（1）
摘要 针对大规模逆变型分布式电源接入配电网后对传统电流保护可靠性产生影响的问题，该文提出一种分区域电流保护方案。分析含逆变型分布式电源的配电网的故障特性，并将配电网线路划分为逆变型分布式电源的上游线路区域、下游线路区域和并网线路区域。针对上游线路区域的保护，提出一种自适应方向电流保护方案；下游线路区域则采用基于保护本地信息的自适应电流保护方案；并网线路区域考虑采用电流差动保护方案。通过算例系统进行仿真，验证了含逆变型分布式电源的配电网分区域电流保护方案的有效性。
关键词：逆变型分布式电源 故障特性 自适应电流保护 方向元件 电流差动保护
随着新能源发电技术的兴起，光伏等逆变型分布式电源（Inverter Interfaced Distributed Generator, IIDG）的并网容量逐年增加。逆变型分布式电源与传统同步发电机的输出特性具有很大差别。一方面，IIDG的输出受外界环境因素影响很大，具有明显的随机性和间歇性；另一方面，IIDG受其逆变器控制策略影响，呈现不同的输出特性。例如，随着IIDG并网容量不断增大，为防止其大规模脱网给配电网的稳定性带来不良影响，IIDG需具备低电压穿越能力，使其能带故障运行一段时间。而具有低电压穿越策略的IIDG的输出特性根据故障类型和故障点位置不同而改变，具有很强的非线性。上述特点使得大规模IIDG并网可能会导致原有的配电网三段式电流保护误动或者拒动，给配电网的保护整定带来很多困难。为了减小IIDG大规模并网对配电网继电保护的影响，提高保护的可靠性，有必要研究适合含IIDG的配电网线路保护整定方案[1-6]。
对此，国内外学者展开了多方面研究。文献[7]提出一种利用电压和电流正序分量对电流保护整定计算的自适应正序电流保护，该方案仅使用保护处的电气量即可对保护进行整定。但在计算IIDG上游线路相间短路故障的短路电流时，将IIDG的输出电流忽略不计，当IIDG的容量较大时，此方法将会导致电流保护的整定值过高，线路保护范围减小。文献[8]提出一种利用故障前保护的电气量确定IIDG的外部网络特性曲线，以此计算IIDG故障时的输出电流并对保护进行整定的方法。但文中的IIDG外部网络特性公式只适用于IIDG下游故障，仍无法对IIDG上游的保护进行整定。此外，许多学者对含IIDG的配电网故障特性进行了研究。文献[9]提出一种迭代修正的配电网故障特性分析方法，根据故障复合序网列出故障后的节点方程，结合IIDG的输出特性表达式，以IIDG的额定电流作为迭代初值，对故障时IIDG的并网点电压和输出电流进行迭代计算。利用此故障特性分析方法可以计算故障后配电网各线路的故障电流。同时，为了防止反向故障时保护误动作，IIDG上游保护需增添方向元件。文献[10]分析了IIDG对方向元件的影响机理，得出在IIDG的并网线路上正序和负序方向元件均受控制策略、故障条件和负荷电流影响的结论。文献[11]以系统电源电压与保护正序电流之间的相角关系作为方向判据，但为简化计算将故障时IIDG的有功电流取0，不符合实际的低电压穿越要求。
本文提出一种分区域的电流保护方案。首先分析了具有低电压穿越能力的IIDG故障等效模型，并介绍了迭代修正的配电网故障特性分析方法；然后将配电网线路划分为IIDG上游线路区域、IIDG下游线路区域和IIDG并网线路区域，对IIDG上游线路区域提出一种自适应方向电流保护方案，IIDG下游线路区域采用基于保护本地信息的自适应电流保护[7]；接着分析了IIDG并网线路区域的电流保护不能有效动作的原因，提出在此区域采用电流差动保护方案；最后在Matlab/Simulink上搭建模型进行仿真，仿真结果验证了该方案的正确性。
随着IIDG并网容量的快速增加，很多国家提出了IIDG并网的规程要求。德国最先制定了关于并网分布式电源的低电压穿越能力的标准，要求当并网点电压跌落超过10%时，电压每跌落1%，分布式电源需额外提供至少2%的无功电流用于支撑电压，同时要求无功响应时间在20ms之内。根据上述要求并考虑IIDG的控制策略和限流措施，低电压穿越时IIDG的有功电流、无功电流参考值和输出电流的表达式为[12-14]
（1）
式中，
、
分别为有功电流和无功电流的参考值；IN为故障前的光伏输出电流；UN为故障前的光伏并网点额定电压；
为比例系数；
为并网点电压幅值；
为IIDG直流侧输出功率；
为IIDG的输出电流。
同时，为改善IIDG在不平衡故障时的输出电流质量，控制策略中的锁相环通常会使用正负序分离技术，提取网侧电压的正序分量进行锁相，且采用负序电流抑制的控制策略来消除逆变型分布式电源输出的负序电流，因此在不对称故障时IIDG仍然只输出正序电流[15-16]。根据上述分析可知，在功率确定的情况下，IIDG在故障时可等效为一个正序电压控制的电流源，其输出电流表达式为
（2）
式中，
为并网点正序电压；
为IIDG输出的电流。
根据式（1）可知，IIDG的并网点电压与输出电流之间是非线性关系，因此若直接通过线性变换求解由故障复合序网得到的线性节点电压方程组
，无法准确计算得到IIDG的故障电流和并网点电压。为此，本文采用迭代修正的故障特性分析方法[9]。10kV配电网结构如图1所示。
图1 10kV配电网结构
Fig.1 Structure diagram of 10kV distribution network
以线路CD中某点f3发生相间短路故障为例，采用对称分量法进行分析。由于IIDG输出的故障电流只包含正序分量，所以IIDG只存在于正序网络中，故障的复合序网如图2所示。其中，
，
，
。
为系统电源等效阻抗，
为负荷等效阻抗，
为线路CF的阻抗。
图2 相间短路故障复合序网图
Fig.2 Phase-to-phase short-circuit fault composite sequence network diagram
取
，由图2的节点电流关系得
（3）
根据式（1）可知，故障时IIDG的输出电流会随着并网点电压跌落程度不同而变化。在故障发生的瞬间，考虑IIDG内部的电流跟踪响应延时及滤波电路的作用，可以认为在故障发生时IIDG的输出电流
等于故障前的输出电流
。将代入式（3）可计算出故障发生瞬间IIDG并网点的正序电压
为
（4）
由可得并网点电压的跌落程度，根据式（1）可得迭代修正后IIDG的输出电流为
（5）
将重新代入式（4）中进行迭代计算，直至并网点正序电压迭代差值满足
，停止迭代。根据最终得到的IIDG并网点电压和输出电流可计算各支路的短路电流。
传统配电网线路多采用三段式电流保护，考虑到IIDG与系统电源输出特性的差异，系统运行方式的变化以及负荷的不确定性，传统的配电网电流保护方案不再适用于含IIDG的配电网的保护[17]。
本文以图1所示的配电网为例研究适用于含IIDG的配电网的保护方案。根据IIDG的故障输出特性和IIDG并网后配电网的结构变化，将配电网线路以母线C为分界线划分成如图3所示的三个区域：区域1为IIDG上游线路区域；区域2为IIDG下游线路区域；区域3为IIDG并网线路区域。
图3 配电网保护区域划分
Fig.3 Distribution network protection area division
当多个IIDG接入配电网时，根据IIDG的故障输出特性和配电网的结构变化，仍可将配电网区域划分为IIDG上游线路区域、下游线路区域和并网线路区域。此时以最下游的IIDG并网母线为界划分IIDG上游线路区域和下游线路区域。例如，若在图3中将三个IIDG分别从母线B、母线C、母线D接入配电网，此时线路AD变为多端供电网络，因此以母线D为界，线路AD为上游线路区域，线路DE为下游线路区域，从每个IIDG的出口端母线到并网母线为并网线路区域。
IIDG并网将使配电网由单端电源的辐射状网络变为多端电源供电网络。为防止反向故障时保护误动作，图3中的IIDG上游电流保护1～4均要加装方向元件，因此区域1需要采用方向电流保护。
IIDG一般采用消除负序电流的控制策略，其故障时的输出特性与传统电源有很大不同。因此，传统的方向电流保护整定方案不再适用于区域1的保护整定。针对区域1的方向电流保护的整定，本节提出一种自适应方向电流保护方案。根据故障类型的不同，采用不同的整定方案对电流保护和方向元件进行整定。当区域1发生相间短路故障时，采用基于1.1节故障特性分析方法的自适应电流保护整定方案和基于负序分量的负序方向判据；当区域1发生三相短路故障时，则采用已有的基于保护本地信息的自适应电流保护[7]以及正序方向判据。该自适应方向电流保护方案保证了区域1保护的正确动作。
2.1.1 保护电流的整定
当IIDG上游线路发生相间短路故障时，由于IIDG的出力和下游负荷均具有不确定性，因此无法只利用保护本地信息对IIDG上游保护进行准确的整定计算。为此，本文提出利用通信设备获取IIDG的输出电流，并根据1.1节故障特性分析方法对保护进行整定的自适应电流保护方案。以图3中保护1为例，保护1的整定过程如下所示。
（1）首先在系统正常运行时，利用通信设备实时获取IIDG的输出电流。根据，保护1的电压
和电流
实时计算系统电源等效阻抗以及下游负荷等效阻抗。考虑到故障持续时间较短，可认为故障前后的系统运行方式和下游负荷不变，因此故障后的等效阻抗等于故障前等效阻抗。
（6）
（2）利用IIDG输出电流、式（6）得到的线路阻抗以及1.1节的故障特性分析方法，实时计算线路AB末端f1点发生相间短路故障时流过保护1的正序电流。故障的复合序网如图4所示。其中，
，
，
。
图4 f1点故障复合序网
Fig.4 Composite sequence network of f1 point fault
对图4中的复合序网简化可得图5。
图5 复合序网简化图
Fig.5 Simplified composite sequence network
取
根据图5中的节点电流关系可得
（7）
采用1.1节中的迭代修正的故障特性分析方法，将步骤（1）中的IIDG输出电流作为电流迭代初值代入式（7），得到故障时并网点电压，并将其代入式（1）得到修正的IIDG输出电流，反复迭代，即可实时计算出线路AB末端相间短路故障时IIDG的并网点正序电压和输出电流，从而计算线路AB末端f1点发生相间短路故障时流过保护1的正序电流。
（8）
式中，
为母线A流向故障点的正序电流，即流过保护1的正序电流；
为故障点流向母线B的正序电流；
、
分别为故障点的正、负序电压。
（3）根据步骤（2）得到的线路末端相间短路故障时流过保护1的正序电流，计算保护1的整定值
为
（9）
式中，
为可靠系数，一般取1.1～1.2。
对于含多个IIDG的配电网，保护整定过程与上述相似。首先在故障前获取每个IIDG的输出电流信息，然后计算系统电源等效阻抗和负荷等效阻抗，并得到故障后的复合序网，从而确定含多个IIDG的配电网节点方程，将故障前各IIDG的输出电流作为迭代初值，结合各IIDG的故障输出特性进行迭代，最终得到故障时各IIDG的节点电压和输出电流，并计算出线路末端相间短路故障时流过保护的正序电流，从而确定电流保护的整定值。
由以上计算过程可以看出，该保护方案利用故障特性分析方法，在系统正常运行时通过通信设备获得IIDG的输出电流，并实时计算在此IIDG输出电流的条件下发生相间短路故障时的保护整定值，故保护整定值仅与故障前IIDG的输出电流有关。
2.1.2 负序方向元件判据
由于相间短路故障时，IIDG仍只输出正序电流，因此故障的负序网络中将不存在IIDG。所以相间短路故障时，IIDG并网不会影响故障的负序网络。因此本文提出一种负序方向判据判断相间短路故障的故障方向。以保护1的方向元件为例。
对于保护1而言，f1点相间故障为正方向故障，方向元件应可靠动作。母线A相间故障为反方向故障，方向元件不应动作。当f1点发生相间短路故障时，负序网络如图6所示。其中，
，
，
。系统电源等效阻抗可根据故障前保护1的电压和电流计算得出。
图6 f1点故障负序网络
Fig.6 Negative sequence network of f1 point fault
由图6可知，f1点故障时保护1的负序电压与负序电流之间关系为
（10）
由式（10）可知，保护1正向故障时，保护处的负序电压与反向负序电流的比值等于系统电源等效阻抗。故采用保护1上游的线路阻抗角
的反向角作为正向故障的最大灵敏角
，即
。
母线A发生相间短路故障时，负序网络如图7所示。，
。
为除区域3以外的保护1下游阻抗，可在故障前根据IIDG的输出电流，保护1的电压和电流计算得出。
图7 母线A故障负序网络
Fig.7 Negative sequence network diagram of bus A fault
由图7可知，母线A故障时保护的负序电压与负序电流之间关系为
（11）
由式（11）可知，保护1反向故障时，保护处的负序电压与负序电流的比值等于保护1下游阻抗。故可将除去并网线路阻抗的保护1下游阻抗的阻抗角作为保护1反向故障的最大灵敏角
。
由上述分析可知，故障前利用通信设备获得的IIDG输出电流以及保护处的电压电流信息，实时计算出保护上游和下游的阻抗角，从而得到方向判据的正向灵敏角与反向灵敏角
。为保证方向元件的可靠动作，选取与的角平分线作为动作区域边界，进而获得方向元件的正向动作区域。
2.2.1 保护电流的整定
IIDG上游线路发生三相短路故障时，仅考虑金属性接地故障，则故障点的过渡电阻较小。因此可忽略IIDG和下游阻抗对故障点上游保护的影响，故可利用保护本地信息对保护进行整定。以保护1的整定为例，当线路AB上某位置f1点发生三相短路故障时，保护1处的电压和电流关系为
（12）
式中，
为保护1到故障点的等效阻抗。因此，保护1的电流整定公式为
（13）
式中，
为保护的电流整定值；
为线路AB的阻抗。可以看出，三相短路故障时保护的整定仅需要故障时保护本地的电压信息，与系统的运行方式、IIDG的运行状态和负荷的变化均无关。
2.2.2 正序方向元件判据
对于三相短路故障，方向元件可采用正序方向元件判据判断故障方向，即
（14）
式中，
为最大灵敏角，即线路阻抗角；
和
分别为保护电压和电流的正序分量。
当IIDG下游发生三相短路故障时，由于IIDG助增电流的作用，上游方向元件的灵敏角将发生偏移，不再等于原有的线路阻抗角。以f3故障时保护1的方向元件为例，故障时保护1处电压与电流的关系为
（15）
可见，由于故障时IIDG输出电流的助增作用，保护1的正序电压与电流的相位差不再等于线路阻抗角。但由于故障时IIDG提供的故障电流相较于系统电源提供的故障电流而言很小，故实际造成的偏移较小。因此使用线路阻抗角作为最大灵敏角对动作边界进行划分，方向元件仍能可靠动作。
若三相短路故障的故障点位于保护出口处，则由于保护处电压过低可能导致方向元件出现电压死区，此时正序方向元件判据不再适用。当三相短路故障点位于保护下游时，流过保护的电流由系统电源提供，电流幅值较大。而当故障点位于保护上游时，流过保护的电流由IIDG提供。考虑到逆变器的限流控制策略，故障时IIDG的输出电流最大为
倍的额定电流，此电流幅值较小。因此保护出口三相短路故障时，可通过保护处的电流幅值大小来判断故障方向[18]。
由于流过区域2的电流由系统电源和IIDG共同提供，方向总是从母线C流向负荷，因此区域2仍可看作单端供电的辐射状线路。故区域2的电流保护不需要加装方向元件。由于下游负荷具有不确定性，因此采用基于保护本地信息的自适应电流保护方案。
以保护5的整定为例，当线路CD某点f3点发生相间短路故障时，系统的复合序网如图8所示。其中，，，，
和
为故障时保护5电压和电流的正序分量。
图8 f3点故障复合序网
Fig.8 Composite sequence network of f3 point fault
由图8可知，故障时保护5处的正序电压和正序电流关系为
（16）
为保证选择性，保护5的正序电流整定值
的计算公式为
（17）
式中，
、
、
分别为线路末端相间短路故障时
、
、
的值，即
，
，
。可根据故障前保护的电压
与电流
计算得出。
（18）
IIDG上游阻抗
可由故障时保护5处的电压和电流的负序分量实时计算得到。
（19）
由式（17）可以看出，
能够随着系统运行方式和负荷波动等因素而变化。由于整定公式要利用故障时保护的正序电压，因此该方法在故障发生后对保护实时整定，且整定值与故障点的位置有关。
区域2发生三相短路故障时，电流保护整定方法与区域1的三相短路故障相同，此处不再重述。
当区域3的线路CF发生区内或区外故障时，通过保护7的电流均由IIDG提供。由于IIDG逆变器短路容量的限制，故障时IIDG输出的电流幅值一般不超过逆变器额定电流
的1.2～1.5倍[19]，与正常运行时的输出电流相差不大。考虑到IIDG出力的随机性，若并网线路上使用电流保护，则正常运行时外界环境因素突然变化导致IIDG输出电流的升高，可能致使保护误动作。因此电流保护不能有效地对IIDG并网线路进行保护。考虑到上述问题，并网线路可采用电流差动保护方案。
为消除不平衡电流影响，电流差动保护多采用制动特性的保护判据，即
（20）
（21）
式（20）为保护启动判据，
为启动电流阈值，按躲开区外故障最大不平衡电流整定；式（21）为保护动作判据，为制动系数，一般取0.5～1[20]。
电流差动保护能正确地判别内部故障和外部故障，且原理简单可靠，灵敏度高，不受系统运行方式、非全相运行和系统振荡等影响。因此各区域均可采用电流差动保护方案解决IIDG对传统电流保护的影响问题。但相较于电流保护，电流差动保护的设备投资成本高、建设难度大。目前我国绝大部分配电网仍采用电流保护和电压保护。因此为了减少设备投资和原有保护装置的变动，本文仅在并网线路区域采用电流差动保护。
为验证本文方案的正确性，利用Simulink对图3所示的含IIDG的配电网进行建模仿真。系统基准容量为100MV·A，基准电压为10.5kV。配电网线路均为同型号的架空线路，单位长度阻抗参数为0.27+j0.345 6Ω/km，线路AB、BC、CD、DE长度均为5km，线路CF长度为3km。线路末端负荷功率
MW，系统电源等值阻抗
。
5.1.1 相间短路故障
对线路AB上f1点发生相间短路故障时保护1的电流保护进行仿真，故障点f1分别位于α=0.2、0.5、0.8、1处，α为故障线路始端到故障点的距离与该线路长度的比值。取IIDG的输出功率为4MW和2MW，可靠系数
。保护1的正序电流整定值与仿真结果见表1。
表1 f1点相间短路故障
Tab.1 Phase-to-phase short-circuit fault at f1
40.28 3732 266.6 0.53 673.6 0.82 351 11 894.4 20.28 416.12 330.6 0.53 722.6 0.82 402.5 11 948.1
表1中，IIDG的输出功率为4MW，故障点f1分别位于α=0.8、1处时，流过保护1的正序电流仿真结果和保护1的电流整定值如图9所示。设置仿真时长1s，故障发生时间为0.3～0.6s。
图9 相间短路故障时保护1的正序电流
Fig.9 The positive sequence current of protection 1 when the phase-to-phase short circuit fault occurs
表1中的
为f1点故障时保护1的正序电流整定值，可根据本文2.1.1节中的IIDG上游相间短路故障的电流保护整定方法计算得到。首先利用故障前IIDG输出电流与故障特性迭代方法计算出线路AB末端相间故障时通过保护1的正序电流
，在IIDG输出功率为4MW和2MW时的值分别为1 888.8A和1 942.2A，与表1中α=1时的正序电流仿真结果基本一致。根据式（9）计算出保护1的整定值
为2 266.6A和2 330.6A。由图9中可以看出，当故障点位于α=0.8时，在故障发生0.02s后，故障正序电流大于电流整定值，保护可以有效动作。而当故障点位于α=1时，故障正序电流始终小于电流整定值，保护不动作。即保护1的保护范围大于线路长度的80%。
相间短路故障时的负序方向判据动作区域见表2，保护负序电压与负序电流相位差的仿真结果见表3。IIDG的输出功率为4MW。
表2 负序方向元件的灵敏角与动作区域
Tab.2 Sensitive angle and action area of negative sequence directional component
保护正向灵敏角/(°)反向灵敏角/(°)动作区域/(°) 1-908.85[-180, -40.58]∪[139.42,180] 210.29-126.74[-58.23,121.77] 3-126.7410.29[-180, -58.23]∪[121.77,180] 410.91-127.37[-58.23,121.77]
表3 保护点负序电压与负序电流相位差
Tab.3 The phase angle difference between the negative sequence voltage and the current of the protection point
故障点相位差/(°) 保护1保护2保护3保护4 母线A23.120.820.818.1 f1点-9020.820.818.2 f2点-90-126.59-126.5918.3 f3点-90-126.6-126.6-127.3
表2中的灵敏角根据线路阻抗角计算得出。根据2.1.2节可知，保护下游故障时，保护处负序电压与电流相位差等于保护上游的阻抗角的反向角；保护上游故障时，保护负序电压与电流的相位差等于保护下游除去并网线路以外阻抗的阻抗角。由此计算出保护的正向故障与反向故障的最大灵敏角，然后选取正向灵敏角与反向灵敏角的角平分线作为动作区域边界。将表3中各点故障时保护负序电压和负序电流的相位差与表2的动作区域比较即可确定各保护的动作情况。以f1点故障为例，此时保护1、2、4为正向故障，应可靠动作；保护3为反向故障，不应动作，通过比较可以看出各方向元件均能正确动作。
由上述分析可知，区域1发生相间短路故障时，提出的自适应方向电流保护能够正确动作。
5.1.2 三相短路故障
当f1、f2点发生三相短路故障时，保护1和保护3的电流整定值与仿真结果见表4，取IIDG输出功率为4MW和2MW，可靠系数。由2.2.1节的分析可知，忽略故障点过渡电阻时，IIDG对故障点上游保护无影响。因此IIDG输出功率为2MW时，通过保护的故障电流与4MW时相同，故表4中将其省略。
表4 区域1三相短路故障
Tab.4 Three-phase short-circuit fault of zone 1
f1点故障f2点故障 40.216 7314 732.93 172.31 076.8 0.57 336.65 187.92 551.42 164.8 0.84 695.45 312.22 133.72 896.7
表4中，IIDG的输出功率为4MW，故障点f1分别位于α=0.5、0.8处时，流过保护1的正序电流仿真结果和保护1的电流整定值如图10所示。设置仿真时长1s，故障发生时间为0.3～0.6s。
图10 三相短路故障时保护1的正序电流
Fig.10 The positive sequence current of protection 1 when the three-phase short circuit fault occurs
三相短路故障的电流整定方法见2.2.1节。利用故障时保护处的正序电压与保护线路的阻抗值实时计算整定值，因此电流整定值与故障点位置有关。根据表4和图10的仿真结果可知，当故障点位于α=0.5时，在故障发生0.015s后，故障正序电流大于对应的电流整定值，保护动作。而当故障点位于α=0.8时，故障正序电流始终小于整定值，保护不动作。因此线路保护范围大于50%，验证了三相短路故障的整定方法的正确性。
正序方向判据动作区域以及各点故障时正序电压与电流相位差的仿真结果见表5。
表5 保护点正序电压与正序电流相位差
Tab.5 Phase angle difference between positive sequence voltage and current
保护相位差/(°)动作区域/(°) f1点故障f2点故障f4点故障 151.965260.13[-38,142] 2-128.6551.8962.41[-180, -38]∪[142,180] 3-128.6551.8962.41[-38,142] 4-127.87-134.766.4[-180, -38]∪[142,180]
根据2.2.2节分析可知，三相短路故障采用正序方向判据，并以线路阻抗角为最大灵敏角确定动作区域。由表5中的各点故障时保护电压与电流的相位差以及动作区域可知正序方向判据的正确性。以f2点故障为例，此时保护1、3、4应准确动作，保护2不应动作，比较f2点故障时的相位差仿真结果与动作区域，可以看出仿真结果与分析一致。
由上述分析可知，区域1发生三相短路故障时，自适应方向电流保护能够正确动作。
5.2.1 相间短路故障
当区域2的f3点发生相间短路故障时，保护5的电流整定值与仿真结果见表6，取IIDG输出功率为4MW和2MW，可靠系数
。
表6 f3点相间短路故障
Tab.6 Phase-to-phase short-circuit fault at f3
40.21 260.41 061.42330.6 0.51 130.41 113.8 0.81 0301 252.8 20.21 193.9953.5 0.51 076.41 055.4 0.8984.61 134.8
表6中，当IIDG的输出功率为4MW，故障点f3分别位于α=0.5、0.8处时，流过保护5的正序电流仿真结果和保护5的电流整定值如图11所示。设置仿真时长1s，故障发生时间为0.3～0.6s。
图11 相间短路故障时保护5的正序电流
Fig.11 The positive sequence current of protection 5 when the phase-to-phase short circuit fault occurs
表6中的整定值
根据3.1节中IIDG下游故障的自适应电流保护方法计算得到。由表6的数据可以看出，随着α的增大，电流整定值逐渐增大，而故障时流过保护5的正序电流逐渐减小。由图11可知，当故障点位于α=0.5时，在故障发生后，故障正序电流大于对应的电流整定值，保护仍可以动作。即保护5的保护范围大于线路长度的50%。
5.2.2 三相短路故障
当f3、f4点发生三相短路故障时，保护5和保护6的电流整定值与仿真结果见表7，取IIDG输出功率为4MW和2MW，可靠系数
。
表7 区域2三相短路故障
Tab.7 Three-phase short-circuit fault of zone 2
f3点故障f4点故障 40.22 097594.61 410477.9 0.51 8411 299.51 278.51 085 0.81 6311 844.51 1701 588.3 20.21 758498.51 318.7448.4 0.51 6851 205.41 202.41 021.2 0.81 5121 718.11 103.61 498.3
区域2三相短路故障的电流整定方法与区域1三相短路故障整定方法相同。根据表7的仿真结果，当IIDG输出功率为4MW和2MW，且f3、f4的故障点位于α=0.5处时，故障电流值大于整定值，保护均可有效动作，验证了三相短路故障的整定方法的正确性。
由上述分析可知，区域2发生故障时，电流保护可以正确动作。
当f2、f3、f5点发生三相故障与相间故障时，IIDG并网线路CF两端保护的电流差与动作判据仿真结果见表8，取IIDG的输出功率为4MW，制动系数
。
表8 区内区外故障的正序电流差与动作判据
Tab.8 Positive sequence current difference and action criterion in case of internal and external faults（单位：A）
电流差动判据f5点f2点f3点 相间三相相间三相相间三相 1 021.41 3780000 2571 042345.7386.6357.6326
由表8可知，当线路CF区内的f5点发生三相短路故障和相间短路故障时，正序电流差值大于动作判据，即电流差动保护动作；当线路CF区域外的上游f2点和下游f3点发生故障时，正序电流差值总是小于动作判据，即区外故障时电流差动保护不动作，从而验证了区域3线路电流差动保护方案的正确性。
综合上述分析可知，区域1的方向电流保护，区域2的电流保护和区域3的电流差动保护均可以正确动作，从而验证了提出的保护方案的正确性。
本文提出适用于含IIDG的配电网线路的分区域电流保护。通过IIDG并网后配电网的结构变化将线路划分为IIDG上游线路区域，IIDG下游线路区域和IIDG并网联络线路区域，并根据IIDG的输出特性和配电网的故障特性，研究分析了各区域保护方案。通过获取故障前IIDG的电流信息，实时对上游线路区域的保护电流和方向元件动作区域进行计算。基于故障前后的本地信息对下游线路和相邻馈线的保护电流进行自适应计算。并网联络线路受逆变器限流策略影响，采用电流差动保护方案。本文保护方案兼顾了基于通信设备保护和基于本地信息保护方案的优点，仅IIDG上游线路和并网联络线路需要通信设备，IIDG下游线路和相邻馈线则利用本地信息进行整定，既能满足保护的可靠性，同时不需要对所有线路使用通信设备，减少了保护的建设难度和设备投资成本。
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A Partitioned Current Protection Scheme of Distribution Network with Inverter Interfaced Distributed Generator
Abstract In view of the problem that the large-scale inverter interfaced distributed generator has an impact on the reliability of traditional current protection when it is connected to the distribution network, it proposes a partitioned current protection scheme in this paper. It analyzed the fault characteristics of the distribution network with inverter interfaced distributed generator, and divided the distribution network lines into the upstream line area, the downstream line area, and the grid-connected line area of the inverter interfaced distributed generator. Aiming at the protection of the upstream line area, an adaptive direction current protection scheme is proposed. And the downstream line area adopts an adaptive current protection scheme based on the protection of local information. Then the grid-connected line area considers the use of current differential protection scheme. With the simulation of the example system, the effectiveness of the partitioned current protection scheme of distribution network with inverter interfaced distributed generator is verified.
keywords：Inverter interfaced distributed generator, fault characteristics, adaptive current protection,directional component, current differential protection
DOI:10.19595/j.cnki.1000-6753.tces.L90278
中图分类号：TM773
国家自然科学基金区域创新发展联合基金（U19A20106）和智能电网保护和运行控制国家重点实验室项目（大规模分布式光伏接入配电网的精细化建模和保护控制技术研究）资助。
收稿日期 2020-07-07
改稿日期 2020-11-01
乔一达 男，1997年生，硕士研究生，研究方向为新能源及其利用、分布式发电技术等。E-mail：1754191408@qq.com
吴红斌 男，1972年生，教授，博士生导师，研究方向为智能配用电、分布式发电技术等。E-mail：hfwuhongbin@163.com（通信作者）
（编辑 赫蕾）