含分布式PV的配电网功率方向纵联保护方案

鞠 非， 樊若楠

（1.国家电网公司 常州供电公司，江苏 常州 213017；2.合肥工业大学 电气与自动化工程学院，安徽 合肥 230009）

随着分布式光伏发电规模化的应用，越来越多的光伏（photovoltaic，PV）并入了配电网中，这使得传统的单电源辐射性配电网变成了双端甚至多端网络，从而改变了网络正常运行的潮流分布以及故障时短路电流的大小、方向、分布及其持续时间，而且PV输出具有一定的间歇性、随机性和周期性，从而给传统的配电网保护带来了巨大的挑战［1］。随着PV容量的增大和PV渗透率的提高，传统保护已难以适用。国内外针对分布式发电（distributed generation，DG）并网对配电网保护的影响已有相关研究，主要有以下2个方面。

（1）对三段式电流保护的影响［2－3］。当 DG接在保护的上游时，保护下游短路时，DG将明显增大流过保护的短路电流，使保护灵敏度增大、保护范围延伸，甚至使保护失去了选择性；当PV接在保护与短路点之间时，DG的分流作用使保护灵敏度降低、保护范围缩短，甚至使保护拒动，造成保护整体动作时间增大；当PV接在保护及短路点下游时，对保护没有任何影响。

（2）对自动重合闸的影响［4－6］。当故障点下游有DG接入时，断路器断开后，DG系统孤岛频率与系统的频率出现偏差，即两者不同步，此时若自动重合闸动作，就会造成非同期合闸，进而引起很大的冲击电流或电压。在冲击电流的作用下，馈线保护可能误动作，使自动重合闸失去迅速恢复瞬时性故障的能力；同时，冲击电流可能对配电网和DG系统中的设备造成致命的冲击。另外，当配电网系统发生短路后，原有的保护将系统电源断开后，由于DG还在向短路点注入电流，使短路点电弧无法熄灭，从而造成自动重合闸重合失败。

对于PV，由于是通过电力电子装置（如变换器、逆变器等）并入配电网，所以其输出的短路电流有一定的限制，最大值一般为PV额定电流的2倍［7］，即小容量的PV并网对传统保护的影响很小，几乎可以忽略。但随着PV并网容量越来越大以及PV在配电网中的渗透率越来越高，这种影响不容忽视。

针对上述影响，很多学者提出了新的保护方案。文献［8］提出在配电网故障时，将所有的DG都从电网解列，以使保护按照接入DG前的状况动作，这种方法在DG渗透率增大时，若同时切除所有的DG，会影响电网的稳定性。文献［9］提出在DG出口串联高值电抗器，以限制DG输出的短路电流，但是高值电抗器会影响网络的正常运行电压。文献［10］提出将电抗器换为故障限流器（fault current limiter，FCL），只在网络发生故障时投入高值电抗，这种方法具有可行性，但是FCL价格较贵，随着DG增多，FCL也增多，从而增大了系统的成本。文献［11］根据自适应的保护方法，在线整定保护的动作值。文献［12］根据系统的实时状态、短路类型及边界条件等修改保护的动作特性（整定值或动作曲线）。

针对电力系统的继电保护整定是一个离散的非线性问题，文献［13］提出通过粒子群优化算法得到故障时的保护整定值和动作时间，并保证保护之间的配合，这种方法会因为算法本身的缺陷而不能达到实际效果，如优化时陷入局部极小；当DG增多时，优化的时间也会增大，影响保护的动作时间。文献［14］提出了一种区域纵联保护方案，采用“一主多从”式的继电器保护，通过功率方向元件的层层判断达到最终的保护目的，这种方法不适用于双回线路，会造成故障影响的扩大化，而且层层判断会使系统末端线路故障时保护的动作时间延长。文献［15］提出将配电系统按照DG容量和负荷容量的大小进行区域划分保护，各区域间通过断路器连接，这种保护方法能够保证非故障区域失去系统电源后可以继续得到供电，但是这种方法会因某一区域内的一个很小的故障而造成整个区域失去供电，从而使下游区域之间的断路器动作次数增加，影响其使用寿命。文献［16－17］采用故障相关区域搜索的方法，只是搜索过程中故障方向的判断方法以及故障的定位方法与传统方法不同。而文献［18］仅利用系统侧的电流幅值、特定的DG和断路器的电流幅值，在现有的系统保护和通信条件下对馈线进行故障搜索与保护。文献［19］通过神经网络法来确定系统电源与DG之间的线路故障位置，但这种方法不适用于其他常规线路或当PV夜间没有输出时。文献［20］利用多代理技术建立继电器代理、DG代理和其他元件（断路器等）代理，各代理之间相互通信，根据传达各自的信息，相互之间进行逻辑分析和逻辑配合，最终发出正确的保护跳闸信号。

上述保护方案都有各自的优点与缺陷，但大多都没有考虑PV自身的输出特性。本文充分考虑PV的输出特性，提出了一种原理简单的保护新方案，只需在传统的功率方向纵联保护的基础上引入电流量即可。

1 引入电流量的功率方向纵联保护

1.1 PV并网时功率方向纵联保护存在的问题

功率方向规定：以母线指向线路的方向为功率正方向。

PV正常接入如图1所示，当F1点发生短路时，bus1与bus2之间的线路两端的功率方向元件都动作，即可判断出故障线路从而跳闸。但对于PV系统，在夜间是没有输出的，相当于没有PV接入，如图2所示，此时，若F1处发生短路故障，只有B1处的功率方向元件有正方向功率流动而动作，而B2处方向元件无功率流动而不动作，从而两端的动作情况不一致，无法判断出故障，保护不动作。

因此，当PV并网时，由于PV昼夜输出具有周期性的影响，仅依靠功率方向元件来判断故障是不可靠的。

图1 PV正常接入

图2 PV夜间没有输出

1.2 引入电流量的纵联保护

图1中，当F1发生短路故障时，I1、I2均不为0，bus1与bus2之间的线路两端的功率方向元件都动作；I3、I4均不为0，bus2与bus3之间的线路两端的功率方向元件动作不一致。

图2中，当F1发生短路故障时，I1≠0，I2＝0，bus1与bus2之间的线路两端的功率方向元件只有B1处的动作，B2处的不动作；I3、I4均为0，bus2与bus3之间的线路两端的功率方向元件都不动作。

对比这2种情况下故障线路与非故障线路上的电流值和功率方向元件的动作情况可以得到故障判断方法为：①若线路两端的电流值均为0，则线路肯定为非故障线路；②若只有一端电流为0，而另一端不为0，则再检测线路两端的功率方向元件是否动作，有一个动作即说明该线路为故障线路；③若两端电流均不为0，再检测线路两端的功率方向元件是否都动作，都动作即为故障线路。

按照上述方法，将测量值转换为逻辑信号，采用逻辑判断就可以对保护发送动作信号。以bus1与bus2之间的线路保护为例，其判断流程图如图3所示。

图3 引入电流量后的动作逻辑流程图

其中，以Q1、Q2的方向分别表示功率方向元件的动作情况。Q1为正，取逻辑信号为1，表示方向元件动作。

1.3 保护方案的完善

由于PV接入后，配电网中的线路各自情况不完全相同，所以可以进行适当的保护完善。PV接入配电网后的典型系统如图4所示。

图4 PV接入配电网后的典型系统

对于系统电源和PV之间的线路，如bus1与bus2之间、bus2与bus3之间的线路都要装设断路器，保护逻辑如前所述。另外，断路器处要装设自动重合闸，为了防止非同期合闸，靠近系统侧的重合闸要配设检定线路无电压和同步的继电器，靠近PV侧的重合闸要配设检定同步的继电器。

对于下游没有PV接入的线路，如bus3与bus4之间的线路，为了减少配电网的成本投入，只需在线路靠近系统侧配备断路器，无需装设方向元件，只需比较两端电流，两端同时有电流或同时没有电流即可判断该线路为非故障线路。所以通过1个异或逻辑即可正确发出保护的动作信号。另外，断路器处装设自动重合闸。

对于末端线路，如bus4与bus5之间的线路，因为其直接与负荷连接，所以只装设过电流保护，按躲过最大负荷电流来整定保护的启动值，无需测两端电流进行比较。断路器处装设自动重合闸。

2 保护方案的PSCAD／EMTDC仿真

仿真系统图如图4所示，图4中Ia1、Ia2分别为B1、B2处测得的电流大小值；Q1、Q2分别为B1、B2处测得的功率方向。

采用10kV的配电网络，S为无穷大电源，PV1、PV2容量为2MV·A，接在各母线上的负荷为（10＋2.5）MV·A，bus1与bus2之间的线路长为8km，bus2与bus3之间的线路长为6km，bus3与bus4之间的线路长为4km，bus4与bus5之间的线路长为2km，线路参数x1＝0.409Ω／km，r1＝0.17Ω／km，各线路间的保护采用图5的保护逻辑或方法。仿真中bus1与bus2之间、bus2与bus3之间的线路的保护逻辑控制图相同，以控制断路器B1、B2为例，其逻辑控制图如图5所示。

bus3与bus4之间的保护逻辑很简单，只需要将两端的电流逻辑值通过1个异或门作用即可。bus4与bus5之间的保护采用1个过流继电器即可。仿真结果如图6所示。

图5 B1和B2的逻辑控制图

图6 B1、B2处电平及该处电流、功率变化情况

由图6可看出，在PV1、PV2均接入的情况下，F2发生短路，此时系统电源和PV1、PV2向短路点贡献短路电流，B1、B2断路器测量到的功率方向均为1，且电流大于0，满足保护动作条件。当PV1、PV2均不接入时，Q1功率方向为1、且IB2满足电流为0判据，IB2＝0，功率方向元件Q2为0，满足保护动作条件。同理适用于F3发生三相短路接地故障的情况。PV1、PV2都接入或都不接入时，F4处发生三相短路接地故障时，断路器B5、B6能够正确断开切除故障；F5处发生三相短路接地故障时，断路器B7能够正确断开切出故障；F6处发生三相短路接地故障时，断路器B8能够正确断开切除故障。

3 保护方案的改进

在实际运行中，PV输出会因为天气原因而具有随机性和间歇性，可能某段时间内输出很小，若此时发生故障，故障线路两端可以测量到电流值，但是靠近PV侧的功率方向元件会因为PV提供的短路电流太小而不能动作，从而造成保护失效。因此在将电流测量值转换为逻辑值时，可以将比较的电流基准量由0变为方向元件的最小动作电流值，以保证保护在PV任何运行方式下都能准确动作。

4 结束语

随着PV在配电网中的渗透率增大，传统的保护已经难以满足要求，且由于单端电源线路发生故障时，不会出现开关位置两侧故障所可能引起的保护误动的情况，因此如果不引入电流量，只采用功率纵差保护，可以通过方向元件的投退控制和保护定值的配合实现对单端电源线路的保护。本文提出了一种引入电流量的功率方向纵联保护方法，这种保护方法原理简单，充分考虑了PV运行时的输出特点，不受PV运行方式的影响，电流大小的同步测量可以通过同步相量测量装置（phasor measurement unit，PMU）测得，功率方向元件就是传统的方向元件，动作逻辑利用逻辑元件就可以实现，加之现有的配电网通信，保护最终是可以实现的。随着PV容量的增大以及PV渗透率的提高，这种保护的灵敏度也越高。纵联差动保护不一定需要配备PMU，特别是在配电网架多变的情况下。现有配电线路通信回路还无法满足差动保护的需求，可结合配电自动化建设的开展，完善差动保护通道的建设。但该保护方案缺乏有效的后备保护。另外，保护采用纵联保护，对通信依赖性较大，成本投入也较高。

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