2025区域新能源集中监控技术与运行方式

目录第1章绪 课题背景及研究的目的和意 目前风电和光伏发电集中控制技术的发展概 国外发展现状和集控模 我国的发展现状和集控模 关于风电和光伏发电场区域化规模化远程集中运行的监控技术和运行方式的研 对风电和光伏发电场区域化规模化远程集中运行的监视控制技术的研究 对风电和光伏发电场区域化规模化远程集中运行的运行方式的研究 建设风电和光伏发电场区域化规模化远程集中运行系统的方法 第2章建设风光场远程集控平台的必要性和适用 引 风光场建设远程集控平台的必要 管理的发展趋 技术上的发展必 区域化规模化的集控是建设风光场集控平台的前 建设风光场远程集控的适用边界条件分 建设风光场远程集控的成本构 建设风光场远程集控的效益分 华电集团在内蒙古西部电网区域进行风光场远程集控案例经济效益分 华电在蒙西的原风光场基本情 经济效益计 结论和适用的边界条 结 建设集控适用的边界条 第3章建设远程集控系统的设计思路和技术难 引 系统需求和设计思 系统需 集控系统的顶层设 集控系统的网络链路的匹 系统软件的开发要 风光场远程集控系统建设的技术难点和管理难 第4章网络传输延时和丢包造成的系统误差和解决的办 引 网络延时和丢包的成 风光场一般网络传输结构和特 应用集控后的生产网络数据传输情况和网络延时和大量丢包的成 解决的办 针对现场侧风电机组数据、光伏场监控数据的优 针对升压站综合自动化管理设备服务器数据的优 风电场调度电话系统主机、电力调度数据网设备主机、电力调度管理网主机、AVC主机、AGC主机数据的优 升压站内安防遥视系统主机数 其他辅助系统（风电机组震动检测系统主机、箱式变压器检测主机、风、光功率预测系统主机等）数据的优 结 第5章系统中风电监控信息量规模的界定和对应的信息发布系 引 远程集控模式下远程与就地工作界限的重新解 重新界定后的集控模式和存在的问题和解决的方 第6章风光场远程集控系统的人机交互界面优 人机交互界面的优化思 人机界面优化的意 第7章集控系统的运行方式和制度支 运行方 集控模式下的制度支撑和流程指 集控模式下的制度支 流程指 第8章结论与展 1课题背景及研究的目的和意义在经历了“疯狂的风电”和“光伏的春天”之后，我国风力发电太阳能光伏发电的装机规模和在电源项目中所占比例一举迈入世界前列，包括五大电力在内的众多能源投资开发企业经过对风电和光伏短期爆炸式的大投入所带来的增长之后，伴随而来的是前期盲目追求短期“跑马圈地”效应带来的项目造价相对高企、风电机组运行稳定性差整改周期长、运行弃风限电严重和可再生能源附加补贴严重滞后的发展窘境。面对这样的窘境，各新能源企业经营相对困难。在新的发展环境下，这些企业无力改变外在经营环境，大多在企业内部进行降本增效改革就显得尤为重要。在诸多降本增效改革手段中，在内蒙古、甘肃、新疆、河北、东北等能风电和光伏发电总体规模较大的区域进行“远程集控、无人值班、少人值守”运行体制改革的方式是有效的减员增效手段，目前各大电力集团均正在试点建设远程集中监视控制中心对风光电场和光伏升压站日常值班运行工作进行集约化管理。本文作者所在的中国华电集团2015年在内蒙古西部地区进行新能源企业整合改革并试点部署风光远程集中监视控制平台，作者作为集控中心直接管理者，亲身经历了改革的阵痛，也全程参与了风光远程集中监视控制平台的设计、部署安装、调试、试运行转正式运行。切身体会到集控后，给企业带来的一系列变化。本文通过作者在试点建设风光场远程集中控制平台建设的过程中对运行技术和运行方式的研究，分析风光远程集控方式的适用范围、应用的难点和解决的办法。目前风电和光伏发电集中控制技术的发展概况由于中国与国外的国情不同，在风力发电和光伏发电的基础技术、国产化要求、电网接纳能力和调度能力、法律法规设计、补贴政策和与主要设备制造商合作模式等诸多方面的不同，中国的风力发电和光伏发电建设道路与国外截然不同，对风电和光伏发电项目的运行诉求截然不同，走出了一条与国外大相径庭的道路，由于赋予远程集中监控系统的要求不同，其集控系统的建设也千差万别，系统监测数据的数量和控制系统的设计几乎没有参照性。国外发展现状和集控模式欧洲的集控模式作为传统风电和光伏发电发达的地区，欧洲的风电和光伏发电的发展方式特立独行，尽管在发电比例上占比较高，但很少有大规模连片开发的风电和光伏发电项目，这主要受制于连片未开发土地较少、人口密集、环保要求高、电网网架结构紧凑等因素。除海上风电之外，欧洲陆上风电的开发特点是点多面广，风机单机容量大，分散布置，就地消纳；光伏开发更是“星星点点、家家户户”，即发即用，自用有余时反送电网抵扣电费。这种开发模式决定了欧洲的风电和光伏开发者构成复杂，投资分散。几乎没有集约化的风电光伏一体式远程集中控制系统运行。在风电领域，欧洲众多投资者多依靠风电机组制造商进行集中监控和代运维，且由于专业技术和人工成本因素，很少有投资者依靠自身力量完成风电机组的日常运维检修工作。这个特点也决定了，日常的风电机组监控工作更多是风电机组制造商提供的一体化监控运维检修服务的一部分，因此最早的风电机组远程集控中心均是由风电机组制造商建立的，例如维斯塔斯、歌美飒、Enercon、REpower均设立了欧洲风电机组监控中心。同时也有个别投产容量较大的投资者自建风电远程集中控制监控中心，例如法国电力公司风电集控中心。上述这些风电机组远程监控中心的日常工作量均较小，主要的工作内容是监测风电机组运行状态，了解风电机组故障并联系维修消缺。除检测到风电机组异常工作状态进行保护性的操作降负荷外，不涉及风电机组的有功调整，不涉及日常参与电力调度工作。这也是由欧洲严格的执行风电上网保障性收购机制所决定的。此类风电机组监控中心的技术优势是对风电机组在线运行数据监测全面，更多的工作是关注机组健康运行水平，且多附带有风电机组远程在线诊断系统供后台工程师分析故障情况并向维修人员提供远程诊断协助服务。这类集控中心多强调第一时间发现问题和处理问题，保证风电机组有较高的可利用率。光伏领域由于几乎没有大规模集中开发的光伏发电场，没有建设集控中心的刚性需求。目前只有西门子建设欧洲光伏集中监控中心，其主要目的是监测光伏逆变器的运行状态并收集数据，几乎可以看做是企业内部运行数据中心。北美地区的集控模式近几年北美地区的风电和光伏开发最为迅猛。其开发模式与中国类似，多是大规模连片开发，外送情况也类似，多是以“建设大项目，并入发电网”的方式进行开发。但由于北美地区的电力所有制结构由私营电力公司、联邦政府经营电力局、市政公营电力公司和农电合作社构成，所有制的分散造成了其自3个并列运行的联合电力系统，彼此之间独立运行，仅在东、西两大联盟之间有220kV联络线。几乎全美的大小电力公司又组成北美电力可靠性集团（NERC）[1]，这种所有制结构结构决定了其网架层层布置的调度结构。所以北美的风电光伏运行通常按照属地调度管理，远程集中监视的模式布置。即风电和光伏项目的日常运行基本依靠无人化的自动化程度设备控制，少有认为干预，风电机组的故障检修依靠远程监视中心作为数据中心和信息发布中心。对应的上述项目在开发时，主要发电设备的技术标准已经参照欧洲发达水平进行了统一，甚至多个风电或光伏项目均采用同一设备制造商的设备，开发时也同步考虑了适应远端高度自动化控制水平的配置，由于人工成本高，采购上更多倾向于成熟稳定少人维护，可利用率高的发配电设备。“站在巨人的肩膀上”起步的北美风电和光伏项目，自动化水平最好，日常故障率低，系统监测的数据也全面，但其分步式的布置方式，决定了其分布监控再汇总到集中监视的结构。分布式的监控更多的是关注地区调度平衡问题，风机与光伏组阵的运行数据再汇总到集中监视中心后，由集中监视中心负责通知有关人员进行维护维修。其他地区的集控模式国外其他地区风电与光伏开发和利用比例相对较少，其中相对比例较多的日本和韩国结合国情，多参照欧洲的模式运作。澳大利也、新西兰参照北美模式发展。俄罗斯由于地广人稀，高寒、经济欠发达且通信基础设施薄弱等因素，风电和太阳能项目总体比例较低，基本都在就地运行，目前没有做此类集控的需求和条件。我国的发展现状和集控模式国内风电和光伏产业发展现状2006年以来，我国在风电和光伏发电方面实现爆炸式的发展，政策的鼓励和旺盛的市场需求，激发大批风电和光伏发电产业的投资方和设备制造商进度该领域。目前运行的风电与光伏发电项目集中在内蒙古、甘肃、新疆、河北、东北地区和东部沿海地区，受制与除东部沿海以外的其他地区弃风限电严重，项目运营收益低的影响，近几年的风点和光伏光伏有向华中和西南地区倾向性发展的趋势。我国的风电和光伏发电运行投产项目特点鲜明在风电方面，2011年之前投产发电的项目，受卖方市场效应，投资建设风电项目的业主都在抢风机，建成的项目风机设备品牌繁杂、技术路线多、配置五花八门、机组可利用率低、售后维护不到位、故障百出、行业技术标准也是千差万别，经历了2011年风电设备制造业“寒冬”洗礼之后，整个行业通过优胜劣汰，近几年建成的风电项目，运行稳定性明显提高，技术标准相对统一。在光伏发电方面，近几年受光伏组件价格持续下行影响，市场上投资光伏发电的积极高涨，但由于受部分地区弃光限电影响，西北地区传统的高光照低土地成本地区新建项目逐年减少。已投运光伏项目两极分化严重，2011年2014年期间投产的项目由于项目造价高，抗风险能力弱，在弃光限电和可再生能源附加补贴延迟到位的综合因素作用下，企业涂有盈利虚名，现金流紧张，经营困难。近几年新建项目由于工程建设成本大幅降低，抗风险能力好，经营相对问题。近年，以五大电力为首的发电集团和中央、地方各级能源开发企业，纷纷通过对其旗下各个风电和光伏项目的整合重组，实现了新能源板块的上市，资产重组后的新能源企业，也对所属风电和光伏企业进行区域管理改革，基本形成了同一区域内新能源项目的集约管理。这些区域新能源公司管辖的项目，新老夹杂，风光并存。国内风电和光伏远程集中控制的发展现状和集控模式由于国内各大新能源企业的多数已投产项目均在内蒙古、新疆、甘肃、东北、河北等弃风启光比例高企的地区，本着降本增效的原则，都在试点区域化的风光项目远程集中运行监视控制系统，以优化人力资源成本，体制增效。同时均规划试点成功之后形成统一系统平台在全国范围内推广。目前已完成试点工作的有华能集团、大唐集团、华电集团、中广核集团、京能集团等多家企业，但除华电集团正在全国范围部署实施外，没有一家企业在进行全国统一模式的应用推广。究其原因，多是由于项目所在地电网运行要求各不相同，风电机组控制技术驳杂难以统一，通讯链路稳定性没有保证等储多因素。风光集控这个新能源圈子里的小专业正在经历技术革新和管理模式的创新。各个新能源企业已完成试点的远程集中监视控制系统技术路线和运行方式也各不相同，有的系统数据全面，全监全控，但是受制于网络链路的不稳定和系统通讯延时长，时效性不满足要求；同时系统需要兼容不同设备、不同技术路线、不同通讯规约的要求，很难实现全监全控。有的系统不能满足属地电网对于控制系统网络安全防护的要求。甚至有的系统，已经上线运行，但实际上现场值班运行照旧，完全是数据中心。各个新能源企业都在摸着石头过河，处于试验和探索的阶段。关于风电和光伏发电场区域化规模化远程集中运行的监控技术和运行方式的研究对风电和光伏发电场区域化规模化远程集中运行的监视控制技术的研究对于风电和光伏发电场远程集中运行的监视控制技术的研究应从以下几个方面展开：即硬件的配置与布置的条件、网络建设需求、系统软件结构的设计、人机交互界面的设计。这个过程中需要明确重点难点和解决的方案。对风电和光伏发电场区域化规模化远程集中运行的运行方式的研究整个系统的建设是服务于日常运行工作的，日常运行的要求和集控与风光场的界限决定了整个集控系统的建设规模和功能，所以在运行的方式要有结构组织，有责任的划分，有调度要求的预想还需要日常工作制度的支撑。建设风电和光伏发电场区域化规模化远程集中运行系统的方法论经过实例建设完成一个完整的风光场远程集控系统并对其相关技术问题、运行方式和国内外理论进行研究之后，要能够形成一套具有指导性的完整的从无到有建设风光集控平台的方法论支撑，以期为未来所有新建设风光集控平台的企业提供指导。2章作为国内纷纷处于试点状态的各类风光场集控平台，它的存在和发展是新能源行业发展一定规模后的必然产物，同时在他也具有一定的建设边界条件，什么他的经济型边界条件应该如何计算？本章节将一一进行阐述伴随着风电和光伏项目越来越多，规模越来越大，每新建或扩建一个此类项简单重复，但在原有体制下又不可替代和集约管理，并没有将规模效应最大化。5万千瓦的风电项目配备至少6名运行值班人员，在此基础上每增加52名运行值班人员；每新建一个光伏发电项目配备6风光同场的项目仅在风电容量配置值班人员的基础上增加2伏容量而的增大而增配值班人员。这种人员配置方案在原有的值班运行体制求值班运行人员，甚至可以做到每新增5-105-10名集控值班人员就可以胜任工作。这样的管理模式是将效益最大化的有效手段，同时也是促进整个行业健康发展的助推器。目前整个商业领域普遍在推行企业资源计划应用系统（ERP系统，其核心就是通过成体系的软件系统改善企业业务流程，以提高企业核心竞争力。这种办公方式的发展趋势已成定局，未来将日趋完善。在未来的工作环境中，除了计划需求需要人工录入系统外，其他的相关数据、参数均由系统自动采集、自动处理。员工在整个业务流程过程中的人工劳动所占比重必将逐步弱化，简单的说就是只要电脑能干的事儿，就不要人工做处理。在这样的技术背景下，新能源企业应用此类系统进行日常工作指日可待，而风电和光伏的监视和运行ERP电和光伏的集控系统作为未来ERP系统模块的组成部分，是技术上的未雨绸缪，也是必然趋势。我国上一个十年风电和光伏发电的重点发展区域集中在我国的西北、华北东北地区，这是自然条件决定的，上述地区风资源较好、降雨较少、太阳辐照强度高、同时地广人稀、地势相对平坦，在自然资源分配和建设成本上有利于开发风力发电和光伏发电的开发，这形成了内蒙古、新疆、甘肃、东北等众多大规模集中连片开发的现状。在此类地区试点区域化规模化德风光集控具备经济效益和现实基础。新能源发电集团在一个省区内已经基本实现了由一个统一的管理实体管控辖区内所有该风电和光伏发电项目的集约化企业管理模式，同时由于我国自然发展而来的省属电力公司中心调度管理体制和税制结构，在本省区内建设区域化的远程集控在电力调度和规模管理体制少最为适宜。在兼顾经济效益的前提下，同意省区内只有达到一定的规模才能产生经济效益，如果仅有一两个风光项目则不光无法形成经济效益，还会成为企业经营的累赘。建设一套完整的风光场远程集控系统需要购买和安装信息化网络传输和安全防护设备，需要在风光电场购置和安装通讯规约转换设备，个别技术陈旧的风光场仍需对原有升压站和风机或光伏组阵监控子站设备进行升级换代，需要在集控所在地构建中心机房，购买终端设备，租用专用通讯链路，配置集控值班员。以下将对建设集控的成本进行分析：集控风电场个数为集控光伏发电场个数为集控风光同场项目个数为Tn代表风电场规模，5万千瓦（5万千瓦）n1,510n21015n3，建设单个风电场所需集控和网络设备和安装总资金为一次性投入70建设单个光伏发电场所需集控和网络设备和安装总资金为一次性投入50建设风光同场项目所需集控和网络设备和安装总资金为一次性投入100集控中心机房构建费用一次性投入费用为定值约400费用为定值约150万元，租用专用通讯链路每条每年约6万元（2条通讯链路配置，一主一备10且集控值班员的配置为：基础配置（5个风光场以内）1055建设集控并持续运行T年的综合成本￥1（单位：万元）￥170Xn50Y100Zn30015062TXnYZn50T2TXnYZn目前掌握的风光场远程集控的唯一经济效益节省的人工成本，可就是通过集控可以为企业实现减员缩支。未建设集控并持续运行T年支出的人工成本￥2（单位：万元）6Xn2n112n2-12n312nx￥2

1

-1

12n

10T分析整个集控系统的直接经济性，即可比较当T等于几时？可以满足￥2设成本和维持其运营成本。至于是否要建设集控可根据投运见效年T的大小结合企业现金流等综合因素衡量，但一般建议T不应大于5。华电集团在内蒙古西部电网区域进行风光场远程集控案例经2015年，中国华电集团在内蒙古西部电网所属区域进行风电和光伏发电项目区域化整合改革，将原来分属于华电福新和华电蒙能的四家风光管理主体进行了区域化正好，并试点进行区域集控，该集控的经济效益分析如下：华电在内蒙古西部电网辖区内2015年共计投产风光场21个，详细信息见2-1容量容量库伦风 风22（同场10（同场14（同场14（同场8（同场乌后旗潮格光伏根据上表基本情况可知，Xn11，Y4，Zn6 T>1.32年时￥1<￥21.3并且在此后每年创立1860万元。华电在内蒙古西部地区进行的风电和光伏发电区域化远程集中监视控制Xn、Y、Zn均只能取整数，我们可根据代入法计算经济上适用于建设只有当本区域风光项目数量为1个时，集控的模式创造的效益可能为负，当本区域风光项目数量为213年才能当本区域风光项目数量为54-5年，数量越上述计算仅是从理论上计算风光场按照远程集控方式运行方案的实施边际条件，未考虑投资人整体战略和间接经济效益。仅可供未应用远程集控平台的企业作为参照，一般条件下，建议管辖风电和光伏发电项目总数达到或超过3章之前的章节主要分析了建设风光场远程集中监视控制系统的必要性和适用设计风光场远程集控系统时，最先需要搞清的是这个系统平台需要实现什么样的功能，同时在宏观上要清楚该系统是软硬件一体化的解决方案设计，不同于单纯的软件设计，要整体考虑系统的信息采集与指令发布、网络传输与网络安全防护、系统拓展性等等因素。在设计上述四部分内容时，首先要确定进行远程集控后，原有各个风光电场的值班人员承担的工作，哪些工作要移交为远程集控，哪些要留在就地由风光场值守人员和驻场发电设备维护人员承担。在这个过程还需要区分风电和光伏发电的工作量不同。旧模式下现场驻场人员分为三类，分别为值班运行人员，风机维护检修人员，后勤及生活保障服务人员。值班运行人员承担着发电和变配电设备监视控制工作，现场电气设备巡视和操作工作，与公司管理机构和调度的联络工作、向现场风电机组运行维护人员发布风电机组故障和异常运行状态信息以及日常报表工作。本着能远程的不就地，必须就地的不远程的原则梳理之后，初步确定系统远程集控后集控系统需要满足风电机组监视控制工作，变配电设备监视工作，与公司管理机构和调度的联络工作，向现场风电机组运行维护人员发布风电机组故障、异常运行状态信息以及变配电设备故障信息的工作以及日常报表工作。现场风电机组维护人员兼职完成变配电设备操作工作和电气设备日常巡视工作。确定了远程与就地的界限之后，就可以确定需要哪些设备哪些数据需要接入集控，初步确定拟接入集控的设备和信息有：风电场电能量采集器（电量检测风电机组外挂辅助系统检测数据（震动检测AVC、AGC、电力调度数据网、电力调度管理网其他辅助系统（箱变检测系统、风功率预测系统等光伏发电项目由于发电设备运行稳定且自动化程度极高，且日发电负荷曲线非常规律，日常运行工作内容与风电项目的差别仅仅在于无需关注发电设备运行状态，其他工作与风电场类似，但仅仅这一点差别带来的工作量的差别确光伏监控系统（应用与光伏逆变器）光伏场电能量采集器（电量检测AVC、AGC、电力调度数据网、电力调度管理其他辅助系统（光功率预测系统等在开始设计之初，需要重点关注的就是整个集控系统的顶层设计，即整个系统各设备的网络结构怎么布置、安全链怎么设计、整个系统统一的通讯规约怎么确定以及系统软件的核心运行环境如何选用这四个问题。够安全稳定运行为前提，并应该能够满足《国家电力行业信息系统安全等级保（GB/T22239-2008）的有关规定。按照该要求规定，涉及在网运行的电力设备运行的控制信息系统适用于电力行业信息系统三级安全防护等级的有关规定，即控制系统、存储系统、应用系统需要分级排布，同时系统涉及控制的核心区需自成网络，与其他网络物理隔离，确需连通的，需保证在硬件网络联通上实现单向隔离，即可以将有关信息传输出去，但是不能接收外网数据。根据上述要求，鉴于该系统是一个大型复杂的计算机网络信息系统，这个系统可以是跨多个业务单位、分布于多地区的大型应用系统。采用应用服务器在集控所在地独立部署，各分支机构和各风光场登录到集控中心进行访问。集控侧的网络布置需按照横向结构分级布置，在这样的要求下，系统建设的中心区划分成三个安全区域，安全一区负责接收风光场数据，发布指令。安全二区负责数据存储并建立实时数据库供一区调用数据，安全三区设立镜像服务器，接收安全二区发送的数据库信息并完整镜像，同时承担应用功能，即完成各类计算与应用服务，统计报表自动申报等辅助功能。各风光场侧搭建独立的数据采集平台，配置X（具体视现场情况而定、一台纵向加密设备、2向安全一区交换机发送风光场的运行信息和告警信息。根据上述总体结构，制定总体框架示意图，见图3-13-2。3-1集控侧架构示意图3-2风光场侧架构示意图系统的硬件安全主要应用于满足设备之间数据传输的加密设备、防火墙以及隔离设备，根据电力网络三级安全防护等级要求，在风光场与集控间的数据传输在保证网络的独立安全运行的同时要布置纵向硬件加密设备和硬件防火墙，同时集控端由于存在安全一、二、三区布局，由图3-1所示，需要在安全一、二区之间布置硬件防火墙，在二、三区之间布置网闸（数据单相控制现数据的有效利用和控制信号的完全隔离。同时为保证数据传输的安全，通信多采用双链路配置，一主一备，保证信息传输安全。而软件安全主要集中在集控软件的在安全控制系统中，除满足数据传输的安全要求和加密要求外，令外需要增加“用户登录身份验证”、“控制器方法权限控制”、“界面元素权限控制”三种控制方式，可以为Web提供了很好用户访问控制和权限控制，使得用户界面呈现菜单、Web钮和内容、Action统权限等级层级设计需要优先完成，具体结构设计见图3-3息到3-3系统权限等级层级示意图确定统一的通讯规约同时也就限定了能够选用的系统数据库形式，由于是发电项目监视控制系统，首先要以电力设备安全稳定运行为第一要去，在通讯规约的选择上也要优先选择与运行电气设备匹配性最强，适用性最广的通讯规约，避免因为新增规约转换设备而增加故障点的做法。由于风电和光伏场在日常运行上，除风电机组和光伏组阵之外，在网运行特点更接近电网的一般变电站而非普通火电厂，所以通讯规约的选择有限选择与变电站综合监控子站相同OPC通讯规约，且该通讯规约也用在国家电网公司试点的无人值班变电站项目，适用性好，信号传输具备可同时收发信息，可同时一对多、多对一的特点。整个商业软件开发市场在多年来坚持运行在普通windows件开发模式，到如今的基于LinuxAPP百花齐放，软件开发环选用适用性更广，技术层级相对较低，扩展性更好的运行环境是整个系统的最优选择。在主流的开发环境中，以windows、LinuxmacOS、Web、net通行的系统运行环境，但从国家战略出发，我国信息安全政策要求，今后原则windowsmacOS统环境排除后，剩下的三个运行环境中，Linux环境基基于有权限的开源应用系统核心，在相对封闭的监视控制系统内应用开源的软件运行环境无疑降低了系统的安全性。再次排除之后仅剩Webnet的软件运行环境可供选择，在我国，Web能够选用不同的终端访问系统软件提高了集控值班工作的多样性和可操作性，同时，有利于系统的展示。建议优先选择适用性更广的Web环境进行系统设计，这样同时满足了适用性更广，技术层级相对较低，扩展性更好的要求，又符合国家信息安全政策的要求。有了系统架构，有了运行环境，在系统建设过程中我们要重点关注数据的传输环节。首先需要确定的由于安全一区的数据传输物理隔离的要求，集控系统的数据传输不能简单的经由互联网进行加密传输，而应该按照点对点专用通信链路方式进行传输。但在西北地区的风电和光伏发电项目配套建设集控，最大的难点莫过于如何保障安全稳定高质量的数据传输。由于地广人稀且项目开发地点多是比较偏远，个别现场连手机信号都不能有效保障，如何将运行数据有效的传输回来是建设集控需要考虑的现实问题。依靠企业自身建设风电场到集控的通讯线路不现实也没有那样的资金实力，有些集团试点的集控，就遇到链路服务商”一个场一个样”的问题，联通、电信、移动、电力专网等不同的专用通讯链路服务商混在一起，虽然保证了每个现场均能通过点对点专用链路传输监控信息，但这样的信息传输在严格意义上既不满足与互联网物理隔离的要求，又不利于统一归口的专用链路管理，还会出现链路数据传输质量的参差不齐。建议在建设集控时统一考虑依托电力专用网络实现点对点专用通信链路的联通，这是实现数据通信链路安全防护的唯一选择。这就需要企业管理人员及早联系属地电网通信管理部分，统一申请配套链路资源，实现专用链路的集约化管理。上文所述的建立在b环境下的软件开发工作，同样需要根据运行需求制定软件开发设计方案，第一步应该考虑软件的顶层设计，即整个软件为保证兼容性和扩展性，以模块的软件布局为宜，根据集控系统所需实现的功能和需从数据保密和安全防护模块，负责匹配硬件保密设备和系统的软件安变电站远程监控模块，负责监视变电站运行数据，并在保证时效性风电机组远程监控模块，负责风电机组远程监视控制工作，需具备以调度单场为单位的风电机组有功群控功能（AGC。数据库模块，负责运行数据的存储，实时数据库(π数据库）为一区控制服务器服务，同时将相关数据库所有数据内容送往三区镜像数据库，三区镜像数据库作为运算和应用的数据库供应用服务器调用数据。自动报表生成模块，应用服务器的主要功能，解决多个项目报表的调度电话模块，通过语音网关技术实现风光电场与集控的双响双接，即满足调度要求，又满足集控模式下的日常沟通与联络。完成整个系统的宏观、结构设计后，看似系统是建设变得简单和明了，但我们日常使用的智能手机的操作系统尚且不停的升级更新，何况这样一个应用于电力行业的监控系统的建设，在系统的建设、试运、整改消缺过程中需要解决以下技术难点，方能保证系统物尽其用：应用于风电场的信息传输过程中的数据由于网络延时和丢包原因造风电机组和光伏逆变器设备远程控制指令如何统一到集控平台控制4章网络传输延时和丢包造成的系统误差和解决的在现实的数据传输过程中，网络延时是客观存在的，对于一般网络，由于延的时间差，可以忽略不计，所以在一般程序应用领域默认数据是实时传输的，这类网络延时几乎不会对一般应用程序产生影响。但应用风光场的远程集控系统时和报警信息及控制指令的滞后，影响集控系统安全稳定有效运行。本章节将对该误差存在的原因进行分析，并针对该问题提出解决的方式并应用于实践。要查找数据传输存在的问题，首先要找到涉及数据传输的设备和网络通3-13-2可知，涉及数据通讯的设备和网络通道包含4个部分，分别是现场册设备远动机设备通讯，现场侧数据处理加密和发送设备，网络通讯链路和集控侧数据接收和存储设备。现将根据这四个不同的部分分开进行分析。现场侧设备至远动机设备通讯部分数据分析⑤风电场调度电话系统主机、电力调度数据网设备主机、电力调度管理网主机、AVCAGC⑦其他辅助系统（光功率预测系统主机等分别测试各系统主机到远动机的系统网络通讯延时值后，剔除个别施工安装质量问题影响后，得出各设备对远东系统的传输延时值。表4-1由上表可知，该部分数据通讯延时值在正常范围内，综合统计中虽然呈现出远动机接驳主机设备越多，数据延时值越大，但主要原因是远动机设备配置型号的问题，通过更新更高端的远动机就可以确保涉及的对整个系统网络延时在正常值范围之内。这部分主要设备是规约转换器、控制服务器、纵向加密设备、路由器和路由器。针对上述设备进行测试需要分成两个部分，远算型设备和数据传输型设备，其中对运算型设备的测试显示，常规的数据规约转换、指令下发运算和加密运算，只要设备运算能力配置合理，完全能够满足要求，不存在数据大幅延时和丢包的问题。另一方对数据传输型设备的测试分析，发现单独运行时转发服务器延时值正常，无丢包，全系统运行时呈现大幅度数据发送延时，路由器出口侧的测试出现丢包，伴随着设备运行时间的增长丢包数越来越多。测试结4-2数据传输设备延时和丢包测试统计表。4-2数据传输设备延时和丢包测试统计表1234567服 延 丢路 延 丢由于单独运行没有问题，所以可推测上述问题主要由于数据传输系统设备不匹配造成的。近一两年新建的同步考虑集控的项目外，原有投运项目在基建期仅按照升压站内中央控制室考虑配置风电机组、光伏组阵和升压站监视控制系统，在这样的前提下，原有的风光电场的外网网络通讯通常按照生产网络、办公网络和生产网络指电网运行通信网络，这类网络通常依靠风电场外送高压电力线路附OPGWADSL用双光缆方式配置，2010年以前的项目多采用单光缆加电力载波信号的方式实现通信，这类网络在建设期多数仅考虑电网运行需求，同时与对端电网变电站的通讯设备水平直接相关。3.2.3所述内容，目前选用的现场至集控侧的通讯链路一般为电力专网通讯链路，该网络有着其他通信网络无法比拟的优势，每个风光场均有既有通道接入，只需在通道设备上设置点对点链路即可实现信息通信，而且属于生产专用网络，建设初期就在物理结构上与互联网完全隔离。是保障集控系统网络传输安全性的必然选择。该链路常规为双链路配置（一主一备2m／s，对该网络通讯链路的测试显示，常规使用时电力通讯专用链路的通讯延时在正常值范围内，数2m／s左右的范围。这部分设备的测试得到的结果与现场侧设备具备类似，新增延时在正常范围之内，没有大幅度增加延时值，也没有新增丢包，但由于前端设备的延时已经很长，丢包也很多，所以反映出的数据库设备的延时值大，丢包值高。应用集控后的生产网络数据传输情况和网络延时和大量丢包的根据上一节所述内容，我们需要判断，数据传输设备在系统中运行时，产生这样的传输问题的原因。通过模拟传输实验，我们发现所有数据在经过数据转发服务器和路由器时单独运行，不存在数据延时和丢包的问题，那么找问题的方法就是模拟不同的数据流，将不同的数据流量的数据放在转发服务器上进行模拟发送，并监测后2m／s时，系统出现大幅度的数据延时和丢包，并伴随系统运行时间增常，延时和丢包的数量称指数是增加。详细分析具体成因，由于电力通讯链路的信息传输过程中，地方电网通讯管理设备增加了通讯流量限制设备，在超过限制流量的情况下，链路通讯能力受限，转发服务器在设置上按照接收数据节点顺序封包发送的方式发送数据，在转发服务器造成数据堆叠，数据堆叠产生了数据延时，并伴随着系统运行时间的增长，延时越来越严重，数据大幅度堆叠，造成转发服务器频繁发送堆叠数据至核心路由器，核心路由器频繁退包返回转发服务器，核心路由器的频繁收包，测试超流量发送数据包，退包的工作状态中，系统频繁报错，产生数据丢包。面对这样的问题，解决的办法有两种，要么扩充数据传输带宽，要么精简数据。由于租用电力通信专用网路属于利用电力网络冗余资源，前提是不能影响正常的电网通讯质量，扩充数据传输带宽的阻碍重重。具体到本论文提到的试点项目中，电力链路的标准带宽为2m/s，原则上作为试点推广项目，技术上要求选用成熟的技术，优化的数据量，利用尽可能少的信息传输链路实现最大化的信息传输。建议在数据传输量优化上开展工作。根据表4-1③风电场调度电话系统主机、电力调度数据网设备主机、电力调度管理网主机、AVCAGC⑤其他辅助系统（风电机组震动检测系统主机、箱式变压器检测主机、风、光功率预测系统主机等）数据优化这部分数据需要先对这部分数据进行分析和解析，一般来说风电机组监控系统的数据类型根据风电机组的控制数据分为布尔型和bit型，数据类型有数值量、状态量和控制量。其中的数值量占比较小，多为风速、角度、温度、电流值和电压值等。这部分数据基本不具备优化的可能型，需要全部对点接回集控平台。针对状态量包含运行状态和报警点，这部分数据量非常大，有的风电机组不同的报警点单机达到20006-7万个报警点。针对这部分数据我们提出了在现场转发服务器增加点位分析优化程序，将若干个十进制报警点转化为一个二进制数串回传，在集控侧数据库再分段予以解析，这样就能大幅度的减少状态点的点位数，降低数据量。针对数据量，因为涉及的两级以上的汇流箱、集中式逆变器或者组串式逆变器的数据量，这部分数据比较多，但多集中在电流、电压和温度值。对这部分数据进行优化参考对风电机组状态量优化的思路，我们将若干个电流、电压值转换为长数串，回传后再重新解析。这样就可以大幅度缩减数据回传量。针对这部分数据，因为数据量不是太大，另外根据国网无人站的既有经验进行的设计，在安全和稳定上只要求准确和反应及时。管理网主机、AVC主机、AGC主机数据的优化这部分数据主要集中在电网调度对风电场光伏场的调度管理工作，这部分数据不具备优化的可能性，主要保障调度信息的时效。占储存空间，常规的优化方式就是利用视频压缩技术进行回传。压缩程度太高起不到监视作用，压缩度低了，数据量减少不明显，并不能解决问题。我们开发了通过安防遥视的屏幕滚动拷贝技术，将安防遥视视频信号变换为一分钟60次的照片轮播方式进行传输，这样保证了远程集控能够兼顾运行值班的视频监视的同时，有效的降低了数据传输量。（风电机组震动检测系统主机、箱式变压器检测主机、风、光功率预测系统主机等）数据的优化这部分数据因不同项目不同，不同的现场设备回传的信息量和数据构成类型不同，但总体数据量确实不大。所以我们不考虑优化这部分数据。针对现场数据的分析和优化是建设集控平台的重大问题，如何将现场的数据安全、稳定、快速的传输到集控侧，是一个具体而复杂的系统工程，不能案场常规的一蹴而就的方式部署和解决，要有试点-发现问题-提出解决方法-检验-对比优化这样的工作思路，其中对安防遥视视频信号的减负和对现场监控数据的优化是核心，因为这部分数据占比大，储存量也大。解决好这部分数据的优化，整体数据量自然而然就降下来了。但缩减这部分数据量对应的管理方式的变更要跟上，缩减的监控密度需要靠信息沟通机制和人员团队责任界限的重新区分去弥补。这部分内容将在后面的章节进行阐述。建设系统过程中，方法论的第一步就是向平台设计单位提出企业对远程集控的运行需求，目前的数据量是根据系统功能需求制定的数据采集范围，现在又需要根据信息量的限制反过来精简数据量，则精简后数据量的大小影响值班运行人员对风电机组运行情况的了解，同时也决定了集控值班员与风电场值守人员的工作界限划分，同时对应的管理责任，安全责任都要发生对应的变化和调整，相应的集控与现场的联络机制和各类事项的标准化流程均要发生变化。关于系统监控信息量规模的选取，将在下面专门的章节进行研究。5章系统中风电监控信息量规模的界定和对应的信由于光伏发电项目监视与控制系统工作量较少，建构简单跟多的是手机运要对系统监视的风电机组监视信息量进行瘦身，即需要区分哪些信息点在远程集控的情况下可以舍弃，哪些信息必须保留。在对各类信息进行分析过滤之后确定系统监控信息量的规模，对应的需要统一控制指令标准。在将现场值守及兼职操作人员工作内容的重新整理后，借鉴欧洲风电集控的故障处理衔接流程经验分析，我们发现，风电场驻场风电机组运行维护人员虽然不承担日常值班运行工作，但风电场变电站的日常值守要求和安规制度，决定了站区无法做到完全意义的无人，且站区留守人员还需具备一定的电气设备运行管理知识，结合风电机组日常故障与消缺流程与变电站电气设备不同，没有强制时效性要求，通过管理模式变革带动技术更迭的方式，将风机故障具体信息和风电机组异常运行状态的信息发布的工作完全下放到风电场运维人员，集控接入的风电机组运行信息精简到每台风机统一为8个运行状态，3种故障类型、166个控制按钮。对应的设计了单台风机监控操作5-1。5-1集控值班员对风电机组的监控仅仅需要了解该风机是否能够安全稳定运行，如出现故障，风电场的风机监控后台自动对故障类型进行分类：可自动复位故障自动复位三次仍无法运行的，转为可手动复位故障待值班运行人员进行复位重启操作，可手动复位故障1小时内三次手动复位无法正常启动的，转为不可复位故障，系统自动将该风机挂牌退出远程集控转交就地风电场管理。该风电机组自动进入故障检修状态。这样的管理界限的调整同时带来的是工作量的解放，华电在蒙西约2201200台各式风机在瘦身后的系统上线运行后，风电机组的集控的工作量也相对变得合理了，按照华电集团规定，我蒙西集控中心2558小时，平均每个人当值期间监控200260台不等的风电机组、10万千瓦的光伏项目和5个变电站，工作流程的简而退出集控的风电机组直接进入检修状态客观上激发了风电场运维人员对风机故障检修效率的追求。T概念，即接入集控的发电设备一段时间t内可以实现远程集控的时间tr所占的百分比。Ttr该指标主要用来衡量接入集控的发电设备的可利用率和远程控制技术的未来华电集团有计划的根据某地区新能源集控中心的远动率来考核该区仅仅单纯关注发电量的新能源企业不能视为先进，我们应更多的要关注稳定且技术先进的风电机组和光伏逆变器。举例来说，在蒙西的光伏发电项目普遍存在的光伏发电单元通讯中断无法修复的问题，大多数原因是基建期通讯线路施工质量低，埋深不够或者光缆以次充好质量不过关，更有甚者全场通讯运用的是民用网线。在遇到雷击闪络之后通讯线路彻底烧毁无法修复，重新铺设又由于成本太高，得不偿失。类似的例子数不胜数，这样的项目发电量固然不受影响，但设备完全处于“黑转”状态，发生故障无法了解也不发及时发现。这类的设备也不能算作是先进。同时集团也计划在同一区域内对远程集控的项目实行优胜劣汰竞争，连续两年远动率倒数第一的项目退出集控集中整改后重新考核。率，以收集远动率考核的基础数据。图例可见图5-在精简信息量之后，重新试用集控系统后发现整个系统延时和丢包问题迎刃而解，整个系统做到了在保证安全的前提下也能够实现集控功能，但由于单个值班员监控的风机台数总体较多，遇到风机故障台数短时间增加时，各个值班员的故障信息发布又变成了瓶颈，尽管集控值班员长时间疲于用电话不停的通知各个现场，仍积压很多故障信息，且容易遗漏，这样的集控和风电现场的系统不通畅，影响了集控的效率。在此情况下，通过与国内较成熟的信息发布平台的联合，在集控平台上又扩展了信息发布模块，该模块通过多终端（PC、手机客户端、SMS手机短信）实现各类故障信息的自动转发和精确发送，风光场值守人员只需在系统上签到，PC或手机客户端推送给值守人员，如果5分钟之内没有反馈确认收到，系统自动将该信息通过SMS短信息方式推送到联络人的手机。这样的通知方式，改变了集控值班员全天抱着电话的联络方式，日常的信息沟通多是以信息平台文字发布为主，只有发生风电二类以上故障事故（35kV电压等级）启动电话语音通知程序，同时也避免了调度电话长时间占线的问题。6章无论系统做的有多安全、具备多少功能，风光远程集控系统的使用，是依相当于影响整个区域风光项目的运行。关于人机交互界面的优化，类似于手机操作系统的升级，优化的思路就是通过最便捷有效的方式使集控值班员能够第一时间获得其所管控的发电、变电设备的故障信息，同时尽可能使值班员的每一项操作尽可能少点一次鼠标，少逐步将人机界面优化到操作简便、提醒明了、使用便捷的轨道上来。值班员在使用集控平台是，系统无法按照管理上对他的分工优化发电设备一览界面，风电机组，光伏发电阵列的故障告警采用故障弹窗加声音提醒的方20-30秒每持续弹窗，声音报警不断，且系统无法操作。只能等系统弹窗全部弹出后方可进行操作。范例见图6-1。6-1基于上述情况，根据故障的频繁程度对上述界面和提醒功能进行了一系列优化，首先，添加不同用户名下的“我的一览”界面，该界面可以通过对项目的勾选，实现监控风光场在“我的一览”中是否显示和编辑排布顺序；重新定义了报警级别，整个集控系统的网络通信状态报警和备用电源应用报警为最高级别报警，次高级别的报警，无论用哪个用户名登陆均采用弹窗和声音同步报警；升压站电气设备报警为次高级报警，次高级及以下的报警级别仅提醒勾选过对应风光场的用户，同样通过弹窗和声音同步报警；光伏组阵逆变器故障和组阵通讯局部中断故障出现频率适中，采用弹窗报警（无声音，风电机组运行故障由于出现频率频繁，无弹窗无声音报警，仅在“我的一览”画面中对应的风电机实现颜色闪烁报警且此报警具备点击一次图标即不再闪烁的功能。范例6-2所示。6-2所谓法无定法，人机界面的优化不是一个阶段的工作而是一项持续而长久的持续性工作，在系统运行过程中，鼓励值班员多对操作界面进行改进，一方面可以激发值班员的工作兴趣，另一方面，也在增进了整个值班运行队伍的团结。7风光场集控运行的方式从适用性上来说，没有通用的运行方式，各地电网调度的要求不同，网架不同、调度的技术手段也不近相同，仅这一点就决定了集控运行的指导思想、模式和系统界面的不同，同一时期在新疆试点的草湖风电集控中心，由于当地