摘要：为应对复杂交直流大电网出现的新型安全稳定问题，我国正在积极开展系统保护建设，由于其覆盖范围广泛、控制资源众多、控制策略复杂、动作影响巨大，因此实时调度运行中须全面掌握系统保护运行状态并动态优化动作策略。文中首先提出了大电网系统保护在线监视及策略优化的总体框架，主要包括状态监视、仿真建模、在线校核、策略优化等主要环节。随后，探讨了各环节中关键技术的基本思路，重点论述了策略优化辅助决策的具体方法，主要探讨了频率越限辅助决策和断面潮流越限辅助决策。
关键词：交直流电网；系统保护；在线监视；实时校核；辅助决策
1 引言
随着大容量、远距离特高压直流输电技术的快速发展，风电和光伏等新能源大量并网，远距离跨区输电规模持续增长，电网格局与电源结构发生重大改变，交直流混连电网格局逐步形成，在电网“强直弱交”的过渡期间，系统稳定问题由局部、孤立向全局、连锁方向演化，电网安全防御能力急需提升。系统保护的广域信息采集、多元协调精准控制等功能对电力通信专网的覆盖范围、传输速率、信号质量和安全性能等方面提出了全新的支撑要求。电力通信网作为电网重要组成部分，是实现电网安全、稳定运行的重要保障，同时，也是实现系统保护各项功能的重要前提。
2 电网系统故障的新特征
（1）配电网系统内故障电流的双向流动。系统内存在微电源，当电网内部或主电网发生故障时，会出现双向流动的故障电流。（2）电网中故障电流明显减小。由于不同逆变器的设计参数，分布式电源在线路故障时的电流输出受到限制，甚至只有额定电流的1.2-1.5倍。这必将影响到系统中过电流保护的灵敏度。（3）电网故障判断特征。负序零序分量判据：根据电网中故障情况下负序和零序电流，按照“六区”序分量选相元件的基本原理，可以判断电网中故障的类型和相别。基于DG出口电压abc-dq0方法：当发生不同的故障时，三相电压的dq分量具有不同的特征，以此来判断不同类型的故障。（4）电网中故障具有过程特征。因为电网孤岛运行之前、运行期间及运行之后的特性是随着过程动态变化的，所以电网的保护功能配置及定值整定均要考虑这种变化。
3 系统保护在线监视总体框架
我国特高压交直流大电网中有部分是可控的源网荷资源，其关键运行信息均上传至系统保护装置，同时系统保护装置向可控资源下发动作命令。为有效在线监控系统保护的运行，在区域电网调度控制系统中构建了系统保护在线监视功能，主要包括状态监视、仿真建模、在线校核、策略优化等环节。系统保护给出的控制策略可用于调整电网运行方式和系统保护方式。此外，系统保护可能涉及不同层级调度，各区域调度控制系统信息交互，实现信息和资源共享。
4 系统保护在线监视功能的关键技术
4.1 系统保护功能架构
系统保护包括交直流协调控制、主动解列控制、抽水蓄能控制、精准切负荷控制、连锁故障预警及控制、广域联合发电控制以及全网高精度录波、实时监视预警等部分。近期主要实现交直流协调控制、主动解列控制、抽水蓄能控制、精准切负荷控制四大部分。远期将实现连锁故障预警及控制等全景状态感知功能。
4.2 系统保护状态监视
系统保护装置需将其运行状态实时上传至相应调控中心，需实时监视的内容包括装置运行状态、装置控制方式、资源调节量、动作信息等，对系统保护而言，本区域系统保护动作不仅影响本区域电网运行，也可能会影响具有电气连接关系的其他区域电网运行。例如华东频率协控系统动作后，会调制华北、华中、西南、西北等电网送华东电网的直流。因此，系统保护状态监视模块应具备信息共享功能，将监视信息共享至相关调度机构，同时当系统保护动作时向相关调度推送告警。
应注意的是，系统保护监视功能建设应与系统保护建设同步开展，系统保护设计实施过程中需考虑各类信号接入调度中心的具体要求。
4.3 智能监控补偿与系统保护
由主TMS320F-DSP智能控制器控制多从DSP处理控制器构成电网负荷检测监控补偿与保护系统系统。所述主从DSP之间的数据通信采用双口RAM-PIO通信接口，控制命令由主TMS320F28355-DSP智能控制器送到从DSP-PLC-A/D电网检测控制器与DSP-IAF补偿控制器和DSP-SPC系统保护控制器，由从DSP控制各操作执行装置。本系统为提高检测装置精度与高抗干扰能力，采用高抗干扰DSP/PLC多路信号数据采集控制器与滤波器及高精度DSP内置A/D芯片，由PLC程序控制器把电网与负荷多路电压电流与电网运行状态检测信号分别送入A/D变换器与FFT处理器对电网信号进行变换与分析，准确地检测与计算出电网各次谐波的幅值、频率与相位信息及电网信号动态信号数据，利用高速GJ-IAF智能有源滤波器对电网波动与谐波干扰信号进行抑制与补偿，根据电网保护限度范围与电网操作规范控制DSP-SPC系统保护装置对电网进行监控与安全保护，提高电网系统的控制效果、高速性与安全性。
4.4 频率越限辅助决策
针对故障后频率问题，重点分析优化直流调制量、可切抽蓄机组量、可切负荷量等多种措施，在满足频率要求的同时尽量减少切负荷量。为保障直流故障后系统保护正确动作不触发第三道防线，若实际功率缺额大于功率缺额上限值，则需要根据电网实际运行情况，按照提升直流调制量、增加切抽蓄机组量、增加切负荷量、调减直流运行功率的先后顺序给出调整策略建议。其中提升直流调制量的约束包括调制后满足直流送电能力限制、直流送受端交流断面限制以及送端交流电网频率约束。增加切抽蓄机组量的约束包括当前抽蓄机组容量和交流断面约束。增加切负荷量的约束包括可控负荷大小以及切负荷上限比例限制。
4.5 非故障状态下的隔离
当电网相邻的外部电网发生故障时，均可能造成电网母线低电压。隔离判据中低电压跳闸判据的整定值按照电网运行约束选取，即负荷的电压敏感度和电网从跳闸后的低压状态恢复正常的能力。对于电力输出型电网保护的考虑电网中发电容量大于负荷容量时，系统在正常运行时有功率外送的情况，所以单一的反向功率继电器对于故障的判断是不充分的。另外，由于电力输出型电网有足够的发电容量，等值电源内阻较小，当主电网故障时，电网母线上的电压变化并不明显，因此电网母线上的过电压／欠电压继电保护装置动作灵敏度较低。有关文献提及的多重化纵差保护应用，是解决上述问题的优化举措。
5 结束语
为应对我国特高压交直流电网面临的新型安全稳定问题，构建区域电网层面的系统保护是一种较好的措施。文中提出的系统保护在线监视可为调度运行人员掌握系统保护运行状态及动态优化控制策略提供有力工具。随着系统保护的应用推广和功能扩展，系统保护在线监视及策略优化的需求将进一步增加，同时也需要进一步完善建模方法和策略优化方法。
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