分布式发电系统保护控制研究（一）：电网侧保护控制方案研究

戚宣威， 叶雨田， 罗华峰， 贺 军， 王 松， 陆承宇

（1.国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，杭州 310014；2.华中科技大学，武汉 430074；3.国网浙江综合能源服务有限公司，杭州 310014；4.杭州意能电力技术有限公司，杭州 310012）

0 引言

分布式发电对优化能源结构、推动节能减排、实现经济可持续发展具有重要意义[1-9]。国家电网有限公司于2013年11月29日发布了《国家电网公司关于印发分布式电源电网相关意见和规范（修订版）通知》，以进一步鼓励和推动分布式能源的发展，落实国家能源发展战略。

在移动互联网、云计算、大数据等新兴技术快速发展的推动下，互联网数据中心作为互联网产业的基础设施和基础资源，在我国具有广泛的应用前景和发展潜力。互联网数据中心负荷具有设备能耗高、发热量大、对供电及制冷可靠性要求高等特点。

分布式发电为互联网数据中心提供了制冷供电的全方位能源解决方案，具有多方面的经济技术优势[10-11]：一是提升能源利用效率，降低数据中心运行成本；二是通过自发自用提升数据中心保冷供电的可靠性；三是通过利用清洁能源减少污染气体和温室气体排放，实现节能减排。

本文以采用分布式发电的互联网数据中心工程项目为依托，开展分布式发电系统保护控制研究：结合数据中心负荷的要求，针对系统不同场景下的运行方式开展风险评估；根据现有的相关技术规程与标准，制定了保护控制目标与总体技术路线；在此基础上，提出了保护控制配置方案，并对不同场景下的动作逻辑时序进行推演；最后提出了技术和管理方面的改进建议。

1 系统概况

1.1 项目简介

某互联网数据中心的平面图如图1所示，其主要电气参数如表1所示。该数据中心电负荷和冷负荷分别为45 858 kW和38 859 kW，其制冷系统用电量占整个机房用电量的比例高达40%。数据中心机房常年不间断运行，具有设备发热量大、使用系数高、对供电及制冷可靠性要求高等特点。

图1 某互联网数据中心的平面图

表1 分布式发电系统主要电气设备参数

为确保数据中心的稳定供电，工程建设了110 kV用户变，通过两回110 kV线路与外部电网相连，站内拥有2台容量为63 MVA的110 kV/10 kV的主变。

为实现数据中心的经济运行，构建分布式能源发电机站，项目采用燃气轮机、溴化锂机组进行电、冷联供，通过天然气的梯级利用，提升供电制冷的经济效益。同时，能源站内部还具备COP（制热能效比）为6.0的电制冷设备，以确保数据中心冷负荷的可靠供应。

在外部市电断开的情况下，为确保数据中心的可靠运行，采用具备快速启动功能的柴油发电机作为应急电源，在紧急情况下可通过黑启动进入孤岛运行状态。

1.2 电气主接线

分布式发电系统的电气主接线如图2所示，该电气系统由110 kV用户变、数据中心以及能源站三部分构成。用户变110 kV及10 kV系统均采用单母线分段段结构，通过2台主变将数据中心与市电相连。用户变10 kV母线通过馈线提供数据中心负荷。能源站内的10 kV发电机母线采用单母线分段段结构，7台内燃机和11台柴油发电机均连接至发电机母线，并通过两回封闭母线将电能输送至联通变10 kV母线以供数据中心使用。能源站内含有两段站用母线，每段站用母线分别通过工作与备用进线与两段发电机母线相连，10 kV电制冷设备与站用母线相连。

2 系统运行方式及风险评估

2.1 正常运行方式

在正常运行方式下，图 2中的两回110 kV线路均处于运行状态，110 kV母线分段开关、10 kV母线分段开关BTB1和发电机母线分段开关BTB2均处于断开状态。110 kV母线和10 kV母备自投采用“备桥”方式，当单回市电失去时，通过合上母线分段开关以恢复供电。

发电机控制系统根据2台110 kV主变低压侧断路器MB1和MB2位置判断并网模式。此时，10 kV母线进线均处于运行状态，分布式发电控制系统为“并网模式二”状态，发电控制模式为“以冷定电”，即内燃机根据数据中心的制冷负荷需求，决定开机功率，以保证数据中心的制冷需求为目标。内燃机的发电功率难以满足数据中心的全部用电需求，不足部分由电网补充供应。

图2 分布式发电系统电气主接线

在正常运行模式下，系统的运行可靠性较高，若出现N-1故障，电网侧可通过备自投等恢复策略恢复供电。

2.2 N-1故障及检修情况下的运行方式

2.2.1 单回110 kV线路失电或检修

若单回110 kV进线故障或检修，则110 kV母线分段开关处于合位，系统为“一线带两变”模式。由于2台110 kV主变低压侧的断路器MB1和MB2位置仍处于合位，则分布式发电系统仍判断处于“并网模式二”，控制方式依然是“以冷定电”。

在110 kV“一线带两变”情况下，若仅存的一回110 kV运行线路也失电，则数据中心将全站失电，此时需要依靠备用电源的黑启动以恢复供电。

2.2.2 变电站主变故障或检修

若变电站内部1台主变退出运行，则10 kV母线的分段开关BTB1将处于运行状态，退出运行的110 kV主变低压侧断路器断开。发电机控制系统将进入“并网模式一”。在该模式下，电网运行的可靠性较低，故发电机控制方式为“以电定冷”，即内燃机的发电功率需要满足数据中心全部电负荷的需求，电网仅向负荷提供极小的功率。

在变电站主变故障或检修情况下，若市电消失，处于“并网模式一”的分布式发电系统可继续提供站内的全部负荷而直接平稳过渡至“孤岛运行模式”，从而避免风险较高的黑启动恢复流程。

3 保护控制目标及技术思路

3.1 总体保护控制目标

为实现分布式电源系统的经济稳定运行，需要根据负荷的需求，从电网和电源两方面提供技术保障，以实现“源网荷”的协同配合。

（1）负荷侧需求。保障优质、稳定、可靠的供冷与供电；在脱离市电的情况下避免长期仅依靠内燃机供电，因为内燃机运行区间较小，在负荷波动期间下易跳机而使得负荷失去供电，在孤岛运行期间需要开启柴油发电机作为备用电源，以提升系统的备用容量与供电可靠性。

（2）对电网的要求。能够快速可靠切除电网侧故障；系统侧故障切除后，需要及时隔离分布式电源，以加速故障点熄弧和母线失压，从而确保备自投、重合闸等供电恢复策略的可靠动作。

（3）对分布式电源的要求。能够保障分布式电源（内燃机、柴油机）的可靠运行；具有孤岛检测功能，并在进入孤岛运行状态后，可以通过启动备用电源（柴油发电机），以确保数据中心的冷、电负荷可靠供应；系统供电恢复正常后，可以重新并网至电力系统。

3.2 市电消失后恢复控制的总体思路

3.2.1 现有的恢复控制策略

根据现有相关技术标准与工程实际情况[12-14]，失去市电电源供应时，恢复负荷的冷电供应主要有两种思路：

（1）利用电网的安全自动装置恢复市电供应。采用备自投、重合闸等控制方法快速恢复供电，该控制策略需要提前切除分布式电源，以实现母线失压和故障点熄弧，从而保证安全自动装置的可靠动作。

（2）利用分布式电源提供电源支撑而进入孤岛运行模式。进入孤岛模式可以通过两种方法：一是分布式电源在市电失去后直接由并网模式切换进入孤岛模式，从而继续保持负荷的稳定供应；二是通过黑启动方法进入孤岛运行模式，此时在市电消失期间，分布式电源亦先脱网，随后通过快速启动备用电源以恢复负荷供电。

3.2.2 项目的总体技术路线

根据2.2部分所介绍的系统运行方式，结合3.1部分所述的保护控制目标，形成如下恢复控制思路：

（1）若在“并网模式二”下发生N-1故障，则优先依靠电网的安全自动控制策略恢复市电。因为，在“并网模式二”下，分布式电源处于“以冷定电”运行模式，若市电突然失去，分布式电源将难以维持负荷的稳定运行而脱网。此时，依靠电网安全自动装置恢复供电则具有更高的成功率。为了保障安全自动装置的正确动作，需要提前切除分布式电源，如图1中的分布式电源的进线开关TB12和TB22所示。

（2）若在“并网模式一”下失去仅剩的一回市电供应，则优先采用分布式电源稳定供应负荷，并切换发电控制模式以直接进入“孤岛运行”模式。在“并网模式一”期间，市电提供的功率为极小值，负荷功率几乎全部由分布式电源提供。此时，若市电失去，则分布式电源可以继续维持稳定运行，而无需黑启动。另一方面，在“并网模式一”情况下，若市电失去，由于系统保持稳定，电网侧的保护控制装置均不会动作。因此，在“并网模式一”下，可依靠分布式电源直接维持系统的稳定运行。

（3）在市电失去后，若电网及分布式电源均无法恢复供电，则需要进入黑启动程序，快速启动备用电源（柴油发电机）以恢复数据中心的冷电负荷。在黑启动之前，需要切除图1所示的主变低压侧断路器MB1和MB2，以防止分布式电源将发电功率反送至110 kV系统。

4 保护控制配置方案及动作逻辑策略

4.1 保护控制系统配置

根据第3部分所述的控制目标及技术思路，研究形成如下的电网侧保护控制系统配置方案。该方案由110 kV系统故障解列装置、110 kV系统备自投、10 kV系统备自投和10 kV系统稳控等四个装置构成，各个功能之间相互衔接配合，可以满足快速恢复电网供电的要求，同时可为后续分布式发电系统的运行提供有力技术条件，实现“源网荷”的协同配合。

（1）110 kV系统故障解列。故障解列装置按分段母线配置，根据110 kV系统分段母线电压的低频、低压情况，延时0.5 s快速跳开对应的分布式电源的进线开关，如图1中TB12和TB22所示。该装置用于检测市电消失且分布式电源难以维持负荷供电的情况，通过快速跳开分布式电源的进线开关，以实现110 kV及10 kV母线失压，为下一步的备自投动作提供有利条件。

（2）110 kV系统备自投。采用备桥方式，在单回110 kV市电失效情况下，延时5.5 s动作合上110 kV母线分段开关以恢复失电段110 kV母线的电压。5.5 s延时为根据上级电网备自投配合整定。

（3）10 kV系统备自投。采用备桥方式，在10 kV分段母线失压情况下，延时6.5 s动作合上10 kV母线分段开关BTB1以恢复供电。

（4）10 kV系统稳控。在10 kV母线电压情况下，延时7 s隔离110 kV主变低压侧开关MB1和MB2。稳控装置动作意味着市电失去且分布式电源隔离后，110 kV系统以及10 kV系统备自投均动作失败，连接负荷的10 kV母线电压尚未恢复。此时，需要跳开110 kV主变低压侧开关，实现负荷与电网的隔离，从而为后续的能源站黑启动创造有利条件。

此外，为了保障元件设备的安全可靠运行，系统中按要求配置了不同设备的主、后备保护装置，譬如：110 kV系统母差保护、110 kV主变差动保护、发电机母线电流差动保护、联络线（连接发电机母线与变电站10 kV母线）电流差动保护等。为了确保分布式电源（内燃机）的安全运行，增设了频率/电压异常装置，在发电机母线频率/电压异常情况下切除内燃机，以保证发电机本体设备的安全运行。

4.2 不同运行工况下的保护控制动作情况

根据4.1部分所提的保护控制系统配置方案，结合第2部分所述的系统运行场景，电网侧的保护控制动作情况如下。

4.2.1 正常运行模式下单回110 k V线路失电

在正常运行模式下，若单回110 kV市电消失，系统将会损失该失电线路所连分段母线上的负荷，保护控制的动作时序为：

（1）由于市电功率损失，分布式发电系统将难以维持数据中心负荷的稳定供应，系统电压和频率将发生跌落。

（2）110 kV故障解列装置将延时0.5 s动作切除分布式电源，使110 kV母线快速失压。

（3）随后110 kV系统备自投将延时5.5 s动作，通过合上母线分段开关使110 kV母线恢复电压。

（4）若110 kV备自投动作不成功，则延时6.5 s的10 kV系统备自投将后续动作以恢复10 kV母线电压。

（5）若10 kV系统备自投动作亦失败，则10 kV系统稳控将跳开相应失电110 kV主变低压侧断路器，从而为后续的站内恢复程序创造有利条件。

4.2.2 110 kV“一线带两变”运行模式下110 kV线路失电

在110 kV“一线带两变”运行模式下，若仅剩的一回110 kV运行线路也失电，则将发生全站失电事故，保护控制的动作行为是：10 kV稳控装置将延时7 s跳开2台主变的低压侧断路器，将数据中心与110 kV系统隔离。后续依靠能源站的黑启动程序恢复站内以及数据中心的供电。

4.2.3 变电站内部主变退出运行

若变电站内部一台主变退出运行，保护控制的动作时序为：

（1）依靠10 kV备自投动作，通过合上10 kV母线分段开关BTB1以恢复市电供应。

（2）若10 kV备自投动作失败，则10 kV稳控动作以跳开该故障主变的低压侧断路器，后续将通过能源站内部的倒负荷以及黑启动流程恢复数据中心供电。

4.2.4 在“并网模式一”下市电消失

在“并网模式一”下，分布式电源满足数据中心全部冷电负荷的需求，此时若市电消失，分布式发电系统可以维持系统的稳定运行。在此情况下，由于系统一直保持稳定运行，故难以判断出市电消失故障，需要依赖外部电网以及发电机控制系统的相关运行信息进行辅助判断。同时由于市电消失后系统一直保持稳定运行，电网侧配置的所有保护与控制装置均不会动作，需要手动跳开主变低压侧断路器以隔开电网，从而使得分布式发电系统进入“孤岛运行”模式。

5 问题与讨论

项目中由于110 kV变电站、能源站以及数据中心分属于三个不同单位的资产，其专业管理相互隔离与制约，导致保护控制设备配置复杂多样，增加了系统调试和运维难度，主要体现在：

（1）电网侧不信任能源站内发电机控制系统。如前所述，在外部市电消失后，电网侧的110 kV故障解列装置需要跳开发电机母线进线开关TB21和TB22，从而隔离分布式电源。该功能均已在能源站发电机控制系统中实现，发电机控制系统有十分灵敏的孤岛检测判据，在外部市电消失后可以瞬时跳开该进线开关，现场调试结果亦验证了该判据的有效性。但是，由于技术管理问题，电网侧需要单独安装故障解列装置，导致设备的重复配置。

（2）能源站内的发电机控制系统无法获取外部电网的信息与控制权限。如前所述，市电消失后，若备自投恢复策略动作失败，则10 kV稳控装置需要在10 kV母线失压情况下延时切除对应主变的低压侧断路器。发电机控制系统可以获取变电站内10 kV母线电压，并判断母线失压情况。但是，由于无法取得变电站内主变低压侧断路器的控制权限，故发电机控制系统无法主动跳开该开关，导致需要单独增设稳控装置。此外，对于变电站内110 kV母线及线路的相关测量信息，能源站内的发电机控制系统难以获取，制约了检孤岛判据以及发电机控制策略的性能提升。

分布式发电系统涉及“源网荷”的协同，保护控制配合复杂，需要从管理层面出发，打破各技术专业“各自为政”的局面，统筹构建保护控制体系，以实现系统的集约与优化。

6 结语

本文以采用分布式发电的互联网数据中心工程项目为例，开展分布式发电系统保护控制研究。围绕系统不同运行方式开展了风险评估。根据“源网荷”协调配合的要求以及相关技术规程，制定了保护控制目标与总体技术路线。在此基础上，提出了保护控制配置方案，并对不同场景下的动作逻辑时序进行推演。最后结合项目实际情况，探讨了相关的管理和技术改进建议。