电力系统继电保护故障信息采集及处理系统.docx

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电力系统继电保护故障信息采集及处理系统

西南大学网络与继续教育学院

毕业论文

论文题目：

电力系统继电保护故障信息采集及处理系统

学生姓名孙甲稳

学号

类型网络教育

专业

层次

指导教师

日期

电力系统继电保护故障信息采集及处理系统

摘要

电网继电保护及故障信息处理系统由主站系统、通信网络和子站系统3部分组成。

该系统的应用价值和作用主要体现在主站系统的功能设计上。

在综合分析国内各种继电保护及故障信息处理系统的基础上，着重论述了主站系统的硬件、软件平台构架及功能模块的设计。

硬件平台构架的设计充分考虑了系统的独立性、安全性和可靠性：

软件平台的设计对两种可行的方案进行了比较，分析其合理性：

功能模块的设计基于故障信息的合理分类从故障分析的各个角度对功能模块进行合理划分。

最后简要地展望了主站系统未来的发展趋势。

关键字：

故障信息处理；管理信息系统；系统设计

一、绪论

（一）研究目的和意义

近年来，继电保护及故障信息处理系统受到电网调度运行管理部门越来越多的重视。

在故障时，该系统由子站负责搜集保护装置的保护动作信息和故障录波器的录波信息，通过网络实时传送到主站端，供调度和保护人员及时分析和处理，从而大大提高了电网故障的分析水平、事故处理效率以及故障信息的管理水平〔‘一‘〕。

尤其是2003年美加“s·14”大停电事故发生后，该系统的作用得到了广泛的关注，它在电网多点故障和连锁误跳闸的情况下，优先时地上传重要的异常信息到达省网调度端，从而为调度人员统一调度并对事故进行统一指挥提供了有效的依据。

目前，国内对该系统的作用和定位已基本达成一致，但对系统的通信协议、硬件、软件平台结构布局、功能界定等方面有不同的理解。

研究电力系统故障和危及安全运行的异常工况，以探讨其对策的反事故自动化措施。

因在其发展过程中曾主要用有触点的继电器来保护电力系统及其元件（发电机、变压器、输电线路等），使之免遭损害，所以也称继电保护。

基本任务是：

当电力系统发生故障或异常工况时，在可能实现的最短时间和最小区域内，自动将故障设备从系统中切除，或发出信号由值班人员消除异常工况根源，以减轻或避免设备的损坏和对相邻地区供电的影响。

（二）基本原理

继电保护装置必须具有正确区分被保护元件是处于正常运行状态还是发生了故障，是保护区内故障还是区外故障的功能。

保护装置要实现这一功能，需要根据电力系统发生故障前后电气物理量变化的特征为基础来构成。

电力系统发生故障后，工频电气量变化的主要特征是：

（1）电流增大。

短路时故障点与电源之间的电气设备和输电线路上的电流将由负荷电流增大至大大超过负荷电流。

（2）电压降低。

当发生相间短路和接地短路故障时，系统各点的相间电压或相电压值下降，且越靠近短路点，电压越低。

（3）电流与电压之间的相位角改变。

正常运行时电流与电压间的相位角是负荷的功率因数角，一般约为20°，三相短路时，电流与电压之间的相位角是由线路的阻抗角决定的，一般为60°～85°，而在保护反方向三相短路时，电流与电压之间的相位角则是180°+（60°～85°）。

（4）测量阻抗发生变化。

测量阻抗即测量点（保护安装处）电压与电流之比值。

正常运行时，测量阻抗为负荷阻抗；金属性短路时，测量阻抗转变为线路阻抗，故障后测量阻抗显著减小，而阻抗角增大。

不对称短路时，出现相序分量，如两相及单相接地短路时，出现负序电流和负序电压分量；单相接地时，出现负序和零序电流和电压分量。

这些分量在正常运行时是不出现的。

利用短路故障时电气量的变化，便可构成各种原理的继电保护。

此外，除了上述反应工频电气量的保护外，还有反应非工频电气量的保护。

（三）系统概述

电网继电保护及故障信息处理系统是由子站系统、主站系统和连接二者的通信网络构成。

系统的总体结构如图1所示。

子站系统的主要任务是负责采集变电站内的微机保护装置、故障录波器及各种电子智能设备的信息，并负责把这些信息规范化后上传至主站系统。

子站系统安装于厂站现场，采用分布式结构，一般包含多个子站，每个子站一般由一台保护管理机或集控中心来完成站内装置信息的采集和通信。

图1系统结构

主站系统的主要任务是基于子站上传的信息进行故障告警、故障分析、故障处理、信息的归档和统计等。

主站系统采用分布式的C、S结构，主要应用于地调或省调。

通信网络负责信息的远程传输。

一般采用以电力数据专线网（SPDnet）为主，公众电话交换网（PSTN）为辅的广域网通信方式。

从整个系统看，子站系统侧重于信息的采集和通信，而主站系统侧重于信息的分析、处理和管理。

目前，由于高压电网的厂站内各种智能装置新旧不一，类型多样，装置的通信协议往往各自独立，子站系统需要解决如何将这些装置连接到保护管理机并进行数据通信、数据统一和数据同步的问题：

从应用的角度上看，子站获得各种装置的信息是一定的，整个系统的作用主要体现在主站系统上。

因此，主站系统的平台结构和功能界定对于整个系统功能的发挥具有重要作用。

二、硬件平台设计

（一）主站系统的独立性

主站系统侧重于在电网发生故障后实时地进行故障处理和故障分析，EMS等侧重于电网正常运行时的实时监视和控制。

因此，主站系统与EMS等现有系统应该是相互独立的，所以宜采用相对独立的硬件平台，以避免不同系统之间的干扰。

（二）主站系统的可靠性

电网故障的突发性决定了主站系统必须具有很高的可靠性，以保证故障时故障信息的可靠上传。

为此，采用冗余设计，设置两台服务器作为主、备用通信服务器，且每台通信服务器均可通过拨号网络或电力专线数据网络与子站系统通信。

同时，通信服务器最好采用UNIX操作系统和基于UNIX的底层通信服务，因为UNIX具有Windows无可比拟的安全可靠性和灵活开放性。

（三）主站系统的安全性

根据我国电力二次系统安全防护的总体要求，电网继电保护及故障信息处理主站系统的大多应用属于二级安全区的非控制生产区，而Web信息发布的应用应属于三级安全区的生产管理区。

根据安全等级和防护水平的要求，主站系统的二级安全区与三级安全区之间应该设置安全隔离的硬件防火墙，并采取签名认证和数据过滤等措施。

此外，为了防止主站系统的数据遭到网络黑客或病毒的侵扰，主站系统与外部系统之间应该采用安全的网络隔离方案。

为此，主站系统的通信服务器与外部网络连接的网关上应该设置软、硬件防火墙。

同时，数据库服务器宜采用主、备方式来保证数据安全。

三、软件平台设计

主站系统的软件平台功能要求完成与子站的通信，并把故障时子站上传的信息存人数据库，同时提供各种应用功能模块供主站用户及时地进行故障分析、处理及日常业务管理。

因此，主站软件系统中的通信服务层、应用服务层和数据库三大模块是必需的。

主站系统软件平台有如下两种设计方案：

方案1：

采用通信服务层和应用服务层2层软件体系结构，直接操作数据库。

如图2所示，该方案结构简单，易于实现。

图2主站系统软件平台构架（方案1）

方案2：

采用3层软件体系结构，即在方案1的基础上，把通信服务层和应用服务层中的数据访问逻辑独立出来构成数据访问服务层。

如图3所示。

图3主站系统软件平台构架（方案2）

方案2有以下特点：

主站软件系统的可移植性大大增强。

目前不同地区的主站系统往往采用不同类型的数据库，针对不同的数据库环境，方案2只需对数据访间控制层进行修改，而方案1中的通信服务层和应用服务层的所有模块都需要更改，维护量很大。

主站系统的用户级别访问控制更灵活。

主站系统的用户包括保护、调度、安检和系统管理员等，不同用户具有不同的权限，这些权限在数据访问层更容易实现跟踪和控制。

而且，该层也便于维护不同用户对公共数据的一致性。

大大简化了主站用户的计算机系统对数据库客户端环境的依赖。

当然，这一方案必须保证数据访问服务层具有足够高的可靠性和稳定性。

综上分析，方案2比方案1更加合理，也体现了软件设计的可复用性。

两种方案均适用于主站系统二级安全区和三级安全区，但考虑到二级安全区集中了主站系统的大多数应用，宜采用方案2，而三级安全区主要是Web应用，可以采用方案1。

二级安全区和三级安全区通过各自的通信服务层来通信，以保持两个区的公共数据的一致性。

四、应用功能设计

（一）主站系统的信息划分

主站系统所处理的信息都来源于各个子站，从时间上可以划分为电网正常时的信息和电网故障时的信息。

此外，还可以按照不同的角度对这些信息进行划分。

（1）按照信息的来源不同，分为：

来自录波器的录波文件列表和录波文件，来自微机保护装置的开关变位信息、保护动作信息、故障简报等，来自其他采集装置的状态信息等。

（2）按照信息的类型不同，分为开关量信息（开关信息、保护动作信息等）和模拟量信息（电压、电流等）。

（3）按照信息的意义不同，分为动作类、状态类、自检类等。

d.按照故障时信息到达主站时间的优先不同，依次分为：

故障简报，保护动作信息、开关变位信息、保护的录波数据等，故障录波器的录波信息等。

（4）按照获得信息的方式不同，分为主站召唤的信息和子站上传的信息。

另外，主站系统还可以允许用户对到达主站的信息自定义分类，例如分为重点信息、一般信息和次要信息等，以方便用户识别重要信息。

主站系统的应用都是基于以上信息进行信息管理和故障分析的，不同的信息分类方式直接关系到应用功能模块的设计。

（二）主站系统的应用功能划分

主站系统的作用主要定位于电网发生故障后实时、准实时的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（而不是对一次电网）的实时监视、管理和控制。

目前，由于继电保护及故障信息处理系统还处于推广和发展阶段，对于主站系统的应用功能划分还没有形成统一的看法。

在对江苏和福建两省的主站系统实施过程中，在充分了解用户需求的基础上，结合对系统的理解，我们对主站系统的应用功能按以下方法进行划分，并已在实际系统中实现和应用。

a.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定制的流程，确认后在用户权限许可下，可远程下发修改运行定值命令给子站，达到修改定值的目的，及早消除潜在的隐患：

允许用户对厂站内装置的历史信息和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，而且可以按地区、变电站、线路和保护装置来分级索引：

主站系统还可以通过采用特定算法来分析、比较各套保护的模拟量测量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。

b.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。

告警方式可以有图形告警、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。

c.故障发生后，主站系统必须提供各种完整分析模块，最大化地利用所有的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、相量图、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、拒动或是正确动作。

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，针对线路两端录波数据不完全同步的情况，系统提供了基于电压模值稳定和基于不同步角计算的非同步双端测距算法进行测距，还可以辅助以过零点、突变量、