图1 含DG配电网等效模型
Fig.1 Equivalent model of distribution network with DG
YANG Yang,LI Shengwen,CHEN Xiaoqian,et al.Longitudinal protection scheme for distribution network with distributed power based on amplitude and phase characteristics of fault sequence current[J].Journal of Taiyuan University of Technology,2024,55(1):93-101.
随着全球范围能源短缺和环境污染的日益加剧,以可再生能源为驱动的分布式发电在电力工业中的应用日渐广泛。接入配电网中的DG按照并网方式的不同可以分为旋转电机型分布式电源(motor type distributed generator,MTDG)和逆变式分布式电源(inverter interfaced distributed generator,IIDG)两种。MTDG在外部线路故障时输出特性与传统旋转电机相似,而IIDG的故障输出受到并网换流器限流策略的影响[1-2]。随着DG在配网装机容量的不断提升,其对配电网保护的影响也会越来越显著,同时也给配电网保护方案设计带来了更严峻的挑战[3-5]。因此,研究适用于含分布式电源配电网的新型保护原理,对提升配电系统稳定与可靠具有重要的理论和工程意义。
针对当前传统配电网保护面临的问题,国内外专家学者进行了大量的研究。分布式电源接入配电网早期,线路故障普遍采取率先切除分布式设备的方式来实现保护的可靠动作[6],但根据我国现行DG并网技术标准[7],中低压配电网中接入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[8]中提出了配电网DG准入容量求解算法,但与当前DG开放接入的发展前景并不一致。文献[9]提出了一种利用DG实时运行参数调整保护定值的自适应电流保护方案,但自适应保护不可避免地受到现场设备运算能力的制约,在实际工程中的实用性有待提升。
相比单端量保护的局限性,基于双端信息的纵联保护因其绝对的选择性以及优秀的速动性在当前光纤、无线通信普及的配电网中逐渐被广泛应用。文献[10]利用故障附加电流中的正序分量构造了一种配电网纵联保护方案,但同样需要在线计算自适应调整保护阈值。文献[11]提出了一种基于5G通讯的配电网纵联差动保护零序补偿方案,但补偿算法算力要求高,应用潜力不高。文献[12]提出了一种在含分布式电源配电网中以故障信息自同步技术为基础的纵联差动保护方案,但未能考虑穿越性故障时方案的适用性。文献[13]提出一种基于综合序电流比较的纵联保护方案,但未考虑除光伏之外的其他类型分布式电源接入影响。文献[14]提出了一种基于有限PMU量测数据的主动配电网的故障定位技术,但需要在配网中额外添加设备。文献[15]提出一种基于电压故障分量比较的有源配电网纵联保护方法;文献[16]提出一种考虑背侧IIDG故障特性的正序阻抗纵联保护方案。但这两种方法在都需要母线电压信息辅助判定,而配电网中一般不装设电压互感器。文献[17]和[18]所提出的纵联电压差动保护也同样因为配电网建设成本的原因不能够大规模推行。
本文在分析了两类不同分布式电源故障电流幅相特性的基础上,利用配电线路两端故障序电流的幅值和相位差特性构造保护动作判据,提出了一种适用于含分布式电源配电网的纵联保护方案。利用故障复合序网对各序故障电流关系进行分析,确定了相关保护参数的设置方法,从理论上分析了本方案的适用性。最后通过RTDS搭建仿真算例验证了保护方案的有效性。
本文以35 kV配电网为例,对DG接入后的配电线路保护进行研究,为保证理论分析的普遍性,建立含DG配电网简单等效模型,如图1所示。M侧为系统电源,不同种类的DG由母线N并入配电网,线路MN上配置纵联保护R1、R2,f为线路故障点。
图1 含DG配电网等效模型
Fig.1 Equivalent model of distribution network with DG
若由母线N并入配电网的分布式电源为MTDG,外部线路发生故障时,两侧电源同时向故障点提供故障电流。与传统旋转电机相似,MTDG在外部线路故障瞬间能够提供6～10倍额定值的短路电流,在保护采样周期内都可视为由电压源与内阻抗串联的等值模型[19-20],此时配电网故障等效电路如图2所示。
图2 配电网故障等效电路
Fig.2 Equivalent circuit of distribution network fault
图2中
和
分别为系统侧电源和分布式电源等效电势;ZM和ZN分别为系统侧电源和分布式电源等效阻抗;
为故障点电压;α为故障点到母线M的距离占线路MN的比例;ZL为线路阻抗;
和
分别为由M、N两侧提供的故障电流。为简化分析设置故障类型为三相故障,则由图2可知,和分别可以表示为式(1)和(2).
(1)
(2)
根据我国分布式电源并网要求,在外部线路故障时分布式电源需为电网提供电压支撑,所以故障期间线路两侧电势近似相等,结合式(1)、(2)可知,两侧故障电流幅值之比可以表示为式(3).
(3)
由式(3)可以看出,Is的大小只与故障位置有关,而通常来说分布式电源容量较系统容量小的多,其等效阻抗将大于系统阻抗,所以Ic取值通常应为大于1的常数,在不同系统组成情况下,其取值会出现一定的波动。
同理,结合式(1)、(2)对两侧故障电流相位差θMN进行分析可知,MTDG受到内部旋转设备惯性影响,并网点电压相位在故障发生前后波动在5°左右,所提供故障电流相位滞后于并网点电压相位约等于线路阻抗角,这与电网侧提供故障电流相位基本一致[21]。因此,在MTDG接入配电网后,外部线路发生故障时传统电流差动保护所能够测量到的两侧电流相位差是极小的。
若由母线N并入配电网的分布式电源为IIDG,由于其并网条件更为复杂,外部线路发生故障时,IIDG出力将同时受到低电压穿越控制、过电流限制控制以及负序电流抑制控制的影响。根据并网点电压的变化,IIDG输出故障电流的幅相特性也随之变化,此时不再能将其简单地等效为电压源与内阻抗的串联,需要在故障的不同发展阶段对其输出特性进行综合分析。
本文所研究的并网DG不考虑孤岛运行,在低电压穿越时期利用基于电网电压定向的矢量控制方法进行并网输出。当并网点电压UPCC大于0.9倍的额定电压时,IIDG并网换流器控制与正常运行时相同,采用PQ控制,IIDG输出功率保持不变,输出有功、无功电流由输出功率参考值决定,其值Id和Iq如式(4)所示。
(4)
式中:输出电流以及并网点电压UPCC中d、q分别代表有功、无功分量。
当UPCC处于0.2～0.9倍额定电压之间时,IIDG开始低压穿越,其输出有功、无功电流同时受到功率参考值和换流器过电流极值的限制,其值Id和Iq如式(5)所示。
(5)
式中:UN代表正常运行额定电压,Pmax为逆变器输出最大有功功率。
当UPCC处于0.2倍额定电压以下时,IIDG只向电网提供无功功率,优先满足无功电流的输出,其值Id和Iq如式(6)所示。
(6)
通过对IIDG不同故障阶段输出有功、无功电流进行运算,可以得到其在外部线路故障时输出电流幅值为式(7).
(7)
由上式可以看到其大小主要受到并网换流过电流极值的限制,不能超过其额定电流的1.2～2.0倍,远小于系统侧电源能够提供的短路电流,则在IIDG接入的配电网中,两侧故障电流幅值之比Ic将远大于1.
而IIDG输出故障电流的相位取决于其有功、无功分量的大小,与并网点电压相位相差的角度可以表示为式(8).
(8)
结合式(4)-(6)可以发现,随着故障程度的发展,故障电流中的无功分量升高,故障电流与并网点电压相位差随之增大,而并网点电压相位本身又受到故障位置、故障类型、过渡电阻大小等因素影响;在极端情况下,远离IIDG侧发生高阻接地故障,传统电流差动保护所能够测量到的两侧电流相位差θMN会向180°靠近。
传统纵联差动保护通常采用比率制动特性构造保护动作量与制动量,其动作方程如式(9).
(9)
式中:
为动作量;
为制动量;K为整定制动系数。线路两侧故障电流越大,动作量越大制动量越小;反之系统正常运行和区外故障时,动作量极小制动量极大,可以有效防止区外故障引起的误动。
但是,当MTDG容量较小或IIDG接入配电网之后,根据上节对于两类分布式电源故障输出电流幅相特性的分析,不仅体现出明显的弱馈特性,而且与系统侧故障电流的相位差θMN也较传统双端网络有很大不同,动作量和制动量的变化关系如图3所示。比率制动的差动保护随着θMN的增大,出现动作量减小而制动量增大的问题,进而导致灵敏性下降甚至区内故障的拒动。
图3 传统纵联差动保护动作向量图
Fig.3 Action vector diagram of traditional longitudinal differential protection
而针对弱电源接入构造基于标积制动特性的差动保护,其动作方程如式(10)所示。
(10)
与比率制动特性相同,当IIDG接入配电网后,θMN出现不可测变化,标积制动特性的差动保护也面临灵敏性下降和区内故障拒动的问题。
根据上文对MTDG、IIDG接入配电网的故障电流幅相特性及其对传统纵联差动保护的影响分析,可以发现由于分布式电源输出的不确定性,传统纵联差动保护已经不能应对当前多类型、大规模、高渗透率的分布式电源接入保护需求。因此,本文基于线路故障序电流幅相特性提出了一种含分布式电源配电网新型纵联保护方案,本方案同时利用线路双侧故障电流各序分量幅值之比以及相位差构造保护动作量Is与制动量θz,其动作方程如式(11).
Is>θz.
(11)
其中,
式中:
和
的上标(1)、(2)、(0)分别代表其正序、负序以及零序分量;θMN上标(1)代表为故障电流正序分量相位差;K0和K2分别为零序及负序补偿系数;Kz为制动系数。本动作方程同时兼顾了两侧故障电流各序分量间关系,并利用改变补偿系数的方法突出单相接地故障、相间短路故障中负序、零序分量的比重。以下结合不同类型DG在外部线路发生不同类型故障时,对外输出电流的幅相特性差异,利用故障复合序网对各序故障电流关系进行分析,确定相关保护参数的设置方法,并对此保护方案的有效性进行讨论。
2.2.1MTDG接入配电网
由文献[22]可知,DG输出故障电流正序分量的幅相特性变化趋势与本文第1节所研究的故障电流相同,MTDG在外部故障时输出特性与传统旋转电机相似,可直接仅利用正序分量进行动作判别,无需利用负序与零序分量。因此当被保护线路N侧接入MTDG时,令零序及负序补偿系数K0=K2=0,动作方程可简化为式(12):
(12)
区内故障时,无论何种故障类型,对于两侧故障电流正序分量,皆有
所以动作量Is恒大于1;而
与θMN有同样的变化趋势,Kz的取值可综合考虑保护的制动性能以及灵敏性进行设置。
接入MTDG线路区内故障时一般认为
制动量θz的分母为趋于180°的常量,此时Kz的取值主要考虑保护的灵敏性要求,可取1左右的正值。则制动量θz远小于1,为趋近0的极小值;则有Is≫θz,本文所提保护可以正确动作。
正常运行或区外故障时,无论何种故障类型,皆有
动作量约等于1;而一般认为
本文考虑配电网运行线路长度普遍较短,极端情况下故障线路两侧故障电流相位差不严格接近180°,此时制动量θz的分母不再严格成为趋于0的极小值,所以需要综合考虑保护的制动性能对Kz进行取值。为保证区外故障制动量θz能够正确制动,取区外故障时的极端值175°,此时,取Kz=10,可得θz≈2.则依旧有在系统正常运行或区外故障时Is<θz成立,本文所提保护可以正确不动作。
2.2.2IIDG接入配电网
当被保护线路N侧接入IIDG时,令K0和K2分别取大于1的常数,且IIDG的输出受限于其换流器负序抑制策略的控制,在外部出现故障时不向外输出负序电流,其动作方程可简化为式(13).
Is>θz.
(13)
其中,
此时,被保护线路上发生三相故障,故障电流均只含有正序分量,纵联保护动作方式与含MTDG配电网相同,只需要考虑正序故障电流的幅值之比和制动量的关系,结合上文分析,本文所提保护在含IIDG配电网三相故障后可以在正确动作或制动。
当被保护线路上发生不对称故障时,建立简单双端系统不同类型故障下的复合序网如图4所示。根据基尔霍夫定律对其故障电流进行分析可得,在不同类型故障下各序电流存在以下关系。
图4 不对称故障复合序网图
Fig.4 Composite sequence network diagram of asymmetric fault
由图4(a)可知,单相接地故障时,各序故障电流相等,满足式(14).
(14)
对式(14)进行如式(15)的简单变形,可以得到符合上文提出保护动作量的幅值比较关系如式(16),即在单相接地故障时,选取补偿系数K0=1且K2=2,此时动作量Is为恒大于1的常数。
(15)
(16)
同理,由图4(b)、(c)可知,两相短路及两相短路接地故障时,其各序故障电流幅值关系分别满足式(17)、(18),易得选取补偿系数K0=1、K2=1,在相应故障时动作量Is也为恒大于1的常量。
(17)
(18)
综上所述,在区内故障时,无论何种故障类型,可选取补偿系数K0=1且K2≥2,此时本文所构造保护动作量Is恒大于1,且随着故障程度的加深,系统侧输出电流增大,含负序电流的不对称故障输出电流因补偿系数的增益效应,其动作值的增量更加显著。
当线路MN上,距IIDG并网点较远处发生大电阻接地故障,系统侧电源提供的短路电流继续向故障IIDG侧负载流动,DG侧保护受到穿越性电流干扰。此时两侧故障电流正序分量相位差最多可达到160°[23],沿用MTDG接入时取制动系数Kz=10,制动量θz最大值能够达到0.5,依旧小于Is,本文所提保护依旧可以正确动作。当系统正常运行或保护区外故障时,无论何种故障类型,考虑
时,θz都是趋于无穷大的常量,存在Is≪θz,而当不严格接近180°时,也可通过合理选取制动系数Kz,使得Is<θz成立,本文所提保护可以正确制动。
由上述分析可得,本文所提出的基于故障序电流幅相特性的纵联保护方案能够在DG接入的配电网中实现可靠动作,保护参数设定只需考虑线路接入的DG类型,在确定的系统构成下不受DG容量、故障类型和故障位置的影响;完成整定后不需在线调整,大大节约了设备算力;双端信息报送只取各序电流幅值和相位,无需电压信息,对通信能力要求有所降低。
为实现保护的快速性,降低保护设备的计算延迟,本文采用相电流差瞬时突变量作为保护启动判据如式(19).
ΔPP=‖iPP-iPP-N|-|iPP-N-iPP-2N‖≥0.3In.
(19)
式中:N为每个采样周期的采样点数,本文设置采样频率10 kHz;iPP为当前时间每相电流的采样数值;iPP-N为上一采样周期对应时间的采样数值;iPP-2N为两周期前对应时间的采样数值;In为系统正常运行时各相电流。为保证在系统受到各类扰动下保护的可靠性,本文取0.3倍正常电流作为启动阈值,实际应用时可根据实际运行情况进行调整。
故障发生后线路电流突增,保护启动,计算本侧各序电流的幅值及正序电流相位,实时通信将本侧数据报送至对侧,同时获取对侧、相位信息来计算动作量和制动量。根据本文所提纵联保护判据进行故障判别,判别结果连续3次满足保护动作判据时,保护动作。保护具体流程实施流程如图5所示。
图5 纵联保护流程图
Fig.5 Flow chart of longitudinal protection
建立如图6所示仿真验证系统,A侧为系统电源,不同种类的DG分别由母线C1、C2并入配电网;在母线B、C2上为配电网接入负载Load1-Load2;线路AB、BC1、BC2上配置纵联保护;为研究其保护动作性能,在不同位置f1、f2、f3分别设置故障进行分析,本文全部仿真过程中设置故障发生时刻为t=0.2 s;系统具体参数见表1.
表1 仿真系统参数
Table 1 Simulation system parameters
参数数值电网参考电压/kV35系统侧等效阻抗/Ω0.1∠80°线路正序阻抗/(Ω·km-1)0.21+j0.387线路零序阻抗/(Ω·km-1)0.63+j1.161各母线间线路长度/km20分布式电源容量/MW1.5负载容量/MVA1.2+j0.3
图6 仿真验证系统等效模型
Fig.6 Simulation verification system equivalent model
由本文2.2节中分析可知,在MTDG单独并网线路可以选取制动系数Kz=10、补偿系数K0=0且K2=0,在有IIDG接入的线路中选取灵敏性系数Kz=10、补偿系数K0=1且K2≥2对本文所提保护方案进行验证,本例中设置线路LBC1保护参数Kz=10、K0=0且K2=0.线路LAB、LBC2保护参数Kz=10、K0=1且K2=10.当线路LAB、LBC1、LBC2上分别发生f1、f2、f3点故障,对于本线路纵联保护为区内故障,对于除本线路之外的两条线路保护为区外故障。此时,f1点发生不同故障形式的仿真结果如表2所示。
表2f1故障仿真结果
Table 2f1 Fault simulation results
故障类型过渡电阻/Ω保护区段θ(1)MN/(°)Isθz保护动作三相短路0.1AB11.21.6820.059√BC11801.000+∞×BC21790.99510.178×10AB16.92.1440.061√BC11790.99910.178×BC21780.9955.089×单相接地0.1AB9.61.9200.059√BC11801.000+∞×BC21780.9995.089×两相短路0.1AB6.02.1020.058√BC11790.99810.178×BC21790.99910.178×两相接地0.1AB9.91.8890.059√BC11790.99810.178×BC21780.9995.089×
由表2可知,在f1不同故障类型下,本文所提保护方案都能使线路LAB保护正确判定区内故障而正确动作,且能在不同过渡电阻故障时表现出较高的灵敏度;线路LBC1、LBC2保护正确判定区外故障而正确制动,表现出较好的可靠性。
f1单相接地时,线路LAB、LBC2上保护计算得到的动作量以及制动量变化曲线如图7-8所示。
图7LAB保护所得Is和θz变化曲线
Fig.7 Curve ofIsandθzof protectionLABgains
图8LBC2保护所得Is和θz变化曲线
Fig.8 Curve ofIsandθzof protectionLBC2gains
由图7-8可得,故障线路LAB所装设保护所得和能够在故障发生后快速变化并出现交点,之后能够持续使得保护动作方程成立,在故障发生后1周内判定区内故障并快速动作,表现出较好的速动性。而非故障线路LBC2所装设保护能保持和大小关系不变化,正确制动。
由于线路LBC1只接入了MTDG,其运行特点与传统同步电源相似,同时前文已对f1发生不同故障类型时其故障输出特性对本文所提保护的影响已有相应验证;故限于篇幅,本文仿真适当在验证IIDG接入线路保护性能时有所侧重,f2、f3故障仿真结果如表3-4所示。
表3f2故障仿真结果
Table 3f2 Fault simulation results
故障类型过渡电阻/Ω保护区段θ(1)MN/(°)Isθz保护动作三相短路0.1AB1801.000+∞×BC10.91.2100.056√BC21790.99810.178×
表4f3故障仿真结果
Table 4f3 Fault simulation results
故障类型过渡电阻/Ω保护区段θ(1)MN/(°)Isθz保护动作三相短路0.1AB1801.000+∞×BC11801.000+∞×BC246.17.8350.075√10AB1791.00110.178×BC11801.000+∞×BC285.212.6160.107√单相接地0.1AB1791.002+∞×BC11790.99810.178×BC2130.231.1820.204√两相短路0.1AB1790.99910.178×BC11801.000+∞×BC253.742.9530.080√两相接地0.1AB1791.00410.178×BC11780.9985.089×BC297.528.7490.123√
由表3-4可知,在接入了MTDG的线路LBC1上f2故障时,本文所提保护方案能使线路LBC1保护正确判定区内故障而正确动作,线路LAB、LBC2保护正确判定区外故障而正确制动。
在接入了IIDG的线路LBC2上f3故障时,即使由于IIDG输出受控使得线路两端正序电流相位差远离0°,最高达到130.2°时,线路LBC2保护依旧正确判定其为区内故障,从而使得保护正确动作。同时,线路LAB、LBC1保护都正确判定其为区外故障而正确制动。f3单相接地时,线路LBC2上保护计算得到的动作量以及制动量变化曲线如图9所示。
图9f3单相故障LBC2保护所得Is和θz变化曲线
Fig.9 Curve ofIsandθzof protectionLBC2gains
与f1故障时相似,由图9可知IIDG接入后,该线路保护所得和在故障发生后快速出现交点,保护快速动作,表现出较好的速动性。
为提升含分布式电源配电网继电保护系统的可靠性,本文结合MTDG及IIDG在线路故障时输出故障电流的幅相特性,构造保护动作判别式,提出了一种适用于含分布式电源配电网的纵联保护方案。该方案具有以下特点:
1) 同时兼顾不同类型分布式电源的接入,使用统一的动作判别方程确定保护是否启动及动作;判别过程只使用线路两侧电流测量值,不需额外加装元件,双端信息报送只需各序电流幅值和相位,无需电压信息,对通信能力要求有所降低。
2) 进行保护参数设定时,只需考虑线路接入的DG类型,在确定的系统构成下不受DG容量、故障类型和故障位置的影响;完成整定后不需在线调整,节约了设备算力;根据不同类型、容量的DG修改制动系数即可完成保护的灵敏性调整。
3) 通过仿真试验表明,本文所提保护方案不受故障类型的影响,并具有较强耐受过渡电阻能力。本文的方案验证主要针对连接无穷大系统的辐射式配电网进行,今后的工作中将考虑实际电力系统中线路双端容量相差较小的情况,对本文所提方案的保护性能做进一步验证。
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