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[摘 要]目前，电力系统保护、安控、紧急控制等系统均独立运行，系统内部及系统之间的信息交互有限，存在配合问题及安全隐患。本文以南雄珠玑片区保护控制系统为例，着重从电气二次设计角度阐述如何在工程实施过程中实现区域保护控制系统中的区域继电保护优化、孤网控制与并网恢复等功能。
[关键词]区域保护控制；区域继电保护优化；孤网控制与并网恢复
中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）09-0075-02
随着科技的发展，通信、计算机、自动化等技术与传统电力技术的有机融合，极大地提升了电网的智能化水平，电网逐渐呈现出自愈、兼容、集成、优化新特征，智能电网是电网技术发展的必然趋势。由于电网各系统并未完全达到电力系统安全稳定的性能要求，甚至存在配合问题及安全隐患。为解决各系统之间的协调与优化问题，以南雄220kV珠玑站所在片区电网作为试点，建立一套基于多类型信息交互的保护控制系统，以便能高效、实时地实现各系统内部、系统之间进行基于时间、空间的各类型信息充分交互。该系统主要实现两大功能：实现区域保护控制、实现统一数据平台，其中区域保护控制系统主要实现区域继电保护优化、孤网控制与并网恢复、实现一体化通讯网络；统一数据平台则主要通过搭建平台提供各EMS系统接口以实现平台对接，从而最终实现对保信系统进行定值、对保护实现在线定值校核等功能。
一、电网概述
南雄珠玑片区电网结构如图1所示。
该片区主要站点：220kV珠玑站、110kV里东站、110kV黄坑站、110kV南雄站、110kV全安站、110kV澜河站；片区电源总装机约108MW，为南雄市上网小水电；片区最高负荷约107MW。该片丰水期为电源点，枯水期为负荷点。
根据结构图可看出，珠玑站单台主变配置为薄弱环节，主变作为与主网的唯一连接点，一旦珠玑站主变跳闸或者220kV墨珠双线均断开，该片区电网与主网解列。
该片区内，里东站、黄坑站、南雄站、全安站均以110kV环网方式运行，供电可靠性较强；仅澜河站以珠玑站为中心辐射型供电，且无配设备自投装置，其主供线路跳闸将造成该站点失压。
二、保护控制系统需要解决的主要问题
若220kV墨珠双线均发生故障或珠玑主变故障，保护控制系统应能判出故障并切除故障元件。若故障切除后导致珠玑地区与主网失去电气联系，在丰水期需要切除部分机组以维持该地区的频率稳定并为检同期并网创造条件；在枯水期需要切除部分负荷以维持该地区的频率稳定并为检同期并网创造条件。若110kV线路、主变、母线发生故障，保护控制系统应能判出故障并切除故障元件；对于两端都有本控制系统装置的110kV线路，通过发送距离Ⅱ段动作的允许信号到线路对端装置实现全线速动。若110kV系统发生故障形成局部孤网，根据局部孤网故障前功率大小与方向采取与主变跳闸类似的控制措施。同时，该系统需要考虑重合闸与备自投的配合关系。
三、保護控制系统构成
针对该片区电网的电网智能化网络控制系统配置如图2、图3所示：
四、保护控制系统控制方案
1、220kV墨珠双线均发生故障
装置判断墨珠双线均发生故障后根据故障前墨珠双线功率大小与方向采取控制措施。
①事故前珠玑地区向主网送电
若外送功率P 若外送功率P≥Pmk1，则采取切机措施，切机量dP=P-Pset1，
故障后若珠玑地区频率仍然偏高则分轮切机，每次切一条电源线，过频切机判据如下：
f≥fH t≥n*tfh 过频切机动作 n=1，2，3，4……
②事故前珠玑地区从主网受电
若受进功率P 若受进功率P≥Pmk3，则采取切负荷措施，切负荷量dP=P-Pset2，
若受进功率P≥Pmk4，则采取珠玑地区所有电源线路的控制措施，
故障后若珠璣地区频率仍然偏低则分轮切负荷，每次切一条负荷线，低频切负荷判据如下：
F≤fL t≥n*tfl 低频切负荷动作 n=1，2，3，4……
切机与切负荷均按照设定的优先级切除电源线与负荷线。
墨珠双线断开后启用的备用电源为110kV墨南线（或顿南线）。
2、珠玑主变跳闸
装置判断珠玑主变跳闸后根据故障前主变功率大小与方向采取控制措施。
①事故前珠玑地区向主网送电
若外送功率P 若外送功率P≥Pmk1，则采取切机措施，切机量dP=P-Pset1，
故障后若珠玑地区频率仍然偏高则分轮切机，每次切一条电源线，过频切机判据如下：
f≥fH t≥n*tfh 过频切机动作 n=1，2，3，4……
②事故前珠玑地区从主网受电
若受进功率P 若受进功率P≥Pmk3，则采取切负荷措施，切负荷量dP=P-Pset2，
若受进功率P≥Pmk4，则采取珠玑地区所有电源线路的控制措施，
故障后若珠玑地区频率仍然偏低则分轮切负荷，每次切一条负荷线，低频切负荷判据如下：
F≤fL t≥n*tfl 低频切负荷动作 n=1，2，3，4……
切机与切负荷均按照设定的优先级切除电源线与负荷线。
主变跳闸的备用电源为110kV墨南线（或顿南线）。
3、110kV系统元件故障
110kV线路故障或母线故障导致110kV线路跳闸后可能形成局部孤网，根据局部孤网故障前功率大小与方向采取与主变跳闸类似的控制措施。 本系统考虑如下一些110kV线路故障后形成孤网的情况：
110kV线路跳闸后形成的澜河孤网；
110kV線路跳闸后形成的全安孤网；
110kV线路跳闸后形成的南雄孤网；
110kV线路跳闸后形成的全安+南雄孤网；
由以上情况可考虑实施以下区域备自投投入方式：
（1）珠河线跳闸，若全安站与主网有联系则检同期合安澜线，否则合长澜线（开环点在本侧，但需要主站给其信息确认全安站与主网是否有联系）
（2）珠南线、珠全线全部跳闸（或一回检修另一回跳闸）形成全安、南雄孤网时检同期合墨南线（或顿南线）（合环点南雄站需要主站信息判孤网）
（3）雄安线检修，珠南线跳闸形南雄孤网时检同期合墨南线（或顿南线）
（4）雄安线检修，珠全线跳闸形全安孤网时检同期合安澜线（合环点在全安站对侧）
区域备自投与本地站域自投的配合关系：把南雄变的就地常规备自投装置动作时间整定长些，以确保区域备自投先动作。
（5）由于本地区负荷较轻，不考虑备自投后线路过载。
4、110kV线路故障全线速动方案
本系统在本片区110kV線路两侧均装设线路保护，发生线路区内故障，两侧线路保护装置的距离Ⅱ段元件若动作，则借助区域网络向对侧发送允许信号。保护装置根据接收的允许信号，结合自己距离保护Ⅱ段元件的动作情况，实现全线快速跳闸。即借助区域网络通道，在无需建立专用纵联通道的情况下，实现传统线路保护的全线速动功能，提高保护性能。本系统共有珠里线、珠黄线、珠河线、珠全线、珠南线、里黄线、安澜线和雄安线实现全线速动。
五、为达到以上功能本系统在各站需要实现的保护功能
1.220kV珠玑站
110kV线路保护功能（不考虑220kV线路保护）、主变保护、母联保护功能、母差及失灵功能。
2.110kV南雄站
110kV线路保护功能、主变保护、分段保护功能、母差及失灵功能。
3.110kV黄坑站
110kV线路保护功能、主变保护、母差及失灵功能。
4.110kV里东站
110kV线路保护功能、主变保护、母差及失灵功能。
5.110kV澜河站
110kV线路保护功能、主变保护、母差及失灵功能。
6.110kV全安站
110kV线路保护功能、主变保护、母差及失灵功能。
六、结语
综上，本系统构建了一个整体的网络智能控制与保护系统，包含了控制主站，站域子站，采集和控制合一的过程层装置，集线路保护、主变保护、母线保护、备自投、稳控功能于一体，实现了孤网后的功率快速平衡和复电；开关拒动、保护拒动后的快速后备保护等功能。不仅对原有保护实现冗余配置，而且不同模块之间通过内部高速数据总线交换信息，不同功能之间能协调配合动作，当电网发生故障后，能迅速定位并切除故障，确保供电的可靠性，解决了传统电力系统保护、安控、紧急控制等系统相互独立，不同功能之间配合困难的问题，提高了局部电网运行的安全稳定性与供电可靠性。
参考文献
[1] 基于广域信息的区域控制保护技术.文安，黄维芳.《南方电网技术》，2016
[2] 基于IEC 61850的继电保护信息交互的研究.张正拓.《华北电力大学》，2013.
作者简介
沈志杰，1980.02.08；男；学历：本科；资格证书：注册电气工程师；职称：工程师；工作方向：电气二次设计。
[关键词]区域保护控制；区域继电保护优化；孤网控制与并网恢复
中图分类号：TM77 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）09-0075-02
随着科技的发展，通信、计算机、自动化等技术与传统电力技术的有机融合，极大地提升了电网的智能化水平，电网逐渐呈现出自愈、兼容、集成、优化新特征，智能电网是电网技术发展的必然趋势。由于电网各系统并未完全达到电力系统安全稳定的性能要求，甚至存在配合问题及安全隐患。为解决各系统之间的协调与优化问题，以南雄220kV珠玑站所在片区电网作为试点，建立一套基于多类型信息交互的保护控制系统，以便能高效、实时地实现各系统内部、系统之间进行基于时间、空间的各类型信息充分交互。该系统主要实现两大功能：实现区域保护控制、实现统一数据平台，其中区域保护控制系统主要实现区域继电保护优化、孤网控制与并网恢复、实现一体化通讯网络；统一数据平台则主要通过搭建平台提供各EMS系统接口以实现平台对接，从而最终实现对保信系统进行定值、对保护实现在线定值校核等功能。
一、电网概述
南雄珠玑片区电网结构如图1所示。
该片区主要站点：220kV珠玑站、110kV里东站、110kV黄坑站、110kV南雄站、110kV全安站、110kV澜河站；片区电源总装机约108MW，为南雄市上网小水电；片区最高负荷约107MW。该片丰水期为电源点，枯水期为负荷点。
根据结构图可看出，珠玑站单台主变配置为薄弱环节，主变作为与主网的唯一连接点，一旦珠玑站主变跳闸或者220kV墨珠双线均断开，该片区电网与主网解列。
该片区内，里东站、黄坑站、南雄站、全安站均以110kV环网方式运行，供电可靠性较强；仅澜河站以珠玑站为中心辐射型供电，且无配设备自投装置，其主供线路跳闸将造成该站点失压。
二、保护控制系统需要解决的主要问题
若220kV墨珠双线均发生故障或珠玑主变故障，保护控制系统应能判出故障并切除故障元件。若故障切除后导致珠玑地区与主网失去电气联系，在丰水期需要切除部分机组以维持该地区的频率稳定并为检同期并网创造条件；在枯水期需要切除部分负荷以维持该地区的频率稳定并为检同期并网创造条件。若110kV线路、主变、母线发生故障，保护控制系统应能判出故障并切除故障元件；对于两端都有本控制系统装置的110kV线路，通过发送距离Ⅱ段动作的允许信号到线路对端装置实现全线速动。若110kV系统发生故障形成局部孤网，根据局部孤网故障前功率大小与方向采取与主变跳闸类似的控制措施。同时，该系统需要考虑重合闸与备自投的配合关系。
三、保護控制系统构成
针对该片区电网的电网智能化网络控制系统配置如图2、图3所示：
四、保护控制系统控制方案
1、220kV墨珠双线均发生故障
装置判断墨珠双线均发生故障后根据故障前墨珠双线功率大小与方向采取控制措施。
①事故前珠玑地区向主网送电
若外送功率P
故障后若珠玑地区频率仍然偏高则分轮切机，每次切一条电源线，过频切机判据如下：
f≥fH t≥n*tfh 过频切机动作 n=1，2，3，4……
②事故前珠玑地区从主网受电
若受进功率P
若受进功率P≥Pmk4，则采取珠玑地区所有电源线路的控制措施，
故障后若珠璣地区频率仍然偏低则分轮切负荷，每次切一条负荷线，低频切负荷判据如下：
F≤fL t≥n*tfl 低频切负荷动作 n=1，2，3，4……
切机与切负荷均按照设定的优先级切除电源线与负荷线。
墨珠双线断开后启用的备用电源为110kV墨南线（或顿南线）。
2、珠玑主变跳闸
装置判断珠玑主变跳闸后根据故障前主变功率大小与方向采取控制措施。
①事故前珠玑地区向主网送电
若外送功率P
故障后若珠玑地区频率仍然偏高则分轮切机，每次切一条电源线，过频切机判据如下：
f≥fH t≥n*tfh 过频切机动作 n=1，2，3，4……
②事故前珠玑地区从主网受电
若受进功率P
若受进功率P≥Pmk4，则采取珠玑地区所有电源线路的控制措施，
故障后若珠玑地区频率仍然偏低则分轮切负荷，每次切一条负荷线，低频切负荷判据如下：
F≤fL t≥n*tfl 低频切负荷动作 n=1，2，3，4……
切机与切负荷均按照设定的优先级切除电源线与负荷线。
主变跳闸的备用电源为110kV墨南线（或顿南线）。
3、110kV系统元件故障
110kV线路故障或母线故障导致110kV线路跳闸后可能形成局部孤网，根据局部孤网故障前功率大小与方向采取与主变跳闸类似的控制措施。 本系统考虑如下一些110kV线路故障后形成孤网的情况：
110kV线路跳闸后形成的澜河孤网；
110kV線路跳闸后形成的全安孤网；
110kV线路跳闸后形成的南雄孤网；
110kV线路跳闸后形成的全安+南雄孤网；
由以上情况可考虑实施以下区域备自投投入方式：
（1）珠河线跳闸，若全安站与主网有联系则检同期合安澜线，否则合长澜线（开环点在本侧，但需要主站给其信息确认全安站与主网是否有联系）
（2）珠南线、珠全线全部跳闸（或一回检修另一回跳闸）形成全安、南雄孤网时检同期合墨南线（或顿南线）（合环点南雄站需要主站信息判孤网）
（3）雄安线检修，珠南线跳闸形南雄孤网时检同期合墨南线（或顿南线）
（4）雄安线检修，珠全线跳闸形全安孤网时检同期合安澜线（合环点在全安站对侧）
区域备自投与本地站域自投的配合关系：把南雄变的就地常规备自投装置动作时间整定长些，以确保区域备自投先动作。
（5）由于本地区负荷较轻，不考虑备自投后线路过载。
4、110kV线路故障全线速动方案
本系统在本片区110kV線路两侧均装设线路保护，发生线路区内故障，两侧线路保护装置的距离Ⅱ段元件若动作，则借助区域网络向对侧发送允许信号。保护装置根据接收的允许信号，结合自己距离保护Ⅱ段元件的动作情况，实现全线快速跳闸。即借助区域网络通道，在无需建立专用纵联通道的情况下，实现传统线路保护的全线速动功能，提高保护性能。本系统共有珠里线、珠黄线、珠河线、珠全线、珠南线、里黄线、安澜线和雄安线实现全线速动。
五、为达到以上功能本系统在各站需要实现的保护功能
1.220kV珠玑站
110kV线路保护功能（不考虑220kV线路保护）、主变保护、母联保护功能、母差及失灵功能。
2.110kV南雄站
110kV线路保护功能、主变保护、分段保护功能、母差及失灵功能。
3.110kV黄坑站
110kV线路保护功能、主变保护、母差及失灵功能。
4.110kV里东站
110kV线路保护功能、主变保护、母差及失灵功能。
5.110kV澜河站
110kV线路保护功能、主变保护、母差及失灵功能。
6.110kV全安站
110kV线路保护功能、主变保护、母差及失灵功能。
六、结语
综上，本系统构建了一个整体的网络智能控制与保护系统，包含了控制主站，站域子站，采集和控制合一的过程层装置，集线路保护、主变保护、母线保护、备自投、稳控功能于一体，实现了孤网后的功率快速平衡和复电；开关拒动、保护拒动后的快速后备保护等功能。不仅对原有保护实现冗余配置，而且不同模块之间通过内部高速数据总线交换信息，不同功能之间能协调配合动作，当电网发生故障后，能迅速定位并切除故障，确保供电的可靠性，解决了传统电力系统保护、安控、紧急控制等系统相互独立，不同功能之间配合困难的问题，提高了局部电网运行的安全稳定性与供电可靠性。
参考文献
[1] 基于广域信息的区域控制保护技术.文安，黄维芳.《南方电网技术》，2016
[2] 基于IEC 61850的继电保护信息交互的研究.张正拓.《华北电力大学》，2013.
作者简介
沈志杰，1980.02.08；男；学历：本科；资格证书：注册电气工程师；职称：工程师；工作方向：电气二次设计。