基于集中式主站架構的35 kV 配電網定值自適應整定方案

甘 忠，孫天甲，王冰清，涂 崎，林 超，劉宏君

（1.國網上海市電力公司，上海 200122；2.長園深瑞繼保自動化有限公司，廣東 深圳 518057）

0 引言

隨著配電網規模的不斷擴大，其接線和運行方式也日趨復雜，而常規的定值整定工作一般采取經驗化人工整定，即利用單一的系統、線路以及變壓器等參數，參照歷史經驗給出估算值進行整定[1-5]。這樣不僅工作量大，且定值的精確度不高，若定值整定不當，極易造成越級跳閘，進而導致停電范圍擴大，影響供電可靠性。

針對配電網保護定值的整定研究，文獻[6]提出分級保護配置方案，該方案根據配電網線路參數統計特點，通過查表法確定分級斷路器的位置及定值整定范圍，可以有效保證定值的精確度；但是該方案也是基于特定的系統參數計算得出的，普適性有待進一步提高。文獻[7]提出一種具有故障類型自適應能力的基于兩相電流差的純電流自適應保護，以及具有故障類型和運行方式自適應能力的基于兩相電流差和相間電壓的自適應電流保護，該方案是基于配電自動化系統中的饋線自動化、二級主站以及饋線終端重新進行了設計規劃所實現的。

針對現有的配電網整定工作量大、計算復雜、定值精確度不高等問題，本文提出一種基于集中式主站架構的35 kV 配電網定值自適應整定方案。該方案中集中式計算設備（主站）在供電路徑搜索基礎上，利用輸入的系統參數及固化參數，考慮上下級定值配合、級差配合計算得出各個斷路器所有保護段的保護定值及延時定值，再通過MMS（制造報文系統）服務將這些定值信息下發至對應的保護裝置中，實現定值的自適應整定計算及下裝。

1 基于有權圖DFS 的供電路徑搜索

依據工程實際接線情況，利用基本的斷路器圖元和節點圖元繪制主接線拓撲圖，并輸出所有的節點圖元及斷路器圖元信息，生成XML 格式的配電網拓撲信息文件，為后續的供電路徑搜索提供必要的條件。所謂供電路徑，指的是線路從變電站出線斷路器沿各條通路到各末端順序連接的所有斷路器編號。

圖的存儲一般采用無權圖的鄰接矩陣[9-13]，而基于無權圖鄰接矩陣的搜索輸出的是節點的連接關系而非供電路徑中的斷路器連接關系，因此供電路徑信息需進一步處理才可得到。為了解決上述問題，使用有權圖的鄰接矩陣B，其大小仍為n×n 的方陣，其中的元素bij取值滿足如下規則：若節點i 與j（i≠j）之間有直接連接關系，則bij≠0，且bij表示節點i 與j 之間的斷路器編號，否則bij=0。

采用DFS（深度優先搜索）算法對連通圖中的供電路徑進行搜索，其原則是盡可能先對縱深方向進行搜索[14-16]，過程如下：首先選定一個根節點，訪問該點；然后依次從該節點未被訪問的相鄰節點出發遞歸調用DFS 算法，直至連通圖中所有的節點均被訪問完。為了解決傳統DFS 算法中回溯搜索及環路結構等問題，一條供電路徑搜索完畢后，需要將節點的訪問標志不斷往回清，直至回溯到前一個分叉點（即有未被訪問的相鄰連接點），然后基于該分叉點繼續進行深度優先遍歷，直至完成下一條供電路徑的搜索，其流程如圖1所示。

圖1 基于有權圖DFS 算法流程

可以看出，基于有權圖DFS 的供電路徑搜索可以實現配電網拓撲的動態識別，在運行方式發生變化時可以動態調整輸出對應的供電路徑，實現不同主接線情況下的自適應性。

2 斷路器定位及其保護配置

經調研[17-20]，上海地區35 kV 配電網線路拓撲中供電路徑最多有3 級，依據表1 對各斷路器進行定位并確定其所需配置的保護。

2.1 縱差保護整定

縱差保護時間定值整定為0 s，縱差電流定值Izc需保證在最小運行方式下，對線路內部相間故障有足夠的靈敏度，即：

表1 35 kV 斷路器定位及保護配置匯總

式中：Kzclm表示縱差靈敏系數，取值為2；Kct1，Kct2分別表示TA 一、二次定值；Idmin表示最小運行方式下線路末端兩相短路電流。

2.2 過流Ⅰ段保護整定

過流Ⅰ段電流定值Ioc1按照躲過變壓器低壓側三相短路時最大短路電流來整定，即：

式中：Kk表示可靠系數，取值為1.3；Idmax表示最大運行方式下變壓器低壓側三相短路電流。

過流Ⅰ段的靈敏度按照最小運行方式下，線路末端兩相故障的短路電流來校驗，即：

式中：Koc1lm表示過流Ⅰ段靈敏系數，取值為1.3。另外，若為變電站出線，過流Ⅰ段電流定值還需要考慮與上級過流Ⅰ段配合。

電流速斷保護的電流定值整定與過流Ⅰ段一致。

2.3 過流Ⅱ段保護整定

過流Ⅱ段電流定值Ioc2的靈敏度按照最小運行方式下，線路末端兩相故障時的短路電流校驗，即：

式中：Koc2lm表示過流Ⅱ段靈敏系數，取值為1.3。

過流Ⅱ段電壓定值Uoc2按照變壓器低壓側三相短路電流為動作電流時，躲過保護安裝處母線的最低殘壓整定，即：

式中：Xlt表示線路變壓器組的最小阻抗標幺值；IB表示35 kV 系統的基準電流（1 650 A）。

過流Ⅱ段電壓定值靈敏度按照最大運行方式下線路末端故障時電壓有1.2～1.3 倍靈敏度來考慮，即：

式中：Xl表示線路最大阻抗標幺值；Xxt表示系統最大阻抗標幺值；表示過流Ⅱ段電壓靈敏系數。另外，若為變電站出線，過流Ⅱ段電流定值還需要考慮與上級過流Ⅱ段配合。

電流電壓速斷保護的定值整定與過流Ⅱ段一致。

2.4 過流Ⅲ段保護整定

過流Ⅲ段電流定值Ioc3按躲最大負荷電流來整定，即：

式中：Kf表示返回系數，取值為0.85；Ifh表示最大負荷電流。同時需要考慮與上、下一級過流Ⅲ段保護配合，配合系數為1.1。

過流Ⅲ段電流定值靈敏度按照最小運行方式下線路末端兩相故障的短路電流Idmin以及主變低壓側故障時的短路電流來校核，即：

式中：Koc3lm表示過流Ⅲ段線路末端靈敏系數，取值為1.5；表示過流Ⅲ段主變低側靈敏系數，取值為1.3。另外，若為變電站出線，過流Ⅲ段電流定值還需要考慮與上級過流Ⅲ段配合。

過流保護的電流定值整定與過流Ⅲ段一致。

2.5 零序過流Ⅰ段保護整定

零序過流Ⅰ段電流定值Iocg1按照躲過變壓器低壓側最大穿越性故障產生的不平衡電流來整定：

式中：Ktx表示同型系數，取值為0.5。需要考慮與上、下一級零序過流Ⅰ段保護配合，配合系數為1.1。

零序過流Ⅰ段電流定值的靈敏度由線路單相接地故障時的故障電流來校核：

式中：I0min表示系統最小單相接地故障電流；Kocg1lm表示零序過流Ⅰ段靈敏系數，取值為2。

2.6 零序過流Ⅱ段保護整定

零序過流Ⅱ段電流定值Iocg2一次值取值不大于300 A，同時需考慮與上級零序過流Ⅱ段定值的配合，配合系數為1.1。

3 基于集中式主站架構的自適應整定方案

如圖2 所示，集中式主站架構指的是主站利用輸入參數及固化參數，考慮上下級定值配合、級差配合計算得出各個斷路器所有保護段的保護定值及延時定值，再利用MMS 網路將這些定值信息下發至對應斷路器的保護裝置中，即可完成保護定值的自適應整定過程。

圖2 集中式主站架構

其中主站所需的輸入參數及固化參數匯總表如表2 所示。

表2 輸入參數及固化參數匯總

4 算例分析

上海某地區系統主接線如圖3 所示，涉及35 kV 的部分主要包含：220 kV 洞庭站低壓側、220 kV 提籃橋站低壓側以及3A0411，3A0412，3A050，3A060，3A0074，3A00721，3A082，3A085。

圖3 上海某地區系統主接線

利用圖元繪制35 kV 配電網拓撲圖，再基于DFS 算法搜索出所有的供電路徑如圖4 所示，標注在各斷路器上的編號表示其ID。

圖4 35 kV 配電網供電路徑

結合表1 對斷路器進行定位，可知：庭籃3A041（1/2）為35 kV 互饋線；庭江3A050、庭江3A060 為送主變；藍海3A0074 為送變電站電源端；藍海3A00721 為送變電站受電端；海融3A082、海融3A085 為變電站出線。

4.1 互饋線3A041

設定設備輸入參數如下：TV 一次值為35；TA 一次值為1 000；TA 二次值為1；電源最大運行方式等效阻抗標幺值為0.08；電源最小運行方式等效阻抗標幺值為0.18；線路型號及長度分別YJV-35 3×400 mm2和8.065 km；變壓器最大電抗標幺值為3.5；變壓器最小電抗標幺值為0.3。利用相關電氣手冊，求解出該線路的等效阻抗標幺值為0.035 8+j0.06 5=0.074 2；基于上述參數求解出Idmin，Idmax分別為：

式中：Xmax表示電源與線路的最大阻抗標幺值；Xmin表示電源、線路與變壓器的最小阻抗標幺值。

將上述參數以及式（11）帶入式（1）—（10）中得出：

Izc≤2.81 A，取Izc=1 A。

Ioc1≥4.82 A，Ioc1≤4.32 A，取Ioc1=5 A。

Ioc2≤4.32 A，取Ioc2=4 A；Uoc2≤68 V，取Uoc2=60 V；Koc2lm=1.25。

Ioc3≤3.75 A，取Ioc3=1 A。

Iocg1≥0.24 A，取Iocg1=0.36 A（對應一次值為360 A）。

Iocg2=0.3 A（對應一次值為300 A）。

4.2 送主變線路3A050，3A060

設定輸入參數如下：TV 一次值為35；TA 一次值為600；TA 二次值為1；電源最大運行方式等效阻抗標幺值為0.08；電源最小運行方式等效阻抗標幺值為0.33；3A050 線路型號為YJV-35 3×400 mm2，長度為5.695 km，3A060 線路型號為YJV-35 3×400 mm2，長度為5.227 km；變壓器T1容量為20 MVA，短路電壓百分比為12.24%；變壓器T3 容量為20 MVA，短路電壓百分比為11.72%。

利用相關電氣手冊，求解出線路3A050 等效阻抗標幺值為0.025 3+j0.045 9=0.052 4，線路3A060 等效阻抗標幺值為0.023 2+j0.042 1=0.048 1。變壓器T1，T3 的等效電抗標幺值分別為：

基于上述參數求解出Idmin，Idmax分別為：

最大負荷電流為：

將上述參數以及式（13）、式（14）帶入式（2）—（10）中，得出：

Ioc1≥5.05A，Ioc1≤4.8 A，取Ioc1=5 A。

Ioc2≤4.8 A，取Ioc2=4A；Uoc2≤70.3V，取Uoc2=55 V；Koc2lm=1.4。

Ioc3≥0.84 A，Ioc3≤4.2 A，取Ioc3=1.2 A。

Iocg1≥0.25 A，Iocg1≤360/1.1×1/600 A，取Iocg1=0.5 A。

Iocg2≤300/1.1×1/600 A，取Iocg2=0.4 A。

4.3 送變電站電源端線路3A0074

設定輸入參數如下：TV 一次值為35；TA 一次值為1 000；TA 二次值為5；電源最大運行方式等效阻抗標幺值為0.08；電源最小運行方式等效阻抗標幺值為0.2；線路型號為YJV-35 3×400 mm2+ZRYJV-35 3× 400 mm2，長度為2.57 km；變壓器最小電抗標幺值為0.45。利用相關電氣手冊，求解出線路等效阻抗標幺值為0.011 4+j0.020 7=0.023 6 單、0.005 7+j0.010 4=0.011 8雙。

基于上述參數求解出Idmin，Idmax分別為：

將上述參數以及式（15）帶入式（1）—（10）中得出：

Izc≤16 A，取Izc=5 A。

Ioc1≥19.8 A，Ioc1≤24.6 A，取Ioc1=20 A。

Ioc2≤24.6 A，取Ioc2=14 A；Uoc2≤60.1 V，取Uoc2=45 V；Koc2lm=1.6。

Ioc3≤9.1 A，取Ioc3=5 A。

Iocg1≥1 A，Iocg1≤360/1.1×1/600 A，取Iocg1=1.6A（對應一次值為320 A）。

Iocg2=1.4 A（對應一次值為280 A）。

4.4 送變電站受電端3A00721

設定輸入參數如下：TA 一次值為1 000；TA二次值為5。結合4.3 節中3A0074 的縱差定值5 A，確定Izc=5 A。

4.5 變電站出線3A082

設定輸入參數如下：TV 一次值為35；TA 一次值為600；TA 二次值為5；電源最大運行方式等效阻抗標幺值為0.09；電源最小運行方式等效阻抗標幺值為0.55；線路型號為YJV-35 3×400 mm2，長度為1.62 km；變壓器等效最小阻抗標幺值為0.923 9。利用相關電氣手冊，求解出線路3A082等效阻抗標幺值為0.007 2+j0.013 1=0.014 9?；谏鲜鰠登蠼獬鯥dmin，Idmax分別為：

將上述參數以及式（16）帶入式（2）—（10）中，并結合送變電站電源端3A0074 過流Ⅰ，Ⅱ段定值及零序過流Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ段定值，得出變電站出線的定值：

Ioc1≥17.4 A，Ioc1≤16.2 A，Ioc1≤（20×1 000）/5/1.1×5/600 A，取Ioc1=20 A。

Ioc2≤4.8 A，Ioc2≤（14×1 000）/5/1.1×5/600 A，取Ioc2=16 A；Uoc2≤83.9 V，取Uoc2=50 V；Koc2lm=3.5。

Ioc3≤7 A，Ioc3≤14 A，Ioc3≤（5×1 000）/5/1.1×5/600 A，取Ioc3=5 A。

Iocg1≥0.87 A，Iocg1≤320/1.1×5/600 A，取Iocg1=2.4 A。

Iocg2≤280/1.1×5/600 A，取Iocg2=2.1 A。

4.6 延時定值

上下級之間相同保護段延時定值的配合級差為0.3～0.6 s，以級數最高的保護段為基準，確定各級保護段的延時定值（如表3 所示）。

表3 保護延時定值 s

4.7 仿真分析

設定3A082 處發生AB 相間短路接地故障，斷路器22 處的保護裝置錄波及整個供電路徑所有保護裝置的動作行為分別如圖5、圖6 所示。

圖5 故障電流

可以看出在下級發生故障時，能夠可靠動作，上級可靠不動作。

圖6 各保護裝置的動作行為

5 結語

針對現有的配電網整定工作量大、計算復雜、定值精確度低等問題，本文提出一種基于集中式主站架構的35 kV 配電網定值自適應整定方案。該方案可以較大程度地加強配電網定值整定在不同主接線情況下的自適應性；基于集中式主站的架構，無需人工計算即可實現定值的整定計算與下裝，提升了工作效率；同時較高的定值精度保證了配電網供電的可靠性。