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在PSCAD/EMTDCP环境下，根据上文构建小水电系统的保护模块，验证在小水电站在并网运行的情况下，检验保护策略和相应模块的有效性。
图1中，仿真算例采用双小水电并联式结构，分别在只载有非敏感负荷的1号馈线和含有小水电的2号馈线上设置单相接地故障点
同步发电机及其励磁系统是小水电系统的核心。图6为同步发电机及其励磁模块，
该模块的工作过程是：励磁系统通过对比发电机的端电压和电流和设定值得到偏差，经过励磁系统中的控制部分的调节，最终达到稳定发电机端电压的效果。
水轮机的调速系统结构见图7。图7中，利用PSCAD/EMTDC中的水轮机的调速模块（Hydro Gov1）和水轮机模块（Hydro Tur1）搭建出水轮机及其调速系统仿真模型。其中，水轮机转速w 为控制对象，Wref为给定转速，对水轮机开度z的调节可实现对水轮机转速的控制。
图1中，由于1号馈线只载有非敏感负荷，不会出现潮流双向流动，所以传统的反时限过流保护能适用于该线路的应用环境。
反时限保护的数学模型为: t=
式中：t为动作延时；K为量纲为时间的常数；I为故障电流；Ip为保护启动电流，一般取额定电流；n 是曲线形状常数，一般取值为0～2，n越大保护动作时间随电流增大而减小的越快。反时限保护的动作特点是动作时限随故障电流的增大而减小。
在PSCAD/EMTDC中，可以利用RMS模块以及可发出跳闸信号的Inverse Time Over Current Element元件和单稳多谐振荡器，构建反时限保护模块。
由此可以得到差动电流继电器制动特性曲线（见图4）。其中包括4个参数：
图1中，在2号、3号馈线上，由于小水电站的并网，潮流会出现双向流动。这时，可以采用纵差动保护，即以采集到的被保护元件两端的电气量进行逻辑判断，以避免选择性紊乱的问题。
另外，文献指出由于纵差动保护两端保护同时出口的特点，双端断路器动作的时差在ms内。所以，重合闸出口合闸时，理论上小水电的断路器已将其切除，不会因为小水电的不及时切除导致瞬时性故障变为永久性故障，从而不会出现保护2或3的重合闸失败。在PSCAD-EMTDC元件库中以双斜率差动电流继电器为基础，加上Delay元件和一个单稳多谐振荡器，就可实现纵差动保护功能（见图5）。
理论上，纵差动保护可以实现含小水电、敏感负荷的馈线保护；反时限过电流保护可以有效地对只含有非敏感负荷的馈线进行保护。
首先，小水电站接入电网有以下3种典型方案：方案一：装机容量在2MW以下，基本不具备可调节能力的小水电站，以10kV专线接入电网。方案二：装机容量在2—10MW，具备一定调节能力的小水电站，使用专线以3...
可以
这个技术上实现是比较复杂的，涉及到机组的并联问题。需要发电机几乎完全同频、同相和同电压。对于大电网来说，大部分机组需要被电网拖入同步。但对于你的小电网来说，三台小机组同步，呵呵，恐怕并网运行有点困难，...
微网是一种由负荷和微电源组成的系统，可同时提供电能和热量。微网内部的电源主要由电力电子器件负责能量转换，并提供必要的控制方式。微网有并网和孤网两种运行模式。并网运行时，图1中公共连接点PCC闭合，将微网系统与外部大电网相连，此时微网的电压和频率由大电网控制；孤网运行时，公共连接点PCC断开，整个系统孤立于外部大电网，只通过系统内的电源和负载维持系统的稳态运行。
小水电是一种较为常见的微电源，容量在25MW及以下，分布广泛、灵活。但是，与其他微源相比，小水电一般与输电线路直接相连而不通过电力电子设备。另外，小水电在大部分情况下与配电网并联运行，少数情况下孤网运行以满足当地的电力需求。当小水电并网运行时可能导致微网内潮流双向流动，传统配电网保护可能会出现保护选择性紊乱和重合闸动作失败2种结果。所以，传统的保护已不再适合双端电源下的故障判断和启动。
为适应小水电的应用环境，工程技术上通常通过常规的纵差动保护和反时限过电流保护技术，构建小水电微网的保护块，并利用PSCAD/EMTDC软件进行小水电并网运行的稳态和暂态仿真，验证该保护策略及相应模块的有效性。
小水电并网运行的降损问题分析
小水电并网运行的降损问题分析
小水电技术网损偏高是地方电力网亟待解决的普遍问题.针对本溪小市地区小水电并网运行后电网线损增加的成因进行了研究,从计量方式、水轮发电机的运行特性等方面进行分析,并提出了解决问题的方法.
小水电并网对农村电网作用研究
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装机容量500kW以上小水电站并入农村电网运行，将对优化县以下农村电网结构，提高电网电压，稳定电网频率，平抑电网峰谷差，降低电网供电线报起到积极作用。
微网并/离网运行方式故障电流差距较大，微源投退、布局容量、控制方式等影响故障电流大小和方向，因此基于固定值的传统过流保护方案不再适用于微网。
微网的运行方式不同，故障电流的大小不同，因此微网保护整定值也应不同。微网并网运行时，右图2(a)中F1处短路，流过2处保护的故障电流由系统(Is)和微源提供，其中主要由系统提供;而离网运行时，图2(b)中F1处短路，PCC点静态开关断开，流过2处保护的故障电流只有微源提供，其幅值较小。当DG1是逆变器型的微源时，故障电流更小。这是由于含逆变器型的微源故障电流注入能力被限制在两倍额定电流以内，且衰减迅速。
综上，微网并网运行时，故障电流较大;离网运行时，只有微源为其提供故障电流，故障电流较小。这使得基于固定值的传统保护方案不能正确动作，因此微网线路保护的配置必须能适应微网不同的运行方式 。
单个微源在微网中具有“即插即用”的特点，意味着微源可以随时接入或者退出微网，这导致微网线路故障时故障电流的不确定性，使得传统保护方案不适用于微网。如图3(a)F2处发生短路故障时，流过保护4处的故障电流由系统和微源提供提供;如图3(b)，当DG3退出运行时，F2处发生短路故障，流过保护4处的故障电流只有Is, IDG1。DG的投退影响了故障电流的大小。而传统无源配电网F2处短路时，右侧无故障电流因此也无保护安装，DG接入配网后F2处短路时向故障点提供反向故障电流，在右侧无保护的情况下会造成故障持续甚至继续发展，影响供电的可靠性 。
配电网85%左右的故障都是瞬时故障，广泛采用三段式电流保护。当前由于微网接入容量较小、结构简单，多接入中低压配电网，故在保护方面多配以简单的过电流保护国川」。但是微源接入微网馈线中的位置不同、容量不同，对线路过电流保护的影响不同 ：
（1）DG接入微网馈线始端母线，下游线路中间点故障时，DG产生的助增电流使流过保护的故障电流增大，保护范围也因此增大，可能延伸到所在保护下一段，使保护失去选择性。而且DG输出功率越大，影响越严重。
（2）DG接入微网馈线中间母线，当下游线路中间点故障时，由于微源的助增作用，使流过下游保护的短路电流增大，使得末端保护灵敏性得到增强;同时由于微源的汲流作用，流过DG上游保护的故障电流减小从而使保护的灵敏性降低，保护范围缩小，如果相应保护没有动作切除故障，则相应远后备可能拒动。
（3）DG接入微网馈线末端母线，当相邻线路中间点故障时，DG向上游保护提供反向故障电流，可能引起保护误动作。
逆变型微源在并网运行时一般采用恒功率(PQ)控制方式，在孤岛运行时根据需要可选择PQ控制、恒压恒频(V /f)控制或Droop控制。因此控制目标不同，在不同的控制方式下逆变型电源提供的短路电流差别较大。且当DG输出功率具有波动性和间歇性时，故障电流数值也随之发生变化。
继电保护应满足“四性”要求，并网保护当然也不例外。下面主要从可靠性和速动性2个方面分析并网保护的性能要求。其中可靠性包括可信赖性(即不拒动)和安全性(即不误动)等2个方面 。
（1）可靠性要求
与馈线保护不同的是，根据标准IEEE 1547.2并网保护所反映的故障范围应是整个配电网。但在实际情况中，故障点可能距离公共耦合点较远，且公共耦合点内的分布式电源可能以非同步电机型为主，这会导致分布式电源所能提供的故障电流较小。此时，如果片面追求并网保护的可信赖性，会很容易失去其安全性。当配电网中分布式电源渗透率较高或分布式电源容量较大时，并网保护安全性的不足，会导致系统扰动时大量分布式电源脱网，从而严重影响配电网的稳定运行。
由上可见，基于常规保护判据的并网保护难以兼顾可信赖性与安全性。目前可以采用2种解决方法。一种方法是改进并网保护原理，如综合采用电压、频率等多种判据；另一种方法是改造配电网保护，如按双侧电源要求完善馈线保护配置，并对配电变电站或开关站的母线保护进行校验，若不满足要求则配置快速母线保护。这样配电网的故障可由馈线保护或母线保护快速切除，从而缩小并网保护所需反映的故障区域。但是，由于传统配电网保护按照单向潮流配置，上述改造需要很大的建设与运维投入，需进行技术与经济的比较。
（2）速动性要求
配电网发生故障时，为减少不利影响，并网保护应立刻动作切除分布式电源。
随着分布式电源在配电网中渗透率的提高，分布式电源应在系统扰动时提供支撑作用。很多国家开始要求分布式电源应具备故障穿越能力，主要指低电压穿越（LVRT）。LVRT能力的要求主要影响了并网保护故障检测中电压的整定值，以使在配电网发生故障或扰动后，公共耦合点处电压在跌落到一定的范围和时间间隔内，分布式电源可以不脱网。我国在新的并网规则中已经规定光伏发电站、风电场并网应具备LVRT功能，并在LVRT期间，应具有有功功率恢复和动态无功支撑能力。
综合以上要求可见，并网保护的动作时间存在上下限约束。其动作时间下限取决于LVRT要求以及馈线保护和断路器的动作时间，而动作时间上限取决于馈线重合闸时间。
（1）可靠性
在实际应用中，需要根据分布式电源渗透率的不同，在防孤岛保护的可信赖性与安全性之间做出折衷。例如，当分布式电源容量较小或分布式电源渗透率较低时，可以适当降低对安全性的要求，而将可信赖性放在首位，以确保人员、设备安全。反之，则要对防孤岛保护的安全性提出更高的要求，防止因孤岛检测过于灵敏而导致大量分布式电源脱网，损害系统安全性。现有的被动或主动孤岛检测方案都存在缺陷，目前还不存在获得世界各国广泛认可的方案。
（2）速动性
当配电网的功率不平衡度很低时，孤岛特征不明显，需要较长的检测时间。我国标准要求最长的孤岛检测时间为2s。但是，孤岛检测时间的增加势必会延长配电网重合闸的时间设置。如果经过校验发现孤岛检测时间不能满足重合闸要求，则应考虑配置联跳方案，或者为配电网馈线重合闸增配检同期功能，以作为孤岛检测失效的后备。
分布式电源并网保护定义为 ：安装于公共耦合点处的继电保护措施，能够检测到主电网侧(系统侧)和分布式电源侧发生的故障和其他各种异常情况，并及时将分布式电源与主电网隔离，避免危及主电网的正常运行或者损坏分布式电源装置。并网保护包括防孤岛保护、故障保护以及其他异常保护。
1)对于直接接入到110kV及以上输电网络中的分布式电源，其并网联络线已配置了完善的保护系统，不需要专门的并网保护。因此上述并网保护主要针对接入35kV及以下电压等级的分布式电源。
2)并网保护既不同于分布式电源的发电机保护，也不同于配电网馈线保护，本质上是一种接口保护。上述3类保护的关系可见图1。
其中包括断路器A-D，并网保护安装于公共耦合点的电网侧，一般在并网变压器的高压侧。
当分布式电源单独接入系统时，并网保护功能可与分布式电源的发电机保护功能集成在同一套保护装置中。随着并网容量的增加，分布式电源通常以集群或微电网的方式接入配电网，且常包含嵌入负荷，此时则要求在公共耦合点处配置独立的并网保护。这样，电网公司可以无需关注分布式电源自身的保护配置，只对并网保护提出要求，从而简化保护配合，适应今后大量分布式电源在多种层级的接入要求。
3)在标准IEEE 1547中，从反映系统侧故障、防孤岛以及电能质量等3个方面，给出了并网保护的核心功能要求。显然上述要求都是站在电网的角度考虑并网保护的功能。而在标准IEEE 1547中，则要求并网保护在反映系统侧故障的同时，还能兼顾分布式电源侧故障。在实践中，为分布式电源单元配置哪些保护功能主要由IPP根据自身要求决定，故并网保护依旧应以反映系统侧扰动为主。
（1）故障保护
配电网发生故障时，分布式电源持续向故障点提供短路电流，这会给配电网一次设备、保护和重合闸带来诸多不利影响 。
首先，分布式电源的接入改变了配电网的短路电流幅值和分布特征。两个典型的影响是，如果分布式电源的公共耦合点位于馈线保护与故障点之间，那么该分布式电源的“屏蔽效应”会使流过馈线保护的短路电流变小，从而可能导致馈线保护拒动;而如果分布式电源的公共耦合点位于非故障馈线，则可能导致该馈线保护误动。为了减少对配电网保护的影响，要求并网保护在配电网发生故障时能够快速动作以切除分布式电源。
其次，架空线路故障主要为瞬时性故障，提高重合闸的成功率能够显著提高供电可靠性。但是，当配电网故障时，分布式电源的持续供电会使变电站或馈线重合闸的检无压重合失败；即使满足检无压重合条件，分布式电源持续提供的短路电流还会阻碍故障点灭弧而导致重合失败，使瞬时故障变为永久故障；即使能够重合，但由于分布式电源已与主电网失去同步，非同期合闸也会对断路器、分布式电源以及负荷带来很大冲击。所以，并网保护必需在馈线重合闸动作之前及时退出分布式电源，一旦配合失败则会导致严重后果。
除以上影响外，分布式电源的接入还会导致配电网设备损坏并产生过电压，提供的故障电流会使馈线熔断器过早熔断。
（2）防孤岛保护
当分布式电源与公共电网失去电气连接时，出于系统运行、人员设备安全以及电能质量等考虑，目前世界各国的并网标准都要求分布式电源立即退出运行。导致孤岛的原因有2类：一类因故障跳闸；另一类因非故障开关操作，包含人为误操作。
这里需要说明公共耦合点处的防孤岛保护与分布式电源自身防孤岛保护的关系。不同类型的分布式电源，其防孤岛保护的配置要求有所不同。对于变流器型分布式电源，标准明确规定其控制器中需具备孤岛检测能力；对于不具有自励磁能力的感应电机型分布式电源，其不具备孤岛运行能力；而同步电机型分布式电源本身已配置有电压/频率保护，当孤岛内有功、无功不能平衡时，机组会自动退出运行。因此同步电机和感应电机型分布式电源不要求设置防孤岛保护。
这样看来，似乎仅需为变流器型分布式电源配置防孤岛保护。但是，电网运行人员仍希望在公共耦合点配置专门的防孤岛保护。这是因为，在同一PCC下面可能包含多个类型的分布式电源单元，分别采用了不同的孤岛检测方法。例如，变流器型分布式电源多采用主动式孤岛检测，但是此方法在多变流器并网条件下，注入电网的扰动可能互相干扰而产生稀释效应，使得检测性能明显下降;对于同步电机型分布式电源，在其出力和本地负荷基本匹配时，其自身的电压/频率保护有较大的检测盲区。由于存在这些问题，在实践中应评估分布式电源单元自身孤岛检测机制失效的概率和风险。在公共耦合点配置专门的防孤岛保护，有利于提供更为完善的防孤岛保护方案并方便校核，减少因分布式电源自身防孤岛保护失效所带来的安全隐患。
（3）其他功能
1)检同期。当配电网故障切除、馈线重新供电后，分布式电源可以重新并入电网。但非同期重合会给电网设备和分布式电源造成很大的冲击，因此并网保护必须配置检同期继电器，以确保线路不带电。在允许计划性孤岛的情况下，分布式电源的重合情况有如下2种，否则只有第2种重合情况。
a)分布式电源与本地负荷功率匹配。当配电网F处发生故障时，馈线保护A动作切除系统电源，并网保护动作跳开断路器B，分布式电源与本地负荷形成孤岛。故障消除后，系统侧A处重合闸先检无压重合。如果A重合成功，则并网保护进行同期并列，恢复联网运行；否则，并网保护不响应。
b)分布式电源与本地负荷功率不匹配。F故障且馈线保护A动作后，并网保护动作跳开C、D，退出分布式电源，馈线重新供电后，并网保护通过分布式电源出口处的同期检定即可并入分布式电源。
2)不平衡状态检测。当配电网中发生不对称故障时，负序电流可能损坏同步电机型分布式电源，为此并网保护应配备负序过电流保护。
3)逆功率检测。一些并网协议不允许分布式电源向主网负荷供电，此时并网保护中需要配置功率方向元件，检测公共耦合点处的反向潮流。
并网保护的配置需要考虑分布式电源类型、配电网接地方式、并网规程等多种因素。图2给出了小电流接地配电网中，同步电机型分布式电源的一种并网保护配置方案。
并网保护的相间故障检测可以采用过电流保护、低电压起动的过电流保护或者阻抗保护实现。而接地故障的检测与配电网接地方式有关标准中明确规定分布式电源的接地方式应和电网侧的接地方式保持一致。当配电网为大电流接地方式时，分布式电源不仅会通过故障相提供接地短路电流，还可能存在通过非故障相交换的故障电流，可采用定时限接地过电流保护和方向过电流保护进行故障检测；而在小电流接地方式配电网中，分布式电源不会产生接地故障的馈入电流，此时应配置接地过电压保护。
目前已提出的孤岛检测方法按照信号来源、是否有主动激励可分为被动检测法、主动检测法和联跳。联跳方案可以最大程度消除孤岛检测盲区并提高检测速度。但是，由于并非配电网中所有的保护动作或开关变位都会导致孤岛，所以该方案需进行实时拓扑分析，并在并网保护与断路器之间建立多对多的通信连接。如果考虑到配电网重构，联跳的实现会变得更为复杂且不经济。考虑到这些，被动检测依然是重要的孤岛检测方案。该方案一般配置过/欠电压保护和过/欠频率保护，还可以配置频率变化率保护、相位偏移保护。
微网线路保护微网对传统保护的挑战