馬 靜，史宇欣，馬 偉，王增平

（華北電力大學(xué) 新能源電力系統(tǒng)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102206）

0 引言

變電站傳統(tǒng)保護(hù)僅能獲取本地單間隔或局部信息，這造成保護(hù)無法同時兼顧選擇性、速動性和靈敏性，且愈加不能滿足復(fù)雜電網(wǎng)對保護(hù)提出的更高要求[1-2]。同時，隨著計算機(jī)、通信技術(shù)的不斷進(jìn)步，獲取全站信息[3-4]實(shí)現(xiàn)站域保護(hù)已成為可能，研究站域保護(hù)對保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行具有重要意義[5-6]。

目前，站域保護(hù)主要有集中式和分布式2種方案[7]。集中式站域保護(hù)[8-9]是將所有信息集中到一個主站系統(tǒng)，對信息進(jìn)行集中處理。文獻(xiàn)[10]對變電站各類主設(shè)備故障進(jìn)行了電氣量特征分析之后，基于差動原理，利用站域冗余信息構(gòu)建了保護(hù)判據(jù)，提出了一套面向變電站的站域保護(hù)方案。文獻(xiàn)[11]提出了一種基于站域方向信息矩陣的故障定位算法，利用站內(nèi)各元件的方向信息構(gòu)造可以反映拓?fù)潢P(guān)系的方向信息矩陣，按照設(shè)定的邏輯關(guān)系，判斷故障位置。另一方面，分布式站域保護(hù)[12-14]主要針對分布式母線：文獻(xiàn)[15]基于IEC61850標(biāo)準(zhǔn)，提出了一種基于多Agent的分布式母線保護(hù)的原理及結(jié)構(gòu)，并設(shè)計了具體實(shí)現(xiàn)的技術(shù)方案；文獻(xiàn)[16]改進(jìn)了智能變電站下母線差動保護(hù)整定方式，針對母線故障有電流流出的問題，提出了一種新的制動判據(jù)，提高了母線差動保護(hù)的可靠性及靈敏性。

集中式站域保護(hù)的決策中心能夠獲取更多信息，從全站的層面定位故障，簡化了保護(hù)在動作時間上的配合關(guān)系，并能提高保護(hù)的選擇性和可靠性?；诖?，本文采取集中式站域保護(hù)，提出了一種基于有限交疊多分區(qū)的站域保護(hù)方案。該方案完全獨(dú)立于現(xiàn)有的保護(hù)，首先按照作用域范圍定義了3類有限交疊分區(qū)，并根據(jù)各分區(qū)可能出現(xiàn)的故障情況進(jìn)行分析，設(shè)計了每個分區(qū)的動作方案；當(dāng)站域范圍發(fā)生故障且主保護(hù)不動作時，通過3類有限交疊分區(qū)之間的協(xié)調(diào)配合，有選擇性地快速隔離故障。實(shí)際變電站故障案例分析結(jié)果表明，該方案有效地改善了高中低壓元件的后備保護(hù)性能，解決了傳統(tǒng)階段式后備保護(hù)難以配合且動作延時長等問題，簡單可靠，易于實(shí)現(xiàn)。

1 站域分區(qū)

以典型變電站及相鄰連接線路為例，見圖1，變壓器三側(cè)電壓等級分別為220 kV、110 kV、35 kV；站內(nèi)母線為 M03、M04、M07、M08、M11、M12，通過線路 L1—L8與相鄰變電站連接；Load1—Load3為等值負(fù)荷；G1—G8為等值電源；B01—B33為斷路器。按照作用域范圍劃分為以下3類有限交疊分區(qū)：母線-線路融合區(qū)、母線-變壓器融合區(qū)、多元件協(xié)同融合區(qū)。以圖1為例，說明各區(qū)域劃分原則。

a.為使站內(nèi)任一斷路器至少被某一區(qū)域包含，3類有限交疊分區(qū)均包含2個及以上元件，母線-線路融合區(qū)包括本站出線及相連的本站母線，如線路L1的母線-線路融合區(qū)包含線路L1和母線M03，該區(qū)域由邊界斷路器B01、B05、B06構(gòu)成，如圖1中區(qū)域C所示。

圖1 典型變電站及相鄰電網(wǎng)接線示意圖Fig.1 Typical connection between substation and adjacent network

b.母線-變壓器融合區(qū)包括本站1臺變壓器及相連的1條母線，如變壓器T1的高壓側(cè)母線-變壓器融合區(qū)包含變壓器T1以及母線M02，該區(qū)域由邊界斷路器 B02、B21、B12構(gòu)成，B06為斷開狀態(tài)，不計入邊界斷路器，如圖1中區(qū)域B所示，此時分段斷路器為斷開狀態(tài)或者該電壓等級側(cè)沒有分段斷路器。

c.當(dāng)分段斷路器為閉合狀態(tài)時，依據(jù)母線-變壓器融合區(qū)的保護(hù)范圍，分段斷路器B06為其邊界斷路器（不在該區(qū)域中），同時分段斷路器B06也為母線-線路融合區(qū)的邊界斷路器（不在該區(qū)域中）。由于邊界斷路器未包含在2個區(qū)域中，不滿足分區(qū)原則，因此設(shè)計了多元件協(xié)同融合區(qū)，覆蓋2個同電壓等級的母線-變壓器融合區(qū)，包括站內(nèi)的2臺變壓器以及電壓等級相同的2條對應(yīng)母線，如高壓側(cè)站域多元件協(xié)同融合區(qū)包含變壓器 T1、T2以及母線 M03、M04，區(qū)域由邊界斷路器 B02、B04、B17、B23、B21、B12共同構(gòu)成，如圖 1中區(qū)域A所示。多元件協(xié)同融合區(qū)動作跳開其區(qū)域內(nèi)的分段斷路器后，將形成2個母線-變壓器融合區(qū)。

按照上述區(qū)域劃分原則，在圖1所示的變電站中，共有 2個多元件協(xié)同融合區(qū)（記為 A1、A2），各區(qū)命名及其所保護(hù)對象、邊界斷路器編號見表1；共有6個母線-變壓器融合區(qū)（記為B1—B6），各區(qū)命名及所保護(hù)對象、邊界斷路器編號見表2。母線-線路融合區(qū)數(shù)目同線路數(shù)目，對應(yīng)所保護(hù)線路編號分別命名為 C1、C2、…、C8。 站域后備保護(hù)方案整體流程圖如圖2所示，該方案由母線-線路融合區(qū)、母線-變壓器融合區(qū)、多元件協(xié)同融合區(qū)3個部分組成，依據(jù)融合區(qū)邊界斷路器對應(yīng)的電流所構(gòu)成的差動是否滿足啟動條件，判斷融合區(qū)是否啟動。方案中包含t1、t22個延時，t1取后備保護(hù)動作時間 0.5 s，t2比t1增加時限Δt，t2取1.0 s。由圖2可知，該保護(hù)方案中站域多元件協(xié)同融合區(qū)保護(hù)范圍包含母線-變壓器融合區(qū)的保護(hù)范圍，同時，母線-變壓器融合區(qū)與母線-線路融合區(qū)的保護(hù)范圍有交疊，利用這些區(qū)域之間的包含關(guān)系及交疊關(guān)系，切除站域范圍內(nèi)故障元件。

表1 多元件協(xié)同融合區(qū)保護(hù)對象、邊界斷路器編號Table 1 Numbering of protection objects and boundary breakers in multi-component integration division

表2 母線-變壓器融合區(qū)保護(hù)對象、邊界斷路器編號Table 2 Numbering of protection objects and boundary breakers in bus-transformer integration division

1.1 母線-線路融合區(qū)動作分析及方案

母線-線路融合區(qū)C1見圖3，C1啟動說明故障可能發(fā)生在母線M03或線路L1上。若母線M03故障，則跳開斷路器 B02、B05、B06；若線路 L1故障，則跳開斷路器B01、B02。但無論母線M03還是線路L1故障，均需跳開斷路器B02，若B02跳開，線路L1已不能向變電站供電，且該站也不能通過線路L1向外送電，即使是母線故障，跳開B01也不會造成影響。因此，母線-線路融合區(qū)動作，達(dá)到延時t1跳開其區(qū)域內(nèi)線路兩側(cè)斷路器。這種情況下，若是線路故障，則切除故障，若是母線故障，則跳開其中1個母線關(guān)聯(lián)斷路器。

1.2 母線-變壓器融合區(qū)動作分析及方案

母線-變壓器融合區(qū)B1如圖4所示，此時分段斷路器B06為斷開狀態(tài)。B1啟動說明故障可能發(fā)生在母線M03、變壓器T1上。若母線M03故障，則跳開斷路器 B02、B05；若變壓器 T1故障，則跳開斷路器 B05、B12、B21。無論是母線M03還是變壓器T1故障，均需跳開斷路器B05。若變壓器故障跳開B02，或母線故障跳開B12、B21，均擴(kuò)大了故障切除范圍，因此母線-變壓器融合區(qū)動作，達(dá)到延時t1先跳開其區(qū)域內(nèi)母線-變壓器關(guān)聯(lián)斷路器，再通過各區(qū)域的配合后可以有效切除故障，在第2節(jié)中將對其進(jìn)行具體分析。

1.3 站域多元件協(xié)同融合區(qū)動作分析及方案

站域多元件協(xié)同融合區(qū)A1如圖5所示，此時分段斷路器為閉合狀態(tài)。若A1啟動，說明故障可能發(fā)生在變壓器T1、T2或者母線M02、M04上。若任一母線故障，均需跳開B06；若變壓器故障，則需跳開變壓器三側(cè)斷路器。若跳開B06，則切斷了故障變壓器三側(cè)電源負(fù)荷與非故障變壓器的聯(lián)系，雖有一定的影響，但是避免了非故障變壓器嚴(yán)重過負(fù)荷。另外，站域保護(hù)也有就地備自投等功能，在這種情況下，與跳開B06的影響相比，變壓器故障而保護(hù)拒動將帶來更為嚴(yán)重的問題。因此，站域多元件協(xié)同融合區(qū)動作，達(dá)到t1延時后跳開站域多元件協(xié)同融合區(qū)內(nèi)的分段斷路器。

圖2 站域保護(hù)方案流程圖Fig.2 Flowchart of proposed substation protection

圖3 母線-線路融合區(qū)C1Fig.3 Bus-line integration division C1

圖4 母線-變壓器融合區(qū)B1Fig.4 Bus-transformer integration division B1

圖5 多元件協(xié)同融合區(qū)A1Fig.5 Multi-component integration division A1

圖5中，A1動作跳開B06之后，形成2個母線-變壓器融合區(qū)B1、B4，然后按照母線-變壓器融合區(qū)的動作方案，原有的站域多元件協(xié)同融合區(qū)分為2個母線-變壓器融合區(qū)，二者各自判斷本區(qū)域是否滿足啟動條件，若滿足，則經(jīng)延時 Δt即達(dá)到 t2（t2=t1+Δt）延時后，跳開該區(qū)域內(nèi)的母線-變壓器關(guān)聯(lián)斷路器。

2 典型故障案例

2.1 變壓器故障

a.分段斷路器均斷開。若變壓器T1故障，且變壓器主保護(hù)拒動，未將變壓器故障切除，見圖6。

圖6 變壓器主保護(hù)拒動且分段斷路器均為斷開狀態(tài)情況下，所提方案的動作情況Fig.6 Actions of proposed scheme when main transformer protection refuses to act and both segment breakers are open

設(shè)高壓分段斷路器B06和低壓分段斷路器B22均處于斷開狀態(tài)，此時形成母線-變壓器融合區(qū)B1—B6，其中，B1、B2、B3這 3 個啟動的融合區(qū)在達(dá)到 t1延時后，跳開B1區(qū)內(nèi)的母線-變壓器關(guān)聯(lián)斷路器B05、B2區(qū)內(nèi)的母線-變壓器關(guān)聯(lián)斷路器B12以及B3區(qū)內(nèi)的母線-變壓器關(guān)聯(lián)斷路器B21。最終在t1延時后將變壓器故障切除，未擴(kuò)大故障切除范圍。

b.分段斷路器不全是斷開狀態(tài)。若2個分段斷路器并不全是斷開狀態(tài)，設(shè)高壓分段斷路器B06處于閉合狀態(tài)，低壓分段斷路器B22處于斷開狀態(tài)，如圖7所示，此時形成站域多元件協(xié)同融合區(qū)A1以及母線-變壓器融合區(qū) B2—B6。 其中，A1、B2、B3這 3 個區(qū)域啟動，在達(dá)到t1延時后，跳開A1區(qū)內(nèi)的分段斷路器B06、B2區(qū)內(nèi)的母線-變壓器關(guān)聯(lián)斷路器B12以及B3區(qū)內(nèi)的母線-變壓器關(guān)聯(lián)斷路器B21，然后區(qū)域A1分為 2個母線-變壓器融合區(qū) B1、B4，再經(jīng)過Δt延時，B1動作跳開區(qū)內(nèi)的母線-變壓器關(guān)聯(lián)斷路器B05，最終在t2延時后將變壓器故障切除。若2個分段斷路器均處于閉合狀態(tài)，則低壓側(cè)也將先形成站域多元件協(xié)同融合區(qū)A2，其動作情況類似A1，最終在t2延時將變壓器故障切除。

圖7 變壓器主保護(hù)拒動且部分分段斷路器為閉合狀態(tài)情況下，所提方案的動作情況Fig.7 Actions of proposed scheme when main transformer protection refuses to act and partial segment breakers are closed

2.2 母線故障

a.分段斷路器為斷開狀態(tài)。

若母線M03故障，而其對應(yīng)的母線主保護(hù)拒動，未將母線故障切除，如圖8所示。分析站內(nèi)故障母線側(cè)融合區(qū)，設(shè)與故障母線相連的分段斷路器B06處于斷開狀態(tài)，此時形成母線-變壓器融合區(qū)B1、B4，在達(dá)到t1延時后，B1區(qū)動作跳開B05，同時母線-線路融合區(qū)C1跳開區(qū)內(nèi)線路兩側(cè)斷路器B01、B02，最終在t1延時后將母線M03的故障切除，跳開的B01并未擴(kuò)大故障切除范圍。

圖8 母線主保護(hù)拒動且分段斷路器均為斷開狀態(tài)情況下，所提方案的動作情況Fig.8 Actions of proposed scheme when main bus protection refuses to act and both segment breakers are open

b.分段斷路器為閉合狀態(tài)。

設(shè)與故障母線相連的分段斷路器B06處于閉合狀態(tài)，如圖9所示，此時形成站域多元件協(xié)同融合區(qū)A1，在達(dá)到t1延時后，跳開A1區(qū)內(nèi)的分段斷路器B06，同時母線-線路融合區(qū)C1將跳開區(qū)內(nèi)線路兩側(cè)斷路器B01、B02，然后A1分為2個母線-變壓器融合區(qū)B1、B4，再經(jīng)過Δt延時，B1區(qū)動作跳開區(qū)內(nèi)的母線-變壓器關(guān)聯(lián)斷路器B05，最終在t2延時后將母線故障切除，跳開B01并未擴(kuò)大故障切除范圍。

圖9 母線主保護(hù)拒動且分段斷路器均為閉合狀態(tài)情況下，所提方案的動作情況Fig.9 Actions of proposed scheme when main bus protection refuses to act and both segment breakers are closed

2.3 線路故障

如圖10所示，若線路L1發(fā)生故障，而其主保護(hù)拒動，此時僅母線-線路融合區(qū)C1啟動，在達(dá)到t1延時后，C1跳開區(qū)內(nèi)線路L1兩側(cè)斷路器B01、B02，最終在t1延時后將線路故障切除，未擴(kuò)大故障切除范圍。

圖10 線路主保護(hù)拒動時所提方案的動作情況Fig.10 Actions of proposed scheme when main line protection refuses to act

若母線上有多條線路，此時其中1條線路故障，僅該故障線路所在母線-線路融合區(qū)啟動，跳開區(qū)內(nèi)線路兩側(cè)斷路器，將故障切除。

3 方案性能分析

本方案是一套完全獨(dú)立于現(xiàn)有保護(hù)的站域保護(hù)方案，從信息的采集到數(shù)據(jù)的處理，到最后的出口跳閘，均與現(xiàn)有主保護(hù)完全獨(dú)立，不依賴于主保護(hù)的信息，且出口跳閘的延時長于主保護(hù)。因此本方案的分析是基于主保護(hù)未能切除故障的情況，是主保護(hù)拒動時的有效補(bǔ)充，同時提升了后備保護(hù)的性能。

a.傳統(tǒng)后備保護(hù)配置中，中低壓元件的后備保護(hù)通常為階段式過電流保護(hù)，高壓元件的后備保護(hù)通常為距離保護(hù)；本文利用站域后備保護(hù)可直接獲取多處電氣量的特點(diǎn)，采取基于電流差動原理的保護(hù)作為后備保護(hù)，簡化了后備保護(hù)整定困難、配合復(fù)雜的問題，同時，更加保證了保護(hù)的選擇性。

b.傳統(tǒng)后備保護(hù)采取階段式配合方式，其動作時限往往較長。以圖1所示電網(wǎng)為例，若采取傳統(tǒng)電流后備保護(hù)，線路L7的近后備保護(hù)動作時限最短為0.5 s，遠(yuǎn)后備保護(hù)動作時限最短為1.0 s，變壓器的近后備保護(hù)動作時限最短為1.0 s。實(shí)際中，由于出線有多級線路，后備保護(hù)動作時限往往要達(dá)到1.5 s及以上，甚至3 s。本文的站域保護(hù)方案中，線路故障的動作時限為0.5 s，變壓器和母線故障的最長動作時限為1.0 s，保證了保護(hù)的速動性。

4 結(jié)論

本文提出了一套基于有限交疊多分區(qū)的區(qū)域后備保護(hù)方案，該方案具有以下特點(diǎn)：

a.按作用域范圍劃分了3類有限交疊分區(qū)，各區(qū)域保護(hù)范圍交疊覆蓋，可在最小范圍內(nèi)有選擇性地切除故障；

b.相比于傳統(tǒng)的后備保護(hù)，顯著提高了中低壓元件的后備保護(hù)性能，有效改善了高壓元件的后備保護(hù)性能，方案可靠易行；

c.作為主保護(hù)拒動時的有效補(bǔ)充，解決了傳統(tǒng)階段式后備保護(hù)動作時限長的問題，保證了動作的速動性。