沈 茜，金 鵬，胡 國(guó)

（南瑞集團(tuán)（國(guó)網(wǎng)電力科學(xué)研究院）有限公司， 江蘇 南京 211106）

0 引言

光伏、 風(fēng)機(jī)等分布式電源（Distributed Generator，DG） 逐漸成為中壓配電網(wǎng)的重要組成部分[1]，[2]。 高滲透率的DG 的接入對(duì)配電網(wǎng)故障特點(diǎn)分布的影響，逐漸成為研究熱點(diǎn)[3]，[4]。按照接口類型，DG 可分為旋轉(zhuǎn)型和逆變型兩種[5]。 旋轉(zhuǎn)型DG 與傳統(tǒng)發(fā)電機(jī)的電磁暫態(tài)特性基本相同，配電網(wǎng)出現(xiàn)故障時(shí)，其輸出特性可等效為恒壓源和阻抗串聯(lián)形式[6]。 文獻(xiàn)[7]提出疊加原理可適用于含該類DG 接入的配電網(wǎng)絡(luò)接地故障特性研究。 逆變型DG，即IIDG 的逆變器直流側(cè)接有大容量電容， 導(dǎo)致直流側(cè)電壓基本保持恒定，故可忽略可再生發(fā)電單元對(duì)配電網(wǎng)的故障特征影響，IIDG 的輸出特性主要取決于逆變器的控制策略[8]。因此，傳統(tǒng)的旋轉(zhuǎn)型DG 等值故障模型已不再適用，須要研究計(jì)及逆變器控制策略的故障分析方法。目前，有關(guān)IIDG 接入對(duì)配電網(wǎng)故障特性影響的研究多集中在相間短路故障[8]～[13]，而實(shí)際配電網(wǎng)中，單相接地故障占總故障的60%～80%[14]。 所以，有必要針對(duì)有源配電網(wǎng)單相接地故障展開研究。

根據(jù)并網(wǎng)變壓器的中性點(diǎn)接地方式，IIDG可采用不接地、 直接接地或經(jīng)小電阻接地方式并網(wǎng)[15]～[17]。 IIDG 的不同接地方式，對(duì)配電系統(tǒng)零序阻抗的影響有所不同， 使得該系統(tǒng)的單相接地故障特征分布產(chǎn)生差異。目前，有源配電網(wǎng)的接地方式對(duì)單相接地故障特性及其保護(hù)技術(shù)的影響研究相對(duì)較少，更缺乏明確的標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范[18]。

本文以小電流接地系統(tǒng)中的不接地中壓配電系統(tǒng)為研究對(duì)象，根據(jù)逆變器控制策略，分析配電網(wǎng)發(fā)生單相接地故障時(shí)IIDG 的輸出特性，然后針對(duì)IIDG 不同接地方式和接入故障點(diǎn)上游、下游以及相鄰饋線不同位置情況，建立計(jì)及IIDG 輸出等效模型的不接地系統(tǒng)單相接地故障等值模型，并且基于該等值模型進(jìn)行故障電流穩(wěn)態(tài)分析。最后，利用PSCAD/EMTDC 搭建故障仿真模型， 驗(yàn)證了理論分析的合理性。

1 IIDG 輸出特性分析

IIDG 一般采用恒功率控制， 通過公共連接點(diǎn)（Point of Common Coupling，PCC）與配電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)運(yùn)行， 但逆變器須要具備低壓穿越（Low Voltage Ride Through，LVRT）能 力[18]，即 電 網(wǎng) 故障相電壓發(fā)生跌落時(shí)，IIDG 在滿足無功電流輸出要求的前提下， 盡可能維持故障前的有功功率輸出不變[19]。

1.1 恒功率控制

采用恒功率控制的IIDG 在dq 同步旋轉(zhuǎn)坐標(biāo)軸下，其并網(wǎng)逆變器參考電流值Idref，Iqref為

式中：Pref，Qref分別為有功、無功功率的參考值；Ud，Uq分別為PCC 點(diǎn)相電壓的d，q 軸分量。

通過PI 調(diào)節(jié)器控制逆變器實(shí)際電流Id，Iq分別跟蹤Idref，Iqref，電流環(huán)輸出經(jīng)過dq-αβ 變換生成電壓參考信號(hào)Vα，Vβ，再通過空間矢量調(diào)制（Space Vector Modulation，SVM）可獲取逆變器開關(guān)器件的驅(qū)動(dòng)信號(hào)。

當(dāng)配電網(wǎng)發(fā)生對(duì)稱類型故障時(shí)，PCC 點(diǎn)電壓理論上保持三相對(duì)稱；當(dāng)配電網(wǎng)發(fā)生非對(duì)稱類型故障時(shí)，PCC 點(diǎn)電壓對(duì)稱性被打破， 包含大量的負(fù)序分量， 若采用恒功率控制方法，IIDG 將輸出負(fù)序電流，這會(huì)影響逆變器的性能，還加劇電網(wǎng)的不對(duì)稱程度，不利于電網(wǎng)的故障恢復(fù)。 因此，為了抑制非對(duì)稱情況下IIDG 的負(fù)序分量電流輸出，考慮采用正、負(fù)序分離控制，如圖1 所示。

圖1 恒功率雙環(huán)控制框圖Fig.1 Diagram of constant power double control loop

圖中：L 為濾波電感值； 工頻角頻率ωn為314 rad/s；正、負(fù)序控制環(huán)輸出相加即可獲取最終的Vα，Vβ。

負(fù)序參考電流值為0， 正序參考電流值可將PCC 點(diǎn)正序電壓在d-q+正旋轉(zhuǎn)坐標(biāo)軸下的分量代入式（1）獲取。為了充分利用可再生能源，Qref通常設(shè)置為0；此外，正序電壓在q+軸下的分量理論上為0，因此，正、負(fù)序參考電流值為

式中： 上標(biāo)+，-分別代表各信號(hào)的正序和負(fù)序分量。

1.2 低電壓穿越控制

如果IIDG 具備LVRT 能力，須在目標(biāo)輸出電流不超過允許輸出最大電流值Imax（約為額定電流In的1.5 倍）的前提下，在故障期間PCC 點(diǎn)電壓跌落時(shí)優(yōu)先滿足無功電流輸出要求， 其次盡可能維持故障前有功功率輸出不變。因此，在同樣考慮采用正、負(fù)序分離控制的情況下，電流給定值為

式中：min 為取最小值函數(shù)；Un為PCC 點(diǎn)電壓額定值；ΔU+為故障時(shí)期PCC 點(diǎn)正序電壓的跌落值；Kq為無功支撐系數(shù)， 通常為2；Iq為IIDG 實(shí)際輸出負(fù)序電流， 電流環(huán)有效跟蹤的情況下該值可認(rèn)為近似等于負(fù)序電流參考值。

綜上所述，配電網(wǎng)發(fā)生某一單相接地故障時(shí)，待系統(tǒng)進(jìn)入穩(wěn)定狀態(tài)后，PCC 點(diǎn)正序電壓d 軸分量Ud+保持恒定， 此時(shí)無論采取恒功率控制還是LVRT 控制，IIDG 均可視為只含正序分量的恒定電流源。 因此，疊加原理也可延用至含IIDG 接入的配電網(wǎng)單相接地故障特性穩(wěn)態(tài)分析， 系統(tǒng)總的故障電流為各電源點(diǎn)單獨(dú)在網(wǎng)絡(luò)引起的故障電流之和[6]。

2 含IIDG 接入的配電網(wǎng)接地故障電流分析

以典型的單輻射結(jié)構(gòu)配電網(wǎng)為例， 利用阻抗串并聯(lián)原理，配電網(wǎng)等效含兩條饋線的配網(wǎng)結(jié)構(gòu)，如圖2 所示[20]。

圖2 含IIDG 接入的典型配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)Fig.2 Typical structure of distribution network containing IIDG

圖中f 為單相故障點(diǎn)，IIDG 的接入位置可分為本饋線故障點(diǎn)上游、 故障點(diǎn)下游以及相鄰饋線3 種情況，分別對(duì)應(yīng)圖示位置PCC-A，B，C。 圖中以光伏一次能源為例，虛線框內(nèi)給出了IIDG 主要組成部分，T1，T2分別為主系統(tǒng)變壓器和IIDG 并網(wǎng)變壓器，HV 為高壓側(cè)，即變電站側(cè)等效電源。

2.1 IIDG 接入故障點(diǎn)上游

基于IIDG 輸出特性分析結(jié)果可知，IIDG 可等效為正序恒流源，與其串聯(lián)阻抗無關(guān)，根據(jù)文獻(xiàn)[14]可得到傳統(tǒng)不接地系統(tǒng)單相接地故障復(fù)合網(wǎng)絡(luò)分析模型， 及其IIDG 位于故障點(diǎn)上游時(shí)配電網(wǎng)單相金屬性接地故障 （忽略3Rf） 時(shí)的復(fù)合序網(wǎng)，如圖3 所示。

圖3 單相接地故障復(fù)合網(wǎng)絡(luò)及等效電路圖Fig.3 Sequence network and equivalent circuit of single-phase earth fault

圖中：Uf為故障虛擬電壓源；IDG 為IIDG 等效正序電流源；LS1，LS2，RS1，RS2為母線前電源系統(tǒng)的正序、 負(fù)序電感和電阻值；LL1，LL2，LL0，RL1，RL2，RL0為母線至故障點(diǎn)間線路的正序、負(fù)序、零序電感和電阻值；x 為PCC 點(diǎn)到母線距離和故障點(diǎn)到母線距離的比值；LT21，LT20，RT21，RT20為變壓器T2的正序、零序電感和電阻值；CΣ0為系統(tǒng)對(duì)地零序分布電容總和；Rf為過渡電阻；開關(guān)SW 位于左，中，右側(cè)時(shí)，分別為T2中性點(diǎn)不接地、直接接地和經(jīng)小電阻Rn接地。

根據(jù)串并聯(lián)等效原理，正、負(fù)序阻抗視為相等的條件下，各等效阻抗為

此時(shí)故障電流與未接入IIDG 的傳統(tǒng)配電網(wǎng)近似相等，因此，當(dāng)T2中性點(diǎn)不接地時(shí)，IIDG 不會(huì)對(duì)單相接地故障的故障電流產(chǎn)生實(shí)質(zhì)性的影響。

當(dāng)T2直接接地或經(jīng)小電阻接地時(shí)，故障點(diǎn)電流為

IIDG 與故障點(diǎn)間零序電流IDG-f0的幅值特征變化與If相同， 與Uf0的相位關(guān)系主要取決于Z0。 由式（5）可知，T2中性點(diǎn)采取不接地方式時(shí)，IDG-f0滯后Uf0約90°，與傳統(tǒng)配電網(wǎng)相比，未發(fā)生實(shí)質(zhì)性改變。 T2中性點(diǎn)采取直接接地方式時(shí)，IDG-f0超前Uf0；T2中性點(diǎn)采取經(jīng)小電阻接地方式時(shí)，由于3Rn一般為30 Ω，遠(yuǎn)大于線路、T2零序阻抗[21]，IDG-f0與Uf0近似于反向關(guān)系。

2.2 IIDG 接入故障點(diǎn)下游

IIDG 位于故障點(diǎn)下游時(shí)，配電網(wǎng)單相接地故障復(fù)合序網(wǎng)及其等效圖如圖4 所示。

圖4 計(jì)及故障點(diǎn)下游IIDG 的單相接地故障復(fù)合網(wǎng)絡(luò)及其等效電路圖Fig.4 Sequence network and equivalent circuit of singlephase earth fault including IIDG at PCC-B

應(yīng)用疊加原理后，T2中性點(diǎn)采取不同接地方式時(shí)故障點(diǎn)總電流為

當(dāng)IIDG 接入故障點(diǎn)下游位置時(shí)，T2中性點(diǎn)在不同接地方式下， 故障點(diǎn)電流特征分布類似于上游的情況。

圖4 中If-DG0與前文類似， 除幅值變化外，其與Uf0的相位關(guān)系主要取決于故障點(diǎn)與IIDG 間阻抗。 因此，T2中性點(diǎn)采取不接地、直接接地和經(jīng)小電阻接地方式時(shí)，If-DG0分別超前零序電壓Uf0約90°（取決于故障點(diǎn)后線路的零序分布電容）、滯后Uf0、 與Uf0近似于同向關(guān)系 （同樣受3Rn的影響）。

2.3 IIDG 接入相鄰饋線

IIDG 位于相鄰饋線時(shí)，配電網(wǎng)單相接地故障復(fù)合序網(wǎng)及其等效圖如圖5 所示。

圖5 計(jì)及相鄰饋線IIDG 的單相接地故障復(fù)合網(wǎng)絡(luò)及其等效電路圖Fig.5 Sequence network and equivalent circuit of singlephase earth fault including IIDG at PCC-C

故障時(shí)期IIDG 輸出的正序電流不會(huì)對(duì)故障點(diǎn)電流產(chǎn)生影響，即If2=0，此時(shí)故障點(diǎn)電流為

T2中性點(diǎn)不同接地方式下，故障點(diǎn)電流變化特性與IIDG 前文兩種接入位置情況類似。

圖5 中非故障饋線首端的零序電流IS-DG0和故障饋線首端的零序電流IS-f0與前文類似， 除幅值變化外， 兩者與Uf0的相位關(guān)系主要取決于故障點(diǎn)與IIDG 間阻抗。 因此，T2中性點(diǎn)采取不接地、 直接接地和經(jīng)小電阻接地方式時(shí)，IS-DG0 分別超前零序電壓Uf0約90°（取決于IIDG 接入饋線的零序分布電容）、滯后Uf0、與Uf0近似于同向關(guān)系（同樣受3Rn的作用），而IS-f0分別滯后零序電壓Uf0約90 °（取決于系統(tǒng)總的零序分布電容）、超前Uf0、與Uf0近似于反向關(guān)系（同樣受3Rn的作用）。

3 仿真及結(jié)果分析

為驗(yàn)證IIDG 接入對(duì)不接地系統(tǒng)的單相接地故障的影響， 利用PSCAD/EMTDC 搭建如圖2 的10 kV 配電網(wǎng)模型，110/10 kV 主變壓器T1額定容量為100 MV·A，0.38/10 kV 并網(wǎng)變壓器T2額定容量為3 MV·A。 線路選用LGJ-185/30 架空線，正序電阻、電抗和電容分別為0.147 1 Ω/km，0.429 9 Ω/km，0.009 3 μF/km，零序電阻、電抗和電容分別為0.514 4 Ω/km，1.388 5 Ω/km，0.006 μF/km，饋線1，2 總長(zhǎng)分別為30，24 km， 兩條饋線負(fù)荷容量均為（1+j0.1）MV·A。IIDG 采用LVRT 正負(fù)序分離控制策略，額定容量為0.56 MV·A。

1 s 時(shí)，饋線1 距離母線15 km 處發(fā)生A 相接地故障，PCC 位于饋線1 距離母線10 km 處，母線零序電壓和各段線路零序電流如圖6 所示。

圖6 IIDG 位于故障線路時(shí)母線零序電壓和各段線路零序電流（x=2/3）Fig.6 Zero sequence voltage of the bus and zero sequence currents of lines with IIDG accessing the fault feeder （x=2/3）

由圖6 可知，T2中性點(diǎn)不接地時(shí)，PCC 與故障點(diǎn)間零序電流幅值為1.51 A， 相位滯后零序電壓90.14°。 T2中性點(diǎn)經(jīng)小電阻接地時(shí)，該電流幅值為535.13 A，相位滯后零序電壓173.79°，即大致呈反向關(guān)系。 T2中性點(diǎn)直接接地時(shí)，該電流幅值為985.79 A，相位超前零序電壓90.08°。 仿真結(jié)果與前文中PCC 點(diǎn)與故障點(diǎn)間零序電流IDG-f0幅值、相位分析結(jié)果吻合。

故障點(diǎn)不變，PCC 位于饋線1 距離母線25 km 處，母線零序電壓和各段線路零序電流如圖7所示。 由圖7 可知，T2中性點(diǎn)不接地時(shí)，故障點(diǎn)與PCC 點(diǎn)間零序電流幅值為0.66 A， 相位超前零序電壓89.87°。 T2中性點(diǎn)經(jīng)小電阻接地時(shí)，該電流幅值為458.38 A， 相位滯后零序電壓26.18°，大致呈同向關(guān)系。 T2中性點(diǎn)直接接地時(shí)，該電流幅值為712.16 A，相位滯后零序電壓73.69°。 仿真結(jié)果與前文中故障點(diǎn)與PCC 點(diǎn)間零序電流If-DG0幅值、相位分析結(jié)果吻合。

圖7 IIDG 位于故障線路時(shí)母線零序電壓和各段線路零序電流（x=5/3）Fig.7 Zero sequence voltage of the bus and zero sequence currents of lines with IIDG accessing the fault feeder （x=5/3）

故障點(diǎn)不變，PCC 位于饋線2 距離母線6 km處， 母線零序電壓和各段線路零序電流如圖8 所示。 由圖8 可知，T2中性點(diǎn)不接地時(shí)，饋線1 首端零序電流相位滯后零序電壓90.03°，饋線2 首端零序電流相位超前零序電壓89.97°，幅值均約為1.07 A。T2中性點(diǎn)經(jīng)小電阻接地，饋線1 首端零序電流相位超前零序電壓199.35°， 大致呈反向關(guān)系， 饋線2 首端零序電流相位超前零序電壓19.34 °，大致呈同向關(guān)系，幅值均約為369.19 A。T2中性點(diǎn)直接接地，饋線1 首端零序電流相位超前零序電壓104.84°， 饋線2 首端零序電流相位滯后零序電壓75.16°，幅值均約為497.42 A。 仿真結(jié)果與前文IS-f0 和IS-DG0 的幅值和相位分析結(jié)果吻合。

圖8 IIDG 位于相鄰饋線時(shí)母線零序電壓和各段線路零序電流Fig.8 Zero sequence voltage of the bus and zero sequence currents of lines with IIDG accessing the adjacent feeder

傳統(tǒng)配電網(wǎng)饋線1 距離母線15 km 處發(fā)生A 相接地故障時(shí)，故障點(diǎn)電流為2.41 A，故障點(diǎn)位置不變，T2中性點(diǎn)在不同接地方式下， 改變PCC 點(diǎn)位置時(shí)流過故障點(diǎn)的電流值如表1 所示。 由表1 可知：相同PCC 點(diǎn)位置下，T2采取直接接地方式時(shí)，單相接地故障點(diǎn)電流最大，其次為T2經(jīng)小電阻接地情況， 最后為T2不接地情況，其故障點(diǎn)電流與傳統(tǒng)配網(wǎng)近似相等。T2不接地時(shí)，隨著IIDG 接入位置的變化，對(duì)故障點(diǎn)電流影響極其微弱。 T2經(jīng)小電阻接地或直接接地時(shí)，隨著IIDG 接入位置越靠近故障點(diǎn)，引起的故障點(diǎn)電流增幅越大，且T2直接接地時(shí)故障點(diǎn)電流變化幅度隨著PCC 點(diǎn)位置的變化更為顯著，如IIDG 接入饋線1 時(shí)，當(dāng)PCC 點(diǎn)與母線間距離由5 km 增至10 km，T2經(jīng)小電阻接地時(shí)故障點(diǎn)電流增加了12.9%，T2直接接地時(shí)故障點(diǎn)電流增加了30.1%。 上述仿真結(jié)果與前文理論分析結(jié)果相吻合。

表1 不同情況下故障點(diǎn)電流值Table 1 Amplitude of fault point current under different circumstances

4 結(jié)論

本文以IIDG 形式接入的可再生能源對(duì)不接地配電網(wǎng)系統(tǒng)單相接地故障特征展開研究， 基于正負(fù)序分離恒功率控制和LVRT 控制下IIDG 等值故障模型，得出了以下結(jié)論。①當(dāng)并網(wǎng)變壓器中性點(diǎn)采取不接地方式時(shí)，IIDG 不會(huì)對(duì)單相接地故障產(chǎn)生實(shí)質(zhì)性的影響； ②當(dāng)并網(wǎng)變壓器中性點(diǎn)采取經(jīng)小電阻接地或直接接地方式時(shí)， 故障點(diǎn)電流顯著提升，相同IIDG 接入位置下直接接地方式引起的提升幅度更大； 隨著PCC 點(diǎn)越靠近故障點(diǎn)，故障點(diǎn)電流逐漸增加， 經(jīng)小電阻接地方式下接地小電阻的引入會(huì)減緩該相關(guān)性； ③當(dāng)并網(wǎng)變壓器中性點(diǎn)采取經(jīng)小電阻接地或直接接地方式時(shí)，IIDG 與故障點(diǎn)間線路零序電流的幅值和相位會(huì)發(fā)生顯著變化， 這主要取決于并網(wǎng)變壓器接地方式和IIDG 接入位置。 最后，通過PSCAD/EMTDC對(duì)上述結(jié)論的有效性進(jìn)行了仿真驗(yàn)證。

本文的IIDG 接入對(duì)配電網(wǎng)單相接地故障特性研究，不僅限于不接地配電系統(tǒng)，若主系統(tǒng)采用經(jīng)消弧線圈或經(jīng)小電阻接地方式， 也可基于文獻(xiàn)[14] 得出不同主系統(tǒng)變壓器和IIDG 并網(wǎng)變壓器接地組合方式下，單相接地故障特征分布，為有源配電網(wǎng)的接地方式配合選擇和保護(hù)配置提供理論依據(jù)。 以后可針對(duì)配電網(wǎng)可能發(fā)生的異名相多點(diǎn)同時(shí)接地故障現(xiàn)象，進(jìn)一步展開含IIDG 接入的有源配電網(wǎng)系統(tǒng)故障特性分析。