韋明杰，王聰博，余 越，梁 英，王熙皓

（電網(wǎng)安全全國重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（中國電力科學(xué)研究院有限公司），北京市 100192）

0 引言

光伏發(fā)電是中國“雙碳”目標(biāo)發(fā)展戰(zhàn)略的重要環(huán)節(jié)，在中國未來電力能源結(jié)構(gòu)中占比將接近50%［1］。而分布式光伏作為新能源接入配電網(wǎng)的最主要方式，截至2022 年，其裝機(jī)容量已超過145 GW，占光伏總裝機(jī)容量的40.2%，并呈現(xiàn)逐年上升態(tài)勢［2］。若保持此比例增長趨勢，分布式光伏接入容量將在未來30 年內(nèi)增長超9 倍［1-2］。因此，未來配電網(wǎng)勢必具有分布式光伏極高比例接入特征，傳統(tǒng)由主網(wǎng)電源主導(dǎo)供電的方式將向配電網(wǎng)大范圍區(qū)域功率平衡的方式轉(zhuǎn)變。在這一背景下，基于傳統(tǒng)電流和同步機(jī)特性的配電網(wǎng)保護(hù)原理及整定方法將難以完全適用［3-4］，多級(jí)保護(hù)的配合以及與自動(dòng)裝置的協(xié)同也將面臨重大挑戰(zhàn)［5-6］。

提升保護(hù)對光伏接入的適應(yīng)性可以從限制光伏電流、規(guī)劃光伏接入和改進(jìn)保護(hù)原理等角度考慮［7］。目前，對保護(hù)原理的改進(jìn)主要基于通信的分布式保護(hù)和僅依靠本地信息的保護(hù)（本文簡稱就地式保護(hù)）2 種思路。前者包括差動(dòng)保護(hù)［3，8-9］、基于多端綜合信息的自適應(yīng)保護(hù)［10-11］、基于多代理機(jī)制的新型保護(hù)［12］等。上述保護(hù)利用通信優(yōu)勢，使信息利用更全面、決策更準(zhǔn)確，但也面臨通信質(zhì)量、網(wǎng)絡(luò)安全和建設(shè)成本等多重制約［13］。因此，面對分布式光伏快速發(fā)展而配電網(wǎng)建設(shè)無法一蹴而就的現(xiàn)實(shí)矛盾，對傳統(tǒng)多級(jí)就地式保護(hù)進(jìn)行實(shí)用化改進(jìn)依然是未來一段時(shí)間內(nèi)配電網(wǎng)保護(hù)實(shí)現(xiàn)的主要方式。目前，主要是采用綜合利用電壓和電流信號(hào)［14］、引入序分量信息［15］、構(gòu)建新型方向判據(jù)［16］、選用高頻暫態(tài)特征［17］等方式提出更適應(yīng)于分布式光伏接入的改進(jìn)保護(hù)原理，在一定場景下具有良好的故障診斷效果。

然而，現(xiàn)有改進(jìn)保護(hù)方法所依據(jù)的特征分析過程大多不具備一般性，存在建模過于精細(xì)、場景過于具體的問題，導(dǎo)致方法對討論范圍之外工況的適用性不足。實(shí)際配電網(wǎng)拓?fù)鋸?fù)雜多變，光伏控制策略多種多樣，其接入位置和滲透率不斷變化，出力具有間歇性，這些因素均可能導(dǎo)致保護(hù)方法和整定配合方案不能適應(yīng)不同的運(yùn)行場景。針對這一問題，文獻(xiàn)［18］提出通過在線路始端保護(hù)采用前加速重合方式，使保護(hù)在線路任意點(diǎn)發(fā)生故障后可快速跳閘、光伏快速脫網(wǎng)，以規(guī)避光伏對保護(hù)的復(fù)雜影響。但這一思路無法解決前加速保護(hù)固有缺陷，也面臨光伏脫網(wǎng)頻繁以及高比例光伏接入后重合時(shí)間延長甚至難以重合等問題。因此，面向高比例分布式光伏接入，亟須形成能夠廣泛適用于不同運(yùn)行方式的配電網(wǎng)通用性保護(hù)方法及整體配合策略。

考慮以上問題，本文闡述并定量分析了分布式光伏高比例接入對現(xiàn)有多級(jí)保護(hù)的主要影響；分別針對光伏的助增和汲出作用，考慮在各種運(yùn)行方式下的最大影響邊界，提出了保護(hù)改進(jìn)原理、光伏接入的具體約束條件以及保護(hù)與自動(dòng)裝置的配合方法，由此形成可適用于高比例分布式光伏接入的配電網(wǎng)多級(jí)保護(hù)優(yōu)化配置通用性方案。仿真結(jié)果驗(yàn)證了本文所述理論和保護(hù)方案的有效性。

1 分布式光伏接入對典型配電網(wǎng)多級(jí)保護(hù)的影響

1.1 典型配電網(wǎng)多級(jí)保護(hù)方案概述

配電網(wǎng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)復(fù)雜多樣，在不同地區(qū)、不同供電場景的線路中，保護(hù)配置方案均存在較大差異，未形成廣泛統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)。中國配電網(wǎng)線路保護(hù)一般都采用過流保護(hù)，相對完善的多級(jí)保護(hù)主要為二級(jí)和三級(jí)保護(hù)［19］；架空線路包含線路出口/出線保護(hù)、分支保護(hù)和分界保護(hù)，較長線路會(huì)增設(shè)分段保護(hù)。各級(jí)保護(hù)相互配合，并協(xié)同自動(dòng)化裝置實(shí)現(xiàn)故障就近、快速隔離。電纜線路多為環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)但開環(huán)運(yùn)行，其與架空線路保護(hù)配置基本一致。

在保護(hù)配置方面，除出線保護(hù)外的各級(jí)保護(hù)均退出速斷（Ⅰ段）保護(hù)以避免越級(jí)跳閘，Ⅱ、Ⅲ段保護(hù)通過動(dòng)作延時(shí)逐級(jí)配合。傳統(tǒng)出線Ⅰ段保護(hù)按躲過線路末端最大短路電流整定，保護(hù)范圍大，越級(jí)跳閘頻繁。當(dāng)前主流仍是通過提高出線Ⅰ段保護(hù)定值以縮短保護(hù)范圍［20］，以保證在出線近端故障時(shí)保護(hù)快速動(dòng)作并避免主變壓器（本文簡稱主變）長時(shí)間流過較大短路電流。

在自動(dòng)裝置方面，重合閘和分段器在保護(hù)動(dòng)作基礎(chǔ)上根據(jù)預(yù)設(shè)邏輯和延時(shí)動(dòng)作，以盡可能降低故障停電范圍。其中，出線保護(hù)處重合閘重合次數(shù)一般不超過2 次，其余各級(jí)保護(hù)處重合閘重合次數(shù)不超過1 次，并且一般不配備檢同期或檢無壓重合功能。

1.2 分布式光伏接入對傳統(tǒng)保護(hù)的影響

對任意位置保護(hù)，故障電流會(huì)受到分布式光伏接入的綜合影響，但整體表現(xiàn)為電流幅值助增和汲出2 種情況。

1.2.1 光伏助增作用的影響

分布式光伏的助增作用會(huì)增大保護(hù)流過的短路電流，并擴(kuò)大其原有保護(hù)范圍。各級(jí)保護(hù)的Ⅱ、Ⅲ段通過延時(shí)級(jí)差進(jìn)行配合。因此，保護(hù)范圍擴(kuò)大不會(huì)對Ⅱ、Ⅲ段保護(hù)的選擇性帶來影響。而對于出線保護(hù)的Ⅰ段，助增作用將擴(kuò)大其保護(hù)范圍并增加越級(jí)跳閘概率。如圖1 所示，出線1 某分支上f點(diǎn)發(fā)生故障時(shí)，原本僅須由分支保護(hù)C 在數(shù)百毫秒內(nèi)就可隔離故障，但在助增作用下，該點(diǎn)落于出線保護(hù)A 的Ⅰ段保護(hù)范圍之內(nèi)，此時(shí)，須通過出線斷路器處重合閘的多次重合以及饋線自動(dòng)化的介入才能正確隔離故障，有可能造成長達(dá)數(shù)十秒的全線停電以及全線分布式光伏脫網(wǎng)等后果。圖中：DG1 為除出線1 外其他所有出線接入分布式光伏的集合；DG2 為接入出線1 末段分布式光伏的集合；I˙DG1為故障后DG1輸 出 的 電 流；I˙s、I˙DG1，f分 別 為 由 主 網(wǎng)、DG1 向 故 障 點(diǎn)提 供 的 短 路 電 流；I˙DG1，s為I˙DG1中 流 向 主 網(wǎng) 側(cè) 的分量。

圖1 分布式光伏接入配電網(wǎng)示意圖Fig.1 Schematic diagram for integration of distributed photovoltaic in distribution network

助增作用的大小取決于分布式光伏接入的容量、接入的位置、控制策略以及系統(tǒng)參數(shù)等。其他條件不變，當(dāng)所有光伏均接入母線且本地負(fù)荷為零時(shí)，光伏輸出電流均流向故障線路，助增電流增大。如圖1 所示，首先不考慮DG2，僅保留經(jīng)母線接入的DG1，在故障后的穩(wěn)態(tài)階段，DG1 可看做恒流源。因此，可采用疊加原理進(jìn)行分析。設(shè)其輸出電流不超過其額定電流的1.2 倍，在出線保護(hù)A 下游發(fā)生三相短路時(shí)，保護(hù)流過的電流I˙f為：

式中：c為電壓系數(shù)，一般取1.1；Zs、ZL、Zf分別為變壓器阻抗、母線到故障點(diǎn)的線路阻抗以及故障電阻；為系統(tǒng)的額定電壓。

式中：SDG1為DG1 的容量；ST為該系統(tǒng)主變?nèi)萘?；Un為系統(tǒng)額定電壓幅值；|·|表示相應(yīng)變量的幅值。

式中：zL為單位長度的線路阻抗。

此外，保護(hù)范圍一般按照金屬性故障的電流來劃定。因此，忽略Zf，式（4）可進(jìn)一步化簡為：

式 中：θ1和θ2分 別 為Zs和zL的 阻 抗 角，一 般θ1=90°，0°＜θ2＜90°；Zlset0和Zl0分 別 為 保 護(hù) 范 圍lset0和距離母線l0處故障對應(yīng)的阻抗。

式（5）所反映的相量關(guān)系如圖2 所示?？梢姡琹0與lset0的差異，即助增電流引起過流Ⅰ段保護(hù)范圍增加的幅度，隨著變壓器阻抗與線路單位長度阻抗之比|Zs|/|zL|的增大而增大。

圖2 光伏助增作用對保護(hù)范圍影響的相量示意圖Fig.2 Schematic diagram of phasors for augmented effects of photovoltaic on protection range

參照圖1，在PSCAD 中搭建分布式光伏助增作用下的配電網(wǎng)。其中，光伏采用PQ控制且具備低電壓穿越能力；線路參數(shù)根據(jù)典型電纜型號(hào)，分別以架空電纜JKLGYJ 和地下電纜YJLV某標(biāo)稱截面參數(shù)為例，單位長度線路阻抗分別為（0.26+j0.25）Ω/km 和（0.06+j0.08）Ω/km；變壓器短路阻抗取0.3 p.u.，額定容量為100 MV·A，即阻抗有名值為j0.3 Ω。兩種線路參數(shù)下|Zs|/|zL|分別為0.83 和3.0。另設(shè)變壓器容量為50 MV·A，則阻抗有名值為j0.6 Ω，單位長度線路阻抗為（0.06+j0.08）Ω/km 時(shí)的|Zs|/|zL|為6.0。假設(shè)原有出線保護(hù)范圍大于1 km 且不超過5 km。

在距離母線不同位置處設(shè)置故障，不同容量光伏助增作用下，出線保護(hù)流過故障電流的理論計(jì)算值和仿真值如附錄A 圖A1 所示。由圖A1 可得到以下結(jié)論。

1）3 種場景的仿真結(jié)果中，光伏助增作用對Ⅰ段保護(hù)范圍的影響隨著|Zs|/|zL|的增大而增大，與理論分析一致。若假設(shè)原有出線Ⅰ段的保護(hù)范圍為出口1～5 km 內(nèi)的任意值，則在該特定的仿真系統(tǒng)中，當(dāng)光伏容量為30 MW 時(shí)，3 種場景下因助增電流增大的保護(hù)范圍分別為不超過0.1 km、不超過0.4 km 和1.4～1.6 km；當(dāng)光伏容量達(dá)到最大，即100%主變?nèi)萘繒r(shí)，3 種場景下因助增電流增大的保護(hù)范圍分別為不超過0.1 km、0.4～0.6 km 和1.7～2.0 km。

2）當(dāng)光伏容量為30 MW 時(shí)，3 種場景下因助增電流增大的保護(hù)范圍分別為大于0.3、0.6、1.8 km；當(dāng)光伏容量達(dá)到最大，即100%主變?nèi)萘繒r(shí)，則增大的保護(hù)范圍分別為大于0.5、2.0、3.0 km。實(shí)際故障電流是否能夠接近該邊界取決于光伏助增電流G1，f與主網(wǎng)提供短路電流是否同相位，這由故障回路中線路阻抗、變壓器阻抗以及分布式光伏的故障后受控特性共同決定。

上述分析表明，光伏的助增作用會(huì)造成出線Ⅰ段保護(hù)范圍擴(kuò)大而影響其選擇性。光伏接入容量較小時(shí)，尚可通過適當(dāng)調(diào)增電流定值降低其影響。而當(dāng)光伏接入容量較大時(shí)，其在晝夜等運(yùn)行方式下的間歇性出力差異也將大幅增加，僅通過定值調(diào)整已經(jīng)無法同時(shí)兼顧光伏在不同功率運(yùn)行時(shí)的保護(hù)性能以及考慮主變電流耐受水平下的充足裕度，有必要對保護(hù)進(jìn)行改進(jìn)。

1.2.2 光伏汲出作用的影響

光伏的汲出作用對過流保護(hù)的影響更為廣泛，任意一級(jí)保護(hù)與故障點(diǎn)之間接入光伏時(shí)，光伏輸出電流都會(huì)對主網(wǎng)電流形成不同程度的抵消。

當(dāng)出線Ⅰ段保護(hù)和故障點(diǎn)間接入光伏，保護(hù)受汲出作用影響造成故障電流減小且保護(hù)范圍縮短，但汲出作用會(huì)使主變承受的過電流同等程度地減小。因此，實(shí)質(zhì)上并未影響出線Ⅰ段保護(hù)處主變的安全性。對于各級(jí)保護(hù)的Ⅱ段和Ⅲ段，在汲出作用的影響下會(huì)導(dǎo)致靈敏度不同程度地降低甚至拒動(dòng)。其中，因Ⅲ段保護(hù)的動(dòng)作時(shí)間較長且長于分布式光伏自身保護(hù)動(dòng)作時(shí)間，只要避免光伏帶故障長時(shí)間運(yùn)行，則Ⅲ段保護(hù)受影響有限。

因此，光伏汲出作用主要影響各級(jí)Ⅱ段保護(hù)。有以下幾種典型場景：1）故障點(diǎn)位于分支線，其分支保護(hù)間的光伏對分支保護(hù)形成汲出作用；2）故障點(diǎn)位于主饋線，其上游出線/分段保護(hù)與故障點(diǎn)之間的光伏對保護(hù)形成汲出作用；3）故障點(diǎn)位于T 接線，T接點(diǎn)下游全體光伏對上游出線/分段保護(hù)形成汲出作用。由于配電網(wǎng)分支線路一般較短，且分支線光伏容量較小。因此場景1）和2）產(chǎn)生的汲出作用非常有限。

本節(jié)僅以場景3）為例，如圖3 所示，圖中：ESS為儲(chǔ)能系統(tǒng)；f′為故障點(diǎn)；DG 為接入的分布式光伏；分 別 為 分 布 式 光 伏、儲(chǔ) 能 系 統(tǒng)、負(fù) 荷 提 供的短路電流。具體而言，保護(hù)所受影響取決于保護(hù)定值、光伏輸出電流在保護(hù)位置的分流以及該分流與主網(wǎng)短路電流的相位關(guān)系等。在PSCAD 中搭建圖3 模型，主饋線和T 接線單位長度線路阻抗分別設(shè)為（0.06+j0.08）Ω/km 和（0.26+j0.25）Ω/km；T 接點(diǎn)到母線距離以及T 接線長度分別為4 km 和5 km；主饋線T 接點(diǎn)下游所有光伏簡化為在線路末端整體接入。根據(jù)整定原則，保護(hù)A 的Ⅱ段保護(hù)范圍應(yīng)覆蓋本級(jí)線路全長，實(shí)際工程中針對出線保護(hù)和第1 個(gè)分段保護(hù)的Ⅱ段保護(hù)動(dòng)作定值一般分別設(shè)為3 kA 和2 kA 左右。設(shè)定主變?nèi)萘繛?0 MV·A，調(diào)整主饋線末端接入光伏的容量分別為13、27、40 MW。在該拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)下，當(dāng)光伏總汲出電流與主電源電流相位完全相反時(shí)，汲出作用最大，理論上可使上級(jí)保護(hù)電流分別減少約0.7、1.4、2.1 kA。

通過仿真獲取有、無光伏汲出作用下保護(hù)A′處的短路電流，如附錄A 圖A2 所示。由圖A2 可知，在3 種光伏接入容量下，分布式光伏汲出作用導(dǎo)致光伏接入容量略小于各自理論極限值，并使保護(hù)靈敏度由原來的1.55 分別降至1.25、1.10 甚至拒動(dòng)。仿真結(jié)果同樣表明，汲出作用對保護(hù)產(chǎn)生實(shí)質(zhì)影響需要光伏接入容量達(dá)到一定規(guī)模?？紤]到分布式光伏接入容量與負(fù)荷的相關(guān)性，接入容量越大，配電網(wǎng)越易受影響。面對未來大規(guī)模分布式光伏接入的趨勢，亟須形成具備一般性的故障處置方案。

2 適應(yīng)高比例分布式光伏接入的配電網(wǎng)多級(jí)保護(hù)技術(shù)

2.1 適應(yīng)光伏助增作用的速斷保護(hù)改進(jìn)判據(jù)

出線保護(hù)速斷段（Ⅰ段）既要能夠適應(yīng)分布式光伏的助增作用，也要維持保護(hù)主變設(shè)備安全的初衷，故保護(hù)應(yīng)盡可能動(dòng)作于主變原有過流水平。

助增作用改變了保護(hù)流過的電流，但未改變保護(hù)與故障點(diǎn)之間的阻抗大小。因此，可通過引入距離保護(hù)規(guī)避分布式光伏助增作用的影響。同時(shí)，距離保護(hù)僅應(yīng)用于出線保護(hù)Ⅰ段時(shí)具備以下獨(dú)有的優(yōu)勢：1）無須與下級(jí)保護(hù)配合；2）Ⅰ段保護(hù)范圍僅為出口數(shù)千米，阻抗定值很小（一般小于2 Ω），不存在正常運(yùn)行時(shí)誤動(dòng)問題；3）線路出口保護(hù)范圍內(nèi)分支線較少，且配電變壓器及負(fù)荷阻抗遠(yuǎn)大于故障回路阻抗，其影響可忽略不計(jì)；4）考慮Ⅰ段保護(hù)的功能定位，距離保護(hù)定值（設(shè)為全阻抗特性）可設(shè)為主變能承受的過流水平所反映的阻抗，過渡電阻以及線路參數(shù)誤差雖會(huì)導(dǎo)致測量到的空間距離與目標(biāo)距離存在偏差，但不影響上述阻抗所反映的主變和故障點(diǎn)間的等效距離，不影響保護(hù)動(dòng)作于原有主變過流水平。

為保證主變安全，出線保護(hù)Ⅰ段應(yīng)在流過電流幅值達(dá)到Iset0時(shí)動(dòng)作，該定值所對應(yīng)的保護(hù)范圍為lset0，對應(yīng)的等效阻抗為|zL|lset0，即距離保護(hù)的阻抗定值|Zset|=|zL|lset0。應(yīng)用距離保護(hù)原理后，需解決故障點(diǎn)下游存在光伏且故障電阻不為零時(shí)出線保護(hù)位置測量阻抗偏大的問題。該問題會(huì)造成保護(hù)范圍內(nèi)某處（設(shè)距母線l0處）發(fā)生故障時(shí)，阻抗定值|Zset|大于實(shí)際阻抗卻小于測量阻抗，如式（6）所示，可能導(dǎo)致電流超過原閾值但保護(hù)不動(dòng)作。

式中：ZM為保護(hù)位置處的測量阻抗；為故障點(diǎn)下游光伏提供的總短路電流。

對任一出線，設(shè)提供助增電流的光伏總?cè)萘繛镾DG1。結(jié)合式（3），助增電流的理論極限為：

式 中：hDG1=SDG1/SDGΣ和hDGΣ=SDGΣ/ST分 別 為 產(chǎn)生助增作用的分布式光伏容量與總光伏容量SDGΣ之比以及光伏總?cè)萘颗c主變?nèi)萘恐取?/p>

當(dāng)故障位于原保護(hù)范圍以外，兩判據(jù)均不滿足，即不會(huì)造成保護(hù)范圍擴(kuò)大而失去選擇性。式（8）中第1 條判據(jù)所反映的保護(hù)范圍lset1將小于原有保護(hù)范圍lset0，結(jié)合式（5），它們滿足如下關(guān)系：

式（8）第2 條判據(jù)的保護(hù)范圍受多方面因素影響，其中，SDG2及Zf的增大將導(dǎo)致保護(hù)范圍縮小?？s小最嚴(yán)重的情況是在式（6）條件均滿足且|zLl0+Zf|取 最 小 值 時(shí)，即，此時(shí)，等效保護(hù)范圍lset2為：

對式（10）作進(jìn)一步處理，可得到：

式（10）中，1-hDG1表示故障線路光伏容量占比，設(shè)其均位于故障點(diǎn)下游。當(dāng)光伏輸出電流全部流入故障點(diǎn)，且故障點(diǎn)兩側(cè)流入電流（分別為和+）同 相 位 時(shí)，保 護(hù) 范 圍lset2最 小，即 式（11）中不等號(hào)取等。最終式（8）判據(jù)的保護(hù)范圍lset為：

分析式（8）判據(jù)的最小保護(hù)范圍，只需考慮最嚴(yán)苛情況下式（12）的計(jì)算結(jié)果。這須對式（9）和式（11）進(jìn)行求解，涉及線路、變壓器、光伏等多個(gè)參數(shù)。其中，當(dāng)hDGΣ=1，即光伏容量最大時(shí)，在同等情況下，保護(hù)范圍受影響最大。此外，因線路和變壓器型號(hào)多樣，單位長度線路阻抗幅值|zL|、線路阻抗角θ2、主變?nèi)萘縎T之間沒有統(tǒng)一的對應(yīng)標(biāo)準(zhǔn)，但具有一般性的對應(yīng)趨勢。如單位長度線路阻抗減小意味導(dǎo)線截面增大，一般對應(yīng)阻抗角減小、載流量增大且適用于主變?nèi)萘扛蟮呐潆娋W(wǎng)。以10 kV 電纜和架空線常用型號(hào)YJLV 和JKLGYJ 為例，在附錄A表A1 中整理出不同規(guī)格線路反映的單位長度線路阻抗與阻抗角的對應(yīng)關(guān)系，以及單位長度線路電阻對應(yīng)的載流量與主變?nèi)萘康拇笾缕ヅ潢P(guān)系，并基于上述對應(yīng)關(guān)系分別建立擬合函數(shù)θ2=F(|zL|)和ST=G(|zL|cosθ2)。

分別針對YJLV 和JKLGYJ 這2 種線路型號(hào)，將兩函數(shù)代入式（9）和式（11）。設(shè)定Ⅰ段原保護(hù)范圍lset0為2.0 km，計(jì)算可得式（12）中保護(hù)范圍lset關(guān)于 變 量|zL|、||和hDG1的 變 化 規(guī) 律。進(jìn) 一 步，可 獲取不同hDG1取值下的最小lset以及故障點(diǎn)下游光伏容量占比分別為20%和30%時(shí)的lset，如圖4 所示。

圖4 不同光伏運(yùn)行場景下的保護(hù)范圍Fig.4 Protection range in different operation scenarios of photovoltaic

2.2 適應(yīng)光伏汲出作用的保護(hù)策略及光伏接入約束

根據(jù)第1 章分析，光伏的汲出作用主要影響各級(jí)Ⅱ段保護(hù)性能，但隨著光伏容量和控制策略的變化，各級(jí)保護(hù)處的電壓、電流并不具備能可靠區(qū)別于正常態(tài)的獨(dú)有故障特征。因此，對于不依賴通信的就地式保護(hù)來說，從原理上解決保護(hù)在汲出作用影響下的故障識(shí)別問題較為困難。

本文解決思路是確保已形成汲出作用的分布式光伏可靠脫網(wǎng)，待汲出作用消除后再由原保護(hù)來隔離故障。促使光伏脫網(wǎng)可利用光伏自身保護(hù)和帶方向的過流保護(hù)實(shí)現(xiàn)。鑒于當(dāng)前孤島檢測技術(shù)尚不成熟，本文不預(yù)設(shè)防孤島保護(hù)的動(dòng)作性能，僅要求光伏自身保護(hù)能在電壓和頻率異常時(shí)按照標(biāo)準(zhǔn)要求正確動(dòng)作，以確保防孤島保護(hù)失效時(shí)也能夠?qū)崿F(xiàn)故障正確處置。帶方向的過流保護(hù)可配置于含分布式光伏的用戶高壓母線進(jìn)線開關(guān)或光伏饋線開關(guān)處，在光伏自身保護(hù)不動(dòng)作或未及時(shí)動(dòng)作時(shí)將其隔離。

在技術(shù)層面實(shí)現(xiàn)上述配合不存在難點(diǎn)，但要確保故障后已形成汲出作用的光伏能夠可靠脫網(wǎng)，即電流抬升、電壓跌落、頻率偏移這三項(xiàng)中至少有一項(xiàng)達(dá)到動(dòng)作定值。然而，對于高比例光伏接入場景，可能存在光伏容量足夠大而使上述動(dòng)作條件均不滿足的極端場景。如圖3 所示，故障點(diǎn)與其上游相鄰保護(hù)A′之間接入的光伏會(huì)對保護(hù)產(chǎn)生汲出作用：若汲出嚴(yán)重，保護(hù)A′拒動(dòng)，同時(shí)，光伏側(cè)電壓、頻率在V/f控制下保持穩(wěn)定（自身保護(hù)不動(dòng)作），并且輸出電流小于保護(hù)B′定值，系統(tǒng)將長時(shí)間帶故障運(yùn)行；若汲出不嚴(yán)重，保護(hù)A′動(dòng)作，但光伏側(cè)電壓、頻率穩(wěn)定且輸出電流小于保護(hù)B′定值，造成光伏側(cè)形成非計(jì)劃孤島，保護(hù)A′開關(guān)因下游線路帶電而無法重合（檢同期無法在線路保護(hù)中大量應(yīng)用），孤島系統(tǒng)將長時(shí)間帶故障運(yùn)行。兩種情況均要避免，需探究形成上述極端場景的最小光伏容量，顯然，由于第1 種場景下光伏還需向保護(hù)A′分流，故同等情況下第2 種場景所需光伏容量更小。下文主要討論形成第2 種極端場景的光伏最小容量。

預(yù)設(shè)以下條件，使得額定光伏容量下有更多電流經(jīng)過更長線路流向故障點(diǎn)，從而保證極端場景所需光伏總?cè)萘扛。?）光伏集中于線路末端接入；2）光伏滿功率運(yùn)行；3）負(fù)荷為恒阻抗模型，電壓降低相同水平時(shí)流入恒阻抗負(fù)荷的電流最?。?）孤島范圍內(nèi)電源功率冗余，正常運(yùn)行時(shí)電流方向指向外部。由此建立以下數(shù)學(xué)模型，以求取給定光伏容量下流向故障點(diǎn)電流幅值If′的最大值。

式中：IDGn和IESSn分別為分布式光伏和儲(chǔ)能系統(tǒng)的額定電流；δDG和δESS分別為分布式光伏和儲(chǔ)能系統(tǒng)在故障后輸出電流的相角；θDG和θESS分別為分布式光伏和儲(chǔ)能系統(tǒng)在故障前輸出電流的相角；IL，nor為故障前負(fù)荷電流；δL為故障后負(fù)荷電流的相角；UDG，nor和UDG，fau分別為故障前、后分布式光伏端電壓幅值；SDG和SESS分別為分布式光伏和儲(chǔ)能系統(tǒng)額定容量，依據(jù)常見比例，大容量分布式電源容量一般大于其配套儲(chǔ)能系統(tǒng)容量的3 倍以上；IsetDGⅢ為安裝于光伏饋線處的帶方向過流保護(hù)Ⅲ段動(dòng)作定值，設(shè)為光伏額定電流IDGn的1.05 倍；KI為確保帶方向過流保護(hù)不動(dòng)作情況下分布式光伏和儲(chǔ)能系統(tǒng)輸出電流的最大增加幅度，這里均取1.05。分布式光伏和儲(chǔ)能系統(tǒng)應(yīng)盡可能本地消納，冗余考慮下設(shè)總輸出電流不超過本地負(fù)荷的1.5 倍。

求解式（13）可得到在給定光伏額定電流IDGn時(shí)的 最 大If′，求 解 結(jié) 果 可 寫 成If′=mIDGn形 式，m為 常系數(shù)。因過流保護(hù)性能評(píng)價(jià)只計(jì)及金屬性短路，不計(jì)過渡電阻和線損電流，計(jì)算該If′直至達(dá)到光伏端電壓最小值min {UDG，fau}時(shí)所需容量，如式（14）所示，所得SDG即為滿足上述極端場景的最小光伏容量。

式中：lftoDG為分布式光伏集中接入點(diǎn)與故障點(diǎn)之間的距離。

針對YJLV 電纜線路，求解式（14），可得到不同工況下形成極端場景所需光伏容量，如圖5（a）所示；考慮光伏接入容量最大不應(yīng)超過主變?nèi)萘?，在極端場景下所需光伏最小容量與主變?nèi)萘恐热鐖D5（b）所示。同理，對于JKLGYJ 架空線，在極端場景下所需光伏最小容量與主變?nèi)萘恐热鐖D5（c）所示。其中，hDG，min為光伏接入最小容量與主變?nèi)萘恐取?/p>

圖5 不同運(yùn)行場景下的光伏最小容量Fig.5 Minimum capacity of photovoltaic in different operation scenarios

由圖5 可見，不同工況下形成極端場景所需最小光伏容量存在較大差異。由于圖示曲面為式（13）和式（14）中多個(gè)變量共同取極值時(shí)才能達(dá)到的邊界，故可推斷實(shí)際小于5 km 的短線路基本不會(huì)形成極端場景。當(dāng)限制較長線路光伏接入容量不超過主變?nèi)萘康?0%時(shí)（參照圖5（b）和（c）），極端場景幾乎可以規(guī)避。同時(shí)，通過增加保護(hù)配置（如長T 接線增設(shè)一級(jí)保護(hù)等）以減少圖5 中光伏與故障點(diǎn)之間的距離也可以有效提升光伏的接入容量限制；光伏分散式接入、就地消納水平提升，也是進(jìn)一步提升每條線路接入光伏容量占比上限的有益措施。

在滿足上述光伏接入約束的情況下，產(chǎn)生汲出作用并使得保護(hù)拒動(dòng)的極端場景必然會(huì)使得光伏側(cè)電壓和方向過流保護(hù)均滿足動(dòng)作要求，通過合理配置保護(hù)配合方式，即可規(guī)避光伏汲出作用造成保護(hù)長時(shí)間拒動(dòng)情況的發(fā)生。

3 配電網(wǎng)多級(jí)保護(hù)配置方案設(shè)計(jì)

2.1 節(jié)給出的適用于光伏助增作用下的出線Ⅰ段保護(hù)復(fù)合判據(jù)和2.2 節(jié)針對光伏汲出作用下的保護(hù)配合思路，以及所提出的具有通用性的光伏接入約束條件，是本文多級(jí)保護(hù)配置方案的核心。最終，僅需要對每條線路出線保護(hù)加以改造，對光伏接入容量進(jìn)行合理限制，以及根據(jù)表1 調(diào)整保護(hù)與重合閘等配合策略即可?？傮w上秉承了保持就地保護(hù)方式、減少改造傳統(tǒng)保護(hù)的理念，從而以較小代價(jià)使保護(hù)適用于高比例光伏接入的方式。

表1 多級(jí)保護(hù)配置方案對比Table 1 Comparison of configuration schemes of multi-staged protection

對于光伏接入，為簡便起見，統(tǒng)一設(shè)定各出線光伏接入容量不超過總光伏容量的30%。另外，本文以光伏達(dá)到最大容量，即主變?nèi)萘孔鳛檫吔鐥l件，在光伏實(shí)際接入比例較低的系統(tǒng)，上述容量約束可適當(dāng)寬松；光伏接入比例越高，對上述容量接入的約束越需嚴(yán)格。若經(jīng)專線接入的大容量光伏電站無法滿足上述要求時(shí)，則可僅在該專線聯(lián)絡(luò)線上配置差動(dòng)保護(hù)。

對于重合閘，各保護(hù)開關(guān)應(yīng)至少具備檢無壓重合功能，以避免無原則重合對光伏設(shè)備產(chǎn)生沖擊。出線開關(guān)應(yīng)具備檢同期重合功能，且一次重合時(shí)間要小于帶方向過流保護(hù)的動(dòng)作時(shí)間，從而在包括光伏自身保護(hù)和防孤島保護(hù)等動(dòng)作前進(jìn)行第1 次重合，避免當(dāng)瞬時(shí)性故障引起出線保護(hù)動(dòng)作后，下游形成孤島而開關(guān)不能重合造成全線光伏因無法維持頻率或電壓而大面積脫網(wǎng)。

4 算例驗(yàn)證

在PSCAD 中建立如圖1 所示配電網(wǎng)，系統(tǒng)參數(shù)參照上海某實(shí)際10 kV 系統(tǒng)，單位長度線路阻抗為（0.26+j0.25）Ω/km，主變?nèi)萘繛?0 MV·A，與附錄A表A1 參考值接近。主變標(biāo)幺值根據(jù)圖4 設(shè)為最大值0.3。光伏采用PQ控制策略并具備電壓穿越控制功能，儲(chǔ)能系統(tǒng)出力可靈活控制以逼近穩(wěn)定運(yùn)行邊界。

首先，在某線路出口不同位置處設(shè)置故障，有、無光伏助增作用下的主要測量信號(hào)如表2 所示。設(shè)定Ⅰ段保護(hù)范圍為距母線0～2.1 km，阻抗定值|Zset|=0.76 Ω，無光伏接入時(shí)保護(hù)范圍末端三相金屬性短路時(shí)，流經(jīng)主變和出線保護(hù)的電流分別為5 394 A 和4 231 A（后者即|I˙s|）。根據(jù)式（8）判據(jù)和式（7）計(jì) 算 方 法，|I˙fmax|在 具 有 助 增 作 用 的 光 伏 接入容量占比分別為100%、70%和0%時(shí)對應(yīng)取值5 627、5 204、4 231 A。

由案例1 至6 可見，出線保護(hù)處電流受光伏助增作用影響而增大，但測量阻抗不受影響，區(qū)內(nèi)故障能夠可靠動(dòng)作，區(qū)外故障可靠不動(dòng)作。在案例7 至9中，過渡電阻增大了測量阻抗，案例8、9 的測量阻抗大于|Zset|且電流不超過|I˙fmax|時(shí)，保護(hù)不動(dòng)作。案例8 中，雖故障空間位置位于保護(hù)范圍內(nèi)，但測量阻抗超過了原有保護(hù)范圍的線路阻抗，加以光伏對主變的汲出作用，因此，主變設(shè)備安全性不受影響；案例10、11 按照故障點(diǎn)下游光伏容量占比30%驗(yàn)證保護(hù)判據(jù)的最小范圍，根據(jù)式（10），最小范圍是當(dāng)故障發(fā)生于出線保護(hù)出口處且過渡電阻接近定值|Zset|時(shí)?？梢?，當(dāng)過渡電阻達(dá)到0.73 Ω，阻抗判據(jù)不滿足而電流判據(jù)滿足，以及當(dāng)過渡電阻超過0.74 Ω，兩判據(jù)均不滿足，最小保護(hù)范圍縮短了約0.055 km，遠(yuǎn)小于圖4 約0.3 km 的理論極限。除了因各理論極值難以同時(shí)滿足之外，另一重要原因是理論極限是假設(shè)了光伏電流全部流入故障點(diǎn)，而實(shí)際故障后光伏電流依然有相當(dāng)部分流向本地和近區(qū)負(fù)荷，故對保護(hù)判據(jù)的影響進(jìn)一步減小。

如附錄A 圖A3 所示，傳統(tǒng)過流Ⅰ段和距離Ⅰ段受上、下游光伏影響而分別導(dǎo)致保護(hù)范圍顯著增大和減小，現(xiàn)有根據(jù)光伏助增水平而調(diào)整Ⅰ段定值的做法不能適應(yīng)光伏出力間歇性的情況。而本文所提判據(jù)在原理上對光伏接入的適應(yīng)性明顯增強(qiáng)。在此基礎(chǔ)上，根據(jù)所述原則對光伏接入容量加以規(guī)劃，本文判據(jù)幾乎不受光伏接入引起的故障電流波動(dòng)影響。

結(jié)合本文Ⅰ段保護(hù)判據(jù)和保護(hù)配合策略，故障位于保護(hù)范圍內(nèi)時(shí)保護(hù)可靠動(dòng)作，若為瞬時(shí)性故障，則開關(guān)快速檢同期重合并恢復(fù)供電；若為永久性故障，當(dāng)故障位于主饋線上時(shí)，出線開關(guān)重合于故障加速跳閘，當(dāng)故障位于Ⅰ段保護(hù)范圍內(nèi)的分支線上，則通過出線開關(guān)2 次重合閘并配合饋線自動(dòng)化使得故障所在分支線開關(guān)動(dòng)作，最終實(shí)現(xiàn)故障隔離和主饋線供電恢復(fù)。

其次，參考圖3 在線路末端接入光伏，中段T 接線上設(shè)置金屬性故障，且光伏與故障點(diǎn)之間距離15 km。故障發(fā)生后，故障點(diǎn)上游相鄰保護(hù)（假設(shè)其為分段開關(guān)保護(hù)）于0.6 s 動(dòng)作跳閘，下游形成帶故障孤島系統(tǒng)。

調(diào)整系統(tǒng)負(fù)荷、光伏容量和儲(chǔ)能在故障前、后的運(yùn)行狀態(tài)，使得故障場景盡可能滿足式（13）中的邊界條件，得到光伏容量為22.7 MW，各主要位置測量信號(hào)如圖6 所示，可見，光伏輸出電流、用戶側(cè)端電壓和頻率保持穩(wěn)定且未越限，形成了帶故障的穩(wěn)定孤島。同時(shí)，各主要測量信號(hào)逼近式（13）所述極值，接近了穩(wěn)定孤島的邊界工況。修改光伏與故障點(diǎn)距離至12 km，按照上述方法仿真得到穩(wěn)定孤島時(shí)光伏容量邊界為28.1 MW。圖5（a）中標(biāo)記了上述2 種工況時(shí)光伏容量理論邊界分別為21.4 MW 和26.7 MW，仿真結(jié)果與其存在一定差異，但取值和趨勢接近。

圖6 光伏汲出作用下的極端場景仿真結(jié)果Fig.6 Simulation results of extreme scenarios with external suction effect of photovoltaic

因此，參考本文結(jié)論對線路光伏接入水平加以約束，可確保故障后系統(tǒng)不會(huì)形成長時(shí)間帶故障的穩(wěn)定孤島，帶方向過流保護(hù)或光伏自身保護(hù)必然會(huì)動(dòng)作導(dǎo)致光伏脫網(wǎng)，傳統(tǒng)保護(hù)可順序動(dòng)作，不會(huì)因光伏汲出作用帶來保護(hù)的可靠性問題。

5 結(jié)語

本文面向未來分布式光伏高比例接入配電網(wǎng)后傳統(tǒng)保護(hù)的失效問題，圍繞兼顧經(jīng)濟(jì)性和實(shí)用性的就地式保護(hù)，提出適應(yīng)光伏接入且可實(shí)施的多級(jí)保護(hù)技術(shù)和配合方案。針對受光伏助增作用影響的出線Ⅰ段保護(hù)，提出電流和阻抗結(jié)合的出線Ⅰ段復(fù)合判據(jù)，避免出線Ⅰ段保護(hù)在光伏助增作用下越級(jí)跳閘；針對難以從保護(hù)原理上解決的汲出作用，推導(dǎo)了促使光伏在自身保護(hù)作用下主動(dòng)脫網(wǎng)的運(yùn)行邊界條件和光伏接入約束，以避免因汲出作用造成保護(hù)拒動(dòng)而長時(shí)間帶故障運(yùn)行，最終形成多級(jí)保護(hù)以及與自動(dòng)裝置的配合方案。所提方法對不同光伏接入方式和運(yùn)行場景具有一定的通用性。

本文方法依然在傳統(tǒng)多級(jí)保護(hù)框架內(nèi)進(jìn)行研究，基于大電網(wǎng)同步機(jī)電源故障特性，并通過原理改進(jìn)和配置優(yōu)化降低了分布式光伏對上述特征的影響。而當(dāng)分布式光伏接入比例進(jìn)一步增大，原有同步機(jī)電源故障特性將發(fā)生變化并以電力電子化控制特性為主要特征時(shí)，方法的適應(yīng)性有待進(jìn)一步研究。

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