配电网孤岛保护综述

配电网孤岛保护综述（精选5篇）

配电网孤岛保护综述 篇1

0 引言

分布式电源是指不直接与集中输电系统相连的35kv及以下电压等级的电源, 主要包括发电设备和储能装置两部分。随着不可再生能源的短缺, 分布式电源受到的关注越来越多, 在其接入电网后一方面可以缓解用户对电力供应的需求, 但另一方面给配网的稳定性带来了很多的影响。优点主要有: (1) 分布式电源可以增大电网的容量削峰填谷; (2) 节省输电线路和电厂的建设费用; (3) 根据具体需求就地安装消费, 减少线路损耗; (4) 出现故障时, 可孤岛运行给用户继续供电。但其缺点也很明显: (1) 在电力系统中大量接入分布式电源会给其调度、运行和规划带来困难; (2) 使潮流方向发生改变, 导致了系统潮流预测愈加困难; (3) 分布式电源并网运行产生谐波, 给系统带来电能质量问题; (4) 改变了系统的故障电流, 影响了继电保护动作的可靠性和安全性; (5) 如果形成了非预期的孤岛, 则会损害电力设备, 并可能对维修人员的安全造成威胁[1]。

1 分布式电源对配电网保护的影响

分布式电源接入配电网, 会给配电网继电保护带来很大的影响, 增加了继电保护设置和整定的难度。

1.1 对重合闸的影响

目前, 自动重合闸已被广泛使用, 可能会使含DG的配电网在故障时出现以下几种现象: (1) 配网处于孤岛运行状态, 部分负荷由DG供电, 此时若自动重合闸动作, 则会导致重合闸失败。 (2) DG在馈线断路器跳闸后持续供电, 故障点电弧无法熄灭, 导致自动重合闸失败[2]。

当瞬时性故障发生时, 自动重合闸能够迅速恢复供电, 但是当DG接入配网后, 相应的配电线路会变成双侧电源供电, 重合闸的动作需要考虑到两侧保护的时间配合问题与两侧电源的同步问题[3]。

1.2 潮流方向

当DG接入配电网后, 有可能出现逆向潮流, 尤其是当DG装机容量较大时, 超过本地消耗的电能, 配网潮流方向会发生变化。

传统配电网中, 单端辐射状网络, 潮流方向固定, 当发生短路的时候, 故障电流的方向也能确定。而当DG接入配电网之后会改变配电网原先的拓扑结构, 其对配网潮流方向的改变根据其运行方式的不同而不同, 潮流的不定向性也会使传统的无方向性电流误动。

1.3 对短路电流的影响

当DG并网运行时, 即便潮流方向不变, 在短路时短路电流值都会受到影响, 流过保护的短路电流值会发生变化, 并且这种变化是不定向的, 无法预测, 随着故障位置和DG的运行状态不同, 流经保护处的故障电流值会增大或减小。

这些故障电流值的具体变化情况随配电网中DG种类和接入数量的增加而变得更加的复杂。如配电网仍采用原有保护配置方案, 从保护可靠性的角度考虑, DG的接入点、接入数量和准入容量等都会受到很大的限制。

1.4 孤岛运行

配电网中的故障一般由距离故障地点最近的保护继电器清除。如果故障发生在DG接入点上游, 则DG会为已经从配电网隔离的部分负荷提供电能, 如果DG的容量不足以提供额外增加的负荷, 就会出现过载现象, 最终导致停机。如果与主电网隔离的孤立系统, 负荷用电全部由DG提供, 则该种情况称为孤岛运行。

孤岛运行的危害主要有以下几点: (1) 维护人员误接触带电导体而由此造成触电; (2) DG的孤岛系统的电能质量无法保证; (3) 故障发生之后, 有的电网仍处于孤岛运行状态, 此时若自动重合闸动作, 可能会造成此类电网因为非同步合闸使故障进一步地扩大, 导致供电恢复的时间延缓。

2 含DG的配电网保护方法

DG接入量持续增加, 渗透率不断提高, DG对配网保护的影响也愈发引起人们的重视, 国内外相继提出了各种不同的解决方案, 主要可以归结为以下几点: (1) 及时切除DG; (2) 限制DG容量及接入位置; (3) 改变配电网的保护配置; (4) 引入故障限流器; (5) 自适应保护新方法; (6) 基于多代理系统的保护方案。

2.1 配网故障时及时切除DG

DG接入配电网对其继电保护产生不同程度的影响, 为了解决此类问题, 当配网发生故障时, 及时切除DG, 即传统的配电网不会受到任何影响[4]。

此方法对原保护来说, 改动最小, 成本最低, 但仍有很多问题:故障发生时, DG单元需要检测到故障后再退出。现在一些标准要求并网DG在故障发生后和自动重合闸之前要从电网中切除, 但实际运行中, 并不能保证一定会做到, 故仍会对保护造成很大影响。

2.2 限制DG容量及接入位置

因不能保证在故障发生时及时将DG从配电网中切除, 故文献[5]和文献[6]中提出了通过限制DG的容量和改变接入配网的位置来减少对配网的影响;文献[7]在保证继电保护可靠动作的前提下, 分析了DG接入数量、接入位置、组合方式以及线路参数等多个方面对其准入容量的影响, 最后的实验结果表明, 如果不改变配电网的原有保护配置, 则DG的准入条件将会受到很大限制, 故该方法仍具有一定的不完善之处。

2.3 改变配电网的保护配置

在原保护的基础之上加装方向判别元件, 可将输电线路中成熟的保护原理和方案应用于配电系统中, 还能采取网络化数字保护, 将DG的影响降到最低。文献[8]提出一种保护配置方案, 文章具体分析DG接入后对原有配电网距离保护的影响, 该方法本质上是用允许式方向纵联保护的方案来代替了原有距离保护方案, 使配网更可靠。

2.4 引入故障限流器

其主要思想是在故障发生时引入FCL, 将故障电流降至最小甚至消除, 并且在配网正常运行时, FCL不会对配网产生任何不良影响。在文献[9]和文献[10]提出采用FCL的方案, 当放生线路发生故障时接入限流装置, 减小短路电流, DG带来的影响则会随着线路阻抗的增大而减小。

故障限流的方法能够减弱DG接入对原有配网保护的影响, 减小对DG接入的限制, 但该方法仍然存在问题, 如故障时DG对系统稳定支持不足。

2.5 自适应保护

自适应保护的思想是尽可能地让保护适应电力系统的变化, 改善保护的性能。文献[11]中提出自适应保护的方法, 存储基准信息, 对线路的各个电气量实时采样计算, 然后将两者比较, 根据结果来确定故障范围和对此故障应该采取的保护方案。但是该方法需要对每个点进行信息采集, 而配电网络的覆盖面广, 运行维护较困难。文献[12]也提出自适应保护方法, 该文献是用计算机对电网的运行状况进行实时监控, 依据系统运行方式的变化, 使保护装置的定值能够进行动态调整。

2.6 基于多代理系统的保护方案

在配电网中构建通信网络, 引入智能终端采集线路、DG、断路器等单元的模拟量和状态量信息, 再将这些信息通过通信网络进行汇集, 通过对多点信息的综合分析判断, 实现故障的准确定位, 并发送指令给相应断路器, 切除故障[13,14]。

文献[15]和文献[16]提出了基于智能方法的保护方案, 该方法主要基于配电网自动化, 采用多Agent机制。它的最大优势是可以反映本地信息, 可以通过与其它系统的通信交互共享整个网络各检测点的信息, 保证了整个网络各保护Agent的工作协调性, 从而达到保护动作精准快速, 但是该方案需要依靠复杂的、高度可靠的通讯网络。

3 结束语

DG接入电力系统有效地改善了系统稳定性、可靠性和经济性, 但若接入配网时与继电保护配合不好, 将使系统可靠性降低。从整体看, 含DG的配电网保护应该是基础保护和基于通信机制的多点信息保护的融合。具体设计时, 我们需从配网、DG情况等多方面进行量化评估, 同时采用相应的优化策略, 在满足继电保护四性的基础之上, 来研究出经济高效和更具扩展性的方案。

摘要：分布式电源接入配电网之后, 对原有的配网保护产生了很大的影响, 本文从影响重合闸、潮流方向、短路电流、孤岛运行等四个方面进行了总结分析, 综述了国内外主要的一些含分布式电源的配网继电保护措施以及各自的一些优缺点, 对于进一步的方案改进有一定的意义。

关键词：分布式电源,继电保护,配电网

配电网孤岛保护综述 篇2

随着分布式光伏发电大规模接入电网,对配电网的继电保护配置、系统短路电流水平、配电自动化系统功能应用、电能质量、现场作业安全等的影响将会突显[1-4]。由于分布式光伏发电大多属于用户侧并网,出力与负荷就近平衡,存在孤岛效应问题。

针对孤岛效应问题,国内外先后制定的并网技术标准,如CGC 004—2011,GB 19939—2005,UL 1741和IEEE Std. 1547等,均规定并网发电装置必须具备防孤岛保护功能,并设计出具体的防孤岛保护测试电路和测试方法。

对各类防孤岛保护策略进行比较和分析,逆变器的防孤岛保护策略有主动式和被动式两类[5-8],可统称为内部检测法。通过电力载波通信、断路器跳闸信号等方法实现的防孤岛保护称为外部检测法[9]。在应用电力载波通信技术的防孤岛保护策略中,通过判断电网与逆变器之间的载波信号异常, 实现防孤岛保护,但此种方法实现起来较复杂,还没有工程应用[10-11]。在使用传输断路器跳闸信号的孤岛检测方法中,通过检测所有能够使光伏系统并网点断路器跳闸的其他断路器状态,判定电网故障, 实现防孤岛保护功能,此种方法需要检测多点信息, 要求配电网的自动化水平极高,目前也无工程应用[12]。

综上分析,应用较多、技术较成熟的分布式光伏发电系统的防孤岛保护策略是内部检测法,通过与配电网调度相互配合实现防孤岛保护的外部检测法在实际中较少应用。当电力检修人员在维护接有分布式光伏发电系统网侧线路或设备时,一旦分布式光伏发电的防孤岛保护功能失效,将给电力检修人员的现场安全作业等工作带来隐患,亟待开发适用于电力检修人员操作的低压反孤岛装置。

1低压反孤岛装置设计原理

1. 1低压反孤岛装置的结构及应用

低压反孤岛装置是专门为电力检修或相关电力操作人员设计的一种用于破坏分布式光伏发电系统的非计划孤岛运行的设备,由操作开关和扰动负载组成,其结构如图1所示。低压反孤岛装置主要在220 V /380 V电网中使用,一般安装在分布式光伏发电系统送出线路电网侧,如配电变压器低压侧母线、箱式变压器低压母线、低压环网柜、380 V配电分支箱等处,在电力人员检修与分布式光伏发电相关的线路或设备时使用。

当电网失电且发生孤岛现象时,光伏系统电网侧将会带电。电力检修人员通过检测该点是否带电,来判断是否发生孤岛现象。如果发生孤岛现象, 即由现场检修人员手动投入低压反孤岛装置。

1. 2孤岛效应及逆变器防孤岛保护策略

Q / GDW 480—2010《分布式电源接入电网技术规定》对孤岛效应的定义为: 电网失压时,分布式电源系统仍保持对失压电网中的某一部分线路继续供电的状态。当电网因事故或停电检修而失电时,如果分布式光伏发电系统的出力与本地负载相匹配, 就可能发生孤岛效应,给系统设备和相关人员带来安全隐患。

标准CGC 004—2011《并网光伏发电专用逆变器技术条件》要求,逆变器应具有防孤岛效应保护功能。若逆变器并入的电网供电中断,逆变器应在2 s内停止向电网供电,其具体要求如表1和表2所示。表中: Vnom为系统标称电压。

基于逆变器的防孤岛效应保护方案分为被动式和主动式两种。其中,被动式孤岛检测方法主要有过欠压和过欠频保护、电压相位突变检测、电压谐波检测等方法,这些方法均是通过检测逆变器交流输出端电压或频率的异常来检测孤岛效应。一般情况下,被动的孤岛检测方法在光伏输出和负荷匹配较好时会失效( 谐波检测是一个特例) ,因而,考虑对逆变器某些输出( 如频率、相位、电压等) 施加偏移, 提出主动式的孤岛效应检测方法。

主动式防孤岛效应保护方案主要有电流干扰法、 输出电能变动法、主动频率偏移法、自动相位偏移法等类型[13-15],虽然此类方法会影响输出功率因数,给电网注入谐波,影响供电的质量,但是其检测快速性、 准确性会相对提高,甚至有些方法在多台逆变器并联运行的系统中也能准确检测,适用于输出电压波形质量要求不高且检测速度要求较快的场合。

综合分布式光伏发电的孤岛运行机理与防孤岛保护策略分析,可得如下结论: 1分布式光伏发电孤岛运行的条件是输出功率与负载相匹配; 2处于孤岛运行中的分布式光伏发电系统,电压与有功负载有关,频率与无功负载和品质因数有关; 3分布式光伏发电防孤岛保护本质是通过检测逆变器输出端电压、频率异常实现; 4接入220 V/380 V配电网的分布式光伏发电发生孤岛效应可能性较大,给电力检修人员带来安全隐患。

值得注意的是,品质因数一般用Qf表示,表征一个储能器件( 如电感线圈、电容等) 在谐振电路中所储能量与每周期损耗能量p的比值,在并联谐振电路中(其中QC和QL分别为孤岛模拟负载容性和感性无功功率)。

1.3低压反孤岛装置的开断机理

根据1. 2节分析的结论,通过改变分布式光伏发电出力与负载之间的功率平衡,扰动其输出的电压与频率,引起过欠压或过欠频保护动作,能够破坏其孤岛运行。结合分布式光伏发电孤岛系统具有电压与负载有功功率有关、频率与无功功率有关的运行特性,低压反孤岛装置可由操作开关和电阻、电感或电容等扰动负载构成。以下是3类低压反孤岛装置的开断机理。1阻性低压反孤岛装置: 投入后引起分布式光伏发电系统过欠压保护动作,破坏其孤岛运行; 2感性低压反孤岛装置: 投入后引起分布式光伏发电系统过欠频保护动作,破坏其孤岛运行; 3容性低压反孤岛装置: 投入后引起分布式光伏发电系统过欠频保护动作,破坏其孤岛运行。

2扰动负载计算

2. 1阻性低压反孤岛装置投入后的等效模型

投入阻性低压反孤岛装置后的分布式光伏发电孤岛系统等效模型如图2所示。图中: PCC为公共耦合点; R为电阻; L为电感; C为电容; Rs为扰动负载; Iinv为光伏逆变器的输出电流; Iload为负载电流; Ploads和Qloads分别为电网正常时负载有功和无功功率; Pgrid和Qgrid分别为电网消纳的光伏发电有功和无功功率。

根据图2,当分布式光伏处于孤岛运行时,光伏逆变器的输出功率与负载匹配,RLC负载总阻抗以Z表示,假设此时的电压为U0,则有

投入阻性低压反孤岛装置Rs后,假设逆变器输出的电压为U,因Iinv在投入Rs前后瞬间不变,则有

联立式( 1) 至式( 3) 可得:

根据式( 4) ,阻性低压反孤岛装置的电阻值可以通过分布式光伏接入电压、接入容量、跌落后的电压计算得出,此外,投入阻性低压反孤岛装置后,将引起系统电压降落,即可使分布式光伏发电欠压保护。根据表1对逆变器电压保护动作的要求,投入阻性低压反孤岛装置后的跌落电压U至少应满足U < 85% Un,其中Un为接入配电网系统的标称电压。

阻性低压反孤岛装置的计算模型为:

从式( 5) 可知,当分布式光伏发电出力Pinv与跌落后电压U确定后,即可得到阻性低压反孤岛装置扰动电阻值,此外,U的跌落越深,需要配置的负载越大,电阻值越小。

2. 2感性低压反孤岛装置投入后的等效模型

投入感性低压反孤岛装置后的分布式光伏发电孤岛系统等效模型如图3所示。

根据图3,当分布式光伏处于孤岛运行时,光伏逆变器的输出功率与负载匹配,则有

式中: Qinv为光伏发电系统输出的无功功率; f0为孤岛运行时光伏发电系统输出的频率。

一般逆变器输出功率因数接近1,即Qinv近似为0,则有

投入感性低压反孤岛装置Ls后,假设逆变器输出的电压为U,电感的功率为Qloads,因感性扰动负载投入后,对电压影响较小,为简化计算,则有

联立式( 6) 至式( 8) 可得:

根据式( 9) ,感性低压反孤岛装置的电阻值可以通过分布式光伏接入电压、孤岛负载无功容量、投入后的频率计算得出,此外,投入感性低压反孤岛装置后,将引起系统频率增加,即可使分布式光伏发电过频保护。

根据表2对逆变器过频保护动作的要求,投入感性低压反孤岛装置后的频率f至少应满足f≥50. 5 Hz,则感性低压反孤岛装置的计算模型为:

从式( 10) 可知,当分布式光伏发电用电负荷无功功率与投入后频率确定后,即可得到感性低压反孤岛装置扰动电感值,此外,f变得越大,需要配置的电感负载越大,电感值越小。

2. 3容性低压反孤岛装置投入后的等效模型

投入容性低压反孤岛装置后的分布式光伏发电孤岛系统等效模型如图4所示。

根据图4,当分布式光伏处于孤岛运行时,光伏逆变器的输出功率与负载匹配,则有

一般逆变器输出功率因数接近1,即Qinv近似为0,则有

投入容性低压反孤岛装置Cs后,假设逆变器输出的电压为U,电容的功率为Qloads,因容性扰动负载投入后,对电压影响较小,为简化计算,则有

联立式( 11) 至式( 13) 可得:

根据式( 14) ,容性低压反孤岛装置的电阻值可以通过分布式光伏接入电压、孤岛负载无功容量、投入后的频率计算得出,此外,投入容性低压反孤岛装置后,将引起系统频率降低,即可使分布式光伏发电欠频保护。

根据表2对逆变器欠频保护动作的要求,投入容性低压反孤岛装置后的频率f至少应满足f < 48 Hz,则容性低压反孤岛装置的计算模型为:

从式( 15) 可知,当分布式光伏发电用电负荷无功功率与投入后频率确定后,即可得到容性低压反孤岛装置扰动电容值,此外,f变得越小,需要配置的电容负载越大,电容值越大。

2. 4选型

根据扰动负载的计算结果及低压反孤岛装置的接入电压等级( 220 V/380 V) ,得出系列化低压反孤岛装置的技术参数如表3至表5所示。根据表3至表5的计算结果,可以初步得出如下结论。

1) 随着低压断路器容量和分布式光伏发电容量的增大,需配置的低压反孤岛装置扰动负载容量越大,即电阻越小,电感越小,电容越大。

2) 按照低压断路器的容量确定低压反孤岛装置的扰动负载及操作开关技术参数,系列过多,不便于工程应用。

3) 与大容量低压断路器或分布式光伏发电相匹配的低压反孤岛装置,能够覆盖该容量以下的低压反孤岛装置,可根据覆盖特性,结合工程实际,考虑将系列减少。

表3至表5中参数的计算依据如下。

1) 在分布式光伏发电系统处于孤岛运行时,如果系统中还有其他电源运行,可能使得低压反孤岛装置无法破坏孤岛,故扰动负载承受电流按照设备投入前配电网系统的标称电压Vnom、频率f0计算。

2) 对允许接入分布式光伏的额定容量按照配电变压器或配电分支箱容量满配选取,考虑到选型方便,配电分支箱容量按配电变压器或配电分支箱用低压断路器容量进行计算( 为确保分布式光伏的接入不影响配电网稳定性和安全性,若考虑允许接入分布式光伏的额定容量按照配电变压器或配电分支箱容量20% 选取,亦可根据表3至表5参考选取) 。

3) 根据标准CGC 004—2011《并网光伏发电专用逆变器技术条件》要求,同时考虑到分布式光伏大部分时间工作在非额定容量下,投入阻性低压反孤岛装置后的跌落电压按U = 0. 8Vnom计算,投入感性低压反孤岛装置后的频率按f = 51. 5 Hz计算,投入容性低压反孤岛装置后的频率按f = 48 Hz计算。

3试验验证

3. 1试验条件、环境及边界要求

低压反孤岛装置用于破坏分布式光伏发电的孤岛运行,用光伏并网逆变器模拟分布式光伏发电时的孤岛效应,并用对应负载模拟低压反孤岛装置,测试原理如图5所示,试验设备参数见附录A表A1。

本验证试验计算条件取: 逆变器输出功率Pinv= Pn( Pn为逆变器额定功率) ,品质因数Qf= 1,孤岛模拟负载容性无功功率QC= QL。依据试验计算条件和设备,可以得到逆变器孤岛模拟系统内的电气参数为: Pinv= 15 k W,QC= QL= PinvQf= 15 kvar。

3. 2结果与分析

根据标准CGC 004—2011要求的低压反孤岛装置的开断机理进行电压跌落及过欠频试验。

投入阻性扰动负载的理论值与试验值对比如图6所示。测试数据见附录A表A2。

投入感性扰动负载的理论值与试验值对比如图7所示。测试数据见附录A表A3。

投入容性扰动负载的理论值与试验值对比如图8所示。试验数据见附录A表A4。

由图6至图8可以得出如下结论。

1) 投入阻性低压反孤岛装置能够改变逆变器孤岛系统的电压,破坏其孤岛运行的条件,并通过使其欠压实现反孤岛的功能,其动作时间在200 ~ 300 ms之间,满足逆变器电压异常响应要求。投入感性、容性低压反孤岛装置能够改变逆变器孤岛系统的频率,破坏其孤岛运行的条件,并通过使其过、 欠频实现反孤岛的功能,动作时间满足逆变器频率异常响应要求。

2) 投入阻性低压反孤岛装置后,跌落后的电压与理论设定的跌落电压误差在1. 6% 左右,投入感性、容性低压反孤岛装置后过、欠频值误差在0. 2% ~ 0. 42% 之间,证明了计算模型的正确性和可靠性。

3) 投入阻性低压反孤岛装置的扰动负载电阻越小,即投入扰动负载的功率越大,其引起的孤岛系统电压跌落越深。投入感性低压反孤岛装置的扰动负载电感越小,即投入扰动负载的功率越大,其引起的孤岛系统频率上升越大。投入容性低压反孤岛装置的扰动负载电容越大,即投入扰动负载的功率越大,其引起的孤岛系统频率下降越大。

4) 在逆变器因欠压保护停止输出电流后,负载上存储的能量在电阻上瞬间消耗,无操作过电压问题。在逆变器因过、欠频保护停止输出电流后,出现感应电压,大容量的容性、感性反孤岛装置投入时, 存在操作过电压的隐患。

4结语

本文分析了分布式光伏孤岛运行条件及光伏并网逆变器防孤岛保护策略,通过破坏分布式光伏发电孤岛运行的条件,研究阻性、感性、容性低压反孤岛装置的开断机理,完成了系列化低压反孤岛装置参数计算,并进行了试验验证。试验结果表明,3种低压反孤岛装置的设计理论和计算模型都符合要求,但是考虑到装置使用的安全性,低压反孤岛装置应优先选用电阻型扰动负载。同时,由于低压反孤岛装置具有向下覆盖特性,能满足实际容量小于计算容量的分布式光伏发电,可以根据典型分布式光伏容量,设计系列化低压反孤岛装置。

配电网孤岛保护综述 篇3

关键词：配电系统,分布式电源,孤岛划分,供电可靠性

0 引言

分布式电源（distributed generator,DG）以其独有的环保性和经济性成为提高能源综合利用效率的有效途径[1,2]。同时，DG可灵活地并网或者孤岛运行，迅速恢复受故障影响的重要负荷供电，提高配电网的供电可靠性[3,4,5]。为此，IEEE编制了IEEE1547—2003标准鼓励供电方和用户通过技术手段实现孤岛运行[6]。孤岛运行是配电网在接入DG后一种新的运行方式，由DG独立地向系统的部分负荷供电。在系统发生故障时，各DG按照划分好的孤岛继续向负荷供电直至故障排除，系统恢复供电[7]。

国内外众多专家都对如何合理地划分孤岛进行了深入研究。文献[8]提出了利用DG和负荷的状态实现自适应孤岛运行的整体思路。文献[9]将以不同DG为中心划分的相邻孤岛进行融合，解决了功率圆相交的问题。文献[10]采用改进Prim算法对配电网进行孤岛划分，但该方法要求孤岛范围尽可能大，故网损较重。文献[11]建立孤岛划分的树背包问题模型，利用分支定界算法求解。文献[12]采用改进Kruskal算法对含DG的配电网进行孤岛划分。上述文献都对提高电力系统供电可靠性起到积极的作用，但仍需考虑以下几个方面。

1）文献[8,9,10,11,12]由于采用的是不完全解析性的建模方式，因此都使用了搜索的方法对配电网孤岛划分问题进行求解，得到的结果还需进一步校验和修正，如检验功率平衡是否得到满足、检验孤岛中有无线路过载、剔除孤岛中的某些支路等。因此，不同的处理方法可能会形成不同的解，得到的孤岛不一定是唯一最优的。

2）分布式发电技术多种多样，常见的有光伏发电、风力发电、生物质发电、燃料电池等。但并不是所有的DG均适合单独对某一区域进行供电，如风力发电[13]，其输出的功率有较强的随机性且很难进行调节，影响所在孤岛的可靠运行。

综上所述，本文根据DG和配电网的运行特点[14,15]，建立了不同可靠性类型DG联合供电的表达式；根据电力负荷的等级和可控性，建立了优先恢复一、二级负荷的智能配电网孤岛划分数学模型，并采用数学优化方法进行求解。

1 含不同类型DG的孤岛划分原则

DG须具备以下条件才能单独供电，称之为可靠性DG:(1)电源输出的功率稳定且大小可以调节；(2)有综合控制策略来维持该区域的电压和频率的稳定；(3)具备一定的通信能力，在其单独对某一区域进行供电时，采集点将系统实时的电压、频率和负荷变化等信息传回DG,DG根据这些信息采用相应的控制策略，维持该区域电压和频率的稳定。

可靠性DG主要包括燃料电池、微型燃气轮机、配置储能装置的风能发电及光伏发电等。

一般的风能发电及光伏发电，由于其出力波动极大且很难进行调节，为非可靠性DG，需与可靠性DG一起对一个负荷区域联合供电。

因此，含DG的配电网在进行孤岛划分时需考虑以下几个原则。

1）重要负荷优先供给原则。在系统发生故障时，重要负荷优先得到供电恢复。因此，在孤岛划分时应首先将一、二级负荷划入孤岛内。

2）最大负荷原则。在满足岛内总负荷不超过DG发电容量的前提下，为提高系统的供电可靠性，减少负荷失电量，充分发挥DG的作用，应将尽可能多的负荷并入孤岛内。

3）孤岛备用原则。当DG孤岛运行时，由于没有大网作为依托对岛内的频率和电压进行调节，因此需要部分机组具备一定的调节能力以应对可能出现的削峰填谷、平滑功率、调峰调频等情况。

4）联合供电原则。根据DG单独供电的要求，需要避免出现非可靠的DG独自供给区域负荷的情况，使划分后的每个孤岛都能安全可靠的运行。

2 配电网孤岛划分模型

孤岛运行作为一种提高供电可靠性的重要方式，得到了人们越来越多的关注。通过选取合理的孤岛范围，与重合闸等自动控制措施相结合，可以实现DG并网模式和孤岛模式间的无缝转换，从而在最大程度上提高DG的利用率，改善供电可靠性。

2.1 目标函数

本文的目标函数为在满足各类安全约束的基础上达到总供电收益最大量Pload，实现最大负荷原则；除一级负荷需要100%恢复外，二级负荷通过调整权值的大小实现优先供给，三级负荷在满足一、二级负荷优先供给的基础上尽可能多的恢复。

式中：dv1i,dv2i,dv3i,dv4i,dv5i分别为一级负荷、二级不可控负荷、二级可控负荷、三级不可控负荷以及三级可控负荷的有功负载；n,m,r,p,q分别为系统中这5种不同负荷的数量；kv2i为0-1变量，0表示该节点的二级不可控负荷不接入孤岛，1表示该节点的二级不可控负荷接入孤岛，二级负荷的供电系统应尽量做到发生故障时不致中断供电，或中断供电后能迅速恢复；wv3i的取值可在0到1之间变化，表示该二级负荷节点为可控节点，负荷接入量可控；lv4i为0-1变量，表示三级负荷节点为不可控节点，即此类负荷节点只存在两种情况，全部接入孤岛或负荷全部切除；zv5i的取值可在0到1之间变化，表示该三级负荷节点为可控节点，负荷接入量可控；α1和α2分别为二级不可控负荷和二级可控负荷的优先供给权值，通常情况下的取值均大于1，以体现二级负荷比三级负荷的优先性。

2.2 约束条件

2.2.1 节点功率平衡约束

被选入孤岛的点都应与电源点连通，即孤岛内的每个节点都满足基尔霍夫定律。

式中：Ωb为系统节点集合；Ωl为系统支路集合；f(i,j）为节点i和节点j之间的有功传输功率；gi为DG节点的有功出力，包括非可靠DG和可靠性DG;di为负荷节点i的有功负载，其中包含n个一级负荷、m+r个二级负荷以及p+q个三级负荷。

2.2.2 机组出力约束

1）非可靠性DG出力约束

由于非可靠性DG的输出功率有较强的随机性且很难进行调节，因此需要与可靠且有调节能力的DG联合供电。

式中：Ωdg为系统DG集合；ΩNSdg为非可靠性DG集合；gNSi为第i台非可靠性DG的接入功率。

2）可靠且有调节能力的DG出力约束

当DG孤岛运行时，由于没有大网作为依托对岛内的频率和电压进行调节，因此需要部分机组具备一定的调节能力以应对可能出现的削峰填谷、平滑功率、调峰调频等情况。如带有通信和控制策略的燃料电池系统、微型燃气轮机等。此时该类DG输出功率的约束为：

式中：Ωbdg为系统可靠且有调节能力的DG集合；为该类DG的最大出力。考虑到系统的安全因素系统需预留的备用，其大小可根据具体情况而定，β在0至1之间取值。

2.2.3 负荷约束

电力负荷对供电可靠性的要求及中断供电在对人身安全、经济损失上所造成的影响程度进行分级[16]。

1）一级负荷

此类负荷中断供电将造成人身伤害、经济重大损失或影响重要单位正常工作等情况，因此该类负荷在配电网发生故障时应100%恢复供电，使各项损失降低到最小。一级负荷的供电约束为：

式中：Ωv1为该配电网一级负荷的集合。

2）二级不可控负荷

此类负荷中断供电将在经济上造成较大损失或影响较重要单位正常工作等情况，虽然该类负荷重要程度不及一级负荷，但停电也会给经济和生活带来不小的影响，因此在目标函数中引入权值α1和α2，使得二级负荷的供电优先级大于三级负荷。二级不可控负荷的供电约束为：

式中：Ωv2为该配电网二级不可控负荷的集合。当DG剩余功率无法满足某个二级不可控负荷节点时，kv2i=0；当DG剩余功率能够满足某个二级不可控负荷节点时，kv2i=1。

3）二级可控负荷

该类负荷的供电要求与不可控的二级负荷一致。其供电约束为：

式中：Ωv3为该配电网二级可控负荷集合。当DG剩余功率无法满足某个二级可控负荷节点时，wv3i=0；当DG剩余功率能够满足该节点部分负荷时，wv3i取0到1之间的数；当DG剩余功率能够满足该二级可控负荷节点时，wv3i=1。

4）三级不可控负荷

不属于一级和二级负荷者为三级负荷。三级负荷的供电优先级为最低。三级不可控负荷的供电约束为：

式中：Ωv4为该配电网三级不可控负荷的集合。当DG剩余功率无法满足某个三级不可控负荷节点时，lv4i=0；当DG剩余功率能够满足某个三级不可控负荷节点时，lv4i=1。

5）三级可控负荷

三级可控负荷的供电约束为：

di=zv5idv5i,i∈Ωb∩Ωv5(9）式中：Ωv5为该配电网三级可控负荷集合。当DG剩余功率无法满足某个三级可控负荷节点时，zv5i=0；当DG剩余功率能够满足该节点部分负荷时，zv5i取0到1之间的数；当DG剩余功率能够满足该三级可控负荷节点时，zv5i=1。

2.2.4 线路功率约束

在电力系统实际运行中，若要切除某一点的负荷，通常情况下会断开该负荷点两侧的线路开关。因此，在孤岛划分中，如果某一负荷点没有接入孤岛内，应断开其两侧的连接线路：

式中：为支路（i,j）传输的最大功率。xi的取值与kv2i,wv3i,lv4i,zv5i有关，当负荷节点所有负荷均被切除时，则xi=0；当负荷节点所有负荷均接入孤岛内时，则xi=1；当可控负荷点接入部分负荷时，则xi=1。

2.2.5 非可靠机组联合供电约束

对于风电、太阳能等DG其出力不够稳定，难以独立供电，需要与具备一定调节能力的机组一起对一个负荷区域联合供电。要保证非可靠的DG与具备一定调节能力的DG联合供电，即要求包含这两类DG节点是连通。首先在式（2）的基础上叠加一个与原网络结构相同的虚拟网络，并在每个非可靠的DG处添加虚拟负荷Ki，假设该虚拟负荷是由具备一定调节能力的DG供给，其虚拟出力为Gi，如此保证每个非可靠性DG的虚拟负荷均由可靠且有调节能力的DG供给，保持这两类机组间的连通性。虚拟网络中传输的功率为kij。最后构建如式（12）所示虚拟网络功率平衡约束，每个非可靠性的DG都会与可靠的DG相连，虽然这一约束增加了变量的规模，但这些变量都是连续变量。

式中：Gi为具备一定调节能力机组的虚拟出力；kij为流过虚拟支路（i,j）的虚拟功率；Ki为虚拟负荷，若Ki=ε，则认为i节点有非可靠的DG接入，反之若Ki=0，则节点i为具备一定调节能力的DG接入点或一般负荷节点；nNSdg为系统中非可靠DG个数；ε为大于0的常数。

3 算例分析

本文对上述模型采用C++编程，调用CPLEX12.5[17]求解。CPLEX求解器能够处理线性规划、二次规划、二次约束规划、混合整数规划等四类基本问题，其在求解混合整数线性规划模型时拥有非常出色的性能，通常采用分支—割平面法，并融合了预处理技术。硬件环境：Intel(R)Core(TM)i3CPU3.2GHz,4GB RAM；软件环境：Windows 7。

3.1 算例1

1）系统参数

69节点系统是美国PG&E的配电网，其有功负荷为3 802.19kW。参照文献[11]在该系统中引入DG，线路（2,3）由于发生三相短路接地故障，其下游节点全部失电，如图1所示。DG1至DG6最大输出功率见附录A表A1，且均为可靠有调节能力的DG，在图中以绿色标示出。本算例中并没有考虑机组的备用，验证本文所提模型在设定系统条件下最大负荷恢复量。负荷的优先级和可控类型见附录A表A2和表A3。

2）结果分析

利用本文所建立的模型对系统内失电节点进行孤岛划分。当优先供给权值α1，α2≥2时，得到如图2所示的孤岛方案，DG点的实际出力如表1所示，除节点32的DG输出功率为39.5kW外，其余机组的出力均处于最大值。总的负荷恢复量为2 139.5kW，一级负荷为410.95kW，二级负荷为1 659.05kW，三级负荷为69.5kW，各类负荷恢复百分比如表2所示。可控负荷节点的恢复量如表3所示，其他未列出的可控节点负荷恢复量为0，由于权值α1，α2的存在，并没有对三级可控负荷进行恢复。

当优先供给权值α1=α2=1时，孤岛划分方案如图3所示，总的负荷恢复量为2 140kW，一级负荷为410.95kW，二级负荷为1 513.15kW，三级负荷为215.9kW，各类负荷恢复百分比如表4所示。由表1和表4对比可知，当权值α1=α2=1时，二、三级负荷间不会出现选择性，三级负荷恢复百分比增大。

文献[11]所采用的孤岛分析策略对图1系统进行孤岛划分，得到如图4所示的孤岛方案。

为比较，文献[11]还分别采用文献[9]的方法对图1系统进行孤岛划分。上述3种孤岛方案恢复负荷总量和恢复重要负荷比重如表5所示。可知，文献[11]虽然在得到初始孤岛方案后进行了校验和调节，但负荷的恢复总数仍没达到最大值。文献[9]算法恢复负荷总量和重要负荷比重都不理想，其原因在于该算法对相邻且相同优先级负荷点的选择不加比较，导致一些不可控负荷节点，无法得到供电。

3.2 算例2

1）系统参数

在算例1的系统条件下引入DG7至DG10，新的系统图如图5所示，可靠且有调节能力的DG以绿色标示出，非可靠DG以红色标示出，该系统内所有机组的类型和最大出力见附录A表A4。优先供给权值取α1，α2≥2的情况。与算例1相比，对于可靠且有调节能力的DG，如DG2,DG3,DG4,DG7，需预留30%的备用。另外，算例中还加入了非可靠机组，验证非可靠机组联合供电约束的有效性。

2）结果分析

利用本文所建立的模型对系统内失电节点进行孤岛划分，得到如图6所示的孤岛方案。

算例2的负荷恢复情况如表6所示。由表6可知，该方案总的负荷恢复量为2 126kW，其中一级负荷为410.95kW，恢复率为100.00%，二级负荷为1 521.42kW，三级负荷为193.63kW。可控负荷节点的恢复量如表7所示，其他未列出的可控节点负荷恢复量为0。

由图6可知，划分的结果形成两个孤岛：(1)DG3和DG8为一个孤岛，DG3是可靠且有调节能力的DG;(2)DG1,DG2,DG4,DG5,DG6,DG7,DG9和DG10为一个孤岛，其中DG2,DG4,DG7是可靠且有调节能力的DG，由划分的结果得到，每个孤岛内均有可靠且有调节能力的DG，避免了非可靠DG单独供电的情况，实现可靠且有调节能力的DG与非可靠机组联合供电的原则。DG实际出力如表8所示。由表8可知，可靠电源DG2,DG3,DG4和DG7均预留了30%以上的备用，提高了各个孤岛实际运行时的可靠性，实现孤岛备用原则。

4 结论

随着DG不断深入的研究和发展，使得孤岛运行在电力系统中的大规模应用成为可能。本文根据DG的供电特性和配电网孤岛运行的特点，提出了考虑多种因素的智能配电网孤岛划分模型，得出的结论如下。

1）由算例1和算例2的结果分析表明，本文提出的模型采用解析性表达是合理有效的，实现了最大程度上解的最优性。

2）在包含6台可靠有调节能力DG的IEEE 69节点系统中，在保证一级负荷100.00%恢复的前提下，系统总的负荷恢复量增加，结果合理。

3）在包含4台可靠有调节能力DG和6台非可靠性DG的IEEE 69节点系统中，可靠性DG和非可靠性DG联合对某一区域供电，此外，可靠有调节能力DG还预留了一定的备用，提高各孤岛运行的可靠性。

4）本文采用数学优化的方法求解孤岛划分问题，在改进的IEEE 69节点系统的仿真结果验证了本文提出模型的有效性。

配电网孤岛保护综述 篇4

关键词：智能配电网,可达性矩阵,电网分区,孤岛辨识

0 引言

大量的分布式电源 (DG) 并网运行使得配电网的结构和运行方式发生很大变化, 智能配电网的提出和发展使得这一变化更加明显[1]。配电网节点众多, 各种DG投退频繁, 导致智能配电网的运行方式灵活多变, 尤其当电网中的某些开关断开时, 会将电网分为若干性质各异、相互独立的子网, 如果子网中的负荷由DG或微电网供电, 那么该子网就以孤岛的方式运行[2,3]。孤岛的出现一方面对智能配电网的调度、自动化系统、继电保护系统和自动重合闸等带来较大影响, 另一方面孤岛自身运行的安全性和稳定性也存在诸多问题[4,5]。解决好孤岛检测与辨识、孤岛运行控制、保护等相关问题, 是智能配电网发展的必然需求。

在与孤岛相关的诸多问题中, 孤岛检测与辨识是研究的热点问题之一。国内外的专家学者提出了多种孤岛检测方法, 这些方法总体上可分为被动式检测和主动式检测两大类[6]。

被动式检测方法是指通过直接测量分布式发电系统逆变器的输出功率变化或公共连接点 (PCC) 处电压或频率的变化来判断孤岛情况。被动检测方法原理简单、易于实现, 不会影响系统的电能质量和稳定性。但是此类方法的阈值都较难确定, 并且它们对逆变器的输出功率与负载的功率是否匹配有严格的要求, 存在着一定的检测盲区[7,8]。

主动式检测方法是通过对分布式发电系统的逆变器输出产生一个小的扰动, 当分布式发电系统与电网正常并网运行时, 小扰动对系统不足以产生影响;但当孤岛产生时, 主动产生的小扰动将会造成孤岛状态大的变化。主动检测法对检测盲区有了一定的改进, 但由于引入了扰动, 对系统的暂态响应有一定影响, 对于多台逆变器并网情况下, 扰动的一致性也是普遍存在的问题[9,10]。

当前的孤岛检测与辨识方法研究主要基于并网点处的本地信息。如果将配电网整体作为研究对象, 结合网络拓扑结构并利用网络中的开关位置状态信息, 可以快速、准确地获得电网结构变化情况, 并能够可靠地对孤岛进行辨识。本文基于智能配电网的拓扑信息以及开关位置状态信息, 采用图论中图的连通性分析方法, 引入可达性矩阵, 对电网进行分区, 进而对孤岛进行辨识, 判断出孤岛的数量及每个孤岛涵盖的范围, 为开展孤岛运行控制与保护研究奠定基础。

1 集中式电网分区系统结构

当智能配电网发生故障或出现开关变位时, 鉴于故障隔离和开关变位等情况存在着一定的随机性和不可预见性, 某些开关变位后会将原电网分成若干相互独立、性质不同的子网。例如:仍与主电源并网运行的子网、与主电源脱离但包含DG或微电网的子网、不包含任何类型电网的无源子网等。其中把与主电源脱离但包含DG或微电网的子网称为孤岛。孤岛对于提高供电的连续性、减少停电时间、提高DG的效率具有积极作用, 但由于失去了主电源的支撑, 孤岛运行的安全性和稳定性难以得到保证, 必须在形成孤岛后快速而可靠地对孤岛数量、每个孤岛所涵盖的区域进行识别, 为运行人员控制孤岛安全稳定运行提供依据。

对智能配电网结构的分析和辨识需要用到整个网络的拓扑结构信息、网络内开关的位置状态信息等广域信息, 因此适合采用集中式的结构, 如图1所示。该系统由多个智能终端、监控主机及通信系统构成。智能终端位于智能配电网的各断路器及分段开关处, 监视并采集对应开关的位置状态信息, 当发生开关变位时将变位信息上传至监控主机, 此外还接收来自监控主机的开关遥控命令, 执行相应的操作;监控主机位于调度控制中心, 维持电网的拓扑结构信息, 接收来自智能终端的开关位置状态信息, 对网络拓扑结构进行管理并对网络进行分区, 识别出网络中是否存在孤岛, 以及孤岛的数量和范围等, 并执行必要的开关遥控操作;通信系统位于智能终端和监控主机之间, 完成快速、可靠的信息交互功能。

2 可达性矩阵与图的连通性

图论中关于图的连通性定义为:设其中G= (V, E) 是一个简单无向图, V={v1, v2, …, vn}表示图的节点, 节点之间的连线为图的边E。对于任意的vi和vj, 若vi与vj之间存在通路, 则称vi和vj是连通的或者是可达的[11]。

智能配电网的拓扑结构也可以抽象为一个图。图的抽象方法有多种, 一般在进行拓扑分析时多将开关等效为图的支路, 开关间的线路等效为节点, 这样等效的优点是开关的位置状态和线路的连接关系可由图中支路的导通或开断直观反映。考虑到智能配电网结构和开关状态频繁变化等因素, 上述等效原则会导致节点—支路关联矩阵的修正及矩阵计算等过程复杂化。因此, 本文采用如下的等效原则:断路器或分段开关对应图的节点, 断路器或开关之间的线路对应图的边[12], 借助图的连通性分析原理和方法, 可以判断出任意两个节点之间是否存在通路, 进而完成对电网的分区和孤岛的辨识。在电网中, 任意两个节点连通的条件是除了二者之间要存在物理的链路外, 还要保证各链路上的开关处于闭合状态[13,14]。

定义图的邻接矩阵是进行可达性分析的前提。图G的邻接矩阵A= (aij) 是一个n阶方阵, n为节点数, 其中各元素定义如下:

矩阵A是对称阵, 对角元素为零。对电网而言, 每个节点所邻接的节点数量有限, 故A呈现明显的稀疏性, 有利于减少计算量。

定义了图的邻接矩阵后, 便可进行图的可达性分析。图的可达性分析借助可达性矩阵来实现, 而可达性矩阵是通过对邻接矩阵的各次幂逻辑求和获得的。

设G= (V, E) 的可达性矩阵P= (pij) 是一个n阶方阵, 如果从vi可以到达vj, 则pij=1, 否则为0。

基于图的邻接矩阵计算得到图的可达性矩阵步骤如下。

步骤1:求出邻接矩阵的各次幂:A, A2, …, An。其中n为图的节点数。

步骤2:计算得到可达性矩阵P, P=A∨A2∨…∨An。

通过分析可达性矩阵P中元素的取值, 可以判断任意两个节点之间是否连通。如果任一元素pij=1, 表明节点vi和vj之间连通, 如果pij=0, 则表明节点vi和vj之间不连通。需要说明的是, 在可达性矩阵计算过程中, 所涉及的加法为逻辑加 (∨) , 即0∨0=0, 0∨1=1, 1∨0=1, 1∨1=1。

在配电网内所有开关均闭合时, 对应的网络拓扑是一个全连通的图, 可达性矩阵P是一个全1矩阵, 表示所有节点都连通。

当有开关断开时, 可达性矩阵P将表现如下特征。

1) 断开开关所对应的行、列元素值均为0。

2) 未断开开关对应的行、列元素值包含0和1两种。若pij=1, 表示节点i与j之间连通;否则二者之间不连通。

3) 分析矩阵P中元素的取值规律还能够获取图的区域划分信息, 即图被划分为几个相对独立的区域, 每个区域包含哪些节点。矩阵P中对应行、列元素值相同的节点处于同一区域, 所包含的节点是元素值为1对应的节点。这为智能配电网孤岛检测提供了依据。

通过邻接矩阵的定义可知, 电网中与任意一个节点直接相连的其他节点数量都是有限的。因此, 邻接矩阵具有对称性和高稀疏性, 且邻接矩阵各次幂矩阵以及可达性矩阵所涉及的计算都是逻辑“或”运算, 这就决定了上述方法具有计算量小、计算速度快等特点。

还有其他计算有向图可达矩阵的方法, 如利用深度优先搜索 (DFS) 算法。该方法首先生成树, 再以每个节点为源点逐一进行深度搜索, 需要遍历拓扑中覆盖的所有节点, 看是否存在连通性。如果节点数为n, 完成一次DFS算法的复杂程度需要o (n3) , 表示两个n阶方阵相乘, 运算量较大, 且不容易控制算法过程[15]。基于邻接矩阵计算可达性矩阵, 进而分析拓扑连通性的方法在减少计算量、确保计算速度和可靠性方面更具优势。此外, 可达性矩阵只包含0和1两种元素, 结果直观, 易于分析。

3 基于可达性矩阵的智能配电网分区及孤岛辨识

3.1 基于可达性矩阵的智能配电网分区

图2、图3分别为智能配电网结构示意图及其对应的节点—支路示意图。图2中:S表示主干线开关和分支开关, 在图中对应为节点;K为联络开关;D表示对侧线路开关。

当开关S2断开时, 图2所示的系统对应的邻接矩阵为:

可以计算出邻接矩阵A的各次幂, 进而求得其对应的可达性矩阵P为:

分析可达性矩阵P中元素的取值可见, 第1, 6, 7行 (列) 元素值一致, 第3, 4, 5, 8, 9, 10行 (列) 元素值一致, 第2行 (列) 元素均为0, 故可知开关S2断开, 此时网络分为两个相对独立的区域。第1个区域包含开关S1, S6, S7及对应的支路, 相应的元素值为1, 表明S1, S6, S7之间是可达的;第2个区域包含开关S3, S4, S5, S8, S9, S10及对应的支路, 且相互之间是可达的。由于S2断开, 故不与其他任何节点连通。通过计算可达性矩阵P得到的分区结果及各节点的连通关系, 与图3所示网络的实际结构完全一致。

当有多个开关断开, 如开关S2和S4断开时, 对应的邻接矩阵为:

计算得到的可达性矩阵P为:

分析可达性矩阵P可知, 对应的网络被分为3个相对独立的区域。第1个区域包含开关S1, S6, S7及对应的支路;第2个区域包含开关S3, S8, S9及对应的支路;第3个区域包含开关S5和S10及对应的支路。由于S2和S4断开, 对应的行、列元素取值均为0, 不与其他任何节点连通。可见, 当有两个开关断开时, 可达性矩阵P仍能正确地反映节点的连通性和网络的分区情况。同理, 当有其他更多开关断开时, 可达性矩阵P完全能够对网络结构进行准确的分析。

在分析计算时, 每条出线可以独立建模分析。虽然智能配电网涉及的总支路和节点数量众多, 但每条线路长度有限, 涉及的支路和节点数量不会太多[16]。因此矩阵A的规模不会太大, 相应的计算量也不会太大, 且采用集中式的结构, 可达性矩阵的计算由高性能的监控主机完成, 计算速度和可靠性完全可以得到保证。

3.2 区域类型判断及孤岛检测

借助可达性矩阵可完成配电网节点的可达性分析和网络分区[17,18]。由于配电网包含众多负荷、分支、DG或微电网, 因此针对每个独立的区域, 还应该确定是否包含电源以及包含哪种电源, 以便确定哪个区域是并网运行区域, 哪些区域是孤岛, 哪些区域是纯负荷区域, 以便为网络结构改变后的系统安全稳定运行控制提供依据。

定义开关性质向量K=[k1, k2, …, kn], 向量K为n维行向量, 其作用是根据与开关连接的是电源还是负荷, 定义网络中各个开关的性质。K中元素取值定义如下:

如果网络被划分为若干区域, 各区域可用区块向量P1, P2, …, Pm表示, 其中m为由于开关断开而形成的独立区域个数。向量Pi是可达矩阵P中对应于区域i的行向量中的任意一行。若要进一步判断各区域中是否包含电源以及所包含电源的性质, 需用开关性质向量K对区块向量Pi进行修正:

分析向量Pi′中的元素值, 就能快速判断出各独立区域的性质, 从而确定是否存在孤岛、孤岛的数量以及孤岛的范围。当向量Pi′中包含值为1的元素时, 表示该区域有开关与系统电源连接, 属于并网运行区域;如果向量中除了值为0的元素外, 还包含值为-2、但不包含值为1的元素时, 表示该区域有开关与DG连接, 属于孤岛;若向量中只包含值为0和-1两种元素时, 表示区域内无电源, 属于负荷区域。

在上述分析中, 将网络类型分成了3类, 因此, 计算得到的向量Pi′中的元素值除了0之外, 还包含1, -1, -2三种类型的值。完全可以根据网络分区的需要, 进一步扩展网络类型的定义。大量的分析计算结果表明, 采用上述计算方法得到的结果完全正确, 此处不再赘述。

例如, 当图2中的开关S2断开后, 电网被分为两个相对独立的区域, 对应的区块向量分别记为P1和P2。基于可达性矩阵P的计算结果, 得到的P1和P2分别为:

根据系统结构和运行状态得到的开关类型向量K为:

利用向量K分别对向量P1和P2进行修正得到:

在P1′中, 由于包含值为1的元素, 因此, 可判断该区域内有开关 (即开关S1) 与系统电源连接, 属于并网运行区域;在P2′中, 除了值为0的元素外, 仅包含值为-2的元素, 故可判断该区域为孤岛运行区域, 且与DG直接相连的开关分别为S8, S9, S10。

当图2中的开关S2和S4断开后, 根据可达性矩阵P的计算结果, 可知电网被分为3个独立区域, 对应的区块向量分别为:

对应的开关类型向量K为:

得到的修正后的区块向量分别为:

P1′中包含值为1的元素, 因此该区域属于并网运行区域;在P2′中, 仅包含值为0和-2的元素, 故可判断该区域为孤岛运行区域, 且与DG直接相连的开关分别为S8和S9;同理可判断出P3′也为孤岛运行区域, 且与DG直接相连的开关为S10。

4 结语

本文提出了一种基于可达性矩阵的智能配电网分区及孤岛检测方法, 该方法利用矩阵的可达性与图的连通性之间的关系, 通过对电网拓扑图的连通性进行分析, 达到划分电网区域、检测孤岛的目的。该方法具有如下特点: (1) 原理清晰, 所需信息少, 易于实现; (2) 矩阵稀疏度高, 计算量小, 适合采用集中式的结构; (3) 可根据要求灵活扩展开关类型定义, 满足不同目的的电网分区要求; (4) 能够快速、准确地检测出孤岛的数量、孤岛的范围以及对应的并网开关。

基于可达性矩阵的智能配电网分区及孤岛检测方法为孤岛检测提供了新的思路, 也为制定快速、可靠的孤岛运行控制策略奠定了基础。

配电网故障定位技术综述 篇5

关键词：配电网,架空线,中性点非有效接地系统,故障区段定位,故障测距

0 引言

供电企业一个基本任务是不断提高供电可靠性。据统计，电力用户遭受的停电事故95%以上是由配电网引起的(扣除发电不足因素)，其中大部分是故障原因[1]。因此，准确地测定配电网故障位置，对于及时隔离并修复故障、提高供电可靠性具有十分重要的意义。

根据测量时线路是否带电，配电网故障定位技术可分为在线和离线两种方式。实际的配电线路故障绝大部分是绝缘击穿故障，在线路停电后，绝缘恢复，故障电阻上升至数千欧甚至数兆欧，难以通过直流电阻或注入信号寻迹等简单的方法测定故障点位置，通常需要采用高压设备将故障点击穿后测寻故障点。目前，离线定位法主要用于电缆故障定位。对于架空线路来说，由于供电距离较长，通过施加高压击穿故障比较困难，尤其是线路通常与配电变压器直接相连，外加高电压会对用户用电设备带来危害。因此，离线定位不适用于架空线路。

在具体实现方式上，故障定位方法可分为利用多个线路终端(FTU)/或故障指示器(FPI)的广域故障区段定位法以及直接利用线路出口处测量到的电气量信息计算故障距离的故障测距法。前者用于交通便利、自动化水平较高的城区配电网完成快速故障隔离;后者用于供电距离较长、不易巡检的乡镇配电网或铁路自闭/贯通系统完成故障点查找。

针对不同故障类型，本文将详细介绍实际应用中的短路故障定位技术和小电流接地故障定位技术。并根据目前定位技术中存在的问题，对未来故障定位研究进行初步展望。

1 短路故障定位方法

电力系统短路故障是指引起电流急剧增大，电压大幅度下降，并进一步导致电气设备损坏的相与相或相与地之间的短接[2]。短路分为三相短路，两相短路、两相对地短路和单相对地短路(发生于大电流接地系统，即中性点直接接地或经小电阻接地的系统)。短路故障特征明显，故障定位的实现相对简单。

1.1 故障区段定位法

短路故障电流幅值较大，易于检测，通常采用“过电流法”[3,4]实现架空线路短路故障的区段定位，原理与过流保护相同。

“过电流法”需要借助馈线终端装置(FTU)或故障指示器(FPI)定位故障区段。以图1所示的手拉手环网馈线自动化(FA)系统为例，在线路出现短路故障时，FTU检测到过流现象并上报至FA控制主站。主站分析故障信息，确定故障区段。在变电所保护动作跳开故障线路后，遥控分段开关隔离故障，恢复非故障区段供电。

“过电流法”原理简单，判据明确，同时具有较好的灵敏度。FPI在故障定位实现上与FTU相同，其测量方式分为直接测量和非接触式测量(测量电磁场)两种。采用非接触式测量[5]监测故障信息具备一定的现场应用优势，测量装置的灵敏度和可靠性是该研究能否推广的关键。

1.2 故障测距法

对于郊区及乡镇配电网，供电距离长，采用故障测距的定位方法既可以降低成本，又可以减轻寻线负担。

1.2.1 阻抗法

阻抗法[6,7]是利用故障时测到的电压和电流求取故障回路的阻抗，又因故障回路阻抗与故障距离成正比，从而据此定位故障。阻抗法原理简单，投资少，但配电网结构复杂，分支线、混合线路较多，且负荷影响较大，故阻抗法不能简单的直接用于测距计算，实际应用中常常作为辅助测距方法，结合“S注入法”计算故障距离或配合行波法确定故障距离[8]。

奥地利采用的是将馈线预先分段，利用标准的电力系统分析软件对各段线路进行离线短路计算[3]。当故障发生时，远端继电器测量故障电抗并上报主站，与短路计算得到的故障阻抗对比判断故障区段。这种阻抗定位策略在故障发生时仅需作出对比判断，节省了计算时间，且准确率高，实际运行效果良好。

1.2.2 电流对比法

为克服阻抗法对负荷影响考虑不足的缺点，欧洲一些发达国家采取了一些改进措施[3]，在计算中考虑实时采集的负荷电流，通过电流对比定位故障区段。该方法对自动化实现程度要求较高，它是利用SCADA/EMS/DMS/D-SCADA计算各条线路的故障电流并与各点测量上报的故障电流进行对比，判断故障位置。此方法将各监测点的故障信息与SCADA等系统监测的负荷电流等电网运行信息综合运用，故障判断更为准确，在芬兰实际运行效果良好，但由于仅以电流作为判据，定位精度受故障电阻影响较大，需要作进一步的改进。

2 接地故障定位方法

接地故障是指中性点非有效接地系统发生的单相对地短接，又称小电流接地故障。其工频故障电流微弱，故障电弧不稳定，而由线路电容充放电引起的暂态信号幅值较大，信息量丰富。针对小电流接地故障的特点，故障定位研究中采用了多种解决策略。

2.1 故障区段定位法

2.1.1“S”注入法

“S注入法”是利用故障时暂时“闲置”的接地相电压互感器注入一个特殊信号电流，通过对该信号进行寻迹来实现故障选线和定位[9]。在实际工程应用中可以在线路节点和分支点安装信号探测器，通过检测信号的路径来定位故障区段，也可以通过手持探测仪沿线巡检，信号消失的点即为故障点。文献[10]提出了基于注入信号原理的“直流开路、交流寻踪”的离线故障定位方法，该方法致力于解决停电情况下故障点绝缘有可能恢复，必须外加直流高压使接地点保持击穿状态，从而保证注入信号的流通回路，通过信号寻迹确定故障位置，还要注意外加高压对用户的影响。“S注入法”原理先进，不受消弧线圈影响，适用于只安装两相CT的架空线路;但该方法需要附加信号注入设备，且注入信号强度受PT容量限制，对于高阻接地及间歇性故障，检测效果不好。

2.1.2 零序电流法

零序电流法利用线路零序电流的幅值及相位特征进行故障区段定位[11]。对于谐振接地系统，由于消弧线圈的补偿作用，故障线路零序电流的变化特征不明显，幅值和相位判据失效，文献[12]提出对谐振系统故障后的稳态零序电流增量进行分解，根据分解后的电流增量的相位定位故障区段;文献[13]提出在故障发生后通过改变消弧线圈的补偿度，监测线路零序电流的增量变化来判断故障区段，文献[14]详述了零序电流增量法的基本原理及配合FTU的定位策略，这几种措施从一定程度上提高了零序电流法的检测灵敏度，但对于高阻故障，检测仍然比较困难。

另外可以利用暂态零序电流[5]幅值较大，且判据不受中性点运行方式影响的特点，直接比较各点的暂态零序电流幅值实现故障区段定位。利用暂态信号充分提高了检测灵敏度，但缺点是故障暂态信号的获取和判断不太稳定，导致定位可靠性不高，需要进一步改进。

2.1.3 中电阻法

中电阻法是对稳态零序电流法的一种成功改进。由于谐振接地系统的稳态故障电流无法用于故障检测，需要在中性点投入中电阻产生足够大的零序电流，通过比较沿线FTU检测到的零序电流幅值判断故障区段。该方法适用于谐振接地系统，从根本上克服了稳态法灵敏度低的缺点，但需要改动变电所的中性点接地方式，同时也带来了一定的成本问题。

2.1.4 零序功率方向法

功率方向法是通过检测零序功率的有功分量或无功分量进行故障定位。对于中性点不接地系统，检测沿线零序无功功率的方向即可判断故障区段，但不适用于谐振接地系统，文献[15]提出的零序有功分量(或称有功功率)适用于谐振接地系统，但有功分量较小，不易检测，且受CT不平衡电流的影响，可靠性低。

文献[16]提出的暂态零模功率方向法原理与首半波法类似，首先利用暂态零模电压、电流计算出故障方向，然后通过比较各FTU测量的故障方向判断故障区段。该方法不受中性点运行方式影响，不需要在中性点投入中电阻或向系统注入信号，但需要在线路上加装零序电压互感器，成本高、施工不方便，而且大量的电压互感器容易引起铁磁谐振。

2.1.5 相关法

相关法[17]是一种通过判断相邻FTU检测到的暂态零模电流相关性确定故障区段的故障定位方法。该方法仅需要测量暂态零模电流信号，避免了安装电压互感器带来的问题，且检测灵敏度高，不受中性点运行方式影响，不需要加装任何设备，成本低，易于实现，但需要应用于实现馈线自动化的网络或安装FPI，且各FTU/FPI间需架设通信网络。

2.1.6 其它方法

除上述方法外，早期研究中的端口故障诊断法，是对可及端口施加激励，通过检测端口故障电流源是否为零判断故障端口，故障端口包含故障分支，进而通过分支判据判别故障分支[18]。在此基础上，文献[19]借鉴模拟电路故障诊断理论，结合字典法的概念，提出了改进的端口比值分支定位法。该方法属于离线测量法，应用于架空线路难度很大，且需要获取线路两端的信息，应用有所局限。

此外，加信传递函数法通过在故障线路出口处施加高频信号(单位阶跃波、窄脉冲波、方波)，在频域内构建配电系统的传递函数，由传递函数的频谱特性构造判据进行故障定位[20]。传递函数法取用地模分量作为故障定位的信息依据，因此具有不受负载参数变化影响的优点，且能够实现多分支辐射网的故障定位问题，但同时存在无法处理只有线模分量的短路故障的定位问题，目前尚未投入实际运行。

2.2 故障测距法

2.2.1“S”注入法

“S注入法”除用于故障区段判断外，也可以用于故障测距。通过检测注入信号的电压电流，计算变电站至故障点的故障阻抗，以故障距离与故障阻抗成正比为判据计算故障点位置[21]。该方法灵敏度受注入信号强度影响，定位效果需要现场实际运行以进一步验证。

2.2.2 微分方程法

微分方程法[6]是通过列写线路的暂态微分方程，利用测量的暂态电压、电流信号求取测量端至故障点间线路电感实现故障测距，又称之为暂态阻抗法。该方法不受中性点运行方式影响，克服了稳态法中故障信号微弱难以用于定位的缺点，灵敏度大为提高。但由于所使用的模型没有考虑线路的分布电容，测距误差大，不能满足实用化的要求。

2.2.3 行波法

根据行波理论，线路上的任何扰动，其电气量均以行波的形式向系统的其它部分传播，因此在理论上可以利用测量到的暂态行波信号实现各种类型故障测距。其基本原理是通过测量故障产生的行波在故障点与母线之间往返一次的时间(单端法)或利用故障行波到达两端的时间差(双端法)来计算故障距离。输电线路输电距离长，利用GPS同步对时可以准确计算故障距离，配电线路结构复杂，分支点多，在配网中应用行波测距关键要解决故障波头的识别及混合线路波阻抗变化的问题，同时需要考虑其经济成本。文献[22]所采用的C型故障测距是根据脉冲发射测距原理提出的，它可以在停电条件下对线路离线测量，但信号发射接收装置成本较高，还需要解决抗干扰问题，实用化难度大。文献[23]针对带分支线配电网提出先定位故障区段，再计算故障距离的行波测距方法，仿真显示测距结果准确，但仍然存在伪故障点的判断问题。文献[24]提出利用适用于各种故障类型的行波线模分量实现故障测距，为解决分支线路定位，需要在主线路及各分支线路末端安装测距装置，应用成本过高。文献[25]开发出低成本的行波信号传感器，沿线安装在容性装置的接地线上，通过双端测距计算故障距离，但装置的安装条件对方法的应用有一定限制。综合上述几种方法，在配电网中应用行波测距必须使用双端测距，单端测距是不可行的，而双端测距又会增加成本，其应用受到局限。

2.2.4 参数辨识法

参数辨识是在系统结构已知的前提下，建立其等效数学模型，通过线路首端检测到的电气量求取模型内各元件参数的办法，在电力系统一般应用时域[26]和频域[27]两种参数识别，求解工具通常为最小二乘法。输电网结构简单，参数均匀，求解过程只需要辨识少量参数，故障测距比较准确[28]。文献[29]对中性点不接地系统建立零序网络等效模型，利用零序电流、电压信号，辨识各出线对地电容，与已建模型电容比较选出故障线路，再辨识故障线路电感计算故障距离，由于小电流接地系统零序分量较小，仅能保证一定程度的选线判断，用于故障测距会大大降低计算精度，实际应用效果有待进一步验证。

3 配电网故障技术展望

(1)用户对供电可靠性要求不断提高。下一步提高供电可靠性的必然途径，就是通过准确的故障定位应对故障停电问题。从国内外的发展状况来看，配电网在提高供电可靠性上显得越来越重要，其故障检测也受到越来越多的重视。

(2)现有的故障定位技术相对成熟。适用范围也涵盖了各种接地方式及故障情况，且具备现场应用的条件。实际应用中，要因地制宜，选择合理的定位策略，并积极地推广应用，摸索经验。

(3)建立故障管理系统。通过故障管理系统可以充分利用获取的各种故障信息，如配合故障投诉系统[30,31]采用信息融合技术做出最优判断。同时可以记录各种定位方法的运行性能及准确率，有助于对比分析，为改进及开发提供可信的数据。

(4)根据分布式电源的并网要求，制定合适的保护方案。随着分布式电源在系统中比重越来越大，使传统配电网的运行和管理更加复杂。在分布式电源规模占系统比例较大的情况下，其接入会影响到系统保护的定值及定位判据，需要建立相应的保护方案及定位策略。各国对分布式电源接入的要求有着不同的规定，包括有条件接入、积极接入及有源网络等。带分布式电源的配电网故障定位也要根据不同的并网要求选择合适的定位策略，国外已开始了相关研究[32]。

4 结束语