含DG配網(wǎng)電流幅值差異化保護方案

許 軒 陸于平

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含DG配網(wǎng)電流幅值差異化保護方案

（東南大學電氣工程學院 南京 210096）

提出基于故障線路兩側電流幅值差異比較的配電網(wǎng)新型保護方案，適于含分布式電源的配電網(wǎng)絡。首先對分布式配電網(wǎng)發(fā)生故障時，線路兩側故障電流幅值特性進行分析，得出在現(xiàn)有的分布式電源容量滲透率規(guī)定以及逆變型分布式電源對輸出電流幅值限制的條件下，故障線路兩側電流幅值不相等且差異較明顯的結論。以此為基礎，提出新型的基于故障電流幅值差異的保護方案，為保證內部故障的靈敏性，外部故障及正常運行時保護的可靠性，提出相應的動作-制動特性方程。新方案借鑒傳統(tǒng)差動保護制動判據(jù)的形式，但制動特性方程僅需電流幅值信息而無需相量的比較，在通信自動化水平較低的分布式配電網(wǎng)中更易實現(xiàn)。仿真證明了本方案的合理性和有效性。

分布式發(fā)電 電流幅值 制動特性 配電網(wǎng)保護

0 引言

目前分布式配電網(wǎng)的保護方案都是基于國家電網(wǎng)Q/GDW 480—2012《分布式電源接入電網(wǎng)技術規(guī)定》（以下簡稱《規(guī)定》）[1]以及IEEE 1547—2003《分布式電源與電網(wǎng)互聯(lián)標準》[2]執(zhí)行的。由于分布式電源（Distributed Generator，DG）的接入對傳統(tǒng)電流保護適應性帶來諸多負面影響[3,4]，現(xiàn)行規(guī)定要求故障后必須將DG隔離，恢復網(wǎng)絡至輻射狀并以三段式電流保護切除故障。該保護策略目的在于優(yōu)先滿足電流保護的選擇性，卻不得不犧牲DG自身利益，在一定程度上限制了新能源發(fā)電產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，也證明了當前對于更合理、有效的分布式配電網(wǎng)保護方案的迫切需求[5-12]。

縱聯(lián)電流保護反應故障線路雙端電流信息，在雙端電源線路上具有良好的選擇性。但由于當前配網(wǎng)自動化通信水平不能滿足其采樣值同步的要求，難以直接應用。本文提出一種基于電流幅值差異化的保護方案，借鑒了縱聯(lián)保護反應雙端信息的思想以及制動判據(jù)形式，但其原理建立在對分布式配電網(wǎng)故障電流幅值特征的分析基礎上，只反應故障線路兩端電流幅值信息。由于只有電流幅值信息參與運算，新方案對同步的要求更低，相比電流差動保護在分布式配電網(wǎng)中更易實現(xiàn)，可靠性更高。

本文首先對分布式配電網(wǎng)故障線路雙端電流特征進行分析，得出在規(guī)定的DG滲透率限制及逆變器對逆變型分布式電源（Inverter Interfaced DG，IIDG）輸出電流限制的客觀條件下，故障線路兩端電流幅值不相等的結論。并以此為基礎，提出一種僅通過電流幅值比較，無需相量同步要求的電流幅值差異化動作保護方案，反映故障線路兩側電流幅值差異。本文詳細闡述了新方案的制動方程及制動特性，并對區(qū)內外故障保護動作情況和新方案耐受同步誤差性能進行了仿真，證明本方案具有良好的內部故障靈敏性及外部故障可靠性，相比傳統(tǒng)電流差動保護對同步誤差的耐受性更強，總體更實用。

1 分布式配電網(wǎng)相間短路故障電流幅值特征分析

根據(jù)《規(guī)定》要求，DG并網(wǎng)總容量不得超過上級變壓器所供區(qū)域負荷總容量的25%。同時，DG不同于傳統(tǒng)電源，多數(shù)以并網(wǎng)逆變器作為并網(wǎng)接口，逆變器對輸出電流大小有具體的限制，一般為2倍額定電流，而傳統(tǒng)電源并無此限制，故障電流幅值往往遠高于2倍額定電流。以上兩條特征顯然會使發(fā)生DG配網(wǎng)故障時，故障電流幅值出現(xiàn)某些差異化特征。

圖1表示某含DG配網(wǎng)線路故障時，從故障線路看出去的等效模型，其中AB為故障線路，A側為系統(tǒng)側，B側為DG側，假設此時全部DG均連接在線路同一側[13]，圖中的電動勢和阻抗都是等效得出。由于DG自身特性的復雜性，DG等效電動勢和等效阻抗實際上并不能簡單得到，B值和mB值中含有復雜的控制過程，是非線性的。此處為簡化分析，認為負荷總容量與系統(tǒng)等效電源出力一致；DG仿照傳統(tǒng)電源模型等效為電動勢和阻抗的串聯(lián)。以上對DG的等效與實際IIDG模型并不完全一致，此處為了對故障線路兩側電流幅值特征進行分析而進行等效處理。由于同等容量下傳統(tǒng)發(fā)電機的輸出故障電流幅值并沒有DG并網(wǎng)逆變器輸出電流的2倍限制，因此圖1等效方式下B側故障電流的幅值只可能大于等于DG實際輸出電流的幅值。以此為基礎，進行下面的分析。

圖1 分布式配電網(wǎng)故障等效網(wǎng)絡

假設線路內處發(fā)生三相短路故障，兩側保護處的測量電流幅值為

令為B側與A側電流相量之比，則

在兩側等效電動勢和阻抗一定的情況下，很容易證明||關于是單調上升的，即故障位置距離B側越近，故障電流幅值的比值越大。=1即線路末端發(fā)生三相短路時

根據(jù)《規(guī)定》要求，對圖1，考慮極端情況：DG滲透率為25%。為簡化分析，認為|B|/|A|≈1，兩側等效電源阻抗具有相同的阻抗角且和線路相同。則只有在線路阻抗為3mA時，兩側故障電流幅值才相等；而對一般的10kV配網(wǎng)的主變壓器來說，內阻抗約為2～3倍線路單位阻抗甚至更高[14,15]。因此即使對于與主變壓器相連的第一回線路，達到3mA也需要9～10km以上的長度，對于一般10kV配網(wǎng)單回線路并不能達到這一長度[16]。

以上的分析基于傳統(tǒng)電源等效模型對DG進行等效，單純看等效模型顯然并不能代表所有的實際DG。上述分析的結論是若以傳統(tǒng)電源作為DG形式并網(wǎng)運行，故障后故障線路兩側電流幅值并不相等，主變壓器側故障電流幅值大于DG側故障電流幅值。在此基礎上，考慮DG實際上以逆變器并網(wǎng)，前文已分析逆變器本身對輸出電流幅值的限制會使同等條件下DG輸出故障電流幅值遠小于傳統(tǒng)電源輸出電流的幅值。因此可得出結論：在分布式配電網(wǎng)中，線路故障時兩端保護測量故障電流幅值并不相同，主變側故障電流幅值大于DG側；而外部故障或正常運行時，兩側保護測量電流幅值相等。通過這一特征的總結，本文提出基于電流幅值差異化的含DG配網(wǎng)保護方法。

2 電流幅值差異化保護判據(jù)

根據(jù)前文對故障電流差異化的分析，理論上只要在避開不平衡電流的基礎上探測到這個電流差異的存在，保護即能判斷故障。但絕大多數(shù)DG通過逆變器并網(wǎng)，受諸多因素影響，運行狀態(tài)并不穩(wěn)定，以致流過繼電器的不平衡電流在外部故障下也很難找到穩(wěn)態(tài)值。若借助自適應電流保護的思想找到內部故障下可能出現(xiàn)的兩側電流幅值差最大值作為動作門檻，理論上雖然可通過在線整定的方式實現(xiàn)，但是IIDG本身的等值模型尚在研究中，而且等值電源的電動勢和阻抗值在故障不同時刻也表現(xiàn)出較大浮動。另外，對暫態(tài)過程衰減很快的IIDG也很難通過故障分量提取計算出正確的電動勢和阻抗值。因此，必須找到一個有效且可靠的制動特性方程，在僅有電流幅值量的基礎上，滿足靈敏性及可靠性的需要。

仿照傳統(tǒng)標積制動差動保護表達式，給出僅反映電流幅值信息的制動方程為

式中，自變量均為兩側故障電流幅值；系數(shù)決定制動特性，由故障前后的電流幅值差異賦值，具體賦值方法為

式中，定義為等效相角，表達式為

式中，下標f的電流對應保護安裝處的故障電流；下標n的電流對應正常運行時的負荷電流。很明顯，并無實際的物理意義，而是通過故障前后兩側電流幅值的變化量等效得到的一個角度。圖2說明了的意義，圖中電流相量的下標g表示對應的故障分量電流量。

圖2 內部故障時等效相角q 示意圖

下文以式（5）作為制動特性方程，以電流幅值變化量對進行賦值的意義進一步說明。

規(guī)定保護安裝處的電流方向從母線流向線路為正，根據(jù)負荷的分布不同，故障前后線路兩側的故障相電流可能形式見表1。

表1 故障電流形式

本文認為線路始端指更靠近配網(wǎng)主變壓器的端點（如圖1中端點A）。對于線路始端，即使負荷分布造成故障前電流方向為負、故障后為正，由前文對故障電流幅值的分析可知，主變側故障電流幅值應大于DG側，原則上也不會出現(xiàn)主變側提供的故障電流幅值小于負荷電流幅值的情況，甚至應該是遠大于負荷電流幅值，因此未將此情況反映在表1中。

由表1可知，保護安裝處的電流在故障前后方向可能改變。以相位表示，則故障后相對故障前，可能出現(xiàn)很大的相位差，故障分量電流的幅值很大（如圖2中）。而從故障前后同側電流的幅值差（即幅值變化量，如圖2中）分析可知，由于主變側和DG側故障電流幅值差異明顯，而故障前電流幅值基本相等，主變側電流幅值差明顯比DG側電流幅值差更大，圖2也反映了這一特性。

結合制動判據(jù)式（5）來看，系數(shù)1、2和3均由決定，系數(shù)的取值需滿足內部故障時動作作用增強，制動作用減弱；外部故障時動作作用減弱，制動作用增強。圖2反映的是內部故障，可看出此時值很大，接近90°，則有

動作電流近似為兩側故障電流幅值差，制動電流接近0，動作作用明顯強于制動作用。

外部故障時，兩側故障電流幅值理論上相等，故障前后的電流幅值差也相等，值接近0°。相應地，動作電流接近0，制動電流為兩側電流標積的0.2倍，近似等于單側電流幅值的0.2倍，制動作用明顯大于動作作用。

由圖2也可看出，之所以選擇故障前后電流幅值差賦值，是因為這種賦值方式下區(qū)內外故障時的差異最明顯。而不選取故障分量的幅值進行比較的原因是：①主變側和DG側故障分量電流幅值并無絕對的大小關系；②故障分量由于IIDG暫態(tài)過程衰減很快難以準確提取；③雖然根據(jù)前文分析具有內部故障時，主變側大于DG側的特性，但與文中取值方法相比，制動特性并不突出。

將制動方程兩側同除以A側電流幅值，得到以相電流幅值比作為自變量的制動特性方程

其動作特性可用三維圖表示，如圖3所示。

圖3 制動方程下保護的動作特性

根據(jù)圖3所示特性圖對新判據(jù)制動特性進行分析可知，內部故障時，兩側故障電流幅值相差較大，電流幅值比向坐標原點靠近；線路兩側的故障前后電流幅值差具有明顯差異，等效相角向坐標軸90°方向靠近。結合以上兩點，動作位置靠近圖3的左上方，此時相對動作電流明顯大于制動電流，且動作區(qū)較大，故障程度越嚴重，線路兩側電流幅值差異越明顯，值也越接近90°，動作位置在制動曲面內越向左上方靠近，靈敏度越高。外部故障時，兩側電流幅值近似相等，電流幅值比向1靠近。故障前后的電流幅值差對于線路兩側的保護來說也近似相等，等效相角向0°靠近。因此，動作位置應位于特性曲面的右下方，此時制動作用明顯強于動作作用。圖3還反映出，對應于區(qū)外故障或正常運行狀態(tài)，在兩側電流幅值比為1或等效相角為0°時，制動電流恒大于動作電流，保護可靠不動作，并且制動特性反映出較大的可靠范圍，對不平衡電流及逆變器控制造成的正常運行或外部故障時電流差異具有一定的容錯性能。

由于IIDG的逆變器本身對故障電流有小于2倍額定值的限制，因此DG側故障前后電流幅值差，以及故障電流幅值本身都會被限制在2倍額定電流以內，這對保護的判斷是有利的。

同時，制動判據(jù)式（5）中全部變量和系數(shù)均由電流幅值決定，并不涉及站間采樣值同步的相量計算。因此，本文的保護方案對配網(wǎng)通信自動化系統(tǒng)的要求較低，電流幅值的計算對同步誤差的耐受性也較高，這也優(yōu)于傳統(tǒng)電流差動保護。

3 仿真與分析

為驗證本文方案的正確性，利用Simulink對圖4所示的某基準容量為500MV?A的10kV簡單分布式配電網(wǎng)進行建模仿真，IIDG容量滲透率為負荷總量的25%。其中，線路AB、BC和AF為架空線路，單位參數(shù)0.345+i0.27W；線路CD、DE和FG為地下電纜，單位參數(shù)0.093+i0.259W。逆變DG采用電流型PQ控制方式，、分別為7.65MW、4.74Mvar，負荷均為6MW，功率因數(shù)為0.85。連接位置如圖4所示。

圖4 逆變DG滲透率為25%的分布式發(fā)電網(wǎng)絡

對線路AB中點發(fā)生ab兩相短路、線路AB末端發(fā)生三相短路和線路BC始端發(fā)生三相短路時保護線路AB進行仿真。圖5～圖7為A側、B側三相電流波形及逆變器輸出電流波形?？梢钥闯?，內部故障時故障線路兩側保護安裝處的電流幅值差異明顯。

圖5 AB中點兩相短路時IA、IB和逆變器出口電流波形

圖6 AB末端三相短路時IA、IB和逆變器出口電流波形

圖7 AB外部三相短路時IA、IB和逆變器出口電流波形

保護安裝處故障相（a相）電流幅值，以及故障前后電流幅值差見表2。

表2 短路故障計算參數(shù)

三種故障情況下，動作點在制動特性曲面上的位置如圖8所示。由圖8可知，新的幅值差異化動作判據(jù)對內外部故障具有可靠及明顯的區(qū)分效果。故障時，保護安裝處故障電流幅值的差異化對內外部故障進行初步劃分。故障前后電流幅值的差異又決定了值，進一步對判據(jù)的動作靈敏性和制動可靠性進行補充。由仿真圖還可看出，保護在內部故障時的動作位置與外部故障時的制動位置相離較遠，保護誤動可能性較小，具有較高的可靠性。

圖8 3種不同的故障情況下保護的動作情況

新方案的另一優(yōu)越性在于：相對于電流差動保護對采樣值同步誤差的敏感性，新的幅值差異制動判據(jù)能夠允許線路兩側的數(shù)據(jù)窗有比較大的取樣間隔，更容易在現(xiàn)有配網(wǎng)通信自動化系統(tǒng)中實現(xiàn)。

為驗證方案對同步誤差的耐受性，對線路AB末端三相短路進行6次仿真，每次仿真保持線路兩端負荷電流測量值為實際值，線路末端（B端）相對始端（A端）故障電流含有同步誤差，每次仿真從0開始逐次增加2ms。由于故障狀態(tài)較容易捕捉，仿真設定負荷電流準確測量的前提條件在實際中比較容易實現(xiàn)。

圖9為不同同步誤差下，保護動作點在電流差動保護復平面的位置，差動保護為傳統(tǒng)比率制動形式，取0.5。隨著末端故障電流測量同步誤差的增加，相當于故障電流相位不斷超前，故障點在復平面的位置也不斷超前，保護靈敏度持續(xù)降低，如圖9所示。當同步誤差為10ms時，保護動作位置已很接近制動區(qū)域邊緣，此時保護靈敏度很低，受到小擾動后很可能拒動。而由于數(shù)據(jù)窗長度始終不變，測量電流幅值的誤差始終很小。以0ms同步誤差時，雙端電流幅值比||=0.280 3為半徑畫圓，由圖可知，即使同步誤差增加，故障點也基本靠近該圓周。

圖9 不同同步誤差下電流差動保護動作情況

圖10是計及同步誤差時新型判據(jù)的動作情況及其局部放大圖。從此圖中也可看出動作點基本集中在正常測量值周圍，誤差很小。證明了圖9的仿真結果。保護靈敏性始終得到保證，相比圖9傳統(tǒng)縱聯(lián)電流差動保護優(yōu)勢明顯。

（a）整體圖

（b）局部放大圖

4 結論

本文提出了一種適用于DG接入后配電網(wǎng)絡的保護算法?；诠收暇€路兩端的電流幅值差異化特征，保護原理建立在故障線路兩端電流幅值不相等的基礎上。

本文提出的保護方案相對簡單，所需電氣量僅為故障前后的電流幅值信息，省去傳統(tǒng)差動保護的采樣值同步環(huán)節(jié)，通信水平要求較低，易于在現(xiàn)有含DG配網(wǎng)中實現(xiàn)。仿真結果說明，保護判據(jù)具有合理的動作區(qū)和制動區(qū)，對區(qū)內外故障的劃分界限明顯，且靈敏度較高。同時，由于只涉及電流幅值的測量，保護結果不受同步誤差的影響。

需要說明的是，在極特殊情況下，仍存在分布式配電網(wǎng)線路故障時兩側電流幅值近似相等的情況，比如超長線路、互感器誤差極大、DG控制策略影響或相間短路出現(xiàn)極大過渡電阻的情況等。限于本文篇幅，文中不再對這些特殊情況進行討論。

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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

陸于平 男，1962年生，博士，教授，研究方向為電力系統(tǒng)繼電保護與控制。

2013-11-26 改稿日期 2014-05-23

國家自然科學基金資助項目（50977012、51377022）。