含逆变型分布式电源花瓣式配电网单相接地故障特性分析

陈晓龙，袁 姝，李永丽，李仲青，王 强，耿少博

（1. 天津大学 智能电网教育部重点实验室，天津 300072；2. 中国电力科学研究院，北京 100192；3. 国网河北省电力有限公司，河北 石家庄 050000）

0 引言

我国配电网通常采用“闭环设计、开环运行”的辐射式网架结构（下文简称为辐射网），但这种网架结构存在故障影响范围大、停电时间长等问题，难以满足日益提高的供电需求。与开环运行的辐射网相比，闭环运行的花瓣式配电网（下文简称为花瓣网）具有检修不断电、运行控制策略灵活多样、经济效益高等优点［1］。自20 世纪80 年代新加坡建成世界首个花瓣网后，我国也开始积极推进花瓣网的建设。目前，我国的江苏、广东、北京等地区分别于2015年、2016 年、2019 年完成了花瓣网的建设，并且雄安新区的“双花瓣”配电网也正在有序建设中。然而，花瓣网主干线两端连接在同一母线上，使其在故障时表现出故障线路两端均有电源提供故障电流的特点，并且故障点两侧电流存在关联关系，令花瓣网保护配置面临挑战［2］。此外，单相接地故障占配电线路总故障的80%以上，而花瓣网通常采用中性点经小电阻接地方式，在发生单相接地故障时存在较大的接地电流，需快速识别并切除故障线路。因此，有必要对花瓣网的单相接地故障特性进行研究，为保护配置提供理论依据。

另外，随着光伏电机等逆变型分布式电源IIDG（Inverter-Interfaced Distributed Generator）迅速发展，大量IIDG 连接到配电网，使配电网呈现出更加复杂的故障特性。为分析含IIDG 配电网的故障特性，很多学者对配电网发生故障时IIDG 的输出特性进行了研究［3-5］。对于恒功率控制的IIDG，文献［3］根据IIDG 变流器电流指令跟踪能力，研究了IIDG 的三相短路故障等值模型；文献［4］考虑到IIDG 的低电压穿越能力，将IIDG等效为由IIDG并网点正序电压控制的电流源；文献［5］结合IIDG 并网标准和IIDG 生产企业实地调研，利用分段函数表示IIDG 的3 种运行状态和输出电流，能够更清晰地表征IIDG 的运行特性。现有关于IIDG输出特性的研究，在含IIDG辐射网故障特性分析与保护方法设计中的应用已较为成熟，对含IIDG 花瓣网的故障特性分析具有重要参考价值。

在故障特性分析方面，目前相关研究大多将辐射网作为研究对象，鲜有以花瓣网作为研究对象。由于辐射网通常为非有效接地系统，现有针对含IIDG 辐射网的故障特性研究大多未考虑IIDG 并网变压器阻抗影响或默认并网变压器中性点不接地，直接将IIDG支路等效为电流源支路［3-5］。然而，在含IIDG 小电阻接地系统的单相接地故障特性研究中，并网变压器的中性点接地方式应予以考虑［6］。文献［6］针对并网变压器采用3 种不同接地方式的情况，分别分析了小电阻接地辐射网的单相接地故障电流特性，探讨了并网变压器对接地故障特性的影响。实际上，Q／GDW 480—2010《分布式电源接入电网技术规定》指出分布式电源的接地方式应与电网侧保持一致［7］。因此，对于采用小电阻接地方式的花瓣网，接入其中的IIDG 的并网变压器也将采用中性点经小电阻接地方式。

在保护方法设计和方案配置方面，花瓣网通常采用基于瞬时值的电流差动保护作为主保护，并采用零序方向过电流保护作为应对单相接地故障的后备保护［8-10］。在主保护方面，为降低通信数据的同步性要求，已有成果研究了适用于有源辐射网的基于幅值或相位差的电流差动保护。然而，基于幅值的差动保护方法在花瓣网中存在死区，当花瓣环网中点发生故障时可能发生拒动［11-12］；基于相位差的电流差动保护在故障电流较小时可能出现电流相位测量不准的情况，导致保护误动［13］。在后备保护方面，文献［9］指出方向过电流保护在花瓣网中存在切除故障时间较长的问题。此外，IIDG 接入花瓣网后，其输出电流可能导致非故障线路上的零序方向过电流保护误动，扩大停电范围。可见，电流差动保护、零序方向过电流保护等保护方法在含IIDG 花瓣网中仍存在问题，需根据故障特性对各保护方案的适用性进行分析并提出改进建议，进而为研究适用于花瓣网的保护方法奠定基础。

本文主要研究了含IIDG 花瓣网的单相接地故障特性，能够为保护配置、故障定位等研究提供理论依据。首先，本文分析了无IIDG 接入的花瓣网在发生单相接地故障时的电流特性，为后续含IIDG 花瓣网的单相接地故障特性分析及对比奠定基础；然后，结合现有IIDG 研究成果，在考虑并网变压器中性点接地方式的情况下，建立了含IIDG 花瓣网的等值模型，进而对花瓣网主干线上发生单相接地故障时故障点接地电流、线路各序电流以及故障相电流的变化规律进行理论分析，指出了IIDG 接入对花瓣网单相接地故障特性的影响，并利用PSCAD／EMTDC 平台进行了仿真验证；最后，根据分析结果，探讨了基于幅值或相位方向的电流差动保护和零序方向过电流保护在花瓣网中的适用性，并给出了改进建议。

1 不含IIDG 的花瓣网单相接地故障分析模型及特性分析

10 kV 花瓣网拓扑如图1 所示。其中，系统基准容量为100 MV·A，基准电压为10.5 kV，主干线包括5 条线路，按照顺时针方向依次编号为L1—L5；T1为主变压器，其变比为110 kV／10 kV；T2为系统接地变压器；RS为接地电阻，取为6 Ω；花瓣网通常采用电流差动保护作为主保护，故各线路两端均配置有保护装置，依次编号为保护1—10；对于某编号保护所在线路，定义编号较小的保护装置所在的线路为上游线路，反之则为下游线路。

图1 10 kV花瓣网拓扑图Fig.1 Topology of 10 kV petal-shaped distribution network

当图1 中点f处发生单相（A 相）接地故障时，根据其边界条件可得复合序网图如附录A图A1所示。

线路的正序阻抗和负序阻抗通常近似相等，零序阻抗通常为正序阻抗的若干倍（超过2.5倍）［14］，将该倍数记为n。令Z′1=Z′1(1)=Z′1(2)=Z′1(0)/n，Z′2=Z′2(1)=Z′2(2)=Z′2(0)/n，其中Z′1为变电站母线M沿顺时针方向到故障点f（M-f段）的线路阻抗，Z′2为故障点f经下游线路到变电站母线M（f-M段）的线路阻抗，下标（1）、（2）、（0）分别表示正、负、零序分量，后同。根据复合序网图可得故障点接地电流、各序电流及故障相电流的表达式分别为：

式中：ES为系统等值电势；ZS为系统等值阻抗，且ZS(1)=ZS(2)；ZT2(0)为系统接地变压器T2的等值零序阻抗；Rf为接地故障点过渡电阻；I′1、I′2分别为流过M-f段和f-M段线路的故障相电流，根据对称分量法可得I′1=I′1(1)+I′1(2)+I′1(0)、I′2=I′2(1)+I′2(2)+I′2(0)；I为故障点接地电流的序电流，结合单相接地故障的边界条件可知，故障点接地电流If=3I。上述各电流以图A1 中所示方向为正方向。

由式（1）易知，当故障发生在主干线中点位置（即Z′1=Z′2）时，If幅值最小。然而，由于花瓣网主干线通常较短（如本文示例中为5 km），线路阻抗远小于3RS，因此故障位置变化对If的影响较小。另外，对比式（2）、（3）可知，忽略负载阻抗时，故障点上、下游的各序电流及故障相电流相位基本一致，幅值大小主要由故障位置决定：当故障点沿顺时针方向变化时，故障点上游线路阻抗模值 |Z′1|增大，故障点下游线路阻抗模值 |Z′2|减小，则故障点上游侧的各序电流及故障相电流随 |Z′2|减小，而故障点下游侧各序电流及故障相电流随 |Z′1|增大。以图1 所示的花瓣网主干线发生单相接地故障为例，其中每段线路长度均为1km，可根据上述公式画出流过主干线故障点两端故障相电流幅值随故障位置的变化情况，见图2。图中，x为故障点f经上游线路到变电站母线M的距离，后同。

图2 故障相电流幅值随故障位置的变化趋势Fig.2 Variation trend of fault phase current amplitude along with fault location

由图2 可以看出，花瓣网的故障相电流具有关联性和对称性的特点：①随着故障位置变化，主干线一端故障相电流单调递增，而另一端故障相电流则单调递减；②当故障发生在主干线中点处时，故障点两侧主干线上流过的故障相电流幅值相等；③当故障发生在变电站母线M附近时，无论故障位于线路L1还是线路L5，故障线路均会出现“弱馈”现象，即一端电流很大，另一端电流几乎为0。另外，根据上述公式易知，故障点两侧线路上流过的各序电流均与故障相电流具有相同的特性。

2 含IIDG花瓣网单相接地故障分析模型

2.1 IIDG控制策略及故障等值模型

IIDG 的故障等值模型主要由其控制策略决定，目前PQ 控制是应用最广的IIDG 控制策略。同时，为避免IIDG 输出负序电流影响配电网的电能质量，IIDG 通常采用基于正序电压的控制策略。基于此，文献［5］考虑到并网的IIDG 应具备低电压穿越能力，定义了IIDG的恒功率态、中间态和恒流态3种运行状态，并将IIDG的输出电流IDG表示为：

式中：P为IIDG 的输出功率；IN为IIDG 额定电流值；UN为IIDG 额定相电压值；UPCC(1)和UPCC(1)分别为IIDG并网点正序电压相量和幅值。

此外，考虑到IIDG 并网变压器的中性点接地方式应与电网侧接地方式保持一致，本文仅针对IIDG并网变压器采用中性点经小电阻接地方式的情况进行分析，其接地电阻与系统中性点接地电阻保持一致。

结合上述分析可知，当花瓣网发生单相接地故障时，IIDG 的接入将同时对花瓣网的正序网络和零序网络产生影响，但不影响负序网络。具体体现为：在正序网络中，IIDG 等值为由并网点电压正序分量控制的压控电流源；在零序网络中，IIDG 并网变压器中性点接地电阻会改变花瓣网的零序网络结构及等效阻抗。

2.2 含IIDG花瓣网单相接地故障分析模型

以图3所示的含IIDG花瓣网为例进行单相接地故障分析，图中IIDG 经并网变压器T3接于开关站处，即开关站为IIDG 并网点D，T3的中性点接地电阻RDG=6 Ω。由于花瓣网主干线首、末段均连接在同一母线上，IIDG 并网点下游发生单相接地故障时的分析方法和故障特性与上游发生故障时类似，因此本文仅详细分析位于IIDG并网点上游线路的点f处发生单相（A 相）接地故障的情况，下游线路的故障特性不再赘述。

图3 含IIDG花瓣网拓扑图Fig.3 Topology of petal-shaped distribution network with IIDG

当IIDG并网点上游线路的点f发生单相接地故障时，花瓣网复合序网图如附录A 图A2 所示。图中，以变电站母线M、故障点f、IIDG并网点D为分界点，将花瓣网主干线分为变电站母线经故障点上游线路至故障点段（M-f段）、故障点经保护8 至IIDG并网点段（f-D段）和IIDG并网点经保护9所在下游线路至变电站母线段（D-M段）三部分，上述三部分线路的阻抗分别为Z1、Z2、Z3。为了便于后续的计算，令ZL表示主干线线路的总正序阻抗，即ZL=Z1(1)+Z2(1)+Z3(1)；I1、I2、I3为流过三部分线路的故障相电流，正方向如图3 所示。考虑到变压器的零序等效阻抗近似等于正序等效阻抗，令IIDG 并网变压器T3的等效阻抗ZT3=ZT3(1)=ZT3(2)≈ZT3(0)［15］。

对比图A1 与图A2 可知，IIDG 并网后的负序综合阻抗Z∑(2)与并网前保持一致，其表达式为：

对比式（6）和式（9）可知，IIDG 并网后的零序综合阻抗近似为IIDG 并网前的1/2。分析式（5）和式（9）可知，IIDG 并网后：当故障发生在花瓣网主干线中点（即Z1=Z2+Z3）时，负序综合阻抗取最大值；当点f在M-f-D段线路中点（即Z1=Z2）附近时，零序综合阻抗取得最大值。由于花瓣网和IIDG 并网变压器均采用中性点经6 Ω 电阻接地方式，因此零序综合阻抗值通常远大于负序综合阻抗。

3 含IIDG花瓣网单相接地故障特性分析

3.1 故障点接地电流特性分析

根据图A2所示的复合序网图，利用回路电流法可求得故障点接地电流序分量I，其表达式为：

式（11）中第2 个等号右侧2 项分别表示系统电源和IIDG 提供的接地电流。由于负序综合阻抗可表示为Z∑(2)=K2+Z1(1)Z2(1)/ZL，而Z∑(2)远小于Z∑(0)，因此K2的幅值远小于K1的幅值。同时，根据相关规定对IIDG 并网容量的限制，花瓣网中单个花瓣环网主干线上并网的IIDG 容量较小［7］，所以IIDG 提供的电流对故障点接地电流的影响很小，可近似忽略（以IIDG最大并网容量为5 MW为例，IIDG提供的电流对If的影响小于5%）。故障点接地电流可近似表示为：

由式（13）可知，故障点接地电流If的幅值If随故障位置的变化规律主要与K1相关。当花瓣网发生金属性单相接地故障时，随着故障点f在主干线上沿顺时针方向变化，If的变化趋势如图4 所示，图中x=4 km表示单相接地故障发生于IIDG并网点。

图4 故障点接地电流幅值随故障位置的变化趋势Fig.4 Variation trend of grounding current amplitude at fault point along with fault location

由图4 可见，IIDG 并网前后花瓣网发生单相接地故障时的If存在如下规律。

1）IIDG 的接入对花瓣网发生单相接地故障时的If起助增作用。通过对比式（1）和式（13）可知，由于IIDG 的并网使零序综合阻抗近似减少到其并网前的1/2，因此同一位置发生单相接地故障时的If比IIDG并网前增大了近1倍。

2）随着故障点f沿上游线路到变电站母线的距离x增大，If呈先减小后增大的变化规律，但变化幅度较小。由第1节分析可知，IIDG 并网前，由于花瓣网主干线两端接于同一母线，随着x的增大，If先减小后增大，即故障点越靠近变电站母线则If越大，且故障点位于主干线中点时If最小。IIDG 并网后，If变化趋势与IIDG 并网前相同，但由于花瓣网的正序和零序网络拓扑结构发生了改变，If取得最小值的位置不再位于主干线中点，而是取决于K1幅值取最大值的位置。

3.2 线路序电流特性分析

3.2.1 线路正序电流特性分析

由图A2 中的正序网络部分可推导出花瓣网各段线路上流过的正序电流表达式为：

在图3 所示的含IIDG 花瓣网中，以IIDG 并网容量为5 MW 时并网点上游主干线路发生金属性单相接地故障为例，各段线路正序电流幅值随故障位置的变化趋势如图5 所示。图中，①—③的坐标分别为（1.78 km，0）、（2.05 km，0）、（2.50 km，0）。

图5 正序电流幅值随故障位置的变化趋势Fig.5 Variation trend of positive-sequence current amplitude along with fault location

对于由IIDG 并网点到变电站母线的D-M段线路上流过的正序电流I3(1)，根据图5 可知，该正序电流随x增大呈现先减小后增大的“对勾”趋势。为深入探究其原因，本文进一步对IIDG 并网后的正序有功功率进行分析。

D-M段线路上的正序有功功率P3(1)表达式为：

式中：US(1)为保护10 处测得的正序电压相量US(1)的模值，US(1)=ES-(I1(1)+I3(1))ZS(1)；φsen.max10(1)为保护10 处的正序功率方向元件的最大灵敏角，取为保护9 处发生金属性单相接地故障时保护10 处测得的正序电压与正序电流的相位差［16］。

同理可求M-f段和f-D段线路上的正序有功功率表达式，则各线路上正序有功功率如图6所示。

图6 正序有功功率随故障位置的变化趋势Fig.6 Variation trend of positive-sequence active power along with fault location

由图6 可知，IIDG 并网后各段线路上正序有功功率具有如下特点。

1）M-f段和f-D段线路上正序有功功率大小为正值，即正序有功功率方向均与相应正序电流正方向一致。

2）D-M段正序有功功率在故障点较靠近变电站母线M时反方向流动，即从IIDG 并网点D流向变电站母线M，而当故障点更靠近IIDG并网点D时，正序有功功率方向与该线路正序电流正方向一致，即从变电站母线M流向IIDG 并网点D。由式（15）可知，D-M段正序有功功率的正负性主要由US(1)与I3(1)的相位差决定。US(1)的幅值、相位基本不随故障位置变化，因此结合图5 可知在故障位置变化的过程中，I3(1)以先反向减小后正向增大的规律进行变化。

3.2.2 线路负序电流特性分析

根据图A2中的负序网络可知，基于正序电压控制的IIDG 在发生对称和不对称故障时均只输出三相对称电流，因此在负序网络中IIDG 支路开路，故障点下游各线路的负序电流相等。各线路负序电流的表达式为：

IIDG 的接入对负序网络的拓扑结构不产生影响，因此负序电流在各线路上的分布与IIDG 接入前的情况相同。随着故障位置远离母线，故障点上游线路负序电流幅值减小，故障点下游线路负序电流幅值增大，各负序电流的相位均与I一致。当故障发生在主干线中点处时，故障点两侧负序电流幅值相等。各段线路负序电流幅值随故障位置的变化规律如图7所示。图中，①的坐标为（2.50 km，0）。

图7 负序电流幅值随故障位置的变化趋势Fig.7 Variation trend of negative-sequence current amplitude along with fault location

由图7 可知，IIDG 的接入虽不改变负序电流的变化规律，但会导致负序电流的幅值增大。根据3.1节的分析，IIDG 的接入会使I增大近1 倍，结合式（16）易得，IIDG 的接入也会使流过花瓣网各线路的负序电流增大近1倍。

3.2.3 线路零序电流特性分析

根据第1 节分析可知，不含IIDG 花瓣网的零序电流分布规律与图7 所示的负序电流分布规律一致。IIDG 接入后，主干线上零序电流的分布情况和变化规律均发生了改变。考虑到IIDG 对花瓣网零序网络拓扑结构的影响，可推导出各线路零序电流表达式，如式（17）所示。

图8 零序电流幅值随故障位置的变化趋势Fig.8 Variation trend of zero-sequence current amplitude along with fault location

与3.2.1 节中的分析思路相同，通过分析D-M段线路上零序有功功率的正负性研究该线路上零序电流方向随故障位置的变化规律。各段线路上零序有功功率随故障位置的变化趋势如图9所示。

图9 零序有功功率随故障位置的变化趋势Fig.9 Variation trend of zero-sequence active power along with fault location

由图9 可知，D-M段零序有功功率、零序电流与该段正序有功功率、正序电流具有类似的性质：随着故障位置变化，当零序有功功率的正负性发生突变时，零序有功功率方向由反向流动变为正向流动，零序电流幅值则由原来的减小趋势转变为增大趋势。

3.3 线路故障相电流特性分析

根据序分量法，可由各序电流公式推出花瓣网各段线路的故障相电流表达式为：

主干线各线路故障相电流和功率随故障位置的变化趋势分别见附录A 图A3。由图可知：随着故障位置在主干线上沿顺时针方向变化，M-f段线路上的故障相电流幅值I1a呈单调递减趋势，f-D段线路上的故障相电流幅值I2a呈单调递增趋势，两电流方向均与正方向一致；D-M段线路上的故障相电流幅值I3a与I1a、I2a的变化趋势不同，随着x增大，I3a存在先减小后增大的现象，由功率曲线可知，这是因为有功功率方向发生变化，即实际电流方向发生变化，在幅值上升、下降部分D-M段线路故障相功率的实际流向分别与正方向相同、相反。

综上所述，当花瓣网中IIDG 并网点上游线路发生单相接地故障时，花瓣网主干线上的故障电流有以下特征。

1）对于IIDG 并网点上游线路（M-f段、f-D段）上流过的故障电流，随着故障位置沿顺时针方向变化，M-f段线路上的各序电流和故障相电流均呈减小趋势，f-D段线路上的各序电流和故障相电流均呈增大趋势。IIDG 的接入对上述电流均有不同程度的助增作用，但不改变各电流的变化趋势。当故障发生于变电站母线附近时，故障线路两端的各序电流及故障相电流均呈现弱馈特性。

2）IIDG并网点下游线路（D-M段）上流过的负序电流随故障位置沿顺时针方向变化呈增大趋势，IIDG的接入对其有助增作用。

3）IIDG并网点下游线路（D-M段）上流过的正序电流、零序电流及故障相电流幅值随故障位置沿顺时针方向变化而呈现先减小后增大的“对勾”趋势。由于该段线路上的正序有功功率、零序有功功率及故障相有功功率存在方向不确定的特性，当故障点靠近变电站母线时，上述各有功功率会由IIDG 并网点流向变电站母线，而当故障点靠近IIDG 并网点时，上述各有功功率则变化为由变电站母线流向IIDG并网点，导致该线路相应的电流呈“对勾”趋势。

3.4 仿真验证

为验证上述理论分析，在PSCAD／EMTDC 平台中搭建了如图3所示的含IIDG花瓣网仿真模型。所搭建的模型中，系统等值容量为100 MV·A，等值阻抗为0.294+j0.282 Ω；系统中性点接地阻抗和IIDG并网升压变压器中性点接地阻抗均为6 Ω；模型中主干线包含5条线路，每条线路的长度均为1 km，单位正序阻抗为0.047+j0.062 Ω／km，单位零序阻抗为0.141+j0.186 Ω／km；IIDG并网总容量为5 MW。

本文利用MATLAB 编写了前文的故障电流计算公式，通过对比MATLAB 程序计算得到的理论值与PSCAD 仿真值对分析结果的准确性进行验证。设含IIDG 花瓣网的主干线上不同位置发生过渡电阻为2 Ω 的单相接地故障，则接地电流幅值的理论计算值和仿真实测值的对比如表1 所示，各序电流幅值如附录A表A1所示。

表1 故障位置接地电流幅值及故障相电流幅值Table 1 Amplitudes of grounding current at fault location and fault phase current

通过横向对比表1、纵向对比表A1 中的理论值与仿真值可知，各电流仿真值与理论值的最大误差为7 A，理论计算值与仿真实测值基本一致。可见，本文的花瓣网故障电流公式具有较高的准确性。

通过纵向对比表1、横向对比表A1 中不同位置发生单相接地故障时各电流幅值的变化趋势易知，随着x增大，故障点接地电流幅值If先减小后增大，故障点上游线路的故障相电流和各序电流的幅值均逐渐减小，故障点下游的故障相电流及各序电流的幅值均逐渐增大，IIDG 并网点下游线路的负序电流幅值逐渐增大，该处的故障相电流、正序电流及零序电流的幅值则呈现先减小后增大的“对勾”趋势。可见，仿真结果与前文所述的故障电流幅值特性一致。

对于含IIDG 的花瓣网，当故障发生在不同位置时，IIDG 并网点下游线路的故障相有功功率、正序有功功率和零序有功功率的方向可能不同，导致相应电流随着故障位置与母线的距离增大而呈现先减小后增大的趋势，影响继电保护的性能。为验证此结论，本文对单相接地故障分别发生于线路L1中点（x=0.5 km）和线路L4中点（x=3.5 km）的情况进行仿真，对比保护10 处测得的故障相电压、相电流及各序分量的相位，如表2所示。

由表2可以看出，当故障发生在表中2处不同的位置时，保护10 处测得的电压相位和负序电流相位基本不变，而故障相电流、正序电流及零序电流的相位基本反相。根据功率计算公式可知，IIDG 并网点下游线路的故障相有功功率、正序有功功率及零序有功功率的方向也会随着相应电流相位的变化而变化，而负序功率方向基本不变。结合表A1 和表2 可知，随着故障位置在主干线上沿顺时针方向变化，IIDG 并网点下游线路的故障相、正序及零序电流幅值存在递减与递增2 个阶段，在这2 个阶段中，相应功率具有相反的方向，与前文理论分析结果一致。

表2 保护10处测得的电压、电流相位Table 2 Phase of voltage and current measured at Protection 10

4 继电保护的适用性分析

4.1 电流差动保护

现有花瓣网通常采用电流差动保护作为主干线各线路的主保护。该保护原理具有良好的选择性，能够灵敏快速地切除区内的故障。由于传统电流差动保护对数据同步性要求较高，现有研究成果提出了基于幅值或相位差的电流差动保护方法［11-13］。

基于幅值的电流差动保护无需考虑电流相位的影响，仅依据线路两端电流的幅值来判断区内外故障，对数据同步性要求低，在含IIDG辐射网中性能良好［11］。由前述花瓣网故障特性分析可知，花瓣网中总存在某一位置，使得当该处发生单相接地故障时故障线路两端保护处测得故障电流幅值相等，而非故障线路两端保护处测得的故障电流幅值也相等，此时基于幅值的电流差动保护会发生拒动。考虑到当主干线上发生单相接地故障时，故障线路两端保护处测得的各序电流及故障相电流均具有相位相同的特性，而非故障线路两端保护处的上述各电流则具有相位相反的特性，可在基于幅值的电流差动保护的基础上增加基于电流相位的辅助判据，无需增加通信成本和提高同步性要求即可解决上述问题。

基于相位差的电流差动保护能够在电流较大时正确切除故障线路，但在电流过小时可能由于设备无法测出电流相位而出现保护拒动或误动的情况。例如，当故障发生在变电站母线附近时，故障线路一端故障电流较大，而另一端故障电流较小，呈现弱馈特性，若此时弱馈侧保护无法准确测量电流相位，则可能造成故障线路上的保护拒动；同时，由于故障点弱馈侧的其他非故障线路上流过的电流也很小，也可能出现电流相位测量不准的情况，造成非故障线路保护误动。由前文故障特性分析可知，当花瓣网中出现上述情况时，故障线路两端故障电流幅值通常相差较大，因此针对上述问题，可以通过增加基于电流幅值的辅助判据来解决，即若某线路一端保护电流超过启动值时则启动该线路的两端保护的幅值比较判据，根据幅值差判断是否应该动作。

另外，传统电流差动保护不受上述问题的影响，在故障线路两端幅值相等或一端电流过小导致相位测量不准时仍可准确。但是，当发生“弱馈”现象导致弱馈侧保护测得电流低于启动值时，传统电流差动保护会由于无法启动而出现拒动的情况。针对这种情况，可以在非弱馈侧保护启动后，向弱馈侧保护发送允许跳闸信号，两侧保护通过对比电流幅值决定是否动作，进而解决“弱馈”现象带来的问题。

4.2 零序方向过电流保护

电流差动保护的正确动作依赖于完善的通信系统，当通信系统发生故障或数据同步出现问题时，电流差动保护可能出现误动或拒动的情况。因此，在花瓣网中，通常借助基于本地信息的零序方向过电流保护作为单相接地故障的后备保护。

零序方向过电流保护通常安装于花瓣网主干线各线路的两端。以图1为例，保护1、3、5、7、9为一组零序过电流保护，保护2、4、6、8、10 为一组零序过电流保护，各保护正方向均为其相邻开关站母线或变电站母线流向线路。2 组保护通常均按照相同的整定规则整定，即保护1 和保护10 的整定启动值和动作时限相同且保护2 和保护9 的整定启动值和动作时限相同，保护1、3、5、7、9 的动作时限依次减少，保护10、8、6、4、2 的动作时限依次减少。文献［9］指出在闭环网络中配置此类定时限过电流保护存在故障清除时间过长的问题。例如，图1 中线路L1发生单相接地故障时，测得故障电流较小的保护2 会快速动作，但测得故障电流较大的保护1 的动作时限却很长。在花瓣网中，由于故障点一侧保护动作后该线路另一侧保护处测得的电流会发生突变，因此可利用此突变量对动作较慢的保护进行加速［10］。

另一方面，由花瓣网故障特性可知，在含IIDG花瓣网中，当IIDG 并网点某一侧主干线上发生单相接地故障时，并网点另一侧主干线上流过的零序电流随故障位置变化呈现先增大后减小的趋势，并且具有方向变化的特性，这将导致零序过电流保护的整定更加复杂。以图3 中线路L1上保护1 出口处发生故障为例进行说明，根据上述规则进行整定，此时保护9 处测得的零序电流方向为正方向。若此时保护9处测得的零序电流超过其整定值，或保护2处测得的零序电流小于启动值，则可能出现保护9 与保护2 同时动作或保护9 动作而保护2 拒动的情况，导致花瓣网主干线上所有负荷失电和IIDG 离网。针对上述情况，可通过提高整定值来避免误动，同时通过反时限曲线的应用来减少后备保护动作时间［17］。

上述继电保护适应性分析的仿真验证见附录B。鉴于篇幅所限，此处不再展开说明。

5 结论

闭环运行的花瓣网可靠性较高，能够满足配电网对供电可靠性的要求。研究含IIDG 花瓣网的单相接地故障特性对花瓣网的发展与建设具有重要意义，能够为含IIDG 花瓣网的保护方法设计及配置提供理论依据。本文结合现有IIDG 故障等值模型，对不含IIDG 的花瓣网和含有单个IIDG 的花瓣网的单相接地故障特性进行了分析，得到以下基本结论：

1）不含IIDG 花瓣网的主干线发生单相接地故障时，故障点两侧电流具有对称性和关联性，即随着故障点按顺时针方向变化，故障点上游线路的电流幅值减小、故障点下游线路的电流幅值增大，而故障点两侧电流相位一致并且基本不变；

2）IIDG 的接入对故障点两侧的故障电流均有助增作用，并且会改变花瓣网的正序网络和零序网络，导致IIDG 并网点下游线路的正序电流、零序电流和故障相电流随故障位置变化呈“对勾”趋势，使得花瓣网的单相接地故障电流特性更加复杂；

3）根据含IIDG 花瓣网的故障特性，花瓣网不同位置发生故障时可能出现“弱馈”或非故障线路电流反向流动等现象，进而造成保护拒动或误动，需根据故障特性对现有保护方法设计进行完善。

附录见本刊网络版（http：//www.epae.cn）。