考虑不可测负荷分支的有源配电网单相断线故障保护方法

徐 岩， 邹 南， 马天祥， 段 昕

(1.新能源电力系统国家重点实验室(华北电力大学)，河北 保定 071003；2.国网河北省电力有限公司电力科学研究院，河北 石家庄 050021)

0 引 言

近几年,随着配电网中绝缘导线的应用逐渐增多,断线故障发生概率增加,断开的导线掉落到大地上形成断线接地复故障[1,2]。由于配电网发生断线故障或断线接地复故障后无明显过流,使得断线故障检测及故障定位比较困难,长时间接地的导线会对人的生命安全造成威胁;其次,单相断线故障会造成电动机缺相运行,从而发热甚至烧毁,因此有必要对配电网断线故障特性进行研究并以此提出相应的保护原理。

随着传统化石能源的短缺和环境问题的日益加剧,采用清洁能源的分布式发电及就地并网技术受到广泛的关注。因此,具有能耗低、投资少、灵活可靠等优点的有源配电网必然是未来的发展方向[3-5]。然而分布式电源的接入使得传统单电源辐射状网络变为多电源多端供电、配网潮流及故障电流均发生改变的复杂网络,因此针对有源配电网断线保护原理的研究也刻不容缓。

目前针对有源配电网短路故障特性分析及保护原理的研究较多,主要基于以电流为基础的差动保护,有相电流、序电流以及故障分量的幅值比或相位差动[6-11]。然而,配网断线之后无明显过流,故障两侧电流相同,上述方法无法应用到断线故障中。

为此,一些专家学者针对配网断线故障提出了相应的保护方法,文献[12]利用在绝大多数情形下中压馈线电压以及配电变压器低压侧电压特征,提出了一种基于电压稳态信息的断线故障定位方法。该方法可以满足绝大多数情形下的配电网断线保护,但针对分布式电源的影响还有待进一步分析;文献[13]利用故障支路负序电流与系统电源支路负序电流之比大于1,而非故障支路负序电流与系统电源支路负序电流之比小于1构成保护判据,但该方法受负荷影响,在非故障支路重载时可能会失效;文献[14]利用相电流特征构成保护判据,同样受到负荷的影响;文献[15]利用故障前后分布式电源输出电流的变化特征,建立了基于分布式电源电流变化率的辐射状配电网单相断线故障保护判据,但该方法无法进行故障区段定位;文献[16-17]提出了配网断线故障诊断方法,无法进行故障定位。

综上所述,目前大量的研究主要针对含逆变类分布式电源(Inverter Interfaced Distributed Generation,IIDG)配电网短路故障,针对有源配电网断线故障保护原理的研究较少,尤其是不可测负荷分支的研究。因此,本文在前人研究的基础上,提出了一种基于负序差动阻抗的保护方法,该方法利用负序差动阻抗幅值作为动作量,利用其相位构造具有自适应性的制动阈值,针对重载保护失效的情况,提出了将零序电压幅值差作为辅助判据。最后,分析了不可测负荷分支对保护判据的影响,并提出了通过比较负序电流幅值进行故障定位的方法。仿真结果表明,所述方法可以可靠定位,具有不受中性点接地方式、过渡电阻、负荷以及分布式电源影响的特点。

1 IIDG在配电网故障下的等效模型

逆变类分布式电源经逆变器并入电网,其输出特性取决于逆变器的控制。目前,IIDG多采用PQ控制方式,其控制方程可表示为

(1)

式中:Pout、Qout分别为有功功率和无功功率的实际输出值;Ud为IIDG并网点的正序电压;Id、Iq分别为IIDG有功电流和无功电流的实际输出值。通过控制Id、Iq分别跟踪电流参考值Id_ref、Iq_ref即可输出有功参考功率Pref、无功参考功率Qref。正常运行时,IIDG仅输出有功参考功率,无功参考功率为0。

根据《分布式电源并网技术要求》(GB/T 33593-2017)规定,通过10 kV直接接入公共电网的分布式电源应具有一定的低电压穿越能力。配电网发生断线故障后,根据IIDG接入的位置不同,其输出特性不同。当IIDG位于故障点上游时,受系统电源电压的钳制,其并网点正序电压接近系统电源电压,此时无需低电压穿越;而当IIDG位于故障点下游时,其并网点正序电压受IIDG本身额定容量、负荷阻抗的影响,变化十分复杂,有可能大于系统电源电压,也有可能小于系统电源电压。故障情况下IIDG等值模型为

(2)

式中:Id.f、Iq.f分别为故障后IIDG有功电流和无功电流的实际输出值;IN为IIDG输出额定电流;IIIDG.f为故障后IIDG输出电流;γ为IIDG并网点电压跌落系数,数值上等于并网点正序电压和系统额定电压的比值;Imax为IIDG最大输出故障电流,取正常运行时额定电流的两倍。

2 单相断线故障序分量特征分析

由于负序分量不受中性点接地方式以及IIDG的影响,因此,本文故障定位判据考虑采用负序分量构造。采用文献[18]的系统模型对故障分量进行分析,如图1所示,QF1～QF10为断路器;M、N、H、E为母线节点;R0为中性点接地电阻;Lg为消弧线圈;k1、k2分别代表不同系统接地方式的转换开关,当仅k1闭合时,为小电阻接地系统;当仅k2闭合时,为消弧线圈接地系统,当二者都断开时,为不接地系统;IIDG1、IIDG2为两个逆变型分布式电源;PCC1、PCC2分别为两个IIDG接入点;L1、L2、L3分别为三条支路所带负荷;Lb1、Lb2、Lb3、Lb4分别为四条不可测负荷分支所带负荷;f1、f2为两个故障点。

图1 有源配电网Fig.1 Active distribution network

2.1 负序阻抗分布特征

已知断线不接地故障和断线且接地复故障分析结果相同[19]。因此,下文以断线不接地故障为例进行分析,当f1处发生单相断线不接地故障时,得到负序网络如图2所示。

图2 有源配电网负序网络Fig.2 Negative sequence network of active distribution network

其中,Z1=ZL2//(ZNE+ZL3);ZS、ZMH、ZMN、ZNE分别为电源等值阻抗、线路MH等值阻抗、线路MN等值阻抗以及线路NE等值阻抗;ZL1、ZL2、ZL3为三条支路负荷等值阻抗;x为故障点到母线M的距离与线路MN长度的比值。根据图2所示负序网络可计算出非故障区段MH以及故障区段MN两侧负序阻抗如下:

(3)

式中:ZQF1、ZQF2、ZQF5、ZQF6分别为线路MN发生单相断线不接地故障时,断路器QF1、QF2、QF5、QF6处计算得到的负序阻抗。

当f2处发生单相断线不接地故障时,可计算出非故障区段MH以及故障区段NE两侧负序阻抗如下:

(4)

式中:Z'QF1、Z'QF2、Z'QF8、Z'QF9分别为线路NE发生单相断线不接地故障时,断路器QF1、QF2、QF8、QF9处计算得到的负序阻抗。

2.2 IIDG上游发生单相断线故障零序电压分布特征

由于配电网为小电流接地系统,当发生断线且接地复故障时,接地电流很小,而断口处的边界方程依旧满足式(5)。因此,断线接地情况下的断口两侧零序电压差和断线不接地下的结果基本相同,而文献[20]中也得出了相同的结论,同时,由文献[20]也可得出,断口两侧零序电压差不受系统中性点接地方式的影响。当配电网f1处发生单相断线不接地故障时,可建立由对称分量表示的边界方程:

(5)

(6)

(7)

已知负荷阻抗远远大于线路阻抗及电源阻抗,因此断口两侧零序电压差可简化为

(8)

(9)

当配电网中不含分布式电源时,故障断口两侧零序电压差为二分之一电源电压。

(10)

当故障点下游含IIDG时,由于其接入点正序电压可能会发生较大的降落,因此,IIDG将输出无功电流支撑系统电压。下面对IIDG接入点正序电压进行分析,正序网络如图3所示。

图3 有源配电网正序网络Fig.3 Positive sequence network of active distribution network

(11)

(12)

综上,当IIDG位于故障点下游时,可能会减小故障断口零序电压差,一定情况下会使以零序电压差幅值为动作判据的保护拒动;当IIDG位于故障线路相邻线路时,会增大故障断口零序电压差。

2.3 IIDG下游发生单相断线故障零序电压分布特征

当配电网f2处发生单相断线不接地故障时,可建立由对称分量表示的边界方程:

(13)

(14)

式中:z4、z5、z6为和线路阻抗及负荷阻抗有关的系数,可知:

(15)

式中:

(16)

已知负荷阻抗远远大于线路阻抗及电源阻抗,因此断口两侧零序电压差可简化为

(17)

由于位于故障点上游的IIDG1、IIDG2接入点正序电压近似等于系统电源电压,因此,其输出电流相位与接入点电压相同,由式(17)可知,系统中的IIDG对零序电压差均有助增作用,因此会增大以零序电压差为保护判据动作的灵敏度。

3 断线故障诊断判据

3.1 启动判据

配电网发生断线故障后,系统各节点会出现负序电压。考虑到正常运行时,配网因负荷不平衡也会产生负序电压,因此,启动值应躲过负荷不平衡产生的负序电压,为此设置启动判据为[19]

(18)

3.2 基于负序差动阻抗的故障定位方案

本文提出一种基于负序差动阻抗的故障定位方案,定义负序差动阻抗为

Zf=Zi-Zj

(19)

式中:Zf为定义的负序差动阻抗;Zi为上游终端测得的负序阻抗;Zj为下游终端测得的负序阻抗。

根据式(3)可得非故障区段MH以及故障区段MN的负序差动阻抗为

(20)

由式(20)可知,非故障区段负序差动阻抗等于两个终端间的线路阻抗,而故障区段负序差动阻抗等于其支路所带负荷,而配网中负荷阻抗远远大于线路阻抗,因此,提出故障定位判据为

|Zf|>Zset

(21)

式中:Zset为保护整定值。

配网中,架空线路的阻抗角一般在72°左右,而负荷阻抗角与功率因数有关,假设功率因数为0.98,那么负荷阻抗角为11.5°。因此,由式(20)可知,故障区段负序差动阻抗的相位位于二三象限,而非故障区段负序差动阻抗的相位位于一四象限,利用其相位构造具有自适应性的制动阈值:

(22)

式中:θ为配电网架空线路阻抗角;φ为两个终端之间负序差动阻抗的相角;得到保护整定值Zset随相位φ的变化趋势如图4所示。

图4 Zset随相位φ的变化趋势图Fig.4 Trend chart of Zset changing with the phaseφ

由图4可以看出,当φ位于π/2～π∪-π～-π/2时,Zset较小且始终小于1;当φ位于-π/2～π/2时,Zset较大且始终大于1。假设系统功率因数为0.98,计算可得故障区段Zset=0.169,因此,只要故障支路负荷阻抗幅值大于0.4,本文提出的故障定位判据即适用;而对于非故障支路,由于始终满足φ=θ,理论上,Zset为无穷大,即使存在一点偏差,Zset数值也较大,两侧的保护始终不会误动。针对故障支路在负荷阻抗幅值较小时拒动的问题,本文提出了基于零序电压幅值差的辅助故障定位判据。

3.3 基于零序电压幅值差的辅助故障定位判据

3.2节提出的故障定位判据在线路重载,即故障支路负荷阻抗较小时,故障区段保护可能会出现拒动。因此,本文考虑利用零序电压幅值差构造辅助故障定位判据,装置动作的零序电压幅值差应躲过TV测量时产生的最大不平衡电压,判据如下:

(23)

3.4 辅助故障定位判据的适用性分析

由2.3节分析可知,当IIDG下游发生单相断线故障时,系统中的IIDG对零序电压差有助增作用,因此会增大以零序电压差为保护判据动作的灵敏度;由2.2节分析可知,当IIDG上游发生单相断线故障时,位于故障点下游的IIDG可能会减小故障断口零序电压差,因此,有必要分析辅助故障定位判据的适用性,式(8)整理如下:

(24)

式中:PN1、PN2分别为IIDG1、IIDG2额定容量;δ为IIDG2输出故障电流与接入点正序电压的夹角。

假设负荷阻抗ZL2∥ZL3=yZS,那么可得:

(25)

已知IIDG1输出故障电流近似为额定电流,而IIDG2输出故障电流最大可取正常运行时额定电流的两倍,因此式(25)变形为

(26)

根据3.3节可知,零序电压幅值差整定值kUset2=1 400 V,只要满足:

(27)

基于零序电压幅值差的辅助故障定位判据即可正确定位,计算后可得:

ZS(2yPN2-PN1)≤131 MW

(28)

由图4可知,当故障区段负序差动阻抗角φ=π/2时,Zset此时取最大值1,即ZL2∥ZL3=1,假设ZS=1,那么y=1,即:

2PN2-PN1≤131 MW

(29)

已知分布式电源额定容量一般不大,始终可以满足式(29)的不等式关系,因此,当故障支路负荷阻抗较小时,基于零序电压幅值差的辅助故障定位判据可以正确定位。此外,当y的数值取到几十时,式(28)依旧可以满足,因此,基于零序电压幅值差的辅助故障定位判据可以起到一定的后备保护的作用。

4 不可测负荷分支对保护判据的影响

4.1 不可测负荷分支对负序差动阻抗判据的影响

由图1可知,不可测负荷分支分别位于线路MN、NE以及MH内部。当f1处发生断线故障时,可得非故障区段MH以及故障区段MN两侧负序阻抗如下:

(30)

式中:xb3、xb4分别为不可测分支Lb3、Lb4接入点距离线路首端的长度和所接线路长度的比值;ZLb3、ZLb4分别为不可测分支负荷阻抗。

根据上式可得化简后的非故障区段MH以及故障区段MN的负序差动阻抗为

(31)

由式(31)可以看出,故障区段的负序差动阻抗等于负荷阻抗,而非故障区段的负序差动阻抗受负荷阻抗影响,因此基于负序差动阻抗的故障定位方案在故障区段依旧可以正确定位,而在非故障区段会出现误动。当f2处发生断线故障时,也可得出相同结论。

4.2 不可测负荷分支对辅助故障定位判据的影响

考虑不可测负荷分支的影响,当f1处发生断线故障时,系数z1、z2、z3大小发生变化,断口两侧零序电压差简化为

(32)

当f2处发生断线故障时,断口两侧零序电压差依旧满足公式(17)。因此可看出,不可测负荷分支对辅助故障定位判据无影响。

4.3 适用于含不可测负荷分支配网的保护方案

由图2负序网络可以看出,发生断线故障后,断口两侧负序电流大小相同,故障支路负序电流最大,因此可以根据负序电流大小判断故障支路。针对配电网中存在不可测负荷分支时非故障区段出现误动的问题,本文提出了一个完整的保护方案。首先,发生断线故障后,保护启动。然后,检测配电网中含不可测负荷分支区段,对于不含不可测负荷分支区段采用基于负序差动阻抗的故障定位判据判断,若满足判据,控制区段两侧断路器断开,若不满足判据,则继续采用基于零序电压幅值差的辅助故障定位判据判断,满足判据则断路器跳闸,不满足则将不含不可测负荷分支区段保护闭锁。对于含不可测负荷分支区段采用比较负序电流幅值的方法,将各保护处负序电流幅值上传至主站,由主站判断出负序电流幅值最大的两侧所在区段即为故障区段。综上,故障定位流程如图 5 所示。

对于不可测负荷分支的检测,可通过比较正常运行时两侧电流幅值的大小确定,当区段两侧电流幅值不同时,即断定为含不可测负荷分支区段,反之则为不含不可测负荷分支区段。

5 仿真验证

为了验证本文提出方法的正确性,基于MATLAB/Simulink建立了如图1所示的10 kV有源配电网,配电网中性点接地方式可通过k1、k2改变,10 kV有源配电网通过变压器与110kV大电网相连,主变容量为40 MVA,架空线路参数为:正序阻抗Z1=(0.17+j0.38)Ω/km,正序容纳B1=3.045 uS/km,零序阻抗Z0=(0.23+j1.72)Ω/km,零序容纳B0=1.884 uS/km,线路 MN、MH、NE长度分别为 4.0 km、3.0 km、1.5 km,IIDG1、IIDG2分别接于母线 N 、H 处,其容量分别为1 MW、2 MW。分别仿真不同断线形态、中性点接地方式、过渡电阻Rg、功率因数以及存在不可测负荷分支区段时保护的动作情况,以下仿真提及的单相断线均为A相断线。

5.1 额定运行配电网故障仿真

设置配电网负荷阻抗ZL1=200 Ω、ZL2=150 Ω、ZL3=150 Ω,分别仿真配电网中性点不接地、经消弧线圈接地和经小电阻接地(10 Ω)等几种接地方式下,f1、f2处分别发生单相断线不接地、单相断线且电源侧接地和单相断线且负荷侧接地等几种故障形态,设置故障接地电阻Rg分别为0 Ω、1 kΩ、10 kΩ、100 kΩ与无穷大。设置零序电压整定值kUset2=1 400 V。仿真结果如表1～表3所示。

表1 中性点不接地、f1处(位于线路MN二分之一处)单相断线故障仿真结果

表2 中性点不接地、f2处(位于线路NE二分之一处)单相断线故障仿真结果

表3 中性点不同接地方式下单相断线故障仿真结果

表1、2和3为额定运行配电网的故障仿真结果,从表中数据可以看出,非故障区段负序差动阻抗幅值远远小于其整定值Zset,而故障区段负序差动阻抗幅值远远大于其整定值。因此,基于负序差动阻抗的故障定位方案在不同故障位置、过渡电阻、故障形态以及系统运行方式下均能正确判断故障区段。

5.2 非正常运行配电网单相断线故障仿真

以中性点不接地系统为例,设置当f1处故障时,负荷阻抗ZL1为200 Ω、ZL2分别为0.1 Ω、0.25 Ω、0.5 Ω、ZL3=150 Ω;当f2处故障时,负荷阻抗ZL1为200 Ω、ZL3分别为0.1 Ω、0.25 Ω、0.5 Ω、ZL2=150 Ω。设置单相断线且电源侧接地故障,接地电阻为1 kΩ,仿真结果如表4所示。

表4 不同负荷阻抗下单相断线故障仿真结果

表4为不同负荷阻抗下单相断线故障仿真结果。结果表明,当IIDG上游(f1)发生故障且负荷阻抗等于0.1 Ω时,ZMN.set=0.176>ZMN.f=0.1,故障区段保护出现拒动,基于负序差动阻抗的故障定位判据无法进行故障定位,但故障两侧零序电压差为4 083 V,大于整定值1 400 V,因此保护依旧正确动作。

仿真配网故障支路低功率因数运行的情况,设置负荷阻抗ZL1=200 Ω、ZL2=ZL3=150∠90°Ω、150∠60°Ω、150∠30°Ω,单相断线且电源侧接地,故障接地电阻为1 kΩ,仿真结果如表5所示。

表5 低功率因数运行配电网断线故障仿真结果

表5的仿真结果表明,尽管在低功率因数运行情况下,即使功率因数cosα=0,基于负序差动阻抗的故障定位判据依旧可以正确定位。

5.3 含不可测负荷分支配电网单相断线故障仿真

如图1所示,四条不可测负荷分支分别位于线路MN、MH以及NE上,大小均为100 Ω。当不可测负荷分支位于线路MH上,线路MN二分之一处发生单相断线故障时,得到仿真结果如表6所示。

表6 不可测负荷分支位于线路MH上时(Lb4)保护动作情况

从表6数据可以看出,含不可测负荷分支区段MH动作值大于整定值,因此会出现保护误动。然而根据本文提出的保护方案,首先检测含不可测分支区段,含不可测负荷分支区段MH保护并不会马上动作,而不含不可测负荷分支区段MN检测到故障后立即跳闸,保护过程结束。

当不可测负荷分支分别位于故障区段MN和非故障区段NE上时,根据提出的保护流程,由于故障区段MN和非故障区段NE含有不可测负荷分支,因此保护不动作;而非故障区段MH负序差动阻抗动作值小于整定值,因此也不动作,此时不含不可测负荷分支区段MH保护闭锁,含不可测负荷分支区段MN、NE将各保护处负序电流幅值上传至主站,由主站判断出负序电流幅值最大的两侧所在区段即为故障区段。

表7为不可测负荷分支分别位于故障区段MN以及非故障区段NE,故障点处发生单相断线不接地故障时,各保护安装处测量数据。

表7 不可测负荷分支位于线路MN、NE上保护动作情况

其中,IQF5(2)、IQF6(2)、IQF8(2)和IQF9(2)分别为断路器QF5、QF6、QF8和QF9处测量到的负序电流幅值,从表中数据可知,故障区段两侧负序电流幅值最大,由此可判断出故障区段。

6 结 论

本文在分析了有源配电网单相断线故障后各节点负序阻抗特征以及断口两侧零序电压差的基础上,提出了一种基于负序差动阻抗的保护方法,针对重载保护失效的情况,提出了将零序电压幅值差作为辅助判据,理论分析和仿真验证得到以下结论:

(1) 基于负序差动阻抗的保护方法利用负序差动阻抗幅值作为动作量,利用其相位构造具有自适应性的制动阈值,对于配电网额定运行以及轻微重载情况下的断线故障均适用,由于采用了自适应性的制动阈值,其区内故障灵敏度较高,而区外故障制动能力也较强。

(2)针对故障支路负荷阻抗较小,保护可能失效的问题,提出了将零序电压幅值差作为辅助判据,有效地解决了重载保护失效的问题;其次,基于零序电压幅值差的辅助判据也具有一定的后备保护的作用。

(3)分析了不可测负荷分支对保护判据的影响,并针对含不可测负荷分支区段提出了相应的保护判据。本文提出的完整保护方案可以正确定位,具有不受中性点接地方式、接地电阻、负荷大小以及IIDG影响的特点。