0 引言

为解决当前日益严重的能源危机，分布式光伏、风电及储能等分布式电源(distributed generation, DG)接入配电网的比例越来越高。DG接入配电网对升级能源结构、改善网络运行经济性和提高供电可靠性等有积极的推动作用^[1-3]。但伴随着DG的接入，配电网结构由传统简单的单电源放射状网络变为复杂的多电源网络，传统的三段式电流保护策略面临无法克服的选择性问题^[4]。根据国家2010年颁布出台的《分布式电源接入电网技术规定》^[5]和IEEE发布的《IEEE 1547-2003》标准^[6]，当含DG配电网发生故障时，要求保护装置迅速隔离相关DG。传统的保护策略不仅无法充分发挥DG配电网的支撑作用，而且严重限制了新能源技术的推广与应用。面对含DG配电网保护存在的诸多问题，研究新的保护方案迫在眉睫。

解决含DG配电网线路保护问题最有效的方案是纵联保护方案，但当前配电网的智能化水平和通信条件无法满足纵联保护对数据的高同步要求。当前含DG配电网保护方案主要为：利用部分故障分量进行故障识别, 主要利用所有故障类型均包含的正序故障分量, 使用其所含的电流幅值及相位信息设定差动保护判据^[7-9]，但未从根本上解决同步性难题，若进行相应智能化改造将带来极大的

基础建设成本；使用故障自同步时间信息构造的差动保护判据，解决了配电网环境下的同步问题^[10]，但对信息传递的准确性要求较高；采用零序分量改进的接地距离保护^[11-14]、利用电流比幅值构造的纵联保护方案，针对不同的馈线结构，给出了适应性保护动作判据，其实现同样需装配智能配电终端平台^[15-17]，不符合配电网应用现状。因此，将纵联保护策略应用于含DG配电网应解决的主要问题是如何在现有弱同步条件下实现电流同步相位信息获取，同时保证保护动作的选择性和灵敏性^[18-22]。

文中针对含DG配电网自动化水平较低、难以获取电流同步相位信息的难题，提出了故障信息自同步技术。通过此技术测算得到的时间信息可计算被保护线路两侧电流相位变化方向的判定值，有效代替了同步采样环节。基于故障信息自同步技术，文中提出了含DG配电网弱同步条件下的新型纵联保护方案，仅需要比较故障后工频基波电流相位变化方向判定值，即可实现纵联保护可靠动作。仿真结果表明，故障信息自同步技术具有较高的准确性，新型纵联保护方案可准确识别故障位置，对区内故障可快速、灵敏动作，对区外故障可靠制动。

1 含DG配电网电流方向变化特性分析

DG接入配电网后，配网结构变为多电源网络，如图 1所示，等效双机系统模型如图 2所示，其中系统电源等效为E_S, 相应节点所带负荷由箭头表示。

图 2中，Ė_M为系统侧等效电势；Ė_N为DG侧等效电势；Ż_M为系统侧等效阻抗；Ż_N为DG侧等效阻抗；Ż_L为线路MN的阻抗值; α为故障点距离系统侧的距离占线路总长的比值；İ_M，İ_N分别为被保护线路两侧电流相量。

1.1 区内故障电流方向变化特性

含DG配电网正常运行时，设定电流由母线流向线路为正方向，根据图 2可知，正常运行电流为：

$ {\dot I_M} = - {\dot I_N} = \frac{{{{\dot U}_M} - {{\dot U}_N}}}{{{{\dot Z}_L}}} $

(1)

式中：${\dot U_M}, {\mathit{\dot U}_N}$分别为线路M端和N端的电压。

设定系统运行在正常方式下，忽略线路电阻，若被保护线路MN阻抗角与两端电源的阻抗角相同，当距系统侧αŻ_L处发生故障时，可以将线路两侧故障电流等效为网络正常运行状态下的电流与故障分量的叠加，即：

$ \left\{ {\begin{array}{*{20}{c}} {{{\dot I'}_M} = {{\dot I}_M} + {{\dot I}_{fM}}}\\ {{{\dot I'}_N} = {{\dot I}_N} + {{\dot I}_{fN}}} \end{array}} \right. $

(2)

式中：İ ′ _M，İ ′ _N分别为故障后被保护线路两侧电流相量；İ_fM，İ_fN分别为故障后被保护线路两侧故障电流分量。

设系统正常运行时故障点电压为${\dot U_f}$，可得：

$ \left\{ {\begin{array}{*{20}{L}} {{{\dot I}_{fM}} = - \frac{{ - {{\dot U}_f}}}{{\alpha {{\dot Z}_L} + {{\dot Z}_M}}} = \frac{{{{\dot U}_f}}}{{\alpha {{\dot Z}_L} + {{\dot Z}_M}}}}\\ {{{\dot I}_{fN}} = - \frac{{ - {{\dot U}_f}}}{{\left( {1 - \alpha } \right){{\dot Z}_L} + {{\dot Z}_M}}} = \frac{{{{\dot U}_f}}}{{\left( {1 - \alpha } \right){{\dot Z}_L} + {{\dot Z}_M}}}} \end{array}} \right. $

(3)

则故障后线路两侧电流为：

$ \left\{ {\begin{array}{*{20}{L}} {{{\dot I'}_{fM}} = \frac{{{{\dot U}_M} - {{\dot U}_N}}}{{{{\dot Z}_L}}} + \frac{{{{\dot U}_f}}}{{\alpha {{\dot Z}_L} + {{\dot Z}_M}}}}\\ {{{\dot I'}_N} = - \frac{{{{\dot U}_M} - {{\dot U}_N}}}{{{{\dot Z}_L}}} + \frac{{{{\dot U}_f}}}{{\left( {1 - \alpha } \right){{\dot Z}_L} + {{\dot Z}_N}}}} \end{array}} \right. $

(4)

相应电压、电流相量关系如图 3所示。

由图 3可知，故障前线路两侧电流İ_M，İ_N大小相同，方向相反。故障发生后，流过M端的电流相位变化Δφ_M < 0°，其电流相位变化方向为负；流过N端的电流相位变化Δφ_N>0°，其电流相位变化方向为正。

1.2 区外故障电流方向变化特性

若在线路区外靠近N端处发生故障时，流过线路两侧的故障电流为：

$ \left\{ {\begin{array}{*{20}{l}} {{{\dot I}_{fM}} = - \frac{{ - {{\dot U}_f}}}{{{{\dot Z}_L} + {{\dot Z}_M}}} = \frac{{{{\dot U}_f}}}{{\alpha {{\dot Z}_L} + {{\dot Z}_M}}}}\\ {{{\dot I}_{fN}} = \frac{{ - {{\dot U}_f}}}{{{{\dot Z}_L} + {{\dot Z}_M}}} = - \frac{{{{\dot U}_f}}}{{{{\dot Z}_L} + {{\dot Z}_M}}}} \end{array}} \right. $

(5)

则可得故障后线路两侧电流为：

$ \left\{ {\begin{array}{*{20}{L}} {{{\dot I'}_M} = \frac{{{{\dot U}_M} - {{\dot U}_N}}}{{{{\dot Z}_L}}} + \frac{{{{\dot U}_f}}}{{{{\dot Z}_L} + {{\dot Z}_M}}}}\\ {{{\dot I'}_N} = - \left( {\frac{{{{\dot U}_M} - {{\dot U}_N}}}{{{{\dot Z}_L}}} + \frac{{{{\dot U}_f}}}{{{{\dot Z}_L} + {{\dot Z}_M}}}} \right)} \end{array}} \right. $

(6)

相应电压、电流相量关系如图 4所示。

由图 4可知，故障前线路两侧电流İ_M，İ_N大小相同，方向相反。故障发生后，流过M端的电流相位变化Δφ_M < 0°，其电流相位变化方向为负；流过N端的电流相位变化Δφ_N < 0°，其电流相位变化方向为负。

当故障点在故障区外靠近M点时，电流相位变化特性与靠近N点区外故障类似，但其电流向量变化方向均为正。

2 有源配电网环境下的故障信息自同步技术 2.1 故障信息自同步技术原理

在配电网无法实现两侧同步对时的情况下，文中提出了故障信息自同步技术，基本原理为：配电线路容抗要远大于输电线路阻抗，对地电容电流对线路电流相位变化影响极小，因此，故障发生前被保护线路两端基波电流相位相差180°，即线路两端基波电流波形峰值点间隔半个周期，两相邻相同趋势峰值点间隔一个周期。对于被保护线路两端，故障是同时发生的。以故障发生时刻为时间参考点，分别测量线路两侧工频基波电流故障时刻前后两相邻相同趋势峰值点的时间间隔。通过此时间间隔计算得到线路两侧电流变化方向，即可替代同步采样环节。故障同步识别技术实现原理见图 5。

图 5中，两侧基波电流故障时刻前后两相邻相同趋势峰值点的时间间隔分别为T_M，T_N，根据时间信号可得故障后线路两端电流相位变化量为：

$ \left\{ {\begin{array}{*{20}{c}} {\Delta {\varphi _M} = \frac{{{T_M} - T}}{T} \times 2{\rm{ \mathit{ π} }}}\\ {\Delta {\varphi _N} = \frac{{{T_N} - T}}{T} \times 2{\rm{ \mathit{ π} }}} \end{array}} \right. $

(7)

式中：T为工频基波电流信号周期。T取0.02 s，则式(7)变化为：

$ \left\{ {\begin{array}{*{20}{c}} {\Delta {\varphi _M} = 100{\rm{ \mathit{ π} }} \times {\mathit{T}_M} - 2{\rm{ \mathit{ π} }}}\\ {\Delta {\varphi _N} = 100{\rm{ \mathit{ π} }} \times {\mathit{T}_N} - 2{\rm{ \mathit{ π} }}} \end{array}} \right. $

(8)

通过上述故障信息自同步技术可以很好地克服配电网无法获取同步信息的困难，为新型纵联保护方案应用提供了数据信息支持。

2.2 峰值点计算与误差分析

电流采样数据均为正弦波上的值，正弦波在峰值点斜率为0，则电流峰值点前一个采样点的采样值变化斜率为正，在电流峰值点后一个采样点的采样值变化斜率为负。根据峰值点前后采样值变化斜率异号的特性，可通过对峰值点前后2个采样点进行线性拟合来计算得到峰值点。

设定在T_k时刻对应的采样值为D_k，则峰值点前后2个采样点T_k-1，T_k，T_k+1，T_k+2时刻对应的电流采样值分别为D_k-1，D_k，D_k+1，D_k+2。通过采样值线性拟合，使用线性插值法可得峰值点时刻为：

$ {T_{{\rm{MAX}}}} = {T_k} + \frac{{\left( {{T_{k + 1}} - {T_k}} \right)\left( {{D_{k + 2}} - {D_{k + 1}}} \right)}}{{{D_{k + 2}} + {D_k} - {D_{k + 1}} - {D_{k - 1}}}} $

(9)

若系统采样周期为T_S，计算峰值点产生的误差小于T_S/2，在计算基波电流相位变化时产生的误差也很小。系统采样频率越高，电流峰值点计算精度越高，故障信息自同步技术识别精度越高，所以应在装置允许条件下提高采样频率。

3 新型有源配电网纵联保护方案

根据基尔霍夫电流定律，含DG配电网区内、外故障时，线路两侧电流相位变化特性不同，可得新型纵联保护原理为：

(1) 当线路发生区内故障时，线路两侧电流相位变化方向相反；

(2) 当线路发生区外故障时，线路两侧电流相位变化方向相同。

根据新型含DG配电网纵联保护原理，只需使用故障信息自同步技术测取线路两侧电流相量变化方向，即可判定故障位置。若故障发生在被保护线路内部，则保护动作将被保护线路从系统中切除；若故障发生在线路区外则保护不动作。

设定基波电流变化方向为正时判定值为1；基波电流变化方向为负时判定值为-1；若未识别出变化则判定值为0。当两节点电流变化方向判定值异号时即可判定其区内发生故障。

文中提出了故障位置判定表来完成故障位置判定。以图 1所示的含DG配电网为例，若EF范围内发生故障，基于故障信息自同步技术可得判定表，如表 1所示。

其中，T_i为含DG网络中各节点基波电流故障时刻前后两相邻相同趋势峰值点的时间间隔；Δφ_i为根据故障信息自同步技术得到相应节点的基波电流的相位变化量。由故障位置判定表，判定值在EF两相邻节点为异号，其他相邻节点判定值均为同号，即可判定故障发生在EF范围内。EF线路两侧保护动作，即可靠切除故障。保护方案逻辑如图 6所示，图中线路流变用CT表示。

4 仿真分析

为验证故障信息自同步技术的准确性和纵联保护方案的有效性，文中利用Matlab/Simulink仿真平台搭建200 MV ·A的10 kV含DG配电网模型。配电网模型中逆变型DG(inverter interfaced DG，IIDG)采用PQ控制策略，有功、无功出力值分别为4.73 MW，2.30 Mvar。DG接入容量均为国家标准允许最大值的25%。带有负荷的节点负荷均设定为5.40 MW，功率因数为0.85。

线路AB，AD，AH，DE为架空线路，单位线路参数为0.17+j0.38 Ω/km，线路BC，EF，FG，HI为电缆线路，单位线路参数为0.035+j0.088 Ω/km，线路长度如图 7所示。

4.1 区内故障仿真分析

首先，文中仿真了线路DE距D端50%处发生三相金属性接地故障，分别记录含DG网络中各节点基波电流故障时刻前后两相邻相同趋势峰值点的时间间隔T_i，并根据故障信息自同步技术得到相应节点的基波电流相位变化量Δφ_i。其中以a相基波电流I_a为例，线路DE两端电流变化如图 8所示，DE节点电流相位变化信息如表 2所示。

由仿真结果可知，故障信息自同步技术可准确获得系统各节点电流相位变化方向，新型含DG配电网纵联保护方案可准确判定线路DE区内发生故障，保护动作将线路DE从系统中切除，保护具有良好的选择性和可靠性。

4.2 区外故障仿真分析

区外故障仿真了线路EF距E端50%处发生三相金属性接地故障，分别记录含DG网络中各相关节点基波电流故障时刻前后两相邻相同趋势峰值点的T_i，并根据故障信息自同步技术得到相应节点基波电流Δφ_i。其中以a相基波电流I_a为例，线路DE两端电流变化如图 9所示，DE节点电流相位变化信息如表 3所示。

当发生区外故障时，故障信息自同步技术依然可以准确获得系统各节点电流相位变化方向，新型含DG配电网纵联保护方案可准确判定线路DE区外发生故障，保护可靠不动作。

由仿真结果可以看出，故障信息自同步技术可准确识别故障并获取线路各相关节点的电流相位变化信息。当被保护线路区内发生故障时，新型含DG配电网纵联保护方案具有良好的选择性和灵敏性，可准确判定故障发生在区内并快速切除故障。当被保护线路区外发生故障时，文中提出的保护方案可实现可靠制动。

5 结语

文中首先提出了适用于有源配电网的故障信息自同步技术，以两侧基波电流故障时刻前后两相邻相同趋势峰值点的时间间隔数据代替传统的电流同步相位数据，解决了当前配电网因难以获取同步采样数据导致纵联差动保护方案无法应用于有源配电网的难题。

基于故障信息自同步技术，文中提出了新型含DG配电网纵联保护方案。新型纵联保护方案只需使用故障信息自同步技术测得的电流相位变化方向判定值，即可完成故障位置判定，具有良好的选择性、灵敏性和可靠性，可在有源配电网环境下有效应用。