1.总论... 1
2 目前变电站已实现的基本智能控制功能... 1
2.1智能控制的技术关键
2.2 顺序控制是变电站智能控制的基础
2.3智能操作票是智能控制的保证
3 现阶段智能变电站高级应用功能的实现... 2
3.1变电站智能告警及分析决策系统
3.1.1传统告警模式存在的问题
3.1.2 智能告警及分析决策的概念
3.1.3智能告警及分析决策系统主要特征
3.1.4智能告警及分析决策系统的实现
3.1.5智能告警及分析决策系统的意义
3.2事故信息综合分析决策系统…3
3.2.1传统事故分析的缺点
3.2.2事故信息综合分析决策系统的功能
3.2.3事故信息综合分析决策系统的功能结构
3.3设备在线监测与状态检修... 3
3.3.1变电站传统检修的问题
3.3.2智能一次设备状态检修
3.3.3继电保护二次设备状态检修
3.4 高级应用和变电站无人值班相辅相成
4.变电站高级应用系统第二阶段的设计与实现... 4
4.1 智能变电站经济运行与优化控制
4.1.1经济运行与优化控制的意义
4.1.2变电站无功电压综合控制策略
4.1.3智能变电站无功电压综合控制的实现
4.2智能变电站全寿命周期综合优化管理
4.3 分布协同控制与保护
4.3.1站域保护理念
4.3.2 目前变电站保护基本配置情况
4.3.3 站域保护的优点
4.3.4 站域保护的应用方案
4.4变电站防灾减灾及反恐
4.5电网状态估计
4.6实现与电网的协调
5.展望第三阶段智能变电站高级应用功能...5
5.1智能变电站与大用户互动
5.2智能变电站标准接口服务
5.2.1.电能质量评估与决策
5.2.2站间广域保护
5.2.3电网运行状态自适应
5.2.4支撑智能电网功能
6 结论... 6
6.1 智能变电站高级应用功能带来的经济效益
6.2高级应用总结
1.总论
变电站尤其是超高压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，推广超高压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，是推行超高压无人值班的保障。本专题针对长春南500kV变电站高级应用功能进行全面论述。根据目前智能变电站高级应用的成果以及今后智能电网的发展研究。长春南500kV变电站高级应用建议采用循序渐进，逐步实施的原则，在智能变电站建设中从三个阶段入手，逐渐全面实施。
2 目前变电站已实现的基本智能控制功能
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、图像联动等，在研究智能变电站的高级应用前，首先要了解变电站内的几个基本的智能控制。
2.1智能控制的关键技术
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。
2.2 顺序控制是变电站智能控制的基础
2.2.1 变电站顺序控制概念
变电站顺序控制也称为顺控，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。
2.2.2 顺序控制的作用和对象
变电站顺序控制对象主要包括，一次设备操作(断路器、隔离开关等)和二次设备操作(保护软压板的投退、保护定值区切换等)。
2.2.3变电站顺序控制实施方案
2.2.3.1顺序控制类型
根据操作对象的不同，将顺序操作分为两种类型, 间隔内操作和跨间隔操作。
a)间隔内操作：间隔内操作的内容仅涉及到本间隔内一次设备的操作，比如单条线路的一次状态(运行、热备、冷备、检修)切换等。
b)跨间隔操作：操作对象涉及到多个间隔的一次操作以及多个间隔的二次操作，如双母接线变电站的倒闸操作，通常会涉及到多个间隔运行方式的变化，同时也涉及到多个保护设备软压板、定值区的切换等。
本工程采用混合模式顺序操作，混合模式顺序操作是以间隔层保护测控一体化装置为顺序操作执行主体，以站控层跨间隔顺序操作服务器作为辅助单元共同完成顺序操作任务。跨间隔顺序操作服务器负责对跨间隔顺序操作任务进行分解，并将分解后的单间隔顺序操作交由测控装置执行。同时所有间隔内顺序操作票均存储在间隔层设备中，程控服务器只保存基于间隔层操作票的组合关系，这样就解决了扩建时验证困难的问题。
2.2.3.2. 防误闭锁原则
a) 遥控操作逻辑防误闭锁条件
遥控操作逻辑防误闭锁条件全站统一配置。采用自动化系统的逻辑闭锁+本设备间隔电气闭锁来实现防误操作功能，不再设置独立的微机防误操作系统，变电站自动化系统具有完善的全站性逻辑闭锁功能，除判别本间隔电气回路的闭锁条件外，还必须对其它跨间隔的相关闭锁条件进行判别。
b) 防误逻辑判别
除了对相应设备状态进行判别外，还必须对采集的相关模拟量进行判别。如操作隔离开关应判别CT无电流，合地刀时应判断CT或PT无电压，双母线停一条母线前拉母联断路器时应判断其CT无电流等。为确保防误逻辑库的统一，操作员站中防误逻辑库能直接下载到I/O测控模块中，并能从I/O测控模块中直接调取。
2.3智能操作票是智能控制的保证
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。
本工程采用操作票专家系统，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。
3 现阶段智能变电站高级应用功能的实现
变电站高级应用现阶段主要任务是完成投运建设过程中智能变电站最基本的高级应用需求。建立实时、同步基础信息采集技术，统一信息模型及工程实施技术，进行海量基础信息的分层、预处理等信息架构建立;通过各类通信技术在系统中整合和布局，开展基于坚强智能电网的支撑站点相关技术研究,为高级应用的第二阶段任务做准备。 本工程在实现无人值班和顺序控制等功能的基础上，结合智能变电站特点，可逐步实现变电站智能告警及分析决策系统、事故信息综合分析决策系统、设备在线监测与状态检修等高级应用功能。
3.1变电站智能告警及分析决策系统
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。
3.1.1传统告警模式存在的问题
随着各类智能设备的接入，一二次设备功能逐步集成化，自动化程度得到极大提高，一方面对设备的各类正常操作所引出的各类状态和工况变化应与正常运行时的异常变化明确分类识别，另一方面自动化程度的提高意味着有更多的告警信息的接入，告警信息的过滤和分级更为精细。由于各类设备的信息化和可监测性的提高，在人机交互层面也将出现更多的监测内容。层次化、一体化地提供最必要且充分的告警信息将是至关重要的事情。
传统告警模式采用单一维度，如开关变位、保护信号、遥测越限等的分类显然不足以对具体的告警信息进行准确且充分的描述。同时传统告警模式只是单向地提供抑制/启用、基于测控点属性定义的推画面、孤立的告警信息确认等功能。告警方式相对单调，缺乏用户体验，包括用户互动和可定制等。而且过多的信息提供，对运行人员而言是致命的事情。在如此繁多的告警信息中，运行人员不能快速地把握重点信息。传统告警模式只能采用平铺的方式把信息告知运行人员，虽然还有简报(简单的分级分类过滤)的方式，但这些仍然过多和不够智能。由此实时推理决策功能显得尤为必要。
由于各类设备的信息化和可监测性的提高，各类设备告警信息的规范化描述将尤为重要，因为要基于告警信息做智能推理与分析，必然涉及一系列告警信息的关联识别，甚至是对历史告警信息的深度挖掘分析，挖掘和分析的最基本要求是任何一条告警信息都应按照一定的规则去描述，规则意味着语义和识别要素。而传统告警模式没有系统地考虑过这些问题。
3.1.2 智能告警及分析决策的概念
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。
3.1.3智能告警及分析决策系统主要特征、
3.1.3.1多维度识别
多维度识别指告警信息按发生源对象分类(如过程层、间隔层和站控层设备等)、敏感度(如事故及开关变位类、异常及告警类、刀闸变位类等)、专业细分(如开关断开、PT断线等)综合识别。综合识别本身是动态处理过程，基于当时系统运行情况和知识库进行。
a)按发生源识别
发生源识别按告警信息的发出者的类型来识别，由于发出者本身具备完整的层次检索关系，因此对告警信息的识别也具备层次检索关系。一般而言该识别方式可看做是专业细节分类的层次化组织，是专业细节分类有关发生源的规范性描述。
b)按敏感度识别
传统翻滚式的告警信息窗口在面对大量的信息时，使得运行人员疲于信息的查找和梳理，敏感度即是指运行人员对信息的需求和关注程度，这个分类实际上直接面向运行人员需求，是智能告警系统最基本的智能功能。它的现实意义是帮助运行人员过滤掉瞬时中间信号、正常操作信号，并根据信号重要程度分层次提供。
3.1.3.2规范化描述
按专业细分类，每类告警信息的描述进行严格的句法定义，统一要素规范格式或内容，以提供告警信息在推理时的智能关联和识别能力。随着IEE61850标准的逐步实施，站内二次设备功能及其输出将得到逐步规范，不同设备供应商对同一保护原理甚至保护信号的截然不同的定义和描述将规范化。在此之后还要求系统对告警信息的统一规范描述，这些描述包括统一的句法定义、词汇定义和要素识别。
3.1.3.3告警方式互动
按各分类的告警方式主要参数在线定义和设置，尤其是表示界面相关内容可自定义等;还包括与外部各种应用进行联动，提供更为丰富的表示和互动。
a)告警方式
根据智能识别告警信息的敏感度分类，通过告警信息窗，事故推画面，自动语音等功能，使系统具备友好的在线交互能力。
b)界面定制
对告警信息窗所有显示要素的定义，包括信息窗整体分类布局、各种风格、要素色彩和字体配置等方面，可以把当前配置方案保存为典型配置以满足临时特定需要。本系统不推荐不同的运行人员使用不同的界面配置方案，这不利于规范管理和值班工作交接。其目的是为运行人员提供更为人性化的交互界面，增强告警信息系统的用户体验。
c)应用联动
作为智能告警信息系统，一方面告警信息应能在监控画面上得到更丰富的自动表示，另一方面告警信息的操作和关联检索操作在双方向上都提供便捷的手段。当间隔或设备单元发生故障时，或者运行人员操作设备时，视频信息自动地适时出现在监控画面上，为运行人员提供最直观的确认信息。改变了传统应用联动的单调和背动。
3.1.3.4知识库及推理方法
以变电站设备运行原理和普遍经验构建知识库系统，以实时告警信息触发为起点，综合运行环境和知识库进行推理获得对事件的认识和处理报告。
知识库用来存放专家提供的知识。专家系统的问题求解过程是通过知识库中的知识来模拟专家的思维方式，知识库是专家系统质量是否优越的关键所在，即知识库中知识的质量和数量决定着专家系统的质量水平。本工程知识库以实用和简洁为要求,快速构建以告警信息的专业细分为条目钥匙，以关联对象类型和处理方法等关键内容建立。
单一事件推理
在告警信号发生后，通过对该信息的多维度识别找到知识库对应条目，给出处理决策。
组合事件推理
在一个短时间段内，变电站某一设备单元连续发生多个事故或告警信号，这些连续发生信号是存在关联的有机整体，称为一个组合事件。这个组合事件中必然是由某个事故或异常引起，组合推理逻辑就是要根据发生的组合事件推理出该设备单元究竟发生了何种异常和事故，给出一个综合的判断和处理方案。
组合事件逻辑推理方法主要是两种，一是穷举法，即某些事件的组合全部发生推理出一个异常事件。另一种是模糊推理法，只要在某设备单元上找到某个或几个事件，不管还有没有其他事件就推理出一个异常事件。
穷举法推理精度高，能有效排除误遥信的影响，但适应性略差，因为变电设备型号、构造繁多，告警信号不可能完全一致;模糊推理法推理精确度不如穷举法，偶然会受误遥信的干扰，但适应性很好，能应对不同型号、构造的设备，而且推理精确度也足以满足现场运行的需要。本工程中模糊推理法应用得更多一点，只有在事件特别重要、需要精确推理时才用穷举法。
3.1.4智能告警及分析决策系统的实现
智能告警及分析决策系统总体结构图包括公共处理流程、知识库系统、统一事件信息模型、智能体集合四部分组成
3.1.4.1统一事件信息模型
告警信息综合分类，句法和语义定义等。任何一个事件源学习其对应的告警信息描述规范，并注册该告警信息源，事件源使用公共处理流程的发送代理发送事件。
3.1.4.2公共处理流程
公共处理流程是告警信息传递和分发中介，单纯的技术实现模块。
3.1.4.3知识库系统
以变电站设备运行原理和普遍经验构建的知识库系统，具备简单的知识录入工具;智能处理过程不仅可使用其知识条目，还能根据实际工程要求智能地添加知识条目。
3.1.4.4智能体集合
把系统功能拆分为多维度识别、句法与检索、多媒体报警、实时联动应用、综合推理五个主要功能模块，按照智能体的要求去设计，每个智能体具备足够的独立性，由告警信息作为触发信号进行并行或串行处理。
3.1.5智能告警及分析决策系统的意义
智能告警及分析决策系统按告警源、敏感度和专业细分等综合知识库进行多维度识别。具有自动合成、语法检查、要素提取和无二义要素检索等功能，具有自动语音和短信报警等多媒体报警功能，采用各种可视化关联手段、事故追忆驱动和视频联动等实现实时联动应用,基于知识库和当前运行环境综合推理形成在线处理报告。综合推理和分析决策报告将很大程度上简化运行人员对信息的识别和梳理工作，让传统的边梳理、边分析和边处理工作得到根本简化，确保准确、快速地处理事故和异常。综合推理和分析决策报告准确地提供充分且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方法推荐，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。有利于提高运行人员业务技能.知识库本身就是系统运行原理和经验的总结，在与实际发生事故和异常紧密结合的情况下，让运行人员针对实际问题进行分析和理解，能最有效地促进运行人员对设备、事故和处理方法的学习和理解。
3.2事故信息综合分析决策系统
宜在事故情况下对包括事件顺序记录信号及保护装置、相量测量、故障录波等数据进行数据挖掘、多专业综合分析，并将变电站事故分析的结果以简洁明了的可视化界面综合展示
3.2.1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。
3.2.2事故信息综合分析决策系统的功能
变电站事故信息综合分析辅助决策系统的主要实现以下功能;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;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。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。
3.2.3事故信息综合分析决策系统的功能结构
变电站事故信息综合分析辅助决策系统的功能结构分为故障信息综合展示，全景事故反演，事故分析辅助决策专家系统三个部分。
3.2.3.1事故信息综合展示
a) 变电站采用的故障数据类型
(1) 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。
(2) 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。
(3) 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。
(4) 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。
(5) 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。
(6) 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。
(7) 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)。
b) 事故信息综合展示的功能
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，还有些是工程人员手动从装置调取的，这些数据分散地展示给工程人员。本工程变电站事故信息综合分析辅助决策系系统设计了集中展示的功能，让用户可以在同一界面中查看某次故障的所有故障信息。可以通过画面展示了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。
3.2.3.2变电站全景数据分析系统
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5 min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。
a)统一断面全景数据采集
统一断面全景数据采集作为智能变电站SCADA的基本功能，实时采集和按照统一断面存储系统的稳态、暂态和动态数据。为了全面、精确进行全景数据回放和全景数据展现，实时采集需要存储的数据量非常庞大，因此必须对采集到的实时数据进行压缩，避免占用过多的CPU和内存资源。数据存储按照稳态、暂态、动态量不同分别存储到商业数据库中，并建立快速索引字段，便于高速查询、检索。
b)全景数据展示和全景数据回放
全景分析系统对全景数据提供了曲线、表格和图形等展现方式以全方位展示变电站的全景数据。主要包括：
(1) 模拟量曲线。本功能提供了曲线的展示方式,可清晰的展现数据的变化趋势和变化范围。通过在统一视图中显示多条相关曲线可以方便的显示故障和非故障情况下相关量之间的关系。
(2) 数字点SOE列表。本功能提供了SOE列表浏览方式。系统能够自动选取在指定时间段内开关量发生变化的厂站。列表按照时间进行排序，时间精度准确到毫秒。
(3) 断面图形和数据反演。本功能提供了间隔为1 s的自动连续数据反演和人工数据反演。通过基于变电站图的数据反演用户能够准确的了解历史任意时刻电网的运行情况,再现故障和分析事故的产生、发展和恢复的全过程。
(4) 全景数据回放是通过故障时刻和故障特征量进行检索，以获取存储到商业数据库中各个断面的全景数据，并以可视化方式进行全景回放。界面包括最近一月\一季度\最近一年\设定时间。事故列表相关数据(表格,曲线,相关事件,重演等画面),故障全景回放界面元素.重演控制面板包括:重演进度\开始时间\当前时间\结束时间\参数设置:重演模式,重演速度等。
3.2.3.3变电站事故分析辅助决策专家系统
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，故障分析不准确。而另一方面，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，电网故障时数字式保护装置和故障录波器能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到中心，对这些数据缺乏有效的管理和利用。正是基于此，智能变电站采用了事故信息综合分析辅助决策系统。
事故信息综合分析辅助决策系统能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、形成一次故障完整的综合信息，为继电保护人员提供故障时刻信息完整的综合展示。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。同时建立故障分析模型，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。
传统变电站的数据采集模式实时不高，数据采集不全面无法真实回放事故发生过程。智能变电站采用统一断面全景数据采集作为智能变电站SCADA的基本功能，实时采集和按照统一断面存储系统的稳态、暂态和动态数据。并提供分析系统对全景数据提供曲线、表格和图形等展现方式以全方位展示变电站的全景数据。
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问题。变电站事故分析辅助决策专家系统对收集到的故障数据进行综合分析，得到故障分析结果
a)完成的主要任务
故障诊断：判断故障类型、故障性质、故障位置。断路器行为分析：判断断路器是否正确动作，是否拒动、偷跳。保护动作行为分析：保护是否正确动作，是否拒动、误动。推理依据显示：给出每步推理的一句和原始信息，并评估结果可靠性。推理结果显示。给出故障恢复策略，回复电网故障。
b)变电站事故分析模型
变电站事故分析辅助决策专家系统由推理引擎、数据库和知识库组成。知识库由资深调度管理人员的经验组成，并具备学习功能，有新的故障事例时能够加入进知识库。推理引擎通过事例匹配需找相关的知识，得到推理结果。变电站事故分析辅助决策专家系统对故障的分析过程包括：对事例进行预处理，根据数据库模块对系统参数、保护配置和关系对应的设置,自动生成各保护和开关、一次元件的关联关系,分析保护的配合情况。进程警报;当系统出现异常情况,如单相电流突然增大、电压下降等,立刻报警。 快速诊断：根据知识库和故障情况，推理故障种类、性质、发生原因、故障位置等;针对故障诊断结果,制定反应方案,利用知识库,分析保护、开关行为。系统根据推理结果和用户的不同要求,发送诊断报告并存档。
事故恢复设计
故障分析是电网事故处理的前提。得到故障设备后，就要根据故障形成的停电区域，采用人工智能手段设计合理的恢复供电策略。变电站事故分析辅助决策系统设计了基于故障恢复专家知识库的智能化故障恢复方案。该知识库分为三层，即电网操作层、变电站操作层和设备操作层。分层保证恢复规则的通用性和完备性。故障恢复时能够根据故障特点和变电和站运行方式自动搜索相应的推理规则，不须人工干预。
3.2.3.4事故分析辅助决策与智能控制的协调互动
辅助决策系统产生分析结果和恢复方案后，生成故障恢复操作票。智能控制系统根据控制执行故障恢复操作票实现变电站事故的智能恢复。变电站事故分析辅助决策系统变电站事故分析辅助决策系统:发生故障-收集故障数据-故障分析-进入智能控制阶段-生成恢复操作票-顺序执行恢复操作票.
3.3设备在线监测与状态检修
智能变电站的建设为一次设备的状态检修和二次设备的在线监测提供了数据基础和实现手段，对一次设备进行在线数据分析和总结、状态观测，按照设备需要进行检修，对二次设备进行状态监测，对设备进行常规维护。
3.3.1变电站传统检修的问题
电力系统长期以来在保障设备可靠运行方面做了大量的工作，尤其以定检为例，在规定的时间内必须停电检修。定检在过去的常规变电站中，为电力系统的稳定运行起到了一定的促进作用，但是，随着技术的发展进步，也暴露出一些弊端。首先，定检存在一定的盲目性，不是站内所有设备都需要停电检修，而且检修本身也存在对设备的破坏性。其次，一次设备的动作次数是其寿命的重要象征，在检修期间的传动大大缩短了其工作寿命。大面积检修之后往往会给设备恢复正常状态留下伏笔，如二次回路接线不能恢复到位，软硬压板恢复不正确等。
3.3.2智能一次设备状态检修
目前在长春南变电站开展状态检修包括配置用于监测系统主设备的传感器，或者由智能一次设备直接提供其功能。利用DL/T860提供的建模方法，建立设备状态检修的信息模型，构建具备较为可靠实用的状态监测预警算法和机制、支撑状态检修实践的专家系统。
智能一次设备可以根据状态检测信息来判断开关的当前工作状态，同时处于操作的准备状态。当电力系统故障、继电保护装置发出分闸信号或者正常操作命令后，智能一次设备根据一定的算法求得与开关工作状态对应的操作机构预定的最佳状态，并驱动执行机构将操作机构调整至该状态，从而实现最优操作;智能化开关能对其状态进行连续不断的监测，同时记录每次的开断情况，包括开断电流的大小、开断类型、是否发生拒分拒合现象等，短路时还应记录短路电流的变化过程，以便进行事故分析和开关维护。同时，也可通过断路器累积开断电流的大小来分析开关触头的烧蚀情况。利用所获的设备工作及状态信息，实现对设备状态的实时监测，并能够根据判别结果，进行相应的告警、保护等措施，保证一次设备的可靠性。
将一次设备的状态传感器置于智能终端内，实现一次设备的状态检修，可以简化检验项目，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。配置用于监测系统主设备的传感器包括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在线监测。
3.3.3继电保护二次设备状态检修
随着一次设备状态检修的推广，因检修设备而导致的停电时间将越来越短，客观上对电气二次不停电检修提出了新要求，电气二次设备的状态检测对象不是单一元件，而是一个单元或一个系统。充分利用IED本身具备状态检修的实施基础(包括：光纤通信系统、直流系统、回路系统、包括逻辑判断回路，软件功能等)，在智能化变电站中开发专用的系统软件，分析二次设备运行状态，直接实现状态检修。
3.4 高级应用和变电站无人值班相辅相成。
近年来随着电网向超高压、远距离、系统化方向的发展，原来变电站旧的管理模式己经不能适应发展的需要，随着500kV电网规模的不断扩大，集控站的远端管理模式更加清晰。高级应用为远端事故处理和恢复系统提供了更为详实的资料和手段。
变电站无人值班是电力企业转换机制，实现减人增效，提高劳动生产率的有效途径。无人值班有利于提高电网管理水平，有利于提高电力企业经济效益，提升超高压变电站设备技术水平，超高压变电站无人值班对高级应用提出了更高、更具体要求，主要体现在信息数字、控制智能、状态可视等方面。变电站无人值班促进了智能电网高级应用的进步，同时高级应用是实现超高压变电站无人值班最有力的保证，两者相辅相成。
4
. 变电站高级应用系统第二阶段的设计与实现
随着长春南500kV变电站的投运，开始进入智能变电站成熟技术的推广应用，完成全网实时、统一同步信息采集控制体系及架构，整合和改造既有信息资源，实现广域同步实时信息共享及其层面上的高级应用。有效开展状态检修及全寿命周期管理工作，实现各类电源及用户的接入、退出及抗扰。同时根据东北智能电网同步推进的基础性项目、共用性技术的发展和进步，初步形成坚强智能电网的支撑体系。
4.1 智能变电站经济运行与优化控制
4.1.1经济运行与优化控制的意义
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。
4.1.2变电站无功电压综合控制策略
智能变电站经济运行与优化控制是在站内配置无功电压控制设备，与地区自动无功电压控制系统进行协调配合，采用分层、分级电压、无功控制的方法，实现区域电网的无功、电压综合调节。
4.1.2.1分层无功电压控制
主要是指按电压等级进行无功平衡控制，可分为三级控制。一级控制是一种分散、自动的控制。通常是快速反应的闭环控制，包括发电机无功功率控制、静止无功补偿器的控制、快速自动投切电容器和电抗器、有载调压变压器(OLTC)等。二级控制是一种分区控制，协调一个区域内一级控制设备。三级电压控制是系统优化控制，它根据离线分析或者专家系统设定各控制区的主导节点电压，从而实现全网电压无功的协调控制。
4.1.2.2分级无功电压控制
将大规模的电力系统分割成多个子区域，每一级区域满足自身控制目标的同时根据上级控制系统的要求调整自身的控制目标，实现全网的电压无功优化控制。
分级方法一般根据变电站电压等级，将电网划分为几层，按照电压等级高低顺序，逐层消除电压越限、无功潮流越限等情况。首先判断层内越限变电站的越限状态，分析越限原因，搜寻可有效动作的无功控制装置，通过预计算的灵敏度系数估算消除越限状态所需控制装置的动作量值。当上层变电站引起下层变电站产生越限等状况时，对上层变电站进行相应动作。当变电站自身引起越限等状况时，按照多区图的原则制定控制措施。当变电站自身控制装置已达到控制约束调节仍不能消除越限时，可以向与同一上级电压母线相联的电站求助，根据灵敏度系数确定变电站母线电压。如果没有相联的电站或是仍不能消除越限情况，则产生该变电站报警信息。
采用分级无功电压控制方法，可以使无功分级平衡，避免不同电压等级的无功相互流动，提高系统运行的经济性。
4.1.3智能变电站无功电压综合控制的实现
全网无功电压控制一般采用集散控制，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。智能变电站无功电压调节手段包括：站内有载调压变压器的分接头位置、无功补偿设备(包括电容器、电抗器、静止无功功率补偿设备等)。
智能变电站作为分散的一级调节控制系统，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。
另一方面，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具备通信接口，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。
4.2智能变电站全寿命周期综合优化管理
全寿命周期管理可以充分地识别出智能变电站项目中各单元内部及单元之间的风险因素，进行各阶段风险的连续跟踪，并将项目的所有参与者的信息进行最大程度的交流共享，使潜在风险达到最小化。能够避免单纯的定性定量风险分析的局限性，能够将整个风险分析与变电站建设密切结合，更好的通过多种方式反复验证，通过各阶段的实践对风险问题认识的准确度进行检验，更好的协助智能变电站风险管理。
智能变电站全寿命周期管理能够将决策者的经验、知识、风险分析理论、推理技术、数据信息和计算机技术进行有机结合，实现决策、风险管理和资料信息资源共享和沟通，弥补单一知识和单一功能部门风险管理问题。智能变电站全寿命周期管理能够提供规范化的风险分析工具，获得宝贵的全寿命周期管理经验。
4.3 分布协同控制与保护
4.3.1站域保护理念
根据《智能变电站技术导则》的描述，站域保护的理念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。
根据长春南500kV变电站的特点，本工程站域保护拟考虑本着运用集中或分布协调的方式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。
4.3.2 目前变电站保护基本配置情况
继电保护装置包含主保护和后备保护。主保护作为被保护设备的快速保护，具有选择性，不和其他间隔配合，后备保护作为被保护设备本单元和相邻单元的后备保护，往往需要和其他单元的后备保护进行配合。
图4.3.2-1典型的500kV变电站的接线图(图中仅仅画一个主变间隔)。
图中500kV出线配置线路纵联保护作为线路主保护，配置后备距离保护和零序保护作为本线路的后备保护及相邻线路的后备保护。500kV母线保护配置母线差动保护，500kV断路器配置对应的断路器保护和失灵保护。500kV主变保护配置差动保护作为变压器的主保护，配置各侧后备保护作为本侧的后备保护及相邻母线(或线路)的后备保护。
220kV出线的配置和500kV配置相同，线路纵联保护作为线路主保护，配置后备距离保护和零序保护作为本线路的后备保护及相邻线路的后备保护。220kV母线保护配置母线差动保护和失灵保护。66kV母线一般不配置母线保护，66kV出线一般配置多段多时限的过流保护作为本单元的保护。500kV变电站的66kV侧一般为电容器和电抗器，不存在和下一级线路的配合问题。
4.3.3 站域保护的优点
当系统结构复杂时,常规保护各个间隔后备保护之间的配合越来越困难。后备保护的越级跳闸现象时有发生。
当500kV站66kV出线保护装置拒动，主变66kV侧后备动作跳闸切除低压侧开关，66kV母线全失压，扩大了事故范围。如66kV出线保护装置正确动作，但开关失灵，由于主变66kV侧后备动作时间长，故障切除慢，严重威胁到一次设备的安全。由于66kV母线无母差保护，只能依靠主变66kV侧后备动作，故障切除慢，同样严重威胁到一次设备的安全。220kV侧和500kV侧各个间隔的主保护很完备，一般不会出现拒动的情况，因此也很少出现后备越级跳闸等情况。如果某个间隔出现保护拒动，其动作情况和66kV侧的动作情况类似，这里不再一一列举。
综合上面的种种情况可以看出，常规500kV站的保护配置方面主要在后备保护方面存在较大不足。这些不足也是由当前常规变电站的现状所决定。随着智能变电站的迅速发展，变电站信息甚至全电网信息的共享，配置基于全站信息的站域保护的优势就更加明显。
4.3.4 站域保护的应用方案
当电压等级独立组网时，站域保护与各电压等级的主干网交换机相连，主要功能含有各间隔的后备保护、66kV侧的网络化母线保护、可扩展的稳控子单元、广域保护的预留接口等。构成示意图如下：
由于变电站中各个间隔的主保护和本间隔的后备保护仅仅保护本间隔，故这里提到的站域保护主要针对各个间隔之间的远后备保护和其他辅助功能而言。在配置了站域保护后，变电站系统中保护的功能分布将按照以下的原则进行重新分配。即各个间隔仅配置保护本间隔的主保护和后备保护，各个间隔之间甚至变电站之间的远后备保护均由站域保护来实现。
站域保护除了包含相邻各个间隔的远后备保护之外，还可以包含辅助保护。考虑到今后的发展，站域保护甚至可以含有部分的广域测量功能。基于全站信息共享的站域保护，上述常规保护的种种不足基本上能得到很好的解决。以66kV出线故障，线路拒动为例进行分析，传统上的保护，遇到这种情况只能由主变66kV侧的后备越级跳闸切除故障。而站域保护完全可以根据全站的信息量判断出66kV线路保护拒动，而不是66kV开关拒动，从而避免事故扩大。同时对于66kV开关拒动的情况，站域保护又可以快速切除主变66kV侧开关，保证设备的安全和稳定。
站域保护还包括继电保护的智能化恢复,利用全站信息，解决死区母线保护动作后的恢复等问题。
4.4变电站防灾减灾及反恐。
智能变电站配置灾害防范、安全防范子系统，留有与电网防灾减灾与应急指挥信息系统的通信接口，为各种自然灾害和突发事件的监测、预测、预警提供有效信息和判据，为指挥相关部门的应急联动提供决策依据。提供互联网强大的3G服务的功能,实现有关责任人在第一时间通过短信平台收到信息。
4.5电网状态估计
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。
就单个变电站而言，站内辨识拓扑错误和坏数据，只需建立联变模型，增加一定数量的伪量测，就可辨识出遥信、遥测坏数据。
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。
4.6实现与电网的协调
随着智能电网的发展，智能变电站信息化、自动化、互动化需求不断加大，预留站内的各种高级应用系统的通信接口，转换成统一的标准模型数据后，用于实现高级应用系统相关对象间的互动，为相关生产、调度、管理部门提供辅助分析决策基础数据，满足智能电网运行和控制要求。
智能变电站与调度中心及集控中心的智能调度技术支持系统互动，通过两张调度数据网络平面，接收调度端和集控主站的各种指令信息，同时上传站内生产运行、技术分析数据和报表，变电站支持可视化的远程控制。作为电网的枢纽实现调度自动化系统的某些控制策略下放，以500 kV变电站为核心，与相邻500 kV变电站交换关键数据、掌控220 kV变电站的运行，与相邻的220kV变电站建立数据交互，实现站域保护、站域备自投、站域负荷控制等功能应用。变电站配合配电网电能质量系统，全面地监测区域配电网的电能质量状况，对区域电网进行网损评估和考核，与用电用户进行电价和电能质量的互动。
5.展望第三阶段智能变电站高级应用功能
智能变电站高级应用的展望第三阶段为完善提升阶段：长春南500KV变电站建成投运后,根据东北智能电网发展的情况，实现支撑电网的可调、自愈、自恢复技术应用.发展、完善和提升综合高级应用项目.实现坚强智能电网支撑节点柔性组群、优化重组、自协调区域继电保护等技术.持续提升坚强智能电网支撑节点的性能、功效、支撑作用.进一步强化基础性项目、共用性技术的发展;全面构建安全、可靠、稳定、高效、经济、环保的坚强智能电网的支撑体系。
5.1智能变电站与大用户互动
智能变电站具有向大用户实时传送电价、电量、电能质量及电网负荷信息的功能，支持电力交易的有效开展，实现资源的优化配置;激励电力市场主体参与电网安全管理，从而实现智能电网各环节的协调运行。
智能电能表的全面应用是实现与大用户的互动的基础，智能电表支持潮流及功率流向识别，支持电能质量分析，支持电力市场实时电价的分析应用，支持高级通信方式。
结合系统最优潮流以及最优电能质量，实现与大用户互动，研究与大用户信息互动措施，开展通信手段、智能化高端用户功能、新型电力交易方法等。
5.2智能变电站标准接口服务
5.2.1.电能质量评估与决策
基于变电站电能质量监测系统，实现电能质量分析与决策的功能，为电能质量的评估和治理提供依据与决策。
5.2.2站间广域保护
基于网络通信、多点信息综合比较判断的广域保护利用广域信息来改善继电保护的性能。从缩短动作延时、减小故障切除范围等方面提高后备保护系统性能。保护IED 关联域的搜索是关键技术之一。广域信息下的集中协调控制系统不可能取代分散安装的主保护装置。
5.2.3电网运行状态自适应
在电网正常运行状态下，综合利用FACTS、变压器调压、无功补偿设备投切等手段，控制和优化潮流分配，提高输送能力和运行效率。
在电网紧急运行状态下，与相邻变电站和调度中心协调配合，动态改变继电保护和稳定控制的策略和参数，适应电网拓扑和潮流分布的改变，扩展运行边界，提高实际可用稳定裕度，保障电网稳定运行。
5.2.4支撑智能电网功能
5.2.4.1支持安全状态评估/预警/控制
智能变电站为不同调度层面在线安全稳定防御系统提供信息交互接口，为在线安全状态评估系统提供实时可靠的信息，以便其进行实时在线评估、预警和控制，实现智能电网预防控制和紧急控制的协调。
5.2.4.2支持全网资产全寿命周期管理
智能变电站支持设备信息和运行维护策略与调度中心实现全面互动，实现基于状态的全寿命周期管理。通过建立精益化的评估体系，从资产全寿命周期的安全、效能和成本角度，逐步建立全寿命周期综合优化管理体系，提供综合最优的资产投资、运行维护和资产处置方案，提高变电站运行的安全性，为规划、生产、管理等一系列工作提供智能辅助决策支持。
5.2.4.3 支持继电保护的自适应性等技术研究。
支持智能甩负荷研究，提供快速甩负荷。智能甩负荷通过计算扰动的类型、负荷、结构,结合负荷分配和优先级，计算出最小必需的被甩负荷。然后，智能甩负荷选择满足这要求的负荷最佳组合，通过顺序控制完成这一甩负荷操作。所有这些在系统里发生扰动后200ms内即可完成。实现智能甩负荷控制可以甩较少负荷。在一个扰动中甩负荷时间越长，必须最终甩掉的负荷就越多。因为智能甩负荷的智能性和快速性，甩掉的实际数量远比用像频率继电器和PLC基础方案这样的传统方法要少，提高了供电的可靠性。
6 结论
6.1 智能变电站高级应用功能带来的经济效益
智能变电站采用高级应用，通过变电站事故分析辅助决策专家系统等，不仅能够为电网服务，还能带来可观的经济效益。
采用了高级应用的智能电网及变电站，当电网设备发生事故时，保护人员在调度中心通过事故分析辅助决策专家系统直接得到故障波形及信息，结合气象云图和雷电检测系统，及时确定出故障类型和故障点。为事故巡线提供准确的故障点判断，使线路巡线有极强的针对性，大大减少停电时间。
案例1.以2007年为例，某区域500kV统计全年共发生10次故障，按500kV系统平均负荷为500MW，故障处理提前3小时计算，则经济效益计算如下:
Y= P* t* T* M=500 x3x 10x0.05=750 ( 千元)
P= 线路平均输送负荷，平均为500MW; M=过网电价按0.05元、kwh,
Y=年经济效益，单位千元 ;T= 每年500kV线路故障平均次数
t=采用事故分析辅助决策专家系统后提前送电的平均时间，单位为小时
从以上的粗略估计可以看出, 事故分析辅助决策专家系统每年能为电网创造直接经济效益75万元。
案例2、变电站设备在线诊断及专家系统
根据目前超高压系统的实际检修情况，一个变电间隔进行停电检修时间至少需要2天(包括12只互感器和避雷器，2台开关，4组500kV刀闸)，采用变电设备在线诊断及专家系统的经济效益计算如下:
Y= P *t * M=500x38x0.05=950(干元)
t=采用变电设备在线诊断及专家系统后不需停电的平均时间，2天的停电时间约38小时
P= 5 00kv线路平均输送负荷为500MW ;M =过网电价按0.05元kwh
Y=年经济效益，单位千元
检修人员及车辆费用计算:变电间隔检修每天需要检修人员9人，车辆4台。按照每人工时费100元/天计算，车辆每天300元/天计算，则每减少停电一次节约的总费用为:.(4*0.3*3+9*0.1*3) *8=50.4(千元)
从以上的粗略估计可以看出,采用变电设备在线诊断及专家系统每减少停电一次能为电网创造直接经济效益约达100万元。
6.2高级应用总结
智能电网的主要特征是智能设备、标准信息交换、高度系统集成、自动运行控制、协同保护控制、在线分析决策等。因此智能变电站的高级应用发展与智能电网的需求相协调,是我国建设统一坚强智能电网的必然趋势。
随着应用网络技术、开放协议、智能一次设备、电力信息接口标准等方面的发展,变电站自动化系统的高级应用应运而生,因此可以说它既是现代科学技术和现实生产力的具体结合，又是管理模式的更新换代。长春南500kV变电站采用高级应用对变电站运行的安全状况进行在线实时评估,并对可能出现的故障状况向调度人员提出预警。结合基于分析模型的实时镜像仿真和动态安全域的在线分析和运行状态的可视化技术，将系统的安全状态实时而直观地展示在调度人员面前，从事情预防、事中控制、事后补救和系统自愈等方面显著提高变电站及整个电网系统应变能力。实现电力企业经济价值的最大化保证措施。
