广域保护系统论文

2024-11-12

广域保护系统论文（共8篇）

广域保护系统论文篇1

1 引言

目前,智能变电站保护技术仍停留在面向元件的层面上,难以实现在系统层面上的故障自我恢复与自动优化。鉴于广域保护原理、高速通信网络技术的出现,区域保护的研发已经付诸行动。人们期许广域保护系统的实施能避免大停电的发生并提高电网的安全性和可靠性。

2 广域保护系统结构

广域保护系统采用“三层两网”的体系结构,如(图1)所示,基于高速PTN网络通信传输和同步对时国际标准,变电站内取消间隔层和站控层,过程层信息通过高可靠的通信网络上传至调度中心设备层,将调度范围内的保护控制功能集中实现,同时,形成统一断面实时全景信息平台,为调控一体化和智能调度提供技术支撑。

(1)过程层。过程层设备主要完成网络保护、调控、计量等功能的全景实时数据的采集及上送,同时接收保护调控中心设备层下发的控制命令并完成执行。变电站内按间隔配置综合智能设备,完成合并单元、智能终端、测量、计量、就地保护、PMU多种功能合一综合智能设备。就地保护设置免整定的保护输电线路全长90%的参数识别原理距离保护。(2)设备层。设备层按区域划分后配置相应的区域网络保护。将区域电网整体视为保护对象,利用区域电网信息实现网络保护。另设备层配置调度前置机,接收区域电网的实时调控数据,优化处理后送至智能调度系统。网络保护配置主保护系统和后备保护系统。主保护系统利用一次设备(线路、母线、变压器)端口信息构成的快速主保护;后备保护系统基于区域电网的实时电压信息、电流信息、断路器状态信息,以及主保护动作等信息,判别本区域电网范围内的元件(母线、输电线路、变压器等)故障,当主保护拒动或断路器失灵等情况下按最优的跳闸策略进行故障隔离的保护。具体以站域后备保护为基本单元构成区域网络后备保护系统。(3)调控层。将区域电网整体视为监控对象,利用设备层信息完成区域电网监视和控制功能。在区域保护、控制、调度中心实现区域各变电站一次设备及设备层状态可视化监视、变电站在线操作、区域电源备投、区域无功控制等。利用实时的区域电网全景数据,完成区域电网的智能调控功能。基于实时的同一断面数据的电网安全稳态分析、评估及控制系统。实现真正意义上的调控一体化,调度数据由数秒级提升到亚秒级,使系统分析、预警、控制具备实时性,实现调度策略的实时在线调控,智能调度

3 区域电网全景数据平台

区域电网全景数据平台是在区域网络保护系统架构下,通过过程层综合智能设备完成对稳态、暂态、动态和电量等数据的采集,统一传送到调控中心设备层,并融合集中式网络保护的暂态数据,基于IEC61850标准对数据进行统一建模,统一管理,建立了区域电网集中式保护控制全景数据平台。系统结构如(图2)所示。

4 结语

本文尝试从系统融合的途径,提高变电站信息的利用率,实现电网系统区域保护,增加系统的安全性,降低投资成本。本系统的实施能够进一步促进电网保护系统融合,保障电网安全运行,避免大停电事故的发生。

摘要：本文采用在智能变电站研发及工程应用领域的电子互感器、智能断路器、IEC 61850标准、高速网络通信、网络保护控制技术等最新成果,遵循相关导则和规范,以区域电网的保护、自动控制及运营管理为应用场景,基于区域电网三态运行信息,实现广域电网的保护、监视、控制、监测、调度等调控一体化系统功能。

关键词：广域保护,系统结构,数据平台,三层两网

参考文献

[1]马静,曾惠敏,林小华.基于广域信息多端高压输电区域后备保护[J].电力系统保护与控制,2012(11):61-69.

[2]陈朝晖,赵曼勇,周红阳.基于广域一体化理念的网络保护系统研究与实施[J].电力系统保护与控制,2009(24):106-108.

[3]李振兴,尹项根,张哲,王育学.基于多Agent的广域保护系统体系研究[J].电力系统保护与控制,2012(4):71-75.

广域保护系统论文篇2

关键词：纵联原理；广域；继电保护算法

中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2014）29-0080-02

为了改善现阶段继电保护中的不足，在追求更高性能的继电保护方法的同时对新的继电保护概念进行研究。在继电保护中不同位置的IED能够通过互感器获得信息同时也能获得其他IED的信息，在实现主保护的同时提供后备保护的功能。

1 广域继电保护中的问题

广域既定保护有分布式和集中决策式两种结构。因为集中决策结构主要靠决策主机进行运作，且对通信系统的依赖性较大，因此本文着重延吉分布式决策的结构。决策结构中不采用决策主机，而是通过在断路器处设IED，使IED在执行故障定位判断的同时对安装点进行信息采集、运算、传输。而每个IED都会通过和其他IED交换信息以预算出故障位置，由此进行与之对应的操作。分布式决策机构中的广域继电保护的算法中存在两个问题：①通过广域继电保护的保护范围的确定来避免盲目获取测点信息，增加通讯压力。因而当信息交换范围被划定后IED能够和其相关范围的IED进行信息交换，避免盲目的交换。②交换信息内容及故障判断等信息的利用。

2 广域继电保护范围的划分

广域继电保护分为两个部分，在快速主保护的同时要对相邻的设备故障进行后备保护。

2.1 快速主保护区域（最小保护区域）

与常规继电保护中的线路主保护和母线主保护相同，包括背侧母线和IED所在线路。快速主保护区域与传统继电保护相比优势在于有两套主保护，其继电保护只要跳开一个断路器并且只需要通过一个IED完成。

2.2 后备保护区域

它也称为最大保护区域在常规工作下IED及其相邻线路提供后备保护作用，可以通过设定确定最大保护区域的范围。

如图1所示，数字对应IED和断路器的编号，L为线路，B为母线。如IEDL3最小保护范围是L2、B2。最大的保护范围为L1、L3、L4、L5及母线B3，当LEDL3故障发生时只能在这一范围内交换信息。

3 基于纵联原理的广域继电保护算法

3.1 广域纵联比较故障定位算法

快速继电保护功能实现取决于判断故障所在的区段。基于纵联原理对广域继电保护进行研究，应当在系统内每个断路器、电流互感器出设IED来测量故障方向。其中没个IED都要事先规划其保护区域，同时列出最大保护区域内的被保护设备与IED的对应关系。通过研究IED内部中故障方向的信息计算出故障的发生区段，确保在故障时周围的IED能够准确判断区段且执行相关操作。

在故障定位算法介绍前要确定两个系数的定义。

3.1.1 动作系数AF

AF表示为IED故障方向的原件动作情况，其取值为：

AFi=i=1时代表方向元件i为正向故障i=-1时代表方向元件i为反向故障i=0时代表方向元件i无输出

3.1.2 关联系数

AF为其它IED相对于被研究的IED关联程度值，表现不同位置的IED输出结果对判断故障的影响程度，其取值为

RFi=n1 IEDi和相关IED的关联系数在最小保护范围内线路故障n1IEDi和相关IED的关联系数在最小保护范围内母线故障n2 IEDi和相关IED的关联系数在最大保护范围内其他原件故障

其中，（n1）（n1）>n2

n的取值代表的是不同IED输出对故障定位的不同影响，目的是刻画量度，其本身没有特殊含义。当n2=1时，n1、n2取值和网络结构有关，定义为：

①计算最小保护区域线路故障时，IED的取为n1。IED的线路接线为I接线，在正常情况下n1=2，与自身RF值也是n1；

②计算最小保护区域内母线故障时，IED的RF为n1。n1等于被研究的IED最大保护区域内母线带出线条的最大值，此时IED自身RF值也是n1。

在节点系统结构图中，IED3最下保护区域包括L2和B2。在IED3和IED4中，判断故障是否在线路L2中发生，IED4相对于IED3关联系数RF为n1=2；在IED3和IED2、IED7中判断故障是否在母线B2上，IED2、IED7相对于IED3关联系数RF为n=3；在IED2和IED1中判断故障是否在线路L1，IED2相对于IED3关联系数RF为n2=1。

故障方向其原件动作系数和IED关联系数R作为广域继电保护的算法基础，其中每个IED内部都会对故障进行定位计算。当故障时其中每个IED都应当按照如表所示的算法进行故障判断，其结果作为，将其与事先确定的RF相乘能够作为IED输出的结果。将被保护的单元采用式1，同时将相互对应的IED输出值进行相加，将其结果作为判断的结果。根据式2、3再综合考虑判断结果能够判断出故障的发生位置。

其中，F为对保护对象i的故障判断结果，N为被保护元件i的IED数量。

当线路i故障时，对应线路的值为正且满足以下条件，则F为线路i的故障线路判断结果。

Fouti≥Fthi>Foutj （2）

式中，Fthi为线路i的故障判断结果门槛值，线路都存在门槛值，设定依据线路的故障对应的IED拒动之后，采用式1能够得出门槛值。

当故障发生在母线，故障的母线对应的值是负数且满足以下几个条件，则F为母线故障时的判断结果。

Foutm≤Fthm

其中，Foutm是母线的故障判断结果门槛值，原则同式（2）。

3.2 广域继电保护策略

在运行故障时的IED通过故障定位算法来确定故障位置，且通过故障位置来判断机电保护策略，广域继电保护策略，如图2所示。

在故障中如果故障在最小保护范围，IED会迅速发出跳闸的信息来控制断路器，以此检测断路器的故障，在断路器失灵时应当向相邻的IED发送信号进行断路器的跳闸。

当故障在最大保护区域时，IED通过检测相邻断路器等方法来确定是否跳开IED的控制断路器，进行后备保护。这种继电保护的算法可以在短时间内同时完成主保护同时提供后备保护功能。因此后备保护不需要依靠整定值及动作的延时配合，只需要信息断路器和IED来进行后备保护，能够使故障切除的范围达到最小。

4 结语

本文基于纵联原理对广域继电保护进行分析，提出了一种包括广域信息故障判断和继电保护的算法。这种算法紧跟时代步伐，更好地服务于电力运行和继电保护，其不但能够在短时间内对元件进行主保护，也能为相邻设备提供后备保护，确保继电保护的正常作用，为日后的研究发展提供参考和论述，也为广域继电保护提供了活力。

参考文献：

[1] 丛伟，潘贞存，赵建国.基于纵联比较原理的广域继电保护算法研究[J].中国电机工程学报，2006，（21）.

[2] 丛伟.广域保护系统结构及故障判别算法研究[D].济南：山东大学，2005.

[3] 尹项根，李振兴，刘颖彤，等.广域继电保护及其故障元件判别问题的探讨[J].电力系统保护与控制，2012，（5）.

[4] 刘柱，王凯，刘杰.广域继电保护研究综述[J].广东电力，2009，（8）.

摘要：目前我国继电保护中广泛采用多重化主保护联合后备保护配置方式，基于纵联原理能够迅速确定出故障的区域。文章提出了基于纵联原理的广域继电保护算法，通过对继电保护故障的确定和算法研究，分析了继电保护系统在广域的运行状况和保护策略，表现了算法的准确性，能够克服运行的状况影响，提高继电保护性能。

关键词：纵联原理；广域；继电保护算法

中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2014）29-0080-02

1 广域继电保护中的问题

2 广域继电保护范围的划分

广域继电保护分为两个部分，在快速主保护的同时要对相邻的设备故障进行后备保护。

2.1 快速主保护区域（最小保护区域）

2.2 后备保护区域

它也称为最大保护区域在常规工作下IED及其相邻线路提供后备保护作用，可以通过设定确定最大保护区域的范围。

3 基于纵联原理的广域继电保护算法

3.1 广域纵联比较故障定位算法

在故障定位算法介绍前要确定两个系数的定义。

3.1.1 动作系数AF

AF表示为IED故障方向的原件动作情况，其取值为：

AFi=i=1时代表方向元件i为正向故障i=-1时代表方向元件i为反向故障i=0时代表方向元件i无输出

3.1.2 关联系数

AF为其它IED相对于被研究的IED关联程度值，表现不同位置的IED输出结果对判断故障的影响程度，其取值为

其中，（n1）（n1）>n2

n的取值代表的是不同IED输出对故障定位的不同影响，目的是刻画量度，其本身没有特殊含义。当n2=1时，n1、n2取值和网络结构有关，定义为：

①计算最小保护区域线路故障时，IED的取为n1。IED的线路接线为I接线，在正常情况下n1=2，与自身RF值也是n1；

②计算最小保护区域内母线故障时，IED的RF为n1。n1等于被研究的IED最大保护区域内母线带出线条的最大值，此时IED自身RF值也是n1。

其中，F为对保护对象i的故障判断结果，N为被保护元件i的IED数量。

当线路i故障时，对应线路的值为正且满足以下条件，则F为线路i的故障线路判断结果。

Fouti≥Fthi>Foutj （2）

式中，Fthi为线路i的故障判断结果门槛值，线路都存在门槛值，设定依据线路的故障对应的IED拒动之后，采用式1能够得出门槛值。

当故障发生在母线，故障的母线对应的值是负数且满足以下几个条件，则F为母线故障时的判断结果。

Foutm≤Fthm

其中，Foutm是母线的故障判断结果门槛值，原则同式（2）。

3.2 广域继电保护策略

在运行故障时的IED通过故障定位算法来确定故障位置，且通过故障位置来判断机电保护策略，广域继电保护策略，如图2所示。

4 结语

参考文献：

[1] 丛伟，潘贞存，赵建国.基于纵联比较原理的广域继电保护算法研究[J].中国电机工程学报，2006，（21）.

[2] 丛伟.广域保护系统结构及故障判别算法研究[D].济南：山东大学，2005.

[3] 尹项根，李振兴，刘颖彤，等.广域继电保护及其故障元件判别问题的探讨[J].电力系统保护与控制，2012，（5）.

[4] 刘柱，王凯，刘杰.广域继电保护研究综述[J].广东电力，2009，（8）.

关键词：纵联原理；广域；继电保护算法

中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2014）29-0080-02

1 广域继电保护中的问题

2 广域继电保护范围的划分

广域继电保护分为两个部分，在快速主保护的同时要对相邻的设备故障进行后备保护。

2.1 快速主保护区域（最小保护区域）

2.2 后备保护区域

它也称为最大保护区域在常规工作下IED及其相邻线路提供后备保护作用，可以通过设定确定最大保护区域的范围。

3 基于纵联原理的广域继电保护算法

3.1 广域纵联比较故障定位算法

在故障定位算法介绍前要确定两个系数的定义。

3.1.1 动作系数AF

AF表示为IED故障方向的原件动作情况，其取值为：

AFi=i=1时代表方向元件i为正向故障i=-1时代表方向元件i为反向故障i=0时代表方向元件i无输出

3.1.2 关联系数

AF为其它IED相对于被研究的IED关联程度值，表现不同位置的IED输出结果对判断故障的影响程度，其取值为

其中，（n1）（n1）>n2

n的取值代表的是不同IED输出对故障定位的不同影响，目的是刻画量度，其本身没有特殊含义。当n2=1时，n1、n2取值和网络结构有关，定义为：

①计算最小保护区域线路故障时，IED的取为n1。IED的线路接线为I接线，在正常情况下n1=2，与自身RF值也是n1；

②计算最小保护区域内母线故障时，IED的RF为n1。n1等于被研究的IED最大保护区域内母线带出线条的最大值，此时IED自身RF值也是n1。

其中，F为对保护对象i的故障判断结果，N为被保护元件i的IED数量。

当线路i故障时，对应线路的值为正且满足以下条件，则F为线路i的故障线路判断结果。

Fouti≥Fthi>Foutj （2）

式中，Fthi为线路i的故障判断结果门槛值，线路都存在门槛值，设定依据线路的故障对应的IED拒动之后，采用式1能够得出门槛值。

当故障发生在母线，故障的母线对应的值是负数且满足以下几个条件，则F为母线故障时的判断结果。

Foutm≤Fthm

其中，Foutm是母线的故障判断结果门槛值，原则同式（2）。

3.2 广域继电保护策略

在运行故障时的IED通过故障定位算法来确定故障位置，且通过故障位置来判断机电保护策略，广域继电保护策略，如图2所示。

4 结语

参考文献：

[1] 丛伟，潘贞存，赵建国.基于纵联比较原理的广域继电保护算法研究[J].中国电机工程学报，2006，（21）.

[2] 丛伟.广域保护系统结构及故障判别算法研究[D].济南：山东大学，2005.

[3] 尹项根，李振兴，刘颖彤，等.广域继电保护及其故障元件判别问题的探讨[J].电力系统保护与控制，2012，（5）.

[4] 刘柱，王凯，刘杰.广域继电保护研究综述[J].广东电力，2009，（8）.

电力系统广域继电保护研究综述篇3

继电保护是保障大电网安全的第一道防线。如果保护装置在故障发生时正确、快速、可靠动作,将有效遏制系统的状态恶化,起到保障电网安全稳定运行的作用。反之,则可能扩大事故,甚至导致电网大面积停电。近30年来国内外频繁发生的大停电事故调查表明,虽然引发电网大面积停电的因素很多,但由于保护误动、拒动以及电网大范围潮流转移过程中发生的保护连锁动作,是导致事故扩大,乃至引发系统大面积停电的关键因素之一。此外,传统保护采用离线整定方式确定保护定值,由于系统结构复杂、需考虑的运行方式众多,难以兼顾灵敏性和选择性的要求,无法保证定值性能始终处于最佳状态。且离线整定模式下的定值修改需依靠人工完成,存在安全隐患[1]。

近年来,随着广域同步测量和数字化变电站技术的发展与成熟,为从根本上提高和改善继电保护的性能提供了契机。因此,在复杂电网环境下审视传统继电保护存在的问题,研究能够快速识别与隔离故障、简化保护整定计算的广域保护原理和配置方案,是保障电网安稳运行的重要内容。同时,故障的快速定位与隔离、系统运行方式更新后的保护在线自适应整定也是未来智能电网要实现的主要自愈功能[2]。

根据国际大电网会议(CIGRE)对广域保护功能的描述,其研究可分为2方面:一是基于广域信息的电网安全稳定控制研究,主要对电网的安稳运行状态进行监测、分析和评估[3];另一方面的研究则集中于利用广域信息改进和提高传统继电保护的性能。

引入基于广域信息的继电保护,其根本目的在于:一是防止系统发生大范围潮流转移时,现有后备保护因线路过负荷发生误动,引发电网连锁跳闸事故;二是改善现有保护性能,简化传统后备保护的整定计算,消除保护失配、整定错误等危及电网稳定运行的安全隐患。

针对以上2个目的,国内外学者已从下述3个层面对广域继电保护开展研究。

a.实时跟踪电力系统运行方式的变化,对电网进行在线自适应整定计算,特别是在线调整后备保护(对于超高压线路主要是距离保护和零序电流保护)的定值,提高保护的灵敏性和选择性,使其始终处于最佳工作状态[4]。

b.在保持现有保护配置不变的前提下,利用潮流转移识别算法区分电网大范围潮流转移和故障,并与区域安稳控制系统配合作用,消除元件过负荷,防止后备保护连锁跳闸[5]。

c.提出基于多点同步测量信息进行故障元件识别的广域后备保护[6]。应用广域方向比较、广域电流差动算法快速判别故障元件在电网中的位置,相邻元件之间只需通过简单的时序配合就能保证保护动作的选择性。

本文将对广域继电保护的现有研究进行分析,从在线自适应整定、潮流转移识别、基于故障元件识别的广域后备保护3个层面对已取得的研究成果进行论述,分析各条技术路线的研究难点并提出建议。在此基础上,进一步展望了广域继电保护的未来发展,内容包含:广域保护系统的体系结构、广域信息的组织融合及与传统保护的协调工作机制、故障快速识别与隔离算法、基于智能变电站的通信网络、保护系统的可靠性评价指标和灾变后的重构原则。

1 在线自适应整定

在线自适应整定的研究在20世纪80年代就已开始,其基本思路是:采用事件触发模式,实时跟踪电网运行方式的变化,在线调整保护的定值,防止保护失配并提高其灵敏度。基于双端电气量的主保护受系统运行方式影响不大,在线自适应整定的重点是后备保护。

系统运行方式的变化主要包括2方面:一是发电机、变压器、线路等设备的投/退及故障引起的开关跳闸;另一方面是负荷与发电机出力的变化,主要体现在电网潮流量变化。对于常见的各种运行方式,其所对应的定值可离线计算出来并存储。当该运行方式在实际应用中出现时,直接刷新定值即可[7]。

1.1 计及设备投退的在线自适应整定

电网中发生任意线路开断时,仅会引起断开线路相邻小范围内其他线路的短路电流水平发生显著变化,进而影响该区域内线路(或其他设备)保护的灵敏性和选择性。而远离断开线路的其他区域内的线路,短路电流水平变化较小,无需重新整定。因此,确定影响域的大小是减少在线整定计算量、提高定值刷新速度的关键。

文献[8]以支路开断前后通过保护的短路电流值为指标,提出线路运行方式变化时的影响域划分方法。文献[9]在计算短路电流时,采用外网等值来减小节点阻抗矩阵的阶数,并通过搜索电网保护的影响集和函数依赖集,最终确定零序电流保护的影响域。文献[10]采用窗口法划分电流保护的影响域,并已在实际电网中应用。

文献[11]采用改进紧邻集法,对厂站运行方式变化时的影响域进行划分。将各厂站等价为连接厂站的一条接地支路,以其阻抗变化表示厂站运行方式的变化。以最大阻抗值到最小阻抗值的变化幅度表示该厂站方式的变化幅度。将大于门槛值的厂站列入影响域中。

通过影响域确定需要刷新定值的保护后,即可对保护进行在线整定计算。由于传统分支系数的计算存在误差,文献[9]采用故障时保护的实际测量值取代离线整定时使用的分支系数,计算相间电流Ⅱ段定值。文献[11]采用感受量整定的方法计算接地距离Ⅱ、Ⅲ段定值。这2种基于实测量的整定方法准确性更高,并提高了保护的灵敏性。

1.2 计及负荷变化的在线自适应整定

由于在线整定计算中计及了负荷潮流的变化,使防止潮流转移时远后备保护误动成为可能。文献[12]提出:根据系统当前运行方式下的负荷功率及线路电压值和功率因数,对相间距离Ⅲ段进行在线整定。由于母线电压不变时,负荷功率与阻抗成反比,因而在电网发生潮流转移时,可防止距离Ⅲ段误动。

1.3 电网黑启动过程中的在线自适应整定

在系统发生大停电后的黑启动过程中,其运行方式的变化已远超出离线整定考虑的限度,因而在线自适应整定计算更显得重要。文献[13]将与电网黑启动过程对应的整定计算分为3步,从片区电网整定动态刷新到全网正常运行整定。文献[14]进一步提出在电网黑启动初期,单电源运行方式下零序电流保护、距离保护及纵联保护的整定方法。现有文献对电网黑启动过程中的整定计算仍处于初步探讨阶段。

1.4 研究的难点和建议

在线自适应整定的研究时间较长,但实用化程度一直不高,其根本原因在于现有的在线整定算法未能从根本上克服传统后备保护整定配合复杂、计算量大的缺陷。其算法本身仍存在以下缺陷:

a.系统运行方式的改变对距离保护和零序电流保护的影响不同,现有算法还只能确定单一元件投退时的影响域划分准则,完善的保护影响域在线划分算法仍有待研究;

b.在电网黑启动过程中,如何根据电网的恢复情况,研究快速获取保护新的最小断点集算法,并进行合理的实时整定也仍有待探索。

在当前电网强化主保护、简化后备保护的指导思想下,应利用广域量测信息,进一步完善在线自适应整定算法,简化整定配合程序,提高算法的实用性。

2 潮流转移识别

针对传统后备保护在潮流转移时误动而是否应被取消的问题,A.G.Phadke博士指出[15]:在变电站发生直流电源掉电并无备用电源时,距离Ⅲ段仍是最有效的保护手段,不能被完全取消。因此,在现有保护配置下增设基于不同潮流转移识别算法的过负荷保护一直是研究的热点。当系统发生潮流转移时,可通过闭锁保护跳闸信号,允许被保护设备合理的短时过负荷,在其热稳定极限到达前切除受端负荷或送端机组来消除或减轻过负荷,达到防止保护误动继而引发电网连锁跳闸的目的[16]。

2.1 输电断面有功安全性保护算法

文献[17]根据实时网络拓扑结构与潮流分布建立系统状态图,再利用有向图的邻接矩阵和路径矩阵搜索出电网的并行输电断面。该法避免了传统的潮流计算,为执行安全紧急控制提供了更充足的时间。文献[18]进一步探讨了在输电断面确定后,快速计算单一支路断开时,并行输电断面中其他支路有功潮流的方法。但也指出这种方法由于忽略了基态潮流的影响,会造成10%以内的误差。文献[19]以线路相关集表示单条支路断开时,与断开线路两端关联且受有功潮流影响较大的线路集合。利用决策树理论搜索线路相关集,进而估算出故障线路断开后相关线路承受的潮流转移。

2.2 基于潮流转移因子的过负荷保护算法

与上述方法不同,文献[20]引入用支路电流关系表达的潮流转移因子(FTRF)概念,将FTRF矩阵通过离线计算形成。当单一支路断开时,通过FTRF矩阵中与该支路对应的列元素估算出其他线路的电流,通过估算值与实测值的比较来判断线路是否出现潮流转移。文献[21]通过潮流转移的虚拟折返过程,推导出系统中出现多支路连锁切除时转移因子的快速算法,避免了多次修改FTRF矩阵。并在计及支路切除后的系统机电暂态过程基础上,对支路电流估算进行校正。文献[22]利用支路断开前的节点阻抗矩阵数据,估算双重支路开断后的电流分布系数,原理与前述算法类似。

2.3 研究的难点和建议

从仿真结果看,以上潮流转移识别算法的运算时间都能满足实时紧急控制的要求。但由于支路切除时,系统中发电机、负荷支路的注入电流可能发生变化,再加上FACTS等非线性元件在电网中的广泛应用,很难保证转移功率(或电流)与被切除支路的原有功率(或电流)的关系是完全线性的,即算法中基于线性叠加原理的潮流分布系数和转移因子计算存在一定误差。因此,潮流转移识别算法在计算精度上仍需进一步改进。

从另一个角度看,对于输电线路而言,过负荷状态与故障状态的特性相差很大。线路发生不对称故障时,电流中会出现负序或零序分量[23];线路发生三相短路时,保护装置的测量阻抗基本为线路阻抗,而过负荷时基本为负荷阻抗,特性也有较大差别。因此,在现有后备保护算法中,补充防止保护连锁误动的辅助判据,可以作为潮流转移识别的新思路。

3 基于故障元件识别的广域后备保护

这里要首先明确的是:由于广域信息传递存在延时、可靠性及安全性等局限,且现有主保护的正确动作率较高,广域继电保护与传统主保护相比无明显优势。因此,将广域信息引入到后备保护更符合实际。广域后备保护应与传统主/后备保护相协调,共同承担电网“第一道防线”的职责。

广域后备保护的核心思想在于通过电网中的多点同步测量信息,确定故障元件的具体位置,在相邻保护之间通过简单的时序配合来保证保护动作的正确性。目前的研究主要是基于主保护算法的拓展,将方向比较纵联保护和电流差动保护原理引伸到广域后备保护中,并结合智能算法提高信息的容错性。广域后备保护根据所基于的系统结构不同,可分为区域集中式、变电站集中式、分布式3类。而由于系统结构的不同,相同的算法在实现过程中也有所差别。

3.1 广域方向比较纵联保护

文献[24]以区域调度中心为后备保护系统中心,通过采集区域内各变电站线路保护装置的方向判别信息,构建故障方向关联矩阵,从而快速判断出故障线路并做出动作决策。网络仿真软件(NS2)的仿真结果表明主站到子站的端对端通信时延为4.6 ms,满足广域后备保护的通信要求。文献[25]进一步阐述了这一系统的硬、软件设计方案,该系统已通过了动模试验并在河南省投入实际运行。

文献[26-27]采用变电站集中式结构构建广域后备保护系统,将母线和变压器保护也纳入系统中。通过发电厂的主接线形式和方向元件位置形成关联矩阵,结合故障方向信息确定具体的故障元件,并通过采集间接相关元件的信息保证算法的容错性。在电网拓扑结构发生变化时,集中式结构的广域后备保护都只需调整关联矩阵对应的行和列即可与之适应。

针对集中式结构存在中心站单点失效风险的问题,文献[28]提出基于分布式结构的广域后备保护系统。各断路器和TA对应的智能电子设备(IED)不仅完成安装点的信息采集和运算,而且自行完成故障定位和判断。算法首先确定各IED的最小和最大保护区域,从而保证各IED只与其相关范围内的其他IED交互信息,并定义动作系数和关联系数,再通过相应判据算出被保护对象是否存在故障。

3.2 广域电流差动保护

文献[29]采用基于分布式结构的广域电流差动保护算法,提出一种基于图论方法的专家系统,根据设备状态信息及拓扑结构,在线确定各设备的主、后备保护区。属同一保护区内的保护装置相互通信即可实现差动保护。并可根据网络拓扑结构的变化,自适应调整保护区。文献[30]在此基础上引入基于预测和修正自愈策略的保护Agent承担通信和协调功能。仿真结果证明其在电网连锁故障发生时,比传统过流保护具有更佳的动作特性。

文献[31]将基于Agent的后备保护系统建立在传统线路保护基础上,采用常规保护动作信息与电流差动相结合的方法判别故障元件。在广域后备保护由于通信故障退出时,可与传统保护相协调实现后备保护功能。文献[32]在此基础上对广域后备保护系统的Agent模型进行了具体分析,提出了在网络阻塞、Agent故障、断路器失灵等状态下系统的容错策略。并使用电力和通信同步仿真器(EPOCHS)对广域后备保护系统进行仿真,该仿真器实现了网络通信(NS2)和电磁暂态仿真(PSCAD)接口[33],提高了仿真结果的可信度。

3.3 广域信息容错性算法

文献[32]在信息容错性方面的研究是基于集中决策系统“知晓”何种信息错误的基础上,缺乏对信息本身正确与否的识别。文献[34]针对次此问题提出了基于遗传算法的故障判别原理,通过构造适合度函数进行选择、交叉、变异等进化操作,求出最优解。仿真结果表明在5/32的信息畸变率下保护仍能做出正确判别。文献[35]利用状态估计辨识不良数据原理,采用递归量测误差估计辨识法对不良数据进行检测和辨识,与前述算法相比,具有更高的实用价值。

3.4 研究的难点和建议

从保护系统基于的结构模式看,区域集中式、变电站集中式和分布式结构的广域保护系统各有优势和缺陷。区域集中式和变电站集中式结构系统的投资较小,集成的信息量更大,可以实现更多的保护功能[36],同时也存在对决策中心依赖程度高的缺陷。分布式结构的保护系统通信量较少,不存在决策站单点失效的风险,算法更简单可靠,但也存在对IED性能要求较高,实用化困难的缺点。因此,如何根据电网的实际情况,选择合适的结构构建系统仍有待研究。

从广域后备保护系统基于的保护算法看,采用方向比较纵联保护的最大优点在于对GPS同步对时的要求不高,但如何解决逻辑量传输的可靠性及传统纵联方向保护所面临的问题还有待研究。例如:区内(区外)单相接地故障转区外(区内)异名相单相/两相接地故障时,方向元件拒动;线路非全相运行,负/零序方向元件退出后,故障时保护拒动;环网中功率分点故障,线路两侧不同方向元件可能同判为正向,导致保护误动等。采用广域电流差动保护则可避免考虑上述问题。和前者相比,由于需要多个测量点的电流值而非逻辑值,其对GPS同步对时的要求很高。因此,多站信息的高精度同步问题,是广域电流差动算法实用化的关键。

摆脱传统保护算法的束缚,研究新的故障快速识别与隔离算法,弥补现有保护原理存在的缺陷,也是值得探索的方向。文献[37]以两端电压/电流相量的同步测量值为基础,构建复合相量函数进行故障定位。该法与电流差动算法结合应用,可在一定程度上弥补后者受线路分布电容电流影响较大的缺陷。

4 研究展望

从已完成的工作看,广域继电保护还处于初步理论研究和探讨阶段,研究内容虽涉及面广,并已取得一定成果,但仍局限于某些特定问题的解决,尚缺乏总体的规划和把握。

实际上,随着广域同步测量(WAMS)和数字化变电站技术的应用,继电保护可利用的信息资源和通信条件都发生了根本性的变化,从而引发继电保护在配置、原理、整定以及实现技术等方面的重大变革。笔者认为,有必要从全局角度出发,对广域继电保护从理论和实现技术等方面开展系统的研究工作。

基于故障元件识别的广域后备保护对大范围潮流转移引发的连锁误动具有较好的防御能力,和在线自适应整定、潮流转移识别算法相比,在实现方法上更为简单可靠,从根本上克服了传统后备保护整定配合复杂的问题。由华中科技大学和北京四方继保公司分别研发的实验装置也已在河南省和广东省投入运行,迈出了实用化的第一步。因此,建议以广域后备保护为基础,构建我国面向智能电网的广域继电保护系统。

在此,对广域继电保护的研究方向提出一些建议。

a.系统的体系架构。对基于区域集中式、变电站集中式和分布式结构的广域保护系统结构进行仿真比较和理论分析,确定其分别适用的范围,为不同电压等级、输电方式、拓扑结构、经济及技术条件的电网选择合适的系统结构提供理论依据。

从广域继电保护的通信需求出发,借鉴现有调度通信网的分层结构和基本配置,建立基于多电压等级和复杂网络环境的广域保护区域划分算法、决策中心站选择准则。

b.广域信息组织与融合机制。研究不同来源、重要性和应用要求的多点信息的组织模式及权值设置准则,建立控制中心集中决策与保护控制单元分布自治、传统保护与广域保护协调动作的工作机制,改善传统主保护的性能,简化传统后备保护的整定计算,从而优化整个保护系统的动作机理和故障判别。

c.快速故障识别与隔离算法。完善现有的广域保护算法,克服传统电流差动保护、纵联方向保护存在的缺陷。构思基于网络拓扑实时跟踪和数据高容错性的新型算法,与现有保护算法互补。在此基础上,制定健全的保护跳闸策略,防止大范围潮流转移引起的保护不正确动作,提高整个保护系统在电网复杂运行方式下的应对能力。

d.通信网络的结构。IEC61850标准规范了变电站内保护/控制IED之间的通信行为和相关要求[38],即将发布的IEC61850-90-1(变电站间通信)已包含了基于双端量测信息的电流差动、纵联距离和方向保护通信标准。广域继电保护可以此为基础,建立广域继电保护系统的数据模型和通信服务模型,制定基于智能变电站通信平台的数据传输和交互机制,根据广域信息的数据传输速度、精度和同步要求,设计其通信网络。

e.广域继电保护系统的可靠性。结合传统继电保护的可靠性评估算法,研究适合广域继电保护可靠性分析的数学模型,设计统一的可靠性评价指标。

f.研究在自然灾害导致的部分电网通信线路损坏、信息失效情况下,利用基于同步数字体系(SDH)光纤环网的迂回通道,恢复广域信息传输和交互的保护系统自适应重构原则,提高系统应对灾变的能力。

摘要：分析了传统继电保护在保障电网安稳运行时存在的问题,对基于广域信息的继电保护研究涉及的主要内容进行了综述,包括:在线自适应整定、潮流转移识别、基于故障元件识别的广域后备保护。在线整定的目的是根据系统运行方式的变化,调整保护定值至最佳状态。计及的运行方式变化包括:电力设备投退、发电机出力与负荷变化等。潮流转移识别旨在防止传统后备保护的不适当动作引发电网连锁跳闸事故,主要方法有:支路开断前后输电断面的有功潮流比较、相邻支路电流比较。广域后备保护利用电网多点量测信息确定故障元件的具体位置,从根本上克服了传统后备保护整定复杂、可靠性低的问题。主要研究包括:基于传统主保护理论的故障识别算法、广域信息的容错性算法。最后,提出了以基于故障元件识别的广域后备保护为基础,构建面向智能电网的广域继电保护系统,并对其发展方向进行了展望。

广域保护系统论文篇4

随着社会经济的发展,人们对电力的需求和依赖越来越大,对安全稳定供电的要求越来越高。然而,随着互联电网区域的扩大,交换容量的增加,电网电压等级的提高,由互联电网故障引起的特大停电事故几乎成为社会灾难,停电造成的损失也越来越大。而保障互联电网的运行安全性,避免重大停电事故的发生却变得越来越困难。这说明电力系统对继电保护和安全自动控制的要求越来越高,而人们对大型电力系统的安全运行和控制规律的认识仍然不够深刻,现有的继电保护系统和安全自动控制系统依然不能完全保障大容量电力系统的安全运行。只有为电网配置广域保护系统,利用电网多点信息,实现保护装置之间动作的协调配合,避免出现因切除故障引起潮流转移而导致保护装置连锁跳闸造成整个系统停电的现象。

电网广域信息是广域保护系统保护策略制定的依据,因此,实时、快速地收集并处理整个电网的信息是实现广域保护的基础[1]。计算机技术和网络通信技术的高速发展,以及数字化、智能化变电站的推出,为广域保护的实现提供有利的技术条件与支持。

纵观国内外关于广域后备保护理论的研究,目前提出的广域保护系统可以分为两类[2]:一类是利用广域信息,主要完成安全监视、控制、稳定边界计算、状态估计等功能,其侧重点在广域信息的利用和安全功能的实现;另一类则是利用广域信息完成继电保护功能。传统的继电保护装置一般只能反应保护安装处的就地信息。保护装置无法利用区域电网的信息进行故障判断,因而只能通过定时、定值的整定来实现主、后备保护的配合。从信息论的角度,采集的信息越多,利用信息的冗余性,系统的容错性就越强。因而如果将保护装置联网,利用数字通信的优势,实现数据共享和信息共享,继电保护装置就可以得到更多的系统故障信息,进而就可以改善保护的性能[3]。此外,如果继电保护装置能够得到的系统故障信息愈多,则对故障性质、故障位置的判断和故障距离的检测愈准确。进而要真正实现保护对系统运行方式和故障状态的自适应,必须获得更多的系统运行和故障信息,才能做到这一点。

1 系统方案

系统设计要考虑到两方面的要求:其一,要具有高速、可靠的通信网络信息传输,实时性和可靠性是广域保护实现的基础;其二,要具有先进的保护算法和功能强大的保护中心和终端IED,保护中心是整个系统的主要决策者,而终端IED则是次要决策者,是一些就地保护和广域保护的执行单元。只有同时具有上述两个条件,广域保护才能解决现有保护系统不能解决的问题。

目前,广域保护系统研究主要有分布式与集中式结构。

分布式结构将保护和控制功能完全分散到各个中完成,它对终端IED的要求比较高,需要独立完成信息的采集、通信、算法的执行、策略的生成以及跳、合闸命令的执行功能。分布式结构系统受故障的影响较小,某个故障一般不会影响到整个保护系统的工作,在分布式结构中,只要确定好信息交换的范围,不会出现信息在之间多次往返的情况,因此通信延时不会较长。

集中式结构中,保护中心具有强大的决策功能,这种结构对保护中心的依赖程度非常高,因此也需要对保护中心进行双机或多机备用配置,在这种结构下,保护中心要通过通信系统获取各终端设备的信息,做出决策后再由通信系统将控制命令下达到终端IED,由终端IED执行决策命令。这样如何控制好信息交换的延时就成为影响到广域保护系统性能的重要因素。

综上分析二者的优点和缺点都非常明显。因此本文提出了一种综合二者优点的系统结构,即集中式与分布式相结合的广域保护系统结构。将广域大电网按照变电站进行区域划分,在各个变电站内,各保护子站作为集中保护[4]完成保护任务,区域电网配置一个保护中心,通过从保护子站获取信息监视区域电网运行状态。保护主站收集各个保护子站的状态信息与部分采样信息,监测整个广域电网的运行状况,协调各个保护子站的保护命令[5]。进而保证大电网的安全可靠运行。

2 通信网络

由于网络数据通信在变电站系统内的重要性,实时、可靠的数据通信成为系统的技术核心。广域保护系统的连续性、瞬时性和同时性决定了通信网络必须具有如下基本功能和特点。

实时性:变电站系统的数据网络要及时地传输现场的实时运行信息和继电保护、稳定控制信息,因此网络必须很好地保证数据通信的实时性。

可靠性:变电站内通信环境恶劣、干扰严重,网络通信对整个变电站自动化系统的安全运行起着重要作用,因此通信系统必须保证很高的可靠性。

2.1 SDH网络结构

因此,基于以上两点要求,特提出了以SDH光纤自愈环网为通信基础的系统,同时加以GPS+1588对时系统,保证整个系统的实时与可靠性。通信系统如图1所示,各个变电站内信息,通过合并器上送至保护子站,保护子站在完成相应保护的同时,再通过SDH设备上送至SDH网络,各个保护子站和保护中心都可以从网络上获取自己需要的信息,同时保护中心依据获得的广域信息,做出相应的保护和控制决策,进而发送至SDH网络,相应的保护子站和保护IED在获得决策后,执行相应的保护与控制命令。

2.2 网络通信模型

按OSI标准以及IEC61850规范建立的广域保护系统通信模型[6]和采用的相关协议如图2所示。报文传输的可靠性靠各层通信协议来保证。

如图2所示,物理层采用以SDH光纤环网,数据链路层采用ATM技术。工业控制现场常用的总线型网络(如以太网)的传输通道都是共享的,通道共享就难免产生冲突,因此,在链路层上采用CSMA/CD(带冲突检测的载波侦听多路访问)协议。网络上的某个节点只有确认网络空闲之后才能发送信息,如果多个节点几乎同时检测到网络空闲并发送信息,则产生冲突。检测到冲突的发送信息的节点必须采用某种算法(如回溯算法)来确定延时长短,延时结束后重复上述过程再试图发送。要在链路层上保证报文传输的可靠性,必须减小各发送节点之间的冲突,控制好每段网络所带节点的个数。TCP/IP协议是目前应用最广泛的协议之一。TCP是传输控制层协议,IP是网络层协议,数据在最终都要打IP数据包在网络中传送。TCP协议是面向链接的带差错控制和重传机制的协议,有较高的可靠性,但是由于带有确认和重传功能,不利于信息的快速传输,这就造成了通信快速性和可靠性之间的矛盾。可采用UDP/IP协议取代TCP/IP,UDP不是面向链接的,不具备接收确认和重传功能,在保证网络不发生较严重拥塞的前提下可作为一种折衷方案。在应用层采用制造报文规范(MMS)——ISO9506标准。该标准提供了丰富的读写定义以及形成数据对象等通信服务,并定义了当执行相关服务时,设备所应表现出的网络可见行为。MMS还具有定义和处理逻辑对象的强大能力。通过定义设备对象、服务、行为,使设备之间具有很高的互操作性。同时,IEC61850也完全支持从其抽象通信服务接口(ACSI)到MMS的映射。因此,将GSSE信息模型映射到MMS是非常简单的。

2.3 SDH网络实时性分析

继电保护的动作时间直接关系到电网的安全,所以对通道的传输延时要求非常严格。在本系统中传输延时与通信介质类型、网络带宽、报文长度有关。以带宽Mt为100 M的以太网为例,设传输距离St为100 km,传输速度为光速Ft的2/3,报文长度Lt为5 000 bit,则报文在介质上的传播时延Td为:

报文发送时间为:

设接收时间与发送时间相等,那么报文从一端开始发送,到另一端全部接收完毕,所用的时间Ttotal为:

从上面计算可以看出,增大网络带宽或减小每段报文的位数都可以缩短报文传输延时,但在实际应用中,报文的长度不可能很小,长度越小传输效率越低。鉴于继电保护对通信实时性的要求,以及站域保护系统通信信息量大、通信频繁的特征,位于站域保护通信系统最低层的物理载体必须是能够提供大带宽和高速度的通信媒介。SDH光纤通信网即能满足上述要求。

3 保护中心与保护子站

3.1 保护中心

保护中心是整个系统的大脑,在获得广域信息后,会做出相应的保护和控制决策,因此就显得格外重要,保护中心结构图如图3所示。

对于保护中心而言,如何处理信息、采用何种保护和控制策略尤为重要,一方面要保证保护的快速性,另一方面,又要保证保护的可靠性。采用实时操作系统,依据广域信息进行IEC61850建模[7]。

保护中心设备主要是接受各保护子站传递过来的各点状态信息,监视区域电网运行状态,可基于广域信息进行故障后紧急控制。由于保护中心设备接受的是较大区域电网的各点状态量,数据量较大,因此配置了数据库管理模块,用数据库的形式将众多数据进行管理优化,供广域保护处理CPU进行运算时使用。广域保护处理CPU对运算速度、数据处理能力都要求比较高,因此可采用性能优异的工业控制计算机。保护中心设备在大多数情况下是对区域电网运行状况进行监视,供运行人员了解电网的实时运行状况。

3.2 保护子站

广域继电保护的功能实现是以保护子站为中心完成的。子站依据集中保护策略进行IEC61850建模[8]。面向整体功能建模,整体建模可减少部分模型的重复,对于单个变电站来说,一个保护子站就是一个站内集中保护。只需站内信息即可完成的保护,在子站上即可实现。这种集中保护有无可比拟的优势[9]。而需要外部信息才能是实现的保护,可以通过SDH网络获取必要的信息。

增加了1588时钟信号处理模块和远程网络通信模块,能在统一时钟坐标下进行实时采样,并把采集到的电气量信息和本地故障判断信息通过远程网络通信模块在广域网络上共享。

保护子站的设计:遵循开放式体系结构,借鉴工业控制机小型化、组合化、模块化和标准化的思想,本文设计的保护子站采用插件式结构,将保护自站的各个功能单元模块化。具体说来,保护子站的插件包括中央处理插件、GPS+1588时钟信号处理插件、远程网络通信插件、本地网络通信插件、人机界面插件、电源管理插件、执行插件等。中央处理插件负责整个局域系统信息采集、处理和控制,是保护子站最核心的部分。系统构架如图4所示。

4 结语

本文对广域保护系统进行分析。将集中控制模式和分布控制模式结合起来,提出了一种基于SDH光纤自愈环网的系统构架。讨论了广域保护通信系统的特点,设计了满足继电保护对信息传输实时性和可靠性要求的网络。最后,提出了保护中心和保护子站的设计方案。广域保护中心和站内保护子站二者的保护互相配合。保证大电网安全可靠的运行。因此,对智能电网的研究有重要的示范意义。

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广域保护系统论文篇5

随着智能电网的发展,时钟同步技术、通信技术、计算机技术在电力通信网和基于IEC 61850标准的数字化变电站得到了大力的促进、推广和建设。为了解决现有传统后备保护的保护整定复杂,动作延时长,当电网结构或运行工况发生非预设性变化时保护性能也难以得到保证,可能导致保护拒动、误动等突出问题,近年来提出了一种基于网络通信、广域测量技术的广域继电保护[1,2,3,4]。

根据广域继电保护(WAP)的保护算法和所采用的WAPS结构[5],构建高速、双向、实时、自愈、安全和可靠的通信网络是实现广域继电保护的基础。相对于传统的监测与控制系统,如SCADA/EMS系统、电能计量系统、DTS系统等,WAPS对网络通信提出了更高的要求。

广域继电保护作为电力系统新增业务,如何接入数字化变电站网络和电力通信网,使既能满足广域继电保护功能要求同时又不影响变电站和电力通信网现有其他业务的功能实现。以目前的通信网络技术可逐步实现过程层和变电站层的网络化,因此,适当的设计广域继电保护IED接入方式,可方便得获取站内各IED信息;目前电力通信网主要以SDH光纤环网为主,变电站业务接入SDH主要有IP over SDH和IP over ATM over SDH两种模式。文献[3,6]使用传统SDH技术的设备,分别采用以上两种模式接入SDH环网,实现了广域继电保护的站间通信。随着电网的发展,需广域通信的业务种类越来越多,现有的电力通信网正向新一代SDH技术MSTP(Multi-Service Transport Platform)发展,MSTP支持多种的传输模式。因此需要研究最适合于广域继电保护的接入传输模式及其实现过程。

还需考虑网络通信的可靠性问题,设计高可靠性的变电站和广域网络拓扑结构。当通信网络(如:网络设备、传输线路等)出现故障时,避免信息出现丢失和因故障产生的时延变化对广域继电保护功能的影响。文献[7]分析了全站统一网络的典型冗余结构,提出了集中备用和交叉备用两种改进方案,并对各种冗余结构的可靠性进行分析,指出单重保护系统中采用冗余结构后,可明显提高系统(尤其是母线保护)的可靠性,保护经双重化配置之后,已具有很高的可靠性,从经济性角度考虑无需再对每一单套保护的网络结构进行冗余配置。SDH环网具有自愈功能,文献[8]采用串联系统可靠性计算模型分析了SDH的可靠性,给出了整个光纤环网的失效概率和可用概率。

目前国内外对广域继电保护的接入传输模式、网络拓扑结构鲜有文献研究,因此,本文将对此方面展开研究。本文的主要内容为:首先根据广域继电保护的功能实现提出了广域继电保护的分层系统结构,随后分析了广域继电保护IED接入变电站网络和电力通信网的实现方式,并设计了变电站网络拓扑结构和基于多业务综合传输平台MSTP的广域通信网络组网的拓扑结构,最后介绍了WAPS广域网络的信息传输方式和冗余设计方案。

1 WAPS系统结构

本文采用变电站信息集中与区域集中决策相协调的WAPS总体系统结构如图1所示。图1(a)为变电站及调度中心内部网络结构,其中IED1~IEDn表示智能电子设备,子站中广域继电保护IED定义为TCU(Terminal Centralized Unit),主站中广域继电保护IED定义为DCU(Decision Centralized Unit)。调度中心中广域继电保护IED定义为MU(Monitoring Unit)。目前提出的广域继电保护主要是实现同一电压等级下的线路保护。图1(b)为广域继电保护分层系统结构,从广域通信网络结构的角度看,将同一电压等级的整个电网广域继电保护分为三层,即接入层、汇聚层、核心层。将广域电网视为由若干个有限区域共同组成,每个区域选取其中一个变电站为主站,所有区域主站构成汇聚层,汇聚子站TCU上传的信息,并以主站为中心划分区域,区域内除主站外的其他变电站称为该区域的子站,整个电网所有子站构成接入层。调度中心MU为核心层。

TCU主要分为信息采集单元和跳闸执行单元,信息采集单元的主要功能有:(1)启动元件的判断;(2)测量被保护线路的模拟量(电压、电流量)和开关量(保护动作情况、断路器位置),模拟量在进行预处理(如:数据同步、信息融合等)后,计算其相量值,然后将相量值(周期性传送)和开关量(事件触发传送)经GPS打上同步的时间标记上送到主站;跳闸执行单元主要功能:接受主站的控制命令,并与本地传统主后备保护综合决策后对相应的断路器进行跳合闸操作,并将指令上传主站和调度中心。

DCU主要分为信息采集单元和综合决策单元,信息采集单元主要功能有:(1)承担主站的TCU任务,收集本区域内TCU上传的信息;(2)接收调度中心下发的指令;综合决策单元主要功能:定时根据各子站上送的信息运行广域继电保护算法,当区域内出现故障,形成故障处理策略并下发给子站以执行相关故障切除控制。

MU的主要功能:实时协调和监控各区域广域继电保护系统运行情况、全网的实时拓扑结构、故障记录查询以及主站、子站广域继电保护IED的参数配置等。

2 广域继电保护IED接入变电站网络

文献[9]提出了独立过程网络和全站统一网络两种数字化变电站通信网络的组建方案,指出独立过程网络目前较易实现,而全站统一网络凭借信息高度共享等优势成为数字化变电站通信网络的最终形态。以220 k V两电压等级数字化变电站为例,一般220 k V变电站高压侧部分及变压器部分均采用双套设备,低压侧部分采用单套设备。因此,TCU/DCU在高压侧采用双套设备,在低压侧采用单套设备。采用文献[7]提出的集中备用方案对低压侧的单套设备进行双重网络冗余设计,高压侧则采用每套设备独立一套网络。图2给出TCU/DCU接入220 k V数字化变电站全站统一网络的拓扑结构。限于篇幅,TCU/DCU、变压器和高压侧其他设备的双套配置和双重网络只画出一套。

文献[10]利用马尔可夫状态模型,对环网、双环网和双星型网等冗余结构进行了比较,并建议采用双星型网以获得零故障恢复时间。最新颁布的IEC62439标准定义了两种具有零故障恢复时间的冗余协议[11]:并行冗余协议和高可用无缝环网。因此,图2中低压侧采用集中备用的双星形冗余网络拓扑结构。高压侧每套单一间隔设备(如线路保护)通过间隔交换机与本间隔内的合并单元、断路器智能终端等过程层设备相连,形成一个通信子网,低压侧单一间隔设备通过间隔交换机和集中备用交换机与本间隔内的过程层设备相连;而跨间隔设备(如母线保护,TCU/DCU),高压侧每套保护则通过公共交换机I或II连接各个间隔交换机,低压侧保护通过公共交换机III和IV连接各个集中备用交换机和间隔交换机,从而获取各电压等级相关间隔的信息。由于交换机接口有限,低压侧若干个间隔配置一个集中备用交换机。下面以高压侧的广域继电保护,研究TCU/DCU接入电力通信网的方式。

3 广域继电保护IED接入电力通信网

3.1 MSTP传输平台

传统的SDH技术的设备主要承载面向TDM的E1业务,自身能够提供的标准接口种类有限,难以高效地承载各种速率丰富的宽带业务,在承载10M/100 M/1 G以太网数据业务时,存在各种不足,主要表现在需要外加接口转换路由交换设备,应对突发数据信号时需要配置缺乏动态灵活性,带宽利用率低,无法实现带宽的动态调配功能。

而新一代SDH技术MSTP是基于SDH,同时实现TDM、ATM和IP等业务的接入、处理和传送等功能的多业务平台,并提供统一的网管。采用这种平台,可简化系统的构成,直接提供多种业务的接入,从而减少维护费用。一方面,MSTP保留了固有的TDM交叉能力和传统的SDH/PDH业务接口,继续满足话音业务的需求;另一方面,MSTP提供ATM处理、Ethernet透传以及Ethernet L2交换功能来满足数据业务的汇聚、梳理和整合的需要。MSTP采用VC虚级联能够很好地解决传统SDH网络承载宽带业务时带宽利用率低的问题。第三代MSTP可支持Qo S、多点到多点的连接、用户隔离和带宽共享等功能,能够实现业务等级协定(SLA)增强、阻塞控制以及公平接入等,可以说,第三代MSTP为以太网业务发展提供了全面的支持[12]。

3.2 广域继电保护业务接入电力通信网方式

目前电力通信网按照网络用途大致可以分为:传输网络、数据网络、业务网络及支撑网络等四大类,在传输网络方面,我国已形成以SDH光传输网为通信的核心网络,电力线载波和无线通信作为传输网的应急和备用通道,波分复用DWDM作为SDH的技术的补充。数据网络包含调度数据网和综合数据网,调度数据网接入业务分为安全区I和安全区II业务,综合数据网接入业务分为安全区III和安全区IV。业务网包含调度交换网、行政交换网和会议视频等。支撑网络包含同步网和网管系统。

如图3给出广域继电保护业务和变电站其他业务通过MSTP设备接入电力通信网的传输模型。广域继电保护作为后备保护,其业务时延要求为300ms内,在图3中实现毫秒级业务传输的方式有三种:方式1,接入PDH标准接口直接承载在SDH传输网上,传输方式为IP over SDH;方式2,接入ATM接口,传输方式为IP over ATM over SDH;方式3,接入数据调度网传输实时性业务的安全区I交换机上,传输方式为Ethernet over SDH。

下面对以上三种接入方式进行分析,由于方式1业务接入标准的SDH/PDH接口,在我国为2.048Mbit/s、34.368 Mbit/s、139.264 Mbit/s等三种。根据变电站规模的大小,广域继电保护子站到主站间的业务主要有:模拟量相量值、断路器状态信息、告警信息、监控管理类信息(MMS)等信息流,业务通信量一般介于三者之间,采用方式1并考虑到广域继电保护业务的扩展需选择较大的带宽接口(如:34.368 Mbit/s、139.264 Mbit/s),然后通过MSTP设备的级联技术按广域继电保护的业务设置适当的带宽,SDH/PDH接口能自适应MSTP设备所设置的带宽。但方式1需要以太网和SDH/PDH的接口转换,并且方式1是采用先进先出的发送方式,由于各种业务的优先等级不同,采用方式1不能保证高优先级业务的优先传输,从而影响高优先级业务的时延。

方式2,ATM是面向连接的,有较好的服务质量,能可靠地传送广域继电保护等敏感性数据业务,但由于ATM网络存在开销大、效率低的缺点,目前在电力通信网中已经较少应用,因此广域继电保护业务不适合采用方式2传输。

方式3,由于广域继电保护属于继电保护的范畴,电力行业将继电保护业务的网络传输和其他业务分离,并且由于继电保护自身的特点(速动性,时延要求在毫秒级),广域继电保护业务如果和其他多个业务共享链路带宽,会在一定程序上影响广域继电保护业务的传输时延,同时也会影响原有调度数据网实时性业务(如PMU业务,时延要求20~50 ms内),并且对数据调度网业务的扩展带来困难。

通过以上分析,本文建议将广域继电保护IED单独接入MSTP一个以太网接口,通过MSTP设备级联技术,根据广域继电保护传输业务量大小分配合适的独立带宽,使其独享网络带宽,不受其他业务的影响。同时采用网络服务质量Qos、调度策略和拥塞管理,如:MPLS+Diffserv服务,PQ调度,加权随机先期检测(WRED)等,保证广域继电保护业务端到端传输时延满足广域继电保护功能的要求;采用这种方式同时也满足电力行业将继电保护业务网络传输和其他业务分离的要求。

4 基于MSTP平台的WAPS通信组网

4.1 WAPS分层结构HVPLS网络拓扑结构

图3中接入MSTP设备以太网接口的业务有广域继电保护数据网和调度数据网、综合数据网,三种业务接入不同的以太网接口,各自具有独立的虚拟网桥(VB),各VB之间的数据是隔离的,并为各自分配独立的传输通道VCTRUNK。VCTRUNK为MSTP设备利用相邻级联或虚级联技术将多个VC捆绑在一起构成的逻辑通道。因此,可以为三种业务按各自的功能需求独立进行以太网业务组网。根据ITU-T G.etnsrv,MSTP承载以太网业务的类型有四种:专线特性组网方式的EPL以太专线业务和EVPL以太虚拟专线业务,二层交换特性组网方式的EPLAN以太专用局域网业务和EVPLAN以太虚拟专用局域网业务。

分层系统结构的广域继电保护为集中式业务,区域内各子站的TCU信息流都向主站的DCU汇聚,电网所有主站的DCU信息流汇聚到调度中心MU,实现的组网方式为点到多点(子站到主站,主站到调度中心)和多点到点(调度中心到主站,主站到子站)的形式。四种MSTP以太网业务类型都支持点到多点和多点到点的业务,其中EVPLAN最适合广域继电保护业务实时性和安全性的需求。

EVPLAN也称虚拟网桥服务,实现VPLS业务,VPLS是一种基于MPLS和以太网技术的二层VPN技术,使用EVPLAN组网通过VLAN ID和MPLS标签的双重隔离,达到不同用户的业务隔离,在子站与主站以及主站与调度中心间建立标签交换路径LSP(Label Switch Path),保证信息传输的实时性,还可以有效地避免广播风暴,同时采用二层VPN技术实现子站与主站以及主站与调度中心间的信息传输的安全性,从广域继电保护IED角度看EVPLAN是个大的虚拟局域网。

但在VPLS组网中,无论是以BGP方式,还是LDP方式为信令的VPLS,为了避免环路,其基本解决办法都是在信令上建立所有站点的全连接。如果一个VPLS有N台PE设备,该VPLS就有N(N-1)/2个连接。当VPLS的PE增多时,VPLS的连接数就成N平方级数增加。同时还存在一个缺点是提供VC的PE路由器需要复制数据包,对于第一个报文和广播、组播报文,每个PE设备需要向所有的对端设备广播报文,这样就会浪费带宽。为解决VPLS的全连接问题,增加网络的可扩展性,以及节约网络带宽,产生了HVPLS组网方案,通过分级连接,可以减少信令协议和数据包复制的负担,使得VPLS可以大规模应用,因此适合于电力通信网的应用。本文提出的WAPS分层结构的HVPLS典型组网如图4所示。

图4(a)为WAPS分层结构HVPLS组网物理连接拓扑,图中路由设备UPE、SPE都为MSTP设备,称为PE设备,支持HVPLS功能;广域继电保护IED直接接入PE设备。路由设备UPE表示用户的汇聚设备,即直接连接广域继电保护IED,称为下层PE。UPE支持路由和MPLS封装。SPE表示连接UPE并位于基本VPLS全连接网络内部的核心设备,称为上层PE,SPE也可直接接广域继电保护IED,并且UPE只需要与一台SPE建立连接。

图4(b)为图4(a)的逻辑连接网络拓扑,所有UPE和SPE设置在同一个自治系统AS内,低层次的VPLS因为和高层次的VPLS在同一个AS内,因此可以采用LDP PW方式接入BGP VPLS。因为整个电力通信网SPE数量仍然庞大,因此在调度中心的SPE上采用BGP路由放射器RR(Router Reflector)来减少全连接数量,通过RR反射来间接地达到逻辑上的全连接。广域继电保护IED通过链路AC(Attachment Circuit)接入PE,UPE和SPE通过虚链路PW(Pseudo-Wires)相连,AC为FE(Fiber Ethernet),PW为VCTRUNK。

区域1包括主站1和子站1~子站7,区域n包括主站2和子站6~子站12;其中子站6、7属于区域1和区域n,需与主站1、2交互信息。

4.2 广域网的信息传输方式和过程

MSTP以太网业务处理单板提供了汇聚功能,即以太网口对应多个VCTRUNK的数据都被从同一MAC地址接入或落地。可以为子站到主站或主站到调度中心提供多点到点和点到多点透传业务。

主站的一个以太网口与区域内的其他子站的以太网口进行通信,即主站的DCU接入SPE设备的一个以太网口对应多个VCTRUNK,每个VCTRUNK对应子站TCU接入UPE设备以太网口所配置的VCTRUNK;调度中心的一个以太网口与各区域主站的以太网口进行通信,即调度中心MU接入SPE设备的一个以太网口对应多个VCTRUNK,每个VCTRUNK对应各主站DCU接入SPE设备以太网口所配置的VCTRUNK。

采用这种方式实现了子站、主站、调度中心的互联,保证了业务对通道带宽需求;同时按照这种方式组网后,主站和调度中心的以太网板卡数量将大大减少,不但降低了成本,而且还减少了主站和调度中心SPE的以太网出线,降低了故障率。

以主站1、2和子站6、7为例,采用以上以太网传输方式,HVPLS业务网络传输的实现过程,如图5所示为HVPLS业务的应用示意图。采用虚拟局域网(VLAN)可以实现单播、组播功能并且能有效地降低广播风暴的危险。在各子站UPE设备上建立一个基于MAC地址的VLAN,如:子站6、7分别为VLAN6、VLAN7,将需要发送的主站DCU和调度中心MU的MAC地址加入此VLAN;在主站SPE建立基于MAC地址的VLAN,如:主站1、2分别为VLAN1、VLAN2,将区域内的子站TCU和调度中心MU的MAC地址加入此VLAN;以上所建的VLAN TAG标识可以相同也可以不同,通过MPLS标签来区分。下面介绍子站与主站的数据传输过程。

主站1下发广域继电保护动作指令到子站7的步骤如下:(1)主站1 DCU发送数据帧(源地址为MAC H,目的地址为MAC B)经SPE1设备VLAN封装后,根据报文的目的地址,查找虚拟交换实例VSI(Virtual Switch Instance),得到内层标签20(VC Label,VCTRUNK标识),然后将其转发到相应隧道,打上外层标签2(Tunnel Label,MPLS标识),这样就根据不同的地址得到了已建的LSP2。(2)SPE1与UPE7之间的UPE6对用户报文进行传递和标签交换,最终在倒数第二跳报文的外层标签被剥离。(3)UPE7收到该报文后,去掉内层标签,根据报文的目的MAC,查找VSI的表项,发现该报文应该被发往MAC B,剥离VLAN标识后发送到子站2的TCU。

子站6需同时向主站1、2发送模拟量和开关量信息,因此,子站6的TCU可以采用VLAN组播方式传输信息至两个主站,即TCU向VLAN6发送基于MAC地址广播信息,经UPE6设备VLAN封装,根据报文的目的地址,查找VSI后根据已建的LSP1和LSP4向主站1、2发送信息。

主站与调度中心间的信息传输方式和子站与主站间的信息传输方式相同。子站到调度中心间的信息传输需通过主站的SPE中转。

4.3 WAPS广域网络冗余设计

由于广域继电保护业务具有高可靠性要求,因此,要求基础传输网络具有很强的生存能力,一方面应采用完善的SDH环网和以太网业务保护机制,另一方面应采取设备冗余配置的策略。

由于广域继电保护业务为汇聚型,并且具有严格的时延要求,因此建议采用二纤双向子网连接保护SNCP,保护倒换后相对于二纤双向复用段保护MSP具有较小的时延;在两个相交环互通时,建议采用DNI双节点保护方式。在以太网业务保护方面,MSTP提供MPLS保护,建议采用1+1 LSP保护倒换方式;在MSTP设备中,优先启动SDH保护,然后才是LSP保护。在设备冗余配置的策略方面包括广域继电保护IED设备冗余、网络设备冗余、链路冗余。广域继电保护数据网业务接入冗余方案,如图6所示,图3~图5中只画出了单套设备。

广域继电保护IED和网络设备的冗余方面,图6中子站高压侧TCU为两套配置,网络设备UPE为单套配置,主站和调度中心由于其重要性,对DCU、MU和SPE均进行双套配置。在链路冗余方面,子站的两套TCU接入路由器UPE的一个以太网端口,UPE分别为2台TCU配置不同的VCTRUNK与两台汇聚路由器SPE相连;在主站两台DCU都接入两台汇聚路由器SPE的各1个以太网口,两台SPE间通过FE互连。两台汇聚路由器SPE分别与调度中心两台核心SPE相连,并分别配置不同的VCTRUNK。调度中心两台MU都接入两台核心路由器SPE的各1个以太网口。在以上设备连接中有环路时,网络设备UPE/SPE应启用快速生成树协议(RSTP),避免报文在环路网络中的增生和无限循环。

5 总结

高速、双向、实时、自愈、安全和可靠的网络是实现广域继电保护的基础。本文首先提出了广域继电保护的分层系统结构,分析了广域继电保护IED接入变电站网络和电力通信网的方式,建立了集中备用方式的全站统一网络结构和基于HVPLS广域继电保护分层系统的以太网组网方案,以及站间信息传输方式,最后设计了WAPS冗余方案。本文设计的广域继电保护通信网络不仅适用于IEC61850标准定义的基于TCP/IP的传输方式(MMS服务),而且适用于GOOSE和SV应用层直接映射到链路层的传输方式,为基于IEC61850的广域继电保护通信建模提供了基础。

摘要：广域继电保护为解决现有传统后备保护存在的突出问题提供了一种新的思路。实时、可靠的通信网络是实现广域继电保护的基础,为此,设计了广域继电保护的分层系统结构,将全网分为三层,即接入层、汇聚层、核心层。随后设计了变电站全站统一网络拓扑结构,将广域继电保护IED接入间隔层公共交换机,可收集站内相关间隔的信息。在接入电力通信网方面,将广域继电保护IED单独接入MSTP的一个以太网口的方式,建立了基于HVPLS的广域继电保护分层系统以太网网络拓扑结构、广域网络的信息传输方式和冗余设计方案。

关键词：广域继电保护,分层系统结构,全站统一网络,MSTP平台,HVPLS组网

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广域保护系统论文篇6

随着广域同步测量和数字化变电站技术的发展与成熟, 在复杂电网环境下部署能够快速识别与隔离故障、简化保护整定计算的广域保护控制装置, 可保障电网安稳运行[1,2,3,4,5]。IEC 61850规范了变电站内保护/控制IED (智能电子设备) 之间的通信行为和相关要求, IEC 61850-90-1-2010《电力应用自动化用通信网络和系统第90-1部分:变电站之间通信对标准IEC 61850的使用》中包含了基于双端量测信息的电流差动、纵联距离和方向保护通信标准。广域继电保护可以此为基础, 建立广域继电保护系统的数据模型和通信服务模型, 制定数据传输和交互机制[6,7,8], 但具体广域信息的数据传输速度、精度和同步性能目前没有明确技术要求, 也无法判断什么样的通信网络能够支撑广域保护控制系统。为此本文具体分析了系统对站间广域通信的各方面要求。

1 广域保护控制系统功能结构

广域保护控制是实现继电保护和自动控制相关功能的二次系统, 它以高效、可靠、实时的网络通信技术为基础, 根据所覆盖区域内电力系统多节点的状态、故障信息, 在电网发生故障或运行方式变化等情况下, 通过实时控制决策, 进行故障精确定位, 并选择最小范围快速隔离故障, 对故障进行的切除;同时可分析故障切除后系统安全稳定状况。广域保护控制系统可分为2类:一类实现电网安全监测、稳定计算和电网控制等功能, 另一类实现继电保护后备保护功能。广域保护控制系统是常规继电保护系统及调度自动化系统之间的系统保护控制手段, 其动作时间范围在0.1~100 s之间。

广域保护控制系统通常有分布式和集中式结构, 对通信的需求不同。分布式系统将保护和控制功能分散到各个广域保护控制终端中完成, 信息一次传送, 通信延时要求不苛刻。集中式系统中, 保护控制主站设备具有决策功能, 保护控制主站通过通信网络传送各子站设备的监测信息, 做出决策后再通过通信网络传送控制命令到执行子站, 这时信息交换的延时会作为系统性能的重要指标[2]。一般广域保护控制系统通信方式会综合二者优点, 各种保护信息为区域内相邻站点互相交换, 区域稳定控制信息由区域控制中心收集信息、决策、下发控制指令。广域保护控制系统结构如图1所示。

对于传输流量大而且实时性要求高的广域保护控制系统而言, 现有的调度数据网络不能满足其通信性能要求, 需要重新组建区域过程层通信网传输广域保护控制的过程层交互信息, 其站间通信模式如图2所示。

2 广域保护控制系统通信需求

2.1 业务覆盖与分类

广域保护控制系统覆盖220 k V以下电网作安全稳定紧急控制及后备保护使用, 节点包括220 k V、110 k V、35 k V变电站、电厂, 通常的区域为片区电网几个乃至十几个站点。

根据广域保护控制功能, 其交互信息分为监测信息类、控制信息类。监测信息类包括采样值信息、状态量信息、故障报告信息等, 信息交互节点主要为线路相邻站点间通信, 部分数据还需要中心站与受控站间通信;控制信息类包括保护跳合闸命令信息、控制命令信息等, 信息交互节点主要为中心站与受控站间通信。

2.2 业务接口与带宽

IEC 61850-90-1中明确了业务类型为IP数据业务, 网络接口支持802.3以太网接口, 包括各类GE/FE光电接口, 装置针对不同通信信息类别, 提供独立的物理接口。

由于广域保护控制系统数据流以采样值信息为主, 根据IEC 61850-9-2-2011《公用电力事业自动化的通信网络和系统第9-2部分:专用通信服务映射 (SCSM) 通过ISO/IEC 8802-3的抽样值》中采样值报文帧相关定义, 按照每帧报文1个ASDU考虑, 每帧采样值数据长度约为169~226 Byte。每台合并单元输出的每周波80点采样值带宽计算式为:采样值数据长度/APDU×8bits/byte×80APDU/周波×50周波/s, 即带宽为5.4~7.2 Mbps。

各类交互信息按照不同报文长度成帧, 根据信息应用需求通信交互频率各不同, 具体信息如表1所示。

以一个110 k V变电站为例。110 k V出线4回, 110 k V主变2台, 35 k V和10 k V共出线28回, 所有电压等级均采用单母分段接线形式, 网络出口流量计算如表2所示。

由表2可知, 上述110 k V变电站出口总带宽需求为43.84 Mb/s。

由于站间交互的变压器、母线采样值信息是重复性信息, 可应用网络组播技术实现节省网络带宽的目的, 即通过向多个接收方传送单信息流方式, 可以减少具有多个接收方同时收听或查看相同资源情况下的网络通信流量。

2.3 业务传输性能

广域保护控制系统要求完成线路保护的后备保护功能, 其启动作时间比线路主保护动作时间慢, 范围在0.1~100 s之间。广域保护典型各元件动作时间分配如图3所示。

从图3可以看出, 为满足广域保护控制系统动作时间要求, 状态量信息以及控制命令信息通信通道端到端时延 (含光缆时延) 不超过15 ms。目前的广域保护控制装置通信缓存容量为64 kbits, 如装置间时延抖动过大, 会造成数据溢出丢失, 故任意2个装置间延时抖动尽量小于0.5 ms。目前, 广域保护控制系统跳合闸命令信息、控制命令信息为TCP协议通信存在丢帧重发机制, 但丢帧重发一次造成时延增加10 ms。采样值信息、状态量信息等为UDP协议通信无丢帧重发机制, 装置要求的总帧数量达到99%, 综合两方面要求通信通道误码率小于10–6, 丢包率小于10–3。

2.4 业务保障要求

根据广域保护控制装置各类信息用途, 业务保障有以下不同。

1) 采样值信息若带有时标信息, 不需要保证收发时延一致性, 可以进行收发通道异步的自愈保护, 并要求在50 ms内进行自愈保护。

2) 若采样值信息不带有时标信息, 则需要保证收发时延一致性, 并严禁使用收发通道异步的自愈保护。

3) 跳合闸命令信息、控制命令信息、状态量信息由于具有操作实时性要求, 要求在50 ms内进行自愈保护。

4) 广域监控信息、故障报告信息传输的故障信息往往为永久故障信息, 对系统暂态影响不大, 故要求在20 s内进行自愈保护。

2.5 业务安全防护

广域保护控制系统业务目前没有包含在电监安全[2006]34号《电力二次系统安全防护方案》中, 但符合其安全Ⅰ区“直接实现对电力一次系统的实时监控”的业务特征, 故应满足电力安全Ⅰ区的业务安全防护规定要求:安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证。

3 广域保护控制系统同步需求

广域保护控制系统要在时间—空间—幅值三维坐标下同时观察电力系统全局的机电动态过程全貌, 就需要所覆盖站点采样值信息同步。其中广域测量系统 (WAMS) 要求同步精度4μs, 否则将不能形成统一状态断面, 无法进行全网暂态分析;电流差动后备保护要求同步精度1μs, 否则会引起保护装置误动。因此, 广域保护控制系统各装置应实现的时间同步的精度要求能够达到1μs。

4 结语

综上所述, 广域保护控制系统对通信网络技术要求为:支持IP传输技术, 满足网络专用、横向隔离的要求, 覆盖110 k V、35 k V变电站/电厂, 区域控制中心站每接入间隔带宽2.3 Mbit/s, 受控站每间隔带宽9.59 Mbit/s, 网络故障支持50 ms自愈保护, 支持数据帧组播, 线路相邻站通道传输时延小于15 ms, 中心站至受控站传输时延小于15 ms, 延时抖动小于0.5 ms, 误码率小于10–6, 丢包率小于10–3, 各站装置要求传输时间同步信号, 同步精度1μs。

将来随着广域保护控制业务的逐步推广, 应利用电力通信网资源组建区域过程层通信网满足以上要求。广域保护控制技术在不断发展, 其通信需求也在不断变化, 只有掌握系统交互信息的作用与约束条件, 才能不断调整网络以适应业务需求的变化。

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广域保护系统论文篇7

电网扩大与复杂化以及智能电网建设对电力系统继电保护尤其是后备保护提出了更高的要求。传统后备保护一般采用阶段式距离保护或零序过电流保护,存在整定复杂、动作速度慢、选择性差、不能适应复杂运行方式变化等固有缺陷。另外,传统远后备保护都是根据本地电气量信息动作于跳开固定断路器,当某处故障时,将有很多套远后备保护启动,各后备保护间缺乏协调。当远后备选择性不能满足,只采用近后备方式时,必须装设断路器失灵保护。但传统失灵保护存在一个突出问题:其跳闸逻辑是固定的,不能随着母线运行方式自动适应,当运行方式变化时,需要人工倒换出口压板。这些都是因为面向单元式的传统后备保护只利用了被保护元件的有限信息,而没有引入与其有后备关系的元件信息、保护动作信息,难以利用整个电网信息来做出最小范围切除故障的保护动作策略。

目前国内外学者提出了多种广域信息下的后备保护理论[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12],这些后备保护研究主要侧重于综合利用广域信息确定故障元件位置的原理算法及讨论相应的系统构成,而对于具体切除故障的保护动作策略却讨论较少。文献[13]提出符合广域后备保护配合要求的保护跳闸策略的思想,但没有给出具体情况下需要跳开断路器的搜索方法。

文献[1,2]从简化现有电力元件继电保护配置方式和定值配合出发,提出了由现有主保护加变电站集中式后备保护的配置方式。变电站集中式后备保护功能丰富,不仅要求实现快速的近后备保护和断路器失灵保护,在相邻变电站直流电源消失情况下,还要能提供远后备保护。由于故障位置的不同,近后备保护、断路器失灵保护及远后备保护需要跳开的断路器是不同的,另外变电站内主接线形式多种多样,运行方式也不同,如何寻找既能切除故障又使停电范围最小的断路器跳闸序列变得非常复杂又十分必要。本文是文献[1,2]的后续跳闸策略研究,结合实际问题,提出了一种基于Petri网的断路器跳闸序列搜索方法,并结合该方法详细阐述了集中式后备保护系统的跳闸策略。集中式后备保护根据故障元件位置、保护状态及断路器状态来执行相应跳闸策略,由于不需要与其他后备保护存在时限配合,能实现快速和最小范围的故障隔离。

1 基于Petri网的断路器跳闸序列搜索方法

1.1 问题的提出

集中式后备保护跳闸策略的目标是保证故障切除并且使得停电范围最小。对图1所示的简单输电系统来说,可以很直观地决策出各种情况下需要跳闸的断路器。图中,B1～B6为母线,与变电站1～6一一对应;CB1～CB12为断路器;L1～L6为线路。

例如L3故障,主保护拒动时,B3和B4处后备保护系统应该分别向CB5和CB6发跳闸命令,实现近后备,即CB5和CB6属于近后备跳闸断路器;当CB5失灵时,B3处后备保护系统应该向CB4,CB7发跳闸命令,实现断路器失灵保护,同样当CB6失灵时,B4处后备保护系统应该向CB10,CB11发跳闸命令。因此,CB4,CB7,CB10,CB11为断路器失灵跳闸断路器。当L3故障且B3直流电源消失时,需要跳开CB3和CB8实现远后备保护,而B4直流电源消失时,需要跳开CB9,CB10,CB12实现远后备。即CB3,CB8,CB10,CB12属于远后备跳闸断路器。因此,在L3故障时,近后备、断路器失灵和远后备需要跳开的断路器如图2所示。

对于一个简单的输电系统来说,断路器跳闸序列的搜索是显而易见的。但实际的电网非常复杂,变电站主接线形式很多,也较灵活,寻找满足集中式后备保护系统多功能需求的跳闸序列的过程很复杂,而将Petri网应用于断路器跳闸序列搜索,不仅能准确找到各种情况下需要跳闸的断路器,而且对变电站主接线形式有很好的适应性。

1.2 Petri网基本理论

一个基本的Petri网结构N是一个五元组,即N=(P,T,K,α,β)。其中,P={P1,P2,…,Pm}(m>0)是库所(Place)节点的有限集合,每个库所用一个圆圈“○”表示;T={T1,T2,…,Tn}(n>0)是变迁节点的有限集合,每个变迁用一根竖线“|”表示;K={K1,K2,…,Km}(m>0)是库所节点中初始托肯的有限集合,用黑点“·”表示;α与β分别表示库所到变迁和变迁到库所的加权有向弧[14]。

对于图1所示的简单输电网络,将断路器看成库所节点,线路和母线看成变迁节点,本文不考虑库所与变迁之间的有向弧方向,即每条弧都可以看成是双向的。因而建立相应的Petri网如图3所示。

Petri网是一个静态的网络,但托肯的传递却是一个动态的过程,网络的动态特性可通过变迁的点火触发体现出来,变迁的点火可造成托肯在系统中重新分配。Petri网的结构以及变迁的点火触发可用矩阵运算描述,主要包括关联矩阵A、库所状态向量M和变迁点火向量C。

关联矩阵A描述了Petri网的拓扑结构,行对应库所,列对应变迁,元素取值为:

$a_{i j} = {\begin{matrix} 1 & 库所 i 与变迁 j 直接相连 \\ 0 & 库所 i 与变迁 j 不相连 \end{matrix} (1)$

图3所示Petri网对应的关联矩阵A为:

$A = [\begin{matrix} 1 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 1 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 1 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 1 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 1 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 1 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 \\ 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 1 \end{matrix} 〗 (2)$

矩阵中行对应的库所分别为CB1～CB12;矩阵中列对应的变迁分别为:B1,L1,B2,L2,…,B6,L6。

库所状态向量M表示库所中托肯的标示状态。一般认为,“1”表示库所中存在托肯,“0”表示库所中不存在托肯。

变迁点火向量C表示变迁节点的点火情况。当某个变迁节点被激活时,变迁点火向量对应该节点的元素赋值“1”,否则为“0”。

它们三者存在如下关系:

$Μ_{1} = Μ_{0} + C A^{Τ} (3)$

式中:M0为初始库所状态向量;M1为一级库所状态向量。

1.3 基于Petri网断路器跳闸序列搜索方法

以图1中线路L3发生故障为例来说明断路器跳闸序列搜索方法。

故障发生前,没有需要跳开的断路器,则初始库所状态向量M0为:

$Μ_{0} = [0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0] (4)$

线路L3故障情况下,可以得到其对应的初始故障位置向量(即初始变迁点火向量)为:

C0= (5)

由C0,A计算可得一级库所状态向量M1为:

M1=M0+C0AT=

(6)

M1表示经过一次传递后哪些库所包含托肯,可知一次传递后CB5和CB6中包含托肯。本次获得托肯的库所正对应近后备保护所需要跳闸的断路器,因此可以定义M1为近后备断路器跳闸向量。

而一次变迁点火向量C1又由向量M1可得:

C1=M1A=

(7)

C1中各元素的含义为:

$c_{1 j} = {\begin{matrix} 1 & 本次被点火触发的变迁 \\ 0 & 尚未被点火触发的变迁 \\ 其他 & 此前已经被点火触发的变迁 \end{matrix} (8)$

可知,变迁B3,B4是第1次被点火触发。

同理,可以得到二级库所状态矩阵M2为:

M2=M1+C1AT=M1+M1AAT=

(9)

M2中各元素的含义为:

$m_{1 j} = {\begin{matrix} 1 & 本次刚获得托肯的库所 \\ 0 & 还没有获得托肯的库所 \\ 其他 & 此前已获得托肯的库所 \end{matrix} (10)$

从M2可知:CB4,CB7,CB10,CB11刚获得托肯,正对应断路器失灵所需要跳开的断路器。可以定义M2为断路器失灵断路器跳闸向量。

需要说明的是,在计算断路器失灵断路器跳闸向量时,只是考虑CB5和CB6都失灵时需跳开的断路器,并没有区分CB5和CB6分别失灵时需跳开的不同断路器。要做到区分很容易,例如当后备保护系统判断出是CB5失灵时,只需修改向量M1′:

$Μ_{1^{'}} = [0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0] (11)$

再计算断路器失灵断路器跳闸向量M2为:

M2=M1+M1′AAT=

(12)

可以得出CB4和CB7为CB5失灵时需要跳开的断路器。同样可以知道CB10,CB11为CB6失灵时需要跳开的断路器。

重复上面的计算过程,可以得到M3:

M3=M2+C2AT=M2+M2AAT=

(13)

从M3可知:CB3,CB8,CB9,CB12刚获得托肯,正对应远后备需要跳开的断路器。可以定义M3为L3故障时的远后备断路器跳闸向量。

2 集中式后备保护系统跳闸策略

2.1 集中式后备保护系统运行流程

变电站集中式后备保护切除故障的过程主要包括以下3个步骤:

步骤1:在故障发生前,集中式后备保护系统先要对各变电站之间的网络拓扑及站内元件的连接关系进行实时搜索。根据各站间的网络拓扑结构形成反映各变电站之间连接关系的站间Petri网模型,得到站间关联矩阵Anet;根据站内的主接线形式形成反映站内各元件连接关系的站内Petri网模型,得到实时的站内关联矩阵Asub。

以图4所示的电网简单说明。该输电系统包括5个变电站,分别为变电站Ⅰ～Ⅴ,各变电站主接线形式也不一样,包含单母线接线、双母线单分段接线、双母线接线、3/2接线等典型接线方式。

站间Petri网模型如图5所示,可以得到相应的站间关联矩阵Anet如式(14)所示。

$A_{n e t} = [\begin{matrix} 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 \\ 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 \\ 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 \\ 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 1 \end{matrix} 〗 (14)$

在矩阵Anet中,行分别对应断路器:Ⅰ01,Ⅰ02,Ⅰ03,Ⅱ01,Ⅱ02,Ⅲ03,Ⅲ04,Ⅲ5,Ⅲ06,Ⅳ01,Ⅳ02,Ⅴ02,Ⅴ03,Ⅴ04;列分别对应变电站Ⅰ～ Ⅴ及线路L1～L7。

以变电站Ⅲ来说明如何形成站内关联矩阵Asub。该变电站为双母线单分段接线方式。先假设站内断路器全投入运行,于是相应的站内Petri网模型如图6所示,此时站内关联矩阵Asub3如式(15)所示。

$A_{s u b 3} = [\begin{matrix} 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 1 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 1 & 0 & 1 & 0 & 0 \\ 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 \\ 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 1 \\ 1 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 1 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 1 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \end{matrix} 〗 (15)$

该矩阵中行分别对应CB1～CB9;列分别对应母线B1～B3和线路L1～L4。

在图4所示变电站Ⅲ中,断路器8处于退出运行状态,即可以得到实时的断路器状态序列为R=[1,1,1,1,1,1,1,0,1。然后用R与矩阵Asub3的每一列进行“与”运算,便可以得到反映实时网络拓扑的关联矩阵Asub3(t),如下式所示。

$A_{s u b 3 (t)} = [\begin{matrix} 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 1 & 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 1 & 0 & 1 & 0 & 0 \\ 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 1 & 0 \\ 0 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 1 \\ 1 & 0 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \\ 1 & 1 & 0 & 0 & 0 & 0 & 0 \end{matrix} 〗 (16)$

步骤2:故障发生后,集中式后备保护感知故障,实时获取广域信息,执行故障判别算法确定故障元件位置,然后根据故障位置形成初始故障位置向量C0。

步骤3:根据故障元件位置、保护动作信息、断路器状态信息实时计算包括近后备保护、断路器失灵保护及远后备保护本站需要跳开的断路器,当满足动作条件时向相应断路器发跳闸命令。

如果将包含故障元件或与故障元件相邻的变电站选为近后备站,而与近后备站相邻的变电站则被选为远后备站。如图4中 L3故障,{Ⅲ,Ⅴ}为近后备站,{Ⅰ,Ⅱ,Ⅳ}为远后备站。近后备站需要执行近后备保护加断路器失灵保护功能,而远后备站则只执行远后备保护功能,因此近后备站和远后备站的跳闸策略是不一样的。下面将结合实例对跳闸策略进行详细分析。

2.2 近后备保护跳闸策略

若集中式后备保护系统判断出故障在其近后备保护范围内(即本站为近后备站),则根据本变电站的站内Petri网模型,自动决策出近后备保护需要跳开的断路器。在满足动作条件时,向相应的断路器发跳闸命令。

近后备保护动作条件是:(近后备保护范围内故障)∩(检测到本站对应故障元件的主保护或断路器未动作)∩(超过主保护出口动作时间就地故障电气量依然存在)。

考察变电站Ⅲ的近后备跳闸策略。站内Petri网的关联矩阵Asub3(t)如式(16)所示。如果L3故障,可以得到初始的故障位置向量为:

$C_{0} = [0 0 0 0 0 1 0] (17)$

则近后备断路器跳闸向量M1为:

$Μ_{1} = C_{0} A_{s u b 3}^{Τ} = [0 0 0 0 1 0 0 0 0] (18)$

即Ⅲ05为近后备跳闸断路器。变电站Ⅲ将监视Ⅲ05处的故障电流,当超过主保护出口动作时间仍没有收到主保护出口跳闸信息并且Ⅲ05处故障电流依然存在,则立即向Ⅲ05发跳闸命令。

同样,如果变电站Ⅲ的母线B2故障,则初始故障位置向量为:

$C_{0} = [0 1 0 0 0 0 0] (19)$

计算近后备断路器跳闸向量M1为:

$Μ_{1} = C_{0} A_{s u b 3 (t)}^{Τ} = [0 1 0 0 1 0 0 0 1] (20)$

即Ⅲ02,Ⅲ05,Ⅲ09为变电站Ⅲ中母线B2故障下的近后备跳闸断路器,当判断出母线B2对应的主保护拒动时,将向这些断路器发跳闸命令。

2.3 断路器失灵保护跳闸策略

当发生断路器失灵时,将根据本变电站的站内Petri网模型决策出本站中与失灵断路器相邻的所有断路器,当满足动作条件时,立即向相应断路器发跳闸命令。

断路器失灵保护的动作条件是:(近后备保护范围内故障)∩(近后备保护已发出跳闸命令)∩(等待时间超过近后备动作最大延时)∩(就地故障电气量依然存在)。近后备动作最大延时一般可以认为是主保护动作时间加上断路器跳闸熄弧时间。

下面分别讨论线路故障断路器失灵和母线故障断路器失灵时集中式后备保护的跳闸策略。

1)线路故障断路器失灵

例如图4中的线路L3故障,断路器Ⅲ05失灵。可以得到初始的故障位置向量C0和近后备断路器跳闸向量M1为:

$\begin{array}{l} C_{0} = [0 0 0 0 0 1 0] (21) \\ Μ_{1} = [0 0 0 0 1 0 0 0 0] (22) \end{array}$

计算断路器失灵断路器跳闸向量M2为:

M2=M1+M1Asub3(t)ATsub3(t)=

(23)

即Ⅲ02和Ⅲ09属于断路器失灵跳闸断路器,集中式后备保护立即向Ⅲ02,Ⅲ09发跳闸命令实现断路器失灵保护。

2)母线故障断路器失灵

母线故障断路器失灵又可以分为线路侧断路器失灵和母联断路器失灵2种。

如果是线路侧断路器失灵,例如变电站Ⅲ的母线B2故障,断路器Ⅲ05失灵。初始的故障位置向量C0和近后备断路器跳闸向量M1为:

$\begin{array}{l} C_{0} = [0 1 0 0 0 0 0] (24) \\ Μ_{1} = C_{0} A_{s u b 3 (t)}^{Τ} = [0 1 0 0 1 0 0 0 1] (25) \end{array}$

同时得到修正的M1′为:

然后计算断路器失灵断路器跳闸向量M2为:

M2=M1+M1′Asub3(t)ATsub3(t)=[0 2 0 0 3 0 0 0 2](27)

从M2可以得知:在断路器Ⅲ05失灵时,在本站没有断路器属于断路器失灵跳闸断路器。事实上,在变电站Ⅲ母线B2故障,Ⅲ05失灵时,需要跳开Ⅲ05所在线路的对侧断路器,即Ⅴ02。这将由变电站Ⅴ所在的集中式后备保护系统由远后备保护来切除。

如果是母联断路器失灵,比如变电站Ⅲ的母线B2故障,断路器Ⅲ09失灵。此时修正的M1′为:

计算断路器失灵断路器跳闸向量M2为:

M2=M1+M1′Asub3(t)ATsub3(t)=[1 2 1 0 2 0 1 0 3](29)

即Ⅲ01,Ⅲ03,Ⅲ07属于断路器失灵跳闸断路器,集中式后备保护系统将立即向这些断路器发跳闸命令。

2.4 远后备保护跳闸策略

若集中式后备保护判断出故障在其远后备保护范围内故障(非近后备保护范围内,即本站为远后备站),则根据站间Petri网模型,决策出本站实现远后备保护需要跳闸的断路器,在满足动作条件时,向相应的断路器发跳闸命令。

需要远后备保护的情况主要有2种:①下级变电站直流电源消失,断路器因为失去操作电源而无法切除故障;②下级变电站的母线故障,而线路侧的断路器失灵。

远后备保护动作条件是:(远后备保护范围内故障)∩(等待时间超过近后备加断路器失灵保护动作的最大延时)∩(就地存在故障电气量)。近后备加断路器失灵保护动作的最大延时一般可以认为是主保护动作时间加2个断路器跳闸熄弧时间。

以图4中线路L3故障,而变电站Ⅲ的直流电源消失来说明远后备保护的跳闸策略。站间Petri网模型的关联矩阵Anet如式(14)所示,形成初始故障位置向量C0:

$C_{0} = [0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0] (30)$

依次进行以下计算可以得到远后备断路器跳闸向量M3。

即在L3故障情况下,Ⅰ02,Ⅰ03,Ⅱ02,Ⅳ01,Ⅳ02为远后备跳闸断路器。当等待延时超过近后备加断路器失灵保护动作的最大延时后,变电站Ⅰ的集中式后备保护系统监视断路器Ⅰ02和Ⅰ03处仍存在故障电流,立即向Ⅰ02和Ⅰ03发跳闸命令。同理变电站Ⅱ将向Ⅱ02发跳闸命令,变电站Ⅳ将向Ⅳ01和Ⅳ02发跳闸命令。

3 结语

为了适应智能电网建设对继电保护提出的高要求,广域后备保护系统成为研究热点,本文着重研究了适应变电站集中式后备保护的跳闸策略。基于Petri网的断路器跳闸序列搜索方法,不仅能准确判断出变电站集中式后备保护在实现近后备、断路器失灵及远后备保护情况下本站需要跳开的断路器,而且对变电站主接线形式及运行方式有很好的适应性。

摘要：智能电网建设迫切要求继电保护尤其是后备保护具有更好的适应性,文中在故障位置已被变电站集中式后备保护诊断出来的基础上,研究后备保护自适应最小范围隔离故障的方法。提出的基于Petri网的断路器跳闸序列搜索方法能正确找出变电站集中式后备保护在实现近后备保护、断路器失灵保护及远后备保护情况下需要跳开的断路器,且对变电站主接线形式及运行方式有很好的适应性。集中式后备保护系统根据故障元件位置、保护状态及断路器状态来执行相应的跳闸策略,能实现快速和最小范围的故障隔离。

广域保护系统论文篇8

在科技的影响下, 广域测量技术逐渐提升, 以电网多信息构成为基础的关于继电保护也就为解决存在电力系统中继电保护结构带来了很大影响。结合相关会议对广域保护功能所做出的描述, 其研究主要有两方面, 一为以广域信息为基础的电网安全能够安全稳定运行, 重点在于检测与分析电网的安全与稳定运行;二为综合运用广域信息进行改进, 不断提升继电保护性能。

1 广域后备保护系统的主要构成

1.1 广域电网分区域划分中应考虑的主要方面

首先, 对区域决策中心的选择。在分布集中混合式系统结构中, 经常会需要在分区域内选择一个较为合适的信息集中中心成为其广域继电保护系统的决策中心。在选择中心时, 不能仅考虑某一方面, 还需要在考虑输电系统节点之间的关系时, 更需顾及节点间通信系统的相结关系。通常情况下人为因素、地理环境以及相对应的通信条件都是需要首先考虑的内容, 然后将一些较为特殊的变电站与区调中心设定为决策中心。

其次, 分区域的保护范围。被保护对象的主要后备保护通常为广域继电保护系统, 该系统在功能上可以实现远、近后备保护。通常都能在一定时间内完成后备保护, 所涉及的区域在空间上也会很少出现交换情况, 所以, 广域继电保护所属的范畴应将所有保护对象的远后备保护范围作为主要原则, 也就是将决策中心为起点, 将保护范围确定在下一条线路的末尾, 以便方便接入新建变电站, 扩大范围。

1.2 广域继电保护分布集中式系统结构

该结构具有很多优点, 它将其中的一个变电站作为决策中心, 并将其称之为系统主站, 该主站不仅要完成本站所有的信息采集与保护控制以外, 还应完成更多信息的集中决策。在这一系统中还有其他单元功能, 如智能电子设备、子站处理单元、区域集中决策中心以及其他功能。之所以要应用广域多信息构建广域继电保护系统, 主要原因在于完善后备保护性能, 解决以就地信息为基础的吧后备保护问题。

2 以多信息为基础的区域距离保护的主要实现办法

2.1 设计辅助元件

第一, 振荡闭锁元件的设计。由于区域距离保护主要是为后备保护提供一定功能。在发生动作的时间内如果未形成一定的保护块, 就可以利用振荡闭锁方式, 避免其在区域距离保护出现误动作, 且适当的开放条件, 避免震荡再次发生故障, 使距离保护出现拒动, 结合保护振荡闭锁的基本原理, 可以将其分别对称与不对称两种元件。第二, 负荷限制元件。为减少因距离延长而使某段发生负荷转移误动作, 可以在其中加入适当的与继电器负荷相关具有限制特点的辅助元件, 这样就会有效减少常规潮流转移所发生的保护误动作。此外, 在限制电阻中也应确保线路在一定范围潮流转移时因线路负荷超载而出现极限被拒情况。

2.2 以信息拓扑树为基础的搜索保护判断

以多信息为基础的广域继电保护功能具有一定的识别故障元件功能, 其主要的保护对象为输电元件, 所应用的信息一般均来自将保护对象为中心的信息区域, 在信息域被确定以后就能完成区域距离保护。由于广域电网在实际运行中结构转化较为频繁, 结合工况的变化可以使距离保护信息域发生一定变化, 所以, 广域保护系统就可以结合电网拓扑结构形成具有保护能力的信息拓扑树。它将保护对象作为树根, 将与其相邻的元件作为树枝, 将树枝的节点作为多层信息域。通过这样的信息域搜索就能建立良好的距离保护判据。

3 算例分析

3.1 类蜂窝分区域保护分区

为证明该算法的正确性, 运用电磁暂态仿真软件对某地220k V电网系统模型进行实验, 增强其可信度。在这次算例分析中共设有三个决策中心站, 编号分别为区域1、区域2、区域3。由于以往对这种分区做过研究, 本文将以此为基础适当的进行改进。首先, 其对区域的划分与之前相比更能体现其保护范围的有限性, 更利于广域继电保护工程实现;其次, 增添了分区域的交互性与信息交换性, 极大的促进了大电网各元件的保护, 有效减少了以往研究中分区在边界站上出现直流消失的情况;最后取消了固定半径长的保护分区范围, 这样的灵活性更便于新变电站的保护, 确保其通信系统正常接入。

3.2 分区域距离的保护算法

为进一步说明保护系统所具有的故障识别算法, 在进行仿真设计时将易发生故障阶段作为接地故障, 同时设定保护系统以便完成接收一定区域内所缺失的保护信息与错误, 结合信息正确和多位信息错误的情况下, 根据不同的信息区域中的冗余计算完成故障元件识别的可靠性研究。

4 结论

由于以往的后备保护经常出现问题, 为此对广域信息的继电保护系统进行研究, 根据安全第一的原则, 重点研究了广域继电保护的系统结构与故障元件识别方法, 并以某地为例进一步验证了改算法的正确性, 希望通过本文的研究能为相关人士带来启发, 逐渐完善电力继电保护系统。

参考文献

[1]金恩淑, 汪有成, 陈喜峰.基于分区域广域继电保护系统的故障识别算法[J].电力系统保护与控制, 2014 (09) :68-73.

[2]李振兴, 尹项根, 张哲, 王育学, 唐金锐.广域继电保护故障区域的自适应识别方法[J].电力系统自动化, 2011 (16) :15-20.

[3]张力壮.探讨分区域的继电保护的系统结构与故障识别技术[J].中国高新技术企业, 2012 (Z2) :110-112.

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