我国的传统配电网是具有大电源的单向供电模式，客户端接入的光伏电源会带来电力系统管理革命性变化^[1]。分布式电源接入形成了配电网的网状多电源结构，电网潮流的大小和方向都将发生改变。发生故障时系统电源和分布式电源电站并网均会提供故障电流，不利于现有配电网继电保护的可靠运行。因此，大量分布式电源接入到配电网中，为保证电能的安全可靠供应，必须给电力系统提出新的要求，用以保证电能的安全可靠供应，特别是在继电保护方面。本文针对公变并网的光伏发电系统，对其并网后保护配置进行分析。

1.   公变接入保护分析

光伏电源从公变接入配电网，改变了原有的电源系统，由单电源系统变为多电源系统^[2]。光伏电源是将直流电源变为交流的逆变电源，逆变器的输出方式为恒定功率输出方式，由此可见，当光伏并网逆变器交流侧短路时，其故障电流一般不会超过额定电流的1.5倍，光伏侧提供的短路电流有限。

公变配置有自己的保护，目前自身公变高压侧保护配置有过载保护、短路保护，以及过压保护功能；配变低压侧（JP柜）由进线单元、出线单元、无功补偿单元组成，其进线单元保护配置有过载、短路、过压保护，出线单元保护配置应有应具有过载保护、短路保护、过压/欠压保护、缺相保护及重合闸功能；无功补偿单元保护配置应有过电压、欠电压、欠电流、过补偿、欠补偿等保护功能；客户电源进线保护配置具备过载、短路及漏电保护功能。

除了公变的保护配置之外，光伏电源本身也有自己的保护配置需求，目前光伏并网箱配置有光伏并网逆变器，光伏并网逆变器自身配置有过/欠压保 护、过/欠频保护、过电流保护、防孤岛效应保护等。光伏电源接入配电网以后，这些保护应与配电网原有的保护相配合，构成一个完整的光伏发电并网继电保护体系。

2.   保护动作逻辑分析

目前，分布式电源的主要接入的电压等级为中压配电系统10 kV电压等级，其中每一回10 kV出线称为一条馈线，每条馈线由主馈线和多个分支线路、配电变压器电容器JP柜、熔断器、并网箱、客户开关等组成，本文主要针对光伏单相并网和三相并网方式进行分析。

2.1   故障点位置在图1位置1处配变高压侧的动作分析

图  1  分布式光伏发电典型接入系统图

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10 kV馈线按照现有的“干线投逻辑、支线投保护”原则，变电站内出口（延时0.2 s）与支线首端分界（瞬时跳闸）的两级时间配合（按照短路电流启动，计时跳闸），台变高压侧相间短路故障，由台变所在大支线首端分界瞬跳。台变高压侧单相接地故障，从站内至站外接地点处的系列开关有更充裕的动作时间差。

以下分相间故障、单相接地故障，配置跌落式熔断器、智能柱开2种类型来分析。

2.1.1   相间故障通过跌落式熔断器隔离

因为相间故障处于支线末端的中压侧，从临近其他台区光伏电源、故障台区低压侧光伏电源返送电影响较小，变电站侧主电源受线路长度和阻抗的影响，馈入故障点的短路电流不会非常大，因此，跌落式熔断器能够可靠动作，但是由于跌落式熔断器的动作时间不稳定，无法与台变所在大支线首端分界配合，事后需要人工现场更换熔丝投上熔断器。

2.1.2   单相接地故障通过跌落式熔断器隔离

单相接地故障存在以下2种情况：1）单相接地时熔断器及时熔断后，台区缺相运行的情况，等待报障后，人工现场更换熔丝投上熔断器；2）单相接地电流不够大，熔断器无法及时熔断，变电站内单相接地保护动作，全线跳闸，接地故障消失，或重合闸动作之后，接地点处继续发展至相间短路故障。

2.1.3   相间故障通过智能柱开隔离

关键在于台变高压侧智能柱开与台变所在大支线首端分界的配合，因为现有的逻辑中分界已被定义为速断跳，按照“支线投保护”原则，分界（假设800 A）与站内（假设1000 A）在过流基础上配合时间差（0.2 s）。台变高压侧智能柱开与分界（假设800 A），还有过流幅值极差（<800 A）可用，但要求对支线末端靠近台变中压侧的短路电流能有精准的估算或计算，否则台变高压侧的智能柱开实现抢跳可能性不大。

2.1.4   单相接地故障通过智能柱开隔离

单相接地跳闸，中性点小电阻接地方式，站内隔离大约在0.5 s，中性点消弧线圈接地（含小电阻并消弧线圈，或消弧线圈）、中性点不接地方式，站内隔离大约在7 s，目前智能柱开具备暂态接地故障判断功能，在分支线路上能实现快速隔离接地故障，站内有小电流接地选线配置，分支线路上的智能柱开与站内小电流选线装置可以实现极差配置。

综上所述，4种方式分析后，若台变高压侧选用智能柱开，从保护配合角度，相间短路故障需要具备对支线末端靠近台变中压侧的短路电流能有精准的估算或计算能力，相间短路故障和单相接地故障都需要具备远方定值维护能力，这样加上智能柱开本身具备的远方操作功能，才能实现台变故障的抢跳就近隔离，以及无需人工现场更换熔丝投跌落的消耗，综合性价比才更优。

2.2   故障点位置在图1位置2处配变低压侧的动作分析

目前低压侧的接线方式是三相四线制，属于直接接地系统，单相接地故障就是短路故障，短路电流大。当配变低压侧发生单相接地或相间短路故障时，故障点如果是在塑壳断路器之前，安装在配变高压侧跌落式熔断器应首先动作；如在塑壳断路器之后（低压母线故障），塑壳断路器应首先动作；这里指“首先动作”的前提是上级开关（对于配变高压侧开关，其上级开关是干线与支线的分界；对于JP柜进线塑壳断路器，其上级开关是配变高压侧跌落式熔断器或智能柱开）与其有个级差配合，由于时间极差上已经没有空间进行设置，因此这个级差只能通过电流极差设置来实现。

综上所述，对于JP柜进线塑壳断路器，只需配置过载、短路、过压保护。过压保护通过低压避雷器实现，过载保护和短路保护依靠塑壳断路器自身。因TN接线方式，不配置漏电保护，不应具备时间控制功能。此处位置属于要害、关键、核心点。保护功能应简单、可靠。

2.3   故障点位置在图1位置3处无功补偿单元的动作分析

无功补偿单元进线处配置塑壳断路器，塑壳断路器需要配置过载、短路保护，对于无功补偿单元回路塑壳断路器，与JP柜进线塑壳断路器有极差配合，这个级差通过电流设置来实现。

无功补偿单元自身配置，过压、欠压保护功能和缺相保护功能，由控制器配合智能电容器或可控开关实现过压切除、过压保护、欠压切除和欠压保护功能。电源线路任一相（或两相）失电，能判断为缺相。由控制器控制塑壳断路器立即动作切除所有电容器组，闭锁投切回路，待电源线路恢复正常后，投切回路自动解锁。

2.4   故障点位置在图1位置4处（出线2段发生故障）的动作分析

JP柜进线与出线间的母线电压为400 V。这里可做2种假设，整个台区处于离网用电状态或整个台区处于上网发电状态。离网用电状态：设定出线2用电为主，出线1发电为主，出线1、2整体仍以用电为主。上网发电状态：出线2用电为主，出线1发电为主，出线1、2整体以发电为主。

光伏电源在出线1、2都接入以后，若馈出线2塑壳断路器之后发生故障，系统电源（由JP柜进线供给）、光伏电源（经出线1反馈）同时向出线2短路点提供短路电流，流过馈线 2 的短路电流将比光伏电源接入前要大。

虽然光伏电源提供的短路电流最大一般不超过 1.5 倍的额定电流，但此时出线1以发电为主，光伏容量大，应考虑光伏电源的助增效果，对于出线2的过流保护，在光伏电源接入前后其电流整定值应该要变动调整。

出线2的塑壳断路器从检测到故障到完成分闸动作超过100 ms，而其后所接的光伏电源逆变器保护动作在半个周波，即10 ms以内就可以闭锁，其后的光伏电源待出线2塑壳断路器恢复后，实现有序并网。

而出线1处之后所接的所有光伏并网箱内开关及光伏逆变器，应承受瞬时1.5倍的额定电流不跳闸（具有故障穿越能力），否则会出线批量脱网情况。为了避免出线1处的塑壳断路器触发欠压保护，欠压保护的动作时限要大于出线2处塑壳断路器过流保护的动作时间加分闸动作时间。

同样需要注意，若馈出线2塑壳断路器之后发生故障，因为光伏电源的加入，可能会使得短路态下的JP柜内过电压形态变化，可能会对出线1的塑壳断路器的过压保护的动作时限有影响。

若光伏电源不具备低穿能力，则低压侧单相和三相的光伏电源群检电压检频率，然后并网。

通过以上分析，可以认为光伏电源加入后的出线塑壳断路器的过流整定应该调整、欠压保护功能应该调整、过压保护功能应该核实，光伏逆变器的故障穿越能力应核实。

2.5   故障点位置在图1位置5处（出线1段发生故障）的动作分析

故障点在5处的动作，同4处，因为JP柜两回出线都会接入光伏电源点。

但前述假设中，出线1以发电为主，出线2以用电为主。存在出线1的塑壳断路器后端故障，没有光伏电源（经出线2反馈）助增效应，后此刻出线1塑壳断路器在光伏电源接入前后的电流整定值可能无需调整的情况。

综合2.4和2.5的分析，塑壳断路器的过流整定、过压和欠压保护整定，需要做细致分析，一定程度上说明了在台区高比例光伏接入容量下，不同状态（用电、发电或平衡）下，JP柜内两回出线开关应该智能化、定值应该可变动调整，另外还可能会对低压母线所接的其他出线塑壳断路器（如无功补偿单元）的定值产生影响，另外需要考虑的是负荷流动反转后，对低压塑壳断路器和中压智能柱开的动作影响。

2.6   故障点位置在图1位置6、9处的动作分析

分为故障点在光伏电源并网箱前和后。光伏电源并网箱内出线有一台微型断路器。

故障点在并网箱出线后，属于出线1故障的在低压线路上的延伸。由于低压新路回路阻抗的存在，故障电流会有一定程度的缩小，整体需要分析，但与2.5类似。

故障点在并网箱进线前，属于逆变器交流出口故障。故障发生后，该支路逆变器闭锁，其他支路光伏电源及电网电源经该支路并网箱微断短路，该微断跳闸^[3]。此刻，若所有支路的光伏电源具备低穿功能，则光伏电源的馈入比例大增，其助增效应对该处的小微断影响更大，需要计算核定。若所有支路的光伏电源不具备低穿功能，则短路态下对该处微断的影响可以忽略（前提是微断断开的时间，明显大于逆变器闭锁时间）。

通过上述分析，多点光伏源的存在，若具备低穿能力，会加大故障点支路的短路电流，使得并网箱微断的开断能力要求提高；若多点光伏源不存在低穿能力，则对并网箱微断的开断能力影响可以忽略，但应确保光伏电源群在微断断开时间前，闭锁退出。

2.7   故障点位置在图1位置7、8处的动作分析

分为故障点在客户电能表箱前和电能表箱后。客户电能表箱内进出线各有一台微断。

故障点在电能表箱进线微断前，属于出线1故障的在低压线路上的延伸。由于低压新路回路阻抗的存在，故障电流会有一定程度的缩小，与2.5类似。

故障点在电能表箱出线微断后，其他支路的光伏电源会对此故障点短路电流产生助增效应，情况与2.6类似。

3.   结束语

按照分布式光伏接入的典型情况，围绕公变接入，从配变高压侧至客户电能表箱、光伏逆变器，对各节点的各类型开关保护进行了分析形成如下结论：

配变高压侧常规配置跌落式熔断器加避雷器，实现过载、短路、过压保护，但无法确保有效就地隔离。若台变高压侧选用智能柱开，从保护配合角度，相间短路故障需要具备对支线末端靠近台变中压侧的短路电流能有精准的估算或计算能力，相间短路故障和单相接地故障都需要具备远方定值维护能力，这样加上智能柱开本身具备的远方操作功能，才能实现台变故障的抢跳就近隔离，以及无需人工现场更换熔丝投跌落的消耗，综合性价比更优。