(国网延边供电公司 吉林延吉 133000)
摘要:随着国家对新能源产业的支持，以风能和光伏电厂为代表的分布式电源大规模接入电网。由于分布式电源出力较小，大部分接入就近变电站，从而这些变电站由原来单侧电源辐射式供电模式，变为含分布式电源的多侧电源供电模式。分布式电源在并网后，当系统发生故障时，由于分布式电源的存在可能导致变电站备自投装置无法可靠动作，影响电网对用户供电的可靠性。本文以分布式光伏电站接入单侧电源的66kV终端变电站为例，分析分布式电源接入后对变电站的影响，提出通过完善分布式电源防孤岛保护提高变电站备自投装置动作正确性的解决方案，提高电力企业供电可靠性。
关键词:分布式电源；孤岛现象；防孤岛保护；备自投
1孤岛现象及防孤岛保护
孤岛现象是指电网失压时，光伏电站仍保持对失压电网中的某一部分负荷继续供电的状态。孤岛现象可分为非计划性孤岛现象和计划性孤岛现象。防孤岛保护就是为了禁止非计划性孤岛现象的发生。非计划性孤岛现象发生时，由于系统供电状态未知，将造成以下不利影响：1）可能危及电网线路维护人员和用户的生命安全；2）干扰电网的正常合闸；3）电网不能控制孤岛中的电压和频率，从而损坏配电设备和用户设备。
1.1分布式电源防孤岛保护
根据GB/T 19939-2005《光伏系统并网技术要求》，光伏电站必须具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力，其防孤岛保护应与电网侧线路保护相配合。光伏电站的防孤岛保护必须同时具备主动式和被动式两种，应设置至少各一种主动和被动防孤岛保护。主动防孤岛保护方式主要有频率偏离、有功功率变动、无功功率变动、电流脉冲注入引起阻抗变动等；被动防孤岛保护方式主要有电压相位跳动、3次电压谐波变动、频率变化率等。
1.2光伏电站恢复并网要求
当电力系统发生扰动后，在电网电压和频率恢复正常范围之前光伏电站不允许并网，且在系统电压频率恢复正常后，光伏电站需要经过一个可调的延时时间后才能重新并网，这个延时一般为20秒到5分钟，取决于本地电网条件。
2分布式电源接入对备自投装置的影响
图1所示某66kV变电站主接线，分析分布式电源接入对进线备自投装置的影响。在图1中，线路L1运行，QF1、QF3断路器在合位，线路L2热备，QF2断路器在分位，电压互感器TV2二次有压，QF4断路器在合位，分布式光伏电站（DG）通过10kVI母接入变电站。分运行线路投重合闸和不投重合闸两种情况，考虑分布式电源接入后对该变电站进线备自投装置的影响。
2.1线路L1无重合闸功能
当运行线路L1发生故障时，线路L1保护动作，造成66kVI母、II母失压。此时备自投装置应该动作，跳QF1断路器，合QF2断路器，执行图2逻辑。分析现场情况，虽然备自投装置满足L1进线无流，L2进线有压条件，但是由于分布式光伏电站的存在，在母线与主网断开以后，分布式光伏电站通过10kV母线与该变电站构成孤岛，导致66kV母线上仍然有压，备自投装置因检母线无压条件无法满足而不启动。在分布式光伏电站孤岛失稳，与电网解列后，备自投装置方能投入。所以，分布式光伏电站的接入延长了备自投的动作时间，造成一些未知的不可控情况发生，影响了备自投装置动作的快速性和可靠性。
2.2线路L1有重合闸功能
当运行线路L1发生故障时，线路L1保护动作后经延时重合闸，1）如果投重合闸不检，则由于孤岛的存在及其未知性，可能对电力系统及孤岛内设备造成冲击甚至损害。2）如果投重合闸检同期或检无压，则会因为孤岛的存在导致重合闸无法重合成功。所以，对于有分布式光伏电站接入的变电站，在运行线路故障后，由于孤岛现象的发生，导致重合闸无法成功，造成与2.1相同的结果，延长备自投装置动作时间，影响供电可靠性。
从上述分析可以看出，分布式电源接入后影响备自投装置快速准确动作，主要是因为进线电源消失以后，分布式光伏电站与该变电站构成孤岛，向接入变电站母线供电，最终导致备自投装置动作时间延长。
3解决方案及实现方法
通过对66kV变电站备自投装置运行模式和防孤岛保护装置的分析，得出对于具有投重合闸功能或不投重合闸功能的进线在发生故障时，由于分布式电源的存在，导致孤岛现象的发生，都会使备自投装置动作产生延时的效果。
本文提出利用防孤岛保护装置，通过其将分布式电源与变电站断开，满足备自投启动条件，在不改动原有进线备自投装置及其回路的情况下，实现快速准确动作的解决方案。（图2）
解决方案如下：在进线电源失电以后，通过防孤岛保护经T1时限延时动作，断开分布式电源与电网的联接，使进线备自投满足母线无压条件，备自投启动，执行动作逻辑。针对运行线路是否投入重合闸功能及线路故障类型所产生3种不同情况，对该方案的可行性进行逐个分析。
1）运行线路不投入重合闸功能时，进线在0时刻发生故障线路失压，防孤岛保护经T1时限动作以后，备自投启动，在T3时刻跳1QF，T4时刻合2QF恢复该变电站对用户供电。2）运行线路投入重合闸功能，进线在0时刻发生瞬时性故障线路失压，防孤岛保护经T1时限动作，备自投启动，T2时刻断路器重合成功，备自投停止动作，继续由线路L1带变电站负荷。3）运行线路投入重合闸功能，线路在0时刻发生永久性故障线路失压，防孤岛保护经T1时限动作，备自投启动，T2时刻断路器重合动作，因永久性故障线路保护跳开断路器，T3时刻备自投跳1QF，T4时刻备自投合2QF，变电站恢复供电。
通过上分析，建议防孤岛保护动作T1时限整定为0.2秒。这样既可以满足线路保护重合闸功能的实现，降低防孤岛保护误动可能性，同时也实现了备自投动作的快速性。在T5（T5>T4）时刻后，66kV母线系统电压和频率稳定，分布式电源可以恢复并网，根据国家光伏电站接入电网规定，恢复时间建议设定为20秒，这样在T5时刻后可以使该小电源继续向电力系统输送电能。
4总结
本文以分布式光伏电站接入某66kV变电站为例。分析了分布式电源的接入将会对该变电站备自投装置动作带来的影响，并提出了相应解决方案，并得出以下结论。1）分布式电源的接入增加了变电站备自投装置的启动时间。2）提出了通过防孤岛保护与备自投装置配合，在不改变原有备自投装置及回路的情况下，消除因分布式电源接入导致的变电站备自投装置动作延时的问题。
参考文献
[1]太阳光伏能源系统术语.GB/T2297-1989.
[2]光伏系统并网技术要求.GB/T19939-2005.
[3]徐赛梅著.小电源并网系统中的备自投解决方案[期刊论文].中国新技术新产品,2010.
论文作者:刘文斌
论文发表刊物:《电力设备》2016年第24期
论文发表时间:2017/1/17
标签：孤岛论文; 分布式论文; 变电站论文; 电源论文; 动作论文; 线路论文; 装置论文; 《电力设备》2016年第24期论文;