一种基于广泛互联的分布式多层级保护控制体系

于同伟，李籽良

(国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院，辽宁 沈阳 110006)

大规模互联电网复杂性引起的故障及其相关保护控制方法是近年来电力系统研究的热点问题之一[1-4]。各国电网自21世纪初以来发生的多次大停电事故及近年来社会经济发展对能源需求形势的新变化[5-7]，电力系统对现有保护控制系统提出的新的功能和需求无法在现有模式下充分实现，需要在对现有体系进行完善的基础上探讨适应电力系统运行未来发展需求的新型模式。

网络技术及新兴的数据处理技术成为推动当今社会各行业发展重要动力之一。电力系统中存在大量用于监测系统实时运行状况及实现保护控制功能而产生的实时数据，以及可用于长期监视设备运行状况的非实时数据，对这些数据的合理有效利用将从多方面促进电力行业生产运行的转变和提升。以IEC61850标准体系为基础的智能变电站技术的发展为此类功能实现提供了基础，近年来大量研究工作对电力系统运行中通信网络性能对系统保护控制产生的影响和新型通信技术及其应用等问题进行了讨论。文献[8]提出了综合性的大电网安全稳定分析、预警及控制方法，并指出具有自适应性的广域安全分析在实时稳定问题分析和紧急控制中的重要性。文献[9]针对不同层级电网关注的问题提出了层级式的电网保护控制功能配置方案。文献[10]指出大停电问题研究处理中的级联特性和灾变防御特性，并讨论了具有智能型的自愈电网技术。文献[11]阐述了基于软件定义网络(Software Defined Network，SDN)的信息通信技术在与能量路由器及电力系统调度运行的结合方法和性能需求。文献[12]对具有在线自组织特性的多代理系统中实现广域时间精确同步性的问题进行了讨论。文献[13]从网架结构的角度对传统电网、能源互联网、信息互联网的系统复制性和相似性进行了分析，指出三者中能源互联网的结构形态可能更加接近于互联网。文献[14]在分析了系统运行各类信息通信传递需求的基础上讨论了广域保护通信网络在传输数据量、延时、传输频率及可靠性等方面的要求，并提出区域过程层通信网的概念。文献[15]采用高可靠性冗余环网技术实现了一种环网分布式的母线保护。文献[16]从电网数据、支撑平台、高级应用三个方面阐述了大电网调度智能化关键技术，指出调度网络信息及保护配置在线和实时性的重要性。

电网建设未来需要面临的问题仍然很多，而电网发展与互联网技术的结合是解决这些问题的重要研究趋势之一。电网问题的解决需要多个控制保护系统间的协同配合，对分析功能的智能化程度和各子系统间的信息交互提出的要求更高，在所面临的新形势和新功能的要求下，梳理电网现有通信体系，为各种功能实现形成一个整体透明的信息交互平台对应对电网发展中的系统性问题有着重要意义。为实现电网信息交互的一体化构建和有效利用，本文提出一种面向电网的分布式多层级保护控制体系。基于易于实现区域自适应功能的角度提出以断路器为中心的保护理念；从系统信息获取及功能实现的角度出发，基于面向断路器布置的二次设备提出具有分布式特性的保护体系，并给出该体系下区域电网一体化网络平台的构建，通过配置了分布式多层级保护体系的电网仿真示例验证说明了所提出方法的可行性和有效性。

1 以断路器为中心的多级保护区域划分方法

常规继电保护面向电网中的单个电气元件进行保护功能的配置，现有针对区域网络的保护功能实现也通常采用面向元件的方式[17-18]。这种方式需要根据对网络中各个元件的具体连接情况形成相应保护范围及功能配置策略，而不易形成通用的配置方法，在网络结构发生变化时也不易于进行实时自动修正。同时出于对网络结构分析的考虑通常采用集中式保护，则有可能出现受限于系统规模及装置处理能力而引起计算的维数灾问题[19]，难以满足保护功能实时性需要。因此区域保护的配置方法是否在全网范围内具有易于实现的通用模式十分重要。

随着变电站网络通信水平的提高，在网络传输能力足以满足网络中各节点间信息交互的情况下，充分利用相邻间隔运行数据实现在线分布式的区域保护功能成为可能。为使得这一功能的配置方法对任意结构网络具有通用性从而易于实现在线自适应配置，本文提出一种以断路器为中心的多级保护区域划分方法。

对网络中某一特定断路器，定义其相应各级保护区域。如图1所示，将待划分区域的断路器作为中心断路器，将与该断路器直接连接的元件及断路器定义为其一级区域，一级区域中的各断路器为相应一级断路器。将与中心断路器及其全部一级断路器的一级区域的集合作为中心断路器的二级区域，其中属于二级区域且不属于一级区域的断路器作为二级断路器，以新增断路器的一级区域为扩展，得到原断路器的n级区域为n-1级区域与n-1级断路器一级区域的合集，n级断路器为n-1级断路器一级区域中新增断路器。在已知网络拓扑结构的情况下，可以通过遍历搜索的方法获取单个节点的各级保护区域及断路器。所形成的多级保护区域中，各断路器各级区域的重叠覆盖实现了对区域内元件的多重保护范围。其中各断路器一级区域重叠的保护范围对应常规保护中单个元件的保护范围，各二级及以下级别区域的叠加实现了网络中多个区域子集的保护，同时也作为上级区域的后备保护范围，由此可实现对面向元件保护体系的转换。

以断路器为中心进行区域划分的模式使得对网络中任一断路器均可采用相同方法确定其各级保护区域，装置的功能及配置实现上具有通用性。同时保护装置无需进行全网的集中式配置，而是可以根据多级区域的划分，由多个装置组成的分布式系统完成整体功能。由于电力系统的网架结构是相对稳定的，在保护最初配置时根据网络拓扑结构对所关心区域内的全部断路器进行保护区域划分，则在系统中发生断路器增减、变位及异常状况时可以较为简单的方式进行保护区域的修正，因而便于保护装置在线自适应调整。

2 分布式多层级保护配置模式

2.1 面向断路器的分布式保护装置配置方案

实现继电保护功能所需最重要的信息为电压、电流等电气量及断路器位置，这些信息的采集可视为以断路器为单元进行获取。在现有智能变电站二次设备配置模式下，基于IEC61850体系的合并单元及智能终端等数字信息采集设备面向断路器进行配置，而继电保护装置仍然面向单个电气元件，导致在过程层网络中的信息传递产生动作延时及可靠性降低等问题，而直采直跳方式也不利于数字信息的充分利用。

为实现运行信息在网络中的充分交互及避免现有过程层网络信息交互存在的问题，提出一种面向断路器进行二次设备配置的方法。

随着处理器运算能力的增长和智能变电站二次设备集成水平及防护能力的提高，实现信息采集及保护功能的整合型IED成为可能[20-21]。基于上述功能的需要，提出一种面向间隔断路器配置的功能合一的整合型二次设备，装置功能示意图如图2所示。设备集中合并单元、智能终端及常规主保护、后备保护功能，同时新增分级区域保护功能。设备除以断路器为单位实现常规保护功能外，还作为各断路器信息处理及传递的节点，为系统中其他节点保护设备及调控系统中的各子系统提供所需信息。

面向断路器配置的二次设备在间隔信息有效传递及利用方面使设备配置与功能实现自然结合，对保护功能，将保护视为提供信息服务的对象中的一种，现有过程层网络中的大部分信息处理在装置内进行，对连接在同一网络中的全部功能对象具有相同的信息交互方式，使得网络中各系统实现了信息的充分有效利用。

2.2 基于区域信息交互的分布式多层级保护功能

随着电网规模的扩大，难以通过对全网实时数据进行综合求解的分析方法处理由系统复杂性导致的所有问题，这往往也是不必要的，而系统中全局性问题应通过对各个局部信息的获取及交互进行解决。对于进行多级信息交互的区域保护来说，将保护判别所需的电气量信息以SV报文的形式直接进行传递将占用大量网络带宽，而现有通信网络的性能也难以实现全网信息的直接传递及同步。在面向断路器进行二次设备布置的模式中，网络通信路径及保护功能配置均实现了全网冗余，在装置间可以通过信息交互实现对故障协同判别的情况下，应根据功能需要及网络传输性能由提供信息的断路器设备进行综合处理后提供给各相应设备。

所提出的以断路器为中心的多级区域划分、配合方式及面向断路器的二次设备部署方式为系统运行信息提供了一种具有分布式处理特性，分层区域配合的信息交互平台，其功能并不限定于对现有各种保护原理的实现，根据今后可能出现的针对区域电网新功能的需要可为控制保护系统提供各类相应信息。

为此，比照差动保护，提出在现有保护功能需求及通信技术水平下可能在分布式多层级平台上实现的一种基于一级区域差流信息判别及交互的保护方法。为在保证动作可靠性不低于现有保护的情况下实现区域保护，各级断路器采用差动保护结合故障信息判别的策略，具体方式如下。

以某一断路器为中心，对其一级区域获取相应一级断路器的电流采样值，实现对一级区域的差流判别。若存在差流，说明在断路器的一级区域内存在故障，不论该故障位于相连的哪个元件上，该断路器均应动作。由于仅有故障元件所连接断路器的一级区域会产生差流，则动作结果为断开故障元件各端断路器，其实现原理与常规差动保护相同。

对该断路器的二级区域，获取区内一级断路器各自的一级区域是否存在差流的信息，保护对二级区域内的差流有无进行判别。若区内任一级断路器存在差流，则判断该断路器的二级区域内存在故障，若该一级断路器未动作或跳闸失败，则中心断路器动作，与其他一级断路器配合切除故障。

对该断路器的n级(n>2)区域，参照二级区域，由区内各n-1级断路器的n-1级区域内差流有无进行故障判别。中心断路器仅当各级断路器均未正确切除故障时动作，以实现断路器间的层级配合。

上述策略通过信息交互的方法自然实现了各断路器间的层级配合。对任意网络及其结构的改变，区域内断路器均可按通用方法配置动作策略，无需对其网络拓扑进行特殊分析，功能配置上较易实现。对区内任一元件，由多个断路器的多级区域重叠实现了保护的多重后备保护，其中一级区域实现了差动保护，保证了故障切除的速动性及可靠性等各方面要求。考虑到网络通信能力及对可靠性的实际需求，保护层级无需过多，通常三级区域的配合即可满足系统需要。

3 变电站一体化网络通信架构

为实现分布式多层级保护体系，需提供能够进行区域内各间隔断路器信息实时透明共享的通信网络。现有智能变电站网络体系对站间信息的通信尚无法达到上述要求，同时大规模实时及非实时信息交互的能力将成为更多高级功能提出和实现的基础，因此提出满足变电站信息高度交互需求的网络架构是必要的。

以IEC61850标准为代表的智能变电站通信体系建立的目的是为了通过网络交互的手段实现对数字化的电力系统运行信息进行有效分析和处理，进而提升现有保护及控制系统功能。在IEC61850现有变电站模式中，通过对IED的配置可以实现站内信息的交互，但在变电站二次设备进行站间及与调控系统间进行交互时，并没有实现信息传递的透明化，不利于分布式多层级保护等基于对全网信息进行高度交互处理功能的产生和发展。事实上，就现有变电站的运行情况来看，研究工作主要集中于网络通信体系的实现上，而在数据处理及应用方面并没有体现出智能站的优势。

为了打破现有通信体系中设备间信息交互的障碍，为可预见的变电站多系统多状态量数据分析处理需求提供完备的通信体系，基于分布式多层级保护二次设备布置模式提出电力系统站内、站间一体化网络通信架构。

所提出的面向断路器配置的整合型二次设备是提供这种通信模式的基础，其功能是：装置承载网络中系统运行信息的采集获取，针对各种应用需求的数据预处理及信息传递被视为装置可提供的一种基本信息服务，在功能需要时，设备可向网络中任一功能对象提供这种服务；装置承载的保护功能在逻辑上视为网络中具有信息交互需求的功能对象的一种，其信息交互方式逻辑上与网络中其他功能对象相同；该架构下原变电站过程层网络除跨间隔功能外物理上整合于装置内部，同一装置内保护功能与信息服务功能间的通信在物理上通过装置内部总线实现。

这种信息通信方式下，存在于同一网络中的装置及功能对象具有相同的通信模式，基于二次设备的这种功能实现特性提出如下变电站一体化网络通信架构。

a.保护装置面向断路器双重化配置，以干线式或环网与站控层连接，在保护功能实现互为备用的情况下装置可单重化配置。

b.变电站网络扁平化，物理上仅存在站控层，过程层网络压缩整合至设备内部，采样及信息通信服务对上级网络是透明的，可供网络中任一功能对象进行调用。

c.站内、站间配置的二次设备及调控系统间实现对等交互，网络中各种实时及经处理后的非实时数据可供各系统调用，实现大数据、云计算处理功能。

d.安全性方面，保持就地布置装置中常规保护功能独立性；一体化网络中装置间通信通过软件定义网络功能的转发分离机制在网络控制层对信息进行控制转发与校核，实现数据的隔离与认证。

电力网络的信息通信系统是实现数据处理技术及互联网技术与电力系统运维结合的平台，也是实现电力生产与社会各行业需求结合，信息互联网与能源互联网交互接口的基础之一。区域乃至全网一体化网络通信架构将可能在对通信系统的性能提升过程中扮演重要角色。

4 结论及展望

继电保护是保障系统安全稳定运行的第一道防线，而针对单个元件的常规保护体系不能完全满足未来电网发展的需要。本文提出的分布式多层级保护体系以断路器为视角形成层级式保护区域的划分，各层级之间自然形成对网络中元件及区域的多重保护，对各种网络结构均有相同的配置策略，易于实现在线的自适应保护。保护提出的面向断路器配置的整合型二次设备和一体化网络通信平台实现了对系统运行信息的统一采集和网络传输的透明化，不仅为所提出保护体系功能的实现提供了条件，同时也为全网数据的交互和处理提供了必备的通信平台。所提出体系存在的问题是功能实现高度依赖于网络，保证网络的可靠性和信息传递的安全性以及通信异常情况下保护功能的完备性是进一步需要研究探讨的问题。未来的继电保护体系随着电力系统自身复杂性的发展及智能变电站中各种数据信息技术的深化应用将可能产生更多新的需求和功能，本文在将常规保护体系与网络技术应用的结合上进行了一定有益的探索，可供参考。