保护控制

柔性交直流混合配电网保护控制技术是柔性交直流混合配电网技术的重要组成部分，承担着第一时间处置故障的任务。国网天津电力在天津电科院组建产学研攻关团队，推进柔性交直流混合配电网保护与自愈控制关键技术攻关和成果落地应用——

直流电源系统是变电站的重要组成部分，是继电保护控制装置、自动化装置、高压断路器分合闸机构、通信、计量、事故照明等二次系统的供电电源，主要由蓄电池组和整流装置两部分组成直流母线正常情况下，直流电源系统由站用交流电经整流装置提供，当突发交流失电时，站用直流电源系统转由蓄电池组供电，蓄电池组便成为唯一的直流电源。

基于包交换通信易扩展、易配置，是保护控制通信发展的趋势，但须根据不同业务整体规划。新兴通信技术能为保护控制的发展创造条件，同时也许考虑新技术应用的合理性。即使站内通信要取代MMS也不意味要取代IEC61850，仍要以61850模型及服务为基础。合理优化保护装置建模，避免使用GGIO.关注保护装置信息模型的应用，充分应用模型语义，减少保护app的配置工作量

随着新能源的不断接入，电力系统结、运行控制方式变得更为复，对保护控制技术提出了更高要。为，提出了一种新型电力系统保护控制技术架构。为预防单一事故向系统性事故发展，提出新型继电保护构成模，构建更加完善的第一道防。结合系统性事故演变过程，建立保护和控制系统之间的信息融合及协同机制，通过站域自-区域协同的方式实现自治式保护控制策，优化三道防线的功能布局，有效抑制和阻断系统性事故的发生与发，提升新型电力系统的安全防御能力。

介绍分布式智能保护控制理论在两个方向上取得的进展。一是配电网横向通信，突破4G虚拟局域网瓶颈，实现了超低成本。二是保护策略，解决单相接地故障识别难题，实现全故障精准定位、隔离和自愈。今年6月，在沈阳辽中三家线建设了国际首个10kV基于4G通信的分布式智能保护示范线路工程，部署的9套装置覆盖全线路，单点年通信成本小于10元。投运以来，发生了4次线路故障，涵盖接地与短路、永久性与瞬时性，全部正确动作，在百毫秒内精准隔离故障，故障处置时间缩短了70%，供电可靠性大幅提升。

智能变电站，直流输电、新能源发电等逆变型电源接入以及UPFC、TCSC、SVC等设备大量应用，这些电力电子设备具有复杂、多变量、非线性、时变的特性，使电力系统的故障特征和动态特征正在发生质的变化。 配电网是变革最快的领域，伴随着分布式电源/电动自行车/分散式储能设备的规模化接入，配电网的电源，网络，负荷及保护控制方式要发生根本性变化。源网荷储互动从毫秒级的紧急控制扩展到日内实时优化调度，实现“荷随网动、储随网动”的源网荷储智能互动，提升电力系统的灵活调节能力和新能源消纳能力成为当前或待研究解决的追切问题。供电可靠性所要求的自愈控制与网络重构技术将使配电网网络拓扑变化成为常态。而为应对飞速发展配网环境，配电网电源发生变化后对主网影响成为我们重点研究对象。

本项目的主要研究内容主要有：（1）提高整体可靠性的智能变电站保护控制系统技术体系：（2）保护控制系统通用软硬件平台：（3）保护控制系统动态模拟测试技术；（4）保护控制系统采集环节异常数据的辩识方法：（5）保护控制系统网络攻击检测与防护方法；（6）保护控制系统网络信息自动配置技术：（7）电力系统振荡中距离保护原理优化：（8）自适应重合闸新原理：（9）不依赖通信通道的超高速线路保护新原理。 截止2016年，该项目成果已应用于全部智能变电站，高可靠性保护控制、保护新原理、数据容错辨识及信息安全技术的应用提高了变电站保护控制的整体可靠性，有效减少了保护误动、减少了因保护检修引起的一次设备停运。与常规变电站相比，单个智能变电站每年可以减少停电约5.6小时，典型220kV变电站可减少停电损失60.4万元，2014年到2016年共减少停电损失6.5亿元。项目实现了高可靠保护控制集成、状态检修技术、网络系统优化等的推广应用，在变电站土建、设备采购、工程调试及变电站运维管理过程中节约成本，以单座智能变电站统计，保护控制装置及设备屏柜减少34%，现场安装及调试时间缩短1个月，平均每年减少运维工作量50人*天，每座变电站建设及运维合计节支80万元，在已经完成建设的3074座智能变电站中，共计实现节支20.43亿元。从2009年第一批智能变电站试点工程投运以来国网公司系统内变电站经受了各种运行方式的考验，性能参数完全符合设计、运行要求，系统运行平稳、设备状态正常、性能优异，满足智能电网建设需求。