分布式能源接入

分布式能源接入（共7篇）

分布式能源接入 篇1

现代社会生活中已离不开电能, 电能是推动经济发展的核心力量, 是科学技术不断进步的基石。 新时代背景下, 随着经济的快速发展, 社会对电能的需求越来越大, 电网建设规模不断扩张, 供电难度和设备负荷随之提高, 分布式新能源接入配电网对继电保护的影响越来越明显。 分布式新能源接入配电网将改变配电网原电流分布方式, 所以线路发生故障时, 继电保护就可能出现拒动或勿动等现象, 这将直接导致故障点扩大, 影响配电网运行安全, 造成非计划停电。 分布式新能源接入配电网的继电保护值得研究。

1继电保护的作用及其组成

继电保护能够在电力系统、电气设备发生故障时, 及时自动发出保护信号及警报信号, 进行断电控制, 以保护电力系统安全, 防止故障点扩大, 避免相关设备损坏。 继电保护主要由:测量比较元件、 执行输出元件、逻辑判断元件等几大部分组成。 其原理是通过监测电力系统运行参数, 来实施保护[1]。 电力系统运行时, 其参数在故障时和正常状态时有着明显区别, 这些参数包括电流、电压、功率、频率等, 继电保护就是利用这些参数的变化来判断电力系统状态, 分析故障范围和故障性质, 作出保护动作。 对于电力系统来说继电保护非常重要, 是保障电力系统运行安全, 降低设备故障率, 提高供电可靠性、稳定性的必要环节。

2分布式新能源的特征

分布式新能源突破了传统配电网系统构架的集中式能源供应模式, 是一种可独立运行, 也可并网运行, 以资源、环境效益最大化为目的, 对资源配置进行系统化整合, 采用需求对应式设计和新型能源模块系统的分散式供能方式。 应用了智能化监控技术、远程遥感技术、网络化群控技术、信息技术, 可实现现场无人看守。 分布式新能源具有经济性、灵活性、污染小、损耗小等特点, 能够将输送环节的损耗降至最低, 实现能源利用效能最大化。 分布式新能源在进行能源配置优化时, 根据的是终端能源利用效率来合理确定优化规模, 因此优化效率高, 灵活性强, 能源利用合理, 并且采用了新型能源转换技术, 使排放分散化, 尽可能降低污染程度, 使污染物便于被植物吸收。 将其接入配电网能够提高供电可靠性, 改善电能质量[2]。 但由于我国分布式新能源起步较晚, 相关技术和理论并不成熟, 所以应用中依然存在着许多问题, 其对继电保护产生的负面影响不容忽视。 分布式新能源的接入会改变配电网结构、电流分布, 这将导致继电保护拒动、误动、失灵等现象的发生, 还会对熔断器、自动重合闸产生影响, 造成继电保护保护命令无法执行。 因此, 分布式新能源应用中应采取相应措施, 克服分布式新能源给继电保护带来的影响。

3降低分布式新能源对继电保护影响的策略

通过前文分析可以看出, 分布式新能源虽然具有明显的应用优势, 能够很好的降低能源消耗, 提高供电质量。 但分布式新能源给继电保护带来的负面影响也是不可忽视的。 一旦继电保护因分布式新能源发生故障, 无法正常发挥职能, 在配电网故障时便无法起到有效的保护作用。 因此, 在分布式新能源应用中, 必须要做好相关设备维护, 降低故障率, 保障相关设备能够处于良好状态, 并定期检测分布式新能源对继电保护的影响程度。 设备故障的发生具有明显的突发性和偶然性, 往往只进行事后维护难以取得理想效果, 更会影响配电网运行安全, 增加维护成本, 因此定期维护必不可少[3]。 定期维护够提前排除故障隐患, 避免了故障点扩大, 降低分布式新能源对继电保护影响程度, 保障继电保护装置运行状态。 定期维护计划制定时, 应根据分布式新能源设备运行周期及电力系统运行周期与继电保护装置特征制定, 以确保定期维护的科学性和合理性, 保障维护有效性。 定期维护后必须进行详细的维护记录。 虽然设备故障具有突发性和偶然性, 但同样具有规律性, 不论继电保护装置, 还是分布式电源一些故障的发生往往在同一元件, 想要保障维护有效性, 提高维护效率, 掌握故障规律, 进行维护记录十分有必要。 通过对维护记录的总结与归纳, 便能找到故障原因, 掌握故障规律, 明确故障点, 排除故障, 大大提高了维护实效性和针对性。 除了要做好必要的定期维护外, 还应做好继电保护装置选型, 使继电保护装置能够适用分布式新能源, 降低二者间的影响程度, 保障二者都能处于良好运行状态中。

结束语

分布式新能源具有经济性、环保性特点, 在电力领域的应用, 对于促进电力发展有着重要意义, 是降低供电损耗, 提高供电质量的有效手段。 但分布式新能源的应用会改变电流分布, 将可能导致继电保护故障。 因此, 在分布式新能源应用中, 应采取相应措施, 克服对继电保护的影响。

参考文献

[1]霍丽群.分布式新能源储能系统工作原理展示系统的设计与实现[D].长春:吉林大学, 2014, 6 (15) :117-28.

[2]王仁祥, 王小曼.终端用户分布式新能源接入智能配电网技术研究[J].电气技术, 2010, 8:58-62.

[3]王成全.新能源分布式发电并网与功率调节集成系统的研究与仿真[D].广州:华南理工大学, 2012, 9:50-51.

分布式能源接入 篇2

智能电网已成为新一代智能变电站的发展方向, 我国正处于国家电网2020计划的全面建设阶段[1,2], 到2015年底, 基本建成坚强智能电网, 具备接纳和优化配置大型火电、水电、风电、核电和其他可再生能源电力的能力, 完成重要区域枢纽变电站的智能化建设和改造任务[3,4,5]。分布式能源具有便捷和本地部署方便等特点, 易将其直接融入到智能变电站运行中。智能变电站在站内设备、层间通信与运维管理等方面取得较大进展, 但厂站对主站的支撑能力仍有待提升, 尤其是在电网新业务融合等方面还需要进一步改进。

为提高变电站支撑主站新业务应用能力, 本文以分布式能源接入为研究对象, 建立面向广域分布式架构的智能变电站应用体系, 依托微网核心算法将分布式能源接入业务下放至变电站, 通过业务融合与平台解耦, 提高站级业务平台的开放性和扩展性, 满足不同专业对数据深度分析和利用的需求, 促进智能电网新业务高效、可靠地融入变电站, 提升新一代智能变电站“即插即用”技术水平[6]。

1 分布式能源概述

分布式能源 (Distributed Energy Resource, DER) 以气体燃料为主, 可再生能源为辅, 可就地实现热、电、冷三联供电。利用小型化设备向用户提供梯级能源的新能源利用方式, 实现能源的最大化利用[7]。与传统集中式能源相比, DER多靠近负荷中心, 可简化能源输送环节, 降低线路损耗, 减少输配电建设成本。DER还可实现发电、供热、供冷等多种服务功能, 能够有效地实现能源综合梯级利用[8]。

目前, 国内外有多种DER应用方式, 包括独立运行、组成微网与公网连接、直接接入用户内部网络或直接接入电网等4种方式[9], 本文以DER通过微网接入电网方式来研究新一代智能变电站构建基于分布式架构的DER配置策略。

我国规定200k W及以下分布式电源接入380V电压等级电网;200k W以上分布式电源接入10k V (6k V) 及以上电压等级电网[10]。因此, 分布式能源接入主要集中在配网领域。对变电站和调度主站而言, 分布式能源通过10k V (6k V) -35k V电压等级的分布式能源站来接入电网。

2 新一代智能变电站的分布式架构及功能流程

2.1 数据要求

分布式能源的接入, 改变了传统变电站的数据流向及监测模式。在新一代智能变电站的分布式能源接入中增加动态数据处理模块, 通过数据同步、数据辨识、数据分析和数据实时贮存等环节, 实现对站内数据动态监测与分析评估以及对分布式能源接入的实时跟踪[11]。变电站数据处理流程如图1所示。

站内测量装置采用高速采样技术, 将电网运行数据的模拟量转换为数字量, 存储到嵌入式控制单元并传送至数据处理中心。数据处理中心对数据进行分析、挖掘, 计算出电网运行参数:电流、电压、频率、相位、功率因数等。信息采集装置同时采集变电站环境参量, 如温度、湿度等, 汇集到站内监控系统或调度主站, 通过网页实时显示电网及环境运行工况和电参量动态波形。

分布式能源兼具间歇性和波动性特点, 在对智能变电站的数据规划上, 应该约定数据属性, 如调控 (调度) 数据、在线监测数据、同步相量数据、电能量数据、辅助监控数据和生产管理数据等的存储方式、实时性以及数据精度, 以满足新一代智能变电站后台监控系统对数据的实时性和准确性要求, 数据属性约定如表1所示。

2.2 微网核心算法

微电网是以分布式发电技术为基础, 以分散型资源或小型电站为主, 结合终端用户电能质量管理, 采用能源梯级利用技术而形成的小型化、分散式电源和负荷一体化功能网络[12,13,14,15]。微网运行时, 可通过公共耦合点接入电网;当电网发生故障或检修时, 公共耦合点与公共电网切断, 自动切换到孤岛运行模式, 借助微网的灵活特点实现DER的无缝接入。

微网基本结构如图2所示, 电力系统被假定为几条馈线和负载的径向集合系统。径向系统通过分离装置 (通常是静态开关, 称为公共耦合点) 连接到分配系统, 每条馈线都包括断路器和潮流控制器, 用于监视和控制负载。

分布式能源间歇性、波动性和难准确预测等问题可以通过并网与保护技术、储能与通信技术等微网核心算法来解决。

(1) 并网与保护技术

可再生能源受地域和气候影响较大, 属于随动能源, 若直接并入电网势必影响电力系统的电能品质, 导致电网波动、谐波污染等问题。若将DER与微网组合再与公网连接, 可以大大削弱其对公网的冲击。在DER借助微网并入电网前, 要求公共耦合点电压、频率和相角与公网近似相同, 实现柔性并网、减小瞬态冲击。微网可向电网提供保护电网系统的参数配置, 提供公共耦合点连接状态、无功、相角和频率等实时数据, 时刻监控DER并网状态, 动态评估DER通过微网并入电网的运行趋势。微网自身的稳定性和可靠性都要优于分布式能源, 提高微网渗透率可以减少电力系统的平均停电次数和停电时间, 保证系统可靠运行。

为确保微网稳定运行, 完善新一代智能变电站的监测机制, 提高数据采集和处理精度, 实现电网故障智能预警、微网保护及故障迅速定位、隔离和恢复等。将静态开关置于公共耦合点, 在公网发生故障或电网检修时, 静态开关会自动将微网切换到孤岛模式, 根据状态监测信息判断自动恢复与公网的连接指令。

(2) 储能与通信技术

通过增加储能装置可以解决可再生能源的间歇性、随动性问题。储能装置备用容量的选择和使用方式是解决该技术问题的关键。当微网运行在孤岛模式时, 需要考虑储能装置能否在合理时间内维持发电量和用电量的平衡。因此需对可再生能源发电进行精确预测、对运行工况可靠建模, 科学评估储能装置的容量以及正确模拟储能装置的运行方式和运行时间, 才能合理调控可再生能源发电品质。

AC/DC混合微网结构如图3所示, 微网中储能装置可以实现DER的分类储能, 减少储能系统中复杂的变流环节, 可同时为交、直流负载供电, 并网结构简单, 控制灵活、可靠, 降低成本、实用性强。

借助微网储能技术可提高DER发电及并网性能, 平滑负荷, 减少电能损耗, 提高电能利用率, 如削峰填谷、降低电磁干扰;利用微网的电力电子装置进行无功补偿, 保证电能质量和供电可靠性, 优化电网配置, 提高经济性。

采用先进的传感技术、通信技术采集系统的并网和储能信息, 在微网设备间建立高速、实时的通信链路, 实现微网运行信息的交互, 提高系统信息处理能力。

2.3 主站-厂站分布式架构设计

综上所述, 将分布式能源直接接入电网会对电网产生冲击, 如果通过微网技术将DER接入电网, 并在并网前完成电能质量评估和谐波抑制等工作, 可对变电站内电能质量和电能量的影响降至最低。

利用站内过程层的智能终端和合并单元完成DER电能量原始数据的采集工作, 将原始数据储存在静态数据库中, 静态数据库中还包括电网监视、设备运行、环境监测等公共信息, 经过变电站分布式状态估计及谐波处理等技术对原始数据进行“提纯”, 结果传至实时数据库, 在数据处理中心进行数据辨识, 获得“高精度、低冗余度”数据, 供调度主站进行统一分类和调度。变电站---调度主站应用功能分布式架构如图4所示。

基于DER接入的广域分布式应用架构, 利用微电网的反孤岛和低频保护技术, 对可再生能源发电过程和电能品质 (质量和容量) 进行建模, 确定储能装置容量以及储能装置运行方式和运行时间, 减轻DER并网对电网的冲击, 降低并网电能的波动。采用ATT7022E三相电能计量芯片, 利用FFT算法、同步采样、ADC采样等技术对分布式发电过程进行跟踪和监测, 引入谐波动态补偿技术, 提高发电和并网质量。

广域分布式应用架构可将DER接入业务下放至变电站, 通过业务应用与平台的解耦, 提高站级业务平台的开放性和扩展性, 促进智能电站新业务的融合。

3 新一代智能变电站应用功能集中式配置策略

3.1 站内设备更新与集成

DER的接入对智能变电站中智能电子设备 (Intelligent Electronic Device, IED) 的精度和抗干扰性提出了严格要求, 为满足新一代智能变电站“即插即用”功能, 在智能变电站内引入智能变压器、智能隔离断路器、集成式电容器等智能一次设备, 结合外置一个或多个智能综合组件实现站内电能的控制、保护、计量、监测等相关功能。集成二次设备可以避免站内过程层和间隔层设备的功能重叠, 造成资源浪费现象。

(1) 智能变压器

将传统变压器与传感器、智能电子装置等设备进行融合, 组成符合智能变电站一体化设计、一体化制造、一体化试验要求的智能变压器。

智能变压器对智能组件进行信息融合, 配置高精度传感器, 实现对变压器本体监测、控制和保护功能, 保证采集端数据源的一致性和可靠性, 减少重复采样次数。内置状态估计和运维的信息维度, 对数据进行全方位分析评估, 缓解数据处理中心的压力。

(2) 多合一装置

传统的35KV及以下电压等级的变电站, 其间隔层内部的测量、控制、保护和计量等装置以及智能终端和合并单元等过程层设备大多数采用独立安装方式, 这种布局导致站内各功能IED装置接线和维护复杂, 不利于多业务数据的融合和统一。为提高装置集成度, 将间隔层和过程层装置功能进行集成, 采用多业务数据的同步采样, 以保证数据的精度和准确度, 降低全站设计的复杂度。功能多元化和设备状态监测常态化, 为分布式能源接入的新一代智能变电站广域分布式架构应用模型提供可靠的数据支撑。

(3) 集中式保护装置

集中式保护是将传统孤立的多间隔保护、测控、计量设备映射到同一装置的逻辑设备中, 每个逻辑设备功能上保持相对独立, 通过统一通信接口与其它设备进行信息交互, 完成保护功能。将多个间隔纵联通道同时接入优化过的通信接口, 保证多个厂站之间的电气信息数据完全同步, 增加了站内继电保护的可靠性。

在站内后台保护系统中设置保护动作表决机制, 如图5所示, 在某一路出现故障或检修时, 系统可凭借另一路的保护动作信号来控制断路器的开关状态, 提高集中式保护防误动性和灵活性。实现单间隔故障或检修时设备可被安全隔离, 其它间隔设备正常工作, 解决集中式保护检修难的问题。

3.2 广域分布式架构及数据流向

基于分布式能源接入的变电站应用功能分布式架构, 在完成站内设备更新与集成的前提下, 对新一代智能变电站内部的设备部署以及数据流向做出合理规划, 如图6所示。新一代智能变电站的过程层加入智能变压器和智能无功设备, 依靠ECT/EVT实现对电能的同步采集;间隔层采用35KV多合一装置完成测控、保护和计量等功能, 大大减少设备的占地空间和增加了数据的共享功能。

新一代智能变电站内数据流向分为两路。其中, 经过程层采集到的电气量数据通过MMS报文传至间隔层, 经过间隔层内部数据辨识处理后经GOOSE统一传送至Ⅰ区数据通信网关;将来自间隔层交、直流电源、安防、消防、环境监测、绿色照明和视频等辅助设备的数据信息统一传送至Ⅱ区数据通信网关, 数据分类明确, 确保站内系统正常稳定运行。

智能终端和合并单元对过程层一次设备的开关量和状态量进行采集, 根据GOOSE/SV协议, 将采集结果由过程层网络传至35KV多合一装置、继电保护装置和动态记录装置等间隔层设备, 实现保护、测控、记录等功能, 同时将分析结果传送至监控主机和I区数据通信网关。变电站间隔层同时完成环境监测、消防/安防、视频监控等辅助功能, 将数据传送至II区数据通信网关, 最终上传到调度中心, 完成整个变电站的数据和信息采集、分析、上传和调度操作。

基于分布式能源接入的新一代智能变电站广域分布式架构, 可以实现对全站的准确监视、分析和控制, 在广域范围内实现对底层数据采集、分布式存储、分布式状态估计和数据辨识等功能。依托微网核心技术提高站内电能质量, 通过业务应用与平台解耦, 提高站级业务平台的开放性和扩展性, 满足不同专业对数据深度分析和利用的需求, 促进智能电网新业务高效、快速地融入变电站。当变电站主站迁移或改建时, 调度中心可快速构建该变电站的架构模型, 完成变电站的架构配置, 方便实现新一代智能变电站“即插即用”的功能。

4 总结

智能变电站采用基于分布式架构的分布式能源接入系统和动态无功补偿装置, 在极端天气或故障下具有更好地鲁棒性, 缩短了主站与厂站间的调度时间, 并打破了传统电网单向传输的特性, 使潮流双向流动。当供电量超过负荷量时, 发电机能够将电能回馈到电网。采用一体化监控系统, 使主站的支撑能力得到大幅提升, 业务融合趋势逐步凸显, 变电站与主站间的信息交互、功能服务成为主子站技术发展方向。

我国能源和负荷分布不均衡, 电力需长距离传输、大范围配置, 电力能源结构仍以火电为主, 分布式能源应用较少。随着电力需求的不断扩大, 发展分布式能源并网, 研究基于分布式能源接入的新一代智能变电站广域分布式架构和应用技术, 对提高电网稳定性、降低电能传输损耗以及实时数据交互和共享具有重要意义。

摘要：为提高变电站支撑主站新业务应用能力, 研究微网核心算法, 建立基于分布式能源接入的面向广域分布式架构的新一代智能变电站应用体系, 提出变电站应用功能的分布式和集中式配置策略, 重新规划和补充站内数据需求及存储、实时性等技术要求, 促进智能电网新业务快速地融入变电站, 全面提升新一代智能变电站“即插即用”的技术水平。

分布式电源接入装置的研究和设计 篇3

随着各种新型发电技术的发展,大规模分布式电源(Distributed Generation,DG)接入电网是实现智能电网的必然趋势,但是大规模DG的渗透必将给电网的电能质量特别是保护带来较多的负面影响[1,2,3,4]。应用微网技术解决分布式电源并网问题是目前有效途径之一[5,6,7,8],微网技术的实现关键在于控制和保护:即怎样控制微网并入配电网;并网后的电压、功率如何调节;并网后系统侧和微网(或DG)侧发生故障时如何保护。

基于上述情况,本文分析研究微网(DG)的接入系统,提出一种新型接入装置的模型理念:(1)独立于微网和主网(或DG);(2)具有可靠服从的即插即用功能。最后针对含DG的配电网,以往的保护大都仅仅聚焦于通信方式保护[9,10]或是无通道保护[11,12]的某一方面,显然这种保护思路不适合含有微网的配电网保护。本文提出一种纵联(比相式)保护结合工频突变量原理的保护思路。

1 分布式电源和微电网

分布式电源是指区别于集中发电、远距离传输、大联网系统的传统发电形式。它的功率较小(一般在50 MW以下),属于模块式、分布位置灵活,与主电网互为备用共同对用户供电。大量分布式电源接入电网,使得电网运行的灵活性大大提高,产生巨大的社会经济效益;但是其缺点也是显而易见的,即给电力网系统的安全稳定运行带来了新的挑战和困难,一旦所接入DG超过一定比例,将会使得该电网的保护和控制过于复杂,信息的缺失或者不及时将给故障时系统拓扑重构带来灾难。

早期的DG并网运行规程[13]大多是基于考虑DG并网并不影响原有的配电网继电保护控制系统正常运行的原则上提出的,并没有有效实现DC的积极辅助作用,仅仅采用隔离、限制的策略。这显然不符合DG发电技术的发展,也损害了厂商们的积极性。

近年来计算机技术和通信技术的快速发展使得基于广域信息的分布式保护系统的实现成为了可能;与此同时,国内外专家提出了微网并将其应用于解决DG并网问题,如图1所示为微网和主网联络图。

从图1中可以看出微网架构下的DG接入应该满足以下两大方面:(1)可靠服从的即插即用功能,满足DG孤岛运行和并网运行的频繁切换,类似于计算机的USB接口;(2)强大的通信功能,以满足基于广域信息的分布式保护系统、控制系统的要求。

2 分布式电源接入装置的设计方案

2.1 分布式电源接入装置的硬件组成和功能规划

控制层次的不同和并网电压等级的不同,各DG接入系统的硬件组成和功能也有所不同,图2和图3分别对应图1中0.4 kV级和10 kV级接入系统的硬件结构和相应功能规划。

两者的区别:(1)逆变和升压环节不同,0.4 kV级采用0.4 kV级逆变器,10 kV级的组成有三种:采用10 kV级逆变器;采用AC/DC/AC电力电子换流器;采用0.4 kV级逆变器和升压变压器组合。(2)与电网联络的开关不同,0.4 kV级大多使用负荷开关(或电力电子开关),DG的开关可由DG控制单元和负荷开关(或电力电子开关)实施;而10 kV级使用断路器和隔离开关,微网和主网的开关由微网控制中心和断路器实施。(3)功能规划不同,除具有并网接入功能、孤岛效应检测功能、通信功能、电能质量监测功能、继电保护功能、电能计量外,主接口(微网控制中心)具有对各DG单元的控制管理功能,能控制实现整个微网的功率平衡以及在独立运行时保证敏感性负荷供电的可靠性。

遵循第1节所述的即插即用要求,结合本节所阐述的两个接入系统,本文提出一种灵活可靠的互联接入方案:即将分布式电源接入装置从各分布式发电系统中剥离出来,将图1中的微网控制中心和主接口集合在一起设计成接入装置,将DG控制单元和电力电子接口集合在一起设计成接入装置。这样,上述两个电压等级的分布式电源接入装置可统一划分为两大模块:功率传输模块和控制信息模块,如图4所示。

2.2 接入装置电路设计

接入装置的功率传输模块是指各DG发出的功率输入电网的实际途径,这一部分由逆变器(变换器)接口、断路器接口/负荷开关接口、继电器(接触控制器)接口、电量传感器等硬件接口组成,是用来连接(断开)微网和分布式电源,或者连接(开断)微网和主网的,如图5所示,对应接入的不同电压等级,比如说0.4 kV和10 kV级在线路开关、电流互感器等硬件接口和相应的硬件配置上将会不同。

控制信息模块是指微网控制中心和各DG控制单元,是构建统一调度体系的主要载体,实现对各分布式电源并网、切除、发电调度、故障检测等的统一管理,协调整个微网的运行。根据接入装置所在控制等级规划相应的功能,按照控制等级可分为:微网主控制中心级和DG控制单元级。图6是以Philips公司的ARM系列芯片为核心的控制信息模块设计。该接入装置具有三种通信方式:以太网、串口和MODEM,能满足主网主站和微网主控制中心以及各DG单元间的三级通信。

3 分布式电源接入装置的功能应用

3.1 装置功能的实现

DG接入装置的各功能模块通过ARM编程实现。这些主要的功能有:

(1)同步并网功能,装置通过检测主电网和微网的电压、电流以及相位频率等,在一定的偏移容许条件下完成并网动作。当出现不符合并网条件时如频率偏差大、相位不符合,装置可以通过控制功能模块对微网中的可调单元如光伏电源的逆变器等进行频率、电压等因素的调控,从而满足并网条件。

(2)频率、电量、功率因数等数据显示、计算、传输。

(3)继电保护功能,低压(过压)保护,低频(过频)保护、过流保护等。

(4)孤岛效应检测,目前孤岛效应检测有两大类方式:主动式和被动式,但是由于电网故障瞬间和配网的复杂性以及研究时日较短,孤岛效应检测方法难免不尽人意[14,15]。本文提出一种结合各种主动式和被动式检测方法的随机性、周期性检测方案。利用ARM芯片内存大的特点,将各种式检测方法编写功能函数代码写入,在不同的周期内,通过程序随机选择一种检测方案,控制硬件输出然后完成检测;最后将前后两个周期的检测结果进行与逻辑后判断孤岛效应。

(5)控制功能,各DG单元的接入装置设定好相关功率控制方式,如PQ下垂特性控制、最大功率输出跟踪控制等,主接口接入装置通过两级通信控制DG的运行模式以及相关储能单元的投切,从而保证整个微网的安全稳定运行。

(6)电能质量监测功能,接入装置对两侧的电能质量进行检测,当电能质量不符合相关标准要求时,接入装置发出命令控制开关进行切换。

(7)电能计量功能,该功能主要是完成微网和主网间的潮流调度的数据统计,特别是在主网负荷高峰期间。

3.2 含微网和分布式电源的配网保护

如图7所示,(1)本线路保护的灵敏度降低甚至拒动。以图中Fl点发生故障时为例,在DG接入之前,故障点短路电流仅由系统提供,但是当DG接入后,故障点短路电流则由DG和系统共同提供,而此时保护1感受到的短路电流仍然是仅由系统提供,假定其他条件都不发生变化,该电流将会因DG的助增作用而减小,所以在保护整定值不变的情况下,该线路保护1的灵敏度将会降低,严重时甚至会出现拒动。

(2)本线路保护误动。在接入DG之前,该电网的拓扑结构是辐射状,短路电流方向都是由电源指向线路,所以该电网下的保护无需增设方向元件。DG未接入时,相邻线路L2的F2发生故障,保护2感受不到故障电流;DG接入后,F2故障时,保护2将有故障电流,该电流由DG提供,如果该电流足够大,保护2将误动。

(3)相邻线路的瞬时速断保护误动。DG未接入时,F3处发生故障,短路电流是由系统侧流向故障点;DG接入后,F3处发生故障,DG和系统都会对故障点提供短路电流,此时保护2也感受到故障电流,速断保护很可能误动,从而失去选择性。

(4)瞬时故障重合闸不成功,当瞬时故障消除时由于DG仍在持续供电,则重合器检测到电流的存在误认为永久性故障而跳开。

针对保护问题,以往主要是根据DG接入点和整个电网拓扑结构计算得到各级短路电流后主要采取如下措施:(1)规划限制DG容量;(2)DG侧串联电抗器;(3)修改保护装置的定值。第一种方案未能充分有效发挥新能源的利用率;第二种方案,由于电抗器的电热损耗使得电网运行不够经济;第三种方案对于以后的DG扩建和后续规划不甚理想。

在微网的体系架构下,利用本文所设计的接入装置强大的通信功能以及本身继电保护功能模块,对含有微网和DG的配电网系统,本文提出一种新的保护思路:如图8所示,设想各分支开关安装主保护即为工频突变量联合方向元件的保护方案,将纵联比相式保护作为各分支后备保护并集中到变电站级。

在被保护区域的变电站中设置一个站级保护主机(MPD),而在不同的断路开关处设置从机(SPU),主机通过通信网络与各从机通信。

当外部区域故障时,检测出电气突变量大于门槛值且方向逻辑为真,该处从机发出指令立刻跳闸。若故障切除不成功,该SPU发出信号给主机,主机收到信号后,利用各从机上的故障信息,通过纵联比相式原理判断出故障区段,进而对相应的断路器发出跳闸命令。

当微网内部某DG侧故障时,故障DG由本身接入装置控制开关进行隔离,同时将故障信息发往主接口接入装置,主接口接入装置收到故障DG单元的信息后,控制主接口开关脱离主网独立运行。随后,主接口接入装置协调控制剩余DG功率输出或者投入储能装置,以最大限度保证负荷线路电压稳定,当无法满足要求时切除一部分非敏感性负荷,待微网重新并网后再投入运行。

4 结论

本文详细阐述了微网体系结构,在此体系结构下设计了一种采用ARMTDMI(-S)芯片的分布式电源通用接入装置。该接入装置模型构建统一、各功能采用模块化,通过功能的选配和简化可应用在不同的场合,且便于维护和升级。另外当实时性和数据处理能力要求更高时,本接入装置可采用ARM+DSP为控制信息模块的核心,ARM专门实现通信、管理控制功能,而DSP专门用于数据处理。

分布式能源接入 篇4

分布式电源(DG)接入配电系统后的保护控制问题始终是电网面临的重要挑战之一。国内外研究指出[1,2,3,4,5],由于DG自身的灵活性,其接入点的不同将会改变传统配电网的潮流分布,特别是在故障条件下,故障电流大小和方向的变化会对依靠电流整定的传统三段式保护造成影响,选择性和灵敏性下降。与此同时,由于DG自身的特殊性,如接入容量的不确定性以及运行模式和控制策略的多样性,造成其故障电流的大小和时间不同于传统电源,这同样给传统保护的保护方案的确定增加了难度。

针对DG接入电网后的故障特点,国内外在保护新原理方 面进行了 一些有益 的探索[6,7,8,9,10,11]。根据DG接入点的位置,对被保护馈线进行分区,上游区域配置方向纵联保护和过电流保护共同配合并加装方向元件;或者对于原有的保护配置,利用非线性规划和人工智能等方法对保护定值、动作时间和相互之间的配合重新设定,提出自适应保护方案。利用以太网通信系统的广域保护思想,一旦发生故障,保护迅速采集数据和网络拓扑参数,快速进行故障辨识和定位。以上发展主要集中于对传统保护方法的改进,主要是基于故障工频分量对电力元件进行保护,从配合逻辑上实现网络的运行安全。

并网型DG通过电力电子器件与电网相连,受控于自身控制器,不同控制策略决定了其不同的故障特性,其短路电流供给能力有限[12]。因此简单地将超高压系统保护套用在DG接入的配电系统中并不是理想的保护方案。对于含DG的10kV配电系统来说,兆瓦级的DG和系统侧提供的故障电流相差很大,这对电流保护的整定造成一定难度。同时, 传统保护 配置极大 地限制了DG的准接入 容量[13,14],无法适应DG飞速发展的要求。并且随着DG接入容量的提高,为保障系统运行可靠性的要求,必须计及并保障DG的低电压穿越能力。这就要求保护能在DG退出运行之前迅速动作,对保护的速动性提出了新的挑战。

本文基于故障暂态分量提出暂态极性比较保护新原理及方案,故障暂态分量包含着丰富的故障信息,包括故障类型、故障地点、故障持续时间等[15]。 故障产生的高频暂态量在频域中遍布整个频谱,反映的是电网自身的故障暂态特性,与系统两侧电源种类和容量无关。因此,暂态极性保护克服了DG接入容量对配电网保护的影响。与此同时,故障暂态高频分量持续时间在毫秒级上,随着微处理器以及传感器的发展,能够提供高速保护,从而适应较大容量的DG并网要求。另外,暂态极性比较保护只针对于电流分量,很好地适应了配电网不装设电压互感器这一现状。

1暂态极性比较保护原理

1.1暂态极性比较保护基本原理

故障的发生将在电网中产生电磁波传播的波过程、暂态信号的衰减过程以及故障后的工频稳态过程。基于波过程的故障定位已经得到较好的应用。 暂态信号的衰减过程是电流、电压突变及其在电感、 电容型储能元件和电阻耗能元件中引起的过渡过程,该过程持续时间比波过程长,为毫秒级。因此, 本文提出利用暂态电流极性特征实现含DG的配电网暂态极性比较保护。

图1所示为DG接入系统结构。线路两端的电流正方向均为母线指向线路。对于线路段MN来说,当故障发生在区内F1处时,到达线路两端B和D处的暂态高频电流iT_B和iT_D的极性相同。当故障发生在区外F2或F3处时,暂态高频电流iT_B和iT_D的极性相反。暂态极性比较保护首先将电流互感器测得的电流信号iabc_B和iabc_D进行相模变换,然后利用小波变换对模分量Im进行离散小波变换, 取相应细节参数所反映的高频分量来判别极性。

暂态电流信号高频分量极性可以借鉴信号处理中的互相关函数的概念来对两个暂态信号的相似程度进行描述。互相关是衡量波形之间关联或相似程度的一个函数,其表示两个信号之间或同一个信号相隔时间τ 的相互关系。对于母线M侧的高频暂态信号iT_B(t)和母线N侧的高频 暂态信号iT_D(t),两者的互相关函数被定义为:

式中:T为积分区间。如果RMN(τ)=0,则两个暂态信号不相关。为便于应用,将互相关函数进行归一化处理。设归一化的相关系数ρMN为:

通常情况下|ρMN|≤1。ρMN的绝对值表示相关程度,正负则表示相关的方向。定义当两个暂态量的相关程度为高度相关且符号为正,即相关系数满足式(3)时即可判别暂态量极性相同。

定义当两个暂态量的相关程度为高度负相关, 即相关系数满足式(4)时即可判别暂态量极性相反。

定义kMN为暂态量极性比较的逻辑判据,其与相关系数ρMN对应关系 如式 (5)所示。当kMN=1时,即可判断两暂态信号极性相同,故障为线路内故障。反之为外部故障。

1.2暂态极性比较保护算法仿真验证

以图1所示系统为例,6 MW DG通过升压变压器连接到10kV配电系统,采样频率为200kHz。 保护首先将从各电流互感器测得的电流暂态信号进行相模变换,以模分量Im=ia+2ib-3ic作为检测量可以覆盖所有类型的故障[16]。利用db10小波对模分量Im进行离散小波变换,取细节参数d3所反映的高频分量(12.5~25kHz)来判别极性。故障时刻均为0.5s。

1.2.1线路故障仿真验证

1)线路区内F1处发生三相短路

检测点B和D处电流互感器测得的三相故障电流波形如图2(a)所示,其暂态高 频分量iT_B和iT_D的波形如图2(b)所示。

由图2(a)可以清楚地看到,母线DG侧(N侧) 提供的短路电流远远小于系统侧(M侧)提供的短路电流,这是由于逆变器本身的限流作用所致。但由图2(b)可见,线路两端母线处的暂态电流极性不仅相同,其幅值也大体相当,说明由故障产生的暂态分量跟两侧系统的容量大小无关,通过两侧极性的对比可以正确识别为区内故障。

2)线路区外F2处发生三相短路

此时,检测点B和D处电流互感器测得的暂态高频分量iT_B与iT_D波形如图2(c)所示。可以清楚地看到,M侧与N侧的暂态电流iT_B与iT_D的极性相反。通过应用式(2)所表示的互相关系数,可以进行线路两侧暂态高频电流的极性比较,并正确识别区内外故障。

图3所示为线路区内外三相短路故障发生后, M侧高频暂态信号iT_B和N侧高频暂态信号iT_D相关系数的波形。区内故障时,故障后高频分量的产生致使相关系数由零阶跃至接近1的值,即相关系数落在[0.8,1.0]区间内,判断暂态信号的极性相同。区外故障时,流过M侧和N侧的暂态信号极性相反,故相关系 数由0下降到 -1.0,并始终在 [-1.0,-0.8]之间。

暂态极性比较保护可以覆盖所有故障类型,其他故障类型的仿真验证参见附录A图A1。仿真结果表明,基于暂态量信息的配电网集成保护方法不会受到配电网架构、DG种类、容量、接入位置等因素的影响。而且,该保护方法具有自适应的特点。 数据采样率、离散小波变换提取频段与故障判定时间,三者是相互关联的。根据不同的硬件平台所能达到的采样频率和数据处理能力,小波变换可以根据具体需要提取不同频段的暂态高频信号,随着频段的增高,信号衰减速度增快,因而基于极性比较的保护原理动作速度大大提高。

1.2.2母线故障仿真验证

将暂态极性比较保护原理用于母线保护,同样可以有效识别出母线区内故障和区外故障。当附录A图A2所示的母线内部F1处故障发生后,故障暂态电流由母线流入线路1,2,3,线路1,2,3上的暂态电流极性相同。母线各出线上的暂态高频分量iT_A,iT_B和iT_C的波形以及任两条母线暂态信号的相关系数参见附录A图A3。

母线外部F2处故障发生后,故障暂态电流由故障线路流向母线,继而由母线流入非故障线路。 故障侧出线的暂态电流极性与其他非故障侧出线的暂态电流极性是不同的,而非故障侧出线之间的暂态电流极性是相同的。暂态高频分量iT_A,iT_B,iT_C的波形以及任两条母线暂态信号的相关系数参见附录A图A4。

对于母线故 障的逻辑 判断如下:假设母线Bus X(X表示线路编号)有m条出线(m≥2),定义kij为母线出线i和j的故障电流暂态分量极性比较判据。其计算方法同kMN。母线故障的逻辑判据定义为kBus X。它的值由所有C2m个故障电流暂态分量极性比较判据的值求“与”所得,如式(6)所示。

如果对于某条母线kBus X的值为1,则可判断此故障为母线故障,如果kBus X的值为0,则可判断此故障为非母线故障。

对于母线外故障,可以根据极性判断的结果,找出极性与其他出线不同的出线。对于馈线i,其极性逻辑判据ki等于将与其相关的m -1个故障电流暂态分量极性比较判据进行“同或”逻辑运算,如式(7)所示。

如果ki的值为1,则可判断出馈线i故障电流暂态分量极性与其他馈线不同。馈线i即为故障发生侧,依此可以判断出故障对于母线的相对位置。

2DG多点接入配电系统的集成保护

2.1配电系统集成保护原理

配电系统集成保护是在数字化变电站、光纤以太网等一系列的现代数字通信基础上发展起来的新型保护概念[17]。在变电站的每个测量点处都装设终端设备,在每个变电站或由几个变电站构成的区域主站内设置集成保护系统。

目前,以IEC 61850标准为基础的智能变电站集成保护已得到工程实践[18],但大多集中于传统工频量保护方法的功能性集成和示范[19,20]。随着新能源并网发电系统在配电网的接入,配电网必须从微电网和规模化DG集中式并入中压配电网两方面双管齐下,最大限度地提升电网消纳可再生能源的能力,形成更加分布、更多互动的主动配电网。从保护原理及方案的角度审视配电系统的变化有以下几个特点:1DG的接入改变了传统配电网的拓扑结构;2DG短路电流供给能力与系统侧差异巨大;3保护动作速度大大影响着DG的低电压穿越能力。

据此,本文提出的DG多点接入配电系统集成保护是基于暂态极性比较保护原理,构建区域集中综合控制与本地保护控制系统相结合的保护系统。 在母线处设立一个集成保护单元,基于本地信息以及相邻保护单元的故障信息实现对本地单一电气设备母线和线路的保护。与此同时,配电网集成网络保护单元根据不同的情况综合多点的信息完成基于多点信息的保护控制功能,从而完成故障快速定位以及后备保护的功能,实现配电网络保护及自动化。 图4即为采用分布式和集中式结构相配合的方式构建的适合于整个配电系统的网络式集成保护系统。

目前,分布式传感设备的性能在智能变电站的发展建设过程中得到快速发展和提升[21],这为配电系统集成保护的工程应用提供了必要的技术基础。 此外,基于全球定位系统的数据对时、智能电子设备之间的光纤网络对时技术也在工程实践中得到很好的应用。基于这些相关技术的发展,集成保护单元示意图如图5所示。故障发生后,集成保护单元采集本地故障信息,并将本地故障信息通过通信网关发送到相邻集成保护单元和集成网络保护单元。集成保护单元利用本地故障信息以及相邻集成保护单元的故障信息,经过故障检测,相模转换,暂态电流极性比较,综合本地以及远端极性信号对母线故障和线路故障分别进行判断。

当故障发生时,故障高频分量将由故障点向整个网络传播,由每个电流互感器检测到的暂态电流信号的极性将具有一定的规律,即指向故障点的一组电流互感器检测到的暂态电流极性方向一致,背离故障点的一组电流互感器检测到的暂态电流极性方向一致。每个集成保护单元,可以检测出故障相对于母线的相对位置,通过综合比较整个配电网中每个集成保护单元的信息,就可以识别出故障发生的位置。当确定为母线故障时,保护单元向与母线相连的所有断路器发出跳闸指令。当故障判别为线路故障,则母线侧与故障线路相连的断路器接到跳闸指令跳开,从而隔离故障区域。集成网络保护单元利用来自集成保护单元极性判断信息实现后备保护功能。

2.2配电系统集成保护仿真分析

图6所示为10kV配电系统模型,系统基准容量为100 MVA。DG采用恒功率控制方式,额定容量为6 MVA,DG1,DG2,DG3的功率因数分别 为1.0,0.95,0.9。

各负荷参数如表1所示。

当母线Bus3的F1处发生三相短路故障,由集成保护单元IR3和IR4测得的暂态电流高频分量及极性比较的相关系数参见附录A图A5和图A6。

故障发生后,母线Bus3处F,G,H这3点的故障暂态高频信号的极性相同,三者中任两者的相关系数均接近于1,此时逻辑判据kFG=kGH=kFH= 1。因此,

即判定故障发生 在母线Bus3内部。而母线Bus4处逻辑判据系数的值分别为kIK=1,kIJ=kJK=0。

即判定故障发生在母线Bus4的区外。而且,通过同或运算(式(10)),即可判断处故障位置相对于母线Bus4来说位于J侧。

同理,若配电系统中Bus4和Bus7之间的馈线在F2处发生三相短路故障,集成保护单元IR4和IR7得到的暂态电流高频分量参见附录A图A7。

对于母线Bus7的集成保护单元IR7来说,通过逻辑运算可以得到kLM=kLN=0,kMN=1,因此kBus7=0,即集成保护单元IR7判定故障 位于母线Bus7的区外;同理,kIK=kJK=0,kIJ=1,因此kBus4=0,即集成保护单元IR4判定故障位 于母线Bus4的区外。两个集成保护单元IR4和IR7各自进行同或运算可知,kK=kL=1。即故障位于母线Bus4的K侧和Bus7的L侧。集成保护单元IR4和IR7之间通过信息交换,可知K和L两处的暂态高频分量相关系数位于[0.8,1.0]之间,即可以识别故障位于集成保护单元IR4和IR7之间。

3结语

本文针对DG接入的配电系统提出了暂态极性比较保护原理,运用小波变换提取暂态高频信号某一频段信息作为故障判断的依据,通过比较暂态高频信号的极性,迅速准确判断出故障位置。在此基础上,将暂态极性比较保护与集成保护有机结合,以母线作为载体构建集成保护单元,利用本地故障信息和相邻保护单元故障信息对母线各出线及线路两端信号的极性进行比较,从而对母线故障和线路故障进行判断,很好地实现了对本地单一设备的保护。 与此同时,集成网络保护单元提取多点信息,对整体区域暂态信号极性进行综合比较,实现对故障的快速定位隔离,为本地保护提供后备保护,形成配电系统完善的保护系统。

分布式能源接入 篇5

高渗透率的分布式电源 (DG) 接入配电网对配电网的继电保护提出来挑战, 分布式电源使得配电网由单电源辐射状结构变为多电源结构, 故障电流方向、大小都将发生变化, 随着分布式电源容量越来越大, 接入数量越来越多, 配电网传统的三段式电流保护之间可能会失去配合, 且对重合闸产生较大的影响[1,2]。IEEE 1547标准规定, DG所在馈线发生故障时, DG应当停止运行。然而, 有可能故障发生时DG未来得及离网, DG就会对故障线路持续供电, 可能导致重合闸失败, 这样就会对原有保护动作产生较大的影响[3,4]。

目前, 对于DG接入配电网后提出的保护方案大致为两个方向, 即基于通信和基于本地量的保护措施[5,6,7]。基于通信方案主要是依赖于通信, 就我国配电网实际建设情况而言, 若要实现发达可靠的通信网络, 需要投入大量财力物力, 因此基于本地量的保护方案更具有实用性。参考文献[8]提出了一种自适应电流速断保护, 利用故障分量实现无通道保护, 但是该方案需要安装多个电压互感器PT, 对于配网而言, 不是一个经济的选择。参考文献[9提出了一种只利用故障电流信息判断故障方向的方法, 而不使用PT, 但是对于能否准确判断故障位置还有待进一步研究。参考文献[10]提出了利用故障分量的自适应电流保护方案, 然而在低压网中故障分量持续时间短, 能够准确提取故障分量有很大难度。参考文献[11]提出了一种新型电流保护方案, 利用电流综合幅值的比较将故障范围缩小到一个故障搜索区域之间, 再利用区域电流间的相位关系对故障线段进行定位, 该方法简单有效, 且较少依赖于通信。本文主要探讨对原有配电网三段式电流保护进行改进, DG上游加装方向过电流保护, 下游根据DG容量相应修改电流保护整定值以适应不同容量分布式电源的接入。

1分布式电源容量对配电网的影响

根据分布式电源接入配电网的容量大小、不同位置, 结合保护安装位置、不同点短路, 其产生影响各不相同[12]。本文主要考虑同步类型DG接在分段母线处, 以一配电网为研究对象, 如图1所示, 分析在不改变原有配电网保护配置情况下DG接入容量应满足的要求。在图1中, SG为系统电源, DG为分布式电源, 母线电压为10.5 k V, Zs为母线A到系统等效电源之间的阻抗, Zdg为分布式电源等效阻抗, 其他为线路阻抗, 忽略运行方式不同产生的影响, 分析当线路AB、CD末端发生三相短路故障时 (如图1中f1、f3) , 不同分布式电源容量对电流保护的影响。

设Sdg为DG接入容量, Edg为DG等效相电势, 于是, 其关系如公式 (1) 所示:

对于DG下游, 考虑线路CD末端 (f3) 发生三相短路故障时, DG接入母线C处故障电压为U, DG提供短路电流为Idg, DG下游线路短路电流为Ik, 系统等效电源与母线C处阻抗为Zsc, 由电路理论得到:

由公式 (1) ~ (5) 推导可得公式 (6) :

由公式 (6) 可以看出, 假设Edg标幺值为1, 忽略运行方式改变, 即Zs不变, 忽略相位较小偏差以及负荷电流大小, 则Ik与Sdg近似是线性关系。

由图1可知, 当线路CD出口f3处发生三相短路时, 如果短路电流Icd不超过原本整定值范围, 必将增强保护的灵敏性, 但是短路电流Icd可能超过本线路的Ⅰ段电流值IcdⅠ, 此时将引起本线路断路器误动, 从而使保护失去了选择性。

因此, 在不改变原有保护配置的情况下, 可以通过Ik与Sdg近似线性这一关系, 根据接入DG容量Sdg来调整电流保护整定值, 确保满足灵敏性和选择性。

2仿真分析

目前, 配电网广泛采用三段式电流保护, 即电流速断保护、限时电流速断保护和定时限过电流保护。以保护1为例可以得到三段式保护整定原则。计算公式如公式 (7) ~ (9) 所示:

根据图1所示, 在Matlab软件中搭建DG并入配电网电路, 如图2所示。设系统等效电源SG基准电压为10.5 k V, 系统电源容量S=100 MVA。输电线路AB、BC、CD、DE长度分别为4、5、7、10 km, AF、FG线路长度分别为4、8 km, 单位每千米线路的阻抗Zr=0.27+j0.347Ω。负荷E和G处负荷的额定容量为6 MVA, 额定功率因数为0.85。当AB线路末端f1处发生三相短路时, DG提供反向短路电流, 当短路电流值超过保护2的Ⅱ段电流值的时候, 就可能引起保护2的误动, 因此需要限制DG容量。根据公式 (7) 、公式 (8) 、公式 (9) , 取KⅠrel=1.2, KⅡrel=1.1, KⅢrel=1.25, Kss=1, Kre=0.85, 这里计算出保护2的Ⅰ、Ⅱ段整定值为:IⅠbc=1 435 A, IⅡbc=972 A。通过MATLAB仿真得到的结果如表1所示。

由表1可以看出, 当DG容量接近30 MVA时, Ibc超过保护2的Ⅱ段整定值IⅡbc=972 A, 此时保护2的Ⅱ段可能误动作, 因此对于DG上游保护需要安装方向性元件, 对于简单含单个DG配电网可以设计电流保护整定值达到准确切除DG上游故障的目的, 但对于复杂含多个DG配电网, DG上游可以采用纵联电流保护[13,14,15]。

当CD线路末端f3处发生三相短路时, DG提供正向短路电流, 计算出保护3的Ⅰ、Ⅱ段整定值为:IⅠcd=884 A, IⅡcd=627.4 A。通过Matlab仿真得到的结果如表2所示。

DG容量相对于系统电源容量, 比例不大。当DG容量小于8 MVA时, DG的接入不会影响下游保护, 且使得保护的灵敏度增加。但是当DG容量大于8 MVA时, 此时的短路电流Icd大于保护3的I段整定值为IcdⅠ, 会引起保护3的误动。因此需要根据DG容量相应改变保护3的整定值, 以确保保护的选择性和灵敏性。对于表2所得的Sdg与Icd数据, 其相关度为0.995, 再结合图3可以看出Sdg与Icd近似为线性关系。

由公式 (6) 可知, 该直线斜率k为:

由所建模型参数得到斜率k为0.017 8 A/k V, 与所得直线斜率基本相等, Es/ (Zsc+Zcd) , 即为不接DG时短路电流值, Icd'为公式 (6) 计算短路电流值, 由图4可以看出, 在一定DG容量变化范围内, 与Icd相比结果误差不是很大, 在误差范围内。因此可以根据公式 (6) 得到将不同DG容量接入时的保护I段电流整定值为:

相应的Ⅱ段电流整定值与Ⅰ段一样, 按照下级线路Ⅰ段整定。

对于含两个DG的情况, 如图5所示。对于保护3的整定, 可以将椭圆框内等效成电源加阻抗的模型, 等效阻抗:

其中, Zdg1为DG1等效阻抗, DG等效电源为标幺值1, 这样就和上述单DG情况一样, 可以采用同样的公式对保护3整定。假设DG1=2 MVA, 通过Matlab仿真得到表3, 即为Sdg2与Icd的仿真数据, 其相关度为0.996, 结合图6可以看出Sdg2与Icd近似为线性关系。

3结语

分布式能源接入 篇6

针对不同性质的可再生能源的接入, ADN的配置方法、控制模式都会有很大不同。分布式能源 (DER) 的基本构成有:分布式发电 (DG) 、分布式储能 (Electrical Energy Storage, EES) 、可控负荷等。其中:DG主要为可再生能源, 包括光伏发电 (PV) 、风能发电等;可控负荷包括电动汽车 (Electric Vehicle, EV) 、响应负荷等。由于具有发电和消费双重身份的生产性负荷的出现, 使得响应负荷也成为了DER。对于普通配电网来说, 光伏、小型风能、以及电动汽车、储能的接入是最普遍的主动配电网接入方式。

1 DER接入对配电网的影响

1.1 对配电网电压稳定性的影响

在ADN中, 由于系统没有离网运行模式, 因此不考虑频率稳定问题, 重点着眼于DG接入对电压的稳定性产生较大的影响。首先, 对稳态电压的分布影响, 传统配电网一般呈辐射状分布, 电压沿馈线的潮流方向逐渐降低, 接入DER后, 由于馈线上的传输功率减少以及DER输出的无功支撑, 使得沿馈线的各负荷节点处的电压有所提高。其次是对系统电压波动的影响, 传统配电网中, 一般沿线路末端方向, 电压的波动越来越大, 加之DER自身出力波动性大, 如果不能和当地负荷协调运行会导致电压波动增加。此外, 如果不对DG进行合理控制, 对电能质量也可能会有负面影响。

1.2 对配电网馈线损耗的影响

在配电网负荷附近接入DER系统, 整个配电系统的功率流向将可能发生变化。按节点负荷和DER出力大小的关系, 可以出现系统负荷小于、等于、大于可再生能源出力3种情况, 可再生能源出力较小, 可完全由系统末端负荷消纳, 则系统馈线的功率流降低, 有利于降低系统损耗, 但是如果逆向电流比未接入DG前还要大, 则可能会导致系统损耗增加。

1.3 对配电网可靠性的影响

在ADN中, 分布式电源并非作为系统备用, 而是与电网并联运行, 有可能降低系统的可靠性。当系统中含有大量DER系统, 如果DER间相互协调不好, 就会降低系统的可靠性。另一方面, ADN可能会提高配电网的服务质量, 同时也可能由于通信和管理系统的可靠性问题而导致配电网更具风险性。

2 ADN规划与配置问题

在ADN研究中, ADN的规划是管理和运行的基础性研究, 如ADN电力负荷预测、需求侧的资源技术特性研究、集成模式以及优化规划方法等方面问题。含分布式电源的主动配电网系统如图1所示。具体来讲, 有以下几种主要的规划与配置方法:DER规划与配置、ESS规划与配置、DER和ESS同时规划与配置。

2.1 DER规划与配置

众所周知, DER接入后会对配电网带来显著的技术革新和经济效益, 但DER在容量大小和安装位置未优化的前提下接入配电网, 很可能会导致电压特性变差、网络损耗增加等不利影响, 这些影响会相应的导致配置成本上升, 甚至会造成和预想相反的结果。因此, 对DER接入的容量配置和位置选择应进行合理规划。

2.2 ESS规划与配置

(1) 利用ESS移峰填谷, 缓和DER波动。当ESS与DER在同一节点接入系统时, 可以直接利用ESS充放电来调节DER出力和PCC的波动特性。在已知微电网可再生能源输出功率、负荷、可控电源额定功率及联络线功率控制目标的前提下, 基于微电网平滑联络线功率所需可控功率输出的频谱分析结果, 可优化选取满足联络线功率控制目标、微电网内部设备输出功率限制、储能系统效率及荷电状态运行约束的储能系统功率及容量。

(2) 利用ESS跟踪DER出力, 跟随发电预测。在ADN的全局能量优化中, 必须对DER出力进行预测, 才能实现日前或准实时的能量管理。但是, DER出力的不确定性给发电预测造成极大的困难, 而合理控制ESS充放电可以降低DER预测误差, 实现能量优化管理。

(3) 利用ESS维持电压及系统稳定。当DER接入放射性配电网络末端时, 会导致配电网的逆向潮流和电压稳定性问题。

(4) 利用ESS实现经济效益。在ADN研究中, 电能是从DER中发出并直接供应于负荷一侧。DER发电剩余部分或者是送回电网, 或是储存于ESS中。如果DER发电和ESS放电都不能满足负荷需求, 则需要从电网中购电。

2.3 DER和ESS同时规划与配置

也有很多专家学者将DER和ESS同时考虑, 例如利用响应面方法 (Response Surface Methodology, RSM) 、模拟退火方法 (Simulated Annealing, SA) 对PV、Wind和ESS系统进行配置, 主要是考虑配置成本, 并通过可靠性分析对系统配置进行有效性验证。另外, 还从变化负荷和辅助能源的角度以及盈亏平衡分析 (Break-Event Analysis) 角度专门进行配置研究。

3 ADN管理与控制研究

3.1 稳态指标控制策略

(1) 利用ESS系统控制负荷特性研究。分布式能源, 如光伏、风电, 在负荷特性上有很大的间歇性和波动性, 其接入配电网后, 就会对原来的负荷特性产生更严重的影响。负荷特性中的负荷率、负荷方差等是衡量系统负荷分布、系统稳定性、经济性的重要指标。在ADN中, 对于公共接入点 (Point of Common Coupling, PCC) 的负荷特性的控制也是一种对ADN进行控制的有效手段。

(2) 利用ESS系统控制潮流指标研究。考虑DER在ADN中潮流的影响时, 需要根据电压或网络损耗等指标对ESS进行合理控制。

3.2 利用ESS暂态控制策略

除了利用ESS对系统稳态特性进行控制以外, 还有很多研究利用对ESS的控制, 实现ADN的暂态特性控制。例如利用ESS缓解光伏发电的波动率、以及频率和电压问题, 提高系统稳定性和电力市场效益。

3.3 利用电动汽车控制策略

近年来, 利用通过电动汽车与电网互动 (Vehicle to Grid, V2G) 实现系统内能量优化也引起了国内外广泛关注。综合考虑电网约束、电池约束、车主使用需求, 通过建立电动汽车移动储能系统模型, 可以实现平抑负荷、平抑可再生能源发电功率波动、平抑计及可再生能源出力的负荷等策略。

4 结束语

分布式能源接入 篇7

从世界范围看, 电能是利用率最高的一项能源, 由于其具有可再生性特点, 所以目前受到了越来越多人的重视。怎样有效通过现有资源全面综合电能生产、传输、储存这几个过程, 实现电能的不间断运行, 比如可通过水力发电、风力发电等各类方式, 在保证电能干净无污的同时还达到了环保要求。当前, 我们应大力推广与宣传智能电网技术, 并据此分析分布式电源接入技术给智能电网造成的影响, 保证电网建设的安全可靠性。

1 智能电网的含义及其实践优点

含义

智能电网还可称之为“电网2.0”。其主要是围绕集成的、高速双向通信网络, 采用先进的传感和测量技术、先进的设备技术、先进的控制方法以及先进的决策支持系统技术, 对电网运行的安全可靠性、经济高效性、环保性提供前提保障, 其具有自愈、激励等功能。智能电网一般以两种形式处于供电系统中, 具体是分布式智能应用、宽带通信及自动控制系统的集成应用, 实施有效的融合互动。智能电网采用合理完善的技术手段, 利用电子网络平台全程监控供电企业发电到用户用电各阶段的数据, 针对整体电力设备, 设置完善匹配的网络管理平台, 加强电网运行的自主控制, 及时发现电网运行异常情况, 并第一时间进行相应的信息反馈, 以保证电网在高效可靠、经济合理状态下持续健康运行。

实践优点

提高了电网运行的安全性;智能电网的实践, 有效防止了外界因素影响电网正常运行而引起的故障问题, 传统电网运行过程中一些电击、漏电问题屡见不鲜, 而由于智能电网中存在继电保护设备, 对于此类问题事故不会涉及, 不仅促进了电网的安全有效运行, 而且对人员的生命财产安全提供了保障。

智能电网可自主进行检测与恢复;过去的电网运行过程中若发生了线路短路等问题, 就必须请专业的维修人员进行检查和处理。而随着智能电网的实践, 由于智能系统内存在一种程序软件能够自主的检测电网运行情况, 一有异常情况出现立马自我进行修复, 效果显著, 实现了电网运行的便捷性, 停电事故发生率大大降低。

智能电网具有兼容性特点;智能电网系统内不仅依旧存在过去电网系统中的继红式大型电源接入, 同时对分布式电源接入技术也予以了支持与认可, 两者间属于互补关系, 为电能的绿色化提供了有力的技术支撑。

一套行之有效的电网基础体系与技术支撑体系, 不仅能防止因外部因素而造成的干扰及侵害, 而且大型清洁能源和可再生能源在此体系支持下可实现良好的接入, 使电网更具坚强性。

实际中, 将先进的信息、传感器、自动控制等技术贯穿于电网基础设施范畴中, 能及时准确的得到电网全景信息, 找出存在的故障隐患。当故障出现时, 电网可以迅速隔离故障, 实现自我恢复, 从而防止大面积停电。

综合运用通信、信息和现代管理技术, 增强了电力设备使用效率, 降低了电能损耗, 保证电网运行的经济高效性。

通过双向互动的服务模式, 用户可对供电能力、电能质量、电价状况和停电信息全面的掌握, 科学安排电器使用;电力企业可了解用户的详细用电信息, 为其提供更多的增值服务。

2 智能电网继电保护分布式电源接入技术

分布式电源

分布式电源主要指的是不直接与集中输电系统相连的35KV及以下电压等级的电源。智能电网中具有大量的功率为10KW--30MW的小规模模块, 这些模块实际能够产生出相对独立自主的供电电源, 能够进行再生利用, 节省输变电投资、提高供电可靠性等等。分布式电源以多种形式存在, 具体涵盖了小规模水力发电站、燃料电池等。

如果智能电网中使用的是中小程度容量的分布式电源, 当与电网某一地方相碰引起故障问题而难以正常进行电流供给, 那么分布式电源将通过一个电源串联电抗的模式向电网故障处发电。各种类型的分布式电源所产生的电流高低存在差异性, 有的分布式电源实际呈现出的故障电流高达1000%, 下图为类型不相同的分布式电源具备的故障电流注入能力。

分布式电源接入的并列与解列问题

对于日常生活用电, 一般情况下发电厂都会通过并列的方式系统综合发电机, 这么做, 发电站可以持续有效的运行, 不会由于某台设备存在故障而影响到发电站的正常运行。这样的事例在电力企业中时有发生, 比如, 有的区域将水力发电与火力发电结合到一起, 当水量较大的情况下会增加几台发电机完成发电任务, 当水量较少的情况下主要启动火力发电, 彼此有效协调, 有效促进了发电效率的提升。不过, 为了保障火力发电与水力发电两者间能够有效的转换, 应对以下几方面的条件加以全面考虑:首先双方相序应保持相同性, 双方应存在相同的运行电压, 工作频率不得有太大差距。由于智能电网中主要通过分布式电源进行接入, 使得电网呈现出了复杂化的网状, 给分布式电源的分裂与解裂带来了巨大的难度, 针对此情况, 应对两种方式中功角A与功角B两者间存在的转换关系进行系统分析, 并掌握了解电压与频率的实际变化情况。倘若发现系统A和系统B间的线路存在故障问题, 应立即将系统中的微网A解裂出来。若微网A与系统B相接, 应合理有效控制其电压与频率。

3 结语