考慮逆變型DG故障穿越的交流微網(wǎng)反時限保護

王德明，李英量，賈俊輝，解晨，王語園

（1.陜西鐵路工程職業(yè)技術(shù)學院鐵道動力學院，陜西 渭南 714000；2.西安石油大學電子工程學院，陜西 西安 710065；3.金川集團股份有限公司，甘肅 金昌 737100）

微網(wǎng)集分布式電源（distributed generation，DG）、儲能裝置和用戶負荷于一體，具有降低傳輸損耗、提高電能質(zhì)量、優(yōu)化電源配置、提升系統(tǒng)可靠性等諸多優(yōu)勢，受到大家的普遍關(guān)注[1-2]。但小容量的DG和短距離的供電半徑，給傳統(tǒng)電流保護在微網(wǎng)中的應用帶來挑戰(zhàn)[3-4]。

一方面，不論是機組類DG還是逆變類DG（inverter interfaced DG，IIDG），其容量一般較小，提供的短路電流水平有限。特別是IIDG，受逆變器過熱保護的限制，其輸出的故障電流幅值最大不超過額定電流的1.2～2倍[4]。較低的短路電流水平將降低傳統(tǒng)電流保護在微網(wǎng)中應用的靈敏性。另一方面，微網(wǎng)直接連接用戶，供電半徑較短，發(fā)生故障時上下級饋線短路電流相當。依據(jù)電流值動作的傳統(tǒng)電流保護難以保證其選擇性。此外，DG的隨機性、間歇性以及微網(wǎng)運行方式的不確定性，都將增加傳統(tǒng)電流保護在微網(wǎng)中應用的難度。

為解決微網(wǎng)保護中存在的問題，學者們進行了大量研究[5-14]。文獻[5-6]提出通過設(shè)置中央保護單元對全網(wǎng)信息進行處理和判斷的自適應電流保護方案。文獻[7]基于分割區(qū)域的概念提出了微網(wǎng)邊方向變化量保護方案，文獻[8]考慮IIDG低電壓穿越提出利用正序故障分量相位關(guān)系檢測微網(wǎng)故障的方法，兩種方案均基于對微網(wǎng)多地信息的處理和判斷。文獻[9-10]將故障后的電壓變化量引入反時限電流保護動作方程，提出了電壓修正反時限電流保護方案。然而，以上方案對網(wǎng)絡拓撲、系統(tǒng)運行方式和通信系統(tǒng)的依賴性較強?；跍y量阻抗變化的保護方案具有較強的適應性且不受系統(tǒng)運行方式變化的影響，具有重要的研究價值[11-14]。文獻[11]基于測量導納的變化，首先提出含DG配電網(wǎng)的反時限導納保護方法。文獻[12]考慮故障時負荷阻抗的變化，提出了一種微網(wǎng)反時限低阻抗保護方案。文獻[13]綜合故障前后測量導納的幅值和相角變化量，提出了基于測量導納的微網(wǎng)故障檢測方法。但是，上述方案均未考慮IIDG故障穿越對保護動作時間的要求，且所提保護動作性能易受過渡電阻和分支饋入的影響。

為此，本文提出了一種新的微網(wǎng)反時限距離（inverse-time distance，ITD）保護方案。新方案基于故障后饋線測量阻抗的變化，通過設(shè)定保護動作特性曲線來滿足IIDG故障穿越和保護選擇性要求。考慮微網(wǎng)結(jié)構(gòu)特點，采用相鄰保護交互信息以消除過渡電阻和分支饋入對測量阻抗的影響。利用Matlab/Simulink建立微網(wǎng)模型并進行保護動作仿真分析，仿真結(jié)果驗證了所提方案的有效性。

1 IIDG故障穿越要求

為保證微網(wǎng)供電可靠性和穩(wěn)定性，IIDG應當在系統(tǒng)發(fā)生故障時輸出無功以動態(tài)支撐電壓，即IIDG應當具備故障穿越的能力[8]。

圖1所示為典型的光伏電源故障穿越要求[15]，圖中曲線為故障后光伏電源持續(xù)運行時間和并網(wǎng)點（point of common coupling，PCC）電壓之間的相互關(guān)系。并網(wǎng)點電壓（UPCC）跌落幅值越大，光伏電源持續(xù)運行時間越短。從圖1中可以看出，當光伏電源并網(wǎng)點電壓在額定電壓的20%～90%時，光伏電源將以0.15～2.00 s的時間脫網(wǎng)；當并網(wǎng)點電壓低于額定電壓的20%時，脫網(wǎng)時間不大于0.15 s。

光伏電源是典型的IIDG，且其容量相對不大。因此，當含IIDG微網(wǎng)系統(tǒng)發(fā)生故障時，IIDG并網(wǎng)母線處電壓會出現(xiàn)明顯的電壓降低，可能出現(xiàn)IIDG先于饋線保護動作脫網(wǎng)的情況，降低系統(tǒng)供電的可靠性。同時，當饋線保護動作時間比IIDG故障穿越時間長時，IIDG會先于保護動作而脫網(wǎng)，從而導致饋線保護的靈敏性和選擇性進一步降低，危及系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。所以，微網(wǎng)饋線保護須考慮IIDG故障穿越對保護動作時間的要求，且饋線保護動作時間須短于IIDG故障穿越時間。世界各國對IIDG故障穿越規(guī)定雖存在一定差異，但并網(wǎng)點電壓跌落至0時穿越時間一般為0.15 s[16]。

2 ITD保護原理及動作特性

現(xiàn)有的基于測量阻抗變化的微網(wǎng)饋線保護未考慮IIDG故障穿越對保護動作時間的要求。本文將饋線測量阻抗引入反時限保護動作特性方程并考慮IIDG故障穿越，提出一種新的ITD微網(wǎng)保護方案。

2.1 ITD保護原理及動作特性

2.1.1 一段保護

反時限保護特性的優(yōu)點是保護動作時間依賴于故障點位置，故障點離電源點越近，保護動作時間越短[9，17]。本文基于故障后饋線測量阻抗減小這一特征，將測量阻抗引入反時限動作特征方程?？紤]饋線保護動作時間須盡可能短，滿足IIDG故障穿越要求，反時限特性曲線形狀系數(shù)取為2。設(shè)定的ITD一段保護特性如下：

式中：tⅠ為ITD一段保護動作時間；AⅠ為時間相關(guān)系數(shù)；k為可靠系數(shù)，本文取1.2以保護饋線全長；ZⅠ為一段保護范圍內(nèi)的饋線正序阻抗；Zm為保護安裝處測得的阻抗值。

當|1.2ZⅠ/Zm|>1時ITD一段保護滿足啟動條件。

本文主要研究中壓微網(wǎng)系統(tǒng)的相間短路故障。式（1）中的測量阻抗為相間測量阻抗，可由相間電壓、電流進行計算：

式中：Vp-p，Ip-p分別為故障相間電壓和相間電流的有效值。

從動作特性方程式（1）可以看出，ITD一段保護可保護饋線全長。為保證下級饋線首端故障時保護具有選擇性，上下級饋線首端保護之間須通過時階進行配合。時階一般設(shè)定為0.3 s[10，12]，即

由式（1）、式（3）可得AⅠ為0.132，該系數(shù)與饋線長度無關(guān)。由此可得，當Zm=87.5% ZⅠ時，tⅠ=0.15 s，即對距離饋線首端87.5%的短路故障，ITD保護可以不大于0.15 s的時間切除故障，滿足IIDG故障穿越的要求。

以圖2所示系統(tǒng)中饋線AB發(fā)生故障為例說明所提ITD保護動作特性。兩臺IIDG分別在母線B和母線C處接入系統(tǒng)，各饋線首末兩端均配置ITD保護。

圖2 簡單微網(wǎng)接線圖Fig.2 Wiring diagram of simplified microgrid

微網(wǎng)ITD一段保護動作時間和故障位置的關(guān)系如圖3所示，其中，故障位置為故障點距離饋線首端的長度與總長度的百分比。

圖3 ITD一段保護動作特性Fig.3 Characteristics of ITD protection（section 1）

各保護之間配合情況如下：

1）故障發(fā)生在區(qū)域1時，保護1瞬時動作、保護2延時0.15～0.30 s動作。由于此時故障點離IIDG較遠，IIDG故障穿越時間大于0.30 s，故保護1和保護2滿足IIDG故障穿越要求。

2）當故障發(fā)生在區(qū)域2時，保護1和保護2動作均不大于0.15 s，滿足IIDG故障穿越要求。

3）當故障發(fā)生在區(qū)域3時，保護2瞬時動作，滿足IIDG故障穿越要求。

從以上分析可知，當故障點位于饋線長度的87.5%范圍內(nèi)時，所提ITD一段保護動作時間不大于0.15 s，滿足IIDG故障穿越的要求。

2.1.2 二段保護

設(shè)計ITD二段保護以為相鄰饋線提供后備保護。ITD二段保護同樣采用反時限動作特性：

式中：tⅡ為ITD二段保護的動作時間；AⅡ為時間相關(guān)系數(shù)；ZⅡ為一、二段保護保護范圍內(nèi)饋線的正序阻抗值。

ITD二段保護設(shè)定為相鄰饋線的遠后備保護，保護范圍延伸到下級饋線的全長。

當|1.2ZⅡ/Zm|>1時，二段保護啟動，本段饋線二段保護和相鄰饋線一段保護通過時階進行配合。時階設(shè)定為0.3 s，即

系數(shù)AⅡ只和一、二段保護范圍有關(guān)。可由式（4）、式（5）得到：

以圖2所示系統(tǒng)為例進一步說明所提ITD保護的動作特性。饋線BC長度取為饋線AB長度的1.2倍，ITD保護動作時間隨故障位置的變化如圖4所示，各保護之間配合情況如下：

圖4 ITD保護配合示意圖Fig.4 Coordination of ITD protection

1）饋線AB段發(fā)生短路故障時，保護1、保護2配置的ITD一段保護作為主保護首先動作清除故障，保護動作時間滿足IIDG故障穿越要求。

2）當饋線AB的主保護未能有效隔離故障時，保護4配置的ITD二段保護將作為遠后備保護再次動作清除故障。

3）饋線BC段發(fā)生故障的情況與饋線AB段類似，此時，保護1配置的ITD二段保護作為饋線BC段的遠后備保護。

從圖中可以看出，ITD一段保護既可以滿足IIDG故障穿越對饋線保護動作時間的要求，還可以滿足保護選擇性的要求；ITD二段備保護以最小0.3 s的延時與相鄰饋線一段保護配合清除故障。

從ITD方程式（1）、式（4）可以看出，由于所提ITD保護采用阻抗模值進行計算，保護安裝處兩側(cè)故障均會滿足ITD保護動作要求。為此，本文提出了基于ITD保護的故障方向判別方法。

2.2 方向判定

ITD保護可以反映保護安裝處兩側(cè)的故障，所以饋線故障后終端母線兩側(cè)ITD保護均會動作，降低了保護動作的可靠性。為此，需要對故障方向進行檢測。由于保護安裝處所在饋線發(fā)生故障后，饋線兩側(cè)ITD一段保護均會啟動，而相鄰饋線只會啟動遠側(cè)的ITD二段保護，以此為判據(jù)可構(gòu)成微網(wǎng)故障方向判別方法，如圖5所示。

圖5 基于ITD保護的故障方向判別方法Fig.5 Detection method of the fault direction

3 交流微網(wǎng)ITD保護方案

根據(jù)上述所提ITD保護方法，本文提出了交流微網(wǎng)ITD保護方案。由于基于測量阻抗變化的保護方法易受過渡電阻和分支饋入的影響，所以需要首先討論解決該問題的方法。

3.1 減小過渡電阻影響的方法

針對測量阻抗易受過渡電阻影響的問題，考慮到微網(wǎng)中饋線長度一般較短、相鄰保護裝置之間易于實現(xiàn)信息交互[18-19]，本文提出一種新方法以提高ITD保護的抗過渡電阻能力。

3.1.1 減小過渡電阻影響的方法

圖6所示系統(tǒng)，電源1，2分別接于母線M，N，假設(shè)饋線MN上f點處發(fā)生相間短路故障。ZMf，ZNf分別為母線M、母線N和故障點f之間饋線的阻抗，Rf為故障點f處實際的過渡電阻，IM，IN分別為故障時兩側(cè)電源注入的短路電流。

圖6 過渡電阻對測量阻抗的影響Fig.6 Effect of fault resistance on measured impedance

f點發(fā)生故障時，母線M，N處的正序測量阻抗可分別表示為

式中：α為故障類型系數(shù)，三相短路和兩相短路分別取1和1/2。

可以看出，在過渡電阻的影響下測量阻抗將出現(xiàn)附加阻抗，且附加阻抗與故障點處過渡電阻和故障電流有關(guān)。由于微網(wǎng)中IIDG在其控制策略的影響下輸出故障電流的相位存在不確定性[10]，故附加阻抗可能為容性或者感性，容易造成保護不動作或者穩(wěn)態(tài)超越。在這種情況下，傳統(tǒng)的消除過渡電阻影響的方法可能失效。為此，本文提出了一種新方法來減小微網(wǎng)中過渡電阻對測量阻抗的影響。

由于ZMf與ZNf之和為整個饋線MN的正序阻抗ZMN，該值已知，故聯(lián)立（7）、式（8）可得消除過渡電阻影響的測量阻抗值如下：

當電源2退出運行時，過渡電阻的計算值可通過下式求得：

式中：VN為電源1側(cè)母線N電壓。

3.1.2 減小分支饋入影響的方法

由于微網(wǎng)中用戶的分散性，常存在饋線T接的情況。當饋線存在分支且有分支饋入時，饋線兩端的測量阻抗也會受到影響。圖7所示為一饋線有分支饋入的情況，電源3通過分支（正序阻抗表示為ZP）接入饋線MN。饋線MN發(fā)生相間短路故障時，電源3饋入的電流表示為IP。ZMP，ZPf和ZNf分別為母線M與饋線分支點、分支點與故障點f以及母線N與故障點之間饋線的正序阻抗。

圖7 分支饋入對測量阻抗的影響Fig.7 Effect of branch infeed on measured impedance

f點發(fā)生相間短路故障，母線M，N，P處的測量阻抗可分別表示為

采用與3.1.1節(jié)中所提方法同樣的思路，分支點與故障位置之間阻抗的計算值和過渡電阻的計算值分別可通過下式進行計算：

消除過渡電阻和分支饋入影響的測量阻抗可通過下式計算得到：

采用上述方法，可減小分支饋入和過渡電阻對測量阻抗的影響。

3.2 交流微網(wǎng)ITD保護方案

基于所提方法，圖8給出交流微網(wǎng)ITD保護動作流程。

圖8 交流微網(wǎng)ITD保護方案流程圖Fig.8 Flowchart of ITD protection scheme for AC microgrids

1）保護啟動后檢測相鄰裝置之間的信號傳輸通道有無異常。

2）若信道正常，則按照本文3.1節(jié)所提方法計算消除過渡電阻和分支饋入影響的測量阻抗值；若信道異常，可采用文獻[20]中提到的不需要通信的過渡電阻計算方法。

3）根據(jù)計算得到的測量阻抗值判定微網(wǎng)故障方向。若為正向故障，按照所提ITD保護特性方程動作；若為反向故障，退出保護動作程序。

4）當|1.2ZI/Zm|>1時，滿足ITD一段保護動作的條件，此時按照一段保護的動作特性動作；若|1.2ZⅡ/Zm|>1，則ITD二段保護啟動。由于二段保護和相鄰饋線一段保護通過時階進行配合，所以滿足選擇性要求。

微網(wǎng)中饋線長度一般較短，應用以太網(wǎng)、光纖或者其它載波通道可以方便地實現(xiàn)相鄰保護裝置之間的信息交互；對長度在5 km內(nèi)的饋線，傳輸延時不大于10 ms[18，21]，不影響ITD保護動作時間。此外，相較于差動保護，該方案不需要同步對時裝置，通信設(shè)施投資相對較低。因此，所提方案實用性和適應性較強。

4 仿真驗證

為驗證本文所提方案的有效性，搭建了圖9所示交流微網(wǎng)Matlab/Simulink仿真模型。微網(wǎng)系統(tǒng)電壓為10 kV，可在孤島和并網(wǎng)兩種方式下運行。同步機DG（synchronous machine DG，SMDG），IIDG1，IIDG2和 IIDG3通過母線接入系統(tǒng)，輸出功率分別為0.8 MW，0.5 MW，0.5 MW和0.4 MW。SMDG和IIDG仿真模型分別選擇小功率同步電機和光伏電源。微網(wǎng)孤島運行時，SMDG采用Vf控制方式，其余IIDG采用PQ控制方式；微網(wǎng)并網(wǎng)運行時，所有DG均采用PQ控制方式。饋線AB，BC，CD，AE和BE為同型架空線路，長度分別為3 km，1.5 km，2 km，2 km和3 km。線路每km正序電阻、電抗分別為0.17 Ω和0.38 Ω。

各母線處接入功率為0.4 MW～0.8 MW不等的用戶負荷，功率因數(shù)0.85（滯后）。饋線兩側(cè)均配置ITD保護，保護之間的通信聯(lián)絡關(guān)系如圖9中虛線箭頭所示。保護通過采用快速傅里葉變換提取電壓、電流的基波有效值計算測量阻抗。

圖9 10 kV交流微網(wǎng)Fig.9 10 kV AC microgrids

4.1 孤島運行

在微網(wǎng)孤島運行方式下，對饋線發(fā)生相間短路故障進行仿真分析。故障發(fā)生時刻設(shè)為0.06 s，過渡電阻Rf分別設(shè)置0.01 Ω，5 Ω和10 Ω。以饋線BC長度12.5%處發(fā)生兩相短路故障為例。圖10分別為饋線BC故障時保護3和保護4處測得的電壓和電流的變化。從圖中可以看出：

圖10 饋線BC長度12.5%處兩相短路故障時保護3，4處的電壓、電流仿真結(jié)果Fig.10 Simulation results of voltage and current at protection 3，4 during a line-to-line fault occurring at 12.5% of the feeder BC

1）微網(wǎng)孤島運行方式下故障電流由DG提供，短路電流水平較低，采用傳統(tǒng)的過流保護方案不能有效檢測并清除故障。

2）流過保護3的故障電流由SMDG和IIDG3提供，由于SMDG功率較大，故障電流表現(xiàn)出兩相短路故障的特征。

3）流過保護4的故障電流由IIDG1和IIDG2提供，由于IIDG采用正序電壓控制的限流策略，故障電流表現(xiàn)出對稱短路故障的特征。

采用本文所提消除過渡電阻影響的方法，故障后保護3和保護4處測量阻抗的變化如圖11所示。圖中曲線分別代表過渡電阻為0.01 Ω，5 Ω和10 Ω時測量阻抗的變化軌跡，故障后測量阻抗經(jīng)1～2周波進入期望區(qū)域。

圖11 故障后保護3和保護4測量阻抗的變化軌跡Fig.11 Trajectory of the measured impedance changing in protect 3，4 after failure

保護3，4在饋線BC長度12.5%發(fā)生相間短路故障時的測量阻抗值分別為

與圖11中的仿真結(jié)果也基本一致，從而驗證了本文所提消除過渡電阻影響方法的有效性。

保護3和保護4在得到無過渡電阻影響的測量阻抗值后計算ITD一段保護啟動的邊界條件|1.2ZⅠ/Zm|。當主保護未能及時隔離故障，保護1，9，6計算ITD二段保護啟動的邊界條件|1.2ZⅡ/Zm|并判斷是否出口動作清除故障。饋線BC長度12.5%處兩相短路故障時各保護啟動邊界條件如表1中所示。

表1 各保護啟動的邊界條件Tab.1 Boundary conditions during each protection start

從表中可以看出，保護3，4計算得到的|1.2ZⅠ/Zm|>1，一段保護啟動；保護1，9，6計算得到的|1.2ZⅠ/Zm|<1，|1.2ZⅡ/Zm|>1，一段保護未啟動，二段保護啟動。根據(jù)2.2節(jié)故障方向的判別方法，判定為正方向故障。最后，按照所提ITD保護動作特性方程計算保護動作時間并出口動作。

表2給出了孤島方式下饋線BC長度12.5%處和87.5%發(fā)生相間短路故障時各保護動作時間的仿真結(jié)果。

表2 孤島方式下饋線BC相間短路時的仿真結(jié)果Tab.2 Simulation results during a line-to-line fault occurring on the feeder BC（islanded）

從表2中可以看出，仿真結(jié)果與計算結(jié)果基本一致，ITD一段保護對被保護饋線長度87.5%內(nèi)的故障可以最大0.15 s的時間檢測并隔離故障，滿足IIDG故障穿越對保護動作時間的要求；ITD二段保護延時動作，可與相鄰饋線一段保護協(xié)調(diào)動作清除故障；分支饋入和過渡電阻存在時，保護動作時間幾乎不受影響，所提ITD保護方案具有較強的適應性。

4.2 并網(wǎng)運行

為驗證所提ITD保護方案在微網(wǎng)不同運行方式下的適應性，對圖9所示系統(tǒng)在并網(wǎng)狀態(tài)下進行仿真實驗。仿真條件與孤島運行方式下相同，故障類型選擇相間短路故障，保護動作時間的仿真結(jié)果如表3中所列。

表3 并網(wǎng)方式下饋線BC相間短路時的仿真結(jié)果Tab.3 Simulation results during a line-to-line fault occurring on the feeder BC（grid-connected）

從表中可以看出，仿真結(jié)果與計算結(jié)果基本一致，從而驗證了所提ITD保護方案在并網(wǎng)運行方式下也可有效檢測并隔離故障。

傳統(tǒng)的基于測量阻抗變化的微網(wǎng)保護方案多未考慮IIDG故障穿越對保護動作時間的要求，且保護動作性能易受過渡電阻和分支饋入的影響。經(jīng)過建模和仿真分析，本文所提ITD饋線保護方案考慮了IIDG故障穿越對保護動作時間的要求，且饋線保護動作時間短于IIDG故障穿越的時間；所提采用相鄰保護交互信息消除過渡電阻影響的方法具有較強的適應性。

5 結(jié)論

針對現(xiàn)有基于測量阻抗變化的微網(wǎng)保護方案未考慮IIDG故障穿越且易受過渡電阻影響的問題，本文提出了一種新的微網(wǎng)ITD保護方案。與現(xiàn)有的基于測量阻抗變化的保護方案相比，所提ITD保護方案具有如下優(yōu)點：

1）ITD保護可以檢測微網(wǎng)中較低短路電流水平的故障，靈敏性高、適應性強。

2）上下級饋線ITD保護通過時階配合，在滿足IIDG故障穿越對保護動作時間要求的同時，滿足保護選擇性的要求。

3）利用相鄰保護交互信息實時計算測量阻抗的方法可以減小過渡電阻和分支饋入的影響，提升ITD保護性能。

本文主要研究了中壓微網(wǎng)的保護方案，對低壓微網(wǎng)保護和快速傅里葉算法變換提取基波分量存在誤差問題的研究將在下一步工作中展開。