考虑分布式电源接入的配电网电流保护配置及整定方案

何 明,杨 琪，陈虹静，吴 穹，王利平

(1.国网四川省电力公司,四川 成都 610041；2.国网四川省电力公司检修公司，四川 成都 610041)

0 引 言

分布式电源(distributed generation, DG)是指分散就地接入配电网的小容量电源[1]。DG是利用太阳能、风能等可再生能源的重要途径，近年来已成为世界各国发展与推广的重点[2]。然而，DG就地接入改变了配电网馈线中短路电流的大小和方向，使配电网中传统的电流保护难以适用；另外，DG的故障电流具有非线性、间歇性的特点，进一步加剧了保护整定与配合的难度[3]。若无法解决继电保护的问题，则无法在配电网中进一步提高DG渗透率[4-5]。因此，研究适用于含DG配电网的保护方案具有重要意义。

近年来，专家学者已针对含DG的配电网提出了许多保护方案，主要可分为两类。第一类方案是采用需要通信通道的纵联差动类保护[6-12]。该类保护通过两端或多端的电气信息进行故障区段定位，具有较高的准确性且受DG出力变化的影响较小。然而纵联差动类保护需要建设通信通道，这将增加配电网保护的成本；另外当通信通道故障时，该类保护将会失灵，因此必须配有其他保护方法作为后备保护。第二类方案是无需通信的无通道保护[13-19]。该类保护一般在方向性电流/距离保护的基础上，根据DG的故障特性和网络拓扑结构自适应调整保护定值。文献[16]提出了一种基于戴维南等效参数动态计算的自适应保护。文献[17]提出了一种基于故障复合序网的自适应正序电流速断保护。文献[18]提出了一种基于高斯迭代求解的自适应电流速断保护。文献[19]提出了一种基于复合故障补偿因子的反时限电流保护。上述保护方案不依赖通信通道，易于实现，但并未考虑主保护与后备保护间的配合问题。由于DG出力的间歇性，为保证主保护选择性而选取的整定值会降低后备保护的保护范围。

针对上述问题，通过分析DG故障特征提出了一种考虑DG接入的配电网电流保护整定方案。

1 分布式电源故障特征分析

根据并网方式，DG可分为电机类和逆变类两种类型[11]。考虑到逆变类DG的故障特征分析更为复杂，且是光伏、风电等可再生能源并网的主流方式，因此以逆变类DG为主要研究对象。

图1为以光伏电源为例的逆变类分布式电源结构与控制策略示意图。图中：U和I为逆变器的直流侧输入电压与电流；C为直流母线等值电容；R和L分别为交流侧等效电阻与电感；ua、ub、uc和ia、ib、ic分别为交流侧的相电压和相电流。三相电压、电流经过dq变换后实现对逆变型分布式电源输出的控制。逆变类DG的主要控制策略包括最大功率跟踪、低电压穿越、消除负序和过电流限制等。

图1 逆变类分布式电源结构与控制策略

在正常运行条件下，DG采用最大功率跟踪控制以实现有功出力最大化。当电网发生故障时，低电压穿越控制策略要求DG根据并网点电压的跌落系数优先输出无功电流，此时DG输出的无功电流Iq为

(1)

式中：K为低穿电压支撑系数，一般要求不低于1.5；γ为并网点电压跌落系数，其值等于故障后电压与故障前电压的幅值比；IN为额定输出电流。

故障条件下，为了维持系统有功功率的平衡，分布式电源也需要发出更多的有功电流。然而，由于逆变器中的电力电子器件无法承受较大的电流，逆变类DG采用过电流限制的控制策略，通常规定其输出短路电流的幅值不能超过额定电流的1.2倍。因此逆变类DG输出的有功电流Id可表示为

(2)

式中：Imax为逆变类DG输出电流的幅值上限；Pref为DG的参考有功功率；UPCC为故障后DG并网点处的电压幅值。

根据式(1)、式(2)可得出，故障后逆变类DG短路电流的幅值和相角分别为：

(3)

(4)

由式(1)—式(4)可以看出，逆变类DG故障电流的幅值和相位由Id和Iq的幅值决定，而Id和Iq与DG并网点的电压有关。由于故障后电压跌落的大小受故障位置、故障类型、过渡电阻等多种因素的影响，逆变类DG输出的短路电流具有明显的随机性、非线性的特征，与传统电源存在较大差异。

2 考虑分布式电源接入的配电网保护方案

传统的配电网电流保护通常仅在各区段的首端配置保护。然而，对于含DG配电网中位于DG上游的区段，必须在两端配置保护，如图2所示。

图2 含DG接入的配电网

下面以图2中的区段MN为例分析含DG配电网的保护整定方案。需要指出，研究对象为中国配电网中主流的中性点非直接接地(不接地、经谐振接地)系统，其单相接地时故障电流不明显且系统仍被允许短时运行[20]，因此所研究的电流保护配置及整定方案仅针对相间短路。

2.1 基于自适应正序电流速断保护的主保护方案

由前述分析可知，逆变类DG采用消除负序的控制策略，仅输出正序电流，因此以正序电流构造电流保护方案。自适应电流速断保护可根据电网的运行方式和故障类型对保护定值进行在线实时整定，相较于普通电流速断保护具有更大的保护范围。现有的自适应电流速断保护的整定方法如式(5)所示。

(5)

式中：Kk为可靠系数，取1.2；Kf为故障系数，三相短路和两相短路时分别为1和0.866；ZS和ZL分别为系统和被保护线路的等值阻抗；ES为系统等值电势的幅值，可按式(6)整定。

(6)

上述自适应电流保护整定方案并未考虑DG的接入。对于含逆变类DG的配电网，DG短路电流的非线性与间歇性将使馈线中的短路电流存在较大的随机性；另外，DG上游区段中系统侧(首端)保护与DG侧(末端)保护处的电流变化规律也存在差异。因此，仍采用式(5)所示的整定方案可能导致速断保护失去选择性，需要提出新的自适应电流速断保护方案。

在图2所示的含DG配电网中，若发生两相短路故障，此时正序故障附加网络如图3所示。

图3 两相短路故障时的正序故障附加网络

(7)

由于逆变类DG受过电流限制控制策略的影响，其可提供的短路电流远小于系统电源，因此可将其忽略。RM处的自适应正序电流速断保护可按照式(8)整定。

(8)

对于DG侧的保护RN，为了便于分析，可将正序故障附加网络中故障点左侧的部分合并，得到简化后的附加网络如图4所示。

图4 两相短路故障时的正序故障简化附加网络

(9)

为优先保证选择性，RN处的自适应正序电流速断保护可按照式(10)整定。

(10)

(11)

式中，Zrf为保护安装处到故障点的等值阻抗。

因此，对于三相短路故障，两侧的自适应正序电流速断保护均可按照式(12)整定。

(12)

2.2 线路末端故障时的近后备保护方案

由于电流速断保护不能覆盖线路全长，因此必须配有能够检测线路末端故障的后备保护[20]。为避免DG接入对传统电流保护配合的影响，采用两侧过流互为近后备保护的方法，如图5所示。

图5 近后备保护方案原理

图5中，IfM、IfN分别表示保护RM和RN处的短路电流曲线(不考虑故障类型)，IMZ、INZ分别表示保护RM和RN处的自适应正序电流速断保护整定值。对于保护RM，主保护的保护范围投影在横轴上为MM′；保护RN主保护的保护为NN′。若MM′、NN′和被保护线路MN满足式(13)，则两侧的主保护可互为对侧的近后备保护。

MN⊂(MM′∩NN′)

(13)

近后备保护的具体方案为：若某侧保护判断故障发生在主保护的动作区域内，则视为区内故障，控制对应断路器跳闸并向对侧发送区内故障命令；若某侧主保护未动作但受到对侧的动作命令，则也视为发生区内故障。由于两侧之间的命令信号所需的通信量极小且对延时的要求很低，通过现有无线网络即可实现该功能，无需建设通信通道。

2.3 基于定时限过电流保护的远后备保护方案

对于含DG配电网中可能发生的绝大多数故障，所提出的主-后备保护方案均能正确、可靠地识别。在此背景下，远后备保护仅作为最不利情况下的备选方案，因此可以适当扩大保护范围并延长动作时限。所提方案中，在每条出线的首端采用基于定时限的过电流保护作为远后备保护，保护定值按躲过最大负荷电流且覆盖整条馈线全长整定。为了与主保护有所区分，远后备保护可设置0.5 s的延时。

3 仿真分析

3.1 仿真模型参数

为验证所提保护整定方案在各种故障条件下的有效性，利用PSCAD搭建了如图6所示的含DG配电网模型。该模型的基准电压为10.5 kV，系统基准容量为100 MVA；DG的额定容量为4 MVA，低穿电压支撑系数为1.5；线路和负荷参数与文献[17]中的模型一致。仿真以馈线段B1B2作为故障区段，研究在不同故障距离发生不同故障类型时保护R1和R2的动作情况。

图6 含DG接入的配电网模型

3.2 两相短路时的仿真结果

当f点发生两相短路故障，保护R1和R2分别按式(8)和式(10)确定自适应电流速断保护的整定值。当f点位于馈线段B1B2中的不同位置时，保护R1和R2处的电流测量值和计算整定值如表1所示。

表1 f点发生两相短路故障时的电流仿真结果

按表1中数据绘制电流测量值与整定值曲线，保护R1和R2处的曲线分别如图7、图8所示。

由图7可以看出，故障位置系数α为0.8时，电流的测量值仍大于整定值，因此两相短路故障发生时，R1的保护范围能够覆盖被保护线路首端的80%；同理，由图8可以看出，R2的保护范围能够覆盖被保护线路末端的40%。由于二者的保护范围覆盖了被保护线路的全长，因此所提的近后备方案能够在主保护拒动时正确识别区内故障。

图7 两相短路时保护R1处的电流测量值与整定值曲线

图8 两相短路时保护R2处的电流测量值与整定值曲线

3.3 三相短路时的仿真结果

当f点发生三相短路故障，保护R1和R2均按照式(12)确定自适应电流速断保护的整定值。当f点位于馈线段B1B2中的不同位置时，保护R1和R2处的电流测量值和计算整定值如表2所示。

由表2可以看出，对于三相短路故障，使用所提主保护方案时R1的保护范围能够覆盖被保护线路首端的80%，R2的保护范围能够覆盖被保护线路末端的40%。因此，所提的主-后备保护方案在被保护线路任何位置发生故障时均能正确动作。

表2 f点发生三相短路故障时的电流仿真结果

3.4 馈线末端故障时远后备保护的仿真结果

仿真采用定时限过流保护作为最不利情况下的远后备保护。以馈线1为例，保护R1处配置保护整条线路全长的远后备保护。远后备保护的整定值可设为正常情况下最大负荷电流的两倍，此时保护R1的整定值为240 A。在馈线1的末端(母线B4)设置两相短路和三相短路时R1处的测量电流分别为1 027.5 A和2 044.7 A，均远大于远后备保护的整定值。因此以定时限过流保护构造的远后备能够可靠保护线路全长。

4 结 论

针对DG的非线性和间歇性对配电网电流保护的整定配合带来的挑战，分析了逆变类DG的控制策略及故障特征，并结合正序故障附加网络提出了一种适用于含DG配电网的电流保护整定方案。该方案包括基于自适应正序电流速断保护的主保护、基于两侧信息互为后备的近后备保护和基于定时限过流保护的远后备保护。基于PSCAD的仿真验证表明，所提方案能够很好地适用于含DG的配电网，主-后备保护方案的配合可实现对DG接入点上游线路全长的可靠保护。