摘要：随着我国电力系统规模的不断扩大和结构的日益复杂化，传统的电力保护方式已经难以满足现代电力系统对安全性、实时性和智能化的需求。尤其是在超高压、特高压输电系统广泛建设的背景下，局部保护与控制的孤立性问题愈加凸显，亟需建立具备信息共享、统一协调、快速响应的广域保护协同机制。广域保护作为电力系统自动化发展的重要方向，其核心在于借助广域测量系统（WAMS）与通信平台，将分布于不同区域的保护装置集成并协同运行，以实现越区故障快速识别、系统振荡防控、连锁事故抑制等功能。本文基于广域保护的基本原理与体系架构，深入分析当前应用中存在的问题，探讨其关键技术路径，包括广域同步测量、实时数据融合、通信可靠性保障、控制策略优化等方面。并结合实际工程应用案例，提出具有可操作性的协同控制策略和分层保护架构设计建议，以期为我国电力系统的智能化发展提供理论支撑与技术参考。

关键词：电力系统自动化；广域保护；协同策略；同步测量技术；智能电网

引言

电力系统作为支撑社会运行的关键基础设施，其稳定运行直接关系到国家能源安全与经济发展。随着新能源接入、电网结构复杂化以及跨区域输电规模的扩大，传统依赖本地信息的保护机制已难以应对快速演变的电力扰动和多发性的系统级事故。为此，广域保护技术应运而生，并逐渐成为实现电力系统自动化升级的重要组成部分。它通过部署高精度同步测量装置，实现对电网状态的全局感知，配合集中式或分布式协调策略，构建从监测、决策到控制一体化的保护体系。该技术不仅提升了对大范围电网动态过程的响应能力，也为电力系统实现“可观、可测、可控、可调”的目标奠定了基础。然而，广域保护的部署与运行仍面临多重挑战，如数据采集延迟、信息同步误差、通信中断风险以及多设备协调机制不健全等。因此，构建高效、稳定的广域保护协同策略，是当前电力系统自动化发展的关键任务之一。

一、广域保护系统的基本架构与功能分析

广域保护系统是智能电网中实现跨区域协同控制与联防联控的重要技术支撑，其基本架构由同步测量终端（PMU）、主控中心、通信网络及执行终端组成。系统以高精度统一时钟为基础，通过PMU实时采集电压、电流等相量信息，并依托高速通信网络传送至中央处理单元进行全网范围的故障识别、态势分析与协调控制。相较于传统保护系统以单站或局部线路为控制边界，广域保护以整个电网为对象，突破地域与电压等级限制，具备更强的全局感知与精准决策能力。在面临短路、电压塌陷或系统频率异常等大扰动事件时，广域系统可迅速定位故障源、判断影响范围，并自动协调各区域执行断路、负荷切除、发电调整等措施，实现对系统稳定性的快速响应与控制。同时，其还支持频率控制下的快速负荷分担、振荡识别与主动阻尼、孤网状态识别与重合并调度等多种高阶控制功能，显著提升了电网的韧性与抗风险能力，是实现新型电力系统稳定运行的关键保障。

二、广域保护面临的关键挑战与风险因素分析

广域保护的推广在技术层面仍存在诸多限制。首先，测量数据的时间同步精度是保障系统稳定运行的基础，但在复杂电磁环境或卫星信号受扰条件下，PMU之间可能产生同步偏差，导致故障判据失准。其次，通信网络的可靠性直接影响系统响应速度和控制准确性，而当前部分地区电网通信链路仍以光纤+微波为主，易受自然灾害或外部干扰影响出现延迟甚至中断，进而使协同指令执行失败。此外，数据融合与分析机制尚不完善，当前保护策略多以静态配置为主，缺乏根据电网运行状态动态调整的能力，难以适应复杂多变的新能源接入特性。在运行机制层面，由于各地电网调控中心尚未实现完全统一，信息共享壁垒较大，限制了广域协同的广泛落地。同时，在政策法规层面，广域保护作为一种跨区域协同手段，其权限划分、责任界定与应急处置机制尚需完善，这些问题都需在未来发展中系统解决。

三、协同策略优化设计路径与调控逻辑重构

为实现广域保护系统的高效协同与稳定运行，需从系统结构与控制逻辑两个维度进行综合优化。在系统结构上，构建“主—辅—边”三级分层协同架构成为关键路径。主控中心承担全网范围内的统一协调与优化调度，辅控节点主要负责区域性数据汇聚、故障趋势识别和策略下发，而边缘层的保护装置则具备就地判断与快速响应能力，可在网络通信中断或主站失效时独立完成局部闭环控制操作，保障基本保护功能不中断，从而显著增强系统的抗干扰性与鲁棒性。在控制逻辑方面，应引入模型预测控制（MPC）与机器学习算法，基于电网的历史运行数据、故障样本与实时状态信息，构建动态更新的智能判据库，支持面向场景的个性化保护策略部署。同时，通过引入通信链路的冗余备份与路径动态切换机制，避免主路径故障引发整体控制瘫痪。结合边缘计算技术提升局部数据处理效率，并在触发逻辑中引入时延容忍与多级判断机制，可有效缩短保护动作响应时间，提升异常工况下的保护精准性与实时性。

四、典型工程实践中的广域保护策略应用效果分析

在我国南方某特高压交流输电工程中，首次全面部署了全区域广域保护系统，构建了涵盖主控中心、区域辅控节点及边缘保护装置的三级联动架构。该系统布设了多层次高精度PMU节点，所有节点通过高速光纤通信网络与调控中心实现毫秒级数据同步与响应，可在50毫秒内完成从故障检测、定位、判据识别到控制指令下达的全过程，显著提升了事故处置效率。在一次突发雷击导致断路器跳闸的实际案例中，系统迅速锁定故障区段，联动切除高风险线路，成功阻断故障向主干电网扩展的可能，展现了广域保护的高响应性与区域协同能力。此外，系统持续采集全网运行数据，融合电力摆动历史样本构建扰动识别模型，在频率波动初期阶段即可预测可能发生的功角不稳定，并自动触发摆动抑制策略，有效提升了电网自愈水平。依托信息共享平台，调控中心与变电站实现调度—保护—运维多层联动，保障了整个系统的协调性与实时性，充分验证了广域保护技术在大电网中的实用性、先进性和可复制性。

五、结论

广域保护作为现代电力系统智能化发展的核心技术之一，其在提升系统安全性、稳定性与智能响应能力方面具有不可替代的作用。构建科学、高效的协同保护策略不仅需依赖先进的同步测量与通信技术，更需从系统架构、控制逻辑、运行机制等多维度展开系统化优化。未来在推动广域保护应用深化的过程中，应进一步加强信息化与智能化融合，完善标准体系与管理机制，构建统一开放的数据平台，推动多部门协同合作机制落地，形成“技术—制度—组织”三位一体的运行保障体系，从而为我国电力系统构建更高水平的安全防线提供坚实支撑。

参考文献

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