周石金，何晉，曹魯成, 李珂，楊凡

(云南民族大學(xué) 電氣信息工程學(xué)院, 昆明 650000)

0 引 言

由于國(guó)家能源轉(zhuǎn)型政策的扶持，以新能源為主的分布式電源大量并入配電網(wǎng)。大多數(shù)分布式電源需要通過(guò)變流器接入中壓或低壓配電網(wǎng)[1]，此類(lèi)電源可簡(jiǎn)稱(chēng)為逆變型分布式電源(IIDG)[2]。IIDG并入配電網(wǎng)后，由IIDG和系統(tǒng)電源共同向負(fù)荷供電，使得系統(tǒng)的潮流方向由單向變?yōu)槎嘞騕3-4]。當(dāng)IIDG并入的配電網(wǎng)發(fā)生故障時(shí)，由于變流器的限流控制，故障電流不會(huì)大于2倍的額定電流[5],且IIDG的故障特性隨控制策略而變[6-8]，傳統(tǒng)三段式保護(hù)會(huì)失效[9-10],因此，研究含IIDG配電網(wǎng)的保護(hù)已成為新能源發(fā)電的重要研究方向。

國(guó)內(nèi)外對(duì)于含IIDG配電網(wǎng)的保護(hù)做了一定的研究[11-19]，文獻(xiàn)[11]提出如果故障發(fā)生立即將DG從配電網(wǎng)切除，與我國(guó)DG并網(wǎng)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)不符[12],中低壓配電網(wǎng)的分布式電源在發(fā)生故障時(shí)應(yīng)具備良好的故障穿越能力。文獻(xiàn)[13]利用故障分量網(wǎng)絡(luò),對(duì)分布式電源背側(cè)等效阻抗進(jìn)行計(jì)算,通過(guò)比較正序電流相位差來(lái)斷定故障是否發(fā)生。文獻(xiàn)[14]含IIDG配電網(wǎng)的保護(hù)考慮了控制策略，但其功率和控制參數(shù)需通過(guò)報(bào)文獲取，對(duì)保護(hù)裝置通信要求較高，傳輸速度較慢，保護(hù)速動(dòng)性降低，增加保護(hù)成本。文獻(xiàn)[15]的保護(hù)方法以正序電流分量為依據(jù)，該方法對(duì)線(xiàn)路信息是否同步的要求不高，但存在的故障誤差將嚴(yán)重影響保護(hù)的可靠性。文獻(xiàn)[16]以電流差動(dòng)保護(hù)相同的原理，提出了可用在有源配電網(wǎng)的正序阻抗縱聯(lián)保護(hù)方案。文獻(xiàn)[17]以數(shù)字繼電器和相量測(cè)量單元構(gòu)成數(shù)字通信系統(tǒng)，從而提出了基于正序分量的新保護(hù)。文獻(xiàn)[18]通過(guò)構(gòu)造配電網(wǎng)自適應(yīng)主保護(hù)和后備保護(hù)判據(jù)，提出了一種新的自適應(yīng)保護(hù)策略，但故障時(shí)IIDG的出力是隨機(jī)的。文獻(xiàn)[19]利用故障時(shí)線(xiàn)路的正序電壓、電流分量的相位差來(lái)實(shí)現(xiàn)故障定位。這些方法為研究IIDG并入配電網(wǎng)的保護(hù)提供了新思路，但是由于IIDG故障特性的復(fù)雜性以及對(duì)配電網(wǎng)的影響，上述保護(hù)方法的可靠性以及功能的完善、實(shí)現(xiàn)還需進(jìn)一步的研究。

文中以利用新能源供電的IIDG為分析對(duì)象，計(jì)及文獻(xiàn)[12]并網(wǎng)技術(shù)要求的分布式電源在低電壓穿越和PQ控制策略下的故障特性，提出了一種通過(guò)采用故障前后線(xiàn)路兩端測(cè)量阻抗幅值的差值變化和線(xiàn)路兩端測(cè)量電流相角差變化為判據(jù)的含IIDG配電網(wǎng)保護(hù)方案，該方案能夠有效的識(shí)別配電網(wǎng)的區(qū)內(nèi)外故障，實(shí)現(xiàn)保護(hù)的正確動(dòng)作。通過(guò)PSCAD/EMTDC算例仿真對(duì)方案的有效性進(jìn)行了驗(yàn)證。

1 配電網(wǎng)故障時(shí)特征分析

圖1為并網(wǎng)狀態(tài)下含IIDG的典型輻射狀配電網(wǎng)簡(jiǎn)化結(jié)構(gòu)圖，IIDG1、IIDG2分別從N、E母線(xiàn)并入配電網(wǎng)。

圖1 含IIDG的典型輻射狀配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)圖

其中，ES表示系統(tǒng)電源，T表示變壓器，PCC、QF1、QF2、QF3、QF4表示斷路器，M、N、E表示母線(xiàn)，Load1、Load2表示負(fù)荷，f1表示故障點(diǎn)。

1.1 故障區(qū)間M、N線(xiàn)路兩端測(cè)量阻抗幅值和電流相角特征分析

正常運(yùn)行情況下，系統(tǒng)中的潮流分為以下2種運(yùn)行方式：

方式1：線(xiàn)路末端Load1的負(fù)荷需求小于IIDG1提供的電能，則IIDG1可以向上游配電網(wǎng)提供電能，此時(shí)線(xiàn)路MN的潮流方向?yàn)槟妇€(xiàn)N到M;

方式2：線(xiàn)路末端Load1的負(fù)荷需求大于IIDG1提供的電能，則上游配電網(wǎng)需向線(xiàn)路末端Load1提供電能，此時(shí)線(xiàn)路MN的潮流方向?yàn)槟妇€(xiàn)M到N。

1.1.1 方式1

(1)

(2)

母線(xiàn)M側(cè)電壓受故障點(diǎn)位置的影響，分為以下2種極端情況[20]:

當(dāng)f1在線(xiàn)路首端時(shí)，M側(cè)電壓會(huì)大幅跌落，如式(3)所示：

(3)

當(dāng)f1在線(xiàn)路末端時(shí)，M側(cè)電壓基本保持不變，如式(4)所示：

(4)

由于M側(cè)與配電網(wǎng)相連，故障后故障電流將會(huì)急劇增大，故障前后電流關(guān)系為：

(5)

由式(1)～式(5)可知：

|Z1M|?|ZM|

(6)

(7)

(8)

可得：

|Z1N|?|ZN|

(9)

定義故障前后母線(xiàn)上測(cè)量阻抗幅值的差值為：

|ΔZ|=||Z|-|Z1||

(10)

式中|Z|為故障前的阻抗幅值；|Z1|為故障后的阻抗幅值，由式(6)、式(9)可得：

(11)

故障前后母線(xiàn)M側(cè)的電流相角差為：

(12)

由于負(fù)載阻抗顯著大于故障點(diǎn)f1的過(guò)渡阻抗，則M側(cè)的電流為由母線(xiàn)M流向故障點(diǎn)，方向反向,則：

(13)

將式(13)代入式(12)可得故障前后M側(cè)電流相角的差值為：

ΔφM≈180°

(14)

故障前后N側(cè)的電流方向不變[21]，因此故障前后N側(cè)電流相角的差值為：

ΔφN≈0°

(15)

1.1.2 方式2

M、N側(cè)電壓、電流大小同方式1，如式(3)～式(5)、式(7)、式(8)所示，故障前后M、N側(cè)測(cè)量阻抗幅值的差值如式(11)，M側(cè)的電流方向不變，而N側(cè)的電流將反向變?yōu)橛赡妇€(xiàn)N流向故障點(diǎn)，故障前后電流相角的差值為

ΔφM≈0°

(16)

ΔφN≈180°

(17)

1.2 非故障區(qū)間M、E線(xiàn)路兩端測(cè)量阻抗幅值和電流相角特征分析

正常運(yùn)行情況下，系統(tǒng)中的潮流同樣分2種運(yùn)行方式：

方式1：線(xiàn)路末端Load2的負(fù)荷需求小于IIDG2提供的電能，則IIDG2可以向上游配電網(wǎng)提供電能，此時(shí)線(xiàn)路ME的潮流方向?yàn)槟妇€(xiàn)E到M；

方式2：線(xiàn)路末端Load2的負(fù)荷需求大于IIDG2提供的電能，則上游配電網(wǎng)需向線(xiàn)路末端Load2提供電能，此時(shí)線(xiàn)路ME的潮流方向?yàn)槟妇€(xiàn)M到E。

1.2.1 方式1

(18)

故障發(fā)生后流入線(xiàn)路ME的電流僅由IIDG2提供，由于變流器的限流控制，短路電流不會(huì)超過(guò)2倍的額定電流，則故障前后電流關(guān)系為：

(19)

由式(18)、式(19)可得：

(20)

將式(20)代入式(10)可得：

(21)

當(dāng)f1在線(xiàn)路末端時(shí)，由于配電網(wǎng)的支撐M、E側(cè)電壓基本保持不變，如式(22)所示，故障前后電流關(guān)系如式(19)：

(22)

可得：

(23)

故障發(fā)生后電流方向?yàn)镋S、IIDG流向故障點(diǎn)f1，流過(guò)M、E側(cè)的電流方向都不變，故障前后電流相角的差值為：

(24)

1.2.2 方式2

同1.2.1 方式1分析，故障前后電壓關(guān)系，如式(18)、式(22)所示。故障后流入線(xiàn)路ME的電流僅由IIDG2提供，電流幅值較故障前的大小不定[21]，所以故障前后M、E側(cè)的測(cè)量阻抗幅值的差值|ΔZM|、|ΔZN|不確定，故障發(fā)生后電流方向?yàn)镋S、IIDG流向故障點(diǎn)f1，M、E側(cè)的電流方向都反向，故障前后電流相角的差值為：

(25)

2 基于測(cè)量阻抗變化的含IIDG配電網(wǎng)保護(hù)方案

2.1 保護(hù)判據(jù)

當(dāng)故障f1發(fā)生在線(xiàn)路MN內(nèi)部時(shí)，分析了故障區(qū)間M、N以及非故障區(qū)間M、E兩側(cè)的測(cè)量阻抗幅值和電流相角差變化，總結(jié)如表1所示。

表1 故障前后阻抗幅值和電流相角差變化情況

由表1可知，無(wú)論潮流方向是方式1還是方式2，只有在故障區(qū)間M、N，測(cè)量阻抗幅值的差值才會(huì)都顯著上升，同時(shí)測(cè)量電流相角的差值為ΔφM=180°、ΔφN=0°左右或者ΔφM=0°、ΔφN=180°左右。而非故障區(qū)間M、E，測(cè)量阻抗幅值的差值會(huì)出現(xiàn)多種情況，測(cè)量電流相角的差值均為0°左右或180°左右。

綜上所述，基于測(cè)量阻抗變化的含IIDG配電網(wǎng)保護(hù)判據(jù)可以簡(jiǎn)化描述：

(1)判據(jù)1：故障區(qū)間線(xiàn)路兩側(cè)測(cè)量阻抗幅值的差值均會(huì)顯著上升，并大于閥值Zset(取0.225 ～ 0.535倍故障前的測(cè)量阻抗，具體視實(shí)際運(yùn)行進(jìn)行調(diào)整);

(2)判據(jù)2：故障區(qū)間線(xiàn)路兩側(cè)測(cè)量電流相角的差值為ΔφM=180°、ΔφN=0°左右或者ΔφM=0°、ΔφN=180°左右?？紤]實(shí)際受保護(hù)裝置自身的誤差影響，減少保護(hù)裝置誤動(dòng)的概率以及為了增加保護(hù)的靈敏性，靈敏度閉鎖角可選取φ=30°[21]。電流相角差判據(jù)為：

(26)

或

(27)

2.2 保護(hù)方案

阻抗是電壓、電流兩者共同作用的結(jié)果，與傳統(tǒng)單一運(yùn)用電壓或者電流的變化作為保護(hù)判據(jù)相比，以測(cè)量阻抗幅值和電流相角的變化作為保護(hù)判據(jù)，其靈敏性和可靠性會(huì)更高。阻抗幅值判據(jù)可以解決故障后IIDG短路電流由于變流器的限制而變化不明顯的問(wèn)題，將其作為保護(hù)裝置的啟動(dòng)判據(jù)；電流相角差判據(jù)可以清晰的判定區(qū)內(nèi)外故障，是阻抗幅值判據(jù)的有益補(bǔ)充。基于測(cè)量阻抗變化的含IIDG配電網(wǎng)保護(hù)流程如圖2所示。

圖2 基于測(cè)量阻抗變化的含IIDG配電網(wǎng)保護(hù)流程

過(guò)程簡(jiǎn)述如下：

(1)檢測(cè)線(xiàn)路兩端阻抗幅值變化，若判據(jù)1滿(mǎn)足，則判定該區(qū)域?yàn)橐伤乒收蠀^(qū)域，啟動(dòng)電流相角差檢測(cè)元件；

(2)檢測(cè)疑似故障區(qū)域線(xiàn)路兩端電流相角變化，若判據(jù)2滿(mǎn)足，則斷定其為故障線(xiàn)路；

(3)斷路器動(dòng)作，切除故障線(xiàn)路。

3 配電網(wǎng)仿真與分析

3.1 仿真系統(tǒng)與參數(shù)

10 kV配電網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖如圖3所示。圖3中，ES為無(wú)窮大系統(tǒng)，各分布式電源均采用PQ控制，IIDG1、IIDG2、IIDG3額定容量分別為0.4 MW、0.3 MW、0.2 MW；實(shí)際工程中風(fēng)能、光伏等電源接入的配電網(wǎng)線(xiàn)路較短，對(duì)地電容可不考慮，輸電線(xiàn)路用等效的PI電路[22]，線(xiàn)路長(zhǎng)度：LP=2 km、L1=5 km、L2=1 km、L3=4 km，其單位長(zhǎng)度阻抗Z=(0.58+j0.84)Ω/km；末端負(fù)荷大小分別為：SLd1=0.8 MV·A，cosφ1=0.95，SLd2=0.6 MV·A，cosφ2=0.9，SLd3=0.25 MV·A，cosφ3=0.93。

圖3 配電網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖

3.2 金屬性短路故障仿真結(jié)果

f1為區(qū)間MN內(nèi)的故障點(diǎn)，f2為區(qū)間MN外的故障點(diǎn)，將線(xiàn)路的中點(diǎn)設(shè)置為故障點(diǎn)，系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行后的0.4 s時(shí)發(fā)生故障,故障時(shí)間為0.1 s，設(shè)定閥值Zset為0.5倍故障前的測(cè)量阻抗，既Zset=75 Ω[20]。分別對(duì)4種故障類(lèi)型：A相接地短路；BC兩相短路；BC兩相接地短路；ABC三相短路，在PSCAD/EMTDC仿真軟件中進(jìn)行仿真，以驗(yàn)證基于測(cè)量阻抗變化的含IIDG配電網(wǎng)保護(hù)的有效性和可靠性。在工程實(shí)際中常發(fā)生的短路故障類(lèi)型為單相接地，限于文章的篇幅，文中僅給出第一種故障類(lèi)型的仿真與分析，仿真時(shí)母線(xiàn)M、N兩端測(cè)量阻抗幅值和電流相角變化量是采樣后一時(shí)刻值減去采樣前一時(shí)刻值的差值，如圖4、圖5所示。

圖4 f1點(diǎn)金屬性故障仿真結(jié)果

圖5 f2點(diǎn)金屬性故障仿真結(jié)果

3.3 金屬性短路故障仿真結(jié)果分析

對(duì)圖4、圖5阻抗幅值和電流相角變化情況匯總，見(jiàn)表2。

由圖4、圖5和表2得出的結(jié)論如下：

(1)故障發(fā)生在保護(hù)區(qū)MN內(nèi)時(shí)，母線(xiàn)M、N上測(cè)量阻抗幅值的差值在故障后會(huì)急劇上升，并超過(guò)閥值Zset=75 Ω滿(mǎn)足判據(jù)1，同時(shí)電流相角差滿(mǎn)足判據(jù)2，兩端保護(hù)裝置動(dòng)作；

(2)故障發(fā)生在保護(hù)區(qū)MN外時(shí)，母線(xiàn)M、N上測(cè)量阻抗幅值的差值在故障后會(huì)急劇上升，滿(mǎn)足判據(jù)1，但是電流相角差不滿(mǎn)足判據(jù)2，兩端保護(hù)裝置不動(dòng)作。

綜上分析可知，只有當(dāng)故障發(fā)生在保護(hù)區(qū)時(shí)，保護(hù)方案的2個(gè)判據(jù)才能都滿(mǎn)足，保護(hù)裝置才動(dòng)作。

表2 A相故障時(shí)阻抗幅值和電流相角變化

4 結(jié)束語(yǔ)

文章利用含IIDG配電網(wǎng)故障前后線(xiàn)路兩端測(cè)量阻抗幅值的差值急劇上升和線(xiàn)路兩端測(cè)量電流相角差變化作為保護(hù)判據(jù)，克服了因電流變化不明顯使得傳統(tǒng)單一電流保護(hù)會(huì)拒動(dòng)的情況，含IIDG配電網(wǎng)保護(hù)動(dòng)作的靈敏度得以提高。同時(shí)相較于差動(dòng)保護(hù)，電流相角差判據(jù)有一定的變化范圍，不需要高精度的測(cè)量數(shù)據(jù)。通過(guò)在PSCAD/EMTDC仿真軟件上對(duì)含IIDG配電網(wǎng)不同點(diǎn)故障時(shí)的線(xiàn)路兩端測(cè)量阻抗幅值的差值變化，以及線(xiàn)路兩端測(cè)量電流相角差變化的仿真計(jì)算，驗(yàn)證了基于測(cè)量阻抗變化的含IIDG配電網(wǎng)保護(hù)的有效性和可靠性。在后期，會(huì)對(duì)含過(guò)渡電阻的保護(hù)進(jìn)行研究，提出更高可靠性的含IIDG配電網(wǎng)保護(hù)方案。