CN116545103A - 一种基于最小化采集的配网分支故障停电百秒感知方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于最小化采集的配网分支故障停电百秒感知方法，对现有配网数据资源D5000、配电自动化系统、用电信息采集系统、智能配变融合终端进行整合，以D5000保护启动信号或多台区停电为触发条件，以用采系统整线主动召测结果作为线路台区停复电基础数据源，通过停电台区拓扑识别、失电台区电源追溯实现停电开关的精准感知。本发明引入了D5000系统保护启动信号+负荷突降信号作为配网分支故障研判启动条件，随后引入线路台区带电状态主动召测代替被动接收，以终端召测结果作为台区停电研判数据源，提出停电台区电源追溯+带电台区反向校验的识别方法，在不增加设备投资情况下，实现分支故障的精准快速感知，全面提高了配网故障抢修效率，减少了故障停电时间。

Description

一种基于最小化采集的配网分支故障停电百秒感知方法

一、技术领域：

本发明涉及一种配电网分支故障停电时的快速感知技术，特别是涉及一种基于最小化采集的配网分支故障停电百秒感知方法，属于馈线自动化领域。

二．背景技术：

伴随着人们生活水平的显著提高，对于供电可靠性、稳定性的要求越来越高，如何保障电能质量以及配电网的持续稳定运行，始终是配电网运维管理人员面临的核心问题。在配电网系统中，发生故障后往往会影响配电网系统的安全性，增大系统的事故风险，同时也会对客户正常生产生活造成极大影响。以故障停电后客户诉求分布情况分析为例：故障停电10分钟内客户诉求占总诉求工单量的23.53%；10-30分钟客户诉求占比39.22%；30-60分钟客户诉求占比25.49%。因此，配网发生故障停电后，需快速进行故障处置，尽快确定故障范围、发布停电信息并开展抢修复电，降低因配电网故障所致的电力企业损失，满足客户日益增长的优质服务需求，这就对配网故障感知及时性和准确性提出了更高的要求。

受配网投资及建设周期影响，配电自动化终端不能覆盖全部配网设备。以国网河南省电力公司郑州供电公司为例，目前配自开关覆盖率仅27.8%（全省覆盖率20.43%），这导致大量常规开关跳闸后无法直接感知，故障研判时间大大增加。尤其是恶劣天气情况下，配网故障量突增，对于未覆盖配电自动化终端的分支开关停电，无法精准、快速感知，导致故障信息统计不全、故障停电时间较长，进而影响配网整体防灾抗灾能力提升。

配网故障诊断方法有很多种，主要分为解析模型故障诊断方法和信号处理诊断方法。基于解析模型的故障诊断方法包括状态分析法、等价空间法和参数估计法等，存在建模困难与模型自身误差以及多方面因素(如故障发生时，不仅模型参数有变化，模型结构也有可能变化)，大大影响了故障诊断准确性。信号处理故障诊断方法包括信号相关函数、信号频谱分析和小波变换等，只有在故障发生到某种程度，影响系统外部特征时才最有效，而且只能做出粗略判断，因此该方法多数情况下不能对故障区域进行直接定位。目前行业内利用用采信息辅助故障感知的普遍思路是“通过用采系统上送停电台区，利用PMS线路挂接台账追溯停电分支开关”，但受制于部分用采终端网络信号差、停上电信息优先级不高、电源模块维护不到位，PMS线路台账存在大馈线、运行方式调整无法实时更新等方面的客观不足，导致“停电开关感知不准确、停电时间感知不及时”两类主要问题无法有效解决，不能满足实际使用的需要。本发明以PMS系统源端数据治理为基础，通过“贯通数据接口、保护信号转发、主配图模拼接、配网数据整合”，打造配网停电研判体系。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是：为了便于调度人员在发生配网分支故障停电时能够快速发现并及时通知抢修人员赶赴现场处理，从而大幅降低停电时间，本发明提供了一种基于最小化采集的配网分支故障停电百秒感知方法，通过整合D5000、配电自动化、用电采集终端、TTU等现有配网数据资源，以D5000保护启动信号或多台区停电为触发条件，以用采系统整线主动召测结果作为线路台区停复电基础数据源，通过停电台区拓扑识别、失电台区电源追溯来实现停电开关的精准感知，能够在最短时间内精准地定位跳闸分支开关。

本发明为解决技术问题所采取的技术方案是：

一种基于最小化采集的配网分支故障停电百秒感知方法，对现有配网数据资源D5000、配电自动化系统、用电信息采集系统、智能配变融合终端进行整合，以D5000保护启动信号或多台区停电为触发条件，以用采系统整线主动召测结果作为线路台区停复电基础数据源，通过停电台区拓扑识别、失电台区电源追溯实现停电开关的精准感知。

所述的基于最小化采集的配网分支故障停电百秒感知方法，具体包括以下几个步骤：

A、贯通数据传输通道，获取规范数据：

打通配电云主站、调度自动化系统、配电自动化系统、配变智能融合终端及用电采集系统间数据接口，贯通系统间数据传输通道，建立数据校准机制；以设备现场实际为基准，对PMS系统全口径设备台账进行重新核查，按照核查一条、推送一条的思路，开展PMS源端推图，实现营、配、调数据图实一致；通过数据中台获取各系统静态台账数据；通过配电自动化系统获取配电网线路拓扑、D5000保护启动及负荷突降信息、配自开关实时变位信息；通过用电信息采集系统获取配变停电信息及融合终端停电信息；通过PMS系统获取设备台账信息；之后对数据进行处理，获取规范数据；

B、主配图模拼接，开展数据治理：

结合D5000系统变电站场站图模与PMS系统配网图模，构建停电拓扑分析模型，完成主配网全量图模数据拼接，确保线路拓扑贯通，支撑故障电源点追溯；结合配电云主站配网图模，开展D5000、配电自动化、TTU、用电信息采集数据在配网模型的自动匹配，通过台账数据匹配功能，对配电自动化主站系统、营销系统里的全量配变数据，按照 ID一致、关键属性一致以及挂接关系一致几个方面逐一进行核查，精准定位未能匹配的配变数据；

C、融合多元感知数据，开展数据召测与转发：

获取D5000系统、配电自动化系统保护动作信息、配变智能融合终端、用电采集终端失电信息的实时数据，作为配网停电全息感知研判数据源；引入D5000保护启动、线路负荷突降、三台及以上台区停电信号，作为故障触发条件，利用变电站保护信号，快速启动故障研判；利用配变智能融合终端及用采系统整线台区主动召测功能，代替台区停电状态被动接收，针对线路所有台区下达主动召测指令，并将召测的台区停电、带电、召测超时三种状态回传至系统，作为台区运行状态数据源；开展D5000系统变电站线路保护启动信号传动，确保配网分支线路发生故障跳闸时D5000系统能够及时接收到变电站开关保护启动信号，为云主站分支故障研判功能启动提供依据；将D5000系统遥测、遥信等数据向配电自动化系统转发，确保配电自动化系统能够及时准确接收到变电站开关的保护启动、保护动作、开关变位等信号；

D、完善图模异动机制，开展故障研判；

利用配电自动化系统与配电云主站KAFKA接口，实时传输配电自动化系统异动图模，自动更新配电云主站图模数据库，确保配电云主站配网模型与现场实际保持一致；通过应用多元数据，实时监测配网状态，综合开展故障研判，利用停电台区及配网实时拓扑结构开展电源追溯，确定停电范围，并针对停电范围开展反向校验，最后将云主站停电研判情况与实际停电情况的准确性、及时性进行比对，结合实际研判情况提出功能修正建议。

本发明的积极有益效果如下：

本发明充分利用变电站保护信号启动延时低的优势，在接收到变电站保护启动信号之后可立即启动整线台区主动召测，停电研判时间由人工现场检查确认停电开关的45分钟压降至系统智能研判的100秒之内，实现配网停电“百秒感知”，大幅压缩停电感知时间。

本发明通过“停电台区开关追溯+带电台区反向校验”的技术路线，解决用采被动上送数据不足造成的漏判误判问题，实现停电开关的精准研判，研判准确率由用采被动上送的37%提升至98%以上。

本发明基于现有感知终端数据进行融合应用，在不增加设备改造投资的前提下即可实现设备改造同等感知效果，共计节约设备投资5.6亿元，公司提质增效成果大幅提升。

本发明能够快速、精准感知试点区域内配网故障，支撑电力公司服务专业快速录入停电信息，大幅压降故障报修工单。

本发明能够大幅提升配网故障研判能力，支撑公司运检专业精准查找故障并迅速开展故障抢修，缩短故障停电时间，提升供电可靠性。

四、附图说明：

图1为本发明百秒感知实例的具体步骤；

图2为本发明实例中用电信息采集接入的数据流；

图3是本发明实例中TTU接口程序处理数据流程；

图4是本发明实例中TTU数据接入后局部效果图；

图5是本发明实例中D5000数据交互采集通道；

图6是本发明实例中D5000数据交互转发成功状态；

图7是本发明实例中TCP连接正常的状态；

图8是本发明实例中系统主动召测截图；

图9是本发明百秒感知的研判示例。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步的解释和说明：

参见图1～图9：一种基于最小化采集的配网分支故障停电百秒感知方法，整合D5000、配电自动化、用采、TTU等现有配网数据资源，以“D5000保护启动信号”或“多台区停电”为触发条件，以用采系统整线“主动召测”结果作为线路台区停复电基础数据源，通过“停电台区拓扑识别、失电台区电源追溯”实现停电开关的精准感知。

附图1是本发明提供的故障“百秒感知”方法具体流程图。

A、贯通数据传输通道，获取规范数据：

用电信息采集系统（以下称用采）的配变采集数据通过海量数据中心对配电交换总线提供，数据为一个小时间隔（每天24个点）的采集数据（配变数据采集的频率理论上可以提高到15分钟一次）。

用采系统与配电自动化系统的数据映射关系通过双方一致的PMSID自动实现，不需人工匹配。配电自动化系统获取用电信息采集系统数据时，信息传输过程基于IEC61968标准，信息传输采用WebService通信协议，信息传输过程中，用电信息采集系统通过将相应信息通过WebService协议传输至对应的接口服务器或总线服务器，再由其对信息进行转换，以文件形式通过反向物理隔离装置到达安全I区，I区接口服务器或总线服务器对文件进行转换，最终以WebService协议传送至配电自动化系统（基本的数据流图见附图2）。

智能配变融合终端（TTU）数据接入流程见附图3，在配自Ⅳ区部署接口程序，周期扫描珠海许继芝电网低压管理系统Redis中的实时TTU数据；当接口程序读取到低压配变的实时数据后，保存历史库，并同步至Ⅰ区历史库；接口程序读取到配变停电遥信动作或复归后，保存“配变停复电Redis表“，并同步至Ⅰ区；在DAS工作站右屏的配电系统图窗中，配变图符旁增加用采数据和TTU数据的遥测文本，显示配变的准实时数据（TTU数据接入后局部效果见附图4）。

新一代配电自动化系统加强了边界防护，在配电自动化系统与EMS系统之间增加了正反向物理隔离，取消了原有纵向加密设备，数据转发方式发生了改变；在加装正反向隔离设备后，本发明中配电自动化系统与国电南瑞科技D5000数据转发调试流程如下：

第一步：在配电自动化侧的前置服务器上配置转发通道，修改DTETC下Tblemsinf文件中配置，把IP地址修改为EMS在正向隔离上的虚拟地址，配置修改完成后重启转发通道（采集通道见附图5），配置完成后检查配置前置服务器的转发通道是否已经启动并开始监听（转发成功状态见附图6）。

第二步：在EMS侧向EMS索取fes3和fes4前置服务器做转发的网卡的MAC地址，配置到正向隔离中；网络敷设完成并且正向隔离配置完成后，从EMS的fse3/fes4到正向隔离测试网络联通性：从EMS侧服务器ping配自前置服务器的虚拟地址 如：ping192.116.116.11/12。

第三步：检查TCP连接，从EMS的fse3/fes4用telnet命令测试:telnet192.116.116.12 2405（TCP连接正常见附图7）。

以上步骤完成后，开始协调EMS厂家进行数据转发的联调测试EMS侧点号是从0开始，配自系统点号需要全部+1，然后从1开始计数。

EMS的数据转发规则：遥信、遥测都有变化时才会转发；由于遥测变化频率高会实时进行刷新，遥信变化频率低做完数据转发后不会马上就送给配自系统，这时需要知会EMS维护人员设置转发通道的“初始化发布数据”周期（一般是15分钟），这样就会每15分钟转发一次全遥信和全遥测。

B、主配图模拼接，精准开展数据治理：

结合D5000系统变电站场站图模与PMS系统配网图模，从站-线-变构建停电拓扑分析模型，完成主配网全量图模数据拼接，确保线路拓扑贯通，支撑故障电源点追溯。在配电自动化模型的基础上扩展变电站模型，在主配网边界设备复用主网图形模型；EMS系统以CIM-E文件的方式发送图形模型信息给DMS系统；DMS系统收到CIM-E文件后进行解析，与DMS系统自身10kV出线开关进行匹配，形成对照表；变电站模型的输电网10kV出线模型与配电模型的配电网10kV出线模型拼接；模型拼接后，变电站模型在主网侧修改后以馈线为基本单元增量异动到DMS系统。

结合配电云主站配网图模，开展D5000、配自、TTU、用采数据在配网模型的自动匹配，通过台账数据匹配功能，针对配电自动化主站系统、营销系统里的全量配变数据，按照ID一致、关键属性一致以及挂接关系一致几个方面逐一进行核查：基于台区标识、台区编号、变压器资产编号等信息建立配网主站系统公变与营销公变台区对应关系；基于用户编号、计量点编号及电能表资产号等信息建立配网主站系统中专变与营销专变用户对应关系；对于单一专变用户有多台配变时，建立接入点设备与用户总表采集终端对应关系；对于无法自动匹配的台账信息，开展手动匹配工作。

C、融合多元感知数据，开展数据召测与转发：

通过D5000保护启动信号、负荷突降或三台区及以上台区停电启动整线停电召测（召测截图见附图8），针对线路所有台区下达主动召测指令，并将召测的台区停电、带电、召测超时三种状态回传至系统，作为台区运行状态数据源。以附图9为例，当配网线路发生故障导致分支开关跳闸时，变电站出口开关接收到“保护启动信号”，且“线路负荷突降”，系统启动故障研判流程。紧接着系统对该线路所带所有台区开展主动召测，等待召测回传结果。召测结果回传至系统后，结果为：1#、2#停电；3#台区因信号问题召测超时；4#、5#、6#台区带电。

D、完善图模异动机制，综合开展故障研判；

充分利用配电自动化系统与配电云主站KAFKA接口，实时传输配电自动化系统异动图模，自动更新配电云主站图模数据库，确保配电云主站配网模型与现场实际保持一致；应用多元数据，实时监测配网状态，综合开展故障研判，利用停电台区向电源侧追溯，确定停电范围，并针对停电范围开展反向校验，最后将云主站停电研判情况与实际停电情况的准确性、及时性进行比对，结合实际研判情况提出功能修正建议。以附图9为例，召测结果回传后，对停电台区进行追溯，3#台区因信号问题召测超时，视为停电。结合实时配网拓扑结构，利用停电台区向电源侧追溯，判定最大范围停电开关为2#开关。之后对跳闸开关进行反向校验，利用4#、5#、6#带电台区，针对2#开关停电范围开展反向校验，缩小停电范围，最终确定停电开关为3#开关。

上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他任何未背离本发明的精神实质与原理下所做的改变、修饰、替代、组合、简化，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围内。

Claims (2)

1.一种基于最小化采集的配网分支故障停电百秒感知方法，其特征在于：对现有配网数据资源D5000、配电自动化系统、用电信息采集系统、智能配变融合终端进行整合，以D5000保护启动信号或多台区停电为触发条件，以用采系统整线主动召测结果作为线路台区停复电基础数据源，通过停电台区拓扑识别、失电台区电源追溯实现停电开关的精准感知。

2.根据权利要求1所述的基于最小化采集的配网分支故障停电百秒感知方法，其特征在于，具体包括以下几个步骤：

A、贯通数据传输通道，获取规范数据：

打通配电云主站、调度自动化系统、配电自动化系统、配变智能融合终端及用电采集系统间数据接口，贯通系统间数据传输通道，建立数据校准机制；以设备现场实际为基准，对PMS系统全口径设备台账进行重新核查，按照核查一条、推送一条的思路，开展PMS源端推图，实现营、配、调数据图实一致；通过数据中台获取各系统静态台账数据；通过配电自动化系统获取配电网线路拓扑、D5000保护启动及负荷突降信息、配自开关实时变位信息；通过用电信息采集系统获取配变停电信息及融合终端停电信息；通过PMS系统获取设备台账信息；之后对数据进行处理，获取规范数据；

B、主配图模拼接，开展数据治理：

结合D5000系统变电站场站图模与PMS系统配网图模，构建停电拓扑分析模型，完成主配网全量图模数据拼接，确保线路拓扑贯通，支撑故障电源点追溯；结合配电云主站配网图模，开展D5000、配电自动化、TTU、用电信息采集数据在配网模型的自动匹配，通过台账数据匹配功能，对配电自动化主站系统、营销系统里的全量配变数据，按照 ID一致、关键属性一致以及挂接关系一致几个方面逐一进行核查，精准定位未能匹配的配变数据；

C、融合多元感知数据，开展数据召测与转发：

获取D5000系统、配电自动化系统保护动作信息、配变智能融合终端、用电采集终端失电信息的实时数据，作为配网停电全息感知研判数据源；引入D5000保护启动、线路负荷突降、三台及以上台区停电信号，作为故障触发条件，利用变电站保护信号，快速启动故障研判；利用配变智能融合终端及用采系统整线台区主动召测功能，代替台区停电状态被动接收，针对线路所有台区下达主动召测指令，并将召测的台区停电、带电、召测超时三种状态回传至系统，作为台区运行状态数据源；开展D5000系统变电站线路保护启动信号传动，确保配网分支线路发生故障跳闸时D5000系统能够及时接收到变电站开关保护启动信号，为云主站分支故障研判功能启动提供依据；将D5000系统遥测、遥信等数据向配电自动化系统转发，确保配电自动化系统能够及时准确接收到变电站开关的保护启动、保护动作、开关变位等信号；

D、完善图模异动机制，开展故障研判；

利用配电自动化系统与配电云主站KAFKA接口，实时传输配电自动化系统异动图模，自动更新配电云主站图模数据库，确保配电云主站配网模型与现场实际保持一致；通过应用多元数据，实时监测配网状态，综合开展故障研判，利用停电台区及配网实时拓扑结构开展电源追溯，确定停电范围，并针对停电范围开展反向校验，最后将云主站停电研判情况与实际停电情况的准确性、及时性进行比对，结合实际研判情况提出功能修正建议。