劉革明，李園園，戴光武，劉東超，楊貴，陳玉林，李建鴻

(南京南瑞繼保電氣有限公司，江蘇 南京 211102)

0 引 言

在區(qū)域保護范圍內(nèi)實現(xiàn)不同保護之間的動作配合，改善繼電保護性能，可以借助廣域測量系統(tǒng)技術(shù)(WAMS)[1]，智能變電站數(shù)字化技術(shù)的快速發(fā)展為區(qū)域保護技術(shù)的實施創(chuàng)造了有利條件。但區(qū)域保護系統(tǒng)的測量點多，需要的信息量巨大，選擇合理的站間通信協(xié)議及通信帶寬是區(qū)域保護能否推廣的基礎(chǔ)。黑龍江延壽、尚志和亞布力區(qū)域保護系統(tǒng)，各測量點采用IEC61850-9-2協(xié)議將SV信息直接進行站間通信網(wǎng)絡傳輸，子站采用了100 Mbit/s網(wǎng)絡，主站采用了1 Gbit/s網(wǎng)絡[2]。一方面，高帶寬的需求給區(qū)域保護系統(tǒng)的容量以及擴展性都帶來了嚴峻的考驗。另一方面，變電站內(nèi)的過程層網(wǎng)絡數(shù)據(jù)由于不支持可路由協(xié)議，不宜直接進行站間傳輸。所以區(qū)域繼電保護對通信技術(shù)、信息處理技術(shù)以及計算機技術(shù)提出了許多新的要求[3]。

為合理有效利用站間通信資源，并在IEC61850標準的指導思想下應用區(qū)域保護，本文提出了基于IEC61850-90-5的區(qū)域縱聯(lián)保護，并應用于分布式結(jié)構(gòu)中，為變電站區(qū)域保護的工程實踐及推廣提供了技術(shù)參考。

1 IEC61850-90-5介紹

在IEC61850標準推廣前，電力系統(tǒng)同步相量測量裝置(PMU)主要采用的是IEEE C37.118標準。IEEE希望將C37.118變?yōu)镮EC認可的雙徽標標準，而IEC認為IEC61850已具備傳輸同步相量的能力，拒絕了IEEE的申請。為此，IEEE將C37.118拆分為兩個標準：(1)IEEE C37.118.1-2011：關(guān)于PMU測量性能的標準。(2)IEEE C37.118.2-2011： IEEE 體系的PMU通信規(guī)約的標準。其中，IEEE C37.118.1-2011被IEC61850等同采用，而IEEE C37.118.2-2011被IEC61850-90-5放棄[4]。IEC16850-90-5對變電站內(nèi)的SV協(xié)議和GOOSE協(xié)議進行改造，采用了UDP多播實現(xiàn)了可路由協(xié)議，并使用IP優(yōu)先級標識來提升傳輸?shù)膶崟r性和可靠性。由于使用了IP網(wǎng)絡，報文可通過路由器自由傳輸，靈活性更強[5]。為了與變電站內(nèi)的SV和GOOSE協(xié)議區(qū)別，IEC61850-90-5將可路由的SV協(xié)議定義為R-SV，將可路由的GOOSE協(xié)議定義為R-GOOSE。

將IEC61850-90-5標準應用于區(qū)域保護有以下優(yōu)點：

1)實現(xiàn)了過程層信息可路由傳輸，滿足變電站之間的通信要求。IEC61850-90-5將變電站內(nèi)通信的成熟技術(shù)拓展到站間，采用了UDP多播方式傳輸可路由的SV和GOOSE信息。采用IEC61850-90-5標準協(xié)議后，不同廠商的IED設備在站間進行互操作成為了可能。當站間通信發(fā)生異常時，采用IEC61850信息網(wǎng)絡調(diào)試工具對網(wǎng)絡報文進行捕獲，快速定位通信異常的原因。

2)同步相量測量技術(shù)解決了區(qū)域差動保護的同步問題。傳統(tǒng)基于就地信息的線路差動保護通常采用計算通道延時的方法完成各側(cè)電氣量同步，但此方法通常要求各測量點進行點對點的通信連接，應用于區(qū)域保護后會將區(qū)域通信網(wǎng)絡變得極其復雜，不利于工程的實施、維護。采用IEC61850-90-5標準后，各側(cè)以統(tǒng)一時鐘源(如北斗全球衛(wèi)星導航系統(tǒng))實現(xiàn)電氣量的同步測量，不僅簡化了區(qū)域通信網(wǎng)絡架構(gòu)，而且滿足了區(qū)域差動保護的同步要求。

3)有效實現(xiàn)了站間信息的共享，節(jié)省了站間通信資源。傳統(tǒng)基于就地信息的保護裝置以及PMU等在站間傳輸?shù)碾姎饬啃畔⒋蠖鄶?shù)含義相同，浪費了大量的通信資源。采用IEC61850-90-5標準后，IED設備計算的電氣量信息可以共享使用，有效節(jié)省了站間通信資源。

2 基于IEC61850-90-5的分布式區(qū)域縱聯(lián)保護實現(xiàn)方案

2.1 IEC61850-90-5關(guān)鍵點

1)按照IEC61850-90-5標準，同步相量數(shù)據(jù)直接映射到MMXU邏輯節(jié)點。同步相量數(shù)據(jù)既可以用極坐標方式表達，也可以用直角坐標方式表達。用極坐標方式表達R-SV虛端子配置示意如表1所示。

表1 R-SV虛端子

x(t)=Xmcos (ωt+φ)

(1)

(2)

φ與秒脈沖(PPS)的關(guān)系如圖1所示，當x(t)信號的正峰值與秒脈沖重合時，同步相量的角度應該計算為0度；當x(t)信號從負半軸穿越正半軸的過零點與秒脈沖重合時，同步相量的角度應該計算為-90度。

圖1 同步相量的規(guī)定

3)與IEC61850-9-2相比，IEC61850-90-5中R-SV的應用層協(xié)議增加了時標屬性RefrTm，這樣結(jié)合采樣率SmpRate和采樣序號SmpCnt，就可以計算出任一幀同步相量的時標(RefrTm+ SmpCnt/SmpRate)，從而完成同步信息提取。

2.2 時鐘同步方案

差動保護必須保證各測量點的同步采樣。傳統(tǒng)依靠“乒乓算法”計算通道延時的同步采樣方案需要將各測量點進行點對點的連接，但這樣會使站間通信網(wǎng)絡異常復雜，不利于站間通信網(wǎng)絡維護。由于IEC61850-90-5傳輸同步相量信息，因此只要在各測量點采用統(tǒng)一時鐘源，就很容易完成各測量點的信息同步。統(tǒng)一時鐘源的應用模式主要有兩種，模式一如圖2所示，GPS或者北斗等全球衛(wèi)星導航系統(tǒng)授時給各測量點的對時裝置，各對時裝置通過B碼或秒脈沖等方式為各測量點的區(qū)域保護設備進行對時，從而完成各測量點的時鐘同步。模式二如圖3所示，任選一測量點安裝對時裝置作為統(tǒng)一時鐘源，通過站間通信網(wǎng)絡實現(xiàn)IEEE-1588對時，從而完成各測量點的時鐘同步。

當站間通信采用復用通道時，考慮到MSTP等以太網(wǎng)通信設備存在較大的傳輸抖動，同時收、發(fā)時延也可能存在不對稱的情況，這樣將會對IEEE-1588對時精度產(chǎn)生較大的影響，因此建議采用模式一的時鐘同步方案。當站間通信采用專用光纖通道時，通信的穩(wěn)定性和收發(fā)時延的對稱性能夠得到保證，因此建議采用模式二的時鐘同步方案。

圖2 時鐘同步模式一

圖3 時鐘同步模式二

為了確保區(qū)域縱聯(lián)保護性能不受時鐘同步的影響，建議同時配置區(qū)域差動和區(qū)域高頻保護。當時鐘同步正常時，區(qū)域縱聯(lián)保護工作在區(qū)域差動方式；當時鐘同步異常時，從區(qū)域差動方式自動切換為區(qū)域高頻方式，以此實現(xiàn)線路主保護性能對時鐘同步的弱依賴。

2.3 站間通信網(wǎng)絡構(gòu)建方案

對于區(qū)域保護控制系統(tǒng)，站間通信網(wǎng)絡需要有很高的可靠性?？煽啃酝ǔＰ枰哂噫溌穪肀ＷC，在IEC62439標準眾多冗余協(xié)議中，高可用無縫環(huán)網(wǎng)協(xié)議(HSR)的故障恢復時間為零，經(jīng)濟性好，并且支持以太網(wǎng)接入，很適合基于IEC61850-90-5標準的站間通信。

圖4 專用光纖的HSR網(wǎng)絡

對于專用光纖通道，HSR網(wǎng)絡構(gòu)建方案如圖4所示，網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)簡單可靠。

對于復用通道，電力系統(tǒng)主要的傳輸網(wǎng)絡仍以SDH設備為主，但SDH設備不支持TDM、ATM、以太網(wǎng)等業(yè)務接入，因此基于IEC61850-90-5網(wǎng)絡通信無法直接接入SDH。在不更換SDH設備的前提下，最佳解決方案就是采用MSTP技術(shù)。MSTP是指基于SDH 平臺同時實現(xiàn)TDM、ATM、以太網(wǎng)等業(yè)務的接入、處理和傳送，提供統(tǒng)一網(wǎng)管的多業(yè)務節(jié)點。如圖5所示，區(qū)域保護設備通過HSR交換機與MSTP設備的EoS板卡連接，MSTP開通各站點信息共享的通道，實現(xiàn)各站點信息共享，HSR則實現(xiàn)環(huán)網(wǎng)保護功能。

圖5 復用通道的HSR網(wǎng)絡

上述HSR交換機環(huán)網(wǎng)的通信架構(gòu)，改變了現(xiàn)有的繼電保護設備站間通信均采用點對點的通信方式，實現(xiàn)了站間信息共享功能，減少了網(wǎng)管配置工作量，同時提供了網(wǎng)絡無縫冗余保護，保證了區(qū)域保護通信網(wǎng)的可靠性。

3 工程應用案例

浙江一區(qū)域電網(wǎng)主接線圖示意簡圖如圖6所示，其中4條110 kV線路(甲乙一線、甲乙二線、乙丙線、丙丁線)全部未配置主保護，需通過保護范圍與動作時間的逐級配合來確保故障切除的選擇性，選擇性和速動性很難兼顧。為提高故障切除的快速性和準確性，決定將基于IEC61850-90-5標準的區(qū)域縱聯(lián)保護應用于該區(qū)域電網(wǎng)作為示范工程。在甲、乙、丙、丁四個站分別配置分布式區(qū)域保護控制裝置，結(jié)合HSR技術(shù)傳輸R-GOOSE、R-SV區(qū)域電網(wǎng)信息，實現(xiàn)區(qū)域電網(wǎng)信息共享，完善和提升區(qū)域電網(wǎng)繼電保護性能、優(yōu)化控制策略，提高電網(wǎng)整體的供電安全可靠性。

圖6 區(qū)域電網(wǎng)主接線示意簡圖

按照該區(qū)域電網(wǎng)參數(shù)搭建RTDS仿真測試系統(tǒng)，驗證基于IEC61850-90-5標準的區(qū)域縱聯(lián)保護的正確性。以乙丙線為例，在線路區(qū)內(nèi)各個故障點(出口、中點、末端)模擬各種瞬時性故障及永久性故障，區(qū)域縱聯(lián)保護全部正確快速動作。區(qū)外(兩側(cè)母線)模擬各種瞬時性故障及永久性故障，區(qū)域縱聯(lián)保護全部沒有動作。其中，乙丙線線路中點A相接地故障時的保護錄波圖如圖7、圖8所示。

圖7 乙側(cè)保護錄波圖

圖8 丙側(cè)保護錄波圖

該區(qū)域電網(wǎng)保護示范工程的通信架構(gòu)如圖5所示。四個變電站的站間通信采用復用通道，各站的區(qū)域保護接入HSR交換機，HSR交換機接入MSTP設備。 HSR交換機實現(xiàn)環(huán)網(wǎng)保護功能。整個示范工程的通信帶寬小于8 M，占用了很少的通信帶寬資源。

該示范工程的時鐘同步方案采用的模式如圖2所示，各變電站的對時裝置與GPS實現(xiàn)同步，然后輸出B碼給各區(qū)域保護裝置對時。當時鐘同步正常時，區(qū)域縱聯(lián)保護工作在區(qū)域差動方式，當對時異常時，區(qū)域差動保護能夠及時自動閉鎖，同時自動投入?yún)^(qū)域高頻保護，實現(xiàn)了線路主保護性能對時鐘同步的弱依賴，有效地保證了區(qū)域電網(wǎng)的可靠性。

該區(qū)域電網(wǎng)保護示范工程已于2015年12月順利實施投運，至今運行情況良好。

4 結(jié)束語

本文提出了基于IEC61850-90-5的分布式區(qū)域縱聯(lián)保護設計思想，實現(xiàn)了站間通信技術(shù)標準化，提高了信息共享能力，有效地節(jié)省了站間通信資源。根據(jù)專用光纖和復用通道分別設計了兩種不同模式的時鐘同步方案和通信網(wǎng)絡構(gòu)建方案，結(jié)合HSR技術(shù)的優(yōu)點，在不降低時鐘同步精度的前提下，既簡化了站間通信網(wǎng)絡架構(gòu)，又保證站間通信的可靠性。弱依賴于時鐘同步的線路縱聯(lián)保護工作方式，能夠自適應地調(diào)整縱聯(lián)保護的策略，有效地保證了區(qū)域電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的要求。

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