集中式光伏电站汇集系统故障分析与保护方案

2021-04-08 08:49易洋骆雅姿张子瑜龙玺汪东

电力工程技术 2021年2期

易洋，骆雅姿，张子瑜，龙玺，汪东

(1.长沙理工大学电气信息与工程学院，湖南长沙 410114；2.国网湖南省电力有限公司娄底供电分公司，湖南娄底 417000；3.长沙汽车工业学校，湖南长沙 410117)

0 引言

随着国家对新能源发电产业支持力度的不断加大，光伏发电逐渐成为新能源发电产业的中坚力量。其中大型集中式光伏电站并网技术可行性已成为当下的研究重点[1—9]。

目前，分布式光伏短路故障分析方法未考虑光伏电池本身的输出特性与出力随机波动的特点。文献[10—11]将负荷支路接入的光伏电源等效为PQ节点和并网点电压恒定的PV节点，交替迭代求解分布式光伏并网系统潮流计算方程组，得到电网潮流分布,但在大型集中式光伏电站中此类潮流计算方法无法适用。文献[12—13]依据德国的故障穿越要求，得到故障时逆变器的无功电流与并网点偏差电压具有线性关系，但此方法的技术标准不适用于国内。文献[14]分析了各种短路等值条件下的故障输出特性，但其过程难以反映集中式光伏电站的故障全过程，且迭代初始值难以确定。

在集中式光伏并网连接的汇集线路保护中，因其接入电网时受控制策略、限幅环节、光伏出力不确定性等因素影响，需要对原有保护方案的整定值进行调整[15—16]。在集中式光伏并网连接的架空线路保护中，文献[17—18]指出，光伏电站送出线路因短路电流幅值受限，传统过流保护难以正确动作，且未对集电线路与汇集电缆的故障进行有效区分，无法满足集中式光伏电站最小化切除故障范围的运行要求。文献[19]通过外加谐波扰动提高距离保护动作精确度，但此方法不适用于集中式光伏保护。文献[20—21]只对架空线路的差动保护进行分析，未分析相角的变化过程，同时未论证差动误动或拒动的数学依据。

现有集中式光伏电站阶段式电流保护存在拒动或误动问题，为此文中建立了光伏升压入网仿真模型，在各线路发生故障时，结合逆变器的控制目标以及光伏自身的输出特性推导光伏侧提供的稳态短路电流解析表达式。针对现有架空线路故障点下游阶段式电流保护误动、拒动以及保护失配等问题，提出下游汇集站侧距离保护替代原有阶段式电流保护的方案。针对现有保护方案难以区分集电线路与汇集电缆上的故障，提出基于熔断器配合的反时限保护方案。文中利用PSCAD分别对纵联电流差动保护、架空线路的后备保护以及基于熔断器配合的反时限保护进行仿真，并分析所提保护方法在不同故障下的动作情况，验证保护方法判别区内外故障的可行性。

1 集中式光伏并网系统及其控制策略

1.1 光伏电池等效模型

当输电线路发生故障时，光伏侧动态过程分析复杂度较高。文中采用适用于电力系统暂态仿真的外特性模型，基于可测量的短路电流Is与开路电压Uo，对以二极管等效电路为基础的详细模型进行简化，并对光伏电池外特性进行模拟[22—23]。基于PSCAD仿真实例Photovoltaic文件中该模型的仿真过程，分析光伏电池外特性建模的有效性。

在标准温度和标准光照强度下，光伏电池的Is为8.1 A，Uo为45 V。利用最大功率点追踪(maximum power point tracking,MPPT)技术得到在最大功率点处最大功率电压um为35.8 V，最大功率电流Im为7.28 A。光伏电池输出特性如图1所示。

图1 光伏电池输出特性Fig.1 Output characteristic of photovoltaic cell

随着光伏输出电压Udc增大，光伏输出电流Ipv稍有下降，维持定值不变。说明Udc在未达到um前，光伏输出功率P与Udc线性相关。即有:

P=IpvUdc=λUdc

(1)

λ=Ipv

(2)

根据光伏输出曲线特有的单极值特性，在非最大功率点运行时，光伏有功功率的输出都会跌落，此特性有利于在电网侧故障时实现低电压穿越(low voltage ride through，LVRT)。

1.2 光伏并网逆变器数学模型

逆变器输出电压ux和输出电流ix在三相静止abc坐标系下的数学方程为：

(3)

式中：x为a，b，c分别表示a,b,c三相；L为网侧滤波电感；R为网侧等效电阻；ex为并网点电压。

通过等功率派克变换，实现三相静止abc坐标系到两相旋转dq坐标系的变换。变换后方程为：

(4)

式中：ω为同步角速度；ud，uq，id，iq，ed，eq分别为ux，ix，ex的dq轴分量。

1.3 光伏并网逆变器运行控制策略

基于MPPT技术的电压外环设计时应满足：

id,ref=(kvp+kvi/s)(Udc,ref-Udc)

(5)

式中：id,ref，Udc,ref分别为id，Udc的参考值；kvp，kvi分别为外环功率比例积分(proportional integral，PI)控制的比例和积分系数。

同时，通过电流内环的优化设计，应实现交直流两侧功率的输送平衡，且能够基于逻辑运算得到逆变器交流侧期望的输出交流电压参考值，继而改善运行性能与输出电能质量。基于上述要求，将d轴定向于电网电压矢量，用PI环节替换式(4)中的一阶动态环节，附加交叉解耦项和前馈补偿项，再基于功率电压外环的电网电压定向矢量控制(voltage oriented control，VOC)技术，得到电流内环的控制方程为[24]：

(6)

式中：E为电网电压幅值；ud,ref，uq,ref，id,ref，iq,ref均为对应物理量的参考值；kip，kii为电流内环功率PI控制的比例和积分系数。

在正常工况下，光伏阵列与电网之间没有无功功率输送，即逆变器稳态并网运行(端口1)，因此将iq,ref设为定值0[25]。

1.4 LVRT控制策略

文中将负序电流参考值置0，保证并网电流对称性[26]。在故障情况下，电压外环闭锁并停止MPPT控制，电流内环运行在并网和LVRT模式下(端口2)，则输入至电流环的电流参考值变为：

(7)

式中：ed,+，eq,+分别为电网电压正序分量的dq轴分量，由锁相环(phase locked loop,PLL)输出；P0，Q0分别为LVRT过程中逆变器控制系统有功、无功功率的参考值。

P0=(kvp+kvi/s)(Udc,ref-Udc)Udc,ref

(8)

通过检测电网电压的跌落程度实时修改Q0，实现动态输出[27]。

(9)

式中：EN为额定电压；IN为光伏额定并网电流；k1≥1.5；k2≥1.05。

由式(10)计算传递至电流内环的电流参考值。

(10)

对逆变器模型进行分析，得到集中式光伏逆变器的控制原理如图2所示，图中包含外环控制、内环控制和LVRT控制。

图2 集中式光伏逆变器控制原理Fig.2 Control principle of centralized photovoltaic inverter

2 汇集系统拓扑及故障电流分析

2.1 集中式光伏电站汇集系统拓扑

集中式光伏电站汇集系统由集电线路、汇集电缆、汇集站和架空线路构成，其光伏侧并无其他电源接入，拓扑如图3所示。其中光伏发电单元、熔断器和隔离开关构成集电线路，多条集电线路接入汇集电缆，同一汇集站内包含多条汇集电缆线路，经2段汇集站后对应2回35 kV架空线路接入升压站主变压器。每个光伏发电单元包含光伏电池、光伏逆变器及其控制装置和低压箱式变。L为0.4 mH；R为0.5 Ω；低压箱式变变比为0.69 kV/35 kV，采用D/Yn11接法。

图3 集中式光伏电站汇集系统拓扑Fig.3 Topology of centralized photovoltaic power station collection system

2.2 故障电流分析

光伏电站故障后，集中式光伏并网系统的锁相暂态和功率控制暂态过程极短，故文中分析过程暂不考虑暂态过程影响，只对故障稳态量且受控于LVRT模式时进行分析。设正序电压跌落系数为：

γ=ed,+/EN

(11)

结合式(9)可知，集中式光伏电站在LVRT期间向系统提供的无功功率是关于γ的分段函数。

(12)

进而计算无功电流为：

(13)

设LVRT模式下光伏侧提供的稳态短路电流为ILVRT-f；M为电力电子元件的最小耐流值参数。当ILVRT-f≤MIN时，id,ref为：

(14)

由此计算得出：

(15)

β=arctan(iq,ref/id,ref)

(16)

式中：ed,-，eq,-分别为电网电压负序分量的dq轴分量；β为故障达到稳态阶段时的电流相角。

当ILVRT-f≥MIN时，故障电流一直位于限幅环节所在的圆周内。由式(15)可得：

ILVRT-f=MINcos(ωt+β)

(17)

特别地，当无功补偿装置投入后，Q0(γ)=0，代入式(15)可得：

(18)

P0(γ)是以γ为自变量的函数，由于忽略了并网逆变器的功率损耗，且不计其锁相暂态过程，采用功率近似计算时有P0=P0(γ)。

3 汇集系统保护方案分析与改进

3.1 汇集系统拓扑及其现有保护配置

含光伏接入的汇集线路一次接线示意如图3所示，其中汇集站经2回35 kV架空线路接入主变低压母线侧，主变升压后直接接入330 kV输电线路。对于大型的光伏电站专线入网，架空线上现配备纵联电流差动保护为主保护，阶段式电流保护和零序电流保护为后备保护。

3.2 纵联电流差动保护

当架空线上K1点故障时，假设系统侧与光伏侧分别向故障点提供的故障电流为Im=Is+In，In，如图4所示。

图4 集中式光伏电站汇集系统故障示意Fig.4 Schematic diagram of fault on centralized photovoltaic power station collection system

经典的比率制动型电流差动保护动作方程为：

(19)

式中：|Im+In|为差动电流；|Im-In|为制动电流；k3，k4为制动系数，一般取值为0.5～0.8；Iop为门槛启动值。

在K1点故障时，In三相对称且远远小于Im，故差动保护的灵敏系数为：

(20)

由此可知光伏电站的弱电源特性极大降低了电流差动保护的灵敏度。

图5 θB为30°时B，C相故障电流相角差Fig.5 Phase angle difference of fault current between phase B and phase C when θB is 30°

综上所述，电流分相差动保护灵敏度过低时，宜采用单电源线路对差动保护的比率制动系数和启动值进行整定。

3.3 距离保护

假设图4保护5处的测量电压为Um5，架空线路阻抗为Z，故障点K1至系统侧的距离与架空线路全长的比为α，则：

Um5=InZ+αZ(In+Is)

(21)

当保护5处测量电流Im5与In相同时，保护5处的测量阻抗Zm5为：

Zm5=Um5/Im5=Z+αZ(1+Is/In)

(22)

同理，保护2处的测量阻抗Zm2为：

Zm2=Um2/Im2=(1-α)Z

(23)

光伏电站的弱电源特性使Is/In的比值可达数十倍之多，式(22)与式(23)说明了系统大电流的助增作用，非故障线路处(保护5)的测量阻抗远远大于实际阻抗，而故障线路处(保护2)的测量阻抗小得多。利用这一原理，将保护5与保护2处原有的阶段式电流保护改为距离保护。为防止α趋向0时，故障线路与非故障线路间误动作，距离保护Ⅱ段需在保护1电流Ⅰ段上设置一定延时，故距离保护的整定原则为：

(24)

则距离保护Ⅰ段与保护Ⅱ段的保护范围为：

(25)

距离保护代替原有阶段式电流保护的配置方案，能合理解决K2故障时保护2与保护3之间的选择性失配问题。故保护1处的阶段式电流保护原则为：

(26)

3.4 基于熔断器配合的反时限保护

图3中，在集电线路末端靠近汇集电缆处装设熔断器和便于检修的隔离开关。熔断器的临界熔断电流Iract需满足：

(27)

式中：Kract，Kunit,max均为可靠系数；Iunit,max为光伏发电单元在MPPT输出时集电线路的最大负荷电流。

按照保护配合，应让保护3处的阶段式电流保护较熔断器熔断时间tr附加延时Δt。整定原则为：

(28)

熔断器的熔断时间t由流过熔体的电流幅值Ix决定。

(29)

式中:K为时间整定系数；r为常数；Iract,min为最小熔断电流。

集电线路与熔断器动作特性配合曲线如图6所示。熔断器可靠熔断时间决定保护3处保护的快速性，综合考虑，可取tr为0.1 s，Δt为0.2 s。

图6 集电线路与熔断器动作特性配合曲线Fig.6 Action characteristic coordination curve of collector circuit and fuse

4 仿真分析

4.1 故障过程分析

在PSCAD中搭建如图2的集中式光伏电站仿真模型。光伏侧含有100个1 MW的光伏发电单元；最小运行方式下的短路总容量为3 000 MV·A。架空线路为15 km；单位正序阻抗为0.132+j0.385 Ω/km；零序阻抗为0.284+j0.824 Ω/km。以K1点A相接地故障为例，仿真时长为4 s;采样频率为1 kHz;故障发生在1.5 s时刻；故障持续时间为1 s。系统侧电流波形如图7所示，表征为衰减的正弦形式，其幅值达到光伏侧电流的数十倍。

图7 系统侧电流波形Fig.7 Current waveform of system side

光伏侧电流波形如图8所示。理论波形在给定的电压跌落和无功支撑条件下获得，虽然仿真与理论波形在下降趋势的时间点上存在差异，但仿真波形上升后也随之下降，后续变化趋势相同。总体而言，两者变化趋势相似。光伏侧系统无旋转惯量，其暂态电流(标幺值)波形表现形式与系统侧截然不同，暂态过程呈现无规律的特征，不再是衰减的正余弦形式。达到无功支持条件时，由于无功电流优先的控制策略，故障后逆变器输送的有功功率受限幅环节影响，输出有限。且电压外环闭锁后(不再投入MPPT)，光伏自身的输出特性引起有功输出降低。故障切除后，两侧系统再次拉入同步，光伏侧惯性小，重新投入MPPT，功率与电压稳步抬升后再进入正常运行。

图8 光伏侧电流波形 Fig.8 Current waveform of photovoltaic side

4.2 保护方案测试

4.2.1 架空线路电流差动保护测试

为验证架空线路上主保护方法的有效性，仿真设置K1处为区内故障；K2处为区外故障；设置并网系统为不同容量，即强系统和弱系统；各类故障的过渡电阻分别为0 Ω，50 Ω，100 Ω。K1，K2处的故障判别结果分别如表1、表2所示。其中，BC表示BC相间短路；BCG表示BC两相接地短路；ABC表示ABC三相短路；故障点两端电流相角区分为大于90°或者小于90°；“+”表示保护正确动作；“-”表示保护拒动。

表1 K1处故障时架空线路电流差动保护动作情况Table 1 Operation situation of overhead line current differential protection when fault occurs at K1

表2 K2处故障时架空线路电流差动保护动作情况Table 2 Operation situation of overhead line current differential protection when fault occurs at K2

由表1、表2可知，架空线路K1处发生区内故障且并网系统为强系统时，电流差动保护均正确动作，但光伏电站的弱电源特性极大降低了电流差动保护的灵敏度。K1处发生区内故障、并网系统为弱系统且两侧相角大于90°的情形下，电流差动保护有部分未正确动作，即并网系统不再为强系统且区内发生两相短路故障时出现拒动的可能。此外，相角小于90°的情况下，两侧总是存在故障电流，差动保护均能正确动作，耐受过渡电阻的能力强。差动保护具有绝对的选择性，即在区外故障K2点发生故障时，均不能正确动作。

4.2.2 架空线路后备保护测试

针对故障位置K1，K2，在主保护不动作的情况下，用下游汇集站侧距离保护代替原有阶段式电流保护，且并网系统为强系统时，各类故障的判别结果如表3所示。其中，Ⅰ，Ⅱ表示对应的阶段式保护均正确启动或者动作。

表3 架空线路后备保护的动作情况Table 3 Operation situation of overhead line backup protection

由表3可知，K1处发生区内故障时，保护1处的电流Ⅰ段和Ⅱ段均能正确启动且相互配合。此外，故障点下游汇集站侧距离保护代替原有阶段式电流保护的方案能有效解决现有架空线路故障点下游保护误动、拒动和保护失配问题，具有一定的工程实践意义。

4.2.3 反时限保护测试

针对区外故障K2、区内故障K3，验证基于熔断器配合的反时限保护的准确性，仿真结果见表4。

表4 反时限保护的动作情况Table 4 Operation situation of inverse time protection

由表4可知，集电线路上K3点发生故障时，保护3处的电流Ⅰ段和Ⅱ段均能正确启动且相互配合。因此，基于熔断器配合的反时限保护方案能有效区分集电线路与汇集电缆上的故障，即在集电线路发生故障时保护3处的阶段式电流不动作，但集电线路熔断器熔断，实现故障范围最小化。汇集电缆故障时保护3可切除该条电缆并可靠返回，防止发生越级跳闸事故，避免大范围弃光。

5 结语

文中建立了光伏升压入网的仿真模型，针对架空线路、汇集电缆、集电线路发生故障时传统故障分析方法与保护方案的不足，结合逆变器控制目标及光伏自身输出特性，推导了光伏侧提供的稳态短路电流的解析表达式，并通过理论与仿真对比分析，详细阐述了其过程变化的原因。

文中逐一分析了现有保护的适应性，针对架空线路故障时原后备保护中阶段式电流保护的不足，提出下游汇集站侧距离保护代替原有阶段式电流保护的方案。针对现有保护方案难以区分集电线路与汇集电缆故障的情况，提出基于熔断器配合的反时限保护方案，实现了保护范围最小化。PSCAD仿真验证了所提保护方案对各种故障类型均能可靠动作，具有一定的工程应用价值。

本文得到国网江苏省电力有限公司电力科学研究院项目(5419-201918206A-0-0-00)资助，谨此致谢！