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文档简介
智能变电站自动化系统介绍,智能变电站高级应用,3,智能化变电站分为过程层、间隔层和站控层过程层:过程层由互感器、合并单元、智能终端等构成,完成一次设备相关的功能,包括实时运行电气量测采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。间隔层由保护、测控、计量、录波、相量测量等若干个二次子系统组成,在站控层及网络失效的情况下,仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。站控层由主机、操作员站、远动通信装置、保护故障信息子站和其他功能站构成,提供站内运行的人机联系界面,实现管理控制间隔层、过程层设备等功能,形成全站监控、管理中心,并与远方监控/调度中心通信。,智能变电站体系分层,智能变电站一体化监控系统应用功能结构示意图,智能变电站的体系架构,过程层,间隔层,站控层,现场总线,变电站智能辅助控制,变电站监控一体化平台,保护,测控,稳控,计量,智能IED,电能质量监测,在线监测IED,视频图像监视,火灾及消防,环境监测,全景数据一体化信息平台,智能远动,当地监控,智能控制,信息综合分析决策与智能告警,调控一体,源端维护,全设备状态监视,调度中心,SCADA,保护管理,故障信息,站域控制,智能操作票,顺序控制,AVQC,辅助应用,视频联动,辅助应用,源端维护,二次设备状态监视,状态估计,智能告警,一次设备状态监视,事故信息分析决策,集控中心,其他高级应用,全景事故反演,调控一体无人值班智能电网是目标,一体化信息平台是基础,高级应用是关键,智能变电站一体化监控系统逻辑关系图,智能变电站一体化监控系统,一体化监控系统和输变电在线监测、辅助应用、计量等共同组成智能变电站自动化系统,通过全站统一的信息模型和标准化接口实现智能变电站全景信息的统一采集、统一存储和共享。全景信息包括电网和设备运行数据、保护信息、安稳、状态监测、同步相量(PMU)、计量、辅助应用和环境信息等实时与非实时数据。,智能变电站一体化监控系统架构示意图,智能变电站一体化监控系统,根据对数据实时性和安全防护的要求,智能变电站一体化监控系统分为实时数据区和非实时数据区。实时数据区对应安全I区,非实时数据区对应安全II区。,智能变电站一体化监控系统,实时数据区:包括监控主机、I区远动网关机、数据服务器、操作员站、工程师工作站等设备,主要采集电网运行和设备工况等实时数据。监控主机将采集到的实时数据通过消息总线写入数据服务器,实现数据的统一处理和存储。I区远动网关机直接与站控层网络连接,实现远动数据的直采直送和浏览查询功能;,智能变电站一体化监控系统,非实时数据采集区:主要包括在线监测、视频、一体化电源、消防、安防、环境监测等数据,综合应用服务器通过网络实现对非实时数据的采集,并经防火墙与I区数据服务器相连,实现对II区数据的存储与访问。II区远动网关机访问数据服务器,实现对II区数据的查询与操作。在技术条件具备的情况下,安全I区、安全II区和安全I、II区之间的信息传输宜遵循IEC62351的要求。,220kV以上智能变电站一体化监控系统配置,110kV以下智能变电站一体化监控系统配置,智能变电站高级应用,3,一体化信息平台的来历国家电网科(2010)112号关于印发变电站智能化改造技术规范的通知.,智能变电站一体化信息平台,一体化信息平台的结构,智能变电站一体化信息平台,目前的结构,智能变电站一体化信息平台,一体化信息平台一体化信息平台主要用于将智能变电站内的实时监控子系统、故障录波子系统、电能计量子系统、状态监测子系统、视频安防等辅助子系统的各种数据进行统一接入、统一处理、统一存储,建立统一的变电站全景数据处理平台。为各种智能应用提供标准化、规范化的信息访问接口。,智能变电站一体化信息平台,一体化信息平台一体化信息平台融合电力系统三态数据(稳态、动态、暂态)和在线监测、视频图像、辅助控制系统等全景信息,规范顺控、五防、VQC、分布式状态估计等应用的对外服务接口,为实现变电站与远端主站/集控中心的互动提供坚实的基础。可向未来IEC61850标准和IEC61970标准相互协调的电力模型平滑过渡。,智能变电站一体化信息平台,在实现传统综自站当地监控功能的基础上,利用一体化信息平台,可对变电站的全景数据进行综合分析和应用,实现支持电网的安全优化运行。实时自动控制智能调节在线分析决策协同互动其他高级功能从而提高运行管理的自动化程度,减少系统的维护工作量,减轻变电站和调控运行人员的劳动强度。,智能变电站一体化信息平台,一体化信息平台架构上各数据接入子系统和实时监控系统之间安全区的划分要满足电力二次系统安全防护规定。各子系统信息交互接口和功能应用模型的标准化和规范化建设,实现各系统、各应用之间信息的无缝交互和共享,提高各系统之间信息交互的效率。对采集数据进行挖掘、处理和加工,为各应用、各系统和调控中心提供丰富、高效的全景数据。,智能变电站一体化信息平台建设,智能变电站高级应用,3,智能变电站高级应用变电站作为电力系统的重要节点,是电网运行数据的采集源头和命令执行单元,是形成电力系统坚强网架的基础。智能变电站的建设是智能电网的基础和重要环节,在建设智能电网这个历史背景下,积极探索和发展智能变电站关键技术,推广变电站高级应用技术是电力系统新时期发展的必然趋势。高级应用是运行管理智能化的前提,是推行调控一体化和无人值班的保障。,智能变电站高级应用,高级应用功能总体要求:应支持电网大运行、一体化的方展方向,实现全站信息化、自动化、互动化和智能化的特征。智能变电站内各应用功能应整合,集成和优化,实现站内实时、非实时的信息综合分析与智能告警、应支持与调度之间的信息交互,支持调度对本地各种数据、图形的浏览。智能变电站应支持调控一体化模式,满足无人值班的要求。应基于DL/T860模型体系架构,实现变电站内全景信息的采集、交互与共享,实现站内信息模型、通信模型、图形、设备参数的标准化。安全区的划分应遵照电力二次系统安全防护总体方案和变电站二次系统安全防护方案的要求。应遵循Q/GDW383、Q/GDW441等规范文档的要求。,智能变电站高级应用,智能控制变电站智能控制是电力系统智能变电站的基础。实现变电站智能控制是高级应用的基础,变电站最基本的智能控制包括顺序操作,智能操作票、站域协同控制、图像联动等。,智能控制,智能控制技术的关键智能控制技术关键是统一命名规范、统一检索机制、完全自描述实现模块间或者系统间信息的无缝交互。基于智能调度等系统的特点和现实状况,利用先进的模型映射技术,实现信息的无损转换。实现各类数据的统一管理及建模,实现基础数据的完整性,为高级智能应用奠定必需的基础。,智能控制技术关键,程序化顺控,程序化顺控,程序化顺控,调度/集控中心人员根据操作要求选择一条顺序化操作命令,操作票的执行和操作过程的校验由变电站内自动化系统自动完成,实现一键操作。,程序化顺控可接收和执行调度/集控中心和本地后台系统发出的控制命令,经安全校核正确后,自动完成相关运行方式变化要求的设备控制,具备投退保护软压板功能,具备急停功能,可在站内和远端实现可视化操作。在顺控控制过程中,变电站可以及时向调度/集控中心反馈执行过程的信息,如当前执行步骤、遥控超时、逻辑闭锁等,以便远端系统能更全面的掌控。,程序化顺控,顺序控制实现远方监控中心、变电站就地顺序控制功能,包括单间隔“运行热备用冷备用检修”状态转换操作,整组保护的停投,双母线倒闸操作,变压器各侧跨电压等级操作,以及其它任意典型操作票的组合任务的操作,包括10kV开关柜运行、试验位置和断路器分、合闸的完整顺序控制。实现方案如下:(1)监控中心的顺序控制方案:顺控功能由集控站和变电站共同实现,存票和判别均在变电站侧完成,集控站配合选票、传票和验证。集控站向变电站监控系统发送一个操作目标,操作和每步判别均在变电站监控系统完成,过程实时信息发送给集控站主站。监控中心通过与远动工作站之间操作票及操作过程信息的传递,来保证顺序操作的安全和操作的顺利进行。典型操作票存于变电站远动通信单元,变电站与集控站间传送的为简单指令,主要是目标选择、传递验证、遥控命令、和反馈信息等,通信规约采用成熟的IEC60870-5-104进行定义。(2)站内自动化系统的顺序控制方案:有当地顺控和远动顺控两种方案。远动顺控方式和监控中心顺控方式相似,当地顺控完全由监控系统后台机实现全站顺控功能。,程序化顺控实现方案,程序化顺控实现方案,调控一体化监控中心方案一,站控层网络,后台监控,远动,间隔智能设备,顺控执行信息,顺控命令,顺控执行信息,顺控命令,调度中心/集控站,顺控操作票,顺控执行步骤,程序化顺控实现方案,调控一体化监控中心方案二,站控层网络,程控服务器,远动,间隔智能设备,顺控执行信息,命令/信息透传,顺控命令,调度中心/集控站,顺控执行步骤,顺控命令,顺控信息,程序化顺控实现方案,当地监控控制方案,站控层网络,后台监控,间隔智能设备,顺控命令,顺控执行反馈,程序化顺控的操作范围继电保护装置投退操作、状态调整操作、定值区切换操作、重合闸投退操作。一次设备(包括主变、母线、断路器、线路、电容器组等)有运行转冷备用或由冷备用转运行的操作,包括相应二次设备状态的调整等。进出线倒母线操作,包括相应二次设备状态的调整等。,程序化顺控操作范围,操作票传输流程示意图,程序化顺控操作流程,顺序操作流程示意图,程序化顺控方案特点,在监控后台统一完成顺控票的定义顺序控制与一体化五防的五防逻辑一致。具备变电站顺序控制的间隔复制功能,减少维护工作量,简化工程应用。满足调控一体化的要求调控中心顺控操作可以实现遥控、遥调、保护软压板投退、定值区切换等功能。,程序化顺控方案特点,具备顺序控制急停、单步执行功能,满足特殊顺序控制要求。支持操作票上传,站内和远端都可实现图形化、可视化的顺控操作。支持两种顺序控制模式接收执行调度或集控站发出的控制命令就地(本地自动化系统)的控制,程序化顺控功能实现界面,一体化五防与智能操作票,一体化五防站控层具备全站防止电气误操作闭锁功能。并能完成操作票模拟、预演与执行。实现和电脑钥匙的通讯。在监控后台能完全实现五防和操作票的功能。,一体化五防,操作票系统目前的变电站操作票生成主要有以下两种方法:基于典型操作票的操作票生成系统。用典型操作票建立典型操作票数据库,而后将数以百计的各种操作票进行分类,以提高搜索效率。在执行操作任务时,按照任务的要求从典型操作票数据库搜索出所需的典型操作票,在此基础上根据当时具体情况进行修改,得到实际需要的操作票。基于图形校核的操作票自动生成系统。具有可视化的图形界面,便于人机交互,用户通过在接线图上点击鼠标或键盘就可以完成一次开票过程。每次点击一次接线图上的电气元件就生成一次操作步骤,如果操作过程违反了操作安全规程,则系统会自动报出,提示操作员操作时的错误。目前这种基于图形校核的操作票自动生成系统由于其功能强大,操作直观,实际应用最为广泛。但是,它不能自动推理出操作票,不具备智能性。,操作票系统,实现开票规则的用户自定制,操作票的智能推理,业务表单的自由定制,多种开票方式的灵活切换,操作票生命周期的全过程管理。系统采用图票一体化技术。,操作票系统功能结构,操作票系统,智能操作票智能操作票是智能调度和智能化变电站的重要应用之一,其中,智能调度操作票用于调度自动化人员进行调度操作的自动开票,而智能倒闸操作票用于变电站操作人员进行变电站内的各种倒闸操作。,智能操作票,智能操作票开票方式开票软件具备组态判断功能,能能够根据开关闸刀等位置正确判断当前态并可自动根据设备状态推理出票。开票界面上具有设置间隔设备态的功能,能置运行、热备用、冷备用和检修等4种状态。程序化操作票或常规操作票的开票界面可以在同一个界面上,但是程序化操作还是常规操作应该由用户在开票时就决定好,原因主要有以下两点:1)为保障安全操作,程序化操作的要求严格、需要设置好执行前条件、执行后条件、延时判断时间、超时判断时间、故障退出条件等,所以不同票的界面不一样。2)程序化操作的票需独立管理以便于监控中心对程序化操作票的调用。票运行时,若程序化操作不了,可以立即改为常规操作。,智能操作票,智能操作票专家系统智能操作票专家系统,通过获取电力系统专家丰富的运行经验和知识来模拟电力系统专家智能开票系统。操作票专家系统主要利用存放电力系统设备相关的操作规则和经验知识的知识库,根据操作任务的要求,调用相关设备的规则类进行匹配推理,生成最终的操作票。智能开票系统能够根据运行操作规则、当前电网的实际运行方式,在对整个变电站进行全方位和整体防误基础上,自动生成符合操作规范、可以具体执行的操作票,从而大大减轻运行人员的劳动,提高开票速度,排除人为因素所造成的工作差错,具有非常重要的意义。,智能操作票,专家系统推理规则为了实现程序化自动推理开票,程序化操作系统应建立操作规则规则的定义要既考虑操作规程的约束,也考虑变电运行方式的约束。规则定制内容包括:一次设备操作规则;二次设备操作规则;一次设备和二次设备的交互操作规则;基础模板票(含多步骤内容);操作术语;描述性操作规则;操作设备和实时库中的设备对应关系;操作票文本的关键字。,智能操作票,智能操作票系统的流程图,智能操作票,智能操作票系统流程图,智能操作票系统采用图票一体化技术,其中主要包括网络拓扑、接线模型识别、规则智能推理、系统拓扑五防校验、操作语句生成、操作模拟等过程。图形开票的基本过程如右图所示。,智能操作票,智能操作票系统的实现,接线模型识别设备状态识别操作任务和规则框架的定义智能推理和操作步骤的自动生成拓扑“五防”校验,一体化五防与智能操作票主要实现的功能五防闭锁图形开票手工开票典型间隔操作票操作票管理地线库管理智能操作票在线式五防,一体化五防与智能操作票,一体化在线五防五防规则在监控系统统一制定,在监控系统实现防误闭锁功能。五防规则由监控系统传递到间隔层测控装置,取消传统电脑钥匙,遥控回路采用硬接点闭锁;对于手动操作设备采用在线式锁具闭锁。,一体化在线五防,一体化五防与智能操作票,一体化五防图形开票界面,一体化五防与智能操作票,五防操作票图形界面,一体化五防与智能操作票管理界面,操作票管理,地线库管理,操作票管理界面,站域保护与控制,站域保护站域保护的理念是对站内信息的集中处理、判断,实现站内安全自动控制装置(如备自投、母线分合运行)的协调工作,适应系统运行方式的要求。宜具备与大用户、电源等外部系统进行信息交换的功能,能转发进、出线运行状况等相关信息。采集全站运行数据进行分析计算,优化后备保护功能。通过综合利用变电站内各侧的电压或电流关系对各侧的故障进行定位以实现全站的快速且有选择性后备保护,提高保护自适应能力,同时在原有后备保护的基础上根据与之配合的主保护或者后备保护的动作情况来缩短该后备保护的延时。,站域保护,站域控制利用对站内信息的集中处理、判断,实现站内自动控制装置(如备自投、母线分合运行)的协调工作,适应系统各种运行方式的要求。在通信和数据处理速度满足要求的情况下,应考虑基于全站数据信息的集中式处理架构的应用,系统级的运行控制策略优于面向单间隔的策略。与以往的分散、分布式完全不同,采集全站内全部或者部分实时运行数据,集中运算,基于全站系统级策略,实现控制,是一种集中式处理架构。,站域控制,站域控制的两种模式根据站域保护和控制系统所完成功能的不同以及各种功能对动作延时、动作范围和可靠性要求的不同,站域保护和控制系统可分为集中式和分布式结构形式。,站域控制两种模式的比较,集中式结构集中式结构是在站控层设置站域控制服务器。间隔层装置完成模拟量信和开关量信息的采集,对信息进行简单的处理,与站域控制中央单元通信上传信息,接收来中央单元的命令信息,根据接收的命令信息执行跳、合开关的操作。站域服务器接收与控制决策相关的来自多个终端设备的全景信息,完成站域保护和控制系统的各种功能,做出保护和控制决策后再经通信系统下达到间隔层设备执行控制命令。,集中式结构,集中式处理架构一体化应用平台,站控层网络,一体化信息平台,监控后台,站域控制,全景信息,间隔智能设备,集中式结构,站控层网络,监控后台,站域控制,一体化信息平台,全景信息,间隔智能设备,集中式处理架构分布式应用平台,集中式结构,分布式结构在分布式结构中,只在变电站各测量点装设智能电子设备(IED),不在站控层设站域控制服务器。每个IED的地位是平等的,它们完成的功能主要有:采集安装点的模拟量信息和开关量信息;与其它IED进行对等通信;根据自身的信息和通过通信系统接收到的来自其它IED的信息做出保护和控制策略;根据做出的保护和控制策略执行跳、合开关的操作。在这种结构中保护和控制策略都是以IED为中心完成的,可以设上位机,但它们只对分布式的IED进行管理和监视,并不参与保护和控制策略的形成过程。,分布式结构,两种结构的比较在集中式结构中,全部控制决策功能由站控层站域服务器完成。这种结构对站控层服务器的依赖程度仍然较高,因此需要对站控层服务器进行双机或多机备用配置。在这种结构下,站域服务器要通过通信系统获取各间隔层设备的信息,做出决策后再由通信系统将控制命令下达至间隔层设备,这样结构下如何控制好信息交换的延时就成为影响到站域保护和控制系统性能的重要因素。分布式结构将保护和控制功能完全分散到各个IED中完成,它对IED的要求比较高,需要独立完成信息的采集、通信、算法的执行、策略的生成以及跳、合闸命令的执行功能。分布式结构的系统受IED故障的影响较小,某个IED故障一般不会影响到整个保护系统的工作,因此除了特别重要的测量点,一般没有必要对IED进行双机或多机备用配置。在分布式结构中,只要确定好信息交换的范围,不会出现信息在IED之间多次往返的情况,因此通信延时不会较长。分布式结构对于通信要求较高,需要实现安装各个点与相邻点之间的通信,通信通道数量很大,另外受资源限制,分布式结构装置也可能无法获得丰富的全景数据,影响控制逻辑的可靠性,同时分布式结构对IED的要求比较高,因此,在现阶段的站域保护和控制推荐采用集中式结构。,站域控制两种模式的比较,站域备自投的实现(以分段备投为例),站域备自投应用,分段备自投,1#进线测控,网络备自投功能是由不同保护对象的间隔层装置共同完成,由进线测控装置完成进线开关位置和有流无流判别;由分段测控装置完成分段开关位置采集;由母线测控装置完成母线有压无压判别;将获得的信息通过网络传输给主逻辑单元,完成运行方式识别和动作逻辑判断。逻辑输出结果可以以GOOSE方式传输给分散执行单元,完成开关的跳合闸操作。,2#进线测控,母线测控,站域控制,站域备投逻辑启动,站域备投逻辑动作,站域控制逻辑组态界面,站域备自投,可视化逻辑组态,低频低压紧急控制低频低压紧急控制可分为低频低压减负荷、失步解列等。智能变电站站域保护和控制系统通过网络采集母线电压、线路电流、电压、断路器运行状态等,计算系统频率电压,按设定好的策略进行逻辑判别后,根据需要跳闸切除负荷线路。,低频低压紧急控制应用,经济运行与优化控制,经济运行与优化控制经济运行与优化控制即无功电压控制(AVC),是电网稳定、经济运行的重要手段,变电站实现无功电压优化控制对地区电网的供电电能质量和经济运行具有重要的意义。通过无功优化控制可以给电网带来以下好处,降低电网有功功率损耗,提高电网经济运行水平,改善电能质量,提供电压合格率,减少负荷变化给电网、设备和用户带来的危害和损失。有利于设备的安全运行,保证设备的使用寿命。防止出现电压崩溃,提高电网安全稳定水平。,经济运行与优化控制,智能变电站无功电压综合控制的实现全网无功电压控制(AVC)一般采用集散控制,分为集中决策和分层控制,它包含各级调度端中心控制系统和厂站端的自动电压控制系统。智能变电站作为分散一级调节控制系统,实现无功电压控制的策略:智能变电站利用站内数据采集与监控系统采集生产运行数据,监视无功状态,根据电力系统无功/电压控制特性判断系统当前运行状况(电压是否正常,无功容量是否充裕),执行预先制定的一系列控制措施,通过调节变压器分接头档位或投切电容、电抗器,以达到消除电压越限、降低网损的控制目标。调度端中心控制系统运用先进的无功优化模型,基于电网的角度对广域分散的无功设备进行协调优化控制,智能变电站的无功电压控制系统(VQC)具备通信接口,既可以向调度系统报告可用无功容量、变压器闭锁等就地信息,作为调度AVC进行分析优化的决策基础。也能够通过调度数据网接收上级调度端的电压设定值,对站内无功电压设备自动调节,实现区域电压、无功的综合调节、控制。,经济运行与优化控制,电压无功自动分析控制由调度/集控主站系统与变电站自动化系统集成应用,根据各类节点参数计算出最优VQC和AVC方案,并下发至变电站自动化系统,执行无功调节命令。支持多算法、多目标供用户选择。控制策略基于分区控制。,无功电压自动控制系统流程图,电压无功自动控制流程,具备多种控制模式和控制策略具有9区、13区、15区、17区多种控制模式,提供“电压优先”、“无功优先”、“策略优先”多种控制策略,可以灵活满足不同地区不同的控制需求。智能识别拓扑关系VQC能智能识别拓扑关系,当变电站运行方式改变时,可以自适应,而不需要人为修改VQC参数。VQC能够智能识别一次拓扑关系,保证每一次自动调节都是建立在实时拓扑基础之上。VQC能够针对不同的电压或无功优化目标,自动根据网络拓扑判断多台变压器的并列运行情况,选择适当的调整策略(如投切无功设备、调节变压器的分接头等)进行电压无功优化控制。支持主变并列时的多种调档模式主变并列模式在调压时具备保持档位差和减小档位差两种调节模式,适应各种调节要求。,无功电压控制系统(VQC)特点,智能安全预判提供丰富的控制安全措施,以确保每次调节策略均被安全地执行。控制时间间隔任一补偿器器投入后再切除必须经过一个时间间隔(可设置),任一补偿器器切除后再投入也必须经过一个时间间隔(可设置)。这使得在一次投切之后,充放电完毕后才能进行下一次投切,可以保证补偿器控制的安全。任一个补偿器器投入或切除后,再投入或切除其他电容器时,必须经过一个时间间隔(可设置)。这可以在一次投切之后,系统建立新的平衡之后再进行下一次投切,有效防止频繁投切的发生。丰富的闭锁措施母线电压异常闭锁VQC调节主变保护动作闭锁VQC调节补偿器日投切次数达到设定值闭锁补偿器投切补偿器拒动达到设定次数闭锁补偿器投切补偿器在VQC没有发出调节命令时发生投切操作闭锁补偿器投切补偿器保护动作闭锁补偿器投切丰富的闭锁措施,可以保证在系统处于不正常运行状态的时候,避免不正确调节的发生。状态确认只有当母线电压连续几个周期大于设定上限内超过一定时间(可设置)时,才执行预设的操作;只有当母线电压连续几个周期小于设定下限超过一定时间(可设置)时,才执行预设的操作。这可以克服系统瞬时变化给控制带来的不确定性,保证每次控制的稳定和有效。,无功电压控制系统VQC特点,与主站端实现经济运行与优化控制的互动在主站系统的全局AVC优化决策下配合主站系统实现变电站经济运行与优化控制。变电站VQC软件可以向调度系统报告可用无功容量、变压器闭锁等就地信息,作为调度AVC进行分析优化的决策基础。变电站VQC软件还可以接收调度AVC的控制策略,作为执行者来对变压器和电容器进行操控。,无功电压控制系统VQC特点,电压无功自动控制VQC图形界面,智能视频联动,视频系统与监控系统联动视频子系统与自动化系统的联动与互动,通过获得站内重要的保护信息、开关刀闸位置信息、设备运行信息等实现视频子系统与自动化系统的联动,并通过回传图片、图像、录像等方式,实现在运行监控平台上的互动。图像监控系统对远程重要场所监控、危险场所的报警监控、远程误报警等有着不可替代的作用,因此“图像监控的意义在于联动”。联动主机实时监听联动信号,一旦接收到了监控信号发送程序发送过来的新的遥信量即驱动联动图像工作站切换指定摄像机到指定的监控预置点,从而能够为调度人员提供实时的清晰的远程调度对象视频,增加操作的可靠性和直观性。,智能视频联动,视频系统与监控系统联动正常遥控操作人员点击主接线图面上的设备进行遥控时,视频系统能够通过调度编号等信息定位显示设备现场画面,并且在监控机上显示现场的视频。事故异常当发生事故导致站内设备动作时,视频系统能够通过事故总和SOE告警信息主动推出动作设备的现场视频。,智能视频联动,智能视频,智能视频联动图形界面,全设备状态监视,设备状态监视,一次设备状态监视监控一体化系统的运行监视应分为数据监视和可视化展示两个部分:可视化展示应采集主要一次设备(变压器、断路器等)状态信息,进行状态可视化展示并发送到上级系统,为实现优化电网运行和设备运行管理提供基础数据支撑。运行监视信息应直观、生动、逼真,贴近真实物理对象,故障信息应形象、直观、逼真,与实际事故场景相一致;可视化化的展示应有利于运行人员远方快速、准确地完成操作和事故判断。运行工况数据应包括静态、动态、暂态等实时数据,如有功功率、无功功率、母线电压、电流、频率等。这些数据的采集通过各种传感器如电子式互感器、相量测量单元、故障录波单元等实现,并采用箭头、表计、饼形、仪表、等高线等多种形式展现。通过对一次设备的运行状态进行在线监测,可以实现一次设备的状态检修,从而简化检验项目,甚至取消定期检验。减少二次设备定期计划检修维护,降低检修费用,减少停电时间,进一步降低变电站全寿命周期成本。在线监测主要包括对变压器油中溶解汽体、局放监测、套管容性设备介损监测、全站避雷器放电计数漏电流监测等。,设备状态监视,二次设备状态监视二次设备状态可视化包括二次设备或计算机的CPU负荷率、内存使用率、硬盘使用率的实时监视。网络状态全景可视化基于SNMP协议实现对网络了运行状态、网络流量、交换机端口状态等信息的实时监测和统计,实现基于SNMP的网络状态可视化监视与报警功能。站控层和过程层网络中,分别配置网络记录、分析设备,并将网络状态信息上传至站级监视系统,实现集中可视化监视并依据检测数据对网络状况进行评估。二次设备运行可视化二次设备的运行状态(运行、热备、检修、停运等)的可视化。二次设备的重要压板宜可视化。当前的定值区的可视化,应能直观的显示运行定值、定值区的信息。应能直观反应二次设备的指示灯状态(运行、故障、告警)。针对变电站数字化后产生的虚拟二次回路,依据其信息流,实现实时运行状态监视。,设备在线监测图形界面,设备运行工况状态监视图形界面,分布式状态估计,分布式状态估计状态估计作为调度自动化系统(EMS)的核心功能,是运行电力系统其它应用软件的基础。状态估计利用SCADA(数据采集与监控系统)传来的量测数据,实时确定电网的接线方式和运行状态,按开关状态建立网络模型,估计出系统各母线上的电压幅值、相角和各元件的功率,同时检测、辨识不良量测数据,补充不足的量测点,加强电网的可观测性,从而维护一个完整可靠的实时网络状态数据库,为系统的分析计算提供完整的数据断面。变电站分布式状态估计是根据变电站内高冗余的量测量来进行状态估计,获得更可靠的站内拓扑结构和各种电气量更高精度的估计值。在变电站侧引入状态估计,能够在第一时间辨识出坏量测,拓扑错误和坏数据,对于提高基础数据质量和全网状态估计的精度,减少各级状态估计维护人员的工作量,满足智能电网快速状态估计,具有重要的意义。,分布式状态估计,分布式状态估计主要实现的功能网络拓扑量测系统可观测性分析求解各量测量的最优估计值不良数据检测和辨识状态估计结果输出及统计考核上传调度信息计算数据断面的保存及加载,分布式状态估计,网络拓扑网络拓扑是状态估计的基础。网络拓扑是根据电力网络中开关的开断状况,通过一定的算法计算出网络的实时结构拓扑。状态估计等应用程序都是在拓扑分析的基础上的。变电站内的拓扑结构定义是层次加关系结构。,分布式状态估计,量测系统可观测分析对变电站内现有量测系统进行分析,确定现有量测可以计算出哪部分网络的状态,这就是系统可观测性分析的任务,也叫量测系统分析。确定网络可观测性的算法有两类:数值算法和拓扑算法。这里采用拓扑算法。拓扑算法将可观测性问题化为拓扑问题,通过树的搜索,判明系统的可观测性。,分布式状态估计,状态估计状态估计利用量测信息,通过数学方法估计电力系统的运行状态。本软件中利用高电压网中P-Q解耦的特点,采用快速分解状态估计算法进行状态估计。图示为完成状态估计计算后,节点状态估计值与实际测量值的对比。前为状态估计值,后为实际量测值。这样的结果对比显示方便直观。,分布式状态估计,不良数据辨识通过检测和辨识,判断出不良数据是状态估计的一个重要功能。本软件采用递归量测误差估计辨识方法进行不良数据的检测和辨识。图示为坏数据辨识结果。该坏数据为开关刀闸错误,在列表中显示,便于查询。,分布式状态估计,结果输出及统计考核状态估计结果的输出有两种方式。一种是表格方式,一种是图形方式。图形方式是指在变电站网络接线图上直接显示状态估计结果。统计考核功能完成对状态估计可用率、合格率等指标的考核和统计。以列表的形式输出。图为状态估计结果概况表。表中归纳了网络的状态估计主要相关值。,分布式状态估计,上传调度信息计算数据断面的保存与加载,分布式状态估计,分布式状态估计图形界面,分布式状态估计图形界面,智能告警与分析决策,智能告警与分析决策智能变电站良好的网络,为全站容量信息的上送提供了可能,面对大量的告警信息,根据运行需求对信息进行综合分类管理,实现全站信息的分类告警功能。根据告警信息的级别实行优先级管理,方便重要告警信息的及时处理,有助于智能变电站应对各类突发事件。综合推理和分析决策报告将准确地提供必要的与事故和异常相关的信息,同时包含该事故和异常的一般性处理原则和推荐方法,协助运行人员及时地分析和处理事故,削弱事故对电网的影响和异常的危害性。,智能告警与分析决策,传统告警模式存在的问题在传统的变电站监控系统中,告警的方式比较单一,功能也比较有限,基本上信息按照时间顺序全部显示,未作筛选和推理判断处理,并且各告警信息之间也缺乏联系;一旦发生事故后,信息非常多,值班人员很难从大量的信息中获取到重要告警信息,影响对事故的正确判断。,智能告警与分析决策,常规告警系统SCADA点为中心按时间顺序显示同一设备的告警信息重复、过多告警之间无关联、按类型过滤,事故时系统运行负担重点作为基本处理单位,加重运行人员工作负荷与心理压力告警信息过多,可能遗漏重要信息靠经验找出故障范围及故障源,按点进行配置配置工作量大逻辑闭锁维护复杂,保护动作遥测越限开关跳闸SOE信号,事故推画面弹出告警信息各种声响提示通过告警列表定位故障,4023号点告警,传统告警模式,智能告警与分析决策根据变电站逻辑和推理模型,实现对告警信息的分类和信号过滤,对变电站的运行状态进行在线实时分析和推理,自动报告变电站异常并提出故障处理指导意见,为主站提供智能告警,也为主站分析决策提供事件信息。,智能告警与分析决策,智能告警与分析决策实现的内容告警信息的分层、分类的多维度划分可定制的告警多窗口的实现告警信息筛选、过滤与屏蔽计时、计次等统计类型告警的应用在线实时分析和推理变电站运行状态自动报告变电站异常并提出处理指导,智能告警与分析决策,智能告警窗口,智能告警与分析决策,计时、计次统计类型告警,智能告警与分析决策,智能告警系统一、二次设备模型为中心建立在变电站统一模型基础之上对信号进行分类及分单元显示计时计次类型的信息提升告警等级变电站的运行状态进行在线实时分析和推理建立专家处理系统,进行智能判断,并提出处理建议,间隔内屏蔽和过滤告警,只提示重要事故信息同一间隔的相关告警信息相互关联,按照间隔或设备进行操作,减轻操作压力通过设备连接关系自动定位故障范围及追溯故障源优越的专家系统进行推理判断,保护动作遥测越限开关跳闸SOE信号,按模型进行配置建模过程实现告警配置逻辑闭锁维护简单,事故推画面自动故障定位关联处理及确认,智能告警与分析决策,信号预处理,告警输入,告警信息输出,实时软逻辑:故障定位软闭锁,自动故障报告,综合事故分析,模型关联配置,告警综合显示,联动信号,存储IO,DB,统一模型,故障解决方案,建立告警点一二次设备间隔之间的关联定义设备故障严重等级,针对故障等级实现告警信息过滤根据告警信息关联,实现告警关联确认、自动消隐,提高故障处理速度通过模型连接关系,帮助运行人员掌握站内一二次设备的运行状况,及故障造成的相互影响,通过告警信息触发间隔内闭锁及间隔间互锁给出故障解决方案或处理指导。,专家知识库,告警信息综合分析决策,综合信息处理(事件逻辑推理),信号推理知识库,事故处理知识库,网络拓扑搜索,变电站模型,告警信息,故障判断处理建议,告警信息综合分析决策,智能告警综合分析决策,智能告警综合分析决策专家系统图形界面,事故信息综合分析辅助决策,事故信息综合分析辅助决策电网发生故障后,调度员需要及时获取准确详细的故障信息,快速形成事故处理方案,恢复对用户的安全供电;继保人员需要详细分析保护装置的动作行为。故障信息综合分析决策系统能收集故障信息和数据,整合分析站内包括事件顺序记录信号、保护及故障录波等信号,并进行针对性的分析和挖掘,为不同类型的用户提供各种可视化界面呈现和处理方案及结果,同时将信息上传至主站端。,事故信息综合分析辅助决策,传统事故分析的缺点随着我国电网的迅速发展,电网结构也日趋复杂,电网的各类事故的发生也越加频繁。电网发生故障时,集控人员接收保护动作信息与断路器状态、电气量等信息后,通过个人的经验进行综合分析判断,过滤无效的错误信息,确定故障设备和范围,进而采取隔离等处理措施。因此,在传统事故处理中,调度人员的个人经验及判断力起到了决定性的作用。电网事故的处理是一个既复杂又要求实时性极高的过程,单凭人工处理使得故障信息的传递缓慢,故障分析也不准确。另一方面,数字化、信息化技术在电网中大量应用,使电网发展呈现出规模化、智能化的特点,电网故障时保护装置和故障录波器记录下大量故障数据,SCADA系统能快速收集收这些故障信息,但是却只是简单地转发给调度中心,对这些数据缺乏有效的管理和利用。正是基于此,推出了变电站事故信息综合分析辅助决策高级应用系统。,传统事故分析,事故信息综合分析辅助决策系统主要实现的功能事故综合信息展示有效管理故障时刻的故障量、录波数据、告警信息、定值、保护版本等关联信息,将故障关联数据分类、整理、形成故障完整的综合信息,为继保专业人员提供故障时刻信息完整的综合展示。全景事故反演综合稳态数据、暂态数据和动态数据对故障过程进行全景事故反演。事故分析辅助决策专家系统建立故障分析模型,依赖故障分析专家系统进行智能分析,推断可能的故障位置、故障类型和故障原因,并给出故障恢复策略,指导运行人员快速进行故障恢复或通过故障恢复策略引导智能控制模块自动进行故障的恢复。,事故信息综合分析辅助决策,变电站采用的故障数据类型保护录波简报:保护录波简报利用保护的录波数据提取相关故障特征量(如故障时间、故障相别及类型、跳闸相别、故障距离等),它由录波文件的录波头文件、配置文件和数据文件3个部分聚合而成。保护告警/动作事件:包括重要继电器的启动、出口和返回时间。断路器状态:包含断路器状态、跳闸、闭锁信息。保护动作、断路器跳闸等开关量变位数据应带准确时标。,事故信息综合分析辅助决策,变电站采用的故障数据类型隔离开关状态:隔离开关状态是形成网络拓扑,进而进行故障分析的重要依据。保护定值:这是执行继电器特性分析、保护定值在线校核等功能的重要基础。保护通道信息:快速保护往往需要对侧的通道信息才能完成正确的保护装置逻辑判断与执行。PMU动态数据/故障测距数据:故障前后一周波的电压、电流相量。故障类型(单相、多相、发展性故障)。,事故信息综合分析辅助决策,事故信息综合展示目前的变电站自动化系统能够收集这些故障数据,但是没有提供集中展示功能。故障时有的数据被先后送上来,还有些是维护人员手动从装置调取的,这些数据分散地展示给维护人员。因此有必要设计事故信息集中展示的功能,让维护人员可以在同一界面中查看某次故障的所有故障信息。可以通过画面集中展示某次故障的动作报告信息(厂站名称间隔名称保护启动时间动作元件名称动作相别动作相对时间动作的故障参数),故障时的定值信息(定值名称定值范围)和故障时刻录波曲线。,事故信息综合展示,事故信息综合展示形式保护设备管理故障录波分析故障简报和事故推画面,事故信息综合展示,保护设备管理定值管理软压板管理召唤保护测量量召唤录波列表、录波文件装置复归,事故信息综合展示,录波分析,事故信息综合展示,故障简报,事故信息综合展示,2011.5.12.13:19:0635ms石北线线路保护动作,全景数据反演随着电网规模的不断扩大和电网调度运行工作日益精细化,变电站原有的PDR功能已经不能满足需求,变电站自动化系统原有的事故追忆功能完全依赖开关变位和总事故信号的触发,记录可靠性较差,数据断面记录间隔为2-10s,仅能保存时长为5min的事故,无法记录和再现较长时间的电网运行状况,同时PDR仅提供稳态数据记录分析功能,无法准确反映事故的暂态变化过程和反映系统稳定特征的动态信息参量,信息量非常不完整。在实际的变电站运行过程中,PDR功能实用性较差。因此在变电站自动化系统中开发全景数据分析系统取代原有事故追忆功能势在必行。全景数据分析系统是对变电站自动化系统原有PDR功能的改进、提高和创新。系统分为统一断面全景数据采集、全景数据展现和全景数据回放两大部分。全景数据反演可以对变电站的全景数据(包括电力系统运行的状态数据以及系统运行过程中的运行数据如告警,音响,图像信息等)进行全面的回放,从而给事故分析提供综合的数据信息支撑。,全景数据反演,全景数据反演,全景数据反演图形界面,事故分析辅助决策专家系统专家系统是一个具有专门知识与经验的程序系统,根据某个领域的专家提供的知识和经验进行推理和判断,模拟专家的决策过程,以解决那些需要专家决策的复杂
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