計及分布式電源發電出力的自適應反時限保護

方宇辰，王 斌，張良力

（1.武漢科技大學信息科學與工程學院，武漢 430081；2.冶金自動化與檢測技術教育部工程研究中心，武漢 430081）

國家《“十四五”現代能源體系規劃》[1]提出“積極發展智能電網”的現代化電網建設發展目標，隨著新能源發電技術的快速發展，越來越多的分布式電源DG（distributed generation）得到大量應用。由于DG 的大量滲透，整體電網結構由原來單電源輻射型網絡轉變為多端電源網絡，電網發生故障時，故障電流呈雙向流動，大小也隨之變化[2-4]。由于故障電流受系統結構變化、DG滲透率、發電出力等因素的影響很大，傳統保護方式無法滿足保護需求，使系統拒動、誤動，甚至重合閘失敗[5-8]。針對當前系統運行方式與故障特性，需要研究新的電網保護方法[9-11]。目前國內外針對DG 大量接入下的電網保護研究，主要有兩個方向：①以通訊系統為基礎，集中各保護安裝處電氣量進行綜合判據[12-13]。文獻[12]通過IEC61850通訊協議獲取保護參數，進而實現自適應電流速斷保護；文獻[13]通過通信信道接收DG 助增電流大小，保證上、下級保護之間的配合，但該方式存在傳輸不穩定、抗干擾能力差的缺點。②以傳統配網保護為基礎，針對故障特性對保護方案進行改進[14-15]。文獻[14]提出反時限低阻抗保護方案，利用保護點測量阻抗改進傳統反時限過流保護；文獻[15]基于DG 助增效應，對反時限方程進行修正。

目前配電網多使用固定整定值的階段式電流保護，在DG大量接入的情況下，這一方法容易發生誤動。反時限保護能夠根據保護安裝處電氣量的大小自動調整動作時限，其本身具備一定應對系統拓撲變化的自適應能力。因此，反時限保護是一種針對新形勢下DG 大量滲透，保證系統可靠切除故障的一種有效保護方式。

本文基于傳統反時限過流保護動作特性，對電網故障特性和DG影響進行分析，提出一種計及DG發電出力的反時限低阻抗DG-ITLI（distributed generation inverse-time low-impedance）保護方法。利用阻抗修正系數對過渡電阻產生的附加阻抗進行修正，并在阻抗修正系數中，引入電壓電流故障偏移角，建立DG 等效阻抗的數學模型，形成以DG 發電出力為影響因子的自適應反時限低阻抗ITLI（inverse-time low-impedance）保護。在MATLAB/Simulink 下建立仿真模型，驗證了該保護方案的有效性與可行性。

1 含DG 的電網故障特征

電網中微源大多是以新能源發電單元形式存在的逆變型DG，例如光伏、風機等。不同于傳統發電形式，此類微源出力受環境天氣與時間的影響很大，極端情況甚至會停止出力或因不可控因素斷開與電網的連接。針對不同電網具有不同拓撲結構，接入的DG容量也各不相同，不同DG接入狀態與出力對電網保護有著重大影響，因此需要分析DG 對電網保護的影響。首先，建立含DG 的電網結構如圖1所示，分析DG1 和DG2 同時接入、DG1 單獨接入、DG2 單獨接入不同接入狀態下的保護動作情況。其中，DG1容量為3 MW；DG2容量為2 MW；ES為系統側輸出電壓；EDG1為DG1輸出電壓；EDG2為DG2輸出電壓。

圖1 含DG 的電網結構Fig.1 Grid topology with the access of DG

由圖1 可知，由于保護5 故障時的故障電流呈雙端輸入，因此以該段保護為例進行分析。當線路EF 發生三相短路故障時，故障電流由DG1、DG2 與系統側電源共同提供，由于傳統保護為單側電源下的保護整定，因此DG 的接入將對保護產生影響。通過仿真分析不同接入狀態下保護5的動作情況，得出不同DG 接入下保護動作狀態如表1所示，其中，“1”表示DG接入系統，“0”表示DG未接入系統。

表1 不同DG 接入下保護動作狀態Tab.1 Protection action status with the access of different DGs

由表1 可以看出，當DG1 和DG2 同時接入時，保護能較快地切除故障，滿足保護要求；當DG1 或DG2退出時，保護5仍按當前整定值整定，動作時限將產生較大延時，在DG輸出功率較低的情況下，甚至會產生拒動。

由此可見故障電流隨DG 接入、出力變化而變化，進而對保護的速動性與可靠性產生影響。因此，需要研究一種適合DG 間歇性變化的自適應保護方法來滿足系統的保護需求。

2 反時限低阻抗保護原理與整定方法

不同于傳統電流保護，反時限保護動作時限隨短路電流變化而變化，短路電流越大，動作時間越短。一般反時限過流保護的動作延時方程可表示為

式中：t為保護動作延時；Td為時間整定系數；I為流入保護安裝處電流；Iop為保護裝置啟動電流；A為反時限曲線形狀系數；B為曲線平移系數。

當測量電流大于保護裝置啟動電流時，保護將啟動。根據保護原則，要求系統正常運行時保護不動作，相鄰線路故障切除后保護返回，因此，對線路時間整定系數Td與啟動電流Iop進行整定。

結合圖1 電網結構，線路整定首先從距離電源G最遠的保護3開始進行整定，即

式中：Iset為電流整定值；Krel為可靠系數；Kss為自啟動系數；Kre為電流繼電器的返回系數；ILoad.max為正常運行最大負荷電流。

啟動電流按式（2）整定為Iop1，對應的動作時間為t1；線路CD 首端短路時，在短路電流IL.max的作用下，保護3 可以整定成固有動作時間tc，由此可得保護3的時限動作特性曲線，從而確定保護安裝處的時間整定系數Td與啟動電流Iop。對保護2進行整定，其啟動電流同理整定為Iop2；在線路BC 首端短路時，為了保證網絡的選擇性，當短路電流為IL.max時，保護2 可以整定為固有動作時間tb，且必須保證保護2的動作時限比保護3高出一個時間階梯Δt，即tb=tc+Δt。據此可得保護2 的時限動作特性曲線，從而確定其時間整定系數Td與啟動電流Iop。其余保護的動作特性曲線的確定方式與上述保護2、3同理。

根據保護整定原理，將傳統反時限過流ITOC（inverse-time over-current）保護和低壓反時限保護二者的保護原理相結合，提出ITLI保護。引入阻抗因子Z*的ITLI保護延時方程可表示為

式中：Z*為低阻抗加速因子；Zm為測量阻抗，即短路點到保護安裝處的距離；Zline為被保護線路阻抗；m為綜合系數，用于調節保護靈敏度。

圖2（a）為ITLI保護的動作特性，由圖2（a）可以看出，在保護區域內發生故障時，隨測量阻抗的減小，即故障電流增大、電壓減小，動作時限減小，總體上呈反時限特性。圖2（b）為根據ITLI 保護動作特性提取的不同測量阻抗對應的反時限動作曲線，其中，實線為不同測量阻抗下的反時限特性曲線，虛線為發生某一具體線路故障時，根據其測量阻抗選定的反時限特性曲線。ITLI 保護會針對線路故障或系統拓撲結構變化，確定不同線路的測量阻抗，選取對應的反時限動作曲線，并根據其故障電流值，確定故障的切除時限，完成保護整定值的計算和修正，從而實現系統的反時限保護。

圖2 不同線路阻抗下ITLI 保護動作特性Fig.2 Action characteristics of ITLI protection under different line impedances

為防止區外故障時阻抗因子Z*過大導致上、下級保護失去配合，對阻抗加速因子Z*分段取值[15]，即

當發生區外故障時，阻抗加速因子Z*恒為1，使區外故障時上、下級線路之間動作延時不變，保證保護的選擇性。圖3 為ITLI 保護動作延時與短路位置關系曲線，當電網發生區外故障時，由于阻抗因子恒為1，不會使后備保護動作延時增大，同時由于以阻抗因子作為保護動作依據，進而解決了區內短路時靠近系統側電源保護速動性差的問題。

圖3 ITLI 保護動作延時與短路位置關系曲線Fig.3 Curve of relation between ITLI protection action time delay and fault location

3 基于DG 發電出力的DG-ITLI 保護方法

3.1 基于阻抗修正系數的阻抗修正

在第2 節針對反時限保護的分析中，均是以金屬性故障為前提進行分析。然而實際系統形成的故障回路中存在由故障電弧形成的過渡電阻，且電弧電阻隨電弧不斷延伸逐漸增大，使保護處電氣量發生變化，最終影響阻抗加速因子Z*的取值。為避免過渡電阻對保護整定產生干擾，利用阻抗修正系數對測量阻抗進行修正，即對過渡電阻產生的附加阻抗進行補償，保證阻抗加速因子Z*的準確性。

由于過渡電阻的干擾，實際情況下測量阻抗與真實阻抗的關系可表示為

式中：Um為測量電壓；Im為測量電流；Uf為故障點電壓；If為短路電流；Rg為過渡電阻阻值。

針對故障點兩側存在DG 的雙電源系統，分析其故障狀態下的電壓電流如圖4所示。其中，ZS為DG1的等效阻抗；ZDG2為DG2的等效阻抗；ZLine為本段被保護線路阻抗；α為故障位置占比系數；OM為保護點M處測量電壓UM；ON為保護點N處測量電壓UN；OF為故障點F處測量電壓Uf；Rf為故障點故障電阻；IN為N點處測量電流矢量；ψ為偏移角，即測量電流Im與故障點電壓Uf之間的夾角；φline為線路阻抗角，即測量電流Im與線路MF 之間的夾角；φui為測量阻抗角，即測量電流Im與測量電壓Um之間的夾角。由于故障點兩側DG 電流均流入故障點F，則If=Im+In。

圖4 雙側DG 故障下電壓、電流分析Fig.4 Voltage and current analysis under dual-side DG fault

以O為原點，作線路MF 的垂線，交MF 延長線于點A，那么MO與AO之間的夾角為φui+90°-φline。垂直點P為保護整定的邊界點，如果故障發生在保護范圍內，則點P就位于線路MF的延長線上；如果故障發生在保護范圍外，則點P就位于線路MF上。MF 為保護安裝點M到故障點F的電壓差，其值為測量電流Im與短路點到保護安裝處的線路阻抗Z的乘積，即|MF|=|ImZ|。在同一故障點發生不同大小過渡電阻故障時，OF在以Uf為弦的圓弧上移動，MF 仍為故障點F到保護安裝處線路上的壓降U。由此可得各電氣量之間的關系為

整理后可得

式中，Z為真實阻抗。

將式（4）、（7）聯立可得

式中：ka為阻抗修正系數；ψ為測量電流Im和故障電壓Uf的夾角。

由式（6）～（9）可知，對ITLI 保護中的測量阻抗進行修正，需要求得阻抗修正系數ka；對過渡電阻的修正計算，關鍵在于對故障偏移角ψ的求解。

3.2 基于故障偏移角的阻抗補償

由于故障點處故障電壓Uf和故障電流If同相位，因此偏移角ψ可看作為故障點故障電流If和故障測量電流Im之間的夾角。但實際測量中無法測得故障點故障電流If，因此利用保護安裝處電流測量值Im來計算偏移角ψ。

由圖4（a）故障下的邊界條件可得偏移角ψ為

故障點的負序電流和零序電流可表示為

式中：If2為負序故障電流；If0為零序故障電流；Im2為故障點測量負序電流；Im0為故障點測量零序電流；Cm2為負序電流分配系數；Cm0為零序電流分配系數；ZZ2、ZZ0和ZR2、ZR0分別為故障點上游線路負序阻抗、零序阻抗和下游線路負序阻抗、零序阻抗；ZL2為線路負序阻抗；ZL0為線路零序阻抗；α為故障位置占比系數。

在傳統配網中，一般將負序電流分配系數和零序電流分配系數作為常數。但在DG大量滲透的情況下，由式（11）可得，負序、零序電流分配系數受DG 等效阻抗影響很大，不再適合作為常數。因此基于電流分配系數，根據圖4雙側DG的電壓、電流關系，建立故障偏移角ψ與DG 等效阻抗XN之間的等效拓撲如圖5所示。其中，ZM為M側DG等效阻抗；ZN為N側DG 等效阻抗；y為故障點至M側線路總長；l為MN線路總長；ΔIM為M側DG 所產生的電流偏移量；ΔIN為N側DG 所產生的電流偏移量；ΔIf為故障點的電流偏移量；Rf為故障點電阻；rL為單位長度線路阻抗。

圖5 含DG 系統故障分量等效拓撲Fig.5 Equivalent topology of system fault components with DG

基于故障時電壓電流向量的關系，對偏移角ψ進行分析，可得

式中：U為DG 輸出電壓；XM為M側DG 的等效電抗；XN為N側DG的等效電抗；XL為單位線路的等效電抗；rL為單位長度線路阻抗；δ為ΔIf和ΔIm的夾角。

由式（13）可知，偏移角ψ受M、N兩側DG 阻抗影響，并隨DG等效阻抗XM、XN實時變換。

3.3 基于DG 發電出力的DG-ITLI 保護整定

在第3.2 節中已建立保護動作時限與DG 等效阻抗的關系模型，但DG間歇性特點具體體現在DG出力的實時變化而非其等效阻抗變化，因此需在保護動作與DG發電出力間建立關系模型。以光伏微源為例，根據其發電出力特性建立光伏發電出力P與其等效阻抗XN的關系模型。將系統短路時最大可升高電壓與最大可升高電流之比來近似表示微源等效阻抗，分析不同功率等級發電出力P與其對應等效阻抗XN的關系，并根據發電出力P與等效阻抗XN之間的對應關系進行擬合，得到二者的關系呈冪函數形式如圖6所示。

圖6 等效阻抗與光伏出力擬合曲線Fig.6 Fitting curve of equivalent resistance and photovoltaic output

設XN=F(P)=aPb，利用最小二乘法確定P與XN之間的關系，設函數G為

式中：a、b均為擬合系數；P為DG發電出力大小；Xi為第i個光伏點阻抗大小，i=1，2，…，n，n為曲線擬合數據的數量；Pi為第i個光伏點發電出力大小。

對函數G分別求a和b的偏導可得

將圖2 各點數據帶入，可得光伏發電出力P與等效阻抗XN滿足的冪函數關系為

將式（3）、（7）、（9）、（13）、（16）聯立可形成DGITLI保護的判別整定依據為

根據式（16）發電出力P與等效阻抗XN的關系，可得發電出力的實時變化影響其等效阻抗實時變化，進而影響式（13）中故障偏移角ψ的變換；故障偏移角ψ與阻抗修正系數ka有關，通過對阻抗系數的修正，能較大程度地降低過渡電阻的干擾，從而保證式（4）中阻抗加速因子Z*的準確性，進而保證DG-ITLI保護的速動性與選擇性。

4 仿真驗證

4.1 電網結構及相應參數

基于第3.1～3.3節理論分析，以光伏DG作為微源，搭建如圖7所示的電網結構拓撲，詳細對比分析ITOC 保護、低壓ITOC（UA-ITOC）保護、傳統低阻抗ITOC（ZA-ITOC）保護、改進低阻抗ITOC（IZA-ITOC）保護、DG-ITLI 保護動作時限與上、下級保護配合的能力。其中，系統電壓等級為10 kV，DG 均為逆變型微源，容量為5 MW，通過不同百分比發電出力改變其輸出功率；最大輸出電流為額定電流的2倍，DG均采用恒功率控制方式且考慮其低壓穿越作用的影響；上、下級線路保護時間階梯Δt=0.5 s ；配網等效阻抗ZS=j0.5 Ω 、z=0.210+j0.287 Ω/km，線路長度均為10 km，配置均為反時限保護。

圖7 電網系統結構Fig.7 Structure of grid system

（1）對無DG接入三相短路情況下，各保護的保護效果進行對比分析。線路AB段短路，保護1 動作，保護延時情況如表2所示。由表2可以看出，保護1 由于靠近電源側，ITOC 保護動作延時較長，動作速度較慢；UA-ITOC保護與ZA-ITOC保護有一定程度的加速效果，但不夠明顯；IZA-ITOC 保護與DG-ITLI保護動作延時最短，動作速度最快，能最大程度滿足保護速動性。在DG-ITLI保護下末端保護出口處的故障電壓、電流波形如圖8、9所示。由圖8、9 波形可以看出，當0.2 s 發生故障后，經由DGITLI 保護判據并快速動作，將故障切除，系統恢復運行。故DG-ITLI 保護的動作較其他保護更加迅速，保證了保護的速動性。

表2 線路AB 短路保護延時Tab.2 Protection time delay under short-circuit fault condition at Line AB s

圖8 DG-ITLI 保護下故障電壓波形Fig.8 Fault voltage waveform under DG-ITLI protection

圖9 DG-ITLI 保護下故障電流波形Fig.9 Fault current waveform under DG-ITLI protection

（2）線路CD段短路，保護1、2、3 均動作，其動作延時如表3所示。由表3 可以看出，在UA-ITOC下保護2 與保護3 時間階梯Δt＜0.5 s，不滿足保護配合時限；而DG-ITLI能夠有效保證上、下級時間階梯，保證系統的選擇性；在速動性與可靠性方面，DG-ITLI相比傳統保護，更加迅速與可靠，并能較好地滿足上、下級保護的故障處理。

表3 線路CD 短路保護延時Tab.3 Protection time delay under short-circuit fault condition at Line CDs

4.2 阻抗加速因子補償可靠性仿真結果分析

表4 DG 相鄰線路AB 短路時保護動作延時Tab.4 Protection action time delay under short-circuit fault condition at Line AB which is adjacent to DGs

4.3 過渡電阻抗擾仿真結果分析

針對電網發生故障情況后，線路過渡電阻從0開始逐漸變化，持續對測量阻抗產生干擾的情況，來驗證在過渡電阻干擾下，各保護方案能否保證故障可靠切除。將DG1、DG2 分別接入母線E、F，線路EF故障時，對比不同過渡電阻對各保護的影響，其結果如表5所示。

表5 經不同過渡電阻線路EF 短路時保護動作時間Tab.5 Protection action time under short-circuit fault condition at Line EF with different transition resistancess

由表5可以看出，ITOC保護隨過渡電阻增加動作延時嚴重，基本沒有過渡電阻抗擾能力，保護的速動性與上、下級保護配合均受到較大影響；IZAITLI保護在過渡電阻較小時，一定程度上能夠保證保護的速動性，但隨著過渡電阻增大，由于其無法進行阻抗修正，故障偏移角ψ逐漸增大，上、下級保護的時間階梯也逐漸偏移，與式（7）理論分析一致；DG-ITLI保護由于引入阻抗修正系數ka，對測量阻抗進行修正，最大限度補償因過渡電阻產生的附加阻抗，在滿足保護速動性的前提下，還能較好的保證上、下級線路的保護配合關系，且在高阻故障狀態下，仍具有較好的動作特性。

4.4 DG 間歇發電出力抗性仿真結果分析

針對DG大量接入電網并間歇性頻繁變換的特性，分析在不同出力DG 接入下各保護的可靠性。將DG3 接入母線H，線路HI故障時，不同出力DG3對各保護影響，具體對比DG3 出力為10%、20%、50%、80%和100%的情況下，線路HI短路保護動作時限如表6所示。

表6 不同DG 出力下線路HI 短路保護動作時限Tab.6 Protection action time under short-circuit fault condition at Line HI with different DG output s

由表6可以看出，隨著DG出力減小，其等效阻抗XN增大，過渡電阻影響減小，DG 提供的故障電流逐漸減小，致使保護7 與保護8 的動作時間差逐漸減小。當DG出力為20%時，ITOC與IZA-ITOC保護動作時限差小于標準時間階梯Δt，可能造成保護誤動，降低保護的可靠性；而DG-ITLI 保護針對DG出力變化時保護點故障電流、電壓的不同，選擇不同反時限動作特性曲線，形成針對DG 出力變化的自適應保護方案，保證保護可靠性；即使在DG出力僅為10%的情況下，上、下級保護時限仍然維持在標準時間階梯Δt下，保證保護的選擇性；而在其余出力情況下，DG-ITLI 保護也具備良好的速動與選擇能力。

為驗證在ITLI和DG-ITLI保護下線路保護選擇性效果，調節DG 為100%、80%、60%、50%出力，線路每500 m 處設置三相短路故障，分析DG 的助增效應對ITOC保護選擇性的影響，將不同DG發電出力的離散點數據進行擬合形成曲線如圖10所示。

圖10 不同DG 發電出力下ITLI 保護的時間階梯Fig.10 ITLI protection time steps under different DG output

由圖10可以看出，在DG出力為100%的情況下，DG 的助增效應對線路保護產生的影響最大，故障點由保護出口處向保護末端移動的過程中，保護7與保護8之間的時間階梯逐漸減小至負數，保護逐漸失去選擇性；在DG 出力為80%的情況下，DG 的助增效果相對減弱，選擇性失配點(Δt78＜0)相較于100%出力下向線路后端移動，但保護依舊會失去選擇性。

通過對比可以發現，DG的發電出力越大，其助增效應越明顯，對傳統線路保護的影響越大，甚至導致其失去選擇性。

在相同故障條件下，對DG-ITLI 保護的選擇效果進行仿真驗證，將不同DG 發電出力的離散點數據進行擬合形成曲線如圖11所示。

圖11 不同DG 發電出力下DG-ITLI 保護的時間階梯Fig.11 DG-ITLI protection time steps under different DG output

由圖11 可以看出，由于DG-ITLI 保護通過DG出力對阻抗修正因子進行自適應修正，實現了對反時限動作曲線的優化，能準確地反應線路各處的故障，在不同DG出力的情況下均可以保證上、下級的保護配合；且在保證保護上、下級配合關系的前提下，能夠最大程度保證保護快速動作，確保全線保護的速動性與選擇性。

綜上仿真結果可以看出，DG-ITLI 保護針對不同DG 出力采用特定反時限特性曲線，以保護速動性為最優前提，同時盡量保證上、下級保護之間的保護配合；DG-ITLI保護以阻抗參數作為保護依據，使保護具有距離保護的優越性，能夠反應故障距離，不受系統運行方式和故障類型的影響，即使在被保護線路末端發生故障，仍能以較快的速度動作。

5 結論

本文針對DG發電出力間歇性變化對電力系統繼電保護的影響，提出一種基于DG 出力變化的自適應反時限低阻抗保護方法，該方法針對DG 的發電出力特性，利用故障偏移角與阻抗修正系數補償附加阻抗，通過DG 出力狀態選擇合適的反時限特性曲線和動作時間常數，進而完成ITLI保護定值的自適應整定。該方案具有以下特點：

（1）當被保護線路發生區外故障時，利用阻抗加速因子分段取值，保證了保護的選擇性；

（2）該保護方案具有較好的抗過渡電阻能力，在高阻故障狀態下，仍具有較好的動作特性，保證了保護的速動性；

（3）該保護方案能自適應根據DG 發電出力選擇動作曲線，不需要隨DG間歇性變換切換整定值，進一步提高了自適應保護的性能。