分布式保护系统（精选十篇）
分布式保护系统 篇1
1 DG对并网联络线保护的影响
1.1 DG接入对并网联络线保护带来的问题
在含有DG电源的配电网中,保护装置的协调与控制方法与DG的具体位置和容量大小密切相关。对于小型发电机组,可通过110 k V终端变电站并网,一般是在110 k V变电站的35 k V母线或10k V母线接入。以DG在110 k V变电站的10 k V母线接入为例进行分析,图1为其典型接线图。图中变压器接线形式为Y0/△,断路器1DL和2DL的保护配置为三段式相间、接地距离保护和四段式零序保护,1DL重合闸采用检无压方式重合,2DL重合闸无检定。备用支路正常运行时断开,变电站内配有备自投装置,若变压器失电则经躲过重合闸动作时限后动作,跳开2DL,合备用支路断路器恢复供电。
如图1所示,分布式电源并网后,若在K点发生短路故障,1DL配置的保护一般能够可靠动作,跳开本侧;而2DL配置的保护往往会拒动,拒动的原因是DG归算至并网变110 k V母线侧的阻抗过大,在最小运行方式下,其提供的短路电流很小,可能使距离保护和零序保护达不到所需的动作值。2DL保护拒动带来以下2个问题[3]。
(1)如果变压器110 k V侧为星型中性点不接地方式运行,2DL保护拒动使得变压器失去接地点,此时发生单相接地故障后变压器中性点电压升高,威胁到变压器的绝缘安全。
(2)2DL保护的拒动使得1DL处的检线路无压重合闸无法启动,如果是瞬时性故障,在故障消失后仍然不能恢复系统供电并导致备自投装置无法启动。若为接地故障,变压器配有中性点过电压保护或零序电流保护动作会跳开变压器各侧开关,此时1DL的重合闸虽然能够动作,但变压器已经退出运行,仍不能恢复系统供电。
1.2 新保护配置方案
目前,110 k V变电站大多数站点已实现光纤通信,具备了配置光纤纵差保护的通信条件。光纤纵差保护作为纵联差动保护的一种,能完成全线快速切除故障的任务,且该保护具有灵敏度高、简单可靠、选择性好等优点[4]。通过配置光纤纵差保护,对跳闸方案稍加改造即可有效解决DG接入后变电站与电网的并网联络线保护问题。新的保护配置方案如下。
(1)在并网联络线MN两侧配置光纤纵差保护,原有的相间、接地距离保护和零序保护改为后备保护。2DL保护动作时,同时联跳3DL将DG解列。
(2)1DL重合闸检线路无压重合。2DL重合闸检本侧110 k V母线无压重合。
(3)若重合失败,备自投经延时后动作,跳开2DL,合备用支路恢复供电。
1.3 保护动作行为分析
当在并网联络线MN上发生故障时,光纤纵差保护将动作,两侧断路器跳闸切除故障,并同时联跳3DL;若主保护拒动,则由后备保护经延时跳开2DL并联跳3DL。保护动作跳闸后,1DL处检线路无压自动重合闸检测到线路无压,重合闸动作。若为瞬时性故障,则2DL也成功重合恢复供电;若为永久性故障,保护加速跳闸,备自投装置经延时后启动,再对2DL发跳闸命令防止2DL未跳开,然后投备用支路开关恢复供电。待系统成功恢复供电后,3DL按调度命令同期合闸,DG恢复并网运行。
按该方案配置保护,无论联络线发生瞬时或永久故障,均可消除DG的影响,成功恢复对并网变压器的供电。在具备光纤通道的110 k V或以上等级变电站,该保护方案简单实用,特别适合于容量相对较大的小型发电机组的并网运行。
2 DG对配电网继电保护的影响
10 k V馈线保护在主馈线上通常配置传统的三段式电流保护,对非全电缆线路,配置三相一次重合闸,以保证在馈线发生瞬时性故障时,快速恢复供电。当DG接入点之后线路发生短路故障后,它将向故障点送出短路电流,减少了主馈线保护检测到的故障电流值,从而降低了保护的灵敏度。DG对相邻线路故障时倒送的短路电流也可能导致本线路及相邻线路的保护失去选择性而误动。除此之外,当分布式电源接入配电线路后,如果线路因故障跳闸后,所形成的孤岛保持了功率和电压在额定值附近运行,分布式电源极有可能在重合闸动作时没有跳离线路,故障点仍然由分布式电源维持故障电流,导致重合失败或非同期合闸,对电网设备及DG设备造成损害。国内外学者主要通过限制DG准入容量或增加故障电流限制器解决这一问题[5,6,7]。
在DG接入点加装串联电抗器限制短路电流,可以部分消除分布式电源与保护的协调性问题。正常运行时由于负荷电流相对较小,串联电抗器不会产过大的电压降对电的电压质量造成损害。但当系统发生短路故障时,电抗器的高阻抗可以将短路电流限制在设定值以下。同时由于电抗器的高阻抗值的作用,在线路短路故障时,分布式电源所提供的短路电流大幅度降低,从而有利于故障点电弧熄灭和降低分布式电源机组检测到的负序电流;在非同期合闸发生时,高阻抗同样可以限制冲击电流的大小,确保了发电机组的健康运行。但高阻抗电抗器会对正常运行时的电压产生影响。
短路限流器(FCL)是在串联阻抗器限流的基础上发展而来的,结构典型如图2所示。
由图2可见,由于在限流阻抗器并联了可快速切换的并联支路。在系统正常工作时,限流阻抗器并联投入,限流阻抗器对线路几乎无影响。当故障发生时,并联支路退出,限流阻抗器立即自动插入故障回路进行限流,随后故障电流完全由旁路交流电抗器限制。采用脉宽调制原理控制可进一步实现具有动态串联补偿功能的短路限流器。这种短路限流器由脉宽调制原理控制的电感、开关控制的电容器组、限流电感构成。正常时,通过控制投切的电容器组,实现可控串联补偿功能,故障时,通过改变脉冲的占空比可以得到变化的阻抗,达到可控限流目的。短路限流器解决了串联电抗器对线路正常状态的影响。DG串联短路限流器的方案,在短路限流器可以准确监测故障状态的前提下可以减小DG正向和反向助增电流对保护选择性的影响。上述方法的实质均是通过减少DG输出助增电流来减小DG对馈线保护的影响,但实施困难,特别是短路限流器的故障监测和切换。
3 孤岛检测技术与反孤岛保护
孤岛现象指在主电网断开情况下DG系统继续向本地负载供电情形。孤岛运行状态时会产生严重的后果,如孤岛中的电压和频率无法控制,可能会对用户设备造成损坏;孤岛中的线路仍然带电,可能危及检修人员的人身安全等[8,9]。一般认为主电网断开,应及时对孤岛系统采取相应的调控措施,至系统故障消除后再恢复并网运行。IEEE-1547标准中规定,在电网故障后,分布式电源应在重合闸动作之前停止向电网供电,保证DG不再向带有自动重合闸装置的电网输送电能[10]。因此,实际电网系统中的分布式发电装置必须具备反孤岛保护的功能,即具有检测孤岛效应并及时与电网切离的功能。
在中小容量的DG系统中,通过逆变器并网运行是最为常见的方式。基于逆变器并网的孤岛检测方法可以分为被动式检测和主动式检测两类。依据检测原理的不同,每一类又可分为若干具体的检测方法。被动式检测通过检测公共点处的运行参数是否出现异常,而主动式检测则是向公共点注入扰动信号来判断孤岛是否发生[11,12,13,14,15,16,17]。
通常分布式电源接入系统处的并网逆变器均有过/欠压(OUV)和过/欠频(OUF)保护,从而在运行参数超过给定阈值时将DG与系统解列,这种保护同时可作为孤岛检测方法。OUV/OUF作为孤岛检测算法无需额外增添设备,简单易行,经济性最好,是基本的检测方法。但是,如果DG与负载功率相匹配,其电压和频率的变化不足以超出检测阈值,该检测方法将失效。因此,OUV/OUF存在较大的非检测区(NDZ)。电压谐波检测法通过检测公共点电压的总谐波畸变率来达到孤岛检测的目的,相位突变检测通过检测电流与电压之间的相位差是否发生“跳变”来检测孤岛现象,各种方法均存在非检测区及具体使用上的局限性。
主动检测法的思想是在并网逆变器的控制信号中加入扰动信号,然后检测逆变器的输出。当逆变器与电网相连则扰动信号的作用很小,而当孤岛发生时扰动信号的作用就会显现出来。目前最主要的2种方法是无功输出检测法和系统故障等级监测法。无功输出检测法通过控制分布式发电机的励磁电流,使之产生一种特定大小的无功电流来进行孤岛检测。生成的无功电流只在分布式电源与主系统相连时才能产生。无功输出检测法对孤岛状态的检测十分可靠,但其动作时间长,一般需要几秒钟的时间才会动作,所以这种方法一般只有在做后备用途时才考虑。系统故障等级监测法在电压过零点时触发晶闸管开关,用一个并联电感测量电流,来计算系统阻抗和系统故障等级。这种方法会在电压过零点时产生小的扰动,影响系统运行。
除通过逆变器侧的孤岛检测算法之外,利用通信系统的广域检测方法也不断出现。文献[16]提出了采用中央控制单元方案,通过中央控制单元对一个区域内所有可能导致孤岛形成的断路器或自动开关状态进行监控,当有开关动作时,中央控制单元将确定孤岛地带,并立即发送信号中止DG的运行,并在故障清除之后,还可用同一个中央控制单元提供分布式发电装置的重连信号。此方法成本高、执行复杂。文献[17]提出在DG侧及系统侧双端采用同步相量测量装置(PMU),直接利用两侧正序电压的相位变化和幅值变化完成孤岛的检测,保证了孤岛检测的快速性。鉴于同步相量测量技术应用的日益普及,该方法可能是孤岛检测未来发展的一个方向。
4 结束语
介绍了DG继电保护技术及其在电力系统中的应用研究的新进展。可以预见,随智能电网技术发展,DG作为一种具有竞争力的发电方式必将在电力系统中占有越来越重要的地位。如何使DG的利用更为安全可靠,将会是继电保护工作者的长期课题。
摘要：分布式发电以其能源多样化、环保、节能、高效等多方面的优越性而得到了越来越广泛的应用。分析了分布式发电设备接入配电网后对继电保护的影响及解决措施,重点讨论了国内外有关含有分布式发电的配电网继电保护技术及分布式发电的孤岛检测算法,并研究了这些保护策略的特点,为完善和改进分布式发电的继电保护技术提供一定的参考。
分布式保护系统 篇2
关键词：分布式电源；保护装置检测技术；继电保护；电网
随着经济的高速发展和人们生活的智能化，国家和人们对用电的需求也越来越大，传统的电源已经无法满足国家的用电需求。分布式电源的出现解决了传统电源的用电紧张问题，与传统电源相比，分布式电源属于一种新型的能源，它具有节约能源、高效和保护环境等方面的优势。很多西方发达国家很早就意识到分布式电源的优势，在分布式电源的发展方面比较成熟，但由于我国对分布式电源的发展比较晚，在技术方面还不是很成熟。
一、分布式电源的基本概念
分布式电源是区别于传统电源的一种新型电源，它的功率非常的小，基本上控制在几千瓦到50M瓦之间，是一个小规模、分布在负荷周围并与环境相适应的单独电源[1]。分布式电源的所有权在电力部门、用户以及第三方的手里，存在的主要目的是为了保证用户和电力系统的特殊要求。
分布式电源的存在形式多种多样，这既方便了分布式电源的开发、利用，也方便了用户对电源的使用。具体来说分布式电源的存在形式主要有以下几种：热点联产、燃料电池技术、分布式太阳能技术、分布式生物质能源技术、燃料垃圾的分布式能源技术、分布式煤气化能源技术以及分布式每层气能技术等[2]。多种存在形式的分布式电源，有效的缓解了传统电源使用过程中的电源压力，对促进经济的发展和社会的进步，改善人们的生活质量起到了重要的作用。
二、利用分布式电源的必要性
分布式电源在发电材料方面可以广泛的使用天然气、沼气以及废弃的自然资源，也可以利用新型能源作为发电的材料，像风能、水能以及太阳能等可循环利用的新生能源。这一方面解决了我国能源短缺的局面，另一方面新型能源的利用，可以减少环境的污染，对改善环境、建设生态文明意义重大。具体来说与传统电源相比，之所以国家必须广泛运用分布式能源有以下几方面的原因。
（一）提高能源的利用率
分布式电源在发电方式上是利用剩余的热量进行制冷或者制热，保证了能源的利用率高达70%以上，充分的利用了能源的价值，减少了能源的浪费，为保证国家经济的发展和社会的进步提供了保障。
（二）有效的降低环境污染
传统的电源最大的弊端除了能源利用率低以外，对环境造成的污染是其更大的弊端。随着人们环境保护意识的增强，人们对污染环境的能源的使用也越来越排斥。但分布式电源的一大优势就是其对环境的污染很小，甚至没有污染。因为分布式电源的发电来源可以是风能、水能以及太阳能等新生能源，这些新能源在利用过程中，基本不会产生对环境影响的物质，能有效的减少对环境的污染，改善人们的生活环境，保证人们的生活更加的环保。
（三）缓解我国能源危机的必然要求
我国虽然能源总很大，但由于我国人口众多，人均能源占有量非常的小，低于世界的平均水平。因此，能源短缺越来越成为制约我国经济发展和人们生活的重要因素，为解决我国的能源短缺危机，必须利用分布式能源的特点，提高能源的利用率，开发多种新型的能源。
三、分布式电源系统的继电保护
分布式电源系统的继电保护问题是保证分布式电源有效运行，从而保证国家电网安全的前提。因此，对分布式电源的研究也主要集中在对分布式电源的继电保护上面。目前，我国对分布式电源的保护主要体现在三个方面：即分布式发电和旧的配电网保护的衔接、分布式发电对线路重合闸的作用以及孤岛检测和保护问题这三个方面[3]。
为保证电力系统的可靠性，降低分布式发电设备对配电网的影响，必须对分布式电源的保护进行修改，从而使分布式电源并网更加的安全。分布式电源中的大部分故障都能通过自动重合闸进行解决，从而提高分布式电源运行中的可靠性。对于孤岛检测，不同的国家又不同的标准，但都是为了在电网失电后，继续为电网提供电力支持，保证国家和人们正常的供电需求。
虽然对分布式电源的继电保护在保证分布式电源的正常运行方面产生了巨大的作用，但仍然没有从根本上解决分布式电源的继电保护工作。为此，必须有效的协调分布式电源和国家电网的关系，充分利用分布式电源的发电技术，扩大分布式电源的研究范围，将分布式电源的继电保护问题纳入国家的基础工程项目当中，从而保证从根本上解决分布式电源继电保护中存在的问题，为国家的发展和进步提供电力支持。
四、结语
综上所述，我国能源紧缺，传统的电源已经无法满足我国经济发展对电量的需求，也无法满足人们的日常生活用电需求。由此可知，改变传统的电源方式，推广分布式电源，是解决我国用电紧张的有效途径，为了在将来的发展中更好的推行分布式电源，做好分布式电源的继电保护工作是非常必要的。只有保证分布式电源的继电保护工作，才能更好的使分布式电源的运行正常化，保证国家的用电安全。
参考文献：
[1]陈争光，詹荣荣，李岩军，董明会，王晓阳，詹智华，琚子超.分布式电源系统继电保护装置检测技术的研究[J].电网技术，2015，04： 1115-1120.
[2]彭明智，张维，熊泽群.分布式电源接入装置的研究和设计[J].电力系统保护与控制，2011，14：58-63.
分布式保护系统 篇3
分布式发电是指在用户附近的高效、可靠的发电单元,主要是由一些发电功率在几千瓦至数百兆瓦的小型模块化、分散式的组成。一般有风力发电、生物质能发电、以液体或气体为燃料的内燃机太阳能发电。其分布式发电有较多的优势,可以充分开发利用各种可用的分散能源,并提高能源利用效率,比如当地容易获得的化石燃料和一些可再生的能源。根据对其研究,基于分布式发电技术的配电系统可能会演变成一种功率交换媒体,一般接入中低压配电系统,即收集的电力、传输到其他地方、分配它们。分布式发电分散、随机变动大,当接入过多的分布式电源时,会严重影响到配电系统的安全稳定运行。
2 分布式发电的分类与储能技术
分布式发电方式有多种多样,以燃料不同分成化石与可再生能源,以用户需求分为电力单工方式和热电联产方式,以循环方式分为燃气轮机发电、蒸汽轮机发电和柴油机发电等。我国关于分布式发电储能方式的应用与研究主要集中在热能储能、超导储能、抽水蓄能、蓄电池储能等。储能技术在分布式发电中的应用,对于提高能源利用效率具有重要作用,而随着储能装置的日臻完善,它在分布式发电中的重要作用将日益凸显。
3 基于分布式发电技术的配电系统的故障分析
从我国配电网络角度来看,基本上都是根据无源配电网设计与运行,如果能够将分布式电源增加到配电系统中,它将严重影响着配电系统结构变化与实际运行情况,以下是其主要表现 :
3.1 对整个电网的安全运行产生影响
配电网络接入大量分布式电源,增加了整个配电网络的复杂程度,将无源电网变成有源电网,将一定程度上威胁着用电客户和配电运维人员生命安全,不利于电网安全运行,并伴随产生孤岛效应。
3.2 对电能的质量产生影响
分布式发电的间歇式、波动性很容易导致电压波动、电压偏差及闪边问题的出现。用户自行频繁操作分布式电源,可能会使配电电网电源发生波动,造成配电线路上较大的电量负荷变化,甚至造成配电网电压超标情况,不利于进行电压调整。
3.3 对供电可靠性产生影响
根据实际情况分析,分布式电源对供电的可靠性也会造成影响,主要是在停电的情况下,会使得一部分分布式电源停止,其它的也会受到影响而停止运行,就会对整个的电力系统可靠性造成一定的影响。分布式电源与整个配电网络不能良好的配合运行时就会造成保护系统的误动作,降低系统的可靠性。
3.4 对继电保护产生影响
现在,我国已经成功实现了配电网中的继电保护系统和装置,新分布式电源的安装并不会影响配电网进行较大的改动,并能够与继电保护系统之间进行有效配合。主要的影响是其一分布式电源接入到配电网中,使得继电保护面积减小,对正常的工作有一定的影响 ;另外就是继电保护器方向敏感性能不佳,某一个并联电路发生故障,安装分布式电源的分支上的继电器则会误动,导致未出现故障的分支失去主电源。
3.5 对配电网电压波动的影响
过去的配电网,有功和无功负荷随时间变化共同影响着系统电压波动,线路末端方向电压波动也会随之加大。在接入分布式电源之后,会通过以下两种方式影响着系统电压 :一是在不协调运行条件下,分布式发电机的启停与当地负荷的协调运行有一定的影响,分布式发电功率随机变化,会出现电压波动、闪变等情况 ;二是在协调运行条件下,当地负荷变化影响着分布式电源输出量的变化,此时分布式电源会对系统电压波动形成抑制作用。
4 基于分布式发电技术的配电系统保护方案
4.1 分布式发电与配电网保护的配合问题研究
(1) 故障的切除与分布式发电的切断在时限上要紧密配合 ;
(2) 在自动重合闸开断时间间隔内,要确保分布式发电快速有效地切断 ;
(3) 关于分布式发电切除的选择性问题,并不是所有的分布式发电都会对线路保护和重合闸产生影响,特别是配电网大多数的故障是瞬时性的,不加选择地切除分布式发电,会极大地降低分布式发电分布式发电的利用效率。为了减小分布式发电设备对配电网的影响,保证电力系统的可靠性,要对现有的保护加以改进和完善,以适应分布式电源并网的保护要求。
4.2在当前的电网中应用普遍的自动重合闸可以消除大多数的故障,以此可以有效提高电力系统的可靠性。(1)对于逆变型分布式电源,采用并网逆变器,电流的瞬时值反馈能够实现合闸并网 ;(2)多个分布式电源接入系统,采用自同期合闸可行性越高,除距离变电所低压母线最近的分布式电源冲击电流较大,最好不要采用自同期合闸外,其余位置的分布式发电则可以采用自同期合闸。
4.3 孤岛检测和保护问题
实际电网中分布式发电装置要具备发孤岛保护功能来应对主电网跳闸产生时,非计划运行的分布式发电装置损害配电设备,并威胁用户安全。一般,出现孤岛之后,会使电网的阻抗增加,所以以孤岛发生时的电网阻抗为依据,能够实现孤岛检测。每个分布式发电装置都装配有信号检测器,如果检测器没有收到信号,就判断为孤岛运行状态,分布式发电装置立即停止运行。
5 基于分布式发电技术的配电系统保护未来的发展方向
(1)不断完善分布式发电装置切除策略,实现快速可靠目标 ;
(2)进一步加深故障限流器分析 ;
(3)客观条件下,适当调整现有线路保护,尽量避免分布式发电对线路保护的影响 ;
(4)以分布式发电与电网关系为基础,提出新的保护方案
(5)发展简单、实用、可靠的孤岛保护方案。
(6)将分布式发电系统纳入配电网广域保护范围,从而做到深入研究广域保护。
摘要：随着社会的不断发展,化石燃料也在逐渐的减少,全球变暖问题越来越突出,如何做好可再生能源的开发是目前资源开发的重要任务。对基于分布式发电技术的配电系统保护的研究越来越受到世界各国的重视。本文所研究的基于分布式发电技术的配电系统保护主要针对于分布式电源接入配电网以后对电力系统产生的各种影响,即对分布式发电技术的配电系统保护研究,通过设计有效的保护策略,使其与接入的电网相兼容。在基于分布式发电技术的配电系统保护领域,中国在技术上处于落后地位,仍有许多问题亟待解决,作为新兴发展中国家,我们担负着新能源利用的重大责任。
分布式保护系统 篇4
关键词：分布式电源 相间短路 馈线保护 PSCAD
中图分类号：TM77文献标识码：A文章编号：1674-098X（2013）04（c）-0098-02
目前我国中、低压配电网主要是单侧电源、辐射型供电网络[1]，配电网的继电保护相对于高电压大系统的继电保护而言，属于简单保护。而随着电力系统中分布式电源（Distribution Generation，DG）接入配电网，配电系统从放射状结构变为多电源结构，潮流的大小和方向可能发生巨大变化[2]。从而将对继电保护的动作行为产生影响。
在我国，10kV馈线为终端线路，一般无下一级线路，配置的继电保护多采用两段式相间方向电流保护。受线路传输功率的限制，其所接入的DG容量都较小。在故障时DG所能提供的短路功率也存在多种不确定因素，馈线所在系统参数的变化，线路长度的变化等，都将对继电保护的动作行为产生影响。
在某些的电气量参数的选择范围已知的条件下，只要找出含DG馈线不同位置故障时的电流量变化规律，就能在不改变原有保护配置的基础上，通过对原有继电保护整定方案进行相应的改进，解决上述难点问题。
1 含分布式电源馈线故障分析
DG的引入使配电系统从单电源辐射网络变为双端或多端有源网络。不同位置的保护会受到不同位置的故障的影响，这势必影响原有馈线保护的选择性和灵敏性[3]，因此有必要在分析这些影响，DG接入系统如图1所示。
图1中Es为110kV等值电源（内含有等值阻抗），MT为主变压器（内含有等值阻抗），FL1为馈线1，FL2为馈线2，P1、P2为馈线保护，DG为分布式电源，QF为断路器，K1、K2、K3代表线路故障。
对于保护P1而言，当K3点发生故障时，DG会提供故障电流，经保护P1流向故障点，如该电流足够大且保护P1未加装方向元件，将有可能造成保护P1的误动；当K1点发生故障时，DG和系统电源一起向故障点提供短路电流，AB线路变成了双侧电源供电线路，这种情况下保护P1检测到系统电源提供的短路电流与无DG时的变化不大，方向也没有改变，对保护P1影响不大；当K2点发生故障时，此时分布式电源具有分流作用，电源提供的故障电流小于DG未接入时的故障电流，当降低到保护P1整定值时，保护P1将拒动。
综上所述，在加入DG后，相邻馈线上K3故障时，DG提供电流的对P1保护有影响，P1带方向以保证反向故障不会误动作即可消除此影响；上游K1故障对P1保护基本无影响；下游K2故障使得P1的保护范围变小。以上分析结果表明，配电网中接入分布式电源后，传统的电流保护无法适应其电源出力的随机性改变，电流保护按照原有的整定原则将不再正确的反应于故障，需要重新整定动作电流和动作时限。
2 馈线故障的仿真研究
以图2所示10kV配电网为例，新型的继电保护整定方案进行PSCAD仿真研究。遵照相关电气设备的运行规程，假定馈线由单台110kV变压器供电，即不考虑主变压器并列运行的情况。
（1）系统等值阻抗，其最大值按系统短路容量为1000MVA所对应阻抗考虑，其最小值按系统短路容量为5000MVA所对应阻抗考虑。
（2）主变压器参数，其对应额定容量按16、20 MVA、31.5 MVA、40 MVA、50 MVA五种情况考虑，短路电压百分数按10.5%考虑。
（3）分布电源DG参数，按其最大额定容量为5 MVA，短路容量为10、20、30、40、50 MVA考虑。
（4）10 kV馈线中线路阻抗，该值的变化实质上为DG安装位置的变化，线路总长度不超过15 km。
（5）DT的阻抗按其最大额定容量0.8 MVA，短路电压百分数按8%考虑
利用PSCADMultipleRun功能，改变线路L1、L2长度分别为3 km和12 km、6 km和9 km、9 km和6 km、12 km和3 km，对于主变容量、DG短路容量各五种变化情况进行多步仿真，得出最小运行方式下本线路末端发生BC相间短路时流过保护的灵敏系数，利用MATLAB的m文件对仿真结果进行处理，得到图3所示图形。
由上图不难发现，灵敏系数最低值在0.8左右，保护不能够可靠动作。可以采用下面描述的方案来改进。
3 馈线保护改进方案
各类型分布式电源的发电机都裝有可靠的保护装置，在最小运行方式下线路末端发生相间短路时，电流速断保护的整定值应可以保证保护有足够灵敏度，在DG保护的配合下，对相应的整定值进行调整，消除DG接入对馈线电流保护的影响。
4 结语
DG的接入对配电网的结构、故障电流的方向、大小都产生了一定的影响。本文研究了DG对于10kV馈线电流保护的影响，在不改变原有馈线保护配置的基础上，提出了有关馈线电流保护整定的改进方案。
综上所述，在含DG的10kV配电网络中，DG虽然可能会影响电流保护的灵敏度，但经过合理的整定，并不会导致保护无法快速动作，且能保证继电保护对于DG所在馈线故障的选择性。
参考文献
[1]贺家李，宋从矩.电力系统继电保护原理[M].北京：中国电力出版社，2004.
[2]Scott N C， Atkinson D J， Morrell J E. Use of Load Control to Regulate Voltage on Distribution Networks with Embedded Generation[J]. IEEE Trans on Power Systems， 2002， 17（2）：510-515.
分布式保护系统 篇5
1 单个分布式电源接入
设系统电源电压为Es, 等效阻抗为Xs, 分布式电源电压为EDG, 等效阻抗为XDG, 变压器电抗为XT, 在下面公式中变压器电抗XT并入XDG, 公式中XDG表示为XDG+XT, EDG=ES, 参数均为标幺值, 分别假设图中f1点、f2点、f3点及f4发生短路故障, k1, k2, k3, k5分别为故障点在本段线路所占比例, 假定只有一处发生故障, 故障考虑最严重情况下的三相短路, DG的并入对电流保护将产生不同的影响, 下面将分别讨论。
(1) f1点短路。流过保护1和2的电流:
undefined (1)
undefined (2)
从上我们可以看到, 保护1不受DG影响, 保护1可以正确而及时动作, 但是由于保护的动作, 可能导致孤岛, 及重合闸等问题。但是同时保护2受到DG影响, 由于DG提供的反向短路电流, 如果保护2无方向测量元件, 可能导致保护2误动作, 同样会带来孤岛问题及重合闸问题。
(2) f2点短路。流过保护1, 2的电流为:
undefined (3)
可以看到保护1和2并不受DG影响, 因此可以正常动作, 但是, 此时DG继续向故障点提供电流, 可能导致故障点的电弧无法熄灭, 线路重合闸动作失败, 将瞬时性的停电故障可能扩大。对于这种情况, 危害比较严重, 可以在线路C端安装过电流保护设备, 由其动作进行故障切除。
(3) f3点短路。
保护1, 2, 3上流过的故障电流为:
undefined (4)
undefined (5)
其中undefined
undefined
DG的影响使保护流过1, 2的故障电流减小的, 而流过保护3的故障电流是增大的, DG对保护1, 2的提供的反向电流的作用, 使得其保护范围减小, 降低了保护灵敏度, 可能会导致保护拒故障无法切除而DG对保护3的电流产生助增作用, 可能导致使得保护3的保护范围延伸甚至超过本线路到下一段, 可能导致保护失去了选择性。
(4) f4点短路。
流过保护1, 2, 5的电流为:
undefined (6)
undefined (7)
其中undefined
undefined
DG提供短路电流反向流经保护1和2, 两者电流相同, 可以从式中看出短路电流是减小的, 情况通f3是相似的, 保护1, 2可能因此导致其保护范围减小, 严重时可能拒动。DG对保护5的影响同保护3, DG导致短路电流增大, 而使得其保护范围延长, 可能使保护6失去选择性。
经过上面的分析, 可以从中看出DG对传统三段式保护的影响有以下几点:
①当短路故障发生于DG的上游时, 故障点与DG间的保护装置如果无方向测量功能, 则可能误动作;由于上游保护的动作, 使得下游与DG面临孤岛问题和重合闸问题, 此处不讨论;
②当短路故障发生于DG下游时, DG对下游短路电流产生助增作用, 而提高了灵敏度, 使得保护可能延伸至下段线路;
③当故障发生在DG下游, DG对上游短路电流提供反向电流, 使得保护范围减小, 严重时可能拒动。
2 多个分布式电源接入
两个DG接入同样如下模型, 在B和C分别接入DG, 为了便于分析, 假设故障都发生在线路末端。
(1) 当三相短路发生在两DG下游f3时。
这种情况下流过保护1, 2, 3分别受到不同程度的影响, 需要对三个保护装置进行分析, 流过保护1, 2, 3的电流:
根据上节分析可知DG下游发生故障时, DG对下游短路电流提供了一个正向的电流, 提高了下游保护装置即保护3灵敏度, 使得保护范围可能延伸至下段线路;对于双DG接入的情况, 这种电流助增作用将会使得保护延伸程度更加严重。
(2) 当故障发生在两DG上游f1时。
保护1、2上的短路电流:
undefined
此时, 保护1不受影响, 但是保护2却受到来自DG2的短路电流影响, 而且是反向故障电流, 如果保护2无方向测量功能那么很可能因此而误动作, DG上游故障都会导致系统产生灭弧困难, 孤岛问题和重合闸问题, 两台DG并网加重了这些问题。
(3) 当故障发生在两DG之间。
此时DG1对短路电流的影响类似于上节f3点短路的情形, 而DG2对短路电流的影响类似于上节f2点短路的情形。
undefined
对于保护1, DG1对其故障电流提供了反向电流, 同上节f3点故障DG对保护2与保护3的影响相同, 在此不赘述, 而DG2对保护3无影响。
根据分析, 可以得出以下结论:
①对于DG下游发生的故障, 下游位于故障点与DG间的保护因为DG对短路电流的助增作用, 使得其保护范围扩大, 可能导致保护延伸到线段, 破坏了保护的选择性, 使得保护间的配合失败, 多台DG的接入同样会导致保护范围延伸更加严重, 使得保护间的配合更加复杂。
②对于DG下游发生故障, 位于DG上游的保护受其提供的反向电流的影响, 保护范围反而减小, 严重时可能会发生拒动, 多台DG接入将会使得DG上游保护的这种汲流现象更加严重。
③对于DG上游发生的故障, 流过故障点与DG之间的保护的短路电流为反向电流, 如果保护不具有方向检测的功能, 保护将可能误动作, 多DG接入将会使得误动作情况更加严重。
由此可见, DG的接入对配电网电流保护带来了巨大负面影响, 显然对DG的应用十分不利, 随着DG的推广, 必须采取有效地措施限制DG对短路电流的影响, 或者采用新的保护思想配合DG的接入。
参考文献
[1]丁明, 王敏.分布式发电技术[J].电力自动化设备, 2004, 24 (7) :31-36.
[2]吴靖, 江昊.分布式发电系统的应用及前景[J].农村电气化.2003:19-20.
分布式保护系统 篇6
复杂大电网的建设趋势导致多段式后备保护整定配合越来越困难,而具备运行多样性的智能电网的发展,也促使电力系统继电保护做出有效的应对措施[1,2]。为提高继电保护尤其是后备保护的性能,以适应电网运行多样性的需求,基于丰富信息的广域、区域继电保护成为热点研究课题之一,取得了大量的研究成果[3,4,5,6]。文献[5]提出广域电流差动保护系统,差动算法原理简单、故障定位准确,但大量实时电流值采集对通信结构与同步对时对广域通信依赖程度高。文献[7,8]提出基于纵联方向比较原理广域继电保护,并分析算法继电保护N-1问题,但没有讨论信息缺失与信息错误的鉴别;算法仍然存在对方向信息准确性依赖程度高、信息容错裕度不足的问题。考虑分布式的广域信息采集与通信范围广、距离远且抗干扰措施难以全面保障的客观事实,甚至是电网灾变事故对通信的影响,都要求保护原理具备良好的信息容错能力[9,10]。借鉴遗传算法(GA)在电力系统众多领域,尤其是配电网故障定位的成功应用[11,12],文献[13]提出了基于GA的区域智能保护,从人工智能的角度去研究广域保护算法,利用电力系统中所有的电气量是互相关联的整体优势,改善算法的容错性,但该文并未详细讨论区域系统结构具体实现方法与基于GA智能保护算法的信息要求,同时适应度函数设计在针对母线故障判别方面存在不足。
针对广域通信的特点改善与规范广域继电保护算法,制定符合广域电网的合理系统结构,深入研究保护区构成与动作策略成为实现有效广域继电保护的关键。
本文在基于有限范围电网信息的区域智能保护系统研究基础上,结合工程应用,构造分布式集中决策的系统结构,进行基于标准化通信区间的GA智能保护算法改进研究,规则化适应度函数的建立过程,提高算法对母线故障识别性能。
1 分布式集中决策的区域智能保护
1.1 系统结构
本文以变电站集中模式为基础,讨论了一种分布式集中决策的区域智能保护系统,该系统的结构如图1所示。系统采用变电站集中式,每个变电站内设置智能决策中心,采集规定区域的电气量与状态信息,通过基于GA的智能保护算法确定具体的故障元件,并根据与故障元件的连接关系决定动作方式。
1.2 标准化通信区间的确定
标准化通信区间表示区域智能保护设于各个变电站内的智能决策中心进行故障判别对需要采集的信息范围、信息内容与类型的要求。标准化通信区间的确定需要考虑2个因素:
1)实际通信能力对标准化通信区间具有客观的约束能力。随着光纤通信日趋成熟,实现光纤迂回的同步数字体系(SDH)环网通信模式是未来发展趋势。目前电力系统继电保护工程中仍采用独立脉冲编码调制(PCM)和SDH设备及直连光纤复合架空地线(OPGW)通道,没有迂回路由链路。所以结合基于IEC 61850的数字化变电站,实现站间点对点传输仍然是目前可靠的通信模式。
2)实现基于GA智能保护算法并保证性能优越性对标准化通信区间的要求。基于GA故障元件判断实际上是对各种电气量与保护元件状态的逻辑对应关系的挖掘过程。尽量利用多种类且与元件状态联系最为紧密的电气量,并结合目前各种广域继电保护原理研究,可保证对故障的准确反映,也可确保信息间清晰的逻辑联系。
因此,本文设计的分布式集中决策的区域智能保护系统的标准化通信区间做如下界定:所关注变电站的通信范围是与之相邻所有变电站,通信内容包括能反映被保护元件状态的相关电气量,如主保护动作、故障方向、测量阻抗判断、断路器状态等信息。标准化通信区间决定了各个决策中心能够识别本站内部、出线元件与相邻站内的故障元件。
1.3 后备保护域与保护策略
区域智能保护功能的实现依靠分布式智能决策中心同时参与完成。后备保护域描述了决策中心的保护控制范围,是决策中心根据故障元件处于后备保护域的位置决定保护策略的依据。考虑远后备保护需要由故障元件的相邻元件保护动作实现,后备保护域以本站为中心延伸至相邻变电站及其出线。相邻变电站的后备保护域相互包含,根据约定的保护策略进行配合,完成区域的后备保护。针对某站的决策中心故障识别说明保护策略。
策略1:若故障元件属于本站内,如母线故障。搜索故障元件所属本站的断路器,作为后备补跳,搜索上述断路器相邻的所有断路器,作为近后备保护。
策略2:若故障元件属于本站出线元件,如输电线路故障。后备补跳,近后备保护的断路器搜索与策略1一致,并将故障元件判断结果发送至与本站相邻的其他站(除与故障元件相邻站外)。接收到通知的站搜索与发送站连接线路的所属本站断路器作为远后备。
策略3:若故障元件属于相邻站内,如相邻站内母线故障。搜索故障元件与本站连接线路的所属本站断路器作为远后备。
结合图2进行简单分析,变电站2的后备保护域是{1,3,4},变电站3的后备保护域是{2,5},变电站4的后备保护域是{2,6}。若变电站2母线故障,变电站2承担后备补跳与近后备保护,变电站1,3,4承担远后备保护。若线路L1故障,变电站2,4承担后备补跳与近后备保护,变电站1,3,6承担远后备保护。
2 基于标准化通信区间GA智能保护算法
将GA用于广域继电保护领域,建立合理的网络故障数学模型是关键,通过对其分析研究,规范决策中心的标准化通信区间,利于智能保护算法的标准化与实际应用。
2.1 基因编码
GA一般不直接处理问题空间的参数,而是将待优化的参数进行编码。各个智能决策中心将标准化通信区间约束范围内被保护元件编码为二进制的数字串,0代表元件处于正常状态,1代表元件处于非正常状态。计算结束后进行参数解码,就能得到区域智能保护的决策解。
2.2 规则化的适应度函数建立
GA根据适应度函数对解的性能进行评价,为群体进化的选择提供依据。为利于GA运算,根据目标函数构造的适应度函数为:
式中:Gi(X)代表所建立期望关系的数学表达,按本文标准化通信区间要求,这里考虑基于元件状态的主保护动作、基于元件状态的故障方向信息、基于测量阻抗判断的主保护动作3组期望关系共同构成适应度函数,所以G4(X)=G5(X)=…=Gi(X)=0,且便于根据要求添加其他电气量描述的期望关系;I为利用不同电气量建立期望关系的类型数目;N1为主保护数目;N2为故障方向元件数目;N3=N1;V取大于
B,B*(X),C,C*(X,Z1,Z2)的表述与A,A*(X)类似,分别代表系统中N2个基于元件状态故障方向与N3个基于测量阻抗判断的主保护动作的实际状态及其期望状态;约定电流从母线流出方向为正,如果第j个方向应该为正向,B*j=1,如果为反向,B*j=-1,如果为无效判断,B*j=0;Z1,Z2为N2维向量;Z1j,Z2j表示第j个测量阻抗处于整定阻抗Ⅰ段或Ⅱ段的判断(0为范围外,1为范围内),这里整定阻抗参考距离保护Ⅰ段、Ⅱ段整定,确保Ⅱ段动作范围不超出相邻线Ⅰ段动作范围。
2.3 期望函数
期望关系的数学表达就是建立期望函数,求解数学模型最优解就是使按照被保护元件确定的主保护动作、故障方向与保护距离测量的期望值,与从各信息采集终端接收到的信息最佳逼近的过程。本文在构造保护信息的期望函数中暂时没有考虑断路器失灵保护,由于目前只有220 kV及以上变电站才必须配置,并且属于近后备动作,信息获取存在一定延时。故在条件允许情况下,再考虑添加相关期望函数。以图2中变电站2为研究对象(区域电网结构见图3),构造标准化通信区间约束下区域电网的期望函数。
被保护元件Xi(i从1～7)对应母线A,B,C,D和线路L1,L2,L3;Aj(j从1～10)对应母线A,B,C,D和线路L1A,L1B,L2B,L2C,L3B,L3D的主保护;Bj与区域内断路器1～6处采集的故障方向信息对应。期望函数要体现电气量间的逻辑关系,准确描述包含多种信息的期望关系决定基于GA保护算法的性能。由于变电站2标准化通信区间的约束,断路器7和8所在线路属于区域外,故相关期望关系不列为该智能决策中心的分析范畴。
文献[13]提出了2组期望函数,其中基于元件状态的主保护期望直观体现保护动作状态与被保护元件的关系;而基于元件状态的故障方向期望函数设计并不十分合适,主要体现在未能反映母线故障的影响及期望函数取值不能可靠收敛,可能导致局部最优。本文针对这2点对其进行适当修正。基于元件状态的主保护动作期望函数表达式如下:
式中:
[ ]表示取整。
基于元件状态的故障方向期望函数表达式为:
式中:i=1时,p=1,q=2,3,4,5,6,7;i=2时,p=2,3,4,6,7,q=1,5;i=3时,p=1,2,4,5,7,q=3,6;i=4时,p=3,q=1,2,4,5,6,7;i=5时,p=1,2,3,5,6,q=4,7;i=6时,p=4,q=1,2,3,5,6,7。
基于元件状态的主保护动作期望函数实际从区内信息的层面上构造保护动作逻辑,而基于测量阻抗判断的主保护动作期望函数则利用区外信息,分析各个保护的逻辑联系。2组函数不仅能够达到期望函数间互补的目的,而且能够丰富信息类型,强化各类电气量间的逻辑关系,提高保护算法准确性、鲁棒性与容错性。基于测量阻抗判断的主保护动作期望函数表达式如下:
C*1(X,Z1,Z2)=Z22(1-X5) (7)
C*2(X,Z1,Z2)=Z21(1-Z13)(1-Z15)(1-X5) (8)
C*3(X,Z1,Z2)=Z23(1-Z17)(1-X6) (9)
C*4(X,Z1,Z2)=Z25(1-Z18)(1-X7) (10)
C*5(X,Z1,Z2)=Z21(1-Z13)(1-X2) (11)
C*6(X,Z1,Z2)=Z22(1-X1) (12)
C*7(X,Z1,Z2)=Z23(1-Z17)(1-X3) (13)
C*8(X,Z1,Z2)=Z24(1-Z12)(1-Z15)(1-X2) (14)
C*9(X,Z1,Z2)=Z25(1-Z18)(1-X4) (15)
C*10(X,Z1,Z2)=Z26(1-Z12)(1-Z13)(1-X2) (16)
2.4 遗传操作与收敛条件
遗传操作包括选择、交叉与变异操作过程[14]。选择操作将位于种群的前10%用于存放目前出现的适应度值最高的个体,种群中其余解用“转轮法”选出。收敛条件为种群最优个体的适应度值均达到最大值或者进化代数达到最大代数。
算法从随机产生的初始种群出发,进行遗传操作,当满足收敛条件即结束运行,最终适应度值最高且相等的所有解作为输出结果。具体流程见图4。
3 仿真分析
如图3建立仿真模型,对变电站2智能决策中心的基于GA保护算法进行仿真测试,仿真工具为MATLAB 7。GA输出为被保护元件(7位);仿真输入包括主保护动作信息(10位,每组输入第1行),故障方向信息(6位,每组输入第2行),Ⅰ段、Ⅱ段测量阻抗判断信息(8位、6位,每组输入第3行),仿真结果如表1所示。
分组1的采集信息全部准确;分组2,3对比了当同时存在2位类似数据畸变时算法对线路、母线故障识别;分组4测试了当存在随机4位信息畸变时的算法性能。以上4组故障算例基于GA仍能够保证准确识别,这里讨论的数据畸变包括信息丢失与错误(表1中用黑体数字表示的信息)。按照标准化通信区间约束下的规则化算法适应度函数设定,图2中所有变电站的容错性能仿真测试如表2所示。
表1与文献[13]仿真结果相比,输入信息量大致相等,基于标准化通信区间约束的采集范围尽管受到一定限制,但测量阻抗判断信息的引用保证了基于GA识别故障的准确性,改善了GA对母线故障识别性能,使区内故障元件识别灵敏性基本相当,同时也继承了智能算法优异的信息容错能力。表2仿真结果表明,基于GA利用的区域信息量越多,获取的反映故障的电网信息越全面,有助于构建更多的适应度函数以描述这些信息间的内在联系,对畸变信息的容错能力越强。
4 结语
为应对复杂大电网与电网运行多样性,本文讨论一种分布式集中决策的区域智能保护系统,各个变电站内设置智能决策中心,利用主保护动作、故障方向、测量阻抗判断等电网信息,实现故障识别与动作策略制定等功能,并对其系统结构与基于GA的智能算法进行重点研究。
1)构造了分布式集中决策的系统结构,标准化通信区间约定了智能决策中心采集电气量与故障判断的范围,后备保护域约定了其保护控制范围。这种约定保证了系统面对实际电网时明确的保护区划分与改善不同设备、不同分区保护间的动作配合。
2)规范化基于GA的智能算法中适应度函数的构造过程,利于算法的标准化与扩展。同时,加强算法中对母线故障的考虑;丰富信息类型,强化各类电气量间的逻辑关系,保证系统优异的容错性能,并提高保护算法的准确性、鲁棒性。
摘要：广域或区域继电保护研究是解决复杂大电网下继电保护尤其是后备保护性能的可行路径,也是智能电网中继电保护的合理发展趋势。区域智能保护利用区域电网信息与智能技术支持,与现有主保护协同工作,简化后备保护,加强电网继电保护水平。讨论了区域智能保护分布式集中决策的系统结构,研究了标准化通信区间约束下基于遗传算法的智能算法构造与规则化,仿真结果验证了智能算法的有效性。
分布式保护系统 篇7
配电网馈线系统保护是建立在配电自动化和具备良好通信功能的FTU的基础之上。它通过在多于2个的FTU之间相互交换故障信息,并在FTU中完成对故障信息的计算,并且向相邻开关发出跳合闸命令,现实故障点的就地隔离和故障恢复。系统保护将故障处理功能下放到FTU,能够实现故障的一次性就地处理,速度快可靠性高。系统保护在配电网馈线层故障处理的优越特性将成为未来智能配电网保护的主保护[2]。目前的微机保护装置中常用基于电流相位比较的方法判别故障方向,该方法无法满足系统保护作为主保护的快速性要求。因此,本文提出了基于瞬时功率的保护启动元件以及故障方向判据的系统保护算法。
1 含DG的馈线系统保护原理
1.1 DG对系统保护的影响
基于系统保护模式的含DG的馈线自动化系统如图1所示。在线路的c区段引入了一个DG。DG的引入使馈线1的各区段不再是单电源网络。DG对配电网系统保护的影响:例如当b区段发生故障时,在DG接入前,线路故障电流只有从系统电源流向故障点的一个方向,B13不经历故障电流;而接入DG后B12,B13都将流过故障电流,系统保护将无法实现故障定位和隔离。而在故障恢复时,由于DG的存在,联络开关H12左端因有压将继续保持在分闸闭锁状态,故无法恢复非故障区段的供电。
1.2 原理分析
由上述分析可知,含DG的配电网系统保护必须考虑故障方向的快速判别和DG的快速切除。以图1典型系统为例,当b区段发生故障时,其故障处理流程为:
(1)当FTU检测到故障电流,保护启动元件启动FTU11,FTU12和FTU13同时计算故障状态量;DG自身保护检测到故障电流,经设定延时切除DG使其脱离系统。
(2)经计算开关B11,B12,B13都经历故障电流,以短路电流从母线流向负荷为故障正方向,则B11,B12为功率正方向,B13为反方向。
(3)B11,B12生成故障标志“1”,B13故障标志“0”,3个开关对应的FTU相互通信交换故障标志。
(4)FTU11检测到FTU12故障标志为“1”,则不跳闸出口;FTU12检测到右侧相邻FTU13的故障标志为“0”,则跳闸出口;FTU13右侧为联络开关H12直接跳闸出口。
(5)B12在跳开后立即重合一次,若重合成功则表明瞬时故障,在将信息传递给FTU13,B13重合;重合不成,则B12再次跳闸并闭锁,并向FTU13发闭锁命令,至此故障隔离。
(6)FTU4在定值时间内监测到左侧失压,在判断负荷情况后合闸,非故障区段供电恢复,DG恢复供电。
系统保护对于故障处理过程可概括为保护启动、故障判别、相互通信、协同动作。系统保护主要通过FTU实现故障检测、快速故障隔离,进行简单的供电恢复操作,复杂的负荷转移由配网主站、子站来配合实现。
2 基于瞬时功率的系统保护算法
2.1 瞬时功率计算
传统馈线过流保护设置在变电站出口断路器处,一般整定为200 ms。作为主保护的系统保护必须在200 ms内完成故障处理。因此,系统保护的快速性应具有快速的通信机制、高性能的保护装置(可以嵌入在FTU功能中),在保护启动算法以及故障方向判别算法的快速性要求将更高。SDG的发展,未来的配电网将配置有各种智能开关和传感器。馈线三相电压、电流的全面采集,为基于Clarke变换的瞬时功率的故障特征量计算创造了条件。瞬时功率都是直接利用电压、电流的瞬时采样值计算,对滤波器要求不高,算法本身也不涉及复杂的复数计算,是一种快速特征检测算法[3]。
Clarke变换是当θ=wt=0的Park变换,其思想是将三相静止的abc坐标系变换到两相静止的αβo坐标系。Clarke变换式为:
式(1)中:C是Clarke变换矩阵。在恒功率变换准则下和三相三线制系统中,零轴分量为0,可以忽略不计,Clarke变换矩阵用C32表示:
设三相电路的瞬时电压和瞬时电流分别为ua,ub,uc和ia,ib,ic。经过Clarke变换后,得到两相瞬时电压uα,uβ和电流iα,iβ:
α轴、β轴相互垂直,瞬时功率的定义为:
基于Clarke变换的瞬时功率计算,都是对电压、电流的瞬时采样值进行计算,变换的过程也不涉及复数运算,运算量小,速度快,实时性强。其中式(5)分别是瞬时有功功率和瞬时无功功率的定义。本文分析和仿真结果是基于瞬时功率的保护启动元件以及基于瞬时功率极性的故障方向判据利用的是瞬时功率的有功分量。
2.2 基于瞬时功率的保护启动元件
启动元件通过启动算法实现,对算法要求有足够的故障灵敏度和响应速度,要求做到正常负荷下不能启动。常见的启动量有相电流、差动电流和序电流等。在故障发生时,无论是正方向故障还是反方向故障瞬时功率在数值上都有一个正、负的急剧变化,基于瞬时功率变化考虑用瞬时功率的突变量作为故障启动元件。设每个工频周期采样点数为,瞬时功率突变量的计算为:
正常运行状态下,式(6)的理论值接近于0,考虑到负荷波动情况以及各种误差因素,为避免误启动,必须设定一门槛值,其整定要求考虑到负荷波动引起的最大不平衡输出,因此基于瞬时有功突变量的判据为:
kf为可靠系数,为防止干扰,设定只有连续检测到4个采样点的瞬时功率超过定值,元件方能启动,提高保护的可靠性。瞬时有功的突变量启动需要连续计算并连续识别是否发生突变。
2.3 基于瞬时功率极性的故障方向判断
基于瞬时有功功率的定义,给出当电压和电流均为正弦波形的瞬时功率的计算,结合式(5)可得:
规定流过FTU的电流从母线指向线路,正方向发生短路故障时,短路电流滞后母线电压的相角为φk1大小为-90°<φk1<90°。反方向故障时,短路电流滞后母线电压的相角为φk2,大小为180°<φk2<270°。可以看出当正向故障时,瞬时功率p=3U1I1cos(φu-φi)>0;反向故障时瞬时功率p=3U1I1cos(φu-φi)<0,因此可以采用基于瞬时功率极性来判别故障方向。在50 Hz频率下,一个工频周期时间为20ms,设一个工频周期内采样点数为Ns。故障分量在故障后的一个周波内最为明显,在这里故障判据采用1/4周波内数据,即判断连续/4点的平均瞬时功率的极性,该判据能在5 ms内给出了故障方向,判据为:
3 仿真及分析
3.1 仿真模型
含DG的10 kV馈线系统保护仿真模型如图2所示。
线路分布参数设置如下:正序阻抗Z1=(0.17+j0.38)Ω/km,正序容纳Y1=3.045μS/km;零序阻抗Z0=(0.23+j1.72)Ω/km,零序容纳Y0=1.045 884μS/km;系统阻抗Z=(15+j170)Ω;三相对称负荷L=(19.55+j12)Ω,系统电源侧用三相无穷大电源等效。DG容量为10 MV·A。每个工频周期采样100点,采样频率为5 kHz,每个电流互感器(TA)处配置FTU。
3.2 含DG时瞬时功率突变情况
仿真设置在t=0.1 s时发生永久性短路故障,各FTU检测到故障瞬时功率在短路时刻应该有一个功率瞬时值的突变量。短路故障时FTU检测到的瞬时功率突变量如图3所示。
由图3可知,在正常时,曲线平缓,变化量接近于0;故障时,都有一个较明显的激增。由于DG的存在,FTU4短路后功率方向的改变,因此,FTU4检测到的突变量更加明显,瞬时功率作为突变量有足够可靠的裕度。
3.3 不含DG时瞬时功率分布
不含DG时系统是单电源供电网络,短路点F1处电流由系统电源注入。当发生三相短路故障时,FTU1,FTU3,FTU4所测得的短路电压和电流波形如图4所示,在t=0.1 s时,故障发生其电压下降,其中离系统电源越远的电压降越厉害,电流升高,离系统电源越近电流越大。由于故障点位于FTU4之前,因而流过FTU4的故障电压、电流很小,几乎为0。
各FTU检测的瞬时功率波形如图5所示。
从图5可知,由于FTU1,FTU2都位于故障正方向位置,在故障发生时,瞬时功率都大于0,并且有一个正的突变量。而故障发生后由于FTU4未有注入电流,流过的瞬时功率为0。
3.4 含DG时瞬时功率分布
在馈线L1段母线E接入一分布式电源后,系统将成为一个双电源供电网络,当故障发生时,短路点F1将有DG注入的短路电流,而FTU4也将检测到故障功率流过,此时区分各FTU流过的故障功率方向尤为重要。当F1处三相短路时,FTU1,FTU2,FTU4所测得的短路电压和电流波形如图6所示。
由图6可见,当含DG时,FTU4处依然能检测到一个较大的电压,流经一个较大的故障电流,且该故障电流的相位与流经FTU1,FTU2处的相反。含DG系统三相短路时瞬时功率情况如图7所示。
由图7可看出,FTU1,FTU2在规定故障正方向上,检测到的瞬时功率大于0,在故障时刻有一个向正方向上的突变;FTU4由于DG的存在,提供了一个反方向的故障电流,因此其检测到的在故障后其流经的故障功率为负,在故障时刻有一个负方向的突变。
4 结束语
DG存在改变了配电网故障潮流的大小和方向。本文考虑在SDG中将大量的接入DG,并且能够实现电气量的全面测量的特点,以及SDG要求故障处理应更加快速准确。认为配电网馈线系统保护通过对等通信机制,就地快速定位、隔离故障,将成为配电网中的馈线主保护。同时在含DG的系统保护算法上提出了基于瞬时功率的故障启动元件以及故障方向判据,基于Clarke变换的瞬时功率特征量计算依据电压、电流的瞬时值,运算量小、速度快、实时性好,能够快速启动保护并判别故障潮流方向。通过建立10 kV馈线环网的ATP-EMTP模型进行仿真试验,其可行性和可靠性得到了验证。
摘要：智能配电网(SDG)的发展,将允许分布式电源(DG)大量接入。DG的引入改变了配电网馈线系统保护中馈线终端单元(FTU)感受到的故障电流大小及方向,因此SDG要求系统保护的故障处理应更加快速并且能够准确判别不同方向的故障潮流。提出了基于瞬时功率的保护启动元件以及故障方向判据,基于瞬时功率的故障特征量计算依据电压、电流的瞬时值,运算量小、速度快、实时性好。PSCAD/EMTDC仿真结果验证了该类快速算法的可行性和可靠性。
关键词：智能配电网,分布式电源,系统保护,馈线终端,瞬时功率
参考文献
[1]徐丙垠,李天友,薛永端.智能配电网与配电自动化[J].电力系统自动化,2009,33(17):38-41.
[2]焦振有,焦邵华,刘万顺.配电网馈线系统保护原理及分析[J].电网技术,2002,26(12):75-78.
分布式保护系统 篇8
1 分布式发电对配电网保护的影响
随着分布式电源的接入, 原有的配电网变成了多电源系统, 这对配电网中原有继电保护将产生以下不良影响[12,13,14,15]:
1) 对于分布式电源接入点下游的保护装置, 在下游发生故障时流过相应保护处的电流有所增加, 使保护灵敏度升高, 保护范围扩大, 会出现超范围动作。
2) 对于分布式电源接入点上游的保护, 当上游线路故障时, 流过上游保护处的故障电流因DG的接入而降低, 会导致保护拒动。
3) 对于分布式电源的容量, 其容量越大, 对故障电流的影响也越大, 对保护的动作情况影响也越大。
为了使得分布式发电与大电源能够更好的协调与配合, 最大限度地发挥分布式发电的优势, 探讨接入大量分布式电源的配电网继电保护策略, 找出解决分布式电源对配电网保护影响问题的合理方案势在必行。
2 适用于分布式发电系统的配电网保护方案
2.1 保护方案的逻辑原理
本方案以配电网各保护安装处建立远方通信为基础, 其逻辑框图如图1所示, 基本原理是:将相邻两条线路作为一个保护单元, 利用后级线路方向性电流保护闭锁前级三段式方向电流保护。当本线三段式方向电流保护动作, 而相邻线路三段式方向电流保护不动, 判为本线故障, 同时保护出口跳开本侧断路器, 通过通信装置实现对本线对侧断路器进行远方跳闸。
在图1中, 时间元件t1的主要作用是防止通信通道信号传递的时间延误而使故障线路上一级保护因接收不到闭锁信号而发生误动作;时间元件t2的主要作用是防止故障被故障线路保护切除后, 故障线路保护三段式方向电流部分返回快, 故障线路上级线路保护三段式方向电流部分返回慢而造成保护误动作, 造成故障影响范围扩大。当配电线路与主系统脱离孤岛运行发生故障时, 由于分布式电源的容量较小, 故障电流达不到三段式方向电流保护的动作值, 孤岛网络将失去保护作用。
针对上述情况, 在靠系统侧保护安装处增设一过流保护, 靠分布式电源侧配置如图2所示, 定值按躲过孤岛情况下DG所提供的最大负荷电流来整定, 并由前级线路的开关状态决定其投退。
该保护方案具有以下主要特点:
1) 在原有配电网三段式电流基础上进行技术改进, 保护简单, 新增辅助设备少。
2) 本线路内故障时, Ⅱ段保护变为速动保护, 提高了本线路内部故障的切除速度。当下一级线路故障时, 本线保护又可以作为下级线路的远后备。
3) 由于下级线路对本保护具有远方闭锁功能, 因此保护新方案中三段式电流保护部分均可按未接入分布式电源时整定, 避免因为分布式电源的投退造成频繁改动保护定值。
4) 该方案既适用分布式电源渗透率较低的配电网, 也适用分布式电源渗透率较高的配电网, 不会因为配电网中分布式电源的增减而影响保护性能。
5) 通过线路本侧保护联跳对侧断路器, 故线路对侧无需安装保护装置, 简化了保护配置, 节省投资。
2.2 整定计算
三段式方向电流部分按配电网未接入分布式电源时三段式电流保护的整定方法整定。在分布式电源上游部分线路内故障, 虽然该线路三段式方向电流保护受分布式电源的影响灵敏度有所降低[12], 但是Ⅱ段、Ⅲ段保护因定值相对较低, 不会出现拒动, 并且Ⅱ段为了速动保护, 可快速的切除保护范围内的故障;在分布式电源下游线路内故障时, 故障线路上游线路保护因为故障分布式电源的助增作用而使三段式方向电流保护范围扩大[14], 但是由于故障线路保护的闭锁作用而不会出现超范围动作的情况。
过电流保护部分按躲过保护安装处背向所有分布式电源提供最大负荷电流, 并考虑电动机自启动过程中该保护能可靠返回, 整定计算如式 (1) 所示。
式中:Krel为可靠系数, 取1.15~1.25;KMs为电动机自启动系数, 取1.5~3;Krel为返回系数, 取0.85。
动作时间t按阶梯时限整定。
时间元件t1按躲信号在通道中传输一次的时间来整定, 并留有一定的裕度。
式中:tcs为信号传输一次所需时间, Δt为时间裕度。
参照高压输电线路闭锁式方向高频保护, 可取t1=10 ms。
时间元件t2按躲开三段式方向电流保护中Ⅰ段、Ⅱ段返回时间整定, 并留有一定的裕度。
式中:th为电流元件的返回时间;Δt为时间裕度。
参照高压输电线路闭锁式方向高频保护, 可取t2=40 ms。
该保护的整定简单, 整定后无需频繁更改。
3 仿真分析
3.1 配电网模型及参数
10 k V典型配电接线系统如图3所示。
1) 电源参数:系统额定电压为10.5 k V, 系统基准容量为300 MVA;最大方式下系统侧阻抗Zs.min=j0.054, Ω;最小方式下系统侧阻抗Zs.max=j0.076, Ω;分布式电源DG1、DG2的容量均为1.5 MVA;ZDG=j7.35, Ω。
2) 线路参数如表1所示。
3) 负荷参数:为了方便起见, 将各段的负荷全部集中在母线上, 并采用恒阻抗模型代替负荷, 负荷的功率因数均取0.9。各母线处等效负荷的阻抗参数如表2所示。
3.2 保护配置及整定情况
3.2.1 保护配置
保护1、保护2、保护3、保护4、保护7配置图1逻辑原理的保护;保护5、保护6配置图2逻辑过流保护。
3.2.2 各保护定值整定
1) 三段式电流部分。各母线处短路电流计算如表3所示。
A
各线路流过的最大负荷电流如表4所示。
A
对各个保护装置进行整定, 整定结果如表5所示。
各保护的动作时间为:tⅡ1=tⅡ2=tⅡ3=0.5 s, tⅢ1=1.5 s, tⅢ2=1 s, tⅢ3=0.5 s, tⅢ4=0 s, tⅢ7=0 s。
2) 过电流部分, 其定值如表6所示。保护5的动作时间为t5=0.5 s, 保护6的动作时间为t6=1.0 s。
A
3.3 仿真结果
利用PSCAD/EMTDC软件以图3所示配电网为原型搭建仿真模型, 选取三相短路故障情况作为仿真验证的故障类型;选取分布式电源上游线路 (线路B-C) 和两分布式电源之间线路 (线路C-D) 作为仿真故障线路进行仿真验证。孤岛运行模拟主系统与配电线路脱离QF0断开时。
为书写方便、减少篇幅, 现只将各保护出口的动作结果编排在下文中, 以说明各保护动作情况 (t=0.2 s时刻发生故障) 。并网运行时线路B-C、C-D内故障各保护动作情况如图4、图5所示, 孤岛运行时线路B-C、C-D内故障各保护动作情况如图6、图7所示。
由上述仿真结果可以看出, 该保护方案在上述运行情况下均能准确动作。需要指出的是, 主电源一侧保护动作后, 需远方通信装置来完成对侧跳闸, 所以只要主电源一侧保护出口正确, 远方通信装置工作正常, 就可以实现远跳功能。
4 结语
分布式能源系统应用研究 篇9
【关键词】新能源；研究
一、引言
能源管控是一直以来持续热点的话题，尤其在当前社会进步和能源问题的日益严峻的情况下，以大电网模式为代表的传统的集中式供能系统已经逐渐暴露出一定的弊端，例如世界上多个国家陆续发生的大面积停电事故。因此对能源管理进行改善和变化就显得尤为重要，分布式能源系统作为一种新的供能方式，由于其是直接面向用户，按用户的需求就地生产并供应能量，可以实现根据用户对能源的不同需求，将输送环节的损耗降至最低，从而实现能源利用效能的最大化。因此，分布式能源被寄予了厚望，已经成为未来应对当前气候的变化，保障能源安全的一个重要方向。
二、什么是分布式能源系统
简而言之，分布式能源系统是一种建立在能量梯级利用概念基础之上，分布安置在需求侧的能源梯级利用，以及资源综合利用和可再生能源设施。分布式供能方式可实现冷、热、电三联产，通过将高品位的热能直接转换为高品质电能，将中低品位的热能直接转为所需的热和冷，以此将电、热、冷这3种能源有效地结合成1个系统，从而来实现能量的梯级利用。分布式能源系统主要是由动力设备和一个系统组成。动力设备是分布式能源系统的能量来源，其发展经历了蒸汽轮机、内燃机及外燃机、燃气轮机及微型燃气轮机、燃料电池和生物质能等可再生能源的历程。系统的作用是实现热、电、冷三联产，目前该系统的主要工作原理是利用广义的内燃机（产生电）的排气余热，通过余热锅炉产生蒸汽供热，同时通过吸收式制冷设备供冷。
三、分布式能源系统的优缺点
由于以大电厂、大电网为代表的传统能源系统在可预见的未来依然将占据重要作用，因此有必要将分布式能源系统与传统的集中式能源系统进行对比。通过分析对比两种能源系统的利弊，来更好地理解这两种能源系统各自的优劣势和适用范围。
分布式能源系统的最主要作用是體现在冷、热、电三联产中，这也是分布式能源系统最重要的优点。冷热电的联产符合总能系统的“梯级利用”的准则，可以实现较好能源利用率。而大型（热）电厂虽然可以产生大量电能，并且电能可实现远距离输送，但是热，尤其是冷，像电能那样较长距离有效地输送基本上不可能实现。另外由于电厂厂址的选择的局限，一般来说，电厂附近很难有足够大量的、合适的冷、热能用户，因此除非通过特殊设计并利用特殊的设备来使传统的集中式供能系统实现输送冷、热能的功能，否则集中式供能系统根本无法实现冷热电的联产。与此相反，由于分布式能源系统是按需就近设置，通过与用户很好的配合，来避免长距离输送冷、热能无法实现的问题，同时也不会存在电力输送过程中产生耗损的问题。综合考虑，分布式能源系统纯动力装置虽然本身效率低、价钱贵，但是分布式能源系统由于具有较大的调节、控制与保证能力，不仅可以保证各种二次能源的充分供应，同时也可以实现冷热电的联产。因此分布式能源系统作为新一代能源的发展方向必将取得飞速发展。
分布式能源系统的弊端主要体现在：分布式能源系统供能分散， 单机功率小，而现有动力设备都是机组越大、效率越高，所以分布式能源系统的发电效率较低。此外分布式能源系统的使用技术要求要比简单使用大电网供电来得高，分布式能源系统的使用需要要有相应的技术人员与适合的文化环境。
四、分布式能源系统的发展
自20世纪90年代以来，世界工业发达国家在发展大电源、大电网的同时，也开始了小型分散发电技术（即分布式能源）的应用。天然气分布式是分布式能源系统最重要的应用形式且在发达国家应用成熟，美国是目前全球分布式能源系统应用最广泛的国家，分布式能源系统多达6000多个，绝大多数为天然气分布式。2000年时，美国商业、公共建筑热电联产980座，总装机490万千瓦；工业热电联产1016座，总装机4550万千瓦，合计超过5000万千瓦。到2003年，热电联产总装机5600万千瓦，占全美电力装机7%，发电量占9%。2010年这一类的分布式总装机容量约为9200万千瓦，占全国发电量14%。根据美国能源部规划，2010-2020年将再新增9500万千瓦装机容量，占全国发电装机容量29%。美国的分布式发电以天然气热电联供为主，年发电量1600亿千瓦时，占总发电量的4.1%。美国能源部积极促进天然气为燃料的分布式能源系统，利用这些系统为基础发展微电网，再将微电网连接发展成为智能电网。分布式能源系统另一种重要应用形式是光伏分布式。分布式光伏在德国得到高度发展，德国是全球推广分布式光伏发电最成功的国家之一。截至2011年底，德国光伏发电总装机容量达到2470万千瓦，其中分布式光伏发电系统容量占比近80%，主要应用形式为屋顶光伏发电系统，单个发电系统平均容量仅为20千瓦。此外风力发电、生物质能发电等可再生能源发电系统也是分布式能源的重要组成部分。分布式能源系统在中国的最重要应用是广州大学城分布式能源站，该系统是中国华电集团公司在天然气高效利用方面的首个10万千瓦级分布式能源站建设项目，是亚洲最大的分布式能源系统，为分布式能源站在我国的发展提供了重大示范，为我国建立分布式能源系统设计系列化、模块化标准提供示范，
五、分布式能源系统的应用
由于分布式能源系统的初投资大，不仅需要好的燃料；同时还要有比较稳定的冷、热、电用户，分布式能源系统的应用主要体现以下几个场所：（1）城区商业休闲中心、公用事业单位。例如商场娱乐中心游泳馆、饭店宾馆、飞机场、银行、证券交易所、医院、学校、机关等大量需要冷、热的地方。（2）小型柴油机电站的淘汰。石油化工造纸纺织印染等领域的小型柴油机电站锅炉用分布式能源系统替代，不仅环保同时系统的经济性和效率可得到较大地提高。（3）城区燃煤热电联产机组的改造及燃气轮机电站的升级。利用分布式能源系统取代或者对这些电站进行升级，不仅可以减少污染，还可将蒸汽供应附近的工厂，实现冷、热、电联供。（4）中小型离散工业园区、新建的过程工业园区。在这些地方采用分布式能源系统来提供能源产品，来实现电、热、冷。（5）边远地区、孤岛、海港、海上作业平台、船舶等，这些地方集中式供能系统很难顾及，很适合采用分布式能源系统。
六、结论
分布式能源系统具有贴近用户、梯级利用、一次能源利用效率高、环境友好、能源供应安全可靠等优良特性，可以实现冷、热、电多联供的终端能源供给，可以有效降低地电、热、冷远距离输送的损失，同时还可以改善电源结构、改善供电效率、提高供电质量及供电可靠性等，因此已经成为传统集中式能源供应系统不可或缺的重要补充，以及未来世界能源技术的重要发展方向。由于我国的分布式能源起步较晚，且一直被政府的政策所冷遇，因为分布式能源系统的发展在我国依然是任重而道远。
参考文献
[1]周建华，李孝堂.关于分布式能源系统建设与发展的思考[J].航空发动机，2009年06期.
分布式保护系统 篇10
随着越来越多的分布式电源 (Distributed Generation, DG) [1]接入配电网, 配电网的继电保护[2,3,4,5,6,7,8,9,10,11]、电能质量[12,13]、可靠性[14]等将受到较大影响。其中, 国内外学者已对DG给配电网继电保护带来的影响做了大量有价值研究, 并对光伏等分布式能源接入配电网所造成的配电网电压降落等问题进行了深入讨论[15]。文[3-5]分析了DG接入对配电网短路电流分布和继电保护的影响, 其分析结果表明分布式电源的接入将可能导致配电网保护动作失去选择性、误动或拒动。此外, 文[6-7]主要从DG的接入容量分析了其对配电网电流保护的影响。在满足继电保护可靠动作的前提下, 文[8-9]还对DG的准入容量进行定量的研究。针对DG给配电网传统继电保护带来的影响, 文[10-11]还提出含分布式电源的配电网保护新方法。然而, 这些研究都仅对配电网发生相间短路时作了讨论, 并没有对小电阻接地系统发生单相短路时进行相关的分析。
由于配电网中电缆线路增多而使得对地电容电流增大, 不少配电网采用中性点经小电阻接地方式[16,17]。同时在所有的短路类型中, 单相短路占大多数[18], 并且与三相短路不同, 单相短路还考虑了负序与零序网络, 不能简单地分析。因此, 有必要分析分布式电源接入对小电阻接地系统零序电流保护的影响机理。
分布式电源接入对小电阻接地系统零序电流保护影响的研究还比较初步, 缺乏完整的理论推导和机理分析。本文通过严格的数学推导以及仿真分析研究分布式电源接入对零序电流保护的作用机理, 从而分析其对配电网零序电流三段保护[19]的影响。此外, 由于接入短路容量相对接入容量更能直接衡量分布式电源接入对继电保护的影响。因此, 本文还分析了分布式电源的接入最大短路容量与并网位置、并网变压器中性点接地阻抗的关系。
1 分布式电源接入配电网等效模型
1.1 分布式电源侧模型
分布式电源模型可以通过戴维南等效成一个理想电压源串联一个阻抗来表示[3]。其中, 分布式电源短路容量的大小直接决定其阻抗的大小, 也代表其故障电流的注入能力。
分布式电源一般通过并网变压器并网, 该并网变压器的主要功能并不是为了实现电压的变换, 而是为了避免直流电流注入电网、防止3k (k=1, 2, ) 次倍谐波注入电网、保证分布式电源测察觉系统故障、限制系统故障电流、防止谐振过电压和工频过电压等方面的需要[20]。对于小电阻接地系统, 并网变压器应采用“Yg/Δ”联结方式[20,21], 其中系统侧为“Yg”联结, 其中可以适当设置变压器的中性点接地阻抗大小来控制零序故障电流的大小。
本文讨论的分布式电源接入短路容量定义为在并网点 (并网变压器高压侧) 发生三相短路时, 分布式电源侧提供的短路电流与并网点处的平均额定电压的乘积。
1.2 系统侧模型
由于配电网存在多种接线模型, 所以需对分布式电源接入对配电网保护的影响归类总结。本文将其影响分为三种情况[9]: (1) 对相邻馈线保护的影响; (2) 对上游线路保护的影响; (3) 对下游线路保护的影响。
本文主要以图1所示配电网示例模型, 其中配电网上一级变压器的低压母线短路容量大小决定了系统电源等效阻抗ZS的大小。图中编号1~6分别表示线路L1~L6各自的保护, 都配有零序电流三段保护。ES为系统等效电源相电动势, Em为分布式电源等效相电动势, 本文取ES=Em。Z1~Z6为各线路阻抗, ZT为并网变压器的短路阻抗, Zn为并网变压器的中性点接地阻抗, Zm为分布式电源的等效阻抗, 系统侧中性点阻抗假定为0;α1~α6分别为各线路短路点到各自母线的距离占该段线路总长度的百分比, 以上参数均取标幺值。此外, 在本文分析中, 线路、电源的正负零序阻抗分别用下标I、II、0表示。
2 对零序电流三段保护的影响
在计算故障电流时, 不同于三相短路故障时系统侧与电源侧可以独立计算或直接叠加, 单相短路故障还要考虑负序与零序等效阻抗, 不能简单的独立计算。下面所述故障都假定为单相短路故障。
2.1 相邻馈线发生故障
2.1.1 对相邻馈线保护的影响
由于分布式电源的接入对流过相邻馈线保护装置的故障零序电流产生助增作用, 提高其保护动作的灵敏性, 同时其保护范围扩大, 可能导致相邻馈线各零序电流保护动作失去选择性。
2.1.2 对上游线路保护的影响
上游线路的保护装置将有反方向故障零序电流流过, 可能引起上游线路保护的误动作, 使得分布式电源进入非计划孤岛运行状态, 扩大停电范围。
2.1.3 对下游线路保护的影响
下游线路没有故障零序电流流过, 所以不会对下游线路的保护产生影响。
2.1.4 示例说明
当线路L5发生故障 (f5) 时, 流过保护5、1、2的零序电流大小为:
式中, 正负零序等效阻抗分别为:
然而, 在分布式电源接入前, 线路L5发生故障 (f5) 时, 流过保护5、1、2零序电流大小为:
式中, 正负零序等效阻抗分别为:
比较式 (1) ~ (4) , 可以看出, 此时:
1) 保护5灵敏性将提高, 正确动作切除故障。
2) 若流过保护1和保护2的电流均小于其各自的零序保护III段整定电流值时, 则保护1、2不会误动作, 本馈线正常工作。
3) 若流过保护1或保护2的电流大于其各自的任一零序电流保护整定值, 并且其动作时间小于保护5的动作时间, 则保护1或保护2就将误动作。
4) 若流过保护1或保护2的电流大于其各自的任一零序电流保护整定值, 但其动作时间大于保护5的动作时间, 则保护1、2不会误动作, 本馈线正常工作。
与线路L5故障零序电流计算原理一样, 线路L6发生故障 (f6) 时, 设流过保护5和保护6的零序电流大小为:
式中, 正、负零序等效阻抗分别为:
然而, 在分布式电源接入前, 线路L6发生故障 (f6) 时, 流过保护5和保护6的零序电流大小为:
式中, 正负零序等效阻抗分别为:
比较式 (5) 和式 (6) , 可以看出Ik5.0=Ik6.0>Ifk5.0=Ifk6.0, 此时:
(1) 保护5和保护6的灵敏性都将提高。
(2) 若Ik5.0小于保护5零序电流保护I段的整定电流值, 保护6正确动作切除故障。
(3) 若Ik5.0大于保护5零序电流保护I段的整定电流值, 保护5和保护6的零序电流保护I段动作将失去选择性。
(4) 由于零序电流III段保护是按躲过下一条线路出口处相间短路时所出现的最大不平衡电流整定且选择性要求应与下一线路的电流III段以延时的方式互相配合, 所以保护5和6的电流III段的灵敏性均提高, 而且不存在失去选择性的问题。
可能导致保护1、2误动作的影响分析与线路5发生故障分析类似。
2.2 上游线路发生故障
2.2.1 对相邻馈线保护的影响
相邻馈线没有故障零序电流流过, 所以不会对相邻馈线保护产生影响。
2.2.2 对上游线路保护的影响
流过故障点的上游线路保护装置的故障零序电流将产生变化, 可能导致其保护拒动或动作失去选择性;分布式电源接入点与故障点之间的保护装置将有方向故障零序电流流过, 可能导致其保护动作。
2.2.3 对下游线路保护的影响
下游线路没有故障零序电流流过, 所以不会对下游线路的保护产生影响。
2.2.4 示例说明
当线路L1发生故障 (f1) 时, 流入接地点以及流经保护1、2零序电流大小为:
式中, 系统侧正负零序等效阻抗分别为:
分布式电源侧正负零序等效阻抗分别为:
然而, 在分布式电源接入前, 线路L1发生故障 (f1) 时, 流入接地点以及流经保护1、2零序电流大小为:
比较式 (10) ~ (11) , 可以看出Ik1.0与Ifk1.0大小不能确定, Ik2.0>Ifk2.0, 通常正序等效阻抗等于负序等效阻抗, 即Zf S (I) =Zf S (II) 、Zfm (I) =Zfm (II) , 此时,
(1) 当, 即时, Ik1.0>Ifk1.0, 即接入分布式电源后故障零序电流将增加, 保护1的灵敏性提高, 保护1正确动作切除故障。
(2) 当, 即时, Ik1.0=Ifk1.0, 即接入分布式电源后故障零序电流不变, 对保护1动作不产生影响, 保护1正确动作切除故障。
(3) 当, 即时, Ik1.0<Ifk1.0, 即接入分布式电源后故障零序电流将减小, 保护1保护范围缩小, 灵敏性也下降。若Ik1.0小于保护1零序电流三段保护的所有电流整定值, 则保护1拒动, 系统电源将继续向故障点提供短路电流, 否则保护1将正确动作切除故障。
保护2有故障零序电流流过, 若Ik2.0小于保护2零序电流三段保护的所有电流整定值, 则保护2不会动作, 分布式电源将继续向故障点提供短路电流, 否则保护2动作, 分布式电源进入非计划孤岛运行。
当线路L2发生故障时, 分布式电源对零序保护的影响与上面分析线路L1故障时原理一致, 不同的是当流过保护1的零序电流小于保护1零序电流保护I段的整定电流值时, 则保护2正常动作切除故障, 否则保护1、2动作将去选择性。
2.3 下游线路发生故障
2.3.1 对相邻馈线保护的影响
相邻馈线没有故障零序电流流过, 所以不会对相邻馈线保护产生影响。
2.3.2 对上游线路保护的影响
流过上游线路保护装置的故障零序电流将产生变化, 可能导致其保护拒动或误动。
2.3.3 对下游线路保护的影响
由于分布式电源的接入对流过下游线路保护装置的故障零序电流产生助增作用, 提高其保护动作的灵敏性, 同时其保护范围扩大, 可能导致下游线路各零序电流保护动作失去选择性。与前面L6发生故障时影响分析类似, 此处不再详细示例说明。
2.3.4 示例说明
如图1所示, 线路L3发生故障 (f3) 时, 流过保护3、1、2的故障零序电流大小为:
式中, 正负零序等效阻抗分别为:
然而, 在分布式电源接入前, 线路L3发生故障 (f3) 时, 流经保护1、2、3的故障零序电流大小为:
比较式 (12) ~ (14) , Ik3.0>Ifk3.0, 基于故障f1和f2分析, 可知线路L3发生故障 (f3) 时:
(1) 当 (C为常数, 其值大于) 时, Ik1.0=Ik2.0=Ifk1.0=Ifk2.0, 即接入分布式电源后流经保护1、2故障零序电流不变, 保护1、2不受影响, 保护3正确动作切除故障。
(2) 当时, Ik1.0=Ik2.0>Ifk1.0=Ifk2.0, 即接入分布式电源后流经保护1、2故障零序电流增加, 若Ik2.0大于其零序电流保护I段整定电流值时, 保护2和保护3的零序电流保护I段将失去选择性, 甚至保护1的零序I段也有可能失去选择性, 否则, 保护3正确动作切除故障。
(3) 当时, Ik1.0=Ik2.0<Ifk1.0=Ifk2.0, 即接入分布式电源后流经保护1、2故障零序电流减小, 若Ik2.0小于其零序电流保护所有整定电流值, 且保护3没有正确动作时, 保护1、2将拒动, 否则, 保护3正确动作切除故障。
善电力系统运行的稳定性、动态可靠性一直是一项迫切而艰巨的任务[2,3]。电力系统是一个具有高度非线性的复杂系统, 当系统的运行点偏离较大, 采用近似线性化处理方法进行控制时, 其控制效果不太令人满意, 甚至会导致系统失稳。为此, 非线性控制理论在电力系统中的应用研究意义显著, 越来越受到人们的青睐[4]。
发电机励磁控制在电力系统稳定控制中一直发挥着重要作用, 已被公认为是改善电力系统稳定特性最经济、最有效的措施。非线性励磁控制成为了研究的热点[5,6,7,8,9]。TCSC作为FACTS家族的成员之一, 在提高电力系统的传输容量、改善电力系统阻尼比以及提高电力系统稳定性等方面扮演着重要角色[10]。发电机励磁与TCSC间的非线性协调问题也有大量的研究工作[11,12,13]。文献[11]基于耗散系统的概念, 提出了TCSC与发电机励磁的鲁棒非线性协调控制策略。文献[12]基于最优变目标方法设计了发电机励磁与TCSC的非线性协调控制器。文献[13]是将含发电机励磁和TCSC的单机无穷大系统模型表示为Hamilton系统形式, 利用系统的Hamilton结构直接实现两个控制策略间的协调。
上述文献所设计的协调控制器均在单机无穷大系统中进行研究, 而在多机电力系统中的应用效果缺乏一定的说服力。本文利用非线性系统微分几何理论的直接反馈线性化方法将含TCSC的多机非线性数学模型进行精确线性化。该方法不需要进行复杂的数学推导, 具有计算简单、物理概念清晰的优点, 在工程应用上具有一定的优越性。最后的仿真结果也表明了本文所研究的最优控制律的正确性和有效性。
3 仿真研究
3.1 仿真模型
仿真模型如图1所示, 本文使用Simulink进行建模仿真研究。其中模型各项参数如下:
1) 系统电源:输出电压10.5k V, 短路容量为100MVA, 电阻电抗比R/X=1/7;
2) 线路:最大传输容量为14000k VA, 正、负序电阻为0.01273Ω/km, 零序电阻为0.3864Ω/km, 正、负序电抗为j0.2933Ω/km, 零序电抗为j1.2963Ω/km, 正、负序电容为12.74×10-12 F, 零序电容为7.751×10-12 F。其中:L1~L4长度分别为2km, L5与L6长度分别为3km;
3) 分布式电源:输出电压0.4k V, 短路容量为10MVA, 电阻电抗比R/X=1/7;
4) 并网变压器:容量为2MVA, 变比为0.4/10.5, 空载损耗为4300W, 负载损耗为13000W, 短路阻抗为6%, 空载电流为6%;
5) 线路末端发生单相短路时, 零序故障电流最大, 线路正常最大不平衡电流取为最大载流量的50%, 保护整定值的可靠系数取为1.25。
6) 故障发生时间为0.02s。
3.2 故障零序电流比较仿真
3.2.1 线路5首端发生故障
图2 (a) 给出了流过保护5的零序电流比较示例图, 图2 (b) 给出了流经保护1、2的反向零序电流比较示例图。从两图中均可以看出零序电流明显增加, 与三相短路结果类似[6]。
3.2.2 线路1末端发生故障
图3给出了流过保护1的零序电流比较示例图, 从图中均可以看出零序电流明显下降。而在三相短路时, 流过保护1的故障电流是不变的[5]。
3.2.3 线路3末端发生故障
图4 (a) 给出了流过保护3的零序电流比较示例图, 图4 (b) 给出了流过保护1、2的零序电流比较示例图。从图4 (a) 中可以看出L3零序电流明显增加, 与三相短路结果类似[6]。同时, 在给定参数下, 从图4 (b) 中可以看出流过保护1、2的零序电流明显减小。
3.3 接入最大短路容量仿真分析
由前文分析可知, 分布式电源接入可能导致配电网零序电流保护动作失去选择性, 也可能导致上游线路零序电流保护误动或拒动。此外, 从前面分析可知, 决定其影响大小的主要因素是等效阻抗Zm+ZT之和的大小、并网变压器中性点接地阻抗Zn的大小以及并网位置 (并网点至母线1的距离) 。本文主要用接入短路容量来衡量Zm+ZT之和的大小。
与文[8]确定最大接入容量类似, 本文的接入最大短路容量的确定方法是:在不同并网位置及不同并网变压器中性点接地阻抗情况下, 逐渐增加接入短路容量的大小, 直至配电网零序电流保护动作失去选择性、误动或拒动。
3.3.1 确保保护动作不失去选择性
根据前文分析结果, 为确保相邻馈线保护动作不失去选择性, 当线路L6首端发生故障 (f6) 时, 流过保护5的故障电流应小于其保护I段整定值。从图5 (a) 可以看出并网位置越大, 接入最大短路容量就越大, 其中, 并网变压器中性点接地阻抗越大, 并网点最大短路容量就越大, 这也说明了Zn对相邻馈线零序电流的限制作用。
为确保上游线路保护动作不失去选择性, 当线路L2首端发生单相短路 (f2) 时, 流过保护1的故障电流应小于其保护I段整定值。从图5 (b) 中可以看出接入短路容量在很大范围内都不会使得流过保护1的故障电流大于其整定值。从图5 (c) 中可以看出, Zn对流过上游线路零序故障电流有贡献作用, 而且随着接入短路容量的变化, 零序故障电流并不是呈现一直上升的趋势, 而且先下降后上升。
为确保下游线路保护动作不失去选择性, 当线路L4首端发生故障 (f4) 时, 流过保护3的故障电流应小于其保护I段整定值。从图5 (d) 中可看出并网位置越大, 接入最大短路容量就越小。其中, 并网变压器中性点接地阻抗越大, 接入最大短路容量就越大, 这也说明了Zn对下游线路零序电流的限制作用。
3.3.2 确保保护动作不误动或不拒动
为确保上游线路保护不误动, 当线路L5首端发生故障 (f5) 时, 流过保护1的故障电流应小于其保护III段整定值。从图6 (a) 中可看出并网位置越大, 接入最大短路容量就越大。其中, 并网变压器中性点接地阻抗越大, 接入最大短路容量就越大, 这也说明了Zn对上游线路零序电流的限制作用。
为确保上游保护动作不拒动, 当上游线路发生单相短路时, 流过保护1的故障电流应大于其保护III段整定值。从图6 (b) 可以看出接入短路容量在很大范围内都不会使得流过保护1的故障电流小于其保护III段整定值。
为确保上游保护动作不拒动, 当下游线路发生故障时, 流过保护1的故障电流应大于其保护III段电流整定值。从图6 (c) 中可以看出, 接入最大短路容量随着并网位置的逐渐变大呈现先下降后上升的趋势, 同时并网变压器中性点接地阻抗越大, 接入最大短路容量就越大, 这也说明了Zn对上游线路零序故障电流的贡献作用。
通过综合上述各种情况的接入最大短路容量, 就可以大致确定分布式电源侧的接入最大短路容量, 保证在分布式电源接入后配电网继电保护仍能可靠动作。
4 结论
本文基于小电阻接地系统零序电流三段保护原理, 首次通过严格理论推导完整地分析了分布式电源接入对配电网零序电流保护的影响机理, 给出了分布式电源不影响原有配网保护可靠动作的边界条件, 具体结论如下:
1) 接入短路容量、并网位置以及并网变压器中性点接地阻抗都是分布式电源接入对配带电网零序电流保护影响的决定因素。
2) 在不改变配电网的原有保护配置情况下, 需对分布式电源侧接入短路容量进行限制, 确保配电网继电保护可靠动作。
3) 通过合理的设置并网变压器中性点接地阻抗值, 可以减小分布式电源接入后对配电网零序电流保护带来的影响, 从而可增加允许分布式电源侧的接入最大短路容量。