一种基于DG接入的配网故障定位及孤岛划分方法

摘要

本发明公开了一种基于DG接入的配网故障定位及孤岛划分方法，包括：根据DG的不同类型与性质，设定不同的保护配置方案；预估DG产生短路电流大小，根据DG提供的故障电流大小，设置放置在DG的电流继电器的动作时间，制定当地自动化动作策略和继电保护定值；收集所有开关保护动作信息，判定故障区域，确定发生故障后的最大切除时间，判断DG是否接受这一时间，依据故障类型进行保护动作，恢复供电，保证DG不脱网；根据DG功率、实际用电量和网络状态，结合开关和保护的设置方式，确认是否存在或需要划分孤岛，如果是，则DG脱网，如果不是，则进入孤岛边界开关动作策略。本发明最大限度以最少的成本，利用已有的配网自动化系统缩短故障清除时间。

说明书

技术领域

本发明涉及一种基于DG接入的配网故障定位及孤岛划分方法。

背景技术

随着可再生能源的份额的不断增加，DG对电网的渗透度也在不停增加。其容量从10kw 到几百MW。DG的接入给配网带来问题是多重的：

(1)使配网由辐射型变为多电源环网，并且有多个子单元(小的环网)及多终端网络；

(2)短时过负荷，双向潮流，有时短少用于故障判断的短路电流等；

(3)中压配网的网络时间常数较大，导致的故障切除后的动态稳定而带来的对最大允许 故障切除时间缩短，使的对快速故障定位提出更高要求；

(4)从供电服务水平的角度来讲，由于对供电可靠性，供电质量，允许的停电时间缩短。

这些都给配网故障以后的及时定位及快速供电恢复提出了更高要求。因此当DG接入配 电网时，需要特别保护系统的配合校核。在保证电网安全可靠运行的同时，使得客户不受异 常的电网操作的影响。

无论是过高的故障清除时间或非选择性跳闸会造成的后果，对于一个日渐对DG接入不 断开放的能源市场都是不可接受的。因此，在DG接入时需要重新校核保护配合性，增强保 护的配合原则。

对于许多小型DG，一般提供不了可供故障判断的短路电流。只有感应发电机对于外部故 障会提供两个或三个周期的故障电流，类似于感应电动机。通常故障后系统变电站断路器跳 闸，小型同步机过载，因而提供的短路电流是非常小的。对于这些小型发电机，其并网保护 只要求配置同步继电器。较大的同步DG会在系统故障时提供大的短路电流。这种情况下， 并网时除要求配置失步保护，还要与系统保护配合，起到检测故障和隔离故障的功能。而对 于故障发生时暂态过程，其故障电流大小取决于发电机电抗(X“d，X'd和Xd)，衰减速率取 决于故障终端电压和其短路时等值电路开路时间常数(T“do，T'do)。不采用过流保护时要充 分考虑其外部故障时电流衰减幅值和速度问题，有可能导致过流保护无法正确动作。

通过以上三点分析，可知DG保护方案考虑以下三点，并同时满足以下要求：

1.保护要同时兼顾系统侧和DG业主双方的要求，不仅要保证与系统保护配合，不影响 系统保护的配合关系，同时还要保护DG本身，可以做到不损坏系统设备及DG。

2.保护方案不仅要能保证DG并网运行时的配合性，当DG在形成孤岛运行的过程中也 要能够不失去其保护功能。即保护方案同时考虑稳态运行及孤岛动态操作过程，并且在并网、 孤岛形成中，孤岛运行方式下均可保证其保护方案适用性。

3.保护方案要考虑到不同DG性质时的短路电流特性，并能根据其特性选择合适的保护 方案；特别是要考虑到DG所供短路电流的衰减特性，寻找一个可靠的故障判据，以准确判 断其故障特征，如果判据本身存在某些盲区，要考虑采用多种判据的综合量，以期达到自适 应性的保护方法。

现有的DG接入的配电网均无法实现上述目的。

发明内容

本发明为了解决上述问题，提出了一种基于DG接入的配网故障定位及孤岛划分方法， 本方法通过接地方式及二次保护系统的优化，解决了DG由单纯“负荷”性质向“小电源”性质过 渡的复杂性问题，在现有的保护及自动装置不变的情况下，通过相关技术手段，达到基本满 足DG接入后地区电网安全运行的目的，能够最大限度以最少的成本，利用已有的配网自动 化系统缩短故障清除时间。考虑到成本压力，保护策略会根据网络参数特点及DG提供故障 电流的大小来重新调整保护配合定值及时间级差，在故障切除时间暂态稳定特性允许的前提 下提高保护动作快速性及重合闸重合成功率。

为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：

一种基于DG接入的配网故障定位及孤岛划分方法，包括以下步骤：

(1)根据DG的不同类型与性质，设定不同的保护配置方案；

(2)预估DG产生短路电流大小，根据DG提供的故障电流大小，设置放置在DG的电 流继电器的动作时间，制定当地自动化动作策略和继电保护定值；

(3)收集所有开关保护动作信息，判定故障区域，确定发生故障后的最大切除时间， 判断DG是否接受这一时间，如果接受，进入步骤(4)，否则进入步骤(5)；

(4)依据故障类型进行保护动作，恢复供电，保证DG不脱网；

(5)根据DG功率、实际用电量和网络状态，结合开关的动作和保护方案的设置方式， 确认是否存在或需要划分孤岛，如果是，则DG脱网，如果不是，则进入孤岛边界开关动作 策略。

所述步骤(1)中，不同的DG包括同步发电机、感应发电机和异步发电机，对于无法提 供短路电流的异步发电机，不需要配备过流保护也不需要配置同步装置，只要求配置它要求 过/欠频率和过压/欠压互联保护；对于感应发电机需配置过流保护装置；对于同步发电机， 要求配置过流保护的同时，也要求配置同步装置。

所述步骤(2)中，在馈线上的所有MV/LV变电站及DG的电源侧均配备了故障检测器 以定位故障，在馈线变电站出站侧和DG侧均设置有一个过流继电器，分别标记为馈线电流 继电器保护和DG电流继电器保护，在馈线变电站出站侧和DG侧均设置有一个断路器。

所述步骤(2)中，故障发生时，当地自动化动作策略为馈线电流继电器保护在一定时间 后跳开，而DG电流继电器保护动作时间的设置取决于DG提供的故障电流大小，具体包括： 当DG直接联接到配电网络时，DG会导致短路电流值显著增加，因此DG容量越大提供的短 路电流越大；当DG通过电力电子器件连接到配电网络时，换流器装置的存在会限制DG提供 的短路电流仅限于额定电流水平，配电网代替辐射性网络成为环路。

所述步骤(2)中，预估DG产生的短路电流大小时，如果馈线变电站的中压侧母线故障， DG提供的短路电流小于馈线电流继电器保护定值，DG电流继电器保护时间定值与保护时间 定值相同，否则，考虑与馈线保护配合，上调电流继电器的动作时间设定，故障后会打开馈 线断路器和DG断路器。

所述步骤(3)中，故障排除后，馈线侧断路器会自动重合闸，当DG会发生停运，馈线 的送电方向将只从高压/中压进行，如果故障是临时性质，将在步骤(2)的保护动作序列完 成后恢复供电，而对于永久性故障，会再次跳开断路器，同时，会跳开故障指示器，然后由 故障指示器选择跳开合适的负荷开关。

所述步骤(3)中，如果发生永久故障，用户电源侧会将跳闸和开关全部跳开，因DG的 停运而将配网还原成辐射性网络，恢复原有故障处理策略。

所述步骤(3)中，发生重合闸后，馈线上的MV/LV变电站会依次沿距离馈线侧变压器 由近到远的顺序，感受到电压的存在，MV/LV变电站的开关依次闭合，导致故障发生地的重 合闸再次打开，被闭锁不再重合，从而对故障进行定位，发生在打开的封锁开关和其下游故 障检测器或开关之间。

所述步骤(4)中，DG与当地负荷不匹配时，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，使DG所在失压母线重合于系统；当DG大致与本地负载 匹配时，由并网保护跳开主进线断路器，配有内部低频减载装置的DG脱网后，由与其相匹 配的局部负荷以支持孤岛运行方式。

所述步骤(4)中，当检测DG与馈线不再同步时，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，馈线侧快速重合闸在变电站断路器跳闸后设定的周波后实现； 馈线侧需要对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；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，同时伴随着打开一些负荷开关，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。

所述步骤(5)中，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，并通过特定的事件触发，触发事件包括当检测到 故障发生，通过馈线电流继电器保护定值和电压继电器设定为同时动作，此时，孤岛由馈线 上的DG、MV/LV变电站和重要客户组成；故障时，只要故障动作曲线不是落在孤岛上DG和 重要客户之间，那么认为保护操作都是成功的。

所述步骤(5)中，设置相应的故障检测器来过滤故障发生在孤岛上的情况，引入故障在 馈线上孤岛边界的探测器，如果DG和孤岛中重要用户的故障检测器被跳开，则故障是岛的 下游，或者两者不跳闸，故障是岛的上游。最后，如果只由重要用户的故障检测器跳闸和DG 故障检测器没有跳闸，这将意味着故障是在岛上的，孤岛是不可能运行。

本发明的有益效果为：

(1)由于分布式电源(DG)的接入，配电网从辐射型的网络变成了多电源网络，由于 其接入方式不同，所提供的短路电流水平也不尽相同，在此基础上调整保护定值和重合闸策 略，通过时间及定值调整将DG影响降低，最经济有效；

(2)根据DG接入方式不同而提供的短路电源水平决定馈线保护定值调整策略及重合 闸配合关系，可以有效解决DG接入下的配网自动化系统保护失去配合，重合闸成功率不高 的问题；

(3)提供了一个最大程度利用现有的设备配网自动化系统配合(包括设备自动化和远 程可控开关)，以便少故障持续时间保护与和未能供出的DG能量，而相应的孤岛运行操作方 案是为了最大限度地保护这些消费者不会中断供电，对于解决大量DG并网下如何确保电网 安全运行及DG最大发挥其作为当地电源有效支持双重问题提供了有效方法。

附图说明

图1为DG并入配电网一次图；

图2为接入DG的配电网开关保护配置图；

图3为DG的配电网过流保护配合校验动作曲线示意图；

图4为DG的配电网孤岛划分策略流程图；

图5为基于DG的配电网集中式分段开关故障自动判断系统动作原理图；

图6为基于DG的配电网分布式电压开关故障自动判断系统动作原理图；

图7为基于DG的配电网分布式电压开关RTU自动判断动作原理图。

具体实施方式：

下面结合附图与实施例对本发明作进一步说明。

如图1所示，在推动DG安装过程中，供电系统管理部门曾经多次努力尝试进行了规范 DG并网保护要求。但是由于以下所列变量，证明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，与下面 的分支保险相配合，不致引起跃级跳闸。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。

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：

如：发动机、燃气轮机、小水电；

2.感应发电机：

如：风力发电机；

3.异步发电机：

如：微型涡轮机、燃料电池和光伏。

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。目前最常见的类型 DG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而 造成不平衡电流损坏DG。

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 步机性质的燃料电池组，光伏等即不需要配备过流保护也不需要配置同步装置，只要求配置 它要求过/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，而大型同步机则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业主协议的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。

1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，通常认为以下标准配置：

·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)。

·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。

·应用SCADA和DMS配电自动化控制系统。

1.1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的远程控制开关 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，故障的定位和隔离可也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。

如图2所示，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，而其他一个是放置在DG，它被标记为 DGR。

当故障发生时，馈线电流继电器保护R0.3-0.5秒后跳开。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 装置存在会限制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当时间定值相同。否则，考虑与馈线保护 配合，时间设定上调Δt。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0.3-0.5秒+△t。动作曲线如图3所示。

1.2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0.3秒，断路器B可以进行自动重合闸。显然的DG对当地的自动化自动重合 闸的时间设定存在影响。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。

而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，而2为慢速重合。0.3秒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将跳闸和开关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和变电站C1开关1闭合(通常在5秒)。 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，因为开关跳开当时即发生在其闭合瞬间。重合器重新关闭 和开关1的顺序关闭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。

1.3DG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所在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 使的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的往复式 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。

基本的想法很简单–为了发生永久性故障后，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，并通过特定的事件触发。例如图1的馈线，这意味着断路器B/重合器动 作将伴随着打开开关5和8。触发事件可以是当检测到故障发生，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。关于实例示于图1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没有，这将意味着故障是在岛上的，孤岛是 不可能运行。(负荷)开关8要更为换断路器以便当故障是岛上的下游时，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500-600毫 秒)，这是相当足够的时间建立孤岛运行方式。

由图4可以看出，只有在明确DG的故障耐受时间，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。

实施例一：

如图5所示，为集中式配网自动化故障自动定位及隔离系统。假设在分段开关D下游区 段接入DG，当分段开关C与D之间发生永久性故障时，故障区域判定过程为：DL跳闸后， 启动故障区间判定，30S收集所有开关保护动作信息，从电源侧起，最后一个由系统侧作为 大电源提供短路电流整定的相对较大护动作定值启动的最后一级开关与相邻的由DG提供的 相对较小的保护动作定值启动开关之间即为故障区段。故障区域确定后自动隔离。而对于DG 在正常运行方式下退出运行时的故障隔离，只要是系统侧保护动作最后一级开关与相邻没有 保护动作的开关之间即可判定为故障区段。

(1)判断故障区域：DL跳闸后，开启故障区间判定，30秒收集线路上所有开关发出的 信息(均有保护信息)，从电源侧起，最后一个有保护信息上传的开关与相邻没有保护信息的 开关之间为故障区段；

(2)故障区段判定后，系统自动将其隔离：自动对非故障区间恢复送电或认为隔离故障 点后，对非故障区间送电。

图6为所列为适用于配网自动化的电压型开关故障诊断系统的动作行为分析。而对于DG 接入的情况，唯一不同的是，当FCB再次保护跳闸，线路失电后各开关自动断开；B分段开 关(RTU2)因Y-延时中断电自动设置正方向闭锁，而相邻的RTU3因残压加于S侧自动设置 反方向闭锁。(LOCK状态即使在RTU的失电时也能被记忆)。而在进行离线参数设定时，DG 的接入位置是在系统中输入，因此，对于开关D来讲，首先感受到的是一直存在于其RTU终 端来自S侧的电压，而其RTU系统侧是感受到的小于其整定时间XL的恢复又消失的电压，因 此自动设置反方向闭锁。原理图如图7所示。

当下游分支发生永久性故障，由于当地DG容量不大，因此不考虑孤岛运行情况，只需 在重合闸定动作整定上作了0.5秒的延时，其重合闸时间设为1.5-2S，其首级分段开关动作时 间Y延时为28S，这是考虑与二次重合闸储能相配合，由他级次均为X延时为7S，如果要进 一步要求DG孤岛运行状况，在目前的配电自动化动作时间内，不论其是否为永久性故障， 在第一次重合闸之前即将DG从系统隔离，或者当运行于又电源配网线时，将DG从故障区段 隔离至另一段联络电源。主要是考虑到2次重合闸的时间配合对DG自行运行的要求较高， 还有对DG二次冲击问题。当然，从这个角度来讲，反而是双电源联络线的配网更有利于DG 稳定运行，同时，目前的自动化水平也可以做到这一点。

上述虽然结合附图对本发明的具体实施方式进行了描述，但并非对本发明保护范围的限 制，所属领域技术人员应该明白，在本发明的技术方案的基础上，本领域技术人员不需要付 出创造性劳动即可做出的各种修改或变形仍在本发明的保护范围以内。