一种计及区域量测能力的主动配电网保护方案

摘要

本发明公开了一种计及区域量测能力的主动配电网保护方案，包括如下步骤：（1）建立恒功率控制方式下逆变型分布式电源故障特性分析模型；（2）分析故障条件下分布式电源的故障特性及其对配电网电流保护的影响；（3）搭建主动配电网保护系统架构，根据断路器处故障电流方向，完成故障线路的定位；（4）利用分布式电源并网与配电网保护动作时间时序配合的主动配电网重合闸方案；该发明能够消除DG接入对配电网保护产生的影响，同时利用电流故障分量作为特征电气量，去除了负荷电流对于保护方案的影响，具有较高的可靠性。所提重合闸方案不改变配电网原有的保护配置，且不依靠通信网络，具有很强的经济优势和工程实用性。

说明书

所属领域

本发明属于配电网保护技术领域，具体涉及一种计及区域量测能力的主动配电网保护方案。

背景技术

分布式电源的概念产生于20世纪80年代，是指在配电系统中靠近用户侧引入的容量不大的电源。随着太阳能、风能等小型发电技术的日益成熟，越来越多的方案是利用分散的资源来满足小型用户的需求。

我国的分布式电源发展总体状况并不落后，但是受到资源条件、政策标准及技术类型差异等方面的限制，在光伏发电、热电联产等领域的发展仍处于初期，规模较小。虽然风力发电在过去7年装机容量增长50倍，但由于我国风电产业发展速度过快，行业标准和电网规划相对滞后，风机不具备低电压穿越等技术能力，导致风机不能正常并网发电。虽然在西部地区如宁夏银川等地也兴建了许多基于太阳能光伏发电的示范基地，但是我国用电市场分布与太阳能能源分布并不能完全吻合。作为用电量较大的东部地区，土地价格较为昂贵，若建设集中式的大型地面电站，无疑将大大提高成本，不利于太阳能发电的大规模推广；而在太阳能蕴藏丰富的西部地区发展集中式电站，又会出现电力长途运输的损耗问题。因此，未来国家在进一步做好小水电发展的同时，将会重点推进光伏发电和热电联产等分布式电源技术的发展。

传统配电网保护是按照配电网的辐射特性，遵循选择性原则，通过保护设备的配合实现故障区域的隔离，以达到最小的失电范围，保证供电可靠性。而分布式电源接入后，配电网的单向潮流特性变为双向潮流特性，传统保护整定配合的前提已不存在，传统的三段式电流保护不再有效。同时，配电网结构复杂，分支较多，且部分配电网区域的量测能力有限，当前已有保护方案的工程实用性不强。结合实际发展和当下需求，如何解决分布式电源接入带来的影响并应对配电网的复杂条件是急需解决的问题。

发明内容

本发明正是针对现有技术中的问题，提供了一种计及区域量测能力的主动配电网保护方案，能够满足分布式电源接入，对于量测能力匮乏的配电网区域，可以不改变原有的配电网保护配置，亦不借助任何通信方式，实现方案在工程实施上的可行性和经济性。

为了实现上述目的，本发明采用的技术方案是：一种计及分布式电源并网与重合闸时序配合的主动配电网保护方案，包括如下步骤：

S1，建立恒功率控制方式下逆变型分布式电源故障特性分析模型，模型简化后，逆变器直流侧电压保持恒定；

S2，分析故障条件下分布式电源的故障特性及其对配电网电流保护的影响，所述逆变型分布式电源的电流故障特性取决于逆变器的控制策略；

S3，针对配电网量测能力优良的区域，采用集中式和分层式相结合的结构形式，搭建主动配电网保护系统架构，通过比较故障发生前后保护装置内电流方向，完成故障线路的定位；

S4，针对配电网量测能力匮乏的区域，利用分布式电源并网与配电网保护动作时间时序配合的主动配电网重合闸方案。

作为本发明的一种改进，所述步骤2进一步包括：

S21，对恒功率控制方式下逆变型分布式电源进行故障特性分析，逆变器输出功率在dq坐标系下的公式为：

其中，P、Q为IIDG输出的有功功率和无功功率；u_gd、u_gq为电网电压的d、q轴分量；i_d、i_q为逆变器输出电流的d、q轴分量；

将d轴定向于电网电压矢量时，有：

其中，u_g为电网电压矢量幅值；

将上述两式联立求解，得到逆变器PQ控制参考电流为：

其中，P_ref、Q_ref为IIDG的有功功率参考值和无功功率参考值；i_d.ref、i_q.ref为正常运行时有功电流参考值和无功电流参考值；

无功参考电流i_q.ref.f由采取的低电压穿越特性确定；考虑到分布式电源的逆变器功率元件过流能力有限，设最大输出电流i_max为额定电流i_n的α(1.2≤α≤1.5)倍，即i_max＝αi_n，于是有：

其中，i_d.ref.f、i_q.ref.f为故障时有功电流参考值和无功电流参考值；

S22，分析故障条件下分布式电源对配电网电流保护的影响：所述分布式电源对于其下游的保护装置有助增作用，保护装置处电流值增大；所述分布式电源对于其上游的保护装置，会造成系统流经保护装置的电流值减小。

作为本发明的一种改进，所述步骤S3中主动配电网保护系统架构由上至下依次包含中央处理单元、区域决策单元和本地保护单元三个层次，

所述每个断路器处均设有一个本地保护单元，用来接收上级区域决策单元对于断路器下达的动作命令，进而对断路器进行分合闸控制；

所述区域决策单元设置于配电网分区内，每个分区内设置一个，用来接收各断路器处本地保护单元提供的电流故障分量方向判断信息，通过矩阵运算锁定故障区段，并将跳闸命令下发至相应的本地保护单元，由本地保护单元控制相应的断路器跳闸，完成故障区段的定位和切除；

所述配电网内设有一个中央处理单元进行总体调度控制。

作为本发明的又一种改进，所述步骤S3中电流故障分量方向采用“方向+幅值”的双重判别方法，

所述“方向”判别方法为：若故障后电流方向不变且幅值增大，则电流故障分量方向与故障前电流方向相同；若故障后电流方向改变或者电流方向不变且幅值减小，则电流故障分量方向与故障前电流方向相反；

所述“幅值”判别方法为：当故障位于保护区段之内时，区段两端电流相位差为0°；当故障位于保护区段之外或无故障发生时，区段两端电流相位差为180°。

作为本发明的又一种改进，所述步骤S3中故障线路的定位包括以下步骤：

S31，以常开型联络开关为界对配电网进行分区处理，对区域内母线进行编号1～n，母线i与母线j之间均装设有2个断路器；

S32，根据区域网络拓扑中的母线数量n，建立并存储n×n阶零矩阵；

S33，根据电流故障分量方向判据，若断路器i-j处电流故障分量方向与故障前电流方向相同，则A_ij＝1(i≠j)；若断路器j-i处电流故障分量方向与故障前电流方向相反或者断路器j-i处没有检测到故障电流，则A_ij＝0(i≠j)。进而得到故障判断矩阵D_F，其矩阵元素如下所示：

S34，将A_ij与A_ji执行逻辑异或运算，若则可以判定母线i与母线j之间线路正常；若则可以判定故障点位于母线i与母线j之间。

作为本发明的更进一步改进，所述步骤S4进一步包括：

S41，故障检测：实时检测DG和配电网公共耦合点,电压，一旦检测到由于配网故障导致PCC电压降低，立即断开DG与配电网的连接。

S42，配网保护动作逻辑：若故障发生在馈线，无选择性的切除该馈线，经过Td延时重合该馈线。

S43，DG再并网动作逻辑：判断故障区域，若检测到故障发生在PCC断路器上游，则经Tm延时等待配电网重合闸后，检测PCC的电压，准备同期并网，若满足同期条件，则表明配电网故障为瞬时故障，故障已消除；或者配电网故障为永久性故障，但是DG位于配电网故障上游；无论何种情况，DG均进行同期并网操作；若始终不满足并网条件，则表明配电网故障为永久性故障，并且DG位于配电网故障下游，DG继续保持离网状态。

与现有技术相比，本发明提出了一种计及区域量测能力的主动配电网保护方案，具有的有益效果是：

(1)本发明通过联络开关以及断路器在配电网网络拓扑中的位置实现了对配电网的分区处理，降低了集中式控制的网络矩阵阶数，加快了算法的运算速度，提升了保护装置的执行效率；

(2)本发明无需对断路器电流动作值进行整定，规避了分布式电源注入电流对于保护技术的影响，降低了分布式电源接入下配电网保护装置误动、拒动的可能性，提高了配电网故障条件下的安全性和可靠性；

(3)本发明利用分布式电源并网与重合闸的时序配合，实现了对于量测能力匮乏配电网区域的继电保护，该方案不改变原有的配电网保护配置，亦不需要借助任何通信方式，只需要配合好配电网重合闸与DG并网的时间，工程实施具有可行性和经济性。

附图说明

图1为本发明的方法流程示意图；

图2为本发明的逆变型分布式电源并网等效示意图；

图3为本发明的保护系统层次结构示意图；

图4为本发明的纵联保护动作区示意图；

图5为本发明的主动配电网的保护动作逻辑示意图；

图6为本发明的DG离网操作与三段式电流保护时间配合关系示意图。

具体实施方式

以下将结合附图和实施例，对本发明进行较为详细的说明。

实施例1

一种计及区域量测能力的主动配电网保护方案，如图1所示，包括如下步骤：

S1，建立恒功率控制方式下逆变型分布式电源故障特性分析模型，逆变型分布式电源并网等效示意图如图2所示。由于逆变器直流侧并联储能装置且诸如光照和风速等对分布式电源影响较大的因素在故障暂态期间可认为保持不变，可将逆变器直流侧电压U_dc看作保持恒定。因此逆变型分布式电源的电流故障特性主要取决于逆变器的控制策略。

S2，分析故障条件下分布式电源的故障特性及其对配电网电流保护的影响，步骤S2进一步包括：

S21，对恒功率控制方式下逆变型分布式电源进行故障特性分析，逆变器输出功率在dq坐标系下的公式为：

其中，P、Q为IIDG输出的有功功率和无功功率；u_gd、u_gq为电网电压的d、q轴分量；i_d、i_q为逆变器输出电流的d、q轴分量；

将d轴定向于电网电压矢量时，有：

其中，u_g为电网电压矢量幅值；

将上述两式联立求解，得到逆变器PQ控制参考电流为：

其中，P_ref、Q_ref为IIDG的有功功率参考值和无功功率参考值；i_d.ref、i_q.ref为正常运行时有功电流参考值和无功电流参考值；

配电网发生故障时，公共连接点处发生电网电压跌落，逆变型分布式电源需要提供无功电流以保证电网稳定性。无功参考电流i_q.ref.f由采取的低电压穿越特性确定。无功参考电流i_q.ref.f由采取的低电压穿越特性确定。考虑到分布式电源的逆变器功率元件过流能力有限，设最大输出电流i_max为额定电流i_n的α(1.2≤α≤1.5)倍，即i_max＝αi_n，于是有：

其中，i_d.ref.f、i_q.ref.f为故障时有功电流参考值和无功电流参考值；

综上所述，可将PQ型IIDG等效为与PCC处电网电压U_PCC有关的压控电流源。一般情况下，故障发生时IIDG提供的短路电流会大于其过流能力允许的最大电流，逆变器出口的限幅环节将逆变器输出电流控制为i_max。

S22，分析故障条件下分布式电源对配电网电流保护的影响：分布式电源接入配电网后，当发生短路故障时，对于分布式电源下游的保护装置，系统和逆变型分布式电源同时向故障点注入短路电流，由于分布式电源的助增作用，保护装置处电流值增大，有误动可能，且分布式电源容量越大，保护装置误动可能性越高；同时，对于分布式电源上游的保护装置，分布式电源提供的短路电流会抬高并网点电压，造成系统流经保护装置的电流值减小，灵敏度降低，有拒动可能，且分布式电源容量越大，保护装置拒动可能性越高。

S3，针对配电网量测能力优良的区域，采用集中式和分层式相结合的结构形式，如图3所示，搭建主动配电网保护系统架构，所述主动配电网保护系统架构由上至下依次包含中央处理单元(Central Processing Unit,CPU)、区域决策单元(Region Decision Unit,RDU)和本地保护单元(Local Protection Unit,LPU)三个层次，

每个断路器处均装设有一个LPU，其功能为：采集三相电压、三相电流和开关状态；接收上级RDU对于断路器下达的动作命令，进而对断路器进行分合闸控制；

以常开型联络开关为界对配电网进行分区处理，每个区域内设置一个RDU，其作用是接收各断路器处LPU提供的电流故障分量方向判断信息，通过矩阵运算锁定故障区段，并将跳闸命令下发至相应的LPU，由LPU控制相应的断路器跳闸，完成故障区段的定位和切除；

配电网内设有一个CPU进行总体调度控制。CPU通过接收联络开关处LPU上传的电流信息对配电网拓扑结构进行判断。若联络开关处电流不为0，说明联络开关闭合，配电网拓扑结构发生改变。

假定配电网内所有互感器安装时同名端均位于靠近相邻母线一侧。理论上，当故障位于保护区段之内时，区段两端电流相位差为0°；当故障位于保护区段之外或无故障发生时，区段两端电流相位差为180°。考虑到电流、电压互感器存在误差以及输电线存在分布电容等影响，当故障位于保护区段之外时，两侧电流相位差只是近似为180°，而当故障位于保护区段之内时，区段两侧电流相位也只是近似为0°，因此保护的动作区域一般如图4所示。

由于配电线路一般采用单电源放射性供电的运行方式，即便线路上接有DG，DG提供的短路电流也比较小，不足以使短路点下游保护装置可靠地起动。因此，纵联方向保护运用于配电网存在弱馈问题。为此，对电流故障分量方向采用“方向+幅值”的双重判别方法，完成故障区段的定位。

本方案对于电流故障分量方向的判据为：若故障后电流方向不变且幅值增大，则判定电流故障分量方向与故障前电流方向相同；若故障后电流方向改变或者电流方向不变且幅值减小，则判定电流故障分量方向与故障前电流方向相反。

其中故障线路的定位包括以下步骤：

S31，以常开型联络开关为界对配电网进行分区处理，对区域内母线进行编号1～n，母线i与母线j之间均装设有2个断路器，则将靠近母线i的断路器命名为断路器i-j；同理，将靠近母线j的断路器命名为断路器j-i；

S32，根据区域网络拓扑中的母线数量n，建立并存储n×n阶零矩阵；

S33，根据电流故障分量方向判据，若断路器i-j处电流故障分量方向与故障前电流方向相同，则A_ij＝1(i≠j)；若断路器j-i处电流故障分量方向与故障前电流方向相反或者断路器j-i处没有检测到故障电流，则A_ij＝0(i≠j)。进而得到故障判断矩阵D_F，其矩阵元素如下所示：

S34，将A_ij与A_ji执行逻辑异或运算，若则可以判定母线i与母线j之间线路正常；若则可以判定故障点位于母线i与母线j之间。LPU对相应断路器发送动作信号，完成故障线路的切除。

配电网拓扑结构易变：为满足电能分配的经济性、合理性，配电线路的连接情况会经常发生改变，同时DG的投退由DG运营商决定，具有随机性与不可控性，导致主动配电网的拓扑结构变化频率很高。这就需要保护方案具备一定的拓扑自适应功能。为应对配电网拓扑结构的改变，本方案采取的办法是由安装在联络开关处的LPU检测流过联络开关的电流信息(正常状态下，联络开关处电流值为0)。当检测到联络开关处存在电流时，由联络开关处的LPU将信息上传至相关联的两个RDU，由两个RDU完成区域内断路器的合并与重新编号，进而生成新的故障判断矩阵，完成故障状态下的故障区段定位。

应对分布式电源弱馈现象：配电线路一般采用单电源放射性供电的运行方式，即便线路上接有分布式电源，分布式电源提供的短路电流也比较小，不足以使短路点下游的保护装置可靠起动。因此，含分布式电源的配电网保护存在弱馈问题。本方案的解决方法是：当RDU确认某段线路一侧LPU检测到故障电流而对端LPU因短路电流小而没有上传故障信息(即断路器没有检测到故障电流)时，判断短路点位于该段被保护线路上，跳开该段线路两端断路器。

应对配电网馈线多分支情况：与输电线路相比，配电线路的结构更为复杂，其馈线往往具有多分支的情况。因此，在分支上负荷进行投切的时候，其负荷电流的改变会影响传统配电网继电保护方案的可靠性。对此，采用电流的故障分量作为配电网故障特征电气量。分支负荷电流不会出现在故障网络中，因此降低了配电网馈线多分支情况对于保护方案的影响。

应对配电网轻载电流不易检测：当配电线路轻载时负荷电流较小，往往具有难以检测的特征。无法准确判断故障发生前配电网馈线上电流的幅值和方向。本方案的解决方法是：当配电线路轻载，负荷电流无法检测时，不对电流幅值和方向进行定义。当故障发生时，电流幅值增大，故障电流方向即为电流故障分量的方向。

S4，针对配电网量测能力匮乏的区域，提出了利用分布式电源并网与配电网保护动作时间时序配合的主动配电网重合闸方案，方案流程如图5所示，具体实现步骤如下所述：

S41，故障检测：实时检测DG和配电网公共耦合点(Point of Common Coupling，PCC)电压，一旦检测到由于配网故障导致PCC电压降低，立即断开DG与配电网的连接。此时，配网内不再含有DG，变为单电源辐射状网络。

S42，配网保护动作逻辑：若故障发生在馈线，无选择性的切除该馈线，经过Td延时重合该馈线。此时，配电网中不包含DG，不存在非同期合闸的问题。同时，DG的接入位置及接入容量也不会对配电网产生影响，三段式电流保护方案能够更加准确地判断故障区域，有选择性的动作于跳闸或信号。

S43，DG再并网动作逻辑：判断故障区域，若检测到故障发生在PCC断路器上游，则经Tm延时等待配电网重合闸后，检测PCC的电压，准备同期并网，若满足同期条件，则表明配电网故障为瞬时故障，故障已消除；或者配电网故障为永久性故障，但是DG位于配电网故障上游；无论何种情况，DG均进行同期并网操作；若始终不满足并网条件，则表明配电网故障为永久性故障，并且DG位于配电网故障下游，DG继续保持离网状态。

假定DG断开时间为T1，包括PCC低电压保护动作时间T1A和PCC点开关断开时间T1B；T1A的取值根据保护算法而定，至少为10ms；T1B的取值按PCC固态开关动作速度整定，典型值为10ms。假定配电网保护动作时间为T2，工程中典型值为10-25ms。由PCC保护和配电网保护动作逻辑分析可知，应有T1＜T2，如图6所示。

若不配置前加速重合闸，即使在满足T1＜T2的情况下，并不意味着三段式电流保护能够可靠动作。三段式电流保护在前T1时间内获取的数据包含着DG注入的短路电流，从而导致在T1时间内获取的故障信息不准确，不具有可用性。为了克服该问题，可将三段式电流保护经过大于T1的延时再开始获取故障信息，但是该方案违背了电流速断保护的快速性，同时增加了整个配电网保护动作时延。采用前加速重合闸方案后，电流速断保护可在检测到故障瞬间快速切除故障。由于该过程无选择性，数据窗对其基本无影响，即T1不影响电流速断保护动作。

以上显示和描述了本发明的基本原理、主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实例的限制，上述实例和说明书中描述的只是说明本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明范围内。本发明要求保护范围由所附的权利要求书及其等同物界定。