CN104518918A - 一种电力通信网故障定位分析方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种电力通信网故障定位分析方法，本发明GCRMS通过互操作实时调用GIS的图形展示功能组件，依附电网资源拓扑关联建立电力通信网拓扑，并将通信网设备与PMS设备台账相关联，从而实现对电力通信网故障的分析研判与精确定位，达到融合图形、模型及空间信息资源处理电力通信网故障，提高电力通信网故障抢修调度效率的目标。

Description

一种电力通信网故障定位分析方法

技术领域

本发明涉及配电网故障抢修领域，尤其涉及一种电力通信网故障定位分析方法。

背景技术

目前国内电力通信与相关系统应用专业分工与资源管理的现状通常为：GCRMS采集通信设备网元、板卡、端口及时隙等模块与通信网链路(如光纤通信EPON、工业以太网、SDH；无线通信GPRS、TD、FDD等)的实时工况信息；PMS(生产管理系统)维护主配网设备台账信息；GIS(地理信息系统)维护主配网图形与模型拓扑信息；由于电力系统的特殊性，通常电力通信网络依附于电网进行建设与运行，因此电力通信网运行与电网运行息息相关。

为便于对通信网的监管，通常电力企业建立GCRMS平台，将地区内多个通信专业网管接入该统一平台进行管控，管控方法主要为后台数据库汇总、资源管理、前台报表分析展示各类通信设备运行状态，平台独立运行。但与其他电力系统没有关联，缺乏将电网相关信息用于支撑平台快速修复通信网故障的技术手段。

GCRMS为通信资源管理系统，GCRMS目前采集通信设备网元、板卡、端口及时隙等模块实时工况与通信网链路(如EPON、光缆)实时工况信息，PMS目前维护主配网设备台账信息，GIS目前维护主配网图形与模型拓扑信息，GCRMS针对不同的功能应用定制不同图层并基于GIS对图层进行展示，但目前电力企业并没有将电网资源与通信网资源进行合理的整合分析应用，通信网的故障告警没有依据电网空间信息进行直观的计算与展示，限制了电力企业在通信网故障分析抢修能力方面的提升。

通过对问题的总结分析，应解决以下几个方面问题，从而实现故障的快速定位：电网资源与通信网资源没有有机结合应用；缺乏精确的通信网故障分析定位方法；对于通信网故障，缺乏精确的可视化定位方法。

综上所述，本申请发明人在实现本申请实施例中发明技术方案的过程中，发现上述技术至少存在如下技术问题：

在现有技术中，由于目前电力企业并没有将电网资源与通信网资源进行合理的整合分析应用，通信网的故障告警没有依据电网空间信息进行直观的计算与展示，所以，现有技术中的电网通信故障定位分析方法存在电网资源与通信网资源没有有机结合应用，通信网故障分析定位精度较差，导致电力企业在通信网故障分析抢修效率较低的技术问题。

发明内容

本发明提供了一种电力通信网故障定位分析方法，解决了现有技术中的电网通信故障定位分析方法存在电网资源与通信网资源没有有机结合应用，通信网故障分析定位精度较差，导致电力企业在通信网故障分析抢修效率较低的技术问题，实现了将电网资源与通信网资源有机的进行结合，使得通信网故障分析定位精确，为抢修调度提供空间维度的可视化辅助，提高抢修效率的技术效果。

为解决上述技术问题，本申请实施例提供了一种基于PIIF架构互操作集成的电力通信网故障定位分析方法，所述方法包括：

基于PIIF架构集成实现互操作；

通过互操作实时调用GIS的图形展示功能组件，依附电网资源拓扑关联建立电力通信网拓扑，并将通信网设备与PMS设备台账相关联；

对电力通信网故障进行分析研判与定位，融合图形、模型及空间信息资源处理电力通信网故障，提高电力通信网故障抢修调度效率的目标。

进一步的，所述基于PIIF架构集成实现互操作具体为：基于PIIF架构集成实现GCRMS、GIS及PMS系统间的互操作。

进一步的，基于PIIF架构集成实现GCRMS、GIS及PMS系统间的互操作，具体包括：

(1)：梳理系统间的业务应用；

(2)：将应用涉及到的流程步骤分解到对应系统的功能用例，并对各个用例进行互操作性分析；

(3)：根据功能用例间的互操作性分析结果，定义互操作的标准交互模型；

(4)：根据功能用例间的互操作性分析结果，定义互操作的标准交互协议；

(5)：针对不同的功能用例，研发相应的接口组件，从而实现用例间的互操作，也可以直接调用相应的功能组件。

进一步的，所述通过互操作实时调用GIS的图形展示功能组件，依附电网资源拓扑关联建立电力通信网拓扑，并将通信网设备与PMS设备台账相关联具体为：GCRMS通过互操作实时调用GIS的图形展示功能组件，依附电网资源拓扑关联建立电力通信网拓扑，并通过与PMS的互操作实时订阅PMS的设备台账，在GCRMS中形成通信网设备与电网设备的一体化视图。

进一步的，所述GCRMS通过互操作实时调用GIS的图形展示功能组件，依附电网资源拓扑关联建立电力通信网拓扑，并通过与PMS的互操作实时订阅PMS的设备台账，在GCRMS中形成通信网设备与电网设备的一体化视图，具体包括：

(1)GCRMS通过引用PIIF架构互操作集成技术中功能组件调用方法，实时调用GIS的图形展示功能组件，依附电网资源建立起电力通信网拓扑；

(2)GCRMS通过引用PIIF架构互操作集成技术中接口组件集成方法，实时订阅PMS的设备台账；

(3)GCRMS将通信网设备与电网设备关联起来，形成一体化视图。

进一步的，所述对电力通信网故障的分析研判与精确定位，融合图形、模型及空间信息资源处理电力通信网故障，提高电力通信网故障抢修调度效率的目标具体为：GCRMS基于电网图形、模型、电网资源的空间信息及通信网故障告警，补偿考虑通信网在接线过程的长度损耗分析计算出故障点的坐标。

进一步的，所述GCRMS基于电网图形、模型、电网资源的空间信息及通信网故障告警，补偿考虑通信网在接线过程的长度损耗分析计算出故障点的坐标，具体包括：

(1)GCRMS自身采集通信网的故障告警；

(2)GCRMS依附电网资源建立起电力通信网拓扑并关联PMS设备台账后，对通信链路、杆塔、电网资源之间的空间位置进行直观统计；

(3)考虑缠绕的补偿系数，列举基于空间信息的故障点定位计算二次方程；

(4)计算出坐标并定位展示。

进一步的，所述通信故障定位坐标具体为： 其中：L为变电站甲与变电站乙之间的通信链路通道长度，a为变电站甲与杆1间的光缆长度，b为杆1与杆2间的光缆长度，c为杆2与杆3间的长度，杆3与变电站乙之间长度为d+e，L＝A*(a+b+c+d+e)，A为补偿系数，变电站甲与变电站乙之间距离变电站甲f(f＝a+b+c+d)距离处出现故障，杆3坐标为(x1,y1)，中心坐标为(x2,y2)，地球半径为r，设故障点坐标为(x3,y3)。

本申请实施例中提供的一个或多个技术方案，至少具有如下技术效果或优点：

由于采用了将基于PIIF架构互操作集成的电力通信网故障定位分析方法设计为包括：基于PIIF架构集成实现互操作；通过互操作实时调用GIS的图形展示功能组件，依附电网资源拓扑关联建立电力通信网拓扑，并将通信网设备与PMS设备台账相关联；对电力通信网故障进行分析研判与定位，融合图形、模型及空间信息资源处理电力通信网故障，提高电力通信网故障抢修调度效率的目标的技术方案，即GCRMS通过互操作实时调用GIS的图形展示功能组件，依附电网资源拓扑关联建立电力通信网拓扑，并将通信网设备与PMS设备台账相关联，从而实现对电力通信网故障的分析研判与精确定位，达到融合图形、模型及空间信息资源处理电力通信网故障，提高电力通信网故障抢修调度效率的目标，所以，有效解决了现有技术中的电网通信故障定位分析方法存在电网资源与通信网资源没有有机结合应用，通信网故障分析定位精度较差，导致电力企业在通信网故障分析抢修效率较低的技术问题，进而实现了将电网资源与通信网资源有机的进行结合，使得通信网故障分析定位精确，为抢修调度提供空间维度的可视化辅助，提高抢修效率的技术效果。

附图说明

图1是本申请实施例一中基于PIIF架构互操作集成的电力通信网故障定位分析方法的流程图；

图2是本申请实施例一中基于PIIF架构互操作集成的电力通信网故障定位分析方法的原理图。

具体实施方式

本发明提供了一种电力通信网故障定位分析方法，解决了现有技术中的电网通信故障定位分析方法存在电网资源与通信网资源没有有机结合应用，通信网故障分析定位精度较差，导致电力企业在通信网故障分析抢修效率较低的技术问题，实现了将电网资源与通信网资源有机的进行结合，使得通信网故障分析定位精确，为抢修调度提供空间维度的可视化辅助，提高抢修效率的技术效果。

本申请实施中的技术方案为解决上述技术问题。总体思路如下：

采用了将基于PIIF架构互操作集成的电力通信网故障定位分析方法设计为包括：基于PIIF架构集成实现互操作；通过互操作实时调用GIS的图形展示功能组件，依附电网资源拓扑关联建立电力通信网拓扑，并将通信网设备与PMS设备台账相关联；对电力通信网故障进行分析研判与定位，融合图形、模型及空间信息资源处理电力通信网故障，提高电力通信网故障抢修调度效率的目标的技术方案，即GCRMS通过互操作实时调用GIS的图形展示功能组件，依附电网资源拓扑关联建立电力通信网拓扑，并将通信网设备与PMS设备台账相关联，从而实现对电力通信网故障的分析研判与精确定位，达到融合图形、模型及空间信息资源处理电力通信网故障，提高电力通信网故障抢修调度效率的目标，所以，有效解决了现有技术中的电网通信故障定位分析方法存在电网资源与通信网资源没有有机结合应用，通信网故障分析定位精度较差，导致电力企业在通信网故障分析抢修效率较低的技术问题，进而实现了将电网资源与通信网资源有机的进行结合，使得通信网故障分析定位精确，为抢修调度提供空间维度的可视化辅助，提高抢修效率的技术效果。

为了更好的理解上述技术方案，下面将结合说明书附图以及具体的实施方式对上述技术方案进行详细的说明。

实施例一：

在实施例一中，提供了一种电力通信网故障定位分析方法，请参考图1-图2，所述方法包括：

基于PIIF架构集成实现互操作；

通过互操作实时调用GIS的图形展示功能组件，依附电网资源拓扑关联建立电力通信网拓扑，并将通信网设备与PMS设备台账相关联；

对电力通信网故障进行分析研判与定位，融合图形、模型及空间信息资源处理电力通信网故障，提高电力通信网故障抢修调度效率的目标。

其中，在本申请实施例中，GCRMS电力通信网为：GCRMS电力通信网是指电力企业的通信网络，这类通信网络与一般非电力企业通信网的区别主要是其一般与电力资源有比较密切的关联，例如EPON与电网TTU、FTU、DTU等终端的关联，光纤与电网架空线的光联。

其中，在本申请实施例中，PIIF架构为：PIIF架构是基于国际智能电网互操作专家咨询小组(SGIP)组织针对智能电网提出的三类(组织类、信息类、技术类)八层互操作通用原则电力系统互操作交互框架，框架由多环节电力流，多层级生产过程、多互操作层三维模型组成。其中多环节电力流包括发电、输电、配电、分布式电源及用电五层；多层级生产过程包括企业级信息管理、实时运行控制、厂站自动化、现场自动化及一次设备五级；多互操作层包括业务互操作、功能互操作、信息互操作、通信互操作及组件互操作五层，分别对应业务交互、系统功能组合、语义辨析、协议通信和组件实现等五个类别的互操作。该框架提供了一种标准的逻辑结构，保证智能电网元素之间的互操作性，实现了电力企业核心业务多种层次上的互操作，使电力资源得到统筹优化利用。

其中，在本申请实施例中，所述基于PIIF架构集成实现互操作具体为：基于PIIF架构集成实现GCRMS、GIS及PMS系统间的互操作。

其中，在本申请实施例中，基于PIIF架构集成实现GCRMS、GIS及PMS系统间的互操作，具体包括：

(1)：梳理系统间的业务应用；

(2)：将应用涉及到的流程步骤分解到对应系统的功能用例，并对各个用例进行互操作性分析；

(3)：根据功能用例间的互操作性分析结果，定义互操作的标准交互模型；

(4)：根据功能用例间的互操作性分析结果，定义互操作的标准交互协议；

(5)：针对不同的功能用例，研发相应的接口组件，从而实现用例间的互操作，也可以直接调用相应的功能组件。

其中，在本申请实施例中，所述通过互操作实时调用GIS的图形展示功能组件，依附电网资源拓扑关联建立电力通信网拓扑，并将通信网设备与PMS设备台账相关联具体为：GCRMS通过互操作实时调用GIS的图形展示功能组件，依附电网资源拓扑关联建立电力通信网拓扑，并通过与PMS的互操作实时订阅PMS的设备台账，在GCRMS中形成通信网设备与电网设备的一体化视图。

其中，在本申请实施例中，所述GCRMS通过互操作实时调用GIS的图形展示功能组件，依附电网资源拓扑关联建立电力通信网拓扑，并通过与PMS的互操作实时订阅PMS的设备台账，在GCRMS中形成通信网设备与电网设备的一体化视图，具体包括：

(1)GCRMS通过引用PIIF架构互操作集成技术中功能组件调用方法，实时调用GIS的图形展示功能组件，依附电网资源建立起电力通信网拓扑；

(2)GCRMS通过引用PIIF架构互操作集成技术中接口组件集成方法，实时订阅PMS的设备台账；

(3)GCRMS将通信网设备与电网设备关联起来，形成一体化视图。

其中，在本申请实施例中，所述对电力通信网故障的分析研判与精确定位，融合图形、模型及空间信息资源处理电力通信网故障，提高电力通信网故障抢修调度效率的目标具体为：GCRMS基于电网图形、模型、电网资源的空间信息及通信网故障告警，补偿考虑通信网在接线过程的长度损耗分析计算出故障点的精确坐标。

其中，在本申请实施例中，所述GCRMS基于电网图形、模型、电网资源的空间信息及通信网故障告警，补偿考虑通信网在接线过程的长度损耗分析计算出故障点的精确坐标，具体包括：

(1)GCRMS自身采集通信网的故障告警(举例：告警信息样式描述为距离在A变电站与B变电站间距A多少米有通信链路告警)；

(2)GCRMS依附电网资源建立起电力通信网拓扑并关联PMS设备台账后，对通信链路、杆塔、电网资源之间的空间位置进行直观统计；

(3)考虑缠绕的补偿系数，列举基于空间信息的故障点定位计算二次方程；

(4)计算出坐标并定位展示。

其中，在本申请实施例中，所述通信故障定位坐标具体为：其中：L为变电站甲与变电站乙之间的通信链路通道长度，a为变电站甲与杆1间的光缆长度，b为杆1与杆2间的光缆长度，c为杆2与杆3间的长度，杆3与变电站乙之间长度为d+e，L＝A*(a+b+c+d+e)，A为补偿系数，变电站甲与变电站乙之间距离变电站甲f(f＝a+b+c+d)距离处出现故障，杆3坐标为(x1,y1)，中心坐标为(x2,y2)，地球半径为r，设故障点坐标为(x3,y3)。

其中，在本申请实施例中，下面举例对本申请实施例中的技术方案进行详细介绍：

本申请实施例中的方案基于GCRMS电力通信网建模技术，依据电网设备资源、局站资源建立光缆等电力通信网资源拓扑图层，并将两类资源有机关联，为进一步的应用分析提供图模基础。

如图2所示，图2中虚线为经过建模的变电站甲与变电站乙之间的通信链路(以光缆为例)通道，设总长度为L，变电站甲与杆1间的光缆长度为a，杆1与杆2间的光缆长度为b，杆2与杆3间的长度为c、杆3与变电站乙之间长度为d+e(注：光缆实际铺线过程中会有原地缠绕的情况，此处L＝1.2*(a+b+c+d+e)，其中1.2为补偿系数)，此时GCRMS光缆在线监测模块接收一例光缆故障，内容为变电站甲与变电站乙之间距离变电站甲f(设f＝a+b+c+d)距离处出现故障，则故障点如下计算：

杆3坐标为(x1,y1)，由变电站对角线坐标计算得知中心坐标为(x2,y2)，地球半径为r，设故障点坐标为(x3,y3)，则：

其中k＝(y-y1)/(x-x1)；

则故障点坐标为

本申请实施例中的方案基于通信网图层，将故障点直观的发布给抢修调度人员，抢修调度人员依据空间维度的可视化分析结果迅速指挥抢修。

上述本申请实施例中的技术方案，至少具有如下的技术效果或优点：

由于采用了将基于GCRMS电力通信网建模的通信故障定位分析方法设计为包括：首先，基于GCRMS电力通信网建模，调用电网资源拓扑关联生成电力通信网拓扑；然后，结合电网资源及电力通信网资源空间信息对电力通信网的故障进行实时的补偿分析；然后，基于通信网图层生成通信故障定位结果的技术方案，即基于GCRMS电力通信网建模技术，调用由电网资源拓扑关联生成的电力通信网拓扑，结合电网资源及电力通信网资源空间信息对电力通信网的故障点进行实时的补偿分析，并调用通信网故障告警图层，直观发布故障告警的精确空间位置，提高通信网故障的处理效率，优化通信网故障的研判过程，对故障进行多维度的定位、分析研判与快速抢修，所以，有效解决了现有技术中的电网通信故障定位分析方法存在电网资源与通信网资源没有有机结合应用，通信网故障分析定位精度较差，导致电力企业在通信网故障分析抢修效率较低的技术问题，进而实现了将电网资源与通信网资源有机的进行结合，使得通信网故障分析定位精确，为抢修调度提供空间维度的可视化辅助，提高抢修效率。

尽管已描述了本发明的优选实施例，但本领域内的技术人员一旦得知了基本创造性概念，则可对这些实施例作出另外的变更和修改。所以，所附权利要求意欲解释为包括优选实施例以及落入本发明范围的所有变更和修改。

显然，本领域的技术人员可以对本发明进行各种改动和变型而不脱离本发明的精神和范围。这样，倘若本发明的这些修改和变型属于本发明权利要求及其等同技术的范围之内，则本发明也意图包含这些改动和变型在内。

Claims (8)

1.一种电力通信网故障定位分析方法，其特征在于，所述方法包括：

基于PIIF架构集成实现互操作；

通过互操作实时调用GIS的图形展示功能组件，依附电网资源拓扑关联建立电力通信网拓扑，并将通信网设备与PMS设备台账相关联；

对电力通信网故障进行分析研判与定位，融合图形、模型及空间信息资源处理电力通信网故障，提高电力通信网故障抢修调度效率的目标。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于PIIF架构集成实现互操作具体为：基于PIIF架构集成实现GCRMS、GIS及PMS系统间的互操作，所述GCRMS为通信传输网管系统，所述PMS为生产管理系统，所述GIS为地理信息系统。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，基于PIIF架构集成实现GCRMS、GIS及PMS系统间的互操作，具体包括：

(1)：梳理系统间的业务应用；

(2)：将应用涉及到的流程步骤分解到对应系统的功能用例，并对各个用例进行互操作性分析；

(3)：根据功能用例间的互操作性分析结果，定义互操作的标准交互模型；

(4)：根据功能用例间的互操作性分析结果，定义互操作的标准交互协议；

(5)：针对不同的功能用例，研发相应的接口组件，从而实现用例间的互操作，也可以直接调用相应的功能组件。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述通过互操作实时调用GIS的图形展示功能组件，依附电网资源拓扑关联建立电力通信网拓扑，并将通信网设备与PMS设备台账相关联具体为：GCRMS通过互操作实时调用GIS的图形展示功能组件，依附电网资源拓扑关联建立电力通信网拓扑，并通过与PMS的互操作实时订阅PMS的设备台账，在GCRMS中形成通信网设备与电网设备的一体化视图。

5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述GCRMS通过互操作实时调用GIS的图形展示功能组件，依附电网资源拓扑关联建立电力通信网拓扑，并通过与PMS的互操作实时订阅PMS的设备台账，在GCRMS中形成通信网设备与电网设备的一体化视图，具体包括：

(1)GCRMS通过引用PIIF架构互操作集成中功能组件调用方法，实时调用GIS的图形展示功能组件，依附电网资源建立起电力通信网拓扑；

(2)GCRMS通过引用PIIF架构互操作集成技术中接口组件集成，实时订阅PMS的设备台账；

(3)GCRMS将通信网设备与电网设备关联起来，形成一体化视图。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述对电力通信网故障的分析研判与精确定位，融合图形、模型及空间信息资源处理电力通信网故障，提高电力通信网故障抢修调度效率的目标具体为：GCRMS基于电网图形、模型、电网资源的空间信息及通信网故障告警，补偿考虑通信网在接线过程的长度损耗分析计算出故障点的坐标。

7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述GCRMS基于电网图形、模型、电网资源的空间信息及通信网故障告警，补偿考虑通信网在接线过程的长度损耗分析计算出故障点的坐标，具体包括：

(1)GCRMS自身采集通信网的故障告警；

(2)GCRMS依附电网资源建立起电力通信网拓扑并关联PMS设备台账后，对通信链路、杆塔、电网资源之间的空间位置进行直观统计；

(3)考虑缠绕的补偿系数，列举基于空间信息的故障点定位计算二次方程；

(4)计算出坐标并定位展示。

8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，所述通信故障定位坐标具体为：其中：L为变电站甲与变电站乙之间的通信链路通道长度，a为变电站甲与杆1间的光缆长度，b为杆1与杆2间的光缆长度，c为杆2与杆3间的长度，杆3与变电站乙之间长度为d+e，L＝A*(a+b+c+d+e)，A为补偿系数，变电站甲与变电站乙之间距离变电站甲f(f＝a+b+c+d)距离处出现故障，杆3坐标为(x1,y1)，中心坐标为(x2,y2)，地球半径为r，设故障点坐标为(x3,y3)。