杜浩良，鄭 燃，李躍輝，徐 峰

（國網(wǎng)浙江省電力有限公司金華供電公司，金華 321017）

為推動實(shí)現(xiàn)“碳達(dá)峰、碳中和”的新時代目標(biāo)，發(fā)展清潔能源和可再生資源，發(fā)展安全、環(huán)保、可靠的新供電方式勢在必行。分布式發(fā)電DG（distributed generation）技術(shù)因其經(jīng)濟(jì)性好、供電靈活、清潔環(huán)保等諸多優(yōu)點(diǎn)，在世界范圍內(nèi)得到了迅速發(fā)展和廣泛應(yīng)用。但是，DG的接入改變了配電網(wǎng)的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)和潮流特性，使得配電網(wǎng)故障后的電壓、電流特征均發(fā)生了變化，影響現(xiàn)有保護(hù)的選擇性。因此，針對含DG的配電網(wǎng)保護(hù)方案的研究一直是研究熱點(diǎn)。

針對含DG的配電網(wǎng)，國內(nèi)外學(xué)者提出了許多對現(xiàn)有保護(hù)的改進(jìn)方案和新的保護(hù)原理，主要分為以下4種方案。

（1）改進(jìn)現(xiàn)有的配電網(wǎng)保護(hù)方案。文獻(xiàn)[1]針對DG產(chǎn)生的助增電流會導(dǎo)致電流保護(hù)失去選擇性的問題，提出引入故障電壓來修正現(xiàn)有保護(hù)判據(jù)，但保護(hù)整定原則缺乏理論依據(jù)。文獻(xiàn)[2]則是將低時延、高帶寬的5G通信技術(shù)與電流差動保護(hù)相結(jié)合構(gòu)成了快速綜合保護(hù)，理論上對于傳統(tǒng)配電網(wǎng)和含DG的配電網(wǎng)均適用，缺點(diǎn)是無法避免數(shù)據(jù)不同步帶來的影響。

（2）故障后切除分布式電源[3-4]。故障后供電可靠性降低，一般希望DG具有低電壓穿越能力對系統(tǒng)提供支撐。故障時切除DG不僅起不到這種作用，還會對暫態(tài)同步穩(wěn)定性有一定的影響。因此，該方案弊端較多，只有在DG接入配電系統(tǒng)的數(shù)量較少、滲透率較低的情況下才具有應(yīng)用價值。

（3）限制DG接入點(diǎn)的故障電流[5-6]。這種方案通過在DG支路串接限流電抗器或新增其他耗能支路來削弱DG助增電流對保護(hù)的不利影響，類似于故障后切除DG，兩者都是通過削弱DG與配電網(wǎng)的電氣聯(lián)系來保證保護(hù)的選擇性和靈敏性，所以也存在故障條件下對配電網(wǎng)支撐不足的問題。

（4）基于通信的配電網(wǎng)智能分布式保護(hù)方案。文獻(xiàn)[7-9]分別在分布式饋線終端的通信系統(tǒng)基礎(chǔ)上，基于終端上的通信設(shè)備搜集饋線上電氣量大小和方向等信息，分別提出了利用電流方向、測量阻抗、差動電流構(gòu)造配電網(wǎng)智能分布式保護(hù)判據(jù)的配電網(wǎng)保護(hù)方案。

綜上，本文從對逆變型DG的控制策略及其輸出特性的研究出發(fā)，分析了其在雙閉環(huán)控制策略下抑制負(fù)序分量的控制方案。依據(jù)三相對稱運(yùn)行和不對稱運(yùn)行情況下控制原理的差別及其輸出特性，提出了借助于通信通道和兩段式負(fù)序電流及兩段式正序方向電流實(shí)現(xiàn)的智能分布式保護(hù)方案。前者反應(yīng)不對稱故障，后者反應(yīng)三相對稱故障，不僅能保證全線路故障的0 s跳閘，而且能保證下一條線路出口故障不動作，且不需要隨著DG的接入與否來改變整定值。最后，搭建的PSCAD/EMTDC仿真平臺驗證了本文所提保護(hù)方案的有效性。

1 逆變型DG的雙閉環(huán)控制策略與輸出特性

1.1 雙閉環(huán)控制原理及系統(tǒng)對稱運(yùn)行情況下的輸出特性

圖1為逆變型DG的結(jié)構(gòu)。圖1中，與逆變器直流側(cè)連接的直流電源Udc一般是光伏電池、燃料電池等，也可以是通過整流得到的直流電源，例如異步風(fēng)機(jī)、微型燃?xì)廨啓C(jī)等；Cdc為電壓源型逆變器的穩(wěn)壓電容，用于保證逆變器直流側(cè)電壓穩(wěn)定；S1～S6為絕緣柵雙極型晶體管IGBT（insulated gate bipolar transistor）；D1～D6為反并聯(lián)的二極管；ea、eb、ec為交流配電系統(tǒng)等效電勢；ua、ub、uc和ia、ib、ic為逆變器交流側(cè)出口的電壓和電流；R為逆變器與換流電抗器的等效電阻；L為換流電抗器的等效電感。

圖1 逆變型DG的結(jié)構(gòu)Fig.1 Structure of inverter-based DG

根據(jù)圖1，在三相靜止坐標(biāo)系下，電壓源型逆變器交流側(cè)的三相動態(tài)微分方程為

對式（1）進(jìn)行派克變換可得到逆變器在兩軸同步旋轉(zhuǎn)坐標(biāo)系下的動態(tài)微分方程[10]為

式中：ud、uq、ed、eq、id、iq分別為交流側(cè)出口電氣量對應(yīng)的dq軸分量；ω為角頻率。對式（2）進(jìn)行拉普拉斯變換可得到逆變器在dq軸同步旋轉(zhuǎn)坐標(biāo)系下的數(shù)學(xué)模型為

根據(jù)瞬時功率理論[11]，逆變器輸出的dq軸分量分別對應(yīng)有功輸出和無功輸出，而式（3）表明d軸和q軸間存在耦合。為了實(shí)現(xiàn)有功輸出和無功輸出的獨(dú)立控制，需要對dq軸進(jìn)行解耦。通常采用前饋解耦方式，通過將前饋量+ωLId(s)和-ωLIq(s)分別引入到相應(yīng)的逆變器輸出電壓分量中，并使其與式（3）中的耦合項-ωLId(s)和+ωLIq(s)對消以實(shí)現(xiàn)dq軸解耦，從而將系統(tǒng)控制模型轉(zhuǎn)化為相互獨(dú)立的雙閉環(huán)控制器。電壓源型逆變器前饋解耦的控制模型如圖2所示。

圖2 電壓源型逆變器前饋解耦的控制模型Fig.2 Feedforward decoupling control model of voltage source based inverter

外環(huán)控制用于根據(jù)逆變器的控制目標(biāo)（直流電壓和交流輸出有功功率為有功類控制目標(biāo)，交流電壓和交流輸出無功功率為無功類控制目標(biāo)）計算dq軸電流的參考值id_ref和iq_ref，其結(jié)構(gòu)如圖3（a）所示，其中P和Q分別為有功功率和無功功率的測量值，Pref和Qref分別為有功功率和無功功率的參考值；內(nèi)環(huán)控制的目標(biāo)是計算出逆變器交流側(cè)出口dq軸電壓的參考值ud_ref和uq_ref，其結(jié)構(gòu)如圖3（b）所示。

圖3 雙閉環(huán)控制器的結(jié)構(gòu)Fig.3 Structure of double closed-loop controller

在系統(tǒng)正常運(yùn)行三相電壓對稱時，采用以上控制方式的逆變型DG可無靜差地控制其輸出正序電流。

1.2 電網(wǎng)不對稱情況下抑制負(fù)序分量的控制方案與輸出特性

當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生不對稱故障時，逆變器交流側(cè)電壓存在正序、負(fù)序和零序分量。對于正序分量，逆變器采用與正常對稱運(yùn)行時相同的控制策略。對于零序分量，由于換流變壓器通常采用Δ/Y或Δ/ Yn接法阻止了網(wǎng)側(cè)零序分量進(jìn)入閥側(cè)，故閥側(cè)沒有零序分量，逆變器無需對零序分量進(jìn)行控制[12]。因此，電網(wǎng)發(fā)生不對稱故障時應(yīng)主要考慮對負(fù)序分量的控制策略。

國標(biāo)GB/T 19964—2012和GB/T 19963—2011中對DG接入電網(wǎng)的低電壓穿越能力有如下規(guī)定：當(dāng)電力系統(tǒng)事故或擾動引起DG并網(wǎng)點(diǎn)電壓跌落時，在一定的電壓跌落范圍和時間間隔內(nèi)，DG能夠保證不脫網(wǎng)連續(xù)運(yùn)行。針對該目標(biāo)，現(xiàn)有研究提出兩種電網(wǎng)不對稱故障情況下的負(fù)序分量控制方案：抑制負(fù)序電流[13]和主動注入負(fù)序電流[14]。抑制負(fù)序電流方案是通過降低故障后的逆變器輸出負(fù)序電流來降低電網(wǎng)的故障電流，避免功率器件電流超限。主動注入負(fù)序電流方案通過控制逆變器主動向電網(wǎng)輸出一定量的負(fù)序電流來避免故障后健全相的電壓過高。但是，文獻(xiàn)[15]指出并網(wǎng)逆變器主要功能是向電網(wǎng)注入正序功率，有限的剩余容量裕度往往不能完全補(bǔ)償網(wǎng)絡(luò)中的負(fù)序電流，因此主動注入負(fù)序電流方案在實(shí)際中的應(yīng)用有待進(jìn)一步研究。目前，抑制負(fù)序電流是實(shí)際工程中廣泛應(yīng)用的控制策略。

采用抑制負(fù)序分量控制策略的負(fù)序控制器直接將內(nèi)環(huán)電流控制回路中的dq軸負(fù)序電流的參考值均設(shè)置為0，而不需要增設(shè)外環(huán)功率控制回路來計算內(nèi)環(huán)電流的參考值。內(nèi)環(huán)電流控制回路將測量的負(fù)序電流與參考值（這里取0）作差并實(shí)現(xiàn)無偏差控制。因此，采用以上控制方式的逆變型DG輸出的負(fù)序電流為0。

1.3 含逆變式分布電源的配電網(wǎng)故障特征

根據(jù)以上分析可知，含抑制負(fù)序電流控制策略的逆變型DG的配電網(wǎng)具有以下故障特征。

（1）系統(tǒng)發(fā)生對稱故障情況下，逆變器交流側(cè)只輸出三相對稱分量，因此配電網(wǎng)故障后的電流僅包含正序分量。

（2）系統(tǒng)發(fā)生不對稱故障的情況下，由于逆變器采用抑制負(fù)序電流的控制策略，使得輸出電流中的負(fù)序分量為0，因此，配電網(wǎng)故障后的電流也僅包含正序分量，對原有配電網(wǎng)中的負(fù)序電流分布和大小均沒有影響。

2 含逆變型DG的配電網(wǎng)智能分布式保護(hù)原理

基于采用抑制負(fù)序分量控制的這類電源在系統(tǒng)發(fā)生不對稱故障時只輸出正序電流及對原有配電網(wǎng)中的負(fù)序電流分布和大小沒有影響的特征，本文提出了利用兩段式負(fù)序電流保護(hù)和兩段式正序方向電流保護(hù)分別反應(yīng)不對稱故障和三相對稱故障的智能分布式保護(hù)方案。

2.1 基于通信的兩段式負(fù)序電流保護(hù)反應(yīng)不對稱故障

圖4為含逆變型DG的配電網(wǎng)。圖4中，1～6表示保護(hù)編號，每條線路均配置基于通信的兩段式負(fù)序電流保護(hù)來反應(yīng)不對稱故障。保護(hù)裝設(shè)在線路的電源側(cè)，對側(cè)不設(shè)保護(hù)。每個負(fù)序電流保護(hù)的Ⅰ段均與下條線路的負(fù)序電流保護(hù)構(gòu)成通信單元，并以下一條線路負(fù)序電流保護(hù)Ⅰ段動作信號作為閉鎖信號。當(dāng)本線路上發(fā)生不對稱故障時，本線路的Ⅰ段動作且收不到閉鎖信號，則判為區(qū)內(nèi)故障，通過遙控信號同時跳開本線路雙側(cè)的斷路器以隔離故障；當(dāng)下一條線路上發(fā)生不對稱故障時，由于電流增大本線路的Ⅰ段也會動作，但能收到閉鎖信號，則表明是區(qū)外故障，不發(fā)送跳閘信號。負(fù)序電流保護(hù)Ⅱ段則作為后備保護(hù)，與傳統(tǒng)的電流Ⅲ段同樣依據(jù)階梯型時限動作。兩段式負(fù)序電流保護(hù)的動作原理框圖如圖5所示，其中為本線路負(fù)序電流Ⅱ段的動作時間。

圖4 含逆變型DG的配電網(wǎng)Fig.4 Distribution system with inverter-based DG

圖5 兩段式負(fù)序電流保護(hù)動作原理框圖Fig.5 Block diagram of principle for two-stage negativesequence current protection action

負(fù)序電流保護(hù)Ⅱ段按躲過本線路末端三相短路情況下出現(xiàn)的最大負(fù)序電流整定，動作時限采用階梯型時限特性，由線路末端起逐級增加1個時延。具體整定公式為

兩段式保護(hù)中，負(fù)序電流Ⅰ段作為線路的主保護(hù)，負(fù)序電流Ⅱ段作為線路的后備保護(hù)。由于Ⅰ段按照能保證本線路末端故障可靠動作的原則來整定，所以其配合通信通道后既能保證全線路故障的0 s跳閘，又能保證下一條線路出口故障不動作。該保護(hù)方案原理清晰，具有以下特點(diǎn)：①因為DG不提供負(fù)序電流，故不需要隨著DG的接入與否改變整定值；②Ⅱ段按階梯型時限動作以實(shí)現(xiàn)后備保護(hù)功能；③由于系統(tǒng)正常運(yùn)行時不存在負(fù)序電流而具有很高的靈敏度。

2.2 基于通信的兩段式正序方向電流保護(hù)反應(yīng)對稱故障

當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生三相對稱故障時，電網(wǎng)中僅含有正序電流。但由于DG的存在，對傳統(tǒng)三段式電流保護(hù)會造成如下影響。

（1）對DG接入母線下游保護(hù)的影響。以圖4中保護(hù)3為例，下游故障時DG將對線路CD提供助增電流，流經(jīng)保護(hù)3的電流會增大，其Ⅰ段保護(hù)范圍也會增大，可能延伸至下一段線路。因此，當(dāng)線路DE發(fā)生故障時保護(hù)3的Ⅰ段可能誤動，造成停電范圍擴(kuò)大。

（2）對DG接入母線上游保護(hù)的影響。以圖4中保護(hù)2為例，下游故障時DG將對線路CD提供助增電流，流經(jīng)保護(hù)3處的電流會增大，但由于DG的存在母線C的電壓會升高，從而使得流經(jīng)保護(hù)2的電流減小。因此，保護(hù)2的Ⅱ段保護(hù)范圍將減小，可能在內(nèi)部故障時拒動。當(dāng)母線B的上游發(fā)生故障時，DG將向故障點(diǎn)提供短路電流，該電流流經(jīng)保護(hù)2可能引起其誤動。

為此，本文配置基于通信的兩段式正序方向電流保護(hù)來反應(yīng)三相對稱故障，其仍裝設(shè)在電源側(cè)，對側(cè)不設(shè)保護(hù)。方向元件采用常規(guī)的功率方向繼電器，保證正方向短路時開放正序電流保護(hù)，反方向短路時閉鎖正序電流保護(hù)。每個正序電流保護(hù)的Ⅰ段均與下一條線路的正序電流保護(hù)構(gòu)成通信單元，并以下一條線路正序電流保護(hù)Ⅰ段動作信號作為閉鎖信號。若本線路Ⅰ段動作且未收到閉鎖信號，則判為區(qū)內(nèi)故障，通過遙控信號同時跳開雙側(cè)斷路器以隔離故障；若本線路保護(hù)收到閉鎖信號，則表明是保護(hù)區(qū)外發(fā)生三相短路，不發(fā)送跳閘信號。作為后備保護(hù)的正序電流保護(hù)Ⅱ段則依據(jù)階梯型時限動作。圖6為兩段式正序方向電流保護(hù)的動作原理框圖。

圖6 兩段式正序方向電流保護(hù)動作原理框圖Fig.6 Block diagram of principle for two-stage positivesequence current protection action

正序電流保護(hù)Ⅱ段按躲過線路上流過的最大負(fù)荷電流整定，采用階梯型動作時限。整定公式為

本線路上任何一點(diǎn)發(fā)生三相短路均可0 s跳閘。由于正序電流保護(hù)Ⅰ段根據(jù)末端三相短路的最小正序電流整定，故其整定值按照DG未接入的情況下計算，正序電流保護(hù)Ⅱ段定值同樣按照DG未接入的情況整定。因此，兩段式正序方向電流保護(hù)也不需要隨著DG的接入與否而改變整定值。

2.3 智能分布式保護(hù)的邏輯框圖

本文利用基于通信的兩段式負(fù)序電流保護(hù)和兩段式正序方向電流保護(hù)分別反應(yīng)不對稱故障和三相對稱故障，其邏輯配合關(guān)系如圖7所示。在配電網(wǎng)發(fā)生故障使啟動元件動作后，若本線路的負(fù)序電流I-與正序電流I+的幅值之比H大于門檻值ε，則判定發(fā)生不對稱故障，開放負(fù)序電流保護(hù)，閉鎖正序方向電流保護(hù)；反之則判定發(fā)生三相對稱故障，閉鎖負(fù)序電流保護(hù)，開放正序方向電流保護(hù)。

圖7 保護(hù)動作邏輯框圖Fig.7 Block diagram of logic in protection action

當(dāng)配電網(wǎng)發(fā)生兩相短路時有

當(dāng)配電網(wǎng)發(fā)生兩相接地短路時有

式中，Z0Σ、Z2Σ分別為零序網(wǎng)絡(luò)和負(fù)序網(wǎng)絡(luò)的等值阻抗。為保證啟動元件可靠啟動，取門檻值ε為0.2～0.4。

3 仿真實(shí)驗與結(jié)果分析

本文基于PSCAD/EMTDC仿真平臺建立了圖4所示的配電網(wǎng)仿真模型。逆變型DG在母線C處接入，采用雙閉環(huán)控制策略下抑制電壓不對稱情況下負(fù)序分量的控制方案。等值系統(tǒng)基準(zhǔn)電壓為10.5kV，最大和最小運(yùn)行方式下等效系統(tǒng)阻抗分別為1.836 Ω和1.378 Ω。饋線1中的兩段線路AF、FG為電纜線路，長度分別為24 km、16 km；饋線2中的AB、BC和CD為架空線路，長度分別為20 km、20 km和17 km；DE為電纜線路，長度為14 km。架空線路和電纜線路的單位長度阻抗分別為(0.270+j0.347) Ω和(0.259+j0.093) Ω，故障發(fā)生時刻設(shè)在t=0.5 s。

基于以上參數(shù)，依據(jù)式（4）～（7）的整定原則計算得到的負(fù)序電流保護(hù)Ⅰ段和Ⅱ段及正序電流保護(hù)Ⅰ段和Ⅱ段的整定值列于表1。

表1 保護(hù)整定值Tab.1 Setting values of protection

圖8（a）給出了系統(tǒng)最小運(yùn)行方式下AB線路末端兩相短路時流過保護(hù)1的負(fù)序電流幅值，其值為1 294 A；保護(hù)2測量的負(fù)序電流為0。根據(jù)表1中的整定值，保護(hù)1的負(fù)序電流保護(hù)Ⅰ段和Ⅱ段動作、保護(hù)2的負(fù)序電流保護(hù)Ⅰ段和Ⅱ段均不動作。由于保護(hù)2的Ⅰ段不動作，其不會發(fā)出閉鎖信號，所以保護(hù)1收不到閉鎖信號，其負(fù)序電流保護(hù)Ⅰ段將0 s跳開線路AB雙側(cè)斷路器以隔離故障。

圖8 保護(hù)安裝處的電流幅值Fig.8 Amplitude of current at protection installation position

圖8（b）為系統(tǒng)最小運(yùn)行方式下CD線路中點(diǎn)發(fā)生兩相短路時流過保護(hù)1、保護(hù)2和保護(hù)3的負(fù)序電流幅值，其值為586 A；而保護(hù)4測得的負(fù)序電流為0。根據(jù)表1中的整定值，保護(hù)1的負(fù)序電流保護(hù)Ⅰ段不動作，保護(hù)2的負(fù)序電流保護(hù)Ⅰ段和Ⅱ段動作，保護(hù)3的負(fù)序電流保護(hù)Ⅰ段和Ⅱ段動作、保護(hù)4的負(fù)序電流保護(hù)Ⅰ段不動作。按照選擇性的要求，該故障情況下應(yīng)該由保護(hù)3的Ⅰ段以0 s跳開CD線路。仿真結(jié)果表明，保護(hù)1的負(fù)序電流保護(hù)Ⅰ段不動作，故不會跳開AB線路；保護(hù)2的負(fù)序電流保護(hù)Ⅰ段由于保護(hù)3的負(fù)序電流保護(hù)Ⅰ段動作而閉鎖；由于保護(hù)4的負(fù)序電流保護(hù)Ⅰ段不動作，故不會向保護(hù)3發(fā)閉鎖信號，因此保護(hù)3的負(fù)序電流保護(hù)Ⅰ段由于收不到閉鎖信號將0 s跳開線路CD雙側(cè)斷路器以隔離故障。

圖8（c）為系統(tǒng)最大運(yùn)行方式下AB線路中點(diǎn)三相故障時流過保護(hù)1的正序電流幅值，其值為1 192 A。因此，保護(hù)1的正序方向電流保護(hù)Ⅰ段和Ⅱ段動作，而保護(hù)2由于正序功率方向為負(fù)而閉鎖，故不發(fā)閉鎖信號，保護(hù)1的正序方向電流保護(hù)Ⅰ段由于收不到閉鎖信號將0 s跳開線路AB雙側(cè)斷路器以隔離故障。

4 結(jié)論

本文根據(jù)逆變型DG在配電網(wǎng)發(fā)生不對稱故障時只輸出正序電流及對原有配電網(wǎng)中的負(fù)序電流分布和大小沒有影響的特征，提出一種利用兩段式負(fù)序電流保護(hù)和兩段式正序方向電流保護(hù)分別反應(yīng)不對稱故障和三相對稱故障的智能分布式保護(hù)方案。該方案具有以下特點(diǎn)：

（1）不需要隨著逆變型DG的接入與否切換整定值，適應(yīng)性好；

（2）僅在每條線路的電源側(cè)設(shè)置保護(hù)裝置，借助于通信通道和保護(hù)裝置整定值的相互配合，既能保證全線路故障的0 s跳閘，又能保證下一條線路出口故障不動作；

（3）原理清晰，易于實(shí)現(xiàn)。