独立运行微电网的故障特征分析

2014-10-18汪冬辉张坤贤许文宣焦在滨康小宁

电力自动化设备 2014年3期

汪冬辉，姚旭，张坤贤，许文宣，焦在滨，康小宁

（1.西安交通大学电气工程学院，陕西西安 710049；2.甘肃省电力公司，甘肃兰州 730030）

0 引言

微电网通过将一系列分布式的微电源有序组合起来，统一调度，精细控制，实现了可再生能源的最有效利用。这种高效率的运行，使得微电网的经济性，尤其是在一些偏远的、架设输电线路成本过高的区域，显得尤为突出：西欧地区地广人稀，小范围的微电网发展迅速［1］；日本在爱知县机场附近建立了为区域负荷供电的微电网系统［2］；我国亦已在浙江部分海岛、甘肃等地开展了微电网试验工程。这些地区距离主网架较远，微电网独立运行比并网运行更为经济。

目前对微电网的研究偏重于控制，对于故障特征以及保护的分析较少。文献［3-4］指出微电网故障期间电压变化特征与常规电网类似，但各电源故障电流受到限制；文献［5］指出微电网接入配电网后，相间故障会引起馈线出现更大的助增电流；文献［6］认为微电网孤岛运行及并网运行应该用同一套保护策略，保护功能应该是微电源的一部分且能即插即用。文献［7］尝试在微电网中使用行波保护作主保护，电流变化率保护作后备保护；文献［8］认为当微电网结构较复杂时，会引起过流保护误动以及出现动作盲区；文献［9］提出了一种基于微电网中心控制器的保护算法。以上文献有的只分析了故障特征，没有与保护联系；有的提出的保护原理只适用于部分特殊情况，没有普遍性；还有些思想仍需要进一步研究和证实。但其中也指出了一些值得思考的现象与问题。

本文根据浙江某海岛的微电网拓扑，建立了独立运行的微电网仿真模型。在其中的几个关键位置设置故障，分析故障特征与传统电网的不同之处，以及在这些新的故障特征下，传统保护会受到何种影响。微电源的弱电源特性会带来频率偏移、受限的故障电流以及不稳定的系统阻抗等问题，传统保护的原理并没有考虑这些情况，它们能否直接在微电网中使用是当前继电保护领域较为关心的问题，也是本文研究的重点。本文借助实际微电网系统的拓扑进行故障分析，希望能够发现微电网在故障期间存在的一些共性，为目前以及将来的微电网工程提供保护配置上的建议和参考。

1 微电网拓扑

1.1 微电网结构

图1 微电网拓扑Fig.1 Topology of microgrid

本文所分析的微电网中包含直驱风机、光伏发电（PV）、柴油发电以及储能4种电源，其中储能和柴油发电装置可作为主电源，维持整个网络的电压和频率稳定，其拓扑简图如图1所示。该微电网配备了2套柴油发电装置和储能装置作主电源；2套完全相同的直驱风机，以及2组接在不同位置的光伏发电单元作电源；632线为纯负荷线，631线除负荷外还接有1套光伏发电装置。为简便起见，图1已将负荷等效为1组。这样配置的目的主要是保证供电的可靠性：检修其中一套主电源时，另一套主电源能继续运行保证微电网正常工作；当母联断路器K1因某种原因必须断开时，632和631这2个子网通过各自的主电源和电源可以分别进入孤岛运行状态。2组储能、柴油发电机和风机的类型相同，而容量不同，在进行故障分析时可以将其分别合为1组电源，这样既保留了单个微电源的故障特征，又提高了仿真速度。同时，将各条馈线、各组电源按顺序命名，以方便分析。简化后的微电网分析拓扑见图2。

图2 经过简化的微电网拓扑Fig.2 Simplified topology of microgrid

1.2 微电网的运行方式

该微电网的运行方式主要考虑2种因素。

a.主电源的类型。柴油发电装置作主电源，储能装置工作在下垂控制模式以平抑负荷波动；柴油发电装置退出时，储能装置工作在U/f控制模式，单独作主电源。

b.风电、光伏的投入。考虑到微电网正常运行时的负荷情况，风电和光伏全部投入定义为运行方式1，风电和光伏均不投入定义为运行方式2。

各微电源模型均采用详细模型，建模过程主要参考了文献［10-18］。

1.3 微电网的保护配置建议

按照文献［19-21］的规定，小容量的微电源逆变器接入普通配电网无需低电压穿越能力。然而对于本文分析的系统，岛内输电线路普遍很短。如果电压低于额定值的50%时在100 ms内切断电源，则在岛上任意一点发生较严重故障时，除柴油发电机外的所有电源都会迅速脱网。下文将会提到，电流速断保护在这种情况下难以整定，唯有纵联保护能够在100 ms内切除故障，而考虑经济性因素，纵联保护不可能配置在所有线路上，这对于岛上的供电可靠性以及运行人员寻找和排除故障点都是极其不利的。因此本文认为必须将独立运行的微电网视为一个独立的电力系统，按低电压穿越的要求来整定微电源逆变器自身的保护。同时，当发生故障时，各微电源在满足自身安全的情况下，应当提供一定的故障电流供保护使用。此时，按照风电和光伏低电压穿越的标准，当发生故障导致电压跌落至额定值的20%时，线路及母线保护有625 ms的时间来切除故障，对于大部分常规保护而言已经足够。一旦发生更加严重的故障，则依靠纵联保护。只有纵联保护拒动或者故障不在其动作区时，微电源自身保护才会动作。

本文假设当故障发生，电压跌落至额定值的20%以下时，各微电源不脱网，分析此时保护的适应性。如果此时传统保护仍正确工作，那么通过一定的控制手段使各个微电源继续运行，将会大幅提高供电可靠性。同样，本文也会分析导致电压跌落至额定值的20%以上的故障发生时保护的适应性。

2 故障电流受限及对保护的影响

该微电网中的微电源，除了柴油发电机以外均通过逆变器并网，故障发生时为了不损坏电力电子开关，通过软硬件结合的方式，确保短路电流不超过额定电流的 1.5～2 倍［22］，短路电流的幅值与旋转电机区别较大。在含有这种电源的微电网中，线路上配置的电流保护，尤其是反映短路电流幅值增大而瞬时动作的电流速断保护的性能，是需要重新考量的。

图2中点F1发生三相短路时，各个微电源出口以及故障馈线上的短路电流（标幺值）如图3所示。

图3 三相短路时各个微电源及故障馈线电流Fig.3 Currents of microsources and faulty feeder when three-phase short circuit occurs

由图3可见，风电、光伏和储能的故障电流均不超过额定电流的1.5倍，这与实际情况相符。

文献［23］规定10 kV系统一般配置三段式电流保护。其中，电流速断保护价格不高且动作速度快，发生严重故障时，能在微电源自身保护动作之前切除故障，电源自身保护无需动作；故障切除后非故障网络可继续运行，由此可以提高供电可靠性，因此有必要分析微电网中电流速断保护的适应性。

电流速断保护成立的条件是线路始端保护安装处测得的短路电流，随着故障点远离线路始端而明显减小，这个条件不满足则不能整定保护范围。

在馈线1上取10个故障点，相互之间间隔10%的线路长度。分别设置故障并观察线路始端保护安装处测得的最大短路电流工频幅值，在运行方式1下分析三相短路，运行方式2下分析两相短路。短路电流（标幺值）随故障点位置的变化如图4所示，其中横坐标为故障点与线路始端的距离和线路全长的百分比。

图4 短路电流随故障点位置变化曲线Fig.4 Variation of fault current along with fault location

从图4可以看出：当储能作为主电源，即电网中没有柴油发电机时，随着故障位置远离线路始端，保护安装处测得的电流几乎无变化；而当柴油发电机作为主电源时，同样的条件下短路电流幅值能够区分，但是在不同故障位置时的差距仍然不大。在这种情况下难以给出电流速断保护的整定值，配置电流速断保护也是无意义的。考虑到微电网的建设目的，不可能让柴油发电机的容量在电源的总容量中占绝对主导，因此在大部分独立运行的微电网当中，电流速断保护均不能使用。但此时短路电流与正常负荷电流有明显的区分，因此这种特性并不影响过电流保护。

3 频率偏移及对保护的影响

3.1 频率偏移的原因

采用U/f或者下垂控制的微电源在微电网中作主电源，频率参考值一般直接给定或者通过下垂特性给定，限幅比较严格，故障期间变化不大。

采用PQ控制的微电源，例如直驱风机和光伏，其并网控制器一般通过数字锁相环给定输出电流的频率，锁相环的结构如图5所示。

图5 锁相环结构Fig.5 Structure of PLL

图5中Park变换完成了普通锁相环中鉴相器的功能［24-26］。输出的q轴分量与其期望值之差，经过低通滤波滤除高频分量后，由PI调节器消除静差以锁定到输出信号的频率；然后将其转变成角频率并作积分即得到了原信号的电角度。锁相环理想稳态运行下应该有Δf=0，即锁相环输出的电角度为输入信号的A相基波电角度。

仿真中观察到，故障瞬间，电网电压跌落，Uq有一个明显的突变，并且直到故障切除为止，Uq无法达到其目标值0，这就导致误差信号Δf一直非零。并且，电压降落越低，误差信号越大，最严重的情况下Δf将达到PI控制器的积分上限。此时经锁相环给定的逆变器输出频率，即为工频与误差信号之和。因此，当发生故障时，PQ控制的微电源频率的偏移量基本取决于其参数的设置。为保证锁相环正常运行时的动态性能，不能将积分上下限设定得过小。理论上，采用PQ控制的微电源在故障期间的频率偏移会较采用其他控制方式的微电源大。可以看到，当微电网发生故障时，几乎所有的电源频率都会变化，其中以PQ控制的微电源变化最为显著。

3.2 严重故障频率变化

首先考虑柴油发电机作为主电源，发生金属性故障，电压跌落到额定电压的20%以下的情况。将风电和光伏的锁相环频率偏差上限设置为2 Hz，在图2中点F1设置三相金属性短路故障，对几个电源出口以及故障馈线上的短路电流进行快速傅里叶变换（FFT）分析，采样窗长取1s，频率辨识精度为1Hz，结果如图6所示。

从图6中可以看出，故障发生后，柴油发电机和储能的频率变化较小，主要频点依然是50 Hz，而风电和光伏的主要频点已经明显地偏离了工频。PV2距离故障点较远，频率偏移程度比较小，PV1和直驱风机故障电流的主要频率均达到了设定的最大值52 Hz。此时，馈线2的故障电流中出现了50Hz和52 Hz 2个分量，并且它们的幅值差距不大。

绘出故障馈线上的故障电流，并用保护常用的全周傅氏算法提取其工频幅值，如图7、8所示。

图6 故障电流幅频特性分析Fig.6 Amplitude-frequency characteristics of fault current

图7 故障馈线2的A相故障电流Fig.7 Fault current of phase A of faulty feeder No.2

图8 故障馈线2的A相电流工频幅值Fig.8 Amplitude of phase-A fundamental current of faulty feeder No.2

如图7所示，由于故障馈线短路电流中有多个衰减较少的频点存在，其始端保护安装处测得的短路电流有类似振荡的波形。由图8可见，该幅值有明显的波动，波动过程最低点的值接近正常负荷电流的幅值。此时很容易出现故障电流频繁穿越电流保护动作区的情况，这对于电流保护的正确动作是不利的。

储能作为主电源时，网络中无柴油发电机，仿真中也出现了相同的情况。作为主电源的储能能够维持其故障电流频率仍然在工频，而风电和光伏的故障电流频率则偏移到了52 Hz。结合第1节的分析，这也说明当电压极低时，电流保护无法正确动作。

3.3 一般故障频率变化

考虑柴油发电机作为主电源，同样将故障设置在图2中点F1，调整过渡电阻令电压在额定值的20%以上。此时故障馈线故障电流的幅频特性分析如图9所示。

图9 故障电流幅频特性分析Fig.9 Amplitude-frequency characteristics of fault current

从图9可以看出，电压跌落至额定电压的20%时，各个电源的频率偏移均不大。故障馈线上的主要频点依然是工频，其他频点幅值都很小。

绘出此时故障馈线2上的A相电流的波形以及采用全周傅氏算法提取的工频幅值，见图10、11。

图10 故障馈线2的A相故障电流Fig.10 Fault current of phase A of faulty feeder No.2

图11 故障馈线2的A相电流工频幅值Fig.11 Amplitude of phase-A fundamental current of faulty feeder No.2

图10显示此时故障电流与传统电网的故障电流类似，不再有类似振荡的波形出现。用全周傅氏算法提取工频幅值也比较稳定。这种故障电流与正常负荷电流有明显区别，并且幅值波动不大，可以输入到过电流保护中进行故障判断。

大量仿真发现，频率偏移问题主要出现在电压跌落程度较高的故障中，两相短路基本无此问题。只要电源之间仍有较好的电气联系，锁相环就能准确锁住电网频率。如果让各个微电源按低电压穿越的标准来设计自身保护，发生电压跌落程度在20%以上的故障时，通过适当的整定值设置并在必要时使用低电压和负序电压的启动元件，过电流保护可以正确动作。

4 微电源阻抗变化及对保护的影响

目前基于故障分量的保护已经在电力系统中广泛运用，长期的运行实践表明，该原理在常规电网中有优良的性能。该原理认为电网是一个线性网络，可以将故障时的状态等效分解为非故障状态和故障附加状态的叠加。微电网当中含有许多通过逆变器并网的微电源，其控制系统的非线性使得故障期间的电网不能等效为一个线性网络。分析此时基于故障分量的保护能否正常工作，是很有必要的。各种基于故障分量原理的保护，其整定值的设置或者参与故障判断的电气量的获取均涉及到网络中各个元件的阻抗。下文将分析微电网故障期间微电源阻抗的变化及其对保护的影响。

在柴油发电机作为主电源条件下，在馈线2中点F2处设置BC相短路。使用目前保护普遍采用的方法来求解各个电源出口处以及故障馈线保护安装处感受到的序阻抗，其幅值（标幺值）和相角见图12。

图12 各电源及故障馈线出口的序阻抗分析Fig.12 Sequence impedances of microsources and faulty feeder

由图12可以看出，除了作主电源的柴油发电机和储能的序阻抗比较稳定外，其他通过逆变器并网的微电源的序阻抗均有波动，并且正序阻抗和负序阻抗不相等。在这种条件下，在馈线2始端测得的系统阻抗也不是稳定的，并且此时正序阻抗的幅值与相角的波动较负序阻抗大。

由于逆变器等效阻抗的获取比较困难，计算和测量都要求很高［27-28］，并且阻抗值还随着工作点的变化而变化。尤其是电网故障期间，工作点的变化可能更剧烈，很难事先确定逆变器的序阻抗，也就无法准确地给保护设置整定值。而由前述的分析可知，用现有的方法计算出的序阻抗无法用来实时确定整定值。

基于故障分量的方向元件的动作判据如式（1）、（2）所示。

正方向：

反方向：

点F2两相故障时，除了馈线2始端的方向元件应判断为区内故障外，各个电源出口处的方向元件应该判断为区外故障。从图12可以看出，作为主电源的柴油发电机和储能的正、负序阻抗相角均正确处在反向不动作区。其他几个处于PQ控制模式的微电源，其正序阻抗的相角处于正向动作区，判断错误，而负序阻抗的相角则在反向不动作区，判断正确。而故障馈线保护安装处测得的序阻抗，其相角均在反向不动作区，判断错误。

仿真分析中发现，U/f控制或下垂控制的逆变器，其序阻抗特性类似于传统同步机，而PQ控制的逆变器，其序阻抗不稳定且正负序阻抗明显不等。在电网中有PQ控制的微电源时，馈线上的序阻抗特性，即系统阻抗也与普通电网不同，这会引起基于序分量的方向元件的误判，也会严重影响需要求解系统阻抗的保护的整定。显然在拥有直驱风机与光伏的电网当中，不宜使用基于故障分量原理的保护。