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集团级 水 力 发电厂群经济运行一体化系统平台架构

阅读：849发布：2020-05-16

专利汇可以提供集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台架构专利检索，专利查询，专利分析的服务。并且本发明公开了一种集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台架构，包括：一体化管控平台介绍；集团级水力发电厂群经济运行系统三层架构；各层设备、设施、高级应用功能的布置情况；高级应用功能的介绍与实现方式，主要包括：经济调度控制、自动发电控制、水文预报、发电调度、洪水调度、调度评价、统计评价；系统平台通信规约介绍等。本发明适用于搭建集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台，系统基于一体化管控平台，在现有流域级集控中心运营管理模式的启迪下，建设服务于全集团水力发电厂群的“集团级经济运行系统”，推动水电企业“无人值班、少人维护”管理模式的推广。，下面是集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台架构专利的具体信息内容。

权利要求

1.一种集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台架构，其特征在于：包括以下内容：
1）集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台的开发基于集团级三层管理模式，分为集团层、集控层和电厂层；
2）集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台的开发基于一体化管控平台；
3）各层需要具备的高级应用为：集团层的主要功能是统计评价，集控层的主要功能是调度评价、水文预报、发电调度、洪水调度、经济调度控制，电厂层的主要功能是自动发电控制；
4）集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台的通信基于IEC61850，针对水情远距离遥测通信将通过水情中心站报文的形式完成一体化平台数据的无缝交互。
2.根据权利要求1所述的集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台架构，其特征在于：所述1）中，所述的集团级水力发电厂群经济运行一体化系统是面向电力企业全集团水电厂群的经济运行系统；集团层主要实现对全集团经济运行水平的管理评价功能；集控层是本系统的核心层，用于部署与经济运行相关的各类高级应用，集控层主要是通过水文预报功能，获得一定预见期的水情预报信息，用于相应的发电建议计划和防洪调度方案的编制；支持集控EDC在线控制和离线控制，通过EDC接收电网分配给集控的负荷曲线后，通过内部的优化程序计算，将优化的各电厂负荷曲线下发至各电厂AGC 软件，以使各电厂AGC软件的进一步优化；最后依据集团的经济运行管理办法，完成对本集控中心内各电厂经济运行水平的管理评价；电厂层主要布设现地控制软件AGC，AGC主要实现对电厂总有功功率的实时在线分配。
3.根据权利要求1所述的集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台架构，其特征在于：所述2）中，所述的集团级水力发电厂群经济运行系统，通过全集团一体化平台建设，统一规范通信接口与数据模型，实现各系统之间的无缝连接；通过数据共享与互动，为系统各高级应用提供信息支撑；各智能应用建立在一体化平台之上，通过一体化平台即可获得所需的全集团所有数据，满足水电运行、维护管理、调度的高级应用及各类应用系统的需求。
4.根据权利要求1所述的集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台架构，其特征在于：所述3）中，集团层的主要功能是统计评价，集团层主要基于集团现有的经济运行管理办法，依据相应的评价指标、评分规则完成对水电厂的经济运行水平的最终评价；集控层是部署经济运行系统的重要内容，其中调度评价与集团统计评价模块相近，唯一的不同是集团的统计评价模块是面向全集团的水电厂，而调度评价模块是面向本集控中心的各水电厂，集控层调度评价模块的管理依据包含但不限于集团的管理办法；水文预报模块的主要功能是对各水电厂进行长期、中期、短期及洪水预报，长期预报时段为1个月，时长为1年；中期预报时段为1日，预报时长为1月；短期预报时段为1日，预报时长为1周；洪水预报时段为1时，满足区间洪水预报条件的水库应具备区间洪水预报的功能；水文预报结果要以图形和表格的方式展示，而且支持打印及图像或电子表格输出；水文预报模块具有预报会商的功能，方便重要水文预报和大洪水预报时的专家参与；发电调度功能主要是为了编制水力发电厂的发电建议计划，充分利用各水库调节能力，按照电网和电力调度机构的要求进行，达到水力发电厂的经济效益最大化；按照水文预报的时段和时长，编制相应的发电建议计划，其中长期发电调度计划应具备滚动计算的功能，计划编制依据采用水库调度图、发电量最大模型、期末蓄能最大模型、发电效益最大模型；防洪调度模块主要是依据入库洪水、水库当前水位、水库上下游洪水遭遇情况、闸门操作规程的自动制定洪水调度方案；洪水调度方案的控制模式包括：水位控制模式、出库控制模式、补偿调度模式、指令调度模式、预报预泄模式、闸门控制模式；EDC软件主要是接收电力调度机构下达的负荷指令，通过自身的优化负荷分配计算，将分配给水电厂群的有功总负荷分配给各水电厂AGC软件；电厂AGC软件的主要功能是接收电力调度机构下达的负荷指令，将全厂有功功率分配给各机组。
5.根据权利要求1所述的集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台架构，其特征在于：所述4）中，依据1）中的整体规划，集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台的通信满足IEC61850的通信规约，由于IEC61850的MMS报文通讯要求智能电子设备与主站系统之间必须具备以太网，而水情遥测终端设备一般安装在野外，不能直接和主站系统基于以太网进行通讯；因此将传统中心站的水情数据采集通信机作为系统的智能组件，这个IED既负责和水情测报系统的遥测站通过远程信道进行通信，收集遥测站自报的雨水情数据；又负责和主站系统通过IEC61850规约进行通信，实现了传统水情自动测报系统与智能水力发电系统IEC61850架构的无缝对接。
6.根据权利要求1所述的集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台架构，其特征在于：集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台架构主要包含以下高级应用：水文预报、发电调度、防洪调度、调度评价、统计评价、EDC、AGC，要求经济运行系统总体具备以下功能：
（1）应根据水电厂的实际情况，协同电力调度机构的水调自动化系统和AGC共同构成闭环的调度控制体系；
（2）应对流域龙头水库和重要断面进行洪水预报，当区间面积占流域控制面积的20%及以上或区间为暴雨中心时，还应开展区间洪水预报；
（3）应具备制定水电站长期、中期、短期、日前优化发电建议计划的功能；
（4）应具备编制入库洪水优化调洪方案的功能；
（5）应具备流域水电站群EDC功能，实现水电站群联合在线自动优化控制；
（6）EDC、AGC和日前发电计划应采用相同的机组负荷分配算法、机组开停机算法；
（7）EDC、AGC和日前发电计划的相同参数应采用一致的定值，实现参数定值的自动同步；
（8）基于移动互联网及各常用操作系统，实现移动终端对系统的查询与管理。
7.一种集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台架构的一体化平台管控平台，其特征在于：一体化管控平台由数据中心、基础服务、基础应用构成，以水电公共信息模型和水电标准通信总线为基础，统一规范通信接口与数据模型，实现各系统之间的无缝连接；通过数据共享与互动，为全厂高级应用提供信息支撑；全厂各应用系统只需与一体化管控平台接口进行数据交换即可获得所需的全厂所有数据，满足水电运行、维护管理、调度的智能化目标及各类应用系统需求；一体化平台功能主要包括数据中心功能、基础服务功能和一体化应用功能。
8.根据权利要求7所述的集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台架构的一体化平台管控平台，其特征在于：
数据中心功能如下：
数据中心基于并扩展IEC国际标准，建立统一的水电厂标准数据模型，建立横跨安全Ⅰ区、Ⅱ区、Ⅲ区、Ⅳ区以及集控与厂站之间的数据交换总线，同时提供实时数据库、关系数据库、文件数据库、遗留系统的标准接口，采用分层结构设计，规划访问接口、数据交换，数据库管理的不同应用层，从而实现实时监控、水情测报、以及状态监测的功能模块的信息交换与共享；
数据中心在存储设计规划中采用实时数据库、关系数据库、文件数据库并存的方式，实时数据库负责各类实时监控数据的存储与处理，关系数据库负责历史数据与各类资源、模型的存储，文件数据库则负责各类非标准数据结构的数据信息存储，通过三类数据库间的配合，实现一体化的智能水电存储模式；
基础服务功能如下：
一体化平台基础服务功能主要包括：数据处理、人机接口、图形组件、报表组件、任务管理、系统对时、告警服务、信息发布、权限服务、运行日志、资源监视、安全管理；
一体化应用功能如下：
水情测报：一体化平台集控层安全二区集成水情自动测报功能，对流域水文信息进行实时遥测、传送和处理，改变以往仅靠人工测量水情数据的落后状况，提高水情测报的速度和洪水预报的精度，扩大水情测报范围，有效解决江河流域及水库洪水预报、防洪调度及水资源合理利用的问题；水情自动测报功能模块包括中心控制站、遥测站、通信链；
水务管理：一体化平台集控层安全二区集成水务管理功能，对集控水电厂的实时运行进行水务管理的计算和存储功能；水务管理的主要任务是通过机组出力公式N=AQH，已知机组出力、机组综合出力系数、水库上下游水位，反推发电流量的过程。
9.根据权利要求7所述的集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台架构的一体化平台管控平台，其特征在于：通信方式选择如下：
（1）遥测站和中心站之间的通信
遥测站和数据中心站之间应支持基于以下通信信道传输数据：GPRS；CDMA1X；SMS；VHF；
PSTN；北斗卫星；海事卫星；
（2）中心站和一体化数据中心之间的通信
对水情自动测报系统这种非实时数据采集系统来说，由于系统测量雨水情的装置安装在野外，考虑到建设成本、设备功耗的因素，装置和主站之间无法架设以太网，水情遥测站采集的数据通过超短波、短消息、GPRS、卫星的通信方式将数据传输到主站，无法和主站系统直接采用IEC61850规约进行交互；在针对水情自动测报系统建模时，水情自动测报系统的装置不能直接作为IEC61850中的服务器；
A、智能水力发电系统与常规水电厂在水情测报系统上的不同：
通信方面：针对智能水力发电系统按IEC61850通信规约统一各现地自动化系统和主站系统之间接口的需求，需要设计一种符合IEC61850通讯规约的水情自动测报系统模型，并基于此模型架构来开发61850服务端程序，以实现水情自动测报系统和主站系统的无缝对接，解决水情自动测报系统的测量装置和主站系统之间因不具备以太网通道无法直接基于IEC61850规约进行通讯的问题，从而实现在主站系统对装置历史数据提取的功能；
历史数据提取：水情自动测报系统现地自动化装置的工作方式为平时大部分情况下装置处于休眠装置，到定时时间后，装置从休眠中恢复并执行采集和发送任务，执行完毕后又重新恢复休眠；装置每次测量的数据一般要求保存在本地，以便中心站随时进行提取；在IEC61850建模时，要实现历史数据的提取，不能仅仅定义需要提取历史数据的数据对象本身，还需要提取包括数据相关的时间信息；
B、模型设计方案：
服务器：由于IEC61850的MMS报文通讯要求IED与主站系统之间必须具备以太网，而水情自动测报系统的装置一般安装在野外，不能直接和主站系统基于以太网进行通讯；因此将传统中心站的水情数据采集通信机作为系统的IED，即由这个IED作为61850模型中的服务器；这个IED既负责和水情测报系统的遥测站通过远程信道进行通信，收集遥测站自报的雨水情数据；又负责和主站系统通过IEC61850规约进行通信；这种架构对于传统水电厂的水情自动测报系统的遥测站来说，无需作任何改变，仅需要在中心站数据采集软件程序中增加支持61850的通信功能，以便和主站系统进行通信；
服务端程序设计：服务端程序运行在中心站的水情数据采集通信机中，较传统水情自动测报系统增加了用于实现IEC61850通讯功能的多个动态链接库，既能用于实现和水情遥测站间的通信，又能用于实现和主站系统间的通信，二者间的数据交互通过一个短地址-内部传输点号映射表实现。
10.根据权利要求9所述的集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台架构的一体化平台管控平台，其特征在于：程序的基本工作流程如下：
程序接收到遥测站的自报数据，对数据解析后将某个数据对象转换为映射表中的短地址发送给服务端驱动，由驱动转换为一个内部传输点号，并进行MMS报文封装，传送给主站系统；
当主站系统需要对遥测站进行参数设置或提取历史数据时，主站系统发送相应的命令给服务器端程序，由服务端驱动对命令的MMS报文进行解析；然后再将内部传输点号转换为实际的数据对象，交给数据采集部分处理，按照远程通信协议进行报文封装，并发送给遥测站；
采用这种通信方式，解决了智能水力发电系统下水情自动测报系统通信条件在实现
61850接口方面的难题，实现了传统水情自动测报系统与智能水力发电系统IEC61850架构的无缝对接。

说明书全文

集团级水 力 发电厂群经济运行一体化系统平台架构

技术领域

[0001] 本发明涉及一种集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台架构，属于电力行业水力发电厂群经济运行发电调度的领域。

背景技术

[0002] 随着技术进步和全球能源行业的发展，电力企业智能化取得了长远的发展和进步。美国最早在2001年提出智能电网的概念，随后将智能电网建设提升为国家战略，其他欧洲国家也随之大力发展，并逐步成为其增加需求、推动经济发展的重要手段之一。2009年，国家电网公司提出了“以信息化、自动化、互动化为特征，自主创新、国际领先的坚强智能电网”的目标，把“坚强、统一的电网”作为我国智能电网建设的一个重要内容。

[0003] 伴随着智能电网的发展，智能化水电厂相关技术的研究及工程实践也在紧锣密鼓的进行中。水电厂自动化技术涉及计算机监控系统、发电和运行控制、经济运行管理、设备状态检修、大坝安全监控与评估、水情水调自动化等诸多领域，要实现水电厂的智能化就需要在这些领域逐一实现自动化技术升级，并形成统一信息平台，从而提高水电厂运行和控制的智能化决策水平。

[0004] 现阶段，国内（新建的或经过改造的）水电站普遍按“远程集控、少人维护”的原则设计，国内自主创新研制的监控、保护和监测等自动化系统或智能电子装置（IED），已具备国际先进水平，站内部分自动化系统（如工业电视、水情测报、枢纽观测等系统）已基本全面实现了信息化和数字化的信息采集方式，水电站整体自动化水平已经达到或接近世界领先水平。水电站内普遍采用具备分布式功能的自动化系统，但各系统发展水平的不平衡，数据模型众多，数据源分散，难以形成统一管理、综合调度的运行模式。

[0005] 为解决不同厂家间不同智能电子设备的互操作性难题，2004年国际电工委员会颁布了IEC 61850标准。IEC 61850标准通过对变电站自动化系统中的各种对象进行统一建模，采用面向对象技术和独立于网络结构的抽象通信服务接口，使基于IEC 61850标准的不同厂商的设备实现互操作，很好地解决了自动化系统中的信息孤岛、数据描述不一致等问题。此外，国际标准比较常用的还有IEC 61970标准，其主要考虑的是调度中心各系统间的互联问题。

[0006] 国网公司白山与松江河发电厂于2010年开始智能化水电厂的建设试点，基于IEC 61850，开展智能一体化平台研究、开发工作，完善并提出了水电厂各类测控功能并进行了统一信息模型。之后葛洲坝、二滩、云峰等水电站，基于设备改造采取分批、分步骤和部分的策略进行了智能化水电厂的探索和尝试，编写了一些智能化水电厂相关的标准，这些为我国智能化水电站的发展提供了借鉴。

[0007] 为此，在全球能源智能化发展的潮流下，智能水力发电系统设计应借鉴智能电网的特点与优势，充分考虑并采用先进、主流、可靠的应用技术，以国际化的电力标准协议为基础，以中国华电集团公司（以下简称“集团公司”）的智能水力发电系统建设系列标准为导向，在充分调研现有智能水力发电厂建设的基础上，实现水电站各种设备、自动化系统的统一平台建设，利用各类专家知识库与分析模型算法，形成水电站智能化的高级生产运行决策辅助。集团级水力发电厂群经济运行一体化系统是智能水力发电系统中的一个分支，是专项服务于水电厂（群）经济运行发电调度的高级应用。

发明内容

[0008] 本发明的目的在于克服现有技术中存在的上述不足，而提供一种集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台架构，该一体化系统平台架构基于一体化管控平台，用于搭建全集团整体经济运行系统。

[0009] 本发明解决上述问题所采用的技术方案是：该集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台架构在平台建设过程中，主要包括以下内容：1）集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台的开发基于集团级三层管理模式，分为集团层、集控层和电厂层。

[0010] 2）集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台的开发基于一体化管控平台。

[0011] 3）各层需要具备的高级应用为：集团层的主要功能是统计评价，集控层的主要功能是调度评价、水文预报、发电调度、洪水调度、经济调度控制（EDC），电厂层的主要功能是自动发电控制（AGC）。

[0012] 4）集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台的通信基于IEC61850，针对水情远距离遥测通信将通过水情中心站报文的形式完成一体化平台数据的无缝交互。

[0013] 进一步的，所述1）中，所述的集团级水力发电厂群经济运行一体化系统是面向电力企业全集团水电厂群的经济运行系统。集团层主要实现对全集团经济运行水平的管理评价功能；集控层是本系统的核心层，用于部署与经济运行相关的各类高级应用，换言之，集控层主要是通过水文预报功能，获得一定预见期的水情预报信息，用于相应的发电建议计划（长期、中期、短期、日前96点）和防洪调度方案的编制。支持集控EDC在线控制和离线控制，通过EDC接收电网分配给集控的负荷曲线后，通过内部的优化程序计算，将优化的各电厂负荷曲线下发至各电厂AGC 软件，以便各电厂AGC软件的进一步优化。最后依据集团的经济运行管理办法，完成对本集控中心内各电厂（群）经济运行水平的管理评价；电厂层主要布设现地控制软件AGC， AGC主要实现对电厂总有功功率的实时在线分配。

[0014] 进一步的，所述2）中，所述的集团级水力发电厂群经济运行系统，通过全集团一体化平台建设，统一规范通信接口与数据模型，实现各系统之间的无缝连接；通过数据共享与互动，为系统各高级应用提供信息支撑。换言之，各智能应用建立在一体化平台之上，通过一体化平台即可获得所需的全集团所有数据，满足水电运行、维护管理、调度等高级应用及各类应用系统的需求。

[0015] 进一步的，所述3）中，所述的为本系统的各个高级应用，其中集团层的主要功能是统计评价，换言之，集团层主要基于集团现有的经济运行管理办法，依据相应的评价指标、评分规则完成对水电厂（群）的经济运行水平的最终评价。集控层是部署经济运行系统的重要内容，其中调度评价与集团统计评价模块相近，唯一的不同是集团的统计评价模块是面向全集团的水电厂（群），而调度评价模块是面向本集控中心的各水电厂，集控层调度评价模块的管理依据包含但不限于集团的管理办法（考虑到集控中心可能有自己的管理奖罚标准等）。水文预报模块的主要功能是对各水电厂（流域）进行长期、中期、短期及洪水预报，长期预报时段为1个月（旬），时长一般为1年（年调节以上水库宜具备3～5年的预报时长）；中期预报时段为1日，预报时长一般为1月（季）；短期预报时段为1日（时），预报时长一般为1周（24～48小时）；洪水预报时段为1时，满足区间洪水预报条件的水库应具备区间洪水预报的功能；水文预报结果要能够以图形和表格的方式展示，而且支持打印及图像或电子表格输出；水文预报模块可具有预报会商的功能，方便重要水文预报和大洪水预报时的专家参与。发电调度功能主要是为了编制水力发电厂（群）的发电建议计划，采用先进的优化调度技术，充分利用各水库调节能力，按照电网和电力调度机构的要求进行，达到水力发电厂（群）的经济效益最大化；按照水文预报的时段和时长，编制相应的发电建议计划，其中长期发电调度计划应具备滚动计算的功能，计划编制依据可采用水库调度图、发电量最大模型、期末蓄能最大模型、发电效益最大模型（考虑电价影响）等计算模型。防洪调度模块主要是依据入库洪水、水库当前水位、水库上下游洪水遭遇情况、闸门操作规程等自动制定洪水调度方案；洪水调度方案的控制模式包括：水位控制模式、出库控制模式、补偿调度模式、指令调度模式、预报预泄模式、闸门控制模式等。EDC软件主要是接收电力调度机构下达的负荷指令，通过自身的优化负荷分配计算，将分配给水电厂群的有功总负荷分配给各水电厂AGC软件。
电厂AGC软件的主要功能是接收电力调度机构（集控层EDC软件）下达的负荷指令，进一步优化后将全厂有功功率分配给各机组。

[0016] 进一步的，所述4）中，所述的依据权利要求1中1）的整体规划，集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台的通信满足IEC61850的通信规约，由于IEC61850的MMS报文通讯要求智能电子设备（IED）与主站系统之间必须具备以太网，而水情遥测终端设备一般安装在野外，不能直接和主站系统基于以太网进行通讯。因此推荐将传统中心站的水情数据采集通信机作为系统的智能组件（IED），这个IED既负责和水情测报系统的遥测站通过远程信道进行通信，收集遥测站自报的雨水情数据；又负责和主站系统通过IEC61850规约进行通信，实现了传统水情自动测报系统与智能水力发电系统IEC61850架构的无缝对接。

[0017] 架构搭建方案如下：1.一体化平台管控平台
一体化平台由数据中心、基础服务、基础应用构成，以水电公共信息模型（HCIM）和水电标准通信总线（HSCB）为基础，统一规范通信接口与数据模型，实现各系统之间的无缝连接；
通过数据共享与互动，为全厂高级应用提供信息支撑。全厂各应用系统只需与一体化平台接口进行数据交换即可获得所需的全厂所有数据，满足水电运行、维护管理、调度等高级应用的智能化目标及各类应用系统需求。一体化平台功能主要包括数据中心功能、基础服务功能和一体化应用功能。

[0018] 1.1数据中心功能数据中心基于并扩展IEC国际标准，建立统一的水电厂标准数据模型，建立横跨安全Ⅰ区、Ⅱ区、Ⅲ区、Ⅳ区以及集控与厂站之间的数据交换总线，同时提供实时数据库、关系数据库、文件数据库、遗留系统等的标准接口，采用分层结构设计，规划访问接口、数据交换，数据库管理等不同应用层，从而实现实时监控、水情测报、以及状态监测等功能模块的信息交换与共享。

[0019] 数据中心在存储设计规划中采用实时数据库、关系数据库、文件数据库并存的方式，实时数据库负责各类实时监控数据的存储与处理，关系数据库负责历史数据与各类资源、模型的存储，文件数据库则负责各类非标准数据结构的数据信息存储，通过三类数据库间的配合，实现一体化的智能水电存储模式。

[0020] 1.2基础服务功能一体化平台基础服务功能主要包括：数据处理、人机接口、图形组件、报表组件、任务管理、系统对时、告警服务、信息发布、权限服务、运行日志、资源监视、安全管理等。

[0021] 1.3一体化应用功能水情测报：一体化平台集控层安全二区集成水情自动测报功能，对流域水文信息进行实时遥测、传送和处理，改变以往仅靠人工测量水情数据的落后状况，提高水情测报的速度和洪水预报的精度，扩大水情测报范围，有效解决江河流域及水库洪水预报、防洪调度及水资源合理利用等问题。水情自动测报功能模块包括中心控制站、遥测站、通信链及其它（如中继站、集合转发站、分中心站）等。

[0022] 水务管理：一体化平台集控层安全二区集成水务管理功能，对集控水电厂（群）的实时运行进行水务管理的计算和存储功能。水务管理的主要任务是通过机组出力公式N=AQH，已知机组出力、机组综合出力系数、水库上下游水位，反推发电流量的过程。

[0023] 2.通信方式选择2.1遥测站和中心站之间的通信
遥测站和数据中心站之间应支持基于以下通信信道传输数据：
GPRS（中国移动通用无线分组业务）；CDMA1X（中国电信宽带业务）；SMS（短消息）；VHF（超短波）；PSTN（公众电话交换网络）；北斗卫星；海事卫星。

[0024] 2.2中心站和一体化数据中心之间的通信对水情自动测报系统这种非实时数据采集系统来说，由于系统测量雨水情的装置安装在野外，考虑到建设成本、设备功耗等因素，装置和主站之间无法架设以太网，水情遥测站采集的数据一般通过超短波、短消息、GPRS、卫星等通信方式将数据传输到主站，无法和主站系统直接采用IEC61850规约进行交互。也就是说，在针对水情自动测报系统建模时，水情自动测报系统的装置不能直接作为IEC61850中的服务器。

[0025] （1）智能水力发电系统与常规水电厂在水情测报系统上的不同通信方面：针对智能水力发电系统按IEC61850通信规约统一各现地自动化系统和主站系统之间接口的需求，需要设计一种符合IEC61850通讯规约的水情自动测报系统模型，并基于此模型架构来开发61850服务端程序，以实现水情自动测报系统和主站系统的无缝对接，解决水情自动测报系统的测量装置和主站系统之间因不具备以太网通道无法直接基于IEC61850规约进行通讯的问题，从而实现在主站系统对装置历史数据提取的功能。

[0026] 历史数据提取：水情自动测报系统现地自动化装置的工作方式为平时大部分情况下装置处于休眠装置，到定时时间后，装置从休眠中恢复并执行采集和发送任务，执行完毕后又重新恢复休眠。装置每次测量的数据一般要求保存在本地，以便中心站随时进行提取。在IEC61850建模时，要实现历史数据的提取，不能仅仅定义需要提取历史数据的数据对象本身，还需要提取包括数据相关的时间信息。这在传统的IEC61850模型中是没有的。

[0027] （2）模型设计方案服务器：由于IEC61850的MMS报文通讯要求IED与主站系统之间必须具备以太网，而水情自动测报系统的装置一般安装在野外，不能直接和主站系统基于以太网进行通讯。因此将传统中心站的水情数据采集通信机作为系统的IED，即由这个IED作为61850模型中的服务器。这个IED既负责和水情测报系统的遥测站通过远程信道进行通信，收集遥测站自报的雨水情数据；又负责和主站系统通过IEC61850规约进行通信。这种架构对于传统水电厂的水情自动测报系统的遥测站来说，无需作任何改变，仅需要在中心站数据采集软件程序中增加支持61850的通信功能，以便和主站系统进行通信。

[0028] 服务端程序设计：服务端程序运行在中心站的水情数据采集通信机中，较传统水情自动测报系统增加了用于实现IEC61850通讯功能的多个动态链接库，既能用于实现和水情遥测站间的通信，又能用于实现和主站系统间的通信，二者间的数据交互通过一个短地址-内部传输点号映射表实现。

[0029] 程序的基本工作流程如下：程序接收到遥测站的自报数据，对数据解析后将某个数据对象转换为映射表中的短地址发送给服务端驱动，由驱动转换为一个内部传输点号，并进行MMS报文封装，传送给主站系统。

[0030] 当主站系统需要对遥测站进行参数设置或提取历史数据时，主站系统发送相应的命令给服务器端程序，由服务端驱动对命令的MMS报文进行解析；然后再将内部传输点号转换为实际的数据对象，交给数据采集部分处理，按照远程通信协议进行报文封装，并发送给遥测站。

[0031] 采用这种通信方式，解决了智能水力发电系统下水情自动测报系统通信条件在实现61850接口方面的难题，实现了传统水情自动测报系统与智能水力发电系统IEC61850架构的无缝对接。

[0032] 3.各高级应用功能介绍集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台架构，主要包含以下高级应用：水文预报、发电调度、防洪调度、调度评价、统计评价、EDC、AGC等。要求经济运行系统总体具备以下功能：
（1）应根据水电厂的实际情况，协同电力调度机构的水调自动化系统和AGC共同构成闭环的调度控制体系；
（2）应对流域龙头水库和重要断面进行洪水预报，当区间面积占流域控制面积的20%及以上或区间为暴雨中心时，还应开展区间洪水预报；
（3）应具备制定水电站（群）长期、中期、短期、日前优化发电建议计划的功能；
（4）应具备编制入库洪水优化调洪方案的功能；
（5）宜具备流域水电站群EDC功能，实现水电站群联合在线自动优化控制；
（6）EDC、AGC和日前发电计划应采用相同的机组负荷分配算法、机组开停机算法；
（7）EDC、AGC和日前发电计划的相同参数应采用一致的定值，实现参数定值的自动同步；
（8）基于移动互联网及各常用操作系统，实现移动终端对系统的查询与管理。

[0033] 3.1水文预报由于气候、流域下垫面条件以及人类活动等综合因素的影响，径流表现出更强的非线性、变异性、多尺度等特性，使得径流预测难度加大。目前，国内外径流预测采用的方法主要有成因分析法、统计分析法、灰色系统法、模糊算法、人工神经网络、小波分析以及这些方法的组合等。具备采用多模型（方法）进行预报和综合分析的功能。预报结果应包括最大流量及出现时间、最小流量及出现时间、平均流量等。

[0034] 洪水预报作为水文预报的重要组成部分之一，主要采用的预报方法为降雨径流预报、河道演算、相应流量等预报方法，采用的预报模型为新安江模型和单位线模型相结合。具备水电厂入库洪水预报功能（或收集水电厂入库洪水预报过程），并支持手动和自动预报，对洪峰流量、洪峰出现时间、洪量和洪水过程等要素进行精度评定功能。

[0035] 3.1.1基本要求（1）编制水文预报方案，应依据水电厂运行对水文预报的要求和条件，结合上游水利水电工程调节影响，分析水电厂所在地区的地形、地貌、地质、河网和水文特性，确定预报方案的配置；
（2）编制水文预报方案依据的资料应具有代表性和一致性，所采用的水文预报模型、经验相关关系或其他方法，应能适应流域水文特性；
（3）能够实现定时自动和人工交互水文预报。自动预报时长可设定，预报时段可调整，预报具有实时校正功能；
（4）应具备以图形和表格的方式显示预报结果的功能，并支持打印以及图像或电子表格输出功能等；
（5）应具备对预报结果进行保存、查询、修改、删除、下载和发布等功能；
（6）预报成果精度应符合GB/T 22482水情预报精度评定的规定；
（7）可具有预报会商功能。

[0036] 3.1.2中长期水文预报（1）应具备以旬或月为时段预报水库长期入库流量过程的功能，预报时长一般为1年；
年调节以上水库宜具备3～5年时长的长期水文预报功能；
（2）应具备以日（月）为时段预报水库中期入库流量过程的功能，预报时长一般为1月（季）；
（3）宜具备采用多模型（方法）进行预报和综合分析的功能。预报结果应包括最大流量及出现时间、最小流量及出现时间、平均流量等；
（4）应具备对中长期预报成果的精度进行评定的功能；
（5）可具备预报反演功能。

[0037] 3.1.3短期预报（1）应具备以日为时段预报水库短期入库流量过程的功能，预报时长一般为1周；日调节水库宜具备以小时为时段的短期预报功能，预报时长为24～48小时；
（2）应具备对短期预报成果的精度进行评定的功能。

[0038] 3.1.4洪水预报（1）应具备水电厂入库洪水预报功能，满足区间洪水预报条件的应具备区间洪水预报功能；
（2）应能对流域重要断面和入库洪水在流域汇流时间范围内进行预报；
（3）应能够设置预报依据时间和预报时段数，具有两种及以上实时校正方法的自适应优选功能；
（4）应具备对洪峰流量、洪峰出现时间、洪量等要素进行精度评定功能，具体评定的对象可依据预报方案的类型和作业预报发布需要进行确定；
（5）手动预报功能可进行模拟降雨输入；
（6）宜具备结合短期气象预报信息开展洪水预报的功能。

[0039] 3.2发电调度包括中长期优化调度和短期优化调度。中长期优化调度综合考虑长期水文预报信息、电站运行检修计划等因素，系统分析电站上报的年度发电计划建议，以月为调度时段，研究调度周期内电站的运行方式。同时，全面考虑来水预测、调度图约束以及电站水力电力多重约束条件，制定长期优化调度计算流程，编制电站年度发电和水库运用计划方案，并对方案进行安全校核和生产实用性分析，形成电站年度发电计划。

[0040] 电站短期优化发电调度是以日为周期，以日内96点为时段，在确定或已知电站水库初、末水位，径流来水已知及检修计划给定的条件下，制定电站发电及水库调度计划。研究电站短期日内优化运行方式，实现发电效益最大化的目标。

[0041] 3.2.1基本要求（1）应具备编制发电建议计划的功能，采用先进的优化调度技术，充分利用各水库调节能力，按电力调度机构的要求进行，达到水电厂（群）的经济效益最大化；
（2）系统宜基于流域水电厂（群）优化调度研究成果，符合优化调度规则和策略；
（3）应具备调度期和调度时段可设置功能，调度期内电站可选择、删减的功能；
（4）应具备依据所属水电厂调节性能、发电计划约束条件、调度目标选择计算模型的功能；
（5）发电建议计划应考虑各电站机组的检修计划、重大工程安排，保障各电站在电网运行中的调峰、调频和事故备用等作用；
（6）应具备发电建议计划方案的修改、人工仿真和会商功能；
（7）系统应具备发电建议计划制作、审核、签发的功能，且宜具备上报电网相关部门的功能；
（8）宜具备发电计划方案管理功能，包括方案保存、方案查询、多方案对比分析、历史方案数据和实际数据对比、方案评价等；
（9）发电建议计划编制应考虑电力需求与市场因素。

[0042] 3.2.2长期发电调度（1）应充分考虑年预报来水，按照GB 17621中年发电计划的编制要求，根据集团公司下达的优化调度考核管理目标，完成长期发电建议计划的编制；
（2）长期发电建议计划应具备滚动计算的功能；
（3）长期发电建议计划编制应以月为基本计算时段，有特殊需要的，可调整相应的计算时段。

[0043] 3.2.3中期发电调度（1）应充分利用电站旬（月）预报来水和电力调度机构次月（季）的负荷预测曲线，考虑各电站长期发电建议计划和当月（季）水位考核目标，完成各电站中期发电建议计划的编制；
（2）月发电建议计划的编制应以旬为基本计算时段，有特殊需要的，可调整相应的计算时段；
（3）季发电建议计划的编制应以月为基本计算时段，有特殊需要的，可调整相应的计算时段。

[0044] 3.2.4短期发电调度（1）应充分利用电站日预报来水和电网未来一周的负荷预测曲线，考虑各电站中期发电建议计划和当月水位考核目标，完成各电站短期发电调度计划的编制；
（2）短期发电建议计划的编制应以日为基本计算时段，有特殊需要的，可调整相应的计算时段。

[0045] 3.2.5日前发电调度（1）应充分利用电站日预报电网下达的次日负荷预测曲线，考虑各电站短期发电建议计划，保证水库日内水位变化应满足水库调度规程规定和水库综合利用要求，完成对各电站日前发电计划的编制；
（2）日前发电建议计划的编制应以15min为基本计算时段。

[0046] 3.3防洪调度防洪调度模块需要应满足以下要求：
（1）应能够根据入库洪水、水库水位、上下游洪水遭遇情况以及闸门操作规程等自动制定洪水调度方案；
（2）应具备洪水预报结果、历史洪水资料提取和手工输入等方式提取入库洪水数据功能；
（3）应具备水位控制模式、出库控制模式、补偿调度模式、指令调度模式、预报预泄模式、闸门控制模式等多种洪水调度控制模式；
（4）应具备根据调度计算成果进行安全校验、人工仿真、对比分析的功能；
（5）应具备执行方案的跟踪、反馈功能；
（6）防洪调度成果应具备图形和表格两种展示方式。表格输出项可人工设置，能实现电子文档导出的功能；
（7）应具备方案参数和成果自定义保存、查询的功能；
（8）在确保水电站安全泄洪的前提下，宜实现水库汛期水位动态控制。

[0047] 3.4经济调度控制（EDC）用于解决水电站实时总有功负荷在电站不同机组的优化分配问题以及最优库水位组合的动态控制问题，在线协同水电厂AGC，共同完成水电站不同机组之间的优化分配。

[0048] EDC应提供最大蓄能量模型和最小耗能量模型，在实现过程中应该充分考虑与短期发电优化调度的模型耦合问题，在实现形式上可将基础的机组启停算法和负荷分配算法以动态链接库(DLL)的形式同时供EDC模型和短期发电调度模型共享。

[0049] 由于区间来水具有随机性，不可能完全准确地预测，实际执行过程中无法彻底避免库水位超出限定范围的情况。此外，上下游电站施工、航运等因素也会对梯级水电站的水位控制提出要求。因此，流域EDC还必须提供最小水位越限、目标水位控制模型，在满足电网下达的流域总有功负荷指令的前提下，对流域水电站群的水位进行优化控制。因此，流域EDC提供两类模型，一类是追求发电效益最大的模型，包括最大蓄能量模型和最小耗能量模型，另一类是对库群水位进行优化控制的模型，包括最小水位越限模型和目标水位控制模型。该模块应具备的功能如下：（1）应具备接收电力调度机构下达的负荷指令的功能；
（2）应具备优化分配水电厂群总有功负荷并传送至各水电厂AGC软件的功能；
（3）应具备厂间躲避振动区、计算机组启停和运行的最优组合方式的功能；
（4）应能够按照发电调度计算出的水电站群最优水位组合进行自动控制；
（5）应能够控制厂间负荷转移规模，满足电网潮流平衡要求；
（6）应利用后期发电调度计划调整实时负荷分配，避免后期发生水位越限或调峰不足等不利状况；
（7）应具备离线调试、开环、投退、统计功能；
（8）应具备必要的安全闭锁和水位越限等报警功能。

[0050] 3.5自动发电控制（1）应具备离线调试和开环运行功能；
（2）应具备电厂AGC投退及各机组AGC投退功能；
（3）应具备机组成组运行控制功能；
（4）应具备各厂有功可调范围等运行数据统计功能；
（5）应具备小负荷分配功能，全厂有功调节精度满足电网要求；
（6）应提供开停机操作指导及全自动开停机功能；
（7）应具备必要的安全闭锁和告警功能；
（8）应具备接收EDC指令的功能。

[0051] 3.6调度评价（1）应具备对水电厂（群）的考核指标计算和评价功能，其中考核指标包括：电网及调度机构的考核指标、集团公司的考核指标以及本集控中心对所辖电厂的考核指标等。

[0052] （2）应具备评价指标增减、修改等管理功能。

[0053] （3）应具备对指标计算结果的统计、对标、分析、存储、导出等功能。

[0054] 3.7统计评价（1）应具备与集控层数据同步的功能；
（2）应具备对集控中心调度评价计算结果统计、校对、对标、分析、存储、公示的功能；
（3）应具备对评价对象自动生成评价期内的调度评价报告功能。

[0055] 本发明的架构适用于搭建集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台，系统基于一体化管控平台，在现有流域级集控中心运营管理模式的启迪下，建设服务于全集团水力发电厂群的“集团级经济运行系统”。新建设的经济运行系统高级应用在现有应用的基础上将更加实时化、人性化、智能化，同时在统计评价和调度评价功能模块进行了新指标的提出，进一步丰富了水电厂群的经济运行评价体系。总之，通过本发明的论述，提出了一种建设集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台的整体架构，通过该系统平台的建设，实现了全集团水电厂群经济运行系统运行与管理的一体化，提高了整个集团的经济运行管理水平、评价水平，一定程度上也推动水电企业“无人值班、少人维护”管理模式的推广，同时，为下一步推进能源企业多能源互补联合利用打下良好基础。附图说明

[0056] 图1是集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台架构示意图。

[0057] 图2是集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台典型实现方式一的示意图。

[0058] 图3是集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台典型实现方式二的示意图。

具体实施方式

[0059] 下面结合附图并通过实施例对本发明作进一步的详细说明，以下实施例是对本发明的解释而本发明并不局限于以下实施例。

[0060] 实施例。

[0061] 集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台架构在平台建设过程中，主要包括以下内容：1）集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台的开发基于集团级三层管理模式，分为集团层、集控层和电厂层。

[0062] 2）集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台的开发基于一体化管控平台。

[0063] 3）各层需要具备的高级应用为：集团层的主要功能是统计评价，集控层的主要功能是调度评价、水文预报、发电调度、洪水调度、经济调度控制（EDC），电厂层的主要功能是自动发电控制（AGC）。

[0064] 4）集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台的通信基于IEC61850，针对水情远距离遥测通信将通过水情中心站报文的形式完成一体化平台数据的无缝交互。

[0065] 所述1）中，所述的集团级水力发电厂群经济运行一体化系统是面向电力企业全集团水电厂群的经济运行系统。集团层主要实现对全集团经济运行水平的管理评价功能；集控层是本系统的核心层，用于部署与经济运行相关的各类高级应用，换言之，集控层主要是通过水文预报功能，获得一定预见期的水情预报信息，用于相应的发电建议计划（长期、中期、短期、日前96点）和防洪调度方案的编制。支持集控EDC在线控制和离线控制，通过EDC接收电网分配给集控的负荷曲线后，通过内部的优化程序计算，将优化的各电厂负荷曲线下发至各电厂AGC软件，以便各电厂AGC软件的进一步优化。最后依据集团的经济运行管理办法，完成对本集控中心内各电厂（群）经济运行水平的管理评价；电厂层主要布设现地控制软件AGC， AGC主要实现对电厂总有功功率的实时在线分配。

[0066] 所述2）中，所述的集团级水力发电厂群经济运行系统，通过全集团一体化平台建设，统一规范通信接口与数据模型，实现各系统之间的无缝连接；通过数据共享与互动，为系统各高级应用提供信息支撑。换言之，各智能应用建立在一体化平台之上，通过一体化平台即可获得所需的全集团所有数据，满足水电运行、维护管理、调度等高级应用及各类应用系统的需求。

[0067] 所述3）中，所述的为本系统的各个高级应用，其中集团层的主要功能是统计评价，换言之，集团层主要基于集团现有的经济运行管理办法，依据相应的评价指标、评分规则完成对水电厂（群）的经济运行水平的最终评价。集控层是部署经济运行系统的重要内容，其中调度评价与集团统计评价模块相近，唯一的不同是集团的统计评价模块是面向全集团的水电厂（群），而调度评价模块是面向本集控中心的各水电厂，集控层调度评价模块的管理依据包含但不限于集团的管理办法（考虑到集控中心可能有自己的管理奖罚标准等）。水文预报模块的主要功能是对各水电厂（流域）进行长期、中期、短期及洪水预报，长期预报时段为1个月（旬），时长一般为1年（年调节以上水库宜具备3～5年的预报时长）；中期预报时段为1日，预报时长一般为1月（季）；短期预报时段为1日（时），预报时长一般为1周（24～48小时）；洪水预报时段为1时，满足区间洪水预报条件的水库应具备区间洪水预报的功能；水文预报结果要能够以图形和表格的方式展示，而且支持打印及图像或电子表格输出；水文预报模块可具有预报会商的功能，方便重要水文预报和大洪水预报时的专家参与。发电调度功能主要是为了编制水力发电厂（群）的发电建议计划，采用先进的优化调度技术，充分利用各水库调节能力，按照电网和电力调度机构的要求进行，达到水力发电厂（群）的经济效益最大化；按照水文预报的时段和时长，编制相应的发电建议计划，其中长期发电调度计划应具备滚动计算的功能，计划编制依据可采用水库调度图、发电量最大模型、期末蓄能最大模型、发电效益最大模型（考虑电价影响）等计算模型。防洪调度模块主要是依据入库洪水、水库当前水位、水库上下游洪水遭遇情况、闸门操作规程等自动制定洪水调度方案；洪水调度方案的控制模式包括：水位控制模式、出库控制模式、补偿调度模式、指令调度模式、预报预泄模式、闸门控制模式等。EDC软件主要是接收电力调度机构下达的负荷指令，通过自身的优化负荷分配计算，将分配给水电厂群的有功总负荷分配给各水电厂AGC软件。电厂AGC软件的主要功能是接收电力调度机构（集控层EDC软件）下达的负荷指令，进一步优化后将全厂有功功率分配给各机组。

[0068] 所述4）中，所述的依据权利要求1中1）的整体规划，集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台的通信满足IEC61850的通信规约，由于IEC61850的MMS报文通讯要求智能电子设备（IED）与主站系统之间必须具备以太网，而水情遥测终端设备一般安装在野外，不能直接和主站系统基于以太网进行通讯。因此推荐将传统中心站的水情数据采集通信机作为系统的智能组件（IED），这个IED既负责和水情测报系统的遥测站通过远程信道进行通信，收集遥测站自报的雨水情数据；又负责和主站系统通过IEC61850规约进行通信，实现了传统水情自动测报系统与智能水力发电系统IEC61850架构的无缝对接。

[0069] 架构搭建方案如下：1.一体化平台管控平台
一体化平台由数据中心、基础服务、基础应用构成，以水电公共信息模型（HCIM）和水电标准通信总线（HSCB）为基础，统一规范通信接口与数据模型，实现各系统之间的无缝连接；
通过数据共享与互动，为全厂高级应用提供信息支撑。全厂各应用系统只需与一体化平台接口进行数据交换即可获得所需的全厂所有数据，满足水电运行、维护管理、调度等高级应用的智能化目标及各类应用系统需求。一体化平台功能主要包括数据中心功能、基础服务功能和一体化应用功能。

[0070] 1.1数据中心功能数据中心基于并扩展IEC国际标准，建立统一的水电厂标准数据模型，建立横跨安全Ⅰ区、Ⅱ区、Ⅲ区、Ⅳ区以及集控与厂站之间的数据交换总线，同时提供实时数据库、关系数据库、文件数据库、遗留系统等的标准接口，采用分层结构设计，规划访问接口、数据交换，数据库管理等不同应用层，从而实现实时监控、水情测报、以及状态监测等功能模块的信息交换与共享。

[0071] 数据中心在存储设计规划中采用实时数据库、关系数据库、文件数据库并存的方式，实时数据库负责各类实时监控数据的存储与处理，关系数据库负责历史数据与各类资源、模型的存储，文件数据库则负责各类非标准数据结构的数据信息存储，通过三类数据库间的配合，实现一体化的智能水电存储模式。

[0072] 1.2基础服务功能一体化平台基础服务功能主要包括：数据处理、人机接口、图形组件、报表组件、任务管理、系统对时、告警服务、信息发布、权限服务、运行日志、资源监视、安全管理等。

[0073] 1.3一体化应用功能水情测报：一体化平台集控层安全二区集成水情自动测报功能，对流域水文信息进行实时遥测、传送和处理，改变以往仅靠人工测量水情数据的落后状况，提高水情测报的速度和洪水预报的精度，扩大水情测报范围，有效解决江河流域及水库洪水预报、防洪调度及水资源合理利用等问题。水情自动测报功能模块包括中心控制站、遥测站、通信链及其它（如中继站、集合转发站、分中心站）等。

[0074] 水务管理：一体化平台集控层安全二区集成水务管理功能，对集控水电厂（群）的实时运行进行水务管理的计算和存储功能。水务管理的主要任务是通过机组出力公式N=AQH，已知机组出力、机组综合出力系数、水库上下游水位，反推发电流量的过程。

[0075] 2.通信方式选择2.1遥测站和中心站之间的通信
遥测站和数据中心站之间应支持基于以下通信信道传输数据：
GPRS（中国移动通用无线分组业务）；CDMA1X（中国电信宽带业务）；SMS（短消息）；VHF（超短波）；PSTN（公众电话交换网络）；北斗卫星；海事卫星。

[0076] 2.2中心站和一体化数据中心之间的通信对水情自动测报系统这种非实时数据采集系统来说，由于系统测量雨水情的装置安装在野外，考虑到建设成本、设备功耗等因素，装置和主站之间无法架设以太网，水情遥测站采集的数据一般通过超短波、短消息、GPRS、卫星等通信方式将数据传输到主站，无法和主站系统直接采用IEC61850规约进行交互。也就是说，在针对水情自动测报系统建模时，水情自动测报系统的装置不能直接作为IEC61850中的服务器。

[0077] （1）智能水力发电系统与常规水电厂在水情测报系统上的不同通信方面：针对智能水力发电系统按IEC61850通信规约统一各现地自动化系统和主站系统之间接口的需求，需要设计一种符合IEC61850通讯规约的水情自动测报系统模型，并基于此模型架构来开发61850服务端程序，以实现水情自动测报系统和主站系统的无缝对接，解决水情自动测报系统的测量装置和主站系统之间因不具备以太网通道无法直接基于IEC61850规约进行通讯的问题，从而实现在主站系统对装置历史数据提取的功能。

[0078] 历史数据提取：水情自动测报系统现地自动化装置的工作方式为平时大部分情况下装置处于休眠装置，到定时时间后，装置从休眠中恢复并执行采集和发送任务，执行完毕后又重新恢复休眠。装置每次测量的数据一般要求保存在本地，以便中心站随时进行提取。在IEC61850建模时，要实现历史数据的提取，不能仅仅定义需要提取历史数据的数据对象本身，还需要提取包括数据相关的时间信息。这在传统的IEC61850模型中是没有的。

[0079] （2）模型设计方案服务器：由于IEC61850的MMS报文通讯要求IED与主站系统之间必须具备以太网，而水情自动测报系统的装置一般安装在野外，不能直接和主站系统基于以太网进行通讯。因此将传统中心站的水情数据采集通信机作为系统的IED，即由这个IED作为61850模型中的服务器。这个IED既负责和水情测报系统的遥测站通过远程信道进行通信，收集遥测站自报的雨水情数据；又负责和主站系统通过IEC61850规约进行通信。这种架构对于传统水电厂的水情自动测报系统的遥测站来说，无需作任何改变，仅需要在中心站数据采集软件程序中增加支持61850的通信功能，以便和主站系统进行通信。

[0080] 服务端程序设计：服务端程序运行在中心站的水情数据采集通信机中，较传统水情自动测报系统增加了用于实现IEC61850通讯功能的多个动态链接库，既能用于实现和水情遥测站间的通信，又能用于实现和主站系统间的通信，二者间的数据交互通过一个短地址-内部传输点号映射表实现。

[0081] 程序的基本工作流程如下：程序接收到遥测站的自报数据，对数据解析后将某个数据对象转换为映射表中的短地址发送给服务端驱动，由驱动转换为一个内部传输点号，并进行MMS报文封装，传送给主站系统。

[0082] 当主站系统需要对遥测站进行参数设置或提取历史数据时，主站系统发送相应的命令给服务器端程序，由服务端驱动对命令的MMS报文进行解析；然后再将内部传输点号转换为实际的数据对象，交给数据采集部分处理，按照远程通信协议进行报文封装，并发送给遥测站。

[0083] 采用这种通信方式，解决了智能水力发电系统下水情自动测报系统通信条件在实现61850接口方面的难题，实现了传统水情自动测报系统与智能水力发电系统IEC61850架构的无缝对接。

[0084] 3.各高级应用功能介绍集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台架构，主要包含以下高级应用：水文预报、发电调度、防洪调度、调度评价、统计评价、EDC、AGC等，具体各应用布置位置见图1。要求经济运行系统总体具备以下功能：
（1）应根据水电厂的实际情况，协同电力调度机构的水调自动化系统和AGC共同构成闭环的调度控制体系，典型实现方式见图2和图3；
（2）应对流域龙头水库和重要断面进行洪水预报，当区间面积占流域控制面积的20%及以上或区间为暴雨中心时，还应开展区间洪水预报；
（3）应具备制定水电站（群）长期、中期、短期、日前优化发电建议计划的功能；
（4）应具备编制入库洪水优化调洪方案的功能；
（5）宜具备流域水电站群EDC功能，实现水电站群联合在线自动优化控制；
（6）EDC、AGC和日前发电计划应采用相同的机组负荷分配算法、机组开停机算法；
（7）EDC、AGC和日前发电计划的相同参数应采用一致的定值，实现参数定值的自动同步；
（8）基于移动互联网及各常用操作系统，实现移动终端对系统的查询与管理。

[0085] 3.1水文预报由于气候、流域下垫面条件以及人类活动等综合因素的影响，径流表现出更强的非线性、变异性、多尺度等特性，使得径流预测难度加大。目前，国内外径流预测采用的方法主要有成因分析法、统计分析法、灰色系统法、模糊算法、人工神经网络、小波分析以及这些方法的组合等。具备采用多模型（方法）进行预报和综合分析的功能。预报结果应包括最大流量及出现时间、最小流量及出现时间、平均流量等。

[0086] 洪水预报作为水文预报的重要组成部分之一，主要采用的预报方法为降雨径流预报、河道演算、相应流量等预报方法，采用的预报模型为新安江模型和单位线模型相结合。具备水电厂入库洪水预报功能（或收集水电厂入库洪水预报过程），并支持手动和自动预报，对洪峰流量、洪峰出现时间、洪量和洪水过程等要素进行精度评定功能。

[0087] 3.1.1基本要求（1）编制水文预报方案，应依据水电厂运行对水文预报的要求和条件，结合上游水利水电工程调节影响，分析水电厂所在地区的地形、地貌、地质、河网和水文特性，确定预报方案的配置；
（2）编制水文预报方案依据的资料应具有代表性和一致性，所采用的水文预报模型、经验相关关系或其他方法，应能适应流域水文特性；
（3）能够实现定时自动和人工交互水文预报。自动预报时长可设定，预报时段可调整，预报具有实时校正功能；
（4）应具备以图形和表格的方式显示预报结果的功能，并支持打印以及图像或电子表格输出功能等；
（5）应具备对预报结果进行保存、查询、修改、删除、下载和发布等功能；
（6）预报成果精度应符合GB/T 22482水情预报精度评定的规定；
（7）可具有预报会商功能。

[0088] 3.1.2中长期水文预报（1）应具备以旬或月为时段预报水库长期入库流量过程的功能，预报时长一般为1年；
年调节以上水库宜具备3～5年时长的长期水文预报功能；
（2）应具备以日（月）为时段预报水库中期入库流量过程的功能，预报时长一般为1月（季）；
（3）宜具备采用多模型（方法）进行预报和综合分析的功能。预报结果应包括最大流量及出现时间、最小流量及出现时间、平均流量等；
（4）应具备对中长期预报成果的精度进行评定的功能；
（5）可具备预报反演功能。

[0089] 3.1.3短期预报（1）应具备以日为时段预报水库短期入库流量过程的功能，预报时长一般为1周；日调节水库宜具备以小时为时段的短期预报功能，预报时长为24～48小时；
（2）应具备对短期预报成果的精度进行评定的功能。

[0090] 3.1.4洪水预报（1）应具备水电厂入库洪水预报功能，满足区间洪水预报条件的应具备区间洪水预报功能；
（2）应能对流域重要断面和入库洪水在流域汇流时间范围内进行预报；
（3）应能够设置预报依据时间和预报时段数，具有两种及以上实时校正方法的自适应优选功能；
（4）应具备对洪峰流量、洪峰出现时间、洪量等要素进行精度评定功能，具体评定的对象可依据预报方案的类型和作业预报发布需要进行确定；
（5）手动预报功能可进行模拟降雨输入；
（6）宜具备结合短期气象预报信息开展洪水预报的功能。

[0091] 3.2发电调度包括中长期优化调度和短期优化调度。中长期优化调度综合考虑长期水文预报信息、电站运行检修计划等因素，系统分析电站上报的年度发电计划建议，以月为调度时段，研究调度周期内电站的运行方式。同时，全面考虑来水预测、调度图约束以及电站水力电力多重约束条件，制定长期优化调度计算流程，编制电站年度发电和水库运用计划方案，并对方案进行安全校核和生产实用性分析，形成电站年度发电计划。

[0092] 电站短期优化发电调度是以日为周期，以日内96点为时段，在确定或已知电站水库初、末水位，径流来水已知及检修计划给定的条件下，制定电站发电及水库调度计划。研究电站短期日内优化运行方式，实现发电效益最大化的目标。

[0093] 3.2.1基本要求（1）应具备编制发电建议计划的功能，采用先进的优化调度技术，充分利用各水库调节能力，按电力调度机构的要求进行，达到水电厂（群）的经济效益最大化；
（2）系统宜基于流域水电厂（群）优化调度研究成果，符合优化调度规则和策略；
（3）应具备调度期和调度时段可设置功能，调度期内电站可选择、删减的功能；
（4）应具备依据所属水电厂调节性能、发电计划约束条件、调度目标选择计算模型的功能；
（5）发电建议计划应考虑各电站机组的检修计划、重大工程安排，保障各电站在电网运行中的调峰、调频和事故备用等作用；
（6）应具备发电建议计划方案的修改、人工仿真和会商功能；
（7）系统应具备发电建议计划制作、审核、签发的功能，且宜具备上报电网相关部门的功能；
（8）宜具备发电计划方案管理功能，包括方案保存、方案查询、多方案对比分析、历史方案数据和实际数据对比、方案评价等；
（9）发电建议计划编制应考虑电力需求与市场因素。

[0094] 3.2.2长期发电调度（1）应充分考虑年预报来水，按照GB 17621中年发电计划的编制要求，根据集团公司下达的优化调度考核管理目标，完成长期发电建议计划的编制；
（2）长期发电建议计划应具备滚动计算的功能；
（3）长期发电建议计划编制应以月为基本计算时段，有特殊需要的，可调整相应的计算时段。

[0095] 3.2.3中期发电调度（1）应充分利用电站旬（月）预报来水和电力调度机构次月（季）的负荷预测曲线，考虑各电站长期发电建议计划和当月（季）水位考核目标，完成各电站中期发电建议计划的编制；
（2）月发电建议计划的编制应以旬为基本计算时段，有特殊需要的，可调整相应的计算时段；
（3）季发电建议计划的编制应以月为基本计算时段，有特殊需要的，可调整相应的计算时段。

[0096] 3.2.4短期发电调度（1）应充分利用电站日预报来水和电网未来一周的负荷预测曲线，考虑各电站中期发电建议计划和当月水位考核目标，完成各电站短期发电调度计划的编制；
（2）短期发电建议计划的编制应以日为基本计算时段，有特殊需要的，可调整相应的计算时段。

[0097] 3.2.5日前发电调度（1）应充分利用电站日预报电网下达的次日负荷预测曲线，考虑各电站短期发电建议计划，保证水库日内水位变化应满足水库调度规程规定和水库综合利用要求，完成对各电站日前发电计划的编制；
（2）日前发电建议计划的编制应以15min为基本计算时段。

[0098] 3.3防洪调度防洪调度模块需要应满足以下要求：
（1）应能够根据入库洪水、水库水位、上下游洪水遭遇情况以及闸门操作规程等自动制定洪水调度方案；
（2）应具备洪水预报结果、历史洪水资料提取和手工输入等方式提取入库洪水数据功能；
（3）应具备水位控制模式、出库控制模式、补偿调度模式、指令调度模式、预报预泄模式、闸门控制模式等多种洪水调度控制模式；
（4）应具备根据调度计算成果进行安全校验、人工仿真、对比分析的功能；
（5）应具备执行方案的跟踪、反馈功能；
（6）防洪调度成果应具备图形和表格两种展示方式。表格输出项可人工设置，能实现电子文档导出的功能；
（7）应具备方案参数和成果自定义保存、查询的功能；
（8）在确保水电站安全泄洪的前提下，宜实现水库汛期水位动态控制。

[0099] 3.4经济调度控制（EDC）用于解决水电站实时总有功负荷在电站不同机组的优化分配问题以及最优库水位组合的动态控制问题，在线协同水电厂AGC，共同完成水电站不同机组之间的优化分配。

[0100] EDC应提供最大蓄能量模型和最小耗能量模型，在实现过程中应该充分考虑与短期发电优化调度的模型耦合问题，在实现形式上可将基础的机组启停算法和负荷分配算法以动态链接库(DLL)的形式同时供EDC模型和短期发电调度模型共享。

[0101] 由于区间来水具有随机性，不可能完全准确地预测，实际执行过程中无法彻底避免库水位超出限定范围的情况。此外，上下游电站施工、航运等因素也会对梯级水电站的水位控制提出要求。因此，流域EDC还必须提供最小水位越限、目标水位控制模型，在满足电网下达的流域总有功负荷指令的前提下，对流域水电站群的水位进行优化控制。因此，流域EDC提供两类模型，一类是追求发电效益最大的模型，包括最大蓄能量模型和最小耗能量模型，另一类是对库群水位进行优化控制的模型，包括最小水位越限模型和目标水位控制模型。该模块应具备的功能如下：（1）应具备接收电力调度机构下达的负荷指令的功能；
（2）应具备优化分配水电厂群总有功负荷并传送至各水电厂AGC软件的功能；
（3）应具备厂间躲避振动区、计算机组启停和运行的最优组合方式的功能；
（4）应能够按照发电调度计算出的水电站群最优水位组合进行自动控制；
（5）应能够控制厂间负荷转移规模，满足电网潮流平衡要求；
（6）应利用后期发电调度计划调整实时负荷分配，避免后期发生水位越限或调峰不足等不利状况；
（7）应具备离线调试、开环、投退、统计功能；
（8）应具备必要的安全闭锁和水位越限等报警功能。

[0102] 3.5自动发电控制（1）应具备离线调试和开环运行功能；
（2）应具备电厂AGC投退及各机组AGC投退功能；
（3）应具备机组成组运行控制功能；
（4）应具备各厂有功可调范围等运行数据统计功能；
（5）应具备小负荷分配功能，全厂有功调节精度满足电网要求；
（6）应提供开停机操作指导及全自动开停机功能；
（7）应具备必要的安全闭锁和告警功能；
（8）应具备接收EDC指令的功能。

[0103] 3.6调度评价（1）应具备对水电厂（群）的考核指标计算和评价功能，其中考核指标包括：电网及调度机构的考核指标、集团公司的考核指标以及本集控中心对所辖电厂的考核指标等。

[0104] （2）应具备评价指标增减、修改等管理功能。

[0105] （3）应具备对指标计算结果的统计、对标、分析、存储、导出等功能。

[0106] 3.7统计评价（1）应具备与集控层数据同步的功能；
（2）应具备对集控中心调度评价计算结果统计、校对、对标、分析、存储、公示的功能；
（3）应具备对评价对象自动生成评价期内的调度评价报告功能。

[0107] 如图1所示，图1描述了集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台的组成及各应用的物理部署位置。系统由部署在集控层安全I区的EDC功能模块，在电站层安全I区的AGC功能模块；集控层安全II区的水文预报、发电调度、防洪调度等功能模块；部署在集控层安全III区的调度评价功能模块和在集团层安全III区的统计评价功能模块等共同组成。

[0108] 图2描述的集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台实现方式适用于具有在多个水电厂之间优化分配负荷权限的集控中心。

[0109] 水文预报系统为发电调度系统提供预报来水信息，发电调度功能模块编制各类发电建议计划（长期、中期、短期、日前），并上报电力调度机构提交发电建议计划申请。集控中心的EDC从电力调度机构接收经过调整后的流域日负荷曲线或流域实时总负荷。各水电厂AGC从EDC接收本水电厂的日负荷曲线或实时总负荷设定值，并将各机组有功分配值下发至一体化管控平台。通过各个子系统的协同运行，共同构建涵盖非实时水库调度与实时电力运行的闭环经济运行系统。

[0110] 图3描述的集团级水力发电厂群经济运行一体化系统平台实现方式适用于不具有在多个水电厂之间优化分配负荷权限的集控中心。

[0111] 该实现方式为，各水电厂AGC直接从电力调度机构接收各自的日负荷曲线或实时总负荷。集控中心的EDC软件通过与水电厂AGC软件交互实现离线指导功能和EDC正确性校验功能。其中离线指导功能主要包括各水电厂负荷分配合理性校验和经济型评价，全流域有功可调范围等电力运行参数实时统计以及对流域后期发电情况的预测、预警等。

[0112] 2.主要技术指标要求2.1系统容量
网络、硬件设备以及系统软件、应用软件的配置应留有充分的富裕度和扩展能力。

[0113] 2.2 系统可靠性指标系统可靠性指标应满足以下要求：
a) 系统可用率≥99.5%；
b) 服务器和网络设备的MTBF≥5年。

[0114] 2.3 系统实时性指标系统实时性指标应满足以下要求：
a）实时画面响应时间≤2秒；
b）非实时画面响应时间≤8秒。

[0115] 2.4 系统资源性指标系统资源指标应满足以下要求：
a）在线运行的服务器CPU平均负荷率≤30%；
b）在线运行的服务器内存占用量≤40%。

[0116] 此外，需要说明的是，本说明书中所描述的具体实施例，其零、部件的形状、所取名称等可以不同，本说明书中所描述的以上内容仅仅是对本发明结构所作的举例说明。凡依据本发明专利构思所述的构造、特征及原理所做的等效变化或者简单变化，均包括于本发明专利的保护范围内。本发明所属技术领域的技术人员可以对所描述的具体实施例做各种各样的修改或补充或采用类似的方式替代，只要不偏离本发明的结构或者超越本权利要求书所定义的范围，均应属于本发明的保护范围。

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