基于电压上升限时检测的含新能源配电网自适应重合闸

杨 彬，贾 科，李俊涛，刘 浅，毕天姝

（新能源电力系统国家重点实验室（华北电力大学），北京市 102206）

0 引言

自动重合闸是实现配电网供电快速恢复的重要手段。然而，随着分布式新能源的高比例接入，现行国家标准要求经10（6）～35 kV 电压等级并网的分布式新能源具备故障穿越能力［1］。这导致保护跳闸后下游新能源可能持续带故障运行，引起重合闸失败，造成系统二次冲击［2-4］，严重影响配电网安全运行。亟须研究适用于含高比例新能源配电网的新型重合闸技术。

现有针对含新能源配电网的重合闸改进研究主要分为3 类：增长延时整定［5-7］、增设检无压［8-9］和自适应重合闸［10-20］。其中，增长延时整定方法通过与新能源孤岛保护、故障穿越配合，固定地增长重合闸延时（2.5～3 s）以规避新能源接入的影响。但该方法耗时过长，即使瞬时性故障也将导致全部新能源脱网，不利于系统快速恢复。增设检无压方法则通过检测电压辨识新能源脱网状态，但无法与三相金属性故障的零压情况进行区分，仍无法解决重合于故障的冲击问题。

为解决上述问题，提高重合闸成功率，相关学者提出了自适应重合闸。在断路器跳闸后首先判断故障状态，如果判别为瞬时性故障且已清除，加速重合闸；否则闭锁，防止重合于永久性故障。现有自适应重合闸方法主要分为主动注入法和被动检测法两种。基于主动注入的自适应重合闸利用并网逆变器或外加设备向跳闸后的下游系统注入高频信号［10-11］、特征电压［12-13］等判断故障是否清除，该类方法需额外设备成本投入，且注入信号对电力电子变流器和敏感负荷的安全性影响有待研究；基于被动检测的自适应重合闸通过检测跳闸后线路中的自由振荡频率［14］、非故障相感应电流［15-16］、相电压［17-19］等信息判断故障状态，然而这些方法均针对配置单相重合闸和振荡时间常数较大的输电线路设计，不适用于配电馈线振荡分量短暂、三相跳闸的情况。

本文在分析跳闸后含新能源配电网故障特征的基础上，针对分布式新能源故障穿越导致传统重合闸失败问题，利用电压差积分反映电压上升特征，构成故障状态检测判据。进一步，考虑保护动作情况与新能源故障穿越时限设计重合闸延时整定方案，提出适用于含高比例新能源配电网的自适应重合闸方法。经仿真验证，所提方法能够有效辨识故障清除，并根据故障检测结果与保护动作情况自适应地缩短重合闸延时，极大程度避免了瞬时性故障后分布式新能源的大量脱网，有利于系统快速恢复。

1 重合闸前下游新能源孤岛系统特性分析

高比例分布式新能源配电网可用如附录A 图A1 所示的单馈线辐射状系统简单表示。当保护动作跳闸后，断路器下游分布式新能源与负荷将构成孤岛系统，短时带故障运行。

深入分析断路器下游新能源孤岛故障清除前后故障特性差异，是自适应重合闸的研究基础。下文将针对不同控制策略下的新能源孤岛特性展开分析。

1.1 跳闸后下游系统故障特性分析

相比于保护动作前，配电网故障特征在跳闸后的改变包括两方面：1）故障馈流路径变化，由主网和新能源多源故障路径变为仅由下游新能源馈流；2）故障电流减小，由于新能源并网变流器限幅作用，其故障电流仅为1.2～1.5 倍额定电流，远小于主网故障电流（约为20～30 倍负荷电流）。

因此，伴随断路器跳闸，对于经过渡电阻的短路故障，下游系统故障电压相比跳闸前将大大降低。同时，主网故障电流在故障上游馈线的压降消失，断路器出口故障残压近似等于故障点电压。

1.2 下游新能源孤岛系统故障清除后特性分析

故障清除后、新能源未及时脱网前，下游孤岛系统运行特性完全由新能源并网变流器控制策略与外接电路特性决定。而孤岛系统电压又反过来影响新能源并网变流器控制，形成耦合。为便于分析，将下游系统中分布式新能源至故障点间的配电变压器、线路和负荷电路整体等效简化为一个电阻-电感-电容并联支路，则跳闸后孤岛系统等值电路如图1 所示。图中：IRES为新能源输出电流；UIsl为孤岛系统电压；Z为新能源外接电路的等值阻抗（其中R为电阻，L为电感，C为电容）；Rf为故障过渡电阻。

图1 下游新能源孤岛系统等值电路图Fig.1 Equivalent circuit diagram of downstream renewable energy source (RES) island system

由孤岛系统外接等值电路的阻性支路分析［21］，可得故障清除后孤岛电压满足3U=PRESR，而正常运行时负荷节点处电压满足3U=PLoadR，联立可得：

式中：PRES为新能源输出有功功率；PLoad为负荷额定功率；KP为新能源电源与负荷有功功率比值；UN为故障前系统额定电压幅值。

可见，故障清除后新能源孤岛系统电压幅值由有功功率比值KP决定。新能源功率相较负荷额定功率越大，孤岛电压幅值越高。则对于断路器跳闸后下游系统不同功率情况，系统电压水平不同，新能源可能运行于常规控制、低电压穿越控制和高电压穿越控制3 种模式。

1.2.1 常规控制下新能源孤岛特性

当下游系统新能源与负荷功率较为匹配时（0.81＜KP＜1.21），孤岛电压在0.9～1.1 p.u.之间，新能源电源处于常规定直流电压的双闭环控制模式，孤岛电压可依据式（1）计算。进一步对无功支路分析，由外接等值电路的阻性支路与电感-电容支路并联可得：

式中：QRES为新能源输出无功功率；fIsl为孤岛系统频率；XLC为外接等值电路电感-电容支路的等值电抗。

由式（2）可推得关于孤岛系统频率的方程为：

解得：

常规控制下，新能源运行于单位功率因数，即QRES=0，可得：

由以上分析可知，当断路器跳闸后下游分布式新能源与负荷功率较为匹配时，故障消失后孤岛系统电压频率解耦：孤岛电压由KP决定，孤岛系统频率则等于外接电路谐振频率。

1.2.2 低电压穿越控制下新能源孤岛特性

当新能源功率小于负荷功率（KP≤0.81）时，孤岛电压低于0.9 p.u.，分布式新能源运行于低电压穿越控制，电压决定其有功、无功电流控制指令，分别为：

由式（6）可知，低电压穿越控制下新能源电流指令与孤岛电压呈现分段线性关系：1）当0.72≤KP＜0.81，电流幅值未达限幅值，有功电流指令呈功率源特性，孤岛电压特性如式（1）所示；2）当KP＜0.72，随电压减小而增大，由限幅环节计算得到。下面重点分析第2 类情况下的孤岛特性。

根据式（6），该情况下孤岛电压影响新能源无功电流，进一步通过限幅环节影响有功输出，最终影响孤岛电压。

当并网控制器完成调节，新能源输出电流等于控制指令值，即新能源输出有功电流分量为Id=，新能源输出无功电流分量为Iq=，将外接阻性支路方程代入式（6）可得：

整理式（7），并以有功功率替代负荷电阻可得：

求解上述方程，可得新能源输出无功电流Iq为：

式中：Δ1为式（8）的方程判别式。

当Δ1≥0，KP≥0.559 时，式（9）有实数解，即该情况下新能源输出电流可达到指令值，孤岛系统存在稳定运行点；当KP＜0.559 时，新能源有功功率较小，引起电压过低，无功指令值增大，进一步限制有功电流输出，新能源输出有功功率与系统电压形成正反馈，系统将失去稳定运行点。此时，有功电流与孤岛电压降至0。

将Iq代入式（6）即可求解孤岛系统电压UIsl：

进一步，利用电感-电容支路方程推导孤岛频率fIsl。由基尔霍夫电压定律可知：

求解上述方程，可得新能源低电压穿越控制下孤岛频率为：

由上分析，当新能源功率小于负荷功率、新能源运行于低电压穿越控制时，孤岛系统电压、频率通过新能源控制产生耦合：孤岛系统电压通过低电压穿越控制策略决定新能源无功电流值，与外接电路等值电感、电容共同决定系统频率；无功电流因限幅控制环节影响有功电流值，进而影响系统电压。

1.2.3 高电压穿越控制下新能源孤岛特性

在新能源高出力时段，配电网局部区域可能存在分布式新能源功率高于负荷（KP≥1.21），此时分段/分支断路器因故障跳闸后，孤岛电压高于1.1 p.u.，分布式新能源运行于高电压穿越控制模式，从系统吸收无功功率试图降低电压。此时，新能源无功电流指令值为负：

式中：K2为高电压穿越控制下无功电流系数，参照相关标准［1］设为1。

类比1.2.2 节对新能源功率较小场景的分析，该场景下无功电流由系统电压水平决定，又通过限幅控制环节影响有功电流，进而影响孤岛电压形成闭环。类比可推导新能源无功电流为：

式中：Δ2为该场景下式（8）的方程判别式。

进而得到，高电压穿越控制下孤岛系统电压如式（17）所示。将式（15）、式（17）代入式（13）即可求得孤岛频率。

综上所述，配电网断路器跳闸后，伴随瞬时性故障的清除，下游新能源孤岛系统电阻增大，孤岛电压上升，基于此特性可构建跳闸后故障状态检测判据；孤岛系统电压取决于新能源-负荷功率比和新能源控制策略，可能在零至较大值间变化（具体呈现如附录A 图A2 所示的分段线性化特性），无法仅根据孤岛电压值区分故障持续与清除状态。因此，需利用故障清除电压上升特征检测瞬时性故障，从而缩短重合闸延时。

2 基于电压上升的自适应重合闸方法

基于上述分析，本章提出自适应重合闸方法。首先，提出电压差积分算法反映故障消失时的电压幅值上升特征，构成故障状态检测判据。然后，考虑保护动作情况与新能源并网运行时间极限，设计根据电压值自适应调整的重合闸时间整定方案，缩短重合闸延时。

2.1 故障状态检测判据

自适应重合闸方法的核心是故障状态检测判据，通过辨别故障的清除从而加速重合闸。监测电压幅值突变量表征故障清除时的电压上升简单直接，但易受到暂态波动和测量坏数据的影响，引起误判。本文提出电压差积分判据，自断路器跳闸时刻起，对断路器下游出口电压幅值与初始时刻电压的差值积分，判断该时段内是否发生电压上升。所提电压差积分计算原理如图2 所示。图中：UInt为电压差积分计算值；t为检测时刻（单位取ms 代入计算）；tf-clear为故障清除时刻；t1、t2为故障清除后2 个不同时刻；||U+（t）||为t时 刻 断 路 器 下 游 出 口 正 序 电 压幅值。

图2 电压差积分计算示意图Fig.2 Diagram of the proposed voltage difference integral calculation

为适应不同类型故障，选择正序分量电压幅值计算电压差积分，其表达式如下：

理论上，当电压差积分UInt大于0 时即可认为出现电压上升、故障清除。但为避免电压互感器传变误差影响和零值的不可靠判别，将误差值计入积分计算，并在0 附近增设死区，新能源孤岛系统故障状态检测判据为：

式中：ε为电压互感器误差值，在配电网中电压互感器精度通常为±3%［22］；δ为零点附近一小值，本文设为5（标幺值）。

若计算UInt满足式（19），则认为下游系统瞬时故障清除。虽然利用所提电压判据可以辨别新能源并网时的故障状态，但对于永久性故障，新能源达到并网运行极限后脱网，下游系统无压，持续检测失去意义。因此，需对检测时间进行限定，并闭锁重合闸，以避免重合于永久性故障造成二次冲击。

2.2 重合闸延时自适应整定

新能源电源进入故障穿越的时刻早于断路器跳闸时刻，而重合闸延时则以后者为计时起点。因此，跳闸后新能源故障穿越的极限时间不仅与机端电压水平，还与保护动作情况相关。

根据不同情况下新能源电源并网运行时间对故障状态检测时间进行差异化限制，可有效缩短重合闸时间。针对不同保护动作、系统电压情况，可具体分为以下4 类场景对重合闸延时进行自适应整定：

1）当孤岛电压幅值||U+||≥0.9 p.u.，表明在保护出口至断路器跳闸期间故障清除，计及断路器复归耗时和熄弧去游离时间（记为tmin，取0.3 s［23］）后重合闸。

2）当孤岛电压幅值||U+||＜0.9 p.u.，且无时限保护（如纵联差动保护、无时限电流速断保护和距离Ⅰ段保护等）动作时，断路器跳闸后新能源可能短时持续并网，利用所提判据检测故障状态，检测持续时间Tlim应被限制不大于该故障电压所对应新能源低电压穿越时间与保护跳闸的差值，同时考虑断路器跳闸后复归耗时，Tlim整定为：

式中：tTrip为保护动作跳闸时间，该情况下等于断路器跳闸的固有时间；tLVRT为新能源低电压穿越时间极限（单位为s），从故障时刻计起，与系统电压水平相关，有

检测期间，若满足判据式（19）则故障已清除，再经0.3 s 延时重合闸（躲过电弧去游离时间）；否则，超出检测时间闭锁重合闸。

3）当孤岛电压幅值||U+||＜0.9 p.u.，且限时速断保护（如限时电流速断保护、距离Ⅱ段保护等）动作时，根据保护动作时间与新能源故障穿越能力又可细分为以下两种情况：

（1）若0.2 p.u.≤||U+||＜0.9 p.u.，根据式（20）计算检测持续时间Tlim，检测期间若满足判据式（19）则经0.3 s 延时重合闸，超出检测时间则闭锁重合闸；

（2）若||U+||＜0.2 p.u.（定义该电压幅值为限时速断保护动作时故障检测最低电压Umin），新能源低电压穿越时间为0.15 s，小于近后备保护动作时间tTrip（约0.4～0.5 s），表明断路器跳闸前新能源已脱网，重合闸按无源系统整定，从跳闸时刻计起0.3 s后重合闸。

4）当定时限保护（如定时限过电流保护、距离Ⅲ段保护等）动作时，与第3 类情况类似，根据保护延时（tTrip=1 s）和对应的新能源低压耐受时间限定判据检测时间。经计算，该情况下Umin=0.544 p.u.对应的跳闸后新能源低电压穿越并网时间为0.3 s，故低于该电压水平的情况下可认定新能源已脱网，采用0.3 s 延时后重合闸。

直观表达上述不同情况下重合闸延时整定方案如附录A 图A3 所示。

2.3 自适应重合闸方法流程

本文所提面向分布式新能源高比例接入配电网的自适应重合闸方法，以电压上升特征作为故障清除状态判据，并计及新能源并网时间极限与保护动作情况形成自适应延时整定方案，具体方法流程如图3 所示。

图3 自适应重合闸方法流程图Fig.3 Flow chart of adaptive reclosing method

所提方法在配电网传统无检重合闸［24］基础上引入下游出口电压测量，并借助智能终端设备实时修改重合闸延时即可实现，无须新增设备，对测量精度和软件算力需求较低。

3 仿真验证

为验证故障特征解析结论与所提基于电压上升限时检测的自适应重合闸方法，在PSCAD/EMTDC 中搭建含2 座100 kW 的分布式光伏电站接入10 kV 配电馈线的仿真系统（见附录A 图A1），变电站出口断路器配置三段式电流保护，光伏电站均依照国标具备故障穿越能力。所有仿真实验中故障均发生于断路器下游馈线上，其他参数设置见附录B。

自适应重合闸电压测点在断路器下游出口处，电压信号采样频率为1.2 kHz（常规保护采样频率），跳闸后采用20 ms 窗长移窗快速傅里叶变换（FFT）计算下游正序电压幅值，计算电压差积分判据判定故障状态。

3.1 计及故障穿越控制的新能源孤岛特性验证

以F1（断路器下游出口）处发生经5 Ω 过渡电阻的三相短路故障为例，调整负荷功率使KP=0.64，对故障后至重合闸前全过程下游孤岛系统电压特性进行仿真，故障发生于0 时刻，断路器30 ms 时跳闸，70 ms 时故障清除。电压波形与电压差积分计算值曲线如图4 所示。由图4（a）、（b）可知，当断路器跳闸，故障点电流减小，下游电压幅值出现明显跌落特征；当故障清除后经过16.45 ms，电压差积分计算值超过预设值5，判定故障清除。

改变下游负荷的有功功率，使功率比KP在0.45～1.5 范围内变化；调整负荷容抗值使其谐振频率为50 Hz，新能源孤岛系统特性验证结果如附录A图A4 所示。可见，在高/低电压穿越控制下，孤岛系统特性与KP存在分段线性关系，与第1 章分析结论一致。

3.2 不同故障类型下自适应重合闸性能验证

为验证所提自适应重合闸对于不同类型故障的检测能力，考虑功率比KP=0.64 情况（下同），在馈线F1 处设置不同类型的瞬时性故障（持续70 ms）与永久性故障，故障发生后30 ms 由主保护动作断路器跳闸。故障类型分别为两相相间故障（AB）、两相接地故障（ABG）、三相故障（ABC），在不同类型瞬时性故障场景下，所提自适应重合闸故障检测时间与重合闸情况如附录A 表A1 所示。其中检测时间从断路器跳闸为零时刻计起。瞬时性故障清除后对应孤岛电压幅值为0.67 p.u.，此时故障检测时限为1.55 s；对于永久性AB 和ABG 故障情况，系统正序电压为0.265 p.u.，对应故障检测时限为0.75 s，永久性三相金属性故障下检测时限为0.2 s，在对应时限内未检测到判据则认定为永久性故障，随即闭锁重合闸。

根据附录A 表A1 可知，在断路器跳闸后，所提故障状态检测判据可有效辨别瞬时性/永久性故障。在瞬时性故障情况下，相比目前需2.5～3 s 时延的工程方法，所提方法可有效缩短重合闸延时在0.5 s以内。尤其对于瞬时性三相短路故障，所提故障检测判据可在故障清除后14.6 ms 完成判别，并将重合闸延时缩短至354.6 ms。

3.3 不同故障位置下自适应重合闸性能

由前文分析可知，保护动作时间影响断路器跳闸后下游新能源并网运行时间，所提自适应重合闸通过融合保护动作信息，合理缩短故障检测时间。对于馈线上不同位置故障，保护动作情况不同，需要对这些情况下的自适应重合闸性能进行验证。本节设置F1、F2（本线路末端）和F3（下级线路10%长度处）3 种故障位置，分别对应无时限保护、限时速断保护和定时限保护动作情况，以经过5 Ω 过渡电阻的瞬时性三相金属性短路故障为例，设置不同故障持续时间进行仿真验证，所提自适应重合闸动作性能如表1 所示。

表1 不同故障位置下所提自适应重合闸性能Table 1 Performance of the proposed adaptive reclosing with different fault locations

对于限时速断保护和定时限保护动作情况，在断路器跳闸前故障已持续0.5～1 s，由表1 可知，对于故障残压水平较低的情况，跳闸前已超出新能源故障穿越极限时间，跳闸后下游为无源系统。此时，无法根据下游系统电气特征判断故障状态，根据所提重合闸方法经0.3 s 延时后重合闸。

3.4 经过渡电阻故障下自适应重合闸性能

配电网短路故障往往存在过渡电阻，其阻值甚至可能高达1 000 Ω 以上，即高阻故障。自适应重合闸也需在非金属性故障发生后，正确判别瞬时性故障清除，可靠重合闸。以10 kV 馈线F1 处故障为例，分别设置故障类型为瞬时两相短路、瞬时两相接地短路和瞬时三相短路故障（故障持续70 ms），过渡电阻分别设置为50、100、500、1 000、1 500 Ω，附录A 表A2 给出了不同过渡电阻故障下，所提自适应重合闸的故障检测时间和重合闸指令。

随着过渡电阻的增大，网侧故障电流幅值减小，甚至在过渡电阻大于500 Ω 时，传统过流保护甚至面临拒动风险。但值得注意的是，即使过渡电阻高达1 500 Ω，所提自适应重合闸依然能够正确辨识断路器跳闸后瞬时性高阻故障的清除。因此，在保护正确动作的前提下，所提重合闸方法在高阻故障场景下仍然有良好的性能。

3.5 不同测量噪声下自适应重合闸性能

配电网实际运行中不可避免地存在随机噪声，影响电压测量精度，所提自适应重合闸的故障状态检测算法应具备一定抗噪能力。通常配电网中噪声最大为25 dB［25］（信噪比为17.783），本节分别设置35、30、25 dB 噪声场景验证所提重合闸方法。以断路器出口发生瞬时性故障为例进行分析，自适应重合闸动作情况如附录A 表A3 所示。

由于本文采用电压差积分构成故障状态检测判据，同时为避免零点抖动误判增设了死区，可以有效避免测量噪声影响。由附录A 表A3 可知，不同噪声水平仅导致瞬时性故障判别时间轻微增加，在各类型瞬时性故障下依然能够正确重合闸。

3.6 与现有重合闸改进方法性能的对比

本文所提出的自适应重合闸与现有增长延时的重合闸改进方法［5-7］对比如表2 所示。

表2 所提重合闸与现有方法对比Table 2 Comparison of the proposed adaptive reclosure with existing method

对于瞬时性故障情况，所提方法可加速重合闸，延时比现有方法短；对于后备保护动作前新能源已脱网的情况，所提方法也可按无源系统方案经0.3 s延时重合。利用电气特征检测与延时自适应整定的方法极大提高了新能源配电网重合闸性能。

此外，对于故障持续时间超过判据检测时限的情况，大概率为永久性故障，对于安全性要求较高的配电网，建议闭锁重合闸或增加主动注入式故障检测辅助辨别，以避免系统遭受二次冲击；而对于安全性要求较低的配电网，可设置超过时限后重合，缩短系统失电时间。

4 结语

针对高比例新能源接入下传统配电网重合闸易重合于故障、导致二次冲击的问题，本文提出了基于电压上升限时检测的自适应重合闸方法，通过检测瞬时性故障清除加速重合闸。经仿真验证表明，所提方法能够可靠检测新能源配电系统跳闸后不同位置、类型的瞬时性故障清除，具有较强的耐受过渡电阻能力和抗噪声干扰能力；同时，可根据故障状态与保护动作信息实现重合闸延时的自适应调节。相比于工程中固定增长延时的重合闸改进方法，所提方法可有效避免瞬时性故障下的新能源脱网，有利于系统快速供电恢复。

本文所提自适应重合闸方法在下游电压较低、分布式新能源并网极限时间较短的情况下，在检测限时结束前可能无法检测到电压上升特征，影响故障状态判别，后续将针对此问题展开进一步研究。

附录见本刊网络版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx），扫英文摘要后二维码可以阅读网络全文。