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1 概述
经济和社会的发展使电力系统的电压等级升高、电网复杂程度增加,给电力系统的安全稳定运行带来巨大挑战。作为保障电力系统安全稳定运行“三道防线”中第一道防线的继电保护也面临严峻的考验,传统保护整定配合越来越困难。
随着国家电网公司智能电网建设的开展,智能电网的特征带来的网络重构、分布式电源接入、微网运行等技术,对继电保护提出了新的要求,基于本地测量信息及少量区域信息的常规保护在解决这些问题时面临较大的困难;同时,新技术(如新型传感器技术、时钟同步及数据同步技术、计算机技术、光纤通信技术等) 的研究与应用也给继电保护的发展提供了广阔的发展空间。在以上因素的促进下,基于广域测量信息,从系统的角度综合考虑继电保护设计和配置的广域继电保护得到了越来越多的关注。
2 广域保护技术的发展
早在1997 年,瑞典学者Bertil Ingel sson 就提出了广域保护的概念[ 1 ] ,用来预防长期电压崩溃等控制功能。国际大电网会议将广域保护的功能及控制手段和目标进行了定义,具体定义参见文献[ 2 ] 。
广域保护系统包含继电保护和安全自动控制两方面内容,其中,广域继电保护作为广域保护的重要组成部分,对辅助传统主保护、提高保护定值的自适应能力、简化保护配合、缩短保护动作时间等方面起关键作用,有助于从根本上切实解决现有继电保护存在的适应能力差、整定配合复杂等难题,提高保护的自适应能力。
1998 年日本学者Yoshizumi Serizawa 将广域思想与继电保护结合起来,提出基于GPS 通过光纤通道传送多点电流信息,构成广域差动保护的观点[3 ] 。电流差动保护的范围不限于某电气元件,而扩至该元件的相邻区域,不仅能为元件提供快速的差动主保护,还可为相邻区域提供动作延时小、选择性好的差动后备保护,提高保护系统的性能。有学者提出了一种基于多Agent 的广域电流差动保护系统[4 ] ,借助专家系统实现电流差动、后备保护区的动态在线划分,然后通过各保护Agent 间的配合协调实现对整个电网的主、后备电流差动保护。广域后备保护可利用专家系统方法实现[ 5 - 8 ] ,在给定网络的拓扑结构、相邻几级变电站中继电器的动作情况以及断路器的开合状态的前提下,利用所定义的动作因子AF (action factor) 的大小来判定故障位置。AF 描述了基于所有已动作了的保护设备判断某元件故障的可能性大小,这种方法旨在保证主保护故障时能正确隔离故障。
3 智能电网将对传统继电保护的影响
智能电网一个重要的功能特性是自愈性。“自愈”指的是把电网中有问题的元件从系统中隔离出来,并且在很少或不用人为干预的情况下可以使系统迅速恢复到正常运行状态,同时,几乎不中断对用户的供电服务。运用本地和远程设备的通信帮助分析故障、电压降低、过载等系统运行状态,并基于这些分析采取适当的控制行动。智能电网将安全、无缝地容许各种不同类型的发电和储能系统接入系统,简化联网的过程。
未来智能电网中,电网的自愈特征将会对继电保护的选择性、可靠性、速动性、灵敏性提出更高的要求,对常规继电保护的配置方法提出新的要求,常规保护在这几个方面根据实际情况的不同会有所侧重。特高压电网的建设、电网规模的扩大,将导致短路电流增大很多,因此,应对短路电流增大造成的定值可靠系数降低、短路电流抑制设备的运行等问题进行分析研究,提出相应对策。分布式电源的灵活接入、多变压器的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均会给继电保护定值整定带来困难,保护定值的适应能力也将受到严峻考验。
同时,智能电网将给继电保护的发展带来新的契机,智能电网中所采用的新型传感器技术,例如电子式或光电式互感器不受传统电磁式互感器饱和的影响,对故障时电气量的采集更为精确,简化了保护的数据算法,缩短了数据处理时间。智能电网的数据同步技术、时钟同步技术、通信技术、计算机技术以及IEC 61850 标准的应用,可以提供区域范围内数据采集的高精度同步,满足数据采集传输的实时性,保障数据传输过程的冗余和可靠性;也可为新原理的实现、工业控制技术在电力系统的应用提供技术支持,为广域保护的新原理、新算法和实际应用提供了基础支撑。
4 智能电网下广域继电保护应采取的措施及技术考虑
广域继电保护应用于实际时,若在整个系统内实现集中保护,由于系统规模增大造成的大量数据采集点、海量数据、传输距离和速度等因素,会增加广域继电保护实现的难度,也将增加保护配置、运行和维护的难度,保护可靠性难以得到保证。因此,还应该结合实际系统进行广域继电保护区域结构的确立,综合考虑、合理利用智能电网新技术,使广域继电保护更有利于实际应用。
4. 1 保证时间及数据同步
常规微机继电保护将各个互感器的电气量二次模拟值通过二次电缆接入保护装置,由装置内部唯一的系统时钟经控制总线驱动各个通道的模数转换器,数据采集的同步精度很高。广域保护涉及到的保护将不局限于1 个或2 个装置,不局限于1 个或2 个变电站,如何在较大的范围内保持时间和数据的同步将是研究重点。变电站内现有的对时主要以GPS 时间信号作为主时钟的外部时间基准,采用3种对时方式:脉冲对时、串口对时、编码对时,对时精度可达到ms 级。
网络化的变电站,采用分布式电子式互感器及合并单元的数据采集模式,数据经网络传送至保护等电子式设备的方式传输,为了实现数据采集的同步以及各保护之间信息交互与相互配合,需要一个统一精确的时钟作为系统的时钟源,并通过精密对时技术实现各数据采集单元时钟、各保护装置的时钟的准确同步。目前工业领域的分布式系统对时技术及对时精度要求见表1[10 ] 。
从表1 可以看出, IEEE 1588 标准的精密时钟同步协议[11 ] 更有利于实现高精度的时钟同步,更有
利于数据同步的实现。处于“第一道防线”中的保护系统要求的数据同步精度最高,实现IEEE 1588 在电力系统中的应用应满足保护系统的需求,结合广域保护对数据同步的精度要求研究IEEE 1588 协议的应用:
a. 根据IEEE 1588 协议的核心原理研究IEEE1588 标准的时钟同步误差,量化分析时钟误差对数据同步的影响度,寻找IEEE 1588 同步算法及同步过程中影响同步精度的因素,探索减小时钟晶振偏移影响的补偿算法。
b. 制订IEEE 1588 在数字化变电站内采用与数据通信同一的以太网应用方案,根据IEEE 1588对时钟级别的定义给出时钟设备的配置方法及其功能实现,研究其实际系统架构,并从全网的角度探讨该协议的具体应用策略。
c. 开发典型的IEEE 1588 PTP 测试环境,构建IEEE 1588 测试系统。
d. 进行继电保护装置应对对时系统异常时钟信息的算法原理研究,使保护装置具有识别防误功能。
4. 2 划分区域结构
区域的划分有利于广域继电保护的应用研究,对站域、小区域内广域继电保护应用的可行性进行分析,同时分析系统内继电保护配置现状、广域测量系统配置现状、网络通信设备及通信技术;制订系统内的广域保护区域结构划分,从电网结构冗余度、保护配置冗余度、通信冗余度等方面进行可行性研究。
参照经典变电站结构模型,在系统范围内形成分层分布式的区域保护配置方案。使广域继电保护具备区域决策功能,适应具有决策功能的智能变电站建设的形势。
可利用多代理(Multi Agent ) 技术[12 ] 实现,Agent是一种具有知识、目标和能力,并能单独或在人的少许指导下进行推理决策的能动实体,一些A2gent 通过协作完成某些任务或达到某些目标而构成的系统。Agent 具有不同的问题求解能力,Agent之间按照约定协议进行通信和协调,使得整个系统成为一个性能优越的整体,可以解决单个Agent 难以解决的问题。多Agent 技术应用于广域保护区域划分时应注意以下几点:
a. 区域结构的扩展性,应能够适应电网结构的扩充;
b. 区域主站保护的决策能力;
c. 区域内保护之间的通信压力;
d. 区域内、区域间的协作机制。
4. 3 调整后备保护或研究应用新保护
利用区域信息的采集,根据后备保护配置现状,综合考虑网络拓扑变化造成的后备保护适应,综合利用网络节点开关信息、区域内保护动作信息,研究后备保护新原理,使保护应对主保护拒动、开关拒动等现象具有快速反应能力,制订区域内各保护之间的协作机理,对区域内故障的快速隔离研究保护跳闸策略,使本地保护跳区域内开关策略具有可行性。基于新传感原理电子式互感器的特性,对原有基于传统互感器特性的保护判据进行调整或进行新保护判据的研发:
a. 电磁式电流互感器在区外故障时,由于饱和可能会造成保护误动,保护判据中具有区外故障躲TA 饱和判据,电子式互感器不易受饱和的影响,TA 饱和判据应作适当调整。
b. 保护装置针对数据异常的处理,模拟式互感器数据异常判据包括电压电流正负序分量的断线判据等,保护判据可利用的信息量不丰富。采用电子式互感器数据采集和通信网络数据传输,保护可利用的信息不仅包含了范围更广的电气量,还包含了合并单元等采集和传输介质的异常信息,需要对这些信息综合进行新的保护判据研究。
4. 4 与传统保护的配合
智能电网建设过程及建成后,不可避免遇到传统微机保护与数字化变电站内保护实现保护配合及协作问题,应考虑不同类型保护之间的互操作问题,包括:
a. 线路差动保护中,一侧保护采用电磁式电流互感器,另一侧保护采用电子式互感器,当区外发生故障时,电磁式电流互感器一端很可能发生单端饱和现象,因此,线路两端的差动保护应具有判单端饱和和防止保护误动的功能。
b. 原有线路差动保护数据同步的算法基于两侧都是模拟式互感器,存在两侧不同互感器类型的数据同步问题,需要进行新保护算法的研究。
4. 5 在线调整保护定值
保护定值在复杂运行方式及复杂电网结构下可能存在定值无法整定的现象,解决方案是参照几种典型运行方式分别进行保护定值整定,在保护装置内部将定值存放于不同定值区,在区域主站的站控层构建保护定值专家系统库。
当系统的运行方式发生变化时,本地保护能够根据本地参量(开关节点信息、电气量信息等) 判断此时的运行方式,向区域主站发出定值是否调整的申请信息,由区域主站综合区域内系统运行方式判断是否调整、采用哪种典型方式定值,并向区域内需要调整定值的各个保护给予调整授权,实现在线调整。
5 结束语
传统的保护系统成为各个互联电网不可缺少的保护稳定、避免灾难性事故的保护手段。智能电网新形势新特点给传统保护带来了机遇和挑战,可善传统保护的广域继电保护应用逐渐受到关注。广域继电保护(稳控) 系统已有近20 年的历史,新形势下广域继电保护的研究重点有所变化,随着智能电网的建设,广域继电保护将得到进一步拓展、深化和应用,将在智能电网中发挥重要作用。
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