微机继电保护装置运行及故障处理

微机继电保护装置运行及故障处理
摘要：继电保护工作是一项技术性很强的工作，本文针对微机继电保护及故障信息处理系统进行了全面论述，重点分析了主站系统、子站系统的设计构架及其应用功能。

关键词：继电保护：故障信息：运行管理
0、引言：
继电保护故障信息系统是利用数据网络传输继电保护、故障录波等装置动作信息并进行综合分析，使调度端迅速掌握电网故障情况及保护动作行为，缩短分析故障时间，加快对事故的处理，从而保障电网的安全、稳定运行。

故障信息系统提高了电网事故分析、设备管理维护水平，是继电保护运行、管理的技术支持系统，也是电网故障时的信息支持、辅助分析和决策系统。

1、故障信息管理系统结构
无论按地理位置还是职能，该系统都可分为3部分：主站、子站、主子站之间沟通的通讯链路。

1．1主站系统构架
主站是指信息管理系统位于调度端的部分，数据服务器常采用热备份模式，提供不停顿作业方式。

主站系统还包括提供信息发布的W EB服务器；可供继保、调度等相关管理部门使用的监控及故障处理分析工作站等。

主站系统的通讯主机通过MODEM 经程控网与变电站管理屏连接，系统发生故障后可同时接收相关变电站上传的信息，经分析处理后将最终数据存入管理服务器。

服务器负责存储、统计所有变电站的信息，对接收的数据经过初步分析，并经维护人员归纳、总结后通[nternet发布，每个终端可以共享服务器提供的标准化数据及资源，实现整个局域网对最新故障数据的共享。

同时，调度员可以浏览管理服务器上原始的故障数据及波形信息。

通讯主机与服务器之间遵循TCP ／IP(FTP)协议。

1-2 子站系统构架
在变电站端设置专门的子站管理机，子站系统强调的是对厂站内的保护及录波装置的接入能力以及子站系统本身的稳定运行能力。

接入能力是指厂站端的管理机不但能够接入不同时期、不同厂家、不同型号、不同通信接口及规约的保护及录波装置，而且能够准确无误的采集这些装置在运行状态下产生的各种瞬间数据，并能将不同类型的数据按不同规约转换远传至相关的自动化系统和主站。

因此，子站系统对下应能提供多种通讯接口方式和保护与录波装置进行互联，对上
应能提供站控层网络通讯接口。

设置在变电站端的子站管理机通过Modem 经电话线与调度端中心站连接，通过工控机与现场设备连接。

工控机经由插在IPC 中的多功能MOXA 卡将RS 一232信号转换成RS485，422信号，同时进行串行口扩展，经双绞线连接到站内微机保护和故障录波设备。

管理机装设1台GPS授时装置，为了尽量减少对运行装置的影响，GPS仅采用了“软对时”方式，即GPS只校正工控机的时钟，工控机再通过串口为所连接的装置对时。

非微机保护装置及其它监控信号以开关量的方式接入
变电站管理机。

2 微机保护装置运行中存在的问题
微机设备的接入能够给电网运行人员提供更多的数据，进一步提高现场系统的自动化程度，保证系统安全、有效、稳定的运行。

但是，由于目前的微机设备考虑得较多的是对以往设备功能的替代，在数据的综合利用方面考虑的较少，因此这些微机设备基本上是独立运行，数据综合分析水平不高。

以下是当前设备运行中存在的问题：
(1)设备输出至打印机的信息往往难以直观地理解，一般都用代码表示其内部的状态。

(2)打印结果以硬拷贝的形式保存，不易于长期保存和进行档案管理。

(3)由于每个设备都必须配备打印机，导致维护开销和工作量较大，且可靠性和使用效率较低，缺乏1个统一且方便的管理后台设备向运行人员提供友好的用户界面。

(4)调度与变电站的联系不紧密，调度的运行人员通常只能靠变电站运行人员的口头汇报进行事故处理。

事实证明，由于种种原因，这种汇报的差错率较高，拖延了事故处理时间。

(5)受系统通信手段的限制，线路故障时对故障点的估测无法使用双端电气量进行，而只能局限于保护设备所提供的单端电气量测距计算，结果往往误差较大。

针对以上问题，故障信息管理系统在各地区电网中得到推广应用。

3 系统各部分主要功能
3．1主站主要功能
主站系统的作用主要定位于电网发生故障后实时地故障通知并进行故障判断、分析、处理和决策等，以及电网正常运行时对二次系统本身的实时监测、管
理和控制。

对主站系统的应用功能按以下方法进行划分：
(1)电网正常时，主站系统允许用户将定值库中的定值与主站召唤得到的现场保护装置的实际运行定值进行核对：系统提供了与继电保护整定计算系统的接口，允许保护人员根据整定计算生成的定值单按照用户指定的流程，确认后在用户权限许可下，远程下发修改定值命令给子站，达到修改定值的目的；允许用户对场站内装置的历史信息和当前运行信息进行查询和统计，包括装置的运行定值、模拟量测量值、开关量状态等，而且可按变电站、线路和保护装置分级索引：主站系统还可以采用特定算法来分析、比较各套保护的模拟量测值和监视装置的自检信息、录波器的运行状态信息等，达到监视电网二次设备运行状态的目的。

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(2)故障时，主站系统实时收到子站自动上传的故障信息后立即告警。

告警方式可以由图形告警、列表告警和多媒体告警等。

图形告警会在电网地理接线图或站内主接线图的相关故障设备上闪烁告警：列表告警会以列表方式突出提示故障简要信息。

实际系统中，考虑到子站上传的信息由于录波通道配置信息不规范化和冗余信息“膨胀”，告警的同时还进行了信息预处理，包括信息过滤配置、信息规范化、对信息加以分类从而识别和剔除误传信息等，以方便后续的故障诊断和故障分析基于有效信息进行。

(3)故障发生后，主站系统必须提供各种完整分析模块，最大化地利用所有信息帮助用户全面分析故障。

波形分析模块能分析录波文件，显示各个通道数据的波形，并可进行谐波、向量图、序分量、功率以及高频信号、开关信号等的分析。

故障诊断专家系统模块帮助用户定位故障元件，并分析哪些保护误动、拒动或正确动作。

故障测距模块提供多种单端和双端测距算法，精确定位线路故障地点。

动作行为分析模块通过分析保护的动作原理并用实际测量值验算动作方程来分析保护动作的行为，可以帮助用户找到误动／拒动是否是整定值不适合所引起，或者是保护本身原理的缺陷所引起。

(4)故障开始后，子站系统按照信息的优先权来分批传送各类故障信息。

主站系统对故障的处理过程是按照信息到达主站的时间先后进行逐级分析，并最终形成完整的故障分析报告的。

整个过程是分时间、分层次的，这样处理将方便调度分析人员逐步认清故障的性质和原因，分析故障过程兼顾了快速判断和全面分析的效果。

(5)故障分析结束后，主站系统应该提供故障信息归档入库、生成完整故障报告、并可以通过W eb发布故障信息、提供录波数据文件供下载等。

3．2子站主要功能
设置变电站的子站端，其主要作用是搜集、过滤信息，转换不同装置的通讯规约，数据打包传送，作为联系调度端和变电站端设备的桥梁。

管理机的存储方式和能力能很好地解决装置故障时数据丢失的问题，及时搜集并存储本站启动装置的数据，并且将数据进行过滤，只传送与故障直接相关的故障信息，减少了通
道中传输的数据：同1个站中不同装置的通讯规约及时转换。

①可以减少冗余数据占用的通道传送时间：②可以减轻调度端主机的工作量。

子站主要功能：
(1)自检和巡检设备，自检子站系统设备及巡检接入的微机装置，这些设备一旦有事故报告就自动收集并保存，根据要求上传主站和就地发信号提示值班员、显示打印：
(2)数据查询和检索、备份功能，可以随时查询子站管理的微机装置定值、开关量位置情况、历史动作报告，自检报告和录波器的定值及历史录波数据，子站具备数据库备份文件导入、导出功能：
(3)远程通信，按照要求完成子站和主站的数据传输：
(4)对时，自动在设定时间内对自己系统和管理的微机装置，根据GPS时钟数据进行校准：
(5)系统设置，设置巡检设备、对时、自动进行时间报告上传的时间间隔，MODEM 的参数设置，添加、删除工作站和用户等：
(6)图形显示功能，子站能显示主接线图及开关状态，相关的软件具有良好的界面及方便的图元编辑功能，在主接线图上可以定义相关的保护单元及开关量信息，而且该信息可以传送到主站，做到了设备原始参数的唯一性。

3．3 主站与子站通信方式和通信规约
系统子站和主站间根据不同地区的通信链路状况，可采用自动拨号、专线和数据网等3种方式实现。

子站主机和子站的微机装置采用串口方式连接。

通信规约满足行标IEC2608702521 03规约要求。

主站可以通过网络与公司MIS网相联，实现信息资源共享。

4 结束语
综合利用微机保护的数据信息资源，提高电网故障分析水平，提出建立地区电网故障信息管理系统的必要性，详细介绍了该系统的组成及功能，根据该系统的实际应用情况，提出今后的技术发展方向。

从实际应用和发展趋势来看，该系统在以下几方面有待进一步优化。

(1)受通信网络限制，当系统多点故障时，较多的文件数据容易形成堵塞问题，建议采用压缩文件传输方式。

另外根据安全性的需要，故障录波数据可采用加密处理，确保开放网络环境下录波数据传输的安全性。

(2)主站系统与子站系统之间的通信采用IEC608702103通信协议，由于协议本身的限制，主站获得的故障和实时信息量是被动、有限的，这就制约了主站系统分析和监视故障的能力，这一问题将随着IEC61850协议的发布和应用得到更
好的解决。

，
(3)主站系统应进一步扩展故障分析功能，提高故障计算水平，例如系统短路计算及继电保护定值仿真等模块，使该系统发展成为1个全方位的故障处理系统。