計及LVRT光伏電站并網(wǎng)下方向元件動作區(qū)域計算

焦彥軍，梁 宵，蔣晨陽

（華北電力大學(xué) 電氣與電子工程學(xué)院，河北 保定 071003）

0 引言

隨著并網(wǎng)光伏電站在配電網(wǎng)中的滲透率不斷提高，其單電源輻射形網(wǎng)絡(luò)變?yōu)槎喽穗娫垂╇娋W(wǎng)絡(luò)。配電網(wǎng)中傳統(tǒng)的三段式電流保護由于受光伏并網(wǎng)的影響會出現(xiàn)誤動、拒動等問題［1-3］。目前為了避免此問題發(fā)生，配電網(wǎng)保護裝置大多安裝方向元件以提高保護動作的可靠性［4-5］。

傳統(tǒng)的方向元件利用電流、電壓之間的相位關(guān)系判別故障方向，最大靈敏角φsen.max的±90°范圍內(nèi)為動作區(qū)［6］。光伏電站的輸出特性與傳統(tǒng)線性電源不同，其由逆變器控制策略決定［7］。發(fā)生不對稱故障時，傳統(tǒng)系統(tǒng)電源輸出三相不對稱電流，而光伏電站仍能輸出三相對稱電流，由此可知在配電網(wǎng)系統(tǒng)發(fā)生故障時，光伏電站的故障特性與傳統(tǒng)電源也不同，對傳統(tǒng)方向元件的動作區(qū)域會有一定的影響。

針對此問題，很多學(xué)者做出研究。文獻［8］對不同位置故障下的電壓變化量情況進行研究，并以此為基礎(chǔ)提出根據(jù)電壓變化量的幅值大小判斷故障方向的方法，該方法考慮到配電網(wǎng)系統(tǒng)阻抗、線路阻抗和負荷阻抗角度的變化，但并未考慮到光伏電站的輸出具有隨機性的特征。文獻［9］考慮到配電網(wǎng)中無電壓互感器元件，提出一種只利用電流信息判斷故障方向的方法，其原理為故障支路的電流故障分量模值最大，但隨著光伏電站在配電網(wǎng)中滲透率的提高，其雙端潮流特性會導(dǎo)致判斷失誤。文獻［10-11］利用故障前一周期和后一周期的電流正序分量相角差判定故障方向，通過比較三相電流絕對值間隔0.01 s差分后的最大值和最小值之差來判斷故障相別。

本文根據(jù)并網(wǎng)光伏電站低電壓穿越LVRT（Low-Voltage Ride-Through）控制策略下的輸出特性，分析發(fā)生故障時并網(wǎng)光伏電站對傳統(tǒng)方向元件判斷的影響，并針對光伏電站故障輸出特性提出方向元件動作區(qū)域新方案，最后通過實例進行仿真驗證。

1 并網(wǎng)光伏電站LVRT控制策略

隨著光伏電站在配電網(wǎng)中的滲透率不斷提高，為了防止發(fā)生故障時光伏電站脫網(wǎng)引起的功率缺額導(dǎo)致相鄰電站跳閘，從而擴大停電面積問題的發(fā)生，國家電網(wǎng)公司要求并網(wǎng)光伏電站在電網(wǎng)故障期間保持一定時間不脫網(wǎng)，并為電網(wǎng)穩(wěn)定性提供支撐［12］，具體LVRT能力要求為：當(dāng)故障發(fā)生直到電壓恢復(fù)至0.9 p.u.期間，光伏電站輸出的無功電流應(yīng)跟蹤并網(wǎng)點的電壓 u 變化，且當(dāng) uPCC.f>0.9 時，iq.f=0；當(dāng) 0.2≤uPCC.f≤0.9 時，iq.f≥1.5（0.9-u）；當(dāng) uPCC.f<0.2 時，iq.f≥1.05。其中uPCC.f為并網(wǎng)點電壓標幺值，iq.f為系統(tǒng)發(fā)生故障時輸出無功電流標幺值。

含光伏電站的配電網(wǎng)發(fā)生故障時，有功、無功電流調(diào)整值均提高。根據(jù)并網(wǎng)規(guī)程的要求，并網(wǎng)光伏電站在輸出無功電流的同時應(yīng)盡力維持電網(wǎng)的有功功率平衡，因此應(yīng)在逆變器允許的過流能力下發(fā)出最大有功電流?？紤]逆變器過流能力［13］以及無功電流優(yōu)先調(diào)整的條件下，有功電流的指令為：

其中，Pm為光伏電站并網(wǎng)故障前輸出有功功率；UPCC.f為并網(wǎng)點故障電壓實際值；Imax為逆變器允許流過的最大電流；Id.f為系統(tǒng)發(fā)生故障時輸出有功電流實際值。

系統(tǒng)發(fā)生故障時，并網(wǎng)光伏電站輸出的故障電流受并網(wǎng)點正序故障電壓控制，且有功分量定向于并網(wǎng)點電壓相量［14-15］，因此光伏電站輸出故障電流相量IPV.f的大小、相位由決定，其值為：

其中，γ為的相角；IPV.f與 U+PCC.f之間的相角差為 -arctan（iq.f／id.f）。

2 LVRT控制下的并網(wǎng)光伏電站對傳統(tǒng)方向元件的影響

傳統(tǒng)功率方向繼電器的動作方程可表示為：

其中，Um、Im分別為保護安裝處測量電壓、電流；φsen.max為功率方向繼電器的最大靈敏角。

由上述分析可知，并網(wǎng)光伏電站在系統(tǒng)發(fā)生故障后，其輸出故障電流與電壓的夾角范圍為［0°，90°］。為了研究LVRT控制下的并網(wǎng)光伏電站對傳統(tǒng)方向元件的影響，以圖1所示含光伏電站的配電網(wǎng)模型為例進行仿真分析。圖中，光伏電站接入容量為10.2MW；變電站變比為110 kV／10.5 kV，變壓器短路電壓為17%；負荷參數(shù)SB=2157.5+j604.1 kV·A，SC=3532.5+j989.1 kV·A，SD=1 962+j549.36 kV·A，SE=2147+j601.16 kV·A，SF=4843+j1356.04 kV·A；系統(tǒng)的等值阻抗 ZS=j0.105 Ω；線路參數(shù) Z=0.21+j0.34 Ω ／km，線路長度為lAD=lEF=0.5 km，lAB=lDE=1 km，lBC=2.6 km。

圖1 含光伏電站的配電網(wǎng)模型Fig.1 Model of distribution network with PV plant

線路阻抗角為58.30°，故傳統(tǒng)功率方向繼電器的最大靈敏角φsen.max取值為－30°，則動作方程為：

－120°≤arg（Um／Im）≤60° （4）

當(dāng)線路AD距母線A 40%處發(fā)生BC相間短路故障時，保護安裝處所測相間電壓、電流相位差如表1所示。

表1 相間短路故障各保護安裝處測得的相間電壓與電流相位差Table 1 Phase-angle difference between phasevoltage and current，measured by different protections during inter-phase short circuit

當(dāng)線路AD發(fā)生故障時，保護1、2、4為正方向，保護3為反方向，根據(jù)方向元件的動作方程（見式（4））對表1中各保護測量數(shù)據(jù)進行判斷，通過分析可知，表1中加粗數(shù)據(jù)為判斷方向錯誤的數(shù)據(jù)。

由上述仿真結(jié)果可知，含光伏電站的配電網(wǎng)發(fā)生故障時，傳統(tǒng)功率方向元件可能會發(fā)生誤動，其原因是發(fā)生不對稱故障時光伏電源輸出三相對稱的正序電流，使得光伏電源側(cè)線路上無負序壓降，在正負序電流、電壓疊加時，導(dǎo)致電流和電壓的分布特點與傳統(tǒng)配電網(wǎng)線路不相同，致使傳統(tǒng)功率方向元件不能正確動作。因此，研究適用于具有LVRT特點的光伏電站接入配電網(wǎng)的方向元件是十分必要的。

3 方向元件動作范圍整定

為了分析含光伏電站的配電網(wǎng)系統(tǒng)發(fā)生故障時各保護處Um、Im的相位關(guān)系，即方向元件動作范圍的整定，以圖1所示配電網(wǎng)為例進行分析。由于配電網(wǎng)系統(tǒng)發(fā)生故障時，光伏電站等值模型為受并網(wǎng)點正序電壓控制的受控電流源模型，故以序分量法分析故障特征時其受控模型僅存在于正序序網(wǎng)圖中。

設(shè)線路 AD、DE、EF、AB、BC 的線路阻抗分別為Z1、Z2、Z3、Z4、Z5，供電系統(tǒng)阻抗為 ZS，負荷等效為恒阻抗模型，由于其值遠大于線路阻抗故忽略不計。

3.1 系統(tǒng)電源與光伏電站之間發(fā)生故障

線路AD距離母線A α處發(fā)生兩相短路故障，保護1與故障點之間的阻抗為αZ1，供電系統(tǒng)阻抗為ZS，光伏電站下游等值阻抗為ZL，過渡電阻阻值為Zf。由兩相短路故障的邊界條件可知故障位置處正、負序電壓關(guān)系為系統(tǒng)各序序網(wǎng)圖如圖2所示。

圖2 兩相短路故障各序序網(wǎng)圖Fig.2 Sequence diagrams of inter-phase short circuit

根據(jù)戴維南定理，圖2可等效為如圖3所示的等值電路，圖中為母線D處正序電壓為光伏電站并網(wǎng)點母線E處正序電壓，等值電源E′S與電源等值阻抗Z′S計算公式為：

圖3 戴維南等值電路Fig.3 Thevenin equivalent circuit

發(fā)生故障時，保護1處的正序電壓為保護2、3處的正序電壓為保護4處的正序電壓為流經(jīng)保護1的正序故障電流為等值電源輸出的正序電流流經(jīng)保護 2、3、4 的正序故障電流為光伏電站的輸出電流IPV。根據(jù)式（1）— （3），以并網(wǎng)點電壓為參考相量，各電壓相量見圖4，圖中φL為線路阻抗角，β為的夾角，ΔU為線路阻抗ZL上的壓降。

圖4 電壓相量圖Fig.4 Voltage phasor chart

由圖4可知，各保護電壓、電流的夾角與光伏電站輸出電流的情況以及線路阻抗角有關(guān)。發(fā)生故障時，光伏電站根據(jù)并網(wǎng)點電壓跌落情況輸出的電流包含無功分量與有功分量，與并網(wǎng)點正序電壓的夾角 φPV的取值范圍為［－90°，0°］，線路阻抗角 φL的取值范圍為［0°，90°］。為了便于分析發(fā)生故障時各保護安裝處電壓與電流夾角的取值范圍，根據(jù)發(fā)生故障時光伏電站LVRT控制策略，從光伏電站輸出電流只含有功電流與只含無功電流2個方面分析。

（1）光伏電站輸出電流僅含無功成分。

光伏電站在并網(wǎng)點電壓標幺值跌落至0.2 p.u.時，僅輸出無功電流。此時，IPV與的夾角為90°，IPV的幅值為：

在線路阻抗Z2上壓降的幅值為：

其中，IN為額定電流；X2、R2分別為線路電抗、電阻。

根據(jù)三角形正弦定理，由圖4可知的夾角β為：

因此，IPV與的夾角即保護2處正序電壓與正序電流的夾角δ為：

由于的定義域為（0，+∞），φL的定義域為［0°，90°］，通過式（8）—（10）計算可知夾角δ 的定義域為［90°，180°］。

（2）光伏電站輸出電流僅含有功成分。

當(dāng)并網(wǎng)點電壓標幺值在0.9 p.u.以上時，僅輸出有功電流。此時，IPV與的夾角為0°，IPV的幅值為：

其中為并網(wǎng)點正序電壓標幺值；UN為額定電壓。

在線路阻抗Z2上壓降的幅值為：

根據(jù)三角形正弦定理，由圖4可知的夾角β為：

因此，IPV與的夾角即保護2處正序電壓與正序電流的夾角δ為：

由于的定義域為（0，+∞），φL的定義域為［0°，90°］，通過式（12）—（14）可知夾角 δ的定義域為［-60°，0°］。

由上述分析可知，系統(tǒng)電源與光伏電站之間發(fā)生故障時與 IPV的夾角 δ的定義域為［-60°，180°］。

3.2 光伏電站下游發(fā)生故障

當(dāng)光伏電站下游發(fā)生故障時，以線路EF距離母線E α處發(fā)生三相短路故障為例，保護5與故障點之間的阻抗為αZ3，故障點下游等值阻抗為ZL1，過渡電阻阻值為Zf1。系統(tǒng)故障分析圖如圖5所示。

圖5 系統(tǒng)故障分析圖Fig.5 System fault analysis

由于三相短路故障無負序、零序分量，故與IPV.f夾角范圍為［0°，90°］，在發(fā)生非對稱故障時，由于光伏輸出電流僅存在于正序網(wǎng)絡(luò)中，根據(jù)LVRT控制策略與 IPV.f的夾角范圍仍為［0°，90°］。故光伏電站下游發(fā)生故障時保護5處的正序電壓與流經(jīng)保護5的正序電流（即光伏電站輸出電流IPV）的夾角 δ的定義域為［0°，90°］。

3.3 方向元件動作區(qū)域

由上述分析可知，為了滿足方向元件就地電氣量信息處理的要求，電壓、電流相位分別采用保護處正序電壓與正序電流的相位?？紤]到光伏電站暫態(tài)過程對計算結(jié)果的影響，采用故障發(fā)生20 ms后各分量的計算值作為對應(yīng)方向元件的參考量。

根據(jù)上述分析結(jié)果可知，含光伏電站的配電網(wǎng)中不同安裝位置的方向元件的動作區(qū)域不同，從數(shù)學(xué)特性上可分為3類。

（1）系統(tǒng)電源出口及光伏電站下游、相鄰饋線保護的方向元件動作區(qū)域為：

（2）系統(tǒng)電源側(cè)（除出口處）保護的方向元件動作區(qū)域為：

（3）光伏電站側(cè)保護的方向元件動作區(qū)域為：

綜上所述，各方向元件的動作區(qū)域與傳統(tǒng)方向元件不同，其特點為：由于配電網(wǎng)線路受光伏電站LVRT控制策略影響，發(fā)生故障時各保護測量的相角與線路阻抗角無關(guān)，因此在計算動作區(qū)間時不存在最大靈敏角問題；整定含光伏電站并網(wǎng)的保護方向元件動作區(qū)間時不能在最大靈敏角的±90°范圍內(nèi)選??；考慮到光伏并網(wǎng)的配電網(wǎng)的輸出特性，其配電網(wǎng)方向元件動作區(qū)間以各保護處正序電壓與電流的相位差值為判斷值，保證了方向判斷的準確性。

4 仿真驗證

基于PSCAD搭建圖1所示的系統(tǒng)模型，通過仿真驗證不同線路在不同故障位置發(fā)生相間或三相短路故障時各保護流過的正序電流與電壓的相位差（見表2），驗證所提方向元件動作區(qū)間判斷的準確性。

表2 不同故障條件下各保護測量相位差Table 2 Phase-angle differences measured by different protections during different faults

根據(jù)式（15）—（17）分析表2中各保護相角測量值的方向性，并與理論值相比較判斷其正確性。線路AD任意位置發(fā)生短路故障，保護1—4的方向元件理論判斷結(jié)果分別為正向、正向、反向、正向。將測量結(jié)果與各保護方向元件動作區(qū)間相比較，保護1、2、4均處于正方向動作區(qū)域，保護3處于反向動作區(qū)域，各保護方向判斷準確，與理論分析相符合。線路DE任意位置發(fā)生短路故障，保護1—4的方向元件理論判斷結(jié)果分別為正向、反向、正向、正向。將測量結(jié)果與各保護方向元件動作區(qū)間相比較，保護1、3、4均處于正方向動作區(qū)域，保護2處于反向動作區(qū)域，各保護方向判斷準確，與理論分析相符合。線路EF任意位置發(fā)生短路故障，保護1—5的方向元件理論判斷結(jié)果分別為正向、反向、正向、反向、正向。將測量結(jié)果與各保護方向元件動作區(qū)間相比較，保護1、3、5均處于正方向動作區(qū)域，而保護2、4處于反向動作區(qū)域，各保護方向判斷準確，與理論分析相符合。

基于上述仿真驗證可知，所提方法能有效判斷故障方向，且不受故障類型與故障位置的影響。

5 結(jié)論

根據(jù)故障時并網(wǎng)光伏電站的輸出特性推導(dǎo)方向元件動作區(qū)域的整定方案，通過理論推導(dǎo)與仿真驗證所得結(jié)論如下：

a.由于故障時光伏電站受LVRT控制策略影響，光伏電站的輸出電流僅與并網(wǎng)點電壓跌落情況有關(guān)，并保持三相電流對稱輸出，從而導(dǎo)致傳統(tǒng)的方向元件判斷存在動作誤區(qū)；

b.由于含光伏電站并網(wǎng)的配電網(wǎng)線路受光伏LVRT控制策略影響，發(fā)生故障時，各保護Um、Im夾角與線路阻抗角無關(guān)，因此在計算動作區(qū)間時，不存在最大靈敏角問題；

c.受并網(wǎng)光伏電站輸出特性的影響，方向元件的正反方向動作區(qū)域不對稱，且與傳統(tǒng)方向元件動作區(qū)在最大靈敏角度的±90°范圍內(nèi)選取不同。

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