光伏电站接入对距离保护和重合闸的影响

郭金学 南东亮 郝红岩 张 锋 张 祎

（1. 南京南瑞继保电气有限公司，南京 211102;2. 国网新疆电力公司电力科学研究院，乌鲁木齐 830011;3. 国网新疆电力公司调度控制中心，乌鲁木齐 830011）

光伏电站接入对距离保护和重合闸的影响

郭金学1南东亮2郝红岩3张 锋3张 祎1

（1. 南京南瑞继保电气有限公司，南京 211102;2. 国网新疆电力公司电力科学研究院，乌鲁木齐 830011;3. 国网新疆电力公司调度控制中心，乌鲁木齐 830011）

本文首先分析了距离保护基本原理，并讨论了光伏电站接入对送出线路距离保护、配电网距离保护、配电网重合闸和选相元件的影响。进而，以光伏电站表现出的故障特性为依据，同时本着工程应用方便且误差允许的前提，提出了光伏电站类比常规电源的短路计算模型，即电压源串联阻抗的形式，并针对光伏电站不同的故障特性给出了二者各序阻抗的计算公式。将给出的计算模型加入到常规电网短路电流计算模型中，分析了计及光伏电站的电网短路电流计算模型及故障特性，研究了规模化光伏接入后对地区电网短路水平的影响。通过距离保护建模、阻抗整定值设定、电流起动门槛值设定等，建立了算例模型，仿真验证了送出线路在不同位置、不同类型故障下保护的动作情况，得出了光伏并网对距离保护配置、重合闸配置、选相元件的若干建议。

光伏电站；距离保护；重合闸；选相元件

根据光伏电站接入电网相关规定，光伏电站的110kV专用并网线路配置一套光纤纵联电流差动保护装置，保护装置除光纤纵联电流差动主保护，还具备阶段式相间和接地距离保护、零序电流保护作为后备保护以及重合闸[1-2]。已有的研究指出：当光伏发电并网时，其特有的故障特征和短路特性易造成接地距离保护分支系数不确定，进而导致保护拒动或误动，降低重合闸成功率[3-6]。

文献[5]研究了基于自适应原理的接地距离保护整定判据。文献[6]指出基于相电流差突变量和基于序分量的选相元件的动作性能会受到光伏电站的严重影响。文献[7-8]分析了光伏并网发电重合闸的影响，提出了光伏电站LVRT与前加速自动重合闸的配合方案。文献[8]、文献[9-10]提出一种基于过渡电阻倾斜角估计的自适应距离保护和自适应接地距离保护方案，以处理过渡电阻的影响。文献[11]研究了弱电源特性对送出线路电流差动保护和距离保护的影响。现有文献的研究重点关注了光伏发电接入对继电保护的影响，但对光伏电站接入时带来的新的短路计算模型、故障特性的探讨较少，尤其缺乏规模化光伏接入后对地区电网短路水平影响、选相元件的影响分析。

为了满足重合闸、距离保护故障判相等需要，线路保护一般应具备故障选相的能力，对此，本文在文献[11]的基础上，针对性地分析了光伏电站送出线路对距离保护、重合闸和选相元件的影响等内容，并基于算例仿真验证所提出模型和方法的有效性。

1 对距离保护的影响研究

1.1 距离保护基本原理

接地、相间距离保护阻抗继电器的测量阻抗可表示为

式中，φ为发生接地短路的故障相，0I˙为零序电流，K为零序电流补偿系数，K=(z0-z1)/(3z1)，z1、z0分别为单位长度被保护线路的正序、零序阻抗。

1.2 对配电网距离保护的影响

图1为光伏电站接入配电网的典型示意图。

当f1故障时，保护1处测量阻抗为

图1 光伏电站接入配电网示意图

式中，Zk为测量阻抗，Rg为过渡电阻，θ 为两侧故障电流的相角差，pvI˙为光伏电站的电流，sI˙为电源的电流。

f2故障时，保护1测量阻抗为

式中，ZNK为母线N到短路点的阻抗，ZMN为母线M和母线N之间的阻抗。

由式（2）和式（3）可知，因θ 不确定，当发生经 Rg的短路故障时，保护 1的 Zk可能增大或减小，导致保护1的保护范围缩小或者无选择性动作。

2 光伏电站对重合闸的影响

2.1 送出线路重合闸配置

实际的光伏电站送出线路，大电源侧一般选用“检线路无压”、小电源侧选用“检同期”方式[12]，但是这种配置方式未考虑到光伏电站特殊性，因此实际中可能会产生重合不成功现象。例如，配电网原有的前加速自动重合闸仅仅是针对单电源供电结构而设计的，光伏电站的接入使得配电网变成了双端供电网络，这将造成前加速自动重合闸适应性不足。故障后，光伏电站是否退出，会对前加速自动重合闸产生影响。光伏电站并网联络线发生瞬时性故障，两侧开关跳闸后，光伏电站过/欠电压、过/欠频率孤岛保护退出运行的概率很高，因背侧电源退出运行，故光伏电站侧重合闸“检同期”不会成功，重合闸也不会成功。

如果光伏电站发出功率和负荷不匹配，就构不成形成孤岛的必要条件，不会形成孤岛；如果此时发出功率与负荷匹配，孤岛系统的频率由负荷谐振频率、光伏电站发出有功、无功和品质因数决定，就可能会引起并网点频率显著变化，会有高/低频动作切机；光伏逆变器不具备频率自动调节能力，即使形成频率偏移不大的孤岛系统，系统负荷也是随时变化的，即此时的平衡点是极不稳定的。当光伏电站发生概率极低的孤岛运行时，光伏电站侧检测到光伏电站仍并网运行，即“母线有压”，则重合闸将不会动作，重合闸过程中不会对光伏电站造成非同期冲击。

2.2 光伏电站对选相元件的影响

基于对称分量法和相电流差突变量的选相原理，保护安装处两相电流差的变化量幅值为[13]式中，C1、C2分别为保护侧的正序、负序电流分支系数；If1、If2分别为故障处的正序、负序故障分量电流。

光伏电站阻抗的正、负序阻抗在幅值和相位上均不相等，会导致C1和C2不等，进而单相接地（AG）故障时，。因此，当有光伏电站接入时，单相接地短路时无法选出故障相。

3 光伏电站的短路计算模型及故障特性

3.1 光伏电站的短路计算模型

IEC 60909标准中对变频器有两种处理方式：①不考虑静止变频器的贡献；②静止变频器驱动电动机，在三相短路时进行反馈制动，提供短路电流。其阻抗为

DIgSILENT/PowerFactory对光伏逆变器的模型进行了扩展，经过逆向分析来解析模型，通过最大短路电流（容量）水平确定正序阻抗大小，然后根据R/X′′的值分别求解R和 X′′，即

由式（6）和式（7）便可计算光伏逆变器阻抗。由逆变器的限制可知最大短路初始值kI′′为额定电流的k倍。短路容量与容量的关系为

R/X′′参考IEC 60909处理静止变频器驱动电动机短暂逆变运行情况，值为0.1。

由式（8）和式（9）便可求取相关参数。

另外，结合故障特性可知，常规控制策略下逆变器负序电流很小，且通过不对称控制，会出现负序电流为零的故障特性，故近似处理为光伏逆变器负序阻抗无穷大。

3.2 光伏模型短路计算的实现方法

光伏发电系统的正序模型可等效为电压源与阻抗的串联，如图2所示。

图2 光伏发电系统的正序等效模型

假设光伏电站中有i台容量为S1的逆变器，电流限值倍数均为k1；有j台容量为S2的逆变器，电流限值倍数均为k2，k1和k2计算同式（10），则

短路容量kS为

短路容量标幺值kS′′为

光伏电源阻抗标幺值（逆变器侧）计算式为

式中，Cmax为电压系数，380V/400V系统Cmax取值为1.05，其他电压等级Cmax均取1.10；为阻抗比，默认取值为0.1；kS′′为光伏电站短路容量标幺值。

光伏电源阻抗标幺值（基准侧，考虑电压折算）计算式为

3.3 光伏电站的故障特性分析

图3在DIgSILENT/PowerFactory中搭建了一个由光伏电源、储能系统和负荷组成的并网型微网模型[14]。

图3 搭建微网模型

光伏电站额定功率、输出有功、无功分别设定为 100MW、76MW、0；储能系统额定功率、输出有功、无功分别设定为 30MW、0MW、0；负荷有功为 90MW，无功功率为 0，外网最大短路容量为1000MW，送出线为架空线，长度为10km。0时刻发生三相短路故障，故障位置为距并网点位置10%，过渡电阻为12Ω，仿真结果如图4所示。

从图4可以看出，送出线路发生三相对称短路故障时，光伏发电系统出口电压对称跌落，输出电流不超过逆变器限幅 1.2倍，呈现恒流源特性。储能系统出口电压对称跌落，输出电流不超过额定电流，也呈现恒流源特性，这是由于储能系统的逆变器的限幅控制作用。并网点电压发生对称跌落，微网侧送出的短路电流三相对称，且增幅很大，这是因为虽然光伏逆变器已经将输出电流限制在1.2倍，但故障前储能系统的输出电流为零，故障后储能系统提供无功用以支撑电压增大了故障电流。

图4 光伏电站交流侧电压和电流

4 规模化光伏接入后对地区电网短路水平影响研究

新能源发电的接入对电网的继电保护整定计算产生了影响，主要体现在故障发生后，光伏电源对故障点提供短路电流。继电保护整定计算人员关注的是新能源厂站能够提供多少水平的短路电流。本文以新疆巴州 220kV且末变供电片区的光伏站为例，建模分析光伏接入后对短路水平的影响。图 5所示为巴州且末片区的电网接线图，其中 35kV光伏电站通威且末、裕天且末、若羌海为的容量分别为20MW、6MW、20MW。

图5 巴州电网且末片区一次接线图

光伏电站模型的参数见表1。

首先在新建的光伏和风场近处设置故障：

在 110kV恰尔羌变 35kV I母线上设置相间故障，故障点信息及新能源电厂提供电流见表2。

220kV且末变I母线上发生故障，故障点信息及新能源电厂提供电流见表3。

表1 光伏电站参数

表2 短路计算结果

表3 短路计算结果

由表 2、表 3可知，光伏的大规模接入，导致巴州且末变片区的短路水平会发生变化。而光伏电源的短路阻抗和容量直接相关，可以看出，在35kV通威且末和35kV裕天且末（分别为20MW和6MW）近处（110kV恰尔羌变35kV母线）发生故障时，光伏电源提供的短路电流并不大，差异最大的三相短路提高了25%；而当上级220kV且末变220kV母线故障时，受新光伏厂站的影响，短路电流水平提高了10%。

5 继电保护算例仿真分析

5.1 算例仿真模型

1）距离保护模型

在 DIgSILENT/PowerFactory中建立了包含 30个光伏逆变器的光伏电站详细时域仿真模型，如图6所示。图6中，单个光伏电池板的容量为0.5MW，出口电压为0.4kV，汇集母线电压为35kV，光伏电站并网点电压为110kV。

图6 光伏电站的详细时域仿真模型

图6中送出线路参数为正序电阻为0.132Ω/km，正序电抗为0.389Ω/km，零序电阻为0.396Ω/km，零序电抗为1.167Ω/km，长度为20km。在送出线路光伏侧加入方向圆动作特性的距离保护，其Ⅰ段整定值为3.95Ω、角度为71.26°。送出线路发生各种类型短路故障的仿真结果见表4、表5。

由表 4、表 5可知，光伏侧距离保护的耐受过渡电阻能力在接地故障时强于相间故障时，但仍然比系统侧距离保护弱。

2）距离I、Ⅱ段阻抗整定值

设定 TV和 TA的变比分别为 110kV/110V、400A/1A。线路正序电阻为0.177Ω/km，正序电抗为0.402Ω/km，零序电阻为 0.354Ω/km，零序电抗为1.022Ω/km，长度为50km，距离保护整定值计算见表6。

表4 区内故障时送出线路光伏侧距离Ⅰ段动作情况

表5 区内故障时送出线路系统侧距离Ⅰ段动作情况

表6 距离保护整定值

3）电流起动门槛值

送出线路末端三相金属性接地故障后 CT二次侧的电流波形如图7所示。由图7可知，为保证保护的灵敏性，电流起动值应当小于短路电流值，当设定相电流起动值为 0.4A时，零序电流起动值为0.1A。

5.2 继电保护动作情况

1）送出线路不同位置不同类型故障相电流及保护起动情况

送出线路末端发生A相接地、AB两相接地、AB相间故障下CT二次侧的电流及RMS如图8所示，相电流及起动情况见表7。

送出线路50%不同故障下的相电流及起动情况整理见表8。

观察表7和表8可知：单相、两相接地故障，零序电流很大，远大于正负序电流，造成三相电流相位幅值基本一致，相电流过流起动元件很难选出故障相；两相相间故障，相电流较小，以此数据作为起动电流门槛值过低，造成其他类型故障下三相均起动。

2）当选相正确时，不同位置不同类型故障下距离保护的动作情况

当送出线路95%处发生三相金属性短路，不同类型故障下距离保护的动作情况统计见表9。

综合以上仿真可知，假设故障发生时起动元件能及时起动并选出故障相，则相间和接地阻抗元件均能正确动作，不考虑实际现场及其他的干扰，在整定范围附近（5%±）几乎不会发生拒动或误动。

图7 末端三相金属性接地故障后CT二次侧的电流

图8 末端A相接地故障后CT二次侧的电流及RMS

表7 网侧母线（送出线路末端）不同故障下的相电流及起动情况

表8 送出线路50%不同故障下的相电流及起动情况

表9 送出线路95%位置不同故障下相电流及起动情况

6 结论

通过以上分析，本文得出了如下主要结论：

1）送出线路故障时，表现出的故障特性是正负序阻抗不相等和弱电源特性。

2）光伏电站送出线路发生接地故障时，故障电流以零序分量为主，发生相间故障时，故障电流会受逆变器限幅的限制，其数值远小于接地故障电流；通过控制可以实现故障电流中不再存在负序分量等故障特性。

3）当光伏电站与系统相连的惟一一条送出线发生故障时，从故障发生到光伏电站侧重合闸动作前，光伏电站退网运行的概率远大于并网运行的概率，因此送出线重合闸配合方式应按照光伏电站退网运行的情况来考虑。

4）光伏电站相对于大电网是弱馈电源，选相起动元件应以电压及其变化量为判定标准，如采用低压起动、电压突变量起动等。另外，在弱馈电源发生接地故障后，零序电流一般都非常大，可以将零序电流与电压综合作为起动选相依据，以提高正确率。

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Effects of PV Power Station on Distance Protection and Automatic Reclosing

Guo Jinxue1Nan Dongliang2Hao Hongyan3Zhang Feng3Zhang Yi1
(1. NR Electric Co., Ltd, Nanjing 211102;2. State Grid Electric Power Research Institute of Xinjiang Electric Power Company, Urumqi 830011;3. Xinjiang Electric Power Dispatching and Communication Center, Urumqi 830011)

The basic principle of distance protection is analyzed firstly. And the effect on transmission line, distance protection in distribution networks and automatic reclosing by PV power station are discussed. Based on the fault characteristics of PV power station and in the premise of convenient project application with allowable error, a model of PV power station short circuit is presented. The model is in voltage source impedance in series form. The fault characteristics of PV power station with different calculation formula of two different sequence impedance is given. The calculation model is added to the conventional grid short-circuit current calculation model. The short circuit current of power system with photovoltaic power station calculating is completed in the model.Based on the segment impedance sets setting of distance, the setting of current starting threshold value,the simulation model is set up. The influence of large-scale photovoltaic access on the short circuit level of regional power grid is studied. The protection starting of transmission lines with different positions and different types of fault phase current is verified. Also the distance protection starting with different positions and different types of faults is verified. Finally, some suggestions are given for the distance protection configuration, reclosing configuration and phase selection element of the grid connected photovoltaic system.

PV power station；distance protection；automatic reclosing；phase selection element

郭金学（1974-），男，江苏省南京市人，本科，工程师，主要从事电力系统继电保护工作。