戴志輝，于禮瑞，何靜遠(yuǎn)，張藝宏

（華北電力大學(xué) 河北省分布式儲能與微網(wǎng)重點實驗室，河北 保定 071003）

0 引言

當(dāng)前我國配電網(wǎng)的建設(shè)與發(fā)展有了更高的要求，如充分利用分布式電源、降低大面積停電風(fēng)險等［1］。根據(jù)不同的供電可靠性目標(biāo)，由高到低可將配電網(wǎng)供電區(qū)域劃分為A+、A、B、C、D、E這6個類型［2］。饋線自動化（feeder automation，F(xiàn)A）作為配電自動化的重要組成部分，對提高配電網(wǎng)供電可靠性、滿足客戶需求等具有重要作用。目前主要存在3 種模式的FA，即就地控制型、集中控制型、智能分布型FA。其中就地控制型FA 因其不依賴于主站和通信，造價低，廣泛應(yīng)用于對供電要求相對較低的B、C 類供電區(qū)域［3］。

就地控制型FA 中各開關(guān)的定值通常按照潮流的單向流動進(jìn)行整定［4］。然而，在電力物聯(lián)網(wǎng)和能源互聯(lián)網(wǎng)的深度融合背景下，逆變型電源在配電網(wǎng)中的應(yīng)用日益廣泛［5］，配電網(wǎng)的潮流因逆變型分布式電源（inverter-interfaced distributed generator，IIDG）的接入而發(fā)生改變，各開關(guān)之間動作邏輯可能因此被破壞，致使FA 無法快速準(zhǔn)確地識別、隔離故障。因此，亟需研究IIDG 并網(wǎng)對就地控制型FA 的影響以及相應(yīng)的解決方案。

文獻(xiàn)［6］結(jié)合低電壓穿越（low voltage ride through，LVRT）能力分析了IIDG 并網(wǎng)對電壓-時間型FA 的影響，并通過限制IIDG 的接入容量保證FA中各開關(guān)動作邏輯不被破壞。但在該方法下，IIDG的準(zhǔn)許接入容量較小，與能源轉(zhuǎn)型的發(fā)展方向相悖，同時其并未分析分布式電源的接入對開關(guān)“無壓分閘”動作策略的影響。文獻(xiàn)［7］分析了IIDG 的接入對電壓-時間型及電流級差型FA模式下開關(guān)動作邏輯的影響，但未對配電網(wǎng)中使用較多的電壓-電流型FA 模式進(jìn)行分析。文獻(xiàn)［8-9］針對IIDG 接入配電網(wǎng)后FA出現(xiàn)的難題，提出了基于終端之間信息交互的智能分布型FA方案。但這些方案依賴低延時、高帶寬的通信技術(shù)，若對B、C類供電區(qū)域進(jìn)行相應(yīng)改造，則工程量大、造價較高。

目前，已有研究考慮將電流保護(hù)與FA模式相結(jié)合，從而提高配電網(wǎng)供電的可靠性［10］，也有利用改進(jìn)的方向元件減小IIDG 對配電網(wǎng)造成的影響［11］，據(jù)此可以對有源配電網(wǎng)就地控制型FA 系統(tǒng)進(jìn)行改進(jìn)。本文以電壓-時間型和電壓-電流型FA模式為例，分析了IIDG 接入對FA 系統(tǒng)中各開關(guān)動作情況的影響；在此基礎(chǔ)上，針對電壓-時間型FA，提出一種基于電壓序分量的分閘判據(jù)，并結(jié)合電流保護(hù)對FA系統(tǒng)進(jìn)行改進(jìn)；針對電壓-電流型FA，在上述改進(jìn)的基礎(chǔ)上，結(jié)合方向元件，提出適用于IIDG 接入的電壓-電流型FA 系統(tǒng)改進(jìn)方案；最后，利用PSCAD 搭建的就地控制型FA仿真模型，驗證了方案的可行性。

1 有源配電網(wǎng)電壓-時間型FA改進(jìn)措施

1.1 電壓-時間型FA

電壓-時間型FA 依靠電壓型分段開關(guān)的“來電合閘、無壓分閘”功能，與變電站出口配置的重合器相互配合，逐級延時恢復(fù)供電，利用時間順序進(jìn)行故障檢測，并閉鎖故障位置前后的開關(guān)，從而實現(xiàn)故障區(qū)間的隔離［7］。電壓-時間型FA 適用于輻射線路、單環(huán)網(wǎng)等框架，其典型線路圖見圖1。圖中：CB為變電站出口斷路器；FS為電壓-時間型分段開關(guān)；LS為聯(lián)絡(luò)開關(guān)；FTU 為饋線終端，預(yù)先設(shè)置相應(yīng)判斷邏輯；TV為電壓互感器，用于電壓測量、來電檢測等。

圖1 電壓-時間型FA典型線路圖Fig.1 Typical line diagram of voltage-time type FA

1.2 IIDG接入對電壓-時間型FA的影響分析

含IIDG 接入的電壓-時間型FA 系統(tǒng)配置如圖2所示，結(jié)合圖2 具體分析IIDG 接入對電壓-時間型FA的影響。

圖2 含IIDG接入的電壓-時間型FA系統(tǒng)配置圖Fig.2 Configuration diagram of voltage-time type FA system with IIDG integration

1）為了實現(xiàn)重合器與線路上分段開關(guān)的相互配合，CB 需保護(hù)線路全長。為保證其可靠動作，CB 的最小動作電流須根據(jù)其保護(hù)范圍末端發(fā)生故障時流過的最小短路電流進(jìn)行靈敏度校驗，如式（1）所示。

式中：Ksen為靈敏系數(shù)；I(2)min.CB為系統(tǒng)最小運行方式下，保護(hù)范圍末端發(fā)生兩相短路故障時流經(jīng)CB 的短路電流大?。籌min.trip為CB的最小動作電流。

而IIDG 接入配電網(wǎng)后，當(dāng)分支線路上（例如點K1、K3）及接入點下游主線上（例如點K2）發(fā)生故障時，由于IIDG 的外汲作用，流經(jīng)CB 的電流減小。IIDG 的接入容量以及接入位置對流經(jīng)CB 的故障電流大小有直接影響，當(dāng)IIDG 的接入位置越靠近CB或其接入容量越大時，外汲效應(yīng)就越強(qiáng)。因此當(dāng)分支線路或主線末端發(fā)生故障時，CB 檢測到的故障電流可能由于過小而拒動，無法切除故障。當(dāng)接入點上游主線上（如點K4）發(fā)生三相短路故障時，IIDG 的接入不會對CB處保護(hù)的動作產(chǎn)生影響；若故障類型為不對稱故障或三相經(jīng)過渡電阻故障時，則IIDG 的接入會導(dǎo)致流經(jīng)CB 的故障電流變小。而相較于接入點下游發(fā)生故障的情況，上游的故障位置距離CB較近，故障時流經(jīng)CB 的電流本身就很大，遠(yuǎn)超過CB處保護(hù)的最小動作電流，同時IIDG 貢獻(xiàn)故障電流的能力有限，因此上游主線發(fā)生故障時IIDG 的接入不會對CB處的保護(hù)產(chǎn)生影響。

2）電壓-時間型分段開關(guān)具有“來電合閘、無壓分閘”的特性。工程實際中，傳統(tǒng)的“無壓分閘”判據(jù)為：實時監(jiān)測的線電壓有效值小于30 % 的額定值時分閘［12］。而當(dāng)大量IIDG 接入配電網(wǎng)后，由于其低電壓穿越能力，在CB 動作后還能夠維持一定的電壓。若配電網(wǎng)中發(fā)生不對稱故障，則并網(wǎng)點電壓跌落的幅度較小，靠近該點的開關(guān)（如FS2）檢測到的電壓可能大于設(shè)定值，從而影響其可靠分閘。

3）根據(jù)光伏發(fā)電并網(wǎng)相關(guān)規(guī)定，配電網(wǎng)發(fā)生故障后，IIDG 一般采用反孤島保護(hù)控制策略［13］。目前，常用的欠電壓反孤島保護(hù)動作時限tL一般為：

式中：UIIDG.f為發(fā)生故障時IIDG 并網(wǎng)點電壓；UN為配電網(wǎng)額定電壓。由式（2）可見，在反孤島保護(hù)作用下，IIDG的最大脫網(wǎng)時間為2 s。

為了保證IIDG 可靠脫網(wǎng)，還需計及斷路器的動作時間，本文考慮動作時間為0.03 s。那么，可得到在2 種控制策略下，IIDG 可靠脫網(wǎng)的最大時間為2.03 s。而CB 的一次重合閘時間一般設(shè)置為1 s［14］。因此當(dāng)CB 重合時，IIDG 仍可能并網(wǎng)運行，可能導(dǎo)致非同期重合閘的產(chǎn)生。

1.3 解決方案

1）針對IIDG 外汲作用導(dǎo)致流經(jīng)CB 短路電流變小的問題，本文首先考慮求得在不影響出口斷路器動作情況下的IIDG接入容量極限值。

以圖2 所示的配電網(wǎng)為例，搭建含IIDG 接入的電壓-時間型FA 系統(tǒng)仿真模型，設(shè)置出口斷路器CB的保護(hù)范圍末端（點K2）發(fā)生兩相短路故障，在逐步增加IIDG 接入容量的同時，監(jiān)測流經(jīng)CB 的故障電流I(2)min.CB情況。當(dāng)該電流減小到無法滿足式（1）時，即可求得在不影響CB 動作情況下的IIDG 接入容量極限值。若IIDG 多點、分散接入配電網(wǎng)，則可根據(jù)配電網(wǎng)發(fā)展的不同需求，單獨增加某一位置IIDG 接入容量，或按照不同的比例同時增加多位置的接入容量。此外，也可建立考慮節(jié)點電壓等約束的有源配電網(wǎng)最大準(zhǔn)入容量規(guī)劃數(shù)學(xué)模型，利用智能算法求解IIDG的可接入極限容量［15］。

而當(dāng)IIDG 接入容量大于極限值時，僅考慮對保護(hù)定值調(diào)整無法解決CB無法保護(hù)線路全長的問題。目前，許多供電企業(yè)考慮將出口斷路器的過流Ⅰ段保護(hù)退出，或?qū)Β穸卧黾友訒r，這為配電網(wǎng)多級保護(hù)配合提供了條件。因此，本文考慮結(jié)合電流保護(hù)對現(xiàn)有電壓-時間型FA 進(jìn)行改進(jìn)，將主線末端分段開關(guān)及各支線分段開關(guān)替換為分段斷路器。它們與CB 相互配合，從而保證當(dāng)末端以及分支線路出現(xiàn)故障時，能夠由分段斷路器可靠切除，同時配合各個區(qū)域的分段開關(guān)實現(xiàn)供電恢復(fù)，無須CB1保護(hù)線路全長。替換末端開關(guān)后的電壓-時間型FA 系統(tǒng)如圖3所示。圖中：CB1為該饋線原本配置的出口斷路器；CB2— CB4為經(jīng)替換后的分段斷路器。

圖3 替換末端開關(guān)后的電壓-時間型FA系統(tǒng)Fig.3 Voltage-time type FA system after end-switch replacement

CB2位于主饋線的末端，因此CB2處保護(hù)的配置和定值的整定與CB1處相似。保護(hù)Ⅱ段定值考慮躲過下游線路冷啟動電流和下級配電變壓器最大短路電流整定；Ⅲ段定值可選下游最大負(fù)荷電流的2.5倍［16］。在時間上，由于下游發(fā)生故障時短路電流較小，且需要實現(xiàn)末端斷路器與下游分支線路的多級配合，因此Ⅱ段動作時限可選為0.55 s。而由于主線出口保護(hù)Ⅲ段的動作時限較長，能夠滿足多級級差的需要，因此末端處的保護(hù)Ⅲ段動作時限比出口處的Ⅲ段動作時限小1個時間級即可。

分支線路上的CB3、CB4一般按照電流Ⅰ段、Ⅲ段保護(hù)進(jìn)行配置，同時需結(jié)合其在主線末端CB2上下游不同位置對保護(hù)定值以及動作時間進(jìn)行整定。上游分支線路斷路器處的保護(hù)Ⅰ段定值需保證在支線末端發(fā)生故障時有足夠的靈敏度，還要躲過冷啟動電流，同時在時間上與出口處的保護(hù)Ⅱ段相配合，相較出口處的保護(hù)Ⅱ段少1 個時間級差；保護(hù)Ⅲ段定值整定原則與出口處保護(hù)Ⅲ段相似，可選下游最大負(fù)荷電流的2.5 倍，在動作時間上與CB1處的保護(hù)Ⅲ段相配合，比出口處保護(hù)Ⅲ段少1 個時間級差。下游分支線路斷路器處的保護(hù)Ⅰ、Ⅲ段與末端CB2處的保護(hù)Ⅱ、Ⅲ段相配合，定值與時間整定原則與上游分支斷路器處的相似，故不再贅述。

當(dāng)替換后的FA 系統(tǒng)中主線末端（點K2）以及支線（點K1、K3）發(fā)生故障時，IIDG 接入后，其助增作用會使流經(jīng)CB2— CB4的故障電流增大，因此分布式電源的接入不會影響分段斷路器的動作情況。

2）針對配電網(wǎng)發(fā)生不對稱故障時，無壓分閘判據(jù)可能失效的問題，本文考慮結(jié)合電壓序分量對分閘判據(jù)進(jìn)行改進(jìn)。

分段開關(guān)兩側(cè)的電壓量測量一般為電源側(cè)線電壓Uab以及負(fù)荷側(cè)線電壓Ubc［17］，經(jīng)離散傅里葉變換（discrete Fourier transform，DFT）處理后，可得到正序電壓U1、負(fù)序電壓U2的表達(dá)式為：

式中：α為移相因子，α=ej2π/3。同時定義電壓不對稱度εU為：

考慮躲過配電網(wǎng)正常運行時的不平衡度，一般將閾值εset設(shè)置為0.2［16］。當(dāng)εU≥εset時，可判斷配電網(wǎng)中發(fā)生了不對稱故障。

因此本文考慮在原有“無壓分閘”判據(jù)的基礎(chǔ)上，增加上述基于電壓不對稱度的分閘判據(jù)，滿足其中任意一個判據(jù)即實現(xiàn)分閘，改進(jìn)后的分閘策略如圖4 所示。圖中：U（t）為實時采集的線電壓有效值；Ue為線電壓額定值。

圖4 改進(jìn)后的分閘流程Fig.4 Improved gate breaking process

3）針對CB重合時可能出現(xiàn)的非同期重合閘，本文考慮將重合閘與IIDG 自身控制策略進(jìn)行配合解決這一問題。

從前文的分析可知，IIDG 的可靠脫網(wǎng)時間為2.03 s。為了保證重合閘的成功率，還需留有一定的時間裕度，本文取0.4 s。因此，將CB 的重合閘延時時間設(shè)置為2.43 s，可保證CB 重合前IIDG 已可靠脫網(wǎng)，從而避免非同期重合閘產(chǎn)生。

2 有源配電網(wǎng)電壓-電流型FA改進(jìn)措施

2.1 電壓-電流型FA

2.1.1 基于分段開關(guān)的電壓-電流型FA

基于分段開關(guān)的電壓-電流型FA采取結(jié)合故障電流的復(fù)合判據(jù)，通過記錄失壓以及過流的次數(shù)，實現(xiàn)故障區(qū)域的隔離以及非故障區(qū)域的快速恢復(fù)供電［18］。電壓-電流型FA 適用于輻射線路、多聯(lián)絡(luò)等網(wǎng)架，其典型線路圖如圖5 所示，圖中FS 為電壓-電流型分段開關(guān)。

圖5 電壓-電流型FA典型線路圖Fig.5 Typical line diagram of voltage-current type FA

而在該種模式下CB動作后，線路上非故障區(qū)的分段開關(guān)因檢測到失壓也需進(jìn)行一次動作。為了實現(xiàn)非故障區(qū)域的快速恢復(fù)、減少開關(guān)動作次數(shù)，有學(xué)者在此基礎(chǔ)上提出了改進(jìn)的電壓-電流型FA［19］。其故障處理模式與上述模式大體相似，但分段開關(guān)的工作模式為先對故障電流進(jìn)行判斷，再對電壓進(jìn)行判斷，即當(dāng)線路上發(fā)生短路故障時，開關(guān)失壓前檢測到故障電流才考慮分閘，否則保持合閘狀態(tài)。

以圖5為例，該FA的故障處理模式如下。

1）若FS2與FS3間發(fā)生短路故障，則CB檢測到故障并跳閘，各分段開關(guān)失壓計數(shù)1 次。FS1、FS2檢測到故障電流，過流計數(shù)1 次，處于故障區(qū)域；FS3、FS4因無故障電流流過，處于非故障區(qū)域。因未達(dá)到2次失壓，各分段開關(guān)不動作。

2）CB 延時合閘，若為瞬時性故障，則重合成功；若為永久性故障，則CB 重合失敗，各分段開關(guān)由于失壓計數(shù)2 次，同時FS1、FS2過流計數(shù)2 次。因此FS1、FS2達(dá)到分閘要求立即分閘，其余開關(guān)不分閘。

3）CB 進(jìn)行二次重合，分段開關(guān)逐級重合。FS1經(jīng)確認(rèn)時間后未檢測到故障電流，閉鎖分閘。FS2合閘于故障區(qū)域，CB 二次跳閘，F(xiàn)S2閉鎖合閘，實現(xiàn)故障隔離。

4）故障清除后，CB 第3 次重合成功，各開關(guān)合閘。

而目前較少有CB 能夠滿足配置3 次重合閘的條件，因此可將瞬時性故障按照永久性故障進(jìn)行處理，將分閘要求改為“失壓計數(shù)1次、過流計數(shù)1次即分閘”，從而通過CB 的2 次重合閘實現(xiàn)故障的隔離與恢復(fù)。

2.1.2 基于斷路器的電壓-電流型FA

基于斷路器的電壓-電流型FA將分段開關(guān)改為斷路器，同時檢測兩側(cè)的電流、電壓信號，除了具備“來電合閘、無壓分閘”功能外，還需在重合時投入瞬時速斷保護(hù)功能，若合閘于故障則立刻分閘并閉鎖，從而隔離故障。該FA 模式在變電站出口斷路器進(jìn)行一次重合后即可切除線路故障，對設(shè)備、用戶的沖擊較小，但需采用較多斷路器，造價較高。

2.2 IIDG接入對電壓-電流型FA的影響分析

結(jié)合圖6所示系統(tǒng)，具體分析IIDG接入對電壓-電流型FA 的影響，圖中：FS 為電壓-電流型分段開關(guān)或斷路器；箭頭方向為電流正方向，后同。

圖6 含IIDG接入的電壓-電流型FA系統(tǒng)配置圖Fig.6 Configuration diagram of voltage-current type FA system with IIDG integration

1）無論是基于分段開關(guān)還是基于斷路器的電壓-電流型FA，線路上各開關(guān)都具備“無壓分閘”的功能；此外，為了實現(xiàn)線路上各個開關(guān)的相互配合，變電站出口開關(guān)都需保護(hù)線路全長，同時配置重合閘。因此，在IIDG 接入配電網(wǎng)后，電壓-電流型FA也會同樣受到1.2節(jié)分析的3種影響。

2）針對基于分段開關(guān)的電壓-電流型FA，當(dāng)IIDG 接入配電網(wǎng)后，若接入點下游主線上（如點K2、K3）發(fā)生故障，則IIDG 的助增作用使流經(jīng)FS3、FS5的電流增大，因此DG 的接入對并網(wǎng)點下游開關(guān)是有利的；而由于IIDG 的外汲作用，此時流經(jīng)FS1、FS2的電流將會減小，且接入容量越大，外汲效應(yīng)就越強(qiáng)。因此當(dāng)饋線末端發(fā)生故障時，并網(wǎng)點上游開關(guān)檢測到的故障電流可能小于設(shè)定值，開關(guān)無法正確地記錄過流次數(shù)。

若接入點上游支線上（例如點K1）發(fā)生故障，則由于IIDG 的助增作用，流經(jīng)該支線開關(guān)（例如FS4）的電流將會增大，這對過流檢測是有利的。而對于并網(wǎng)點上游的主線開關(guān)，一方面由于IIDG 的存在，可能導(dǎo)致處于非故障區(qū)域的開關(guān)（例如FS2）檢測到由分布式電源提供的故障電流；另一方面由于IIDG的外汲作用，可能導(dǎo)致流經(jīng)故障區(qū)域開關(guān)（例如FS1）的故障電流減小。因此主線上各分段開關(guān)可能受到影響，無法正確地隔離故障。若并網(wǎng)點上游主線上（例如點K4）發(fā)生三相短路故障，則故障區(qū)域開關(guān)（例如FS1）不會受到影響，而非故障區(qū)域的開關(guān)（例如FS2）將會檢測到由IIDG 提供的故障電流，與上述情況相似；若故障類型為不對稱故障或三相經(jīng)過渡電阻故障時，則流經(jīng)故障區(qū)域開關(guān)（例如FS1）的故障電流也可能由于IIDG的接入而減小。

3）針對基于斷路器的電壓-電流型FA，該模式下各開關(guān)在合閘時投入電流保護(hù)功能。當(dāng)并網(wǎng)點下游（例如點K2、K3）以及上游支線（例如點K1）發(fā)生故障時，若FS2合閘時IIDG 仍并網(wǎng)運行，則可能導(dǎo)致非同期重合，產(chǎn)生的沖擊電流可能導(dǎo)致FS2的保護(hù)動作并閉鎖合閘，故障范圍擴(kuò)大。若并網(wǎng)點上游主線上（例如點K4）發(fā)生故障，則IIDG 的接入并不會影響FS1的動作情況。

2.3 解決方案

1）基于分段開關(guān)的電壓-電流型FA，IIDG 的接入可能影響各個開關(guān)檢測到的故障電流大小。若考慮將支線以及主線末端開關(guān)改裝為斷路器，如圖3所示，則支線以及主饋線末端發(fā)生的故障可由分段斷路器可靠切除，無需并網(wǎng)點上游開關(guān)參與動作，此時IIDG對其過流計數(shù)的影響可以忽略。

而當(dāng)并網(wǎng)點上游發(fā)生故障時，非故障區(qū)域開關(guān)還可能由于IIDG 提供的反向故障電流而出現(xiàn)不正確的過流計數(shù)，從而影響FA系統(tǒng)對故障的處理。針對上述問題，本文首先考慮求得不影響上游開關(guān)過流計數(shù)功能的IIDG接入容量極限值。

以圖6 所示的配電網(wǎng)為例，搭建含IIDG 接入的電壓-電流型FA 系統(tǒng)仿真模型，分別設(shè)置上游開關(guān)正向出口發(fā)生三相短路故障，在逐步增加IIDG 接入容量的同時，監(jiān)測流經(jīng)各開關(guān)的故障電流情況。當(dāng)某一電流增大到開關(guān)過流檢測定值時，即可求得在不影響上游開關(guān)過流檢測下的IIDG 接入容量極限值。

當(dāng)IIDG 接入容量大于極限值時，由于電壓-電流型開關(guān)可同時檢測兩端的電流、電壓信號，本文考慮對受到影響的上游開關(guān)增加方向元件以解決過流檢測失效的問題。假設(shè)開關(guān)FS1、FS2的過流檢測功能均受到影響，則改進(jìn)后的FA 系統(tǒng)如圖7 所示。圖中，KW為方向元件。

圖7 添加方向元件后電壓-電流型FA系統(tǒng)配置圖Fig.7 Configuration diagram of voltage-current type FA system after adding directional elements

由于IIDG 不同于傳統(tǒng)電源，其提供的故障電流受到控制方式的影響，且在發(fā)生不對稱故障時僅輸出正序電流，傳統(tǒng)的方向元件可能不適用。因此，考慮采用基于故障前電壓以及正序電流之間相位關(guān)系的方向元件對電壓-電流型FA 進(jìn)行改進(jìn)［11］，相應(yīng)的判據(jù)理論分析如附錄A所示。

當(dāng)電流為正向時，表明此時流經(jīng)該開關(guān)的故障電流僅由IIDG 提供，處于非故障區(qū)域，因此閉鎖過流計數(shù)功能；當(dāng)電流為反向時，表明該開關(guān)位于故障區(qū)域，開放過流計數(shù)功能，從而保證IIDG 提供的反向短路電流不會影響開關(guān)的正確動作。

2）IIDG 接入基于斷路器的電壓-電流型FA 系統(tǒng)后，可能導(dǎo)致各開關(guān)重合時出現(xiàn)非同期重合的情況。針對這一問題，同樣可考慮將重合閘與IIDG 反孤島保護(hù)進(jìn)行配合，延長FA 系統(tǒng)斷路器的重合延時，從而保證CB 重合后各開關(guān)動作時IIDG 可靠退出，不會影響各個開關(guān)的正確動作。

3 算例分析

3.1 算例簡介

以圖6 所示的配電網(wǎng)為例，在PSCAD 中分別建立電壓-時間型以及電壓-電流型FA仿真模型，具體參數(shù)如附錄B所示。

3.2 電壓-時間型FA算例分析

3.2.1 IIDG 接入對變電站出口保護(hù)的影響及改進(jìn)措施驗證

搭建電壓-時間型FA 仿真模型，分別針對配電網(wǎng)中無IIDG 接入、接入1.8 MW 的IIDG 這2 種情況，對系統(tǒng)最小運行方式下K1—K4發(fā)生兩相短路故障進(jìn)行仿真。此時流經(jīng)CB 的故障電流情況如附錄C表C1 所示。由表可以看出，IIDG 接入后，點K1—K3發(fā)生故障時流經(jīng)CB的故障電流將會減小，而點K4發(fā)生故障時變化不大，表明并網(wǎng)點上游分支線路以及下游發(fā)生故障時，IIDG 的接入對于出口保護(hù)的影響較大。依據(jù)配電網(wǎng)參數(shù)，CB 的最小動作電流Imin_trip=0.864 kA［6］。配電網(wǎng)末端點K2、K3發(fā)生兩相短路故障時，流經(jīng)CB的最小故障電流分別為1.332、1.148 kA，已接近滿足靈敏性校驗的最小動作值。

當(dāng)接入2.2 MW 的IIDG 時，若點K2、K3發(fā)生兩相短路故障，則流經(jīng)CB 的最小故障電流分別為1.301、1.122 kA。由此可以看出，隨著IIDG 的接入容量增大，分布式電源的外汲作用變強(qiáng)。當(dāng)接入容量增大到2.2 MW 時，流經(jīng)CB 的最小電流為1.122 kA，無法滿足靈敏性校驗，饋線末端發(fā)生短路故障時CB可能無法正確動作，開關(guān)之間的動作配合將受到影響，因此2.2 MW為IIDG接入容量極限值。

若將并網(wǎng)點末端以及上游支線開關(guān)替換為斷路器，則依據(jù)配電網(wǎng)參數(shù)，此時FA系統(tǒng)以及各斷路器保護(hù)定值情況如附錄C 圖C1 所示。搭建如圖C1 所示的配電網(wǎng)，分別針對無IIDG接入、接入容量1.8 MW、接入容量10 MW 這3 種情況，對系統(tǒng)最大運行方式下點K1—K3發(fā)生兩相短路故障進(jìn)行仿真。此時流經(jīng)各CB 的故障電流情況如附錄C 表C2 所示。由于IIDG 的助增作用，流經(jīng)各CB 的故障電流將會增大，且接入容量越大，增大越多，并網(wǎng)點支線以及主線末端的故障能夠由CB2—CB4可靠切除。

經(jīng)過改進(jìn)后，CB 保護(hù)范圍的末端由點K2縮短至點K5。設(shè)置點K5發(fā)生兩相短路故障，通過改變IIDG 的接入容量，能夠得到IIDG 接入容量極限值為14.5 MW。相較于改進(jìn)前僅可接入2.2 MW 的分布式電源，將末端開關(guān)替換為斷路器能夠有效緩解IIDG 外汲作用對CB 的影響，從而提高分布式電源在配電網(wǎng)中的可接入容量。若接入容量大于14.5 MW，則可考慮將FS2開關(guān)同樣替換成斷路器，進(jìn)一步縮短CB 的保護(hù)范圍。但該情況下需實現(xiàn)多級級差保護(hù)配合，而目前CB的保護(hù)動作時間一般為0.5～0.7 s［10］，可能無法滿足四、五級級差的時間要求，因此本文考慮將接入容量限制在14.5 MW。

3.2.2 IIDG接入對開關(guān)分閘的影響及改進(jìn)措施驗證

首先設(shè)置點K2分別發(fā)生兩相短路、三相短路故障，在系統(tǒng)最大運行方式下對含5 MW 的IIDG 接入的配電網(wǎng)進(jìn)行仿真。在CB動作前后開關(guān)FS2檢測到的電壓有效值如附錄C 圖C2 所示。當(dāng)配電網(wǎng)中發(fā)生不對稱短路故障時，IIDG 對并網(wǎng)點的電壓支撐能力較強(qiáng)，而發(fā)生對稱短路故障時能力較弱，可忽略其對“無壓分閘”判據(jù)的影響。

設(shè)置點K2發(fā)生兩相短路故障，在系統(tǒng)最大運行方式下分別對無IIDG接入、接入5 MW的IIDG、接入6 MW 的IIDG 配電網(wǎng)進(jìn)行仿真。FS2在CB 動作前后檢測到的電壓有效值如附錄C 圖C3 所示。當(dāng)配電網(wǎng)未接入IIDG 時，CB 跳閘后FS2的電壓有效值降為0；隨著IIDG 接入容量的增大，其對并網(wǎng)點電壓的支撐能力就越強(qiáng)，可能導(dǎo)致CB 跳閘后，分段開關(guān)因檢測大于0.3UN的電壓而不會跳閘，無法及時隔離故障。而此時開關(guān)FS2檢測到的電壓不對稱度εU分別為0.85、0.81。由此可以看出，當(dāng)配電網(wǎng)中發(fā)生不對稱故障時，εU大于設(shè)定值0.2，基于電壓不對稱度的分閘判據(jù)能夠使靠近IIDG 并網(wǎng)點的開關(guān)實現(xiàn)可靠分閘，從而解決“無壓分閘”判據(jù)的局限性。

3.2.3 IIDG 接入對CB 重合閘的影響及改進(jìn)措施驗證

設(shè)置點K2發(fā)生兩相短路故障，在系統(tǒng)最大運行方式下分別對無IIDG 接入、接入5 MW 的IIDG 配電網(wǎng)進(jìn)行仿真。假設(shè)重合時線路上各開關(guān)保持合閘狀態(tài)，且系統(tǒng)側(cè)與IIDG 的相位正好相差180°。此時流經(jīng)CB 的電流情況如附錄C 圖C4 所示。若重合前IIDG 持續(xù)并網(wǎng)運行，則重合時可能產(chǎn)生較大的沖擊電流，使得CB 重合閘失敗，給整個系統(tǒng)帶來不利影響。而故障時刻IIDG并網(wǎng)點電壓為7.68 kV，根據(jù)反孤島保護(hù)以及低電壓穿越策略可知，此時IIDG 的可靠分閘時間為2.03 s。因此將重合延時設(shè)置為2.43 s，能夠保證重合前IIDG 可靠離網(wǎng)，從而防止非同期重合的產(chǎn)生。

3.3 電壓-電流型FA算例分析

3.3.1 IIDG接入對基于分段開關(guān)的電壓-電流型FA的影響及改進(jìn)措施驗證

首先以圖6 為例，搭建基于分段開關(guān)的電壓-電流型FA 仿真模型，分別針對配電網(wǎng)中無IIDG 接入、接入3.1 MW 的IIDG 這2種情況，對系統(tǒng)最小運行方式下點K1—K4發(fā)生兩相短路故障進(jìn)行仿真。此時流經(jīng)各開關(guān)的故障電流情況見附錄D表D1、D2。

目前，電壓-電流型分段開關(guān)過流檢測的大小考慮躲過最大負(fù)荷電流，定值一般設(shè)置為0.9～1 kA。而從表D1、D2中可以看出，當(dāng)系統(tǒng)末端（點K2、K3）發(fā)生故障時，并網(wǎng)點上游開關(guān)FS1、FS2檢測到的故障電流由于IIDG 的外汲效應(yīng)而減小，其中FS2檢測的電流為0.89 kA，已小于過流檢測最小值，此時IIDG 的接入將影響上游開關(guān)的正確動作。而當(dāng)電壓-電流型FA的末端開關(guān)替換成斷路器后，結(jié)合圖C1和前文分析可知，此時末端的故障由末端斷路器可靠切除，無須考慮上游開關(guān)的動作情況?？紤]到替換后的FA系統(tǒng)出口斷路器保護(hù)范圍的末端為點K5，設(shè)置該點發(fā)生兩相短路故障，同時將接入容量增大到14.5 MW，可檢測到上游開關(guān)在此期間不會受到影響。

當(dāng)并網(wǎng)點上游（點K1、K4）發(fā)生故障，非故障區(qū)間的開關(guān)FS2檢測到的電流由0 增大到接近100 A。若IIDG 接入容量增加，則其貢獻(xiàn)的故障電流可能達(dá)到過流檢測的定值，從而影響各開關(guān)的動作邏輯。分別設(shè)置FS1、FS2正向出口發(fā)生三相短路故障，同時增加IIDG 的接入容量，可得到在并網(wǎng)點上游發(fā)生故障時，不影響FS1、FS2過流檢測的接入容量極限值分別為11.7、10.9 MW。

當(dāng)接入容量高于極限值時，需考慮對上游開關(guān)添加方向元件，如圖7所示。設(shè)置點K1、K4發(fā)生bc相間短路，各開關(guān)檢測到的故障前電壓以及正序電流之間相位關(guān)系如附錄D 表D3 所示。當(dāng)點K1、K4發(fā)生故障時，開關(guān)FS2處方向元件判斷故障電流方向為正，而FS1處判斷為負(fù)，與實際情況相符。該方向元件能夠有效區(qū)分故障電流是否僅為IIDG 提供，從而在流經(jīng)正向電流時可靠閉鎖過流檢測功能，防止其對開關(guān)檢測產(chǎn)生影響。

綜上所述，針對圖6 搭建的電壓-電流型FA 系統(tǒng)，當(dāng)IIDG 接入容量小于2.2 MW 時，無須對系統(tǒng)進(jìn)行改進(jìn)；當(dāng)接入容量大于2.2 MW 且小于10.9 W 時，IIDG 的接入可能導(dǎo)致出口開關(guān)無法保護(hù)饋線全長，需將主線末端以及支線開關(guān)替換成斷路器；當(dāng)接入容量大于10.9 MW且小于11.7 W時，僅需對FS2開關(guān)增添方向元件即可；當(dāng)接入容量大于11.7 MW 且小于14.5 W時，需對上游所有開關(guān)增添方向元件。

3.3.2 IIDG 接入對基于斷路器的電壓-電流型FA的影響及改進(jìn)措施驗證

搭建基于斷路器的電壓-電流型FA 仿真模型，分別針對配電網(wǎng)中無IIDG 接入、接入2 MW 的IIDG這2 種情況，對系統(tǒng)最大運行方式下點K2發(fā)生三相短路故障進(jìn)行仿真。假設(shè)IIDG 持續(xù)并網(wǎng)運行，F(xiàn)S2合閘前后開關(guān)檢測到的電流情況如附錄D 圖D1 所示。FS2自身的過流保護(hù)定值為1.1 kA，而IIDG 的接入使得FS2重合時檢測到的電流增加到2.5 kA，遠(yuǎn)超自身保護(hù)定值，導(dǎo)致FS2合閘后迅速跳閘，擴(kuò)大故障范圍。

若考慮將CB 重合延時設(shè)置為2.43 s，由上文分析可知，CB 重合時IIDG 已可靠離網(wǎng)，則此后各電壓-電流型斷路器合閘時，IIDG同樣不會產(chǎn)生影響。

3.4 IIDG多點接入算例分析

在圖6 所示配電網(wǎng)的基礎(chǔ)上，設(shè)置FS1-FS2段中部接入另一IIDG，同時設(shè)置2 個IIDG 的容量同步增長，具體配電網(wǎng)系統(tǒng)如附錄E圖E1所示。

3.4.1 電壓-時間型FA算例分析

首先搭建電壓-時間型FA 仿真模型，設(shè)置點K3發(fā)生兩相短路，同時增加2個IIDG的接入容量，可得到IIDG1、IIDG2不影響CB 的接入容量極限值分別為0.94、0.94 MW。

對該FA系統(tǒng)進(jìn)行改進(jìn)，將主線末端以及支線開關(guān)替換成斷路器，改進(jìn)后的FA 系統(tǒng)如附錄E 圖E2所示。搭建圖E2所示配電網(wǎng)，設(shè)置點K5發(fā)生兩相短路故障，可得到IIDG1、IIDG2接入極限容量分別為6.74、6.74 MW。

根據(jù)上述結(jié)果可知，由于含IIDG 多點接入的配電網(wǎng)系統(tǒng)中存在距離出口斷路器較近的IIDG1，該分布式電源對出口斷路器的外汲效應(yīng)相較于IIDG2更強(qiáng)。因此無論改進(jìn)前后，圖E1 所示含多點IIDG 接入配電網(wǎng)的可接入總?cè)萘繕O限值均小于圖6 所示的單點接入配電網(wǎng)系統(tǒng)。

針對IIDG 接入導(dǎo)致開關(guān)“無壓分閘”失效、出現(xiàn)非同期重合閘的問題，IIDG 多點接入與單點接入的情況類似，故不再贅述。

3.4.2 電壓-電流型FA算例分析

以圖E1所示配電網(wǎng)為例，搭建基于分段開關(guān)的電壓-電流型FA 仿真模型，設(shè)置點K3發(fā)生兩相短路故障，可得到下游故障時，不影響上游開關(guān)過流檢測的IIDG1、IIDG2接入容量極限值均為1.43 MW。當(dāng)末端開關(guān)替換成斷路器后，如圖E2 所示，設(shè)置點K5發(fā)生兩相短路故障，同時將2 個IIDG 的接入容量增加到6.74 MW，則可以檢測到上游開關(guān)在此期間不會受到影響。

設(shè)置FS1正向出口發(fā)生三相短路故障，同時增加IIDG 的接入容量，可得到在并網(wǎng)點上游發(fā)生故障時，不影響FS1過流檢測的IIDG1、IIDG2接入容量極限值均為5.31 MW。與含單點IIDG接入的配電網(wǎng)系統(tǒng)相比，多點接入系統(tǒng)中由于存在著距離FS1開關(guān)較近的IIDG1，距離越近其對開關(guān)的故障電流貢獻(xiàn)能力就越強(qiáng)，因此多點接入系統(tǒng)的IIDG 總接入容量極限值相較于單點接入系統(tǒng)較小。

而針對FS2開關(guān)，設(shè)置其正向出口發(fā)生三相短路，仿真發(fā)現(xiàn)此時FS2檢測到的故障電流大小僅與IIDG2的容量有關(guān)，若IIDG2的接入容量不超過10.9 MW，則FS2的過流檢測功能不會受到影響。

綜上所述，針對圖E1搭建的電壓-電流型FA 系統(tǒng)，當(dāng)IIDG1、IIDG2接入容量都小于0.94 MW 時，無須對系統(tǒng)進(jìn)行改進(jìn)；當(dāng)每個IIDG 的接入容量在0.94 MW 與5.31 MW 之間時，需將主線末端以及支線開關(guān)替換成斷路器；當(dāng)接入容量均大于5.31 MW且小于6.74 W時，僅需對FS1開關(guān)增添方向元件即可。

4 結(jié)論

以電壓-時間型、電壓-電流型FA 為例，詳細(xì)分析了IIDG 接入對就地型FA 中各開關(guān)設(shè)備動作的影響，并結(jié)合電流保護(hù)、電壓序分量、方向元件等，提出了適應(yīng)IIDG 接入的就地型FA 改進(jìn)方法。主要結(jié)論如下。

1）針對電壓-時間型FA 中IIDG 的外汲作用可能導(dǎo)致出口斷路器無法可靠動作這一問題，本文考慮將饋線末端及支線的分段開關(guān)改裝為斷路器并配置保護(hù)裝置。該方法可通過減小CB 的保護(hù)范圍使其最小動作電流值降低，從而緩解IIDG 外汲作用對CB 的影響；針對不對稱故障下IIDG 的接入可能導(dǎo)致開關(guān)無法實現(xiàn)“無壓分閘”，本文考慮增添基于電壓不對稱度的分閘判據(jù)，當(dāng)配電網(wǎng)中出現(xiàn)不對稱故障時，通過檢測電壓不對稱度從而實現(xiàn)開關(guān)的可靠分閘。

2）針對基于分段開關(guān)的電壓-電流型FA，IIDG的接入可能導(dǎo)致非故障區(qū)域的開關(guān)檢測到故障電流這一問題，本文考慮在分段開關(guān)中添加方向判斷邏輯。當(dāng)流經(jīng)開關(guān)的電流為反方向時則閉鎖開關(guān)，從而避免IIDG 提供的故障電流對開關(guān)動作情況產(chǎn)生影響。

3）針對基于斷路器的電壓-電流型FA 中，IIDG接入可能導(dǎo)致各斷路器合閘時產(chǎn)生非同期重合這一問題，本文考慮與反孤島保護(hù)配合，延長各個開關(guān)的重合時間，從而保證在重合前IIDG 可靠退網(wǎng)，防止非同期重合閘的產(chǎn)生，同時不影響自動化系統(tǒng)的原有設(shè)計。

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