalUnit)、电量采集装置、微机保护管理系统、站内微机五防系统等,各设备多以模拟通道、电话拨号、专线接入等方式与远方系统通信,不仅传输速度、信息容量受限,而且每个设备需要有自己单独的通道,通信设备维护工作量很大,系统运行可靠性不高。调度SCADA(SupervisorControlAndDataAcquidtion,数据采集与监控)系统在调度数据网应用前,都采用2/4W模拟通道,速度最高只有1200bit/s。随着综合自动化系统的投入运行,变电站内RTU采集的信息量大大增加,对于大型220kV变电站,在低速通道下主站数据刷新很慢,有些遥信变位传送都超出了标准要求,遥测数据曲线也成了阶梯形状。电能量管理系统通过电话拨号方式采集电能量数据,数据传输速率最高只有64kbit/s,主站虽然配备了多路电话通道,但由于传输速度慢,经常出现在一个采集周期内无法采集完本时段电量数据的问题,造成数据丢失或系统出错,只能采取减少采集数据点的方法缩短数据传输时间,使得系统数据的实用性大大降低。保护信息管理系统采用电话拨号方式,传输速度慢,每次只能与一个站通信,只能读取少量信息(如设备的定值信息等),对于事故报告信息、故障录波装置的波形则无法完整读取,系统功能不能正常使用。集控站所辖无人值班站内的微机五防与集控站没有实现联网,集控站内人员对变电站内的设备状态只能通过SCADA系统监视,而SCADA系统采集的信息并不完全,对一些设备状态并不能如实了解。当前地区电网规模不断扩大,电网自动化水平不断提高,集控站系统已全面应用,电网需要传送的数据量呈级数增长,同时要求宽带宽、高速率、高可靠性。原有的数据传输方式已经不能满足电网发展及电网自动化的需要。随着通信技术的快速发展,光纤通信已成为主要传输通信方式,地区通信网络建设日趋完善,阜阳供电公司所辖变电站已全部实现光纤环网通信,利用光纤通信构建高速调度数据网是建设电网的必然选择。2调度数据网络技术方案2.1ip+sdh+fi布新特性e目前常用的调度数据网构成有4种典型模式:IP+SDH+ATM+FIBRE,IP+ATM+FIBRE,IP+SDH+FIBRE和IP+FIBRE。从发展趋势来看,IP+ATM+SDH+FIBRE和IP+SDH+FIBRE并存的时代已经成为过去,现已逐步发展为以IP+SDH+FIBRE为主的局面。大部分供电公司已基本实现光纤环网,从技术的成熟性和建网的经济性考虑,采用IP+SDH+FIBRE模式更适合调度业务的需求和电力通信的现状,更有利于基于2M带宽的扩充,使投入、产出比处于最佳状态。2.2网络网络规划调度中心配置2台高档路由器,作为公司调度数据网的中心节点,负责与各子站通信,同时完成与省公司的数据网通信;变电站的路由设备采用普通的路由器,实现各个应用设备的信息接入。路由设备可采用华为公司的系列路由器,中心路由器采用NE40,各子站采用AR4620。路由器之间采用E1接口通过SDH光纤环网相互通信,路由能够自动迂回,可实现长距离通信,且抗干扰性好。路由器应配置多个信息接入端口,可接入Ⅰ,Ⅱ区业务设备,Ⅰ,Ⅱ区业务在接入时实现逻辑隔离。2.3直接接入本机接入调度数据网的设备均应先接到交换机上,再由交换机接入相应的端口,禁止应用设备直接接入路由器端口。调度中心路由器采用高速通信,达到100M,各子站路由器与中心路由器采用2M或N×2M速率通信。2.4调度数据网络互联调度数据网接入的业务是关系到调度生产运行的重要业务,网络安全是必须考虑的一个重要因素。按照国家经贸委30号令《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》以及“全国电力二次系统安全防护总体方案”的要求,承载调度业务的调度数据网应通过SDH/PDH的N×2Mbit/s专线组建,实现与其他网络的物理隔离,成为调度业务可信赖的网络。3连接到网络的调度方案和应用程序系统的访问方案3.1物理通道设置及接入各路由器都具有2个及以上接口,路由器的以太网口与接入系统的交换机连接,与通信设备直接通过2M物理端口进行连接,重要设备之间可采用多个2M物理通道增加数据通信容量及可靠性。对各路由器进行有关配置,网络路由在域间采用穿越自治域+接入自治域模式,域内采用链路状态协议(OSPF,OpenShortestPathFirst),厂站路由器采用静态路由方式以减小系统的开销,使系统高效运行;网络应用系统接入采用2个独立的VPN方式,分别满足不同等级安全区域系统的接入。路由器与通信设备的连接如图1所示。3.2基于调度数据网各个设备的接入方式有2种,一是利用网线直接连接到路由器的接入交换机,这种接入方式适用于接入设备与路由器距离较近的情况;二是采用光纤+光电转换器方式,这种方式适用于接入设备与路由器距离较远(连接距离大于100m)的情况,从而能提供较好的通信效果,保证通信更加可靠。通过调度数据网将原先的各种通道组合到数据网中,各类设备接入时按安全等级分Ⅰ区和Ⅱ区,I区主要接入电网实时控制业务,包括远动实时采集控制系统(RTU/SCADA)、广域相量测量系统(PMU/WAMAP)、微机五防系统等,Ⅱ区主要接入电网调度非实时业务,包括电能量管理系统、微机保护信息管理系统、故障录波器信息等。各应用设备接入数据网的示意图如图2所示。3.2.1主站scad系统接入数据网变电站RTU数据的接入,对于综合自动化系统而言,远程通信控制器通常都具有网络通信接口及通信规约,可以直接通过网线连接到Ⅰ区实时系统交换机上,再由交换机接入路由器。对于早期的集中式RTU,通信主机一般不具备网络通信接口及网络通信规约,需要对通信接口进行改造,加上MOXA卡,实现串行口转换成网络接口,传输速度可从600bit/s提高到9600bit/s,通信效果和数据质量大大提高。主站SCADA系统接入数据网采用网络方式,由前置机直接通过网线接入调度数据网,从而与各个RTU实现数据通信。调度数据网运行后,大部分变电站的远动主通道都改成了网络104规约通信,模拟通道只作为备用通道,这样遥测和遥信数据容量和实时性都能符合要求,各类遥控及变压器调节也都能可靠进行,通信质量和可靠性大大提高。微机五防系统可通过调度数据网实现联网和数据交换,通常在集控站设五防主站系统并接入调度数据网,把所辖无人值班站内的五防工作站也接入调度数据网,运行值班人员通过五防主站系统可以得到许多SCADA系统采集不到的数据,包括刀闸、地刀、开关前后网门等状态信息,能更好地把握现场情况,合理安排设备巡视。同样,五防主站也可以对变电站内的操作进行预演,然后下传操作票,由变电站内人员进行实际操作,从而实现操作的远方指导监护功能。3.2.2数据网对电网的影响Ⅱ区设备大多实时性要求不高,以前都是通过电话拨号实现,传输速度很慢,数据传输过程中经常出错,系统实用性并不高。变电站内的电量采集装置具有网络通信接口,可直接接入Ⅱ区交换机即可。电能量管理主站系统,由前置机通过防火墙接入调度数据网,实现与子站设备网络通信。应用调度数据网后,传输速度可达2048kbit/s,数据传输速度提高了十几倍,电量系统采集的数据及时准确。根据需要也可增加许多数据,包括电表冻结值、分时电量、PT失压记录等,全面准确的电网数据可为更多的部门提供有用信息,使电能量管理系统更好地为电网生产运行服务。变电站内的微机保护装置通过各种通信方式接入保护管理机,由保护管理机通过网络接口接入调度数据网,保护信息主站系统通过防火墙接入数据网,实现信息数据的网络传输。使用调度数据网后,把变电站内的保护信息管理机进行改造,采用网络接口通信,改造后传输速度大大提高,提高了保护信息管理系统的实用性,正常的保护信息都能及时传送到系统主机,各种定值信息都能正常传送,对于故障波形数据也能正常读取。4调度数据网拓扑结构调度数据网建设为调度自动化系统提供了综合的数据传输平台,将调度SCADA系统、微机五防系统、WAMAP系统、电能量管理系统、保护信息管理系统等多种信息传输通道整合到调度数据网综合传输平台。调度数据网建设中充分利用了现有的光纤通信资源,依托于现有的SDH光纤通信网络,实现调度数据网每个网络节点至少有2个方向的路由传输,形成网状网,建成后的调度数据网拓扑结构如图3所示。调度数据网的投入运行,克服了过去每个应用系统采用单独的传输通道造成的信息传输的速率低、可靠性差等固有缺陷,大大提高了信息传输通道的通信质量及可靠性,提高了通信设备的利用率。并可以通过网络监视系统实时监测调度数据网的运行情况,能够及时发现网络运行故障信息,快速判断故障点,及时处理故障,减少了通信及自动化专业人员的维护工作量,为保障电网安全稳定运行提供了技术保障,具有良好的经济性和社会效益。5提高了网络传输能力调度数据网是电网调度自动化信息数据的综合传输平