面向智能配网的低压直流电路故障诊断与定位分析

杨玉春

（临沧凤庆供电局，云南 临沧 675900）

引言

当前，分布式能源并网规模与容量的不断提升，电力电子设备渗透率不断增加，新型电力系统逐渐进入电力电子化趋势。直流负荷中心、电动汽车以及终端用户负荷直流化趋势的发展直接驱动能源传输以及应用方式的变革。在经济发展过程中，对于电力能源的需求度持续提升。基于此背景，应为社会提供优质电能服务，妥善处理电力企业面临的难题。智能电网建设发展不仅应管理和维护电力系统，还需要合理应用低压直流电路故障诊断与定位中，全面提升电力企业供电效率与质量。注重研究智能电网、电力工程技术，有助于加强系统功能，为社会输送高质量电能，实现可持续发展。

一、智能配电网概念

智能配电网主要是将之前的人工系统全部采用自动化技术代替，并且在应用的过程中，加入了先进的通人技术、计算机技术等，利用各种电子设备，在通信网络技术的支持下，连接电网和电力用户。为了让整个运行过程都可以得到监督，在进行运行的过程中，利用了可视化软件，整个技术都是为了可以给用户一个更加安全、优质的用电环境。智能配电网的主要结构包括主站系统、子站系统、配电终端以及通信终端等。利用上述所说的技术将其全部进行连接，对配电网的所有环节都进行管理，当出现故障之后，可以在第一时间对故障进行定位和修复，这样可以将问题降到很低。对于智能配电网来说，抢修管理主要包括两个方面：1.抢修信息智能化；2.抢修配件模式化。在目前的科学技术水平下，配电网所运用的科学技术都是高科技，并且对设备的要求也越来越高，在日常的运行中，维护管理就变得非常重要。而且用电企业已经越来越多，所以配电网的任务也越来越重，确保整个智能化配电网的稳定运行，遇到问题从根源解决，已经成为智能化配电网的主要工作之一。在以前，当出现问题之后检修人员才会进行抢修，现在需要将事后的抢修变成事前的预防。对于智能配电网而言其和传统配电网之间的区别主要如下所示：智能配网系统配用电自动化系统由主站、通信系统、自动化监控终端设备三大部分构成，形成一个完整的信息传输与处理系统，实现对配电网运行的远程管理。传统配电网是由大型发电厂生产的电力，流经输电网（高压），通过配电网送到用户，因此中低压（LV）配电网即为电力系统的“被动”负荷，因此配电网可以称之为被动配电网（PDN）。智能化配电网的系统比较复杂，而且所使用的设备都属于高精端设备，所以很多电子器件成本都比较高，而且并不能随意进行更换，所以一旦出现问题之后，可能会让整个配电系统受到影响。为了可以降低这样的风险，需要从根本上解决问题，不仅需要了解技术，更需要在运行的时候多加注意。

二、智能配电网的主要技术

（一）分布式发电

智能配电网技术应用中，分布式技术比较常见，可在客户端的支持下实现对电网的优化。经过对需要设计的配电区域的设施优化之后，可借助多余的电量来实现发电，使电力输出更加稳定，充分发挥出分布式处理的作用。运用该技术的时候，应结合其他能源如风能等的情况来分析。在实际应用中通过同步电机及感应电机等的接入处理来优化电网。采用分布式的形式具有显著的优势，不会对周围环境造成影响，还可满足节能环保的需求，符合当前的发展特点。另一方面，该技术在应用中存在一定的缺陷，受到自身特点的影响，为了实现技术的改善，需要进行创新。应对分布式技术合理应用，根据实际需求来设计发电系统，使技术的应用优势体现出来。在技术升级过程中，可将社会效益作为发展目标，按照国家的要求，结合当前电网的建设情况来开展管理，使分布式发电纳入城市的电网规划方案中，电网的改造产生更好的效果。

（二）能源转换技术

应用智能电网时应当全面提升经济效益，减少碳排放。通过应用智能电网，可以利用新技术实现低排放、低消耗效果。电网系统存在电能转换效率较低的问题，应当采用科学措施予以处理，应用新能源发电技术如风能、太阳能等，必须研发高转换效率的能源转换器，为智能电网提供充足电力能源，从根本上促进社会进步发展。

（三）高压直流输电技术

建设智能电网时，需要应用直流输电技术，现阶段交流电是电能的常用方式，电网系统传输电能时，需要采用直流电方式传输。为了确保换流操作的有效性，必须应用高压直流输电技术，维护技术应用过程。在直流电传输期间，高压直流输电技术不受传输距离的影响，在偏远地区也可以进行传输。根据我国发展现状可知，高压直流输电技术会被应用到长距离、大容量电网系统中，需要加大高压直流输电技术研究力度。

三、低压直流电路故障

极间短路故障可分为三个阶段：电容放电阶段、二极管依次导通阶段、交流侧馈入阶段，其各阶段的暂态特性如图1 所示。

正常运行时换流站出口电容电压略高于交流电源侧额定电压，故第一阶段仅换流站的出口电容放电，且其放电回路如图2(a)所示。出口电容电压随放电深度增加而降低，当其电压达到380V，与交流侧电压幅值相等时，极间短路故障发展到第二阶段，交流电源开始向故障点放电，其放电回路如图2(b)所示。当直流侧电压持续降低，最终到达过零振荡区间，所有二极管均正向导通，交流电源直接馈入故障点。此时对于交流侧来说，可等效视为三相短路，对电网系统危害较大。且第三阶段交流侧与直流侧的等效电路如图2(c)所示。图中，R 和L 为直流线路电阻和电感，Rs和Ls 交流线路电阻和电感。

由图1 可知，电容放电阶段的故障回路能够等效为二阶电路，换流站出口电容的放电电压可表示为

其中，U0 和0I 为直流电压、电流的初值，j 为出口电容放电初相位，Uc 为换流站出口放电电容电压，衰减系数α=R/(2L)，且ω=，直流侧故障电流可表示为

其中，φ-θ 为故障电流的初相位，A 为中间变量。可以看出，直流侧故障压降的大小决定了故障电流的幅值，通过控制故障压降能够实现故障电流的抑制。因篇幅限制，第二、三阶段的输出暂态特性将不再赘述。

四、面向智能配网的低压直流电路故障诊断与定位分析

（一）故障检测与定位

为了计算故障期间极对极和极对地的故障电流，相应的参数如下：

1.极对地故障

R=Rf+Rg+pRc

L=Lr+pLc

2.极对极故障

R=Rf+2pRc

L=2Lr+2pLc

一旦检测到故障，VC(0)和IL(0)的值就确定了。但是另两个变量的值还未知。这两个变量的值可以依据N-R 迭代算法确定。

具体步骤如下：

(1)设定初值，p 介于0-1pu，Rf 介于0-25Ω；

(2)在tk=kTs|k=1,2,…,NW 时，计算继电保护的故障

电流。tk 为故障采样时间，Nw 为窗口长度，Ts 为采样周期。

(3)确定△iR(tk)的值：

△iR(tk)=iRcal(tk)-iRM(tk)

其中，iRm(tk)为保护安装处量测电流。

(4)根据△iR(tk)确定初始值的裕度。

(5)利用N-R 算法计算p 和Rf 的改变量：

其中，△iR(tk)表示采样值k 下的偏移；△p 和△Rf 为修正量；J11 为雅克比矩阵元素。(6)迭代更新p 和Rf。(7)判断p 和Rf 的收敛性。

（二）算例分析

1.极对极故障。考虑F1 点发生极对极故障，考查P 节点的特性，得到仿真结果是；故障发生后，正极和负极电压开始下降，在4ms 后p 点的极对极电压降为0。正极和负极的串电感电压在故障发生后均超过了38V，。正极和负极均可以检测出故障，继电保护动作。

2.极对地故障考虑F1点发生极对地故障，此时假设距离P点为300m，得到结果是；可以看出，故障发生后，正极的DC 链路电压开始下降，6ms 后降为0，但是负极对地的电压相比较正极对地下降的缓慢，因此能够检测出正极对地的故障。另外，在时间方面，极对地故障相比较极对极故障变化缓慢，故障清除时间也会长一些。

结束语

总而言之，比较直流配电系统与交流配电系统，直流配电系统对电压稳定性要求更高，然而，由于某些负载输出功率的自身变化性特点，采用传统的直流电压斜率控制策略的多端柔性直流配电系统会造成直流电压发生变化，直流电压与额定值存在偏差。在恶劣的运行工况下，可能出现偏差较大的情况，影响系统的正常运行，甚至造成停运的情形。、提出一种基于传统下垂控制的改进控制方式，通过功率与电压间的关系进行调节，以减少传统方式稳态时存在的电压偏差为目标。经过仿真验证结果得出，提出的改进直流电压下垂控制方法可有效改进有功功率和电压参考值间的制约关系，实现自动调节，保证系统输出功率在恒定运行状态下，该改进控制策略能够有效减少直流母线电压偏差值；同时，当系统出现暂态功率突变时，保证系统直流母线电压运行在设定的较小且稳定的范围内，实现系统的安全稳定运行。