区域控制系统中备自投的协调控制方法研究与应用

刘金生，梁文武

(1.广州供电局有限公司，广东广州510620；2.国网湖南省电力公司电力科学研究院，湖南长沙410007)

目前在不同电压等级电网中存在大量链式结构电网，为了减少短路电流，链式结构电网一般采用中间开环运行。当其中一端电源侧主变、母线或线路故障跳闸时，有可能导致多个变电站全站失压，造成大面积停电。依靠传统的站域备自投只能跳开开环点站主供线路，合上备用电源开关，挽救开环点一个厂站的负荷。为了避免该类事件的发生，在一次系统网架未完善前，很多地方考虑在链式结构电网中装设区域控制系统具备区域备自投、过载联切等功能，在一定程度上减少故障停电的区域和时间，一次性恢复多个失压厂站的供电，提高用户供电可靠性〔1〕。区域控制系统如果只考虑在区域控制主站配置区域备自投，而站域控制子站不配置站域备自投，在通信中断的情况下，区域备自投将会自动闭锁〔2〕，此时系统发生故障，开环点厂站的负荷也将无法挽救，因此在区域控制系统的建设中应均具备区域备自投与站域备自投的功能，当区域备自投失效时，如果系统发生故障可以继续通过站域备自投的动作挽救开环点厂站的负荷。但在区域控制系统中如何实现区域备自投与站域备自投之间的协调控制是一个技术难点。文章从备自投逻辑上出发，通过区域控制系统中站间的信息交互，实现区域备自投与站域备自投之间的自动协调控制。

1 区域控制系统总体框架

区域控制系统一般按照分层分布的原则来配置整个系统，不仅可实现传统稳控系统的功能，也可实现区域备自投与站域备自投功能。正常情况下设置一个区域控制主站，若干个站域控制子站。区域控制主站接收各个子站上送的信息，在区域范围内对电网运行信息进行采集和处理，根据既定的控制策略，对整个区域电网的负荷、潮流进行统一协调控制，通过对站域控制子站下发控制命令，完成整个区域电网的控制功能，如区域备自投功能。站域控制子站通过就地采集和控制设备进行电流、电压量的采集，完成站域范围内的所有控制功能，如站域备自投等；其与区域控制主站进行互动，发送主站所需的本站信息，接收主站的控制命令后对站域范围内的设备实施控制〔2－3〕。其系统框架如图1所示，整个系统中区域备自投与站域备自投之间的协调控制通过区域控制主站与站域控制子站间的通信完成。

图1 区域控制系统框架

2 区域备自投与站域备自投协调控制方法

2.1 区域控制系统对备自投的要求

在区域控制系统中，当区域控制主站区域备自投与站域控制子站的站域备自投两种功能均具备时，区域备自投与站域备自投之间的动作行为配合关系应自动采用主辅模式，即在系统故障造成一个或多个变电站失压时，优先考虑区域备自投动作，隔离故障合上备用电源，恢复系统中所有失压厂站的供电；当区域备自投由于通信中断或其他原因闭锁，以及区域备自投在动作过程中失败时，则由站域备自投动作恢复开环点厂站的供电，避免所有失压站均无法恢复供电。

2.2 传统的协调控制策略

在现有的一些区域控制系统中，区域备自投与站域备自投之间、高电压等级与低电压等级备自投之间的协调控制，主要通过时间上进行配合，相互之间设置一个时间级差ΔT，但在实际应用中主要存在以下几个问题:

1)当区域备自投在故障前由于通信或其他原因闭锁不具备动作条件时，站域备自投的动作时间不变，固定比区域备自投动作延长一个时间级差，如区域备自投动作时间为T，则站域备自投任何情况下的动作时间均为T＋ΔT，无法在区域备自投闭锁时不经时间级差快速恢复开环点的供电；

2)如果时间级差设置不合理，站域备自投可能与区域备自投同时动作成功，从而失去了区域备自投的动作效果，导致非开环点失压站的供电无法恢复，扩大了停电范围；

3)在实际应用中还发现，不同厂家或不同型号备自投之间在备自投启动到隔离故障的等待延时期间，由于延时计数器处理原则不同，当系统故障后由于保护重合闸或者小电源支撑等原因〔4〕，延时期间出现短时电压不满足无压的条件；如果区域备自投或高电压等级备自投延时计数器归零，满足无压条件后重新计时，而站域备自投或低电压等级备自投计数器保持不变，待满足无压条件后继续计时，从而会导致站域备自投比区域备自投先动〔5〕，低电压等级备自投比高电压等级备自投先动的情况，出现严重失配的情况。

为了防止上述情况的发生，同时满足快速恢复供电的要求，因此在区域控制系统具备站间通信的条件下，主要从备自投逻辑上解决区域备自投与站域备自投之间的协调控制关系，并且在区域备自投闭锁的情况下，自动提高站域备自投的动作速度，其动作时间设置与区域备自投保持一致。

2.3 优化后的协调控制策略

以图2链式结构电网为例，详细介绍一下区域备自投与站域备自投之间的协调控制关系。图2开环点位于2号变电站的125开关处。

图2 链式结构电网接线

正常情况下，区域控制主站的区域备自投与2号变电站站域控制子站的站域备自投均处于充电状态。当电网K1点发生永久性故障时，区域备自投与2号变电站的站域备自投均满足启动条件启动，区域备自投在启动后立刻向2号变电站的站域备自投持续下发 “暂停”命令，并执行后续区域备自投隔离故障跳1号变电站122开关的逻辑；而2号变电站站域备自投在隔离故障延时到达时，由于一直收到区域备自投下发的 “暂停”命令，禁止站域备自投隔离故障跳2号变电站的124开关。如果区域备自投后续动作失败时，区域备自投则停止下发 “暂停”命令，2号变电站站域备自投当收到的“暂停”命令消失后立刻隔离故障跳开124开关，并执行后续站域备自投动作逻辑，恢复开环点2号变电站的供电，此时1号变电站失压；如果区域备自投跳1号变电站122开关隔离故障成功，且后续合开环点2号变电站125开关成功恢复1号变电站与2号变电站的供电，则区域备自投立刻向2号变电站站域备自投下发 “闭锁”令，并停止下发“暂停”令，2号变电站站域备自投收到 “闭锁”令后则立刻闭锁并放电，结束动作。具体的协调控制流程如图3所示。

图3 区域备自投与站域备自投之间的协调控制流程

如果在电网K1点发生永久性故障前，区域备自投由于通信中断或其他原因闭锁无法启动时，则不向2号变电站站域备自投下发任何命令，2号变电站站域备自投直接动作恢复2号变电站的供电。实现上述区域备自投与站域备自投之间协调控制的关键技术是如何确保站域备自投在隔离故障前收到区域控制主站的 “暂停”信号。因此在系统发生永久性故障时，区域备自投启动应不晚于站域备自投启动。站域备自投启动逻辑传统主要做法是同时满足以下两个条件即可启动〔6〕:主供电源满足无压无流条件；母线满足无压条件。

由于区域控制主站获取了整个链式电网的全部信息，可以准确快速定位故障点，因此区域备自投启动主要依靠故障定位成功即启动，其故障定位满足以下任意一个条件即可以确认系统故障点，以图2为例:①电源1与电源2之间出现线路运行开关位置由合到分且无电流，则认为该线路或相邻母线发生故障；②失压厂站到开环点之间的所有厂站均满足无电压无电流条件，则认为靠近电源侧首个失压站前发生故障。

以上两个故障定位条件，如果均满足时，则以离开环点近的故障点作为最终故障点。与站域备自投启动比较，一般情况下条件①快于站域备自投的启动条件；条件②与站域备自投的启动条件类似，理论上应同时启动。另外实际工程应用区域备自投与站域备自投从启动到隔离故障过程中都设有故障隔离延时定值，因此可以确保站域备自投在隔离故障前收到区域备自投的 “暂停”信号，从而准确实现相互之间的协调控制。

2.4 优化后协调控制策略的优点

区域备自投与站域备自投之间的协调控制策略进行优化后的主要特点是无需人为整定区域备自投与站域备自投之间的时间级差，其优点主要有:

1)可以减少专业管理人员定值整定压力，提高工作效率，避免由于级差时间设置不合理导致站域备自投优先动作，扩大失压范围；

2)无需考虑不同厂家故障隔离延时计数器的处理差异，提高了不同厂家或不同型号设备之间配合的安全性与可靠性；

3)相比原来的区域备自投系统，无需新增设备成本及站间通信资源；

4)从电网安全稳定运行的角度出发，提高了电网供电可靠性。

3 展望

文章所提出的区域备自投与站域备自投之间的协调控制方法，目前已经在广州 “增城－庙岭－迁岗－科城－木棉”220 kV链式电网区域备自投系统中成功应用。虽然该控制策略提高了区域备自投与站域备自投之间的协调性，以及电网供电可靠性，但如何验证其策略正确性的试验手段有限。目前主要是根据电网结构搭建RTDS系统模型RTDS试验或者利用电网进行传统试验验证，这两种试验方法试验效率均低，且传统的实验方法电网风险大。下阶段将就如何提高试验效率及规避电网风险，与相关厂家进行研究。

〔1〕余涛，胡细兵，黄炜，等.地区电网广域备自投控制系统研制 〔J〕.电力自动化设备，2011，31(3):94-98.

〔2〕刘育权，刘金生，王莉，等.基于实时信息的区域备自投控制系统 〔J〕.电力系统保护与控制，2014，42(17):131-135.

〔3〕文安，黄维芳.基于广域信息的区域控制保护技术 〔J〕.南方电网技术，2016，(5):16-21.

〔4〕陈志峰，吴勇，金滇黔.考虑山区小水电的智能型备自投装置的研究 〔J〕.电力系统保护与控制，2010，41(8):120-22，127.

〔5〕杨浚文，吴文传，孙宏斌，等.一种基于EMS的广域备自投控制系统 〔J〕.电力系统自动化，2010，34(11):61-66.

〔6〕杨文佳，张荫群，吴国炳，等.广东电网备用电源自动投入装置标准化设计的研究 〔J〕.南方电网技术，2009，3(B11):103-107.