现状
随着新能源发电规模、发电容量的逐年增长，为配电网提供大量的清洁能源的同时，也对配电网安全稳定运行带来了挑战。特别是对于投运馈线自动化（FA）功能的10kV配电线路，在故障情况下，变电站出线和新能源点都会有故障电流流向故障点，存在DTU过流信号误报进而引起FA对故障区域的错误研判的风险。此类事故不仅影响配网安全调度和供电可靠性，也减少了新能源发电效益。
图1 有源配电网故障时故障电流方向和DTU过流信号情况
为解决有源配电网全自动FA应用问题，宁波公司对有源配电网中压线路全自动FA建设模式进行了有益的探索，FA运行管理经验也逐步成熟，并取得了一定的成效。下面以光伏电源为例进行说明。
试点线路概况
试点线路宏图N443线共有11个配电站房，10个站点已完成自动化改造。光伏用户容量3.3MW，采用某一厂家的GCI-110K-5G型号逆变器，通过380V方式汇入用户高配配变，升级成10kV接入宏图N443线宏图开关站。宁波公司探索通过修改变电站馈线定值、DTU过流参数定值、光伏逆变器时间电流定值等实现光伏电源与全自动FA保护时限的有序配合，从而实现有源配电网全自动FA应用。
图2 GCI-110K-5G光伏逆变器涉网参数整定单
试点方案
01
时间定值整定
● 配置原则：使DTU在逆变器的动作之后，变电站中压线路（10kV线路及20kV线路，以下简称馈线）跳闸之前发信，使DTU过滤掉光伏电源的短路发出信号，从而使FA动作成功。所以配置原则如下：逆变器跳闸时间＜DTU过流时间＜变电站馈线跳闸时间。
● 具体分析如下：逆变器欠压保护触发条件U＜0.5Un(190V)时，时限为0.1s。也就是说电网故障时，此时一般而言电压很低（低于正常电压50%），逆变器在0.1秒内停止并网（脱网）。而线路保护一般有过流Ⅰ段为0秒，过流Ⅱ段0.3秒（也有些0.2秒），过流Ⅲ段为0.6秒（也有些0.5秒）,后加速0.2秒。除了过流Ⅰ段因速度快，DTU来不及发信外，理论上只要DTU整定时间大于0.1秒且低于0.3秒（也有些0.2秒），譬如说整定为0.2秒（一般DTU原始定值为0.2秒），在变电站馈线过流Ⅱ、Ⅲ动作时，DTU均可以正常发信号。为了DTU能够发出故障信号，建议变电站馈线过流Ⅰ段退出。
● 建议定值时间：
① 变电站馈线过流I段整定值为退出。
② 变电站馈线过流Ⅱ段为0.3秒，DTU过流整定值：一般在0.1秒-0.3秒之间，建议取0.2S（DTU原始定值）。
③ 变电站馈线过流Ⅱ段为0.2秒，DTU过流整定值：一般在0.1秒-0.2秒之间，建议取0.15S。
④ 有条件修改逆变器跳闸时间、DTU过流时间、变电站馈线定值，使之匹配。
02
电流定值整定
● 配置原则：光伏电源流出的故障电流不足以使DTU发信，即逆变器跳闸最大故障电流＜DTU过流电流定值＜变电站馈线跳闸电流整定值，从而滤掉光伏电源的短路发出信号，从而使FA动作成功。
● 具体分析如下：
①当光伏电源容量小，故障电流小，不足以使DTU发过流信号。
逆变器电网短路保护，当Iout＞1.5Ie时，0.06s停止并网（脱网）。假设把光伏电源看作恒功率源，且DTU的过流整定值为500A，即电流值超过500A时，DTU会向配电自动化主站上送过流信号。电网故障时，假设线路电压大于正常电压一半（低于一半可以依靠逆变器时间定值脱网），计算光伏最大额定容量。以下为DTU不发信号下的最大光伏容量计算。
按逆变器短路跳闸电流计算光伏容量
Iout=500A
Ie1=500/1.5=333.3A
P1=1.732*10*333.3/1000=5.8MW
按光伏恒功率源模型计算光伏容量。P=V1*A1=V2*A2,即电压降低一半，电流升高一倍。
Iout=500A
Ie2=500/2=250A
P2=1.732*10*250/1000=4.3MW
P1>P2 故取4.3MW。
在4.3MW容量以下，外部电网故障，电压降低到0.5Un，DTU不会发过流信号。根据以上计算可得，对4.3MW以下光伏电站接入的线路可正常投入FA功能,故障情况下光伏点所产生的故障电流不影响DTU发信，FA动作会成功。
②大容量的光伏需要提高DTU过流整定值，通过计算得到
I1=P/(1.732*10/1000) (单位:MW，kV，A)
I2=k*I1 (单位:A，k为可靠系数)
对I2的值，采用变电站馈线过流Ⅱ段定值校验，如果小于其值，则将I2设为DTU过流整定值，对4.3MW以上光伏接入的线路需适当提高DTU过流整定值以躲过故障情况下光伏点所产生的故障电流。
③超大容量的光伏DTU电流定值
对于上述②算出DTU整定值I2，其值如果大于变电站馈线过流Ⅱ段定值，则不能全天投入FA功能，需要分时段投入FA功能。将光伏逆变器电流值实时上送配电自动化主站，在逆变器电流值大于I2时，主站自动退出该条线路全自动FA功能。
成效分析
截止到2021年12月底，宁波配调管辖的光伏电站有70多家，最大光伏厂家6MW，平均2.5MW；其中低于4.3MW的占比为83%。
对于接入4.3MW以下光伏电站的线路，可通过变电站、DTU和光伏逆变器时间定值和电流定值的配合来实现集中型全自动馈线自动化功能的正确动作。
对于接入光伏容量较大的线路，今后可采取两种方式来实现集中型全自动馈线自动化功能的正确动作。一是可通过变电站、DTU和光伏逆变器时间定值上的配合来实现，二是可以通过在终端设备安装电流方向元件，在故障情况下，配电主站可对反向的DTU过流信号进行过滤，根据筛选后的过流信号，完成故障区域的正确定位，这种故障处理方式也是后续试点工作开展的方向。
随着有源配电网全自动集中式FA建设模式探索的有序推进，后期可实现有源配电网下所有线路全自动FA投运，为提升调度事故处理效率、电网安全运行效益，实现我国的“双碳”目标贡献一份力量。
丨供稿丨
周云高 孙冉冉 王肖瑜 宁波供电公司
丨审核丨
李志 浙江华电研究院
丨编辑丨
国网浙江培训中心湖州分中心
配网信息化教研室
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