配电网络三层架构的自适应过流保护改进方法

何华锦，侯 慧，龙吟新,游大海

(1.武汉理工大学 自动化学院，湖北 武汉 430070；2.华中科技大学 电气与电子工程学院，湖北 武汉 430074)

在全球配电网络中，分布式发电(distributed generation, DG)日益发展，主动网络管理(active network management, ANM)解决方案得到了普遍应用，但ANM会对故障率水平和故障电流路径产生重要影响，这给网络保护带来了巨大挑战[1]。其中，DG引入了额外的故障电流源，这可能会增加网络的总故障率水平，也可能会改变特定保护继电器观察到的故障电流的大小和方向[2]，从而导致输变电工程的造价显著上升[3]。ANM解决方案被用于管理DG、能量存储、负载、断路器和开关，以支持电压控制、功率流管理、需求侧管理、自动恢复和最小化电力系统损失，其也会影响到故障率水平和故障电流路径[4]。DG、ANM和未来可能的孤网运行结合起来，导致网络环境中故障率水平和故障电流路径发生变化，从而干扰了过电流继电器(over current relay, OCR)的运行。

为此，研究人员提出多种方法应对DG的影响，如使用故障限流器[5]，采用自适应保护方案[6]，将保障分布式电源接入配电系统[7]，采用蓄能技术弥补自身的不稳定性[8]等。NIKOLAIDIS等[9]则提出使用不同的保护设置组，一组用于并网DG，一组用于未并网DG。张宇等[10]在分析分布式光伏发电、风力发电对配网电压影响的基础上，提出了风光互补发电抑制电压波动策略。YAN等[11]针对孤网运行给出了一种简单的自适应过电流保护方案，该方案包含两个设定组，一个用于并网运行，另一个用于孤网运行模式。

但上述研究提出的自适应过流保护系统均专注于解决特定的性能保护问题，忽略了可能影响未来网络性能的其他方面，所提技术方案均有一定的局限性。因此，笔者提出了一种能够同时解决上述问题的自适应过电流保护方案，建立最优保护设置，在网络中出现显著变化(DG连接、并网/孤网状态或ANM系统实施的变化)时，将该设置直接应用到继电器。

1 自适应过流保护系统

基于三层架构开发的自适应过流保护系统如图1所示，该系统根据使用的数据类型和每个功能组所需的响应时间分离功能层。其中，主系统包括线路、DG、断路器(circuit breaker, CB)、电路开关(circuit switch, CS)、变流器(converter, CT)、变压器(voltage transformer, VT)等；执行层包括安装在网络中的智能电子设备(IED)；协调层则负责检测和协调IED；管理层负责管理整个网络并与协调层通信，以实现自适应过流保护与ANM之间的协作。主系统与执行层之间的接口包括用于提供测量数据、跳闸命令或IEC 61850进程总线通信[12]的硬连线链路；执行层、协调层、管理层之间的接口以DNP3、Modbus、IEC 60870-5-103和IEC 61850等通信协议为基础。

图1 自适应过流保护系统的架构

自适应过流保护系统通过向协调层引入增强功能进行自我保护，包括传统保护系统中所没有的其他功能，如通信网关验证、主次系统的协调等。自适应过流保护算法如图2所示，该算法可由协调层中的检测模块启动，由检测模块对网络变化做出反应；也可由能量管理系统启动，传达网络拓扑的重构、DG的连接和孤网变化。

图2 自适应过流保护算法

(1)故障电流计算。根据实际的网络配置和DG连接状态，模拟了一系列的故障，计算每个故障场景下由OCR测量出的故障电流。利用Python 2.7编写程序，通过应用程序编程接口访问IPSA Power[13]故障计算工具，模拟故障并保存由每个保护设备对每个仿真故障测量的故障电流，从而得到故障电流矩阵F。

(1)

式中：n为保护设备的数量；m为仿真故障的数量。

(2)保护设置计算。根据当前的网络配置，计算新的保护设置，以“下游到上游”的方式计算出所有OCR的设置。“下游至上游”的计算方法能够使OCR保护系统在每一个特定的网络条件或配置下都最小化操作时间，其在计算保护设置时与配电网运营商(distribution network operator, DNO)常用的方法不同，因为DNO通常从上游开始计算保护设置，即在高压处对保护进行分级并向下游移动，倾向于使用适用于所有不同网络配置的一组保护设置。

(3)保护系统响应计算。使用常用的保护设置和所提出的新保护设置，分别计算保护系统对故障电流矩阵F的响应，得到相应的操作时间矩阵T0和T1。

(2)

(3)

(4)相对性能的比较与设定应用决策。对保护系统(包括常用设置和新设置)进行分析，以确定是否可以通过设置修改来实现性能改善。若新的保护设置能够提升性能，则应用新设置；若新设置不能提升性能，则不采取进一步操作。

在Python 2.7中设计了一个算法，对保护系统响应T0和T1进行比较，具体步骤为：①验证每个OCR的操作时间是否在保护策略的规定范围之内；② 验证保护设备之间的分级裕量是否大于保护要求中规定的最小分级裕量；③ 计算平均操作时间。

图3 某保护系统响应的可能故障位置示例

以某保护系统响应的可能故障位置为例(如图3所示)进行说明，通过步骤①可以验证OCRC对于故障1和故障2的操作时间是否短于保护要求中规定的限制时间(在保护策略中通常使用1 s的操作时间限制)。若是，则进入步骤②进行下一步验证。步骤②则是比较OCRC与后备保护OCRB对于故障1和故障2的操作时间差异，验证其是否大于保护要求中规定的最小分级裕量(在保护策略中分级裕量通常设为0.3 s，即最大下限)。

对于图3中不同位置(每个馈线区段的源端和远端)的一系列模拟故障，重复步骤①和步骤②。由于前两个步骤的优先级高于步骤③，因此如果T1没有通过前两个验证但T0通过了，则丢弃新设置；如果T0没有通过两个验证但T1通过了，则应用新设置，且不执行步骤③；如果T0和T1均通过了前两个验证，则执行步骤③，即利用式(4)和式(5)计算T0和T1的平均操作时间并进行比较，若t0-t1>Δt(Δt表示变更过程中发生故障的风险)，则应用新设置。

(4)

(5)

(5)应用保护设置并验证。自适应过流保护算法的最后一步是将新的保护设置发送至OCR。使用IEC 61850通信协议，分两个阶段实现：第一个阶段对设置进行发送；第二个阶段读取设置，以验证其是否得到正确应用。

符合IEC 61850标准的保护继电器可以通过两种方法来实现可变保护设置的应用：第一种方法以保护设定组的使用为基础，通常可以定义4个或更多的保护设置组，且自适应保护系统可以选择与特定计算保护设置的匹配度最高的组；第二种方法不采用预定义的保护设置组，每个特定的保护设置(如始动电流、时间倍数等)都可以进行修改，自适应保护系统可以单独编写计算出的保护设置。第一种方法的优点是避免了应用错误的保护设置(可能会造成误跳闸或故障期间保护系统无动作)的风险，而第二种方法的优点是灵活性更高。

2 测试用例网络模型

测试用例网络采用我国通用配电网中规定的“OHA网络”，即11kV架空农村配电网，由3个主馈线和若干个相对较长的分支(Spur)所组成的网络拓扑，如图4所示。其中，33/11 kV变压器的额定容量均为12 MVA，在11 kV侧，单位电抗标幺值为0.085，三角星形绕组配置，完全接地连接。馈线A、B和C的长度分别为8.5 km、3.5 km和2.2 km。馈线A的额定电流为400 A，总负荷为7.62 MVA，馈线B和C的额定电流均为250 A，总负荷均为4.76 MVA。

图4 配电网测试用例

保护系统的设计旨在准确地代表当前的现实网络，并遵循配电网运营商的保护策略。图4中每个馈线由源端的多次断路器/重合器(automatic reclose，AR)以及位于馈线沿线约50%的杆式自动重合器(rod mounted automatic reclose, PMAR)保护；支线通过支线分段断路器而非熔断器连接到主馈线，当前和未来配电网的趋势是使用分段断路器代替熔断器。

3 实验与分析

3.1 仿真实验

所提自适应保护解决方案在硬件在环(hardware in loop, HIL)仿真实验环境中实施，以验证其有效性,并与传统的过流保护系统进行性能比较。HIL仿真实验环境如图5所示。使用实时数字模拟器(real time digital simulator, RTDS)实时模拟正常条件和故障条件下的主要系统行为[14]。使用从放大器对模拟CT的输出电流进行放大并注入OCR，这些OCR在出现故障时使用IEC 61850发送跳闸信号。将RTDS接收到的跳闸信号作为模拟输入，关闭模拟回路。采用安装在变电站计算机上的DNP3主机与RTDS进行通信，以定期采集CBS、PMAR、网络交换机等的状态信息。之后，安装在变电站计算机中的自适应过流保护软件使用该数据对网络进行监视，并检测启动自适应算法的变化。

图5 HIL实验室测试环境

(1)网络场景。为证明所提自适应过流保护系统的有效性，实验模拟了一些场景，具体如表1所示。其中，向自适应过流保护系统纳入以下可能需要面对的情况：①33 kV故障时的视在功率水平和33/11 kV配电站处正在服务的变压器数量。通常两台变压器均处于运行状态，但在某些情况下其中一台可能会断开连接。②如果DG机组正在运行，可能会允许11 kV网络的孤网运行。③根据需要对常开点(normal point, NOP)进行位移，实现11kV配电网络拓扑结构的变化。④DG机组的连接或断开连接。

表1 网络场景

(2)故障模拟。为了验证自适应过流保护系统的响应，针对每个网络场景，在12个不同的故障位置对一系列预定义故障进行模拟，具体如图6所示。每个位置模拟的故障包括：①故障电阻范围为0～10 Ω(0 Ω，1 Ω，2 Ω等)的11相的相间故障；②故障电阻范围为0～100 Ω(0 Ω，10 Ω，20 Ω等)的11相接地故障。所有故障均进行了两次模拟，分别测试传统过流保护系统和自适应过流保护系统。

图6 HIL仿真的故障位置

3.2 仿真结果

对于所有的2 112个模拟相位故障，传统过流保护系统和自适应过流保护系统的实测操作时间如图7所示。从最长响应时间开始，根据跳闸时间对系统响应进行排序。对于前456个故障，自适应过流保护系统的操作时间短于传统的反时限过电流(IDMT)保护系统，其中操作时长超过1 s的故障数量在模拟故障总数量中的占比从传统过流保护系统的7.15%降低到自适应过流保护系统的1.81%。

图7 相间故障过程中的实测操作时间

对于2 112个模拟相接地故障，传统过流保护系统和自适应过流保护系统的操作时间如图8所示。同样从最长响应时间开始，按照跳闸时间进行排序。从仿真结果可知，在一些情况下，对于相间故障和相接地故障来说，自适应保护均稍微慢一些。总之，当网络拓扑发生变化时，相对于传统的过流保护系统，自适应过流保护系统具有更好的选择性和灵敏度，且自适应过流保护与DG接口保护的协作也得到了改善。

图8 相接地故障过程中的实测操作时间

(1) 网络自动化的影响。当网络从一个场景切换到另一个场景时，自适应过流保护系统会计算新场景的保护设置，并将其应用到OCR。针对表1中的场景1和场景3自动计算出的保护设置分别如表2和表3所示。场景1与场景3之间的区别在于网络配置的变化，即NOP从S3移动至S4。当馈线A和馈线B发生故障时，网络拓扑的变化对故障电流大小和路径均有影响。因此，表3中AR-A、PMAR-A、AR-B和PMAR-B的新保护设置与表2中的保护设置是不同的。

表2 网络场景1的保护设置

表3 网络场景3的保护设置

若不采用自适应保护系统，即使用固定保护设置的情况下，过流保护系统的操作速度和正确选择性都会受到影响。例如，PMAR-B和S4之间的0 Ω相间故障会在PMAR-A和PMAR-B处均产生操作，从而导致PMAR-A和PMAR-B之间连接的所有负载出现非必要的断开。如果利用自适应系统，则可以解决PMAR-A和PMAR-B之间失去协调的问题，如图9所示。当全面考虑所有的模拟故障时，误跳闸事件从4.72%降低至1.61%，这表示系统安全性得到提升。

图9 场景3中故障6的自适应过流保护响应过程

(2) DG的影响。DG的存在增加了故障率水平，改变了故障电流的大小和路径，因此可能造成误跳闸，影响OCR之间的协调。以表1中的场景5(DG1、DG2、DG3和DG4连接到网络)为例，馈线B出现故障，造成AR-A和AR-B同时跳闸。这是DG1和DG2对故障5的故障电流影响所造成的，当DNO采用DTL而非IDMT过流保护时，这种情况具有典型性。为解决这个问题，对于相对较高的故障电流，过流保护软件计算出的保护设置以IDMT过流保护为基础，并加上DTL过流保护。在每个馈线上进行保护的DTL始动电流，高于受保护馈线上的DG对位于相邻馈线上的总故障电流的影响。

4 结论

(1)DG和ANM的快速运用，以及网络孤网运行的发展趋势，对现有网络保护提出了重大挑战。因此，笔者提出了一种自适应保护方案，以有效解决这些问题，并通过商用硬件和通信方案在实际配电网真实模型中演示了所提方案的实施过程。

(2)所提自适应过流保护方案与其他方案的不同之处在于算法的不同，与传统的保护设置和设置组的解决方案相比，所提方案的灵活性更好，且能够全面覆盖可能会影响保护系统行为的所有事件。