分布式电源接入配电网的继电保护研究

宋 健 ，许 喆 ，翟 爽 ，徐永健 ，王 丹

（1.国网山东省电力公司东营供电公司，山东 东营 257091；2.山东科技大学 电气与自动化工程学院，山东 青岛 266590；3.东营方大电力设计规划有限公司，山东 东营 257091）

0 引言

分布式电源（Distributed Generation，DG）的大量并网，对电力系统可靠性与稳定性产生了一定冲击，尤其对继电保护的影响不容忽视。DG的接入使得电力系统的运行环境变得更加复杂，传统单侧电源供电变为双侧甚至多侧电源供电，潮流的流向也随之发生了变化［1］。这些重要的变化使得原有保护策略中的保护定值、动作时限等环节受到了影响［2］。

针对复杂多变的网络结构和运行方式，国内外学者对接入分布式电源的配电系统的保护研究已经高度重视，目前提出的保护策略主要包含改进的传统电流保护［3-4］、纵联保护［5］、距离保护［6］、采用通信技术的集成式保护［7］和采用基于故障暂态信息的保护方案［8］等。这些不同的保护策略根据其自身特点适用于不同的场合。

结合东营河口区风电和市辖区光伏接入东营配电网的现状，从短路电流、三段式电流保护2个方面分析DG接入对东营配电网继电保护方面产生的影响，并针对其中存在的问题提出相应的解决措施。

1 DG接入对传统配网保护的影响

1.1 短路电流

当分布式电源接入配电网后，系统侧即故障点上游提供的短路电流要明显小于分布式电源侧即故障点下游提供的短路电流。它的作用机理是除了系统电源之外，分布式电源同样会对故障点注入短路电流，使得分布式电源侧的短路电流增大，而且分布式电源对于接入点电压具有助增作用。

由于分布式电源类型、并网容量的不同，对系统产生短路电流的影响也会有所差别。以光伏电源为例，它对系统所注入的短路电流远小于并网后提供的短路电流。设分布式电源并网前其节点阻抗矩阵为Z，由于其并网后网络中的元素会发生改变，采用支路追加法和迭代法对并网后的节点阻抗矩阵进行修改：

式中：Zij、Zik、Zkj为相应节点之间的互阻抗；Zkk为节点k的自阻抗；xkG为节点k的等效电源并联电抗；m为DG编号；b（m）为编号为m的DG对应的安装母线；xb（m）G为含 DG 的母线 m 处的等效电抗。

当母线n发生三相短路时的短路电流计算公式为

式中：Z′nn为节点阻抗阵Z′中节点 n 的自阻抗；Un（0）为故障母线n正常时的电压。考虑到规划问题的精度，在实用计算中也可以取为1.0。而以并网容量为例，将其参数值随容量变化的公式简化为

式中：xmax、xmin分别为分布式电源的次暂态电抗的上下限；SG为系统的容量；SS为额定容量；SB为经过标幺值换算后系统的基准容量。

此外，并网位置的不同也会对短路电流产生一定的影响。当分布式电源处于线路首端与末端时，它所带来电压的提升效果也是不同的。一般而言，当分布式电源处于线路首端时对于短路电流产生的影响最小，而位于线路中段时对于短路电流的影响最大。

1.2 三段式电流保护

首先以系统侧相邻馈线K1点处发生故障为例，分析DG接入对电流保护的影响。如图1所示，DG将通过母线向K1提供反向短路电流。若断路器QF1、QF2配置的保护未装设功率方向元件，当DG的容量足够大时，有可能引起QF1、QF2的保护误动作［9］。

图1 DG倒送电流

以图2所示的情况为例，当接入变电站附近的DG1下游K1点发生短路故障时，由于DG的存在，QF1处保护检测到的故障电流会降低，从而导致DG1处装设的保护的动作灵敏度降低，有可能会发生拒动。

图2 DG降低线路保护的灵敏度

若K2点发生故障时，DG1所产生的故障电流会使QF2处检测到的故障电流增大，从而增加了QF2处保护的可靠性；同理当K3点短路时，由于DG1对故障电流的助增作用，QF2与QF3检测到的故障电流会随之增大。虽然保护安装处的可靠性增加，但是当QF2检测到的故障电流增大到动作电流值时，保护 2就会发生误动，丧失选择性［10］。

2 算例分析

2.1 算例1

以东营市建造开发的第1个风电场、总装机容量为48 MW的河口仙河华能风电场为例，将其接入东营河口区电网的等效模型进行简化处理，如图3所示。

图3 部分风电接入东营电网等效模型

河口区的风电场多数在配网馈线末端接入，将变电站及其上游线路部分等效为无穷大电源。假设线路AD段发生短路故障，且由DG提供的短路电流足够大，会造成短路点处的电压升高，由于DG也会产生故障短路电流，所以系统侧提供的短路电流会减小，这会降低保护3的灵敏度，严重时会引起保护3误动。

结合东营地区实际情况，河口区风电站采用三段式电流保护与距离保护相配合，并配有低电压穿越功能的保护策略，虽然在一定程度上相对于电流保护性能更加完善，但是距离保护也会受到分布式电源提供的故障电流的影响，同时短路点过渡电阻也会对距离保护产生较大影响。

针对东营河口区风电接入配网存在的问题，结合风电站电压等级高、装机容量大的特点，考虑采用分区纵联保护的改进策略来解决现阶段河口区继保方面的突出矛盾。如图4所示，以单DG接入母线的情况为例，提出分区纵联保护方案，并分析其对继电保护装置的影响。

图4 单DG情况下的保护方案

1）分区。本方案以DG接入点所在位置为界，将馈线2划分成区域1（DG上游）、区域2（DG下游）2个区域。

2）保护策略。

在区域1相应位置加装断路器以及保护装置5。考虑到当区域1发生故障时，若DG提供的输出功率较小或者已经退出运行，可能会导致保护5处的方向元件灵敏度不足，发生拒动，所以在保护5处还应配置弱馈保护。

为保证当区域1内发生故障时能瞬时动作保护整个区域，在保护4和5处应配置方向纵联保护并设置重合闸功能。由于保护5的重合闸功能必须在保护4判为瞬时性故障时由保护4来起动，因此保护5处的重合闸需要具备检同期功能。

保护3和4处需要配置带有方向元件的定时限过电流保护。

3）整定值。由上述的分析可知，DG的接入将不会对馈线2上定时限过电流保护之间的配合产生影响，所以不用进行重新整定。

2.2 算例2

选取东营某城区的一个直接接在线路上的6 MW屋顶分布式光伏发电项目为参考对象，对其线路结构简化处理如图5所示。

图5 光伏项目接入配网等效处理

将光伏电源及上游线路等效为10 kV系统电源，主要研究系统发生三相短路故障时保护的动作情况，即考虑系统最大运行方式下继电保护装置相应的动作情况。利用PSCAD软件搭建算例仿真模型，模型搭建后，进行仿真计算，首先测量未接入光伏电源时，CD线路末端（即K2点）发生三相短路时，相应的故障电流波形如图6所示。

由图6可看出，当K2点发生三相短路故障时，根据前文的理论基础，K2点产生的短路电流将不会影响相邻馈线的电流。在分析完未接入分布式电源情况下的故障电流情况之后，在母线C处加入相应的光伏电源，电源容量为6 MW，故障持续时间仍设定为10 s，继续分析K2处发生三相短路故障时，故障电流波形如图7所示。

图6 未接入光伏时故障电流波形

当K2点发生三相短路故障时，由于光伏电源的接入，除系统电源之外，网络又变为双侧电源供电，故障点下游的短路电流增加，从而使得线路保护2处检测到的短路故障电流增大，在一定程度上提高了保护2的可靠性。由于保护1也位于故障点下游，按照作用机理其检测到的短路电流也会增大，这很有可能引发保护1处产生误动作。

图7 发生故障时电流仿真波形

此外，通过母线光伏电源也会给馈线2、馈线3提供相应的反向短路电流，在可能会引发相邻馈线保护的误动的同时，由于保护3处于系统侧，系统侧提供的短路电流将会相应减小，从而使得保护3处检测到的短路故障电流也将减小，严重时会引发保护3的拒动。通过上述两种故障波形图的对比也可以明显看出，在接入光伏电源后故障点K2上游产生的短路电流相较于光伏电源未接入时有明显增加，而K2下游产生的短路电流相较于接入之前存在下降的趋势，从而验证了前文理论研究的正确性。

根据实地考察，光伏并网一般采用就近原则，规划性较差。保护策略大多采用传统的三段式电流保护，其保护元件一般不具备方向性，当其他并联分支线路发生故障时，会引起安装有DG的分支上继电器的误动。提出一套将距离保护和电流保护相结合的配电网继电保护配置与整定原则：

1）当DG接入后，保护安装处的三段式电流保护仍能满足灵敏度要求的，仍然按照传统的电流保护整定原则进行整定。

2）当DG接入后，保护安装处的三段式电流保护无法满足灵敏度要求的，改为装设距离保护。

3）分DG并网点上游的线路末端在需要时应加装相应保护装置，以保证全线任意位置故障都能可靠切除；同时并网点上游的保护安装处应考虑配置方向元件，防止本线路保护反向误动。

3 结语

以东营河口区风电与市辖区光伏为例，从短路电流、三段式电流保护2个方面分析分布式电源接入配电网对继电保护装置产生的影响。

针对风电站电压等级高、容量大的特点，考虑采用分区纵联与过电流保护相配合的保护策略，在DG上游的保护装置应加装功率方向元件；系统侧保护装置配置自动重合闸前加速功能，DG侧重合闸装置配置检同期功能，在一定程度上减少了误动、拒动现象的发生率。

针对光伏电站布局分散的情况，考虑在尽量不改变原有电流保护的基础上，在不满足灵敏度要求的保护安装处配置距离保护同时加装方向元件，从而防止本线路保护反向误动。