模拟电网故障（精选8篇）
模拟电网故障 篇1
0引言
近年来,电网规模日益扩大,监视控制手段不断加强,但在世界范围内仍出现了十余起大规模停电事故,给所在国家造成了重大损失,人们在事后也对其进行了反思与总结［1-3］。 相关研究［4-12］通过结合复杂网络、自组织临界性等新兴系统科学理论,对大规模电网进行电气拓扑分析与连锁故障模拟,探究使电网发生大停电事故或趋于自组织临界态的重要因素。 在连锁故障扩散与传播时,电网结构与薄弱环节的状态往往起到关键作用,揭示当前电网结构、元件状态与连锁故障之间关系的研究有一定实际意义。
目前国内外对于关键或脆弱元件辨识与电网连锁故障模型的研究均较为丰富,文献[4-6]基于电网加权拓扑模型对高介数的元件进行攻击,获取其对电网脆弱性的影响,对后续复杂电网研究具有启发式的指导;文献[7-9]提出了物理意义更加明确的关键线路评价指标,克服了复杂网络最短路径与潮流特性不符的问题;文献[10]提出了综合考虑概率与结构重要度的线路故障的预测指标;熵是衡量系统混乱程度的重要物理量;文献[11-14]等结合电力系统自身特点,提出潮流熵、脆性风险熵、能量熵等广义角度上的信息熵,从不同方面研究元件脆弱性评估与系统自组织临界态辨识,但同时考虑电网结构量和状态量随连锁故障过程变化的较少。 在故障模型方面,很多学者利用复杂系统理论来解释连锁故障引发大停电问题［15］,提出的方法有OPA模型［16］、 CASCADE模型［17］、隐性故障模型［18］等。 在验证上述
脆弱元件辨识的方法时,往往使用较为简单的故障模型,如随机攻击、蓄意攻击等,且大多强调其指标合理性,应用性验证不足,通常所提方法具有较好辨识效果,但未利用辨识结果对电网调度运行、规划建设的启示进行更深入的研究。 连锁故障模型一般通过调整系统参数如线路随机故障概率、隐性故障概率与过载容忍因子等观察其对电网自组织临界性的影响,而未计及关键元件对连锁故障的影响。
在建筑学方面有针对抗震结构的研究［19］,本文借鉴建筑学关于结构和承载的思想,为研究电网固有结构、元件状态及其转移能力与系统连锁故障抵御能力之间的关系,结合复杂网络理论建立了区别于传统潮流与输电容量的线路承载量与承载能力的数学模型,运用熵理论获取全局承载系数分布,通过IEEE 118节点系统连锁故障仿真验证承载分布对电网自组织临界性的影响,并针对其特点和影响在运行与建设2个技术层面提出抑制电网大停电事故的策略与方法,通过对比加入防御策略前后的实际电网连锁故障仿真并结合某省网实际情况,验证了本文理论的工程适用性。
1电气结构承载模型
根据电网网架结构、线路特性、节点负载等,提出线路承载量与承载能力的概念。 与传统潮流和输电能力的区别在于,承载模型在电网被拓扑化简的前提下,仍能反映连锁故障过程中电网结构与线路承载状态的变化情况。 为反映电网承载均匀性,本文采用熵理论来评价电网线路承载系数分布有序程度。
1.1网络结构拓扑建模
应用复杂网络理论研究电网特性前,应获取其网络拓扑结构,本文对电网拓扑获取原则与假设如下。
a. 节点包含2类: 发电机节点集合Ng, 包含电网中所有的发电机组;广义负荷节点集合Nl,包含电网中所有变电站及负荷节点。
b. 网络中的边集合包含电网中的所有线路和变压器支路,权重为线路的电抗或变压器漏抗。
c. 合并操作,如合并双回路输电线和站内同电压等级母线节点等;不计并联电容支路。
1.2电气结构承载能力
文献[7-8]基于电路方程提出电气介数Be的概念,克服了传统加权介数模型假设潮流只沿网络最短路径流动的不足。 由于发电机出力和负荷值对于线路自身的传输能力并无直接影响,为单纯反映线路承载能力大小与结构及自身参数的关系,定义电气结构介数Bs如下:
其中,Ii(m,n)为在节点i与参考节点直接注入单位电流时,线路(m,n)上流过的电流。
电气结构介数表示采用满足基尔霍夫定律的全网单位电流分布值叠加来衡量线路在结构上的关键程度,其物理意义为仅考虑加权拓扑结构下,由发电节点往负荷节点传输功率时,线路所承担的输电任务,其值越大说明在“发电-负荷”节点对间传输单位功率时所摊功率越多。
输电线路由于电压等级和材质等原因具有不同的输电容量,同杆多回并架线路的可靠性也未计入网络拓扑结构中,为同时考虑上述因素,本文定义线路的承载能力Wc(m,n)如下:
其中,Fmax(m,n)为线路(m,n)的输电容量;N为实际线路回数。
承载能力可理解为单位电气结构介数传输功率,其物理意义在于:线路输电能力与其所承担的输电任务应有所对应,即越关键的线路所需传输容量越大,若不满足这一原则,承载能力值将较小,说明该线路承担输电任务的能力较弱。 式(2)中出现线路回数是由于重要输电通道通常采用双回及以上的多回线路进行电能输送,而在网络拓扑化简时,未计及多回输电线路容量的提升。
1.3电气结构承载量
当某条线路断开后,原来传输的功率通常会发生转移,受影响最大的则是该条线路两端节点所包含的线路集合,本文基于复杂网络理论中节点与线路的负载关系［20-21］,定义线路的承载量由其两端节点功率度数所决定。
首先定义节点功率度数km如下:
其中,dm为节点m的传统度数;Fm为与节点m相连的线路上的有功功率。
为简单说明其物理含义,以图1所示IEEE 9节点电网为例,说明传统度数与功率度数的区别及物理意义。 计算结果如表1所示(采用标幺值计算,仅列出联络节点)。
从表1可得,传统度数仅能反映节点网络拓扑信息,节点L4、L7、L9与L5、L6、L8这2组节点内部度数无差异,仅反映节点拓扑连接程度一样。 节点功率度数能够表征节点有功吞吐密度,节点L6的功率度数大于除L9外的所有连接点,原因是其联络线少且负荷重,即在结构和状态两方面均为重载单元。 功率度数较大的节点故障并退出运行,对周围线路的影响将大于其他节点。
在复杂网络理论中,边的负载一定程度上受其两端节点负载及自身权重影响［20］,本文定义线路的承载量取决于两端节点的功率度数的乘积:
其中,θ 为常数,本文中取 θ=1。
文献[20]证明了在加权网络中,边的负载与其两端节点度数的乘积成线性相关,即 θ 取1时,是最优负载分配原则。 用功率度数km替代传统节点度, 可弥补纯拓扑结构下度数不能反映节点电气特性的不足。 承载量是描述线路两端节点功率吞吐密度的量,若输电线路两端节点的功率度数较大,意味着该线路自身负载较重或位于大功率汇集区域,是承担电气任务较重的元件,一旦故障则会对周围线路造成较大影响和冲击。
1.4电气结构承载熵
由上节定义可知,当系统发生连锁故障并导致线路开断和电网结构变化时,承载量和承载能力都将计及这些变化。 受文献[11-14]的启发,本文也引入熵作为全局观测量,通过上述能够同时考虑结构量与状态量变化的线路承载模型,提出衡量全网线路承载状态分布混乱程度的电气结构承载熵。
设线路i承载能力为Wi,实际承载量为Wci,线路集合为L,则线路i的承载系数 μi为:
与传统负载率相比,承载系数能反映计及电网结构与状态参数下线路承载情况,而并非单纯的潮流负载情况。 承载能力并不表示最大承载量,对 μi进行归一化处理,即:
给定常数序列U={U1,U2,… ,Uk,… ,Uv},v表示数列总项数,本文取U={0,0.01,0.02,…,1.00}。用nk表示承载系数 μ′i∈(Uk,Uk+1]的线路条数,不同承载系数区间内的线路条数概率为:
其中,P(k)为承载系数 μ′i∈(Uk,Uk+1]的线路数占总线路数的比例;v-1表示所定义常数区间的间隔总数。
定义全网电气结构承载熵为:
其中,C一般为常数,本文中C取ln10。
全网电气结构承载熵是根据线路承载能力与信息熵理论提出的评价全网所有线路承载情况分布有序程度的指标。 采用信息熵理论对原有线路承载系数进行处理后,可以得知:承载熵值越小时,全网的承载系数处于同一区间的线路条数较多,这说明整个网络大多数线路所承担的输电任务跟自身输电能力及所处位置是相符合的;承载熵值越大,那么线路承载系数则较为分散地分布在各个数值区间,说明某些线路容量很大,但其输送功率较小且位于并不关键的位置,亦可能是某些线路容量较小,但输送功率较大且处于结构关键位置。 电网在结构上可能存在重载区域,具有潜在风险。
2考虑隐性故障的连锁故障仿真
为研究承载结构特性对于电网连锁故障的影响,本文采用文献[18]提出的基于隐性故障模型,研究系统处于不同初始承载熵水平下连锁故障停电规模与其累积概率分布的关系,并统计负荷损失数据, 揭示在连锁故障发生过程中负荷损失情况与承载熵的关系。
2.1隐性故障模型
隐性故障模型［18］仿真流程如下:
a. 设定隐性故障模型中系统的各项参数,如隐性故障概率h、发电机旋转备用比例g、线路i的最大容量系数ci、控制措施参数Tc;
b.随机选择一条线路发生故障,使其跳开;
c.网络孤岛检测与处理,计算直流潮流;
d. 判断是否有线路i的潮流Fi≥Fimax,若有潮流越限的线路,则使其跳开,返回步骤c;
e. 每当有线路跳开(过载或保护误动作), 由隐性故障机理确定下一次可能发生隐性故障的线路, 如有线路发生隐性故障,则使其因保护误动作而跳开,返回步骤c;
f. 当跳开线路条数Ttrip≥Tc时,模拟电网进行调度并进行优化控制,并将Ttrip置0,但仍需判断有无隐性故障发生;
g. 如无线路继续跳开,则判定连锁故障结束,统计本次仿真中负荷损失情况。
2.2隐性故障仿真与结果分析
应用上述隐性故障模型对IEEE 118节点系统进行仿真,其中发电机旋转备用取10%,线路隐性故障概率取0.02,当跳开线路达到3次时进行优化控制,仿真次数为5000次。
2.2.1不同初始承载熵下仿真结果与分析
为研究承载熵对电网连锁故障的影响,本文通过调整线路最大输电容量来获取同一平均负载率下不同初始承载熵的系统状态［12］,并研究其对电网自组织临界性的影响。 虽然在电网结构不变的情况下, 通过调节负载率分布仅能使承载熵在1.5~2.1间变化,但已可看出初始承载熵的不同对电网自组织临界性具有一定影响。
图2(a)、(b)分别为平均负载率为0.4和0.6时, 不同初始承载熵下停电规模累积概率分布曲线。 本文仅讨论在平均负载率不变的初始条件下,承载熵与停电规模累积概率分布曲线的关系。 从图中可以看出,随着承载熵值增加,停电规模累积概率分布曲线逐渐呈现幂率特征。 承载熵不能完全表征当前系统是否已处于自组织临界态,但随着初始承载熵的不断增大,大停电事故累积概率分布曲线末端右移,逐渐出现“长尾”的现象,意味着系统发生大停电事故的概率有所增大。 平均负载率为0.4时幂率特征变化现象较为明显,而当平均负载率不断提高时,承载熵所反映的趋势有所减缓,当平均负载率达到0.8以上时,系统已处于极度重载的情况,无论承载量如何分布,只要有故障发生,都极易引起连锁故障。
2.2.2故障过程中负荷损失变化分析
取停电规模和故障线路条数均超过40 % 的停电事故进行统计,结果如图3、图4所示。 图3(a)、 (b)分别表示平均负载率为0.4与0.6时,连锁故障过程中潮流熵和承载熵的变化情况。 图4(a)、(b)分别表示平均负载率为0.4与0.6时,满足筛选条件的事故每切除一条线路时的单次负荷损失量的平均结果,反映了连锁故障过程中负荷损失的变化情况。
对比连锁故障仿真各时期承载熵、潮流熵以及负荷损失,可得以下现象:
1在连锁故障初期,观察图4可见电网并未发生大的负荷损失,但图3中潮流熵与承载熵都迅速增大,表明系统安全性正迅速下降;
2在连锁故障中期,图3中潮流熵值与承载熵值均处于较高水平,最大承载熵值分别为5.07和5.08, 线路潮流和承载量分布较为混乱,同时,图4中出现较大负荷损失,系统处于连锁故障传播扩散时期,系统安全性较为脆弱;
3在连锁故障末期,电网结构较初始状态已有较大变化,承载熵最终降低为3.51与4.20,观察图4可见负荷损失也逐渐减小,表明系统趋于稳定,说明承载熵能够反映结构和状态的变化,而仅反映线路潮流分布均匀性的潮流熵则不具有这一特性,仍然处于较高水平。
2.2.3基于隐性故障模型的仿真结果启示
通过上述仿真,本文认为承载熵能够反映当前系统的自组织临界性质,通过电网建设或改变运行方式能够使承载熵在一定程度内变化,在允许范围内调整线路承载量合理分布能够对电网发生大停电事故有一定抵制作用;另一方面,较传统潮流熵而言,承载熵计及了连锁故障过程中电网结构不断变化的特性,较好地反映了系统当前对连锁故障的抑制能力, 系统在发生连锁故障时,若在优化调度中能考虑线路承载分布合理性,将有助于抑制连锁故障事故继续传播。
3考虑承载结构的运行与规划防御策略
由仿真所得启示,为降低电网发生连锁故障事故概率,对大停电事故进行防御,本文考虑承载结构, 提出在电网运行和建设两方面的连锁故障防御策略。
3.1故障过程中的电网运行防御策略
在基于直流潮流的连锁故障模型中,一般有计及调度行为的最优控制策略,通常其目标函数为调整时使发电变化和负荷损失之和最小［16，22］:
其中,pg与Pgk分别为调整后与第k天时发电机节点功率注入量;pl与Plk分别为调整后与第k天时负荷节点功率注入量;S为切负荷成本折算系数,通常取较大数值以尽量保证经济性。
本文提出在连锁故障过程中考虑承载系数分布的电网运行最优控制策略,使承载量更加合理地分配到线路上,在允许范围内适度调整承载熵,让系统对连锁故障具有一定抵制作用。
由于熵是度量整个系统有序程度的量,计算过程中涉及对变量进行区间划分后的概率统计,将其直接写入目标函数并使其最小,可能引起大量功率转移。 借鉴熵权系数法思想,根据每条线路承载系数区间分布统计结果,用式(7)中常数数列区间(Uk,Uk+1] 中包含线路数量nk作为该区间内线路的熵权系数, 意义在于:处于同一区间的线路条数越多,说明系统承载量分布越有序,承载熵值越小;若承载熵值越大, 则说明包含线路条数较少的区间越多,线路承载系数分布越混乱;为在一定程度上控制承载熵值,理应更倾向于调整熵权系数较低的区间内线路的潮流, 即着力调整承载“受力”过重或过轻的线路。 在优化调度调整潮流时,也应满足尽量降低潮流转移量来减小其对系统冲击的原则。
本文基于当前潮流分布,将线路熵权系数作为潮流调整量的权重,可确定在不出现大规模潮流转移前提下,通过调整少量线路潮流来控制承载熵的优化原则。 将考虑熵权系数的潮流变化量计入目标函数, 并作归一化处理后,最优控制策略修改如下:
系统总功率平衡:
线路潮流限值:
基尔霍夫定律:
负荷变化限值:
机组出力限值:
其中,Δpgmax为节点g功率注入变化最大量;njk为线路j的熵权系数;fj为线路j调整后流过的潮流值;Fjk为当前线路潮流值;Δfjmax为潮流变化最大量;Ak由第k天的电网导纳矩阵计算求得;Fjkmax为第k天线路j的最大传输容量;pimax为发电机节点i的最大功率输出。
与传统的目标函数对比,式(10)增加了对于线路潮流变化量的限制,目的是控制承载熵的变化幅度,这将削弱系统控制发电机出力变化和负荷损失的能力,可能造成在优化计算时增加小量负荷损失, 但却有助于在发生故障后对于电网的承载状态进行有效控制,降低线路承载分布混乱程度,这也是符合连锁故障防御原则的。
3.2电网建设中的防御策略
诸多研究表明网络结构初始状态与自组织临界性也有密切联系,因此在电网建设规划阶段也可加入对初始承载熵的控制,以减少电网发生大停电事故的概率。 本文不考虑新节点和新线路的生长模型,仅根据当前负荷水平及发电机容量增长来制定考虑承载量分布的线路升级扩容方案。
考虑电网建设的连锁故障模型通常采取固定模式或比例进行线路改造,如OPA模型在慢动态中仅针对故障断开的线路进行扩容,改进OPA模型考虑了线路负载率的情况,在扩容前进行潮流计算,对负载率超过 ε 的线路进行固定比例扩容。 本文认为在电网规划建设过程中,可考虑承载量分布情况,制定更合理的扩容方案,原因在于负载率超过 ε 的线路承载情况亦可能有较大差异,如处于大功率汇集区的线路比普通线路更易引起连锁故障,扩容需求更大。
为与传统扩容方案进行对比,同时消除不同扩容策略所确定扩容总量不同带来的影响,本文基于OPA模型中慢动态建设过程提出考虑承载熵的与传统方案等量扩容的主动防御策略。
根据扩容需求负载率 ε 确定需扩容线路集合E, 按容量增长因子 λ 确定与传统扩容方案相等的扩容总量Q。
其中,Fmaxjk为第k天线路j的最大传输容量。
由线路承载系数与熵权系数确定集合E内各条线路的扩容分配值Gj,其意义在于承载较重且熵权系数小的线路扩容需求大且对承载熵影响也大,按扩容需求进行线路扩容,可在一定程度上控制承载系数分布,缓解线路承载压力。
各条线路扩容增量由扩容总量按各条线路扩容分配值占总分配值的比例分摊确定。
其中,ΔFmaxj(k+1)为第k+1天线路j的最大传输容量的增量。
4计及防御策略后的连锁故障仿真
4.1加入防御策略的连锁故障模型
上节提出了在电网运行和建设2个方面的防御策略,为将其应用于连锁故障仿真,需将第2节中的连锁故障模型扩展为带有电网建设过程的模型。 本文在隐性故障模型和改进OPA模型［22］的基础上,结合所提防御策略,提出在连锁故障和电网建设过程中加入对承载熵的控制策略的连锁故障仿真模型。 式(10)—(15)组成运行防御策略并计入内层快动态过程,式(16)—(18)组成建设防御策略并计入外层慢动态过程,具体仿真流程如图5所示。
a. 设定连锁故障模型中的各项参数:线路随机故障概率τ,负荷增长率 β,线路容量增长因子 δ,保护装置误动概率 σ,保护装置拒动概率 ξ,扩容需求负载率 ε,优化控制成功概率 η,负荷损失代价因子L,慢动态天数d。
b. 执行快动态过程,模拟由于随机因素导致线路以概率τ开断,孤岛检测处理后,计算直流潮流, 根据线路越限情况与优化控制成功概率 η 按式(10)—(15)进行优化调度。
c. 根据保护动作概率确定是否切除线路。
d. 若有线路被切除,则进入步骤b,否则统计快动态过程数据,进入步骤e。
e. 执行慢动态过程,若当前天数k小于设定天数d,则根据负荷增长因子 β 确定第k +1天负荷水平及发电机最大出力,否则仿真结束。
f. 进行直流潮流计算与优化计算,并根据线路功率越限与切负荷情况,按备用容量比例确定发电机出力分摊增量。
g. 再次进行潮流计算,按式(16)—(18)对负载率超过 ε 的线路进行升级扩容,模拟电网规划与建设,慢动态过程结束,转入步骤b。
4.2实际电网连锁故障模拟
根据本文所提加入防御策略后的连锁故障模型,对西南某省实际电网按第4.1节所述流程进行仿真。 观察加入计及承载结构的防御策略改善承载分布后对于电网大停电事故累积概率的影响,并针对该省实际情况,对线路承载进行排序与分析。
该省电网含680个节点(含发电机节点与广义负荷节点)、977条支路(含输电线路与等效变压器支路),2012年峰值负荷约为19907 MW,2013年峰值负荷约为23324 MW,可计算全年负荷增长率为0.1716, 折算可得快动态中日负荷增长率约为1.00047,模型中参数见表2。
图6为加入主动防御策略前后停电规模累积概率分布曲线,从图中看出,加入防御策略后,小规模停电事故概率虽有略微上升,但大规模停电事故概率有所改善,在一定程度上说明计及承载熵的防御策略利用少量负荷损失作为代价,对承载分布进行有效控制,增加系统对于连锁故障的抑制能力,在系统承受范围内降低了大规模停电事故发生的概率。
另一方面,对电网线路承载情况进行统计,列出承载较重的线路如表3所示,并绘制如图7所示的全网承载系数分布图,用以观察电网线路承载分布情况。 通过表3可知,从线路负载率来看,500 k V与220 k V输电线路负载率并不高,甚至某些线路的负载率很低,但其承载系数较大,说明其在电气结构上处于“承载受力”较重的区域或自身“承载受力”较重,而传统方法从负载率角度出发则无法反映这一现象。 观察图7可得,当前全网承载分布有很不均匀的区域,正好对应表3中大部分线路所在区域,该区域是该省网的重要负荷区域,属于存在大量负荷以及大功率汇集的地区,与本文第1节对于线路承载量的定义相符合。
图8所示为该省网500 k V网架结构图,从图8中可知,谭家、龙王、桃乡、丹景、蜀州等节点及其之间的线路构成了该省网南北输电断面,且负荷较重, 是电气结构上的重载区域。 除尖山与桃乡的联络线外,其余线路承载系数均排名靠前。 从图中可以看出,尖山—桃乡线路虽处于关键结构位置,但因其有3条并架回路, 保证其传输能力与其关键程度相匹配,故不是“受力”较重线路,与本文第2节对于线路承载系数的定义相符。 在慢动态过程中,对线路进行升级扩容时,本文策略考虑了以上因素,同时计及负载率与承载系数再进行扩容,使电网更加坚强,也在一定程度上提升了系统对于连锁故障的抵御能力, 具有一定合理性。
5结论
本文在分析电网复杂网络结构和电气状态的基础上,结合熵理论提出揭示全网承载分布特性的承载熵,并分析了承载分布对于电网连锁故障的影响, 仿真表明:系统初始承载熵值能够在一定程度上反映当前电网状态,初始电网线路承载系数分布与大停电发生概率具有一定关联性;在电网运行过程中, 承载熵值变化与负荷损失变化情况一致,说明计及电网结构特性的承载熵在电网架构发生较大变化时仍能够较好地反映当前系统安全性。
基于以上2点启示,本文提出了同时在电网运行和规划建设环节中针对连锁故障的防御策略,对电网发生大规模停电事故进行预防控制。 针对实际电网仿真表明:采用文中所提的2个层面的防御策略后,大停电事故概率有所下降,考虑承载系数的扩容策略可使全网承载分布更合理,将阻止少量关键或脆弱线路成为连锁故障触发源,验证了本文指标体系与防御策略具有一定的工程适用性。
模拟电网故障 篇2
本预案规定了**省**供电局输电线路事故处理的指导原则、汇报程序事故分类、事故处理、和事故抢修工作小组内容、工作所需人员、及所需工具等内容。
本预案适用于**省**供电局输电线路上发生线路事故的应急处理。线路事故应急处理的指导原则 ——坚持讲政治、顾大局的原则
——坚持日常工作与线路事故发生矛盾时，以线路事故处理为主的原则 ——坚持经济效益与线路事故发生矛盾时，以线路事故处理为主的原则 ——坚持科学、透明的原则、做好思想政治工作和宣传舆论工作 2 查找故障点
2.1部门领导在接到调度通知后，通知班组，由班组长通知线路专责。根据线路保护动作情况及测距，推算出事故点的范围及出现事故的可能原因。
2.2由部门领导根据事故的大概原因安排适当人员、车辆查找事故点。2.3查找故障点应配备足够的工器具及人员。
为及时找到故障点并便于及时消除相应事故，所需工具及人员准备情况如下：
车辆：越野车2辆，人员：不少于8人 验电器：2只
1.接地线：2副 应急灯：4只 绳子：100米长 2根 3 汇报程序
3.1工作人员查找到故障点后立即报告部门领导和调度，汇报时要说明事故点明确地点、杆号、事故原因及事故的具体情况。
3.2部门接到工作人员的报告后应立即向安监室报告，安全监察室接到报告后，了解清楚后向局领导汇报，由领导小组作出安排，各相关部门根据领导小组的安排参与处理。
3.3事故处理完毕后立即汇报调度，尽快恢复送电。事故查找处理工作流程图见附图B 输电线路事故汇报流程图见附图A。4 事故分类
4.1目前5线路事故预想均为两种情况：
4.1.1由于树木搭落在线路导线上造成的线路跳闸或其他原因引起的线路永久性故障，而部门现有设备技术条件能处理的事故。
4.1.2由于各种原因导致线路倒杆塔或断线等永久性故障，而部门现有设备技术条件不能处理的事故。事故处理
5.1.线发生事故停电后转为检修状态。5.2.永久性故障处理
5.2.1 由于树、竹搭落在导线上引起的单相、两相接地故障：
1.5.2.1.1 汇报事故情况后，经部门同意可由查找故障点的工作人员进行处理。事故处理前，工作人员应与调度取得联系，办理相关手续，断开相应的开关、刀闸，做好安全措施，并在工作现场验电并挂好接地线后，方能进行工作。工作人员将树竹拖开或砍断时，应注意采取保护导线和人身安全的措施，并由专人指挥。
5.2.2 由于断线、倒杆引起的故障：
5.2.2.1 查找故障点的工作人员一旦发现故障点，立即与部门负责人联系，详细汇报故障地点及故障情况，并及时准备好抢修工作的场地，根据抢修工作量在当地找好民工。
5.2.2.2 由局与送变电工程公司取得联系与支援，送变电工程公司派技术人员到现场查看后与部门技术人员共同确定施工技术方案，编制施工组织措施，准备事故抢修所需的材料及工器具运送。
5.2.2.3 材料、工器具及人员到位后，施工负责人根据施工现场情况及工作需要将施工人员分为若干组，指定小组负责人和安全监护人，同时向调度部门办理工作许可手续。并结合现场实际情况向全体工作人员作技术和安全交底，务求施工
5.2.2.4 人员明确施工任务、方法、要求和具体安全措施。
事故抢修过程中，部门积极作好事故抢修配合工作，作好人员协调、工器具材料运送、场地准备等工作，争取最短时间内完成抢修。备品备件管理
6.1运行部门应按照《电力工业生产设备备品管理办法》制定备品备件工作标准，满足统筹规划、合理储备、专库分类存放、专人保管、建立出库
1.入库机制、按需随时领用的要求。
6.2运行部门应建立事故备品备件台帐，及时根据线路、设备的变化情况，备品备件的领用情况，并依照备品定额，及时补充。
6.3运行部门应营造适宜的库房环境，按设备材料不同的保管要求，妥善进行保管。
6.4管理人员应建立备品维护测试记录，按要求定期做好维护工作，按期抽检、试验，确保备品备件的完好。
模拟电网故障 篇3
随着光伏发电在电力能源中所占的比重越来越大, 光伏发电系统对电网的影响已不容忽视。尤其是在我国光伏电站大规模集中开发的背景下, 当电网发生故障造成并网点电压跌落时, 一旦光伏逆变器自动脱网, 就可能造成电网电压和频率崩溃, 严重影响电网的安全稳定运行。为了减小光伏发电大规模接入电网对电网的影响, 必须测试新建光伏电站、实际并网结构发生重大变化的光伏电站的低电压穿越能力, 以验证光伏电站关键设网设备的低电压穿越能力。
1 电网故障模拟设备设计原理
高海拔光伏电站电网故障模拟设备原理拓扑图如图1所示, 虚线框内为检测装置, CB1为进线开关, CB2为旁路开关, CB3为短路开关, Xsr、Xsc分别为限流电抗和短路电抗。
检测装置串联接入被测光伏电站。检测装置工作在旁路状态时, CB1、CB2闭合, CB3断开, 光伏单元正常发电。检测装置工作在试验状态时, 先断开CB2, 投入限流电抗, 然后闭合CB3, 投入短路电抗, 测试点的电压变为限流电抗与短路电抗的分压。通过改变限流电抗和短路电抗的不同分接头可得到不同的电抗值, 最终实现测试点电压的不同跌落值, 由此来检验被测光伏单元的低电压穿越特性。检测装置与适用于海拔3 500m以下的断路器和单级接触器配合, 还可以实现不同的跌落方式。
2 电网故障模拟设备硬件结构设计
2.1 电抗组合设计
高海拔光伏电站电网故障模拟系统通过多抽头电抗器的抽头组合来实现各跌落点的电抗组合, 跌落幅度覆盖0~90%Un (电网电压) 范围, 每间隔5%Un都分布有跌落点, 电压跌落精度不大于±2%Un。高海拔光伏电站电网故障模拟系统基于电抗分压模拟电压跌落, 因此根据电抗分压理论, 可得到电网故障模拟系统输出电压 (即电压跌落幅度) 。
式中, Xs为网侧电抗;Xsr为限流电抗;Xsc为短路电抗。
理论上, 将限流电抗投入至最大, 并将短路电抗投入为零, 则测试点的电压跌落值为零, 可实现光伏电站的零电压穿越测试。
2.2 跌落点自动切换设计
高海拔光伏电站电网故障模拟系统配置了1个多触点切换开关。该切换开关各触点连接电抗器各抽头, 通过集控系统将限流电抗和短路电抗优化组合, 达到精细调节限流、短路电抗比。选择不同跌落点时, 切换开关根据电抗组合矩阵自动完成该跌落点的电抗连接, 实现不同跌落点电抗自动切换功能。电抗器与切换开关连接如图2所示, 电抗器切换原理如图3所示。
2.3 跌落方式自动切换设计
高海拔光伏电站电网故障模拟系统配置适用于海拔3 500m以上地区的单级接触器设备。该设备通过与断路器配合, 根据不同的测试要求, 选择不同的跌落方式;通过远程控制系统, 自动投切单级接触器, 模拟电网故障下的三相对称跌落、两相相间不对称跌落, 并通过更改短接连片完成单相接地不对称跌落。
3 电网故障模拟设备软件设计
高海拔光伏电站电网故障模拟设备软件结构如图4所示, 后台操作监控系统基于NS3000综合集控系统平台开发, 硬件层由远程试验终端和PLC硬件组成, 远程试验终端的操作系统为Windows 2000或Windows XP。经实际安装测试, 该设备后台操作监控系统在Windows XP与Win7系统上均可安装成功。
高海拔光伏电站电网故障模拟设备软件结构组成分为以下几层。
第一层为各一次设备数据及状态信号的采集层, 主要完成各一次设备的状态信号和数据的采集。
第二层是由设备状态检测模块、系统数据采集模块共同搭建而成的底层数据处理层, 分别由高海拔光伏电站电网故障模拟设备后台设备状态检测模块、系统数据采集模块、系统操作控制模块组成, 主要对系统数据采集模块采集的数据进行比较和分析。
第三层是基于NS3000综合集控系统开发而成的高海拔光伏电站电网故障模拟设备操作平台, 综合分析下层的数据与状态, 判断系统是否运行正常, 是否满足试验要求, 并给出是否进行下一项试验内容的提示, 同时通过后台显示各状态量和数据量。
4 系统功能
高海拔光伏电站电网故障模拟系统配置的集控子系统具备自动化检测、数据采集及处理、安全保护等功能, 可保证高海拔光伏电站电网故障模拟系统全自动化高效、安全、可靠地运行。
4.1 自动化检测功能
高海拔光伏电站电网故障模拟系统通过集控子系统操作员站远程控制断路器开合, 改变 (对称及不对称) 跌落类型, 自动实现相关接线, 无需人工干预, 增强了试验的安全可靠性, 提高了检测效率。
4.2 数据采集及处理功能
高海拔光伏电站电网故障模拟系统配置的数据采集单元和操作员站具备自动化数据采集和处理功能。测量系统整体精度优于0.2级;各PT和CT需有良好的瞬态响应特性;具有电抗器温度测量和显示功能;能够精确测量和记录试验过程中的全部数据, 包括电压跌落前至电压恢复后任意时间段内所有暂态过程和稳态过程。
数据采集单元配有的高精度数据采集设备, 可同时采集至少16路模拟量信号, 用于故障模拟系统输入和输出侧的电压、电流测量;具有与操作员站通信的功能, 可实时与操作员站通信, 及时将采集到的数据传送到操作员站;实时计算电流、电压、有功功率等并送操作员站以曲线等类型显示;测量用电压互感和电流互感器精度为0.2级。
数据采集单元配有的多功能消谐装置能自动消除电网中的1/10次分频、1/7次分频、1/5次分频、1/3次分频、1/2次分频、基频和3次高频谐振。
操作员站具有智能化检测数据处理分析功能, 按照GB/T 19964—2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》及其配套的检测规程中关于低电压穿越测试要求, 自动对检测获得数据进行跌落幅度、网压波动、有功恢复、无功支撑等方面的分析, 建立相应数据库文件, 并以图形、表格等形式实时显示处理分析结果。
4.3 安全保护功能
高海拔光伏电站电网故障模拟系统具有集控子系统顶层保护、就地控制单元保护、专项保护等多层次、全面安全保护配置;具有就地/远方手动紧急切出功能, 可在任何时刻手动将该高海拔光伏电站电网故障模拟设备从电网切出。
(1) 集控子系统顶层保护:在软件内部相应操作的设置上增加了闭锁功能, 在跌落时无法修改跌落幅值、跌落方式、跌落时间, 只有在完成1次跌落后才能重新选择跌落方式、跌落时间, 在取消跌落后才能修改跌落幅值以避免误操作。
(2) 就地控制单元保护:基于自主研发核心控制硬件平台, 具有完善的安全保护软件逻辑, 配合外围硬件闭锁逻辑, 可监测电抗等关键部件。在电抗器温度过限、其它测试系统异常时可将其自动切出, 整套设备具备防反送电保护功能。
(3) 专项保护:配置成熟的继电保护单元、完善的五防控制单元。
集控子系统通过光纤以太网对下级单元进行远程控制, 最大限度保障人身安全, 确保高海拔光伏电站电网故障模拟系统检测装置在极端情况下可安全可靠工作。
5 结束语
本文提出了一种适用于高海拔地区的大型光伏电站关键设网设备的性能检测设备, 阐述了其设计原理、硬软件结构及主要功能。基于阻抗分压原理的高海拔光伏电站电网故障模拟设备能实时模拟不同的电网故障状态, 从而检验光伏电站关键设网设备性能, 确保电网安全稳定运行。
摘要：光伏电站电网故障模拟设备采用阻抗分压原理进行设计, 能模拟电网的低电压和零电压故障, 为光伏电站的并网检测提供重要的硬件支撑。
关键词：光伏电站,阻抗分压,低电压穿越,零电压穿越
参考文献
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[2]赵平, 严玉廷.并网光伏发电系统对电网影响的研究[J].电气技术, 2009 (3) :7, 8
电网连锁故障的事故链模型 篇4
关键词：电网规划,连锁故障,事故链,预防控制,电力系统
0 引言
连锁故障是诱发电网大面积停电事故的主要原因之一, 认识连锁故障的机理, 研究对连锁故障的监视和预控方法, 是摆在研究者面前的重大课题。
要实现连锁故障的监视和预控, 需要考虑如下因素:①具有一种方便实施监视和预控的连锁故障模型;②连锁故障模型可以反映诱发连锁故障的多方面因素, 如过载、稳定问题以及连锁故障过程中保护动作性能和自动装置的动作情况等;③建立连锁故障模型的计算量满足实际电网分析的工程要求。
目前对电网连锁故障的研究, 提出了连锁故障的模式搜索法, 建立了基于复杂系统理论的连锁故障模型和基于复杂网络理论的连锁故障模型, 并着手对连锁故障风险进行评估[1]。这些研究对认知连锁故障机理起到了重要作用。但是, 目前基于复杂系统和网络理论的模型[2,3,4,5]对实际电网进行了大量简化, 主要作为一种定性的连锁故障机理分析方法。模式搜索方法和模型分析法[6,7,8]一般都不考虑或很少考虑稳定性问题, 其计算工作量由于故障筛选的原因往往很大。因此, 目前的连锁故障研究不能满足对实际电网连锁故障进行监视和预控的要求。
为此, 本文提出了连锁故障的事故链模型, 应用该模型, 根据安全科学的事故链理论可以对连锁故障实现监视和预控。同时, 提出了一种建立连锁故障事故链模型的分析方法。为了降低建立连锁故障模型的工作量, 提出将故障选择限制在供电路径上, 从而使其工作量满足工程实际要求。
1 适合电网连锁故障监视和预控的事故链模型
1.1 电网事故链与连锁故障的关系
“事故链”是安全科学提出的概念。事故链理论认为大事故极少由一个原因引起, 而是在多个条件同时满足的情况下由相关诱发因素诱发而产生的。这些同时满足的条件就像链条一样把各个环节连接在一起, 任何一个条件不满足, 事故就不会发生。
事故的第i条事故链Li的一般表达式为:
式中:Tij (j=1, 2, …, mi) 为第i条事故链的第j个条件, 表示造成事故的因素, 如果所有Tij都等于1, 则事故发生, 多个Tij之间具有独立或相关关系。
电网连锁故障是指电网1个或多个元件出现故障波及了电网的其他部分从而使其他元件不能正常工作, 或诱发了新的故障, 即电网最初发生的事件以连锁的方式导致新事件出现, 然后以连锁的方式进一步导致了更新的事件出现。这种连锁效应持续发展, 最终将造成电网的恶性事故。事件之间的连锁性、相关性是这类事件的典型特点。显然, 连锁故障符合上述事故链的基本思想, 因此, 事故链应该是表征连锁故障的有效工具。
假设一个连锁故障由事件S1开始, S1连锁诱发了事件S2, S2连锁诱发了事件S3, 依次类推, Sn-1连锁诱发了事件Sn, 并因此导致区域Ak的停电事故, 则区域Ak的停电事故可以表示为:
任何一个连锁事件Si不出现 (Si=0) , 都不会导致区域Ak的停电事故发生 (Lk=0) 。可以将连锁事件Si看做事故链中的Tij, 则Lk就是导致区域Ak停电的一条事故链。
1.2 采用事故链模型表示电网连锁故障
设向区域Ak供电的路径有m条 (最小路集) , 表示为C11C12…C1l, C21C22…C2n, …, Cm1Cm2…Cmk, 其中Cij为第i条供电路径的第j个元件。即供电路径R为:
只有当所有供电路径都被切断时才引发区域Ak停电事故, 可以用R=0或
对式 (4) 进行逻辑变形, 并进行不交化运算, 理论上可以将其变换为如下形式:
式中:Ei具有如下形式:
令Ei中:
则当Li=1时,
式 (8) 包含了造成区域Ak停电的所有连锁故障事故链和非连锁故障事故链, 需要从中挑选出连锁故障事故链构成连锁故障事故链集:
式 (7) 和式 (9) 统称为电网连锁故障的事故链模型。该模型是以元件状态表征的电网连锁故障模型。如果采用故障树方法分析造成元件停运的影响因素, 还可以得到连锁故障模型的其他表示形式。一般, 连锁故障的监控是监控连锁故障的发展过程, 此时元件连锁停运状态是关心的焦点问题, 而什么原因引起的连锁停运则是次要问题。
值得说明的是, 连锁故障可能并不按照最小割集发展, 而是按照某一割集发展。但是, 从监控角度而言, 只要监控表征连锁故障的最小割集, 则能够监控按非最小割集发展的连锁故障。
可见, 连锁故障的事故链与最小割集之间既有联系又有区别。如果采用元件停运状态表征某一事故链, 该事故链是系统的一个割集, 从监控的角度可以采用最小割集来表征;如果采用引起元件停运的因素来表征事故链, 该事故链可以通过最小割集与元件停运故障树的分析结果综合得到。
1.3 基于事故链模型的连锁故障监控的基本思路
式 (7) 和式 (9) 表示的电网连锁故障事故链模型将连锁故障的监视问题转化为电网元件的监视问题。只要通过自动化系统得到电网元件的状态, 就可以得到事故链状态, 从而实现事故链监视。
按照安全科学对事故链预控的基本思路, 只需切断事故链的一个环节, 就可以阻止事故的发生, 即连锁故障的预控就是保证式 (1) 中所有Tij不同时为1。因此, 对连锁故障的控制问题也转化为对电网元件状态及其潮流的控制问题。
可见, 按照事故链的基本思想, 只要得到连锁故障的事故链模型, 事故链监控的总思路即非常明确。这正是本文提出连锁故障事故链模型的目的所在。
2 连锁故障事故链模型的建立
2.1 在供电路径上选择故障和进行连锁故障分析
从1.2节的分析可以看出, 连锁故障事故链模型建立的关键是对割集是否引起连锁故障的分析, 并从中筛选出表征连锁故障的相关割集作为连锁故障的事故链。考虑到路集与割集的关系 (式 (4) ～式 (7) ) , 连锁故障事故链模型的建立过程就是对供电路径上故障连锁性的分析过程。
建立严格的连锁故障事故链模型需要对所有系统割集各元件之间故障的连锁性进行分析, 但是, 这种分析方法不能满足大电网分析时工程上对计算量的要求, 必须进行简化。
为此, 考虑将某运行方式下向区域Ak输送大部分功率的主潮流路径 (1条或多条) 称为主供电路径 (以下简称供电路径) , 输送功率很小的路径、接入供电路径的对Ak提供的潮流很小的电源线路、从供电路径向其他负荷供电的线路等称为分支路径和分支线路 (以下统称分支线路) 。在初始故障选择和进行后续连锁故障分析中实现如下工程简化:
1) 如果初始故障发生在分支线路且不引起稳定问题, 该故障引起的过载连锁故障对大电网的影响可以忽略;该故障引起的保护隐式故障可以考虑为供电路径上的初始故障。
2) 如果初始故障发生在分支线路且引起了稳定问题, 那么, 若故障发生在分支线路与供电路径的连接点处, 将会更加严重。
3) 如果供电路径上的故障诱发了分支线路故障, 仅需考虑分支线路同时诱发另一供电路径上的故障的情况。此时供电路径上的这2次故障往往属于相邻弧段或同一弧段。若属于相邻弧段, 该相邻弧段一般会至少作为隐式连锁考虑。
4) 考虑连锁故障过程中引起主潮流路径的变化。但主潮流路径变化后, 后续分析的供电路径相应变化。
因此, 若仅考虑在供电路径上选择故障, 本质上不会影响对连锁故障的监控。
将故障选择在供电路径上, 并在供电路径上进行连锁故障分析, 屏蔽了大量的分支线路故障, 将大大降低计算工作量。同时考虑:
1) 同一弧段上多个元件中只要有1个元件故障, 则整个弧段将失效。此时, 该弧段上任一元件故障引起其他弧段上元件过载的效果一致;该弧段上任一元件故障引起其他弧段上元件保护隐式故障最多只需分析该弧段首末2个元件的故障即可。
2) 同一弧段上的元件故障引起的功角稳定和电压稳定问题最多只需分析该弧段首末2个元件的故障即可。
3) 若某变电站仅连接供电路径的2个弧段, 且任一弧段故障时不会引起主潮流方向变化, 则这2个弧段可以合并成为一个弧段。
考虑以上因素可以避免网络元件的枚举计算, 进一步降低计算工作量。
另外, 在实际分析中, 没有必要计算系统的最小径集和最小割集, 只需按照主潮流绘制供电路径有向图就可以开始计算。
为了防止无序分析引起丢失故障组合的问题, 可以将初始故障的选择采用从有向图的末端向首端按照上述考虑顺序选取的计算方法。若某初始故障通过分析计算最终发展为Ak停电, 则将故障发展的过程表示为式 (7) , 得到一条连锁故障的事故链。
2.2 事故链环节触发的潮流转移
分别以
下面引入潮流转移等值网络的概念。设支路切除事件发生在支路i上, 并设等值网络是线性网络, 根据叠加原理, 支路i切除后的网络为切除前网络与图1所示网络的叠加。在图1所示网络中, 将原系统中电源置为0, 再将支路i以一个电流源代替, 且该电流源大小等于发生支路切除事件前支路i上的电流, 但方向相反, 变换后得到的子网络 (见图1) 被称为原网络发生支路i切除事件的潮流转移等值网络。这一变换同样适用于多条支路切除的情况。
若只发生单个支路i切除事件, 在等值网络 (见图1) 中只存在一个激励源
式中:
对于线性网络, τ (i) k为一个常数, 潮流转移分量
可见, 电网中某一支路切除后, 该支路上的原有潮流将按照一定比例转移到电网中的其他支路上。当切除的线路潮流很大时, 转移到相邻线路上的潮流也相应很大, 容易造成相邻输电元件出现连锁过载情况, 特别是, 当较高电压等级的线路 (潮流较大) 切除后, 容易造成较低电压等级线路 (热极限较小) 连锁过载。过载线路可能是被切除线路的上游线路、下游线路或同一断面的线路, 其中以同一断面的线路潮流变化最为明显。如果该断面上各线路的热极限不同, 则大潮流线路切除后很可能造成断面上其他线路过载;反之, 切除小潮流线路造成线路过载的可能性也较小。
线路过载发生后, 若装设了过载减载, 减载装置将动作。若减载量不够或未装设减载装置, 将引起过载切除。此外, 潮流转移还可能引起某些区域联络线潮流反转, 特别是多重故障发生后很可能会发生潮流反转, 此时残余网络供电路径将发生变化。
2.3 事故链环节触发的稳定问题
电网稳定与转移阻抗密切相关。当断面上某线路切除时, 供电路径上游的电源点对断面上 (和下游线路) 发生故障的点之间的转移阻抗增大, 供电路径上游的电源点对负荷点的转移阻抗也增大, 引起电网功角稳定性和电压稳定性下降。断面线路切除越多, 稳定性下降得越严重。
当供电路径上第i重故障发生后, 系统稳定性变差, 连锁的第i+1重故障可能引起功角稳定问题和电压稳定问题。
2.4 事故链环节显式触发和隐式触发
按照连锁故障的特征, 当第i重故障发生时, 会发生第i+1重故障。第i+1重故障的发生可能具有显式的原因, 即必然发生的原因, 如第i重故障发生后引起过载、稳定等问题, 称为事故链环节显式触发。第i+1重故障的发生也可能具有隐式的原因, 即以一定概率发生的原因, 如第i重故障发生后引起主保护拒动或误动、自动装置的拒动等问题, 称为事故链环节隐式触发。
事故链环节显式触发是显然的, 可通过潮流和稳定分析得到。事故链环节隐式触发则与保护和自动装置的配置、性能和整定密切相关, 情况较复杂。例如, 近期研究表明, 在连锁故障中, 阻抗Ⅲ段存在明显的误动作区, 并且是美加“8·14”大停电的重要原因之一。保护误动易发生在同一断面线路和上一级线路上;保护拒动往往引起上一级后备保护跳闸。本文不考虑全部由隐式连锁构成的连锁故障。
2.5 基于事故链的电网连锁故障分析基本思路
首先进行潮流计算, 确定该运行方式的潮流及其方向。然后对待分析区域Ak, 初始故障在向区域Ak供电的主潮流方向上选择;之后的下一重故障按照事故链环节显式触发和隐式触发方式选择。考虑从潮流末端的线路开始计算, 这样下一重故障可以考虑平行路径上的线路或上一级线路。由于连锁故障一般发生的时间间隔较长, 下一重故障可以在上一重故障过渡过程结束后再设定。
对每一重故障, 先进行稳定计算, 确定是否由事故链环节触发了稳定问题;然后进行故障后残余网络的潮流计算, 确定是否出现过载, 并确定是否因主潮流方向发生变化而需要调整下一重故障的选择。
若出现稳措动作情况, 则执行相关的稳措动作。
以区域Ak停电作为一次分析的结束, 并将从初始故障到区域Ak停电的全部故障表示成式 (7) 的事故链形式。
按照上述基本思路, 在电网N-1稳定分析完成之后, 如果对某一特定运行方式进行连锁故障分析, 可以得到该特定运行方式下的连锁故障的事故链模型, 该模型可以用于监视和预控。
如果对电网的丰大、丰小、枯大、枯小等极端运行方式进行连锁故障分析, 可以得出整个电网的连锁故障危险模式, 该模式既可以用于规划设计, 也可以用于连锁故障监视。
3 实例分析
为了验证上述算法对实际电网的可行性和有效性, 详细研究了江西电网的连锁故障情况。研究中江西电网被划分成赣南、赣西和中部等多个子网, 对每个子网进行故障枚举计算, 并与本文方法的结果进行对比。例如, 对2010年规划的夏大2 900 MW方式进行搜索, 不计相同条件下的计算, 大约共进行2 300多次故障计算, 搜索出48个连锁故障模式, 合并到主供电路径后有29个连锁故障模式;采用本文方法, 共需进行152次计算, 可以搜索出相同的29个连锁故障模式。
仿真得到了江西赣南、赣西和中部电网的连锁故障事故链模型。江西电网连锁故障模式主要是:
1) 对500 kV线路和220 kV线路构成的电磁环网, 若承担主要输送潮流任务的500 kV线路断开 (检修、故障或隐式连锁跳闸) , 潮流转移会造成220 kV线路过载, 连锁故障将造成大面积停电事故。
2) 当同一发电厂有多回送出线时, 输送容量较大的1回或多回送出线断开后 (检修、故障或隐式连锁跳闸) , 将导致其他送出线过载, 造成整个发电厂全停。
其中第2类模式, 即发电厂全停连锁故障模式揭示了江西电网已经发生的一次电厂全停事故的原因。下面以图2为例说明第1类模式中的一个连锁故障形式。
仿真得到该电网的一条连锁故障事故链为:赣西电压失稳= (新余500—安源500Ⅰ) × (新余500—安源500Ⅱ) × (大台220—袁州220) × (新余220—万载220) 。
当新余500—安源500双回500 kV线路隐式连锁跳闸后, 潮流转移将造成大台220—袁州220线路上的输送有功过载, 达到300 MW;若大台220—袁州220线路过载跳闸, 则新余220—万载220线路上的输送有功也将过载, 达到430 MW;若新余220—万载220线路也跳闸, 西部地区的节点电压将快速下降至0.4 (标幺值) 左右。
对该连锁故障的过载减载控制效果进行了仿真。在新余500—安源500双回500 kV线路都跳闸之后启动减载措施, 至少需要切除负荷120 MW;如果在新余220—万载220过载后采取减载措施, 则需要切除负荷212.5 MW。这表明:①在事故链的任一环节都可以采取控制措施, 控制措施采取得越早, 代价越低;②采用过载减载、低压减载、低频减载对预防连锁故障具有重要作用。
4 结论
1) 通过在供电路径上选择故障可以有效降低连锁故障分析的工作量。
2) 采用本文方法得到的连锁故障事故链模型, 符合电网连锁故障监视和控制的需求。
3) 本文方法可以用于电网规划和电网监控, 并已在江西电网滚动规划中得到应用。
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如何防治井下低压电网漏电故障 篇5
什么是漏电故障呢?当中性点不接地系统中的一相、两相或三相对地总绝缘电阻下降到危险值以下时, 若发生一相接地故障, 漏电电流将很大, 会造成人身触电伤亡, 引爆瓦斯或煤尘, 引起火灾等重大事故。工作面漏电会引爆电雷管、造成人身伤亡事故。我们把这种事故称为漏电故障, 简称为漏电。
1我们首先来了解一下低压电网漏电会有什么样的危害
1.1漏电电流产生的电火花, 当其火花能量达到最小点燃能量0.25m J时, 如果漏电点的瓦斯浓度也在爆炸浓度范围内, 能引起瓦斯、煤尘爆炸。
1.2当人体触及一相漏电导体或漏电的外壳时, 流过人体的漏电电流大于极限安全电流30m A·s时, 可能造成人员伤亡。
1.3漏电电流如果超过50m A, 可能引爆电雷管, 造成人员伤亡。
1.4如果漏电故障不能及时发现和排除, 漏电故障长期存在, 可能扩大成相间短路, 造成更严重的危害。
2知道了低压电网漏电的危害, 就要预防, 怎样预防, 还要先了解一下通常造成低压电网漏电的原因
2.1电缆和电气设备由于长期过负荷运行, 使绝缘老化而造成漏电。
2.2运行中的电气设备受潮或进水, 造成对地绝缘电阻下降而漏电。
2.3电缆与设备连接时, 接头不牢, 运行或移动时接头松脱, 某相碰壳而造成漏电。
2.4电气设备内部随意增加电气元件, 使外壳与带电部分之间电气距离小于规定值, 造成某一相对外壳放电而发生接地漏电。
2.5橡套电缆受车辆或其它器械的挤压, 碰砸等, 造成相线和地线破皮或护套破坏, 芯线裸露而发生漏电。
2.6电缆受到机械损伤或过度弯曲而产生裂口或缝隙, 长期受潮或遭水淋使绝缘损坏而发生漏电。
2.7移动频繁的电气设备, 电缆反复弯曲使芯线部分折断, 刺破电缆绝缘与接地芯线接触而造成漏电。
2.8操作电气设备时, 产生弧光放电造成一相接地而漏电。
2.9电气设备内部遗留导电物体, 造成某一相碰壳而发生漏电。
2.10设备接线错误, 误将一相火线接地或接头毛刺太长而碰壳, 造成漏电。
2.11设备检修时, 因停、送电操作错误, 带电作业或工作不慎, 造成人身触及一相而漏电。
3如何才能有效预防漏电故障的发生?怎样才能有效避免漏电故障发生时可能造成的危害?
笔者认为, 要有效预防漏电故障的发生, 或有效避免漏电故障发生时可能造成的危害, 应做好如下几个方面的工作:
3.1工作面安装前, 要针对现场具体情况, 认真进行供电设计, 合理选择开关、电缆参数及型号;增减负荷时, 必须要到机电科电气管理组写《用电申请报告单》经专职人员或技术人员审批后, 严格按照审批要求选择开关及电缆。这样做可避免开关及电缆长期过负荷现象的发生, 开关与电缆的绝缘电阻才不会受到破坏, 从而在源头上防止了漏电故障的发生。
3.2工作面安装或增减负荷时, 要写停送电措施, 并经矿机电总工程师批准, 工作时要一人操作, 一人监护, 以防止工作过程中发生误操作行为, 工作结束送电前要进行详细检查, 以防止发生接错线或接线不合格或遗留工具等情况的发生。
3.3工作面安装或增减负荷时, 要严格按照质量标准化要求进行接线, 确保接线工艺、电气间隙、爬电距离符合质量标准化要求, 从而有效减少漏电等故障的发生。
3.4井下不再使用非真空电磁起动器, 按质量标准化要求使用真空电磁起动器, 以防止操作电气设备时, 因弧光放电而造成一相接地类型的漏电故障。
3.5电气设备及电缆在使用过程中, 一定要倍加爱惜, 不能出现挤压、碰撞、严重弯曲等野蛮作业行为的发生。设备使用是很重要的一环, 一定要教育职工树立爱惜设备的良好习惯。
3.6加强设备检修, 发现设备有发热或不正常温升情况时, 要及时打开设备进行检修, 如果接线柱有烧毁或损坏情况, 要立即更换处理, 如果接线松动, 要重新接线或紧固, 如果接线室内壁或缆线较脏, 一定要认真擦拭。定期对设备或电缆线接线线盒进行检修, 可有效预防漏电故障的发生。
3.7要有效预防漏电故障的发生, 坚持定期摇测设备及电缆的绝缘电阻是行之有效的办法。就象人做体验一样, 能够及早发现人体存在的问题, 从而达到防病的目的。定期摇测设备及电缆的绝缘电阻值, 发现绝缘电阻值较低时, 要及早采取措施, 有重点地进行检修, 即能有效预防漏电故障的发生。
3.8装设漏电保护装置, 当井下电网发生可能引起危险的漏电故障时, 能及时切除漏电线路或设备, 以防止事态的扩大。对于井下变压器中性点绝缘的供电系统, 目前常用的漏电保护原理有:附加直流电源检测、零序电流方向、旁路接地等。井下低压馈电线上, 必须装设检漏保护装置或有选择性漏电保护装置, 保证自动切断漏电的馈电线路。煤电钻必须使用设有检漏、漏电闭锁、短路、过负荷、断相等综合保护装置。
4漏电故障都有哪些类型, 如何查找?
漏电故障发生后, 漏电保护会动作并切断电源, 此时不能强行送电, 要查明原因, 积极处理, 故障处理后再送电, 严禁出现强行送电或甩保护送电现象。
漏电可分为集中性漏电和分散性漏电两种。
集中性漏电是指电网的某一处或某一点发生漏电, 而其它部分对地绝缘仍正常。分散性漏电是指某条线路的整体绝缘水平均降低到安全值以下。
4.1漏电的分类
4.1.1集中性漏电
(1) 长期的集中性漏电这种漏电, 可能是电网内的某台设备或电缆, 由于绝缘击穿或导体碰及外壳所造成。 (2) 间歇的集中性漏电这种漏电, 大部分发生在电网内某台设备 (主要是电动机) 或负荷端电缆, 由于绝缘击穿或导体碰及外壳, 在设备运转时产生漏电;还可能由于针状导体刺入负荷端电缆内产生漏电。 (3) 瞬间的集中性漏电这种漏电, 主要是由于工作人员或其它物体偶尔触及带电导体或电气设备和电缆的绝缘破裂部分, 使之与地相连;还可能操作电气设备时产生对地弧光放电所致。
4.1.2分散性漏电
(1) 某几条线路及设备的绝缘水平降低所致; (2) 整个电网的绝缘水平降低所致。
4.2漏电的查找方法
发生漏电故障后, 将各分路开关分别单独合闸, 如发生跳闸或闭锁, 为集中性漏电, 或不跳闸或不闭锁, 但各分路开关全部合上时则跳闸, 一般为分散性漏电。
4.2.1集中性漏电的查找方法
(1) 漏电跳闸后, 试合总馈电开关, 如能合上, 可能是瞬间的集中性漏电。 (2) 试合总馈电开关, 如不能合上, 再拉开全部分路开关, 试合总馈电开关, 如仍不能合上, 则漏电点在电源线上, 然后用摇表摇测, 确实在哪一根相线上。 (3) 拉开全部分路开关, 试合总馈电开关, 如能合上, 再将各分路开关分别逐个合闸, 如在合某一开关时跳闸, 则表示此分路有集中性漏电。
4.2.2分散性漏电的查找方法
若电网绝缘水平降低, 在尚未发生一相接地时, 继电器动作跳闸, 可以采取拉开全部分路开关, 再将各分路开关分别逐个合闸的办法, 并观察检漏继电器的欧姆表指数变化情况, 确定是哪一条线路的绝缘水平最低, 然后用摇表摇测。检查到某设备或电缆绝缘水平太低时, 则应处理或更换。
摘要：由于煤矿井下环境恶劣, 低压电网漏电故障比较多发, 本文介绍了井下低压电网漏电的危害, 结合自身实践经验, 对造成低压电网漏电的原因进行了详细分析, 提出了相应预防措施, 并针对漏电故障类型, 认真做好查找工作。
电网省际直流输电通道故障调度 篇6
高压直流输电因其可以远距离、大功率输电, 且具有调节速度快、可实现交流系统异步连接、无运行稳定问题等优点, 故已逐步在国内外广泛应用[1,2,3]。目前, 仅云南电网内就有三条直流向广东送电:±800 k V楚穗直流、±800 k V普侨直流及±500 k V牛从直流, 其中±800 k V楚穗直流为世界第一条±800 k V特高压直流输电工程, 于2009年7月投产运行, 西起云南楚雄, 东至广东穗东, 最大输送功率达5 000 MW。交直流互联方式下, 因直流输送功率较大, 对于送端的云南电网, 若发生直流闭锁故障而稳控装置不安排切机或拒动, 必将导致网内相关交流断面、省际交流通道过负荷甚至越极限。提前制定相关处置方案可为省调调度员在直流故障情况下安全、高效地处理事故提供保障。
1 故障后送端电网内现象
省际高压直流输电通道故障后, 会出现一系列明显的现象, 对于送端电网, 一般会有下列现象[4,5]:
1) 若发生双极闭锁 (即该直流通道全部闭锁) , 直流输送功率突降为零;若仅单极闭锁, 则直流输送功率还剩原一半左右 (取决于运行极过负荷能力) 。
2) EMS系统中AGC一般会暂停控制, 因潮流变化幅值较大, 超出AGC最大允许变化值。
3) 省内与直流通道平行 (指输送潮流方向) 交流通道 (尤其是500 k V交流通道) 过负荷甚至越极限。
4) 省际交流联络通道潮流过负荷甚至越极限。
5) 因潮流大量转移, 送端网内相关厂站电压值将大幅下降。
2 省际直流送电通道故障处置难点
省际直流送电通道故障后的处置涉及网、省两级调度同时进行, 总调会快速调减云南网内所调电厂出力, 省调也会令调管电厂快减出力, 极易出现减幅过猛使省内电力平衡及外送功率偏差过大导致频率下降过多;若减的力度不够, 又会加长相关断面超极限运行时间, 风险并未解除。处置的难点就在于如何确定一个边界来供网、省两级调度参照, 保证快速性和适度性。
3 直流送电通道故障调度处置原则
1) 通过“三监视”及时判断直流通道故障。“三监视”指在EMS上重点监视直流通道、省内交流通道及省际外送交流通道潮流值, 根据监视断面潮流值突变、大幅转移即可判断出有直流送电通道故障闭锁。另外AGC暂停控制、电压大幅降低等现象也可辅助判断。
2) 依据“两明确”决定采取相关调控措施。省调调度员向总调值班调度员确认发生省际直流送电通道故障后, 立即与之请示明确省际交流外送通道断面控制值、总外送功率值, 第一个值将省际交流通道实时潮流人为“钳住”不超极限, 第二个值保证相关电力平衡偏差不致过大。两级调度依据该边界条件及时调节所辖电厂出力, 保证快速性和适度性。
3) 采取“三控”措施调整水、火电出力。即按照上级调度指令首先将省际交流外送通道断面潮流调减不超控制值, 再控制省内相关交流通道在极限值以内, 然后将总外送功率按第2步中明确的值进行控制 (若需增加出力, 应优先非源端电厂, 否则省内交流通道又可能越极限) 。由于此时需要越限断面送端电厂快减出力, AGC调减速度达不到要求, 故在此阶段应将待减电厂AGC退出, 电话下令电厂快减出力。
4) 及时通知相关厂站进行电压调整。由于潮流大量转移, 将导致相关厂站电压大幅降低, 省调调度员应及时令受影响电厂发电机迟相运行, 变电站投退无功补偿设备, 将电压控制在合格范围内。故障处置流程如图1所示。
4 实例仿真分析
下面就通过模拟±800 k V楚穗直流输送功率5000 MW时发生单极闭锁后, 作为送端网的云南电网省调值班调度员的处置过程来具体说明以上方案执行情况。
4.1 故障前的电网运行方式
云南电网通过2条±800 k V直流通道、1条±500 k V直流通道、4条500 k V交流线路及2条220 k V交流线路向南方电网输送电能, ±800 k V楚穗直流交直流互联方式下, 云电外送理论上最大值可达18 800 MW, 其中±800 k V楚穗直流双极最大可送5 000 MW、4条500 k V交流通道控制极限为4 300 MW。500 k V主网系统正常运行方式无检修、水电出力按汛期最大出力考虑。
图2为部分接线示意图及相关断面潮流值。为安全起见, 500 k V外送交流通道留出200 MW裕度。±800 k V普侨直流按半极投运考虑, 最大输送1 250 MW, ±500 k V牛从直流目前仅一极投运, 最大输送1 600 MW。
4.2 楚穗直流单极闭锁后的电网运行方式
±800 k V楚穗直流单极闭锁后, 剩余运行极有短时1.1倍过负荷能力, 能输送2 750 MW。因安全稳定控制装置针对单极闭锁故障不安排切机, 故将有2 250 MW的功率会瞬时通过500 k V和平断面送入主网, 云南电网网内由西至东断面将严重过载。相关断面控制极限如图3所示。
由此可知, ±800 k V楚穗直流单极闭锁故障后将导致省内、省际相关交流断面严重过载, 其中, 因总外送计划值尚未修改, 而其他两路直流通道已满送, 故2 250 MW可能全部转移至500k V省际交流通道, 该通道功率达6 350 MW, 过负荷148%, 严重影响电网安全。
4.3 直流单极闭锁后的处置
省调值班调度员根据“三监视”原则判断出楚穗直流发生单极闭锁后 (功率由5 000 MW突降为2 750 MW) , 立即与南网总调联系, 取得“两明确”数据, 并询问总调管辖的小湾、金安桥电厂会减多少功率;与此同时, 省调其他调度员直接电话令功果桥、阿海电厂、漫湾、大朝山等电厂快减出力, 迅速将云南省内由西向东500k V交流断面、省际500 k V交流断面潮流值调减下来 (“三控”中的前两控) 。因西 (北) 部水电调减后, 电力平衡会受影响, 需要在“两明确”的指导下, 增加滇东部、东北部、南部水、火电及滇西南水电出力, 平衡省内、外送 (第三“控”) 所缺电力。
潮流大幅转移后, 将导致500 k V和平、草铺、宝峰、七甸、红河、砚山等变电站电压下降20~30 k V左右, 故省调调度员应及时关注并调整上述厂站电压, 属网、省两级调度共同管辖变电站, 应及时向总调申请调整。
待总调明确闭锁的楚穗直流单极能否恢复运行后, 省调调度员根据总调确定的云南外送功率曲线及小湾、金安桥电厂发电曲线, 将西电东送值按最新计划模式执行, 同时将AGC恢复正常运行。
4.4 小结
判断出直流闭锁故障后, 省调值班调度员要在最短的时间内将省内、省际相关断面潮流调减下来, 以防再发生N-1故障后引发连锁、解网性电网事故;同时要兼顾电力平衡, 防止部分电厂块减出力后导致频率下降。若是发生双极同时闭锁且安全稳定控制装置拒动或者双极相继故障 (间隔时间大于稳控装置动作时间) , 5 000 MW有功几乎全部转移至省内、省际交流通道, 要求更快、更大幅的调减源端电厂出力, 影响面更广、更深。
5 结束语
随着电网的不断发展, 高压直流输电技术的应用会越来越广泛, 由于高压直流通道输送容量大, 交直流互联方式下闭锁故障后对电网威胁较大, 类似云南这种送端电网中值班调度员务必在最短时间内将省内、省际相关交流断面潮流值调减至控制极限以内, 并与上级调度协调总外送值, 否则相关通道再发生N-1故障跳闸, 可能会引发连锁、解网性电网事故。因此, 制定直流通道闭锁故障后的相关处置方案, 有利于值班调度员快速、有效地进行事故处理, 对于电网安全、稳定运行有着重要的意义。
摘要：以云南电网为例, 分析了省际高压直流输电通道发生闭锁故障后, 后送端电网的内现象、省际直流送电通道故障处置难点、云南的送端电网采取的快速处置方案。
关键词：云南电网,省际高压直流输电,调度故障处置
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模拟电网故障 篇7
随着电网规模的扩大和互联程度的提高,故障诊断成为保证系统安全运行的重要手段,故障元件的识别是其关键问题。目前,尽管已有专家系统[1,2]、人工神经网络[3]、粗糙集[4]等多种传统智能方法用于解决电网故障诊断,但随着电网规模的日益扩大,当电网出现异常尤其是复杂故障(如级联跳闸)时,多个元件和保护动作,加之保护和断路器的拒动与误动、信息缺失等不确定性因素给电网故障诊断带来难度,传统智能故障诊断方法对这种不确定性就显得处理不够。
基于概率推理的贝叶斯网络应用于电网故障诊断,能较好地弥补传统诊断技术在不确定性和容错处理的不足[5,6,7]。文献[5]提出根据电网拓扑结构和保护装置的动作原理建立基于元件的诊断贝叶斯网络及其概率学习算法,将Agent与贝叶斯网络结合,但这种结合仅停留在系统框架层面,没有实际算法的支持;文献[6]由Noisy-Or和Noisy-And节点组成贝叶斯网络,分别建立线路、变压器和母线等通用故障诊断模型,但模型较简单,不适用于结构复杂的电网;文献[7]将主观贝叶斯方法应用到电网故障诊断,既克服贝叶斯网络方法参数难以获得的问题,又发挥贝叶斯网络在推理方面的优势,但该方法在处理异常事件时可能出现组合爆炸问题。已有研究在每次发生故障时,都是对整个电网进行推理与诊断,无疑会影响诊断的精度和可靠性,对保护和断路器的误动与拒动处理仍不够好。
本文提出基于贝叶斯网络的电网故障诊断方法,与传统的贝叶斯网络故障诊断不同的是,根据SCADA(数据采集与监视系统)和RMS(保护信息管理系统)中的断路器动作信息,采用故障区域识别法确定故障目标区域,将故障元件的诊断锁定在目标区域内,从而缩小故障诊断范围。再利用断路器位置信息和保护动作信息,送入贝叶斯网络进行反向推理来获得故障元件。为了抑制多种干扰因素可能造成的诊断不准确,对诊断结果做概率平抑的修正措施,再做正向推理以判断保护的误动与拒动。通过仿真实例验证了该诊断方法的有效性。
1 贝叶斯网络原理
贝叶斯网络是一个有向无环图,如图1所示。图1中每个节点表示所讨论问题域中的事件,节点之间的弧表示事件之间的概率依赖关系,使得不确定性推理在逻辑上更清晰、更容易理解[1]。
给定贝叶斯网络B=
贝叶斯网络提供了对域的完整描述,联合分布中的一般条目是对每个变量赋予一个特定值P,可使用BP将网络中的概率信息计算出来。用符号P(X1,X2,…,Xn)作为联合概率的简化表示,则有:
联合概率分布中的每个条目都可表示为CPT中适当元素的乘积。因此CPT提供了联合概率分布的一种分解表示方法。
2 电网故障区域的识别
2.1 故障区域识别的必要性
由于电网规模庞大、元件数量众多,如果每次故障诊断时都对电网内所有元件考虑进行分析,不仅没有必要,而且将遇到严重的速度问题。事实上电网发生故障后,与故障元件有关的继电保护和断路器会动作,将其与系统的健全部分隔离开形成停电区域,故障元件肯定在停电区域之中。这样,故障元件的确定可局限于这些停电区域之内,由于每个停电区域内设备数一般不会超过50个[2],因此识别故障区域将大大缩小诊断规模、提高诊断速度。
2.2 故障区域识别原理
利用断路器的实时信息,采用实时接线分析方法识别故障前与故障平息后系统拓扑结构,比较这两个拓扑结构的差异,找到故障后形成的无源网络(可能是一个,也可能是多个),故障元件则肯定在这(些)个无源网络中,这里称这些无源网络为故障区域。在找到这(些)个目标区域后,故障元件的识别就可局限于这些区域中所包含的元件,这样就大大减少了诊断变量,大大提高了诊断速度。
如图2所示,由SCADA/RMS系统得到因故障致使CB2、CB4、CB7、CB11、CB15、CB17动作跳闸,由实时接线分析法可知,虚线所示区域与系统相互孤立,形成一个无源网络,因此可得知虚线网络即是所要找的故障目标区域,该区域中元件T1、L1、T4可能是故障元件,因此只需对上述三个元件的贝叶斯网络进行诊断即可,从而大大提高诊断效率。
3 基于贝叶斯网络的电网故障诊断
3.1 目前超高压电网保护配置和动作原理
本文侧重于输电网电网故障诊断研究,目前我国电网220 k V及以上输电线路主要采用的主保护是光纤电流差动保护,后备保护采用两端距离保护和零序过流保护。从图3中线路L1左端保护L1Lm、L1Lp和L1Ls来分析,其中L1Lm是主保护,即光纤电流差动保护,它只保护线路本身;L1Lp是第一后备保护,它也保护线路全长,是主保护L1Lm的后备保护;L1Ls是第二后备保护,它一般在相邻的元件故障下保护动作,当相邻元件(母线C)故障下保护未动作时,L1Ls作为后备保护动作切除故障。这三个保护动作后都是触发断路器CB3跳闸。
对于母线保护,差动保护是其主保护,只保护母线本身。变压器或线路后备保护是其后备保护。图3中Cm是母线保护,当母线C故障时,母线保护Cm动作触发继电器CB2,CB4和CB5跳闸。
变压器保护一般也是三段式。图3中变压器T的三段式保护为TLm(TRm)、TLp(TRp)以及TLs(TRs)。其中主保护TLm(TRm)和第一后备保护TLp(TRp)的保护范围都为变压器本身,第二后备保护TLs(TRs)在相邻元件故障下动作,如在图3中,当母线C故障而Cm未动作时,则TLs(TRs)动作。TLm(TRm)、TLp(TRp)和TLs(TRs)保护动作后都是触发断路器CB1和CB2跳闸。
3.2 贝叶斯网络的建模
根据上述继电保护原理,可准确地建立系统中每个元件的故障诊断贝叶斯网络拓扑图。在图4所示的电网模型中,建立线路L1和变压器元件T1的贝叶斯网络图,如图5和图6所示。在每个贝叶斯网络模型中,电网元件作为网络中唯一的根节点,其状态为0和1分别表示“正常”和“故障”状态。保护装置节点和断路器节点构成网络中叶节点,其状态0和1分别表示它们处于“不动作”和“动作”状态。
3.3 贝叶斯网络的赋值
贝叶斯网络的准确赋值是实现正确诊断的关键。本文综合了设备可靠性数据、历史运行数据和试验模拟数据进行赋值建模,从而获得更为可靠的概率数据。
对于元件节点的故障先验概率,通过一次设备年故障频率μ来计算[8]。设备连续运行一段时间t后,发生故障的概率就是故障时间间隔为t的概率。
式(2)中:T是设备连续无故障运行的时间。以文献[9]中的数据为依据取ω,取t=0.5,计算出元件节点的故障先验概率,如表1所示。
对于保护节点,先计算保护拒动和误动概率,再根据保护原理确定条件概率。保护拒动概率可用拒动次数与要求动作次数之比来计算;保护误动概率可先计算出保护装置年平均误动频率μ,然后按照公式(2)来计算误动概率。以文献[8-9]中数据为依据,计算出继电保护的误动、拒动概率如表2所示。
保护节点的条件概率根据保护原理从保护拒动和误动概率计算获得。利用保护节点的条件概率具有相似性的特点,先确定几类关键继电保护节点的条件概率,然后相应获得所有节点的条件概率。
3.4 基于贝叶斯网络的故障推理
3.4.1 故障元件的确定
考虑到本文针对元件建立的贝叶斯网络模型,因此每一个电网元件只可能出现在自己的贝叶斯网络中,设经过反向推理得到的各元件故障概率为an(n=1,2,3,…),设定0.8作为元件正常故障的阈值,即若a的值满足下列条件:
则判定该元件为故障元件,否则为正常元件。
3.4.2 保护误动与拒动的确定
在推断出故障元件后,将故障概率带入各元件贝叶斯诊断网络进行正向推理,得到保护和断路器真实的动作概率,是由某一个元件故障得出其它误动作,考虑到SCADA/RMS系统中存在许多干扰信息,导致部分非故障诊断概率出现误差的现象,因此又对这些元件概率进行修正。
设若非故障元件诊断故障概率大于0.5,则判定为概率为不准确概率,需要进行修正。
设故障区域中故障元件诊断概率小于0.5的概率值分别为{a1,a2,a3,…,an},设需要修正的元件修正后的概率为{b1,b2,b3,…,bm}。
通过对这些不准确元件概率进行合理修正,保证了诊断的容错性,再将这些修正后的概率赋值到各元件的贝叶斯网络中用于正向推理。通过对各层的节点逐层修正和正向推理可得到各节点(各保护或断路器)贝叶斯网络诊断保护(断路器)的动作概率,如果某保护(断路器)同时出现在不同元件的贝叶斯网络节点中,那么取它们在各网络中所得动作概率的平均值。
设m1为保护(断路器)实际动作概率,从SCADA/RMS系统直接读取。
设2m为各保护(断路器)通过正向推理得到的动作概率。令Δm=m1-m2,则通过Δm的计算,根据下述判据得到保护(断路器)的诊断结果:
通过以上计算分析可得到出保护和断路器的误动、拒动的情况。
4 算例实例
本文采用贝叶斯网络仿真软件GENIE构建相应的贝叶斯网络,可获得图形化的贝叶斯网络拓扑结构、设置各节点的条件概率数据,进行推理计算。
以图3的电网模型为例进行实例推理。已知SCADA/RMS接收到的故障信息如表3所示。
1)故障区域识别
由SCADA/RMS系统的信息,利用2.1节故障区域识别原理可得到故障区域(图3虚线框内区域),故障区域中的元件有L1、L3、T1、T2、B1、B2。
2)故障区域中各元件建模
对各元件建立相应的贝叶斯网络诊断模型。3)对于各贝叶斯网络模型中节点赋先验概率利用3.3节贝叶斯网络赋值原理对各节点计算出先验概率并对各节点赋值。
4)应用贝叶斯网络仿真软件GENIE分别对各网络进行诊断
可诊断得到线路L1的正常概率为0.86,故障概率为0.14,同理可得其它设备的故障概率。
5)故障元件的确定
通过第4步得到故障元件概率如表4所示。
由表4可知,T1的故障概率大于0.8,所以推断出T1是故障元件。
6)保护误动、拒动的确定
根据3.4.2节,由于非故障元件L3、T2的故障概率大于0.5,因此需要对两元件的故障概率进行修正,设L3、T2修正后的故障概率分别为b1、b2,L3、B2的故障概率分别为a1、a2、a3。则:
将元件故障概率带入各元件贝叶斯网络中通过正向推理,得到各保护(断路器)的动作概率,如表5所示。将表5中的Δm代入3.4.2节的判定规则,得到最终的诊断结果,如表6所示,该诊断结果是正确的,其容错性更强。
5 结论
本文结合故障区域识别法,依据元件、保护及其关系,给出电网元件故障诊断贝叶斯网络模型,实现了电网故障诊断。该方法先通过识别故障区域合理缩小诊断范围,有效提高诊断速度和精度;采用阈值判据来判定元件故障,对于单一元件故障和多个元件故障导致的级联跳闸均能有效诊断;对反向推理得到的故障元件概率做合理修正,有效解决SCADA/RMS系统因干扰信息导致误判的情况,保证了诊断的容错性。仿真结果表明,提出的电网故障诊断方法简单有效,对于级联跳闸可准确诊断出故障,从而为操作运行人员提供了参考的依据。
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独立运行微电网的故障特征分析 篇8
微电网通过将一系列分布式的微电源有序组合起来，统一调度，精细控制，实现了可再生能源的最有效利用。这种高效率的运行，使得微电网的经济性，尤其是在一些偏远的、架设输电线路成本过高的区域，显得尤为突出：西欧地区地广人稀，小范围的微电网发展迅速[1];日本在爱知县机场附近建立了为区域负荷供电的微电网系统[2];我国亦已在浙江部分海岛、甘肃等地开展了微电网试验工程。这些地区距离主网架较远，微电网独立运行比并网运行更为经济。
目前对微电网的研究偏重于控制，对于故障特征以及保护的分析较少。文献[3,4]指出微电网故障期间电压变化特征与常规电网类似，但各电源故障电流受到限制;文献[5]指出微电网接入配电网后，相间故障会引起馈线出现更大的助增电流;文献[6]认为微电网孤岛运行及并网运行应该用同一套保护策略，保护功能应该是微电源的一部分且能即插即用。文献[7]尝试在微电网中使用行波保护作主保护，电流变化率保护作后备保护;文献[8]认为当微电网结构较复杂时，会引起过流保护误动以及出现动作盲区;文献[9]提出了一种基于微电网中心控制器的保护算法。以上文献有的只分析了故障特征，没有与保护联系;有的提出的保护原理只适用于部分特殊情况，没有普遍性;还有些思想仍需要进一步研究和证实。但其中也指出了一些值得思考的现象与问题。
本文根据浙江某海岛的微电网拓扑，建立了独立运行的微电网仿真模型。在其中的几个关键位置设置故障，分析故障特征与传统电网的不同之处，以及在这些新的故障特征下，传统保护会受到何种影响。微电源的弱电源特性会带来频率偏移、受限的故障电流以及不稳定的系统阻抗等问题，传统保护的原理并没有考虑这些情况，它们能否直接在微电网中使用是当前继电保护领域较为关心的问题，也是本文研究的重点。本文借助实际微电网系统的拓扑进行故障分析，希望能够发现微电网在故障期间存在的一些共性，为目前以及将来的微电网工程提供保护配置上的建议和参考。
1 微电网拓扑
1.1 微电网结构
本文所分析的微电网中包含直驱风机、光伏发电(PV)、柴油发电以及储能4种电源，其中储能和柴油发电装置可作为主电源，维持整个网络的电压和频率稳定，其拓扑简图如图1所示。该微电网配备了2套柴油发电装置和储能装置作主电源;2套完全相同的直驱风机，以及2组接在不同位置的光伏发电单元作电源;632线为纯负荷线，631线除负荷外还接有1套光伏发电装置。为简便起见，图1已将负荷等效为1组。这样配置的目的主要是保证供电的可靠性：检修其中一套主电源时，另一套主电源能继续运行保证微电网正常工作;当母联断路器K1因某种原因必须断开时，632和631这2个子网通过各自的主电源和电源可以分别进入孤岛运行状态。2组储能、柴油发电机和风机的类型相同，而容量不同，在进行故障分析时可以将其分别合为1组电源，这样既保留了单个微电源的故障特征，又提高了仿真速度。同时，将各条馈线、各组电源按顺序命名，以方便分析。简化后的微电网分析拓扑见图2。
1.2 微电网的运行方式
该微电网的运行方式主要考虑2种因素。
a.主电源的类型。柴油发电装置作主电源，储能装置工作在下垂控制模式以平抑负荷波动;柴油发电装置退出时，储能装置工作在U/f控制模式，单独作主电源。
b.风电、光伏的投入。考虑到微电网正常运行时的负荷情况，风电和光伏全部投入定义为运行方式1，风电和光伏均不投入定义为运行方式2。
各微电源模型均采用详细模型，建模过程主要参考了文献[10,11,12,13,14,15,16,17,18]。
1.3 微电网的保护配置建议
按照文献[19,20,21]的规定，小容量的微电源逆变器接入普通配电网无需低电压穿越能力。然而对于本文分析的系统，岛内输电线路普遍很短。如果电压低于额定值的50%时在100 ms内切断电源，则在岛上任意一点发生较严重故障时，除柴油发电机外的所有电源都会迅速脱网。下文将会提到，电流速断保护在这种情况下难以整定，唯有纵联保护能够在100 ms内切除故障，而考虑经济性因素，纵联保护不可能配置在所有线路上，这对于岛上的供电可靠性以及运行人员寻找和排除故障点都是极其不利的。因此本文认为必须将独立运行的微电网视为一个独立的电力系统，按低电压穿越的要求来整定微电源逆变器自身的保护。同时，当发生故障时，各微电源在满足自身安全的情况下，应当提供一定的故障电流供保护使用。此时，按照风电和光伏低电压穿越的标准，当发生故障导致电压跌落至额定值的20%时，线路及母线保护有625 ms的时间来切除故障，对于大部分常规保护而言已经足够。一旦发生更加严重的故障，则依靠纵联保护。只有纵联保护拒动或者故障不在其动作区时，微电源自身保护才会动作。
本文假设当故障发生，电压跌落至额定值的20%以下时，各微电源不脱网，分析此时保护的适应性。如果此时传统保护仍正确工作，那么通过一定的控制手段使各个微电源继续运行，将会大幅提高供电可靠性。同样，本文也会分析导致电压跌落至额定值的20%以上的故障发生时保护的适应性。
2 故障电流受限及对保护的影响
该微电网中的微电源，除了柴油发电机以外均通过逆变器并网，故障发生时为了不损坏电力电子开关，通过软硬件结合的方式，确保短路电流不超过额定电流的1.5～2倍[22]，短路电流的幅值与旋转电机区别较大。在含有这种电源的微电网中，线路上配置的电流保护，尤其是反映短路电流幅值增大而瞬时动作的电流速断保护的性能，是需要重新考量的。
图2中点F1发生三相短路时，各个微电源出口以及故障馈线上的短路电流(标幺值)如图3所示。
由图3可见，风电、光伏和储能的故障电流均不超过额定电流的1.5倍，这与实际情况相符。
文献[23]规定10 kV系统一般配置三段式电流保护。其中，电流速断保护价格不高且动作速度快，发生严重故障时，能在微电源自身保护动作之前切除故障，电源自身保护无需动作;故障切除后非故障网络可继续运行，由此可以提高供电可靠性，因此有必要分析微电网中电流速断保护的适应性。
电流速断保护成立的条件是线路始端保护安装处测得的短路电流，随着故障点远离线路始端而明显减小，这个条件不满足则不能整定保护范围。
在馈线1上取10个故障点，相互之间间隔10%的线路长度。分别设置故障并观察线路始端保护安装处测得的最大短路电流工频幅值，在运行方式1下分析三相短路，运行方式2下分析两相短路。短路电流(标幺值)随故障点位置的变化如图4所示，其中横坐标为故障点与线路始端的距离和线路全长的百分比。
从图4可以看出：当储能作为主电源，即电网中没有柴油发电机时，随着故障位置远离线路始端，保护安装处测得的电流几乎无变化;而当柴油发电机作为主电源时，同样的条件下短路电流幅值能够区分，但是在不同故障位置时的差距仍然不大。在这种情况下难以给出电流速断保护的整定值，配置电流速断保护也是无意义的。考虑到微电网的建设目的，不可能让柴油发电机的容量在电源的总容量中占绝对主导，因此在大部分独立运行的微电网当中，电流速断保护均不能使用。但此时短路电流与正常负荷电流有明显的区分，因此这种特性并不影响过电流保护。
3 频率偏移及对保护的影响
3.1 频率偏移的原因
采用U/f或者下垂控制的微电源在微电网中作主电源，频率参考值一般直接给定或者通过下垂特性给定，限幅比较严格，故障期间变化不大。
采用PQ控制的微电源，例如直驱风机和光伏，其并网控制器一般通过数字锁相环给定输出电流的频率，锁相环的结构如图5所示。
图5中Park变换完成了普通锁相环中鉴相器的功能[24,25,26]。输出的q轴分量与其期望值之差，经过低通滤波滤除高频分量后，由PI调节器消除静差以锁定到输出信号的频率;然后将其转变成角频率并作积分即得到了原信号的电角度。锁相环理想稳态运行下应该有Δf=0，即锁相环输出的电角度为输入信号的A相基波电角度。
仿真中观察到，故障瞬间，电网电压跌落，Uq有一个明显的突变，并且直到故障切除为止，Uq无法达到其目标值0，这就导致误差信号Δf一直非零。并且，电压降落越低，误差信号越大，最严重的情况下Δf将达到PI控制器的积分上限。此时经锁相环给定的逆变器输出频率，即为工频与误差信号之和。因此，当发生故障时，PQ控制的微电源频率的偏移量基本取决于其参数的设置。为保证锁相环正常运行时的动态性能，不能将积分上下限设定得过小。理论上，采用PQ控制的微电源在故障期间的频率偏移会较采用其他控制方式的微电源大。可以看到，当微电网发生故障时，几乎所有的电源频率都会变化，其中以PQ控制的微电源变化最为显著。
3.2 严重故障频率变化
首先考虑柴油发电机作为主电源，发生金属性故障，电压跌落到额定电压的20%以下的情况。将风电和光伏的锁相环频率偏差上限设置为2 Hz，在图2中点F1设置三相金属性短路故障，对几个电源出口以及故障馈线上的短路电流进行快速傅里叶变换(FFT)分析，采样窗长取1s，频率辨识精度为1Hz，结果如图6所示。
从图6中可以看出，故障发生后，柴油发电机和储能的频率变化较小，主要频点依然是50 Hz，而风电和光伏的主要频点已经明显地偏离了工频。PV2距离故障点较远，频率偏移程度比较小，PV1和直驱风机故障电流的主要频率均达到了设定的最大值52 Hz。此时，馈线2的故障电流中出现了50Hz和52 Hz 2个分量，并且它们的幅值差距不大。
绘出故障馈线上的故障电流，并用保护常用的全周傅氏算法提取其工频幅值，如图7、8所示。
如图7所示，由于故障馈线短路电流中有多个衰减较少的频点存在，其始端保护安装处测得的短路电流有类似振荡的波形。由图8可见，该幅值有明显的波动，波动过程最低点的值接近正常负荷电流的幅值。此时很容易出现故障电流频繁穿越电流保护动作区的情况，这对于电流保护的正确动作是不利的。
储能作为主电源时，网络中无柴油发电机，仿真中也出现了相同的情况。作为主电源的储能能够维持其故障电流频率仍然在工频，而风电和光伏的故障电流频率则偏移到了52 Hz。结合第1节的分析，这也说明当电压极低时，电流保护无法正确动作。
3.3 一般故障频率变化
考虑柴油发电机作为主电源，同样将故障设置在图2中点F1，调整过渡电阻令电压在额定值的20%以上。此时故障馈线故障电流的幅频特性分析如图9所示。
从图9可以看出，电压跌落至额定电压的20%时，各个电源的频率偏移均不大。故障馈线上的主要频点依然是工频，其他频点幅值都很小。
绘出此时故障馈线2上的A相电流的波形以及采用全周傅氏算法提取的工频幅值，见图10、11。
图10显示此时故障电流与传统电网的故障电流类似，不再有类似振荡的波形出现。用全周傅氏算法提取工频幅值也比较稳定。这种故障电流与正常负荷电流有明显区别，并且幅值波动不大，可以输入到过电流保护中进行故障判断。
大量仿真发现，频率偏移问题主要出现在电压跌落程度较高的故障中，两相短路基本无此问题。只要电源之间仍有较好的电气联系，锁相环就能准确锁住电网频率。如果让各个微电源按低电压穿越的标准来设计自身保护，发生电压跌落程度在20%以上的故障时，通过适当的整定值设置并在必要时使用低电压和负序电压的启动元件，过电流保护可以正确动作。
4 微电源阻抗变化及对保护的影响
目前基于故障分量的保护已经在电力系统中广泛运用，长期的运行实践表明，该原理在常规电网中有优良的性能。该原理认为电网是一个线性网络，可以将故障时的状态等效分解为非故障状态和故障附加状态的叠加。微电网当中含有许多通过逆变器并网的微电源，其控制系统的非线性使得故障期间的电网不能等效为一个线性网络。分析此时基于故障分量的保护能否正常工作，是很有必要的。各种基于故障分量原理的保护，其整定值的设置或者参与故障判断的电气量的获取均涉及到网络中各个元件的阻抗。下文将分析微电网故障期间微电源阻抗的变化及其对保护的影响。
在柴油发电机作为主电源条件下，在馈线2中点F2处设置BC相短路。使用目前保护普遍采用的方法来求解各个电源出口处以及故障馈线保护安装处感受到的序阻抗，其幅值(标幺值)和相角见图12。
由图12可以看出，除了作主电源的柴油发电机和储能的序阻抗比较稳定外，其他通过逆变器并网的微电源的序阻抗均有波动，并且正序阻抗和负序阻抗不相等。在这种条件下，在馈线2始端测得的系统阻抗也不是稳定的，并且此时正序阻抗的幅值与相角的波动较负序阻抗大。
由于逆变器等效阻抗的获取比较困难，计算和测量都要求很高[27,28]，并且阻抗值还随着工作点的变化而变化。尤其是电网故障期间，工作点的变化可能更剧烈，很难事先确定逆变器的序阻抗，也就无法准确地给保护设置整定值。而由前述的分析可知，用现有的方法计算出的序阻抗无法用来实时确定整定值。
基于故障分量的方向元件的动作判据如式(1)、(2)所示。
正方向：
反方向：
点F2两相故障时，除了馈线2始端的方向元件应判断为区内故障外，各个电源出口处的方向元件应该判断为区外故障。从图12可以看出，作为主电源的柴油发电机和储能的正、负序阻抗相角均正确处在反向不动作区。其他几个处于PQ控制模式的微电源，其正序阻抗的相角处于正向动作区，判断错误，而负序阻抗的相角则在反向不动作区，判断正确。而故障馈线保护安装处测得的序阻抗，其相角均在反向不动作区，判断错误。
仿真分析中发现，U/f控制或下垂控制的逆变器，其序阻抗特性类似于传统同步机，而PQ控制的逆变器，其序阻抗不稳定且正负序阻抗明显不等。在电网中有PQ控制的微电源时，馈线上的序阻抗特性，即系统阻抗也与普通电网不同，这会引起基于序分量的方向元件的误判，也会严重影响需要求解系统阻抗的保护的整定。显然在拥有直驱风机与光伏的电网当中，不宜使用基于故障分量原理的保护。
5 结论
独立运行的微电网完全依靠自身电源，本文认为应将其视为一个独立的电力系统，设计时各个微电源故障期间应当提供一定的故障电流，各个微电源自身的保护应按低电压穿越的标准来整定，以确保网络有一定的供电可靠性。综合全文的分析可得出以下结论：
a.当故障严重到电压低于低电压穿越的最低电压要求时，传统电流保护已无法满足要求，应在关键位置配置纵联保护，而不能配置电流速断保护;
b.当故障发生但是电压尚在低电压穿越要求的最低电压以上时，过电流保护仍有足够的时间可靠切除故障，微电网带来的新特性对这种保护影响不大;
c.独立运行的微电网不宜配置基于故障分量原理的保护以及方向元件。
微电网的拓扑虽各有不同，但都是以可再生能源为主体，各个微电源主要通过逆变器并网。希望通过本文的分析，能给近期进行的微电网工程提供一些保护配置方案的参考。
摘要：根据某海岛的微电网结构建立了电磁暂态仿真模型,其包含4种微电源:储能、柴油发电机、直驱风机和光伏发电单元。在模型中设置多种故障,分析相应的故障特征及故障对传统继电保护的影响,并得出如下结论:在各微电源故障期间均能提供一定的故障电流,并且其自身保护按低电压穿越要求整定的前提下,馈线上的电流速断保护受各微电源故障电流受限的影响无法使用,而过电流保护受影响很小;电网电压严重跌落时,采用PQ控制的微电源故障电流频率将偏离工频,由此可能导致故障馈线母线侧的过电流保护失效,此时只能依靠纵联保护;在包含PQ控制的微电网中,不应配置基于故障分量的继电保护装置。