简论分布式分布式发电对配电网继电保护影响结论

【摘要】分布式发电（DG）是电力系统发展的一个主要方向，然而大量分布式发电的并网运行，将深刻影响配电网络结构以及配电网中短路电流的大小和流向，给配电网的继电保护带来诸多不利影响。本文详细分析了分布式电源接入配电网对继电保护及安全自动装置带来的问题，并提出了一种在分布式电源并网时的保护及自动装置配置方案。
【关键词】分布式发电；配电网；继电保护；

一、前言
20世纪中后期，随着发电和输配电技术的全面进步，建造大型电站成为新的选择，集中发电、远距离输电和大电网互联的电力系统成为电能生产、输送和分配的主要方式。到20世纪90年代,全球性的电力改革浪潮宣告了一个新的电气时代的诞生，即采用大电网和分布式发电（Distributed Generation）相结合以节省投资，降低能耗，提高电力系统的可靠性和灵活性。分布式发电DG（Distributed Generation）是指直接配置在配电网或负荷附近的发电设施经济、高效、可靠的发电。DG可以包含任何安装在用户附近的发电设施而不论这种发电形式的规模大小和一次能源的类型。

二、分布式电源接入配电网对继电保护及安全自动装置带来的问题

(一)分布式电源接入配电网的方式

目前国内配电网中连接的分布式电源主要为小型发电机组，通过110 kV 终端变电站并网，一般是在110 kV 变电站的10 kV 或35 kV 母线上接入，本文以分布式电源在110 kV 变电站的35kV 母线通过专线并网为例进行讨论。图1 为分布式电源在110kV 变电站并网的典型接线图，图中三绕组变压器接线方式为Y0/Y/△，分布式电源DR 刚好在变压器的三角形绕组侧并网，消除了变压器中三次谐波磁通的影响，并且当110 kV 线路发生接地故障时，分布式电源侧没有零序分量。

(二)分布式电源并网对继电保护和安全自动装置带来的问题

1.对变压器零序保护的影响

在分布式电源接入之前，配电网为单电源辐射状结构，图1中110 kV并网变电站中三绕组变压器的中性点一般直接接地或通过电阻接地运行，但为了提高线路首端零序电流保护的灵敏度，其中性点的零序电流保护一般不投入运行。当分布式电源从35kV母线上接入后，在最大运行方式下，为防止110kV线路接地时产生的过电压影响110 kV线路和变压器及相关设备的安全，该变压器110 kV侧中性点需投入零序过流保护。这样，配电网的零序网络发生变化，零序电流保护的保护范围也发生相应变化，为保证零序保护的选择性，系统侧（断路器1DL）保护A的灵敏度将大幅度降低。
图1 分布式电源并网典型接线图

2.对自动重合闸（ZCH）和备用电源自投装置的影响

分布式电源并网运行后（见图1），系统与并网变之间的直配线MN变为分布式电源的并网联络线，原跳1DL的保护A的普通重合闸已不能满足可靠性的要求。目前最普遍的配置为将保护A的普通重合闸更换为检线路无压自动重合闸，为2DL加装检同期重合闸。当MN上发生瞬时性故障时，保护A和保护B动作跳开1DL和2DL，联络线失去电压，1DL处检线路无压ZCH重合成功，而由于分布式电源稳定性较差，按检同期的检定条件2DL处ZCH重合成功的机率很小，使得包含DR的电网与主电网分离，而DR仍然向所在的独立电网供电，形成孤岛运行。由于孤岛内功率不平衡，分布式电源很快被压垮，系统失去所有负荷，需按调度命令重新逐级手动同期并网运行。
常规的备用电源自投装置一般是以母线电压降低同时进线无电流为启动判据的。当分布式电源并网后，在MN发生各种短路时，D

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R都能提供一定量的短路电流（DR侧解列装置因灵敏度不够而不能迅速可靠动作），备自投装置将因电流闭锁而拒动。

3.对并网联络线保护的影响

如图1所示，分布式电源并网后，并网联络线M侧保护A原有的距离、零序定值仍按直配线计算，定值可维持不变；并网联络线N侧需要加装保护B,配置距离和零序保护。当并网联络线MN发生故障时，保护A一般能够可靠动作跳开1DL,而保护B往往会拒动，拒动的原因是分布式电源归算至并网变110kV母线侧的阻抗过大，在最小运行方式下，其提供的短路电流很小，可能使距离保护和零序保护的启动元件达不到规程要求的灵敏度。保护B拒动带来以下两个主要问题：
（1）如果并网变三绕组变压器110 kV 侧为星型中性点不接地方式运行，保护B 拒动使得分布式电源系统变为小电流接地系统，发生单相接地故障后变压器中性点电压升高，威胁到变压器的绝缘安全。
（2）保护B 的拒动使得1DL 处的检线路无压重合闸无法启动。如果联络线MN 发生的是瞬时性故障，在故障消失后仍然不能恢复系统供电并导致备用电源自动投入无法启动。为了保护变压器，一些变电站为变压器配备了中性点过电压保护，保护B拒动时相关保护会跳开变压器各侧开关，此时1DL的自动重合闸虽然能够启动，但变压器已经退出运行，重合闸将重合到空线路上。

三、分布式电源并网运行保护及自动装置配置与整定方案

针对上述存在的问题，为了有效消除分布式电源并网带来的影响，本文提出了一套简单、实用的分布式电源并网运行时并网线保护及自动装置配置方案。本方案设计如下。

(一)并网联络线自动装置与保护的配置与整定

2.2.3中的分析可知，如果并网联络线分布式电源侧保护B采用普通距离、零序和电流保护，在MN线路故障时保护B往往会拒绝动作。
可见，分布式电源接入配电网后，使配电网继电保护的运行条件变得更加严酷，传统的线路保护配置模式已不能满足电网的要求，针对以上问题，我们提出了一套新的线路保护配置方案如下：在并网联络线MN两侧配置必要的逻辑将原有的距离保护改造为允许式方向纵联保护作为线路主保护，原有的三段式相间和接地距离、四段式零序保护作为后备保护，同时在N侧加装弱馈逻辑构成弱馈保护，该保护出口跳闸2DL的同时联跳3DL将分布式电源解列，待1DL和2DL重合后恢复对并网变电站供电。

(二)主保护工作方式及弱馈逻辑分析

由于原有线路保护为距离保护，本着经济、适用的原则，在距离保护基础上加装必要逻辑构成移频键控式超范围允许式方向纵联保护，由距离保护Ⅱ段键控发讯，其原理图如图3所示。
图3 超范围允许式方向纵联保护原理图
采用移频键控(FSK)式传输方式以提高信号抗干扰能力，正常时传送监频信号fG,在发送允许信号时切换为命令频率fT。发信机由保护第Ⅱ段ZⅡ启动，收信机收到对侧允许信号，同时本侧ZⅡ动作就发出跳闸命令；若保护第Ⅰ段ZⅠ动作，说明为线路内部故障，直接发跳闸命令。
按以上逻辑配置允许式方向纵联保护，仅当区内三相接地短路伴随通道破坏时，允许信号不能通过，保护拒动。因此要在载波机内部增设判别回路：在监频信号消失的150 ms内，若移频信号也消失，则组成与门，经适当延时后代替对方允许信号。
逻辑构成保护，可保证对区内所有故障迅速反应。但对接有分布式电源的N侧，因分布式电源提供的短路电流较小，可能不足以使保护启动元件动作，即使收到对侧允许信号也不能跳闸，因此需要在N侧加装弱馈逻辑构成弱馈保护，该弱馈逻辑满足以下三个条件：
1.本侧故障检测元件（电流综合突变量、零序电流、低电压元件等）动作，说明系统有故障；

2.反方向元件不动作，说明不是区外故障；

3.收到对侧（M侧）允许信号，说明不是M侧背侧故障。

同时满足上述三个条件后，本侧通过低电压选相延时50 ms跳闸，同时转发信30 ms给对侧允许其跳闸。
弱馈保护在收信后80 ms内有效，以提高抗干扰能力；反方向元件动作后延时70 ms返回，以减轻对极化电压记忆时间的要求。

四、 结论

总而言之，传统的放射状链式配电网接入分布式发电系统后，配电网继电保护及安全自动装置的配置和整定变得非常复杂和困难。分析了分布式电源的接入对原有的配电网继电保护和安全自动装置运行的影响，提出了一种在分布式电源并网时的保护及自动装置配置方案，该方案将配电网原有的距离保护改造为允许式方向纵联保护，提高了并网变电站的供电可靠性，具有实际可行性。
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