区域电网层次化保护控制系统

2016-09-19卢泽光李伟硕康洺睿国网德州供电公司山东德州53000山东鲁能智能技术有限公司济南500

山东工业技术 2016年18期

卢泽光，张波，李伟硕，康洺睿（.国网德州供电公司，山东德州 53000；.山东鲁能智能技术有限公司，济南 500）

区域电网层次化保护控制系统

卢泽光1，张波1，李伟硕2，康洺睿2
（1.国网德州供电公司，山东德州 253000；2.山东鲁能智能技术有限公司，济南 250101）

智能电网下新型变电站具有信息共享和集成的独特优势，对现有继电保护构建模式进行重新审视，以更好适应智能电网的发展需求，是当前继电保护领域的研究重点。本文从现有电网继电保护发展应用所面临的挑战和存在问题展开讨论，结合智能变电站特点，构建了区域电网层次化保护控制系统体系。基于四个层级的保护逻辑架构，详述了区域电网层次化保护控制系统的性能和功能配置，并与当前智能站保护、区域电网保护进行分析比对，从中可以看到，区域电网层次化保护控制体系的研究对加强电网安全、构建可靠的第一道防线具有重要的指导意义。

层次化保护控制系统；智能电网；信息共享；区域电网保护

0　引言

基于构建全球能源互联网，推动以清洁和绿色方式满足全球电力需求的战略思想，我国正稳步推进对智能电网的建设，当前电网结构逐步从交直流混联向特高压交直流互联电网过渡，电源结构从常规能源向常规能源与风电、光伏等新能源相结合过渡，其带来的系统网架重构、分布式电源灵活接入、特高压交直流集中馈入，微电网保护控制等技术，对常规继电保护提出了新的要求［1-2］。同时，智能电网的建设，推进了电网保护与控制领域的科技进步，为继电保护与控制设备的模块化设计和功能集成提供了可能；IEC61850 标准的推广应用，实现了站内设备或其他变电站信息的共享和交互，提升保护性能成为可能。随着广域继电保护和同步测量技术的不断完善发展，从系统的角度综合考虑继电保护设计和配置的层次化继电保护，为改善和提高传统继电保护和控制性能带来机遇。

1　当前电网保护系统面临挑战和存在问题

传统的继电保护仅利用元件的本地信息来进行故障识别和切除。随着电网规模的迅速扩张、新能源的接入、特高压交直流的集中馈入、区域电网的互联等，一方面优化了资源配置、提高了电网运行经济效益，另一方面却使得网架结构和电网运行控制变得日益复杂，因此会出现整定计算复杂、无法适应大范围潮流转移而连锁动作等问题使传统保护暴露出更多的弊病，如近些年国内外发生的众多大停电事故［3-6］。

同时，各种分布式电源的灵活入网，使得电网运行方式呈现多样化、网络暂态过程变得更为复杂；多变压器运行方式带来的后备保护配合、双向潮流、系统阻抗的变化等问题也给继电保护定值整定的适应能力带来严峻考验；特高压电网的建设、电网规模的扩大导致短路电流的助增，造成保护整定值可靠系数降低、抑制设备运行等问题。现有的保护和安全自动控制装置已经不能适应智能电网的快速发展，表现出整定计算困难、动作速度慢、失配情况普遍、甚至发生误动等问题，已成为电网安全的薄弱环节。因此有必要以系统性思想来重构电网整体的保护与控制系统，建立一种区域电网层次化保护与控制系统，提高区域电网的供电可靠性和安全性。

2　区域电网层次化保护控制体系架构

层次化保护控制是指综合应用电网全景数据信息，通过多原理的故障判别方法和自适应的保护配置，实现时间维、空间维和功能维的协调配合，提升继电保护性能和系统安全稳定运行能力的保护控制系统［7-8］，从体系架构上划分为变电站过程层、变电站站域层、区域控制层三个层面。区域电网层次化保护系统架构如图1所示。

图1　区域电网层次化保护控制体系架构

区域控制层包含区域电网保护与控制中心和区域电网二次系统监控中心。其中，区域电网保护与控制中心基于广域电网全景信息实现对区域电网运行安全的协同控制和自愈；区域电网二次系统监控中心负责对整个区域内的电网运行信息进行采集、处理和最终决策，监视区域范围内的所有二次设备并对其控制。变电站站控层包含一个或多个完成保护控制功能的站域保护控制设备、二次系统记录和分析设备、通信辅助设备等，负责变电站范围内所有二次设备信息的接收处理和转发，基于站内信息完成全站范围内的主后备保护和控制，同时接收区域控制层的控制命令并与区域控制层系统设备协调完成保护与控制功能。变电站过程层包含了整个系统的采集和控制执行设备、就地化保护设备，负责采集站内模拟量开关量信号、就地化后备保护、以及执行相关的控制命令。

区域电网层次化保护控制系统在空间维度上执行区域级、站控级、就地级多级保护控制，实现电网全范围保护控制功能覆盖。在时间上相互衔接，执行保护与安全稳定控制系统的协同控制，实现状态自动监测、定值在线核对、装置智能诊断、故障全景回放等高级应用功能。

3　区域电网层次化保护控制系统功能配置

基于国网的“三道防线”思想，本文提出区域电网层次化保护控制系统体系，在逻辑架构上可以分为四个层级，四层保护之间保护区域明确、动作特性独立，共同构成一个针对区域电网范围的全面继电保护系统，有利于构建更严密的电网安全防护体系。区域电网层次化保护控制逻辑架构如图2所示。

第一层级保护分别由就地保护控制装置和站间远方数据采集和控制设备配置。第一层级保护采用本体保护、电压电流保护作为总后备保护，也可以针对高压线路开关采用距离保护等保护方案。本体保护、电压电流保护、距离保护技术成熟可靠，起到一个最基本的保障作用，按照设备配置，可下放就地安装。就地保护控制装置1 ～ N内的智能终端、合并单元设备用来采集电气场内一次设备和远方变电站就地保护设备的模拟量和开关量信息，上送至站控层差动保护设备，经过数据转化后再将信息通过智能终端向电气场内一次设备和远方变电站保护设备输送；站内就地保护控制设备处于间隔层，按保护对象就地配置，通过IEC 61850规范的GOOSE方式采集智能终端和站间远方数据采集和控制装置上送的所有过程层保护控制设备的模拟量和开关量信息，并将数据转化后的信息下发到相应保护设备来实现站内就地保护；站间远方数据采集和控制设备通过GOOSE方式和SV数据网采采集并传输远方变电站就地保护设备的模拟量和开关量信息，实现与站控层差动保护设备、就地保护控制装置、区域控制层设备的数据共享和信息交互。

图2　区域电网层次化保护控制逻辑架构图

站控层保护采用站控保护子系统实现，站控保护子系统集中组屏安装在变电站主控室内，处于变电站的站控层。站控保护通过过程层SV网采集变电站内模拟量信息，并通过GOOSE网络采集全站开关量信息及发送GOOSE出口命令对一次设备进行操作。站控层保护包括第二层级的站内快速差动保护设备和第三层级的站内短延时差动保护设备。站内快速差动保护设备设置在变电站主控室内，基于GOOSE方式和SV网采接收的过程层单元数据，实现以元件为中心的站内一次设备或站间线路的差动保护。该站内快速差动保护设备仅动作于站内跳闸控制，在整个区域电网层次化保护与控制系统中起主保护作用，其与目前智能站采用的差动保护装置原理和具体实现基本一致，主要完成站内变压器元件、母线元件的差动保护功能；站内短延时差动保护设备设置在站内变压器元件、母线元件的差动保护范围之外，基于站内的同步信息进行差动保护数据整合运算和逻辑判别，实现以开关为中心的站内电网区域范围内的差动保护。站内短延时差动保护作为主保护的后备保护，当主保护在特殊原因无法动作的情况下，跳本开关使保护动作来切除故障相当于传统保护体系中的阶段式后备保护。

区域保护作为第四层级保护，区域保护内的站间延时差动保护设备基于接收过程层和间隔层单元的数据，实现以开关为中心的站间区域电网范围内的差动保护。当主保护无法动作的情况下，站间延时后备保护则通过跳所有周边开关保护动作，相当于传统保护体系中的失灵保护、死区保护。它一方面收集区域电网内及同步相量测量单元数据信息，另一方面利用区域电网全景信息进行潮流分析、切负荷等来制定分析保护控制策略，向站控层保护控制系统发送指令，协调和加速区域电网内就地级保护装置动作。总之，在系统发生故障时，区域保护能够迅速确定故障位置，有选择的将故障元件从系统中断开，缩短了后备保护动作时间，有效解决下层就地保护控制装置的拒动；在电网运行方式不断发生变化时，能够根据区域电网信息识别电网的拓扑结构和运行状态，优化后备保护的定值；在电网失步振荡时，能够准确定位并判断多端面失步，选择最优断面实施解列，实现复杂联网条件下的多端面失步解列协调控制。

4　与当前智能站保护和区域电网保护比对

目前，传统变电站保护技术仍停留在面向元件的层面上，难以在系统层面上实现故障自我恢复和安稳控制协调。随着电网规模和结构复杂化，单纯基于就地数据的传统后备保护暴露越来越多的问题，如后备保护（距离保护和零序保护）存在整定配合困难、远后备保护延时过长，电网结构或运行工况发生非预设性变化可能引发的拒动或误动，在大负荷转移情况下易引发非预期连锁跳闸，造成大面积停电事故等。近年来，智能变电站信息共享技术和光纤通信技术的发展，为继电保护发展提供了新的契机，相关研究机构也提出了多种变电站继电保护方案。文献［9］提出的基于数字化变电站的集中式保护，在传统保护设置的基础上，增加了基于拓扑理论的网络保护模块作为全站系统级保护，利用信息共享，提高了保护性能。鉴于广域保护原理、高速通信网络技术的出现，文献［10］提出一种分层配置的继电保护方案，间隔层仅配置主保护，站控层设置站域智能保护管理单元进行站域后备保护和管理。文献［11-12］提出的一种由就地间隔保护、站域保护和广域保护构成的三层次继电保护系统，实现以就地间隔保护为主体、站域保护与广域保护为补充的继电器保护框架。文献［13］提出的一个保护控制主站，若干保护控制子站、就地采集控制设备及通讯网关设备，解决现有保护与控制系统无法实现电网全过程协同优化控制的问题。但上述文献所述广域保护均具有不可忽视的缺点，在保护原理架构上仍然沿用了以往传统微机保护系统的原理架构，不同层次间保护动作行为存在相互依赖性。

仍然未能良好解决整定困难、速动型差、现场失配可能导致的误动等问题。在实现方式上体现为保护信息非常有限，先进保护算法无法应用；保护信息的安全性和实时性较低，广域保护切除故障时间过长；与变电站内继电保护系统相隔离，相互间匹配及协调难度大。

本文以系统性思想来重构电网整体的保护与控制系统，通过智能变电站技术共享的原始数据源重新进行了区域保护的原理架构，全面采用差动原理优势消除不同层次间保护动作行为的相互依赖性，并且保护定值和保护动作时间整定配合简单、不存在失配问题；快速差动瞬时最小范围切除故障、短延时差动作为后备能够不依赖其它保护的动作行为在短时间内将主保护动作失效影响范围控制到最小。图3给出了区域电网层次化保护控制系统的配置方案与传统方案的对比图。

图3　区域电网层次化保护控制系统的配置方案与传统方案对比图

5　结束语

区域电网层次化保护与传统的基于单个元件保护的动作原理不同，区域电网层次化保护控制体系在全面获取区域性全景信息的基础上，能够从整体或区域电网的角度同时实现继电保护和自动控制功能，使各层次的保护和自动控制装置的动作匹配性更高，加强对故障后系统的自愈和稳定控制具有全局性和可预见性。随着我国电网互联趋势的发展，区域电网层次化保护可以克服传统保护局部性的局限，能有效地遏制日益频发的大规模电力系统连锁故障，提高系统稳定性和输电网络的利用率，是提升大型互联电网安全性和稳定性的有效手段。

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