计及逆变型分布式电源的有源配电网单相接地故障分析

沈 茜，金 鹏，胡 国

（南瑞集团（国网电力科学研究院）有限公司， 江苏 南京 211106）

0 引言

光伏、 风机等分布式电源（Distributed Generator，DG） 逐渐成为中压配电网的重要组成部分[1]，[2]。 高渗透率的DG 的接入对配电网故障特点分布的影响，逐渐成为研究热点[3]，[4]。按照接口类型，DG 可分为旋转型和逆变型两种[5]。 旋转型DG 与传统发电机的电磁暂态特性基本相同，配电网出现故障时，其输出特性可等效为恒压源和阻抗串联形式[6]。 文献[7]提出叠加原理可适用于含该类DG 接入的配电网络接地故障特性研究。 逆变型DG，即IIDG 的逆变器直流侧接有大容量电容， 导致直流侧电压基本保持恒定，故可忽略可再生发电单元对配电网的故障特征影响，IIDG 的输出特性主要取决于逆变器的控制策略[8]。因此，传统的旋转型DG 等值故障模型已不再适用，须要研究计及逆变器控制策略的故障分析方法。目前，有关IIDG 接入对配电网故障特性影响的研究多集中在相间短路故障[8]～[13]，而实际配电网中，单相接地故障占总故障的60%～80%[14]。 所以，有必要针对有源配电网单相接地故障展开研究。

根据并网变压器的中性点接地方式，IIDG可采用不接地、 直接接地或经小电阻接地方式并网[15]～[17]。 IIDG 的不同接地方式，对配电系统零序阻抗的影响有所不同， 使得该系统的单相接地故障特征分布产生差异。目前，有源配电网的接地方式对单相接地故障特性及其保护技术的影响研究相对较少，更缺乏明确的标准和规范[18]。

本文以小电流接地系统中的不接地中压配电系统为研究对象，根据逆变器控制策略，分析配电网发生单相接地故障时IIDG 的输出特性，然后针对IIDG 不同接地方式和接入故障点上游、下游以及相邻馈线不同位置情况，建立计及IIDG 输出等效模型的不接地系统单相接地故障等值模型，并且基于该等值模型进行故障电流稳态分析。最后，利用PSCAD/EMTDC 搭建故障仿真模型， 验证了理论分析的合理性。

1 IIDG 输出特性分析

IIDG 一般采用恒功率控制， 通过公共连接点（Point of Common Coupling，PCC）与配电网联网运行， 但逆变器须要具备低压穿越（Low Voltage Ride Through，LVRT）能 力[18]，即 电 网 故障相电压发生跌落时，IIDG 在满足无功电流输出要求的前提下， 尽可能维持故障前的有功功率输出不变[19]。

1.1 恒功率控制

采用恒功率控制的IIDG 在dq 同步旋转坐标轴下，其并网逆变器参考电流值Idref，Iqref为

式中：Pref，Qref分别为有功、无功功率的参考值；Ud，Uq分别为PCC 点相电压的d，q 轴分量。

通过PI 调节器控制逆变器实际电流Id，Iq分别跟踪Idref，Iqref，电流环输出经过dq-αβ 变换生成电压参考信号Vα，Vβ，再通过空间矢量调制（Space Vector Modulation，SVM）可获取逆变器开关器件的驱动信号。

当配电网发生对称类型故障时，PCC 点电压理论上保持三相对称；当配电网发生非对称类型故障时，PCC 点电压对称性被打破， 包含大量的负序分量， 若采用恒功率控制方法，IIDG 将输出负序电流，这会影响逆变器的性能，还加剧电网的不对称程度，不利于电网的故障恢复。 因此，为了抑制非对称情况下IIDG 的负序分量电流输出，考虑采用正、负序分离控制，如图1 所示。

图1 恒功率双环控制框图Fig.1 Diagram of constant power double control loop

图中：L 为滤波电感值； 工频角频率ωn为314 rad/s；正、负序控制环输出相加即可获取最终的Vα，Vβ。

负序参考电流值为0， 正序参考电流值可将PCC 点正序电压在d-q+正旋转坐标轴下的分量代入式（1）获取。为了充分利用可再生能源，Qref通常设置为0；此外，正序电压在q+轴下的分量理论上为0，因此，正、负序参考电流值为

式中： 上标+，-分别代表各信号的正序和负序分量。

1.2 低电压穿越控制

如果IIDG 具备LVRT 能力，须在目标输出电流不超过允许输出最大电流值Imax（约为额定电流In的1.5 倍）的前提下，在故障期间PCC 点电压跌落时优先满足无功电流输出要求， 其次尽可能维持故障前有功功率输出不变。因此，在同样考虑采用正、负序分离控制的情况下，电流给定值为

式中：min 为取最小值函数；Un为PCC 点电压额定值；ΔU+为故障时期PCC 点正序电压的跌落值；Kq为无功支撑系数， 通常为2；Iq为IIDG 实际输出负序电流， 电流环有效跟踪的情况下该值可认为近似等于负序电流参考值。

综上所述，配电网发生某一单相接地故障时，待系统进入稳定状态后，PCC 点正序电压d 轴分量Ud+保持恒定， 此时无论采取恒功率控制还是LVRT 控制，IIDG 均可视为只含正序分量的恒定电流源。 因此，叠加原理也可延用至含IIDG 接入的配电网单相接地故障特性稳态分析， 系统总的故障电流为各电源点单独在网络引起的故障电流之和[6]。

2 含IIDG 接入的配电网接地故障电流分析

以典型的单辐射结构配电网为例， 利用阻抗串并联原理，配电网等效含两条馈线的配网结构，如图2 所示[20]。

图2 含IIDG 接入的典型配电网结构Fig.2 Typical structure of distribution network containing IIDG

图中f 为单相故障点，IIDG 的接入位置可分为本馈线故障点上游、 故障点下游以及相邻馈线3 种情况，分别对应图示位置PCC-A，B，C。 图中以光伏一次能源为例，虚线框内给出了IIDG 主要组成部分，T1，T2分别为主系统变压器和IIDG 并网变压器，HV 为高压侧，即变电站侧等效电源。

2.1 IIDG 接入故障点上游

基于IIDG 输出特性分析结果可知，IIDG 可等效为正序恒流源，与其串联阻抗无关，根据文献[14]可得到传统不接地系统单相接地故障复合网络分析模型， 及其IIDG 位于故障点上游时配电网单相金属性接地故障 （忽略3Rf） 时的复合序网，如图3 所示。

图3 单相接地故障复合网络及等效电路图Fig.3 Sequence network and equivalent circuit of single-phase earth fault

图中：Uf为故障虚拟电压源；IDG 为IIDG 等效正序电流源；LS1，LS2，RS1，RS2为母线前电源系统的正序、 负序电感和电阻值；LL1，LL2，LL0，RL1，RL2，RL0为母线至故障点间线路的正序、负序、零序电感和电阻值；x 为PCC 点到母线距离和故障点到母线距离的比值；LT21，LT20，RT21，RT20为变压器T2的正序、零序电感和电阻值；CΣ0为系统对地零序分布电容总和；Rf为过渡电阻；开关SW 位于左，中，右侧时，分别为T2中性点不接地、直接接地和经小电阻Rn接地。

根据串并联等效原理，正、负序阻抗视为相等的条件下，各等效阻抗为

此时故障电流与未接入IIDG 的传统配电网近似相等，因此，当T2中性点不接地时，IIDG 不会对单相接地故障的故障电流产生实质性的影响。

当T2直接接地或经小电阻接地时，故障点电流为

IIDG 与故障点间零序电流IDG-f0的幅值特征变化与If相同， 与Uf0的相位关系主要取决于Z0。 由式（5）可知，T2中性点采取不接地方式时，IDG-f0滞后Uf0约90°，与传统配电网相比，未发生实质性改变。 T2中性点采取直接接地方式时，IDG-f0超前Uf0；T2中性点采取经小电阻接地方式时，由于3Rn一般为30 Ω，远大于线路、T2零序阻抗[21]，IDG-f0与Uf0近似于反向关系。

2.2 IIDG 接入故障点下游

IIDG 位于故障点下游时，配电网单相接地故障复合序网及其等效图如图4 所示。

图4 计及故障点下游IIDG 的单相接地故障复合网络及其等效电路图Fig.4 Sequence network and equivalent circuit of singlephase earth fault including IIDG at PCC-B

应用叠加原理后，T2中性点采取不同接地方式时故障点总电流为

当IIDG 接入故障点下游位置时，T2中性点在不同接地方式下， 故障点电流特征分布类似于上游的情况。

图4 中If-DG0与前文类似， 除幅值变化外，其与Uf0的相位关系主要取决于故障点与IIDG 间阻抗。 因此，T2中性点采取不接地、直接接地和经小电阻接地方式时，If-DG0分别超前零序电压Uf0约90°（取决于故障点后线路的零序分布电容）、滞后Uf0、 与Uf0近似于同向关系 （同样受3Rn的影响）。

2.3 IIDG 接入相邻馈线

IIDG 位于相邻馈线时，配电网单相接地故障复合序网及其等效图如图5 所示。

图5 计及相邻馈线IIDG 的单相接地故障复合网络及其等效电路图Fig.5 Sequence network and equivalent circuit of singlephase earth fault including IIDG at PCC-C

故障时期IIDG 输出的正序电流不会对故障点电流产生影响，即If2=0，此时故障点电流为

T2中性点不同接地方式下，故障点电流变化特性与IIDG 前文两种接入位置情况类似。

图5 中非故障馈线首端的零序电流IS-DG0和故障馈线首端的零序电流IS-f0与前文类似， 除幅值变化外， 两者与Uf0的相位关系主要取决于故障点与IIDG 间阻抗。 因此，T2中性点采取不接地、 直接接地和经小电阻接地方式时，IS-DG0 分别超前零序电压Uf0约90°（取决于IIDG 接入馈线的零序分布电容）、滞后Uf0、与Uf0近似于同向关系（同样受3Rn的作用），而IS-f0分别滞后零序电压Uf0约90 °（取决于系统总的零序分布电容）、超前Uf0、与Uf0近似于反向关系（同样受3Rn的作用）。

3 仿真及结果分析

为验证IIDG 接入对不接地系统的单相接地故障的影响， 利用PSCAD/EMTDC 搭建如图2 的10 kV 配电网模型，110/10 kV 主变压器T1额定容量为100 MV·A，0.38/10 kV 并网变压器T2额定容量为3 MV·A。 线路选用LGJ-185/30 架空线，正序电阻、电抗和电容分别为0.147 1 Ω/km，0.429 9 Ω/km，0.009 3 μF/km，零序电阻、电抗和电容分别为0.514 4 Ω/km，1.388 5 Ω/km，0.006 μF/km，馈线1，2 总长分别为30，24 km， 两条馈线负荷容量均为（1+j0.1）MV·A。IIDG 采用LVRT 正负序分离控制策略，额定容量为0.56 MV·A。

1 s 时，馈线1 距离母线15 km 处发生A 相接地故障，PCC 位于馈线1 距离母线10 km 处，母线零序电压和各段线路零序电流如图6 所示。

图6 IIDG 位于故障线路时母线零序电压和各段线路零序电流（x=2/3）Fig.6 Zero sequence voltage of the bus and zero sequence currents of lines with IIDG accessing the fault feeder （x=2/3）

由图6 可知，T2中性点不接地时，PCC 与故障点间零序电流幅值为1.51 A， 相位滞后零序电压90.14°。 T2中性点经小电阻接地时，该电流幅值为535.13 A，相位滞后零序电压173.79°，即大致呈反向关系。 T2中性点直接接地时，该电流幅值为985.79 A，相位超前零序电压90.08°。 仿真结果与前文中PCC 点与故障点间零序电流IDG-f0幅值、相位分析结果吻合。

故障点不变，PCC 位于馈线1 距离母线25 km 处，母线零序电压和各段线路零序电流如图7所示。 由图7 可知，T2中性点不接地时，故障点与PCC 点间零序电流幅值为0.66 A， 相位超前零序电压89.87°。 T2中性点经小电阻接地时，该电流幅值为458.38 A， 相位滞后零序电压26.18°，大致呈同向关系。 T2中性点直接接地时，该电流幅值为712.16 A，相位滞后零序电压73.69°。 仿真结果与前文中故障点与PCC 点间零序电流If-DG0幅值、相位分析结果吻合。

图7 IIDG 位于故障线路时母线零序电压和各段线路零序电流（x=5/3）Fig.7 Zero sequence voltage of the bus and zero sequence currents of lines with IIDG accessing the fault feeder （x=5/3）

故障点不变，PCC 位于馈线2 距离母线6 km处， 母线零序电压和各段线路零序电流如图8 所示。 由图8 可知，T2中性点不接地时，馈线1 首端零序电流相位滞后零序电压90.03°，馈线2 首端零序电流相位超前零序电压89.97°，幅值均约为1.07 A。T2中性点经小电阻接地，馈线1 首端零序电流相位超前零序电压199.35°， 大致呈反向关系， 馈线2 首端零序电流相位超前零序电压19.34 °，大致呈同向关系，幅值均约为369.19 A。T2中性点直接接地，馈线1 首端零序电流相位超前零序电压104.84°， 馈线2 首端零序电流相位滞后零序电压75.16°，幅值均约为497.42 A。 仿真结果与前文IS-f0 和IS-DG0 的幅值和相位分析结果吻合。

图8 IIDG 位于相邻馈线时母线零序电压和各段线路零序电流Fig.8 Zero sequence voltage of the bus and zero sequence currents of lines with IIDG accessing the adjacent feeder

传统配电网馈线1 距离母线15 km 处发生A 相接地故障时，故障点电流为2.41 A，故障点位置不变，T2中性点在不同接地方式下， 改变PCC 点位置时流过故障点的电流值如表1 所示。 由表1 可知：相同PCC 点位置下，T2采取直接接地方式时，单相接地故障点电流最大，其次为T2经小电阻接地情况， 最后为T2不接地情况，其故障点电流与传统配网近似相等。T2不接地时，随着IIDG 接入位置的变化，对故障点电流影响极其微弱。 T2经小电阻接地或直接接地时，随着IIDG 接入位置越靠近故障点，引起的故障点电流增幅越大，且T2直接接地时故障点电流变化幅度随着PCC 点位置的变化更为显著，如IIDG 接入馈线1 时，当PCC 点与母线间距离由5 km 增至10 km，T2经小电阻接地时故障点电流增加了12.9%，T2直接接地时故障点电流增加了30.1%。 上述仿真结果与前文理论分析结果相吻合。

表1 不同情况下故障点电流值Table 1 Amplitude of fault point current under different circumstances

4 结论

本文以IIDG 形式接入的可再生能源对不接地配电网系统单相接地故障特征展开研究， 基于正负序分离恒功率控制和LVRT 控制下IIDG 等值故障模型，得出了以下结论。①当并网变压器中性点采取不接地方式时，IIDG 不会对单相接地故障产生实质性的影响； ②当并网变压器中性点采取经小电阻接地或直接接地方式时， 故障点电流显著提升，相同IIDG 接入位置下直接接地方式引起的提升幅度更大； 随着PCC 点越靠近故障点，故障点电流逐渐增加， 经小电阻接地方式下接地小电阻的引入会减缓该相关性； ③当并网变压器中性点采取经小电阻接地或直接接地方式时，IIDG 与故障点间线路零序电流的幅值和相位会发生显著变化， 这主要取决于并网变压器接地方式和IIDG 接入位置。 最后，通过PSCAD/EMTDC对上述结论的有效性进行了仿真验证。

本文的IIDG 接入对配电网单相接地故障特性研究，不仅限于不接地配电系统，若主系统采用经消弧线圈或经小电阻接地方式， 也可基于文献[14] 得出不同主系统变压器和IIDG 并网变压器接地组合方式下，单相接地故障特征分布，为有源配电网的接地方式配合选择和保护配置提供理论依据。 以后可针对配电网可能发生的异名相多点同时接地故障现象，进一步展开含IIDG 接入的有源配电网系统故障特性分析。