基于測量阻抗變化的含IIDG配電網保護研究

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。大多數分布式電源需要通過變流器接入中壓或低壓配電網[1]，此類電源可簡稱為逆變型分布式電源(IIDG)[2]。IIDG并入配電網后，由IIDG和系統電源共同向負荷供電，使得系統的潮流方向由單向變為多向[3-4]。當IIDG并入的配電網發生故障時，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]，傳統三段式保護會失效[9-10],因此，研究含IIDG配電網的保護已成為新能源發電的重要研究方向。

國內外對于含IIDG配電網的保護做了一定的研究[11-19]，文獻[11]提出如果故障發生立即將DG從配電網切除，與我國DG并網技術標準不符[12],中低壓配電網的分布式電源在發生故障時應具備良好的故障穿越能力。文獻[13]利用故障分量網絡,對分布式電源背側等效阻抗進行計算,通過比較正序電流相位差來斷定故障是否發生。文獻[14]含IIDG配電網的保護考慮了控制策略，但其功率和控制參數需通過報文獲取，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，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的正序阻抗縱聯保護方案。文獻[17]以數字繼電器和相量測量單元構成數字通信系統，從而提出了基于正序分量的新保護。文獻[18]通過構造配電網自適應主保護和后備保護判據，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故障定位。這些方法為研究IIDG并入配電網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的影響，上述保護方法的可靠性以及功能的完善、實現還需進一步的研究。

文中以利用新能源供電的IIDG為分析對象，計及文獻[12]并網技術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的含IIDG配電網保護方案，該方案能夠有效的識別配電網的區內外故障，實現保護的正確動作。通過PSCAD/EMTDC算例仿真對方案的有效性進行了驗證。

1 配電網故障時特征分析

圖1為并網狀態下含IIDG的典型輻射狀配電網簡化結構圖，IIDG1、IIDG2分別從N、E母線并入配電網。

圖1 含IIDG的典型輻射狀配電網結構圖

其中，ES表示系統電源，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側電壓會大幅跌落，如式(3)所示：

(3)

當f1在線路末端時，M側電壓基本保持不變，如式(4)所示：

(4)

由于M側與配電網相連，故障后故障電流將會急劇增大，故障前后電流關系為：

(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側電流相角的差值為：

ΔφM≈180°

(14)

故障前后N側的電流方向不變[21]，因此故障前后N側電流相角的差值為：

ΔφN≈0°

(15)

1.1.2 方式2

M、N側電壓、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側測量阻抗幅值的差值如式(11)，M側的電流方向不變，而N側的電流將反向變為由母線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，由于配電網的支撐M、E側電壓基本保持不變，如式(22)所示，故障前后電流關系如式(19)：

(22)

可得：

(23)

故障發生后電流方向為ES、IIDG流向故障點f1，流過M、E側的電流方向都不變，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側的測量阻抗幅值的差值|ΔZM|、|ΔZN|不確定，故障發生后電流方向為ES、IIDG流向故障點f1，M、E側的電流方向都反向，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配電網保護方案

2.1 保護判據

當故障f1發生在線路MN內部時，分析了故障區間M、N以及非故障區間M、E兩側的測量阻抗幅值和電流相角差變化，總結如表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。而非故障區間M、E，測量阻抗幅值的差值會出現多種情況，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配電網保護判據可以簡化描述：

(1)判據1：故障區間線路兩側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整);

(2)判據2：故障區間線路兩側測量電流相角的差值為ΔφM=180°、ΔφN=0°左右或者ΔφM=0°、ΔφN=180°左右。考慮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果，與傳統單一運用電壓或者電流的變化作為保護判據相比，以測量阻抗幅值和電流相角的變化作為保護判據，其靈敏性和可靠性會更高。阻抗幅值判據可以解決故障后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；電流相角差判據可以清晰的判定區內外故障，是阻抗幅值判據的有益補充。基于測量阻抗變化的含IIDG配電網保護流程如圖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1滿足，則判定該區域為疑似故障區域，啟動電流相角差檢測元件；

(2)檢測疑似故障區域線路兩端電流相角變化，若判據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 配電網仿真與分析

3.1 仿真系統與參數

10 kV配電網系統結構圖如圖3所示。圖3中，ES為無窮大系統，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 配電網系統結構圖

3.2 金屬性短路故障仿真結果

f1為區間MN內的故障點，f2為區間MN外的故障點，將線路的中點設置為故障點，系統穩定運行后的0.4 s時發生故障,故障時間為0.1 s，設定閥值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配電網保護的有效性和可靠性。在工程實際中常發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果

圖5 f2點金屬性故障仿真結果

3.3 金屬性短路故障仿真結果分析

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得出的結論如下：

(1)故障發生在保護區MN內時，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1，同時電流相角差滿足判據2，兩端保護裝置動作；

(2)故障發生在保護區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1，但是電流相角差不滿足判據2，兩端保護裝置不動作。

綜上分析可知，只有當故障發生在保護區時，保護方案的2個判據才能都滿足，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 結束語

文章利用含IIDG配電網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，克服了因電流變化不明顯使得傳統單一電流保護會拒動的情況，含IIDG配電網保護動作的靈敏度得以提高。同時相較于差動保護，電流相角差判據有一定的變化范圍，不需要高精度的測量數據。通過在PSCAD/EMTDC仿真軟件上對含IIDG配電網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配電網保護方案。