基于拓扑的调控中心全局故障分析技术

杨 磊，王磊磊，刘 丹，宋晓娜，王 磊，张 扬，侯念国

（1.国网山东省电力公司淄博供电公司，山东 淄博 255030；2.积成电子股份有限公司，山东 济南 250104）

0 引 言

近年来，随着智能变电站建设的推进和变电站自动化系统的普及，区域电网调控中心规模逐渐扩大。因此，提高变电站自动化的各项技术成为发展的重点，尤其是智能告警技术。

智能告警技术可分为两个层面。第一层面，变电站层面的告警。智能告警系统采集变电站的各种动作信号、开关变位及故障录波等信息，然后处理、推演及计算采集的信息，最终得到最优的告警原因推理和专家决策。第二层面，调度层面的告警。厂站端智能告警模块采集变电站的各种告警信息，然后将告警信息通过调度数据网上传到调控中心，而调控中心端的智能告警模块将各变电站的上传信息进行推理计算，得到告警原因和决策，进而快速定位故障。

现有的变电站层面的智能告警系统仅分析单一变电站的告警内容，缺少调控中心层面的全局性分析，可能导致故障分析报告不全面、不完整，进而影响故障位置的准确定位。同时，调度层面的集中式智能告警系统可分析处理全网变电站上传的告警原始信息，但是这些原始告警信息是变电站侧根据经验挑选上传的重点信息，导致调度端的智能告警模块的数据源不全面，影响告警推理的准确性[1]。

1 系统结构

本文设计了一种基于拓扑的调控中心-智能变电站分布式故障分析技术，可协调处理主子站之间的故障报告、面向全网智能告警及展示故障分析报告。为建立一套变电站和调度中心两级分布式数字化报警和故障诊断系统，需在站端获取保护、测控、故障录波及网分装置等信息，然后通过一系列分析处理后形成站内告警故障报告，并上传给调度端。调度端接收和综合处理各站的告警故障报告，形成全网告警故障报告。此报告的生成可提高系统可靠性，降低运行人员的故障处理难度，节省故障处理时间，系统结构如图1所示。

图1 系统结构示意图

2 系统设计

电网故障后，智能变电站自动生成准确、简洁及无意义的故障分析报告，并通过电力数据网快速上传到调控中心。故障分析报告内容包括智能告警事项、专家决策、故障选项、故障电流、动作信息、动作时序、带有故障启动和跳闸时刻的相关波形及状态时序图等。调控中心利用网络拓扑关系生成全局故障分析报告，并进行展示。

本文研究了基于拓扑的调控中心-智能变电站分布式故障分析技术。该技术主要包括变电站端分析模块和调度端分析模块两个部分。变电站端分析模块主要包括各种参数模型和数据库的配置、站内数据的采集与转发、告警原始数据的处理和综合分析、故障分析报告的生成、历史数据的存储展示及故障分析报告和相关内容的展示等功能。调度端分析模块主要包括全网数据模型和参数的配置，各变电站故障分析报告的接收，全局故障分析报告的生成，历史数据的存储与展示以及最终全局故障分析报告的展示等功能。

系统加载描述库中变电站的一次设备模型，并根据一定规则对整个变电站的当前状态进行拓扑分析，得到变电站的电气信息，进而判断变电站中设备的带电、接地等状态，提供设备间连接关系与连通性的分析结果。

2.1 站端分析功能

智能告警站端分析模块主要包括模型配置、通信服务、故障分析、历史服务及故障展示等模块，架构如图2所示。

图2 变电站端故障分析

模型配置主要是配置变电站内应用所需的模型、参数等。配置内容主要包括：变电站内保护装置、测控装置及故障录波装置等二次设备模型；站内一次设备模型、一次映射和二次映射；故障信息事件模型；与站内装置通信的规约、与调度中心通信的规约及上传内容等。

通信服务主要负责读取站内数据模型，以实现站内数据的采集与转发。该模块的具体功能包括：采集站内装置的保护信号、故障录波文件等信息；采用DL/T 634.5104规约实现与调度中心的通信；上传站端综合分析的故障简报、故障事件等信息；将装置的保护信号、故障录波文件等转发至故障分析服务。

故障分析模块主要负责读取系统描述数据库的模型，以实现对站内故障的综合分析。该模块的具体功能是整合分析故障发生时的多条信息形成故障事件，并将事件推送至历史服务和通信服务。

历史服务主要负责接收故障分析服务推送的数据。

故障展示模块主要负责展示变电站内综合而成的保护信号、故障事件及故障简报[2]。

2.2 调度分析功能

智能告警调度端分析模块主要包括模型配置、通信服务、故障分析、历史服务及人机界面等模块，架构如图3所示。

图3 调度端故障分析

模型配置的主要功能包括：配置全网的一次设备数据模型；配置权限管理数据库；实现全网变电站内保护信号、告警信号等模型的配置，并实现一次设备和二次设备的映射关系等；配置与站端分析系统通信的规约、上传内容等。

通信服务读取全网的数据模型，以实现数据的采集与转发。该模块的主要功能包括：采用DL/T 634.5104规约实现与站端分析系统的通信；接收站端综合分析的保护信号、故障事件及故障简报等；将接收的保护信号、故障事件及故障简报等转发至故障分析服务。

故障分析服务读取区域电网的数据模型，以实现对区域内电网的综合分析。将接收的故障信号进行设备映射分析后转发至人机会话界面，并发送至历史服务。

历史服务接收和存储故障分析服务推送的数据。

故障展示模块展示故障事件、故障线路等，并调取指定故障线路和变电站的故障简报[3]。

3 关键技术分析

3.1 变电站智能告警模型建模

变电站端智能告警系统的告警数据源为站内保护测控装置采集的保护动作信号、故障录波等。对智能告警模型进行建模，使用配置工具将保护测控装置的装置模型导入数据库，并配置DL/T860规约作为与站内装置的通信规约。对智能告警模型进行配置，具体步骤包括故障类型、专家决策、故障实例的建立、故障类型与专家决策的映射、故障实例与故障类型的映射及故障实例与信号的映射。

（1）新建故障类型，并定义故障类型的名称和故障推理方式。每个故障类型定义一类故障，推理方式分为单推理、多推理、智能推理、逻辑推理及特殊推理。

（2）新建专家决策。专家决策是专业人员根据经验建议的故障处理方案。

（3）新建故障类型与专家决策的映射。每个故障类型对应一种专家决策方案，当这类故障发生时，将展示对应的专家决策，以帮助解决故障。

（4）新建故障实例。故障实例建立在间隔上，每个间隔可新建多个故障实例。

（5）新建故障实例与故障类型的映射。每个故障实例对应一种故障类型，一种故障类型可对应多个故障实例。

（6）新建故障实例与信号的映射。故障实例建立在间隔上，每个故障实例可对应多个保护信号。根据推理类型的不同，这些保护信号可组成不同的逻辑关系[4]。

3.2 智能告警推理分析

变电站智能告警的核心部分是告警的推理过程。通信服务采集告警信号和故障录波文件，并送至故障分析服务。故障分析服务的主要功能是分析告警数据，根据一定规则推理故障原因，给出专家决策。故障分析服务启动时，将建立五种推理类型的任务处理线程。每当告警信号发生时，将生成五种推理任务，而每个线程分别进行运算分析，判断是否符合本类型的推理逻辑。

（1）单推理。若单个告警信号发生，可确定某个故障发生。

（2）多推理。在多个告警信号中，其中一个告警动作，可确定故障发生。

（3）智能推理。如果多个告警信号按照一定顺序先后动作，可确定故障发生。

（4）逻辑推理和特殊推理。这两类推理带有延时等待的判据，当某个告警信号发生时，开始计时，若在一定时间内另一个或者多个信号发生，可确定某个故障发生。

变电站端故障分析模块按照配置的告警数据库模板，以采集的告警信号和故障录波为输入，按照一定的推理逻辑推理故障发生的位置、原因等，生成站端故障分析报告，大大减少了主站和子站之间的传输内容，提高了主站生成全局故障分析报告的效率[5]。

3.3 主子站传输规约

变电站主子站之间传输使用DL/T 634.5104规约。其中，普通开关遥信传输使用标准的DL/T 634.5104规约，故障分析报告和录波文件等传输使用基于标准DL/T 634.5104规约的扩展104规约。

扩展104文件传输规约包括两类帧格式：一种帧用于文件名的传输，类型标识为0x7F；另一种帧用于文件内容的传输，类型标识为0x80。传输文件名的帧格式主要包括变电站ID、文件编号、间隔编号、文件类型、文件名称长度及文件名称等；文件内容帧主要包括变电站ID、文件编号、间隔编号、文件类型、段长度及段内容等。

在变电站端，当故障根据告警数据源被判定发生时，将故障实例SOE上传至调度端。故障实例SOE的帧报文的类型标识为0xD5，报文主要内容包括故障实例ID、故障信号ID、故障信号状态及信号发生时间等[6]。

3.4 主站端告警展示

变电站根据采集的原始告警判据，判断故障的发生位置和原因，并生成变电站端的故障分析报告。变电站将故障分析报告、故障录波文件、开关位置以及故障SOE等信息通过DL/T 634.5104规约上传至调度端，以进行全局故障分析。调度端通信服务接收各变电站上传的信息，将接收的文件按照变电站分类存放，并将故障SOE和开关位置等上传至调度端人机界面进行展示[7]。

当电网发生故障时，调度后台将收到各厂站的故障信息，并实时显示在监视画面上；图形画面上展示事故报警提示和故障简报，并支持语音告警提示；全网接线图上以动态闪烁的方式快速直观地显示故障站点和故障线路，快速定位故障，如图4所示。

图4 调度端监视画面

4 结 论

本文提出了一种基于拓扑的调控中心全局故障分析方法，包括变电站智能告警分析和调度端智能告警分析。变电站智能告警分析通过预先定义的故障分析模型处理告警数据，并生成故障分析报告；调度端智能告警分析接收各变电站的告警数据和故障分析报告，并根据故障时序、拓扑关系等形成全局故障分析报告。可见，该全局故障分析方法减少了主子站之间的传输数据量，降低了调度中心的运算规模，提高了智能告警的准确率和效率。