一种新型电力系统故障监视及组网方法研究
2017第四届轨道交通供电系统技术大会
会议由中国电工技术学会主办，将于2017年11月28日在北京铁道大厦召开，研讨电工科技最新研究成果对轨道交通供电领域所带来的革新影响和应用前景，推进协同创新。浏览会议详情和在线报名参会请长按识别二维码。
广州供电局有限公司、广东电网有限责任公司电力调度控制中心、武汉中元华电科技股份有限公司的研究人员徐强超、刘洋、邝国安、劳志烜、李敏，在2017年第6期《电气技术》杂志上撰文指出，当前，电网之间的联系日益增强，电网的局部故障波及更大的范围并引起大停电事故的可能性也随之增强。
故障录波数据远传的应用，解决了传统的录波数据需到变电站调取，事故分析相对滞后的问题，本文以工程实际为依托，提出了一种新型电力系统故障监视及组网方法，该方法相对于传统方案具有更加简洁，可靠等优势。
1.引言
当前，电网之间的联系日益增强，网架结构也发展的越来越合理，电网的输送电能力不断提高[1]。但也正是因为电网的耦合越来越紧密，电网的局部故障波及更大的范围并引起大停电事故的可能性也随之增强[2]。
保护信息和故障录波是电力系统故障的直观反映。保护信息记录故障发生后继电保护装置的动作情况，而通过故障录波可以记录因短路故障、系统震荡、电压崩溃等大扰动引起的系统电流、电压以及系统频率的全过程变化现象。通过对保护信息和故障录波数据进行综合分析，能有效识别电网故障性质、故障原因，评价继电保护动作行为，为故障处理提供可靠依据[3]。
目前全国绝大部分网省公司均已建设继电保护故障信息管理系统（以下简称“保信系统”），在厂站端设置保信子站，接入所有的保护装置及故障录波装置，同时在调度端设置主站，电网故障时保信系统能通过调度数据网及时把变电站的保护装置和录波器的详细信息传送到调度室，为调度员安全、准确、迅速处理电网事故提供信息支持与决策依据；为继保人员对保护、安全自动装置及故障录波器的动作行为分析和现代化运行管理提供必要支持。
随着电力系统越来越复杂，对故障信息监测要求越来越高，电网在故障期间需要监测的信息量也相对于过去的电网大大增加，现代化大电网的安全运行也越来越依赖于对各种信息的有效分析和处理[4]。
目前的故障信息监测系统在实时性及可靠性上已无法满足故障分析需求，主要存在以下问题：
（1）录波器的录波文件需要通过保信子站存储、转发，导致保信子站符合比较重，不利于故障信息的实时传输；
（2）为提高故障分析的精确性及多样性，故障录波急需独立组网与分析，但开设新的调度数据网通道会增加建设成本及运维压力；
（3）站级的子站系统不具备一定的分析能力，所有的故障分析工作均由主站完成，会影响故障分析的快速性和可靠性。
本文以工程实际为依托，提出了一种新型电力系统故障监视及组网方法，将录波文件通过调度数据网现有的保信非实时通道上传，不再经过保信子站存储、转发，既减小保信子站的运行负载，同时录波独立组网分析的方式有效提高了故障分析精确性。保信子站在原有基础上增加了一定的分析功能，使故障分析可靠性及实时性进一步增强。
该方法相对于传统方案具有更加简洁，精确、可靠等优势，有效提高了故障监视可靠性。
2.现有电力系统故障监视及组网分析
传统电力系统故障监视及组网方案如图1所示。
图1 传统电力系统故障监视及组网方案
由图1可以看出，传统的电力系统故障监视及组网方案中，所有变电站运行中所产生的录波文件均统一通过保信子站上送到主站中去。
这种实现方式存在一定的弊端。所有需要经过保信子站上传的录波文件均需要在保信子站上进行存储、转发，因此，保信子站的运行负载非常大。同时，需要进行录波文件的传输，增加了系统的稳定性风险。
为解决现有方案的问题，首先以广州供电局为工程实践依托，提出了现有的电力系统故障监视及组网方案，如图2所示。
图2 现有电力系统故障监视及组网方案
由图2可以看到，现有的传统电力系统故障监视及组网方案在传统的方案基础上，增加了录波远传系统，录波文件可以通过录波远传系统上传到录波主站。相应的，站内需另配置录波信息传输的防火墙，录波主站分别设置在广州供电局的变电一、二所。
但是采用现有的改进方案，需要构建独立的录波上传网络，这一方面增加了建设成本，还增加了运维的压力。为了进一步简化保信系统的框架结构，提供电力系统故障分析的效率，本文提出了新型的电力系统故障监视及组网方案。
3.新型的电力系统故障监视及组网方案设计原则
根据保信系统、录波远传系统现状，本着简洁、可靠的原则，重新梳理了保信及录波远传的系统结构，220kV及以上电压等级变电站的保信及录波远传系统按以下技术原则实施。
1）故障记录、分析功能就地化
保护装置支持通过格式化的故障简报文件记录故障信息，支持远程调阅故障简报文件。若站内配置智能远动机，还可在智能远动机上实现故障辅助分析功能，生成站级故障简报文件。主站可直接通过保信子站（或集成于智能远动机）以文件传输方式读取保护装置或智能远动机生成的故障简报，用于故障分析。
2）减轻保信子站的运行负载
录波器的录波文件通过调度数据网现有的保信非实时通道上传，不再经过保信子站存储、转发，减小保信子站的运行负载，同时减少录波文件的传输环节，提高系统的稳定性。考虑目前录波主站的软硬件配置现状及后续的应用需求，在调控中心集中建设新录波主站。调控中心的录波主站独立于保信主站，保信主站可通过接口访问录波主站的录波数据。
由于在调控中心集中建设了录波主站，因此，在广州局的变电一、二所布置录波主站工作站。工作站用于录波器的接入、系统维护、查阅数据等，通过专线通道与主站服务器通信，调度、巡检中心可以通过web浏览录波数据。III区web服务需实现录波文件等关键数据的全数据同步。
3）简化保信系统的结构
保信子站对下（站内）通过保信C网接入保护装置，保信子站对上通过保信实时通道通信进行信息传输。录波器录波文件可以独立传输，取消了保信子站的非实时通道通信，因此，需要改变保信子站的通信连接方式和二次安防策略。
参考保护双重化的思路，双机独立运行，主站同时接收双机信息。但不采用一主一备模式，避免切换机制不完善引起的运行不稳定。特别的，部分厂家的保信子站不支持主-备状态的自动切换。
4.新型的电力系统故障监视及组网实施方案
根据上述电力系统故障监视及组网方案设计原则，设计如图3所示的新型的电力系统故障监视及组网实施方案。与现有的方案相比，主要有以下几点改进：
1）由于保信子站对上通过保信实时通道通信进行信息传输，不需要再经过防火墙与调度数据网进行通信，录波器的录波数据不再经保信子站转发，经（新增）交换机独立组网，通过调度数据网非实时通道接入录波主站，重新分配IP地址，调整安防策略；
2）站内录波器通过独立的以太网口，经交换机汇聚，接入非实时通道交换机端口，无需再进行规约转换以及构建独立的录波专用通道，可以直接通过调度数据网进行数据传输；
3）调控中心集中部署录波主站，变电一、二所配置工作站，录波主站在III区提供web访问功能，其他地点通过web访问录波数据。
图3 新型的电力系统故障监视及组网实施方案
此外，500kV变电站保留经“保信子站-非实时通道”上送录波文件至总调、广东中调主站的功能，因此需保留接入保信C网、保信子站。
5.工程实施情况
本文提出的新型电力系统故障监视及组网实施方案在广州供电局进行工程应用，具体工程实施情况如下：
1）针对于“录波器经由交换机汇聚后接入站内调度数据网非实时通道交换机，经非实时通道接入新建的录波主站”。
（1）220kV变电站通常配置8台录波器，而非实时通道交换机用于汇聚站内多种业务数据，不宜每台间隔层设备均占用非实时通道交换机的一个端口。为了避免每台录波器均占用非实时通道交换机的一个端口，不考虑录波器直接接入非实时通道交换机。
（2）原录波组网用的普通交换机（8口、交流供电、非资产及设备）由于稳定性差、故障率高，结合本方案改造统一更换为站控层用交换机，新增交换机安装在二次安防交换机屏内。
2）系统实施及运行情况
目前，广州供电局对220KV及以上变电站陆续进行了改造，在集控中心建立录波主站，通过保信非实时通道采集站内录波。新的故障监视及组网系统投入使用后，有效减轻了保护信息子站负载，同时新的录波主站投入运行有效提高了故障分析精确度，提高了电网公司故障处理能力。
3）本方案的推广范围
本方案将在广州供电局内部广泛推广，新建220kV、500kV变电站需满足本方案的要求，对于建设中但未投运的220kV、500kV变电站，应通过设计变更满足本方案的要求。
6.结论
本文秉着故障记录、分析功能就地化，减轻保信子站的运行负载以及简化保信系统的结构为实施原则，以工程实际为依托，提出了一种新型电力系统故障监视及组网方法，并在广州供电局范围内进行工程应用和推广，该方法相对于传统方案具有更加简洁，可靠等优势。