低慣量不接地微電網單相接地故障研究

黃棋悅，王瀚杰

（1.寧波職業技術學院，浙江 寧波 315800；2.國網浙江省電力有限公司寧波供電公司，浙江 寧波 315016）

0 引言

近年來，太陽能光伏系統、儲能系統和風力發電等DERs（分布式能源）的普及率不斷提高。為了降低傳輸損耗和提高運行可靠性，往往將分布式能源直接設置在負荷附近。然而，配電系統中分布式能源的廣泛應用面臨著電流等級、保護協調、電壓升高和功率反向等諸多技術問題[1]。為緩解這些問題，提出了一種新興的運行理念，即在配電網中指定相對較小的區域，其中嵌入分布式能源和負荷，該區域被稱為微電網[2]。

低慣量微電網采用基于逆變器的分布式能源，其在響應網絡故障時，與傳統的基于旋轉機械發電機的微電網存在顯著區別。基于逆變器的電流調節器通常不能提供大電流，因此該微電網的故障電流能力受到半導體開關短時載流能力的限制[3-4]。低慣量微電網的使用帶來了一些技術挑戰，其中之一就是低慣量微電網的保護方案。低故障電流水平不足以在自主運行模式下激活傳統過電流保護方案，然而，由于接地電網在并網運行模式下的貢獻，故障電流可能很大。因此，低慣量微電網的保護方案不同于傳統配電系統。保護方案應在并網和自主模式下保護微電網。對于公用電網故障，微電網將從并網運行方式轉變為自主運行方式。在電網故障排除后，微電網將重新接入主電網。微電網保護方案將考慮微電網的故障穿越能力[5-6]。

國內外專家針對低慣量微電網的保護方案，提出了基于通信的保護方案、基于本地測量的方案或使用外部設備的方案[7-9]。這些方案雖然能在不同程度上實現微電網的繼電保護功能，但仍存在一定不足。如微電網需要增設一個同步發電機、發電機需為保護裝置提供足夠的故障電流[10-11]、混合微網保護系統未經過試驗驗證、保護配置價格過于昂貴等。

本文提出了一種低慣量不接地微電網SLG（單相接地）故障保護的新方案。該方案包括微網接口保護和單元保護。微網接口保護是基于微網互聯變壓器的零序電壓角和零序電流角之差。微網單元保護是基于負載或分布式能源的每個連接點的3 個零序電流方向的比較。所提出的保護方案可以同時對電網和微電網中的SLG 故障做出響應。通過PSCAD/EMTDC 仿真證明，該方案可以獨立檢測故障狀態和故障方向，只需要在系統中存在事件時進行通信，通過機組保護與接口保護的配合，實現故障區段的定位。

1 SLG 故障分析

構建低慣量微電網模型如圖1 所示。微電網通過Y/Δ 降壓變壓器與配電系統互連。電網短路容量為100 MVA。配電系統接地，微電網不接地。中壓配電系統中，4 條饋線連接到變電站。微電網中，2 條饋線通過1 條配電線路連接到PCC（公共耦合點），每條饋線都有1 個斷路器QF。每條微電網饋線上有3 個配電盤SWB。3 臺發電機通過電力電子接口與微電網相連。兩個PV（光伏能源）連接到饋線1 和饋線2，燃料電池Fuel Cell連接到微電網饋線2，蓄電池儲能系統連接到PCC 總線。在PCC 總線上，GPT（接地電壓互感器）用于測量零序電壓。每條饋線都有1 個ZCT（零序電流互感器）來測量零序電流。在每個SWB 中，安裝了3 個ZCT。在SWB4 的負載總線中，安裝1個GPT。設置3 處短路故障，分別進行SLG 故障分析。

微電網有并網運行和自主運行2 種模式。配電自動化系統用于控制和保護配電系統。微電網的繼電保護可以根據微電網的運行狀態分為3 類。

1.1 并網模式下的公網SLG 故障

當與微電網互連的配電系統發生SLG 故障時，會出現不同的接地回流路徑[12]。當微電網接入點同一饋線發生故障時，并網可能會產生數值較小的故障短路電流。傳統的過流保護繼電器無法應用于該場景。為了解決這一問題，本文提出了一種基于零序電壓和零序電流角度差的故障檢測方法。零序相位差定義為零序電壓和零序電流之間的相位差：

圖1 低慣量微電網結構

式中： θI0為零序電流角；θU0為零序電壓角。根據微電網SLG 故障時的簡化零序網絡及相應的相量圖，降壓變壓器一次繞組處零序相位差為-90°。

1.2 并網模式下的微網SLG 故障

處于并網模式下，微電網發生SLG 故障時，故障饋線的零序相位差下降至60°～90°。當饋線正常工作時，零序相位差為-90°。根據零序相位差可以識別出故障區段。每個饋線上的ZCT 和PCC 總線上的GPT 可用于測量未接地微電網的零序電壓和零序電流。由于接地系統零序阻抗的幅值較大，在考慮SLG 故障時，可以忽略正序阻抗和負序阻抗，也不會造成明顯的精度損失[13]。

當圖1 中SWB4 右側發生微網故障時，如果SWB4 的負載母線上安裝了GPT，則利用零序電壓角和零序電流角之間的角度差可以很容易地檢測出故障方向。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°之間。如果負載母線上沒有安裝GPT，則可以比較3 個零序電流角方向，以指示故障方向。2個零序電流的角度方向相似，而另一個零序電流的角度方向相反，反向的指示了斷層的方向。當微電網發生故障時，故障位置附近的2 個斷路器可以定位故障位置。在微電網負載故障的情況下，安裝在SWB 上的保護裝置可以指示故障位置本身。

1.3 自主模式下的微電網SLG 故障

當微電網主動與主電網斷開電氣聯系時，將以自主模式運行。由于微電網是中性點不接地系統，其故障檢測方法在并網模式和自主模式下基本相同。在自主式微電網發生故障時，通過變電站的零序電壓和流入每條饋線的零序電流來檢測故障饋線。此外，利用降壓變壓器二次繞組的相對中性點電壓，也可以很容易地檢測出故障相。自主微電網中的故障會導致全網電壓下降，可用于故障檢測。一旦同時檢測到故障饋線和故障相，就可以識別出故障區段。安裝在饋線末端和DERs 連接的斷路器可用于隔離故障區域，將短路故障切除[14-15]。

2 SLG 故障保護方案

本文提出的保護方案由一臺位于中央（變電站）或本地（配電盤）的計算機或微處理器組成，該計算機或微處理器能夠檢測故障并在硬件級別發送所需的動作。圖2 為微電網接口保護結構。接口保護系統可以從降壓變壓器的一次繞組、GPT 和饋線末端安裝的2 個ZCT 獲取所需信息。PCC 總線上和饋線的斷路器由接口保護控制。安裝在每個饋線末端的2 個斷路器可用于隔離故障部分。

圖2 微電網接口保護

微電網單元保護結構如圖3 所示。微網單元保護可從安裝在SWB 上的3 個ZCT 獲取所需信息。微處理器位于本地SWB，可以檢測故障方向并將信息發送到微電網控制中心。

圖3 微電網單元保護

如圖4 所示，變電站內設有微網控制中心和接口保護。在每個SWB 處，都有用于機組保護（分布式能源或負荷）的微處理器，利用該保護系統可以實現故障區段的檢測和隔離。接口保護與單元保護的配合有助于隔離最小故障區段。故障方向信號通過通信通道在接口保護和機組保護之間交換。

圖4 微電網保護配置

根據故障位置與微電網狀態，從以下三個角度分析所提方案的可行性： 并網方式下，公網SLG 故障；并網與自主模式下，微網SLG 故障；并網與自主模式下，微網負載SLG 故障。

2.1 公網SLG 故障

并網模式下，當微電網同一饋線發生公用電網SLG 故障時，安裝在微網PCC 處的斷路器QF將斷開，隔離微電網。主電網保護清除故障。一旦電網故障被清除，微電網將重新同步并重新連接到公用電網，如圖5 所示。

圖5 公網SLG 故障示意

2.2 微電網SLG 故障

如圖6 所示，當微電網發生SLG 故障，微網保護應斷開微網饋線的最小可能部分。在檢測到異常情況的情況下，機組保護檢查跳閘條件（測量特定方向的ZCT 電流）。如果達到跳閘條件，斷路器將斷開。

圖6 微電網SLG 故障示意

發生SLG 故障時安裝在SWB4 上的機組保護檢測到故障，相應斷路器跳閘。如果安裝在SWB5 的保護裝置在左側發現故障，相應斷路器跳閘。微電網控制中心的信號對斷路器進行控制。如果饋線1 和饋線2 之間有聯絡斷路器和配電線路，則SWB5 和SWB6 可傳輸至饋線1，并通過SWB3 重新供電。建議允許斷路器的選擇性操作。

在微電網發生故障時，單元保護和接口保護都將檢測故障方向。為了分離出最小截面，采用了方向協調。在故障情況下，每個單元保護向其上、下游單元保護發送故障方向信號。機組保護各饋線斷路器的初始化狀態為閉鎖。當機組保護與其上、下游機組保護的故障方向信號不同時，機組保護向其上、下游機組保護發出解閉鎖信號。如果機組保護與其上、下游機組保護的故障方向信號相同，則機組保護不解鎖。如果機組保護解除閉鎖，它將向本地SWB 的饋線斷路器發出跳閘命令。

新能源系統具有慣量小、響應快的特征。為了保證保護裝置的速動性和可靠性，需要對傳統的繼電保護裝置進行優化。采用所提方案，能夠實現對微電網不同位置發生不同類型的短路故障的精準識別。該方案兼顧了選擇性、可靠性和速動性，符合微電網低慣量的需求。對于普通微電網而言，該方案也適用，應用范圍廣。

3 仿真驗證

為了研究該保護方案的有效性，使用PSCAD/EMTDC 對低慣量微電網進行仿真建模。電網由1條154 kV 的短路母線表示，容量為100 MVA。配電網有4 條饋線，每條饋線提供6.02 MW 的負荷（功率因數0.99）。在饋線4 連接有1 臺用于微電網的降壓變壓器。在微電網中，4 個DER 與系統相連。電池、2 條光伏總線和燃料電池都是基于逆變器的DERs。微電網頻率采用下垂控制。仿真結果表明，微電網在這2 種情況下都能很好地工作。仿真模型如圖1 所示。

使用二階巴特沃斯低通濾波器對電壓和電流信號進行預處理，并使用DFT（離散傅立葉變換）計算零序相量差。當公網發生SLG 短路故障時，降壓變壓器一次繞組的零序電壓和零序電流的相位差如圖7 所示。可以看出，零序電壓超前零序電流。仿真驗證了利用零序相位差能夠識別公網SLG 故障。

當微電網發生SLG 短路故障時，饋線2 與SWB4 處的零序電壓和零序電流的相位差如圖8、圖9 所示。

圖7 公網SLG 故障時的相位

圖8 饋線處SLG 故障時的相位

圖9 SWB4 處SLG 故障時的相位

可以看出，饋線2 與SWB4 處的零序電流領先于零序電壓。零序相位差降至60°～90°。仿真驗證了利用零序相位差能夠識別微電網SLG 故障。如果負載母線上沒有安裝GPT，則可以通過比較3 個CT 的零序電流角來檢測故障方向。2 個零電流互感器的零序電流角方向相同，而另一個零序電流角方向相反。逆時針方向指示斷層方向。通過機組保護的配合，可以檢測出故障區段。

分別在同一仿真模型下，以SW4 為例，采用不同的短路故障距離，觀察零序相量差。仿真結果如圖10 所示，數據如表1 所示。

仿真實驗證明，故障距離的不同不會影響故障區域的確定。通過PCC 總線電壓輕易地檢測出故障相位。為驗證仿真故障的動作時間特征，進行5 組仿真實驗，分別觀測所提保護方案與傳統保護方案保護動作時限的區別，如表2 所示。結果表明，所提方案的保護動作更加迅速，速動性更優越。

圖10 不同短路故障下仿真結構

表1 不同短路故障下零序電流相位差

表2 不同保護方案動作時限

圖11 顯示了微電網故障期間的零序相位差。在故障開始后0.02 s，保護系統檢測到故障并向饋線2 處的斷路器發送跳閘信號。不接地系統的優點之一是即使發生SLG 故障，也能繼續運行。在不接地系統中，SLG 故障的檢測時間并不關鍵，保護裝置的可靠性需求高于速動性。

4 結論

為解決低慣量不接地微電網SLG 故障保護困難的問題，本文提出了一種基于零序相量差的自主運行和并網運行模式下的繼電保護方案，總結如下：

（1）該方案能夠同時對公網SLG 故障和微電網SLG 故障做出響應。微電網接口保護是基于微電網互聯變壓器的零序電壓角和零序電流角之差。微電網單元保護是基于負載或分布式能源的每個連接點的3 個零序電流相方向的比較。

圖11 微電網SLG 故障時間-相位差

（2）該方案由故障檢測方法和故障區段識別方法組成，故障區段定位技術根據微網單元保護的協調運行。

（3）利用PSCAD/EMTDC 對微網模型和繼電器進行了仿真驗證，結果表明，該方案在2 種模式下都能檢測出SLG 故障，并能在微網SLG 故障情況下識別故障相。與傳統保護方案相比，該方案可靠性更高、動作速度更快，具有一定的優越性。

（4）該方案基于電子式互感器，實現繼電保護配置。由于IEC 61850 的廣泛應用，該方案耗費少、經濟效益高。理論分析和實驗驗證顯示，該方案具有較高的可靠性和應用性。隨著我國微電網的發展，該方案具有良好的應用價值和研究潛力。