多源数据融合的电网综合智能告警系统的研究与应用

国网河南省电力公司济源供电公司 霍明霞 王 锋 苗 堃

近年来学术界和工程界针对电网故障分析和告警技术的研究，主要集中在建立电网故障分析模型，采用某种算法进行计算推断电网设备故障告警结果、并将告警结果进行分类展示。但目前大多数故障分析处理方式尚无法满足调度机构快速、准确定位和获取电网故障信息的需求，主要体现在以下二个方面。

故障判断数据源较为单一。大多数故障诊断和告警算法仅采用传统稳态监控，即数据采集与监控(SCADA)数据作为计算和判断故障的依据，当站端基础数据质量较差或出现某些特殊情况(如开关重合闸瞬时故障、开关试送电失败、空载充电线路跳闸等)时，容易导致故障无法成功报出(漏报)，即故障正确报出率不高。

告警报出模式较为单一。大多数告警系统仅是依靠机械的算法逻辑对实时采集数据进行分析并实时报出故障告警，缺少对告警结果的实时在线甄别和事后离线分析，当出现电网设备检修开关传动、二次设备异常等情况时，容易导致报出虚假信息(误报)，即告警准确率不高。

1 整体架构

综合智能告警首先需对调度自动化系统中各类反映电网运行状态的告警信息进行汇集与整合，并在此基础之上对告警信息进行分析处理，提取出关键告警信息和告警原因，形成智能化的告警信息。

其中底层为一体化的调度技术支撑平台，为上层应用提供通用的模型、图形、数据存储、网络通信等基础服务。中间层汇集各类数据资源以及应用分析结果信息，数据资源包括稳态、动态、暂态数据以及雷电和气象等电网运行环境信息，应用分析结果信息包括静态安全分析、短路电流计算、在线稳定分析等告警信息以及辅助决策信息，为上层的综合智能告警提供基础数据和各类告警信息。上层综合智能告警在此基础上对中间层提供的基础数据和告警信息进行整合分析、数据挖掘和综合展示，形成实时监视分析、预想故障分析以及故障告警分析三大类告警信息，分别告诉调度运行人员当前电网运行方式存在哪些问题，下一时刻如果发生故障该如何处理以及故障实际发生时又该如何处置[1]。

2 关键技术

2.1 告警信息分层分类

以往调度自动化系统告警信息零乱、分散，调度运行人员需切换到各个应用功能界面查看告警详细信息，操作步骤繁杂，有些情况下甚至会遗漏相关告警，给调度告警处理增加了难度。同时缺乏对各类信息的分析整合，提取出反映电网整体运行状态的告警信息，使得调度对电网整体运行状态的感知能力存在不足。

从调度日常监控的业务特点出发，调度对电网运行状态重点关注三个方面，即当前电网运行方式下是否存在告警信息，下一时刻如果发生故障该如何处置以及故障真正发生后的故障位置和故障信息。基于上述分析，有必要将调度自动化系统的各类告警信息进行整合处理，分为实时监视分析类告警、预想故障分析类告警以及故障告警分析类告警三大类，其中实时监视分析侧重于反映电网基态运行方式下的告警信息，以及消除上述告警信息的辅助决策；预想故障分析侧重于反映当前电网在预想故障(N-1及多重故障)运行方式下的告警信息，以及消除上述告警信息的辅助决策；故障告警分析侧重于集中展示当前电网发生故障后的告警信息(包括电网故障简报以及故障后的电网越限信息)，以及消除上述告警信息的辅助决策。

这样划分的好处是调度只需关注告警信息本身，屏蔽了告警信息的来源，其中实时监视分析类告警主要包括基于稳态数据的潮流、电压以及频率越限告警信息，基于PMU数据的相角差越限告警信息，基于保信的保护装置投退及异常告警信息以及各类实时闭环控制(AGC、AVC)的告警信息；预想故障分析类告警主要包括基于预想故障集的静态、动态以及暂态安全告警信息，基于外部气象环境的台风、雷电的风险预警以及基于电网运行方式的设备风险预警；故障告警分析类告警主要包括电网短路故障、机组跳闸、直流闭锁以及低频振荡等告警信息。

通过对上述告警信息的分层分类，在电网出现告警后，调度运行人员既可从整体上全面感知电网运行状态，又可快速定位具体的告警信息；同时通过服务总线直接调用系统自带的辅助决策功能，可在查看告警信息的同时调阅消缺越限的调整措施，实现了对电网运行状态、告警信息定位以及处理措施的一体化关联分析和综合展示，显著提高了调度告警处理效率和对电网运行状态的掌控能力。

2.2 电网在线故障诊断

实时性、准确性和全面性是衡量电网在线故障诊断软件质量的三个重要指标，即电网一旦发生故障能够快速告警，电网正常运行情况下不误告警、实际故障情况下不漏告警，告警内容要包括故障设备、相别、重合情况、短路电流以及故障测距等故障关键信息。

结合智能电网调度技术支持系统横向业务集成的特点，即将以往分布在不同系统的稳态监控SCADA、动态监视WAMS、保护信息管理系统以及雷电信息管理系统集成在统一的数据平台基础之上，并为各类信息的获取提供了统一的数据访问服务，提出了基于三态数据的电网在线综合故障诊断技术，优化完善了机组故障跳闸的判断逻辑，扩展了在线故障诊断和雷电信息系统的信息交互，进一步提高在线故障诊断的实用化水平[2]。

2.2.1 机组故障跳闸逻辑优化

受限于基础数据，目前电网在线故障诊对机组故障跳闸判断正确率整体不高，主要原因包括：计划停机过程中，有些电厂会采用通过保护动作信号触发的方式停机(如，逆功率保护动作联跳发电机出口开关以及热工保护动作联跳发电机出口开关等)，从而在主站侧误判为机组故障跳闸：由于电厂侧基础数据信号接入不完善，机组故障跳闸绝大部分情况下无事故总信号，为此在机组故障跳闸判断逻辑的设计上，普遍采用机组开关变位和机组出力突变两个逻辑相与的方式进行判断，采用该方式可避免无事故总信号下的漏判，但机组出力突变的门槛值不易设定，门槛值较高可能会引起漏判，例如机组在启停过程中的异常跳闸，门槛值较低则无法避免机组计划的误告警。

针对上述情况，对电厂机组计划或紧急停机的流程和操作规范进行了调研分析，无论是计划或紧急停机，只要是人工操作停机，电厂值班员必须在电厂集控台上执行手动打闸停机信号，为此在华北电网调度自动化系统中接入人工停机信号，并在现有机组跳闸判断逻辑的基础之上对该信号进行处理，即只要该信号动作，屏蔽该信号的机组跳闸告警，从而避免了人工停机的误告警。

2.2.2 雷电信息系统交互

以往由于调度自动化系统和雷电信息管理系统是两个独立系统且属于不同的安全分区，在信息交互方面存在严重障碍。智能电网调度技术支持建设以后，雷电信息管理系统和调度自动化系统各个应用功能都是统一建立在智能电网调度技术支持系统的基础平台之上，从而为实现同雷电信息交互提供了方便的数据访问服务。

当电网在线故障诊断功能判断出线路故障跳闸以后，自动将该告警信息发送给雷电信息管理系统，雷电信息管理系统在接收到该告警信息后，根据电网实时落雷信息判断线路故障跳闸是否可能由雷击引起，若由雷击引起进一步给出雷击点的位置，并将上述信息返回给在线故障诊断。

通过上述信息的交互，调度运行人员一方面可了解线路跳闸的原因，另一方面可掌握线路故障点的位置，从而为线路检修和快速恢复供电提供了重要的决策支持，随着电网运行规模扩大以及互联电网建设，电网运行逐渐呈现一体化运行特性，局部故障波及全网的几率显著增加，对多级调度间应对电网扰动的联合感知和协同处理能力提出了新的要求，为此本文从变电站告警直传和主站间告警实时推送两个方面开展研究，实现电网故障的一点告警、多点响应。

2.3 变电站告警信息直传

目前调度主站和变电站间实时数据业务基本上是采用IEC101和IEC104两种传输规约，这两种传输规约安全可靠，得到广泛应用。但两种规约是按照数据点号进行主子站间的匹配工作，因此若要接收变电站侧的相关数据，须在变电站和主站侧分别维护各自所需数据的点号，且须保证主子站间点号的统一。一般情况下单个500kV变电站的遥信量在5000个左右、甚至更多，若主站接入全部遥信信号则运维工作量巨大，因此目前一般做法是接入开关、刀闸状态信号及一些重要的合并保护动作信号。但若电网发生故障或设备异常，则在调度主站无法全面清晰的掌握各类设备运行状态，尤其是面对无人值守变电站，给调度运行带来了巨大压力。

解决上述问题的关键是要改变目前按照点号进行信息匹配的传输模式，采用标准化、规范化的告警描述语言，从而实现告警信息的源端维护和自动解析，避免主站侧对告警信息进行人工匹配的重复性工作。

综合智能告警软件在接收到变电站告警直传信息后，对原始告警信息进行解析处理，自动关联主站侧的一次设备，为电网在线故障诊断提供更为丰富的告警信息来源。在电网发生故障时，电网在线故障诊断功能一方面能结合变电站的告警直传信息进行多源信息的综合处理，提高了故障诊断结果的可靠性；另一方面通过对变电站告警直传信息的整合，使得调度员在主站端可全面掌握变电站侧的详细保护动作情况，为调度事故处理提供了重要的信息支撑，提高了主站侧在线故障诊断功能的实用性。

2.4 主站间告警信息实时推送

变电站告警直传是主站和子站间的告警信息交互，其传输的告警信息主要是原始告警信息，而主站间告警信息实时推送是实现上下级调度主站间故障告警信息的实时交互，传输的告警信息是经过主站分析处理后的故障简报信息。

其传输规约方式和变电站告警直传一致、不再详述，下面简要介绍其传输内容：传输内容按照“时间，故障设备，故障相别，重合情况，首端短路电流，末端短路电流，首端测距，末端测距”的八段式描述，以实际运行系统接收的主站间告警推送信息为例进行说明，例如接收的原始告警信息为2012-11-0415：02：26.120，河北.保北站/500kV保霸I线，A相，重合成功，10.5kA3.7kA18.75km24.6km”，上级调度系统综合智能告警软件在接收到该告警信息后，自动对告警信息解析并发出告警信息，从而实现上下级调度间故障告警信息的联合感知，为上下级调度间故障协同处理提供了重要的技术支撑。

2.5 可视化技术

告警信息的可视化水平是衡量告警信息智能化的一个重要标准，可视化技术在电力系统中已经逐渐得到广泛应用，但从以往调度自动化系统的应用效果来看，基本上还是针对单个测点数据的展示，缺乏从调度用户体验的角度进行顶层设计，形成电网告警信息的整体可视化框架。

电网告警信息可视化最重要的，是要能够实现调度运行人员清晰直观的感知电网当前运行状态，以及方便快捷的调阅和处理各类详细告警信息。基于上述考虑，本文提出了基于告警面板、地理潮流图、多窗口和信息层次树等为主体的可视化展示框架，显示电网整体运行状态，中部为地理潮流图、展示各类具体告警信息，下部为多窗口、显示告警相关联的关键信息，左侧为信息层次树、显示告警详细信息。

综上，本文针对传统故障告警方法存在的告警数据源及告警判断模式较为单一的问题，采用调度主站生产控制大区不同应用模块与综合智能告警系统之间进行信息交互和数据共享的方式，建立“告警可信度+数据有效性”双重组合判断机制，对多个告警数据源进行压缩、融合、过滤、提炼及在线综合分析判断，显著提升了电网故障正确报出率和告警准确率，同时以可视化的手段对故障分析结果进行全方位、多层次、多角度的综合展示，为调控运行人员敏锐感知和及时处置电网故障、提高电网调控一体化水平，进而提升调控机构驾驭大电网能力提供了可靠的技术支撑。