层次化保护与控制系统的架构「去掉每一层次的控制信息」

今天带来层次化保护与控制系统的架构「去掉每一层次的控制信息」，关于层次化保护与控制系统的架构「去掉每一层次的控制信息」很多人还不知道，现在让我们一起来看看吧！

一、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，如图8-41所示。

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，层次化保护的发服历程如图8-42所示。

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，

二、就地级保护特点及发展趋势

1.就地保护特点

就地级保护是整个层次化保护控制体系的基础，是面向单个被保护对象的保护，具有以下特点∶

（1）按被保护对象独立、分散配置。装置包含完整的主后备保护功能，遵循目前已颁布的继电保护技术规程和智能变电站相关规范。就地级保护功能相对独立，不受站域保护控制、广域保护控制和影响。保护功能实现不依赖于站域层和广域层网络。

（2）就地级保护采用直接采样、直接跳闸模式，结合 GOOSE网络实现配合功能，不依赖外部时钟实现保护功能，保证了就地间隔保护的可靠性。采用直接跳闸保证了保护的速动性;采用GOOSE网络实现配合功能，充分发挥了IEC 61850的信息共享优势。

（3）现阶段就地级保护应考虑常规互感器采样和电子式互感器采样两种实现方式。2.就地保护的构成与要求

就地级保护由现有线路保护及线路辅助保护、主变压器保护、母线保护、电抗器保护、电容器保护、站用变压器（接地变压器）保护等构成。

新一代智能变电站对就地级保护设备的新要求主要体现在两个方面∶一是中低压间隔保护采用"六合一"装置，二是保护及相关二次设备增加状态监测与智能诊断功能。

3.就地保护的发展趋势

就地化安装，实现主保护就地化。保护装置就地下放，从 20世纪90年代中期就已经提出并开始实施。对于高压开关，最初是在一次配电装置附近建筑继电器保护小室（又称继保小室），保护装置及相关二次设备屏柜安装于小室内，这种方式应用至今。在智能变电站试点工程中也用了预制小室（集装箱、简易板房等）安装、就地柜安装等方式，就地柜方式无需建设任何建筑物，保护装置安装于智能控制柜或GIS汇控柜内，柜体按间隔分散布置于相应的一次设备附近。将来保护装置也可能与一次设备集成，这样保护装置与一次设备的联调可以在出厂前完成，减少现场安装调试工作量，方便现场运行维护。

功能"多合一"。对中低压开关柜间隔，保护装置直接安装在开关柜内，就地级中低压间隔保护测控功能"多合一"是另一发展趋势。智能变电站发展总体要求是采集数字化、控制网络化、设备紧凑化、功能集成化、状态可视化、检修状态化、信息互，动化为了实现上述要求并简化智能变电站架构，提高智能变电站的可维护性，有必要对一个间隔内的多个装置，如保护测控装置、合并单元、智能终端及计量单元等进行功能优化整合，研制多功能装置。新一代智能变电站在10～35kV中低压间隔采用了保护、测控等功能"多合一"装置。

随着计算机软硬件技术、通信技术迅速发展，新型嵌入式 CPU性能越来越高，不仅处理速度大幅提高，同时具有丰富的I/O信号、SCI接口、SPI接口、以太网通信接口等，无须扩展外部芯片即可完成强大功能，为中低压保护测控装置功能扩展提供了良好的基础。

"多合一"装置主要应用于110kV以下电压等级间隔设备中，包括馈线、电容器、电抗器、分段器、站用变压器和接地变压器等设备。这类装置将原保护装置（线路保护、分段保护、备用电源自动投入、配电变压器保护、电容器保护和电抗器保护中的一种）、测控装置、操作箱、非关口计量表、合并单元和智能终端等六种功能集中优化在一个装置内实现，可替代原有的上述六种装置，提高了装置的集成度，减少了缆线，简化了变电站设备配置，降低了变电站建设成本，提高了智能变电站的可维护性。

"多合一"间隔保护按间隔单套配置。当采用开关柜方式时，保护装置安装于开关柜内，不宜使用电子式互感器，宜使用常规互感器，电缆直接跳闸，跨间隔开关量信息交换可采用过程层GOOSE网络传输。

4.就地保护发展遵循的原则

《国家电网公司继电保护技术发展纲要》（简称《纲要》）于2017年发布，《纲要》分析了电网特性的变化对继电保护提出的新要求，指出芯片、通信等领域的技术发展为继电保护发展提供了机遇，提出了继电保护技术发展必须遵循的四个原则。

（1）坚持"可靠性、速动性、选择性、灵敏性"原则。继电保护"四性"原则是几代电力工作者根据数十年的电网运行经验总结提炼出来的，是制造、设计、建设及运行各个环节必须坚持的基本原则。"四性"之间，既相辅相成，又相互制约，应针对不同时期的电网运行要求有所侧重。当前电网交直流系统相互影响日趋显著，呈现单一故障全局化趋势，故障的快速可靠清除显得尤为重要，电网安全稳定对继电保护速动性和可靠性要求提升至前所未有的高度。

（2）坚持快速保护独立配置原则。快速保护作为电网设备的贴身保镖是保障电网安全稳定运行的第一道防线。当前交直流混联电网由于直流换相失败的存在，如电网故障不能快速切除，严重情况下会导致直流送电、受端电网稳定破坏，故障快速可靠消除意义尤其重大。集中式保护（见图8-43）存在处理环节多、回路复杂等方面的不足，速动性无法满足当前电网稳定的要求;保护测控一体化装置（见图8-44）存在异常后保护和远方控制功能同时失去的风险，造成一次设备长时间无保护运行。快速保护作为电网安全稳定的重要保障，必须坚持独立配置原则。

（3）坚持适应电网发展原则。目前电网电力电子化、单一故障全局化、调节能力和抗干扰能力弱化特征凸显，传统交流线路重合闸方式及时间、开关拒动或TA死区故障切除时间，已与当前电网特征要求不匹配，无法满足电网稳定要求。继电保护要站在电网发展、电网安全的高度，主动适应电网运行特性变化，把握技术发展方向，积极解决电网和设备运行中存在的问题。

（4）坚持创新引领原则。要坚持以问题为导向，增强创新意识，实现创新驱动，服务大电网安全运行。积极开展大电网故障特征的研究，不断提升继电保护核心技术的自主创新能力，吸收芯片和通信等相关领域技术发展成果，推动继电保护技术更新换代，重点培养一批国际领先的技术成果，实现技术引领。

5.智能变电站继电保护体系特征

《纲要》同时提出要积极开展以"采样数字化、保护就地化、元件保护专网化、信息共享化"（简称"四化"）为特征的继电保护体系研究，推动智能变电站技术进步。其特征的含义如下∶

（1）采样数字化。保护装置直接接收电子式互感器输出数字信号，不依赖外部对时信号实现继电保护功能。

（2）保护就地化。保护装置采用小型化、高防护、低功耗设计，实现就地安装，缩短信号传输距离，保障主保护的独立性和速动性。

（3）元件保护专网化。元件保护分散采集个间隔数据，装置间通过光纤直连，形成高可靠无缝冗余的内部专用网络，保护功能不受变电站SCD文件变动影响。

（4）信息共享化。智能管理单元集中管理全站保护设备，作为保护与监控的接口，采用标准通信协议实现保护与变电站监控之间的信息共享。

对于采用常规互感器的变电站，保护装置具备模拟采样功能，电缆直接采样。其整体方案与采用电子式互感器的变电站一致。

以上述"四化"为特征的就地化保护新技术为解决目前电网的一些问题提供了有力的途径和技术支持。低功耗芯片集成技术、光纤通信技术的发展，以及装置电磁兼容、高防护、热设计等关键技术的突破，为就地化保护方案的实施提供了技术基础。

就地化保护装置外形如图8-45所示，有如下特点∶

（1）贴近一次设备就地布置。采用电缆直接跳闸，减少电缆长度及中间环节，提升继电保护的速动性和可靠性。基于接口标准化设计，采用标准航空插头，实现保护装置的工厂化调试、模块化安装和更换式检修。

（2）配置一键式下装。实现装置的少维护、易维护，，隆低对现场工作人员的技能要求，减少现场工作量。

（3）一体化设计。实现继电保护装置小型化、集成化，减少设备类型及数量，降低整体设备缺陷率。

（4）保护间信息交互标准化。不依赖SCD文件，减少了拒动的风险。

基于无防护、开关场安装的就地化保护设备网络构架简单，能解决长电缆传输信号带来的问题∶如TA饱和、多点接地、回路串扰、分布电容放电等问题。

"四化"为特征的继电保护技术优势体现在如下几个方面∶

（1）提升继电保护的速动性和可靠性。取消合并单元和智能终端，直接采样、直接跳闸（见图8-46），减少数据传输中间环节，提高了"速动性"和"可靠性"。

（2）提高现场工作安全性。采用标准连接器，利用不同色带和容错键位防误设计（见图8-47），有效防止现场"误接线"。通过端子密封设计，杜绝现场"误碰"，大幅度提高现场工作安全性。

（3）保护不受SCD文件变动影响。元件保护采用专网连接，信息交互标准化，不依赖SCD文件。通过智能管理单元完成保护专网和变电站监控之间的信息共享，实现保护系统与全站SCD文件解耦。

（4）提高安装检修效率。采用"工厂化调试"和"更换式检修"模式（见图8-48）。在检修调试中心，采用一体化虚拟仿真平台模拟现场实际运行环境，实现整站二次设备联调或单装置批量高效调试。现场检修时，整机更换，现场作业安全高效，停电时间大幅缩短，检修效率显著提高。

（5）实现基建工程降本增效。保护装置就地安装，取消了屏柜节约建筑面积，大幅减少光缆和电缆使用量。现场通过模块化安装有效缩短基建安装调试工期，实现基建工程的降本增效。

整个工程过程简单清晰。工厂完成二次设备的预制安装和集成调试，以整柜方式包装出厂;智能控制柜仅需通过端子排与一次设备电缆链接，与相关设备的光缆链接，完成安装;现场进行一次通流通压试验，通过管理单元自动完成带负荷试验，进行调试;单装置工厂化调试、更换式检修，维护简单。

三、站域保护与控制

站域保护与控制基于智能变电站过程层与站控层网络的数据信息共享优势，综合利用站内多间隔线路、元件的电气量、开关量信息，实现故障点的快速、准确、可靠隔离，实现站内冗余后备保护、优化后备保护及安全自动控制等功能，是站域的保护功能和安全自动装置功能的一体化。站域保护与控制通过获取多个间隔的电气量和开关量信息，进而充分利用这些信息形成面向多个间隔的保护与控制功能。由于所利用的信息更多，因此有可能构建更为智能化的保护和控制功能。

1.站域保护的范围及原理

站域保护的保护范围和应实现的功能与层次化保护体系的划分密切相关，划分的差异主要在于是否包含变电站的出线，即站域差动保护算法的范围划分。站域差动保护范围应包括站内所有母线和变压器元件，也可以包活变电站出线，还可以集成一些如线路过负荷联切、低频/低压减载、备自投、重合用等自动装置功能。

由于在层次化保护体系中，广域保护作为站域保护上层决策中心支持更大的保护范围，站域保护至少应提供对变电站站内设备及出线的后备保护功能，在主保护拒动或断路器失灵情况下可靠跳闸，并提供广域保护接口，作为子单元与广域保护决策中心进行信息交互，并可适当集成备自投等站域控制功能。站域保护范围的扩大会导致保护快速性及可靠性的降低，在层次化保护体系中已有就地快速主保护，故站域保护作后备保护功能的适应性较好。

站城保护的原理主要有网种;一种是利用电流差动原理实现保护;另一种是利用方向信息实现保护，另外，还有利用分布式概念对保护功能进行划分的愿理、利用基于故障分量电流信息等新技术的站域保护方案。

（1）电流差动原理。电流差动保护原理以其具备天然的选相能力、完全的选择性、较快的动作速度和不受系镜振荡影响等特点，主要作为主保护应用于电力系统保护中。电流差动原理需同步获取变电站内元件及出线的电流信息，同步的数据采集是制约其有实际工程应用的关键因素，并且在数据传输的过程中，交换机产生的数据廷时也会影响保护的性能。

（2）方向信息。利用方向信息的站城保护原理在变电站所有线路上安装方向元件，形成与一次设备关联的方向矩阵信息，将故障状态下的方向信息矩阵与正常状态下的方向信息矩降进行对比分析，即可定位放障元件。基于方向比较原理形感信息矩阵进行故障定位，其算法实现简单、动作速度快，具有较强的可扩展性，利用冗余信息增强了容错性能，在缺少某个方向元件的信息时仍具有良好的适应性。

分布式的并行计算是计算机科学技术快速发展的产物，分布式将一个整体的功能分割成多个独立的小功能完成。综合后得到最终结果。其他的站城保护方案多是由各元件保护机械集成、与传饮的保护配置没有本质上的区别。

计对智能变电站开发实用化站域后备保护装置，使得一台后备保护装置即可实现传统的多台后备保护装置功能。在经济效益方面，若以取消化统后备保护装置为前提;结域后备保护装置配置于智能变电站中，大大减少了传统的后备保护装置数量，简化了二次设备接线方式，降低了变电站规模及施工周期。提高了数率，节约了建设成本，后期维护工作量也会减少。

2. 站域保护的作用与功能

站城保护与控制装置通过网络接收电气量采样数据〈网采）;发出跳合闸等控制命令（阿跳》。站坡保护与控制装置在智能变电站中的位置及对外信息交互如图8-49所示，其采集全站过程层与站控层网络的数据信息，完成就地级保护的冗余后备、优化后备及安全自动控制。同时具备独立的通信接口，支持广域通信，实现广域保护控制系统的子站功能。

站域保护与控制装置目前只用在220kV及以下电压等级变电站的110kV及以下电压等级侧。每种功能均具备软压板进行功能投退，根据运行需求进行功能选择。

（1）冗余保护功能。站内110kV及以下电压等级单套配置的保护功能冗余，包括线路冗余保护功能、主变压器冗余保护功能，母线冗余保护功能，分段保护功能，电容、电抗保护功能及站用变压器保护功能。

（2）优化后备保护功能。优化后备保护功能包括;①结域保护控制对站内断路器状态实时监视，判别站内接线拓扑，形成反映各元件连接关系的关联矩阵，识别拓扑结构，优化保护功能;②基于多间隔数掘共享的保护功能优化;③在单间隔采样数据异常导致就地保护闭锁时，通过多间隔采样数据的共享，在站城保护控制装置中进行数据恢复，实现保护功能;④故障发生后，就地级保护在确定故障后瞬时发出切除故障的命令，站域保护在获取相应间隔的保护跳佣命令时监视断路器的状态，经一定廷时确定断路器未跳开后，依据拓扑结构图跳开相邻的断路器（失灵保护）;⑤优化后各保护动作时间;⑤35kV及10kV母线保护。

（3）安全自动控制功能，安全自动控制功能包括低频、低压减载，站域备用电源自动投入，主变压器过载联切，负荷均分等自动控制功能。

（4）广城保护控制的子站功能。完成广越保护控制系使的子站功能，含站城保护控制信息的采集、处理及转发功能;完成区域电网保护控制的子站功健。

需要说明，站域保护与控制装置中冗余保护功能不含线路纵联保护，原因是;①通道和对侧设备不支持，若要支持需增加大量设备和工程量;②若含线路纵联保护，站域保护会通过线路关联多个站，复杂程度大大增加，影响范围较大。

站域保护与控制装置中不需要包含 10kV 间隔保护的冗余，原因是10kV 间隔采用传统互感器和"六合一"装置，无独立的合并单元和智能终端。若站域保护装置实现10kV间隔保护，其采样和出口同样要经过"多合一"装置。"多合一"装置因故退出运行时，站域保护起不到冗余作用。

站域保护与控制装置中的冗余保护只包含对单套配置保护的冗余。若主变压器保护已双重化配置，站域保护控制装置中不宜再配置冗余。若再冗余，会带来三套保护的配合问题及三套保护与备用电源自动投人等其他设备的配合问题，增加了复杂性，也无必要。

另外，原有分散配置在分段保护或桥保护中的备用电源自动投人功能保留，与站域保护和控制装置的集中备用电源自动投人互为备用，只授一套，防止站域保护检修时企站备用电源自动投人失去;原有分散配置的10kV出线保护中若有低额、低压，减载功能则保留，与站域保护和控制装置的低频、低压减载互为备用，可只投一套、也可同时投、以防止站域保护检修时，全站低频低压减载功能失去。

3.110kV线路保护与母联（分段）冗余保护介绍

110kV线路就地级保护一般单套配置，当因故退出运行时，110kV线路会失去保护。基于此，站域保护控制装置中也集中配置 110kV线路保护，作为就地级保护的冗余。但由于通信通道限制等原因，站域保护中的线路保护不考虑纵联保护。其他如距离保护、零序过电流保护、重合闸、手合后加速以及110kV母联（分段）过电流保护等保护功能同就地级110kV线路保护一致。

母联（分段）充电过电流保护包括三段相电流过电流保护与一段零序过电流保护。当最大相电流大于相电流过电流Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段定值或零序电流大于充电零序过电流定值，并分别经各自延时定值，保护发跳闸命令。

4.补充或优化后备保护

补充或优化后备保护主要包括断路器失灵保护、母联（分段）失灵保护和变压器优化后备保护。

（1）断路器失灵保护。站域保护与控制装置中的110kV母联（分段）冗余保护除了完成母联（分段）的充电过电流保护，还完成110kV侧断路器的失灵保护。其保护逻辑与就地级母联（分段）保护及就地级母线保护中的断路器失灵保护逻辑一致。断路器失灵保护由各连接元件保护装置提供的保护跳闸触点启动。失灵电流判别功能由站域保护装置实现。

（2）母联（分段）失灵保护。当保护向母联（分段）断路器发出跳闸命令后，经过整定延时后，母联（分段）电流大于母联（分段）失灵电流整定值时，母联（分段）失灵保护经过差动复合电压闭锁开放后切除相关母线上的所有连接元件。

（3）变压器优化后备保护。220kV及以上系统设计时，就地化的变压器保护均按照主后一体双重化的设计原则配置，任一套变压器保护因故退出运行，不会对变压器的运行造成影响。110kV及以下系统。就地化的变压器保护均按照主后一体双重化配置或主后分置的保护配置，任一套保护设备退出，不会对变压器的运行造成影响。基于上述原因及站间信息共享和协同保护技术，站域保护对变压器后备保护进行了补充，通过相邻间隔保护的闭锁和加速信号来提升变压器后备保护的性能。

如图8-50所示，变压器低压侧（QF1、QF2）后备过电流保护动作切除故障，动作延时较长，会对一次设备造成危害。采用简易母线保护可快速切除低压侧故障，以减少变申站低压侧母线短路故障对开关柜和变压器的危害。

当变压器低压侧断路器合于故障时，变压器后备保护加速跳闸。后备保护开放条件是断路器在分位或在分位变为合位的400ms内。

母线区外故障时，低压侧出线等相关保护能够发出信号闭锁，简易母线保护;母线区内故障时，低压侧出线等相关保护不发出闭锁信号，简易母线保护可以快速动作切除变压器低压侧断路器。低压侧如果有小电源（工7）。则母线区内故障。简易母线保护经延时先跳开低压侧小电源（QF8），再经延时跳开低压侧断路器（QF4）。

图中，当k10 故障时，TA4过电流超过低压分支2（QF7）简易母线保护定值，无外部线路保护闭锁条件，简易母线保护动作跳开QF7。当k9故障时，TA4过电流超过低压2分支简易母线保护定值。而TA10外部线路保护启动，启动信号通过 GOOSE送至站域保护，闭锁低压分支2简易母线保护，QF7不会跳闸。

当k6故障时（有小电源支路），尽管TA1过电流超过定值，但QF8方向电流保护启动，启动信号通过GOOSE送至站域保护，闭锁低压分支1简易母线保护，QF4不会跳闸。若k2故障时，QF8反方向电流保护不启动，无闭锁信号。TA1过电流超过定值，1时限跳开QF8（小电源支路）），2时限跳开主变压器支路QF4。

当k6故障时，TA7过电流动作，闭锁QF5低压分支简易母线保护。若QF10失灵，该线路过电流保护跳闸命令发出后延时（150ms）将过电流保护启动闭锁信号收回，低压分支简易母线保护仍能正确动作。

5.备用电源自动投入功能

站域保护与控制装置中的备自投功能，不局限于实现某个电压等级的备自投，而是着眼于全站，实现多个电压等级的备自投功能。对于110kV变电站，甚至可实现全站备自投，包括高压侧进线备自投、桥备自投、中压及低压分段备自投。

6.分布式母线保护技术

相比于集中式母线保护，分布式母线保护的 SV接口和 GOOSE接口分散在多个子单元装置中配置，主单元装置设计比较容易实现，功耗、散热等问题也比较容易解决。但也需要解决两个重点问题∶一是大量数据的可靠、实时传输;二是高精度的同步采样。

分布式母线保护装置整体设计方案如图8-51所示。图中 BU为从机处理单元（子单元），CU为主机处理单元（主单元），BU与CU 之间通过光纤网络连接。负责电流采集的合并单元及智能终端通过光纤与从机单元 BU相连，负责电压采集的合并单元及网络传输的GOOSE开关量通过光纤与主机单元CU连接。

四、广域保护与控制

广域级保护控制面向多个变电站，利用各站的综合信息，统一判别决策，实现相关保护及安稳控制等功能。广域保护控制可针对电网运行中的以下问题;

1.广域保护的作用

（1）安全稳定控制优化。对220kV及以上系统，侧重安全稳定控制功能，实现具有相关性的区域安全稳定控制系统间的协调，实现第二道防线低频减载和低压减载的区域智能分配，实现复杂联网条件下的多端面失步解列协调控制，实现交直流联网情况下的交直流协调控制，实现广域范围的变电站间备用电源自动投入。

（2）继电保护与安全稳定控制的协调。继电保护系统以切除故障元件为目标，和安全稳定控制系统之间相对独立。相互协调不足。未考虑故障切除对电网稳定运行的影响。广域保护利用网络通信和区域信息实现区域保护和安全稳定控制系统的协调配合，可避免可能引发电网稳定事故的连锁跳闸问题。

（3）现有保护系统的补充优化。对110kV及以下电压等级电网，侧重局部电网的继电保护功能。广域保护控制系统可构建基于广域信息的局部电网的冗余保护。对于运行方式复杂的电网，后备保护动作时间可能较长，存在灵敏性和选择性无法兼顾问题，而利用局部电网信息可简化后备保护配合，缩短后备保护的动作时间。

（4）保护定值优化。继电保护动作判据多基于本地测量数据，保护定值事先离线整定，难以适应不断变化的电网运行方式要求，对此可利用区域电网信息识别电网的拓扑结构和运行状态，优化后备保护的定值。

2.广域保护类别

目前国内外对广域保护控制的研究可归纳为两个方面∶一方面是基于广域信息的电网安全稳定控制研究，主要对电网的安全稳定运行状态进行监测、分析和评估;另一方面的研究则集中于利用广域信息改进和提高传统继电保护的性能。

（1）稳定控制领域的广域保护。广域保护的概念最早在1997年由瑞典学家提出，认为广域保护的主要作用是防止严重故障下的电压崩溃，通过自动控制功能来实现，当时并没有包含继电保护功能。此后广域保护系统是被定位在常规保护及数据采集和监测控制系统/能量管理系统（SCADA/EMS）之间的系统保护和控制手段。广域保护的动作时间范围一般在0.1～100s，主要完成系统稳定控制功能。控制措施包括自动无功控制、变压器自动调压控制、切发电机、低频/低压切负荷、远程切负荷、系统解列和FACTS等。

随着计算机技术和通信技术的发展，借助广域测量系统（Wide Area Measurement Sys-tem，WAMS）及在线动态安全分析技术，广域保护系统还能对电网的运行状态做完整的实时监测，快速的状态估计使得电压失稳及低频振荡的监视及报警、系统动态稳定极限输电功率的确定等高级分析成为可能。

这里的"广域保护"是指对系统层面的保护，而非对电气元件的继电保护，这种广域保护系统完成的是稳定控制功能，而非继电保护功能。

（2）继电保护领域的广域保护。随着系统发展，传统后备保护已经无法满足电力系统的安全稳定需求，利用广域信息改进和提升保护性能成为广域保护主要研究方向，以改善现有后备保护性能。也可以利用广域测量得到的电流相量实现基干广域电流差动原理的后备保护，克服原有的面向单一电气元件的电流差动保护无法提供快速后备保护功能的问题。较好地解决后备保护动作时间过长、故障切除范围较大等问题，并能处理诸如断路器失灵、保护拒动等问题。

国内智能变电站建设中提出的"站域保护"和"广域保护"，前者功能限于本变电站内，后者一般包括多个变电站。一些"广域保护"方案以"站域保护主机"为基础，由"站域保护主机"承担站端信息采集、预处理及命令执行的任务。

3.基于广域信息的广域保护原理

广域保护应用主要来源于继电保护、自动装置及继电保护与安全稳定控制系统配合三方面的需求。

（1）继电保护方面。

1）线路未配置全线速动保护时，末端故障时保护会延时动作。按规程要求，220kV及以上电压等级线路配置全线速动保护并双重化，110kV及以下电压等级线路仅在必要时装设全线速动保护，并无双重化要求。因此110kV及以下电压等级未配置全线速动保护的线路，其末端故障时保护动作有延时。

2）110kV及以下电压等级变电站直流电源、继电保护一般单套配置（主变压器保护有些为双套配置），与220kV及以上电压等级相比，保护配置相对薄弱。

3）后备保护整定延时一般较长，定值对特殊电网方式适应性不足，可能导致后备保护失配情况，难以同时满足选择性和灵敏度的要求。在整定计算中，后备保护时限整定遵循阶梯时限原则，为了保证选择性，后备保护时限可能高达数秒。在一些特定电网结构下，线路保护为保证灵敏度保护范围伸出主变压器中压侧时，既要避免下一电压等级系统故障时线路保护越级跳闸，又要在下一电压等级设备有故障而保护或断路器拒动时做到灵敏快速跳闸，上下级保护整定配合困难。

4）后备保护按逐级配合原则进行整定计算，工作量大。如距离保护配置三段，零序保护配置四段，过电流保护配置三段。线路和线路需要配合，线路和变压器需要配合，变压器高压侧和低压侧需要配合，后备保护和主保护之间需要配合，后备保护和相邻元件的后备保护还要配合。如此众多的保护功能、保护设备之间的配合使得整定配合的工作量变得非常大。对此可通过强化主保护简化后备保护解决，也可利用电网广域信息使保护系统更适应电网的不同运行方式，甚至做到自适应整定。

（2）自动装置方面。备用电源自动投入装置是提高供电可靠性的有效手段，它可自动检测工作电源失电并立即投入备用电源，从而迅速恢复供电。

常规备用电源自动投入装置（备自投）基于一个变电站内就地的信息，解决站内主接线中备用电源自动投入问题，无力解决远方备用电源自动投入，多站单电源串行供电、双端供电情况下恢复供电问题。

另外，由于信息的局限，就地备用电源自动投入装置控制策略无法实现与安全自动控制装置配合、不同备自投间的优化协调、备自投与保护配合、小电源对远方备自投、备用电源投入后潮流转移情况，以及备用电源过载控制等。

（3）继电保护与安全稳定控制系统配合方面。电力系统第一道防线继电保护和第二、三道防线安全稳定控制系统功能定位明确、界面清晰，但在配合方面还存在不足。

继电保护基于本地和就近信息，反应的只是一个电力元件或就近局部的运行状态，不能反应较大区域电网当前运行方式下的安全运行水平。继电保护系统以切除系统故障为目标，有时会出现保护装置正确动作切除故障，但由于潮流转移连锁切除过负荷线路而使得系统瓦解的情况。因此继电保护需要优化自身判据并和稳控配合，防止事故过负荷情况下不必要的动作。

4.广域保护应用技术

广域保护的应用并不取代现有保护装置，而是利用多变电站的信息交互，提高常规保护的性能，动态调整现有保护的动作时间。

基于广域信息的保护控制系统既是多冷业数据信息交换的载体，又是保护控制功能实现的载体。它不是要代替原有的保护控制系统，而是针对目前保护、稳控、自动装置等存在的原理、配置和配合上的问题，利用广域作息对现有的保护性能进行优化，解决继电保护在选择性和速动性上的矛盾。利用广域信息，优化备自投、切机、切负荷等策略，提高系统的安全性和稳定性。以图8-52为例介绍某一110kV及以下电压等级广域保护控制系统结构与设备配置。

（1）在保护方面，基于广域信息的继电保护不改变现有保护的配置，现有面向被保护对象的继电保护仍能独立工作，在无广域作恩的情况下，性能与现有保护的性能相同。在变电站端设置站域保护控制设备，该设备在缈电保护中的功能是收集本站的继电保护信息，并能检测和识别本变电站内的故障，将这些修息接入广域间隔层网络，同时从广域间隔层网络接收其他变电站的保护信息，分发给本变电站的保护装置作为优化保护功能和性能的辅助信息。为提高110kV单套配置保护条件下系统保护的可靠性，将110kV的各线路元件的后备保护集中在站域保护控制设备中，构成站域后备保护，加强近后备。主要保护功能包括∶①在保证选择性的前提下优化保护动作速度;②对未配置断路器失灵保护的系统提供故障断路器拒动时的应对策略;③原有保护拒动情况下提供冗余的保护策略。

（2）控制方面，采用主从方式的

分布式控制结构，由控制主站、站域控制设备共同完成控制功能。控制主站区别于控制中心运行管理监视主站，站域控制设备也有别于变电站后台监控，但两者都可以通过通信数据的交互，使系统运行数据、高级应用等能够为控制提供更优化的策略创造条件。主要控制功能包括∶①基于广域信息的快速供电恢复技术;②电力系统扰动或故障情况下设备过载后优化切负荷方案;③区域小电源系统的孤网控制和并网控制。

广域保护系统中的主站（主机）可设置在220kV及以上电压等级变电站。也可设置在110kV变电站。设置在220kV变电站的广域保护系统主机（主站）与子站，仅面向本站110kV及以下电压等级及站外相关电网。220kV变电站中的110kV及以下电压等级局部电网保护控制主机与稳控系统主站可独立配置，条件具备时也可作为其切负荷执行站。

为了保证运行的可靠性，并考虑组态配置的灵活性，宜配置2套广域保护控制主机，两套主机同时运行，互为备用，当一套失效、检修或离线组态配置时，另一套仍能在线执行保护控制功能。