数字化变电站直流电源故障远程检测系统设计

蒙小胖，梁泓泉，齐安新

（陕西地方电力公司 宝鸡供电分公司，陕西 宝鸡 721013）

0 引 言

变电站可以用来交流电压和电流，但在实际应用中，受高热量和高风险等原因影响，其只能设在相对偏移的位置，缺乏远程监控，当变电站设备健康状况不佳时，维护管理人员不能及时发现和处理，甚至在事故发生后才知道设备存在问题，造成了巨大的安全隐患，这是亟待解决的现实问题[1,2]。作为二次系统的重要电源，变电站的DC系统对于变电站的安全运行至关重要。

以往大都使用C/S和B/S两种组网架构检测数字化变电站的直流电源故障，其中使用C/S架构是一个典型的两层体系结构，客户机的主程序部分在客户机上运行，服务器通过数据库等向客户机用户程序提供需要的数据，而C/S体系结构只有一个信息交互层，没有安全保障。B/S模式是对C/S模式的改进和扩展，采用TCP/IP协议虽然逻辑接口显示有效，但远程测控和电报数据传输速度较慢。为此，提出了基于Web的数字化变电站直流电源故障远程检测系统设计。

1 系统硬件结构设计

设计的数字化变电站直流电源故障远程检测系统硬件结构由变电站现场和远程监控中心两部分组成，其中主要包括控制系统、水浸报警器、火灾报警器、温湿度报警器、IP电话机以及故障采集电路等[3]。

1.1 控制系统

以反馈原理为基础的闭环控制系统可通过输出偏差达到预期控制效果，检查输出的真值，比较输出的真值和给定的输入值得出偏差，利用偏差值产生控制调整动作，以消除偏差，使输出保持在预期的输出水平[4,5]。

1.2 水浸报警器

水浸式报警器通过水浸式探头实时监控安装区有无积水，并发出语音和短信报警。各洪涝警报主机需安装电话卡，可通过短信绑定，设定相关参数。每个水浸式报警装置配备两个水浸式探头，当其发现有水时会发出语音报警，然后将短信发送给绑定的远程移动端，该报警器可以同时绑定3个远程移动终端，还可以通过GSM网络信号进行水灾报警，保证水灾报警正常[6-8]。

1.3 火灾报警器

火灾报警器需要远离强电设备，为防止受到电磁影响导致系统发生故障，将线路的电阻设置为20 MΩ以上。系统检查线路时易出现短路、断路、部件失效以及电源失效等问题，该系统能够在紧急情况下警示周围工作人员检查附近设备的故障[9,10]。

1.4 温湿度报警器

温湿度报警器的温度和湿度报警采用分布式控制系统（Distributed Control System，DCS），上位机为微机，下位机为智能温度记录仪，具有报警功能，并配有数字温度传感器DS18B20。其中，温度记录仪表采用VisualBasic语言设计方式，无需配置软件平台，根据设定的时间间隔自动记录历史数据。

1.5 IP电话机

IP电话机是以IP网络协议为主的通信协议，以网络端口（或WiFi）为主接口的独立电话设备，具有拨号和呼叫功能。经常需要结合IPPBX电话交换机或IMS使用，提供RJ45接口或WiFi信号的IP电话不提供RJ11普通电话线接口。

1.6 故障采集电路

数字变电所DC电源故障模块收集电缆上方感应线圈的故障信息，经修正后的故障信息将被过滤，为此设计故障信息采集电路。设置一个截止线圈通电，利用感应线圈采集交流电，经过全桥整流电路得到两个相同的故障信息采集结果，并将其作为故障信息检测模块的输入。采用整流方案，在整流后优化多层差分电路，以获得明显的脉冲信号。若电流无突变，则可用二极管进行低电平电压定位，以检测故障信息。

2 系统软件部分设计

软件开发过程中，为实现最优的服务器效率，系统采用分布式应用开发模式，在该模式下的多种运行平台可分别面对不同对象进行项目开发，且运行服务器可以通过多层结构使系统的功能逻辑更加清楚，使得系统各模块之间互相配合和分组，有助于项目团队确定项目目标，从而得到明确的分工和职责。

2.1 数据处理子系统

数据处理子系统能对终端采集的数据进行读、解、存，资料处理系统所处理的资料包括两类参数及索引。数据采集参数是前端采集设备实时传输的数据采集，这些参数是系统的基本原始数据，可用于计算、显示以及分析系统所需的各项指标数据。数据处理子系统得到的最终数据为指标，该指标主要包括由采集参数直接产生、由采集参数计算产生以及由其他指标与采集参数混合计算得出的3种。指标是数据分析子系统后期显示、查询、统计以及分析等功能的直接数据源。

2.1.1 数据读取

数据处理子系统定期（在设定的收集周期内）阅读表格或资料缓存中的资料，包括为各种监测参数而收集的资料。在临时表或缓存区中读取数据的格式必须相同。该系统能根据采集点参数设置的要求自动读取采集点的信息和参数。

2.1.2 数据存储

当指标计算完成后，数据处理子系统将采集到的数据参数和指标存储到数据库相关表中，供数据分析子系统进行调用和处理。

2.2 数据分析子系统

数据分析子系统实现了对实时采集参数和指标的实时显示、查询及分析，包括实时数据列表显示和电源线框显示两个子功能模块。实时性数据显示以电源线连接方框图的形式提供资料显示，框图显示主要是通过变电站内DC电源的实际接线图等，实时显示所监测的DC供电系统的参数数据，用图像和声音来通知系统产生异常数据。

集成查询模块为系统提供全面的统计查询功能，该系统从纵向和横向两个角度进行构建，同时，对信息进行深度挖掘。从纵向角度以单一变电站为依托，包括变电站的基本数据、实时数据以及历史数据查询等功能。从横向角度以电力系统中心为出发点，提供基本资料、作业数据以及工况等统计汇总功能。该系统以深度为起点，融入时间概念，提供各变电站各时段、各年期间、各年度全电力局同期以及各年期间的数据对比。查询类别和查询条件由系统选择，不同类别提供不同的查询条件。用户可以点击任何字段名，系统就会对该字段的数据进行排序并显示，还会显示一个升序或降序符号。

2.3 故障远程检测流程设计

依据数据分析结果，检测数字化变电站直流电源故障，获取符合实际需求故障检测结果。故障远程检测流程如图1所示。

图1 故障远程检测流程图

第一步，计算实际出现故障信号与本周预期故障信号差值。第二步，判断第一步的值与某个周期出现故障信号差值是否小于设定的阈值，如果是则启动远程检测系统，开始进行区间检测，如果不是则需构建故障检测模型。第三步，分析实际故障数据量是否高于系统设定的故障数据量，如果是则需计算故障检测耗能，如果不是则需根据第二步构建的模型分析系统实际故障情况。第四步，系统自动提交库存故障检测结果，否则继续检测。

3 实 验

为了验证基于Web的数字化变电站直流电源故障远程检测系统设计合理性，进行实验验证分析。

3.1 检测精确率

分别使用C/S架构、B/S架构以及基于Web检测系统检测数字化变电站直流电源故障，检测精确率对比结果如下。使用C/S架构在检测时间为10 s时，检测精确率达到最低为60%，在检测时间为20 s时，检测精确率达到最高为88%；使用B/S架构在检测时间为10 s时，检测精确率达到最低为33%，在检测时间为20 s时，检测精确率达到最高为60%；使用基于Web检测系统在检测时间为10 s时，检测精确率达到最低为90%，在检测时间为20 s时，检测精确率达到最高为96%。

通过上述分析结果可知，使用基于Web检测系统在检测时间为20 s时，检测精确率达到最高为96%。

3.2 系统召回率

分别使用C/S架构、B/S架构以及基于Web检测系统检测数字化变电站直流电源故障，系统召回率对比结果如表1所示。

由表1可知，使用基于Web检测系统召回率始终低于0.1，而使用C/S架构系统召回率在0.39～0.45之间，使用B/S架构系统召回率在0.35～0.44之间。通过上述分析结果可知，使用基于Web检测系统召回率较低，具有良好运行效果。

4 结 论

设计的基于Web的数字化变电站直流电源故障远程检测系统，在数字变电站的基础上，采用监测与控制技术实现了对变电站DC系统运行信息与健康状况的自动监测与分析，为自动化、信息化以及智能化的运输巡检提供依据。