顧大德,肖健,韋夢(mèng)立,陳文志

(1.廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司廣州供電局,廣州 510000; 2.東南大學(xué),南京 411110;3.長(zhǎng)沙天恒測(cè)控技術(shù)有限公司,長(zhǎng)沙 336017)

0 引 言

城市電網(wǎng)承擔(dān)著為用戶提供優(yōu)質(zhì)電力的重要責(zé)任。傳統(tǒng)的輻射式配電網(wǎng)存在故障范圍廣、停電時(shí)間長(zhǎng)等問題。相比之下,以花瓣型配電網(wǎng)為代表的閉環(huán)配電網(wǎng)具有靈活的運(yùn)行控制策略和高效經(jīng)濟(jì)的優(yōu)點(diǎn),現(xiàn)已在中國、新加坡和法國的一些城市電網(wǎng)中建成[1-3]。

目前,用于低源有壓配電網(wǎng)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(cuò)性能,并且可以適應(yīng)復(fù)雜結(jié)構(gòu)的配電網(wǎng)[4-6]。但該方法只能對(duì)故障線路或故障部分進(jìn)行定位。另一方面,基于行波的方法可根據(jù)行波折射和反射的時(shí)間特征來準(zhǔn)確確定故障點(diǎn)[7-9]。但該方法受故障時(shí)刻相角影響較大,并且行波傳輸過程中的折射和反射波會(huì)互相干擾。此外,安裝高采樣率的行波測(cè)距設(shè)備成本較高?；谧杩沟姆椒ㄔ从陔娐防碚?具有靈活的適用性[10-15]。當(dāng)測(cè)量到故障時(shí)的電壓和電流時(shí),該方法使用這些數(shù)據(jù)來計(jì)算故障段的阻抗。由于線路阻抗與長(zhǎng)度成正比,因此可以通過這種方式計(jì)算出故障距離。文獻(xiàn)[16]利用相鄰開關(guān)站電壓幅值預(yù)測(cè)誤差判斷故障發(fā)生線路,并研究了不同位置故障情況下的保護(hù)靈敏度。文獻(xiàn)[17]提出了僅使用電流幅度的算法來解決不平衡電力系統(tǒng)中單相接地故障的定位問題,但該方法的有效性受到系統(tǒng)運(yùn)行方式、負(fù)載電流和故障電阻的影響。文獻(xiàn)[18]將行波法和阻抗法相結(jié)合,通過故障指示器對(duì)故障所在區(qū)段進(jìn)行判斷,再利用雙端行波法對(duì)主線路故障進(jìn)行測(cè)距,使用阻抗法對(duì)支路故障進(jìn)行測(cè)距,從而實(shí)現(xiàn)對(duì)多分支線路故障的定位。但該方法需要加裝行波測(cè)距設(shè)備,因此成本較高。在花瓣型配電網(wǎng)中。環(huán)路的兩端連接在同一母線上,導(dǎo)致故障線兩側(cè)的電流存在相關(guān)性,這一特性有利于基于阻抗的方法在花瓣型配電網(wǎng)中的應(yīng)用。文獻(xiàn)[19]利用故障線上的零序電流之間的關(guān)系,根據(jù)保護(hù)裝置接收到線路對(duì)面零序電流的穩(wěn)態(tài)值后的過線零序電流的比值準(zhǔn)確定位故障。該方法通信量小,對(duì)數(shù)據(jù)同步要求低,但未考慮IIDG接入情況。文獻(xiàn)[20]研究了帶同步分布式發(fā)電機(jī)的花瓣型配電網(wǎng)的負(fù)序電流比較方法。該方法不受負(fù)載電流和故障電阻的影響,但對(duì)三相故障無效。

另一方面,大量光伏發(fā)電、風(fēng)力發(fā)電機(jī)組等新能源發(fā)電機(jī)組以IIDG的形式接入網(wǎng)絡(luò)。電網(wǎng)結(jié)構(gòu)的變化和IIDG的接入使得配電網(wǎng)的故障特征變得更加復(fù)雜。因此,傳統(tǒng)配電網(wǎng)的故障定位方法難以應(yīng)用于具有IIDG的花瓣型配電網(wǎng)[21]。文獻(xiàn)[22]針對(duì)含IIDG花瓣型配電網(wǎng)的單相接地故障,利用對(duì)稱分量法得到故障點(diǎn)及線路各序電流的公式,并分析了花瓣型配電網(wǎng)在發(fā)生單相接地故障時(shí)各電流的變化規(guī)律,但沒有提出具體的故障定位方法。文獻(xiàn)[23]采用了雙向過流繼電器和時(shí)流特性對(duì)帶有分布式發(fā)電機(jī)的花瓣型配電網(wǎng)進(jìn)行故障線路的定位,但該方法的主要目標(biāo)是識(shí)別故障線路,因此無法用于故障位置的準(zhǔn)確定位。

綜上所述,目前已有的故障定位方法很難計(jì)算具有IIDG的花瓣型配電網(wǎng)的故障位置。因此,本文提出了一種基于電氣參數(shù)的綜合故障定位方法。其中,對(duì)于兩相短路故障,提出基于負(fù)序電流相位差的故障線路識(shí)別方法,并推導(dǎo)出僅利用負(fù)序電流幅值確定故障位置的定位公式。對(duì)于單相接地故障,通過配電網(wǎng)的信息采集環(huán)節(jié)確定零序電壓和電流的相關(guān)信息,建立關(guān)于故障距離的一元二次測(cè)距方程,并以區(qū)段線路長(zhǎng)度為約束確定真實(shí)故障位置。對(duì)于對(duì)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(fā)電機(jī)輸出的電流識(shí)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(duì)不同類型的故障情況提出相應(yīng)的識(shí)別方法和定位公式,從而使得故障點(diǎn)的識(shí)別和定位更加準(zhǔn)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(cè)距精度。

1 花瓣型配電網(wǎng)模型建立

1.1 接入IIDG的花瓣型配電網(wǎng)模型

考慮接入IIDG的花瓣型配電網(wǎng)模型如圖1所示。

圖1 接入IIDG的花瓣型配電網(wǎng)模型

圖1中同一變電站每?jī)苫仞伨€相連組成環(huán)網(wǎng)主干線,形成閉環(huán)的花瓣式結(jié)構(gòu),閉環(huán)運(yùn)行。不同的變電站每?jī)蓚€(gè)環(huán)網(wǎng)通過聯(lián)絡(luò)開關(guān)相互連接,組成花瓣式相切的形狀。重要等級(jí)的負(fù)荷一般位于兩個(gè)環(huán)網(wǎng)的連接處。正常情況下,聯(lián)絡(luò)開關(guān)處于常開狀態(tài)。

單花瓣配電網(wǎng)的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如圖2所示。圖2中花瓣型配電網(wǎng)由五條同一類型的輸電線路組成,按照順時(shí)針方向分別表示為線路L1～L5。每條線路的兩端均設(shè)置斷路器。當(dāng)線路故障發(fā)生時(shí),故障線路兩端的斷路器瞬間動(dòng)作,隔離故障區(qū)域。由于環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)的存在,花瓣開環(huán)運(yùn)行,手拉手供電,保障了非故障區(qū)域的電力供應(yīng),實(shí)現(xiàn)了電力用戶“N-1”安全準(zhǔn)則,保證了線路運(yùn)行的安全可靠。

圖2 單花瓣配電網(wǎng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)圖

在圖2中,T2表示系統(tǒng)接地變壓器,RN表示中性點(diǎn)接地電阻。小電阻接地方式可以改善不對(duì)稱故障時(shí)的電流水平,有利于提高保護(hù)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(wǎng)IIDG一般采用PQ控制策略,在公共耦合點(diǎn)處的電壓或頻率波動(dòng)時(shí),PQ控制策略會(huì)使得IIDG的功率輸出保持穩(wěn)定?；谡蚍至康目刂撇呗栽诟纳艻IDG的輸出特性和減少對(duì)配電網(wǎng)電能質(zhì)量的影響方面表現(xiàn)出了良好的控制效果,并因此廣泛應(yīng)用。IIDG的故障等效模型可以由正序網(wǎng)絡(luò)中的電壓控制電流源和負(fù)序網(wǎng)絡(luò)中的開路來表示。

1.3 接入IIDG的花瓣型配電網(wǎng)故障等效模型

當(dāng)圖2中f點(diǎn)發(fā)生故障時(shí),接入IIDG的花瓣型配電網(wǎng)的正序網(wǎng)絡(luò)和負(fù)序網(wǎng)絡(luò)如圖3和圖4所示。正序分量和負(fù)序分量分別由下標(biāo)(1)、(2)表示。ES和ZS分別表示系統(tǒng)的等值電勢(shì)和等值內(nèi)阻抗,ZT1表示并網(wǎng)變壓器T1的等效阻抗,Z1和Z2分別表示公共耦合點(diǎn)上游和下游線路的阻抗。Zf表示故障點(diǎn)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(fù)序電勢(shì)。若發(fā)生對(duì)稱故障,則-Uf(1)為零。-UPCC(1)表示公共耦合點(diǎn)的正序電壓,IDG是IIDG的輸出電流。

圖3 正序網(wǎng)絡(luò)

圖4 負(fù)序網(wǎng)絡(luò)

2 故障定位方法

2.1 非對(duì)稱故障的定位方法

當(dāng)花瓣型配電網(wǎng)發(fā)生不對(duì)稱故障時(shí),由于三相之間的電氣參數(shù)不相等,因此故障電流中的負(fù)序分量和零序分量會(huì)隨著故障類型的不同而不同。例如,在單相接地故障中,負(fù)序電流會(huì)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(jù)不同的故障類型采用不同的故障定位方法。此外,根據(jù)IIDG的輸出特性,其負(fù)序電流的特性不受IIDG接入的影響,因此本文先利用負(fù)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(diǎn)。

首先,假設(shè)點(diǎn)f處發(fā)生故障,由圖4和歐姆定律得兩端的負(fù)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(duì)兩側(cè)負(fù)序電流相位差進(jìn)行檢測(cè),當(dāng)相位差為180°時(shí),該線路為正常線路;當(dāng)相位差為0時(shí),則該線路為故障線路。

確定故障線路后,需要判斷出現(xiàn)故障的類型。使用專門的負(fù)序電流傳感器和零序電流傳感器來檢測(cè)故障線路,當(dāng)零序電流明顯增大時(shí),此時(shí)故障為雙相短路故障,需要進(jìn)一步定位故障點(diǎn)。聯(lián)立上式可得故障位置α:

(3)

則母線A到故障點(diǎn)f的距離可由下式求得:

(4)

式中Z0(2)為每公里線路負(fù)序阻抗;ltotal為環(huán)路的總長(zhǎng)度。

當(dāng)負(fù)序電流傳感器檢測(cè)到電路中負(fù)序電流明顯增大時(shí),此時(shí)故障類型為單相接地故障。由于此時(shí)根據(jù)式(1)和(2)已確定故障段的范圍,因此需要進(jìn)一步得到故障點(diǎn)。根據(jù)對(duì)稱分量法,得到花瓣型配電網(wǎng)中一段線路發(fā)生單相接地故障時(shí)的等效零序網(wǎng)絡(luò),如圖5所示。

圖5 花瓣型配電網(wǎng)BC段零序網(wǎng)絡(luò)圖

(5)

式中ZCB為線路B側(cè)零序電容的容抗值;C0為單位長(zhǎng)度線路零序電容;Z0為單位長(zhǎng)度線路零序阻抗;R0為單位長(zhǎng)度線路零序電阻;L0為單位長(zhǎng)度線路零序電感;d′為故障點(diǎn)到B端的距離。

(6)

式中ZCC為線路C側(cè)零序電容的容抗值;LBC為線路BC的總長(zhǎng)度。

(7)

對(duì)式(7)求解,即可求得故障點(diǎn)到B端的距離d′。由于解一元二次方程會(huì)出現(xiàn)多根的情況,真實(shí)根為0～LBC內(nèi)的實(shí)數(shù)。

2.2 對(duì)稱故障的定位方法

當(dāng)花瓣型配電網(wǎng)發(fā)生對(duì)稱故障時(shí),故障電流中不包含負(fù)序分量和零序分量。因此,利用正序電流的性質(zhì)進(jìn)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(lián)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(jì)算,若計(jì)算結(jié)果為無窮大,則該線路為正常線路;若計(jì)算結(jié)果在[0,1]以內(nèi),則為故障線路。當(dāng)故障電阻較低時(shí),負(fù)載電流在正序電流中的比例很小,此時(shí)計(jì)算距離精度較高。但當(dāng)故障電阻較大時(shí),負(fù)載電流所占比例較大,此時(shí)估計(jì)距離與實(shí)際距離誤差較大。因此,對(duì)于通信水平更高的配電網(wǎng)系統(tǒng),可根據(jù)基爾霍夫電壓定律獲得精度更高的故障定位結(jié)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(jié)合上述技術(shù)和理論分析,文中提出的花瓣型配電網(wǎng)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(wǎng)的正、負(fù)、零序分量。然后,檢測(cè)線路內(nèi)是否存在負(fù)序和零序分量,以判斷是否為對(duì)稱故障。若不存在負(fù)序和零序分量,則屬于對(duì)稱故障。在這種情況下,需要計(jì)算故障線路兩端的正序電流,再根據(jù)式(10)來定位故障位置。若線路內(nèi)存在負(fù)序和零序分量,則為不對(duì)稱故障。在這種情況下,需要首先根據(jù)負(fù)序電流相位差來定位故障段,然后再檢測(cè)線路內(nèi)的零序電流和負(fù)序電流,以判斷故障類型。當(dāng)負(fù)序電流明顯增大時(shí),表明故障為單相接地故障。此時(shí)需計(jì)算故障線路兩端的零序電壓,并根據(jù)式(7)來定位故障位置。當(dāng)零序電流明顯增大時(shí),表明故障為雙相短路故障。此時(shí)需要計(jì)算故障線路兩端的負(fù)序電流,并根據(jù)式(4)來定位故障位置。最后,輸出故障定位結(jié)果。

3 仿真實(shí)驗(yàn)

本節(jié)在PSCAD/EMTDC系統(tǒng)中對(duì)提出的方法進(jìn)行測(cè)試。單位長(zhǎng)度線路參數(shù)如表1所示。

為比較在不同故障位置處的測(cè)量結(jié)果準(zhǔn)確性以及分析接地電阻的影響,分別將實(shí)際故障點(diǎn)設(shè)置在距離左端點(diǎn)500 m、1 000 m、1 500 m和2 000 m處,并設(shè)定接地電阻分別為0 Ω、1 Ω、10 Ω、100 Ω。當(dāng)故障類型為雙相短路故障時(shí),由式(4)可計(jì)算故障點(diǎn)距左端點(diǎn)距離,結(jié)果如表2所示。

表2 雙相短路故障測(cè)距結(jié)果

通過對(duì)比表2的結(jié)果,可以發(fā)現(xiàn)使用提出的方法測(cè)量不同故障點(diǎn)的雙相短路故障距離時(shí),最大絕對(duì)誤差為10.6 m,最大相對(duì)誤差為0.96%。這表明所提出的方法具有較高的測(cè)距精度。此外,觀察上表還可以發(fā)現(xiàn)接地電阻的變化對(duì)計(jì)算得到的故障點(diǎn)距離沒有影響。無論接地電阻的值如何增大,得到的結(jié)果保持不變,這也降低了對(duì)接地電阻變化的敏感性,減少了在現(xiàn)場(chǎng)環(huán)境中的復(fù)雜度和不確定性。

在單相接地故障類型下,由式(7)得計(jì)算故障點(diǎn)距左端點(diǎn)距離。首先需對(duì)兩側(cè)零序電壓及左側(cè)零序電流進(jìn)行同步采樣,并進(jìn)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(diǎn)位置,結(jié)果如表3所示。

通過對(duì)比表3中不同故障點(diǎn)發(fā)生單項(xiàng)接地故障時(shí)的測(cè)距結(jié)果,可以觀察到最大的絕對(duì)誤差為7.1 m,并且最大的相對(duì)誤差為0.41%。這些數(shù)據(jù)顯示出所提出的算法在解決不對(duì)稱故障定位方面具備優(yōu)異的性能。同時(shí),由于單相接地故障定位依賴于簡(jiǎn)單的電壓和距離測(cè)量,而雙相接地故障的電流路徑更加復(fù)雜且不穩(wěn)定,因此單相接地故障定位具有更高的精度。

當(dāng)故障類型為對(duì)稱故障時(shí),由式(11)得計(jì)算故障點(diǎn)距左端點(diǎn)距離,結(jié)果如表4所示。

表4 對(duì)稱故障測(cè)距結(jié)果

通過對(duì)比發(fā)生對(duì)稱故障時(shí)不同故障點(diǎn)測(cè)距結(jié)果可知,最大絕對(duì)誤差為5.1 m,最大相對(duì)誤差為0.32%,這說明在發(fā)生對(duì)稱故障的情況下,所提出的算法仍能準(zhǔn)確定位故障段和故障點(diǎn),并且定位的精度比發(fā)生不對(duì)稱故障時(shí)更高。這種準(zhǔn)確性的實(shí)現(xiàn)歸因于對(duì)稱故障中電網(wǎng)兩側(cè)的電壓、電流等參數(shù)變化相同,因此其信號(hào)可以在各個(gè)節(jié)點(diǎn)上得到共享,并通過測(cè)量數(shù)據(jù)進(jìn)行準(zhǔn)確測(cè)量。進(jìn)一步分析發(fā)現(xiàn),接地電阻即使在發(fā)生對(duì)稱故障的情況下也沒有對(duì)測(cè)距結(jié)果產(chǎn)生明顯影響。這一點(diǎn)十分重要,因?yàn)榻拥仉娮枋且粋€(gè)十分常見的問題,若它會(huì)對(duì)測(cè)距結(jié)果產(chǎn)生顯著影響,那么所提出的方法的應(yīng)用性和實(shí)用性將大打折扣。同時(shí),通過對(duì)比表2、3、4可以發(fā)現(xiàn),本文提出的故障定位綜合方法適用于花瓣型配電網(wǎng)可能發(fā)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?qū)崿F(xiàn)快速精確定位故障源,具有廣泛的應(yīng)用范圍。除了定位故障點(diǎn),該方法還能夠幫助分析故障的具體原因,從而有針對(duì)性地采取相應(yīng)的措施進(jìn)行修復(fù)和防范,為未來的故障預(yù)防提供有力的參考和依據(jù)。

最后,為了驗(yàn)證所提方法的優(yōu)越性,與文獻(xiàn)[24]中的方法進(jìn)行對(duì)比,對(duì)比結(jié)果如表5所示。

表5 本文方法與文獻(xiàn)[24]中故障定位方法的對(duì)比

根據(jù)表5所示數(shù)據(jù),本文提出的方法相較于文獻(xiàn)[24]的方法表現(xiàn)出更高的精度。這一結(jié)果源于文獻(xiàn)[24]中的方法忽略了從環(huán)路的另一端提供的故障電流,這可能導(dǎo)致在花瓣型配電網(wǎng)的故障定位中出現(xiàn)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(wǎng)中具有更高的精度和更優(yōu)越的抗故障能力。

4 結(jié)束語

本文研究了含IIDG的花瓣型配電網(wǎng)發(fā)生對(duì)稱故障和非對(duì)稱故障時(shí)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(fù)序電流特性及檢測(cè)零序電流來定位雙相短路故障點(diǎn),利用基于零序分量的阻抗法則來定位單相接地故障點(diǎn),同時(shí)通過分析故障線的正序電壓和IIDG的輸出電流來定位對(duì)稱故障點(diǎn)。仿真結(jié)果表明該方法與實(shí)際故障位置的誤差在0.5%以內(nèi)。

2)同時(shí)本文考慮了花瓣網(wǎng)的閉環(huán)結(jié)構(gòu)和IIDG的接入對(duì)故障電流特性的影響,通過分析不同類型的故障,實(shí)現(xiàn)了先定位故障線再精確定位到故障點(diǎn)。仿真結(jié)果表明,誤差一般在1%以內(nèi)。

因此,本文提出的方法對(duì)于常見故障類型的定位具有較好的效果。然而,為了進(jìn)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(xù)探索其他可能的改進(jìn)方案,以應(yīng)對(duì)更加復(fù)雜的故障類型,并為實(shí)際應(yīng)用提供更加可靠的定位方法。