王獻志趙宇皓周雪青張衛(wèi)明郭少飛嚴敬汝

(國網(wǎng)河北省電力有限公司電力科學研究院，河北石家莊 050021)

繼電保護裝置是維護電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的重要基礎，當系統(tǒng)出現(xiàn)故障時，若繼電保護裝置無法正確可靠動作，則會嚴重威脅系統(tǒng)運行的安全性與可靠性[1-3]。因此，全方位研究電力系統(tǒng)在不同運行環(huán)境下的繼電保護動作特性，找到合理有效的繼電保護控制策略，對提升電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行具有重要意義[4-6]。

國內(nèi)外研究學者對電力系統(tǒng)繼電保護相關特性展開大量研究工作。王義平[7]研究了繼電保護整定計算的適應性以及重合閘裝置投切的合理性，給出了配電網(wǎng)繼電保護以及重合閘裝置的保護整定投切原則。陳為化等[8]應用繼電保護隱性故障的概率模型，對保護裝置引起電力系統(tǒng)風險的影響特性及其在連續(xù)故障中的作用機理進行分析，進而對電力系統(tǒng)發(fā)生連續(xù)故障的概率進行評價，并進一步提出了相應的防范控制措施；謝俊等[9]充分應用多代理體系結構的智能化特點，設計了一種繼電保護定值在線校核告警系統(tǒng)，工程應用算例充分證明了該系統(tǒng)在實時采集電網(wǎng)信息的智能性，能夠顯著提升計算速度。林超[10]、潘仁軍[11]等基于現(xiàn)有110 kV環(huán)網(wǎng)運行過程中尚存在的缺陷，提出了一種新的環(huán)網(wǎng)運行保護整定計算原則，驗證結果證實了所提出的整定原則在降低故障工況下保護拒動的概率以及提升供電可靠性方面的重要作用。肖繁等[12]考慮雙饋風電感應機組低電壓穿越運行的影響，分析了雙饋風電感應機組的短路電流特征以及對變壓器差動保護的影響，通過仿真分析為雙饋感應發(fā)電機組接入后的電網(wǎng)繼電保護配置提供了參考依據(jù)。杭晨輝等[13]分析新能源的大規(guī)模接入對中國傳統(tǒng)電力系統(tǒng)運行過程造成的影響，并簡單分析了新能源接入對繼電保護及安自裝置的影響特性。王增平等[14]分別就超/特高壓輸電環(huán)境下以及網(wǎng)絡拓撲發(fā)生改變時，繼電保護的變化特性進行探究，分析繼電保護的幾個關鍵研究方向以及新形勢下研究應用廣域保護的重要意義，并分析了廣域保護的概念、功能定位以及系統(tǒng)構成模式。薛風華等[15]基于MATLAB 仿真，分析了光伏電源并網(wǎng)后配電系統(tǒng)電源及光伏電源所在饋線不同位置發(fā)生短路故障時，繼電保護的動作特性。

上述研究文獻從系統(tǒng)隱性故障、智能化信息系統(tǒng)接入、網(wǎng)絡拓撲變化、新能源系統(tǒng)接入等多個方面對繼電保護動作特性展開研究，給出了相應的繼電保護控制策略，但對于新能源系統(tǒng)接入傳統(tǒng)電網(wǎng)這一工況，鮮少從電路理論基本特性出發(fā)，探究其對傳統(tǒng)電網(wǎng)的影響，并提出相應的繼電保護策略。為此，對新能源電源接入對傳統(tǒng)配電網(wǎng)保護的影響特性展開研究，根據(jù)不同新能源接入條件探究繼電保護的動作特性，包括:不同新能源電源的接入位置、不同新能源電源容量大小等，提出了適用于新能源電源規(guī)?；尤氲呐潆娋W(wǎng)繼電保護策略。

1 新能源電源接入對傳統(tǒng)保護性能的影響

如圖1 所示，新能源電源經(jīng)專線接入的典型配網(wǎng)。配網(wǎng)原有線路采取三段式電流保護方案，假設新能源電源DG1 所在線路F2 處發(fā)生短路故障，DG1 為雙饋型電源，對新能源接入傳統(tǒng)電網(wǎng)后繼電保護的變化特性進行分析。

1.1 DG1 上游線路

新能源接入上游線路的電流Ⅰ段保護的動作性能不受影響；電流Ⅱ段保護與線路L2 保護相配合，DG1 電源會產(chǎn)生外汲電流作用，可能造成Ⅱ段保護失配誤動；電流Ⅲ段保護可能受到DG1 饋出的短路電流影響，導致遠后備靈敏度不足而引起保護拒動。

1.2 DG1 下游線路

圖1 含新能源電源接入的配電網(wǎng)典型結構示意圖

新能源接入下游線路的各段電流保護均會受到影響。對于電流Ⅰ段保護，DG1 的接入會使得K2處保護的測量電流增大，引起保護Ⅰ段超越誤動；對于電流Ⅱ段保護，可能造成保護失配誤動；電流Ⅲ段保護，DG1 饋出的助增電流可能導致遠后備靈敏度降低。而對于未接入新能源電源的其他相鄰饋線保護的動作性能也可能會受到新能源電源饋出短路電流的影響而導致保護誤動。

綜上分析，新能源電源的接入對傳統(tǒng)配網(wǎng)繼電保護造成多種影響，這與新能源電源接入位置以及電源容量直接相關。因此，需要對其特性進行分析，以采取適當措施，保證繼電保護動作的正確性。

2 不同新能源接入條件下的繼電保護特性

系統(tǒng)短路電流值的大小與并網(wǎng)點、新能源電站以及系統(tǒng)電源三者間的等值阻抗強相關，新能源電站接入配電網(wǎng)位置的不同，其影響也會有所差異。以圖2 所示饋線網(wǎng)絡結構圖為例，圖中各線路均安裝了電流保護，對新能源電站經(jīng)專線接入不同位置下配電網(wǎng)的故障特性進行分析。

圖2 新能源電站接入配電網(wǎng)饋線網(wǎng)絡結構圖

當新能源電站經(jīng)專線接在母線B 處時，若線路BC 段發(fā)生故障，則會對保護2 流過的故障電流產(chǎn)生助增作用，使得保護2 的電流速斷保護范圍延長，影響其與保護3 的配合性，無法保證保護動作的選擇性。

當新能源電站經(jīng)專線接在母線C 處時，若線路AB 段出現(xiàn)故障時，新能源電站將向保護2 輸出反向的故障電流，當故障電流小于保護動作電流時，僅保護1 故障跳閘而保護2 不動作，此時故障無法完全切除，所以應在線路AB 的末端裝設保護裝置，同理，BC 段也應如此。

當新能源電站經(jīng)專線接在母線C 處時，若線路CD 段發(fā)生故障，則新能源電站將對保護2 流過的電流具有分流效用，降低了該處電流Ⅱ段保護的靈敏度，若接入的新能源電站容量較大，則起到的分流效用更加顯著，嚴重時甚至會造成保護2 處的電流Ⅱ段保護發(fā)生拒動。

綜上所述:(1)若新能源電站接入的位置處于在線路上游，而故障發(fā)生在電站接入的下游線路時，由于新能源電站會對故障電流產(chǎn)生助增作用，使得故障線路保護裝置檢測到的故障電流增大，極大概率引起本線路的電流速斷保護發(fā)生越級動作，從而使繼電保護失去選擇性。若根據(jù)新能源電站接入的情況對保護進行整定，則新能源電站切除后會引起保護靈敏度降低，造成保護拒動。(2)若新能源電站接入的位置處于在線路下游，而故障發(fā)生在電站接入的上游線路時，新能源電站會向故障線路保護裝置輸出反向故障電流，極大概率造成故障不能完全切除。(3)若新能源電站接入的位置處于在線路下游，且故障發(fā)生在電站接入的下游線路時，新能源電站會對故障線路的故障電流產(chǎn)生分流效應，使得故障電流減小造成保護靈敏度降低，甚至會引起保護拒動。

3 新能源接入后的繼電保護策略

目前，在我國中低壓配電網(wǎng)中電流保護的應用較多，所以優(yōu)先考慮在不改變或少改變原有保護裝置前提下，對新能源接入后的繼電保護配置進行探究。距離保護較之電流保護，不僅能夠符合大型配電網(wǎng)絡迅速斷開故障器件的選擇性要求，且Ⅰ段保護不易受系統(tǒng)運行方式的影響。此外，具有方向性的阻抗測量器件能夠確保保護的方向性要求，且改造的成本較低。因此，在含有新能源的配電網(wǎng)中可以考慮將距離保護和原有的電流保護相結合，提出一套適合新能源接入的配電網(wǎng)繼電保護配置與整定方案:

(1)當新能源電源接入后，原有電流保護仍能符合靈敏度要求的，仍然按照原有的三段式電流保護整定方案進行整定，確保滿足保護的選擇性與靈敏性要求，并且能夠躲過線路最大負荷電流。電流速斷保護根據(jù)避開線路末端故障時的最大短路電流進行計算；限時電流速斷保護通常避開相鄰線路瞬時電流速斷保護的最大動作電流進行計算；過電流保護通常避開線路最大負荷電流進行整定計算。

(2)當新能源電源接入后，原有電流保護方式無法滿足靈敏度要求的，則將其替換為距離保護。同樣，距離保護也遵循三段式配置原則:距離Ⅰ段保護需避開本線路末端故障時的測量阻抗進行計算；距離Ⅱ段與相鄰線路的距離保護Ⅰ段或是相鄰變壓器保護配合進行計算并取最小值；距離保護Ⅲ段與下級線路的保護Ⅱ段/保護Ⅲ段、相鄰下級變壓器的電流/電壓保護或是避開正常工況下的最小負荷阻抗進行計算，取三者中的最小值。

(3)新能源接入點的上游線路需要根據(jù)實際情況考慮在線路末端裝設保護裝置，確保無論故障發(fā)生在線路的哪個位置，保護都能將故障完全切除。此外，新能源接入點上游線路的保護安裝處需加裝繼電保護方向器件，謹防發(fā)生保護反向誤動。

4 算例分析

4.1 繼電保護特性仿真分析

基于PSCAD/EMTDC 仿真軟件對研究結論進行驗證，仿真系統(tǒng)結構圖如圖3 所示。圖中，系統(tǒng)電源電壓為11 kV，最大運行方式下系統(tǒng)阻抗xsmin＝0.091 Ω，最小運行方式下系統(tǒng)阻抗xsmax＝0.126 Ω。AB、BC 和AF 段線路的長度分別為2 km、2 km、4 km，其線路電阻r1＝0.27 Ω/km，線路電抗x1＝0.347 Ω/km。CD、DE 和FG 段線路的長度分別為7 km、8 km、6 km，其線路電阻r2＝0.259 Ω/km，線路電抗x2＝0.093 Ω/km。系統(tǒng)采用恒阻抗負荷模型，饋線1 上所帶負荷阻抗為ZLD1＝30+14.5j，饋線2 上所帶負荷阻抗為ZLD2＝31.7+10.4j，圖中保護1 處、保護2 處、保護3 處、保護4 處、保護5、保護6 處均安裝了電流保護，假定接入的新能源電站為風電站，站中所有發(fā)電機組均為雙饋型風力發(fā)電機，單臺雙饋型風力發(fā)電機的容量為1.5 MW，風電場1 和風電場2 各有30 臺雙饋型風力發(fā)電機，對第2 節(jié)的研究內(nèi)容進行仿真驗證，探究新能源電站容量變化以及位置變化對保護安裝處檢測到的短路電流的影響。

圖3 配電網(wǎng)仿真系統(tǒng)結構圖

4.1.1 不同新能源電源容量的影響

假定只有風電場1 接入系統(tǒng)，在F2 處設置三相短路故障，得到風場容量變化時短路電流的變化如圖4 所示。其中，Iw為新能源電站輸出的故障電流，I1為保護1 處測量的故障電流，I2為保護2 處測量的故障電流。

圖4 風電裝機容量變化時，短路電流的變化特性

基于圖4(a)可知，隨著投入的風機數(shù)量的增加，接入的新能源電源總容量增加，其輸出的短路電流也隨之增大。對比圖4(b)和圖4(c)來看，保護1檢測到的短路電流隨著接入新能源電源總容量的增加而減小，保護2 檢測到的短路電流隨著接入新能源電源總容量的增加而增加，這是因為保護1 位于新能源電源接入點上游，新能源電源的分流作用使得短路電流減小，而保護2 位于新能源電源接入點下游，新能源電源的助增作用使得短路電流增大。若不改變原保護整定值，當線路CD 出線短路故障時，以保護2 處的電流速斷保護不發(fā)生動作為約束條件，求解得到當新能源電源的接入容量低于30 MW 時，保護2 不會因新能源電源的助增作用而發(fā)生越級動作。

4.1.2 不同新能源電源接入位置的影響

設定風電場1 的所有風機均投入，風電場2 未投入運行，在線路AB 末端F1 處設置三相短路故障。圖5 為風場并網(wǎng)點處于不同位置下各處保護檢測的短路電流值，其中，I3為保護3 處檢測到的故障電流。從圖5(a)來看，風場并網(wǎng)點位置越接近短路發(fā)生處(B 處)，檢測得到的短路電流值越大；對比圖5(b)、圖5(c)、圖5(d)來看，當接入的新能源風電場在線路AB 上移動時，I1先減小后增大，最小值所處位置與系統(tǒng)的等值阻抗有關，而I2與I3恒為0。當接入的新能源風電場在線路BC 上移動時，I1維持恒定值不變，I2在某一位置達到高峰之后開始不斷減小，而I3從母線B 向母線C 移動的過程中不斷增加。

綜上所述，當接入的新能源電源容量達到一定程度時，無論接入線路的哪個位置時，均會對配電網(wǎng)繼電保護造成顯著的影響，使得原有的三段式電流保護不能再滿足繼電保護四特性的要求。

4.2 繼電保護策略驗證

仍以圖3 所示配網(wǎng)系統(tǒng)為例，系統(tǒng)原有保護方式為三段式電流保護，風電場1 和風電場2 均投入運行，對新能源接入后的繼電保護策略進行整定，假定三相短路故障分別發(fā)生在各線路末端，計算系統(tǒng)工作在最大運行方式下時的短路電流如表1 所示。

表1 最大運行方式下，各線路的短路電流

取電流速斷保護的可靠系數(shù)為1.3，得到含風場接入時各個保護安裝處的電流速斷保護整定值以及最小保護范圍如表2 所示。

表2 各線路指標計算結果

從表2 的結果來看，在風場接入后保護1、5、6處的電流保護最小保護范圍均超過20%，能夠符合要求，因此不改變原有繼電保護方式。而保護2、保護3 和表4 的最小保護范圍為負值，說明考慮風電場接入情況的電流速斷保護已經(jīng)無法保證保護范圍，應將此3 處的電流保護配置修改為距離保護，整定配置規(guī)則如下:

圖5 不同并網(wǎng)位置對短路電流的影響

(1)距離Ⅰ段保護:取距離Ⅰ段保護可靠系數(shù)為0.8，基于距離Ⅰ段整定保護計算公式，求解得到保護2、3、4 處的距離保護Ⅰ段整定值分別為0.712、1.538、1.757。

(2)距離保護Ⅱ段:應保證保護范圍為整條線路，且不超過下一級線路的距離Ⅰ段保護，即與下級線路的Ⅰ段保護配合整定。對于保護2 和保護3 而言，距離Ⅱ段保護的可靠系數(shù)均為0.8，計算得保護2 的整定阻抗值及靈敏度分別為1.87 Ω 和2.12，保護3 的整定阻抗值及靈敏度分別為2.93 Ω 和1.55，兩處保護均滿足靈敏度要求。

(3)距離Ⅲ段保護:除了能夠作為近后備保護保護本線路的全長，還能夠作為遠后備保護保護下級線路的全長。對保護4 處的距離Ⅲ段整定值進行計算，根據(jù)躲開正常運行負荷的要求進行整定，取電動機自啟動系數(shù)為1.5，返回系統(tǒng)為1.15，可靠系數(shù)為1.2。采用方向阻抗繼電器以確保保護不發(fā)生反向誤動，最大靈敏角為被保護線路的線路阻抗角，求出正常工況下保護4 的距離Ⅲ段保護整定值為15.42 Ω，靈敏度為7。接著，對保護3 處的距離Ⅲ段保護定值進行計算，保護遵循避開正常運行負荷并與保護4 的距離Ⅲ段相配合的整定原則，計算得到保護3 處距離Ⅲ段的整定阻抗為13.87 Ω，近后備保護靈敏度為7.19，遠后備保護靈敏度為3.36。最后，對保護2 處的距離Ⅲ段保護定值進行整定，由于其與保護3 的Ⅱ段配合時遠后備靈敏度不符合要求，因而選擇與保護3 處的Ⅲ段配合，得到保護2 處的整定阻抗為11.80，近后備保護靈敏度為13.41，遠后備保護靈敏度為4.20。綜上，在對保護方式進行改進后，保護各處的靈敏度均能滿足要求，距離保護很好的解決了原有電流保護靈敏度不足的問題。

此外，保護1、5 處還應裝設限時電流速斷保護，取可靠系數(shù)為1.2，計算得到保護1 的限時電流速斷保護整定值為3.19 Ω，靈敏度為1.74；保護5 處的限時電流速斷保護整定值為2.96 Ω，靈敏度為0.99。由于系統(tǒng)中線路長度較短，要求靈敏度大于1.5，而保護5 的電流Ⅱ段保護與保護6 處的Ⅰ段保護配合時，靈敏度不滿足要求，因而選擇與下級線路的電流Ⅲ段保護配合。

定時限過電流保護基于避開最大負荷電流原則進行計算，不僅是本線路的近后備保護，保護本線路全長，還是相鄰線路的遠后備保護，保護相鄰線路的全長。取自起動系數(shù)為1.5，返回系數(shù)為0.85，可靠性系數(shù)為1.2，基于各線路的最大負荷電流求解得到各保護的定時限過電流保護整定結果如表3 所示。

表3 定時限過電流保護整定結果

根據(jù)計算結果來看，當故障發(fā)生在線路AB 上時，短路電流太小無法引起保護2 動作，所以在線路末端裝設保護7 以使得故障能夠被完全切除。同理，在線路BC 末端加裝保護8。將風場的等效模型視為電壓源，分別計算得到兩條線路首端發(fā)生三相短路時，保護7 流過的電流為4.60 kA，保護8 流過的電流為3.92 kA。根據(jù)電流速斷保護的整定原則，求得保護7 的整定值為5.98 kA，保護范圍為-176.6%；保護8 處的整定值為5.1 kA，保護范圍為59.5%?？梢姳Ｗo7 處電流保護不能符合要求，應替換為距離保護。

如前所述，令保護7 距離Ⅰ段保護的可靠系數(shù)為0.8，距離Ⅱ段與保護5 的電流Ⅰ段進行配合，距離Ⅲ段與線路AF 末端故障時保護5 測得的短路阻抗進行配合，求解出保護7 處的三段距離保護整定阻抗值分別為:0.7 Ω、14.15 Ω、18.54 Ω，及相應靈敏度值分別為:16.08、21.07。由此能夠發(fā)現(xiàn)，保護7處距離Ⅱ段與Ⅲ段保護的靈敏度較大，因此基于保護7 與保護5 間的配合關系對其進行調(diào)整，使得保護7 處的距離Ⅱ段整定阻抗為5.5 Ω，靈敏度調(diào)整為6.25；距離Ⅲ段整定值為1.76 Ω，靈敏度為1.71。

保護8 處可以裝設電流保護，保護8 處的電流Ⅱ段和保護7 處的距離Ⅰ段進行配合，令可靠系數(shù)為1.2。電流Ⅲ段根據(jù)線路AB 首端故障時的靈敏度進行整定，令可靠系數(shù)為1.3，求解出保護8 處的電流Ⅱ段與Ⅲ段整定結果為:Ⅱ段整定阻抗為2.08 A，靈敏度為1.64；Ⅱ段整定阻抗為1.99 A，靈敏度為1.71。此外，為了防止保護1、8 發(fā)生反向誤動，需要在這兩處裝設方向元件，對以上各保護動作時限進行整理，結果如表4 所示。

表4 保護的基本配置

5 結論

提出了一種適用于新能源電源規(guī)?；尤氲呐潆娋W(wǎng)繼電保護策略，通過對新能源電源接入對傳統(tǒng)配電網(wǎng)保護的影響特性展開分析，分別探討了新能源電源接入的不同位置以及不同的容量大小下繼電保護的動作特性。最后，通過算例驗證證明了所提策略能夠滿足含新能源電源接入后的配電網(wǎng)繼電保護需求，保證配電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。