基于电流保护约束的逆变型分布式电源最大接入容量与接入位置选择

董开松，刘琛琛，张惠智

（1．国网甘肃省电力公司电力科学研究院，甘肃兰州　730050；2．西安理工大学水利水电学院，陕西西安　710048）

基于电流保护约束的逆变型分布式电源最大接入容量与接入位置选择

董开松1，刘琛琛2，张惠智2

（1．国网甘肃省电力公司电力科学研究院，甘肃兰州730050；2．西安理工大学水利水电学院，陕西西安710048）

逆变型分布式电源接入配电网后，传统配电网采用的三段式电流保护可能会发生不正确动作。为了解决这一问题，提出了基于电流保护约束的逆变型分布式电源最大接入容量和接入位置选择的确定方法。当配电网发生故障时，根据零电压穿越控制的逆变型分布式电源的故障输出特性，分析逆变型分布式电源并网点电压及输出的故障电流随逆变型分布式电源输出功率和接入位置变化而变化的规律。发现逆变型分布式电源的并网点电压及电流随逆变型分布式电源输出功率的增大呈非线性变化、随接入位置远离系统电源而逐渐减小的特征。根据该变化特征，以传统配电网电流保护在不改变原有整定值的情况下能正确动作为条件，确定了逆变型分布式电源的接入容量及接入位置。仿真验证了该方法的有效性。

逆变型分布式电源；电流保护约束；最大接入容量；接入位置

随着能源短缺、环境恶化问题的日益突出，传统集中供电模式的缺陷逐渐暴露，大量利用可再生能源发电的逆变型分布式电源（IIDG）接入配电网。然而IIDG的故障输出特性受其控制策略影响，不同于传统电源，其接入使得配电网的故障特性发生改变，配电网的潮流分布状况及短路电流水平均发生变化，在此情况下，传统配电网所采用的三段式电流保护可能发生不正确动作，从而影响配电网运行的安全可靠性。

为解决这一问题，国内外的专家学者主要集中对以下2种解决方案进行研究：第一种方案是故障发生时，为避免IIDG引起配电网保护的不正确动作，将配电网所有IIDG退出运行，使其与配电网脱离［1］，但这种方法有多方面的弊端，相关研究正在减少［2-3］。第二种方案是允许IIDG在故障发生后继续运行，这种方案优势在于最大化的利用IIDG发出的能量，但需要考虑IIDG接入对配电网电流保护正常工作的负面影响，使得保护方案变得相对复杂［4-5］。

为避免接入IIDG时频繁整定电流保护定值，简化保护方案，需要对逆变型分布式电源的接入容量和接入位置进行研究。现有针对分布式电源接入容量的研究多是基于同步机型分布式电源［6-7］，其结论对IIDG不完全适用。本文通过研究基于零压穿越控制策略的IIDG对配电网短路电流的影响机理，对IIDG的接入容量和接入位置进行选择，以保证IIDG在满足一定的接入容量和接入位置的条件下，不改变配电网电流保护整定值保护仍然能正确动作［8-9］。

1　逆变型分布式电源接入配电网的短路电流计算模型

随着IIDG接入容量和渗透率的增加，根据国家相关标准，IIDG需在故障期间采用零电压穿越控制，对并网点提供电压支撑［10-11］。

配电网在故障情况下，IIDG的无功电流输出满足［12］：

配电网在故障情况下，IIDG的有功电流输出满足：

式中：Vd、Id、Iq分别为逆变型分布式电源并网点电压和d、q轴电流分量；VN为系统额定电压；PN为IIDG的额定功率；P*为IIDG的输出功率；IN为IIDG的额定电流。因具有零电压穿越能力的IIDG在并网点电压Vd＞0.9VN时，仅输出有功功率，其并网点电压特性与不具有零电压穿越特性的IIDG并网点电压变化特性相同，故本文不对此情况下的IIDG进行研究，仅针对Vd＜0.9VN时进行研究。

1.1逆变型分布式电源接入容量与并网点电压的关系

当逆变型分布式电源控制策略、接入位置、配电网网络参数均固定时，逆变型分布式电源并网点电压主要受逆变型分布式电源的接入容量影响。根据图1所示的典型逆变型分布式电源接入配电网的等效模型为基础，分析逆变型分布式电源接入容量变化时，并网点电压的变化规律。

图1中IIDG接入馈线1中B母线，馈线1在A母线处接入系统。系统与IIDG之间的故障点为f1，IIDG所在馈线下游故障点为f2。分别对以上发生在配电网不同位置处的故障进行分析计算，发现当配电网f1、f2处（如图1所示）发生三相短路故障时，均可用图2所示电路图对配电网进行等效计算。

图1　逆变型分布式电源接入配电网模型Fig.1　Model of distribution network with IIDG

图2　配电网三相故障等效电路Fig.2　The equivalent circuit of the distribution network with three-phase fault

在图2中，E.s为系统等效电势向量；I.dg为IIDG提供的短路电流；I.fs为系统供出短路电流；I.f为故障点所在线路流过短路电流；Z1、Z2、Z3分别为配电网在f1、f2点发生三相短路故障时的等效阻抗，其具体数值见表1。

表1　配电网不同位置发生故障时所对应的等效阻抗Tab.1　Equivalent impendence at different fault positions of the distribution system

表1中：Zs为系统等效阻抗；ZAf1为A母线到f1点线路的等值阻抗，同理，ZBf1、ZBf2、ZAB分别为B母线到f1点、B母线到f2点、A母线到B母线线路的等值阻抗。

将图2进一步简化可得到图3所示的模型：

图3　配电网三相故障简化等效电路Fig.3　Simplified equivalent circuit of the distribution network with three-phase fault

不同电压所对应的输出电流满足式（1）、（2）。此时，图4中，

式中：Rsf、R2分别为Zsf和Z2对应的电阻值；φ为（Zsf+Z2）的阻抗角；δ为与′的夹角。

图4　电压相量图Fig.4　Diagram of voltage vectors

根据图4电压相量图，结合式（5）可得：

根据图4电压相量图，利用正弦定理可知：

由图5可见，Vd的最小值仅可能在δ=0或δ=δmax时取得，对应的IIDG输出的功率为0或PN；当δ=90°－φ时，Vd取得最大值：

图5　Vd随δ及逆变型分布式电源输出功率P的变化趋势Fig.5　The trend of Vdwith changes of δ and IIDG output power

对应的逆变型分布式电源额定功率为

综上，并网点电压在不同范围时，IIDG的并网点电压均受IIDG输出功率影响，随IIDG输出功率的增大而先增大后减小。在IIDG输出功率等于式（10）、（11）所示功率时，IIDG的并网点电压达到最大值，如式（9）。

1.2逆变型分布式电源接入位置对并网点电压的影响

当逆变型分布式电源控制策略、接入容量、配电网网络参数、故障位置、故障类型均固定时，逆变型分布式电源并网点电压仅受逆变型分布式电源的接入位置的影响。

若逆变型分布式电源的输出功率固定，根据式（7）、式（8）可得阻抗变化时IIDG并网点电压Vd的变化规律。令：

将式（3）、式（4）、式（12）代入式（7）、式（8）可分析得到Z1、Z2、Z3变化对IIDG并网点电压Vd影响的规律：IIDG并网点电压随Z1增大而减小，随Z2、Z3增大而增大，即离系统电压越近，离负荷越远时，并网点电压越大。

1.3逆变型分布式电源并网点电压对配电网短路电流特性的影响

IIDG并网点电压决定了逆变型分布式电源输出的短路电流特性，进而影响配电网的短路电流特性。如图1中f1点发生三相短路故障时，IIDG将因输出功率与其下游负荷不匹配，导致系统失稳（频率越限）而退出运行［14］，因此当f1点发生三相短路故障时，配电网的电流保护动作特性不会因逆变型分布式电源的接入而受到影响。当f2点发生三相短路时，流过配电网保护的电流计算公式如表2所示。由表2所示短路电流计算公式易见，在配电网网络参数一定的条件下，随着逆变型分布式电源并网点电压Vd的增大，流过逆变型分布式电源所在馈线上游的保护1的短路电流（I1f2）随其减小；流过逆变型分布式电源下游的保护2的短路电流（I2f2）随其增大。

表2　配电网下游发生对称故障时流过保护的短路电流Tab.2　Short-circuit current flowing through the protection device when a symmetrical fault occurs at the downstream of the distribution network

综上所述，发生故障时，流过IIDG所在馈线上游保护的短路电流随IIDG并网点电压Vd的增大而减小；流过IIDG所在馈线下游的短路电流随IIDG并网点电压Vd的增大而增大。

2　基于电流保护约束的逆变型分布式电源的接入容量与接入位置

2.1基于电流保护约束的逆变型分布式电源的最大接入容量

满足配电网保护正确动作的要求下（配电网原有电流保护整定值保持不变），接入配电网的IIDG的容量不能超过一定容量，即电流保护约束下的逆变型分布式电源的最大接入容量［15］。IIDG接入可能导致配电网电流保护误动作。要避免电流保护误动作，需要保证逆变型分布式电源接入后最大短路电流小于原有电流保护的整定值。由前述分析可见，逆变型分布式电源接入后，配电网保护安装点的最大短路电流出现在配电网发生三相短路，且逆变型分布式电源输出功率为Pk时。

图1所示配电网中，逆变型分布式电源所在母线上游（f1点）发生三相短路时，流过保护1的故障短路电流不受分布式电源接入的影响，因此不作为确定IIDG最大接入容量的分析研究对象。逆变型分布式电源所在馈线下游线路BC末端发生三相短路故障时，在不改变保护整定值的条件下，逆变型分布式电源接入时保护2仍能正确动作，保护2安装处的短路电流应小于其电流速断保护整定值，需满足以下条件：

其中I2set为保护2电流速断保护整定值。由前述分析易见，Vd随P的变化关系均如图6所示。

图6　逆变型分布式电源上游故障时Vd随P的变化趋势Fig.6　The trend of Vdwith IIDG output power when a fault occurs at the upstream of the inverter interfaced DG

由图6可见，式（14）成立时，IIDG额定功率P满足

若IIDG额定功率P＞P2时，则其输出功率在［P1，P2］之间时，Vd＞I2setZ，因此要保证IIDG接入后，保护2在原有整定值下能正确动作，应满足P＜P1。

现针对基于零电压穿越控制策略的IIDG，研究其在电流保护约束的条件下，IIDG最大接入容量的具体计算方法。将Vd=I2setZ3分别代入式（10）、式（11）可得：

取Pmax_1、Pmax_2中的较小值作为保护2定值不变的条件下，所允许接入的IIDG的最大容量Pmax，则Pmax即为考虑零电压穿越控制时，基于电流保护约束的IIDG最大接入容量。

2.2基于电流保护约束的逆变型分布式电源接入位置选择

逆变型分布式电源的接入位置集中体现在相应的线路阻抗参数上。根据图2所电路及表1可知，如图1所示不同位置发生故障时，通过逆变型分布式电源与系统电源之间距离表征逆变型分布式电源的接入位置。

配电网中的距离（即线路长度）实际上对应着线路的阻抗大小。根据图3所示IIDG接入配电网的等效电路图，上述描述方法中IIDG接入位置所对应的阻抗如表3所示。

由第2节的结论可知，IIDG并网点电压随Z1增大而减小。相应地，三相对称故障时，流过保护2的短路电流随Z1的增大而减小。为尽可能减小IIDG接入对配电网电流保护造成的影响，以限制保护安装点的短路电流为主要目标。根据第2节所述IIDG并网点电压Vd与流过配电网各保护短路电流的关系，应使逆变型分布式电源尽可能远离系统电源（Z1较大）。

表3　表征逆变型分布式电源接入位置的阻抗Tab.3　Impendence's characterizing the access position of IIDG

3　算例仿真

利用PSCAD仿真软件，搭建与图1配电网结构相同的电压等级为10 kV的典型配电网模型，通过设置三相短路故障，对本文提出的最大接入容量确定方法进行仿真验证。其中，系统侧电压Es=10.5 kV，系统内阻抗Zs=j0.32 Ω，架空线路参数为r1=0.27 Ω/km，x1=0.35 Ω/km，线路AC的长度为14 km。馈线1末端负荷为6 MV·A，功率因数为0.85。逆变型分布式电源接入馈线1中的B母线，根据逆变型分布式电源在10 kV配电网接入容量的限制，其最大接入容量为8 MW。

1）当线路AB长度为10 km、未接入IIDG时，保护1、保护2的电流速断保护整定值如下：

2）当线路AB长度为5 km、未接入IIDG时，保护1、保护2的电流速断保护整定值如下：

将逆变型分布式电源接入B母线，距离A母线14 km的线路AC末端发生三相短路故障。逆变型分布式电源采用零电压穿越控制策略，根据式（16）、（17）计算得到线路AB长度分为为10 km和5 km时对应的Pmax为5.51 MW、14.58 MW。当IIDG输出功率和接入位置不同时，流经各个保护处的短路电流分别如表4所示。

当AB长度为10 km时，由表4可见，当配电网未接入IIDG时（方案1），流过保护1及保护2的短路故障电流均小于保护1、保护2的电流速断保护整定值；当配电网接入IIDG且IIDG的接入容量小于5.51 MW时（方案2、方案3），流过保护1及保护2的短路故障电流也均小于保护1、保护2的电流速断保护整定值，此时不会造成保护的误动作；当配电网接入IIDG，且IIDG的容量大于5.51 MW时（方案4、方案5、方案6），流过保护1处的短路故障电流仍小于保护1的整定值，但流过保护2的短路故障电流超过了未接入IIDG时的保护2的整定值。综上所述，在基于零电压穿越控制的IIDG额定输出功率不断增大的过程中，流经保护1安装处的三相短路电流在不断减小，故保护1处的短路故障电流一直小于未接入逆变型分布式电源时的保护1的整定值。同时，随着逆变型分布式电源输出功率越来越大，当逆变型分布式电源的额定功率还未超过Pmax时，流过保护2的短路电流在未接入逆变型分布式电源时的保护2的整定值范围内；当逆变型分布式电源的额定功率大于Pmax时，流过保护2的短路电流超过了未接入逆变型分布式电源时的保护2的整定值，将会引起保护的误动作。当AB长度为5 km时，可以得到相同的结论。

表4　下游三相短路时保护1、2安装处的短路电流Tab.4　The short circuit current at the installation position of No.1 and No.2 protection devices when a short circuit fault occurs at the downstream

对比AB长度分别为10 km和5 km时保护2安装处的电流，显而易见线路AB较长时，保护2安装处的短路电流较小，与前文结论相一致。

4　结语

本文研究了当含有基于零电压穿越控制策略的逆变型分布式电源的配电网发生故障时，逆变型分布式电源接入容量、接入位置与故障线路短路电流之间的变化关系，发现当逆变型分布式电源输出无功功率时，流过配电网所有保护的电流仅与逆变型分布式电源额定功率有关，不受逆变型分布式电源输出功率波动的影响，同时随着逆变型分布式电源接入位置远离系统电源，其并网点电压逐渐减小。根据上述关系，为避免电流保护的不正确动作，本文提出逆变型分布式电源的接入容量应小于考虑保护约束时可以求得的逆变型分布式电源的最大接入容量，并尽量接入远离系统电源的馈线末端。经仿真验证了本文所提出的最大接入容量选择方法的有效性。

［1］邹必昌.含分布式发电的配电网重构及故障恢复算法研究［D］.武汉：武汉大学，2012.

［2］卢志刚，董玉香.含分布式电源的配电网故障恢复策略［J］.电力系统自动化，2007，31（1）：89-92，99.LU Zhigang，DONG Yuxiang.Service restoration strategy for the distribution system with DGs［J］．Automation of Electric Power Systems，2007，31（1）：89-92，99（in Chinese）．

［3］余娟.系统故障条件下分布式电源孤岛运行的研究［D］.合肥：合肥工业大学，2009.

［4］胡汉梅，郑红，赵军磊，等.基于配电网自动化的多Agent技术在含分布式电源的配电网继电保护中的研究［J］.电力系统保护与控制，2011，39（11）：101-105.HU Hanmei，ZHENG Hong，ZHAO Junlei，et al.Application of the distributed automation based multi-Agent technology in the distributed protection with DG［J］.Power System Protection and Control，2011，39（11）：101-105（in Chinese）．

［5］马静，王希，米超，等.含分布式电源的配电网自适应保护新方法［J］.电网技术，2011，35（10）：204-208.MA Jing，WANG Xi，MI Chao，et al．A new adaptive protection approach for distribution network containing distributed generation［J］．Power System Technology，2011，35（10）：204-208（in Chinese）．

［6］苏小玲，韩民晓，赵正奎，等.配电网中分布式电源最大准入容量分析［J］.电网技术，2012，36（10）：87-92.SU Xiaoling，HAN Minxiao，ZHAO Zhengkui，et al．Res-earch on maximum capacity of grid-connected distributed generation in distribution network［J］．Power System Tech-nology，2012，36（10）：87-92（in Chinese）．

［7］王江海，邰能灵，宋凯，等.考虑继电保护动作的分布式电源在配电网中的准入容量研究［J］.中国电机工程学报，2010（22）：37-43.WANG Jianghai，TAI Nengling，SONG Kai，et al．Penetration level permission of for DG in distributed network considering relay protection［J］．Proceedings of the CSEE，2010，30（22）：37-42（in Chinese）．

［8］VOVOS P N，HARRISON G P，BIALEK J W.Optimal power flow as a tool for fault level-constrained network capacity analysis［J］.Power Systems，IEEE Transactions on，2005，20（2）：734-741.

［9］ZAMANI M A，SIDHU T S，YAZDANI A.A protection strategy and microprocessor-based relay for low-voltage microgrids［J］.Power delivery，IEEE transactions on，2011，26（3）：1873-1883.

［10］RODRIGUEZ P，TIMBUS A V，TEODORESCU R，et al.Flexible active power control of distributed power generation systems during grid faults［J］.Industrial Electronics，IEEE Transactions on，2007，54（5）：2583-2592.

［11］王利平，杨德洲，张军.大型光伏发电系统控制原理与并网特性研究［J］.电力电子技术，2010，44（6）：61-63.WANG Liping，YANG Dezhou，ZHANG Jun.Study of large-scale PV power system control principle and gridconnected characteristics［J］.Power Electronics，2010，44（6）：61-63（in Chinese）．

［12］国家电网公司.GB/T 19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定［S］.北京：中国标准出版社，2013.

［13］江玲，刘邦银，段善旭.电网对称短路故障时分布式电源功率注入对并网点电压的支撑作用［J］.电网技术，2014，38（3）：669-674.JIANG Ling，LIU Bangyin，DUAN Shanxu.Supporting effect of power injection from distributed generations on voltage at gridconnected point during symmetrical shortfaults in power system［J］.Power Systems Technology，2014，38（3）：669-675（in Chinese）．

［14］杨向真，苏建徽，丁明，等.微电网孤岛运行时的频率控制策略［J］.电网技术，2010，34（1）：164-168.YANG Xiangzhen，SU Jianhui，DING Ming.Research on frequency control for microgrid in islanded operation［J］.Power System Technology，2010，34（1）：164-168（in Chinese）．

［15］熊军.分布式电源对配网的影响及准入容量的确定［D］.杭州：浙江大学，2006.

（编辑李沈）

Maximum Access Capacity and Connection Point Choice of Inverter Interfaced DG Based on Current Protection Constraints

DONG Kaisong1，LIU Chenchen2，ZHANG Huizhi2
（1.Electric Power Research Institution，State Grid Gansu Electric Power Company，Lanzhou 730050，Gansu，China；2.Institute of Water Resources and Hydro-Electric Engineering，Xi'an University of Technology，Xi'an 710048，Shaanxi，China）

According to the fault characteristic of the inverter interfaced DG（IIDG）controlled by zero voltage ride through，in this paper，the connection voltage and short-circuit current variation influenced by IIDG's capacity and connection point are analyzed when a fault occurs in the distribution system.It turns out that the connection voltage and current of IIDG vary non-linearly as IIDG's output power increases continuously.Meanwhile，it is demonstrated that the connection voltage decreases gradually as the connection point of IIDG stays away from the system sources.According to these characteristics，the current constraints based determination methods for maximum access capacity and best connection point of IIDG are proposed in the premise of ensuring traditional protection effectiveness.The simulation has verified the effectiveness of the proposed method.

inverter interfaced DG；current protection constraints；maximum access capacity；connection point

1674-3814（2016）07-0106-06

TM773

A

国家电网科技项目（5227221350BR，522722150012）。

Project Supported by Science and Technology Project of SGCC（5227221350BR，522722150012）.

2015-12-18。

董开松（1966—），男，高级工程师，研究方向为清洁能源电源发电设备涉网性能研究与检测；

刘琛琛（1993—），女，硕士研究生，研究方向为含分布式电源的配电网保护。