含分布式电源接入的直流配电网故障仿真*

李家旭, 夏 华, 包向宇

(1.广州地铁设计研究院股份有限公司, 广东 广州 510010;2.国电南瑞用电技术分公司, 江苏 南京 211100;3.南京邮电大学, 江苏 南京 210023)

0 引 言

随着输配电技术的飞速发展,传统交流配电网的运行要求日益提高,配电网的安全性和稳定性也随着其规模和容量的不断拓展及电压等级的不断提高而面临着严峻的挑战[1-3]。此外,分布式能源由于其灵活性和便于可再生应用等特点,光伏、风力等分布式电源陆续接入电网,电力电子技术的发展推动了负荷多样化,以及配电网的架构日益复杂,对供电稳定性和高效性的要求日益提高,多端柔性直流技术更加适用于现代输配电网络[4-5]。应用了模块化多电平换流器(Modular Multilevel Converter,MMC)的柔性配电网更能满足大规模分布式电源的接入,在提高供电质量的同时还能降低系统损耗[6-7]。柔性直流配用电技术具有输电供电损耗低、可控性好、供电质量高等特点,能够提高配电网的可靠性,便于各类负载灵活接入,实现多端供电,能更好地满足新能源入网及智能电网的发展需求,对于提升配电网安全性和经济性具有重要意义。因此,多端柔性直流配电网逐渐成为配电网新的发展方向。

目前柔性直流配电网主要研究方向集中在直流配电网的功率控制与调度优化、控制保护策略和关键设备的研究等[8]。与传统配电网相比较,多端柔性直流配电网的拓扑结构、接地方式等都有所变化,相应地,系统中的故障特性和保护要求等也随之改变。但目前的研究仅考虑独立分区线路,缺乏对各分区和线路之间配合保护的考虑。

综上所述,本文首先明确了多端柔性直流配电网中需要进行保护的范围,对保护区域进行划分;然后针对各保护区内的典型故障进行理论分析,总结其故障特性;最后通过PSCAD仿真软件构造了三端柔性直流配电网仿真模型,对前述各故障进行仿真,对各故障特性加以验证。

1 多端柔性直流配电网分布式电源接入需求

分布式电源具有环境友好、灵活性高、经济性好等特点,在应对环境污染、能源危机和实现可持续发展等问题发挥着重要作用,常见的分布式电源包括风力发电、光伏发电以及储能等[9-10]。这些能源可以通过简单的转换变为直流电,接入相应的直流配电网能够节省一些换流器,一定程度上节省了配电网的建设、运维成本和网络损耗,从而提高了工作效率和供电质量。

1.1 光伏发电

同传统的火力发电系统相比,光伏发电具有充分的清洁性,发电过程安全可靠。光伏发电系统接入配电网可以有效节省线路长度和建设成本,降低系统损耗,提高系统的电能传输效率。

光伏发电的输出为直流电,需经过一系列转换器和逆变器才能转换为交流电。而光伏发电系统并入柔性直流配电网,直接将其输出电压通过转换器升压后并网,节省了成本,提高了配电网传输效率。

1.2 风力发电

如今风力发电已成为采集电能的常用方式,在全球范围内分布广泛。风力发电通过发电机将风能转化为机械能,随着发电机转子转动,机械能转化为电能。再借助逆变器技术将发出的电能供给用户,或者向大电网输送。

风力发电的输出受环境、气象等因素的影响较严重,具有较大的随机性和不稳定性。风力发电在接入交流配电网时,因其输出为交流电,需要通过逆变器将交流转直流再转交流,才能得到稳定的交流电。而当风力发电接入柔性直流系统,只需要交流转直流一次整流变换,省去直-交逆变器的使用,减少配电网电网成本和系统损耗,提高了输电效率。

1.3 储能装置

储能装置是直流配电网的重要部分,通过储能装置能够实现系统的独立发电和用电,保证系统无间隙性供应,同时还能弥补直流配电网并入的风力、光伏发电等分布式电源输出的不稳定,提高系统的稳定控制,实现系统稳定运行。

2 多端柔性直流配电网典型故障特性分析

2.1 多端柔性直流配电网保护区域划分方案

配电网保护分区及故障位置示意图如图1所示,将配电网分为3部分:交流保护区、中压直流保护区和低压直流保护区。其中,交流侧可能出现的故障有交流侧单相接地故障F1、交流侧两相短路故障F2,交流侧三相短路故障F3 、换流器桥臂接地故障F8;中压直流侧可能出现的故障有中压侧直流单极接地故障F4、中压侧直流双极短路故障F5、 DAB桥臂接地故障F9;低压直流侧可能出现的故障有低压侧直流单极接地故障F6、低压侧直流双极短路故障F7。

图1 配电网保护分区及故障位置示意图

2.2 多端柔性直流配电网典型故障特性分析

2.2.1 交流侧故障特性分析

交流侧故障常见的故障类型主要包括单相接地故障、两相短路故障、两相短路接地故障以及三相短路故障,本节针对其中最为常见的单相接地故障进行详细分析。

交流输入侧连接MMC部分的等效电路如图2所示。ui(i=a、b、c)为电网相电压瞬时值,upi、uni分别表示上、下桥臂等效电压源电压,ipi、ini(i=a、b、c)分别表示上、下桥臂等效电压源电流,idc、udc分别为直流侧电流、电压。图2中,P、N代表换流器直流正负极母线,O代表中性点。L0为桥臂等效电感。

图2 交流输入侧连接MMC部分的等效电路图

以A相为例,根据等效电路图,可以得到MMC单相的数学模型为

(1)

式中:U——交流系统相电压有效值。

系统正常运行时,正负极母线相对于中性点的电压为

(2)

A相发生接地故障时,ua=0,此时P、N正负极母线相对于O点的电压为

(3)

由式(3)可知,当某一相发生接地故障时,中压直流侧的正负极母线对地电压会发生正弦波动。

交流侧某相单相接地故障时,该相电压值降至零。由于交流侧为小电流接地[11],故障线路零序电流很小,允许系统短时运行,这一段时间内继电保护报警,对系统中发生故障的线路进行排除。

2.2.2 直流侧故障特性分析

配电网中的双有源全桥双向(Dual Active Bridge,DAB)直流变换器将直流侧分割为中、低压两部分,这两部分的故障特性相似,每一部分故障类型主要分为单极接地故障和双极短路故障,以下重点分析中压直流侧故障。

(1)单极接地故障:直流侧发生单极接地故障时放电回路及故障等效电路如图3所示。由于故障时正负极母线情况类似,本文选取正极母线接地故障进行分析。

图3(b)故障等效电路中的各参数分别为

图3 直流侧发生单极接地故障时放电回路及故障等效电路图

(4)

式中:N——MMC桥臂子模块个数;

Lg、Rg——接地变压器等效电感和电阻;

C0——MMC各子模块中的电容值;

L0、R0——桥臂等效电感和电阻;

Rf——故障点的接地电阻。

根据KVL,电容阻抗回路方程及其特征根为

(5)

式中:Iup——故障前MMC上桥臂电流。

由此可得电容电压及故障电流为

系统处于正常运行情况下正负极母线相对于中性点的电压为

(7)

发生单极接地故障,正极母线电压UPO降至0,负极直流母线电压为

(8)

由式(8)可见,故障后交流侧电压降低了Udc/2 ,直流侧接地极电压跌落至零,正常极的电压则升高至正常情况下的2倍[12]。

(2)双极短路故障：双极短路故障是中压直流侧故障中最严重的故障类型。直流侧发生双极短路故障时放电回路及故障等效电路如图4所示。

图4 直流侧发生双极短路故障时放电回路及故障等效电路图

图4(b)故障等效电路中的各参数分别为

(9)

式中:Re——MMC等值电阻;

M——隔离级级联数。

等效电路回路方程及其特征根为

(10)

(11)

由此可得电容电压及故障电流为

(12)

此外,低压侧电容也会通过故障点放电,放电回路方程为

(13)

最终得到中压直流侧双极短路故障时的放电电流为

(14)

由式(14)可知,双极短路故障后的短路电流将持续振荡,经过一段时间的衰减最终会稳定为一个定值。

综上所述,中压直流侧发生双极短路故障会使得MMC上下桥臂均会出现严重的过电流并引起输入过电流,交流侧输入电压幅值下降,直流母线电压迅速降至0,对系统危害极大。

3 算例分析

3.1 模型参数

仿真模型依据浙江杭州大江东柔性直流示范工程,配电网上级电源点电压为110 kV,系统额定频率50 Hz,变电站A变比为110/20 kV,低压侧与MMC换流站A交流侧相连,换流站A的并网侧交流电压为20 kV,中压直流母线电压为正负10 kV;变电站B、变电站C变比均为110/10 kV,10 kV侧分别与换流站B、换流站C的交流侧相连,其交流母线电压均为10 kV。正负10 kV的中压直流母线经过直流线路与长风换流站相接,并通过换流站降压至正负0.35 kV的低压直流母线,低压直流母线上接入风能、光能、储能及充电桩等效负载。换流站均为MMC型换流站,其中换流站A采用定直流电压、定交流电压控制,换流站B、换流站C采用定有功,定交流电压控制,有功参考值为-30 MW,长风换流站采用定直流母线电压控制。

3.2 交流侧故障仿真

交流侧可能发生的故障位置包括交流侧单相接地故障、交流侧两相短路故障、交流侧三相短路故障以及换流器桥臂故障。本节针对其中最为常见的单相接地故障进行详细分析。

以A相为例,仿真运行到2 s时,设置故障点A相出现接地故障F1,持续0.1 s,仿真结果均选取故障前后0.5 s时段内。A相单相接地故障F1时电气量波形如图6所示,A相单相接地故障F1时零序电流波形如图7所示。

图6 A相单相接地故障F1时电气量波形

图7 A相单相接地故障F1时零序电流波形

由图6、图7可得,交流侧发生单相接地故障时,三相电流都有所增高且增高幅度不同,发生故障相的相电压为0,非故障相电压小幅度增加,产生少量零序电流。

3.3 中压直流侧故障仿真

3.3.1 中压侧正极接地故障

设置仿真运行到2 s时,设置故障F4出现正极接地故障,持续0.1 s,正极故障F4时中压直流侧电流、电压,不平衡电压比值及纵差电流波形分别如图8、图9所示。

图8 正极接地故障F4时中压直流侧电流、电压波形

由图8、图9得出,中压直流侧正极故障时,正极电压会跌落至0 kV,负极电压从-10 kV跌至-20 kV,即幅值会提升至正常运行情况下的两倍;电流幅值有所上升,故障结束后0.1 s后趋于稳定。正极电流纵差上升,负极电流纵差无变化,不平衡电压比值从1变为0。

图9 正极接地故障F4时不平衡电压比值及纵差电流波形

3.3.2 中压侧双极短路故障

设置仿真运行到2 s时,设置故障F5出现双极短路故障,持续0.1 s,双极短路故障F5时中压直流侧电流、电压,不平衡电压比值及纵差电流波形分别如图10、图11所示。

图10 双极短路故障F5时中压直流侧电流、电压波形

由图10、图11得,中压直流侧发生双极短路故障,正负极对地电压均降至零,线路电流有明显上升,纵差电流变化明显,不平衡电压比值无变化。

图11 双极短路故障F5时不平衡电压比值及纵差电流波形

4 结 语

本文针对交流侧保护区和直流侧保护区最常出现的几种典型故障进了理论分析和数值计算,并基于直流示范工程设计了三端柔性直流配电网仿真模型,通过仿真总结出的各故障特性如下:

(1)交流侧单相接地故障:三相电流均有增加且幅度不一,故障相电压降至0,非故障相电压小幅度增加,产生少量零序电流,因此可采用过电流及零序电流保护。

(2)直流侧正极故障:正极电压跌落至零,负极电压则会提至正常运行情况下的两倍;正负极电流故障瞬间均有上升,正极电流纵差上升,负极电流纵差无变化,不平衡电压比值从1变为0,因此可采用直流纵差保护及电压不平衡保护。

(3)直流侧极间故障:正负极对地电压跌落至零,线路电流有明显上升,电流纵差有明显变化,不平衡电压比值无变化,因此可采用直流纵差保护及过电流保护。