含逆变型分布式电源配电网的中性点接地电阻选取

高美金，诸言涵，张 啸，张 波，房鑫炎

（1.国网浙江省电力有限公司经济技术研究院，杭州 310008；2.上海交通大学 电子信息与电气工程学院，上海 200240）

0 引言

配电网中大量IIDG（逆变型分布式电源）的接入使得配电网的结构从传统的单一电源辐射型网络结构转变为双端甚至是多端有源复杂网络结构。IIDG 的种类有很多，其中风电和光伏发展迅速，2020年我国新增风电装机容量57.8 GW，占全球新增装机容量的60%，风电装机容量约为280 GW；新增太阳能光伏装机容量为48.2 GW，累计光伏并网装机容量达253 GW，可再生能源的开发利用规模稳居世界第一［1-3］。诸多文献在电压稳定、电能质量、潮流分布以及继电保护等方面对新型配电网进行了研究［4-7］，而电网潮流以及故障电气特征随着IIDG的接入发生了改变，原有的继电保护装置不能正确动作，传统的电力系统中性点接地方式不再适用于含IIDG的配电网络，电力系统的安全稳定运行无法得到保障。采用小电阻接地方式可以较好地适应新型配电网的变化，与小电流接地系统相比，小电阻接地系统在发生单相接地故障时可以快速切除故障，因此越来越多的城市配网开始采用小电阻接地方式［8］。但是有关接地电阻阻值选取的文献却较少。

文献［9］综合性地分析了配电网中性点的不同接地方式对系统运行的影响，为接地方式的选择提供了一定的参考。文献［10］从设备运行的稳定性以及可靠性两方面，分析了接入IIDG对中压配电网系统接地方式的影响，并提出了IIDG与配电网系统相配合的接地方案，但文献不涉及IIDG接地方式对电网的影响。文献［11］研究了配电网侧与IIDG并网侧接地方式的配合问题，分析比较了各个配合方案下的故障特性，但对于分布式电源的接入对系统故障电气量的影响没有详细讨论。文献［12］通过建立精确的线路模型选取接地电阻，但只是定性分析，需要通过仿真才能确定接地电阻。文献［13］通过工程计算方式对系统中性点的电阻进行选取，但是不涉及IIDG。

本文基于IIDG 在配电网故障时的LVRT（低电压穿越）能力，首先介绍了其故障特性，通过对称分量法建立了含有IIDG配电网的单相接地故障模型，随后推导了各故障电气量的数学表达式。在此基础上，分析了电阻阻值对小电阻接地方式下配网故障电气量的影响。在确保电力系统稳定运行和继电保护准确动作的前提下，提出了中性点接地电阻阻值的选取方法。最后，以区域电网实例验证该电阻取值方法的适用性。

1 故障特性分析

1.1 含逆变电源的典型配电网结构

为了确保主网运行的安全稳定，逆变型分布式电源的接入和退出不应改变主网的接地方式。同时，由于IIDG自身的电容电流较小，出于对经济运行和便于调谐的考虑，IIDG 并网变压器一般不采用消弧线圈接地方式。当电网侧变压器的中性点采用非有效接地方式时，IIDG 并网侧变压器只能采用中性点不接地的方式，故障电气量符合小电流接地系统的故障特征，供电可靠性高，但过电压较高并且持续时间很长，对于设备绝缘水平要求高。

随着电网规模的不断扩大，线路对地电容电流不断增大，小电流接地方式的适用性降低。此外，为了保证含有分布式电源的配电网的供电可靠性，不应采用中性点直接接地方式。因此，中性点经电阻接地是含IIDG的配电网较为合适的选择。在这种接地方式下，电力系统发生单相接地故障时流经接地点的故障电流大，有利于继电保护快速准确动作，缩短了健全相过电压的持续时间，很大程度上降低了对电缆和电气设备的绝缘要求［14］。

10 kV含逆变型分布式电源的配电网典型模型如图1 所示，电网侧变压器以及IIDG 并网变压器中性点均采用小电阻接地方式。PCC（公共连接点）为IIDG 公共连接点，IIDG 上游线路l1长度为L1，下游线路l2长度为L2。

图1 含逆变型分布式电源的配电网拓扑

其中，Zg为系统阻抗，R1和R2分别为逆变侧变压器和系统侧变压器的接地电阻。

1.2 IIDG故障特性分析

IIDG 的故障特性主要由逆变器控制策略决定。并网运行时，通常采用PQ控制策略，通过控制电流跟踪参考值变化从而输出电网需要的功率。配电网正常运行时，IIDG 无功功率参考值一般设置为0。由于此时PCC 线电压基本不变，IIDG 可以等效为受参考功率控制的电流源。发生故障时，出现电网电压跌落，为保证电网的稳定运行，逆变器需要具备一定的LVRT 能力，使逆变器在电压短时跌落时仍然能保持并网，为电网提供无功支撑［15-17］。其中，输出的无功电流大小取决于出口电压的跌落程度。

当出口电压跌落超过0.1 p.u.时，IIDG开始输出无功电流，IIDG 输出的无功电流与电压跌落的程度有关，不同的控制器给出的数值关系可能不同，假设电压每跌落0.1 p.u.，需提供0.2 p.u.的无功电流，当出口电压跌落大于0.5 p.u.，则仅输出无功电流以增大逆变器的无功补偿能力，使故障处电压能够更快地恢复正常。考虑到逆变器的短路容量，IIDG允许输出的最大短路电流为2 p.u.。

IIDG 输出的无功和有功电流参考值分别如式（1）和式（2）所示：

式中：iq_ref为逆变器无功电流给定值；id_ref为逆变器有功电流给定值；up为逆变器出口电压标幺值；id0为逆变器额定电流给定值。

由式（1）、式（2）可以得出IIDG 的输出电流为：

1.3 对称分量法分析

对称分量法可以将系统不对称故障拆分为对称分量，建立复合序网分析线路故障。

小电阻接地系统发生单相接地故障时，由零序电流保护动作；当发生两相短路及两相接地故障时，由相电流保护动作，IIDG 在PQ 控制的基础上，采用正负序独立控制策略，在利用对称分量法分析电路不对称故障时，可以视为压控电流源［18］。

1）IIDG上游F1点单相接地故障

根据图1所示的配电网拓扑结构，以A相接地短路为例，当线路l1末端F1点发生单相接地故障时，系统的复合序网如图2所示。

图2 F1点单相接地故障复合序网

其中，Eg为系统电势，UDG为逆变器交流侧电压，IDG为逆变器交流侧电流，ZT1和ZT2分别为逆变侧变压器和系统侧变压器阻抗，ZL1和ZL2分别为线路l1和线路l2的阻抗，ZLoad为负载阻抗，上标1、2、0分别表示正负零序参数。

复合序网的等效电路如图3所示。

图3 复合序网等效电路

以短时间尺度的新能源典型出力规划为基准，得到的外特性与故障输出特性曲线的交点，即为系统发生单相接地故障时，IIDG 的运行点，如图4所示。

图4 IIDG故障输出特性与外电路特性曲线

确定故障运行点后，由对称分量法可以得到流经故障点的故障相电流Ifault、流经线路l1的故障相电流IL1及其零序分量

从中可以看出，流经接地点的故障电流Ifault与电流i2成正比，并且受到负载与线路l2阻抗分流的影响。若线路阻抗以及变压器阻抗不变，则其大小主要与R1、R2大小以及此时IIDG的故障运行状态有关。而流经线路l1的故障相电流IL1及其零序分量则与Ifault直接相关。

2）IIDG下游线路F2发生单相短路

同样以A 相接地短路为例，F2点发生单相接地故障时，系统的复合序网如图5所示。

图5 F2点单相接地故障复合序网

1.4 多个IIDG共存

对于含有多个IIDG的配电网，在使用序分量进行故障分析时，相当于在单个IIDG配电网的正序网络里并联上其余的分布式电源支路，在零序网络里并联上对应的IIDG侧变压器中性点接地电阻。分析时以故障点为分界点，将其两侧的参数进行合并处理，仍然能够得到类似于图3的复合序网图，分析过程与单个IIDG情况相同。

2 接地电阻阻值对故障电气量的影响

在小电阻接地方式的配电网中，电阻的阻值会对系统故障电气量产生影响。与传统配电网相比，由于接入IIDG后接地点增加，还需要考虑多个接地点之间的接地方式配合，电阻取值对于系统故障电气量的影响更为复杂。现以图1中的配电网结构为例，分析电阻阻值对系统故障电气量的影响。

2.1 IIDG上游F1点单相接地故障

对于F1点单相接地故障，接地电阻的阻值主要影响等效阻抗Z4的数值，其值随着接地电阻的增大而增大，Z5随之增大，从而导致IIDG运行点变化，如图6所示。

图6 接地电阻增大后F1处发生故障的外特性曲线

不论是电网侧变压器中性点的接地电阻，还是IIDG侧并网变压器的中性点接地电阻，其阻值增大均会导致运行点右移，从而在发生单相接地故障时，IIDG 输出的无功电流减小，出口电压降落减小。

1）电网侧变压器中性点接地电阻R2不变

由式（6）和（7）可知，当IIDG侧变压器中性点接地电阻R1增大时，流经线路l1的短路电流IL1减小，其零序分量增大。图7（a）为电网侧变压器中性点接地电阻R2保持不变时，随着R1增大，各故障电气量的变化趋势曲线。

2）IIDG侧变压器中性点接地电阻R1不变

由式（5）—（7）可知，当电网侧变压器中性点接地电阻R2阻值增大，流经线路l1的短路电流IL1减小，其零序分量也减小。图7（b）为IIDG 侧变压器中性点接地电阻R1保持不变时，随着R2增大，各故障电气量的变化趋势曲线。

图7 F1点发生故障时，接地电阻-电流变化曲线

2.2 IIDG下游F2点单相接地故障

图8 接地电阻增大后F2处发生故障的外特性曲线

由式（9）和式（11）可以看出，接地电阻阻值增大会降低流经接地点的故障电流，流经线路l2的零序故障电流相应减小。随接地电阻变化的电阻-电流变化趋势曲线如图9所示。

图9 F2点发生故障时，接地电阻-电流变化曲线

3 中性点接地电阻取值方法

3.1 电压电流约束条件

据统计，因触电造成的人员伤亡逐年增加，且大多发生在低压配电网中［19-20］。中性点电阻的取值会影响系统故障时的过电压和接地故障电流的大小，为了确保设备安全运行以及相关人员的人身安全，系统过电压和流经接地点的接地电流不宜过大。

系统的过电压倍数和流经接地电阻的故障电流IN与系统电容电流IC的比值有关，过电压倍数随着IN/IC比值增大而减小［13］。当IN/IC＞1 时，健全相的过电压可以被限制在2.5 p.u.以内，满足对中性点经电阻接地系统的最大过电压限制规定；当IN/IC＞1.5后，弧光接地过电压变化不大。

工程上，电缆线路电容电流ICL和架空线路电容电流ION由经验公式得到：

式中：Ue为线路额定电压；l为线路长度；S为电缆截面积。

忽略线路压降，可近似得到流经接地电阻的故障电流：

式中：Uph为系统正常运行时的额定相电压；R为接地电阻［15］。

当流经接地点的故障电流过大时，强烈的电弧燃烧易引起相邻电缆故障，导致故障范围进一步扩大。对于10 kV配电网，单相接地故障时，故障电流不得超过1 kA，因此中性点电阻阻值不应小于6 Ω。

当发生单相接地故障时，一般认为当接地电流大于400～600 A 时，接地电弧能稳定燃烧，有利于继电保护装置的正确动作。且通信电缆的危险影响电压不能超过430 V，对于高可靠线路，即在故障后0.2 s 内可以切除的线路，危险影响电压不能超过650 V。

3.2 与继电保护的配合

对于10 kV配电网的接地保护，一般配置零序过流保护，因此，变压器中性点接地电阻的选取需要满足线路零序保护的灵敏度要求。

零序过电流是按照躲开下一条线路出口处相间短路时所出现的最大不平衡电流来整定的，整定计算公式如下：

仍然以图1 中的配网为例进行分析。当F1点发生单相接地故障时，由图7 可知，增大R1，减小R2，可以减小本线路故障电流IL1，增大其零序分量提高了零序过流保护的灵敏度。

当F2点发生单相接地故障时，由图9 可知，改变R1和R2的大小对本线路的各故障电流影响不明显。但当线路l1的零序过流保护作为线路l2的远后备保护时，从图5 中的零序序网部分可以看出，流过线路l1的零序电流在支路分流的作用下将会减小，且R1越小，R2越大，则流经线路l1继电保护装置的零序电流越小，灵敏度越低。

综上，中性点接地电阻阻值的选择需要满足两个条件：

1）满足系统过电压倍数限制，使流经接地电阻的故障电流与系统电容电流的比值在1～1.5 之间，并限制流经故障点的接地电流不超过1 kA。

2）保证零序电流保护具有足够的灵敏性，即要保证单相接地故障电流大于600 A，且电网侧变压器中性点接地电阻R2的阻值应小于IIDG侧并网变压器中性点接地电阻R1的阻值。

4 实例仿真验证和分析

以某配电网典型区域变电站的1号主变为研究对象，分析含架空线-电缆混合线路的配电网在接入大容量IIDG后其接地方式的改造方案。变电站的1 号主变共有10 条出线，其拓扑结构如图10所示。

图10 配电网拓扑结构

其中，IIDG 额定容量为10 MVA，电网侧及IIDG 侧变压器容量为40 MVA，变比分别为110/10 kV和10/10 kV，短路电压百分比均为18.11%。线路参数如表1所示。

表1 线路参数

利用PSCAD/EMTDC 搭建架空线-电缆混合线路配电网模型。其中，电缆线路的对地电容为0.531 μF/km，感抗为0.08 Ω/km，电阻为0.047 Ω/km。3 种型号架空线的正负零序阻抗如表2所示。

表2 架空线线路阻抗

4.1 接地电阻选取

按照第3节中的选取原则，计算该区域配电网在接入IIDG 后采用中性点经电阻接地的电阻阻值。由式（12）、式（13）可估算系统的电容电流约为85.09 A。为了确保设备安全，将过电压限制在2.5 p.u.以内，接地电阻应满足R≤Uph/Ic=67.8 Ω。

接地故障电流应在600～1 000 A 的范围内，同时需要满足R2≤R1。由于流经接地点的故障电流大小由R1、R2、IIDG 故障运行特性共同决定，因此还需要确定IIDG的故障运行特性，才能判断该电阻阻值是否合适。

当电网侧变压器中性点接地电阻R2取5 Ω 时，即使IIDG侧变压器中性点不接地，流经故障点的故障电流Ifault=1 080 A＞1 000 A。当R2取20 Ω时，由选取原则知IIDG侧变压器中性点接地电阻R1最小取20 Ω，此时流经故障点的故障电流仅为570 A＜600 A。均不满足要求，因此R2的合理取值在5～20 Ω之间。

当R2取10 Ω时，IIDG侧变压器中性点接地电阻R1-接地点故障电流Ifault的变化曲线如图11（a）所示，此时R1需大于12.3 Ω 才能满足Ifault＜1 kA。当R1取67.8 Ω 时，Ifault=643 A＞600 A，仍然满足要求。因此IIDG侧变压器中性点接地电阻R1的选取范围为12.3～67.8 Ω。

图11 R1-Ifault变化曲线

当R2取15 Ω 时，如图11（b）所示，R1需小于25.1 Ω。且由于要满足R2≤R1的条件，因此R1的选取范围为15～25.1 Ω。当电网侧变压器中性点接地电阻为15 Ω 时，IIDG 侧变压器中性点接地电阻选取范围较小。考虑到需要留有一定的裕度，电网侧变压器采用10 Ω电阻接地是比较适宜的方案，此时IIDG侧变压器接地电阻可以在15～60 Ω范围内取值。

4.2 仿真验证和分析

系统侧变压器中性点接地电阻R2取10 Ω，对系统在单相金属性接地故障的情况下进行仿真。

由于在工程上通常采用10 Ω 或20 Ω 接地，故仅对这两种情况进行仿真验证。

当IIDG 侧变压器中性点接地电阻R1取10 Ω时，得到接地故障电流如图12（a）所示。电流峰值为1.523 3 kA，有效值为1.006 0 kA，高于1 kA，不符合要求。当R1取20 Ω 时，仿真所得接地故障电流如图12（b）所示，此时电流峰值为1.263 6 kA，有效值为0.833 4 kA，符合要求。与上述理论计算结果一致。

图12 单相接地故障的接地故障电流

由于流经电缆线路的零序电流不受线路分流的影响，其零序过电流保护灵敏度非常高。因此，仅需验证受线路分流影响较大的架空线路零序电流的灵敏度是否能够满足要求即可。

采用电网侧变压器中性点经10 Ω 电阻接地，IIDG并网变压器中性点经20 Ω电阻接地。各线路架空线路末端发生两相接地短路的故障电流以及零序过电流保护的整定值如表3所示。

表3 零序保护整定

仿真得到零序保护灵敏度验证结果如表4 所示，满足继电保护灵敏度要求。

表4 架空线路零序保护灵敏度

综上，线路接入10 MVA 的IIDG 时，建议电网侧变压器中性点采用经10 Ω电阻接地，IIDG并网变压器中性点采用经20 Ω电阻接地的接地方式。

5 结语

在电网侧变压器和IIDG侧变压器均采用中性点经电阻接地的方式，线路不同处发生单相接地故障时，各故障电气量随着接地电阻阻值变化而变化的趋势基本相同，可以大致总结得到：接地电阻阻值越大，流经接地点以及故障线路的故障电流越小；由于零序分流的影响，在上游线路发生故障时，流经故障线路的零序电流会变大。

为了设备的安全运行以及操作人员的人身安全，同时满足线路零序保护，提出了接地电阻阻值的选取原则，通过分析配电网的复合序网，认为系统侧变压器的接地电阻应小于IIDG侧，并以架空线-电缆混合线路的某区域配电网为例提出了当IIDG接入后的变压器中性点接地电阻的改造方案，验证了该设计原则的有效性和实用性。