基于電壓預測誤差的“花瓣”型配電網保護原理

李鐵成，郭少飛，王獻志，楊 暢

（1.國網河北省電力有限公司電力科學研究院，石家莊 050020；2.西安交通大學電氣工程學院，西安 710049）

隨著社會經濟的快速發展，城市內部的負荷密度迅速增長，對電網的供電可靠性提出了新的要求[1]。配電網作為電力系統中較為薄弱的環節，對供電可靠性的影響較大，為了提高配電網的供電可靠性，國內外學者進行了大量的研究，主要從網架結構、量測通信和自動化水平等方面進行改進[2-4]。其中，雙“花瓣”型配電網從網架結構方面改變了傳統配電網輻射狀的結構特征，采用合環的運行方式以提高供電可靠性，同時輔以高度自動化系統，使其相比于輻射性配電網有了更加明顯的提高[5]。以新加坡的雙“花瓣”型配電網為例，其供電可靠率可達到99.999 9%，年平均停電時間約為0.5 min[6-7]。

雙“花瓣”型配電網由于其復雜的網架結構給繼電保護的配置與整定帶來了巨大的挑戰。首先，由于雙“花瓣”型配電網一般采用合環的運行方式，傳統配電網的過流保護無法對閉環運行配電網實現有效的故障隔離[8]；其次，雙“花瓣”型配電網運行方式靈活，線路潮流方向不固定，給繼電保護的整定過程帶來較大困難[9]。現已建成的雙“花瓣”型配電網大多采用光纖電流差動保護作為聯絡線的主保護[10-13]，這類保護需要沿線鋪設光纖通信線路以保證線路兩側設備之間的快速通信，而光纖通信線路的成本較高，不滿足配電網對低成本繼電保護裝置的要求；除此之外，差動保護需要獲得線路兩端的電流相量，其中的相角信息是對時間敏感度較高的信息類型，這類信息的采集對兩端測量設備采集的同步性有較高要求，一般需要借助衛星導航系統實現精準對時，從而提高了保護設備的運行成本。總而言之，將光纖電流差動保護應用于“花瓣”型配電網存在成本昂貴、對時精度要求高等問題，需要提出新型的保護原理加以改善，而國內外針對適用于雙“花瓣”配電網新型保護原理的研究相對較少。文獻[14]將無通道電流保護運用于雙“花瓣”型配電網，可實現無需通信的保護動作，但這種保護需要較長動作延時才能實現故障隔離；文獻[15]通過采集每條線路兩側的電流相量傳輸至廣域保護控制設備實現多條線路縱聯保護，但這種方法也需要解決多點電流相量同步測量的難題。

近些年，隨著通信技術的快速發展，5G技術高可靠性、低延時的通信方式能夠運用于配電網繼電保護中。將5G技術運用于配電網差動保護其動作延時大約為60～70 ms[16]，滿足配電網繼電保護的需求，因此，通信技術的發展也使配電網廣域保護成為可能[17]。但是，基于通信技術的繼電保護需要對通信變量的選擇問題展開研究，由于通信過程延時的不確定性，廣域保護無法使用對時間敏感的變量進行通信，而大多傳輸一些對實時性要求不高的數據，例如電壓、電流的幅值信息等。

為了解決傳統繼電保護在雙“花瓣”型配電網中出現的問題，本文提出一種基于電壓預測誤差的“花瓣”型配電網繼電保護新原理。其主要利用2個相鄰開關站電壓幅值預測誤差的差值作為保護判據，實現區內故障的正確動作和區外故障的安全可靠不誤動。該方法僅需對開關站內的電壓電流相量進行同步采集，無需復雜的站間同步對時就可實現保護的準確動作，對采集設備的實時性要求較低；利用通信技術對電壓幅值信息和跳閘信號進行傳輸，所需通信變量少且相比于光纖電流差動保護的成本較低。

1 “花瓣”型配電網及其現有保護配置方案

1.1 雙“花瓣”型配電網拓撲結構

雙“花瓣”型配電網是一種新型的配電網拓撲，其具體的結構如圖1所示。從圖中可以看出，雙“花瓣”型配電網的每個“花瓣”由110 kV變電站引出，通過多個開關站后再回到該變電站以形成環網結構。其中，開關站間的線路被稱為聯絡線，例如L1～L10；每個開關站通過單母線分段的結構分別連接2個不同變電站引出的“花瓣”，并在每段母線上連接多條輻射性饋線以供給網內負荷，例如Ld01～Ld16。

圖1 雙“花瓣”型配電網拓撲結構示意Fig.1 Schematic of topology of double petal-shape distribution network

在正常運行情況下，開關站內母線分段斷路器處于常開狀態，保證不同變電站的“花瓣”之間沒有電氣連接。由于環網結構的存在，單條聯絡線路故障只需要斷開線路兩端斷路器，使“花瓣”開環運行，不會影響負荷的正常供電；在設備維修或故障情況下，通過閉合相應的母線分段斷路器將受影響負荷接入相鄰花瓣，保證負荷供電的連續性。

1.2 現有保護配置方案

由于雙“花瓣”型配電網存在環網，傳統的過流保護已經很難適應這種電網結構[18]，借鑒輸電網的保護配置方法，聯絡線路的主保護通常采用光纖電流差動保護，后備保護通常采用帶有方向元件的3段式電流保護[13]。由圖1可以看出，對于聯絡線路L1～L10，每條線路兩端需裝設光纖電流差動保護，并在沿線鋪設專用光纖通道，大大增加了光纖電流差動保護的成本。聯絡線后備保護采用帶有方向元件的3段式電流保護，由于雙“花瓣”配電網的聯絡線非常短[19]，電流速斷保護和限時電流保護沒有保護范圍，因此只投入過電流保護作為光纖電流差動保護的后備[20]。但過電流保護存在較長的延時，這會導致在主保護拒動時，后備保護需要較長時間才能夠動作切除故障[21]。

2 基于電壓預測誤差的聯絡線路保護新原理

為了解決雙“花瓣”型配電網現有聯絡線路主保護成本較高、后備保護動作延時較長的問題，本文提出了基于電壓預測誤差的聯絡線路保護新原理。通過同步采集單個開關站內母線電壓相量和聯絡線電流相量，以預測相鄰開關站母線電壓幅值；利用本開關站計算得到的母線電壓幅值與相鄰開關站的理想估計值之間的關系判斷故障發生線路，向線路兩側斷路器發送跳閘信號，快速隔離故障聯絡線。

2.1 保護原理

圖2 單側線路故障情況示意Fig.2 Schematic of single-side line fault

2.2 保護的同步測量及通信

2.2.1 保護的同步測量

光纖電流差動保護對線路兩側測量設備的同步采集要求較高，因此需要加裝高精度對時設備以保證其同步性，大大增加了保護設備的成本。而本文方法通過電壓幅值的計算避免了電壓相角信息的傳遞，從而降低了保護設備對于同步性的要求。圖3為本文提出的保護同步測量情況，由圖3可知，該方法需要同步測量單個開關站內的母線電壓相量和聯絡線路電流相量，僅需保證同步測量區間內部的同步性而無需在同步測量區間外實現同步。站間同步測量的目的是為了保證各個開關站測量得到的變量均在同一個旋轉坐標系下，而本文保護僅利用電壓幅值信息判別故障，該信息中不包含電壓的相角信息，無需保證所有開關站均在同一旋轉坐標系下測量就可以實現保護的正確判斷，從而大大降低了保護對時設備的成本，也減小了因為對時問題導致保護誤動的風險。

圖3 保護同步測量情況Fig.3 Synchronous measurement of protection

2.2.2 保護的通信變量與拓撲

通過對本地電壓電流相量的同步測量，可利用式（1）計算得到左右兩側開關站預測電壓幅值信息，并將該信息通過通信網絡進行傳輸，單個“花瓣”的通信拓撲結構如圖4所示。其中，包含多個廣域保護配置終端，各個開關站的預測電壓幅值信息和線路開關狀態信息可利用通信網絡進行點對點傳輸，每個開關站的廣域保護配置終端僅與相鄰開關站進行通信而無需實現全局通信。

圖4 保護設備的通信變量及其拓撲結構Fig.4 Communication variables of protection equipment and the corresponding topology

每個開關站的廣域保護配置終端僅需要向相鄰開關站發送2類信息：第1類信息為預測電壓幅值，以開關站1為例，開關站1需要分別向變電站X和開關站2發送預測電壓幅值|U?1_right|和|U?1_left|，這類信息不包含電壓的相位信息，對采集的實時性與同步性要求較低；第2類信息為線路跳閘信息，在聯絡線路發生故障時，可能出現線路兩側變電站感知故障程度不同的情況，此時會導致一側開關站的聯絡線路斷路器跳開而對側斷路器未跳開的問題，需要利用通信裝置實現聯絡線路跳閘指令的同步，即當一側變電站判斷聯絡線路中有故障發生時，其會通過通信網絡向對側斷路器發送跳閘信號，保證聯絡線路兩側斷路器可以同時跳開以實現故障隔離。

從保護的通信過程可以看出，通信網絡中傳輸的變量較少，其中，電壓幅值信息對實時性要求不高，跳閘信號為邏輯信號數據量小，因此無需實現開關站兩側的高精度對時與同步采集，對通信過程的延時不敏感且不易造成通信網絡的堵塞與擁塞，保護的通信過程較為可靠。

2.3 線路電容的影響分析

在預測電壓幅值計算過程中，保護設備將聯絡線路看作RL模型，忽略了線路電容對于預測電壓誤差的影響，而無論是架空線路還是電纜線路，線路都會存在分布式電容，電纜線路的電容效應將更加明顯。本節就線路電容對于保護的影響進行分析。

圖5為聯絡線路的π型等值電路，根據電路理論，考慮線路電容和忽略線路電容影響的電路方程分別為

圖5 聯絡線路的π型等值電路Fig.5 π-type equivalent circuit of tie-line

因此，在考慮線路電容和不考慮線路電容兩種情況下的電壓理想估計值差ΔUc可表示為

式中，Us為線路的額定電壓。ΔUc的大小取決于線路的電壓等級、線路阻抗和容抗。

對于雙“花瓣”配電網的實際情況，其電壓等級較低且線路長度較短。以河北雄安新區雙“花瓣”型配電網為例，聯絡線路阻抗為Zi_left=0.047+j0.062 Ω，線路容抗為Xc=8 841 Ω，線路額定電壓為10.5 kV；由電容電流引起的電壓預測誤差為0.18 V，遠小于電壓測量誤差，可以忽略線路流過的電容電流對電壓預測誤差的影響。對于電壓等級較高、聯絡線路較長的電網采用本文保護方法時，應在進行電壓預測時將電容電流對于理想估計值的影響加以考慮。

2.4 保護定值與靈敏度分析

2.4.1 保護定值確定

由第2.3節的分析可知，線路的分布式電容電流對保護的影響較小，因此保護定值的整定應該從配電線路參數的誤差，以及電壓互感器和電流互感器的測量誤差等角度進行分析[22-23]，從而保證在配電線路參數存在誤差的情況下不誤動。線路參數的誤差示意如圖6所示，由圖6可知，當線路參數存在誤差時，假設開關站i-1所獲得其左側聯絡線路阻抗與實際值相差ΔZi_right，而開關站i+1所獲得其右側聯絡線路阻抗與實際值相同，此時開關站i-1預測開關站i的電壓相量和開關站i+1預測開關站i的電壓相量可表示為

圖6 線路參數誤差示意Fig.6 Schematic of line parameter error

式中，ΔZi_right為開關站i右側聯絡線路的參數誤差。

可以看出在配電線路參數存在誤差時，會導致兩側電壓預測誤差的差值不為零，這個差值可以表示為，需要通過整定保護動作門檻來躲過線路參數差異帶來的預測誤差。

由于線路參數誤差引起的電壓預測誤差的差值與聯絡線路流過的電流和參數誤差的大小有關。考慮最壞的情況，此時線路上流過的電流為母線i-1所能提供的最大短路電流，假設線路參數的預測誤差百分比用δi表示，保護的動作門檻可表示為

式中：δi為線路參數的誤差百分比；Zi為聯絡線路的阻抗；Si為開關站i的母線短路容量；UN為線路的額定電壓。

式（7）計算的整定值為A、B、C三相分量的保護動作整定值，對于零序分量則可利用現有的零序過流I段保護整定值來對本文方法進行整定，具體的整定公式可表示為

2.4.2 保護靈敏度分析

為了得到故障位置對本文所提保護原理的影響，將對保護靈敏度隨故障位置的變化關系進行推導。為了簡化分析過程，需要假設聯絡線路參數是均勻的且“花瓣”型配電網內僅發生單點故障。

以圖2中的單側線路故障為例，假設單點故障發生在開關站i的右側聯絡線路，故障距離開關站i-1的距離占整條聯絡線路長度的x%，即x%=，此時開關站i-1、i和i+1的母線電壓幅值可表示為

式中，Zi_left、Zi_right分別為開關站i左側和右側整條聯絡線路的阻抗，其中，Zi_right=Zi_right1+Zi_right2。

此時開關站i左右兩側開關站的電壓預測誤差可表示為

可利用電壓預測誤差與保護定值的關系定義保護的靈敏度，即

由式（11）可以看出，故障位置越靠近開關站i，則開關站i的保護靈敏度越低；而故障位置遠離開關站i時，開關站i的保護靈敏度較高，即當故障發生在開關站i-1的母線出口位置時，開關站i的保護靈敏度最高。

需要注意，當故障位置越靠近開關站i時，雖然開關站i的保護靈敏度逐漸降低，但其對側開關站i-1的靈敏度將不斷提高，此時保護設備可以通過通信網絡將故障信息從靈敏度較高的開關站傳遞至靈敏度較低的開關站，以保證在聯絡線路發生故障時線路兩側短路器可以同時跳閘，實現“花瓣”型配電網的故障隔離。

2.5 保護實現方案

本文提出的基于電壓預測誤差的“花瓣”型配電網繼電保護新原理的實現方案流程如圖7所示，具體的執行步驟如下。

圖7 保護實現方案流程Fig.7 Flow chart of protection scheme

3 仿真驗證

為了驗證本文提出的保護方案的可靠性和有效性，在PSCAD/EMTDC軟件中搭建如圖1所示的雙“花瓣”型配電網。其中，網絡參數基于河北雄安新區雙“花瓣”型配電網的參數，系統電壓等級為10 kV，變電站母線的短路容量為346.4 MV·A，所有聯絡線路長度均為1 km，聯絡線路的單位正序電阻為0.047 Ω/km，正序電抗為0.062 Ω/km，正序電容為0.36 μF/km；饋線長度為0.8 km，正序電阻為0.06 Ω/km，正序電抗為0.06 Ω/km；每個開關站帶有有功負荷4 MW，功率因數為0.9，零序過流I段整定值為531 A。聯絡線路保護采用本文提出的保護方案，母線保護采用母差保護，饋線保護采用3段式電流保護。現有的線路參數識別技術可以保證線路誤差百分比不高于5%[24]，通過計算得到A、B、C三相保護動作整定值，零序的保護動作門檻。到Bus1母線測量電壓幅值、變電站X預測Bus1母線電壓幅值

使用多種工況下仿真保護的動作情況來驗證保護的有效性，仿真分析故障前后各開關站母線電壓幅值變化情況和不同故障位置下保護的動作情況。

3.1 開關站母線電壓仿真

為了分析開關站母線電壓幅值與預測電壓幅值在故障前后的變化情況，在t=0.4 s時設置L1線路中點三相金屬性短路故障。以A相為例，仿真得和開關站2預測Bus1母線電壓幅值隨時間的變化情況如圖8所示。由于圖8（a）中各曲線相互覆蓋，對圖8（a）中0.25～0.35 s與0.45～0.55 s的2個時間區間進行放大分別得到圖8（b）、（c），并使用數據游標標記了0.3 s和0.5 s的2個時刻3條曲線的數值。

圖8 Bus1母線A相電壓測量值與理想估計值隨時間變化Fig.8 Changes in Bus1 phase-A voltage measurement value and its ideal estimation with time

由圖8中可以看出，在故障發生前，變電站X和開關站2預測Bus1電壓幅值與真實測量值接近，分別為ΔU1_right=0.52 V和ΔU1_left=0.29 V，該電壓誤差主要是由于線路中的分布式電容引起，由于聯絡線路較短，電容電流引起的電壓預測誤差較小，不會引發保護的誤動作；在t=0.4 s故障發生后，變電站X對Bus1母線電壓理想估計值與實際測量值有較大的差異，變電站X與開關站2的預測電壓誤差分別為，這時的預測電壓誤差已經超過了保護動作門檻，且變電站X的電壓預測誤差遠大于開關站2，據此保護可以判斷故障發生在Bus1與變電站X間的聯絡線路L1上；廣域保護控制終端可以通過通信設備分別向變電站X和開關站1發送斷開斷路器1a和1b的指令，以隔離故障線路L1，保證雙“花瓣”型配電網的安全穩定運行。

3.2 保護動作情況仿真

為了驗證本文提出保護方法的選擇性，在不同的故障位置下仿真保護的動作情況，以驗證保護在發生區內故障時可以正確動作，而在發生區外故障時安全可靠不誤動。仿真過程中在t=0.4 s時設置故障，當聯絡線路L1發生三相短路故障，即發生區內故障時，每個開關站計算得到的兩側聯絡線路A相電壓幅值預測誤差隨時間變化如圖9所示。其中，ΔUX_left和ΔUX_right為變電站A的電壓預測誤差。

圖9 區內故障開關站兩側聯絡線路A相電壓預測誤差Fig.9 Prediction error of phase-A voltage of tie-line on two sides of switch station under internal fault

由圖9可以看出，在發生區內故障時，變電站X和開關站1的電壓預測誤差的差別較大，其差值已經超過了保護動作門檻77.8 V；對于變電站X，根據電壓預測誤差的關系，說明變電站X左側聯絡線路即L1線路發生故障；對于開關站1，電壓預測誤差的關系為，說明開關站1右側線路即L1線路發生故障，根據電壓預測得到的故障判斷結果與實際故障線路相同，因此可以斷開1a和1b斷路器實現故障隔離。由此得到A相的仿真結果，其他相序的結果與A相結果類似，可以據此判斷實際發生的故障類型。

當開關站母線Bus4發生故障，即發生區外故障時，每個開關站計算得到的兩側聯絡線路A相電壓幅值預測誤差隨時間變化如圖10所示。由圖10可以看出，在發生區外故障時，所有變電站和開關站預測電壓誤差的差值較小，沒有超過保護的動作門檻，此時保護不會誤動。

圖10 區外故障開關站兩側聯絡線路A相電壓預測誤差Fig.10 Prediction error of phase-A voltage of tie-line on two sides of switch station under external fault

根據兩種故障情況保護的動作可以看出，基于電壓預測誤差的配電網保護可以在發生區內故障時保證保護的正確動作；在發生區外故障時保護準確可靠不誤動，因此本文提出的保護策略能夠滿足選擇性的要求。但由于短路過程系統暫態特性的影響，可能會出現左右兩側開關站的電壓預測誤差有較大的差別，甚至可能出現超過整定值的情況，因此需要通過一定的延時以躲開暫態特性對保護的影響；由仿真結果可以看出，通過延時50 ms可以躲過短路的暫態特性對于保護的影響，這仍能夠滿足保護對于速動性的要求。

在開關站母線、聯絡線和饋線等多種故障位置下電壓預測誤差的仿真結果與保護的動作情況見附錄表A1。由附錄表A1數據分析得出，在發生非接地故障時，零序預測電壓誤差的差值為零，主要依靠A、B、C三相參數對故障位置進行判斷；在發生區內故障時，聯絡線路兩側變電站計算得到的預測電壓誤差的差值大于保護動作門檻，可以通過的關系判斷具體的故障線路，從而正確動作切除故障聯絡線路；在發生區外故障時，所有變電站計算得到的預測電壓誤差的差值均小于保護動作門檻，可以保證安全可靠不誤動；在發生接地故障時，主要依靠零序預測電壓誤差的差值判斷故障類型是否為接地故障，并根據關系判定故障線路。因此可以得出本文提出的保護可以適用于各種故障類型，保證區內故障的正確動作和區外故障不誤動。

附錄表A2為在L2聯絡線不同位置故障時保護的動作情況，并給出了在L2聯絡線上與開關站1相距100～900 m處發生故障情況的仿真結果。由附錄表A2中的結果可以看出，距離故障較近側的開關站其保護靈敏度較低而距離故障較遠側的開關站其保護靈敏度較高。以距離開關站1的700 m處發生三相短路故障為例，開關站1測量到A相電壓預測誤差的差值254.6 V大于開關站2測量到的A相電壓預測誤差的差值為37.86 V，此時開關站1的保護靈敏度大于開關站2的保護靈敏度，這與第2.4.2節對于保護靈敏度的分析結果相同。

4 結論

為了解決原有雙“花瓣”型配電網聯絡線采用的光纖電流差動保護成本較高的問題，本文提出了一種基于電壓預測誤差的“花瓣”型配電網繼電保護新原理，給出了保護的實現方案，分析了多種因素對于保護性能的影響，得出的主要結論如下：

（1）本文的保護方案相比于光纖電流差動保護對采集裝置的同步性要求較低且需要通信的變量較少，更加適用于對成本有較高限制的配電網；

（2）聯絡線路的分布式電容對本保護的影響較小，而線路參數誤差的影響較大，需要根據線路參數誤差整定保護的動作門檻，以避免保護發生誤動；

（3）保護靈敏度隨著故障位置的變化而發生改變，距離故障位置較遠的開關站其保護靈敏度較高，而距離故障位置較近的開關站其保護靈敏度較低。

附錄A

表A1 區內故障和區外故障保護的動作情況Tab.A1 Protection operation under internal and external faults

表A2 L2聯絡線不同位置故障時保護的動作情況Tab.A2 Protection operation at different fault locations of tie-line L2