层次化保护体系结构

近年来计算机技术、网络技术和通信技术的快速更迭，新型互感器的出现和智能变电站的建设使区域电网的信息共享成为可能，为研究新的保护模式提供了物理层支撑。集成保护/集中式保护、系统保护、广域保护/区域保护、站域保护等非传统继电保护方案相继被提出，这些方案以信息共享为基础，解决了传统继电保护方案局限于孤岛信息所带来的弊端，其利用电网中的多源信息，实现了不同时间和空间作用坡下的保护。不同作用域的保护功能所保护的对象有所不同，各有优点。同时也受到一定的限制，要实现对电网系统整体保护的可靠性，应当遵循层次化原则，同时配置多种保护，使不同层次和功能范围的保护各司其职，上下级之间相互协调配合。

为改善继电保护的性能，适应现代电网的发展需求，一种由就地级、站城级和广域级三层保护构建的层次化保护系统被提出。层次化保护系统面向区域电网，通过多层次保护在时间、空间和功能上的协调和统一，形成优势互补，同时兼顾局部和整体的保护性能、实现保护和控制从单点信息到多点信息的转变，从面向元件到面向系统的转变，最终实现对电同全面、灵活的保护，典型的层次化的保护结构分为就地层、站域层、广域层。

就地级保护对象为单个元件，基于现有的元件保护配置，利用被保护对象自身信息独立决策。实现可靠、快速地切除故障;站城缓保护对象主要为站内多个对象，布置上属于间隔层，功能上属于站控层，综合站内多个对象的电气量、开关量和就地级保护设备状态等信息，集中次策，实现保护的冗余和优化，完成并提升变电站层面的安全自动控制功能，同时可作为广域级保护控制的子站;广域级保护范围包括区域内各站。综合区城网络或更广的广域网，恢一判别决策，实现相关后备保护及系统的安全稳定控制。

三个层次中的继电保护功能协调配合，提升缩电保护系统总体可靠性，选择性、灵绩性和速动性，继电保护与安全稳定控制功能协调配合，加强了电网第一道防线与第二、三道防线之间的协作。有利于构建更严密的电阿安全防护体系。

在动作时限上，就地保护作为主保护必须快速动作，动作时间约为几十豪秒;站域和广城保护作为就地级主保护的后备，站域保护动作时间约为几百毫砂，实现快速后备功能;广域保护在几百毫砂到1s之间，完成系统级后备。广域保护与站域保护酒过逻辑控制策略相互配合，井利用站域保护弥补广域保护的局限性。以最小的信息代价系统性地提高智能电网安全运行的能力。

构建层次化保护体系。即在原有就地主保护的基础上新建站域层和广域层两层。

传统的后备保护存在固有的缺点。线路、变压器、母线各元件的后备保护已暴露出了弊端和危险性。主要表现在;①不同保护之间通过保护定值及动作延时的配合来整定，过程复杂;②电网拓扑结构日趋虎大，同一条母线连接的线路长短相差很大，使整定过程越加繁琐，通常为保证选择性而牺牲快速性，动作时限较长;③当电网结构或运行工况发生改变时，需各级相互协调配合的装置之间也无法实时修改整定值，保护性能无法得到保证;④传统继电保护的动作仅仅基于本地局部信息，不能根据全站信息统一决策并实施故障控制策略，也未考虑故障导致的潮流大范围转移，从而引起后备保护联锁误动跳闸，酿成事故。

为解决以上问题，提出了广域保护的方案，即通过采集变电站内的电气信息量至广域控制中心，经统一决策后对电网进行实时的保护与控制。广域保护利用多点信息，能够在全局角度把握电网的动态运行状况，可避免传统后备保护由于信息单一带来的一系列缺陷，但也存在一定的缺点，如要求信息全面而可靠，应用具有局限性。

站域保护将统一决策的范围限制在变电站内则较易实现。站域保护采集变电站内的电气量和非电量，对变电站内部及出线进行全局分析决策，从而定位并切除故障。IEC 61850 的制定使变电站内的信息能以统一的标准共享，这为变电站综合站内信息统一决策提供了基础。站域保护既可在变电站范围内统筹故障控制，又可为广域保护提供底层的支撑，利用冗余的多信息及统一逻辑的站域保护原理和算法，可提高变电站运行的可靠性及安全性。站域保护的对象主要为站内元件，信息量相时广域保护少而必需，保护控制策略简单灵活，理论上更易应用于工程实际中。

层次化保护体系以通信网络为平台实现区域电网间的信息共享。活用于智能变电站。就地保护和站域保护都可以直接或经过 SV网络采集合并单元的电压电流信息，并接收或传送GOOSE的开关信息给智能终端。站域保护与广域保护紧密关联，通过信息交互实现各层的上下级任务，站域保护装置采集过程层信息，决策后直接向过程层发送控制命令。作为广域保护层的子单元向上层传递测控信息，广域保护经站域保护控制系统向下级传递命令。就地保护相对独立，不受站域级、广域级保护的影响，就地级、站域级、广域级的保护在时间、空间、功能的范围内呈现递增的趋势，三个层次的保护相互协调配合，共同完成继电保护的任务，保证电力系统的可靠稳定运行。

层次化保护系统是对传统保护模式的革新，在改善电力系统整体保护性能方面具有良好的应用前景，目前对层次化保护的探索仍处于初级阶段。同时，电力部门以新一代智能变电站工程为依托提出了层次化保护的建设方式，在具体实践中，对分散的新一代智能站站域保护控制进行了初步的布置，而对层次化保护系统的建设并未形成完整详尽的方案，在理论和技术方面也存在许多问题亟待解决。

1.就地级保护

保护按间隔独立分散配置，其正确性已为长期的运行实践所证实，在智能变电站建设实践中也得到广大继电保护工作者的认同。继电保护不应集中配置，保护（尤其是主保护）必须按被保护对象配置。

就地级间隔保护采用直采直跳，结合GOOSE 网络实现连闭锁功能。保护装置直接采样，不依赖外部时钟实现其保护功能，保证了就地间隔保护的可靠性;保护装置直接跳闸，保证了保护的速动性;采用GOOSE网络实现连闭锁功能，充分发挥了IEC 61850的信息共享优势。站控层网络及区域通信系统故障，均不影响就地级间隔保护的性能。就地级保护宜靠近被保护设备安装，缩短与被保护设备的距离，实现保护装置的就地化布置。

新一代智能变电站就地级间隔保护，可适当优化集成，但不应"为了集成而集成"，不能牺牲保护的可靠性。优化集成后应提升保护装置的性能，减少占地面积，降低成本和减少运维工作量。就地级保护装置应支持二次设备状态监测和智能诊断功能。

2.站域保护控制

站域保护控制可以获取多个间隔或全站信息，比间隔保护得到的信息更多，有可能对现有保护系统进行补充和优化。对 110kV及以下电压等级没有配置双重化保护的系统，可做集中冗余保护，同时可实现全站备用电源自动投入、低频低压减载、断路器失灵等安全自动控制功能。

站域保护控制装置可采用网络采样、网络跳闸方式，接人变电站过程层SV与GOOSE网。站域保护控制功能可兼做广域保护子站。站域保护控制装置应支持二次设备状态监测和智能诊断功能。

3.广域保护控制

21世纪初。将广域信息应用到继电保护中，定位并消除故障，防止电力系统的连锁跳闸，避免电力系统大停电，可以防止发生潮流转移时，后备保护因线路过负荷发生误动，引发电网连锁跳闸事故，侧重于安稳控制功能。

随着系统发展，保护四性之间矛盾不可调和，整定困难，保护失配，传统后备保护已经无法满足电力系统的安全稳定需求，利用广域信息可以改善现有保护性能，简化后备保护的整定计算，解决保护失配等保护面临的难题。

广域保护由布置在某变电站的主机和其他多个变电站的子站经电力通信网络连接组成，通过获取故障关联信息实现广域保护功能。以变电站为基本单元构成分布式广域保护，站域主站完成站域保护功能，同时作为广域保护子站分布式实现厂广域保护功能，也可通过广域子站汇集区域信息实现保护关联控制功能。

4.三个层次间的信息交换

广域级保护控制采集站域级保护控制、测量信息，并经站域保护控制系统下达指令;站域级保护控制采集就地级保护信息，不经就地级保护，直接下达控制指令。部分广域保护控制系统子站，如稳控执行站，也可能直接连接到SV、GOOSE网络，而不经过站域保护控制装置转接。就地级保护功能实现不依赖站域、广域保护控制系统，但会有必要的信息交换。

就地化间隔保护、站域保护和广域保护控制，三者有机结合，构成完整的层次化保护系统，既保证了间隔保护功能的独立性和可靠性，又提高了站域保护和广域保护的安全性，可改善现有继电保护性能和安全稳定控制水平，提升电网运行的安全性和可靠性。