陳曉龍,李永麗,孫景釕

(1. 天津大學 智能電網(wǎng)教育部重點實驗室，天津 300072；2. 國網(wǎng)浙江省電力有限公司溫州供電公司，浙江 溫州 325200)

0 引言

分布式電源DG(Distributed Generation)接入配電網(wǎng)，改變了配電網(wǎng)的故障電流分布以及配電網(wǎng)原有保護配置的基礎條件，配電網(wǎng)原有的無方向電流保護可能誤動或者拒動[1-2]。另外，DG的投退以及DG輸出功率的隨機性和間歇性，使得含DG配電網(wǎng)的運行方式變得更加復雜，電流保護也難以整定。因此，需要研究能夠適應DG接入的配電網(wǎng)保護新方案。

文獻[3-4]對含逆變型DG配電網(wǎng)的自適應電流速斷保護進行了研究。然而，電流速斷保護并不能保護線路全長。與基于本地信息的保護相比，基于通信的保護方案能夠充分利用多點電氣量或狀態(tài)量信息，從而能夠更加準確地實現(xiàn)全線故障定位。

基于電流差動原理的保護方案對數(shù)據(jù)的同步性要求高，且多點電流值的測量誤差累計可能產(chǎn)生較大的不平衡電流，使得保護的可靠性降低[5]?；诜较蚩v聯(lián)和電流保護動作信息的保護方案在網(wǎng)絡中傳輸?shù)氖欠较蚺袛嗪蛣幼餍畔⒔Y果，所需通信量少，對數(shù)據(jù)的同步性要求低[6-7]。然而，這些方案均需在饋線上每個母線節(jié)點處均加裝電壓互感器或配置智能電子終端，改造成本高。

為降低成本，文獻[8]利用饋線首端到DG并網(wǎng)點之間各保護裝置限時電流速斷保護的動作信息來實現(xiàn)DG上游區(qū)域的故障定位。然而，含DG配電網(wǎng)的運行方式復雜，傳統(tǒng)限時電流速斷保護整定值很難滿足文中的靈敏度要求，同樣需要加裝電壓互感器來獲取方向信息。另外，逆變型DG通常采用基于電壓正序分量的控制策略，只存在于正序網(wǎng)絡中，且在故障情況下只輸出有功電流或幾乎只輸出無功電流，也可能使得功率方向元件判斷錯誤[9-10]。

配電自動化系統(tǒng)依靠故障電流信息實現(xiàn)故障定位[11]。隨著DG并網(wǎng)容量的增大，若DG上游故障時DG輸出的短路電流大于整定值，則該方法同樣無法實現(xiàn)準確故障定位。此時，若延長重合閘時間，等待DG自身脫離電網(wǎng)，則瞬時性故障可能發(fā)展成為永久性故障，并且長時間故障運行也將對DG及其他設備造成損壞；若在DG上游區(qū)域配置方向縱聯(lián)保護，則仍存在增加改造成本和功率方向元件誤判的問題。

為有選擇性地快速保護線路全長，在不加裝電壓互感器以及不借助功率方向信息的前提下，本文提出了一種基于過電流保護動作信息和DG上游區(qū)域補償阻抗極性信息的保護新方案。其中，補償阻抗極性信息由饋線首端和DG并網(wǎng)點保護根據(jù)其電壓和電流信息計算得到。本文方案能夠消除DG接入對保護的影響，實現(xiàn)全線準確故障定位，其改造成本低、所需通信量少，對同步性要求低，易于實施。

1 基于過電流保護動作信息的故障定位方法

1.1 含DG配電網(wǎng)的區(qū)域劃分及過電流保護

在如圖1所示的含DG配電網(wǎng)中，饋線1接有1個DG，饋線2接有2個DG，饋線3沒有DG接入。

圖1 含DG配電網(wǎng)Fig.1 Schematic diagram of distribution network with DG

本文將DG接入點和饋線首端之間的區(qū)域定義為DG上游區(qū)域，將距離饋線首端最遠的DG接入點到饋線末端之間的區(qū)域定義為DG下游區(qū)域。同時，按照如下方式對DG上游區(qū)域進行劃分：當饋線上只有1個DG接入時，將DG并網(wǎng)點到饋線首端的線路作為一個區(qū)域，如圖1中的區(qū)域1所示；當饋線上有多個DG接入時，以DG并網(wǎng)點作為DG上游各區(qū)域分界點，如圖1中的區(qū)域2和3所示。另外，將DG上游區(qū)域內距離系統(tǒng)最近的保護定義為DG上游區(qū)域首端保護，如保護1、5、7分別為所在區(qū)域的首端保護。

根據(jù)本文所述故障定位方法，僅需在各個DG上游區(qū)域靠近DG并網(wǎng)點處加裝斷路器并配置保護裝置，便能夠從兩端切除DG上游區(qū)域的故障線路。以圖1中DG上游區(qū)域1內發(fā)生故障為例，當線路AB發(fā)生故障時，保護1和2動作；當線路BC發(fā)生故障時，保護2和11動作。

定時限過電流保護即電流Ⅲ段的啟動電流按照躲開保護所在線路可能出現(xiàn)的最大負荷電流進行整定。對于圖1中的保護1，其電流Ⅲ段的定值為：

(1)

1.2 基于過電流保護動作信息的故障定位方法[8]

本文方法僅以電流Ⅲ段的動作信息作為故障定位依據(jù)，各個保護的電流Ⅲ段之間無需時限上的配合。由于電流Ⅲ段的整定值小，因此當含DG配電網(wǎng)的不同位置發(fā)生故障時，可能存在故障線路和非故障線路上多個保護裝置的電流Ⅲ段均動作的情況。

下面以圖1所示含DG配電網(wǎng)為例，簡單介紹根據(jù)電流Ⅲ段動作信息進行故障定位的基本原理。

a. DG下游區(qū)域和沒有DG接入的饋線均為單電源輻射狀線路。當這些線路發(fā)生故障時，故障點一定位于有短路電流流過和沒有短路電流流過的2個保護之間。因此，只要在DG下游區(qū)域或沒有DG接入的饋線上存在電流Ⅲ段動作的情況，則無需考慮DG上游區(qū)域內保護電流Ⅲ段是否動作。比如，當DG1下游區(qū)域點f1發(fā)生故障時，直接判斷故障線路為電流Ⅲ段動作的保護3和電流Ⅲ段沒有動作的保護4之間的線路CD。

b. 當DG上游區(qū)域，比如圖1中的點f2，發(fā)生故障時，保護1的電流Ⅲ段將動作。此時，若出現(xiàn)保護1的電流Ⅲ段動作，同時由于DG1的出力或容量較小而保護2和11的電流Ⅲ段不動作的情況，即線路AB兩端保護的電流Ⅲ段動作信息不一致，則可以直接判斷故障點在線路AB上。然而，若DG的出力或容量較大，則區(qū)域1甚至3個DG上游區(qū)域中各個保護的電流Ⅲ段均可能動作。此時，由于缺少方向信息，將無法判斷故障線路。

因此，需繼續(xù)充分發(fā)掘含DG配電網(wǎng)中其他可利用的電氣量或狀態(tài)量信息，形成輔助判據(jù)，實現(xiàn)DG上游區(qū)域的準確故障定位。

2 基于DG上游區(qū)域首端保護補償阻抗極性信息的故障定位方法

2.1 補償阻抗的構建及其極性

通常情況下，在變電站內變壓器低壓側的母線上和DG并網(wǎng)點處均裝有電壓互感器。因此，DG上游各個區(qū)域的首端保護均能夠獲得保護安裝處的電壓和流過保護的電流，進而能夠通過對比測量阻抗值和整定阻抗值，來判斷故障位置是否在本區(qū)域內。為只反映正方向故障，參考方向阻抗繼電器的比幅式動作方程，構建補償阻抗的表達式如式(2)所示。

(2)

其中，Zmea為測量阻抗值；Zset為整定阻抗值。

將補償阻抗的最大靈敏角設置為線路阻抗角，從而使其靈敏性最優(yōu)。由方向阻抗繼電器的動作特性和式(2)可知，當保護范圍內部發(fā)生故障時，滿足|Zmea-Zset/2|≤|Zset/2|，故Zdir≤0，若將Zdir=0的極性歸為負極性，則此時Zdir的極性為負；當保護范圍外部發(fā)生故障時，滿足|Zmea-Zset/2|>|Zset/2|，故Zdir>0，即Zdir的極性為正。因此，通過Zdir的極性信息，可以判斷是否發(fā)生了正方向故障以及故障是否在保護范圍內。

為僅依靠首端保護中Zdir的極性信息來準確判斷區(qū)域內的故障位置，設置Zset的個數(shù)與區(qū)域內線路的條數(shù)相等，并且每個Zset的取值按式(3)整定：

Zset=KrelZL

(3)

其中，Krel為數(shù)值大于1的可靠系數(shù)；ZL為區(qū)域內首端保護到區(qū)域內各條線路上距離系統(tǒng)較遠一端的阻抗值。由式(3)可知，每個Zset對應的保護范圍大于與其對應的線路的全長。為使得Zmea與區(qū)域內故障點到首端保護安裝處的距離成正比，且不受故障類型、DG類型和數(shù)量、DG容量或出力等因素的影響，可通過3組相間電壓和對應的相間電流計算得到3組Zmea。對于某個Zset，只要存在任意一組Zmea能夠使得Zdir的極性為負，則表明故障位置在該Zset對應的保護范圍之內。綜上可知，若故障位置在某DG上游區(qū)域內，則該區(qū)域首端保護中必然存在某個或某幾個Zset對應的Zdir的極性為負。

當保護出口處發(fā)生相間短路故障時，方向阻抗繼電器將因加入的電壓為0而不能動作，出現(xiàn)死區(qū)。在本文方法中，首端保護僅是判斷Zdir的極性信息，并將此信息上傳到信息處理中心或與其他保護裝置共享，當接收到信息處理中心下發(fā)的跳閘指令或者判斷故障位置在本條線路后才會動作，故不存在死區(qū)。

2.2 基于補償阻抗極性信息的故障定位方法

設Zset_X和Zdir_X分別為與線路X對應的整定阻抗值和補償阻抗值。在圖2所示配電網(wǎng)中的DG1上游區(qū)域1內有3條線路，故其首端保護1中有3套整定阻抗值，分別為Zset_AB、Zset_AC和Zset_AD，其值和所對應的保護范圍依次增大。其中，Zset_AD對應的保護范圍包含了區(qū)域1內的所有線路。在區(qū)域1和2內，首端保護1和4中各個Zset對應的保護范圍如圖2中的虛線所示。

圖2 接有DG的配電網(wǎng)Fig.2 Distribution network with DG

下文以圖2中區(qū)域1和區(qū)域2內的不同位置發(fā)生故障為例，介紹根據(jù)DG上游區(qū)域首端保護中Zdir的極性信息進行故障定位的基本原理。

(1)對于某一含有多條線路的DG上游區(qū)域，當保護范圍大小是相鄰關系的2個Zset(如圖2保護1中的Zset_AB和Zset_AC、Zset_AC和Zset_AD)對應的Zdir的極性不同時，則故障位置肯定在2個保護范圍的非重疊區(qū)域上。另外，在綜合考慮互感器誤差等影響因素的前提下，可靠系數(shù)的設置需使得Zset的取值大于首端保護到對應線路末端之間的線路阻抗值，同時小于到對應線路下游線路末端的阻抗值，因此相鄰2個保護范圍的非重疊區(qū)域跨越了2條線路。此時，需根據(jù)以下2種情況進行保護動作邏輯和故障定位分析。

a. 當非重疊區(qū)域跨越的是2個不同DG上游區(qū)域內的2條線路時，如保護1中Zset_AC和Zset_ AD對應保護范圍之間的非重疊區(qū)域，故障點的具體位置取決于距離系統(tǒng)較遠的區(qū)域2的首端保護4中Zdir_DE的極性。若Zdir_DE的極性為正，則故障點在線路CD上(如故障點為點f1)；否則，故障點在線路DE上(如故障點為點f5)。

b. 當非重疊區(qū)域跨越的是同一區(qū)域內的2條線路時，非重疊區(qū)域內的保護必然是故障線路的一端保護，其必須動作以實現(xiàn)故障隔離。因此，在這種情況下，首先向非重疊區(qū)域內的保護發(fā)送跳閘指令，然后根據(jù)與該保護相鄰的系統(tǒng)側保護的過電流保護動作信息，判斷故障的具體位置。以保護1中Zset_AB和Zset_AC對應保護范圍之間的非重疊區(qū)域為例，首先斷開非重疊區(qū)域中保護3處的斷路器，然后根據(jù)線路BC上保護2的過電流保護動作信息判斷故障是否被切除。若保護2的過電流保護仍然動作，則故障點在線路BC上(如故障點為點f3)；否則，故障點在線路CD上(如故障點為點f2)。

(2)當(1)中所述區(qū)域內的各個Zset對應的Zdir的極性均為負時，故障位置在整定值最小的Zset對應的保護范圍內。該范圍跨越了2條線路，和(1)b中的處理方式類似，首先向非重疊區(qū)域內的保護發(fā)送跳閘指令，然后根據(jù)首端保護的過電流保護動作信息，判斷故障的具體位置。

(3)由于Zset對應的保護范圍大于與其對應的線路的全長，因此對于同一饋線上2個相鄰的DG上游區(qū)域，若其首端保護中均存在Zdir極性為負的情況，則故障點必然在距離系統(tǒng)較遠的區(qū)域內。若該區(qū)域內有多條線路，則之后的故障定位邏輯同(1)中所述。

需要注意的是，當DG下游線路發(fā)生故障時，如DG1下游線路DE發(fā)生故障，DG1提供助增電流使得區(qū)域1中Zset_AD對應的保護范圍減小，使得Zdir_AD極性由正變負的故障點位置更加靠近保護4，但由于Zdir_DE的極性恒為負，因此無論Zdir_AD的極性為正或為負，均能夠判斷故障位置在線路DE上。

對于短線路，只要與該線路的上游相鄰線路對應的整定阻抗值不超過短線路末端到首端保護的線路阻抗值，該故障定位方法就依然能夠準確判斷故障。假設圖2中線路BC為短線路，只要線路AB對應的整定阻抗值KrelZAB

與線路阻抗相比，負荷等值阻抗很大。當某一DG上游區(qū)域發(fā)生故障時，負荷的存在不會影響該區(qū)域首端保護中Zdir極性信息的正確性。另外，上述故障定位方法在通信網(wǎng)絡中傳輸?shù)氖窃诠收纤查g補償阻抗極性信息的判斷結果。由于故障點的過渡電阻值通常經(jīng)過0.1～0.15 s后才迅速增大，因此過渡電阻對本文方法的影響很小[12]。

3 具體實施方法

本文方案的實施方式既可以是集中式保護，也可以是分布式保護。集中式保護需要設置信息處理中心，分布式保護則需要保護之間能夠互相通信。

圖3 故障定位流程圖Fig.3 Flowchart of fault location

當含DG配電網(wǎng)中某個或某些保護的電流Ⅲ段動作時，該保護主動上傳或共享此信息。若該保護為DG上游區(qū)域首端保護，則其將同時上傳或共享補償阻抗極性信息。為提高信息容錯能力，只要流過保護的短路電流超出其電流Ⅲ段整定值，就每隔一定時間間隔(如5 ms)上傳或共享電流Ⅲ段動作信息和補償阻抗極性信息。當信息連續(xù)3次保持一致時，認為該信息是正確信息。然后，信息處理中心或保護對信息進行分析，并采取相應的保護動作邏輯。綜合第1、2節(jié)的內容，故障定位流程圖如圖3所示。本文方案具有所需通信量少、處理速度快、對信息的同步性要求低等特點。

4 算例仿真與分析

4.1 算例模型

本文算例的系統(tǒng)結構圖見圖2。系統(tǒng)的基準容量設置為100 MV·A，基準電壓設置為10.5 kV，短路容量設置為400 MV·A；線路參數(shù)為x1=0.347 Ω/km，r1=0.27 Ω/km。在各條饋線上，各母線處均接有額定功率為3 MV·A、功率因數(shù)為0.85的負荷。在饋線1上，由首端到末端各條線路的長度分別為2 km、2 km、2 km、3 km和3 km；在饋線2上，由首端到末端各條線路的長度分別為1 km、2 km和3 km。另外，假設DG1為逆變型DG，DG2和DG3為同步機型DG，其額定容量分別為10 MW、20 MV·A、 20 MV·A。

假設流過保護的最大負荷電流為保護下游負荷額定電流的1.1倍，并按照式(1)對系統(tǒng)中各個保護的電流Ⅲ段進行整定。其中，可靠系數(shù)取為1.2，自啟動系數(shù)取為1.1，返回系數(shù)取為0.95。流過保護1—8的最大負荷電流和相應電流Ⅲ段的整定值如表1所示，保護9—11的電流Ⅲ段整定值分別和在同一條線路上的保護3、4和6的電流Ⅲ段整定值相同。

表1 流過保護的最大負荷電流和電流Ⅲ段整定值Table 1 Maximum load current and setting value of over-current protection

4.2 仿真與分析

基于PSCAD/EMTDC仿真平臺搭建算例模型，并以在饋線1上DG上游區(qū)域的點f1(與保護3的距離為1.5 km)、點f3(與保護2的距離為1.5 km)和點f5(與保護4的距離為0.1 km)以及饋線2上DG下游區(qū)域的點f6(與保護7的距離為1 km)分別發(fā)生BC兩相相間短路為例，進行故障仿真與分析。

當不同故障點發(fā)生BC兩相相間短路故障時，流過不同保護的故障相B相短路電流值如表2所示。

由表2可知，當DG下游區(qū)域的點f6發(fā)生BC相間短路故障時，DG下游區(qū)域的保護7和保護8的電流Ⅲ段動作信息不一致。此時，直接判斷故障位置在保護7和保護8之間，并向保護7發(fā)送跳閘指令，這與實際情況相符。然而，當故障點為DG上游區(qū)域的點f1、f3和f5時，區(qū)域1和區(qū)域2內各個保護的電流Ⅲ段均動作，并且當故障點為點f3時，相鄰饋線區(qū)域3內2個保護的電流Ⅲ段也動作。此時，需根據(jù)DG上游區(qū)域首端保護中補償阻抗Zdir的極性信息實現(xiàn)精確故障定位。整定阻抗可靠系數(shù)Krel取為1.2，在3個DG上游區(qū)域首端保護中，由BC線電壓及由BC線電流仿真計算得到的Zdir的數(shù)值如表3所示。

表2 不同故障點發(fā)生BC相間短路時B相短路電流值Table 2 Calculation results of short circuit current of phase-B under short circuit between phase B and phase C locating at different points

表3 DG上游區(qū)域首端保護中Zdir的仿真計算結果Table 3 Simulation and calculation results of Zdir in head protection of DG’s upstream area

注：— 表示無需該處Zdir的極性信息。

由表3可知，當故障位置為點f1時，只有區(qū)域1的保護1中Zdir_AD的極性為負，故直接判斷故障位置在線路CD上，并向線路CD兩端的保護3和保護9發(fā)送跳閘指令；當故障位置為點f3時，區(qū)域1的保護1中Zdir_AC和Zdir_AD的極性均為負，故首先向非重疊區(qū)域中的保護3發(fā)送跳閘指令，之后流過保護2的短路電流為3 003 A，仍能夠接收到保護2的電流Ⅲ段動作信息，故再向保護2發(fā)送跳閘指令；當故障位置為點f5時，區(qū)域1的保護1中Zdir_AD的極性和區(qū)域2的保護4中Zdir_DE的極性均為負，故直接判斷故障位置在區(qū)域2的線路DE上，并向保護4和保護10發(fā)送跳閘指令。上述分析判斷均與實際情況相符。

5 結論

為消除DG接入配電網(wǎng)后對保護的影響并保護線路全長，在不加裝電壓互感器的前提下，本文提出了一種基于過電流保護動作信息以及DG上游區(qū)域首端保護補償阻抗極性信息的保護新方案。利用饋線首端和DG并網(wǎng)點處的電壓信息，并借助通信技術，本文方案能夠準確判斷故障線路，且易于實施，不受DG接入的影響。