蒋朝宇，蔡泽祥，蔡煜，岑伯维，李进

(华南理工大学 电力学院，广东 广州 510641)

近年来，分布式发电技术及其相应的并网管理办法得到不断发展和完善，分布式电源(distributed generation，DG)在配电网中得到广泛应用[1]。传统配电网多采用单电源辐射型网络结构，保护系统通常由多段式电流保护构成，并辅以自动重合闸功能[2]。随着DG通过分散方式接入配电网，配电网由原先的无源网络逐渐发展成为有源网络，而且配电网运行接线由辐射形网络逐渐演化为环形网络，呈现双向潮流的特点[3]。同时，DG的电力电子化使得配电网的故障特征变得更加复杂，对传统配电网保护造成一定的影响[4]。因此，在新型配电网发展背景下，配电网的保护亟需升级。

目前，国内外学者为完善DG并网后的配电网保护开展了多方面的研究工作[5-6]。针对DG出力不确定性问题，文献[7]根据系统运行方式和网络拓扑结构变化，对保护背侧网络进行等值变换，并根据支路贡献因子矩阵，消除DG对各支路电流的影响。针对DG穿透率较高的配电网故障电流方向难以确定的问题，距离保护[8]、方向保护[9]等在配电网中取得一定的应用，具有较好的适应性，但是其性能改善依赖于方向测量元件的加装配置。总体而言，上述方法更多地依靠就地信息改善保护性能，可利用的信息量有限，保护的灵敏性、选择性容易受到可利用信息情况的制约，难以感知配电网运行方式的变化。

随着网络通信技术的逐渐成熟，继电保护能够融合保护区域内所有采样信息，其获知故障信息资源的能力可得到大幅提升[10-13]。与传统的就地保护方法或简单通信的差动保护方法相比，借助网络化的信息共享，继电保护不仅能够汇集全系统信息，还能实时跟踪系统运行方式的变化，并且能够根据保护范围实现保护决策的灵活调整。基于IEC 61850标准的保护方法已在智能变电站中成熟应用，并拓展推广到配电网领域[14]，提供系统级的保护实现方法。基于面向通用对象的变电站事件(generic object oriented substation event，GOOSE)信息交互的配电网保护方案得到充分认可。文献[15]通过智能终端之间的对等通信，实现基于馈线自动化的配电网保护方法；文献[16]利用方向元件，形成含故障方向信号的GOOSE报文进行故障定位；文献[17]利用过电流保护的动作信息形成GOOSE报文，实现故障定位；文献[18]将保护故障判断信息与故障动作信息融合形成GOOSE报文，提供具有抗差容错性能的保护方法。

然而，现有配电网保护方案依托的信息主要为逻辑量和状态量的形式，DG的存在造成故障特征不明显，保护元件的选择性、灵敏性受到影响。不同于反映故障判断结果的状态量信息，采用电气量进行信息交互能够以最直观的方式给出故障特征，提高故障感知与判断能力。文献[19]对基于电流幅值、相量信息共享的差动保护进行了研究。然而，配电网大范围的电气量信息传输带来延时、同步等问题[20]，现有配电网仍未取得基于网络采样的系统级保护方法。

总体而言，现有的IEC 61850标准在配电网保护中仅仅取得了依托GOOSE方式的保护应用。为此，本文首先设计基于IEC 61850完整体系的配电网保护框架，提出基于采样值(sampled value，SV)信息量交互的配电网电流差动保护方法，并针对配电网差动保护的同步问题，提出延时补偿的保护同步策略。最后，通过一、二次系统联合仿真，验证测试提供网络采样的配电网保护性能，指导实际工程应用。

1 基于采样值的配电网保护架构与方法

1.1 基于IEC 61850的配电网保护实现架构

IEC 61850提供了完备的保护系统信息模型描述[21]。围绕配电网保护的间隔设置以及保护功能配置情况，基于IEC 61850的配电网保护架构如图1所示。

CALH—后台管理；ITMI—人机接口；CAPDIF—区域差动保护；TCTR—电流互感器；TVTR—电压互感器；XCBR—断路器；PTOC—就地保护；MMS—制造报文规范，manufacturing message specification的缩写。

智能终端层执行电气量采集预处理、开关跳闸控制以及本地逻辑决策功能，覆盖的逻辑功能节点主要体现为测控功能的TCTR、TVTR、XCBR以及就地故障逻辑判断信息功能的PTOC。子站层覆盖多间隔，实现面向区域的保护功能逻辑，在采样信息及跳闸指令网络化共享的条件下，配电网保护子站可以利用采集到的电气量计算其有效值和功率，实现区域的纵联方向、差动保护等功能，如图1逻辑节点CAPDIF等。主站层负责整个配电网片区的保护系统后台管理，如图1逻辑节点CALH、ITMI等。

根据保护系统逻辑设备部署情况，构建服务模型。保护的服务模型决定了保护系统的通信交互方法，不同的通信借助不同的服务模型接口实现信息传输。完整的IEC 61850规约提供3种形式的通信服务接口：由逻辑节点TCTR、TVTR管理的SV信息由SV报文传输，如图1中“S”接口；逻辑量、开关量信息由GOOSE报文传输，如图1中“G”接口；告警、数值管理等功能由MMS报文传输，如图1中“M”接口。由此，子站与终端之间的通信由SV及GOOSE报文传输，子站与主站之间的通信由MMS报文提供，契合IEC 61850在智能变电站中“三层两网”的设计理念。

1.2 基于采样值的配电网差动保护及其判据

基于IEC 61850的网络采样提供了区域的采样信息，支持系统级的保护功能实现[22]。考虑到配电网拓扑结构与运行方式灵活多变的特点[23]，保护策略需要充分应对网络拓扑变化并进行跟踪调整。根据配电网的拓扑接线以及保护网络化的采样情况，形成灵活的保护区域划分与调整。

假设一次拓扑结构用关联矩阵D来描述，以各类被保护元件为顶点(线路、母线、负荷等)，以被保护元件的边界为边(各类开关等)，建立关联矩阵D，其元素为

考虑一次网络结构变化情况以及网络采样情况，进行保护区域的动态调整，区域关联矩阵

(1)

式中：nM为采样缺失的开关数量；PM,i为第i个开关的拓扑情况与采样情况，用行变换矩阵表示。具体来讲，若开关i的正向关联元件为a，反向关联元件为b，有PM,i(a,b)=PM,i(b,a)=1。

合并后的各保护区域所包含的元件可由YM计算得到，即

(2)

式中：YM为保护区域与这些保护区域中所包含组件的对应关系；Y为单位对角矩阵。

经上述基于采样条件的自适应保护区块划分后，构成差动保护判据，其中动作电流向量

Iact=DM|I|.

(3)

式中I为电流采样值构成的向量。不同区域将根据矩阵DM关联区域保护的电流采样结果取得保护区域的动作电流值。同时，在保护区块自动划分的情况下，区域的电流整定值也需要进行浮动调整。

不同保护区域的电流整定向量

(4)

进一步考虑含制动量Ires的整定形式：

(5)

Ires=k3DM|I|.

(6)

式中系数k3的取值与DM相关。

由此，网络采样的保护方法具有自动获取分区、自动整定定值的能力，保护将根据具体的保护分区实现动作选择。

2 基于延时补偿的配电网差动保护同步策略

采样数据同步误差对差动保护有重要影响[24]，基于网络采样的配电网差动保护的实现，需要将各节点的采样信息上传至配电网保护子站，因此采样同步问题需要得到重视。

2.1 基于网络采样的配电网保护的延时组成及影响

基于网络采样的保护延时包括额定延时Tm、以太网交换机延时Tsw和光纤延时Tf[19]。网络化保护报文通信延时构成如图2所示。

图2 网络化保护报文通信延时构成

额定延时为就地终端处理数据的固定时间，主要由配电网终端的数据处理延时及数据在端口传输延时构成，一般为几微秒，是记录于SV数据集中的固定值[25]。

以太网交换机延时为报文在以太网交换机上的驻留时间。对于一台交换机来说，其延时由SV报文信息接收存储延时Tin、排队延时Tqu及报文信息在输出端口的传输延时Ttr组成。

光纤延时为数据在光纤中的传输延时，包括合并单元到就地保护设备、就地保护设备到本地交换机、经过多台交换机到中心交换机以及中心交换机到区域保护设备当中的光纤传输延时。光纤延时与SV报文信息传输过程中的光纤通道长度成正比，与光速成反比[26]。对于确定的传输路径，光纤延时是确定的[27]。由于合并单元到就地保护装置、中心交换机到区域保护装置的光纤通道距离短，其延时可以忽略。

当传输延时超过500 μs时，误差角度会超过10°，此时如果不进行延时补偿操作，差动保护就容易发生误动或拒动，导致基于网络采样的保护可靠性降低。

2.2 基于网络采样的配电网保护延时测量与补偿

额定延时记录于SV当中，无需额外测量。报文信息排队延时Tqu的随机性与波动性较大[28]。因此，本文通过以太网交换机沿传输路径记录报文中每个光纤段的延时。在交换机的输入和输出端口上对SV报文进行时刻截取，可以得出SV报文在输入和输出端口的时刻，精确计算SV报文在交换机内的传输延时，并将此延时写入SV报文中的保留字节中。

对于中间部分的交换网络，由于配电网规模较大，光纤延时可以达到几微秒甚至几毫秒，不可忽略不计[29]。网络化组网方式下，信息流传输路径具有不确定性，光纤传输的刻画需要追踪报文的传输路径；但是，通信网络的实时性变化导致难以跟踪消息的传输路径[30-31]。因此，与其预先计算报文信息的传输路径，不如通过以太网交换机沿传输路径记录报文中每个光纤段的延时。

配电网中的同步问题需要通过改进传输延时补偿的方法来解决，基于以太网交换机延时补偿的同步方法说明如图3所示，改进的延时补偿方法充分计及上述3种延时构成。

图3 基于以太网交换机延时补偿的同步方法说明

(7)

(8)

式中T0为光纤额定延时。

在获得总传输延时后进行延时补偿，可以计算出配电网各智能终端准确的采样时刻。保护单元分别对不同SV报文进行延时补偿，获得来自不同的SV报文的发送时刻，采用线性插值法便可实现采样同步。通过上述方式，实现了不依赖于外部时钟信号的采样同步，有效解决了配电网SV采样数据信息的同步问题。

3 仿真验证

3.1 仿真算例与仿真平台

3.1.1 仿真算例

本文算例选取南方电网某地区实际配电网模型，一、二次结构如图4所示。其中N1—N15为开关站点编号，图标内数字为对应站点的开关编号，一次系统覆盖15个开关站点，采用环形组网方式。在保护系统配置上，根据第2章IEC 61850保护系统架构，交换机与交换机之间相互连接成环，交换机之间的光纤长度约为300～400 m，呈现与一次线路相同的拓扑结构，基于网络采样的配电网差动保护功能部署于保护控制子站，位于图4中N1位置。在具备终端装设条件的站点配置保护智能终端，实现信息采集。

3.1.2 仿真平台

为验证基于网络采样及延时补偿的配电网差动保护方法，采用PSCAD仿真配电网故障过程，采用OPNET仿真配电网通信网络，采用MATLAB仿真保护判据以及延时补偿策略，由此构成一个跨软件的仿真平台。

在PSCAD上搭建如图4所示配电网一次拓扑仿真模型，模拟配电网的正常运行情况及故障运行情况，获取不同情况下的电流仿真结果。将PSCAD测试所得的带有仿真时标的电流值，通过底层代码赋值给OPNET的通信仿真系统，OPNET各通信节点按照各时标记录的仿真电流值发送SV报文。借助OPNET Modeler搭建保护系统通信网络，将PSCAD的电流仿真结果以包含电流采样数据字段的SV报文发送至OPNET系统通信网络，模拟通信层中的保护传输规律及报文传输延时情况，同时模拟子站接收带有实际电流仿真值及延时记录结果的SV报文的接收与解析规律。最终，通过相应的数据接口自动提取OPNET Modeler模拟子站接收的报文结果，以及实际电流仿真值及延时记录结果信息，在MATLAB实现延时补偿算法及差动保护策略。所述跨软件仿真的配电网差动保护测试实现方法如图5所示。

图4 仿真算例的配电网一次拓扑图以及二次配置图

图5 跨软件仿真的配电网差动保护测试实现方法

3.2 配电网开环运行方式下的仿真

基于PSCAD获得无故障情况以及故障运行情况下流入节点的电流值。仿真算例采用图4的运行方式，一次部分由10 kV母线以及馈线支路组成，系统频率为50 Hz。装设于线路两端的电流互感器型号相同，变比为1 000，线路保护原理为网络化电流差动保护。智能终端的采样频率设置为每周波80个采样点。

通过PSCAD获取所有节点的电流仿真数据，以采样得到的馈线支路电流IN2_2、IN15_2、IN15_1、IN3_2为例(IN2_2表示10 kV进线2下N2开关站点的馈线支路电流，其他类推)，在无故障情况下以及在线路N2-N15中端发生故障的情况下，其电流值见表1。

表1 各状态下支路电流

基于OPNET获得报文传输的延时，搭建具备延时可测的交换机模型，并计及光纤长度对传输延时的影响。对于图4所示的配电网，各电流SV报文经网络传输，延时数据见表2。

馈线支路中的其中一个保护终端所发出的SV消息经过多台交换机后发送至配电网保护子站，与相邻保护终端所发出的SV报文相比，产生的延时差约为400～500 μs，导致角度误差约为10°。根据表1的电流仿真结果和表2的报文延时，在MATLAB上实现延时补偿与式(4)差动保护逻辑判断。

表2 各报文传输延时

关闭延时补偿功能各状态下支路电流见表3。由表3可见，若是没有延时补偿等同步措施，由于传输延时的影响，配电网继电保护的可靠性降低。此时，开启延时测量功能，并实施相应的延时补偿的同步措施，测得馈线支路电流IN2_2、IN15_2、IN15_1、IN3_2的值，结果见表4。

表3 关闭延时补偿功能，各状态下支路电流

表4 开启延时补偿功能，各状态下支路电流

由仿真结果可知：在无故障情况下，若没有进行延时补偿的操作，线路N2-N15发生保护误动；在N2-N15故障时，线路N15-N3也同样会发生保护误动。只有在开启延时补偿功能的情况下，保护才正确动作。

采用本文所提出的方法，可控制传输延时造成的角度误差在0.5°以内；对报文传输进行延时补偿，使线路差动保护能够在区内故障时可靠动作，在区外故障时不动作，保证了继电保护的选择性。

3.3 考虑联络开关闭合运行方式下的仿真

考虑开关N6_1闭合，配电网的拓扑结构发生变化的情况下，当线路N5-N6发生故障时，差动保护的保护区域发生调整，围绕开关N7_2、N5_2以及N5_3构造出新的保护区域，通过PSCAD测得流入该保护区域的电流值，见表5。

表5 N6_1闭合情况下支路电流

馈线支路中的其中一个保护终端所发出的SV信息经过多台交换机后发送至配电网保护子站，由于N6没有配置保护终端与交换机，采用OPNET测得N5与N7保护终端所发出的SV报文，产生的延时差约为800 μs，导致角度误差约为15°。关闭延时补偿，在MATLAB上实现差动保护逻辑判断，测得馈线支路电流IN5_2、IN5_3、IN7_2的值，见表6。

表6 关闭延时补偿功能各状态下支路电流

由表6可见，若没有延时补偿等同步措施，线路N5-N6故障时，保护拒动，网络拓扑结构变化，将导致配电网继电保护的可靠性降低。开启延时测量功能，并实施相应的延时补偿同步措施，测得馈线支路电流IN5_2、IN5_3、IN7_2的值，见表7。

表7 开启延时补偿功能各状态下支路电流

由表7可知，开启延时补偿功能后，保护才能够正确动作，应对网络拓扑结构的变化。

采用本文所提出的方法，不仅能够控制传输延时造成的误差，还能够适应配电网拓扑结构的变化，自动扩大保护范围，使得线路差动保护自动调整为多端差动保护，保证在区内故障的情况下保护有效动作。

4 结束语

针对传统的就地信息保护可利用的信息量有限，以及传统的保护方案难以满足当下配电网继电保护性能要求的问题，本文基于IEC 61850在配电网保护中的全面应用，构造了基于网络采样的配电网差动保护，该保护能够适应网络拓扑的变化。针对网络采样造成的延时对保护的影响问题，分析了网络采样的延时构成及其对采样数据同步性的影响，从实际角度出发，提出了不依赖于外部时钟信号的延时补偿策略，保证了继电保护的可靠性。最后，结合一、二次系统进行跨软件仿真，验证了基于网络采样与延时补偿的配电网差动保护的可行性。

本文所提出的方法已在实际配电网中工程应用，实际运行情况验证了该方法的有效性和实用性。