低惯量不接地微电网单相接地故障研究

黄棋悦，王瀚杰

（1.宁波职业技术学院，浙江 宁波 315800；2.国网浙江省电力有限公司宁波供电公司，浙江 宁波 315016）

0 引言

近年来，太阳能光伏系统、储能系统和风力发电等DERs（分布式能源）的普及率不断提高。为了降低传输损耗和提高运行可靠性，往往将分布式能源直接设置在负荷附近。然而，配电系统中分布式能源的广泛应用面临着电流等级、保护协调、电压升高和功率反向等诸多技术问题[1]。为缓解这些问题，提出了一种新兴的运行理念，即在配电网中指定相对较小的区域，其中嵌入分布式能源和负荷，该区域被称为微电网[2]。

低惯量微电网采用基于逆变器的分布式能源，其在响应网络故障时，与传统的基于旋转机械发电机的微电网存在显著区别。基于逆变器的电流调节器通常不能提供大电流，因此该微电网的故障电流能力受到半导体开关短时载流能力的限制[3-4]。低惯量微电网的使用带来了一些技术挑战，其中之一就是低惯量微电网的保护方案。低故障电流水平不足以在自主运行模式下激活传统过电流保护方案，然而，由于接地电网在并网运行模式下的贡献，故障电流可能很大。因此，低惯量微电网的保护方案不同于传统配电系统。保护方案应在并网和自主模式下保护微电网。对于公用电网故障，微电网将从并网运行方式转变为自主运行方式。在电网故障排除后，微电网将重新接入主电网。微电网保护方案将考虑微电网的故障穿越能力[5-6]。

国内外专家针对低惯量微电网的保护方案，提出了基于通信的保护方案、基于本地测量的方案或使用外部设备的方案[7-9]。这些方案虽然能在不同程度上实现微电网的继电保护功能，但仍存在一定不足。如微电网需要增设一个同步发电机、发电机需为保护装置提供足够的故障电流[10-11]、混合微网保护系统未经过试验验证、保护配置价格过于昂贵等。

本文提出了一种低惯量不接地微电网SLG（单相接地）故障保护的新方案。该方案包括微网接口保护和单元保护。微网接口保护是基于微网互联变压器的零序电压角和零序电流角之差。微网单元保护是基于负载或分布式能源的每个连接点的3 个零序电流方向的比较。所提出的保护方案可以同时对电网和微电网中的SLG 故障做出响应。通过PSCAD/EMTDC 仿真证明，该方案可以独立检测故障状态和故障方向，只需要在系统中存在事件时进行通信，通过机组保护与接口保护的配合，实现故障区段的定位。

1 SLG 故障分析

构建低惯量微电网模型如图1 所示。微电网通过Y/Δ 降压变压器与配电系统互连。电网短路容量为100 MVA。配电系统接地，微电网不接地。中压配电系统中，4 条馈线连接到变电站。微电网中，2 条馈线通过1 条配电线路连接到PCC（公共耦合点），每条馈线都有1 个断路器QF。每条微电网馈线上有3 个配电盘SWB。3 台发电机通过电力电子接口与微电网相连。两个PV（光伏能源）连接到馈线1 和馈线2，燃料电池Fuel Cell连接到微电网馈线2，蓄电池储能系统连接到PCC 总线。在PCC 总线上，GPT（接地电压互感器）用于测量零序电压。每条馈线都有1 个ZCT（零序电流互感器）来测量零序电流。在每个SWB 中，安装了3 个ZCT。在SWB4 的负载总线中，安装1个GPT。设置3 处短路故障，分别进行SLG 故障分析。

微电网有并网运行和自主运行2 种模式。配电自动化系统用于控制和保护配电系统。微电网的继电保护可以根据微电网的运行状态分为3 类。

1.1 并网模式下的公网SLG 故障

当与微电网互连的配电系统发生SLG 故障时，会出现不同的接地回流路径[12]。当微电网接入点同一馈线发生故障时，并网可能会产生数值较小的故障短路电流。传统的过流保护继电器无法应用于该场景。为了解决这一问题，本文提出了一种基于零序电压和零序电流角度差的故障检测方法。零序相位差定义为零序电压和零序电流之间的相位差：

图1 低惯量微电网结构

式中： θI0为零序电流角；θU0为零序电压角。根据微电网SLG 故障时的简化零序网络及相应的相量图，降压变压器一次绕组处零序相位差为-90°。

1.2 并网模式下的微网SLG 故障

处于并网模式下，微电网发生SLG 故障时，故障馈线的零序相位差下降至60°～90°。当馈线正常工作时，零序相位差为-90°。根据零序相位差可以识别出故障区段。每个馈线上的ZCT 和PCC 总线上的GPT 可用于测量未接地微电网的零序电压和零序电流。由于接地系统零序阻抗的幅值较大，在考虑SLG 故障时，可以忽略正序阻抗和负序阻抗，也不会造成明显的精度损失[13]。

当图1 中SWB4 右侧发生微网故障时，如果SWB4 的负载母线上安装了GPT，则利用零序电压角和零序电流角之间的角度差可以很容易地检测出故障方向。零序角差在故障方向下降到60°～90°。在正常工作的方向上，零序角差在-180°至90°之间。如果负载母线上没有安装GPT，则可以比较3 个零序电流角方向，以指示故障方向。2个零序电流的角度方向相似，而另一个零序电流的角度方向相反，反向的指示了断层的方向。当微电网发生故障时，故障位置附近的2 个断路器可以定位故障位置。在微电网负载故障的情况下，安装在SWB 上的保护装置可以指示故障位置本身。

1.3 自主模式下的微电网SLG 故障

当微电网主动与主电网断开电气联系时，将以自主模式运行。由于微电网是中性点不接地系统，其故障检测方法在并网模式和自主模式下基本相同。在自主式微电网发生故障时，通过变电站的零序电压和流入每条馈线的零序电流来检测故障馈线。此外，利用降压变压器二次绕组的相对中性点电压，也可以很容易地检测出故障相。自主微电网中的故障会导致全网电压下降，可用于故障检测。一旦同时检测到故障馈线和故障相，就可以识别出故障区段。安装在馈线末端和DERs 连接的断路器可用于隔离故障区域，将短路故障切除[14-15]。

2 SLG 故障保护方案

本文提出的保护方案由一台位于中央（变电站）或本地（配电盘）的计算机或微处理器组成，该计算机或微处理器能够检测故障并在硬件级别发送所需的动作。图2 为微电网接口保护结构。接口保护系统可以从降压变压器的一次绕组、GPT 和馈线末端安装的2 个ZCT 获取所需信息。PCC 总线上和馈线的断路器由接口保护控制。安装在每个馈线末端的2 个断路器可用于隔离故障部分。

图2 微电网接口保护

微电网单元保护结构如图3 所示。微网单元保护可从安装在SWB 上的3 个ZCT 获取所需信息。微处理器位于本地SWB，可以检测故障方向并将信息发送到微电网控制中心。

图3 微电网单元保护

如图4 所示，变电站内设有微网控制中心和接口保护。在每个SWB 处，都有用于机组保护（分布式能源或负荷）的微处理器，利用该保护系统可以实现故障区段的检测和隔离。接口保护与单元保护的配合有助于隔离最小故障区段。故障方向信号通过通信通道在接口保护和机组保护之间交换。

图4 微电网保护配置

根据故障位置与微电网状态，从以下三个角度分析所提方案的可行性： 并网方式下，公网SLG 故障；并网与自主模式下，微网SLG 故障；并网与自主模式下，微网负载SLG 故障。

2.1 公网SLG 故障

并网模式下，当微电网同一馈线发生公用电网SLG 故障时，安装在微网PCC 处的断路器QF将断开，隔离微电网。主电网保护清除故障。一旦电网故障被清除，微电网将重新同步并重新连接到公用电网，如图5 所示。

图5 公网SLG 故障示意

2.2 微电网SLG 故障

如图6 所示，当微电网发生SLG 故障，微网保护应断开微网馈线的最小可能部分。在检测到异常情况的情况下，机组保护检查跳闸条件（测量特定方向的ZCT 电流）。如果达到跳闸条件，断路器将断开。

图6 微电网SLG 故障示意

发生SLG 故障时安装在SWB4 上的机组保护检测到故障，相应断路器跳闸。如果安装在SWB5 的保护装置在左侧发现故障，相应断路器跳闸。微电网控制中心的信号对断路器进行控制。如果馈线1 和馈线2 之间有联络断路器和配电线路，则SWB5 和SWB6 可传输至馈线1，并通过SWB3 重新供电。建议允许断路器的选择性操作。

在微电网发生故障时，单元保护和接口保护都将检测故障方向。为了分离出最小截面，采用了方向协调。在故障情况下，每个单元保护向其上、下游单元保护发送故障方向信号。机组保护各馈线断路器的初始化状态为闭锁。当机组保护与其上、下游机组保护的故障方向信号不同时，机组保护向其上、下游机组保护发出解闭锁信号。如果机组保护与其上、下游机组保护的故障方向信号相同，则机组保护不解锁。如果机组保护解除闭锁，它将向本地SWB 的馈线断路器发出跳闸命令。

新能源系统具有惯量小、响应快的特征。为了保证保护装置的速动性和可靠性，需要对传统的继电保护装置进行优化。采用所提方案，能够实现对微电网不同位置发生不同类型的短路故障的精准识别。该方案兼顾了选择性、可靠性和速动性，符合微电网低惯量的需求。对于普通微电网而言，该方案也适用，应用范围广。

3 仿真验证

为了研究该保护方案的有效性，使用PSCAD/EMTDC 对低惯量微电网进行仿真建模。电网由1条154 kV 的短路母线表示，容量为100 MVA。配电网有4 条馈线，每条馈线提供6.02 MW 的负荷（功率因数0.99）。在馈线4 连接有1 台用于微电网的降压变压器。在微电网中，4 个DER 与系统相连。电池、2 条光伏总线和燃料电池都是基于逆变器的DERs。微电网频率采用下垂控制。仿真结果表明，微电网在这2 种情况下都能很好地工作。仿真模型如图1 所示。

使用二阶巴特沃斯低通滤波器对电压和电流信号进行预处理，并使用DFT（离散傅立叶变换）计算零序相量差。当公网发生SLG 短路故障时，降压变压器一次绕组的零序电压和零序电流的相位差如图7 所示。可以看出，零序电压超前零序电流。仿真验证了利用零序相位差能够识别公网SLG 故障。

当微电网发生SLG 短路故障时，馈线2 与SWB4 处的零序电压和零序电流的相位差如图8、图9 所示。

图7 公网SLG 故障时的相位

图8 馈线处SLG 故障时的相位

图9 SWB4 处SLG 故障时的相位

可以看出，馈线2 与SWB4 处的零序电流领先于零序电压。零序相位差降至60°～90°。仿真验证了利用零序相位差能够识别微电网SLG 故障。如果负载母线上没有安装GPT，则可以通过比较3 个CT 的零序电流角来检测故障方向。2 个零电流互感器的零序电流角方向相同，而另一个零序电流角方向相反。逆时针方向指示断层方向。通过机组保护的配合，可以检测出故障区段。

分别在同一仿真模型下，以SW4 为例，采用不同的短路故障距离，观察零序相量差。仿真结果如图10 所示，数据如表1 所示。

仿真实验证明，故障距离的不同不会影响故障区域的确定。通过PCC 总线电压轻易地检测出故障相位。为验证仿真故障的动作时间特征，进行5 组仿真实验，分别观测所提保护方案与传统保护方案保护动作时限的区别，如表2 所示。结果表明，所提方案的保护动作更加迅速，速动性更优越。

图10 不同短路故障下仿真结构

表1 不同短路故障下零序电流相位差

表2 不同保护方案动作时限

图11 显示了微电网故障期间的零序相位差。在故障开始后0.02 s，保护系统检测到故障并向馈线2 处的断路器发送跳闸信号。不接地系统的优点之一是即使发生SLG 故障，也能继续运行。在不接地系统中，SLG 故障的检测时间并不关键，保护装置的可靠性需求高于速动性。

4 结论

为解决低惯量不接地微电网SLG 故障保护困难的问题，本文提出了一种基于零序相量差的自主运行和并网运行模式下的继电保护方案，总结如下：

（1）该方案能够同时对公网SLG 故障和微电网SLG 故障做出响应。微电网接口保护是基于微电网互联变压器的零序电压角和零序电流角之差。微电网单元保护是基于负载或分布式能源的每个连接点的3 个零序电流相方向的比较。

图11 微电网SLG 故障时间-相位差

（2）该方案由故障检测方法和故障区段识别方法组成，故障区段定位技术根据微网单元保护的协调运行。

（3）利用PSCAD/EMTDC 对微网模型和继电器进行了仿真验证，结果表明，该方案在2 种模式下都能检测出SLG 故障，并能在微网SLG 故障情况下识别故障相。与传统保护方案相比，该方案可靠性更高、动作速度更快，具有一定的优越性。

（4）该方案基于电子式互感器，实现继电保护配置。由于IEC 61850 的广泛应用，该方案耗费少、经济效益高。理论分析和实验验证显示，该方案具有较高的可靠性和应用性。随着我国微电网的发展，该方案具有良好的应用价值和研究潜力。