广域保护控制系统在广州电网的应用

李杰祎

(广州市电力工程设计院有限公司，广东 广州 510220)

1 概述

目前广州电网110kV变电站主变电气量保护按电流差动保护加各侧复合电压闭锁电流保护(二段配置)；110kV线路保护普遍配置距离保护，广泛采用阶段式距离保护作为主保护；传统阶段式后备保护整定配合复杂，通过就地检测量和延时实现配合的方式在很多情况下难以确保选择性，当电网的网架结构及运行方式发生频繁和大幅改变时，易导致后备保护动作特性失配；在目前的保护配置下，若电网安全稳定控制装置、开关或主保护拒动，可能导致系统稳定破坏，甚至引发严重连锁故障，威胁电网安全稳定运行。

目前广州电网按三道防线加备自投的配置原则来作为保证电力系统安全稳定运行的措施，广州电网的三道防线及备自投设备为相互独立，信息不共享的孤立系统。在故障发生时，各级装置之间无法协调配合，会造成事故的进一步扩大。

2 广域保护及控制系统的研究现状

2.1 广域保护系统的概念

目前，广域保护系统还没有统一的概念，文献[2][3]把广域保护分位两类；第一类是以广域测量为基础的继电保护，利用广域信息，解决传统保护不能解决的故障，是一种兼有自适应性和协调性的保护；第二类是一种紧急控制系统，利用广域信息，解决电力系统大范围稳定破坏、连锁反应事故。广州电网运行的安全稳定控制系统属于第二类兼有第二道和第三道防线功能。由于系统中存在的各种保护及稳定装置的动作原理、动作时间不相同，故障发生时，它们之前的相互影响可能会使系统状况更加恶化。

2.2 广域保护系统的关键技术支撑

(1)同步测量技术

同步相量测量技术是在高精度卫星时钟信号的同步下，测量电网的电压电流相量，通过高速通信网络把带有时标的相量传送到主站，为电网的实时监测、分析和控制提供信息。目前广州电网内变电站内普遍配有卫星定位系统，各个子站广域测量设备的A/D采样数据按标准时钟同步采样，不论有多少个采样点，所测的数据均能打上精确时标(误差不大于1微秒)，使得全网统一时刻数据进行比对、统计分析实时精确计算成为可能。

图1 电力系统广域保护的基本结构

(2)实时通信技术

快速可靠的通信网络是广域保护不可或缺的基础设施，早期的电力系统中采用微波进行通信，目前随着Internet网络及光纤、卫星等设备的应用，微波通信方式已经被淘汰。平均延时仅为几十毫秒的SDH，ATM等协议的光纤通信，能够为电力系统中的实时应用提供快速、可靠的信息传输。目前广州电网具备双SDH通信网络。

同步测量技术及实时通信技术的提升为广域保护所必须的实时数据提供了可能性。

2.3 广域保护系统的结构

广域保护系统的结构一般分为区域集中、站域集中、区域分散3种结构。文献[6]提出了一种基于IEC61850建模的分区域分布集中式广域继电保护结构。该系统结构将整个电网分成若干区域，每个区域以某个变电站为中心，除中心外的其他站称为该变电站的子站。各变电站采集本站内所有IED测量信息及开关状态信息，子站仅与所属区域中心通信并接受其远程控制。荔城片区广域保护及广域备自投系统采用了此结构，结构见图1。

广域保护系统一般由监控主站、监控子站、通信网络、网络服务器及数据库等组成。

监控主站系统安装在控制中心，与监控子站通讯，获取各种数据，进行广域保护计算判断，对各站模拟和开关信号进行在线监测，记录有关数据，并存入数据库。一般包括EMS、数据库系统、网络服务器和电网安全稳定监测与控制主站。

监控子站系统分布在变电站中，完成广域数据采集，执行广域保护控制策略，一般由监控子站、数据采集和执行装置(测量单元、继电保护终端、稳定控制终端)、通信装置及相关软件构成。

2.4 广域保护系统的功能

广域保护系统是一个复杂的系统，包括继电保护和安全自动控制两方面，与传统的保护控制功能的最大区别在于信息的利用范围及形式不同。

(1)广域控制系统功能

广域保护控制主站主要完成整个区域电网的控制功能，例如区域备用电源自投功能(广域备自投)、稳控联切等功能。各个控制子站除了完成各自的站域保护和控制功能以外，还要和主站以及其它相关子站一起完成区域保护和控制功能。

(2)广域继电保护功能

广域保护系统中的继电保护功能包括主保护功能和后备保护功能。

主保护功能包括依赖通信的基于电流差动或纵联比较原理的单元快速保护和不依赖通信的基于本地信息的快速I段保护(例如工频变化量距离、距离I段、零序电流I段等)。

后备保护功能也需要借助通信完成，利用空间多点信息的比较而不是动作时间上的配合来保证后备保护的选择性，从而达到缩短后备保护动作时间，缩小故障切除范围的目的。

(3) 广域保护保护控制系统与原有保护控制系统之间的关系

图2 荔城片区广域保护系统结构图

广域保护控制系统独立于原有的电网保护系统，与原有保护系统的配置逻辑及保护范围相同，只是广域保护可以通过区域间信息的交互，完成原来保护系统不能完成的功能，其不能替代原来的保护功能，是在其基础上对原来的保护系统进行必要的，有益的补充，全面提高区域电网保护系统的整体性能。

广域保护控制系统在故障发生时，对故障设备进行隔离，在没有其他变电站的信息交互时，仍按传统的定值大小，动作时间长短等进行配合以保证选择性，，除了增加区域保护控制系统动作闭锁原先重合闸的回路，两个系统间无其他通过电缆或GOOSE方式传递相互配合的信息。

广域保护控制系统失效时，将本身系统进行闭锁，不影响原来的保护系统，仅是增加的性能有所缺失，同样的，原来的保护系统发生故障时，区域保护控制系统仍然能够部分地完成保护功能，不会因为一个保护装置的失效而紧急停运一次设备，大大提高了供电的可靠性。两个系统既相互独立又互相补充，这样可以最大限度地保留两套系统的独立性，不会因为相互影响导致连锁故障的发生。

3 广州电网荔城片区广域保护系统及控制的应用

(1)荔城片区广域保护系统及控制的系统架构

按照分层控制的原则，并考虑到电网实际运行需求来配置整个荔城片网的广域保护系统。广域系统结构见图2。

在220kV荔城站设置一套监控主站系统PCS998，主要完成整个区域电网的控制功能，包括广域备自投功能、广域负荷控制功能等。考虑到220kV荔城站需要和其它110kV变电站配合实现广域继电保护功能，因此还要配置一套监控子站系统，该子站和主站之间通过站内2M多模尾纤互联。在110kV荔电降压站、110kV东方站、110kV正果站、110kV朱村站、110kV小楼站、110kV中新站各设置监控子站PCS998S系统一套。

就地安装的数据采集和执行装置PCS－222EA负责采集保护所需的电压、电流电气量，并转为数字量，通过IEC61850－9－2协议上送到控制子站PCS－998S，同时与区域控制子站PCS－998S以GOOSE方式进行开入开出信息交互。PCS－998S集成母差保护、变压器保护、线路保护、断路器失灵保护和区域控制功能于一体，根据就地电气量完成相关的保护逻辑判断，并将判断结果以GOOSE方式通过SDH通信网出站，同时通过SDH通信网接收其它站来的GOOSE信号，结合就地判据，最终完成区域保护逻辑。PCS－998S将跳合闸信号以GOOSE方式下送到执行装置PCS－222EA，PCS－222EA转为接点方式输出，并接入传统跳合闸回路实现跳合闸操作。

在控制主站和各个控制子站均配置MUX－22C通信复接装置，负责站间通信，MUX－22C装置和PCS－998装置之间用100M以太网通信，可以扩展出最多22个2M电接口，用于以点对点的方式进行站间通信。

(2)荔城片区广域保护功能及逻辑实现

区域保护的设计和安装为一套独立的系统，不影响原有的传统保护装置的功能和定值整定配合关系，区域保护功能集成在控制子站中。控制子站为一套全新设计的集中式保护和控制装置PCS－998S，在保护方面集成了线路保护、断路器失灵保护、母差保护和主变差动保护功能，区域保护不与原有的传统保护装置有功能和定值上的配合关系。

根据110kV母线各支路电流实现站内母差保护，并可通过站间GOOSE通信实现远跳对侧开关功能(对于有“T”分支线路，只远跳对侧为本次改造七个站范围内的线路开关)；

根据主变各侧电流实现就地主变保护差动保护(无后备保护)；

借助区域SDH网传输允许信号实现线路主保护。

在线路两侧装设线路保护(对应PCS－998S装置中的一个线路DSP插件)，发生线路区内故障，两侧线路保护装置的距离Ⅱ段元件若动作，则借助区域网络向对侧发送允许信号。保护装置根据接收的允许信号，结合自己距离保护Ⅱ段元件的动作情况，实现全线快速跳闸。即借助区域网络通道，在无需建立专用纵联通道的情况下，实现传统线路保护的全线速动功能，提高保护性能。荔城片网共有荔朱线、朱小线和正东线三条线路实现区域主保护功能，见图3。

图3 无纵联通道的线路主保护

(3)荔城片区广域备自投系统框架

基于“广域实时采样、实时交换数据、实时判别、实时控制”的思路来实现区域电网备用电源自投的功能，解决了基于调度自动化的备用电源自投系统的实时性相对较差、数据发生时刻的时序关系不准确等的问题，从而能使电网快速准确地恢复供电。

荔城片区广域备自投系统框架如下：6个110kV子站(荔电降压站、东方站、正果站、小楼站、朱村站、中新站)分别实现各自站内的站域备自投功能，220kV荔城站主站实现区域备自投功能。这种分层设计的优点在于：概念清晰，功能相对独立。

各个子站控制设备接入各站母线的三相电压、进线的三相电流，相关开关的位置信号(跳闸位置和KKJ)。各个区域控制子站将各自采集的电流电压和相关开关位置信号以1.667ms的间隔实时发送给控制主站，一旦发生线路跳闸，立即将跳闸信号实时发送给控制主站。控制主站保存有整个区域电网的控制逻辑策略表，事故发生后，查找策略表，确定备用电源自投的逻辑，然后将跳闸和合闸命令发到相应子站控制设备。

当串供回路上发生故障时，开环点变电站的常规备自投装置可能会先动作跳开本站主供线路，合上原开环的备用开关。这对于区域备自投来说，为了恢复原开环点站的上级变电站的供电，需要再次合被原开环点变电站的常规备自投装置动作跳开的开关。综合考虑当区域备自投和常规备自投均具备动作条件时，区域备自投动作优先。

4 结论

目前广泛应用的广域保护系统包括本文中的荔城片区的广域保护控制系统只是针对事先假定的事件采取控制措施，是根据假定策略进行的离线预算，实时匹配。而对于复杂的大电网事故时各种不稳定事件在一定条件下会相互转化，使不稳定状态呈现多种可能，依赖预先设定的控制策略的广域保护系统会在多重故障时发生匹配失效。

基于电网动态响应的广域保护不需要检测具体事件，能够分析大电网的各种运行状态：正常状态、警戒状态、紧急状态和恢复状态，并通过各种保护控制措施，使系统恢复到正常状态，它可以应对不可预知的事件引起的稳定问题，因此基于电网动态响应的广域保护应该是未来系统保护的发展方向。

[1]徐天奇，等．广域保护系统功能与可行结构分析[J]．电力系统保护与控制，2009，37(3)．

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[5]童晓阳，等．变电站级广域保护系统建模方法及其原型设计[J]．电力系统自动化，2012，36(20)．

[6]童晓阳，等．采用IEC 61850构造变电站广域保护代理的信息模型[J]．电力系统自动化，2008，32(5)．