蔣朝宇,蔡澤祥,蔡煜,岑伯維,李進
(華南理工大學 電力學院,廣東 廣州 510641)
近年來,分布式發(fā)電技術(shù)及其相應的并網(wǎng)管理辦法得到不斷發(fā)展和完善,分布式電源(distributed generation,DG)在配電網(wǎng)中得到廣泛應用[1]。傳統(tǒng)配電網(wǎng)多采用單電源輻射型網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu),保護系統(tǒng)通常由多段式電流保護構(gòu)成,并輔以自動重合閘功能[2]。隨著DG通過分散方式接入配電網(wǎng),配電網(wǎng)由原先的無源網(wǎng)絡(luò)逐漸發(fā)展成為有源網(wǎng)絡(luò),而且配電網(wǎng)運行接線由輻射形網(wǎng)絡(luò)逐漸演化為環(huán)形網(wǎng)絡(luò),呈現(xiàn)雙向潮流的特點[3]。同時,DG的電力電子化使得配電網(wǎng)的故障特征變得更加復雜,對傳統(tǒng)配電網(wǎng)保護造成一定的影響[4]。因此,在新型配電網(wǎng)發(fā)展背景下,配電網(wǎng)的保護亟需升級。
目前,國內(nèi)外學者為完善DG并網(wǎng)后的配電網(wǎng)保護開展了多方面的研究工作[5-6]。針對DG出力不確定性問題,文獻[7]根據(jù)系統(tǒng)運行方式和網(wǎng)絡(luò)拓撲結(jié)構(gòu)變化,對保護背側(cè)網(wǎng)絡(luò)進行等值變換,并根據(jù)支路貢獻因子矩陣,消除DG對各支路電流的影響。針對DG穿透率較高的配電網(wǎng)故障電流方向難以確定的問題,距離保護[8]、方向保護[9]等在配電網(wǎng)中取得一定的應用,具有較好的適應性,但是其性能改善依賴于方向測量元件的加裝配置。總體而言,上述方法更多地依靠就地信息改善保護性能,可利用的信息量有限,保護的靈敏性、選擇性容易受到可利用信息情況的制約,難以感知配電網(wǎng)運行方式的變化。
隨著網(wǎng)絡(luò)通信技術(shù)的逐漸成熟,繼電保護能夠融合保護區(qū)域內(nèi)所有采樣信息,其獲知故障信息資源的能力可得到大幅提升[10-13]。與傳統(tǒng)的就地保護方法或簡單通信的差動保護方法相比,借助網(wǎng)絡(luò)化的信息共享,繼電保護不僅能夠匯集全系統(tǒng)信息,還能實時跟蹤系統(tǒng)運行方式的變化,并且能夠根據(jù)保護范圍實現(xiàn)保護決策的靈活調(diào)整。基于IEC 61850標準的保護方法已在智能變電站中成熟應用,并拓展推廣到配電網(wǎng)領(lǐng)域[14],提供系統(tǒng)級的保護實現(xiàn)方法?;诿嫦蛲ㄓ脤ο蟮淖冸娬臼录?generic object oriented substation event,GOOSE)信息交互的配電網(wǎng)保護方案得到充分認可。文獻[15]通過智能終端之間的對等通信,實現(xiàn)基于饋線自動化的配電網(wǎng)保護方法;文獻[16]利用方向元件,形成含故障方向信號的GOOSE報文進行故障定位;文獻[17]利用過電流保護的動作信息形成GOOSE報文,實現(xiàn)故障定位;文獻[18]將保護故障判斷信息與故障動作信息融合形成GOOSE報文,提供具有抗差容錯性能的保護方法。
然而,現(xiàn)有配電網(wǎng)保護方案依托的信息主要為邏輯量和狀態(tài)量的形式,DG的存在造成故障特征不明顯,保護元件的選擇性、靈敏性受到影響。不同于反映故障判斷結(jié)果的狀態(tài)量信息,采用電氣量進行信息交互能夠以最直觀的方式給出故障特征,提高故障感知與判斷能力。文獻[19]對基于電流幅值、相量信息共享的差動保護進行了研究。然而,配電網(wǎng)大范圍的電氣量信息傳輸帶來延時、同步等問題[20],現(xiàn)有配電網(wǎng)仍未取得基于網(wǎng)絡(luò)采樣的系統(tǒng)級保護方法。
總體而言,現(xiàn)有的IEC 61850標準在配電網(wǎng)保護中僅僅取得了依托GOOSE方式的保護應用。為此,本文首先設(shè)計基于IEC 61850完整體系的配電網(wǎng)保護框架,提出基于采樣值(sampled value,SV)信息量交互的配電網(wǎng)電流差動保護方法,并針對配電網(wǎng)差動保護的同步問題,提出延時補償?shù)谋Wo同步策略。最后,通過一、二次系統(tǒng)聯(lián)合仿真,驗證測試提供網(wǎng)絡(luò)采樣的配電網(wǎng)保護性能,指導實際工程應用。
IEC 61850提供了完備的保護系統(tǒng)信息模型描述[21]。圍繞配電網(wǎng)保護的間隔設(shè)置以及保護功能配置情況,基于IEC 61850的配電網(wǎng)保護架構(gòu)如圖1所示。
CALH—后臺管理;ITMI—人機接口;CAPDIF—區(qū)域差動保護;TCTR—電流互感器;TVTR—電壓互感器;XCBR—斷路器;PTOC—就地保護;MMS—制造報文規(guī)范,manufacturing message specification的縮寫。
智能終端層執(zhí)行電氣量采集預處理、開關(guān)跳閘控制以及本地邏輯決策功能,覆蓋的邏輯功能節(jié)點主要體現(xiàn)為測控功能的TCTR、TVTR、XCBR以及就地故障邏輯判斷信息功能的PTOC。子站層覆蓋多間隔,實現(xiàn)面向區(qū)域的保護功能邏輯,在采樣信息及跳閘指令網(wǎng)絡(luò)化共享的條件下,配電網(wǎng)保護子站可以利用采集到的電氣量計算其有效值和功率,實現(xiàn)區(qū)域的縱聯(lián)方向、差動保護等功能,如圖1邏輯節(jié)點CAPDIF等。主站層負責整個配電網(wǎng)片區(qū)的保護系統(tǒng)后臺管理,如圖1邏輯節(jié)點CALH、ITMI等。
根據(jù)保護系統(tǒng)邏輯設(shè)備部署情況,構(gòu)建服務(wù)模型。保護的服務(wù)模型決定了保護系統(tǒng)的通信交互方法,不同的通信借助不同的服務(wù)模型接口實現(xiàn)信息傳輸。完整的IEC 61850規(guī)約提供3種形式的通信服務(wù)接口:由邏輯節(jié)點TCTR、TVTR管理的SV信息由SV報文傳輸,如圖1中“S”接口;邏輯量、開關(guān)量信息由GOOSE報文傳輸,如圖1中“G”接口;告警、數(shù)值管理等功能由MMS報文傳輸,如圖1中“M”接口。由此,子站與終端之間的通信由SV及GOOSE報文傳輸,子站與主站之間的通信由MMS報文提供,契合IEC 61850在智能變電站中“三層兩網(wǎng)”的設(shè)計理念。
基于IEC 61850的網(wǎng)絡(luò)采樣提供了區(qū)域的采樣信息,支持系統(tǒng)級的保護功能實現(xiàn)[22]??紤]到配電網(wǎng)拓撲結(jié)構(gòu)與運行方式靈活多變的特點[23],保護策略需要充分應對網(wǎng)絡(luò)拓撲變化并進行跟蹤調(diào)整。根據(jù)配電網(wǎng)的拓撲接線以及保護網(wǎng)絡(luò)化的采樣情況,形成靈活的保護區(qū)域劃分與調(diào)整。
假設(shè)一次拓撲結(jié)構(gòu)用關(guān)聯(lián)矩陣D來描述,以各類被保護元件為頂點(線路、母線、負荷等),以被保護元件的邊界為邊(各類開關(guān)等),建立關(guān)聯(lián)矩陣D,其元素為
考慮一次網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)變化情況以及網(wǎng)絡(luò)采樣情況,進行保護區(qū)域的動態(tài)調(diào)整,區(qū)域關(guān)聯(lián)矩陣
(1)
式中:nM為采樣缺失的開關(guān)數(shù)量;PM,i為第i個開關(guān)的拓撲情況與采樣情況,用行變換矩陣表示。具體來講,若開關(guān)i的正向關(guān)聯(lián)元件為a,反向關(guān)聯(lián)元件為b,有PM,i(a,b)=PM,i(b,a)=1。
合并后的各保護區(qū)域所包含的元件可由YM計算得到,即
(2)
式中:YM為保護區(qū)域與這些保護區(qū)域中所包含組件的對應關(guān)系;Y為單位對角矩陣。
經(jīng)上述基于采樣條件的自適應保護區(qū)塊劃分后,構(gòu)成差動保護判據(jù),其中動作電流向量
Iact=DM|I|.
(3)
式中I為電流采樣值構(gòu)成的向量。不同區(qū)域?qū)⒏鶕?jù)矩陣DM關(guān)聯(lián)區(qū)域保護的電流采樣結(jié)果取得保護區(qū)域的動作電流值。同時,在保護區(qū)塊自動劃分的情況下,區(qū)域的電流整定值也需要進行浮動調(diào)整。
不同保護區(qū)域的電流整定向量
(4)
進一步考慮含制動量Ires的整定形式:
(5)
Ires=k3DM|I|.
(6)
式中系數(shù)k3的取值與DM相關(guān)。
由此,網(wǎng)絡(luò)采樣的保護方法具有自動獲取分區(qū)、自動整定定值的能力,保護將根據(jù)具體的保護分區(qū)實現(xiàn)動作選擇。
采樣數(shù)據(jù)同步誤差對差動保護有重要影響[24],基于網(wǎng)絡(luò)采樣的配電網(wǎng)差動保護的實現(xiàn),需要將各節(jié)點的采樣信息上傳至配電網(wǎng)保護子站,因此采樣同步問題需要得到重視。
基于網(wǎng)絡(luò)采樣的保護延時包括額定延時Tm、以太網(wǎng)交換機延時Tsw和光纖延時Tf[19]。網(wǎng)絡(luò)化保護報文通信延時構(gòu)成如圖2所示。
圖2 網(wǎng)絡(luò)化保護報文通信延時構(gòu)成
額定延時為就地終端處理數(shù)據(jù)的固定時間,主要由配電網(wǎng)終端的數(shù)據(jù)處理延時及數(shù)據(jù)在端口傳輸延時構(gòu)成,一般為幾微秒,是記錄于SV數(shù)據(jù)集中的固定值[25]。
以太網(wǎng)交換機延時為報文在以太網(wǎng)交換機上的駐留時間。對于一臺交換機來說,其延時由SV報文信息接收存儲延時Tin、排隊延時Tqu及報文信息在輸出端口的傳輸延時Ttr組成。
光纖延時為數(shù)據(jù)在光纖中的傳輸延時,包括合并單元到就地保護設(shè)備、就地保護設(shè)備到本地交換機、經(jīng)過多臺交換機到中心交換機以及中心交換機到區(qū)域保護設(shè)備當中的光纖傳輸延時。光纖延時與SV報文信息傳輸過程中的光纖通道長度成正比,與光速成反比[26]。對于確定的傳輸路徑,光纖延時是確定的[27]。由于合并單元到就地保護裝置、中心交換機到區(qū)域保護裝置的光纖通道距離短,其延時可以忽略。
當傳輸延時超過500 μs時,誤差角度會超過10°,此時如果不進行延時補償操作,差動保護就容易發(fā)生誤動或拒動,導致基于網(wǎng)絡(luò)采樣的保護可靠性降低。
額定延時記錄于SV當中,無需額外測量。報文信息排隊延時Tqu的隨機性與波動性較大[28]。因此,本文通過以太網(wǎng)交換機沿傳輸路徑記錄報文中每個光纖段的延時。在交換機的輸入和輸出端口上對SV報文進行時刻截取,可以得出SV報文在輸入和輸出端口的時刻,精確計算SV報文在交換機內(nèi)的傳輸延時,并將此延時寫入SV報文中的保留字節(jié)中。
對于中間部分的交換網(wǎng)絡(luò),由于配電網(wǎng)規(guī)模較大,光纖延時可以達到幾微秒甚至幾毫秒,不可忽略不計[29]。網(wǎng)絡(luò)化組網(wǎng)方式下,信息流傳輸路徑具有不確定性,光纖傳輸?shù)目坍嬓枰粉檲笪牡膫鬏斅窂剑坏?,通信網(wǎng)絡(luò)的實時性變化導致難以跟蹤消息的傳輸路徑[30-31]。因此,與其預先計算報文信息的傳輸路徑,不如通過以太網(wǎng)交換機沿傳輸路徑記錄報文中每個光纖段的延時。
配電網(wǎng)中的同步問題需要通過改進傳輸延時補償?shù)姆椒▉斫鉀Q,基于以太網(wǎng)交換機延時補償?shù)耐椒椒ㄕf明如圖3所示,改進的延時補償方法充分計及上述3種延時構(gòu)成。
圖3 基于以太網(wǎng)交換機延時補償?shù)耐椒椒ㄕf明
(7)
(8)
式中T0為光纖額定延時。
在獲得總傳輸延時后進行延時補償,可以計算出配電網(wǎng)各智能終端準確的采樣時刻。保護單元分別對不同SV報文進行延時補償,獲得來自不同的SV報文的發(fā)送時刻,采用線性插值法便可實現(xiàn)采樣同步。通過上述方式,實現(xiàn)了不依賴于外部時鐘信號的采樣同步,有效解決了配電網(wǎng)SV采樣數(shù)據(jù)信息的同步問題。
3.1.1 仿真算例
本文算例選取南方電網(wǎng)某地區(qū)實際配電網(wǎng)模型,一、二次結(jié)構(gòu)如圖4所示。其中N1—N15為開關(guān)站點編號,圖標內(nèi)數(shù)字為對應站點的開關(guān)編號,一次系統(tǒng)覆蓋15個開關(guān)站點,采用環(huán)形組網(wǎng)方式。在保護系統(tǒng)配置上,根據(jù)第2章IEC 61850保護系統(tǒng)架構(gòu),交換機與交換機之間相互連接成環(huán),交換機之間的光纖長度約為300~400 m,呈現(xiàn)與一次線路相同的拓撲結(jié)構(gòu),基于網(wǎng)絡(luò)采樣的配電網(wǎng)差動保護功能部署于保護控制子站,位于圖4中N1位置。在具備終端裝設(shè)條件的站點配置保護智能終端,實現(xiàn)信息采集。
3.1.2 仿真平臺
為驗證基于網(wǎng)絡(luò)采樣及延時補償?shù)呐潆娋W(wǎng)差動保護方法,采用PSCAD仿真配電網(wǎng)故障過程,采用OPNET仿真配電網(wǎng)通信網(wǎng)絡(luò),采用MATLAB仿真保護判據(jù)以及延時補償策略,由此構(gòu)成一個跨軟件的仿真平臺。
在PSCAD上搭建如圖4所示配電網(wǎng)一次拓撲仿真模型,模擬配電網(wǎng)的正常運行情況及故障運行情況,獲取不同情況下的電流仿真結(jié)果。將PSCAD測試所得的帶有仿真時標的電流值,通過底層代碼賦值給OPNET的通信仿真系統(tǒng),OPNET各通信節(jié)點按照各時標記錄的仿真電流值發(fā)送SV報文。借助OPNET Modeler搭建保護系統(tǒng)通信網(wǎng)絡(luò),將PSCAD的電流仿真結(jié)果以包含電流采樣數(shù)據(jù)字段的SV報文發(fā)送至OPNET系統(tǒng)通信網(wǎng)絡(luò),模擬通信層中的保護傳輸規(guī)律及報文傳輸延時情況,同時模擬子站接收帶有實際電流仿真值及延時記錄結(jié)果的SV報文的接收與解析規(guī)律。最終,通過相應的數(shù)據(jù)接口自動提取OPNET Modeler模擬子站接收的報文結(jié)果,以及實際電流仿真值及延時記錄結(jié)果信息,在MATLAB實現(xiàn)延時補償算法及差動保護策略。所述跨軟件仿真的配電網(wǎng)差動保護測試實現(xiàn)方法如圖5所示。
圖4 仿真算例的配電網(wǎng)一次拓撲圖以及二次配置圖
圖5 跨軟件仿真的配電網(wǎng)差動保護測試實現(xiàn)方法
基于PSCAD獲得無故障情況以及故障運行情況下流入節(jié)點的電流值。仿真算例采用圖4的運行方式,一次部分由10 kV母線以及饋線支路組成,系統(tǒng)頻率為50 Hz。裝設(shè)于線路兩端的電流互感器型號相同,變比為1 000,線路保護原理為網(wǎng)絡(luò)化電流差動保護。智能終端的采樣頻率設(shè)置為每周波80個采樣點。
通過PSCAD獲取所有節(jié)點的電流仿真數(shù)據(jù),以采樣得到的饋線支路電流IN2_2、IN15_2、IN15_1、IN3_2為例(IN2_2表示10 kV進線2下N2開關(guān)站點的饋線支路電流,其他類推),在無故障情況下以及在線路N2-N15中端發(fā)生故障的情況下,其電流值見表1。
表1 各狀態(tài)下支路電流
基于OPNET獲得報文傳輸?shù)难訒r,搭建具備延時可測的交換機模型,并計及光纖長度對傳輸延時的影響。對于圖4所示的配電網(wǎng),各電流SV報文經(jīng)網(wǎng)絡(luò)傳輸,延時數(shù)據(jù)見表2。
饋線支路中的其中一個保護終端所發(fā)出的SV消息經(jīng)過多臺交換機后發(fā)送至配電網(wǎng)保護子站,與相鄰保護終端所發(fā)出的SV報文相比,產(chǎn)生的延時差約為400~500 μs,導致角度誤差約為10°。根據(jù)表1的電流仿真結(jié)果和表2的報文延時,在MATLAB上實現(xiàn)延時補償與式(4)差動保護邏輯判斷。
表2 各報文傳輸延時
關(guān)閉延時補償功能各狀態(tài)下支路電流見表3。由表3可見,若是沒有延時補償?shù)韧酱胧?,由于傳輸延時的影響,配電網(wǎng)繼電保護的可靠性降低。此時,開啟延時測量功能,并實施相應的延時補償?shù)耐酱胧?,測得饋線支路電流IN2_2、IN15_2、IN15_1、IN3_2的值,結(jié)果見表4。
表3 關(guān)閉延時補償功能,各狀態(tài)下支路電流
表4 開啟延時補償功能,各狀態(tài)下支路電流
由仿真結(jié)果可知:在無故障情況下,若沒有進行延時補償?shù)牟僮?,線路N2-N15發(fā)生保護誤動;在N2-N15故障時,線路N15-N3也同樣會發(fā)生保護誤動。只有在開啟延時補償功能的情況下,保護才正確動作。
采用本文所提出的方法,可控制傳輸延時造成的角度誤差在0.5°以內(nèi);對報文傳輸進行延時補償,使線路差動保護能夠在區(qū)內(nèi)故障時可靠動作,在區(qū)外故障時不動作,保證了繼電保護的選擇性。
考慮開關(guān)N6_1閉合,配電網(wǎng)的拓撲結(jié)構(gòu)發(fā)生變化的情況下,當線路N5-N6發(fā)生故障時,差動保護的保護區(qū)域發(fā)生調(diào)整,圍繞開關(guān)N7_2、N5_2以及N5_3構(gòu)造出新的保護區(qū)域,通過PSCAD測得流入該保護區(qū)域的電流值,見表5。
表5 N6_1閉合情況下支路電流
饋線支路中的其中一個保護終端所發(fā)出的SV信息經(jīng)過多臺交換機后發(fā)送至配電網(wǎng)保護子站,由于N6沒有配置保護終端與交換機,采用OPNET測得N5與N7保護終端所發(fā)出的SV報文,產(chǎn)生的延時差約為800 μs,導致角度誤差約為15°。關(guān)閉延時補償,在MATLAB上實現(xiàn)差動保護邏輯判斷,測得饋線支路電流IN5_2、IN5_3、IN7_2的值,見表6。
表6 關(guān)閉延時補償功能各狀態(tài)下支路電流
由表6可見,若沒有延時補償?shù)韧酱胧?,線路N5-N6故障時,保護拒動,網(wǎng)絡(luò)拓撲結(jié)構(gòu)變化,將導致配電網(wǎng)繼電保護的可靠性降低。開啟延時測量功能,并實施相應的延時補償同步措施,測得饋線支路電流IN5_2、IN5_3、IN7_2的值,見表7。
表7 開啟延時補償功能各狀態(tài)下支路電流
由表7可知,開啟延時補償功能后,保護才能夠正確動作,應對網(wǎng)絡(luò)拓撲結(jié)構(gòu)的變化。
采用本文所提出的方法,不僅能夠控制傳輸延時造成的誤差,還能夠適應配電網(wǎng)拓撲結(jié)構(gòu)的變化,自動擴大保護范圍,使得線路差動保護自動調(diào)整為多端差動保護,保證在區(qū)內(nèi)故障的情況下保護有效動作。
針對傳統(tǒng)的就地信息保護可利用的信息量有限,以及傳統(tǒng)的保護方案難以滿足當下配電網(wǎng)繼電保護性能要求的問題,本文基于IEC 61850在配電網(wǎng)保護中的全面應用,構(gòu)造了基于網(wǎng)絡(luò)采樣的配電網(wǎng)差動保護,該保護能夠適應網(wǎng)絡(luò)拓撲的變化。針對網(wǎng)絡(luò)采樣造成的延時對保護的影響問題,分析了網(wǎng)絡(luò)采樣的延時構(gòu)成及其對采樣數(shù)據(jù)同步性的影響,從實際角度出發(fā),提出了不依賴于外部時鐘信號的延時補償策略,保證了繼電保護的可靠性。最后,結(jié)合一、二次系統(tǒng)進行跨軟件仿真,驗證了基于網(wǎng)絡(luò)采樣與延時補償?shù)呐潆娋W(wǎng)差動保護的可行性。
本文所提出的方法已在實際配電網(wǎng)中工程應用,實際運行情況驗證了該方法的有效性和實用性。