基于故障信息自同步的有源配電網(wǎng)縱聯(lián)保護(hù)

李瀚霖 ，靳維，梁睿，劉心瑜

(1.國(guó)網(wǎng)江蘇省電力有限公司徐州供電分公司，江蘇 徐州 221005；2.中國(guó)礦業(yè)大學(xué)電氣與動(dòng)力工程學(xué)院，江蘇 徐州 221116)

0 引言

為解決當(dāng)前日益嚴(yán)重的能源危機(jī)，分布式光伏、風(fēng)電及儲(chǔ)能等分布式電源(distributed generation,DG)接入配電網(wǎng)的比例越來(lái)越高。DG接入配電網(wǎng)對(duì)升級(jí)能源結(jié)構(gòu)、改善網(wǎng)絡(luò)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性和提高供電可靠性等有積極的推動(dòng)作用[1—3]。但伴隨著DG的接入，配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)由傳統(tǒng)簡(jiǎn)單的單電源放射狀網(wǎng)絡(luò)變?yōu)閺?fù)雜的多電源網(wǎng)絡(luò)，傳統(tǒng)的三段式電流保護(hù)策略面臨無(wú)法克服的選擇性問(wèn)題[4]。根據(jù)國(guó)家2010年頒布出臺(tái)的《分布式電源接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》[5]和IEEE發(fā)布的《IEEE 1547—2003》標(biāo)準(zhǔn)[6]，當(dāng)含DG配電網(wǎng)發(fā)生故障時(shí)，要求保護(hù)裝置迅速隔離相關(guān)DG。傳統(tǒng)的保護(hù)策略不僅無(wú)法充分發(fā)揮DG配電網(wǎng)的支撐作用，而且嚴(yán)重限制了新能源技術(shù)的推廣與應(yīng)用。面對(duì)含DG配電網(wǎng)保護(hù)存在的諸多問(wèn)題，研究新的保護(hù)方案迫在眉睫。

解決含DG配電網(wǎng)線路保護(hù)問(wèn)題最有效的方案是縱聯(lián)保護(hù)方案，但當(dāng)前配電網(wǎng)的智能化水平和通信條件無(wú)法滿(mǎn)足縱聯(lián)保護(hù)對(duì)數(shù)據(jù)的高同步要求。當(dāng)前含DG配電網(wǎng)保護(hù)方案主要為：利用部分故障分量進(jìn)行故障識(shí)別,主要利用所有故障類(lèi)型均包含的正序故障分量,使用其所含的電流幅值及相位信息設(shè)定差動(dòng)保護(hù)判據(jù)[7—9]，但未從根本上解決同步性難題，若進(jìn)行相應(yīng)智能化改造將帶來(lái)極大的基礎(chǔ)建設(shè)成本；使用故障自同步時(shí)間信息構(gòu)造的差動(dòng)保護(hù)判據(jù)，解決了配電網(wǎng)環(huán)境下的同步問(wèn)題[10]，但對(duì)信息傳遞的準(zhǔn)確性要求較高；采用零序分量改進(jìn)的接地距離保護(hù)[11—14]、利用電流比幅值構(gòu)造的縱聯(lián)保護(hù)方案，針對(duì)不同的饋線結(jié)構(gòu)，給出了適應(yīng)性保護(hù)動(dòng)作判據(jù)，其實(shí)現(xiàn)同樣需裝配智能配電終端平臺(tái)[15—17]，不符合配電網(wǎng)應(yīng)用現(xiàn)狀。因此，將縱聯(lián)保護(hù)策略應(yīng)用于含DG配電網(wǎng)應(yīng)解決的主要問(wèn)題是如何在現(xiàn)有弱同步條件下實(shí)現(xiàn)電流同步相位信息獲取，同時(shí)保證保護(hù)動(dòng)作的選擇性和靈敏性[18—22]。

文中針對(duì)含DG配電網(wǎng)自動(dòng)化水平較低、難以獲取電流同步相位信息的難題，提出了故障信息自同步技術(shù)。通過(guò)此技術(shù)測(cè)算得到的時(shí)間信息可計(jì)算被保護(hù)線路兩側(cè)電流相位變化方向的判定值，有效代替了同步采樣環(huán)節(jié)。基于故障信息自同步技術(shù)，文中提出了含DG配電網(wǎng)弱同步條件下的新型縱聯(lián)保護(hù)方案，僅需要比較故障后工頻基波電流相位變化方向判定值，即可實(shí)現(xiàn)縱聯(lián)保護(hù)可靠動(dòng)作。仿真結(jié)果表明，故障信息自同步技術(shù)具有較高的準(zhǔn)確性，新型縱聯(lián)保護(hù)方案可準(zhǔn)確識(shí)別故障位置，對(duì)區(qū)內(nèi)故障可快速、靈敏動(dòng)作，對(duì)區(qū)外故障可靠制動(dòng)。

1 含DG配電網(wǎng)電流方向變化特性分析

DG接入配電網(wǎng)后，配網(wǎng)結(jié)構(gòu)變?yōu)槎嚯娫淳W(wǎng)絡(luò)，如圖1所示，等效雙機(jī)系統(tǒng)模型如圖2所示，其中系統(tǒng)電源等效為ES,相應(yīng)節(jié)點(diǎn)所帶負(fù)荷由箭頭表示。

圖1 含DG配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)示意Fig.1 Distribution network structure diagram with DG

圖2 含DG配電網(wǎng)等效網(wǎng)絡(luò)模型Fig.2 Equivalent network model with DG distribution network

1.1 區(qū)內(nèi)故障電流方向變化特性

含DG配電網(wǎng)正常運(yùn)行時(shí)，設(shè)定電流由母線流向線路為正方向，根據(jù)圖2可知，正常運(yùn)行電流為：

(1)

(2)

(3)

則故障后線路兩側(cè)電流為：

(4)

相應(yīng)電壓、電流相量關(guān)系如圖3所示。

圖3 區(qū)內(nèi)故障電流相量變化圖Fig.3 The phasor variation diagram of fault current in the zone

1.2 區(qū)外故障電流方向變化特性

若在線路區(qū)外靠近N端處發(fā)生故障時(shí)，流過(guò)線路兩側(cè)的故障電流為：

(5)

則可得故障后線路兩側(cè)電流為：

(6)

相應(yīng)電壓、電流相量關(guān)系如圖4所示。

圖4 區(qū)外故障電流相量變化圖Fig.4 Out-of-area fault current phasor variation diagram

當(dāng)故障點(diǎn)在故障區(qū)外靠近M點(diǎn)時(shí)，電流相位變化特性與靠近N點(diǎn)區(qū)外故障類(lèi)似，但其電流向量變化方向均為正。

2 有源配電網(wǎng)環(huán)境下的故障信息自同步技術(shù)

2.1 故障信息自同步技術(shù)原理

在配電網(wǎng)無(wú)法實(shí)現(xiàn)兩側(cè)同步對(duì)時(shí)的情況下，文中提出了故障信息自同步技術(shù)，基本原理為：配電線路容抗要遠(yuǎn)大于輸電線路阻抗，對(duì)地電容電流對(duì)線路電流相位變化影響極小，因此，故障發(fā)生前被保護(hù)線路兩端基波電流相位相差180°，即線路兩端基波電流波形峰值點(diǎn)間隔半個(gè)周期，兩相鄰相同趨勢(shì)峰值點(diǎn)間隔一個(gè)周期。對(duì)于被保護(hù)線路兩端，故障是同時(shí)發(fā)生的。以故障發(fā)生時(shí)刻為時(shí)間參考點(diǎn)，分別測(cè)量線路兩側(cè)工頻基波電流故障時(shí)刻前后兩相鄰相同趨勢(shì)峰值點(diǎn)的時(shí)間間隔。通過(guò)此時(shí)間間隔計(jì)算得到線路兩側(cè)電流變化方向，即可替代同步采樣環(huán)節(jié)。故障同步識(shí)別技術(shù)實(shí)現(xiàn)原理見(jiàn)圖5。

圖5 故障信息自同步技術(shù)原理Fig.5 Schematic diagram of fault information self-synchronization technology

圖5中，兩側(cè)基波電流故障時(shí)刻前后兩相鄰相同趨勢(shì)峰值點(diǎn)的時(shí)間間隔分別為T(mén)M，TN，根據(jù)時(shí)間信號(hào)可得故障后線路兩端電流相位變化量為：

(7)

式中：T為工頻基波電流信號(hào)周期。T取0.02 s，則式(7)變化為：

(8)

通過(guò)上述故障信息自同步技術(shù)可以很好地克服配電網(wǎng)無(wú)法獲取同步信息的困難，為新型縱聯(lián)保護(hù)方案應(yīng)用提供了數(shù)據(jù)信息支持。

2.2 峰值點(diǎn)計(jì)算與誤差分析

電流采樣數(shù)據(jù)均為正弦波上的值，正弦波在峰值點(diǎn)斜率為0，則電流峰值點(diǎn)前一個(gè)采樣點(diǎn)的采樣值變化斜率為正，在電流峰值點(diǎn)后一個(gè)采樣點(diǎn)的采樣值變化斜率為負(fù)。根據(jù)峰值點(diǎn)前后采樣值變化斜率異號(hào)的特性，可通過(guò)對(duì)峰值點(diǎn)前后2個(gè)采樣點(diǎn)進(jìn)行線性擬合來(lái)計(jì)算得到峰值點(diǎn)。

設(shè)定在Tk時(shí)刻對(duì)應(yīng)的采樣值為Dk，則峰值點(diǎn)前后2個(gè)采樣點(diǎn)Tk-1，Tk，Tk+1，Tk+2時(shí)刻對(duì)應(yīng)的電流采樣值分別為Dk-1，Dk，Dk+1，Dk+2。通過(guò)采樣值線性擬合，使用線性插值法可得峰值點(diǎn)時(shí)刻為：

(9)

若系統(tǒng)采樣周期為T(mén)S，計(jì)算峰值點(diǎn)產(chǎn)生的誤差小于TS/2，在計(jì)算基波電流相位變化時(shí)產(chǎn)生的誤差也很小。系統(tǒng)采樣頻率越高，電流峰值點(diǎn)計(jì)算精度越高，故障信息自同步技術(shù)識(shí)別精度越高，所以應(yīng)在裝置允許條件下提高采樣頻率。

3 新型有源配電網(wǎng)縱聯(lián)保護(hù)方案

根據(jù)基爾霍夫電流定律，含DG配電網(wǎng)區(qū)內(nèi)、外故障時(shí)，線路兩側(cè)電流相位變化特性不同，可得新型縱聯(lián)保護(hù)原理為：

(1)當(dāng)線路發(fā)生區(qū)內(nèi)故障時(shí)，線路兩側(cè)電流相位變化方向相反；

(2)當(dāng)線路發(fā)生區(qū)外故障時(shí)，線路兩側(cè)電流相位變化方向相同。

根據(jù)新型含DG配電網(wǎng)縱聯(lián)保護(hù)原理，只需使用故障信息自同步技術(shù)測(cè)取線路兩側(cè)電流相量變化方向，即可判定故障位置。若故障發(fā)生在被保護(hù)線路內(nèi)部，則保護(hù)動(dòng)作將被保護(hù)線路從系統(tǒng)中切除；若故障發(fā)生在線路區(qū)外則保護(hù)不動(dòng)作。

設(shè)定基波電流變化方向?yàn)檎龝r(shí)判定值為1；基波電流變化方向?yàn)樨?fù)時(shí)判定值為-1；若未識(shí)別出變化則判定值為0。當(dāng)兩節(jié)點(diǎn)電流變化方向判定值異號(hào)時(shí)即可判定其區(qū)內(nèi)發(fā)生故障。

文中提出了故障位置判定表來(lái)完成故障位置判定。以圖1所示的含DG配電網(wǎng)為例，若EF范圍內(nèi)發(fā)生故障，基于故障信息自同步技術(shù)可得判定表，如表1所示。

表1 基于故障信息自同步技術(shù)的故障位置判定Table 1 Fault location determination based on fault information self-synchronization technology

其中，Ti為含DG網(wǎng)絡(luò)中各節(jié)點(diǎn)基波電流故障時(shí)刻前后兩相鄰相同趨勢(shì)峰值點(diǎn)的時(shí)間間隔；Δφi為根據(jù)故障信息自同步技術(shù)得到相應(yīng)節(jié)點(diǎn)的基波電流的相位變化量。由故障位置判定表，判定值在EF兩相鄰節(jié)點(diǎn)為異號(hào)，其他相鄰節(jié)點(diǎn)判定值均為同號(hào)，即可判定故障發(fā)生在EF范圍內(nèi)。EF線路兩側(cè)保護(hù)動(dòng)作，即可靠切除故障。保護(hù)方案邏輯如圖6所示，圖中線路流變用CT表示。

圖6 保護(hù)方案邏輯Fig.6 Protection scheme logical diagram

4 仿真分析

為驗(yàn)證故障信息自同步技術(shù)的準(zhǔn)確性和縱聯(lián)保護(hù)方案的有效性，文中利用Matlab/Simulink仿真平臺(tái)搭建200 MV·A的10 kV含DG配電網(wǎng)模型。配電網(wǎng)模型中逆變型DG(inverter interfaced DG，IIDG)采用PQ控制策略，有功、無(wú)功出力值分別為4.73 MW，2.30 Mvar。DG接入容量均為國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)允許最大值的25%。帶有負(fù)荷的節(jié)點(diǎn)負(fù)荷均設(shè)定為5.40 MW，功率因數(shù)為0.85。

線路AB，AD，AH，DE為架空線路，單位線路參數(shù)為0.17+j0.38 Ω/km，線路BC，EF，F(xiàn)G，HI為電纜線路，單位線路參數(shù)為0.035+j0.088 Ω/km，線路長(zhǎng)度如圖7所示。

圖7 含DG配電網(wǎng)仿真模型Fig.7 Distribution network simulation model with DG

4.1 區(qū)內(nèi)故障仿真分析

首先，文中仿真了線路DE距D端50%處發(fā)生三相金屬性接地故障，分別記錄含DG網(wǎng)絡(luò)中各節(jié)點(diǎn)基波電流故障時(shí)刻前后兩相鄰相同趨勢(shì)峰值點(diǎn)的時(shí)間間隔Ti，并根據(jù)故障信息自同步技術(shù)得到相應(yīng)節(jié)點(diǎn)的基波電流相位變化量Δφi。其中以a相基波電流Ia為例，線路DE兩端電流變化如圖8所示，DE節(jié)點(diǎn)電流相位變化信息如表2所示。

表2 區(qū)內(nèi)故障時(shí)系統(tǒng)相關(guān)節(jié)點(diǎn)電流相位變化信息Table 2 The current phase change information of the relevant nodes in the system during the fault

由仿真結(jié)果可知，故障信息自同步技術(shù)可準(zhǔn)確獲得系統(tǒng)各節(jié)點(diǎn)電流相位變化方向，新型含DG配電網(wǎng)縱聯(lián)保護(hù)方案可準(zhǔn)確判定線路DE區(qū)內(nèi)發(fā)生故障，保護(hù)動(dòng)作將線路DE從系統(tǒng)中切除，保護(hù)具有良好的選擇性和可靠性。

4.2 區(qū)外故障仿真分析

區(qū)外故障仿真了線路EF距E端50%處發(fā)生三相金屬性接地故障，分別記錄含DG網(wǎng)絡(luò)中各相關(guān)節(jié)點(diǎn)基波電流故障時(shí)刻前后兩相鄰相同趨勢(shì)峰值點(diǎn)的Ti，并根據(jù)故障信息自同步技術(shù)得到相應(yīng)節(jié)點(diǎn)基波電流Δφi。其中以a相基波電流Ia為例，線路DE兩端電流變化如圖9所示，DE節(jié)點(diǎn)電流相位變化信息如表3所示。

圖9 線路DE區(qū)外發(fā)生三相短路時(shí)兩端電流變化波形Fig.9 Waveforms of current variation at both ends when three-phase short circuit occurs outside DE area

表3 區(qū)外故障時(shí)系統(tǒng)相關(guān)節(jié)點(diǎn)電流相位變化信息Table 3 The current phase change information of the relevant nodes in the system in case of out-of-area fault

當(dāng)發(fā)生區(qū)外故障時(shí)，故障信息自同步技術(shù)依然可以準(zhǔn)確獲得系統(tǒng)各節(jié)點(diǎn)電流相位變化方向，新型含DG配電網(wǎng)縱聯(lián)保護(hù)方案可準(zhǔn)確判定線路DE區(qū)外發(fā)生故障，保護(hù)可靠不動(dòng)作。

由仿真結(jié)果可以看出，故障信息自同步技術(shù)可準(zhǔn)確識(shí)別故障并獲取線路各相關(guān)節(jié)點(diǎn)的電流相位變化信息。當(dāng)被保護(hù)線路區(qū)內(nèi)發(fā)生故障時(shí)，新型含DG配電網(wǎng)縱聯(lián)保護(hù)方案具有良好的選擇性和靈敏性，可準(zhǔn)確判定故障發(fā)生在區(qū)內(nèi)并快速切除故障。當(dāng)被保護(hù)線路區(qū)外發(fā)生故障時(shí)，文中提出的保護(hù)方案可實(shí)現(xiàn)可靠制動(dòng)。

5 結(jié)語(yǔ)

文中首先提出了適用于有源配電網(wǎng)的故障信息自同步技術(shù)，以?xún)蓚?cè)基波電流故障時(shí)刻前后兩相鄰相同趨勢(shì)峰值點(diǎn)的時(shí)間間隔數(shù)據(jù)代替?zhèn)鹘y(tǒng)的電流同步相位數(shù)據(jù)，解決了當(dāng)前配電網(wǎng)因難以獲取同步采樣數(shù)據(jù)導(dǎo)致縱聯(lián)差動(dòng)保護(hù)方案無(wú)法應(yīng)用于有源配電網(wǎng)的難題。

基于故障信息自同步技術(shù)，文中提出了新型含DG配電網(wǎng)縱聯(lián)保護(hù)方案。新型縱聯(lián)保護(hù)方案只需使用故障信息自同步技術(shù)測(cè)得的電流相位變化方向判定值，即可完成故障位置判定，具有良好的選擇性、靈敏性和可靠性，可在有源配電網(wǎng)環(huán)境下有效應(yīng)用。