电力系统继电保护故障信息采集及处理系统 西南交大毕业论文Word格式.docx
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（一）研究目的与意义
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①。
尤其是2003年美加“8·
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）继电保护研究现状
随着电网规模的扩大和全国联网的发展,电力系统中投入电网的各种保护、自动装置、故障录波器等设备越来越多。
在出现故障时，这些设备记录了大量的数据和信息,如何综合利用这些信息来判断故障的元件和性质、故障重演、保护动作分析和录波分析，已成为分析电力系统事故和辅助调度员进行故障处理的重要课题。
目前，网络通信技术得到了快速的发展，变电站已经具备了以数据方式向电网调度中心传输各种信息的能力，如何有效地综合运用这些信息从而提高整体调度智能信息化水平成为推动电网故障信息系统研制开发的主要动力。
（三）继电保护发展趋势
微机保护经过近20年的应用、研究和发展，已经在电力系统中取得了巨大的成功，并积累了丰富的运行经验，产生了显著的经济效益，大大提高了电力系统运行管理水平。
近年来，随着计算机技术的飞速发展以及计算机在电力系统继电保护领域中的普遍应用，新的控制原理和方法被不断应用于计算机继电保护中，以期取得更好的效果，从而使微机继电保护的研究向更高的层次发展，继电保护技术未来趋势是向计算机化，网络化，智能化，保护、控制、测量和数据通信一体化发展。
1计算机化
随着计算机硬件的迅猛发展，微机保护硬件也在不断发展。
电力系统对微机保护的要求不断提高，除了保护的基本功能外，还应具有大容量故障信息和数据的长期存放空间，快速的数据处理功能，强大的通信能力，与其它保护、控制装置和调度联网以共享全系统数据、信息和网络资源的能力，高级语言编程等。
这就要求微机保护装置具有相当于一台pc机的功能。
继电保护装置的微机化、计算机化是不可逆转的发展趋势。
但对如何更好地满足电力系统要求，如何进一步提高继电保护的可靠性，如何取得更大的经济效益和社会效益，尚需进行具体深入的研究。
2网络化
计算机网络作为信息和数据通信工具已成为信息时代的技术支柱，它深刻影响着各个工业领域，也为各个工业领域提供了强有力的通信手段。
到目前为止，除了差动保护和纵联保护外，所有继电保护装置都只能反应保护安装处的电气量。
继电保护的作用主要是切除故障元件，缩小事故影响范围。
因继电保护的作用不只限于切除故障元件和限制事故影响范围，还要保证全系统的安全稳定运行。
这就要求每个保护单元都能共享全系统的运行和故障信息的数据，各个保护单元与重合闸装置在分析这些信息和数据的基础上协调动作，确保系统的安全稳定运行。
显然，实现这种系统保护的基本条件是将全系统各主要设备的保护装置用计算机网络联接起来，亦即实现微机保护装置的网络化。
3智能化
随着智能电网的发展，分布式发电、交互式供电模式对继电保护提出了更高要求，另一方面通信和信息技术的长足发展，数字化技术及应用在各行各业的日益普及也为探索新的保护原理提供了条件，智能电网中可利用传感器对发电、输电、配电、供电等关键设备的运行状况进行实时监控，然后把获得的数据通过网络系统进行收集、整合，最后对数据进行分析。
利用这些信息可对运行状况进行监测，实现对保护功能和保护定值的远程动态监控和修正。
另外，对保护装置而言，保护功能除了需要本保护对象的运行信息外，还需要相关联的其它设备的运行信息。
一方面保证故障的准确实时识别，另一方面保证在没有或少量人工干预下，能够快速隔离故障、自我恢复，避免大面积停电的发生。
保护、控制、测量、数据通信一体化在实现继电保护的计算机化和网络化的条件下，保护装置实际上就是一台高性能、多功能的计算机，是整个电力系统计算机网络上的一个智能终端。
它可从网上获取电力系统运行和故障的任何信息和数据，也可将它所获得的被保护元件的任何信息和数据传送给网络控制中心或任一终端。
因此，每个微机保护装置不但可完成继电保护功能，而且在无故障正常运行隋况下还可完成测量、控制、数据通信功能，亦即实现保护、控制、测量、数据通信-体化。
二、继电保护装置的原理与构成
（一）继电保护装置的种类
实现继电保护功能的设备称为继电保护装置。
虽然继电保护有多种类型,其装置也各不相同,但都包含着下列主要的环节：
①信号的采集，即测量环节；
②信号的分析和处理环节；
③判断环节；
④作用信号的输出环节。
以上所述仅限于组成电力系统的各元件（发电机、变压器、母线、输电线等）的继电保护问题，而各国电力系统的运行实践已经证明，仅仅配置电力系统各元件的继电保护装置，还远不能防止发生全电力系统长期大面积停电的严重事故。
为此必须从电力系统的全局和整体出发，研究故障元件被相应继电保护装置动作而切除后，系统将呈现何种工况，系统失去稳定时将出现何种特征，如何尽快恢复系统的正常运行。
这些正是系统保护所需研究的内容。
系统保护的任务就是当大电力系统正常运行被破坏时，尽可能将其影响范围限制到最小，负荷停电时间减小到最短。
大电力系统的安全稳定运行，首先必须建立在电力系统的合理结构布局上，这是系统规划设计和运行调度工作中必须重视的问题。
在此基础上，系统保护的合理配置和正确整定，同时配合系统安全自动装置（如解列装置、自动减负荷、切水轮发电机组、快速压汽轮发电机出力、自动重合闸、电气制动等），达到电力系统安全运行的目的。
鉴于机、炉、电诸部分构成电力生产中不可分割的整体，任一部分的故障均将影响电力生产的安全，特别是大机组的不断增加和系统规模的迅速扩大，使大电力系统与大机组的相互影响和协调问题成为电能安全生产的重大课题。
电力系统继电保护和安全自动装置的配置方案应考虑机、炉设备的承受能力，机、炉设备的设计制造也应充分考虑电力系统安全经济运行的实际需要。
为了巨型发电机组的安全，不仅应有完善的继电保护装置，还应积极研究和推广故障预测技术，以期实现防患于未然，进一步提高大机组的安全可靠性。
继电保护装置的种类主要有以下几种：
1.电流保护：
（按照保护的整定原则，保护范围及原理特点）
A、过电流保护---是按照躲过被保护设备或线路中可能出现的最大负荷电流来整定的。
如大电机启动电流（短时）和穿越性短路电流之类的非故障性电流，以确保设备和线路的正常运行。
为使上、下级过电流保护能获得选择性，在时限上设有一个相应的级差。
B、电流速断保护---是按照被保护设备或线路末端可能出现的最大短路电流或变压器二次侧发生三相短路电流而整定的。
速断保护动作，理论上电流速断保护没有时限。
即以零秒及以下时限动作来切断断路器的。
过电流保护和电流速断保护常配合使用，以作为设备或线路的主保护和相邻线路的备用保护。
C、定时限过电流保护---在正常运行中，被保护线路上流过最大负荷电流时，电流继电器不应动作，而本级线路上发生故障时，电流继电器应可靠动作；
定时限过电流保护由电流继电器、时间继电器和信号继电器三元件组成（电流互感器二次侧的电流继电器测量电流大小→时间继电器设定动作时间→信号继电器发出动作信号）；
定时限过电流保护的动作时间与短路电流的大小无关，动作时间是恒定的。
（人为设定）
D、反时限过电流保护---继电保护的动作时间与短路电流的大小成反比，即短路电流越大，继电保护的动作时间越短，短路电流越小，继电保护的动作时间越长。
在10KV系统中常用感应型过电流继电器。
（GL－型）
E、无时限电流速断---不能保护线路全长，它只能保护线路的一部分，系统运行方式的变化，将影响电流速断的保护范围，为了保证动作的选择性，其起动电流必须按最大运行方式（即通过本线路的电流为最大的运行方式）来整定，但这样对其它运行方式的保护范围就缩短了，规程要求最小保护范围不应小于线路全长的15％。
另外，被保护线路的长短也影响速断保护的特性，当线路较长时，保护范围就较大，而且受系统运行方式的影响较小，反之，线路较短时，所受影响就较大，保护范围甚至会缩短为零。
2.电压保护：
（按照系统电压发生异常或故障时的变化而动作的继电保护）
A、过电压保护---防止电压升高可能导致电气设备损坏而装设的。
（雷击、高电位侵入、事故过电压、操作过电压等）10KV开闭所端头、变压器高压侧装设避雷器主要用来保护开关设备、变压器；
变压器低压侧装设避雷器是用来防止雷电波由低压侧侵入而击穿变压器绝缘而设的。
B、欠电压保护---防止电压突然降低致使电气设备的正常运行受损而设的。
C、零序电压保护---为防止变压器一相绝缘破坏造成单相接地故障的继电保护。
主要用于三相三线制中性点绝缘（不接地）的电力系统中。
零序电流互感器的一次侧为被保护线路（如电缆三根相线），铁芯套在电缆上，二次绕组接至电流继电器；
电缆相线必须对地绝缘，电缆头的接地线也必须穿过零序电流互感器；
原理：
正常运行及相间短路时，一次侧零序电流为零（相量和），二次侧内有很小的不平衡电流。
当线路发生单相接地时，接地零序电流反映到二次侧，并流入电流继电器，当达到或超过整定值时，动作并发出信号。
（变压器零序电流互感器串接於零线端子出线铜排）
3.瓦斯保护：
油浸式变压器内部发生故障时，短路电流所产生的电弧使变压器油和其它绝缘物产生分解，并产生气体（瓦斯），利用气体压力或冲力使气体继电器动作。
故障性质可分为轻瓦斯和重瓦斯，当故障严重时（重瓦斯）气体继电器触点动作，使断路器跳闸并发出报警信号。
轻瓦斯动作信号一般只有信号报警而不发出跳闸动作。
变压器初次投入、长途运输、加油、换油等原因，油中可能混入气体，积聚在气体继电器的上部（玻璃窗口能看到油位下降，说明有气体），遇到此类情况可利用瓦斯继电器顶部的放气阀（螺丝拧开）放气，直至瓦斯继电器内充满油。
考虑安全，最好在变压器停电时进行放气。
容量在800KVA及以上的变压器应装设瓦斯保护。
4.差动保护：
这是一种按照电力系统中，被保护设备发生短路故障，在保护中产生的差电流而动作的一种保护装置。
常用做主变压器、发电机和并联电容器的保护装置，按其装置方式的不同可分为：
A、横联差动保护---常用作发电机的短路保护和并联电容器的保护，一般设备的每相均为双绕组或双母线时，采用这种差动保护。
B、纵联差动保护---一般常用作主变压器的保护，是专门保护变压器内部和外部故障的主保护。
5.高频保护：
这是一种作为主系统、高压长线路的高可靠性的继电保护装置。
目前我国已建成的多条500KV的超高压输电线路就要求使用这种可行性、选择性、灵敏性和动作迅速的保护装置。
高频保护分为相差高频保护；
方向高频保护。
相差高频保护的基本原理是比较两端电流的相位的保护。
规定电流方向由母线流向线路为正，从线路流向母线为负。
就是说，当线路内部故障时，两侧电流同相位而外部故障时，两侧电流相位差180度。
方向高频保护的基本工作原理是，以比较被保护线路两端的功率方向，来判别输电线路的内部或外部故障的一种保护装置。
6.距离保护：
这种继电保护也是主系统的高可靠性、高灵敏度的继电保护，又称为阻抗保护，这种保护是按照长线路故障点不同的阻抗值而整定的。
7.平衡保护：
这是一种作为高压并联电容器的保护装置。
继电保护有较高的灵敏度，对于采用双星形接线的并联电容器组，采用这种保护较为适宜。
它是根据并联电容器发生故障时产生的不平衡电流而动作的一种保护装置。
8.负序及零序保护：
这是作为三相电力系统中发生不对称短路故障和接地故障时的主要保护装置。
9.方向保护：
这是一种具有方向性的继电保护。
对于环形电网或双回线供电的系统，某部分线路发生故障时，而故障电流的方向符合继保护整定的电流方向，则保护装置可靠地动作，切除故障点。
（二）继电保护的基本任务及要求
1.电力系统继电保护的基本任务是：
1）自动、迅速、有选择性地将故障元件从电力系统中切除，使故障元件免于继续遭到破坏，保证其他无故障部分迅速恢复正常运行。
2）反应电气元件的不正常运行状态，并根据运行维护的条件（如有无经常值班人员）而动作于信号，以便值班员及时处理，或由装置自动进行调整，或将那些继续运行就会引起损坏或发展成为事故的电气设备予以切除。
此时一般不要求保护迅速动作，而是根据对电力系统及其元件的危害程度规定一定的延时，以免暂短地运行波动造成不必要的动作和干扰而引起的误动。
3）继电保护装置还可以与电力系统中的其他自动化装置配合，在条件允许时，采取预定措施，缩短事故停电时间，尽快恢复供电，从而提高电力系统运行的可靠性。
2.电力系统继电保护的基本要求是：
继电保护装置为了完成它的任务，必须在技术上满足选择性、速动性、灵敏性和可靠性四个基本要求。
对于作用于继电器跳闸的继电保护，应同时满足四个基本要求，而对于作用于信号以及只反映不正常的运行情况的继电保护装置，这四个基本要求中有些要求可以降低。
1）选择性
选择性就是指当电力系统中的设备或线路发生短路时，其继电保护仅将故障的设备或线路从电力系统中切除，当故障设备或线路的保护或断路器拒动时，应由相邻设备或线路的保护将故障切除。
2）速动性
速动性是指继电保护装置应能尽快地切除故障，以减少设备及用户在大电流、低电压运行的时间，降低设备的损坏程度，提高系统并列运行的稳定性。
3.一般必须快速切除的故障有：
（1）使发电厂或重要用户的母线电压低于有效值（一般为0.7倍额定电压）。
（2）大容量的发电机、变压器和电动机内部故障。
（3）中、低压线路导线截面过小，为避免过热不允许延时切除的故障。
（4）可能危及人身安全、对通信系统造成强烈干扰的故障。
故障切除时间包括保护装置和断路器动作时间，一般快速保护的动作时间为0.04s～0.08s，最快的可达0.01s～0.04s，一般断路器的跳闸时间为0.06s～0.15s，最快的可达0.02s～0.06s。
对于反应不正常运行情况的继电保护装置，一般不要求快速动作，而应按照选择性的条件，带延时地发出信号。
3）灵敏性
灵敏性是指电气设备或线路在被保护范围内发生短路故障或不正常运行情况时，保护装置的反应能力。
能满足灵敏性要求的继电保护，在规定的范围内故障时，不论短路点的位置和短路的类型如何，以及短路点是否有过渡电阻，都能正确反应动作，即要求不但在系统最大运行方式下三相短路时能可靠动作，而且在系统最小运行方式下经过较大的过渡电阻两相或单相短路故障时也能可靠动作。
系统最大运行方式：
被保护线路末端短路时，系统等效阻抗最小，通过保护装置的短路电流为最大运行方式；
系统最小运行方式：
在同样短路故障情况下，系统等效阻抗为最大，通过保护装置的短路电流为最小的运行方式。
保护装置的灵敏性是用灵敏系数来衡量。
4）可靠性
可靠性包括安全性和信赖性，是对继电保护最根本的要求。
安全性：
要求继电保护在不需要它动作时可靠不动作，即不发生误动。
信赖性：
要求继电保护在规定的保护范围内发生了应该动作的故障时可靠动作，即不拒动。
继电保护的误动作和拒动作都会给电力系统带来严重危害。
即使对于相同的电力元件，随着电网的发展，保护不误动和不拒动对系统的影响也会发生变化。
以上四个基本要求是设计、配置和维护继电保护的依据，又是分析评价继电保护的基础。
这四个基本要求之间是相互联系的，但往往又存在着矛盾。
因此，在实际工作中，要根据电网的结构和用户的性质，辩证地进行统一。
（三）继电保护基本原理
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°
）。
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。
（四）继电保护系统的组成
一般情况而言，整套继电保护装置由测量元件、逻辑环节和执行输出三部分组成。
1.测量比较部分
测量比较部分是测量通过被保护的电气元件的物理参量，并与给定的值进行比较，根据比较的结果，给出“是”“非”性质的一组逻辑信号，从而判断保护装置是否应该启动。
2.逻辑部分
逻辑部分使保护装置按一定的逻辑关系判定故障的类型和范围，最后确定是应该使断路器跳闸、发出信号或是否动作及是否延时等，并将对应的指令传给执行输出部分。
3.执行输出部分
执行输出部分根据逻辑传过来的指令，最后完成保护装置所承担的任务。
如在故障时动作于跳闸，不正常运行时发出信号，而在正常运行时不动作等。
三、故障采集及信息处理系统及硬件平台设计
（一）故障采集及信息处理系统构成
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。
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
在硬件平台的设计中，需要充分考虑以下三个方面：
1.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。
2.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。
3.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）主站系统的硬件平台
考虑到主站系统的以上特点,主站系统的局域网硬件平台构架如图2所示。
四、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3所示,该方案结构简单,易于实现。
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4所示。
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
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