考慮并網運行微電網故障方向識別的逆變型分布式電源故障控制

朱吉然 牟龍華 郭文明

考慮并網運行微電網故障方向識別的逆變型分布式電源故障控制

朱吉然1牟龍華1郭文明2

（1. 同濟大學電子與信息工程學院 上海 201804 2. 長沙學院電子信息與電氣工程學院 長沙 410022）

微電網具有雙向故障電流，其保護的一個關鍵問題是如何準確判別故障方向。對微電網正序故障附加網絡的分析表明，逆變型分布式電源（IIDG）正序故障分量阻抗角所在象限決定了正序故障分量方向元件在并網運行微電網中的適用性。然而，IIDG功率輸出策略的多樣性和故障后IIDG并網點電壓變化的不確定性導致IIDG正序故障分量阻抗角所在象限無法確定。對此，該文提出一種多階段的IIDG故障控制方法，通過改變IIDG在特定時間窗口內的故障響應特性將其正序故障分量阻抗角控制為給定值，從而在微電網中構造出不依賴于IIDG功率輸出策略的正序故障分量特征。基于Simulink的仿真結果驗證了采用所提出IIDG故障控制方法時微電網故障方向識別的準確性。

并網運行微電網 故障方向 逆變型分布式電源 正序故障分量

0 引言

微電網是一個由分布式電源、負載、儲能及監控保護設備組成的小型發配電系統[1-3]。大多數分布式電源都必須經“逆變器”或者“整流器-逆變器”將電能轉換成適當形式后才能接入微電網[4-5]，這類分布式電源稱為逆變型分布式電源（Inverter Interfaced Distributed Generator, IIDG）。IEEE 1547.4標準要求IIDG具備即插即用功能，這導致IIDG的接入位置在網絡中具有不確定性。當微電網線路發生故障時，故障點兩側可能都有電流流過。為了實現最小范圍切除故障線路，微電網保護系統應正確判斷故障點方向。

分布式電源接入電網后，將在一定程度上改變電網故障特征，從而影響傳統方向元件的工作準確性。文獻[6]基于風電系統故障特征，分析了傳統選相及方向元件在風電接入系統中的適應性。文獻[7]建立了IIDG在恒功率控制策略下的等效模型，在此基礎上分析了基于正序電流故障分量幅值和相位比較的保護原理在微電網中的適用性。文獻[8]推導了送出線路光伏電站側故障電流相量表達式，深入分析了有功、無功參考值、控制目標、電壓不平衡度等因素對序故障分量方向元件和相量故障分量方向元件動作性能的影響。文獻[9]通過分析雙饋風機等效序突變量阻抗的相位變化特征，揭示了雙饋風機對故障分量方向元件的影響機理。文獻[10]對逆變型電源等效正、負序突變量阻抗解析表達式進行推導，揭示了逆變型電源對各類故障分量方向元件的影響機理。雖然不同文獻所研究的分布式電源類型及功率控制策略不同，但大多數結論都認為傳統方向元件的性能出現了下降，甚至存在誤判的可能。

對此，部分學者提出了改進的故障方向判別方法。例如，文獻[11]提出一種具有低電壓穿越能力的光伏電源接入配電網方向元件的新判據，在光伏電源采用無功支撐策略時具有良好的實用性。文獻[12]對采用低電壓穿越策略的IIDG在微電網高阻故障和低阻故障下的故障響應特性進行了分析，提出了一種基于正序故障分量的故障方向判別方法。文獻[13]提出一種具有新型邏輯結構的方向元件，該元件在IIDG采用純正序電流輸出與同步電機模擬這兩類故障穿越策略時具有良好的表現。

針對具體的IIDG控制策略改進故障方向判據是目前采用較廣泛的一種思路，但考慮到IIDG在故障情況下可采用的功率輸出策略非常靈活多樣[14-16]，上述改進方法在應用于其他場景時難以保證其適用性。借鑒國內學者提出的控制-保護協同概念[17-19]，本文提出一種多階段的IIDG故障控制方法，通過改變IIDG在特定時間窗口內的故障響應特性構造出恒定的微電網正序故障分量特征，從而可實現不依賴IIDG功率輸出策略的故障方向判別。

本文首先分析了IIDG正序故障分量阻抗角對并網運行微電網故障方向判別的影響；然后研究了不同功率優先輸出策略下，IIDG正序故障分量阻抗角隨并網點電壓幅值、相角變化之間的規律；最后，詳細介紹了所設計的IIDG故障電流參考信號生成方法，并基于Simulink進行了仿真驗證。

1 并網運行微電網正序故障分量特征分析

基于正序故障分量的繼電保護檢測原理具有無需判斷故障類型、不受故障點過渡電阻及負荷電流影響的突出優點，正序故障分量阻抗角常用于判斷故障方向[20]。然而，IIDG的故障特性不同于傳統電源，在微電網中應用正序故障分量方向元件時，必須考慮IIDG對微電網正序故障分量特征的影響。

圖1所示為并網微電網的一個局部區域，點畫線框為微電網的基本組成單元，包括連接在同一母線上的IIDG、變壓器及負載等。P1和P2是方向元件，其正方向定義為從母線指向所在線路。

圖1 并網運行微電網的局部區域

圖2 并網運行微電網局部區域的故障分量附加網絡

根據圖2，P1和P2處的正序故障分量阻抗P1、P2可分別表示為

式中，DG為IIDG的正序故障分量阻抗，其定義為

當故障點位于方向元件的反方向時，方向元件的正方向是一個只包含DG、Line、T及Load的純阻抗網絡，此時P（如圖2中的P1）可用“DG⊕Line⊕T⊕Load”的形式來表示，⊕表示串聯或并聯。當故障點位于方向元件正方向時，阻抗網絡出現在方向元件的反方向一側，此時P（如圖2中的P2）具有“–(DG⊕Line⊕T⊕Load)”的形式。

Line、ZT和Load通常為阻-感性，其阻抗角位于第一象限。若DG為阻-感類型，則根據阻抗元件的串聯、并聯理論，易知P1的阻抗角在第一象限，而P2的阻抗角在第三象限。類似地，當DG為負阻-感類型或者阻-容類型時，DG與Line、T、Load存在部分相同的阻抗屬性（例如，共同含有電感部分或者電阻部分），此時也可推斷出P1與P2阻抗角所在的象限，結果見表1。但是，當DG為負阻-容類型時，DG與Line、T、Load的阻抗屬性完全不同，此時P1與P2的阻抗角所在象限與DG、Line、T、Load的具體數值及其連接關系有關，在微電網復雜多變的運行情況下無法預先確定。

表1P1和P2阻抗角所在象限

Tab.1 Quadrants of the impedance angels of ZP1 and ZP2

根據表1可知，當DG阻抗角位于第一、第二或第四象限時，P1和P2阻抗角能夠確定所在象限，且不存在重疊區域，此時方向元件可根據正序故障分量阻抗角判斷故障方向。當DG阻抗角位于第三象限時，P1和P2阻抗角所在象限無法確定，不能用于判斷故障方向。值得注意的是，當微電網基本組成單元中包含更多的IIDG與負載，或者考慮更多的基本組成單元時，容易分析得出，方向元件處的正序故障分量阻抗仍然是DG、Line、T和Load的串聯、并聯組合，以上結論同樣是成立的。因此，DG的阻抗角所在象限決定了正序故障分量方向元件在并網運行微電網中的適用性。

2 IIDG的正序故障分量阻抗角特征

電網發生故障后，系統電壓將出現幅值跌落和相位跳變[21-23]。若IIDG并網點的正序電壓降低至故障前的(0＜＜1)倍，相位跳變為，則IIDG并網點電壓的正序故障分量為

在并網運行的微電網中，IIDG以功率跟蹤為目標[24-26]，假設只從正相序輸出功率，則其輸出電流為

綜合式（5）和式（6），可推導出IIDG的正序故障分量阻抗為

顯然，DG阻抗角與IIDG并網點正序電壓的幅值跌落程度、相位跳變及IIDG在故障前后的有功/無功功率參考值有關。根據IIDG并網點電壓跌落程度及功率輸出優先級的不同，IIDG功率參考值存在三種可能的變化。

1）電壓跌落程度較輕。此時IIDG仍能完成故障前的功率跟蹤目標，故障前后IIDG的功率參考值基本保持不變。

2）電壓跌落嚴重且IIDG采用有功功率優先策略。當IIDG并網點電壓跌落較嚴重時，由于IIDG的最大輸出電流一般不超過其額定電流的1.2～2倍，IIDG輸出功率的能力將遠小于其額定容量。此時無功功率參考值首先被削減，當無功功率輸出降為零，有功功率參考值也有可能被削減。

3）電壓跌落嚴重且IIDG采用無功功率優先策略。有功功率參考值將首先被削減，當有功功率輸出減為零，無功功率參考值也有可能被削減。

用max表示IIDG的最大過電流倍數，則IIDG在微電網故障后可輸出功率的最大值為

式中，N為IIDG的額定視在功率。

當采用有功功率優先輸出策略時，IIDG的功率參考值為

根據式（7）～式（9），對有功功率優先策略下ZDG阻抗角隨k與φ的變化規律進行分析，得到圖3所示的結果（以=0.8pu，=0.2pu，Cmax=1.5為例）。

當采用無功功率優先輸出策略時，IIDG的功率參考值為

根據式（7）、式（8）和式（10），對無功優先策略下ZDG阻抗角隨k與φ的變化規律進行分析，結果如圖4所示（以=0.8pu，=0.2pu，Cmax=1.5為例）。

根據圖3和圖4可知，無論采用哪種功率優先輸出策略，當與變化時，DG阻抗角不會固定在某一個象限，而是會跨越多個象限，使故障方向判別特征復雜化。若取較大的正值，則DG阻抗角有可能進入第三象限，導致正序故障分量方向元件無法判斷故障方向。

3 IIDG的故障控制方法

圖5 IIDG在正序故障附加網絡中的等效形式

假設IIDG輸出電流可以快速準確地跟蹤其參考信號，則有

根據式（11）和式（12），IIDG的電流參考信號應設置為

式（13）所示的參考電流只在故障后存在較短時間，隨后將被切換為以功率跟蹤為目標的參考電流。具體來說，本文將IIDG的故障控制過程劃分為慣性保持階段、過渡階段與功率跟蹤階段。在慣性保持階段，IIDG的參考電流由式（13）給定；在功率跟蹤階段，IIDG的參考電流根據具體的功率輸出策略確定；過渡階段位于慣性保持與故障穿越階段之間，用于實現IIDG參考電流的平滑切換。綜上，IIDG電流參考信號可表述為

圖6 IIDG的多階段控制方案

參照國家標準GB/T 37408—2019《光伏發電并網逆變器技術要求》，自逆變器交流側電壓異常時刻起，動態無功電流的響應時間不大于60ms，該響應時間對應于本文提出的慣性保持階段與過渡階段時長之和，因此過渡階段設定為20ms。采用這一設定方式之后，本文所提出的IIDG多階段控制方案不會對微電網的故障穿越效果造成顯著影響。

IIDG參考電流信號計算邏輯如圖7所示。圖中，和分別表示IIDG輸出電流矢量和并網點電壓矢量。

圖7 IIDG參考電流信號計算邏輯

式中，為IIDG并網點三相電壓的采樣點序號；為每周期的采樣點數；可取0.2倍額定電壓。

將DG阻抗角的設定值記為，則DG與DG應滿足

聯立式（16）和式（18），即可計算出DG與DG。

采用圖7所示的IIDG參考電流計算策略后，DG阻抗角被控制在第一象限。此時，方向元件能夠根據正序故障分量阻抗角argP判斷故障方向，且argP與故障方向有如下規律：

1）故障發生在方向元件的正方向時，argP∈ [-180o, -90o]。

2）故障發生在方向元件的反方向時，argP∈[0, 90o]。

在故障后的第2個周期，DG基本達到穩態，方向元件對P的檢測值也達到穩態。因此，若以故障檢測時刻作為時間起點=0，則方向元件采用=20～40ms時間窗口內的采樣數據可確保測量結果穩定，從而準確地給出故障方向判別結果。

4 仿真分析

在Simulink中建立圖8所示的并網微電網系統。其中，配電網電壓等級為10kV，系統阻抗為1.2+j7.2Ω；點畫線框內部分為微電網，采用放射型饋線結構[29-30]。額定電壓下負載1消耗的功率為17kW+6kvar，負載2消耗的功率為16kW+5kvar；IIDG1和IIDG2的額定電壓均為380V，額定容量均為30kV·A，最大過電流倍數均為1.5；IIDG1故障前的功率參考值為21kW+5kvar，IIDG2故障前的功率參考值為15kW+6kvar；變壓器T1和T2的額定容量均為30kV·A，電壓比均為10kV/0.4kV，聯結組別號分別為Yy0和Dy11；線路1位于母線N和母線M之間，其長度為2km（單位長度阻抗為0.161+j0.19Ω/km）。

圖8 并網微電網系統

算例1：=0.12s時，變壓器T2的高壓側出口位置發生AB兩相短路故障，過渡電阻為1Ω。假設IIDG在故障穿越階段優先輸出無功功率，且全部從正相序輸出功率。在慣性保持階段，IIDG的正序故障分量阻抗角設置為45o。IIDG1和IIDG2的輸出電流和輸出功率分別如圖9和圖10所示。

在圖9a和圖10a中，水平虛線表示IIDG的最大允許電流。可以看出，當微電網發生故障后，IIDG1和IIDG2的輸出電流始終保持在允許范圍內。此外，從慣性保持階段到功率跟蹤階段的過渡過程中，IIDG輸出電流和輸出功率具有平滑切換的特性，未出現明顯的振蕩過程。

圖10 IIDG2的輸出電流和輸出功率（算例1）

方向元件P1～P4對其安裝處的電壓和電流進行采樣，得到電壓故障分量和電流故障分量如圖11所示（已進行歸一化處理）。提取其中的正序分量即可計算得到各方向元件處的正序故障分量阻抗，計算結果與故障方向判別結果見表2。

表2 方向元件阻抗計算及故障方向判斷結果（算例1）

Tab.2 Impedance computation results and fault direction results of direction elements （case 1）

根據圖8可知，P1測量、計算得到的阻抗角實質上就是IIDG1的阻抗角（變壓器短路阻抗遠小于IIDG的正序故障分量阻抗），方向元件P1的正序故障分量阻抗角為46.17o，與設定值45o基本相符。根據正序故障分量阻抗角與故障方向之間的關系，P1和P3判斷故障點位于反方向，P2和P4判斷故障點位于正方向，這與故障點的實際位置是相符的。

算例2：=0.12s時，線路1中點發生三相對稱短路故障，過渡電阻為2Ω。IIDG1和IIDG2的輸出電流和輸出功率分別如圖12和圖13所示。

圖13 IIDG2的輸出電流和輸出功率（算例2）

從圖12和圖13可以看出，從慣性保持階段到功率跟蹤階段的切換過程中，IIDG輸出電流始終保持在允許范圍內，且電流和功率變化也具備平滑過渡的特點。方向元件P1～P4處的電壓故障分量和電流故障分量如圖14所示。同樣，利用電壓、電流故障分量計算得到各方向元件處的正序故障分量阻抗及故障方向判別結果見表3。

表3 方向元件阻抗計算及故障方向判斷結果（算例2）

Tab.3 Impedance computation results and fault direction results of direction elements （case 2）

方向元件P1和P4處的正序故障分量阻抗角均為46.07o，表明在三相短路情形下，IIDG的阻抗角同樣與其設置值基本相符。P1～P4的故障判別結果也與故障點的實際位置相符。

算例1和算例2的結果表明，采用所提出IIDG故障控制方法時，DG阻抗角能夠被控制為設定值，微電網中將出現與故障方向相關聯的正序故障分量阻抗角特征，方向元件利用該特征能夠準確識別故障方向。

5 結論

本文根據IIDG對微電網正序故障分量特征的作用規律，提出了一種考慮并網運行微電網故障方向判別的IIIDG故障控制方法，并得出以下結論：

1）當IIDG的正序故障分量阻抗角位于第一、第二或第四象限時，利用方向元件處的正序故障分量阻抗角能夠區分微電網故障方向。

2）由于故障后IIDG并網點電壓變化的不確定性及IIDG本身功率控制策略的多樣性，IIDG的正序故障分量阻抗角所在象限無法唯一確定。

3）采用本文所提出的IIDG多階段故障控制方案，可以在特定時間窗口內將IIDG正序故障分量阻抗角控制為設定值，并網運行微電網中將出現與故障方向相關聯的正序故障分量阻抗角特征，方向元件利用該特征能夠準確識別故障方向。

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Fault Control of Inverter Interfaced Distributed Generator Considering Fault Direction Identification of the Grid-Connected Microgrid

Zhu Jiran1Mu Longhua1Guo Wenming2

（1. College of Electronics and Information Engineering Tongji University Shanghai 201804 China 2. College of Electronic Communication and Electrical Engineering Changsha University Changsha 410022 China）

The microgrid fault current is bidirectional, and a key issue of its protection is how to determine the fault direction. The analysis of positive-sequence additional network of microgrid shows that the applicability of the positive-sequence fault component (PFSC) based directional element in gird-connected microgrid is decided by the quadrant of the PSFC impedance angle of inverter interfaced distributed generator (IIDG). However, due to the diversity of IIDG power output strategy and the uncertainty of voltage variation at the IIDG coupling point, the quadrant of PSFC impedance angle of IIDG cannot be determined. In this regard, this paper proposed a multi-stage IIDG fault control method. By manipulating the fault response characteristic of IIDG in a specific time window, the PSFC impedance angle was controlled to a given value, so as to construct a PSFC feature independent of IIDG power output strategy in microgrid. The Simulink simulation results verified the accuracy of the microgrid fault direction identification by adopting the proposed IIDG fault control method.

Grid-connected microgrid, fault direction, inverter interfaced distributed generator, positive-sequence fault component

10.19595/j.cnki.1000-6753.tces.201672

TM77

中央高校基本科研業務費用專項（22120210164）和國家電網公司總部科技項目（5216A019000R）資助。

2020-12-23

2021-04-22

朱吉然 男，1985年生，博士研究生，高級工程師，研究方向為配電自動化、信息化和智能配電網設備。E-mail：zhujiran040356@163.com

牟龍華 男，1963年生，教授，博士生導師，研究方向為電力系統保護與控制。E-mail：lhmu@tongji.edu.cn（通信作者）

（編輯 赫蕾）