电力灾情监测方法、装置、计算机设备和存储介质与流程

本申请涉及电力电网技术领域，特别是涉及一种电力灾情监测方法、装置、计算机设备和存储介质。

背景技术：

随着电力技术的发展，出现了电力传输技术，发电站通过电力线缆将电力传输到用户的家中。

然而，由于一些灾害的发生，破坏了电力线缆或者变压装置导致电力输送出现故障，影响用户的生活用电。一般情况下，用户只能通过电话报修的方式联系供电局，供电局通过报修来电监测电力受影响的区域，然后派出维修人员修理。

然而，目前通过电话报修获得电力受灾区域方法，监测范围有限，无法确定具体受灾的故障点，抢修工作被动，难以进行全面的灾情在线监测。

技术实现要素：

基于此，有必要针对上述技术问题，提供一种能够实时快速的电力灾情监测方法、装置、计算机设备和存储介质。

一种电力灾情监测方法，所述方法包括：

获取受灾区域内计量终端运行状态参数；

根据计量终端运行状态参数，获取受灾区域内的离线计量终端信息；

根据离线计量终端信息，计算各区域的离线计量终端数量；

根据离线计量终端数量，计算该区域受灾用户数量，得到电力受灾程度。

在其中一个实施例中，还包括：

获取受灾区域内计量终端集群的运行状态参数，运行状态包括全部在线状态、部分在线状态以及全部离线状态。

在其中一个实施例中，还包括：

获取受灾区域内离线计量终端的地理信息位置、离线时间以及终端标识。

在其中一个实施例中，还包括：

选取运行状态是全部离线状态的计量终端集群；

根据所述全部离线状态的计量终端集群中选取离线时间与灾害发生时间差值在预设阈值内的计量终端集群；

所述根据离线计量终端信息计算出各区域的离线计量终端数量包括：

根据选取的离线计量终端集群的离线计量终端集群信息，计算出各区域的离线计量终端集群数量。

在其中一个实施例中，还包括：

获取与计量终端属于同一区域的电力用户数；

建立同一区域的计量终端与电力用户数映射关系；

根据离线计量终端与所述离线计量终端与区域内用户数的映射关系得出该区域受灾用户数量。

在其中一个实施例中，还包括：

采用gis技术对各区域的受灾用户数进行渲染，gis地图上渲染颜色的深度正比于受灾用户数。

一种电力灾情监测装置，所述装置包括：

计量终端状态接收模块，用于接收计量终端运行状态信息；

计量终端信息分析模块，用于分析计量终端运行状态信息；

受灾程度计算模块，用于根据计量终端运行状态信息的分析得出电力受灾程度。

在其中一个实施例中，所述计量终端信息分析模块还用于：

分析计量终端的离线时间；分析计量终端的地理位置；计算计量终端的离线数量。

一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现以下步骤：

获取受灾区域内计量终端运行状态参数；

根据计量终端运行状态参数，获取受灾区域内的离线计量终端信息；

根据离线计量终端信息，计算各区域的离线计量终端数量；

根据离线计量终端数量，计算该区域受灾用户数量，得到电力受灾程度。

一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现以下步骤：

获取受灾区域内计量终端运行状态参数；

根据计量终端运行状态参数，获取受灾区域内的离线计量终端信息；

根据离线计量终端信息，计算各区域的离线计量终端数量；

根据离线计量终端数量，计算该区域受灾用户数量，得到电力受灾程度。

上述电力灾情监测方法、装置、计算机设备和存储介质，通过获取受灾区域计量终端运行状态参数，得到受灾区域内离线计量终端相关信息，进而得到离线计量终端的数量，根据离线计量终端与离线计量终端所在线路的用户数得出受灾区域的受灾用户数量，进而得到电力受灾的程度。通过实时监测计量终端的运行状态，可以快速地反映电力线缆的供电受影响的区域和用户量，得知受灾的程度；通过获取计量终端的离线在线状态可以快速准确确定电力损坏的故障线路，实现电力灾情的高效监测。

附图说明

图1为一个实施例中电力灾情监测方法的应用场景图；

图2为一个实施例中电力灾情监测方法的流程示意图；

图3为另一个施例中计算离线计量终端集群的流程示意图；

图4为一个实施例中电力灾情监测装置的结构框图；

图5为一个实施例中计算机设备的内部结构图。

具体实施方式

为了使本申请的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本申请进行进一步详细说明。应当理解，此处描述的具体实施例仅仅用以解释本申请，并不用于限定本申请。

本申请提供的电力灾情方法，可以应用于如图1所示的应用环境中。其中，计量终端102通过网络与服务器104通过网络进行通信，服务器104获取受灾区域内计量终端的运行状态参数，计量终端默认从电网获取电力，运行状态与电网的运行状态一致，如果电网电力损坏那么计量终端的运行状态会异常，根据计量终端的运行参数，获取到受灾区域内的离线计量终端信息，之后计算出各区域离线计量终端的数量，根据离线计量终端的数量得出受影响的用户数与范围，实时得到电力的受灾程度。其中，计量终端102可以但不限于是各种传感器系统终端、嵌入式系统终端、以及微型计算机或者以上终端组成的集群，服务器104可以用独立的服务器或者是多个服务器组成的服务器集群来实现。

在一个实施例中，如图2所示，提供了一种电力灾情监测方法，以该方法应用于图1中的终端为例进行说明，包括以下步骤：

步骤202，获取受灾区域内计量终端运行状态参数。

其中，计量终端是指进行电力监测的带有传感器的终端，具有网络传输功能与远程服务器之间可以进行实时通信。通过网络通信传输可以获取受灾区域内计量终端运行状态参数，电网电力正常时，计量终端运行状态为正常运行，反正计量终端运行状态为异常。

步骤204，根据计量终端运行状态参数，获取受灾区域内的离线计量终端信息。

其中，计量终端运行状态参数中包含计量终端的在线，离线信息参数；离线计量终端是指没有电力供应导致离线的计量终端，计量终端离线代表该区域的电力供应已经损坏。根据获取的计量终端运行状态参数，获取到受灾区域内的离线计量终端信息。

步骤206，根据离线计量终端信息，计算各区域的离线计量终端数量。

其中，离线计量终端信息会包括离线计量终端的位置信息；根据离线计量终端信息，得到离线计量终端的地理位置信息，随后得到各区域的离线计量终端数量。

步骤208，根据离线计量终端数量，计算该区域受灾用户数量，得到电力受灾程度。

根据离线计量终端与计量终端所在电网线路对应的电力用户数，可以得到该区域受灾的用户数量，以及受灾的范围，得到电力受灾程度。

上述电力灾情监测方法、装置、计算机设备和存储介质，通过获取受灾区域计量终端运行状态参数，得到受灾区域内离线计量终端相关信息，进而得到离线计量终端的数量，根据离线计量终端与离线计量终端所在线路的用户数得出受灾区域的受灾用户数量，进而得到电力受灾的程度。通过实时监测计量终端的运行状态，可以快速地反映电力线缆的供电受影响的区域和用户量，得知受灾的程度；通过获取计量终端的离线在线状态可以快速准确确定电力损坏的故障线路，便于供电局地进行修理，恢复供电。

在另一个实施例中，同一地点设置多个计量终端作为计量终端集群，每个计量终端互相独立，不互相产生影响。获取受灾区域内计量终端集群的运行状态参数，运行状态包括全部在线状态、部分在线状态、以及全部离线状态。使用多个计量终端作为计量终端集群，获取计量终端集群的运行状态可以避免计量终端本身损坏导致的监测误差，也能延长计量终端监测点的使用期限。

在一个实施例中，获取受灾区域的离线计量终端信息包括离线计量终端的地理位置信息，离线时间信息以及终端标识。地理位置信息可以确定计量终端所在电网线路的位置，包括经纬度位置信息和地址位置与终端标识信息，离线终端信息例如如下表示方式：

a市b区1号计量终端，位于北纬n38°39′6.48″东经e104°04′35.11″，上次离线时间：2019-08-1114:53:22离线时长4小时28分33秒。

a市b区2号计量终端，位于北纬n38°39′6.56″东经e104°04′45.41″，上次离线时间：2019-08-1114:53:22离线时长4小时28分33秒。

a市c区1号计量终端，位于北纬n38°39′4.44″东经e104°04′35.12″，上次离线时间：2019-08-1114:43:32离线时长4小时38分23秒。

以上实例信息仅仅作为解释计量终端的地理位置信息，实例数据不代表真实信息。

在另一个实施例中，如图3所示，提供了一种计算离线计量终端集群方法，包括以下步骤：

步骤302，获取运行状态是全部离线的计量终端集群。

其中，计量终端集群是由多个计量终端组成，各个计量终端互不影响，外部监测是整个集群的运行状态。计量终端集群状态有全部在线、部分在线、全部离线。

步骤304，在全部离线状态的计量终端集群中选取离线时间与灾害发生时间差值在预设阈值内的计量终端集群；

步骤306，根据选取的离线计量终端集群的离线计量终端集群信息，计算出各区域的离线计量终端集群数量。

为便于理解给出下列实例：

假如灾害发生时间是2019-08-1113:00:00，预设时间阈值是12小时，以下是获取的计量终端集群信息：

a市b区1号计量终端集群，位于(n38°39′6.48″,e104°04′35.11″)，全部离线，上次离线时间：2019-08-1113:53:22离线时长0小时28分33秒。

a市b区2号计量终端集群，位于(n38°39′6.56″,e104°04′45.41″)，全部离线，上次离线时间：2019-08-1113:55:32离线时长0小时28分43秒。

a市c区1号计量终端集群，位于(n38°39′1.56″,e104°10′45.41″)，部分在线，上次离线时间：2019-08-0212:43:32离线时长9天4小时38分23秒。

a市c区2号计量终端集群，位于(n38°39′16.66″,e104°10′45.52″)，全部在线，上次离线时间：未离线离线时长0。

a市c区3号计量终端集群，位于(n38°39′1.36″,e104°10′25.41″)，全部离线，上次离线时间：2019-07-2213:43:41离线时长21天4小时29分43秒。

在上述计量终端集群信息示例中，筛选出全部离线的计量终端集群是：a市b区1号计量终端集群、a市b区2号计量终端集群以及a市c区3号计量终端集群，随后选择与灾害发生时间在阈值12小时以内的计量终端集群，分别是a市b区1号计量终端集群和a市b区2号计量终端集群；那么可以确定a市b区1号计量终端集群和a市b区2号计量终端集群表示该区域电力系统受到灾害影响，我们可以得知此次灾害导致了两个计量终端集群离线，并且可以得到受灾害影响的区域，通过选取离线计量终端集群的信息，可以避免单个离线终端集群故障导致的误差数据，而且通过设置时间阈值可以筛选出真正受灾害导致电力损坏的计量终端集群，更加准确判断电力受灾的影响程度。

在一个实施例中，获取与计量终端属于同一区域的电力用户数，此数据可以通过供电局调查得到，然后建立同一区域内计量终端与电力用户数的映射关系，随后根据离线计量终端与映射关系得出该区域的受灾用户数量，此方法可以通过离线计量终端得知具体的受灾用户数，为以后的抢修优先级提供依据。

在其中一个实施例中，采用gis技术对各区域的受灾用户数进行渲染，gis地图上渲染颜色的深度正比与受灾用户数，在gis系统上将地图区域根据计量终端所在区域分块，根据计量终端的离线情况与计量终端所在区域的用户映射关系得到该区域受灾用户的数量，gis获取到受灾用户数量对计量终端所在地图区域进行渲染，颜色深度与受灾用户数量成正比，然后得到所有区域的受灾渲染地图。通过gis技术可以使得人们可以具象地通过地图了解电力受灾用户与受灾范围。

应该理解的是，虽然图2-3的流程图中的各个步骤按照箭头的指示依次显示，但是这些步骤并不是必然按照箭头指示的顺序依次执行。除非本文中有明确的说明，这些步骤的执行并没有严格的顺序限制，这些步骤可以以其它的顺序执行。而且，图2-3中的至少一部分步骤可以包括多个子步骤或者多个阶段，这些子步骤或者阶段并不必然是在同一时刻执行完成，而是可以在不同的时刻执行，这些子步骤或者阶段的执行顺序也不必然是依次进行，而是可以与其它步骤或者其它步骤的子步骤或者阶段的至少一部分轮流或者交替地执行。

在一个实施例中，如图4所示，提供了一种电力灾情监测装置400，包括：计量终端状态接收模块401、计量终端信息分析模块402，受灾程度计算模块403其中：

计量终端状态接收模块401，用于接收计量终端运行状态信息；

计量终端信息分析模块402，用于分析计量终端运行状态信息；

受灾程度计算模块403，用于根据计量终端运行状态信息的分析得出电力受灾程度。

电力灾情监测装置通过计量终端状态接收模块401可以实时获取计量终端运行状态信息，随后通过计量终端信息分析模块402分析计量终端运行状态信息，将得到的计量终端运行信息发送给受灾程度计算模块403，得出电力受灾程度，实现电力灾情的高效监控

在一个实施例中，计量终端信息分析模块402还用于分析计量终端的离线时间；分析计量终端的地理位置；计算计量终端的离线数量。

在另一个实施例中，受灾程度计算模块403还用于采用gis技术对各区域用户数进行渲染，gis地图上渲染颜色的深度正比于受灾用户数。

在一个实施例中，电力灾情监测装置400获取与计量终端属于同一区域的电力用户数，然后建立同一区域的计量终端与电力用户数映射关系，根据离线计量终端与所述离线计量终端与区域内用户数的映射关系得出该区域受灾用户数量。

在另一个实施例中，计量终端状态接收模块401获取受灾区域内计量终端集群的运行状态参数，运行状态包括全部在线状态、部分在线状态以及全部离线状态。

在另一个实施例中，电力灾情监测装置400还用于选取运行状态是全部离线状态的计量终端集群；在全部离线状态的计量终端集群中选取离线时间与灾害发生时间差值在预设阈值内的计量终端集群，之后根据选取的离线计量终端集群的离线计量终端集群信息，计算出各区域的离线计量终端集群数量。

关于电力灾情监测装置的具体限定可以参见上文中对于电力灾情监测方法的限定，在此不再赘述。上述电力灾情监测装置中的各个模块可全部或部分通过软件、硬件及其组合来实现。上述各模块可以硬件形式内嵌于或独立于计算机设备中的处理器中，也可以以软件形式存储于计算机设备中的存储器中，以便于处理器调用执行以上各个模块对应的操作。

在一个实施例中，提供了一种计算机设备，该计算机设备可以是服务器，其内部结构图可以如图5所示。该计算机设备包括通过系统总线连接的处理器、存储器、网络接口和数据库。其中，该计算机设备的处理器用于提供计算和控制能力。该计算机设备的存储器包括非易失性存储介质、内存储器。该非易失性存储介质存储有操作系统、计算机程序和数据库。该内存储器为非易失性存储介质中的操作系统和计算机程序的运行提供环境。该计算机设备的数据库用于存储计量终端信息数据。该计算机设备的网络接口用于与外部的终端通过网络连接通信。该计算机程序被处理器执行时以实现一种电力灾情监测方法。

本领域技术人员可以理解，图5中示出的结构，仅仅是与本申请方案相关的部分结构的框图，并不构成对本申请方案所应用于其上的计算机设备的限定，具体的计算机设备可以包括比图中所示更多或更少的部件，或者组合某些部件，或者具有不同的部件布置。

在一个实施例中，提供了一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，处理器执行计算机程序时实现以下步骤：

获取受灾区域内计量终端运行状态参数；

根据计量终端运行状态参数，获取受灾区域内的离线计量终端信息；

根据离线计量终端信息，计算各区域的离线计量终端数量；

根据离线计量终端数量，计算该区域受灾用户数量，得到电力受灾程度。

在一个实施例中，处理器执行计算机程序时还实现以下步骤：

获取受灾区域内计量终端集群的运行状态参数，运行状态包括全部在线状态、部分在线状态以及全部离线状态。

在一个实施例中，处理器执行计算机程序时还实现以下步骤：

获取受灾区域内离线计量终端的地理位置信息、离线时间以及终端标识。

在一个实施例中，处理器执行计算机程序时还实现以下步骤：

选取运行状态是全部离线状态的计量终端集群；在全部离线状态的计量终端集群中选取离线时间与灾害发生时间差值在预设阈值内的计量终端集群，之后根据选取的离线计量终端集群的离线计量终端集群信息，计算出各区域的离线计量终端集群数量。

在一个实施例中，处理器执行计算机程序时还实现以下步骤：

获取与计量终端属于同一区域的电力用户数，建立同一区域的计量终端与电力用户数映射关系，根据离线计量终端与所述离线计量终端与区域内用户数的映射关系得出该区域受灾用户数量。

在一个实施例中，处理器执行计算机程序时还实现以下步骤：

采用gis技术对各区域的受灾用户数进行渲染，gis地图上渲染颜色的深度正比于受灾用户数。。

在一个实施例中，提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，计算机程序被处理器执行时实现以下步骤：

获取受灾区域内计量终端运行状态参数；

根据计量终端运行状态参数，获取受灾区域内的离线计量终端信息；

根据离线计量终端信息，计算各区域的离线计量终端数量；

根据离线计量终端数量，计算该区域受灾用户数量，得到电力受灾程度。

在一个实施例中，处理器执行计算机程序时还实现以下步骤：

获取受灾区域内计量终端集群的运行状态参数，运行状态包括全部在线状态、部分在线状态以及全部离线状态。

在一个实施例中，处理器执行计算机程序时还实现以下步骤：

获取受灾区域内离线计量终端的地理位置信息、离线时间以及终端标识。

在一个实施例中，处理器执行计算机程序时还实现以下步骤：

选取运行状态是全部离线状态的计量终端集群；在全部离线状态的计量终端集群中选取离线时间与灾害发生时间差值在预设阈值内的计量终端集群，之后根据选取的离线计量终端集群的离线计量终端集群信息，计算出各区域的离线计量终端集群数量。

在一个实施例中，处理器执行计算机程序时还实现以下步骤：

获取与计量终端属于同一区域的电力用户数，建立同一区域的计量终端与电力用户数映射关系，根据离线计量终端与所述离线计量终端与区域内用户数的映射关系得出该区域受灾用户数量。

在一个实施例中，处理器执行计算机程序时还实现以下步骤：

采用gis技术对各区域的受灾用户数进行渲染，gis地图上渲染颜色的深度正比于受灾用户数。

本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例方法中的全部或部分流程，是可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，所述的计算机程序可存储于一非易失性计算机可读取存储介质中，该计算机程序在执行时，可包括如上述各方法的实施例的流程。其中，本申请所提供的各实施例中所使用的对存储器、存储、数据库或其它介质的任何引用，均可包括非易失性和/或易失性存储器。非易失性存储器可包括只读存储器(rom)、可编程rom(prom)、电可编程rom(eprom)、电可擦除可编程rom(eeprom)或闪存。易失性存储器可包括随机存取存储器(ram)或者外部高速缓冲存储器。作为说明而非局限，ram以多种形式可得，诸如静态ram(sram)、动态ram(dram)、同步dram(sdram)、双数据率sdram(ddrsdram)、增强型sdram(esdram)、同步链路(synchlink)dram(sldram)、存储器总线(rambus)直接ram(rdram)、直接存储器总线动态ram(drdram)、以及存储器总线动态ram(rdram)等。

以上实施例的各技术特征可以进行任意的组合，为使描述简洁，未对上述实施例中的各个技术特征所有可能的组合都进行描述，然而，只要这些技术特征的组合不存在矛盾，都应当认为是本说明书记载的范围。

以上所述实施例仅表达了本申请的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本申请构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本申请的保护范围。因此，本申请专利的保护范围应以所附权利要求为准。