基于故障電壓特性的含DG輻射型配電網保護方法

徐峰,方愉冬,李躍輝,杜浩良

基于故障電壓特性的含DG輻射型配電網保護方法

徐峰1,方愉冬2,李躍輝1,杜浩良1

1. 國網浙江省電力有限公司金華供電公司, 浙江 金華 321000 2. 國網浙江省電力有限公司, 浙江 杭州 310007

鑒于基于通信鏈路的配電網保護方法成本高且易受通信故障影響，本文提出了一種無需通信的含DG輻射型配電網保護方法。該方法基于故障點線路兩端電壓較低的特性，利用本地局部電壓測量值計算繼電器工作時間，并在主備繼電器之間的電壓幅值差異非常小的情況下創建適當的協調時間間隔。此外，該方法不受分布式電源的類型、容量以及位置的影響。經過對一個9節點低壓配電系統以及一個95節點中壓配電系統測試，結果證明該方法的適用性，有效性和簡易性。

故障電壓; 配電網; 保護方法

含分布式電壓（DG）的配電網保護是一個復雜的問題，不同類型的DG會貢獻不同的故障電流。同步電機型DG的故障電流可以達到其標稱電流的幾倍，逆變型DG的故障電流可以在0.5至2倍之間，具體取決于逆變器類型[1,2]。此外，DG出力的隨機性可能導致故障電流的大小和方向發生變化[3]，例如太陽能發電廠在夜間不發電，風力發電廠僅在有風時才產生電能。

DG的接入導致輻射型配電網短路電流方向改變，從而產生誤動的情況[4]。文獻[5]為了滿足保護的選擇性要求，在過電流保護基礎上使用方向元件。文獻[6]提出了一種基于逆變型DG的過電流和低電壓協調保護方法，該方法主要基于逆變器不同的控制模式。文獻[7,8]提出了差動保護的方法，但是配電網內線路數量大且線路短，需要進行通信，因此使用差動保護方法困難而昂貴。文獻[9,10]提出了一種距離保護方法，在具有DG的配電網中使用距離保護的主要問題包括饋線長度較短，以及由于DG容量和位置的變化而導致的電流對計算阻抗產生的影響。文獻[11]中提出了一種基于電壓的保護方法，該方法使用了繼電器和DG端子處的電壓測量設備之間的通信鏈路。

目前，含DG的配電網的大多數保護方法是基于通信或需要快速處理單元的通信輔助方法，該方法的缺點在于成本更高且易受通信故障的影響。通信鏈路的可靠性保護方法的重要參數，為此，保護系統必須能夠在不同的故障條件和DG接入條件下運行，配電網保護系統必須具有適當的選擇性和穩定性特征。本文提出了一種基于故障電壓特性的含DG輻射配電網的保護方法，并針對低壓和中壓配電系統測試了該方法。該方法可以應對不同的故障條件以及不同的DG類型，容量和位置。

1 故障電壓特性

本文提出了一種新的基于電壓保護的含DG的配電網保護方法，該方法無需通信。由于DG的存在會影響故障電流的方向，因此要使保護系統正常運行，繼電器必須配備一個方向性元件。所提出的方法適用于不同故障情況下的主保護和備用保護。

1.1 故障電壓分析

在發生故障時，某一節點離故障點越近其電壓幅值越低，并且電壓幅值通過增加距故障位置的距離而增大，與DG類型和故障狀況無關。

圖1給出了一個簡單的四節點配電系統，其中節點1、2之間線路阻抗為0.42+j0.57 Ω，節點2、3之間線路阻抗為1.13+j1.37 Ω，節點3、4之間線路阻抗為0.28+j0.38 Ω。假設在節點2和3之間線路某處發生故障，并且故障位置到節點2的距離可表示為該線路長度的1％到99％之間。圖2給出了在存在逆變型DG的情況下，并網運行模式下具有不同故障電阻Rf的節點3與節點4電壓幅值。可以看出，與故障狀況和DG類型無關，更接近故障位置的節點的電壓幅度較低。在圖2中，為了更好地顯示電壓幅度和電壓差，每個子圖中電壓幅度的比例（y軸）不同。

圖 1 某4節點配電系統

經仿真結果分析，可以從圖2中看到，節點3和節點4中的故障電壓幅度在小于額定電壓的1％到大于90％的范圍內變化，具體取決于故障阻抗和到故障的距離。節點3和節點4的相鄰母線之間的故障電壓幅度之差也非常小，范圍小于1％。同步電機型DG其圖趨勢與圖2相似。因此，所提出的方法必須能夠在不同的故障條件下運行，而不同的故障條件會導致不同的故障電壓幅值。此外，該方法必須能夠在主備繼電器之間的電壓幅值差異非常小的情況下創建合適的協調時間間隔（CTI）。

該方法的主要思想是，在任何故障情況下，無論DS的工作方式、DG的類型、大小和位置如何，靠近故障位置的母線電壓值都較低。

圖 2 逆變型DG在不同故障電阻下的電壓

1.2 電壓特性公式

繼電器運行時間取決于繼電器位置的故障電壓幅度。較低的電壓幅值表示故障較近，因此繼電器的工作時間必須更短。繼電器的工作時間如式（1）所示。

式中，是繼電器的工作時間；T是斷路器的操作時間，通常設置為非零值，例如在0.03至0.08秒之間；TDS是時間刻度設置；參數的計算方法如下：

式中，V是基于系統標稱電壓的每單位故障電壓幅度；是恒定參數。

將取不同值計算結果如圖3所示，在故障電壓幅值不斷增大的情況下，繼電器的工作時間會增加。此外，由于故障特性的斜率很大，故障電壓極低時故障電壓之間的時間差會很大。三相系統則需要計算各相跳閘時間，并根據整個繼電器的運行時間確定下限時間，以將其發送給相關斷路器。

因此，擬議特性的兩個主要設置是和TDS。設置對繼電器特性和跳閘時間的影響如圖3所示，其中較低的設置會導致特性斜率的增加。

圖 3 電壓特性曲線圖

在配電網發生短路時，短路電流由包括上級電網和DG在內的電源提供。根據源到故障點的各自位置以及DG的類型的不同，來自源的每個饋電路徑中的故障大小可能非常不同。例如，電流從上級電網流向故障位置，而故障電流從低功率的同步電機型DG或逆變型DG流向故障位置。故障電流的這種極端差異也可能是由故障位置的變化引起的，其結果是導致過流繼電器無法保持協調。因此，為了克服故障電流變化大、繼電保護缺乏協調等問題，許多方法都建議使用通信鏈路。

另一方面，配電網中的一個故障會導致系統的電壓整體下降。越接近故障位置，電壓降逐漸增大。與故障電流相對于故障位置的大變化相比，電壓量值只能在每單位0到1之間變化。因此，如果可以找到一種基于電壓的特性，這種特性可以對故障期間的電壓幅度的微小變化作出響應，那么它就可以用來進行協調。所提出的特性曲線是標準的IEC標準時間-電流特性和標準對數過流特性的乘積，標準對數過流特性通常用于熔斷器，不同之處在于使用單位電壓的倒數，而不是電流。

用1/V代替I的IEC特性曲線如圖4所示，可以觀察到在低電壓下曲線的斜率是正的，但電壓非常低。1/V代替I的熔斷器的特性如圖5所示，可以看出在低電壓時具有非常高的負斜率。將這兩條曲線相乘得到的新特性曲線，即圖3所示，該特性在極低電壓時具有一個急劇的斜率，可以在低電壓的總線之間產生一個分辨時間差。協調的繼電器設置是在高故障下完成的，因此，通過設置適當的TDS可以滿足協調時間間隔（CTI）要求。另一方面，對于低阻抗結果，由于繼電器運行時間的增加，導致故障電壓幅值的增加，可以通過選擇的TDS來實現繼電器的協調。

因此，從圖3可以看出，所提出的特征具有建立系統繼電器之間協調關系的特征。

圖 4 1/Vfc代替Ifc的IEC特性曲線

圖 5 用1/Vfc代替Ifc的熔斷特性曲線

2 基于電壓特性的繼電器設置

2.1 繼電器參數設定

由式（1）及式（2）可知，繼電器參數主要為TDS和值。為了確定所有繼電器的TDS和m值，首先對于正向繼電器，將m值設置為在0.1與3之間的任意一個值，然后通計算TDS。然后保持改TDS值不變，通過改變取值使得滿足CTI要求。

以圖1中的輻射型配電系統為例說明TDS的確定過程。對于節點4處的故障，繼電器R5，R3和R1分別是主繼電器，備用繼電器1和備用繼電器2。這些繼電器被稱為正向繼電器。對于節點1處的故障，繼電器R2，R4和R6分別是主繼電器，備用繼電器1和備用繼電器2。這些繼電器稱為反向繼電器。

基于電壓特性的繼電器協調過程與過電流繼電器相同，不同之處在于過流繼電器TDS設置在產生最大故障電流的網絡運行條件下，而在本文中最壞的情況是在故障條件下產生最大電壓降的網絡運行條件下。為了獲得最大壓降，在發生短路故障時，配電網逆變型DG應處于孤島模式。為了確定正向繼電器的TDS，在孤島模式下將電網源替換為逆變型DG。為了確定反向繼電器的TDS，將逆變型DG放置在饋線末端，并斷開電網電源，選擇逆變型DG容量以提供所有配電網負載。在饋線B4的末端施加了一個三相短路故障，并且使用故障電壓特性來計算繼電器R5的運行時間。R5的TDS設置為獲得可接受的最短時間，R4的TDS與R5配合設置一個合適的CTI。并使用相同的過程確定反向繼電器的TDS。

2.2 高阻抗故障繼電器啟動

當故障電阻過大時，繼電器位置的電壓幅值可能非常接近于電流互感器的電壓幅值，低于正常運行狀態下的電壓幅值。因此，當電壓量值在額定電壓范圍內(0.9~1.1 p.u.)時，需要一個繼電器啟動元件來啟動繼電器。

如果繼電器位置的故障電壓小于電壓閾值(V)，則為0.85 p.u。因此，當故障電流超過最大正常負載電流的1.2倍時，可以通過過流元件檢測故障。通常來說，大于40歐姆故障電阻可歸類為高阻抗故障(HIF)，可由HIF檢測器檢測[12]。啟動繼電器程序流程見圖6。

3 測試案例分析

本節介紹了低壓和中壓輻射型配電測試系統，用于驗證本文基于電壓特性的保護方法。

3.1 低壓配電系統

低壓配電網的額定電壓為380 V，具有6個節點，5個DG和10個定向繼電器，如圖7所示。線路型號為為150 mm2鋁線，阻抗為0.207+j0.072 Ω/km。L12，L23，L34，L45和L56的線長分別為90、18、17、22和14 m。除節點1之外，每個母線都連接了具有0.85滯后功率因數的10 kVA負載。10 kV/380 V變壓器的故障電流大小為5 kA。

設節點2至節點6上DG的DG類型分別為同步電機、逆變器、同步電機、逆變器、同步電機，容量均為15 kVA。正向繼電器R1，R3，R5，R7和R9的值分別設置為2、1.5、1.3、1.3和0.5，其余反向繼電器的值設置為0.5。所有繼電器r值設置為0.03。考慮了三種不同的故障類型，包括三相短路故障、雙相和單相接地故障。表1列出了繼電器的TDS值。

各線路分別在各類故障下的繼電器運行時間以及CTI如表2所示，合適的CTI為0.2 s。結果表明，通過該方法可以實現繼電器設置，從而確保針對不同故障類型均與等于或大于0.2 s的CTI進行適當的協調。在不同故障類型下，系統中主繼電器的運行時間總和等于5.92 s，備用繼電器為9.73 s。

圖 7 低壓輻射型配電系統

表 1 各繼電器的TDS值

表 2 低壓配電系統的主、備用繼電器工作時間

3.2 中壓配電系統

第二個測試配電網是圖8所示的10 kV輻射型配電系統。該系統電網電源來自一個的110 kV/10 kV變壓器，110 kV母線上的故障電流為4 kA。該中壓配電系統含95個節點。接入了五個分布式電源DG1-DG5，通過具有3％瞬態電抗的0.4/10 kV升壓變壓器連接。配備了13個定向繼電器（R1至R13），以保護由幾條線組成的每個區域。圖中F1至F4代表故障位置四個不同的故障位置，每個故障位置考慮了三種不同的故障類型，包括三相短路故障、雙相和單相接地故障。

為驗證中壓配電網中的保護方法，DG1至DG5的類型分別為逆變器型、同步電機型、逆變器型、同步電機型、逆變器型，其中DG2容量大小為2 MW，其余均為1 MW。正向繼電器R1，R3的值設置為1，其他正向繼電器R5，R7，R8，R9，R11和R13的值設置為0.8，其余所有反向繼電器的值設置為0.5，所有繼電器的T值設置為0.03。表3列出了中壓配電網的繼電器的TDS值。

對故障電阻故障電阻R等于20 Ω和40 Ω時進行計算，為簡便起見，表4僅給出了故障電阻f等于20 Ω時的結果。在三相短路故障情況下，在不同故障類型下，中壓配電網的中主繼電器的運行時間總和等于11.217 s，而備用繼電器的運行時間為20.167 s。當R=40 Ω時，主繼電器的總運行時間為16.582 s，備用繼電器的為23.135 s。從表4中可以看出，不同故障類型下的所有故障點均滿足0.2 s的CTI約束。

圖 8 中壓輻射型配電系統

表 3 各繼電器的TDS值

表 4 中壓配電系統的主、備用繼電器工作時間

從結果可以看出，所提出的方法可以在不同的故障類型和電阻下在兩種工作模式下實現適當的保護協調。主繼電器在各種故障條件下的繼電器工作時間都很短，在兩種運行模式下，CTI還滿足各種故障條件和故障位置。因此，該方法具有適當的速度和選擇性。

當F6處的故障阻抗提高到40 Ω時，不考慮繼電器R9和R3之間的最小CTI，在高故障電壓下，隨著電壓的微小變化，繼電器工作時間的變化非常小。因此，在這種情況下，由于故障電壓非常接標幺值1個，因此無法滿足最小CTI。可以看出，在其他故障位置和條件之間有適當的協調。

對繼電器啟動元件而言，每個繼電器都需要電流互感器（CT），該方法的優勢在于無通信需求。

4 結論

本文提出的基于電壓的繼電器特性配電網保護方法，可用于帶有分布式電源的輻射型配電網。繼電器設置的兩個主要參數為和TDS。配電系統中所有繼電器的TDS設置都相同，僅改變前向繼電器的值以滿足CTI約束。通過對不同DG尺寸和位置，故障條件和配電網運行方式下的低壓和中壓配電系統的仿真研究，驗證了該方法的有效性。結果表明，該方法無需通信，在不同速度下均具有較好的選擇性。

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The Protected Method of Power Distribution Network with DG Radiation Pattern Based on Fault Voltage Characteristic

XU Feng1, FANG Yu-dong2, LI Yue-hui1, DU Hao-liang1

1.321000,2.310007,

The current distribution network protection method based on communication link is costly and susceptible to communication fault impressions. A protection method radiant distribution network with distribution generation without communication is proposed. Based on the characteristic of lower voltage at both ends of the line at the point of failure, the party calculates the working time of the relay by using the local local voltage measurement value, and creates an appropriate coordination time interval when the voltage amplitude difference between the main and backup relays is very small. In addition, the method is not affected by the type, capacity, and location of the distributed power source. A 9-node low-voltage power distribution system and a 95-node medium-voltage power distribution system were tested, and the results proved the applicability, effectiveness, and simplicity of the method.

Fault voltage; distribution network; protected method

TM77

A

1000-2324(2021)01-0137-06

10.3969/j.issn.1000-2324.2021.01.024

2018-12-15

2019-02-09

國網浙江省電力有限公司科技項目:基于配電網模型的繼電保護整定計算平臺研究(5211JH1900M1)

徐峰(1979-),男,碩士,高級工程師,研究方向:電力系統繼電保護. E-mail:liyuehui_1982@163.com

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