配合防孤島保護的配電網(wǎng)時限自適應(yīng)重合閘方法

武 岳，范開俊，徐丙垠，2，曹金銘，陳 羽

（1.山東理工大學(xué)電氣與電子工程學(xué)院，山東省 淄博市 255000；2.山東科匯電力自動化股份有限公司，山東省 淄博市 255000）

0 引言

配電架空線路故障絕大多數(shù)為瞬時性故障［1-2］，為了提高供電可靠性，配電網(wǎng)中采用自動重合閘，在配電網(wǎng)保護跳閘后，重合閘動作再次投入系統(tǒng)主電源［3-4］，瞬時性故障情況下，可快速恢復(fù)正常供電。分布式能源（distributed energy resource，DER）的接入使得配電網(wǎng)由傳統(tǒng)的單電源輻射網(wǎng)絡(luò)變?yōu)榫哂卸喽穗娫唇Y(jié)構(gòu)的配電網(wǎng)絡(luò)，原有的配電網(wǎng)保護和控制策略將受到一定的影響［5-6］，在系統(tǒng)側(cè)保護動作跳閘后，如果DER 仍與故障點相連，故障電流大于15 A［7］，故障點不會熄弧，若重合閘時DER 仍未脫網(wǎng)，會造成重合閘失敗，同時會因非同期重合閘產(chǎn)生的沖擊電流對配電線路、DER 等設(shè)備帶來二次沖擊。因此，有源配電網(wǎng)重合閘時必須切除DER。

傳統(tǒng)配電網(wǎng)中，配電線路發(fā)生故障系統(tǒng)側(cè)保護跳閘后，重合閘等待約1 s 后動作；在有源配電網(wǎng)中，配電線路發(fā)生故障時，因逆變型分布式能源（inverter-interfaced distributed energy resource IIDER）輸出的故障電流有限［8-9］，電流保護不能可靠動作，只能依賴防孤島保護動作切除IIDER。若IIDER 不具備低電壓穿越（low voltage ride-through，LVRT）能力，防孤島保護動作時間一般小于2 s［10］，重合閘時間在此基礎(chǔ)上增加一個預(yù)留時間，保證在重合閘時IIDER 均已脫網(wǎng)；若IIDER 具備低電壓穿越能力，根據(jù)IEEE Std 1547—2018《分布式能源與相關(guān)電力系統(tǒng)接口的互連和互操作性》［11］標(biāo)準(zhǔn)，防孤島保護的動作時限最長已超過300 s，這將導(dǎo)致重合閘等待時間延長，嚴(yán)重影響供電可靠性。

為保證重合閘時DER 已脫網(wǎng)，很多學(xué)者提出了檢無壓重合閘的策略［12-15］。文獻［13］分析了DER對自動重合閘的影響，綜述了解決措施，未涉及DER 低電壓穿越與重合閘的配合問題；文獻［14］提出了DER 低電壓穿越與前加速重合閘的配合方法，該方法通過整定重合閘時間，有效避免了因DER 未脫網(wǎng)向故障點提供故障電流而導(dǎo)致的重合閘失?。晃墨I［15］給出了在DER 側(cè)加裝低頻低壓自動解列裝置，適當(dāng)延長重合閘時間的方法。檢無壓重合閘方式需要線路側(cè)裝有電壓互感器，而實際中因變電站內(nèi)空間有限，很多變電站內(nèi)都沒有裝設(shè)線路側(cè)電壓互感器，通過檢無壓的方式實現(xiàn)重合閘較困難。如果不具備檢無壓條件，考慮DER 在系統(tǒng)擾動時需要故障穿越，重合閘動作時限應(yīng)大于防孤島保護動作時限，這將導(dǎo)致重合閘等待時間增加，嚴(yán)重影響供電可靠性。文獻［16］通過對DER 劃分計劃孤島區(qū)域，根據(jù)故障電壓跌落的程度、不同故障位置及類型選擇不同的供電恢復(fù)方案，實現(xiàn)了有源配電網(wǎng)的快速供電恢復(fù)。文獻［17］提出了一種根據(jù)DER 的并網(wǎng)點電壓自動調(diào)整重合閘時間的方案，并基于IEC 61850 標(biāo)準(zhǔn)進行了建模，實現(xiàn)了重合閘裝置的快速動作。文獻［16-17］為基于通信的重合閘方法，對通信網(wǎng)絡(luò)性能要求較高，一旦通信失敗或者信息有誤，可能會導(dǎo)致重合閘失敗。

針對上述問題，本文提出一種與IIDER 防孤島保護相配合的配電線路時限自適應(yīng)重合閘方法。該方法根據(jù)保護跳閘前母線側(cè)電壓來推測防孤島保護的動作時間，自動調(diào)整配電線路重合閘的動作時間，實現(xiàn)重合閘與具有故障穿越能力IIDER 防孤島保護的時序配合，以加快恢復(fù)供電的時間。該方法不需要安裝線路側(cè)電壓互感器，不依賴于通信網(wǎng)絡(luò)，可用于不具備檢無壓重合閘條件的配電線路中，經(jīng)濟性較好，為新型電力系統(tǒng)的運行穩(wěn)定性與供電可靠性提供支撐。

1 有源配電網(wǎng)重合閘需求分析

1.1 DER 對重合閘的影響

圖1 所示IIDER 接入的配電線路中，QF1、QF2為線路出口斷路器，配置階段式電流保護和一次前加速重合閘。IIDER 正常并網(wǎng)運行時采用PQ控制策略，配電線路發(fā)生故障時，IIDER 轉(zhuǎn)為采用低電壓控制策略［18］。

1）當(dāng)在IIDER 接入的本線路上游F2 處發(fā)生故障時，母線電壓UA降低，IIDER 進入低電壓穿越狀態(tài)，保護QF2 跳閘切除故障。故障切除后母線電壓UA回升，但如果此時IIDER 在低電壓穿越狀態(tài)，其沒有退出運行而仍與故障點相連。此時，保護QF2斷路器跳閘后根據(jù)預(yù)先整定的時間進行重合閘，由于IIDER 未脫網(wǎng)，配電線路將面臨兩種潛在的威脅，即故障點電弧不熄滅和非同期重合閘［19］。

在IIDER 接入本線路的下游F3 處發(fā)生故障時，情況與F2 處類似。

2）當(dāng)在IIDER 接入相鄰線路的F1 處發(fā)生故障時，斷路器QF1 跳閘切除故障。此時，IIDER 與故障點隔離，故障電流消失，電弧熄滅，由于IIDER 與主系統(tǒng)電源仍然相連，相角保持同步。斷路器QF1根據(jù)預(yù)先整定的時間進行重合閘，當(dāng)故障為瞬時性故障時，相鄰線路恢復(fù)供電，不會出現(xiàn)非同期重合閘［20］。當(dāng)為永久性故障時，重合不成功，相鄰線路再有選擇性地動作跳閘。

1.2 防孤島保護與重合閘的配合關(guān)系

由于IIDER 輸出的故障電流有限，電流保護不能可靠動作，需要防孤島保護動作來切除IIDER，為避免故障點電弧不熄滅和非同期合閘，重合閘動作時需保證DER 已脫網(wǎng)。因此，需要考慮防孤島保護與重合閘的配合關(guān)系。

目前，國內(nèi)外普遍采用檢測電壓/頻率的防孤島保護，其整定方案可分為快速動作與慢速動作兩類。中國現(xiàn)階段防孤島保護采用的是電壓/頻率的快速動作方案，根據(jù)GB/T 33593—2017《分布式電源并網(wǎng)技術(shù)要求》［21］（以下簡稱《技術(shù)要求》），要求光伏電站需具備低電壓穿越能力，即當(dāng)光伏電站并網(wǎng)點的電壓因故障或擾動而發(fā)生跌落時，為了避免光伏電站脫網(wǎng)引起電網(wǎng)運行情況的進一步惡化，IIDER 需要保證不脫網(wǎng)連續(xù)運行［22］，當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生故障時，IIDER 最大脫網(wǎng)時間為2 s。因此，現(xiàn)有不具備檢無壓條件配電線路的重合閘整定方案的動作時間與之進行配合，在2 s 的基礎(chǔ)上增加一個Δt的預(yù)留時間，保證在重合閘時IIDER 均已脫網(wǎng)。

《技術(shù)要求》中快速整定方案不利于IIDER 在故障時實現(xiàn)故障穿越，為解決這一問題，學(xué)者們提出了慢速動作方案，比較有代表性的是IEEE Std 1547—2018《分布式能源與相關(guān)電力系統(tǒng)接口的互連和互操作性》標(biāo)準(zhǔn)給出的方案，其中，電壓保護動作時限最長達1 000 s，頻率保護除在低于57 Hz 或大于62 Hz 時瞬時動作外，動作時限也不小于300 s。采用慢速整定方案，會導(dǎo)致防孤島保護動作速度變慢，帶來的主要問題是故障時重合閘等待時間加長，嚴(yán)重影響供電可靠性。

因此，本文提出一種根據(jù)跳閘前母線側(cè)電壓大小來自動調(diào)整重合閘動作時間的時限自適應(yīng)重合閘方法。該方法不需要安裝線路側(cè)電壓互感器，不依賴于通信網(wǎng)絡(luò)，易于工程實施，可提高供電可靠性。

2 時限自適應(yīng)重合閘方法原理

DER 防孤島保護包括低電壓保護，在線路故障時一般利用低電壓保護動作于跳閘，低電壓保護動作定值按規(guī)程要求來整定。針對實際中變電站內(nèi)空間有限，很多變電站內(nèi)未裝設(shè)線路側(cè)電壓互感器而導(dǎo)致檢無壓重合閘無法實施的問題，本文提出一種時限自適應(yīng)重合閘方法。該方法通過檢測跳閘之前的母線側(cè)電壓和預(yù)先設(shè)定的考慮低電壓穿越的DER 防孤島保護動作時間，確定配電線路的重合閘動作時間，根據(jù)故障時母線電壓來推測防孤島保護的動作時間，將重合閘時間與此時間配合，可實現(xiàn)配電線路重合閘與DER 防孤島保護的配合，實現(xiàn)時限自適應(yīng)重合閘。母線側(cè)電壓測量裝置示意簡圖如附錄A 圖A1 所示。

如圖1 所示配電線路，當(dāng)F2 點發(fā)生故障時，斷路器QF2 處電壓降低，DER 并網(wǎng)點（point of common coupling，PCC）處電壓降低，QF2 處檢測到的母線側(cè)電壓高于PCC 點處電壓，根據(jù)斷路器QF2跳閘前檢測到的母線側(cè)電壓來確定IIDER 防孤島保護動作的時間，在此時間基礎(chǔ)上加0.3 s［23］（考慮斷路器動作時間及電弧熄滅時間）來整定QF2 重合閘動作時間。防孤島保護動作時間與電壓的大小有關(guān)，并網(wǎng)點電壓越低，防孤島保護動作時間越短，重合閘動作越快。

為論證本文所提時限自適應(yīng)重合閘方法的可行性，需要明確重合閘接入點母線側(cè)電壓和系統(tǒng)側(cè)保護動作前后并網(wǎng)點電壓的變化規(guī)律，跳閘前母線側(cè)電壓高于并網(wǎng)點電壓且系統(tǒng)側(cè)保護動作后并網(wǎng)點電壓不變大是本方案可行的前提條件。為不失一般性，選取如圖2 所示多IIDER 接入的配電線路來分析論證。

圖2 多IIDER 接入的有源配電線路結(jié)構(gòu)圖Fig.2 Structural diagram of active distribution lines with multiple-IIDER connection

2.1 故障點不熄弧場景分析

配電線路發(fā)生故障后，系統(tǒng)側(cè)保護動作跳閘后，如果DER仍與故障點相連，且故障電流大于15 A［7］，故障點不會熄弧，本節(jié)分析發(fā)生故障后，故障點電弧未熄滅時的電壓變化情況。

2.1.1 本線路故障

根據(jù)Q/GDW 11147—2017《分布式電源接入配電網(wǎng)設(shè)計規(guī)范》［24］規(guī)定，DER 接入10 kV 配電線路單個并網(wǎng)點容量為400 kW～6 MW?，F(xiàn)行GB/T 33592—2017《分布式電源并網(wǎng)運行控制規(guī)范》［25］（簡稱控制規(guī)范）要求DER 并網(wǎng)引起的電壓偏移量不超過7%，DER 接入引起的電壓偏移量正比于DER 的容量以及系統(tǒng)等效阻抗，所以DER 接入位置距離母線越遠，允許接入的DER 容量越小。根據(jù)電壓質(zhì)量要求，配電線路沿線各點可接入的最大容量S為：

式中：ΔU為PCC 點電壓偏移量；ZL為從DER 接入點看進去的系統(tǒng)等效阻抗；UN為系統(tǒng)的額定電壓。

如圖2 所示配電線路，在2、5、8 km 處接入IIDER1～IIDER3。以三相短路故障為例，對配電線路F1～F3 點發(fā)生故障時，重合閘接入點母線側(cè)電壓和系統(tǒng)側(cè)保護動作前后并網(wǎng)點電壓進行分析。圖2中，F(xiàn)1 點故障稱為線路首端故障，即故障點位于所有DER 的上游；F2 點故障稱為線路中段故障，即故障點上游和下游均接有DER；F3 點故障稱為線路末端故障，即故障點位于所有DER 的下游。簡化起見，假設(shè)故障均為金屬性短路故障（非金屬性短路故障時影響并網(wǎng)點電壓大小，但變化規(guī)律一致）。

1）場景1：本線路首端發(fā)生故障

當(dāng)在IIDER 接入的本線路首端F1 點發(fā)生三相短路故障時，配電網(wǎng)簡化等效電路如圖3 所示［26］。圖中：E?為系統(tǒng)電源電勢，ZS為系統(tǒng)等效內(nèi)阻，Z1為母線A到F1 點的等效阻抗，Z2為F1 點到PCC1 點的等效阻抗，Z3為PCC1 點到PCC2 點的等效阻抗，Z4為PCC2 點到PCC3 點的等效阻抗，I?IIDER1至I?IIDER3為等效壓控電流源輸出電流。

圖3 F1 點三相金屬性短路故障等效電路圖Fig.3 Equivalent circuit diagram of F1 threephase metallic short-circuit fault

當(dāng)在F1 點發(fā)生三相金屬性故障時，非故障線路阻抗遠大于故障線路。因此，忽略非故障線路的影響，母線A處的電壓U?A近似為：

系統(tǒng)側(cè)與IIDER1 至IIDER3 側(cè)電路解耦，故保護動作前后PCC1 至PCC3 點電壓基本不受系統(tǒng)側(cè)影響。根據(jù)《控制規(guī)范》規(guī)定，DER 并網(wǎng)引起的電壓偏移量不超過7%，可得IIDER 并網(wǎng)點電壓UPCC為：

式中：ΔU為IIDER 輸出電流與線路阻抗的乘積，且ΔU≤0.07 p.u.。以10 kV 配電線路為例，假定系統(tǒng)阻抗為0.25 Ω，單位線路阻抗為（0.17+j0.33）Ω/km，線路長度為9 km［27］，當(dāng)靠近母線處發(fā)生三相短路故障時，系統(tǒng)側(cè)與IIDER 側(cè)電路解耦，此時并網(wǎng)點電壓為IIDER 輸出電流與線路阻抗的乘積，IIDER 輸出功率在并網(wǎng)點到故障點的線路中消耗。以IIDER輸出最大電流1.2IN（IN為IIDER 輸出額定電流）進行分析，則此時IIDER 并網(wǎng)點電壓有效值U′PCC等于并網(wǎng)點電壓偏移量ΔU′，有

令I(lǐng)IDER 并網(wǎng)點電壓的最大值等于母線電壓，母線電壓有效值UA表示為：

將式（2）代入式（5），通過化簡可得：

式中：L1為故障點到母線的距離?？山獾肔1≈0.12 km，由此可知，當(dāng)故障點距離母線很近且小于0.12 km 時，可能會出現(xiàn)PCC 點電壓高于母線側(cè)電壓的極端場景，此時母線電壓小于0.2 p.u.；由于IIDER 的限流特性，其提供的短路電流遠小于系統(tǒng)主電源提供的短路電流，IIDER 并網(wǎng)引起的電壓偏移量不超過15%，此時PCC 點電壓低于0.2 p.u.，IIDER 脫網(wǎng)時間小于0.625 s，將這種情況在重合閘整定時予以考慮，按本文所采用整定方法，時限重合閘等待時間取為0.625 s，參見第3 章步驟4。

當(dāng)故障點離母線的距離大于0.12 km 時，故障時重合閘接入點母線側(cè)電壓均高于PCC 點電壓。

2）場景2：本線路中段發(fā)生故障

當(dāng)在IIDER 接入的本線路中段F2 點發(fā)生金屬性三相短路故障時，系統(tǒng)側(cè)保護動作前后配電網(wǎng)的簡化等效電路如附錄A 圖A2、圖A3 所示。圖中：Z1為母線A到PCC1 點的等效阻抗，Z2為PCC1 點到F2 點的等效阻抗，Z3為F2 點到PCC2 點的等效阻抗，Z4為PCC2 點到PCC3 點的等效阻抗。

當(dāng)在F2 點發(fā)生三相短路故障時，系統(tǒng)側(cè)與IIDER2 和IIDER3 側(cè)電路解耦，母線電壓U?A為：

系統(tǒng)側(cè)保護動作前PCC1 點電壓U?PCC1可表示為：

線路出口保護QF3 檢測到發(fā)生故障，保護動作于跳閘，母線A電壓回升，IIDER1 與主系統(tǒng)電源斷開，此時IIDER1 并網(wǎng)點電壓表示為：

由式（7）和式（8）進一步簡化，采用各相量對應(yīng)有效值計算可得：

由式（11）可知，判斷母線電壓與PCC1 點電壓大小，只需比較式中的不同項即可。選取極端情況進行分析，線路參數(shù)同本節(jié)場景1，接入IIDER1 為最大容量6 MW，在F2 點發(fā)生故障時，IIDER1 輸出的最大電流約為415.7 A，則a′1∈(0，0.46)kV，因為其最大值a′1max=0.46 kV1，即母線電壓高于PCC1 點電壓。由于IIDER2、IIDER3 與主系統(tǒng)側(cè)解耦且故障點位于線路中段，由場景1 分析可知，母線電壓同樣高于PCC2 和PCC3點電壓。

由式（8）和式（9）進一步簡化，采用各相量對應(yīng)有效值計算可得：

選取極端情況進行分析，比較式（12）不同項，線路參數(shù)同本節(jié)場景1，接入IIDER1 為最大容量6 MW，在F2 點發(fā)生故障時，IIDER1 輸出的最大電流約為415.7 A，則a′2∈(0，0.46)kV，因為其最大值a′2max=0.46 kV1，即系統(tǒng)側(cè)保護動作前PCC1 點電壓高于保護動作后PCC1點電壓。由于系統(tǒng)側(cè)與IIDER2 和IIDER3 側(cè)電路解耦，保護動作前后PCC2 和PCC3 點電壓基本不受影響。

通過上述分析可知，在配電線路中段發(fā)生故障時，系統(tǒng)側(cè)保護跳閘前母線側(cè)電壓高于各PCC 點電壓，系統(tǒng)側(cè)保護動作之后各PCC 電壓不會超過保護動作前各PCC 電壓。

3）場景3：本線路末段發(fā)生故障

當(dāng)在IIDER 接入的本線路末端F3 點發(fā)生金屬性三相短路故障時，系統(tǒng)側(cè)保護動作前后配電網(wǎng)的簡化等效電路如附錄A 圖A4、圖A5 所示。圖中：Z1為母線A到PCC1 點的等效阻抗，Z2為PCC1 點到PCC2 點的等效阻抗，Z3為PCC2 點到PCC3 點的等效阻抗，Z4為PCC3 點到F3 點的等效阻抗。

當(dāng)在F3 點發(fā)生三相短路故障時，母線電壓U?A為：

系統(tǒng)側(cè)保護動作前PCC1～PCC3 點電壓U?PCC1、U?PCC2和U?PCC3分別表示為：

令：

可以得到：

隨著機械通氣在重癥監(jiān)室(ICU)的應(yīng)用日益增多，呼吸機相關(guān)性肺炎(ventilator associated pneumonia，VAP)的發(fā)生率也顯著增加，VAP的發(fā)生導(dǎo)致患者機械通氣時間延長、住院天數(shù)增加、并發(fā)癥增加、病死率升高及醫(yī)療成本增加［1］。因此，采取有效的、基于循證的策略用以預(yù)防VAP的發(fā)生，對患者預(yù)后及醫(yī)療資源的節(jié)約均有極其重要的意義。現(xiàn)將VAP發(fā)病的危險因素及干預(yù)策略的相關(guān)研究進展綜述如下。

選取極端情況進行分析，配電線路接入的IIDER1 至IIDER3 均為最大容量，線路參數(shù)同場景1，在F2 點發(fā)生故障時，b′1∈(1.28，1.53)kV，因為其最大值b′1max=1.53 kV1；同理可證，UA/UPCC2>1，UA/UPCC3>1。由上述分析可知，在線路末端發(fā)生故障時，母線電壓高于各PCC 點電壓。同理，令：

可得：

選取極端情況進行分析，線路參數(shù)同場景1，IIDER1 至IIDER3 均為最大容量，在F3 點發(fā)生故障時，b′2∈(1.28，1.53)kV，因為其最大值b′2max=1.53 kV1，即系統(tǒng)側(cè)保護動作前PCC1 點電壓高于保護動作后PCC1 點電壓。同理，令：

可得：

同理可證UPCC2/U′PCC2>1，UPCC3/U′PCC3>1。通過上述分析可知，在配電線路末段發(fā)生故障時，系統(tǒng)側(cè)保護跳閘前母線電壓高于各PCC 點電壓，系統(tǒng)側(cè)保護動作之后各PCC 點電壓不會超過保護動作前各PCC 點電壓。

當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生兩相短路故障時，分析過程與三相短路故障類似，系統(tǒng)側(cè)保護動作后各PCC 點電壓也不會超過系統(tǒng)側(cè)保護動作前的各PCC 點電壓［28］，在此不再贅述。

2.1.2 相鄰線路故障

如圖2 所示，當(dāng)在相鄰線路F4 點發(fā)生故障時，母線A和PCC1 至PCC3 點電壓跌落，線路出口保護處QF1 檢測到電流大于整定值而動作于跳閘，母線A電壓回升；IIDER1 至IIDER3 與主系統(tǒng)電源側(cè)不斷開連接，PCC1 至PCC3 點電壓回升。由此可知，IIDER 不受相鄰故障的影響。因此，IIDER 接入的相鄰線路可按傳統(tǒng)的重合閘時間進行整定，本文取1.2 s。

綜上分析可知，在IIDER 相鄰線路發(fā)生故障時，可按傳統(tǒng)的重合閘動作時間進行整定。在IIDER 本線路發(fā)生故障時，根據(jù)對IIDER 接入引起的電壓偏移量限制的要求可知，IIDER 接入的位置距離母線越遠，允許接入的IIDER 容量越小，IIDER輸出的故障電流有限且線路阻抗較小，系統(tǒng)側(cè)的電壓大于IIDER 輸出的故障電流與線路阻抗的乘積。因此，在故障點電弧不熄滅時，在IIDER 接入本線路的各種場景下（故障點位置距離母線大于0.12 km時，小于0.12 km 時的應(yīng)對措施參見第3 章步驟4），重合閘接入點母線側(cè)電壓均高于PCC 電壓，且系統(tǒng)側(cè)保護動作后PCC 的電壓不會超過系統(tǒng)側(cè)保護動作前PCC 的電壓，本文所提出的時限自適應(yīng)重合閘方法可行。

2.2 故障點自熄弧場景分析

2.1 節(jié)分析的前提是故障點電弧不熄滅，現(xiàn)有研究表明，10 kV 系統(tǒng)故障自熄電流限值為15 A［7］，由此可推算出系統(tǒng)側(cè)保護跳閘后，三相金屬性短路情況下，滿足瞬時性故障自清除條件的IIDER 最大容量為0.217 MW。當(dāng)IIDER 接入容量小于0.217 MW時，故障點電流小于15 A，故障點電弧熄滅，IIDER與本地負荷形成非計劃孤島。此時，IIDER 輸出功率與負荷功率之間的偏差較大且負荷功率因數(shù)不為1，電壓與頻率將出現(xiàn)較大的偏差，進而導(dǎo)致防孤島保護動作解列IIDER，防孤島保護最大動作時間不超過0.2 s［27］，在時限重合閘整定時加以考慮，將時限重合閘等待時間取為0.2 s 即可滿足配合要求。

在故障電弧熄滅，DER 容量與負荷相匹配的極端情況下，可能會出現(xiàn)孤島電壓大于0.9 p.u.、DER 不脫網(wǎng)的情況，在重合閘整定時需要予以考慮。在實際的配電系統(tǒng)中，往往只測量線路保護開關(guān)處的電流；由于測量量不全等因素，無法進行在線的配電網(wǎng)潮流計算，難以對線路的運行容量進行準(zhǔn)確估算。因此，一般用運行電流近似代表運行容量［27］，在配電網(wǎng)正常運行時，系統(tǒng)所接負荷的負荷電流由主系統(tǒng)側(cè)和DER 共同提供，則負荷容量可用流過系統(tǒng)側(cè)保護安裝處的電流和DER 的電流之和近似代替，即ILD≈IS+IIIDER，根據(jù)《技術(shù)要求》，DER 并網(wǎng)點電壓大于等于0.9 p.u.時可不脫網(wǎng)連續(xù)運行，則在DER 與負荷較為匹配的情況下，可得：

式中：IS為系統(tǒng)側(cè)保護安裝處的電流；IIIDER為IIDER輸出電流。

解得：

在故障點自熄弧場景下，滿足瞬時性故障自清除條件的IIDER 最大接入容量為0.217 MW，可得：

由上述分析可知，當(dāng)DER接入容量小于0.217 MW且流過系統(tǒng)側(cè)保護處的電流小于1.4 A 時，DER 的容量與負荷相匹配，當(dāng)本線路發(fā)生故障時系統(tǒng)側(cè)保護跳閘，瞬時性故障自清除后，孤島電壓大于0.9 p.u.，DER 不脫網(wǎng)，此時應(yīng)該閉鎖重合閘，并發(fā)出警告。

3 時限自適應(yīng)重合閘實現(xiàn)

工程實施時，時限自適應(yīng)重合閘方法需要根據(jù)國家現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)來整定。因此，本文參照《技術(shù)要求》對時限自適應(yīng)重合閘進行整定。按照《技術(shù)要求》IIDER 對區(qū)域配電系統(tǒng)異常狀態(tài)響應(yīng)的要求，IIDER 根據(jù)其并網(wǎng)點電壓的大小來確定的脫網(wǎng)時間如式（36）所示，可將時限自適應(yīng)重合閘的動作時間與此防孤島保護動作的時間相配合。

式中：tw為IIDER 低電壓穿越時間；Up.u.為IIDER 并網(wǎng)點電壓標(biāo)幺值。

根據(jù)第2 章所述，母線側(cè)電壓高于PCC 電壓（極端場景給出相應(yīng)措施），且系統(tǒng)側(cè)保護動作后PCC 的電壓不會超過系統(tǒng)側(cè)保護動作前PCC 的電壓。因此，用母線側(cè)電壓來整定時限自適應(yīng)重合閘的動作時間，可以確保重合閘時IIDER 均已脫網(wǎng)，保證重合閘動作的可靠性。在IIDER 滲透率較高的情況下，其具體實施步驟如下。

步驟1：配電線路發(fā)生故障，系統(tǒng)側(cè)和各IIDER同時向故障點注入電流。

步驟2：線路出口保護檢測到發(fā)生故障，保護動作于跳閘，配電線路上所接入的IIDER 按照低電壓穿越要求進行低電壓穿越。

步驟3：保護動作跳閘后，重合閘啟動，重合閘控制器獲取跳閘前母線側(cè)電壓，線路所接入IIDER低電壓穿越要求已在重合閘控制器中配置好。

如果IIDER 容量滿足自熄弧條件，當(dāng)系統(tǒng)側(cè)電流大于1.4 A 時，取防孤島保護動作時間tw=0.2 s，跳轉(zhuǎn)至步驟6，系統(tǒng)側(cè)電流小于等于1.4 A 時，閉鎖重合閘并發(fā)出警告；否則進入步驟4。

步驟4：根據(jù)母線側(cè)電壓大小和IIDER 低電壓穿越要求設(shè)置重合閘等待時間。

將母線側(cè)電壓U1的標(biāo)幺值代入式（36），計算出IIDER 防孤島保護動作時間tw。

1）如果母線電壓滿足 0.20 p.u.

2）如果母線電壓滿足U1≤0.20 p.u.，由式（36）可知IIDER 低電壓穿越最長需要0.625 s，為了保證重合閘時所有IIDER 均已脫網(wǎng)，重合閘等待時間取0.625 s，故障點位置距離母線小于0.12 km 可能出現(xiàn)PCC 電壓高于母線電壓的極端場景也滿足此要求。

步驟5：根據(jù)步驟4 的結(jié)果，按照母線側(cè)電壓大小來預(yù)留IIDER 的低電壓穿越時間，在重合閘等待時間到時，確保所有的IIDER 都已脫網(wǎng)。

步驟6：為了保證可靠性，重合閘時間在重合閘等待時間的基礎(chǔ)上延長0.3 s（考慮斷路器復(fù)歸耗時和熄弧去游離時間）。則最終重合閘所需要的動作等待時間為：

式中：tr為重合閘動作時間；ts為重合閘延長時間，取0.3 s。

步驟7：預(yù)設(shè)延時時間到，重合閘動作，控制斷路器重合。

時限自適應(yīng)重合閘的工作流程如圖4 所示。按照《技術(shù)要求》的快速動作重合閘整定方案有利于在配電網(wǎng)故障時快速解列IIDER，如果重點考慮IIDER 在故障時實現(xiàn)故障穿越，可借鑒國際經(jīng)驗，選擇慢速動作整定方案，具體重合閘整定時間可根據(jù)工程實際要求來整定。

圖4 含有IIDER 的配電網(wǎng)時限自適應(yīng)重合閘流程圖Fig.4 Flow chart of time-limited adaptive reclosing in distribution networks with IIDER

4 仿真驗證

為驗證所提時限自適應(yīng)重合閘方法的可行性，利用PSCAD 搭建了如圖2 所示配電線路的仿真模型。模型電壓等級為10 kV，每個區(qū)段長度為3 km，各區(qū)段接入負荷容量均為4 MW，功率因數(shù)為0.9。在距離母線2、5、8 km 處分別接入IIDER1、IIDER2 和IIDER3，容量分別為6、3、2 MW。其中，IIDER 本線路出口斷路器QF3 的重合閘裝置按照本文方法進行配置，各IIDER 相鄰線路出口斷路器QF1 重合閘裝置動作時間為1.2 s，系統(tǒng)阻抗為0.22 Ω，線路參數(shù)見附錄B 表B1。

在距離母線A處本線路500 m 設(shè)置故障點F1、距離母線A處3 km 設(shè)置故障點F2、距離母線A處8.5 km 設(shè)置故障點F3 和距離母線A處相鄰線路500 m 設(shè)置故障點F4，在2 s 時分別設(shè)置兩相和三相金屬性短路。

4.1 IIDER 接入的本線路發(fā)生故障

以配電網(wǎng)相間故障中較為常見的兩相短路為例，當(dāng)在IIDER 接入的本線路F1 處發(fā)生兩相短路故障時，母線A電壓UA和IIDER 的并網(wǎng)點電壓的變化曲線如圖5 所示。

圖5 F1 處發(fā)生兩相短路故障時母線及PCC 電壓Fig.5 Voltage of bus and PCCs when two-phase shortcircuit fault occurs at F1

由圖5 可知，當(dāng)2 s 時在F1 點發(fā)生兩相短路故障時，母線A電壓跌落到0.684 p.u.，線路保護QF3動作跳閘，按照第3 章分析，根據(jù)母線電壓進行整定，防孤島保護動作時間為1.58 s，取ts為0.3 s，則重合閘等待時間為1.88 s。因IIDER 并網(wǎng)點電壓低于母線電壓，實際在發(fā)生故障后1.36 s 左右，IIDER1至IIDER3 防孤島保護動作，IIDER1 至IIDER3 均脫網(wǎng)，不再向故障點提供故障電流，電弧很快熄滅，絕緣強度恢復(fù)，瞬時故障消失，重合閘裝置等待時間到達，控制斷路器QF3 重合，配電線路恢復(fù)供電。若故障為永久性故障，則線路保護QF3 加速再次跳閘。

當(dāng)在IIDER 接入的本線路F2 處發(fā)生兩相短路故障時，母線A電壓UA和IIDER 的并網(wǎng)點電壓的變化曲線如圖6 所示。

圖6 F2 處發(fā)生兩相短路故障時母線及PCC 電壓Fig.6 Voltage of bus and PCCs when two-phase shortcircuit fault occurs at F2

由圖6 可知，當(dāng)2 s 時在F2 點發(fā)生兩相故障時，母線A電壓跌落到0.79 p.u.，線路保護QF3 動作跳閘，按照第3 章分析，根據(jù)母線電壓進行整定，防孤島保護動作時間為1.78 s，取ts為0.3 s，則重合閘等待時間為2.08 s。實際在故障發(fā)生后1.35 s 左右，IIDER2 和IIDER3 防孤島保護動作，IIDER2 和IIDER3 均脫網(wǎng)退出運行，PCC1 點電壓會降低，低于低電壓穿越要求的電壓值，從而IIDER1 也會退出運行。在等待2.08 s 后，重合閘裝置動作，控制斷路器QF3 重合，配電線路恢復(fù)供電。若故障為永久性故障，則線路保護QF4 有選擇性地跳閘切除故障。

當(dāng)在IIDER 接入的本線路F3 處發(fā)生兩相短路故障時，母線A電壓UA和IIDER 的并網(wǎng)點電壓的變化曲線如附錄B 圖B1 所示。由圖可知，當(dāng)2 s時在F3 點發(fā)生兩相故障時，母線A電壓跌落到0.882 p.u.，線路保護QF3 動作跳閘，按照第3 章分析，根據(jù)母線電壓進行整定，防孤島保護動作時間為1.97 s，取ts為0.3 s，則重合閘等待時間為2.27 s。實際在故障發(fā)生后1.41 s 左右，IIDER3 防孤島保護動作，IIDER3 脫網(wǎng)退出運行，PCC1 和PCC2 點電壓會降低，低于低電壓穿越要求的電壓值，從而IIDER1和DER2 也會退出運行。在等待2.27 s 后，重合閘裝置動作，控制斷路器QF3 重合，配電線路恢復(fù)供電。若故障為永久性故障，則線路保護QF3 加速再次跳閘。

4.2 IIDER 相鄰線路發(fā)生故障

當(dāng)在IIDER 接入的相鄰線路F4 處分別發(fā)生兩相短路故障時，因為IIDER1 至IIDER3 并網(wǎng)點電壓變化趨勢基本一致，此處以IIDER1 為例，母線A電壓UA和IIDER1 的并網(wǎng)點電壓UPCC1的變化曲線如附錄B 圖B2 所示。由圖可知：當(dāng)在相鄰線路F4 點發(fā)生故障時，流過保護安裝處的電流增大，線路保護QF1 動作跳閘；重合閘裝置在延遲1.2 s 后動作，控制斷路器QF1 重合。若故障為永久性故障，則斷路器QF1 在重合閘后將再次跳開，各IIDER 不會脫網(wǎng)；若故障為瞬時性故障，斷路器QF1 重合閘成功，IIDER 故障穿越成功。

不同故障條件下的系統(tǒng)側(cè)保護動作前母線電壓及其并網(wǎng)點電壓和重合閘時間分別如附錄B 表B2和表1 所示。

表1 不同故障條件下的重合閘時間Table 1 Reclosing time under different failure conditions

4.3 極端場景分析

如圖2 所示配電線路的仿真模型，在距離母線A處本線路20 m 處發(fā)生三相短路故障時，系統(tǒng)側(cè)保護動作前母線電壓及IIDER 并網(wǎng)點電壓和重合閘時間分別如附錄B 表B3 和表B4 所示，電壓變化曲線如附錄B 圖B3 所示。

由表B3 和表B4 可知，在距離母線A處本線路20 m 處發(fā)生三相短路故障時，母線電壓很低，IIDER并網(wǎng)點電壓高于母線電壓，IIDER 輸出功率在并網(wǎng)點到故障點的線路中消耗，各IIDER 并網(wǎng)點電壓低于20%額定電壓，在故障后0.625 s 脫網(wǎng)，重合閘動作時間按0.2 p.u.整定，等待時間為0.925 s，滿足動作條件。

通過以上仿真結(jié)果可知，當(dāng)線路發(fā)生兩相短路故障時，電壓跌落程度相對較小，且故障點越遠離母線，母線電壓跌落程度越小，IIDER 低電壓穿越時間較長，重合閘時間相對較長；當(dāng)線路發(fā)生三相短路故障時，電壓跌落程度相對較大，IIDER 低電壓穿越時間較短，重合閘時間相對較短；根據(jù)《技術(shù)要求》的快速動作方案，在各種場景下，重合閘動作時間最短為0.5 s，最長為2.3 s。若采用《分布式能源與相關(guān)電力系統(tǒng)接口的互連和互操作性》標(biāo)準(zhǔn)中提到的慢速防孤島保護動作方案，其電壓保護動作時限最長達1 000 s，采用本文所提方法，可顯著減少其重合閘等待時間。在實際工程應(yīng)用中，重合閘等待時間可根據(jù)實際接入的分布式光伏防孤島保護配置情況進行整定。

5 實驗測試

為了驗證本文所提時限自適應(yīng)重合閘方法的有效性，利用繼電保護測試儀搭建了如附錄B 圖B4 所示的實驗測試平臺（因?qū)嶒炇覘l件有限，通過PC 端編程模擬DER 輸出信號），實驗測試系統(tǒng)原理示意圖如附錄B 圖B5 所示，實驗裝置實拍圖如附錄B 圖B6 所示，實驗設(shè)備具體參數(shù)如附錄B 表B5 所示。

根據(jù)圖B4 所示10 kV 配電架空線搭建測試模型。線路Ⅰ長度為3 km，本線路末端負荷LD1 容量為3.4 MV·A，負荷功率因數(shù)為0.9；線路Ⅱ長8 km，經(jīng)分段斷路器QF4 均分成兩段，負荷LD2、LD3 和LD4 額定容量分別為1.2、2.3、2.3 MV·A，負荷功率因數(shù)為0.9；IIDER1 并網(wǎng)點PCC1 距離線路出口1.5 km，IIDER2 并網(wǎng)點PCC2 距離線路出口5 km；IIDER1、IIDER12 本線路100% 滲透時，其容量分別為3 MW 和2 MW；線路單位長度阻抗為（0.13+j0.35）Ω/km；電源側(cè)變壓器容量為40 MV·A，短路電壓百分?jǐn)?shù)為15.5%。

相間短路故障點可設(shè)置在圖B4 中F1、F2 點。在距離母線A處本線路0.2 km 設(shè)置故障點F1，距離母線A處2 km 設(shè)置故障點F2，在0.2 s 時分別設(shè)置AB 兩相和三相瞬時性短路故障。仿真和實驗測試結(jié)果如表2、表3 所示。

表2 AB 兩相短路故障重合閘動作時間測試Table 2 Test of reclosing operation time for AB twophase short-circuit fault

表3 三相短路故障重合閘動作時間測試Table 3 Test of reclosing operation time for threephase short-circuit fault

由表2 和表3 可知，當(dāng)線路發(fā)生兩相短路故障時，電壓跌落程度相對較小，且故障點越遠離母線，母線電壓跌落程度越小，IIDER 低電壓穿越時間較長，重合閘時間相對較長；當(dāng)線路發(fā)生三相短路故障時，電壓跌落程度相對較大，IIDER 低電壓穿越時間較短，重合閘時間相對較短。按照本文所提方法，在各種故障場景下，仿真值與實驗測試值基本一致，重合閘動作時間均大于各IIDER 脫網(wǎng)時間，重合閘均能可靠動作。

6 結(jié)語

DER 滲透率的不斷提高給配電網(wǎng)保護和控制帶來了新的挑戰(zhàn)，越來越多IIDER 接入配電線路，使配電線路快速重合閘和具有故障穿越能力DER防孤島保護的配合成為亟待解決的重要問題。本文分析了具有低電壓穿越能力的IIDER 接入對配電網(wǎng)重合閘的影響，針對實際中很多變電站內(nèi)未裝設(shè)線路側(cè)電壓互感器而導(dǎo)致檢無壓重合閘方案無法實施的問題，提出了一種時限自適應(yīng)重合閘方法。該方法與考慮低電壓穿越的防孤島保護時間相配合來實現(xiàn)時限自適應(yīng)重合閘，以配電線路發(fā)生金屬性短路故障為例，分析了母線側(cè)和IIDER 并網(wǎng)點電壓的變化特征，通過理論分析及仿真驗證了所提時限自適應(yīng)重合閘方法的有效性。本文所提時限自適應(yīng)重合閘方法可適用于無線路側(cè)電壓互感器和不具備通信條件的場景，易于實現(xiàn)，經(jīng)濟性好，可為提高新型電力系統(tǒng)運行的安全性、供電可靠性和IIDER 消納能力提供技術(shù)支撐，具有良好的工程應(yīng)用前景。

故障點自熄弧場景下可能會出現(xiàn)“源荷平衡”非計劃孤島的情況。此時，DER 可能不脫網(wǎng)，后續(xù)需要針對此種情況下重合閘與防孤島保護的配合情況進行更細致深入的研究。

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