澜沧江水电集控继电保护与故障信息管理系统应用(师碧论文)

1、澜沧江集控继电保护与故障信息管理系统应用师碧（华能澜沧江水电有限公司集控中心 云南昆明 650214）摘 要 集控继电保护与故障信息管理系统的使用，从根本上解决了集控和电厂值班员自动化信息孤岛问题，为调度、集控、电厂值班员提供实时故障信息，对电厂及电网安全运行，起到了至关重要的作用，为集控中心安全生产作保障。关键词 澜沧江集控 继电保护与故障信息管理系统 应用 存在问题1 前言澜沧江集控中心在云南电网乃至整个南方电网中占有举足轻重的地位，在集控电厂发生送出线路事故跳闸或电厂设备严重故障情况下，根据南方电网电力调度管理规程规定，“线路跳闸重合闸未动作或重合闸动作不成功，现场应在事故后3分钟内向总

2、调值班调度员汇报事故发生的时间、天气、跳闸设备等事故概况。事故后15分钟内，应将一次设备检查情况、保护及安全自动装置动作情况等内容汇报总调值班调度员”。线路事故跳闸后集控值班员及时准确地掌握故障情况，及时准确地汇报调度值班员，快速地判断故障类型、保护动作情况、故障测距显得尤为重要，而集控电厂功果桥、小湾、漫湾、糯扎渡由于中控室离500kV开关站保护室较远，行走距离均在10分钟以上，不能满足调度规定的时间内报出相关故障信息，仅有景洪电厂中控室离500kV开关站保护室较近，理论上能在调度规定的时间内报出故障信息。同时，集控电厂均实行“无从值班，少人值守，运维合一”值班模式，中控室仅有两人值班，存在

3、着人少和保护专业知识欠缺情况，不能熟练地查看和打印保护动作报告，造成集控值班员不能及时准确地向调度值班员汇报故障信息，延误事故处理，威胁电网安全运行。目前解决此矛盾最可行的办法是建设一个技术先进、安全可靠、实用高效的继电保护及故障信息管理系统，实现继电保护运行管理、故障分析、辅助决策等主要功能，而且具备完善的保护自动装置及故障录波器的数据采集功能、信息处理功能、故障综合分析处理功能，实现继电保护运行管理的网络化、自动化。该系统的使用，能从根本上解决自动化信息孤岛问题，为调度、集控、电厂值班员提供实时故障信息，为继电保护有关人员提供有效的分析处理手段，为集控电厂设备安全运行起到了至关重要的作用。

4、2 应用澜沧江集控在2010年建成上线运行由南瑞继保提供的RCS-9010继电保护与故障信息管理系统DRMS集控主站，陆续将功果桥、小湾、漫湾、糯扎渡、景洪电厂的继电保护与故障管理系统作为子站纳入管理，其中小湾电厂子站、漫湾电厂子站、景洪电厂子站为上海许继I-POFAS保护及故障信息管理子站，功果桥电厂子站为南瑞继保RCS-9798A保护及故障信息管理子站，糯扎渡电厂子站为南瑞继保RCS-9798B保护及故障信息管理子站，双机配置。系统由主站系统和五个子站系统构成一个完整的分层分布的系统，其中子站系统负责监视采集电厂内各保护装置、安全自动装置以及故障录波器的运行状态、告警信息、动作信息及相应的

5、故障录波数据，将获得的信息根据优先级别和不同的使用对象经数据通道传送至当地子站系统、集控、省调、网调等主站，主站系统将采集来的信息根据其应用范围交付不同的功能模块进行处理。图1澜沧江集控继电保护与故障信息管理系统配置图2.1 功能概述集控继电保护与故障信息管理系统DRMS集控主站工具由运行工具、配置工具、波形分析工具、WEB工具等部分组成。2.2 集控继电保护与故障信息管理系统运行工具DRMS运行工具提供在线运行监视、分析、控制等功能。既可监视集控电厂的拓扑结构，保信子站、保护装置和故障录波器的运行状态、又可以查看实时告警信息，录波简报、电厂故障报告，也可以召唤当前定制区的定值、软压板数据，并

6、下装新的定值，投退软压板。DRMS运行工具还提供历史数据召唤和分析功能。可以从装置中召唤历史告警信息和波形信息。其中主要功能包括画面浏览（地理图、一次接线图、装置信息）、告警功能（事件查询、录波简报、故障报告）、保护功能（定值查询、软压板、历史告警信、波形信息）等。在日常运行中，集控值班员对告警信息、录波简报、定值信息、历史故障信息、波形信息等进行查询，并巡检集控电厂保护运行情况，能及时发现保护异常情况，消除隐患。从“告警事件”中，集控值班员可以综合核查保护动作和复归情况；保护装置TV断线、定值出错、ROM故障等异常告警；保护装置硬压板、软压板投退情况；保护装置开入变位；网络通断情况；电厂人工

7、定值、定值区切换操作记录等情况。电厂执行调度下达保护定值和保护压板单时，集控值班员可通过查看执行电厂的相应保护“定值信息”、“软压板信息”，通过“上装”功能进行定值召唤，从而核查电厂保护定值单和保护压板执行的正确性。在发生线路事故跳闸后，集控值班员通过查询集控继电保护与故障信息管理系统中的电网故障报告、录波简报、波形信息、告警信息等，及时准确地掌握故障时间、故障相别、故障距离、保护动作、跳闸设备、重合闸等情况，快速地判断故障类型、保护动作情况、故障测距，并及时准确地汇报调度值班员，以便调度值班员科学准确地指挥事故处理，及时恢复或隔离故障设备，从而降低电网运行风险。2.3 集控保信系统配置工具D

8、RMS配置工具提供离线的配置功能。主要功能包括集控保信主站的建模、集控电厂一次、二次模型召唤、厂站配置召唤、装置配置召唤、文件召唤、SVG图形导入、画面导入和编辑、数据库验证和发布、前置配置等。新电厂接入集控后由维护人员进行系统配置。2.4 集控保信系统波形分析工具波形分析工具提供分析、研究故障波形信息的平台。波形分析工具包括故障测距、谐波分析、功率计算、阻抗分析以及序分量分析等功能。具有召唤列表和召唤波形功能，点击“召唤波形”，可召唤波形入数据库。对后期的故障分析极为重要，提供了必要的波形数据分析。图2景洪电厂为例的波形信息查询信息视图图3波形分析主界面2.5 集控继电保护与故障信息管理系统

9、WEB工具WEB功能提供以WEB浏览的方式，实现查看运行工具可以浏览的信息。WEB工具提供的功能包括：画面浏览、事件查询、录波文件、电网故障报告、定值查询、软压板等功能。2.6 应用实例保信系统投入使用以来，给集控运行工作带来了极大的便利。满足了调度对事故汇报的要求，使运行人员不再完全依靠电厂值班人员的汇报，提高了事故汇报、分析、处理的效率和准确性。实例1：漫湾电厂，2012年5月9日，集控值班员根据关于退出500kV漫昆回等8条线路工频变化量阻抗保护事宜的说明（云南电网公司20120607号）文件，分别退出500kV漫昆回线主一、主二保护，漫湾电厂专业人员按定值单编号对500kV漫昆回线主一

10、保护、主二保护定值进行修改工作，集控值班员通过集控保信系统核查发现500kV漫昆回线主一、主二保护定值“TV断线相过流定值”和“同期合闸角”两项定值未修改，电厂专业人员检查，现场保护装置“TV断线相过流定值”和“同期合闸角”未修改，经协商后，集控值班员联系中调值班员同意后按定值单修改正确。集控值班员通过继电保护信息与故障管理系统“定值上装”功能，及时发现定值错误，成功消除事故隐患。实例2：景洪电厂，2013年5月30日14:01，500kV景思乙线C相事故跳闸，重合闸动作成功。主一保护：光纤电流差动保护动作，故障相C相，故障测距81.9km；主二保护：纵联距离保护动作、纵联零序方向保护动作，故

11、障相C相，故障测距82km；故障录波测距82.175km，故障相C相。集控值班员通过保信系统，在事故后3分钟内、15分钟内及时按调度管理规程规定汇报事故相关信息。为调度值班员及时准确判断事故性质和事故处理作保障。3 存在问题集控保信系统自投运以来，在初期实际运用过程中存在系统采集的保护装置故障测距不全、故障报告信息不全、不能召唤故障录波文件、无故障相别、保护装置动作描述不准确、保护动作召唤信息不全或数据丢失、时标不一致、主站与子站通信不稳定或中断、集控电厂保护分类混乱、保护动作故障报告繁琐等问题。3.1 保信系统采集到的保护装置故障测距不全线路保护动作后，保信系统采集到的故障测距不全，不利于事

12、故汇报。如：2012年9月10日16:59，500kV景思甲线A相故障跳闸重合闸动作成功，主一保护故障测距40.7km，而保信系统中不能采集到主二保护故障测距。3.2 保信系统故障时不能召唤故障录波文件线路故障录波器录波文件中的故障报告不能给集控人员提供有效的汇报信息（如故障测距），影响事故汇报。线路故障录波器有时不能召唤到故障录波文件，无法获知线路故障录波器的相关信息，如2012年9月10日500kV景思甲线故障时无法召唤故障录波文件。3.3 保信系统部分保护装置故障录波文件异常部分保护装置故障录波文件打开后内容为空白，无法提供有效的信息。如2012年12月18日漫湾电厂220kV母故障后母

13、差保护B套录波文件正常，A套录波文件能正常召唤，但录波文件打开后内容为空白。3.4 保信系统保护装置故障信息无故障相别设备故障后保信系统采集到故障信息不显示故障相别。如：2012年12月18日漫湾电厂220kV母故障母差保护动作后现场保护装置有故障相别显示，而集控保信系统无故障相别显示；线路故障时，故障简报中不显示故障相别，仅靠集控值班人员通过相关动作告警报告看哪相跳闸来判断故障相别，若遇相间故障则无法通过保信系统判断故障相别，如小湾电厂2012年4月4日500kV小和线相间故障后无法从保信系统提供的故障简报中看出故障相别。3.5 保信系统保护动作描述不准确或无描述保信系统中对保护装置动作描述

14、不准确。如：功果桥电厂2012年1月22日事件中保信系统内3、4号主变无保护动作描述；漫湾电厂2012年12月18日事件中母差保护动作描述为失灵保护出口。3.6 保信系统保护动作信息召唤不全保护动作信息召唤不全。事故发生后，集控保信系统中不能查到全部的保护动作信息，有时也存在数据丢失的情况，召唤不到数据，重新数据召唤后又有显示。如：漫湾电厂2012年12月18日事件中在事发当时召唤的故障信息中无220kV漫下回线主一保护动作信息，在后来的检查中又能召唤出该条信息，且主一保护仅显示有动作，没有具体的动作信息及相关开入量信息。漫湾电厂2012年12月18日事件中母差保护动作后电厂202、231、2

15、32断路器保护装置均有动作报告，而保信系统未能召唤到相应动作报告。3.7 保信系统主站与子站时标不一致主站与子站时标经常不一致，影响事故汇报的准确性。而且保护动作时间排序也存在问题，保信系统中保护动作相对时间不准确，影响对保护动作先后顺序和保护动作情况的分析。漫湾电厂2012年12月18日事件，保信系统中采集到的相关开入量时间为1970-02-03 06:29以及其他不同的时间，保护动作时序上显示，2012-12-18 00：27:18.549 漫下回线保护动作线路开关三跳，而母线保护B套则是在2012-12-18 00：27：18.900才动作，A套和B套母差保护在动作时间上相差了近2秒钟。

16、3.8 保信系统主站与子站通信不稳定或中断集控保信系统与电厂子站通信不稳定，保信系统没有自诊断及报警功能，曾发生过故障时恰好通信中断的情况，如：小湾电厂2012年8月12日4、5号发变组保护“高厂变过流段保护动作”导致4、5号机组停机事件，交接班检查时通信是正常，而事故时保护装置与保信系统之间的通信不正常，影响了事故分析。糯扎渡机组保护装置与保信系统多次通信中断现象。3.9 保信系统集控电厂保护分类混乱无序保信系统中各电厂的保护分类混乱，导航工具条排序混乱，降低了查找速度。如：景洪电厂线路保护装置在主变分支下而不在500kV线路保护内；漫湾电厂分类混乱，且有的保护名称有误；建议按发电机、主变、

17、开关、母线、线路、联变、高厂变、励磁变的顺序排序。3.10 保信系统保护动作故障报告繁琐保信系统中保护动作故障报告与电厂保护装置动作报告相比，过于繁琐，没有做到简单明了，保护动作跳闸时，弹出的故障信息较多，值班员需去判断或筛选关键信息，影响事故处理效率。4 建议和措施4.1 事故发生时自动弹出保护动作报告实际运行使用过程中，集控值班员在发生事故后，需要查询保信系统保护动作情况时，须在繁多的故障记录里面查找，根据需要过滤无关信息。建议发生事故时，直接生成并弹出保护动作报告，无需过滤，包含事故汇报所需的全部信息。4.2 故障信息记录按电厂、时间搜索集控保信系统中各电厂的故障信息都是按时间顺序罗列，

18、杂乱无序，不便于查找。建议：事故只显示最近发生的五条保护动作记录，其他保护动作信息记录隐藏，可按电厂、发生时间段进行搜索查询，提高查询效率。4.3 集控保信系统查询内容作为汇报调度值班员依据初期主要以电厂对保护装置检查后的现场汇报为准。但大多数时间，电厂由于中控室到保护室距离较远及电厂人员安排原因无法快速报出保护动作信息报告。集控虽然能快速查到保护动作情况，但是为了准确，均要等电厂汇报，核对保护动作情况后，才汇报调度值班员，使保信系统的功能没有很好的发挥出来。从以往事故情况来看，集控保信系统保护动作记录准确率在90%以上，可靠性较高。集控运行管理中明确在保信中查询的保护动作记录可作为集控值班员汇报内容，集控安生部相关专业人员提供后台技术支持，真正提高效率和准确性。5 结束语集控继电保护与故障信息管理系统投入使用以来，在澜沧江流域集控运行中得到了很好的发展和运用，给集控运行工作带来了极大的便利，提高了集控值班员事故汇报与处理的效率，满足了调度对事故汇报的时间和内容要求，使运行人员不再完全依靠电厂值班人员的汇报