新型电力系统保护控制技术架构研究

吴振杰，王源涛，方愉冬，胡 晨，马 伟，王 彤，王嘉琦

（1. 国网浙江省电力有限公司杭州供电公司，杭州 310009；2. 国网浙江省电力有限公司，杭州 310007；3. 新能源电力系统国家重点实验室（华北电力大学），北京 102206）

0 引言

随着“西电东送”“北电南供”战略的实施，我国电网已成为全球能源资源配置能力最强、新能源装机规模最大的复杂大电网［1］。高比例、高密度的可再生能源接入，导致电力系统需要在随机波动的负荷需求与随机波动的电源之间实现能量的供需平衡，电力系统结构、运行控制方式更为复杂，源、网、荷之间的协调控制成为常态。同时，潮流控制器、静止无功补偿装置等电力电子设备的规模化效应使电网的动态特性已然发生了本质上的变化［2-3］，我国电网结构复杂、运行控制的难度大，在世界范围内是罕见的。这对于电网安全稳定运行及保护控制系统提出了更高的要求。

大量电力电子设备接入的交直互联系统，其故障形态发生根本性变化［4］。2013 年7 月，上海500 kV 交流线路瞬时故障引发葛南、宜华、林枫及复奉4回入沪直流同时故障，对系统造成严重冲击；2015 年9 月，锦苏直流双极闭锁，造成华东电网频率近10年来首次跌破49.8 Hz。基于传统交流系统形成的保护方法、防御理念、控制技术与交直流互联电网运行已不相适应，系统安全问题面临严峻挑战［5-6］。

为了保障电力系统安全稳定运行，在《电力系统安全稳定导则》中，将我国承受大扰动能力的安全稳定标准规定为三级，即保障电力系统安全稳定运行的三道防线。电网基础相对薄弱时期，三道防线在应对各类电网事故、确保电网安全稳定运行和可靠供电中发挥了重要作用。随着电网规模越来越大，三道防线之间功能配置相互割裂，未能在空间和时间上形成有机统一的问题逐渐暴露出来［7-8］。立足于系统级，建立保护和控制之间的信息融合及系统机制，优化三道防线的功能和布局成为电网安全稳定运行的重要保障。

本文针对新形势下的复杂大电网系统性事故的演变过程，在顶层设计方面，提出了电网系统级保护控制技术架构的设计思路，通过优化三道防线的功能和布局，协同保护与控制策略，为有效抑制和阻断系统性事故的发生和发展，提升大电网的安全防御能力提供理论支持。

1 预防系统性事故发生的继电保护

继电保护作为电力系统安全稳定的第一道防线，应有效防止故障扩大。而随着波动性新能源大规模接入电网，现代电网的运行方式及网络拓扑随时可能发生改变，一方面会导致保护选择性和灵敏性之间的矛盾更加不可调和；另一方面会导致保护的动作时间过长且易受系统振荡和过负荷影响，使得本应保障电网安全的保护却对事故的发展起到了推波助澜的作用，据北美电力可靠性委员会统计：“63%的电力系统事故与继电保护的不恰当动作有关”［9］。这说明传统继电保护仅利用本地信息并依靠定值配合的构成模式，在适应网络拓扑和运行方式的变化上已经捉襟见肘，定值配合式保护从根本上受到了挑战。

因此，针对高比例新能源及电力电子设备接入的新型电力系统，研究预防系统性事故发生的新型继电保护构成模式，将继电保护仅利用本地信息转换为利用丰富的故障多元信息，从而提升继电保护应对特殊、极端故障的能力，具有重要的现实意义。下面分别从主保护和后备保护两方面探讨继电保护与故障多元信息相结合所带来的优势。

1.1 基于故障全过程的主保护

主保护应在保证选择性的前提下以最快速度切除被保护设备的故障。考虑到实际运行中故障信息在传递过程中受延时和可靠性等局限［10］，主保护应能够独立判断动作与否，无需与其他元件配合。

为充分利用故障中蕴含的丰富电气量信息，主保护应根据所保护元件的实际情况选择融合从暂态量、工频突变量到工频稳态量等不同时间尺度的故障量信息，挖掘故障信息中所蕴含的故障物理特征，从而实现快速准确的故障全过程保护。其中，基于暂态量信息的保护由于具有响应速度快、包含故障信息丰富的优势，逐渐成为中外学者的研究热点［11-12］。基于暂态量信息的保护又可分为行波保护［12-14］和基于暂态高频分量的保护［15-16］。

1.2 基于故障多元信息的后备保护

后备保护是指主保护或断路器拒动时，用来切除故障的保护。传统的后备保护采用阶梯时间配合，由于动作时间较长、保护动作不及时易引发事故扩大。因此，后备保护需突破保护仅利用设备自身信息的限制，构建基于故障多元信息的后备保护，通过充分利用站域和站间交互的故障关联电气量、逻辑量信息，解决强依赖定值的问题，提升极端情况下的保护性能，降低系统失稳风险。

基于逻辑量的后备保护方面，文献［10］在建立系统层间互助机制的基础上，提出了区域距离保护，通过不同信息域的简单逻辑计算实现了故障元件的快速识别；文献［17］利用相邻变电站的保护信息构建逻辑判据，通过对本地距离Ⅱ段和Ⅲ段的动作时间进行调整，解决了传统距离保护整定困难的问题；文献［18-20］基于遗传算法提出了广域后备保护的新算法，相比于传统后备保护具有更高的灵敏性。基于逻辑关联信息的保护充分利用了现有保护的基础，对通信系统要求低，易于工程实现，具有较高的可靠性和信息容错能力。

基于电气量的后备保护方面，文献［21-23］分别基于故障电流和电压信息对故障元件进行定位和识别；文献［24］定义了保护关联区域的概念，利用关联区域双端电流的故障稳态分量计算故障相关因子，能够利用有限的测量点快速识别故障支路；文献［25-26］分别利用保护关联域和潮流转移因子对系统中的潮流转移进行识别并对后备保护进行重新整定，避免了后备保护相继动作引发的连锁跳闸风险。基于电气量关联信息的后备保护，可以充分挖掘电气量信息中包含的故障特征，以实现故障判别的唯一性和保护的选择性。

1.3 新型继电保护构成模式

为提升继电保护应对特殊、极端故障的能力，分别从主保护和后备保护两方面提出站域分布式新型保护系统。保护架构如图1和图2所示，以变电站为基本单元，MU（合并单元）在一定程度上实现了过程层数据的共享和数字化。站域主机连接GOOSE（面向通用对象变电站事件）网、SV（采样值）网，集中全站电气量、逻辑量信息，实现站内各间隔的保护功能，不依赖站间通信系统，保证站内保护的可靠性和快速性。

图1 站域主保护架构Fig.1 Station-level main protection architecture

图2 站域后备保护架构Fig.2 Station-level backup protection architecture

本站主机与相邻变电站主机构成分布式系统，在站间交互逻辑量、电气量信息，实现信息的融合，进行综合决策判断，保证保护的可靠性。站间交互逻辑量信息，相较于交互电气量信息更简单、可靠，通过多元逻辑量信息的一致性，可解决后备保护对相邻设备故障拒动和过负荷误动的问题；同时借助故障全过程电气量等多元信息进行故障特征的识别，可提升保护对轻微故障的反应能力。

在交直流混联电网中，换流变电站内可交互直流系统控制信息与交流系统保护信息，实现保护与控制功能的有机结合，以适应复杂多变的电网结构。

新能源有功功率输出随机波动，使得系统运行模式变化较大，对于传统保护，距离保护Ⅱ段和Ⅲ段整定值易受系统结构和运行模式的影响。如图3所示，当新能源接入电网时，若距离Ⅱ段下级线路BD较短时，按照可靠性整定可能使保护不满足灵敏性要求，即在本线路末端时距离Ⅱ段拒动；如在较大出力情况下，测量阻抗增大，可能会造成距离保护Ⅲ段拒动，如图4所示。

本文所提技术架构，站内的配置方案是将“灵敏距离Ⅱ段”设为线路阻抗的125%，“灵敏距离Ⅲ段”设为线路和下一条相邻线路阻抗的130%。本线路末端故障时灵敏距离Ⅱ段无延时跳闸，下级线路末端故障时灵敏距离Ⅲ段经一时间间隔跳闸。该方案的优点是Ⅱ段定值能满足保线路全长的灵敏度要求，Ⅲ段在本线路及其下一级线路故障时都能满足灵敏度要求。在新能源接入情况下，传统距离Ⅱ段、Ⅲ段都有可能对其保护元件失去灵敏性，但采用所提方案时，灵敏距离Ⅱ段和Ⅲ段可以满足灵敏度要求。

由于对保护灵敏度要求的提高，为防止所提保护方案失去选择性，保护需通过通信系统确定故障范围，在最小范围内清除故障，且提升后备保护的动作速度。Ⅱ段、Ⅲ段的保护动作逻辑如图5所示，Ⅱ段保护与对侧的Ⅰ段和Ⅱ段保护协同工作，对侧的距离保护不受新能源接入的影响，能准确确定故障位置，近后备保护无延时跳闸；Ⅲ段保护也应满足选择性要求且加速动作，近后备保护无延时跳闸。由于有通信时间，近后备保护动作时间稍微落后于主保护动作时间，不会影响主保护正确动作；远后备保护需躲过本方案的近后备动作时间，应经过一个时延再动作。

图5 保护动作逻辑Fig.5 Protection action logic

新型电力系统中，电力电子设备增多导致系统的故障承受能力大大下降，对继电保护的速动性提出了更高要求。传统后备保护动作时间为秒级，远后备保护动作时间甚至会长达数秒，不能满足新型电力系统安全运行的要求。本文提出的新型继电保护构成模式，通过信息融合技术，使得近后备保护可以无延时跳闸，远后备保护需经过一个时延后动作。目前工程技术可以达到远后备保护延时200 ms 动作。因此，本方案大大缩短了后备保护的动作时间，相较于传统保护可以更好地保护交直流混联系统的安全稳定运行。

2 自治式系统级保护控制措施

电网在遭受严重故障时，如继电保护拒动或继电保护正确动作后系统仍将失去稳定，此时应根据具体情况采取切机、切负荷以及系统解列等紧急控制措施以防止故障进一步扩大。

2.1 系统送受端功率不平衡的紧急控制

电力系统不同区域之间的超、特高压联络线因故障被继电保护切除后，该线路上的潮流将瞬间转移至其他联络线，由此可能引发两种问题：

1）如其余联络线上的潮流达到线路可承受的极限值后仍无法满足区域间的输送需求，此时系统送、受端区域将出现功率不平衡，分别表现为功率富余和功率缺额。

2）潮流转移后部分联络线因潮流增大而出现过负荷，如不能及时有效地消除过负荷现象，过负荷保护将切除过负荷线路，造成故障事态的进一步扩大，严重时甚至会引发连锁性跳闸。

上述故障传播过程发生在继电保护动作切除故障线路之后和切机、切负荷紧急控制措施动作之前，即介于传统一、二道防线之间。因此，当系统因联络线故障导致送受端出现功率不平衡时，为避免故障事态进一步扩大，应尽快采取控制措施以消除潜在的安全隐患，此时系统送、受端应分别采取切机［27］、切负荷［28］控制措施，当联络线中有直流线路时还应合理利用其短时过负荷能力进行紧急功率支援。

2.2 系统能量不平衡的紧急控制

系统遭受到严重故障，系统积攒的暂态能量超过系统处于临界稳定时的临界能量，仅凭第一道防线无法阻止系统中不同发电机组之间功角相互摆开，系统面临暂态失稳的风险，应采取切机［29］、切负荷［30］以及直流调制［31-32］等紧急控制措施，也就是电力系统安全稳定的第二道防线。

就电网目前运行现状而言，故障发生后第二道防线从继电保护装置处接收的信息仅包含故障时间和故障元件等有限信息，通过将这些有限信息与离线生成的事故预案相比对来判断系统当前稳定状态［8］，第一、二道防线实际上仍处于各司其职的割裂状态。现有的继电保护装置完全具备把故障时间、故障位置、故障类型、接地电阻等关键信息告知第二道防线的能力［33］。如能将上述故障信息有效引入系统暂态判断和紧急控制中，将有利于减少计算误差，提高暂态稳定判断结果的准确性，为控制部门采取切机、切负荷等控制措施提供更加可靠的依据［34］。

2.3 系统失去同步后的解列控制

当电网遇到多重严重故障以至于第二道防线仍无法阻止系统失去稳定时，为防止系统性崩溃和大面积停电的发生，需设置失步解列、频率及电压紧急控制装置，即安全稳定的第三道防线。

其中，失步解列控制是当系统发生失步振荡时，采取解列联络线的控制措施，以消除电网的异步运行状态，防止事故扩大。解列的关键要素包括失步振荡现象识别、解列断面选择和解列装置之间的协调配合等［35-36］。根据所需量测信息的来源，失步解列可分为基于本地量测信息和基于广域量测信息两大类。

基于本地量测信息的失步解列通常取某一固定的断面割集作为解列点，通过离线分析计算，在风险较大、易于解列的失步振荡中心所在断面配置解列装置，其判断所需的电气量通常包括视在阻抗Z、测量电压与电流的阻抗角φ和测量电压幅值与阻抗角余弦的乘积Ucosφ等［37-40］。基于本地量测信息的失步解列方法目前已经比较成熟，但该方法应用在日益复杂的互联大电网时，有策略失配的风险，且不能充分考虑解列后的孤岛运行约束，容易引发后续的切机、切负荷等控制，使故障影响进一步扩大。

随着广域测量技术的发展，基于广域量测信息的失步解列方法逐渐成为研究热点。该方法利用广域测量装置实时测得的节点电压、电流大小及相位信息，对系统是否失步进行在线判断并计算最优解列断面［41-42］，可以更加准确地判断系统振荡中心所在位置，使解列断面更加合理，但该方法依赖测量数据的准确性和同时性，对算法的实时计算能力也有一定考验。

3 新型电力系统保护控制技术架构

传统电力系统保护控制架构下，保护系统和控制系统之间彼此独立，缺乏有效的信息交互与动作配合，导致系统在遭受严重故障后可能出现连锁跳闸等系统性事故。因此，需要通过变电站内的站域主机将继电保护处的多元故障信息有效利用到控制系统，实现控制方案的准确决策；同时将控制系统的动作信息传递至保护系统，实现控制策略的快速执行。

基于以上背景，提出一种新形势下大电网系统级保护控制技术架构，如图6所示。通过构建站域分布式新型保护系统，在站内、站间互传电气量与逻辑量信息，实现故障信息的交互融合，保护装置快速应对断路器失灵、保护死区等特殊或极端故障，提升继电保护在预防系统性事故方面的性能。站域主机采集本站的发电机和负荷信息、新能源发电信息、直流线路信息以及继电保护的多元故障信息，并将信息传递至相邻变电站，结合本站与相邻站信息，站域主机可实现精准切机、切负荷、直流紧急支援以及系统解列等自治式紧急控制，有效阻断系统性事故的发生和发展。

图6 新型电力系统保护控制技术架构Fig.6 The technical architecture for protection and control of new-type power systems

系统级保护控制技术以站域主机为基本单元，实现了站域与站间，保护与控制以三道防线之间的信息传递融合，使系统的保护与控制功能同时得到有效提升，对抑制系统性事故发生发展，巩固大电网安全防御将起到至关重要的作用。

4 仿真分析

为验证基于信息融合的新型继电保护工作模式下的保护功能，在电力工业电力系统自动化设备质量检验测试中心RTDS（实时数字仿真器）上，基于某区域电网建立仿真系统，包括一座220 kV变电站和下级3座110 kV变电站，如图7所示，对保护装置进行了动模试验。

图7 新型后备保护仿真系统Fig.7 Simulation system for the novel backup protection

4.1 站域保护

在110 kV 变电站的高压侧母线、变压器高、中、低压侧以及中、低压侧母线设置单相接地、两相短路、两相接地、三相短路以及发展性故障（故障点发生A相金属性接地故障k（1），0.02 s后发展成AB 两相金属性接地故障k（1，1）），对站域保护功能进行验证，所有保护均正确动作。110 kV 变电站1号变高压侧故障仿真结果如表1所示。

表1 变压器高压侧故障仿真结果Table 1 Simulation results of faults on HV side in a transformer

4.2 站间保护

在本段线路出口、中间、末端和下级线路出口、中间、末端，分别模拟单相接地、两相短路、两相接地、三相短路、高阻接地、发展性故障、断路器失灵、系统振荡及振荡过程中发生故障，对保护功能进行验证。1号线CB1线路保护的本段出口、末端及下级线路（3号线）短路，同时CB4拒动，仿真结果分别如表2—4 所示。所有线路保护均正确动作，保护Ⅰ段动作时间均在50 ms 以内，退出主保护功能情况下，近端后备保护动作时间均小于100 ms，远端后备保护动作时间均在500 ms以内，保护功能不受过负荷和系统振荡影响，有较高耐受过渡电阻能力。其中1号线CB5出口A相接地瞬时故障，故障录波如图8所示。

表2 1号线CB1出口故障仿真结果Table 2 Simulation results of faults at outlet CB1 on line 1

表3 1号线CB5出口故障仿真结果Table 3 Simulation results of faults at outlet CB5 on line 1

表4 3号线故障且CB4拒动仿真结果Table 4 Simulation results of faults on line 3 and operation failure of CB4

图8 1号线CB5出口A相接地故障录波Fig.8 Waveforms of phase A to ground fault at outlet CB5 on line 1

故障发生后线路1 的CB5 经34.0 ms 由距离保护动作跳闸，经571.7 ms合闸；CB1经54.0 ms由站间保护动作跳闸，经549.1 ms合闸。

为验证对交直流混联系统的适应性，将本片区电源变换为直流供电，220 kV 站改为换流站，如图9所示。故障设置不变，在PSCAD中进行仿真验证。故障仿真如图10和图11所示，保护具有较高的灵敏性，适用于交直流混联系统，近、远后备保护均快速正确动作，在交流侧故障切除后，直流系统迅速恢复稳定。

图9 新型后备保护仿真系统（直流接入）Fig.9 Simulation system for the novel backup protection （with DC integrated）

图10 交直流混联系统近后备动作录波Fig.10 Waveforms of local backup protection of hybrid AC/DC system

图11 交直流混联系统远后备动作录波Fig.11 Waveforms of remote backup protection of hybrid AC/DC system

5 结语

本文针对新形势下的大电网，研究了预防系统性事故发生的继电保护功能，提出了新型继电保护构成模式，构建更加完善的第一道防线，提升继电保护预防单一事故向系统性事故发展的能力。结合大电网系统性事故的演变过程，优化电网三道防线的功能和布局，通过站域自治-区域协同的方式实现自治式系统保护控制策略，有效阻断系统性事故发生、发展。分析了站域和站间、保护和控制及三道防线间的信息融合和协同机制，构建电网分布式系统级保护控制技术架构。本文所提技术架构具有以下优势：

1）站域集中-站间分布式新型保护构成模式将保护功能、通信技术、系统可靠性和工程实现等因素统一考虑，实现了系统的整体优化。

2）新型后备保护可在现有保护基础上“进化”，既传承了成熟的保护原理和运维经验，又可在通信系统或站域主机故障的极端情况下，在保证可靠性的前提下，保留现有保护功能。

3）新型后备保护利用信息冗余判别故障，使保护性能得到全面提升。近后备动作时间小于100 ms，远后备动作时间小于500 ms，后备保护灵敏度满足要求，且不受过负荷和系统振荡影响。

本文仅讨论了基于现有保护逻辑信号实现的新型后备保护的方法，构成模式并不限于利用现有保护的逻辑信号，还可利用站域电气模拟量信息实现故障定位，为基于多元电气故障信息的保护新原理研究奠定了技术基础。随着电力电子设备在电力系统中的广泛应用，故障特性表现为非线性受控和弱馈特征，这将进一步影响继电保护的动作性能，因此，在接下来的研究中将加强保护和控制之间的协调和配合。