考虑分布式电源并网的10 kV配电线路单相断线故障分析

邵文正,刘文彬,臧家义

齐鲁工业大学( 山东省科学院) 电气工程与自动化学院,山东 济南 250353

配电系统位于电力系统的结尾,它和实现运输电能的目标密切相关。近年来,由于线路过载、外力破坏、线路老化、季节性故障等客观因素,导致配电网故障多发。常见的配电网故障有相间短路故障、单相接地故障和断线故障[1]。以前,由于我国架空线路大多数使用裸导线,这种情况发生断线故障的概率小[2],近年来,随着配电网投资的加大,配电网的升级和改造,大量的配电线路采用了架空绝缘导线。架空绝缘导线的采用,大大减少了配电线路单相接地故障的发生,提高了供电可靠性。

但是,架空绝缘线路的使用并没有减少断线故障的发生,断线故障同样成为了配电网一个不可忽视的问题。而且随着分布式电源的大量应用,断线故障的特征也变得越来越复杂,需要进行仔细地研究和分析[3]。目前,10 kV配电网架空线路比较容易发生断线故障,但通常没有专门的反应断线故障的保护设施[4]。

随着能源危机和保护环境的压力越来越大,能效利用合理、污染小的分布式能源迅速发展,风电、光伏发电等新能源发电大规模并网,为了满足智能配电网的需求,必须考虑分布式电源(DG)并网后对传统配电网故障特征的影响[5-10]。

文献[11]分析了单相断线故障发生时负序电流的故障特征,提出了一种依赖于负序电流和故障相电压的故障选线方法,该方法可靠性和灵敏度还算高,然而负序电流在现场情况中较难提取以及在线路空载时可能失效。文献[12]分析了单相断线故障发生后相、线电压和中性点偏移电压故障特征,提出了依据各相、线电压展开故障区段定位的方法,但只适用于DG并网前的情况。文献[13]分析了配电网发生断线故障后零序电压的故障特征,提出了依赖于零序电压幅值差的断线故障识别方法,但该方法依赖通信,适用不够广泛。分布式电源中应用最广泛的就是以逆变器为接口的逆变型分布式电源(IIDG),所以采用IIDG为主要研究对象[10]。

综上所述,本文在前人研究的基础上,分析传统配电网发生单相断线故障后的故障特征,包括正、负序电流、电压等,并分析IIDG并网后在其上游位置发生断线故障后的故障特征,为断线故障的判断提供了基础。

1 配电网发生单相断线故障分析

图1 单相断线故障系统简化图

1.1 电流变化特征分析

若A相P1点发生断线故障,其他相正常,由图1可以直接得到故障处的边界条件为:

一般来说线路末端的负载阻抗是要比变压器阻抗和线路阻抗大得多,并且负载的正负序阻抗相等,则用对称分量法将其转换为各序分量为:

由式(2)、(3)可以画出单相断线故障后系统复合序网如图2。

图2 不接地系统单相断线故障复合序网

由图2可知,断线故障处各序电流为:

将各序电流转化为线路三相电流为:

式中α=ej120°。

若线路正常运行,其三相电流应该为:

1.2 电压变化特征分析

图3 单相断路系统等效图

式中,YA、YB、YC是故障点M侧线路等效导纳。

由分析得到的复合序网可知,N侧中性点偏移电压为:

一般来说,如果发生断线故障线路的对地电容相较于整个10 kV配电线路较小,可以将三相负载看作对称,也就是断线后对于断口前系统参数影响较小,M侧零序电压极小。所以就可以得到M、N两侧电压相量图,如图4、图5所示。

图4 M侧电压相量图 图5 N侧电压相量图

2 含IIDG配电网发生单相断线故障分析

当IIDG上游发生单相断线故障时,以A相故障为例,可得到配电线路等效图如图6。

图6 A相断线故障时配电线路等效图

2.1 序电流分析

若A相P1点发生断线故障,故障处边界条件分析可得出式(2)、(3)、(4),按照分析所得的边界条件各序分量画出复合序网,如图7所示。

图7 A相断线故障后复合序网

IIDG可等效为受控电流源,在复合序网中,因为是不接地系统,故障处零序电流为零,所以可得到正、负序电流关系为:

由基尔霍夫电流定律可得,

负荷侧正序电流为:

结合式(10)、(11)、(12)得A相正序电流为:

IIDG并网点正序电压：

由P=UI=3UAIA得IIDG输出电流为:

即断路处正、负序电流为:

(16)

由式(13)和(16)可知,当配电网发生单相故障后,断线处的正、负序电流受负荷和IIDG输出功率的影响,输出功率越大,故障处正、负序电流的模值就越小,IIDG并网点正序电压就越大；输出功率越小,故障处正、负序电流模值越大,IIDG并网点正序电压就越小。

2.2 零序电压分析

由式(18)可以看出,M侧零序电压远大于N侧零序电压。

3 仿真验证

3.1 配电网单相故障仿真分析

使用Matlab/Simulink仿真软件验证上文的理论分析。搭建如图1所示10 kV架空线路单相断线故障仿真模型,以不接地系统为对象,负载采用三角形连接。系统参数设置如下,主电源110 kV,200 MW,主变压器采用功率200 MW,电压等级110 kV/10.5 kV的Y/△连接的降压变压器,负荷参数为10 kV,1 MW,故障时间设置在0.1 s。仿真结果如图8至11所示。

图8 A相断线故障后故障点正、负序电流和相位

图9 A相断线故障后断点前后三相电流

图10 A相断线故障后断电前后三相电压

图11 母线零序电压的幅值和相位

通过仿真结果可知,故障线路在总线路中占比很小时,母线零序电压幅值相较于正常相电压很小,相位与故障相电压相位相反。

3.2 含IIDG配电网单相断线故障

设定仿真模型为光伏模型,采用最大功率跟踪控制方式,容量为100 kV·A,故障时间为0.1 s,故障类型为A相断线故障。

图12 故障线路电流序分量幅值

图13 故障点N侧电压序分量幅值

图14 故障点M侧母线电压序分量幅值

由仿真结果可知,当A相发生断线故障后,A相的正序电流等于负序电流,且幅值有所下降；故障点N侧正序电压有所降低,其大小和负序电压相近；系统侧零序电压经过短时间内的变化,增大到一定值,系统侧零序电压和负荷侧零序电压满足式(18)。仿真结果与理论分析一致。

4 结 论

传统配电网发生单相断线故障时,故障相电流为零,正序电流和负序电流大小相等、相位相反,系统零序电压很小。当有IIDG接入配电网时,在其发生单相断线故障后,故障相正序电流等于负序电流且幅值大幅减小,同时也会对故障两侧零序电压产生影响,系统侧零序电压几乎不变,负荷侧零序电压增大,两侧零序电压差满足一定关系。