电网高级应用分析系统

电网高级应用分析系统（精选7篇）

电网高级应用分析系统 篇1

0 引言

电力系统的生产管理涉及庞大的电力设备数据、运行数据、设备运行状态变化和电网空间分布等复杂问题[1]。

将地理信息系统 (GIS) 引入到电力设施和信息的管理, 能实现电网资源的结构化管理和图形化展现, 提高电力系统的生产和管理水平。

目前GIS在电力生产管理中的应用, 主要通过以GIS软件平台为基础建立生产管理信息系统[2]、在生产管理系统中加入GIS功能模块、以及生产管理系统与GIS集成[3]等方式来实现。本文介绍了基于国家电网生产管理系统 (PMS) 与电网GIS空间信息服务平台 (电网GIS平台) 相互集成方式, 来实现生产业务的流程化管理的实例。

1 PMS系统与GIS平台简介

PMS系统是由国家电网公司统一组织建设, 支持国家电网公司总部、网省公司、地市公司生产管理业务的企业级管理系统。系统以设备管理为核心, 侧重于电网资源及输、变、配等生产业务过程的专业管理。

通过建立全面的设备运行、检修维护体系和相关业务管理流程, 实现设备及生产运行的全过程管理。主要功能包括:标准规范管理、电网资源管理、电网运行管理、电网检修管理、技改大修管理、专项管理等。

电网GIS平台是构建在SG186工程一体化平台之内、实现电网资源的结构化管理和图形化展现、以面向服务的架构为各类业务应用提供电网图形和分析服务的企业级电网空间信息服务平台。主要功能包括基础图形管理、电网资源模型构建、电网专题图管理等, 并提供各类电网图形及电网分析服务。

2 PMS系统与电网GIS平台集成分析

2.1 PMS系统与电网GIS平台集成功能

电网GIS平台通过与PMS系统的集成, 实现电网资源的空间信息与属性信息的一致性维护, 并为PMS系统提供各类电网空间信息服务。电网GIS平台通过电网资源图形管理功能实现对生产管理相关资源的图形建模维护和专题图管理, 调用PMS系统的服务实现设备台账信息的维护、关联及查询。

PMS系统通过集成电网GIS平台的典型应用框架及调用空间信息服务实现生产业务相关的GIS应用功能, 主要包括设备查询定位、统计分析、设备异动管理、专题图管理、电网分析等相关的生产管理GIS应用。

2.2 集成应用方式的优点

随着智能电网建设的开展, 业务整合, 信息共享成为必然趋势, 而GIS是一个基础。电网GIS平台强有力地支撑了SG186一体化平台, 通过电网GIS平台与PMS系统集成有利于数据共享和一致性维护。

电网GIS平台和PMS系统都具有独立性, 采用集成方式能最大程度满足功能实现。集成方式有利于发挥各自特长, 像线路阻抗计算、实际线损计算、理论线损计算、配网潮流计算等可以由擅长电力计算的单位来完成计算部分, 设备台账信息维护应由数据维护专业的单位完成, 拓扑数据分析和图形展示由长于图形分析的单位完成, 从而不至于因系统功能面面俱到而达不到理想效果。

2.3 集成方式的实现

1) 基础数据维护集成。PMS系统与电网GIS平台在基础数据维护集成部分的技术实现架构, 有2种方式:一种方式是采用企业服务总线进行集成;另一种是采用数据中心结合企业服务总线进行集成。其中企业服务总线方式主要适用于传输数据量小、实时性要求较高的集成需求。数据中心结合企业服务总线方式主要适用于大数据量的信息同步、实时性要求不高的集成需求。

企业服务总线集成方式通过基于SOA架构的企业服务总线实现, 是服务提供方按照接口集成规范将业务功能封装成Web Service注册到企业服务总线 (ESB) , 服务调用方在服务总线上获取相关主题, 通过总线的代理服务调用相关服务实现应用集成。该集成方式主要用于电网GIS平台调用PMS系统设备台账维护、设备状态变更、设备台账批量更新等服务在PMS系统中完成设备台账的创建及修改。

数据中心结合企业服务总线的集成方式以数据中心共享区模型 (SG_CIM) 为基础, 数据中心是设备台账、电网图形、设备变更信息的共享和交换媒介;PMS系统或电网GIS平台在完成相应设备信息的创建、更新和删除操作后, 将变化的数据同步到数据中心, 并由数据中心通过服务总线给接收方发送数据变化消息。生产管理信息系统与GIS设备台账接口实现思路见图1。

2) 业务应用服务集成。PMS系统通过调用电网GIS平台提供的各类电网空间信息服务 (电网图形服务、电网分析服务等) 来实现相关业务应用。

业务应用服务集成采用GIS应用框架结合服务集成的方式, 即GIS不仅提供服务, 还提供一个图形应用集成框架, 将大多数GIS集成应用功能封装起来, PMS通过调用该GIS应用框架即可完成大多数应用集成功能;对于框架无法满足的功能需求, 通过直接调用GIS服务来实现应用集成。采用GIS应用框架结合服务集成方式, 需要提供一套GIS应用框架;该框架需按照标准接口方式实现, 并提供相应的功能组件, 供PMS系统直接调用。

集成框架和GIS服务之间的通信通过企业服务总线来完成。同时PMS系统也可以通过应用集成平台的企业服务总线直接调用GIS提供的服务来实现集成。具体的集成模式如图2所示。

3 以配电网管理为例分析GIS在PMS系统中的应用

GIS在配网管理中的应用主要包括:基础地图、设备管理、运行检修管理、两票图形应用、专题图展示和工程辅助设计等。

3.1 基础地图提供

电网GIS平台提供基础地图数据、电力相关图层数据和道路信息数据。同时也提供图形基本操作功能, 如放大、缩小、漫游、前后视图、鹰眼等。

3.2 设备管理

配电网设备数量庞大、设备类型繁多, 同时配网设备管理也是生产管理的重要组成部分, 因此配网设备的管理显得尤为重要。通过与GIS功能的集成, 实现了设备树上设备定位、图上拉框选择查询电网资源信息, 按线路和站房查询设备等功能的提供, 使得配网设备管理和查询更加便捷、清晰、直观化。

设备变更时, 电网GIS平台通过不同图形展现来表示不同运行状态的设备, 通过电网模型重构来模拟实现设备位置和运行状态的变化。通过设备变更集成, 可以将PMS系统对于设备变更过程和记录管理与GIS的电网模型重构及设备运行状态变化有机结合起来, 实现图形和台账的一致性、设备运行状态与GIS图元展现的一致性。

3.3 运行检修管理

电网GIS平台在配网中的应用中, 分析功能主要集中在运行检修管理部分, 其功能包括:连通性分析、供电范围分析、停电范围分析、供电半径分析、电缆线路走廊分析、电源追溯、最短路径分析等。以停电分析为例, 选择某一开关做停电范围分析, 图形示意效果如图3所示。

GIS功能的引入实现了基于图形选择设备来登记缺陷、故障, 简化了用户的登记过程。在制定PMS系统停电检修计划或停电申请时, 可以直接通过电网GIS平台获取停电范围和停电用户, 还可实现停电范围和停电户数的可视化。

PMS系统通过检修管理应用接口, 调用GIS应用框架或服务进行供电范围分析, 为PMS系统的停电检修计划和停电申请的制定, 以及停电影响范围的确定等提供辅助分析功能。

3.4 两票图形应用

站内接线图是PMS系统实现工作票和操作票图形开票应用功能的基础, 同时, 站内接线图也是电网GIS平台最基本的电网图形之一。通过系统集成, 实现了PMS系统共享电网GIS平台图形数据, 并基于图形进行开票规则定义和图形开票, 提高了两票操作的正确率, 减少了人为不利因素。

3.5 专题图展示

专题图展示是电网GIS平台的主要功能, 可用于查看和获取单线图、系统图, 获取特殊区域图、电缆埋设剖面图 (见图4) 、电缆井剖面图和缓冲区生成图等专题图。

电网GIS平台通过服务的方式将维护的各类电网专题图进行发布, PMS系统应用通过调用相关的专题图服务进行信息的浏览和查询。此外, PMS系统可以通过调用专题图服务, 在其基础上叠加展现运行检修业务数据信息, 生成相关的动态专题图。

3.6 工程辅助设计应用

配电工程管理系统实现了配网工程设计、计划安排、工程验收、工程投产等完整的工作流程, 在GIS平台上实现数据、图纸的流转, 达到对工程进度的可查、可视、可控。另外在生产管理的运行检修部门对线路、一次设备等进行技改或大修业务时, GIS提供规划、设计草案相关的图纸和区域内设备相关信息, 从而指导工作顺利进行。

4 GIS在生产管理中的发展分析

目前国内电力应用企业对电力GIS的研究、规范和建设主要侧重于利用数据库和地理信息技术, 对电网的空间资源进行有效地采集和管理, 建立电力网络资源的实用化维护工具, 并以此构建电力企业生产、服务的数据平台。

对于满足电力系统中基于空间影像数据和矢量数据相结合的三维空间信息模型以及基于三维空间信息系统基础上电力高级应用分析的可视化展示, 缺乏高度关注和有力的支持。智能电网从输电、变电、配电到信息通信任何一个环节, 都表现为空间性、复杂性等特点, 这些特点主要体现在电力企业的生产和运营管理以及经营决策上。因此基于GIS技术的多维空间信息展示技术对于智能电网的规划、设计和配电管理、设备监测等环节的智能化应用显得极为重要。

在GIS平台提供三维数据展示和分析功能的同时, 相应数据库处理能力 (海量数据存储、处理) 也需要加强, 多源、多尺度空间数据组织以及网络环境下异构GIS数据集成与互操作技术及可视化操作技术需要提高[4], 从而达到优化电网的运行和管理。

电网GIS平台作为一体化平台, 应该提供运行分析、线损分析和潮流计算等高级应用功能方法, 为电网运行管理提供支持, 为智能电网的经济、高效运行提供辅助决策。因此对潮流计算算法效率、连锁故障分析、电网故障分析定位算法研究、数据分析模型分析等基础服务应该深入研究, 从而更好支撑智能电网。

5 结语

通过PMS系统与电网GIS平台有效集成, 建设了一个具备空间信息的电网生产管理体系, 有效提高数据采集、分析、处理能力, 实现电网设备的全方位管理, 提供电网分析辅助决策支持, 实现电网可视化、集约化、规范化、精益化管理, 从而实现设备台账和电网结构模型一致性维护, 并能充分发挥PMS和电网GIS平台各自的优势, 增强PMS系统的管理功能, 提高生产人员工作效率, 为电网生产的安全、高效运行提供一体化的信息支撑, 为降低企业生产运营风险起重要的作用。随着电网GIS平台功能的增加, GIS在生产管理中的应用影响也将逐步加深, 功能愈加强大, 同时生产管理的水平和智能化也将提高, 从而更加有利于电力企业的发展。

参考文献

[1]丁明勇, 姜永德, 代春艳.基于GIS的电力生产管理系统的设计[J].计算机科学, 2007 (9) :293-295.

[2]金波, 杨复荪, 刘晓军.湖北省配网生产管理系统GIS平台应用[J].湖北电力, 2004 (28) :32-34.

[3]杨帆, 丁坚勇.配电网电力生产管理信息系统[J].高电压技术, 2005 (31) :78-80.

[4]任培祥, 朱中耀, 李鑫, 等.三维全景智能电网支撑平台的关键技术研究与应用[J].电力勘测设计, 2009 (4) :51-56.

电网高级应用分析系统 篇2

一、顺义电网AVC系统控制策略

顺义区调度AVC的策略糅合了电压和无功的协调控制, 在电压控制时会兼顾无功, 无功控制时也会考虑电压。具体分为三个模块, 优先级由高到低, 分别为电压校正控制--区域无功控制 (省地联调) --单站无功控制。

1.1电压校正控制

电压校正控制基于专家算法和九区图原理, 是对单站的母线电压越限进行处理的策略, 也是AVC系统中最基本的策略。

1.2区域无功控制 (省地联调)

目前北京市调和下属各个地区电网的控制界面划分如下:市调控制到220k V变电站的110k V侧, 而从220k V变电站110k V出线向下连接的其他110k V变电站由各个区调控制。具体的联调策略如下:市调AVC:实时优化计算区调220k V主变中压侧关口无功的控制目标, 下发给各个区调AVC系统220k V变电站110k V关口功率因数上下限。区调AVC:接收到市调下发的协调指令后, 根据每个主变中压侧关口所带的110k V电网的运行情况, 综合考虑无功设备对关口的无功灵敏度、设备动作情况以及110k V站内高中低压母线的考核要求, 保证10k V电压母线的合格, 选择合适的无功设备动作, 响应市调AVC下发的关口协调指令。

二、顺义电网AVC系统控制策略预判条件

2.1电容器预判条件

电容器在进行电压校正控制、区域无功控制和单站无功控制时都需要预判, 预判分为三重, 分别是基本预判、单站无功预判和区域无功预判。电压校正、单站无功、区域无功控制时, 电容器均需要通过第一、第二、第三重预判。

2.2变压器调节分头预判条件

主变已经调到极限档位 (调到了最高档或最低档) ;中压侧和低压侧电压冲突 (低压侧电压低时中压侧过高) ;主变未达到调节间隔时间;主变有闭锁 (告警闭锁或者保护信号闭锁) ;主变档位调节次数越限。

上述条件满足其一, 变压器预判不通过。

三、AVC系统控制情况分析

顺义电网AVC系统控制110k V变电站21座, AVC覆盖率100%;控制35k V变电站10座, AVC覆盖率90.9%。

3.1系统整体运行情况

2014年4月顺义供电公司电压合格率指标为100%, 电压水平总体平稳, AVC系统运行情况良好, 全月均投入闭环运行, 有效控制了全网电压水平。

3.2设备控制次数统计

2014年4月AVC系统共控制110k V、35k V变电站内主变分头、电容器共计动作4196次, 其中分头动作3721次, 约占总动作次数的88.68%, 电容器动作475次, 占比11.32%。1、主变分头控制次数。AVC系统控制主变分头动作的3721次中, 平均每台主变分头每日动作1.97次。从每日平均动作次数来看, 每日分头动作5次及以上的主变共有9台, 占比14.30%, 其中龙湾屯2#变, 王泮庄1#变、2#变分头日平均动作次数较多, 分别达到9.63次、7.63次和7.20次;2至5次之间的共有13台, 占比20.63%;其余主变分头每日动作次数小于等于2次, 占比65.08%。2、电容器控制次数。平均每台电容器每日动作0.20次, 每日动作1次及以上的电容器共有5台, 占比6.25%;0.5至1次之间的共有5台, 占比6.25%;0.1至0.5次之间共有7台, 占比8.75%;其余电容器每日动作次数小于等于0.1次, 占78.75%。

3.3控制策略调整情况

1、针对王泮庄站10k V母线电压曲线与负荷高峰、低谷联系不紧密, 全天24小时均处于剧烈波动状态的问题, 将电压上下限设置调整为全天一致, 将高峰时段电压下限由10.2调整为10.1, 减少主变分头不必要的动作。

2、将龙湾屯10k V4#母线电压下限由10.2k V修正为10.1k V, 避免1#电容器频繁动作, 减少1#电容器与上级电源主变重复动作的几率, 提高电压合格率。

3、将龙湾屯10kV5#母线电压下限由10.2kV修正为10.1k V, 避免龙湾屯2#主变频繁动作, 减少龙湾屯2#主变与上级电源主变重复动作的几率, 提高电压合格率。

四、结语

AVC系统是供电企业实现自动调度的重要手段, 有效降低了调度工作的劳动强度, 全面改善和提高了电网电压质量, 降低了电网损耗, 确保了电网的安全、优质和经济运行。

摘要：自动电压控制系统 (AVC) 是提高电网电压合格率, 降低网损, 实现电网运行在线控制的有效手段。本文详细介绍了顺义电网AVC系统控制策略, 并结合2014年4月电网电压运行数据, 对AVC系统在顺义电网的应用情况进行了分析。

关键词：自动电压控制系统,电压,控制策略

参考文献

[1]王永平自动电压控制技术 (AVC) 在电网中的应用研究[J].技术与市场。

电网高级应用分析系统 篇3

自1998年农电改革以来,为了适应用电结构的变化及负荷增长的需要,蒲城电力先后完成了农网一、二期改造项目、西部完善化、农网基建等一系列电网改造工程,经过10年的投资建设,配电网有了较大的完善和发展。供电可靠性不断提高。目前蒲城电力信息化建设已经完成了调度系统的升级,实施了TAS配网故障诊断系统及运行监控系统,正在实施营配自动化系统及大用户负荷监控系统等,“数字电力”已经初现雏形。本文系统地介绍蒲城农电信息化的基本框架,并对框架中的子系统进行解析,阐述信息化对配电网的影响,通过技术升级达到管理升级,提高农网的管理水平的目的。

1 通信系统的基本框架

蒲城电网通信骨干网主要依靠9座110 kV变电站,12座35 kV变电站和6个供电站、中心供电所与县调的光纤通信。县调至各110 kV变电站的信息传输依托地调电路资源,将各变电站信息传输到蒲城监控站,再转接回县调。各35 kV变电站业务就近接入110 kV变电站,再转接回县调。

完善的通信网络是企业信息化的首要条件,起到信息高速路的功能。建成后的县调光纤通信网作为蒲城县调通信的主干电路,可使各种信息可靠传输,也为以后的图像监控、电力客服呼叫系统、互联网等提供了条件,是实现蒲城“数字电力”的基本条件。县调光缆路径及县调系统组织结构见图1、图2。

2 农电生产综合服务系统

为了有效地管理农电生产信息化中的各类数据,需要建立统一的平台。农电生产系统就是依靠GIS平台,综合运用信息技术和地理系统对电网进行实时管理和数据统计分析,为生产管理人员提供多专业、多层次、多目标的综合服务;前台工作人员依据计算机提供的信息对多个电压等级的设备进行监控,发现异常后及时进行信息传递和生产指挥,缩短了事故处理时间。

农电综合服务系统通过企业网络与调度系统、集抄和营配自动化系统、配网GIS系统、大用户负荷监控系统、10 kV配网故障诊断及运行监控系统等子系统动态链接,实时或模拟显示设备的运行状态,并进行分析,其基本结构见图3。

2.1 调度自动化系统

蒲城县调度自动化系统采用国电南瑞研制的ON2000系统,2006年底安装调试,2008年9月通过实用化验收。ON2000系统按照跨平台结构Unix/Windows进行设计,基于TCP/IP网络,所有功能采用客户/服务器模式分布于网络中。系统除具备基本的SC ADA功能外,还具备电网分析软件PAS功能,并可以与配网自动化功能FA、调度管理功能DMS、配网管理等应用功能无缝集成在一起。系统的各应用模块具有一体化设计的图形、数据库,统一的人机交互界面和数据库管理维护界面,功能扩展灵活,维护运行方便。目前系统主站配置为双前置、双服务器分布式系统,调度中心监控机均为双机,最大限度降低了系统的瘫痪风险,保证了调度自动化系统的可靠运行率。WEB服务器通过可靠的单向物理隔离装置与调度自动化系统可靠隔离,保证自动化系统不受局域网上病毒、黑客软件的侵袭,保证系统的安全运行环境,保证电网可靠运行。

2.2 配网GIS系统

基于GIS与.NET平台的电力网络地理信息系统避免了原有信息系统在处理图形和数据时的分离,将各种信息与地理位置很好地结合在一起,图文并茂,简便直观。选用MapInfo工具,建立模拟GIS平台,实现以区域地图为背景,将各种电力设施、设备和用户信息以图形和属性表格相结合的形式表现出来。

建立电网GIS应用平台是一项系统工程,为了保证系统质量及运行效率,系统运行必须有一个适当的网络结构。根据区域电网现行机构设置与管理模式,充分考虑电网在管理和业务等方面的特殊要求,以及系统扩展的需要,系统采用Browser/Server结构方案。平台集成了设备管理、电网巡检、缺陷管理、客户服务等子系统。平台通过中心数据库将视频管理系统、移动抢修视频系统,以及其他电网信息采集系统信息汇总到系统数据库。系统以加密传输等方式实现数据库和系统安全访问机制。用户终端通过交换机、路由器等网络互联设备访问系统。

2.3 TAS配网故障诊断系统及运行监控系统

农网线路分布广,走径复杂,所以供电班站投入运行维护管理的时间、人力和物力较多,工作量较大。

“10 kV配电线路故障诊断及运行监控系统”,主要解决配网线路小电流接地及相间短路故障查找问题,同时实现配电自动化部分功能,实现对线路运行状况的监控。简捷型“多功能配电自动化系统”是利用电子技术、通信技术、计算机及网络技术,着重解决准确检测单相接地故障、检测数据的传输、设备的工作电源等相关关键技术问题,实现配电系统的监测、保护、控制。通过在线采集线路负荷电流,相间短路故障及单相接地等信息并通过移动公网(GSM)将检测数据上传至后台管理系统,在线掌握线路运行状态、远程控制断路器的分合,实现负荷调控。当发生线路故障时,可将故障区段隔离或切除,从而达到快速排除故障的目的。TAS配网故障诊断系统及运行监控系统见图4。

2.4 集抄及营配自动化系统

集抄及营配自动化管理系统由电能表(无线网络表、485台区总表及载波电能表)、集中器、计算机和后台软件等部分组成。载波电能表的抄收是由内置采集模块采集电量,通过低压电力线载波将数据传送至台区集中器,集中器将抄回的数据自动上传到集抄主站,完成数据的传输。集中器通过485总线抄收台区总表,将台区总表的各项数据自动上传到集抄主站;无线网络表则是通过GPRS无线网络自动上传到后台管理中心,打造了一个营销管理、生产管理、设备管理、安全管理、优质服务的平台。

2.5 大用户(专用变用户)负控系统

随着电力市场营销方式的转变,供电企业对供用电各环节的管理提出了更细致的要求。其中,加强对大用户用电现场的管理是提高经济运行水平的有效途径之一。建立大用户电力负荷管理系统,可实现大用户远程自动抄表和负荷现场管理,提高用电监测及负荷管理水平,为加强电力需求侧管理提供重要的技术支持。

系统建成后可实现以下功能:

(1)数据自动采集。自动或定时采集各大用户计量点累计电量、瞬时电量、用电时间、电能质量等供电数据,实现数据采集的准确性、完整性、及时性和可靠性,为电量结算提供准确依据。

(2)计量装置监测。远程监测电能计量装置运行信息,分析计量故障、窃电等信息,及时发现客户异常用电。

(3)负荷控制。动态监测用户负荷,为需求侧管理提供准确、及时的负荷数据,根据需要通知客户并通过拉闸进行负荷控制。

(4)供电质量监测。进行电压合格率、功率因数合格率、供电可靠性、谐波的监测分析。

(5)统计分析。实现各大用户计量点分时电量统计、负荷分析、线损统计与分析等。

3 效果及应用前景

按照以上“数字电力”基本模型建立的通信系统和农电信息管理系统,基本上可以采集到各个电压等级的关键设备的运行数据,通过对这些数据的监控和分析,可以准确判断各个电压等级的故障类型,准确指挥不同工作性质的班组及时处理事故,满足为客户服务的要求。

完善后的系统可实现资产管理、数据统计、缺陷及运行管理等,使日常工作信息化,从而提升管理效率。

4 结语

电网高级应用分析系统 篇4

关键词：CAN总线,电网,自动监控系统,应用

电网自动监控系统中, 可利用公用电话实现MODEM远程抄表进行电网的远程监控管理。常见的MODEM远程抄表通过管理中心以电话网的发散形式进行管理的形式将分散在各台变区域的集中器进行连接, 从而形成了一对多的星型通信网络。由于利用电话线建立的通信模式往往需要较长的时间进行握手和了解, 数据点较多的通信系统则效率相对较低, 此外, 当系统中的集中器数目较多时, 所需要租用的电话线也较多, 特别是在居民密集的区域, 集中器具有较大的密度, 那么相应的管理费用也将较高, 由此, 对基于电话通信系统的电网监控系统的推广和应用不利。

由此, 基于CAN总线的电网远程监控系统的应用实现了对传统电话通信模式的构建, 将位置相对集中的多个集中器使用CAN构建形成了居于网络, 局域网值需要一部电话一根电话线实现对管理中心的通信, 由此减少了集中器电话租借的数目, 有效降低了信息通信的成本, 同时, 还能通过CAN总线实现广播通信, 从而建立了高校的实时通信系统。

1、电网自动监控系统构成

CAN总线为基础的电网自动监控系统呈现三级分布的结构模式, 其相应的构成由管理中心、集线器、采集单元、信道以及采集终端五个部分构成。系统的信道包括电话线、CAN总线以及RS-485总线, 使用电话线的拨号方式, 三级通信包括管理中心以及主集中器之间的MODEM通信、主从集中器之间的CAN总线通信以及集中器和采集单元之间的RS-485通信等, 通过系统的MODEM的调制功能, 实现了系统远程信息的快捷传输, 实现了与主集中器之间的信息交换, 而主及中心通过CAN总线, 能实现对10km范围内安放在配电变压器周围的从集中器的管理。也就是实现对CAN节点的管理, 而相应的从集中器的节点数量可为1-110个。从集中器通过RS-485总线, 使用相应的芯片规定的从机个数为1-64个, 由此系统采集终端的个数也为1-64个。实现了对变压器采集单元以及低电压用户采集终端的管理, 而系统中的各采集终端能建立1-16户用户的采集信息的传输。

2、CAN总线通信系统设计

CAN总线是电网自动监控系管理系统主集中器以及从集中器之间的通信链路, CAN总线的稳定性以及可靠性对电网监控管理系统的运行具有重要的作用和意义。

2.1 CAN总线概述

CAN (Controller Area Network, 控制器局域网) 是先进的穿行通信协议, 属于现场总线的范围。CAN能实现良好的纠错, 支持差分收发, 由此适应高噪声环境的应用, 兵器能实现较远距离的传输, 适应于中小型分布式监控系统的应用。由于CAN总线具有良好的实时性、可靠性和较强的抗干扰能力、远距离传输以及快捷的通信速度、同时采用短信息帧结构以及多主通信模式以及可使用多种通信机制等优势, 在航天航海技术、汽车、建筑环境控制、机床、医疗设备、工业自动化控制系统中得到了广泛的应用。

2.2 CAN总线分布式监控网络的组建方式

多个CAN节点以传输介质按照一定的形式相互连接, 则可建立成为CAN通信网络。与RS-485结构相似, CAN总线的连接模式只支持总线型的网络拓扑结构, 不支持环形或是星型的网络通信机构。CAN总线通信利用CAN_H、CAN_L两根导线, 对通信介质要求较低, 双绞线、同轴电缆或是光纤都能建立相应的通信网络。

CAN总线的末端都接有抑制信号反射的终端电阻RT, 一般RT的取值为100~120Ω。而在实际CAN总线网络的组建过程中, 应根据现场的状况实现对相关参数的确定:节点分支长度D不应大于0.3米, 相邻节点距离S以及不加中继的可靠通信距离L与总线的通信速率密切相关, 速率越高, 相应的允许的值越小。按照CAN国际标准ISO11898的建设模式, 当总线速率为1Mbps时, S以及L的值不应大于40m, 而党总线速率小于5Kbps时, L的值可达到10Km。

3、主、从集中器通信

3.1 主、从集中器地址分配

CAN协议报文标识符实现了不同的数据向不同的节点的发送, 同时也使不同的节点接收到同样的数据, 若是定义CAN节点只接收特定的标识符数据, 则可将这样的标识符作为该CAN节点的地址。

电网自动监控系统中, 主集中器和从集中器作为CAN总线的节点都将工作于增强模式 (Peli CAN mode) , 从而实现帧的双滤波方式报文的传递, 对于扩展帧而言, 其CAN信息帧的29位标识符中有高16位参与了滤波。两个滤波器在对数据过滤时是“或”的关系, 也就是CAN信息帧通过了两个滤波中的任意一个, 就能被接收。系统还为CAN节点的滤波器的验收码寄存器ACR定义了不同的数值, 实现了不同集中器之间的区分。实际上是为每个集中器分配了地址, 主集中器地址为0001。有了CAN节点地址, 分布式系统中的主集中器就能与任意从集中器交换数据, 也就是实现点对点的双向通信。由此可知, CAN总先锋恩不通信系统中, 主集中器和从集中器之间存在两条信息的通道, 也就是CAN节点的滤波器构成了点对点的信息交换通道, 点名的通信是双向的沟通, 而广播通信则是单向的信息传播, 也就是信息由主集中器发出, 从集中器接收。

3.2 点名通信

在进行了点对点的双向通信中, 主集中器发送的信息帧高16位标识符也就是从集中器的地址。系统中从集中器的验收屏蔽码为0, 从而滤波器进行全值滤波, 只有从集中器的滤波器验收码ACR设定的值与主集中器发送的地址完全相符时, 从集中器才能接收数据。

3.3 广播通信

广播通信中, 主集中器发送的信息帧高16位标识符是FFFFH, 从集中器能通过滤波器2进行接收数据, 从而实现了全系统的广播通信。广播通信使同一CAN系统内的从集中器接收命令, 实现了通信的实时性和同步性。

参考文献

[1]杨鹏飞.基于微机C8051F040的CAN总线智能节点设计[J].山东电力高等专科学校学报, 2011 (3) .

电网高级应用分析系统 篇5

2014 年3 月15 日,中国电机工程学会在北京组织召开“基于云计算技术的智能电网在线分析系统研发与应用” 项目技术鉴定会。项目由中国电科院、国网福建省电力有限公司和中国科学院信息工程研究所共同承担,是国家电网公司首批科技攻关团队项目,历时3 年,累计投入逾1 200 人/ 月。基于云计算技术的智能电网在线分析系统已应用于福建电网调控云中心和中国电科院调度自动化云服务中心,支持一省多地备用调控,提供了可动态扩展的开发、运行和检测环境。应用结果表明:系统功能实用、安全可靠,具有良好的可维护性与可扩展性,达到了实用化水平,研制的虚拟化软件节省了备用调控系统的建设投资与维护成本。项目成果为新一代电网调控自动化系统的研发和建设提供了理论和实践基础。

鉴定委员会专家组一致认为,该项目实现了云计算技术与智能电网调度控制技术的集成创新,研制了基于云计算技术的智能电网在线分析系统,研究成果具有良好的经济、社会效益和推广应用前景,总体达到国际先进水平。 其中,调度云体系结构、全息历史场景调阅技术、EMS分布式数据库的键值对和时间戳技术集成应用、基于云平台的多级调控网络分析应用软件在电力技术研究领域达到了国际领先水平。

电网高级应用分析系统 篇6

关键词：智能电网调度控制系统,商务智能,星形模型,抽取—转换—加载,DashBoard

0 引言

近年来, 电网调度控制系统建设快速发展, 智能电网调度控制系统 (简称“D5000系统”) 已成为国内主流系统。随着智能电网建设的快速推进, 调度控制系统数据量呈几何级数上升, 给调度和自动化运行维护带来极大的压力;保护信息、雷电、水电调度、广域测量系统 (WAMS) 等集成在D5000系统中, 为多业务数据关联分析提出了更高的要求;系统中积累的大量历史数据描述了电力系统长期的运行状况, 蕴涵着电力系统运行的历史特性, 可以从中总结出丰富的经验及规则, 用于指导电网的运行[1,2,3]。

如何使电网调控运行维护人员快速、准确地从“数据风暴”中获取关键信息, 已成为电网调度控制系统亟待解决的问题。本文结合国家电网公司华北电力调控分中心科技项目“BI多维联动分析及钻取技术在调控一体化系统中的研究与应用”, 从商务智能 (BI) 的角度, 将BI技术与D5000系统有机地结合起来。首先介绍了BI的概念及其核心模块功能, 然后结合D5000系统现有的告警及历史数据, 结合多维数据建模理论, 设计并实现了灵活的数据展现方式, 可协助调控运行维护人员及时发现并定位异常数据, 为电网调控运行提供了有力支撑。

1 BI概念

BI的概念最早是Gartner Group于1996年提出来的, 当时将BI定义为一类由数据仓库、查询报表、数据分析、数据挖掘、数据备份和恢复等部分组成的, 以帮助企业决策为目的的技术及其应用。BI是对商务信息的搜集、管理和分析过程, 目的是使企业的各级决策者获得知识或洞察力, 促使其作出对企业更有利的决策[4,5,6]。

目前数据挖掘在电网调度控制领域的应用往往通过对特定应用场景或模式匹配, 开发特定算法来进行分析[7], 数据挖掘领域的经典算法, 如分类、聚类、决策树等算法, 在电网调度控制领域的实际应用尚处于研究阶段, 本文将重点放在常规数据统计分析处理上。传统的电网调度控制系统数据分析功能往往是开发特定的应用程序, 实现特定的分析展示功能, 而BI则通过数据抽取—转换—加载 (ETL) 、多维建模、通用用户界面 (UI) 等手段, 为各种数据分析主题提供了解决方案, 从而避免重复性的硬编码工作。

过去几年, BI在银行、电信等行业有了实际应用, 但在电力系统领域, 仅在信通专业有部分应用, 主要是使用第三方BI软件进行相关数据分析及展示, 在电网调度控制领域几乎没有应用。究其原因, 虽然市场上有多种BI应用软件, 但是如果将其看成一种软件, 就会陷入“懂业务的不懂软件, 懂软件的不懂业务”的怪圈。笔者认为, 这是BI在电力系统中应用面狭窄的主要原因。如果换一种思路, 将BI看成一种思想, 即在多维模型的基础上, 通过数据多维观察、深度钻取等方法, 快速发现并定位异常数据, 从而为决策者提供判断依据, 则可以采用轻量级的方式, 研发并整合BI的部分核心软件模块, 并将其嵌入业务系统, 在电网调度控制领域快速推广BI的应用。

2 BI核心模块

2.1 多维模型设计

BI与数据仓库理论是紧密结合的[8], 究其原因, 主要是由于业务系统模型一般使用实体—关系 (E-R) 方法设计, 符合数据库设计第三范式标准 (3NF) , 具备高灵活性, 但这种数据库建模方式呈网状结构, 不利于大批量分析查询, 且关系模型过于灵活, 导致需要进行定制化开发不同的UI以适应不同的模型。

为解决上述问题, 可以将关系型数据模型转换为以星形模型为代表的多维数据模型。星形模型是以一个事实表为中心, 通过外键与一组维度表连接在一起的建模方式[9]。星形模型是以查询为中心的建模方式, 具备多维观察、数据钻取以及快速查询等关系型模型所不具备的特点[10]。同时, 由于星形模型有着固定的建模方式, 可以研发通用的前台UI, 适应不同主题的星形模型。典型星形模型如图1所示。

如何在不影响系统运行的前提下, 快速将D5000系统的关系型模型无缝转换为星形模型, 并在此基础上研发通用的BI仪表盘展示工具, 是本文支撑项目的研发重点。

2.2 ETL软件设计

以往调度自动化系统多采用专用数据接口程序与外部系统进行数据交互, 这种方式难以对数据交换流程进行监视, 且在交互数据格式发生变化时, 需要修改代码以匹配新的数据格式, 为日常运行维护带来很大压力。为解决上述问题, 本项目自主研发了ETL软件, 基于开源Spoon软件架构, 开发了适应D5000系统的KeyID、告警、采样及统计等数据处理功能, 结合开源常规数据处理ETL控件, 能够在不开发任何接口程序的前提下, 将D5000系统的模型、数据及告警无缝转换为多维数据模型。

本文支撑项目中研发的ETL软件具备如下特点。

1) 支持多种数据源。能够以开放数据库互连 (ODBC) 、Java数据库连接 (JDBC) 等标准接口读写金仓、达梦及Oracle等数据库, 能够处理E格式、Text和Excel等常规文件。

2) 支持多种控件。支持各种读、写、转换控件, 特别提供能够处理D5000系统特殊数据结构的控件, 实现关系型模型数据到多维数据模型的转换。

3) 流程化管理。支持图形方式创建并浏览ETL过程, 能够直观地监视ETL全过程, 并能快速定位发生错误的位置。

4) 任务调度。能够指定时间或周期, 执行定制任务, 并记录任务执行情况信息。

基于自主研发的ETL软件, 可在不影响系统运行的前提下, 无需进行代码级开发, 实现关系型数据模型到多维数据模型的无缝转换, 并能指定时间周期对模型和数据进行增量更新。需要说明的是, 面对不同的分析主题, 只需要针对特定的数据模型进行转换, 并非针对整个系统的数据模型。例如, 本文3.1节越限分析统计这个主题, 所涉及的D5000系统数据仅仅涉及区域表、厂站表、母线表、交流线段表、变压器表、断面信息表及越限告警信息表。

2.3 DashBoard软件设计

DashBoard是BI仪表盘的简称, 是将多个仪表、图表、报表等内容整合在一个可交互的可视化页面上的工具。在电网调度控制系统中, 往往需要从多个观察角度的灵活组合来观察数据, 从而发现运行数据的内在规律, 这就是多维观察;在分析过程中, 可能需要在统计结果的基础上, 将数据进一步细化, 定位异常发生的具体设备, 这就是数据钻取。DashBoard软件的主要功能是实现多维观察和数据钻取。

传统的电网调度控制统计分析软件, 往往需要针对特定的分析主题, 定制化开发相应的界面, 究其原因, 是由于其后台数据模型大多采用关系型数据模型, 而关系型模型过多强调灵活性, 这就使得前台UI难以适应各种业务模型。本文支撑项目中所研发的基于浏览器/服务器 (B/S) 架构的DashBoard软件, 以模式相对固定的星形模型作为数据基础, 支持自定义页面布局、图元联动及数据钻取等功能, 用户可以自行设计并实现数据分析及展示功能。

3 BI在D5000系统中的应用

作为现阶段国内应用范围最广的调度控制系统, 本项目在D5000系统中的应用具有普遍意义。D5000系统的统计功能分为两种: (1) 基于历史采样数据统计; (2) 实时统计。基于历史采样数据统计的优点是可以直接利用常规采样数据, 无需事先定义统计数据点, 缺点是只能进行最大值、最小值、平均值等常规统计, 且统计耗费时间长;实时统计功能可以进行时长、次数的统计, 但需要事先定义统计数据点, 且程序常驻后台, 消耗较多的系统资源, 一般只针对少量关键数据进行实时统计, 难以满足对所有测点统计的要求。

在电网调度控制系统运行数据的统计分析过程中, 很重要的一点是能够直观地看出异常, 并定位异常发生的详细信息。如果对全部数据点进行统计, 其结果中绝大多数信息是调度运行维护人员所不关心的, 真正有用的信息可能会淹没在信息海洋中, 而且由于异常发生位置的不确定性, 也难以事先定义数据点进行实时统计。鉴于上述原因, 可以首先根据告警类型或告警数量确定异常发生时的告警信息, 然后根据具体时间段和数据点, 结合采样信息对其进行详细分析。

3.1 越限统计分析

本应用场景对母线电压、线路负载、主变负载、断面负载进行统计分析, 能够对某一时间段内越限时长进行统计, 并可以从“区域→厂站→设备/断面”的角度对越限时刻及持续时间进行数据钻取, 以获得越限详细信息。

传统的实现方法有: (1) 开发特定的应用程序实现统计及展示功能, 这会带来较多的工作量; (2) 对所有相关测点/断面的历史数据进行实时统计, 这会消耗大量的系统资源, 且因为数据量庞大而无法保证统计效率。如果采用BI的实现方法则无需进行代码级开发, 首先, 使用ETL软件的时间序列分析控件, 根据告警信息确定越限设备及发生时刻;其次, 有针对性地获取并统计每次越限的持续时间及越限时段的历史采样数据, 这样可以极大地缩小统计范围, 保证统计效率;然后, 使用ETL软件, 将分析结果自动形成星形数据模型;最后, 使用通用的DashBoard软件设计并实现展示页面。此外, 在设计模型时, 同时支持母线电压、线路负载、主变负载、断面负载的越限分析, 可以有效保证分析统计功能的通用性。

对告警进行分析时, 使用基于自主研发的时间序列分析控件, 对模拟量越限时长和发生时刻进行统计, 最终形成了包含设备维度、时间维度及越限类型维度的模拟量越限统计模型。设备维度包含区域、厂站及具体设备3个自上而下的层级;时间维度包含年、月、日3个自上而下的层级;越限类型维度只有一个层级, 共有主变、断面、线路及母线4种常规越限设备类型。

此模型支持从时间维度进行“年→月→日”钻取, 支持从设备维度进行“区域→厂站→设备”钻取, 从越限类型维度可以对某一越限类型进行统计, 或在多个维度上进行切片、切块操作。

基于此模型设计了母线电压越限数据展示页面, 确定统计时段后, 首先可以通过饼图概览指定时间段内各区域母线电压越限持续时间的分布情况;点击饼图中的指定区域后, 可以查看该区域内各厂站母线电压越限分布情况;点击相关厂站后, 可以看到具体母线的电压越限持续时间;点击母线后, 可以看到母线电压越限发生时刻及持续时间。通过这种自上而下的数据钻取, 可以迅速获取所需的信息。具体数据如附录A图A1所示。可以看出, 部分母线越限时长严重不合理, 与电网运行实际情况不符, 经过排查, 是由于当前电网调度控制主站系统中母线电压遥测限值设置不合理导致, 经过重新设定限值, 避免了此类告警对调度员的误导。由此可见, 通过DashBoard软件的直观展示效果, 可以快速定位电网调控主站和子站存在的问题。

同理, 基于此模型, 可设计断面、线路及主变的越限统计的数据展示页面。

3.2 遥信变位统计

本场景对遥信变位数量进行统计, 可用于快速定位站端频繁误发遥信的设备, 然后通过站端整改或在D5000系统中封锁遥信的方式, 减轻误遥信对用户的影响。场景展示可以从“区域→厂站→设备/测点”的角度对变位次数进行数据钻取, 以获得变位详细信息。

与上一个实例类似, 传统的实现方法会带来较多的编码工作量, 或消耗大量的系统资源进行实时统计。而采用BI则无需进行代码级开发, 首先根据变位告警信息确定变位设备及发生时刻, 然后有针对性地获取并统计变位信息, 这样可以极大地缩小统计范围, 保证统计效率, 最终形成包含设备维度、时间维度及遥信类型维度的遥信变位统计模型。设备维度包含区域、厂站及具体设备3个自上而下的层级;时间维度包含年、月、日3个自上而下的层级;遥信类型维度只有一个层级, 共有开关变位、刀闸变位、保护信号及测点遥信4种常规遥信类型。

此模型支持从时间维度进行“年→月→日→时”钻取, 支持从设备维度进行“区域→厂站→设备”钻取, 从遥信类型维度可以进行全部统计或对某类遥信进行统计, 或在多个维度上进行切片、切块操作。

基于此模型设计了遥信变位统计数据展示页面, 确定统计时段后, 首先可以通过饼图概览指定时间段内各区域遥信变位次数的分布情况;点击饼图中的指定区域后, 可以查看该区域内各厂站遥信变位分布情况;点击相关厂站后, 可以查看具体设备或测点的遥信变位次数;点击设备或测点后后, 可以看到变位次数在每天的分布情况。通过这种自上而下的数据钻取, 可以迅速获取所需的信息。

具体数据如附录A图A2所示。可以看出, 绝大多数遥信由全球定位系统 (GPS) 脉冲发送保护动作及复归信号导致, 此类信号对电网调度控制运行的意义不大, 可以采用D5000系统的告警抑制功能屏蔽此类告警, 以减轻调度运行维护压力。屏蔽此类遥信后, 还可以进一步检查哪些设备或测点会频繁发出无意义的变位信息。

3.3 其他

采用类似上面例子的方法, 还可以对告警直传、相量测量通道中断情况、事故情况、数据跳变、数据不刷新、交流线路输电效率等场景设计相应模型并进行展示。

4 结语

本文将BI与电网调度控制系统有机地融合在一起, 以BI多维观察、深度钻取的思想为指导, 研发了适用于电网调度控制系统的BI软件模块。在现有告警及采样数据的基础上, 设计了基于星形模式的统计建模方法, 直接定位需要统计的异常数据, 有效缩减统计数据量和时间;应用研发的BI软件模块实现了基于标准星形模型的DashBoard客户端软件, 并实现模拟量越限、遥信变位等统计分析场景。本文的研究成果已应用于国家电网公司华北调控分中心D5000系统。

但是, 本文的研究与开发还存在以下欠缺之处。

1) 对BI的高级应用功能———数据挖掘尚未深入研究。

2) 统计数据使用的是D5000系统分钟级采样数据, 精度不高, 如果使用时间序列数据库采样, 统计精度可与实时统计相当。

基于本文的研究与开发可以看出, 与电网调控系统现有辅助决策软件的实时应用不同, BI应用不需要开发特定的算法, 主要使用电网调度控制系统常规海量历史信息, 定位日常调度监控过程中容易忽略的问题, 例如可将告警和历史采样数据结合起来进行统计分析, 有力地补充了D5000系统现有的统计功能。此外, 借助ETL强大的数据处理能力, BI还可以应用于一些非标准格式数据的统计分析。

附录见本刊网络版 (http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx) 。

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电网高级应用分析系统 篇7

1.1 定义与作用

智能分析决策系统是从智能预警、发现故障、解决故障三个部分对电网系统提供分析辅助决策, 是基于一种自动化系统的有效拓展, 根据设备信号, 系统会自动的采取相应的解决措施。第一个部分是对设备信号展开分类, 利用相关技术解决信号波动问题;发现故障则是建立一个诊断的模型, 引入可信度指标, 多个模式同时进行, 分析得到的不同数据, 结合每个结果对故障部分提出质疑, 解决实际问题, 提高诊断的实用性;故障恢复即最后一个部分则是提供一个快速恢复供电技术, 其原理基于广播的原理。这三个部分也是紧密的联系在一起, 有机组合, 达到良好的实施效果。

1.2 系统特点

1) 告警系统部分:报警系统采取智能化, 其中包括信息的分类、误警信息处理以及显示部分。前者是根据警告信息的提示内容, 把警告信号分为不同的严重等级, 各个等级之间是一个单独的部分, 不会出现信号的重叠以及交叉, 实现信号的分流。一般包括状态、定义、自定义等分类方法。误警信号一般来源于抖动或者误发, 面对这种情况的处理方法则是采取无效信号的过滤网以及重复信号的压缩技术。在这种情况下, 系统可以自动识别电网运行下的错误或者无效信号, 一般包括:保护性动作复归信号抖动、设备检修时误发信号以及越限抖动信号。2) 诊断故障部分:这个一般分为模型部分以及描述。前者又可以分为分层诊断以及统一的信号描述模式。第一个诊断模型是把电网设备信号分为开关信号、SOE信号、保护信号三个部分, 综合三层信号并进行综合处理, 以避免复杂的诊断过程造成的麻烦。第二个诊断模型则是统一信号描述。这是根据SCADA系统和故障管理系统对信号进行统一的描述以及定义, 来达到智能诊断的要求。3) 恢复故障:如何恢复故障是关键部分, 在这里, 采用了广播原理以及拓扑结构模型。充分利用EMS的基础之上, 结合拓扑结构的需要, 在点与线之间设计数据关系, 可以大大提高搜索的效率。通过脉冲信号的广播传送, 来确定各个设备之间的开关、感知方位等, 充分、有效。电网信号分析辅助决策系统更大可能的在短时间内分析了解信号内容, 解决故障, 效率高、作用明显。

2 基于多数据源的新的分析辅助决策系统

2.1 新系统的原理以及作用

这里所讲到的决策系统指的是基于D—S理论的多数据源信号融合方法。运用此类原理, 可以成功解决各个数据源之间存在的冲突引起的融合分析结果不精确问题, 然后将不同的数据体进行信号的融合最后得到一个确切的诊断结果。此类方法是对多个信号源即数据源展开分析, 这样可以在原有的决策系统基础上更好地解决故障这一部分的问题, 从之前不确定的故障信号的融合分析中得到更加正确的结果, 并根据这一结果进行故障恢复。

2.2 结构组成部分

多数据源的分析辅助决策系统对于系统前两个部分没有多大的改动, 最大的不同来自于最后的故障处理部分, 这就包括信号预处理、IMFD信号融合以及决策模型。1) 预处理部分又可以分为预处理、小波故障。前者是对多数据源信号进行处理的基础, 通过处理, 可以将其转换为各个元件之间的故障表征, 再转换为数据体来满足融合的条件。小波故障则是对故障产生前后电气量的不同比对进行处理后的表征, 除此之外, 小波在内的奇异度还可以进一步的确认故障产生的元件, 并对数据进行一定的处理。2) IMFD信号融合:对于一致性的数据部分采用传统的合成方法进行融合, 对于冲突的则采用改进的数据规则, 以提高原始数据体的可信度。这也是在原有的D—S理论的基础之上进行的改进, 以解决在数据冲突比较严重的时候可以提高数据的融合度, 目的是以求达到更好的诊断分析结果。3) 决策诊断模型:如果融合之后的结果不能判断出哪个才是有故障的元件, 这个时候就需要进行诊断分析, 结合上面提到的概率表征 (包括小波故障、IMFD数据信号等) 对结果进行一定的数学处理, 使数据值更加符合电网设备的要求, 结果更准备, 可以解决更加复杂的信号故障问题。这三个部分是在原有的理论基础上进行一定的改进, 可以有效地提高诊断的效率, 更加充分的利用电网设备信号, 是结果更加准确。

下面的就是具体的流程图:包括了智能告警、故障诊断、故障恢复三个主要部分。

3 新方法的优点及总结

3.1 优点

基于数据源的电网设备信号分析辅助决策系统是对原系统的改进, 其优点多体现在故障诊断方面。充分利用多个数据源信号对故障部分进行定位, 这样可以在诊断过程中根据需求在各个数据源中查询需要的信号数据, 高效的利用故障信号提供的信息, 对可疑的故障进行诊断以及排除, 并对更加复杂的电网设备信号进行更加详细的处理, 运用已有的数据处理方则, 结合新的数据源对信号深层次的分析处理, 这样能够比以前更加准确的定位, 可以得到一个完整的诊断结果, 其中包括一些可疑的和一些确定的故障信号, 在信号的处理方面也可以做到更加高效以及充分。

3.2 总结