二次系统设计范文（精选12篇）

二次系统设计 第1篇

某大学距汕头市中心城区较远,市政自来水压力不能满足校园内建筑给水的要求,需要进行二次加压。由于变频调速供水系统具有出水压力恒定、节能、全自动运行等特点而被选择使用。

1 清水池位置选择影响整个系统的节能效果

该大学东校区的清水池位置选择,充分利用地形高差,该地点标高约为18 m,高出校园平均标高约9 m,这样能够充分利用市政自来水的余压,降低二次加压水泵的扬程。该系统出水口压力为36 m,加上9 m的势能,相当于45 m的出水口压力,大幅度的节约了电能。

2 恒压变量供水系统节能分析和功能简介

在供水系统设计中,一般按照供水最不利情况的流量和扬程来选择水泵机组,定速泵只有在高效段运行,才能保证系统处于最佳正常工作状态且没有浪费能量。当水泵流量随着用户用水量不断变化时,扬程也因流量的变化而变化,水泵不可能总保持在高效段工作,能量的浪费不可避免,而且可能造成管道超压问题。恒压变量供水系统可根据用水量的变化,通过变频器调节水泵机组的转速,保持供水压力的恒定,使水泵尽可能始终运行在高效段内,达到节能的目的。

恒压变量供水系统具有以下功能:

1)根据水压自动调节变频器的运行频率,使水泵出水口压力保持恒定。

2)根据水压及变频器的运行频率,通过PLC控制系统自动确定投入运行水泵的数量,实现各水泵机组的软启动。

3)设有时钟控制器,可在一天不同时段内设置不同压力等级。

4)显示变频器的运行频率、出水口压力、清水池水位。

5)可对超压、欠压、水位、变频和系统故障进行声光报警。

6)对各水泵机组和电动阀门进行自动控制。

3 优化水泵的组合

该系统共有4台水泵M0,M1,M2,M3,其中M0与M3的额定流量为q,而M1与M2的额定流量为2q,4台水泵的额定扬程均相同。采用PLC控制,实现4台机组集中监控、恒水压输出以及切换。

PLC控制系统的原理是当运行泵不能满足系统设定的压力时,运行泵即转入工频运行,变频器对其他泵进行低频启动后,升频至满足系统压力为止;当系统压力高于设定值时,变频器降频至满足系统压力为止。即根据不同的时间段需要不同的压力和流量来进行组合控制,确保节能运行。

1)低流量时,只需运行1台流量为q的M0或M3。

2)中低流量时,只运行1台流量为2q的M1或M2。

3)较高流量时,运行1台流量为q的M0或M3,加上1台流量为2q的M1或M2。

4)大流量时,运行2台流量为q的M0和M3,加上1台流量为2q的M1或M2。

每台机组均有“自动”“手动工频”“手动变频”3种工作方式。

4 微流量时的运行方式比较

在夜间用水低谷时,系统的用水量很少,甚至达到零流量。在这种情况下,水泵在低流量下运行,水泵效率大大降低,不能达到节能的目的,而且会引起水泵频繁启动,缩短水泵寿命。如何解决该问题,设计师必须考虑。一般有如下几种处理办法:1)工频辅泵;2)工频辅泵+气压罐;3)气压罐;4)变频主泵;5)变频辅泵。以上方法各有优缺点和适用范围,应根据不同供水系统的特点来选择解决办法。

该大学二次加压供水系统的供水范围大,流量大,且在用水低谷时能保持相对稳定的流量。低流量时运行方式采用工频辅泵+气压罐。

5 分时段设定不同压力等级

根据季节不同和每天用水出现峰谷的时段,设定不同的压力等级和时间段。

春秋季节:设定2个压力等级(0.36 MPa,0.34 MPa)。6时～8时,11时～13时,17时～20时用水量大,压力设定为0.36 MPa;其他时段压力为0.34 MPa。

夏季:设定3个压力等级(0.38 MPa,0.36 MPa,0.34 MPa)。1时～6时用水量最小,压力设定为0.34 MPa;6时～8时,11时～13时,17时30分～21时用水量大,压力设定为0.38 MPa;其他时段用水量一般,压力为0.36 MPa。

冬季:设定3个压力等级(0.36 MPa,0.34 MPa,0.33 MPa)。1时～6时用水量最小,压力设定为0.33 MPa;6时～8时,11时～13时,17时～21时用水量大,压力设定为0.36 MPa;其他时段用水量一般,压力为0.34 MPa。

6 结语

该套变频调速供水系统在该大学的使用取得了良好效果:

1)实现全校生活用水的自动、恒压、稳定供应。

2)大大降低值班人员的劳动强度。

3)节约电耗约30%,每年节约电费近12万元。

摘要：以某大学东校区二次加压供水系统的设计为例,介绍了恒压变量供水系统的功能,并对其节能措施进行了具体的阐述,对比了微流量时的运行方式,实践证明:该套变频调速供水系统具有较好的经济效益。

关键词：恒压供水系统,变频调速,节能

参考文献

智能变电站二次系统设计论文 第2篇

过程层、间隔层、站控层是变电站二次系统在功能逻辑方面的划分。其中站控层对间隔层以及过程层起到一个全面监测与管理的作用。其主要构成是操作员站、主机、保护故障信息子站、远动通信装置、功能站。间隔层具有独立运作的能力，能够在没有网络的状态下或是站控层失效的状态下独立完成监控，由测量、保护、录波、相量测量等组成。过程层主要进行采集电气量、监测设备运行状态以及执行控制命令的工作，由合并单元、互感器、智能终端构成。

2.2网络结构

过程网络的组网标准是电压等级。主要的网络形式有双星形、单星形、点对点等。通常要依据不同电压等级和电气一次主接线配置不同的网络形式。单套配置的保护及安全自动装置、测控装置要采用相互独立的数据接口控制器同时接入两套不同的过程层网络。双重化配置的保护及安全自动装置应分别接入不同的过程层网络。单星形以太网络适合用于110KV变电站站控层、间隔层网络。双重化星形以太网络适合用于220KV及以上变电站站控层、间隔层网络。考虑到变电站网络安全方面以及运行维护。智能变电站，特别是高电压等级、联网运行的变电站，在兼顾网络跳闸方式的同时仍保留直采直跳的方式。

2.3二次系统网络设计原则

本文以220KV变电站为例，分析站控层设备的配置。远动通信装置与主机均采用双套配置，无人值班变电站主机可兼操作员工作站和工程师站。保护及故障信息子站与变电站系统共享信息采集，无需独立配置。

1)网络通信设备配置需按一定原则进行。特别是交换机的端口数量一定要符合工程规模需求，端口规格在100M~1000M范围内。两台智能电子设备所接的数据传输路由要控制在4个交换机以内。每台交换机的光纤接入量要控制在16对以内。由于网络式数据连接中交换机起到重要的作用，为保证智能变电站的安全运行，交换机必须保证安全稳定，避免故障的`发生。

2)应对独立配置的隔层设备测控装置进行单套配置，采用保护测控一体化装置对110KV及以下电压等级进行配置，采用保护测控一体化装置对继电保护就地安装的220KV电压等级进行配置。继电保护装置的配置原则与常规变电站一致，220KV变电站故障录波及网络分析记录装置按照电压等级分别配置，统一配置110KV及以下变电站，单独配置主变压器。

3)过程层的配置。对于110KV及以上主变压器本体配置单套的智能终端，对于采用开关柜布置的66KV及以下配电装置无需配置智能终端。在配电装置场地智能组件柜中分散布置智能终端。

4)合并单元的配置。110KV及以下电压等级各间隔单套配置，双重化保护的主变各侧冗余配置，同一间隔内电压互感器和电流互感器合用一个合并单元。

3结束语

二次系统设计 第3篇

电力生产与发展是国民经济发展的动脉，其安全问题的重要性不言而喻。隨着电力行业信息化的深入发展，基于网络的跨地区、全行业系统内部信息网已逐步成型。信息技术的进步，使得计算机网络成为电网调度机构的主要技术支撑平台；同时电力二次系统是电力系统生产、运行、经营和管理的重要基础设施，随着电力生产对计算机网络的依赖性日渐增强，这势必对二次系统的安全性、可靠性、实时性提出了新的严峻挑战，这也使得电力调度二次系统的安全防护问题成为日常工作中的重要内容。本文将对江门供电局电力二次安全防护系统技改工程的设计作简单的阐述。

2.工程设计

2.1工程建设必要性

针对江门供电局电力调度二次系统安全防护实施的现状，并适应广东省江门市电网的发展需要，提高系统设备运行的安全可靠性，加强110kV变电站自动化系统的技术管理，需为江门市102座变电站加装二次安全防护系统。二次安全防护是指变电站内生产业务系统接入电力调度数据网需配置的相关安全防护设备。通过加装二次安防系统，地调能通过网络及时掌握各变电站的运行数据，提高了电网信息化的安全管理水平。

2.2工程建设设想

a）110kV变电站二次安全防护系统配置情况如下表所示：

序号名称数量

1纵向加密装置1套

2交换机1套

3防火墙1套

4连接线缆、配件及辅材1套

b）110kV变电站安全防护总体设计方案如下:

方案说明如下：

1)互联的主要设备包括各业务终端，控制区和非控制区纵向互联交换机， 横向和纵向互联硬件防火墙，纵向加密认证装置以及调度数据网路由器和交换机设备，各设备均为单配置；

2)配置1台控制区纵向互联交换机，用于控制区有纵向数据通信的业务系统汇集接入，接入系统之间的访问控制和安全区的横向及纵向互联；

3)配置1台非控制区纵向互联交换机，用于非控制区有纵向数据通信的业务系统汇集接入，接入系统之间的访问控制和安全区的横向及纵向互联；

4)配置1台纵向加密认证装置，布置在控制区纵向互联交换机与调度数据网实时VPN之间，用于本地控制区与远端控制区相关业务系统或业务模块之间网络数据通信的身份认证，访问控制和传输数据的加密与解密，保证系统链接的合法性和数据传输的机密性及完整性；

5)配置1台纵向互联硬件防火墙，布置在非控制区纵向互联交换机与调度数据网非实时VPN之间，用于本地非控制区与远端非控制区相关业务系统或业务模块之间网络数据通信的访问控制；

6)配置1台横向互联硬件防火墙，布置在控制区与非控制区的网络边界上即布置在控制区纵向互联交换机与非控制区纵向互联交换机之间，一方面实现两区的逻辑隔离，另一方面实现控制区有关业务系统可同时使用实时VPN和非实时VPN进行信息传输。

3.工程控制造价措施

3.1工程造价控制措施

a. 挑选从事过多项110千伏变电站自动化工程设计经验的项目经理及各专业主设人参加本工程的设计，为控制工程造价创造条件。

b. 详细阅读变电站的图纸及已有设备资料，选用最匹配的设备，使得本次新增设备能安全、快捷地接入电力调度数据网。

c. 研究场地的电缆走向，在尽量节约电缆的前提下完成本次工程设计。

d. 确保设计的深度，减少在施工过程中不必要的变更。

e. 按计划和提前供图。节约时间是最大的节约，按计划和提前供图是工程计划有序进行的前提，也是控制工程造价的有效措施之一。因此设计应密切配合业主的工程建设进度编制相应设计规划并进行动态跟踪，按轻重缓急，分期分批分层，准时或提前供图，确保工程建设如期或提前竣工，减少贷款利息，发挥总投资效益。

f. 技经人员必须随设计人员深入现场，实地调查工程情况和材料价格，编制符合工程实际的概算、预算及标书编写资料，确保限额设计的实现，控制工程造价。

g. 开展设计监理，通过监理的全面监督作用，更大限度地控制工程造价。

h. 加强设计变更的管理，严格处理设计变更，杜绝因设计变更的随意性而导致概算、预算失控的现象。

3.2管理方面的造价控制措施

a. 严格按照所确定的设计原则、方案，进行可行性研究、初步设计和施工图设计。严格禁止一切超出文件内容条款以外的任何设计并控制超标工程量。

b. 执行电力行业及有关部门颁发的有关限额设计标准，大力推广限额设计。限额设计是控制工程造价的有效手段，在设计这个控制造价的“龙头”环节上下功夫。切实做好投资分解和工程量的确定工作，把控制工程造价工作落到实处。按照批准的概算文件科学合理的进行投资分解，并将任务与规定的投资限额分专业下达到设计人员，使每个设计人员了解本专业的投资限额，做到人人心中有数，以达到控制工程造价的目的。

c. 在施工招标阶段，配合业主编制招标文件及标底，协助业主搞好评标工作，使工程投资得到有效控制。通过施工招标，促使施工单位加强管理。工程实施阶段，协助业主进行合同管理，从以往的工程经验中，加强合同管理是控制工程造价有效的途径。

d. 选派设计工代驻施工现场，及时处理和解决施工中出现的问题，设计工代要严格把好设计变更关，对施工单位提出的不合理变更、超标准变更应坚决予以否定。设计变更通知单要经技经工代核准费用并签署，并按照有关规定执行。设计变更的费用严格控制在基本预备费的三分之一以内。

e. 技经人员参与到设计的各阶段，认真贯彻执行质量管理体系文件，积极收集多渠道的工程造价信息，遵循概预算编制原则，计价依据充分，认真做好概预算编制工作，合理有效地确定工程造价。

f. 由于概算基础数据对工程造价影响极大，因此技经人员在概预算编制工作开始之前就积极做好了基础资料的收集整理工作，使工程造价控制在符合实际的合理范围之内。

g. 工程开工建设前，由工程设总组织工代作一次施工图的全面技术交底，并听取意见，使业主和施工单位清楚设计意图；在施工初期，进行地下及隐蔽工程时，设计代表要及时到位，以免留下隐患，造成返工等损失。

4.结束语

变电站电气二次系统的设计分析 第4篇

变电站是输配电系统中的重要环节,是电网的主要监控点。变电站二次系统是整个变电站控制和监视的神经系统,二次回路是否合理可靠,直接关系到整个变电站乃至系统能否安全可靠运行。从国内外的事故经验分析来看,酿成系统事故的根本原因往往在回路上,有的是由回路本身有缺陷造成;有的是因为系统故障时,因回路原因不能及时切除故障造成。因此,变电站二次和保护回路的合理性和正确性有着至关重要的作用。

2 变电站电气二次系统的设计

2.1 变电站主结线电气计算设计

本论文主要分析电气主结线的可靠性定量指标,完成电气结线的选型工作,进而为变电站电气系统的二次设计提供基础设计方案。

2.2 可靠性定量指标计算式

电气主结线可视为由可修复元件组成的系统,有2个工作状态:正常与故障,按两态马尔柯夫过程,可得出以下近似算式:

上式中,fc主结线系统事故导致主变压器停运事件发生的频次,次/a;λji相关结线元件故障率(i=1,2,n)

2.3 其他相关计算式

主结线故障元件强迫停运时间Tjgi

无备用电源自动投入装置的事故限电量△Akqi

有备用电源自动投入装置的事故限电量△Akqi

Tkqi限电经济损失△U

上式中,Tcg故障元件的修复时间,h/次;Sqi事故停运主变的容量,万KVA;z主变负载率,%;n1同时事故停运的主变台数;Sy,n2分别为仍在运行的主变热备容量及台数,万KVA;Tkqi主变事故强迫停运的时间,h,若经切换操作可恢复供电时,它等于判明事故及处理事故的时间,取1 h;若需等待故障元件修复,才恢复供电,则Tkqi=Tjqi;K单位电度损失计算系数,若按限电减少的国民纯收入计,根据研究资料取1.5元/k Wh,若按停电综合损失计,参考国外资料取10~30倍电价。

因此,综上所述,在选择主结线时,一定要根据上面的可靠性定量指标,经过计算之后,才可以确定主结线的

2.4 结线方案的比较

上文已经确定了重点研究的两种结线方案,并且已经给出了选择结线的可靠性定量指标的计算方法,下面,重点从经济性的角度对两种结线方案进行比较,以完成结线的选型工作。

忽略时间的影响因素,经济性的计算式为:

上式中,Z年计算费用,万元;C∑年生产费用,万元,取投资的5%;△U∑年平均停电事故损失,万元,它等于平均年事故限电量乘单位电度损失计算系数K;Xt年投资积压损失系数,取10%;Tz总投资,万元,包括设备、建安工程、占地补偿费。

经上述计算式分析可以发现,I型方案在设备安装费、工程占地费等方面较少,因而经济性较高,相对于Ⅱ型,I型方案更适合于一般的小型水电站的开关站的设计选择。

综上所述,从经济性的角度出发,对上文的两种结线方案进行了比较,一般而言,可以选择I型方案,布置方案投资最省,在按国民纯收入减少或10倍电价计算停电损失时,年计算费用不高,是一种值得提倡的布置类型。当然,也要因地制宜,根据工程现场的实际情况,结合经济性、技术性综合考虑,合理的选择主结线方案。

如图所示,电气主结线为:1、2号和3、4号机组分别经发电机断路器和单相变压器(规格视具体应用而定),再经500k VSF6管道母线连接成2个联合单元后,各经1回500k V电缆接入SF6全封闭组合电器(GIS),从而形成不同规格的电气应用单元,具体规格需要视具体应用而定;5、6号机组分别与1台特殊三相变压器(规格视具体应用而定)各接成1组发-变组单元,再经110k VSF6管道母线、110k V电缆接入SF6全封闭组合电器(GIS)。在110k VGIS和500k VGIS间设1组联络变压器(规格视具体应用而定)。500k V侧采用1倍半结线,110k V侧采用双母线结线。

2.5 控制方式

传统大中型变电站采用强电一对一控制方式,这种控制方式得到了广泛的应用。90年代中期,在传统变电站控制系统的基础上进行有益的改进,如选用码赛克控制屏,装设微机型闪光报警器,选用进口或合资厂强电小开关等,改进后的控制系统虽然在性能上优于老式系统,但从根本上没有大的改进。

随计算机及网络技术发展,微机监控方式在大中型变电站中开始应用。初期的应用,由于计算机监控尚处于试验探索阶段,设计、运行单位对其不大放心,往往是常规控制和计算机监控2种方式并存,这样做的结果是,由于保留了常规控制设备,运行人员不去钻研新设备,仍使用较熟悉的常规控制方式,使计算机监控系统变成了变电站中的摆设。随着计算机及网络通信技术飞速发展,伴随设计制造、运行部门认识提高和经验积累,对于变电站,尤其是大型变电站,应当广泛采用计算机监控方式。通过工业以太网络实现远程对电气二次系统的各个设备的工况进行监控,建立远程报警和干预机制,能够对于各种突发事故进行有效的干预和报警,真正的实现了计算机网络化管理监控的优势。

2.6 与一次设备的连接问题

电气二次系统的设备与一次设备之间的连接问题,也是值得电气工程人员充分重视的问题,常常有因为连接不当或是连接错误而导致一些重大事故的发生。

在一些高压断路器的机构内,常常带有电气防跳回路,而这个并联防跳回路与微机保护回路是相冲突的。接上后,会出现微机保护的跳位、合闸监视灯同时亮的情况,因此,必须将机构防跳回路断开,防跳功能由微机保护装置实现。

综合自动化变电站中的电气主设备往往也是高档次的,GIS设备经常被采用,GIS主结线设计的原则是简化结线,利用可靠性,取消可以节省的元件,以降低成本。电压互感器的隔离开关在运行中不起任何作用,在检修电压互感器TV或现场耐压试验时,用它来将电压互感器TV与主回路分开,对GIS来讲,没有必要将电压互感器TV与GIS分离检修与测量。

3 结束语

对于变电站的电气二次系统回路的优化改造设计,绝不仅仅限于以上分析的三个方面,其他需要考虑的细节还有很多,诸如继电器的布置、电缆的走线、测量仪表的安装等等。对变电站的电气二次系统的改造、优化设计,对其监控、测量和保护采用综合自动化系统,具有完善的功能,满足了电气设备的投运工况、运行管理、二次保护、通信调度等各种要求,同时也减少了安装的工作量,减少了屏位、电缆及工程初期投资,而且提高了系统运行的安全性和可靠性,更便于维护,实现减人增效。

摘要：电气二次系统的设计、布置方案直接关系到整个变电站运行的稳定性和可靠性,本论文通过对变电站主结线的电气设计计算,着重讨论了变电站的电气二次系统的控制方式、以及与一次设备的连接等环节,并给出了详细了优化设计方案供实现变电站的二次系统的自动化设计参考使用,对于提高变电站电气系统的安全性及自动化水平有一定借鉴意义。

关键词：变电站,电气二次系统,设计分析

参考文献

[1]黑龙江省电力调度中心编.变电所自动化实用技术与应用指南[M].2004.

[2]窦旭东.变电站自动化改造的若干问题[J].河北电力技术,2004,(2):16-18.

电气二次系统自查报告 第5篇

根据内蒙古电力集团《转发国家电网华北电力调控分中心关于开展电网二次系统专项检查的通知》，结合我厂电气二次系统实际情况，针对丰镇发电厂#3—#6机组、220KV系统、500KV系统设备运行状况，尤其对涉网设备，安排相关继电保护人员进行全面检查，并针对相关问题制定整改计划，现将自查报告汇报如下：

一． 继电保护运行管理

1.反措管理：我厂国家电网及内蒙电网下发的各项反措文件齐全，所有继电保护装置和安全自动装置满足国调印发的专业检测要求。

2.软件版本管理：我厂所有线路保护、发变组保护软件版本都有台账，所有保护、安全自动装置都升级记录

3.检修管理：现场继电保护设备检验记录、标准化作业指导书、工作记录齐全，并严格执行。现场检查保护作业指导书齐全，但现场工作记录不完整，需要整改。

4.现场运维管理：继电保护及安全自动装置现场运行管理规程齐全，保护日常巡视记录齐全，继电保护与安全自动装置的软、硬投退压板与调控机构一致，定值单与调控机构一致。

二． 继电保护设备管理： 1.设备台账管理：设备台账记录齐全、保护动作、记录异常分析齐全，满足要求。

2.反措文件落实到位，文件齐全，保护年报、月报齐全

三． 安全自动装置：

1.安控装置软件本版管理：齐全

2.安控台账管理：我厂有高周切机1套，分布稳定装置1套。台账齐全。

3.安控系统策略造册与管理;我厂分布稳定作为执行子站，策略造册按执行总站执行，按内蒙网调策略执行，高周切机有定值单执行记录，现场打印与定值单一致。

四． 网源协调管理：

1.重点机组涉网控制系统参数：我厂励磁系统、调速、PSS、一次调频、进相等试验报告齐全，试验项目齐全

2.重点机组涉网保护参数：保护参数、保护定值与系统一致。

五． 厂站自动化设备运行与管理：

1． 厂站自动化设备供电电源和运行环境情况：我厂自动化设备供电电源满足要求，环境、消防设施满足要求。

2． 厂站电力二次系统安全防护：满足要求。3． 并网机组自动化管理：我厂机组AVC满足规定和规程要求，根据电网调度要求投入实际运行。我厂机组AGC满足规定和规程要求。

六． 自动化通道数据网：

1.自动化通信通道：我厂自动化通信通道有2路，双通道可以切换，数据网采用独立的电力专用通信网。

2.调度数据网和电力系统二次防护；调度数据网和电力二次系统加装二次物理隔离，各区域安全。

七． 发现的问题及其解决方案

1、厂内保护装置还未实现同步功能，但网控和各台机组已安装了GPS装置，近期厂家来调试后，就可以完成同步功能。

智能变电站二次系统调试策略研究 第6篇

【关键词】智能变电站；安全性维护；系统调试

在我国智能电网的全面建设阶段，由于智能变电站集信息数字化、通信网络化、信息共享化等优势，在电力系统全面改造中具有重要的意义。并且，通过全国各大电力系统中变电站的改造过程中，我们可以发现：智能变电站能够较好地完成信息采集、测控及保护等功能，并且可以根据用户的需求自动对电网进行实时控制与调节，在线对数据进行分析。并且，智能变电站二次系统能够通过智能终端、测控装置等来更好的维护电网的安全性。但是，在不同的系统调试时存在着各种各样的问题，因此，在智能变电站二次系统调试时应该注意以下措施与方法，从而进一步提高智能变电站运行调试的安全性。

1. 智能变电站的特征及二次系统调试的流程

（1）众所周知，智能变电站具备以下的特征：一次设备智能化、二次设备网络化、基础数据完备化、信息交换标准化、运行控制自动化、信息展示可视化、设备检修状态化、保护决策协同化、设备安装就地化、及二次系统一体化。基于智能变电站的这些特征，智能变电站二次系统在调试过程中需要注意变电站各设备各系统的互操作性。从而及时有效地对智能变电站二次系统进行调试。

（2）一般来说，智能变电站二次系统调试要经过出厂验收、集成测试与联调、分系统测试、系统调试、带负荷试验等过程。由于智能变电站二次系统调试的整个系统构成比较复杂又面临多种多样的对象，因此要提高二次系统调试工作的效率则需要进行全过程调试。

（3）目前，分系统测试、系统调试、带负荷试验等过程为现场调试部分，在智能变电站的现场调试过程中，通过对大量工作经验的总结，在智能变电站的调试过程中要加大对系统集成的测试和对系统联调深度及广度的测试与调试。因为在二次系统集成测试与联调阶段容易出现影响智能变电站的可互操性及运行的安全性。

（4）及时对智能变电站二次系统进行调试使其符合安全规范及运行的要求，就需要在出厂验收阶段严格验收产品的工艺及制作过程，使其符合相关规定、标准的要求。在集成测试及系统测试的联调阶段，要注意和设备生产方联系，对二次调试中的单体调试、一致性、互操作性、网络性能等测试时要避开设备生产方。注意以上内容才能更好地开展智能变电站的调试工作。一般在二次系统设备和接线完成之后，再进行功能性测试。

2. 智能变电站二次系统测试的主要目的及方法

（1）智能变电站进行二次系统测试的主要目的是：测试智能变电站各个系统单元（智能终端、保护及测控装置、故障录波器）的性能及其互操能力；测试保护装置及智能操作箱对goose跳闸机制的可靠性；测试系统对相关标准、规程的执行情况。

（2）智能变电站二次系统测试的主要采用一致性测试法。通过验证通信接口与标准的要求来检验通信线路上的数据流对访问组织、肘间同步、电平、位顺序及错误的处理等信息。通过一致性测试可以有效地提高系统协议间的互操作性。一致性测试既是系统互操作性测试的前提与基础，也是智能变电站二次系统设备互操作性对各种标准运行的要求。

（3）在智能变电站二次系统测试中，需要应用rtds仿真系统、模拟信号接口、电子式互感器模拟装置等设备。通过这些装置对智能变电站的系统测试中的模拟量回路联调试验、开关量联调试验、间隔层设备联调试验、监控系统联调试验、远动通信系统检查及操作试验等。

3. 智能变电站二次系统调试的策略

（1）通过以上对智能变电站二次系统测试主要目的及方法的分析，我们可以看出：在智能变电站中，各种新设备的试验都有别于传统的变电站试验。智能变电站由智能化一次设备及网络化二次设备构成，整个智能变电站二次系统的良好运行是整个网络交换保护的关键，只有这样才能更好地实现保护间的各个命令信号的传递。为了更好地对智能变电站二次系统进行测试，应该采取更加完整性的测试方法来提高二次系统的调试水平。

（2）针对我国大多数智能变电站的二次系统调试工作的现状，采用全场景试验方法不失为一种有效的策略。通过将二次系统作为智能变电站中的一个整体，同时把合并单元、网络交换机一起进行性能检验，从整体上提高智能变电站的性能。智能变电站全场景试验的策略可以有效地保证二次系统接线及输入信息

的完整性。

（3）全场景试验作为智能变电站二次系统调试的一种策略需要利用采集器模拟器、开关模拟器等设备，通过把时域仿真结果发送到采集器模拟器，再通过光纤传送到各个合并单元。经过合并单位的再传送，测试系统继保装置的智能操作动作。通过这种形式对智能变电站进行全场景试验。在智能变电站全场景试验系统中主要通过变电站仿真系统、无线主控主机、采集器模拟器、开关模拟器对系统进行控制。

（4）智能变电站仿真平台：在全场景试验中通过图形化建模软件、电力系统仿真软件等临时智能变电站仿真平台的建模及时域仿真。通过将仿真结果的波形显示对调试的整个过程进行控制，然后通过开关模拟器的智能操作箱来检验分、合闸命令。

（5）无线控制主机：无线控制主机由gps对时模块、无线收发控制模块、高稳定主时钟模块等构成。它主要完成调试系统测试和gps的对时，通过对采集器模拟器与开关模拟器的时间校正来紧凑测试。对比智能变电站仿真平台的时域得出的仿真结果来完成同步试验的控制。

（6）采集器模拟器：采集器模拟器由高稳定从时钟模块、输出控制模块、无线收发模块等模块构成，它主要完成无线控制主机发送仿真数据的接收工作。通过无线控制主机的控制，将设备中采集器模拟器的信号同步发送出去。

（7）开关模拟器：开关模拟器主要测试智能变电站中智能操作箱发出的开关操作，并对开关操作命令标记上时间，然后通过无线方式传达到无线控制主机。除此之外，开关模拟器通过无线控制主机发出的智能变电站仿真系统的开关状态，对“开关位置”信号进行传送，从而实现对智能变电站智能操作箱开关状态的模拟测试。

4. 结束语

（1）综上所述，随着我国电力系统改革的深入，智能化变电站数量越来越多。而我国的智能化变电站作为我国智能化电网建设的关键部分，对于我国智能电网的发电、变电及输电工作都有着非常重要的影响。因此，变电站越来越“智能化”也对智能化变电站的安全运行提出了新的要求。

（2）由于智能变电站应用智能化信息系统，集信息数字化、通信网络化、信息共享化为一体，能够更好地完成信息采集、测控、保护等工作，在电力系统的改革中具有重要的意义。由于智能变电站由智能化一次设备及网络化二次设备构成。因此整个智能变电站二次系统的良好运行是整个网络交换保护的关键。文章主要通过智能变电站的特征及二次系统调试的流程、智能变电站二次系统测试的主要目的及方法等方面对智能变电站二次系统调试的方法进行解析，提出二次系统调试全场景试验的策略。通过全场景试验中采集器模拟器、开关模拟器等设备，把时域仿真结果发送到采集器模拟器，再通过光纤传送到各个合并单元，再经过合并单位的传送，测试系统继保装置的智能操作动作，从而进一步提高智能化变电站的安全运行水平。

参考文献

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[2] 黄国方，孙军陵.智能变电站二次设备自动检测[J].浙江电力，2011，3（24）：18～19.

[3] 杨波，王冬云.智能化变电站高级应用功能研究[J].中国电力教育，2011，5（6）：1285～1286.

变电站二次系统安全防护设计 第7篇

由于近些年电子计算机技术发展迅速, 英特网、环球网和电子邮件等开始被人们广泛使用, 网络病毒凭借这些平台开始大肆传播。计算机病毒会破坏计算机数据或功能, 导致计算机不能正常使用, 并且还可以进行自我恢复, 具有极强的复制性、破坏性和传染性。美国微软公司曾经发布了一条安全报告, 网络罪犯把中国的电脑用户当作最主要的侵害目标。而且在近一段时间, 我国病毒侵害事件的发生率正逐步增长, 给我国带来了巨大的经济损失。

在现阶段, 变电站二次系统病毒主要是借助网络、U盘、局域网等来进行传播, 设计安全防护方案时最重要的就是预防, 并且能够使病毒攻击的可能性得到最大限度的降低。其中, 最主要的风险包括:第一, 网络入侵者通过发送非法控制的命令, 进而使电力系统出现事故, 更甚者会造成系统瓦解;第二, 未经授权就使用电力监控系统的网络资源或者计算机, 导致负载过重, 进而使系统出现故障;第三, 将大量数据发送给通信网关或者电力调度数据网, 进而使监控系统或者网络瘫痪。

2 变电站二次系统安全防护设计

2.1 总体防护策略

变电站二次系统集控“五防”, 其在设计安全防护措施时, 必须要全国电力二次系统的防护策略:“安全分区, 网络专用;纵向认证, 横向隔离”。

2.2 划分安全区

综合分析变电站二次系统的特点, 明确各项数据的流程, 弄清楚当前的实际状况, 同时分析各项安全要求, 把变电站店里二次系统划分成三个安全区:其中, 安全Ⅰ区是实施控制区, 安全Ⅱ区是非控制生产区, Ⅲ区是生产管理区。安全区不一样, 那么安全防护要求也会存在区别, 防护水平及安全等级也会不一样。Ⅰ区具有最高的安全等级, Ⅱ区次之, 剩下的以此类推。

在实时控制区中, 安全区Ⅰ中的业务系统或功能模块可对电站进行实时监控, 这也是其最显著的特征, 在电力生产中发挥着无可取代的作用, 系统通过调动数据网络和专用信道来实时在线运行。

在非控制生产区中, 安全区Ⅱ中的业务系统或功能模块在电力生产中发挥着必要作用, 但是不可实现对电力生产的控制, 这是其最显著的特征。系统通过调度数据网络实现在线运行, 且紧密联系着安全区Ⅰ中的业务系统或功能模块。

在生产管理区, 安全区Ⅲ中的业务系统或功能模块可对电力生产进行管理, 但无法控制电力生产, 同时也不进行在线运行, 其运行也无需在电力调度数据网络的支持下进行, 而是直接关联着调度中心或控制中心工作人员的桌面终端, 同时紧密连着着安全区Ⅳ的办公自动化系统。

2.3 安全区之间横向隔离要求

(1) 应对安全区Ⅰ与安全区Ⅱ进行逻辑隔离, 隔离设备选用的硬件防火墙或相当设备必须是通过有关部门检查核准的, 对于E-mail、Web、Telnet、Rlogin等服务, 应明令禁止, 明确规定不能通过安全区之间的隔离设备。

(2) 安全区Ⅰ、安全区Ⅱ与安全区Ⅳ要隔离开来, 禁止发生直接联系。安全区Ⅰ、安全区Ⅱ与安全区Ⅲ之间也需要用电力专用单向安全隔离装置进行隔离, 且选用的装置必须是得到国家有关部门认证的。

(3) 对于E-mail、Web、Telnet、Rlogin等网络服务以及以B/S或C/S方式的数据访问功能, 应明令禁止, 明确规定不能通过专用安全隔离装置。专用安全隔离装置中只能单向安全传输纯数据。

2.4 纵向安全防护要求

(1) 电力调度数据网用于连接安全区Ⅰ、安全区Ⅱ, 电力企业数据网用于连接安全区Ⅲ和安全区Ⅳ。

(2) 需对电力调度数据网进行进一步的划分, 分别为逻辑隔离的实时子网和非实时子网, 其中, 实时子网与实时控制区连接, 非实时子网与非控制生产区连接。

3 具体实施方案

3.1 加装硬件防火墙

在安全区之间进行防火墙的部署, 以将两个区域的逻辑隔离、访问控制以及报文过滤等功能充分发挥出来。其中, 基于业务流量的IP地址、协议、方向以及应用端口号的报文过滤是主要的防火墙安全策略。所以, 在集控“五防”项目中, “五防”服务器端 (纵向) 和综合自动化后台中通讯依靠网络实现的“五防”子站, 都进行了硬件防火墙的设置, 以实现子站之间的隔离。

3.2 二次系统安全加固

以集控“五防”变电站二次系统安全防护方案为基准, 进一步加固账号口令、网络服务、数据访问控制、审计策略等。

加固账号口令, 具体操作内容包括, 对账户权限进行重新配置, 将多余用户及时删除, 禁止使用Guest账号, 进一步完善各项安全设置 (设置内容包括用户口令、口令策略以及自动屏保锁定) , 禁止系统进行自动登录。以实现“五防”机的严格管理和安全登录使用。

加固网络服务, 具体操作方法为:将无用服务、无关网络连接、远程桌面全部关闭, 并禁止再行打开, 进行访问控制策略设置, 禁止匿名用户连接和默认共享。以使网络的安全运行得到充分保障, 避免出现数据泄露或恶意破坏现象的发生。

加固数据访问控制, 具体操作内容包括:对特定执行文件的权限进行限制, 禁止文件共享, 避免文件完全控制。

加固审计策略, 进行系统审核策略的更新配置, 并根据实际情况对日志大小进行调整, 此外还需进行进一步的统一安全审计。

3.3 加装网络版杀毒软件

以集控“五防”变电站二次系统安全防护方案为基准, 进行网络版防病毒软件的安装。在更新病毒特征码时, 注意是要在离线的情况下进行更新, 此外, 更新要及时。此外, 凡是集控“五防”二次系统涉及到的服务器和子站, 都要进行瑞兴电力企业专用版杀毒软件的安装, 此外, 定期在一级服务器中对病毒库进行升级, 以使维护的频次和工作量得到有效减少。

摘要：本文针对当前变电站二次系统网络安全问题进行了深入的分析和探讨, 并提出了相应的安全防护设计方案。

关键词：变电站,二次系统,安全防护

参考文献

[1]潘路.电力二次系统网络信息安全防护的设计与实现[D].华南理工大学, 2014.

[2]李涛, 杨桂丹.智能变电站二次安全防护系统设计与应用研究[J].电气应用, 2013, 01:26-29+68.

电厂二次系统安全防护总体设计研究 第8篇

关键词：二次系统,安全防护,安全区划分

0 引言

为了确保发电厂监控系统及电力调度数据网的安全,抵御电厂二次系统的各种攻击和破坏,保障电力系统的安全稳定运行,电厂根据自动化监控的需求,对新建电厂进行二次系统安全防护总体设计,同步建设。

1 总体目标

二次系统安全防护工作的总体目标是不发生电力二次系统的人为责任事故,不因电厂二次系统的安全原因引起电厂一次系统发生事故。

2 基本策略

依据国家电力监管委员会第5号令和34号文的有关规定进行安全分区,根据不同安全区域的安全防护要求,确定其安全等级和防护水平,生产的安全等级高于生产管理区。

根据实际需求在生产控制大区和生产管理区之间采用正向安全物理隔离装置。

3 总体设计

二次系统安全防护的实施,是生产控制系统安全稳定运行和电网安全运行的可靠保证;能保证实时数据信息的可靠保存;有效抵御外部黑客入侵,保证二次系统网络的安全运行。电厂二次系统安全防护总体结构拓扑示意如图1所示。

3.1 安全区划分

1)安全区I:是控制区,主要业务为分散控制系统(Distributed Control System,DCS)、电源管理单元(Power Management Unit,PMU)、网络控制系统(Networked Control System,NCS)、自动发电控制(Automation Generator Control,AGC)、自动电压控制(Automatic Voltage Control,AVC)、安全联锁系统(Safety Instrumented System,SIS)接口机等。

2)安全区II:是非控制区,主要业务为SIS服务器及存储、电能量采集(Energy Remote Terminal Unit,ERTU)、故障录波、电力市场报价、电量计算等。

3)安全区III:是生产管理区,主要业务为生产管理系统。该区需要考虑SIS服务器实时数据的对外发布,主要配置SIS镜像服务器等。

4)安全区IV:是信息管理区,主要业务为信息系统和网络主机系统等。

3.2 安全防护策略

1)控制区I区与非控制区II区的业务系统采用VLAN和访问控制等安全措施,限制系统间的直接互通,禁止E-mail和Web服务。

2)非控制区II区边界上部署入侵检测系统(Intrusion Detection System,IDS)及防病毒系统,病毒库、木马库以及IDS规则库等更新采用离线方式进行。

3)生产管理区III区部署防火墙和路由器,配置防病毒服务器进行病毒查杀。

4)信息管理区IV区部署防火墙和路由器连接广域网。

3.3 具体部署

1)控制区I区:配置2套交换机,部署2套IP认证装置,一路经路由器连接至省调接入网,另一路经路由器连接至地调接入网。

2)非控制区II区:配置2台核心交换机、2套交换机,部署2台硬件防火墙,一路经路由器连接至地调接入网,另一路经路由器连接至省调接入网;部署1台防病毒服务器、1套IDS和网管服务器,实现安全区的入侵防御。配置2台互为备用的SIS应用服务器,通过光纤跳线与2台核心交换机相连。

3)生产管理区III区:配置1台交换机,部署1套防病毒服务器进行安全防护;部署1台硬件防火墙和1台路由器,通过专用链路与省调连接。配置1台SIS镜像服务器与接入交换机相连。

4)信息管理区IV区:配置1台交换机,部署1台防火墙和1台路由器,连接广域网。

5)控制区I区与非控制区II区之间:根据安全防护策略要求,部署1台硬件防火墙,实现弱隔离。控制区各台接口机通过接入交换机连接至防火墙。

6)非控制区II区与生产管理区III区之间,根据安全防护策略要求,部署2台单向物理隔离装置进行隔离。

7)生产管理区III区与信息管理区IV区间,根据防护策略要求,部署1台物理隔离装置进行隔离。

3.4 安全设备配置

3.4.1 调度数据网部分

配置4台接入交换机、2台纵向加密认证装置、2台硬件防火墙以及2台路由器,将生产控制区I区和非控制区II区的数据分别连接至地调接入网和省调接入网,保证调度数据接入网的安全。

3.4.2 电厂二次防护部分

配置4台核心交换机、3台接入交换机、3台物理隔离装置、3台硬件防火墙、2台IDS入侵检测、3套防病毒服务器、2台路由器以及1套网管工作站实现电厂二次防护部分的安全设备配置,保证电厂二次系统的安全。

3.4.3 物理链路部分

根据设备的实际情况,调度数据网及电厂二次安防的安全设备安装共需约3~4个标准42U机柜。按照发电厂的一般情况,为便于管理和维护,将机柜统一安排在网控楼或集控楼的机房,并保证与电厂信息中心机房有双链路的光缆连接。出于美观考虑,机柜应与所在机房的其他机柜外观尺寸、颜色等保持一致。

3.5 安全管理

3.5.1 安全分级负责制

建立完善的安全分级负责制,负责所属范围内计算机及信息网络的安全管理。

3.5.2 明确各级人员的安全职责

1)主要负责人为单位电力二次系统安全防护第一责任人。

2)指定专人负责管理电力二次系统公共安全设施。

3)各个电力二次专业应用系统指定专人负责该系统的安全管理。

3.5.3 具体安全策略的管理

1)新投运的电力二次系统必须进行安全评估,并根据评估结果制定安全策略。

2)对安全体系的各种日志(如入侵检测日志等)审计结果进行认真研究,以发现系统的安全漏洞及风险。

3)定期分析本系统的安全风险、分析当前黑客非法入侵的特点,根据分析及时调整安全策略。

3.5.4 工程实施的安全管理

1)电厂二次系统安全防护方案需要通过省级调度管理部门的审查才能进行实施。

2)任何电力二次专业系统在投运前必须进行安全评估。

3.5.5 设备、应用及服务的接入管理

1)在已配置安全体系的电力二次系统中接入任何新设备和应用及服务,必须立案申请,经过本单位的安全管理员以及本单位主管的审查批准后,方可在安全管理员的监管下实施接入。

2)电力二次专业系统的安全区Ⅰ及安全区Ⅱ中的工作站、服务器原则上不得开通拨号功能;若确需开通拨号服务,必须配置强认证机制,否则该应用必须与安全区Ⅰ及安全区Ⅱ彻底隔离。

3)在所有电力二次专业系统的安全区Ⅰ及安全区Ⅱ中的任何工作站、服务器均严格禁止以各种方式开通与互联网、其他安全区及任何外部网络的连接。安全管理员负责监督检查实施情况。

4)电力二次专业系统的安全区Ⅰ及安全区Ⅱ中的PC机及其他微机原则上应该将软盘驱动、光盘驱动、USB接口拆除,以防止病毒的传播。安全管理员负责监督检查本单位的实施情况。

5)接入电力二次系统的安全区Ⅰ及安全区Ⅱ中的通用安全产品必须使用国产产品并经过国家有关安全部门的认证;专用安全产品必须使用国产产品并经过有关的电力主管部门的认证。

3.5.6 建立完善的安全管理制度

建立电力二次专业系统的门禁制度、维护管理制度、安全防护岗位职责制度、备份与恢复管理制度、安全评估安全审计管理制度、数字证书管理制度等。

3.5.7 运行管理

做好人员管理、权限管理、访问控制管理、设备及子系统的维护管理、恶意代码(病毒及木马等)的防护、审计管理、数据及系统的备份管理、用户口令的管理等。

3.5.8 应急处理

1)一旦出现安全事故,应该及时向上级及有关部门告警,进行事故现场的保护,认真进行事故的分析。

2)针对发现系统被黑客攻击的维护,要求每一个业务系统制订相关问题处理措施的应急方案,按照既定方案实施系统维护。

3)当系统因自然或人为的原因遭到破坏,应当按照预先制定的应急方案实施系统恢复。

4 结语

浙江省电力设计院承担了几十个新建电厂的信息系统设计工作,开展了二次系统安全防护方案设计,延伸了信息系统的设计范围,对电厂二次系统安全运行起到了关键性的作用,保证了浙江省电力调度数据网和电力调度管理网等的数据传输安全性,建立起二次系统安全防护方案的设计、审查、施工、验收流程,确保每个新建电厂均有二次系统安全防护设计方案,并通过省调审查后开展招标实施,取得了较好的效果。

参考文献

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[2]电监安全[2006]34号.关于印发《电力二次系统安全防护总体方案》等安全防护方案的通知[S].2006.

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[6]李凤霞,梁荣斌.电力二次系统安全防护方案的实施[J].内蒙古石油化工,2009(22):65–66.

二次系统设计 第9篇

某钢铁厂占地面积约1.5 km2, 分别由炼钢、一、二、三期连铸、高线轧钢、棒材轧钢、型钢轧钢等工段组成, 主要生产线棒材, 由2座55 t顶底复吹炼钢转炉组成炼钢设备, 即1号炉和2号炉, 两座转炉的两套除尘系统采用并联运行的方式。本文即对1号炉和2号炉的转炉除尘系统进行改造。在转炉炼钢过程中, 包括两次除尘措施, 第一次除尘处理是在产生的大量烟气的吹炼期通过活动烟罩收集并处理, 第二次除尘则是通过布置在炉口四周的二次除尘管道收集溢散的烟尘。由于该转炉在装铁和出钢时的水平状况, 所以如果只进行一次除尘的话是远远不够的, 根本起不到任何效果, 因此二次除尘显得尤为必要, 二次除尘主要是通过布袋除尘器进行收集和净化。

为了响应国家号召, 大力推行节能减排政策, 通过对转炉二次除尘系统的运行使得烟粉尘的年排放量大为减少, 年减少500t, 可谓立竿见影。而二次除尘系统中的布袋除尘器功不可没, 其排放控制在了15mg/Nm3之内, 已满足了工业大气排放的国家标准, 这使得整个厂区乃至市区的环境大大改善。

2 二次除尘系统整改前存在的问题

2.1 烟气搜集方式存在的问题

在转炉冶炼过程中产生的CO、CO2及金属粉尘等混合性物质被统称为转炉烟气。大部分的烟气被设在炉顶的一次收尘罩收集, 炉罩和炉口之间必须维持一定的微正压, 才能保证煤气回收的效果和含量, 所以这就限制了一次除尘系统的风量捕集, 尤其在转炉加料、兑铁水、冶炼喷溅等产生的不均匀“大股黄烟”、“浓厚黑烟”只靠一次除尘系统是难以收集的。所以有必要对二次除尘系统进行改造, 才能达到环保要求。

侧吸+挡火板的捕集方式, 这种方式虽然会取得一定的效果, 但同时也存在不可忽视的问题, 比如设计的顶楣导风道空间略显不足, 这样便无法容纳突发的大风量, 结果容易导致烟尘向外扩散或向上冒出;还有转炉后的侧吸风口设计不是很合理, 它是与烟气的流向呈现垂直状态的, 但是一般烟气是自然向上冒出的, 这样吸尘的效果便不会太好。

2.2 过滤材料存在的问题

在改造初期, 由于考虑到除尘器改造对整个系统运行产生的影响, 因此结合诸多改造方案, 最终决定选用高效的过滤材料来达到净化烟尘的效果, 主要是从以下几方面进行考虑:

2.2.1 通过增加除尘器的仓室来增加过滤面积, 但是需要有一段时间停炉进行施工, 现场条件也不允许做大规模的改造, 这不仅影响工厂的正常生产还大大提高了改造成本。

2.2.2 增加过滤面积也并不完全解决问题, 粉尘排放主要取决于滤袋的过滤效率, 如果滤袋的过滤效率不足, 排放达标仍然无法保证, 所以寻找一种高效可靠的滤料是势在必行的。

2.3 除尘电耗

除尘器的电耗一般是有系统的阻损和烟气的实际风量决定的, 这样如果烟气的实际风量不变, 那么除尘器的阻损越小, 相应的其运行的电耗便会越低。实际的生产运行统计数据显示, 当两台4800m2的布袋除尘器并联运行收集两座50t转炉产生的二次烟尘的电耗为7.5k W·h/t钢时, 可基本使并联运行的收尘总管吸力维持在-1800Pa左右, 可以满足转炉收尘需要;而如果采用风机除尘, 那么至少要将两台风机的转速提高到920r/min以上才能保证在连续8h以上高产过程中的除尘效率, 但是这样一来提速后的电机电流变大大增加, 从而使得除尘风机的电耗也大大增加, 不利于节能。

2.4 操作控制

布袋除尘器具有除尘效率高、设备简单的优势, 但是同时其系统的阻损却存在不易控制的弊端。实际生产运行表明, 如果采用1座转炉进行连续生产, 而另一座转炉进行停产的状况下, 在这种情况下要是想降低两台除尘器风机转速来清除布袋表面积灰, 几乎是十分困难的事情。两台除尘器风机转速 (除尘器吸力降至-200Pa左右) 同时降低时, 脉冲阀连续喷吹除尘布袋40min以上就会达到最好的清灰效果, 进而可以降低系统阻损。这样非常有利于提高下一运行时段的收尘效率。为了更好的提高并完善转炉二次除尘系统, 使其有效地清除布袋表面积灰并且控制除尘器系统阻损、稳定收尘效率等, 所以有必要进行一次该方面的参数统计, 即在1座转炉生产另1座转炉冷备的情况下, 将1台除尘器风机转速提升而将另1台除尘器风机转速降低, 观察并统计。

相关的统计参数证明, 至少有一台除尘器的风机要高速运行, 才能保证一座转炉生产时的收尘效率;而另一台除尘器的风机转速即使降到300r/min, 其对应的除尘器进口吸力也仍维持在-1200Pa, 这个时候布袋表面的积灰是无法快速、有效清除的。如果两座转炉同时投入生产, 则降速的除尘器风机会随之升速, 进而其收尘的系统阻损会迅速达到1000Pa以上, 就会对整个收尘效率构成影响。因此要想有效清除布袋表面积灰, 从而使得两座转炉除尘效率都提高的有效方法便是改变除尘器的运行方式。

3 转炉除尘系统的改进设计及改造后的效果

3.1 系统改进设计

3.1.1 在炉前炉口上方导流气窗上安装顶吸烟气罩, 可有效的解决炉口冒烟进入导流气窗导致的厂房屋顶冒烟问题。

3.1.2 对一号炉和二号炉的两套二次除尘系统进行扩容改造。在各种条件不变的情况下, 改造风机转子组, 使风机风量从原额定风量374 000 m3/h增加到420000 m3/h;新加4个布袋除尘室, 共增加Φ130 mm×6000 mm的滤袋672条, 进而总过滤面积可增加为5700 m2, 过滤风速为1.26 m/min。

4 除尘器滤料选择

这种e PTFE薄膜事立体网状的形态, 其中的纤维组织是十分细密的, 这样就能有效将粉尘阻挡在薄膜外面, 相关实践表明, 采用e PTFE薄膜过滤后的粉尘排放量几乎为零, 并且还能将PM2.5等细颗粒物有效过滤掉, 此项发明被认为是改善空气质量和人类生存环境的里程碑。

为了使滤袋的使用寿命得到了有效地延长, 美国戈尔公司生产的Gore覆膜滤料不粘灰、憎水和化学性能稳定等优点使其成为最佳之选, 并且提高了薄膜滤料的清灰性能, 减轻了滤料的磨损。而且可以始终保持较低的过滤阻力, 较高的处理气流量, 使变频风机的节能效果得到了有效地提高。

5 脉冲袋式除尘

在除尘设计中加入大室大灰斗脉冲除尘器, 即每个灰斗上部所对应的滤袋过滤面积不小于1000m2的脉冲除尘器。如果过滤面积相同, 那么与常规的脉冲袋式除尘器相比则具有以下显著的优势:

5.1 通过对除尘器进行先进的计算机数值模拟, 使其气流达到均匀合理的效果, 这样便能将能耗大大降低, 与此同时, 强力喷吹装置和优质脉冲阀的清灰效果十分卓越, 并且运行的阻力低, 这样也大大降低了输灰系统的能耗。

5.2 在线脉冲清灰的方式也使得阀门的寿命大为延长, 并节省了备件, 这样也有利于工程造价的降低, 同时对输灰系统的简化也使得能耗大大降低。

5.3 占地面积小, 比传统除尘器可节省占地约30%~50%。

5.4 其主要配件的使用寿命都比较长, 一般都在2年以上, 提升阀、进出口阀门常开, 星型卸灰阀的动作频率较低, 单独检修的概率很小。

5.5在转炉二次除尘系统改造中, 1号转炉除尘系统分别由1号炉炉前罩、现有的除尘总管、1号除尘器三者组成, 2号转炉除尘系统分别由一根新敷设的除尘管道规格为<2620mm×8mm, 2号转炉炉前罩、2号除尘器三者组成。为防止某一台除尘器发生事故而影响正常运营, 所以可以在两台除尘器收尘管道最近距离处新增 (并联) 1台DN2600的电动蝶阀, 可有效解决此问题。并联的电动蝶阀的连接管道弯头的曲率半径以取管径的1.5~2.0倍, 可有效地降低系统的阻力损失。为了尽量减小烟气与管道内壁的摩擦, 在管道的三通及主管与主管的连接处, 取夹角小于35°, 这样才能暂时保证两座转炉的清洁生产。在转炉出钢时会产生大量的二次扬尘, 为了更有效地收集扬尘, 可以在改进方案中将两座转炉炉后的收尘罩由600mm×600mm扩大到1000mm×1000mm。结合现场厂房结构和生产设备布置空间与反复的工艺模拟演示等方面因素, 证明该方案是可行的。

5.5.1使1号除尘器收集1号转炉产生的二次烟气, 其方法为将1号转炉炉后的方型收尘管缩小至 (2000mm×1600mm) 。

5.5.2使2号除尘器收集2号转炉产生的二次烟气, 其方法为将新架设的一方型收尘管 (2000mm×1600mm) 与新增Φ2620mm管道相联通。

5.5.3架设200m、Φ2620mm收尘管道的工作可以在设备年修前的30天完成, 为了不影响厂房立柱摆动及天车等起重设备, 所以35.0m厂房屋面的管道施工需要在特制的托架上进行。

将2000mm×2800mm方型管道的吊架加固并向两端延长800mm, 以达到生产影响最小、工期最短的目的。原方管中部割开缩为2000mm×1600mm方管可以在钢厂设备大修的3天时间内完成, 利用1号炉炉役检修的时间将制作好的新方管吊装。

6 改造后效果

6.1在正常冶炼情况下, 厂房屋顶冒烟的问题已基本得到解决。

6.2转炉二次顶吸除尘系统在炼钢厂投用后, 可以有效地将烟气抽走, 尤其是进铁水、喷溅时天车顶部冒出的大股黑烟 (黄烟) 以及横向漂移的少量烟气都得到了有效彻底的治理。

6.3按照转炉二次除尘风机高速运行风量每套55×104m3/h, 压差降低600 Pa, 低速运行30×104m3/h, 压差降低300 Pa, 高速和低速运行时间1∶2, 总计8000h/a来计算, 工况温度下空气密度系数取为1 kg/m3, 可验证改造后的转炉二次除尘的良好效果, 仅风机节电每年就达到47.22×104k W·h, 如果每度电按照0.65元计算, 那么每年可节约电费约30.7万元。另外还有降低清灰压力, 延长清灰周期, 节约压缩氮气能耗, 减少清灰时对滤袋的损伤, 延长滤袋的使用寿命等方面的优点。6.4一号炉和二号炉改造后的二次除尘设备参数如表2。

7 结语

综上, 环境污染愈演愈烈, 尤其是作为烟尘排放大户的钢铁企业, 更应该积极进行节能减排, 本文中的钢厂由于采取了上述减排措施使得其在转炉二次除尘上的改造是很成功的, 这有助于良好企业形象的树立, 其创造的社会效益也是不容小觑的, 同时也为同行业树立了敢于创新敢于探索的标杆, 也给同类型设备的改造, 提供了一个切实可行的参照。

参考文献

[1]高莹.唐钢150t转炉除尘净化系统改进[J].冶金丛刊, 2010 (04) .

[2]吕日东.转炉除尘设备的分析及优化改造[J].冶金设备, 2009 (S1) .

浅谈电力系统二次设备常见设计问题 第10篇

1 二次电缆在电力系统中存在的设计问题

以变电站为例, 对于变电站而言, 变电站监控中心要实现对变电站内一二次设备监视、控制, 就需要通过二次电缆传递设备运行信息, 因此, 二次电缆就像变电站的神经一样连接着变电站每台设备, 对设备安全稳定运行起着至关重要的作用。

在电力系统中, 电缆使用非常严格。对于户外用电缆要使用防水, 带钢铠的控制电缆, 用于交流电压、电流采样回路电缆要选择界面不小于4平方毫米的电缆, 如果电缆截面积选择过小, 将导致电缆压降过大, 继电保护设备采集信息不准, 致使继电保护装置误判运行设备故障, 严重时将出现继电保护误动。

对于变压器瓦斯保护等重要非电量保护二次电缆禁止经中间设备转接, 应直接一根电缆接入控制保护室非电量保护屏, 更不允许将两台及以上瓦斯继电器公用同一根电缆接至保护控制室, 避免电缆中间出现转接导致直流接地, 进而引起瓦斯保护误动。

电缆安装接线不仅仅满足设备原理接线图, 同时还要考虑电缆敷设路径。同一通道内不同电压等级的电缆, 应按照电压等级的高低从下向上排列, 分层敷设在电缆支架上。应避免电缆通道邻近热力管线、腐蚀性介质的管道。控制电缆两端屏蔽层要分别可靠接地, 避免电磁干扰;合理安排电缆段长, 采用排管、电缆沟、隧道、桥梁及桥架敷设的阻燃电缆, 其成束阻燃性能应不低于C级。与电力电缆同通道敷设的低压电缆、非阻燃通讯光缆等应穿入阻燃管, 或采取其他防火隔离措施。

串补平台上各种电缆应采取有效的一、二次设备间的隔离和防护措施, 如电磁式CT电缆应外穿与串补平台及所连接设备外壳可靠连接的金属屏蔽管;电缆头制作工艺应符合要求;应尽量减少电缆长度;串补平台上采用的电缆绝缘强度应高于控制室内控制保护设备采用的电缆强度;接入串补平台上测量及控制箱的电缆应增加防扰措施。

上述电缆使用相关要求, 是经过电力系统多年运行总结出来的经验, 也是电力系统建设和改造过程中经常忽视的问题, 也正是这些看似不重要的细节问题, 在电力系统中往往导致设备出现异常货造成事故扩大。所以, 设计人员要根据电缆使用环境、用途进行正确选择电缆型号, 合理选择电缆敷设路径, 避免因电缆使用不当导致设备异常, 给电力设备安全稳定运行留下安全隐患。

2 二次回路寄生回路问题

二次回路的寄生回路指的是保护回路中不应该存在的多余回路, 常常引起继电保护误动或拒动, 这种回路往往无法单纯通过正常的整组试验方法发现, 主要依靠专业人员严格按继保原理图对回路进行检查方能发现。

寄生回路具有隐蔽性强大、涉及范围广、牵涉专业多、查找难度等特点。寄生回路一般是由非设计形成的错误回路, 但通过近些年电力系统基建项目施工、调试过程中发现, 由于设计人员工作不细致导致的直流接地、交直流混电、继电保护异常等问题往往是设计过程中形成的寄生回路所致。而且有些寄生回路往往需要在某些特定的条件下才能体现出来, 导致设备出现异常或故障, 给施工单位现场调试无形中带来很大工作量。

所以, 新的设计规范书中, 为防止交直流混电、强弱电干扰等问题, 明确规定屏柜端子要按“功能分区, 端子分段”原则布置, 避免上述问题发生。

同时也希望各设计单位能够加强设计人员培训, 提高安全意识, 全面系统的分析二次回路正确性, 只有严谨的工作作风, 才能保证工作中少出失误或不失误, 避免给实际施工单位和生产单位带来巨大的麻烦。

3 部分典型设计, 需要因地制宜

随着电力系统建设的不断发展, 各种建设规模的变电站遍布大江南北, 设计人员也积累了一定的宝贵经验, 在不断完善设计缺陷, 优化设计程序的同时, 也在逐步的提升工程设计质量。有时为减少工作量, 往往出现设计人员严重套用以往设计图纸问题, 没能因地制宜考虑实际设备运行环境, 导致设计工程水土不符, 工程施工过程频繁出现问题, 影响施工进度, 有的甚至在设备运行一段时间后出现这样或那样的问题。

像国内大部分直流变电站隔离开关控制回路中均采用直流控制就属于典型设计, 闭锁回路通过监控系统软件进行逻辑判断来实现, 动力回路采用交流380V电源。该设计存在的主要问题是, 当交流电源失电情况下, 切监控系统软件闭锁逻辑满足操作条件的情况下, 监控系统依然可以对隔离开关进行遥控操作, 本体机构箱内接触器能够正确动作, 但由于没有交流动力电源, 隔离开关实际并不动作。这种情况下如果监控系统继续操作合接地刀闸, 依然可以正常操作。此时, 如果上述刀闸送上交流动力电源, 及时接地刀闸已合到位, 监控系统闭锁逻辑不满足操作条件, 该隔离开关由于先前操作直流继电器已吸合, 将直接动作, 造成设备故障。

由此可知, 设计人员要因地制宜进行现场设计, 不应凭经验完全套用典型设计, 应善与思考, 不断提高专业素养, 不断增强能力, 减少工作失误, 提高设备供电可靠性。

4 结论

综上所述, 尽管我国电力事业得到快速发展, 二次回路设计积累了宝贵工作经验, 但要全面高质量完成每一个电力工程项目设计, 确保投产后的工程设备安全稳定运行, 还需要我们电力设计人员以严谨的工作作风面对每一个设计项目, 提高电力系统二次回路设计质量。本文主要阐述了二次电缆、二次寄生回路和套用典型设计过程中经常出现的问题, 希望能给予相关部门和有关人士的借鉴, 以提高我们的工程质量, 为电力设备安全稳定运行奠定基础。

参考文献

[1]杨荣华.浅谈电力系统二次设备设计中的常见问题[J].科技论坛.

[2]电力系统继电保护规程定汇编 (第二版) 国家电力调度通信中心编.

二次系统设计 第11篇

摘 要：经济要发展，电力需先行，电力系统的稳定、快速发展和安全运行，关系到经济、社会快速发展，而且目前很多新发明、创造都是围绕电力展开的并迅速转化为民用，提升了人民的生活品质，人们的生产生活更要求供电的高安全性和可靠性，在支持经济发展和满足社会生活和人民的需求正在发挥着越来越重要的作用。因此，电力二次系统安全保护研究和讨论了电力系统安全运行的稳定性，以保证我国经济社会平稳较快发展具有重要意义。

关键词：电力二次系统；网络信息；安全技术

中图分类号： TM73 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）18-160-2

0 引言

随着近年来社会经济的发展，电力也走上了快速的快车道，它作为国民经济的基础支柱性产业，安全生产关系到国家经济、社会发展的大局，关系到民生的千家万户。由于网络犯罪和信息窃密事件的不断发生，作为电力生产重要防护措施的二次系统安全技术显得非常的重要。电力二次系统网络主要是电力调度系统、电力监控系统、测量设备，保护，测量和电力数据网络通信系统等组成。电力二次系统作为综合自动化系统的一部分，具有比电力一次系统使用范围广，专业融合度高的特点。

1 电力一次系统与二次系统

电力一次系统是指由发电机、变压器、送电线路、断路器、隔离开关等发电、配电、输电、变电等设备构成的整个发、配、变、用电网络体系。

电力二次系统是由地理上分布在不同地域的各级调度中心、发电厂、变电站的业务系统通过综合自动化网络通信连接起来对一次系统进行保护、监控、传输数据的复合体系。

2 电力二次系统安全防护总体方案

2.1 电力二次系统安全防护的总体策略

通过定义安全风险，提出技术路线和解决办法以及相对应的管理措施是电力安全设计策略。安全策略是制定系统管理体系与安全技术体系的依据，是安全防护体系的核心部分和安全工程的重中之重。安全策略根据功能的不同可以划分为总体策略和面向每个安全目标的具体策略两个层次。

电力二次系统的安全防护策略为：

①分区防护、突出重点。所有一次、二次系统都一定要置于相对应的安全保护区里，将系统中对一次系统的影响程度和对业务的重要性进行相应的分区，对实时控制系统等重要的业务和数据信息通过加密、认证或者物理隔离等技术措施采取重点保护。

②安全区隔离。使各安全区中的业务系统得到有效保护是安全区隔离的基本功能，隔离强度应接近或达到物理隔离的效果，安全区隔离措施是通过实时监控系统与办公自动化系统等实行的有效安全隔离措施。

③纵向防护：电力二次系统通过使用加密、认证、物理隔离等网络安全手段达到数据向远方安全传输的目的。

④网络隔离是在专用通道上通过采用MPLS-VPNI或Psec—VPN在专网上形成多个相互逻辑隔离的VPN建立调度专用数据网络，不仅在安全区的纵向互联的低水平避免安全带纵向交叉在同一安全区域和网络物理隔离之间的其他数据的实现。

2.2 电力数据通信网络业务关系

二次系统总体方案是直接适用于电力生产、输送、使用的整个过程，并直接关系到调度数据网络和计算机监控系统，它也适用于二次电源系统的各方面和网络系统是二次系统安全保护方案的保护原理。电力通信系统，电力信息系统可以参照电力二次系统安全保护的总体方案，研究出具体的安全解决方案，包括数据网络，包括远程维护和电力的拨号网络，所有级别的电力调度专用广域数据网络，计算机监控系统的内部局域等设备监控系统，还包括各级电网调度自动化系统、电厂、计算机监控系统、变电站自动化系统、微机保护和安全自动化设备、配电网自动化系统、调度自动化系统、电能计量计费系统、梯级水电调度自动化系统、电力市场交易系统等。

二次系统安全防护中涵盖的范围非常广泛，既包括DCS系统、水电厂AGC系统、自动保护系统，还包括电厂的生产管理系统、电量采集装置、安全稳定控制系统、故障录波系统、协同办公系统等。

3 安全防护的技术措施

3.1 横向隔离

通过隔离装置在不同的安全领域实现了逻辑或物理的横向隔离，实现了安全区域之间的横向安全保护。

3.2 纵向认证

在现场应用中，电力专用纵向加密认证装置位于电力控制系统的内部局域网与电力调度数据网络的路由器之间主要使用的是安全区I/II的广域网周边保护，可以作为本地安全区I/II的一个网络保护壁垒，而且为上下级控制系统之间的广域网通信提供认证与加密服务，使数据传输达到机密性、完整性保护的目的。

3.3 网络专用

电力调度数据网是一个渠道，通过建立一个专用的电力调度数据网络的专用通道，与其他数据网络物理隔离，并利用MPLS VPN形成多个相互逻辑隔离的VPN，实现多级保护网络安全和有效的与其他网络建立私人网络隔离，它可作为电力调度数据网络客户端。其网络是比较固定的，可以满足网络传输的安全性和可靠性，满足自动化系统调度自动化系统的实时性要求，以提供端到端的服务。

3.4 纵向认证

所有系统必须放置在适当的安全区域，成为一个统一的安全保护程序，重点保护实时控制系统和生产业务系统。根据对系统的影响程度和对系统的整体影响分为实时控制区、非控制区、调度生产管理区、管理信息区等4个方面。

在垂直保护系统中，通过拨号服务器进行数据传输的密钥保护方法是对远程拨号接入用户进行身份验证和加密。通过身份认证技术、防火墙和VPN的加密和数字签名信息的传输，并设置访问用户的安全策略的访问范围和资源约束的条件下，安全区I和II的拨号远程访问用户的身份认证，以提高电力二次系统安全防护强度，确保问责和拨号用户操作可追溯性。

4 电力二次系统安全防护的重点

随着网络安全的不断发展，电力安全防护解决方案也有很多种，比如通过加密和认证技术，防火墙技术，入侵检测和网络防病毒技术等都可以实现，但是在在实际的安全设计中，经常依据整个网络采用多种的网络隔离技术进行组合或者采取不同的技术和产品的方法进行组合以提高防护水平。

为了保证数据的安全传输，电力二次系统网络与信息安全除了技术硬件方面的不断提高、完善，还要认真做好电力二次防护体系的维护和建设工作，不但要建立相应的管理制度还要制定相应的应急预案并设定专人进行负责，上级主管部门要经常进行检查、监督实施的效果，确保防护到位。对内强化工作人员管理，限制计算机的外部输入和输出使用，保证系统的对外接触造成泄密或者防护措施的被动攻击、损坏的电力系统造成的损失，对维护及运行人员设定使用权限，尽可能地从根本上切断内部的网络病毒科利用的传播途径。

5 结语

在信息技术的迅猛发展的今天，安全防护措施和网络技术创新后不断被应用于各种电气控制系统，同时提高了国家电力系统的通过远程控制的整体效率。作为用于电力系统的网络应用的需求，它也对电力系统的安全性提出了更高的要求。为了促进电力体制改革，建立和完善電力市场，对以上电力二次系统网络和信息安全技术进行了分析，对电力系统的安全运行，确保国家创造更大的效益具有重要意义。

参 考 文 献

[1] 李凤霞，梁荣斌.电力二次系统安全防护方案的实施[J].内蒙古石油化工，2009（22）.

[2] 张王俊，唐跃中.顾立新上海电网调度二次系统安全防护策略分析[J].电网技术，2004，28（18）.

[3] 王保义，杨丽.WANG Bao-yi.YANG Li基于安全网关的电力二次系统安全防护[J].电力系统通信，2008，29

二次系统设计 第12篇

随着城市日新月异的发展, 高层住宅越来越多。高层住宅的供水则需要小区加压泵房提供, 因此小区二次供水泵房远程监控系统对于保障小区供水安全非常重要。调度中心工作人员可以通过远程监控系统远程监控小区二次供水设备工作情况, 及时发现出现的故障, 提高供水服务质量。

工业控制系统技术不断的发展更新, 对远程监控及控制技术的要求越来越高。数据通信不但要安全和稳定, 还要经济实惠, 这就需要优化数据通信方式的选择。一般来说, 远程监控及控制采用GPRS无线方式, 但此方式不但容易受到干扰, 而且安全性较差。因此我们选择了MPLS-VPN和OPC接口作为小区二次供水泵房远程监控系统的数据通信方式。MPLS-VPN采用MPLS协议, 结合服务等级、流量控制等技术, 在公共IP网络上构建虚拟专网。与传统方式相比, 安全性强, 成本较低。OPC以微软公司的OLE技术为基础, 为各种过程控制设备之间进行通信提供了公用的接口。

2 远程监控系统中自动控制系统的结构

自动控制系统分为3个管理层:远程控制级、本地PLC级和本地控制级。增压泵房内的各种设备信号和数据都通过PLC系统统一采集, 然后通过MPLS-VPN传输到调度中心服务器内, 进行集中监控和管理。同理, 调度中心的控制命令也可通过MPLS-VPN传输到增压泵房内的PLC系统, 实现每个单元的分散控制。

2.1 远程控制级

中控室配置服务器站、操作员站、UPS、打印机等。中控室是主要完成监控、调度、操作、系统及控制参数配置、故障报警、报表生成和打印。通过显示屏可以直观动态显示各站点的实时运行情况, 使操作者及时掌握各个站点现场的运行情况。

2.2 本地PLC级

本地PLC站配置有PLC控制柜一套, 本地PLC站接受调度中心管理, 但其是独立运行, 如果监控计算机或通信网络故障, 增压泵房内的PLC站仍然可以正常工作, 保证供水的安全。

2.3 本地控制级

当外部供水出现异常或设备出现故障时, 工作人员可以将PLC控制柜上的“远程/本地”旋钮切换到“本地”位置, 通过PLC控制柜上“启动/停止”按钮, 以实现本地手动控制。

3 远程监控系统的控制方式

二次供水泵房远程监控系统的控制方式分为3种, 按照优先级别的高低分别为:现场本地控制、远程手动控制和远程自动控制。

3.1 现场本地控制

当工作人员将增压泵房内PLC控制柜上的“远程/本地”旋钮开关旋转至“本地”时, 泵房内所有设备均为手动控制。PLC控制柜上设有对应设备的开关按钮, 工作人员可以使用按钮实现对现场设备的操作。

3.2 远程手动控制

当工作人员将增压泵房内PLC控制柜上的“远程/本地”旋钮开关旋转至“远程”, 并且将上位机的监控画面上“自动/手动”按钮选择到“手动”时, 调度人员则可以通过上位机的监控画面用鼠标器对现场设备进行操作。

3.3 远程自动控制

当工作人员将增压泵房内PLC控制柜上的“远程/本地”旋钮开关旋转至“远程”, 并且将上位机的监控画面上“自动/手动”按钮选择到“自动”时, 增压泵房内的设备则根据小区的用水情况和PLC内的设定值自动运行。

4 远程监控系统主要功能

(1) 监测进水压力、出水压力。 (2) 监测每台加压水泵的运行参数, 例如:工作状态、频率、电压、电流等。 (3) 远程控制现场各个设备的启停。 (4) 远程设定出水压力。 (5) 设备状态及运行参数超过设定数值时的报警。 (6) 中心服务器可存储历史数据, 并生成报表及曲线。 (7) 操作员站设有图形界面, 可以通过界面对现场设备进行操作。

5 远程监控系统MPLS-VPN的实现

VPN是一种逻辑网络, 利用IP网络来传输私有信息, 从而为用户提供高安全性和低成本。它具有与原IP网络相同的安全性和优先性, 稳定且便于管理。它可以无缝连接原有企业内部局域网和远程办公、移动用户, 并形成外部网络将网络连接扩展到合作伙伴、客户, 供应商, 降低经营成本, 提高服务质量。

在使用VPN时较多使用二层隧道协议MPLS、L2TP和三层隧道协议IPsec等, 由于MPLS-VPN采用MPLS协议, 结合服务等级、流量控制等技术, 在公共IP网络上构建虚拟专网。与传统方式相比, 安全性强, 成本较低。MPLS-VPN网络拓扑如图1所示。

6 远程监控系统OPC的配置

OPC作为一个工业标准, 用于连接基于Windows的应用程序与现场过程控制。以往每个软件开发企业都需要编写专用的函数接口用于存储和提取现场设备的数据信息, 但由于现场设备的种类非常多, 更新也非常快, 专用的函数接口不能满足工作的实际需要, 因此急需一种具有可靠、开放、高效、即插即用的设备驱动程序。在这种情况下, 诞生了OPC标准。OPC规范了接口函数, 适用于应用程序和物理设备的直接连接, 也可以通过网络把控制设备数据提供给自动化程序。

在本系统中, 采用的是KEPServer Ex V4.0软件。首先建立OPC服务器, 然后连接OPC服务器, 添加现场数据标签, 最后接受发送数据。

7 值班操作员界面

值班操作员界面采用Factory Talk View Studio开发。Factory Talk View Studio是美国Rockwell AllenBradley品牌的软件产品, 主要用于开发或测试人机接口 (HMI) 应用项目的组态软件。Factory Talk View Studio不仅拥有创建人机接口的编辑器, 还拥有测试软件, 用于测试应用项目。这个编辑器可以创建用户需要的各种应用项目, 如图2所示。

值班操作员界面分为主界面、站点界面、参数界面。

参考文献

[1]赵俊国.热网分布式计算机监控系统[J].国内外机电一体化技术, 2008, 10 (3) :169-171.