一座分布式光伏電站連續(xù)兩次全停事件的波形分析

原敬磊，韓衛(wèi)恒，程 強(qiáng)

（國(guó)網(wǎng)山西省電力公司調(diào)度控制中心，山西 太原 030021）

0 引言

近年來(lái)，隨著大規(guī)模新能源電站的接入，對(duì)電網(wǎng)的消納、保護(hù)要求、頻率特性等帶來(lái)新的挑戰(zhàn)。在新能源消納方面，主要考慮新能源發(fā)電與負(fù)荷特性、火電供熱機(jī)組、輸送斷面等存在的矛盾，目前主要從調(diào)峰、現(xiàn)貨輔助服務(wù)市場(chǎng)、儲(chǔ)能等方面切入；在保護(hù)要求方面，新能源的接入使得接入的負(fù)荷終端站成為電源側(cè)，對(duì)備自投裝置、重合閘等有一定影響；同時(shí)由于低壓新能源風(fēng)電、光伏電站均引入接地變或中阻柜接地，即引入低壓系統(tǒng)的零序保護(hù)，使小電流接地系統(tǒng)變得復(fù)雜。

1 分布式光伏電站主接線(xiàn)

分布式新能源電站一般通過(guò)110 kV線(xiàn)路或35 kV線(xiàn)路接入電網(wǎng)系統(tǒng)，也有較大規(guī)模新能源電站通過(guò)220 kV線(xiàn)路接入電網(wǎng)。近年來(lái)，隨著分布式新能源的大力發(fā)展，尤其是百萬(wàn)光伏項(xiàng)目的投入，使新能源接入電網(wǎng)的結(jié)構(gòu)有了變化，一般通過(guò)光伏匯集站并入電網(wǎng)[1]。

圖1 35 kV寶橋雙回線(xiàn)及兩側(cè)主接線(xiàn)圖

220 kV橋頭站為2017年投入的一座百萬(wàn)光伏電站匯集站，其110 kV出線(xiàn)與35 kV出線(xiàn)均為光伏電站。35 kV饋線(xiàn)有電纜線(xiàn)路，按照配置要求[2]，35 kV母線(xiàn)接有接地變，用以當(dāng)發(fā)生單相接地故障時(shí)，提供故障電流使零序過(guò)流保護(hù)動(dòng)作快速切除故障。其接線(xiàn)形式如圖1所示。

2 光伏電站保護(hù)配置

220 kV橋頭站2號(hào)主變正常配置差動(dòng)及后備保護(hù)，35 kV母線(xiàn)配置母差保護(hù)，35 kV出線(xiàn)均配置縱聯(lián)差動(dòng)保護(hù)及過(guò)流、零序過(guò)流保護(hù)；寶升光伏電站配置35 kV母差保護(hù)，出線(xiàn)配置縱聯(lián)差動(dòng)保護(hù)及過(guò)流、零序過(guò)流保護(hù)；集電線(xiàn)配置過(guò)流保護(hù)及零序過(guò)流保護(hù)；符合設(shè)計(jì)規(guī)定要求[3-4]。35 kV寶橋I、II線(xiàn)兩側(cè)定值如表1所示。

表1 35 kV寶橋I、II線(xiàn)兩側(cè)定值描述

3 分布式光伏電站35 kV出線(xiàn)發(fā)生單相接地故障時(shí)的波形分析

3.1 事件描述

2018年4月7日4時(shí)38分，橋頭站35 kV寶橋I線(xiàn)321開(kāi)關(guān)、寶橋II線(xiàn)322開(kāi)關(guān)跳閘，均為零序I段過(guò)流保護(hù)動(dòng)作，寶升光伏電站417、418開(kāi)關(guān)未跳閘，經(jīng)查，故障點(diǎn)為寶橋I線(xiàn)橋頭站外B相電纜擊穿，位置如圖1中k1點(diǎn)所示。8月22日6時(shí)58分，橋頭站35 kV寶橋I線(xiàn)321開(kāi)關(guān)、寶橋II線(xiàn)322開(kāi)關(guān)跳閘，也均為零序I段保護(hù)動(dòng)作，寶升光伏電站417、418開(kāi)關(guān)未跳閘，經(jīng)查，故障點(diǎn)為寶橋II線(xiàn)寶升光伏電站外A相電纜頭爆，位置如圖1中k2點(diǎn)所示。2次全停事件均為其中一條線(xiàn)路單相接地故障，雙回線(xiàn)路系統(tǒng)側(cè)零序I段過(guò)流保護(hù)動(dòng)作，差動(dòng)保護(hù)正常投入且均未動(dòng)作，為此調(diào)取線(xiàn)路兩次故障波形并對(duì)其進(jìn)行序量分析[5-6]。

3.2 事件過(guò)程分析

3.2.1 4月7日寶升光伏電站全停事件相關(guān)波形分析

4月7日寶升光伏電站全停事件相關(guān)波形見(jiàn)圖2—圖5， 2號(hào)主變低壓側(cè)B相序量分析見(jiàn)圖6，2號(hào)主變高壓側(cè)B相序量分析見(jiàn)圖7。

圖2中，橋頭站寶橋I線(xiàn)321開(kāi)關(guān)B相故障電流340 A，零序電流315 A，達(dá)到零序I段過(guò)流保護(hù)定值，350 ms左右故障電流消失，即321開(kāi)關(guān)零序I段過(guò)流保護(hù)動(dòng)作，321開(kāi)關(guān)跳閘；圖3中，橋頭站寶橋II線(xiàn)322開(kāi)關(guān)B相故障電流330 A，零序電流283 A，達(dá)到零序I段過(guò)流保護(hù)定值，且圖3中故障電流出現(xiàn)之前B相電壓已降低，結(jié)合圖4寶升光伏電站故障錄波器波形圖及查線(xiàn)結(jié)果判斷如下。

a） 35 kV寶橋I線(xiàn)橋頭側(cè)（圖1中k1點(diǎn)） 發(fā)生永久性接地故障，橋頭站321開(kāi)關(guān)零序I段動(dòng)作跳閘（故障相電流340 A，零序電流315 A；故障相正序電流119 A，負(fù)序電流118 A，零序電流106 A）；321開(kāi)關(guān)跳閘后，故障電流通過(guò)寶橋II線(xiàn)、寶升站35 kV母線(xiàn)、寶橋I線(xiàn)417開(kāi)關(guān)流向故障點(diǎn)，橋頭站寶橋II線(xiàn)322開(kāi)關(guān)零序I段保護(hù)動(dòng)作跳閘切除故障（故障相電流350 A，零序電流 280 A）。

b） 寶橋I線(xiàn)橋頭側(cè)321開(kāi)關(guān)跳閘后，B相故障電流通過(guò)寶橋II線(xiàn)流向接地點(diǎn)，寶橋I線(xiàn)A、C相電容電流無(wú)通路，故圖4中350 ms以后417開(kāi)關(guān)A、C相無(wú)電流；寶橋II線(xiàn)兩側(cè)均有接地變，且開(kāi)關(guān)均在運(yùn)行狀態(tài)，故A、C相仍存在電容電流。此次故障中B相故障電流及兩側(cè)電流矢量和未達(dá)到差動(dòng)保護(hù)定值（700 A），差動(dòng)保護(hù)不動(dòng)作正確；寶升站零序I段動(dòng)作時(shí)間為0.4 s，橋頭站動(dòng)作時(shí)限0.3 s，且橋頭站均在0.35 s左右隔離故障，寶升站當(dāng)時(shí)無(wú)電源，故417、418開(kāi)關(guān)保護(hù)不動(dòng)作正確。

圖2 橋頭站35 kV寶橋I線(xiàn)321開(kāi)關(guān)保護(hù)裝置波形圖

圖3 橋頭站35 kV寶橋II線(xiàn)322開(kāi)關(guān)保護(hù)裝置波形圖

圖4 寶升光伏電站故障錄波器寶橋I線(xiàn)、II線(xiàn)波形圖

圖5 橋頭站2號(hào)主變高低壓側(cè)向量圖

由圖5—圖7中橋頭站2號(hào)主變高低壓側(cè)波形圖及故障相序量分析圖看出：35 kV系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障，橋頭站2號(hào)主變高低壓側(cè)故障電流有傳變關(guān)系，即此次故障電流中的正序（122 A）、負(fù)序分量（122 A） 是由2號(hào)主變高壓側(cè)傳變過(guò)來(lái)；低壓側(cè)零序電流通過(guò)接地變形成回路。

圖6 2號(hào)主變低壓側(cè)B相序量分析圖（CT變比2 500/1）

圖7 2號(hào)主變高壓側(cè)B相序量分析圖

3.2.2 8月22日寶升光伏電站全停事件相關(guān)波形分析

8月22日寶升光伏電站全停事件相關(guān)波形見(jiàn)圖8、圖11、圖14，橋頭站35 kV寶橋II線(xiàn)322開(kāi)關(guān)A相序量分析見(jiàn)圖9，寶升光伏電站寶橋II線(xiàn)418開(kāi)關(guān)A相序量分析見(jiàn)圖10，寶橋I線(xiàn)主站側(cè)321開(kāi)關(guān)A相序量分析見(jiàn)圖12，寶橋I線(xiàn)光伏側(cè)417開(kāi)關(guān)A相序量分析見(jiàn)圖13，橋頭站2號(hào)主變高低壓側(cè)故障前后序量分析比較見(jiàn)圖15。

圖8 橋頭站35 kV寶橋II線(xiàn)322開(kāi)關(guān)波形圖

圖9 橋頭站35 kV寶橋II線(xiàn)322開(kāi)關(guān)A相序量分析圖

圖10 寶升光伏電站寶橋II線(xiàn)418開(kāi)關(guān)A相序量分析圖

從圖8、圖11看出：寶橋II線(xiàn)k2點(diǎn)發(fā)生A相接地故障后，橋頭站321、322開(kāi)關(guān)均有零序電流，第一次故障為瞬時(shí)故障，零序電流大于零序過(guò)流Ⅰ段定值，但是不滿(mǎn)足差動(dòng)動(dòng)作電流定值，故障只持續(xù)了162 ms，不滿(mǎn)足300 ms零序過(guò)流Ⅰ段時(shí)限，保護(hù)正確不動(dòng)作；第二次發(fā)生永久性接地故障，零序電流有效值約為159 A，大于零序保護(hù)過(guò)流Ⅰ段定值60 A，經(jīng)零序過(guò)流Ⅰ段時(shí)間0.3 s，零序過(guò)流Ⅰ段保護(hù)正確動(dòng)作，且故障電流疊加后不滿(mǎn)足差動(dòng)動(dòng)作電流定值，差動(dòng)保護(hù)正確不動(dòng)作。

圖11 寶橋I線(xiàn)主站側(cè)321開(kāi)關(guān)波形圖

從圖9、圖10、圖12、圖13中第二次故障的序量分析圖看出：寶橋II線(xiàn)k2點(diǎn)發(fā)生A相接地故障后，故障電流中除零序分量外，還有正序、負(fù)序分量，其方向與零序分量基本一致；通過(guò)序量圖的象限關(guān)系看故障電流方向：橋頭側(cè)322開(kāi)關(guān)通過(guò)寶橋II線(xiàn)流向故障點(diǎn)（故障相電流143 A），寶橋I線(xiàn)通過(guò)寶升側(cè)35 kV母線(xiàn)及418開(kāi)關(guān)流向故障點(diǎn)（寶升側(cè)寶橋II線(xiàn)418開(kāi)關(guān)故障相電流179 A，通過(guò)寶橋I線(xiàn)故障電流143 A，疊加集電線(xiàn)少量正負(fù)序及寶升側(cè)接地變后為179 A）。

圖12 寶橋I線(xiàn)主站側(cè)321開(kāi)關(guān)A相序量分析圖

圖13 寶橋I線(xiàn)光伏側(cè)417開(kāi)關(guān)A相序量分析圖

圖14 橋頭站2號(hào)主變高低壓側(cè)電流波形圖

圖15 橋頭站2號(hào)主變高低壓側(cè)故障前后序量分析比較圖

通過(guò)圖14及圖15中橋頭站2號(hào)主變高低壓側(cè)電流波形的故障前后比對(duì)，發(fā)現(xiàn)橋頭站2號(hào)主變低壓側(cè)故障前，SVG發(fā)無(wú)功，故障后增加了方向基本一致的正序（92 A）、負(fù)序電流（92 A），與通過(guò)寶橋I線(xiàn)、寶橋II線(xiàn)正負(fù)分量疊加后相對(duì)應(yīng)，即故障電流的正序、負(fù)序分量由2號(hào)主變傳變過(guò)來(lái)。

4 應(yīng)采取的措施

從2次故障發(fā)生時(shí)刻來(lái)看，都發(fā)生在晚上，即光伏電站相當(dāng)于負(fù)荷側(cè)，如故障發(fā)生時(shí)刻光伏電站處于發(fā)電狀態(tài)，故障相電流將會(huì)更大。

4.1 加裝單獨(dú)的零差保護(hù)

35 kV寶升光伏電站兩次全停事件，故障點(diǎn)分別位于線(xiàn)路兩側(cè)，故障較為典型，即近端故障時(shí)，單側(cè)零序電流為320 A，遠(yuǎn)端接地故障時(shí)，單側(cè)零序電流為140 A；只考慮接地點(diǎn)兩側(cè)同時(shí)接地的情況，兩側(cè)零序差動(dòng)電流矢量和最小為280 A，加之靈敏度的影響，可考慮單獨(dú)的零差保護(hù)定值設(shè)置為255 A，從而實(shí)現(xiàn)只切除故障線(xiàn)路，但須做好防誤措施。

4.2 降低縱差保護(hù)定值和降低接地電阻阻值

由于近端故障時(shí)，單側(cè)零序電流為320 A，故障相電流約350 A；遠(yuǎn)端接地故障時(shí)，單側(cè)零序電流為150 A，最大差流330 A；即故障相電流大于零序電流，縱聯(lián)差動(dòng)電流大于零差電流，所以選用縱聯(lián)差動(dòng)保護(hù)靈敏度更高。目前，縱差定值為700 A，主要考慮線(xiàn)路末端發(fā)生相間故障能可靠動(dòng)作，可以通過(guò)適當(dāng)降低縱差定值來(lái)切除單相接地故障。

寶升光伏電站額定容量為50 MW，最大額定電流為 Imax=S/（1.732×U） /2=50 000/（1.732×35） /2=412 A，統(tǒng)計(jì)實(shí)際運(yùn)行中最大電流397 A，按盡可能躲過(guò)負(fù)荷電流的原則，將縱差電流定值調(diào)整為410 A，如接地故障發(fā)生在白天，光伏側(cè)也為電源側(cè)，絕大部分單相接地故障時(shí)可實(shí)現(xiàn)有選擇性地切除故障，同時(shí)又不失靈敏性。

另外，故障相電流的大小與兩側(cè)接地變的接地電阻有關(guān)，目前橋頭站接地電阻為100 Ω，對(duì)應(yīng)近端故障電流350 A左右；寶升站接地電阻為218 Ω，對(duì)應(yīng)遠(yuǎn)端故障電流160 A左右，可通過(guò)適當(dāng)降低寶升站接地電阻阻值來(lái)提高單相接地故障時(shí)的故障電流，從而實(shí)現(xiàn)縱差定值既能躲過(guò)運(yùn)行中的最大額定電流，又能實(shí)現(xiàn)全長(zhǎng)范圍內(nèi)單相接地故障時(shí)可靠動(dòng)作，也不失其選擇性及靈敏性。

5 結(jié)束語(yǔ)

對(duì)于上述主變低壓側(cè)有接地變的系統(tǒng)，當(dāng)?shù)蛪簜?cè)發(fā)生單相接地時(shí)，主變高低壓側(cè)有正序、負(fù)序電流的傳變關(guān)系。新能源電站低壓側(cè)接地變的引入使常規(guī)低壓電網(wǎng)變得復(fù)雜，且單相接地故障發(fā)生率較相間故障率高，對(duì)繼電保護(hù)定值的整定帶來(lái)一定的影響。寶升光伏電站連續(xù)兩次全停事件保護(hù)動(dòng)作情況均正確，從故障發(fā)生時(shí)刻來(lái)看，兩次故障基本都發(fā)生在晚上，即光伏電站相當(dāng)于負(fù)荷側(cè)，如果故障發(fā)生時(shí)刻光伏電站處于發(fā)電狀態(tài)，故障相電流將會(huì)更大，采取的措施更能實(shí)現(xiàn)有選擇性地有效切除故障。