低慣量不接地微電網(wǎng)單相接地故障研究

黃棋悅，王瀚杰

（1.寧波職業(yè)技術(shù)學(xué)院，浙江 寧波 315800；2.國網(wǎng)浙江省電力有限公司寧波供電公司，浙江 寧波 315016）

0 引言

近年來，太陽能光伏系統(tǒng)、儲能系統(tǒng)和風(fēng)力發(fā)電等DERs（分布式能源）的普及率不斷提高。為了降低傳輸損耗和提高運(yùn)行可靠性，往往將分布式能源直接設(shè)置在負(fù)荷附近。然而，配電系統(tǒng)中分布式能源的廣泛應(yīng)用面臨著電流等級、保護(hù)協(xié)調(diào)、電壓升高和功率反向等諸多技術(shù)問題[1]。為緩解這些問題，提出了一種新興的運(yùn)行理念，即在配電網(wǎng)中指定相對較小的區(qū)域，其中嵌入分布式能源和負(fù)荷，該區(qū)域被稱為微電網(wǎng)[2]。

低慣量微電網(wǎng)采用基于逆變器的分布式能源，其在響應(yīng)網(wǎng)絡(luò)故障時(shí)，與傳統(tǒng)的基于旋轉(zhuǎn)機(jī)械發(fā)電機(jī)的微電網(wǎng)存在顯著區(qū)別?；谀孀兤鞯碾娏髡{(diào)節(jié)器通常不能提供大電流，因此該微電網(wǎng)的故障電流能力受到半導(dǎo)體開關(guān)短時(shí)載流能力的限制[3-4]。低慣量微電網(wǎng)的使用帶來了一些技術(shù)挑戰(zhàn)，其中之一就是低慣量微電網(wǎng)的保護(hù)方案。低故障電流水平不足以在自主運(yùn)行模式下激活傳統(tǒng)過電流保護(hù)方案，然而，由于接地電網(wǎng)在并網(wǎng)運(yùn)行模式下的貢獻(xiàn)，故障電流可能很大。因此，低慣量微電網(wǎng)的保護(hù)方案不同于傳統(tǒng)配電系統(tǒng)。保護(hù)方案應(yīng)在并網(wǎng)和自主模式下保護(hù)微電網(wǎng)。對于公用電網(wǎng)故障，微電網(wǎng)將從并網(wǎng)運(yùn)行方式轉(zhuǎn)變?yōu)樽灾鬟\(yùn)行方式。在電網(wǎng)故障排除后，微電網(wǎng)將重新接入主電網(wǎng)。微電網(wǎng)保護(hù)方案將考慮微電網(wǎng)的故障穿越能力[5-6]。

國內(nèi)外專家針對低慣量微電網(wǎng)的保護(hù)方案，提出了基于通信的保護(hù)方案、基于本地測量的方案或使用外部設(shè)備的方案[7-9]。這些方案雖然能在不同程度上實(shí)現(xiàn)微電網(wǎng)的繼電保護(hù)功能，但仍存在一定不足。如微電網(wǎng)需要增設(shè)一個(gè)同步發(fā)電機(jī)、發(fā)電機(jī)需為保護(hù)裝置提供足夠的故障電流[10-11]、混合微網(wǎng)保護(hù)系統(tǒng)未經(jīng)過試驗(yàn)驗(yàn)證、保護(hù)配置價(jià)格過于昂貴等。

本文提出了一種低慣量不接地微電網(wǎng)SLG（單相接地）故障保護(hù)的新方案。該方案包括微網(wǎng)接口保護(hù)和單元保護(hù)。微網(wǎng)接口保護(hù)是基于微網(wǎng)互聯(lián)變壓器的零序電壓角和零序電流角之差。微網(wǎng)單元保護(hù)是基于負(fù)載或分布式能源的每個(gè)連接點(diǎn)的3 個(gè)零序電流方向的比較。所提出的保護(hù)方案可以同時(shí)對電網(wǎng)和微電網(wǎng)中的SLG 故障做出響應(yīng)。通過PSCAD/EMTDC 仿真證明，該方案可以獨(dú)立檢測故障狀態(tài)和故障方向，只需要在系統(tǒng)中存在事件時(shí)進(jìn)行通信，通過機(jī)組保護(hù)與接口保護(hù)的配合，實(shí)現(xiàn)故障區(qū)段的定位。

1 SLG 故障分析

構(gòu)建低慣量微電網(wǎng)模型如圖1 所示。微電網(wǎng)通過Y/Δ 降壓變壓器與配電系統(tǒng)互連。電網(wǎng)短路容量為100 MVA。配電系統(tǒng)接地，微電網(wǎng)不接地。中壓配電系統(tǒng)中，4 條饋線連接到變電站。微電網(wǎng)中，2 條饋線通過1 條配電線路連接到PCC（公共耦合點(diǎn)），每條饋線都有1 個(gè)斷路器QF。每條微電網(wǎng)饋線上有3 個(gè)配電盤SWB。3 臺發(fā)電機(jī)通過電力電子接口與微電網(wǎng)相連。兩個(gè)PV（光伏能源）連接到饋線1 和饋線2，燃料電池Fuel Cell連接到微電網(wǎng)饋線2，蓄電池儲能系統(tǒng)連接到PCC 總線。在PCC 總線上，GPT（接地電壓互感器）用于測量零序電壓。每條饋線都有1 個(gè)ZCT（零序電流互感器）來測量零序電流。在每個(gè)SWB 中，安裝了3 個(gè)ZCT。在SWB4 的負(fù)載總線中，安裝1個(gè)GPT。設(shè)置3 處短路故障，分別進(jìn)行SLG 故障分析。

微電網(wǎng)有并網(wǎng)運(yùn)行和自主運(yùn)行2 種模式。配電自動化系統(tǒng)用于控制和保護(hù)配電系統(tǒng)。微電網(wǎng)的繼電保護(hù)可以根據(jù)微電網(wǎng)的運(yùn)行狀態(tài)分為3 類。

1.1 并網(wǎng)模式下的公網(wǎng)SLG 故障

當(dāng)與微電網(wǎng)互連的配電系統(tǒng)發(fā)生SLG 故障時(shí)，會出現(xiàn)不同的接地回流路徑[12]。當(dāng)微電網(wǎng)接入點(diǎn)同一饋線發(fā)生故障時(shí)，并網(wǎng)可能會產(chǎn)生數(shù)值較小的故障短路電流。傳統(tǒng)的過流保護(hù)繼電器無法應(yīng)用于該場景。為了解決這一問題，本文提出了一種基于零序電壓和零序電流角度差的故障檢測方法。零序相位差定義為零序電壓和零序電流之間的相位差：

圖1 低慣量微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)

式中： θI0為零序電流角；θU0為零序電壓角。根據(jù)微電網(wǎng)SLG 故障時(shí)的簡化零序網(wǎng)絡(luò)及相應(yīng)的相量圖，降壓變壓器一次繞組處零序相位差為-90°。

1.2 并網(wǎng)模式下的微網(wǎng)SLG 故障

處于并網(wǎng)模式下，微電網(wǎng)發(fā)生SLG 故障時(shí)，故障饋線的零序相位差下降至60°～90°。當(dāng)饋線正常工作時(shí)，零序相位差為-90°。根據(jù)零序相位差可以識別出故障區(qū)段。每個(gè)饋線上的ZCT 和PCC 總線上的GPT 可用于測量未接地微電網(wǎng)的零序電壓和零序電流。由于接地系統(tǒng)零序阻抗的幅值較大，在考慮SLG 故障時(shí)，可以忽略正序阻抗和負(fù)序阻抗，也不會造成明顯的精度損失[13]。

當(dāng)圖1 中SWB4 右側(cè)發(fā)生微網(wǎng)故障時(shí)，如果SWB4 的負(fù)載母線上安裝了GPT，則利用零序電壓角和零序電流角之間的角度差可以很容易地檢測出故障方向。零序角差在故障方向下降到60°～90°。在正常工作的方向上，零序角差在-180°至90°之間。如果負(fù)載母線上沒有安裝GPT，則可以比較3 個(gè)零序電流角方向，以指示故障方向。2個(gè)零序電流的角度方向相似，而另一個(gè)零序電流的角度方向相反，反向的指示了斷層的方向。當(dāng)微電網(wǎng)發(fā)生故障時(shí)，故障位置附近的2 個(gè)斷路器可以定位故障位置。在微電網(wǎng)負(fù)載故障的情況下，安裝在SWB 上的保護(hù)裝置可以指示故障位置本身。

1.3 自主模式下的微電網(wǎng)SLG 故障

當(dāng)微電網(wǎng)主動與主電網(wǎng)斷開電氣聯(lián)系時(shí)，將以自主模式運(yùn)行。由于微電網(wǎng)是中性點(diǎn)不接地系統(tǒng)，其故障檢測方法在并網(wǎng)模式和自主模式下基本相同。在自主式微電網(wǎng)發(fā)生故障時(shí)，通過變電站的零序電壓和流入每條饋線的零序電流來檢測故障饋線。此外，利用降壓變壓器二次繞組的相對中性點(diǎn)電壓，也可以很容易地檢測出故障相。自主微電網(wǎng)中的故障會導(dǎo)致全網(wǎng)電壓下降，可用于故障檢測。一旦同時(shí)檢測到故障饋線和故障相，就可以識別出故障區(qū)段。安裝在饋線末端和DERs 連接的斷路器可用于隔離故障區(qū)域，將短路故障切除[14-15]。

2 SLG 故障保護(hù)方案

本文提出的保護(hù)方案由一臺位于中央（變電站）或本地（配電盤）的計(jì)算機(jī)或微處理器組成，該計(jì)算機(jī)或微處理器能夠檢測故障并在硬件級別發(fā)送所需的動作。圖2 為微電網(wǎng)接口保護(hù)結(jié)構(gòu)。接口保護(hù)系統(tǒng)可以從降壓變壓器的一次繞組、GPT 和饋線末端安裝的2 個(gè)ZCT 獲取所需信息。PCC 總線上和饋線的斷路器由接口保護(hù)控制。安裝在每個(gè)饋線末端的2 個(gè)斷路器可用于隔離故障部分。

圖2 微電網(wǎng)接口保護(hù)

微電網(wǎng)單元保護(hù)結(jié)構(gòu)如圖3 所示。微網(wǎng)單元保護(hù)可從安裝在SWB 上的3 個(gè)ZCT 獲取所需信息。微處理器位于本地SWB，可以檢測故障方向并將信息發(fā)送到微電網(wǎng)控制中心。

圖3 微電網(wǎng)單元保護(hù)

如圖4 所示，變電站內(nèi)設(shè)有微網(wǎng)控制中心和接口保護(hù)。在每個(gè)SWB 處，都有用于機(jī)組保護(hù)（分布式能源或負(fù)荷）的微處理器，利用該保護(hù)系統(tǒng)可以實(shí)現(xiàn)故障區(qū)段的檢測和隔離。接口保護(hù)與單元保護(hù)的配合有助于隔離最小故障區(qū)段。故障方向信號通過通信通道在接口保護(hù)和機(jī)組保護(hù)之間交換。

圖4 微電網(wǎng)保護(hù)配置

根據(jù)故障位置與微電網(wǎng)狀態(tài)，從以下三個(gè)角度分析所提方案的可行性： 并網(wǎng)方式下，公網(wǎng)SLG 故障；并網(wǎng)與自主模式下，微網(wǎng)SLG 故障；并網(wǎng)與自主模式下，微網(wǎng)負(fù)載SLG 故障。

2.1 公網(wǎng)SLG 故障

并網(wǎng)模式下，當(dāng)微電網(wǎng)同一饋線發(fā)生公用電網(wǎng)SLG 故障時(shí)，安裝在微網(wǎng)PCC 處的斷路器QF將斷開，隔離微電網(wǎng)。主電網(wǎng)保護(hù)清除故障。一旦電網(wǎng)故障被清除，微電網(wǎng)將重新同步并重新連接到公用電網(wǎng)，如圖5 所示。

圖5 公網(wǎng)SLG 故障示意

2.2 微電網(wǎng)SLG 故障

如圖6 所示，當(dāng)微電網(wǎng)發(fā)生SLG 故障，微網(wǎng)保護(hù)應(yīng)斷開微網(wǎng)饋線的最小可能部分。在檢測到異常情況的情況下，機(jī)組保護(hù)檢查跳閘條件（測量特定方向的ZCT 電流）。如果達(dá)到跳閘條件，斷路器將斷開。

圖6 微電網(wǎng)SLG 故障示意

發(fā)生SLG 故障時(shí)安裝在SWB4 上的機(jī)組保護(hù)檢測到故障，相應(yīng)斷路器跳閘。如果安裝在SWB5 的保護(hù)裝置在左側(cè)發(fā)現(xiàn)故障，相應(yīng)斷路器跳閘。微電網(wǎng)控制中心的信號對斷路器進(jìn)行控制。如果饋線1 和饋線2 之間有聯(lián)絡(luò)斷路器和配電線路，則SWB5 和SWB6 可傳輸至饋線1，并通過SWB3 重新供電。建議允許斷路器的選擇性操作。

在微電網(wǎng)發(fā)生故障時(shí)，單元保護(hù)和接口保護(hù)都將檢測故障方向。為了分離出最小截面，采用了方向協(xié)調(diào)。在故障情況下，每個(gè)單元保護(hù)向其上、下游單元保護(hù)發(fā)送故障方向信號。機(jī)組保護(hù)各饋線斷路器的初始化狀態(tài)為閉鎖。當(dāng)機(jī)組保護(hù)與其上、下游機(jī)組保護(hù)的故障方向信號不同時(shí)，機(jī)組保護(hù)向其上、下游機(jī)組保護(hù)發(fā)出解閉鎖信號。如果機(jī)組保護(hù)與其上、下游機(jī)組保護(hù)的故障方向信號相同，則機(jī)組保護(hù)不解鎖。如果機(jī)組保護(hù)解除閉鎖，它將向本地SWB 的饋線斷路器發(fā)出跳閘命令。

新能源系統(tǒng)具有慣量小、響應(yīng)快的特征。為了保證保護(hù)裝置的速動性和可靠性，需要對傳統(tǒng)的繼電保護(hù)裝置進(jìn)行優(yōu)化。采用所提方案，能夠?qū)崿F(xiàn)對微電網(wǎng)不同位置發(fā)生不同類型的短路故障的精準(zhǔn)識別。該方案兼顧了選擇性、可靠性和速動性，符合微電網(wǎng)低慣量的需求。對于普通微電網(wǎng)而言，該方案也適用，應(yīng)用范圍廣。

3 仿真驗(yàn)證

為了研究該保護(hù)方案的有效性，使用PSCAD/EMTDC 對低慣量微電網(wǎng)進(jìn)行仿真建模。電網(wǎng)由1條154 kV 的短路母線表示，容量為100 MVA。配電網(wǎng)有4 條饋線，每條饋線提供6.02 MW 的負(fù)荷（功率因數(shù)0.99）。在饋線4 連接有1 臺用于微電網(wǎng)的降壓變壓器。在微電網(wǎng)中，4 個(gè)DER 與系統(tǒng)相連。電池、2 條光伏總線和燃料電池都是基于逆變器的DERs。微電網(wǎng)頻率采用下垂控制。仿真結(jié)果表明，微電網(wǎng)在這2 種情況下都能很好地工作。仿真模型如圖1 所示。

使用二階巴特沃斯低通濾波器對電壓和電流信號進(jìn)行預(yù)處理，并使用DFT（離散傅立葉變換）計(jì)算零序相量差。當(dāng)公網(wǎng)發(fā)生SLG 短路故障時(shí)，降壓變壓器一次繞組的零序電壓和零序電流的相位差如圖7 所示?？梢钥闯?，零序電壓超前零序電流。仿真驗(yàn)證了利用零序相位差能夠識別公網(wǎng)SLG 故障。

當(dāng)微電網(wǎng)發(fā)生SLG 短路故障時(shí)，饋線2 與SWB4 處的零序電壓和零序電流的相位差如圖8、圖9 所示。

圖7 公網(wǎng)SLG 故障時(shí)的相位

圖8 饋線處SLG 故障時(shí)的相位

圖9 SWB4 處SLG 故障時(shí)的相位

可以看出，饋線2 與SWB4 處的零序電流領(lǐng)先于零序電壓。零序相位差降至60°～90°。仿真驗(yàn)證了利用零序相位差能夠識別微電網(wǎng)SLG 故障。如果負(fù)載母線上沒有安裝GPT，則可以通過比較3 個(gè)CT 的零序電流角來檢測故障方向。2 個(gè)零電流互感器的零序電流角方向相同，而另一個(gè)零序電流角方向相反。逆時(shí)針方向指示斷層方向。通過機(jī)組保護(hù)的配合，可以檢測出故障區(qū)段。

分別在同一仿真模型下，以SW4 為例，采用不同的短路故障距離，觀察零序相量差。仿真結(jié)果如圖10 所示，數(shù)據(jù)如表1 所示。

仿真實(shí)驗(yàn)證明，故障距離的不同不會影響故障區(qū)域的確定。通過PCC 總線電壓輕易地檢測出故障相位。為驗(yàn)證仿真故障的動作時(shí)間特征，進(jìn)行5 組仿真實(shí)驗(yàn)，分別觀測所提保護(hù)方案與傳統(tǒng)保護(hù)方案保護(hù)動作時(shí)限的區(qū)別，如表2 所示。結(jié)果表明，所提方案的保護(hù)動作更加迅速，速動性更優(yōu)越。

圖10 不同短路故障下仿真結(jié)構(gòu)

表1 不同短路故障下零序電流相位差

表2 不同保護(hù)方案動作時(shí)限

圖11 顯示了微電網(wǎng)故障期間的零序相位差。在故障開始后0.02 s，保護(hù)系統(tǒng)檢測到故障并向饋線2 處的斷路器發(fā)送跳閘信號。不接地系統(tǒng)的優(yōu)點(diǎn)之一是即使發(fā)生SLG 故障，也能繼續(xù)運(yùn)行。在不接地系統(tǒng)中，SLG 故障的檢測時(shí)間并不關(guān)鍵，保護(hù)裝置的可靠性需求高于速動性。

4 結(jié)論

為解決低慣量不接地微電網(wǎng)SLG 故障保護(hù)困難的問題，本文提出了一種基于零序相量差的自主運(yùn)行和并網(wǎng)運(yùn)行模式下的繼電保護(hù)方案，總結(jié)如下：

（1）該方案能夠同時(shí)對公網(wǎng)SLG 故障和微電網(wǎng)SLG 故障做出響應(yīng)。微電網(wǎng)接口保護(hù)是基于微電網(wǎng)互聯(lián)變壓器的零序電壓角和零序電流角之差。微電網(wǎng)單元保護(hù)是基于負(fù)載或分布式能源的每個(gè)連接點(diǎn)的3 個(gè)零序電流相方向的比較。

圖11 微電網(wǎng)SLG 故障時(shí)間-相位差

（2）該方案由故障檢測方法和故障區(qū)段識別方法組成，故障區(qū)段定位技術(shù)根據(jù)微網(wǎng)單元保護(hù)的協(xié)調(diào)運(yùn)行。

（3）利用PSCAD/EMTDC 對微網(wǎng)模型和繼電器進(jìn)行了仿真驗(yàn)證，結(jié)果表明，該方案在2 種模式下都能檢測出SLG 故障，并能在微網(wǎng)SLG 故障情況下識別故障相。與傳統(tǒng)保護(hù)方案相比，該方案可靠性更高、動作速度更快，具有一定的優(yōu)越性。

（4）該方案基于電子式互感器，實(shí)現(xiàn)繼電保護(hù)配置。由于IEC 61850 的廣泛應(yīng)用，該方案耗費(fèi)少、經(jīng)濟(jì)效益高。理論分析和實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證顯示，該方案具有較高的可靠性和應(yīng)用性。隨著我國微電網(wǎng)的發(fā)展，該方案具有良好的應(yīng)用價(jià)值和研究潛力。