基于DG接入的配網自動化系統保護策略的研究

林 霞，時 永，李 強，高厚磊

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基于DG接入的配網自動化系統保護策略的研究

林 霞1，時 永1，李 強1，高厚磊2

(1.國網山東省電力公司棗莊供電公司, 山東 棗莊 277102;2.山東大學電氣工程學院，山東 濟南 250061)

隨著配網自動化水平不斷提高，DG接入時，只要其相應保護及運行調度策略適應配網自動化水平，就可以將DG對配網的影響限制在最低水平。綜合考慮DG容量、其支持孤島運行方式特點及其穩(wěn)態(tài)、暫態(tài)短路特性，采取相應的故障隔離及其電網自愈恢復策略實現這一目標。通過對DG正常運行潮流及故障時短路特性分析，采用調整保護定值和重合閘策略，并利用現有的配網自動化系統配合(包括設備自動化和遠程可控開關)，實現故障消除及事先制定的孤島劃分方案。通過實例分析可知在DG運行的配網上仍可實現故障定位及配網自恢復策略。

分布式發(fā)電；配網自動化；電流保護；故障定位；孤島運行

0 引言

隨著可再生能源的份額不斷增加，DG對電網的滲透度也在不斷增加。其容量從10 kW到幾百MW。由于DG的接入給配網帶來問題是多重的：使配網由輻射型變?yōu)槎嚯娫喘h(huán)網，并且有多個子單元(小的環(huán)網)及多終端網絡；短時過負荷，雙向潮流，有時短路電流小于故障判斷的短路電流水平等[1-5]。并且由于中壓配網的網絡時間常數較大，導致故障切除后的動態(tài)穩(wěn)定失去從而帶來對配網最大允許故障切除時間縮短的壓力，使得對快速故障定位提出更高要求[6-9]。另一方面，從提高供電服務水平的角度來講，為了保證供電可靠性、供電質量，允許的停電時間縮短，這些都給配網故障以后的及時定位及快速恢復供電提出更高要求[10-14]。

因此當DG接入配電網時，需要另外保護系統的配合校核。在保證電網安全可靠運行的同時，使得客戶不受不正常的和異常的電網操作的影響。無論是過長的故障切除時間或非選擇性跳閘，對于一個不斷開放的能源市場都是不可接受的。因此，在DG接入時需要重新校核保護配合性，優(yōu)化保護的配合原則。

對于許多小型DG，一般提供不了可供故障判斷的短路電流。只有感應發(fā)電機對于外部故障會提供兩個或三個周期的故障電流，類似于感應電動機。通常故障后系統變電站斷路器跳閘，小型同步機過載，提供的短路電流是非常小的。對于這些小型發(fā)電機，其并網保護只要求配置同步繼電器。較大的同步DG會在系統故障時提供大的短路電流。這種情況下，并網時除要求配置失步保護，還要與系統保護配合，起到檢測故障和隔離故障的功能。而對于故障發(fā)生時的暫態(tài)過程，其故障電流大小取決于發(fā)電機電抗(,和d)，衰減速率取決于故障終端電壓和其短路時等值電路開路時間常數(,)。當采用過流保護時要充分考慮其外部故障時電流衰減幅值和速度問題，有可能導致過流保護無法正確動作。

通過以上分析可知，DG保護方案需同時滿足以下三點，如圖1所示。

1) 保護要同時兼顧系統側和DG業(yè)主雙方的要求，既要保證與系統保護配合，又不影響系統保護的配合關系，同時還要保護DG本身，并不損壞系統設備。

2) 保護方案不僅要能保證DG并網運行時的配合性，當DG在形成孤島運行的過程中也要能夠不失去其保護功能。即保護方案同時考慮穩(wěn)態(tài)運行及孤島動態(tài)操作過程，并且在并網、孤島運行方式下均可保證其保護方案適用性。

3) 保護方案要考慮到不同DG性質時的短路電流特性，并能根據其特性選擇合適的保護方案。特別是要考慮到DG所供短路電流的衰減特性，尋找一個可靠的故障判據，以準確判斷其故障特征。如果判據本身存在某些盲區(qū)，要考慮采用多種判據的綜合量，以期達到自適應性的保護方法。

本文將介紹新的保護協調配合策略以克服這些問題，以最少的成本最大限度利用已有的配網自動化系統縮短故障切除時間。考慮到成本壓力，保護策略會根據網絡參數特點及DG提供故障電流的大小來重新調整保護配合定值及時間級差，在故障切除時間暫態(tài)穩(wěn)定特性允許的前提下提高保護動作快速性及重合閘重合成功率。在此基礎上，針對DG本身特點，包括短路電流提供水平以及穩(wěn)態(tài)下對當地負荷的平衡能力，提出了一套基于DG并網及孤島運行方式下的配電自動化故障定位及網絡自愈策略，以提高配網在DG接入情況下的供電可靠性。文章首先介紹了不同DG的短路特性及相關的并網準則；其次介紹了基于DG的配電自動化系統故障處理及再并網策略；最后以一個實際的配電自動化系統給出了基于DG并網條件下的故障處理全過程。

1 基于DG不同特性的并入配網相關準則

在DG安裝過程中，供電系統管理部門曾經多次努力嘗試規(guī)范DG并網保護要求。但是由于以下所列變量，規(guī)范要求是非常困難的。

A. 配網電路的設計不同，有些保護使用“保險絲”，還有其他嘗試采用線路保險，與其分支回路保險相配合，不致引起越級跳閘。有些保護采用線路重合閘和分段器，而有的則沒有。自動重合閘做法各不相同，有的采用前加速重合，有的則采用后加速重合。如圖1所示。

圖1 DG并入配電網一次圖

B. DG發(fā)電機不同類型

各種類型DG發(fā)電機可以被分為三大類：

1. 同步發(fā)電機

發(fā)動機、燃氣輪機、小水電。

2. 感應發(fā)電機

風力發(fā)電機。

3. 異步發(fā)電機

微型渦輪機、燃料電池、光伏。

這些發(fā)電機類型具有不同的電特性并因此具有不同的互聯保護要求。目前DG最常見的類型是同步發(fā)電機。供電系統對每種類型的DG并網互聯要求看法不一。

國際上普遍采用的是IEEE-1547嘗試為DG互聯提供國家標準?？墒荌EEE-1547對DG互聯保護要求提供了非常有限的實際指導。它要求過/欠頻率和過壓/欠壓互聯保護。它清楚地定義了在DG和供電系統公共耦合(PCC)點之間安裝互聯保護。該標準還規(guī)定DG并網操作要求，但沒有提供方法、解決方案或可選方案以滿足這些要求。關鍵問題如：潛在的過電壓，互聯變壓器的選擇，系統保護不再配合，由于系統側非全相或失步保護沒有達到動作水平產生不平衡電流而損壞DG。

由圖2可以看出，由于各個DG的性質不同，其配置的保護類型也不盡相同。對于無法提供短路電流的異步發(fā)電機性質的燃料電池組、光伏等，既不需要配備過流保護也不需要配置同步裝置，只要求配置過/欠頻率和過壓/欠壓互聯保護(反孤島裝置)即可。而對于感應性質的風力發(fā)電則需配置過流保護裝置，而大型同步機在要求配置過流保護的同時，也要求配置同步裝置。而總起來講，其反孤島裝置的配置是根據供電系統與DG業(yè)主協議是否可以孤島運行來決定，而保護及同步裝置的配置則需視其發(fā)電機性質及提供短路電流能力區(qū)別對待。

圖2 不同性質DG并入配電網一次圖

2 基于DG的配電自動化系統故障處理及再并網策略

在進行網絡自動化分析時，通常有以下標準配置：

1) 故障指示器。帶有本地和/或遠程指示故障檢測(帶方向和不帶方向)。

2) 本地自動化。自動重合閘，自動分段開關以及通過接地繼電器驅動接地開關。

3) 應用SCADA和DMS配電自動化控制系統。

2.1 基于DG的配電自動化系統故障處理策略

對于所提出策略的基礎仍是采用離線設置當地的自動化設備定值和在線遠程控制開關與本地自動化設備對故障自動反應的配合關系。特別分析了故障管理中DG接于中壓網絡時，當地自動化動作行為和繼電保護定值設置。排除故障是保護和當地的自動化基本功能。根據自動化水平，故障的定位和隔離也可由不同的自動化程度完成。而重合，分段器和其他當地的自動化應用水平會顯著提高故障管理水平和減少對消費者故障電流沖擊時間。

對消費者供電可靠性被認為是一個故障管理的框架，它包括故障排除和定位。如圖3所示為配網中的一條饋線。饋線上接有4個MV/LV變電站及一個DG通過一個轉換開關接入網絡。普通用戶標記為CI—C3，重要用戶標記為IC。此外，每個電源側均配備了故障檢測器(FD)用于故障部分的定位。故障探測器是帶方向的。饋線保護是由過流J>繼電器組成。一個繼電器標記R被放置在饋線變電站出站側，而另一個是放置在DG，它被標記為DGR。

圖3 簡單接入DG的配電網開關保護配置圖

當故障發(fā)生時，饋線電流繼電器保護R 0.3~0.5 s后跳開。 DGR動作時間設置取決于DG提供的故障電流大小。一般情況下，有兩種可能的情況。第一個包括DG直接聯接到配電網絡。這樣的DG可能導致短路電流值顯著增加。DG容量越大提供的短路電流越大。第二種更為普遍的情況是DG通過電力電子器件連接到配電網絡。這些裝置是被用于DG控制。換流器裝置會限制DG提供的短路電流僅限于額定電流水平(在某些情況下，短路電流可以達到稍微高于150％的額定值)。顯然，存在DG的配電網代替輻射性網絡成為環(huán)路。

預估DG產生短路電流大小是至關重要的。如果HV/ MV站的MV母線故障，DG提供的短路電流小于保護R定值，DGR時間定值與保護R時間定值相同。否則，考慮與饋線保護配合，時間設定上調D。因此，故障后會打開饋線斷路器B和DG斷路器。在最壞的情況下，故障消除時間0.3~0.5 s+D。動作曲線如圖4所示。

圖4 DG的配電網過流保護配合校驗動作曲線

2.2 基于DG的配電自動化系統重合閘時間配合策略

故障排除后0.3 s，斷路器B可以進行自動重合閘。顯然DG的存在影響對當地自動化自動重合閘的時間設定。通常情況下，DG會發(fā)生停運，所以，饋線的送電方向將只從高壓/中壓進行，這一方案將取消DG在配電網存在引入所有效果。如果故障是臨時性質，它將在以前所述序列動作后恢復供電，而對于永久性故障，會再次跳開B。

配電自動化的引入將會為進一步提高故障處理水平提供幫助。對于以上描述故障，當1為快速重合，2為慢速重合。0.3 s重合會消除臨時故障，如為永久故障，則會再次跳開斷路器。同時，會跳開故障指示器，然后由他們選擇跳開合適的(負荷)開關。如果是永久性故障，消費者C1，C2和IC將跳閘，開關1、3、5、7將會跳開(最后兩個故障檢測器FD3和FD4將會動作，然而由于反方向發(fā)電機的功率電子耦合典型設置提供線路額定電流的160％，因此會忽略此短路電流而不啟動跳閘 - 此方式該開口開關5和7不會跳開)。但始終會因DG的停運而將配網還原成輻射性網絡，之后的故障處理程序就會照舊。

此外，再次重合后，FD1會感受到電壓的存在，變電站C1開關1閉合(通常在5 s)。然后FD2檢測電壓的存在，變電站C2開關3閉合。這導致重合于故障再次打開。在同一時間開關3將打開并被閉鎖不再重合，因為開關跳開即發(fā)生在其閉合瞬間。重合器重合以及開關1的順序重合將饋線健康部分恢復送電。因此識別故障部分：它的位置是打開的封鎖開關和其下游FD/開關之間。如果可能的話，饋線的有故障的其余下游部分可以被重新通過手拉手線路恢復供電。

2.3 DG的孤島劃分及再并網策略

一旦DG脫網，當并網保護動作后，聯接紐帶必須恢復。兩種DG跳閘/恢復的方法被行業(yè)內廣泛使用。第一種恢復方法(情況1)用于DG與當地負荷不匹配的情況。此時，并網保護通常跳開DG斷路器。當供電系統恢復時，DG通常自動重新同步。許多供電公司需要同期繼電器在主要并網點通過斷路器進行同期合閘，以避免不同步合閘。同期繼電器一般配備母線檢無壓(低電壓)邏輯，使DG所聯接失壓母線重合于系統。第二種并網恢復方法(情況2)用于DG大致與本地負載匹配的情況。在這種情況下，由并網保護跳開主進線斷路器。在許多情況下，石油化工、造紙行業(yè)的DG配有內部低頻減載裝置，DG脫網后有與其相匹配的局部負荷以支持孤島運行方式。

當檢測DG與系統不再同步時，需要立即脫網。DG快速脫網，以允許饋線斷路器實現自動重合閘。系統側快速重合閘可以在變電站斷路器跳閘后15至20個周波后實現。系統則需要對DG脫網速度做出要求。利用低頻繼電器加上重合閘脫網阻止大多數DG在系統干擾時提供對系統電源的支持能力。其配合關系如圖5所示。

圖5 DG的配電網過流低頻低壓配合校驗動作曲線

然而這種解決方案有時不能簡單地應用在現實中，因為配電網和DG屬于不同所有者，并不總是可以協調工作的。有時重要的用戶將在DG重啟期間受到干擾。為了永久性故障后DG的持續(xù)運行，引入智能型斷路器的斷開/重合，同時伴隨著打開某些(負荷)開關。該解決方案意味著不僅通過故障檢測器，同時通過確定的孤島邊界啟動打開開關。另一種帶來破壞性的條件會施加在同步發(fā)電機，尤其是往復式發(fā)動機原動機，由于系統長時間無法消除故障使得系統中的同步機失去同步。因為往復式發(fā)動機的機器慣性非常低，對其影響尤其大。當完全失去同步時，可能導致軸扭矩損壞。突然失衡的發(fā)電機電氣和機械動力輸出使得往復式發(fā)動機發(fā)電失去同步。當發(fā)生嚴重(一般三相)短路而無法快速消除時，而在故障期間的機械動力輸出保持不變，發(fā)電機的電力輸出可能會因此突然減少。在此期間發(fā)電機失去同步，并會經歷一場嚴重的電壓驟降。電壓跌落的越多時，發(fā)電機電能輸出就越少，這種電氣和機械輸出之間不平衡導致發(fā)電機加速，更加導致失去同步。如果欠壓繼電器(27)延時設置過長時，發(fā)電機可滑極而導致軸扭矩損害。一個基于阻抗原理的失步繼電器可以用于檢測該條件，并從系統中使DG脫網。

基本的原理為：發(fā)生永久性故障后，為了DG和重要的用戶立即形成孤島，哪個開關將被打開依賴于DG功率、實際用電量、網絡狀態(tài)以及可用的開關和保護。該方案的孤島是提前設定的，并通過特定的事件觸發(fā)。例如圖1饋線，這意味著斷路器B /重合閘動作將伴隨著打開開關5和8。觸發(fā)事件可以當檢測到故障發(fā)生，通過繼電器R和電壓繼電器設定為同時動作。這意味著一個孤島由DG和MV/ LV與IC組成。故障時，只要故障動作曲線不是落在孤島上DG和IC之間，此操作都是成功的。設置相應的故障檢測器可以過濾故障發(fā)生在孤島上的情況。有必要引入故障在饋線上孤島邊界的探測器。以圖1所示配網為例，可以使用故障檢測器FD3和FD4。如果兩個探測器被跳開，故障是島的下游，或者兩者不跳閘，故障是島的上游。最后，如果只FD3跳閘和FD4沒跳，這將意味著故障是在島上的，孤島不可能運行。(負荷)開關8要更換為斷路器，當故障位于其下游時，及時斷開以提供孤島運行方式。開關5必須比斷路器B和斷路器8(前開關8)更慢打開，以避免切斷短路電流。斷路器B開關5和斷路器8之間的協調，通過適當調整的時間設置。強制性先決條件是DG能夠繼續(xù)運行，直到孤島操作建立(這是肯定的，因為DG在故障狀態(tài)能夠繼續(xù)運行至少500~600 ms)，有足夠的時間建立孤島運行方式。

由圖6可以看出，只有在明確DG的故障耐受時間，系統暫態(tài)穩(wěn)定的故障切除最大時間以及孤島劃分的策略后才能最終確定最終孤島運行方案。因此這是一個需要綜合評估系統、DG雙方正常運行方式及暫態(tài)特性的綜合方案。

圖6 DG的配電網孤島劃分策略流程圖

3 實例分析

圖7為集中式配網自動化故障自動定位及隔離系統。假設在分段開關D下游區(qū)段接入DG，當分段開關C與D之間發(fā)生永久性故障時，故障區(qū)域判定過程為：DL跳閘后，啟動故障區(qū)間判定，30 s收集所有開關保護動作信息，從電源側起，最后一個由系統側作為大電源提供短路電流整定的相對較大保護動作定值啟動的最后一級開關與相鄰的由DG提供的相對較小的保護動作定值啟動開關之間即為故障區(qū)段。故障區(qū)域確定后自動隔離。而對于DG在正常運行方式下退出運行時的故障隔離，只要是系統側保護動作最后一級開關與相鄰沒有保護動作的開關之間即可判定為故障區(qū)段。

圖8所列為適用于配網自動化的電壓型開關故障診斷系統的動作行為分析。而對于DG接入的情況，唯一不同的是，當FCB再次保護跳閘，線路失電后各開關自動斷開；B分段開關(RTU2)因Y-延時中斷電自動設置正方向閉鎖，而相鄰的RTU3因殘壓加于S側自動設置反方向閉鎖。(LOCK狀態(tài)即使在RTU失電時也能被記憶)。而在進行離線參數設定時，DG的接入位置是在系統中輸入，因此，對于開關D來講，首先感受到的是一直存在于其RTU終端來自S側的電壓，而其RTU系統側是感受到的小于其整定時間XL的恢復又消失的電壓，因此自動設置反方向閉鎖。原理圖如圖9。

圖8 基于DG的配電網分布式電壓開關故障自動判斷系統動作原理圖

圖9 基于DG的配電網分布式電壓開關RTU 自動判斷動作原理圖

圖10為配電自動化實際動作隔離故障動作圖，當時，沙溝站下游分支發(fā)生永久性故障，其處理流程如圖10(a)所示。由于當地DG容量不大，因此不考慮孤島運行情況，只需在FCB重合閘動作時間整定上作了0.5 s的延時，其重合閘時間設為1.5~2 s，其首級分段開關動作時間如圖10(c)所示，Y延時為28 s，這是考慮與二次重合閘儲能相配合，由他級次均為7S X延時，如圖10(d)所示。如果要進一步要求DG孤島運行狀況，在目前的配電自動化動作時間內，不論其是否為永久性故障，在第一次重合閘之前即將DG從系統隔離，或者當運行于有電源配網線時，將DG從故障區(qū)段隔離至另一段聯絡電源。主要是考慮到2次重合閘的時間配合對DG自行運行的要求較高，還有對DG二次沖擊問題。當然，從這個角度來講，反而是雙電源聯絡線的配網更有利于DG穩(wěn)定運行，同時，目前的自動化水平也可以做到這一點。另外從流程圖中可以看出，不論DG是否并網運行，其故障判斷程序均能正常進行。唯一不同的是DG并網運行時需要RTU因殘壓加于S側(系統側)自動裝置反方向閉鎖環(huán)節(jié)，這一環(huán)節(jié)也是為了能消除由DG方向提供的短路電流，將故障區(qū)段完全隔離。

(a)

(b)

(c)

(d)

圖10 基于DG的配電網分布式電壓-時限型配網自動化故障自動判斷系統動作流程圖及實例

Fig.10 Operation examples of the automatic fault diagnosis system of distributed voltage-time limit distribution network automation of DG-based distribution network

4 結論

本文借助于現在普遍應用的配網自動化系統，在考慮DG提供短路電流能力的前提下確定保護動作曲線調整策略及相應的重合閘配合時間。通過系統暫態(tài)參數分析，DG故障耐受力分析，孤島邊界劃分策略確定最終的故障隔離及系統運行方案，實現快速故障定位及故障時DG對系統支持及故障后快速并網策略一整套方案。對于解決大量DG并網時如何確保電網安全運行及DG最大發(fā)揮其作用，為當地電源有效支持雙重問題提供了有效方法。

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(編輯 葛艷娜)

Research on the protection strategy of distribution automation system based on DG access

LIN Xia1, SHI Yong1, LI Qiang1, GAO Houlei2

(1. Zaozhuang Power Supply Company, State Grid Shandong Electric Power Company, Zaozhuang 277102, China;2. School of Electrical Engineering, Shandong University, Jinan 250061, China)

The increase in the level of distribution network automation can limit the impact of DG on distribution network at the lowest level as long as its corresponding protection and operation scheduling strategy can adapt to the distribution network automation level when the DG is joined up. In this paper, on the basis of comprehensively considering DG capacity, namely, the characteristics of supporting the island operation mode and the characteristics in the steady and transient state, the corresponding fault isolation and its power network self-healing strategy are adopted to achieve this goal. Through the analysis of the normal operation flow of DG and the characteristics of the short circuit at fault time, the adjustment of protection setting value and the reclosing strategy are used; the cooperation of existing equipment distribution network automation system (including equipment automation and remote controllable switches) is also used to realize the fault elimination and the isolated island partition scheme. Through the case analysis, it can be seen that the distribution network running on the DG can also achieve the fault location and the distribution network self-recovery strategy.

distributed generation; distribution network automation; current protection; fault location; islanding operation

10.7667/PSPC151277

2015-07-23；

2015-09-16

林 霞(1975-)，女，通信作者，博士，主要研究方向為分布式發(fā)電系統保護及控制；E-mail:boulevard@126.com時 永(1965-)，男，本科，工程師，研究方向為分布式發(fā)電系統保護及控制；李 強(1986-)，男，碩士，工程師，研究方向為分布式發(fā)電系統保護及控制。