分布式电网故障分析系统的设计

分布式电网故障分析系统的设计

葛英兰

葛英兰（新疆送变电工程公司新疆乌鲁木齐830011）

【摘要】随着电网规模的不断扩大，在调度端进行故障分析的实时数据流量也大，如何缓解调度端的数据压力是一个重要问题。本文提出分布式变电站故障分析系统的新思路，在变电站子站进行初步故障诊断，分析结果上传给调度主站以供参考。本文讨论了分布式结构模型，着重介绍了变电站子站基于组件技术的软件平台和以组件技术和多线程技术实现规约转换器等若干问题。

【关键词】分布式故障分析；COM技术；规约转换

引言：随着通信技术的介入，电网规模的日益扩大，电网调度可以收集分布于各个厂站的故障信息，如此大的网络更需要一个准确进行故障元件诊断、事故后数据分析、保护动作行为评价等功能全面，诊断可靠、快速的电网故障分析系统。但是，在实际的电网故障诊断中，面临如何从海量数据找到真正对于诊断结果有帮助的关键数据以及当故障信息存在不完整或不确定性，会导致故障诊断难以得出正确结论的问题。并且，目前各变电站和调度中心的数据传输速度相对较慢,大量数据完整上传势必影响诊断速度。针对此问题，提出分布式变电站故障分析系统的方法，在变电站子站（数据量相对较少）进行数据整理、存储，初步故障诊断，把故障简报和关键故障数据上传到调度。调度端的主站接收各子站的初步故障诊断结果和关键故障数据，各个厂站的故障数据采集必须同步，故障分析必须同步，特别是联络线故障分析，这样调度端接收的初步故障诊断结果才有意义，因此，在上级调度与变电站之间(或变电站与变电站之间)传输的数据必须采用TCP／IP协议与电力系统的其他信息一起在电力数据专用网络上传输，同时各变电站以及调度端要进行GPS统一对时，以达到同步。

分布式故障分析系统设计时按照以上原则，所谓分布式故障分析系统是指分布于各个变电站的故障分析子站通过通信网络连接成一个有机的整体，共同完成电力系统或其一部分的故障分析功能的系统。

1分布式故障分析系统模型

本文中的框架模型包括如下三层：网络层，物理节点层和功能节点层。整个框架的物理结构可以用图1示意。其中网络层负责为系统提供系统分布的物质基础，负责节点之间的数据交流。物理层节点描述故障诊断系统的各个功能模块，如，完成就地诊断的多个子站节点，主站管理节点，或是数据库服务节点等，可以由一台或多台计算机或设备组成，而功能节点层是物理层节点上具体实现相应功能的逻辑模块，如数据采集系统、故障诊断系统、人机交互系统，通信系统等。这其中物理层是关键，图1分布式系统框架结构成。

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图1分布式系统框架结构

物理节点层是一个逻辑上的概念，它由具有一定功能的节点组成，每个节点至少有以下的功能部件：

1．系统管理部件，协调和处理节点的工作，处理数据。

2．根据节点功能要求的硬件或软件单元，如数据采集单元、数据存储单元、故障诊断单元、数据查询单元、拓扑绘图单元等。这些功能单元决定物理层节点的具体功能。

3．通信部件，负责通过网络与系统中其它物理层节点相连接。节点与节点之间的通信由网络层实现。

2子站软件系统结构

各个故障分析子站分布在变电站里，而在一个变电站中可能存在多个厂家的保护设备和录波设备，不同的厂家所采用的通信协议并不统一，增加了很多通信协议的规约转换工作。随着技术的更新规约转换装置的硬件平台、操作系统、数据库平台等都不可避免地会更新升级，由此带来的异构性给应用软件的互操作性、兼容性以及平滑升级能力带来了严重问题。尤其对于规约转换装置而言，上百个规约的升级具有巨大的工作量，为此在变电站子站设计时采用组件技术则可以很好地解决以上问题。子站系统结构如图2所示，主要由以下四部分组成。

1)人机交互系统(应用层\用户接口层)。主要负责与用户进行交互,当应用层的客户提出具体的要求(事件统计查询、故障分析、实时绘制拓扑图等),经子站管理层得到实时数据，人机交互系统管理组件就向对应的组件发出请求,调用该组件，并接收该组件反馈回来的结果信息，输出到用户界面。

2)子站管理层。由具体的组件组成,主要负责响应调度主站或其他变电站子站所下发的要求实时数据的命令,通过COM通讯与人机交互系统、数据库系统以及通信系统建立连接,它们是相对独立的。当调度主站提出一个调用请求时,子站管理层调用对应装置的规约转换组件从保护装置获取实时数据,并对获得的数据实施相应的处理,将处理后的数据写进数据库,访问数据库组件最终把数据反馈给人机交互系统，同时调用主子站通信组件上传到调度。

3)数据存储层。是应用程序的数据源,负责维护、更新和管理数据。

4)日志组件和通信规约组件层。为实时监控通信状态，把通信状态生成日志，跟踪测试软件性能，便于日后维护。

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图2子站系统结构

这样用组件形式设计软件主要考虑各个功能节点之间都是互相独立的，当变电站添加新设备时，只要在通信规约组件层导入对应的组件，就可以获取该装置的实时数据。把具体的用户需求做成组件的形式，跟子站管理层完全独立出来，想添加新功能，编写对应组件，把组件导入，通过COM通讯与子站管理层建立连接。并且，在由于新技术系统进行升级时，只需把对应的组件进行升级即可，不影响其他模块的正常工作，组建的建立和调用过程如图3所示。

3组件的建立和调用过程

我们采用VisualC++支持的COM技术来描述组件的建立和调用过程。

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图3组件的建立和调用过程图

3.1组件的建立

1)首先建立主线程和各组件的联系,自定义一个接口类,即新建一个文件ICOMParent.h,自定义接口ID。

ClassIBaseParaMngr:publicIUnknown

{

VirtualBOOLSTDMETHODCALLTYPEOpenComDevice(LPVOIDlpInitData)=0;

//初始化通讯设备…

2)定义一个想实现接口的类(组件)。

这个类从CCmdTarget类继承,负责完成接口类中定义的功能,并以动态连接库的形式发布。每一个功能模块生成一个这样的组件。

ClassCProtocolConversion:publicCcommunication//通信规约转换组件

{

BEGIN-INTERFACE-PART(ParaMngr,IBaseParaMngr)

Virtualvoid_stdcallSetParameter(LPCSTRpszPara);

//参数管理接口

…

3)实现这个类。

STDMETHODIMP_(ULONG)CProtocolConversion::XParaMngr::OpenComDevice

(LPVOIDlpInitData)

//自动在接口名上加一个X

{

METHOD-PROLOGUE(CProtocolConversion,ParaMngr);

//保证输出的正确性

ReturnpThis->InitialComm

(lpInitData);

//用户的实现过程

}

3.2组件调用过程

以响应突发事件，进行故障分析为例，分析组件调用过程。

（1）响应突发事件。当有突发数据（开关量变位、保护事件、告警事件及自检等）产生时，保护装置应在当前回答报文中置ACD=1，告诉子站管理系统有数据要上送，子站管理层开启线程调用该装置的通信规约组件，然后由子站管理层以“召唤1级数据”报文来召唤数据，保护装置以ASDU1、ASDU2或ASDU4上送,保护事件信息写入由访问数据库组件写入数据库。保护动作表如表1所示。表中第二列表示地址编号为1的线路保护装置保护的线路在18.4KM处发生AB相间故障，发生相间故障的时间是2010-05-1009:10:02.57。

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表1保护动作表

（2）子站管理层开启多个线程，调用各装置的通信规约组件，遍历各装置召唤各装置的定值和模拟量的实际值，调用访问数据库组件，把表写入数据库表BHMNL.dbo。

（3）召唤录波文件。当发生突发事件后录波装置以ASDU12上送简要录波报告（含有故障相关信息及对应的录波文件名称），录波通信规约组件直接获取简要录波报告中的录波文件名称，发命令召唤录播文件[4]，录播文件由子站管理层整理，存储，通过调用访问数据库组件，把录播文件的具体存储路径和名称写进数据库，如表2所示。

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表2录波文件列表

（4）当数据召唤完毕，子站管理层完成数据的整理、归类，调用访问数据库组件，存储数据，调用故障计算组件进行故障分析，然后通知人机交互系统管理组件调用图表输出组件，输出故障简报。

（5）总召唤。总召唤采用定时操作，每隔15分钟一次，召唤得到开关量状态变位信息写入数据库，由人机交互系统管理组件调用图表输入组件绘制实时拓扑图。

4结论：

分布式电网故障诊断系统，就地进行初步故障诊断，主站管理节点和各子站节点通过电力数据专用网可以互相进行数据信息交换，子站整理出关键故障数据上传到调度，缓解了主站的数据压力。在子站的软件设计师采用了组件的形式，解决了变电站故障分析系统以后的技术升级带来的巨大工作量问题。

参考文献：

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