一種對配網(wǎng)繼電保護影響最小的分布式電源的最優(yōu)接入方式

曾奕銘，張慧媛，龔仁敏

（1.華北電力大學 電氣與電子工程學院，北京102206；2.北京中恒博瑞數(shù)字電力科技有限公司，北京100085）

0 引 言

隨著經(jīng)濟社會的快速發(fā)展，傳統(tǒng)集中式發(fā)電過于依賴傳統(tǒng)能源的消耗，容易帶來環(huán)境污染問題。與此同時，分布式電源（DG）以其環(huán)保高效的特點越來越受到人們重視。DG的發(fā)展與建設有利于社會的可持續(xù)發(fā)展，同時調度靈活，節(jié)約資源，因地制宜，能夠很好地緩解我國的經(jīng)濟與資源壓力［1］。作為主動配電網(wǎng)的重要組成部分［2］，DG并網(wǎng)也給傳統(tǒng)保護帶來了挑戰(zhàn)。DG并網(wǎng)使原配網(wǎng)的拓撲結構發(fā)生了相應的改變，傳統(tǒng)的單電源輻射網(wǎng)在DG并網(wǎng)后變?yōu)殡p電源結構甚至多電源結構［3-4］，潮流分布也相應的發(fā)生了變化，當系統(tǒng)發(fā)生各種故障時，其短路電流也受到了影響，使其原來的保護方案不再適用，甚至使原有的保護裝置發(fā)生誤動、拒動等情況［5-11］。而分布式電源正向著大容量的方向發(fā)展，尤其是近年來光伏、風電等分布式電源發(fā)展迅速［7-9］，其并網(wǎng)后帶來的繼電保護問題也越來越突出。從內蒙電網(wǎng)，甘肅電網(wǎng)運行時分布式電源帶來的問題中我們發(fā)現(xiàn)傳統(tǒng)的保護方法已經(jīng)不適用。對于 DG接入配網(wǎng)后保護方案的提出，從目前的研究現(xiàn)狀來看，主要分為兩大分支：一種是應用發(fā)達的通信信息技術進行信息實時交流傳遞，但這種方法要求比較高，而且過度依賴于通信，一旦通信發(fā)生問題，容易使事故擴大。另一種是添加相應的方向元件并根據(jù)實際情況重新進行整定，這種方法實用性強，但操作性差，大大增加了運行及維護成本。

文章首先分析了DG并網(wǎng)的容量跟接入位置對原配網(wǎng)短路電流的影響，得出了不同情況下DG并網(wǎng)的影響，并得出了一種使得上游短路電流最小的接入方式。同時，在分析兩點接入的情況下，提出了一種對配網(wǎng)特定區(qū)域DG接入的最佳方式，從而使原有的保護配置不再發(fā)生改變，進而保證了其保護裝置的適用性。

1 傳統(tǒng)配電網(wǎng)的保護配置及DG接入帶來的影響

在傳統(tǒng)配網(wǎng)保護中，多以保護大電網(wǎng)安全為出發(fā)點，根據(jù)線路和用戶負荷特點一般配有電流保護、過/欠壓保護、過負荷保護、漏電保護、不平衡保護（斷線保護）等。由于大多數(shù)配電網(wǎng)為單電源網(wǎng)絡，且相應故障大多為瞬時故障，所以傳統(tǒng)的配電網(wǎng)饋線保護采用三段式電流保護，即電流速斷保護、限時電流速斷保護和過流保護［13-15］。DG的接入增加了原有配網(wǎng)拓撲結構的復雜性，且DG具有間歇性，波動性，高滲透性等特點［10］，對線路電流保護產(chǎn)生較大影響，使保護靈敏度降低甚至失靈。

DG并網(wǎng)使得配電網(wǎng)由原來的單電源供電的輻射狀網(wǎng)絡變成多電源供電的復雜網(wǎng)絡，線路中的潮流分布發(fā)生變化，短路電流的大小、方向及分布也將發(fā)生變化，從而影響原有的配電網(wǎng)保護。影響的大小與DG容量和并網(wǎng)位置有關：隨著DG容量的增加，DG對于不同保護的助增和汲流作用越明顯；對于DG下游的保護，DG的助增作用可能增加保護的范圍，使其延伸到下一級保護，影響保護的選擇性；而對于DG上游的保護，DG的汲流作用可能減小流入保護的故障電流值，使得保護范圍縮小，影響保護的靈敏度，甚至使保護拒動作。此外當DG并網(wǎng)后，還會導致重合閘重合不成功以及引起諧波危害等問題。

配電網(wǎng)故障大多數(shù)是瞬時性故障，因此，對于非全電纜線路，都應配置三相一次自動重合閘，保證線路在發(fā)生瞬時性故障后能迅速恢復供電。在DG未并網(wǎng)的情況下，當線路中發(fā)生瞬時故障時，自動重合閘不會對供電系統(tǒng)造成太大沖擊。當DG并網(wǎng)且線路發(fā)生故障時，此時DG仍繼續(xù)向故障點供電，從而導致故障點持續(xù)產(chǎn)生電弧，最終使得自動重合閘重合失敗。另外，故障發(fā)生后，DG形成的電力孤島與原電網(wǎng)往往不能同步，此時非同期重合閘會引起很大沖擊電流或電壓。

分布式電源接入配網(wǎng)也會帶來諧波污染問題。一方面，風力發(fā)電系統(tǒng)和光伏發(fā)電系統(tǒng)需要各種控制措施保證電壓輸出的穩(wěn)定性［11-12］，一般都配有整流-逆變設備和大量電力電子裝置，其電源本身及逆變器均為諧波源［8］。諧波的注入將會引起配網(wǎng)電壓發(fā)生畸變，使配網(wǎng)電能質量受到一定的影響，因而需要配置濾波裝置、無功補償設備等抑制諧波分量。

2 DG不同容量，不同接入位置對短路電流的影響

分布式電源（DG）接入配電網(wǎng)后必然會改變配電網(wǎng)的潮流分布，給繼電保護的正常運行帶來一系列的問題。從研究繼電保護的角度而言，分布式電源模型可以用一個電壓源串聯(lián)電抗的模型來表示。因此需要考慮在故障發(fā)生時分布式電源能夠提供多大的故障電流［5］。DG不同容量，不同接入位置會對短路電流產(chǎn)生不同的影響。

2.1 不同容量DG并網(wǎng)對原有配網(wǎng)繼電保護的影響

文章以分布式電源接入10 kW配電網(wǎng)為例，分析分布式電源對配電線路保護的影響。假設原有配網(wǎng)（將其等效為電壓源）的各項參數(shù)如下：

系統(tǒng)電源容量：S＝100 MVA，系統(tǒng)額定電壓：Es＝10 kV，系統(tǒng)等效內阻：R內＝1Ω，線路電抗：Zj＝0.5Ω/km，L＝6 km。

以單相系統(tǒng)為例，當原系統(tǒng)線路末端發(fā)生接地短路故障時，此時Z＝3Ω。如圖1所示。

圖1 原配網(wǎng)示意圖Fig.1 Schematic diagram of the original distribution network

理論計算：

相同位置接入不同容量的DG時（由線路始端接入），如圖2所示。

圖2 不同容量DG并網(wǎng)圖Fig.2 DG grid-connected diagram with different capacity

理論計算：

對不同容量的DG仿真得到的數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 不同容量DG接入時各支路短路電流Tab.1 Short circuit current in each branch of DG with different capacity

通過分析比較，可以得到以下結論：

（1）分布式電源的接入會對短路電流產(chǎn)生影響，而且DG的容量不同對短路電流的影響不同。隨著DG容量的增大，總支路電流I越來越大，原系統(tǒng)支路電流Ia越來越小，DG支路電流Ib越來越大；

（2）DG的接入對上游的支路電流，即對Ia有分流作用；對下游的電流，即I有助增作用。且容量越大，相應的作用越大。

2.2 DG并網(wǎng)點不同對原有配網(wǎng)繼電保護的影響

DG容量相同，但由不同位置接入。以SDG＝10 MVA，ES＝10 kV，RDG＝10Ω為例進行仿真研究。如圖3所示。

圖3 不同接入點DG并網(wǎng)圖Fig.3 DG connected to different access points

理論計算：

對不同容量的DG仿真得到的數(shù)據(jù)如表2所示。

表2 不同位置DG接入時各支路短路電流Tab.2 Short circuit current of each branch when DG is connected in different position

從表格數(shù)據(jù)中可以發(fā)現(xiàn)Ia有一個先減小后增大的過程。

帶入具體值：

Matlab仿真波形如圖4所示。

圖4 支路電流Ia變化趨勢圖Fig.4 Branch current Ia change trend chart

化簡上式可以得到：

由此可以得到以下結論：

（1）分布式電源的不同的接入位置會對短路電流產(chǎn)生不同的影響；

（2）DG接入位置越靠近線路末端，使下游支路電流I越來越大，即對下游的助增作用越大；同時Ib越來越大，即DG支路的電流越來越大；

（3）隨著DG接入位置的改變，原系統(tǒng)支路電流Ia會存在一個最小值，即原系統(tǒng)支路電流會存在一個最小值，Ia的值與系統(tǒng)電動勢，系統(tǒng)等效內阻，DG內阻，線路等效阻抗，接入點位置有關。當系統(tǒng)等效內阻，DG內阻，線路等效阻抗為定值的情況下，當接入點位置上游電路等效阻抗為總線路阻抗與系統(tǒng)等效內阻的差值的一半時，Ia的值最?。创嬖谝粋€接入點使上游支路Ia的短路電流最?。．擠G接入時，應避免這種情況的接入，以保證保護的靈敏度；

（4）DG的接入對上游的支路電流，即Ia有分流作用；對下游的電流，即I有助增作用。且容量越大，相應的作用越大。

3 當DG兩點接入時，最優(yōu)接入方式探討

如圖5所示，以DG1接入初始段，DG2接入線路1/3處為例討論。

圖5 DG兩點接入示意圖Fig.5 Schematic diagram of DG two-points access

此時I1電流：

若系統(tǒng)電源已知，即E＝10 kV，R內＝1Ω。則電流I1只跟接入兩個DG的等效內阻抗有關，即只跟DG的容量有關。

未接入DG時線路初始電流I為：

令 I1＝I，即：

化簡上式可得：R2＝4R1＋2。

I與 R1，R2間的關系：

即當R2＝4R1＋2時，當DG2下游發(fā)生短路故障時，對于特定段，即DG1與DG2間的線路段短路電流的大小保持不變，無需調整原有的保護方案。

下面以三相電路為例分別驗證各種故障情況下的短路電流。

設系統(tǒng)電源：S＝100 MVA，Es＝10 kV，R內＝1 Ω，Zj＝0.5Ω/km，L＝6 km。DG1：S＝100 MVA，Es＝10 kV，R內＝1Ω；DG2：S＝16.67 MVA，Es＝10 kV，R內＝6Ω。

3.1 未接入DG時

未接入DG的情況，如圖6所示。

圖6 DG未接入示意圖Fig.6 Schematic diagram of DG without access

3.2 接入DG時

接入DG的情況如圖7所示。

圖7 DG兩點接入示意圖Fig.7 Schematic diagram of DG two-points access

即DG1由線路初始端接入，DG2由線路1/3處接入。設置故障時間為0.1 s時發(fā)生。

3.2.1 單相接地短路

調整仿真模型，將其設置為單相接地短路故障，分別記錄DG接入前與接入后的仿真波形。

（1）DG接入前原系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障短路電流如圖8所示，此時：

Ia1＝2.036 kA（幅值）

圖8 DG接入前單相短路故障電流波形圖Fig.8 Single phase short-circuit fault current waveform before DG connection

（2）DG接入后系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障短路電流如圖9所示，此時：

Ia2＝2.036 kA（幅值）

圖9 DG接入后單相短路故障電流波形圖Fig.9 Single phase short-circuit fault current waveform with DG connected

即Ia1＝Ia2，單相接地短路情況下滿足最佳接入方式。

3.2.2 兩相短路

調整仿真模型，將其設置為兩相短路故障，分別記錄DG接入前與接入后的仿真波形。

（1）DG接入前原系統(tǒng)發(fā)生兩相故障短路電流如圖10所示，此時：

Ib1＝Ic1＝2.036 kA（幅值）

圖10 DG接入前兩相短路故障電流波形圖Fig.10 Two-phase short-circuit fault current waveform before DG connection

（2）DG接入后原系統(tǒng)發(fā)生兩相故障短路電流易為：

Ib2＝Ic2＝2.036 kA（幅值）

波形與圖10相同，即Ib1＝Ic1＝Ib2＝Ic2，兩相短路情況下滿足最佳接入方式。

3.2.3 三相短路

調整仿真模型，將其設置為三相短路故障，分別記錄DG接入前與接入后的仿真波形。

（1）DG接入前原系統(tǒng)發(fā)生三相短路故障，短路電流如圖11所示。此時：

Ia1＝Ib1＝Ic1＝2.036 kA（幅值）

圖11 DG接入前三相短路故障電流波形圖Fig.11 Three-phase short-circuit fault current waveform before DG connection

（2）DG接入后系統(tǒng)發(fā)生三相短路故障短路電流如圖12所示，此時：

Ia2＝Ib2＝Ic2＝2.036 kA（幅值）

圖12 DG接入后三相短路故障電流波形圖Fig.12 Three-phase short-circuit fault current waveform with DG connected

即 Ia1＝Ib1＝Ic1＝Ia2＝Ib2＝Ic2，三相短路情況下滿足最佳接入方式。

3.2.4 兩相接地短路

調整仿真模型，將其設置為兩相接地短路故障，分別記錄DG接入前與接入后的仿真波形如下：

（1）DG接入前原系統(tǒng)發(fā)生兩相接地短路故障短路電流如圖13所示。此時：

Ib1＝Ic1＝1.765 kA（幅值）

圖13 DG接入前兩相接地短路故障電流波形圖Fig.13 Two-phase earth fault currentwaveform with DG not connected

（2）DG接入后系統(tǒng)發(fā)生兩相接地短路故障短路電流如圖14所示。此時：

Ib2＝Ic2＝1.765 kA（幅值）

圖14 DG接入后兩相接地短路故障電流波形圖Fig.14 Two-phase earth fault currentwaveform with DG connected

即Ib1＝Ic1＝Ib2＝Ic2，兩相接地短路情況下滿足最佳接入方式。

3.2.5 三相接地短路

調整仿真模型，將其設置為三相接地短路故障，分別記錄DG接入前與接入后的仿真波形。

（1）DG接入前原系統(tǒng)發(fā)生三相接地短路故障短路電流如圖15所示，此時：

Ia1＝Ib1＝Ic1＝2.039 kA（幅值）

圖15 DG接入前三相接地短路故障電流波形圖Fig.15 Three-phase earth fault currentwaveform before DG connected

（2）DG接入后系統(tǒng)發(fā)生三相接地短路故障短路電流如圖16所示。此時：

Ia2＝Ib2＝Ic2＝2.039 kA（幅值）

圖16 DG接入后三相接地短路故障電流波形圖Fig.16 Three-phase earth fault currentwaveform with DG connected

即Ia1＝Ib1＝Ic1＝Ia2＝Ib2＝Ic2，三相接地短路情況下滿足最佳接入方式。

綜上所述，當DG1由線路初始端接入，DG2由線路1/3處接入，各種短路情況下特定段（即兩點接入之間的線路段）的短路電流保持前后不變，即最佳接入方式成立。

由以上分析進一步推導，令I初＝I末，即接入前后兩DG接入點間的短路電流大小保持不變。則：

（其中（0＜λ＜1）

即在任何滿足上式的情況下，即為最佳接入方式，使發(fā)生各種故障時，兩DG接入點間的短路電流大小保持不變。

下面以風電場并網(wǎng)為例，說明該原則的實用性。截止2010年，內蒙古、遼寧兩地的風電裝機在當?shù)仉娋W(wǎng)中所占比例均超過12%，吉林則高達20%［16］。這說明風力發(fā)電在部分區(qū)域已占很大比重。風能是一種隨機性、爆發(fā)性、不確定性的能源，風力發(fā)電系統(tǒng)產(chǎn)生的電能隨機波動對電網(wǎng)有著很大的沖擊［17-18］。當在一定的控制策略能兼容各種電網(wǎng)故障的情況下，該原則的提出給風電場的選址提供了一定的參考性，當進行風電場選址時，在其他條件相同或者相近的前提下，滿足上述原則的風電場應該優(yōu)先考慮，使得特定區(qū)段的保護裝置同樣適用。同時可以在風電并網(wǎng)聯(lián)絡線上人為串聯(lián)電抗達到滿足上述原則，進而保證原有保護裝置的適用性。對于具體配電網(wǎng)而言，應該根據(jù)該配網(wǎng)的具體參數(shù)進行實際配置，在滿足該原則的情況下確定最優(yōu)接入方式。

4 結束語

以分布式電源并網(wǎng)為研究內容，通過理論計算及建模仿真得出五點結論：

（1）DG的容量不同對短路電流的影響不同。DG的接入對上游的線路電流有分流作用，對下游的電流有助增作用，且容量越大，相應的作用越大；

（2）分布式電源的不同的接入位置會對短路電流產(chǎn)生不同的影響。DG接入位置越靠近線路末端，即對下游的助增作用越大，同時DG支路的電流越來越大；

（3）隨著DG接入位置的改變，其原系統(tǒng)支路電流Ia會存在一個最小值，Ia的值與電動勢，系統(tǒng)等效內阻，DG內阻，線路等效阻抗，接入點位置有關。當系統(tǒng)等效內阻，DG內阻，線路等效阻抗為定值的情況下，當接入點位置上游電路等效阻抗為總線路阻抗與系統(tǒng)等效內阻的差值的一半時，Ia的值最??；

（4）當DG兩點接入系統(tǒng)時，存在一種最佳接入方式，使任何故障情況下短路電流的大小不發(fā)生改變，即原來保護裝置不需要進行調整與改變；

（5）該最佳接入方式的提出為DG的選址定容提供了新的參考依據(jù)，對實際工程中風電，光伏等分布式電源的接入具有一定的實用性。