基于测量阻抗变化的含IIDG配电网保护研究
时间：2023-02-16 14:55:05 来源：柠檬阅读网 本文已影响 人 
周石金，何晋，曹鲁成, 李珂，杨凡
(云南民族大学 电气信息工程学院, 昆明 650000)
由于国家能源转型政策的扶持，以新能源为主的分布式电源大量并入配电网。大多数分布式电源需要通过变流器接入中压或低压配电网[1]，此类电源可简称为逆变型分布式电源(IIDG)[2]。IIDG并入配电网后，由IIDG和系统电源共同向负荷供电，使得系统的潮流方向由单向变为多向[3-4]。当IIDG并入的配电网发生故障时，由于变流器的限流控制，故障电流不会大于2倍的额定电流[5],且IIDG的故障特性随控制策略而变[6-8]，传统三段式保护会失效[9-10],因此，研究含IIDG配电网的保护已成为新能源发电的重要研究方向。
国内外对于含IIDG配电网的保护做了一定的研究[11-19]，文献[11]提出如果故障发生立即将DG从配电网切除，与我国DG并网技术标准不符[12],中低压配电网的分布式电源在发生故障时应具备良好的故障穿越能力。文献[13]利用故障分量网络,对分布式电源背侧等效阻抗进行计算,通过比较正序电流相位差来断定故障是否发生。文献[14]含IIDG配电网的保护考虑了控制策略，但其功率和控制参数需通过报文获取，对保护装置通信要求较高，传输速度较慢，保护速动性降低，增加保护成本。文献[15]的保护方法以正序电流分量为依据，该方法对线路信息是否同步的要求不高，但存在的故障误差将严重影响保护的可靠性。文献[16]以电流差动保护相同的原理，提出了可用在有源配电网的正序阻抗纵联保护方案。文献[17]以数字继电器和相量测量单元构成数字通信系统，从而提出了基于正序分量的新保护。文献[18]通过构造配电网自适应主保护和后备保护判据，提出了一种新的自适应保护策略，但故障时IIDG的出力是随机的。文献[19]利用故障时线路的正序电压、电流分量的相位差来实现故障定位。这些方法为研究IIDG并入配电网的保护提供了新思路，但是由于IIDG故障特性的复杂性以及对配电网的影响，上述保护方法的可靠性以及功能的完善、实现还需进一步的研究。
文中以利用新能源供电的IIDG为分析对象，计及文献[12]并网技术要求的分布式电源在低电压穿越和PQ控制策略下的故障特性，提出了一种通过采用故障前后线路两端测量阻抗幅值的差值变化和线路两端测量电流相角差变化为判据的含IIDG配电网保护方案，该方案能够有效的识别配电网的区内外故障，实现保护的正确动作。通过PSCAD/EMTDC算例仿真对方案的有效性进行了验证。
图1为并网状态下含IIDG的典型辐射状配电网简化结构图，IIDG1、IIDG2分别从N、E母线并入配电网。
图1 含IIDG的典型辐射状配电网结构图
其中，ES表示系统电源，T表示变压器，PCC、QF1、QF2、QF3、QF4表示断路器，M、N、E表示母线，Load1、Load2表示负荷，f1表示故障点。
1.1 故障区间M、N线路两端测量阻抗幅值和电流相角特征分析
正常运行情况下，系统中的潮流分为以下2种运行方式：
方式1：线路末端Load1的负荷需求小于IIDG1提供的电能，则IIDG1可以向上游配电网提供电能，此时线路MN的潮流方向为母线N到M;
方式2：线路末端Load1的负荷需求大于IIDG1提供的电能，则上游配电网需向线路末端Load1提供电能，此时线路MN的潮流方向为母线M到N。
1.1.1 方式1
(1)
(2)
母线M侧电压受故障点位置的影响，分为以下2种极端情况[20]:
当f1在线路首端时，M侧电压会大幅跌落，如式(3)所示：
(3)
当f1在线路末端时，M侧电压基本保持不变，如式(4)所示：
(4)
由于M侧与配电网相连，故障后故障电流将会急剧增大，故障前后电流关系为：
(5)
由式(1)～式(5)可知：
|Z1M|≪|ZM|
(6)
(7)
(8)
可得：
|Z1N|≪|ZN|
(9)
定义故障前后母线上测量阻抗幅值的差值为：
|ΔZ|=||Z|-|Z1||
(10)
式中|Z|为故障前的阻抗幅值；
|Z1|为故障后的阻抗幅值，由式(6)、式(9)可得：
(11)
故障前后母线M侧的电流相角差为：
(12)
由于负载阻抗显著大于故障点f1的过渡阻抗，则M侧的电流为由母线M流向故障点，方向反向,则：
(13)
将式(13)代入式(12)可得故障前后M侧电流相角的差值为：
ΔφM≈180°
(14)
故障前后N侧的电流方向不变[21]，因此故障前后N侧电流相角的差值为：
ΔφN≈0°
(15)
1.1.2 方式2
M、N侧电压、电流大小同方式1，如式(3)～式(5)、式(7)、式(8)所示，故障前后M、N侧测量阻抗幅值的差值如式(11)，M侧的电流方向不变，而N侧的电流将反向变为由母线N流向故障点，故障前后电流相角的差值为
ΔφM≈0°
(16)
ΔφN≈180°
(17)
1.2 非故障区间M、E线路两端测量阻抗幅值和电流相角特征分析
正常运行情况下，系统中的潮流同样分2种运行方式：
方式1：线路末端Load2的负荷需求小于IIDG2提供的电能，则IIDG2可以向上游配电网提供电能，此时线路ME的潮流方向为母线E到M；
方式2：线路末端Load2的负荷需求大于IIDG2提供的电能，则上游配电网需向线路末端Load2提供电能，此时线路ME的潮流方向为母线M到E。
1.2.1 方式1
(18)
故障发生后流入线路ME的电流仅由IIDG2提供，由于变流器的限流控制，短路电流不会超过2倍的额定电流，则故障前后电流关系为：
(19)
由式(18)、式(19)可得：
(20)
将式(20)代入式(10)可得：
(21)
当f1在线路末端时，由于配电网的支撑M、E侧电压基本保持不变，如式(22)所示，故障前后电流关系如式(19)：
(22)
可得：
(23)
故障发生后电流方向为ES、IIDG流向故障点f1，流过M、E侧的电流方向都不变，故障前后电流相角的差值为：
(24)
1.2.2 方式2
同1.2.1 方式1分析，故障前后电压关系，如式(18)、式(22)所示。故障后流入线路ME的电流仅由IIDG2提供，电流幅值较故障前的大小不定[21]，所以故障前后M、E侧的测量阻抗幅值的差值|ΔZM|、|ΔZN|不确定，故障发生后电流方向为ES、IIDG流向故障点f1，M、E侧的电流方向都反向，故障前后电流相角的差值为：
(25)
2.1 保护判据
当故障f1发生在线路MN内部时，分析了故障区间M、N以及非故障区间M、E两侧的测量阻抗幅值和电流相角差变化，总结如表1所示。
表1 故障前后阻抗幅值和电流相角差变化情况
由表1可知，无论潮流方向是方式1还是方式2，只有在故障区间M、N，测量阻抗幅值的差值才会都显著上升，同时测量电流相角的差值为ΔφM=180°、ΔφN=0°左右或者ΔφM=0°、ΔφN=180°左右。而非故障区间M、E，测量阻抗幅值的差值会出现多种情况，测量电流相角的差值均为0°左右或180°左右。
综上所述，基于测量阻抗变化的含IIDG配电网保护判据可以简化描述：
(1)判据1：故障区间线路两侧测量阻抗幅值的差值均会显著上升，并大于阀值Zset(取0.225 ～ 0.535倍故障前的测量阻抗，具体视实际运行进行调整);
(2)判据2：故障区间线路两侧测量电流相角的差值为ΔφM=180°、ΔφN=0°左右或者ΔφM=0°、ΔφN=180°左右。考虑实际受保护装置自身的误差影响，减少保护装置误动的概率以及为了增加保护的灵敏性，灵敏度闭锁角可选取φ=30°[21]。电流相角差判据为：
(26)
或
(27)
2.2 保护方案
阻抗是电压、电流两者共同作用的结果，与传统单一运用电压或者电流的变化作为保护判据相比，以测量阻抗幅值和电流相角的变化作为保护判据，其灵敏性和可靠性会更高。阻抗幅值判据可以解决故障后IIDG短路电流由于变流器的限制而变化不明显的问题，将其作为保护装置的启动判据；
电流相角差判据可以清晰的判定区内外故障，是阻抗幅值判据的有益补充。基于测量阻抗变化的含IIDG配电网保护流程如图2所示。
图2 基于测量阻抗变化的含IIDG配电网保护流程
过程简述如下：
(1)检测线路两端阻抗幅值变化，若判据1满足，则判定该区域为疑似故障区域，启动电流相角差检测元件；
(2)检测疑似故障区域线路两端电流相角变化，若判据2满足，则断定其为故障线路；
(3)断路器动作，切除故障线路。
3.1 仿真系统与参数
10 kV配电网系统结构图如图3所示。图3中，ES为无穷大系统，各分布式电源均采用PQ控制，IIDG1、IIDG2、IIDG3额定容量分别为0.4 MW、0.3 MW、0.2 MW；
实际工程中风能、光伏等电源接入的配电网线路较短，对地电容可不考虑，输电线路用等效的PI电路[22]，线路长度：LP=2 km、L1=5 km、L2=1 km、L3=4 km，其单位长度阻抗Z=(0.58+j0.84)Ω/km；
末端负荷大小分别为：SLd1=0.8 MV·A，cosφ1=0.95，SLd2=0.6 MV·A，cosφ2=0.9，SLd3=0.25 MV·A，cosφ3=0.93。
图3 配电网系统结构图
3.2 金属性短路故障仿真结果
f1为区间MN内的故障点，f2为区间MN外的故障点，将线路的中点设置为故障点，系统稳定运行后的0.4 s时发生故障,故障时间为0.1 s，设定阀值Zset为0.5倍故障前的测量阻抗，既Zset=75 Ω[20]。分别对4种故障类型：A相接地短路；
BC两相短路；
BC两相接地短路；
ABC三相短路，在PSCAD/EMTDC仿真软件中进行仿真，以验证基于测量阻抗变化的含IIDG配电网保护的有效性和可靠性。在工程实际中常发生的短路故障类型为单相接地，限于文章的篇幅，文中仅给出第一种故障类型的仿真与分析，仿真时母线M、N两端测量阻抗幅值和电流相角变化量是采样后一时刻值减去采样前一时刻值的差值，如图4、图5所示。
图4 f1点金属性故障仿真结果
图5 f2点金属性故障仿真结果
3.3 金属性短路故障仿真结果分析
对图4、图5阻抗幅值和电流相角变化情况汇总，见表2。
由图4、图5和表2得出的结论如下：
(1)故障发生在保护区MN内时，母线M、N上测量阻抗幅值的差值在故障后会急剧上升，并超过阀值Zset=75 Ω满足判据1，同时电流相角差满足判据2，两端保护装置动作；
(2)故障发生在保护区MN外时，母线M、N上测量阻抗幅值的差值在故障后会急剧上升，满足判据1，但是电流相角差不满足判据2，两端保护装置不动作。
综上分析可知，只有当故障发生在保护区时，保护方案的2个判据才能都满足，保护装置才动作。
表2 A相故障时阻抗幅值和电流相角变化
文章利用含IIDG配电网故障前后线路两端测量阻抗幅值的差值急剧上升和线路两端测量电流相角差变化作为保护判据，克服了因电流变化不明显使得传统单一电流保护会拒动的情况，含IIDG配电网保护动作的灵敏度得以提高。同时相较于差动保护，电流相角差判据有一定的变化范围，不需要高精度的测量数据。通过在PSCAD/EMTDC仿真软件上对含IIDG配电网不同点故障时的线路两端测量阻抗幅值的差值变化，以及线路两端测量电流相角差变化的仿真计算，验证了基于测量阻抗变化的含IIDG配电网保护的有效性和可靠性。在后期，会对含过渡电阻的保护进行研究，提出更高可靠性的含IIDG配电网保护方案。
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