基于IEC61850-90-5的分布式区域纵联保护

刘革明，李园园，戴光武，刘东超，杨贵，陈玉林，李建鸿

(南京南瑞继保电气有限公司，江苏 南京 211102)

0 引 言

在区域保护范围内实现不同保护之间的动作配合，改善继电保护性能，可以借助广域测量系统技术(WAMS)[1]，智能变电站数字化技术的快速发展为区域保护技术的实施创造了有利条件。但区域保护系统的测量点多，需要的信息量巨大，选择合理的站间通信协议及通信带宽是区域保护能否推广的基础。黑龙江延寿、尚志和亚布力区域保护系统，各测量点采用IEC61850-9-2协议将SV信息直接进行站间通信网络传输，子站采用了100 Mbit/s网络，主站采用了1 Gbit/s网络[2]。一方面，高带宽的需求给区域保护系统的容量以及扩展性都带来了严峻的考验。另一方面，变电站内的过程层网络数据由于不支持可路由协议，不宜直接进行站间传输。所以区域继电保护对通信技术、信息处理技术以及计算机技术提出了许多新的要求[3]。

为合理有效利用站间通信资源，并在IEC61850标准的指导思想下应用区域保护，本文提出了基于IEC61850-90-5的区域纵联保护，并应用于分布式结构中，为变电站区域保护的工程实践及推广提供了技术参考。

1 IEC61850-90-5介绍

在IEC61850标准推广前，电力系统同步相量测量装置(PMU)主要采用的是IEEE C37.118标准。IEEE希望将C37.118变为IEC认可的双徽标标准，而IEC认为IEC61850已具备传输同步相量的能力，拒绝了IEEE的申请。为此，IEEE将C37.118拆分为两个标准：(1)IEEE C37.118.1-2011：关于PMU测量性能的标准。(2)IEEE C37.118.2-2011： IEEE 体系的PMU通信规约的标准。其中，IEEE C37.118.1-2011被IEC61850等同采用，而IEEE C37.118.2-2011被IEC61850-90-5放弃[4]。IEC16850-90-5对变电站内的SV协议和GOOSE协议进行改造，采用了UDP多播实现了可路由协议，并使用IP优先级标识来提升传输的实时性和可靠性。由于使用了IP网络，报文可通过路由器自由传输，灵活性更强[5]。为了与变电站内的SV和GOOSE协议区别，IEC61850-90-5将可路由的SV协议定义为R-SV，将可路由的GOOSE协议定义为R-GOOSE。

将IEC61850-90-5标准应用于区域保护有以下优点：

1)实现了过程层信息可路由传输，满足变电站之间的通信要求。IEC61850-90-5将变电站内通信的成熟技术拓展到站间，采用了UDP多播方式传输可路由的SV和GOOSE信息。采用IEC61850-90-5标准协议后，不同厂商的IED设备在站间进行互操作成为了可能。当站间通信发生异常时，采用IEC61850信息网络调试工具对网络报文进行捕获，快速定位通信异常的原因。

2)同步相量测量技术解决了区域差动保护的同步问题。传统基于就地信息的线路差动保护通常采用计算通道延时的方法完成各侧电气量同步，但此方法通常要求各测量点进行点对点的通信连接，应用于区域保护后会将区域通信网络变得极其复杂，不利于工程的实施、维护。采用IEC61850-90-5标准后，各侧以统一时钟源(如北斗全球卫星导航系统)实现电气量的同步测量，不仅简化了区域通信网络架构，而且满足了区域差动保护的同步要求。

3)有效实现了站间信息的共享，节省了站间通信资源。传统基于就地信息的保护装置以及PMU等在站间传输的电气量信息大多数含义相同，浪费了大量的通信资源。采用IEC61850-90-5标准后，IED设备计算的电气量信息可以共享使用，有效节省了站间通信资源。

2 基于IEC61850-90-5的分布式区域纵联保护实现方案

2.1 IEC61850-90-5关键点

1)按照IEC61850-90-5标准，同步相量数据直接映射到MMXU逻辑节点。同步相量数据既可以用极坐标方式表达，也可以用直角坐标方式表达。用极坐标方式表达R-SV虚端子配置示意如表1所示。

表1 R-SV虚端子

x(t)=Xmcos (ωt+φ)

(1)

(2)

φ与秒脉冲(PPS)的关系如图1所示，当x(t)信号的正峰值与秒脉冲重合时，同步相量的角度应该计算为0度；当x(t)信号从负半轴穿越正半轴的过零点与秒脉冲重合时，同步相量的角度应该计算为-90度。

图1 同步相量的规定

3)与IEC61850-9-2相比，IEC61850-90-5中R-SV的应用层协议增加了时标属性RefrTm，这样结合采样率SmpRate和采样序号SmpCnt，就可以计算出任一帧同步相量的时标(RefrTm+ SmpCnt/SmpRate)，从而完成同步信息提取。

2.2 时钟同步方案

差动保护必须保证各测量点的同步采样。传统依靠“乒乓算法”计算通道延时的同步采样方案需要将各测量点进行点对点的连接，但这样会使站间通信网络异常复杂，不利于站间通信网络维护。由于IEC61850-90-5传输同步相量信息，因此只要在各测量点采用统一时钟源，就很容易完成各测量点的信息同步。统一时钟源的应用模式主要有两种，模式一如图2所示，GPS或者北斗等全球卫星导航系统授时给各测量点的对时装置，各对时装置通过B码或秒脉冲等方式为各测量点的区域保护设备进行对时，从而完成各测量点的时钟同步。模式二如图3所示，任选一测量点安装对时装置作为统一时钟源，通过站间通信网络实现IEEE-1588对时，从而完成各测量点的时钟同步。

当站间通信采用复用通道时，考虑到MSTP等以太网通信设备存在较大的传输抖动，同时收、发时延也可能存在不对称的情况，这样将会对IEEE-1588对时精度产生较大的影响，因此建议采用模式一的时钟同步方案。当站间通信采用专用光纤通道时，通信的稳定性和收发时延的对称性能够得到保证，因此建议采用模式二的时钟同步方案。

图2 时钟同步模式一

图3 时钟同步模式二

为了确保区域纵联保护性能不受时钟同步的影响，建议同时配置区域差动和区域高频保护。当时钟同步正常时，区域纵联保护工作在区域差动方式；当时钟同步异常时，从区域差动方式自动切换为区域高频方式，以此实现线路主保护性能对时钟同步的弱依赖。

2.3 站间通信网络构建方案

对于区域保护控制系统，站间通信网络需要有很高的可靠性。可靠性通常需要冗余链路来保证，在IEC62439标准众多冗余协议中，高可用无缝环网协议(HSR)的故障恢复时间为零，经济性好，并且支持以太网接入，很适合基于IEC61850-90-5标准的站间通信。

图4 专用光纤的HSR网络

对于专用光纤通道，HSR网络构建方案如图4所示，网络结构简单可靠。

对于复用通道，电力系统主要的传输网络仍以SDH设备为主，但SDH设备不支持TDM、ATM、以太网等业务接入，因此基于IEC61850-90-5网络通信无法直接接入SDH。在不更换SDH设备的前提下，最佳解决方案就是采用MSTP技术。MSTP是指基于SDH 平台同时实现TDM、ATM、以太网等业务的接入、处理和传送，提供统一网管的多业务节点。如图5所示，区域保护设备通过HSR交换机与MSTP设备的EoS板卡连接，MSTP开通各站点信息共享的通道，实现各站点信息共享，HSR则实现环网保护功能。

图5 复用通道的HSR网络

上述HSR交换机环网的通信架构，改变了现有的继电保护设备站间通信均采用点对点的通信方式，实现了站间信息共享功能，减少了网管配置工作量，同时提供了网络无缝冗余保护，保证了区域保护通信网的可靠性。

3 工程应用案例

浙江一区域电网主接线图示意简图如图6所示，其中4条110 kV线路(甲乙一线、甲乙二线、乙丙线、丙丁线)全部未配置主保护，需通过保护范围与动作时间的逐级配合来确保故障切除的选择性，选择性和速动性很难兼顾。为提高故障切除的快速性和准确性，决定将基于IEC61850-90-5标准的区域纵联保护应用于该区域电网作为示范工程。在甲、乙、丙、丁四个站分别配置分布式区域保护控制装置，结合HSR技术传输R-GOOSE、R-SV区域电网信息，实现区域电网信息共享，完善和提升区域电网继电保护性能、优化控制策略，提高电网整体的供电安全可靠性。

图6 区域电网主接线示意简图

按照该区域电网参数搭建RTDS仿真测试系统，验证基于IEC61850-90-5标准的区域纵联保护的正确性。以乙丙线为例，在线路区内各个故障点(出口、中点、末端)模拟各种瞬时性故障及永久性故障，区域纵联保护全部正确快速动作。区外(两侧母线)模拟各种瞬时性故障及永久性故障，区域纵联保护全部没有动作。其中，乙丙线线路中点A相接地故障时的保护录波图如图7、图8所示。

图7 乙侧保护录波图

图8 丙侧保护录波图

该区域电网保护示范工程的通信架构如图5所示。四个变电站的站间通信采用复用通道，各站的区域保护接入HSR交换机，HSR交换机接入MSTP设备。 HSR交换机实现环网保护功能。整个示范工程的通信带宽小于8 M，占用了很少的通信带宽资源。

该示范工程的时钟同步方案采用的模式如图2所示，各变电站的对时装置与GPS实现同步，然后输出B码给各区域保护装置对时。当时钟同步正常时，区域纵联保护工作在区域差动方式，当对时异常时，区域差动保护能够及时自动闭锁，同时自动投入区域高频保护，实现了线路主保护性能对时钟同步的弱依赖，有效地保证了区域电网的可靠性。

该区域电网保护示范工程已于2015年12月顺利实施投运，至今运行情况良好。

4 结束语

本文提出了基于IEC61850-90-5的分布式区域纵联保护设计思想，实现了站间通信技术标准化，提高了信息共享能力，有效地节省了站间通信资源。根据专用光纤和复用通道分别设计了两种不同模式的时钟同步方案和通信网络构建方案，结合HSR技术的优点，在不降低时钟同步精度的前提下，既简化了站间通信网络架构，又保证站间通信的可靠性。弱依赖于时钟同步的线路纵联保护工作方式，能够自适应地调整纵联保护的策略，有效地保证了区域电网安全稳定运行的要求。

[1] 王阳光，尹项根，游大海，等．遵循IEC61850标准的广域电流差动保护IED[J]．电力系统自动化，2008，32(2)：53-57．

[2] 马欣彤，周迎秋，金华锋，等．广域智能控制系统平台构建方案[J]．黑龙江电力，2012，34(4)：292-295．

[3] 丁伟, 何奔腾，王慧芳，等．广域继电保护系统研究综述[J]. 电力系统保护与控制, 2012, 40(1): 145-155.

[4] INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION.Communication networks and systems for power utility automation-Part 90-5:Use of IEC 61850 to transmit synchrophasor information according to IEEE C37.118[S]. Geneva: IEC Publications, 2012.

[5] 任雁铭，操丰梅．IEC61850新动向和新应用[J]．电力系统自动化，2013，37(2)：1-6．

[6] IEEE STANDADASSOCIATION.IEEE Standard for Synchrophasor Measurements for POWER Systems[S]. New York: IEEE 3 Park Avenue,2011.