CN104898017A - 基于欧氏距离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欧氏距离的配网线路故障区段定位方法，对于接地故障，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。本发明仅需测量线路的故障相电流，方案简单，适用性强，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

基于欧氏距离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，具体是一种基于欧氏距离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，配电自动化系统主要利用主站实现FTU的时间同步，对时误差至少为几个毫秒。在此情况下，暂态信号的幅值、极性、波形相关性比较等方法不再有效。

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，提出了一种基于欧氏距离的配网线路故障区段定位方法。

本发明的原理：

设故障相为A相，故障前检测点相电压为故障后相电压为由图1，易知二者满足

${{\stackrel{\·}{U}}^{\′}}_A={\stackrel{\·}{U}}_A-{\stackrel{\·}{U}}_0$

1)检测点1、2位于故障点异侧

故障后故障点上游检测点电流为

${{\stackrel{\·}{I}}^{\′}}_{1A}={\stackrel{\·}{I}}_{\mathrm{LA}}+{{\stackrel{\·}{I}}^{\′}}_{C1A}+{\stackrel{\·}{I}}_f---\left(1\right)$

式中，分别为A相负荷电流、电容电流和故障电流。其中

$\begin{array}{c}{{\stackrel{\·}{I}}^{\′}}_{\mathrm{CA}}=\mathrm{j\ω}{C}_{1A}{{\stackrel{\·}{U}}^{\′}}_A=\mathrm{j\ω}{C}_{1A}({\stackrel{\·}{U}}_A-{\stackrel{\·}{U}}_0)\\ ={\stackrel{\·}{I}}_{C1A}-\mathrm{j\ω}{C}_{1A}{\stackrel{\·}{U}}_0\end{array}---\left(2\right)$

式中，为故障前电容电流。假设故障发生前后一周波内负荷电流不变，即

${\stackrel{\·}{I}}_{1A}={\stackrel{\·}{I}}_{\mathrm{LA}}+{\stackrel{\·}{I}}_{C1A}---\left(3\right)$

联立(1)～(3)式得

${{\stackrel{\·}{I}}^{\′}}_{1A}-{\stackrel{\·}{I}}_{1A}=-\mathrm{j\ω}{C}_{1A}{\stackrel{\·}{U}}_0+{\stackrel{\·}{I}}_f$

消弧线圈利用故障时中性点电压偏移产生的电感电流来抵消系统电容电流，接地点残流(故障电流)可表示为

${\stackrel{\·}{I}}_f={\stackrel{\·}{I}}_{\mathrm{C\Σ}}-{\stackrel{\·}{I}}_L=\mathrm{j\ω}{C}_{\mathrm{\Σ}}{\stackrel{\·}{U}}_0-\frac{{\stackrel{\·}{U}}_0}{Z_L}$

式中，C_Σ为全网线路对地电容。故障发生而消弧线圈未动作时段中，|Z_L|非常大，消弧线圈补偿作用可忽略不计。则有

${{\stackrel{\·}{I}}^{\′}}_{1A}-{\stackrel{\·}{I}}_{1A}\≈\mathrm{j\ω}(C_{\mathrm{\Σ}}-C_{1A}){\stackrel{\·}{U}}_0$

同理，故障后故障点下游检测点相电流

${{\stackrel{\·}{I}}^{\′}}_{2A}={\stackrel{\·}{I}}_{\mathrm{LA}}+{{\stackrel{\·}{I}}^{\′}}_{C2A}$

变化量

${{\stackrel{\·}{I}}^{\′}}_{2A}-{\stackrel{\·}{I}}_{2A}=-\mathrm{j\ω}{C}_{2A}{\stackrel{\·}{U}}_0$

可见，故障点异侧检测点电流变化特征不一致，具体表现为大小、相位均不等。

2)检测点1、2位于故障点同侧

若检测点均位于故障点上游，根据1)中分析，有

${{\stackrel{\·}{I}}^{\′}}_{1A}-{\stackrel{\·}{I}}_{1A}\≈\mathrm{j\ω}(C_{\mathrm{\Σ}}-C_{1A}){\stackrel{\·}{U}}_0$

${{\stackrel{\·}{I}}^{\′}}_{2A}-{\stackrel{\·}{I}}_{2A}\≈\mathrm{j\ω}(C_{\mathrm{\Σ}}-C_{2A}){\stackrel{\·}{U}}_0$

若检测点均位于故障点下游，有

${{\stackrel{\·}{I}}^{\′}}_{1A}-{\stackrel{\·}{I}}_{1A}=-\mathrm{j\ω}{C}_{1A}{\stackrel{\·}{U}}_0$

${{\stackrel{\·}{I}}^{\′}}_{2A}-{\stackrel{\·}{I}}_{2A}=-\mathrm{j\ω}{C}_{2A}{\stackrel{\·}{U}}_0$

由于相邻检测点电容之差为区段电容，其数值很小，因此两点电流变化特征基本一致。

设i_1A(n)、i_2A(n)为相邻检测点的相电流采样序列。令故障发生时刻的数据点下标为零，为确保数据量长度足够，从而增大故障特征量，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，本发明选取三周波时差的差值，即定义两检测点相电流变化量：

Δi_1A(n)＝i_1A(n)-i_1A(n-3N)

                                 n∈[0，3N-1]

Δi_2A(n)＝i_2A(n)-i_2A(n-3N)

式中，N＝0.02fs，为一周期采样点。定义欧氏距离

$D=\sqrt{\underset{n=1}{\overset{3N}{\mathrm{\Σ}}}{[\mathrm{\Δ}{i}_{1A}\left(n\right)-\mathrm{\Δ}{i}_{2A}\left(n\right)]}^2}$

作为相电流变化量差异性的衡量指标。根据上节分析，易知非故障区段的D接近于0，故障区段的D.为大于0的一个正数。

本发明的技术解决方案如下：

一种基于欧氏距离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，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，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S2，选取检测装置[t_f－0.06,t_f+0.06s]区间内共6N个点的故障相电流波形数据(故障发生前后三周期，即正负0.06s，共6个工频周期，即6N个数据点)，计算欧氏距离D，公式如下：

$D=\sqrt{\underset{n=1}{\overset{3N}{\mathrm{\Σ}}}{[\mathrm{\Δ}{i}_{1A}\left(n\right)-\mathrm{\Δ}{i}_{2A}\left(n\right)]}^2}$

式中，Δi_1A(n)、Δi_2A(n)分别为两检测点相电流变化量，公式如下：

$\begin{array}{cc}\begin{array}{c}\mathrm{\Δ}{i}_{1A}\left(n\right)=i_{1A}\left(n\right)-i_{1A}(n-3N)\\ \mathrm{\Δ}{i}_{2A}\left(n\right)-i_{2A}\left(n\right)-i_{2^{3}A}(n-3N)\end{array}& n\∈[\mathrm{0,3}N-1]\end{array}$

式中，i_1A(n)、i_2A(n)为相邻检测点的相电流采样序列，故障发生时刻的数据点下标为零，N为一周期采样点数；

步骤S3，根据欧氏距离大小判断各区段是否为故障区段，即当D>D_set，判断为故障区段，反之则为非故障区段；

D_set为人为设置的欧氏距离阈值，其大小根据采集系统正常情况下的数据合理设定；

步骤4、根据检测点在线路上的分布位置，依次遍历，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是小电流接地系统单相接地示意图

图2是分布式故障区段定位系统架构图

图3是10kV系统仿真图

图4是接地故障沿线电流变化量波形

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2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3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0.7s，接地故障时消弧装置动作时间设置为0.04s，欧氏距离的阈值设置为1。

对于故障区段判断的实施方式举例：

步骤S1，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0.71s；

步骤S2，选取各个检测装置[0,65,0.77]区间内共2400个点的故障相电流波形数据(设故障发生时刻的数据点下标为零)，根据欧氏距离的定义，计算D，结果如表1所示，表1是单相接地故障仿真结果；

其中，500Ω接地电阻时故障相沿线电流变化量波形如图4所示。

步骤S3，区段②的欧氏距离满足D>0.01，判断为其故障区段；反之，区段①、③为非故障区段。

表1

Claims (3)

1.一种基于欧氏距离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，确定故障相和故障时刻t_f；

步骤S2，选取检测装置[t_f－0.06s,t_f+0.06s]区间内共6N个点的故障相电流波形数据，计算欧氏距离D，公式如下：

$D=\sqrt{\underset{n=1}{\overset{3N}{\mathrm{\Σ}}}{[{\mathrm{\Δi}}_{1A}\left(n\right)-{\mathrm{\Δi}}_{2A}\left(n\right)]}^2}$

式中，Δi_1A(n)、Δi_2A(n)分别为两检测点相电流变化量，公式如下：

Δi_1A(n)＝i_1A(n)-i_1A(n-3N)n∈[0,3N-1]

Δi_2A(n)＝i_2A(n)-i_2A(n-3N)

式中，i_1A(n)、i_2A(n)为相邻检测点的相电流采样序列，故障发生时刻的数据点下标为零，N为一周期采样点数；

步骤S3，根据欧氏距离大小判断各区段是否为故障区段，即当D>D_set，判断为故障区段，反之则为非故障区段；

步骤4、根据检测点在线路上的分布位置，依次遍历，直到找出故障区段为止。

2.根据权利要求1所述的配电网线路故障定位方法，其特征在于，所述步骤S1包括：

系统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，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所述的配电网线路故障定位方法，其特征在于，所述步骤S3中D_set为欧氏距离阈值，取0.01～0.03。