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(xué)院鐵道動(dòng)力學(xué)院，陜西 渭南 714000；2.西安石油大學(xué)電子工程學(xué)院，陜西 西安 710065；3.金川集團(tuán)股份有限公司，甘肅 金昌 737100）

微網(wǎng)集分布式電源（distributed generation，DG）、儲(chǔ)能裝置和用戶負(fù)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(shì)，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(hù)在微網(wǎng)中的應(yīng)用帶來挑戰(zhàn)[3-4]。

一方面，不論是機(jī)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(hù)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(hù)在微網(wǎng)中應(yīng)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(shí)上下級(jí)饋線短路電流相當(dāng)。依據(jù)電流值動(dòng)作的傳統(tǒng)電流保護(hù)難以保證其選擇性。此外，DG的隨機(jī)性、間歇性以及微網(wǎng)運(yùn)行方式的不確定性，都將增加傳統(tǒng)電流保護(hù)在微網(wǎng)中應(yīng)用的難度。

為解決微網(wǎng)保護(hù)中存在的問題，學(xué)者們進(jìn)行了大量研究[5-14]。文獻(xiàn)[5-6]提出通過設(shè)置中央保護(hù)單元對(duì)全網(wǎng)信息進(jìn)行處理和判斷的自適應(yīng)電流保護(hù)方案。文獻(xiàn)[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(hù)方案，文獻(xiàn)[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(cè)微網(wǎng)故障的方法，兩種方案均基于對(duì)微網(wǎng)多地信息的處理和判斷。文獻(xiàn)[9-10]將故障后的電壓變化量引入反時(shí)限電流保護(hù)動(dòng)作方程，提出了電壓修正反時(shí)限電流保護(hù)方案。然而，以上方案對(duì)網(wǎng)絡(luò)拓?fù)?、系統(tǒng)運(yùn)行方式和通信系統(tǒng)的依賴性較強(qiáng)?；跍y(cè)量阻抗變化的保護(hù)方案具有較強(qiáng)的適應(yīng)性且不受系統(tǒng)運(yùn)行方式變化的影響，具有重要的研究價(jià)值[11-14]。文獻(xiàn)[11]基于測(cè)量導(dǎo)納的變化，首先提出含DG配電網(wǎng)的反時(shí)限導(dǎo)納保護(hù)方法。文獻(xiàn)[12]考慮故障時(shí)負(fù)荷阻抗的變化，提出了一種微網(wǎng)反時(shí)限低阻抗保護(hù)方案。文獻(xiàn)[13]綜合故障前后測(cè)量導(dǎo)納的幅值和相角變化量，提出了基于測(cè)量導(dǎo)納的微網(wǎng)故障檢測(cè)方法。但是，上述方案均未考慮IIDG故障穿越對(duì)保護(hù)動(dòng)作時(shí)間的要求，且所提保護(hù)動(dòng)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(shí)限距離（inverse-time distance，ITD）保護(hù)方案。新方案基于故障后饋線測(cè)量阻抗的變化，通過設(shè)定保護(hù)動(dòng)作特性曲線來滿足IIDG故障穿越和保護(hù)選擇性要求?？紤]微網(wǎng)結(jié)構(gòu)特點(diǎn)，采用相鄰保護(hù)交互信息以消除過渡電阻和分支饋入對(duì)測(cè)量阻抗的影響。利用Matlab/Simulink建立微網(wǎng)模型并進(jìn)行保護(hù)動(dòng)作仿真分析，仿真結(jié)果驗(yàn)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(yīng)當(dāng)在系統(tǒng)發(fā)生故障時(shí)輸出無功以動(dòng)態(tài)支撐電壓，即IIDG應(yīng)當(dāng)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(yùn)行時(shí)間和并網(wǎng)點(diǎn)（point of common coupling，PCC）電壓之間的相互關(guān)系。并網(wǎng)點(diǎn)電壓（UPCC）跌落幅值越大，光伏電源持續(xù)運(yùn)行時(shí)間越短。從圖1中可以看出，當(dāng)光伏電源并網(wǎng)點(diǎn)電壓在額定電壓的20%～90%時(shí)，光伏電源將以0.15～2.00 s的時(shí)間脫網(wǎng)；當(dāng)并網(wǎng)點(diǎn)電壓低于額定電壓的20%時(shí)，脫網(wǎng)時(shí)間不大于0.15 s。

光伏電源是典型的IIDG，且其容量相對(duì)不大。因此，當(dāng)含IIDG微網(wǎng)系統(tǒng)發(fā)生故障時(shí)，IIDG并網(wǎng)母線處電壓會(huì)出現(xiàn)明顯的電壓降低，可能出現(xiàn)IIDG先于饋線保護(hù)動(dòng)作脫網(wǎng)的情況，降低系統(tǒng)供電的可靠性。同時(shí)，當(dāng)饋線保護(hù)動(dòng)作時(shí)間比IIDG故障穿越時(shí)間長時(shí)，IIDG會(huì)先于保護(hù)動(dòng)作而脫網(wǎng)，從而導(dǎo)致饋線保護(hù)的靈敏性和選擇性進(jìn)一步降低，危及系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行。所以，微網(wǎng)饋線保護(hù)須考慮IIDG故障穿越對(duì)保護(hù)動(dòng)作時(shí)間的要求，且饋線保護(hù)動(dòng)作時(shí)間須短于IIDG故障穿越時(shí)間。世界各國對(duì)IIDG故障穿越規(guī)定雖存在一定差異，但并網(wǎng)點(diǎn)電壓跌落至0時(shí)穿越時(shí)間一般為0.15 s[16]。

2 ITD保護(hù)原理及動(dòng)作特性

現(xiàn)有的基于測(cè)量阻抗變化的微網(wǎng)饋線保護(hù)未考慮IIDG故障穿越對(duì)保護(hù)動(dòng)作時(shí)間的要求。本文將饋線測(cè)量阻抗引入反時(shí)限保護(hù)動(dòng)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(hù)方案。

2.1 ITD保護(hù)原理及動(dòng)作特性

2.1.1 一段保護(hù)

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

式中：tⅠ為ITD一段保護(hù)動(dòng)作時(shí)間；AⅠ為時(shí)間相關(guān)系數(shù)；k為可靠系數(shù)，本文取1.2以保護(hù)饋線全長；ZⅠ為一段保護(hù)范圍內(nèi)的饋線正序阻抗；Zm為保護(hù)安裝處測(cè)得的阻抗值。

當(dāng)|1.2ZⅠ/Zm|>1時(shí)ITD一段保護(hù)滿足啟動(dòng)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(cè)量阻抗為相間測(cè)量阻抗，可由相間電壓、電流進(jìn)行計(jì)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(dòng)作特性方程式（1）可以看出，ITD一段保護(hù)可保護(hù)饋線全長。為保證下級(jí)饋線首端故障時(shí)保護(hù)具有選擇性，上下級(jí)饋線首端保護(hù)之間須通過時(shí)階進(jìn)行配合。時(shí)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(dāng)Zm=87.5% ZⅠ時(shí)，tⅠ=0.15 s，即對(duì)距離饋線首端87.5%的短路故障，ITD保護(hù)可以不大于0.15 s的時(shí)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(hù)動(dòng)作特性。兩臺(tái)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(hù)。

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(hù)動(dòng)作時(shí)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(diǎn)距離饋線首端的長度與總長度的百分比。

圖3 ITD一段保護(hù)動(dòng)作特性Fig.3 Characteristics of ITD protection（section 1）

各保護(hù)之間配合情況如下：

1）故障發(fā)生在區(qū)域1時(shí)，保護(hù)1瞬時(shí)動(dòng)作、保護(hù)2延時(shí)0.15～0.30 s動(dòng)作。由于此時(shí)故障點(diǎn)離IIDG較遠(yuǎn)，IIDG故障穿越時(shí)間大于0.30 s，故保護(hù)1和保護(hù)2滿足IIDG故障穿越要求。

2）當(dāng)故障發(fā)生在區(qū)域2時(shí)，保護(hù)1和保護(hù)2動(dòng)作均不大于0.15 s，滿足IIDG故障穿越要求。

3）當(dāng)故障發(fā)生在區(qū)域3時(shí)，保護(hù)2瞬時(shí)動(dòng)作，滿足IIDG故障穿越要求。

從以上分析可知，當(dāng)故障點(diǎn)位于饋線長度的87.5%范圍內(nèi)時(shí)，所提ITD一段保護(hù)動(dòng)作時(shí)間不大于0.15 s，滿足IIDG故障穿越的要求。

2.1.2 二段保護(hù)

設(shè)計(jì)ITD二段保護(hù)以為相鄰饋線提供后備保護(hù)。ITD二段保護(hù)同樣采用反時(shí)限動(dòng)作特性：

式中：tⅡ?yàn)镮TD二段保護(hù)的動(dòng)作時(shí)間；AⅡ?yàn)闀r(shí)間相關(guān)系數(shù)；ZⅡ?yàn)橐弧⒍伪Ｗo(hù)保護(hù)范圍內(nèi)饋線的正序阻抗值。

ITD二段保護(hù)設(shè)定為相鄰饋線的遠(yuǎn)后備保護(hù)，保護(hù)范圍延伸到下級(jí)饋線的全長。

當(dāng)|1.2ZⅡ/Zm|>1時(shí)，二段保護(hù)啟動(dòng)，本段饋線二段保護(hù)和相鄰饋線一段保護(hù)通過時(shí)階進(jìn)行配合。時(shí)階設(shè)定為0.3 s，即

系數(shù)AⅡ只和一、二段保護(hù)范圍有關(guān)?？捎墒剑?）、式（5）得到：

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

圖4 ITD保護(hù)配合示意圖Fig.4 Coordination of ITD protection

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

2）當(dāng)饋線AB的主保護(hù)未能有效隔離故障時(shí)，保護(hù)4配置的ITD二段保護(hù)將作為遠(yuǎn)后備保護(hù)再次動(dòng)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(shí)，保護(hù)1配置的ITD二段保護(hù)作為饋線BC段的遠(yuǎn)后備保護(hù)。

從圖中可以看出，ITD一段保護(hù)既可以滿足IIDG故障穿越對(duì)饋線保護(hù)動(dòng)作時(shí)間的要求，還可以滿足保護(hù)選擇性的要求；ITD二段備保護(hù)以最小0.3 s的延時(shí)與相鄰饋線一段保護(hù)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(hù)采用阻抗模值進(jìn)行計(jì)算，保護(hù)安裝處兩側(cè)故障均會(huì)滿足ITD保護(hù)動(dòng)作要求。為此，本文提出了基于ITD保護(hù)的故障方向判別方法。

2.2 方向判定

ITD保護(hù)可以反映保護(hù)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(hù)均會(huì)動(dòng)作，降低了保護(hù)動(dòng)作的可靠性。為此，需要對(duì)故障方向進(jìn)行檢測(cè)。由于保護(hù)安裝處所在饋線發(fā)生故障后，饋線兩側(cè)ITD一段保護(hù)均會(huì)啟動(dòng)，而相鄰饋線只會(huì)啟動(dòng)遠(yuǎn)側(cè)的ITD二段保護(hù)，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(hù)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(hù)方案

根據(jù)上述所提ITD保護(hù)方法，本文提出了交流微網(wǎng)ITD保護(hù)方案。由于基于測(cè)量阻抗變化的保護(hù)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(duì)測(cè)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(hù)裝置之間易于實(shí)現(xiàn)信息交互[18-19]，本文提出一種新方法以提高ITD保護(hù)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(diǎn)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(diǎn)f之間饋線的阻抗，Rf為故障點(diǎn)f處實(shí)際的過渡電阻，IM，IN分別為故障時(shí)兩側(cè)電源注入的短路電流。

圖6 過渡電阻對(duì)測(cè)量阻抗的影響Fig.6 Effect of fault resistance on measured impedance

f點(diǎn)發(fā)生故障時(shí)，母線M，N處的正序測(cè)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(cè)量阻抗將出現(xiàn)附加阻抗，且附加阻抗與故障點(diǎn)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(hù)不動(dòng)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(duì)測(cè)量阻抗的影響。

由于ZMf與ZNf之和為整個(gè)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(cè)量阻抗值如下：

當(dāng)電源2退出運(yùn)行時(shí)，過渡電阻的計(jì)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(dāng)饋線存在分支且有分支饋入時(shí)，饋線兩端的測(cè)量阻抗也會(huì)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(shí)，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(diǎn)、分支點(diǎn)與故障點(diǎn)f以及母線N與故障點(diǎn)之間饋線的正序阻抗。

圖7 分支饋入對(duì)測(cè)量阻抗的影響Fig.7 Effect of branch infeed on measured impedance

f點(diǎn)發(fā)生相間短路故障，母線M，N，P處的測(cè)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(diǎn)與故障位置之間阻抗的計(jì)算值和過渡電阻的計(jì)算值分別可通過下式進(jìn)行計(jì)算：

消除過渡電阻和分支饋入影響的測(cè)量阻抗可通過下式計(jì)算得到：

采用上述方法，可減小分支饋入和過渡電阻對(duì)測(cè)量阻抗的影響。

3.2 交流微網(wǎng)ITD保護(hù)方案

基于所提方法，圖8給出交流微網(wǎng)ITD保護(hù)動(dòng)作流程。

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

1）保護(hù)啟動(dòng)后檢測(cè)相鄰裝置之間的信號(hào)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(jì)算消除過渡電阻和分支饋入影響的測(cè)量阻抗值；若信道異常，可采用文獻(xiàn)[20]中提到的不需要通信的過渡電阻計(jì)算方法。

3）根據(jù)計(jì)算得到的測(cè)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(hù)特性方程動(dòng)作；若為反向故障，退出保護(hù)動(dòng)作程序。

4）當(dāng)|1.2ZI/Zm|>1時(shí)，滿足ITD一段保護(hù)動(dòng)作的條件，此時(shí)按照一段保護(hù)的動(dòng)作特性動(dòng)作；若|1.2ZⅡ/Zm|>1，則ITD二段保護(hù)啟動(dòng)。由于二段保護(hù)和相鄰饋線一段保護(hù)通過時(shí)階進(jìn)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(yīng)用以太網(wǎng)、光纖或者其它載波通道可以方便地實(shí)現(xiàn)相鄰保護(hù)裝置之間的信息交互；對(duì)長度在5 km內(nèi)的饋線，傳輸延時(shí)不大于10 ms[18，21]，不影響ITD保護(hù)動(dòng)作時(shí)間。此外，相較于差動(dòng)保護(hù)，該方案不需要同步對(duì)時(shí)裝置，通信設(shè)施投資相對(duì)較低。因此，所提方案實(shí)用性和適應(yīng)性較強(qiáng)。

4 仿真驗(yàn)證

為驗(yàn)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(yùn)行。同步機(jī)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(jī)和光伏電源。微網(wǎng)孤島運(yùn)行時(shí)，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(yùn)行時(shí)，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(fù)荷，功率因數(shù)0.85（滯后）。饋線兩側(cè)均配置ITD保護(hù)，保護(hù)之間的通信聯(lián)絡(luò)關(guān)系如圖9中虛線箭頭所示。保護(hù)通過采用快速傅里葉變換提取電壓、電流的基波有效值計(jì)算測(cè)量阻抗。

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

4.1 孤島運(yùn)行

在微網(wǎng)孤島運(yùn)行方式下，對(duì)饋線發(fā)生相間短路故障進(jìn)行仿真分析。故障發(fā)生時(shí)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(shí)保護(hù)3和保護(hù)4處測(cè)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(shí)保護(hù)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(yùn)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(hù)方案不能有效檢測(cè)并清除故障。

2）流過保護(hù)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(hù)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(duì)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(hù)3和保護(hù)4處測(cè)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(shí)測(cè)量阻抗的變化軌跡，故障后測(cè)量阻抗經(jīng)1～2周波進(jìn)入期望區(qū)域。

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

保護(hù)3，4在饋線BC長度12.5%發(fā)生相間短路故障時(shí)的測(cè)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(yàn)證了本文所提消除過渡電阻影響方法的有效性。

保護(hù)3和保護(hù)4在得到無過渡電阻影響的測(cè)量阻抗值后計(jì)算ITD一段保護(hù)啟動(dòng)的邊界條件|1.2ZⅠ/Zm|。當(dāng)主保護(hù)未能及時(shí)隔離故障，保護(hù)1，9，6計(jì)算ITD二段保護(hù)啟動(dòng)的邊界條件|1.2ZⅡ/Zm|并判斷是否出口動(dòng)作清除故障。饋線BC長度12.5%處兩相短路故障時(shí)各保護(hù)啟動(dòng)邊界條件如表1中所示。

表1 各保護(hù)啟動(dòng)的邊界條件Tab.1 Boundary conditions during each protection start

從表中可以看出，保護(hù)3，4計(jì)算得到的|1.2ZⅠ/Zm|>1，一段保護(hù)啟動(dòng)；保護(hù)1，9，6計(jì)算得到的|1.2ZⅠ/Zm|<1，|1.2ZⅡ/Zm|>1，一段保護(hù)未啟動(dòng)，二段保護(hù)啟動(dòng)。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(hù)動(dòng)作特性方程計(jì)算保護(hù)動(dòng)作時(shí)間并出口動(dòng)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(shí)各保護(hù)動(dòng)作時(shí)間的仿真結(jié)果。

表2 孤島方式下饋線BC相間短路時(shí)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(jì)算結(jié)果基本一致，ITD一段保護(hù)對(duì)被保護(hù)饋線長度87.5%內(nèi)的故障可以最大0.15 s的時(shí)間檢測(cè)并隔離故障，滿足IIDG故障穿越對(duì)保護(hù)動(dòng)作時(shí)間的要求；ITD二段保護(hù)延時(shí)動(dòng)作，可與相鄰饋線一段保護(hù)協(xié)調(diào)動(dòng)作清除故障；分支饋入和過渡電阻存在時(shí)，保護(hù)動(dòng)作時(shí)間幾乎不受影響，所提ITD保護(hù)方案具有較強(qiáng)的適應(yīng)性。

4.2 并網(wǎng)運(yùn)行

為驗(yàn)證所提ITD保護(hù)方案在微網(wǎng)不同運(yùn)行方式下的適應(yīng)性，對(duì)圖9所示系統(tǒng)在并網(wǎng)狀態(tài)下進(jìn)行仿真實(shí)驗(yàn)。仿真條件與孤島運(yùn)行方式下相同，故障類型選擇相間短路故障，保護(hù)動(dòng)作時(shí)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(shí)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(jì)算結(jié)果基本一致，從而驗(yàn)證了所提ITD保護(hù)方案在并網(wǎng)運(yùn)行方式下也可有效檢測(cè)并隔離故障。

傳統(tǒng)的基于測(cè)量阻抗變化的微網(wǎng)保護(hù)方案多未考慮IIDG故障穿越對(duì)保護(hù)動(dòng)作時(shí)間的要求，且保護(hù)動(dòng)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(hù)方案考慮了IIDG故障穿越對(duì)保護(hù)動(dòng)作時(shí)間的要求，且饋線保護(hù)動(dòng)作時(shí)間短于IIDG故障穿越的時(shí)間；所提采用相鄰保護(hù)交互信息消除過渡電阻影響的方法具有較強(qiáng)的適應(yīng)性。

5 結(jié)論

針對(duì)現(xiàn)有基于測(cè)量阻抗變化的微網(wǎng)保護(hù)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(hù)方案。與現(xiàn)有的基于測(cè)量阻抗變化的保護(hù)方案相比，所提ITD保護(hù)方案具有如下優(yōu)點(diǎn)：

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

2）上下級(jí)饋線ITD保護(hù)通過時(shí)階配合，在滿足IIDG故障穿越對(duì)保護(hù)動(dòng)作時(shí)間要求的同時(shí)，滿足保護(hù)選擇性的要求。

3）利用相鄰保護(hù)交互信息實(shí)時(shí)計(jì)算測(cè)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(hù)性能。

本文主要研究了中壓微網(wǎng)的保護(hù)方案，對(duì)低壓微網(wǎng)保護(hù)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。