含逆變型分布式電源的花瓣型配電網故障定位策略研究

顧大德,肖健,韋夢立,陳文志

(1.廣東電網有限責任公司廣州供電局,廣州 510000; 2.東南大學,南京 411110;3.長沙天恒測控技術有限公司,長沙 336017)

0 引 言

城市電網承擔著為用戶提供優質電力的重要責任。傳統的輻射式配電網存在故障范圍廣、停電時間長等問題。相比之下,以花瓣型配電網為代表的閉環配電網具有靈活的運行控制策略和高效經濟的優點,現已在中國、新加坡和法國的一些城市電網中建成[1-3]。

目前,用于低源有壓配電網的故障定位方法得到廣泛的研究。基于智能算法的故障定位方法通常具備良好的容錯性能,并且可以適應復雜結構的配電網[4-6]。但該方法只能對故障線路或故障部分進行定位。另一方面,基于行波的方法可根據行波折射和反射的時間特征來準確確定故障點[7-9]。但該方法受故障時刻相角影響較大,并且行波傳輸過程中的折射和反射波會互相干擾。此外,安裝高采樣率的行波測距設備成本較高。基于阻抗的方法源于電路理論,具有靈活的適用性[10-15]。當測量到故障時的電壓和電流時,該方法使用這些數據來計算故障段的阻抗。由于線路阻抗與長度成正比,因此可以通過這種方式計算出故障距離。文獻[16]利用相鄰開關站電壓幅值預測誤差判斷故障發生線路,并研究了不同位置故障情況下的保護靈敏度。文獻[17]提出了僅使用電流幅度的算法來解決不平衡電力系統中單相接地故障的定位問題,但該方法的有效性受到系統運行方式、負載電流和故障電阻的影響。文獻[18]將行波法和阻抗法相結合,通過故障指示器對故障所在區段進行判斷,再利用雙端行波法對主線路故障進行測距,使用阻抗法對支路故障進行測距,從而實現對多分支線路故障的定位。但該方法需要加裝行波測距設備,因此成本較高。在花瓣型配電網中。環路的兩端連接在同一母線上,導致故障線兩側的電流存在相關性,這一特性有利于基于阻抗的方法在花瓣型配電網中的應用。文獻[19]利用故障線上的零序電流之間的關系,根據保護裝置接收到線路對面零序電流的穩態值后的過線零序電流的比值準確定位故障。該方法通信量小,對數據同步要求低,但未考慮IIDG接入情況。文獻[20]研究了帶同步分布式發電機的花瓣型配電網的負序電流比較方法。該方法不受負載電流和故障電阻的影響,但對三相故障無效。

另一方面,大量光伏發電、風力發電機組等新能源發電機組以IIDG的形式接入網絡。電網結構的變化和IIDG的接入使得配電網的故障特征變得更加復雜。因此,傳統配電網的故障定位方法難以應用于具有IIDG的花瓣型配電網[21]。文獻[22]針對含IIDG花瓣型配電網的單相接地故障,利用對稱分量法得到故障點及線路各序電流的公式,并分析了花瓣型配電網在發生單相接地故障時各電流的變化規律,但沒有提出具體的故障定位方法。文獻[23]采用了雙向過流繼電器和時流特性對帶有分布式發電機的花瓣型配電網進行故障線路的定位,但該方法的主要目標是識別故障線路,因此無法用于故障位置的準確定位。

綜上所述,目前已有的故障定位方法很難計算具有IIDG的花瓣型配電網的故障位置。因此,本文提出了一種基于電氣參數的綜合故障定位方法。其中,對于兩相短路故障,提出基于負序電流相位差的故障線路識別方法,并推導出僅利用負序電流幅值確定故障位置的定位公式。對于單相接地故障,通過配電網的信息采集環節確定零序電壓和電流的相關信息,建立關于故障距離的一元二次測距方程,并以區段線路長度為約束確定真實故障位置。對于對稱故障,利用線路兩端的正序電壓和含逆變器接口分布式發電機輸出的電流識別故障線路,并利用多條線路上的正序電流來定位故障位置。該方法針對不同類型的故障情況提出相應的識別方法和定位公式,從而使得故障點的識別和定位更加準確可靠。此外,該方法還能夠有效降低線路投入成本,并且具有較高的測距精度。

1 花瓣型配電網模型建立

1.1 接入IIDG的花瓣型配電網模型

考慮接入IIDG的花瓣型配電網模型如圖1所示。

圖1 接入IIDG的花瓣型配電網模型

圖1中同一變電站每兩回饋線相連組成環網主干線,形成閉環的花瓣式結構,閉環運行。不同的變電站每兩個環網通過聯絡開關相互連接,組成花瓣式相切的形狀。重要等級的負荷一般位于兩個環網的連接處。正常情況下,聯絡開關處于常開狀態。

單花瓣配電網的拓撲結構如圖2所示。圖2中花瓣型配電網由五條同一類型的輸電線路組成,按照順時針方向分別表示為線路L1～L5。每條線路的兩端均設置斷路器。當線路故障發生時,故障線路兩端的斷路器瞬間動作,隔離故障區域。由于環網結構的存在,花瓣開環運行,手拉手供電,保障了非故障區域的電力供應,實現了電力用戶“N-1”安全準則,保證了線路運行的安全可靠。

圖2 單花瓣配電網拓撲結構圖

在圖2中,T2表示系統接地變壓器,RN表示中性點接地電阻。小電阻接地方式可以改善不對稱故障時的電流水平,有利于提高保護性能。

1.2 IIDG故障輸出特性

IIDG的故障等值模型主要取決于其控制策略。并網IIDG一般采用PQ控制策略,在公共耦合點處的電壓或頻率波動時,PQ控制策略會使得IIDG的功率輸出保持穩定。基于正序分量的控制策略在改善IIDG的輸出特性和減少對配電網電能質量的影響方面表現出了良好的控制效果,并因此廣泛應用。IIDG的故障等效模型可以由正序網絡中的電壓控制電流源和負序網絡中的開路來表示。

1.3 接入IIDG的花瓣型配電網故障等效模型

當圖2中f點發生故障時,接入IIDG的花瓣型配電網的正序網絡和負序網絡如圖3和圖4所示。正序分量和負序分量分別由下標(1)、(2)表示。ES和ZS分別表示系統的等值電勢和等值內阻抗,ZT1表示并網變壓器T1的等效阻抗,Z1和Z2分別表示公共耦合點上游和下游線路的阻抗。Zf表示故障點附加電阻,α表示故障分支的位置,I1和I2表示故障線路兩端的電流,-Uf(1)和-Uf(2)分別表示虛擬正負序電勢。若發生對稱故障,則-Uf(1)為零。-UPCC(1)表示公共耦合點的正序電壓,IDG是IIDG的輸出電流。

圖3 正序網絡

圖4 負序網絡

2 故障定位方法

2.1 非對稱故障的定位方法

當花瓣型配電網發生不對稱故障時,由于三相之間的電氣參數不相等,因此故障電流中的負序分量和零序分量會隨著故障類型的不同而不同。例如,在單相接地故障中,負序電流會明顯增大,而其他電流沒有明顯變化;在雙相短路故障中,零序電流明顯增大,而其他電流沒有明顯變化。因此,需要根據不同的故障類型采用不同的故障定位方法。此外,根據IIDG的輸出特性,其負序電流的特性不受IIDG接入的影響,因此本文先利用負序電流的特性定位故障段,再分別用不同的方法定位具體的故障點。

首先,假設點f處發生故障,由圖4和歐姆定律得兩端的負序電流I1(2)和I2(2)為:

(1)

(2)

由于每條線路的單位阻抗相同,因此I1(2)和I2(2)具有相同的相位。因此,通過對兩側負序電流相位差進行檢測,當相位差為180°時,該線路為正常線路;當相位差為0時,則該線路為故障線路。

確定故障線路后,需要判斷出現故障的類型。使用專門的負序電流傳感器和零序電流傳感器來檢測故障線路,當零序電流明顯增大時,此時故障為雙相短路故障,需要進一步定位故障點。聯立上式可得故障位置α:

(3)

則母線A到故障點f的距離可由下式求得:

(4)

式中Z0(2)為每公里線路負序阻抗;ltotal為環路的總長度。

當負序電流傳感器檢測到電路中負序電流明顯增大時,此時故障類型為單相接地故障。由于此時根據式(1)和(2)已確定故障段的范圍,因此需要進一步得到故障點。根據對稱分量法,得到花瓣型配電網中一段線路發生單相接地故障時的等效零序網絡,如圖5所示。

圖5 花瓣型配電網BC段零序網絡圖

(5)

式中ZCB為線路B側零序電容的容抗值;C0為單位長度線路零序電容;Z0為單位長度線路零序阻抗;R0為單位長度線路零序電阻;L0為單位長度線路零序電感;d′為故障點到B端的距離。

(6)

式中ZCC為線路C側零序電容的容抗值;LBC為線路BC的總長度。

(7)

對式(7)求解,即可求得故障點到B端的距離d′。由于解一元二次方程會出現多根的情況,真實根為0～LBC內的實數。

2.2 對稱故障的定位方法

當花瓣型配電網發生對稱故障時,故障電流中不包含負序分量和零序分量。因此,利用正序電流的性質進行故障定位分析。由圖3和歐姆定律可知,故障線路兩端的正序電流為:

(8)

(9)

聯立式(8)和(9)可得:

(10)

取每條線路兩端的正序電流分別代入上式計算,若計算結果為無窮大,則該線路為正常線路;若計算結果在[0,1]以內,則為故障線路。當故障電阻較低時,負載電流在正序電流中的比例很小,此時計算距離精度較高。但當故障電阻較大時,負載電流所占比例較大,此時估計距離與實際距離誤差較大。因此,對于通信水平更高的配電網系統,可根據基爾霍夫電壓定律獲得精度更高的故障定位結果,具體公式如下:

(11)

式中ZLf(1)為故障線路Lf的正序阻抗;ZLx(1)為故障線下游線路Lx的正序阻抗;ZLy(1)為故障線路上游線路Ly的正序阻抗。

結合上述技術和理論分析,文中提出的花瓣型配電網故障定位流程如圖6所示。

圖6 故障定位流程圖

首先,使用傳感器采集配電網的正、負、零序分量。然后,檢測線路內是否存在負序和零序分量,以判斷是否為對稱故障。若不存在負序和零序分量,則屬于對稱故障。在這種情況下,需要計算故障線路兩端的正序電流,再根據式(10)來定位故障位置。若線路內存在負序和零序分量,則為不對稱故障。在這種情況下,需要首先根據負序電流相位差來定位故障段,然后再檢測線路內的零序電流和負序電流,以判斷故障類型。當負序電流明顯增大時,表明故障為單相接地故障。此時需計算故障線路兩端的零序電壓,并根據式(7)來定位故障位置。當零序電流明顯增大時,表明故障為雙相短路故障。此時需要計算故障線路兩端的負序電流,并根據式(4)來定位故障位置。最后,輸出故障定位結果。

3 仿真實驗

本節在PSCAD/EMTDC系統中對提出的方法進行測試。單位長度線路參數如表1所示。

為比較在不同故障位置處的測量結果準確性以及分析接地電阻的影響,分別將實際故障點設置在距離左端點500 m、1 000 m、1 500 m和2 000 m處,并設定接地電阻分別為0 Ω、1 Ω、10 Ω、100 Ω。當故障類型為雙相短路故障時,由式(4)可計算故障點距左端點距離,結果如表2所示。

表2 雙相短路故障測距結果

通過對比表2的結果,可以發現使用提出的方法測量不同故障點的雙相短路故障距離時,最大絕對誤差為10.6 m,最大相對誤差為0.96%。這表明所提出的方法具有較高的測距精度。此外,觀察上表還可以發現接地電阻的變化對計算得到的故障點距離沒有影響。無論接地電阻的值如何增大,得到的結果保持不變,這也降低了對接地電阻變化的敏感性,減少了在現場環境中的復雜度和不確定性。

在單相接地故障類型下,由式(7)得計算故障點距左端點距離。首先需對兩側零序電壓及左側零序電流進行同步采樣,并進行傅里葉變換,得到基波零序電壓、電流相量值,隨后將這些值代入一元二次方程式(7)中,即可得到故障點位置,結果如表3所示。

通過對比表3中不同故障點發生單項接地故障時的測距結果,可以觀察到最大的絕對誤差為7.1 m,并且最大的相對誤差為0.41%。這些數據顯示出所提出的算法在解決不對稱故障定位方面具備優異的性能。同時,由于單相接地故障定位依賴于簡單的電壓和距離測量,而雙相接地故障的電流路徑更加復雜且不穩定,因此單相接地故障定位具有更高的精度。

當故障類型為對稱故障時,由式(11)得計算故障點距左端點距離,結果如表4所示。

表4 對稱故障測距結果

通過對比發生對稱故障時不同故障點測距結果可知,最大絕對誤差為5.1 m,最大相對誤差為0.32%,這說明在發生對稱故障的情況下,所提出的算法仍能準確定位故障段和故障點,并且定位的精度比發生不對稱故障時更高。這種準確性的實現歸因于對稱故障中電網兩側的電壓、電流等參數變化相同,因此其信號可以在各個節點上得到共享,并通過測量數據進行準確測量。進一步分析發現,接地電阻即使在發生對稱故障的情況下也沒有對測距結果產生明顯影響。這一點十分重要,因為接地電阻是一個十分常見的問題,若它會對測距結果產生顯著影響,那么所提出的方法的應用性和實用性將大打折扣。同時,通過對比表2、3、4可以發現,本文提出的故障定位綜合方法適用于花瓣型配電網可能發生的常見故障類型,包括線路短路、接地故障、相間短路等。此外,該方法能夠實現快速精確定位故障源,具有廣泛的應用范圍。除了定位故障點,該方法還能夠幫助分析故障的具體原因,從而有針對性地采取相應的措施進行修復和防范,為未來的故障預防提供有力的參考和依據。

最后,為了驗證所提方法的優越性,與文獻[24]中的方法進行對比,對比結果如表5所示。

表5 本文方法與文獻[24]中故障定位方法的對比

根據表5所示數據,本文提出的方法相較于文獻[24]的方法表現出更高的精度。這一結果源于文獻[24]中的方法忽略了從環路的另一端提供的故障電流,這可能導致在花瓣型配電網的故障定位中出現較大誤差。因此,本文提出的方法在含有分布式電源的花瓣型配電網中具有更高的精度和更優越的抗故障能力。

4 結束語

本文研究了含IIDG的花瓣型配電網發生對稱故障和非對稱故障時的故障定位問題,提出了一種綜合故障定位方法。

1)該方法利用負序電流特性及檢測零序電流來定位雙相短路故障點,利用基于零序分量的阻抗法則來定位單相接地故障點,同時通過分析故障線的正序電壓和IIDG的輸出電流來定位對稱故障點。仿真結果表明該方法與實際故障位置的誤差在0.5%以內。

2)同時本文考慮了花瓣網的閉環結構和IIDG的接入對故障電流特性的影響,通過分析不同類型的故障,實現了先定位故障線再精確定位到故障點。仿真結果表明,誤差一般在1%以內。

因此,本文提出的方法對于常見故障類型的定位具有較好的效果。然而,為了進一步提高定位精度,需要減少同步誤差的影響。未來工作將繼續探索其他可能的改進方案,以應對更加復雜的故障類型,并為實際應用提供更加可靠的定位方法。