0 引言
随着风电、光伏等可再生能源的迅速发展，分布式发电得到了广泛应用，呈现大规模、高渗透与分散并网等特点。微电网是充分利用分布式电源的有效途径之一，已逐步成为可再生能源在配电领域应用的重要方向[1]。微电网由分布式电源、负荷、储能装置和保护控制装置构成，是自主控制、保护和管理的独立发配电系统，具有供电灵活、可靠与优质的特点[2-4]。
由于大量分布式电源的接入，微电网线路短路故障电流呈现双向性。而逆变型分布式电源作为微电网的主要电源类型之一，受逆变器限流环节的影响，其提供的短路电流通常仅为额定电流的 1.2～2倍[5-6]。此外，由于上级配电网容量远大于微电网，在并网运行时，微电网内部故障时故障电流较大，而孤岛运行时故障电流较小[7-9]。因此，微电网故障电流受系统结构、运行方式及分布式电源类型与控制方式等因素影响，变化范围较大，传统的配电网保护不再适用，需根据微电网运行特点研究并设计保护方案。
目前针对微电网线路保护的研究主要分为三类。①第一类方案基于传统的配电网保护，根据微电网的故障特征对判据进行改进[10-12]。文献[10]在反时限过电流保护判据中加入低电压加速动作因子，提高保护的动作速度和准确度；文献[11]利用故障后保护安装处的电压幅值与故障距离的远近关系，提出一种基于故障边电压的单端保护方案；文献[12]提出了一种基于负荷阻抗的反时限低阻抗保护方案。这些保护方案在一定程度上考虑了微电网灵活的运行方式，但受传统保护特性的限制，选择性和可靠性仍存在不足。②第二类方案以通信系统为基础，利用广域同步测量信息改进和提高保护性能[13-15]。文献[13-14]通过设置中央控制单元实现保护方案设计；文献[15]则以微电网母线为依据划分区域，提出基于有限区域集成的保护方案。这类保护受微电网复杂运行方式的影响较小，但其研究多集中于微电网内部故障，未考虑与并网保护的配合，不利于微电网的协同保护和稳定运行。③第三类方案将微电网视为小型发配电系统，提出分层分级保护的方式，根据保护区域的重要性和特点来设计保护方案，并通过分层协同实现微电网保护的配合[16-18]。
与传统配电网不同，微电网的灵活与可靠运行依赖控制与保护的协同。考虑微电源及微电网的运行特性，故障的发生与切除均构成不同程度扰动。当故障严重时，故障的冲击更大，保护动作时间应尽量短；当发生影响较小的故障时，保护的快速动作对微电网（尤其是孤岛微网）的暂态冲击更大，可在保护中适当引入延时，利用控制系统抑制故障影响，并降低切除动作的影响，再由保护有选择地切除故障。因此，微电网故障切除时间应与故障严重程度相关，即故障越严重切除时间越短。由于微电网对保护速动性和可靠性的要求与配电网不同，需针对性地研究微电网线路保护。
本文首先结合微电网的拓扑结构和运行特点，提出微电网多层级协同反时限保护方案，对微电网保护层级进行划分并设计阶梯式反时限动作时间曲线。针对微电网线路故障，利用差动保护的选择性，并引入反时限原理，提出反时限差动电流（Inverse-Time Differential Current, ITDC）保护，实现多层级协同配合切除故障，提高了微电网保护的故障区域判别与快速动作能力。基于 ITDC保护方案设计微电网多层级协同保护算法，并提出保护相量计算的改进算法。最后利用PSCAD/EMTDC建立微电网系统仿真模型，验证该方案的有效性。
1 微电网多层级协同保护方案
微电网是微电源与负荷组合的自治系统，一般位于中压配电网的末端。不同类型交流微电网的拓扑结构大致类似，大多采用辐射状网架[19]，其中分布式电源、储能装置及负荷等单元直接或经换流装置接入系统，如图1所示为典型的微电网结构。
图1所示微电网拓扑可分为单条线路、多线路相连组成的区域及微电网系统三层，不同层级在范围上存在重叠和交叉，且对故障的敏感程度和隔离要求各不相同。在此基础上，以故障点为中心，按照故障影响扩散衰减的过程，将保护划分为中心层、区域层和系统层，通过不同层级保护之间的协同解决传统配电网电流保护上、下级配合困难和灵敏度不足的问题，从而有效应对微电网灵活多变的运行方式，形成微电网多层级协同保护。
图1 微电网典型结构及其多层级协同保护
Fig.1 Typical microgrid structure and the multi-layer collaborative protection
1）中心层保护（Core Layer Protection, CLP）以单条线路作为保护的基本单元，是微电网线路的主保护。中心层保护采用分布式结构，即对微电网内线路均装设保护单元，如图1所示的CLP1、CLP2等，从而减少通信环境等因素对保护性能的影响，保证保护的可靠性。
2）区域层保护（Regional Layer Protection, RLP）面向多线路相连组成的区域，保护范围可依照微电网馈线支路进行划分，如图1所示。由于RLP保护需要综合处理区域内各电流互感器（Current Transformer, CT）采集的信息，为降低对通信系统的要求，采用集中式结构，通过中央处理单元协同控制区域内各级保护。
3）系统层保护（System Layer Protection, SLP）面向微电网的主母线（图1中Bus1）和公共连接点（Point of Common Connection, PCC），保证微电网与外部配电网的故障隔离，并监测微电网并网或孤岛运行方式，自适应调整保护系统的配置参数。
微电网多层级协同反时限保护的方案与架构如图2所示。对于微电网线路，保护系统由“中心层主保护—区域层多级后备保护—系统层并网保护”组成，其故障区域利用多层差动电流识别，保护动作时间与故障严重程度相关，且不同层级保护之间通过阶梯时限原则实现协同配合，总体呈现阶梯式反时限特性。对于外部电网故障，在系统层设计反时限低电压保护，兼顾微电网故障隔离和低电压穿越能力。
图2 微电网多层级协同反时限保护架构
Fig.2 The architecture of multi-layer collaborative inverse-time protection for microgrids
2 反时限差动电流保护
2.1 ITDC保护原理
目前，中低压配电网的线路保护多采用反时限过电流保护[10,12]，其保护动作时间能够随故障电流的大小而变化，因此具有自适应故障严重程度的能力。保护的动作方程[20]为
式中，t为保护动作时间；I为故障电流；Iop为保护启动电流；A为时间常数；α和β分别为反时限曲线的形状系数和平移系数。
微电网中线路长度一般较短，且分布式电源对故障点存在助增作用，单端电流保护难以满足选择性和可靠性的要求，故微电网线路通常两端均配备保护装置。结合电流差动保护具有绝对选择性的特点，将差动电流相量引入反时限过电流保护，构成新的保护方案，其动作方程式为
式中，
为线路两端电流相量；
为线路差动电流；Iop为保护启动电流；Kset为保护制动系数；Δt为阶梯动作时限。
如式（2）所示，当 Id＞ Iop且满足差动保护判据时保护动作，动作时间与差动电流大小呈现反时限特性，故称该保护为反时限差动电流保护。其反时限曲线方程中，为防止过渡电阻等因素造成保护延时较长，将Δt设为保护动作时间上限。为降低保护通信量，ITDC保护采用电流的正序分量。反时限特性与差动保护特性的灵活结合是微电网控制保护协同的有效方式，也是提升微电网故障下安全稳定与优质可靠运行的重要方法。
因此，ITDC保护动作方程的参数可以分为两类：Iop和Kset决定保护的动作区域；反时限曲线参数决定保护的动作时间。其中保护制动系数K s et的取值在（0,1）之间，而保护启动电流Iop则整定为
式中，ILmax为线路正常运行时的最大负荷电流；Krel为可靠系数，取值1.5～1.8。
微电网线路含有T接DG时，将对ITDC的判据产生影响，具体分两种情况。若T接DG的并网点安装CT和保护装置，以式（2）为基础进行拓展，其动作判据修正为
式中，
分别为T接DG1和DGn输出的故障电流。
若T接DG的并网点无CT和保护装置，受DG控制策略影响，T接可能会导致 ITDC的误动或拒动，但对反时限动作时间的影响较小，需单独考虑此种场景下保护判据的改进。
对于反时限曲线方程参数，平移系数β一般取1，下面讨论时间常数A和形状系数α。ITDC保护需要快速切除本级故障，并在作为后备保护时延时Δt 动作，因此A和α应满足
式中，Idmax为线路强馈侧发生三相故障时的最大短路差动电流；Idmin为线路弱馈侧发生单相接地故障时的最小短路差动电流。
2.2 ITDC保护配合
2.2.1 ITDC区域后备保护
ITDC保护判据由线路两侧电气量构成，其保护范围可扩展为多端区域，从而形成 ITDC区域后备保护。图3所示为微电网部分线路ITDC保护的配置图。
图3 微电网ITDC保护配置
Fig.3 The configuration of ITDC protection for microgrids
ITDC保护范围是一个闭环区域，称为ITDC环，并据此划分保护级别。最小的ITDC环即一条线路，如图3中的ITDC1，是线路的主保护，规定为Ⅰ级保护，相应动作方程即式（2）。随着 ITDC环的增大，区域层保护可作为后备保护，如ITDC4和ITDC5为Ⅱ级保护，ITDC6为Ⅲ级保护，其差动判据调整为
式中，
为ITDC环边界CT处的电流相量，方向由边界指向环内部；N为CT数量。而ITDC区域后备保护的动作时间需根据ITDC保护配合要求确定。
2.2.2 ITDC保护配合分析
首先分析Ⅱ级ITDC保护。ITDC保护的配合特性如图4所示，其中曲线1和曲线2是相邻两条线路的主保护动作曲线。
图4 ITDC保护配合特性
Fig.4 Coordination characteristics of ITDC
结合式（2）和时间阶梯Δt，Ⅱ级保护的动作曲线可有以下几种方式：
曲线3：直接基于式（2）中的动作时间方程延时Δt。对比曲线3和曲线1可知，当线路1末端故障时，Ⅱ级保护与主保护的动作时间可能相差较少，难以保证保护的正确配合。
曲线4：将曲线1延时Δt，从而避免上述问题。但当线路2发生故障时，后备保护会产生较大延时。
曲线 5：将Ⅱ级保护动作时间方程设定为分段方程，分别对应曲线1和曲线2延时Δt。如图4所示，该曲线在满足保护配合要求的同时能够加速动作，成为ITDC保护的最优配合方式。
根据ITDC保护配合原则，图3中保护ITDC4的动作时间方程为
式中，t1和t2分别为保护ITDC1和ITDC2的动作时间方程； Id m in1为线路1弱馈侧发生单相故障时的短路差动电流；可靠系数Krel=0.9。结合式（6）和式（7）可构成ITDC区域保护判据。
类似地，对于Ⅱ级以上后备保护的动作时间方程，可分段与 ITDC环内所有线路的Ⅰ级主保护进行配合，延时相应倍数的时间阶梯。如图3中的保护ITDC 6，其动作时间方程为
3 微电网协同保护算法
3.1 多层级协同保护算法
为实现微电网多层级协同保护方案，根据图 2所示的协同策略，基于 ITDC保护原理设计多层级协同保护算法，如图5所示。以多层级协同保护架构为基础，本文主要考虑故障时保护与控制配合，中心层、馈线层与系统层均采用ITDC。此外，也可根据微电网实际运行需求，简化某一层或几层保护配置，例如直接采用差动电流保护。
图5 多层级协同保护算法流程
Fig.5 Flow chart of multi-layer collaborative protection algorithm
1）中心层保护
（1）保护判据可直接应用ITDC保护动作方程，即式（2）。
（2）若保护动作执行后故障仍未切除，则监测相应断路器状态并发送至区域层保护单元。
2）区域层保护
（1）根据区域内拓扑结构，划分全部 ITDC环并确定保护等级，如图3所示。
（2）参照式（5）和式（6），对ITDC环配置区域后备保护判据。
（3）相邻 ITDC环可能存在重叠，为尽可能减少故障的影响范围，规定同级 ITDC环，位于微电网弱馈侧的保护优先级高，如图3中保护ITDC5优先级高于ITDC4。
（4）当线路发生故障时，结合上级保护传回的断路器状态和 ITDC环的优先级，确定预动作的ITDC保护。
3）系统层保护
（1）监测PCC状态，判断微电网的运行方式，据此设置保护系统的参数整定值。为避开微电网运行方式切换过程的暂态影响，保护整定值的切换可设置一定延时。
（2）主母线保护和PCC并网保护算法见3.2节。
3.2 系统层保护算法
系统层保护包括主母线保护和并网保护，其中主母线采用母线差动保护，而并网保护需要考虑PCC潮流的双向性，因此，在PCC配置过电流保护单元和低电压保护单元，并设计相应的保护启动元件。
1）主母线差动保护
微电网主母线故障对系统危害最为严重，需要准确快速地切除故障。因此，主母线应配备母线差动保护，以PCC和所有出线电流相量作为保护的输入量，其动作方程为
式中，
为PCC处电流相量；
为主母线第i条出线处电流相量，以流入主母线为正方向；n为主母线出线数量；Iset为保护动作电流。
2）并网保护
并网保护涉及微电网线路故障和外网故障两种情况。当微电网线路发生故障时，由外网提供的短路电流值要远大于正常负荷电流值，因此可配置PCC过电流保护，动作方程为
式中，
分别为 PCC处电压和电流相量；IL o ad.max为PCC处最大负荷电流；ϕ为微电网PCC处阻抗角。
当区域层最高级 ITDC后备保护发出动作指令或主母线差动保护发出动作指令的同时，向系统层保护发出故障警告信号。PCC处过电流保护在接收该信号后启动，动作时间为一个时间阶梯Δt。
当外部电网故障时，微电网应具有一定的低电压穿越能力，即PCC电压异常时，在系统允许的时间内仍保持并网运行。因此，在PCC处配置反时限低电压保护，即
式中，tPCC为保护动作时间；Ap和αp为反时限曲线系数；m为动作特性调节系数，优化保护判据整定，取值2.0。考虑到微电网内部负荷和电气设备的运行要求，并网保护要在设备临界切除时间（Critical Clearing Time, CCT）内动作。因此设置反时限曲线系数为Ap = 0 .05，αp= 0 .07，其保护动作曲线如图6所示。相应地，可监测PCC电压异常作为保护启动元件。
图6 反时限低电压保护动作曲线
Fig.6 Operating curve of inverse-time low-voltage protection
4 保护相量计算改进算法
微电网多层级协同保护方案所需电气量均为相量形式，由于离散傅里叶算法（Discrete Fourier Transform, DFT）能够完全滤除相量中的恒直流分量和整数次谐波分量，在微机保护中得到广泛应用。然而，微电网中存在大量电感性元件，其电流量在短路瞬间不会突变，从而导致直流分量的产生，该分量按其流经回路的时间常数衰减，严重影响DFT算法的性能。非周期分量的表达式为
式中，A0为直流分量初始幅值，由短路的起始条件决定；τ为直流分量的衰减时间常数，由线路参数决定。
式（12）将非周期分量进行泰勒展开，包含恒直流分量、时间 t的一次分量和高次分量，其中恒直流分量和时间 t的一次分量是主要成分。故在求取相量过程中，滤除这两部分分量可在很大程度上降低非周期分量的影响。由式（12），忽略 o (t2)的影响，恒直流分量可以由傅里叶算法直接得出，因此需要消除时间t一次线性因子的影响。
在一个周波内，时间t的一次线性因子，可以分解为恒直流分量和中心对称分量，如图7所示。其中恒直流分量不会对DFT算法造成影响，而中心对称分量满足如式（13）所示的奇函数条件。
式中，N为一个周波内的采样点数；x(i)为第i个采样值，0 ≤ i ≤ N −1。因此，中心对称分量可以通过与偶函数卷积滤除，进而消除一次线性因子的影响。
图7 时间t一次线性因子的分解
Fig.7 Decomposition for linear factor of t
考虑全波DFT算法，如式（14）所示。
对于相量实部ReX(K)，由于余弦函数为偶函数，采样点与余弦函数卷积后，非周期分量中的一次线性因子可以完全滤除，但在相量虚部ImX(K)中则不可直接滤除。利用三角函数积化和差公式，可将相量虚部化为式（15），即可再次利用余弦函数来消除一次线性因子在相量虚部中的影响。
式中，
第四等式成立的条件 Δ为 x ( 0) = x(N)，x( −1 ) = x(N − 1 )。考虑到非周期分量在一个周波内的衰减程度较小，因此条件Δ可以满足。
将式（15）代入式（14）中，可得改进的相量计算算法。但由于式（15）中出现采样点x(−1)，而实际采样点是从故障初始时刻t=0开始。因此，修正后的相量计算改进算法如式（16）所示。
式（16）可在很大程度上减小非周期分量对相量计算的影响，该算法的时间窗口为N+2点，相比于传统DFT算法未产生过多延时。对于衰减速度非常快的非周期分量，传统DFT算法误差不大；而对于衰减较慢的非周期分量，相量计算改进算法在N+2点后即可得到准确度很高的相量结果，且其计算量和复杂程度均远小于已有的相量计算方法[21-22]。
5 仿真验证
5.1 仿真模型及参数
利用 PSCAD/EMTDC建立如图 8所示的微电网系统仿真模型，验证本文所述保护方案的正确性。其系统电压等级为 10kV，线路正序参数R1 =0.26 Ω / km，X1= 0 .35Ω / km，零序参数R0=0.53Ω/km， X 0= 1 .02Ω / km，各线路长度和负荷额定功率如图8所示。微电网中含有风力发电机、光伏电源和储能电站三种逆变型分布式电源，对应的额定容量分别为 1MV·A、0.5MV·A 和 2MV·A，最大故障电流限制为额定电流的1.5倍。
微电网系统具有两种运行方式，当PCC断路器闭合时，系统经10.5kV/35kV变压器并网运行，变压器额定容量为10MV·A，中性点经1mH消弧线圈接地，三种分布式电源均采用PQ控制方式。当PCC断路器断开时，微电网孤岛运行，其中储能电站作为主电源，采用 v/f控制方式以调节系统的频率与电压稳定，风机和光伏电源仍采用PQ控制方式。
5.2 仿真结果
5.2.1 相量计算改进算法分析
故障电流包括非周期分量和谐波分量，其典型表达式为
在式（17）中取不同的衰减时间常数，相量计算改进算法和传统DFT算法的计算结果见表1，其中一个周波的采样点数N=24。根据表1数据，改进的相量算法精确度要优于传统DFT算法，仅增加两个采样点的数据窗长度，性能良好。
图8 微电网系统仿真模型
Fig.8 Simulation model of microgrid system
表1 基波幅值的计算结果
Tab.1 Calculated amplitudes of fundamental waves
注：表中数据为算法延时一个数据窗后的计算结果。
时间常数/ms相量计算改进算法 传统DFT算法幅值 误差(%) 幅值 误差(%)20 100.184 2 0.184 2 119.877 2 19.877 2 30 99.840 7 0.159 3 115.104 1 15.104 1 40 99.724 9 0.275 1 112.102 1 12.102 1 50 99.689 1 0.310 9 110.074 2 10.074 2
在微电网系统仿真模型中进一步验证相量计算改进算法的性能。图9所示为微电网并网运行时，线路Line 16发生单相故障的仿真结果。图9a所示为流经保护Prot 13的故障电流波形，可以看出其包含正弦分量和衰减直流分量。
图9 相量计算改进算法仿真结果
Fig.9 Simulation of improved phasor calculation algorithm
如图9b所示，传统DFT算法受到衰减直流分量的影响，在一个周波的延时后，其结果仍处于衰减振荡的过程中，误差较大。而改进的相量算法在经过N+2点后便趋于稳定，可以得到精确度很高的计算结果，能够更好地适用于保护方案。
5.2.2 保护方案仿真分析
根据微电网系统参数，可以对保护方案进行整定。设定上、下级保护的动作时间阶梯 Δ t = 0 .5s ，针对微电网并网和孤岛运行，设计两套保护配置参数，线路Line 23、Line 16及Line 45的主保护整定值见表2，其中Line 45为T接分布式电源后修订的保护整定值。在此基础上，系统层保护单元可根据PCC断路器状态自适应地进行调整，从而适应微电网的灵活运行。
表2 ITDC线路主保护整定值
Tab.2 Setting value of ITDC
运行方式 线路 Kset Iop/A A α β Line 23 0.3 37.7 10.28 1.17 1并网运行Line 16 0.3 97.5 2.76 0.90 1 Line 45 0.3 190.6 1.52 0.68 1 Line 23 0.3 31.3 11.10 2.24 1孤岛运行Line 16 0.3 80.6 0.96 2.35 1 Line 45 0.3 142.3 0.82 2.43 1
微电网并网及孤岛运行时，线路 Line 45三相金属性接地故障的保护动作情况如图10所示，故障发生时刻为t=0s。如图10所示，故障后线路Line 45的差点电流迅速增大，大于修订后的保护启动电流
，保护能正确动作。
图10 Line 45三相短路时差动电流情况
Fig.10 Differential current under three phase grounding fault Line 45
微电网并网运行时，线路 Line 30相间故障的保护动作情况如图 11所示，设故障发生时刻为t= 0 s 。如图11a所示，故障后线路Line 30的差动电流迅速增大，远大于保护启动电流Iop，且差动电流与制动电流之比 I d /Ib＞ K se t ，保护正确动作。
图11 Line 30相间故障时保护动作情况
Fig.11 Action of protections when phase-to-phase fault of Line 30
线路Line 30的主保护是其对应的中心层保护，并由区域层保护提供Ⅱ级和Ⅲ级后备保护，若故障仍未切除，则PCC并网保护可作为线路的远后备保护。如图 11b所示，多层级保护之间能够正确协同配合。
图12所示为线路Line 23在不同位置发生相间故障时的保护动作情况。根据图12a所示的故障电流和ITDC保护动作区域可知，ITDC保护灵敏性高，且能够有效识别经过渡电阻Rg的区内故障，具有一定的抗过渡电阻能力。
图12 Line23相间故障时保护动作情况
Fig.12 Action of protections when phase-to-phase fault of Line23
图12b所示为Line 23不同位置发生金属性相间故障时的保护动作时间，其中主保护能够在短时间内切除故障，且自适应故障的严重程度。同时区域层Ⅱ级和Ⅲ级保护作为后备保护同样响应，并具有合理的动作延时，满足可靠性和选择性的要求。
微电网可以在并网和孤岛运行之间灵活切换，图13所示为孤岛运行时线路Line 23发生不同类型故障的保护动作情况。
图13 孤岛运行下Line 23故障时保护动作情况
Fig.13 Action of protections when faults of Line 23 in islanding mode
由图13a可以看出，保护仍然能够可靠地协同配合，受微电网运行方式改变的影响小。图13b所示为主保护可靠动作的情况下，线路的差动电流情况。可以看出故障后差动电流远大于启动电流Iop，保护灵敏性高，且能够根据故障电流大小，自适应地调整动作时间，可靠切除故障。
微电网在两种不同的运行方式下，线路故障时的保护动作时间见表3。由表3数据可知，对于不同的线路故障，保护均能够快速切除，同时各层级保护配合良好，系统运行方式未对保护性能造成明显影响。
表3 不同类型线路故障时的保护动作时间
Tab.3 Operating time of different line faults （单位：s）
运行方式Line 12单相故障 Line 30相间故障 Line 16三相故障 Line 60相间故障Ⅰ Ⅱ Ⅲ Ⅰ Ⅱ Ⅲ Ⅰ Ⅱ Ⅰ Ⅱ并网运行 0.39 0.89 1.39 0.24 0.84 1.49 0.12 0.62 0.22 0.90孤岛运行 0.45 0.95 1.45 0.29 0.94 1.41 0.10 0.60 0.35 1.00
考虑过渡电阻对 ITDC保护的影响，分析线路经过渡电阻故障时的保护动作情况，相应动作时间见表 4。可以看出，过渡电阻的存在会延长保护动作时间，但由于 ITDC保护设定了动作时间上限，因此仍然能够准确可靠地切除故障。
表4 经不同过渡电阻故障时的保护动作时间
Tab.4 Operating time of line faults through different transition resistances （单位：s）
运行方式 故障类型Rg=0Ω Rg =5Ω Rg =10Ω Rg =15ΩⅠ Ⅱ Ⅲ Ⅰ Ⅱ Ⅲ Ⅰ Ⅱ Ⅲ Ⅰ Ⅱ Ⅲ并网运行孤岛运行Line 23相间 0.26 0.76 1.40 0.42 0.92 1.42 0.50 0.95 1.45 0.50 1.00 1.50 Line 12单相 0.39 0.89 1.39 0.50 1.00 1.50 0.50 1.00 1.50 0.50 1.00 1.50 Line 23相间 0.44 0.94 1.42 0.49 0.99 1.50 0.50 1.00 1.50 0.50 1.00 1.50 Line 12单相 0.45 0.95 1.45 0.50 1.00 1.50 0.50 1.00 1.50 0.50 1.00 1.50
6 结论
本文以微电网结构和故障特点，提出了多层级协同反时限保护方案。该方案根据微电网线路保护选择性和可靠性的要求，提出反时限差动电流保护，在此基础上设计多层级协同保护算法，建立可靠、有效的微电网线路保护，并实现与并网保护的协同配合。经理论研究和仿真验证，该方案具有如下特点：
1）通过差动电流确定故障线路分段，并利用差动电流的反时限特性计算保护动作时间，实现了多层级协同配合切除故障，在提高微电网故障区域判别能力的同时反应于故障严重程度。
2）微电网多层级协同保护算法能够根据微电网并网和孤岛两种运行方式自适应配置保护系统参数；保护能够适应微电网灵活的运行方式以及微电源不同的控制方式。
3）提出保护相量计算的改进算法，有效抑制非周期分量对相量计算的影响，提高基于电流相量的反时限电流差动保护的有效性与可靠性。
基于PSCAD/EMTDC的算例仿真结果表明，本文建立的多层级协同反时限保护方案在不同故障条件下均能保证中心层、区域层和系统层保护的协同配合，可靠切除不同类型故障，有效提高微电网运行的可靠性与安全性，具有良好的应用前景。
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