南瑞继保智能变电站高级应用专题报告.docx
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南瑞继保智能变电站高级应用专题报告
智能变电站高级应用
专题报告
1概述
2高级应用介绍
2.1程序化操作
2.2与主站系统的无缝连接（图模一体化）
2.3智能告警及分析决策
2.4无功自动调节
2.5智能开票系统
3预研功能
3.1分布式状态估计
3.2设备在线监测与状态检修
3.3事故信息综合分析决策
1智能变电站概述
智能变电站是坚强智能电网的重要基础和支撑。
由先进、可靠、节能、环保、集成的设备组合而成，以高速网络通信平台为信息传输基础，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级应用功能。
智能变电站对于硬件、软件同样有自身的需求。
对于软件来说，智能化意味着自动化程度更高，将工作人员从大量繁复、易出错的工作中解放出来；更聪明，对于系统运行状态并不是简单的通知运行人员，而是可以从系统采集数据中判断自身所处的状态，并可以对状态进行闭环的处理；更灵活，系统部署方便、系统规模可调整，与其它系统的集成方便。
2高级应用介绍
2.1程序化操作
程序化操作也称为顺序控制。
变电站程控操作是指变电站内智能设备依据变电站操作票的执行顺序和执行结果校核要求，由站内智能设备代替操作人员，自动完成操作票的执行过程。
实际操作时只需要变电站内运行人员或调度运行人员根据操作要求选择一条顺控操作命令，操作票的执行和操作过程的校验由变电站内智能电子设备自动完成。
在智能化变电站内实施顺控操作，能够使智能化变电站真正实现无人值班，达到变电站“减员增效”的目的；同时通过顺控操作，减少或无需人工操作，最大限度地减少操作失误，缩短操作时间，提高变电站的智能程度和安全运行水平。
智能化变电站的几个特点：
一次设备智能化和二次设备网络化；互操作性和开放性；分层分布式系统；一次设备和二次设备可靠性的提高。
这几个特点，都很好的满足程控操作对变电站的一次和二次的要求。
程控操作和智能化变电站的关系，细化列出以下几个方面：
（1）一次设备智能化和电动化要求：
智能化变电站过程层的智能单元和合并单元装置，使一次设备具有智能化特点，能够传输更完善和详尽的位置、环境、告警和采样信息，能够快速可靠接收GOOSE报文，达到程控操作一次设备包括断路器、隔离刀闸、地刀、手车等；
（2）一次设备较高可靠性的要求：
程控操作正确性和成功率的关键因素有两个，即一个是，一次设备可靠性高，不能出现不能操作或操作不到位的情况；另一个是，一次设备辅助接点位置与一次设备实际位置的严格对应。
一次设备位置的辅助接点信号，智能单元采用双位置信号加强其可靠性，通过GOOSE网络接入间隔层设备，双位置信息可以监视辅助接点位置异常，此时需要闭锁相关操作；
（3）二次设备可靠性的要求：
变电站间隔层设备和过程层设备间的GOOSE和SMV联系，都有完善的网络断链告警检测机制，改变了传统硬连线不能周期检测的问题，提高了设备间联系的可靠性；
（4）保护测控设备之间互操作的要求：
在变电站实施程控操作，特别是在750kV变电站实施，涉及到自动化设备、保护设备之间的互操作，因此变电站自动化系统必须是一个开放系统，选择合适的变电站系统通信平台，也是变电站应该解决的问题。
智能化变电站在间隔层设备和过程层设备都实现了信息共享和传递，真正意义上实现了变电站自动化设备的互操作。
将IEC61850标准体系引入变电站自动化系统,作为变电站的通信体系规范，并在此基础上实施程控操作，可以提高系统的性能和可靠性。
2.2与主站系统的无缝连接
IEC先后制订了关于变电站自动化设备和系统通信及对象建模的IEC61850标准，以及关于公共信息模型（CIM）和企业信息管理与集成的IEC61970和IEC61968标准。
由于IEC61850标准在对象建模方面存在的问题，例如对象模型没有基于UML建模语言，IEC61850标准自身存在不完全兼容的两套对象模型等，导致IEC61850与IEC61970标准的对象模型存在不协调的地方。
所以，建立IEC61850的UML模型是实现与主站系统无缝连接的关键。
通过对IEC61850标准和/或CIM的模型进行修改，可实现模型间的协调。
为实现此目标，我公司开发了图模一体化工具。
图模一体化工具可以与SCD工具集成在一起，可以生成SVG文件，SCD文件也要包含模型与图形的关联。
主要功能:
1）创建符合IEC61850-6规范的SCD文件。
2）图形化的方式构建变电站一次系统单线图。
支持以图形化的方式绘制电力系统单线图，并自动生成符合IEC61850规范的变电站一次模型。
●支持层次化的变电站一次模型结构
●自动识别连接关系，并生成相应的连接关系模型
●提供了预定义的基本图元及一次设备模型图元
●方便的图元及图形属性编辑
●支持缩放、旋转、图层以及对齐等图形化操作以加快图形化建模过程
●支持关联变电站功能逻辑节点
●支持导入/导出SSD文件
●支持图形数据的额外存储
3）构建不同的变电站结构及创建完整的变电站明细（SSD）。
4）从符合IEC61850-6规范ICD中导入智能电子设备（IED）
支持导入符合61850-6规范的ICD文件以生成IED模型,ICD文件在导入过程中，支持schema校验以及DataTypeTemplates校验，并提供忽略和添加前缀2种处理方式以解决冲突；若该ICD文件中含有通信信息，导入文件时，通过选择SubNetwork完成通信信息的配置
5）GOOSE、SMV配置
通过IED配置中提供的GSEControl、SMVControl以及Inputs的配置功能，完成Goose和SMV的接收到发送的关联配置。
GSEControl和SMVControl提供了该IED下的Goose控制块及采样值控制块的配置功能，Inputs中则提供了从外部IED发送过来的信号与该IED下的接受信号的关联。
支持以表格方式配置内外部信号的关联，在这种配置方式下，内外部信号的关联信息以二维表格的方式呈现出来，并提供相应的界面供用户选择相应的内部信号及外部信号，并加入到该二维表格中。
6）支持SVG格式图形的导出
SVG图形是通用的图形格式，导出的SVG图形可以给后台或调度使用
2.3智能告警及分析决策
值班员会面对越来越多的信号，越来越复杂的系统。
传统告警系统只会机械的报告系统发生的事件，尤其是系统发生事故时，潮水般的信号使得值班人员无所适从，实际上相关信号是具备很强的逻辑关系的，但是只有具备丰富经验和扎实理论的值班人员才能给出正确的判断。
基于对全站设备对象信息建模的情况下，实现对全站告警信息进行分类告警、信号过滤，同时通过对变电站运行状态进行实时的在线分析，自动报告变电站异常并提出故障处理指导，实现基于管理、检修和实时运行一体化的告警系统。
变电站信号智能告警专家系统的推理机对信号的推理方式包括四个层次：
（一）告警信息的查看一般是通过时序以平板方式进行查看，优点在于时效性佳便于时刻关注系统实时信息，缺点在于不够直观，往往需要对照系统拓扑图才能进行分析，并在事故时，由于其它信号的干扰，影响使运行人员集中注意力于故障间隔。
智能告警系统可实时查看某测点、某设备、某间隔在某个时间段内的动作信息，也可以复合选择多个间隔\设备\测点进行查看,也可以按照设备类型,测点类型进行组合。
（二）单事件推理对单个告警信息进行推理判断、提供原因及处理方案。
（三）异常诊断对短时间内连续发生、有内在关联的一组事件信息进行综合推理判断，给出原因及处理方案。
实时根据当前的所有在动作状态的异常告警进行综合分析——主要在一定时间窗范围内，某厂站的某个间隔下出现多个异常告警信号，多由于同一个故障或者异常原因导致，（主要是针对PT断线故障、PT电压消失、CT故障、直流电压消失、控制回路断线，等这种具有迁延性故障异常）
（四）故障智能诊断完成根据电力系统故障跳闸等信号综合分析出故障的位置，主要实现：
监控系统告警信息的预处理、扰动类型辨识、电网故障诊断等功能。
（1）告警信息预处理
智能告警系统实时监视电网运行情况可监测开关变位，保护信号、事故总信号等故障信息，并通过对采集的相关告警信息进行分析、判断，剔除伪信息后，提炼对故障分析有用的信息并分类，如保护装置动作信息，备自投信息，开关变位信息，重合闸信息等。
（2）扰动类型界定
电网事故的甄别需要考虑多重因素，以避免对事故的错误认定或漏判。
通过将开关遥信变位信息与保护信息相匹配时，界定扰动的性质：
故障扰动、人工操作、错误信息。
（3）电网故障诊断
电网故障诊断是为调度值班运行人员服务，在SCADA系统的支持下，完成以下主要任务：
分析开关和保护动作关系;诊断电网中发生故障的元件;筛选出需要进一步确认的报警信息。
电网故障诊断软件的主要功能如下：
（1）电网故障诊断启动检测
监控开关变位，保护信号，事故总信号等故障信息，并通过相关信息和数据进行分析、判断，剔除伪信息后，作为电网是否发生事故的判断依据。
（2）故障设备的诊断
根据开关变位情况，通过网络拓扑分析，保护单元、保护装置与开关的关系分析，判断故障停电范围、及事故性质；并找出因本事故而导致的其它变电所停电事故等。
对于简单故障，定位到元件；对于复杂故障（开关或保护拒动、误动），定位到区域；
（3）开关及保护动作评价
在接入较为完备的保护故障信息情况下，可通过保护动作信息并结合开关变位信息自动诊断故障设备，并对故障涉及的保护和开关动作情况进行评价，提供运行人员准确的事故原因及故障设备。
（4）找不到原因的报警信息及其原因分析
根据故障设备－保护－开关间的因果逻辑分析，将下述信息作为异常的报警信息列出来，需要值班员再检查确认：
不能确定具体原因的动作保护或开关信息;
（5）故障诊断结果的显示
在故障诊断结束后，系统应自动生成电网故障诊断报告，显示给用户。
并提供历史故障诊断报告的查询浏览功能。
下面针对每个类型进行举例说明。
1）单事件推理
信号名称
出现原因
处理方案
主变本体重瓦斯
本体内部故障，引起油流冲动，本体瓦斯继电器动作，跳开主变各侧开关
检查变压器保护动作情况，检查变压器三侧开关跳闸情况，检查变压器外部有无异常温度等，将检查结果汇报调度及生产调度，做好记录。
2）关联多事件推理
信号名称
推理结果
处理方案
备注
断路器SF6气压低报警
断路器SF6气压低闭锁分合闸
断路器SF6气压低闭锁
液压机构
断路器SF6气压低闭锁
断路器控制回路断线
液压机构油压总闭锁，分闸闭锁
3）故障智能推理
（1）线路故障跳闸，重合闸成功。
故障条件：
某线路保护动作
出口跳闸
开关分闸变位信号
事故总（可选）
开关保护动作信号（可选）
重合闸信号（可选）
开关合闸变位信号
相应开关在合位
故障结论：
某线路故障跳闸，重合闸成功
推理过程：
a.推理机检测到“某线路保护动作”后，启动“线路故障跳闸，重合闸成功”故障推理模块。
b.拓扑获得该线路相关断路器。
c.在时间窗内检查是否有该线路相关断路器的出口跳闸信号，没有则终止推理。
d.检查是否有该线路相关断路器的分闸变位信号，没有则终止推理。
e.如果用户选判“事故总信号”，则继续检查是否有该线路相关断路器的事故总信号，没有则终止推理。
f.如果用户选判“保护动作信号”，则继续检查是否有该线路相关断路器的保护动作信号，没有则终止推理。
g.如果用户选判“重合闸信号”，则继续检查是否有该线路重合闸信号，没有则终止推理。
h.检查是否有该线路相关断路器的合闸变位信号，没有则终止推理。
i.判断该线路相关断路器位置为合。
j.在时间窗内的信号满足以上条件，则在推理结果页面中报告该故障。
变电站端故障诊断分析结果的上送
变电站端故障诊断分析结果结构如下表：
故障时刻
故障设备
故障相
故障性质
故障涉及厂站
拒动开关
误动开关
潮流变化
数据源
变电站将分析结果采用IEC104链路层、IEC103应用数据单元形式上送给调度主站，为区分各字段，每个字段数据结构独立，具体报文结构如下：
类型标识（TYP）
88H
可变结构限定词（VSQ）
01H
传送原因（COT）
01H
ASDU地址
实际地址
功能类型（FUN）
FEH
信息序号（INF）
F4H
返回信息标识符（RII）
通用分类数据集数目（NGD）
01H
通用分类标识序号GIN
组号
条目号
描述类别KOD
01H
GDD（DataType）
17H
GDD（DataSize）
0XH
GDD（Number）
0x01
通用分类标识数据GID
GDD（DataType）
0EH
GDD（DataSize）
07H
GDD（Number）
01H
GID
故障时刻
GDD（DataType）
01H
GDD（DataSize）
0XH
GDD（Number）
01H
GID
故障设备
GDD（DataType）
01H
GDD（DataSize）
0XH
GDD（Number）
01H
GID
故障相
GDD（DataType）
01H
GDD（DataSize）
0XH
GDD（Number）
01H
GID
故障性质
GDD（DataType）
01H
GDD（DataSize）
0XH
GDD（Number）
01H
GID
故障涉及厂站
GDD（DataType）
01H
GDD（DataSize）
0XH
GDD（Number）
01H
GID
拒动开关
GDD（DataType）
01H
GDD（DataSize）
0XH
GDD（Number）
01H
GID
误动开关
GDD（DataType）
01H
GDD（DataSize）
0XH
GDD（Number）
01H
GID
潮流变化
GDD（DataType）
01H
GDD（DataSize）
0XH
GDD（Number）
01H
GID
数据源
2.4无功自动调节
由变电站自动化系统和集控主站系统集成实现VQC（无功自动调节）功能，变电站采集电压数据，无功电压优化调节分析软件安装在集控主站系统，主站下发命令至变电站自动化系统执行投切操作，实现区域无功最优投切。
1.智能控制方案
南瑞继保VQC采用17区图的控制方案，给出电压和无功的控制目标[U-,U+]和[Q-,Q+]，结合站内实际情况，可以将无功-电压平面分成17个区，每个区预设优先策略和备用策略，VQC可以自动判别出任一时刻主变运行状态位于某个分区，并自动执行相应的策略。
对于枢纽变电站，一般只考虑电压，那么我们的17区图就可以做相应的简化称为3区图，这样使控制更加简明，也方便了验收调试。
南瑞继保公司的VQC产品在控制方案上面充分考虑了各种类型变电站的需求，做到智能、高效。
2.智能安全预判
在利用17区图判别出当前需要执行的“优先策略”和“备用策略”之后，还存在判别主变当前状态是否允许执行“优先策略”或“备用策略”的问题。
南瑞继保提供了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。
1）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。
✓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。
2）闭锁
✓500kV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。
3）状态确认
只有当500kV母线电压大于设定上限超过一定时间（可设置）时，才执行预设的操作；只有当500kV母线电压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。
3.智能识别拓扑关系
南瑞继保公司VQC产品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。
南瑞继保公司的VQC产品，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。
2.5智能开票系统
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。
1）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：
⏹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
⏹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！
2）推理专家规则
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
建立规则时，使用“对象（一类设备）”，避免使用实际设备，以便运行维护和管理。
如闸刀可分为220kV线路闸刀、220kV母线闸刀、500kV边开关母线侧闸刀、500kV边开关线路侧闸刀、500kV边开关主变侧闸刀、500kV中开关1闸刀、500kV中开关2闸刀等。
3预研功能
3.1分布式状态估计
电力系统互联是电力系统发展的必然趋势，这对能量管理系统的自动化水平要求越来越高。
状态估计是能量管理系统的核心部分，状态估计算法的研究直接关系到状态估计计算的速度、精度等，面对大规模的电力系统，传统的状态估计算法已经不可能有所突破。
近年来，国外提出了分布式状态估计技术，即将传统调度自动化系统的对全网进行的状态估计分解到各智能化变电站中，通过对各智能化变电站进行分布式状态估计以及调度中心与变电站之间的边界协调来实现全网的状态估计。
随着分散式控制技术的快速发展，其可能是未来电力系统控制发展的主要趋势。
分布式算法实际上是将方程降维协调并行求解，不足的地方是目前受网络速度的制约，信息交流的占用时间比较大，尤其是边界节点数量很大时，网络耗时尤为突出。
但是随着高速数据网络通讯技术的飞速发展，其实用性在未来还是很有前途的。
3.2设备在线监测与状态检修
智能化变电站中，可以有效地获取电网运行状态数据、各种智能电子装置IED的故障和动作信息及信号回路状态。
智能化变电站中将几乎不再存在未被监视的功能单元，在设备状态特征量的采集上没有盲区。
通过对设备进行广泛的在线监测，设备检修策略可以从常规变电站设备的“定期检修”变成“状态检修”，使得设备检修更加科学可行，既能保证电气设备的安全可靠运行，又可获得最大的经济效益和社会效益。
设备在线监测与状态检修系统是一个多层结构的软硬件结合的综合应用系统。
其中，智能化变电站包括两层，一层是就地监测层，负责变电站电网设备、智能电子装置等设备各种状态和信息的采集；另一层是站内数据平台，负责变电站内各种监测数据的收集、显示、分析。
调度中心也包括两层，一层是数据采集层，负责采集各变电站上送的各种设备检测信息，形成设备在线监测数据平台；另一层是应用分析层，利用电力系统中成熟的电力设备故障诊断算法对设备故障进行诊断，对设备状态进行评估分析，并结合电网的运行方式和检修计划，合理进行故障设备的检修管理。
通过采集设备的状态信息，在后台进行可视化展示，从而实现对主要设备的数字化控制、测量、记录、监视等，为电网设备全寿命周期综合优化管理提供基础数据的支撑。
3.3事故信息综合分析决策
开发变电站事故、异常专家系统，建立设备状态和功能模型，在电网事故、保护动作、装置故障、异常报警等情况下，通过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，确定当前运行状况，并将事故分析的结果以简单明了的可视化界面综合展示，同时可将信息上传至主站端。
升级会员 