分布式电源接入对变压器中性点工频过电压特性的影响及对策论文

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　　摘要：为避免一刀切的“间隙安装策略”带来的成本高问题，有必要针对分布式电源从配电网接入情形给出间隙安装策略的建议。通过建立配电网发生单相接地故障时的复合序网络，分析不接地变压器中性点工频过电压的产生机理；在PSCAD／EMTDC中搭建计及低压侧分布式电源接入的110 kV电网模型，对比分析不同类型和容量分布式电源接入下变压器中性点的电压值或电压波形的变化规律。结果表明：接入PQ控制型逆变型分布式电源且其容量显著大于低压侧负荷容量时对变压器中性点绝缘安全的威胁程度最高；根据不同变压器中性点绝缘水平、接入分布式电源的类型和容量应选择不同的间隙安装方案。

　　关键词：分布式能源；单相接地故障；不接地变压器；中性点；工频过电压；特征；间隙安装策略

　　Abstract：To avoid the high cost problem of the one－size fits all gap installation strategy，it is necessary to give suggestions on the gap installation strategy for the access of distributed power from the distribution network．The generation mechanism of power frequency overvoltage at neutral point of ungrounded transformer is analyzed by establishing composite sequence network when single－phase grounding fault occurs in distribution network；a 110 kV power grid model considering the low－voltage side distributed power is built in PSCAD／EMTDC，and the variation of voltage value or voltage waveform of transformer neutral point under different types and capacities of distributed power access is compared and analyzed．The results show that when the capacity of the PQ－controlled inverter－based distributed power supply is significantly greater than the load capacity of the low－voltage side，the threat to the insulation safety of the transformer neutral point is the highest；different gap installation schemes should be selected according to the insulation level of different transformer neutral points，the type and capacity of distributed power supply．

　　Key words：distributed generation；single phase grounding fault；ungrounded transformer；neutral point；power frequency overvoltage；characteristics；gap installation strategy

　　近年来，以可再生清洁能源为主体的分布式电源(Distributed Generation，DG)在配电网中的占比逐年升高[1]。DG的大量接入虽然可以显著提高可再生能源消纳的效率，但与此同时将不可避免地对其接入的配电网造成巨大的影响[2]，其中对配电网继电保护的影响是最值得关注的问题之一[3]。

　　DG接入使配电网由单源辐射网络演变为多源网络，故障时短路电流水平以及分布路径发生了显著变化[4]。

　　随着DG的大量接入，为增强系统的稳定性，许多国家都要求DG具有故障穿越能力[5－7]。以光伏电源等可再生能源为主的逆变型DG以电力电子作为接口，一方面其故障输出电流大小受可再生能源出力的影响而具有波动性和间歇性的特点[8]，另一方面其输出特性因受控制策略的影响而具有很强的非线性[9]。这些都对配电网的故障特征造成了较大的影响。

　　除此以外，DG接入10 kV配电网后，还可能对与其直接相连的主变的中性点电压造成影响。如图1所示系统，当11 0 kV线路发生单相接地故障且线路单侧断路器动作后，10 kV配电网上接入的DG会对110 kV侧反向供能，并可能在变压器中性点产生过电压。

　　目前国内外对DG接入配电网故障特性影响的研究主要集中于对短路电流特征的影响，并提出相应的解决方案，如削弱DG接入对保护产生的不利影响[10－11]、改进保护原理[12－13]等，而对于变压器中性点过电压问题的研究则较少。为此，本文分析单相接地故障时不接地变压器中性点工频过电压的产生机理；在此基础上，对110 kV线路故障发生后不同阶段下DG由低压侧接入对中性点过电压的影响特点进行详细分析；给出DG接入场景下变压器中性点间隙安装策略的建议。

　　1单相接地故障时变压器中性点工频过电压的产生机理

　　在工程实际中，110 kV及以上电压等级电网为直接接地系统，但为保证零序网络的稳定性及零序电流保护的灵敏性，在实际运行中仅将其部变压器设置为中性点直接接地的运行方式[14]。对于110 kV不接地变压器来说，其中性点电压在数值上等于高压母线出口处三相电压相量的矢量之和，即高压母线出口处的零序电压，如图1所示。根据故障发生与隔离状态的不同，可以将中性点电压大致分为3个阶段：正常阶段、故障初始阶段和故障隔离阶段，分别表示系统正常运行、故障发生后保护尚未动作和断路器动作跳闸后的情况。对于如图1所示的某含不接地变压器的110 kV电网系统接线，其中故障发生在110 kV高压侧，且有DG从10 kV低压侧接入。

　　1．1正常阶段

　　假定系统三相参数平衡，则当系统正常运行时，高压母线电压保持三相对称。此时，无论变压器中性点接地与否，其中性点电压始终为0。

　　1．2故障初始阶段

　　当变压器110 kV高压侧发生不对称的单相接地故障时，母线相电压出现不对称跌落，此时中性点电压不为0。

　　令110 kV侧发生A相金属性接地故障，假定10 kV低压侧没有接入DG，则故障相电流大小为

　　式中：U·(f0)为短路发生前故障点的相电压；Z／－／0为故障点的各序输入阻抗；I为故障点A相流经的正／负／零序故障电流(由复合序网可知三者相等)。

　　此时，故障点的各序电压值为

　　式中：U为故障点A相的正／负／零序的相电压。

　　在此基础上，根据故障点与变压器高压侧母线出口之间的零序电流及线路阻抗，即可求解出高压母线出口处的零序电压大小，即变压器中性点电压值。

　　当电网10 kV低压侧存在DG接入时，DG输出的正序电流会令故障发生前故障节点的正序电压有所增加，且旋转型DG的故障等值阻抗还会令故障点的正序输入阻抗有所下降。此时，零序网络会因为正序电压的增加、正序输入阻抗的减少进而分得更多的电压，即从低压侧接入DG会导致故障初始阶段中性点电压增加。

　　1．3故障隔离阶段

　　当单相接地故障持续一定时间后，110 kV线路保护基于故障性质及故障区段的判据识别结果，通过控制断路器的动作跳闸，实现故障区段的隔离。根据线路保护所关注的送电场景的不同，故障线路上下游所配置的断路器数目及其跳闸情况有所差异。

　　1．3．1 110 kV双侧电源的情况

　　对于适用于110 kV的双侧电源、线路上下游均配置断路器的保护方案来说，故障点在两侧断路器跳闸后得到完全隔离，即不存在低压侧的DG向故障点持续送电的情况。即这种情况下，DG的接入不会对变压器中性点过电压造成影响，后文不再对这类保护方案进行讨论与分析。

　　1．3．2 110 kV单侧电源的情况

　　对于适用于单侧电源、只在11 0 kV线路上游配置断路器的保护方案来说，故障点在上游断路器跳闸后依然会受到低压侧DG的持续送电，直到DG在低压穿越要求或防孤岛保护的作用下脱网。在系统电源停止供电、下游DG尚未脱网时，故障点上游线路的各序阻抗(断线)和故障点下游的零序阻抗(中性点不接地)可以视为无穷大，此时故障点的各序输入阻抗满足下列关系：

　　Z≈Z－ff≠Z(＋∞)(3)

　　由式(1)~(3)可知，单相接地故障电流I·f非常小，故障点各序电压满足下列关系：

　　0≈U·f－＜＜U U·(4)

　　其中，U·和U·f＋大小主要与低压侧DG单独供流时的故障节点电压相关。在没有系统电源提供电压与频率有效支撑的场景下，低压侧DG的类型、容量及其运行模式直接影响到上述电压值的大小。

　　2分布式电源接入对变压器中性点工频过电压的影响分析

　　由上面的分析可知DG接入对主变中性点过电压的影响涉及DG的非线性故障特性，难以简单地用数学公式进行描述和分析，为此本文采用仿真的方法对其进行深入研究。搭建了计及低压侧DG接入的11 0 kV电网模型，如图2所示。考虑到220 kV变压器通常采用中性点接地运行方式，故系统电源一侧视为存在零序对地电流通路。在此基础上，后文将进一步分析单相接地故障发生后110 kV不接地变压器中性点电压U0受低压侧DG接入的影响程度。

　　图2中相关模型参数如下：

　　(1)对于110 kV高压侧，系统阻抗Zs＝j0．01Ω；

　　线路阻抗Z1＝j4Ω，Z2＝j0．4Ω；变压器等值阻抗ZT＝j24．2Ω。

　　(2)对于10 kV低压侧，接入旋转型和逆变型两种DG，其中旋转型DG采用恒定电压源模型，其等值阻抗与其容量相关；线路阻抗Z3＝0．2＋j0．4Ω；负载SLD＝2 MW(50Ω)。

　　仿真中，设定11 0 kV变压器高压母线于0．2 s发生A相金属性接地故障，110 kV线路保护于0．4 s动作切除故障上游的断路器BRK。

　　为便于后续分析，采用下列简化或设定：(1)110 kV变压器采用理想模型，不考虑其饱和特性；(2)负荷采用恒阻抗模型，与DG接于相同点；(3)DG正常运行时输出额定容量的有功功率，故障后采用低电压穿越控制。

　　正常运行及故障点完全隔离(双侧电源保护配置)时中性点不存在明显过电压，因此本节主要分析单侧电源保护配置下故障初始阶段与故障隔离阶段(低压侧DG反向送电)的U0。

　　2．1故障初始阶段

　　改变低压侧所接入DG类型及其容量大小，得到故障初始阶段的U0值如表1所示。由表可知，低压侧是否接入DG对中性点电压大小没有明显影响，并且随着DG容量的提升，U0也基本不变。在故障初始阶段，当系统电源维持供电且存在有效接地的零序通路(系统侧)时，Z与Z－ff近似相等，且略微大于Z，因此变压器中性点电压U0≈(110／^3)／3≈21 kV。此时，即使增大DG的容量，其对变压器中性点电压影响也很少。

　　2．2故障隔离阶段

　　当电网11 0 kV侧发生线路故障后，基于单侧电源配置的保护装置将跳开故障线路上游断路器，此时虽然隔离了系统电源向故障点供电，但10 kV配电网中的DG将继续向11 0 kV侧的故障点反向送电。考虑到故障隔离阶段的中性点电压大小主要与作为主供电源的DG有关，因此需要重点分析DG类型、控制策略及其容量大小对中性点电压的影响规律。

　　2．2．1旋转型DG

　　对于小水电或者微型燃气轮机等旋转型DG，当负荷不超过其功率调节承受能力时，其在非计划孤岛运行期间能基本维持电网电压和频率的稳定，并对其采用电压源串联阻抗模型进行等价。

　　改变低压侧所接入的旋转型DG的容量大小，得到故障隔离阶段的U0值如表2所示。由表可知，随着低压侧接入旋转型DG容量的不断提升，故障隔离阶段的U0值提升幅度逐渐放缓。当旋转型DG容量明显大于负荷容量时，110 kV变压器高压侧母线处的正常运行(旋转型DG单独供电)相电压大小将接近其额定值，即旋转型DG在故障隔离阶段所能引起的中性点电压最大值近似63．5 kV≈(110／^3)kV。

　　2．2．2逆变型DG

　　(1)PQ控制

　　对于逆变型DG来说，其在并网运行时基本采用恒功率(PQ)控制模式，在孤岛运行期间需要将容量较大的DG切换为与旋转型DG类似的恒压恒频率(V／f)控制模式以维持孤岛电压与频率的稳定。因此，本节只考虑两种运行模式下的DG，包括不具有孤岛运行能力的PQ控制运行模式和能够切换成V／f控制的孤岛运行模式。其中，V／f控制型DG用相等容量的电压源串联阻抗模型等价(与旋转型DG类似)。

　　对于PQ控制型DG来说，当系统电源缺失时，由于其自身无法起到平衡电源的作用，电网电压和频率始终难以维稳。在仿真中，具体表现为中性点电压持续振荡，并网点频率无法稳定在50 Hz附近的正常波动范围之内。

　　图3给出了当DG容量分别为0．5、1、2和8 MW时，不接地变压器中性点电压的变化情况。由图可知，

　　(1)无论PQ型DG容量取值如何，中性点电压始终不断振荡，即PQ型DG无法维持故障隔离阶段的电压稳定；

　　(2)随着PQ型DG容量的不断提升，中性点(振荡)电压不断提高；(3)当DG容量明显小于负荷功率时，中性点电压水平很低，绝缘威胁程度较小；当DG容量接近低压侧负荷容量时，中性点电压在额定值(63．5 kV)附近波动；当DG容量明显大于低压侧负荷容量时，中性点电压甚至可高达100 kV，绝缘威胁程度较大。

　　(2)以V／f控制为主导的主从控制

　　对于主从控制模式下的V／f控制型DG来说，其控制目标是通过改变自身电流输出，始终维持并网点电压及频率不变，起到类似于平衡电厂的作用。假设部分DG具有孤岛识别及运行模式切换的能力，当出现非计划孤岛运行场景时，DG按照SV／f∶SPQ＝3∶2的容量分配比例进行供电，比较分析当DG容量分别为1、2、4和8MW时故障隔离阶段的中性点变化情况，如图4所示。由图可知，(1)当DG总容量明显小于负荷功率时，中性点电压水平很低，绝缘威胁程度较小；(2)当DG总容量接近负荷功率时，中性点电压水平介于相等容量的旋转型DG和PQ型DG之间，且低于额定值；(3)当DG总容量明显大于负荷容量时，随着DG总容量的不断增加，中性点电压在孤岛运行初始阶段的波峰值有所上升，在孤岛运行稳定阶段的平稳值有所下降，上述特性变化规律主要与PQ型DG的控制特性及其容量占比有关。

　　综上所述，对于11 0 kV不接地变压器来说，当高压侧发生单相接地故障后，其中性点电压最大值通常出现在线路保护仅切除故障上游断路器后仅由10 kV低压侧DG反向供电的故障隔离场景。此时，如果DG为PQ型DG且DG容量明显大于低压侧负荷容量，则变压器中性点过电压会超过电压额定值，进而威胁中性点的绝缘安全。

　　3分布式电源接入对变压器中性点间隙安装策略的建议

　　3．1 110 kV变压器中性点间隙安装基本原则

　　当110 kV系统出现非全相运行或接地故障时，中性点绝缘水平较低的主变压器在工频过电压的长时间作用下可能无法保证中性点的绝缘安全。为此，需要在变压器的星形接线侧中性点加装间隙以提供过压击穿的放电通道，并配置间隙保护以实现快速故障隔离。

　　110 kV变压器中性点接线方式通常由中性点绝缘水平、系统运行方式、保护设备参数特性及继电保护配置情况等因素共同决定。其典型结构为中性点经放电间隙、避雷器与接地隔离开关并联接地[15]，如图5所示。

        工程上常用的110 kV变压器中性点绝缘水平有35、44和60 kV。变压器中性点在不同绝缘水平下所能承受的工频耐受电压是间隙安装决策的重要依据之一。根据是否考虑老、旧、弱变压器中性点绝缘水平较低等安全原因(安全系数通常取0．85)，可以得到相应的工频耐受电压值[16]，如表3所示。

　　在实际运行中，变压器中性点需要面临工频过电压、谐振过电压、操作过电压和雷电过电压等多种过电压的绝缘威胁。其中，单相接地故障是其中最常见、发生频次最多的过电压产生原因之一。

　　3．2分布式电源接入场景下的间隙安装策略建议

　　首先，判断110 kV变压器设备运行场景是否同时满足以下条件：(1)在调度机构制定的运行方式计划中，变压器长时间采用不接地运行；(2)高压侧发生接地故障后，在线路保护的作用下会处于局部不接地系统；

　　(3)变压器中、低压侧存在DG接入，并且在系统局部不接地运行时DG不会被失地保护动作短时切除。

　　若110 kV变压器设备运行场景满足以上三点条件，根据DG类型和变压器中性点绝缘水平的不同，对间隙安装策略的建议又分为以下三点：

　　(1)当接入DG的类型只有旋转型DG时，中性点工频电压最高只达63 kV，低于3个绝缘等级下的工频耐受电压值。因此，此情况下无需安装放电间隙。

　　(2)当接入DG的类型为具备孤岛运行切换能力的DG(主从控制模式)时，中性点工频电压在系统局部不接地运行的初始阶段达到短时峰值。此时，即使DG总容量远大于负荷容量，其过压值也明显小于考虑安全系数下的工频耐受电压值，因此同样无需安装放电间隙。但是，上述策略制定的前提在于必须确保主从控制模式采用V／f控制的DG能够维持系统电压和频率的稳定。

　　(3)当接入DG的类型为不具备孤岛运行切换能力

　　的DG(始终采取PQ控制)时，中性点工频电压具有明显波动并随着DG容量的提升可能超过工频耐受电压值。对于44 kV及以下的绝缘等级，只要DG总容量大于负荷容量，则需要安装放电间隙。然而，对于60 kV绝缘等级，当PQ型DG总容量小于或匹配负荷容量时，无需安装放电间隙。当DG总容量明显大于负荷容量时，则需要通过仿真软件校验中性点绝缘的工频耐受电压能力是否仍满足要求，计及额外的安全风险因素或者不满足时建议加装放电间隙。

　　4结束语

　　对于11 0 kV不接地变压器来说，当高压侧发生单相接地故障时，保护动作后会出现仅由低压侧DG反向供电的故障隔离场景。当接入DG类型为PQ控制型DG且其额定容量显著大于低压侧负荷容量时，最容易令变压器中性点电压超过其额定值，即接入该类型DG对中性点的绝缘安全威胁最大。

　　针对不同变压器中性点绝缘水平、不同DG类型以及DG容量和负荷容量的相对关系，变压器中性点放电间隙的安装执行不同的决策方案，即无需安装间隙、需要通过仿真校验是否需要安装间隙、必须安装间隙等。中性点绝缘水平越低，对间隙安装的需求越高；在相同的中性点绝缘水平下，低压侧有PQ控制型DG接入需要安装间隙的可能性更大。

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