继电保护故障信息系统的应用总结

摘 要 ：随着我国电网规模的不断扩大,运行方式也越来越复杂,继电保护及安全自动装置的运行及动作情况对系统安全的影响也随之增加.此外,随着继电保护装置数字化程度的提高,所能够提供的各种系统信息也大大增加.由此而带来的电网调度运行人员及保护专业人员所需关注处理的信息量也成倍增长,客观上增加了电网运行人员判断和处理事故的难度,也增加了系统故障后的恢复所需的时间,这些都对继电保护故障信息系统的建设提出了迫切要求.

关 键 词 ：继电保护 故障信息系统 应用

故障信息系统主要功能是作为电网事故分析和保护动作行为分析的手段,因此,作为事故分析的基础信息内容必须包含断路器跳闸信息保护动作信息,故障录波器一记录的模拟量信息等,同时也应该能与保护整定值信息的有机关联,以判断保护动作行为是否与预期的保护离线设置相符.

近几年全面进行继电保护故障信息系统的建设,将尽可能多的装置接入系统,对于新建变电站则从设计时就将继电保护故障信息系统考虑在内,进行统一设计.随着接入系统的保护装置、故障录波装置越来越多,该系统在调度人员快速分析事故原因、保护人员快速确认装置的正确动作、相关人员便捷的调取事故数据上发挥了重要作用.现阶段该系统功能主要体现在以下几个方面：

1）变电站的地理分布,并体现变电站运行状况,可以从地理图导航至变电站保护配置图,此界面提供给继电保护专业人员和调度人员.

2）保护设备实时状态监视功能,从此界面可以清晰的看到保护装置软件板、硬压板以及开关量的状态.此界面提供给继电保护专业人员和调度人员.此功能在保护装置的专项检查中发挥着巨大作用.由于不同时期不同厂家的保护装置压板的名称、投退原则有所不同,此项是发电前必须检查的.

3）保护设备事件监视画面,并提供历史事件数据的查询.在变电站运行人员上报保护动作信息后,由于站内信息经过了合并处理,调度人员往往很难确定到底是保护装置的那个保护动作,如是距离I段还是距离11段动作,这对于运行人员没有什么用,而对于调度人员则是布置进行线路检查的依据之一.此界面提供给继电保护专业人员和调度人员 .

4）定值管理.系统定值管理功能包含了定值召唤、查询、比较等功能.由子站召唤的定值数据被保存到数据库中并标记召唤时间,可以与历时定值数据进行比较,查询定值变化情况；系统具备自动定值校核功能,可以设定对比的周期,将设备当前定值与录入的定值单定值进行比较,提示有差异的项,所有数据都可以传送到IV区,即进行web发布,此区可以对普通人员开放.

5）web发布功能,该功能主要提供保护设备信息查询、故障信息查询、统计功能,向所有拥有公司内部OA用户名的人员开放,可以方便大家查询、学习.但是由于以下两方面原因故障信息系统还不能发挥它的全部效力一方面由于原来建设的一些保护装置不具备接入故障信息系统的条件使得接入系统的保护装置并不是全部装置,这就导致当某故障发生时可能相关装置并没有接入系统或者接入系统的并不完整,这样系统的分析功能就得不到发挥；另一方面,由于各不同厂家保护装置所采用的规约有所不同,且不同版本的程序所对应的点表也有差别,导致在接入系统前要对大部分信息进行规约转换,这样一来不仅使信息有所延时,而且在进行人为的转换合并过程中也难免出现漏报、错报现象,使得在对系统发出信息使用过程中还要综合考虑,而不能只靠单一信息得出确切结论.然而随着保护装置的更新、基于无缝通信协议的《变电站网络和通信系统》（IEC61850）的颁布和数字化变电站的实施,继电保护故障信息系统将逐步发挥它的巨大作用.在的继电保护故障信息系统的建设过程中,从该系统的功能定位到主站、分站、子站的结构设计、通讯方式选择再到具体到每个变电站、每台装置的接入工作,我们遇到了很多问题,随着问题的解决也总结了一些经验：

1）故障信息系统建设宜采用主站、分站、子站3级结构,且分站和主站间没有直接的联系,接入110kV子站采取同时接入分站、主站方式,而不是通过分站转发.这种分级结构既使系统维护方便,又避免了经分站转发导致通道可靠性降低的环节.

2）站内保护装置接入子站,尽可能直接连接,不经过监控系统管理机.一方面避免因监控系统管理机死机造成所接保护装置与子站通讯中断；另一方面,因监控系统管理机已对接入的信号进行初步合并、取舍处理,影响子站信号接入的原始性.

3）站内保护装置接入子站,优先选用网口通讯,当必须采用串口时,每段485总线所连接保护装置不宜超过5台.在某站子站投入运行后频繁出现保护装置与子站通讯中断,经过多次试验后发现是由于同一串口线所接装置过多（现场为7台）造成,改成分别由两段485总线连接4台和3台装置后,运行良好.

4）每个变电站都有很多台保护装置,如果对于每一个接入系统的信息都进行逐一传动将耗费大量人力物力,仅以一座中等规模的220kV变电站为例,站内主变3台,220kV出线8路,110kV出线10路,10kV出线40路,将有93台保护装置,约2000多条较重要信号,全部传动需要4人连续工作20多天,这还要没有和其它专业交叉工作、相互干扰的情况下,考虑到现场的实际情况,一般来30天恐怕都不能完成.根据每个站保护装置的特点:同一电压等级出线所采用的保护装置型号、版本相同；根据子站建设的特点:不同版本的程序要分别进行信息转换；我们摸索出现场可以采用同一类型的保护装置只仔细传动一台,其余各台进行检验传动,即只抽取点表中的几个信号传动,以此方法对上述220kV变电站需逐点传动的装置变为14台,同样是4名工作人员7天内可以较轻松的完成传动验收工作.

故障信息系统的全面应用是基于两个前提的:一方面,基于微电子技术的数字式装置的应用,数字式保护和故障录波器可以存储数据和实现数据通信；另一方面,通信技术的发展使得这些设备可以非常容易的实现信息集成,并可以在任何地方获取信息.目前某些电网110kV及以上变电站保护、故障录波数据微机化率已达到90%以上,但其中有部分早期的微机产品无法满足同时接入故障信息系统和监控系统的要求,就现阶段而言只能优先接入监控系统.随着设备的更新改造再逐步接入故障信息系统.

目前只有一部分电网故障可通过故障信息系统进行分析,此系统的全部功能还不能有效发挥.随着基于无缝通信协议的《变电站网络和通信系统》（IEC61850）的颁布和数字化变电站的实施,故障信息系统全面发挥其作用的明天也将逐步来临.