跟很多做分布式的朋友聊天，他们往往对供电公司多有微词。其实原因很简单，供电公司在他们的项目并网时，往往让他们加装很多“稀奇古怪”的设备，这些设备还有点贵。还有很多公司在做1-2MW的项目时，往往想法设法避开10KV并网这个环节，这样做的原因无非是减少成本。
分布式光伏的引入不仅改变了配电网络的拓扑结构和潮流方向，而且也影响了配电系统保护的选择性、速动性、灵敏性与可靠性。且随着分布式光伏的容量和接入位置的不同，对系统保护的影响也不同。目前我国配电网电压等级主要包括35kv和10 kV，且一般10KV馈线都是从35KV至220KV变电站的10KV母线送出，并直接向用户供电的终端线路，也有小部分10 KV馈线通过其它变电所10KV母线转供其它10 kV终端线路，所以大部分分布式光伏都是通过变压器接入10 kV配电网中，且接有防止孤岛运行的相关保护。
1.1 分布式光伏系统对10KV线路电流保护的影响
一般10 kV馈线上的保护不需要安装方向元件，只采用传统三段式电流保护方案：①瞬时电流速断保护、②定时限电流速断保护和③过电流保护。并根据变压器是否接地设置零序电流保护。
三段式电流保护的动作特点如下：①电流速断保护按照躲过本线路末端短路时流过保护的最大短路电流整定，瞬时动作切除故障，但不能保护线路全长;②定时限电流速断保护按照本线路末端故障时有足够灵敏度并与相邻线路的瞬时电流保护配合的原则整定，能保护本线路全长;③过电流保护按照躲过本线路最大负荷电流并与相邻线路过电流保护配合的原则整定，能保护本线路及相邻线路的全长。对于不需要与相邻线路配合的终端线路，一般采用瞬时电流速断保护加过电流保护组成的二段式保护。
一般配电网是放射状链式结构且由单端电源供电，在线路上发生故障时，只有系统侧的电源向故障点提供故障电流. 因此配电网中的继电保护装置设在线路的系统侧，在配电网中接入分布式电源，发生短路故障时，配电网中的短路电流分布明显与不接分布式电源时不同，这将影响配电网原有继电保护配置的正常运行。
图1
如图1所示，分布式光伏系统接在馈线始端的母线上时，仅等同于增大了系统侧的容量，因此当K1、K2、K3发生故障时，分布式系统会提供注增电流。根据分布式系统容量大小来考虑其对各个保护的影响。
图2
①如图2所示，当K1处发生故障，系统提供的短路电流由保护3动作切除，而AB段馈线末端没有保护，分布式光伏系统会向故障点提供反向短路电流，并且向下游负荷供电形成孤岛运行。
②当K2处发生故障时，分布式光伏系统会对通过下游保护的短路电流起到助增作用，使得保护2的电流速断保护的保护范围延长，降低灵敏度。如果保护范围延懈CD段馈线上，有可能使保护1失去配合，影响保护的选择性。同时分布式光伏系统还会对通过上游保护的短路电流起到分流作用，流过保护3的短路电流会减小，保护范围缩短，有可能使保护3拒动。
③当K3处发生故障时，分布式光伏系统会向系统母线提供反向短路电流，假如保护3没有方向元件的话，将有可能会误动。同时分布式光伏系统还会增加保护4流过的短路电流，影响其保护范围和灵敏度。
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图3
④如图3所示，当Kl或者K2发生短路故障时，分布式光伏系统会向上游保护提供反向的短路电流，假如保护没有方向元件的话，并可能会引起这三个保护的误动，影响保护的灵敏度，失去选择性。
⑤当K3处发生短路故障时，分布式光伏系统除了在本线路提供的反向电流外，还会增加相邻线路的短路电流。保护1、2、3有可能会误动，失去选择性。保护4流过的故障电流会增大，有可能会使保护范围延长，与保护5失去配合，无法保证选择性。
图4
⑥城市配电网中有一小部分网络采用手拉手的环状配网结构以提高供电可靠性。如图4所示分布式光伏系统通过变压器接入配线路，原有的双端电源供电网络，变为多端供电，保护配合和协调变得更加复杂。若K处发生故障，右侧保护受系统提供短路电流影响，保护能够正常动作，左侧保护受到分布式光伏系统对短路电流的分流影响，使保护检测到的故障电流值要小于故障点实际值，保护可能会拒动。假如分布式光伏系统没有孤岛保护的话，会持续对短路点输送电流，有可能使光伏系统损坏。
1.2 对FTU自动装置影响分析
馈线远方终端(Feeder Terminal Unit，简称FTU)作为馈线自动化的核心设备之一，主要用于配电网的实时监控。它是对环网开关柜和配电负荷开关线进行数据采集与监视控制系统，一般安装10 kV配电馈线上，是馈线自动化系统与一次设备的接口部分。它可以实时检测配电系统管理所需数据和运行控制数据，并与馈线自动化主站通信，对配电开关设备发出调节控制命令，实现馈线自动化的遥测、遥控、遥信，故障检测和隔离等功斛251。FTU由以下几个部分组成：不间断供电电源、通信接口终端(通信模块)、馈线自动化控制器(测控模块)和开关操作控制电路等。它的控制检测功能和运行的可靠性直接影响馈线自动化系统的性能。FTU系统通过检测开关状态、电能参数、相间故障、接地故障以及故障时的电压电流状态参数，实现对配电网的数据采集与监视控制功能，再经过FTU通信与控制实现配电网的故障诊断识别、故障定位隔离、网络架构重组和配电网的电压/无功控制和配电网经济优化运行等功能。FTU主要功能要求主要有下面几种：
(1)遥信功能。FTu可以采集通信是否正常、柱上开关位置、贮能完成情况等状态，并在短时间(1秒之内)完成开关分/厶操作的反应。
(2)遥测功能。FTU可以实时检测负荷电流、线路的电压、有功功率、无功功率和开关状态等模拟量。
(3)遥控功能。FTU可以在远方命令控制命令下，完成对柱上开关的跳闸、合闸和启动贮能等动作，开关合/分操作要求在3～5秒内完成，并具有返回校验功能。
(4)统计功能。FTU可以检测和统计开关的动作次数和时间。
(5)对时功能。FTU可以通过与主站的通信，实现时钟一致性。
(6)事故记录功能。短路故障发生时，FTU可以记录故障前1min的平均负荷电流和事故时最大故障电流。
(7)自检和自恢复功能。当设备自身发生故障时，FTU可以及时告警。当受到干扰造成死机时，可以自动恢复正常运行。
(8)远方控制和手动操作功能。在开关和线路检修时，FTU可以通过远方控制实现闭锁，也可以进行开关手动分/合操作，以保障操作的安全性，避免人身事故。
(9)远程通信功能。FTU可以收集下级子站的数据，并向上级主站传输。
FTU的故障诊断方法是建立在单端供电方式下的，依靠检测故障电流的大小来判断是否发生故障，依靠检测下级线路电压电流是否为0判断故障位置。
分布式系统对环网FTU的影响主要为：一是改变故障点的电流大小，使得FTU控制开关的灵敏度发生变化;二是使得某些线路变为双电源供电网络，无法实现故障定位。
图5
如图5所示，分布式系统同系统电源处于同一端。当环网内发生故障时，分布式系统会对短路点注入故障电流，使得FTU检测到的故障电流增加，灵敏度升高，有可能使开关误动。这种情况下接入分布式系统仅相当于增大系统侧容量，对FTU控制开关的灵敏度有影响，而对于故障点定位没有影响。
图6
如图6所示，分布式系统同系统电源处于异端。当环网内发生故障时，分布式系统会对短路点提供反向故障电流，假如FTU的检测没有方向性的话，故障点的电流会增加。对于故障点至系统的线路，FTU检测的电流值和未加入分布式系统时一样;而对于故障点至分布式系统的线路，FTU检测的电流会根据分布式系统容量的变化而改变，影响FTU控制开关的灵敏度。分布式系统的接入使得环网变为双端供电网络，无法实现故障定位。
图7
如图7所示，分布式系统接入环网线路中间。假如分布式系统至环网线路发生短路故障时，分布式系统会对故障点提供反向电流，影响FTU判别灵敏度，并且使得FTU失去故障点定位能力，与分布式系统同系统电源处于异端情况相似。假如分布式系统至末端线路发生故障时，分布式系统会向故障点提供短路电流，影响FTU判别灵敏度，与分布式系统同系统电源处于同端情况相似。
以上内容分析了分布式系统对10KV线路的继电保护装置的影响。目前分布式系统占比不大，分布式系统对传统线路故障的影响还不算很大，但可以预见在短短的2-3年后，随着市场的爆发，这种影响会明显的发生。需要光伏从业者，遵守电力行业的规定并积极配合，从而使行业良性发展。
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