分布式新能源接入的10 kV配电网保护适应性分析

2024-01-31袁兆祥张翼聂铭李猛和敬涵

电力建设 2024年2期

袁兆祥, 张翼,聂铭,李猛,和敬涵

(1.国网经济技术研究院有限公司,北京市 102209;2.国家电网有限公司,北京市 100031;3.北京交通大学电气工程学院,北京市 100044)

0 引言

“十四五”现代能源体系规划中指出,推动电力系统向适应大规模高比例新能源方向演进,统筹高比例新能源发展和电力安全稳定运行[1]。截至2022年底,全国新能源装机容量达7.6亿kW,占系统总装机容量的29.6%[2-4]。随着新能源的大力发展,越来越多的分布式电源(distributed generation, DG)接入配电网就地消纳,传统配电网形态、功能作用逐步转型[5-8]。

新能源并网换流器故障后内电势不恒定,电力电子设备控制策略导致故障电流呈现幅值受限、相角受控的特征,分布式新能源大规模接入给电网的安全稳定运行带来巨大挑战[9-13]。研究分布式新能源接入的10 kV配电网保护适应性,明晰保护适应性边界,提升电力系统安全稳定运行[14-17]。

光伏电源并网系统由于特殊的构造和控制策略,故障特征与传统同步发电机存在显著差异[18-21]:

1)故障后受逆变型电源控制策略的影响,光伏电源提供的故障电流呈现幅值受限、相角受控的特征,不同于传统电源,对阶段式电流保护的整定和配合造成影响[22];

2)光伏电源分散接入配电线路,改变了传统的配电网单电源辐射型网络的拓扑结构,故障电流流向更加复杂,给保护整定、配置带来诸多问题[23];

3)受光伏容量、控制策略及变压器中性点接地方式等因素的影响,逆变型电源呈现出“弱馈”特性[24]。

针对上述光伏电源并网后对继电保护的影响,国内外专家进行了相关研究。文献[24-25]通过在原有阶段式电流保护的基础上增加方向元件,避免分布式电源接入带来的反向故障电流导致保护的误动作。文献[26]提出低压反时限电流保护方案,通过线路两侧保护安装处的电压电流信息对故障进行识别。文献[27]提出一种方向过流保护方法,利用故障前后一个周期的相位差进行对比,构造故障识别判据。文献[28]提出了一种根据分布式电源出力情况和系统运行方式的自适应电流保护,提升保护性能。

综上所述,现有研究均是定性分析分布式新能源接入配电网对现有保护造成的影响,并未定量揭示出新能源电源规模及接入方式对保护性能的影响。因此,亟需针对分布式新能源接入的10 kV配电网保护适应性展开定量分析。

本文针对分布式新能源接入的10 kV配电网保护适应性进行研究,明晰保护适应性边界,为保护新原理的提出奠定理论基础。首先,分析光伏逆变器的控制结构与故障特性;其次,通过光伏电源接入10 kV配电网的不同位置,推导助增电流、外汲电流、反向电流等对配电网保护的影响;最后,量化光伏电源容量对现有保护性能的影响,明晰10 kV配电网保护性能边界条件。

1 逆变型电源控制策略与故障特性

1.1 逆变型电源控制策略

并网逆变器的拓扑如图1所示。它由六个桥臂组成,上、下桥臂组合成为一个相单元,每个桥臂中包含一个绝缘栅双极晶体管(insulate-gate bipolar transistor,IGBT)和一个与其反并联的二极管。

图1 逆变型电源拓扑图Fig.1 Topology of the inverter

图1中,idc为直流电流,Udc为直流电压,ipφ和inφ分别为上桥臂和下桥臂三相电流,ugφ和igφ分别为换流器交流侧三相电压和电流(φ=a, b, c)。

图2 两电平VSC控制策略Fig.2 Two-level VSC control strategy

1.2 逆变型电源故障特性

系统正常运行时,逆变器为单位功率因数运行。此时新能源电源输出电流为[29]:

(1)

式中:iφ为新能源电源输出相电流;P为逆变型电源输出的有功功率;U为端电压的幅值;γ为端电压的相位;ω为角速度;t为时间变量。

根据图2写出d-q轴坐标系下控制方程:

(2)

(3)

当故障发生后,逆变型电源一般采用抑制负序分量的故障穿越方式,体现为受控电流源特征。新能源场站规定[30],故障期间新能源场站输出的有功和无功电流应满足:

(4)

式中:ug为光伏并网点的电压标幺值;IN为新能源电源的额定电流;Imax为新能源电源可输出的最大电流。

求解式(2)和式(3)所示并网电压方程和控制方程,可以得出短路电流表达式[31]:

(5)

故障初始时刻,逆变型电源仍保持故障前的控制环节,维持有功功率输出。由于故障后换流器出口处电压跌落,因此d轴的电流参考值上升,最终式(5)中仅包含d轴分量。此时故障电流受到比例积分控制器和锁相环影响,体现为非工频特征。

当逆变型电源换流器控制策略切换到故障穿越控制后,由式(4)可知,故障电流幅值受限于Imax。与故障初始时刻不同的是,故障穿越阶段q轴的电流分量不为0,故障电流的相位会跟随q轴电流分量而变化,导致线路两侧电流分量存在相位差,可能会影响传统保护的性能。

综上所述,逆变型电源故障电流呈现幅值受限、相角受控的特征,与同步发电机产生的故障电流特征存在本质差异,亟需针对分布式新能源接入的10 kV配电网保护适应性进行研究,明晰保护适应性边界,为后续保护方案配置提供理论基础。

2 分布式电源接入配电网故障特性

2.1 助增作用

光伏并网使系统整体结构由单电源供电辐射状电网变为双电源甚至多电源系统网络,当系统发生故障时,光伏并网的容量及接入位置还将改变原有故障电流的大小和方向。10 kV配电网系统(助增作用)示意图如图3所示,其中E1-E4为线路的保护安装处,故障点F1发生在线路3上。含分布式电源接入和无分布式电源接入配电网的等值电路图如图4所示。

图3 10 kV配电系统示意图(助增作用)Fig.3 10 kV distribution network (infeed current)

图4 10 kV配电系统等值电路图(助增作用)Fig.4 Equivalent circuit diagram of 10 kV distribution system (infeed current)

由图3和图4可知,当分布式光伏不接入配电网时,F2处故障后流过故障点的电流If1为:

(6)

式中:E为系统电源电动势;Zs为系统阻抗;Zl为故障点至E1保护安装处等值线路阻抗。当分布式光伏接入配电网时,F1处故障后流过故障点电流If2为:

(7)

式中:IDG为故障后光伏电源提供的短路电流。从式(7)可以看出,光伏电源向故障点提供的助增电流主要体现在IDG·Z/(Zs+Zl),当助增电流增加到一定程度后可能会导致F1处故障后,E1的I段电流保护误动作。

对E1保护安装处I段电流保护进行整定,按照躲过线路2末端最大短路电流整定:

(8)

因此,当故障发生在F1处,若E1保护安装处的故障电流大于电流I段保护定值时,可能导致保护误动作。

(9)

(10)

式中:St.max为最大运行方式系统短路容量。

当光伏容量满足式(10),可能导致E1的电流I段保护误动作,扩大故障隔离范围。

2.2 外汲作用

10 kV配电网系统(外汲作用)示意图如图5所示,故障点F2发生在线路1上。含分布式电源接入和无分布式电源接入配电网的等值电路图如图6所示。

图5 10 kV配电系统示意图(外汲作用)Fig.5 10 kV distribution network (out flowing current)

图6 10 kV配电系统等值电路图(外汲作用)Fig.6 Equivalent circuit diagram of 10 kV distribution system (out flowing current)

由图5和图6可知,当分布式光伏不接入配电网时,F2处故障后流过故障点的电流If1为:

(11)

式中:Z3为光伏接入点至E1保护安装处的等值线路阻抗;Z2为故障点至光伏接入点的等值线路阻抗。当分布式光伏接入配电网时,F2处故障后流过故障点的电流If2为:

(12)

外汲电流体现在IDG·Z2/(Zs+Z3+Z2),当外汲电流增加到一定程度后可能会导致F2处故障后E1的I段电流保护拒动。

将式(12)中的两部分相比可以得出保护的范围缩减百分比P%。

(13)

因此,保护范围缩减百分比与光伏容量、系统短路容量、光伏接入点至故障点的阻抗和系统等值阻抗有关。当保护范围缩减到一定程度,将导致F2处故障后E1的I段电流保护拒动。

2.3 反向电流作用

1)新能源接入D点,故障点F2。

10 kV配电网系统(反向电流,PV-D)示意图如图7所示,故障点F3发生在线路5上。

图7 10 kV配电系统示意图(反向电流,PV-D)Fig.7 10 kV distribution network (reverse current, PV-D)

分布式电源提供的最大短路电流为:

IDG.max=1.5Idn

(14)

式中:Idn为光伏输出的额定电流。E3的阶段式电流保护第III段的定值整定原则为:

(15)

从式(15)可以看出,当线路5在F3处发生故障,若分布式电源提供的最大短路电流大于E3阶段式电流保护III段定值时,可能造成E3的III段电流保护误动作,扩大事故隔离范围。将式(14)与式(15)联立:

(16)

因为电流与容量成正比,用容量表示为:

(17)

当光伏接入容量满足式(17)时,可能导致E3阶段式电流保护第III段误动作。

2)新能源接入B点,故障点F3。

10 kV配电网系统(反向电流)示意图如图8所示,故障点F3发生在线路5上。

图8 10 kV配电系统示意图(反向电流,PV-B)Fig.8 10 kV distribution network (reverse current, PV-B)

当F3处发生故障,流过E1保护安装处的短路电流IDG均由光伏电源提供。如果断路器E4阶段式电流保护处于正常运行状态,那么当F3故障发生后,E4的阶段式电流保护第I段正确动作,光伏电源提供的短路电流不会对断路器E1造成影响。

但是,当断路器E4的阶段式电流保护第I段和第II段因故障退出时,如果故障发生于F3处,那么光伏电源提供的反向故障电流可能会导致断路器E1和断路器E4的阶段式电流保护第III段同时动作,造成保护失配。根据阶段式电流保护第III段整定原则可知,此时光伏提供的故障电流应满足:

IDG≥Krel·KMs·IL·max

(18)

(19)

当光伏容量满足式(19),可能导致断路器E1和断路器E4的阶段式电流保护第III段同时动作,造成保护失配。

3 仿真验证

3.1 10 kV配电网仿真系统

在PSCAD中搭建如图9所示的分布式能源接入10 kV配电网仿真系统,仿真系统参数如表1所示,仿真系统10 kV主馈线L1中三段式电流保护定值如表2所示。

表2 阶段式电流保护整定值Table 2 Setting values of stage current protect

图9 10 kV配电网仿真系统Fig.9 Simulation system of 10 kV distribution network

3.2 助增电流作用仿真结果

光伏并网使系统整体结构由单电源供电辐射状电网变为双电源甚至多电源系统网络。如图3所示,当故障发生在10 kV线路L1时,系统电源和光伏一起向故障点馈流,助增电流与光伏电源到系统电源和故障点的电气距离有关,当光伏电源到系统电源的电气距离越远,到故障点的电气距离越近时,助增作用越明显。仿真采用最小运行方式,光伏电源接入容量为10 MW,两相短路故障发生于F1处,仿真结果如图10和图11所示。

图10 不接入PV时出线断路器E1仿真波形(助增作用)Fig.10 Simulation waveform of circuit breaker E1 when PV is not connected (infeed current)

图11 接入PV时出线断路器E1仿真波形(助增作用)Fig.11 Simulation waveform of circuit breaker E1 when PV is connected (infeed current)

从图10和图11可以看出,当PV不接入系统时,出线断路器E1阶段式电流保护第I段未启动,通过延时与分支断路器E2的保护进行配合。但是当PV接入系统时,光伏电源提供的助增电流使得故障电流超过E1的阶段式电流保护第I段定值,即E1和E2同时断开,造成E1的误动作,E1处保护无法通过时间与E2处保护进行配合,扩大了故障隔离范围。因此,分布式电源提供的助增电流可能会导致出线断路器E1和分支断路器E2的阶段式电流保护失配。

3.3 外汲电流作用仿真结果

仿真采用最大运行方式,光伏外汲作用最为明显,光伏电源接入容量为10 MW,两相短路故障发生于F2处,仿真结果如图12和图13所示。

图12 不接入PV时出线断路器E1仿真波形(外汲电流)Fig.12 Simulation waveform of circuit breaker E1 when PV is not connected (out flowing current)

从图12和图13可以看出,当PV不接入系统时,故障后流过出线断路器E1的故障电流超过其阶段式电流保护第II段定值,断路器于0.55 s左右发出跳闸信号。但是当PV接入系统时,光伏电源的外汲作用使得流过出线断路器E1的故障电流减小并低于其阶段式电流保护第II段定值,断路器于0.81 s左右发出跳闸信号。因此,分布式电源的外汲作用可能会造成阶段式电流保护的灵敏度降低,严重情况下可能造成保护拒动。