전력 시스템 구조의 복잡성이 증가하고 운영 방식의 유연성이 높아짐에 따라 피보호 설비의 편단 전압, 전류 데이터에 따라서만 보호를 수행하는 기존 후비 보호 방식은 다음과 같은 문제가 있다.
- 대부분 계전기는 편단 데이터에 의존해 고장 위치를 정확히 감지하기 어려움
- 타 보호 계전기와의 보호 협조를 위해 동작 시간이 길어질 수 있음
- 계통의 비선형성과 각종 에러 요인에 의한 오동작 가능성 있음
따라서 다른 보호 계전기의 데이터를 이용하지 않으면 시스템에 최적화된 보호 방식을 수립할 수 없다. 이러한 기존 후비 보호 방식의 단점을 극복하기 위해 변전소를 중심으로 하여 복수의 위치에서 측정된 데이터를 공유하여 이용하는 중앙 집중 보호 방식이 주목받고 있다. 본 논문에서는 IEC 61850 SV 기반의 데이터 송/수신을 이용한 중앙 집중 후비 보호 방식을 제안한다. 각 데이터 취득점에서 취득되는 데이터를 CPCU로 송신하기 위해 IMU 개념을 도입하였는데, 이는 하나의 장치에서 IED의 기능 IMU의 기능 모두를 수행하는 개념으로써 IEEE PSRC WG K15에 처음 소개되었다. IMU에는 주 보호 알고리즘이 구현되어 피보호 설비의 양단에 위치한 IMU 간 IEC 61850 SV 기반의 데이터 교환을 통해 주 보호 방식을 수행하고, 주 보호 방식을 위해 추정된 전압, 전류 페이저 데이터를 CPCU로 송신한다. 중앙 집중 후비 보호를 위한 알고리즘으로는 전류차동 보호 요소, 거리 계전 기반 방향 보호 요소, Local 후비 및 Remote 후비 보호 요소와 같은 알고리즘이 제안된다. 데이터를 취득해 전달하는 장치인 IMU로부터 전달되는 데이터의 신뢰성을 위해 IMU/CT fail 판단 및 대응 알고리즘과 CT 포화 검출 및 복원 알고리즘도 제안되었다. 기존 보호 방식은 IMU/CT fail이 발생하면 정확하게 동작할 수 없어 기능을 정지해야 했다. 그러나 본 논문에서 제안된 방식을 이용해 지속적인 보호/제어를 수행할 수 있다. Local 후비 보호는 차단 실패에 대응하는 보호 방식으로써 차단기의 차단 실패 발생 시 자기 변전소 내, 차단 실패한 차단기와 동일 모선에 연결된 모든 설비의 차단기를 차단한다. 또한, Local 후비 보호 요소에 의해서도 차단되지 않는 차단기가 검출되면 Remote 후비 보호 요소가 동작하여 인접한 변전소에 있는 차단기를 차단할 수 있도록 GOOSE 메시지를 이용해 인접 변전소 CPCU에 원격 차단 명령을 송신한다. 이러한 중앙 집중 후비 보호 방식은 복수의 위치에서 서로 다른 장치가 송신하는 데이터를 이용하는 만큼 동일 네트워크에 연결된 모든 장치의 시각 동기화 여부가 중요하다. 변전소 내 각 장치 간 시각 동기화를 위해 IEC/IEEE 61850-9-3과 IEEE 1588 PTP 기반 시각 동기 표준이 발표되었으나 그럼에도 여전히 GPS fail, Grand master clock fail 등의 이유로 인해 변전소 간 시각 동기 오류가 발생할 수 있다. 시각 동기 오류가 클 경우, 외부 고장 혹은 과부하 상황에서 전류차동 계전 요소와 같은 보호 계전 요소가 오
동작할 우려가 있으므로 이에 대한 대처가 필요하다. 모선, 변압기와 같은 변전소 내 설비 보호를 위해서는 전압 데이터를 취득할 수 있는 PT가 변전소 내 모든 MU와 병렬로 연결되어 있으므로 전압 데이터를 이용해 시각 동기 오차를 쉽게 판단할 수 있고, 대응할 수 있다. 그러나 송전선로 보호는 선로 양단에 위치한 각기 다른 변전소로부터 데이터를 취득해야 하기 때문에 시각 동기 오류 정도를 추정하기 어렵다. 따라서 본 논문에서는 선로 양단 변전소에 설치된 CPCU 간 공유된 전압, 전류 데이터를 이용해 송전선로의 선로 정수를 추정하고, 시각 동기 오차 요인인 GPS/Master clock fail 이전까지 추정된 선로 정수와 편단 전압, 전류를 이용해 인접단 전압, 전류를 추정함으로써 추정/수신 인접단 전압, 전류의 차이를 이용해 변전소 간 시각 동기 오차를 추정하는 방식을 제안한다. 추정된 변전소 간 시각 동기 오차를 이용해 수신된 인접단 변전소 측 전압, 전류 페이저를 보상할 수 있으며, 혹은 CPCU 내 각 보호 요소의 정정치를 변경할 수 있다. 본 논문에서는 추정된 변전소 간 시각 동기 오차를 이용해 수신된 인접단 전압, 전류의 위상을 보상하였다. 제안된 방식의 적정성을 검토하기 위해, RTDS와 IMU, CPCU를 이용해 구현한 테스트 베드를 이용해 HILS 시험을 수행하였다. 테스트 베드는 3개의 CPCU, 13개의 IMU, 3개의 Grand master clock, 3개의 네트워크 스위치와 RTDS로 구현되었고, 각 IMU는 TI사의 AM57X, ADS 8688 임베디드 보드를 이용해 구현되었다. RSCAD를 이용해 3개의 변전소를 대상으로 하는 계통을 모델링 하였으며, IMU는 각 변전소로부터 시각 동기화된 전압, 전류 데이터를 취득해 CPCU로 송신하고, CPCU는 복수의 위치에서 취득된 IMU 데이터를 수신해 중앙 집중 후비 보호를 수행한다.
본 논문에서 수행된 연구 결과는 향후 디지털 변전소를 구축하는 데 좋은 지침을 제공할 것으로 기대된다.

The grid is now more dynamic than ever, and many new tools are being developed to better manage the grid. New attention is needed for protection and control strategies based on the available technologies backed by low cost that can be used to support long-term value propositions. Data sharing between IEDs has possibilities with clear potential for better detection of fault conditions and improvements of protection security and reliability. To explore current technology utilization and chart the development of next-generation protection and control (P & C) technologies, the IEEE Power System Relaying Committee (PSRC) has formed a working group to prepare a report describing and analyzing the latest technologies for centralized protection and control within substations.
The 14 sub-standards of IEC 61850, the international standard for substation automation, have completed Edition 1 from 2002 to 2005 and Edition 2 from 2009 to 2013.
Since the start of the substation operation, IEC 61850 Editions allow you to verify specific functions of the IED without interruption of the digital substation while the transformers are in operation to overcome the current situation where it is difficult to verify the overall performance as well as the transformer without physical separation.
IEC 61850-based centralized protection has been widely studied over the past several decades. Synchronization of data received from intelligent electronic devices (IEDs) located in substations is essential. Although the methods of enhanced protection system performance using centralized data have been described, synchronization was not addressed. The authors of used a GPS to maintain data synchronization. Although this worked well, additional investment was required. Moreover, error is possible if the GPS is jammed. The recent IEC/IEEE 61850-9-3 defined an IEEE Std 1588 Precision Time Protocol (PTP) to increase data synchronization precision. The methods of utilized this PTP to synchronize IED data precisely. However, the PTP is costly to implement and the possible jamming problem remains in its master clock.
In Russia, a company developed a software based substation protection, automation, and control system (PACS), iSAS which is under trial operation at the 110/10 kV ‘Olympic’ substation [16]. The philosophy of iSAS is based on PAC function element implementation as per IEC 61850 logical nodes (LN). The software modules were developed independently of particular hardware and could be placed in dedicated IEDs as well as in one powerful computer.
Distance or over-current relays are used as a conventional back-up protection scheme. The stepped setting rules of distance relay will result in ultra-long acting delays. To cope with this problem, interest in centralized protection continues to grow, and several papers propose the centralized protection scheme.
These studies can generally be summarized into two categories. At first, Wide-area Protection (WP) was studied in response to system level faults and abnormal operating conditions. The others precisely are SBP (Substation-area Backup Protection), which are usually applied in IEC 61850-based smart substations.
Reference [19] proposed development of a substation-area backup protective relay for smart substation. The authors presented a comprehensive study of IEC 61850-based SBP (Substation-area Backup Protection). The proposed SBP locates the faulted component accurately owing to the current differential principle with three-layer architecture. Testing for major influence factors were also considered, such as ‘sensitivity to fault transition resistances’, ‘influences of inrush, current transformer saturation’, and ‘jitter in delay or losing of sampled values’. However, the long-time data loss situation was not considered, such as IED / CT fail. And also, the reference [19] was only verified in software simulations.
Multiple protection algorithms of centralized back-up protection are proposed in this paper such as current differential protection element, distance based directional protection element, local backup and remote backup protection elements. IED / CT fail are also considered. In the event of IED / CT fail, the conventional relays had to be stopped because they could not perform accurately. The local backup protection element is called as breaker failure protection. It opens all the breakers on own substation when the breaker failure is occurred. In addition, if the breaker is not opened by local backup element, the remote backup element is operated to open the breaker which is located on adjacent substation.
To evaluate the schemes proposed, HILS test is carried-out with test-bed. The test-bed is built with three CPCUs, eleven IMUs, three grand master clocks, three network switches and RTDS. Two equivalent sources and loads are modelled around 154/22.9[kV] substation using RSCAD. Target system consist of two substations and each substation is constructed with IEEE 1588 PTP supported devices such as CPCU and IMU. IMU is made with TMDSIDK572X and ADS 8688 evaluation modules. It sends the voltage and current data to the CPCU and also operated as conventional protection relay. The CPCU performs protection using IMU data of the own substation and the data from the CPCU of the adjacent substation. Every data is sent via SV (Sampled Value) of IEC 61850. To implement the protection and communication functions of IMU, SPI (Serial Peripheral Interface), IPC (Inter Processor Communication) and MMS-EASE Lite library (SISCO, Inc., Sterling Heights, MI, USA) are used. Fault data for the various fault situations are simulated and acquired from the RTDS.