逆变型分布式电源接入对接地距离保护的影响与对策

曾 翔，文明浩，钱 堃，蒋 焘

（强电磁工程与新技术国家重点实验室（华中科技大学），湖北武汉 430074）

0 引言

近年来，以光伏、风电等清洁能源为主的分布式电源接入电网得到了高速发展[1-4]。然而分布式电源的故障特性受风光出力波动性及随机性、低电压穿越控制策略和电力电子器件限流的影响，与传统旋转同步机电源有较大差异，这将对其接入系统的继电保护带来不利影响，特别是其中发电容量占有率较大的逆变型分布式电源（Inverter-interfaced Distributed Generator，IIDG）[5-11]。距离保护因其受系统运行方式影响小、能有选择性地快速动作等优点，在110 kV 电网线路保护中广泛应用，且距离保护为消除死区大多采用正序电压极化，其应用前提是保护装置背后系统为强电压源系统，而IIDG 故障后表现为受控电流源特性，其接入系统时距离保护动作性能将受到一定影响[12]。

目前，国内外学者对新能源电源接入下距离保护的适应性问题开展了相关研究分析。文献[13]研究结果表明风电系统的弱馈性和系统阻抗不稳定导致距离保护动作性能较差。文献[14]研究指出分布式电源正向助增电流将缩小距离保护II 段的保护范围，降低其灵敏度。文献[15]则指出非金属故障时光伏场站弱馈性导致附加阻抗较大，距离保护可能无法正确动作，会导致传统自适应距离保护区外误动。文献[16]指出非金属性接地故障时风电场接入的联络线距离保护有拒动和超越的隐患。文献[17]基于逆变型电源送出线两侧故障电流差异对距离保护附加阻抗的影响，指出了送出线两侧距离保护在非金属性故障下的不正确动作隐患。针对工程实际中广泛应用的正序电压极化距离保护，文献[18]指出正序电压极化距离保护在光伏送出线时的不正确动作现象，但并未对此现象作进一步的机理分析。文献[19]通过仿真分析了风电场在故障期间等值内阻抗的时变特性导致正序电压极化距离保护不正确动作的情况。现有的研究多聚焦在距离保护抗过渡电阻能力方面，鲜有研究指出新能源接入下正序电压极化距离保护在金属性故障时的拒动和误动行为以及进行相应的机理分析。

本文主要分析了IIDG 接入系统中110 kV 联络线两侧的正序电压极化接地距离保护的动作性能，考虑金属性故障，首先分析了距离保护采用正序电压极化的基本原理，通过序网分析推导出各序电压关系，然后基于故障相电流与正序电压的相位关系对接地距离保护性能的影响进一步分析，指出IIDG接入下接地距离保护的不可靠动作行为产生机理。最后针对所指出的距离保护不可靠动作隐患，分别从中性点接地方式和保护方案的角度提出应对策略。最后通过PSCAD/EMTDC 进行仿真验证。

1 IIDG接入系统故障特性

1.1 IIDG接入系统

IIDG 接入电网的系统结构如图1 所示，110 kV升压变压器的高压侧经110 kV 联络线和大电网连接，低压侧10 kV 母线有IIDG 接入，10 kV 母线即IIDG 并网点P，电网侧中性点直接接地，为限制单相接地故障电流、防止通信干扰和简化零序电流保护整定配合要求，110 kV 变压器中性点大多采用不接地方式运行。由于系统为两侧电源供电，因此线路两侧均配置有保护装置，其中线路IIDG 侧和电网侧分别配置距离保护M 和距离保护N。

图1 IIDG接入电网的接线图Fig.1 Wiring diagram for grid-connected IIDG

图1 中F 为故障点；Pld和Qld分别为本地负荷有功和无功功率。

1.2 IIDG故障特性

IIDG 通过逆变器并网，逆变器采用矢量解耦控制方法，其输出的有功和无功功率由输出电流的d轴和q轴分量解耦控制，通常将并网点正序电压定向到d轴，q轴滞后于d轴90°。故障期间IIDG 采取优先输出无功功率同时抑制负序电流的低电压穿越策略，在进行故障分析时可将其等值为受并网点电压跌落程度控制的正序电流源[20-22]。此时IIDG的q轴和d轴指令值分别为：

式中：id和iq分别为d轴和q轴电流指令值；α为并网点正序电压跌落幅度；ilimit为电流限幅值标幺值，一般取1.2；id0为故障前d轴电流指令值。

由于IIDG 主要利用风光等新能源发电，其有功出力具有随机性和波动性，因此id0取值范围为0～1。

2 IIDG接入对接地距离保护的影响

2.1 正序电压极化接地距离保护基本原理

目前距离保护为解决出口故障的死区问题，一般采用保护安装处的正序电压作为极化电压，在常规电网中，正序电压极化距离保护的阻抗动作特性在正向故障和反向故障时分别表现为包括坐标原点的偏移圆和远离原点的上抛圆，具有很好的方向性[23]。

正序电压极化接地距离保护的比相判据为：

式中：Uop为补偿电压；Uref为极化电压。

以线路上发生A 相接地故障为例，IIDG 侧距离保护M 的补偿电压和极化电压分别为：

式中：UMA，UM(1)，IMA，IM(0)分别为保护M 处A 相的相电压、正序电压、相电流和零序电流；K为线路零序电流补偿系数；Zset为整定阻抗。

考虑线路上发生金属性故障，保护安装处A 相电压可表示为：

式中：ZL1为线路正序阻抗；p为故障点到保护M 处的距离与线路全长的比值。

pZL1与Zset的相角均为线路阻抗角，其幅值关系如下：

因此，当区内故障时Uop与UMA反相，当区外故障时Uop与UMA同相，通过Uop与UMA的比相可识别区内外故障。对于保护背后系统为强电压源系统的情况，UMA与UM(1)相位均接近背后系统电源相位，此时可用保护处正序电压相位来代替故障相电压作为极化电压，正是依赖于该特点构成正序电压极化距离保护。

2.2 单相接地故障序网分析

在IIDG 接入的系统中，考虑线路上发生金属性故障，故障复合序网如图2 所示。图2 中电气量均归算到110 kV 侧，Es为电网侧电源电势，IDG为IIDG 输出电流，IM(1)和IM(2)分别为流过保护M 处的正序电流和负序电流，Zs，ZL，ZT，Zld分别为电网侧等值电源阻抗、线路阻抗、变压器阻抗和负荷等值阻抗，下标1，2，0 分别表示正序、负序、零序分量，各元件正负序阻抗一致，零序网络中IIDG 侧开路。

图2 单相接地故障复合序网Fig.2 Composite sequence network of single-phase grounding fault

由1.2 节分析可知IIDG 具有弱馈性，其输出电流较小，加之归算后10 kV 系统的阻抗值远大于110 kV 系统的阻抗值且主要为负荷阻抗[24-25]，因此故障点开路电势近似等于Es，则故障点正、负、零序电压分别为：

式中：Z1，Z2，Z0分别为从故障点看入的正序、负序和零序综合阻抗。

Z1，Z2，Z0可由下式近似计算：

由式（7）可知，故障点正序电压不受IIDG 接入的影响，而负荷阻抗远大于线路阻抗和变压器阻抗，由分压原理可知故障点到并网点P 之间的正序电压压降相对于故障点正序电压可忽略不计，此外IIDG 输出电流由于幅值受限其对正序电压分布影响较小，因此故障点F、保护M 和并网点P处的正序电压可近似视为相等且不受IIDG 接入影响，即：

类似地负序电压存在以下关系：

式中：UM(1)和UM(2)分别为保护M 处正序电压和负序电压；UP(1)和UP(2)分别为并网点P 处正序电压和负序电压（归算至110 kV 侧）。

2.3 故障相电流与正序电压的相位关系对接地距离保护性能的影响

对于IIDG 接入系统联络线发生单相金属性接地故障，式（5）仍成立，Uop与UMA之间仍存在确定的相位关系：在正方向区内和区外故障时Uop与UMA分别反相和同相。因此距离保护动作性能取决于UMA与UM(1)的相位关系。

根据110 kV 变压器中性点不接地，故障后线路IIDG 侧无零序电流流通，仅有正序和负序电流，此时保护M 处A 相电压为：

由于110 kV 线路阻抗接近纯感性，为便于分析，pZL1阻抗角近似视为90°，则UMA相位超前IMA90°。

根据2.2 节分析，UM(1)主要由电网侧电源及系统侧参数决定，不受IIDG 接入的影响，其相位稳定。而UMA相位超前IMA90°，IMA由IIDG 输出电流和负荷电流组成，IIDG 输出电流幅值和相位受控导致IMA相位可能在-180°～180°变化，则UMA与UM(1)的相位差可能的变化范围较大。

根据UMA相位超前IMA90°，绘制了IMA与UM(1)相位关系的4 种典型情况示意图如图3 所示，图3中相量仅描述相位关系，不代表真实幅值关系。

图3 故障相电流与正序电压相位关系的典型情况Fig.3 Typical situation of phase relationship between fault phase current and positive sequence voltage

在图3（a）中，IMA与UM(1)相角差处于(-180°,-90°)，UMA与UM(1)相角差处于(-90°,0°)。当正向区内故障时，Uop与UMA反相，此时式所示的保护判据成立，保护正确动作；当正向区外故障时，Uop与UMA同相，此时式（3）所示的保护判据不成立，保护正确不动作。

由图3（b）可知，当IMA与UM(1)相角差处于(-90°,0°)时，UMA与UM(1)相角差处于(0°,90°)，类似地，由式（3）保护判据可得，当正向区内和区外故障时，保护分别正确动作和不动作。

在图3（c）中，IMA与UM(1)相角差处于(0°,90°)，UMA与UM(1)相角差处于(90°,180°)。当正向区内故障时，Uop与UMA反相，此时式（3）所示的保护判据不成立，保护拒动；当正向区外故障时，Uop与UMA同相，此时式所示的保护判据成立，保护误动。

在图3（d）中，IMA与UM(1)相角差处于(90°,180°)，UMA与UM(1)相角差处于(-180°,-90°)。类似地，由式（3）保护判据可得，当正向区内和区外故障时，保护分别拒动和误动，将上述金属性区内故障拒动和金属性区外故障误动统称为保护失效。

由本节分析可知，以UM(1)为参考相量，当IMA相位处于(0°,180°)，即Im(IMA)＞0 时，正序电压极化接地距离保护将失效，即区内故障时拒动，区外故障时误动，故距离保护动作可靠性取决于IMA的相位。

2.4 IIDG接入系统接地距离保护失效机理分析

根据基尔霍夫电流定律，以图1 中电流流向为参考方向，则IMA可由下式计算：

式中：IDGA为DG 输出的A 相电流；IldA为本地负荷的A 相电流。

故障前本地负荷有功和无功功率分别为Pld0和Qld0，故障前后负荷阻抗不变，则负荷阻抗为：

式中：UN为额定相电压。

由于变压器低压侧无零序电流流通，故并网点零序电压UP(0)=0，因此故障后负荷A 相电流可化为：

由于IIDG 故障后等效为正序电流源，因此IDGA中仅含正序分量，其幅值和相位由并网逆变器中d轴和q轴指令值决定，且d轴定向于并网点P 正序电压，q轴滞后于d轴90°，因此以UM(1)为参考相量时IDGA可表示为：

式中：IN为额定运行时IIDG 输出相电流；UN为常数。

将式（14）和（15）式代入式（12）中得到：

令Im(IMA)＞0 即可得到正序电压极化接地距离保护失效条件为：

根据式（9）和式（10），且电网侧电源电压接近额定电压，可得：

由于110 kV 系统各部分阻抗角近似视为相等，故k可视为实数，根据式（8）可知在系统参数确定的情况下k仅与故障位置有关；而iq仅由并网点P正序电压UP(1)决定，同样根据式（8）和（9）可知UP(1)仅与故障位置有关，因此在系统参数确定的情况下式（17）中系数k和iq仅与故障位置相关。定义失效功率边界值为Qborder=kiqSDG，则Qborder取决于故障位置和IIDG 容量。

通常单相接地故障导致并网点电压跌落较轻，故iq较小，根据式（18），考虑1 ≤Z01≤3，则1.667 ≤k≤3，由于IIDG 并网以本地消纳为主，SDG较小，负荷水平较高，因此易满足式（17）的失效条件，此时距离保护无法正确判断区内和区外故障。

还需指出，对于联络线电网侧接地距离保护N，在反方向故障时，故障点位于保护装置背后，保护N测得的电压和电流仍由IIDG 侧提供，与此时保护M测得的电压电流接近，同理可得：当满足式（17）失效条件时，接地距离保护N 在反方向故障时误动。

3 应对策略

针对第2 章所指出距离保护隐患，分别从中性点接地方式和接地距离保护方案的角度提出应对策略。

3.1 对策一：变压器改为直接接地运行

当IIDG 接入的110kV 变压器中性点不接地时，流过保护安装处的电流由IIDG 输出电流和负荷电流组成，导致故障相电压UMA相位受IIDG 和负荷影响较大。鉴于此，将IIDG 接入的110 kV 变压器改为中性点直接接地。对于IIDG 保护M，线路上发生正方向单相接地故障时，保护处有零序电流流过，故障零序网络如图4 所示，图4 中IM(0)为保护M 处的零序电流。

图4 故障零序网络Fig.4 Zero sequence network of fault

由于IIDG 输出电流具有弱馈性且负荷阻抗远大于系统侧阻抗，线路IIDG 侧零序电流分流系数远大于正序、负序分流系数，故IMA以零序分量为主，式（5）可近似化为：

式（19）和（20）中pZL(0)+ZT(0)阻抗角近似为90°，且ZL0阻抗角接近90°，故UMA与UF(0)相位接近反相。同时，变压器中性点直接接地时零序综合阻抗为：

将Z0用式（21）替换后，式（7）—（9）仍成立，故有UF(0)与UF(1)相位接近反相，而UF(1)与UM(1)近似相等，因此UMA与UM(1)接近同相，可用保护安装处的正序电压相位近似替代故障相电压相位，在正方向区内和区外故障时距离保护比相判据分别接近0°和180°，距离保护分别可靠动作和不动作。同理可得，此时电网侧接地距离保护在反方向发生单相接地故障时可靠不动作。

3.2 对策二：采用零序无流判据和相电压极化距离元件构成接地距离保护方案

考虑从接地距离保护方案的角度提出对策：采用相电压极化距离元件实现保护测距功能，辅以零序有流判据对近区故障方向加以区分。

以线路DG 侧保护为例，接地距离保护采用相电压极化，当线路上发生单相金属性接地故障时，Uop与Uref在正向区内和区外故障时分别反相和同相，在非近区故障时比相判据能准确区分区内外故障，且不受保护安装处背后系统的影响。

针对近区故障，相电压极化距离元件存在死区问题，采用零序无流判据辅助判断故障方向。零序无流判据为：

式中：Iset(0)为零序无流门槛。

由于IIDG 接入的110 kV 变压器中性点不接地，对于DG 侧保护，若正方向发生单相接地故障，保护处无零序电流，满足零序无流判据；若反方向发生单相接地故障，保护处流过由系统侧提供的零序电流，不满足零序无流判据。反之，对于网侧保护，若正方向发生单相接地故障，零序无流判据不满足；若反方向发生单相接地故障，零序无流判据满足。

4 仿真验证

基于PSCAD/EMTDC 仿真平台搭建如图1 所示的IIDG 接入的系统模型，考虑金属性故障，对本文所指出的距离保护不可靠动作行为以及所提对策的仿真验证。系统参数如表1 所示，故障时间设为0.3 s，距离保护保护范围为线路全长的80%。

表1 系统参数Table 1 System parameters

4.1 IIDG接入对接地距离保护的影响

4.1.1 IIDG侧保护在正向故障下动作情况

设置正向出口（p=0）和线路中点（p=0.5）作为正向区内故障点，线路电网侧母线（p=1）作为区外故障点，算得p为0，0.5，1 时对应的失效功率边界Qborder分别为5.66 Mvar，6.5 Mvar，9 Mvar，故障前本地负荷有功功率取21 MW，图5 为不同负荷无功水平下IIDG 侧接地距离保护在正向故障时的动作情况，其中纵坐标为距离保护判据比相值。

图5 IIDG侧保护正向故障动作情况Fig.5 Protection action near IIDG side under forward fault

可以看出，对于区内故障，当负荷无功功率高于失效边界值时距离保护判据超出(-90°,90°)动作范围，保护拒动；对于区外故障，当负荷无功功率高于失效边界值时距离保护判据处于(-90°,90°)动作范围，保护误动。

4.1.2 电网侧保护在反向故障下动作情况

设置线路电网侧母线（p=1）作为反向故障点，算得失效功率边界Qborder为9 Mvar，图6 为不同负荷无功水平下电网侧接地距离保护在反向故障时的动作情况。可以看出，当负荷无功功率高于失效边界值时距离保护判据处于(-90°,90°)动作范围，保护误动。

图6 电网侧保护反向故障动作情况Fig.6 Protection action near grid side under backward fault

4.2 采用对策一时的保护动作仿真

对策一是将IIDG 接入的110kV 变压器改为中性点直接接地，此时在不同IIDG 容量和负荷水平下IIDG 侧接地距离保护在正向故障时和电网侧接地距离保护在反向故障时动作情况如图7 所示，图7 中组合1—4 对应的IIDG 容量和本地负荷功率组合如表2 所示。

表2 IIDG容量和本地负荷功率组合Table 2 Combination of IIDG capacity and local load power

由图7 可以看出，IIDG 容量和本地负荷波动对正序电压极化接地距离保护比相判据影响极小，且区内故障时保护比相判据接近0°，保护可靠动作；区外故障时保护比相判据接近180°，保护可靠不动作。

图7 对策一保护动作情况Fig.7 Protection action of the first strategy

4.3 采用对策二时的保护动作仿真

依据对策二保护方案，采用相电压极化的接地距离保护比相判据识别区内外故障，针对近区保护出口故障下保护存在死区导致比相判据不可用的情况，采用零序无流判据辅助判断故障方向。在IIDG 接入系统的110 kV 线路上不同位置设置单相金属性接地故障，零序无流门槛整定为0.05 kA，对策二保护动作情况如表3 所示。可以看出，对于非近区故障，相电压极化的比相判据对于区内外故障有良好的判别能力，对于近区故障，零序无流判据能可靠地辅助判别故障方向，保护动作行为可靠。

表3 对策二保护动作情况Table 2 Protection action of the second strategy

5 结论

本文对IIDG 接入系统中110 kV 联络线接地距离保护进行了研究，考虑金属性单相接地故障，针对目前应用最广泛的正序电压极化距离保护展开分析，分析指出存在由故障位置和IIDG 容量决定的保护失效功率边界值，当本地负荷无功高于此边界值时，IIDG 侧接地距离保护在正向区内故障时拒动，正向区外故障时误动，电网侧接地距离保护在反向区外故障时误动。

针对所指出距离保护隐患，分别从中性点接地方式和保护方案的角度给出应对策略。对策一将IIDG 接入的110 kV 变压器改为直接接地运行，此时保护处正序电压与故障相电压相位接近一致，正序电压极化接地距离保护在区内外故障时动作可靠；对策二采用零序无流判据和相电压极化距离元件构成接地距离保护方案，距离保护动作不受背后IIDG 弱电源系统影响，且无死区问题。本文研究结论对IIDG 接入系统中性点接地方案制定和接地距离保护改进具有一定借鉴意义。