变电站集中监控功能与调控一体数据处理技术,电力论文

变电站集中监控功能与调控一体数据处理技术,电力论文当前,变电站的实时监控已普遍采用无人值守和集中监控形式。各个供电公司都组建了大量变电站集中监控中心,并制订了一系列的变电站集中监控功能规范。通过对变电站的改造,变电站集中监控主站软件基本上实现了信号的接入与处理。随着大运行体系建设工作的开展、电网技术的不断进步以及对安全要求的不断提高,调度运行与设备监控的分设,所导致的管理形式管理链条长、运行环节多、工作界面复杂、实时控制效率低等问题日益成为制约电网发展的瓶颈。这些问题突出表如今两个方面:①变电站集中监控主站软件独立建设,未做到和电网调度控制中心的其他应用信息分享,造成调度监控员处置时需要打开多套系统,严重影响监控效率和操作安全性;②由于信号分析功能较弱,不能知足从经历体验型向分析型、从单一功能到多功能、从事后被动型向事前主动型转变的要求。为了解决这些问题,大运行体系建设要求在原调度中心和变电站集中监控中心的基础上组建调度控制中心。调度控制中心在承当电网调度工作的同时,也负责变电站设备的运行状态监视及远方控制工作。根据调度和监控功能一体化融合,监控应用与智能电网调度控制系统基础平台(简称D5000平台)一体化集成的建设思路[1-2],在D5000平台上,采用调度和监控信息一体化建模,利用D5000平台中的消息总线、实时数据库、权限管理、告警等服务,实现变电站集中监控功能和智能电网调度控制系统的快速集成。本文从调控一体实际业务需求出发,根据一体化设计、统一平台、模型分享、分级维护、统一管理、组件化建设、可视化展现的设计原则,提出了变电站集中监控功能体系架构,重点阐述了在D5000平台功能扩展、调控一体化模型与权限管理、告警信息分层分流及智能化处理、告警直传与远程阅读、安全控制光字牌处理等关键技术,最后给出了变电站集中监控功能的工程实践情况。1功能体系架构在D5000平台和电网运行稳态监控功能模块的基础上,对平台的数据采集、权限管理、模型管理、人机界面、告警服务、权限服务、综合智能分析与告警等功能和服务进行面向调控一体业务的升级,实现调控业务的一体化采集、一体化处理和一体化展示。主站端变电站集中监控主要实现数据处理、间隔建模与显示、操作预演、光字牌处理、防误校验、操作与控制、责任区信息分流等功能。调控一体变电站集中监控功能的体系架构如此图1所示。图中:WAMS为广域测量系统;AVC为自动电压控制。【1】2变电站集中监控功能与调控一体数据处理流程2.1变电站集中监控功能调控一体形式的实现为监控功能提供灵敏、友好的专用界面和可靠的技术支持。调控一体变电站集中监控功能主要包括下面几个方面。1)电网设备运行的实时信息监视。接收实时遥信、遥测数据,并执行相关逻辑对问题遥信、遥测数据进行处理。2)相关设备的操作和控制。在确保安全的前提下,为监控人员提供一种在电网调度控制中心执行对远方断路器、挡位的遥控操作的手段。3)信息分析与处理。综合处理一、二次设备相关信息,给出清楚明晰明确的结论,为运行监视人员提供指导和参考[3-4]。4)信息展示。根据变电站集中监控的业务特点,扩展告警信息展示、光字间隔图等功能,知足监控人员对信息监视的需要。2.2调控主站一体数据处理流程图2所示为调控主站数据处理经过。在调控主站端扩展智能电网调度控制系统数据采集应用功能,实现对远动机通过通信规约上送的调控集中监控数据的统一处理。通过平台提供的权限和责任区管理服务实现对调控一体数据的分层、分级和分流处理。用户权限配置功能支持调度员和监控人员登录在同一调控一体化系统中,能够按需获取信息、调度员和监控人员的操作互不干扰。在实现调度和监控数据分流后,通过告警分析模块将信息根据变电站集中监控的业务进行告警分类,并做进一步的处理(告警分类、信号压缩、误发信号过滤等)后展示给监控人员,并利用信息检索技术实现一、二次设备信息的关联展示。在控制功能实现方面,由电网调度控制中心发起遥控,在完成控制点核对后,将遥控、遥调指令加密后下发,实现安全遥控功能。【2】3关键技术3.1D5000平台功能扩展采用并扩展D5000平台提供的实时数据库、消息总线、公共服务、模型管理、权限管理等支撑服务,实现调控一体化平台功能。3.1.1调控一体模型管理变电站系统数据模型主要分为:一次模型和二次模型。一次模型主要包括电网参数、一次设备参数等,二次模型主要包括保卫、测控等二次装置信息模型。当前国际上与一、二次模型相关的主要标准分别是IEC61970[5-6]和IEC61850[7]。IEC61970中对于二次设备的模型描述较为简单,而IEC61850中对二次设备模型的描绘叙述非常详尽,但两套标准对于电力系统对象的描绘叙述方式差异较大,无法直接融合。通过在调控一体模型管理中,引入IEC61850中智能电子设备(IED)模型并进行适当调整,对本来主要基于IEC61970标准的模型进行适当扩大,实现一、二次设备的统一建模。这样,一方面能够避免一样模型分散、重复建设,另一方面为后续实现一次设备和保卫信息关联调阅、智能告警分析等功能提供根据。对于一次设备与二次设备的关联,首先建立IED类与远程终端单元(RemoteUnit)的继承关系;然后建立保护逻辑节点(LNode)类与保护装置(ProtectEquipment)继承关系。华而不实:①利用保卫装置与设备(Equipment)的关联,根据实际配置情况构建一次设备与逻辑节点的对应关联;②利用保卫装置与量测值的关联,表示保卫设备的输入信号;③利用保卫装置与保卫刀闸(ProtectedSwitch)的关联,表示保卫动作后发跳闸命令到Switch(刀闸)。一次设备模型和二次设备模型关系如图3所示。华而不实,PowerSystemResource为电力系统资源,IdentifiedObject为已辨别对象,Equipment为设备,ReclosSequence为重开闸序列,LDEVICE为逻辑装置,FisAnalog为保卫模拟量,FisSetting为保卫定值,FisSetBit为控制字定值,FisSettingRef为标准定值。【3】3.1.2调控一体权限管理权限管理是利用应用权限控制的公共组件和服务,实现用户的角色辨别和权限控制。华而不实,权限控制包括基于对象的控制(包括菜单、应用、功能、属性、画面、数据和流程等)、基于物理位置的控制(如系统、服务器组和单台计算机)和基于角色的权限管理策略等。为了知足调控一体的业务需求,基于服务总线实现的权限服务在变电站集中监控功能中对间隔的描绘叙述增加了对责任区中间隔的权限控制,以保证责任区区分颗粒度最小能够到间隔;对于操作功能增加了挂牌、控制权以及画面推送等操作权限,以知足实际业务的个性化需求。通过对D5000平台权限管理服务的扩展,实现了调度和监控业务的统一权限管理,使得在同一个系统中不同专业用户功能能够分权使用、按需定制且互不干扰。另外,为了确保控制操作的准确性和安全性,将双因子验证机制纳入权限管理中,即采用密码和安全钥匙认证的方式确保登录人员身份的可靠性。3.2信息分层分流及智能化处理根据调度、监控等不同专业的业务需求,对人机界面、信息和可执行操作等进行角色定制,实现信息的分流处理[8-10]。根据监控告警信息重要性等级,进行从宏观到微观的分层展示。通过权限、责任区的配置,实现系统功能、展示界面和实时监控信息等对不同用户的隔离,这样既能够避免越权使用,可以以减轻监控人员的负担。3.2.1权限与责任区智能电网调度控制系统牵涉多个专业,仅处于安全Ⅰ区的子系统就牵涉自动化专业、调度专业、监控专业和保卫专业等。华而不实,调度专业和监控专业又因关注对象不同,对一次接线、告警窗等界面信息及详略要求不同[11]。因而,需要分责使用、分权管理和分区监控。利用D5000平台提供的权限和责任区管理,对用户和角色所使用的挂牌操作、遥控操作和画面推送等操作功能设定权限。根据厂站、电压等级、间隔等划分方式,对用户进行责任区配置。这样,每个节点(工作站)根据用户登录信息仅展示其责任区范围内的信息,提供责任区范围内相关设备的操作权限,进而实现信息和操作分流。3.2.2告警信息分流与智能化处理1)告警信息分类根据对电网影响的程度,电网告警信息通常可分为事故信息、异常信息、变位信息、告知信息和越限信息等5种类型。而智能电网调度控制系统的告警服务需要接收各个应用发出的告警信息并统一进行处理,各应用产生的告警通常按应用角度区分类型,因而并不符合上述的告警分类。为知足监控功能需求,需要对智能电网调度控制系统的告警类型与电网5类告警之间进行映射,映射关系如此图4所示。【4】智能电网调度控制系统的告警分为遥信变位、遥测越限、事件顺序记录(SOE)和控制操作等。详细的映射方式方法分为两种:第1种是在信号建模时对信号等级进行划分,在信号产生动作时直接根据模型等级对应监控告警的某一类信息;第2种是在信号产生后再根据其详细的动作状态进行映射,以确保映射的灵敏性,即同样是遥信变位类的信号,由于其动作状态的不同可以以映射到不同类型的监控告警。2)告警信息分流每一个用户在开创建立时对其所管辖的责任区进行定义。在告警产生后,不同用户的告警窗和最新告警行仅显示用户责任区范围内的告警数据。3)告警智能处理调控一体化给调度自动化系统带来的最大挑战是告警信息的海量增长[12]。通过告警窗的展开/收起功能,智能电网调度控制系统对由同一原因引起的多个告警信息进行合并,只给出核心的告警或者引起故障的原因。所有的告警信息都存入历史数据库并支持在实时告警界面通过综合告警信息查看与之相关的具体告警信息。对频繁出现的告警信息(如保卫信号频繁误动等),告警窗自动合并为一条信息,并自动累加动作次数,通过点击告警查看告警详情。利用告警窗有限的显示空间充分展示有效信息,解决了以前重要信息被非关键信息所淹没的问题。3.3告警直传与远程阅读变电站有一些非电气量信号会产生对电网运行没有直接影响的告警,如防盗门未关闭、火警报警等。这些信号对于无人值守变电站极其重要但是主站模型又无法反映出来,导致信息取舍特别困难。告警直传很好地解决了这一技术难题,大大减少了电网调度控制中心的信号维护量。通过远程阅读,监控人员不再局限于变电站上送的监视信号,能够主动在电网调度控制中心对变电站上的集中监控系统进行阅读,辅助电网调度控制中心进行决策。3.3.1告警直传变电站告警直传过程如图5所示。图中:SCADA表示数据采集与监控。【5】从图中能够看出,在电网调度控制中心部署告警信息直传功能,在变电站部署告警信息的转发功能。告警图形网关采用DL476/104协议的字符串数据块分别与变电站监控系统和电网调度控制中心进行告警信息传输。变电站监控系统将SCADA系统的告警处理模块产生的本地告警信息转换为带站名和设备名的标准告警信息传送给告警图形网关。电网调度控制中心的告警采集模块与变电站监控系统建立网络连接来接收告警信息,并以消息的方式发送给告警处理模块。电网调度控制中心的告警服务接收告警消息并在告警窗上显示相关告警。3.3.2变电站远程阅读变电站远程阅读经过如此图6所示。【6】从图中能够看出,在电网调度控制中心部署变电站代理服务程序;在变电站端部署专用的服务程序;电网调度控制中心与变电站端通过DL476协议进行交互。远程阅读的实现主要包括画面的绘制和数据的刷新两个方面。1)画面的绘制:人机系统通过本地图形网关向变电站端发送变电站画面文件请求,本地图形网关与变电站图形网关交互,获取请求的画面文件,人机系统接收本地图形网关返回的文件后,通过阅读器解析画面文件。根据画面中引用的图元文件,通过本地网机向变电站端图形网关发送请求,人机系统接收本地图形网关返回的图元文件,阅读器完成解析后绘制完好的画面图形。2)数据的刷新:人机系统向本地图形网关发送打开画面的请求以获取数据,变电站站端监控系统响应请求并返回结果,由本地图形网关接收结果,人机系统接收本地图形网关返回的刷新数据,阅读器完成数据、着色和状态等的刷新。3.4安全控制变电站集中监控和无人值守形式下,远方操作范围扩大,操作量大大增加,电网调度控制中心必须为确保远方操作的安全性提供有效支撑[13]。3.4.1安全遥控除采用传统的防误校验技术外,采取权限管理、操作监护、前置数据点固化和远方/就地闭锁等措施来保障远方操作的安全性,避免非主观性操作失误导致严重后果。安全控制流程如此图7所示。根据监控人员操作规程,通常遥控操作在间隔内执行,权限的划分能够有效避免监控员进错间隔,在间隔内进行遥控操作时,会再次要求监控人员同时输入间隔名称和遥控对象确保控对。同时,一旦开场遥控某一设备,将自动将此设备闭锁避免同时多人操作。为确保遥控不会由于维护造成问题,通过前置数据点固化的方式方法来保证遥控点下发正确。自动化人员在维护调控系统时,对新建变电站都会执行一系列的传动实验,确保变电站端信息点和电网调度控制中心的信息点完全一致,但电网调度控制中心遥控点仍然存在被篡改的风险。利用数据点固化的方式方法在传动实验完成后将完好的信息点表额外保存,下发遥控时同时比对两张数据点表,一致时下发对应的遥控点。通过设置远方/就地闭锁点并采集该点信号,明确控制权归属,避免运维检修人员在变电站端操作时电网调度控制中心人员同时进行操作导致事故。假如控制权在远方,那么电网调度控制中心闭锁所有遥控功能;假如控制权在电网调度控制中心,则在变电站端完全闭锁控制。【7】为进一步实现遥控的安全控制,还能够通过调用安全加密验证模块,使遥控操作人员在执行遥控操作时使用安全密钥获得遥控和监护权限。3.4.2操作预演对于变电站倒闸操作,智能电网调度控制系统提供独立的模拟预演环境,支持系统实时断面导入。在智能电网调度控制系统的多态机制基础上,新建一个模拟预演态,通过实时断面拷贝到模拟预演态下,采用全图形鼠标操作定义变电站倒闸操作序列。对于定义完成的操作序列,能够按指定的时间间隔进行操作预演,预演中每一步执行前均调用防误校核。对于不符合防误要求的操作,给出错误提示和正确的操作序列。3.5光字牌处理光字牌是设备运行人员监视变电站内设备运行工况的基础性手段[14]。智能电网调度控制系统中设计并实现的光字牌监视图是一种非常直观的信号监视界面,由全站光字图、间隔光字图和间隔细节图组成。三种光字图按三级倒树状构造完成链接,构成光字牌功能。光字图根据系统一、二次模型数据库的信号构造自动生成,动作状态颜色与信号的报警等级对应。间隔细节图除了提供类似于传统变电站控制屏的光字牌信号和只含有该间隔的报警及SOE的