考虑不可测负荷分支的有源配电网单相断线故障保护方法.pdf

第 50 卷第 4 期2023 年 7 月华 北 电 力 大 学 学 报Journal of North China Electric Power UniversityVol.50,No.4Jul.,2023doi:10.3969/j.ISSN.1007-2691.2023.04.04考虑不可测负荷分支的有源配电网单相断线故障保护方法徐 岩1,邹 南1,马天祥2,段 昕2(1.新能源电力系统国家重点实验室(华北电力大学),河北 保定 071003;2.国网河北省电力有限公司电力科学研究院,河北 石家庄 050021)摘要:有源配电网断线故障造成过电压、人身伤亡及电机损毁等事故时有发生,针对这一问题,首先分析了有源配电网断线故障后各节点负序阻抗以及断口两侧零序电压差。借鉴电流差动保护的思想,定义了负序差动阻抗,基于区内外故障时负序差动阻抗的特征差异,提出了一种基于负序差动阻抗的保护方法。该方法利用负序差动阻抗幅值作为动作量,利用其相位构造具有自适应性的制动阈值。其次,针对重载保护失效的情况,提出了将零序电压幅值差作为辅助判据。最后,分析了不可测负荷分支对上述保护判据的影响,并提出了通过比较负序电流幅值进行故障定位的方法。仿真结果表明,所述方法可以可靠定位,具有不受中性点接地方式、过渡电阻、负荷以及分布式电源影响的特点。关键词:有源配电网;断线故障;负序差动阻抗;零序电压差;不可测负荷分支中图分类号:TM773 文献标识码:A 文章编号:1007-2691(2023)04-0030-11Single-phase Disconnection Fault Protection Method of Active Distribution Network Considering Unmeasurable Load BranchXU Yan1,ZOU Nan1,MA Tianxiang 2,DUAN Xin2(1.State Key Laboratory of Alternate Electrical Power System with Renewable Energy Sources(North China Electric Power University),Baoding 071003,China;2.State Grid Hebei Electric Power Research Institute,Shijiazhuang 050021,China)Abstract:The active distribution network disconnection fault causes accidents such as overvoltage,personal injury and death,and motor damage.To solve this problem,we first analyzed the negative sequence impedance of each node after the active distribution network disconnection fault and the zero sequence voltage difference on both sides of the fracture.With the idea of current differential protection for reference,the negative sequence differential impedance was defined.Based on the characteristic difference of the negative sequence differential impedance when the fault occurs inside and outside the area,a protection method based on the negative sequence differential impedance was proposed.This method uses the amplitude of the negative sequence differential impedance as the amount of action,and uses its phase to con-struct an adaptive braking threshold.Secondly,in view of the failure of the overload protection,we proposed the zero se-quence voltage amplitude difference as an auxiliary criterion.Finally,we analyzed the influence of the unmeasurable load branch on the above protection criterion,and proposed a method for fault location by comparing the magnitude of the neg-ative sequence current.The simulation results show that the method can reliably locate fault and has the characteristics of not being affected by the neutral grounding method,transition resistance,load,and distributed power sources.Key words:active distribution network;disconnection fault;negative sequence differential impedance;zero sequence voltage difference;unmeasurable load branch收稿日期:2021-12-17.基金项目:河北省省级科技计划资助项目(20314301D);国家电网公司科技项目(kj2020-064).第 4 期徐 岩,等:考虑不可测负荷分支的有源配电网单相断线故障保护方法0 引 言 近几年,随着配电网中绝缘导线的应用逐渐增多,断线故障发生概率增加,断开的导线掉落到大地上形成断线接地复故障1,2。由于配电网发生断线故障或断线接地复故障后无明显过流,使得断线故障检测及故障定位比较困难,长时间接地的导线会对人的生命安全造成威胁;其次,单相断线故障会造成电动机缺相运行,从而发热甚至烧毁,因此有必要对配电网断线故障特性进行研究并以此提出相应的保护原理。随着传统化石能源的短缺和环境问题的日益加剧,采用清洁能源的分布式发电及就地并网技术受到广泛的关注。因此,具有能耗低、投资少、灵活可靠等优点的有源配电网必然是未来的发展方向3-5。然而分布式电源的接入使得传统单电源辐射状网络变为多电源多端供电、配网潮流及故障电流均发生改变的复杂网络,因此针对有源配电网断线保护原理的研究也刻不容缓。目前针对有源配电网短路故障特性分析及保护原理的研究较多,主要基于以电流为基础的差动保护,有相电流、序电流以及故障分量的幅值比或相位差动6-11。然而,配网断线之后无明显过流,故障两侧电流相同,上述方法无法应用到断线故障中。为此,一些专家学者针对配网断线故障提出了相应的保护方法,文献12利用在绝大多数情形下中压馈线电压以及配电变压器低压侧电压特征,提出了一种基于电压稳态信息的断线故障定位方法。该方法可以满足绝大多数情形下的配电网断线保护,但针对分布式电源的影响还有待进一步分析;文献13利用故障支路负序电流与系统电源支路负序电流之比大于 1,而非故障支路负序电流与系统电源支路负序电流之比小于 1 构成保护判据,但该方法受负荷影响,在非故障支路重载时可能会失效;文献14利用相电流特征构成保护判据,同样受到负荷的影响;文献15利用故障前后分布式电源输出电流的变化特征,建立了基于分布式电源电流变化率的辐射状配电网单相断线故障保护判据,但该方法无法进行故障区段定位;文献16-17提出了配网断线故障诊断方法,无法进行故障定位。综上所述,目前大量的研究主要针对含逆变类分布式电源(Inverter Interfaced Distributed Gen-eration,IIDG)配电网短路故障,针对有源配电网断线故障保护原理的研究较少,尤其是不可测负荷分支的研究。因此,本文在前人研究的基础上,提出了一种基于负序差动阻抗的保护方法,该方法利用负序差动阻抗幅值作为动作量,利用其相位构造具有自适应性的制动阈值,针对重载保护失效的情况,提出了将零序电压幅值差作为辅助判据。最后,分析了不可测负荷分支对保护判据的影响,并提出了通过比较负序电流幅值进行故障定位的方法。仿真结果表明,所述方法可以可靠定位,具有不受中性点接地方式、过渡电阻、负荷以及分布式电源影响的特点。1 IIDG 在配电网故障下的等效模型 逆变类分布式电源经逆变器并入电网,其输出特性取决于逆变器的控制。目前,IIDG 多采用PQ 控制方式,其控制方程可表示为Pout=UdIdQout=UdIq(1)式中:Pout、Qout分别为有功功率和无功功率的实际输出值;Ud为 IIDG 并网点的正序电压;Id、Iq分别为 IIDG 有功电流和无功电流的实际输出值。通过控制 Id、Iq分别跟踪电流参考值 Id_ref、Iq_ref即可输出有功参考功率 Pref、无功参考功率 Qref。正常运行时,IIDG 仅输出有功参考功率,无功参考功率为 0。根据分布式电源并网技术要求(GB/T 33593-2017)规定,通过 10 kV 直接接入公共电网的分布式电源应具有一定的低电压穿越能力。配电网发生断线故障后,根据 IIDG 接入的位置不同,其输出特性不同。当 IIDG 位于故障点上游时,受系统电源电压的钳制,其并网点正序电压接近系统电源电压,此时无需低电压穿越;而当 IIDG位于故障点下游时,其并网点正序电压受 IIDG 本身额定容量、负荷阻抗的影响,变化十分复杂,有可能大于系统电源电压,也有可能小于系统电源电压。故障情况下 IIDG 等值模型为Id.f=minPref/Ud,Imax2-Iq.f2Iq.f=01.5(0.9-)IN 0.90.9 0.2IIIDG.f=Id.f2+Iq.f2arctan(Iq.f/Id.f)(2)式中:Id.f、Iq.f分别为故障后 IIDG 有功电流和无功13华 北 电 力 大 学 学 报2023 年电流的实际输出值;IN为 IIDG 输出额定电流;IIIDG.f为故障后 IIDG 输出电流;为 IIDG 并网点电压跌落系数,数值上等于并网点正序电压和系统额定电压的比值;Imax为 IIDG 最大输出故障电流,取正常运行时额定电流的两倍。2 单相断线故障序分量特征分析 由于负序分量不受中性点接地方式以及 IIDG的影响,因此,本文故障定位判据考虑采用负序分量构造。采用文献18的系统模型对故障分量进行分析,如图 1 所示,QF1 QF10为断路器;M、N、H、E 为母线节点;R0为中性点接地电阻;Lg为消弧线圈;k1、k2分别代表不同系统接地方式的转换开关,当仅 k1闭合时,为小电阻接地系统;当仅 k2闭合时,为消弧线圈接地系统,当二者都断开时,为不接地系统;IIDG1、IIDG2 为两个逆变型分布式电源;PCC1、PCC2 分别为两个 IIDG 接入点;L1、L2、L3分别为三条支路所带负荷;Lb1、Lb2、Lb3、Lb4分别为四条不可测负荷分支所带负荷;f1、f2为两个故障点。图 1 有源配电网Fig.1 Active distribution network2.1 负序阻抗分布特征 已知断线不接地故障和断线且接地复故障分析结果相同19。因此,下文以断线不接地故障为例进行分析,当 f1处发生单相断线不接地故障时,得到负序网络如图 2 所示。其中,Z1=ZL2/(ZNE+ZL3);ZS、ZMH、ZMN、ZNE分别为电源等值阻抗、线路 MH 等值阻抗、线路MN 等值阻抗以及线路 NE 等值阻抗;ZL1、ZL2、ZL3为三条支路负荷等值阻抗;x 为故障点到母线 M的距离与线路 MN 长度的比值。根据图 2 所示负序网络可计算出非故障区段 MH 以及故障区段图 2 有源配电网负序网络Fig.2 Negative sequence network of active distribution net-workMN 两侧负序阻抗如下:ZQF1=ZMH+ZL1ZQF2=ZL1ZQF5=-(ZS(ZMH+ZL1)ZQF6=ZL2(ZNE+ZL3)(3)式中:ZQF1、ZQF2、ZQF5、ZQF6分别为线路 MN 发生单相断线不接地故障时,断路器 QF1、QF2、QF5、QF6处计算得到的负序阻抗。当 f2处发生单相断线不接地故障时,可计算出非故障区段 MH 以及故障区段 NE 两侧负序阻抗如下:ZQF1=ZMH+ZL1ZQF2=ZL1ZQF8=-(ZL2(ZMN+ZS(ZMH+ZL1)ZQF9=ZL3(4)式中:ZQF1、ZQF2、ZQF8、ZQF9分别为线路 NE 发生单相断线不接地故障时,断路器 QF1、QF2、QF8、QF9 处计算得到的负序阻抗。2.2 IIDG 上游发生单相断线故障零序电压分布特征 由于配电网为小电流接地系统,当发生断线且接地复故障时,接地电流很小,而断口处的边界方程依旧满足式(5)。因此,断线接地情况下的断口两侧零序电压差和断线不接地下的结果基本相同,而文献20中也得出了相同的结论,同时,由文献20也可得出,断口两侧零序电压差不受系统中性点接地方式的影响。当配电网 f1处发生单相断线不接地故障时,可建立由对称分量表示的边界方程:IMN(1)+IMN(2)+IMN(0)=0UMN(1)=UMN(2)=UMN(0)(5)式中:UMN(1)、UMN(2)、UMN(0)分别为线路 MN 故障断口电压变化量的正序分量、负序分量和零序23第 4 期徐 岩,等:考虑不可测负荷分支的有源配电网单相断线故障保护方法分量;IMN(1)、IMN(2)、IMN(0)分别为流过故障点的正序电流、负序电流和零序电流。已知小电流接地系统中,IMN(0)0,根据边界条件及序网络可得故障断口两侧零序电压差为UMN(0)=z1ES+z2IDG1.f+z3IDG2.f(6)式中:ES为系统电源电势;z1、z2、z3为和线路阻抗及负荷阻抗有关的系数;IDG1.f、IDG2.f分别为IIDG1、IIDG2 输出的正序电流,可知:z1=ZMH+ZL12(ZS+ZMH+ZL1)z2=ZSZL12(ZS+ZMH+ZL1)z3=-ZL2(ZNE+ZL3)2(7)已知负荷阻抗远远大于线路阻抗及电源阻抗,因此断口两侧零序电压差可简化为UMN(0)=12ES+ZS2IDG1.f-ZL2 ZL32IDG2.f(8)当配电网中不含分布式电源时,即 IDG1.f=IDG2.f=0,根据式(8)可得:UMN(0)=12ES(9)当配电网中不含分布式电源时,故障断口两侧零序电压差为二分之一电源电压。当配电网中仅故障点下游含分布式电源时,即 IDG1.f=0,根据式(8)可得:UMN(0)=12ES-ZL2 ZL32IDG2.f(10)当故障点下游含 IIDG 时,由于其接入点正序电压可能会发生较大的降落,因此,IIDG 将输出无功电流支撑系统电压。下面对 IIDG 接入点正序电压进行分析,正序网络如图 3 所示。图 3 有源配电网正序网络Fig.3Positive sequence network of active distribution net-work其中,UPCC.f1、UPCC.f2分别为故障后 IIDG1、IIDG2 接入点正序电压;忽略系统阻抗和线路阻抗,由图 3 可得 IIDG 接入点正序电压为UPCC.f1=ESUPCC.f2=ES-UMN(1)=12ES+ZL2 ZL32IDG2.f(11)IIDG1 接入点正序电压受系统电源电压的钳制,等于系统电源电压 ES;分析 IIDG2 接入点正序电压时,为方便起见,假设系统中分布式电源仅有 IIDG2,分布式电源 IIDG2 接入点正序电压与负荷以及它本身的额定容量有关,根据低电压穿越要求,当 UPCC.f2的幅值大于 0.9ES时,IIDG2 只输出有功功率,其输出电流 IDG2.f的相位和 ES近似同相位,已知配电网功率因数一般接近 1,因此负荷ZL2 ZL3的阻抗角接近 0。此时,(ZL2 ZL3)/2IDG2.f相位与 ES近似同相位并且其幅值大于等于0.4ES。根据式(10)可知,IIDG2 的存在将使得故障断口两侧零序电压差减小,当(ZL2 ZL3)/2IDG2.f幅值等于 0.5ES时,其压差近似为 0。当配电网中仅非故障支路含分布式电源时,即 IDG2.f=0,根据式(8)可得:UMN(0)=12ES+ZS2IDG1.f(12)位于相邻线路的 IIDG1 接入点正序电压近似等于系统电源电压,因此,其只输出有功电流,IDG1.f相位与 ES近似相同,根据式(12)可知,位于相邻线路的 IIDG1 会增大故障断口零序电压差。综上,当 IIDG 位于故障点下游时,可能会减小故障断口零序电压差,一定情况下会使以零序电压差幅值为动作判据的保护拒动;当 IIDG 位于故障线路相邻线路时,会增大故障断口零序电压差。2.3 IIDG 下游发生单相断线故障零序电压分布特征 当配电网 f2处发生单相断线不接地故障时,可建立由对称分量表示的边界方程:INE(1)+INE(2)+INE(0)=0UNE(1)=UNE(2)=UNE(0)(13)式中:UNE(1)、UNE(2)、UNE(0)分别为线路 NE 故障断口电压变化量的正序分量、负序分量和零序分量;INE(1)、INE(2)、INE(0)分别为流过故障点的正33华 北 电 力 大 学 学 报2023 年序电流、负序电流和零序电流。已知小电流接地系统中,INE(0)0,可得故障断口两侧零序电压差为UMN(0)=z4ES+z5IDG1.f+z6IDG2.f(14)式中:z4、z5、z6为和线路阻抗及负荷阻抗有关的系数,可知:z4=12Z1(Z1+Z3)ZS+Z1Z3ZL2ZL2+Z2Z5z5=12ZL1ZS(ZS+Z3)Z1+ZSZ3ZL2ZL2+Z2Z5z6=12ZL2Z4Z2Z4+ZL2(Z2+Z4)Z5(15)式中:Z1=ZMH+ZL1Z2=ZNE+ZL3Z3=ZMN+ZL2 Z2Z4=ZMN+ZS Z1Z5=ZL2Z4+Z2(ZL2+Z4)ZL2+Z4(16)已知负荷阻抗远远大于线路阻抗及电源阻抗,因此断口两侧零序电压差可简化为UMN(0)=12ES+ZS2IDG1.f+ZMN+ZS2IDG2.f(17)由于位于故障点上游的 IIDG1、IIDG2 接入点正序电压近似等于系统电源电压,因此,其输出电流相位与接入点电压相同,由式(17)可知,系统中的 IIDG 对零序电压差均有助增作用,因此会增大以零序电压差为保护判据动作的灵敏度。3 断线故障诊断判据3.1 启动判据 配电网发生断线故障后,系统各节点会出现负序电压。考虑到正常运行时,配网因负荷不平衡也会产生负序电压,因此,启动值应躲过负荷不平衡产生的负序电压,为此设置启动判据为19Uf Uset1+Uset1(18)式中:Uf为故障后各节点测得的负序电压;Uset1为正常运行时负荷不平衡产生的负序电压的幅值;Uset1为一定阈值,可取系统额定电压的 5%。3.2 基于负序差动阻抗的故障定位方案 本文提出一种基于负序差动阻抗的故障定位方案,定义负序差动阻抗为Zf=Zi-Zj(19)式中:Zf为定义的负序差动阻抗;Zi为上游终端测得的负序阻抗;Zj为下游终端测得的负序阻抗。根据式(3)可得非故障区段 MH 以及故障区段 MN 的负序差动阻抗为ZQF1-ZQF2=ZMHZQF5-ZQF6=-(ZS(ZMH+ZL1)-ZL2(ZNE+ZL3)-(ZL2 ZL3)(20)由式(20)可知,非故障区段负序差动阻抗等于两个终端间的线路阻抗,而故障区段负序差动阻抗等于其支路所带负荷,而配网中负荷阻抗远远大于线路阻抗,因此,提出故障定位判据为|Zf|Zset(21)式中:Zset为保护整定值。配网中,架空线路的阻抗角一般在 72左右,而负荷阻抗角与功率因数有关,假设功率因数为0.98,那么负荷阻抗角为 11.5。因此,由式(20)可知,故障区段负序差动阻抗的相位位于二三象限,而非故障区段负序差动阻抗的相位位于一四象限,利用其相位构造具有自适应性的制动阈值:Zset=cos()+cos()cos()-cos()2(22)式中:为配电网架空线路阻抗角;为两个终端之间负序差动阻抗的相角;得到保护整定值 Zset随相位 的变化趋势如图 4 所示。图 4 Zset随相位 的变化趋势图Fig.4 Trend chart of Zset changing with the phase 由图 4 可以看出,当 位于/2 -43第 4 期徐 岩,等:考虑不可测负荷分支的有源配电网单相断线故障保护方法-/2 时,Zset较小且始终小于 1;当 位于-/2 /2 时,Zset较大且始终大于 1。假设系统功率因数为 0.98,计算可得故障区段 Zset=0.169,因此,只要故障支路负荷阻抗幅值大于 0.4,本文提出的故障定位判据即适用;而对于非故障支路,由于始终满足 =,理论上,Zset为无穷大,即使存在一点偏差,Zset数值也较大,两侧的保护始终不会误动。针对故障支路在负荷阻抗幅值较小时拒动的问题,本文提出了基于零序电压幅值差的辅助故障定位判据。3.3 基于零序电压幅值差的辅助故障定位判据 3.2 节提出的故障定位判据在线路重载,即故障支路负荷阻抗较小时,故障区段保护可能会出现拒动。因此,本文考虑利用零序电压幅值差构造辅助故障定位判据,装置动作的零序电压幅值差应躲过 TV 测量时产生的最大不平衡电压,判据如下:U kUset2(23)式中:U为相邻两终端之间零序电压幅值差;系数 k 取为 0.080.1;Uset2工程上可取 3UN20,UN为系统额定电压。3.4 辅助故障定位判据的适用性分析 由 2.3 节分析可知,当 IIDG 下游发生单相断线故障时,系统中的 IIDG 对零序电压差有助增作用,因此会增大以零序电压差为保护判据动作的灵敏度;由 2.2 节分析可知,当 IIDG 上游发生单相断线故障时,位于故障点下游的 IIDG 可能会减小故障断口零序电压差,因此,有必要分析辅助故障定位判据的适用性,式(8)整理如下:UMN(0)=12ES0+ZS2PN13UPCC.f10-ZL2 ZL32PN23UPCC.f2(24)式中:PN1、PN2分别为 IIDG1、IIDG2 额定容量;为IIDG2 输出故障电流与接入点正序电压的夹角。假设负荷阻抗 ZL2 ZL3=yZS,那么可得:UMN(0)UMN(0)=12ES0+ZS2(PN13UPCC.f10-yPN23UPCC.f20)(25)已知 IIDG1 输出故障电流近似为额定电流,而 IIDG2 输出故障电流最大可取正常运行时额定电流的两倍,因此式(25)变形为UMN(0)UMN(0)=12ES+ZS2PN1-2yPN23UN(26)根据 3.3 节可知,零序电压幅值差整定值kUset2=1 400 V,只要满足:UMN(0)=12ES+ZS2PN1-2yPN23UN kUset2(27)基于零序电压幅值差的辅助故障定位判据即可正确定位,计算后可得:ZS(2yPN2-PN1)131 MW(28)由图 4 可知,当故障区段负序差动阻抗角 =/2 时,Zset此时取最大值 1,即 ZL2 ZL3=1,假设 ZS=1,那么 y=1,即:2PN2-PN1 131 MW(29)已知分布式电源额定容量一般不大,始终可以满足式(29)的不等式关系,因此,当故障支路负荷阻抗较小时,基于零序电压幅值差的辅助故障定位判据可以正确定位。此外,当 y 的数值取到几十时,式(28)依旧可以满足,因此,基于零序电压幅值差的辅助故障定位判据可以起到一定的后备保护的作用。4 不可测负荷分支对保护判据的影响4.1 不可测负荷分支对负序差动阻抗判据的影响 由图 1 可知,不可测负荷分支分别位于线路MN、NE 以及 MH 内部。当 f1处发生断线故障时,可得非故障区段 MH 以及故障区段 MN 两侧负序阻抗如下:ZQF1=xb4ZMH+ZLb4(1-xb4)ZMH+ZL1ZQF2=ZL1ZQF5=-(ZS ZQF1)ZQF6=ZL2 xb3ZNE+ZLb3(1-xb3)ZNE+ZL3)(30)式中:xb3、xb4分别为不可测分支 Lb3、Lb4接入点距离线路首端的长度和所接线路长度的比值;ZLb3、ZLb4分别为不可测分支负荷阻抗。根据上式可得化简后的非故障区段 MH 以及53华 北 电 力 大 学 学 报2023 年故障区段 MN 的负序差动阻抗为ZQF1-ZQF2=xb4ZMH+ZLb4 ZL1-ZL1ZQF5-ZQF6=-ZL2(ZLb3 ZL3)(31)由式(31)可以看出,故障区段的负序差动阻抗等于负荷阻抗,而非故障区段的负序差动阻抗受负荷阻抗影响,因此基于负序差动阻抗的故障定位方案在故障区段依旧可以正确定位,而在非故障区段会出现误动。当 f2处发生断线故障时,也可得出相同结论。4.2 不可测负荷分支对辅助故障定位判据的影响 考虑不可测负荷分支的影响,当 f1处发生断线故障时,系数 z1、z2、z3大小发生变化,断口两侧零序电压差简化为UMN(0)=12ES+ZS2IDG1.f-ZL2 ZL3 ZLb32IDG2.f(32)当 f2处发生断线故障时,断口两侧零序电压差依旧满足公式(17)。因此可看出,不可测负荷分支对辅助故障定位判据无影响。4.3 适用于含不可测负荷分支配网的保护方案 由图 2 负序网络可以看出,发生断线故障后,断口两侧负序电流大小相同,故障支路负序电流最大,因此可以根据负序电流大小判断故障支路。针对配电网中存在不可测负荷分支时非故障区段出现误动的问题,本文提出了一个完整的保护方案。首先,发生断线故障后,保护启动。然后,检测配电网中含不可测负荷分支区段,对于不含不可测负荷分支区段采用基于负序差动阻抗的故障定位判据判断,若满足判据,控制区段两侧断路器断开,若不满足判据,则继续采用基于零序电压幅值差的辅助故障定位判据判断,满足判据则断路器跳闸,不满足则将不含不可测负荷分支区段保护闭锁。对于含不可测负荷分支区段采用比较负序电流幅值的方法,将各保护处负序电流幅值上传至主站,由主站判断出负序电流幅值最大的两侧所在区段即为故障区段。综上,故障定位流程如图 5 所示。对于不可测负荷分支的检测,可通过比较正常运行时两侧电流幅值的大小确定,当区段两侧电流幅值不同时,即断定为含不可测负荷分支区段,反之则为不含不可测负荷分支区段。图 5 保护方案流程图Fig.5 Flowchart of protection scheme5 仿真验证 为了验证本文提出方法的正确性,基于 MAT-LAB/Simulink 建立了如图 1 所示的 10 kV 有源配电网,配电网中性点接地方式可通过 k1、k2改变,10 kV 有源配电网通过变压器与 110kV 大电网相连,主变容量为 40 MVA,架空线路参数为:正序阻抗 Z1=(0.17+j0.38)/km,正 序 容 纳 B1=3.045 uS/km,零序阻抗 Z0=(0.23+j1.72)/km,零序容纳 B0=1.884 uS/km,线路 MN、MH、NE 长度分别为 4.0 km、3.0 km、1.5 km,IIDG1、IIDG2分别接于母线 N、H 处,其容量分别为 1 MW、2 MW。分别仿真不同断线形态、中性点接地方式、过渡电阻 Rg、功率因数以及存在不可测负荷分支区段时保护的动作情况,以下仿真提及的单相断线均为 A 相断线。5.1 额定运行配电网故障仿真设置配电网负荷阻抗 ZL1=200、ZL2=150、ZL3=150,分别仿真配电网中性点不接地、经消弧线圈接地和经小电阻接地(10)等几63第 4 期徐 岩,等:考虑不可测负荷分支的有源配电网单相断线故障保护方法种接地方式下,f1、f2处分别发生单相断线不接地、单相断线且电源侧接地和单相断线且负荷侧接地等几种故障形态,设置故障接地电阻 Rg分别为0、1 k、10 k、100 k 与无穷大。设置零序电压整定值 kUset2=1 400 V。仿真结果如表 1 表 3所示。表 1 中性点不接地、f1处(位于线路 MN 二分之一处)单相断线故障仿真结果Tab.1 Simulation results of single-phase disconnection faults with ungrounded neutral point and f1(located at one-half of the line MN)接地位置Rg/k非故障区段 NE故障区段 MNZNE.f/ZNE.setZMN.f/ZMN.set电源侧00.53261.35156.080.30169.60.17110.52860.80127.079.91169.30.171100.53261.34155.377.31171.00.1721000.53261.33154.878.51169.70.1710.53361.36156.579.85170.70.172负荷侧00.53261.35156.079.35169.50.17110.53762.00206.579.45169.60.171100.53261.32154.078.83169.70.1711000.53661.47163.679.53169.90.171表 2 中性点不接地、f2处(位于线路 NE 二分之一处)单相断线故障仿真结果Tab.2 Simulation results of single-phase disconnection faults with ungrounded neutral point and f2(located at one-half of the line NE)接地位置Rg/k非故障区段 MN故障区段 NEZMN.f/ZMN.setZNE.f/ZNE.set电源侧01.66265.691.72105150.7-179.40.17611.65966.118.90103150.7-179.40.17610 1.67365.922.12104150.7-179.40.1761001.66666.128.58103150.7-179.40.1761.65866.021.28104150.7-179.40.176负荷侧01.67165.902.38104150.7-179.40.17611.67065.776.39104150.7-179.40.17610 1.67165.843.54104150.7-179.40.1761001.66066.089.98103150.7-179.40.176表 3 中性点不同接地方式下单相断线故障仿真结果Tab.3 Simulation results of single-phase disconnection faults under different neutral grounding methods中性点接地方式故障位置故障形态Rg/k区段 NE区段 MNZNE.f/ZNE.setZMN.f/ZMN.set经消弧线圈接地f1f2电源侧接地负荷侧接地电源侧接地负荷侧接地00.53261.39158.580.53168.80.170100.53261.29152.380.48170.00.1710.53861.74183.379.68170.40.17100.53261.34156.082.86169.50.171100.53661.53199.581.97168.40.1700150.7-179.40.1761.66765.366.5110410150.7-179.40.1761.67966.021.28104150.7-179.40.1761.66666.128.581030150.7-179.40.1761.66566.021.2810410150.7-179.40.1761.64965.151.60104经小电阻接地f1f2电源侧接地负荷侧接地电源侧接地负荷侧接地00.53161.30152.381.79168.00.170100.53361.34156.080.52171.40.1710.53261.34156.079.95171.40.17200.53361.33154.881.65170.80.172100.53261.35156.080.06171.50.1720150.7-179.40.1761.65665.961.7110410150.7-179.40.1761.67966.021.28104150.7-179.40.1761.66666.051.131040150.7-179.40.1761.67165.902.3810410150.7-179.40.1761.65866.021.2810473华 北 电 力 大 学 学 报2023 年 表 1、2 和 3 为额定运行配电网的故障仿真结果,从表中数据可以看出,非故障区段负序差动阻抗幅值远远小于其整定值 Zset,而故障区段负序差动阻抗幅值远远大于其整定值。因此,基于负序差动阻抗的故障定位方案在不同故障位置、过渡电阻、故障形态以及系统运行方式下均能正确判断故障区段。5.2 非正常运行配电网单相断线故障仿真 以中性点不接地系统为例,设置当 f1处故障时,负荷阻抗 ZL1为 200、ZL2分别为 0.1、0.25、0.5、ZL3=150;当 f2处故障时,负荷阻抗 ZL1为 200、ZL3分别为 0.1、0.25、0.5、ZL2=150。设置单相断线且电源侧接地故障,接地电阻为 1 k,仿真结果如表 4 所示。表 4 不同负荷阻抗下单相断线故障仿真结果Tab.4 Simulation results of single-phase disconnection fault under different load impedances故障位置ZL2/区段 MN区段 NEZMN.f/ZMN.setUMN/V是否动作ZNE.f/ZNE.setUNE/V是否动作f10.10.100180.00.1764083是1.06461.35156.00.182否0.250.250179.90.1764083是1.06561.29152.30.180否0.50.500179.80.1764083是1.06561.29152.30.179否f20.11.66565.902.381040.551否1.711-117.70.0044193是0.251.66565.902.381040.546否1.784-121.90.0164191是0.51.66565.892.531040.547否1.928-128.30.0424189是 表 4 为不同负荷阻抗下单相断线故障仿真结果。结果表明,当 IIDG 上游(f1)发生故障且负荷阻抗等于 0.1 时,ZMN.set=0.176ZMN.f=0.1,故障区段保护出现拒动,基于负序差动阻抗的故障定位判据无法进行故障定位,但故障两侧零序电压差为 4 083 V,大于整定值 1 400 V,因此保护依旧正确动作。仿真配网故障支路低功率因数运行的情况,设置 负 荷 阻 抗 ZL1=200、ZL