武 岳，范开俊，徐丙垠，2，曹金铭，陈 羽

（1.山东理工大学电气与电子工程学院，山东省 淄博市 255000；2.山东科汇电力自动化股份有限公司，山东省 淄博市 255000）

0 引言

配电架空线路故障绝大多数为瞬时性故障［1-2］，为了提高供电可靠性，配电网中采用自动重合闸，在配电网保护跳闸后，重合闸动作再次投入系统主电源［3-4］，瞬时性故障情况下，可快速恢复正常供电。分布式能源（distributed energy resource，DER）的接入使得配电网由传统的单电源辐射网络变为具有多端电源结构的配电网络，原有的配电网保护和控制策略将受到一定的影响［5-6］，在系统侧保护动作跳闸后，如果DER 仍与故障点相连，故障电流大于15 A［7］，故障点不会熄弧，若重合闸时DER 仍未脱网，会造成重合闸失败，同时会因非同期重合闸产生的冲击电流对配电线路、DER 等设备带来二次冲击。因此，有源配电网重合闸时必须切除DER。

传统配电网中，配电线路发生故障系统侧保护跳闸后，重合闸等待约1 s 后动作；在有源配电网中，配电线路发生故障时，因逆变型分布式能源（inverter-interfaced distributed energy resource IIDER）输出的故障电流有限［8-9］，电流保护不能可靠动作，只能依赖防孤岛保护动作切除IIDER。若IIDER 不具备低电压穿越（low voltage ride-through，LVRT）能力，防孤岛保护动作时间一般小于2 s［10］，重合闸时间在此基础上增加一个预留时间，保证在重合闸时IIDER 均已脱网；若IIDER 具备低电压穿越能力，根据IEEE Std 1547—2018《分布式能源与相关电力系统接口的互连和互操作性》［11］标准，防孤岛保护的动作时限最长已超过300 s，这将导致重合闸等待时间延长，严重影响供电可靠性。

为保证重合闸时DER 已脱网，很多学者提出了检无压重合闸的策略［12-15］。文献［13］分析了DER对自动重合闸的影响，综述了解决措施，未涉及DER 低电压穿越与重合闸的配合问题；文献［14］提出了DER 低电压穿越与前加速重合闸的配合方法，该方法通过整定重合闸时间，有效避免了因DER 未脱网向故障点提供故障电流而导致的重合闸失败；文献［15］给出了在DER 侧加装低频低压自动解列装置，适当延长重合闸时间的方法。检无压重合闸方式需要线路侧装有电压互感器，而实际中因变电站内空间有限，很多变电站内都没有装设线路侧电压互感器，通过检无压的方式实现重合闸较困难。如果不具备检无压条件，考虑DER 在系统扰动时需要故障穿越，重合闸动作时限应大于防孤岛保护动作时限，这将导致重合闸等待时间增加，严重影响供电可靠性。文献［16］通过对DER 划分计划孤岛区域，根据故障电压跌落的程度、不同故障位置及类型选择不同的供电恢复方案，实现了有源配电网的快速供电恢复。文献［17］提出了一种根据DER 的并网点电压自动调整重合闸时间的方案，并基于IEC 61850 标准进行了建模，实现了重合闸装置的快速动作。文献［16-17］为基于通信的重合闸方法，对通信网络性能要求较高，一旦通信失败或者信息有误，可能会导致重合闸失败。

针对上述问题，本文提出一种与IIDER 防孤岛保护相配合的配电线路时限自适应重合闸方法。该方法根据保护跳闸前母线侧电压来推测防孤岛保护的动作时间，自动调整配电线路重合闸的动作时间，实现重合闸与具有故障穿越能力IIDER 防孤岛保护的时序配合，以加快恢复供电的时间。该方法不需要安装线路侧电压互感器，不依赖于通信网络，可用于不具备检无压重合闸条件的配电线路中，经济性较好，为新型电力系统的运行稳定性与供电可靠性提供支撑。

1 有源配电网重合闸需求分析

1.1 DER 对重合闸的影响

图1 所示IIDER 接入的配电线路中，QF1、QF2为线路出口断路器，配置阶段式电流保护和一次前加速重合闸。IIDER 正常并网运行时采用PQ控制策略，配电线路发生故障时，IIDER 转为采用低电压控制策略［18］。

1）当在IIDER 接入的本线路上游F2 处发生故障时，母线电压UA降低，IIDER 进入低电压穿越状态，保护QF2 跳闸切除故障。故障切除后母线电压UA回升，但如果此时IIDER 在低电压穿越状态，其没有退出运行而仍与故障点相连。此时，保护QF2断路器跳闸后根据预先整定的时间进行重合闸，由于IIDER 未脱网，配电线路将面临两种潜在的威胁，即故障点电弧不熄灭和非同期重合闸［19］。

在IIDER 接入本线路的下游F3 处发生故障时，情况与F2 处类似。

2）当在IIDER 接入相邻线路的F1 处发生故障时，断路器QF1 跳闸切除故障。此时，IIDER 与故障点隔离，故障电流消失，电弧熄灭，由于IIDER 与主系统电源仍然相连，相角保持同步。断路器QF1根据预先整定的时间进行重合闸，当故障为瞬时性故障时，相邻线路恢复供电，不会出现非同期重合闸［20］。当为永久性故障时，重合不成功，相邻线路再有选择性地动作跳闸。

1.2 防孤岛保护与重合闸的配合关系

由于IIDER 输出的故障电流有限，电流保护不能可靠动作，需要防孤岛保护动作来切除IIDER，为避免故障点电弧不熄灭和非同期合闸，重合闸动作时需保证DER 已脱网。因此，需要考虑防孤岛保护与重合闸的配合关系。

目前，国内外普遍采用检测电压/频率的防孤岛保护，其整定方案可分为快速动作与慢速动作两类。中国现阶段防孤岛保护采用的是电压/频率的快速动作方案，根据GB/T 33593—2017《分布式电源并网技术要求》［21］（以下简称《技术要求》），要求光伏电站需具备低电压穿越能力，即当光伏电站并网点的电压因故障或扰动而发生跌落时，为了避免光伏电站脱网引起电网运行情况的进一步恶化，IIDER 需要保证不脱网连续运行［22］，当系统发生故障时，IIDER 最大脱网时间为2 s。因此，现有不具备检无压条件配电线路的重合闸整定方案的动作时间与之进行配合，在2 s 的基础上增加一个Δt的预留时间，保证在重合闸时IIDER 均已脱网。

《技术要求》中快速整定方案不利于IIDER 在故障时实现故障穿越，为解决这一问题，学者们提出了慢速动作方案，比较有代表性的是IEEE Std 1547—2018《分布式能源与相关电力系统接口的互连和互操作性》标准给出的方案，其中，电压保护动作时限最长达1 000 s，频率保护除在低于57 Hz 或大于62 Hz 时瞬时动作外，动作时限也不小于300 s。采用慢速整定方案，会导致防孤岛保护动作速度变慢，带来的主要问题是故障时重合闸等待时间加长，严重影响供电可靠性。

因此，本文提出一种根据跳闸前母线侧电压大小来自动调整重合闸动作时间的时限自适应重合闸方法。该方法不需要安装线路侧电压互感器，不依赖于通信网络，易于工程实施，可提高供电可靠性。

2 时限自适应重合闸方法原理

DER 防孤岛保护包括低电压保护，在线路故障时一般利用低电压保护动作于跳闸，低电压保护动作定值按规程要求来整定。针对实际中变电站内空间有限，很多变电站内未装设线路侧电压互感器而导致检无压重合闸无法实施的问题，本文提出一种时限自适应重合闸方法。该方法通过检测跳闸之前的母线侧电压和预先设定的考虑低电压穿越的DER 防孤岛保护动作时间，确定配电线路的重合闸动作时间，根据故障时母线电压来推测防孤岛保护的动作时间，将重合闸时间与此时间配合，可实现配电线路重合闸与DER 防孤岛保护的配合，实现时限自适应重合闸。母线侧电压测量装置示意简图如附录A 图A1 所示。

如图1 所示配电线路，当F2 点发生故障时，断路器QF2 处电压降低，DER 并网点（point of common coupling，PCC）处电压降低，QF2 处检测到的母线侧电压高于PCC 点处电压，根据断路器QF2跳闸前检测到的母线侧电压来确定IIDER 防孤岛保护动作的时间，在此时间基础上加0.3 s［23］（考虑断路器动作时间及电弧熄灭时间）来整定QF2 重合闸动作时间。防孤岛保护动作时间与电压的大小有关，并网点电压越低，防孤岛保护动作时间越短，重合闸动作越快。

为论证本文所提时限自适应重合闸方法的可行性，需要明确重合闸接入点母线侧电压和系统侧保护动作前后并网点电压的变化规律，跳闸前母线侧电压高于并网点电压且系统侧保护动作后并网点电压不变大是本方案可行的前提条件。为不失一般性，选取如图2 所示多IIDER 接入的配电线路来分析论证。

图2 多IIDER 接入的有源配电线路结构图Fig.2 Structural diagram of active distribution lines with multiple-IIDER connection

2.1 故障点不熄弧场景分析

配电线路发生故障后，系统侧保护动作跳闸后，如果DER仍与故障点相连，且故障电流大于15 A［7］，故障点不会熄弧，本节分析发生故障后，故障点电弧未熄灭时的电压变化情况。

2.1.1 本线路故障

根据Q/GDW 11147—2017《分布式电源接入配电网设计规范》［24］规定，DER 接入10 kV 配电线路单个并网点容量为400 kW～6 MW。现行GB/T 33592—2017《分布式电源并网运行控制规范》［25］（简称控制规范）要求DER 并网引起的电压偏移量不超过7%，DER 接入引起的电压偏移量正比于DER 的容量以及系统等效阻抗，所以DER 接入位置距离母线越远，允许接入的DER 容量越小。根据电压质量要求，配电线路沿线各点可接入的最大容量S为：

式中：ΔU为PCC 点电压偏移量；ZL为从DER 接入点看进去的系统等效阻抗；UN为系统的额定电压。

如图2 所示配电线路，在2、5、8 km 处接入IIDER1～IIDER3。以三相短路故障为例，对配电线路F1～F3 点发生故障时，重合闸接入点母线侧电压和系统侧保护动作前后并网点电压进行分析。图2中，F1 点故障称为线路首端故障，即故障点位于所有DER 的上游；F2 点故障称为线路中段故障，即故障点上游和下游均接有DER；F3 点故障称为线路末端故障，即故障点位于所有DER 的下游。简化起见，假设故障均为金属性短路故障（非金属性短路故障时影响并网点电压大小，但变化规律一致）。

1）场景1：本线路首端发生故障

当在IIDER 接入的本线路首端F1 点发生三相短路故障时，配电网简化等效电路如图3 所示［26］。图中：Ė为系统电源电势，ZS为系统等效内阻，Z1为母线A到F1 点的等效阻抗，Z2为F1 点到PCC1 点的等效阻抗，Z3为PCC1 点到PCC2 点的等效阻抗，Z4为PCC2 点到PCC3 点的等效阻抗，İIIDER1至İIIDER3为等效压控电流源输出电流。

图3 F1 点三相金属性短路故障等效电路图Fig.3 Equivalent circuit diagram of F1 threephase metallic short-circuit fault

当在F1 点发生三相金属性故障时，非故障线路阻抗远大于故障线路。因此，忽略非故障线路的影响，母线A处的电压U̇A近似为：

系统侧与IIDER1 至IIDER3 侧电路解耦，故保护动作前后PCC1 至PCC3 点电压基本不受系统侧影响。根据《控制规范》规定，DER 并网引起的电压偏移量不超过7%，可得IIDER 并网点电压UPCC为：

式中：ΔU为IIDER 输出电流与线路阻抗的乘积，且ΔU≤0.07 p.u.。以10 kV 配电线路为例，假定系统阻抗为0.25 Ω，单位线路阻抗为（0.17+j0.33）Ω/km，线路长度为9 km［27］，当靠近母线处发生三相短路故障时，系统侧与IIDER 侧电路解耦，此时并网点电压为IIDER 输出电流与线路阻抗的乘积，IIDER 输出功率在并网点到故障点的线路中消耗。以IIDER输出最大电流1.2IN（IN为IIDER 输出额定电流）进行分析，则此时IIDER 并网点电压有效值U′PCC等于并网点电压偏移量ΔU′，有

令IIDER 并网点电压的最大值等于母线电压，母线电压有效值UA表示为：

将式（2）代入式（5），通过化简可得：

式中：L1为故障点到母线的距离。可解得L1≈0.12 km，由此可知，当故障点距离母线很近且小于0.12 km 时，可能会出现PCC 点电压高于母线侧电压的极端场景，此时母线电压小于0.2 p.u.；由于IIDER 的限流特性，其提供的短路电流远小于系统主电源提供的短路电流，IIDER 并网引起的电压偏移量不超过15%，此时PCC 点电压低于0.2 p.u.，IIDER 脱网时间小于0.625 s，将这种情况在重合闸整定时予以考虑，按本文所采用整定方法，时限重合闸等待时间取为0.625 s，参见第3 章步骤4。

当故障点离母线的距离大于0.12 km 时，故障时重合闸接入点母线侧电压均高于PCC 点电压。

2）场景2：本线路中段发生故障

当在IIDER 接入的本线路中段F2 点发生金属性三相短路故障时，系统侧保护动作前后配电网的简化等效电路如附录A 图A2、图A3 所示。图中：Z1为母线A到PCC1 点的等效阻抗，Z2为PCC1 点到F2 点的等效阻抗，Z3为F2 点到PCC2 点的等效阻抗，Z4为PCC2 点到PCC3 点的等效阻抗。

当在F2 点发生三相短路故障时，系统侧与IIDER2 和IIDER3 侧电路解耦，母线电压U̇A为：

系统侧保护动作前PCC1 点电压U̇PCC1可表示为：

线路出口保护QF3 检测到发生故障，保护动作于跳闸，母线A电压回升，IIDER1 与主系统电源断开，此时IIDER1 并网点电压表示为：

由式（7）和式（8）进一步简化，采用各相量对应有效值计算可得：

由式（11）可知，判断母线电压与PCC1 点电压大小，只需比较式中的不同项即可。选取极端情况进行分析，线路参数同本节场景1，接入IIDER1 为最大容量6 MW，在F2 点发生故障时，IIDER1 输出的最大电流约为415.7 A，则a′1∈(0，0.46)kV，因为其最大值a′1max=0.46 kV1，即母线电压高于PCC1 点电压。由于IIDER2、IIDER3 与主系统侧解耦且故障点位于线路中段，由场景1 分析可知，母线电压同样高于PCC2 和PCC3点电压。

由式（8）和式（9）进一步简化，采用各相量对应有效值计算可得：

选取极端情况进行分析，比较式（12）不同项，线路参数同本节场景1，接入IIDER1 为最大容量6 MW，在F2 点发生故障时，IIDER1 输出的最大电流约为415.7 A，则a′2∈(0，0.46)kV，因为其最大值a′2max=0.46 kV1，即系统侧保护动作前PCC1 点电压高于保护动作后PCC1点电压。由于系统侧与IIDER2 和IIDER3 侧电路解耦，保护动作前后PCC2 和PCC3 点电压基本不受影响。

通过上述分析可知，在配电线路中段发生故障时，系统侧保护跳闸前母线侧电压高于各PCC 点电压，系统侧保护动作之后各PCC 电压不会超过保护动作前各PCC 电压。

3）场景3：本线路末段发生故障

当在IIDER 接入的本线路末端F3 点发生金属性三相短路故障时，系统侧保护动作前后配电网的简化等效电路如附录A 图A4、图A5 所示。图中：Z1为母线A到PCC1 点的等效阻抗，Z2为PCC1 点到PCC2 点的等效阻抗，Z3为PCC2 点到PCC3 点的等效阻抗，Z4为PCC3 点到F3 点的等效阻抗。

当在F3 点发生三相短路故障时，母线电压U̇A为：

系统侧保护动作前PCC1～PCC3 点电压U̇PCC1、U̇PCC2和U̇PCC3分别表示为：

令：

可以得到：

随着机械通气在重症监室(ICU)的应用日益增多，呼吸机相关性肺炎(ventilator associated pneumonia，VAP)的发生率也显著增加，VAP的发生导致患者机械通气时间延长、住院天数增加、并发症增加、病死率升高及医疗成本增加［1］。因此，采取有效的、基于循证的策略用以预防VAP的发生，对患者预后及医疗资源的节约均有极其重要的意义。现将VAP发病的危险因素及干预策略的相关研究进展综述如下。

选取极端情况进行分析，配电线路接入的IIDER1 至IIDER3 均为最大容量，线路参数同场景1，在F2 点发生故障时，b′1∈(1.28，1.53)kV，因为其最大值b′1max=1.53 kV1；同理可证，UA/UPCC2>1，UA/UPCC3>1。由上述分析可知，在线路末端发生故障时，母线电压高于各PCC 点电压。同理，令：

可得：

选取极端情况进行分析，线路参数同场景1，IIDER1 至IIDER3 均为最大容量，在F3 点发生故障时，b′2∈(1.28，1.53)kV，因为其最大值b′2max=1.53 kV1，即系统侧保护动作前PCC1 点电压高于保护动作后PCC1 点电压。同理，令：

可得：

同理可证UPCC2/U′PCC2>1，UPCC3/U′PCC3>1。通过上述分析可知，在配电线路末段发生故障时，系统侧保护跳闸前母线电压高于各PCC 点电压，系统侧保护动作之后各PCC 点电压不会超过保护动作前各PCC 点电压。

当系统发生两相短路故障时，分析过程与三相短路故障类似，系统侧保护动作后各PCC 点电压也不会超过系统侧保护动作前的各PCC 点电压［28］，在此不再赘述。

2.1.2 相邻线路故障

如图2 所示，当在相邻线路F4 点发生故障时，母线A和PCC1 至PCC3 点电压跌落，线路出口保护处QF1 检测到电流大于整定值而动作于跳闸，母线A电压回升；IIDER1 至IIDER3 与主系统电源侧不断开连接，PCC1 至PCC3 点电压回升。由此可知，IIDER 不受相邻故障的影响。因此，IIDER 接入的相邻线路可按传统的重合闸时间进行整定，本文取1.2 s。

综上分析可知，在IIDER 相邻线路发生故障时，可按传统的重合闸动作时间进行整定。在IIDER 本线路发生故障时，根据对IIDER 接入引起的电压偏移量限制的要求可知，IIDER 接入的位置距离母线越远，允许接入的IIDER 容量越小，IIDER输出的故障电流有限且线路阻抗较小，系统侧的电压大于IIDER 输出的故障电流与线路阻抗的乘积。因此，在故障点电弧不熄灭时，在IIDER 接入本线路的各种场景下（故障点位置距离母线大于0.12 km时，小于0.12 km 时的应对措施参见第3 章步骤4），重合闸接入点母线侧电压均高于PCC 电压，且系统侧保护动作后PCC 的电压不会超过系统侧保护动作前PCC 的电压，本文所提出的时限自适应重合闸方法可行。

2.2 故障点自熄弧场景分析

2.1 节分析的前提是故障点电弧不熄灭，现有研究表明，10 kV 系统故障自熄电流限值为15 A［7］，由此可推算出系统侧保护跳闸后，三相金属性短路情况下，满足瞬时性故障自清除条件的IIDER 最大容量为0.217 MW。当IIDER 接入容量小于0.217 MW时，故障点电流小于15 A，故障点电弧熄灭，IIDER与本地负荷形成非计划孤岛。此时，IIDER 输出功率与负荷功率之间的偏差较大且负荷功率因数不为1，电压与频率将出现较大的偏差，进而导致防孤岛保护动作解列IIDER，防孤岛保护最大动作时间不超过0.2 s［27］，在时限重合闸整定时加以考虑，将时限重合闸等待时间取为0.2 s 即可满足配合要求。

在故障电弧熄灭，DER 容量与负荷相匹配的极端情况下，可能会出现孤岛电压大于0.9 p.u.、DER 不脱网的情况，在重合闸整定时需要予以考虑。在实际的配电系统中，往往只测量线路保护开关处的电流；由于测量量不全等因素，无法进行在线的配电网潮流计算，难以对线路的运行容量进行准确估算。因此，一般用运行电流近似代表运行容量［27］，在配电网正常运行时，系统所接负荷的负荷电流由主系统侧和DER 共同提供，则负荷容量可用流过系统侧保护安装处的电流和DER 的电流之和近似代替，即ILD≈IS+IIIDER，根据《技术要求》，DER 并网点电压大于等于0.9 p.u.时可不脱网连续运行，则在DER 与负荷较为匹配的情况下，可得：

式中：IS为系统侧保护安装处的电流；IIIDER为IIDER输出电流。

解得：

在故障点自熄弧场景下，满足瞬时性故障自清除条件的IIDER 最大接入容量为0.217 MW，可得：

由上述分析可知，当DER接入容量小于0.217 MW且流过系统侧保护处的电流小于1.4 A 时，DER 的容量与负荷相匹配，当本线路发生故障时系统侧保护跳闸，瞬时性故障自清除后，孤岛电压大于0.9 p.u.，DER 不脱网，此时应该闭锁重合闸，并发出警告。

3 时限自适应重合闸实现

工程实施时，时限自适应重合闸方法需要根据国家现行标准来整定。因此，本文参照《技术要求》对时限自适应重合闸进行整定。按照《技术要求》IIDER 对区域配电系统异常状态响应的要求，IIDER 根据其并网点电压的大小来确定的脱网时间如式（36）所示，可将时限自适应重合闸的动作时间与此防孤岛保护动作的时间相配合。

式中：tw为IIDER 低电压穿越时间；Up.u.为IIDER 并网点电压标幺值。

根据第2 章所述，母线侧电压高于PCC 电压（极端场景给出相应措施），且系统侧保护动作后PCC 的电压不会超过系统侧保护动作前PCC 的电压。因此，用母线侧电压来整定时限自适应重合闸的动作时间，可以确保重合闸时IIDER 均已脱网，保证重合闸动作的可靠性。在IIDER 渗透率较高的情况下，其具体实施步骤如下。

步骤1：配电线路发生故障，系统侧和各IIDER同时向故障点注入电流。

步骤2：线路出口保护检测到发生故障，保护动作于跳闸，配电线路上所接入的IIDER 按照低电压穿越要求进行低电压穿越。

步骤3：保护动作跳闸后，重合闸启动，重合闸控制器获取跳闸前母线侧电压，线路所接入IIDER低电压穿越要求已在重合闸控制器中配置好。

如果IIDER 容量满足自熄弧条件，当系统侧电流大于1.4 A 时，取防孤岛保护动作时间tw=0.2 s，跳转至步骤6，系统侧电流小于等于1.4 A 时，闭锁重合闸并发出警告；否则进入步骤4。

步骤4：根据母线侧电压大小和IIDER 低电压穿越要求设置重合闸等待时间。

将母线侧电压U1的标幺值代入式（36），计算出IIDER 防孤岛保护动作时间tw。

1）如果母线电压满足 0.20 p.u.

2）如果母线电压满足U1≤0.20 p.u.，由式（36）可知IIDER 低电压穿越最长需要0.625 s，为了保证重合闸时所有IIDER 均已脱网，重合闸等待时间取0.625 s，故障点位置距离母线小于0.12 km 可能出现PCC 电压高于母线电压的极端场景也满足此要求。

步骤5：根据步骤4 的结果，按照母线侧电压大小来预留IIDER 的低电压穿越时间，在重合闸等待时间到时，确保所有的IIDER 都已脱网。

步骤6：为了保证可靠性，重合闸时间在重合闸等待时间的基础上延长0.3 s（考虑断路器复归耗时和熄弧去游离时间）。则最终重合闸所需要的动作等待时间为：

式中：tr为重合闸动作时间；ts为重合闸延长时间，取0.3 s。

步骤7：预设延时时间到，重合闸动作，控制断路器重合。

时限自适应重合闸的工作流程如图4 所示。按照《技术要求》的快速动作重合闸整定方案有利于在配电网故障时快速解列IIDER，如果重点考虑IIDER 在故障时实现故障穿越，可借鉴国际经验，选择慢速动作整定方案，具体重合闸整定时间可根据工程实际要求来整定。

图4 含有IIDER 的配电网时限自适应重合闸流程图Fig.4 Flow chart of time-limited adaptive reclosing in distribution networks with IIDER

4 仿真验证

为验证所提时限自适应重合闸方法的可行性，利用PSCAD 搭建了如图2 所示配电线路的仿真模型。模型电压等级为10 kV，每个区段长度为3 km，各区段接入负荷容量均为4 MW，功率因数为0.9。在距离母线2、5、8 km 处分别接入IIDER1、IIDER2 和IIDER3，容量分别为6、3、2 MW。其中，IIDER 本线路出口断路器QF3 的重合闸装置按照本文方法进行配置，各IIDER 相邻线路出口断路器QF1 重合闸装置动作时间为1.2 s，系统阻抗为0.22 Ω，线路参数见附录B 表B1。

在距离母线A处本线路500 m 设置故障点F1、距离母线A处3 km 设置故障点F2、距离母线A处8.5 km 设置故障点F3 和距离母线A处相邻线路500 m 设置故障点F4，在2 s 时分别设置两相和三相金属性短路。

4.1 IIDER 接入的本线路发生故障

以配电网相间故障中较为常见的两相短路为例，当在IIDER 接入的本线路F1 处发生两相短路故障时，母线A电压UA和IIDER 的并网点电压的变化曲线如图5 所示。

图5 F1 处发生两相短路故障时母线及PCC 电压Fig.5 Voltage of bus and PCCs when two-phase shortcircuit fault occurs at F1

由图5 可知，当2 s 时在F1 点发生两相短路故障时，母线A电压跌落到0.684 p.u.，线路保护QF3动作跳闸，按照第3 章分析，根据母线电压进行整定，防孤岛保护动作时间为1.58 s，取ts为0.3 s，则重合闸等待时间为1.88 s。因IIDER 并网点电压低于母线电压，实际在发生故障后1.36 s 左右，IIDER1至IIDER3 防孤岛保护动作，IIDER1 至IIDER3 均脱网，不再向故障点提供故障电流，电弧很快熄灭，绝缘强度恢复，瞬时故障消失，重合闸装置等待时间到达，控制断路器QF3 重合，配电线路恢复供电。若故障为永久性故障，则线路保护QF3 加速再次跳闸。

当在IIDER 接入的本线路F2 处发生两相短路故障时，母线A电压UA和IIDER 的并网点电压的变化曲线如图6 所示。

图6 F2 处发生两相短路故障时母线及PCC 电压Fig.6 Voltage of bus and PCCs when two-phase shortcircuit fault occurs at F2

由图6 可知，当2 s 时在F2 点发生两相故障时，母线A电压跌落到0.79 p.u.，线路保护QF3 动作跳闸，按照第3 章分析，根据母线电压进行整定，防孤岛保护动作时间为1.78 s，取ts为0.3 s，则重合闸等待时间为2.08 s。实际在故障发生后1.35 s 左右，IIDER2 和IIDER3 防孤岛保护动作，IIDER2 和IIDER3 均脱网退出运行，PCC1 点电压会降低，低于低电压穿越要求的电压值，从而IIDER1 也会退出运行。在等待2.08 s 后，重合闸装置动作，控制断路器QF3 重合，配电线路恢复供电。若故障为永久性故障，则线路保护QF4 有选择性地跳闸切除故障。

当在IIDER 接入的本线路F3 处发生两相短路故障时，母线A电压UA和IIDER 的并网点电压的变化曲线如附录B 图B1 所示。由图可知，当2 s时在F3 点发生两相故障时，母线A电压跌落到0.882 p.u.，线路保护QF3 动作跳闸，按照第3 章分析，根据母线电压进行整定，防孤岛保护动作时间为1.97 s，取ts为0.3 s，则重合闸等待时间为2.27 s。实际在故障发生后1.41 s 左右，IIDER3 防孤岛保护动作，IIDER3 脱网退出运行，PCC1 和PCC2 点电压会降低，低于低电压穿越要求的电压值，从而IIDER1和DER2 也会退出运行。在等待2.27 s 后，重合闸装置动作，控制断路器QF3 重合，配电线路恢复供电。若故障为永久性故障，则线路保护QF3 加速再次跳闸。

4.2 IIDER 相邻线路发生故障

当在IIDER 接入的相邻线路F4 处分别发生两相短路故障时，因为IIDER1 至IIDER3 并网点电压变化趋势基本一致，此处以IIDER1 为例，母线A电压UA和IIDER1 的并网点电压UPCC1的变化曲线如附录B 图B2 所示。由图可知：当在相邻线路F4 点发生故障时，流过保护安装处的电流增大，线路保护QF1 动作跳闸；重合闸装置在延迟1.2 s 后动作，控制断路器QF1 重合。若故障为永久性故障，则断路器QF1 在重合闸后将再次跳开，各IIDER 不会脱网；若故障为瞬时性故障，断路器QF1 重合闸成功，IIDER 故障穿越成功。

不同故障条件下的系统侧保护动作前母线电压及其并网点电压和重合闸时间分别如附录B 表B2和表1 所示。

表1 不同故障条件下的重合闸时间Table 1 Reclosing time under different failure conditions

4.3 极端场景分析

如图2 所示配电线路的仿真模型，在距离母线A处本线路20 m 处发生三相短路故障时，系统侧保护动作前母线电压及IIDER 并网点电压和重合闸时间分别如附录B 表B3 和表B4 所示，电压变化曲线如附录B 图B3 所示。

由表B3 和表B4 可知，在距离母线A处本线路20 m 处发生三相短路故障时，母线电压很低，IIDER并网点电压高于母线电压，IIDER 输出功率在并网点到故障点的线路中消耗，各IIDER 并网点电压低于20%额定电压，在故障后0.625 s 脱网，重合闸动作时间按0.2 p.u.整定，等待时间为0.925 s，满足动作条件。

通过以上仿真结果可知，当线路发生两相短路故障时，电压跌落程度相对较小，且故障点越远离母线，母线电压跌落程度越小，IIDER 低电压穿越时间较长，重合闸时间相对较长；当线路发生三相短路故障时，电压跌落程度相对较大，IIDER 低电压穿越时间较短，重合闸时间相对较短；根据《技术要求》的快速动作方案，在各种场景下，重合闸动作时间最短为0.5 s，最长为2.3 s。若采用《分布式能源与相关电力系统接口的互连和互操作性》标准中提到的慢速防孤岛保护动作方案，其电压保护动作时限最长达1 000 s，采用本文所提方法，可显著减少其重合闸等待时间。在实际工程应用中，重合闸等待时间可根据实际接入的分布式光伏防孤岛保护配置情况进行整定。

5 实验测试

为了验证本文所提时限自适应重合闸方法的有效性，利用继电保护测试仪搭建了如附录B 图B4 所示的实验测试平台（因实验室条件有限，通过PC 端编程模拟DER 输出信号），实验测试系统原理示意图如附录B 图B5 所示，实验装置实拍图如附录B 图B6 所示，实验设备具体参数如附录B 表B5 所示。

根据图B4 所示10 kV 配电架空线搭建测试模型。线路Ⅰ长度为3 km，本线路末端负荷LD1 容量为3.4 MV·A，负荷功率因数为0.9；线路Ⅱ长8 km，经分段断路器QF4 均分成两段，负荷LD2、LD3 和LD4 额定容量分别为1.2、2.3、2.3 MV·A，负荷功率因数为0.9；IIDER1 并网点PCC1 距离线路出口1.5 km，IIDER2 并网点PCC2 距离线路出口5 km；IIDER1、IIDER12 本线路100% 渗透时，其容量分别为3 MW 和2 MW；线路单位长度阻抗为（0.13+j0.35）Ω/km；电源侧变压器容量为40 MV·A，短路电压百分数为15.5%。

相间短路故障点可设置在图B4 中F1、F2 点。在距离母线A处本线路0.2 km 设置故障点F1，距离母线A处2 km 设置故障点F2，在0.2 s 时分别设置AB 两相和三相瞬时性短路故障。仿真和实验测试结果如表2、表3 所示。

表2 AB 两相短路故障重合闸动作时间测试Table 2 Test of reclosing operation time for AB twophase short-circuit fault

表3 三相短路故障重合闸动作时间测试Table 3 Test of reclosing operation time for threephase short-circuit fault

由表2 和表3 可知，当线路发生两相短路故障时，电压跌落程度相对较小，且故障点越远离母线，母线电压跌落程度越小，IIDER 低电压穿越时间较长，重合闸时间相对较长；当线路发生三相短路故障时，电压跌落程度相对较大，IIDER 低电压穿越时间较短，重合闸时间相对较短。按照本文所提方法，在各种故障场景下，仿真值与实验测试值基本一致，重合闸动作时间均大于各IIDER 脱网时间，重合闸均能可靠动作。

6 结语

DER 渗透率的不断提高给配电网保护和控制带来了新的挑战，越来越多IIDER 接入配电线路，使配电线路快速重合闸和具有故障穿越能力DER防孤岛保护的配合成为亟待解决的重要问题。本文分析了具有低电压穿越能力的IIDER 接入对配电网重合闸的影响，针对实际中很多变电站内未装设线路侧电压互感器而导致检无压重合闸方案无法实施的问题，提出了一种时限自适应重合闸方法。该方法与考虑低电压穿越的防孤岛保护时间相配合来实现时限自适应重合闸，以配电线路发生金属性短路故障为例，分析了母线侧和IIDER 并网点电压的变化特征，通过理论分析及仿真验证了所提时限自适应重合闸方法的有效性。本文所提时限自适应重合闸方法可适用于无线路侧电压互感器和不具备通信条件的场景，易于实现，经济性好，可为提高新型电力系统运行的安全性、供电可靠性和IIDER 消纳能力提供技术支撑，具有良好的工程应用前景。

故障点自熄弧场景下可能会出现“源荷平衡”非计划孤岛的情况。此时，DER 可能不脱网，后续需要针对此种情况下重合闸与防孤岛保护的配合情况进行更细致深入的研究。

附录见本刊网络版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx），扫英文摘要后二维码可以阅读网络全文。