适应IIDG接入的就地型馈线自动化改进策略

戴志辉，于礼瑞，何静远，张艺宏

（华北电力大学 河北省分布式储能与微网重点实验室，河北 保定 071003）

0 引言

当前我国配电网的建设与发展有了更高的要求，如充分利用分布式电源、降低大面积停电风险等［1］。根据不同的供电可靠性目标，由高到低可将配电网供电区域划分为A+、A、B、C、D、E这6个类型［2］。馈线自动化（feeder automation，FA）作为配电自动化的重要组成部分，对提高配电网供电可靠性、满足客户需求等具有重要作用。目前主要存在3 种模式的FA，即就地控制型、集中控制型、智能分布型FA。其中就地控制型FA 因其不依赖于主站和通信，造价低，广泛应用于对供电要求相对较低的B、C 类供电区域［3］。

就地控制型FA 中各开关的定值通常按照潮流的单向流动进行整定［4］。然而，在电力物联网和能源互联网的深度融合背景下，逆变型电源在配电网中的应用日益广泛［5］，配电网的潮流因逆变型分布式电源（inverter-interfaced distributed generator，IIDG）的接入而发生改变，各开关之间动作逻辑可能因此被破坏，致使FA 无法快速准确地识别、隔离故障。因此，亟需研究IIDG 并网对就地控制型FA 的影响以及相应的解决方案。

文献［6］结合低电压穿越（low voltage ride through，LVRT）能力分析了IIDG 并网对电压-时间型FA 的影响，并通过限制IIDG 的接入容量保证FA中各开关动作逻辑不被破坏。但在该方法下，IIDG的准许接入容量较小，与能源转型的发展方向相悖，同时其并未分析分布式电源的接入对开关“无压分闸”动作策略的影响。文献［7］分析了IIDG 的接入对电压-时间型及电流级差型FA模式下开关动作逻辑的影响，但未对配电网中使用较多的电压-电流型FA 模式进行分析。文献［8-9］针对IIDG 接入配电网后FA出现的难题，提出了基于终端之间信息交互的智能分布型FA方案。但这些方案依赖低延时、高带宽的通信技术，若对B、C类供电区域进行相应改造，则工程量大、造价较高。

目前，已有研究考虑将电流保护与FA模式相结合，从而提高配电网供电的可靠性［10］，也有利用改进的方向元件减小IIDG 对配电网造成的影响［11］，据此可以对有源配电网就地控制型FA 系统进行改进。本文以电压-时间型和电压-电流型FA模式为例，分析了IIDG 接入对FA 系统中各开关动作情况的影响；在此基础上，针对电压-时间型FA，提出一种基于电压序分量的分闸判据，并结合电流保护对FA系统进行改进；针对电压-电流型FA，在上述改进的基础上，结合方向元件，提出适用于IIDG 接入的电压-电流型FA 系统改进方案；最后，利用PSCAD 搭建的就地控制型FA仿真模型，验证了方案的可行性。

1 有源配电网电压-时间型FA改进措施

1.1 电压-时间型FA

电压-时间型FA 依靠电压型分段开关的“来电合闸、无压分闸”功能，与变电站出口配置的重合器相互配合，逐级延时恢复供电，利用时间顺序进行故障检测，并闭锁故障位置前后的开关，从而实现故障区间的隔离［7］。电压-时间型FA 适用于辐射线路、单环网等框架，其典型线路图见图1。图中：CB为变电站出口断路器；FS为电压-时间型分段开关；LS为联络开关；FTU 为馈线终端，预先设置相应判断逻辑；TV为电压互感器，用于电压测量、来电检测等。

图1 电压-时间型FA典型线路图Fig.1 Typical line diagram of voltage-time type FA

1.2 IIDG接入对电压-时间型FA的影响分析

含IIDG 接入的电压-时间型FA 系统配置如图2所示，结合图2 具体分析IIDG 接入对电压-时间型FA的影响。

图2 含IIDG接入的电压-时间型FA系统配置图Fig.2 Configuration diagram of voltage-time type FA system with IIDG integration

1）为了实现重合器与线路上分段开关的相互配合，CB 需保护线路全长。为保证其可靠动作，CB 的最小动作电流须根据其保护范围末端发生故障时流过的最小短路电流进行灵敏度校验，如式（1）所示。

式中：Ksen为灵敏系数；I(2)min.CB为系统最小运行方式下，保护范围末端发生两相短路故障时流经CB 的短路电流大小；Imin.trip为CB的最小动作电流。

而IIDG 接入配电网后，当分支线路上（例如点K1、K3）及接入点下游主线上（例如点K2）发生故障时，由于IIDG 的外汲作用，流经CB 的电流减小。IIDG 的接入容量以及接入位置对流经CB 的故障电流大小有直接影响，当IIDG 的接入位置越靠近CB或其接入容量越大时，外汲效应就越强。因此当分支线路或主线末端发生故障时，CB 检测到的故障电流可能由于过小而拒动，无法切除故障。当接入点上游主线上（如点K4）发生三相短路故障时，IIDG 的接入不会对CB处保护的动作产生影响；若故障类型为不对称故障或三相经过渡电阻故障时，则IIDG 的接入会导致流经CB 的故障电流变小。而相较于接入点下游发生故障的情况，上游的故障位置距离CB较近，故障时流经CB 的电流本身就很大，远超过CB处保护的最小动作电流，同时IIDG 贡献故障电流的能力有限，因此上游主线发生故障时IIDG 的接入不会对CB处的保护产生影响。

2）电压-时间型分段开关具有“来电合闸、无压分闸”的特性。工程实际中，传统的“无压分闸”判据为：实时监测的线电压有效值小于30 % 的额定值时分闸［12］。而当大量IIDG 接入配电网后，由于其低电压穿越能力，在CB 动作后还能够维持一定的电压。若配电网中发生不对称故障，则并网点电压跌落的幅度较小，靠近该点的开关（如FS2）检测到的电压可能大于设定值，从而影响其可靠分闸。

3）根据光伏发电并网相关规定，配电网发生故障后，IIDG 一般采用反孤岛保护控制策略［13］。目前，常用的欠电压反孤岛保护动作时限tL一般为：

式中：UIIDG.f为发生故障时IIDG 并网点电压；UN为配电网额定电压。由式（2）可见，在反孤岛保护作用下，IIDG的最大脱网时间为2 s。

为了保证IIDG 可靠脱网，还需计及断路器的动作时间，本文考虑动作时间为0.03 s。那么，可得到在2 种控制策略下，IIDG 可靠脱网的最大时间为2.03 s。而CB 的一次重合闸时间一般设置为1 s［14］。因此当CB 重合时，IIDG 仍可能并网运行，可能导致非同期重合闸的产生。

1.3 解决方案

1）针对IIDG 外汲作用导致流经CB 短路电流变小的问题，本文首先考虑求得在不影响出口断路器动作情况下的IIDG接入容量极限值。

以图2 所示的配电网为例，搭建含IIDG 接入的电压-时间型FA 系统仿真模型，设置出口断路器CB的保护范围末端（点K2）发生两相短路故障，在逐步增加IIDG 接入容量的同时，监测流经CB 的故障电流I(2)min.CB情况。当该电流减小到无法满足式（1）时，即可求得在不影响CB 动作情况下的IIDG 接入容量极限值。若IIDG 多点、分散接入配电网，则可根据配电网发展的不同需求，单独增加某一位置IIDG 接入容量，或按照不同的比例同时增加多位置的接入容量。此外，也可建立考虑节点电压等约束的有源配电网最大准入容量规划数学模型，利用智能算法求解IIDG的可接入极限容量［15］。

而当IIDG 接入容量大于极限值时，仅考虑对保护定值调整无法解决CB无法保护线路全长的问题。目前，许多供电企业考虑将出口断路器的过流Ⅰ段保护退出，或对Ⅰ段增加延时，这为配电网多级保护配合提供了条件。因此，本文考虑结合电流保护对现有电压-时间型FA 进行改进，将主线末端分段开关及各支线分段开关替换为分段断路器。它们与CB 相互配合，从而保证当末端以及分支线路出现故障时，能够由分段断路器可靠切除，同时配合各个区域的分段开关实现供电恢复，无须CB1保护线路全长。替换末端开关后的电压-时间型FA 系统如图3所示。图中：CB1为该馈线原本配置的出口断路器；CB2— CB4为经替换后的分段断路器。

图3 替换末端开关后的电压-时间型FA系统Fig.3 Voltage-time type FA system after end-switch replacement

CB2位于主馈线的末端，因此CB2处保护的配置和定值的整定与CB1处相似。保护Ⅱ段定值考虑躲过下游线路冷启动电流和下级配电变压器最大短路电流整定；Ⅲ段定值可选下游最大负荷电流的2.5倍［16］。在时间上，由于下游发生故障时短路电流较小，且需要实现末端断路器与下游分支线路的多级配合，因此Ⅱ段动作时限可选为0.55 s。而由于主线出口保护Ⅲ段的动作时限较长，能够满足多级级差的需要，因此末端处的保护Ⅲ段动作时限比出口处的Ⅲ段动作时限小1个时间级即可。

分支线路上的CB3、CB4一般按照电流Ⅰ段、Ⅲ段保护进行配置，同时需结合其在主线末端CB2上下游不同位置对保护定值以及动作时间进行整定。上游分支线路断路器处的保护Ⅰ段定值需保证在支线末端发生故障时有足够的灵敏度，还要躲过冷启动电流，同时在时间上与出口处的保护Ⅱ段相配合，相较出口处的保护Ⅱ段少1 个时间级差；保护Ⅲ段定值整定原则与出口处保护Ⅲ段相似，可选下游最大负荷电流的2.5 倍，在动作时间上与CB1处的保护Ⅲ段相配合，比出口处保护Ⅲ段少1 个时间级差。下游分支线路断路器处的保护Ⅰ、Ⅲ段与末端CB2处的保护Ⅱ、Ⅲ段相配合，定值与时间整定原则与上游分支断路器处的相似，故不再赘述。

当替换后的FA 系统中主线末端（点K2）以及支线（点K1、K3）发生故障时，IIDG 接入后，其助增作用会使流经CB2— CB4的故障电流增大，因此分布式电源的接入不会影响分段断路器的动作情况。

2）针对配电网发生不对称故障时，无压分闸判据可能失效的问题，本文考虑结合电压序分量对分闸判据进行改进。

分段开关两侧的电压量测量一般为电源侧线电压Uab以及负荷侧线电压Ubc［17］，经离散傅里叶变换（discrete Fourier transform，DFT）处理后，可得到正序电压U1、负序电压U2的表达式为：

式中：α为移相因子，α=ej2π/3。同时定义电压不对称度εU为：

考虑躲过配电网正常运行时的不平衡度，一般将阈值εset设置为0.2［16］。当εU≥εset时，可判断配电网中发生了不对称故障。

因此本文考虑在原有“无压分闸”判据的基础上，增加上述基于电压不对称度的分闸判据，满足其中任意一个判据即实现分闸，改进后的分闸策略如图4 所示。图中：U（t）为实时采集的线电压有效值；Ue为线电压额定值。

图4 改进后的分闸流程Fig.4 Improved gate breaking process

3）针对CB重合时可能出现的非同期重合闸，本文考虑将重合闸与IIDG 自身控制策略进行配合解决这一问题。

从前文的分析可知，IIDG 的可靠脱网时间为2.03 s。为了保证重合闸的成功率，还需留有一定的时间裕度，本文取0.4 s。因此，将CB 的重合闸延时时间设置为2.43 s，可保证CB 重合前IIDG 已可靠脱网，从而避免非同期重合闸产生。

2 有源配电网电压-电流型FA改进措施

2.1 电压-电流型FA

2.1.1 基于分段开关的电压-电流型FA

基于分段开关的电压-电流型FA采取结合故障电流的复合判据，通过记录失压以及过流的次数，实现故障区域的隔离以及非故障区域的快速恢复供电［18］。电压-电流型FA 适用于辐射线路、多联络等网架，其典型线路图如图5 所示，图中FS 为电压-电流型分段开关。

图5 电压-电流型FA典型线路图Fig.5 Typical line diagram of voltage-current type FA

而在该种模式下CB动作后，线路上非故障区的分段开关因检测到失压也需进行一次动作。为了实现非故障区域的快速恢复、减少开关动作次数，有学者在此基础上提出了改进的电压-电流型FA［19］。其故障处理模式与上述模式大体相似，但分段开关的工作模式为先对故障电流进行判断，再对电压进行判断，即当线路上发生短路故障时，开关失压前检测到故障电流才考虑分闸，否则保持合闸状态。

以图5为例，该FA的故障处理模式如下。

1）若FS2与FS3间发生短路故障，则CB检测到故障并跳闸，各分段开关失压计数1 次。FS1、FS2检测到故障电流，过流计数1 次，处于故障区域；FS3、FS4因无故障电流流过，处于非故障区域。因未达到2次失压，各分段开关不动作。

2）CB 延时合闸，若为瞬时性故障，则重合成功；若为永久性故障，则CB 重合失败，各分段开关由于失压计数2 次，同时FS1、FS2过流计数2 次。因此FS1、FS2达到分闸要求立即分闸，其余开关不分闸。

3）CB 进行二次重合，分段开关逐级重合。FS1经确认时间后未检测到故障电流，闭锁分闸。FS2合闸于故障区域，CB 二次跳闸，FS2闭锁合闸，实现故障隔离。

4）故障清除后，CB 第3 次重合成功，各开关合闸。

而目前较少有CB 能够满足配置3 次重合闸的条件，因此可将瞬时性故障按照永久性故障进行处理，将分闸要求改为“失压计数1次、过流计数1次即分闸”，从而通过CB 的2 次重合闸实现故障的隔离与恢复。

2.1.2 基于断路器的电压-电流型FA

基于断路器的电压-电流型FA将分段开关改为断路器，同时检测两侧的电流、电压信号，除了具备“来电合闸、无压分闸”功能外，还需在重合时投入瞬时速断保护功能，若合闸于故障则立刻分闸并闭锁，从而隔离故障。该FA 模式在变电站出口断路器进行一次重合后即可切除线路故障，对设备、用户的冲击较小，但需采用较多断路器，造价较高。

2.2 IIDG接入对电压-电流型FA的影响分析

结合图6所示系统，具体分析IIDG接入对电压-电流型FA 的影响，图中：FS 为电压-电流型分段开关或断路器；箭头方向为电流正方向，后同。

图6 含IIDG接入的电压-电流型FA系统配置图Fig.6 Configuration diagram of voltage-current type FA system with IIDG integration

1）无论是基于分段开关还是基于断路器的电压-电流型FA，线路上各开关都具备“无压分闸”的功能；此外，为了实现线路上各个开关的相互配合，变电站出口开关都需保护线路全长，同时配置重合闸。因此，在IIDG 接入配电网后，电压-电流型FA也会同样受到1.2节分析的3种影响。

2）针对基于分段开关的电压-电流型FA，当IIDG 接入配电网后，若接入点下游主线上（如点K2、K3）发生故障，则IIDG 的助增作用使流经FS3、FS5的电流增大，因此DG 的接入对并网点下游开关是有利的；而由于IIDG 的外汲作用，此时流经FS1、FS2的电流将会减小，且接入容量越大，外汲效应就越强。因此当馈线末端发生故障时，并网点上游开关检测到的故障电流可能小于设定值，开关无法正确地记录过流次数。

若接入点上游支线上（例如点K1）发生故障，则由于IIDG 的助增作用，流经该支线开关（例如FS4）的电流将会增大，这对过流检测是有利的。而对于并网点上游的主线开关，一方面由于IIDG 的存在，可能导致处于非故障区域的开关（例如FS2）检测到由分布式电源提供的故障电流；另一方面由于IIDG的外汲作用，可能导致流经故障区域开关（例如FS1）的故障电流减小。因此主线上各分段开关可能受到影响，无法正确地隔离故障。若并网点上游主线上（例如点K4）发生三相短路故障，则故障区域开关（例如FS1）不会受到影响，而非故障区域的开关（例如FS2）将会检测到由IIDG 提供的故障电流，与上述情况相似；若故障类型为不对称故障或三相经过渡电阻故障时，则流经故障区域开关（例如FS1）的故障电流也可能由于IIDG的接入而减小。

3）针对基于断路器的电压-电流型FA，该模式下各开关在合闸时投入电流保护功能。当并网点下游（例如点K2、K3）以及上游支线（例如点K1）发生故障时，若FS2合闸时IIDG 仍并网运行，则可能导致非同期重合，产生的冲击电流可能导致FS2的保护动作并闭锁合闸，故障范围扩大。若并网点上游主线上（例如点K4）发生故障，则IIDG 的接入并不会影响FS1的动作情况。

2.3 解决方案

1）基于分段开关的电压-电流型FA，IIDG 的接入可能影响各个开关检测到的故障电流大小。若考虑将支线以及主线末端开关改装为断路器，如图3所示，则支线以及主馈线末端发生的故障可由分段断路器可靠切除，无需并网点上游开关参与动作，此时IIDG对其过流计数的影响可以忽略。

而当并网点上游发生故障时，非故障区域开关还可能由于IIDG 提供的反向故障电流而出现不正确的过流计数，从而影响FA系统对故障的处理。针对上述问题，本文首先考虑求得不影响上游开关过流计数功能的IIDG接入容量极限值。

以图6 所示的配电网为例，搭建含IIDG 接入的电压-电流型FA 系统仿真模型，分别设置上游开关正向出口发生三相短路故障，在逐步增加IIDG 接入容量的同时，监测流经各开关的故障电流情况。当某一电流增大到开关过流检测定值时，即可求得在不影响上游开关过流检测下的IIDG 接入容量极限值。

当IIDG 接入容量大于极限值时，由于电压-电流型开关可同时检测两端的电流、电压信号，本文考虑对受到影响的上游开关增加方向元件以解决过流检测失效的问题。假设开关FS1、FS2的过流检测功能均受到影响，则改进后的FA 系统如图7 所示。图中，KW为方向元件。

图7 添加方向元件后电压-电流型FA系统配置图Fig.7 Configuration diagram of voltage-current type FA system after adding directional elements

由于IIDG 不同于传统电源，其提供的故障电流受到控制方式的影响，且在发生不对称故障时仅输出正序电流，传统的方向元件可能不适用。因此，考虑采用基于故障前电压以及正序电流之间相位关系的方向元件对电压-电流型FA 进行改进［11］，相应的判据理论分析如附录A所示。

当电流为正向时，表明此时流经该开关的故障电流仅由IIDG 提供，处于非故障区域，因此闭锁过流计数功能；当电流为反向时，表明该开关位于故障区域，开放过流计数功能，从而保证IIDG 提供的反向短路电流不会影响开关的正确动作。

2）IIDG 接入基于断路器的电压-电流型FA 系统后，可能导致各开关重合时出现非同期重合的情况。针对这一问题，同样可考虑将重合闸与IIDG 反孤岛保护进行配合，延长FA 系统断路器的重合延时，从而保证CB 重合后各开关动作时IIDG 可靠退出，不会影响各个开关的正确动作。

3 算例分析

3.1 算例简介

以图6 所示的配电网为例，在PSCAD 中分别建立电压-时间型以及电压-电流型FA仿真模型，具体参数如附录B所示。

3.2 电压-时间型FA算例分析

3.2.1 IIDG 接入对变电站出口保护的影响及改进措施验证

搭建电压-时间型FA 仿真模型，分别针对配电网中无IIDG 接入、接入1.8 MW 的IIDG 这2 种情况，对系统最小运行方式下K1—K4发生两相短路故障进行仿真。此时流经CB 的故障电流情况如附录C表C1 所示。由表可以看出，IIDG 接入后，点K1—K3发生故障时流经CB的故障电流将会减小，而点K4发生故障时变化不大，表明并网点上游分支线路以及下游发生故障时，IIDG 的接入对于出口保护的影响较大。依据配电网参数，CB 的最小动作电流Imin_trip=0.864 kA［6］。配电网末端点K2、K3发生两相短路故障时，流经CB的最小故障电流分别为1.332、1.148 kA，已接近满足灵敏性校验的最小动作值。

当接入2.2 MW 的IIDG 时，若点K2、K3发生两相短路故障，则流经CB 的最小故障电流分别为1.301、1.122 kA。由此可以看出，随着IIDG 的接入容量增大，分布式电源的外汲作用变强。当接入容量增大到2.2 MW 时，流经CB 的最小电流为1.122 kA，无法满足灵敏性校验，馈线末端发生短路故障时CB可能无法正确动作，开关之间的动作配合将受到影响，因此2.2 MW为IIDG接入容量极限值。

若将并网点末端以及上游支线开关替换为断路器，则依据配电网参数，此时FA系统以及各断路器保护定值情况如附录C 图C1 所示。搭建如图C1 所示的配电网，分别针对无IIDG接入、接入容量1.8 MW、接入容量10 MW 这3 种情况，对系统最大运行方式下点K1—K3发生两相短路故障进行仿真。此时流经各CB 的故障电流情况如附录C 表C2 所示。由于IIDG 的助增作用，流经各CB 的故障电流将会增大，且接入容量越大，增大越多，并网点支线以及主线末端的故障能够由CB2—CB4可靠切除。

经过改进后，CB 保护范围的末端由点K2缩短至点K5。设置点K5发生两相短路故障，通过改变IIDG 的接入容量，能够得到IIDG 接入容量极限值为14.5 MW。相较于改进前仅可接入2.2 MW 的分布式电源，将末端开关替换为断路器能够有效缓解IIDG 外汲作用对CB 的影响，从而提高分布式电源在配电网中的可接入容量。若接入容量大于14.5 MW，则可考虑将FS2开关同样替换成断路器，进一步缩短CB 的保护范围。但该情况下需实现多级级差保护配合，而目前CB的保护动作时间一般为0.5～0.7 s［10］，可能无法满足四、五级级差的时间要求，因此本文考虑将接入容量限制在14.5 MW。

3.2.2 IIDG接入对开关分闸的影响及改进措施验证

首先设置点K2分别发生两相短路、三相短路故障，在系统最大运行方式下对含5 MW 的IIDG 接入的配电网进行仿真。在CB动作前后开关FS2检测到的电压有效值如附录C 图C2 所示。当配电网中发生不对称短路故障时，IIDG 对并网点的电压支撑能力较强，而发生对称短路故障时能力较弱，可忽略其对“无压分闸”判据的影响。

设置点K2发生两相短路故障，在系统最大运行方式下分别对无IIDG接入、接入5 MW的IIDG、接入6 MW 的IIDG 配电网进行仿真。FS2在CB 动作前后检测到的电压有效值如附录C 图C3 所示。当配电网未接入IIDG 时，CB 跳闸后FS2的电压有效值降为0；随着IIDG 接入容量的增大，其对并网点电压的支撑能力就越强，可能导致CB 跳闸后，分段开关因检测大于0.3UN的电压而不会跳闸，无法及时隔离故障。而此时开关FS2检测到的电压不对称度εU分别为0.85、0.81。由此可以看出，当配电网中发生不对称故障时，εU大于设定值0.2，基于电压不对称度的分闸判据能够使靠近IIDG 并网点的开关实现可靠分闸，从而解决“无压分闸”判据的局限性。

3.2.3 IIDG 接入对CB 重合闸的影响及改进措施验证

设置点K2发生两相短路故障，在系统最大运行方式下分别对无IIDG 接入、接入5 MW 的IIDG 配电网进行仿真。假设重合时线路上各开关保持合闸状态，且系统侧与IIDG 的相位正好相差180°。此时流经CB 的电流情况如附录C 图C4 所示。若重合前IIDG 持续并网运行，则重合时可能产生较大的冲击电流，使得CB 重合闸失败，给整个系统带来不利影响。而故障时刻IIDG并网点电压为7.68 kV，根据反孤岛保护以及低电压穿越策略可知，此时IIDG 的可靠分闸时间为2.03 s。因此将重合延时设置为2.43 s，能够保证重合前IIDG 可靠离网，从而防止非同期重合的产生。

3.3 电压-电流型FA算例分析

3.3.1 IIDG接入对基于分段开关的电压-电流型FA的影响及改进措施验证

首先以图6 为例，搭建基于分段开关的电压-电流型FA 仿真模型，分别针对配电网中无IIDG 接入、接入3.1 MW 的IIDG 这2种情况，对系统最小运行方式下点K1—K4发生两相短路故障进行仿真。此时流经各开关的故障电流情况见附录D表D1、D2。

目前，电压-电流型分段开关过流检测的大小考虑躲过最大负荷电流，定值一般设置为0.9～1 kA。而从表D1、D2中可以看出，当系统末端（点K2、K3）发生故障时，并网点上游开关FS1、FS2检测到的故障电流由于IIDG 的外汲效应而减小，其中FS2检测的电流为0.89 kA，已小于过流检测最小值，此时IIDG 的接入将影响上游开关的正确动作。而当电压-电流型FA的末端开关替换成断路器后，结合图C1和前文分析可知，此时末端的故障由末端断路器可靠切除，无须考虑上游开关的动作情况。考虑到替换后的FA系统出口断路器保护范围的末端为点K5，设置该点发生两相短路故障，同时将接入容量增大到14.5 MW，可检测到上游开关在此期间不会受到影响。

当并网点上游（点K1、K4）发生故障，非故障区间的开关FS2检测到的电流由0 增大到接近100 A。若IIDG 接入容量增加，则其贡献的故障电流可能达到过流检测的定值，从而影响各开关的动作逻辑。分别设置FS1、FS2正向出口发生三相短路故障，同时增加IIDG 的接入容量，可得到在并网点上游发生故障时，不影响FS1、FS2过流检测的接入容量极限值分别为11.7、10.9 MW。

当接入容量高于极限值时，需考虑对上游开关添加方向元件，如图7所示。设置点K1、K4发生bc相间短路，各开关检测到的故障前电压以及正序电流之间相位关系如附录D 表D3 所示。当点K1、K4发生故障时，开关FS2处方向元件判断故障电流方向为正，而FS1处判断为负，与实际情况相符。该方向元件能够有效区分故障电流是否仅为IIDG 提供，从而在流经正向电流时可靠闭锁过流检测功能，防止其对开关检测产生影响。

综上所述，针对图6 搭建的电压-电流型FA 系统，当IIDG 接入容量小于2.2 MW 时，无须对系统进行改进；当接入容量大于2.2 MW 且小于10.9 W 时，IIDG 的接入可能导致出口开关无法保护馈线全长，需将主线末端以及支线开关替换成断路器；当接入容量大于10.9 MW且小于11.7 W时，仅需对FS2开关增添方向元件即可；当接入容量大于11.7 MW 且小于14.5 W时，需对上游所有开关增添方向元件。

3.3.2 IIDG 接入对基于断路器的电压-电流型FA的影响及改进措施验证

搭建基于断路器的电压-电流型FA 仿真模型，分别针对配电网中无IIDG 接入、接入2 MW 的IIDG这2 种情况，对系统最大运行方式下点K2发生三相短路故障进行仿真。假设IIDG 持续并网运行，FS2合闸前后开关检测到的电流情况如附录D 图D1 所示。FS2自身的过流保护定值为1.1 kA，而IIDG 的接入使得FS2重合时检测到的电流增加到2.5 kA，远超自身保护定值，导致FS2合闸后迅速跳闸，扩大故障范围。

若考虑将CB 重合延时设置为2.43 s，由上文分析可知，CB 重合时IIDG 已可靠离网，则此后各电压-电流型断路器合闸时，IIDG同样不会产生影响。

3.4 IIDG多点接入算例分析

在图6 所示配电网的基础上，设置FS1-FS2段中部接入另一IIDG，同时设置2 个IIDG 的容量同步增长，具体配电网系统如附录E图E1所示。

3.4.1 电压-时间型FA算例分析

首先搭建电压-时间型FA 仿真模型，设置点K3发生两相短路，同时增加2个IIDG的接入容量，可得到IIDG1、IIDG2不影响CB 的接入容量极限值分别为0.94、0.94 MW。

对该FA系统进行改进，将主线末端以及支线开关替换成断路器，改进后的FA 系统如附录E 图E2所示。搭建图E2所示配电网，设置点K5发生两相短路故障，可得到IIDG1、IIDG2接入极限容量分别为6.74、6.74 MW。

根据上述结果可知，由于含IIDG 多点接入的配电网系统中存在距离出口断路器较近的IIDG1，该分布式电源对出口断路器的外汲效应相较于IIDG2更强。因此无论改进前后，图E1 所示含多点IIDG 接入配电网的可接入总容量极限值均小于图6 所示的单点接入配电网系统。

针对IIDG 接入导致开关“无压分闸”失效、出现非同期重合闸的问题，IIDG 多点接入与单点接入的情况类似，故不再赘述。

3.4.2 电压-电流型FA算例分析

以图E1所示配电网为例，搭建基于分段开关的电压-电流型FA 仿真模型，设置点K3发生两相短路故障，可得到下游故障时，不影响上游开关过流检测的IIDG1、IIDG2接入容量极限值均为1.43 MW。当末端开关替换成断路器后，如图E2 所示，设置点K5发生两相短路故障，同时将2 个IIDG 的接入容量增加到6.74 MW，则可以检测到上游开关在此期间不会受到影响。

设置FS1正向出口发生三相短路故障，同时增加IIDG 的接入容量，可得到在并网点上游发生故障时，不影响FS1过流检测的IIDG1、IIDG2接入容量极限值均为5.31 MW。与含单点IIDG接入的配电网系统相比，多点接入系统中由于存在着距离FS1开关较近的IIDG1，距离越近其对开关的故障电流贡献能力就越强，因此多点接入系统的IIDG 总接入容量极限值相较于单点接入系统较小。

而针对FS2开关，设置其正向出口发生三相短路，仿真发现此时FS2检测到的故障电流大小仅与IIDG2的容量有关，若IIDG2的接入容量不超过10.9 MW，则FS2的过流检测功能不会受到影响。

综上所述，针对图E1搭建的电压-电流型FA 系统，当IIDG1、IIDG2接入容量都小于0.94 MW 时，无须对系统进行改进；当每个IIDG 的接入容量在0.94 MW 与5.31 MW 之间时，需将主线末端以及支线开关替换成断路器；当接入容量均大于5.31 MW且小于6.74 W时，仅需对FS1开关增添方向元件即可。

4 结论

以电压-时间型、电压-电流型FA 为例，详细分析了IIDG 接入对就地型FA 中各开关设备动作的影响，并结合电流保护、电压序分量、方向元件等，提出了适应IIDG 接入的就地型FA 改进方法。主要结论如下。

1）针对电压-时间型FA 中IIDG 的外汲作用可能导致出口断路器无法可靠动作这一问题，本文考虑将馈线末端及支线的分段开关改装为断路器并配置保护装置。该方法可通过减小CB 的保护范围使其最小动作电流值降低，从而缓解IIDG 外汲作用对CB 的影响；针对不对称故障下IIDG 的接入可能导致开关无法实现“无压分闸”，本文考虑增添基于电压不对称度的分闸判据，当配电网中出现不对称故障时，通过检测电压不对称度从而实现开关的可靠分闸。

2）针对基于分段开关的电压-电流型FA，IIDG的接入可能导致非故障区域的开关检测到故障电流这一问题，本文考虑在分段开关中添加方向判断逻辑。当流经开关的电流为反方向时则闭锁开关，从而避免IIDG 提供的故障电流对开关动作情况产生影响。

3）针对基于断路器的电压-电流型FA 中，IIDG接入可能导致各断路器合闸时产生非同期重合这一问题，本文考虑与反孤岛保护配合，延长各个开关的重合时间，从而保证在重合前IIDG 可靠退网，防止非同期重合闸的产生，同时不影响自动化系统的原有设计。

附录见本刊网络版（http：//www.epae.cn）。