电网广域保护系统

电网广域保护系统（精选9篇）

电网广域保护系统 第1篇

随着中国建设以特高压电网为骨干网架、各电压等级电网协调发展的坚强智能电网,现代先进的传感测量技术、通信技术、信息技术、计算机技术和控制技术更加紧密地与物理电网高度集成,从而形成新型智能电网[1]。在电力系统日益智能化、信息化的同时,也面临着新的来自通信信息系统的威胁。

电力通信系统担负着电力行业的管理、指挥与调度业务,是智能电网安全、稳定、经济运行的重要支撑和保障。截至2013年,国家电网公司通信系统骨干光缆总长度达到673 300km,已形成由光纤通信电路组成的四级骨干通信网架结构[2]。这些光纤网络在运行中难免遭受自然灾害、人为破坏、设备老化及安装缺陷等因素影响,导致电网通信信息中断,延误事故处理的时间[3]。2000 年美国某发电厂因通信攻击,导致发电机组在7s内损失了900 MW的负荷,几乎造成系统崩溃[4]。2005年2 月7 日,华中电网发生通信光缆中断的严重事故,该事故影响范围大,使华中网调基本处于“盲调”状态,虽然未造成电网事故,但对电网的安全具有很大的威胁,后果不堪设想[5]。2008年初中国南方遭受冰灾,主网关键核心骨干网的互联光缆因受灾而大量中断,造成通信网的解列运行,贵州电网以及云南、广西的局部电网均被分解为多个孤立电网[6],极大地影响了电力系统的稳定恢复。

电网广域保护控制系统包括以广域信息为基础的继电保护与安全稳定控制系统。在同步测量技术和实时通信技术的支撑下,系统可以在全网统一时刻进行数据的比对和统计分析。它通过装置或系统间的信息交换实现继电保护与安全稳定控制系统的协调配合,能够避免传统继电保护和安全稳定控制存在连锁跳闸、易误动拒动、小范围控制、缺乏协调配合等问题,保障大规模互联电网安全、稳定、可靠地运行,避免发生大电网崩溃事故[7]。由于电网广域保护控制系统以广域信息为基础,因而对通信系统的依赖很强,然而通信系统失效对电网广域保护控制的影响却缺乏相关的研究。目前在研究电力系统和通信网络交互影响方面取得了一些成果。如文献[8]根据节点的对应关系,建立了电力系统和通信网络的交互模型,研究了电力通信网络不同的路由策略对于电力系统连锁故障大停电的影响。然而在实际的电力系统中,通信网络中的节点并不总是与电力系统节点关联,通信通道的数目也并不等同于电力系统中传输线路的数目。因而该方法不具有实用价值。

由于通信节点中断可以采用与通信链路中断相同的方法进行处理,因此本文主要研究通信链路中断造成的影响。根据通信系统的可靠性,研究支撑电网广域保护控制系统的光纤通信传输网的链路中断故障对电网广域保护控制系统的影响,从而使电网可以应对通信系统故障的潜在威胁,使电网广域保护控制系统的控制更为可靠、有效、全面。这对全国特高压互联后的跨区大电网的电网广域保护控制系统的设计和实现,以及支撑电网广域保护控制的通信系统的设计和完善,具有重要的参考价值。

由于电网广域保护控制系统涵盖的系统种类很多,为更好地解释所提出的方法,本文以电网广域监测分析保护控制(wide area monitoring analysis protection control,简称WARMAP)系统为例加以讨论,但本文提出的分析方法,同样适用于其他广域保护控制系统。

1 通信中断对电网广域保护控制系统影响的定性分析

电网广域安全稳定控制系统(简称安控系统)针对电网预想故障,分别离线制定控制措施和在线制定追加控制措施,并在故障实际发生时,按照预定或实时制定的控制策略,实施切机、切负荷等控制措施,从而防止系统失去稳定。由于组成安控系统的装置之间均通过电力通信网进行信息传递,当发生严重电网故障时,若关键通信元件故障,可能会使安控系统无法获取电网运行信息或无法及时、可靠地下达控制措施命令[9],从而导致电网失去可观测性和可控性,严重时会危害电网的稳定性,甚至引发大停电事故。

电网WARMAP系统是国网电力科学研究院自主研制的电力灾变防御系统,是广域保护控制系统的实际应用。它可以实现大电网安全稳定的实时在线预警、辅助决策和预防控制,以及主干电网发生电力设备或自然灾害引起的相继、连锁故障等严重故障后的电网紧急控制及协调控制,从而能够有效应对电网一次设备自身故障和自然灾害对电力系统造成的威胁[10,11]。

下面以应用较多的集中式WARMAP系统(见图1)为例,定性分析站与站之间通信中断对系统的分析和控制功能的影响。集中式WARMAP系统分为四层,分别是调度中心站层、主站层、子站层、执行站层[12]。

1)调度中心站与主站通信中断

主站每隔5min与中心站建立一个连接,获取相应的在线控制策略数据。在数据交互的时间段内,若发生下行通信中断(中心站到主站通信中断),主站接收不到来自中心站的对应信息,则主站切换至离线策略运行模式,对于离线措施不足的电网故障无法实现控制措施在线追加,可能造成欠控。

若中心站与主站上行通信中断,中心站无法接收主站的实时信息,只能完全从能量管理系统(EMS)获取电网运行信息,这有可能使得实时制定的控制措施出现偏差,从而造成欠控或过控。

2)控制主站与控制子站通信中断

主站与子站下行通信业务是传递匹配成功的离线制定的异地故障策略或在线追加的当地和异地故障策略,0.833ms或1.667 ms间隔传送一次,命令持续传递100ms~1s。当主站与子站的下行光纤链路中断时间超过命令持续发送的门限值时,主站的异地故障策略和在线追加策略命令不能正确到达执行站。切机命令的丢失有可能造成电网失稳,切负荷命令的丢失则需要进行过载检测以发现问题并切除其他有效负荷。

如果主站与子站上行通信中断,那么子站无法上送电网实时信息和故障信息。如果主站无法实时判断异地故障,将使安控装置拒动,造成欠控。如果主站对断面潮流判断误差增大,将使控制策略匹配出错,从而造成控制措施偏差。

3)控制子站与执行站间通信中断

安控系统的子站通信下行业务主要是向执行站发送上级主站分配好的切机、切负荷或者直流调整等命令,0.833ms或1.667 ms间隔传送一次,命令持续传递100ms~1s。通信网络双通道切换时间(也称网络自愈时间)50 ms,若中断链路没有配置自愈通道或中断事件持续1s,下发控制命令无法被执行,将导致安控系统对电网故障不控或欠控,系统可能会失去稳定。

若子站与执行站上行通信发生中断,子站无法接收执行站的实时信息,引起负荷或机组信息与断面时刻不一致,使得断面潮流误差增大,从而导致控制措施出现偏差。

2 通信系统关键链路辨识

2.1 安控系统的通信路由选择

安控通信系统通常采用以端到端通信为主的串行通信方式,由于同步数字体系(synchronous digital hierarchy,SDH)光传输网具有网络自愈功能,网络能够在非常短的时间内从发生的故障中自动恢复所携带的业务而无需人为干涉[13]。网络自愈功能包括通道倒换环与复用段倒换环两种自愈方式,因此安控系统传递信号的路由通道应由主路由通道和备用路由通道组成,主备路由通道应当是通信网络当前拓扑下质量最优和次优路由。

通信路由质量考虑可靠性和实时性两个指标。可靠性是用来评判一个网络质量的根本指标。文献[14]指出,通信网在实际持续运行过程当中,具备完成用户正常信息通信需求的能力,则称为通信系统的可靠性。端到端的通信路由通道相当于经过该通道所有节点和链路的串联系统,这些节点和链路可靠性的乘积就形成了通道的可靠性[15],如式(1)和图2所示。

式中:为通信节点的可靠性;为通信链路的可靠性;n为通信节点总数。

动作的快速性是用来评价电网安控系统运行质量的另一个重要技术指标。由于安控系统存在大量的输入量与输出量,所以需要运行处理的数据极其庞大。为了满足电力系统稳定控制的快速决策需求,其通信系统必然要求具备较高的通信速率,以减少传输时延。

安全稳定业务传输通道端到端的时延由两部分组成:光传输设备节点处理时延和传输媒介(光缆)时延[16],如图3所示。

业务传输通道端到端时延公式为:

式中:T1为业务上下设备传输时延,对于2 MB业务,约为125μs;T2为业务贯穿设备传输时延,约为10μs;N为业务传输链路设备总数;c为真空中的光速(3×105km/s);L为传输距离;n1为光纤芯区折射率,典型值为1.48。

按照延时公式计算每条路由通道的具体延时,在所有满足可靠性要求的通信系统起点到终点路由通道中搜索满足延时要求的通道,选择最优和次优的通道作为通信网的主备路由通道。

2.2 通信链路中断的风险评估

为能够积极、有效地防御通信系统事故所带来的冲击,保证电力系统的安全稳定运行,需要能够准确、高效地找出电力通信系统的关键链路[17]。学者们已提出了若干电力通信系统脆弱性评估方法,例如在图论研究的基础上提出了基于复杂网络理论的分析方法,文献[17]运用该方法虽然在宏观上体现了网络的脆弱性,但在量化脆弱性方面没有找到合理的切入口。文献[18]采用基于攻击图的方法研究广域测量系统(WAMS)的通信基础设施面对网络入侵时的脆弱性,但该方法的攻击图景依靠人工绘制,故不能应用于过于庞大的系统。文献[19]基于风险理论,针对电力通信网络故障可能对电网安全运行造成的风险,研究网络节点、链路产生的风险后果,其分析结果具有一定的参考价值,但对业务风险定值缺少客观分析,且未对电力通信网的风险进行具体评估。

本文在风险理论基础上,提出基于风险量化的安全稳定控制通信关键链路评估方法。根据自然环境和通信光纤设备的健康状态可能引起电网安控系统站与站之间通信中断事件的概率,形成通信链路的中断概率;计及电网故障场景概率,匹配安全稳定控制策略,并在同样电网场景下,考虑通信链路中断后新的安全稳定控制策略,以后者与前者的控制措施代价差作为后果计算该通信中断事件引发的控制风险;计算通信链路中断风险的累计值,大于某个设定风险值门槛的通信链路中断,即为电网安控系统的关键通信链路,从而为开展有针对性的电网通信中断防控决策奠定基础。详细的评估步骤如下。

步骤1:在电网安控系统所有的通信中断事件中选取第1个通信中断事件。

步骤2:针对被选取的通信中断事件,遍历所有电网运行方式和电网预想故障的组合,对所有由该通信中断事件引发的控制风险进行累加,将计算得到的由该通信中断事件引发的控制风险累加值与引起该通信中断事件的各通信链路的中断概率的乘积,作为这一通信中断事件导致的各通信链路的中断风险。

由各通信链路中断引起的通信中断事件的概率为:

式中:x为通信中断事件的序号;j为通信链路的序号;为由第j个通信链路中断引起的第x个通信中断事件的概率;为由于雷击、地震等自然灾害以及设备老化、安装缺陷等因素引起的第j个通信链路的总的物理中断概率,其值可以通过对历史数据、链路本身参数、环境因素及故障产生的机理等进行详细的分析和研究后获得;m为通信链路总数;为第k个通信链路的物理中断概率,区别在于,当j为主通道链路时k为备用通道链路,而当k为主通道链路时j为备用通道链路。

在某一电网预想故障场景下,由通信中断事件引发的控制风险为:

式中:y为电网预想故障场景的序号;Ex.y为在第y种电网预想故障场景下由第x个通信中断事件引发的控制风险;Psy为第y种电网预想故障场景的概率;ΔCy为相应通信中断事件发生前后的安控措施代价差。

式中:Cy(W )为替代安控措施代价;Cy(W′)为原始安控措施代价。

控制措施控制量的经济成本函数为[20,21]:

式中:a′为切机机组的运行代价;b′为切单位容量代价;W为切机量。

由通信中断事件引发的控制风险累加值为:

式中:Ex为所有由第x个通信中断事件引发的控制风险的累加值;B为电网预想故障场景总数。

因此,考虑第x个通信中断事件后果时的各通信链路的中断风险为:

式中:为考虑第x个通信中断事件后果的第j个通信链路的中断风险。

步骤3:在电网安控系统所有的通信中断事件中选取下一个通信中断事件,返回步骤2计算考虑该通信中断事件后果的各通信链路的中断风险,直至遍历安控系统所有的通信中断事件。然后对各通信链路由不同通信中断事件导致的该通信链路的中断风险进行累加,得到各通信链路的风险累计值。

汇总得到各通信链路的风险累计值为:

式中:为第j个通信链路的风险累计值;A为所有通信中断事件的总数。

步骤4:将各通信链路的风险累计值从大到小进行排序,大于设定门槛值的通信链路视为电网安控系统的关键通信链路。

通信链路中断故障与电网故障同时发生时,该方法能有效评估各条通信链路的风险值,辨识通信系统中风险较大的关键链路,从而预先采取有针对性的措施防控通信中断风险,为调度人员进行基于风险的决策奠定基础。总体流程图如图4所示。

3 基于风险的广域保护控制系统组合预想故障集生成

考虑通信系统中断的影响后,电网WARMAP系统的预想故障类型将从仅考虑电网故障,变为考虑电网和通信中断组合故障。上节已给出基于风险指标筛选通信系统关键链路的方法。本节沿用风险的概念,以电网预想故障与关键通信链路中断故障组合后的故障风险值作为指标,生成WARMAP系统组合预想故障集。详细的评估步骤如下。

步骤1:取电网预想故障及其当前运行工况下的安控措施。

步骤2:匹配关键通信链路中断故障,分析该通信链路中断引起中断的执行站与安控措施中的执行站是否有重合。若有,从安控措施中剔除重合的执行站,并根据固有策略搜索原则,计算新的安控策略,并进入步骤3;若无,说明通信中断故障不会影响原有安控策略的执行,无需组合,转至步骤4继续匹配下一关键通信链路中断故障。

步骤3:计算前后两种安控策略的代价差,并结合两种故障的发生概率,得到这一组合故障的风险指标。

步骤4:遍历所有电网预想故障和关键通信链路中断故障,得到电力—通信中断组合故障的风险指标,通过设定风险门槛值,确定纳入WARMAP系统组合预想故障集中的组合故障。

总体流程如图5所示。

4 算例分析

取某省(以下称为H省)级电网的WARMAP系统为例进行算例分析。该系统的投运使该省电网实现了自适应稳定控制。该系统的结构及通道配置如图1所示。安控措施优先采用切机和直流调制,必要时采用切负荷、解列局部电网的控制。该省电网稳控装置执行站主要是电厂,因此电网故障的紧急控制策略以切机为主。支撑该系统的通信系统结构如图6所示。WARMAP系统中的各级站点已标明。对相关的通信链路都用号码表示,以便在结果中引用。

1)关键通信链路识别

考虑9种电网运行方式以及16种500kV线路的N -2 故障组合,采用FASTEST(fast analysis of stability using the extended equal area criterion and simulation technologies)仿真软件计算通信链路中断对安控策略的影响。根据基于风险量化的评估方法,得出通信链路中断的风险值,结果如表1所示。根据风险值所在的区间绘制了通信系统链路风险评估图,如图6所示。

从图6可见,链路47(B5-C7)的中断风险很高,链路13(B9-YH),14(B3-B9),15(B3-C9),16(B1-C1),37(XY-C4),60(B9-PJA),61(PJA-C9),70 (WZ-C2新厂)这8 段光纤链路的中断风险较高,其他链路的中断风险相对较低。经过观察可以发现,这些风险高的链路主要是连接电厂和变电站的末端光纤,从通信拓扑图可见这些链路没有备用通道,一旦发生中断故障,后果严重。链路13是电厂C2和C5切机的必经通道,且无备用路由通道,因此也是需要重点关注的关键链路。链路的风险值呈现出鲜明的规律性,这与机组运行代价参数取值、电力故障和通信中断概率值以及电力运行方式概率等息息相关。

2)WARMAP系统电力—通信中断组合预想故障生成

采用2013年H省电网夏大方式数据,不同运行方式下采用FASTEST软件计算16种预想故障后电网的运行情况,共计Y1至Y9这9种故障场景需要安控措施,如表2所示。关键通信链路在上节已筛选出,如表3所示。

将电网预想故障与关键通信链路中断故障排列组合,根据图5流程,计算每一种有效组合故障的风险指标,并进行筛选,得到表4所示4种风险值较大的电力—通信中断组合故障,作为WARMAP系统电力—通信中断组合预想故障。同时,也可以根据工程实际需要,自行设定风险指标的门槛值,将筛选出的组合故障纳入WARMAP系统电力—通信中断组合预想故障集中。

5 降低通信中断概率的方法

通信中断故障的发生,使电网保护控制系统需要考虑的预想故障类型从纯电力故障变为电力—通信组合故障。通信系统应从通信光缆、通信设备、通信方式、通信网络通道建设等方面出发,减少通信链路中断的概率,提高通道的传输质量。

1)通信光缆中断是影响光纤通信网络的主要原因。应建立动态、实时、长期的光缆监测制度,提高光缆线路设计标准,积极探索特种光缆新结构,以增强光缆的可靠性。

2)完善接入层网络,增加地区局域主干光纤网络接入节点。重要站点实现多种(或多个)通信方式接入,发挥其他通信方式(如卫星、载波通信等)作为光纤通信的备用手段,实现优势互补。此外,积极采用无线通信技术,完善应急通信手段。

3)实现各电压等级电路通信光层的互联互通,从而有效、快速地共享电路资源。

4)减少通信网络的人为干预,提升通信设备的智能化水平。

5)增加跨地区光缆建设,积极研究自动交换光网络/密集型光波复用(ASON/DWDM)技术,优化现有SDH网络,向小网孔网状网络发展,增强光纤通信网络的容灾能力。

6 结语

为研究通信中断故障对电网广域保护控制系统功能的影响,本文以WARMAP系统作为分析验证对象,提出了如何定性地研究各级站间通信中断对广域保护控制系统的分析和控制功能的影响的方法,基于风险量化的广域保护控制系统关键通信链路评估方法,以及考虑通信中断的电力—通信组合预想故障生成方法。

以上只是初步研究成果,仍需在以下方面做进一步的研究:①研究其他通信故障如延时和误码对电网广域保护控制系统的影响;②研究适用于全国特高压联网环境下的广域保护控制系统的结构及其通信组网方案,以提高系统的可靠性,并减小通信系统运行风险对电网安全稳定防御的影响;③研究下一代通信新技术的发展对电网广域保护控制系统及其通信系统的影响。

摘要：电网广域保护控制系统能有效地利用广域信息以应对由自然灾害等原因引发的电网设备故障造成的威胁,但其对通信系统的依赖较强。文中以电网广域监测分析保护控制(WARMAP)系统为例,提出了研究通信系统中断故障对电网广域保护控制系统影响的方法。根据电网广域保护控制系统的结构,定性分析通信中断对其的影响;基于风险量化指标提出辨识电网广域保护控制系统关键链路的方法,并进一步提出广域保护控制系统的电力—通信组合预想故障的生成方法。最后以某省级电网的广域安全稳定实时预警及协调防御系统为例,验证了上述方法的有效性,并就电力通信系统如何配置提出了若干建议。

电网广域保护系统 第2篇

(1)完整性，重构后的继电保护，要起到保护系统的最作用。

(2)低速重建，当一次性系统和继电保护相脱离时，导致其运行不正常，致使电网产生较大的事故，这就要进行继电保护系统的.重建，重建过程中利用最低功能，进而避免电网云心过程中出现故障。

(3)进行系统重构的过程中，需要将系统进行重新组合，进而满足继电保护的可靠性指标，使继电保护系统运行过程中的可靠性和安全性得到提升。

2继电保护系统重构方法

2.1继电保护系统重构准则

对继电保护系统进行重建时，应当满足以下原则：

2.1.1功能完整性。一般情况下，已经重构的继电保护系统应当和原有保护系统的功能相同或者超过原有的功能。并且，在某些情况下，对部分功能如保护工作速度或者选择性进行降阶或者解除，进而使系统最低安全指标得到满足。

2.1.2重构的快速性。因为一次系统不能和继电保护系统脱离，因此对继电保护系统进行重构的过程中，应当本着高效快速的原则。对多套保护需求进行重构的过程中，应当对最低功能进行维持，进而采取分步实施策略。

2.1.3重构的可靠性。继电保护重构时，需要对设备组合进行重新选择，因此对于重构的新系统而言，一定要保证其的可靠性指标能够满足相关要求。

2.1.4重构的经济性。对继电保护装置进行重构的过程中，首先要对资源进行重新划分。因此在可靠性得到保障的基础上，减少对资源的占用。

2.2继电保护重构通用模型

如上所诉，继电保护的重构也就是进行保护资源重新组合，其中包括资源、组合资源以及怎样组合三个要素。

2.2.1继电保护资源。结合继电保护系统的组成，可以把传统的继电保护系统进行划分，使其成为不同功能原件集合。例如，在重构过程中，可以将继电保护系统划分为互感器、通信通道、测量以及比较原件等功能原件。一般情况下，可以对继电保护系统内部的资源进行共享，尤其是数字化变电站，其具有一定的开放性和共享性特点，这些因素为资源的多种组合提供了方便条件[1]。

2.2.2继电保护资源组合的实现。进行继电保护资源的组合，可以按照给定原则进行继电保护内部原件的重新连接，或者对内部信号进行重新分配。传统的继电保护原件很难满足重构需求，但是数字化原件实现起来较为容易。例如，电磁性电流互感器在传输过程中，采用的是固定的连接方式，这就导致无法在线对其链接方式做出改变。但是光电子式互感器在输出过程中可以利用网络交互实现再分配功能。

电网广域保护系统 第3篇

关键词：广域后备保护,关联系数,相关矩阵,容错性,蒙特卡洛法

0 引言

电网结构的日益复杂造成了传统的基于本地量的后备保护整定复杂或配合不当, 可能在电网异常事件时出现不正确动作, 导致停电事故甚至系统崩溃[1,2,3]。广域后备保护系统有望能解决上述问题, 并实现快速的和最小范围的故障隔离, 近年来备受关注。

广域后备保护系统主要利用2类广域信息实现保护判据:一类是保护动作和断路器状态等信息[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10];另一类是电压、电流等电气量信息[11,12,13]。前者利用已有保护测量元件和断路器信息, 对设备改造较少, 易于实现。由于保护和断路器可能误动或拒动, 信息在采集和传输过程中也不可避免地会出现错误或缺失的情况, 因此, 如何提高广域后备保护算法的容错性成为研究热点[5,6,7,8,9,10]。

信息融合将来自多传感器的冗余信息进行协调优化和综合处理, 以获得被观测对象的一致性描述。基于人工智能的信息融合算法, 例如遗传算法和证据理论等能处理大量信息, 虽然信息冗余度大, 提高了系统的容错性[8,9,10], 但运算量大, 实现原理较复杂。另一方面, 利用尽可能少的广域信息, 经逻辑推理等简单的信息融合判断故障元件的算法, 简单可靠[1,2,3,4,5,6,7]。文献[5]通过容错判别确定故障位置, 算法需要信息量少, 当保护范围内任意一位保护信息错误时都能正确判断故障元件。但保护元件的正确判断与采集信息的完整性将直接影响决策结果, 如果信息存在更多错误, 算法很难得到正确的判断结果。因此, 本文考虑引入更多的保护信息来增加信息冗余度, 从而进一步提高系统容错性。

然而, 信息量越大, 容错性并不一定越高, 因为引入的信息本身可能就存在错误。目前还没有一个明确的准则来说明哪些信息的引入对于保护而言更有价值。本文从利用尽可能少的广域信息, 实现简单可靠和容错性高的保护判据的研究思路出发, 在文献[5]的基础上, 尝试引入了相邻线路的方向信息, 提出一种广域后备保护算法, 根据线路关联系数推导线路保护相关矩阵。通过计算该矩阵中各行元素之和并与门槛值进行比较即可判断故障元件位置。以IEEE 5机14节点系统作为研究对象, 利用枚举法统计计算和蒙特卡洛随机抽样试验2种方法对算法容错性进行分析。结果表明, 所提出的算法具有较高的容错性。

1 基于相关矩阵的广域后备保护算法

1.1 系统结构及保护信息范围划分

采用分布式系统结构[14], 每个智能电子设备 (intelligent electronic device, IED) 中建立一个广域后备保护决策单元。设定每个IED对应的广域后备保护信息范围为:IED所连接母线上所有出线以及该IED保护线路的所有下一级线路。采集的信息有距离保护Ⅰ段、Ⅱ段信息以及方向信息。

以图1所示系统说明本文分布式系统结构的保护信息范围划分原则。图中, 数字1至12为IED和断路器编号, L1—L6表示线路, B1—B7表示母线。以7号IED为研究对象, L2, L3和L4为7号IED所连接母线B4的3条出线, L5对应下一级线路, 因此, 7号IED的保护信息范围为图中所示虚线框。

1.2 动作系数

采用3类传统保护信息, 包括距离保护Ⅰ段、Ⅱ段以及方向保护。它们的动作系数定义如下[5]:

式中:j和f分别为距离保护 (Ⅰ段、Ⅱ段) 信息和方向信息;方向元件的方向定义为电流流出母线为正、流入母线为负。

1.3 关联系数

通过分析各保护元件对故障判断的影响程度, 定义了2个关联系数:本线路关联系数LAF和相邻线路关联系数AAF。

LAF反映了各IED对其所在线路故障判断的综合认知, 其计算公式如下:

式中:jⅠ和jⅡ分别为各IED距离保护Ⅰ段、Ⅱ段信息, 它们前面的权重系数表征了各保护信息对故障确认的程度, jⅠ前的系数为1, 表示距离保护Ⅰ段正确动作则一定认为是本线路故障, 考虑到距离保护Ⅱ段和方向保护动作时并不能直接判断保护对象的故障状态, 根据文献[1], 选择小于1的权重系数, 文中取为1/2。

故障发生时, 故障线路的LAF值较大, 正常线路的LAF值较小, 在保护信息出错时, 有较大的冗余来消除或降低出错保护信息对故障判断的影响。

用相邻线路近端和远端的方向信息来计算关联系数AAF, 其取值情况为:

式中:括号内数字分别为相邻线路近端与远端方向信息, 其他情况包括 (0 0) , (1 0) , (1 1) , (0-1) , (1-1) , (-1-1) 。

如果相邻线路方向信息近端为-1、远端为1, 定义AAF=1, 表示根据相邻线路方向信息推导本线路很有可能发生故障;如果相邻线路近端与远端方向信息分别为-1, 0或者0, 1, 定义AAF=0.5, 表示相邻线路方向信息对于本线路发生故障的确认程度降低;在其他情况下, 定义AAF=0, 表示相邻线路方向信息不对本线路是否故障进行判断。

考虑到故障时相邻线路方向信息对本线路故障判断同样具有指示作用, 引入相邻线路关联系数, 经LAF与AAF的融合计算提高容错性。下面详细介绍如何利用关联系数进行故障元件判断。

1.4 基于相关矩阵的线路故障判别算法

通过以下4个步骤建立线路保护相关矩阵, 简单计算矩阵各行元素之和即可判断保护信息范围内各条线路是否发生故障。

步骤1:形成保护信息范围内线路与IED拓扑关联矩阵。行对应线路编号, 列对应IED编号, 关联原则如下:对于每一个线路行号, 搜索该线路两端IED的列号, 将该线路编号置于相应的行列处;搜索各行线路在保护信息范围内相连的其他所有线路的两端保护IED列号, 对于近端IED用“N”表示在相应行列处, 对于远端IED用“F”表示;矩阵内剩余元素置空, 用“×”代替, 表示无关联。

以图1系统7号IED为研究对象, 按照步骤1形成的线路与IED拓扑关联矩阵如下式所示:

步骤2:形成线路自身故障确认矩阵。故障发生后, 考虑各条线路自身IED保护的动作情况, 将式 (5) 中各条线路两端IED所在的列赋值为相应的关联系数值LAF, 而将其余所有元素置空, 如式 (6) 所示;然后将每条线路对应两列元素相加, 即可得到线路自身故障确认矩阵, 见式 (7) 。

式 (7) 对角线元素为式 (6) 对应行元素之和, 如LAF, L2=LAF3+LAF4。

步骤3:建立线路相邻故障确认矩阵。搜索线路与IED关联矩阵中相同线路元素所在的两列, 将这两列中除线路元素以外的其他各行元素以近端“N”远端“F”的形式表示, 进而可给出相邻线路关联系数AAF的值;线路编号元素均置空;即形成线路相邻故障确认矩阵如下式所示:

式中:f3至f10分别为保护3号至10号IED的方向信息, 括号内分别代表的是相邻线路近端“N”与远端“F”。

步骤4:根据线路自身故障确认矩阵与线路相邻故障确认矩阵, 相加即得到线路保护相关矩阵。针对图1中7号IED, 形成的线路保护相关矩阵为:

式中:AAF的下标表示括号外线路对括号内线路关联。

由线路保护相关矩阵, 可快速计算出保护信息范围内各条线路的保护综合值为:

式中:Lj为保护信息范围内线路Li的所有相邻线路。

若某条线路Li满足以下保护判据, 则认为该线路发生故障。

式中:k≠i;为保护信息范围内任意线路Lk的保护综合值;Fset, Li为线路Li故障的门槛值。

考虑到保护综合值是根据本线路和相邻线路保护信息融合计算获得, 因此, 门槛值的设定也必须兼顾两者。其取值为:

式中:1.5为考虑本线路保护信息融合的门槛值, 参考文献[5]的思路, 通过以下计算获得, 即当线路内部故障位于线路首端或线路末端时, 其中一个IED失效, 另一个IED采用式 (3) 计算得到本线路关联系数LAF的平均值 (位于线路首端时LAF=2, 位于线路末端时LAF=1, 平均值为1.5) ;NLi/2为考虑相邻线路方向信息融合的门槛值, NLi为保护信息范围内线路Li的相邻线路数目, 当故障线路的所有相邻线路方向元件有一半都拒动 (即f=0) 时, 采用式 (4) 计算得到的所有相邻线路AAF值之和, 即是NLi/2。

对于图1系统7号IED对应的保护信息范围, Fset, L2=Fset, L3=2.5, Fset, L4=3, Fset, L5=2。

根据式 (10) —式 (12) , 保护综合值与门槛值均随着保护信息范围内线路数量的增加而变大, 因此, 允许本线路和相邻线路保护不正确判断的数量也会相应增加。

当保护信息缺失或畸变时, 通过双重关联系数的相互配合, 能够降低或消除部分错误信息的影响, 使算法具有更高容错性。比如, 当线路L4故障, 若L4两侧保护IED均失效, 而相邻线路保护正确动作, 通过计算依然能够正确判断线路L4为故障。

2 算例分析

为检验算法的容错性, 选取IEEE 5机14节点系统进行分析, 如图2所示。

图2中, 数字1至40为IED和断路器编号, L1—L20表示线路, B1—B14表示母线。假设故障发生在线路L20上靠近母线B13一侧。以39号IED为研究对象, 划分其保护信息范围如图2虚线框所示, 被保护线路包括L13, L17, L19和L20。

2.1 保护信息完全正确

在所有保护信息均完全正确的情况下, 各IED的动作情况如表1所示。

注:各保护元件动作情况一栏内数字分别对应距离保护Ⅱ段信息、距离保护Ⅰ段信息以及方向信息。

根据线路故障判别算法, 计算得到以39号IED为研究对象的线路保护相关矩阵为:

计算各线路保护综合值与门槛值如表2所示。由表2可知, 在所有保护信息都正确时, 通过本文算法的推导, 线路L20被正确判断为故障线路。

2.2 部分保护信息出错

同样以图2中39号IED作为研究对象, 其构成的保护信息范围内包含24位保护信息 (如表1所示) , 现就部分信息存在错误进行容错性枚举分析, 统计结果见表3。表中, P= (1-L/N) ×100%。

从表3可以看出, 在任何1位或任何2位保护信息出错时, 算法都能正确判断故障元件 (即该算法最多允许2位保护信息出错) ;甚至当出错位数高达6位, 即1/4的保护信息都错误时, 算法正确判断出故障元件的概率仍高于85%, 能够很好地判断故障元件。

根据文献[15], 2001—2005年期间, 全国电网220kV及以上系统继电保护平均正确动作率为99.22%, 本文的保护算法在3位保护信息同时错误时, 正确判断出故障元件的概率高达99.79%, 已经能够用于出口跳闸, 具有实践应用意义。

然而, 如何有效地衡量一个广域后备保护算法的容错性高低成为受关注的问题。现有广域后备保护理论对算法容错性没有给出具体的定义, 多数情况是以信息错误的位数来说明, 且并未考虑所有可能出错的情况[1,5,6]。一般地, 如果采用的信息越广泛, 允许出错的信息数量就会越多, 因此, 不能单一只用出错位数来评价容错性。由此, 本文给出相对的概念, 提出以故障判断正确率达到100%时所对应的保护元件最大允许出错数量百分比来进行统一评判。将这个百分比定义为容错因子 (记为TF) , 即

式中:m为故障判断正确率为100%时对应的保护元件最大允许出错数量;S为广域保护信息范围内保护元件数目。

根据容错因子, 可以对不同广域后备保护算法的容错性进行对比, 即容错因子越大, 算法容错性就越高。在本例中m=2, S=24, 即TF=8.33%。但本文并未计算其他保护算法的容错因子, 此处给出容错因子的概念为后续比较不同算法的容错性带来便利。

2.3 蒙特卡洛随机抽样试验

由于故障发生时保护可能存在不正确动作, 且这种不正确动作是无法预知的, 具有不确定性, 本节通过蒙特卡洛方法[16]实现保护动作值的随机抽样, 进一步检验广域保护算法的容错能力。考虑距离保护和方向保护均采用不同的数据采集通道, 即各保护动作之间相互独立。考虑到系统运行方式改变或通信错误等原因, 可能会对保护计算产生影响, 保护信息的准确性可能会降低。在仿真中假设各保护的正确动作率为95%, 保护误动和拒动的概率分别为4%和1%。蒙特卡洛随机抽样试验流程如图3所示。

这里取抽样试验次数Nm=50 000, 得到算法正确判断故障元件的概率如图4所示。计算期望值EP=99.978%, 算法正确率几乎达到100%, 远高于预设传统保护动作正确率;计算标准差σP=6.014×10-5, 表明数据的离散程度很小。可见, 在传统保护信息正确率较低的情况下, 所提出的算法依然具有很高的正确判断故障能力, 具有实用意义。

3 结语

本文提出一种基于线路保护相关矩阵的广域后备保护算法, 通过计算该矩阵中各行元素之和并与阈值比较即可正确判断故障元件, 算法简单可靠。考虑了相邻线路方向元件对故障的反应, 引入相邻线路关联系数, 实现对相邻线路是否存在故障的辅助判断, 提高了算法的容错性。算例中, 通过枚举法分析表明, 当保护信息范围内出现任意2位保护信息错误时, 本文算法能够正确判断故障元件。进一步, 通过蒙特卡洛随机抽样试验检验本文算法的容错能力, 结果表明, 在传统保护为95%正确动作率的情况下, 本文算法能以99.978%的大概率正确判断故障元件, 具有实用价值。

电网广域保护系统 第4篇

摘要：目前寺河矿供电电网普遍存在多级辐射状供电模式，其特点为：一方面由于延伸级数多，电网配合时限不足，以致保护时限无法配合；另一方面由于系统容量增大、供电线路短，不同级别的短路电流接近，以致保护的电流定值无法配合，因此，无奈之际只能牺牲选择性而保证快速性，致使矿井电网的继电保护系统普遍存在“越级跳闸”问题，系统出现短路故障时由于无选择性配合，造成井下供电系统大面积停电，引发停电停风事故，严重影响煤炭安全生产。

关键词：多级辐射 选择性 快速性 越级跳闸概述

1.1 供电系统简介 寺河110kV变电站一回电源引自220kV芹池变电站，另一回电源引自郭北110kV变电站。两回110kV电源线路分列运行。两回电源线路任一回路故障，另一回能担负寺河矿井全部负荷。矿区附近配备有15MW的瓦斯电站升压35kV电压等级同电网相连，目前可发电容量约12000kW。地面和井下主要供电电压为6kV。寺河110kV变电站平均负荷为49000kW，最大负荷为60000kW，向外放射性布置9个35kV变电站（寺河工广、寺河东风井、寺河小东山、寺河三水沟、寺河潘庄、寺河西井区及金鼎刘庄场地、沁秀坪上和岳城）。井下6KV变电所共有21个，东区14个，西区7个。

1.2 技术背景 传统的电流保护技术采用定值与时限配合的原则实现保护选择性，这种配合原则已无法从原理上解决煤矿电网的保护选择性问题；随着矿井供电规模的增大，越来越多的矿井电网采用消弧线圈接地方式，而现场的许多保护装置仍沿用功率方向型漏电保护技术原理，当系统发生接地故障时，则势必造成系统“误动”现象频繁。

针对上述技术难题，笔者采用智能零时限电流保护、光纤差动保护和改进型零序导纳原理的漏电保护技术，从原理上解决了矿井电网的“越级跳闸”问题。智能零时限电流保护技术不需要定值和时限的严格配合，采用网络通信技术自下而上地传递保护故障信息的方法实现保护的选择性；改进型零序导纳原理的漏电保护能自适应矿井电网的中性点接地方式；井下应用的综合保护装置采用高性能的软硬件平台、国际标准的通信协议，提高了保护装置的可靠性和适用性。通过长期的现场试运行证明，能有效地解决矿井电网存在的技术问题，提高煤矿供电系统的运行可靠性。继电保护系统的设计原理

2.1 设计目标 ①采用新型的网络保护技术，解决煤矿井下供电系统继电保护选择性和速动性的矛盾，从根本上解决矿井电网继电保护的“越级跳闸”问题，提高煤矿供电系统可靠性和安全性，为煤矿安全生产提供有力保障。②采用新型的漏电保护技术，解决矿井电网漏电保护的可靠性问题，避免漏电保护动作不可靠造成的系统保护“误动”和“越级跳闸”，提高供电系统可靠性。③构建集成的矿用电站综合自动化系统，系统集成先进的继电保护、监测监控、视频监控、语音通信等多项技术，实时监控矿井电网的运行状态，提高矿井电网的自动化水平、运行效率和经济效益，为矿井电网的安全运行提供决策支持。

2.2 继电保护系统技术简介 ①概述。井下防“越级跳闸”系统采用光纤差动保护和智能零时限电流保护技术实现。MPR303S光纤差动保护装置、MPR304S智能零时限电流保护装置、KHL127矿用保护通信服务器和专用保护通信网络组成井下防“越级跳闸”系统。MPR300S系列矿用保护装置、KJ38-F电力监控分站和电力监控通信网络组成井下电网电力监控系统，与电力监控中心配合实现井下电网电力监控系统。②智能零时限电流保护技术。智能零时限电流保护技术用于防“越级跳闸”系统。智能零时限电流保护采用网络保护技术，通过保护装置间的智能通信，检测故障区域和故障定位，实现上、下级保护的配合。智能零时限电流保护系统由MPR304S智能终端和KHL127矿用通信服务器组成，保护原理如图1所示。

将供电网中的MPR304S保护装置按物理位置（进线、出线和联络开关）划分为多级保护系统，每台MPR304S保护装置有两对光纤接口，其中一对光纤接口通过点到点通信方式与通信服务器对应母线的光纤接口板连接、联络保护装置的两对光纤接口分别与服务器对应母线的接口板连接、进线保护装置的另一对光纤接口与上级变电站的出线保护装置的一对光纤接口相连。

系统中所有保护装置的速断保护均可设置为零时限，保护定值可按保证灵敏度整定，且不需要上、下级保护定值的严格配合。当系统发生短路故障时，相关的保护装置可能同时启动，当达到保护定值时，距离故障点最近的本级保护装置动作，并通过服务器的光纤接口电路进行逻辑判断，同时逐级向上级保护传递保护故障信息，上级保护装置收到保护故障信号后与下级保护装置建立通信，实时检测下级保护的动作情况，等待距离故障点最近的开关跳闸，若跳闸成功则故障信号自动消失，若跳闸不成功则经短延时（保护动作时间+断路器固有动作时间，可整定）由上级保护装置切除故障。③光纤差动保护技术。光纤差动保护技术用于防“越级跳闸”系统，其保护原理如图2所示。在上、下级变电站的进、出线开关成对配置MPR303S光纤差动保护装置，并在保护装置间设置光纤通信信道。当供电线路发生区内故障时（D1、D2、D3），线路差动保护动作，供电线路两侧开关跳闸，切除线路故障；当发生供电线路区外故障时（D4、D5、D6），线路光纤差动保护不动作，而由对应的出线保护装置切除故障（但D6点的母线短路故障只能由G0或G1保护的时限过流后备保护切除），实现防“越级跳闸”功能。

光纤差动保护为供电系统防止“越级跳闸”提供了又一种技术选择。光纤差动保护可与智能零时限电流保护系统配合应用，即各变电站进出线之间采用光纤差动保护实现故障隔离，变电站内部采用智能零时限电流保护，如图3所示。

目前许多在用的矿用保护装置所采用的漏电保护原理仍使用“功率方向型”、少数采用其他漏电保护原理。由于矿井电网的规模越来越大，系统电容电流远大于《煤矿安全规程》规定的允许值，因此，矿井电网大多采用消弧线圈接地方式，用以补偿系统电容电流，在这种状况下，如仍使用功率方向型漏电保护原理的保护装置，则势必造成系统漏电保护“误动”现象频繁发生。

系统设计与实施

3.1 防“越级跳闸”系统设计 本方案采用智能零时限电流保护配合光纤差动保护技术实现寺河矿井下东二盘区6KV变电所供电系统的防“越级跳闸”系统，解决井下电网的“越级跳闸”问题。

MPR304S数字式矿用综合保护装置内置智能零时限电流保护和光纤差动保护功能，可通过保护装置的菜单设置保护功能。地面35KV变电所的下井线路更换2台DPR362LF光纤差动保护装置与井下变电所的进线开关保护装置配合实现光差保护。

智能零时限电流保护功能需要MPR304S矿用综合保护装置和KHL127矿用电流保护控制器配合完成，井下每台高压防爆开关需要更换为MPR304S综合保护装置、每个井下变电所需配置1台KHL127控制器。保护通信网络具有通道监视功能，当通信中断时不影响MPR304S保护装置的本身的常规保护功能，并可在保护装置上显示通信中断信息，同时通过监控网络将信道中断信息上传至电力监控中心。

防“越级跳闸”保护系统通信网络和电力监控通信网络使用独立的网络信道，以保证系统具有可靠的通信。

3.2 实施方案 寺河矿井下6KV供电系统东二盘区变电所，共有高压防爆开关10台，需要进行改造更换MPR304S综合保护装置。主要设备配置如下：

■

3.3 实例说明 2013年5月28日17：41分该矿准备二队三组动力移变高压侧发生三相短路事故，导致东二变电所8#高开短路跳闸（延时0s），所内10#电源高开显示“逻辑信号动作”故障，但未跳闸，地面35KV站620#柜报“整组起动”故障，一次侧电流动作值为6204.05A，故障动作延时0.1s（过流I段整定值为4500A，延时0.12s），由于未达到短路整定延时，所以地面35KV站620#柜未跳闸。

准备二队三组动力移变高压侧发生三相短路，动作电流较大达到短路速断整定值，动作时间未达到地面变电所620#柜整定延时但达到了井下变电所10#电源开关电流速断保护延时定值，逻辑闭锁压板已投入，8#高开跳闸，故障消除后电流速断保护闭锁解锁时间满足要求，故而将跳闸等级限制在井下变电所分开关电源侧（也可以说成电源开关负荷侧），实现了防越级跳闸的功能。结论

寺河矿井下变电站综合自动化系统融入了智能零时限电流保护、光纤差动电流保护、改进型零序导纳原理的漏电保护所组成的防“越级跳闸”电力自动化监控系统等多项创新技术，所采用的先进技术致力于解决当前矿井电网存在的小电流接地系统漏电保护（接地保护）的可靠性技术难题。

参考文献：

电网广域保护系统 第5篇

关键词：大电网,广域控制,阻尼控制,区间振荡,调制,自适应控制,试运行,闭环试验

0 引言

广域相量测量技术的出现及其迅速发展,无疑是近10年来世界电力系统稳定技术领域最具深远影响的事件之一。基于广域测量系统/相量测量单元(WAMS/PMU)的控制系统又称为广域控制系统(WACS),是对传统电力系统控制体系的巨大变革:控制输入从局部信号转变为广域信号、控制结构由本地控制转变为网络控制。近10年来在电力系统广域控制的理论研究方面,国内外已有众多成果发表[1,2,3,4,5],然而,“从广域监视发展到广域控制将是新世纪面临的一大技术挑战”[6]。

美国Bonneville电力局(BPA)是世界上探索将WAMS应用于电力系统控制、构建WACS的先驱[6],其所研发的WACS利用来自WAMS/PMU的信号控制发电机组的投入、无功电容器组的投切,以提升电网的一摆暂态功角稳定性以及电压稳定性为目标。该系统已完成设计以及样机开发,正进行实验室模拟运行。加拿大BC省水电局也有与BPA类似的研发计划[4]。加拿大魁北克水电局正在借鉴发电机电力系统稳定器(PSS)上的经验,将PMU信号引入已有的可控串补以及静止无功补偿器(SVC)的控制回路,以提升对于0.6 Hz的区域振荡模式的阻尼[7]。日本的东京电力公司以及法国的EDF公司则计划将WAMS/PMU信息用于失步解列控制中[2,8]。

南方电网远距离大容量送电,其安全稳定受到区域间低频振荡的威胁较大。根据规划计算。“十二五”期间南方电网的低频振荡问题依然可能比较突出。另一方面,南方电网已经建成了包括132台PMU装置、覆盖85个500 kV厂站以及47个220 kV厂站、具有较完善的数据记录与分析功能的主站的庞大WAMS,这为发展广域控制技术提供了强大的物理平台。南方电网交直流并联运行,直流送电能力占总通道送电能力的60%以上,且“十二五”期间随着云广特高压直流的建成,以及溪洛渡、糯扎渡直流送出工程的建设,南方电网直流系统还将继续得到加强。因此,南方电网考虑研发基于WAMS的广域反馈连续控制系统,通过调节多回直流功率提升电网动态性能。该项目历时3年,自主研发的交直流大电网广域阻尼控制系统——“多直流协调控制系统”已经在南方电网投入运行,并且成功经历2次闭环大扰动试验的考验。本文将介绍该系统的设计思路以及工程研发,详细分析闭环扰动试验的相关结果。

1 广域阻尼控制系统的设计

1.1 根据不同振荡模式的设计

根据长期的运行经验以及大量数字仿真,南方电网主网存在2个主导区域间低频振荡模式:一个是云南机组相对于贵州机组的振荡(简称云贵振荡模式),频率在0.55 Hz～0.60 Hz之间;另一个是云南和贵州机组一同对广东机组的振荡模式(简称云贵对广东振荡模式),该模式的频率在0.38 Hz～0.44 Hz之间。这2个弱阻尼振荡模式在一定程度上限制了南方电网“西电东送”极限,影响了南方电网的安全运行。

根据前期研究,南方电网的几回直流对于不同振荡模式有不同的可控性。其中:高肇直流整流站位于贵州,对于云贵振荡模式有良好的可控性;兴安直流整流站位于云南—贵州的联络线中部,对云贵振荡模式基本没有影响,对云贵对广东振荡模式则有较强的可控性。上述结论与文献[9]的理论推导是吻合的。因此,在南方电网广域阻尼控制系统设计之初就定下了基本原则:利用高肇直流的广域控制增强云贵振荡模式的阻尼,利用兴安直流的广域控制增强云贵对广东振荡模式的阻尼。

至此,广域输入信号的选择原则也随之确定:高肇直流广域控制的信号需要对云贵振荡模式有良好的可观性,同时对其他振荡模式的可观性尽量低;兴安直流广域控制的信号要对云贵对广东振荡模式有良好的可观性,同时对其他振荡模式的可观性尽量低。

南方电网的WAMS为广域控制提供了丰富的候选信号,在本项目中详细比较了联络线功率、交流母线频率、电压相角作为输入信号的多种方案,最后确定在工程中采用频差信号,即高肇直流—云贵频差,兴安直流—云贵对广东频差,这主要是出于以下3点考虑:①不同区域电网的频差反映了这些区域电网中发电机组的转速差,以此为输入的控制器的输出可以直接与阻尼转矩相联系,物理意义清晰;②以频差为输入时,阻尼控制器的移相等环节的整定相对简单;③多个站点、多条线路的频差信号可以形成互备。

1.2 若干关键技术

广域时延的处理是关键,影响到控制效果,本项目开发了适用于大电网的实用化的广域时延综合治理技术[10,11]。

通过在控制回路中专门设置的死区,防止了实时数字仿真系统(RTDS)试验中发现的控制回路中出现的偶发高频振荡事件。

对于2个控制器的参数整定与优化,则采用了模型降阶辨识加上最优控制理论的方法,以及大电网模型上的遗传算法和模拟退火算法,都取得了良好的效果[12,13]。

另外,开发了在线的快速Prony算法,能够根据实时曲线判定系统振荡模式并传送给控制器的自适应环节[14]。

2 广域阻尼控制系统的实现

2.1 南方电网广域阻尼控制系统的基本架构

根据上述设计基本原则,确定了南方电网广域阻尼控制系统是一个“六输入二输出”的多输入多输出(MIMO)控制系统。

6个输入点不仅向广域阻尼控制系统提供频率信息以供控制指令计算,还提供有关直流当前功率、关键交流联络断面功率等信息作为方式判据。6个输入点的冗余布置,使得单一PMU数据源失效不会影响整套控制系统功能的正常。

2个输出控制点分别是高肇直流整流站、兴安直流整流站,每回直流的调制容量上限为300 MW。

广域阻尼控制系统的中央站位于南网总调,是整个控制系统的核心。

整套控制系统的结构如图1所示。

2.2 软硬件系统

依上所述,南方电网的广域阻尼控制系统——“多直流协调控制系统”的硬件分为控制中央站、控制子站和PMU。其硬件图见附录A图A1。

控制中央站包括控制计算机、数据存储计算机以及人机界面计算机,彼此通过以太网通信。控制计算机负责所有的核心控制逻辑,在CompactPCI型工业控制机上开发,可以方便地完成代码的编译、参数的整定等工作。数据存储计算机为运行实时数据库的高性能大容量服务器,负责实时数据的存储与管理。人机界面计算机负责维护实时数据监视与历史数据查询的界面。

控制子站安装在2个直流的整流站,经电缆与直流极控屏柜相联,将来自中央站的指令转发给直流极控执行,并在中央站通信异常时执行合理的闭锁保护逻辑。控制子站在继电保护平台上开发。

PMU的硬件平台与南方电网现有的CSS200系列PMU一样,但软件系统进行了改造,加快了频率计算的速度并取消了就地存储功能。

2.3 广域通信的时延

多直流协调控制系统通过2 Mbit/s专线连接控制子站、控制中央站与PMU,PMU每秒向中央站上传100帧数据,整个控制回路的时延约110 ms,包括:广域通信时延、控制中央站的数据处理时延、PMU的频率计算时延以及直流极控执行控制子站模拟量指令的时延。对于针对0.3 Hz ～ 0.6 Hz低频振荡的阻尼控制而言,110 ms的时延将带来12°～24°的滞后,这很容易被中央站所补偿。

图2给出了多直流协调控制系统试运行期间某1 min内的时延统计,这个时延不包括直流极控执行指令的时延。

2.4 广域控制的防误技术

为保证工程应用中多直流协调控制系统的高可靠性,开发了一系列的防误技术并通过了严格的测试。控制中央站包括2层防误逻辑:第1层为冗余处理逻辑,当PMU所上传的广域反馈信号出现异常,如数据异常或者通信故障时,中央控制站将切换到备用信号源;第2层为控制器闭锁逻辑,当电网或控制器或广域通信网出现重大异常时,控制中央站与控制子站将按照一定的逻辑闭锁。

3 南方电网多直流协调控制系统的试运行

从2007年中至今,多直流协调控制系统先后完成了在南方电网的安装与联合调试,并投入试运行。试运行期间,整套系统为“投信号”模式,除了直流极控不执行多直流协调控制系统指令,其他所有功能与正常运行相同。

在多直流协调控制系统试运行期间,南方电网先后发生了“4·21”振荡和“8·25”振荡2次功率振荡事件,主要联络线振荡情况如图3所示。

这2次振荡的性质有较大区别,图4、图5给出了2次振荡事件中的云贵频率差以及云贵对广东频率差的实际记录。不难看出,“4·21”振荡中云贵对广东的频率差摆动幅值最大,“8·25”振荡中云贵频率差的摆动幅值最大。

如前所述,多直流协调控制系统采用频差信号作为输入,对应于图4、图5的信号,“4·21”,“8·25”振荡中记录的多直流协调控制系统的控制子站输出如图6所示。可见,当云贵对广东的频率差摆动幅值最大时,兴仁控制子站输出大而高坡控制子站输出很小;当云贵频率差的摆动幅值最大时则反之。这完全符合第1节所介绍的多直流协调控制系统的基本设计原理。

4 多直流协调控制系统的闭环扰动试验

作为一个即将投入实用的广域阻尼控制系统,只有实践才能最终验证其阻尼电网振荡的能力。2008年7月20日和12月21日,南方电网先后进行了2次广域阻尼控制系统闭环大扰动试验。

7月20日的试验中进行了2次同样的大扰动,且2次扰动时系统工况基本相同,唯一不同的是第1次扰动中将多直流协调控制系统兴仁控制子站投入,而第2次扰动中将其退出。2次扰动中电网振荡情况的比对最能说明多直流协调控制系统是否能如设计所要求的那样发挥提升阻尼、抑制振荡的作用。

图7给出了2次扰动中记录的兴仁控制子站的调制量以及兴仁直流的有功功率波动(单极)。当兴仁控制子站投入闭环后,多直流协调控制系统检测到大扰动后的系统振荡并生成相应控制指令发往兴仁子站,使得兴安直流功率出现了长度约为6 s、最大峰峰值160 MW(双极)的有规律波动;当兴仁控制子站退出后,大扰动后的系统振荡,使得兴仁控制子站输出持续了12 s以上,但由于兴仁控制子站已经退出,兴安直流功率未被调制。

第1次闭环试验中兴仁控制子站只持续了6 s,随着系统振荡被迅速平息,振荡幅值落入了第1节所述的控制器死区范围之内,兴仁控制子站停止输出;第2次开环试验中兴仁控制子站输出持续了12 s以上,这也说明了多直流协调控制系统兴仁子站的投闭环增强了系统区域间振荡的阻尼。

图8给出了2次扰动试验中各个交流联络线功率振荡情况的比对。显然,兴仁控制子站投入闭环使得交流线路振荡的幅值大大被消减。

对于一个在振荡过程中模式发生改变的录波曲线,小波分析可以更清楚明晰地给出在整个振荡时间段内振荡模式变化全景图,特别是振荡在不同时间的变化[15]。对图8所示的振荡曲线利用小波进行频谱分析,得到的结果如附录A图A2所示。图中暖色越深的区域,对应的振荡能量越高。图A2清楚地展示了多直流协调控制系统对振荡的影响:当兴仁控制子站退出时,大扰动所引发的振荡主要变现为一个0.43 Hz的振荡,且振荡能量较强;当兴仁控制子站投入后,同样的大扰动所激发的主导振荡模式频率发生偏移,且振荡能量减弱很多,在兴仁控制子站由于死区停止输出后,振荡频率又回到0.43 Hz附近,但是振荡能量已相对减小很多。这也进一步证明了多直流协调控制系统兴仁控制子站的投入确实提升了系统阻尼,加快了振荡平息。

12月21日的试验与7月20日试验类似,不同的有2点:①扰动形式从天广直流单极闭锁变更为兴安直流单极闭锁;②进行了3次大扰动,其中有2次投入兴仁控制子站,但采用了不同程度的输出限幅,而第3次则将多直流协调控制系统兴仁控制子站退出。此次试验过程中控制子站输出以及各交流联络线路PMU记录的曲线如图9、图10所示。曲线也明显显示了控制系统投入后增强阻尼的效果,更重要的是说明了当控制系统限幅为方波时依然可以提供一定的阻尼。其他分析与7月20日试验类似,不再赘述。

5 结语

南方电网结合自身特点及需求所研发并安装的广域阻尼控制系统——“多直流协调控制系统”在解决广域时延、参数整定、自适应算法等技术难题的同时,专门为保证控制系统的可靠性设计了一整套防误技术。所有这些技术在长达半年的开环试运行中经受了多次电网大扰动的考验。试运行记录表明:多直流协调控制系统可以准确地捕捉振荡并计算、发送控制指令到远方换流站,其控制可以提供正向阻尼转矩。

在7月20日以及12月21日南方电网进行的2次广域控制系统闭环扰动试验中,多直流协调控制系统成功地抑制了振荡幅值,加速了振荡平息,提升了电网区域间振荡阻尼,完全达到了设计目的。这也标志着电力工业界已经由广域监视向广域控制方向迈出了非常重要的一步。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

电网广域监测系统的数据库集成方案 第6篇

数据库是WAMS系统存储数据的载体, 既是一个系统的数据存储中心, 也是应用软件进行分析和计算的基础。因此, 数据库设计的优劣以及性能的高低, 对WAMS系统的稳定可靠运行有重要的作用。基于上述考虑, 文中提出了综合利用商用关系型数据库和动态信息数据库的解决方案, 为调度中心的各个专业部门 (调度、运方、保护) 提供统一的集成数据平台, 从而为构建现代电力系统安全稳定协调防御体系实现智能输电网提供重要的数据支撑。

1 WAMS系统数据的特点及存储访问要求

WAMS系统的数据可大致分为以下3类。

(1) 电网正常运行时实时采集的动态相量数据, 即PMU子站以25~100 Hz实时上送的动态向量数据, 以下简称实时动态数据。

(2) 电网发生扰动时的三态数据, 包括来自EMS系统的稳态数据、PMU采集的基波动态向量数据和扰动过程中PMU记录的录波数据或来自故障管理信息系统的故障录波数据的暂态数据, 其中波形瞬时值记录是电网动态过程的原始信息资源;可用作电力系统中期和长期动态过程异常现象分析, 如低频振荡[9]、振荡传播等, 因此这类数据有必要长时间存储, 以下简称扰动三态数据。

(3) 模型、统计及告警等, 包括所有的静态数据, 电网设备、参数、拓扑、图形、系统配置、告警和事件记录、历史统计信息等一切需要永久保存的数据, 以下简称模型和统计数据。

1.1 实时动态数据的特点及存储访问要求

基于GPS同步对时技术的PMU主要是解决跨空间测量的同时性问题, 它需要在全局统一时钟协调下, 对各测点的电压、电流相量作同步测量, 确保全局范围内的测量结果具有同时性, 便于分析计算。和RTU数据相比, PMU数据具有以下几个特点。

(1) 海量性:点相对较少, 但数据采集密度非常高, 其数据量可以说是海量的;

(2) 带时标:时标是数据的重要特征;

(3) 快速、连续性:RTU秒级更新, 且送变化数据, 但PMU以25~100 Hz频率送全数据。

实时基波动态向量数据, 25帧/s、50帧/s或100帧/s, 可以用来进行实时应用分析 (例如功角稳定中的小干扰造成的电网振荡分析等) 。电网正常运行时, 为保证事后事故追忆的要求, 至少需存贮30 d动态监测数据的历史数据, 所有PMU25帧/s的动态数据 (按10 000个量计算) 如果不压缩, 存30 d的数据需要的存贮空间约为3.888 TB。

这一类数据对数据的存储有快速、大容量和高效性的要求。首先要保证快速连续的写入数据库;其次要实现大容量的存储;再次要满足历史数据查询检索的实时性。

怎样保证数据库的高效是最具难度的问题, 高效性不但要求系统具备快速响应各种查询的能力, 而且要求系统在写入数据时快速高效, 少占用系统I/0资源。但是高效性和大容量又是互相矛盾的, 数据库容量越大, 读/写效率将越低。由此可见, WAMS主站系统需要实时承受大容量数据写入, 如果数据写入占用太多的I/0、内存资源, 则数据库无法对外提供快速的数据服务, 也即应用程序查询数据的速度将大大降低。

1.2 扰动三态数据数据的特点及存储访问要求

电网发生扰动时的三态数据, 包括来自EMS系统的稳态数据、PMU采集的基波动态向量数据和扰动过程中PMU记录的录波数据或来自故障管理信息系统的故障录波数据的暂态数据。这一类数据的特点:

(1) 录波数据 (离线) 和实时数据 (在线) , 数据点的采集密度不同, 实时数据没有时间段的概念, 录波数据为一段时间的数据。

(2) 波形瞬时值记录是电网动态过程的原始信息资源;可以用来进行电力系统中期和长期动态过程异常现象分析 (如超低频振荡、振荡传播等) , 因此这类数据有必要长时间存储。

动态 (小扰动) 数据, 100帧/s。扰动过程记录存贮每次触发事件前1 min到最后一次事件的1 min以后为止。动态监测数据存贮需要的存储容量为 (故障过程按10 s考虑) 720 MB。

暂态 (大扰动) 数据、暂态录波数据, 4 800帧/s或更高。录波长度按>7 s, 频率为4 800 Hz, 则每个COMTRADE文件的大小约为6 M/PMU, 录波数据存贮需要的存贮容量为600 MB。

(3) 为实现历史扰动事件的回放和事后分析功能, 还需要保存扰动当时的模型, 而不是拿现在的模型去匹配过去的运行方式数据。只有使用扰动当时的电网模型、当时的运行方式, 这样分析结果才是有意义的。这部分数据, 建议采用增量方式保存, 需要的存贮空间和动态方式数据相比可忽略。

1.3 模型和统计数据的特点及存储访问要求

模型和统计数据, 包括所有的静态数据, 电网设备、参数、拓扑、图形、系统配置、告警和事件记录、历史统计信息等一切需要永久保存的数据等。

模型数据包括电力系统的模型和WAMS系统自身运行需要的模型数据, 主要有:维护系统正常运转的数据字典;系统运行参数和配置信息;描述电力系统结构和元件物理特性的电网设备和参数;电网的静态拓扑连接信息;采集模型数据:PMU通道、规约、点号、系数等参数;告警定义与计算公式定义;图形等。

这一类数据的特点是静态, 不更新或很少更新。但这类参数是系统的稳定、可靠、正确运行的基础数据, 需要可靠、稳定的保存。

告警和事件记录可分为动态电力系统应用的告警 (例如低频振荡、短路扰动等) 和WAMS系统自身运行需要的告警信息 (例PMU故障、WAMS某一进程异常等) 。前一类主要服务对象是调度运行人员, 后一类主要服务对象是自动化系统维护人员。

统计数据包括日、周、月、年的各种统计数据, 例如PMU通道的平均延时、平均运行率等。

告警和事件记录及统计数据, 是电力企业的宝贵财富, 基于这些信息, 可以反演电网运行的历史情况、进行事故分析等。需要在线保存10年以上。

2 关系型数据库和时间序列数据库的比较

时间序列数据库主要针对带时间标记的时序数据存储和检索而设计, 可以很好地满足实时动态数据是海量 (TB级别) 、写入极其频繁、很高压缩性能、检索效率要求特别高的要求。时间序列数据库虽然提供了历史数据的高速缓冲区, 但本质上是一种纯文件系统的存储方式。商用数据库例如Oracle在存储、查询、分布式访问、管理上均好于纯文件系统。两种数据库的比较如表1所示。

3 综合运用关系型数据库和时间序列数据库的实现方案

在WAMS系统中, 通过集成商用实时数据库产品 (例如美国OSIsoft公司的PI数据库、美国In STEP公司的e DNA数据库或者南瑞的海迅数据库) 来实现时间序列数据库的功能。主要用于保存不断变化的PMU实时数据。

时间序列数据库虽然提供了历史数据的高速缓冲区, 但本质上是一种纯文件系统的存储方式。关系型商用数据库例如Oracle在存储、查询、分布式访问、管理上均好于纯文件系统。Oracle主要用来保存电网设备、参数、静态拓扑连接、系统配置、告警和事件记录、历史统计信息等一切需要永久保存的数据。

在WAMS的体系结构中, 应用对数据的访问是通过支撑平台的数据访问服务实现的, 即应用本身并不直接和数据库打交道, 而是通过向数据访问服务提交申请, 再由数据访问服务来访问具体的数据库。应用程序或者第三方嵌入式程序无须了解具体的细节, 也无须了解各类数据存储的位置和存储结构。因此, 两类数据库的综合使用并不会给应用带来使用上的不方便。

数据访问的流程图如图1所示。

(1) WAMS应用程序向支撑平台的数据访问服务提交数据读/写的申请;

(2) 数据访问服务进程分析所提交的数据类型, 如果是PMU动态数据, 则调用时间序列数据库的读写接口;否则可能是电网模型、统计类数据或者是扰动案例数据, 则调用关系型数据库 (例如Oracle) 的读/写接口;

(3) 时间序列数据库通过高效的数据压缩和高速缓存技术满足对海量PMU动态数据快速及高效的读/写要求, 即不仅提供实时响应的读/写能力, 而且要求写入数据时, 少占用系统I/0资源和存储空间。关系型数据库通过事务机制、并行处理软件RAC等技术保证模型、统计及案例的数据可靠、完整, 但相对低速地进行存储。

(4) 考虑到动态数据的海量性及模型类数据的可靠性要求, 通常两类数据库均将数据存在磁盘阵列上, 同一系统可以共用一组阵列。

综上所述, 推荐WAMS系统使用商用关系型数据库Oracle和商用时间序列数据库的集成方案, 综合利用两套数据库的优点。

如果仅使用时间序列数据库, 对于模型数据及三态数据的处理, 只能采用两种方式, 一是将其转换为时间序列能处理的数据存入数据库, 这样会影响数据库的处理效率, 也难以保证数据使用的方便性;另外是将其存入私有格式的数据文件 (早期的EMS基本都采取这种方式, 现在依然有少量系统使用) , 尽管可能称为实时数据库, 本质上采用本地硬盘、文件方式管理这些数据, 这样的处理方式下数据的完整性、一致性、主备机的同步性都很难保证。

4 集成方案的数据流程

WAMS系统的数据流程如图2所示, 根据各应用功能对数据的需求可将WAMS系统的功能分为4类。

A类:数据准备类, 完成WAMS系统的数据采集、汇集、处理、整合与管理功能, 构造电网综合动态信息数据平台, 包括PMU数据采集处理软件;扰动时数据整合与管理软件;优化状态估计。

B类:在线监视类, 主要利用25 Hz PMU实时动态数据, 包括电网动态过程监视;低频振荡在线监视;电网扰动识别。

C类:在线分析类, 主要利用25 Hz PMU实时动态数据和状态估计实时数据;包括动态安全评估及预警[10];极限功率计算软件;其他线分析应用等。

D类:离线分析类, 主要利用三态数据的整合与管理整合后的历史研究数据, 包括故障发生前的状态估计断面、故障过程动作序列、故障时PMU采集的25帧/s实时动态数据 (故障前1 min至故障后1 min) 。包括模型和参数校核等;其他离线分析应用等。

5 结束语

结合基于OPEN-3000支撑平台的WAMS系统的设计、开发和工程实践经验, 提出了综合利用商用关系型数据库和商用时间序列数据库的集成方案。该方案可以充分发挥两种数据库的优点, 满足WAMS系统数据存储实时性、海量性和安全性的要求。同时应用对数据的访问都是通过支撑平台的数据访问服务实现, 两类数据库的综合使用并不会给应用带来使用上的不方便。这一方案在西北、福建、安徽、甘肃等电网WAMS系统中得到成功应用, 同时在华东、南网、江苏、浙江、宁夏、江西等众多电网的EMS/WAMS一体化系统中应用, 积累了重要的案例数据, 推动了WAMS应用从单纯的动态监测扩展到广域动态监测分析保护控制的发展, 初步构建了大电网安全防御信息平台, 为智能输电网的建设提供重要的数据支撑。

摘要：提出了综合利用商用关系型数据库和商用时间序列数据库的集成方案, 结合广域监测系统 (WAMS) 的数据特点, 分析了WAMS系统对于数据存储的要求, 并对比了两类数据库的特点。这一方案可以充分发挥两种数据库的优点, 同时满足WAMS系统数据存储实时性、海量性和安全性的要求, 从而为调度中心的各个专业部门 (调度、运方、保护) 提供统一的集成数据平台, 有利于WAMS应用功能的扩展应用。该方案的有效性得到了实际工程应用的验证。

关键词：广域监测系统,时间序列数据库,集成数据平台

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电网广域保护系统 第7篇

区域电网的互联有利于资源的全局配置和优化利用,但也给电网的运行和控制带来了诸多挑战,电网运行控制特性复杂,局部事故处理不当,易造成事故风险的扩大化,导致大面积停电事故的发生。因此,优化电网运行方式、提高事故扰动的在线识别和处理能力对于大电网的安全运行至关重要。

传统数据采集与监控系统(SCADA)适用于电网的稳态监控,电网中发生短路、大机组跳闸和直流闭锁等事故时,只能给出简单的越限和开关变位信息,调度员无法对事故情况进行快速分析、判断,只能以依靠电话听取现场值班汇报的方式处理问题,事故处理时间过长,不利于电网的安全监控和事故恢复。

广域测量系统(WAMS)的出现为上述问题的解决提供了新的契机[1]。在WAMS中,所有相量测量单元(PMU)数据经统一时钟源(全球定位系统、北斗、基于IEEE 1588协议的网络对时系统)同步采样[2,3],并以25~100帧/s的速度向主站快速、等间距发送[4,5,6]。由于所有PMU数据带有严格意义上的统一时标(精确到毫秒),因此,可提供真正同一时间点上的断面信息,实现电网扰动过程的直接观察,可帮助调度员快速了解现场情况并判断事故的严重性,以便采取有效措施及时处理故障。部分学者已开展了这一方面的研究[7,8,9],国家电网公司制定的智能电网调度技术支持系统技术规范也对电网扰动的识别提出了明确要求,但至目前为止,上述研究包括的技术规范要求还只局限于电网扰动性质的识别,对事故的影响范围、严重程度和事故过程中电网的频率响应、机组励磁和调频系统的动作特性以及保护和安全自动化等二次设备装置的响应行为等方面尚无系统性的研究,而这一类信息恰恰是电网调度运行监控和离线方式研究所关注的内容,有必要进一步开展研究。

PMU量测的广泛配置和WAMS系统的建立为实现上述研究提供了便利条件。目前,PMU量测在国内网省级以上电网的覆盖率已相当高,以华东、西北电网为例,网调直管的500kV、330kV及以上电压等级的厂站PMU安装比例达90%以上,量测覆盖了厂站内所有500kV、330kV及以上电压等级的交流线路端点、变压器绕组,大部分220kV电压等级的交流线路端点和变压器绕组、母线,以及电厂内的大型发电机组机端电压和电流,省级电网则覆盖了大部分220kV电厂和枢纽变电站,且国内PMU均支持一发多收,同一个PMU可同时向2个以上的WAMS主站实时传输数据,可以方便地实现网省之间PMU信息的共享。

本文针对国内WAMS的发展现状,并结合电网调度运行的实际需要,提出了一种系统性的扰动监视、分析、评估、存储和离线研究框架,重点对事故过程影响及电网的动作响应行为进行分析,为优化电网运行方式、提高调度的实时监控和分析能力、改进机组励磁和一次调频的动作性能、协调保护和安全自动化装备等二次设备装置的参数配置等提供参考依据。

1 PMU数据特征分析

PMU数据的特点是严格时间同步采样、带时标上传、采集密度高(10~40ms)、传送速度快(一般不超过50ms,平均在25 ms左右),是实现电网扰动在线监视的理想数据源。典型故障扰动的时间范围一般在50ms以上,利用PMU数据可直接监视扰动期间的电压、电流、功率、频率等变化。利用PMU判断电网扰动具有以下多方面的优势。

1)PMU装置可直接采集电网的三相电压和电流相量,并具有故障录波功能,可根据扰动期间电网电压、电流、功率等的突变情况直接判断,具有简单、快速(5s之内)的优点。相比之下,SCADA只能依据开关等的动作组合进行逆向推理,对信号质量要求较高,实际运行中受遥信信号错误、信息丢失、时标异常等因素影响,经常给出错误或模棱两可的结论,难以在调度中心真正实用化,这也是目前基于SCADA数据的故障诊断面临的最大难题。

2)与SCADA遥信和保信信号相比,基于PMU数据的扰动识别可直接提炼出当前扰动的简报信息,便于调度员快速处理,避免了在SCADA系统常出现的海量信息堆砌问题。

3)WAMS可独立或按EMS/WAMS一体化方式建设,调度员可通过调度工作站直接调看扰动画面,查看扰动时刻的电压、电流、有功功率、无功功率等动态过程变化曲线,对辅助调度快速处理扰动事故非常有帮助。但目前在大多数电力调控中心,保信系统一般独立建设,并由继电保护专业负责维护,一般不上调度台,且由于接口、模型、维护质量等方面的原因,也很少与EMS接口,导致保信信号难以在故障诊断和调度员事故处理时发挥作用。

4)对某些形成的故障扰动,如对电网中最常见的单相瞬时接地短路,单纯依靠SCADA数据根本无法监视,而利用PMU数据采集密度高(10~40ms/帧)的特点,完全可实现该类电网扰动的有效监测和分析,如附录A图A1所示。

2 扰动监视和分析框架

从电网调度运行的角度出发,保证电网安全一方面需要加强调度的实时监控和事故处理能力,另一方面需要坚强的支撑网架和合理的运行方式。扰动监视和评估框架如图1所示。

通过电网扰动的在线主动监视和分析,可以在电网中发生扰动时快速启动识别和分析程序,并通过语音、推画面、闪烁、告警窗等多种告警方式告知调度员电网中正在发生的扰动事件、事件影响范围及其严重程度,以及事故过程中机组励磁和一次调频等辅助装置的动作行为评价[10,11,12]等,并与综合智能报警和辅助决策系统相结合,提示扰动事件的建议处理措施。

电网扰动过程数据包含了电网运行的动态、静态行为特性,基于电网扰动过程数据,不仅可实现扰动性质的在线监视和分析,还可以通过离线案例的研究和事故反演,给出事故的起因、发展和排除等详细过程信息,以及事故过程中保护和安全自动化装置等的动作行为特性等,从而为改进电网运行方式提供依据。将电网中实际发生的扰动案例引入调度员培训仿真系统,可增强调度员对电网动态过程特性的认识,提高调度员的紧急事故处理能力。进一步,若对扰动案例进行合理的统计分析,其结果可用于指导电网方式和规划研究。

3 实现方案

3.1 系统结构

如图2所示,系统从上至下依次分为展示层、应用层、数据层、平台层。支撑平台提供实时/历史数据存储、通信、图形、进程和资源管理等通用服务,数据层实现电网模型、实时数据、图形的统一维护和存储管理,应用层实现电网扰动的在线监视、分析和评估,并提供研究模式,可针对历史案例进行离线分析和事故反演等。在线分析结果送往综合告警系统,提示当前电网中发生扰动的时间、类型等,同时提供详细的扰动报告,描述事前电网运行方式和气象条件、扰动过程详细信息、扰动影响、响应评估。扰动设备、类型以及对电网造成的影响等同时通过可视化方式展示,提示调度及时处理。

3.2 扰动监视

扰动监视的任务是及时侦察电网中出现的大扰动事件,确定扰动设备、类型、时间等基本特征。

电网中发生短路、非同期并网、直流闭锁、大机组甩负荷或跳闸时,电网中的电压、电流、机组出力、变流器输出功率等会突然发生变化,电网扰动监视就是利用扰动发生时刻的电气量变化特征推断扰动事件的类型和性质,并能给出扰动发生的时刻和扰动设备。扰动监视举例如图3所示。

以电网中发生短路扰动为例,根据叠加原理,短路时各设备端点测得的电压、电流为正常负荷下的电压、电流与故障分量的叠加,比较突变前后的电压、电流,可推断故障分量,根据故障分量的大小,可进一步推得故障点距测量点的电气距离。如果故障设备有PMU量测,则监视该设备量测,单相故障时,设备上某相电流会增大并因切除而突然为0,重合时重新带电流,若重合不成功,则三相电流会突然为0。WAMS可直接采集设备上的三相电压和电流相量,易于判断。若故障设备上无PMU量测,则依据电网中其他设备上感应的电压、电流,同样可判断故障发生的时间、单相跳闸和重合时间、重合不成功时每一相的跳闸时间(时间精度依赖于数据采集密度,约10~40ms)。

对于非同期并网,监视开关两侧的电压幅值、相角和频率差,依据《规程》判断并网质量,正确区分准同期并网和非同期并网行为,并对非同期并网行为进行记录。

对于直流闭锁,当直流单极或双极闭锁时,直流系统电流和相邻设备潮流会发生突然变化。若直流系统有PMU量测,则可根据直流电流突变为0初步判断发生直流闭锁,并通过相邻设备潮流变化情况进一步确认。如直流系统无PMU量测,可结合SCADA量测进行综合分析,此时,SCADA量测数据发生突变,潮流为0,同时相邻设备PMU量测的电压、电流显示突然变化。

对于大机组跳闸,当大机组跳闸时,机组有功功率、无功功率和机端电流会突然发生变化,并在瞬间降为0,与此对应,相邻设备潮流也会突然发生变化。大机组甩负荷时,电流不会突变为0,机组出力会紧急下降,同时无功功率也会发生剧烈振荡。以上分析适用于机组有PMU量测的情况,若机组无PMU量测,则可结合相邻设备上的潮流突变情况和SCADA数据进行组合分析。

3.3 扰动分析

电网中发生扰动后,除了需要及时报警,告知调度员电网中扰动事故的性质之外,还需要对扰动事故的影响进行正确分析,提示调度员在事故处理过程中需要注意的事项,辅助调度员快速处理,避免连锁性事故的发生。

扰动影响分析内容如下:电网中重要断面潮流、安全裕度指标变化情况;重载线路和关键联络线负载和安全裕度指标变化情况;事故后潮流越限线路、绕组和母线电压等;本次事故对电网造成的最大短路电流冲击、最大电压跌落情况;电网频率最大变化及其变化率;扰动后电网振荡频率和阻尼系数等。

对扰动影响进行详细分析目的是充分利用PMU记录的详细动态过程数据,为调度选择线路强送端、合理调度发电和潮流安排等提供依据。

3.4 响应评估

响应评估主要用于电力二次设备的动作评价,分析设备在电网扰动过程中能否按预定要求动作,是否存在反向动作(逆调节)或误动作等。

在线运行方式下,WAMS可采集机组有功/无功出力、机端三相电压和电流相量、机组励磁电压和励磁电流、发电机内电势和功角变化、升压变高压侧母线电压以及机组一次调频、电力系统稳定器和快速励磁投退信号等,因而可以在扰动发生后,分析机组出力随电网频率变化关系曲线,评估机组一次调频装置响应动作情况,分析控制点电压随机组无功功率、励磁电压和励磁电流变化情况,评估机组励磁系统控制响应性能。

离线研究方式下,扰动案例库中汇总的信息资源更多,可以执行更广义的二次设备动作响应评估。例如,在电网中发生重大事故时,可对保护、低压/低频减载装置、电网振荡解列装置等进行动作响应评估。

3.5 案例存储管理

历史扰动案例是评估和改进电网运行方式的重要数据资源。案例存储管理主要应用于电网历史案例的自动信息汇集、存储、查询、管理和统一后台服务,其汇集的信息包括扰动案例的全过程动态数据、扰动前后电网潮流断面数据、电网模型和参数、开关和保护动作信息、故障录波文件、离线动态文件、扰动案例分析结果等。案例管理支持多种信息查询和浏览方式,提供数据下载和导出功能,可自动将曲线保存为图片,方便用户使用和维护。案例管理还提供基于面向服务架构技术的应用程序接口,便于第三方集成开发。

4 应用实例

4.1 单相短路重合闸不成功

图4为某电网中实际发生的单相永久短路故障,重合闸不成功,最终引起线路三相跳闸,故障切除。PMU数据显示该线路在2008年6月20日15:47:29发生A相单相接地短路,随后A相线路被切除,大约780ms之后,线路单相重合闸启动,但由于故障未消除,发生三相跳闸,整条线路被切除,电压曲线变化与电流曲线变化相吻合,扰动判断结果与曲线一致,同时给出短路前电流(负荷电流)为134A,最大短路电流为1 828A。事故调查结果表明,扰动判断结果与调度日志保持一致,说明本文方法确实可应用于电网短路扰动的监视和识别。

4.2 大机组跳闸或甩负荷

借助于PMU数据可正确区分大机组跳闸或突然甩负荷事件。图5为某电网中实际发生的大机组跳闸事故,机组出力因跳闸突变为0。PMU数据显示该机组在2008年7月21日12:34:27突然跳闸,跳闸前机组出力为102MW,频率为50Hz左右,跳闸后机组出力突降为0,频率快速上升至50.9 Hz左右,与机组跳闸后转矩不平衡、转子转速加速上升密切相关。扰动分析结果与调度日志一致,说明本文方法可应用于机组跳闸事故的识别。

图6为同一机组在2008年7月27日发生的紧急甩负荷事故。PMU数据显示,事故前机组出力为201 MW,事故后,机组出力在2s之内快速下降为0,并伴随着明显的振荡过程,同时机组的频率也发生明显振荡,与机组直接跳闸形成明显的区别。案例表明,基于PMU数据的扰动记录有助于分析和推理事故原因,这也是PMU数据相对于SCADA数据的优势之一。

5 结语

实现电网扰动的在线监视、分析和评估对于提高调度的实时监控水平、保障电网的安全稳定运行有着十分重要的意义。基于本文中的框架思想开发的电网扰动在线识别和管理软件已经在多个网省级工程中投入实际应用。现场运行实践表明,本文所叙述的方法能准确捕获和分析电网扰动。针对220kV电网PMU量测较少的现状,本文将进一步探讨PMU数据与SCADA数据相结合的扰动识别方法,进一步提高该系统的实用性。

摘要：合理的运行方式和及时有效的事故处理是提升电网安全的重要保障。文中从改进电网运行方式、提高调度实时监控能力出发,提出了基于广域测量系统(WAMS)的电网扰动监视、分析、评估、存储和离线研究的整体框架,并就相量测量单元(PMU)数据在电网扰动监视中的应用进行了比较分析。电网扰动时,不仅需要对扰动事件自身的性质进行分析,还需要对扰动后电网运行方式的变化、电网潮流和安全裕度的变化进行分析,并对扰动过程中机组调频等二次设备的动作响应行为进行评价,以期改进电网运行方式。对电网扰动过程信息进行集中式存储管理,则有助于方式离线研究和事故反演。

关键词：广域测量系统,电网扰动,在线监视和评估,安全裕度

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电网广域保护系统 第8篇

电网广域测量系统(WAMS)作为电网动态监测技术平台,是智能电网实时监控的重要部分,可实现对全网同步相角及电网各个站点主要数据的实时高速率采集[1]。近年来,WAMS监测的数据向高采样率、连续稳态记录和大存储的趋势发展,其采样率可以达到100次/s,按10 000个遥测点、采样频率100次/s计算,则每年产生459 TB数据(459 TB=16 B/帧×100帧/s×10 000遥测点×86 400 s×365 d)。当WAMS子单元的相量测量单元(PMU)数量增加时,会产生更多的数据[2,3,4]。

在这种背景下,集中的数据处理与存储模式将对网络造成巨大的压力,采用分布式处理与存储成为一种必然。同时由于电网稳定性及数据本身存在冗余备份的需求,云计算的并行处理模型和分布式存储平台适合未来智能电网分散性、可靠性、安全性和数据海量性的需求[5,6]。与此同时,由于目前电力公司不能公开使用电力系统的数据[7],当电力公司把量测数据放入云计算系统中时,由于数据备份不是在本地,而是在云端,所以需要使用强有力的加密技术对数据本身进行加密,用以保证数据即使在被盗时也能保证其安全。因此,数据的安全是WAMS大数据应用首先需要解决的问题。

由于WAMS数据有数据包小、数量多、连续性强及对时延要求高等特点,因此对WAMS数据的加密既要满足安全性又要满足实时性,若想达到很好的控制效果则需要将延时控制在100 ms~1 s之内[5]。

许多文献对云平台上数据的加密及加密算法进行了研究。文献[8]根据云计算的特点,采用混合加密的方式对传统加密算法(美国数据加密标准DES与RSA公开密钥密码体制)进行重新设计,提高了安全性。文献[9]对高级加密标准(AES)算法的轮操作内部的执行进行合并和改进,降低了时延,但是文中为了减小前后编码的数据块的关联性,采用了电码本(ECB)分组加密模式,此模式易受到重放攻击。文献[10]设计并实现了基于Hadoop平台的分布式RSA算法,提高了加密效率,但文中只是将明文数据集划分为有序明文片段,并对明文片段分别进行加密,再将加密结果进行合并生成密文,此方法也容易受到重放攻击。文献[11]设计了一种基于Hadoop的智能电网数据安全存储方案,采用AES加密算法,提高了安全性。但是Hadoop中的MapReduce方法属于对持久化数据的批处理方式,在每次处理时,都需要初始化运行环境,重复载入、处理大规模数据,同步执行Map和Reduce阶段,并在节点间传递大批量数据。以批处理方式处理持续到达的数据流,若每次处理小规模的批数据,则系统开销太大,实时性受到限制,若等待批数据达到一定规模又增加了处理延迟,同样无法满足实时需求[12],故Hadoop平台不适合对于高速数据流的实时加密。

本文设计了基于Storm平台的AES加密算法,对海量高速WAMS数据进行实时加密处理。

1 相关技术

1.1 Storm平台说明

Storm是一个免费开源、分布式、高容错的分布式实时计算系统,具有低延迟、可扩展、高可靠性等特点。Storm为主从结构,主要有Nimbus和Supervisor两种组件[13,14]。其中Nimbus全局只有一个,负责在集群里面发送代码,分配工作给机器,并且监控状态;Supervisor负责监听分配给它的那台机器的工作,根据需要启动或关闭工作进程Worker。

在Storm集群中,数据流的实时处理任务被打包成Topology进行发布。如附录A图A1所示,Topology由Spout和Bolt构成:Spout代表了一个Storm Topology的主要数据入口,连接到数据源,将数据转化为一个个Tuple,并将Tuple作为数据流进行发送;Bolt将一个或多个数据流作为输入,对数据实施运算后,选择性地输出一个或多个数据流,Bolt可执行的典型功能包括过滤Tuple、连接(join)和聚合操作(aggregation)、计算及数据库读写。

1.2 Storm相比于其他流计算工具的优势

Storm和Spark都是可以应用在Hadoop上的流计算系统,且都具有容错特性和可扩展性。但Storm会对每一次传入处理请求的事件作出响应,而Spark会对较短时间间隔内的所有请求批量提交来进行一次性处理。因此,Storm在处理传入请求时延迟可缩短至次秒级,而Spark可能需要几秒的延迟。

其他的流计算系统,例如Yahoo的S4系统、Facebook的Data Freeway and Puma系统、Microsoft的Time Stream系统等,相对于Storm它们存在如下劣势:S4系统中当数据流到达速度超过一定界限时,到达速度越高,系统数据处理的错误率越大;Data Freeway and Puma系统和Time Stream系统的数据延迟在秒级,无法满足流式计算所需要的毫秒级应用需求[15]。

1.3 AES算法说明

AES算法是一种分组长度为128 bit,密钥长度为128,192,256 bit的对称加密算法。其特点是算法设计安全、高效、简洁,具有极好的抗差分、线性密码分析性[16]。根据密钥长度的不同,数据加密和解密的循环轮数也不同。

AES的加密算法主要由3个部分组成[8]:①与初始循环子密钥的“异或”;②轮循环加密;③最后一轮加密。其解密算法为加密的逆过程。

1.4 AES的加密模式选择

1.4.1 AES常用的加密模式

AES常用的加密模式主要有ECB、密码分组链接模式CBC、输出反馈模式OFB、密码反馈模式CFB四种。其中ECB模式特点是简单、高速,为非反馈模式且可以进行并行计算,但在ECB模式下,相同的明文会产生相同的密文,容易暴露明文的数据规律,易受分组重放攻击[17];CBC,OFB,CFB模式都属于反馈模式,各独立块适合进行串行处理,均不适合进行并行计算。

1.4.2 基于交叉CBC(ICBC)模式的AES加密

为解决CBC模式中数据无法并行加密的问题,引入ICBC模式来实现加密算法的并行化[18]。ICBC模式可以产生多个交错的加密数据流,而不是一个[9]。例如:设置双路交错链,则第1个加密子块的输出作为第3个加密子块的反馈,第2个加密子块的输出作为第4个加密子块的反馈,依次类推;加密和解密过程都需要两个初始相量(IV)。因此,ICBC模式可以重叠多重加密流以实现分组加密算法的并行化。ICBC模式的解密类似于其加密,也支持多线程、并行化。基于双路交错链的ICBC模式的AES加密如图1所示。

从图1中可看出,ICBC模式相较于CBC模式,可支持AES算法的并行化实现,可保证其加解密速度与采用ECB非反馈模式时的速度相当,而其安全性不亚于采用CBC模式时的安全性。

计

2 基于Storm的WAMS数据实时加密设

首先设计了基于云平台的WAMS数据存储系统,WAMS数据传入系统平台后,对数据的处理分以下3步进行。

1)数据文件首先以其来源厂站及产生时间为索引进行处理,以利于后期使用中的快速查询。

2)数据文件通过Storm平台进行实时加密。为加强安全性,对不同厂站端传入系统的数据文件进行加密时采用不同的加密密钥K1。

3)加密的文件进行排序汇总后存入Hadoop平台上的分布式文件系统HDFS中,并对密钥信息进行隐藏后与文件索引一起存储到HBase中。系统整体设计如图2所示。

2.1 基于Storm的AES算法并行化设计

为在Storm平台上实现对WAMS数据的实时加密,对AES算法采用基于数据分解的方式进行并行化设计,原理是将明文数据分成长度相等的各块,然后用相同的密钥与算法对这些块加密,最后产生相同长度的密文块,并组合成最终的加密密文。设计的核心思想是将加密的数据流和计算任务分配给多个节点,最后汇总加密计算结果,通过任务分配与调度提升加密的速度。

WAMS数据在Storm平台上以基于ICBC模式的AES加密算法进行并行加密。并行化加密的过程主要分为数据接入、快速并行数据加密及加密结果的云存储3个步骤。该加密过程如图3所示。

1)数据接入

由于采集数据的速度与数据处理的速度不一定同步,因此实际应用中,在数据源与Storm数据处理平台间添加了一个消息中间件(如apache的kafka)作为缓冲。

Spout从外部WAMS实时数据源中读取数据,然后转换为Topology内部的源数据,并发送Tuple。为实现可靠的消息处理,给每个发出的Tuple带上唯一的ID,如果这个Tuple没有被Storm成功处理,可靠的消息源Spout可以重新发送Tuple;Storm在检测到Tuple被整个Topology成功处理时,对编号ID的消息应答进行确认,否则返回失败。

2)快速并行数据加密

本文所设计的分割-Bolt负责接收Spout发送来的Tuple,并将Tuple进行分流。将Spout发送来的明文分割成四字长的小明文块,然后按照ICBC模式的规则将分成的小明文块进行分组划分,最后将划分好的各小组发送到加密-Bolt进行AES加密运算。为了保证所处理数据的顺序性,之前给每个Tuple分配了一个唯一的ID,当加密过程结束,数据被发送到初步排序-Bolt中,并按照ID进行初步排序,最后经过初步排序的数据被发送到最终排序-Bolt中进行最终排序并输出。

3)加密结果的云存储

由于Storm平台本身不负责加密结果的保存,所以在最终排序-Bolt之后接入存储-Bolt进行数据的后期存储。鉴于数据量较大,本文设计将数据存储到Hadoop平台的HDFS中。

2.2 并行加密方案的性能分析

1)安全性高。方案采用AES加密算法,目前还没有有效的攻击方法能够实现对此算法完整版本的破解。

2)提高了加密速度。加密算法执行时,随着并行节点数量的增加,加密速度显著提高,后续实验对此进行了验证。

2.3 密钥的加密存储

将提取的文件索引经Hash函数散列后生成固定长度的密钥K2,然后利用K2加密Storm平台上用到的对称密钥K1得到E(K1),最终将文件索引与E(K1)一起存储到HBase中。为确保安全性,所用的Hash函数应保密。对称密钥信息隐藏过程见附录A图A2。

HBase中存储的是文件的索引与经过加密的对称密钥。所设计的表主要有3列,分别是行关键字Row Key,Timestamp及列族Contents,其中Row Key为数据行在表中的唯一标识,并作为检索HDFS中文件的主键,Timestamp对应每次数据操作所关联的时间,由系统自动生成,Contents目前包含Encrypted Key一个标签用于存储经过加密处理的对称密钥。

2.4 数据解密读取方案

解密方案设计见图4。对数据的解密读取过程分3步进行:①从HBase中获取文件索引及已加密密钥E(K1),从HDFS中读取密文;②索引经Hash函数散列产生K2,再通过K2解密出原始密钥K1;③用步骤②中得到的密钥K1对密文进行解密。

3 算例分析

本实验搭建的集群所用节点均为同等配置,每台机器内存2 GB,硬盘空间160 GB,均安装了Hadoop-2.2.0和Storm-0.8.2,其中Hadoop平台有1个Master节点和3个Slave节点,Storm平台有1个Nimbus节点和6个Supervisor节点,通过高速交换机形成内部网络。实验中采用AES加密算法,密钥长度为128位。

3.1 WAMS数据源与密钥和密文存储说明

1)WAMS数据源的数据构成。WAMS通过安装在各厂站的PMU进行数据采集,数据文件的采样频率为100帧/s。每个数据文件记录了一次扰动前后60 s的数据。本实验采用文献[19]中的数据,即某变电站的PMU数据进行测试,每个数据文件均精确记录了采样日期、时间和各采样时刻变电站高压侧各线路的基波正序电压的幅值、相角,三相基波电压的幅值、相角;高压侧各回路的基波正序电流的幅值、相角,三相基波电流的幅值、相角;三相基波正序有功功率、无功功率;频率的偏移量和频率的变化率。

2)加密后WAMS数据的云存储情况。HDFS中存储的是经过Storm平台加密后的WAMS数据。存储于HDFS中的WAMS文件部分内容见附录A图A3。

3.2 Storm平台上数据加密和解密的处理速度实验与分析

为测试方案总体性能,选择在不同大小数据文件下进行测试,数据文件大小在20~220 MB之间,以20 MB为一个梯度进行递增。图5、图6分别展示了Storm平台上普通CBC模式下的AES算法,以及双路交错、四路交错ICBC模式下的AES算法的加密、解密时的时间性能对比。

由图5、图6可以看出,使用普通的CBC加密模式下的AES算法对数据进行加、解密,随着文件增大,加、解密处理时间呈直线增长,而将AES算法采用ICBC模式并行化并在Storm平台上进行实现,可以显著提高数据的加、解密速度,并且四路交错ICBC模式下的AES算法的加、解密速度比双路交错ICBC模式下的算法加、解密速度有所提升。

3.3 Storm平台上数据处理延迟时间实验与分析

本实验中数据处理的延迟时间=WAMS数据在最终排序-bolt中处理结束的时间-数据被发送的时间。设置Spout组件数为2,用于并行AES加密的Bolt组件数目分别设置为2和6,记录两次任务执行时数据处理延迟情况,结果见附录A图A4、图A5。

可以看出,当加密-Bolt的数目为2时,由于处理速度远小于数据产生的速度,待处理数据不断积累,造成处理延迟不断增大;而当加密-Bolt的设置为6时,大部分的延迟在20~100 ms之间,满足WAMS对数据延迟为100 ms~1 s的要求,属于可控范围。分析认为,偶尔出现的较大延迟是因为Spout在某一时刻获得了较多资源从而发送了较多资源,但是由于任务数多,可以在短时间内处理掉这些资源,使得处理延迟恢复到可控范围。

4 结语

本文根据智能电网WAMS数据的特点,设计了基于云平台的WAMS数据存储系统,又结合Storm框架各组件模型,提出了一种基于Storm平台的数据快速加密方案,并在Storm云平台上进行了实现,提升了数据加密的速度,相关实验证明了所设计方案的有效性。但是,本文的研究仍存在诸多不足:本文的算例分析只针对加密过程中的数据处理延迟进行了相关实验,未对解密过程的数据延迟进行实验,若要达到实际应用的标准,仍需大量的实验分析、对比;对于合适的任务数与WAMS数据量的关系,仍需进一步的研究。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

摘要：针对智能电网广域测量系统(WAMS)数据的安全问题,分析了现有数据加密方案的特点。结合WAMS数据量大、实时性要求高的特点,引入Storm分布式实时计算平台进行WAMS数据的实时加密处理。设计了基于云平台的WAMS数据存储系统,并在此系统之上设计了基于Storm框架的高级加密标准(AES)算法。该算法将加密过程分为数据接入、快速并行数据加密及加密结果云存储等几个过程,并在Storm预定义的编程组件中进行了编程实现。通过对比分析,验证了所提出方案具有低延迟、加密效率高等特点。

电力系统广域继电保护研究综述 第9篇

广域保护的概念最早由瑞典学者Bertil Ingelsson于1997年提出[2], 他所论述的广域保护主要用来预防在严重的故障下长期的电压崩溃, 只完成安全自动控制功能而不包含继电保护功能。广域保护建立在计算机技术和通信技术发展的基础上, 与大型互联电网的安全性和稳定性要求有密切的关系。广域保护可以解决传统电力系统控制及继电保护中出现的一些问题, 更好地保证电网的安全稳定运行。广域保护系统具有高的可靠性、选择性、安全性、灵活性和普遍性等特点, 以满足复杂的电力系统网络结构的要求, 充分地利用广域测量与监控信息, 减少大停电等事故的发生, 保证社会和用户用电的质量。

1 广域继电保护的研究

当前国内外对广域保护系统的研究主要集中在两个领域:一个是利用广域信息, 主要完成安全监视、控制、稳定边界计算及状态估计等功能, 其侧重点在广域信息的利用和安全控制功能的实现, 即广域控制系统;另一个则是利用广域信息完成继电保护功能, 其侧重点在与常规主保护配合, 快速有效的实现电力系统继电保护, 即广域继电保护系统[3]。

日本学者Yoshizumi Serizawa等人提出使用GPS信号进行精确的时间同步, 通过专用的光纤信道传送多点电流信息, 构成广域电流差动后备保护的观点, 以克服现有的面向单一电气元件的电流差动保护无法提供快速后备保护功能的问题[4~5]。

我国学者在广域继电保护方面的研究也取得了一些成绩。广西大学的谭建成提出了建立基于专家系统的广域后备保护[6~8]。该系统采用集中决策的结构形式, 通过采集故障相邻区域四段距离保护的判断结果, 运用专家系统的知识进行决策, 判断故障位置, 并能处理诸如断路器失灵、保护拒动等问题给故障判断带来的影响。

此外, 西南交通大学的王晓茹等提出建立基于多Agent系统的广域后备保护系统[9]。Agent是自治的、能相互作用或协作的软件, 具有网络通信能力。自治是指在一定环境中的独立行为能力。数字保护继电器就是一个自治的元件, 也可以被认为是智能电子装置IED (Intelligent Electronic Devices) 。她所提到的Agent通常指那些具有学习能力的Agent, 运用了诸如人工神经网络、模糊逻辑等人工智能技术。如果个体Agent具有智能, 当Agent以系统形式协作工作时, Agent系统便体现出分布智能的特征。

2 广域继电保护算法

目前, 对广域继电保护算法的研究主要有:广域纵联方向保护、广域距离保护、广域电流差动保护。

2.1 广域纵联方向保护原理

利用广域故障方向信息的方法来实现故障判别的广域纵联保护, 其基本构成方法为[10]: (1) 在被保护系统的每一个断路器或电流互感器处, 都装设一个能够测量故障方向的电子智能装置 (IED) ; (2) 对每个IED, 都事先划定好各自的保护区域, 以便与其它IED进行有目的的信息交换; (3) 对每个IED, 都列出其最大保护区域内所包含的被保护设备 (线路、母线、变压器等) 与IED的对应关系表; (4) 在所研究的IED内部, 将其它IED传来的故障方向信息按对应表中的关系进行计算、比较, 确定出故障发生的区段。

文献[10]提出的一种基于纵联比较原理的广域继电保护算法, 通过比较故障相邻区域多测点的故障方向信息, 能准确地判断出故障位置并采取相应的保护策略。该算法需要的信息量少, 原理简单可靠, 在缺少某个方向元件信息的不利情况下仍然能够正常工作, 可极大地提高后备继电保护系统的性能。

基于方向元件的广域纵联保护由于传送的是动作信号及开关量, 所以在广域系统中的传输数据较少, 对网络的带宽要求不高, 但是方向元件本身在某些特定的条件下可能会误动作, 例如:系统振荡时方向元件很容易误动, 另外反映正序故障分量的方向元件, 当正向故障时, 如果保护背侧有大电源, 可能会将正向故障判为反向故障等。而且该算法没有给出具体的保护区域动态形成规则, 当电力系统拓扑发生变化后, 保护不能动态的调整通信对象, 容易导致广域保护系统的误判。

2.2 广域距离保护原理

基于距离元件的广域继电保护是利用相关区域IED的所有距离元件的动作信息和开关信息综合判断来实现故障判别。

文献[6]提出通过收集相关区域的保护各元件及开关信息, 利用变电站内的专家系统来判断故障元件及相应采取的后备保护动作。它主要关注的是保护算法, 这种保护算法的特点是:利用己有的距离保护各元件的动作情况, 通过定义距离保护中各段的动作系数AF (Action Factor) , 首次把概率的思想运用到保护中, 利用已有的距离保护各元件的动作情况, 根据主判据来判断元件或区域出现故障概率, 某个电力元件出现概率越大, 则最先切除该元件, 同时监视断路器是否失灵, 如果发生断路器失灵, 就向相邻I E D发断路器失灵触发信号, 相邻的IED根据所在位置是否存在故障电流确定是否跳开所控制的断路器。

基于距离元件的广域保护不需要严格的同步技术, 而且在现有保护的基础上改动较小, 但是, 距离元件在系统振荡时容易误动作, 且躲过渡电阻能力弱, 而且未对广域保护信息的交互过程做进一步的研究。

2.3 广域电流差动保护原理

基于基尔霍夫电流定律的常规电流差动保护原理简单可靠, 灵敏度高, 被广泛用作为输电线路、母线和电气设备的主保护, 运行效果良好[5,11,12]。广域电流差动保护原理跟常规保护基本一样, 也是满足基尔霍夫电流定律, 不同点是, 常规电流差动保护的保护对象是单个电气元件, 而广域电流差动保护的保护对象是一个区域 (包括单个电气元件) 。

Y.Serizawa提出的广域电流差动保护包括主保护和后备保护, 以获得更好的选择性, 更快的故障切除时间, 更小的停电范围。用155-MbpSATM (异步传输模式) 网路链路层的局域网以及GPS (全球定位系统) 接收器来实现各远端的电流同步采样, 在不同的电网状况和通信条件下都有较满意的行为效果。

文献[11]给出基于多Agent技术的分相电流差动保护方案, 认为在故障发生后5ms~40ms内采用故障分量电流差动保护, 能提高保护的灵敏度。故障发生40ms后投入全电流和零序电流差动保护。全电流差动保护可不待延时地跳闸, 快速切除故障;零序电流能较灵敏地反映高阻接地故障, 可作为全电流差动保护的后备保护。文献[13~14]把Agent的技术运用到广域电流差动后备保护中, 利用己有的企业内部网设计出整个保护系统的结构, 并在仿真平台EPOCHS (综合电力系统仿真与通信仿真) 上得到很好的实现。该文设计了一个实用的后备保护系统结构以及提出了一套反映后备保护系统的Agent的行为规则, 但对保护采用的电流差动算法没做进一步研究。文献[15]提出利用精确的贝瑞隆模型区分线路内部和外部故障, 构成一种新的差动保护原理。这种新的保护原理自动地考虑了电容电流的影响, 不需要进行电容电流的补偿。同时也证明了分相电流差动这种卓越的保护原理也能应用于超长距离的超高压和特高压线路上。

3 广域继电保护的应用前景

传统的保护技术主要基于以往系统研究的某些假设, 采取离线分析, 并不能反映系统工作情况的改变, 因此其保护配置可能不是最优的。而广域继电保护技术则反映系统状态的变化, 同时使用不同地点的实时数据, 能够减少系统出错的可能性, 该保护具有自适应性。

利用广域继电保护可以实现自适应的纵联保护、距离保护、自动重合闸等。例如, 在传统距离保护中, 由于分支系数的存在, 测量阻抗不等于实际保护安装处至故障点的阻抗, 从选择性角度考虑, 根据最小的分支系数来整定, 因此, 在分支系数增大的条件下, 保护范围将缩短。为克服以上缺点, 采用自适应控制措施, 由于很容易取得广域信息, 在故障条件下实时获得故障线路的电流, 可根据电网的运行方式实时确定分支系数和距离保护的整定值。自适应保护原理可以提高灵敏性和选择性, 广域继电保护系统可以用于实现继电保护的自适应功能。

4 结语