分布式电源接入对操作型自动装置影响研究综述

温智平，梁振锋，彭书涛，张惠智

（1.国网陕西省电力公司电力科学研究院，陕西西安 710054；2.西安理工大学，陕西西安 710048）

为了提高供电可靠性，电力系统中装设有大量操作型自动装置，如自动重合闸、备用电源和备用设备自动投入装置（文后简称备自投）、电源快速切换装置等[1]。自动重合闸广泛应用于输电线路。当输电线路发生故障，继电保护动作切除故障，经重合闸时间自动重合断路器。备自投装置在工作电源或工作设备因各种原因（包括故障、误操作等）被断开后，经延时自动将备用电源或备用设备投入运行。电源快速切换装置[2-3]一般应用于包含大量电动机的负荷中，最初用于发电厂。随着工业企业对电能质量要求的提高，也用于配电网中，可以缩短母线失电的时间。操作型自动装置能够提高供电可靠性，改善电能质量，甚至能够提高系统的稳定性。

近年，分布式电源（distributed resource，DR）在电力系统得到快速发展。DR容量较小，通常接入至配电网中。DR使配电网由单电源结构变为多电源结构，改变了配电网的拓扑结构和潮流方向，联络线故障及保护动作后的电气量特征也发生了变化，但传统的自动重合闸和备自投装置未考虑DR的接入。DR的接入导致操作型自动装置出现了拒动、非同期合闸、延时动作等问题。

本文首先介绍了操作型自动装置的基本要求，分析了DR对自动重合闸、备自投装置和电源快速切换装置的影响，综述了解列DR、修改配置或动作逻辑、修改定值及通信网络条件的优化等解决措施，最后指出应从DR类型、容量及接入方式与负荷大小、性质之间的关系等方面开展进一步的研究工作。

1 操作型自动装置的要求

1.1 自动重合闸

在配电线路上通常采用三相重合闸，选择前加速保护、不检同期方式。除了手动合闸、自动复归、合闸次数等要求外，还需要考虑重合闸时间应大于故障点熄弧时间及周围介质去游离时间。

1.2 备自投装置

备自投装置与DR接入相关的的基本要求[4]有：1）工作电源断开后备自投才动作投入备用电源或设备。2）工作母线电压消失及备用电源有压时，备自投才动作。备自投装置中低电压判据通常整定为额定电压的0.15～0.3倍。有压检测元件电压定值为额定电压的0.6～0.7倍。3）备自投动作时间应尽可能短，一般整定为0.1～0.5 s。4）应校验备用电源的过负荷和电动机自启动情况。

微机备自投装置通常采用逻辑判断和软件延时实现备自投功能。

1.3 电源快速切换装置

电源快速切换装置要求在合闸时的冲击电流、冲击电压均在安全范围内。

2 分布式电源对自动操作装置的影响

2.1 分布式电源接入电网典型接线图

利用图1说明DR接入后对操作型自动装置的影响。图 1 中，QF1～QF5为断路器。QF1和 QF2闭合，线路L1为工作线路。B母线为工作母线，DR接至B母线。D为备用母线。按图中所示，QF5断开，QF3、QF4闭合，备自投为暗后备方式，或称为母联备自投；若 QF3、QF5闭合，QF4打开，备自投为明后备方式，或称为线路备自投。

2.2 对自动重合闸的影响

以线路L1为例。若无分布式电源DR，L1为单侧电源供电，L1故障，保护动作跳开QF1（和QF2），故障点电弧熄灭，重合闸经重合闸时间延时重合。

若在母线B上接入DR，线路L1成为双侧电源线路。L1故障，DR会提供短路电流，因此在QF2处需配置继电保护。DR接入可能导致重合失败，这是因为：1）重合闸时间需要考虑两侧保护的动作时间；2）重合时需要考虑同期问题[5-7]。若后重合一侧不进行同期检测，强行送电，可能出现非同期合闸，对系统和设备造成冲击[8]。若后重合一侧进行同期检测，受DR容量、类型等因素的影响，母线B的电压、频率可能不满足同期合闸条件，导致重合失败[8-9]；或者导致重合闸等待较长时间[10]。因此，文献[11]认为接入DR的变电站进线断路器不宜装设重合闸。

图1 系统示意图Fig.1 Schematic diagram of the system

文献[12]以同步电机为例，分析了DR对前加速保护重合闸的影响，指出DR的存在将导致重合失败，影响供电可靠性。文中指出对于逆变并网的DR可实现检同期重合闸。文献[6-7，13]分析了具备低电压穿越能力的风电场、光伏电站对重合闸的影响。

2.3 备自投装置

工作电源因各种原因导致QF2跳开后。若未接入DR，工作母线B迅速失压，满足备自投动作条件，备自投动作合上QF5，投入备用电源。DR接入后，会对备自投装置造成不利影响。

1）动作逻辑不满足要求

QF2跳开后，工作母线B形成孤岛，在DR的作用下母线B电压幅值较高，若大于工作母线低电压判据定值，备自投的动作逻辑不满足要求，将导致备自投拒动[9]。即使将备自投动作逻辑修改为同期检测合闸，存在着由于DR与系统间功角摆开而无法动作的问题。

或者含DR的线路未参与备自投逻辑时，由于存在母线电压大于有压定值而放电的判别条件，当母线B电压大于有压判据定值，将导致备自投装置放电而拒动[14]。

2）延时动作

QF2跳开后，DR与母线B负荷形成孤岛，由于B母线有压，备自投无法动作；只有在DR失稳后由稳控装置解列，备自投才满足条件动作。这种情况导致备自投动作出现延时[11]。

3）非同期合闸

若DR容量较小，QF2跳开后，母线B电压下降，当满足备自投动作条件，闭合QF5，导致非同期合闸[9]。另一种情况，备自投的动作未考虑与重合闸相配合，线路故障，重合闸成功，同时备自投也动作投入备用电源，导致非同期合闸[15]。

4）未满足分布式电源并网规范要求

QF2跳开，备自投合上QF5时，传统备自投未考虑分布式电源并网的规范要求[16]。

5）备自投的过负荷问题

DR多为可再生能源发电，存在随机性，如风电、光伏系统。即使是小水电，其发电量也与来水情况相关。所以DR接入后，备自投过负荷的校验将变得困难。

在实际系统中，存在各种接线方式及不同要求，导致了备自投的动作逻辑多种多样。DR接入系统后，增加了这种复杂性。

2.4 对电源快速切换装置的影响

文献[17]通过仿真给出了永磁风力发电机和双馈风力发电机在不同容量情况下对电源快速切换装置的影响。文中结论是工作电源退出后，若永磁风力机的无功功率小于负荷无功功率，切换过程中冲击电流较小，有利于电源快速切换；若永磁风力机的无功功率大于负荷无功功率，工作母线电压会升高而超出电气设备保护的定值，导致保护动作。但双馈风力机不利于电源快速切换。

由于电源快速切换装置除发电厂外应用较少，因此分析其他类型的DR对其影响的文献较少。

3 解决措施及存在问题

1）解列分布式电源

为了避免重合失败或非同期重合闸，IEEE Standard 1547标准要求[18]，若故障发生进线上，DR应当停止向配电网供电。即跳开工作电源母线断路器时，联跳DR。即线路故障或其他原因跳开QF2的同时，将 QF6同时断开，解列 DR[9，11，14，19-20]。或者在QF6处装设DR并网保护[5]或反孤岛保护，在联络线故障时将DR解列。这是一种主动、简单的措施。但未考虑风力发电和光伏电源的低电压穿越能力，会导致风电场和光伏系统脱网。文献[18，21]甚至认为，若DR容量较大或多个DR接入，在系统进线故障时即断开DR会影响系统稳定性和供电可靠性。

DR解列后重合闸或备自投才动作，影响装置的速动性和供电可靠性。

2）们修改配置或动作逻辑

对于重合闸，分布式电源接入后，将输电线路作为双侧电源线路，通过修改装置定值，改变重合闸方式为检无压和检同期方式。

若DR容量小于工作母线E上负荷，为了避免非同期重合闸，文献[8，11，20，22]提出在 QF2处装设方向元件。若该方向元件判别方向为母线流向线路，则发遥控命令跳开QF6。

3）修改定值

根据国家电网公司《风电场接入电网技术规定》及国家标准《光伏系统并网技术要求》，当电网失压时，防孤岛效应保护应在2 s内动作，将风电场、光伏系统与电网断开[20]。因此，可以增加重合闸时间或备自投时间来避免重合失败或非同期合闸。这是一种被动的解决方法。

为了避免备自投拒动，文献[14]提出在电压互感器准确度和电压测量精度提高的情况下，将无压定值提高至0.5倍额定电压，而有压定值确定为0.7倍的额定电压。

针对接入永磁风力发电机的变电站，风力机组发出的无功功率大于孤网负荷无功功率，文献[17]提出电源快速切换装置应该增加电压上限的判别。而对于接入双馈风力发电机的变电站，文献[17]提出降低电压判别的定值。

4）依赖通信网络的优化措施

传统的备自投装置能够获取的信息有限，难以适应分布式电源接入后的各种运行方式。但在智能变电站中，要求二次设备网络化，变电站内各设备能够实现充分的信息共享，文献[16，19]提出利用已有的稳定控制装置、继电保护以及备自投装置，建立区域备自投模型，以解决分布式电源接入后造成拒动、非同期合闸、过载等问题。智能变电站为区域备自投装置或站域备自投装置的实现提供了条件[23-25]。

4 后续应开展的研究工作

1）需分析DR容量与负荷之间关系对工作电源断开后电气量特征的影响

孤岛中DR的容量与负荷之间关系对工作电源断开后的电压、频率变化特性影响较大。文献[14，19，21，26]定性给出了分布式电源容量与负荷不同大小关系下电压、频率的变化特征，并且给出了应对措施。如小水电接入，在枯水期采用联切小水电的方式保证备自投成功合闸，而在丰水期采用高频逐轮切机、同期并列的方式实现备自投[10，21]。但未给出明确的数值大小，且不同季节、不同运行方式加剧了变化特性的不确定性。因此，应开展DR容量与负荷之间的关系对操作型自动装置影响的研究。

2）分布式电源类型及接入方式对操作型自动装置影响的分析不足

从对操作型自动装置的影响角度，DR可分为变流器型DR[27]、感应电机型DR、同步电机型DR。不同类型的DR在工作电源断开后的暂态过程不同、孤岛检测方法不同、并网要求也不同，因此对操作型自动装置的影响应分别研究。

文献[28]分析了小水电孤网运行时的电压、频率变化特征，给出了小水电孤网运行后的控制策略和方法。文献[29]分析了笼型风力发电机和双馈风力发电机电磁暂态模型，进行了2种类型风电机在不同容量比、短路容量比、联络线路阻抗比时联络线上发生短路故障的暂态过程仿真及分析。文献[30]从机端电压跌落、有功功率输出、频率波动等几个方面进行了比较了永磁风力机和双馈风力机在电网短路故障时的暂态过程。文献[31]分析了电网故障时光伏电源的暂态电流特征。更进一步，文献[32]建立了光伏发电、风力发单接入配电网保护的检测系统，以开展接入位置、接入容量对保护及重合闸的影响。

已有分析主要针对电网故障后DR的暂态过程，但未结合操作型自动装置的动作行为分析该暂态过程。

3）DR对电源快速切换装置影响的研究

近年来，电源快速切换装置主要应用于对电能质量要求较高的工业企业。DR接入后，故障及电源快速切换的暂态过程研究较少，电源快速切换装置的应用条件及判别依据亟需研究。

5 结论

本文首先给出了自动重合闸、备自投、电源快速切换等装置的要求，分析了分布式电源（包括小水电、光伏发电、风力发电等）接入配电网后对自动操作装置的影响，主要有拒动、非同期合闸、延时动作等问题。综述了现有的解决措施，主要有解列分布式电源、修改配置或动作逻辑、修改定值、依赖通信网络的优化措施等。最后指出需要开展分布式电源类型、容量与负荷的性质、容量等对操作型自动装置影响的研究，需要研究各种类型分布式电源接入后的电源快速切换装置。

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