基于时空分析的变电站继电保护故障信息检测系统设计

2022-02-27张峰毓霍政界李铭陈国才

电子设计工程 2022年4期

张峰毓，霍政界，李铭，陈国才

（国网江苏省电力有限公司常州供电分公司，江苏常州 213003）

为实现对电力系统的故障录波分析，变电站安装了故障录波装置[1]，但录波文件只能存储在相应的介质中，所以派人去变电站搜集故障录波文件很不方便[2]。作为电网的安全监测与故障处理系统，变电站继电保护系统在保障电网稳定运行方面起着不可替代的作用[3-4]。

当前，很多电网保护故障信息分析系统作为一个独立的系统，有自己的一次和二次电力系统模型以及独立的图形，维护工作量大，调度部门使用不便，继电保护信息系统无法与SCD 文件系统共享。

1 系统硬件结构设计

采用模块化设计思想，以高性能C8051F040 单片机为核心模块、下位机为绝缘检测传感器，设计了具有故障自动检测、基准自动校验和在线自动校验功能的DC 系统接地故障检测系统[5-7]。系统硬件结构如图1 所示。

图1 系统硬件结构

1.1 上位机

以C8051F040 单片机为核心的上位机，采用高性能的监控单元。C8051F04X 系列器件为全集成混合信号系统级芯片，主要用于集成数据采集，具有模拟和数字外设控制系统需要的功能[8-10]。C8051F04X系列采用高速CIP-51 内核，与8051 兼容，并与MCSS-1 完全兼容，C8051F 系列单片机采用FlashROM 技术，集成了JTAG 接口，支持在线编程，且不占用任何片上资源。内嵌CAN 控制器具备完整功能，包含32个消息对象的OB 控制器，每一个都有相应的对象标识[11]。为提高系统的鲁棒性，每个对象可与已有外部控制器构成冗余。

1.2 绝缘检测传感器

为对老电厂和变电站DC 系统的隔热装置进行改造，确保DC 系统安全可靠运行，采用了高精度可拆卸式绝缘检测传感器[12]。其测量精度高、体积小，能适应现场安装条件，传感器抗干扰能力强，能方便地应用于继保屏、10 kV 开关柜及控制屏内的在线安装[13-14]。

1.3 预警检测模块

预警检测模块主要完成对故障预警信息的采集与存储，预警检测采用主动预警和被动预警相结合的方法[15]。预警采集用于获取变电站继电保护的故障报警信息，采用主动预警采集方法，获取故障跳闸记录文件，对变电站预警信息进行补充和完善[16]。而预警信息是由系统内的运行人员通过列表的方式进行检索，不同类型预警信息的位置和信息可以显示在地图上。

2 系统软件设计

2.1 基于时空分析的故障负荷特性仿真建模

静、动态负荷模型主要是指在系统稳定运行时，负荷有功、无功功率随电压、频率缓慢变化的规律，一般为多项式模型：

式（1）中，ZP、IP、PP分别表示静态负荷模型各个种类有功功率所占比例系数，相加为1；ZQ、IQ、PQ分别表示静态负荷模型各个种类无功功率所占比例系数，相加为1；U、U0分别表示变电站继电保护装置实际运行电压和额定电压；f、f0分别表示变电站继电保护装置实际运行频率和额定频率；P、P0分别表示变电站继电保护装置实际运行有功功率和额定功率；Q、Q0分别表示变电站继电保护装置实际运行无功功率和额定功率；Δf表示额定频率与实际频率差值。

2.2 故障信息采集

在线监测信息按系统和研究要求分为稳态、瞬态和状态文件，临时文件是设备在对链路中发生的重要警报(例如断链等)进行整理处理后，响应于链路上所有信息而产生的文件。稳态文件是记录长期监测信息(如温度、光强、电压和电流等)的文件。网络报文记录分析设备在实际应用过程中，根据一定的时间间隔，定期上传临时文件和稳态文件，当站控层有重要报警数据、变化超过5%或分析状态改变时，就主动上传暂态文件，主端实时查询上载数据及相应的从设备状态。采集流程如图2 所示。

已建成的传统视频监控系统，基本上是通过人员监控和录像视频图像来实现安全防护，通过人工回放录像取证的方式效率十分低下，“预警预测”的最大诉求无法兑现，并不能主动有效地保障安全。基于智能化的视频分析，需求越来越迫切：一方面实现过滤冗余信息，在发生警报之时及时向监控人员报警，以便提高监控效率。另一方面视频监控升级与用户业务、管理系统融合。

图2 采集流程

2.3 故障信息检测

根据故障负荷特征时空分析，对智能变电站的所有继电保护故障信息特征进行仿真建模，通过定义属于各功能逻辑设备下逻辑节点LN0 的输入，对各功能实现所需的采样或信号输入进行描述。通过外部信号的输入，实现外部数据对象引用与内部数据对象属性之间的映射关系。遍历变电站继电保护装置过程层ConnectedAP 元素，就可以获得用于端口连接的IED 名、接入点名、物理端口号和光纤标识。接着在IED 过程层遍历Inputs 元素，得到虚拟端线，形成虚拟环[17-18]。

依据文件解析的变电站继电保护装置序列号，形成可标记的继电保护设备集合X，计算公式为：

式（2）中，x1，x2，…，xn表示设备序列集合。

基于每一个变电站继电保护装置的输入元素形成虚拟布线组，形成虚接线集合Y：

式（3）中，g1(x1，x2)表示在一定时间内对应的变电站继电保护装置虚端子的链路状态，当前链路没有预警信号上送，说明链路处于正常状态，此时为0；当前链路出现预警信号上送，说明链路处于异常状态，此时为1。通过网络信息记录分析装置发送的状态文件，获取各变电站继电保护装置之间的虚拟回路状态。

通过正常的通信链路排除相应通道节点故障的可能性，减少故障定位的范围。根据变电站继电保护装置之间的相关性，确定继电保护链路诊断策略，如图3 所示。

图3 继电保护链路诊断策略

由图3 的策略生成链路通断诊断表，用K表示，根据K的值，可以计算出最有可能发生故障的节点。考虑到上传状态固定时可能导致部分链路信息丢失，设备本身的获取问题可能导致信息的上传错误或延迟，因此在诊断中引入了容错机制，将T0时间段内上传的信息作为综合值。

设备故障节点出现的可能性EH可用如下公式表示：

假定站控层接收来自继电器保护的警报信息“A线合并网络连接错误”，其他设备不会发出警报。在以上结构的基础上，可以生成5 个虚拟终端和故障节点组合，如表1 所示。

表1 虚回路集合

表1 中，A 为对应合并单元出口故障点集，B 为继电保护接收端故障点集，C 为测控设备接收端故障点集，D 为网区接收端故障点集，E 为智能终端故障点集。X1 为合并单元的图形集，X2 为测控设备，X3 为继电器保护设备，X4 为网络信息记录分析设备，X5 为智能终端虚拟终端。

设备故障节点出现的可能性EH集合为EH={0，3，1，1，0}。经对多个回路综合后，得出故障点B 的可能性最大，即保护接收器出现故障。

3 实验

3.1 网络拓扑结构

变电站继电保护故障检测网络拓扑在2018 年投入运行的500 kV 变电站中投入使用，如图4 所示。

图4 故障检测网络拓扑结构

由图4 可知，继电保护状态监测实施流程为：

1）利用组态工具对全站SCD 文件进行引导，提取在线监测信息并录入数据库，建立继电保护状态监测模型；

2）在流程层通过交换机接收保护装置、智能终端、合并单元和交换机的监控信息；

3）接收遥控信号、遥测及通过站控交换机的彩信报告；设备维护操作的正确性和隔离措施的执行结果可以通过配置典型操作票和工作安全措施票来确认。

3.2 实验结果与分析

检验正、负母线绝缘，实际检验结果是使用万用表测试母线电压与装置显示电压，分别使用基于SCD 文件检测系统Q1、常规站继电保护二次回路在线检测系统Q2 和基于时空分析的变电站继电保护故障信息检测系统Q3 对两种故障情况下的电压值进行对比，结果如图5 所示。

由图5 可知，使用基于SCD 文件检测系统、常规站继电保护二次回路在线检测系统正、负母线绝缘电压最大值分别为192.1 V、191.4 V 和210.34 V、210.31 V，而使用基于时空分析的变电站继电保护故障信息检测系统正、负母线绝缘电压最大值为190.3 V 和210.23 V，与实际检测结果最为接近。由此可知，使用基于时空分析的变电站继电保护故障信息检测系统检测正、负母线绝缘电压，结果更为精准。