基于時空分析的變電站繼電保護故障信息檢測系統設計

張峰毓，霍政界，李銘，陳國才

（國網江蘇省電力有限公司常州供電分公司，江蘇常州 213003）

為實現對電力系統的故障錄波分析，變電站安裝了故障錄波裝置[1]，但錄波文件只能存儲在相應的介質中，所以派人去變電站搜集故障錄波文件很不方便[2]。作為電網的安全監測與故障處理系統，變電站繼電保護系統在保障電網穩定運行方面起著不可替代的作用[3-4]。

當前，很多電網保護故障信息分析系統作為一個獨立的系統，有自己的一次和二次電力系統模型以及獨立的圖形，維護工作量大，調度部門使用不便，繼電保護信息系統無法與SCD 文件系統共享。

1 系統硬件結構設計

采用模塊化設計思想，以高性能C8051F040 單片機為核心模塊、下位機為絕緣檢測傳感器，設計了具有故障自動檢測、基準自動校驗和在線自動校驗功能的DC 系統接地故障檢測系統[5-7]。系統硬件結構如圖1 所示。

圖1 系統硬件結構

1.1 上位機

以C8051F040 單片機為核心的上位機，采用高性能的監控單元。C8051F04X 系列器件為全集成混合信號系統級芯片，主要用于集成數據采集，具有模擬和數字外設控制系統需要的功能[8-10]。C8051F04X系列采用高速CIP-51 內核，與8051 兼容，并與MCSS-1 完全兼容，C8051F 系列單片機采用FlashROM 技術，集成了JTAG 接口，支持在線編程，且不占用任何片上資源。內嵌CAN 控制器具備完整功能，包含32個消息對象的OB 控制器，每一個都有相應的對象標識[11]。為提高系統的魯棒性，每個對象可與已有外部控制器構成冗余。

1.2 絕緣檢測傳感器

為對老電廠和變電站DC 系統的隔熱裝置進行改造，確保DC 系統安全可靠運行，采用了高精度可拆卸式絕緣檢測傳感器[12]。其測量精度高、體積小，能適應現場安裝條件，傳感器抗干擾能力強，能方便地應用于繼保屏、10 kV 開關柜及控制屏內的在線安裝[13-14]。

1.3 預警檢測模塊

預警檢測模塊主要完成對故障預警信息的采集與存儲，預警檢測采用主動預警和被動預警相結合的方法[15]。預警采集用于獲取變電站繼電保護的故障報警信息，采用主動預警采集方法，獲取故障跳閘記錄文件，對變電站預警信息進行補充和完善[16]。而預警信息是由系統內的運行人員通過列表的方式進行檢索，不同類型預警信息的位置和信息可以顯示在地圖上。

2 系統軟件設計

2.1 基于時空分析的故障負荷特性仿真建模

靜、動態負荷模型主要是指在系統穩定運行時，負荷有功、無功功率隨電壓、頻率緩慢變化的規律，一般為多項式模型：

式（1）中，ZP、IP、PP分別表示靜態負荷模型各個種類有功功率所占比例系數，相加為1；ZQ、IQ、PQ分別表示靜態負荷模型各個種類無功功率所占比例系數，相加為1；U、U0分別表示變電站繼電保護裝置實際運行電壓和額定電壓；f、f0分別表示變電站繼電保護裝置實際運行頻率和額定頻率；P、P0分別表示變電站繼電保護裝置實際運行有功功率和額定功率；Q、Q0分別表示變電站繼電保護裝置實際運行無功功率和額定功率；Δf表示額定頻率與實際頻率差值。

2.2 故障信息采集

在線監測信息按系統和研究要求分為穩態、瞬態和狀態文件，臨時文件是設備在對鏈路中發生的重要警報(例如斷鏈等)進行整理處理后，響應于鏈路上所有信息而產生的文件。穩態文件是記錄長期監測信息(如溫度、光強、電壓和電流等)的文件。網絡報文記錄分析設備在實際應用過程中，根據一定的時間間隔，定期上傳臨時文件和穩態文件，當站控層有重要報警數據、變化超過5%或分析狀態改變時，就主動上傳暫態文件，主端實時查詢上載數據及相應的從設備狀態。采集流程如圖2 所示。

已建成的傳統視頻監控系統，基本上是通過人員監控和錄像視頻圖像來實現安全防護，通過人工回放錄像取證的方式效率十分低下，“預警預測”的最大訴求無法兌現，并不能主動有效地保障安全。基于智能化的視頻分析，需求越來越迫切：一方面實現過濾冗余信息，在發生警報之時及時向監控人員報警，以便提高監控效率。另一方面視頻監控升級與用戶業務、管理系統融合。

圖2 采集流程

2.3 故障信息檢測

根據故障負荷特征時空分析，對智能變電站的所有繼電保護故障信息特征進行仿真建模，通過定義屬于各功能邏輯設備下邏輯節點LN0 的輸入，對各功能實現所需的采樣或信號輸入進行描述。通過外部信號的輸入，實現外部數據對象引用與內部數據對象屬性之間的映射關系。遍歷變電站繼電保護裝置過程層ConnectedAP 元素，就可以獲得用于端口連接的IED 名、接入點名、物理端口號和光纖標識。接著在IED 過程層遍歷Inputs 元素，得到虛擬端線，形成虛擬環[17-18]。

依據文件解析的變電站繼電保護裝置序列號，形成可標記的繼電保護設備集合X，計算公式為：

式（2）中，x1，x2，…，xn表示設備序列集合。

基于每一個變電站繼電保護裝置的輸入元素形成虛擬布線組，形成虛接線集合Y：

式（3）中，g1(x1，x2)表示在一定時間內對應的變電站繼電保護裝置虛端子的鏈路狀態，當前鏈路沒有預警信號上送，說明鏈路處于正常狀態，此時為0；當前鏈路出現預警信號上送，說明鏈路處于異常狀態，此時為1。通過網絡信息記錄分析裝置發送的狀態文件，獲取各變電站繼電保護裝置之間的虛擬回路狀態。

通過正常的通信鏈路排除相應通道節點故障的可能性，減少故障定位的范圍。根據變電站繼電保護裝置之間的相關性，確定繼電保護鏈路診斷策略，如圖3 所示。

圖3 繼電保護鏈路診斷策略

由圖3 的策略生成鏈路通斷診斷表，用K表示，根據K的值，可以計算出最有可能發生故障的節點。考慮到上傳狀態固定時可能導致部分鏈路信息丟失，設備本身的獲取問題可能導致信息的上傳錯誤或延遲，因此在診斷中引入了容錯機制，將T0時間段內上傳的信息作為綜合值。

設備故障節點出現的可能性EH可用如下公式表示：

假定站控層接收來自繼電器保護的警報信息“A線合并網絡連接錯誤”，其他設備不會發出警報。在以上結構的基礎上，可以生成5 個虛擬終端和故障節點組合，如表1 所示。

表1 虛回路集合

表1 中，A 為對應合并單元出口故障點集，B 為繼電保護接收端故障點集，C 為測控設備接收端故障點集，D 為網區接收端故障點集，E 為智能終端故障點集。X1 為合并單元的圖形集，X2 為測控設備，X3 為繼電器保護設備，X4 為網絡信息記錄分析設備，X5 為智能終端虛擬終端。

設備故障節點出現的可能性EH集合為EH={0，3，1，1，0}。經對多個回路綜合后，得出故障點B 的可能性最大，即保護接收器出現故障。

3 實 驗

3.1 網絡拓撲結構

變電站繼電保護故障檢測網絡拓撲在2018 年投入運行的500 kV 變電站中投入使用，如圖4 所示。

圖4 故障檢測網絡拓撲結構

由圖4 可知，繼電保護狀態監測實施流程為：

1）利用組態工具對全站SCD 文件進行引導，提取在線監測信息并錄入數據庫，建立繼電保護狀態監測模型；

2）在流程層通過交換機接收保護裝置、智能終端、合并單元和交換機的監控信息；

3）接收遙控信號、遙測及通過站控交換機的彩信報告；設備維護操作的正確性和隔離措施的執行結果可以通過配置典型操作票和工作安全措施票來確認。

3.2 實驗結果與分析

檢驗正、負母線絕緣，實際檢驗結果是使用萬用表測試母線電壓與裝置顯示電壓，分別使用基于SCD 文件檢測系統Q1、常規站繼電保護二次回路在線檢測系統Q2 和基于時空分析的變電站繼電保護故障信息檢測系統Q3 對兩種故障情況下的電壓值進行對比，結果如圖5 所示。

由圖5 可知，使用基于SCD 文件檢測系統、常規站繼電保護二次回路在線檢測系統正、負母線絕緣電壓最大值分別為192.1 V、191.4 V 和210.34 V、210.31 V，而使用基于時空分析的變電站繼電保護故障信息檢測系統正、負母線絕緣電壓最大值為190.3 V 和210.23 V，與實際檢測結果最為接近。由此可知，使用基于時空分析的變電站繼電保護故障信息檢測系統檢測正、負母線絕緣電壓，結果更為精準。

圖5 3種系統故障電壓值對比分析

4 結束語

該文設計的基于時空分析的變電站繼電保護故障信息檢測系統，能夠及時準確反映變電站繼電保護故障情況，提高對支路的絕緣能力，不會出現故障誤報和漏報問題，能夠有效解決以往故障檢測系統存在的問題。