一种对配网继电保护影响最小的分布式电源的最优接入方式

曾奕铭，张慧媛，龚仁敏

（1.华北电力大学 电气与电子工程学院，北京102206；2.北京中恒博瑞数字电力科技有限公司，北京100085）

0 引 言

随着经济社会的快速发展，传统集中式发电过于依赖传统能源的消耗，容易带来环境污染问题。与此同时，分布式电源（DG）以其环保高效的特点越来越受到人们重视。DG的发展与建设有利于社会的可持续发展，同时调度灵活，节约资源，因地制宜，能够很好地缓解我国的经济与资源压力［1］。作为主动配电网的重要组成部分［2］，DG并网也给传统保护带来了挑战。DG并网使原配网的拓扑结构发生了相应的改变，传统的单电源辐射网在DG并网后变为双电源结构甚至多电源结构［3-4］，潮流分布也相应的发生了变化，当系统发生各种故障时，其短路电流也受到了影响，使其原来的保护方案不再适用，甚至使原有的保护装置发生误动、拒动等情况［5-11］。而分布式电源正向着大容量的方向发展，尤其是近年来光伏、风电等分布式电源发展迅速［7-9］，其并网后带来的继电保护问题也越来越突出。从内蒙电网，甘肃电网运行时分布式电源带来的问题中我们发现传统的保护方法已经不适用。对于 DG接入配网后保护方案的提出，从目前的研究现状来看，主要分为两大分支：一种是应用发达的通信信息技术进行信息实时交流传递，但这种方法要求比较高，而且过度依赖于通信，一旦通信发生问题，容易使事故扩大。另一种是添加相应的方向元件并根据实际情况重新进行整定，这种方法实用性强，但操作性差，大大增加了运行及维护成本。

文章首先分析了DG并网的容量跟接入位置对原配网短路电流的影响，得出了不同情况下DG并网的影响，并得出了一种使得上游短路电流最小的接入方式。同时，在分析两点接入的情况下，提出了一种对配网特定区域DG接入的最佳方式，从而使原有的保护配置不再发生改变，进而保证了其保护装置的适用性。

1 传统配电网的保护配置及DG接入带来的影响

在传统配网保护中，多以保护大电网安全为出发点，根据线路和用户负荷特点一般配有电流保护、过/欠压保护、过负荷保护、漏电保护、不平衡保护（断线保护）等。由于大多数配电网为单电源网络，且相应故障大多为瞬时故障，所以传统的配电网馈线保护采用三段式电流保护，即电流速断保护、限时电流速断保护和过流保护［13-15］。DG的接入增加了原有配网拓扑结构的复杂性，且DG具有间歇性，波动性，高渗透性等特点［10］，对线路电流保护产生较大影响，使保护灵敏度降低甚至失灵。

DG并网使得配电网由原来的单电源供电的辐射状网络变成多电源供电的复杂网络，线路中的潮流分布发生变化，短路电流的大小、方向及分布也将发生变化，从而影响原有的配电网保护。影响的大小与DG容量和并网位置有关：随着DG容量的增加，DG对于不同保护的助增和汲流作用越明显；对于DG下游的保护，DG的助增作用可能增加保护的范围，使其延伸到下一级保护，影响保护的选择性；而对于DG上游的保护，DG的汲流作用可能减小流入保护的故障电流值，使得保护范围缩小，影响保护的灵敏度，甚至使保护拒动作。此外当DG并网后，还会导致重合闸重合不成功以及引起谐波危害等问题。

配电网故障大多数是瞬时性故障，因此，对于非全电缆线路，都应配置三相一次自动重合闸，保证线路在发生瞬时性故障后能迅速恢复供电。在DG未并网的情况下，当线路中发生瞬时故障时，自动重合闸不会对供电系统造成太大冲击。当DG并网且线路发生故障时，此时DG仍继续向故障点供电，从而导致故障点持续产生电弧，最终使得自动重合闸重合失败。另外，故障发生后，DG形成的电力孤岛与原电网往往不能同步，此时非同期重合闸会引起很大冲击电流或电压。

分布式电源接入配网也会带来谐波污染问题。一方面，风力发电系统和光伏发电系统需要各种控制措施保证电压输出的稳定性［11-12］，一般都配有整流-逆变设备和大量电力电子装置，其电源本身及逆变器均为谐波源［8］。谐波的注入将会引起配网电压发生畸变，使配网电能质量受到一定的影响，因而需要配置滤波装置、无功补偿设备等抑制谐波分量。

2 DG不同容量，不同接入位置对短路电流的影响

分布式电源（DG）接入配电网后必然会改变配电网的潮流分布，给继电保护的正常运行带来一系列的问题。从研究继电保护的角度而言，分布式电源模型可以用一个电压源串联电抗的模型来表示。因此需要考虑在故障发生时分布式电源能够提供多大的故障电流［5］。DG不同容量，不同接入位置会对短路电流产生不同的影响。

2.1 不同容量DG并网对原有配网继电保护的影响

文章以分布式电源接入10 kW配电网为例，分析分布式电源对配电线路保护的影响。假设原有配网（将其等效为电压源）的各项参数如下：

系统电源容量：S＝100 MVA，系统额定电压：Es＝10 kV，系统等效内阻：R内＝1Ω，线路电抗：Zj＝0.5Ω/km，L＝6 km。

以单相系统为例，当原系统线路末端发生接地短路故障时，此时Z＝3Ω。如图1所示。

图1 原配网示意图Fig.1 Schematic diagram of the original distribution network

理论计算：

相同位置接入不同容量的DG时（由线路始端接入），如图2所示。

图2 不同容量DG并网图Fig.2 DG grid-connected diagram with different capacity

理论计算：

对不同容量的DG仿真得到的数据如表1所示。

表1 不同容量DG接入时各支路短路电流Tab.1 Short circuit current in each branch of DG with different capacity

通过分析比较，可以得到以下结论：

（1）分布式电源的接入会对短路电流产生影响，而且DG的容量不同对短路电流的影响不同。随着DG容量的增大，总支路电流I越来越大，原系统支路电流Ia越来越小，DG支路电流Ib越来越大；

（2）DG的接入对上游的支路电流，即对Ia有分流作用；对下游的电流，即I有助增作用。且容量越大，相应的作用越大。

2.2 DG并网点不同对原有配网继电保护的影响

DG容量相同，但由不同位置接入。以SDG＝10 MVA，ES＝10 kV，RDG＝10Ω为例进行仿真研究。如图3所示。

图3 不同接入点DG并网图Fig.3 DG connected to different access points

理论计算：

对不同容量的DG仿真得到的数据如表2所示。

表2 不同位置DG接入时各支路短路电流Tab.2 Short circuit current of each branch when DG is connected in different position

从表格数据中可以发现Ia有一个先减小后增大的过程。

带入具体值：

Matlab仿真波形如图4所示。

图4 支路电流Ia变化趋势图Fig.4 Branch current Ia change trend chart

化简上式可以得到：

由此可以得到以下结论：

（1）分布式电源的不同的接入位置会对短路电流产生不同的影响；

（2）DG接入位置越靠近线路末端，使下游支路电流I越来越大，即对下游的助增作用越大；同时Ib越来越大，即DG支路的电流越来越大；

（3）随着DG接入位置的改变，原系统支路电流Ia会存在一个最小值，即原系统支路电流会存在一个最小值，Ia的值与系统电动势，系统等效内阻，DG内阻，线路等效阻抗，接入点位置有关。当系统等效内阻，DG内阻，线路等效阻抗为定值的情况下，当接入点位置上游电路等效阻抗为总线路阻抗与系统等效内阻的差值的一半时，Ia的值最小（即存在一个接入点使上游支路Ia的短路电流最小）。当DG接入时，应避免这种情况的接入，以保证保护的灵敏度；

（4）DG的接入对上游的支路电流，即Ia有分流作用；对下游的电流，即I有助增作用。且容量越大，相应的作用越大。

3 当DG两点接入时，最优接入方式探讨

如图5所示，以DG1接入初始段，DG2接入线路1/3处为例讨论。

图5 DG两点接入示意图Fig.5 Schematic diagram of DG two-points access

此时I1电流：

若系统电源已知，即E＝10 kV，R内＝1Ω。则电流I1只跟接入两个DG的等效内阻抗有关，即只跟DG的容量有关。

未接入DG时线路初始电流I为：

令 I1＝I，即：

化简上式可得：R2＝4R1＋2。

I与 R1，R2间的关系：

即当R2＝4R1＋2时，当DG2下游发生短路故障时，对于特定段，即DG1与DG2间的线路段短路电流的大小保持不变，无需调整原有的保护方案。

下面以三相电路为例分别验证各种故障情况下的短路电流。

设系统电源：S＝100 MVA，Es＝10 kV，R内＝1 Ω，Zj＝0.5Ω/km，L＝6 km。DG1：S＝100 MVA，Es＝10 kV，R内＝1Ω；DG2：S＝16.67 MVA，Es＝10 kV，R内＝6Ω。

3.1 未接入DG时

未接入DG的情况，如图6所示。

图6 DG未接入示意图Fig.6 Schematic diagram of DG without access

3.2 接入DG时

接入DG的情况如图7所示。

图7 DG两点接入示意图Fig.7 Schematic diagram of DG two-points access

即DG1由线路初始端接入，DG2由线路1/3处接入。设置故障时间为0.1 s时发生。

3.2.1 单相接地短路

调整仿真模型，将其设置为单相接地短路故障，分别记录DG接入前与接入后的仿真波形。

（1）DG接入前原系统发生单相接地故障短路电流如图8所示，此时：

Ia1＝2.036 kA（幅值）

图8 DG接入前单相短路故障电流波形图Fig.8 Single phase short-circuit fault current waveform before DG connection

（2）DG接入后系统发生单相接地故障短路电流如图9所示，此时：

Ia2＝2.036 kA（幅值）

图9 DG接入后单相短路故障电流波形图Fig.9 Single phase short-circuit fault current waveform with DG connected

即Ia1＝Ia2，单相接地短路情况下满足最佳接入方式。

3.2.2 两相短路

调整仿真模型，将其设置为两相短路故障，分别记录DG接入前与接入后的仿真波形。

（1）DG接入前原系统发生两相故障短路电流如图10所示，此时：

Ib1＝Ic1＝2.036 kA（幅值）

图10 DG接入前两相短路故障电流波形图Fig.10 Two-phase short-circuit fault current waveform before DG connection

（2）DG接入后原系统发生两相故障短路电流易为：

Ib2＝Ic2＝2.036 kA（幅值）

波形与图10相同，即Ib1＝Ic1＝Ib2＝Ic2，两相短路情况下满足最佳接入方式。

3.2.3 三相短路

调整仿真模型，将其设置为三相短路故障，分别记录DG接入前与接入后的仿真波形。

（1）DG接入前原系统发生三相短路故障，短路电流如图11所示。此时：

Ia1＝Ib1＝Ic1＝2.036 kA（幅值）

图11 DG接入前三相短路故障电流波形图Fig.11 Three-phase short-circuit fault current waveform before DG connection

（2）DG接入后系统发生三相短路故障短路电流如图12所示，此时：

Ia2＝Ib2＝Ic2＝2.036 kA（幅值）

图12 DG接入后三相短路故障电流波形图Fig.12 Three-phase short-circuit fault current waveform with DG connected

即 Ia1＝Ib1＝Ic1＝Ia2＝Ib2＝Ic2，三相短路情况下满足最佳接入方式。

3.2.4 两相接地短路

调整仿真模型，将其设置为两相接地短路故障，分别记录DG接入前与接入后的仿真波形如下：

（1）DG接入前原系统发生两相接地短路故障短路电流如图13所示。此时：

Ib1＝Ic1＝1.765 kA（幅值）

图13 DG接入前两相接地短路故障电流波形图Fig.13 Two-phase earth fault currentwaveform with DG not connected

（2）DG接入后系统发生两相接地短路故障短路电流如图14所示。此时：

Ib2＝Ic2＝1.765 kA（幅值）

图14 DG接入后两相接地短路故障电流波形图Fig.14 Two-phase earth fault currentwaveform with DG connected

即Ib1＝Ic1＝Ib2＝Ic2，两相接地短路情况下满足最佳接入方式。

3.2.5 三相接地短路

调整仿真模型，将其设置为三相接地短路故障，分别记录DG接入前与接入后的仿真波形。

（1）DG接入前原系统发生三相接地短路故障短路电流如图15所示，此时：

Ia1＝Ib1＝Ic1＝2.039 kA（幅值）

图15 DG接入前三相接地短路故障电流波形图Fig.15 Three-phase earth fault currentwaveform before DG connected

（2）DG接入后系统发生三相接地短路故障短路电流如图16所示。此时：

Ia2＝Ib2＝Ic2＝2.039 kA（幅值）

图16 DG接入后三相接地短路故障电流波形图Fig.16 Three-phase earth fault currentwaveform with DG connected

即Ia1＝Ib1＝Ic1＝Ia2＝Ib2＝Ic2，三相接地短路情况下满足最佳接入方式。

综上所述，当DG1由线路初始端接入，DG2由线路1/3处接入，各种短路情况下特定段（即两点接入之间的线路段）的短路电流保持前后不变，即最佳接入方式成立。

由以上分析进一步推导，令I初＝I末，即接入前后两DG接入点间的短路电流大小保持不变。则：

（其中（0＜λ＜1）

即在任何满足上式的情况下，即为最佳接入方式，使发生各种故障时，两DG接入点间的短路电流大小保持不变。

下面以风电场并网为例，说明该原则的实用性。截止2010年，内蒙古、辽宁两地的风电装机在当地电网中所占比例均超过12%，吉林则高达20%［16］。这说明风力发电在部分区域已占很大比重。风能是一种随机性、爆发性、不确定性的能源，风力发电系统产生的电能随机波动对电网有着很大的冲击［17-18］。当在一定的控制策略能兼容各种电网故障的情况下，该原则的提出给风电场的选址提供了一定的参考性，当进行风电场选址时，在其他条件相同或者相近的前提下，满足上述原则的风电场应该优先考虑，使得特定区段的保护装置同样适用。同时可以在风电并网联络线上人为串联电抗达到满足上述原则，进而保证原有保护装置的适用性。对于具体配电网而言，应该根据该配网的具体参数进行实际配置，在满足该原则的情况下确定最优接入方式。

4 结束语

以分布式电源并网为研究内容，通过理论计算及建模仿真得出五点结论：

（1）DG的容量不同对短路电流的影响不同。DG的接入对上游的线路电流有分流作用，对下游的电流有助增作用，且容量越大，相应的作用越大；

（2）分布式电源的不同的接入位置会对短路电流产生不同的影响。DG接入位置越靠近线路末端，即对下游的助增作用越大，同时DG支路的电流越来越大；

（3）随着DG接入位置的改变，其原系统支路电流Ia会存在一个最小值，Ia的值与电动势，系统等效内阻，DG内阻，线路等效阻抗，接入点位置有关。当系统等效内阻，DG内阻，线路等效阻抗为定值的情况下，当接入点位置上游电路等效阻抗为总线路阻抗与系统等效内阻的差值的一半时，Ia的值最小；

（4）当DG两点接入系统时，存在一种最佳接入方式，使任何故障情况下短路电流的大小不发生改变，即原来保护装置不需要进行调整与改变；

（5）该最佳接入方式的提出为DG的选址定容提供了新的参考依据，对实际工程中风电，光伏等分布式电源的接入具有一定的实用性。