含分布式光伏的10 kV供电系统继电保护整定分析

闫 石

[深圳市机场(集团)有限公司,广东 深圳 518128]

0 引 言

分布式光伏以其独特的优势在工业民用建筑中被广泛使用。但分布式光伏的接入也对供配电系统的继电保护产生不同程度的影响。对含有分布式光伏的供电系统进行合适的继电保护配置、整定是保证供电可靠性的重要措施。

1 10 kV供电系统

某物流设施建筑面积为8.8万m2,用地面积约9万m2,设置有10 kV总变电所1座、10 kV分变电所4座。总变电所采用单母分段接线,Ⅰ母负载为2台配变与1回线路,Ⅱ母负载为1台配变与1回线路,并分别从自有110 kV变电所引入1回电源,屋面分布式光伏通过升压变接入Ⅱ母[1-2]。分变电所采用单母接线,母线负载为1台变压器,每2座分变电所链接接入总变电所。10 kV系统为小电阻接地方式,母线均分列运行。供电系统接线如图1所示。系统参数如表1所示。上级电网保护定值参数如表2所示。

表1 系统参数

表2 上级电网保护定值参数

图1 供电系统接线

2 短路电流计算

2.1 短路计算中分布式光伏的处理

分布式光伏是光伏组件通过逆变器经升压变接入10 kV供电系统的,它是逆变型分布式电源。根据逆变器的控制策略,其输出具有电流源性质。无论供电系统发生何种类型的短路故障,输出电流仅有正序分量,且最大值不超过额定电流的1.5倍[2]。对于含有光伏的多电源系统的短路计算,光伏可简化为恒定正序电流源,采用对称分量法与叠加原理计算:将多电源的各序网络简化为多个单电源的各序网络,每个单电源的序网络中,其他电压源等效为短路,其他电流源等效为开路;对电压源和电流源序网络分别计算各自单独产生的短路电流,所有电源产生的短路电流之和就是总短路电流[3]。

2.2 保护处短路电流计算

因为无论供电系统发生何种类型的短路故障,光伏仅输出正序电流,所以负序、零序网络中不会出现光伏支路。若图1中BE线末A相接地短路故障,复合序网及其简化如图2所示。

图2 复合序网及其简化

系统电源单独提供短路电流时保护B104、保护A104处A相电流如下:

(1)

(2)

光伏单独提供短路电流时保护B104、保护A104处电流如下:

(3)

(4)

保护B104处、保护A104处总电流如下:

(5)

(6)

按表1中参数进行短路电流计算。需要注意的是,该计算结果是以光伏一直输出最大电流,且其与系统提供的短路电流同相位为前提的,计算结果最为保守。但实际上,光伏输出电流受逆变器控制策略影响,与光伏出力及接入点电压跌落程度有关[5-6]。

3 分布式光伏对继电保护整定的影响

光伏的接入使保护处电流发生了变化。当光伏位于保护与故障点上游,光伏使保护处电流增加,如BE线末故障,接于BⅡ母线的光伏电源使B104保护处电流增加,保护灵敏度提高,此时光伏的影响是有利的。当光伏位于保护与故障点之间或下游,光伏使保护处电流减少,如BE线末故障或ABⅡ线末故障,接于BⅡ母线的光伏使A104保护处电流减少,保护灵敏度降低,此时光伏的影响是不利的。光伏最大输出电流与系统短路电流相比较小,为简便整定,短路计算时忽略光伏,调整相应整定系数,认为系统仍是单侧电源供电,保护不经方向闭锁。

4 继电保护整定

4.1 变压器保护电流定值整定

忽略光伏的影响,升压变保护与配变保护的整定方法相同。配变作为10 kV供电系统的末端,其配置两段定时限电流保护、零序电流保护,整定原则详见文献[7],本文不再赘述。需要注意以下几点。

(1) 电流Ⅰ段保护躲过大方式变低三相短路,考虑光伏的影响,可靠系数取1.5,并按小方式变高两相短路校验灵敏度,灵敏度不小于1.5。

(2) 电流Ⅱ段保护与变低进线短延时保护配合,可靠系数必须不小于1.2。小方式变低AC两相短路时,变低进线保护处三相电流如下:

(7)

根据Dyn11联结的传变关系[8],可得配变保护处三相电流:

(8)

(3) 由于光伏使得配变保护处电流增大,电流Ⅱ段保护对变低故障灵敏度仍按不小于1.5校验。小方式变低A相接地短路时,配变保护处三相电流为

(9)

(4) 考虑上级电网限额,电流Ⅱ段保护动作时间不能太长,为避免最大负荷电流导致保护误动,在满足其他要求时整定值按对变低故障灵敏度为1.5整定,通常此整定值最为保守。综合上述分析,整定值如表3所示。

表3 整定值

4.2 线路保护电流定值整定

线路电流保护一般为三段式。线路保护整定原则如表4所示。

表4 线路保护整定原则

线路EF、CD是终端线路,其电流Ⅰ段保护与相邻配变电流Ⅰ段保护配合。因为线路长度很短,电流Ⅰ段保护对小方式本线末两相短路故障灵敏度仍能满足要求,故无须配置电流Ⅱ段保护。电流Ⅲ段保护不强制要求对配变变低故障有灵敏度,但线路EF、CD是终端线路,力争对小方式相邻配变(配变6、7)变低两相短路有不小于1.2的灵敏度。

线路ABⅠ、ABⅡ、BC、BE有相邻线路,其电流Ⅰ段保护整定原则是躲大方式本线末三相短路,但因线路长度都很短,均不满足灵敏度要求而退出。由于光伏助增很小,保护A104、A103电流Ⅱ段、Ⅲ段的最大分支系数仍取1(11 148/11 262≈1)。

考虑光伏影响与上级电网保护限额,上下级保护间配合的可靠系数均取1.2。为避免保护误动,最大负荷电流可结合文献[9]中数据计算。

因接地电阻远大于线路阻抗,线路不同位置的单相接地短路电流幅值变化不大,故只配置一段定时限零序电流保护。根据运行经验,可统一整定为60 A(一次值)。即使光伏使保护A104、A103处电流减少,灵敏度仍能满足要求,只是降低了保护耐受接地过渡电阻的能力,但通常电缆线路发生的是金属性接地短路,接地过渡电阻不大。

4.3 变压器、线路保护动作时间整定

根据表2中上级电网保护限额,综合考虑配变变低进线短延时保护动作时间通常为0.4 s[10]、保护动作时间、断路器分闸时间,保护配合的时间级差采用0.2 s。保护E104(C103)、保护F112(D111)的动作时间整定相同,因为其一次接线是线变组,保护是否选择性动作的结果是相同的,都是导致配变6(配变7)失电。为防止避雷器动作导致保护误动,各元件的电流Ⅰ段保护动作时间整定为40 ms,零序电流Ⅰ段保护动作时间整定为100 ms。动作时间整定如表3所示。

4.4 特殊运行方式保护整定

上述整定值是按BⅠ、BⅡ母线分列运行的方式整定的,此时保护B100无须投运。但BⅠ、BⅡ母线并列运行,保护B100投运可以缩小故障范围,避免B变电所全停。保护B100按反映B母线短路,只配置电流Ⅱ段保护与零序电流保护,电流定值与保护A104、A103相同。受上级电网保护动作时间限制,保护B100动作时间只能与保护B103(B104)动作时间相同,但为保证选择性,可增加保护之间的二次闭锁回路。BE(BC)线路短路时,保护B104(B103)向保护B100发闭锁信号150 ms,这样既能保证选择性又能保证保护B100在断路器B104(B103)拒动时起到远后备作用。

保护B102、B101按反映BⅡ、BⅠ母线短路配置电流Ⅱ段保护与零序电流保护,整定值与保护A104、A103相同,动作后仅闭锁备自投B100。由于整定值远大于光伏最大输出电流,保护无须经方向闭锁,可靠性增加,且能防止备自投B100动作投于母线故障。

4.5 故障解列整定

若图1中线路ABⅡ短路,保护A104动作将故障点从系统侧切除,但由于保护B102、B114不反映线路ABⅡ短路,光伏仍向故障点提供短路电流,保护B114处配置独立的故障解列,其动作后切除光伏。

另外,当A变电所故障导致BⅡ母线与系统脱离,只能通过备自投B100动作恢复并网,但光伏对BⅡ母线电压的支撑作用会导致备自投动作时间延长,甚至无法动作以及BⅡ母线孤岛运行。故障解列动作切除光伏后,使BⅡ母线电压加快降低,为备自投动作创造条件。故障解列包括过电压、低电压、过频、低频、零序过电压保护。动作时间按与保护A104同接于A母线的相邻保护的全线灵敏度段(若AⅠ、AⅡ母线并列运行,此保护即保护A103的电流Ⅱ段、零序电流Ⅱ段)配合整定,以防止相邻保护动作时,故障解列保护误动,并与备自投B100动作时间配合,先于备自投动作。

4.6 备自投整定

备自投B100采用分段备自投方式。有压定值仍按0.7倍额定线电压整定,低电压定值可适当提高,按0.5倍额定线电压整定以缩短备自投等待时间。为避免光伏可能导致的非同期并列,备自投动作合断路器B100前联跳断路器B114。动作时间(跳闸时间)按与上级备自投A100、故障解列B114、保护B101、保护B102的动作时间配合整定。

5 结 语

含有分布式光伏的多电源供电系统的短路电流计算的基本思路是将分布式光伏简化等效为恒定正序电流源,应用叠加原理计算出各电源单独提供的短路电流之和即为总短路电流;按光伏一直输出最大电流且与系统短路电流同相位计算得出的短路电流最为保守。当光伏位于保护与故障点上游,光伏使保护处电流增加,保护灵敏度提高,对保护有利。当光伏位于保护与故障点之间或保护与故障点下游,光伏使保护处电流减少,保护灵敏度降低,对保护不利。建筑光伏容量通常不大,对短路电流影响有限,为简便整定,短路计算时不考虑光伏,而是调整可靠系数等整定系数,不配置经方向闭锁的保护。光伏接入点系统侧配置独立的故障解列保护,故障时快速切除光伏,恢复系统供电,提高供电可靠性。