基于故障超前相的有源配電網(wǎng)能量方向縱聯(lián)保護(hù)方法

徐 萌 ，鄒貴彬 ，陳 寧 ，張 健 ，馬玉偉

（1.山東大學(xué) 電氣工程學(xué)院，山東 濟(jì)南 250061；2.國(guó)網(wǎng)山東省電力公司棗莊供電公司，山東 棗莊 277100）

0 引言

分布式電源DG（Distributed Generator）接入配電網(wǎng)改變了原有系統(tǒng)中故障電流的分布情況［1-2］?；趩味诵畔⒌谋Ｗo(hù)原理已很難滿足選擇性的要求，在DG接入點(diǎn)的上游側(cè)加裝斷路器和保護(hù)裝置，與首端保護(hù)形成縱聯(lián)保護(hù)，使保護(hù)能夠從兩側(cè)切除故障線路段［3］，已成為國(guó)內(nèi)外許多學(xué)者的普遍共識(shí)。文獻(xiàn)［4-5］考慮DG的較低滲透率及逆變型DG的輸出電流限制，利用故障線路兩側(cè)電流幅值差異，構(gòu)造了新型縱聯(lián)保護(hù)方案。文獻(xiàn)［6-8］利用區(qū)內(nèi)外故障前后電流相位突變方向的不同，構(gòu)造方向縱聯(lián)保護(hù)方案，但保護(hù)的靈敏度受負(fù)荷支路的影響。文獻(xiàn)［9-10］利用正序故障分量的方法構(gòu)造出適用于有源配電網(wǎng)的方向元件。文獻(xiàn)［11］將基于正序故障分量的電流差動(dòng)保護(hù)原理引入有源配電網(wǎng)，但對(duì)故障信息的同步性有較高的要求。

能量方向縱聯(lián)保護(hù)原理利用故障后一定時(shí)間內(nèi)線路兩側(cè)故障分量能量函數(shù)的方向性，正確區(qū)分區(qū)內(nèi)外故障，現(xiàn)已成功應(yīng)用于高壓輸電網(wǎng)中［12］。而有源配電網(wǎng)具有中性點(diǎn)非有效接地、分支負(fù)荷投切頻繁、接入電源種類多樣等網(wǎng)絡(luò)特點(diǎn)，原有能量方向保護(hù)原理并不能直接適用于有源配電網(wǎng)。本文從能量函數(shù)的構(gòu)造原理入手，研究不同故障類型下各故障相能量函數(shù)正負(fù)極性的特征，提出了適用于有源配電網(wǎng)的基于故障超前相的改進(jìn)能量方向縱聯(lián)保護(hù)方案。

1 有源配電網(wǎng)故障分量能量函數(shù)特征分析

圖1為一個(gè)典型的有源配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)，圖中A—E為負(fù)荷分支或DG分支，f1—f3為故障點(diǎn)，為了從故障兩側(cè)切除故障，在變電站出口母線與DG1之間、2個(gè)DG之間線路段兩端均安裝斷路器，如圖中CB1—CB4所示，并分別配置能量方向保護(hù)1—4。變電站出口母線與各DG并網(wǎng)點(diǎn)均安裝有電壓互感器（TV）和電流互感器（TA）。

圖1 有源配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)示意圖Fig.1 Schematic diagram of active distribution network

定義保護(hù)安裝處能量函數(shù)E′為故障分量電壓與電流乘積的積分［12］，如式（1）所示。

其中，Δu和Δi分別為故障分量電壓和電流的瞬時(shí)值；積分時(shí)間為故障后半個(gè)工頻周期T。

故障分量包含了系統(tǒng)短路引起的工頻故障分量Δu1、Δi1以及衰減的暫態(tài)分量 Δutr、Δitr。 由于中低壓配電網(wǎng)R/X值較大，忽略衰減的暫態(tài)分量。設(shè)γ為工頻故障分量電壓與電流的相角差，將式（1）化簡(jiǎn)得：

其中，ΔU1、ΔI1分別為工頻故障分量電壓與電流的幅值，兩者均為正值，則故障分量能量函數(shù)的正負(fù)極性僅由兩者相角差 γ 決定。 若 γ 在（-π/2，π/2）區(qū)間內(nèi)，則能量函數(shù)為正；若在區(qū)間（-π，-π/2）或（π/2，π）內(nèi)，則能量函數(shù)為負(fù)。因此，研究工頻故障分量電壓與電流的相位關(guān)系，即可得到不同故障類型下各故障相能量函數(shù)的正負(fù)極性。

配電網(wǎng)中性點(diǎn)非有效接地，發(fā)生單相接地故障時(shí)，故障電流較小，保護(hù)難以檢測(cè)出故障狀態(tài)，一般配置小電流接地選線裝置進(jìn)行故障線路的選擇。以下能量函數(shù)特征的分析不考慮單相接地故障類型，僅討論相間故障及兩相接地故障的情況，以構(gòu)造適用于有源配電網(wǎng)的能量方向縱聯(lián)保護(hù)方案。

1.1 兩相相間短路故障

兩相相間短路時(shí)故障點(diǎn)處兩故障相的電壓大小相等、相位相同，幅值為非故障相電壓的一半，相位與非故障相電壓相反。假設(shè)發(fā)生bc相間短路故障，圖2所示為故障點(diǎn)處電壓相量圖。

圖2 兩相相間短路故障點(diǎn)電壓相量圖Fig.2 Voltage phasor diagram of inter-phase short circuit fault

圖2中，Ua、Ub、Uc為短路前故障點(diǎn)各相電壓相量 ；Uka、Ukb、Ukc為 短 路后故障點(diǎn)各相電壓相量；ΔUb、ΔUc為兩故障相的工頻故障分量電壓。中性點(diǎn)的電位不受相間故障的影響，仍為零電位，則兩故障相彼此獨(dú)立，可得：

圖3 兩相相間短路故障的附加電路圖Fig.3 Additional circuits of inter-phase short circuit fault

將中性點(diǎn)N與故障附加電源零電位相連，圖3（a）和（b）分別顯示了圖1中線路段 AC區(qū)內(nèi)點(diǎn) f2發(fā)生故障與區(qū)外點(diǎn)f3發(fā)生故障時(shí)b相工頻分量下的故障附加電路。c相附加電路與之相似，僅故障點(diǎn)處附加電源不同。為了方便分析，暫不考慮負(fù)荷分支的影響。圖3中，ZS1為系統(tǒng)側(cè)等值阻抗；ZS2為保護(hù)2背側(cè)至系統(tǒng)中性點(diǎn)N′的等值阻抗；ZDG1為DG1的等值阻抗；ΔUm1、ΔIm1與 ΔUm2、ΔIm2分別為保護(hù) 1 與保護(hù)2處工頻故障分量電壓與電流；ZAC、ZAC1與ZAC2分別為線路段AC、線路段AC首端至故障點(diǎn)f2、故障點(diǎn)f2至線路段AC末端的線路阻抗；ZCE1為線路段CE首端至故障點(diǎn)f3的線路阻抗。

規(guī)定電流的正方向?yàn)楦鞅Ｗo(hù)安裝處指向被保護(hù)饋線的方向，若保護(hù)安裝處故障分量電流方向與規(guī)定的正方向相同，則故障分量電壓與電流相角差γ等值于保護(hù)安裝處相對(duì)于故障點(diǎn)的背側(cè)阻抗角φ；若相反，則為φ-π。表1為區(qū)內(nèi)點(diǎn)f2發(fā)生故障與區(qū)外點(diǎn)f3發(fā)生故障時(shí)保護(hù)1與2處故障分量電壓與電流的相角差。

表1 區(qū)內(nèi)外故障時(shí)故障分量電壓與電流的相角差γTable1 Phase-angle difference between voltage and current of fault component for in-zone and out-zone faults

由于各背側(cè)阻抗角均滿足φ＜π/2，所以在區(qū)內(nèi)點(diǎn)f2發(fā)生故障時(shí)保護(hù)1與保護(hù)2處能量函數(shù)均為負(fù)；區(qū)外點(diǎn)f3發(fā)生故障時(shí)，距離故障點(diǎn)遠(yuǎn)端的保護(hù)1的能量函數(shù)為負(fù)，近端的保護(hù)2的能量函數(shù)為正。

1.2 兩相接地短路故障

圖4所示為發(fā)生bc兩相接地故障時(shí)的電壓相量圖。當(dāng)系統(tǒng)中性點(diǎn)不接地時(shí)，發(fā)生兩相接地故障后故障點(diǎn)處故障相電壓變?yōu)榱悖枪收舷嚯妷禾Ц邽殡娫措妷旱?.5倍，中性點(diǎn)的電壓幅值變?yōu)檎＿\(yùn)行時(shí)非故障相電壓幅值的一半，可看作故障發(fā)生后在中性點(diǎn)處附加了一個(gè)電源。對(duì)于我國(guó)大量應(yīng)用的中性點(diǎn)經(jīng)消弧線圈接地配電系統(tǒng)，由于線圈阻抗遠(yuǎn)大于線路阻抗，線圈分壓作用明顯，中性點(diǎn)電壓略小于不接地系統(tǒng)的中性點(diǎn)電壓值。由圖4可以看出，兩故障相故障分量的電壓幅值相等，b相故障分量電壓仍超前于c相120°，則有：

圖4 兩相接地短路故障點(diǎn)的電壓相量圖Fig.4 Voltage phasor diagram of dual-phase grounding fault

圖5為圖1中線路段AC分別發(fā)生區(qū)內(nèi)點(diǎn)f2故障與區(qū)外點(diǎn)f3故障時(shí)b相工頻分量下的故障附加電路。c相附加電路與之相似，僅故障點(diǎn)處附加電源不同。下面以保護(hù)1為例分析區(qū)內(nèi)點(diǎn)f2發(fā)生兩相接地短路故障時(shí)的能量函數(shù)極性規(guī)律。

圖5 兩相接地短路故障附加電路圖Fig.5 Additional circuits of dual phase grounding fault

按圖中所示電流正方向，bc兩相接地故障附加電路中故障點(diǎn)f2至系統(tǒng)中性點(diǎn)N間的阻抗Z1=ZS1+ZAC1，壓降為 ΔUZ1i=ΔUa-ΔUi（i=b，c），相量關(guān)系如圖 6（a）所示。 由圖 6（a）及相量關(guān)系 ΔUZ1i=Z1ΔIm1i（i=b，c）可得：

即流過保護(hù)1處的兩故障相工頻故障分量電流幅值相等、方向相反。設(shè)ZAC1的線路阻抗角為θ，系統(tǒng)阻抗ZS1的阻抗角為δ，分析保護(hù)1處工頻故障分量電壓與電流的相位關(guān)系如圖6所示。

圖6 兩相接地短路故障分量相量圖Fig.6 Fault component phasor diagrams of dual phase grounding fault

圖6（b）、（c）表示發(fā)生區(qū)內(nèi)故障時(shí) 2種極端情況下保護(hù)1處工頻故障分量電壓與電流的相位關(guān)系，其他情況的相位關(guān)系介于此兩者之間。

圖6（b）為假定保護(hù)1出口處發(fā)生bc兩相接地短路故障，則保護(hù)1處的故障分量電壓與附加電源相同，即保護(hù)1處b相故障分量電壓超前c相120°。故障分量電流滯后于ΔUZ1的相位僅由系統(tǒng)阻抗角δ決定。因此b相、c相故障分量電壓與電流的相角差γb、γc為：

由于 δ在（0，π/2）區(qū)間內(nèi)，則 γb的取值范圍為（-7π/6，-2π/3），γc的取值范圍為（-5π/6，-π/3），因而 cos γb恒為負(fù)，但 cos γc可能為負(fù)，也可能為正。

圖6（c）為假定故障發(fā)生在保護(hù)1的遠(yuǎn)端，此時(shí)忽略系統(tǒng)阻抗ZS1，那么在保護(hù)1處兩故障相的故障分量電壓近似等于中性點(diǎn)處故障附加電源。故障分量電流滯后于ΔUZ1的相位由線路阻抗ZAC1決定。b相、c相故障分量電壓與電流相角差γb、γc為：

容易得到，cos γb為負(fù)，而 cos γc為正。 也即發(fā)生區(qū)內(nèi)故障時(shí)，保護(hù)安裝處兩故障相中僅超前相b相的能量函數(shù)可靠為負(fù)，而c相能量函數(shù)的正負(fù)不定。

以保護(hù)2為例對(duì)圖5（b）所示區(qū)外故障情形進(jìn)行分析。由于DG1支路作為并聯(lián)支路，并不會(huì)影響保護(hù)2處故障分量電壓與電流的相位關(guān)系，其仍由保護(hù)2相對(duì)于故障點(diǎn)的背側(cè)阻抗決定。由于附加電源產(chǎn)生的電流與保護(hù)2處電流正方向一致，將圖6（b）、（c）中的bc兩相故障分量電流互換即可得到此故障下的相量關(guān)系圖。類似地，b相cos γb恒為正，而c相cos γc仍正負(fù)不定。

因此，在發(fā)生bc兩相接地故障時(shí)，僅b相能量函數(shù)的極性特征能夠正確區(qū)分區(qū)內(nèi)外故障。由此引入故障超前相的概念：在確定了故障相后，若故障為兩相故障，按照三相正相序排列順序，相位超前120°的一相為故障超前相，即ab、bc、ca兩相故障時(shí)的超前相分別為a相、b相、c相；若故障為三相故障，則a相為故障超前相。

1.3 三相短路故障

三相短路故障與兩相相間短路故障類型相似，在故障發(fā)生后，故障點(diǎn)電位變?yōu)榱?，故障前后中性點(diǎn)保持在零電位，三相的故障分量變化相互獨(dú)立。各相工頻分量電壓和電流變化規(guī)律相同，僅在相位存在120°的差別。在各保護(hù)處的三相能量函數(shù)僅因暫態(tài)分量的不同其幅值略有差異，但最終判別結(jié)果一致。

綜合以上相間故障及兩相接地故障的情況，可以看出故障相中僅超前相能夠保證任何故障類型下能量方向判別的正確性。發(fā)生區(qū)內(nèi)故障時(shí)，線路兩側(cè)保護(hù)超前相的能量函數(shù)值均為負(fù)；發(fā)生區(qū)外故障時(shí)，距離故障點(diǎn)近端保護(hù)超前相的能量函數(shù)為正，遠(yuǎn)端保護(hù)超前相的能量函數(shù)為負(fù)。

2 基于故障超前相的能量方向縱聯(lián)保護(hù)方法

設(shè)被保護(hù)饋線兩端分別為O端與P端，根據(jù)上述不同故障類型下故障超前相能量方向的特征分析，可以得到基于故障超前相的能量縱聯(lián)保護(hù)方法。

故障發(fā)生后，兩端保護(hù)首先經(jīng)選相元件確定故障超前相，計(jì)算本地故障超前相能量函數(shù)的正負(fù)極性。在微機(jī)保護(hù)中，離散化的能量函數(shù)計(jì)算方法為：

其中，Δu（k）、Δi（k）分別為故障超前相第 k 個(gè)故障分量電壓和電流的采樣值；S為每周期采樣點(diǎn)數(shù)；J為積分窗口時(shí)間內(nèi)的點(diǎn)數(shù)，則一個(gè)能量周期采樣點(diǎn)個(gè)數(shù)為 S/2。

綜合兩端能量函數(shù)極性特征，設(shè)兩側(cè)離散化的能量函數(shù)分別為 E′O與 E′P，若滿足如式（9）所示保護(hù)判據(jù)，則判別為區(qū)內(nèi)故障，保護(hù)動(dòng)作；否則，保護(hù)不動(dòng)作。

基于故障超前相的能量方向縱聯(lián)保護(hù)方案相比于電流差動(dòng)、相位比較等縱聯(lián)保護(hù)方案具有明顯的優(yōu)勢(shì)。（1）采用故障分量能量函數(shù)的方法，有效解決了小電源引起的弱饋問題。雖然具有弱饋特點(diǎn)的DG產(chǎn)生的故障分量電流較小，在幅值上難以與正常運(yùn)行狀態(tài)下的負(fù)荷電流進(jìn)行區(qū)分，但是能量函數(shù)作為故障分量電壓與電流乘積的積分，故障后電壓跌落可產(chǎn)生較大的故障分量電壓，且經(jīng)積分運(yùn)算的累積作用，進(jìn)一步改善了逆變型DG的弱饋特性對(duì)保護(hù)性能的影響。（2）能量函數(shù)取故障相相分量的瞬時(shí)值，無需提取工頻量、序分量，省去了計(jì)算延時(shí)，僅通過半個(gè)工頻周期的積分計(jì)算即可判斷出故障方向。（3）保護(hù)裝置只需將本地能量正負(fù)極性判定結(jié)果傳送至對(duì)端，降低了對(duì)數(shù)據(jù)傳輸?shù)囊蟆?/p>

然而，配電網(wǎng)在許多方面都具有不同于高壓輸電系統(tǒng)的典型特征，比如負(fù)荷分支分散接入且投切頻繁，接入DG的種類多樣。這些特征將直接影響保護(hù)的動(dòng)作性能，因此有必要進(jìn)一步研究所提保護(hù)原理在有源配電網(wǎng)中的適應(yīng)性及改進(jìn)方法。

2.1 負(fù)荷分支瞬時(shí)投切對(duì)保護(hù)的影響及解決措施

雖然能量函數(shù)極性與保護(hù)安裝處背側(cè)系統(tǒng)有關(guān)，受保護(hù)間負(fù)荷分支的影響較小，但是大負(fù)荷瞬時(shí)投切相當(dāng)于在負(fù)荷支路接入點(diǎn)瞬間加了一個(gè)與原負(fù)荷支路等大反向的附加電流源，線路兩側(cè)能量函數(shù)特征可能與故障時(shí)相似，從而造成保護(hù)誤判。對(duì)此，可以通過增加能量函數(shù)的幅值門檻以消除縱聯(lián)保護(hù)區(qū)內(nèi)負(fù)荷變化的影響。定義幅值輔助判據(jù)如下：

其中，EL為被保護(hù)饋線區(qū)段內(nèi)負(fù)荷變化最大時(shí)的幅值門檻；k1為可靠系數(shù)，取1.2～1.3；EM為故障開始到第J-1個(gè)采樣點(diǎn)之間的能量函數(shù)絕對(duì)值的最大值。幅值門檻的確定方法如下：

其中，ΔImax為最大分支負(fù)荷電流；Smax為饋線安裝方向縱聯(lián)保護(hù)的某區(qū)段內(nèi)最大負(fù)荷容量；U為線路額定線電壓；Z為保護(hù)安裝處相對(duì)于負(fù)荷接入點(diǎn)背側(cè)的等值阻抗。

2.2 逆變型DG故障特性對(duì)保護(hù)的影響及解決措施

在第1節(jié)分析中僅考慮了傳統(tǒng)旋轉(zhuǎn)型DG接入情況，而光伏、燃?xì)廨啓C(jī)等逆變型DG的故障輸出特性受內(nèi)部控制策略的影響，在故障分析時(shí)不能簡(jiǎn)單地將其按傳統(tǒng)旋轉(zhuǎn)型DG等值［13］。在眾多控制策略中，由于正序分量控制能夠有效改善逆變型DG的輸出特性，已成為國(guó)內(nèi)常用的控制策略［14］。正序分量控制策略采用并網(wǎng)點(diǎn)正序電壓作為參考，在不對(duì)稱電壓跌落情況下，仍只輸出正序電流。因此在故障附加網(wǎng)絡(luò)中，可將逆變型DG等值為三相對(duì)稱的附加電流源，相值為故障前后輸出電流的變化量。同時(shí)，逆變型DG濾除了并網(wǎng)點(diǎn)電壓負(fù)序分量在功率中產(chǎn)生的倍頻分量，可以認(rèn)為逆變型DG輸出功率為正序分量電壓與短路電流的乘積。

若圖1所示有源配電網(wǎng)中DG1與DG2均為正序分量控制的逆變型DG，圖7為點(diǎn)f3發(fā)生bc相間短路故障的故障附加電路圖。圖中，Z2與ZS5分別為保護(hù)2與保護(hù)5相對(duì)于故障點(diǎn)f3的背側(cè)等值阻抗；ΔIDG1與 ΔIDG2為逆變型 DG的附加電流源；ZCE1與ZCE2分別為線路段CE首端至故障點(diǎn)f3、故障點(diǎn)f3至線路段CE末端的線路阻抗。

圖7 點(diǎn)f3發(fā)生bc相間短路故障時(shí)b相的附加電路圖Fig.7 Additional circuit of b-c inter-phase short circuit fault at f3for Phase-b

以保護(hù)4為例對(duì)能量函數(shù)正負(fù)極性進(jìn)行分析。根據(jù)電路正方向的設(shè)置，保護(hù)4處故障分量電壓與電流相量關(guān)系為 ΔUm4/ΔIm4＝（ΔIDG2/ΔIm4－1）ZS5。 可以看出，保護(hù)4安裝處故障分量電壓和電流的相角差不僅由保護(hù)背側(cè)ZS5決定，也與逆變型DG提供的故障分量電流有關(guān)。

若下游負(fù)荷需求較大，即ZS5較小，可認(rèn)為故障附加電源產(chǎn)生的流向下游的故障分量電流仍遠(yuǎn)大于ΔIDG2，此時(shí)可忽略 ΔIDG2，則 ΔUm2/ΔIm2≈-ZS2，能量函數(shù)為負(fù)。

若下游負(fù)荷需求較小，即ZS5較大，則認(rèn)為流過保護(hù)4的故障電流完全由DG2提供，DG2并網(wǎng)點(diǎn)處各相故障分量電壓與電流的相位關(guān)系即決定了保護(hù)4能量函數(shù)的正負(fù)極性。

由于饋線線路段較短，可認(rèn)為故障發(fā)生在DG2并網(wǎng)點(diǎn)處以簡(jiǎn)化分析。根據(jù)DG2外部配電系統(tǒng)各序網(wǎng)絡(luò)電路方程，同時(shí)考慮故障點(diǎn)相間過渡電阻的影響，得到并網(wǎng)點(diǎn)正序電壓分量隨過渡電阻從零至無窮大的變化半圓軌跡，如圖8所示。半圓與非故障相a相的左右交點(diǎn)分別為過渡電阻為零與無窮大時(shí)對(duì)應(yīng)的并網(wǎng)點(diǎn)正序電壓分量。

圖8 bc兩相經(jīng)過渡電阻短路時(shí)并網(wǎng)點(diǎn)正序電壓隨過渡電阻的變化軌跡Fig.8 Variation trajectory of PCC positive-sequence voltage along with transition resistance for b-c inter-phase short circuit fault with transition resistance

根據(jù)各序電壓的幅值與相位關(guān)系，可以進(jìn)一步得到故障狀態(tài)下各相電壓相量，從而得到各相故障分量電壓。而DG2向故障點(diǎn)提供的故障電流與故障分量電流，需通過DG2內(nèi)部的具體功率控制目標(biāo)計(jì)算獲得。

（1）若逆變型DG不具備在系統(tǒng)發(fā)生故障時(shí)提供無功支持的能力，即在故障前后有功、無功輸出保持不變，由于正常運(yùn)行情況下DG往往以單位功率因數(shù)并網(wǎng)，可認(rèn)為無功功率在故障情況下仍為零。同時(shí)由于短路電流為三相對(duì)稱電流，因而各相短路電流與正序電壓分量同向，由此得到各相故障電流與故障分量電流。根據(jù)各相故障分量電壓與電流的相位關(guān)系，即可計(jì)算出逆變型DG出口處能量函數(shù)的正負(fù)極性。同樣地，可對(duì)兩相接地短路故障情形進(jìn)行分析。

由于相間短路過渡電阻以弧光電阻為主，與電壓等級(jí)成正比，對(duì)于10 kV電壓等級(jí)的配電網(wǎng)而言，相間過渡電阻較小，通過理論分析與仿真驗(yàn)證，能量方向保護(hù)原理仍能正確判別故障方向。但對(duì)于兩相接地短路故障而言，接地阻抗遠(yuǎn)大于弧光電阻，在接地阻抗較小時(shí)保護(hù)尚能可靠動(dòng)作，但在阻抗較大時(shí)，保護(hù)原理將失效。受篇幅限制，詳細(xì)推導(dǎo)不再贅述。

（2）若逆變型DG具備低電壓穿越能力，能夠在故障發(fā)生后根據(jù)并網(wǎng)點(diǎn)正序電壓跌落程度提供不同大小的無功支持，則故障分量電壓與電流的相角差γ將受過渡電阻、有功功率參考值、故障位置等因素的影響，其變化規(guī)律將更為復(fù)雜，難以保證保護(hù)的有效性［15］。

因此，針對(duì)含逆變型DG的配電網(wǎng)需進(jìn)一步研究能量方向縱聯(lián)保護(hù)原理的改進(jìn)方法。考慮到配電網(wǎng)對(duì)保護(hù)的速動(dòng)性要求較低，允許少數(shù)故障在保護(hù)拒動(dòng)的情況下，由后備保護(hù)切除，此項(xiàng)工作將在后續(xù)研究中逐步完善。

3 仿真分析

為驗(yàn)證所提保護(hù)原理的正確性，利用PSCAD/EMTDC搭建如圖1所示的有源配電網(wǎng)仿真模型，系統(tǒng)阻抗為0.14 Ω，基準(zhǔn)電壓為10.5 kV；線路的正、負(fù)序阻抗均為0.17+j 0.34 Ω/km，饋線Ⅰ各段AB、BC、CD、DE以及饋線Ⅱ的長(zhǎng)度分別為 1.8 km、2.0 km、2.1 km、2.0 km、5.6 km。饋線Ⅰ上的負(fù)荷總?cè)萘繛? MV·A，功率因數(shù)為0.9，分配于各母線，其中B處接入最大負(fù)荷，負(fù)荷容量為4.0 MV·A；C和E處分別接入雙饋異步風(fēng)力發(fā)電機(jī)組DG1和具有低電壓穿越能力、三相對(duì)稱控制輸出的光伏電站DG2，額定容量分別為2 MV·A和4 MV·A。保護(hù)1—4的幅值門檻值分別為 0.08kV·A·s、0.04kV·A·s、0.05kV·A·s、0.01 kV·A·s。

表2顯示了不同故障情形下能量方向保護(hù)的判別結(jié)果，以及保護(hù)1與保護(hù)2處的故障超前相能量函數(shù)E1與E2值，其中括號(hào)中的相為微機(jī)保護(hù)裝置識(shí)別出的超前相。

由表2可知，點(diǎn)f2發(fā)生故障時(shí)，保護(hù)1與2的能量函數(shù)值均為負(fù)，保護(hù)正確識(shí)別為區(qū)內(nèi)故障；而發(fā)生區(qū)外故障時(shí)，距離故障點(diǎn)近端保護(hù)的能量函數(shù)的幅值較大且極性為正，遠(yuǎn)端保護(hù)能量函數(shù)的幅值較小且極性為負(fù)，因而識(shí)別為區(qū)外故障。進(jìn)一步地，接地故障情形下能量函數(shù)幅值明顯大于相間故障情形，而在配電網(wǎng)中經(jīng)大過渡電阻的短路故障多為接地故障，因而能量函數(shù)這一特征有利于提高接地故障時(shí)保護(hù)的靈敏度。

假定點(diǎn)f2發(fā)生短路故障，逐漸增加過渡電阻并觀察能量函數(shù)的取值變化，將其與區(qū)內(nèi)最大負(fù)荷投切擾動(dòng)下能量函數(shù)進(jìn)行比較，如表3所示。

表2 不同故障情形下的能量函數(shù)值Table2 Energy function values in different fault conditions

表3 負(fù)荷投切與區(qū)內(nèi)經(jīng)過渡電阻短路故障的能量函數(shù)對(duì)比Table3 Comparison of energy function value between in-zone short circuit fault with transition resistance and load switching

由表3可知，最大負(fù)荷投切時(shí)保護(hù)安裝處的能量函數(shù)與故障情況相比小幾個(gè)數(shù)量級(jí)，保護(hù)具有較高的靈敏性。這是因?yàn)閰^(qū)內(nèi)發(fā)生經(jīng)過渡電阻的短路故障時(shí)逆變型DG提供的故障分量電流雖在幅值上與負(fù)荷電流相差不大，但2種情況下電壓跌落程度卻存在較大差異。負(fù)荷投切時(shí)故障分量電壓近似為零，因而能量函數(shù)幅值較??；而發(fā)生故障時(shí)故障分量電壓幅值較大，明顯起到了增大能量函數(shù)的作用。

此外，當(dāng)過渡電阻達(dá)到50 Ω時(shí)，能量函數(shù)仍大于設(shè)定的幅值門檻，因此所提判據(jù)有足夠的靈敏度和一定的抗過渡電阻能力。但是，對(duì)比分析表2與表3數(shù)據(jù)，明顯看出能量函數(shù)的幅值受過渡電阻的影響較大，阻值越高，能量函數(shù)就越小，當(dāng)發(fā)生大過渡電阻短路故障時(shí)，存在能量函數(shù)幅值小于幅值門檻的可能。對(duì)此在設(shè)定幅值門檻值時(shí)，必須綜合考慮區(qū)內(nèi)最大負(fù)荷投切和過渡電阻的影響。

4 結(jié)論

提出了一種適用于有源配電網(wǎng)的故障超前相能量方向縱聯(lián)保護(hù)方案。能量函數(shù)的正負(fù)極性取決于保護(hù)安裝處故障分量電壓與電流的相位關(guān)系，它不僅與保護(hù)背側(cè)等值阻抗角有關(guān)，還受中性點(diǎn)電位的影響，利用故障超前相的能量函數(shù)極性關(guān)系能夠正確反映不同類型的區(qū)內(nèi)外故障。

針對(duì)保護(hù)饋線內(nèi)部負(fù)荷分支瞬時(shí)投切對(duì)故障方向判別的影響，利用負(fù)荷投切與故障狀態(tài)下的能量函數(shù)的幅值差異引入幅值判據(jù)加以區(qū)分。此外，理論分析了基于正序分量控制的逆變型DG在恒有功、恒無功控制模式以及低電壓穿越無功支持模式下的故障輸出特性對(duì)保護(hù)性能的影響，由于其輸出特性復(fù)雜，存在使得保護(hù)誤判的情況，有必要進(jìn)一步深入研究保護(hù)原理的改進(jìn)方法。

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