王德明，李英量，賈俊輝，解晨，王語(yǔ)園

（1.陜西鐵路工程職業(yè)技術(shù)學(xué)院鐵道動(dòng)力學(xué)院，陜西 渭南 714000；2.西安石油大學(xué)電子工程學(xué)院，陜西 西安 710065；3.金川集團(tuán)股份有限公司，甘肅 金昌 737100）

微網(wǎng)集分布式電源（distributed generation，DG）、儲(chǔ)能裝置和用戶負(fù)荷于一體，具有降低傳輸損耗、提高電能質(zhì)量、優(yōu)化電源配置、提升系統(tǒng)可靠性等諸多優(yōu)勢(shì)，受到大家的普遍關(guān)注[1-2]。但小容量的DG和短距離的供電半徑，給傳統(tǒng)電流保護(hù)在微網(wǎng)中的應(yīng)用帶來(lái)挑戰(zhàn)[3-4]。

一方面，不論是機(jī)組類DG還是逆變類DG（inverter interfaced DG，IIDG），其容量一般較小，提供的短路電流水平有限。特別是IIDG，受逆變器過(guò)熱保護(hù)的限制，其輸出的故障電流幅值最大不超過(guò)額定電流的1.2～2倍[4]。較低的短路電流水平將降低傳統(tǒng)電流保護(hù)在微網(wǎng)中應(yīng)用的靈敏性。另一方面，微網(wǎng)直接連接用戶，供電半徑較短，發(fā)生故障時(shí)上下級(jí)饋線短路電流相當(dāng)。依據(jù)電流值動(dòng)作的傳統(tǒng)電流保護(hù)難以保證其選擇性。此外，DG的隨機(jī)性、間歇性以及微網(wǎng)運(yùn)行方式的不確定性，都將增加傳統(tǒng)電流保護(hù)在微網(wǎng)中應(yīng)用的難度。

為解決微網(wǎng)保護(hù)中存在的問(wèn)題，學(xué)者們進(jìn)行了大量研究[5-14]。文獻(xiàn)[5-6]提出通過(guò)設(shè)置中央保護(hù)單元對(duì)全網(wǎng)信息進(jìn)行處理和判斷的自適應(yīng)電流保護(hù)方案。文獻(xiàn)[7]基于分割區(qū)域的概念提出了微網(wǎng)邊方向變化量保護(hù)方案，文獻(xiàn)[8]考慮IIDG低電壓穿越提出利用正序故障分量相位關(guān)系檢測(cè)微網(wǎng)故障的方法，兩種方案均基于對(duì)微網(wǎng)多地信息的處理和判斷。文獻(xiàn)[9-10]將故障后的電壓變化量引入反時(shí)限電流保護(hù)動(dòng)作方程，提出了電壓修正反時(shí)限電流保護(hù)方案。然而，以上方案對(duì)網(wǎng)絡(luò)拓?fù)?、系統(tǒng)運(yùn)行方式和通信系統(tǒng)的依賴性較強(qiáng)。基于測(cè)量阻抗變化的保護(hù)方案具有較強(qiáng)的適應(yīng)性且不受系統(tǒng)運(yùn)行方式變化的影響，具有重要的研究?jī)r(jià)值[11-14]。文獻(xiàn)[11]基于測(cè)量導(dǎo)納的變化，首先提出含DG配電網(wǎng)的反時(shí)限導(dǎo)納保護(hù)方法。文獻(xiàn)[12]考慮故障時(shí)負(fù)荷阻抗的變化，提出了一種微網(wǎng)反時(shí)限低阻抗保護(hù)方案。文獻(xiàn)[13]綜合故障前后測(cè)量導(dǎo)納的幅值和相角變化量，提出了基于測(cè)量導(dǎo)納的微網(wǎng)故障檢測(cè)方法。但是，上述方案均未考慮IIDG故障穿越對(duì)保護(hù)動(dòng)作時(shí)間的要求，且所提保護(hù)動(dòng)作性能易受過(guò)渡電阻和分支饋入的影響。

為此，本文提出了一種新的微網(wǎng)反時(shí)限距離（inverse-time distance，ITD）保護(hù)方案。新方案基于故障后饋線測(cè)量阻抗的變化，通過(guò)設(shè)定保護(hù)動(dòng)作特性曲線來(lái)滿足IIDG故障穿越和保護(hù)選擇性要求?？紤]微網(wǎng)結(jié)構(gòu)特點(diǎn)，采用相鄰保護(hù)交互信息以消除過(guò)渡電阻和分支饋入對(duì)測(cè)量阻抗的影響。利用Matlab/Simulink建立微網(wǎng)模型并進(jìn)行保護(hù)動(dòng)作仿真分析，仿真結(jié)果驗(yàn)證了所提方案的有效性。

1 IIDG故障穿越要求

為保證微網(wǎng)供電可靠性和穩(wěn)定性，IIDG應(yīng)當(dāng)在系統(tǒng)發(fā)生故障時(shí)輸出無(wú)功以動(dòng)態(tài)支撐電壓，即IIDG應(yīng)當(dāng)具備故障穿越的能力[8]。

圖1所示為典型的光伏電源故障穿越要求[15]，圖中曲線為故障后光伏電源持續(xù)運(yùn)行時(shí)間和并網(wǎng)點(diǎn)（point of common coupling，PCC）電壓之間的相互關(guān)系。并網(wǎng)點(diǎn)電壓（UPCC）跌落幅值越大，光伏電源持續(xù)運(yùn)行時(shí)間越短。從圖1中可以看出，當(dāng)光伏電源并網(wǎng)點(diǎn)電壓在額定電壓的20%～90%時(shí)，光伏電源將以0.15～2.00 s的時(shí)間脫網(wǎng)；當(dāng)并網(wǎng)點(diǎn)電壓低于額定電壓的20%時(shí)，脫網(wǎng)時(shí)間不大于0.15 s。

光伏電源是典型的IIDG，且其容量相對(duì)不大。因此，當(dāng)含IIDG微網(wǎng)系統(tǒng)發(fā)生故障時(shí)，IIDG并網(wǎng)母線處電壓會(huì)出現(xiàn)明顯的電壓降低，可能出現(xiàn)IIDG先于饋線保護(hù)動(dòng)作脫網(wǎng)的情況，降低系統(tǒng)供電的可靠性。同時(shí)，當(dāng)饋線保護(hù)動(dòng)作時(shí)間比IIDG故障穿越時(shí)間長(zhǎng)時(shí)，IIDG會(huì)先于保護(hù)動(dòng)作而脫網(wǎng)，從而導(dǎo)致饋線保護(hù)的靈敏性和選擇性進(jìn)一步降低，危及系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行。所以，微網(wǎng)饋線保護(hù)須考慮IIDG故障穿越對(duì)保護(hù)動(dòng)作時(shí)間的要求，且饋線保護(hù)動(dòng)作時(shí)間須短于IIDG故障穿越時(shí)間。世界各國(guó)對(duì)IIDG故障穿越規(guī)定雖存在一定差異，但并網(wǎng)點(diǎn)電壓跌落至0時(shí)穿越時(shí)間一般為0.15 s[16]。

2 ITD保護(hù)原理及動(dòng)作特性

現(xiàn)有的基于測(cè)量阻抗變化的微網(wǎng)饋線保護(hù)未考慮IIDG故障穿越對(duì)保護(hù)動(dòng)作時(shí)間的要求。本文將饋線測(cè)量阻抗引入反時(shí)限保護(hù)動(dòng)作特性方程并考慮IIDG故障穿越，提出一種新的ITD微網(wǎng)保護(hù)方案。

2.1 ITD保護(hù)原理及動(dòng)作特性

2.1.1 一段保護(hù)

反時(shí)限保護(hù)特性的優(yōu)點(diǎn)是保護(hù)動(dòng)作時(shí)間依賴于故障點(diǎn)位置，故障點(diǎn)離電源點(diǎn)越近，保護(hù)動(dòng)作時(shí)間越短[9，17]。本文基于故障后饋線測(cè)量阻抗減小這一特征，將測(cè)量阻抗引入反時(shí)限動(dòng)作特征方程?？紤]饋線保護(hù)動(dòng)作時(shí)間須盡可能短，滿足IIDG故障穿越要求，反時(shí)限特性曲線形狀系數(shù)取為2。設(shè)定的ITD一段保護(hù)特性如下：

式中：tⅠ為ITD一段保護(hù)動(dòng)作時(shí)間；AⅠ為時(shí)間相關(guān)系數(shù)；k為可靠系數(shù)，本文取1.2以保護(hù)饋線全長(zhǎng)；ZⅠ為一段保護(hù)范圍內(nèi)的饋線正序阻抗；Zm為保護(hù)安裝處測(cè)得的阻抗值。

當(dāng)|1.2ZⅠ/Zm|>1時(shí)ITD一段保護(hù)滿足啟動(dòng)條件。

本文主要研究中壓微網(wǎng)系統(tǒng)的相間短路故障。式（1）中的測(cè)量阻抗為相間測(cè)量阻抗，可由相間電壓、電流進(jìn)行計(jì)算：

式中：Vp-p，Ip-p分別為故障相間電壓和相間電流的有效值。

從動(dòng)作特性方程式（1）可以看出，ITD一段保護(hù)可保護(hù)饋線全長(zhǎng)。為保證下級(jí)饋線首端故障時(shí)保護(hù)具有選擇性，上下級(jí)饋線首端保護(hù)之間須通過(guò)時(shí)階進(jìn)行配合。時(shí)階一般設(shè)定為0.3 s[10，12]，即

由式（1）、式（3）可得AⅠ為0.132，該系數(shù)與饋線長(zhǎng)度無(wú)關(guān)。由此可得，當(dāng)Zm=87.5% ZⅠ時(shí)，tⅠ=0.15 s，即對(duì)距離饋線首端87.5%的短路故障，ITD保護(hù)可以不大于0.15 s的時(shí)間切除故障，滿足IIDG故障穿越的要求。

以圖2所示系統(tǒng)中饋線AB發(fā)生故障為例說(shuō)明所提ITD保護(hù)動(dòng)作特性。兩臺(tái)IIDG分別在母線B和母線C處接入系統(tǒng)，各饋線首末兩端均配置ITD保護(hù)。

圖2 簡(jiǎn)單微網(wǎng)接線圖Fig.2 Wiring diagram of simplified microgrid

微網(wǎng)ITD一段保護(hù)動(dòng)作時(shí)間和故障位置的關(guān)系如圖3所示，其中，故障位置為故障點(diǎn)距離饋線首端的長(zhǎng)度與總長(zhǎng)度的百分比。

圖3 ITD一段保護(hù)動(dòng)作特性Fig.3 Characteristics of ITD protection（section 1）

各保護(hù)之間配合情況如下：

1）故障發(fā)生在區(qū)域1時(shí)，保護(hù)1瞬時(shí)動(dòng)作、保護(hù)2延時(shí)0.15～0.30 s動(dòng)作。由于此時(shí)故障點(diǎn)離IIDG較遠(yuǎn)，IIDG故障穿越時(shí)間大于0.30 s，故保護(hù)1和保護(hù)2滿足IIDG故障穿越要求。

2）當(dāng)故障發(fā)生在區(qū)域2時(shí)，保護(hù)1和保護(hù)2動(dòng)作均不大于0.15 s，滿足IIDG故障穿越要求。

3）當(dāng)故障發(fā)生在區(qū)域3時(shí)，保護(hù)2瞬時(shí)動(dòng)作，滿足IIDG故障穿越要求。

從以上分析可知，當(dāng)故障點(diǎn)位于饋線長(zhǎng)度的87.5%范圍內(nèi)時(shí)，所提ITD一段保護(hù)動(dòng)作時(shí)間不大于0.15 s，滿足IIDG故障穿越的要求。

2.1.2 二段保護(hù)

設(shè)計(jì)ITD二段保護(hù)以為相鄰饋線提供后備保護(hù)。ITD二段保護(hù)同樣采用反時(shí)限動(dòng)作特性：

式中：tⅡ?yàn)镮TD二段保護(hù)的動(dòng)作時(shí)間；AⅡ?yàn)闀r(shí)間相關(guān)系數(shù)；ZⅡ?yàn)橐?、二段保護(hù)保護(hù)范圍內(nèi)饋線的正序阻抗值。

ITD二段保護(hù)設(shè)定為相鄰饋線的遠(yuǎn)后備保護(hù)，保護(hù)范圍延伸到下級(jí)饋線的全長(zhǎng)。

當(dāng)|1.2ZⅡ/Zm|>1時(shí)，二段保護(hù)啟動(dòng)，本段饋線二段保護(hù)和相鄰饋線一段保護(hù)通過(guò)時(shí)階進(jìn)行配合。時(shí)階設(shè)定為0.3 s，即

系數(shù)AⅡ只和一、二段保護(hù)范圍有關(guān)。可由式（4）、式（5）得到：

以圖2所示系統(tǒng)為例進(jìn)一步說(shuō)明所提ITD保護(hù)的動(dòng)作特性。饋線BC長(zhǎng)度取為饋線AB長(zhǎng)度的1.2倍，ITD保護(hù)動(dòng)作時(shí)間隨故障位置的變化如圖4所示，各保護(hù)之間配合情況如下：

圖4 ITD保護(hù)配合示意圖Fig.4 Coordination of ITD protection

1）饋線AB段發(fā)生短路故障時(shí)，保護(hù)1、保護(hù)2配置的ITD一段保護(hù)作為主保護(hù)首先動(dòng)作清除故障，保護(hù)動(dòng)作時(shí)間滿足IIDG故障穿越要求。

2）當(dāng)饋線AB的主保護(hù)未能有效隔離故障時(shí)，保護(hù)4配置的ITD二段保護(hù)將作為遠(yuǎn)后備保護(hù)再次動(dòng)作清除故障。

3）饋線BC段發(fā)生故障的情況與饋線AB段類似，此時(shí)，保護(hù)1配置的ITD二段保護(hù)作為饋線BC段的遠(yuǎn)后備保護(hù)。

從圖中可以看出，ITD一段保護(hù)既可以滿足IIDG故障穿越對(duì)饋線保護(hù)動(dòng)作時(shí)間的要求，還可以滿足保護(hù)選擇性的要求；ITD二段備保護(hù)以最小0.3 s的延時(shí)與相鄰饋線一段保護(hù)配合清除故障。

從ITD方程式（1）、式（4）可以看出，由于所提ITD保護(hù)采用阻抗模值進(jìn)行計(jì)算，保護(hù)安裝處兩側(cè)故障均會(huì)滿足ITD保護(hù)動(dòng)作要求。為此，本文提出了基于ITD保護(hù)的故障方向判別方法。

2.2 方向判定

ITD保護(hù)可以反映保護(hù)安裝處兩側(cè)的故障，所以饋線故障后終端母線兩側(cè)ITD保護(hù)均會(huì)動(dòng)作，降低了保護(hù)動(dòng)作的可靠性。為此，需要對(duì)故障方向進(jìn)行檢測(cè)。由于保護(hù)安裝處所在饋線發(fā)生故障后，饋線兩側(cè)ITD一段保護(hù)均會(huì)啟動(dòng)，而相鄰饋線只會(huì)啟動(dòng)遠(yuǎn)側(cè)的ITD二段保護(hù)，以此為判據(jù)可構(gòu)成微網(wǎng)故障方向判別方法，如圖5所示。

圖5 基于ITD保護(hù)的故障方向判別方法Fig.5 Detection method of the fault direction

3 交流微網(wǎng)ITD保護(hù)方案

根據(jù)上述所提ITD保護(hù)方法，本文提出了交流微網(wǎng)ITD保護(hù)方案。由于基于測(cè)量阻抗變化的保護(hù)方法易受過(guò)渡電阻和分支饋入的影響，所以需要首先討論解決該問(wèn)題的方法。

3.1 減小過(guò)渡電阻影響的方法

針對(duì)測(cè)量阻抗易受過(guò)渡電阻影響的問(wèn)題，考慮到微網(wǎng)中饋線長(zhǎng)度一般較短、相鄰保護(hù)裝置之間易于實(shí)現(xiàn)信息交互[18-19]，本文提出一種新方法以提高ITD保護(hù)的抗過(guò)渡電阻能力。

3.1.1 減小過(guò)渡電阻影響的方法

圖6所示系統(tǒng)，電源1，2分別接于母線M，N，假設(shè)饋線MN上f點(diǎn)處發(fā)生相間短路故障。ZMf，ZNf分別為母線M、母線N和故障點(diǎn)f之間饋線的阻抗，Rf為故障點(diǎn)f處實(shí)際的過(guò)渡電阻，IM，IN分別為故障時(shí)兩側(cè)電源注入的短路電流。

圖6 過(guò)渡電阻對(duì)測(cè)量阻抗的影響Fig.6 Effect of fault resistance on measured impedance

f點(diǎn)發(fā)生故障時(shí)，母線M，N處的正序測(cè)量阻抗可分別表示為

式中：α為故障類型系數(shù)，三相短路和兩相短路分別取1和1/2。

可以看出，在過(guò)渡電阻的影響下測(cè)量阻抗將出現(xiàn)附加阻抗，且附加阻抗與故障點(diǎn)處過(guò)渡電阻和故障電流有關(guān)。由于微網(wǎng)中IIDG在其控制策略的影響下輸出故障電流的相位存在不確定性[10]，故附加阻抗可能為容性或者感性，容易造成保護(hù)不動(dòng)作或者穩(wěn)態(tài)超越。在這種情況下，傳統(tǒng)的消除過(guò)渡電阻影響的方法可能失效。為此，本文提出了一種新方法來(lái)減小微網(wǎng)中過(guò)渡電阻對(duì)測(cè)量阻抗的影響。

由于ZMf與ZNf之和為整個(gè)饋線MN的正序阻抗ZMN，該值已知，故聯(lián)立（7）、式（8）可得消除過(guò)渡電阻影響的測(cè)量阻抗值如下：

當(dāng)電源2退出運(yùn)行時(shí)，過(guò)渡電阻的計(jì)算值可通過(guò)下式求得：

式中：VN為電源1側(cè)母線N電壓。

3.1.2 減小分支饋入影響的方法

由于微網(wǎng)中用戶的分散性，常存在饋線T接的情況。當(dāng)饋線存在分支且有分支饋入時(shí)，饋線兩端的測(cè)量阻抗也會(huì)受到影響。圖7所示為一饋線有分支饋入的情況，電源3通過(guò)分支（正序阻抗表示為ZP）接入饋線MN。饋線MN發(fā)生相間短路故障時(shí)，電源3饋入的電流表示為IP。ZMP，ZPf和ZNf分別為母線M與饋線分支點(diǎn)、分支點(diǎn)與故障點(diǎn)f以及母線N與故障點(diǎn)之間饋線的正序阻抗。

圖7 分支饋入對(duì)測(cè)量阻抗的影響Fig.7 Effect of branch infeed on measured impedance

f點(diǎn)發(fā)生相間短路故障，母線M，N，P處的測(cè)量阻抗可分別表示為

采用與3.1.1節(jié)中所提方法同樣的思路，分支點(diǎn)與故障位置之間阻抗的計(jì)算值和過(guò)渡電阻的計(jì)算值分別可通過(guò)下式進(jìn)行計(jì)算：

消除過(guò)渡電阻和分支饋入影響的測(cè)量阻抗可通過(guò)下式計(jì)算得到：

采用上述方法，可減小分支饋入和過(guò)渡電阻對(duì)測(cè)量阻抗的影響。

3.2 交流微網(wǎng)ITD保護(hù)方案

基于所提方法，圖8給出交流微網(wǎng)ITD保護(hù)動(dòng)作流程。

圖8 交流微網(wǎng)ITD保護(hù)方案流程圖Fig.8 Flowchart of ITD protection scheme for AC microgrids

1）保護(hù)啟動(dòng)后檢測(cè)相鄰裝置之間的信號(hào)傳輸通道有無(wú)異常。

2）若信道正常，則按照本文3.1節(jié)所提方法計(jì)算消除過(guò)渡電阻和分支饋入影響的測(cè)量阻抗值；若信道異常，可采用文獻(xiàn)[20]中提到的不需要通信的過(guò)渡電阻計(jì)算方法。

3）根據(jù)計(jì)算得到的測(cè)量阻抗值判定微網(wǎng)故障方向。若為正向故障，按照所提ITD保護(hù)特性方程動(dòng)作；若為反向故障，退出保護(hù)動(dòng)作程序。

4）當(dāng)|1.2ZI/Zm|>1時(shí)，滿足ITD一段保護(hù)動(dòng)作的條件，此時(shí)按照一段保護(hù)的動(dòng)作特性動(dòng)作；若|1.2ZⅡ/Zm|>1，則ITD二段保護(hù)啟動(dòng)。由于二段保護(hù)和相鄰饋線一段保護(hù)通過(guò)時(shí)階進(jìn)行配合，所以滿足選擇性要求。

微網(wǎng)中饋線長(zhǎng)度一般較短，應(yīng)用以太網(wǎng)、光纖或者其它載波通道可以方便地實(shí)現(xiàn)相鄰保護(hù)裝置之間的信息交互；對(duì)長(zhǎng)度在5 km內(nèi)的饋線，傳輸延時(shí)不大于10 ms[18，21]，不影響ITD保護(hù)動(dòng)作時(shí)間。此外，相較于差動(dòng)保護(hù)，該方案不需要同步對(duì)時(shí)裝置，通信設(shè)施投資相對(duì)較低。因此，所提方案實(shí)用性和適應(yīng)性較強(qiáng)。

4 仿真驗(yàn)證

為驗(yàn)證本文所提方案的有效性，搭建了圖9所示交流微網(wǎng)Matlab/Simulink仿真模型。微網(wǎng)系統(tǒng)電壓為10 kV，可在孤島和并網(wǎng)兩種方式下運(yùn)行。同步機(jī)DG（synchronous machine DG，SMDG），IIDG1，IIDG2和 IIDG3通過(guò)母線接入系統(tǒng)，輸出功率分別為0.8 MW，0.5 MW，0.5 MW和0.4 MW。SMDG和IIDG仿真模型分別選擇小功率同步電機(jī)和光伏電源。微網(wǎng)孤島運(yùn)行時(shí)，SMDG采用Vf控制方式，其余IIDG采用PQ控制方式；微網(wǎng)并網(wǎng)運(yùn)行時(shí)，所有DG均采用PQ控制方式。饋線AB，BC，CD，AE和BE為同型架空線路，長(zhǎng)度分別為3 km，1.5 km，2 km，2 km和3 km。線路每km正序電阻、電抗分別為0.17 Ω和0.38 Ω。

各母線處接入功率為0.4 MW～0.8 MW不等的用戶負(fù)荷，功率因數(shù)0.85（滯后）。饋線兩側(cè)均配置ITD保護(hù)，保護(hù)之間的通信聯(lián)絡(luò)關(guān)系如圖9中虛線箭頭所示。保護(hù)通過(guò)采用快速傅里葉變換提取電壓、電流的基波有效值計(jì)算測(cè)量阻抗。

圖9 10 kV交流微網(wǎng)Fig.9 10 kV AC microgrids

4.1 孤島運(yùn)行

在微網(wǎng)孤島運(yùn)行方式下，對(duì)饋線發(fā)生相間短路故障進(jìn)行仿真分析。故障發(fā)生時(shí)刻設(shè)為0.06 s，過(guò)渡電阻Rf分別設(shè)置0.01 Ω，5 Ω和10 Ω。以饋線BC長(zhǎng)度12.5%處發(fā)生兩相短路故障為例。圖10分別為饋線BC故障時(shí)保護(hù)3和保護(hù)4處測(cè)得的電壓和電流的變化。從圖中可以看出：

圖10 饋線BC長(zhǎng)度12.5%處兩相短路故障時(shí)保護(hù)3，4處的電壓、電流仿真結(jié)果Fig.10 Simulation results of voltage and current at protection 3，4 during a line-to-line fault occurring at 12.5% of the feeder BC

1）微網(wǎng)孤島運(yùn)行方式下故障電流由DG提供，短路電流水平較低，采用傳統(tǒng)的過(guò)流保護(hù)方案不能有效檢測(cè)并清除故障。

2）流過(guò)保護(hù)3的故障電流由SMDG和IIDG3提供，由于SMDG功率較大，故障電流表現(xiàn)出兩相短路故障的特征。

3）流過(guò)保護(hù)4的故障電流由IIDG1和IIDG2提供，由于IIDG采用正序電壓控制的限流策略，故障電流表現(xiàn)出對(duì)稱短路故障的特征。

采用本文所提消除過(guò)渡電阻影響的方法，故障后保護(hù)3和保護(hù)4處測(cè)量阻抗的變化如圖11所示。圖中曲線分別代表過(guò)渡電阻為0.01 Ω，5 Ω和10 Ω時(shí)測(cè)量阻抗的變化軌跡，故障后測(cè)量阻抗經(jīng)1～2周波進(jìn)入期望區(qū)域。

圖11 故障后保護(hù)3和保護(hù)4測(cè)量阻抗的變化軌跡Fig.11 Trajectory of the measured impedance changing in protect 3，4 after failure

保護(hù)3，4在饋線BC長(zhǎng)度12.5%發(fā)生相間短路故障時(shí)的測(cè)量阻抗值分別為

與圖11中的仿真結(jié)果也基本一致，從而驗(yàn)證了本文所提消除過(guò)渡電阻影響方法的有效性。

保護(hù)3和保護(hù)4在得到無(wú)過(guò)渡電阻影響的測(cè)量阻抗值后計(jì)算ITD一段保護(hù)啟動(dòng)的邊界條件|1.2ZⅠ/Zm|。當(dāng)主保護(hù)未能及時(shí)隔離故障，保護(hù)1，9，6計(jì)算ITD二段保護(hù)啟動(dòng)的邊界條件|1.2ZⅡ/Zm|并判斷是否出口動(dòng)作清除故障。饋線BC長(zhǎng)度12.5%處兩相短路故障時(shí)各保護(hù)啟動(dòng)邊界條件如表1中所示。

表1 各保護(hù)啟動(dòng)的邊界條件Tab.1 Boundary conditions during each protection start

從表中可以看出，保護(hù)3，4計(jì)算得到的|1.2ZⅠ/Zm|>1，一段保護(hù)啟動(dòng)；保護(hù)1，9，6計(jì)算得到的|1.2ZⅠ/Zm|<1，|1.2ZⅡ/Zm|>1，一段保護(hù)未啟動(dòng)，二段保護(hù)啟動(dòng)。根據(jù)2.2節(jié)故障方向的判別方法，判定為正方向故障。最后，按照所提ITD保護(hù)動(dòng)作特性方程計(jì)算保護(hù)動(dòng)作時(shí)間并出口動(dòng)作。

表2給出了孤島方式下饋線BC長(zhǎng)度12.5%處和87.5%發(fā)生相間短路故障時(shí)各保護(hù)動(dòng)作時(shí)間的仿真結(jié)果。

表2 孤島方式下饋線BC相間短路時(shí)的仿真結(jié)果Tab.2 Simulation results during a line-to-line fault occurring on the feeder BC（islanded）

從表2中可以看出，仿真結(jié)果與計(jì)算結(jié)果基本一致，ITD一段保護(hù)對(duì)被保護(hù)饋線長(zhǎng)度87.5%內(nèi)的故障可以最大0.15 s的時(shí)間檢測(cè)并隔離故障，滿足IIDG故障穿越對(duì)保護(hù)動(dòng)作時(shí)間的要求；ITD二段保護(hù)延時(shí)動(dòng)作，可與相鄰饋線一段保護(hù)協(xié)調(diào)動(dòng)作清除故障；分支饋入和過(guò)渡電阻存在時(shí)，保護(hù)動(dòng)作時(shí)間幾乎不受影響，所提ITD保護(hù)方案具有較強(qiáng)的適應(yīng)性。

4.2 并網(wǎng)運(yùn)行

為驗(yàn)證所提ITD保護(hù)方案在微網(wǎng)不同運(yùn)行方式下的適應(yīng)性，對(duì)圖9所示系統(tǒng)在并網(wǎng)狀態(tài)下進(jìn)行仿真實(shí)驗(yàn)。仿真條件與孤島運(yùn)行方式下相同，故障類型選擇相間短路故障，保護(hù)動(dòng)作時(shí)間的仿真結(jié)果如表3中所列。

表3 并網(wǎng)方式下饋線BC相間短路時(shí)的仿真結(jié)果Tab.3 Simulation results during a line-to-line fault occurring on the feeder BC（grid-connected）

從表中可以看出，仿真結(jié)果與計(jì)算結(jié)果基本一致，從而驗(yàn)證了所提ITD保護(hù)方案在并網(wǎng)運(yùn)行方式下也可有效檢測(cè)并隔離故障。

傳統(tǒng)的基于測(cè)量阻抗變化的微網(wǎng)保護(hù)方案多未考慮IIDG故障穿越對(duì)保護(hù)動(dòng)作時(shí)間的要求，且保護(hù)動(dòng)作性能易受過(guò)渡電阻和分支饋入的影響。經(jīng)過(guò)建模和仿真分析，本文所提ITD饋線保護(hù)方案考慮了IIDG故障穿越對(duì)保護(hù)動(dòng)作時(shí)間的要求，且饋線保護(hù)動(dòng)作時(shí)間短于IIDG故障穿越的時(shí)間；所提采用相鄰保護(hù)交互信息消除過(guò)渡電阻影響的方法具有較強(qiáng)的適應(yīng)性。

5 結(jié)論

針對(duì)現(xiàn)有基于測(cè)量阻抗變化的微網(wǎng)保護(hù)方案未考慮IIDG故障穿越且易受過(guò)渡電阻影響的問(wèn)題，本文提出了一種新的微網(wǎng)ITD保護(hù)方案。與現(xiàn)有的基于測(cè)量阻抗變化的保護(hù)方案相比，所提ITD保護(hù)方案具有如下優(yōu)點(diǎn)：

1）ITD保護(hù)可以檢測(cè)微網(wǎng)中較低短路電流水平的故障，靈敏性高、適應(yīng)性強(qiáng)。

2）上下級(jí)饋線ITD保護(hù)通過(guò)時(shí)階配合，在滿足IIDG故障穿越對(duì)保護(hù)動(dòng)作時(shí)間要求的同時(shí)，滿足保護(hù)選擇性的要求。

3）利用相鄰保護(hù)交互信息實(shí)時(shí)計(jì)算測(cè)量阻抗的方法可以減小過(guò)渡電阻和分支饋入的影響，提升ITD保護(hù)性能。

本文主要研究了中壓微網(wǎng)的保護(hù)方案，對(duì)低壓微網(wǎng)保護(hù)和快速傅里葉算法變換提取基波分量存在誤差問(wèn)題的研究將在下一步工作中展開(kāi)。