考慮不可測負荷分支的有源配電網(wǎng)單相斷線故障保護方法

徐 巖， 鄒 南， 馬天祥， 段 昕

(1.新能源電力系統(tǒng)國家重點實驗室(華北電力大學(xué))，河北 保定 071003；2.國網(wǎng)河北省電力有限公司電力科學(xué)研究院，河北 石家莊 050021)

0 引 言

近幾年,隨著配電網(wǎng)中絕緣導(dǎo)線的應(yīng)用逐漸增多,斷線故障發(fā)生概率增加,斷開的導(dǎo)線掉落到大地上形成斷線接地復(fù)故障[1,2]。由于配電網(wǎng)發(fā)生斷線故障或斷線接地復(fù)故障后無明顯過流,使得斷線故障檢測及故障定位比較困難,長時間接地的導(dǎo)線會對人的生命安全造成威脅;其次,單相斷線故障會造成電動機缺相運行,從而發(fā)熱甚至燒毀,因此有必要對配電網(wǎng)斷線故障特性進行研究并以此提出相應(yīng)的保護原理。

隨著傳統(tǒng)化石能源的短缺和環(huán)境問題的日益加劇,采用清潔能源的分布式發(fā)電及就地并網(wǎng)技術(shù)受到廣泛的關(guān)注。因此,具有能耗低、投資少、靈活可靠等優(yōu)點的有源配電網(wǎng)必然是未來的發(fā)展方向[3-5]。然而分布式電源的接入使得傳統(tǒng)單電源輻射狀網(wǎng)絡(luò)變?yōu)槎嚯娫炊喽斯╇?、配網(wǎng)潮流及故障電流均發(fā)生改變的復(fù)雜網(wǎng)絡(luò),因此針對有源配電網(wǎng)斷線保護原理的研究也刻不容緩。

目前針對有源配電網(wǎng)短路故障特性分析及保護原理的研究較多,主要基于以電流為基礎(chǔ)的差動保護,有相電流、序電流以及故障分量的幅值比或相位差動[6-11]。然而,配網(wǎng)斷線之后無明顯過流,故障兩側(cè)電流相同,上述方法無法應(yīng)用到斷線故障中。

為此,一些專家學(xué)者針對配網(wǎng)斷線故障提出了相應(yīng)的保護方法,文獻[12]利用在絕大多數(shù)情形下中壓饋線電壓以及配電變壓器低壓側(cè)電壓特征,提出了一種基于電壓穩(wěn)態(tài)信息的斷線故障定位方法。該方法可以滿足絕大多數(shù)情形下的配電網(wǎng)斷線保護,但針對分布式電源的影響還有待進一步分析;文獻[13]利用故障支路負序電流與系統(tǒng)電源支路負序電流之比大于1,而非故障支路負序電流與系統(tǒng)電源支路負序電流之比小于1構(gòu)成保護判據(jù),但該方法受負荷影響,在非故障支路重載時可能會失效;文獻[14]利用相電流特征構(gòu)成保護判據(jù),同樣受到負荷的影響;文獻[15]利用故障前后分布式電源輸出電流的變化特征,建立了基于分布式電源電流變化率的輻射狀配電網(wǎng)單相斷線故障保護判據(jù),但該方法無法進行故障區(qū)段定位;文獻[16-17]提出了配網(wǎng)斷線故障診斷方法,無法進行故障定位。

綜上所述,目前大量的研究主要針對含逆變類分布式電源(Inverter Interfaced Distributed Generation,IIDG)配電網(wǎng)短路故障,針對有源配電網(wǎng)斷線故障保護原理的研究較少,尤其是不可測負荷分支的研究。因此,本文在前人研究的基礎(chǔ)上,提出了一種基于負序差動阻抗的保護方法,該方法利用負序差動阻抗幅值作為動作量,利用其相位構(gòu)造具有自適應(yīng)性的制動閾值,針對重載保護失效的情況,提出了將零序電壓幅值差作為輔助判據(jù)。最后,分析了不可測負荷分支對保護判據(jù)的影響,并提出了通過比較負序電流幅值進行故障定位的方法。仿真結(jié)果表明,所述方法可以可靠定位,具有不受中性點接地方式、過渡電阻、負荷以及分布式電源影響的特點。

1 IIDG在配電網(wǎng)故障下的等效模型

逆變類分布式電源經(jīng)逆變器并入電網(wǎng),其輸出特性取決于逆變器的控制。目前,IIDG多采用PQ控制方式,其控制方程可表示為

(1)

式中:Pout、Qout分別為有功功率和無功功率的實際輸出值;Ud為IIDG并網(wǎng)點的正序電壓;Id、Iq分別為IIDG有功電流和無功電流的實際輸出值。通過控制Id、Iq分別跟蹤電流參考值Id_ref、Iq_ref即可輸出有功參考功率Pref、無功參考功率Qref。正常運行時,IIDG僅輸出有功參考功率,無功參考功率為0。

根據(jù)《分布式電源并網(wǎng)技術(shù)要求》(GB/T 33593-2017)規(guī)定,通過10 kV直接接入公共電網(wǎng)的分布式電源應(yīng)具有一定的低電壓穿越能力。配電網(wǎng)發(fā)生斷線故障后,根據(jù)IIDG接入的位置不同,其輸出特性不同。當IIDG位于故障點上游時,受系統(tǒng)電源電壓的鉗制,其并網(wǎng)點正序電壓接近系統(tǒng)電源電壓,此時無需低電壓穿越;而當IIDG位于故障點下游時,其并網(wǎng)點正序電壓受IIDG本身額定容量、負荷阻抗的影響,變化十分復(fù)雜,有可能大于系統(tǒng)電源電壓,也有可能小于系統(tǒng)電源電壓。故障情況下IIDG等值模型為

(2)

式中:Id.f、Iq.f分別為故障后IIDG有功電流和無功電流的實際輸出值;IN為IIDG輸出額定電流;IIIDG.f為故障后IIDG輸出電流;γ為IIDG并網(wǎng)點電壓跌落系數(shù),數(shù)值上等于并網(wǎng)點正序電壓和系統(tǒng)額定電壓的比值;Imax為IIDG最大輸出故障電流,取正常運行時額定電流的兩倍。

2 單相斷線故障序分量特征分析

由于負序分量不受中性點接地方式以及IIDG的影響,因此,本文故障定位判據(jù)考慮采用負序分量構(gòu)造。采用文獻[18]的系統(tǒng)模型對故障分量進行分析,如圖1所示,QF1～QF10為斷路器;M、N、H、E為母線節(jié)點;R0為中性點接地電阻;Lg為消弧線圈;k1、k2分別代表不同系統(tǒng)接地方式的轉(zhuǎn)換開關(guān),當僅k1閉合時,為小電阻接地系統(tǒng);當僅k2閉合時,為消弧線圈接地系統(tǒng),當二者都斷開時,為不接地系統(tǒng);IIDG1、IIDG2為兩個逆變型分布式電源;PCC1、PCC2分別為兩個IIDG接入點;L1、L2、L3分別為三條支路所帶負荷;Lb1、Lb2、Lb3、Lb4分別為四條不可測負荷分支所帶負荷;f1、f2為兩個故障點。

圖1 有源配電網(wǎng)Fig.1 Active distribution network

2.1 負序阻抗分布特征

已知斷線不接地故障和斷線且接地復(fù)故障分析結(jié)果相同[19]。因此,下文以斷線不接地故障為例進行分析,當f1處發(fā)生單相斷線不接地故障時,得到負序網(wǎng)絡(luò)如圖2所示。

圖2 有源配電網(wǎng)負序網(wǎng)絡(luò)Fig.2 Negative sequence network of active distribution network

其中,Z1=ZL2//(ZNE+ZL3);ZS、ZMH、ZMN、ZNE分別為電源等值阻抗、線路MH等值阻抗、線路MN等值阻抗以及線路NE等值阻抗;ZL1、ZL2、ZL3為三條支路負荷等值阻抗;x為故障點到母線M的距離與線路MN長度的比值。根據(jù)圖2所示負序網(wǎng)絡(luò)可計算出非故障區(qū)段MH以及故障區(qū)段MN兩側(cè)負序阻抗如下:

(3)

式中:ZQF1、ZQF2、ZQF5、ZQF6分別為線路MN發(fā)生單相斷線不接地故障時,斷路器QF1、QF2、QF5、QF6處計算得到的負序阻抗。

當f2處發(fā)生單相斷線不接地故障時,可計算出非故障區(qū)段MH以及故障區(qū)段NE兩側(cè)負序阻抗如下:

(4)

式中:Z'QF1、Z'QF2、Z'QF8、Z'QF9分別為線路NE發(fā)生單相斷線不接地故障時,斷路器QF1、QF2、QF8、QF9處計算得到的負序阻抗。

2.2 IIDG上游發(fā)生單相斷線故障零序電壓分布特征

由于配電網(wǎng)為小電流接地系統(tǒng),當發(fā)生斷線且接地復(fù)故障時,接地電流很小,而斷口處的邊界方程依舊滿足式(5)。因此,斷線接地情況下的斷口兩側(cè)零序電壓差和斷線不接地下的結(jié)果基本相同,而文獻[20]中也得出了相同的結(jié)論,同時,由文獻[20]也可得出,斷口兩側(cè)零序電壓差不受系統(tǒng)中性點接地方式的影響。當配電網(wǎng)f1處發(fā)生單相斷線不接地故障時,可建立由對稱分量表示的邊界方程:

(5)

(6)

(7)

已知負荷阻抗遠遠大于線路阻抗及電源阻抗,因此斷口兩側(cè)零序電壓差可簡化為

(8)

(9)

當配電網(wǎng)中不含分布式電源時,故障斷口兩側(cè)零序電壓差為二分之一電源電壓。

(10)

當故障點下游含IIDG時,由于其接入點正序電壓可能會發(fā)生較大的降落,因此,IIDG將輸出無功電流支撐系統(tǒng)電壓。下面對IIDG接入點正序電壓進行分析,正序網(wǎng)絡(luò)如圖3所示。

圖3 有源配電網(wǎng)正序網(wǎng)絡(luò)Fig.3 Positive sequence network of active distribution network

(11)

(12)

綜上,當IIDG位于故障點下游時,可能會減小故障斷口零序電壓差,一定情況下會使以零序電壓差幅值為動作判據(jù)的保護拒動;當IIDG位于故障線路相鄰線路時,會增大故障斷口零序電壓差。

2.3 IIDG下游發(fā)生單相斷線故障零序電壓分布特征

當配電網(wǎng)f2處發(fā)生單相斷線不接地故障時,可建立由對稱分量表示的邊界方程:

(13)

(14)

式中:z4、z5、z6為和線路阻抗及負荷阻抗有關(guān)的系數(shù),可知:

(15)

式中:

(16)

已知負荷阻抗遠遠大于線路阻抗及電源阻抗,因此斷口兩側(cè)零序電壓差可簡化為

(17)

由于位于故障點上游的IIDG1、IIDG2接入點正序電壓近似等于系統(tǒng)電源電壓,因此,其輸出電流相位與接入點電壓相同,由式(17)可知,系統(tǒng)中的IIDG對零序電壓差均有助增作用,因此會增大以零序電壓差為保護判據(jù)動作的靈敏度。

3 斷線故障診斷判據(jù)

3.1 啟動判據(jù)

配電網(wǎng)發(fā)生斷線故障后,系統(tǒng)各節(jié)點會出現(xiàn)負序電壓?？紤]到正常運行時,配網(wǎng)因負荷不平衡也會產(chǎn)生負序電壓,因此,啟動值應(yīng)躲過負荷不平衡產(chǎn)生的負序電壓,為此設(shè)置啟動判據(jù)為[19]

(18)

3.2 基于負序差動阻抗的故障定位方案

本文提出一種基于負序差動阻抗的故障定位方案,定義負序差動阻抗為

Zf=Zi-Zj

(19)

式中:Zf為定義的負序差動阻抗;Zi為上游終端測得的負序阻抗;Zj為下游終端測得的負序阻抗。

根據(jù)式(3)可得非故障區(qū)段MH以及故障區(qū)段MN的負序差動阻抗為

(20)

由式(20)可知,非故障區(qū)段負序差動阻抗等于兩個終端間的線路阻抗,而故障區(qū)段負序差動阻抗等于其支路所帶負荷,而配網(wǎng)中負荷阻抗遠遠大于線路阻抗,因此,提出故障定位判據(jù)為

|Zf|>Zset

(21)

式中:Zset為保護整定值。

配網(wǎng)中,架空線路的阻抗角一般在72°左右,而負荷阻抗角與功率因數(shù)有關(guān),假設(shè)功率因數(shù)為0.98,那么負荷阻抗角為11.5°。因此,由式(20)可知,故障區(qū)段負序差動阻抗的相位位于二三象限,而非故障區(qū)段負序差動阻抗的相位位于一四象限,利用其相位構(gòu)造具有自適應(yīng)性的制動閾值:

(22)

式中:θ為配電網(wǎng)架空線路阻抗角;φ為兩個終端之間負序差動阻抗的相角;得到保護整定值Zset隨相位φ的變化趨勢如圖4所示。

圖4 Zset隨相位φ的變化趨勢圖Fig.4 Trend chart of Zset changing with the phaseφ

由圖4可以看出,當φ位于π/2～π∪-π～-π/2時,Zset較小且始終小于1;當φ位于-π/2～π/2時,Zset較大且始終大于1。假設(shè)系統(tǒng)功率因數(shù)為0.98,計算可得故障區(qū)段Zset=0.169,因此,只要故障支路負荷阻抗幅值大于0.4,本文提出的故障定位判據(jù)即適用;而對于非故障支路,由于始終滿足φ=θ,理論上,Zset為無窮大,即使存在一點偏差,Zset數(shù)值也較大,兩側(cè)的保護始終不會誤動。針對故障支路在負荷阻抗幅值較小時拒動的問題,本文提出了基于零序電壓幅值差的輔助故障定位判據(jù)。

3.3 基于零序電壓幅值差的輔助故障定位判據(jù)

3.2節(jié)提出的故障定位判據(jù)在線路重載,即故障支路負荷阻抗較小時,故障區(qū)段保護可能會出現(xiàn)拒動。因此,本文考慮利用零序電壓幅值差構(gòu)造輔助故障定位判據(jù),裝置動作的零序電壓幅值差應(yīng)躲過TV測量時產(chǎn)生的最大不平衡電壓,判據(jù)如下:

(23)

3.4 輔助故障定位判據(jù)的適用性分析

由2.3節(jié)分析可知,當IIDG下游發(fā)生單相斷線故障時,系統(tǒng)中的IIDG對零序電壓差有助增作用,因此會增大以零序電壓差為保護判據(jù)動作的靈敏度;由2.2節(jié)分析可知,當IIDG上游發(fā)生單相斷線故障時,位于故障點下游的IIDG可能會減小故障斷口零序電壓差,因此,有必要分析輔助故障定位判據(jù)的適用性,式(8)整理如下:

(24)

式中:PN1、PN2分別為IIDG1、IIDG2額定容量;δ為IIDG2輸出故障電流與接入點正序電壓的夾角。

假設(shè)負荷阻抗ZL2∥ZL3=yZS,那么可得:

(25)

已知IIDG1輸出故障電流近似為額定電流,而IIDG2輸出故障電流最大可取正常運行時額定電流的兩倍,因此式(25)變形為

(26)

根據(jù)3.3節(jié)可知,零序電壓幅值差整定值kUset2=1 400 V,只要滿足:

(27)

基于零序電壓幅值差的輔助故障定位判據(jù)即可正確定位,計算后可得:

ZS(2yPN2-PN1)≤131 MW

(28)

由圖4可知,當故障區(qū)段負序差動阻抗角φ=π/2時,Zset此時取最大值1,即ZL2∥ZL3=1,假設(shè)ZS=1,那么y=1,即:

2PN2-PN1≤131 MW

(29)

已知分布式電源額定容量一般不大,始終可以滿足式(29)的不等式關(guān)系,因此,當故障支路負荷阻抗較小時,基于零序電壓幅值差的輔助故障定位判據(jù)可以正確定位。此外,當y的數(shù)值取到幾十時,式(28)依舊可以滿足,因此,基于零序電壓幅值差的輔助故障定位判據(jù)可以起到一定的后備保護的作用。

4 不可測負荷分支對保護判據(jù)的影響

4.1 不可測負荷分支對負序差動阻抗判據(jù)的影響

由圖1可知,不可測負荷分支分別位于線路MN、NE以及MH內(nèi)部。當f1處發(fā)生斷線故障時,可得非故障區(qū)段MH以及故障區(qū)段MN兩側(cè)負序阻抗如下:

(30)

式中:xb3、xb4分別為不可測分支Lb3、Lb4接入點距離線路首端的長度和所接線路長度的比值;ZLb3、ZLb4分別為不可測分支負荷阻抗。

根據(jù)上式可得化簡后的非故障區(qū)段MH以及故障區(qū)段MN的負序差動阻抗為

(31)

由式(31)可以看出,故障區(qū)段的負序差動阻抗等于負荷阻抗,而非故障區(qū)段的負序差動阻抗受負荷阻抗影響,因此基于負序差動阻抗的故障定位方案在故障區(qū)段依舊可以正確定位,而在非故障區(qū)段會出現(xiàn)誤動。當f2處發(fā)生斷線故障時,也可得出相同結(jié)論。

4.2 不可測負荷分支對輔助故障定位判據(jù)的影響

考慮不可測負荷分支的影響,當f1處發(fā)生斷線故障時,系數(shù)z1、z2、z3大小發(fā)生變化,斷口兩側(cè)零序電壓差簡化為

(32)

當f2處發(fā)生斷線故障時,斷口兩側(cè)零序電壓差依舊滿足公式(17)。因此可看出,不可測負荷分支對輔助故障定位判據(jù)無影響。

4.3 適用于含不可測負荷分支配網(wǎng)的保護方案

由圖2負序網(wǎng)絡(luò)可以看出,發(fā)生斷線故障后,斷口兩側(cè)負序電流大小相同,故障支路負序電流最大,因此可以根據(jù)負序電流大小判斷故障支路。針對配電網(wǎng)中存在不可測負荷分支時非故障區(qū)段出現(xiàn)誤動的問題,本文提出了一個完整的保護方案。首先,發(fā)生斷線故障后,保護啟動。然后,檢測配電網(wǎng)中含不可測負荷分支區(qū)段,對于不含不可測負荷分支區(qū)段采用基于負序差動阻抗的故障定位判據(jù)判斷,若滿足判據(jù),控制區(qū)段兩側(cè)斷路器斷開,若不滿足判據(jù),則繼續(xù)采用基于零序電壓幅值差的輔助故障定位判據(jù)判斷,滿足判據(jù)則斷路器跳閘,不滿足則將不含不可測負荷分支區(qū)段保護閉鎖。對于含不可測負荷分支區(qū)段采用比較負序電流幅值的方法,將各保護處負序電流幅值上傳至主站,由主站判斷出負序電流幅值最大的兩側(cè)所在區(qū)段即為故障區(qū)段。綜上,故障定位流程如圖 5 所示。

對于不可測負荷分支的檢測,可通過比較正常運行時兩側(cè)電流幅值的大小確定,當區(qū)段兩側(cè)電流幅值不同時,即斷定為含不可測負荷分支區(qū)段,反之則為不含不可測負荷分支區(qū)段。

5 仿真驗證

為了驗證本文提出方法的正確性,基于MATLAB/Simulink建立了如圖1所示的10 kV有源配電網(wǎng),配電網(wǎng)中性點接地方式可通過k1、k2改變,10 kV有源配電網(wǎng)通過變壓器與110kV大電網(wǎng)相連,主變?nèi)萘繛?0 MVA,架空線路參數(shù)為:正序阻抗Z1=(0.17+j0.38)Ω/km,正序容納B1=3.045 uS/km,零序阻抗Z0=(0.23+j1.72)Ω/km,零序容納B0=1.884 uS/km,線路 MN、MH、NE長度分別為 4.0 km、3.0 km、1.5 km,IIDG1、IIDG2分別接于母線 N 、H 處,其容量分別為1 MW、2 MW。分別仿真不同斷線形態(tài)、中性點接地方式、過渡電阻Rg、功率因數(shù)以及存在不可測負荷分支區(qū)段時保護的動作情況,以下仿真提及的單相斷線均為A相斷線。

5.1 額定運行配電網(wǎng)故障仿真

設(shè)置配電網(wǎng)負荷阻抗ZL1=200 Ω、ZL2=150 Ω、ZL3=150 Ω,分別仿真配電網(wǎng)中性點不接地、經(jīng)消弧線圈接地和經(jīng)小電阻接地(10 Ω)等幾種接地方式下,f1、f2處分別發(fā)生單相斷線不接地、單相斷線且電源側(cè)接地和單相斷線且負荷側(cè)接地等幾種故障形態(tài),設(shè)置故障接地電阻Rg分別為0 Ω、1 kΩ、10 kΩ、100 kΩ與無窮大。設(shè)置零序電壓整定值kUset2=1 400 V。仿真結(jié)果如表1～表3所示。

表1 中性點不接地、f1處(位于線路MN二分之一處)單相斷線故障仿真結(jié)果

表2 中性點不接地、f2處(位于線路NE二分之一處)單相斷線故障仿真結(jié)果

表3 中性點不同接地方式下單相斷線故障仿真結(jié)果

表1、2和3為額定運行配電網(wǎng)的故障仿真結(jié)果,從表中數(shù)據(jù)可以看出,非故障區(qū)段負序差動阻抗幅值遠遠小于其整定值Zset,而故障區(qū)段負序差動阻抗幅值遠遠大于其整定值。因此,基于負序差動阻抗的故障定位方案在不同故障位置、過渡電阻、故障形態(tài)以及系統(tǒng)運行方式下均能正確判斷故障區(qū)段。

5.2 非正常運行配電網(wǎng)單相斷線故障仿真

以中性點不接地系統(tǒng)為例,設(shè)置當f1處故障時,負荷阻抗ZL1為200 Ω、ZL2分別為0.1 Ω、0.25 Ω、0.5 Ω、ZL3=150 Ω;當f2處故障時,負荷阻抗ZL1為200 Ω、ZL3分別為0.1 Ω、0.25 Ω、0.5 Ω、ZL2=150 Ω。設(shè)置單相斷線且電源側(cè)接地故障,接地電阻為1 kΩ,仿真結(jié)果如表4所示。

表4 不同負荷阻抗下單相斷線故障仿真結(jié)果

表4為不同負荷阻抗下單相斷線故障仿真結(jié)果。結(jié)果表明,當IIDG上游(f1)發(fā)生故障且負荷阻抗等于0.1 Ω時,ZMN.set=0.176>ZMN.f=0.1,故障區(qū)段保護出現(xiàn)拒動,基于負序差動阻抗的故障定位判據(jù)無法進行故障定位,但故障兩側(cè)零序電壓差為4 083 V,大于整定值1 400 V,因此保護依舊正確動作。

仿真配網(wǎng)故障支路低功率因數(shù)運行的情況,設(shè)置負荷阻抗ZL1=200 Ω、ZL2=ZL3=150∠90°Ω、150∠60°Ω、150∠30°Ω,單相斷線且電源側(cè)接地,故障接地電阻為1 kΩ,仿真結(jié)果如表5所示。

表5 低功率因數(shù)運行配電網(wǎng)斷線故障仿真結(jié)果

表5的仿真結(jié)果表明,盡管在低功率因數(shù)運行情況下,即使功率因數(shù)cosα=0,基于負序差動阻抗的故障定位判據(jù)依舊可以正確定位。

5.3 含不可測負荷分支配電網(wǎng)單相斷線故障仿真

如圖1所示,四條不可測負荷分支分別位于線路MN、MH以及NE上,大小均為100 Ω。當不可測負荷分支位于線路MH上,線路MN二分之一處發(fā)生單相斷線故障時,得到仿真結(jié)果如表6所示。

表6 不可測負荷分支位于線路MH上時(Lb4)保護動作情況

從表6數(shù)據(jù)可以看出,含不可測負荷分支區(qū)段MH動作值大于整定值,因此會出現(xiàn)保護誤動。然而根據(jù)本文提出的保護方案,首先檢測含不可測分支區(qū)段,含不可測負荷分支區(qū)段MH保護并不會馬上動作,而不含不可測負荷分支區(qū)段MN檢測到故障后立即跳閘,保護過程結(jié)束。

當不可測負荷分支分別位于故障區(qū)段MN和非故障區(qū)段NE上時,根據(jù)提出的保護流程,由于故障區(qū)段MN和非故障區(qū)段NE含有不可測負荷分支,因此保護不動作;而非故障區(qū)段MH負序差動阻抗動作值小于整定值,因此也不動作,此時不含不可測負荷分支區(qū)段MH保護閉鎖,含不可測負荷分支區(qū)段MN、NE將各保護處負序電流幅值上傳至主站,由主站判斷出負序電流幅值最大的兩側(cè)所在區(qū)段即為故障區(qū)段。

表7為不可測負荷分支分別位于故障區(qū)段MN以及非故障區(qū)段NE,故障點處發(fā)生單相斷線不接地故障時,各保護安裝處測量數(shù)據(jù)。

表7 不可測負荷分支位于線路MN、NE上保護動作情況

其中,IQF5(2)、IQF6(2)、IQF8(2)和IQF9(2)分別為斷路器QF5、QF6、QF8和QF9處測量到的負序電流幅值,從表中數(shù)據(jù)可知,故障區(qū)段兩側(cè)負序電流幅值最大,由此可判斷出故障區(qū)段。

6 結(jié) 論

本文在分析了有源配電網(wǎng)單相斷線故障后各節(jié)點負序阻抗特征以及斷口兩側(cè)零序電壓差的基礎(chǔ)上,提出了一種基于負序差動阻抗的保護方法,針對重載保護失效的情況,提出了將零序電壓幅值差作為輔助判據(jù),理論分析和仿真驗證得到以下結(jié)論:

(1) 基于負序差動阻抗的保護方法利用負序差動阻抗幅值作為動作量,利用其相位構(gòu)造具有自適應(yīng)性的制動閾值,對于配電網(wǎng)額定運行以及輕微重載情況下的斷線故障均適用,由于采用了自適應(yīng)性的制動閾值,其區(qū)內(nèi)故障靈敏度較高,而區(qū)外故障制動能力也較強。

(2)針對故障支路負荷阻抗較小,保護可能失效的問題,提出了將零序電壓幅值差作為輔助判據(jù),有效地解決了重載保護失效的問題;其次,基于零序電壓幅值差的輔助判據(jù)也具有一定的后備保護的作用。

(3)分析了不可測負荷分支對保護判據(jù)的影響,并針對含不可測負荷分支區(qū)段提出了相應(yīng)的保護判據(jù)。本文提出的完整保護方案可以正確定位,具有不受中性點接地方式、接地電阻、負荷大小以及IIDG影響的特點。