A220kV电网继电保护及故障信息管理子站系统的应用与完善

摘要：针对220kV电网继电保护故障信息管理的应用与实施，分析了保信子站系统的应用现状与前景。以云南楚雄220kV元谋变电站的保信子站系统改造为例，分析了目前存在的便利与困难，提出了对保信子站系统安装与改造的具体措施和对策。

关键词：继电保护；故障信息；子站系统；应用与完善 一、引言

在电网发生严重或复杂故障的情况下，调度值班和继保运维人员需及时、准确地了解故障情况，快速判断故障发生的地点、性质和严重程度。通过科学地分析故障原因，并及时正确地采取措施来缩小故障范围、避免事故损失的进一步扩大，这些都要求建设一个技术先进、可靠实用、安全性高、可扩展性强、开放性好的继保信息系统，实现继保故障分析、运行管理、辅助决策等主要功能，并与现有的变电站综合自动化系统、EMS系统、DMIS系统等互联互通。

继电保护及故障信息管理系统由主站和子站组成。本文主要针对云南楚雄220kV元谋变电站继电保护信息子站系统的实际改造情况及运行过程进行分析，并对其应用与完善提出一些看法。 二、系统结构

22OkV元谋变电站是云南楚雄局所属的7座220kV变电站之一，设计规模为：OSFPS8-140000/220自耦主变2台，均为有载调压；220kV出线4回，内桥1回；1lOkV出线20回，分段1回，专用旁路1回，采用单母线分段带旁路接线；35kV出线3回，分段1回，4回电容器，采用单母线分段带旁路接线。

元谋变保信子站需接入的保护厂家设备种类较多，主变采用南瑞继保的RCS-978，220kV线（旁）路采用南自的PSL-621C、南瑞继保的LFP-901A、北京四方的CSL-103，22OkV母线采用南瑞继保的RCS-915A，1lOkV线(旁)路采用北京四方的CSL-103和南瑞继保的RCS-902，1lOkV母线采用深圳南瑞的BP-2B，35kV出线分段旁路及电容器采用南瑞继保的RCS-9611和RCS-9631，故障录波器分别是武汉中元的ZH-3和深圳双合的SH-2000C。

元谋变保信子站采用分层分布式结构，纵向两层为：站控层和间隔层，传输介质采用多模光纤。 （一）间隔层

间隔层配有保护通讯管理机1台，MOXA多串口卡1块，并配有RS-232/422（485）转换器，独立组屏，保护设备均分散安装在各保护屏上，全部通过网口与管理机通讯（部分使用串口），必须实现不同保护的规约转换。其结构示意图如图1。

2．接入模式的选择

考虑到元谋变子站接入的国内外保护种类较多，同一厂家不同类型的保护装置都采用不同规约，为了实现规约的标准化和统一化，最好采用间接接入模式，即各厂家的保护装置都通过自己的规约转换器与子站的通信管理机通讯，通讯规约采用标准的IEC60870-5-103规约，这样可以降低接入的复杂程度，后期维护更加容易。但由于元谋变属技术改造站，有些装置早在2001年已投运，老装置通信接入难度较大，综合现场实际情况，决定采用直接接入模式。

3．与主站的通信

元谋变的子站与主站间通信采用以太网方式，采用标准的网络103通信规约。目前，国家没有制定相应子站和主站之间的通信规约标准，应用服务数据单元符合（DL/T-667-1999远动设备及系统第5部分传输规约第103篇继电保护设备信息接口配套标准），链路协议符合《OL/T634.5104-2002远动设备及系统第5-104部分：传输规约采用标准传输子集的IEC60870-5-101网络访问》，为今后过渡到IEC61850变电站通信网络系列标准打下基础。 （二）站控层

站控层配有系统服务器（Web服务器）和继保工程师站，保信管理机采用以太网方式与保护设备及自动装置之间通讯。其结构示意图2。

1．两种结构模式的比较

对于整个子站系统，常用有两种模式：并行主站模式和前置机模式，比较如下：

（1）并行主站模式

①优点：所有保护、故障录波器和安全自动装置都直接接入站控层或通过保信管理机接入站控层，监控和子站通过站控层共享保护信息（各自的侧重点不同），这样不仅提高了通信效率，也采用双网结构提高了系统可靠性。

②缺点：监控和子站的IP地址必须在同一网段内，需考虑网络安全，避免两个系统互相影响，必须绝对保证继保装置、录波器和安自装置的独立、安全及可靠运行。

（2）前置机模式

①优点：监控与子站完全独立组网，互不影响，容易保证系统的安全、独立、可靠运行。

②缺点：由于采用单网结构，系统可用率较低。 2．结构模式的选择

因此，由于元谋变的监控和故录系统都是同一家公司的产品，在系统设计时，应考虑两个系统处于同一网段中的兼容性，从而有效避免两个系统的互相影响，并保证保护和故录的安全可靠运行，同时采用双网结构也提高了系统的可用率，也容易实现信息共享，从而，220kV元谋变子站系统采用了并行主站模式。 二、功能和特点

变电站保信子站通常包括：通信管理、保护管理、录波管理、用户管理等功能，且为单机系统，而元谋变子站采用C/S及B/S模式，有着较为突出的功能特点，见表2。

三、经验与认识

（一）建设子站系统的标准

目前，建设子站没有统一的标准，只能根据现场特点设计开发专门的数据类型和应用功能，弱化部分数据实时功能，不能完全套用变电站监控系统（SCADA/EMS）的技术指标和功能要求。显然，故障信息管理系统不是实时数据采集，没必要对响应时间、数据模型种类、辅助计算处理能力等提出过高要求。 （二）子站系统的作用和地位

保信子站在整个电网继保信息管理系统中像一座桥梁，一端连着各种保护装置和故障录波器，一端连着调度值班人员。在发生复杂电网事故，子站系统传送的继电保护事故信息，为调度值班人员进一步恢复电网提供支持，也是制定反事故措施的基础，从而提高电网安全

运行水平，所以信息子站在变电站综自系统中是不可替代的。 （三）与监控系统的关系

对于220kV及以上变电站，设计规程都要求建立计算机监控系统。因此，继保信息子站与监控系统的关系特别重要，既要合理配置软硬件资源，预留发展和扩充余地，共享双方信息，又要考虑网络的安全性，避免两个系统互相冲突。 （四）界面的友好性和系统的二次开发

应根据现场的具体要求，符合不同用户的操作习惯，界面友好、操作简便，用户便于自行定义、修改数据，并预留数据接口，方便进行历史数据的二次利用开发，扩展系统的应用。 （五）通信规约

一定要采用标准通信规约，便于数据交换、维护和扩展，决不可强调应用的特殊性或专用性而自行定义规约，否则会产生无穷后患。 四、结束语

近年来，南方电网许多地区都在逐步建立独立的继保信息网络，不同程度地开展其系统的建设工作，以利于加快对电网事故及保护异常的处理，增加反事故的手段，提高电网安全运行的水平，本文提到的这套继保信息管理系统克服了以往系统单机运行、功能简单、适应性和可靠性差等缺点，充分满足了用户的需求，并已在楚雄供电局多个厂站投运。 参考文献：

[1] 罗钰玲.电力系统继电保护. 北京：人民邮电出版社，2005.

[2] 何鸣.王皓.黄礼文.继电保护故障信息子站建立的调试方法和应用 电力系统保护与控制2009，37（10）