低电压短路试验（精选3篇）
低电压短路试验 篇1
随着电力行业的发展,用户用电量的不断增大,自有变压器和私人承包变压器逐渐占据了相当大的份额,但某些用户受利益驱私自更换变压器铭牌以大容量变压器充当小容量变压器,或用淘汰的、损耗大的变压器充当节能型变压器,从而偷漏大量的应缴电费,有的用户年漏缴电费高达数十万元之多,因此变压器容量测试是一项必不可少的工作。
阻抗电压是与变压器成本、效率密切相关的重要经济指标,变压器的容量与其对应的阻抗电压在国标中有相关的规定和强制标准,厂家在变压器出厂时测得的阻抗电压值应在国标允许的范围内。
1 变压器短路阻抗的试验研究
对型号为S11-M-250/10,铭牌电压为10000±5%/400 V,联结组别为Dyn11,短路阻抗百分数为4.15%的变压器进行额定档低电压短路试验,电流从5%逐渐增加到65%,试验结果如表1所示。
由表1可知,随着外施电流的增加,短路阻抗Z变化很小,基本是线性关系。这是由于短路阻抗主要是漏电抗,在漏磁通回路中油、纸、铜等非铁磁材料占磁路主要部分,而非铁磁性材料的磁阻是线性的,且磁导率仅为硅钢片的万分之五左右,亦即磁压的99.9%以上降落在线性的非铁磁材料上,因此短路阻抗是线性的[1,2,3,4]。
2 变压器核容方法的试验研究
注:环境温度23℃,湿度55%,顶层油温24℃。
2.1 10 k V三相变压器的试验研究
使用三相调压器和变压器特性测试仪对10 k V变压器进行额定档低电压短路试验,该变压器的型号为S11-M-200/10,铭牌电压为10000±5%/400V,联结组别为Dyn11,短路阻抗百分数为3.93%,试验结果如表2所示。
由表2可知,随着外施电流的增加,短路阻抗百分数ZK变化很小,测量值与铭牌值的误差最大不超过0.5%,说明10 k V变压器的短路阻抗百分数是线性的。
注:环境温度23℃,湿度55%,顶层油温24℃。
2.2 110 k V三相变压器的试验研究
对型号为SFSZLb-31500/110,铭牌电压为110±3×2.5%/38.5±2×2.5%/11,联结组别为Y0/Y0/△,高-低压绕组短路阻抗百分数为18.19%的110k V变压器进行额定档高-低压绕组低电压短路试验,试验仪器和方法与第2.1节相同,试验结果如表3所示。
由表3可知,随着外施电流的增加,短路阻抗百分数ZK变化很小,测量值与铭牌值的误差最大不超过0.3%,说明110 k V变压器的短路阻抗百分数是线性的。
第2.1节和第2.2节的试验结果说明可用小电流法来确定变压器的短路阻抗百分数。
2.3 变压器的核容方法
阻抗电压和变压器容量的关系为[5,6]:
式(1)中:UN为额定的电压;ZK为短路阻抗百分数;IK为试验电流的三相平均值;UK为试验电压的三相平均值。
UN是已知量,IK和UK可以通过试验准确测得,如果知道ZK就可以算出变压器的容量,但是所使用的变压器特性测试仪是已知变压器容量测量短路阻抗百分数。因此针对该仪器,要采用间接的方法核容,即核对短路阻抗百分数,则:
假设变压器铭牌的容量S是正确的,将容量S代入式(2)中可以测得短路阻抗百分数ZK。核对容量时,首先将测量值与变压器的铭牌值进行比较,再将测量值与GB/T 6451—2008中变压器的国标值进行比较,如果两次比较结果都基本相符,就可以判断变压器的容量是属实的。当两者结果不相符时,可判断铭牌容量与实际不符合,推算出变压器的实际容量为:
式(3)中:S实为变压器的实际容量;S铭为变压器的铭牌容量;ZK铭为短路阻抗的铭牌值;ZK测为短路阻抗的测量值;ZK铭(%)为短路阻抗百分数的铭牌值;ZK测(%)为短路阻抗百分数的测量值。对照国标GB/T 6451—2008,根据式(3)就可以推算出变压器的实际容量。
3 实例分析
对江苏胜丰钢厂的1台110 k V变压器进行低电压短路试验。该主变型号为SZ10-16000/110,铭牌电压为110±8×1.25%/6.3 k V,联结组别为YNd11,短路阻抗百分数:1档11.01%,9档10.48%,17档9.97%。试验仪器和方法同第2.1节,试验结果如表4所示。
由表4可知,短路阻抗百分数测量值与铭牌值的误差最大不超过0.7%,9档的测量值与国标值10.5%的误差为0.95%,2次的比较结果基本相符,由此可判断该主变的铭牌容量为真实值,从而验证了低电压短路试验核对110 k V变压器容量具有可行性。
对该钢厂另一台110 k V变压器进行低电压短路试验,该主变型号为SZ11-31500/110,铭牌电压为110±8×1.25%/10.5 k V,联结组别为YNd11,短路阻抗百分数:1档11.47%,9档10.93%,17档10.57%。试验仪器和方法同第2.1节,试验结果如表5所示。
由表5可知,短路阻抗百分数1档的测量值与铭牌值的误差为36.3%,9档的测量值与铭牌值的误差为36.9%,17档的测量值与铭牌值的误差为37.9%,9档的测量值与国标值10.5%的误差为34.3%,2次的比较结果均超过GB/T 1094.1—1996要求的不大于±10%[7],由此可判断该主变的铭牌容量与实际不符。根据式(3)并对照国标,可推算出该主变的实际容量为50 000 k V·A。
注:环境温度26℃,湿度60%,顶层油温35℃。
注:环境温度26℃,湿度60%,顶层油温35℃。
注:环境温度27℃,湿度60%,顶层油温34℃。
由表4和表5可知,变压器的短路阻抗百分数在不同档位的测量结果是不同的,因为变压器处于不同的分接位置,对应着不同的直流电阻值和阻抗电压值,所以测量时要注意分接开关的位置,以便与铭牌值对比。
4 现场试验的注意事项
(1)设置正确的联结组别。因为不同的联结组别,对应着不同的负载损耗温度校正公式,如果输入不正确的联结组别,必然导致测量结果的错误,所以在变压器铭牌不可信或者无铭牌的情况下,要通过试验确定变压器的联结组别。
(2)注意分接开关的位置。因为变压器处于不同的分接位置,对应着不同的直流电阻值和阻抗电压值,所以测量时要注意分接开关的位置,以便与铭牌值对比。
(3)短路线要有足够大的截面。因为试验时低压侧会流过较大的短路电流,所以短路线要有足够大的截面。
5 结束语
通过对变压器低电压短路试验的研究,本文总结出测量变压器短路阻抗百分数核对110 k V变压器容量的方法,该方法适用于国标变压器的核容试验。江苏胜丰钢厂的2台110 k V国标变压器的核容试验结果表明:容量为16 000 k V·A的变压器,其铭牌容量与实际容量相符;容量为31 500 k V·A的变压器,其铭牌容量与实际容量不符合,应该为50 000k V·A,2台变压器的试验结果表明低电压短路试验核对110 k V国标变压器容量具有可行性。
参考文献
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低电压短路试验 篇2
随着智能配电网的发展,传统配电网逐渐发展成为具有主动控制功能的主动配电网[1,2,3],增加了分布式电源(distributed generator,DG)利用率的同时也对配电网的保护提出了更高的要求。由于DG的接入,配电网由原来的单电源供电网络变成了多电源供电网络。当配电网发生故障后,配电线路中流过短路电流的大小及方向发生了变化,造成原来的三段式电流保护的整定值不再适用,导致保护装置的误动与拒动,因此需要重新整定[4,5]。
由于DG的输出功率是随机的,不同的输出功率可能造成DG提供的短路电流发生变化,改变了配电网线路中流过的短路电流。为了适应DG渗透率的变化,保护装置需要根据当前DG的输出来动态整定。计算含DG配电网的短路电流以及配电网中各支路的短路电流分布是动态整定保护装置的基础。因此,研究含DG配电网的短路电流计算具有重要的现实意义。
含DG配电网的短路电流计算需要解决的主要问题是DG故障模型的等效和短路电流计算算法。目前大多数DG都采用换流器并网[6],因此本文所研究的含DG配电网的短路电流计算算法是基于换流器型DG。在换流器型DG的故障等效模型处理方面,目前已有一些研究成果。文献[7]提出的含DG配电网的短路电流计算算法中将换流器型DG的故障模型等效为电压源与阻抗的串联,但是当DG并网点电压下降过大,换流器在进入限流状态后,DG实际表现为电流源。文献[8]将换流器型DG等效为恒功率模型,假设DG短路时一直维持恒定的有功功率与无功功率输出,但是本文没有考虑到DG的限流作用。文献[9-10]根据换流器的故障特性,假设DG在故障后进入限流模式,将换流器型DG直接处理为恒定电流源。但是当配电网中有多个DG时,由于每个DG的并网点电压可能不相同,可能存在某些DG不会进入限流状态的情况,因此以恒定电流源作为故障等效模型并不严谨。文献[11-12]将换流器型DG等效为PQ模型,并考虑到换流器的限流作用。但是文中并没有说明配电网故障后DG的无功功率输出规律。
根据DG的并网要求,需要DG具有低电压穿越(low voltage ride through,LVRT)能力[13]。文献[14]考虑到DG的LVRT控制的作用,说明了故障后DG的无功电流输出规律,并提出了DG在LVRT控制下的故障等效模型。但是文中的等效模型处理得比较理想,不能适应DG类型的变化。此外,对故障后形成孤岛运行的DG,其LVRT故障等效模型也不符合功率平衡原理。
短路电流计算是电力系统最重要的计算之一,算法的通用性程度越高,越能满足实际工程的需要。文献[10]提出了一种含DG配电网的通用短路电流计算算法,该算法增强了换流器型DG的适应性,但是当换流器采用LVRT故障等效模型时,该方法需要作相应的适应性修改。文献[14]所提的短路电流计算方法虽然可以计算将DG处理为LVRT故障等效模型时的短路电流,但是文中将所有DG都按LVRT故障模型等效。当DG位于故障点下游并形成孤岛时,这样的等效方法可能会造成算法无法收敛。
本文根据故障点位置的不同,将配电网中的DG分为两类,分别讨论了两类DG的故障等效模型。提出一种基于叠加定理的含LVRT型DG配电网的短路电流迭代算法。在模型等效方面与现有方法不同的是,将故障点上游的DG处理为LVRT故障等效模型,并将LVRT模型通用化,以适应DG类型多样化的需要;将故障点下游的DG处理为恒定电流源模型,更接近配电网故障时DG的实际输出。在算法方面与现有方法不同的是,将DG的两种故障等效模型考虑进去,采用了基于叠加定理的迭代法对配电网短路电流进行计算。本文所提的配电网短路计算过程采用了节点电压方程描述,使算法更容易程序化,可利用计算机求解。本文所提的含DG配电网短路电流计算方法可应用于实际的大型配电网。
1 DG在配电网故障下的等效模型
1.1 DG的分类
换流器型DG通过换流器连接到电网,其故障电流特性取决于它的控制策略[15,16]。在并网运行时,换流器型DG常采用基于电网电压定向的矢量解耦控制策略,分别调节DG的d轴和q轴电流就可以调节DG输出的有功和无功功率。在正常情况下,换流器型DG运行于单位功率因数方式下,即不发出无功功率。但是当配电网发生故障导致并网点电压跌落时,为了能够实现DG的LVRT要求,DG应该保持并网状态,同时向电网提供一定的无功功率来支撑电网电压。因此,在进行短路电流计算时应该考虑DG的LVRT控制。
然而,DG在实际的不同配电网中的位置分布各异,并且短路故障可能发生在配电网线路中的任何位置。当金属性短路发生在DG的上游时,DG与短路点之间会形成一个孤立电路,如图1所示。孤立电路中DG的故障电流特性与故障点上游DG的故障电流特性不同。这是因为,孤立电路中DG输出的功率由线路的阻抗特性决定,因而不能实现LVRT控制。因此,当配电网故障出现这种情况时,需要将DG分成两类来考虑,即故障点上游的DG和故障点下游的DG。DG故障等效模型也需要分别讨论。
1.2 故障点上游DG的故障等效模型
当配电网发生故障时,故障点上游DG属于并网模式,DG输出的功率不受线路阻抗特性的影响,因此可以在配电网故障时采用LVRT控制。
不同国家对不同类型DG的LVRT的一些细节要求略有不同。例如,当并网点电压下降到零时,是否可以继续并网方面,中国光伏发电国家标准(GB/T 19964—2012)[17]指出,光伏电站并网点电压跌至零时需要继续并网运行0.15s;风力发电国家标准(GB/T 19963—2011)[18]指出,风力发电并网点电压跌至0.2(标幺值)时,需要继续并网运行0.625s,当并网点电压下降到0.2(标幺值)以下时,需要将DG与电网断开。因此,针对不同的配电网进行短路计算时需要考虑该配电网中所含DG的LVRT规范要求,含有LVRT能力的DG的故障等效模型应通用化。
虽然不同类型DG的LVRT规范略有区别,但是它们的控制思想是一样的。当配电网发生故障时,DG控制系统根据检测到的并网点电压决定DG是否进入LVRT控制方式,并根据并网点电压大小来调整无功电流输出指令,进而调节DG输出的无功功率[19]。本文根据各种DG的LVRT的无功输出要求,将DG在进行LVRT时的故障输出模型通用化,得到如下3种故障等效模型。
1.2.1 当UPCC≥0.9时
DG维持原有的单位功率因数控制模式,不进入LVRT控制,不发出无功功率。此时换流器型DG输出的q轴与d轴电流分别为:
式中:Id为DG输出的有功电流的标幺值;Iq为DG输出的无功电流的标幺值;UPCC为DG并网点电压标幺值;P0为短路前DG输出的有功功率标幺值。
1.2.2 当Umin≤UPCC<0.9时
Umin为DG可以并网的最小并网点电压值。当并网点电压下降到上述区间时,要求DG输出一定的无功电流,且并网点电压越低,输出无功电流越大,如下式所示:
式中:IN为换流器型DG额定电流标幺值;U*为电压比较基准值;KV为DG输出无功电流的电压调节系数,譬如KV=2,表示以U*为基准,电压每跌落1%,DG增加2%额定电流的无功电流输出。
不同类型的DG的LVRT标准是不相同的。根据国内风力发电的国家标准[18],KV=1.5,U*=0.9,Umin=0.2;根据国内光伏发电的国家标准[17],KV=1.05,U*=0.9,Umin=0;根据德国LVRT标准[20],KV≥2,U*=1,Umin=0.2。
在短路发生时,换流器的有功电流分量Id仍可按照式(1)初步进行计算。在UPCC下降过大时,换流器的限流控制会对DG的短路电流进行限流,换流器可能输出的最大短路电流为KOCIN,其中KOC为DG换流器的允许过电流倍数,通常可取为1.2~2。因此,换流器型DG可分为两种工作状态:换流器限流和换流器未限流。
1)DG换流器未限流
如果由式(1)计算的Id和由式(2)计算的Iq满足:
则DG换流器未达到限流状态,此时换流器型DG输出的d轴与q轴电流分别为:
2)DG换流器限流
如果由式(1)计算的Id和由式(2)计算的Iq满足:
则DG换流器达到限流状态,此时换流器型DG输出的d轴与q轴电流分别按下式计算:
系数KV的大小直接影响到DG换流器进入限流状态的迟早。KV越大,换流器型DG在配电网故障后能够输出的无功电流越大,换流器型DG也越容易进入限流状态。
1.2.3 当UPCC<Umin时
当DG的并网点电压小于Umin后,DG与电网断开,不再向电网提供短路电流。
从DG的LVRT特性可以看出,故障点上游DG的故障等效模型可以等效为一个电流随着电压变化的电流源,等效电路如图2(a)所示。
1.3 故障点下游DG的故障等效模型
故障点下游存在DG的情况与DG的孤岛运行模式类似。根据图1中的孤立电路,可以列出等式:
因此换流器型DG输出的短路电流与它的并网点电压之间始终存在一个相角差θ。而通过LVRT控制模型中DG输出短路电流与它的并网点电压的关系,也得出一个相角差。因此,在这种情况下继续将DG等效为LVRT故障等效模型的话,计算可能出现相角不收敛的情况,造成无法计算出配电网的短路电流分布。为了使得相角收敛,需要加入适当的接地电阻,但这也降低了算法的通用性。究其原因,是因为在此故障情况下,DG输出的功率大小只与线路的阻抗特性有关,此时,DG不能按LVRT控制目标输出。
在配电网故障后,故障点下游DG电源采用恒定电流源的故障等效模型[10],即DG输出的短路电流为额定电流的KOC倍。由于配电网中DG的容量较小且线路较短,在此短路情况下,故障点下游DG到短路点之间的各节点电压值都下降很大,接近于零,DG已经进入限流状态,因此,这样的近似处理是合理的。故障点下游DG的故障等效电路如图2(b)所示。通过以上分析得出含DG配电网的短路电流计算应该注意以下3个方面:①DG的故障等效模型与故障点的位置有关,需要分别考虑;②DG的LVRT模型应该通用化,尽量适应不同类型DG的LVRT标准的变化;③当某DG的并网点电压下降到Umin以下后,该DG根据LVRT控制的要求应该与电网断开,因此不应继续考虑该DG对配电网短路电流的贡献。
DG在配电网故障时的等效模型比较复杂,可能存在两种不同的情况,一种为电流随着电压变化的压控电流源,一种为恒定电流源。因此,含换流器型DG的短路电流计算不能再用传统配电网的短路电流计算方法,研究含有换流器型DG配电网的短路电流方法很有必要。
2 含换流器型DG配电网短路电流计算
2.1 含DG配电网的等效
计算短路电流首先要给出配电网的故障等效电路。当配电网节点f发生三相短路故障时,相当于在节点f增加了一条接地电阻为zf(金属性短路时zf=0)的接地支路。由于将DG的故障等效模型都处理为电流源,为了计算方便,统一将配电网中的其余电源转换为等效电流源。根据叠加定理可将故障等效电路分解为正常分量网络和故障分量网络,如图3所示。
2.2 基于叠加定理的迭代短路电流计算方法
不含DG配电网的短路电流可以简单地根据叠加定理计算,将配电网分解为正常分量网络和故障分量网络,并忽略各节点电压的正常运行分量,将其设置为1(标幺值),只计算各节点电压的故障分量,再进行叠加即可满足要求。但是当配电网中含有换流器型DG后,通过配电网在故障时的等效模型可以看出,故障点上游DG与故障点下游DG的故障模型不相同,并且故障点上游DG输出的短路电流还与它的并网点电压有关,不能通过一次叠加计算就得到短路电流。因此,传统的短路电流计算方法不再适用,本文采用一种基于叠加定理的迭代算法。
在进行短路电流计算时要判断故障点下游是否有DG。若配电网中没有DG位于故障点下游,则DG全部采用LVRT故障等效模型,短路电流计算需要采用迭代的方法;若存在某些DG位于故障点下游的情况,则这些DG应采用恒定电流源等效模型,其余DG继续采用LVRT故障等效模型,因此,依然需要采用迭代算法。
在进行短路电流计算前首先需要确定迭代的初始值。需要注意的是,随着故障点位置的不同,同一个DG在不同的配电网故障中,有可能为故障点上游DG,也有可能为故障点下游DG。当t=1时,系统电源节点注入电流为1/xps,xps为系统电抗值,并且每一次迭代过程中,系统电源的注入电流值是不变的;故障点上游DG第一次迭代时的节点注入电流为,值为该DG的额定电流,即,j表示位于故障点上游的DG的并网点在配电网中的节点号;故障点下游DG迭代初始值同样为其额定电流,即,k表示位于故障点下游的DG的并网点在配电网中的节点号;各节点的电压初始值取为1(标幺值)。初始值确定完后,分别列写配电网正常分量网络与故障分量网络的节点电压方程,分别见式(8)和式(9),计算各节点电压的正常分量Ui.0和故障分量ΔUi。
式中:n为网络的节点数;Z为网络的节点阻抗矩阵;Ii.0表示正常分量网络中各节点的注入电流向量;If表示故障分量网络中各节点的注入电流向量;表示故障电流值。
根据叠加定理,故障点的电压等于Ui.0与ΔUi的叠加,即
式中:Zff为故障点f的自阻抗。
算出故障电流为:
将式(11)代入(9),可计算出各节点电压的故障分量,短路后各节点电压值等于正常分量与故障分量的叠加:
当计算出各节点的短路电压值后,分别判断每个DG并网点电压的取值范围,故障点上游DG根据2.2节中DG通用的LVRT故障等效模型,修正DG输出的短路电流值,即修改Ii.0中的值,也就是:
式中:,其中表示并网点为j的DG的并网点电压相位。
故障点下游DG根据其故障等效模型,修正其输出的短路电流,即修改Ii.0中的值,也就是:
然后重复计算式(8)—式(14),直到满足收敛条件,即前后两次计算中DG并网点电压差的绝对值足够小:
本文ε取0.000 1。
图4给出了含LVRT型DG配电网的短路电流计算流程。
3 算例分析
3.1 算例1
算例1采用文献[21]中的算例对本文所提短路电流计算方法进行验证。算例结构图如图5所示。
节点1接入系统电源,系统电抗值为j1Ω,线路1-2和线路2-3的阻抗值分别为(0.85+j1.97)Ω和(0.85+j2.5)Ω,节点2连接一个等值阻抗为(10+j9.42)Ω的负荷。节点3接入一个换流器型DG,它的额定容量为10MW,额定电压为10.5kV,并假设DG在故障时的输出为额定输出。本例采用的电压基准值为10kV,功率基准值为100MW。本例DG的KV,U*,Umin,KOC按照文献[21]中的设置,分别取为:2,1,0,1.2。
通过本文所提的短路电流计算方法计算得到的DG输出的短路电流幅值与文献[21]中的计算结果相同,都为0.66kA,验证了算法的正确性。进一步计算各节点的电压值和各支路的电流值,如表1所示。
通过表1中的计算结果可以看出,当节点2发生三相短路后,短路点2电压下降到零,节点1的电压值为7.24kV,由于DG的作用,DG并网点的电压为8.46kV。根据DG输出电流与并网点电压的关系,此时并网点电压为0.846(标幺值),小于0.9(标幺值),根据式(4),分别计算Iq和Id为:
根据式(5)得到:
此时DG输出的短路电流的值为1.2倍的额定电流,即0.66kA,即DG进入限流状态。进一步验证了算法的正确性。
3.2 算例2
通过算例1,验证了算法的正确性。但是在实际配电网中,配电网的节点数和分支数较多,配电网中DG的数量可能不止一个,安放的位置也可能有多处,当配电网发生故障后,可能存在某些换流器型DG未进入限流状态的情况。
为了验证本文所提出的算法适用于大型配电网的短路电流计算,因此采用IEEE 33节点算例进行验证。算例的结构图如图6所示,具体的网络参见文献[22]。该配电网电压等级为10kV,在节点11,17,28,33分别接有一个换流器型DG,每个换流器型DG的容量为1 MW,并假设每个DG在故障时的输出为额定输出。本算例的基准功率取为100 MVA,基准电压取为10kV。本例每个DG的KV,U*,Umin,KOC都分别取为:2,1,0,2。
分别在网络中不同的位置设置短路故障,故障位置分布在节点5,12,18,31。可以看出,本文设置的故障里既包含了故障点下游没有DG的情况,也包含了故障点下游包含DG的情况;既包含有主干线上的故障,也包含有支路上的故障。根据本文所提短路计算方法计算4种短路故障下的短路点短路电流,并在MATLAB/Simulink下建立了该算例的仿真模型。本文计算方法的计算结果与仿真计算结果见表2。
通过仿真结果与计算结果的对比,可以看到两种计算方式下,计算所得的短路电流值基本相同,进一步验证了所提计算方法的正确性。同时计算得到换流器型DG提供的短路电流的标幺值,见表3。
由表3的计算结果可以看出,不同位置的短路故障造成各个DG输出的短路电流不同。在节点5短路的时候,由于是近系统电源处发生的短路,造成后面的节点电压下降很大,配电网中所有的DG都进入了限流状态。在节点12和节点18发生短路后,由于节点28和33上的DG所在支路并没有发生故障,因此它们并没有进入限流状态。同样的,在节点31发生故障时,节点11和节点17上的DG所在支路并没有故障,因此它们也没有进入限流状态。因此,利用本文的短路电流计算方法,不仅可以计算配电网中换流器型DG输出的短路电流,而且体现了换流器型DG输出短路电流与并网点电压的关系,与实际运行规律相符。本文的计算方法也可以应用于大型配电网的短路电流计算。
4 结论
通过对含有DG配电网的短路电流计算方法的理论分析和算例验证,可以得出如下结论。
1)根据DG的并网要求,当配电网发生短路后,DG会进入LVRT控制。DG的故障电流是否可以按LVRT控制输出,与故障点的位置有关。故障点上游DG的故障等效模型采用LVRT故障等效模型,而故障点下游DG宜采用恒定电流源模型。
2)迭代计算方法可以处理DG输出短路电流与并网点电压的关联关系。通过上一次计算得到的并网点电压值,根据通用的LVRT故障等效模型来修正DG输出的短路电流,直到满足收敛条件。
低电压短路试验 篇3
关键词：低电压穿越试验,集电线路保护,风机脱网
近年来, 风力发电的对于解决能源危机、环境污染等方面有着十分重要的意义。云南省风电装机容量也逐年增加, 然而, 在出厂时已完成低电压穿越试验的风力发电机, 在并网运行的过程中仍有部分机组不满足低电压穿越能力要求, 引发风机大面积脱网事故时有发生。因此, 有必要在风机并网运行时开展风电机组的低电压穿越试验。
本文根据风机低穿试验模型, 计算低穿试验装置保护定值, 并结合电网保护定值, 对正常运行方式下和故障情况下, 分析低穿试验装置和电网保护装置之间的配合关系, 确保低穿试验过程中其他机组正常运行, 不会受到试验影响而脱网。
1 风机低穿试验分析
1.1 风机低穿试验模型
风机低穿试验模型如图1所示, G为某风电场35k V集电线路上的一台待开展低穿试验的风机, 该线路连接12台风机, 每台容量为2MW;左侧虚线框内为风电场升压站;右侧虚线框内为风机低穿试验装置, 该装置主要由限流电抗器、短路电抗器以及TA、TV、断路器等元件构成。试验通过调整限流电抗器与短路电抗器的电抗值以及分合相应断路器从而实现试验风机箱变高压侧电压在90%、75%、50%、35%、20%共5个不同压降点持续3S对机组低穿能力进行测试, 随后恢复试验机组正常并网方式, 同时需保证风电场35k V母线电压在0.9Un以上。
试验期间, 低穿试验装置及装置到风机箱变高压侧之间线路故障不应对电网运行造成影响。当装置内部发生故障时, 其装置本身的差动保护动作能有效切除故障。所以, 本文仅研究装置到风机箱变高压侧之间线路故障时对其他风机可能造成的影响。表1列出在不同试验压降点由系统等效到低穿试验装置系统侧总阻抗 (包含系统阻抗、主变阻抗、35k V集电线路阻抗) 、装置内限流电抗器、短路电抗器的电抗值、正常试验电流及故障电流值。
1.2 相关装置保护配置
(1) 风电场集电线路保护整定为:过流Ⅰ段定值按躲过最近风机箱变低压侧故障整定:I=1280.0A;延时:t=0.0s;过流Ⅱ段、Ⅲ段定值躲过线路可能出现最大负荷整定:I=608A;延时:t=0.5s
(2) 按照相关规定, 低穿试验装置保护整定为:过流Ⅰ段:I=447.97A;延时:t=0.0s;过流Ⅱ段:I=373.3A;延时:t=0.3s;过流Ⅲ段:I=178.1A;延时:t=3.5s;过负荷保护:I=87.9A;延时:t=10s;
2 箱变高压侧短路
在箱变高压侧发生三相短路故障时, 将不同电压降的时稳定试验电流和短路电流与保护定值进行对比分析, 得出实验装置和集电线路保护装置的动作情况:由试验造成短路电流不会造成集电线路及试验装置的保护装置动作;90%压降时, 试验装置保护过流I动作, 过流II、III、过负荷作为近后备, 集电线路保护过流I段动作, 过流II (III) 作为远后备;75%压降时, 试验装置保护过流I动作, 过流II、III、过负荷作为近后备, 集电线路保护过流II (III) 段作为远后备;50%、35%、20%压降时, 试验装置保护过流III动作, 过负荷作为后备, 集电线路保护不能动作。
分析可得:试验装置到风机箱变高压侧之间线路故障的情况下, 在90%压降点时, 集电线路保护与试验装置保护同时零时限动作切除故障, 造成集电线路上其他风机脱网;在75%压降点时, 试验装置保护速断动作切除故障, 集电线路保护过流II (III) 段经延时可作为试验装置保护的后备保护;在50%、35%和20%三个电压跌落点情况下, 试验装置保护延时动作切除故障, 集电线路保护不能作为低穿试验装置自身保护的后备保护, 在试验装置保护拒动情况下故障无法切除。
为防止故障时其他风机脱网, 经过分析可得以下解决方案:
(1) 在90%压降点时, 可通过将集电线路过流I段保护动作时限调整为0.3S, 从而保证该故障由试验装置保护动作隔离而不影响其他机组的正常并网运行, 但该方法需注意集电线路过流I段保护动作时限与风电场升压站主变低后备保护动作时限的配合, 应存在0.3S的时间差, 因目前大部分风电场低后备保护动作时限为0.6S, 故此方案具备可行性。
(2) 在50%、35%和20%三个电压跌落点情况下, 集电线路保护不能作为低穿试验装置自身保护的后备保护, 因集电线路三段式保护, 至少需要躲开风机满发时的负荷电流369A (按照12台2MW风机满发, 电压等级取值37.5k V计算) , 该数值明显大于3个点 (50%、35%和20%) 低穿试验期间装置损坏可能流过集电线路的短路电流, 因此通过修改集电线路过流保护定值使之作为测试装置的后备保护基本不具有可行性, 但是该情况不影响测试装置主控系统对相应短路器的分、合闸, 即低穿时间到了后 (最长3.0s) , 短路电流由于限流电抗器的退出而增大, 可达到集电线路的过流I段保护定值, 集电线路保护跳闸切除故障, 且因此时限流电抗器阻抗非常大, 导致短路电流为273A (比集电线路正常最大工作电流小) , 因此即使发生测试装置保护拒动, 由于短路电流非常小, 不会对现场设备产生危害, 现场有充裕的时间进行集电线路的手动分闸。
3 结论及建议
在风电场开展低电压穿越试验过程中, 由试验造成短路电流不会造成集电线路的保护装置动作;低穿试验装置及装置到风机箱变高压侧之间线路故障时, 通过调整集电线路过流I段保护动作时限, 可实现由试验装置保护动作切除故障, 均不会造成集电线路保护装置动作切除其他正常运行风电机组;集电线路保护仅作为90%、75%压降点故障时试验装置保护的后备保护, 在50%、35%和20%三个电压跌落点发生短路故障, 且试验装置异常时, 由于短路电流非常小, 不会对现场设备产生危害, 仍可通过人为手动操作切除故障, 不会对其他运行风电机组造成脱网事故。
参考文献
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[2]3k V-110 k V电网继电保护装置运行整定规程, DL/T584-2007.
[3]陈珩.电力系统稳定分析[M].北京:中国电力出版社, 2007.