考慮光伏低電壓穿越特性的交流微電網(wǎng)保護(hù)方法

景柳銘，王一博，趙 通，周京華

（北方工業(yè)大學(xué) 北京市電力電子與電氣傳動工程研究中心，北京 100144）

0 引言

微電網(wǎng)具有很多優(yōu)勢，但是微電網(wǎng)保護(hù)問題制約著其進(jìn)一步推廣應(yīng)用。交流微電網(wǎng)內(nèi)部存在雙向短路電流，要求保護(hù)能夠判斷故障方向；另外微電網(wǎng)在并網(wǎng)和離網(wǎng)2 種模式下的短路電流差異較為明顯，需要保護(hù)自適應(yīng)地判別故障狀態(tài)。此外，微電網(wǎng)的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)會隨著運行方式的改變而發(fā)生變化，需要保護(hù)能夠適用于不同的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)。除了微電網(wǎng)的短路電流差異以外，在當(dāng)前低壓網(wǎng)絡(luò)中，很多節(jié)點僅配置了電流互感器，并沒有配置電壓互感器，需要構(gòu)建僅利用電流信息的保護(hù)方法［1-5］。

當(dāng)微電網(wǎng)中發(fā)生故障時，恒功率（PQ）控制的光伏會進(jìn)入低電壓穿越狀態(tài)，需要光伏輸出無功來支撐電壓。無功電流的增加會導(dǎo)致光伏輸出電流的大小和相位發(fā)生改變，使微電網(wǎng)線路的電流發(fā)生變化，容易造成微電網(wǎng)的方向元件誤判故障方向，因此有必要分析光伏低電壓穿越狀態(tài)下微電網(wǎng)的故障特性，研究故障方向判別方法［6-12］。

已有文獻(xiàn)對配電網(wǎng)中光伏發(fā)電低電壓穿越特性進(jìn)行了一定的研究［13-16］。文獻(xiàn)［13］詳細(xì)分析了微電網(wǎng)內(nèi)部發(fā)生故障時電流、電壓的相位特征，由于故障端的故障電壓影響輸出電流相位，所以需要結(jié)合微電網(wǎng)的具體情況分析分布式電源輸出故障電流的相位，因此該文獻(xiàn)提出了根據(jù)電壓故障分量與電流故障分量的相位特征確定故障區(qū)間的保護(hù)方法，但是該方法需要電壓信息，而在低壓微電網(wǎng)的部分節(jié)點較難獲取電壓信息。文獻(xiàn)［14］提出了基于正序電流故障分量和分布式電源發(fā)生故障前電壓的相位比較的主動配電網(wǎng)保護(hù)方法。該方法考慮了光伏低電壓穿越特性對主動配電網(wǎng)的影響，能夠準(zhǔn)確切除不同位置發(fā)生的不同類型故障，實現(xiàn)保護(hù)功能。但是該方法適用于主動配電網(wǎng)，其在微電網(wǎng)中的適用性有待進(jìn)一步分析。文獻(xiàn)［15］分析了光伏并網(wǎng)后配電網(wǎng)的傳統(tǒng)方向保護(hù)的可靠性，提出了利用故障前電壓與故障后正序電流的相位差進(jìn)行故障區(qū)間定位的方法，此方法需要使用電壓信息，限制了其在中低壓微電網(wǎng)中的應(yīng)用。文獻(xiàn)［16］分析了采取不同控制策略的分布式電源發(fā)生故障時輸出電氣量的特征，研究了孤島運行時微電網(wǎng)母線上正序故障電壓和電流的相位特征，提出利用電壓故障分量和電流故障分量的相位關(guān)系確定故障區(qū)間的保護(hù)方案，并在最后驗證了其可行性，該方案需要較多的電氣量，信息的采集和處理過程復(fù)雜。

綜上所述，現(xiàn)有的考慮光伏低電壓穿越的微電網(wǎng)保護(hù)方法普遍需要電壓互感器，會增加保護(hù)系統(tǒng)的成本，因此本文提出了一種僅利用電流信息的微電網(wǎng)線路保護(hù)方法。該方法利用母線與分支饋線中故障電流的相位差進(jìn)行故障方向判別；通過不同保護(hù)裝置之間的配合定位故障區(qū)間。最后利用電磁暫態(tài)仿真軟件PSCAD／EMTDC 對所提方法的有效性進(jìn)行了仿真驗證。

1 光伏低電壓穿越特性分析

微電網(wǎng)并網(wǎng)運行時光伏采用PQ 控制且?guī)в械碗妷捍┰焦δ?，光伏會在微電網(wǎng)發(fā)生故障時降低有功功率，同時增加輸出的無功功率對微電網(wǎng)進(jìn)行電壓調(diào)節(jié)，并且其交流側(cè)輸出電流只存在正序分量。在故障附加網(wǎng)絡(luò)中，采用PQ控制的光伏可直接等效為正序電流源。根據(jù)PQ控制的逆變型分布式電源（IIDG）等效數(shù)學(xué)模型，IIDG輸出的故障電流可以表示為［16］：式中：Iq.f和Id.f分別為發(fā)生故障時光伏發(fā)出的無功電流和有功電流；Pref為有功功率參考值；Ud.0為正常運行時光伏并網(wǎng)點（PCC）電壓的d軸分量；U+d.f為發(fā)生故障時光伏并網(wǎng)點電壓的正序分量；Imax為發(fā)生故障時光伏輸出的最大故障電流；Iamp.f為故障電流幅值；α為故障電流相位；k為無功補償系數(shù)。

根據(jù)式（1）和文獻(xiàn)［14］，光伏微電網(wǎng)發(fā)生故障時，光伏微電網(wǎng)可用圖1 所示的等效模型進(jìn)行分析。圖中：ZL為線路等效阻抗；ZS為系統(tǒng)等效正序阻抗；ΔI為電流故障分量。

圖1 光伏微電網(wǎng)等效模型示意圖Fig.1 Schematic diagram of equivalent model of photovoltaic microgrid

發(fā)生故障時，光伏需要發(fā)出無功功率來抑制電壓的跌落，所以可以先分析光伏故障前后輸出電壓、電流的變化情況，然后根據(jù)光伏的輸出情況分析母線電壓與電流的變化，故障前后光伏輸出電壓相量與電流相量如圖2所示。

圖2 故障前后光伏輸出的電壓和電流相量Fig.2 Voltage and current phasors output by photovoltaic before and after fault

圖2（a）中：Ud、Id分別為故障前的電壓相量和輸出有功電流相量；U＇d為故障后電壓相量，電壓相位滯后角度為θ；I＇d為故障后電流相量對應(yīng)的有功電流相量；I＇1、I＇2為故障電流相量，故障電流范圍是以Imax為半徑的弧線所圍成的扇形區(qū)域；ΔIf1、ΔIf2為電流故障分量。由圖2（a）可知，當(dāng)配電網(wǎng)發(fā)生故障時，如果電壓跌落較大，即U＇d較小，則電流故障分量ΔI和Ud的相位差大于90°；如果電壓跌落較小，即U＇d較大，則電流故障分量ΔI和Ud的相位差小于90°。由此可知，電壓跌落的程度將影響輸出電流的故障分量ΔI和故障前電壓Ud的相位差。且故障后電壓有一個臨界值如圖2（b）所示。圖中：I＇q為故障后電流相量對應(yīng)的無功電流相量；I＇為故障后電流。此時Ud與故障電流分量ΔI的夾角為90°。

由圖2（b）可得：

根據(jù)分析結(jié)果可知，若故障后電壓小于臨界電壓值，則ΔI與Ud的相角差大于90°；若故障后電壓大于臨界電壓，則ΔI與Ud的相角差小于90°。通過分析光伏的輸出電流故障特性，可以為微電網(wǎng)故障分析提供基礎(chǔ)。

2 光伏低電壓穿越時微電網(wǎng)故障特性分析

本文通過構(gòu)建的簡單微電網(wǎng)模型分析故障特性。圖3（a）為1 個帶有4 條母線以及饋線和光伏并網(wǎng)運行的微電網(wǎng)。圖中：母線E連接著3 條饋線E1—E3；母線F連接著3 條饋線F1—F3；母線G連接著3 條饋線G1—G3；母線M連接著3 條饋線M1—M3；LD1—LD3為負(fù)載；IIDG1與IIDG2為獨立分布式電源。當(dāng)點f發(fā)生故障時，該微電網(wǎng)的正序故障附加網(wǎng)絡(luò)如圖3（b）所示。圖中：ΔIE1—ΔIE3、ΔIF1—ΔIF3、ΔIM1—ΔIM3、ΔIG1—ΔIG3分別為發(fā)生故障后E1—E3、F1—F3、M1—M3的故障電流；Z1—Z3分別為LD1—LD3的正序阻抗；ΔUF為故障點的正序附加電壓源；ZF為故障點過渡阻抗；ZAF、ZBF、ZEM、ZFG為不同母線之間線路的等效正序阻抗；ΔI1與ΔI2分別為IIDG1與IIDG2輸出的電流故障分量。

圖3 簡單微電網(wǎng)及其正序故障附加網(wǎng)絡(luò)示意圖Fig.3 Schematic diagram of simple microgrid and its positive-sequence fault additional network

當(dāng)點f發(fā)生故障時，由于微電網(wǎng)與配電網(wǎng)并網(wǎng)運行，大電網(wǎng)能夠提供電壓支撐，所以母線E、M的電壓降較小。但如果故障點離母線E很近，則也可能出現(xiàn)母線E、M的電壓降較大的情況，此時母線E處的分析結(jié)果與母線G處相似，故本文主要分析母線E、M處電壓降較小的情況。

首先，高校應(yīng)當(dāng)不斷完善激勵性制度，注重學(xué)生的多元化發(fā)展，調(diào)動學(xué)生的主觀能動性，促進(jìn)學(xué)生的全面發(fā)展。其次，高校應(yīng)當(dāng)不斷創(chuàng)新傳統(tǒng)管理體制，構(gòu)建以學(xué)生為主體的高校管理體制，充分發(fā)揮學(xué)生在高校學(xué)生管理工作中的積極作用。最后，高校還應(yīng)當(dāng)不斷改革封閉的管理體制，并建立開放的高校管理體制，以滿足學(xué)生的實際需求。

由以上分析可知，當(dāng)點f發(fā)生故障時，母線M處IIDG2輸出的電流故障分量ΔI2與故障前母線M的電壓UM的相位差小于90°。由圖3（b）可知，ΔIM2=-ΔI2，ΔIM3=-ΔUM/Z2，ΔIM1=-(ΔIM2+ΔIM3)，其中Z2為感性，所以ΔIM3與母線M處正序電壓故障分量ΔUM的相位差小于90°，ΔIM3位于第三象限。通過分析可以得到母線M處發(fā)生故障時電壓分量和電流分量的相位關(guān)系如圖4（a）所示；對于母線E有ΔIE3=-ΔIM1，ΔIE1=ΔUE/ZS，ΔIE2=-(ΔIE1+ΔIE3)，其中ZS為感性，所以ΔIE1與母線E處正序電壓故障分量ΔUE的相位差小于90°，ΔIE1位于第三象限。由上述分析可以得到點f處發(fā)生故障時母線E上故障電壓分量和電流分量的相位關(guān)系，如圖4（b）所示。對于母線F有ΔIF3=-ΔIG1，所以先分析母線G上的故障電壓分量與故障電流分量的相位關(guān)系。由圖3（b）可知ΔIG2=-ΔI1，ΔIG3=ΔUG/Z1，ΔIG1=-(ΔIG2+ΔIG3)，其中Z1為感性，所以ΔIG3與母線G處正序電壓故障分量ΔUG的相位差小于90°，ΔIG3位于第三象限。當(dāng)點f發(fā)生故障時，母線G沒有大電網(wǎng)的支撐，所以電壓降落較大，因此故障后ΔI1與故障前母線G的電壓UG的相位差大于90°，所以ΔIG3位于第三象限。由故障分量圖可得，發(fā)生故障后母線F各饋線故障分量的關(guān)系為：ΔIF3=-ΔIG1，ΔIF2=ΔUF/Z3，ΔIF1=-(ΔIF2+ΔIF3)。經(jīng)過上述分析后，ΔIG1的故障向量方向已知，母線F處各故障分量的相量圖如圖4（c）所示。

圖4 點f 處發(fā)生故障時各故障電壓分量和故障電流分量Fig.4 Fault voltage components and fault current components under fault at Point f

當(dāng)點f處發(fā)生故障時，通過母線E、F處的正序電流故障分量可知，故障點位于E2與F1之間。

在圖3（a）中設(shè)置4個故障點f1—f4，如圖5（a）所示。當(dāng)點f4處發(fā)生故障時，圖5（a）的正序故障附加網(wǎng)絡(luò)如圖5（b）所示。圖中：Z11、Z12為線路的等效正序阻抗；ZEF為母線E與F之間線路的等效正序阻抗。

圖5 微電網(wǎng)簡化模型及正序故障附加網(wǎng)絡(luò)Fig.5 Simplified model of microgrid and positive-sequence fault additional network

下面對點f1—f4處發(fā)生故障時母線E、F、G和M上的故障分量進(jìn)行分析。

1）當(dāng)點f1處發(fā)生故障時，分析同點f處發(fā)生故障的情況，本文不再贅述。

2）當(dāng)f2處發(fā)生故障時，微電網(wǎng)的正序故障附加網(wǎng)絡(luò)與點f1處發(fā)生故障時的分析過程類似，母線E、M處的電流相量圖與點f發(fā)生故障時類似，本文不再贅述。對故障附加網(wǎng)絡(luò)中母線G進(jìn)行分析，當(dāng)母線G的電壓下降較小時，ΔI1與UG的相位差小于90°，所以ΔI1位于第四象限，由故障附加網(wǎng)絡(luò)可得圖6。對母線F進(jìn)行分析，由故障附加網(wǎng)絡(luò)可知ΔIF1=-ΔIE2、ΔIF3=-ΔIG1、ΔIF2=-(ΔIF1+ΔIF3)，則母線F處故障電流分量如圖7所示。

圖6 點f2 處發(fā)生故障時母線G上的故障分量相位關(guān)系Fig.6 Phase relation among fault components on Bus G under fault at Point f2

圖7 點f2 處發(fā)生故障時母線F上的故障分量相位關(guān)系Fig.7 Phase relation among fault components on Bus F under fault at Point f2

由于母線F有大電網(wǎng)提供電壓所以電壓降落較小，由正序電流故障分量圖可得ΔIF1=-ΔIE2，ΔIF2=ΔUF/Z3，ΔIF3=-(ΔIF1+ΔIF2)。對ΔIE3的分析可參考圖7，本文不再贅述。由于Z3為感性，所以ΔIF2與ΔUF相位差小于90°，ΔIF2位于第三象限。由上述關(guān)系可得發(fā)生故障時母線F處故障分量的相位關(guān)系如圖8所示。

圖8 點f3 處發(fā)生故障時母線F上的故障分量相位關(guān)系Fig.8 Phase relation among fault components on Bus F under fault at Point f3

4）當(dāng)點f4點處發(fā)生故障時，正序故障附加網(wǎng)絡(luò)如圖5（b）所示。發(fā)生故障時，母線M、E和F處各故障分量的相量關(guān)系分別與圖4（a）、（b）和圖8 相似，本文不再贅述。由于母線G有大電網(wǎng)的支持，電壓降落較小，所以ΔI1與UG的相位差小于90°，ΔI1位于第四象限。由圖5（b）可知，ΔIG2=-ΔI1，ΔIG1=-ΔIF3，ΔIG3=-(ΔIG1+ΔIG2)。根據(jù)上述對ΔIG1—ΔIG3的分析可得到母線G上的故障電壓分量、故障電流分量的相位關(guān)系如圖9所示。

圖9 點f4 處發(fā)生故障時母線G上的故障分量相位關(guān)系Fig.9 Phase relation among fault components on Bus G under fault at Point f4

基于上述分析得到的各故障分量之間的相位關(guān)系，可在不同位置發(fā)生故障時，得到1 條母線的所有分支饋線上的正序故障電流分量之間的相位關(guān)系。當(dāng)微電網(wǎng)正常工作時，任意2 條饋線上的電流分量相位差在（0°，90°）范圍內(nèi)；當(dāng)微電網(wǎng)發(fā)生故障時，故障電流與正常電流的相位差在（90°，180°）范圍內(nèi)。假設(shè)母線A有3 條饋線A1—A3。當(dāng)A3發(fā)生故障時，首先提取3 條饋線上的故障電流分量ΔIA1—ΔIA3的相位并轉(zhuǎn)換至（-180°，180°）范圍內(nèi)，然后根據(jù)式（6），判斷饋線上的故障電流分量的相位差。

3 微電網(wǎng)保護(hù)方案

3.1 微電網(wǎng)保護(hù)系統(tǒng)構(gòu)架

本文提出的微電網(wǎng)保護(hù)系統(tǒng)采用集中-分布式保護(hù)方案，單元保護(hù)模塊（unit protection）分布在母線節(jié)點處測量各饋線上的電流信息。微電網(wǎng)保護(hù)系統(tǒng)配置圖如附錄A圖A1所示。

與傳統(tǒng)的單元保護(hù)模塊中各條饋線上都需要裝設(shè)量測裝置相比，本文所提出的保護(hù)方法僅需要在并網(wǎng)母線處安裝1 個電壓互感器，不需要在每個節(jié)點處安裝電壓互感器，可以降低一定的成本。單元保護(hù)模塊從并網(wǎng)母線處獲取電流信息，提取正序故障電流分量。一旦微電網(wǎng)并網(wǎng)母線處發(fā)生電壓跌落，則將信息傳遞給單元保護(hù)模塊，啟動故障線路判斷，定位故障饋線。2 個相鄰的單元保護(hù)模塊之間可通過通信聯(lián)絡(luò)線傳遞保護(hù)信息。跳閘信號觸發(fā)模塊如附錄A圖A2所示。

3.2 故障區(qū)段定位方法

故障區(qū)段判定依據(jù)為母線上電壓發(fā)生跌落且跌落值超過原電壓值的10%，當(dāng)滿足故障線路判定依據(jù)時，啟動故障判定。故障判斷流程如圖10所示。

圖10 故障區(qū)段判斷流程圖Fig.10 Flowchart of fault section diagnosis

首先提取母線對應(yīng)饋線上的故障電流分量相位，轉(zhuǎn)換到-180°～180°之間，將被檢測饋線的故障電流分量ΔIY與該饋線所在母線上其他線路的故障電流分量ΔIYn，代入式（7）計算兩者的相位差α。

|α|=|arg ΔIY-arg ΔIYn| （7）

如果式（7）的計算結(jié)果都在（90°，180°）范圍內(nèi)，則被檢測饋線發(fā)生故障，故障狀態(tài)判據(jù)輸出為-1；否則，被檢測饋線未發(fā)生故障，故障狀態(tài)判據(jù)輸出為1。啟動判據(jù)后，開始同時檢測母線上所有饋線的出線方向是否發(fā)生故障。若存在故障線路，則發(fā)出跳閘信號，同時向?qū)?cè)發(fā)出跳閘信號，若發(fā)出信號的同時收到對側(cè)發(fā)來的跳閘信號，則直接跳閘，否則不跳。

4 仿真驗證

在電磁暫態(tài)仿真軟件PSCAD／EMTDC 中構(gòu)建微電網(wǎng)模型，模型圖見附錄A 圖A3。微電網(wǎng)二次側(cè)電壓等級為10 kV，各饋線長度為500 m，單位長度線路的正序電阻、正序感抗、零序電阻、零序感抗分別為0.64、0.12、2.00、0.4 Ω／km，負(fù)載為0.4 MW。設(shè)置1 s時發(fā)生三相接地故障。

當(dāng)故障電阻分別為0.01、0.1、1 Ω 時，分布式電源輸出的電流相位與無功電流如圖11 所示。圖中，無功電流為標(biāo)幺值。由圖可見：在故障發(fā)生時刻，分布式電源輸出的無功電流由0 開始迅速增大，到2 s時故障結(jié)束，無功電流又恢復(fù)至0；在無功電流增加的同時，分布式電源的輸出電流相位也隨之變大。

圖11 故障電阻變化時分布式電源輸出的無功電流和電流相位Fig.11 Reactive current and current phase of DG when fault resistance changes

在點f1處發(fā)生故障時，仿真結(jié)果如圖12 所示。由圖可見：饋線E2的故障電流分量相位與饋線E3、E1的故障電流分量相位相反；故障饋線為E2、F1、M1，健康饋線為E1、E3、F2、F3、M2、M3，故障線路與健康饋線的故障電流分量相位差在90°～180°之間，健康饋線兩兩之間的故障電流分量相位差在0°～90°之間。

圖12 點f1 處發(fā)生故障時的仿真結(jié)果Fig.12 Simulative results under fault at Point f1

在點f2處發(fā)生故障時，仿真結(jié)果如附錄A 圖A4所示。由圖可見：饋線F2的故障電流分量相位與饋線F1、F3的故障電流分量相位相反；故障饋線為E2、F2、G1、M1，健康饋線為E1、E3、F1、F3、M2、M3、G2、G3，故障線路與健康饋線的故障電流分量相位差在90°～180°之間，健康饋線兩兩之間的故障電流分量相位差在0°～90°之間。

在點f3處發(fā)生故障時，仿真結(jié)果如附錄A 圖A5所示。由圖可見：饋線F3的故障電流分量相位與饋線F1、F2的故障電流分量相位相反；故障饋線為E2、F3、M1，健康饋線為E1、E3、F2、F1、M2、M3，故障線路與健康饋線的故障電流分量相位差在90°～180°之間，健康饋線兩兩之間的故障電流分量相位差在0°～90°之間。

在點f4處發(fā)生故障時，仿真結(jié)果如附錄A 圖A6所示。由圖可見：饋線G3的故障電流分量相位與饋線G1、G2的故障電流分量相位相反；故障饋線為E2、F3、G3、M1，健康饋線為E1、E3、F2、F1、M2、M3、G1、G2，故障線路與健康饋線的故障電流分量相位差在90°～180°之間，健康饋線兩兩之間的故障電流分量相位差在0°～90°之間。

附錄A 表A1 為仿真結(jié)果匯總。經(jīng)過實驗驗證，在低阻故障以及高阻故障時，本文所提方法都能夠有效地在微電網(wǎng)并網(wǎng)時，確定內(nèi)部的故障區(qū)段，并定位故障區(qū)間。

在故障電阻為0.1 Ω 的條件下，對點f4處發(fā)生單相接地故障和兩相短路故障進(jìn)行分析，測量母線F處各饋線正序電流之間的差值，進(jìn)一步證明本文判據(jù)的正確性。當(dāng)f4處發(fā)生故障時，母線F處故障線路為F3，健康線路為F1、F2。正序故障附加網(wǎng)絡(luò)如圖5（b）所示，微電網(wǎng)簡化模型如附錄A圖A7所示。

當(dāng)點f4處發(fā)生單相接地故障時，母線F上故障分量相位關(guān)系如圖13 所示。由圖可見：當(dāng)f4處發(fā)生單相接地故障時，故障線路F3與健康線路F1、F2的故障電流分量相位差在90°～180°之間；2 條健康線路F1、F2的故障電流分量相角差在0°～90°之間。

圖13 點f4 處發(fā)生單相接地故障時，母線F上的故障分量相位關(guān)系Fig.13 Phase relation among fault components on Bus F under single-phase grounding fault at Point f4

當(dāng)點f4處發(fā)生兩相短路故障時，母線F上故障分量相位關(guān)系如附錄A 圖A8 所示。由圖可見：當(dāng)f4處發(fā)生兩相短路故障時，故障線路F3與健康線路F1、F2的故障電流分量相位差在90°～180°之間；2 條健康線路F1、F2的故障電流分量相角差在0°～90°之間。

由圖13 和圖A8 可得，當(dāng)發(fā)生單相接地故障和雙相短路故障時，不同饋線正序電流的故障電流分量相位差仍滿足故障判斷條件。因此本文方法適用于不同故障類型。

5 結(jié)論

本文分析了光伏低電壓穿越時的故障電流相位特征，提出了一種基于電流測量信息的就地化保護(hù)方法。該方法利用不同饋線正序電流故障分量相位差進(jìn)行比較，從而判別故障方向。本文中通過不同母線處3 條饋線上的正序電流進(jìn)行相位比較，確定故障方向。最后在PSCAD／EMTDC 中構(gòu)建包含低電壓穿越功能的光伏仿真模型，并對微電網(wǎng)內(nèi)部故障進(jìn)行仿真驗證。仿真結(jié)果驗證了故障特征分析的正確性以及保護(hù)方案的可行性。

附錄見本刊網(wǎng)絡(luò)版（http：//www.epae.cn）。