甘 忠，孙天甲，王冰清，涂 崎，林 超，刘宏君

（1.国网上海市电力公司，上海 200122；2.长园深瑞继保自动化有限公司，广东 深圳 518057）

0 引言

随着配电网规模的不断扩大，其接线和运行方式也日趋复杂，而常规的定值整定工作一般采取经验化人工整定，即利用单一的系统、线路以及变压器等参数，参照历史经验给出估算值进行整定[1-5]。这样不仅工作量大，且定值的精确度不高，若定值整定不当，极易造成越级跳闸，进而导致停电范围扩大，影响供电可靠性。

针对配电网保护定值的整定研究，文献[6]提出分级保护配置方案，该方案根据配电网线路参数统计特点，通过查表法确定分级断路器的位置及定值整定范围，可以有效保证定值的精确度；但是该方案也是基于特定的系统参数计算得出的，普适性有待进一步提高。文献[7]提出一种具有故障类型自适应能力的基于两相电流差的纯电流自适应保护，以及具有故障类型和运行方式自适应能力的基于两相电流差和相间电压的自适应电流保护，该方案是基于配电自动化系统中的馈线自动化、二级主站以及馈线终端重新进行了设计规划所实现的。

针对现有的配电网整定工作量大、计算复杂、定值精确度不高等问题，本文提出一种基于集中式主站架构的35 kV 配电网定值自适应整定方案。该方案中集中式计算设备（主站）在供电路径搜索基础上，利用输入的系统参数及固化参数，考虑上下级定值配合、级差配合计算得出各个断路器所有保护段的保护定值及延时定值，再通过MMS（制造报文系统）服务将这些定值信息下发至对应的保护装置中，实现定值的自适应整定计算及下装。

1 基于有权图DFS 的供电路径搜索

依据工程实际接线情况，利用基本的断路器图元和节点图元绘制主接线拓扑图，并输出所有的节点图元及断路器图元信息，生成XML 格式的配电网拓扑信息文件，为后续的供电路径搜索提供必要的条件。所谓供电路径，指的是线路从变电站出线断路器沿各条通路到各末端顺序连接的所有断路器编号。

图的存储一般采用无权图的邻接矩阵[9-13]，而基于无权图邻接矩阵的搜索输出的是节点的连接关系而非供电路径中的断路器连接关系，因此供电路径信息需进一步处理才可得到。为了解决上述问题，使用有权图的邻接矩阵B，其大小仍为n×n 的方阵，其中的元素bij取值满足如下规则：若节点i 与j（i≠j）之间有直接连接关系，则bij≠0，且bij表示节点i 与j 之间的断路器编号，否则bij=0。

采用DFS（深度优先搜索）算法对连通图中的供电路径进行搜索，其原则是尽可能先对纵深方向进行搜索[14-16]，过程如下：首先选定一个根节点，访问该点；然后依次从该节点未被访问的相邻节点出发递归调用DFS 算法，直至连通图中所有的节点均被访问完。为了解决传统DFS 算法中回溯搜索及环路结构等问题，一条供电路径搜索完毕后，需要将节点的访问标志不断往回清，直至回溯到前一个分叉点（即有未被访问的相邻连接点），然后基于该分叉点继续进行深度优先遍历，直至完成下一条供电路径的搜索，其流程如图1所示。

图1 基于有权图DFS 算法流程

可以看出，基于有权图DFS 的供电路径搜索可以实现配电网拓扑的动态识别，在运行方式发生变化时可以动态调整输出对应的供电路径，实现不同主接线情况下的自适应性。

2 断路器定位及其保护配置

经调研[17-20]，上海地区35 kV 配电网线路拓扑中供电路径最多有3 级，依据表1 对各断路器进行定位并确定其所需配置的保护。

2.1 纵差保护整定

纵差保护时间定值整定为0 s，纵差电流定值Izc需保证在最小运行方式下，对线路内部相间故障有足够的灵敏度，即：

表1 35 kV 断路器定位及保护配置汇总

式中：Kzclm表示纵差灵敏系数，取值为2；Kct1，Kct2分别表示TA 一、二次定值；Idmin表示最小运行方式下线路末端两相短路电流。

2.2 过流Ⅰ段保护整定

过流Ⅰ段电流定值Ioc1按照躲过变压器低压侧三相短路时最大短路电流来整定，即：

式中：Kk表示可靠系数，取值为1.3；Idmax表示最大运行方式下变压器低压侧三相短路电流。

过流Ⅰ段的灵敏度按照最小运行方式下，线路末端两相故障的短路电流来校验，即：

式中：Koc1lm表示过流Ⅰ段灵敏系数，取值为1.3。另外，若为变电站出线，过流Ⅰ段电流定值还需要考虑与上级过流Ⅰ段配合。

电流速断保护的电流定值整定与过流Ⅰ段一致。

2.3 过流Ⅱ段保护整定

过流Ⅱ段电流定值Ioc2的灵敏度按照最小运行方式下，线路末端两相故障时的短路电流校验，即：

式中：Koc2lm表示过流Ⅱ段灵敏系数，取值为1.3。

过流Ⅱ段电压定值Uoc2按照变压器低压侧三相短路电流为动作电流时，躲过保护安装处母线的最低残压整定，即：

式中：Xlt表示线路变压器组的最小阻抗标幺值；IB表示35 kV 系统的基准电流（1 650 A）。

过流Ⅱ段电压定值灵敏度按照最大运行方式下线路末端故障时电压有1.2～1.3 倍灵敏度来考虑，即：

式中：Xl表示线路最大阻抗标幺值；Xxt表示系统最大阻抗标幺值；表示过流Ⅱ段电压灵敏系数。另外，若为变电站出线，过流Ⅱ段电流定值还需要考虑与上级过流Ⅱ段配合。

电流电压速断保护的定值整定与过流Ⅱ段一致。

2.4 过流Ⅲ段保护整定

过流Ⅲ段电流定值Ioc3按躲最大负荷电流来整定，即：

式中：Kf表示返回系数，取值为0.85；Ifh表示最大负荷电流。同时需要考虑与上、下一级过流Ⅲ段保护配合，配合系数为1.1。

过流Ⅲ段电流定值灵敏度按照最小运行方式下线路末端两相故障的短路电流Idmin以及主变低压侧故障时的短路电流来校核，即：

式中：Koc3lm表示过流Ⅲ段线路末端灵敏系数，取值为1.5；表示过流Ⅲ段主变低侧灵敏系数，取值为1.3。另外，若为变电站出线，过流Ⅲ段电流定值还需要考虑与上级过流Ⅲ段配合。

过流保护的电流定值整定与过流Ⅲ段一致。

2.5 零序过流Ⅰ段保护整定

零序过流Ⅰ段电流定值Iocg1按照躲过变压器低压侧最大穿越性故障产生的不平衡电流来整定：

式中：Ktx表示同型系数，取值为0.5。需要考虑与上、下一级零序过流Ⅰ段保护配合，配合系数为1.1。

零序过流Ⅰ段电流定值的灵敏度由线路单相接地故障时的故障电流来校核：

式中：I0min表示系统最小单相接地故障电流；Kocg1lm表示零序过流Ⅰ段灵敏系数，取值为2。

2.6 零序过流Ⅱ段保护整定

零序过流Ⅱ段电流定值Iocg2一次值取值不大于300 A，同时需考虑与上级零序过流Ⅱ段定值的配合，配合系数为1.1。

3 基于集中式主站架构的自适应整定方案

如图2 所示，集中式主站架构指的是主站利用输入参数及固化参数，考虑上下级定值配合、级差配合计算得出各个断路器所有保护段的保护定值及延时定值，再利用MMS 网路将这些定值信息下发至对应断路器的保护装置中，即可完成保护定值的自适应整定过程。

图2 集中式主站架构

其中主站所需的输入参数及固化参数汇总表如表2 所示。

表2 输入参数及固化参数汇总

4 算例分析

上海某地区系统主接线如图3 所示，涉及35 kV 的部分主要包含：220 kV 洞庭站低压侧、220 kV 提篮桥站低压侧以及3A0411，3A0412，3A050，3A060，3A0074，3A00721，3A082，3A085。

图3 上海某地区系统主接线

利用图元绘制35 kV 配电网拓扑图，再基于DFS 算法搜索出所有的供电路径如图4 所示，标注在各断路器上的编号表示其ID。

图4 35 kV 配电网供电路径

结合表1 对断路器进行定位，可知：庭篮3A041（1/2）为35 kV 互馈线；庭江3A050、庭江3A060 为送主变；蓝海3A0074 为送变电站电源端；蓝海3A00721 为送变电站受电端；海融3A082、海融3A085 为变电站出线。

4.1 互馈线3A041

设定设备输入参数如下：TV 一次值为35；TA 一次值为1 000；TA 二次值为1；电源最大运行方式等效阻抗标幺值为0.08；电源最小运行方式等效阻抗标幺值为0.18；线路型号及长度分别YJV-35 3×400 mm2和8.065 km；变压器最大电抗标幺值为3.5；变压器最小电抗标幺值为0.3。利用相关电气手册，求解出该线路的等效阻抗标幺值为0.035 8+j0.06 5=0.074 2；基于上述参数求解出Idmin，Idmax分别为：

式中：Xmax表示电源与线路的最大阻抗标幺值；Xmin表示电源、线路与变压器的最小阻抗标幺值。

将上述参数以及式（11）带入式（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（对应一次值为360 A）。

Iocg2=0.3 A（对应一次值为300 A）。

4.2 送主变线路3A050，3A060

设定输入参数如下：TV 一次值为35；TA 一次值为600；TA 二次值为1；电源最大运行方式等效阻抗标幺值为0.08；电源最小运行方式等效阻抗标幺值为0.33；3A050 线路型号为YJV-35 3×400 mm2，长度为5.695 km，3A060 线路型号为YJV-35 3×400 mm2，长度为5.227 km；变压器T1容量为20 MVA，短路电压百分比为12.24%；变压器T3 容量为20 MVA，短路电压百分比为11.72%。

利用相关电气手册，求解出线路3A050 等效阻抗标幺值为0.025 3+j0.045 9=0.052 4，线路3A060 等效阻抗标幺值为0.023 2+j0.042 1=0.048 1。变压器T1，T3 的等效电抗标幺值分别为：

基于上述参数求解出Idmin，Idmax分别为：

最大负荷电流为：

将上述参数以及式（13）、式（14）带入式（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 送变电站电源端线路3A0074

设定输入参数如下：TV 一次值为35；TA 一次值为1 000；TA 二次值为5；电源最大运行方式等效阻抗标幺值为0.08；电源最小运行方式等效阻抗标幺值为0.2；线路型号为YJV-35 3×400 mm2+ZRYJV-35 3× 400 mm2，长度为2.57 km；变压器最小电抗标幺值为0.45。利用相关电气手册，求解出线路等效阻抗标幺值为0.011 4+j0.020 7=0.023 6 单、0.005 7+j0.010 4=0.011 8双。

基于上述参数求解出Idmin，Idmax分别为：

将上述参数以及式（15）带入式（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（对应一次值为320 A）。

Iocg2=1.4 A（对应一次值为280 A）。

4.4 送变电站受电端3A00721

设定输入参数如下：TA 一次值为1 000；TA二次值为5。结合4.3 节中3A0074 的纵差定值5 A，确定Izc=5 A。

4.5 变电站出线3A082

设定输入参数如下：TV 一次值为35；TA 一次值为600；TA 二次值为5；电源最大运行方式等效阻抗标幺值为0.09；电源最小运行方式等效阻抗标幺值为0.55；线路型号为YJV-35 3×400 mm2，长度为1.62 km；变压器等效最小阻抗标幺值为0.923 9。利用相关电气手册，求解出线路3A082等效阻抗标幺值为0.007 2+j0.013 1=0.014 9。基于上述参数求解出Idmin，Idmax分别为：

将上述参数以及式（16）带入式（2）—（10）中，并结合送变电站电源端3A0074 过流Ⅰ，Ⅱ段定值及零序过流Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ段定值，得出变电站出线的定值：

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 延时定值

上下级之间相同保护段延时定值的配合级差为0.3～0.6 s，以级数最高的保护段为基准，确定各级保护段的延时定值（如表3 所示）。

表3 保护延时定值 s

4.7 仿真分析

设定3A082 处发生AB 相间短路接地故障，断路器22 处的保护装置录波及整个供电路径所有保护装置的动作行为分别如图5、图6 所示。

图5 故障电流

可以看出在下级发生故障时，能够可靠动作，上级可靠不动作。

图6 各保护装置的动作行为

5 结语

针对现有的配电网整定工作量大、计算复杂、定值精确度低等问题，本文提出一种基于集中式主站架构的35 kV 配电网定值自适应整定方案。该方案可以较大程度地加强配电网定值整定在不同主接线情况下的自适应性；基于集中式主站的架构，无需人工计算即可实现定值的整定计算与下装，提升了工作效率；同时较高的定值精度保证了配电网供电的可靠性。