配电网同步测量技术及应用(精)/智能电网技术与装备丛书

第1章 绪论 1.1 电力系统监测的发展历程 能源是推动社会发展的重要动力。随着社会的不断发展，国防、工业、农业、高新技术产业等越来越依赖于安全稳定、高质量、清洁的电力系统的支撑[1，2]。电力系统的经济和安全运行可概括为两点：无故障发生时，能够通过全局优化或局部优化将经济性扩展到*大；发生故障时，能够迅速进行控制，避免大停电事故发生。为了达到以上两点要求，要获知电力系统实时行为状态，以对电网进行控制和优化。因此，加强电力系统运行状态实时监测，为调度控制提供及时可靠的运行状态测量数据，是提高系统运行安全稳定性的重要措施[3]。 电力系统形成初期，受限于当时数据采集、传输等电子信息技术限制，调度人员无法及时获取远方电厂、变电站、断路器等设备运行状态，更无法及时控制，操作人员只能根据历史数据，就地读取测量值，然后根据自己的经验采取控制措施。1892年，电话技术使调度人员能够通过电话获取厂站运行数据并下达控制指令，初步实现电力系统远程监控。1927年，出现电力系统监测日志系统，该系统负责收集远方发电厂和变电站发送来的数据，然后打印运行状态的变化及其发生的时间和位置。但是上述监控方式费时费力，只能获取极其有限的历史信息，调度人员仍需根据个人经验选择控制措施，再用电话通知发电厂、变电站运行人员进行控制调整，很难保证操作的有效性。 以“四遥”为主要功能的布线逻辑式远动技术可以有效地对电力系统的运行状态进行实时监测，并能够直接对某些开关进行合闸和断开操作、对发电机出力进行调节，极大地提高了监控实时性。随着电力系统的结构和运行方式越来越复杂，对供电可靠性的要求越来越高，布线逻辑式远动装置无法提供高可靠度和高精度的运行数据，且面对庞大的实时运行数据，仅凭调度人员人工计算分析得到的运行方式和控制指令很难满足上述需求。 20世纪60年代，电子信息技术的快速进步极大地推动了电力系统监控技术的发展。基于微机的远方终端逐渐应用到发电厂和变电站，其获取的测量数据可靠性和精度都远超旧式布线逻辑式远动装置，数据采集与监视控制系统(supervisory control and data acquisition，SCADA)逐渐成熟。为了提高调度中心的数据处理能力，计算机技术逐渐取代人脑，以快速计算分析海量实时运行数据，*早实现电力系统经济调度。20世纪80年代，SCADA技术的成熟催生了包含状态估计、*优潮流、静态安全分析等一系列高级应用功能的能量管理系统(energy management system，EMS)，大大提高了系统运行的经济性和安全水平[4，5]。时至今日，SCADA/EMS系统仍然在电力系统稳态监控方面发挥着重要作用。 为了提高电力系统抗干扰能力，实现电力资源高效利用，区域电网开始互联运行。但是电网互联后，系统可能存在联络线状态接近稳定运行极限和区域间继电保护装置缺乏协调性等情况。当系统发生大扰动或出现故障时，可能会触发连锁反应进而导致大面积停电，例如1996年7月2日由线路单相接地故障引起的美国西部互联电网大停电事故、2003年9月28日由故障线路潮流转移引起的意大利电网崩溃事故。电网互联后，世界范围内发生了多起大停电事故，暴露了SCADA/EMS的重大漏洞，即在关键时刻无法快速给调度人员提供准确的同步动态信息，很难应对大范围连锁事故。全球定位系统(global positioning system，GPS)相关技术的应用使同步测量成为可能，催生了以相量测量单元(phasor measurement unit，PMU)为测量终端的广域测量系统(wide area measurement system，WAMS)[6，7]。WAMS与SCADA的重要区别在于WAMS能够实时获取带有统一时间标记的工频信号相位、幅值和频率，通过高速通信网络实现测量数据的低延时传输与集中，时间分辨率达到10ms，使调度中心能够同步动态跟踪电力系统全局运行状态，实现了低频振荡监测、振荡源定位、孤岛监测、电压稳定监测、动态状态估计、在线广域稳定控制等功能[8，9]，标志着电力系统监测进入广域同步监测时代，大大提高了互联电网运行稳定性。 1.2 电力电子化电力系统监测需求 大力开发可再生能源，加速负荷电气化升级将有助于缓解能源危机和环境污染问题。以电力电子装备为核心的风电/光伏等可再生能源发电、交直流输配电网架、电动汽车/储能等大功率互动性多元电气化负荷接入电网的比例日益升高，不仅使输电网形态日趋复杂，也使配电网呈现有源化、运行状态多变化，使电力系统源-网-荷呈高度电力电子化趋势[10]。 电力电子化电力系统呈低惯性、弱阻尼特征，会使系统稳定特性出现巨大变化。主网层面，系统发生有功扰动后，通过电力电子装置并网的分布式发电因缺少有功控制模块无法像同步发电机组一样向系统提供及时的有功支撑，容易引起系统频率的快速变化和大幅偏移，甚至导致频率崩溃[11，12]。缺少辅助控制模块的电力电子化装置接入系统会降低系统阻尼，削弱系统抑制小干扰引起的或大干扰后的低频振荡的能力。配网层面，分布式发电功率随机波动、多元化负荷随机波动、电网运行状态变化等都会引起短期难以预测的随机扰动，动态行为更加复杂[10]，严重时可引发连锁故障，扰动*终可能会传播到主网，危及主网安全稳定。轻型广域测量系统(WAMS Light)监测到的某配电网扰动传播事件如图1-1所示，某35kV电缆线路突然发生故障，随后故障相继引发某110kV系统和某330kV系统失负荷，造成直流输电闭锁故障。 图1-1 实测扰动传播事件 另外，电力电子装置的大规模应用给电网注入大量低频和高频分量，使电网信号呈现宽频分布特征，威胁系统运行安全和供电质量。可再生能源分布式发电并网、高压直流输电、柔性交/直流输电、直流微电网等技术的应用均依靠控制策略灵活多变的变流器，变流器与电网之间的相互作用可能会引起功率振荡问题。由于变流器的快速响应特性，振荡频率往往高于机电低频振荡，对系统表现为持续的次/超同步谐波源，使变流器与系统之间在多个非工频的频率下进行能量交换，易引起电压/电流大幅波动，触发变流器等电力装置的过压/过流保护动作，也可能会导致变压器振动、损坏补偿装置等[13]。当次/超同步谐波信号传播范围内存在常规机组时，如果次/超同步分量的频率与汽轮机轴系扭振频率互补，还可能引起汽轮机轴系扭振[14]，严重时可触发扭振保护动作导致切机事故，使系统遭受有功扰动，特别是在电力电子化电力系统惯性不足的情况下极易引发系统频率快速变化甚至崩溃，造成大停电事故。此外，变流器与变流器之间也可能由于控制器参数设置不当引起相互作用，振荡频率可达到上千赫兹，可能会激发系统谐振。与传统的机电低频振荡、次超同步谐振不同，电力电子装置引起的宽频振荡与同步发电机组没有直接关系，且振荡频率和阻尼特性与变流器和电网参数密切相关，呈现时变特征，基于振荡机理模型的离线分析与控制方法难以应对参数时变的振荡问题。配网侧的分布式发电并网变流器之间、变流器与系统之间也存在相同机理的振荡问题。监测到的某配电网电压振荡事件如图1-2所示，城市A电网系统接入了大量风电，城市A与城市B处于同一同步电网。监测到城市A电压幅值振荡，振荡导致城市A配电网在16:31:10与主网解列，并在16:32:02开始孤岛运行，但电压仍出现持续振荡。由城市A频率曲线可知，16:32:02～17:20:36期间经历了5次切负荷，每次切负荷后电压都处于增幅振荡，*终在17:20:36导致该配电网停电。 配电网信号中的宽频带分量主要源于非线性负荷引起的谐波、间谐波分量，如基于整流器的电动汽车充电负荷、重工业负荷、计算机/调光灯等家用负荷与基于整流-逆变的变频调速负荷等。其中，间谐波分量主要由变频负荷产生，变频器连接电感或电容的容量有限，会使直流侧出现纹波，导致系统侧出现间谐波电流[15]。随着电力电子化非线性负荷占比越来越高，配电网信号宽频化问题将更加严重，给系统带来各种不利的影响。稳态方面，大量谐波、间谐波的引入会引起更多电能质量问题，如电压闪变，引起电力设备的过热、振动和使用寿命缩短[16]；电压或电流的波形畸变也会降低功率因数[17]。动态方面，谐波特别是间谐波的存在，使电网信号覆盖频率范围更宽；另外，有源配电网分布式电源控制策略变化、电力滤波器的投切及控制策略变化、继电保护装置动作或配电网运行方式调整引起的网架结构变化都会导致系统电气谐振频率的变化，当信号中存在接近系统谐振频率的分量时，易激发系统谐振。继电保护方面，间谐波会使波形过零点偏移，不但能造成测量仪器采样数据产生误差，影响其测量结果与准确度，还会造成过零工作的数字继电器误动作，甚至引起连锁事故。 综上所述，电力电子化电力系统的低惯性、弱阻尼特征使系统抵御大扰动和低频振荡能力减弱，易出现频率快速变化和大幅偏移问题，威胁区域电网互联运行稳定性。换流器与系统、换流器与换流器之间的相互作用会引起宽频振荡问题，振荡频率从几赫兹到几千赫兹，易造成机组跳闸和装置损坏，甚至激发系统谐振；非线性负荷引起的信号宽频化会引起电能质量、系统谐振、继电保护误动作等问题。上述问题之间也会相互影响，使系统动态行为错综复杂，难以预测，因此，基于模型的离线分析与控制方法难以应对复杂多变的电力电子化电力系统动态，仅依靠以基波分量动态跟踪为核心功能的WAMS及其高级应用也难以应对信号宽频化带来的一系列问题。为了提升高度电力电子化电力系统的运行状态监控能力，需要将动态监测技术由输电网渗透到配电网、同步测量范围由窄带基频分量扩大到宽频分量，研究以宽频带相量测量数据为支撑、覆盖源-网-荷的新一代全景式监测技术。这一技术将为电网宽频振荡监测、谐振监测、精细化电能质量分析、谐波/间谐波溯源、故障诊断等提供高精度宽频带同步测量数据，使运行人员及时准确地掌握系统运行状态，做出合理的决策；也有助于把握电力电子化电力系统的信号特征，发现新的电网安全稳定现象和隐患。 1.3 有源配电网故障诊断对数据源的新需求 配电网是电力系统的重要组成部分，其供电的可靠性与用户安全生产、正常生活密切相关。配网线路具有结构复杂的特征，中性点接地方式有不接地、经消弧线圈接地、经小电阻接地等不同形式，线路存在架空线、电缆及其混联线路等，且分支点多、线长、面广，运行条件恶劣，极易造成单相接地故障和短路故障。据统计，目前全国年均停电损失上千亿元，90%以上停电事故是配电网线路故障所引起的。 目前，配电网的接线方式多为带联络辐射型线路或环网线路，线路普遍采用多分段结构，平均每段线路长度约为2km；分布式电源的接入比例较低，正常和故障状态下潮流双向特征尚不明显。现有配电网一般配置电流保护+重合闸，正在逐步推广应用配电自动化系统，预计2020年实现配电自动化覆盖率90%以上。随着智能电网的发展和分布式电源(distributed generator，DG)的大量接入，配电网将成为一个功率双向流动的有源网络，现有的依赖于就地电压、电流幅值信息的故障诊断和定位方案，难以满足智能配电网安全、可靠运行的要求。同步相量测量技术的发展和应用成为保障新形势下配电网安全可靠运行的新方法、新手段。配电网PMU将各测点电压/电流的幅值、相位等信息传入主站，利用全局同步电压/电流相量，对电网运行特征进行实时监测、分析，为DG高渗透率下的故障特征辨识和故障区段定位提供新的思路[18]。 单相接地故障检测和定位是配电网面临的又一难题。统计表明，单相接地故障占到配电网故障的80%，其中瞬时性故障又占有很大比例。配电网广泛采用小电流接地方式，根据接地电容电流的大小，又细分为中性点不接地方式和中性点经消弧线圈接地两种方式。单相接地故障电流等于各个线路的对地电容电流之和，故障电流微弱，系统的三相线电压基本保持不变，系统可以带电运行一段时间，以便采取处理措施，保证了负荷的连续性供电。当发生瞬