大型光伏电站汇集系统的故障特性及其线路保护

贾 科 顾晨杰 毕天姝 魏宏升 杨奇逊

(新能源电力系统国家重点实验室(华北电力大学) 北京 102206)



大型光伏电站汇集系统的故障特性及其线路保护

贾 科 顾晨杰 毕天姝 魏宏升 杨奇逊

(新能源电力系统国家重点实验室(华北电力大学) 北京 102206)

集中式与分布式光伏系统在拓扑和控制上的显著区别，造成两者故障特性的不同，导致现有含分布式光伏的配电网故障分析方法和保护原理在集中式光伏电站汇集系统中无法适用。为此，针对广泛应用于集中式光伏逆变器中的正负序双同步旋转坐标系电流控制器，计及直流侧光伏电池板电源特性影响，推导出不同控制目标下故障电流统一表达式。在此基础上，结合现场短路试验数据，考察850 MW大型光伏电站内35 kV汇集线路的电流保护性能，证明架空线下游电流保护存在不能正确动作现象，同时提出距离保护新配置方案。在PSCAD/EMTDC中搭建光伏电磁暂态详细模型并利用现场实测数据验证了模型的正确性，大量仿真实例证明了新保护配置的有效性。研究结果为大型光伏电站汇集系统保护配置提供参考。

大型光伏电站 控制目标 故障电流 保护配置

0 引言

为了解决日益严峻的能源危机和环境问题，并网光伏发电技术得到迅速发展，2015年我国新增光伏发电装机量约15 GW，全国光伏发电累计装机量达到约43 GW，超越德国成为全球光伏累计装机容量最大的国家[1]，其中超过80%为场站级光伏发电。光伏电站采用分散逆变、就地升压和集中并网的系统，站内汇集系统包含多条汇集线路，其保护准确动作与否直接关系到光伏电站的发电效率，具有重要研究意义。

光伏电站接入电网的技术规范明确要求大中型光伏电站应具备低电压穿越能力[2]，从而给光伏侧保护留出充裕的动作时间。光伏自身电源特性和逆变器并网接口的形式，导致其故障电流特征与传统同步发电机差异较大。光伏电源自身出力的间歇性和随机波动性造成故障电流难以预测[3]，电力电子器件的应用造成故障电流特征不明确且幅值受限[4]。上述原因导致了故障分析方法及故障计算模型的不明确，给保护配置带来了挑战[5，6]。

掌握光伏电源的故障特性是研究光伏电站内保护的基础，而光伏逆变器作为全功率变流器，其故障电流特征基本取决于采用的故障穿越控制策略。针对站用光伏逆变器中常用的正、负序分离的电流控制器，现有文献根据不同的控制目标提出了相应的故障穿越控制策略[7-9]：①以抑制有功功率和直流母线电压波动为控制目标[7]，并网电流伴有负序分量，无功功率波动较大；②以抑制负序电流为控制目标[8]，有功功率和无功功率出现等幅波动，波动幅值为文献[7]中无功功率波动幅值的一半；③以抑制有功功率和无功功率波动为目标[9]，但并网电流出现畸变等。由此可见，现有系统中逆变器控制具有多样性，现场需要根据实际接入情况选择具体控制来协调功率和电流质量[10]，给故障分析计算增加了难度。同时，现有研究逆变器接口电源的文献大都借鉴了永磁风机的分析结论，认为故障后短时间内直流侧等值电源提供的功率不变[7-10]，忽略了站用单级式光伏系统中光伏电池板对故障的快速响应特性，其故障暂态特性将与永磁风机不同，相比而言暂态过程极短。文献[11]在研究正、负序电流控制时虽然考虑了光伏电池板特性，但仅说明直流侧不需要额外的卸荷措施，没有进一步分析对故障电流的影响。针对单级式光伏系统，现有文献在分析故障电流的同时均未考虑光伏电池板特性对故障电流的影响。

目前关于光伏电源接入电网的保护研究集中在含分布式光伏的配电网中，对于相同电压等级的光伏电站内汇集系统的保护研究较少。现有研究重点考虑分布式光伏出力随机波动、短路电流受限的特点，以及不同的接入容量、位置对传统三段式电流保护的影响[5，6]。分布式光伏电源模型多采用基于正序分量的控制策略，视作一个受并网耦合点电压控制的电流源[12-15]，在对称和不对称故障下均只输出正序电流。在此基础上提出的分布式光伏接入配电网的故障分析方法均认为故障前后短时间内有功功率参考值保持不变[12，13]。在基于本地信息量构成的保护原理研究中，文献[14]在将光伏电源看作压控电流源的基础上结合方向元件提出了自适应电流速断保护。文献[15]针对前者在对称故障下无法计算出保护背侧实际阻抗的问题提出了自适应正序电流速断保护。然而，集中式与分布式光伏系统有显著区别：①相较于分布式光伏基于正序分量的控制，集中式光伏采用更复杂的正、负序分量同时控制的策略；②不同于分布式光伏的两级式拓扑[16]，集中式光伏采用单级式拓扑。因此，两者的故障特性存在较大区别。即使大型光伏电站内汇集系统与配电网系统有着相似的辐射状网络，现有配电网故障分析方法和保护原理在光伏电站中也难以直接沿用。同时，上述文献均认为故障后短时间内光伏电源输出有功功率能保持不变，这一点针对单级式光伏系统不再适用，单级式光伏系统需要计及光伏电池板的故障响应特性。由于光伏电池板没有转动惯量，当两端电压发生变化时，输出功率能够瞬时变化，对电网故障响应迅速。

基于现有文献对光伏电站故障特性和保护研究存在的不足，本文推导了站用光伏逆变器在不同控制策略下，适用于对称和不对称故障情况的故障电流统一表达式，与现场短路试验数据对比，证明了所提统一表达式的正确性。在此基础上，详细分析汇集系统中阶段式电流保护性能，证明了其存在的不足，并提出了距离保护的新配置方案，所提保护方案不受背侧光伏电源影响，从而正确动作。

1 故障电流特征

1.1 电站汇集系统概述

本文以额定容量为850 MW的大型光伏电站内一个汇集站至升压站的汇集系统为研究对象(站内共有14个汇集站)，如图1所示。

图1 大型光伏电站汇集系统拓扑图Fig.1 The topology of the collection system in a large-scale PV power plant

该汇集站(图1中点划线框标注)共汇集64个1 MW 的光伏发电单元(图1中虚线框标注)，一个光伏发电单元含1台1 MV·A箱变和两台500 kW集中式逆变器。每8个光伏发电单元经埋地电缆汇集后接入汇集站，每段汇集站母线汇集多条电缆。两段汇集站母线对应两回35 kV架空线接入升压站主变压器。

1.2 控制策略

站内汇集系统故障特性取决于逆变器的控制，其控制策略的正确表征与建模是故障电流分析的基础。正、负序分离的双同步旋转坐标系电流控制可以做到有功、无功功率间的解耦，有助于简化参考电流的计算，因此被广泛应用于集中式逆变器中，其控制框图如图2所示。

图2 双同步旋转坐标系电流控制器Fig.2 Current controllers of a double synchronous rotating frame

电网电压不对称条件下，逆变器向电网注入的瞬时功率可以表示为

(1)

式中，P0和Q0分别为瞬时有功功率和无功功率的平均直流分量；Pc2、Ps2、Qc2和Qs2分别为瞬时有功功率和无功功率中的二倍频分量幅值。

用正、负序同步旋转坐标系中的有关电压、电流量来表示上述各功率值，可以得到

(2)

由于4个独立电流变量无法同时控制6个功率幅值分量，可选择其中4个功率分量幅值进行控制，或者直接以抑制负序电流为控制目标。根据不同控制目标的参考电流计算式整理合并得到

(3)

不同的ρ值对应不同的故障穿越控制：ρ=1时，抑制有功功率和直流母线电压波动；ρ=-1时，抑制无功功率波动；ρ=0时，抑制并网负序电流，从而保证并网电流三相对称。虽然式(3)是在不对称电压条件下得到的，但同样适用于对称电压条件的分析。式(3) 表明，故障期间参考电流取决于所采用的控制算法，不同控制算法影响逆变器输出的故障电流特征。

1.3 故障电流分析

基于站内光伏逆变器控制特性分析，故障发生后，由于逆变器接口惯性时间常数小，光伏发电单元故障暂态过程极短，仅为数毫秒[15]，可以忽略不计，迅速进入故障稳态运行状态，其故障电流特征主要受故障穿越控制目标影响。根据不同控制目标的参考电流计算式(3)，可以得到光伏逆变器注入电网的正序和负序短路电流幅值(标幺值)为

(4)

(5)

对于三相三线系统，三相电流中仅含正、负序分量，所以逆变器注入电网的三相电流可以表示为

(6)

式中，θ+=arctan(iq+/id+)；θ-=arctan(iq-/id-)。

将式(5)中正负序电流幅值代入式(6)，可以得到三相故障电流表达式

(7)

其中

(8)

(9)

式中，φ=θ++θ-=arctan(eq-/ed-)。

由上面公式推导分析可知，光伏发电单元故障电流主要受并网点正序电压跌落系数、并网点电压不对称度和故障期间输出的有功、无功功率影响。因为光伏电池板特殊的电压-功率特性，且无转动惯量，故障后无需卸荷措施直流母线上功率便能迅速过渡到新的平衡，控制器响应时间快，能够迅速跟上指令值，所以故障暂态过程短，不会出现明显衰减分量和谐波分量，稳态期间故障电流稳定。

光伏电站内设有静止无功发生器(Static Var Generator，SVG)以补偿站内变压器和线路上的无功损耗，故障期间提供无功支撑母线电压，因此故障前后光伏发电单元均不提供无功功率。且考虑到该光伏电站内逆变器采用了抑制负序电流的控制策略，因此有Q0′=0和K=0，代入式(7)，可以得到

(10)

(11)

式中，IL为光伏电流，A；I0为反向保护电流，A；q为电子电荷，q=1.6×10-19C；K为玻耳兹曼常数，K=1.38×10-23J/K；T为热力学温度，K；A为二极管因子；Rs为串联电阻，Ω；Rsh为并联电阻，Ω。

虽然光伏电池板独特的I-V特性导致故障电流难以准确计算，但能有效降低故障电流幅值从而帮助提高故障穿越能力，同时有利于直流母线上迅速恢复功率平衡，使得交流侧输出电流具有暂态过程短及谐波、衰减分量小的特点，给基于电流基频分量的保护运用提供了可能。

2 汇集系统保护分析及新配置方案

2.1 现场保护配置

该大型光伏电站内汇集线路上现有保护配置为：①电缆上设有两段式电流保护和两段式零序电流保护；②架空线上设有纵联电流差动保护、三段式电流保护和零序电流保护，各保护在线路两端均配置。

上下级的电流保护通过定值和时延相互配合，而各处零序电流保护整定值相同，完全通过时延配合。具体整定配合原则参见附录。

2.2 电流保护性能分析

结合1.3节中分析得到的故障电流特征，这里将重点考察汇集系统现有电流保护的性能。考虑到零序电流保护能有效隔离接地故障，下面主要分析汇集系统中发生相间短路故障时电流保护的动作情况。

若电缆上发生故障，见图3中k1，流过故障电缆上保护安装处的短路电流由系统、相邻主变压器及相邻架空线和电缆提供，该电流一定大于该处电流保护I段、II段整定值(具体整定值见附录，下同)。故障电缆所在的架空线上流过的电流由系统、相邻主变压器及相邻架空线提供，故架空线上电流保护II段、III段能够可靠启动作为远后备。但是，当故障接近电缆出口且为三相短路时，由于架空线上游电流保护I段对架空线末端三相短路有2倍灵敏度，而下游电流保护I段灵敏度较上游处更高，此时下游电流保护I段可能会瞬时动作，从而失去选择性，扩大断电范围。

图3 汇集系统故障示意图Fig.3 Schematic diagram of the collection system

若架空线上发生故障，见图3中k2，流过故障架空线上游保护安装处的电流由系统、相邻主变压器及相邻架空线提供，上游电流保护能够可靠动作，而下游保护安装处流过的电流为该架空线接入的光伏发电单元提供的短路电流。为了防止相邻线路下游电流保护的误动，下游电流保护各段定值躲过光伏逆变器能提供的最大短路电流(一般为额定电流的1.1～1.2倍)，导致本线路电流保护也无法动作。因此，当架空线上发生相间短路故障，且差动电流保护失灵时(如通信装置故障等情况)，上游电流保护经短暂延时动作隔离故障，而下游电流保护无法动作，对应光伏系统将继续向故障点供电，可能导致电路元件损毁，给检修工作人员带来安全问题。

综上分析，现有架空线下游电流保护存在的主要问题是：①靠近电缆出口处发生故障时，保护可能误动；②架空线上发生故障时，保护无法动作。

2.3 保护配置新方案

架空线上游流向故障点电流为

(12)

保护p处测量电压和故障电流关系可以表示为

(13)

式中，α为故障点距上游保护安装处距离与线路全长比，0<α<1；Z1为架空线全长正序阻抗。

(14)

当故障点靠近架空线出口处时，即α接近于0，故障线路与相邻线路下游距离保护测量阻抗相近。若距离保护仅设置I段，为防止相邻线路保护的误动，距离I段需要延时动作，待上游电流保护动作使相邻线路与故障隔离后，下游距离保护才能动作，导致架空线全线故障时距离保护都需经较长延时动作(大于0.9 s)。为了保证架空线下游距离保护尽可能快地隔离故障，配置瞬时动作的距离I段的同时配置带延时的距离II段。距离I段保护范围应尽可能接近线路全长，距离II段保护范围大于线路全长，动作延时大于上游电流保护动作延时。而电缆上发生故障时，距离保护视为区外故障而闭锁，上游电流保护作为远后备保护，因为上游电流保护I段延时0.1 s，所以在电缆出口处故障时保证了选择性。

综上，考虑一定裕度，架空线下游距离保护的整定原则为

(15)

3 仿真与现场试验

3.1 现场短路试验与仿真对比

在该850 MW的大型光伏电站内35 kV架空线路上进行人工短路试验，故障点如图3中k2，此时α接近1。在8.86 s时发生B相接地故障，9.09 s时发展为BC两相接地故障，9.17 s时故障所在架空线被切除，架空线上游35 kV母线电压如图4a所示。需要说明的是，短路试验期间光伏发电单元工作在非额定条件下，约0.6(pu)，故障前后均运行在单位功率因数状态，且故障期间接地变压器和SVG均未投入运行。由于箱式变压器联结组别为Yd11-d11，主变压器联结组别为YNd11，单相接地故障期间箱式变压器低压侧电压感受不到故障，所以光伏侧输出电流和故障前一致，如图4b所示(记录该电流数据的测点位于相邻架空线上游开关处)。

图4 短路试验电压电流录波Fig.4 Voltage and current waveforms recorded during the short-circuit test

如图4所示，BC两相接地故障发生后，光伏系统输出电流迅速进入稳态，没有出现衰减分量和明显的谐波分量，保持三相对称，同时故障电流幅值没有出现明显增大，与前文分析的故障电流特征一致。采用同样的控制策略，在PSCAD/EMTDC中搭建光伏发电单元详细模型，再现故障情景，相同测点位置的仿真波形如图5所示。在控制器参数、网络参数等因素不能完全复现的情况下，仿真得到的光伏发电单元故障电流暂态过程较现场试验波形明显，但暂态过程同样较短，且暂态电流幅值没有超过额定电流，对后续保护分析不会产生影响，故障稳态期间与现场波形吻合度高，证明了仿真控制策略与现场较为一致。

图5 仿真电压电流波形Fig.5 Voltage and Current waveforms of simulation results

图6中为图4b测点的瞬时功率及其直流分量波形。BC两相接地故障期间，有功功率直流分量P0出现明显的降低(傅里叶变换窗长导致故障前P0的减小)，而无功功率直流分量Q0近似为零。P0与光伏阵列输出功率相关，说明光伏阵列的电源特性有助于限制故障电流幅值，所以传统光伏电源接入电网的故障电流分析方法认为故障后短时间内光伏电源提供有功功率不变的做法对于站内光伏系统是不适用的。

图6 短路试验瞬时功率Fig.6 Instantaneous power flow at the measuring point

3.2 保护仿真结果

3.1节验证了仿真模型与现场实际控制一致性较高，在此基础上详细仿真分析原有保护配置和提出的新保护配置的性能。

图7为一回35 kV架空线中点发生BC两相短路故障时架空线下游电流保护的动作情况，由于电流保护I段整定值要远大于II段、III段，故未在图中显示。故障前，光伏电站工作在0.6(pu)，故障发生后，故障架空线的光伏系统提供的短路电流幅值接近1(pu)，而相邻架空线的光伏系统提供的短路电流幅值约为0.8(pu)，因此故障线路与相邻线路下游电流保护各段都无法动作。

图7 架空线中点发生BC两相短路故障时架空线下游电流保护动作情况Fig.7 Operation results of the overcurrent relay at downstream of the overhead line in case a BC fault at midpoint of an overhead line

为验证所提光伏侧距离保护的有效性，采用不同系统运行方式、光伏电站出力情况及不同故障类型算例进行验证。

系统与光伏电站容量比为10∶1，光伏电站工作在0.6(pu)时，在一回架空线上距汇集站10%Z1处发生AB两相接地故障，图8为距离保护动作情况，其中图8a、图8b分别对应故障线路的接地、相间距离保护元件，图8c、图8d分别对应相邻线路的接地、相间距离保护元件(图9同此)。故障发生后，故障线路的接地、相间距离保护的故障相测量阻抗经短暂的暂态过程后，均能准确进入I段动作圆内，且测量结果稳定，而相邻线路距离保护可靠不动作。

图8 架空线上距汇集站10%Z1处发生AB两相接地故障时距离保护动作情况Fig.8 Operation results of the distance relays at downstream of the overhead lines in case an ABG fault at 10%Z1 away from a collection station

系统与光伏电站容量比为30∶1，光伏电站工作在0.8(pu)时，在一回架空线上距汇集站90%Z1处发生CA两相短路故障，图9为距离保护动作情况。故障发生后，故障线路相间距离保护的故障相测量阻抗经短暂的暂态过程后能准确进入II段动作圆内，而相邻线路的距离保护可靠不动作。

图9 架空线上距汇集站90%Z1处CA两相短路故障时距离保护动作情况Fig.9 Operation results of the distance relays at downstream of the overhead lines in case a CA fault at 90% Z1 away from a collection station

因为架空线距离保护整定值较小，动作圆较小，当区内经过渡电阻短路时，受系统侧助增电流影响，测量阻抗容易落在区外。因此在实际应用中可采用耐受过渡电阻能力较强的四边形阻抗元件(类似于传统距离保护)，待上游保护动作后，系统侧不再提供短路电流，下游保护安装处测量阻抗易进入四边形内。而在电缆出口处故障时，架空线上距离保护方向阻抗元件将其判断为区外故障，能够可靠不动作，限于篇幅，这里不再赘述。

表1中针对不同故障位置、光伏出力条件、故障类型等情形给出了典型保护动作情况。表中“+”表示该保护各段都能启动，“-”表示各段都无法启动，罗马数字表示只有该段能够启动。

表1仿真结果表明，在架空线下游采用所提距离保护配置后，汇集电缆出口处故障时，在40%和60%光伏出力条件及不同故障类型情况下，方向性阻抗元件均将故障视作区外故障，可靠不动作，保证了选择性。当架空线路上α=0.5处发生故障时，下游距离保护对应各段能够可靠准确启动，不受光伏出力条件和故障类型影响；当架空线路上α=0.9处发生故障时，下游距离保护II段能够可靠启动，同样不受光伏出力条件和故障类型影响，因此在差动保护失灵时，距离保护能够可靠将光伏系统与故障隔离。考虑到汇集线路上单相接地故障时光伏侧输出电流无明显变化，表1中未给出单相接地故障情况，但距离保护同样可以很好地隔离单相接地故障，这是电流保护所做不到的。

因此，本文所提方法能够有效解决现有架空线下游电流保护误动和拒动的问题，且能够适应光伏出力随机波动的特点。

表1 汇集系统中发生相间短路时各保护启动情况

4 结论

本文首先推导出适用于多种控制目标的站内光伏逆变器故障电流统一计算式，结合现场运行采用的控制进行故障电流特征分析，在此基础上分析站内现有电流保护的适应性，针对其不足提出了距离保护新配置方案。传统含分布式光伏的故障电流分析方法和保护整定计算中认为分布式光伏采用基于正序分量的控制，故障前后短时间内有功功率参考值不变。而光伏电站内光伏系统的逆变器结构、控制与分布式光伏有所不同，故障特性也有所不同，且仿真和实测数据都表明故障期间光伏电池板电源特性有助于抑制故障电流幅值，不能忽略光伏电池板对故障的响应特性，导致现有故障分析和保护整定方法不适用。对此，本文结合站用汇集系统故障电流特征提出的距离保护代替汇集系统架空线下游电流保护的方案，在解决现有保护误动和拒动问题的同时，可以有效避免光伏侧短路电流门槛值整定的问题，且不受光伏出力条件影响，有一定的实际工程价值。

附 录

注：If(3)—架空线末端发生三相短路时的短路电流;Ie—单条电缆上所有光伏发电单元提供的额定电流和；n—单条汇集站母线接入的电缆数；Ia,Ib—零序电流保护整定值。

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(编辑 赫蕾)

Fault Characteristics and Line Protection within the Collection System of a Large-Scale Photovoltaic Power Plant

JiaKeGuChenjieBiTianshuWeiHongshengYangQixun

(State Key Laboratory of Alternate Electrical Power System with Renewable Energy Sources North China Electric Power University Beijing 102206 China)

Centralized photovoltaic(PV)systems have different fault behaviors from distributed PV systems due to the differences in the structure and controls.This makes fault analysis and protection methods in distribution networks with distributed PV not suitable for centralized PV plants.Therefore，the widely-used current controllers under the double synchronous rotating frame(DSRF)are considered，as well as the characteristics of PV arrays，and then a consolidated expression for the fault current is calculated under different controls.Based on the analyzed fault current characteristics and the on-site short test data，the performance of current protection relays on 35 kV collection lines is evaluated within an 850 MW large-scale PV plant.The evaluation revealed that the overcurrent relays at the downstream side on overhead lines might malfunction and thus a new relay scheme is proposed using distance elements.In the PSCAD/EMTDC，an electromagnetic PV transient model in detail is built and verified using the on-site test data.Finally，considerable simulation results verified the proposed relay scheme.The research in this paper can help improve the protection performance within PV plants.

Large-scale photovoltaic plant，control scheme，fault current，protection scheme

国家重点研发计划(2016YFB0900203)、国家自然科学基金项目(51407067)和中央高校基本科研业务费专项资金(2016ZZD01)资助。

2016-04-06 改稿日期2016-07-18

TM615

贾 科 男，1986年生，博士，副教授，研究方向为电力系统保护与控制、新型配电网故障定位与系统自我恢复。

E-mail：ke.jia@ncepu.edu.cn(通信作者)

顾晨杰 男，1991年生，硕士研究生，研究方向为光伏电站控制与保护。

E-mail：guchenj@ncepu.edu.cn