基于状态量信息的含分布式电源配电网保护新方案

0 引言

分布式电源DG(Distributed Generation)接入配电网，改变了配电网的故障电流分布以及配电网原有保护配置的基础条件，配电网原有的无方向电流保护可能误动或者拒动[1-2]。另外，DG的投退以及DG输出功率的随机性和间歇性，使得含DG配电网的运行方式变得更加复杂，电流保护也难以整定。因此，需要研究能够适应DG接入的配电网保护新方案。

文献[3-4]对含逆变型DG配电网的自适应电流速断保护进行了研究。然而，电流速断保护并不能保护线路全长。与基于本地信息的保护相比，基于通信的保护方案能够充分利用多点电气量或状态量信息，从而能够更加准确地实现全线故障定位。

基于电流差动原理的保护方案对数据的同步性要求高，且多点电流值的测量误差累计可能产生较大的不平衡电流，使得保护的可靠性降低[5]。基于方向纵联和电流保护动作信息的保护方案在网络中传输的是方向判断和动作信息结果，所需通信量少，对数据的同步性要求低[6-7]。然而，这些方案均需在馈线上每个母线节点处均加装电压互感器或配置智能电子终端，改造成本高。

为降低成本，文献[8]利用馈线首端到DG并网点之间各保护装置限时电流速断保护的动作信息来实现DG上游区域的故障定位。然而，含DG配电网的运行方式复杂，传统限时电流速断保护整定值很难满足文中的灵敏度要求，同样需要加装电压互感器来获取方向信息。另外，逆变型DG通常采用基于电压正序分量的控制策略，只存在于正序网络中，且在故障情况下只输出有功电流或几乎只输出无功电流，也可能使得功率方向元件判断错误[9-10]。

配电自动化系统依靠故障电流信息实现故障定位[11]。随着DG并网容量的增大，若DG上游故障时DG输出的短路电流大于整定值，则该方法同样无法实现准确故障定位。此时，若延长重合闸时间，等待DG自身脱离电网，则瞬时性故障可能发展成为永久性故障，并且长时间故障运行也将对DG及其他设备造成损坏；若在DG上游区域配置方向纵联保护，则仍存在增加改造成本和功率方向元件误判的问题。

为有选择性地快速保护线路全长，在不加装电压互感器以及不借助功率方向信息的前提下，本文提出了一种基于过电流保护动作信息和DG上游区域补偿阻抗极性信息的保护新方案。其中，补偿阻抗极性信息由馈线首端和DG并网点保护根据其电压和电流信息计算得到。本文方案能够消除DG接入对保护的影响，实现全线准确故障定位，其改造成本低、所需通信量少，对同步性要求低，易于实施。

1 基于过电流保护动作信息的故障定位方法

1.1 含DG配电网的区域划分及过电流保护

在如图1所示的含DG配电网中，馈线1接有1个DG，馈线2接有2个DG，馈线3没有DG接入。

图1 含DG配电网
Fig.1 Schematic diagram of distribution network with DG

本文将DG接入点和馈线首端之间的区域定义为DG上游区域，将距离馈线首端最远的DG接入点到馈线末端之间的区域定义为DG下游区域。同时，按照如下方式对DG上游区域进行划分：当馈线上只有1个DG接入时，将DG并网点到馈线首端的线路作为一个区域，如图1中的区域1所示；当馈线上有多个DG接入时，以DG并网点作为DG上游各区域分界点，如图1中的区域2和3所示。另外，将DG上游区域内距离系统最近的保护定义为DG上游区域首端保护，如保护1、5、7分别为所在区域的首端保护。

根据本文所述故障定位方法，仅需在各个DG上游区域靠近DG并网点处加装断路器并配置保护装置，便能够从两端切除DG上游区域的故障线路。以图1中DG上游区域1内发生故障为例，当线路AB发生故障时，保护1和2动作；当线路BC发生故障时，保护2和11动作。

定时限过电流保护即电流Ⅲ段的启动电流按照躲开保护所在线路可能出现的最大负荷电流进行整定。对于图1中的保护1，其电流Ⅲ段的定值为：

(1)

其中，为可靠系数；KMs为自启动系数；Kre为返回系数；ILmax为流过线路AB的最大负荷电流。

1.2 基于过电流保护动作信息的故障定位方法[8]

本文方法仅以电流Ⅲ段的动作信息作为故障定位依据，各个保护的电流Ⅲ段之间无需时限上的配合。由于电流Ⅲ段的整定值小，因此当含DG配电网的不同位置发生故障时，可能存在故障线路和非故障线路上多个保护装置的电流Ⅲ段均动作的情况。

下面以图1所示含DG配电网为例，简单介绍根据电流Ⅲ段动作信息进行故障定位的基本原理。

a. DG下游区域和没有DG接入的馈线均为单电源辐射状线路。当这些线路发生故障时，故障点一定位于有短路电流流过和没有短路电流流过的2个保护之间。因此，只要在DG下游区域或没有DG接入的馈线上存在电流Ⅲ段动作的情况，则无需考虑DG上游区域内保护电流Ⅲ段是否动作。比如，当DG1下游区域点f1发生故障时，直接判断故障线路为电流Ⅲ段动作的保护3和电流Ⅲ段没有动作的保护4之间的线路CD。

b. 当DG上游区域，比如图1中的点f2，发生故障时，保护1的电流Ⅲ段将动作。此时，若出现保护1的电流Ⅲ段动作，同时由于DG1的出力或容量较小而保护2和11的电流Ⅲ段不动作的情况，即线路AB两端保护的电流Ⅲ段动作信息不一致，则可以直接判断故障点在线路AB上。然而，若DG的出力或容量较大，则区域1甚至3个DG上游区域中各个保护的电流Ⅲ段均可能动作。此时，由于缺少方向信息，将无法判断故障线路。

因此，需继续充分发掘含DG配电网中其他可利用的电气量或状态量信息，形成辅助判据，实现DG上游区域的准确故障定位。

2 基于DG上游区域首端保护补偿阻抗极性信息的故障定位方法

2.1 补偿阻抗的构建及其极性

通常情况下，在变电站内变压器低压侧的母线上和DG并网点处均装有电压互感器。因此，DG上游各个区域的首端保护均能够获得保护安装处的电压和流过保护的电流，进而能够通过对比测量阻抗值和整定阻抗值，来判断故障位置是否在本区域内。为只反映正方向故障，参考方向阻抗继电器的比幅式动作方程，构建补偿阻抗的表达式如式(2)所示。

(2)

其中，Zmea为测量阻抗值；Zset为整定阻抗值。

将补偿阻抗的最大灵敏角设置为线路阻抗角，从而使其灵敏性最优。由方向阻抗继电器的动作特性和式(2)可知，当保护范围内部发生故障时，满足|Zmea-Zset/2|≤|Zset/2|，故Zdir≤0，若将Zdir=0的极性归为负极性，则此时Zdir的极性为负；当保护范围外部发生故障时，满足|Zmea-Zset/2|>|Zset/2|，故Zdir>0，即Zdir的极性为正。因此，通过Zdir的极性信息，可以判断是否发生了正方向故障以及故障是否在保护范围内。

为仅依靠首端保护中Zdir的极性信息来准确判断区域内的故障位置，设置Zset的个数与区域内线路的条数相等，并且每个Zset的取值按式(3)整定：

Zset=KrelZL

(3)

其中，Krel为数值大于1的可靠系数；ZL为区域内首端保护到区域内各条线路上距离系统较远一端的阻抗值。由式(3)可知，每个Zset对应的保护范围大于与其对应的线路的全长。为使得Zmea与区域内故障点到首端保护安装处的距离成正比，且不受故障类型、DG类型和数量、DG容量或出力等因素的影响，可通过3组相间电压和对应的相间电流计算得到3组Zmea。对于某个Zset，只要存在任意一组Zmea能够使得Zdir的极性为负，则表明故障位置在该Zset对应的保护范围之内。综上可知，若故障位置在某DG上游区域内，则该区域首端保护中必然存在某个或某几个Zset对应的Zdir的极性为负。

当保护出口处发生相间短路故障时，方向阻抗继电器将因加入的电压为0而不能动作，出现死区。在本文方法中，首端保护仅是判断Zdir的极性信息，并将此信息上传到信息处理中心或与其他保护装置共享，当接收到信息处理中心下发的跳闸指令或者判断故障位置在本条线路后才会动作，故不存在死区。

2.2 基于补偿阻抗极性信息的故障定位方法

设Zset_X和Zdir_X分别为与线路X对应的整定阻抗值和补偿阻抗值。在图2所示配电网中的DG1上游区域1内有3条线路，故其首端保护1中有3套整定阻抗值，分别为Zset_AB、Zset_AC和Zset_AD，其值和所对应的保护范围依次增大。其中，Zset_AD对应的保护范围包含了区域1内的所有线路。在区域1和2内，首端保护1和4中各个Zset对应的保护范围如图2中的虚线所示。

图2 接有DG的配电网
Fig.2 Distribution network with DG

下文以图2中区域1和区域2内的不同位置发生故障为例，介绍根据DG上游区域首端保护中Zdir的极性信息进行故障定位的基本原理。

(1)对于某一含有多条线路的DG上游区域，当保护范围大小是相邻关系的2个Zset(如图2保护1中的Zset_AB和Zset_AC、Zset_AC和Zset_AD)对应的Zdir的极性不同时，则故障位置肯定在2个保护范围的非重叠区域上。另外，在综合考虑互感器误差等影响因素的前提下，可靠系数的设置需使得Zset的取值大于首端保护到对应线路末端之间的线路阻抗值，同时小于到对应线路下游线路末端的阻抗值，因此相邻2个保护范围的非重叠区域跨越了2条线路。此时，需根据以下2种情况进行保护动作逻辑和故障定位分析。

a. 当非重叠区域跨越的是2个不同DG上游区域内的2条线路时，如保护1中Zset_AC和Zset_ AD对应保护范围之间的非重叠区域，故障点的具体位置取决于距离系统较远的区域2的首端保护4中Zdir_DE的极性。若Zdir_DE的极性为正，则故障点在线路CD上(如故障点为点f1)；否则，故障点在线路DE上(如故障点为点f5)。

b. 当非重叠区域跨越的是同一区域内的2条线路时，非重叠区域内的保护必然是故障线路的一端保护，其必须动作以实现故障隔离。因此，在这种情况下，首先向非重叠区域内的保护发送跳闸指令，然后根据与该保护相邻的系统侧保护的过电流保护动作信息，判断故障的具体位置。以保护1中Zset_AB和Zset_AC对应保护范围之间的非重叠区域为例，首先断开非重叠区域中保护3处的断路器，然后根据线路BC上保护2的过电流保护动作信息判断故障是否被切除。若保护2的过电流保护仍然动作，则故障点在线路BC上(如故障点为点f3)；否则，故障点在线路CD上(如故障点为点f2)。

(2)当(1)中所述区域内的各个Zset对应的Zdir的极性均为负时，故障位置在整定值最小的Zset对应的保护范围内。该范围跨越了2条线路，和(1)b中的处理方式类似，首先向非重叠区域内的保护发送跳闸指令，然后根据首端保护的过电流保护动作信息，判断故障的具体位置。

(3)由于Zset对应的保护范围大于与其对应的线路的全长，因此对于同一馈线上2个相邻的DG上游区域，若其首端保护中均存在Zdir极性为负的情况，则故障点必然在距离系统较远的区域内。若该区域内有多条线路，则之后的故障定位逻辑同(1)中所述。

需要注意的是，当DG下游线路发生故障时，如DG1下游线路DE发生故障，DG1提供助增电流使得区域1中Zset_AD对应的保护范围减小，使得Zdir_AD极性由正变负的故障点位置更加靠近保护4，但由于Zdir_DE的极性恒为负，因此无论Zdir_AD的极性为正或为负，均能够判断故障位置在线路DE上。

对于短线路，只要与该线路的上游相邻线路对应的整定阻抗值不超过短线路末端到首端保护的线路阻抗值，该故障定位方法就依然能够准确判断故障。假设图2中线路BC为短线路，只要线路AB对应的整定阻抗值KrelZAB<ZAB+ZBC，当线路BC发生故障时，本文方案就能准确将其切除。当线路BC很短时，可以通过减小可靠系数Krel来满足上述要求，也可以对该线路配置电流差动保护来改善保护性能。

与线路阻抗相比，负荷等值阻抗很大。当某一DG上游区域发生故障时，负荷的存在不会影响该区域首端保护中Zdir极性信息的正确性。另外，上述故障定位方法在通信网络中传输的是在故障瞬间补偿阻抗极性信息的判断结果。由于故障点的过渡电阻值通常经过0.1～0.15 s后才迅速增大，因此过渡电阻对本文方法的影响很小[12]。

3 具体实施方法

本文方案的实施方式既可以是集中式保护，也可以是分布式保护。集中式保护需要设置信息处理中心，分布式保护则需要保护之间能够互相通信。

图3 故障定位流程图
Fig.3 Flowchart of fault location

当含DG配电网中某个或某些保护的电流Ⅲ段动作时，该保护主动上传或共享此信息。若该保护为DG上游区域首端保护，则其将同时上传或共享补偿阻抗极性信息。为提高信息容错能力，只要流过保护的短路电流超出其电流Ⅲ段整定值，就每隔一定时间间隔(如5 ms)上传或共享电流Ⅲ段动作信息和补偿阻抗极性信息。当信息连续3次保持一致时，认为该信息是正确信息。然后，信息处理中心或保护对信息进行分析，并采取相应的保护动作逻辑。综合第1、2节的内容，故障定位流程图如图3所示。本文方案具有所需通信量少、处理速度快、对信息的同步性要求低等特点。

4 算例仿真与分析

4.1 算例模型

本文算例的系统结构图见图2。系统的基准容量设置为100 MV·A，基准电压设置为10.5 kV，短路容量设置为400 MV·A；线路参数为x1=0.347 Ω/km，r1=0.27 Ω/km。在各条馈线上，各母线处均接有额定功率为3 MV·A、功率因数为0.85的负荷。在馈线1上，由首端到末端各条线路的长度分别为2 km、2 km、2 km、3 km和3 km；在馈线2上，由首端到末端各条线路的长度分别为1 km、2 km和3 km。另外，假设DG1为逆变型DG，DG2和DG3为同步机型DG，其额定容量分别为10 MW、20 MV·A、 20 MV·A。

假设流过保护的最大负荷电流为保护下游负荷额定电流的1.1倍，并按照式(1)对系统中各个保护的电流Ⅲ段进行整定。其中，可靠系数取为1.2，自启动系数取为1.1，返回系数取为0.95。流过保护1—8的最大负荷电流和相应电流Ⅲ段的整定值如表1所示，保护9—11的电流Ⅲ段整定值分别和在同一条线路上的保护3、4和6的电流Ⅲ段整定值相同。

表1 流过保护的最大负荷电流和电流Ⅲ段整定值
Table 1 Maximum load current and setting value of over-current protection

4.2 仿真与分析

基于PSCAD/EMTDC仿真平台搭建算例模型，并以在馈线1上DG上游区域的点f1(与保护3的距离为1.5 km)、点f3(与保护2的距离为1.5 km)和点f5(与保护4的距离为0.1 km)以及馈线2上DG下游区域的点f6(与保护7的距离为1 km)分别发生BC两相相间短路为例，进行故障仿真与分析。

当不同故障点发生BC两相相间短路故障时，流过不同保护的故障相B相短路电流值如表2所示。

由表2可知，当DG下游区域的点f6发生BC相间短路故障时，DG下游区域的保护7和保护8的电流Ⅲ段动作信息不一致。此时，直接判断故障位置在保护7和保护8之间，并向保护7发送跳闸指令，这与实际情况相符。然而，当故障点为DG上游区域的点f1、 f3和f5时，区域1和区域2内各个保护的电流Ⅲ段均动作，并且当故障点为点f3时，相邻馈线区域3内2个保护的电流Ⅲ段也动作。此时，需根据DG上游区域首端保护中补偿阻抗Zdir的极性信息实现精确故障定位。整定阻抗可靠系数Krel取为1.2，在3个DG上游区域首端保护中，由BC线电压及由BC线电流仿真计算得到的Zdir的数值如表3所示。

表2 不同故障点发生BC相间短路时B相短路电流值
Table 2 Calculation results of short circuit current of phase-B under short circuit between phase B and phase C locating at different points

表3 DG上游区域首端保护中Zdir的仿真计算结果
Table 3 Simulation and calculation results of Zdir in head protection of DG’s upstream area

注：— 表示无需该处Zdir的极性信息。

由表3可知，当故障位置为点f1时，只有区域1的保护1中Zdir_AD的极性为负，故直接判断故障位置在线路CD上，并向线路CD两端的保护3和保护9发送跳闸指令；当故障位置为点f3时，区域1的保护1中Zdir_AC和Zdir_AD的极性均为负，故首先向非重叠区域中的保护3发送跳闸指令，之后流过保护2的短路电流为3 003 A，仍能够接收到保护2的电流Ⅲ段动作信息，故再向保护2发送跳闸指令；当故障位置为点f5时，区域1的保护1中Zdir_AD的极性和区域2的保护4中Zdir_DE的极性均为负，故直接判断故障位置在区域2的线路DE上，并向保护4和保护10发送跳闸指令。上述分析判断均与实际情况相符。

5 结论

为消除DG接入配电网后对保护的影响并保护线路全长，在不加装电压互感器的前提下，本文提出了一种基于过电流保护动作信息以及DG上游区域首端保护补偿阻抗极性信息的保护新方案。利用馈线首端和DG并网点处的电压信息，并借助通信技术，本文方案能够准确判断故障线路，且易于实施，不受DG接入的影响。