2．安徽电力调度通信中心，安徽省合肥市230061）
关键词：电网；故障信息；GPS；继电保护
目前电力系统正向着高电压、大电网的方向发展，运行方式也更加复杂，这对继电保护运行水平和在系统故障时及时准确地处理和分析事故提出了更高要求。继电保护和故障录波器微机化程度正在不断提高，但由于变电站没有很好的信息管理和统一时钟的手段，未能发挥微机装置在事件记录和波形存储方面的优势，也不能给事故处理提供全面真实的数据，这就给事故分析带来很大不便。电网故障信息管理系统为微机型的保护和录波器提供统一的GPS对时信息，并将保护和录波器的信息收集起来，及时传送到各级调度和继电保护部门，充分实现信息共享，是提高电网运行水平的重要手段。
目前对于微机保护和录波器信息的网络化管理正处在探索阶段，国家电力公司还没有统一的技术规范和实施办法。笔者在设计该系统时，根据安徽电网自身特点，充分考虑到可行性、实用性和可扩展性，具有与国内同类型系统相同的技术水平，并已在安徽电网的220kV枢纽变电站投入运行。
1 设计思想
继电保护装置及与其有关的功能（如故障录波、故障测距等）都是变电站自动化系统的重要组成部分，变电站自动化系统是让调度部门掌握电网一二次信息最根本的手段。目前正在进行变电站自动化系统的通信网络和传输协议的设计与标准化工作［1］，各种技术的应用虽然取得了很大的进展，但在真正意义上完全满足变电站自动化运行的需要尚有一定的差距。在系统设计时重点考虑以下问题：
（1）老的220kV变电站改造和新建的非自动化变电站 这些变电站中的运行保护（LFP系列、WXB系统微机保护）只提供串口与外部通信。由于保护动作报告和故障录波报告信息量较大，为不影响变电站监控信息的传送，在变电站自动化系统设计中已考虑将录波网与监控网分开［2］。因此利用现有的技术条件，在变电站内将保护、录波器通过串口接到故障信息采集中心上，再通过网络（电话交换网或分组交换网）传送到调度部门，组建电网故障信息管理系统，这样既不影响今后变电站自动化系统的改造，又可在短期内实现电网二次信息实时汇集。是一种在现有设备技术条件下用较少投资就可以实现的二次设备远方监控和故障信息远方传送的方案。
（2）新建的自动化变电站 在变电站设计阶段，将电网故障信息处理功能集成到变电站监控系统中。可以由变电站层的主控单元承担电网故障信息处理系统中的数据采集中心的功能。
（3）系统通信模式 目前变电站与调度端主站的通信采用拨号网络，同时考虑到电力通信网今后的发展，在系统设计时开发了基于TCP／IP的远程通信功能。
（4）注重调度端数据共享 将各变电站上送的数据进行标准化处理，存储在数据库中，通过电力系统内联网（Intranet）发布，充分实现信息共享。
2 系统体系结构
图1是电网故障信息管理系统体系结构图，箭头方向是信息的流向。数据采集中心与保护、录波器通过串口进行通信。数据采集中心将GPS对时信息发送到各种保护和录波器上，并收集这些设备的报告，进行标准化处理后，通过电力系统内部程控交换网，以拨号方式将信息传送到调度主站端。图2是调度端电网故障信息管理系统体系结构图，箭头方向是信息的流向。图中突出了电网故障信息管理系统与调度内部局域网的连接方式。调度端通信管理机有两个网络接口，一个是以太网接口，一个是拨号网络接口。使本系统可以充分利用调度部门现有的网络资源。信息上传到通信管理机后，再传送到服务器进行数据转换、存储、发布。用户可以进
行故障报告分析，故障数据查询。3 系统功能
本系统的主要功能是收集保护装置和故障录波器的动作信息，为调度端准确掌握系统异常工况提供重要依据。它利用变电站继电保护和故障录波装置作为前置机提供原始信息，在故障发生后，向调度端自动提供电网故障发生的时间、地点、发展过程、保护动作和开关跳合等信息。
3．1 变电站端主要功能
变电站端主要功能由数据采集中心实现，数据采集中心由GPS、MOXA卡，486工控机和MO－DEM组成。应用软件在DOS平台下，采用C语言开发，具有较好的稳定性和较低的系统资源消耗，对于各项功能有很高的运行速度。在故障时，既要收集各种故障信息，每秒钟还要发出GPS对时信息，因此必须保证数据采集中心有较高的响应时间。
正常运行时，数据采集中心系统收取保护装置的自检信息和定值信息以及由于系统扰动引起的录波信息；故障发生后，数据采集中心收集保护动作报告和录波器的录波报告，并将所有信息标准化。数据采集中心每秒钟将GPS的时钟信息发送到每套微机保护和录波器装置，使整个系统的信息时标统一，为分析复杂系统故障和双端故障测距提供了十分有效的信息源。每个数据采集中心可允许64路开关量输入，记录变电所重要事件和实现部分非数字保护装置的信息采集。拨号通信软件在数据采集中心有信息需要上传时自动启动，与调度端拨号服务器通信，并可以根据通道的好坏自动选择通信速率，同时也可以响应调度端的呼叫。
3．2 调度端功能
调度端的主要功能分为三部分，一是收集各变电站上传的信息，由通信管理机完成，在故障时会有多个变电站同时上传信息，在设计时充分考虑到系统并发性高的特点，在高档PC机上，Windows98平台下，采用VisualC＋＋开发，使通信管理软件具有多线程功能，满足了系统的需要；二是信息转换和存储，由FTP服务器和数据库服务器完成；第三是进行信息发布，由Web服务器完成。以上服务功能均在一台LC3的HP服务器上，以WindowsNT4．0为平台实现。当电网出现故障或保护装置出现异常时，故障报告、录波信息和自检报告信息都能自动地通过通信网传送到通信管理机，通信管理机也可设置定时召唤变电站端设备，监视通道和变电站端系统的运行情况。
调度端软件还提供了一套故障分析软件，继电保护专业人员可利用变电站上送的故障信息，对故障进行全面细致的分析，故障分析软件包括谐波分析、测距计算、阻抗计算、向量分析等。
服务器在完成数据转换和信息存储后，通过电网故障信息管理网站发布收集的各类信息。各部门用户通过浏览器访问继电保护Web服务器上的网站，按时间或按变电所查询信息简述，还可查看相应的故障波形和故障测距。系统故障时可以根据这些故障信息，准确地对系统状态做出判断，加快事故处理的速度，提高事故处理的正确性，同时为现场提供较为准确的故障点，提高现场事故抢修的效率。正常运行时，根据故障信息处理系统提供的历史故障信息和历史保护自检信息，可以确定现场保护设备的健康水平，指导保护设备的维护和检修工作。
4 系统特点
4．1 较强的兼容性
目前，国内各种微机保护在通信协议设计方面没有实现标准化，即使同一厂家生产的不同型号保护所使用的通信协议也不相同，实现各种通信协议的转换才能最大限度地发挥故障信息管理系统的作用。在设计中，将各种保护协议按标准驱动程序开发方法设计成标准驱动程序，一种保护通信协议设计系统，起到开关量录波的功能。
4．2 信息以数据库方式存储，以Web方式发布信息以文本文件方式上传到通信管理机，文本文件主要有两类：说明文件和波形文件。为了充分实现信息共享，便于信息查询、汇总，本系统将说明文件中的数据转换到数据库服务器中，并将波形文件保存在文件服务器中，并在相关的说明文件与波形文件之间建立关联。同时建立电网故障信息网站，以Web方式发布信息。用户可以在查询故障说明时，查看相应的波形。
5 系统应用情况
到2000年底，在安徽电网的7个220kV枢纽变电所装设了该套系统，初步形成了运行较为稳定，功能较全面的电网故障信息管理系统。
根据本系统运行特点和运行中积累的经验，制定了运行规程和现场运行规定。由于数据采集中心直接运行在变电站，并通过通信线和电缆与变电站内二次设备直接相连，也是变电站二次设备的重要组成部分。该系统作为新设备，在现场没有运行经验，运行人员对设备也不熟悉，制定运行规程和现场运行规定是确保该系统正常运行的重要管理手段。
存在的主要问题是我省电力数据通信网络尚未建成，通过拨号方式通信的可靠性不高，影响了系统的实时性。随着全省电力数据通信网的建成，该系统将采用更先进的网络通信方式，进一步提高其实时性和可靠性，为提高电网安全运行水平服务。参考文献：
［1］ 谭文恕（TanWenshu）．变电站自动化系统的结构和传输规约（Configurationandtransmissionprotocolofsubstationautoma－tionsystem）［J］．电网技术（PowerSystemTechnology），1998，22[1][2]下一页
