戴志輝，于禮瑞，何靜遠(yuǎn)，張藝宏

（華北電力大學(xué) 河北省分布式儲(chǔ)能與微網(wǎng)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，河北 保定 071003）

0 引言

當(dāng)前我國(guó)配電網(wǎng)的建設(shè)與發(fā)展有了更高的要求，如充分利用分布式電源、降低大面積停電風(fēng)險(xiǎn)等［1］。根據(jù)不同的供電可靠性目標(biāo)，由高到低可將配電網(wǎng)供電區(qū)域劃分為A+、A、B、C、D、E這6個(gè)類型［2］。饋線自動(dòng)化（feeder automation，F(xiàn)A）作為配電自動(dòng)化的重要組成部分，對(duì)提高配電網(wǎng)供電可靠性、滿足客戶需求等具有重要作用。目前主要存在3 種模式的FA，即就地控制型、集中控制型、智能分布型FA。其中就地控制型FA 因其不依賴于主站和通信，造價(jià)低，廣泛應(yīng)用于對(duì)供電要求相對(duì)較低的B、C 類供電區(qū)域［3］。

就地控制型FA 中各開關(guān)的定值通常按照潮流的單向流動(dòng)進(jìn)行整定［4］。然而，在電力物聯(lián)網(wǎng)和能源互聯(lián)網(wǎng)的深度融合背景下，逆變型電源在配電網(wǎng)中的應(yīng)用日益廣泛［5］，配電網(wǎng)的潮流因逆變型分布式電源（inverter-interfaced distributed generator，IIDG）的接入而發(fā)生改變，各開關(guān)之間動(dòng)作邏輯可能因此被破壞，致使FA 無(wú)法快速準(zhǔn)確地識(shí)別、隔離故障。因此，亟需研究IIDG 并網(wǎng)對(duì)就地控制型FA 的影響以及相應(yīng)的解決方案。

文獻(xiàn)［6］結(jié)合低電壓穿越（low voltage ride through，LVRT）能力分析了IIDG 并網(wǎng)對(duì)電壓-時(shí)間型FA 的影響，并通過(guò)限制IIDG 的接入容量保證FA中各開關(guān)動(dòng)作邏輯不被破壞。但在該方法下，IIDG的準(zhǔn)許接入容量較小，與能源轉(zhuǎn)型的發(fā)展方向相悖，同時(shí)其并未分析分布式電源的接入對(duì)開關(guān)“無(wú)壓分閘”動(dòng)作策略的影響。文獻(xiàn)［7］分析了IIDG 的接入對(duì)電壓-時(shí)間型及電流級(jí)差型FA模式下開關(guān)動(dòng)作邏輯的影響，但未對(duì)配電網(wǎng)中使用較多的電壓-電流型FA 模式進(jìn)行分析。文獻(xiàn)［8-9］針對(duì)IIDG 接入配電網(wǎng)后FA出現(xiàn)的難題，提出了基于終端之間信息交互的智能分布型FA方案。但這些方案依賴低延時(shí)、高帶寬的通信技術(shù)，若對(duì)B、C類供電區(qū)域進(jìn)行相應(yīng)改造，則工程量大、造價(jià)較高。

目前，已有研究考慮將電流保護(hù)與FA模式相結(jié)合，從而提高配電網(wǎng)供電的可靠性［10］，也有利用改進(jìn)的方向元件減小IIDG 對(duì)配電網(wǎng)造成的影響［11］，據(jù)此可以對(duì)有源配電網(wǎng)就地控制型FA 系統(tǒng)進(jìn)行改進(jìn)。本文以電壓-時(shí)間型和電壓-電流型FA模式為例，分析了IIDG 接入對(duì)FA 系統(tǒng)中各開關(guān)動(dòng)作情況的影響；在此基礎(chǔ)上，針對(duì)電壓-時(shí)間型FA，提出一種基于電壓序分量的分閘判據(jù)，并結(jié)合電流保護(hù)對(duì)FA系統(tǒng)進(jìn)行改進(jìn)；針對(duì)電壓-電流型FA，在上述改進(jìn)的基礎(chǔ)上，結(jié)合方向元件，提出適用于IIDG 接入的電壓-電流型FA 系統(tǒng)改進(jìn)方案；最后，利用PSCAD 搭建的就地控制型FA仿真模型，驗(yàn)證了方案的可行性。

1 有源配電網(wǎng)電壓-時(shí)間型FA改進(jìn)措施

1.1 電壓-時(shí)間型FA

電壓-時(shí)間型FA 依靠電壓型分段開關(guān)的“來(lái)電合閘、無(wú)壓分閘”功能，與變電站出口配置的重合器相互配合，逐級(jí)延時(shí)恢復(fù)供電，利用時(shí)間順序進(jìn)行故障檢測(cè)，并閉鎖故障位置前后的開關(guān)，從而實(shí)現(xiàn)故障區(qū)間的隔離［7］。電壓-時(shí)間型FA 適用于輻射線路、單環(huán)網(wǎng)等框架，其典型線路圖見(jiàn)圖1。圖中：CB為變電站出口斷路器；FS為電壓-時(shí)間型分段開關(guān)；LS為聯(lián)絡(luò)開關(guān)；FTU 為饋線終端，預(yù)先設(shè)置相應(yīng)判斷邏輯；TV為電壓互感器，用于電壓測(cè)量、來(lái)電檢測(cè)等。

圖1 電壓-時(shí)間型FA典型線路圖Fig.1 Typical line diagram of voltage-time type FA

1.2 IIDG接入對(duì)電壓-時(shí)間型FA的影響分析

含IIDG 接入的電壓-時(shí)間型FA 系統(tǒng)配置如圖2所示，結(jié)合圖2 具體分析IIDG 接入對(duì)電壓-時(shí)間型FA的影響。

圖2 含IIDG接入的電壓-時(shí)間型FA系統(tǒng)配置圖Fig.2 Configuration diagram of voltage-time type FA system with IIDG integration

1）為了實(shí)現(xiàn)重合器與線路上分段開關(guān)的相互配合，CB 需保護(hù)線路全長(zhǎng)。為保證其可靠動(dòng)作，CB 的最小動(dòng)作電流須根據(jù)其保護(hù)范圍末端發(fā)生故障時(shí)流過(guò)的最小短路電流進(jìn)行靈敏度校驗(yàn)，如式（1）所示。

式中：Ksen為靈敏系數(shù)；I(2)min.CB為系統(tǒng)最小運(yùn)行方式下，保護(hù)范圍末端發(fā)生兩相短路故障時(shí)流經(jīng)CB 的短路電流大?。籌min.trip為CB的最小動(dòng)作電流。

而IIDG 接入配電網(wǎng)后，當(dāng)分支線路上（例如點(diǎn)K1、K3）及接入點(diǎn)下游主線上（例如點(diǎn)K2）發(fā)生故障時(shí)，由于IIDG 的外汲作用，流經(jīng)CB 的電流減小。IIDG 的接入容量以及接入位置對(duì)流經(jīng)CB 的故障電流大小有直接影響，當(dāng)IIDG 的接入位置越靠近CB或其接入容量越大時(shí)，外汲效應(yīng)就越強(qiáng)。因此當(dāng)分支線路或主線末端發(fā)生故障時(shí)，CB 檢測(cè)到的故障電流可能由于過(guò)小而拒動(dòng)，無(wú)法切除故障。當(dāng)接入點(diǎn)上游主線上（如點(diǎn)K4）發(fā)生三相短路故障時(shí)，IIDG 的接入不會(huì)對(duì)CB處保護(hù)的動(dòng)作產(chǎn)生影響；若故障類型為不對(duì)稱故障或三相經(jīng)過(guò)渡電阻故障時(shí)，則IIDG 的接入會(huì)導(dǎo)致流經(jīng)CB 的故障電流變小。而相較于接入點(diǎn)下游發(fā)生故障的情況，上游的故障位置距離CB較近，故障時(shí)流經(jīng)CB 的電流本身就很大，遠(yuǎn)超過(guò)CB處保護(hù)的最小動(dòng)作電流，同時(shí)IIDG 貢獻(xiàn)故障電流的能力有限，因此上游主線發(fā)生故障時(shí)IIDG 的接入不會(huì)對(duì)CB處的保護(hù)產(chǎn)生影響。

2）電壓-時(shí)間型分段開關(guān)具有“來(lái)電合閘、無(wú)壓分閘”的特性。工程實(shí)際中，傳統(tǒng)的“無(wú)壓分閘”判據(jù)為：實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)的線電壓有效值小于30 % 的額定值時(shí)分閘［12］。而當(dāng)大量IIDG 接入配電網(wǎng)后，由于其低電壓穿越能力，在CB 動(dòng)作后還能夠維持一定的電壓。若配電網(wǎng)中發(fā)生不對(duì)稱故障，則并網(wǎng)點(diǎn)電壓跌落的幅度較小，靠近該點(diǎn)的開關(guān)（如FS2）檢測(cè)到的電壓可能大于設(shè)定值，從而影響其可靠分閘。

3）根據(jù)光伏發(fā)電并網(wǎng)相關(guān)規(guī)定，配電網(wǎng)發(fā)生故障后，IIDG 一般采用反孤島保護(hù)控制策略［13］。目前，常用的欠電壓反孤島保護(hù)動(dòng)作時(shí)限tL一般為：

式中：UIIDG.f為發(fā)生故障時(shí)IIDG 并網(wǎng)點(diǎn)電壓；UN為配電網(wǎng)額定電壓。由式（2）可見(jiàn)，在反孤島保護(hù)作用下，IIDG的最大脫網(wǎng)時(shí)間為2 s。

為了保證IIDG 可靠脫網(wǎng)，還需計(jì)及斷路器的動(dòng)作時(shí)間，本文考慮動(dòng)作時(shí)間為0.03 s。那么，可得到在2 種控制策略下，IIDG 可靠脫網(wǎng)的最大時(shí)間為2.03 s。而CB 的一次重合閘時(shí)間一般設(shè)置為1 s［14］。因此當(dāng)CB 重合時(shí)，IIDG 仍可能并網(wǎng)運(yùn)行，可能導(dǎo)致非同期重合閘的產(chǎn)生。

1.3 解決方案

1）針對(duì)IIDG 外汲作用導(dǎo)致流經(jīng)CB 短路電流變小的問(wèn)題，本文首先考慮求得在不影響出口斷路器動(dòng)作情況下的IIDG接入容量極限值。

以圖2 所示的配電網(wǎng)為例，搭建含IIDG 接入的電壓-時(shí)間型FA 系統(tǒng)仿真模型，設(shè)置出口斷路器CB的保護(hù)范圍末端（點(diǎn)K2）發(fā)生兩相短路故障，在逐步增加IIDG 接入容量的同時(shí)，監(jiān)測(cè)流經(jīng)CB 的故障電流I(2)min.CB情況。當(dāng)該電流減小到無(wú)法滿足式（1）時(shí)，即可求得在不影響CB 動(dòng)作情況下的IIDG 接入容量極限值。若IIDG 多點(diǎn)、分散接入配電網(wǎng)，則可根據(jù)配電網(wǎng)發(fā)展的不同需求，單獨(dú)增加某一位置IIDG 接入容量，或按照不同的比例同時(shí)增加多位置的接入容量。此外，也可建立考慮節(jié)點(diǎn)電壓等約束的有源配電網(wǎng)最大準(zhǔn)入容量規(guī)劃數(shù)學(xué)模型，利用智能算法求解IIDG的可接入極限容量［15］。

而當(dāng)IIDG 接入容量大于極限值時(shí)，僅考慮對(duì)保護(hù)定值調(diào)整無(wú)法解決CB無(wú)法保護(hù)線路全長(zhǎng)的問(wèn)題。目前，許多供電企業(yè)考慮將出口斷路器的過(guò)流Ⅰ段保護(hù)退出，或?qū)Β穸卧黾友訒r(shí)，這為配電網(wǎng)多級(jí)保護(hù)配合提供了條件。因此，本文考慮結(jié)合電流保護(hù)對(duì)現(xiàn)有電壓-時(shí)間型FA 進(jìn)行改進(jìn)，將主線末端分段開關(guān)及各支線分段開關(guān)替換為分段斷路器。它們與CB 相互配合，從而保證當(dāng)末端以及分支線路出現(xiàn)故障時(shí)，能夠由分段斷路器可靠切除，同時(shí)配合各個(gè)區(qū)域的分段開關(guān)實(shí)現(xiàn)供電恢復(fù)，無(wú)須CB1保護(hù)線路全長(zhǎng)。替換末端開關(guān)后的電壓-時(shí)間型FA 系統(tǒng)如圖3所示。圖中：CB1為該饋線原本配置的出口斷路器；CB2— CB4為經(jīng)替換后的分段斷路器。

圖3 替換末端開關(guān)后的電壓-時(shí)間型FA系統(tǒng)Fig.3 Voltage-time type FA system after end-switch replacement

CB2位于主饋線的末端，因此CB2處保護(hù)的配置和定值的整定與CB1處相似。保護(hù)Ⅱ段定值考慮躲過(guò)下游線路冷啟動(dòng)電流和下級(jí)配電變壓器最大短路電流整定；Ⅲ段定值可選下游最大負(fù)荷電流的2.5倍［16］。在時(shí)間上，由于下游發(fā)生故障時(shí)短路電流較小，且需要實(shí)現(xiàn)末端斷路器與下游分支線路的多級(jí)配合，因此Ⅱ段動(dòng)作時(shí)限可選為0.55 s。而由于主線出口保護(hù)Ⅲ段的動(dòng)作時(shí)限較長(zhǎng)，能夠滿足多級(jí)級(jí)差的需要，因此末端處的保護(hù)Ⅲ段動(dòng)作時(shí)限比出口處的Ⅲ段動(dòng)作時(shí)限小1個(gè)時(shí)間級(jí)即可。

分支線路上的CB3、CB4一般按照電流Ⅰ段、Ⅲ段保護(hù)進(jìn)行配置，同時(shí)需結(jié)合其在主線末端CB2上下游不同位置對(duì)保護(hù)定值以及動(dòng)作時(shí)間進(jìn)行整定。上游分支線路斷路器處的保護(hù)Ⅰ段定值需保證在支線末端發(fā)生故障時(shí)有足夠的靈敏度，還要躲過(guò)冷啟動(dòng)電流，同時(shí)在時(shí)間上與出口處的保護(hù)Ⅱ段相配合，相較出口處的保護(hù)Ⅱ段少1 個(gè)時(shí)間級(jí)差；保護(hù)Ⅲ段定值整定原則與出口處保護(hù)Ⅲ段相似，可選下游最大負(fù)荷電流的2.5 倍，在動(dòng)作時(shí)間上與CB1處的保護(hù)Ⅲ段相配合，比出口處保護(hù)Ⅲ段少1 個(gè)時(shí)間級(jí)差。下游分支線路斷路器處的保護(hù)Ⅰ、Ⅲ段與末端CB2處的保護(hù)Ⅱ、Ⅲ段相配合，定值與時(shí)間整定原則與上游分支斷路器處的相似，故不再贅述。

當(dāng)替換后的FA 系統(tǒng)中主線末端（點(diǎn)K2）以及支線（點(diǎn)K1、K3）發(fā)生故障時(shí)，IIDG 接入后，其助增作用會(huì)使流經(jīng)CB2— CB4的故障電流增大，因此分布式電源的接入不會(huì)影響分段斷路器的動(dòng)作情況。

2）針對(duì)配電網(wǎng)發(fā)生不對(duì)稱故障時(shí)，無(wú)壓分閘判據(jù)可能失效的問(wèn)題，本文考慮結(jié)合電壓序分量對(duì)分閘判據(jù)進(jìn)行改進(jìn)。

分段開關(guān)兩側(cè)的電壓量測(cè)量一般為電源側(cè)線電壓Uab以及負(fù)荷側(cè)線電壓Ubc［17］，經(jīng)離散傅里葉變換（discrete Fourier transform，DFT）處理后，可得到正序電壓U1、負(fù)序電壓U2的表達(dá)式為：

式中：α為移相因子，α=ej2π/3。同時(shí)定義電壓不對(duì)稱度εU為：

考慮躲過(guò)配電網(wǎng)正常運(yùn)行時(shí)的不平衡度，一般將閾值εset設(shè)置為0.2［16］。當(dāng)εU≥εset時(shí)，可判斷配電網(wǎng)中發(fā)生了不對(duì)稱故障。

因此本文考慮在原有“無(wú)壓分閘”判據(jù)的基礎(chǔ)上，增加上述基于電壓不對(duì)稱度的分閘判據(jù)，滿足其中任意一個(gè)判據(jù)即實(shí)現(xiàn)分閘，改進(jìn)后的分閘策略如圖4 所示。圖中：U（t）為實(shí)時(shí)采集的線電壓有效值；Ue為線電壓額定值。

圖4 改進(jìn)后的分閘流程Fig.4 Improved gate breaking process

3）針對(duì)CB重合時(shí)可能出現(xiàn)的非同期重合閘，本文考慮將重合閘與IIDG 自身控制策略進(jìn)行配合解決這一問(wèn)題。

從前文的分析可知，IIDG 的可靠脫網(wǎng)時(shí)間為2.03 s。為了保證重合閘的成功率，還需留有一定的時(shí)間裕度，本文取0.4 s。因此，將CB 的重合閘延時(shí)時(shí)間設(shè)置為2.43 s，可保證CB 重合前IIDG 已可靠脫網(wǎng)，從而避免非同期重合閘產(chǎn)生。

2 有源配電網(wǎng)電壓-電流型FA改進(jìn)措施

2.1 電壓-電流型FA

2.1.1 基于分段開關(guān)的電壓-電流型FA

基于分段開關(guān)的電壓-電流型FA采取結(jié)合故障電流的復(fù)合判據(jù)，通過(guò)記錄失壓以及過(guò)流的次數(shù)，實(shí)現(xiàn)故障區(qū)域的隔離以及非故障區(qū)域的快速恢復(fù)供電［18］。電壓-電流型FA 適用于輻射線路、多聯(lián)絡(luò)等網(wǎng)架，其典型線路圖如圖5 所示，圖中FS 為電壓-電流型分段開關(guān)。

圖5 電壓-電流型FA典型線路圖Fig.5 Typical line diagram of voltage-current type FA

而在該種模式下CB動(dòng)作后，線路上非故障區(qū)的分段開關(guān)因檢測(cè)到失壓也需進(jìn)行一次動(dòng)作。為了實(shí)現(xiàn)非故障區(qū)域的快速恢復(fù)、減少開關(guān)動(dòng)作次數(shù)，有學(xué)者在此基礎(chǔ)上提出了改進(jìn)的電壓-電流型FA［19］。其故障處理模式與上述模式大體相似，但分段開關(guān)的工作模式為先對(duì)故障電流進(jìn)行判斷，再對(duì)電壓進(jìn)行判斷，即當(dāng)線路上發(fā)生短路故障時(shí)，開關(guān)失壓前檢測(cè)到故障電流才考慮分閘，否則保持合閘狀態(tài)。

以圖5為例，該FA的故障處理模式如下。

1）若FS2與FS3間發(fā)生短路故障，則CB檢測(cè)到故障并跳閘，各分段開關(guān)失壓計(jì)數(shù)1 次。FS1、FS2檢測(cè)到故障電流，過(guò)流計(jì)數(shù)1 次，處于故障區(qū)域；FS3、FS4因無(wú)故障電流流過(guò)，處于非故障區(qū)域。因未達(dá)到2次失壓，各分段開關(guān)不動(dòng)作。

2）CB 延時(shí)合閘，若為瞬時(shí)性故障，則重合成功；若為永久性故障，則CB 重合失敗，各分段開關(guān)由于失壓計(jì)數(shù)2 次，同時(shí)FS1、FS2過(guò)流計(jì)數(shù)2 次。因此FS1、FS2達(dá)到分閘要求立即分閘，其余開關(guān)不分閘。

3）CB 進(jìn)行二次重合，分段開關(guān)逐級(jí)重合。FS1經(jīng)確認(rèn)時(shí)間后未檢測(cè)到故障電流，閉鎖分閘。FS2合閘于故障區(qū)域，CB 二次跳閘，F(xiàn)S2閉鎖合閘，實(shí)現(xiàn)故障隔離。

4）故障清除后，CB 第3 次重合成功，各開關(guān)合閘。

而目前較少有CB 能夠滿足配置3 次重合閘的條件，因此可將瞬時(shí)性故障按照永久性故障進(jìn)行處理，將分閘要求改為“失壓計(jì)數(shù)1次、過(guò)流計(jì)數(shù)1次即分閘”，從而通過(guò)CB 的2 次重合閘實(shí)現(xiàn)故障的隔離與恢復(fù)。

2.1.2 基于斷路器的電壓-電流型FA

基于斷路器的電壓-電流型FA將分段開關(guān)改為斷路器，同時(shí)檢測(cè)兩側(cè)的電流、電壓信號(hào)，除了具備“來(lái)電合閘、無(wú)壓分閘”功能外，還需在重合時(shí)投入瞬時(shí)速斷保護(hù)功能，若合閘于故障則立刻分閘并閉鎖，從而隔離故障。該FA 模式在變電站出口斷路器進(jìn)行一次重合后即可切除線路故障，對(duì)設(shè)備、用戶的沖擊較小，但需采用較多斷路器，造價(jià)較高。

2.2 IIDG接入對(duì)電壓-電流型FA的影響分析

結(jié)合圖6所示系統(tǒng)，具體分析IIDG接入對(duì)電壓-電流型FA 的影響，圖中：FS 為電壓-電流型分段開關(guān)或斷路器；箭頭方向?yàn)殡娏髡较颍笸?/p>

圖6 含IIDG接入的電壓-電流型FA系統(tǒng)配置圖Fig.6 Configuration diagram of voltage-current type FA system with IIDG integration

1）無(wú)論是基于分段開關(guān)還是基于斷路器的電壓-電流型FA，線路上各開關(guān)都具備“無(wú)壓分閘”的功能；此外，為了實(shí)現(xiàn)線路上各個(gè)開關(guān)的相互配合，變電站出口開關(guān)都需保護(hù)線路全長(zhǎng)，同時(shí)配置重合閘。因此，在IIDG 接入配電網(wǎng)后，電壓-電流型FA也會(huì)同樣受到1.2節(jié)分析的3種影響。

2）針對(duì)基于分段開關(guān)的電壓-電流型FA，當(dāng)IIDG 接入配電網(wǎng)后，若接入點(diǎn)下游主線上（如點(diǎn)K2、K3）發(fā)生故障，則IIDG 的助增作用使流經(jīng)FS3、FS5的電流增大，因此DG 的接入對(duì)并網(wǎng)點(diǎn)下游開關(guān)是有利的；而由于IIDG 的外汲作用，此時(shí)流經(jīng)FS1、FS2的電流將會(huì)減小，且接入容量越大，外汲效應(yīng)就越強(qiáng)。因此當(dāng)饋線末端發(fā)生故障時(shí)，并網(wǎng)點(diǎn)上游開關(guān)檢測(cè)到的故障電流可能小于設(shè)定值，開關(guān)無(wú)法正確地記錄過(guò)流次數(shù)。

若接入點(diǎn)上游支線上（例如點(diǎn)K1）發(fā)生故障，則由于IIDG 的助增作用，流經(jīng)該支線開關(guān)（例如FS4）的電流將會(huì)增大，這對(duì)過(guò)流檢測(cè)是有利的。而對(duì)于并網(wǎng)點(diǎn)上游的主線開關(guān)，一方面由于IIDG 的存在，可能導(dǎo)致處于非故障區(qū)域的開關(guān)（例如FS2）檢測(cè)到由分布式電源提供的故障電流；另一方面由于IIDG的外汲作用，可能導(dǎo)致流經(jīng)故障區(qū)域開關(guān)（例如FS1）的故障電流減小。因此主線上各分段開關(guān)可能受到影響，無(wú)法正確地隔離故障。若并網(wǎng)點(diǎn)上游主線上（例如點(diǎn)K4）發(fā)生三相短路故障，則故障區(qū)域開關(guān)（例如FS1）不會(huì)受到影響，而非故障區(qū)域的開關(guān)（例如FS2）將會(huì)檢測(cè)到由IIDG 提供的故障電流，與上述情況相似；若故障類型為不對(duì)稱故障或三相經(jīng)過(guò)渡電阻故障時(shí)，則流經(jīng)故障區(qū)域開關(guān)（例如FS1）的故障電流也可能由于IIDG的接入而減小。

3）針對(duì)基于斷路器的電壓-電流型FA，該模式下各開關(guān)在合閘時(shí)投入電流保護(hù)功能。當(dāng)并網(wǎng)點(diǎn)下游（例如點(diǎn)K2、K3）以及上游支線（例如點(diǎn)K1）發(fā)生故障時(shí)，若FS2合閘時(shí)IIDG 仍并網(wǎng)運(yùn)行，則可能導(dǎo)致非同期重合，產(chǎn)生的沖擊電流可能導(dǎo)致FS2的保護(hù)動(dòng)作并閉鎖合閘，故障范圍擴(kuò)大。若并網(wǎng)點(diǎn)上游主線上（例如點(diǎn)K4）發(fā)生故障，則IIDG 的接入并不會(huì)影響FS1的動(dòng)作情況。

2.3 解決方案

1）基于分段開關(guān)的電壓-電流型FA，IIDG 的接入可能影響各個(gè)開關(guān)檢測(cè)到的故障電流大小。若考慮將支線以及主線末端開關(guān)改裝為斷路器，如圖3所示，則支線以及主饋線末端發(fā)生的故障可由分段斷路器可靠切除，無(wú)需并網(wǎng)點(diǎn)上游開關(guān)參與動(dòng)作，此時(shí)IIDG對(duì)其過(guò)流計(jì)數(shù)的影響可以忽略。

而當(dāng)并網(wǎng)點(diǎn)上游發(fā)生故障時(shí)，非故障區(qū)域開關(guān)還可能由于IIDG 提供的反向故障電流而出現(xiàn)不正確的過(guò)流計(jì)數(shù)，從而影響FA系統(tǒng)對(duì)故障的處理。針對(duì)上述問(wèn)題，本文首先考慮求得不影響上游開關(guān)過(guò)流計(jì)數(shù)功能的IIDG接入容量極限值。

以圖6 所示的配電網(wǎng)為例，搭建含IIDG 接入的電壓-電流型FA 系統(tǒng)仿真模型，分別設(shè)置上游開關(guān)正向出口發(fā)生三相短路故障，在逐步增加IIDG 接入容量的同時(shí)，監(jiān)測(cè)流經(jīng)各開關(guān)的故障電流情況。當(dāng)某一電流增大到開關(guān)過(guò)流檢測(cè)定值時(shí)，即可求得在不影響上游開關(guān)過(guò)流檢測(cè)下的IIDG 接入容量極限值。

當(dāng)IIDG 接入容量大于極限值時(shí)，由于電壓-電流型開關(guān)可同時(shí)檢測(cè)兩端的電流、電壓信號(hào)，本文考慮對(duì)受到影響的上游開關(guān)增加方向元件以解決過(guò)流檢測(cè)失效的問(wèn)題。假設(shè)開關(guān)FS1、FS2的過(guò)流檢測(cè)功能均受到影響，則改進(jìn)后的FA 系統(tǒng)如圖7 所示。圖中，KW為方向元件。

圖7 添加方向元件后電壓-電流型FA系統(tǒng)配置圖Fig.7 Configuration diagram of voltage-current type FA system after adding directional elements

由于IIDG 不同于傳統(tǒng)電源，其提供的故障電流受到控制方式的影響，且在發(fā)生不對(duì)稱故障時(shí)僅輸出正序電流，傳統(tǒng)的方向元件可能不適用。因此，考慮采用基于故障前電壓以及正序電流之間相位關(guān)系的方向元件對(duì)電壓-電流型FA 進(jìn)行改進(jìn)［11］，相應(yīng)的判據(jù)理論分析如附錄A所示。

當(dāng)電流為正向時(shí)，表明此時(shí)流經(jīng)該開關(guān)的故障電流僅由IIDG 提供，處于非故障區(qū)域，因此閉鎖過(guò)流計(jì)數(shù)功能；當(dāng)電流為反向時(shí)，表明該開關(guān)位于故障區(qū)域，開放過(guò)流計(jì)數(shù)功能，從而保證IIDG 提供的反向短路電流不會(huì)影響開關(guān)的正確動(dòng)作。

2）IIDG 接入基于斷路器的電壓-電流型FA 系統(tǒng)后，可能導(dǎo)致各開關(guān)重合時(shí)出現(xiàn)非同期重合的情況。針對(duì)這一問(wèn)題，同樣可考慮將重合閘與IIDG 反孤島保護(hù)進(jìn)行配合，延長(zhǎng)FA 系統(tǒng)斷路器的重合延時(shí)，從而保證CB 重合后各開關(guān)動(dòng)作時(shí)IIDG 可靠退出，不會(huì)影響各個(gè)開關(guān)的正確動(dòng)作。

3 算例分析

3.1 算例簡(jiǎn)介

以圖6 所示的配電網(wǎng)為例，在PSCAD 中分別建立電壓-時(shí)間型以及電壓-電流型FA仿真模型，具體參數(shù)如附錄B所示。

3.2 電壓-時(shí)間型FA算例分析

3.2.1 IIDG 接入對(duì)變電站出口保護(hù)的影響及改進(jìn)措施驗(yàn)證

搭建電壓-時(shí)間型FA 仿真模型，分別針對(duì)配電網(wǎng)中無(wú)IIDG 接入、接入1.8 MW 的IIDG 這2 種情況，對(duì)系統(tǒng)最小運(yùn)行方式下K1—K4發(fā)生兩相短路故障進(jìn)行仿真。此時(shí)流經(jīng)CB 的故障電流情況如附錄C表C1 所示。由表可以看出，IIDG 接入后，點(diǎn)K1—K3發(fā)生故障時(shí)流經(jīng)CB的故障電流將會(huì)減小，而點(diǎn)K4發(fā)生故障時(shí)變化不大，表明并網(wǎng)點(diǎn)上游分支線路以及下游發(fā)生故障時(shí)，IIDG 的接入對(duì)于出口保護(hù)的影響較大。依據(jù)配電網(wǎng)參數(shù)，CB 的最小動(dòng)作電流Imin_trip=0.864 kA［6］。配電網(wǎng)末端點(diǎn)K2、K3發(fā)生兩相短路故障時(shí)，流經(jīng)CB的最小故障電流分別為1.332、1.148 kA，已接近滿足靈敏性校驗(yàn)的最小動(dòng)作值。

當(dāng)接入2.2 MW 的IIDG 時(shí)，若點(diǎn)K2、K3發(fā)生兩相短路故障，則流經(jīng)CB 的最小故障電流分別為1.301、1.122 kA。由此可以看出，隨著IIDG 的接入容量增大，分布式電源的外汲作用變強(qiáng)。當(dāng)接入容量增大到2.2 MW 時(shí)，流經(jīng)CB 的最小電流為1.122 kA，無(wú)法滿足靈敏性校驗(yàn)，饋線末端發(fā)生短路故障時(shí)CB可能無(wú)法正確動(dòng)作，開關(guān)之間的動(dòng)作配合將受到影響，因此2.2 MW為IIDG接入容量極限值。

若將并網(wǎng)點(diǎn)末端以及上游支線開關(guān)替換為斷路器，則依據(jù)配電網(wǎng)參數(shù)，此時(shí)FA系統(tǒng)以及各斷路器保護(hù)定值情況如附錄C 圖C1 所示。搭建如圖C1 所示的配電網(wǎng)，分別針對(duì)無(wú)IIDG接入、接入容量1.8 MW、接入容量10 MW 這3 種情況，對(duì)系統(tǒng)最大運(yùn)行方式下點(diǎn)K1—K3發(fā)生兩相短路故障進(jìn)行仿真。此時(shí)流經(jīng)各CB 的故障電流情況如附錄C 表C2 所示。由于IIDG 的助增作用，流經(jīng)各CB 的故障電流將會(huì)增大，且接入容量越大，增大越多，并網(wǎng)點(diǎn)支線以及主線末端的故障能夠由CB2—CB4可靠切除。

經(jīng)過(guò)改進(jìn)后，CB 保護(hù)范圍的末端由點(diǎn)K2縮短至點(diǎn)K5。設(shè)置點(diǎn)K5發(fā)生兩相短路故障，通過(guò)改變IIDG 的接入容量，能夠得到IIDG 接入容量極限值為14.5 MW。相較于改進(jìn)前僅可接入2.2 MW 的分布式電源，將末端開關(guān)替換為斷路器能夠有效緩解IIDG 外汲作用對(duì)CB 的影響，從而提高分布式電源在配電網(wǎng)中的可接入容量。若接入容量大于14.5 MW，則可考慮將FS2開關(guān)同樣替換成斷路器，進(jìn)一步縮短CB 的保護(hù)范圍。但該情況下需實(shí)現(xiàn)多級(jí)級(jí)差保護(hù)配合，而目前CB的保護(hù)動(dòng)作時(shí)間一般為0.5～0.7 s［10］，可能無(wú)法滿足四、五級(jí)級(jí)差的時(shí)間要求，因此本文考慮將接入容量限制在14.5 MW。

3.2.2 IIDG接入對(duì)開關(guān)分閘的影響及改進(jìn)措施驗(yàn)證

首先設(shè)置點(diǎn)K2分別發(fā)生兩相短路、三相短路故障，在系統(tǒng)最大運(yùn)行方式下對(duì)含5 MW 的IIDG 接入的配電網(wǎng)進(jìn)行仿真。在CB動(dòng)作前后開關(guān)FS2檢測(cè)到的電壓有效值如附錄C 圖C2 所示。當(dāng)配電網(wǎng)中發(fā)生不對(duì)稱短路故障時(shí)，IIDG 對(duì)并網(wǎng)點(diǎn)的電壓支撐能力較強(qiáng)，而發(fā)生對(duì)稱短路故障時(shí)能力較弱，可忽略其對(duì)“無(wú)壓分閘”判據(jù)的影響。

設(shè)置點(diǎn)K2發(fā)生兩相短路故障，在系統(tǒng)最大運(yùn)行方式下分別對(duì)無(wú)IIDG接入、接入5 MW的IIDG、接入6 MW 的IIDG 配電網(wǎng)進(jìn)行仿真。FS2在CB 動(dòng)作前后檢測(cè)到的電壓有效值如附錄C 圖C3 所示。當(dāng)配電網(wǎng)未接入IIDG 時(shí)，CB 跳閘后FS2的電壓有效值降為0；隨著IIDG 接入容量的增大，其對(duì)并網(wǎng)點(diǎn)電壓的支撐能力就越強(qiáng)，可能導(dǎo)致CB 跳閘后，分段開關(guān)因檢測(cè)大于0.3UN的電壓而不會(huì)跳閘，無(wú)法及時(shí)隔離故障。而此時(shí)開關(guān)FS2檢測(cè)到的電壓不對(duì)稱度εU分別為0.85、0.81。由此可以看出，當(dāng)配電網(wǎng)中發(fā)生不對(duì)稱故障時(shí)，εU大于設(shè)定值0.2，基于電壓不對(duì)稱度的分閘判據(jù)能夠使靠近IIDG 并網(wǎng)點(diǎn)的開關(guān)實(shí)現(xiàn)可靠分閘，從而解決“無(wú)壓分閘”判據(jù)的局限性。

3.2.3 IIDG 接入對(duì)CB 重合閘的影響及改進(jìn)措施驗(yàn)證

設(shè)置點(diǎn)K2發(fā)生兩相短路故障，在系統(tǒng)最大運(yùn)行方式下分別對(duì)無(wú)IIDG 接入、接入5 MW 的IIDG 配電網(wǎng)進(jìn)行仿真。假設(shè)重合時(shí)線路上各開關(guān)保持合閘狀態(tài)，且系統(tǒng)側(cè)與IIDG 的相位正好相差180°。此時(shí)流經(jīng)CB 的電流情況如附錄C 圖C4 所示。若重合前IIDG 持續(xù)并網(wǎng)運(yùn)行，則重合時(shí)可能產(chǎn)生較大的沖擊電流，使得CB 重合閘失敗，給整個(gè)系統(tǒng)帶來(lái)不利影響。而故障時(shí)刻IIDG并網(wǎng)點(diǎn)電壓為7.68 kV，根據(jù)反孤島保護(hù)以及低電壓穿越策略可知，此時(shí)IIDG 的可靠分閘時(shí)間為2.03 s。因此將重合延時(shí)設(shè)置為2.43 s，能夠保證重合前IIDG 可靠離網(wǎng)，從而防止非同期重合的產(chǎn)生。

3.3 電壓-電流型FA算例分析

3.3.1 IIDG接入對(duì)基于分段開關(guān)的電壓-電流型FA的影響及改進(jìn)措施驗(yàn)證

首先以圖6 為例，搭建基于分段開關(guān)的電壓-電流型FA 仿真模型，分別針對(duì)配電網(wǎng)中無(wú)IIDG 接入、接入3.1 MW 的IIDG 這2種情況，對(duì)系統(tǒng)最小運(yùn)行方式下點(diǎn)K1—K4發(fā)生兩相短路故障進(jìn)行仿真。此時(shí)流經(jīng)各開關(guān)的故障電流情況見(jiàn)附錄D表D1、D2。

目前，電壓-電流型分段開關(guān)過(guò)流檢測(cè)的大小考慮躲過(guò)最大負(fù)荷電流，定值一般設(shè)置為0.9～1 kA。而從表D1、D2中可以看出，當(dāng)系統(tǒng)末端（點(diǎn)K2、K3）發(fā)生故障時(shí)，并網(wǎng)點(diǎn)上游開關(guān)FS1、FS2檢測(cè)到的故障電流由于IIDG 的外汲效應(yīng)而減小，其中FS2檢測(cè)的電流為0.89 kA，已小于過(guò)流檢測(cè)最小值，此時(shí)IIDG 的接入將影響上游開關(guān)的正確動(dòng)作。而當(dāng)電壓-電流型FA的末端開關(guān)替換成斷路器后，結(jié)合圖C1和前文分析可知，此時(shí)末端的故障由末端斷路器可靠切除，無(wú)須考慮上游開關(guān)的動(dòng)作情況?？紤]到替換后的FA系統(tǒng)出口斷路器保護(hù)范圍的末端為點(diǎn)K5，設(shè)置該點(diǎn)發(fā)生兩相短路故障，同時(shí)將接入容量增大到14.5 MW，可檢測(cè)到上游開關(guān)在此期間不會(huì)受到影響。

當(dāng)并網(wǎng)點(diǎn)上游（點(diǎn)K1、K4）發(fā)生故障，非故障區(qū)間的開關(guān)FS2檢測(cè)到的電流由0 增大到接近100 A。若IIDG 接入容量增加，則其貢獻(xiàn)的故障電流可能達(dá)到過(guò)流檢測(cè)的定值，從而影響各開關(guān)的動(dòng)作邏輯。分別設(shè)置FS1、FS2正向出口發(fā)生三相短路故障，同時(shí)增加IIDG 的接入容量，可得到在并網(wǎng)點(diǎn)上游發(fā)生故障時(shí)，不影響FS1、FS2過(guò)流檢測(cè)的接入容量極限值分別為11.7、10.9 MW。

當(dāng)接入容量高于極限值時(shí)，需考慮對(duì)上游開關(guān)添加方向元件，如圖7所示。設(shè)置點(diǎn)K1、K4發(fā)生bc相間短路，各開關(guān)檢測(cè)到的故障前電壓以及正序電流之間相位關(guān)系如附錄D 表D3 所示。當(dāng)點(diǎn)K1、K4發(fā)生故障時(shí)，開關(guān)FS2處方向元件判斷故障電流方向?yàn)檎?，而FS1處判斷為負(fù)，與實(shí)際情況相符。該方向元件能夠有效區(qū)分故障電流是否僅為IIDG 提供，從而在流經(jīng)正向電流時(shí)可靠閉鎖過(guò)流檢測(cè)功能，防止其對(duì)開關(guān)檢測(cè)產(chǎn)生影響。

綜上所述，針對(duì)圖6 搭建的電壓-電流型FA 系統(tǒng)，當(dāng)IIDG 接入容量小于2.2 MW 時(shí)，無(wú)須對(duì)系統(tǒng)進(jìn)行改進(jìn)；當(dāng)接入容量大于2.2 MW 且小于10.9 W 時(shí)，IIDG 的接入可能導(dǎo)致出口開關(guān)無(wú)法保護(hù)饋線全長(zhǎng)，需將主線末端以及支線開關(guān)替換成斷路器；當(dāng)接入容量大于10.9 MW且小于11.7 W時(shí)，僅需對(duì)FS2開關(guān)增添方向元件即可；當(dāng)接入容量大于11.7 MW 且小于14.5 W時(shí)，需對(duì)上游所有開關(guān)增添方向元件。

3.3.2 IIDG 接入對(duì)基于斷路器的電壓-電流型FA的影響及改進(jìn)措施驗(yàn)證

搭建基于斷路器的電壓-電流型FA 仿真模型，分別針對(duì)配電網(wǎng)中無(wú)IIDG 接入、接入2 MW 的IIDG這2 種情況，對(duì)系統(tǒng)最大運(yùn)行方式下點(diǎn)K2發(fā)生三相短路故障進(jìn)行仿真。假設(shè)IIDG 持續(xù)并網(wǎng)運(yùn)行，F(xiàn)S2合閘前后開關(guān)檢測(cè)到的電流情況如附錄D 圖D1 所示。FS2自身的過(guò)流保護(hù)定值為1.1 kA，而IIDG 的接入使得FS2重合時(shí)檢測(cè)到的電流增加到2.5 kA，遠(yuǎn)超自身保護(hù)定值，導(dǎo)致FS2合閘后迅速跳閘，擴(kuò)大故障范圍。

若考慮將CB 重合延時(shí)設(shè)置為2.43 s，由上文分析可知，CB 重合時(shí)IIDG 已可靠離網(wǎng)，則此后各電壓-電流型斷路器合閘時(shí)，IIDG同樣不會(huì)產(chǎn)生影響。

3.4 IIDG多點(diǎn)接入算例分析

在圖6 所示配電網(wǎng)的基礎(chǔ)上，設(shè)置FS1-FS2段中部接入另一IIDG，同時(shí)設(shè)置2 個(gè)IIDG 的容量同步增長(zhǎng)，具體配電網(wǎng)系統(tǒng)如附錄E圖E1所示。

3.4.1 電壓-時(shí)間型FA算例分析

首先搭建電壓-時(shí)間型FA 仿真模型，設(shè)置點(diǎn)K3發(fā)生兩相短路，同時(shí)增加2個(gè)IIDG的接入容量，可得到IIDG1、IIDG2不影響CB 的接入容量極限值分別為0.94、0.94 MW。

對(duì)該FA系統(tǒng)進(jìn)行改進(jìn)，將主線末端以及支線開關(guān)替換成斷路器，改進(jìn)后的FA 系統(tǒng)如附錄E 圖E2所示。搭建圖E2所示配電網(wǎng)，設(shè)置點(diǎn)K5發(fā)生兩相短路故障，可得到IIDG1、IIDG2接入極限容量分別為6.74、6.74 MW。

根據(jù)上述結(jié)果可知，由于含IIDG 多點(diǎn)接入的配電網(wǎng)系統(tǒng)中存在距離出口斷路器較近的IIDG1，該分布式電源對(duì)出口斷路器的外汲效應(yīng)相較于IIDG2更強(qiáng)。因此無(wú)論改進(jìn)前后，圖E1 所示含多點(diǎn)IIDG 接入配電網(wǎng)的可接入總?cè)萘繕O限值均小于圖6 所示的單點(diǎn)接入配電網(wǎng)系統(tǒng)。

針對(duì)IIDG 接入導(dǎo)致開關(guān)“無(wú)壓分閘”失效、出現(xiàn)非同期重合閘的問(wèn)題，IIDG 多點(diǎn)接入與單點(diǎn)接入的情況類似，故不再贅述。

3.4.2 電壓-電流型FA算例分析

以圖E1所示配電網(wǎng)為例，搭建基于分段開關(guān)的電壓-電流型FA 仿真模型，設(shè)置點(diǎn)K3發(fā)生兩相短路故障，可得到下游故障時(shí)，不影響上游開關(guān)過(guò)流檢測(cè)的IIDG1、IIDG2接入容量極限值均為1.43 MW。當(dāng)末端開關(guān)替換成斷路器后，如圖E2 所示，設(shè)置點(diǎn)K5發(fā)生兩相短路故障，同時(shí)將2 個(gè)IIDG 的接入容量增加到6.74 MW，則可以檢測(cè)到上游開關(guān)在此期間不會(huì)受到影響。

設(shè)置FS1正向出口發(fā)生三相短路故障，同時(shí)增加IIDG 的接入容量，可得到在并網(wǎng)點(diǎn)上游發(fā)生故障時(shí)，不影響FS1過(guò)流檢測(cè)的IIDG1、IIDG2接入容量極限值均為5.31 MW。與含單點(diǎn)IIDG接入的配電網(wǎng)系統(tǒng)相比，多點(diǎn)接入系統(tǒng)中由于存在著距離FS1開關(guān)較近的IIDG1，距離越近其對(duì)開關(guān)的故障電流貢獻(xiàn)能力就越強(qiáng)，因此多點(diǎn)接入系統(tǒng)的IIDG 總接入容量極限值相較于單點(diǎn)接入系統(tǒng)較小。

而針對(duì)FS2開關(guān)，設(shè)置其正向出口發(fā)生三相短路，仿真發(fā)現(xiàn)此時(shí)FS2檢測(cè)到的故障電流大小僅與IIDG2的容量有關(guān)，若IIDG2的接入容量不超過(guò)10.9 MW，則FS2的過(guò)流檢測(cè)功能不會(huì)受到影響。

綜上所述，針對(duì)圖E1搭建的電壓-電流型FA 系統(tǒng)，當(dāng)IIDG1、IIDG2接入容量都小于0.94 MW 時(shí)，無(wú)須對(duì)系統(tǒng)進(jìn)行改進(jìn)；當(dāng)每個(gè)IIDG 的接入容量在0.94 MW 與5.31 MW 之間時(shí)，需將主線末端以及支線開關(guān)替換成斷路器；當(dāng)接入容量均大于5.31 MW且小于6.74 W時(shí)，僅需對(duì)FS1開關(guān)增添方向元件即可。

4 結(jié)論

以電壓-時(shí)間型、電壓-電流型FA 為例，詳細(xì)分析了IIDG 接入對(duì)就地型FA 中各開關(guān)設(shè)備動(dòng)作的影響，并結(jié)合電流保護(hù)、電壓序分量、方向元件等，提出了適應(yīng)IIDG 接入的就地型FA 改進(jìn)方法。主要結(jié)論如下。

1）針對(duì)電壓-時(shí)間型FA 中IIDG 的外汲作用可能導(dǎo)致出口斷路器無(wú)法可靠動(dòng)作這一問(wèn)題，本文考慮將饋線末端及支線的分段開關(guān)改裝為斷路器并配置保護(hù)裝置。該方法可通過(guò)減小CB 的保護(hù)范圍使其最小動(dòng)作電流值降低，從而緩解IIDG 外汲作用對(duì)CB 的影響；針對(duì)不對(duì)稱故障下IIDG 的接入可能導(dǎo)致開關(guān)無(wú)法實(shí)現(xiàn)“無(wú)壓分閘”，本文考慮增添基于電壓不對(duì)稱度的分閘判據(jù)，當(dāng)配電網(wǎng)中出現(xiàn)不對(duì)稱故障時(shí)，通過(guò)檢測(cè)電壓不對(duì)稱度從而實(shí)現(xiàn)開關(guān)的可靠分閘。

2）針對(duì)基于分段開關(guān)的電壓-電流型FA，IIDG的接入可能導(dǎo)致非故障區(qū)域的開關(guān)檢測(cè)到故障電流這一問(wèn)題，本文考慮在分段開關(guān)中添加方向判斷邏輯。當(dāng)流經(jīng)開關(guān)的電流為反方向時(shí)則閉鎖開關(guān)，從而避免IIDG 提供的故障電流對(duì)開關(guān)動(dòng)作情況產(chǎn)生影響。

3）針對(duì)基于斷路器的電壓-電流型FA 中，IIDG接入可能導(dǎo)致各斷路器合閘時(shí)產(chǎn)生非同期重合這一問(wèn)題，本文考慮與反孤島保護(hù)配合，延長(zhǎng)各個(gè)開關(guān)的重合時(shí)間，從而保證在重合前IIDG 可靠退網(wǎng)，防止非同期重合閘的產(chǎn)生，同時(shí)不影響自動(dòng)化系統(tǒng)的原有設(shè)計(jì)。

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