杜浩良，鄭 燃，李躍輝，徐 峰

（國網(wǎng)浙江省電力有限公司金華供電公司，金華 321017）

為推動實現(xiàn)“碳達峰、碳中和”的新時代目標，發(fā)展清潔能源和可再生資源，發(fā)展安全、環(huán)保、可靠的新供電方式勢在必行。分布式發(fā)電DG（distributed generation）技術(shù)因其經(jīng)濟性好、供電靈活、清潔環(huán)保等諸多優(yōu)點，在世界范圍內(nèi)得到了迅速發(fā)展和廣泛應(yīng)用。但是，DG的接入改變了配電網(wǎng)的拓撲結(jié)構(gòu)和潮流特性，使得配電網(wǎng)故障后的電壓、電流特征均發(fā)生了變化，影響現(xiàn)有保護的選擇性。因此，針對含DG的配電網(wǎng)保護方案的研究一直是研究熱點。

針對含DG的配電網(wǎng)，國內(nèi)外學者提出了許多對現(xiàn)有保護的改進方案和新的保護原理，主要分為以下4種方案。

（1）改進現(xiàn)有的配電網(wǎng)保護方案。文獻[1]針對DG產(chǎn)生的助增電流會導致電流保護失去選擇性的問題，提出引入故障電壓來修正現(xiàn)有保護判據(jù)，但保護整定原則缺乏理論依據(jù)。文獻[2]則是將低時延、高帶寬的5G通信技術(shù)與電流差動保護相結(jié)合構(gòu)成了快速綜合保護，理論上對于傳統(tǒng)配電網(wǎng)和含DG的配電網(wǎng)均適用，缺點是無法避免數(shù)據(jù)不同步帶來的影響。

（2）故障后切除分布式電源[3-4]。故障后供電可靠性降低，一般希望DG具有低電壓穿越能力對系統(tǒng)提供支撐。故障時切除DG不僅起不到這種作用，還會對暫態(tài)同步穩(wěn)定性有一定的影響。因此，該方案弊端較多，只有在DG接入配電系統(tǒng)的數(shù)量較少、滲透率較低的情況下才具有應(yīng)用價值。

（3）限制DG接入點的故障電流[5-6]。這種方案通過在DG支路串接限流電抗器或新增其他耗能支路來削弱DG助增電流對保護的不利影響，類似于故障后切除DG，兩者都是通過削弱DG與配電網(wǎng)的電氣聯(lián)系來保證保護的選擇性和靈敏性，所以也存在故障條件下對配電網(wǎng)支撐不足的問題。

（4）基于通信的配電網(wǎng)智能分布式保護方案。文獻[7-9]分別在分布式饋線終端的通信系統(tǒng)基礎(chǔ)上，基于終端上的通信設(shè)備搜集饋線上電氣量大小和方向等信息，分別提出了利用電流方向、測量阻抗、差動電流構(gòu)造配電網(wǎng)智能分布式保護判據(jù)的配電網(wǎng)保護方案。

綜上，本文從對逆變型DG的控制策略及其輸出特性的研究出發(fā)，分析了其在雙閉環(huán)控制策略下抑制負序分量的控制方案。依據(jù)三相對稱運行和不對稱運行情況下控制原理的差別及其輸出特性，提出了借助于通信通道和兩段式負序電流及兩段式正序方向電流實現(xiàn)的智能分布式保護方案。前者反應(yīng)不對稱故障，后者反應(yīng)三相對稱故障，不僅能保證全線路故障的0 s跳閘，而且能保證下一條線路出口故障不動作，且不需要隨著DG的接入與否來改變整定值。最后，搭建的PSCAD/EMTDC仿真平臺驗證了本文所提保護方案的有效性。

1 逆變型DG的雙閉環(huán)控制策略與輸出特性

1.1 雙閉環(huán)控制原理及系統(tǒng)對稱運行情況下的輸出特性

圖1為逆變型DG的結(jié)構(gòu)。圖1中，與逆變器直流側(cè)連接的直流電源Udc一般是光伏電池、燃料電池等，也可以是通過整流得到的直流電源，例如異步風機、微型燃氣輪機等；Cdc為電壓源型逆變器的穩(wěn)壓電容，用于保證逆變器直流側(cè)電壓穩(wěn)定；S1～S6為絕緣柵雙極型晶體管IGBT（insulated gate bipolar transistor）；D1～D6為反并聯(lián)的二極管；ea、eb、ec為交流配電系統(tǒng)等效電勢；ua、ub、uc和ia、ib、ic為逆變器交流側(cè)出口的電壓和電流；R為逆變器與換流電抗器的等效電阻；L為換流電抗器的等效電感。

圖1 逆變型DG的結(jié)構(gòu)Fig.1 Structure of inverter-based DG

根據(jù)圖1，在三相靜止坐標系下，電壓源型逆變器交流側(cè)的三相動態(tài)微分方程為

對式（1）進行派克變換可得到逆變器在兩軸同步旋轉(zhuǎn)坐標系下的動態(tài)微分方程[10]為

式中：ud、uq、ed、eq、id、iq分別為交流側(cè)出口電氣量對應(yīng)的dq軸分量；ω為角頻率。對式（2）進行拉普拉斯變換可得到逆變器在dq軸同步旋轉(zhuǎn)坐標系下的數(shù)學模型為

根據(jù)瞬時功率理論[11]，逆變器輸出的dq軸分量分別對應(yīng)有功輸出和無功輸出，而式（3）表明d軸和q軸間存在耦合。為了實現(xiàn)有功輸出和無功輸出的獨立控制，需要對dq軸進行解耦。通常采用前饋解耦方式，通過將前饋量+ωLId(s)和-ωLIq(s)分別引入到相應(yīng)的逆變器輸出電壓分量中，并使其與式（3）中的耦合項-ωLId(s)和+ωLIq(s)對消以實現(xiàn)dq軸解耦，從而將系統(tǒng)控制模型轉(zhuǎn)化為相互獨立的雙閉環(huán)控制器。電壓源型逆變器前饋解耦的控制模型如圖2所示。

圖2 電壓源型逆變器前饋解耦的控制模型Fig.2 Feedforward decoupling control model of voltage source based inverter

外環(huán)控制用于根據(jù)逆變器的控制目標（直流電壓和交流輸出有功功率為有功類控制目標，交流電壓和交流輸出無功功率為無功類控制目標）計算dq軸電流的參考值id_ref和iq_ref，其結(jié)構(gòu)如圖3（a）所示，其中P和Q分別為有功功率和無功功率的測量值，Pref和Qref分別為有功功率和無功功率的參考值；內(nèi)環(huán)控制的目標是計算出逆變器交流側(cè)出口dq軸電壓的參考值ud_ref和uq_ref，其結(jié)構(gòu)如圖3（b）所示。

圖3 雙閉環(huán)控制器的結(jié)構(gòu)Fig.3 Structure of double closed-loop controller

在系統(tǒng)正常運行三相電壓對稱時，采用以上控制方式的逆變型DG可無靜差地控制其輸出正序電流。

1.2 電網(wǎng)不對稱情況下抑制負序分量的控制方案與輸出特性

當系統(tǒng)發(fā)生不對稱故障時，逆變器交流側(cè)電壓存在正序、負序和零序分量。對于正序分量，逆變器采用與正常對稱運行時相同的控制策略。對于零序分量，由于換流變壓器通常采用Δ/Y或Δ/ Yn接法阻止了網(wǎng)側(cè)零序分量進入閥側(cè)，故閥側(cè)沒有零序分量，逆變器無需對零序分量進行控制[12]。因此，電網(wǎng)發(fā)生不對稱故障時應(yīng)主要考慮對負序分量的控制策略。

國標GB/T 19964—2012和GB/T 19963—2011中對DG接入電網(wǎng)的低電壓穿越能力有如下規(guī)定：當電力系統(tǒng)事故或擾動引起DG并網(wǎng)點電壓跌落時，在一定的電壓跌落范圍和時間間隔內(nèi)，DG能夠保證不脫網(wǎng)連續(xù)運行。針對該目標，現(xiàn)有研究提出兩種電網(wǎng)不對稱故障情況下的負序分量控制方案：抑制負序電流[13]和主動注入負序電流[14]。抑制負序電流方案是通過降低故障后的逆變器輸出負序電流來降低電網(wǎng)的故障電流，避免功率器件電流超限。主動注入負序電流方案通過控制逆變器主動向電網(wǎng)輸出一定量的負序電流來避免故障后健全相的電壓過高。但是，文獻[15]指出并網(wǎng)逆變器主要功能是向電網(wǎng)注入正序功率，有限的剩余容量裕度往往不能完全補償網(wǎng)絡(luò)中的負序電流，因此主動注入負序電流方案在實際中的應(yīng)用有待進一步研究。目前，抑制負序電流是實際工程中廣泛應(yīng)用的控制策略。

采用抑制負序分量控制策略的負序控制器直接將內(nèi)環(huán)電流控制回路中的dq軸負序電流的參考值均設(shè)置為0，而不需要增設(shè)外環(huán)功率控制回路來計算內(nèi)環(huán)電流的參考值。內(nèi)環(huán)電流控制回路將測量的負序電流與參考值（這里取0）作差并實現(xiàn)無偏差控制。因此，采用以上控制方式的逆變型DG輸出的負序電流為0。

1.3 含逆變式分布電源的配電網(wǎng)故障特征

根據(jù)以上分析可知，含抑制負序電流控制策略的逆變型DG的配電網(wǎng)具有以下故障特征。

（1）系統(tǒng)發(fā)生對稱故障情況下，逆變器交流側(cè)只輸出三相對稱分量，因此配電網(wǎng)故障后的電流僅包含正序分量。

（2）系統(tǒng)發(fā)生不對稱故障的情況下，由于逆變器采用抑制負序電流的控制策略，使得輸出電流中的負序分量為0，因此，配電網(wǎng)故障后的電流也僅包含正序分量，對原有配電網(wǎng)中的負序電流分布和大小均沒有影響。

2 含逆變型DG的配電網(wǎng)智能分布式保護原理

基于采用抑制負序分量控制的這類電源在系統(tǒng)發(fā)生不對稱故障時只輸出正序電流及對原有配電網(wǎng)中的負序電流分布和大小沒有影響的特征，本文提出了利用兩段式負序電流保護和兩段式正序方向電流保護分別反應(yīng)不對稱故障和三相對稱故障的智能分布式保護方案。

2.1 基于通信的兩段式負序電流保護反應(yīng)不對稱故障

圖4為含逆變型DG的配電網(wǎng)。圖4中，1～6表示保護編號，每條線路均配置基于通信的兩段式負序電流保護來反應(yīng)不對稱故障。保護裝設(shè)在線路的電源側(cè)，對側(cè)不設(shè)保護。每個負序電流保護的Ⅰ段均與下條線路的負序電流保護構(gòu)成通信單元，并以下一條線路負序電流保護Ⅰ段動作信號作為閉鎖信號。當本線路上發(fā)生不對稱故障時，本線路的Ⅰ段動作且收不到閉鎖信號，則判為區(qū)內(nèi)故障，通過遙控信號同時跳開本線路雙側(cè)的斷路器以隔離故障；當下一條線路上發(fā)生不對稱故障時，由于電流增大本線路的Ⅰ段也會動作，但能收到閉鎖信號，則表明是區(qū)外故障，不發(fā)送跳閘信號。負序電流保護Ⅱ段則作為后備保護，與傳統(tǒng)的電流Ⅲ段同樣依據(jù)階梯型時限動作。兩段式負序電流保護的動作原理框圖如圖5所示，其中為本線路負序電流Ⅱ段的動作時間。

圖4 含逆變型DG的配電網(wǎng)Fig.4 Distribution system with inverter-based DG

圖5 兩段式負序電流保護動作原理框圖Fig.5 Block diagram of principle for two-stage negativesequence current protection action

負序電流保護Ⅱ段按躲過本線路末端三相短路情況下出現(xiàn)的最大負序電流整定，動作時限采用階梯型時限特性，由線路末端起逐級增加1個時延。具體整定公式為

兩段式保護中，負序電流Ⅰ段作為線路的主保護，負序電流Ⅱ段作為線路的后備保護。由于Ⅰ段按照能保證本線路末端故障可靠動作的原則來整定，所以其配合通信通道后既能保證全線路故障的0 s跳閘，又能保證下一條線路出口故障不動作。該保護方案原理清晰，具有以下特點：①因為DG不提供負序電流，故不需要隨著DG的接入與否改變整定值；②Ⅱ段按階梯型時限動作以實現(xiàn)后備保護功能；③由于系統(tǒng)正常運行時不存在負序電流而具有很高的靈敏度。

2.2 基于通信的兩段式正序方向電流保護反應(yīng)對稱故障

當系統(tǒng)發(fā)生三相對稱故障時，電網(wǎng)中僅含有正序電流。但由于DG的存在，對傳統(tǒng)三段式電流保護會造成如下影響。

（1）對DG接入母線下游保護的影響。以圖4中保護3為例，下游故障時DG將對線路CD提供助增電流，流經(jīng)保護3的電流會增大，其Ⅰ段保護范圍也會增大，可能延伸至下一段線路。因此，當線路DE發(fā)生故障時保護3的Ⅰ段可能誤動，造成停電范圍擴大。

（2）對DG接入母線上游保護的影響。以圖4中保護2為例，下游故障時DG將對線路CD提供助增電流，流經(jīng)保護3處的電流會增大，但由于DG的存在母線C的電壓會升高，從而使得流經(jīng)保護2的電流減小。因此，保護2的Ⅱ段保護范圍將減小，可能在內(nèi)部故障時拒動。當母線B的上游發(fā)生故障時，DG將向故障點提供短路電流，該電流流經(jīng)保護2可能引起其誤動。

為此，本文配置基于通信的兩段式正序方向電流保護來反應(yīng)三相對稱故障，其仍裝設(shè)在電源側(cè)，對側(cè)不設(shè)保護。方向元件采用常規(guī)的功率方向繼電器，保證正方向短路時開放正序電流保護，反方向短路時閉鎖正序電流保護。每個正序電流保護的Ⅰ段均與下一條線路的正序電流保護構(gòu)成通信單元，并以下一條線路正序電流保護Ⅰ段動作信號作為閉鎖信號。若本線路Ⅰ段動作且未收到閉鎖信號，則判為區(qū)內(nèi)故障，通過遙控信號同時跳開雙側(cè)斷路器以隔離故障；若本線路保護收到閉鎖信號，則表明是保護區(qū)外發(fā)生三相短路，不發(fā)送跳閘信號。作為后備保護的正序電流保護Ⅱ段則依據(jù)階梯型時限動作。圖6為兩段式正序方向電流保護的動作原理框圖。

圖6 兩段式正序方向電流保護動作原理框圖Fig.6 Block diagram of principle for two-stage positivesequence current protection action

正序電流保護Ⅱ段按躲過線路上流過的最大負荷電流整定，采用階梯型動作時限。整定公式為

本線路上任何一點發(fā)生三相短路均可0 s跳閘。由于正序電流保護Ⅰ段根據(jù)末端三相短路的最小正序電流整定，故其整定值按照DG未接入的情況下計算，正序電流保護Ⅱ段定值同樣按照DG未接入的情況整定。因此，兩段式正序方向電流保護也不需要隨著DG的接入與否而改變整定值。

2.3 智能分布式保護的邏輯框圖

本文利用基于通信的兩段式負序電流保護和兩段式正序方向電流保護分別反應(yīng)不對稱故障和三相對稱故障，其邏輯配合關(guān)系如圖7所示。在配電網(wǎng)發(fā)生故障使啟動元件動作后，若本線路的負序電流I-與正序電流I+的幅值之比H大于門檻值ε，則判定發(fā)生不對稱故障，開放負序電流保護，閉鎖正序方向電流保護；反之則判定發(fā)生三相對稱故障，閉鎖負序電流保護，開放正序方向電流保護。

圖7 保護動作邏輯框圖Fig.7 Block diagram of logic in protection action

當配電網(wǎng)發(fā)生兩相短路時有

當配電網(wǎng)發(fā)生兩相接地短路時有

式中，Z0Σ、Z2Σ分別為零序網(wǎng)絡(luò)和負序網(wǎng)絡(luò)的等值阻抗。為保證啟動元件可靠啟動，取門檻值ε為0.2～0.4。

3 仿真實驗與結(jié)果分析

本文基于PSCAD/EMTDC仿真平臺建立了圖4所示的配電網(wǎng)仿真模型。逆變型DG在母線C處接入，采用雙閉環(huán)控制策略下抑制電壓不對稱情況下負序分量的控制方案。等值系統(tǒng)基準電壓為10.5kV，最大和最小運行方式下等效系統(tǒng)阻抗分別為1.836 Ω和1.378 Ω。饋線1中的兩段線路AF、FG為電纜線路，長度分別為24 km、16 km；饋線2中的AB、BC和CD為架空線路，長度分別為20 km、20 km和17 km；DE為電纜線路，長度為14 km。架空線路和電纜線路的單位長度阻抗分別為(0.270+j0.347) Ω和(0.259+j0.093) Ω，故障發(fā)生時刻設(shè)在t=0.5 s。

基于以上參數(shù)，依據(jù)式（4）～（7）的整定原則計算得到的負序電流保護Ⅰ段和Ⅱ段及正序電流保護Ⅰ段和Ⅱ段的整定值列于表1。

表1 保護整定值Tab.1 Setting values of protection

圖8（a）給出了系統(tǒng)最小運行方式下AB線路末端兩相短路時流過保護1的負序電流幅值，其值為1 294 A；保護2測量的負序電流為0。根據(jù)表1中的整定值，保護1的負序電流保護Ⅰ段和Ⅱ段動作、保護2的負序電流保護Ⅰ段和Ⅱ段均不動作。由于保護2的Ⅰ段不動作，其不會發(fā)出閉鎖信號，所以保護1收不到閉鎖信號，其負序電流保護Ⅰ段將0 s跳開線路AB雙側(cè)斷路器以隔離故障。

圖8 保護安裝處的電流幅值Fig.8 Amplitude of current at protection installation position

圖8（b）為系統(tǒng)最小運行方式下CD線路中點發(fā)生兩相短路時流過保護1、保護2和保護3的負序電流幅值，其值為586 A；而保護4測得的負序電流為0。根據(jù)表1中的整定值，保護1的負序電流保護Ⅰ段不動作，保護2的負序電流保護Ⅰ段和Ⅱ段動作，保護3的負序電流保護Ⅰ段和Ⅱ段動作、保護4的負序電流保護Ⅰ段不動作。按照選擇性的要求，該故障情況下應(yīng)該由保護3的Ⅰ段以0 s跳開CD線路。仿真結(jié)果表明，保護1的負序電流保護Ⅰ段不動作，故不會跳開AB線路；保護2的負序電流保護Ⅰ段由于保護3的負序電流保護Ⅰ段動作而閉鎖；由于保護4的負序電流保護Ⅰ段不動作，故不會向保護3發(fā)閉鎖信號，因此保護3的負序電流保護Ⅰ段由于收不到閉鎖信號將0 s跳開線路CD雙側(cè)斷路器以隔離故障。

圖8（c）為系統(tǒng)最大運行方式下AB線路中點三相故障時流過保護1的正序電流幅值，其值為1 192 A。因此，保護1的正序方向電流保護Ⅰ段和Ⅱ段動作，而保護2由于正序功率方向為負而閉鎖，故不發(fā)閉鎖信號，保護1的正序方向電流保護Ⅰ段由于收不到閉鎖信號將0 s跳開線路AB雙側(cè)斷路器以隔離故障。

4 結(jié)論

本文根據(jù)逆變型DG在配電網(wǎng)發(fā)生不對稱故障時只輸出正序電流及對原有配電網(wǎng)中的負序電流分布和大小沒有影響的特征，提出一種利用兩段式負序電流保護和兩段式正序方向電流保護分別反應(yīng)不對稱故障和三相對稱故障的智能分布式保護方案。該方案具有以下特點：

（1）不需要隨著逆變型DG的接入與否切換整定值，適應(yīng)性好；

（2）僅在每條線路的電源側(cè)設(shè)置保護裝置，借助于通信通道和保護裝置整定值的相互配合，既能保證全線路故障的0 s跳閘，又能保證下一條線路出口故障不動作；

（3）原理清晰，易于實現(xiàn)。