0 引言

电力是油田生产的主要动力来源, 是稳定原油生产的重要保障^[1]。现今油田配电网受天气等外部因素的影响较大, 瞬时性故障几率较高, 由此造成的电压暂降会引起设备停机、线路跳闸等事故, 严重影响油田安全稳定生产^[2-3]。目前, 油田不同电压等级的电网归属不同的责任单位, 10 kV以上电网通常由油田电力公司运维, 10 kV及其以下的中低压配电网由采油单位管理。电压暂降扰动具有沿线传播的特点, 确定电压暂降扰动源的相对位置, 对明确不同管理单位责任、制定电压暂降治理措施具有重要意义^[4]。

目前, 国内外提出的经典电压暂降扰动源区段定位方法主要有单变量法、功率和能量法、阻抗计算法、故障成因法等。单变量法主要有电压量法和电流量法^[5]。文献[6]提出了利用电压及其相角跳变特性来确定暂降源位置的方法, 但未考虑两侧均为输电系统的情况。文献[7]提出了适用于监测点两端都是输电系统场合的方法, 但该方法未考虑变压器传播对电压暂降的影响。文献[8]利用电流正序分量的相角变化进行电压暂降源定位, 但该方法仅适用于放射性电网结构。功率和能量法最早利用扰动功率、能量初始峰值进行暂降源定位^[9], 但一定情况下定位结果可信度低; 文献[10]是对该方法的改进, 使其能同时处理向系统注入和释放能量的扰动; 文献[11]引入增量无功功率和无功能量, 对该方法进行了拓展; 文献[12]利用小波分析的优势计算扰动能量, 对该方法进行了改进。判断系统轨迹斜率法和电流实部极性法是基于阻抗计算提出的暂降源追溯方法, 但该2种方法判断不对称性扰动源的准确度较低^[13-15]。空间矢量法利用Clark变换对上述2种算法进行改进, 提高了不对称性扰动源的追溯准确度, 但效果仍欠佳^[16]。基于不同电压暂降成因的定位方法, 是先进行暂降源识别, 然后针对不同暂降源类型采用前述类似方法进行暂降源定位^[17]。

文中基于油田配电网拓扑结构与管理架构特点, 提出基于正序电流故障分量相位比较原理的配电网电压暂降扰动源分界方法。该方法仅利用了站端进出线的电流信息, 测量信息获取方便, 且不受系统运行方式、短路故障类型、短路过渡电阻、电压暂降相位跳变等因素的影响。仿真验证了在短路故障、相位跳变及负荷扰动情况下, 该方法均能进行暂降扰动源的识别与定位, 具有很好的工程应用前景。

1 不同故障位置下正序电流故障分量相位分布特征

短路故障、大电机起动、电容的投切等均可能引起不同程度的电压暂降。以图 1所示的油田配电网简化模型为例进行分析。其中, E_s为上游系统的等效电源电压; f₁, f₂, f₃为不同位置的故障点。油田电能质量在线监测系统能够监测10 kV母线电压、母线进线与所有馈线的电流, 如图中M₀, M₁, M₂, M₃所示。结合图 1配电网结构, 分析监测点上游、母线以及不同馈线侧发生短路故障时, 正序电流故障分量的相位分布特征。

1.1 监测点上游故障

设Z_s为系统的等值阻抗; Z_l1, Z_l2, Z_l3分别为3条负荷线路的等效线路阻抗; Z_D1, Z_D2, Z_D3分别为3条线路的等效负荷阻抗。当f₁处故障时, 建立对应的正序故障分量等值网络, 如图 2所示。

图中, $\dot{I}_{0 \mathrm{g}}, \dot{I}_{1 \mathrm{g}}, \dot{I}_{2 \mathrm{g}}, \dot{I}_{3 \mathrm{g}}$分别为故障发生后站端监测点M₀, M₁, M₂, M₃处提取的正序电流故障分量。考虑负荷及线路阻抗角差异、电流互感器传变及计算误差等因素的影响, 且配电网等值电阻大于电抗、阻抗角接近0, 得出监测点处进线与馈线的正序电流故障分量相位满足:

$ \left\{\begin{array}{l} -90^{\circ}<\arg \left(\dot{I}_{0 \mathrm{g}} / \dot{I}_{1 \mathrm{g}}\right)<90^{\circ} \\ -90^{\circ}<\arg \left(\dot{I}_{0 \mathrm{g}} / \dot{I}_{2 \mathrm{g}}\right)<90^{\circ} \\ -90^{\circ}<\arg \left(\dot{I}_{0 \mathrm{g}} / \dot{I}_{3 g}\right)<90^{\circ} \end{array}\right. $

(1)

1.2 母线故障

f₂处故障时, 对应的正序故障分量等值网络如图 3所示。

以$\dot{I}_{0 \mathrm{g}}$为基准, 监测点处进线与馈线的正序电流故障分量相位满足:

$ \left\{\begin{array}{l} 90^{\circ}<\arg \left(\dot{I}_{0 \mathrm{g}} / \dot{I}_{1 \mathrm{g}}\right)<270^{\circ} \\ 90^{\circ}<\arg \left(\dot{I}_{0 \mathrm{g}} / \dot{I}_{2 \mathrm{g}}\right)<270^{\circ} \\ 90^{\circ}<\arg \left(\dot{I}_{0 \mathrm{g}} / \dot{I}_{3 \mathrm{g}}\right)<270^{\circ} \end{array}\right. $

(2)

1.3 馈线侧故障

f₃处故障时, 对应的正序故障分量等值网络如图 4所示。

以$\dot{I}_{0 \mathrm{g}}$为基准, 监测点处进线与馈线的正序电流故障分量相位满足:

$ \left\{\begin{array}{l} 90^{\circ}<\arg \left(\dot{I}_{0 \mathrm{g}} / \dot{I}_{1 \mathrm{g}}\right)<270^{\circ} \\ 90^{\circ}<\arg \left(\dot{I}_{0 \mathrm{g}} / \dot{I}_{2 \mathrm{g}}\right)<270^{\circ} \\ -90^{\circ}<\arg \left(\dot{I}_{0 \mathrm{g}} / \dot{I}_{3 g}\right)<90^{\circ} \end{array}\right. $

(3)

假设配电网共有n条馈线, 其中第i条为故障馈线, 其他n-1条为非故障馈线, 则任一馈线发生短路故障时母线进线与各馈线出口处的正序电流故障分量相位满足:

$ \left\{\begin{array}{l} -90^{\circ}<\arg \left(\dot{I}_{0 \mathrm{g}} / \dot{I}_{i g}\right)<90^{\circ} \quad 1 \leqslant i \leqslant n \\ 90^{\circ}<\arg \left(\dot{I}_{0 \mathrm{g}} / \dot{I}_{j g}\right)<270^{\circ} \quad 1 \leqslant j \leqslant n, j \neq i \end{array}\right. $

(4)

2 基于正序电流故障分量相位比较的电压暂降扰动源分界方法

由第1章的理论分析可知, 电压暂降扰动源出现在电源侧、母线、不同馈线时, 母线进线与所有馈线出口处的正序电流故障分量相位存在各自的分布特征, 据此提出基于正序电流故障分量相位比较原理的电压暂降扰动源分界方法, 如图 5所示。

(1) 通过电能质量在线监测系统对10 kV母线电压进行实时监测, 判断系统是否发生电压暂降;

(2) 若发生电压暂降, 通过监测系统提取10 kV母线进出线正序电流故障分量相位, 分别计算10 kV母线进线与各馈线出口处正序电流故障分量相位差, 并进行相位分布特征比较。若满足式(1), 则扰动源出现在电源侧; 若满足式(2), 则扰动源出现在母线上; 若式(1)、式(2)皆不满足, 则扰动源位于某条馈线上, 此时执行式(4)便可确定扰动源位于第i条馈线上。

3 仿真分析与验证

为验证所提暂降扰动源分界方法的有效性, 基于图 1搭建仿真模型, 按现场实际设置接地方式为中性点不接地系统, 配电网仿真模型的相关参数如表 1所示。

3.1 监测点上游故障仿真分析

如图 2所示, 当监测点上游发生故障时, 以AB相间短路故障为例。设t=3 s时发生故障, 持续时间为0.1 s, 不考虑过渡电阻, 系统运行方式为最大运行方式。仿真得到母线电压波形、母线进线与所有馈线出口处正序电流故障分量瞬时值波形及相位波形如图 6所示。

由图 6可知, 当监测点上游位置发生AB相间短路时, 电压暂降深度为50%, 在监测点提取到的母线进线与所有馈线出口处的正序电流故障分量相位差较小, 为-90°~90°, 满足电压暂降扰动源分界判据式(1)。考虑短路故障过渡电阻时, 分别设置过渡电阻为0.5 Ω, 1 Ω, 1.5 Ω, 2 Ω, 仍以AB相间短路为例, 仿真得到上述过渡电阻情况下, 各测量点处正序电流故障分量的相位, 记录故障后2个工频周波的稳态相位, 如表 2所示。

由表 2可知, 当发生经过渡电阻短路故障时, 各测量点的正序电流故障分量相位差为-90°~90°, 满足判据式(1), 即短路故障考虑过渡电阻的情况, 并不会对扰动源分界判据产生定性影响。

当考虑配电网不同运行方式对分界方法可靠性的影响时, 将系统运行方式调整为最小运行方式, 仿真得到发生相间金属性短路、经过渡电阻短路故障时, 各测量点处正序电流故障分量的相位, 记录故障后2个工频周波的稳态相位, 如表 3所示。

由表 3可知, 当系统处于最小运行方式时, 各测量处的正序电流故障分量相位差仍为-90°~90°, 满足判据式(1)。即配电网运行方式的改变, 并不会对扰动源分界判据产生定性影响。

为进一步验证结论的准确性, 充分考虑其他短路故障类型, 如三相短路、两相短路接地及单相接地故障仿真分析, 如表 4所示。

由表 4可知, 当监测点上游发生各种类型的短路故障时, 各测量点处得到的正序电流故障分量相位分布特征均满足判据式(1)。

3.2 母线故障仿真分析

当母线上发生故障时, 以AB相间短路故障为例, 不考虑过渡电阻。仿真得到母线电压波形、母线进线与所有馈线出口处正序电流故障分量瞬时值波形及相位波形, 如图 7所示。

由图 7可知, 当母线发生AB相间短路时, 电压暂降深度为50%, 各测量点处正序电流故障分量相位满足电压暂降扰动源分界判据式(2)。考虑短路故障过渡电阻时, 在仿真模型中设置过渡电阻同3.1节, 仍以AB相间短路故障为例, 仿真得到各测量点处正序电流故障分量的相位, 记录故障后2个工频周波的稳态相位, 如表 5所示。

由表 5可知, 当发生经过渡电阻的短路故障时, 各测量点处的正序电流故障分量相位关系同样满足电压暂降扰动源分界判据式(2)。即短路故障考虑过渡电阻的情况下, 并不会对扰动源分界判据产生定性影响。

将系统运行方式调整为最小运行方式, 仿真发生金属性、经过渡电阻的相间短路故障时, 各测量点处正序电流故障分量的相位如表 6所示。

由表 6可知, 当系统处于最小运行方式时, 各测量点处的正序电流故障分量相位关系仍满足电压暂降源分界判据式(2)。即配电网运行方式的改变, 不会对扰动源分界判据产生定性影响。考虑其他短路故障类型, 如三相短路、两相短路接地及单相接地故障, 仿真结果如表 7所示。由表 7可知, 当10 kV母线上发生各种类型的短路故障时, 各测量点处得到的正序电流故障分量相位分布特征均满足暂降扰动源分界判据式(2)。

3.3 馈线侧故障仿真分析

当馈线侧发生AB相间金属性短路故障时, 仿真得到母线电压、母线进线与所有馈线出口处正序电流故障分量瞬时值波形及相位波形见图 8。

由图 8可知, 当馈线l₃发生AB相间短路时, 电压暂降深度为50%, 各测量点处得到的正序电流故障分量相位关系满足电压暂降扰动源分界判据式(3)。考虑短路故障过渡电阻时, 在仿真模型中设置过渡电阻同3.1节, 仍以AB相间短路为例, 仿真得到各测量点处正序电流故障分量的相位, 记录故障后2个工频周波的稳态相位, 如表 8所示。

由表 8可知, 当发生经过渡电阻的短路故障时, 监测点处的正序电流故障分量相位分布特征同样满足电压暂降扰动源分界判据式(3)。即短路故障考虑过渡电阻的情况下, 不会对扰动源分界判据产生定性影响。

将系统运行方式调整为最小运行方式, 仿真最小运行方式下, 发生相间金属性短路、经过渡电阻短路故障时, 各测量点处正序电流故障分量的相位, 仿真结果如表 9所示。

由表 9可知, 当系统处于最小运行方式下时, 各测量点处的正序电流故障分量相位关系仍满足电压暂降源分界判据式(3)。即运行方式的改变, 并不会对扰动源分界判据产生定性影响。针对其他短路故障类型, 仿真分析不同短路故障下各测量点处正序电流故障分量相位, 如表 10所示。

由表 10可知, 当馈线侧发生各种类型的短路故障时, 各测量点处得到的正序电流故障分量相位分布特征均满足暂降扰动源分界判据式(4)。

3.4 电压暂降相位跳变对分界方法可靠性影响仿真分析

电压暂降过程伴随着电压、电流相位跳变, 可能会对所提分界方法产生影响。经仿真分析发现, 当系统发生三相短路故障且处于最小运行方式下时, 短路故障过渡电阻越小, 10 kV母线电压相位跳变越严重, 对正序电流故障分量相位影响越大。以10 kV母线上t=3 s时发生三相短路、过渡电阻为0.5 Ω为例, 仿真得到母线电压相位跳变、母线进线与所有馈线出口处正序电流相位跳变、正序电流故障分量相位关系波形, 如图 9所示。

由图 9可知, 当系统因短路故障出现电压暂降, 且电压、电流相位跳变时, 各测量点处正序电流故障分量相位关系仍满足所提电压暂降扰动源分界判据, 故电压暂降发生时产生的相位跳变对所提分界方法的准确性无影响。

3.5 仿真对比分析

传统的配电网电压暂降源定位多采用功率方向法, 以文献[4]为例, 基于序增量功率电流方向追溯电压暂降源的方法, 需要利用监测装置同时提取电压、电流量, 相较于文中方法, 该方法客观上增大了定位复杂度, 同时此类考虑功率方向的暂降源定位精度受电压暂降深度的影响。基于图 1配电网简化分析模型, 按文献[4]所述方法, 当10 kV母线发生相间接地短路故障时, 各馈线出口监测点处负序功率电流增量应大于0, 即故障点位于监测点上游。

当f₂处发生相间接地短路故障且过渡电阻为0.5 Ω时, 电压暂降深度为84%, 各馈线出口测量点处负序功率电流波形如图 10所示。

由图 10可知, 当电压暂降深度较小时, 各馈线出口监测点处负序功率电流增量较小, 影响该定位方法的可靠性。在完全相同的仿真设置下, 文中所提方法各测量点正序电流故障分量相位关系波形如图 11所示。

由图 11可知, 各测量点正序电流故障分量相位分布特征满足扰动源分界判据式(2)。且结合3.1节—3.3节仿真分析可知, 所提方法判定扰动源位置的精度不受电压暂降深度的影响。

4 结语

文中提出了一种新型电压暂降扰动源分界方法, 结合配电网拓扑结构及变电站内所有进出线量测信息, 得到母线进线与所有馈线出口处正序电流故障分量相位分布特征。若母线进线与所有馈线出口处正序电流故障分量相位差为-90°~90°, 则扰动源位于监测点上游; 若相位差为90°~270°, 则扰动源位于母线上; 若母线进线与第i条馈线出口处正序电流故障分量相位差为-90°~90°, 而与其他馈线出口处正序电流故障分量相位差为90°~270°, 则扰动源位于第i条馈线上。

同时文中针对系统运行方式、短路故障类型、过渡电阻、电压暂降相位跳变等影响因素进行了仿真分析, 验证了所提电压暂降扰动源分界方法的可靠性。所提方法与实际配电网联系紧密, 仅依赖于站端进出线的电流量测信息, 工程实施方便。所提方法同样适用于电容投切、变压器投切、大电机起动等小扰动工况。