含DG配网电流幅值差异化保护方案

许 轩 陆于平



含DG配网电流幅值差异化保护方案

（东南大学电气工程学院 南京 210096）

提出基于故障线路两侧电流幅值差异比较的配电网新型保护方案，适于含分布式电源的配电网络。首先对分布式配电网发生故障时，线路两侧故障电流幅值特性进行分析，得出在现有的分布式电源容量渗透率规定以及逆变型分布式电源对输出电流幅值限制的条件下，故障线路两侧电流幅值不相等且差异较明显的结论。以此为基础，提出新型的基于故障电流幅值差异的保护方案，为保证内部故障的灵敏性，外部故障及正常运行时保护的可靠性，提出相应的动作-制动特性方程。新方案借鉴传统差动保护制动判据的形式，但制动特性方程仅需电流幅值信息而无需相量的比较，在通信自动化水平较低的分布式配电网中更易实现。仿真证明了本方案的合理性和有效性。

分布式发电 电流幅值 制动特性 配电网保护

0 引言

目前分布式配电网的保护方案都是基于国家电网Q/GDW 480—2012《分布式电源接入电网技术规定》（以下简称《规定》）[1]以及IEEE 1547—2003《分布式电源与电网互联标准》[2]执行的。由于分布式电源（Distributed Generator，DG）的接入对传统电流保护适应性带来诸多负面影响[3,4]，现行规定要求故障后必须将DG隔离，恢复网络至辐射状并以三段式电流保护切除故障。该保护策略目的在于优先满足电流保护的选择性，却不得不牺牲DG自身利益，在一定程度上限制了新能源发电产业的发展，也证明了当前对于更合理、有效的分布式配电网保护方案的迫切需求[5-12]。

纵联电流保护反应故障线路双端电流信息，在双端电源线路上具有良好的选择性。但由于当前配网自动化通信水平不能满足其采样值同步的要求，难以直接应用。本文提出一种基于电流幅值差异化的保护方案，借鉴了纵联保护反应双端信息的思想以及制动判据形式，但其原理建立在对分布式配电网故障电流幅值特征的分析基础上，只反应故障线路两端电流幅值信息。由于只有电流幅值信息参与运算，新方案对同步的要求更低，相比电流差动保护在分布式配电网中更易实现，可靠性更高。

本文首先对分布式配电网故障线路双端电流特征进行分析，得出在规定的DG渗透率限制及逆变器对逆变型分布式电源（Inverter Interfaced DG，IIDG）输出电流限制的客观条件下，故障线路两端电流幅值不相等的结论。并以此为基础，提出一种仅通过电流幅值比较，无需相量同步要求的电流幅值差异化动作保护方案，反映故障线路两侧电流幅值差异。本文详细阐述了新方案的制动方程及制动特性，并对区内外故障保护动作情况和新方案耐受同步误差性能进行了仿真，证明本方案具有良好的内部故障灵敏性及外部故障可靠性，相比传统电流差动保护对同步误差的耐受性更强，总体更实用。

1 分布式配电网相间短路故障电流幅值特征分析

根据《规定》要求，DG并网总容量不得超过上级变压器所供区域负荷总容量的25%。同时，DG不同于传统电源，多数以并网逆变器作为并网接口，逆变器对输出电流大小有具体的限制，一般为2倍额定电流，而传统电源并无此限制，故障电流幅值往往远高于2倍额定电流。以上两条特征显然会使发生DG配网故障时，故障电流幅值出现某些差异化特征。

图1表示某含DG配网线路故障时，从故障线路看出去的等效模型，其中AB为故障线路，A侧为系统侧，B侧为DG侧，假设此时全部DG均连接在线路同一侧[13]，图中的电动势和阻抗都是等效得出。由于DG自身特性的复杂性，DG等效电动势和等效阻抗实际上并不能简单得到，B值和mB值中含有复杂的控制过程，是非线性的。此处为简化分析，认为负荷总容量与系统等效电源出力一致；DG仿照传统电源模型等效为电动势和阻抗的串联。以上对DG的等效与实际IIDG模型并不完全一致，此处为了对故障线路两侧电流幅值特征进行分析而进行等效处理。由于同等容量下传统发电机的输出故障电流幅值并没有DG并网逆变器输出电流的2倍限制，因此图1等效方式下B侧故障电流的幅值只可能大于等于DG实际输出电流的幅值。以此为基础，进行下面的分析。

图1 分布式配电网故障等效网络

假设线路内处发生三相短路故障，两侧保护处的测量电流幅值为

令为B侧与A侧电流相量之比，则

在两侧等效电动势和阻抗一定的情况下，很容易证明||关于是单调上升的，即故障位置距离B侧越近，故障电流幅值的比值越大。=1即线路末端发生三相短路时

根据《规定》要求，对图1，考虑极端情况：DG渗透率为25%。为简化分析，认为|B|/|A|≈1，两侧等效电源阻抗具有相同的阻抗角且和线路相同。则只有在线路阻抗为3mA时，两侧故障电流幅值才相等；而对一般的10kV配网的主变压器来说，内阻抗约为2～3倍线路单位阻抗甚至更高[14,15]。因此即使对于与主变压器相连的第一回线路，达到3mA也需要9～10km以上的长度，对于一般10kV配网单回线路并不能达到这一长度[16]。

以上的分析基于传统电源等效模型对DG进行等效，单纯看等效模型显然并不能代表所有的实际DG。上述分析的结论是若以传统电源作为DG形式并网运行，故障后故障线路两侧电流幅值并不相等，主变压器侧故障电流幅值大于DG侧故障电流幅值。在此基础上，考虑DG实际上以逆变器并网，前文已分析逆变器本身对输出电流幅值的限制会使同等条件下DG输出故障电流幅值远小于传统电源输出电流的幅值。因此可得出结论：在分布式配电网中，线路故障时两端保护测量故障电流幅值并不相同，主变侧故障电流幅值大于DG侧；而外部故障或正常运行时，两侧保护测量电流幅值相等。通过这一特征的总结，本文提出基于电流幅值差异化的含DG配网保护方法。

2 电流幅值差异化保护判据

根据前文对故障电流差异化的分析，理论上只要在避开不平衡电流的基础上探测到这个电流差异的存在，保护即能判断故障。但绝大多数DG通过逆变器并网，受诸多因素影响，运行状态并不稳定，以致流过继电器的不平衡电流在外部故障下也很难找到稳态值。若借助自适应电流保护的思想找到内部故障下可能出现的两侧电流幅值差最大值作为动作门槛，理论上虽然可通过在线整定的方式实现，但是IIDG本身的等值模型尚在研究中，而且等值电源的电动势和阻抗值在故障不同时刻也表现出较大浮动。另外，对暂态过程衰减很快的IIDG也很难通过故障分量提取计算出正确的电动势和阻抗值。因此，必须找到一个有效且可靠的制动特性方程，在仅有电流幅值量的基础上，满足灵敏性及可靠性的需要。

仿照传统标积制动差动保护表达式，给出仅反映电流幅值信息的制动方程为

式中，自变量均为两侧故障电流幅值；系数决定制动特性，由故障前后的电流幅值差异赋值，具体赋值方法为

式中，定义为等效相角，表达式为

式中，下标f的电流对应保护安装处的故障电流；下标n的电流对应正常运行时的负荷电流。很明显，并无实际的物理意义，而是通过故障前后两侧电流幅值的变化量等效得到的一个角度。图2说明了的意义，图中电流相量的下标g表示对应的故障分量电流量。

图2 内部故障时等效相角q 示意图

下文以式（5）作为制动特性方程，以电流幅值变化量对进行赋值的意义进一步说明。

规定保护安装处的电流方向从母线流向线路为正，根据负荷的分布不同，故障前后线路两侧的故障相电流可能形式见表1。

表1 故障电流形式

本文认为线路始端指更靠近配网主变压器的端点（如图1中端点A）。对于线路始端，即使负荷分布造成故障前电流方向为负、故障后为正，由前文对故障电流幅值的分析可知，主变侧故障电流幅值应大于DG侧，原则上也不会出现主变侧提供的故障电流幅值小于负荷电流幅值的情况，甚至应该是远大于负荷电流幅值，因此未将此情况反映在表1中。

由表1可知，保护安装处的电流在故障前后方向可能改变。以相位表示，则故障后相对故障前，可能出现很大的相位差，故障分量电流的幅值很大（如图2中）。而从故障前后同侧电流的幅值差（即幅值变化量，如图2中）分析可知，由于主变侧和DG侧故障电流幅值差异明显，而故障前电流幅值基本相等，主变侧电流幅值差明显比DG侧电流幅值差更大，图2也反映了这一特性。

结合制动判据式（5）来看，系数1、2和3均由决定，系数的取值需满足内部故障时动作作用增强，制动作用减弱；外部故障时动作作用减弱，制动作用增强。图2反映的是内部故障，可看出此时值很大，接近90°，则有

动作电流近似为两侧故障电流幅值差，制动电流接近0，动作作用明显强于制动作用。

外部故障时，两侧故障电流幅值理论上相等，故障前后的电流幅值差也相等，值接近0°。相应地，动作电流接近0，制动电流为两侧电流标积的0.2倍，近似等于单侧电流幅值的0.2倍，制动作用明显大于动作作用。

由图2也可看出，之所以选择故障前后电流幅值差赋值，是因为这种赋值方式下区内外故障时的差异最明显。而不选取故障分量的幅值进行比较的原因是：①主变侧和DG侧故障分量电流幅值并无绝对的大小关系；②故障分量由于IIDG暂态过程衰减很快难以准确提取；③虽然根据前文分析具有内部故障时，主变侧大于DG侧的特性，但与文中取值方法相比，制动特性并不突出。

将制动方程两侧同除以A侧电流幅值，得到以相电流幅值比作为自变量的制动特性方程

其动作特性可用三维图表示，如图3所示。

图3 制动方程下保护的动作特性

根据图3所示特性图对新判据制动特性进行分析可知，内部故障时，两侧故障电流幅值相差较大，电流幅值比向坐标原点靠近；线路两侧的故障前后电流幅值差具有明显差异，等效相角向坐标轴90°方向靠近。结合以上两点，动作位置靠近图3的左上方，此时相对动作电流明显大于制动电流，且动作区较大，故障程度越严重，线路两侧电流幅值差异越明显，值也越接近90°，动作位置在制动曲面内越向左上方靠近，灵敏度越高。外部故障时，两侧电流幅值近似相等，电流幅值比向1靠近。故障前后的电流幅值差对于线路两侧的保护来说也近似相等，等效相角向0°靠近。因此，动作位置应位于特性曲面的右下方，此时制动作用明显强于动作作用。图3还反映出，对应于区外故障或正常运行状态，在两侧电流幅值比为1或等效相角为0°时，制动电流恒大于动作电流，保护可靠不动作，并且制动特性反映出较大的可靠范围，对不平衡电流及逆变器控制造成的正常运行或外部故障时电流差异具有一定的容错性能。

由于IIDG的逆变器本身对故障电流有小于2倍额定值的限制，因此DG侧故障前后电流幅值差，以及故障电流幅值本身都会被限制在2倍额定电流以内，这对保护的判断是有利的。

同时，制动判据式（5）中全部变量和系数均由电流幅值决定，并不涉及站间采样值同步的相量计算。因此，本文的保护方案对配网通信自动化系统的要求较低，电流幅值的计算对同步误差的耐受性也较高，这也优于传统电流差动保护。

3 仿真与分析

为验证本文方案的正确性，利用Simulink对图4所示的某基准容量为500MV·A的10kV简单分布式配电网进行建模仿真，IIDG容量渗透率为负荷总量的25%。其中，线路AB、BC和AF为架空线路，单位参数0.345+i0.27W；线路CD、DE和FG为地下电缆，单位参数0.093+i0.259W。逆变DG采用电流型PQ控制方式，、分别为7.65MW、4.74Mvar，负荷均为6MW，功率因数为0.85。连接位置如图4所示。

图4 逆变DG渗透率为25%的分布式发电网络

对线路AB中点发生ab两相短路、线路AB末端发生三相短路和线路BC始端发生三相短路时保护线路AB进行仿真。图5～图7为A侧、B侧三相电流波形及逆变器输出电流波形。可以看出，内部故障时故障线路两侧保护安装处的电流幅值差异明显。

图5 AB中点两相短路时IA、IB和逆变器出口电流波形

图6 AB末端三相短路时IA、IB和逆变器出口电流波形

图7 AB外部三相短路时IA、IB和逆变器出口电流波形

保护安装处故障相（a相）电流幅值，以及故障前后电流幅值差见表2。

表2 短路故障计算参数

三种故障情况下，动作点在制动特性曲面上的位置如图8所示。由图8可知，新的幅值差异化动作判据对内外部故障具有可靠及明显的区分效果。故障时，保护安装处故障电流幅值的差异化对内外部故障进行初步划分。故障前后电流幅值的差异又决定了值，进一步对判据的动作灵敏性和制动可靠性进行补充。由仿真图还可看出，保护在内部故障时的动作位置与外部故障时的制动位置相离较远，保护误动可能性较小，具有较高的可靠性。

图8 3种不同的故障情况下保护的动作情况

新方案的另一优越性在于：相对于电流差动保护对采样值同步误差的敏感性，新的幅值差异制动判据能够允许线路两侧的数据窗有比较大的取样间隔，更容易在现有配网通信自动化系统中实现。

为验证方案对同步误差的耐受性，对线路AB末端三相短路进行6次仿真，每次仿真保持线路两端负荷电流测量值为实际值，线路末端（B端）相对始端（A端）故障电流含有同步误差，每次仿真从0开始逐次增加2ms。由于故障状态较容易捕捉，仿真设定负荷电流准确测量的前提条件在实际中比较容易实现。

图9为不同同步误差下，保护动作点在电流差动保护复平面的位置，差动保护为传统比率制动形式，取0.5。随着末端故障电流测量同步误差的增加，相当于故障电流相位不断超前，故障点在复平面的位置也不断超前，保护灵敏度持续降低，如图9所示。当同步误差为10ms时，保护动作位置已很接近制动区域边缘，此时保护灵敏度很低，受到小扰动后很可能拒动。而由于数据窗长度始终不变，测量电流幅值的误差始终很小。以0ms同步误差时，双端电流幅值比||=0.280 3为半径画圆，由图可知，即使同步误差增加，故障点也基本靠近该圆周。

图9 不同同步误差下电流差动保护动作情况

图10是计及同步误差时新型判据的动作情况及其局部放大图。从此图中也可看出动作点基本集中在正常测量值周围，误差很小。证明了图9的仿真结果。保护灵敏性始终得到保证，相比图9传统纵联电流差动保护优势明显。

（a）整体图

（b）局部放大图

4 结论

本文提出了一种适用于DG接入后配电网络的保护算法。基于故障线路两端的电流幅值差异化特征，保护原理建立在故障线路两端电流幅值不相等的基础上。

本文提出的保护方案相对简单，所需电气量仅为故障前后的电流幅值信息，省去传统差动保护的采样值同步环节，通信水平要求较低，易于在现有含DG配网中实现。仿真结果说明，保护判据具有合理的动作区和制动区，对区内外故障的划分界限明显，且灵敏度较高。同时，由于只涉及电流幅值的测量，保护结果不受同步误差的影响。

需要说明的是，在极特殊情况下，仍存在分布式配电网线路故障时两侧电流幅值近似相等的情况，比如超长线路、互感器误差极大、DG控制策略影响或相间短路出现极大过渡电阻的情况等。限于本文篇幅，文中不再对这些特殊情况进行讨论。

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Current Amplitude Differential Protection for Distribution System with DG

（Southeast University Nanjing 210096 China）

A new current amplitude differential protection criterion for distribution system with DG is proposed in this paper. Fault current amplitude characteristic at each side of fault feeder is firstly analyzed. Under the condition of prescribed DG capacity penetration and the restriction on output current amplitude, the amplitudes of fault currents are obviously different at each end of fault feeder. Based on this conclusion, there is an action-brake characteristic equation in this new method to ensure fault sensitivity and protection reliability. Even though performing like traditional differential protection, the new method requires only current amplitude parameter, while dispensing with phasor comparison, which makes it easier to be realized in distribution system with DG having low communication automatization level. Simulation tests that the method is rational and effective.

Distribution system with DG, current amplitude, restraint characteristic, distribution system protection

TM773

陆于平 男，1962年生，博士，教授，研究方向为电力系统继电保护与控制。

2013-11-26 改稿日期 2014-05-23

国家自然科学基金资助项目（50977012、51377022）。