智能化变电站高级应用

1、智能化变电站1.智能化（数字化）站与常规站区别传统变电站设备功能分布(单个间隔)传统微机保护交流输入组件A / D 转换组件保护逻辑(CPU)开入开出组件人机对话模件端子箱l二次设备和一次设备功能重新定位。智能变电站设备功能分布（单个间隔）智能终端MU传统微机保护交流输入组件A / D 转换组件保护逻辑(CPU)开入开出组件人机对话模件端子箱二次设备和一次设备功能重新定位：ECT一次设备智能化IED数字化保护SMV光纤GOOSE智能数字站与常规站的区别（整站）5网络化二次设备要求网络化二次设备要求 具有数字化接口具有数字化接口 满足电子式互感器的要求满足电子式互感器的要求 满足智能开关的要求满

2、足智能开关的要求 网络通信功能网络通信功能 满足满足IEC61850IEC61850的要求的要求间隔层和站控层设备间隔层和站控层设备 PCS-9700PCS-9700变电站自动化系统变电站自动化系统 PCS-900PCS-900系列保护装置系列保护装置 PCS-9700PCS-9700系列测控装置系列测控装置 PCS-9000CPCS-9000C系列四合一保护测控系列四合一保护测控装置装置 PCS-9700PCS-9700系列通信设备系列通信设备网络化二次设备（间隔层设备的区别）62.智能化一次设备简介1）电子式互感器2）一次开关设备的智能化 常规互感器的主要缺陷绝缘、饱和、爆炸、谐振、精度、

3、接口等 电子式互感器的主要优势电子式互感器优势8 按一次传感部分是否需要供电划分按一次传感部分是否需要供电划分 有源式电子互感器有源式电子互感器 无源式电子互感器无源式电子互感器 按应用场合划分按应用场合划分 GISGIS结构的电子互感器结构的电子互感器 AISAIS结构结构( (独立式独立式) )电子互感器电子互感器 直流用电子式互感器直流用电子式互感器电子式互感器分类9AIS有源电子式电流电压组合互感器运行于哈尔滨延寿变的220kV电子式电流电压互感器AIS有源电子式组合互感器结构11AIS有源电子式组合互感器参数12 AIS电子式互感器产品主要技术参数 现场运行的GIS有源电子式互感器1

4、31）国内唯一可以提供罐体的具有GIS整体封装结构的产品，可以方便实现组合式互感器，远端模块就地放置，避免了小信号的衰减和电磁干扰问题。2）各电压等级GIS电子式互感器作为整体产品通过了型式实验。3）两端通过变径法兰和绝缘盆子能方便地和不同的GIS厂家配合，已和国内西开、沈高、泰开、平高东芝等主流GIS厂家配套过,具有成熟调试及运行经验。运行于合肥植物园的220kV GIS电子式互感器 GIS有源电子式组合互感器结构14目前国内唯一提供互感器罐体并通过GIS互感器型式试验和计量认证的产品GIS有源电子式组合互感器15220kV三相分箱GIS电子式电流电压互感器运行于江西董家窑数字化站的110k

5、V三相共箱GIS电子式电流电压互感器GIS有源电子式组合互感器16（1）充分利用GIS气体绝缘的结构特点，绝缘结构简单可靠；（2）互感器罐体、空心线圈、LPCT、电压传感器及远端模块一体化设计，结构紧凑，抗干扰特性好，互感器可与不同厂家的GIS配套使用；（3）三相共箱GIS电子式互感器设计有特殊的凸环屏蔽结构（已申请专利），能够很好地解决了三相电压测量间易相互影响的问题；（4）采用特殊设计的金属密封端子板（已申请专利），可有效避免开关操作产生的瞬态过电压（VFTO）对远端模块信号的影响；（5）ECT利用空芯线圈传感保护用电流信号，利用LPCT传感测量用电流信号，使电流互感器具有较高的测量精度、

6、较大的动态范围及较好的暂态特性。空芯线圈采用等匝数密度及回绕线技术，具有较好的抗外磁场干扰性能 ；GIS有源电子式组合互感器17（6）EVT利用基于同轴电容及精密电阻的微分电压传感器传感被测电压，利用软硬件相结合的积分技术还原被测电压信号，使电压互感器具有较高的测量精度、较好的温度特性及较好的暂态特性；（7）远端模块采用两路独立模拟采样回路，完成双重化采样，实时比较、校验两路采样值，实现采样回路硬件自检功能，避免采样异常引起保护误动；（8）MU采用插值算法实现同步，硬件简单、可靠性高。远端模块及合并单元具有完善的自监视功能，便于运行监视及故障维护 ；（9）MU支持IRIG-B码光纤点对点和IE

7、EE1588网络两种对时方式 ，便于现场应用； （10）MU数据输出即支持IEC60044-8标准也可支持IEC61850-9-2，接口符合国际标准，具有良好的兼容性，便于系统集成。GIS有源电子式组合互感器参数18 GIS电子式互感器产品主要技术参数 电流互感器利用空芯线圈（罗氏线圈）及低功率线圈（电流互感器利用空芯线圈（罗氏线圈）及低功率线圈（LPCTLPCT）传感被测一次电流：）传感被测一次电流：1) 空芯线圈是一种密绕于非磁性骨架上的螺线管，如图所示。空芯线圈不含铁芯，具有很好的线性度。 空芯线圈的输出信号e与被测电流i有如下关系：空芯线圈和LPCT线圈192) 低功率线圈（LPCT）

8、的工作原理与常规CT的原理相同，只是LPCT的输出功率要求很小，因此其铁芯截面就较小。 采用低功率CT（LPCT）实现对一次电流的测量。由于总消耗功率的降低，低功率CT便有可能无饱和地高准确度测量高达短路电流的过电流。对全偏移短路电流也能满足。除了量程比较宽，LPCT的尺寸比传统电磁式电流互感器小很多。 LPCT浇注于浇注在环氧树脂，二次信号采用航空端子及双屏蔽双绞线引出。采用卡玛丝作为取样电阻，温度系数很小（10ppm）.测量电流额定二次输出为4V，保护电流额定二次输出为225mV。为提高电压测量的精度，改善电压测量的暂态特性，在电容分压器的输出端并一精密小电阻。电容分压器的输出信号U0 与

9、被测电压Ui有如下关系：式中C1为高压电容，C2为低压电容。利用电子电路对电压传感器的输出信号进行积分变换便可求得被测电压。电容分压器20 C1 U(t) C2 R U1(t) 电容环测量等效电路图 无源电子式互感器 运行于佳木斯花马变的220kV光学电子式电流电压互感器无源电子式互感器分类无源电子式互感器分类22 磁光玻璃式 优点：技术难度较小，原理简单 缺点：1、系统由分立元件组成，结构复杂，抗振动能力差 2、光学元件间用光学胶粘接，长期运行稳定性差 3、采用的分立光学元件加工困难，一致性难以保证 全光纤式（FOCT） 优点：1、无分立元件，全光纤结构简单，抗振动能力强 2、光纤熔接后连接

10、可靠，长期稳定性好 3、所有光学器件基于光纤制作，工艺成熟，一致性好 缺点：技术难度大，原理复杂。Faraday磁光效应（电流互感器）无源电子式互感器原理23Pockels电光效应（电压互感器）现场应用尚不成熟无源电子式互感器24无源电子式互感器技术难点25关键技术难点-光学传感材料的选择-传感头的组装技术-微弱信号检测-温度对精度的影响-振动对精度的影响-长期稳定性无源电子式互感器特点26 在结构设计和工艺选择上着手，采用特殊的光纤缠绕方式，有效地抑制了温度漂移。 采用自适应环境补偿技术，合理选择和严格控制/4波片参数 ，当温度变化时，波片参数引起的误差变化与Verdet系数引起的误差变化相

11、抵消 。开发了一套独特的波片制作工艺，能够可靠的控制波片的技术参数，保证了全光纤电流互感器具有良好的温度特性 。 采用了特殊的电路处理方案，同时开发了独有的算法系统，消除了光源功率不稳造成的影响，保证了系统运行的精度和稳定性。 在光路中大量采用互易结构，传感光信号在发送和接收时通过同一光纤和同样的光学系统，可以克服大量的光学系统缺陷，同时提高了系统抗振动、抗干扰和抗温度变化等性能。无源电子式互感器（套管式）27低压用电子式互感器产品28图1 中低压电子式电流互感器图2 中低压测相间电压的电子式电压互感器图3 中低压测相对地电压的电子式电压互感器图4 中低压母线电子式电压互感器低压用电子式互感器

12、技术参数29 低压电子式互感器主要技术参数 低压电子式电流电压互感器已有近五百多套在青岛午山、合肥植物园、保定安新及内蒙临河等数字化变电站等投入运行，运行两年多，产品运行稳定可靠。现场运行的低压用电子式互感器30合肥植物园低压ECT内蒙临河低压EVT AIS电子式电流电压互感器已有近两百套在哈尔滨延寿数字化变电站、浙江大侣数字化变电站、河南冷泉数字化变电站、内蒙卓资数字化变电站等投入运行，运行时间近两年，产品运行稳定可靠。业绩：AIS有源电子式互感器31220kV(延寿)66kV(延寿)110kV(午山)GIS电子式电流电压互感器已有三百多套在青岛午山、安徽合肥植物园变、保定安新变、江西董家窑

13、变、福州会展中心变、河南金谷园变、内蒙临河变等数字化变电站投入运行，运行时间最长的有四年多，产品运行稳定可靠。业绩：GIS有源电子式互感器32运行于合肥植物园的110kV GIS电子式互感器 运行于内蒙临河的110kV GIS电子式互感器 业绩：AIS无源电子式互感器33运行于浙江大侣变的110kV光学电子式电流互感器 光学电子式电流电压互感器已有近三十套在黑龙江景山变电站、浙江大侣数字化变电站、及内蒙卓资数字化变电站等投入运行，运行时间近两年，产品运行稳定可靠。锦山220kV光学电子式电流电压互感器业绩：GIS无源电子式互感器运行于山东黄屯变的110kV光学GIS式电子式电流互感器合并单元3

14、5 合并单元：合并单元是电子式互感器与二次设备接口的关键装置。(1)数据合并，合并单元同时接受并处理三相电流互感器和三相电压互感器的输出信号，并按IEC60044-8或IEC61850-9-1/2的要求输出信号；(2)数据同步，三相电流互感器和三相电压互感器独立采样，其同步的实现由合并单元完成。(3)分配信号，不同的测控装置及保护装置均从合并单元获取一次电流电压信息，合并单元的一个主要功能是分配信号给不同的二次设备。 同步采样问题 常规互感器与电子式互感器会并存，如电压、电流之间，变压器不同的电压等级之间 三相电流、电压采样必须同步 变压器差动保护从不同电压等级的多个间隔获取数据存在同步问题

15、母线差动保护从多个间隔获取数据也存在同步 线路纵差保护线路两端数据采样也存在同步合并单元36合并单元数据同步37 解决同步采样的两种方案 方案一：基于同步脉冲（或同步时间）的同步采样 GPS秒脉冲同步 IEEE1588对时同步（高精度） 同步方法简单(全站采用同一GPS秒脉冲信号) 秒脉冲丢失时存在危险基于基于GPSGPS秒脉冲同步的同步采样秒脉冲同步的同步采样合并单元数据同步38方案二：二次设备通过再采样技术(插值算法)实现同步采样率要求高硬件软件要求高，实现难度较大不依赖于GPS和秒脉冲传输系统差值算法的同步原理：1.合并器收到每路数据的每个采样值时记下相应的时刻T11 、 T12 、 T

16、13和T21 、 T22、T23，在进入中断程序的每个重采样时刻点T上，每一路的数据在其前后都会有采样值，根据前后点与此时刻的数值和时间差，利用插值算法（拉格朗日插值）可以得到一个“同步采样值”，所有路的数据“同步采样值”都是此参考时刻的。2.参考时刻T按固定间隔时间后移，计算不断进行，于是得到连续的“同步采样值”。 IEC60044-8:光纤串行点对点39IEC60044-8:光纤串行点对点物理层：传输速度2.5Mbit/s，曼彻斯特编码，光纤或铜线传输。 链路层：IEC60870-5-1规定的FT3格式 应用：固定数据集(数据集长度、逻辑节点名、数据集名、逻辑装置名、额定相电流、额定中性点

17、电流、额定相电压、额定延时时间、12通道采样值、状态字、样本计数器)IEC61850-9-240 IEC61850-9-1/2：网络数据接口 物理层：以太网，光纤传输 链路层：以太网地址、优先级标志/虚拟局域网、以太网类 应用：无数据集配置数据固定与60044-8相同，支持USVCB服务（单播采样值服务映射），不支持MSVCB类服务（多播采样值服务映射）电子式互感器及合并单元配置41220kV双母线方式:低压10kV、35kV开关柜42开关智能化43 利用现有的成熟的二次技术，结合传统开关设备，提升智能化水平 实施方案实施方案方案方案1 1：智能终端：智能终端+GOOSE+GOOSE网络网络

18、( (敞开站敞开站/ /户外户外GIS)GIS)方案方案2 2：GISGIS智能汇控柜智能汇控柜+GOOSE+GOOSE网络网络 ( (室内室内GISGIS站站) )智能终端：与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能。方案1-智能终端及操作箱44 采用智能终端并就地安装在开关场地实现间隔内开关闸刀等操作及信号反馈，由于全面采用GOOSE技术，大大节省了全站控制及信号电缆，缩小了电缆沟尺寸，节约了土地，减轻了现场安装调试维护工作量，减少了直流接地、交流传入直流等二次回路问题。光缆连接智能终端方案1-智能终端及操作

19、箱45 户外安装：智能终端可以单独下放到户外，安装在一次设备旁边，通过光纤GOOSE网络与保护小室内的保护和测控装置进行通讯。智能终端经过了严酷的高低温和EMC试验，可以在户外恶劣的环境中运行。为使智能终端在户外运行而专门设计的屏柜，其防湿热、防尘、防辐射等各项技术指标都能满足户外安装要求。户外柜的技术参数：IP防护等级：IP55（户外标准）；内部安装19英寸标准工业装置；内部配有温湿度控制器，加热器，空气外循环模块化风扇装置；材料为不锈钢1.5mm，外壳及门板均 为双层防辐射结构（包括四周及顶壳）， 底部带底框，并附带安装槽钢。运行于哈尔滨延寿变的户外智能就地柜（内含智能终端）现场运行情况4

20、6河南洛阳金谷园方案2智能化GIS汇控柜47我公司注重数字化变电站中一二次的智能化整合，始终秉持可靠性第一的理念，积极探索可靠、先进、经济的数字化变电站理念。南瑞继保电气有限公司一直在追踪和探索一次设备智能化的最新发展动向。也与国内高压开关厂家保持着长期、紧密的合作关系。 我们于2003年联合沈高在国内业界率先研制了针对GIS监控的PCS-9821智能控制装置，设计了基于智能控制装置的保护及智能控制柜，并已投入运行。实践证明，基于智能化GIS的全新变电站设计方案和设计理念为用户节省了大量投资，为设计院减轻了大量工作, 同时也提升了变电站建设的数字化水平。方案2智能化GIS汇控柜48 智能化GI

21、S汇控柜特别适合室内GIS设备，智能化GIS通过以先进的计算机技术实现对GIS设备的位置信号采集和监视、模拟量信号采集与显示、远方/就地控制、信号与操作事件记录与上传、谐波分析、储能电机的驱动和控制、在线监测、基于网络通讯的软件联锁等一系列功能。将传统的二次测控功能与GIS监控有机结合在一起，联合组屏设计、优化控制回路，构成智能的控制功能。方案2智能化GIS汇控柜49基于保护及智能控制柜的变电站基本结构1、节约了电缆等设备投资以及相应的施工投资；2、节约了保护小室及主控室等的占地面积和投资；3、GIS智能控制柜优化了二次回路和结构；4、智能控制装置提供了系统的交互性；5、联调在出厂前完成，现场

22、调试工作量减少；6、一次二次联合设计，减轻了设计院的负担；7、基于通讯和组态软件的联锁功能比传统硬接点联锁方便；8、缩小了与互感器的电气距离，减轻了互感器的负载；方案2智能化GIS汇控柜方案的优势50方案2智能化GIS汇控柜运行情况51青岛午山变GIS智能汇控柜 2003年以后，我公司陆续和西高、平高、泰开、上海西高所等一批国内高压开关厂家在各地投运了智能化GIS汇控柜66KV吉林珲春八连城变 已投运 (GIS开关提供商为上海西高所有限公司)110KV内蒙神化集团哈尔乌素变 设备已至现场 (GIS开关提供商为平高电气威海公司)110KV安徽铜陵金城变 已投运 (GIS开关提供商为西安高压开关股

23、份有限公司，全数字化变电站 GIS开关提供商为泰安高压开关股份有限公司)500KV三峡右岸地下变 (GIS开关提供商为西安高压开关股份有限公司)一次设备智能化52 智能变电站应增设以变压器、断路器等为重点监测对象的在线状态监测单元，通过电学、光学、化学等技术手段对一次设备状态量进行在线监测，实现设备状态信息数字化采集、网络化传输、状态综合分析及可视化展示。 面临的问题：需一次厂家增设检测一次设备状态的传感器，并提供信号输出节点给保护厂家的监测设备（智能组件）。52状态监测状态监测智能诊断状态检修监测范围与参量53国网智能变电站设计导则中推荐的监测范围与参量:220kV220kV变电站：变电站：

24、1) 1) 监测范围：主变、监测范围：主变、GISGIS、避雷器；、避雷器；监测参量：监测参量：主变主变油中溶解气体；油中溶解气体；220kV GISSF6220kV GISSF6气体密度、微水、局部放电；气体密度、微水、局部放电；110kV GISSF6110kV GISSF6气体密度、微水；气体密度、微水；避雷器避雷器泄漏电流、动作次数。泄漏电流、动作次数。110kV110kV及以下变电站及以下变电站 ：1) 1) 监测范围：主变、避雷器；监测范围：主变、避雷器；监测参量：监测参量：主变主变油中溶解气体；油中溶解气体；避雷器避雷器泄漏电流、动作次数。泄漏电流、动作次数。 PCS-223A开

25、关在线监测装置 开关机械特性监测 开关SF6微水温度密度监测 跳合闸电流、充电电机电流、刀闸电机电流监测 变压器智能组件 PCS-222T变压器智能测控：温度等参量测量，分接头控制，油色谱、局放接入 PCS-222冷却控制装置 PCS-223E变压器在线监测智能测控装置一次设备在线监测54一次设备在线监测55一次设备在线监测56一次设备在线监测57典型组网方式58南网组网要求59南网1）220kV 电压等级及主变各侧GOOSE 与SV 分开组网；SV 采用双套独立双网，GOOSE 采用共享双网。2）110kV 电压等级GOOSE 与SV 分开组网；SV 采用双单网，GOOSE 采用共享双网。国

26、网组网要求60国网1）过程层SV网络、过程层GOOSE网络、站控层网络应完全独立配置。2）过程层SV网络、过程层GOOSE网络宜按电压等级分别组网。变压器保护接入不同电压等级的过程层GOOSE网时，应采用相互独立的数据接口控制器。3）继电保护装置采用双重化配置时，对应的过程层网络亦应双重化配置，第一套保护接入A网，第二套保护接入B网；4）110kV过程层网络宜按双网配置。 220kV 220kV线路保护线路保护: :a) 每回线路应配置 2 套包含有完整的主、后备保护功能的线路保护装置，各自独立组屏。MU、智能终端应采用双套配置，保护采用安装在线路上的组合 ECVT 获得电流电压。b) 保护应

27、直接采样，两套保护的采样值应取自相互独立的MU。c）线路间隔内采用保护装置与智能终端间的点对点直接跳闸方式，两套智能终端与断路器两套跳圈一一对应。c) 装置间连闭锁信息、跨间隔信息（启动母差失灵功能和母差保护动作远跳功能等）采用 GOOSE 网络传输。智能化变电站继电保护实施方案61智能化变电站继电保护实施方案62母线保护：母线保护：a)220kV及以上母线按双重化配置母线保护。b)母线保护直接采样、直接跳闸，当接入元件数较多时，可采用分布式母线保护。智能化变电站继电保护实施方案63 变压器保护变压器保护: :a) 220kV及以上变压器电量保护按双重化配置，每套保护包含完整的主、后备保护功能

28、；变压器各侧及公共绕组的MU均按双重化配置，中性点电流、间隙电流并入相应侧MU。b) 110kV变压器电量保护宜按双套配置，保护、测控功能可一体化，双套配置时应采用主、后备保护一体化配置。当保护采用双套配置时，各侧合并单元宜采用双套配置、各侧智能终端宜采用双套配置。c) 变压器保护直接采样，直接跳各侧断路器；变压器保护跳母联、分段断路器及闭锁备自投、启动失灵等可采用GOOSE网络传输。变压器保护可通过GOOSE网络接收失灵保护跳闸命令，并实现失灵跳变压器各侧断路器。智能化变电站继电保护实施方案64主变本体智能单元（含非电量保护和本体测控）d) 变压器非电量保护采用就地直接电缆跳闸，信息通过本体

29、智能终端上送过程层GOOSE网络。 本体智能终端PCS-222T内含非电量保护和变压器本体测控功能智能化变电站继电保护实施方案65 母联（分段）：母联（分段）：a) 220kV及以上母联（分段）断路器按双重化配置母联（分段）保护、合并单元、智能终端。b) 母联（分段）保护跳母联（分段）断路器采用点对点直接跳闸方式；母联（分段）保护启动母线失灵可采用GOOSE网络传输。智能化变电站继电保护实施方案66 66kV 66kV、35kV35kV及以下间隔保护及以下间隔保护：a) 采用保护测控一体化设备，按间隔单套配置。b) 当采用开关柜方式时，保护装置安装于开当采用开关柜方式时，保护装置安装于开关柜内

30、，不宜使用电子式互感器。关柜内，不宜使用电子式互感器。c) 当使用电子式互感器时，每个间隔的保护、测控、智能终端、合并单元功能宜按间隔合并实现 。d) 跨间隔开关量信息交换采用过程层GOOSE网络传输。为何推荐10kV、35kV开关柜中配置常规CT、PT？互感器抗饱和；节省电缆；减小体积；信号分享及成本；智能化变电站继电保护实施方案67 录波及网络记录分析装置录波及网络记录分析装置: :a) 对于220kV及以上变电站，宜按电压等级和网络配置故障录波装置和网络记录分析装置，当SV或GOOSE接入量较多时，单个网络可配置多台装置。单台故障录波装置或网络记录分析装置不应跨接双重化的两个网络。b)

31、主变宜单独配置主变故障录波装置。c) 故障录波装置和网络记录分析装置应能记录所有 MU、过程层 GOOSE网络的信息。网络记录分析装置对应SV网络、GOOSE网络、MMS 网络的接口，应采用相互独立的数据接口控制器。d) 采样值传输可采用网络方式或点对点方式，开关量采用过程层 GOOSE网络传输，SV采样网的规约采用IEC61850-9-2。e) 故障录波装置采用网络方式接受SV报文和GOOSE报文时，故障录波功能和网络记录分析功能可采用一体化设计。3.智能辅助系统智能辅助设施是对变电站智能化的有效补充，能够有效提高变电站的总体智能化水平。系统包括变电站视频监控系统、安防系统、火灾报警、照明系

32、统、采暖通风、运行温度监测、智能巡检等功能。智能辅助控制系统能够有效提高变电站的运行安全性，维护的方便性，满足变电站集中控制、无人值班的要求。在工程建设中应采用智能辅助系统平台，实时接收站端视频、环境数据、安全警卫、人员出入、火灾报警等各终端装置上传的信息，分类存储各类信息并进行分析、判断，实现辅助系统管理和监视控制功能。系统采用DL/T860标准与远方主站端系统通信。智能辅助系统智能辅助系统4.高级应用总体框架智能告警与分析决策故障信息综合分析决策顺序控制智能开票源端维护其他高级应用总结提纲建立站内全景数据的统一信息平台，供系统层各高级应用子系统进行统一、标准化、规范化的数据存取访问及向调度

33、系统进行上送l变电站中变电站中 SCADA SCADA 数据、电能量数据、故障录波数据、数据、电能量数据、故障录波数据、保护信息数据、一次设备在线监测数据等各子系统信息保护信息数据、一次设备在线监测数据等各子系统信息的一体化集成的一体化集成l变电站中各子系统数据统一建模，提供统一访问接口变电站中各子系统数据统一建模，提供统一访问接口l变电站中以信息一体化平台为基础构建各类高级应用，变电站中以信息一体化平台为基础构建各类高级应用，为变电站智能化和站内信息数据的深化应用提供信息平为变电站智能化和站内信息数据的深化应用提供信息平台支持台支持总体框架总体框架智能告警与分析决策故障信息综合分析决策顺序控

34、制智能开票源端维护其他高级应用总结建立站内全景数据的统一信息平台，供系统层各高级应用子系统进行统一、标准化、规范化的数据存取访问及向调度系统进行上送l变电站中变电站中 SCADA SCADA 数据、电能量数据、故障录波数据、数据、电能量数据、故障录波数据、保护信息数据、一次设备在线监测数据等各子系统信息保护信息数据、一次设备在线监测数据等各子系统信息的一体化集成的一体化集成l变电站中各子系统数据统一建模，提供统一访问接口变电站中各子系统数据统一建模，提供统一访问接口l变电站中以信息一体化平台为基础构建各类高级应用，变电站中以信息一体化平台为基础构建各类高级应用，为变电站智能化和站内信息数据的深

35、化应用提供信息平为变电站智能化和站内信息数据的深化应用提供信息平台支持台支持总体框架总体框架一体化平台关键技术变电站信息源较多，采集传输方式各异，而且信息量大，如何进行有效整合、保障电网信息的一致性是构建信息一体化平台的关键大容量数据存储及快速检索机制是本平台建设的主要难点之一如何将已有优秀应用（例如：设备监测）与一体化平台融合，是个关键问题，需要与监测设备厂家协调讨论解决方案总体框架智能告警与分析决策故障信息综合分析决策顺序控制智能开票源端维护其他高级应用总结提纲 在变电站监控系统中，告警信息数量繁多，告警信息如无良好的分类与过滤机制，将使值班人员无所适从，良好的分类与过滤机制，可以帮助值班

36、员快速定位最重要的最先需要处理的事件。 当运行中发生了故障跳闸现象，则可通过多级信号同发情况下遥信告警的分级分类显示，帮助监控人员快速定位最重要的保护动作信号，以及设备、装置异常信号，开关分合闸动作，帮助进行故障诊断。智能告警与分析决策这么多告警！这么多告警！从何看起？从何看起？故障在哪里？故障在哪里？智能告警与分析决策具体功能将告警信息分层分类分层：提供基于告警间因果关系的分层以及用标签的方式进行预定义的分层,告警标签可根据类型、级别、间隔、设备、装置等自由进行定义分级：事件的等级可以按照用户的要求任意划分，不同等级的事件可以在界面上以不同颜色显示，并以不同的音响提示用户当前发生的事件。告警

37、屏蔽 对屏蔽的信号可按照以下规则进行设置。每一条设置作为一个屏蔽规则。系统可以同时存在多个规则，并可以存在规则模板,自动生成规则。对于规则可以采取启用与停用告警实时状态提示 在告警窗状态栏中提供对于系统当前状态做详细描述。描述信息包括,系统是否停止更新,系统是否在检索数据，系统当前排序规则，系统当前告警总数，系统当前未确认告警数，系统当前登陆用户具体功能续异常告警信息单条告警的推理分析针对告警窗内所有电网运行的告警信息，提供以下分析功能：对每条异常告警信息都提供异常告警出现的可能原因，建议处理方案；人机界面可通过鼠标右键点击某单条异常告警弹出对话框显示对该告警信息的分析规则。异常告警信息告警的

38、综合推理分析 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),可能对于当前的告警情况，存在的原因可能有多条，针对具体的原因，其处理方案也应不同，对于可能存在的异常原因，应按当前可能性大小排列，并可让用户选择“首选”异常原因，作为日后唯一原因处理。总体框架智能告警与分析决策故障信息综合分析决策顺序控制智能开票源端维护其他高级应用总结提纲 利用保护动作、开关跳闸信息，以及大量经由SCADA 系统

39、采集获得的信息，采用基于保护动作链的故障诊断方法，得到系统故障的响应动作链，即故障响应流程，为运行人员了解故障处理和演变过程提供依据。 故障诊断分析模块在收到启动分析的信号后，对故障时段内的告警信息做过滤筛选预处理，将获取到的告警数据结合事故后断面进行故障诊断，分析数据源，利用基于保护动作链的原理对保护动作告警信息和开关动作信息进行逐一分析，最后得出诊断结果。故障信息综合分析决策1、告警信息预处理 告警预处理功能在收到故障诊断启动信号后，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，开关变位信息，重合闸信息等2、扰动类型界定 电网事

40、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：保护跳闸、人工操作、错误信息。具体功能3、电网故障诊断 电网故障诊断是为运行人员服务，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并对开关及保护动作评价。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具体功能-续 故障时段信息 故障动作链信息 保护动作和开关动作的匹配关系 不合理保护动作链的判断 不确定触发动作原因的开关动作表诊断结果告警窗故障对应的开关刀闸信息故障对应的开关刀闸信息告警窗故障对应的保护动作信息故障对应的保护动作信息故障诊断结果故障

41、诊断结果故障简报故障设备: 兰堰5804线,故障相:A相,瞬时故障.跳闸开关: 兰堰线/3号主变5022, 兰堰线5021, 保护动作: 500kV 兰堰5804线第一套线路保护-CSC103: 2010-10-14 15:31:19.669, 接地距离段动作故障性质: 兰堰5804线发生A相瞬时故障目前,兰堰线/3号主变5022在合位,兰堰线5021在合位处理方案: 1、确定后台光字信号及其他信息: (1)确认开关变位情况(2)确认保护动作情况(3)检查兰堰5804线潮流、电压是否恢复正常。 2、 5分钟内第一次通知监控中心3、 现场检查(1)一次设备检查 (2)二次设备检查 (3)查看故障

42、电流波形、电流值、故障电压等; (4) 检查确认监控系统有无异常光字，是否存在未复归信号。特点与优点基于知识库规则与系统实时状态的智能推理具备国家专利的故障诊断推理算法保护动作链可对诊断结果进行保存和查询，并支持上送调度可以独立部署也可以部署在监控后台或一体化信息平台上。总体框架智能告警与分析决策故障信息综合分析决策顺序控制智能开票源端维护其他高级应用总结提纲顺序控制 随着电网不断的发展，变电所继电保护及监控系统IEC61850通信规约的应用，保护装置功能软压板的应用，一次设备GIS（组合电器）的大量应用，为实现一键式顺控方式创造了有利条件，同时国内变电站自动化系统经过多年发展已达到较高的技术

43、水平顺控模式的选择 根据顺序控制操作票存放和执行位置的不同，可以将顺序控制分为集中式、分布式和混合式三种方案。集中式方案以站控层设备为核心，分布式方案以间隔层装置为核心，混合式即为前两种方式的组合。集中式是智能变电站的最佳选择：n 后台与测控不是一家的产品n 集中式实现利于操作票升级维护，扩充n 有利于和机器人、五防、操作票系统等结合起来，灵活满足现场的运行n 间隔层设备不需要做任何改动;通信架构简单;操作票的编制灵活方便,根据用户的需要可以选择是否使用典型票,便于不同厂家的互操作主要功能1、操作条件定义 计算公式及逻辑条件编辑器可将采集的全站各种信息量进行任意表达式的算术和逻辑运算，以形成各

44、种逻辑控制条件，在控制执行过程中，系统每一步操作都严格按照控制条件进行校核。防误闭锁在程序化控制中能实现对一次设备操作的防误。1）一次设备状态检测 开关拉开后需检测三遥变化情况，来确定设备已分、合闸到位。闸刀、地刀拉开后应检测所有的闸刀变位信号反馈正常，一般需有两个及以上信号同时变位。具体设备的位置判别可参照如下：开关位置判别：遥信、遥测变化正确，遥控返校正常 闸刀地刀位置判别：遥信变位正确、无不定态告警（操作过程中伴有图像监控系统自动跟踪功能）2）保护自动装置检测诊断 保护投退操作：保护有告警、闭锁、动作等信号时，应停止保护出口压板的操作，保护投退前进行保护信号自动复归。主要功能续2、操作功

45、能1）程序化操作是一个全自动的过程，操作过程采用“一键式”实现。只需在完成模拟预演并五防逻辑验证正确后，输入操作口令和操作任务，系统即开始执行程序操作。2）每步操作步骤需有一定的时间间隔（该时间间隔还可人工设置），后台具有人工干涉菜单，任何时候可进行人工干涉，暂时停止操作，确认正确后可点击继续进行操作。若不进行人工干涉则自动按照间隔时间自动进行操作，操作过程中断路器、隔离开关及接地刀闸的正常操作需实现“五防”闭锁功能。主要功能续3、控制功能1）程序化控制需提供控制急停功能，在逻辑定义中可加入保护动作信号或事故总信号等闭锁信息量，当出现保护动作或事故等闭锁信号时微机程序应立即停止当前的操作，转为

46、人工执行方式。也可由运行操作人员主动下发急停命令，为紧急情况提供处理手段。2）程序化操作中断后，若设备状态未发生改变，则在排除导致程序化操作停止的因素后，继续进行程序化操作；若设备状态已发生改变，则在排除导致程序化操作停止的因素后，进行常规操作主要功能续5、与其他辅助系统的配合顺控操作一个特点为设备状态确认人工干预。为提高顺控执行速度，开发顺控系统与智能巡视系统的接口，通过智能巡视视频系统摄像头，当操作某个一次设备时，由自动控制视频系统获取设备图像，通过图像识别技术判断出此设备的状态，进行自动判断确认后通过网络通讯方式将相应设备的状态传送给顺控系统，顺控系统根据测控采集的信息（遥测、遥信量）以

47、及视频系统返回的信息综合判断设备的状态，确保可靠操作，实现高效的准确的顺序控制。由于视频系统对设备状态进行准确的判断涉及到图形识别技术，能否做到准确识别还需要通过实践进行验证，作为备选措施视频系统可以将相关设备的图像自动传送回主控室，由运行人员判断设备状态，节省了运行人员到现场查看设备状态的过程。主要功能续6、支持远方顺控满足无人值班及区域监控中心站管理模式的要求。可接收执行集控中心、调度中心发 出的顺序控制指令，经安全校核正确后自动完成符合相关运行方式变化要求的设备控制 需要扩充104规约(虎丘、无锡)特点与优点支持仿真功能，加强操作的安全性顺控已进行的操作无法回退，正式执行前的仿真可以有效

48、的减少顺控中断的可能性方便的与其他系统进行配合可以与操作票系统配合来进行顺控票的管理和执行可以和智能巡视系统或视频系统配合来确定一次设备的实时状态，支持一键式顺控可以与五防系统配合进行操作规则的校验可以与远动配合接收调度的远方顺控支持对多种对象的操作除了支持对一次设备的控制操作外，还可以投退各相关功能软压板、出口软压板，自动进行定值区的修改和校核。顺控票编制、验证工作量大顺控操作票的编制、验证，工作量巨大，智能开票系统在一定程度上可以减轻此处的工作量总体框架智能告警与分析决策故障信息综合分析决策顺序控制智能开票源端维护其他高级应用总结提纲 五防票、顺控票的开票过程 繁琐 易出错 效率低 不能满足现场复杂的运行方式(软压板、跨间隔) 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。智能开票主要功能l 智能开出单一间隔的票 建立完备的经过验证的典型票库 根据设备/压板状态判断操作票中不需要进行操作的步骤。一次设备操作自动跳过，压板操作自动改成检查项 票中对同一对象两种相反操作的保留(压板，操作电源) 票执行时自动跳过满足条件的步骤主要功能续l 智能开跨间隔票 包含三部分 公共操作(开始