基于時(shí)空分析的變電站繼電保護(hù)故障信息檢測系統(tǒng)設(shè)計(jì)

張峰毓，霍政界，李銘，陳國才

（國網(wǎng)江蘇省電力有限公司常州供電分公司，江蘇常州 213003）

為實(shí)現(xiàn)對(duì)電力系統(tǒng)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(chǔ)在相應(yīng)的介質(zhì)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(wǎng)的安全監(jiān)測與故障處理系統(tǒng)，變電站繼電保護(hù)系統(tǒng)在保障電網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行方面起著不可替代的作用[3-4]。

當(dāng)前，很多電網(wǎng)保護(hù)故障信息分析系統(tǒng)作為一個(gè)獨(dú)立的系統(tǒng)，有自己的一次和二次電力系統(tǒng)模型以及獨(dú)立的圖形，維護(hù)工作量大，調(diào)度部門使用不便，繼電保護(hù)信息系統(tǒng)無法與SCD 文件系統(tǒng)共享。

1 系統(tǒng)硬件結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

采用模塊化設(shè)計(jì)思想，以高性能C8051F040 單片機(jī)為核心模塊、下位機(jī)為絕緣檢測傳感器，設(shè)計(jì)了具有故障自動(dòng)檢測、基準(zhǔn)自動(dòng)校驗(yàn)和在線自動(dòng)校驗(yàn)功能的DC 系統(tǒng)接地故障檢測系統(tǒng)[5-7]。系統(tǒng)硬件結(jié)構(gòu)如圖1 所示。

圖1 系統(tǒng)硬件結(jié)構(gòu)

1.1 上位機(jī)

以C8051F040 單片機(jī)為核心的上位機(jī)，采用高性能的監(jiān)控單元。C8051F04X 系列器件為全集成混合信號(hào)系統(tǒng)級(jí)芯片，主要用于集成數(shù)據(jù)采集，具有模擬和數(shù)字外設(shè)控制系統(tǒng)需要的功能[8-10]。C8051F04X系列采用高速CIP-51 內(nèi)核，與8051 兼容，并與MCSS-1 完全兼容，C8051F 系列單片機(jī)采用FlashROM 技術(shù)，集成了JTAG 接口，支持在線編程，且不占用任何片上資源。內(nèi)嵌CAN 控制器具備完整功能，包含32個(gè)消息對(duì)象的OB 控制器，每一個(gè)都有相應(yīng)的對(duì)象標(biāo)識(shí)[11]。為提高系統(tǒng)的魯棒性，每個(gè)對(duì)象可與已有外部控制器構(gòu)成冗余。

1.2 絕緣檢測傳感器

為對(duì)老電廠和變電站DC 系統(tǒng)的隔熱裝置進(jìn)行改造，確保DC 系統(tǒng)安全可靠運(yùn)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(yīng)現(xiàn)場安裝條件，傳感器抗干擾能力強(qiáng)，能方便地應(yīng)用于繼保屏、10 kV 開關(guān)柜及控制屏內(nèi)的在線安裝[13-14]。

1.3 預(yù)警檢測模塊

預(yù)警檢測模塊主要完成對(duì)故障預(yù)警信息的采集與存儲(chǔ)，預(yù)警檢測采用主動(dòng)預(yù)警和被動(dòng)預(yù)警相結(jié)合的方法[15]。預(yù)警采集用于獲取變電站繼電保護(hù)的故障報(bào)警信息，采用主動(dòng)預(yù)警采集方法，獲取故障跳閘記錄文件，對(duì)變電站預(yù)警信息進(jìn)行補(bǔ)充和完善[16]。而預(yù)警信息是由系統(tǒng)內(nèi)的運(yùn)行人員通過列表的方式進(jìn)行檢索，不同類型預(yù)警信息的位置和信息可以顯示在地圖上。

2 系統(tǒng)軟件設(shè)計(jì)

2.1 基于時(shí)空分析的故障負(fù)荷特性仿真建模

靜、動(dòng)態(tài)負(fù)荷模型主要是指在系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行時(shí)，負(fù)荷有功、無功功率隨電壓、頻率緩慢變化的規(guī)律，一般為多項(xiàng)式模型：

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

2.2 故障信息采集

在線監(jiān)測信息按系統(tǒng)和研究要求分為穩(wěn)態(tài)、瞬態(tài)和狀態(tài)文件，臨時(shí)文件是設(shè)備在對(duì)鏈路中發(fā)生的重要警報(bào)(例如斷鏈等)進(jìn)行整理處理后，響應(yīng)于鏈路上所有信息而產(chǎn)生的文件。穩(wěn)態(tài)文件是記錄長期監(jiān)測信息(如溫度、光強(qiáng)、電壓和電流等)的文件。網(wǎng)絡(luò)報(bào)文記錄分析設(shè)備在實(shí)際應(yīng)用過程中，根據(jù)一定的時(shí)間間隔，定期上傳臨時(shí)文件和穩(wěn)態(tài)文件，當(dāng)站控層有重要報(bào)警數(shù)據(jù)、變化超過5%或分析狀態(tài)改變時(shí)，就主動(dòng)上傳暫態(tài)文件，主端實(shí)時(shí)查詢上載數(shù)據(jù)及相應(yīng)的從設(shè)備狀態(tài)。采集流程如圖2 所示。

已建成的傳統(tǒng)視頻監(jiān)控系統(tǒng)，基本上是通過人員監(jiān)控和錄像視頻圖像來實(shí)現(xiàn)安全防護(hù)，通過人工回放錄像取證的方式效率十分低下，“預(yù)警預(yù)測”的最大訴求無法兌現(xiàn)，并不能主動(dòng)有效地保障安全?；谥悄芑囊曨l分析，需求越來越迫切：一方面實(shí)現(xiàn)過濾冗余信息，在發(fā)生警報(bào)之時(shí)及時(shí)向監(jiān)控人員報(bào)警，以便提高監(jiān)控效率。另一方面視頻監(jiān)控升級(jí)與用戶業(yè)務(wù)、管理系統(tǒng)融合。

圖2 采集流程

2.3 故障信息檢測

根據(jù)故障負(fù)荷特征時(shí)空分析，對(duì)智能變電站的所有繼電保護(hù)故障信息特征進(jìn)行仿真建模，通過定義屬于各功能邏輯設(shè)備下邏輯節(jié)點(diǎn)LN0 的輸入，對(duì)各功能實(shí)現(xiàn)所需的采樣或信號(hào)輸入進(jìn)行描述。通過外部信號(hào)的輸入，實(shí)現(xiàn)外部數(shù)據(jù)對(duì)象引用與內(nèi)部數(shù)據(jù)對(duì)象屬性之間的映射關(guān)系。遍歷變電站繼電保護(hù)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(diǎn)名、物理端口號(hào)和光纖標(biāo)識(shí)。接著在IED 過程層遍歷Inputs 元素，得到虛擬端線，形成虛擬環(huán)[17-18]。

依據(jù)文件解析的變電站繼電保護(hù)裝置序列號(hào)，形成可標(biāo)記的繼電保護(hù)設(shè)備集合X，計(jì)算公式為：

式（2）中，x1，x2，…，xn表示設(shè)備序列集合。

基于每一個(gè)變電站繼電保護(hù)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(shí)間內(nèi)對(duì)應(yīng)的變電站繼電保護(hù)裝置虛端子的鏈路狀態(tài)，當(dāng)前鏈路沒有預(yù)警信號(hào)上送，說明鏈路處于正常狀態(tài)，此時(shí)為0；當(dāng)前鏈路出現(xiàn)預(yù)警信號(hào)上送，說明鏈路處于異常狀態(tài)，此時(shí)為1。通過網(wǎng)絡(luò)信息記錄分析裝置發(fā)送的狀態(tài)文件，獲取各變電站繼電保護(hù)裝置之間的虛擬回路狀態(tài)。

通過正常的通信鏈路排除相應(yīng)通道節(jié)點(diǎn)故障的可能性，減少故障定位的范圍。根據(jù)變電站繼電保護(hù)裝置之間的相關(guān)性，確定繼電保護(hù)鏈路診斷策略，如圖3 所示。

圖3 繼電保護(hù)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(jù)K的值，可以計(jì)算出最有可能發(fā)生故障的節(jié)點(diǎn)?？紤]到上傳狀態(tài)固定時(shí)可能導(dǎo)致部分鏈路信息丟失，設(shè)備本身的獲取問題可能導(dǎo)致信息的上傳錯(cuò)誤或延遲，因此在診斷中引入了容錯(cuò)機(jī)制，將T0時(shí)間段內(nèi)上傳的信息作為綜合值。

設(shè)備故障節(jié)點(diǎn)出現(xiàn)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(hù)的警報(bào)信息“A線合并網(wǎng)絡(luò)連接錯(cuò)誤”，其他設(shè)備不會(huì)發(fā)出警報(bào)。在以上結(jié)構(gòu)的基礎(chǔ)上，可以生成5 個(gè)虛擬終端和故障節(jié)點(diǎn)組合，如表1 所示。

表1 虛回路集合

表1 中，A 為對(duì)應(yīng)合并單元出口故障點(diǎn)集，B 為繼電保護(hù)接收端故障點(diǎn)集，C 為測控設(shè)備接收端故障點(diǎn)集，D 為網(wǎng)區(qū)接收端故障點(diǎn)集，E 為智能終端故障點(diǎn)集。X1 為合并單元的圖形集，X2 為測控設(shè)備，X3 為繼電器保護(hù)設(shè)備，X4 為網(wǎng)絡(luò)信息記錄分析設(shè)備，X5 為智能終端虛擬終端。

設(shè)備故障節(jié)點(diǎn)出現(xiàn)的可能性EH集合為EH={0，3，1，1，0}。經(jīng)對(duì)多個(gè)回路綜合后，得出故障點(diǎn)B 的可能性最大，即保護(hù)接收器出現(xiàn)故障。

3 實(shí) 驗(yàn)

3.1 網(wǎng)絡(luò)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)

變電站繼電保護(hù)故障檢測網(wǎng)絡(luò)拓?fù)湓?018 年投入運(yùn)行的500 kV 變電站中投入使用，如圖4 所示。

圖4 故障檢測網(wǎng)絡(luò)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)

由圖4 可知，繼電保護(hù)狀態(tài)監(jiān)測實(shí)施流程為：

1）利用組態(tài)工具對(duì)全站SCD 文件進(jìn)行引導(dǎo)，提取在線監(jiān)測信息并錄入數(shù)據(jù)庫，建立繼電保護(hù)狀態(tài)監(jiān)測模型；

2）在流程層通過交換機(jī)接收保護(hù)裝置、智能終端、合并單元和交換機(jī)的監(jiān)控信息；

3）接收遙控信號(hào)、遙測及通過站控交換機(jī)的彩信報(bào)告；設(shè)備維護(hù)操作的正確性和隔離措施的執(zhí)行結(jié)果可以通過配置典型操作票和工作安全措施票來確認(rèn)。

3.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

檢驗(yàn)正、負(fù)母線絕緣，實(shí)際檢驗(yàn)結(jié)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(tǒng)Q1、常規(guī)站繼電保護(hù)二次回路在線檢測系統(tǒng)Q2 和基于時(shí)空分析的變電站繼電保護(hù)故障信息檢測系統(tǒng)Q3 對(duì)兩種故障情況下的電壓值進(jìn)行對(duì)比，結(jié)果如圖5 所示。

由圖5 可知，使用基于SCD 文件檢測系統(tǒng)、常規(guī)站繼電保護(hù)二次回路在線檢測系統(tǒng)正、負(fù)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(shí)空分析的變電站繼電保護(hù)故障信息檢測系統(tǒng)正、負(fù)母線絕緣電壓最大值為190.3 V 和210.23 V，與實(shí)際檢測結(jié)果最為接近。由此可知，使用基于時(shí)空分析的變電站繼電保護(hù)故障信息檢測系統(tǒng)檢測正、負(fù)母線絕緣電壓，結(jié)果更為精準(zhǔn)。

圖5 3種系統(tǒng)故障電壓值對(duì)比分析

4 結(jié)束語

該文設(shè)計(jì)的基于時(shí)空分析的變電站繼電保護(hù)故障信息檢測系統(tǒng)，能夠及時(shí)準(zhǔn)確反映變電站繼電保護(hù)故障情況，提高對(duì)支路的絕緣能力，不會(huì)出現(xiàn)故障誤報(bào)和漏報(bào)問題，能夠有效解決以往故障檢測系統(tǒng)存在的問題。