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1 DG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和DG断路器。在最坏的情况下，故障消除时间0.3~0.5s+△t。动作曲线如图4所示。
图4 DG的配电网过流保护配合校验动作曲线
2.2基于DG的配电自动化系统重合闸时间配合策略
故障排除后0.3s，断路器B可以进行自动重合闸。显然DG的存在影响对当地自动化自动重合闸的时间设定。通常情况下，DG会发生停运，所以，馈线的送电方向将只从高压/中压进行，这一方案将取消DG在配电网存在引入所有效果。如果故障是临时性质，它将在以前所述序列动作后恢复供电，而对于永久性故障，会再次跳开B。
配电自动化的引入将会为进一步提高故障处理水平提供帮助。对于以上描述故障，当1为快速重合，2为慢速重合。0.3s重合会消除临时故障，如为永久故障，则会再次跳开断路器。同时，会跳开故障指示器，然后由他们选择跳开合适的(负荷)开关。如果是永久性故障，消费者C1，C2和IC将跳闸，开关1、3、5、7将会跳开(最后两个故障检测器FD3和FD4将会动作，然而由于反方向发电机的功率电子耦合典型设置提供线路额定电流的160%，因此会忽略此短路电流而不启动跳闸-此方式该开口开关5和7不会跳开)。但始终会因DG的停运而将配网还原成辐射性网络，之后的故障处理程序就会照旧。
此外，再次重合后，FD1会感受到电压的存在，变电站C1开关1闭合(通常在5s)。然后FD2检测电压的存在，变电站C2开关3闭合。这导致重合于故障再次打开。在同一时间开关3将打开并被闭锁不再重合，因为开关跳开即发生在其闭合瞬间。重合器重合以及开关1的顺序重合将馈线健康部分恢复送电。因此识别故障部分：它的位置是打开的封锁开关和其下游FD/开关之间。如果可能的话，馈线的有故障的其余下游部分可以被重新通过手拉手线路恢复供电。
2.3DG的孤岛划分及再并网策略
一旦DG脱网，当并网保护动作后，联接纽带必须恢复。两种DG跳闸/恢复的方法被行业内广泛使用。第一种恢复方法(情况1)用于DG与当地负荷不匹配的情况。此时，并网保护通常跳开DG断路器。当供电系统恢复时，DG通常自动重新同步。许多供电公司需要同期继电器在主要并网点通过断路器进行同期合闸，以避免不同步合闸。同期继电器一般配备母线检无压(低电压)逻辑，使DG所联接失压母线重合于系统。第二种并网恢复方法(情况2)用于DG大致与本地负载匹配的情况。在这种情况下，由并网保护跳开主进线断路器。在许多情况下，石油化工、造纸行业的DG配有内部低频减载装置，DG脱网后有与其相匹配的局部负荷以支持孤岛运行方式。
当检测DG与系统不再同步时，需要立即脱网。DG快速脱网，以允许馈线断路器实现自动重合闸。系统侧快速重合闸可以在变电站断路器跳闸后15至20个周波后实现。系统则需要对DG脱网速度做出要求。利用低频继电器加上重合闸脱网阻止大多数DG在系统干扰时提供对系统电源的支持能力。
然而这种解决方案有时不能简单地应用在现实中，因为配电网和DG属于不同所有者，并不总是可以协调工作的。有时重要的用户将在DG重启期间受到干扰。为了永久性故障后DG的持续运行，引入智能型断路器的断开/重合，同时伴随着打开某些(负荷)开关。该解决方案意味着不仅通过故障检测器，同时通过确定的孤岛边界启动打开开关。另一种带来破坏性的条件会施加在同步发电机，尤其是往复式发动机原动机，由于系统长时间无法消除故障使得系统中的同步机失去同步。因为往复式发动机的机器惯性非常低，对其影响尤其大。当完全失去同步时，可能导致轴扭矩损坏。突然失衡的发电机电气和机械动力输出使得往复式发动机发电失去同步。当发生严重(一般三相)短路而无法快速消除时，而在故障期间的机械动力输出保持不变，发电机的电力输出可能会因此突然减少。在此期间发电机失去同步，并会经历一场严重的电压骤降。电压跌落的越多时，发电机电能输出就越少，这种电气和机械输出之间不平衡导致发电机加速，更加导致失去同步。如果欠压继电器(27)延时设置过长时，发电机可滑极而导致轴扭矩损害。一个基于阻抗原理的失步继电器可以用于检测该条件，并从系统中使DG脱网。
基本的原理为：发生永久性故障后，为了DG和重要的用户立即形成孤岛，哪个开关将被打开依赖于DG功率、实际用电量、网络状态以及可用的开关和保护。该方案的孤岛是提前设定的，并通过特定的事件触发。例如图1馈线，这意味着断路器B/重合闸动作将伴随着打开开关5和8。触发事件可以当检测到故障发生，通过继电器R和电压继电器设定为同时动作。这意味着一个孤岛由DG和MV/LV与IC组成。故障时，只要故障动作曲线不是落在孤岛上DG和IC之间，此操作都是成功的。设置相应的故障检测器可以过滤故障发生在孤岛上的情况。有必要引入故障在馈线上孤岛边界的探测器。以图1所示配网为例，可以使用故障检测器FD3和FD4。如果两个探测器被跳开，故障是岛的下游，或者两者不跳闸，故障是岛的上游。最后，如果只FD3跳闸和FD4没跳，这将意味着故障是在岛上的，孤岛不可能运行。(负荷)开关8要更换为断路器，当故障位于其下游时，及时断开以提供孤岛运行方式。开关5必须比断路器B和断路器8(前开关8)更慢打开，以避免切断短路电流。断路器B开关5和断路器8之间的协调，通过适当调整的时间设置。强制性先决条件是DG能够继续运行，直到孤岛操作建立(这是肯定的，因为DG在故障状态能够继续运行至少500~600ms)，有足够的时间建立孤岛运行方式。时间，系统暂态稳定的故障切除最大时间以及孤岛划分的策略后才能最终确定最终孤岛运行方案。因此这是一个需要综合评估系统、DG双方正常运行方式及暂态特性的综合方案。
3结论
本文借助于现在普遍应用的配网自动化系统，在考虑DG提供短路电流能力的前提下确定保护动作曲线调整策略及相应的重合闸配合时间。通过系统暂态参数分析，DG故障耐受力分析，孤岛边界划分策略确定最终的故障隔离及系统运行方案，实现快速故障定位及故障时DG对系统支持及故障后快速并网策略一整套方案。对于解决大量DG并网时如何确保电网安全运行及DG最大发挥其作用，为当地电源有效支持双重问题提供了有效方法。
参考文献
[1]梁有伟,胡志坚,陈允平.分布式发电及其在电力系统中的应用研究综述[J].电网技术,2003,27(12):71-76.
[2]梁才浩,段献忠.分布式发电及其对电力系统的影响[J].电力系统自动化,2001,25(6):53-56.
[3]姚致清,于飞,赵倩,等.基于模块化多电平换流器的大型光伏并网系统仿真研究[J].中国电机工程学报,2013,33(36):27-33.
论文作者:高天宇,柴源
论文发表刊物:《电力设备》2018年第26期
论文发表时间:2019/1/16
标签：故障论文; 孤岛论文; 断路器论文; 发电机论文; 电流论文; 继电器论文; 系统论文; 《电力设备》2018年第26期论文;