广域状态信息

2024-09-21

广域状态信息（精选7篇）

广域状态信息篇1

0 引言

随着智能电网建设的推进,电网规模的扩大,电力系统安全可靠运行对国民经济及社会稳定越显重要。而传统的后备保护由于定值和相互配合等原因,在复杂大电网运行中误动或拒动的可能性极大增加。目前国内外广泛开展的广域后备保护研究,是基于广域测量系统,挖掘反映电网运行状态的广域信息,综合判断电网故障情况,构造新型后备保护,以便克服传统后备保护动作延时长、配合复杂及故障切除范围大等缺点。对广域后备保护而言,电网故障区域判别是其中重要的研究内容[1,2,3]。

文献[4]利用广域测量系统的实时量测信息和相电流突变量启动故障元件定位算法,将启动时刻前2个周期的电压值和启动时刻后N个周期的电压值组成样本(N小于故障切除时的周期数),应用模糊C均值(FCM)聚类分析算法进行迭代计算得到最优分类,从而定位出故障元件和故障区域。

文献[5]将PMU提供的实时电流信息(包括零序电流和负序电流)引入到故障判别中,采用聚类分析理论对PMU实时采集到的不同周期的电流信息构成的样本进行分类,以便实现故障区域的判别。文献[4-5]所提出的2种方法均是应用聚类算法进行故障判别,但在广域信息的边界划分、构成方式和冗余机制等问题上还有待进一步研究,同时由于所需的实时电压、电流数据量较为庞大,算法的数据处理速度也不是很理想。

文献[6]采用遗传算法融合本站和相邻变电站的保护动作信息,实现电网故障元件定位。由于需要各变电站之间交换故障判断结果信息,且遗传算法不能很好地满足后备保护对时限的要求,因此需进一步研究满足保护要求的快速算法。

文献[7]提出了一种基于贝叶斯网的电网故障诊断算法,以传统保护动作信号作为证据,依据各保护的保护范围,建立电网故障诊断模型。其他的研究如基于遗传信息融合技术判断故障元件[8]、基于多源信息的电网故障诊断等电网故障区域判别新原理[9,10],均是利用电网广域信息来判别故障区域,能较好地克服信息缺失或信息错误带来的影响,但在提高容错性和准确性方面还需要进一步研究,同时以上文献对电网多区域同时故障和不同运行方式下的故障判别分析还不够充分。

为了增强故障判别的容错能力,提高定位的准确性,验证电网多区域同时故障和不同运行方式下的故障区域判别,本文在大量研究的基础上,提出了依据电网广域状态信息,通过FCM进行聚类分析的电网故障判别新方法。

1 FCM聚类分析

FCM聚类方法是基于目标函数的模糊划分范畴,借助隶属度的函数值来确定每个数据点归于某个类别组的程度。FCM把l个向量xq=[xq1,…,xqp](q=1,2,…,l)分为c个类别组,并求出每个类别组的聚类中心,使得非相似性指标的目标函数达到最小[11,12,13]。FCM利用模糊划分,使每个元素的隶属度用0~1间的值来表示,一个数据集的隶属度的和总为1:

FCM的目标函数为:

其中,uij为数据集的隶属度,取值为0~1之间;ci为类别组i的聚类中心;dij=‖ci-xj‖为第j个数据点与第i个聚类中心间的欧几里得距离;控制模糊度的加权指数m[1,∞)。

FCM聚类法的聚类准则是求式(2)的最小值,为此构造新的目标函数为:

其中,λj(j=1,2,…,l)为拉格朗日乘子,U=[uij]为隶属度矩阵。

对式(3)输入变量求偏导,则得到式(2)的最小值条件[13,14,15]:

FCM聚类算法是一个简单的迭代过程,具体运行步骤如下:

a.设置算法停止阈值ε、聚类类别数c,设置迭代计数器t=0;

b.用随机数a(0,1)初始化隶属度矩阵U,使其满足式(1)的约束条件;

c.通过式(4)计算聚类中心ci(i=1,2,…,c);

d.通过式(2)计算目标函数,若J(t)-J(t-1)<ε,则聚类终止;

e.重新计算隶属度矩阵U,返回步骤c[12,13,14,15,16]。

2 基于FCM的电网故障区域判别

2.1 聚类对象分析

在电网线路传统保护装置内增加智能电子装置IED(Intelligent Electronic Device),采集相应保护的动作信息、方向元件状态信息、断路器状态信息等,并通过变电站站内局域网将这些信息上传到广域网中心站决策系统,利用故障判别算法,可以识别电网故障元件关联IED,进而实现电网故障区域判别。

所谓电网关联IED定义如下。

a.线路关联IED:线路两端保护安装处所装IED,该类IED相互关联,关联对应线路。

b.母线关联IED:与该母线直接相连的所有线路近母线端IED,该类IED相互关联,关联对应母线。

根据以上定义可知,图1中IED1的关联母线为B1,IED2、IED3、IED5的关联母线为B2,IED4、IED6的关联母线为B3;IED1、IED2的关联线路为L1,IED3、IED4的关联线路为L2,IED5、IED6的关联线路为L3。

为了利用线路IED状态信息进行故障判别,本文定义线路IED状态信息向量为:

其中,ai1为IEDi线路就地主保护动作信息,ai2为IEDi方向元件状态信息,ai3为IEDi就地距离Ⅰ段动作信息,ai4为IEDi就地距离Ⅱ段动作信息,ai5为IEDi断路器动作信息,ai6为IEDi关联母线主保护动作信息。

定义中保护测量元件有动作、不动作和失效3种状态。其中动作是指保护测量元件采集故障电气量进行分析判断,当故障量满足动作条件时,动作发信;不动作是指保护测量元件判断故障量不满足动作条件时,不动作发信;失效是指因为通信通道故障、信息采集失败或状态信息丢失等情况造成的信息判断失效[6]。

由图1所示电路,可得故障线路IED的状态向量。例如线路L2中K点短路时,故障线路L2关联IED为IED3、IED4,在信息准确的情况下,δIED3=δIED4=[1 1 1 1 1-1],而非故障元件关联IED(IED1、IED2、IED5、IED6)的状态信息分别为:δIED1=δIED5=[-1 1-1-1-1-1],δIED2=δIED6=[-1-1-1-1-1-1],可见故障元件关联IED的状态向量完全一样,而故障元件关联IED和所有非故障元件关联IED的状态向量差别却非常大,因此故障元件关联IED会且仅会被分为同一类。若电网中有n个线路IED,则可构造该电网广域状态信息矩阵A(n×6)。

矩阵A的行向量对应相应编号的IED状态信息,即FCM的分类对象。

2.2 基于FCM的电网故障区域判别实现

将矩阵A作为FCM的输入,由FCM对电网的非故障区域IED和故障区域IED进行聚类。在FCM聚类过程中,FCM的隶属度函数值确定各个IED的具体归类类别,若某个IED在相应组别中隶属度函数值最大,则该IED归类于对应的组别。为了提高方案的容错性,使得在较多状态信息不准确的情况下能正确判断故障区域,在大量仿真实验研究的基础上,本文把聚类线路IED样本分成3类:故障元件关联IED类;正方向受区外故障影响IED类;反方向受区外故障影响IED类。

基于故障区域最小原则,选择聚类结果中IED个数最少的类别作为故障元件关联IED类。在该类中,判定相互关联的IED所关联的元件为电网故障元件。FCM故障判别算法流程如图2所示。

3 算例分析

为了验证本文方法的有效性,以IEEE 3机9节点系统为例,对所给出的故障判别方法进行仿真分析,仿真工具选择MATLABR2007a,电路如图3所示。仿真过程中选择几种典型故障情况进行聚类判别分析,同时考虑IED状态信息部分失效、部分错误和某些IED信息全部失效或全部错误的情况,以验证方案的容错性。

3.1 电网线路故障判别

以线路L5为例,研究算法在信息准确和不准确情况下对电网线路故障的判别结果。

3.1.1 IED状态信息均准确

线路L5发生故障时,电网广域状态信息矩阵如式(8)所示。

FCM以该矩阵行向量为对象进行聚类分析,样本特征值维数h=6,数据样本个数n=18,初始化聚类类别数c=3,选择迭代次数为300,设定FCM目标函数终止容限为ε=1×10-7,调用FCM函数运行得到聚类中心、隶属度函数值和相应的聚类类别情况见表1—3。

FCM聚类分析的结果,将18个IED元件状态信息分成了3个类别组,按照本文给出的算法,寻找IED个数最少的类别组作为故障元件类别组,如表3所示,取类别组2;在该故障组别中再去寻找故障元件关联IED。

故障元件类别组2中包含了IED9和IED10,而这2个IED恰好关联线路L5,因此可确定故障元件为线路L5,类别组1是正方向受区外故障影响IED类,类别组2是反方向受区外故障影响IED类。

3.1.2 非故障线路任意1个IED状态信息全部失效

线路L5发生故障,非故障线路任意1个IED状态信息全部失效时(例如IED5)可得该电网广域状态信息矩阵如式(9)所示。

FCM以该矩阵行向量为对象进行聚类分析,函数设定值不变,因篇幅所限,后面不再列出隶属度函数和聚类中心值,调用FCM函数运行得到的聚类类别情况结果见表4。

依据前文分析可见类别组2中IED数目最少,只包含了IED5、IED9和IED10,因此可确定类别组2为故障元件类别组。在该类别组中3个IED只有IED9和IED10是线路L5的关联IED,IED5不与其他任何一个IED关联,因此可确定故障元件为线路L5,且IED5是非故障元件IED。

3.2 电网母线故障判别

以母线B2为例,研究算法在信息准确和不准确情况下对电网母线故障的判别结果。

3.2.1 IED信息均准确

母线B2发生故障,所有IED信息均准确时可得该电网广域状态信息矩阵如式(10)所示。

FCM以该矩阵行向量为对象进行聚类分析,函数设定值不变,调用FCM函数运行得到聚类类别结果见表5。

依据故障区域最小原则,可见类别组3中IED数目最少,只包含了IED2、IED3和IED18,可确定类别组3为故障元件类别组,在该类别组中3个IED是母线B2的关联IED,因此可确定故障元件为母线B2。

3.2.2 非故障线路任意1个IED信息全部错误

母线B2发生故障,非故障线路任意1个IED状态信息全部错误(如IED10)时,该电网广域状态信息矩阵如式(11)所示。

FCM以该矩阵行向量为对象进行聚类分析,函数设定值不变,调用FCM函数运行得到聚类类别结果如表6所示。

依据前文分析可见类别组1中IED数目最少,只包含了IED2、IED3、IED10和IED18,因而可确定为故障类别组,在该类别组中4个IED只有IED2、IED3和IED18是母线B2的关联IED,IED10不与其他任何一个IED关联,因此可确定故障元件为母线B2,且IED10是非故障元件IED。

3.3 其他故障情况下的聚类分析

为了验证基于FCM的电网故障区域判别系统的准确性和容错性,本文进一步分析了IED各种状态信息缺失或错误时的聚类结果,及电网多点同时故障和在不同拓扑结构运行下的故障区域判别情况。比如随机2条线路同时故障、某一母线和某一条线路同时故障、某一电源或线路未投入等情况下的故障判别。

具体聚类分析结果见表7和表8。实验证明基于FCM的电网故障区域判别方法在较多的状态信息缺失或错误情况下依然能够准确判断故障区域,而电网运行方式和拓扑结构的变化对故障区域的判断基本没有影响。

4 结论

本文提出一种基于广域状态信息和FCM的电网故障区域判别新方法,对线路IED状态信息进行FCM聚类分析,依据电网故障区域最小原则,确定IED数目最少的类别组为故障类别组,在该类别组中寻找关联IED,就能实现故障区域的判定。该算法简单可靠,利用数据较少,对数据的预处理要求低,提高了系统判别速度和准确性。

实验仿真证明所提方法在多种信息失效或错误情况下都能正确判别故障区域,具有很高的容错能力;在电网多点同时故障或电网运行方式改变时,仍能进行准确的故障区域判定。本文从利用广域状态信息和提高容错能力角度对电网故障区域判断进行了探讨,为电网故障判定提供了新的思路。

广域状态信息篇2

电力系统稳定器(PSS)具有物理概念清晰、电路简单、便于现场调试等优点,是目前世界上应用最广泛、最经济且技术较为成熟的抑制低频振荡的措施[1]。

理论研究和运行实践都表明,PSS有效发挥阻尼作用的前提是合理的参数整定。De Mello最早在文献[2]中提出了阻尼转矩和同步转矩的概念,并针对单机无穷大系统的Phillips-Heffron模型,提出在励磁系统上附加阻尼信号以产生与发电机转速同相位的阻尼转矩,奠定了PSS设计的经典相位补偿法的理论基础。然而由于该方法采用单机无穷大模型,因而不能反映区间振荡模式。文献[3]将经典相位法推广到多机系统,采用P-Vr法进行PSS设计,以仿真试验的手段测试出励磁系统的相位滞后,该方法不需要任何设计计算,易于综合多种运行方式,但基于传统的相频测量方法,测量结果可能不准确,使得PSS整定参数有误差。文献[4]采用弱阻尼振荡模式的留数确定PSS的补偿相位,使得留数相位和PSS传递函数的相位之和等于180°,是相位补偿法的一种重要分支。文献[5,6,7]分别采用模拟退火、二次规划和进化策略等现代优化算法寻求能使主导模式达到最大阻尼的参数组,但是这些方法放弃了PSS相位补偿环节的物理意义,整定结果可能导致较多的过补偿和欠补偿,其利弊值得推敲。

基于本地信息反馈的传统PSS在抑制电力系统低频振荡、改善系统稳定性方面起到了重要作用,但由于受到本地信息的约束,不能很好地抑制互联电网的区间振荡。近年来随着相量测量单元(PMU)/广域测量系统(WAMS)的兴起,出现了与传统控制不同的广域阻尼控制思路[8,9,10]。这种控制可以向阻尼控制器提供系统的全局信息,已有研究表明,对于区间振荡模式,应用广域信号进行控制的效果更好[11]。

尽管基于广域信息设计的PSS显示出较好的控制效果,但广域PSS的参数整定均沿用传统方法,因此,所设计的广域PSS是否能提供最佳的相位补偿仍值得商榷。正是从此角度出发,本文进行了基于广域信息反馈的广域PSS参数设计的研究。

1 区间振荡的电磁转矩分析

电力系统区间振荡的本质表现为系统内一个区域的一组发电机相对另一区域的一组发电机发生摆动的振荡,参与振荡的机组可以分为两群,若将此互联的两群系统按各自的“部分惯性中心”进行等值,可以简化为图1所示的等值两机系统,等值系统的机间振荡对应着原系统的区间振荡。

根据区间联络线的功率传输方向,将图1中的G1称为送端机组,G2称为受端机组。

发电机采用3阶实用模型,励磁机采用晶闸管快速励磁,则两机系统中第i台机的方程为:

udi=xqiiqi (1)

uqi=Eqi-xdiidi (2)

$\frac{d E_{q i} ´}{d t} = \frac{1}{Τ_{d 0 i} ´} [E_{f d i} - E_{q i} ´ + (x_{d i} - x_{d i} ´) i_{d i}] (3)$

$Τ_{J i} \frac{d ω_{i}}{d t} + D_{i} Δ ω_{i} = Μ_{m i} - Μ_{e i} (4)$

$\frac{d δ_{i}}{d t} = ω_{0} (Δ ω_{i} - 1) (5)$

$Τ_{E i} \frac{d E_{f d_{i}}}{d t} + E_{f d_{i}} = Κ_{E 1 i} (U_{t 0} - U_{t}) (6)$

式中:各符号的意义参见文献[12]。

d-q坐标及D-Q坐标关系如图2所示。其中di-qi为发电机本身的坐标,D-Q为系统的公共坐标,δi为电机的qi轴对公共坐标D轴之间的夹角。

按图2,发电机的端电压及电流在公共坐标D-Q系统内应表示为:

$\dot{U}_{1} = E_{q 1} ´ e^{j δ_{1}} - j Ι_{1} x_{d 1} ´ - i_{q 1} (x_{q 1} - x_{d 1} ´) e^{j (δ_{1} + 90 °)} (7)$

$\dot{U}_{2} = E_{q 2} ´ e^{j δ_{2}} - j Ι_{2} x_{d 2} ´ - i_{q 2} (x_{q 2} - x_{d 2} ´) e^{j (δ_{2} + 90 °)} (8)$

$\begin{array}{l} \dot{Ι}_{1} = \frac{- j}{x_{d Σ}} [E_{q 1} ´ e^{j δ_{1}} - i_{q 1} (x_{q 1} - x_{d 1} ´) e^{j (δ_{1} + 90 °)} - \\ E_{q 2} ´ e^{j δ_{2}} + i_{q 2} (x_{q 2} - x_{d 2} ´) e^{j (δ_{2} + 90 °)}] (9) \end{array}$

$\begin{array}{l} \dot{Ι}_{2} = \frac{j}{x_{d Σ}} [E_{q 1} ´ e^{j δ_{1}} - i_{q 1} (x_{q 1} - x_{d 1} ´) e^{j (δ_{1} + 90 °)} - \\ E_{q 2} ´ e^{j δ_{2}} + i_{q 2} (x_{q 2} - x_{d 2} ´) e^{j (δ_{2} + 90 °)}] (10) \end{array}$

式中: $\dot{Ι}_{1}, \dot{Ι}_{2}, \dot{U}_{1}, \dot{U}_{2}$ 为发电机以D-Q为坐标的节点电流及电压;Eq1′,Eq2′,iq1,iq2为以电机本身坐标d-q表示的暂态电势和交轴电流;xdΣ=xd1′+xd2′+xL。

以d-q坐标表示的第i台机电流ii与以D-Q为坐标表示的电流 $\overset{\cdot}{Ι}_{i}$ 的关系为:

$i_{i} = \dot{Ι}_{i} e^{j (90 ° - δ_{i})} (11)$

定义:δ12=δ1-δ2。若d轴为实轴,q轴为虚轴,则将D-Q坐标表示的电流转换到机组本身坐标d-q,并线性化:

$\begin{array}{l} Δ i_{q 1} = Y_{q 11} Δ E_{q 1} ´ + Y_{q 12} Δ E_{q 2} ´ + F_{q 11} Δ δ_{1} + F_{q 12} Δ δ_{2} (12) \\ Δ i_{d 1} = Y_{d 11} Δ E_{q 1} ´ + Y_{d 12} Δ E_{q 2} ´ + F_{d 11} Δ δ_{1} + F_{d 12} Δ δ_{2} (13) \\ Δ i_{q 2} = Y_{q 21} Δ E_{q 1} ´ + Y_{q 22} Δ E_{q 2} ´ + F_{q 21} Δ δ_{1} + F_{q 22} Δ δ_{2} (14) \\ Δ i_{d 2} = Y_{d 21} Δ E_{q 1} ´ + Y_{d 22} Δ E_{q 2} ´ + F_{d 21} Δ δ_{1} + F_{d 22} Δ δ_{2} (15) \end{array}$

对式(1)、式(2)取增量,发电机端电压线性化:

$\begin{array}{l} Δ U_{t 1} = Κ_{511} Δ δ_{1} + Κ_{512} Δ δ_{2} + Κ_{611} Δ E_{q 1} ´ + \\ Κ_{612} Δ E_{q 2} ´ (16) \\ Δ U_{t 2} = Κ_{521} Δ δ_{1} + Κ_{522} Δ δ_{2} + Κ_{621} Δ E_{q 1} ´ + \\ Κ_{622} Δ E_{q 2} ´ (17) \end{array}$

对式(3)取增量,励磁系统方程线性化为:

$\begin{array}{l} Δ E_{q 1} ´ = \frac{Κ_{311}}{1 + s Τ_{d 01} ´ Κ_{311}} (Δ E_{f d 1} - \frac{1}{Κ_{312}} Δ E_{q 2} ´ - \\ Κ_{411} Δ δ_{1} - Κ_{412} Δ δ_{2}) (18) \\ Δ E_{q 2} ´ = \frac{Κ_{322}}{1 + s Τ_{d 01} ´ Κ_{322}} (Δ E_{f d 1} - \frac{1}{Κ_{321}} Δ E_{q 1} ´ - \\ Κ_{421} Δ δ_{1} - Κ_{422} Δ δ_{2}) (19) \\ Δ E_{f d 1} = \frac{Κ_{A 1}}{1 + s Τ_{E 1}} Δ U_{t 1} (20) \\ Δ E_{f d 2} = \frac{Κ_{A 2}}{1 + s Τ_{E 2}} Δ U_{t 2} (21) \end{array}$

将式(20)、式(21)代入式(18)、式(19),可得:

$\begin{array}{l} Δ E_{q 1} ´ = α_{11} (s) Δ δ_{1} + α_{12} (s) Δ δ_{2} (22) \\ Δ E_{q 2} ´ = α_{21} (s) Δ δ_{1} + α_{22} (s) Δ δ_{2} (23) \end{array}$

送端发电机G1的电磁转矩方程为:

$Μ_{e 1} = E_{q 1} ´ i_{q 1} + (x_{q 1} - x_{d 1} ´) i_{d 1} i_{q 1} (24)$

线性化为:

$\begin{array}{l} Δ Μ_{e 1} = Κ_{111} Δ δ_{1} + Κ_{112} Δ δ_{2} + Κ_{211} Δ E_{q 1} ´ + \\ Κ_{212} Δ E_{q 2} ´ (25) \end{array}$

将式(22)、式(23)代入式(25),最后导出电磁转矩的表达式为:

$Δ Μ_{e 1} = β_{11} (s) Δ δ_{1} + β_{12} (s) Δ δ_{2} (26)$

其具体推导过程参考附录A。

由式(26)可见,两机系统中发电机的电磁回路通过网络彼此耦合,发电机G1的电磁转矩不仅由本机的参数决定,还取决于系统的运行状态、网络阻抗,尤其受到系统中其他发电机参数的影响。

2 广域PSS结构模型

广域反馈信号对区间振荡模式的相位关系稳定[8],由于可以向阻尼控制器提供系统的全局信息,从而增强了输出反馈系统的能控性作用。随着WAMS的发展,广域阻尼控制器设计已成为电力系统广域控制研究的热点问题。文献[9,13]中广域PSS的广域反馈回路采用如图3所示的单通道结构,它将本地机组转速偏差Δω1与远端机组转速偏差Δω2的差值Δω12作为反馈输入,并按照传统单机无穷大系统进行参数设计。实际上,由区间模式的电磁转矩分析发现,本地状态量和远端状态量对发电机产生的转矩并不是完全相同的,那么Δω1和Δω2这2个不同的反馈输入信号经过电压调节器和励磁系统产生的相位补偿也并非完全相同,因此这种结构失去了相位补偿法的实际物理意义。

为此,本文采用图4所示的双通道反馈结构,广域PSS分别采用等值机组转速差Δω1和-Δω2作为反馈输入信号,Δω1和-Δω2经2个反馈通道输出叠加后形成广域PSS的励磁系统的输入,以分别实现相应的相位补偿。远端信号Δω2取负是由于远端状态信号产生的电磁转矩一般要比本地状态信号产生的电磁转矩超前π。双通道广域PSS中每个通道均包含3个环节:隔直环节、相位补偿环节和放大倍数环节。其关键参数有2个,即相位补偿度和增益。这里不考虑广域测量信号传输和处理过程中产生的时滞,而重点研究广域PSS的参数设计。

3 建立在同步转矩及阻尼转矩概念上的扩展相位补偿法

采用阻尼转矩及同步转矩分析同步发电机受到小干扰后的动态响应过程,是一种有效且概念清晰的方法。由分析之前得到的电磁转矩表达式可知,它是一个含有s的高次方程式。方程的特征根与s的阶数相等。在分析阻尼转矩及同步转矩时,可以将其代入转矩公式,其理论根据及假定如下:决定发电机转子振荡的量Δδ和Δω与机械惯性时间常数有关,它的振荡频率最低且衰减较慢;而与励磁系统有关的变量如ΔEq′和ΔEfd等是由相对小的时间常数决定的,衰减频率较高且衰减较快,因此当研究与转子振荡有关的过程时,可忽略快速衰减的过程,与励磁系统有关的变量将跟随Δδ和Δω以某个振荡频率ωd作正弦振荡。将s=jωd代入电磁转矩方程,这实际是降阶方法的一种应用。

常规PSS设计采用的相位补偿法是针对单机无穷大系统提出的,未计及系统其他部分和其他控制措施的影响,只需补偿单机系统中的一条前向通道。但通过对区间振荡的电磁转矩分析发现:电磁转矩不仅与本机的状态量有关,还受到系统中其他发电机状态量的影响。为此,设计的广域PSS有2条前向通道连接稳定器与发电机,不仅需补偿本地信号反馈通道,还需补偿广域信号反馈通道。本节通过坐标映射变换,基于扩展相位补偿法进行广域PSS设计。

3.1 坐标映射变换

控制设计关注的是待定变量之间的开环传递函数,设u为单输入,y为单输出,完整的系统状态方程为:

${\begin{cases} \dot{x} = A x + b u \\ y = c x \end{cases} (27)$

式中:c为行向量;b为列向量。

当输入为Δω1、输出为Δω2时,对式(27)进行拉普拉斯变换,在频域内可以得到输入变量与输出变量之间的传递函数为:

$G (s) = \frac{u (s)}{y (s)} = \frac{Δ ω_{1} (s)}{Δ ω_{2} (s)} = c (s Ι - A)^{- 1} b (28)$

对任一区间振荡模式s1,2=δ±jω,广域PSS加入后希望达到的阻尼比ξ,设计中忽略实部,将转子振荡频率 $s = j ω_{d} = j \sqrt{1 - ξ^{2}} ω$ 代入式(28)可得:

$G (j ω_{d}) = \frac{Δ ω_{1}}{Δ ω_{2}} |_{s = j ω_{d}} = G ∠ ϕ (29)$

式中:G和ϕ分别为G(s)在s=jωd时的幅值和相角。

通过相量坐标映射变换,可以获得受端机组状态量与送端机组状态量之间的传递函数关系,这样就可以将受端机组的相量坐标Δδ2-Δω2映射到送端机组相量坐标Δδ1-Δω1内,从而将多机状态量产生的电磁转矩统一映射到同一个相量坐标系内。

3.2 扩展相位补偿法

如果除去机组本身固有的同步转矩K111Δδ1及阻尼转矩D1sΔδ1,因转子磁链改变产生的附加同步、阻尼转矩为:

$Δ Μ_{e 1} ´ = β_{11} ´ (s) Δ δ_{1} + β_{12} (s) Δ δ_{2} (30)$

式中:β11′ (s)=(β11(s)-K111-D1s)Δδ1。

将转子振荡频率s=jωd分别代入式(30)可得:

$\begin{array}{l} Δ Μ_{e 1} ´ = β_{11} ´ (j ω_{d}) Δ δ_{1} + β_{12} (j ω_{d}) Δ δ_{2} = \\ β_{11} ´ ∠ - ϕ_{1} Δ δ_{1} + β_{12} ∠ - ϕ_{2} Δ δ_{2} = \\ Δ Μ_{e 11} ´ + Δ Μ_{e 12} ´ (31) \end{array}$

式中:β11′,β12和-ϕ1,-ϕ2分别为β11′(s),β12(s)在s=jωd时的幅值和相角,相角取负是为了体现励磁系统的相位滞后特性;ΔMe11′为送端机组G1受本地状态量影响而对其转子磁链产生的电磁转矩;ΔMe12′为G1受G2的状态量影响对其转子磁链产生的电磁转矩。

若处于平衡状态的系统由于小扰动的影响,发电机转子角出现振荡,振荡情况下转矩如图5所示。电压调节器产生的附加转矩ΔMe11′落后Δδ1的相位为ϕ1,附加转矩ΔMe12′落后Δδ2的相位为ϕ2,转速偏差Δω2落后Δω1的相位为ϕ。

当采用本地机组转速偏差信号Δω1作为稳定器输入时,如果稳定器的本地信息反馈通道补偿的相位满足:

$ϕ_{p s s 1} = ϕ_{1} (32)$

则本地通道输出的ΔUs1的相位超前Δω1的相位为ϕ1,这样输入电压调节器后,经过励磁系统后,刚好可以产生足够大的正阻尼转矩ΔMp1,ΔMp1与ΔMe11′ 的合成转矩ΔMep11位于第一象限。

当采用受端机组的转速负偏差信号-Δω2作为广域PSS的输入时,稳定器的广域反馈通道不仅需要补偿附加转矩ΔMe12′ 落后Δδ2的相位为ϕ2,还需要额外补偿坐标Δδ2-Δω2和坐标Δδ1-Δω1之间的相位差ϕ,即

$ϕ_{p s s 2} = ϕ + ϕ_{2} (33)$

才能使其输出的ΔUs2经过电压调节器及励磁系统后,可以产生足够大的正阻尼转矩ΔMp2,ΔMp2与ΔMe12′ 的合成转矩ΔMep12也位于第一象限。2个第一象限的转矩ΔMep11和ΔMep12的合成转矩ΔMep1必然在第一象限,它的2个分量“同步转矩”及“阻尼转矩”都是正的,从而可以平息转子摇摆振荡。

3.3 增益计算

广域PSS另一个需要整定的重要参数是确定合适的增益。当控制器的补偿相角确定以后,α和T由相位条件决定[9],Tw可在3 s～10 s内选择,则增益可由发电机传递函数的幅值条件计算得到。

设广域PSS中本地信号的通道传递函数为Gp1(s),广域反馈信号的通道传递函数为Gp2(s),则经电压调节器和励磁系统后产生的附加转矩分别为:

$\begin{array}{l} Δ Μ_{p 1} = G_{x} (s) G_{p 1} (s) Δ ω_{1} (34) \\ Δ Μ_{p 2} = G_{x} (s) G_{p 2} (s) Δ ω_{2} (35) \end{array}$

式中:

$\begin{array}{l} G_{x} (s) = \frac{Κ_{2} Κ_{311} Κ_{A 1} \cdot}{Κ_{311} Τ_{d 01} ´ Τ_{E 1} s^{2} +} \to \\ \leftarrow \frac{1}{(Κ_{311} Τ_{d 01} ´ + Τ_{E 1}) s + Κ_{311} Κ_{611} Κ_{A 1} + 1} \end{array}$

(36)

将s=jωd代入式(36)可得:

$G_{x} (j ω_{d}) = R_{x} + j Ι_{x} (37)$

式中:Rx和Ix分别为Gx(s)在s=jωd时的实部和虚部, $G_{x} = \sqrt{R_{x}^{2} + Ι_{x}^{2}}$ 为幅值。

广域PSS作用后,系统区间低频振荡所希望达到的阻尼比ξ满足如下关系:

$ξ = \frac{1}{2} \frac{Δ Μ_{p 1}}{Τ_{J 1} ω Δ ω_{1}} = \frac{1}{2} \frac{Δ Μ_{p 2}}{Τ_{J 1} ω Δ ω_{2}} (38)$

则联立式(34)、式(35)、式(37)、式(38)即可求得稳定器2个通道的增益:

$Κ_{1} = | \frac{2 ξ Τ_{J 1} ω (1 + Τ_{w 1} s) (1 + Τ_{1} s)^{2}}{G_{x} Τ_{w 1} s (1 + α_{1} Τ_{1} s)^{2}} |_{s = j ω_{d}} (39)$

$Κ_{2} = | \frac{2 ξ Τ_{J 1} ω (1 + Τ_{w 2} s) (1 + Τ_{2} s)^{2}}{G_{x} Τ_{w 2} s (1 + α_{2} Τ_{2} s)^{2}} |_{s = j ω_{d}} (40)$

4 仿真分析

为验证本文设计方法的有效性,以图6所示的两机互联电力系统为例进行广域PSS参数整定,其元件参数参见文献[8]。系统包括2个相似的区域,每个区域有1台采用3阶模型的发电机,并分别采用晶闸管式快速励磁,参数为KA=100,TA=0.02。该两区域系统存在一个振荡频率为0.699 8 Hz的区间低频振荡模式。

首先选取Δω1和-Δω2分别作为广域PSS的2个通道的反馈信号,然后根据扩展的相位补偿法计算得到各个通道应该补偿的相角,进而确定增益等其他参数,并将设计好的广域PSS配置在G1上,形成广域控制回路。表1给出了广域PSS各个通道应补偿的相角、增益及其他参数。

通过调整节点5、节点7上的负荷,以及G2上的发电机出力,可以得到表2所示的无故障和N-1故障2种运行方式下系统的联络线传输功率。由表2可见,采用本文设计的双通道反馈的广域PSS能够提高系统联络线的传输功率,从而提高了系统的小信号稳定性。

为验证广域PSS与常规PSS相比的优点及表1整定结果的有效性,分别采用3种控制方式进行比较。第1种只安装常规PSS,第2种控制方式选取Δω12作为广域反馈信号进行单通道反馈,补偿角及增益均由留数法计算得到,第3种控制方式选取Δω1和-Δω2作为广域反馈信号,并根据本文提出的扩展相位补偿法的双通道广域反馈参数设计。表3给出了上述3种控制方式下系统的振荡模式分析结果,稳定器参数参见附录B表B1。

由表3可见,不加PSS控制时,两区域的区间模式为负阻尼,系统不稳定;安装常规PSS后,仍不能很好地抑制区间振荡模式;而采用广域测量信号反馈的广域PSS,由于反馈信号包含了区间模式的更多可观性信息,能有效改善区间振荡的阻尼特性。双通道反馈独立设计的广域PSS充分考虑了不同反馈通道的补偿特点,其控制效果要优于单通道设计的广域PSS。

对系统施加干扰,图7给出了不同控制方式下的发电机功角振荡曲线。由图可见,采用本文设计方法后,大干扰下转子摇摆过程短暂且平稳,提高了系统的动态稳定性。

5 结语

现有的基于广域测量信号反馈的广域PSS参数整定方法不能从理论上保证广域PSS准确的相位补偿。如果放弃了准确的相位补偿,就失去了PSS阻尼特性的本质意义。所以本文在反映区间振荡特点的等值两机模型上,推导了电磁转矩的表达式,并通过建立在同步转矩和阻尼转矩概念上的扩展相位补偿法,对双通道反馈结构的广域PSS进行参数设计,仿真结果表明它能使系统的阻尼特性得到进一步改善,并提高了系统的小信号稳定极限,从而验证了所述参数设计方法的有效性。

摘要：根据互联电网区间振荡的特点,可将参与振荡的机群按各自的“部分惯性中心”等值为两机系统。文中首先推导了等值两机系统的电磁转矩系数,为区间振荡模式的电磁转矩分析奠定了理论依据。在此基础上提出了双通道反馈结构的广域电力系统稳定器(PSS),并采用建立在同步转矩及阻尼转矩概念上的扩展相位补偿法,进一步推导了反映广域反馈信号与本地反馈信号之间关系的传递函数,然后进行相量坐标映射变换,最后系统研究了广域PSS的参数设计。仿真结果表明:它能有效抑制系统的区间低频振荡,提高系统的小信号稳定极限,与其他稳定器设计方法相比,能够进一步改善系统阻尼特性。

广域状态信息篇3

随着继电保护系统的发展,其功能不断加强和扩大。但是,目前的保护原理仍然停留在利用当地信息和有限的故障信息,这就影响了它的速动性和选择性,导致其越来越难以满足日益扩大和复杂的电力系统的需要。而建立综合采用多点信息量的广域保护系统(WAPS)成为电力系统将来发展的需要。

随着计算机和通信技术的发展进步,尤其是广域时钟同步系统(如全球定位系统GPS和我国的北斗卫星导航系统)和高速宽带通信网络(如光纤网SDH)的应用,使得获取整个系统的广域实时信息成为可能,这就促进了WAPS的发展[1,2,3]。WAPS能够通过高速通信网络获得整个广域系统的实时信息,可以从整个电力系统的全局性高度观察和分析问题,从而有希望克服现有保护原理的局限性,提高继电保护的各项性能。而且,WAPS也可以预测某个继电保护动作后对整个系统的影响,从而可以采取协调控制措施,以防止出现级联跳闸和系统崩溃。

文中分析了传统保护(如电流差动保护和距离保护)的局限性后,指出了它们的不足。介绍了WAPS的优点和研究状况,并详细分析了WAPS可能采取通信方式及其特点,利用OPNET进行了仿真分析。

1 传统保护与WAPS的比较

目前,传统继电保护的缺点在于各个保护装置只能采集和利用当地信息,缺乏相互间的通信和分享故障信息的能力,从而限制了保护性能的提高,难以满足大型高压电力系统的需要。最基本的三段式电流保护只能采集当地信息,已经难以满足复杂系统对于速动性和选择性的要求。虽然电流差动保护通过采集线路两端的电流信号,有效提高了保护的速动性和选择性,但仍然存在一些问题。一是基于电流差动原理的主保护只能响应区内故障,无法为邻近的设备提供后备保护;二是各种后备保护,如距离保护,虽然具有较大的保护范围,但是不得不牺牲响应速度来保证选择性。最后,由于保护装置只能获得当地的故障信息,所以缺乏对于整个系统的宏观认识,难以保护整个系统的稳定性。

WAPS则为解决这些问题提供了新方案。WAPS是由瑞典学者Bertil Ingelsson在1997年提出。最初它是用于防止长期电压崩溃[1]。日本学者Yoshizumi Swrizawa结合了广域保护和继电保护的概念,提出了一种广域差动保护,利用GPS实现精确的时间同步,并使用光纤网络来传输信息[4]。

广域保护目前主要研究集中在5个领域。

a.分析传统保护和后备保护(如电流差动和距离保护)的缺点[5]。

b.分析推动WAPS研究和应用的技术、经济和环境因素[6,7]。例如,开发先进的数据测量和通信手段,以实现广域实时信息的获取。

c.分析适合WAPS的结构和通信方式[8,9]。

d.提出WAPS的算法,例如广域电流差动算法[10]。在这个领域,引入一些新理论(如专家系统)也得到了重视[11]。

e.探讨WAPS在安全分析以及稳定控制中的应用[12]。

由于WAPS需要进行实时的信息交换,所以其结构和通信就决定了数据流状况和各个保护单元所能够得到的信息。虽然广域测量系统已经基本实用化,但要使传输信息的实时性达到保护的要求仍然有难度。在理想情况下,将信息以光速传输1 500 km也需要5 ms。因此,目前所研究的WAPS主要侧重于对时间要求不是很高的后备保护。当然,在大多数情况下,并不需要将所有的信息都传递到每个保护单元,在设计WAPS的结构和通信时应当考虑到这一点。

2 WAPS通信网结构的讨论

一般而言,WAPS可以分为3层:当地、变电站级和系统级。以变电站为例,当前主要有2种结构形式可以选择:集中式和分布式。下面将根据文献[5,9]详细讨论这2种形式的优缺点,尤其侧重于其对保护性能的影响进行分析。同时,文中结合电力系统监控和数据采集(SCADA)系统发展的3个阶段[13]和WAPS的需求,提出了WAPS通信网络中可以采用的一种新结构形式,即网络式结构。

2.1 集中式结构的特点

集中式结构如图1所示。在集中式结构中,CE代表中央处理单元,它可以获得变电站内的所有信息,从而进行优化决策。其中TE代表终端设备,TE功能简单且廉价,主要执行基于当地信息的传统保护功能,它们由CE协调和控制。基于WAPS故障信息的保护算法由CE完成,CE通过通信信道收到故障信息作出优化决策,然后将跳闸命令传送给TE执行跳闸。

但是,这种结构形式和第一代SCADA系统相似,它对于CE的要求很高,存在以下问题:第1,CE要处理广域保护的所有功能,计算负担很重,对计算机要求高;第2,CE需要通过通信网络从所有TE处采集信息,作出决策后还要通过通信网络将控制命令传送到相应的TE,因此要花费比较多的时间;第3,如果CE出现故障,整个WAPS就瘫痪了,系统可靠性不高。那么,是否可以通过增加一个“备用”CE来提高可靠性呢?如果这样做,备用CE能否在足够短的时间内接替主CE的工作呢?

同时,在这种结构中,通信网络主要为CE服务,而且很大程度上受CE的控制和管理,这对于TE间通信是不利的。实际上,相互间具有直接电气联系的TE间更需要交换信息,以完成电流差动或后备保护等功能。因此,从长远而言,集中式结构对于将来应用一些保护算法有不利影响。

2.2 分布式结构的特点

分布式结构如图2所示,其中没有中央处理单元,而且各节点是平等的,这种结构形式具有先进性而且目前大量采用。每个TE都能和其他TE自由通信。这样,每个TE都不仅可以利用自己当地的信息,还可以通过通信网络获得整个系统的信息,它就可以直接决策跳开断路器而不必等待所谓CE的命令,这样也就减少了保护的动作时间。

同时,整个WAPS的冗余性和可靠性也得到提高。由于WAPS功能被分解下放到各个TE去完成,一个TE的故障不会导致整个WAPS的瘫痪,实际上其他正常的TE可以继续发挥WAPS作用,并隔离故障区域。分布式的WAPS不必依赖CE而依赖通信网络,而通信网络一般具有较高的可靠性,例如目前的光纤网络中普遍采用了具有自恢复功能的通道环。

分布式结构的主要缺点是对TE的功能要求比较高(不同厂家的设备可能不能兼容和相互通信)。考虑保护对速动性的要求,各个TE并不一定要负责整个系统的保护,实际上更可能的是TE只为其邻近的TE提供后备保护。这样对于信息采集、通信和计算的负担都可以减轻。

下面以国内常见的220 k V变电站为例进行分析。传统的输电线主保护有电流差动保护和高频保护,后备保护有阶段距离保护和零序电流保护。当220 k V输电线上发生故障时,必须尽快地切除线路,因为这关系到电力系统的稳定性。

当故障发生时,主保护应该无延时动作,实际约需100 ms。这个时间包括保护装置对信号采样和处理数据(10~30 ms),断路器动作时间(10~50 ms)和其他延时。当采用现代的高速通信网络,例如多采用同步数字体系SDH(Synchronous Digital Hierarchy)光纤网时,无论对集中式还是分散式的WAPS,在这100 ms内足以采集到有关故障信息,并且判断出故障类型和应该动作的保护装置。

如果主保护拒动,广域后备保护就应该动作。对于集中式和分布式的WAPS,各自的时间延迟分析如下。

对于集中式WAPS,CE不能直接测量到故障电压、电流和断路器的动作状况,所以CE必须依赖通信网络来提供这些信息。设CE通过通信网络召唤到(主保护拒动)的信息所用时间为tup,而CE下达后备保护动作命令到对应TE所需时间为tdown。

对于分布式和网络式WAPS,TE可以完成WAPS后备保护的功能。同时,TE在当地可以直接测量到故障电压、电流和断路器的动作状况,因此可以不依赖通信网络就可以判断出主保护动作是否成功,故障是否切除。所以TE可以独立决定是否需要启动后备保护。这样,时间延迟tup和tdown就可以省略,分布式WAPS的动作速度要快于集中式WAPS。

2.3 网络式结构的特点

随着电力系统光纤网的发展,WAPS通信网络将在集中式、分布式基础上向网络式结构形式发展。

网络式结构有多个TE通过通信网执行功能,与分布式相似,继承了分布式的优点。与分布式结构相比,网络式结构能实现开放式的系统结构、开放的标准和协议,可以通过广域网(WAN)而不仅是局域网(LAN)分配信息,也使整合不同公司的产品变得容易。

网络式结构满足了WAPS的要求,随着光纤网的快速发展和其在电力系统的广泛应用,WAPS通信网采用网络式结构成为可能。考虑到电力规模的不断扩大和结构的复杂化,广域通信网络应该能实现多个复杂网点的连接,这就要求网络能实现开发式的系统结构、开发的标准和协议。

总之,WAPS有3种结构:集中式、分布式和网络式,其中网络式更适合于WAPS通信网。

3 仿真模型的建立

为了有效地分析上述理论,对WAPS系统的不同结构进行建模,比较了它们针对继电保护的工作情况,并利用OPNET进行仿真。

3.1 OPNET仿真软件简介

OPNET是一种优秀的网络仿真和建模工具,支持面向对象的建模方式,并提供图形化的编辑界面供用户使用,几乎可以模拟任何网络设备、支持各种网络技术。OPNET的Modeler是专门用于可视化原形设计的软件,Modeler中提供多种编辑器,如网络编辑器(Network Editor)、节点编辑器(Node Editor)、过程编辑器(Process Editor)等,可以帮助用户完成网络建模和仿真运行[14,15]。

3.2 仿真模型的建立

《继电保护和安全自动装置技术规程》中规定了传送继电保护信号的通道在实时、可靠性方面的要求:各类保护命令在通道上传输时延不大于10 ms(220 k V及以上系统);传输主保护信息的通道传输时延应不大于5 ms。依据这个规定,利用OPNET软件针对网络的时延问题进行了仿真[16]。

广域保护的通信网要求实时性、可靠性好,要求主干网最低层的物理载体必须是能够提供大带宽和高速率的通信媒介,光纤以其自身的优点成为首选的物理介质[17,18]。

目前,实际电力系统中大部分地区已经建立起了光纤通信网络,SDH网络具有灵活的分插功能,强大的网络管理能力和自愈,有标准的光接口规范和后向兼容性和前向兼容性。以山东省网为例:其光缆线路达到1 600 km以上,光通信站超过900个,覆盖全省所有市、区、县供电公司,直调电厂和110 k V以上变电站。全省SDH骨干网由4个光自愈环网(东环、西环、北环和中环)组成。

目前,保护用光纤速率一般为64 Kbit/s或者2 Mbit/s。网络中64 Kbit/s的保护信号经过调制和解调光信号进行传输,或者将64 Kbit/s数据信号经过保护专用的脉冲编码调制PCM(Pulse Code Modulation)复接成2 Mbit/s信号再利用光纤通道传输。

现以山东省SDH骨干网北环网(济南、德州、滨州、淄博、泰安)为例进行仿真,其中采集变电站内5个智能电子设备IED(Intelligent Electronic Device)的数据信息。SDH北环网如图3所示。

在每个变电站内部采用10 Mbit/s或者100 Mbit/s以太网传输数据,如图4所示。

本系统每周期采样12点,传送采样值(而不是有效值)20 ms/12=1.667 ms,单个变电站8路模拟量(包括3个故障电流、3个故障电压和2个零序分量),采样频率600 Hz,按照IEC60044-8标准,用户数据帧采用FT3格式传输,以太网MAC(Media Access Control)层为74个字节[14]。

3.3 OPNET参数设置

针对仿真需要这里选择Video Conference和FTP 2种服务。其中,Video Conference是双向通信的,可以在不同的通信方向(接收和发送)上配置不同的数据负荷,且能够运行在用户数据报协议UDP(User Datagram Protocol)之上,可以直接观测请求响应时间等参数,可按照需要在不同的通信链路配置不同的数据流量,这里利用其仿真网络中正常的周期性数据通信。利用文件传输协议FTP(File Transfer Protocol)服务仿真故障性或者突发数据传输[14]。

OPNET仿真模型中5个变电站间为光纤通道,每个变电站中的TE之间是以太网通信。

对Video Conference服务配置参数如下:

为了评价不同结构的通信情况,文中对4种情况进行了比较。

a.10M_CE:利用10 Mbit/s以太网的集中式结构。

b.10M_TE:利用10 Mbit/s以太网的网络式结构。

c.100M_CE:利用100 Mbit/s以太网的集中式结构。

d.100M_TE:利用100 Mbit/s以太网的网络式结构。

4 仿真结果及分析

利用OPNET仿真对不同的WAPS通信网进行比较。经OPNET仿真得到10 Mbit/s和100 Mbit/s以太网的通信延时,其中通信延时包括以太网延时和Video Conference数据包的点到点延时,对4种不同以太网的延时见图5(图中,ts为仿真时间,tdy为以太网延时时间,1为10 M_CE、2为10 M_TE、3为100 M_CE、4为100 M_TE,下同)和表1。

从图5和表1可以得到3点结论。

a.网络式结构的以太网延时比集中式的小,正如前面第2节的讨论。网络式结构的优越性得以验证。

b.当传输的只是继电保护数据时,10 Mbit/s和100 Mbit/s以太网都只有很小的延时,都能满足保护的要求。但是当通信中有大量突发数据时,以太网的延时将急剧上升变得很大。

c.为了在特殊事件时减小以太网的延时并满足WAPS的要求,采用100 Mbit/s以太网优于10 Mbit/s以太网。

OPNET也提供了另一种通信指标,Video Conference数据包的点到点延时,利用它可以估计2点之间的延时。需要说明这里的Video Conference是指预先定义后的继电保护数据通信,这对WAPS通信网络非常重要。4种模式下Video Conference数据包的点到点延迟如图6和表2所示。

从图6和表2可见,可以得出与上面相似的结论。这证明了网络式结构在传输时间方面优于集中式和分布式结构,而且在应对突发性数据时100 Mbit/s以太网优于10 Mbit/s以太网。

5 结论

广域状态信息篇4

配电网的故障定位是配电自动化的关键组成部分。在配电网发生故障后,对故障点及时、准确的定位是快速消除配电网故障的基础,对于保障用户供电有着重大意义。统计数据显示,我国配电网中发生的故障主要为单相接地故障,其中架空线配网故障中,单相接地故障所占比例高达80% 以上[1]。因此,开发可定位单相接地故障的配电网故障定位装置对配电网安全而稳定地运行、提高供电可靠性有重大意义。

当前用于配电网单相接地故障定位的装置研发主要有两种类型,FTU[2]( Feeder Terminal Unit) 以及故障指示器[3]。由于FTU成本巨大,且体积较大,需要安装在线柱或配电柜内,无法安装在架空线上,上述原因造成用于故障定位的FTU难以在配电网大规模高密度布局; 故障指示器一般不具有数据存储的功能,且由于故障指示器的电源所限,通常无法负担远距离通讯模块所需功率。

基于以上问题,本文阐述了一种基于广域测量信息的配网故障定位装置设计,并通过实验验证了数据采集的可靠性以及装置无线通讯可行性。

1配电网故障定位装置的总体设计方案

1.1配电网故障定位装置的总体结构

广域测量需要获得每个故障定位节点的三相同步电流数据, 以提取故障信息。若使用信号线缆将三相的装置连接,则增大了相间短路的风险,为线路安全考虑,三相间不宜使用有线的方式进行连接。本文均采用无线的方式实现通讯。装置的总体结构如图1所示。

1.2装置的各功能单元设计

每一相的装置都由三个功能单元组成,分别为电流传感单元、数据采集终端以及感应取能电源,如图2。

电流传感单元包含印制板罗氏线圈及信号调理放大电路[4]。线路从印制板罗氏线圈中穿过,感应线路电流并产生电压信号,经调理后送至数据采集终端进行采样。数据采集终端以低功耗处理器MSP430F5438为主控制器,GPS模块用于同步测量,Zigbee模块用于相间数据及指令传输,并配备GPRS模块,用于与远程监控主站通讯。感应取能电源[5]的磁芯通过电磁感应从线路电流中获取能量,经过整流滤波电路为数据采集终端供电。

2广域测量采集装置的硬件设计

2.1主控制器

主控芯片选择美国德州仪器生产的16位精简指令集处理器MSP430F5438。在芯片资源方面,该芯片具备了4个通用串行通讯接口,可满足Zig Bee、GPS等模块对串口资源的需求; 12位A/D转换器可用于采样电流传感单元输入的模拟信号; SPI接口可外围存储波形数据的铁电存储器同步通信; 其内置的DMA控制器可用于CPU在低功耗状态时将采样数据写入到铁电存储器内, 25MIPS的高性能使得对电流数据波形的FFT计算成为可能。

2.2GPS模块

为了同步测量电流相量,以及给录波信息加盖绝对时间戳,GPS模块需要给控制器提供绝对时间信息。当相位测量的精度要求为50 Hz下0. 1° 时,GPS模块的时间误差应在5 μs以下。本装置选用瑞士U - blox公司Fastrax IT530微型GPS模块。该模块的PPS秒脉冲误差仅为1 μs,可以很好地满足同步采样的需求。其与主控制器的接口连接如图3所示。

2.3ZigBee模块

Zig Bee模块负责通过GRPS通信的A相将未装备GPRS模块的B、C相终端采集的电流数据传输至远程监控主站,A相经Zig Bee模块向B、C两相发送控制指令[6]。本装置中,选择美国Digi公司生产的XBee DM2. 4嵌入式射频模块执行不同的相之间的短距离通讯业务。其管脚连接与功能如表1所示。

2.4GPRS通讯模块

故障定位装置通过GPRS通讯模块接收远程监控主站的控制命令并上传故障电流数据。选择Motorola的G24模块作为GPRS通讯模块的主要部分。G24工作时需连接SIM卡,故在电路板上需要加装SIM卡槽。连接MSP430F5438的UART3与TXD、RXD与G24的TXD、RXD。RI连接MSP430F5438的中断源,当模块收到信息后会向控制器提请中断如图4所示。

3广域测量采集装置软件设计

定位装置分A相节点和B、C相节点,A相节点为装有GPRS模块的主节点。初始化配置完成后,以DMA方式持续对电流进行采样。主循环中,依次查询装置电源状态、监控主站状态并执行相应动作。MSP430F5438本身可根据采集到的电流数据通过FFT获得电流幅值并在发生阈值越限时报警。通过结合GPS秒脉冲、GPS报文和MSP430F5438的RTC时钟,对采样数据加盖绝对时间戳。接到监控主站的命令后,A相通过Zig Bee向其余两相请求数据,数据首先存储到铁电存储器,并整体打包并通过GPRS通讯上传至主站。主节点的软件设计如图5。

4装置测试

装置测试基于其各项功能指标,如表2。

4.1采集精度测试

装置线上测试图如图6。

使用图6的实验平台,数据采集终端以4 k Hz的采样频率进行采集,将采样数据通过数据采集终端的串口输出到PC并保存, 使用MATLAB计算电流幅值,将所得结果与实际电流幅值对比, 结果如表3所示。

可见在50 A至800 A范围内,采集所得的电流幅值的精确度在2% 以内。

4.2相间通讯测试

通常配电线路的相间距为数十厘米到三米以内,装置若要正常通讯,需保证两相间的Zig Bee可通信距离大于相间距。本装置工作于配电线路的架空线上,可能遇到较复杂的电磁环境。为了模拟实际线路的情况,用高压发生器产生6 k V的电压,将故障定位装置A机挂装于线路,实验人员手持B机,与A机距离5 m,两机均离地面1. 3 m, 如图7。

编写程序使A机向B机发送200个包,记录收到的包总数,计算丢包率,改变测试距离重复试验,结果如表4所示。

由测试结果可见,在9 m距离内,丢包率为0。配电网的相间距通常为几十厘米至三米以内,测试结果验证了配电网故障定位装置使用Zig Bee模块进行相间通讯的可行性。

5结束语

本文提出了一种基于广域测量信息的配网故障定位装置,主要结论如下:

( 1) 本装置在电流幅值为50 A至800 A的范围内,采集效果均很理想,误差可保持在允许范围之内;

( 2) 本装置相间通过Zig Bee网络通讯,实测证明这种设计可在实际距离内安全通信,丢包率接近于零;

广域状态信息篇5

广域后备保护与传统后备保护相比具有在保证选择性的前提下动作速度快等优点[1],近年来得到了国内外学者的广泛关注。广域后备保护信息传输需要电力系统通信平台的支持。保证广域信息传输实时性和可靠性是实现广域后备保护的前提。

目前国内电力系统通信以光纤通信方式为主,大量采用了架空地线复合光缆(OPGW)和全介质自承式光缆(ADSS)[2,3]。由于OPGW和ADSS的敷设一般采用与输电线路同杆架设的方式,在极端自然灾害情况下,当电网出现断线、倒塔等事故时电力通信也极有可能中断。此外,OPGW存在雷击断股问题,ADSS存在电腐蚀问题,这些问题都可能导致通信中断[4]。文献[5]利用网络仿真方法揭示了多协议标签交换(multi-protocol label switching, MPLS)的故障自愈恢复能力。文献[6]提出了基于迂回方式的通道重构技术和基于无线传感器网络的紧急通道重构技术。文献[7]从满足广域保护通信可靠性和延时角度建立了路由选择模型。电力通信网络与输电线路同时故障时,如何通过保证信息传输的实时性和可靠性来实现广域后备保护迅速可靠动作仍是没有很好解决的问题。

传输控制协议/网络通信协议(TCP/IP)中的流控传输协议(stream control transmission protocol, SCTP)是一种新型传输层协议,具有网络级容错能力[8],在电力系统通信中具有较大的应用潜力,但在广域后备保护通信中的应用研究尚未见报道。本文首先给出一种广域后备保护系统结构并分析其广域信息需求。为保证该广域后备保护系统在电力通信网络与输电线路同时故障时能够迅速可靠动作,本文提出基于SCTP的通信方式,并提出提高SCTP通信实时性措施和改进的SCTP多宿性路径切换方法;同时,在电力和通信系统同步仿真(EPOCHS)平台上进行了建模,仿真实验验证了所提出通信方式的有效性。

1 广域后备保护算法、系统结构和信息需求

1.1 广域后备保护算法简介

本文采用的广域后备保护算法引自文献[9]。该算法采用线路各侧距离Ⅰ段、距离Ⅱ段、方向保护元件和相邻线路的方向元件与故障状态等广域信息判断线路是否发生故障。算法判断过程如下:首先,启动的保护单元计算动作因子,根据各侧保护单元动作因子之和判断线路是否为正常、故障、疑似和特殊4种状态之一;当判断线路为特殊状态时,根据该线路两侧各相邻线路方向元件对本线路故障的综合确认值以及本侧综合确认值判断线路是否为疑似故障;若为疑似故障状态,利用文献[1]中给出的3条判据确定线路状态。

1.2 系统结构

站级广域后备保护由区域决策模块、线路决策模块及数据采集和保护计算模块构成,暂未考虑母线保护模块和变压器保护模块。区域决策模块、线路决策模块及数据采集和保护计算模块以代理为实体实现,分别称为区域决策代理 (regional decision-making agent,RDA)、线路决策代理 (line decision-making agent,LDA)和保护代理 (relay protection agent,RPA) 。图1给出了广域后备保护在数字化变电站内部基于冗余独立过程网络[10]的系统结构,图中,实线和虚线表示2个互为冗余的变电站通信网络,EVT和ECT分别为电子式电压互感器和电流互感器。RDA和LDA在广域后备保护决策装置中实现,RPA在保护智能电子设备(IED)中实现。

1.3 信息需求分析

本站广域后备保护决策装置中每个LDA与其对应线路双侧保护单元中的RPA、所在变电站和相邻变电站广域后备保护决策装置中RDA组成代理协作小组。各代理间交换的信息有4类:①RPA向本站RDA发送的距离元件动作信息和方向信息;②相邻变电站RDA交换的距离元件动作信息与方向信息;③特殊状态线路两侧变电站RDA间交换的线路故障综合确认值;④疑似故障状态线路两侧变电站RDA间交换的各相邻线路故障状态信息。以上信息传输的实时性和可靠性直接关系着广域后备保护能否迅速准确判断故障元件。

2 基于SCTP的通信方式研究

2.1 提高SCTP通信实时性的措施

为了保证广域后备保护信息传输的实时性,现有广域后备保护通信研究的文献一般采用用户数据报协议(UDP)作为传输层协议[6,11,12]。由于SCTP采用了与TCP类似的连接建立机制和慢启动过程,理论上SCTP的实时性不及UDP。广域后备保护需要的保护动作信息和方向信息具有数据量小、随机传输的特点,因此SCTP传输信息前连接的初始化过程会对信息分组延时有明显影响,而慢启动过程对信息分组延时的影响不大。

本节提出避免SCTP连接初始化过程对广域后备保护信息分组延时产生影响的措施,以提高应用SCTP后广域后备保护信息传输的实时性。具体实现方法是广域后备保护进入工作状态后,变电站内RDA与本站RPA和相邻变电站RDA互相发送SCTP连接初始化报文,完成初始化过程。连接建立后,电网正常运行情况下广域后备保护装置间没有保护信息传输。此时,SCTP会在连接的端点之间定时发送心跳信号,以随时判断通信路径状态。当电网发生故障需要传输保护信息时,广域后备保护装置直接通过已初始化的连接发送保护信息,因无需经历连接初始化过程,从而缩短了延时。

2.2 SCTP多宿性的路径切换方法

SCTP多宿性端点应当针对到目的端点每个目的地址的通信过程记录通信出错次数[13]。每当到某个目的地址的重发定时器超时或心跳信号在重新传输超时(retransmission timeout,RTO)时间内没有得到证实,则通信出错计数器加1。当未证实的传输序列号(transmission sequence number,TSN)或心跳信号被证实后通信出错计数器清零。通信出错次数超出协议参数指标阈值,则源端点标记目的端点的目的地址为未激活。当首选目的地址标记为未激活时,源端点可以自动向目的端点另一处于激活状态的目的地址发送分组。

根据以上对SCTP故障管理程序的简单描述不难发现,SCTP多宿性路径切换是靠对目的端点目的地址的切换控制实现的,而该方法存在一定缺陷。如果源端点的端口在传输信息时其出口链路出错,即使切换目的端点的目的地址也无法恢复通信。例如:在图2所示网络中,支持SCTP的源端点与目的端点通过各自的IP地址建立偶联。假设网络正常时源端点的端口IP1通过路径Link1—路由器1—Link3—路由器4—Link8向目的端点的IP3地址发送分组。如果Link1断开,源端点将IP3地址标记为未激活后自动向目的端点的IP4地址发送分组。由于此时IP1的唯一出口链路Link1断开,分组也无法到达目的端点的IP4地址,从而导致源端点连续重发的分组总数超过协议参数指标阈值,此时源端点会认为目的端点不可达,即发送失败。对这种情况的解决方法是在源端点对目的地址实施切换控制的同时对源端点的发送分组端口也实施切换控制。例如:图2中源端点在将目的地址切换到IP4的同时将发送分组端口自动切换到IP2,通过路径Link2—路由器2—Link5—路由器3—Link7—路由器5—Link9向目的端点的IP4地址发送分组,这样就能避免重发分组经过失效的网络元件,进而恢复中断的通信。

2.3 改进的SCTP多宿性路径切换方法

基于上述对SCTP多宿性路径切换存在问题的分析,本文提出一种改进的SCTP多宿性路径切换方法。具体实现方法是在原方法的基础上将源端点的端口分为首选端口和非首选端口,并增加对源端点端口的控制。通信正常情况下,源端点通过首选端口向目的端点首选地址发送分组,一旦SCTP源端点检测到首选端口通信故障,立即将目的端点首选地址标记为未激活状态,并自动将分组发送端口由首选端口切换到非首选端口,通过非首选端口向目的端点处于激活状态的非首选地址发送分组。

SCTP多宿性路径切换方法的实现要求网络底层协议为其提供冗余通信路径。MPLS技术的标签交换路径(LSP)配置功能可满足这一需求。例如:在图2所示网络中可在源端点与目的端点间分别配置主LSP和备LSP,主LSP对应的通信路径是路由器1—Link3—路由器4,备LSP对应的通信路径是路由器2—Link5—路由器3—Link7—路由器5。将源端点首选端口与目的端点首选端口间的数据流绑定到主LSP,非首选端口间的数据流绑定到备LSP。正常情况下数据流出现在首选端口间,流经主LSP;有通信链路发生故障时,SCTP源端点将数据流切换到非首选端口间传输,数据流流经备LSP。SCTP多宿性路径切换方法与MPLS LSP配置功能结合的实现逻辑框图如图3所示。

3 广域后备保护系统的通信网络

本节以文献[12]中使用的IEEE 14母线系统为蓝本构建用于广域后备保护信息传输研究的通信网络模型。IEEE 14母线系统中经由变压器相连的母线5和6在一个变电站内,母线4,7,8,9在一个变电站内,这样在IEEE 14母线系统中有10个变电站。假设变电站间的通信链路与输电线并行架设,绘出如图4所示与电网拓扑结构相似的广域通信网络拓扑结构。图4中广域通信网络节点(在图4中用Ni表示,i=1,2,…,10)配置为支持MPLS技术的路由器。系统中所有变电站按图1所示配置广域后备保护装置。

广域通信网络带宽配置为155.52 Mbit/s,传播延时根据两通信节点间的光缆长度和接入的中继器数量估算。光信号在光缆中传输产生的延时按0.005 ms/km估算,1个中继光区间距离取40 km,1个中继器产生的延迟按0.1 ms计算。

考虑到电力通信网络的光缆一般与输电线路并行架设,则可假设变电站间光缆长度与输电线长度近似相等。按照IEEE 14母线系统支路电抗计算各条输电线路的长度比。设电抗最大支路的输电线路长180 km,其他各条输电线路长度按比例估算。估算出的IEEE 14母线系统广域通信网络各通信链路长度和传播延时如表1所示。

变电站局域网中广域后备保护决策装置和保护IED到交换机、交换机到路由器的链路带宽为100 Mbit/s,路由器接入广域通信网络的带宽为2 Mbit/s,设备间传播延时分别为:广域后备保护决策装置和保护IED到交换机取0.2 ms;交换机到路由器取0.1 ms;路由器到广域通信网络接入设备取0.5 ms。

4 仿真系统建模

利用第3节针对IEEE 14母线系统设计的通信网络,在EPOCHS平台上为广域后备保护系统构建用于通信研究的电力通信网络模型和电网模型,涉及NS2通信网络及协议建模、广域后备保护代理系统建模和EMTDC/PSCAD电网建模。

NS2通信网络及协议建模包括网络拓扑及参数配置、MPLS LSP配置及数据流绑定、SCTP多宿性路径切换方法配置和SCTP应用层接口配置4部分。各部分模型与开放系统互联(OSI)层次化模型的映射关系如图5所示。网络拓扑及参数配置参照第3节设计的通信网络。利用MPLS LSP配置功能为广域通信网络相邻两节点间分别配置主备2条LSP[14]。例如:节点N9与N10间的备LSP为N9—Link12—N5—Link7—N4—Link9—N10,主LSP为N9—Link15—N10。为实现SCTP多宿性路径切换方法,变电站内部局域网采用了如图1所示的冗余独立过程网络的系统结构实现。

广域后备保护代理系统建模利用EPOCHS平台的代理建模机制实现,涉及RDA,LDA和RPA这3类代理。在仿真系统中,各广域后备保护代理由EPOCHS平台的AgentHQ组件控制。

电网建模部分涉及在EMTDC/PSCAD中按照电网结构搭建IEEE 14母线系统模型,设计距离Ⅰ段、距离Ⅱ段保护模块和方向保护模块,根据广域后备保护信息需求修改EMTDC/PSCAD与EPOCHS平台中各代理之间的数据接口。

5 仿真测试

仿真测试包括以下2个仿真方案,以验证提高SCTP通信实时性措施和改进的SCTP多宿性路径切换方法应用于广域后备保护的有效性。

方案1:IEEE 14母线系统中线路L15(IEEE 14母线系统中母线13与母线14间线路)在仿真开始后0.15 s发生单相(A相)金属性接地故障,故障点靠近母线13侧,与L15并行架设的通信链路Link15(图4中节点N9与节点N10之间的通信链路)运行正常。分别考虑UDP,SCTP和提高SCTP通信实时性措施3种通信方式。

方案2:在方案1基础上,L15与并行的通信链路Link15同时发生断线故障。UDP在底层网络不支持通信故障自愈情况下无法实现信息传输,因此只考虑原SCTP多宿性路径切换方法和改进的SCTP多宿性路径切换方法2种通信方式。

每个仿真方案各完成3个算例:算例1,故障线路L15两侧保护IED13和IED14的保护元件正确动作;算例2,故障线路L15母线13侧保护IED13的距离Ⅰ段、距离Ⅱ段和方向元件均拒动;算例3,故障线路L15两侧保护IED13和IED14的距离Ⅰ段、距离Ⅱ段和方向保护元件均拒动。其中,保护IED13是线路L15在母线13侧的保护单元,保护IED14是线路L15在母线14侧的保护单元。

1)方案1仿真结果及分析

方案1仿真结果如表2和表3所示。

表2中算例1所示结果表明,在3种通信方式情况下保护IED13发出跳闸指令的时间相同,这是因为算例1中保护IED13发出跳闸指令的依据是距离Ⅰ段元件动作信息。

表2中算例2和算例3以及表3中全部算例发跳闸指令的依据都是广域后备保护动作信息。对比各算例中3种通信方式下保护IED发出跳闸指令的时间可以发现,UDP情况下的时间最短,SCTP情况下的时间长于UDP情况,提高SCTP通信实时性措施情况下的时间基本与UDP情况相当。

上述结果表明,提高SCTP通信实时性措施在通信链路Link15运行正常时比SCTP情况得到更短的跳闸指令发出时间,且与UDP情况下的时间接近,证明提高SCTP通信实时性措施在保证广域后备保护信息传输的实时性方面与UDP的性能相当。

2)方案2仿真结果及分析

方案2仿真结果如表4和表5所示。

表4中算例1所示结果表明,在2种通信方式情况下保护IED13发出跳闸指令的时间相同,其产生原因与方案1中表2算例1的仿真结果相同。

表4中算例2和算例3以及表5中全部算例发跳闸指令的依据都是广域后备保护动作信息。表5算例1中改进的SCTP路径切换方法情况下保护IED14发出跳闸指令的时间比原SCTP路径切换方法情况下短。表4算例2和算例3以及表5算例2和算例3中,由于原SCTP路径切换方法没有实现将数据流通过备LSP传输而不能恢复中断的通信,广域后备保护算法没有及时获得对侧变电站的广域信息,不能判断出故障线路,出现拒动情况。改进的SCTP路径切换方法情况下中断的通信得到及时恢复,广域后备保护正确判断出故障线路并发出跳闸指令,耗时最长的表4算例3中,跳闸指令在0.33 s以内发出,比距离Ⅱ段元件动作时间要求短。

该结果表明广域后备保护采用改进的SCTP路径切换方法通信方式后,即使在电力通信网络与输电线路同时故障时也仍能够保证较高的保护动作可靠性,并能够及时切除故障元件,性能优于原SCTP路径切换方法。

6 结语

本文提出提高SCTP通信实时性的措施和改进的SCTP多宿性路径切换方法,并应用于广域后备保护信息传输。基于IEEE 14母线系统的仿真结果表明,在电力通信网络运行正常、输电线路故障时,采用了提高实时性措施的SCTP与未采用提高实时性措施的SCTP相比,前者情况下广域后备保护发出跳闸指令的时间较短,且与UDP的性能相当;在电力通信网络与输电线路同时故障时,UDP不具有路径切换能力,无法保证广域后备保护信息可靠传输,改进的SCTP多宿性路径切换方法较原SCTP多宿性路径切换方法能够保证广域后备保护保持较高的可靠性且更迅速地切除故障元件。仿真实验结果验证了所提通信方式在广域后备保护信息传输中应用的有效性。

广域状态信息篇6

暂态稳定评估 (TSA) 是关系电力系统能否安全运行的重要问题[1]。近年来, 现有基于人工神经网络[2]、决策树[3]的TSA逐步体现出了一些缺点, 例如神经网络存在收敛速度慢、局部最优、无法保证暂态稳定评估的泛化误差等[1]。

支持向量机 (SVM) 是一种基于统计学习理论的新的学习算法[4], 具有小样本学习、全局最优等优点;同时, 广域测量系统 (WAMS) 能够提供广域同步的故障后实测信息, 这就为暂态稳定研究提供了新的手段[3]。

1 SVM理论

设样本集为 (xi, yi) , i=1, …, n, 则SVM所要解决的优化问题如下[4]:

式中, xi、yi为第i个样本输入量、类标;ξ为松弛变量, ξ= (ξ1, …, ξn) ;C为正则化因子。

采用拉格朗日优化法, 原问题转化为:

式中, αi为拉格朗日乘子。

最后, 最优分类方程为:

2 基于SVM的暂态稳定评估

2.1 输入特征量的选取

选取合适的输入特征对TSA的评估结果有重要影响[3]。本文在已有文献的基础上, 经过大量研究, 选取了7个系统特征作为TSA模型的输入特征, 如表1所示。

2.2 评估流程

本文所提方法的评估流程如下:

步骤1:通过特征抽取和特征选择, 选取合适的输入特征;

步骤2:通过大量时域仿真生成样本集, 并分给训练和测试样本集;

步骤3:对所构建的评估模型进行训练;

步骤4:性能评价, 若模型不满足要求, 则重复步骤1~4, 否则执行步骤5;

步骤5:基于模型对未知样本进行评估。

3 算例分析

3.1 算例介绍

选用IEEE 39节点系统为测试系统, 它是TSA的经典测试系统, 见文献[1-3]。

3.2 样本集的构造

发电机采用经典模型, 负荷为恒阻抗;故障为三相短路, 故障清除时间为0.1 s;仿真不同负荷水平、发电机出力及故障位置的样本660个, 随机选取其中440个用于训练, 其余测试;仿真软件为BPA。

3.3 评估结果

SVM核函数采用RBF核, 参数选取通过网格搜索与交叉验证相结合的方法实现, 最优参数为C=64.00, 核参数γ=0.125。

本文选用多层感知器 (MLP) [2]、决策树 (DT) [3]进行对比测试, 结果如表2所示。参数设置如下:MLP为单隐层网络, 网络结构为7-15-1, 训练算法为反向传播算法;DT采用C4.5算法, 置信因子为0.25。

由表2知, 本文所提方法训练时间最短、分类正确率最高, 测试结果验证了该方法的有效性。

4 结论

本文提出了一种基于广域测量信息和SVM的TSA方法, 算例结果表明:

(1) 相对于MLP、DT等传统方法, 本文所提方法基于结构风险最小化原理, 有效控制了评估模型的泛化风险, 提高了分类正确率;

(2) 本文所提方法的模型参数通过网格搜索法结合交叉验证自动选取, 从而大大提高了评估模型的训练速度。

摘要：针对现有基于人工智能的暂态稳定评估 (TSA) 方法所存在的训练时间长、分类正确率低等不足, 提出一种基于广域测量信息和支持向量机 (SVM) 的TSA方法。首先, 合理选取一组有代表性的系统特征作为输入特征;然后, 构建一种基于SVM的TSA模型, 并采用网格搜索结合交叉验证的方法选取模型参数;最后, 以IEEE 39节点系统为例进行仿真验证。算例结果表明, 相对于人工神经网络、决策树等传统方法, 该方法具有训练速度快、泛化能力强等优点。

关键词：暂态稳定评估,广域测量信息,支持向量机,模式识别

参考文献

[1]王同文, 管霖, 张尧.人工智能技术在电网稳定评估中的应用综述[J].电网技术, 2009, 33 (12) :60-65.

[3]李扬, 顾雪平.基于改进最大相关最小冗余判据的暂态稳定评估特征选择[J].中国电机工程学报, 2013, 33 (34) :179-186.

广域状态信息篇7

1 对停电区域进行高效识别

继电设备会在电力系统出现故障之后快速执行程序中设定的反应动作切断故障元件和电源之间的联系, 把故障元件置于无源网络状态下, 所谓的停电区域就是由这些彼此孤立的无源网络共同构成的。首先对停电区域加以确定, 以此为基础在该区域的内含元件中就能找到故障元件[1]。

识别停电区域时借助于电力系统内部的网络拓扑信息, 将电力系统中网络拓扑的信息关系表示为G= (V, E) , V为节点集, 组成部分有母线、发电机及变压器等, E是边集合, 组成部分是开关, 开关的闭合与开启控制着边的通断情况。若故障发生, 在网络拓扑中借助广度优先的专业搜索方法对其加以遍历, 从而生成无缘网络 (停电区域) 。具体为以下几点。

1) 在电力系统运行正常的情况下, 对其结线加以必要的技术分析, 其中部分元件是与发电机或者等效电源相对应的, 则将这些元件标记成有源式节点。

2) 发生故障之后对此时的系统结线进行二次分析, 随之会产生多个子系统, 为了减小开关信息在传输中的错误率, 应将开关信息、PMU模拟量的量测信息以及状态估计进行综合考量评判。

3) 对每一个子系统而言, 跳闸开关的两端都有节点存在, 把所有这些节点把全部设置成边界节点, 从而组建边界节点的集合, 在此基础上开展扩展节点的各项工作。扩展过程中一旦发现部分节点连接着有源式节点, 扩展即停止, 同时把该次扩展中所涉及子系统的全部节点标记成带电状态, 否则扩展一直继续, 直至该子系统所有节点均已完成扩展。最后把已经检测出的停电区域进行核对和编号, 其中的元件均作为疑似故障元件列入初步判断故障的元件集内。

待所有节点全都被搜索一遍之后, 只要停电区域和边界节点连接在一起, 就会全部被检索出来, 同时也确定了发生故障以后, 部分边界节点呈继续带电的状态。电力系统发生故障后, 识别停电区域仅仅是在变位开关的位置进行搜索, 所以, 故障复杂程度是上述拓扑范围的唯一影响因素, 搜索及识别都能做到快速、准确。

2 快速诊断电网故障

2.1 从故障电流判别

本文在进行方向判别时仅仅依靠电流是由于:1) 在保护中起判别方向作用的元件通常会引入电压、抗阻等系列参数, 有助于改善以就地信息为判断基础的方向判断结果的准确性, 但故障诊断中相关计算以及数据传输都更加复杂化[2]。借助广域信息, 将其优势充分发挥, 可对变量种类合理减少, 有助于进行方向判别;2) 突变量的方向元件在日前应用比较广泛, 与其他元件的区别主要在于重点反映电流突变的情况;3) 单纯依靠广域量测模拟值进行判断, 可有效避免其他IED方向的误判对故障诊断的干扰。

为了把广域信息更好地应用于方向判别中, 发生故障之后, 将停电区电流的相量值与高性能的相电流差综合起来, 采用突变量的选相原理对电流加以选相, 借助最终选定的电流进一步判别方向, 这种方法具有一定的在理论研究基础, 并由相关的仿真模拟实验结果作为支撑, 受故障类型等因素的影响很小, 其具体操作步骤为以下几步。

1) 利用广域信息进行全面搜索, 查找出停电区域内最早发生动作的开关, 进而获得其发生动作的具体时间, 在这个时间点以前的某个时间段内, 不同测点间的相电流差会产生变化, 计算出各个测点的该变化量值, 将变化量最大值所对应测点的电流取作输入电流值。

2) 在选定输入电流的基础上, 通过突变量选相的原理对输入电流实施选相, 选项结果即可作为故障相应用到方向判别中, 其与传统的选相元件区别在于, 该元件更加注重利用停电区域内的电流等有关信息, 显著提高了对故障电流的相别的准确识别度。

3) 在2) 的方向判别基础上, 如果故障是多相型的, 任何一相的故障电流均可作为判别根据。

如遇高阻故障, 如果过渡电阻过大, 甚至于最大电流都不能准确判断出, 就要对三相电流每一相电流的信息都分别实施方向判断, 一旦其中任意一相电流呈现出两侧或以上的方向不止一次相同, 就可判定该元件是故障元件。

2.2 故障定位的流程

故障发生后, 必须要立即对停电区域加以高效识别, 将开关的动作信息以及模拟量和电网的拓扑关系总综合起来考虑, 在所有停电区域内查找该区域中最早发生动作的开关, 个别元件的电压会在这个最早动作之前出现明显的较大跌落, 把这类元件筛选出来, 若符合筛选条件的元件有且仅有一个并且非母线 (避免因出口故障并存在保护或者开关误动、拒动而误判成是母线故障) , 那么该元件就是故障元件;若符合条件的元件不止一个或者仅有的一个是母线, 就需要根据短路时电流的方向做进一步判断。

2.3 保护、开关动作的行为评价

在发生短路事故并且方向信息获得后, 不但能准确锁定故障元件的具体位置, 把电压的跌落时间以及有关保护信息进行综合分析和研究, 还能科学评价保护及开关执行动作行为的成效:1) 部分区域内故障元件相对比较集中, 该区域内的开关是否均呈断开状态。2) 若全部断开, 可判断为近后备的保护 (或者主保护) 发生动作, 则需深层次的分析测得记录的电压实际下降的时间, 若电压实际下降时间位于主保护断开故障元件的时段区域内, 可判断执行动作的是主保护, 不然则是近后备的保护执行动作断开了故障元件而主保护发生拒动。如果有的开关呈现闭合状态, 则可以判断为此开关发生拒动, 或者该侧保护发生拒动, 从停电区域内深入搜索该开关所连接的一切节点, 直至查找到呈断开状态的开关, 如果元件电压跌落的时间不在其后备保护发生作用的时间范围内, 则可判断是保护 (或者开关) 越级引起跳闸。3) 在对开关所连接的节点进行全面搜索时, 一旦发现电流是从线路流经跳闸开关后再流向母线, 则可判断为该保护 (或者开关) 发生误动操作。

2.4 判别故障类型

在故障元件锁定以后, 先按照2.1 节的选相方法选相, 再根据电压量等有关数据进行判断。若PMU检测结果显示故障元件电压值跌落较大的情况仅发生在一相上, 就判断为是单相故障。若三相电压均发生明显较大跌落, 就判断为是三相故障。若其中两相电压发生跌落并且跌落幅度都很大, 就判断为是两相接地的故障。若其中两相电压发生跌落而跌落幅度并不明显, 就判断为是两相短路的故障。最后再把电流和电压的各自判断结果进行综合分析和研究后得出最终判断结果。

3 结论

综上, 在停电区域和广域同步信息基础上的电网故障快速诊断方法仅与故障复杂程度有关, 而和保护信息没有关系, 也不受网络规模的制约, 诊断成果快速有效。在对故障元件识别确认后还能对保护所执行的动作实施行为评价, 识别故障类型。停电区域不同导致其所反映的电网拓扑构架也会有所不同, 所以, 要借助网络前期的拓扑结构的分析功能对停电区域进行实时刷新, 以保证诊断结果的准确性。

摘要：文章提出以停电区域及广域同步信息为技术支撑快速诊断电网故障的新方法 , 以期为行业和技术发展提供方向性参考。该方法仅与故障复杂程度有关, 而和保护信息没有关系, 也不受网络规模的制约, 诊断成果快速有效。在对故障元件识别确认后还能对保护动作进行行为评价, 对故障类型进行简单判别。

关键词：停电区域,广域同步信息,电网故障,快速诊断

参考文献

[1]戴志辉, 李强.基于停电区域及广域同步信息的电网故障快速诊断研究[J].电力系统保护与控制, 2010, 38 (12) :50-53、58.

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