基于故障电压特性的含DG辐射型配电网保护方法

徐峰,方愉冬,李跃辉,杜浩良

基于故障电压特性的含DG辐射型配电网保护方法

徐峰1,方愉冬2,李跃辉1,杜浩良1

1. 国网浙江省电力有限公司金华供电公司, 浙江 金华 321000 2. 国网浙江省电力有限公司, 浙江 杭州 310007

鉴于基于通信链路的配电网保护方法成本高且易受通信故障影响，本文提出了一种无需通信的含DG辐射型配电网保护方法。该方法基于故障点线路两端电压较低的特性，利用本地局部电压测量值计算继电器工作时间，并在主备继电器之间的电压幅值差异非常小的情况下创建适当的协调时间间隔。此外，该方法不受分布式电源的类型、容量以及位置的影响。经过对一个9节点低压配电系统以及一个95节点中压配电系统测试，结果证明该方法的适用性，有效性和简易性。

故障电压; 配电网; 保护方法

含分布式电压（DG）的配电网保护是一个复杂的问题，不同类型的DG会贡献不同的故障电流。同步电机型DG的故障电流可以达到其标称电流的几倍，逆变型DG的故障电流可以在0.5至2倍之间，具体取决于逆变器类型[1,2]。此外，DG出力的随机性可能导致故障电流的大小和方向发生变化[3]，例如太阳能发电厂在夜间不发电，风力发电厂仅在有风时才产生电能。

DG的接入导致辐射型配电网短路电流方向改变，从而产生误动的情况[4]。文献[5]为了满足保护的选择性要求，在过电流保护基础上使用方向元件。文献[6]提出了一种基于逆变型DG的过电流和低电压协调保护方法，该方法主要基于逆变器不同的控制模式。文献[7,8]提出了差动保护的方法，但是配电网内线路数量大且线路短，需要进行通信，因此使用差动保护方法困难而昂贵。文献[9,10]提出了一种距离保护方法，在具有DG的配电网中使用距离保护的主要问题包括馈线长度较短，以及由于DG容量和位置的变化而导致的电流对计算阻抗产生的影响。文献[11]中提出了一种基于电压的保护方法，该方法使用了继电器和DG端子处的电压测量设备之间的通信链路。

目前，含DG的配电网的大多数保护方法是基于通信或需要快速处理单元的通信辅助方法，该方法的缺点在于成本更高且易受通信故障的影响。通信链路的可靠性保护方法的重要参数，为此，保护系统必须能够在不同的故障条件和DG接入条件下运行，配电网保护系统必须具有适当的选择性和稳定性特征。本文提出了一种基于故障电压特性的含DG辐射配电网的保护方法，并针对低压和中压配电系统测试了该方法。该方法可以应对不同的故障条件以及不同的DG类型，容量和位置。

1 故障电压特性

本文提出了一种新的基于电压保护的含DG的配电网保护方法，该方法无需通信。由于DG的存在会影响故障电流的方向，因此要使保护系统正常运行，继电器必须配备一个方向性元件。所提出的方法适用于不同故障情况下的主保护和备用保护。

1.1 故障电压分析

在发生故障时，某一节点离故障点越近其电压幅值越低，并且电压幅值通过增加距故障位置的距离而增大，与DG类型和故障状况无关。

图1给出了一个简单的四节点配电系统，其中节点1、2之间线路阻抗为0.42+j0.57 Ω，节点2、3之间线路阻抗为1.13+j1.37 Ω，节点3、4之间线路阻抗为0.28+j0.38 Ω。假设在节点2和3之间线路某处发生故障，并且故障位置到节点2的距离可表示为该线路长度的1％到99％之间。图2给出了在存在逆变型DG的情况下，并网运行模式下具有不同故障电阻Rf的节点3与节点4电压幅值。可以看出，与故障状况和DG类型无关，更接近故障位置的节点的电压幅度较低。在图2中，为了更好地显示电压幅度和电压差，每个子图中电压幅度的比例（y轴）不同。

图 1 某4节点配电系统

经仿真结果分析，可以从图2中看到，节点3和节点4中的故障电压幅度在小于额定电压的1％到大于90％的范围内变化，具体取决于故障阻抗和到故障的距离。节点3和节点4的相邻母线之间的故障电压幅度之差也非常小，范围小于1％。同步电机型DG其图趋势与图2相似。因此，所提出的方法必须能够在不同的故障条件下运行，而不同的故障条件会导致不同的故障电压幅值。此外，该方法必须能够在主备继电器之间的电压幅值差异非常小的情况下创建合适的协调时间间隔（CTI）。

该方法的主要思想是，在任何故障情况下，无论DS的工作方式、DG的类型、大小和位置如何，靠近故障位置的母线电压值都较低。

图 2 逆变型DG在不同故障电阻下的电压

1.2 电压特性公式

继电器运行时间取决于继电器位置的故障电压幅度。较低的电压幅值表示故障较近，因此继电器的工作时间必须更短。继电器的工作时间如式（1）所示。

式中，是继电器的工作时间；T是断路器的操作时间，通常设置为非零值，例如在0.03至0.08秒之间；TDS是时间刻度设置；参数的计算方法如下：

式中，V是基于系统标称电压的每单位故障电压幅度；是恒定参数。

将取不同值计算结果如图3所示，在故障电压幅值不断增大的情况下，继电器的工作时间会增加。此外，由于故障特性的斜率很大，故障电压极低时故障电压之间的时间差会很大。三相系统则需要计算各相跳闸时间，并根据整个继电器的运行时间确定下限时间，以将其发送给相关断路器。

因此，拟议特性的两个主要设置是和TDS。设置对继电器特性和跳闸时间的影响如图3所示，其中较低的设置会导致特性斜率的增加。

图 3 电压特性曲线图

在配电网发生短路时，短路电流由包括上级电网和DG在内的电源提供。根据源到故障点的各自位置以及DG的类型的不同，来自源的每个馈电路径中的故障大小可能非常不同。例如，电流从上级电网流向故障位置，而故障电流从低功率的同步电机型DG或逆变型DG流向故障位置。故障电流的这种极端差异也可能是由故障位置的变化引起的，其结果是导致过流继电器无法保持协调。因此，为了克服故障电流变化大、继电保护缺乏协调等问题，许多方法都建议使用通信链路。

另一方面，配电网中的一个故障会导致系统的电压整体下降。越接近故障位置，电压降逐渐增大。与故障电流相对于故障位置的大变化相比，电压量值只能在每单位0到1之间变化。因此，如果可以找到一种基于电压的特性，这种特性可以对故障期间的电压幅度的微小变化作出响应，那么它就可以用来进行协调。所提出的特性曲线是标准的IEC标准时间-电流特性和标准对数过流特性的乘积，标准对数过流特性通常用于熔断器，不同之处在于使用单位电压的倒数，而不是电流。

用1/V代替I的IEC特性曲线如图4所示，可以观察到在低电压下曲线的斜率是正的，但电压非常低。1/V代替I的熔断器的特性如图5所示，可以看出在低电压时具有非常高的负斜率。将这两条曲线相乘得到的新特性曲线，即图3所示，该特性在极低电压时具有一个急剧的斜率，可以在低电压的总线之间产生一个分辨时间差。协调的继电器设置是在高故障下完成的，因此，通过设置适当的TDS可以满足协调时间间隔（CTI）要求。另一方面，对于低阻抗结果，由于继电器运行时间的增加，导致故障电压幅值的增加，可以通过选择的TDS来实现继电器的协调。

因此，从图3可以看出，所提出的特征具有建立系统继电器之间协调关系的特征。

图 4 1/Vfc代替Ifc的IEC特性曲线

图 5 用1/Vfc代替Ifc的熔断特性曲线

2 基于电压特性的继电器设置

2.1 继电器参数设定

由式（1）及式（2）可知，继电器参数主要为TDS和值。为了确定所有继电器的TDS和m值，首先对于正向继电器，将m值设置为在0.1与3之间的任意一个值，然后通计算TDS。然后保持改TDS值不变，通过改变取值使得满足CTI要求。

以图1中的辐射型配电系统为例说明TDS的确定过程。对于节点4处的故障，继电器R5，R3和R1分别是主继电器，备用继电器1和备用继电器2。这些继电器被称为正向继电器。对于节点1处的故障，继电器R2，R4和R6分别是主继电器，备用继电器1和备用继电器2。这些继电器称为反向继电器。

基于电压特性的继电器协调过程与过电流继电器相同，不同之处在于过流继电器TDS设置在产生最大故障电流的网络运行条件下，而在本文中最坏的情况是在故障条件下产生最大电压降的网络运行条件下。为了获得最大压降，在发生短路故障时，配电网逆变型DG应处于孤岛模式。为了确定正向继电器的TDS，在孤岛模式下将电网源替换为逆变型DG。为了确定反向继电器的TDS，将逆变型DG放置在馈线末端，并断开电网电源，选择逆变型DG容量以提供所有配电网负载。在馈线B4的末端施加了一个三相短路故障，并且使用故障电压特性来计算继电器R5的运行时间。R5的TDS设置为获得可接受的最短时间，R4的TDS与R5配合设置一个合适的CTI。并使用相同的过程确定反向继电器的TDS。

2.2 高阻抗故障继电器启动

当故障电阻过大时，继电器位置的电压幅值可能非常接近于电流互感器的电压幅值，低于正常运行状态下的电压幅值。因此，当电压量值在额定电压范围内(0.9~1.1 p.u.)时，需要一个继电器启动元件来启动继电器。

如果继电器位置的故障电压小于电压阈值(V)，则为0.85 p.u。因此，当故障电流超过最大正常负载电流的1.2倍时，可以通过过流元件检测故障。通常来说，大于40欧姆故障电阻可归类为高阻抗故障(HIF)，可由HIF检测器检测[12]。启动继电器程序流程见图6。

3 测试案例分析

本节介绍了低压和中压辐射型配电测试系统，用于验证本文基于电压特性的保护方法。

3.1 低压配电系统

低压配电网的额定电压为380 V，具有6个节点，5个DG和10个定向继电器，如图7所示。线路型号为为150 mm2铝线，阻抗为0.207+j0.072 Ω/km。L12，L23，L34，L45和L56的线长分别为90、18、17、22和14 m。除节点1之外，每个母线都连接了具有0.85滞后功率因数的10 kVA负载。10 kV/380 V变压器的故障电流大小为5 kA。

设节点2至节点6上DG的DG类型分别为同步电机、逆变器、同步电机、逆变器、同步电机，容量均为15 kVA。正向继电器R1，R3，R5，R7和R9的值分别设置为2、1.5、1.3、1.3和0.5，其余反向继电器的值设置为0.5。所有继电器r值设置为0.03。考虑了三种不同的故障类型，包括三相短路故障、双相和单相接地故障。表1列出了继电器的TDS值。

各线路分别在各类故障下的继电器运行时间以及CTI如表2所示，合适的CTI为0.2 s。结果表明，通过该方法可以实现继电器设置，从而确保针对不同故障类型均与等于或大于0.2 s的CTI进行适当的协调。在不同故障类型下，系统中主继电器的运行时间总和等于5.92 s，备用继电器为9.73 s。

图 7 低压辐射型配电系统

表 1 各继电器的TDS值

表 2 低压配电系统的主、备用继电器工作时间

3.2 中压配电系统

第二个测试配电网是图8所示的10 kV辐射型配电系统。该系统电网电源来自一个的110 kV/10 kV变压器，110 kV母线上的故障电流为4 kA。该中压配电系统含95个节点。接入了五个分布式电源DG1-DG5，通过具有3％瞬态电抗的0.4/10 kV升压变压器连接。配备了13个定向继电器（R1至R13），以保护由几条线组成的每个区域。图中F1至F4代表故障位置四个不同的故障位置，每个故障位置考虑了三种不同的故障类型，包括三相短路故障、双相和单相接地故障。

为验证中压配电网中的保护方法，DG1至DG5的类型分别为逆变器型、同步电机型、逆变器型、同步电机型、逆变器型，其中DG2容量大小为2 MW，其余均为1 MW。正向继电器R1，R3的值设置为1，其他正向继电器R5，R7，R8，R9，R11和R13的值设置为0.8，其余所有反向继电器的值设置为0.5，所有继电器的T值设置为0.03。表3列出了中压配电网的继电器的TDS值。

对故障电阻故障电阻R等于20 Ω和40 Ω时进行计算，为简便起见，表4仅给出了故障电阻f等于20 Ω时的结果。在三相短路故障情况下，在不同故障类型下，中压配电网的中主继电器的运行时间总和等于11.217 s，而备用继电器的运行时间为20.167 s。当R=40 Ω时，主继电器的总运行时间为16.582 s，备用继电器的为23.135 s。从表4中可以看出，不同故障类型下的所有故障点均满足0.2 s的CTI约束。

图 8 中压辐射型配电系统

表 3 各继电器的TDS值

表 4 中压配电系统的主、备用继电器工作时间

从结果可以看出，所提出的方法可以在不同的故障类型和电阻下在两种工作模式下实现适当的保护协调。主继电器在各种故障条件下的继电器工作时间都很短，在两种运行模式下，CTI还满足各种故障条件和故障位置。因此，该方法具有适当的速度和选择性。

当F6处的故障阻抗提高到40 Ω时，不考虑继电器R9和R3之间的最小CTI，在高故障电压下，随着电压的微小变化，继电器工作时间的变化非常小。因此，在这种情况下，由于故障电压非常接标幺值1个，因此无法满足最小CTI。可以看出，在其他故障位置和条件之间有适当的协调。

对继电器启动元件而言，每个继电器都需要电流互感器（CT），该方法的优势在于无通信需求。

4 结论

本文提出的基于电压的继电器特性配电网保护方法，可用于带有分布式电源的辐射型配电网。继电器设置的两个主要参数为和TDS。配电系统中所有继电器的TDS设置都相同，仅改变前向继电器的值以满足CTI约束。通过对不同DG尺寸和位置，故障条件和配电网运行方式下的低压和中压配电系统的仿真研究，验证了该方法的有效性。结果表明，该方法无需通信，在不同速度下均具有较好的选择性。

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The Protected Method of Power Distribution Network with DG Radiation Pattern Based on Fault Voltage Characteristic

XU Feng1, FANG Yu-dong2, LI Yue-hui1, DU Hao-liang1

1.321000,2.310007,

The current distribution network protection method based on communication link is costly and susceptible to communication fault impressions. A protection method radiant distribution network with distribution generation without communication is proposed. Based on the characteristic of lower voltage at both ends of the line at the point of failure, the party calculates the working time of the relay by using the local local voltage measurement value, and creates an appropriate coordination time interval when the voltage amplitude difference between the main and backup relays is very small. In addition, the method is not affected by the type, capacity, and location of the distributed power source. A 9-node low-voltage power distribution system and a 95-node medium-voltage power distribution system were tested, and the results proved the applicability, effectiveness, and simplicity of the method.

Fault voltage; distribution network; protected method

TM77

A

1000-2324(2021)01-0137-06

10.3969/j.issn.1000-2324.2021.01.024

2018-12-15

2019-02-09

国网浙江省电力有限公司科技项目:基于配电网模型的继电保护整定计算平台研究(5211JH1900M1)

徐峰(1979-),男,硕士,高级工程师,研究方向:电力系统继电保护. E-mail:liyuehui_1982@163.com

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