基于电压预测误差的“花瓣”型配电网保护原理

2022-06-29李铁成郭少飞王献志

电力系统及其自动化学报 2022年6期

李铁成，郭少飞，王献志，杨畅

（1.国网河北省电力有限公司电力科学研究院，石家庄 050020；2.西安交通大学电气工程学院，西安 710049）

随着社会经济的快速发展，城市内部的负荷密度迅速增长，对电网的供电可靠性提出了新的要求[1]。配电网作为电力系统中较为薄弱的环节，对供电可靠性的影响较大，为了提高配电网的供电可靠性，国内外学者进行了大量的研究，主要从网架结构、量测通信和自动化水平等方面进行改进[2-4]。其中，双“花瓣”型配电网从网架结构方面改变了传统配电网辐射状的结构特征，采用合环的运行方式以提高供电可靠性，同时辅以高度自动化系统，使其相比于辐射性配电网有了更加明显的提高[5]。以新加坡的双“花瓣”型配电网为例，其供电可靠率可达到99.999 9%，年平均停电时间约为0.5 min[6-7]。

双“花瓣”型配电网由于其复杂的网架结构给继电保护的配置与整定带来了巨大的挑战。首先，由于双“花瓣”型配电网一般采用合环的运行方式，传统配电网的过流保护无法对闭环运行配电网实现有效的故障隔离[8]；其次，双“花瓣”型配电网运行方式灵活，线路潮流方向不固定，给继电保护的整定过程带来较大困难[9]。现已建成的双“花瓣”型配电网大多采用光纤电流差动保护作为联络线的主保护[10-13]，这类保护需要沿线铺设光纤通信线路以保证线路两侧设备之间的快速通信，而光纤通信线路的成本较高，不满足配电网对低成本继电保护装置的要求；除此之外，差动保护需要获得线路两端的电流相量，其中的相角信息是对时间敏感度较高的信息类型，这类信息的采集对两端测量设备采集的同步性有较高要求，一般需要借助卫星导航系统实现精准对时，从而提高了保护设备的运行成本。总而言之，将光纤电流差动保护应用于“花瓣”型配电网存在成本昂贵、对时精度要求高等问题，需要提出新型的保护原理加以改善，而国内外针对适用于双“花瓣”配电网新型保护原理的研究相对较少。文献[14]将无通道电流保护运用于双“花瓣”型配电网，可实现无需通信的保护动作，但这种保护需要较长动作延时才能实现故障隔离；文献[15]通过采集每条线路两侧的电流相量传输至广域保护控制设备实现多条线路纵联保护，但这种方法也需要解决多点电流相量同步测量的难题。

近些年，随着通信技术的快速发展，5G技术高可靠性、低延时的通信方式能够运用于配电网继电保护中。将5G技术运用于配电网差动保护其动作延时大约为60～70 ms[16]，满足配电网继电保护的需求，因此，通信技术的发展也使配电网广域保护成为可能[17]。但是，基于通信技术的继电保护需要对通信变量的选择问题展开研究，由于通信过程延时的不确定性，广域保护无法使用对时间敏感的变量进行通信，而大多传输一些对实时性要求不高的数据，例如电压、电流的幅值信息等。

为了解决传统继电保护在双“花瓣”型配电网中出现的问题，本文提出一种基于电压预测误差的“花瓣”型配电网继电保护新原理。其主要利用2个相邻开关站电压幅值预测误差的差值作为保护判据，实现区内故障的正确动作和区外故障的安全可靠不误动。该方法仅需对开关站内的电压电流相量进行同步采集，无需复杂的站间同步对时就可实现保护的准确动作，对采集设备的实时性要求较低；利用通信技术对电压幅值信息和跳闸信号进行传输，所需通信变量少且相比于光纤电流差动保护的成本较低。

1 “花瓣”型配电网及其现有保护配置方案

1.1 双“花瓣”型配电网拓扑结构

双“花瓣”型配电网是一种新型的配电网拓扑，其具体的结构如图1所示。从图中可以看出，双“花瓣”型配电网的每个“花瓣”由110 kV变电站引出，通过多个开关站后再回到该变电站以形成环网结构。其中，开关站间的线路被称为联络线，例如L1～L10；每个开关站通过单母线分段的结构分别连接2个不同变电站引出的“花瓣”，并在每段母线上连接多条辐射性馈线以供给网内负荷，例如Ld01～Ld16。

图1 双“花瓣”型配电网拓扑结构示意Fig.1 Schematic of topology of double petal-shape distribution network

在正常运行情况下，开关站内母线分段断路器处于常开状态，保证不同变电站的“花瓣”之间没有电气连接。由于环网结构的存在，单条联络线路故障只需要断开线路两端断路器，使“花瓣”开环运行，不会影响负荷的正常供电；在设备维修或故障情况下，通过闭合相应的母线分段断路器将受影响负荷接入相邻花瓣，保证负荷供电的连续性。

1.2 现有保护配置方案

由于双“花瓣”型配电网存在环网，传统的过流保护已经很难适应这种电网结构[18]，借鉴输电网的保护配置方法，联络线路的主保护通常采用光纤电流差动保护，后备保护通常采用带有方向元件的3段式电流保护[13]。由图1可以看出，对于联络线路L1～L10，每条线路两端需装设光纤电流差动保护，并在沿线铺设专用光纤通道，大大增加了光纤电流差动保护的成本。联络线后备保护采用带有方向元件的3段式电流保护，由于双“花瓣”配电网的联络线非常短[19]，电流速断保护和限时电流保护没有保护范围，因此只投入过电流保护作为光纤电流差动保护的后备[20]。但过电流保护存在较长的延时，这会导致在主保护拒动时，后备保护需要较长时间才能够动作切除故障[21]。

2 基于电压预测误差的联络线路保护新原理

为了解决双“花瓣”型配电网现有联络线路主保护成本较高、后备保护动作延时较长的问题，本文提出了基于电压预测误差的联络线路保护新原理。通过同步采集单个开关站内母线电压相量和联络线电流相量，以预测相邻开关站母线电压幅值；利用本开关站计算得到的母线电压幅值与相邻开关站的理想估计值之间的关系判断故障发生线路，向线路两侧断路器发送跳闸信号，快速隔离故障联络线。

2.1 保护原理

图2 单侧线路故障情况示意Fig.2 Schematic of single-side line fault

2.2 保护的同步测量及通信

2.2.1 保护的同步测量

光纤电流差动保护对线路两侧测量设备的同步采集要求较高，因此需要加装高精度对时设备以保证其同步性，大大增加了保护设备的成本。而本文方法通过电压幅值的计算避免了电压相角信息的传递，从而降低了保护设备对于同步性的要求。图3为本文提出的保护同步测量情况，由图3可知，该方法需要同步测量单个开关站内的母线电压相量和联络线路电流相量，仅需保证同步测量区间内部的同步性而无需在同步测量区间外实现同步。站间同步测量的目的是为了保证各个开关站测量得到的变量均在同一个旋转坐标系下，而本文保护仅利用电压幅值信息判别故障，该信息中不包含电压的相角信息，无需保证所有开关站均在同一旋转坐标系下测量就可以实现保护的正确判断，从而大大降低了保护对时设备的成本，也减小了因为对时问题导致保护误动的风险。

图3 保护同步测量情况Fig.3 Synchronous measurement of protection

2.2.2 保护的通信变量与拓扑

通过对本地电压电流相量的同步测量，可利用式（1）计算得到左右两侧开关站预测电压幅值信息，并将该信息通过通信网络进行传输，单个“花瓣”的通信拓扑结构如图4所示。其中，包含多个广域保护配置终端，各个开关站的预测电压幅值信息和线路开关状态信息可利用通信网络进行点对点传输，每个开关站的广域保护配置终端仅与相邻开关站进行通信而无需实现全局通信。

图4 保护设备的通信变量及其拓扑结构Fig.4 Communication variables of protection equipment and the corresponding topology

每个开关站的广域保护配置终端仅需要向相邻开关站发送2类信息：第1类信息为预测电压幅值，以开关站1为例，开关站1需要分别向变电站X和开关站2发送预测电压幅值|U̇1_right|和|U̇1_left|，这类信息不包含电压的相位信息，对采集的实时性与同步性要求较低；第2类信息为线路跳闸信息，在联络线路发生故障时，可能出现线路两侧变电站感知故障程度不同的情况，此时会导致一侧开关站的联络线路断路器跳开而对侧断路器未跳开的问题，需要利用通信装置实现联络线路跳闸指令的同步，即当一侧变电站判断联络线路中有故障发生时，其会通过通信网络向对侧断路器发送跳闸信号，保证联络线路两侧断路器可以同时跳开以实现故障隔离。

从保护的通信过程可以看出，通信网络中传输的变量较少，其中，电压幅值信息对实时性要求不高，跳闸信号为逻辑信号数据量小，因此无需实现开关站两侧的高精度对时与同步采集，对通信过程的延时不敏感且不易造成通信网络的堵塞与拥塞，保护的通信过程较为可靠。

2.3 线路电容的影响分析

在预测电压幅值计算过程中，保护设备将联络线路看作RL模型，忽略了线路电容对于预测电压误差的影响，而无论是架空线路还是电缆线路，线路都会存在分布式电容，电缆线路的电容效应将更加明显。本节就线路电容对于保护的影响进行分析。

图5为联络线路的π型等值电路，根据电路理论，考虑线路电容和忽略线路电容影响的电路方程分别为

图5 联络线路的π型等值电路Fig.5 π-type equivalent circuit of tie-line

因此，在考虑线路电容和不考虑线路电容两种情况下的电压理想估计值差ΔUc可表示为

式中，Us为线路的额定电压。ΔUc的大小取决于线路的电压等级、线路阻抗和容抗。

对于双“花瓣”配电网的实际情况，其电压等级较低且线路长度较短。以河北雄安新区双“花瓣”型配电网为例，联络线路阻抗为Zi_left=0.047+j0.062 Ω，线路容抗为Xc=8 841 Ω，线路额定电压为10.5 kV；由电容电流引起的电压预测误差为0.18 V，远小于电压测量误差，可以忽略线路流过的电容电流对电压预测误差的影响。对于电压等级较高、联络线路较长的电网采用本文保护方法时，应在进行电压预测时将电容电流对于理想估计值的影响加以考虑。

2.4 保护定值与灵敏度分析

2.4.1 保护定值确定

由第2.3节的分析可知，线路的分布式电容电流对保护的影响较小，因此保护定值的整定应该从配电线路参数的误差，以及电压互感器和电流互感器的测量误差等角度进行分析[22-23]，从而保证在配电线路参数存在误差的情况下不误动。线路参数的误差示意如图6所示，由图6可知，当线路参数存在误差时，假设开关站i-1所获得其左侧联络线路阻抗与实际值相差ΔZi_right，而开关站i+1所获得其右侧联络线路阻抗与实际值相同，此时开关站i-1预测开关站i的电压相量和开关站i+1预测开关站i的电压相量可表示为

图6 线路参数误差示意Fig.6 Schematic of line parameter error

式中，ΔZi_right为开关站i右侧联络线路的参数误差。

可以看出在配电线路参数存在误差时，会导致两侧电压预测误差的差值不为零，这个差值可以表示为，需要通过整定保护动作门槛来躲过线路参数差异带来的预测误差。

由于线路参数误差引起的电压预测误差的差值与联络线路流过的电流和参数误差的大小有关。考虑最坏的情况，此时线路上流过的电流为母线i-1所能提供的最大短路电流，假设线路参数的预测误差百分比用δi表示，保护的动作门槛可表示为

式中：δi为线路参数的误差百分比；Zi为联络线路的阻抗；Si为开关站i的母线短路容量；UN为线路的额定电压。

式（7）计算的整定值为A、B、C三相分量的保护动作整定值，对于零序分量则可利用现有的零序过流I段保护整定值来对本文方法进行整定，具体的整定公式可表示为

2.4.2 保护灵敏度分析

为了得到故障位置对本文所提保护原理的影响，将对保护灵敏度随故障位置的变化关系进行推导。为了简化分析过程，需要假设联络线路参数是均匀的且“花瓣”型配电网内仅发生单点故障。

以图2中的单侧线路故障为例，假设单点故障发生在开关站i的右侧联络线路，故障距离开关站i-1的距离占整条联络线路长度的x%，即x%=，此时开关站i-1、i和i+1的母线电压幅值可表示为

式中，Zi_left、Zi_right分别为开关站i左侧和右侧整条联络线路的阻抗，其中，Zi_right=Zi_right1+Zi_right2。

此时开关站i左右两侧开关站的电压预测误差可表示为

可利用电压预测误差与保护定值的关系定义保护的灵敏度，即

由式（11）可以看出，故障位置越靠近开关站i，则开关站i的保护灵敏度越低；而故障位置远离开关站i时，开关站i的保护灵敏度较高，即当故障发生在开关站i-1的母线出口位置时，开关站i的保护灵敏度最高。

需要注意，当故障位置越靠近开关站i时，虽然开关站i的保护灵敏度逐渐降低，但其对侧开关站i-1的灵敏度将不断提高，此时保护设备可以通过通信网络将故障信息从灵敏度较高的开关站传递至灵敏度较低的开关站，以保证在联络线路发生故障时线路两侧短路器可以同时跳闸，实现“花瓣”型配电网的故障隔离。

2.5 保护实现方案

本文提出的基于电压预测误差的“花瓣”型配电网继电保护新原理的实现方案流程如图7所示，具体的执行步骤如下。

图7 保护实现方案流程Fig.7 Flow chart of protection scheme

3 仿真验证

为了验证本文提出的保护方案的可靠性和有效性，在PSCAD/EMTDC软件中搭建如图1所示的双“花瓣”型配电网。其中，网络参数基于河北雄安新区双“花瓣”型配电网的参数，系统电压等级为10 kV，变电站母线的短路容量为346.4 MV·A，所有联络线路长度均为1 km，联络线路的单位正序电阻为0.047 Ω/km，正序电抗为0.062 Ω/km，正序电容为0.36 μF/km；馈线长度为0.8 km，正序电阻为0.06 Ω/km，正序电抗为0.06 Ω/km；每个开关站带有有功负荷4 MW，功率因数为0.9，零序过流I段整定值为531 A。联络线路保护采用本文提出的保护方案，母线保护采用母差保护，馈线保护采用3段式电流保护。现有的线路参数识别技术可以保证线路误差百分比不高于5%[24]，通过计算得到A、B、C三相保护动作整定值，零序的保护动作门槛。到Bus1母线测量电压幅值、变电站X预测Bus1母线电压幅值

使用多种工况下仿真保护的动作情况来验证保护的有效性，仿真分析故障前后各开关站母线电压幅值变化情况和不同故障位置下保护的动作情况。

3.1 开关站母线电压仿真

为了分析开关站母线电压幅值与预测电压幅值在故障前后的变化情况，在t=0.4 s时设置L1线路中点三相金属性短路故障。以A相为例，仿真得和开关站2预测Bus1母线电压幅值随时间的变化情况如图8所示。由于图8（a）中各曲线相互覆盖，对图8（a）中0.25～0.35 s与0.45～0.55 s的2个时间区间进行放大分别得到图8（b）、（c），并使用数据游标标记了0.3 s和0.5 s的2个时刻3条曲线的数值。

图8 Bus1母线A相电压测量值与理想估计值随时间变化Fig.8 Changes in Bus1 phase-A voltage measurement value and its ideal estimation with time

由图8中可以看出，在故障发生前，变电站X和开关站2预测Bus1电压幅值与真实测量值接近，分别为ΔU1_right=0.52 V和ΔU1_left=0.29 V，该电压误差主要是由于线路中的分布式电容引起，由于联络线路较短，电容电流引起的电压预测误差较小，不会引发保护的误动作；在t=0.4 s故障发生后，变电站X对Bus1母线电压理想估计值与实际测量值有较大的差异，变电站X与开关站2的预测电压误差分别为，这时的预测电压误差已经超过了保护动作门槛，且变电站X的电压预测误差远大于开关站2，据此保护可以判断故障发生在Bus1与变电站X间的联络线路L1上；广域保护控制终端可以通过通信设备分别向变电站X和开关站1发送断开断路器1a和1b的指令，以隔离故障线路L1，保证双“花瓣”型配电网的安全稳定运行。

3.2 保护动作情况仿真

为了验证本文提出保护方法的选择性，在不同的故障位置下仿真保护的动作情况，以验证保护在发生区内故障时可以正确动作，而在发生区外故障时安全可靠不误动。仿真过程中在t=0.4 s时设置故障，当联络线路L1发生三相短路故障，即发生区内故障时，每个开关站计算得到的两侧联络线路A相电压幅值预测误差随时间变化如图9所示。其中，ΔUX_left和ΔUX_right为变电站A的电压预测误差。

图9 区内故障开关站两侧联络线路A相电压预测误差Fig.9 Prediction error of phase-A voltage of tie-line on two sides of switch station under internal fault

由图9可以看出，在发生区内故障时，变电站X和开关站1的电压预测误差的差别较大，其差值已经超过了保护动作门槛77.8 V；对于变电站X，根据电压预测误差的关系，说明变电站X左侧联络线路即L1线路发生故障；对于开关站1，电压预测误差的关系为，说明开关站1右侧线路即L1线路发生故障，根据电压预测得到的故障判断结果与实际故障线路相同，因此可以断开1a和1b断路器实现故障隔离。由此得到A相的仿真结果，其他相序的结果与A相结果类似，可以据此判断实际发生的故障类型。

当开关站母线Bus4发生故障，即发生区外故障时，每个开关站计算得到的两侧联络线路A相电压幅值预测误差随时间变化如图10所示。由图10可以看出，在发生区外故障时，所有变电站和开关站预测电压误差的差值较小，没有超过保护的动作门槛，此时保护不会误动。

图10 区外故障开关站两侧联络线路A相电压预测误差Fig.10 Prediction error of phase-A voltage of tie-line on two sides of switch station under external fault

根据两种故障情况保护的动作可以看出，基于电压预测误差的配电网保护可以在发生区内故障时保证保护的正确动作；在发生区外故障时保护准确可靠不误动，因此本文提出的保护策略能够满足选择性的要求。但由于短路过程系统暂态特性的影响，可能会出现左右两侧开关站的电压预测误差有较大的差别，甚至可能出现超过整定值的情况，因此需要通过一定的延时以躲开暂态特性对保护的影响；由仿真结果可以看出，通过延时50 ms可以躲过短路的暂态特性对于保护的影响，这仍能够满足保护对于速动性的要求。

在开关站母线、联络线和馈线等多种故障位置下电压预测误差的仿真结果与保护的动作情况见附录表A1。由附录表A1数据分析得出，在发生非接地故障时，零序预测电压误差的差值为零，主要依靠A、B、C三相参数对故障位置进行判断；在发生区内故障时，联络线路两侧变电站计算得到的预测电压误差的差值大于保护动作门槛，可以通过的关系判断具体的故障线路，从而正确动作切除故障联络线路；在发生区外故障时，所有变电站计算得到的预测电压误差的差值均小于保护动作门槛，可以保证安全可靠不误动；在发生接地故障时，主要依靠零序预测电压误差的差值判断故障类型是否为接地故障，并根据关系判定故障线路。因此可以得出本文提出的保护可以适用于各种故障类型，保证区内故障的正确动作和区外故障不误动。

附录表A2为在L2联络线不同位置故障时保护的动作情况，并给出了在L2联络线上与开关站1相距100～900 m处发生故障情况的仿真结果。由附录表A2中的结果可以看出，距离故障较近侧的开关站其保护灵敏度较低而距离故障较远侧的开关站其保护灵敏度较高。以距离开关站1的700 m处发生三相短路故障为例，开关站1测量到A相电压预测误差的差值254.6 V大于开关站2测量到的A相电压预测误差的差值为37.86 V，此时开关站1的保护灵敏度大于开关站2的保护灵敏度，这与第2.4.2节对于保护灵敏度的分析结果相同。