就DG接入的配网自动化系统保护策略探究.docx

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就DG接入的配网自动化系统保护策略探究

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摘要：文章通过对DG正常运行潮流及故障时短路特性分析，采用调整保护定值和重合闸策略，并利用现有的配网自动化系统配合(包括设备自动化和远程可控开关)，实现故障消除及事先制定的孤岛划分方案。通过实例分析可知在DG运行的配网上仍可实现故障定位及配网自恢复策略。

关键词：分布式发电；配网自动化；电流保护

1基于DG不同特性的并入配网相关准则

在DG安装过程中，供电系统管理部门曾经多次努力尝试规范DG并网保护要求。但是由于以下所列变量，规范要求是非常困难的。

A.配网电路的设计不同，有些保护使用“保险丝”，还有其他尝试采用线路保险，与其分支回路保险相配合，不致引起越级跳闸。有些保护采用线路重合闸和分段器，而有的则没有。自动重合闸做法各不相同，有的采用前加速重合，有的则采用后加速重合。如图1所示。

图1DG并入配电网一次图

B.DG发电机不同类型

各种类型DG发电机可以被分为三大类：

1.同步发电机

发动机、燃气轮机、小水电。

2.感应发电机

风力发电机。

3.异步发电机

微型涡轮机、燃料电池、光伏。

这些发电机类型具有不同的电特性并因此具有不同的互联保护要求。目前DG最常见的类型是同步发电机。供电系统对每种类型的DG并网互联要求看法不一。

国际上普遍采用的是IEEE-1547尝试为DG互联提供国家标准。可是IEEE-1547对DG互联保护要求提供了非常有限的实际指导。它要求过/欠频率和过压/欠压互联保护。它清楚地定义了在DG和供电系统公共耦合(PCC)点之间安装互联保护。该标准还规定DG并网操作要求，但没有提供方法、解决方案或可选方案以满足这些要求。关键问题如：潜在的过电压，互联变压器的选择，系统保护不再配合，由于系统侧非全相或失步保护没有达到动作水平产生不平衡电流而损坏DG。

由图2可以看出，由于各个DG的性质不同，其配置的保护类型也不尽相同。对于无法提供短路电流的异步发电机性质的燃料电池组、光伏等，既不需要配备过流保护也不需要配置同步装置，只要求配置过/欠频率和过压/欠压互联保护(反孤岛装置)即可。而对于感应性质的风力发电则需配置过流保护装置，而大型同步机在要求配置过流保护的同时，也要求配置同步装置。而总起来讲，其反孤岛装置的配置是根据供电系统与DG业主协议是否可以孤岛运行来决定，而保护及同步装置的配置则需视其发电机性质及提供短路电流能力区别对待。

图2不同性质DG并入配电网一次图

2基于DG的配电自动化系统故障处理及再并网策略

在进行网络自动化分析时，通常有以下标准配置：

1)故障指示器。带有本地和/或远程指示故障检测(带方向和不带方向)。

2)本地自动化。自动重合闸，自动分段开关以及通过接地继电器驱动接地开关。

3)应用SCADA和DMS配电自动化控制系统。

2.1基于DG的配电自动化系统故障处理策略

对于所提出策略的基础仍是采用离线设置当地的自动化设备定值和在线远程控制开关与本地自动化设备对故障自动反应的配合关系。特别分析了故障管理中DG接于中压网络时，当地自动化动作行为和继电保护定值设置。排除故障是保护和当地的自动化基本功能。根据自动化水平，故障的定位和隔离也可由不同的自动化程度完成。而重合，分段器和其他当地的自动化应用水平会显著提高故障管理水平和减少对消费者故障电流冲击时间。

对消费者供电可靠性被认为是一个故障管理的框架，它包括故障排除和定位。如图3所示为配网中的一条馈线。馈线上接有4个MV/LV变电站及一个DG通过一个转换开关接入网络。普通用户标记为CI—C3，重要用户标记为IC。此外，每个电源侧均配备了故障检测器(FD)用于故障部分的定位。故障探测器是带方向的。馈线保护是由过流J继电器组成。一个继电器标记R被放置在馈线变电站出站侧，而另一个是放置在DG，它被标记为DGR。

图3简单接入DG的配电网开关保护配置图

当故障发生时，馈线电流继电器保护R0.3~0.5s后跳开。DGR动作时间设置取决于DG提供的故障电流大小。一般情况下，有两种可能的情况。第一个包括DG直接联接到配电网络。这样的DG可能导致短路电流值显著增加。DG容量越大提供的短路电流越大。第二种更为普遍的情况是DG通过电力电子器件连接到配电网络。这些装置是被用于DG控制。换流器装置会限制DG提供的短路电流仅限于额定电流水平(在某些情况下，短路电流可以达到稍微高于150％的额定值)。显然，存在DG的配电网代替辐射性网络成为环路。

预估DG产生短路电流大小是至关重要的。如果HV/MV站的MV母线故障，DG提供的短路电流小于保护R定值，DGR时间定值与保护R时间定值相同。否则，考虑与馈线保护配合，时间设定上调△t。因此，故障后会打开馈线断路器B