CN102790383A - 一种新型馈线自动化快速保护控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明具体公开了一种新型馈线自动化快速保护控制方法，包括如下步骤：步骤1在配网结构中的各线路开关和联络开关处安装STU,将保护元件配置在各STU中,相邻的STU相连，形成环状网络并最终连接到馈线自动化主站；步骤2对配网中各元件进行配置；步骤3STU根据本地和相邻的电流信息及开关位置信息,快速对故障进行识别；步骤4STU将故障识别的结果通过通讯网络发给相邻的STU以及馈线自动化主站；步骤5对故障进行隔离和供电恢复。本发明有益效果是将原馈线中的FTU升级为具有智能判断能力的STU，仅利用本地和相邻的电流信息以及开关位置信息，就可快速定位故障区段，实现故障区域的隔离和非故障区域的供电恢复。

Description

一种新型馈线自动化快速保护控制方法

技术领域

本发明涉及一种新型馈线自动化快速保护控制方法。

背景技术

配电网是智能电网的重要组成部分，其建设目标是使其具有完备的故障自愈功能，能最大程度地减少配网故障对用户的影响，而且支持大量分布式电源的接入。但目前，配电网的网架结构薄弱，二次保护控制技术不够完善，使得配网停电事故时有发生。统计数据表明，电网中大约80%以上的故障发生在配电系统中。可见，配电网的保护控制及其故障自愈技术直接关系到整个配电系统的运行效率和终端用户的电能质量。

传统的配网结构一般是辐射状的，其特征是由单电源供给下游一条或若干条辐射型的配电线路，而配网保护也是按照单一的潮流方向进行设计。在保护装置中一般设置三段式过流保护，上下游保护通过时限配合完成，但此类方法在配网重构时整定困难，无法保证选择性。

为提高动作速度，本领域相继提出了：1.配电线路无通道保护，其核心思想是根据一侧断路器跳闸后引起线路电气量的变化而联跳对侧断路器，但该方案仍然需要时限配合；2.分布式自愈的馈线保护方案，利用故障功率方向确定故障区段，能够实现故障的快速切除，但检测故障的功率方向，需要电压量，这限制了方案的实用性；3.一种全线速动的配电线路保护方案，保护要综合各FTU信息，实现故障区段的准确隔离，但该方法与目前配电自动化系统的集中型保护方法相似。

发明内容

为了解决现有技术存在的缺点,本发明提供了一种新型馈线自动化快速保护控制方案。

一种新型馈线自动化快速保护控制方法，包括如下步骤：

步骤1在馈线的各开关处安装STU(智能终端单元),将保护元件配置在各STU中,相邻的STU相连，形成环状网络并最终连接到馈线自动化主站；

步骤2对各STU中的保护元件配置过电流主保护和后备保护，其中上游保护通过延时作为下游保护的后备，以应对下游开关的失灵，保证故障的及时切除。某一侧电源退出或某一线路发生故障并隔离后，网络将重构；重构后，相关的STU根据它们之间的信息交互，可重新确立相关开关的上下游关系，实现网络的自适应保护；

步骤3针对配网结构，规定一个基准的电流方向，STU根据本地和相邻的电流信息及开关位置信息,对故障进行快速的识别，所述的故障识别主要包括对故障启动的判别和对电流是否越限的判别；

步骤4STU将故障信息通过通讯网络发送给相关的STU以及馈线自动化主站；

步骤5对故障进行隔离和供电恢复。

步骤1所述的相邻STU通过光纤相连。

步骤2所述的上游保护作为下游保护的后备保护的配置原则是：某STU的保护元件判别出故障后，立即发出跳闸命令，同时将故障信息和所控开关的位置信息发给上游的STU，上游STU内的保护元件收到信息后经过一定的延时后，若检测到下游开关仍处于合位，则发出跳闸命令以切断所控开关，由此实现下游保护的后备保护功能。

步骤3所述的故障启动的判别依据是判断相电流的启动量

是否大于等于额定电流I_e的0.2~0.3倍；所述对电流是否越限的判别依据是：相电流的有效值I_φ是否大于等于被保护线路末端发生两相短路时故障相电流的有效值I_Lmin的0.8倍。

步骤3所述的STU对故障识别的具体步骤如下：

（1）根据启动判据

即相电流的启动量是否大于固定门槛值I_dz，若大于等于，则有故障发生，若小于没故障发生,所述的I_dz＝(0.2:0.3)I_e；

（2）若有故障发生，判断本地电流是否越限，本地电流若没有越限，则继续检测；若本地电流越限，则判别下游开关是否合闸；

（3）下游开关若没有合闸，则说明这是故障区段，相应开关断开；若下游开关合闸，则判别下游电流是否越限；

（4）若下游电流没有越限，则确定故障区段，相应开关断开；若下游电流越限，则确定为非故障区段，重复步骤（2）~(4)。

步骤4所述的通信网络是采用基于GOOSE通信的快速传播机制的对等通信模式。

步骤5所述故障区域的隔离与供电恢复是由具有开断故障电流和重合闸能力的开关或者断路器完成跳闸及重合闸任务，若是永久性故障，最终由分段开关完成故障的隔离。

所述的上游开关是指距离系统电源近的开关；所述的下游开关为远离系统电源的开关，边界开关为不存在下游开关的开关。

本发明有益效果是将原馈线中的FTU升级为具有智能判断能力的STU，在STU内配置过电流元件，相邻STU以光纤以太网互联，仅利用本地和相邻的电流信息以及开关位置信息，就可快速定位故障区段，实现故障区域的隔离和非故障区域的供电恢复。

附图说明

图1带分支线的配网结构；

图2STU对故障识别流程图；

图3F₁点发生AC故障时R₁₂检测到的电流波形；

图4F3点发生ABC故障时R34检测到的电流波形；

具体实施方案

图1显示了一种常见的带分支线的配网结构，S₁、S₂是10kV电源；线路的节点号为1~8，节点2、7、8之间的线路是分支线；B_ij是线路开关，其中B₄₃是联络开关；在各个开关处安装STU，将保护元件配置在各STU中，图1中R_ij就是配置在STU中的过电流元件。相邻的STU通过光纤以太网相连，形成环状网络并最终连接到馈线自动化主站。

为便于分析故障电流的特征，以联络开关为界，定义电流的正方向为由两侧电源分别指向各侧的负荷。正常运行时，开关B₄₃断开。若F₁点发生相间故障，各保护元件是否检测到故障电流及其电流的方向如表1所示，其中故障电流的方向与规定的方向相同时用“正”表示，否则用“反”表示，无故障电流时用“-”表示。

表1F₁点故障时保护元件检测到的故障电流情况

由表1可知：元件R₁₂检测到正向的故障电流，这说明故障点在开关B₁₂的下游线路。分支线上的R₂₇没有检测到故障电流，说明故障点不在分支线上。而R₂₃也没有检测到故障电流，则证明故障点只能在节点1和2的线路上。由于开环运行，节点4~6之间的线路不受故障的影响。

表2F₂点故障时各保护元件检测到的故障电流情况

若F₂点发生相间故障，系统开环运行时各元件检测到的故障电流及其方向如表2所示。

由表2可知：R₁₂检测到故障电流，而R₂₃和R₃₄没有检测到故障电流，说明故障点可能在节点1和2之间或者在分支线2-7-8上。考虑到R₂₇检测到故障电流而R₇₈没有检测到故障电流，则证明故障点在节点2和7之间。系统开环运行，R₅₄和R₆₅无故障电流，F₂点故障对线路4-5-6无任何影响。

根据上述分析，分布式的保护控制方法如下：对于特定的配网结构，首先要规定一个基准的电流方向，以电源指向负荷的方向为正方向。沿着潮流的方向，距离系统电源近的开关（保护）为上游开关（保护），而远离系统电源的开关（保护）为下游开关（保护），不存在下游开关的开关为边界开关。由于STU内的过电流元件要同时保护其左右两侧的分段线路，因此各元件不但要实时检测本地的电流及其开关的状态，而且还要与相邻元件进行通讯以交换信息并做出判断。若系统开环运行，某一元件对故障的判别流程如图2所示。当然，对于边界开关处的STU，只需判别本地电流是否越限即可完成故障的判别。

保护配置

STU对故障的识别主要包括对故障起动的判别和对电流是否越限的判别，然后将结果发给相关的STU以及馈线自动化主站。在配电系统中，频率波动较为频繁，因此起动元件采用故障分量算法。

式中，

是相电流的起动量，

代表A相、B相或C相；i(k)是电流在时刻k的采样值；N为一个工频周期的采样点数。

起动判据如式（2）所示

式中，I_dz为固定门槛，I_dz＝(0.2:0.3)I_e，I_e为额定电流。

保护方法利用了本地信息和相邻信息，能够保证对故障区域的选择性。为提高保护的灵敏度，电流是否越限可按系统在最小运行方式下被保护线路末端发生两相短路时的电流进行整定，如式（3）所示

I_φ≥kI_L.min                （3）

式中，I_φ是相电流的有效值；I_Lmin是被保护线路末端发生两相短路时故障相电流的有效值；k是可靠系数，取0.8。

为应对开关失灵问题，在各元件中除配置过电流保护外，上游保护还作为下游保护的后备保护。配置原则为：某STU的保护元件判别出故障区段后，立即发出跳闸命令，同时将故障区段信息和所控开关的位置信息发给上游的STU。上游STU内的保护元件收到信息后经过一定的延时后，若仍检测到下游开关处于合位，则发出跳闸命令以切断所控开关，由此实现作为下游元件的后备保护的功能。如图1中F₂点发生故障，R₂₇判别出故障并向开关B₂₇发出跳闸命令，然后将故障信息以及B₂₇的变位信息通知给R₁₂。若B₂₇发生拒动，则R₁₂获知B₂₇一直处于合位，延时到达后发出跳闸命令，跳开B₁₂，实现了R₂₇的后备保护。

故障隔离和自愈

若节点1、2间的F₁点发生故障，R₁₂向开关B₁₂发出跳闸命令，延时后发出重合闸命令。若是瞬时性故障，则重合成功，恢复供电；若是永久性故障，则重新跳开B₁₂，同时通知R₂₃跳开B₂₃，实现故障区段的隔离。B₁₂和B₂₃相继开断后，R₂₃通过通信网络通知R₄₃，由R₄₃控制联络开关B₄₃闭合，由此实现节点4、3和2之间线路的供电恢复。

上述分析是基于所有开关都具有开断故障电流和重合闸的能力，但实际配网中的分段开关一般不具备这些能力。当故障点处于两个分段开关之间的线路上时，分段开关处的保护将判别结果发给其上游最近的断路器处的保护，由它控制断路器完成跳闸及重合闸任务。若是永久性故障，最终由分段开关完成故障的隔离。

保护定值的自适应切换

由图1可知，正常情况下系统是开环运行的，以联络开关为界，位于同一侧的各开关之间有固定的上下游关系，这是故障区段判别的基础。但是当某一侧电源退出或某一段线路发生故障并隔离后，网络将发生重构，导致某些开关的上下游关系发生改变，进而影响保护对故障的正确识别。正如2.3节分析，若F₁点发生永久性故障，节点1、2间的故障区域被隔离，节点2~6间的线路由S₂供电。这样，B₃₄成为了B₄₃的下游开关，而R₃₄也由保护线路34变为保护线路32。如果不加任何改变，R₃₄将无法实现对线路32的正常保护。

为应对现代配电系统单联络、多联络的网架特征，提出了自动适应网络改变的保护配置方法。配置原则为：在保护元件中设置A和B两套定值，根据式（3）分别对其左、右侧线路进行保护定值的整定，对于出线开关处的保护，只设置一套定值。系统正常运行时，根据保护的位置明确所控开关与相邻开关的上下游关系，并选择定值A或B。当系统电源投退或联络开关发生开合时，利用馈线自动化系统或STU之间的信息交换，重新确定保护的定值以及所控开关的上下游关系。在网络重构后，保护元件可自适应地选择定值，实现对其左、右两侧线路的自适应保护。

通信网络选择

对于有通道保护，通信网络的可靠性与否以及通信速率将直接影响到保护的可靠性和快速性。目前光纤通信成为配电系统中的主要通信模式，而基于IEC61850规约的光纤以太网技术已在智能变电站中得到成功应用，其中面向通用对象的变电站事件（GOOSE）的快速传输模型实现了间隔层设备和过程层各IED间的快速、可靠的通信。结合本文分布式保护方案的特点，在配网正常运行及发生故障条件下各STU采用对等通信模式，利用GOOSE服务（用于时间紧迫的、从1个STU到相邻STU之间传输数据）模式，借鉴GOOSE传输机制构建各STU间的相互通信。可避免某一通信环节出现问题，提高通信网络的可靠性，在各STU间对等通信的基础上组成环状网络并连接到配网主站。

由上述分析可知，为判别故障区段，相邻STU间仅传递所控制开关的状态信息以及电流是否越限信息。由于开关的分合位置可以用逻辑值0和1表示，同样电流是否越限信息也可以用0和1表示，由此可大大减少网络的传输量。即使考虑上传到主站的开关状态信息，网络的负载也非常小，因此所提保护方案不会出现数据堵塞和通信延迟问题。

仿真模型

利用PSCAD建立仿真模型，如图1所示。该模型为10kV双端电源不接地系统，电源S₁和S₂的短路容量分别为300MVA和200MVA。线路的正（负）序阻抗为Z₁=(0.17+j0.34)Ω/km，正（负）序电纳为B₁＝1.67μS/km，零序阻抗为Z₀=(0.42+j1.51)Ω/km，零序电纳为B₀＝1.52μS/km。表3是各节点间线路的长度，节点2～5、7和8上的负荷均为1MVA。表4给出了各个保护元件的电流整定值（有效值），其中定值A表示：电源S₂退出，系统只由S₁供电且联络开关闭合时，沿着潮流方向各元件保护下游线路的定值，如R₅₄保护线路56的定值为0.11kA；定值B表示：S₁退出，系统仅有S₂供电时，沿着潮流方向各元件保护下游线路的定值，此时R₅₄由保护线路56变为保护线路54，其定值变为0.37kA。假定系统在不同运行方式下发生故障，考察各个保护元件对故障的判别情况。

表3各节点间线路的长度（km）

故障仿真

1）系统正常运行即联络开关B₄₃断开时，在F₁点和F₂点设置各种类型的故障。图3显示了F₁点发生AC相间故障时，R₁₂检测到的电流波形。表5显示了各个保护元件检测到的最大相电流的有效值。在此运行方式下，STU自动确定其保护元件的整定值，即R₁₂、R₂₃、R₃₄、R₂₇和R₇₈选择定值A；R₅₄和R₆₅选择定值B；B₄₃断开，R₄₃不选择定值。

由图3可知，故障后AC相电流增大，非故障相电流不变。R₁₂利用故障后半个周波数据即可计算出最大电流的有效值为1.04kA，大于其保护定值0.54kA，R₁₂将按照图2所示流程进行故障识别。从表5数据可知，下游保护R₂₃和R₂₇检测到的最大电流均为0.09kA，都没有超越各自的门槛值。由此，R₁₂判别出线路12发生故障，立即发出跳闸命令。其它保护元件检测到的最大电流均小于各自的定值，证明所保护的线路正常。

当分支线上F₂点发生故障时，由表5数据可知，R₁₂和R₂₇检测到的电流均大于各自的定值，都将与下游保护交换信息。根据图2故障识别流程，R₁₂会判别线路12是正常的，但是R₂₇将会判别线路27发生故障，判别结果正确。其它元件检测的电流都没有超越各自的定值，被保护线路正常。

2）配电网络重构后，发生故障。如上所述，当F₁点发生永久性故障时，节点1和2之间的故障区域被隔离。同时，由R₄₃控制联络开关B₄₃合闸，恢复非故障区域的供电。系统网络重构后，R₂₃、R₃₄与R₄₃之间通过信息交互和智能判断，确定R₃₄是R₄₃的下游保护，并自动切换到新的定值，如表4中的定值B。此时，设置F₃点发生故障，考察各保护的判别情况。图4显示了发生ABC故障时R₃₄检测到的电流波形，表6给出了各保护检测到的最大电流有效值。

表5保护元件检测到的最大电流（kA）

由图4波形,R₃₄可计算出故障后半个周波内最大电流有效值为0.33kA,电流超过其定值。但是R₃₄的下游线路开关B₂₃断开，根据图2故障识别流程，可迅速判别线路32发生故障。表6数据表明R₄₃检测到的电流也超过其定值，但其下游R₃₄检测到的电流也越限，由图2识别流程可判别线路43正常。其它故障类型，与此类似，判别结果正确。

表6保护元件检测到的最大电流（kA）

由上可知，该方案仅利用本地电流信息以及下游开关的位置信息和电流信息，不需要主站的参与，无需时间配合，保护的判别逻辑简单，故障隔离与恢复迅速。

Claims (8)

1.一种新型馈线自动化快速保护控制方法，包括如下步骤：

步骤1在馈线的各开关处安装STU,将保护元件配置在各STU中,相邻的STU相连，形成环状网络并最终连接到馈线自动化主站；

步骤2对各STU中的保护元件配置过电流主保护和后备保护，其中上游保护通过延时作为下游保护的后备，以应对下游开关的失灵，保证故障的及时切除；某一侧电源退出或某一线路发生故障并隔离后，网络将重构；重构后，相关STU根据它们之间的信息交互，可重新确立相关开关的上下游关系，实现网络的自适应保护；

步骤3针对配网结构，规定一个基准的电流方向，STU根据本地和相邻的电流信息及开关位置信息,对故障进行快速的识别，所述的故障识别主要包括故障起动的判别和对电流是否越限的判别；

步骤4STU将故障信息通过通讯网络发给相关的STU以及馈线自动化主站；

步骤5对故障进行隔离和供电恢复。

2.如权利要求1所述的一种新型馈线自动化快速保护控制方法，其特征在于：步骤1所述的相邻STU通过光纤相连。

3.如权利要求1所述的一种新型馈线自动化快速保护控制方法，其特征在于：步骤2中所述的上游保护应该作为下游保护的后备保护的配置原则是：某STU的保护元件判别出故障区段后，立即发出跳闸命令，同时将故障区段信息和所控开关的位置信息发给上游的STU，上游STU内的保护元件收到信息后经过一定的延时，若仍检测到下游开关处于合位，则发出跳闸命令以切断所控开关，由此实现下游元件的后备保护功能。

4.如权利要求1所述的一种新型馈线自动化快速保护控制方法，其特征在于：步骤3所述的故障启动的判别依据是判断相电流的启动量

是否大于等于额定电流I_e的0.2~0.3倍；所述对电流是否越限的判别依据是：相电流的有效值I_φ是否大于等于被保护线路末端发生两相短路时故障相电流的有效值I_Lmin的0.8倍。

5.如权利要求1所述的一种新型馈线自动化快速保护控制方法，其特征在于，步骤3所述的STU对故障识别的具体步骤如下：

（1）根据启动判据

即相电流的启动量

是否大于固定门槛值I_dz，若大于等于，则有故障发生，若小于没故障发生,所述的I_dz＝(0.2:0.3)I_e；

（2）若有故障发生，判断本地电流是否越限，本地电流若没有越限，则继续检测；若本地电流越限，则判别下游开关是否合闸；

（3）下游开关若没有合闸，则说明这是故障区段，相应开关断开；若下游开关合闸，则判别下游电流是否越限；

（4）若下游电流没有越限，则确定故障区段，相应开关断开；若下游电流越限，则确定为非故障区段，重复步骤（2）~(4)。

6.如权利要求1所述的一种新型馈线自动化快速保护控制方法，其特征在于：步骤4所述的通信网络是采用基于GOOSE通信的快速传播机制的对等通信模式。

7.如权利要求1所述的一种新型馈线自动化快速保护控制方法，其特征在于：所述步骤5的故障区域的隔离与供电恢复是由具有开断故障电流和重合闸能力的开关或者断路器完成跳闸及重合闸任务，若是永久性故障，最终由分段开关完成故障的隔离。

8.如权利要求5所述的一种新型馈线自动化快速保护控制方法，其特征在于：所述的上游开关是指距离系统电源近的开关；所述的下游开关为远离系统电源的开关，边界开关为不存在下游开关的开关。

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