基于电网故障告警的风险智能预判分析

周俊宇, 唐鹤, 区允杰

(广东电网有限责任公司佛山供电局， 广东 佛山 528000)

0 引言

随着主、配电网规模的不断扩大，主、配电网越来越复杂，并且随着调度自动化监控系统、故障定位系统等相关系统信息及业务数据成为信息化的主力后，现有信息的挖掘和深度利用已提上日程，特别是对多系统异步数据信息源的建模和风险感知技术的应用，将可以大幅提升信息化应用后的智能化水平[1]。

提前对风险进行预警的最有效手段是实时监听电网自动化设备信息，实现告警信息快速诊断与风险评估，提高故障事件的处理效率，使调度告警信息处理由“事后人工分析型” 上升为“事前自动智能型”，有效提高电网故障诊断和故障预警的效率，减轻调度人员工作压力；事故处理智能分析决策过程从低到高涵盖信息处理的全过程，实现对实际电网运行状态进行事前的监控预警、事中的故障诊断和事后的影响分析，进而为调度人员提供事故的复电路径和辅助决策方案[2-5]。

1 系统建设思路

1.1 设计思路

以现有调度自动化系统为基础，通过一体化智能数据中心与各系统的私有接口，从各大系统中获取用电调度所需的各类数据。

从EMS系统获取主网设备、拓扑、实时数据与状态等信息；从配网生产管理系统获取配网运行信息及设备台帐信息；从配网GIS系统获取设备的地理信息、配变与用户的关系、配网拓扑模型以及线路单线图；从营销管理系统获取用户与配变、用户分类、重要用户等信息；从计量系统获取电量、表计与计量点的关系等信息[6]。将以上数据中心获取的信息以实时与准实时方式传送至系统中，为实时用电调度及风险预警管理环节全过程提供全方位的信息技术支撑。

1.2 建设目标

提供结合专家知识的事前在线风险分析、故障后恢复等智能辅助决策功能，使调度员在面对复杂故障时，能够更快速定位故障源及故障风险等级，从信息采集、分析、处理等方面为调度员提供决策支持。同时针对实际电网运行状态，进行事故预警、故障诊断和事故后分析，并提出事故处理的策略和处理预案。事故处理智能分析决策过程从低到高涵盖信息处理的全过程，确保计算结果稳定、可靠，具有较高的实用性，主要包括N-K安全分析、检修计划风险分析、设备断面智能预警、最优复电方案决策等功能。

1.3 研究的关键技术与难点

模仿人工智能及人工神经系统技术实现实时监听EMS信息。

随着调度自动化技术和通信技术的不断升级改造，更多的电网设备和控制功能接入了自动控制系统，使配网馈线自动化等遥信遥测数据随之大量新增，这些数据均汇总到调度监控告警窗口。加上电力调度的机构调整，调度集约化等改革相继运作，各区调度事务汇总累加，而对总值调度员数却进行了精简。当电网发生故障或异常，特别是恶劣天气期间，大量不同类别的信号瞬间涌向电网调度告警窗口，单凭人脑靠经验流水作业，非常吃力，从而延缓了故障信息的记录和发布，完全不能满足当前电网部门推行的快速复电、大力提高供电可靠性的服务思想。

针对上述问题，需要研发一套故障信号智能感知体系，通过模仿人工智能的专家系统及人工神经系统技术，实时监听EMS系统信息。系统首先对监听信息进行数据过滤，然后将指定时间范围的开关及其动作信号组合成信息矩阵，通过逻辑推理机制命中告警事件信息；对于无法命中的告警信息，采取人机界面干预的方式实现匹配，达到对告警事件的精准判断的目的。最后，将有效告警事件通过系统交互输出功能提供多元化服务，并对准确诊断的事件直接发布应用。

系统平台的技术难点主要在告警的智能分析、知识库管理、诊断条件的在线自定义维护、功能参数控制功能。以上技术的解决主要为最大程度上减少后续软件应用过程中数据维护、功能调整等对系统的影响，达到系统简单易用目的。

2 设备风险评估体系研究

建立一套风险管控机制是对风险因素进行辨识、分析、量化、定级、优化、监视与追踪的必要过程。

在风险建模阶段，通过标准化的方式挖掘、建立全面的风险因素。

在风险评估阶段，结合以各类检测手段、设备评估及监督记录获取各类风险因素的状态，根据风险因素的影响程度完成风险量化、定级和发布。

风险监视与管控阶段，根据对风险的分析评估信息制定相应的风险管控措施，并基于可视化的监控工具，获得对风险的有效监视和控制。

建立评估体系的技术难点在最后根据风险管控措施落实的状况，如何提出有效的改进风险管控的方法，而同时对于风险管控的各种信息，可以为企业的各种业务应用的改进提供支持。建设电网生产运行的风险管控体系，需要参考科学的风险管控方法，实现风险驱动的安全运行模式，是电力安全生产的重要保证。

3 功能实现

3.1 N-K安全风险分析

对电网的当前状态逐一进行N-1扫描，包括线路、变压器、母线等元件，并进行N-1安全校核，保证电网在N-1运行方式下仍然能稳定运行。

安全分析是电力系统规划和调度的常用手段，用以校验输变电设备强迫退出运行后系统的运行状态，回答诸如“假如电网中某一条500kV输电线路开断后，系统运行状态发生什么变化”之类的问题。因此，静态安全分析是电力系统安全分析的一个重要组成部分，它不涉及电力系统的动态过程分析，故称为静态安全分析。

综合上述信息，扫描完成后，对于出现的越限情况和发现电网出现的系统薄弱点及将有可能出现的影响系统安全稳定的情况提出报警信息，提出优化调整方案，采取相应的保障建议措施。

3.1.1 母线N-1分析技术

对110 kV母线(不含220 kV变电站)以及10 kV母线做N-1分析以及220 kV的10 kV母线，首先确定分析对象，对于通过联络刀闸连接的两段母线等同于一整段母线，否则视为独立的一段母线。

(1) 主供开关

找出110 kV母线、10 kV母线的当前供电开关，规则为：开关闭合，两侧刀闸闭合，开关电流方向指向母线。如该段母线无满足条件的主供开关，则不做继续分析。

(2) 可备开关

确定分析对象当前可备开关，规则为：开关断开，两侧刀闸闭合，开关可不间断追溯至某一220 kV变电站的110 kV母线。如无满足条件的可备开关，则直接预警。

(3) 互备

将找出的主供开关和可备开关组合，与预先设定的互备组合进行比对，如无法比中，则给出预警。

(4) 过载

将主供开关的电流绝对值叠加于可备开关追溯至220 kV变电站110 kV母线的通道上所有110 kV线路开关，以及该220 kV变电站该段110 kV母线主变变中开关(如有多个变中开关，则平均分配)，计算出负荷值并与预设额定值比较是否过载，如过载或未预先设定额定值，则预警，如全部不过载，则判为满足N-1。

(5) 预警

预警则在汇总表预警列显示“是”并标红，满足N-1则在预警列显示“否”。

3.1.2 主变N-1分析技术

(1) 母联开关位

首先判断本站内母联开关，分位的则直接预警，不做接下去操作。

(2) 运行主变数量

判定220 kV变电站有几台运行主变，判定逻辑可为主变变高开关闭合，两侧刀闸闭合，电流不为零。

1) 1台

对于仅1台运行主变的变电站直接给出预警。

2) 2台

对于有2台主变运行的变电站，则将2台主变总负荷分别与每台主变额定值比较，如均不过载，视为满足N-K。

如有3台主变运行，则先找出变高开关挂在同一段220 kV母线的2台主变，将这2台主变的总负荷叠加于另一台主变上，并与主变额定值对比。如不过载，视为满足N-K。

(3) 过载

为2台运行主变的，2台主变现值相加/2查看是否>额定值。

为3台运行主变的，将3台主变现值相加查看是否>额定值。

对于过载的主变，给出预警。再将总负荷与设定的安稳动作值对比，判断是否大于安稳动作值， 安稳动作值=额定值×1.35。

3.2 检修计划风险评估

(1) 提供检修计划导入功能，对导入的检修计划抓取关键信息，如停电设备、停电开始时间、停电结束时间、方式调整等，形成停电设备、停电时间的横道图和方式转换的逻辑顺序，并在电网图中对相应设备状态和持续时间、方式调整后电网结构进行设置；

(2) 完成设备状态和时间的设置后，通过点击“停电计划风险分析”按钮，能够对输入的计划实现每一天的风险分析，并对结果按照每天分别展示；

(3) 对于分析出的结果进行智能筛选，通过对比实时风险监测结果和预设设备所在片区，剔除当前基准风险和不同片区风险结果，只显示因为设备停电导致的风险。

rulei∈Rules（访问规则）有三个组成元素：敏感话题（sti）、请求者类型（rci），访问水平（ali）。

3.3 设备断面智能预警

设备、断面预判或已经发生越限时，系统发出预警，提供预警信息查看，提供稳控措施操作，供调度人员根据电网实时运行方式给出处理意见，包括方式调整及配网限制负荷。

(1) 建立电网监视策略库，包括日常运行方式下电网断面稳定限额数据，电压监控数据等。

(2) 电网断面稳定限额数据包括断面描述、运行方式、送端定义、开机条件、具体限额、电压监控厂控、电压监控元件、控制电压、监控机组、监控出力等，及线路名称、正常限额、紧急限额、告警限额等。

(3) 断面监控系统运行方式变化时，依据实时网络拓扑结果，自动转换成新方式下的断面，自动选择正确的稳定断面及相应限值，并按新方式进行越限监视。

3.4 最优复电方案分析

最优复电方案是根据事故后的网络拓扑、接线、潮流进行决策分析，提出若干事故恢复路径方案，并提供最优复电路径。

110 kV变电站的10 kV母线至220 kV变电站的110 kV母线之间的电气连接，连接的电气设备刀闸必须均在闭合位置，且不包含任何故障设备。

(1) 一级电源：对于110 kV变电站的供电，复电路径中的电气设备中仅包含一个220 kV变电站的110 kV母线，则作为电源点的220 kV变电站称为110 kV变电站的一级电源。

(2) 二级电源：对于110 kV变电站的供电，复电路径中的电气设备包含两个220 kV变电站的110 kV母线，则作为电源点的220 kV变电站称为110 kV变电站的二级电源。

(3) 相邻的220 kV变电站：两个220 kV变电站110 kV母线之间的复电路径中不包含其他220 kV变电站的110 kV母线，则称这两个220 kV变电站是相邻的。

复电路径是基于系统告警信号诊断出的故障(包括220 kV站、110 kV站和10 kV母线失压3种情况)，进行人工校对和故障影响分析；系统智能分析出事故后失压的变电站和母线，进而进行复电路径分析，系统给出最优复电路径供调度人员做辅助决策。

复电路径的判断步骤如下。

(1) 电压等级判定

按电压等级分为变电站失压(220 kV变电站、110 kV变电站)、母线失压(10 kV母线)。

(2) 故障设备排查

根据故障诊定分析的结果，系统自动确定故障设备，即诊断出的单一故障动作，复电路径不可包含故障设备：

线路动作重合不成功的，相应设备为故障设备；

电容、电抗器和主变保护跳闸的，相应设备为故障设备；

母线差动的保护动作，相应设备为故障设备。

故障设备间相互影响：

线路开关故障认为是线路损坏；

母线损坏则进入本站后不可沿着母线查找下级线路，即到此站后中断；

站内的查找若是主变故障(主变开关)则不可使用本条路径复电。

(3) 复电方案确定

1) 220 kV失压变电站(仅判断本站110 kV母线)

以220 kV带电变电站为起点，220 kV失压变电站的失压110 kV母线为终点，系统自动寻找起点与终点之间线路载流量裕度最大的复电路径，带电与失压220 kV变电站是相邻的，220 kV失压变电站的每段失压110 kV母线各自独立寻找一条复电路径，如220 kV失压变电站有2段失压110 kV母线，则寻找2条失压110 kV母线对应的复电路径，母联开关可为路径复电电源。

2) 110 kV失压变电站

以220 kV带电变电站为起点，110 kV失压变电站的失压110 kV母线为终点，系统自动寻找起点与终点之间线路载流量裕度最大的复电路径，如110 kV失压变电站有2段失压110 kV母线，则寻找2条失压110 kV母线对应的复电路径，母联开关可为路径复电电源，优先采用作为一级电源的带电220kV变电站，其次二级电源的带电220 kV变电站作为复电起点。

3) 10 kV失压母线

单独10 kV母线失压直接使用站内电源复电。

(4) 复电路径搜索

对于不同电压等级的失压变电站和母线的复电路径寻找分先后的次序，在复电路径始端线路不过载的前提下：

1) 寻找具备带电220 kV一级电源的失压110 kV变电站复电路径(忽略本组失压的220 kV站，寻找其他的220 kV站)。

2) 寻找220 kV失压变电站各段失压110 kV母线的复电路径，各段母线单独使用复电电源，若使用过一次后，剩下一段母线不可再使用本电源复电(以1/5做一段母线，2/6做另一段母线分别查询一次)。

3) 寻找具备带电220 kV二级电源的失压110 kV变电站复电路径。

4) 寻找单独失压10 kV母线的复电路径。

4 总结

引入人工智能技术解决该问题一直是最近几年来研究的热点，将主网设备、拓扑、实时数据与状态等信息作为故障与风险诊断的出发点，并且给出衡量结果合理性的标准，利用专家系统的方法进行故障判断，把设备保护的动作逻辑及运行人员的经验用规则表示出来，形成故障预判与研判的专家知识库，进而根据SCADA系统采集的实时数据、警报信息和专家知识库进行推理和判断，最终获得故障风险预警或故障位置。

本项目主要研究如何根据企业的现实需求实现对主、配网设备精确故障定位技术的全面分析，并从实际应用和管理上为企业提供相关技术支撑，其总目标是提出一个完善的故障与风险精确定位技术体系，从而实现对配电故障的高效处理。本项目在理论研究阶段，已解决对主、配网设备故障所涉及可能信息进行建模，建立完善的信息模型，这个是整个项目的基础所在。以可靠的信息模型为基础，对具体故障情况的特征选用大数据实时计算等技术进行研究，从而确保其研究成果在本项目的实现阶段落地。