含分布式电源的配电网故障和保护范围问题分析

路 昱，高 博，汪 玉，罗亚桥，高 亮

(1.上海电力学院 电气工程学院，上海 200090;2.安徽电力科学研究院 系统所，安徽 合肥 230601)

目前，国内外对含分布式电源(Distributed Generation，DG)的配电网故障分析计算问题的研究还不是很多，常用的精确的计算机算法主要有对称分量法[1]和端口补偿法[2]等.配电网故障时DG输出的短路电流(简称DG短路电流)与其并网接口装置的类型有关.[3]根据短路电流的计算方法，实际应用中的DG并网装置主要包括同步发电机(热电联产机组、微型燃气轮机等)、异步发电机(异步风力发电机)、双馈异步发电机，以及用于光伏发电和燃料电池等装置的电力电子逆变器几种类型.

配电网中DG的接入会改变传统配电网的潮流和故障电流电压的特征，而支持DG的接入则是智能配电网发展的方向.本文主要研究DG对配电网短路电流的贡献以及对继电保护配置与整定带来的影响.

1 分布式电源接入对配电网的影响

DG并网后对配电网的影响与DG的容量以及接入配电网的规模、电压等级有关.一般情况下，容量在250 kW及以下的DG接入380 V/400 V的低压配电网;容量在1～8 MW 的 DG接入10 kV等级中压配电网;容量更大一些的DG则接入更高电压等级的配电网.具体接入方式为:大容量的DG一般通过联络线接到附近变电所的母线上，如图1所示;对于小容量的 DG，为了减少并网投资，一般就近并在配电线路上，如图2所示.其中，内含多个 DG且通过一个公共连接点(Point of Common Connection，PCC)与主系统相连的有源配电网称为微电网(如图1所示).当PCC闭合时，微电网与大系统并网运行，当 PCC与大系统断开时，微电网孤岛运行.

图1 DG经过联络线接在母线上

图2 DG接在配电网线路上

DG并网后对配电网的影响主要有以下2点:

(1)影响短路电流水平 无论DG采用何种方式并网，有源配电网中的DG都会增大配电网的短路电流，故需要提高配电网的断路器断开容量;

(2)带来继电保护问题 并网DG改变了原先配电网的短路电流值及电流方向，将对继电保护带来影响.

2 不同类型DG的短路电流

2.1 同步发电机型DG

同步发电机型DG一般直接并网或通过变压器并网，其短路暂态过程与主系统中的同步发电机相似，因此在计算时可以完全借用常规的同步发电机短路暂态分析方法.同步发电机外部发生短路故障时，其短路电流的变化分为次暂态(0～50 ms)、暂态(0.05～1 s)与稳态(1 s以后)这 3个阶段.理论分析与实测结果表明，[3]在并网点发生三相短路约为5(p.u.)，同步发电机型 DG提供的短路电流值如表1所示.

表1 发生在并网点的三相短路的同步发电机型DG提供的短路电流值

2.2 异步发电机型DG

异步发电机型DG并网方式与同步发电机型DG相同.但因为异步发电机的励磁电流取自电网，故在配电网发生故障时，并网的异步发电机将失去励磁，其输出的短路电流将经过一段时间(300～400 ms)后衰减至可以忽略的数值.异步发电机出口短路时短路电流幅值与其启动电流基本相同.如果在并网点发生三相短路，异步发电机在直接并网情况下输出的短路电流为额定电流的5～8倍，而通过变压器并网时输出的短路电流为额定电流的3～7倍.[3]风力发电机短路电流特性如图3所示.

图3 风力发电机短路电流特性

2.3 双馈异步机型DG

双馈异步机型DG直接或通过变压器并网.配电网故障时双馈机输出的短路电流与其发电机以及电力电子电路的设计有关.在双馈机外部发生短路时，由于电磁耦合的影响，在转子上会引起很大的冲击电流，这时转子保护电路动作，使转子绕组短路，以避免损害转子绕组的变换器.在转子绕组被短路后，双馈机呈现异步发电机的特性，其输出的短路电流特征和计算方法与异步发电机类似.[4]

2.4 逆变器型DG

逆变器型DG采用逆变器直接或通过变压器并网.采用电力电子器件构成的逆变器，当检测到有输出过电流现象时(如超过1.2倍的额定电流)，立即关断半导体逆变器件，并在0.5个周波内停止输出电流.在这种情况下，配电网故障时逆变器型DG对短路电流的影响将不予考虑.

3 配电网短路故障时的保护

一般来说，有源配电网发生短路故障时，短路电流主要由上游电网提供，DG提供的短路电流可以忽略，但如果该区域中DG的渗透率较高(如大于10%)，则 DG对短路电流的影响将不能忽略.

同时，DG也会影响到继电保护的配置及整定.在图4所示的配电网中，划分不同的保护范围是必要的，并有必要在保护范围的首末端装设断路器.

图4 保护范围的划分

3.1 分布式电源区域故障

当分布式电源区域故障时，保护在DG保护系统中实现，且变电站的继电保护要有完备的后备保护功能.

分布式电源保护要识别并切除其区域内的短路故障，必须快速断开DG在10 kV侧的断路器.采用方向过电流保护(67)可判断分布式电源区域内的短路电流;也可以配置不带方向的零序电流保护(51 N)以判断分布式电源区域内10 kV侧接地故障，其识别接地故障的条件是10 kV电网有足够的电容性接地电流.零序过电压保护(59 N)用于接地故障的后备保护，并在时间上与其他的保护相配合.

DG范围内发生故障时，变电站中的10 kV侧保护将起到后备保护的功能.应配置带方向和不带方向的过电流(67，51)，带方向和不带方向的接地保护(67 N，51 N，59 N)，见图 5.

图5 变电站出线间隔保护配置

3.2 变电站与DG间故障

变电站与DG间的短路故障应由变电站出线间隔保护和DG的保护快速切除.当变电站和DG间的线路上发生短路时，由变电站出线方向的过电流保护切除来自电网的故障电流.DG也向故障点提供电流，但只靠分布式电源的过电流保护可能无法识别，因为电流可能太小.通常，DG仅会提供较小或比额定电流略大的电流(见图3)，因此系统通常要求对DG采用“联动跳闸”.作为一种替代，也可以在DG保护系统中选用距离保护，并设置距离保护参数，以保证用最短时间(如0.1 s)切除变电站到DG间线路和变电站10 kV开关设备的短路电流.然而用距离保护的原理在某些特定情况下可能满足不了保护的选择性.变电站侧配置零序方向过电流保护也会采用联动跳闸.此外，还必须配置接地和相间故障的后备保护，DG侧也同样需要这样的保护.

3.3 10kV开关设备故障

开关设备故障需要有自己的保护，10 kV开关设备可选用GIS设备，通常GIS形成额定电弧需要1 s，因此其内部故障必须在1 s内切除.为了限制内部短路，基本的母线保护通常使用反方向连锁保护.如果DG提供的电流比电流保护的定值低，反方向联锁保护将不能切除开关设备的故障.因此，变电站要采用特殊的母线-联锁跳闸保护，即如果一个过电流保护符合母线保护跳闸的给定方向，则会发送“母线-联锁跳闸-信号”给其他间隔的保护(见图5)，同时当低电压条件(母线短路时相间电压降低)也满足时，则由其跳开对应断路器.

针对内部接地故障，基本母线也采用反方向连锁保护，然而这种保护只能保护母线，故障时会跳开变电站侧断路器，并不能覆盖整个GIS，断路器和电缆终端之间的故障也不能覆盖到.这也是对DG需要采用联动跳闸的另一个原因.含有DG的变电站中，每一个间隔的保护跳闸功能都会发送联动跳闸信号给DG侧的断路器，而从故障发生、识别、站内跳闸、信号发送，以及DG侧跳开的全部时间应在1 s以内.因此，整个GIS均会有快速保护覆盖，同时也满足建立电弧限定时间1 s的要求.另外，DG采用距离保护也可以是一种替代联动跳闸的选择方案.当然其他后备保护功能也是必不可少的.

3.4 上一级配电网及输电网故障

DG的保护系统也要反映电网侧的故障.当上一级配电网或输电网发生故障时，为保持电网的稳定，DG须与电网保持一定时间(通常要大于2 s)的连接，为电网保护切除故障留有足够的时间.但当DG和变电站之间的线路或变电站10 kV开关设备发生故障时，保护装置必须快速动作跳闸(如带0.1 s延时).这两个条件通常并不容易都满足，但它对限制附近的分布式电源损失和维持电网的稳定性都很重要.因为切除大量的DG可能会等价于切除一个大型电站.

4 结语

本文主要分析了根据DG接入的位置划分相关继电保护的保护范围及其配合关系.在DG范围内发生故障时，变电站侧的出线保护起后备保护作用，应配置带方向和不带方向的过电流保护;在上一级配电网或输电网发生故障时，DG需与电网保持一定时间的连接，为电网保护切除故障留有足够的时间.

变电站与DG间的短路故障应由变电站出线间隔保护快速切除.而开关设备故障应配置专门的保护，内部故障应在1 s内切除，可采用母线-联锁跳闸保护.

[1]吴争荣，王钢，李海峰，等.含分布式电源配电网的相间短路故障分析[J].中国电机工程学报，2013，33(1):130-136.

[2]徐丙垠，李天友，薛永瑞.智能配电网建设中的继电保护问题——配电网故障分析计算问题及其发展[J].供用电，2012，29(2):15-22.

[3]Uk by Kama Ltd. The contribution to distribution network fault levels from the connection of distributed generation[R].Report prepared for department of tread information，2005.

[4]张学广，徐殿国，李伟伟.双馈发电机三相短路分析[J].电机控制学报，2008，12(15):15-18.