新型电力系统对继电保护的影响初步探索

摘要：近期南网范围内某220kV线路跳闸导致新能源片区电压与频率升高事件表明，新能源大量接入带来的问题已经开始凸显，我们应摒弃“等、靠、要”的落后思想，主动思考、出谋划策...

来源：北极星输配电网 

作者：黄超、郑茂然、田君杨、沈梓正、黄鹏飞、蒋连钿 (广西电网电力调度控制中心继电保护科)

1 背景

为如期实现碳达峰、碳中和的目标，2021年3月15日习近平总书记在中央财经委员会第九次会议首次提出“构建以新能源为主体的新型电力系统”。南方电网迅速发布《数字电网推动构建以新能源为主体的新型电力系统白皮书》与《南方电网公司建设新型电力系统行动方案（2021-2030年）白皮书》。广西电网截至2020年底新能源大概数为风电650万千瓦、光伏200万千瓦，十四五期间计划新增风电1800万千瓦（包括陆风1500万千瓦、海风300万千瓦）、新增光伏1000万千瓦。可见，接下来很长一段时期，广西电网新能源规模急剧持续增加是大势所趋。新能源大量接入电网，对继电保护的影响也会更加明显，应引起保护人员足够重视。

2继电保护现状

2.1 新能源模型

鉴于新能源模型在工程方面尚无确定性的实用发电机模型，因此广西电网整定计算过程中无明确模型。现状为：

（1）广西省级调度中心（中调）。继电保护整定计算软件均未绘制新能源模型（即只绘制至新能源场站升压变低压侧母线，忽略集电线、箱变、发电机、无功补偿、站变及接地变等）。新能源场站简图见图1。

图1 典型风电场接线示例简图

（2）广西地市级调度中心（地调）。部分地调未绘制新能源模型；部分地调依据现场填报的参数：若提供了次暂态电抗Xd”(%)，则按该值录入传统同步发电机进行等效；部分地调按南网企标《新能源接入电网继电保护技术规范（试行）》（Q/CSG1211021-2019）（简称“规范”，下同）推荐新能源发电机提供1.2-1.5In的短路电流折算成电抗、再以该电抗录入传统同步发电机等效。

2.2 保护配置及整定计算情况

（1）联网线保护配置情况。经初步梳理得知，目前广西电网220kV、110kV、35kV新能源站的送出线均配置有光纤电流差动保护。与南网规范要求的上述电压等级送出线应配置光纤电流差动保护一致。

（2）整定计算情况。基本按调管范围划分，如中调整定新能源站220kV出线、220kV母线保护及220kV录波（主变录波除外），即以220kV母线为界（升压变及所带系统为新能源站自行整定并报中调备案）；地调类似，唯一区别在分界点母线保护，部分为新能源站整定、部分为地调整定。

3新型电力系统对继电保护的影响

3.1 新能源模型

随着新能源大量接入主网，新能源发电机模型宜尽早确定并投入整定计算实际过程。现整理资料汇总如下（鉴于常见新能源为双馈风机、永磁直驱风机、光伏，故本文仅涉及这三种）：

（1）资料收集。①部分现有文献，对新能源发电机模型考虑过于复杂、不适合整定实用模型，但部分文献提供了有用价值。如文献[1]指出可认为永磁直驱短路电流按不超过并网换流器额定电流考虑、双馈异步机可提供一定的持续短路电流，文献[2]指出逆变型分布式电源（类似永磁直驱和光伏）故障电流可达1.2pu(标幺值)，文献[3]指出双馈风机短路电流可能达到1.86Ie（Ie为额定电流），文献[4]指出永磁风机短路电流达1.5Ie、双馈风机短路电流达3Ie，文献[5]指出光伏短路电流不超过1.5Ie。②南网规范规定“具备限流能力的变流器型分布式电源，如分布式光伏、永磁式风力发电机组，分布式电源接入系统后提供的短路电流一般可按1.2-1.5In进行计算，In为变流器额定工作电流，具体的过流能力以设备说明为准。不具备限流能力的变流器型分布式电源并网的短路电流，按照具体设备说明进行计算。”③国家电网正计划发布新能源发电机模型处理方法，拟将上述三种新能源发电机均以恒流源表征（尚未正式发布）。

（2）整定软件处理方法。经询问国内主流继电保护整定软件厂家开发的整定软件均已具备新能源发电机模型，但目前未有省或地市单位开始大规模应用。厂家处理方法如下（仅举某主流厂家为例）。

该厂家建立三种新能源发电机模型，见上图左。其中永磁直驱与光伏均采用恒流源模型，见上图右，需要录入额定电流、最大短路电流Ik（倍数）等基本信息，在故障计算过程中，无论主网系统发生什么类型短路故障，该发电机只提供恒定正序电流Ik，不提供负序和零序电流。对于双馈风机，鉴于目前无定论，因此厂家提供了上图中和右两种模型，即等效传统发电机（与传统发电机故障计算相同）和恒流源模型，供用户自主选择。

（3）广西计划。广西计划在全省逐步开始考虑新能源发电机模型，大致为：①永磁直驱风机和光伏，采用恒流源模型，要求电场提供盖章版参数报告，报告中需指明能提供的最大短路电流值。若厂家无法提供，则按最严格考虑，取南网规范推荐最大值，即1.5Ie。②双馈风机，鉴于两种模型有争议，故暂不强制用哪种模型，结合电场提供的盖章版参数，若提供的是Xd”，则采用传统发电机模型，若提供的是Ik，可采用恒流源模型或传统发电机模型（将Ik折算至等效Xd”，公式见南网规范附录C）。考虑到双馈风机本质上还是旋转电机、忽略负序可能不太合适，故在行标、国标或南网未出明确规定前，推荐双馈按传统发电机模型考虑。此外，建议收集最大短路电流Ik的持续时间。

在具体实施过程中，应注意：①整定软件绘制模型时，仅用一个新能源发电机模型（连至升压变低压侧母线）等效代替该新能源场站所有实际电源。比如，若用恒流源模型，则软件布置的电流值应为所有发电机电流之和并折算至升压变低压侧电压等级。②整定人员在实际录入Ik时，建议参考上述文献指出的Ik实际范围（即光伏和永磁直驱风机，Ik一般不超过1.5Ie；双馈风机，Ik一般不超过3Ie）。

3.2 故障分析

在新能源对故障分析的影响方面，主要考虑开展如下工作：

（1）鉴于整定软件新能源模型尚未广泛应用，拟对整定软件上述新能源模型开展测试核查。①采用传统发电机模型时，测试该发电机提供的短路电流，跟传统发电机相同（即电势参与正序网、正负序电抗分别参与正负序网）。②采用恒流源模型时，测试该发电机提供的短路电流恒定，且只参与正序网（不参与负、零序网）。最终上述规律与故障类型无关。

（2）整定软件方式设置中，新能源模型，建议大方式投入，小方式设置成两个小方式，分别对应投运与停运。（考虑：若只设置一个小方式对应新能源机停运，则可能忽略掉了实际小方式时新能源对周边设备保护定值的助增或分流影响）。

（3）提醒中调、地调保护人员注意收集新能源附近故障时的实际录波资料，查阅实际该电源能提供的短路电流及时间，并与整定模型考虑该电源提供的短路电流及时间进行比较与分析。

3.3 整定计算

3.3.1 部分保护原理的选取

结合南网总调2016年资料[6]及部分文献信息反馈，新能源可能对如下保护原理造成影响。

（1）送出线（联网线）不适合采用纵联距离、纵联方向保护，适合采用分相电流差动保护。广西存量及新建均按南网规范要求装光纤电流差动保护。

（2）距离Ⅰ段保护性能可能受影响。距离Ⅲ段测量阻抗可能跑到第2象限^[7]。

（3）工频变化量距离保护可能受影响^[8]。广西目前送出线工频变化量阻抗（快速距离）均退出。

（4）选相元件选相功能可能受影响，尤其是序分量和突变量两种原理构成的选相元件受到影响^[8]。

（5）后备保护方向不宜退出。目前广西按新能源为电源考虑，线路后备保护均带有方向。

3.3.2 部分定值项整定建议

结合上一节所述影响，为尽量避免保护不正确动作，可考虑按如下原则整定部分定值项：

（1）送出线两侧距离Ⅰ段。为保证距离Ⅰ段不误动，建议将可靠系数由0.7降至0.5，公式如下。（类似零序互感线缩短距离I段保护范围的做法）

（2）新能源侧送出线距离Ⅱ段、Ⅲ段。为保证不误动，留足时间级差裕度，建议距离Ⅱ段按保线末灵敏度整定（灵敏系数Klm可适量抬高）、时间按与相邻线Ⅱ段时间配合（即保护范围最小、时间最长），距离Ⅲ段（220线路按保线末有灵敏度、110线路按规程远后备整定）时间均按与相邻线Ⅲ段时间配合，即时间最长。见图3。

（3）新能源侧送出线零序保护。方法类似上述距离Ⅱ段、Ⅲ段，即时间尽可能取长，确保不误动。

图3 新能源送出线距离、零序整定原则调整（DG表示新能源）

（4）核实梳理220kV送出线保护装置选相原理为序分量和突变量，做好台账管理及风险梳理。

3.3.3 新能源场站主变中性点接地方式考虑

目前新能源场站主变中性点接地方式由保护专业安排，广西境内新能源站均只通过一条送出线与主网相连。

1、220kV新能源站。220kV主变中性点接地方式按传统发电机厂取相同，即若单台或两台主变，则只安排容量较大的那台主变中性点直接接地；若三台及以上主变，则安排其中容量较大的两台主变中性点直接接地并宜接于不同段母线。

2、110kV新能源站。广西目前安排单台主变中性点直接接地。主变中性点接地方式的安排及其对重合闸的影响见下节。

需指出存在一种情况：主网站为110kV站A（前期安排为中性点不接地），扩建过程中新能源站通过输电线连至该站中或低压侧，此时站A主变中性点是否改为直接接地并无确定标准。依据南网要求（调继〔2010〕31号）“4.110kV变压器：1）110kV变压器110kV中性点绝缘等级为66kV时，中性点可不直接接地运行。2）110kV中性点绝缘等级是44kV及以下的变压器，中性点宜直接接地运行。3）发电厂或中、低压侧有电源的变电站，厂站内宜保持一台变压器中性点直接接地运行。4）无地区电源供电的终端变压器中性点不宜直接接地运行。”

可考虑：以新能源最大容量占当地最低负荷比例为判据，如占比达到20%时考虑站A主变中性点直接接地；若占比不到，且满足上述绝缘等级要求，则主变中性点可不接地，见图4。应注意，如#1变中性点不接地，则应投入间隙保护，且间隙（零流、零压）第1时限跳新能源间隔R1对应的开关，第2时限跳主变各侧。

图4 间隙保护跳闸示意

3、35kV新能源站。分两种情况：（1）含有主变（即35/10kV或35/6kV）,则主变中性点不接地。（2）无主变，常见于35kV光伏站，虽不存在主变中性点接地问题，但带来新能源站接地变与主网直接相连、接地变是否接地的问题。见图5。目前广西存在两种做法：①接地变不接地。存在系统单相接地故障、新能源站不接地系统导致电压升高损坏35kV电缆的风险，此外，整个35kV系统为不接地系统，即新能源站内设备（如SVG等）发生单相接地时，无保护能切除故障，贵港地调采取的解决措施是在新能源站同意后以调度协议形式正式明确接地变不接地。②接地变维持接地。带来的问题是送出线L1连着两侧系统接地方式不统一（主网为不接地系统、新能源站为接地系统），如玉林、百色地调，采取的措施是新能源侧保护R2投零序保护、主网侧R1退零序保护。相当于接地变零序保护作新能源站和L1相连主网的后备保护，接地变零序保护动作出口（规程要求为第1时限跳35kV分段、第2时限跳主变低侧）需调整为第1时限（增加考虑与R2零序时间配合）跳35kV分段、第2时限跳R2开关。即当站内设备发生接地故障如K1接地变可以隔离故障，当L1所连主网发生接地故障，R2零序保护动作切除故障（此时主网35kV系统仍单相接地）。存在风险：主网可能其他35kV线L3发生K2接地故障、R2动作（类似越级动作）。因此，我们建议尽量避免这种特殊接线。

图5 35kV新能源站直接联网简图

3.3.4 送出线重合闸方式考虑

新能源送出线重合闸选取形式，中、地调稍有差异：220kV线路重合闸由中调方式和新能源站共同确定；110kV及以下线路重合闸，部分地调由方式和新能源站共同确定、部分地调由保护和新能源站共同确定。具体分析如下。

1、220kV新能源站。同普通环网线，目前均为单重。

2、110kV新能源站。常见做法是：送出线主网侧投1.5s（或2s）检线路无压（有压自动转同期），即主网侧先三重；新能源侧存在几种情况：多数检线有压母无压（线有压母有压自动转同期）、不投、检同期、线变组接线不投。对于常见采取的检线有压母无压后重模式，存在最大问题是若新能源孤网持续运行，则可能出现检无压失败（线有压母有压）、检同期失败（新能源难以和主网同期上）即新能源侧实际难以重合成功。

关于110kV新能源站主变中性点直接接地与不接地的对比初步分析：

（1）不接地。送出线发生接地故障，若差动保护拒动，主网侧后备保护跳开后，新能源侧相当于不接地系统发生接地故障，升压变间隙保护存在几种情况：①新能源较弱、间隙电压达不到动作值、新能源侧无保护动作。②新能源较强，间隙电压动作切新能源电源。③新能源较强，间隙击穿产生零流（时间与送出线零序配合），新能源侧出线零序保护动作，间隙恢复，出线检线有压母无压后三重。

（2）直接接地。最大问题为新能源侧实际可能难以重合成功，见上述。

3、35kV新能源站。类似110kV新能源站做法，送出线主网侧投1.5s（或2s）检线路无压（有压自动转同期）先三重，新能源侧存在几种情况：多数退出重合闸、不检（如梧州地调2.5s或更长延时不检重合）、检线路有压母无压（如玉林地调）。需注意：35kV保护装置可能存在不具备检母线无压的功能。

3.3.5 新能源解列、防孤岛保护、重合闸、备自投之间关系

新能源场站及主网可能配置解列、防孤岛保护、重合闸、备自投等功能，彼此存在配合关系。简单分析如下。

1、解列。分两种：主网侧与新能源侧均安装、仅新能源侧安装。通常使用单独的解列装置（不使用线路保护自带的解列功能）。解列判据：通常包括低压过压、低频过频。解列出口：多数跳并网开关R2，少数如玉林地调跳集电线或升压变低压侧（具体由用户选择）。解列整定方：主网侧由方式负责（少数地调由整定专责负责），新能源站内解列装置部分自行整定、部分地调整定。

2、防孤岛保护。通常配置在新能源站，判据类似解列，南网规范要求动作时间≤2s。如南宁地调整定该值为0.5s，因为主网侧主变中性点不接地且间隙无法联跳光伏间隔，故将防孤岛保护充当间隙保护联跳光伏。

3、备自投。适合新能源站容量较小（便于故障时电压跌落明显、满足备自投判压条件），由方式部门整定，出口连跳并网点开关或分布式电源进线开关。目前新能源站基本无备自投。

4、解列、防孤岛保护、重合闸、备自投配合关系。

比较合理的动作逻辑是：送出线发生故障、线路保护动作跳两侧开关（可能不同时）、主网侧检线无压先三重、新能源侧（防孤岛保护、解列或逆变器停运保护）断开小电源、新能源侧检线有压母无压后三重。若存在备自投，则当永久性故障时重合闸加速跳后、备自投检母无压动作。

可知，（防孤岛保护、解列或逆变器停运保护）、重合闸、备自投存在依次先后动作的顺序，三者的整定应满足时间级差关系。

十四五新能源大面积投入，送出线跳闸后，新能源极可能支撑着升压变高压侧母线电压，带来问题：（1）解列和防孤岛保护装置可能不动作或很长时间动作（直到低压满足），影响后续重合闸的动作行为；（2）影响送出线新能源侧重合闸动作（小电源侧检母线无压不满足、检同期很难同期上）；（3）影响备自投动作（备自投检母线低压难满足）。

因此，广西建议考虑：对于新能源容量较大的场站（意味着送出线故障时新能源侧母线电压受到新能源支撑），考虑增加联切回路，即线路保护跳送出线新能源侧开关R2时联切升压变低压侧开关或挂有电源的集电线开关。相当于用联切功能代替防孤岛保护、解列与逆变器停运保护，确保送出线新能源侧重合成功。

3.4 事件影响及思考

近期南网范围内某220kV线路跳闸导致新能源片区电压与频率升高事件表明，新能源大量接入带来的问题已经开始凸显，我们应摒弃“等、靠、要”的落后思想，主动思考、出谋划策。该事件带给我们初步想法如下。

1、一次网架方面。目前所有新能源站均采用单一线路送主网站，一旦主网站再单一线或双回线连主网，存在类似事件发生的风险，尤其是新能源大量接入（送出容量急剧增加）后风险相应增加。可考虑结合新能源大量投入的契机配套改善一次网架，如新能源群可通过两（或多）回线连至主网不同站，导线选型上注重考虑N-1方式下的新能源送出，既能提高电能送出可靠性、也有助于N-1之后电压、频率稳定。困难在于需要统筹考虑资金投入与效益的权衡。（补充：广西电网为提供220kV大用户站供电可靠性，已经部分采用该用户站通过两回线路连至主网不同站、且用户站内220kV母联合环运行）

2、加强解列、防孤岛保护、重合闸、备自投等定值规范化管控。需要加强方式、保护专业的联动与配合，将述这些定值进行规范化管理（比如定值会审或会签等）、确保电网安全稳定。

4广西建议

面对十四五新能源大面积接入的严峻形势，综上所述，广西提出以下建议：

（1）强调各地调刚性执行南网规范关于220、110及35kV新能源站送出线应配置光纤电流差动保护的要求。尽量避免在新能源站送出线进行T接其他线路（需要广西电网规划中心进行配合）。

（2）加快推进整定软件新能源模型的实用化。①尽快完成模型加入后的故障计算测试。②明确参数收资要求，包括新投产及存量站补收参数，并尽快录入整定软件，核心参数为Ik（或Xd”）及持续时间。

（3）整定原则修订及保护定值校核。①复核送出线全部退出纵联距离、纵联零序、工频变化量阻抗（快速距离），复核220kV线路新能源侧弱馈投入（主要为含集成纵联的线路保护）。②按前述修订送出线两侧距离Ⅰ段原则，修订新能源侧距离与零序Ⅱ、Ⅲ段原则。③地调复核送出线及主变相关保护方向功能投入。④新能源模型参数（补）录入后，核算附近原有线路、主变定值的保护范围，确保选择性、灵敏性满足规程要求。

（4）按前述建议复核新能源站及相连主网站的主变中性点接地方式。注意：①若110kV变压器中性点不接地，需确保间隙保护第一时间联跳小电源间隔。②若变压器中性点不接地，但出线投入了接地保护，则应确保该接地保护满足与其相邻设备的配合关系。

（5）加强对新能源站内设备（主要是升压变）保护定值的备案及服务。对新能源站自行整定的内容保持警惕、避免其整定不合理影响主网。规范定值限额、升压变中性点接地方式、等值阻抗等资料的交互、闭环及存档。

（6）新能源站及附近站相关的解列、备自投定值，多数由方式部门负责，建议有效提升并规范化管理（尤其是新能源站内的解列装置定值），避免因与保护及重合闸配合不当导致影响扩大。加强方式、保护专业之间的联动与配合。

附参考资料

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