guest ::
Towards automatization of distance protection coordination and interoperability testing for digital substations
2026
Dissertation, Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule Aachen, 2025
Druckausgabe: 2026. - Auch veröffentlicht auf dem Publikationsserver der RWTH Aachen University
Genehmigende Fakultät
Fak06
Hauptberichter/Gutachter
;
Tag der mündlichen Prüfung/Habilitation
2025-12-12
Online
DOI: 10.18154/RWTH-2026-01676
URL: https://publications.rwth-aachen.de/record/1028508/files/1028508.pdf
Einrichtungen
Thematische Einordnung (Klassifikation)
DDC: 621.3
Kurzfassung
Motivation, Ziel und Aufgabenstellung der Dissertation: Distanzschutz ist eine Schutzfunktion, die in Übertragungssystemen aufgrund ihrer Selektivität und Schnelligkeit weit verbreitet ist. Vor der Feldinbetriebnahme muss das Distanzschutzrelais (DR) eingestellt werden, und seine Einstellung muss mit den anderen DRs im System koordiniert sein. Zur Konfiguration der DR-Einstellungen und zur Überprüfung ihrer Koordination ist grundsätzlich eine Leitungsermittlung erforderlich, um die elektrischen Elemente wie Leitungen, Sammelschienen, Schalter und Leistungsschalter (LS) innerhalb der Schutzzone des zu schützenden DR zu identifizieren. Traditionell ist die Leitungsermittlung ein manueller Prozess, ebenso wie die Einstellung und Koordination der DRs – Verfahren, die fehleranfällig sind, insbesondere bei komplexen Netztopologien (z. B. Schleifen-/Mehrfachschleifennetze) und/oder wenn viele DRs im Netz implementiert sind. Dies gilt umso mehr, wenn DRs von verschiedenen Herstellern verwendet werden, da diese unterschiedliche Parametereinstellungen mit unterschiedlichen Funktionen aufweisen, z. B. Leistungsschwingungen, Lastüberschneidung usw. Nicht-konventionelle Ansätze, wie solche, die auf Graphentheorie und Graphsuchalgorithmen, z. B. Depth-First-Search (DFS), basieren, können die Leitungsermittlung automatisieren; diese Methoden sind jedoch insbesondere bei komplexen Netztopologien immer noch fehleranfällig. Neben der Einstellung und Koordination von DRs ist DR-Testing eine entscheidende Tätigkeit, um Probleme im DR zu identifizieren, die z. B. durch fehlerhafte Einstellungen oder Firmware-Bugs verursacht werden, sowie um die Wirksamkeit der Fehlererkennungsansätze zu bewerten. Diese Testaktivitäten werden durchgeführt, um letztlich die störenden Auswirkungen von Schutzfehlern zu verhindern. Für das DR-Testing ist die Norm IEC 60255-121:2014 eine wichtige Referenz, die die Mindestanforderungen (Zonencharakteristika, maximale Abweichung der Auslösezeit usw.) für einen begrenzten Funktionsumfang spezifiziert. Aufgrund dieser Einschränkungen bleibt die Leistung des DR bei bestimmten realistischen Fehlercharakteristika und Systemverhalten unter dynamischen Bedingungen ungetestet und unbeurteilt. Dies kann letztlich dazu führen, dass DRs falsch auslösen, unterreichend arbeiten oder unnötig auslösen, was zu Systeminstabilitäten oder Stromausfällen führen kann. Beispielsweise kann ein DR während stabiler Leistungsschwingungen auslösen (DR darf bei stabilen Schwingungen nicht auslösen und muss zwischen Fehler- und Leistungsschwingungen sowie stabilen und instabilen Schwingungen unterscheiden), oder unterreichend arbeiten aufgrund von Fehlerwiderständen usw. Daher sind die Norm IEC 60255-121:2014 und bestehende Methoden ungeeignet, um zusätzliche Funktionen wie Leistungsschwingung, Sicherungsausfall oder Fehlerortung zu testen; deren Testung wird den Endanwendern überlassen, basierend auf deren spezifischen Anforderungen. Darüber hinaus kann der in früheren Arbeiten vorgestellte One-at-a-Time (OAT)-Ansatz zur Bewertung der DR-Leistung die Wechselwirkungen zwischen Faktoren (z. B. Fehlerwiderstand, Fehlerort, Fehlerbeginnwinkel usw.) nicht erfassen. Neben dem OAT-Ansatz führt eine vollfaktorielle Strategie, wie sie in der Norm IEC 60255-121:2014 zur Testung der Faktoren empfohlen wird, die potenziell die DR-Leistung beeinflussen, schnell zu Hunderten oder Tausenden von Tests; zudem kann sie die Wechselwirkungen und Abhängigkeiten zwischen Faktoren nicht berücksichtigen. Grundsätzlich besteht eine digitale Umspannstation aus einer Hochspannungsebene als Übertragungssystem und einer Mittelspannungsebene als Verteilungssystem. Die Mittelspannungsebene fungiert als Vermittler zwischen der Übertragungsinfrastruktur und den lokalen Verteilnetzen und ermöglicht die effiziente Versorgung der Endverbraucher in den Bereichen Wohngebäude, Gewerbe und Industrie. In diesem Kontext ist der Schutz der Verteilerspeiseleitungen entscheidend, um die Zuverlässigkeit des Systems zu gewährleisten und großflächige Stromausfälle unter abnormalen Betriebsbedingungen, z. B. Leitungsausfälle oder Mehrfachleitungsfehler (MFFs), zu verhindern. Unter den verfügbaren Schutzstrategien werden Überstromrelais (ORs) am häufigsten als primärer Leitungsschutz eingesetzt. Diese Präferenz beruht auf ihrer einfachen Handhabung, bewährten Zuverlässigkeit und Kosteneffizienz im Vergleich zu komplexeren Alternativen wie Distanz- oder Differenzialschutz. Allerdings ist die bestehende Überstromschutzfunktion anfällig für MFFs, selbst wenn die ORs innerhalb der Umspannstation bei allen Fehlerstromwerten koordiniert arbeiten können. Die MFFs führen dazu, dass das OR am eingehenden Leiter schneller auslöst als die ORs der fehlerhaften Leiter. Dies führt letztlich dazu, dass alle an den Leistungstransformator angeschlossenen Leiter stromlos geschaltet werden, einschließlich der intakten. Darüber hinaus zeichnen sich digitale Umspannstationen im Gegensatz zu konventionellen Umspannstationen durch die Implementierung standardisierter Kommunikationsframeworks, insbesondere der in IEC 61850 definierten, aus, um die Kommunikation zwischen Geräten verschiedener Hersteller zu erleichtern und letztlich die Interoperabilität (IOP) zu fördern. Die Konformität eines Geräts mit der IEC 61850-Norm garantiert jedoch keine IOP mit Geräten anderer Hersteller. Daher stellt der Einsatz von Relais, die der IEC 61850-Norm von verschiedenen Anbietern entsprechen, innerhalb der digitalen Umspannstation eine Herausforderung für die IOP bei der Durchführung von Schutzschemata auf Feldebene dar. Daher ist IOP-Testing vor der Feldimplementierung entscheidend, um sicherzustellen, dass Relais unterschiedlicher Hersteller nahtlos zusammenarbeiten, basierend auf den Schutzschemata, z. B. zur Erkennung und Identifizierung von Inter-Bay-Fehlern. In diesem Zusammenhang konzentriert sich das IOP-Testing auf die ORs, um das vorgeschlagene Schutzschema im Umgang mit MFFs zu testen und zu validieren. Richtlinien für die IOP-Prüfung wurden in früheren Studien dokumentiert. Allerdings sind diese Referenzen nicht für eine praktische Prüfung auf Systemebene geeignet, insbesondere nicht für die IOP-Prüfung zur Bewertung der Leistungsfähigkeit des Schutzkonzepts von Bay-Level-ORs unterschiedlicher Hersteller, z. B. hinsichtlich Leistungsschalterversagens, Lichtbogenerkennung usw. Daher wird die Entwicklung solcher Methoden den Endanwendern überlassen, die diese auf ihre spezifischen Anforderungen abstimmen. Insgesamt werden die folgenden drei Hauptprobleme und -ziele identifiziert:1. Im Kontext der Einstellung und Koordination von DRs erfordern konventionelle Techniken, die von Schutzingenieuren eingesetzt werden, manuelle und fehleranfällige Eingriffe, die selbst bei einer begrenzten Anzahl von Single- oder Multi-Vendor-DRs zeitaufwendig werden. Bei der Anwendung fortschrittlicher Algorithmen wie DFS ist deren Einsatzbereich auf einfache Topologien beschränkt. Daher besteht das Ziel darin, neuartige Algorithmen vorzuschlagen, die die Leitungsermittlung, DR-Einstellung und Koordination automatisieren können, unabhängig von der Netzwerktopologie anwendbar sind, scheinbare Impedanzen mit oder ohne Mehrfachströme von Erzeugungseinheiten handhaben, ohne Unter- oder Überschreitung der Schutzbereiche, sowie die unterschiedlichen Fehlereinstellungen von Multi-Vendor-DRs mathematisch abbilden und konvertieren, ohne die Selektivität zu verlieren. Außerdem sollen diese Algorithmen höhere Genauigkeit und geringere Rechenzeit bieten als manuelle oder DFS-basierte Techniken.2. Im Kontext des DR-Testings können die Norm IEC 60255-121:2014 und bestehende Methoden nur für einen begrenzten Satz von impedanzbasierten Funktionen verwendet werden, und der OAT-Ansatz kann die wesentlichen Wechselwirkungen zwischen Faktoren nicht erfassen. Darüber hinaus führt die empfohlene vollfaktorielle Strategie zu einer großen Anzahl von Experimenten und kann die Abhängigkeiten zwischen Faktoren nicht berücksichtigen. Daher besteht das Ziel darin, Testmethoden vorzuschlagen, die ein breiteres Spektrum an Funktionen testen und gleichzeitig die optimale Auswahl der Tests ermöglichen, um die Experimentbelastung zu reduzieren und den experimentellen Aufwand zu begrenzen.3. Im Kontext von MFFs und IOP-Tests für digitale Umspannstationen verursachen MFFs großflächige Stromausfälle in den Verteilnetzen, und die bestehende Überstromschutzfunktion kann diese Ausfälle nicht verhindern. Darüber hinaus gewährleistet der Standard IEC 61850 keine IOP zwischen ORs unterschiedlicher Hersteller, und die verfügbaren IOP-Testmethodiken sind für eine praktische Prüfung auf Systemebene nicht geeignet. Daher besteht das Ziel darin, ein auf IEC 61850 basierendes Überstromschutzschema vorzuschlagen, das die bestehenden Überstromschutzfunktionen bei der Bewältigung von MFFs unterstützt, sowie eine Methodik, die das IOP von Multi-Vendor-Relais auf Feldebene testbar macht, um die Leistung der Schutzschemata zu bewerten. Wesentliche wissenschaftliche Beiträge: Zunächst werden neuartige und breiter anwendbare Algorithmen entwickelt, um die Leitungsermittlung, DR-Einstellung und Koordination zu automatisieren, und zwar: (1.1) Eine erweiterte Version des DFS-Algorithmus – Modified Depth-First Search (MDFS) – zur Leitungsermittlung innerhalb der Schutzbereiche von DRs, die unabhängig von der Komplexität der Netzwerktopologie anwendbar ist. (1.2) Ein MDFS-basierter Algorithmus für die DR-Einstellung, der in der Lage ist, die vom DR gesehene scheinbare Impedanz präziser zu berechnen, für das Mapping von Parametern auf Basis der scheinbaren Fehlerimpedanz bei Multi-Vendor-DRs anwendbar ist und bessere Leistung hinsichtlich Fehler bei der Leitungsermittlung bietet. (1.3) Ein MDFS-basierter Algorithmus zur Validierung der DR-Koordination mit verbesserten Eigenschaften in Bezug auf Rechenzeit, der überlappende Schutzbereiche hervorheben kann, um die intuitive Überprüfung der Koordination zu erleichtern. Zweitens: (2.1) Es wird eine Testumgebung entwickelt, die auf einem Echtzeit-Digitalsimulator eines Übertragungssystemmodells basiert, sowie Testmethoden, um die Leistung kommerzieller DRs zu bewerten. Dieser Rahmen soll die Einschränkungen der bisherigen Testansätze (einschließlich der Norm IEC 60255-121:2014) überwinden und ermöglicht die Abdeckung eines breiteren Funktionsspektrums, wie z. B. Leistungsschwingungen, Sicherungsausfall und Fehlerortung. (2.2) Das statistische Versuchsdesign wird für das DR-Testing eingeführt, um die optimale Auswahl der Tests zu unterstützen und die experimentelle Effizienz zu steigern, indem der Fokus auf wirkungsträchtige Faktoren gelegt wird, während Wirksamkeit, Objektivität, Reproduzierbarkeit und Generalisierbarkeit der Testaktivität erhalten bleiben. Drittens: (3.1) Es wird ein auf IEC 61850 basierendes Überstromschutzschema vorgeschlagen, um Mehrfach-Bay-Fehler (multi-bay faults) zu erkennen und zu identifizieren und dadurch die durch MFFs verursachten Ausfallbereiche zu reduzieren. (3.2) Zudem wird die Entwicklung einer Testumgebung vorgestellt, die auf einem Echtzeit-Digitalsimulator eines Verteilungssystemmodells basiert und die Integration dezentraler Erzeugung für das IOP-Testing von Multi-Vendor-Relais auf Feldebene ermöglicht, um die Leistung des Schutzschemas zu bewerten.Motivation, Goal and Task of the Dissertation: Distance protection is a protection function widely used in transmission systems due to its selectivity and speed. Before field deployment, the distance relay (DR) must be set, and its setting must be coordinated with other DRs within the system. For configuring the DR settings and validating their coordination, path determination is fundamentally required to identify the electrical elements, such as lines, buses, switches, and circuit breakers (CBs), within the protection zones of DR to be protected. Conventionally, path determination is a manual process, same for DR settings and DRs coordination validation, error-prone procedures, especially in the case of complex network topologies (e.g., loop/multi-loop networks) and/or when many DRs are implemented in the grid. This is even more so when DRs from different vendors are employed, as they are characterized by different parameter settings with different functions, e.g., power swing, load encroachment, etc. Nonconventional approaches, such as those based on graph theory and graph search algorithms, e.g., Depth-First Search (DFS), can automate path determination; however, these methods are still susceptible to errors, especially in complex network topologies. Besides DR settings and DRs coordination validation, DR testing is a crucial activity to identify DR issues due to, e.g., setting misconfiguration, and firmware bugs, as well as to evaluate the effectiveness of the fault detection approaches. These test activities are done to ultimately prevent the disruptive effects of protection failures. For DR testing, the IEC 60255-121:2014 standard is an important reference, which specifies the minimum sets of requirements (zone characteristics, maximum deviation of operating time, etc.) for a limited set of functions. With such limitations, the performance of the DR in certain realistic fault characteristics and system behaviors during dynamic conditions remains untested and unevaluated. This ultimately results in DRs may misoperate, underreach, or trip unnecessarily, leading to system instability or blackouts, e.g., DR may trip during stable power swings (DR must not trip under stable swings and must be differentiate between fault and power swings, as well as stable and unstable swings), underreach due to fault resistances, etc. Therefore, the IEC 60255-121:2014 standard and existing methodologies are inadequate to test additional functions---such as power swing, fuse failure, fault location---, whose testing is left to the final users based on their specific requirements. Moreover, the one-at-a-time (OAT) testing approach for evaluating DR performance presented in the previous works cannot capture the interaction among factors (e.g., fault resistance, fault location, fault inception angle, etc.). Besides the OAT approach, a full factorial strategy recommended by the IEC 60255-121:2014 standard to test the factors potentially affecting the DR performance quickly leads to hundreds or thousands of tests; also, this cannot handle the constraints among factors. Fundamentally, a digital substation consists of a high voltage level as a transmission system and a medium voltage level as a distribution system. The medium voltage level acts as the intermediary between transmission infrastructure and local distribution networks, enabling the efficient delivery of electrical power to end-users across residential, commercial, and industrial sectors. Within this context, the protection of distribution feeders is therefore essential to maintaining system reliability and preventing wide-area blackout under abnormal operating conditions, e.g., feeder fault, multiple feeder faults (MFFs), etc. Among the available protection strategies, overcurrent relays (ORs) are most widely adopted as a primary feeder protection. This preference arises from their inherent simplicity, proven reliability, and cost-effectiveness compared to more complex alternatives such as distance or differential protection. However, the existing overcurrent protection function is vulnerable to MFFs even if the ORs within the substation can coordinate with each other at all fault current values. The MFFs cause the OR at the incoming feeder to operate faster than the faulted feeder ORs. This ultimately results in all feeders connected to the power transformer being de-energized, including the healthy ones. Furthermore, unlike conventional substations, digital substations are characterized by the deployment of standardized communication frameworks, particularly those defined in IEC 61850 to facilitate communication between devices coming from different manufacturers, and ultimately foster interoperability (IOP). The conformity of a device with the IEC 61850 standard does not guarantee IOP with devices from different manufacturers. Therefore, the use of relay compliance to the IEC 61850 standard from multiple vendors within the digital substation poses a challenge in IOP to perform protection schemes at the bay level. Hence, IOP testing prior to field implementation is crucial for ensuring that relays from different vendors work seamlessly together based on protection schemes, e.g., detecting and identifying inter-bay faults. Within this context, the IOP testing focuses on the ORs for testing and validating the proposed protection scheme in addressing MFFs. Guidelines for IOP testing have been documented in previous studies. However, these references are not suitable for practical testing at a system level for testing the IOP to assess the performance of the protection scheme of multi-vendor bay-level ORs, e.g., breaker failure, arc detection, etc. Hence, such methodologies are left to the end users, who align them with their specific requirements. Overall, the following three main challenges and goals are identified:1. In the context of DR settings and DRs coordination validation, conventional techniques adopted by protection engineers require manual, prone-to-error intervention, which becomes time-consuming even for a limited number of single/multi-vendor DRs. When adopting sophisticated algorithms such as DFS, their applicability boundary is limited to simple topologies. Hence, the goal is to propose novel algorithms for automatizing the path determination, DR settings and DRs coordination validation, which can be applicable regardless of the network topology, can handle apparent impedance with/without multiple currents fed by generation units, without under- and over-reach issues of the protection zones, as well as the different fault detection setting parameters of multi-vendor DRs can be mathematically mapped and converted without losing selectivity, have better accuracy and lesser computational time than manual and DFS-based techniques.2. In the context of DR testing, the IEC 60255-121:2014 standard and existing methodologies can be used only in a limited set of impedance-based functions, and OAT cannot observe the key interactions among factors. Furthermore, the recommended full factorial strategy results in a large number of experiments, and this cannot handle the constraints between factors. Hence, the goal is to propose testing methodologies that allow testing a broader spectrum of functions and enable the optimal choice of the tests to reduce the experiment burden while constraining the experimental effort.3. In the context of MFFs and IOP testing for digital substations, the MFFs cause a wide-area blackout in the distribution systems, and the existing overcurrent protection function cannot prevent blackouts from the MFFs. Furthermore, the IEC 61850 standard does not guarantee IOP of ORs from different vendors, and available IOP testing methodologies are not suitable for practical testing at a system level. Hence, the goal is to propose an IEC 61850-based overcurrent protection scheme to support existing overcurrent protection functions in addressing MFFs, and a methodology that allows testing the IOP of multi-vendor bay-level relays to assess the performance of the protection schemes. Major Scientific Contributions: First, novel and more broadly applicable algorithms are developed to automatize the path determination, DR settings and DRs coordination validation, namely: (1.1) an extended version of the DFS algorithm---Modified Depth-First Search (MDFS)---for path determination within the DR protection zones which is applicable irrespective of the network topology complexity; (1.2) a MDFS-based algorithm for DR settings that is able to straightforwardly compute the apparent impedance seen by the DR more accurately, it is applicable for mapping parameters based on apparent fault impedance for multi-vendor DRs, and it has better performance in terms of path determination errors; (1.3) a MDFS-based algorithm for validating the DRs coordination with enhanced properties in terms of computational time and can highlight overlapping protection zones to facilitate intuitive verification of coordination. Second, (2.1) a test environment is developed based on a real-time digital simulator of a transmission system model and testing methodologies to assess the performance of the commercial DRs. This framework aims to overcome the limitations of state-of-the-art testing approaches (including the IEC 60255-121:2014 standard), that allows covering a broader spectrum of functions such as power swing, fuse failure, and fault location, etc.; and (2.2) the statistical design of experiments is introduced for DR testing to aid in the optimal choice of the tests and enhance experimental efficiency by focusing on impactful factors while retaining the efficacy, objectivity, reproducibility, and generalization of the testing activity. Third, (3.1) an IEC 61850-based overcurrent protection scheme is proposed for detecting and identifying multi-bay faults to reduce the outage areas caused by MFFs, and (3.2) the development of a test environment based on a real-time digital simulator of a distribution system model with the integration of distributed generation for the IOP testing of multi-vendor relays at the bay level to assess the performance of the protection scheme is presented.
OpenAccess: 
PDF
(additional files)
Dokumenttyp
Dissertation / PhD Thesis/Book
Format
online, print
Sprache
English
Externe Identnummern
HBZ: HT031410912
Interne Identnummern
RWTH-2026-01676
Datensatz-ID: 1028508
Beteiligte Länder
Germany
|
The record appears in these collections: |