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摘 要：对电网建立继电保护运行及故障信息管理系统的可行性和效益进行论证研究。
关键词：电网继电保护；信息管理系统；可行性研究
1问题的提出
随着计算机技术在电力行业中应用的不断发展和深入，电力系统中大量非微机设备正在被微机设备所代替，微机线路保护、故障录波装置得到广泛应用，走向成熟的微机元件保护也在进一步推广应用，为电网安全稳定运行提供了保障。
目前系统中选用的微机保护和录波器均为分散独立的产品，保护原理和性能优良但其信息的输入方式形式单一，只能靠自带的打印机输出，难以长期保存，远未达到集中自动处理和分析的程度，导致硬件资源和数据资源的严重浪费，未能满足现代化电网中调度和管理中对故障信息处理的要求。所以当故障发生时，保护故障数据和录波数据主要还是依靠电话、传真、甚至邮递的方式传送，浪费了大量的人力和物力，而且对这些数据信息保存（大量的纸张），检索、再利用都相当困难，远远落后于现代电力生产的需要。因此建立一个能满足现代化电网生产调度和继电保护运行科学管理多重需要的精确、高效的网络信息系统，及在此基础上实现基于准确及时的现场运行信息的电力系统事故处理与继电保护运行调整的最优决策系统，对于满足现代化电网安全经济运行的需要，将是必不可少的。
2 国内对本课题的研究情况
20世纪90年代初微机故障录波器在中国电网投入应用后，各录波器的制造厂商随后都推出了单台录波器通过电话（模式）行政交换网到调度端的点对点数据远传。这种方式虽然解决了现场录波器数据的传输问题，但传输信息仅限于本设备所记录的信息，无法传输保护信息，且数据格式各异，不便于管理，且信息仅为继电保护专业服务，资源共享程度低，造成通讯资源浪费，而且通过MODEM传输，信息的可靠性和速度大大降低。随着变电站综合自动化技术的发展，各保护厂商为实现保护与监控网的信息交换，也研制了保护专用的信息管理机，但也存在与其它保护和录波器不兼容的问题，当然也谈不上开发调度端（主站）的信息集中分析处理系统。自1995年起，东北电网开始着手研究开发集保护与录波器信息于一体的故障信息处理与远传系统。近年来河北、山东、天津、湖南等省也相继完成或正在开发信息处理系统，总的来说都处于试点的初步阶段，尚未进入实用化，且都存在通信方式落后，站内信息共享性差，调度端的信息分析处理应用功能不完善等问题，由于故障信息处理系统必须根据不同系统不同设备来专门开发，因此国外也没有现成可用的产品可供选用。
3 理论依据和实施方案
3.1理论依据
继电保护运行及故障信息管理系统主要是对各个变电所中的保护信息进行采集，并通过各种通讯手段远传到各调度中心，在调度中心中将这些数据进行统计和计算，使之成为能够分析故障、指导生产和今后规划的一个保护信息的综合处理系统，是对保护、录波器及非自动装置的信息采集、信息的处理、存储及信息的深度挖掘，主要涉及的技术内容包括数据采集、与各种智能设备的通讯、数据的存储、数据的可视化和数据的应用服务。
对于电力系统的保护和录波器来说，由于它的传输是千差万别的，所以在采集时会涉及到各种各样的厂家和不同的型号。也就是说，不同保护所提供的信息的多样性是目前所面临的一个严峻问题。2000年，中国已经将IEC61870－5－103这个规约作为部颁规约并作为今后保护的接口标准，在这个方面应该说有一个很好的依据。对于录波器来说，现有的国际标准是IEEE COMTRADE格式。以这两个规约作为支撑，则在技术上有了一个很好的实践依据。
3.2原理描述
在各个变电站和调度中心的接口中，由于变电站的分布面积比较广，那么必须使用适合远距离传输的一个通讯接口和通讯协议。通讯接口由于经济形式的不同会有各种不同的方式，系统组网可以有很多方式，如专用通道模式、电力载波方式、通过电话线组网、利用电力系统的电力数据网、无线电方式等。但从变电站实际情况看可行的组网主要为以下两种。
方案1：电话线模式。利用电力系统内部模拟行政电话网+MODEM实现调度和站端的通讯，对于电力数据网建设不完善的地方，是一个较好的方案。利用现已成熟的拨号网络技术，实现各站点与调度中心的数字信号通讯，这种模式需要在每个站点加装电话线和MODEM。
方案2：利用电力数据网模式。如果已建成帧中继数据通讯网，就可将站端主机直接接入局域网。帧中继数据通讯网具有高速带宽、高吞吐量、低延时，支持突发等特点，也为系统利用多层体系结构提供了网络环境。
分析一下这两种通讯方式的利弊：
方案1是主站与子站端的通信采用MODEM＋模拟行政电话网的方法；
方案2是子站端主机就近接入地区局或电厂的局域网通过路由器＋帧中继交换机，通过数据专网与主站通信。
比较上述两种方案，在技术上方案2优于方案1，后者的传输速率高，通道的可用率高、误码率低，其运行操作与维护简单；在经济上，若考虑地区局局域网已经延伸到变电所，则子站主机只要直接接至局域网的集线器（HUB），而无需调制解调器（MODEM）的投资，因此在经济上优于方案1，若考虑地区局域网尚未延伸至变电站，则考虑利用地区局至变电站所备用专线接入局域网，这样两端需增加路由器，对应子站约增加1.5万元的投资，但对于这个投资今后变电所接入吸取局域网时可用，不需要重复投资。而且方案1需单独占用地区局行政交换网分机号源及专用电话电缆，资源浪费严重，因此可见方案2的综合投资及运行费用仍比方案1少，故推荐方案2。
当数据到达调度端，系统的主要功能是数据的可视化、开放性和数据的深度挖掘。也就是说如何来应用这些数据来服务电力系统的生产和调度。数据的深度挖掘主要是针对数据如何来为正常运行和以后的发展规划来做一个决策支持。在这些基础数据上进行的单端测距和双端测距算法为电力系统的故障定位提供了一个很好的理论依据，可以大大缩短故障的查找时间。通过保护信息和SCADA中开关信息的综合分析，能够更加准确地判断出故障类型。运用人工智能和知识库，来分析故障数据，能够对今后的保护定值配置提供一种决策依据。
3.3实施方案
3.3.1系统构成
整个系统由主站（调度）部分、子站（厂站）部分和传输部分组成。
1) 主站端：主要由数据／ＷEＢ服务器、数据通信处理机、磁盘阵列、UPS、打印机组成。
服务器负责网络管理、数据库管理、信息计算分析；数据通信处理机主要负责与各子站通信及信息的预处理，通过HUB接入调度RMIS网；磁盘阵列用于数据库数据备份。
2) 子站端：主要由主机、板卡或网卡、GPS、开关量采集器组成。
主机负责与各保护、录波器、GPS、开关量采集器通信，规约与数据与数据格式的转换，数据信息的预处理，并与主站端通信，接入各厂站RMIS（实时信息网）的HUB；板卡用于主机与各运行设备之间的通信；GPS用于给主机对时，并通过主机定时与各运行设备对时，保持电网各保护、录波器的时钟同步；开关量采集器主要采集非微机保护及其它一次设备的状态。
3.3.2系统特点
1) 系统集成与网络拓扑结构的优化。目的是减少硬件设备投资，增强冗余度，提高系统的可靠性和可用率。
2) 软件环境的优化。在Windows2000操作系统及SQL数据库的软件平台上，研究实现实时多任务操作，并能适应分布式客户／服务器计算需要。
3) 子站保护和录波器通信接口的扩展。由于各种不同型号的保护和录波器没有。
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