一种计及低电压穿越的有源配电网继电保护方案

孙轶超，赵青春，黄涛，熊蕙，徐志科

(1.东南大学 电气工程学院，南京 210096； 2.南瑞集团有限公司/智能电网保护和运行控制国家重点实验室，南京 211106)

0 引 言

随着新能源的发展，配电网中逆变型分布式电源(Inverter Interfaced Distributed Generator，IIDG)的渗透率不断提高。分布式电源具备投资小、能耗低、灵活性好、可靠性高等优势[1]。但当IIDG接入配电网时，配电网变为多电源结构，网络结构与潮流方向有别于传统的配电网，传统保护方案的保护能力受到了影响[2-3]。同时，供电的安全性也对新能源电源低电压穿越能力有了更多的要求。因此，有必要对接入IIDG后配电网故障特性进行研究，并在此基础上提出有源配电网继电保护方案,从而提高配电网抵御风险的能力。

国内外目前主要有三种有源配电网继电保护方案：(1)限制IIDG的接入容量[4,5]；(2)通过加装保护装置形成配电网自适应继电保护[6]；(3)基于通信技术的配电网保护方案[7]。方案(1)对配电网已有保护资源改变较少，经济性较好，但对于IIDG在配电网中渗透率的不断升高的趋势，该方案无法完成有效应对[8]；方案(2)在配电网已有保护资源的基础之上，以加装保护装置的方式完成对原有方案的优化，具备一定的可行性；方案(3)则在较高通信能力保障的基础上，对配电网中的量测信息进行多点控制[9]，理论上具有最高的可靠性。

文章提出一种基于故障电流幅值及相位条件的分布式保护方案。首先对逆变型分布式电源进行了建模，在考虑到低电压穿越(Low voltage ride-through，LVRT)规范的基础上分析了逆变型分布式电源的故障特性[10]。在此基础上，对有源配电网故障分析方法进行了研究，通过研究电流幅值和相位在故障线路和非故障线路上的不同特征，确定故障位置。最后，针对仅具备电流量测能力的有源配电网，提出了一种基于电流幅值及相位条件的保护判据及相应的分布式保护方案，并在PSCAD中进行了仿真验证。此方案可解决传统电流差动保护相移误差与判据灵敏度之间的矛盾，同时对配电网量测能力要求较低，仅需三相电流测量信息。

1 含IIDG配电网故障特性分析

以三相短路故障为例，同步电机型分布式电源短时的故障电流可以达到额定运行电流的8倍～10倍，然后逐渐进入4倍～6倍额定运行电流的暂态阶段，再逐渐衰减至2倍～3倍的稳态阶段，其机电特性导致其暂态状态的影响不可忽略。对于撬棒不切除的双馈电机可将其看做异步发电机分析，在短路故障时最大短路电流将达到5倍～7倍额定幅值，在3个～10个周期被逐渐衰减至0，对此可以采用主动式撬棒电路同时定子侧加装动态制动电阻作为双馈电机低电压穿越控制初始阶段的控制策略，但其在时间尺度上与逆变型电源仍无法媲美。对于采取低电压穿越策略的逆变型电源来说，限制输出电流的动作时间往往能限制在半个周期，随后输出电流趋向稳定[11-12]。

配电网中的分布式电源通常采用双闭环的控制结构,通过dq分解将有功输出、无功输出解耦分别对应为Id、Iq控制。考虑到低电压穿越规范的无功补偿阶段，当并网点发生电压跌落时，逆变器输出的无功电流Iq应符合如下的规范[13]：

(1)

式中IN为逆变器额定并网电流；Ug为并网点电压标幺值。

IIDG输出电流与并网点电压的相角差可表示为：

(2)

若IIDG只输出有功功率，则IIDG输出电流与并网点电压相位相近；如果IIDG只输出无功功率，则并网点电压相位超前于IIDG输出电流相位90°。

以三相接地短路故障为例，图1、图2分别是0.2 s时三相短路故障后，Ug跌落至0.2 p.u.时逆变器输出的电流波形以及功率，其中图1所采用的控制策略中加入了电流限幅的措施保护光伏本体[14]。

图1 低电压穿越策略下逆变器电流输出

图2 低电压穿越策略下逆变器功率输出

相比于非逆变型分布式电源，逆变型分布式电源因为电力电子器件的特性使其故障暂态时间短，过渡过程快。从故障分析的角度来考虑，考虑低电压穿越的逆变型分布式电源可以忽略其暂态过程，幅值的变化时间以及变化范围均受到了理想的控制，进而可以直接用稳态输出进行故障分析。其次，采用低电压穿越策略的逆变型分布式电源，在故障时的输出电流往往无需考虑复杂的物理状态，对故障进行判别、分析时仅需按照相应规范分析其幅值、相角信息。文章所建立的故障分析模型也是建立在考虑到LVRT的逆变型分布式电源基础上。

2 基于电流幅值及相位的保护方案

理想状况下，故障线路两端电流的幅值情况与线路的分布情况、IIDG接入位置、IIDG容量等因素有关，故障线路两端电流的相位近似同向；非故障线路两端电流的幅值情况与故障点位置、线路分布情况以及分布式电源接入情况等因素有关，非故障线路两端电流的相位近似反向。在实际情况中，线路两端电流的幅值及相位信息与理想情况下有类似特征，因此可以通过对比线路两端电流的幅值及相位情况，对线路是否发生故障进行判别。

文章规定电流互感器的安装方式为同名端均位于靠近母线一侧。分析所用系统结构示意图见图3。

图3 有源配电网系统结构图

2.1 IIDG接入后线路端电流幅值及相位关系

图4 系统侧与IIDG侧短路电流关系图

在系统侧与IIDG侧电流关系的基础上，考虑线路端电流幅值及相位关系。将线路分为故障区段和非故障区段，非故障区段又分为故障点上游和故障点下游两种情况。故障点上游的非故障区段有系统提供的短路电流，而故障点下游的非故障区段仅存在IIDG提供的短路电流。故障分析暂且不计负荷电流的影响。

(1)故障区段

图5 故障区段线路两端电流

(2)故障外区段

(a)故障点上游非故障区段

图6 故障点上游非故障区段

图7 故障点上游非故障区段电流相量图

(b)故障点下游非故障区段

图8 故障点下游非故障区段

2.2 基于电流幅值及相位条件的保护判据

在单位圆绘制带有幅值和相角信息的线路运行状态，通过合理的判断条件可以确定保护范围。

以保护线路两侧电流中较大值为基准值[16]，进行分析：

(3)

表示两端电流幅值及相位关系的“点”表征线路不同的运行状态。当线路处于正常运行状况时，理想情况下(忽略分支线路及负荷的分流作用)，线路两端电流幅值相等，相位差180°，即运行点位于(-1,0)；当故障位于保护区外时，理想情况下(忽略线路两端电流互感器的传变误差)，线路两端电流的幅值和相位情况与正常运行状态下相同，即运行点仍然位于(-1,0)；当故障位于保护区内时，理想状况下线路两端电流幅值和相位均相同，即运行点位于(1,0)。

当考虑线路中负荷电流对于故障电流的影响以及电流互感器的传变误差时，可以认为，当线路正常运行或故障位于保护区外时，运行点均位于(-1,0)附近的制动区域；当故障位于保护区内时，运行点位于制动区域以外，即动作区域。如图9所示，表征线路所有运行状态的运行点均位于单位圆内，左侧的圆是根据制动判据绘出的，即圆内为制动区域，圆外为动作区域。因此，图9中阴影部分区域即为线路保护动作的运行状态，无阴影区域为线路保护制动的运行状态。

图9 幅相平面上的保护特性

2.2.1 基础判据

实际测量过程中，电流互感器的误差会同时体现在电流幅值和相位信息中;线路两端保护装置间通信的同步误差体现在电流的相位信息中。因此，文章考虑从电流幅值和相位两方面形成独立的保护判据，使其同时具有对电流幅值误差和相位误差的控制能力，提升保护判据的可靠性。

基础保护判据的数学表达式为：

(4)

式中R代表保护判据中幅值约束条件，当线路两端电流幅值比小于R时，保护动作；φ代表保护判据中相位约束条件，当线路两端电流绝对相位差小于φ时，保护动作。两个约束条件为逻辑或关系。

理想情况下，保护制动区域仅为圆周上位于180°的一个点处，考虑到电流互感器的传变误差，故阴影面积为保护制动区域，如图10所示。

图10 基础判据下的保护区域

2.2.2 改进判据

图11 考虑到负载电流的正常运行状态

(5)

在正常运行时负载不可忽略，若靠近系统侧馈线处负载电流过大则会使得幅值判据的检测结果偏小从而落入保护误动作的范围，基础判据可能存在失效。

为提升保护判据的灵敏度，需要在发生区内故障时减小制动量，提升保护动作可靠性；在发生区外故障时增大制动量，降低保护误动的可能性。幅值判据改进为：

(6)

式中C1，C2为自适应的常数。

(7)

当发生区外故障时，此时幅值判据为：

(8)

如图12所示，当发生区内故障时，线路两侧电流幅值比降低到C1+C2以下，保护即动作，根据上文所述的电流相位条件，此时保护判据的制动区域为区域Ⅰ；当发生区外故障时，线路两侧电流幅值比需要降低到C1-C2以下时，保护才可动作，上文所述的电流相位条件，此时保护判据的制动区域为区域Ⅰ+区域Ⅱ。

图12 改进判据下的保护区域

由上可知，改进型保护判据在区内故障时制动区域明显小于区外故障时的制动区域，因此通过合理整定C1与C2的值可提升保护判据灵敏度。

综上所述，将保护判据改进为：

(9)

在本节所提的分布式保护方案中，每段配电网线路的首末两端分别安装有一个本地保护单元(Local Protection Unit，LPU)采集电压、电流和开关状态；每个LPU分别控制一个断路器，接收上级下达的动作命令。对配电网线路上所有LPU分组，使线路两端LPU为一个互联组，只有同互联组的LPU才相互联络并获取对方电流幅值和相位信息。满足保护判据的动作条件时，对应断路器动作，切除故障线路。

3 实验结果与分析

仿真模型如图13所示。文章以10 kV辐射状配电网为算例进行仿真验证，线路参数采用典型的截面积为185 mm2、几何间距为1 250 mm的LJ185铝导体架空线路，每公里阻抗幅值为0.36 Ω，阻抗角为62.5°，母线之间距离设为1 km。正常运行负载为：母线1与母线2之间、母线2与IIDG2之间的负荷大小均为(0.6+j 0.12) MVA；当重载运行时候保持母线2与IIDG2之间的负荷大小不变，母线1与母线2之间变为原来的两倍。图13中所示IIDG均为PQ控制型IIDG，正常工作情况下IIDG容量为0.6 MVA。

图13 仿真模型电路结构

基础判据相位整定：当保护区段外发生故障时，线路两端电流相位差大于160°；当保护区段内发生故障时，线路两端电流相位差小于70°。取其平均值，令φ为115°。

基础判据幅值整定：当保护区段外发生故障时，线路两端电流幅值比大于0.5；当保护区段内发生故障时，线路两端电流幅值比小于0.5。考虑由故障电流导致线路两端电流互感器饱和引起的幅值误差在10%之内，取系数R=0.4。

综上得到基础判据的动作特性表达式为：

(10)

(1)正常负载状态运行

图14为正常负载运行状态且无故障时断路器处的A相电流。断路器1-2和断路器2-1处A相电流幅值比约为0.3，基础判据失效。当配电网某段线路相对于下游区域重载时，线路两端负荷电流幅值相差较大,考虑采用式(9)的形式令C2=0.1，C1=0.3，结合式(10)，可得改进判据：

图14 重载且无故障时断路器处A相电流

(11)

根据改进判据，保护正确制动。

(2)区内故障

图15为重载运行下f1处发生故障时断路器处的A相电流。两断路器处A相电流幅值比远小于0.1，相位相差60°，此时保护动作判据为：

图15 重载时f1处故障时断路器处A相电流

(12)

根据改进判据，保护正确动作。

(3)区外故障

图16为重载运行下f2处发生故障时断路器处的A相电流。t=0.2 s时在f2处引入AB两相短路故障，两断路器处A相电流幅值约为1，相位差约为180°，保护判据与式(11)相同。根据保护判据，保护正确动作。

图16 重载时f2处故障时断路器处A相电流

信息处理基本单元在现实中往往会遭遇意外工况，例如拒动和信息丢失等。针对LPU拒动时(断路器失灵按照LPU拒动处理)给出的处理方案是：构建互联后备组，即将某LPU与其相邻的非同一互联组内的LPU组成后备互联组，若本LPU发生拒动现象，则令该LPU的互联组内LPU与该LPU的后备互联组内LPU进行通信。对LPU信息丢失同样采取后备互联的处理，当发生某LPU发现同互联组内对侧LPU发生信息丢失现象时，与对侧LPU后备互联组的LPU进行电流幅值和相位信息的通信，当发现故障位于两LPU之间时，由两LPU分别控制相应的断路器完成故障的隔离工作。

4 结束语

文章以IIDG接入的交流配电网为研究对象，重点研究了适应IIDG接入的交流配电网继电保护方案，研究的主要内容和结果如下：

(1)建立了考虑到本体及控制策略的分布式电源仿真模型,对考虑低电压穿越策略的IIDG故障特性进行了分析；

(2)对有源配电网两端线路区段端部电流之间的相位与幅值关系进行了分类与分析；

(3)提出了基于电流幅值及相位信息的分布式保护方案，并在PSCAD中进行了仿真验证。

传统电流差动保护相移误差与判据灵敏度之间存在矛盾，提出一种基于电流幅值及相位条件的分布式保护方案，其中改进型的判据具备较高的可靠性。同时，本方案对配电网量测能力的要求较低，仅需电流信息，具备一定的工程实践价值。后续的工作将继续研究有源配电网差动保护参数的自适应调节以及研究多端线路区段端部电流之间的幅相关系，完成复杂电网条件下考虑到各种实际问题对保护带来的综合影响研究。