国网福建省电力有限公司程诺等｜计及联络开关投切的有源配网电流速断保护定值优化方案

文摘 2024-11-09 10:15 北京

来源：《中国电力》2024年第10期

引文：程诺, 陈大才, 陈雪, 等. 计及联络开关投切的有源配网电流速断保护定值优化方案[J]. 中国电力, 2024, 57(10): 90-101.

编者按

随着新型电力系统的发展，分布式电源并网容量迅速增加。其中，由于光伏具备发电设备简单、建设周期短、维护成本低的优点，光伏等逆变型分布式电源（inverter interfaced distributed generat-or, IIDG）在配电网中应用最为广泛。国家能源局发布2023年1月—11月光伏新增装机容量达163.88 GW，超过2021和2022年装机容量之和，达全球总装机容量的一半。这标志着高比例、大容量分布式光伏电源并网已成为我国配电网发展的主要趋势之一。

《中国电力》2024年第10期刊发了程诺等撰写的《计及联络开关投切的有源配网电流速断保护定值优化方案》一文。文章提出了计及联络开关投入的有源配电网电流保护定值优化方案。首先，在分析光伏电源接入后故障电流特性的基础上，理清了联络开关闭合前后对电流速断保护的影响机理；其次，由配网终端实时监测开关量信息，通过主站构造实时拓扑关联矩阵求取配电网外特性，并结合光伏电源的输出特性得到光伏实时运行状态，根据实时运行状态整定保护定值；最后，在PSCAD/EMTDC中搭建配电网仿真模型，验证了所提方案的有效性。

摘要

含联络开关的有源配电网网架结构复杂、运行方式变换频繁，给依赖于静态网络拓扑和固定运行方式的传统电流保护正确动作带来很大影响。对此，提出了一种电流速断保护定值优化方案，由配电终端实时监测开关量信息，上传主站获取拓扑关联矩阵，并结合光伏电源输出特性，自适应调整保护定值。该方案可以在考虑逆变型电源出力波动性的前提下，有效增强保护应对不同网络拓扑变化的能力，通信压力小。仿真结果表明：所提方案能有效增加I段保护范围，受分布式发电（distributed generator，DG）出力影响小，可以适应配网拓扑结构变化。

考虑联络开关交流配电网系统

1.1 交流配电网系统拓扑

典型10 kV配电网线路拓扑结构如图1所示。S₁∼S₉为断路器；TS₁为常开的联络开关；f₁∼f₄为故障位置。电网经过A-B、A-E馈线向负荷供电，分布式电源分别通过B、D、E母线接入电网，联络开关配置于2条馈线末端B、E母线处。分布式光伏发电具有低成本、寿命长、无污染、稳定的优点，具有较好的发展前景，且在10 kV配电网中应用最为广泛，因此设置DG₁—DG₃均为光伏电源。为充分考虑联络开关闭合前后及DG接入对线路保护的影响，主要以典型的2个DG之间线路即DE线路为例展开分析，分别讨论、S₇、S₈处保护的适应性和定值优化。

图1 典型配电网线路示意

Fig.1 Schematic of typical distribution network lines

1.2 分布式光伏并网控制策略

光伏电源并网发电结构如图2所示。光伏阵列将光照转化为直流电输出，通过DC/DC换流器升压后接至直流母线，再经DC/AC换流器并入电网。其中，DC/DC换流器除升压外，还用于控制直流母线电压，以实现光伏电源的最大功率跟踪。图2中，u_sd、u_sq分别为光伏电源端口dq轴电压分量；u_gd、u_gq、i_gd、i_gq分别为并网点dq轴电压电流分量；分别为逆变器直流母线电压和输出参考电压；分别为正常运行和故障时输入参考电流dq轴分量；为故障后网侧正序电压幅值；P^∗、Q^∗分别为光伏输出有功、无功功率指令；R、L为逆变器电阻电感参数；θ_PLL为并网点正序电压相角。

图2 光伏电源并网发电结构

Fig.2 Grid connected photovoltaic power structure diagram

正常运行时，光伏电源逆变器通常采用电压、电流双闭环控制，控制方程为

式中：k_VP、k_VI，k_P、k_I分别为电压、电流控制器的比例、积分PI参数；ω₁为工频角频率。

光伏输出功率通常采用矢量解耦控制，一般将电网正序电压定向于d轴，输出功率因数为1，其输出功率与电流关系为

式中：为正常运行时IIDG的d轴电流参考值。

故障情况下，为防止IIDG大规模脱网破坏系统稳定性，IIDG需具备低压穿越能力。此时，光伏电源的电流输出特性为

式中：为光伏输出电流限幅值。

此外，在不对称故障情况下，为降低系统不对称程度，光伏电源普遍采用负序抑制控制策略，不会输出负序故障电流。

综上，正序网络中光伏电源可等值为压控电流源。负序网络中由于负序抑制策略的影响不会流通负序电流，其负序等效电路近似认为开路。因此，分布式光伏电源各序等效电路如图3所示。图中：下标（1）、（2）分别表示正、负序，分别表示逆变型分布式电源并网输出电压、电流。

图3 分布式光伏电源等效电路

Fig.3 Equivalent circuit of distributed photovoltaic power supply

1.3 联络开关动作要求

配电网常“闭环设计，开环运行”。正常运行状态下，联络开关保持常开状态；当交流线路发生故障被切除后，若DG无法支撑线路末端负荷，可通过在防孤岛保护动作前闭合联络开关完成系统重构，向故障线路末端负荷继续供电。防孤岛保护动作时间一般不超过2 s。同时，联络开关须在故障点被切除后才允许闭合，一般应躲开线路重合闸动作时间0.5 s~0.6 s。综上，联络开关动作合闸时间应于保护动作后0.6 s~2 s，其动作逻辑如图4所示。

图4 故障后联络开关动作逻辑

Fig.4 Action logic of contact switches after faults

适应性分析

10 kV交流配电线路保护常采用阶段式电流保护作为主、后备保护。随着IIDG的大量接入，IIDG的波动性和输出电流的非线性使线路故障电流特性发生改变，降低了传统电流保护的适应性。同时，当联络开关闭合后，流过S₇的潮流反向且大小发生变化，如仍按照传统保护进行整定已难以保证可靠性。现分析不同馈线切除、不同短路类型故障时，联络开关闭合前后保护、S₇、S₈适应性。图1所示配网的等效电路如图5所示。图中：E_s为电源电势；Z_s为电源等效内阻抗；Z_AB、Z_AC、Z_CD、Z_DE分别为对应线路阻抗，其中Z_AD=Z_AC+Z_CD为AD线路总阻抗；U_DG1~U_DG3分别为各分布式电源机端电压；I_DG1~I_DG3分别为各分布式电源输出电流。

图5 配电网等效电路

Fig.5 Equivalent circuit of distribution networks

10 kV配电网电流保护I段定值整定原则为躲过系统最大运行方式下、被保护线路末端最大短路电流；因此保护7的I段定值为

式中：为电流保护I段的可靠系数，取1.25~1.3。

2.1 相邻馈线发生故障后联络开关投入对保护影响

2.1.1 三相短路

以图1为例，当相邻馈线AB发生永久性故障被切除后，联络开关TS₁闭合。若此后DE线路区内f₄处发生三相短路故障，TS₁闭合前后故障等效电路如图6所示。图中：I₇、I₈为联络开关闭合前流过保护7、8短路电流；为联络开关闭合后流过保护7、8短路电流；Z_Df、Z_Ef分别为母线D、母线E到故障点的线路阻抗。

图6 AB断开后f₄发生三相短路等效电路

Fig.6 Equivalent circuit for three-phase short circuit at f₄ after AB disconnection

在图6 a)中，联络开关闭合前流过保护7的短路电流由大电网和DG₂同时提供，流过保护8短路电流仅由DG₃提供。根据基尔霍夫定理列写方程为

将式（5）整理为

将式（6）带入式（5），求出流过保护7、8的电流为

对比式（4）和式（7）可知，D-E线路发生故障后，流过保护7的电流构成复杂，不仅与系统拓扑及参数有关，还与光伏提供的短路电流有关，DG的助增作用易使电流I段保护范围减小。

TS₁闭合后，在图6 b)中，电网通过AE馈线向负荷L₁、L₂供电，DG₁、DG₃相当于并联在同一母线上。流过保护7、8的电流为

相邻馈线AB发生永久性故障被切除后，f₄再发生三相短路时，联络开关的投切使流过保护7电流基本不发生改变，流过保护8的电流增大。若DG₁接入容量较大，按TS₁闭合前整定的保护8定值可能导致误动。

2.1.2 两相短路

当AB线路被切除后，若DE线路区内f₄处再发生两相短路故障，TS₁闭合前后故障等效电路如图7所示。图中：上标（1）、（2）表示正、负序分量。

图7 AB断开后f₄发生两相短路等效电路

Fig.7 Equivalent circuit for two-phase short circuit at f₄ after AB disconnection

在图7 a)中，根据KCL可列写方程为

由于分布式光伏采用负序抑制策略，流过保护7、8的电流为

由式（10）可知，联络开关闭合前发生两相短路，流过保护7的短路电流仅由DG₃提供，保护7拒动风险增大。而保护8的故障电流也仅由DG₃提供，与流过保护7的电流大小相同、方向相反。

同理，TS₁闭合后若f₄点再发生两相短路，根据图7 b)可求得流过保护7、8电流为

由式（11）可知，TS₁闭合后发生两相短路，DG3与DG₁并联共同为保护7、8提供故障电流，流过保护7、8故障电流增大。若DG₁接入容量较大，按TS₁闭合前整定的保护7、8定值均可能误动。

2.2 本条馈线发生故障后联络开关投入对保护影响

2.2.1 三相短路

当AD线路发生故障被切除后，若DE线路区内f₄处再发生三相短路故障，TS₁闭合前后故障等效电路如图8所示。

图8 AD断开后f₄发生三相短路等效电路

Fig.8 Equivalent circuit for three-phase short circuit at f₄ after AD disconnection

联络开关闭合前，DG2和DG3处于孤岛运行状态，若其容量裕度小于其下游负荷，不能维持电压和频率稳定，将造成分布式电源脱网。此时，f₄处再发生三相短路故障，流过保护7、8的故障电流仅由分布式电源提供，即

分布式电源提供电流较小，保护可能拒动。

TS₁闭合后，与2.1.1节类似，可根据图8 b)求得流过保护7、8的电流为

对比式（12）与式（13），TS₁闭合前后流过保护7电流基本不变，但DE线路上潮流方向将发生变化，流过保护8电流大大增加，按TS₁闭合前整定已不适用。

2.2.2 两相短路

当AD线路发生故障被切除时，若DE线路区内f₄处再发生两相短路故障，TS₁闭合前后故障等效电路如图9所示。

图9 AD断开后f₄发生两相短路等效电路

Fig.9 Equivalent circuit for two-phase short circuit at f₄ after AD disconnection

闭合前由于DG负序抑制策略影响，负序网络断开，为0，流过保护7、8的电流为

TS₁闭合后，流过保护7、8电流为

由式（11）可知，联络开关闭合后发生两相短路，流过保护7、8的故障电流均由DG2提供，保护7、8定值有一定适应性。

利用PSCAD/EMTDC搭建图1所示的配网仿真模型进行验证。DG1~DG3接入容量均为5 MW，设置0.5 s时线路DE中点处发生金属性故障，比较不同馈线切除、不同短路类型下，TS₁闭合前后流过保护7、8的电流，仿真结果如图10所示。

图10 TS₁闭合前后流过保护7、8故障电流仿真

Fig.10 Simulation of fault currents through protections 7 and 8 before and after the closure of TS₁

仿真结果与上文理论分析结果一致：在联络开关闭合后，流过DE线路的潮流反向且大小也发生变化。尤其对于保护8，当保护所在馈线上游被切除时，TS₁闭合使流过保护8电流变化最大。按联络开关闭合前整定的保护定值将不再适用。

计及联络开关投入的电流保护方案

配电网静态拓扑结构和线路开关状态反映系统实时拓扑结构。本节使用馈线终端上传的量测信息生成拓扑关联矩阵，并结合光伏输出特性对电流速断保护的门槛值进行整定修正，以适应配电网拓扑变化等复杂运行状态。

3.1 实时拓扑关联矩阵的生成

以图1所示配网中保护7、8为研究对象，现对其所有可能的开关、线路组合方式状态进行辨识。对于保护7、8而言，线路A-C、C-D断开，联络开关闭合后，其保护整定方法相同，故可分为如图11所示的3种区域开关形态。

图11 区域开关形态

Fig.11 Regional Switch Form

通过馈线终端监测各开关状态，TS₁闭合时为0，断开时为1；对于两侧均配置断路器的线路，两侧断路器均断开时为1，其余状态为0。将开关状态上传主站，按电源侧到线路最末端断路器的顺序排列，形成开关序列。

以开关序列值为元素，构成拓扑描述矩阵C为

式中：C₁,⋯,C_j为开关信号，其中j为断路器编号。

当配电网分别处于图11中3种运行状态时，式（16）的对应的开关量信号分别是0 0 0 0、1 0 0 0、0 1 0 0。如果此时有保护动作，导致其拓扑结构发生变化，相应的开关序列也随之改变，由系统根据拓扑信息更新矩阵。

为准确求出保护自适应门槛，需根据系统拓扑准确计算出光伏电源馈出的短路电流。根据不同运行结构下的等值网络，可得光伏电源的外部网络特性为

式中：I_DGij为第i个DG第j种拓扑结构输出的电流；U_pcc为分布式电源并网点电压。a、b为网络外部特性参数，随拓扑变化而变化。在拓扑关联矩阵确定时，式（17）决定的直线可由本地测量量计算得到；将光伏电源的输出特性与外部网络特性式（3）联立总可以求得唯一解，即图12所示的交点O。O点对应的电压与电流既能满足光伏电源的输出特性，又能满足外部网络特性。因此，交点O即为当前状态下光伏电源的实际运行点。

图12 故障前后光伏外特性曲线

Fig.12 Photovoltaic external characteristic curve before and after the fault

在图11中3种运行状态下，对于故障前与D-E线路两端发生三相短路故障时，DG₂和DG₃的外部网络特性参数a和b如表1所示。

表1 故障时不同DG对应a、b的取值

Table 1 Values of a and b corresponding to different DG during faults

对于DG_i，拓扑关联矩阵T_D_G_i为

式中：C_T_S₁为联络开关开关信号；为C_TS1的取反；I_D_G_i0为联络开关断开时DG_i的外特性。

值得注意的是，当线路AB发生故障联络开关合闸瞬间，对于保护7整定而言，由于光伏电源均为PQ控制，DG1和DG3外部网络特性相同，其经dq变换后，d轴所在方向均为母线E的电压所在方向，可直接将其dq轴电流叠加，其输出特性也可由叠加得到。

3.2 基于修正参数的电流速断保护定值优化方案

3.2.1 光伏电源运行参数的计算方法

由3.1节可知，可根据电源实际运行点推导出当前的输出特性曲线，确定当前的有功输出指令P^∗。故障发生后，光伏有功指令值不变，而系统外部网络特性曲线变化，从而求得故障后光伏的实际运行点。以图1中的保护7为例，对获取上游DG2输出参数的方法进行说明。

1）测量故障前保护7处的基频电压电流由系统等效电动势及并网点上游的系统等效阻抗Z_s、线路阻抗Z_AC、Z_CD共同确定光伏电源外部网络特性曲线为

2）由于保护安装处的电压和并网点电压相等，故可将代入式（19），从而可确定光伏电源的当前运行状态

3）将该运行状态代入式（3）中，就可确定当前输出功率的指令值P^*。由于故障前2曲线交点必然位于CD段，即此时光伏电源仅输出有功电流，求解公式可简化为

4）当D-E线路末端发生三相故障时，可由量测信息确定对应被保护线路末端发生三相短路的输出特性，继而求出故障运行点，即得到故障输出电流因此，采用该计算方法可计及光伏出力波动性，提高保护可靠性。

3.2.2 线路电流速断保护定值优化方案

以图1中D-E线路首端保护7为例，当系统处于图11中运行状态1的情况下，D-E线路末端发生三相故障，配电网等效网络如图13所示。

图13 运行状态1等效网络

Fig.13 Equivalent Network of Operating State 1

按躲过D-E线路末端发生三相短路时的最大短路电流整定，保护7处修正后的电流速断整定值为

式中：Z_s.min为系统最大运行方式下的等值阻抗；为保护I段可靠系数；I_DG2由对应拓扑线路D-E末端发生三相短路故障的外部网络特性曲线与IIDG的输出特性曲线求解获得。

当线路A-B故障断开后，联络开关闭合，系统处于图11中运行状态2，此时D-E末端发生三相故障时，配电网的等效网络如图14所示，保护7处的修正后的电流速断整定值为

图14 运行状态2等效网络

Fig.14 Equivalent Network of Operating State 2

当线路A-C故障断开后，联络开关闭合，系统处于图11中运行状态3，此时D-E末端发生三相故障时，配电网的等效网络如图15所示，保护7处的修正后的电流速断整定值为

图15 运行状态3等效网络

Fig.15 Equivalent Network of Operating State 3

结合不同拓扑结构信息得保护7的总整定值为

式（24）中，光伏电源故障输出电流由故障前P^*得到，不仅考虑了拓扑结构，还考虑了IIDG运行方式的变化，更能满足不同拓扑下运行要求。

同理，拓扑变化情况下，通过网络拓扑及DG₃、DG₁馈出的短路电流，得保护8修正后保护整定值为

本文所提保护定值修正方法仅需故障前量测信息，对整定计算速度要求较低。对于配电终端上送信息的时间间隔，可根据实际现场光伏电站出力变化曲线等因素综合选取，且电网调度计划要求每10 min—15 min刷新一次，故本文配电终端向主站上送遥测、遥信的量测信息的时间间隔取10 min。

为避免时间间隔内配电网拓扑发生变化导致整定值不适用的问题，引入测量元件采集电压两侧信息，利用电压闭锁的方式避免拓扑在时间间隔内发生变化整定值不适用的问题，提高保护的可靠性。由2.3节可知，联络开关动作时间取0.6 s，低压判据延时0.6 s启动，启动后主站依据实时拓扑关联矩阵整定保护，并通过通信系统下发给保护装置。综上，定值计算流程如图16所示。

图16 计及联络开关投入的电流保护定值优化流程

Fig.16 Optimization process of protection settings considering contact switch closing

仿真验证

配电线路电压等级为10 kV，各节点间线路的长度为8 km。负荷、L₁、L₂容量分别为5 MW、 15 MW。B、D、E处分别接入光伏电站，额定容量分别为4 MW、6 MW、2 MW。配电网的线路参数为：R₁=

0.000069

Ω/km，L₁=

0.000099

H/km，R₀=

0.00011

Ω/km，L₀=

0.000195

H/km。最大运行方式下的系统电抗Z_s.min=j0.4Ω，最小运行方式下的系统电抗为Z_s.max=j0.7Ω。

4.1 保护7的Ⅰ段定值及保护范围

通过构造拓扑实时关联矩阵获取外部网络特性，结合光伏输出特性求解出DG输出电流及流过保护处电流。设置DG₂输出功率10 MW，在D-E线路发生三相短路故障时，计算结果与PSCAD/EMTDC仿真结果如表2所示。

表2 线路D-E末端发生三相短路流过保护7故障电流计算值与仿真值

Table 2 Calculation and simulation values of fault currents flowing through protection 7 after a three-phase short circuit fault at the end of line D-E

从表2结果和图17线路D-E短路电流与保护7处修正后I段整定值的关系可以看出，I₇计算值与仿真值误差不超过3.1%。用计算值修正后保护7的I段最小保护范围约为线路D-E段的33.7%，仍满足I段电流保护的基本要求。

图17 故障点位置与短路电流关系

Fig.17 Relationship of fault location and short circuit current

4.2 光伏电源不同出力下保护7的Ⅰ段定值及保护范围

按照DG输出功率为20 MW整定传统电流保护，进一步进行仿真验证f₄发生三相短路故障，DG₂出力波动时线路D-E保护7电流I段的保护范围结果如表3所示，其电流速断保护的保护范围修正前后对比如图18所示。由图18可以看出，所提方案利用实时信息更新定值，DG₂出力波动时，保护范围基本不变均大于20%。当DG2出力减小时，会减小故障期间流过下游线路的电流，且与故障前DG的出力基本呈正相关，会造成修正前的整定值保护范围显著降低，在减小到一定程度后其保护范围小于10%，达不到保护I段的要求。而本文提出的方案可以考虑计及DG实时输出更新保护7处短路电流，在线调整相应的电流保护动作定值，不受分布式电源功率波动的影响，能够保证继电保护的安全运行。

表3 优化方案下DG₂出力波动前后保护门槛值与保护范围

Table 3 Threshold values and protection range of DG₂ output fluctuation before and after optimization

图18 DG₂出力波动保护范围修正前后对比

Fig.18 Comparison of protection reach before and after be corrected under DG₂ output change

4.3 拓扑结构改变下保护7的Ⅰ段定值及保护范围

为分析网络拓扑改变对优化方案的影响。设置DG₂输出10 MW，A-C线路发生故障后0.6 s联络开关闭合，保护7的电流保护Ⅰ段修正值如图19所示，保护范围如图20所示。图20中曲线1~4分别为：联络开关闭合前、后流过保护7两相短路电流和修正前、后保护7定值。

图19 配电网结构变化后保护定值修正前后对比

Fig.19 Comparison of protection setting before and after be corrected under topology change of distribution network

图20 配电网结构变化后保护范围修正前后对比

Fig.20 Comparison of protection reach before and after be corrected under topology change of distribution network

由图19可知，在0.6 s时TS₁闭合后，保护7的修正值减小，其后稳定在2.34 kA。由图20可知，当联络开关闭合，未修正定值保护范围为0%，不满足电流保护要求。而利用本文方案对保护定值进行修正后，保护范围能维持在20%以上。可见，修正后的保护范围不受分布式电源出力波动性和配电网结构变化的影响，具有良好的适应性。

结论

结合配电网拓扑和其本身特性改变的生成场景，分析线路电流的分布特征以及电流速断保护所受影响，提出了一种基于修正参数的电流保护定值优化方案，得出如下结论。

1）配网结构和光伏电源输出特性改变会使光伏电源下游线路电流变化较大，导致线路电流保护I段的保护范围变小。

2）所提保护定值优化方案考虑了IIDG运行波动和配网拓扑变化，解决了DG接入后网络重构引起的故障特性和潮流方向改变的问题，有效提高了电流保护Ⅰ段的保护范围。

3）该方案兼顾基于通信设备保护和基于本地信息保护方案的优点，保护定值修正方法仅需故障前信息，对计算速度要求较低，适用于高比例分布式能源接入和网络结构频繁变化的场景，具备较好的应用价值。

注：本文内容呈现略有调整，如需要请查看原文。

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