分布式电源接入对配网过电流保护的影响

卫才猛，陈锦鹏，何奕枫，郭琳，徐颖华，卓定明

（广东电网有限责任公司惠州供电局，广东惠州516000）

0前言

随着分布式发电(Distributed Generation,DG)技术的发展，分布式发电在配网的渗透率逐渐增加，在改善配网供电灵活性方面具有很大的潜力。但是分布式电源接入中低压配网后，传统配网成为有源网[1]。传统配网保护方案是依照辐射状结构设计的，高渗透率DG接入后，配网故障特征发生变化，主要体现在以下两个方面：

1)潮流双向；

2)DG 离/并网条件下短路电流差异较大[2]。这些变化对传统的反映故障电流特征的保护和安全自动装置的正确动作带来了巨大的挑战。

当DG 的渗透率较低时，通过合理的配网规划，传统保护不需要进行大的调整即可满足电网安全要求。但是当分布式电源渗透率达到一定水平后，其贡献的短路电流足以改变配网的短路水平，就会扰乱已经建立的保护方案直接影响到配电网的安全性和可靠性。目前，几乎所有的技术标准都要求DG 并网不应改变原有电力系统保护的自动重合闸等的协调性，必须满足反孤岛保护的需要[3]。对于高渗透率分布式电源接入配网带来的继电保护问题，国内外开展了大量的理论分析和仿真，给出了不同的解决方案。本文首先分析了DG 接入后对传统配电网继电保护的影响，介绍了国内外主要的研究现状和相关标准，然后利用ETAP软件建立IEEE14节点放射状配网仿真模型，分析以双馈风机为代表的DG接入配电网后对潮流和短路电流的影响，并在相关线路上配置国外常用的反时限保护和瞬时过电流保护，简单分析了保护的动作情况。

1有源配网继电保护问题

DG接入中低压配网后，从网侧来看，配网不再是传统的纯负荷无源网络，而是含有电源的有源网。随着DG 进一步向中低压配网渗透，许多学者提出要建设有源智能配电网，作为智能有源配电网重要保障的继电保护问题逐渐凸显出来[4]。分布式发电在中低压电网的接入不仅影响了电网的运行，实际上，还影响到其他方面，例如较大地改变了电压分布、传输功率、稳态电流和短路电流。

1.1分布式电源对故障电流的影响

传统配网保护一般基于故障电流构建。DG接入后，故障电流的特征变化直接影响到对原有保护有效性的评估和新型保护方案的构建。因此，本节首先分析分布式电源对故障电流的影响。

首先，故障电流与分布式电源的类型有关。不同类型的DG在故障发生时对短路电流的贡献是不同的。DG 的类型大体上可以分为两类：一类是旋转电机型，其故障特征与传统发电机基本类似；另一类是具有电力电子接口的DG，其短路电流受控制策略影响。文献[5]给出了不同类型DG贡献短路电流的情况，如表1所示。目前，大部分DG 均具有电力电子柔性接口，受开关器件的限制，一般设计有软件和硬件限流，发生短路故障时，其贡献的短路电流一般小于2 倍额定电流。

表1不同类型DG提供短路电流情况

然后，分布式发电机相对于供电变电站以及故障点的位置，从根本上影响了短路电流的分布，尤其是短路电流中由供电变电站供给的比重[6-8]。实际上，根据供电变电站、分布式电源和故障之间的相对位置，供电变电站的电流比重变化很大。因此，很难保证基于短路电流的保护整定的有效性。

1.2分布式电源对保护运行的影响

DG 接入可能会改变正常工况下的电流，并且可能因此对保护整定造成影响。下面分析中将分布式发电机模型简化为一个电压源和一个短路阻抗(戴维南电路)。该模型仅对旋转电动机有效。以图1为例说明DG接入后保护的误动和拒动问题。

当相邻线路AB段发生短路故障时，DG会提供短路电流分量，如果这一电流达到了CB2的动作值，由于没有方向判别元件，保护CB2就可能跳闸，线路AD的供电，扩大了故障的范围。

当CD线路上k2点发生短路故障时，由于DG的助增作用，流过保护CB3的电流有可能超过其Ⅰ段整定值，也可能误动作，同时保护2的灵敏度降低，可能拒动，需要重新计算保护CB2的分支系数。

图1含有分布式电源的典型放射状配网示意图

需要指出的是以上分析对DG进行了集中等效和简化处理，实际上对逆变型DG，其贡献的短路电流很小，且在现有的规程要求下，故障时DG 无条件退出。因此，现有的保护不需要进行较大的变动，基本可以满足要求，但是从长远来看，继电保护对DG 向配网高渗透的限制会越来明显。

除此之外，传统配网是依靠保护定值和动作时限的选取来保证选择性，实现保护和安全自动装置之间的配合。对有源配电网，传统保护建立起来的配合关系可能被打破，尤其是重合器、分段器、熔断器之间的配合。保护动作切除故障后，如果DG 没有及时退出运行，电力孤岛和配电网这两个有源网在重合闸时，会出现非同期重合或重合闸失败[9]。

此外，在故障的情况下，若分布式电源对故障点提供足够大的故障电流，将导致重合器误动，分段器计数不正确就无法隔离故障点；分布式电源引入后，若重合器感受到的故障电流减小，熔断器感受到的故障电流增大，熔断器将在重合器未分闸之前熔断，重合器与熔断器失去配合。

为了解决分布式发电接入中低压配电网带来的继电保护问题，国内外制定了相应的标准和技术指南。国外主要标准有IEEE-1547《分布式电源并网技术标准》和德国的《中压网并网技术导则》以及其他一些电力协会和电力公司制定的规程[10]。

研究发现，为了尽可能减小分布式发电接入对传统配网的影响，几乎所有的现行标准都规定DG在故障时要尽快退出运行。典型的如IEEE1547规定逆变器在孤岛下0.17秒要停止供电；英国G59标准规定，并网运作的私人发电机必须满足反孤岛保护的要求。同时，标准也要求DG应在重合闸前停止供电，防止非同期重合闸。

我国现行国家电网公司企业标准《分布式电源接入电网技术规定》(Q/GDW 480-2010)中给出了分布式电源接入配网的原则：

1)并网点的确定原则为电源并入电网后能有效输送电力并且能确保电网的安全稳定运行；

2)分布式电源总容量原则上不宜超过上一级变压器供电区域内最大负荷的25%；

3)分布式电源并网点的短路电流与分布式电源额定电流之比不宜低于10。

另外，我国规程要求通过10 kV（6 kV）～35 kV电压等级并网的分布式电源，宜采用专线方式接入电网并配置光纤电流差动保护。在满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性要求时，线路也可采用“T”接方式，保护采用电流电压保护。

从上述标准不难发现，DG 接入配网后，从系统安全稳定运行的角度分析，要防止非计划孤岛的产生，避免孤岛运行带来的非同期重合闸问题。另外，从我国技术规程的要求也能看出，传统配网中的过电流保护已经不能满足分布式电源接入的要求，推荐采用差动保护或者电压电流联锁保护。

为了提高分布式发电在配网的渗透率，完善DG 接入后配网的继电保护，国内外学者开展了大量的研究。概括起来主要有两大类解决方法：一类是严格限制DG 接入位置和容量，在传统保护基础上进行改进，尽可能减小DG对传统保护的影响；另一类是借助微网和通信技术，引入差动保护或者研究新的保护原理。

具体来讲，主要有以下几种方案：

1)在DG 的并网线上串联电抗器来减小DG的助增电流，保证原有电流阶段式保护正常工作；

2)以原有保护不作较大改动，并有较好的灵敏度和配合裕度为限制条件，计算馈线允许接入DG 的数量、容量和位置；

3)利用距离保护受系统运行方式影响较小，其I，II段的测量元件具有明确的方向性的特点，将距离保护应用于含DG的配电网中；

4)运用通信手段实现纵联保护或研究基于多点信息的集成式保护的原理和方法，是当前研究的热点。探讨智能电子装置、分布式人工智能(DAI)技术、多Agent 系统(MAS)以及通信技术在保护、控制新原理和方案中的应用[11-13]。

2有源配网继电保护动作仿真

2.1仿真模型建立

如上所述，分布式电源有多种类型，本节以双馈风机（DFIG）为主要DG，借助美国商业软件ETAP进行仿真分析。以图2所示的配电网络为基础，分析DG 接入后潮流、短路电流和继电保护的动作情况。

图2 IEEE14节点配网示意图

图2原本具有16条支路，但是因为配网一般开环运行，因此去掉了14、15、16三条支路，由此构成14节点13条支路典型放射状配网结构。该系统基准容量为100 MVA，基准电压为23 kV，整个网络负荷为28.7+j7.75MVA，线路和负荷参数按照标准测试模型设定。

图3 ETAP单线图模型

在ETAP环境下建立系统的单线图，如图3所示，其中母线1为馈电母线，连接三条放射状线路，负荷均采用综合负荷模型。为了简化分析，选取图3最右侧的线路3为研究对象进行分析。DFIG 采用ETAP自带的双馈异步风机模块和逆变器模块，输出直接连接母线。

2.2潮流和短路电流变化情况

通过改变DG的容量，首先分析邻近线路的潮流和短路电流变化情况，然后通过ETAP的继保分析模块，在相关线路上配置和整定保护装置，仿真研究保护的动作情况。

选取母线4作为DG 的接入点，接入了4×1.5 MW 的双馈风机，运行潮流分析模块得到的潮流情况和短路电流情况如表2所示。由表3可知，DG 从配网接入后带来的最大变化就是潮流方向的变化。由于母线4上接入了四台1.5 MW 的风机，当线路负荷较轻时，风力机组通过馈线向邻近线路输送部分有功功率，支路3潮流反向。

表2 DG接入后系统的潮流情况

为进一步分析DG 接入后短路电流的变化情况，以DG 接入点下游母线14发生三相短路为例，进行简单分析。图4所示为DG 接入前后，母线14发生总故障电流的瞬时值，可见，随着DG的接入，下游线路短路时，短路冲击电流增加。

图4 DG接入前后母线14的总故障电流瞬时值

为了模拟不同渗透率情况下短路电流的变化情况，改变风机的接入容量，分别以4×1.5 MW 和8×1.5 MW 接入进行仿真，结果如表3所示。表3给出了母线14发生三相短路故障时，流过相关线路的短路电流稳态值，其中支路3在DG 接入点上游，支路12和13在接入点下游。

表3 DG接入前后短路电流变化表

DG 接入后流过支路3保护的电流减小，并且随着DG 渗透率的提高，电流减小越明显，这会降低上游瞬时过电流保护的灵敏度，甚至造成保护拒动；但是，对于接入点下游的线路支路12和13，由于DG的助增作用，流过支路上保护装置的电流增大，随着DG容量的增大，增大的程度越显著，这样会增加下游线路保护的灵敏度，有可能误动。

2.3保护配置和动作情况仿真

为了分析DG接入后对配电网继电保护的影响，本节利用ETAP的继保分析模块进行保护整定和分析。仿真中主要针对母线1、4、12、13连接支路，如图5所示，分析DG接入后对上游和下游保护的影响。

图5继电保护分析示意图

DG 接入前，对于配电线路，保护配置相对简单，这里主要考虑采用瞬时速断保护和反时限保护，瞬时速断保护按照保护末端母线故障时保护不动作进行整定，如式（1）所示，其中可靠系数Krel取1.2；反时限保护使用非常反时限特性，如式(2)所示，其中tp为时间常数整定值。对于末端负荷线路，只需安装定时限过电流保护即可，按照式（3）整定，其中可靠系数取1.25，返回系数取0.85，负荷自启动系数取2[14-16]。

过流继电器采用ALSTOM公司的P139，断路器采用ABB公司的25HKSA 1000型。按照一定的时限配合关系进行整定，得到的继电保护曲线如图6所示。图6(a)为保护17和保护29配合的TCC(Time-Current Curve)曲线，图6(b)为保护17、22和24配合的TCC曲线。

在现有的保护配置情况下，接入DG，考察相关保护的动作情况。由于反时限保护的特性，DG的助增作用会引起流过下游线路保护的电流增加，而提高保护的灵敏度，下游保护可以正确动作，表4所示的事件动作序列总结报告表也说明了这一点。此时，主要存在的问题是相邻线路上发生故障时，流过接入点上游保护的反向潮流引起无方向性的保护17误动作。

图6线路保护的时间电流(TCC)曲线

仿真中在相邻线路母线8上设置三相短路故障，通过ETAP提供的动作序列阅读器可以得到表4所示的结果。可见，由于DG接入，提供反向故障电流，引起保护17误动作，故障切除后，DG 所在母线及其下游线路成为电力孤岛。现有分布式发电并网技术规程一般禁止发生非计划孤岛。

表4事件动作序列总结报告表

通过以上分析可以发现，有源配网中，潮流反向的现象将是一种常态，DG离网和并网情况下电流变化情况也十分复杂，传统反时限保护较难满足要求。为了保障有源配网的安全运行，有必要增加方向元件，利用通信手段获取多源信息，构建更智能的保护系统。

3结束语

高渗透率分布式电源接入中低压配网，使传统配网成为有源配电网，这一变化对传统保护的配置方案和装置的正确动作带来了巨大的影响。本文重点分析了DG 接入配网后带来的故障电流特征变化、对继电保护和安全自动装置运行的影响，并参照现有的标准，给出了主要的解决方案。此外，本文还分析了配网中广泛应用的反时限保护在DFIG 接入配网后的表现情况，仿真结果表明，由于DG的助增作用，接入点下游的保护灵敏度增加，限制DG 的容量，仍可正常工作；接入点上游的保护则会因为相邻线路发生短路故障时，DG 贡献的反向短路电流引起保护误动作，需要加装方向元件。

参照现行的相关标准，各国对DG 接入配网的限制较大，不利于提高DG配网渗透率，究其原因，有源配网保护配置应在保护主电网安全稳定运行的前提下，具有简单经济的特点，不过分依赖通信技术手段。但是，从分布式发电的长远发展来看，利用微网技术，构建更为完善的保护原理和保护体系十分迫切。