1         系统需求概述

随着变电站自动化技术的发展，变电所实现无人值班和监控是将来的发展的方向，因此电力集控中心也随之而生。集控站通常集中管理下面所属变电站的控制运行信息，集控中心对变电站的监控与操作要求变电站传送足够的信息，要求变电站的保护定值和控制装置的整定能够在集控中心进行设定，要求各类保护在电网一级进行协调和匹配。在功能上要求支持灵活的规约处理，能可靠地与设备进行通讯，集成高可靠性的数据通讯系统，给数据安全的传输提供安全的保障，等等。

RCS-9001集控站系统是基于IEC 61970标准而全新设计开发的新一代集控站自动化系统。系统采用先进面向对象数据库技术、跨平台的可视化技术、中间件技术、最新的国际标准等，遵从一体化设计原则，为电力企业的集控站自动化提供符合IEC 61970标准的统一应用支撑平台，在此基础上集成了监视和控制（SCADA）、集中式电压无功控制（IVQC）、五防操作票、调度管理、保护信息管理系统、视频监视系统等各个应用子系统，并在符合国家二次系统安全防护方案的前提下将它们进行有效的集成。

RCS-9001集控站系统秉承了本公司在电力系统保护、变电站监控、集控站和调度自动化领域的成功经验，严格按照RUP迭代化大型软件开发方法而开发的系统，在开发过程中，执行严格的项目管理方法，保证开发进度和质量并重，可以充分满足广大电力用户对变电站进行集中控制和电网安全经济运行的需求。

2         推荐配置方案

2.1        系统架构

RCS-9001集控站系统大致由两部分组成：RCS-9001统一应用支撑平台ASP和基于该平台一体化设计开发的全系列电力系统应用。RCS-9001统一应用支撑平台ASP提供一套强大的、通用的服务，用于分布式实时数据库管理、历史数据管理、人机交互、网络消息传递、系统管理、报警服务等。RCS-9001统一应用支撑平台ASP是一个理想的适应变化的平台，可以构建在各类广为接受的计算机标准和应用接口基础上。它可以移植和分布到各种硬件体系结构上，具有完整的功能模块系列。构建在RCS-9001统一应用支撑平台基础之上的各个应用功能就像搭积木，可将所有功能有机地集成为一个整体，也可以分开实现，单独使用。RCS-9001集控站自动化系统提供了全系列的用于加强和提高电力系统生产和管理的电力系统应用，以提高电力系统的管理水平，其模块化功能可以被方便地裁剪，以适应变电站集控系统的各种需求，具有很好的扩展性。

RCS-9001 集控站系统的系统架构细分如图2-1所示。

图2-1 RCS-9001 集控站系统的系统架构

在RCS-9001 集控站系统的系统架构中，共包括5个层，自底向上分别是：

1）硬件平台

可以是现今流行的各种硬件平台，如可以是RISC体系结构的计算机，也可以是CISC体系结构的计算机；可以是32位机，也可以是64位机。

2）操作系统平台

操作系统可以选用多种现今流行的操作系统，如几种主流的UNIX，LINUX和Microsoft Windows等。

3）通用中间件层

通用中间件层即操作系统屏蔽中间件层。正是由于操作系统屏蔽中间件层的存在，才使得RCS-9001 集控站系统能够运行在多种操作系统和硬件平台上，具有很好的可移植性。通用中间件层的存在，使得RCS-9001 集控站系统具有应用组件技术所带来的优越性，如可伸缩性、异构系统、可互操作性等。

4）统一支撑平台层

统一支撑平台层构筑在通用中间件层之上，为各类电力系统应用软件的开发和运行提供统一的支撑平台。统一支撑平台层主要包括数据库管理、网络管理、系统管理、报警、人机界面等多个子系统。

5）电力系统应用软件层

电力系统应用软件层构筑在统一支撑平台层之上，实现各类电力系统应用软件，如SCADA、IVQC、保护信息系统、视频监视等。

根据集控站的规模和管理方式的不同，RCS-9001集控站自动化系统支持三种模式：

u        典型集控站模式

u        子母集控站模式（集控站本身可以兼综自功能）

u        大型集控站＋责任区的管理模式

2.2        典型集控站方案  

图2-2 集控站典型配置图

2.2.1        实施方案

典型集控站主要由集控SCADA系统、通讯传输通道、数据网络通道、自动化厂站设备、生产运行管理系统、图像监控系统等组成。

典型集控站监控的受控站数目最终按10－16个的规模建设，电压等级包含220kV，110kV，35kV。

集控SCADA系统设计采用Unix、Windows混合平台的模式，采用双服务器、双前置机、双网的网络拓扑结构。硬件平台采用IBM系列服务器和工作站，监控工作站、维护工作站均采用PC工作站。软件平台支持Unix、Windows操作系统，采用Oracle商用数据库。系统具有安全性、开放性、可靠性和可扩展性。

220kV集控站通讯通道建设统一由通信专业根据具体的通讯方式进行网络通道、专线通道的资源整合改造。

集控SCADA系统和受控站自动化系统以网络通道、专线通道双通道方式通信，以网络通道为主、专线通道为辅。已建受控站保留与地区调度SCADA系统的通讯，新建受控站只与集控SCADA系统通讯，由集控SCADA系统转发新建受控站的电网调度运行信息。

为了实现信息管理网与调度数据网的安全隔离，集控站生产运行管理系统使用专用光纤通道与地区电网公司信息管理中心联网，各受控站信息管理终端也使用专用光纤通道与集控站信息管理子站联网。

在集控站配置图像监控系统主站，接受各受控站的图像监控信息，各受控站图像监控信息不再向地区调度中心传送。传输通道建议使用专用光纤。

利用GPS统一对时系统实现集控站的时钟同步功能。

在地区调度中心设置远程维护工作站一台，以局域网方式与集控SCADA系统联网，实现集控SCADA系统的远程运行维护。远程维护工作站具有跨平台维护服务器数据库的功能。

在集控站设置“五防”主机，通过调度数据网和受控站“五防”系统互联，实现数据双向交换，满足远方、就地操作要求。

所有受控站的一次设备操作在集控站“五防”主机上进行预演。具备远方操作条件的设备，在集控SCADA系统上进行操作；不具备远方操作条件的设备，到现场进行操作。

新建变电站的“五防”功能，按照国网公司典型设计建设，并能够和集控站“五防”主机实现数据的双向交换。

集控站受控站的AVC控制不再由地区调度主站实现，而由集控SCADA系统接受地区调度SCADA系统的控制命令，转发到相应变电站执行，实现分层控制的运行管理要求。

根据二次系统安全防护的要求，集控SCADA系统与调度数据网的接口设置硬件防火墙。

集控SCADA系统支持IEC-61970能量管理系统应用程序接口标准。

在集控站配置逆变电源柜一面，取直流系统和所用交流两路电源，经过切换后，分别向集控SCADA系统、安防监控系统等设备供电。逆变电源容量冗余考虑系统的电源要求。

2.2.2        配置方案（Unix ＋ Windows）

表2-1 典型集控站系统配置概要