基于高精广域PMU 的微观监测系统在有源配电网中的应用

崔 良,高 岩,胡文丽,张 雷

(国网河北省电力有限公司保定供电分公司,河北 保定 071051)

0 引言

2021年9月,国家能源局公布了整县(市、区)屋顶分布式光伏开发试点名单共676 个试点县(市、区),其中保定电网涉及6个县(市、区)。整县屋顶光伏建设相关政策出台后,大量分布式新能源在距离用户更近的配电网末端接入,保定电网呈现“分布式装机规模高速发展、低压并网比重大幅提升、局部地区渗透率超高”等特点,出现配电网末端电压越限、谐波含量超标以及保护配合困难等一系列问题。因此,构建面向新能源高比例渗透、源荷互动的有源配电网实时动态监测系统成为新形势下的重点工作任务[1-2]。随着我国配电网自动化水平不断提升,远程终端单元(Remote Terminal Unit,RTU)被广泛应用于传统配电网,实现对有功/无功潮流、电压、电流等测量数据的监视,但存在数据可靠性、实时性、准确性较差等问题[3]。

目前同步相量测量装置(Phasor Mearsurement Unit,PMU)已在电力系统发电、变电和输电网中得到广泛应用[4]。适用风电、新能源、储能等惯性时间常数小的快速响应系统变化过程的监测[5],正向有源配电网推广[67]。因此,建设基于高精广域PMU 的微观监测系统可以实现调度端对有源配电网全状态运行信息的微秒级监测,有利于开展分布式新能源在配电网的运行状态分析和新能源设备建模的验证工作,对新型电力系统建设具有重要意义。

1 基于高精广域PMU的微观监测系统应用需求

1.1 配电网保护配合

保定配电网保护大多采用阶段式电流保护,在分布式电源高渗透接入电网后面临新的挑战。分布式电源接入后由于出力的间歇性、随机波动性以及发电利用方式等,导致配电系统潮流方向、变化范围改变,造成配电系统保护配合困难。同时,由于分布式电源大量采用电力电子技术,使得配电系统故障特征发生变化,出现故障电流特征以及故障计算模型不明确等问题。当分布式电源所在线路发生故障,电网侧保护动作跳闸后,此时分布式电源未能脱网,将造成故障线路非同期重合闸,可能引发配电网设备受损或线路无法及时恢复,增加了用户停电时间,降低了配电网系统运行可靠性。在构建以新能源为主体的新型电力系统进程中,迫切需要开展有源配电网运行数据采集以及设备模型建立工作。

1.2 配电网调度管理

保定配电网多为小电流接地系统,当配电网线路发生接地故障后,系统线电压和相位不变(仍对称),且设备绝缘按线电压设计,可短时运行1～2 h。单相接地故障一般伴随有电弧,若能及时有效地熄灭电弧,大部分情况下不至于发展成为永久性故障,随着电弧的熄灭,故障也就自愈了。如果电弧长期不能熄灭或者长期存在间歇性弧光接地,或者永久性稳定单相接地长期存在,则有可能引发严重的后果[8]。

传统电缆型、架空型故障指示器,在确定线路故障发生的位置方面精准度太低,无法给出具体的定位信息,无法自动化地监测配电网系统运行[9]。在调度端构建基于高精广域PMU 微观监测系统,实现配电网故障信息实时精准上传,可有效解决调度人员逐一拉路查找故障线路效率低下,以及易引发变电站内断路器设备故障的问题。

2 基于高精广域PMU的微观监测系统设计

基于高精广域同步技术的PMU 微观监测系统包含感知层、接入层和应用层三部分。高精广域PMU 采集单元组成系统的感知层,变电站有源配电网微观采集系统作为接入层,调度主站的数据处理系统为应用层。微观监测系统不但能实现对有源配电网全状态运行信息的感知,还能精准研判配电网故障位置并上送调度监控系统,进而提高配电网故障处置效率。

2.1 网络拓扑

选取保定电网户用分布式光伏安装容量大且分散性特征明显的10 k V 线路,在线路典型位置安装基于高精广域同步技术的PMU 设备,并在线路所属变电站部署微观采集系统,通过网络安全加密装置和无线路由设备,经电力无线专网接入调度主站安全接入区,并转发至站端微观采集系统,实现相关数据的展示与分析。安全接入区包括正向隔离装置、反向隔离装置、千兆纵向加密装置和前置服务器等设备。PMU 微观监测系统网络拓扑如图1所示。

图1 PMU微观监测系统网络拓扑

2.2 基于高精广域PMU 的采集单元

采集单元负责完成安装点电流、温度、谐波等数据的实时采集和远传,负责接收站端采集系统下发的召测指令、汇集当前时刻录波数据并上传至站端微观采集系统。

配电网PMU 测量单元基于北斗/GPS的绝对时间戳,实现了整个系统内高精度电压和电流信号的分布式广域同步录波,在保留原始录波信息的同时,还可得到各个测量点电气量的幅值、相位、频率及频率变化测量率。该测量单元采用无源自取电、远程无线通信和物联网架构,实现了配电网运行工况监测、全息状态感知、异常主动检测、故障诊断定位、潮流方向辨识等功能,数字化、智能化的全面监测配网运行状态。具有以下主要特点。

1)数据采样频率:12.8 k Hz采样频率,每个周波可采集256个点,高保真保留配电网采集点处任意时刻下的暂态以及稳态信息。

2)1μs广域同步:每台设备都含有北斗/GPS双模模块,与世界标准时间绝对同步,保证了单一监测点零序电流合成的准确性和不同监测点同一时刻数据的精确同步,方便多点比较,确保具有微弱特征的中高阻单相接地故障研判定位准确。

3)自动录波上传:采集单元可以实现配电网信息周期性定时上送、本地事件触发上送以及响应主站召测上送等多场景应用,支持双向潮流以及环网运行,适配3G/4G/5G 等多种通信方式,实现配电网信息全状态监测。

2.3 站端微观采集系统

站端微观采集系统负责10 k V 母线零序电压和三相电压的采集,连续存储带有时间标签的瞬时电压波形,并与采集单元实时交互配电网各节点电流信息,计算基波和各次谐波有效值,检测零序电压突变或越限,动态研判配电网运行状况。然后,按规定方式将数据结果传输给调度主站,可有效减少传感器与主站之间的数据通信量。该微观监测系统支持多种安装方式,具有启动触发电流传感器的暂态录波、支持101/104等调度通用通信规约和安全接入规定等功能。

2.4 调度主站数据处理系统

调度主站数据处理系统负责站端微观采集系统的配置管理和数据存储,并通过集成的智能算法分析配电网微秒级采集数据,实现全状态下波形召测功能,包括故障录波自动上送、运行波形周期性召测、运行波形实时一键召测和录波文件下载功能。通过调度端系统界面可以实现故障波形短路、接地、召测等不同类型波形筛选、录波文件电流/电压等通道筛选、任意通道组合分析和录制波形谐波分析展示等功能。

2.5 微观监测系统工作原理

2.5.1 故障状态主动上送模式

站端微观采集系统通过母线电压或采集单元电流情况,判断配电网是否发生故障。当监测到配电网发生故障时,记录时刻t1并下发指令至线路采集单元,采集单元将此时刻前5个周波和后45个周波的微秒级录波数据打包,并通过电力无线专网发送至站端微观采集系统。微观采集系统将所有采集单元电流采样以及自身采集到的同时刻电压采样进行汇总处理,以标准波形文件格式经主站安全接入区,传送至调度主站数据处理系统。

2.5.2 调度主站主动召测模式

调度主站数据处理系统根据调度员操作或周期性生成召测指令,通过电力无线专网传输至站端微观采集系统,采集系统记录当下时刻t1下发至线路采集单元,采集单元将此时刻下前4个周波和后8个周波的微秒级录波数据打包,发送至站端微观采集系统,采集系统进行汇总处理,并以标准波形文件的格式通过网络传输设备传送至调度主站数据处理系统。

3 基于高精广域PMU的微观监测系统应用实践

选取保定电网户用分布式光伏安装容量大且分散性特征明显的22 条10 k V 线路安装47 套PMU 采集单元,并在相应变电站部署站端微观采集系统,通过运行实践,采集到大量有源配电网运行信息。针对系统监测到的有源配电网接地、相间故障以及正常运行状态下的微秒级微观数据进行分析。

3.1 单相接地

2021年7月30日08:47:08,该站某10 k V出线发生接地故障,通过录波发现513线路零序电压微分与零序电流反向,其余线路均为同向,判断接地故障发生在513线路。

选定故障过程的某一时刻分析各线路零序电流情况,如图2所示,513间隔零序电流与其他线路的零序电流方向相反,峰值为250 A,其他线路峰值分别为27 A、7 A、83 A、75 A、50 A。满足中心点不接地系统中接地故障线路电容电流等于非故障线路电容电流之和的结论[10],判断接地点在513线路。分析微观监测系统录制的故障波形以及软件形成的线路零序电流波形图可发现,通过采集单元1μs广域同步技术,本系统保障了同一时刻下配电网不同监测点采样数据的精确同步,确保了配电网单相接地故障研判准确定位。

图2 各线路零序电流情况

3.2 相间故障

2021年09月15日13:56:58,该站514出线发生AB相相间短路故障,故障位置如图3所示,其中6号采集单元安装点分布式屋顶光伏总容量约1 104 k W。通过录制波形可知,整体故障持续时间约110 ms,最终故障点上级分支断路器跳开,系统恢复正常。

图3 514线路相间故障情况

故障发生时2号采集单元处电流为系统提供的短路电流,6号采集单元处电流为分布式光伏提供的故障电流(6号采集单元无其他电源类设备)。故障发生后6号采集单元处电流明显增加,并出现负序特征(由故障前的ABC相序转变为ACB),电流变化时间与2 号采集单元故障持续时间一致,由此判断故障过程中分布式屋顶光伏可对故障点提供故障电流。该波形显示故障过程中分布式光伏提供电流未超出其稳态状态下输出电流2倍。分析微观监测系统录制到的故障波形可发现,通过采集单元12.8 k Hz采样频率,本系统实现故障时刻各采集点电流每个周波256点采样,精准还原配电网故障情况下的暂态运行信息。整个故障过程系统录波文件完整,采集精度满足故障分析需求。

3.3 谐波分析

选定某站511线路不同安装位置采集单元数据,进行同时刻、同相别下的电流谐波分析。图4 6号电流采样点为近变电站侧采集单元录波,9号电流采样点为近分布式光伏侧采集单元录波。可以看出,在9号采样点的电流谐波含量明显高于6号采样点的谐波含量,主要以奇次谐波为主,且5、7次谐波含量居多。

目前保定电网电能质量监测设备多安装于变电站内,暂未在农村配电网进行应用,只能开展变电站侧谐波含量数据分析,部分配电网暂态信息监测功能可由录波型故障指示器实现。现行DL/T 1157—2019《配电线路故障指示器通用技术条件》规定,录波型指示器采集单元应具备每周波不少于80个采样点(采样频率4 k Hz)。文献[11]中指出录波装置采样频率是影响配电网故障指示器采集波形准确性的关键指标,考虑故障点位置、过渡电阻以及故障相位角等因素,建议配网故障指示器采样频率达到6 k Hz及以上。本系统中采集单元采样频率为12.8 k Hz,是常规录波型指示器采样频率的3倍。同时期同步广域同步为1μs,超出DL/T 1157—2019规定的三相录波同步误差不大于100 μs要求,相比于传统录波型故障指示器,可高保真还原有源配电网暂态波形,便于更精准的开展高次谐波含量数据分析。

3.4 应用效果

3.4.1 配电网状态监测

应用高精广域PMU 微观监测系统,对试点区域配电网运行状态进行每日周期性24整点录波,可实现各安装点潮流情况、三相不平衡以及电网谐波等全状态数字化监测,为电网人员定量开展有源配电网运行分析提供了数据支撑。

3.4.2 故障快速处置

应用高精广域PMU 微观监测系统,实现试点配电网线路故障自主研判、故障区段定位,并将信息上传至调度监控系统,指导调度人员精准隔离接地故障25次,避免了事故进一步扩大,提高了处置效率,达到了防山火、防人身触电目的。

3.4.3 新能源模型研究

目前正协同保护定值计算系统厂家开展分布式电源精准等值建模工作。后续将依托微观采集系统收集到的有源配电网中分布式光伏全状态实际运行数据,并结合配电网拓扑结构和分布式电源模型、接入位置、容量等因素,综合考虑MPPT、孤岛检测技术和逆变器控制策略,深入探究有源配电网不同故障的演化路径及故障电流、电压特征。

3.4.4 指导配电网分界开关定值调整

通过高精广域PMU 微观监测系统采集到的暂态运行波形,精准指导配电网分界开关保护定值调整2次。其中某10 k V 线路57号杆处分界开关多次出现无规律性跳闸情况,通过下端采集单元录到的波形发现,跳闸时电流出现突增且呈衰减趋势,判断为下端存在电动机等负荷,启动时产生涌流进而造成跳闸,适当调高分界开关过流保护定值后问题得到解决。

4 结束语

基于高精度广域PMU 的微观监测系统实现了有源配电网全状态信息的微秒级感知,并以标准波形文件格式上传调度主站系统。该系统应用于保定电网后,在配电网状态监测和暂态波形采集方面均取得了良好的效果。可为定量开展有源配电网运行分析以及分布式新能源精准建模等提供数据支撑。