基于集群测控系统的智能变电站分布式状态估计系统的制作方法

1.本发明涉及电力自动化技术领域，特别涉及一种基于集群测控系统的智能变电站分布式状态估计系统。


背景技术：

2.220kv及以上电压等级智能变电站，通常采用单一测控按间隔和断路器独立配置的方案，当测控装置故障时，没有备用测控装置，这对于无人职守智能变电站远方集中监控的安全是严重威胁；传统智能变电站改造为智能变电站的过程中，为了保障供电安全，减小停电时间，通常采取按间隔对过程层、间隔层和智能变电站层逐步改造的方案，这种方案改造周期长，且需克服二次设备安装、新旧系统切换、新设备调试验证、五防闭锁规则的验证、配置管理等难题。采用集群测控系统，即将多个间隔的测控装置，集成到一个高端嵌入式多间隔测控装置，再将多个多间隔测控装置组成一个集群，解决了无人职守集中监控智能变电站测控缺少备用问题和监控系统建设改造的难题。
3.由于电网庞大复杂，调度中心量测的局部冗余度不够，模拟量坏数据和拓扑错误的检测与辨识一直是传统状态估计的一个重点与难点。而站内具有高冗余的原始量测，且站内网络规模小、计算速度快和估计结果可靠的显著优点，可实现拓扑和量测错误的本地辨识，从而可显著提高调度中心状态估计的可靠性和精度。


技术实现要素：

4.有鉴于此，本发明的目的是提供一种基于集群测控系统的智能变电站分布式状态估计系统。
5.本发明的目的是通过以下技术方案实现的：
6.基于集群测控系统的智能变电站分布式状态估计系统，包括管理板、测控板一、测控板二、功能开入板、电源板、单色液晶板；
7.所述测控板一和测控板二分别与管理板信号连接；
8.所述管理板与单色液晶板信号连接；
9.所述功能开入板通过开入总线分别与测控板一和测控板二信号连接；
10.所述电源板通过通过开出总线分别与测控板一和测控板二信号连接；
11.所述测控板一和测控板二通过校时总线信号连接；
12.测控板一和测控板二采集过程层goose和sv的报文，对报文进行解析，实现测控计算，并将计算数据通过总线发送给管理板；管理板将计算数据汇聚后，分发给虚拟测控，实现站控层数据通讯，包括mms服务和站控层goose联锁，操作虚拟测控的投入和退出。
13.所述系统包括初始化模块、主循环模块和超级中断模块；
14.所述初始化模块中，主循环模块为顺序流程模块，超级中断模块能够随时中断循环模块的流程；为确保超级中断的优先响应，进如超级中断后，屏蔽硬件中断；底层通讯的报文收发都采用查询方式实现。
15.可选的，所述集群测控系统包括四类cpu主体模块：通讯板a91
‑
0/a92
‑
0/a92
‑
1 cpu模块、通讯板a91
‑
1cpu模块、管理板虚拟测控模块和管理板管理模块；
16.所述通讯板a91
‑
0/a92
‑
0/a92
‑
1 cpu模块中，a91
‑
0/a92
‑
0/a92
‑
1为测控核，负责完成测频、跟频、遥测、同期逻辑判断和数据总线收发；
17.其中遥测在中断中缓存跟频插值后的重采样值，每200ms置位遥测计算标志，通知遥测计算任务进行遥测计算；
18.所述通讯板a91
‑
1cpu模块中，a91
‑
1负责fpga数据搬包分类，过程层goose解包与发送、sv解包、遥信和ki采集；
19.所述管理板虚拟测控模块中，管理板上虚拟测控负责mms通讯、站控层goose解包与发送、五防联闭锁、遥控和hmi显示，管理进程则负责mms通讯，实际测控在线监测，虚拟测控投退操作及装置运行工况监测等功能。
20.可选的，所述初始化模块中，在集群测控系统上电后执行一次，用于实现：cpu和外围硬件的初始化、参数的初始化、记录的初始化、全局变量的初始化、超级中断的初始化；
21.集群测控系统的初始化流程调用顺序为：记录初始化、配置初始化、fpga初始化、内存初始化、组件初始化、起任务和开中断；
22.所述主循环模块中，在集群测控系统初始化后反复循环执行，用于实现：参数的循环自检、各种记录的循环检查转移至flash的处理、通信任务的循环检查处理和遥测计算；主循环模块的流程能够被中断任务打断，当中断任务执行完后，cpu会转回主循环断点，接着执行主循环任务；
23.所述超级中断模块中，在冗余测控装置软件中通讯板a91
‑
1核的中断周期为1ms，用于过程层数据的搬包、ki采集、过程层goose/sv采集处理和遥信；通讯板a91
‑
0/a92
‑
0/a92
‑
1核的中断周期为1ms，用于软件测频、跟频重采样、遥测原始值缓存、向量计算以及同期判断。
24.可选的，所述遥测计算的数据窗要求整周波截断，即采用n周波数据，在非工频工况环境下得到的周波采样率n*f数据点并不是整周波数据，需进行跟频重采样，按照实际波形的频率来调整重采样间隔，使重采样后的数据固定按照等角度偏移。
25.可选的，所述智能变电站将各开关支路看作零阻抗支路，从而各电压等级下形成连通的零阻抗网络，在各连通的网络中，实现零阻抗功率状态估计，同时，忽略零阻抗支路的相间互感，三相自然解耦，三相状态估计分别进行求解。
26.可选的，所述集群测控系统中，对于sv异常处理的要求为：
27.1)具备转发dl/t 860.92采样值报文的无效、失步、检修品质功能；
28.2)具备对dl/t 860.92采样值报文有效性判别功能，连续8ms接收到采样值报文与配置不一致时，触发sv总告警，点亮装置告警灯，报文恢复正常后1s返回；
29.3)具备接收多个合并单元采样值报文功能，在组网方式下通过采样值序号进行同步对齐；接收到的采样值报文置失步品质或多个合并单元采样值序号偏差超过16个数据点时，不再进行同步对齐处理，独立计算各采样通道的电压、电流量，与同步相关的功率和电流、功率因数测量保持失步前数值，并置无效品质，同时产生采样值失步告警，并触发sv总告警，点亮装置告警灯,报文恢复正常后1s告警返回，功率、和电流、功率因数测量计算；
30.4)接收的采样值报文在1s内累计丢点数大于8个采样点时产生sv丢点告警，并触
发sv总告警，点亮装置告警灯，采样值报文恢复正常后告警信号延时10s返回；
31.5)在dl/t 860.92采样值报文中断时，保持对应通道及其相关计算测量值，并置位无效品质；连续8ms接收不到采样值报文判断为中断告警，采样值报文恢复正常后告警信号延时1s返回；
32.6)接收的dl/t 860.92采样值报文品质无效时量测数据计算，转发无效品质，由远动转发时根据品质处理；连续8ms接收到品质无效的采样值无效报文时触发sv总告警，点亮装置告警灯，采样值报文恢复正常后1s返回；
33.7)采用dl/t 860.92采集交流电气量时具备3/2接线方式和电流及和功率计算功能，和电流及和功率具体计算处理逻辑参见《智能变电站测控装置技术规范》；
34.8)装置正常运行状态下，处于检修状态的电压或电流采样值不参与和电流与和功率计算，和电流和功率与非检修合并单元的品质保持一致，电压、边断路器电流、中断路器电流同时置检修品质时，和电流与和功率值为0，不置检修品质；
35.9)装置检修状态下，和电流及和功率正常计算，不考虑电压与电流采样值检修状态，电压、电流和功率电气量置检修。
36.可选的，所述集群测控系统中，遥信数据带品质位，状态量输入信号为goose报文时：
37.1)具备转发goose报文的有效、检修品质功能；
38.2)具备对goose报文状态量、时标、通信状态的监视判别功能，goose报文的性能满足dl/t 860.81的要求；
39.3)接收goose报文传输的状态量信息时，优先采用goose报文内状态量的时标信息；
40.4)在goose报文中断时，装置保持相应状态量值不变，并置相应状态量值的无效品质位；
41.5)装置正常运行状态下，转发goose报文中的检修品质；装置检修状态下，上送状态量置检修品质，装置自身的检修信号及转发智能终端或合并单元的检修信号不置检修品质。
42.可选的，所述集群测控系统中，数据辨识约束条件为：
43.a)三相量测约束条件：分相功率与分相电压、分相电流应保持一致；
44.ua＝ub＝uc；
45.uab＝ubc＝uca＝1.732*ua；
46.ia＝ib＝ic；
47.pa＝pb＝pc；
48.p＝pa pb pc；
49.b)母线功率约束条件：连接在同一母线上的功率之和为0；
50.p1 p2
…
pn＝0；
51.q1 q2
…
qn＝0；
52.c)变压器功率约束条件：主变各侧功率之和为0；
53.p1 p2 p3
△
p＝0
△
p为主变的功率损耗；
54.q1 q2 q3
△
q＝0
△
q为主变的功率损耗；
55.d)线路侧与母线侧电压约束条件：开关投入状态下，线路侧与母线侧电压相同；
56.e)并列运行母线电压约束条件：并列运行的母线电压相同；
57.u1＝u2＝u3＝u4＝
…
＝un
58.f)量测量与开关刀闸的约束条件：开关断开时，线路侧电流为0。
59.可选的，基于所述数据辨识约束条件，利用冗余数据，建立最小二乘方程，实现站端状态估计；
60.电力系统状态估计的量测方程表达如下
61.z＝h(x) v
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(4
‑
1)
62.式中，z为量测量向量，h(x)为非线性量测函数向量，v为量测误差；
63.电力系统中广泛应用的加权最小二乘估计wls的目标函数表达为：
64.j(x)＝(z
‑
h(x))
t
r
‑1(z
‑
h(x))
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(4
‑
2)
65.式中：r
‑
1为量测误差方差阵，形式如下
[0066][0067]
式中:m为量测量个数；
[0068]
按优化准则，得到如下迭代方程
[0069][0070]
:k为迭代次数，h为量测雅可比矩阵，其元素根据每次迭代时状态变量的估计值进行修正；
[0071][0072]
式中：n为状态变量个数，如果系统共有n个节点，则状态变量个数n＝2n
‑
1，状态变量分别对应着节点电压幅值及相角。
[0073]
本发明的有益效果是：
[0074]
(1)基于实际拓扑的分级分布式状态估计算法
[0075]
本发明利用集群测控能采集多间隔数据以及冗余数据的优势，结合智能变电站实际拓扑，实现了分级的分布式状态估计算法。首先利用网架结构，对数据辨识进行预处理，剔除出明显错误的坏数据；其次利用最小二乘估计算法，完成站端状态估计，并对超差的量
测进行预警处理。数据辨识预处理支持辨识场景可编辑，包括节点电压辨识、节点功率辨识、节点电气量与状态量辨识等。其中，节点电压辨识基于同一间隔保护与测量电压一致原理；节点功率辨识基于母线功率平衡、主变三侧功率平衡原理；节点电气量与状态量辨识，基于双母并列运行时母线电压一致、线路侧断路器闭合时母线侧与线路侧电压一致等原理。
[0076]
(2)数字化采样核间数据同步技术
[0077]
对于站端状态估计来讲，数据同步能有效提升状态估计的准确度。集群测控高实时性、大数据量，决定其必须采用多板件多cpu的架构，而该架构下的数据同步技术，是本发明研究的重点之一。
[0078]
①
sv采样数据同步技术
[0079]
目前智能变电站中采样值同步有插值重采样和外部时钟同步两种方法。
[0080]
插值重采样：若已知各个合并单元采样数据到达装置的延迟时间，可以利用合并单元采样信息的准确到达时刻、报文延迟时间来推算出合并单元对应本地时刻的采样样本，然后通过插值计算获取不同合并单元对应同一本地时刻的采样数据，从而实现采样同步计算。
[0081]
外部时钟同步：利用外部公共时钟脉冲的同步方法。各个合并单元必须接入公共时钟源，并按照公共时钟源同步信号发出采样脉冲，并按照特定格式输出采样数据，装置同样接受公共时钟源信息，从而获得同一时刻各个合并单元的采样数据，实现采样同步。
[0082]
本发明的集群测控采用外部时钟同步方法。装置自身接收外部时钟信号，使各子板内部时钟严格跟随外部时钟运行，整合合并单元的采样计数器及原始采样数据，实现各间隔采样数据的同步。
[0083]
②
遥测数据同步技术
[0084]
为了实现数据同步，除了前端采用基于时钟同步的sv采样技术外，装置的遥测计算及上送部分亦采用了同步技术。
[0085]
本发明在变化上送基础上，增加了周期上送的功能，最快周期上送速率可达百毫秒级别；同时，支持整秒时刻的遥测计算功能。由此，遥测数据可准时、快速地实现计算、上送、状态估计。
[0086]
本发明的其他优点、目标和特征在某种程度上将在随后的说明书中进行阐述，并且在某种程度上，基于对下文的考察研究对本领域技术人员而言将是显而易见的，或者可以从本发明的实践中得到教导。本发明的目标和其他优点可以通过下面的说明书和前述的权利要求书来实现和获得。
附图说明
[0087]
为了使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明作进一步的详细描述，其中：
[0088]
图1为整体系统图；
[0089]
图2为集群测控系统软件功能框图；
[0090]
图3为a91
‑
0/a92
‑
0/a92
‑
1(测控核)程序流程图；
[0091]
图4为管理板程序流程图；
[0092]
图5为数字化装置遥控数据流及功能模块划分；
[0093]
图6为遥测计算流程；
[0094]
图7为遥测周期上送流程图。
具体实施方式
[0095]
以下将参照附图，对本发明的优选实施例进行详细的描述。应当理解，优选实施例仅为了说明本发明，而不是为了限制本发明的保护范围。
[0096]
本发明的基于集群测控系统的智能变电站分布式状态估计系统，包括管理板、测控板一、测控板二、功能开入板、电源板、单色液晶板；其中，测控板一和测控板二分别与管理板信号连接；管理板与单色液晶板信号连接；功能开入板通过开入总线分别与测控板一和测控板二信号连接；电源板通过开出总线分别与测控板一和测控板二信号连接；测控板一和测控板二通过校时总线信号连接；测控板一和测控板二采集过程层goose和sv的报文，对报文进行解析，实现测控计算，并将计算数据通过总线发送给管理板；管理板将计算数据汇聚后，分发给虚拟测控，实现站控层数据通讯，包括mms服务和站控层goose联锁，操作虚拟测控的投入和退出。
[0097]
更为具体的，本实施例中的集群测控系统整体方案设计如下：
[0098]
1.1架构设计
[0099]
总体架构
[0100]
本发明研制的集群测控系统采用现行主流硬件架构：高集成soc(70z20、双核800mhz)，高性能l1043(四核、64位、1.6ghz)。
[0101]
其中soc承担若干台测控装置的数据采集，运算和控制输出，l1043用于整机管理、显示和mms通讯。
[0102]
如图1所示，装置配置了1块管理板、2块测控板、1块功能开入板，1块电源板、1块单色液晶板，各插件之间通过高速总线进行通讯。
[0103]
2块测控板各自采集过程层goose、sv报文，对报文进行解析，实现测控相关计算，并将对应数据通过高速总线发送给管理板；管理板将数据汇聚后，分发给各虚拟测控，实现站控层数据通讯(mms服务、站控层goose联锁)，同时可以操作虚拟测控的投入和退出。集群测控各模块负责的业务如表1所示。
[0104]
表1集群测控各模块负责业务
[0105][0106]
集群测控板件配置如表2所示。
[0107]
表2集群测控板件布置
[0108][0109]
其基本功能包括：
[0110]
a.集群测控系统功能
[0111]
1)具备对时功能和时间同步管理功能；
[0112]
2)具备存储soe记录、操作记录、告警记录等功能；
[0113]
3)具备遵循dl/t860标准的站控层通讯功能；
[0114]
4)具备实际测控故障监视功能；
[0115]
5)具备虚拟测控管理功能(投入、退出)，可同时运行不少于15个虚拟测控；
[0116]
6)具备网络风暴抑制功能；
[0117]
b.虚拟测控功能
[0118]
1)具备交流电气量采集功能；
[0119]
2)具备状态量采集功能；
[0120]
3)具备goose模拟量；
[0121]
4)具备控制功能；
[0122]
5)具备同期功能；
[0123]
6)具备逻辑闭锁功能；
[0124]
7)具备存储soe记录、操作记录、告警记录等功能；
[0125]
8)具备遵循dl/t860标准的站控层通讯功能。
[0126]
软件模块部分的总流程阐述如下：
[0127]
如图2所示，集群测控系统的软件框架可概括为3个流程，即：初始化流程、主循环流程、超级中断流程。其中初始化流程、主循环流程为顺序流程，超级中断流程可随时中断主循环流程。为确保超级中断的优先响应，进如超级中断后，屏蔽硬件中断。底层通讯，包括canbus、485、打印、gps校时等的报文收发都采用查询方式实现。
[0128]
集群测控系统包括四类cpu主体程序：通讯板a91
‑
0/a92
‑
0/a92
‑
1 cpu程序，通讯板a91
‑
1cpu程序，管理板虚拟测控程序，管理板管理程序。具体数据流如图3所示。
[0129]
1)通讯板a91
‑
0、a92
‑
0、a92
‑
1(测控核)软件框架及流程
[0130]
a91
‑
0/a92
‑
0/a92
‑
1都是测控核，主要负责完成测频、跟频，遥测，同期逻辑判断，数据总线收发等功能。
[0131]
其中遥测计算在中断中缓存跟频插值后的重采样值，每200ms置位遥测计算标志，通知遥测计算任务进行遥测计算。
[0132]
2)通讯板a91
‑
1(通讯核)软件框架及流程
[0133]
如图4所示，a91
‑
1主要负责fpga数据搬包分类，过程层goose解包与发送，sv解包，遥信，ki采集等功能。
[0134]
3)管理板软件框架及流程
[0135]
如图5所示，管理板上虚拟测控主要负责mms通讯，站控层goose解包与发送，五防联闭锁，遥控，hmi显示等功能，管理进程则负责mms通讯，实际测控在线监测，虚拟测控投退操作及装置运行工况监测等功能。其主要的运行流程如下：
[0136]
(1)初始化流程
[0137]
初始化流程为顺序执行流程，仅在装置上电后执行一次，用于实现：cpu和外围硬件的初始化、参数的初始化、记录的初始化、全局变量的初始化、超级中断的初始化等。
[0138]
集群测控系统的初始化流程有严格的调用顺序，一般顺序为记录初始化
‑
>配置初始化
‑
>fpga初始化
‑
>内存初始化
‑
>组件初始化
‑
>起任务
‑
>开中断等，不允许改变顺序，避免出现时序调用不当，造成板件启动失败的情况。
[0139]
(2)主循环流程
[0140]
主循环流程为顺序循环执行流程，在装置初始化后反复循环执行，用于实现：各种参数的循环自检、各种记录的循环检查转移至flash的处理、通信任务的循环检查处理、遥测计算等。主循环流程可被中断任务打断，当中断任务执行完后，cpu会转回主循环断点，接着执行主循环任务。
[0141]
(3)超级中断流程
[0142]
超级中断是cpu整个可执行软件中优先级最高部分，在冗余测控装置软件中通讯板a91
‑
1核的中断周期为1ms，用于过程层数据的搬包，ki采集，过程层goose/sv采集处理，遥信等；通讯板a91
‑
0/a92
‑
0/a92
‑
1核的中断周期为1ms，用于软件测频，跟频重采样，遥测原始值缓存，向量计算，以及同期判断等。
[0143]
超级中断优先级最高，必须保证中断执行代码的精简和高效，一般只允许布置实时性要求高或者时序控制严格的功能。
[0144]
本实施例的分布式状态估计方法设计如下：
[0145]
首先对遥测数据流进行说明，如图6所示，测控装置通过通讯cpu板软件上调用ad模块/sv模块来采集不同输入方式下的原始采样值，屏蔽信号输入形式的差异，对于后级功能模块来说输入方式是透明的。其数据流如图7所示。
[0146]
遥测计算的数据窗一般要求整周波截断，即采用n周波数据，但对于业内普遍采用的固定间隔采样(如mu报文)来说，在非工频工况环境下得到的n*f(周波采样率)数据点并不是整周波数据，所以需进行跟频重采样，按照实际波形的频率来调整重采样间隔，使重采样后的数据固定按照等角度偏移。经过软件重采样处理后，后续有效值计算，功率计算就可以使用一些通用方法，而不会出现频谱泄漏等问题。
[0147]
本发明的分布式状态估计方案中，变压器和输电线等带阻抗支路的状态估计是在调度中心进行的，为避免重复计算，智能变电站状态估计不包含带阻抗支路。首先在智能变电站将各开关支路看作零阻抗支路，从而各电压等级下形成连通的零阻抗网络，在各连通的网络中，实现零阻抗功率状态估计，同时，忽略零阻抗支路的相间互感，三相自然解耦，三相状态估计可分别进行求解。
[0148]
关键技术点包括：
[0149]
(1)网络拓扑转换技术
[0150]
根据电网一次设备电气参数库和遥信信息确定电气连接状态，从而将网络的物理模型转换为数学模型首先使用图模一体化的方式进行节点入库，将开关、刀闸、母线、线路、变压器等一次设备的连接点进行入库。程序根据拓扑分析的结果，结合设备的实际状态对设备的带电情况进行分析，并将分析结果填入开关、刀闸、母线、线路、变压器等设备表的带电标志域。
[0151]
(2)数据品质辨识技术
[0152]
状态估计需有效剔除异常数据点，以提升站端状态估计准确度，避免坏数据的干扰。
[0153]
(2.1)sv品质辨识处理
[0154]
测控装置对于sv异常处理的要求：
[0155]
①
具备转发dl/t 860.92采样值报文的无效、失步、检修品质功能；
[0156]
②
具备对dl/t 860.92采样值报文有效性判别功能，连续8ms接收到采样值报文与配置不一致时，触发sv总告警，点亮装置告警灯，报文恢复正常后1s返回；
[0157]
③
具备接收多个合并单元采样值报文功能，在组网方式下通过采样值序号进行同步对齐；接收到的采样值报文置失步品质或多个合并单元采样值序号偏差超过16个数据点时，不再进行同步对齐处理，独立计算各采样通道的电压、电流量，与同步相关的功率、和电流、功率因数等测量保持失步前数值，并置无效品质，同时产生采样值失步告警，并触发sv总告警，点亮装置告警灯,报文恢复正常后1s告警返回，功率、和电流、功率因数等测量正常计算；
[0158]
④
接收的采样值报文在1s内累计丢点数大于8个采样点时产生sv丢点告警，并触发sv总告警，点亮装置告警灯，采样值报文恢复正常后告警信号延时10s返回；
[0159]
⑤
在dl/t 860.92采样值报文中断时，保持对应通道及其相关计算测量值，并置位无效品质；连续8ms接收不到采样值报文判断为中断告警，采样值报文恢复正常后告警信号延时1s返回。
[0160]
⑥
接收的dl/t 860.92采样值报文品质无效时量测数据正常计算，转发无效品质，由远动转发时根据品质处理；连续8ms接收到品质无效的采样值无效报文时触发sv总告警，点亮装置告警灯，采样值报文恢复正常后1s返回。
[0161]
⑦
采用dl/t 860.92采集交流电气量时具备3/2接线方式和电流及和功率计算功能，和电流及和功率具体计算处理逻辑参见《智能变电站测控装置技术规范》；
[0162]
⑨
装置正常运行状态下，处于检修状态的电压或电流采样值不参与和电流与和功率计算，和电流、和功率与非检修合并单元的品质保持一致，电压、边断路器电流、中断路器电流同时置检修品质时，和电流与和功率值为0，不置检修品质；
[0163]
⑩
装置检修状态下，和电流及和功率正常计算，不考虑电压与电流采样值检修状态，电压、电流、功率等电气量置检修品质。
[0164]
(2.2)goose品质辨识处理
[0165]
遥信数据带品质位，状态量输入信号为goose报文时：
[0166]
1)具备转发goose报文的有效、检修品质功能；
[0167]
2)具备对goose报文状态量、时标、通信状态的监视判别功能，goose报文的性能满足dl/t 860.81的要求；
[0168]
3)接收goose报文传输的状态量信息时，优先采用goose报文内状态量的时标信息；
[0169]
4)在goose报文中断时，装置保持相应状态量值不变，并置相应状态量值的无效品质位；
[0170]
5)装置正常运行状态下，转发goose报文中的检修品质；装置检修状态下，上送状态量置检修品质，装置自身的检修信号及转发智能终端或合并单元的检修信号不置检修品质。
[0171]
(2.3)站端数据辨识技术
[0172]
为提升状态辨识准确性，提出基于集群测控的站端数据辨识技术。
[0173]
数据辨识约束条件如下所示。
[0174]
a)三相量测约束条件：分相功率与分相电压、分相电流应保持一致。
[0175]
ua＝ub＝uc；
[0176]
uab＝ubc＝uca＝1.732*ua；
[0177]
ia＝ib＝ic；
[0178]
pa＝pb＝pc；
[0179]
p＝pa pb pc。
[0180]
b)母线功率约束条件：连接在同一母线上的功率之和为0。
[0181]
p1 p2
…
pn＝0；
[0182]
q1 q2
…
qn＝0。
[0183]
c)变压器功率约束条件：主变各侧功率之和为0。
[0184]
p1 p2 p3
△
p＝0
△
p为主变的功率损耗。
[0185]
q1 q2 q3
△
q＝0
△
q为主变的功率损耗。
[0186]
d)线路侧与母线侧电压约束条件：开关投入状态下，线路侧与母线侧电压应相同。
[0187]
e)并列运行母线电压约束条件：并列运行的母线电压应相同。
[0188]
u1＝u2＝u3＝u4＝
…
＝un
[0189]
f)量测量与开关刀闸的约束条件：开关断开时，线路侧电流为0，等等。
[0190]
验证方法：
[0191]
检测三相量测是否平衡
[0192][0193][0194]
检测变压器功率量测总和是否平衡：
[0195][0196]
检测并列运行母线电压量测是否一致：
[0197][0198]
检测同一间隔的有功、无功、电流、电压、功率因数量测是否匹配：
[0199][0200][0201]
检测变压器分接头位置与母线电压是否匹配：
[0202][0203]
检测开关刀闸位置与量测是否一致：
[0204][0205]
检测量测量是否在合理范围：
[0206][0207]
检测量测量是否发生异常跳变：
[0208][0209][0210]
分布式状态估计算法如下：
[0211]
基于上述的约束公式，利用冗余数据，建立最小二乘方程，实现站端状态估计。
[0212]
电力系统状态估计的量测方程可表达如下
[0213]
z＝h(x) v
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(4
‑
1)
[0214]
式中，z为量测量向量(通常包括传输线路、变压器、节点注入的有功、无功功率，节点电压幅值等)，h(x)为非线性量测函数向量，v为量测误差。
[0215]
电力系统中广泛应用的加权最小二乘估计(wls)的目标函数可表达为
[0216]
j(x)＝(z
‑
h(x))
t
r
‑1(z
‑
h(x))
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(4
‑
2)
[0217]
式中：r
‑
1为量测误差方差阵，形式如下
[0218][0219]
式中:m为量测量个数。
[0220]
根据式4
‑
2，按优化准则，可得到如下迭代方程
[0221]
[0222]
式中:k为迭代次数，h为量测雅可比矩阵，其元素根据每次迭代时状态变量的估计值进行修正。
[0223][0224]
式中：n为状态变量个数，如果系统共有n个节点，则状态变量个数n＝2n
‑
1，状态变量分别对应着节点电压幅值及相角(不含参考节点相角，参考节点相角为零)。
[0225]
基于集群测控系统的智能变电站分布式状态估计方法，研究了节点电压、节点功率、开关功率及开关状态的状态估计方法，实现站内分布式状态估计，满足站内拓扑和量测错误的本地辨识功能，提高站内监控数据及调度数据的可靠性和精度。
[0226]
实现基于站端的分布式状态估计，状态估计准确度90％以上。
[0227]
本发明基于集群测控系统可同步采集多间隔数据的特点，对站端分布式状态估计技术进行研究。课题结合电力系统网络拓扑，利用电气回路约束条件，有效剔除坏数据，提升了站端状态估计准确度。
[0228]
采用集群测控实现的分布式状态估计及就地量测量辨识突破了以往监控后台只能通过测控数据实现数据辨识的瓶颈，位于间隔层的集群测控系统，可以接收2套合并单元(保护交流量双ad采样，测控交流量单ad采样)、2套智能终端的数据，对于一路交流量原始采样数据达到6组、主要开关位置达到2组，利用这些冗余数据总体可避免实体测控计算出错导致的“坏数据”的问题，提高基础数据的可用程度。
[0229]
最后说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管参照较佳实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明的技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本技术方案的宗旨和范围，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。