CN104808112B - 基于区段瞬时功率的配网线路故障区段定位方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于区段瞬时功率的配网线路故障区段定位方法，对于非故障区段，其区段瞬时功率直流分量在正常运行及故障发生过程中几乎保持不变，且数值为一极小的正数；对于故障区段，区段瞬时功率直流分量变化趋势为先增后减，且在故障发生至消弧线圈动作且输出稳定补偿电流时段内达到最大值；因此根据瞬时功率直流分量在故障发生后的增大倍数可判断故障区段，实现故障定位。本发明利用故障发生及消弧装置动作全过程的波形数据，避免采用零序电流，可很好解决目前普遍存在的小电流接地系统单相接地故障时故障电流微弱、可靠性差、灵敏度低的问题，同时不会对系统引入干扰。

Description

基于区段瞬时功率的配网线路故障区段定位方法

技术领域

本发明涉及配电网线路故障诊断方法，具体是一种基于区段瞬时功率的配网线路故障区段定位方法。

背景技术

据统计，电力系统在运行过程中，由配网故障造成的停电事故约占总停电事故的95％以上,其中70％的事故由单相接地故障或母线故障引发。而国内外配网中性点广泛采用非有效接地(小电流接地)方式，以避免发生单相接地故障时引起供电中断。对于配网的单相接地故障，由于故障特征量微弱，一直缺乏可靠的故障选线和定位方法。随着人们对配网自动化水平要求的提高，更加迫切需要从根本上解决配网的故障定位问题。

目前国内外学者提出的故障定位方法大致分为两类：一是注入信号法，二是基于故障特征量的区段定位。注入信号法包括“S”注入法、交直流综合注入法和并联中电阻法，该类方法增大了对系统的干扰，且不能检测瞬时性和间歇性接地故障。基于故障特征量的区段定位包括零模电流比较法、区段零序导纳法、零序无功功率方向法、基于相电流突变量的定位、残留增量法、行波法等，该类方法存在特征量获取困难、信号精确同步困难等关键性问题，且部分方法在高阻接地时可靠性极低。

目前定位方法均只利用故障发生后的数据，而忽略了对故障前信息的利用。同时，大多数定位方法只考虑零序电流信息(需要三相信息)，对互感器要求高，信息获取复杂，且这些方法在数据缺相的情况下将会失效。

发明内容

本发明的目的在于克服上述现有技术的不足，提出了一种基于区段瞬时功率的配网线路故障区段定位方法。

本发明的原理：

在连续时间域内，区段瞬时功率定义为

Δp_A(t)＝p_1A(t)-p_2A(t)＝u_1A(t)·i_1A(t)-u_2A(t)·i_2A(t)

式中，u_kA(t)、i_kA(t)分别为检测点k(k＝1、2)处故障相相电压和相电流。其中，瞬时功率可分解为交流分量和直流分量

以下推导Δp_A(t)直流分量特征。令Δu(t)＝u_1A(t)+u_2A(t),Δi(t)＝i_1A(t)+i_2A(t)，则

Δp_A(t)＝u_2A(t)·Δi(t)+i_2A(t)·Δu(t)+Δu(t)·Δi(t) (1)

式中，第三项相对于前两项为高阶无穷小，可忽略不计。

1)对于非故障区段(图1)，Δi(t)为区段对地电容电流。下面分析式(1)前两项的数量级大小。

区段两端电流差的幅值其中b为线路1km的电纳，数量级约为10^-6。因此区段两端电流差幅值的数量级约为10^-5(kA)。

由于潮流计算的对象是三相对称运行的线路，分析过程中将三相简化为一相，因此该部分理论对单相线路同样适用。设U_2A的相角为0°，区段两端电压差可根据潮流计算相关理论计算得出

式中，S＝P₂+jQ₂为流过检测点2的A相的潮流，且有P₂＝|U_2A||I_2A|cosφ，Q₂＝|U_2A||I_2A|sinφ(φ为线路功率因数角)；Z＝R+jX为区段的复阻抗，数量级约为10⁰～10^-1。区段两端电压差的幅值为

可见区段两端电压差幅值的数量级约为10^-1(kV)。

根据以上分析，u_2A(t)·Δi(t)和i_2A(t)·Δu(t)比值的数量级约为10^-2，前者可忽略不计。因此，非故障区段的区段瞬时功率可简化为

Δp_A(t)＝i_2A(t)·Δu(t)

对于小电流接地系统，由于无零序电流通路，发生单相接地故障时，故障电流远小于负荷电流，负荷电流幅值可看作不变。根据式(2)，区段两端电压差幅值在正常运行和故障全过程中几乎保持不变。另一方面，区段电压差的相角正切

有θ<90°—φ，设θ+ε＝90°-φ，由于线路阻抗满足R<<X，从左侧接近于1，因此ε是一个大于零的极小的角度。即区段电压差超前角度为90°-φ-ε。又因为超前相电流角度为φ，因此超前总结所得结论，即Δu(t)的幅值不变，相角恒定且超前相电流i_2A(t)90°-ε。

设

区段瞬时功率为

瞬时功率直流分量

可见，非故障区段瞬时功率在正常运行及故障发生过程中几乎保持不变，且数值为一极小的正数。

2)对于故障区段(图2)，式(1)的第二项推导与1)中完全相同。区别在于区段两端相电流差值等于区段电容电流和故障点电流之和，即

Δi(t)＝Δi_C(t)+i_f(t)≈i_f(t)

不能忽略不计。

故障相电压u_2A(t)中基波分量占主导地位，为便于分析，以下均只考虑基波成分，忽略谐波和直流分量的影响。则故障相电压可表示为

其中U_2m(t)＞0为相电压基波幅值随时间的变化函数。

流过故障点的电流为全系统的电容电流乘以系统失谐度v，可表示为

式中，C_Σ为全系统总对地电容，u₀(t)为该时段系统的零序电压，负号表示故障电流与电容电流流向相反。由于零序电压超前于故障相电压90°，可将零序电压表示为

其中U_0m(t)≥0为零序电压基波幅值随时间变化的函数。则

式中第一项为振荡分量，因此

设故障时刻为t₁，消弧线圈动作后且输出稳定的补偿电流的时刻为t₂，当t＜t₁时，U_0m(t)＝0，可得当t₁+T＜t＜t₂时，零序电压和相电压幅值均大于零，且v≈1，则为大于零的一个正数；当t＞t₂+T时，自动跟踪消弧线圈接近完全补偿，v≈0，[t₁,t₁+T]和[t₂,t₂+T]为过渡区间。即对于故障区段，有

因此，根据故障发生至消弧线圈动作且输出稳定补偿电流时段内的大小，即可确定出故障区段。

本发明的步骤：

故障相瞬时功率定义为

p(n)＝u(n)·i(n)

其中，u(n)和i(n)为相电压和相电流采样序列。区段两端检测点1、2故障相(A相)的瞬时功率分别为

p_1A(n)＝u_1A(n)·i_1A(n)

p_2A(n)＝u_2A(n)·i_2A(n)

根据傅立叶级数公式，定义离散时间域上的区段瞬时功率直流分量

N为一个工频周期数据点，与采样频率有关。

类似地，正常运行时，区段瞬时功率直流分量定义为

式中，可取A、B、C三相中的任意一相。 分别为检测点1、2正常运行时的相电压、电流采样值。

本发明的技术解决方案如下：

一种基于区段瞬时功率的配电网线路故障区段定位方法，其特点在于，所述方法包括以下步骤：

步骤S1，根据各检测点测量到的相电压电流数据，计算正常运行情况下的各区段瞬时功率直流分量

步骤S2，确定故障相和故障时刻t_f：当检测到接地故障的发生后，根据相电压变化规律，选出故障相即接地相，根据相电压突变时刻或消弧装置功率突变时刻确定故障时刻t_f；

步骤S3，首先，由于区段瞬时功率直流分量的最大值出现在消弧线圈未动作的时段内，为尽量测得其最大值，同时减小计算量，在充分考虑自动跟踪补偿消弧装置动作时限(2～5周波)的基础上选取检测装置[t_f,t_f+0.04s]区间内共2N个点的故障相电压、相电流波形数据，计算各区段瞬时功率k＝0,1,…,N，公式如下：

式中：u_jA(n)和i_jA(n)为检测点j测量到的故障相电压和故障相电流采样序列，N为一个工频周期数据点，k＝0,1,...j,...N，k表示一周期内数列下标；

然后，求瞬时功率直流分量最大值

步骤S4，根据瞬时功率直流分量增大倍数判断各区段是否为故障区段，即当瞬时功率直流分量增大倍数则判断为故障区段，反之则为非故障区段，其中，K_set为动作阈值，是一个大于1的正数，其大小根据采集系统正常情况下的数据合理设定，一般取1～3；

步骤S5，根据各检测点分布，遍历直到找出故障区段为止。

与现有技术相比，本发明的有益效果是：对接地故障，通过分析故障相电流在故障发生前及故障发生至消弧线圈动作前的相电流特征，从中提取故障特征量，并采用全过程的波形欧氏距离进行定位。因此，仅需测量线路的故障相电流，打破了以前只考虑零序(需要三相信息)的传统，数据获取简单、适用性强；从信号同步的角度看，全系统采用经过GPS同步的监测数据，使得不同检测点之间的差值更加灵敏。能很好解决目前普遍存在的小电流接地系统单相接地故障时故障电流微弱、可靠性差、灵敏度低的问题，同时不会对系统引入干扰。

附图说明

图1是故障相非故障区段示意图

图2是故障相故障区段示意图

图3是分布式故障区段定位系统架构图

图4是10kV系统仿真图

图5是故障与非故障区段瞬时功率直流分量曲线

具体实施方式

本发明所需的故障波形来自于分布式故障区段定位系统，系统架构如图3所示。配电网故障区段定位系统由监控主站、变电站(母线)测量装置以及分布在配电线路各处的节点故障定位装置组成。故障定位节点在拓扑上将线路划分为若干区段，每个节点安装三组测量装置，实时同步采集线路三相电流和电压。

依照发明的故障定位方法，在10kV配电网仿真系统中，设置不同类型的故障。系统结构图如图4所示，①、②、③为区段编号，故障设置在区段②上。采样频率为20kHz(每周期数据点N＝400)，故障发生时刻为0.5s，接地故障时消弧装置动作时间设置为0.04s，瞬时功率直流分量增大倍数的阈值设置为3。

对于故障区段判断的实施方式举例：

步骤S1，根据检测点测量到的相电压电流数据，根据公式(5)计算正常运行情况下①、②、③区段的瞬时功率直流分量，分别为2.478kW、2.545kW、2.480kW；

步骤S2，系统根据零序电压启动检测到接地故障的发生后，测得母线三相电压中A相降低，B、C相升高，确定为A相故障；根据相电压突变时刻确定故障时刻为0.51s；

步骤S3，选取测量装置[0,51,0.55]区间内共800个点的故障相电压、相电流波形数据(设故障发生时刻的数据点下标为零)，根据公式(4)，计算k＝0,1,…,N，并求结果如表1所示；

表1是单相接地故障仿真结果

其中，500Ω接地电阻时故障区段和非故障区段瞬时功率曲线如图5所示。

步骤S4，区段②瞬时功率直流分量增大倍数判断为其故障区段，反之，区段①、③为非故障区段。

Claims (3)

1.一种基于区段瞬时功率的配电网线路故障区段定位方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：

步骤S1，根据各检测点测量到的相电压电流数据，计算正常运行情况下的各区段瞬时功率直流分量

步骤S2，确定故障相和故障时刻t_f；

步骤S3，首先，选取检测装置[t_f,t_f+0.04s]区间内共2N个点的故障相电压、相电流波形数据，计算各区段瞬时功率公式如下：

<mrow> <mi>&amp;Delta;</mi> <msub> <mover> <mi>p</mi> <mo>&amp;OverBar;</mo> </mover> <mi>A</mi> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>k</mi> <mo>)</mo> </mrow> <mo>=</mo> <mfrac> <mn>1</mn> <mi>N</mi> </mfrac> <munderover> <mo>&amp;Sigma;</mo> <mrow> <mi>n</mi> <mo>=</mo> <mi>k</mi> </mrow> <mrow> <mi>k</mi> <mo>+</mo> <mi>N</mi> <mo>-</mo> <mn>1</mn> </mrow> </munderover> <mo>&amp;lsqb;</mo> <msub> <mi>u</mi> <mrow> <mn>1</mn> <mi>A</mi> </mrow> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>n</mi> <mo>)</mo> </mrow> <mo>&amp;CenterDot;</mo> <msub> <mi>i</mi> <mrow> <mn>1</mn> <mi>A</mi> </mrow> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>n</mi> <mo>)</mo> </mrow> <mo>-</mo> <msub> <mi>u</mi> <mrow> <mn>2</mn> <mi>A</mi> </mrow> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>n</mi> <mo>)</mo> </mrow> <mo>&amp;CenterDot;</mo> <msub> <mi>i</mi> <mrow> <mn>2</mn> <mi>A</mi> </mrow> </msub> <mrow> <mo>(</mo> <mi>n</mi> <mo>)</mo> </mrow> <mo>&amp;rsqb;</mo> </mrow>

式中：u_jA(n)和i_jA(n)为检测点j测量到的故障相电压和故障相电流采样序列，N为一个工频周期数据点，k＝0,1,...j,...N，k表示一周期内数列下标；

然后，求瞬时功率直流分量最大值

步骤S4，根据瞬时功率直流分量增大倍数判断各区段是否为故障区段，即当瞬时功率直流分量增大倍数则判断为故障区段，反之则为非故障区段；

步骤S5，根据各检测点分布，遍历直到找出故障区段为止。

2.根据权利要求1所述的基于区段瞬时功率的配电网线路故障区段定位方法，其特征在于，所述步骤S2包括：

当检测到接地故障的发生后，根据相电压变化规律，选出故障相即接地相，根据相电压突变时刻或消弧装置功率突变时刻确定故障时刻t_f。

3.根据权利要求1所述的基于区段瞬时功率的配电网线路故障区段定位方法，其特征在于所述步骤S4中K_set为人为设置的动作阈值，取1～3。