CN104569744B - 一种适用于配电网线路的综合单端故障定位方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种适用于配电网线路的综合单端故障定位方法，该方法首先通过信号边际谱提取暂态行波固有频率，通过频域法计算得到初始故障距离，其次利用初始故障距离及工频量估算过渡电阻，根据初始故障距离及过渡电阻估算结果确定反射波识别时间窗及反射波极性，在此基础上实现可靠的反射波识别，最终完成配电网线路精确单端故障定位。该方法将阻抗法、频域法与行波法融合，精确定位配电网线路故障点位置，提高配网故障定位的可靠性和精确性。
Description
技术领域
本发明涉及一种判断配电网输电线路中故障点准确位置的方法，具体涉及一种适用于配电网线路的综合单端故障定位方法。
背景技术
上世纪90年代以来，基于行波原理的输电线路故障定位装置(也称行波故障测距装置)技术上基本成熟并在电力系统获得了广泛应用，多年的实际运行经验表明其具有较高的测距精度及可靠性，而将其应用于配电网精确定位的研究则处于起步阶段。目前，在配电网故障定位领域，主要研究方向是故障区段定位，按照原理的不同可分为：主动故障定位与被动故障定位两大类。
主动故障定位方法包括：注入法和中电阻法等，基本原理是在故障发生后，通过电压互感器(或其他类似设备)向接地线路注入特定频率信号，注入信号沿着故障线路经接地点注入大地，再用信号探测器探测注入信号流过的路径来确定故障线路。该类方法主要用于故障分支的定位，而无法做到故障点的精确定位，并且存在以下问题：设备复杂、成本较高，不适合长距离线路故障定位，特别是信号发生设备在运行中还存在一定的安全隐患。
被动故障定位方法包括：利用FTU或故障指示器等方法，其中FTU及故障指示器实际应用较多，但存在成本较高，维护工作量大等不足。
由于上述配电网区段定位方法均存在各种不足，尚未获得大规模推广应用。近年来，部分国内外研究单位提出将阻抗法、频域法及行波法等输电线路故障定位技术应用于配电网线路。实际工程验证表明，阻抗法应用于配电网线路时，受线路参数不一致的影响，效果难以令人满意。频域法具有较高可靠性，鲁棒性较好，但其测距精度低于行波法，也难以直接利用保护/录波装置数据。考虑到配电网故障测距对精度要求较高，行波法仍然是最为可行的技术方案之一。同时，相对主干输电网，配电网现场条件及成本限制更为严格，因此，配电网行波测距研究重点应是单端行波法。
但单端行波法在实际应用中存在的主要问题是反射波识别困难。金属性故障情况下应选择故障点反射波定位，在高阻故障情况下则选择对端母线反射波定位较为合适，而现有行波法缺乏过渡电阻估算手段，无法判断故障性质；并且若不能准确判断反射波时间窗，信号谐振等因素均会影响对反射波的识别。
针对单端行波法中反射波识别困难的问题，部分研究单位提出了阻抗法与行波法相结合的单端故障定位方法，但在配电网应用中存在以下两个问题：1)单端阻抗法受线路两端相角差影响较大，用于重负荷线路及配电网时效果不佳；2)单端阻抗法受过渡电阻影响较大，在高阻接地故障下测距误差较大，若用于长距离输电线路可为单端行波法提供参考，但用于短距离的配电网参考价值较低。
发明内容
本发明目的在于克服现有配电网输电线路故障测距法的不足，针对单端行波测距中的反射波识别困难问题，提供一种适用于配电网线路的综合单端故障定位方法。该方法将阻抗法、频域法与行波法融合，精确定位配电网线路故障点位置，提高配网故障定位的可靠性和精确性。
本发明的目的是采用下述技术方案实现的：
本发明提供一种适用于配电网线路的综合单端故障定位方法，其改进之处在于，所述方法包括下述步骤：
步骤1：对三相电流/电压进行相模变换；
步骤2：通过希尔伯特-黄变换提取行波信号边际谱；
步骤3：通过频域法确定初始故障点位置；
步骤4：过渡电阻计算，并根据其结果决定时间窗类型；
步骤5：识别反射波并定位单端行波故障。
进一步地，所述步骤1中，当配电网线路故障时，提取配电网故障后的三相电压/电流，若为不对称故障，则将三相电流/电压变换为线模量后再进行分析，以消除模混杂现象影响。利用Clark变换作为相模变换矩阵，并选取α模量作为线模分量，其变换公式如下：
式中，iA(k)、iB(k)、iC(k)分别为故障线路A、B、C三相电流，iα(k)为变换后的α模量，k＝1、2、3、4…N，N为采样序列长度。
进一步地，所述步骤2中，配电网输电线路故障后，暂态行波在频域上表现为谐波形式，称为固有频率，暂态行波的固有频率与故障点位置相关，通过希尔伯特-黄(HHT)变换提取线模分量的信号边际谱，希尔伯特-黄HHT变换采用分解基固有模态函数(IMF)替代了传统分析所采用的正弦信号，通过经验模态分解(EMD)获取多个基固有模态函数IMF，希尔伯特-黄HHT变换结果如下式(2)所示：
式中：s(t)为原始信号，r为残余分量，对Ck作Hilbert变换后，s(t)用下式(3)表示：
HHT信号边际谱表示为：
h(w)＝∫0 TH(w,t)dt (4)；
与FFT变换获取的信号频谱相比，HHT信号边际谱代表的是信号能量分布，更适合于暂态信号分析；且可直接完成信号的自适应滤波。
进一步地，所述步骤3中，基于频域法进行初始故障测距计算，通过暂态行波主频测量出对应的故障距离d1，表达式如下式(5)所示：
式中，f为故障行波频率的暂态行波主频；为始端系统的反射系数在频率为2πf时的相角；v为频率为2πf下行波的波速；d1为故障距离；
频域法的测距误差在其测距结果的10％以内，即故障距离d1在(0.9×d1，1.1×d1)范围内；由故障距离计算公式知，当故障初始波头到达测量端母线时刻为t1时，故障点反射波到达测量端母线的时间t2在(t1+1.8×d1/v，t1+2.2×d1/v)范围内，将其定义为时间窗T1；对端母线反射波到达测量端母线的时间t3在(t1+(1.8×d1-L)/v，t1+(2.2×d1-L)/v)范围内，将其定义为时间窗T2，L为线路全长。
进一步地，所述步骤4中，基于频域法测距结果确定过渡电阻，输电线路发生单相短路故障后，故障相电压如下式(6)所示：
Ua＝IaZ1+I0k'Z1+RfIf (6)；
式中，Ua和Ia分别为故障相电压和故障相电流，I0为零序电流，Z0和Z1分别为线路零序阻抗，正序阻抗，k'为零序补偿系数，在忽略对地分布电容作用的情况下，有：If＝Ia/Cm，其中Cm为本端的分流系数，则得：
Ua＝(Ia+I0k')Z1+RfIa/Cm (7)；
其中：If为流过故障点电流，Rf为过渡电阻；在单端行波定位中，高阻接地故障情况下选择母线反射波进行故障定位较为可靠，在金属性短路情况下，宜选择故障点反射波故障定位。因此，根据过渡电阻Rf估算结果，反射波识别时间窗T1或T2用于后续计算。
进一步地，所述步骤5中，利用小波变换的奇异性检测原理结合时间窗口实现反射波识别及单端故障定位，对线模分量进行小波变换，获得包含行波波头的小波变换系数，由小波变换系数中可标定出线模波头的初始行波到达测量端的时刻；根据步骤3结果得到反射波识别时间窗T1或T2，其中，时间窗口T1用于故障点反射波的识别，时间窗口T2用于对端母线反射波的识别；根据步骤4结果确定选择T1或T2，确定反射波时间窗T1或T2后，在该时间窗内，根据模极大值幅值和极性特征实现故障点或母线反射波头的可靠识别和时间标定t2或t3，得最终故障点距离为：
式中：l1为故障距离；L为线路全长；v为频率为2πf下行波的波速；t1为故障初始波头到达测量端母线时刻；t2为故障点反射波到达测量端母线的时间；t3为对端母线反射波到达测量端母线的时间。
与最接近的现有技术比，本发明的优异效果是：
本发明基于频域法/阻抗法的结合确定故障点或对端母线反射波识别窗，消除了信号谐振、过渡电阻等因素对单端行波法中反射波识别的影响；由于采用频域法替代阻抗进行初始故障定位，在高阻接地故障下具有更好的可靠性。提高了单端行波法在配电网应用时的可靠性和精确性，精度上优于单一应用频域法或阻抗法。
附图说明
图1是本发明提供的用于配电网的综合单端故障测距方法的流程图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的详细说明。
本发明提供一种用于配电网线路的综合单端故障定位方法。首先通过频域法计算得到初始故障距离，其次利用初始故障距离计算过渡电阻，根据初始故障距离及过渡电阻估算结果确定反射波识别时间窗及反射波极性，在此基础上实现可靠的反射波识别，最终完成配电网线路精确故障定位。其流程图如图1所示，具体步骤如下：
步骤1：相模变换。当配电网线路故障时，提取配电网故障后的三相电压和三相电压，若为不对称故障，为消除模混杂现象的影响，需将三相电流变换为线模量后进行分析。本发明中利用Clark变换作为相模变换矩阵，并选取α模量作为主要分析线模分量，其变换公式如下：
式中，iA(k)、iB(k)、iC(k)分别为故障线路A、B、C三相电流，iα(k)为变换后的α模量，k＝1、2、3、4…N，N为采样序列长度。
步骤2：提取暂态行波主频：
输电线路故障后，暂态行波在频域上表现为一系列谐波形式，称为固有频率。暂态行波的固有频率与故障点位置相关，通过希尔伯特-黄(HHT)变换提取线模分量的信号边际谱，HHT变换采用分解基固有模态函数(IMF)替代了传统分析所采用的正弦信号，通过经验模态分解(EMD)获取多个基固有模态函数IMF，HHT变换结果如下式(2)所示：
式中：s(t)为原始信号，r为残余分量，对Ck作Hilbert变换后，s(t)用下式(3)表示：
HHT信号边际谱表示为：
h(w)＝∫0 TH(w,t)dt (4)；
与FFT变换获取的信号频谱相比，HHT信号边际谱代表的是信号能量分布，更适合于暂态信号分析；且可直接完成信号的自适应滤波。
步骤3：基于频域法的初始故障测距计算：由于暂态行波的固有频率与故障距离相关。已知主频即可测量出对应故障距离d1，计算公式如下：
其中：f为故障行波频率的主频；为始端系统的反射系数在频率为2πf时的相角；v为此频率下行波的波速；d1为故障距离。
一般来说，固有频率的最大测距误差在其测距结果的10％以内[1]，实际的故障距离在(0.9×d1，1.1×d1)范围内。由故障距离计算公式可知，当故障初始波头到达测量端母线时刻为t1时，故障点反射波到达测量端母线的时间t2大约在(t1+1.8×d1/v，t1+2.2×d1/v)范围内，将其定为时间窗T1；对端母线反射波到达测量端母线的t3大约在(t1+(1.8×d1-L)/v，t1+(2.2×d1-L)/v)范围内，将其定位时间窗T2，L为线路全长。
步骤4：基于频域法测距结果的过渡电阻估算：
在阻抗法计算中，在已知故障距离d情况下，分流系数Cm是可以计算出来的，并利用Cm的值来估算过渡电阻的大小。输电线路发生单相短路故障后，故障相电压如下式所示：
Ua＝IaZ1+I0k'Z1+RfIf (6)；
其中Ua、Ia为故障相电流，I0为零序电流，Z0、Z1分别为线路零序阻抗，k'为零序补偿系数，在忽略对地分布电容作用的情况下，有：If＝Ia/Cm，其中Cm为本端的分流系数，则得：
Ua＝(Ia+I0k')Z1+RfIa/Cm (7)；
由于Rf一般为纯阻性，所以在计算中对Rf取实部。本发明中，在不同过渡电阻条件下(可由Rf幅值判断)选择不同的反射波识别窗(T1或T2)。
步骤5：利用小波的奇异性检测原理结合时间窗口实现可靠的反射波识别及单端故障定位。对线模分量进行小波变换，获得包含行波波头的小波变换系数，由小波变换系数中可标定出线模波头的初始行波到达测量端的时刻t1；而根据步骤3结果可得到反射波识别时间窗T1及T2；根据步骤4结果则可确定T1还是T2用于后续计算。
确定反射波时间窗后，即可在一个较小时间窗内根据模极大值幅值，极性等特征实现故障点或母线反射波头的可靠识别和时间标定(t2或t3)，可得最终故障点距离为：
式中：l1为故障距离；L为线路全长；v为频率为2πf下行波的波速；t1为故障初始波头到达测量端母线时刻；t2为故障点反射波到达测量端母线的时间；t3为对端母线反射波到达测量端母线的时间。
本发明提供一种适于配电网的综合单端故障测距方法，该方法基于HHT变换边际谱的暂态行波线模分量的固有频率提取。HHT变换边际谱表征的是频率点上得累积分布(即能量分布)，更适合于分析暂态信号的频率成分。基于频域法测距结果的过渡电阻估算，频域法在高阻故障情况下具有较高的测距精度，以频域测距结果作为过渡电阻估算基础具有更好的理论精度。基于频域法及阻抗计算结果的反射波识别窗及单端行波故障定位。本发明综合应用频域法、阻抗法、行波法多种方法，判断配电网输电线路中故障点准确位置。
最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，这些未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，均在申请待批的本发明的权利要求保护范围之内。
Claims (5)
1.一种适用于配电网线路的综合单端故障定位方法，其特征在于，所述方法包括下述步骤：
步骤1：对三相电流/电压进行相模变换；
步骤2：通过希尔伯特-黄变换提取行波信号边际谱；
步骤3：通过频域法确定初始故障点位置；
步骤4：过渡电阻计算，并根据其结果确定辅助识别时间窗及反射波极性；
步骤5：识别反射波并进行单端故障定位计算；
所述步骤3中，基于频域法进行初始故障测距计算，通过暂态行波主频测量出对应的故障距离d1，表达式如下式(5)所示：
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<mo>;</mo>
</mrow>
式中，f为故障行波频率的暂态行波主频；θ1为始端系统的反射系数在频率为2πf时的相角；v为频率为2πf下行波的波速；d1为故障距离；
频域法的测距误差在其结果10％以内，即故障距离d1在(0.9×d1，1.1×d1)范围内；由故障距离计算公式知，当故障初始波头到达测量端母线时刻为t1时，故障点反射波到达测量端母线的时间t2在(t1+1.8×d1/v，t1+2.2×d1/v)范围内，将其定义为时间窗T1；对端母线反射波到达测量端母线的时间t3在(t1+(1.8×d1-L)/v，t1+(2.2×d1-L)/v)范围内，将其定义为时间窗T2，L为线路全长。
2.如权利要求1所述的综合单端故障定位方法，其特征在于，所述步骤1中，当配电网线路故障时，提取配电网故障后的三相电压/电流，若为不对称故障，则将三相电流/电压变换为线模量后再进行分析，以消除线模混杂现象影响；利用Clark变换作为相模变换矩阵，并选取α模量作为线模分量，变换公式如下：
<mrow>
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<mo>-</mo>
<mo>-</mo>
<mrow>
<mo>(</mo>
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<mo>)</mo>
</mrow>
<mo>;</mo>
</mrow>
式中，iA(k)、iB(k)、iC(k)分别为故障线路A、B、C三相电流，iα(k)为变换后的α模量，k＝1、2、3、4…N，N为采样序列长度。
3.如权利要求1所述的综合单端故障定位方法，其特征在于，所述步骤2中，配电网输电线路故障后，暂态行波在频域上表现为谐波形式，称为固有频率，暂态行波的固有频率与故障点位置相关；通过希尔伯特-黄HHT变换提取线模分量的信号边际谱，希尔伯特-黄HHT变换通过经验模态分解EMD获取多个基固有模态函数IMF，希尔伯特-黄HHT变换结果如下式所示：
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<mo>;</mo>
</mrow>
式中：s(t)为原始信号，r为残余分量，对IMF分量Ck作Hilbert变换后，s(t)用下式(3)表示：
则HHT信号边际谱表示为：
<mrow>
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</mrow>
4.如权利要求1所述的综合单端故障定位方法，其特征在于，所述步骤4中，基于频域法测距结果确定过渡电阻，输电线路发生单相短路故障后，故障相电压如下式(6)所示：
Ua＝IaZ1+I0k'Z1+RfIf (6)；
式中，Ua和Ia分别为故障相电压和故障相电流，I0为零序电流，Z0和Z1分别为线路零序阻抗，正序阻抗，k'为零序补偿系数，在忽略对地分布电容作用的情况下，有：If＝Ia/Cm，其中Cm为本端的分流系数，则得：
Ua＝(Ia+I0k')Z1+RfIa/Cm (7)；
<mrow>
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<mo>(</mo>
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</mrow>
其中：If为流过故障点电流，Rf为过渡电阻；根据过渡电阻Rf计算结果，当Rf超过300欧以后，则确定辅助识别窗T2用于后续计算，当Rf小于300欧姆，则基于T1为辅助识别时间窗进行后续计算。
5.如权利要求1所述的综合单端故障定位方法，其特征在于，所述步骤5中，利用小波变换的奇异性检测结合辅助识别时间窗实现反射波识别及单端故障定位；对线模分量进行小波变换，获得包含行波波头的小波变换系数，由小波变换系数中可标定出初始行波及各反射波到达测量端的时刻；根据步骤3结果得到反射波识别时间窗T1或T2，根据步骤4结果确定选择T1或T2；确定反射波时间窗T1或T2后，在T1或T2时间窗内根据模极大值幅值和极性特征实现故障点或母线反射波头的可靠识别和时间标定t2或t3，得最终故障点距离为：
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式中：l1为故障距离；L为线路全长；v为频率为2πf下行波的波速；t1为故障初始波头到达测量端母线时刻；t2为故障点反射波到达测量端母线的时间；t3为对端母线反射波到达测量端母线的时间。
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