李鐵成，郭少飛，王獻(xiàn)志，楊 暢

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

隨著社會經(jīng)濟(jì)的快速發(fā)展，城市內(nèi)部的負(fù)荷密度迅速增長，對電網(wǎng)的供電可靠性提出了新的要求[1]。配電網(wǎng)作為電力系統(tǒng)中較為薄弱的環(huán)節(jié)，對供電可靠性的影響較大，為了提高配電網(wǎng)的供電可靠性，國內(nèi)外學(xué)者進(jìn)行了大量的研究，主要從網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、量測通信和自動化水平等方面進(jìn)行改進(jìn)[2-4]。其中，雙“花瓣”型配電網(wǎng)從網(wǎng)架結(jié)構(gòu)方面改變了傳統(tǒng)配電網(wǎng)輻射狀的結(jié)構(gòu)特征，采用合環(huán)的運(yùn)行方式以提高供電可靠性，同時輔以高度自動化系統(tǒng)，使其相比于輻射性配電網(wǎng)有了更加明顯的提高[5]。以新加坡的雙“花瓣”型配電網(wǎng)為例，其供電可靠率可達(dá)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(wǎng)由于其復(fù)雜的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)給繼電保護(hù)的配置與整定帶來了巨大的挑戰(zhàn)。首先，由于雙“花瓣”型配電網(wǎng)一般采用合環(huán)的運(yùn)行方式，傳統(tǒng)配電網(wǎng)的過流保護(hù)無法對閉環(huán)運(yùn)行配電網(wǎng)實(shí)現(xiàn)有效的故障隔離[8]；其次，雙“花瓣”型配電網(wǎng)運(yùn)行方式靈活，線路潮流方向不固定，給繼電保護(hù)的整定過程帶來較大困難[9]?，F(xiàn)已建成的雙“花瓣”型配電網(wǎng)大多采用光纖電流差動保護(hù)作為聯(lián)絡(luò)線的主保護(hù)[10-13]，這類保護(hù)需要沿線鋪設(shè)光纖通信線路以保證線路兩側(cè)設(shè)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(wǎng)對低成本繼電保護(hù)裝置的要求；除此之外，差動保護(hù)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(shè)備采集的同步性有較高要求，一般需要借助衛(wèi)星導(dǎo)航系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)精準(zhǔn)對時，從而提高了保護(hù)設(shè)備的運(yùn)行成本?？偠灾瑢⒐饫w電流差動保護(hù)應(yīng)用于“花瓣”型配電網(wǎng)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(hù)原理加以改善，而國內(nèi)外針對適用于雙“花瓣”配電網(wǎng)新型保護(hù)原理的研究相對較少。文獻(xiàn)[14]將無通道電流保護(hù)運(yùn)用于雙“花瓣”型配電網(wǎng)，可實(shí)現(xiàn)無需通信的保護(hù)動作，但這種保護(hù)需要較長動作延時才能實(shí)現(xiàn)故障隔離；文獻(xiàn)[15]通過采集每條線路兩側(cè)的電流相量傳輸至廣域保護(hù)控制設(shè)備實(shí)現(xiàn)多條線路縱聯(lián)保護(hù)，但這種方法也需要解決多點(diǎn)電流相量同步測量的難題。

近些年，隨著通信技術(shù)的快速發(fā)展，5G技術(shù)高可靠性、低延時的通信方式能夠運(yùn)用于配電網(wǎng)繼電保護(hù)中。將5G技術(shù)運(yùn)用于配電網(wǎng)差動保護(hù)其動作延時大約為60～70 ms[16]，滿足配電網(wǎng)繼電保護(hù)的需求，因此，通信技術(shù)的發(fā)展也使配電網(wǎng)廣域保護(hù)成為可能[17]。但是，基于通信技術(shù)的繼電保護(hù)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(hù)無法使用對時間敏感的變量進(jìn)行通信，而大多傳輸一些對實(shí)時性要求不高的數(shù)據(jù)，例如電壓、電流的幅值信息等。

為了解決傳統(tǒng)繼電保護(hù)在雙“花瓣”型配電網(wǎng)中出現(xiàn)的問題，本文提出一種基于電壓預(yù)測誤差的“花瓣”型配電網(wǎng)繼電保護(hù)新原理。其主要利用2個相鄰開關(guān)站電壓幅值預(yù)測誤差的差值作為保護(hù)判據(jù)，實(shí)現(xiàn)區(qū)內(nèi)故障的正確動作和區(qū)外故障的安全可靠不誤動。該方法僅需對開關(guān)站內(nèi)的電壓電流相量進(jìn)行同步采集，無需復(fù)雜的站間同步對時就可實(shí)現(xiàn)保護(hù)的準(zhǔn)確動作，對采集設(shè)備的實(shí)時性要求較低；利用通信技術(shù)對電壓幅值信息和跳閘信號進(jìn)行傳輸，所需通信變量少且相比于光纖電流差動保護(hù)的成本較低。

1 “花瓣”型配電網(wǎng)及其現(xiàn)有保護(hù)配置方案

1.1 雙“花瓣”型配電網(wǎng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)

雙“花瓣”型配電網(wǎng)是一種新型的配電網(wǎng)拓?fù)?，其具體的結(jié)構(gòu)如圖1所示。從圖中可以看出，雙“花瓣”型配電網(wǎng)的每個“花瓣”由110 kV變電站引出，通過多個開關(guān)站后再回到該變電站以形成環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)。其中，開關(guān)站間的線路被稱為聯(lián)絡(luò)線，例如L1～L10；每個開關(guān)站通過單母線分段的結(jié)構(gòu)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(wǎng)內(nèi)負(fù)荷，例如Ld01～Ld16。

圖1 雙“花瓣”型配電網(wǎng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)示意Fig.1 Schematic of topology of double petal-shape distribution network

在正常運(yùn)行情況下，開關(guān)站內(nèi)母線分段斷路器處于常開狀態(tài)，保證不同變電站的“花瓣”之間沒有電氣連接。由于環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)的存在，單條聯(lián)絡(luò)線路故障只需要斷開線路兩端斷路器，使“花瓣”開環(huán)運(yùn)行，不會影響負(fù)荷的正常供電；在設(shè)備維修或故障情況下，通過閉合相應(yīng)的母線分段斷路器將受影響負(fù)荷接入相鄰花瓣，保證負(fù)荷供電的連續(xù)性。

1.2 現(xiàn)有保護(hù)配置方案

由于雙“花瓣”型配電網(wǎng)存在環(huán)網(wǎng)，傳統(tǒng)的過流保護(hù)已經(jīng)很難適應(yīng)這種電網(wǎng)結(jié)構(gòu)[18]，借鑒輸電網(wǎng)的保護(hù)配置方法，聯(lián)絡(luò)線路的主保護(hù)通常采用光纖電流差動保護(hù)，后備保護(hù)通常采用帶有方向元件的3段式電流保護(hù)[13]。由圖1可以看出，對于聯(lián)絡(luò)線路L1～L10，每條線路兩端需裝設(shè)光纖電流差動保護(hù)，并在沿線鋪設(shè)專用光纖通道，大大增加了光纖電流差動保護(hù)的成本。聯(lián)絡(luò)線后備保護(hù)采用帶有方向元件的3段式電流保護(hù)，由于雙“花瓣”配電網(wǎng)的聯(lián)絡(luò)線非常短[19]，電流速斷保護(hù)和限時電流保護(hù)沒有保護(hù)范圍，因此只投入過電流保護(hù)作為光纖電流差動保護(hù)的后備[20]。但過電流保護(hù)存在較長的延時，這會導(dǎo)致在主保護(hù)拒動時，后備保護(hù)需要較長時間才能夠動作切除故障[21]。

2 基于電壓預(yù)測誤差的聯(lián)絡(luò)線路保護(hù)新原理

為了解決雙“花瓣”型配電網(wǎng)現(xiàn)有聯(lián)絡(luò)線路主保護(hù)成本較高、后備保護(hù)動作延時較長的問題，本文提出了基于電壓預(yù)測誤差的聯(lián)絡(luò)線路保護(hù)新原理。通過同步采集單個開關(guān)站內(nèi)母線電壓相量和聯(lián)絡(luò)線電流相量，以預(yù)測相鄰開關(guān)站母線電壓幅值；利用本開關(guān)站計算得到的母線電壓幅值與相鄰開關(guān)站的理想估計值之間的關(guān)系判斷故障發(fā)生線路，向線路兩側(cè)斷路器發(fā)送跳閘信號，快速隔離故障聯(lián)絡(luò)線。

2.1 保護(hù)原理

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

2.2 保護(hù)的同步測量及通信

2.2.1 保護(hù)的同步測量

光纖電流差動保護(hù)對線路兩側(cè)測量設(shè)備的同步采集要求較高，因此需要加裝高精度對時設(shè)備以保證其同步性，大大增加了保護(hù)設(shè)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(hù)設(shè)備對于同步性的要求。圖3為本文提出的保護(hù)同步測量情況，由圖3可知，該方法需要同步測量單個開關(guān)站內(nèi)的母線電壓相量和聯(lián)絡(luò)線路電流相量，僅需保證同步測量區(qū)間內(nèi)部的同步性而無需在同步測量區(qū)間外實(shí)現(xiàn)同步。站間同步測量的目的是為了保證各個開關(guān)站測量得到的變量均在同一個旋轉(zhuǎn)坐標(biāo)系下，而本文保護(hù)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(guān)站均在同一旋轉(zhuǎn)坐標(biāo)系下測量就可以實(shí)現(xiàn)保護(hù)的正確判斷，從而大大降低了保護(hù)對時設(shè)備的成本，也減小了因?yàn)閷r問題導(dǎo)致保護(hù)誤動的風(fēng)險。

圖3 保護(hù)同步測量情況Fig.3 Synchronous measurement of protection

2.2.2 保護(hù)的通信變量與拓?fù)?/p>

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(cè)開關(guān)站預(yù)測電壓幅值信息，并將該信息通過通信網(wǎng)絡(luò)進(jìn)行傳輸，單個“花瓣”的通信拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如圖4所示。其中，包含多個廣域保護(hù)配置終端，各個開關(guān)站的預(yù)測電壓幅值信息和線路開關(guān)狀態(tài)信息可利用通信網(wǎng)絡(luò)進(jìn)行點(diǎn)對點(diǎn)傳輸，每個開關(guān)站的廣域保護(hù)配置終端僅與相鄰開關(guān)站進(jìn)行通信而無需實(shí)現(xiàn)全局通信。

圖4 保護(hù)設(shè)備的通信變量及其拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)Fig.4 Communication variables of protection equipment and the corresponding topology

每個開關(guān)站的廣域保護(hù)配置終端僅需要向相鄰開關(guān)站發(fā)送2類信息：第1類信息為預(yù)測電壓幅值，以開關(guān)站1為例，開關(guān)站1需要分別向變電站X和開關(guān)站2發(fā)送預(yù)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(shí)時性與同步性要求較低；第2類信息為線路跳閘信息，在聯(lián)絡(luò)線路發(fā)生故障時，可能出現(xiàn)線路兩側(cè)變電站感知故障程度不同的情況，此時會導(dǎo)致一側(cè)開關(guān)站的聯(lián)絡(luò)線路斷路器跳開而對側(cè)斷路器未跳開的問題，需要利用通信裝置實(shí)現(xiàn)聯(lián)絡(luò)線路跳閘指令的同步，即當(dāng)一側(cè)變電站判斷聯(lián)絡(luò)線路中有故障發(fā)生時，其會通過通信網(wǎng)絡(luò)向?qū)?cè)斷路器發(fā)送跳閘信號，保證聯(lián)絡(luò)線路兩側(cè)斷路器可以同時跳開以實(shí)現(xiàn)故障隔離。

從保護(hù)的通信過程可以看出，通信網(wǎng)絡(luò)中傳輸?shù)淖兞枯^少，其中，電壓幅值信息對實(shí)時性要求不高，跳閘信號為邏輯信號數(shù)據(jù)量小，因此無需實(shí)現(xiàn)開關(guān)站兩側(cè)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(wǎng)絡(luò)的堵塞與擁塞，保護(hù)的通信過程較為可靠。

2.3 線路電容的影響分析

在預(yù)測電壓幅值計算過程中，保護(hù)設(shè)備將聯(lián)絡(luò)線路看作RL模型，忽略了線路電容對于預(yù)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(yīng)將更加明顯。本節(jié)就線路電容對于保護(hù)的影響進(jìn)行分析。

圖5為聯(lián)絡(luò)線路的π型等值電路，根據(jù)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(lián)絡(luò)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(wǎng)的實(shí)際情況，其電壓等級較低且線路長度較短。以河北雄安新區(qū)雙“花瓣”型配電網(wǎng)為例，聯(lián)絡(luò)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(yù)測誤差為0.18 V，遠(yuǎn)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(yù)測誤差的影響。對于電壓等級較高、聯(lián)絡(luò)線路較長的電網(wǎng)采用本文保護(hù)方法時，應(yīng)在進(jìn)行電壓預(yù)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(hù)定值與靈敏度分析

2.4.1 保護(hù)定值確定

由第2.3節(jié)的分析可知，線路的分布式電容電流對保護(hù)的影響較小，因此保護(hù)定值的整定應(yīng)該從配電線路參數(shù)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(jìn)行分析[22-23]，從而保證在配電線路參數(shù)存在誤差的情況下不誤動。線路參數(shù)的誤差示意如圖6所示，由圖6可知，當(dāng)線路參數(shù)存在誤差時，假設(shè)開關(guān)站i-1所獲得其左側(cè)聯(lián)絡(luò)線路阻抗與實(shí)際值相差ΔZi_right，而開關(guān)站i+1所獲得其右側(cè)聯(lián)絡(luò)線路阻抗與實(shí)際值相同，此時開關(guān)站i-1預(yù)測開關(guān)站i的電壓相量和開關(guān)站i+1預(yù)測開關(guān)站i的電壓相量可表示為

圖6 線路參數(shù)誤差示意Fig.6 Schematic of line parameter error

式中，ΔZi_right為開關(guān)站i右側(cè)聯(lián)絡(luò)線路的參數(shù)誤差。

可以看出在配電線路參數(shù)存在誤差時，會導(dǎo)致兩側(cè)電壓預(yù)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(hù)動作門檻來躲過線路參數(shù)差異帶來的預(yù)測誤差。

由于線路參數(shù)誤差引起的電壓預(yù)測誤差的差值與聯(lián)絡(luò)線路流過的電流和參數(shù)誤差的大小有關(guān)。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(shè)線路參數(shù)的預(yù)測誤差百分比用δi表示，保護(hù)的動作門檻可表示為

式中：δi為線路參數(shù)的誤差百分比；Zi為聯(lián)絡(luò)線路的阻抗；Si為開關(guān)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(hù)動作整定值，對于零序分量則可利用現(xiàn)有的零序過流I段保護(hù)整定值來對本文方法進(jìn)行整定，具體的整定公式可表示為

2.4.2 保護(hù)靈敏度分析

為了得到故障位置對本文所提保護(hù)原理的影響，將對保護(hù)靈敏度隨故障位置的變化關(guān)系進(jìn)行推導(dǎo)。為了簡化分析過程，需要假設(shè)聯(lián)絡(luò)線路參數(shù)是均勻的且“花瓣”型配電網(wǎng)內(nèi)僅發(fā)生單點(diǎn)故障。

以圖2中的單側(cè)線路故障為例，假設(shè)單點(diǎn)故障發(fā)生在開關(guān)站i的右側(cè)聯(lián)絡(luò)線路，故障距離開關(guān)站i-1的距離占整條聯(lián)絡(luò)線路長度的x%，即x%=，此時開關(guān)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(guān)站i左側(cè)和右側(cè)整條聯(lián)絡(luò)線路的阻抗，其中，Zi_right=Zi_right1+Zi_right2。

此時開關(guān)站i左右兩側(cè)開關(guān)站的電壓預(yù)測誤差可表示為

可利用電壓預(yù)測誤差與保護(hù)定值的關(guān)系定義保護(hù)的靈敏度，即

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

需要注意，當(dāng)故障位置越靠近開關(guān)站i時，雖然開關(guān)站i的保護(hù)靈敏度逐漸降低，但其對側(cè)開關(guān)站i-1的靈敏度將不斷提高，此時保護(hù)設(shè)備可以通過通信網(wǎng)絡(luò)將故障信息從靈敏度較高的開關(guān)站傳遞至靈敏度較低的開關(guān)站，以保證在聯(lián)絡(luò)線路發(fā)生故障時線路兩側(cè)短路器可以同時跳閘，實(shí)現(xiàn)“花瓣”型配電網(wǎng)的故障隔離。

2.5 保護(hù)實(shí)現(xiàn)方案

本文提出的基于電壓預(yù)測誤差的“花瓣”型配電網(wǎng)繼電保護(hù)新原理的實(shí)現(xiàn)方案流程如圖7所示，具體的執(zhí)行步驟如下。

圖7 保護(hù)實(shí)現(xiàn)方案流程Fig.7 Flow chart of protection scheme

3 仿真驗(yàn)證

為了驗(yàn)證本文提出的保護(hù)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(wǎng)。其中，網(wǎng)絡(luò)參數(shù)基于河北雄安新區(qū)雙“花瓣”型配電網(wǎng)的參數(shù)，系統(tǒng)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(lián)絡(luò)線路長度均為1 km，聯(lián)絡(luò)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(guān)站帶有有功負(fù)荷4 MW，功率因數(shù)為0.9，零序過流I段整定值為531 A。聯(lián)絡(luò)線路保護(hù)采用本文提出的保護(hù)方案，母線保護(hù)采用母差保護(hù)，饋線保護(hù)采用3段式電流保護(hù)?，F(xiàn)有的線路參數(shù)識別技術(shù)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(hù)動作整定值，零序的保護(hù)動作門檻。到Bus1母線測量電壓幅值、變電站X預(yù)測Bus1母線電壓幅值

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

3.1 開關(guān)站母線電壓仿真

為了分析開關(guān)站母線電壓幅值與預(yù)測電壓幅值在故障前后的變化情況，在t=0.4 s時設(shè)置L1線路中點(diǎn)三相金屬性短路故障。以A相為例，仿真得和開關(guān)站2預(yù)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(qū)間進(jìn)行放大分別得到圖8（b）、（c），并使用數(shù)據(jù)游標(biāo)標(biāo)記了0.3 s和0.5 s的2個時刻3條曲線的數(shù)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(fā)生前，變電站X和開關(guān)站2預(yù)測Bus1電壓幅值與真實(shí)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(lián)絡(luò)線路較短，電容電流引起的電壓預(yù)測誤差較小，不會引發(fā)保護(hù)的誤動作；在t=0.4 s故障發(fā)生后，變電站X對Bus1母線電壓理想估計值與實(shí)際測量值有較大的差異，變電站X與開關(guān)站2的預(yù)測電壓誤差分別為，這時的預(yù)測電壓誤差已經(jīng)超過了保護(hù)動作門檻，且變電站X的電壓預(yù)測誤差遠(yuǎn)大于開關(guān)站2，據(jù)此保護(hù)可以判斷故障發(fā)生在Bus1與變電站X間的聯(lián)絡(luò)線路L1上；廣域保護(hù)控制終端可以通過通信設(shè)備分別向變電站X和開關(guān)站1發(fā)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(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。

3.2 保護(hù)動作情況仿真

為了驗(yàn)證本文提出保護(hù)方法的選擇性，在不同的故障位置下仿真保護(hù)的動作情況，以驗(yàn)證保護(hù)在發(fā)生區(qū)內(nèi)故障時可以正確動作，而在發(fā)生區(qū)外故障時安全可靠不誤動。仿真過程中在t=0.4 s時設(shè)置故障，當(dāng)聯(lián)絡(luò)線路L1發(fā)生三相短路故障，即發(fā)生區(qū)內(nèi)故障時，每個開關(guān)站計算得到的兩側(cè)聯(lián)絡(luò)線路A相電壓幅值預(yù)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(yù)測誤差。

圖9 區(qū)內(nèi)故障開關(guān)站兩側(cè)聯(lián)絡(luò)線路A相電壓預(yù)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(fā)生區(qū)內(nèi)故障時，變電站X和開關(guān)站1的電壓預(yù)測誤差的差別較大，其差值已經(jīng)超過了保護(hù)動作門檻77.8 V；對于變電站X，根據(jù)電壓預(yù)測誤差的關(guān)系，說明變電站X左側(cè)聯(lián)絡(luò)線路即L1線路發(fā)生故障；對于開關(guān)站1，電壓預(yù)測誤差的關(guān)系為，說明開關(guān)站1右側(cè)線路即L1線路發(fā)生故障，根據(jù)電壓預(yù)測得到的故障判斷結(jié)果與實(shí)際故障線路相同，因此可以斷開1a和1b斷路器實(shí)現(xiàn)故障隔離。由此得到A相的仿真結(jié)果，其他相序的結(jié)果與A相結(jié)果類似，可以據(jù)此判斷實(shí)際發(fā)生的故障類型。

當(dāng)開關(guān)站母線Bus4發(fā)生故障，即發(fā)生區(qū)外故障時，每個開關(guān)站計算得到的兩側(cè)聯(lián)絡(luò)線路A相電壓幅值預(yù)測誤差隨時間變化如圖10所示。由圖10可以看出，在發(fā)生區(qū)外故障時，所有變電站和開關(guān)站預(yù)測電壓誤差的差值較小，沒有超過保護(hù)的動作門檻，此時保護(hù)不會誤動。

圖10 區(qū)外故障開關(guān)站兩側(cè)聯(lián)絡(luò)線路A相電壓預(yù)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(jù)兩種故障情況保護(hù)的動作可以看出，基于電壓預(yù)測誤差的配電網(wǎng)保護(hù)可以在發(fā)生區(qū)內(nèi)故障時保證保護(hù)的正確動作；在發(fā)生區(qū)外故障時保護(hù)準(zhǔn)確可靠不誤動，因此本文提出的保護(hù)策略能夠滿足選擇性的要求。但由于短路過程系統(tǒng)暫態(tài)特性的影響，可能會出現(xiàn)左右兩側(cè)開關(guān)站的電壓預(yù)測誤差有較大的差別，甚至可能出現(xiàn)超過整定值的情況，因此需要通過一定的延時以躲開暫態(tài)特性對保護(hù)的影響；由仿真結(jié)果可以看出，通過延時50 ms可以躲過短路的暫態(tài)特性對于保護(hù)的影響，這仍能夠滿足保護(hù)對于速動性的要求。

在開關(guān)站母線、聯(lián)絡(luò)線和饋線等多種故障位置下電壓預(yù)測誤差的仿真結(jié)果與保護(hù)的動作情況見附錄表A1。由附錄表A1數(shù)據(jù)分析得出，在發(fā)生非接地故障時，零序預(yù)測電壓誤差的差值為零，主要依靠A、B、C三相參數(shù)對故障位置進(jìn)行判斷；在發(fā)生區(qū)內(nèi)故障時，聯(lián)絡(luò)線路兩側(cè)變電站計算得到的預(yù)測電壓誤差的差值大于保護(hù)動作門檻，可以通過的關(guān)系判斷具體的故障線路，從而正確動作切除故障聯(lián)絡(luò)線路；在發(fā)生區(qū)外故障時，所有變電站計算得到的預(yù)測電壓誤差的差值均小于保護(hù)動作門檻，可以保證安全可靠不誤動；在發(fā)生接地故障時，主要依靠零序預(yù)測電壓誤差的差值判斷故障類型是否為接地故障，并根據(jù)關(guān)系判定故障線路。因此可以得出本文提出的保護(hù)可以適用于各種故障類型，保證區(qū)內(nèi)故障的正確動作和區(qū)外故障不誤動。

附錄表A2為在L2聯(lián)絡(luò)線不同位置故障時保護(hù)的動作情況，并給出了在L2聯(lián)絡(luò)線上與開關(guān)站1相距100～900 m處發(fā)生故障情況的仿真結(jié)果。由附錄表A2中的結(jié)果可以看出，距離故障較近側(cè)的開關(guān)站其保護(hù)靈敏度較低而距離故障較遠(yuǎn)側(cè)的開關(guān)站其保護(hù)靈敏度較高。以距離開關(guān)站1的700 m處發(fā)生三相短路故障為例，開關(guān)站1測量到A相電壓預(yù)測誤差的差值254.6 V大于開關(guān)站2測量到的A相電壓預(yù)測誤差的差值為37.86 V，此時開關(guān)站1的保護(hù)靈敏度大于開關(guān)站2的保護(hù)靈敏度，這與第2.4.2節(jié)對于保護(hù)靈敏度的分析結(jié)果相同。

4 結(jié)論

為了解決原有雙“花瓣”型配電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線采用的光纖電流差動保護(hù)成本較高的問題，本文提出了一種基于電壓預(yù)測誤差的“花瓣”型配電網(wǎng)繼電保護(hù)新原理，給出了保護(hù)的實(shí)現(xiàn)方案，分析了多種因素對于保護(hù)性能的影響，得出的主要結(jié)論如下：

（1）本文的保護(hù)方案相比于光纖電流差動保護(hù)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(wǎng)；

（2）聯(lián)絡(luò)線路的分布式電容對本保護(hù)的影響較小，而線路參數(shù)誤差的影響較大，需要根據(jù)線路參數(shù)誤差整定保護(hù)的動作門檻，以避免保護(hù)發(fā)生誤動；

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

附錄A

表A1 區(qū)內(nèi)故障和區(qū)外故障保護(hù)的動作情況Tab.A1 Protection operation under internal and external faults

表A2 L2聯(lián)絡(luò)線不同位置故障時保護(hù)的動作情況Tab.A2 Protection operation at different fault locations of tie-line L2