基于測量阻抗變化的含IIDG配電網(wǎng)保護研究

周石金，何晉，曹魯成, 李珂，楊凡

(云南民族大學 電氣信息工程學院, 昆明 650000)

0 引 言

由于國家能源轉(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變流器接入中壓或低壓配電網(wǎng)[1]，此類電源可簡稱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)電源共同向負荷供電，使得系統(tǒng)的潮流方向由單向變?yōu)槎嘞騕3-4]。當IIDG并入的配電網(wǎng)發(fā)生故障時，由于變流器的限流控制，故障電流不會大于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)三段式保護會失效[9-10],因此，研究含IIDG配電網(wǎng)的保護已成為新能源發(fā)電的重要研究方向。

國內(nèi)外對于含IIDG配電網(wǎng)的保護做了一定的研究[11-19]，文獻[11]提出如果故障發(fā)生立即將DG從配電網(wǎng)切除，與我國DG并網(wǎng)技術(shù)標準不符[12],中低壓配電網(wǎng)的分布式電源在發(fā)生故障時應具備良好的故障穿越能力。文獻[13]利用故障分量網(wǎng)絡,對分布式電源背側(cè)等效阻抗進行計算,通過比較正序電流相位差來斷定故障是否發(fā)生。文獻[14]含IIDG配電網(wǎng)的保護考慮了控制策略，但其功率和控制參數(shù)需通過報文獲取，對保護裝置通信要求較高，傳輸速度較慢，保護速動性降低，增加保護成本。文獻[15]的保護方法以正序電流分量為依據(jù)，該方法對線路信息是否同步的要求不高，但存在的故障誤差將嚴重影響保護的可靠性。文獻[16]以電流差動保護相同的原理，提出了可用在有源配電網(wǎng)的正序阻抗縱聯(lián)保護方案。文獻[17]以數(shù)字繼電器和相量測量單元構(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。文獻[18]通過構(gòu)造配電網(wǎng)自適應主保護和后備保護判據(jù)，提出了一種新的自適應保護策略，但故障時IIDG的出力是隨機的。文獻[19]利用故障時線路的正序電壓、電流分量的相位差來實現(xiàn)故障定位。這些方法為研究IIDG并入配電網(wǎng)的保護提供了新思路，但是由于IIDG故障特性的復雜性以及對配電網(wǎng)的影響，上述保護方法的可靠性以及功能的完善、實現(xiàn)還需進一步的研究。

文中以利用新能源供電的IIDG為分析對象，計及文獻[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，提出了一種通過采用故障前后線路兩端測量阻抗幅值的差值變化和線路兩端測量電流相角差變化為判據(jù)的含IIDG配電網(wǎng)保護方案，該方案能夠有效的識別配電網(wǎng)的區(qū)內(nèi)外故障，實現(xiàn)保護的正確動作。通過PSCAD/EMTDC算例仿真對方案的有效性進行了驗證。

1 配電網(wǎng)故障時特征分析

圖1為并網(wǎng)狀態(tài)下含IIDG的典型輻射狀配電網(wǎng)簡化結(jié)構(gòu)圖，IIDG1、IIDG2分別從N、E母線并入配電網(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，Load1、Load2表示負荷，f1表示故障點。

1.1 故障區(qū)間M、N線路兩端測量阻抗幅值和電流相角特征分析

正常運行情況下，系統(tǒng)中的潮流分為以下2種運行方式：

方式1：線路末端Load1的負荷需求小于IIDG1提供的電能，則IIDG1可以向上游配電網(wǎng)提供電能，此時線路MN的潮流方向為母線N到M;

方式2：線路末端Load1的負荷需求大于IIDG1提供的電能，則上游配電網(wǎng)需向線路末端Load1提供電能，此時線路MN的潮流方向為母線M到N。

1.1.1 方式1

(1)

(2)

母線M側(cè)電壓受故障點位置的影響，分為以下2種極端情況[20]:

當f1在線路首端時，M側(cè)電壓會大幅跌落，如式(3)所示：

(3)

當f1在線路末端時，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)

定義故障前后母線上測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M側(cè)的電流相角差為：

(12)

由于負載阻抗顯著大于故障點f1的過渡阻抗，則M側(cè)的電流為由母線M流向故障點，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€N流向故障點，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線路兩端測量阻抗幅值和電流相角特征分析

正常運行情況下，系統(tǒng)中的潮流同樣分2種運行方式：

方式1：線路末端Load2的負荷需求小于IIDG2提供的電能，則IIDG2可以向上游配電網(wǎng)提供電能，此時線路ME的潮流方向為母線E到M；

方式2：線路末端Load2的負荷需求大于IIDG2提供的電能，則上游配電網(wǎng)需向線路末端Load2提供電能，此時線路ME的潮流方向為母線M到E。

1.2.1 方式1

(18)

故障發(fā)生后流入線路ME的電流僅由IIDG2提供，由于變流器的限流控制，短路電流不會超過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f1在線路末端時，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)生后電流方向為ES、IIDG流向故障點f1，流過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)的測量阻抗幅值的差值|ΔZM|、|ΔZN|不確定，故障發(fā)生后電流方向為ES、IIDG流向故障點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 基于測量阻抗變化的含IIDG配電網(wǎng)保護方案

2.1 保護判據(jù)

當故障f1發(fā)生在線路MN內(nèi)部時，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，測量阻抗幅值的差值才會都顯著上升，同時測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，測量阻抗幅值的差值會出現(xiàn)多種情況，測量電流相角的差值均為0°左右或180°左右。

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

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

(2)判據(jù)2：故障區(qū)間線路兩側(cè)測量電流相角的差值為ΔφM=180°、ΔφN=0°左右或者ΔφM=0°、ΔφN=180°左右?？紤]實際受保護裝置自身的誤差影響，減少保護裝置誤動的概率以及為了增加保護的靈敏性，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)單一運用電壓或者電流的變化作為保護判據(jù)相比，以測量阻抗幅值和電流相角的變化作為保護判據(jù)，其靈敏性和可靠性會更高。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題，將其作為保護裝置的啟動判據(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)的有益補充。基于測量阻抗變化的含IIDG配電網(wǎng)保護流程如圖2所示。

圖2 基于測量阻抗變化的含IIDG配電網(wǎng)保護流程

過程簡述如下：

(1)檢測線路兩端阻抗幅值變化，若判據(jù)1滿足，則判定該區(qū)域為疑似故障區(qū)域，啟動電流相角差檢測元件；

(2)檢測疑似故障區(qū)域線路兩端電流相角變化，若判據(jù)2滿足，則斷定其為故障線路；

(3)斷路器動作，切除故障線路。

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；實際工程中風能、光伏等電源接入的配電網(wǎng)線路較短，對地電容可不考慮，輸電線路用等效的PI電路[22]，線路長度：LP=2 km、L1=5 km、L2=1 km、L3=4 km，其單位長度阻抗Z=(0.58+j0.84)Ω/km；末端負荷大小分別為：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，f2為區(qū)間MN外的故障點，將線路的中點設(shè)置為故障點，系統(tǒng)穩(wěn)定運行后的0.4 s時發(fā)生故障,故障時間為0.1 s，設(shè)定閥值Zset為0.5倍故障前的測量阻抗，既Zset=75 Ω[20]。分別對4種故障類型：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仿真軟件中進行仿真，以驗證基于測量阻抗變化的含IIDG配電網(wǎng)保護的有效性和可靠性。在工程實際中常發(fā)生的短路故障類型為單相接地，限于文章的篇幅，文中僅給出第一種故障類型的仿真與分析，仿真時母線M、N兩端測量阻抗幅值和電流相角變化量是采樣后一時刻值減去采樣前一時刻值的差值，如圖4、圖5所示。

圖4 f1點金屬性故障仿真結(jié)果

圖5 f2點金屬性故障仿真結(jié)果

3.3 金屬性短路故障仿真結(jié)果分析

對圖4、圖5阻抗幅值和電流相角變化情況匯總，見表2。

由圖4、圖5和表2得出的結(jié)論如下：

(1)故障發(fā)生在保護區(qū)MN內(nèi)時，母線M、N上測量阻抗幅值的差值在故障后會急劇上升，并超過閥值Zset=75 Ω滿足判據(jù)1，同時電流相角差滿足判據(jù)2，兩端保護裝置動作；

(2)故障發(fā)生在保護區(qū)MN外時，母線M、N上測量阻抗幅值的差值在故障后會急劇上升，滿足判據(jù)1，但是電流相角差不滿足判據(jù)2，兩端保護裝置不動作。

綜上分析可知，只有當故障發(fā)生在保護區(qū)時，保護方案的2個判據(jù)才能都滿足，保護裝置才動作。

表2 A相故障時阻抗幅值和電流相角變化

4 結(jié)束語

文章利用含IIDG配電網(wǎng)故障前后線路兩端測量阻抗幅值的差值急劇上升和線路兩端測量電流相角差變化作為保護判據(jù)，克服了因電流變化不明顯使得傳統(tǒng)單一電流保護會拒動的情況，含IIDG配電網(wǎng)保護動作的靈敏度得以提高。同時相較于差動保護，電流相角差判據(jù)有一定的變化范圍，不需要高精度的測量數(shù)據(jù)。通過在PSCAD/EMTDC仿真軟件上對含IIDG配電網(wǎng)不同點故障時的線路兩端測量阻抗幅值的差值變化，以及線路兩端測量電流相角差變化的仿真計算，驗證了基于測量阻抗變化的含IIDG配電網(wǎng)保護的有效性和可靠性。在后期，會對含過渡電阻的保護進行研究，提出更高可靠性的含IIDG配電網(wǎng)保護方案。