分布式光伏与配网继电保护的有效结合

分布式光伏与配网继电保护的有效结合

卢玺宁

（国网冀北电力有限公司廊坊供电公司河北省廊坊市065000）

摘要：分布式光伏接入配电网后，使传统配电网从单电源辐射型结构变成多电源分散型结构，配电网的潮流方向和电压分布都发生了变化，故障发生时，故障电流的幅值和相位也将因此而发生变化，可能会引发保护误动、拒动的现象，可能无法满足继电保护四性要求。因此针对分布式光伏的大量接入，分析其接入对配网继电保护的影响，提出改善分布式光伏与配网继电保护配合的措施，具有重要的实际意义和研究价值。

关键词：分布式光伏；配网继电保护；影响；应对措施

一、配电网继电保护现状

配电网一般采用的是10kV辐射型的单电源配电网进行电力输送，在经过变电站之后将电压降至正常的工作电压以供用户的使用，为了防止发生用电事故采用的是三段式电流保护，确保用电安全的同时的避免对输电设备的损坏。常见的是在变电站内靠近母线的馈线断路器处安装保护设备，这些设备有：电流速断保护、限时电流速断保护和定时限过电流保护。通常是利用电流速断保护作为馈线主保护整定时，但其不能避开馈线末端造成的故障影响，这时配合使用限时电流速断保护整定时，及时的针对可能存在的隐患进行控制，避免出现用电事故的发生。这样的保护方案不但能够对线路上通过的电流进行保护，与此同时还能够对相邻线路上的输电进行保护，从而降低事故发生的概率，对整个线路以及邻近设施起到保护作用。

二、某变电站分布式光伏接入案例分析及影响

1、某变电站分布式光伏接入案例

某110kV变电站为内桥接线方式，如图所示。正常运行时，110kVI母和II母分列运行，联络断路器处于热备用状态。10kV母线正常运行时，I母和II母分列运行，1#主变带I母，2#主变带II母（A段和B段），联络断路器处于热备用状态。与其它光伏系统类似，该变电站并网光伏发电系统包括光伏阵列、并网逆变器和控制器，通过并网逆变器后由904断路器直接接入变电站10kV母线。该变电站有2台主变，其主变接线方式均为Y0/△接线，光伏电站接入的母线位于1#主变的低压侧（△侧）。低压侧采取三角形接线方式，可消除变压器中3次谐波磁通的影响。在变压器高压侧发生各种接地故障时，Y0/△接线方式可阻挡零序分量流过变压器低压侧（光伏电源侧），减少高压侧短路电流对光伏的冲击。

图1

2、光伏接入对继电保护及自动装置的影响

（1）对变压器零序保护的影响

在光伏接入前，变电站的网络结构为辐射状，1#主变和2#主变的中性点均采用直接接地方式，。在光伏接入前，1#主变和2#主变中性点的零序电流保护均未投运，以提高110kV104和105线路首端零序电流保护灵敏度。当光伏从10kV母线上接入后，需在1#主变和2#主变的高压侧中性点投入零序过流保护，以便在最大运行方式下当110kV线路发生接地故障时，产生的过电压不对其它线路、变压器及相关设备的安全造成影响。

（2）对自动重合闸和备用电源自投装置的影响

光伏并网运行前，系统与变电站通过104线路直配相连。光伏并网运行后，104线路变成了两个系统的并网联络线，如图2所示。当f1点发生故障时，由于光伏的接入，故障点两侧均有电源供电，因此原跳101断路器保护的普通重合闸跳开即可再次重合的功能会引起非同期并列，已不能满足可靠性的要求。如果光伏提供的短路电流也使104断路器跳开，那么104断路器设置的普通重合闸功能也不能满足可靠性的要求。同样，当f2点发生故障时，104断路器与变压器低压侧连接光伏电源支路的901断路器都跳开，101断路器的普通重合闸也使得101断路器跳开。如果没有级差，那么101与104断路器在f2点故障时应同时跳开，此后101、104断路器如何重合就成为关键。

在f1和f2点故障时，104断路器重合成功的几率很小，使得接入光伏的配网与主电网分离，由光伏向与主网脱离的配网供电，变成供电孤岛。此供电孤岛的功率不匹配，光伏提供的功率无法负担孤岛内所有负荷，导致光伏电源电压迅速降低直至被压垮，系统内所有负荷被切除，只能通过逐级手动同期并网来恢复系统运行。

目前，备用电源自投装置采取的启动判据是母线电压降低到阈值和无进线电流。当光伏电源并网后，在电源侧发生短路故障时，光伏电源供给的短路电流将导致备用电源自投装置发生电流闭锁拒动，同时因灵敏度不够，光伏电源侧的解列装置也无法快速可靠启动。

图2

（3）对并网联络线保护的影响

如图2所示，光伏并网后，并网联络线101断路器侧保护配置未受到影响，距离保护、零序保护定值可依据直配线进行整定计算，定值无需改变；并网联络线104断路器侧需要重新配置距离保护和零序保护。当104线路区域内f1点发生故障时，101断路器侧保护一般能可靠动作跳开101断路器。但由于光伏的接入，在重新进行整定计算时归算至变电站系统侧的阻抗偏大，将降低104断路器侧距离保护和零序保护的灵敏度。当系统在最小运行方式下发生短路故障时，光伏提供的短路电流无法满足距离保护和零序保护的启动条件，可能导致104断路器侧保护拒动。

此外，当110kV侧故障后，光伏电源成为孤岛带所有负荷运行后，由于光伏电源整流逆变的自身特性，其谐波占比增大。

（4）对配电系统馈线保护的影响

当10kV低压馈线侧发生短路故障时，故障点的短路电流大于光伏电源未接入时的短路电流，其原因是此时的短路电流由系统电源和未失稳的光伏电源同时提供。为保证光伏电源接入后电流保护动作的准确性，需重新整定计算馈线保护的定值部分。

四、应对措施

（1）不改变原有保护配置

在不改变电网原有的继电保护配置的情况下，可以采取积极措施以减小分布式电源接入后所带的保护方面的影响。可以一是通过校核保护定值，在保证灵敏度的前提下，修正部分过流保护的电流定值或更换熔断器型号，以降低分布式光伏发电接入后的电流助增或助减作用造成的保护误动和拒动几率，保证保护的选择性；二是合理规划，限制光伏电源接入容量，适当限制分布式电源单点接入容量可有效降低分布式电源接入后的电流助增或助减作用；三是限制电源短路电流，逆变器接口的分布式电源故障后的稳态短路电流一般在1.0-1.1倍额定电流。

（2）可采用光纤电流差动保护

光伏电站并网时，当馈线线路为短线路、电缆线路、并联连接的电缆线路时，宜采用光纤电流差动保护作为主保护，带方向或不带方向的电流保护作为后备保护；当并网线路是并列运行的平行线路，尽可能不并列运行。或许根据分布式光伏接入点的位置，对被保护馈线进行分区，在分布式光伏的上游区域配置方向纵联保护，而整条馈线则保留过电流保护。为了能方便整定工作以及更快地切除故障，根据分布式光伏接入位置的不同，馈线的过电流保护分别采用定时限或反时限形式。

（3）将故障限流器接入配电网

将故障限流器接入配电网后，在检测到故障电流后，通过快速改变故障线路的阻抗参数，有效降低故障电流，以保证保护的选择性和灵敏性。

五、结束语

随着社会科学技术的发展进步，分布式光伏以其拥有的各种优势而得到日益广泛的应用，然而其对电网产生的各种负面影响也越加明显。为了满足配网运行稳定性和安全性地需要，研究光伏发电并网与系统保护二者之间的关系和配合，提出改进保护方案对满足区域配电网运行稳定性和安全性的需要非常有价值。

参考文献：

[1]黄伟，雷金勇，夏翔，等.分布式电源对配电网相间短路保护的影响［J］.电力系统自动化，2008，39（1）：93-97.

[2]马小琴，赵峰.分布式电源容量对配电网继电保护的影响分析及对策［J］.兰州理工大学学报，2013（2）：90-93.

[3]王孟邻，张勇军，林建熙.分布式电源技术的发展述评［J］.电气应用，2011，30（9）：36-39.

[4]孙景钌，李永丽，李盛伟，等.含分布式电源配电网保护方案［J］.电力系统自动化，2009，33（1）：81-84，89.