基于保護(hù)配置現(xiàn)狀的智能配電網(wǎng)大功率缺額孤島自愈方案

鮑有理，張 敏，徐培棟

(1.國(guó)網(wǎng)無(wú)錫供電公司，江蘇無(wú)錫214061；2.國(guó)網(wǎng)江蘇省電力公司檢修分公司無(wú)錫分部，江蘇無(wú)錫214200)

基于保護(hù)配置現(xiàn)狀的智能配電網(wǎng)大功率缺額孤島自愈方案

鮑有理1，張 敏1，徐培棟2

(1.國(guó)網(wǎng)無(wú)錫供電公司，江蘇無(wú)錫214061；2.國(guó)網(wǎng)江蘇省電力公司檢修分公司無(wú)錫分部，江蘇無(wú)錫214200)

分布式電源（DG）大量接入低壓配電網(wǎng)，在故障擾動(dòng)時(shí)，系統(tǒng)容易進(jìn)入低供電質(zhì)量的孤島失穩(wěn)運(yùn)行狀態(tài)。當(dāng)孤島電源容量遠(yuǎn)小于負(fù)荷需求時(shí)（存在大功率缺額），通過(guò)改進(jìn)保護(hù)配合方案實(shí)現(xiàn)孤島自動(dòng)恢復(fù)正常運(yùn)行狀態(tài)是關(guān)鍵?；诘蛪号潆娋W(wǎng)低頻減載裝置與備自投裝置的配置現(xiàn)狀，區(qū)別于傳統(tǒng)整定方案，提出了一種零增加電網(wǎng)投資的智能配電網(wǎng)孤島自愈方案。方案以優(yōu)先保證機(jī)組安全為目標(biāo)，通過(guò)改進(jìn)定值整定方案，實(shí)現(xiàn)機(jī)組安全最優(yōu)的目標(biāo)，保證了供電負(fù)荷零損失自動(dòng)并網(wǎng)運(yùn)行，通過(guò)實(shí)際電網(wǎng)故障案例仿真分析表明，提出方案提高了供電可靠性、避免了分布式電源機(jī)組失穩(wěn)運(yùn)行，具有較大的工程應(yīng)用價(jià)值，已在江蘇某地區(qū)電網(wǎng)實(shí)際投入運(yùn)行。

DG；孤島自愈；低頻減載裝置；備自投裝置

本文從國(guó)內(nèi)電網(wǎng)現(xiàn)有保護(hù)配置情況出發(fā)，在故障擾動(dòng)情況下，針對(duì)孤島電源容量無(wú)法滿足供電負(fù)荷需求、且存在較大功率缺額的問(wèn)題，通過(guò)改進(jìn)低頻減載裝置與備自投裝置的整定定值，避免DG供電負(fù)荷進(jìn)入孤島失穩(wěn)運(yùn)行方式，消除了低頻減載裝置誤動(dòng)切負(fù)荷的可能性，同時(shí)配合備自投裝置裝置保障失電負(fù)荷自動(dòng)恢復(fù)供電，且實(shí)現(xiàn)了智能配電網(wǎng)故障擾動(dòng)下的自愈功能。

1 含DG配電網(wǎng)保護(hù)配置現(xiàn)狀

低壓配電網(wǎng)以110 kV變電站與35 kV變電站為主，隨著電網(wǎng)技術(shù)的發(fā)展，35 kV變電站逐漸被110 kV變電站取代。包含電源側(cè)220 kV變電站和110 kV變電站的電網(wǎng)接線圖，如圖1所示。

圖 1配電網(wǎng)接線圖

110 kV中低壓配電網(wǎng)由上級(jí)220 kV變電站的110 kV母線供電，圖1中所有元器件均配置保護(hù)，具體配置情況如表1所示。

主變保護(hù)、線路保護(hù)當(dāng)出現(xiàn)輸電元器件區(qū)內(nèi)故障時(shí)，均能可靠動(dòng)作，區(qū)外故障時(shí)，作為遠(yuǎn)后備保護(hù)使用。低頻低壓裝置作為頻率緊急控制的最后一道防線[14]，通過(guò)對(duì)母線電壓與頻率的檢測(cè)，基于提前整定的跳閘方案，以切負(fù)荷的方式來(lái)達(dá)到穩(wěn)定系統(tǒng)運(yùn)行狀態(tài)的目的。目前，電網(wǎng)公司均在重要負(fù)載母線配置低頻低壓裝置，圖1中110 kV變電站10 kV母線配置一套低頻減載裝置。

表1 保護(hù)配置情況表

備自投裝置，全稱(chēng)備用電源自動(dòng)投切裝置，當(dāng)負(fù)荷主供電源丟失的情況下，備自投裝置通過(guò)自動(dòng)投入備用電源的方式，實(shí)現(xiàn)損失負(fù)荷的不間斷供電。備自投裝置一般配置于變電站的低壓分段開(kāi)關(guān)或110 kV變電站的進(jìn)線分段處，圖1中110 kV變電站10 kV分段開(kāi)關(guān)120開(kāi)關(guān)處配置備自投裝置。

2 孤島形成原因

正常運(yùn)行情況下，由主供電系統(tǒng)及DG共同向周?chē)呢?fù)荷供電，而在主配電系統(tǒng)故障或檢修的情況下，在與之相關(guān)的開(kāi)關(guān)設(shè)備斷開(kāi)后，由DG獨(dú)立向負(fù)荷供電。主配電系統(tǒng)斷開(kāi)后，DG與當(dāng)?shù)刎?fù)荷一起組成一個(gè)小的孤立電網(wǎng)，稱(chēng)為孤島。以圖1電網(wǎng)系統(tǒng)為例分析孤島形成過(guò)程，7E2，7E3為110 kV變電站的2路主供電源，變電站常態(tài)運(yùn)行方式為110，120分段開(kāi)關(guān)分位，10 kV I母與10 kV II母獨(dú)立供電。當(dāng)220 kV變電站主變或110 kV出線故障，均要跳開(kāi)701開(kāi)關(guān)或7E1開(kāi)關(guān)，此時(shí)DG掛載的10 kV I母失電，形成由DG向原有負(fù)荷供電的孤立電網(wǎng)，如圖2所示。

在孤島運(yùn)行方式下，要求孤島內(nèi)電源與負(fù)荷的容量必須是平衡的，如果功率（有功及無(wú)功）不平衡，孤島內(nèi)的電壓和頻率將無(wú)法維持穩(wěn)定，所以也就無(wú)法持續(xù)運(yùn)行。為了讓系統(tǒng)恢復(fù)到穩(wěn)定運(yùn)行的狀態(tài)，電網(wǎng)公司配置低頻低壓裝置，切除無(wú)法平衡負(fù)荷，使得DG供電孤島恢復(fù)穩(wěn)定供電，充分發(fā)揮在電網(wǎng)失電后DG出力的最大效用。然而DG出力通常都遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于主電網(wǎng)供電負(fù)荷，這種方式只是將負(fù)荷損失稍微減小，對(duì)于實(shí)際電網(wǎng)快速恢復(fù)供電意義不大，因此有必要研究一種能夠?qū)崿F(xiàn)所有損失負(fù)荷快速自動(dòng)并網(wǎng)，且不增加電網(wǎng)投資的保護(hù)配置整定方案。

電感式編碼器是利用電磁感應(yīng)原理測(cè)量位移（線位移和角位移）的測(cè)量元件，把被測(cè)的物理量轉(zhuǎn)換成線圈感應(yīng)系數(shù)的變化，再由電路轉(zhuǎn)換為電壓或電流的變化量輸出，實(shí)現(xiàn)非電量到電量的轉(zhuǎn)換。

3 解決方案

圖2 DG供電孤島電網(wǎng)

電網(wǎng)公司通過(guò)配置備自投裝置提高供電可靠性。以圖3為例，備自投裝置功能一般與10 kV分段120開(kāi)關(guān)保護(hù)集成在一個(gè)裝置中，接入10 kV I，II母電壓，進(jìn)線開(kāi)關(guān)102，202的電流采樣以及102，202，120 3個(gè)開(kāi)關(guān)位置，當(dāng)I母進(jìn)線開(kāi)關(guān)無(wú)壓無(wú)流、II母進(jìn)線開(kāi)關(guān)有壓有流，此時(shí)備自投裝置動(dòng)作跳開(kāi)102開(kāi)關(guān)、合上120開(kāi)關(guān)，實(shí)現(xiàn)I母損失負(fù)荷快速并入II母主網(wǎng)運(yùn)行。

圖3 低頻減載與備自投裝置配置圖

備自投裝置定值一般設(shè)置為無(wú)壓?jiǎn)?dòng)值30%Un，有壓判別值30%Un，經(jīng)7 s跳開(kāi)102斷路器，再經(jīng)0.5 s合上120斷路器。電網(wǎng)公司在10 kV低壓供電母線均配置有低頻減載裝置，一般整定定值：低壓定值為啟動(dòng)90%Un，切負(fù)荷動(dòng)作85%Un，3 s，電壓變化率閉鎖為每秒80%；切負(fù)荷頻率定值為48.5 Hz，0.5 s，頻率滑差閉鎖定值dz/dt為每秒3 Hz；低頻解列定值為48.5 Hz，0.5 s，低壓解列定值為“65%Un，0.3 s”。

3.1 2種情況

（1）當(dāng)10 kV I母未接入DG時(shí)，I母失電，I母電壓迅速跌落至0 V，此時(shí)120分段備自投裝置必然啟動(dòng)，跳開(kāi)102開(kāi)關(guān)，合上120開(kāi)關(guān)。低頻減載裝置被電壓變化率閉鎖模塊和頻率滑差閉鎖模塊閉鎖，不會(huì)啟動(dòng)切除負(fù)荷，這種方式?jīng)]有負(fù)荷損失。

（2）當(dāng)10 kV I母接入DG時(shí)，I母失電，此時(shí)依靠DG持續(xù)向I母供電，由于DG出力無(wú)法平衡原有供電負(fù)荷，I母頻率會(huì)快速跌落到45 Hz以下，這并不會(huì)觸發(fā)低頻減載裝置（頻率滑差閉鎖模塊閉鎖裝置），與此同時(shí)I母母線電壓由于功率缺額會(huì)逐步下降，直到降低到85%Un以下、持續(xù)3 s，低頻減載裝置動(dòng)作切除負(fù)荷，由于電壓緩慢變化，低頻減載裝置并未被電壓變化率閉鎖模塊閉鎖。

一輪負(fù)荷切除后，DG出力依然無(wú)法平衡負(fù)荷，電壓進(jìn)一步下滑至65%以下，DG解列、I母母線徹底失電，經(jīng)過(guò)7 s，備自投裝置動(dòng)作跳開(kāi)102開(kāi)關(guān)、合上120開(kāi)關(guān)，I母剩余負(fù)荷成功并網(wǎng)。

情況（2）的保護(hù)配置與整定方案廣泛應(yīng)用于電網(wǎng)公司實(shí)際運(yùn)營(yíng)，主要考慮故障時(shí)優(yōu)先保障供電負(fù)荷的快速恢復(fù)供電，如果將其直接應(yīng)用到存在大功率缺額的孤島電網(wǎng)，當(dāng)DG接入母線遇到主供電源丟失時(shí)，低頻減載裝置與備自投裝置先后動(dòng)作，結(jié)果依然會(huì)有大量負(fù)荷丟失、且孤島供電質(zhì)量極低（由于低頻減載裝置在備自投動(dòng)作前已切除一部分負(fù)荷，即使后面?zhèn)渥酝堆b置將剩余負(fù)荷成功并網(wǎng)依然會(huì)有負(fù)荷損失，且該切除負(fù)荷為永久性切除，后期只有在故障排除后，通過(guò)手動(dòng)方式投入；DG對(duì)10 kV I母的孤島電網(wǎng)供電過(guò)程中，系統(tǒng)始終處于失穩(wěn)狀態(tài)，供電電壓與頻率長(zhǎng)時(shí)間無(wú)法滿足電能質(zhì)量的要求，這對(duì)DG發(fā)電機(jī)組及供電負(fù)荷均有極大的傷害）。因此解決上述問(wèn)題必須提出全新解決方案。

3.2 方案

自愈功能是智能配電網(wǎng)的基本要求之一，在故障擾動(dòng)情況下，如何保證所有切除負(fù)荷在第一時(shí)間全部自動(dòng)并網(wǎng)運(yùn)行，是自愈功能的終極研究目標(biāo)。對(duì)于電網(wǎng)公司來(lái)說(shuō)，最佳解決方案是在不增加電網(wǎng)投資的基礎(chǔ)上，僅僅通過(guò)現(xiàn)有保護(hù)定值配合來(lái)解決自愈問(wèn)題。因此本文提出優(yōu)先保障機(jī)組安全的概念，對(duì)于低周減載裝置監(jiān)測(cè)母線掛載DG情況，母線失去主供電源時(shí)，低頻減載裝置首先切除DG，保證DG發(fā)電機(jī)組安全的同時(shí)，讓備自投裝置的無(wú)壓判據(jù)啟動(dòng)，將所有切除負(fù)荷自動(dòng)并網(wǎng)運(yùn)行。電網(wǎng)公司實(shí)際運(yùn)營(yíng)中，低頻減載裝置低頻解列定值均設(shè)置為48.5 Hz，0.5 s，低壓解列定值均設(shè)置為65%Un，0.3 s，實(shí)際孤島運(yùn)行時(shí)，母線電壓跌落至80%～85%Un時(shí)，低頻減載裝置就開(kāi)始第一輪切負(fù)荷，因此將低壓減列定值設(shè)置為85%Un，0.3 s，可保證孤島失穩(wěn)時(shí)，低頻減載裝置先切DG發(fā)電機(jī)組，這樣母線電壓消失，低頻減載裝置被電壓變化率閉鎖模塊閉鎖不會(huì)進(jìn)一步切負(fù)荷。備自投裝置監(jiān)測(cè)到了無(wú)壓，對(duì)失電母線自動(dòng)并網(wǎng)運(yùn)行，保證了所有掛著負(fù)荷自動(dòng)恢復(fù)供電，實(shí)現(xiàn)了損失負(fù)荷自愈，DG機(jī)組由于及時(shí)切除運(yùn)行，機(jī)組安全得到保證，后期可快速擇機(jī)并入主電網(wǎng)。

4 仿真分析

以江蘇電網(wǎng)實(shí)際故障案例仿真分析，電網(wǎng)接線如圖1所示，110 kV變電站10 kV I母掛載6條出線，合計(jì)20 MW負(fù)荷，I母接有DG（小電廠正常出力1.5 MW，故障出力3 MW），10 kV I母及II母配置1臺(tái)低頻減載裝置，出于系統(tǒng)頻率緊急控制最后一道防線的考慮，整定系統(tǒng)失穩(wěn)切負(fù)荷方案，具體每條線路負(fù)荷分配及失穩(wěn)切除方案如表2所示。

表2 線路負(fù)荷分配及失穩(wěn)切除方案

110 kV變電站10 kV分段120開(kāi)關(guān)處配置備自投裝置，低頻減載裝置及備自投裝置的整定值如表3所示。

表3 低頻減載裝置及備自投裝置整定值

故障情況：220 kV變電站主變故障，切除主變，跳開(kāi)701開(kāi)關(guān)，造成110 kV變電站10 kV I母失電。故障前10 kV I母負(fù)荷20 MW左右，掛載小電廠出力1.5 MW，10 kV I母失電后，由小電廠單獨(dú)給20 MW負(fù)荷供電，小電廠出力快速增加到最大出力3 MW，功率缺額17 MW，10 kV I母失穩(wěn)，頻率快速降低到45 Hz以下，由于頻率滑差閉鎖，低頻減載裝置并未動(dòng)作。

小電廠供電下，I母電壓逐步下降，當(dāng)在80%～85%Un范圍內(nèi)持續(xù)時(shí)間3 s時(shí)，低頻減載裝置動(dòng)作切除線路2、線路3、線路5。此時(shí)，功率缺額依然保持在5 MW，電壓進(jìn)一步下滑到65%Un以下0.3 s，低頻減載裝置再次動(dòng)作解列小電廠，I母徹底失壓，經(jīng)過(guò)7 s，備自投裝置動(dòng)作，跳開(kāi)102開(kāi)關(guān)、合上120開(kāi)關(guān)，線路1、線路4、線路6恢復(fù)供電。為了更好地說(shuō)明故障過(guò)程，保護(hù)動(dòng)作時(shí)序圖如圖4所示。

圖4 保護(hù)動(dòng)作時(shí)序圖

由故障過(guò)程可知，采用電網(wǎng)公司實(shí)際應(yīng)用中的保護(hù)整定方案，會(huì)造成12 MW功率的損失，損失比例達(dá)到了60%，這明顯不符合智能配電網(wǎng)自愈功能的要求，且事后對(duì)發(fā)電機(jī)組檢查發(fā)現(xiàn)失穩(wěn)運(yùn)行對(duì)機(jī)組造成一定的損害，萬(wàn)幸母線未接入敏感性負(fù)荷，否則會(huì)造成巨大經(jīng)濟(jì)損失。

采用本文提出方法對(duì)整定定值進(jìn)行改進(jìn)，失去穩(wěn)定時(shí)，優(yōu)先考慮切除小電廠，調(diào)整后低頻減載裝置的整定值如表4所示。

表4 調(diào)整后低頻減載裝置整定值

由表4可知，由于低頻減載裝置小電廠解列定值整定為65%Un，0.3 s，故障時(shí)，低頻減載裝置在85% Un時(shí)，切除了60%負(fù)荷，讓后面?zhèn)渥酝堆b置的動(dòng)作無(wú)意義。通過(guò)調(diào)整低壓解列定值到85%Un，0.3 s，低頻減載裝置在85%Un以下時(shí)，先切電廠，這樣后面低頻減載裝置切負(fù)荷就不會(huì)啟動(dòng)，配合之后備自投裝置的動(dòng)作，實(shí)現(xiàn)I母所有負(fù)荷全部自動(dòng)并網(wǎng)運(yùn)行，負(fù)荷損失為0 s，實(shí)現(xiàn)了智能配電網(wǎng)的自愈功能，且保證了小電廠機(jī)組的安全和供電質(zhì)量。

5 結(jié)束語(yǔ)

本文從國(guó)內(nèi)電網(wǎng)公司保護(hù)配置現(xiàn)狀出發(fā)，在DG孤島電網(wǎng)運(yùn)行方式下，針對(duì)大功率缺額孤島運(yùn)行情況，區(qū)別于現(xiàn)有低頻減載裝置與備自投裝置整定方案，首次提出與備自投裝置配合使用時(shí)，低頻減載裝置應(yīng)以保機(jī)組為先，通過(guò)改進(jìn)整定定值，以零增加電網(wǎng)投資的方案，實(shí)現(xiàn)孤島電網(wǎng)自動(dòng)并網(wǎng)運(yùn)行、電網(wǎng)負(fù)荷零損失、供電質(zhì)量及機(jī)組安全最優(yōu)的目標(biāo)，具有極大的工程應(yīng)用價(jià)值，已在實(shí)際電網(wǎng)投入使用。分析表明DG掛載母線供電時(shí)，在故障擾動(dòng)下，極易形成孤島運(yùn)行方式，此時(shí)低頻減載裝置若以第一輪切負(fù)荷為先，并無(wú)法起到最后一道防線的作用，反而會(huì)讓DG機(jī)制及供電負(fù)荷進(jìn)入危險(xiǎn)運(yùn)行狀態(tài)，最終到達(dá)崩潰的地步，本文提出優(yōu)先保證機(jī)組安全（先切機(jī)組）的概念，在孤島存在大功率缺額時(shí)，能夠最大限度保證機(jī)組安全的同時(shí)，實(shí)現(xiàn)智能配電網(wǎng)自愈功能（零負(fù)荷損失）。

[1]吳盛軍，徐青山，袁曉冬，等.光伏防孤島保護(hù)檢測(cè)標(biāo)準(zhǔn)及試驗(yàn)影響因素分析[J].電網(wǎng)技術(shù)，2015，39(4)：924-930.

[2]WANG X D,LIN J K.Island Partition of the Distribution System with Distributed Generation[J].Science China∶Technological Sciences,2010，53(11)：3061-3071.

[3]胥威汀，戴松靈，張全明，等.區(qū)域互聯(lián)電網(wǎng)故障解列方法綜述[J].中國(guó)電機(jī)工程學(xué)報(bào)，2015，35(11)：2756-2769.

[4]謝夏慧，汪 沨，陳奇朋，等.含分布式電源的配電網(wǎng)關(guān)鍵負(fù)荷保障方法[J].電網(wǎng)技術(shù)，2013，37(5)：1447-1453.

[5]邱永生，姜玉磊.分布式發(fā)電系統(tǒng)繼電保護(hù)技術(shù)[J].江蘇電機(jī)工程，2009，28(6)：81-84.

[6]蔣 燕，張 艷，張祖麗，等.基于組合決策的孤島檢測(cè)技術(shù)在微電網(wǎng)中的應(yīng)用[J].江蘇電機(jī)工程，2012，31(3)：24-30.

[7]梁雪飛，陳歆技.小波熵和BP神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)在孤島檢測(cè)與擾動(dòng)辨識(shí)中的應(yīng)用[J].江蘇電機(jī)工程，2012，31(3)：5-8.

[8]王旭東，林濟(jì)鏗，李勝文，等.電力孤島劃分研究綜述[J].電力系統(tǒng)自動(dòng)化，2013，37(22)：125-135.

[9]王 杰，張 振.分布式發(fā)電條件下孤島劃分及運(yùn)行控制的研究[J].江蘇電機(jī)工程，2010，29(6)：11-16.

[10]潘文霞，徐才華.孤島風(fēng)光柴蓄系統(tǒng)配置仿真及分析[J].江蘇電機(jī)工程，2008，27(6)：34-37.

[11]沈 沉，吳佳耘，喬 穎，等.電力系統(tǒng)主動(dòng)解列控制方法的研究[J].中國(guó)電機(jī)工程學(xué)報(bào)，2006，26(13)：1-6.

[12]余 娟，孫 鳴，鄧 博.DG的孤島運(yùn)行方式及其對(duì)保護(hù)與控制的影響[J].電力建設(shè)，2009，30(6)：21-24.

[13]孫 鳴，余 娟.基于配電網(wǎng)保護(hù)與控制現(xiàn)狀的DG孤島運(yùn)行方式[J].電力系統(tǒng)自動(dòng)化，2009，33(14)：99-102.

[14]楊 浩，張保會(huì)，宋云亭，等.解列后孤島頻率電壓相互作用仿真及機(jī)理探討[J].電網(wǎng)技術(shù)，2013，37(12)：3503-3508.

Island Self-healing Method of Smart Distribution Network with Large Power Shortage Based on Allocation Status of Protection

BAO Youli1,ZHANG Min1,XU Peidong2
(1.State Grid Wuxi Power Supply Company,Wuxi 214061，China; 2.Wuxi Division of State Grid Jiangsu Electric Power Maintenance Branch Company,Wuxi 214200,China)

Since a large numberofdistributed generatorsaccessto low-voltage distribution network,the power system is easyto become an islanded and enteran instabilitystate with low powerquality.When the power supplyis far less than the load demand (there is large power shortage),it's the key making the island return from instability state to normal state by improving the coordination scheme of protections.Based on the allocation status of the under-frequency load-shedding device and the backup power automatic throw-in device in low-voltage distribution network,it is proposed an island self-healing scheme without extra investment for smart distribution network which is different from the traditional setting scheme for the two protective devices. Undercondition ofgivingpriorityto ensuringunits safety,the proposed scheme improves the prior setting scheme which can get the optimal unit safety and make distributed generators access to power grid without any loss of power supply and load.The simulation of a fault case in actual grid proves that the proposed scheme improves the reliability of power supply and avoids units'instabilitystate.Ithasgreatapplication value in engineering,and now hasbeen applied to Jiangsu PowerGrid.

distributed generator;island self-healing;under-frequency load-shedding device;backup power automatic throw-in devic

TM77

A

1009-0665（2016）06-0061-04

鮑有理（1966），男，安徽安慶人，研究員級(jí)高級(jí)工程師，從事電力系統(tǒng)繼電保護(hù)專(zhuān)業(yè)技術(shù)管理工作；

張 敏（1968），男，江蘇宜興人，高級(jí)技師，從事電力系統(tǒng)通訊專(zhuān)業(yè)技術(shù)管理工作；

徐培棟（1986），男，江蘇宜興人，工程師，從事電力系統(tǒng)生產(chǎn)運(yùn)行工作。

2016-08-01；

2016-09-18