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数字化继电保护信息系统的研发 　　【摘要】阐述了基于IEC61850标准和61970标准的新型继电保护信息系统的设计方案，系统通信架构，系统模型和总体功能。 　　【关键词】IEC61970；IEC61850；ACSI；IED；MMS 　　电网故障信息处理系统由调度端的主站和设在各变电站的子站通过电力信息传输网络组成，从保护信息自动化管理系统上看，其功能总体上可以分为两个层次：继电保护运行管理和电网故障分析。继电保护运行管理主要包括设备管理、保护信息管理、定值管理等，针对的是保护的日常工作。电网故障分析在保护信息管理系统中属于高级应用，它主要涵盖网络拓扑、滤波分析、故障定位、短路电流计算、网络等值、保护整定、定值校核等。。随着计算机技术和网络通信技术的迅速发展，出现了许多新的开发技术和标准，如可扩展标记语言XML、统一建模语言UML、中间件技术等，以及必威体育精装版的IEC 61850和61970标准，这都为故障信息系统提供了先进、有效的解决方案和技术支持。IEC61850保护信息管理系统作为智能电网建设的数据支持系统，为后续的故障分群、在线监测、可视化展现、精确测距等智能高级应用提供了完善的必要的数据信息以及分析手段。 　　1.系统方案 　　系统由基于IEC61850规范的主站、分站、子站构成，录波器和保护装置采用分网接入，接收继电保护、录波器等智能装置的实时/非实时的运行、配置和故障信息，进而实现对其运行状态监视、配置信息管理和动作行为分析。 　　2.系统通信架构 　　全系统通讯基于IEC61850规范进行通信。子站与站内装置间和主站与子站的通讯方式遵循IEC61850 8-1部分，即映射到MMS规约上的特殊通信服务，具体通讯架构如图1所示。 　　子站是站内装置与主站通讯的“桥梁”，子站既需要向上级主站提供服务，同时需要与下级的装置进行数据交互。子站变电站内的装置来说是客户端，使用SCD文件模型实时交互；对信息主站来说是服务器，应用代理模型实时交互。 　　主站采用SCD模型和代理节点的方式与站内装置交互，SCD模型与子站Client使用的SCD模型是完全一致的，代理节点则是用于子站向主站说明站内各个装置的通讯状态等信息。 　　3.系统特色 　　（1）模型规范，架构开放 　　一次模型遵循IEC 61970标准，采用CIM模型进行一次设备建模，与其他系统间采用CIM模型交互的方式进行。二次模型遵循IEC61850标准，采用标准的SCD模型进行二次建模，系统兼容IEC61850和IEC61970建模标准，为IEC61850等规范升级提供兼容和扩展空间。 　　（2）实现了源端维护 　　通过配置工具可在变电站端实现源端维护，根据提供的配置参量对变电站进行建模和配置，同时生成变电站的统一的相关配置文件（主接线图和变电站描述文件等）。主站端通过文件服务获得相关配置文件，以用于系统模型的重新加载。 　　（3）智能化故障诊断 　　系统通过接收到的实时变电站的事件数据信息，和保护装置动作信息中反映的动作时间、发生故障的变电站信息；整合发生故障的线路间隔（或主变间隔）内相关多套保护动作信息，以及变电站一次模型与二次模型的关联关系，建立相应故障诊断知识库，通过故障树模型方式对系统进行推理判断并结合数据挖掘等信息分析技术，形成具有参考价值的故障诊断报告。 　　（4）基于站内装置拓扑判断的故障告警智能识别技术应用 　　根据站内一次模型和二次装置的关联关系以及拓扑信息，建立逻辑判断矩阵，将子站系统上送的事件信息映射到矩阵中，通过矩阵中预设置的前提条件进行计算，判断信息的真实性。如果未满足矩阵设置的前提条件，则该事件会被认为是检修事件，否则为真正的故障事件。 　　4.总体功能 　　（1）定值功能 　　主站具备对装置的定值召唤功能。主站可以召唤当前定值区的定值，也可以对不同编辑区的定值进行召唤；主站还可以查看当前装置运行的定值区号；主站对召唤过的定值数据可以做入库处理以备后续分析使用。同时，为了方便定值历史核对，系统也了提供定值的校核功能。 　　（2）录波功能 　　主站不但提供实时录波接收功能，同时，主站可以对装置产生的录波文件列表进行时间段查询，主站可以选择不同的召唤源，即主站可以选择从子站库中召唤相应的录波文件列表，或者是从装置本地召唤相应的录波文件列表。 　　主站对录波文件列表中的文件可以进行即时召唤，同时对召唤上来的录波文件提供录波简报和波形分析功能。 　　（3）实时故障信息处理 　　主站实时采集继电保护装置和故障录波器的运行状态、通讯状态、正常运行参数。当电网发生故障时，主站能将收到的各子站上传的故障信息，并实时地在监视画面上显示。主站系统能将故障时的单台保护的事件信息与录波文件信息进行关联整合，形