CN106997020A - 一种基于正序电流故障分量相位比较的电缆配电环网故障定位方法 - Google Patents

一种基于正序电流故障分量相位比较的电缆配电环网故障定位方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种基于正序电流故障分量相位比较的电缆配电环网故障定位方法。规定环网柜中安装智能配电终端(smart terminal unit，STU)，可监测两条进线电流，分析处理正序故障电流的相位信息。根据故障发生在环路中不同位置时，相邻断路器中流过的正序故障电流相位差有不同状态，可用该相位差的特征将环网柜划分为四种状态。STU根据相位差信息来判断自身所处的状态，再根据规定的动作准则判断故障点所处的位置，以实现故障点的快速定位。故障定位方法的前提是：STU可自动将故障发生时刻作为对时起点，测取正序电流故障分量的相位，然后相邻STU之间交换相位信息。该方法消除了终端与主站之间通信环节及主站系统处理大量信息引起的延时，提高了故障处理速度。

Description

一种基于正序电流故障分量相位比较的电缆配电环网故障定 位方法
技术领域
本发明涉及闭环运行的配电线路继电保护技术领域，特别涉及基于电缆线路的配电环网故障定位方法。
背景技术
传统配电网普遍采用“闭环设计、开环运行”模式，保护控制方法简单，运行操作方便，但负荷转供过程中会引起短时停电，且也无法满足分布式电源(Distributed EnergyResources，DERs)大量接入的要求。国内外发达国家和地区，开始采用闭环运行模式的配电网，以提高供电可靠性与DERs接纳能力。但由于闭环运行线路上的潮流与短路电流双向流动，既有的三段式电流保护将不能满足闭环运行的要求。目前，在闭环运行的配电环网中多采用基于导引线构成的电流差动保护方法，依然沿用了传统输电网纵联保护的基本思想，而与现有基于STU的配网自动化系统没有形成有效对接。现有的配网自动化系统多针对“手拉手”的开环运行配电网结构，尚未形成有效的针对闭环运行配电网络的故障处理机制，且保护算法缺乏通用性。目前，城市配电网多采用电缆网络并在环网柜中安装STU，现场监测的故障数据上传至主站，集中决策后实现故障定位、隔离与供电恢复功能，该方式下受通信延时、主站集中处理信息的影响，动作速度较慢。
本发明针对闭环运行的电缆环网结构，提出一种基于正序电流故障分量相位比较的电缆配电环网故障定位方法。发生故障时，所有STU将故障时刻作为对时的基准；根据故障不同位置时各环网柜计算所得正序电流故障分量相位差为特征，实现故障准确定位，为故障隔离与供电恢复奠定基础。
发明内容
本发明解决的技术问题是：基于正序电流故障分量的相位差，构建适于闭环运行电缆配电网故障定位的方法。发生故障时，所有STU将故障时刻作为对时的基准；根据故障发生在不同位置时，各环网柜计算所得正序故障电流相位差为特征，实现快速准确识别故障位置并进行隔离。
本发明解决技术问题采取的技术方案是：根据环路上不同位置发生故障时，环网柜进线的正序电流故障分量的相位差，将环网柜划分为四种状态分别设为X1、X2、X3和X4，并设定在每种状态下STU判断故障的位置。发生故障时，各STU以故障发生时刻作为基准自动对时后，提取正序电流故障分量的信息，向上游相邻的环网柜发送自身上游进线的正序电流故障分量的相位信息，向下游相邻的环网柜发送自身下游进线正序电流故障分量的相位信息。然后，STU对接收到信息和自身测得的信息进行分析计算，得到三组正序故障电流的相位差和STU判断自身所处的状态后，根据既定的准则判断是否动作。该方法利用相邻环网柜之间正序电流故障分量信息的交换并分析处理，实现环网故障区段的快速准确定位，消除了终端与主站之间通信环节及主站系统处理大量信息引起的延时，提高了故障处理速度。具体过程为：
1.闭环运行的电缆配电环网中，规定环网的正方向为从变电站M侧母线到变电站N侧母线的方向，即M侧为上游，N侧下游。变电站M、N的出口分为设有断路器QF0N和QF(k+1)M，并配有STU。变电站M侧母线上的STU标为0，按环网的正方向顺序给各个STU标号，变电站N侧母线上的STU标记为k+1，则线路上有k个STU。定义第i(1≤i≤k)个STU自身上、下游侧断路器分别为QFiM和QFiN。
2.规定环网柜i上游进线与相邻环网柜i-1下游进线的正序故障电流相位差为环网柜i自身上、下游进线的正序电流故障分量相位差为环网柜i下游进线与相邻环网柜i+1上游进线的正序电流故障分量相位差为
3.环路上不同位置上发生短路故障时，利用各STU的正序电流故障分量相位差为特征，可将STU划分为四种状态。当环网柜i相连的上下游线路及其内部母线上都没有发生短路故障时，计算所得的三个电流相位差均为180°，定义此时该环网柜处于状态X0；当环网柜i相连的上游线路发生短路故障时，计算所得为0°，而其余两者仍为180°，定义此时该环网柜处于状态X1；当环网柜i相连的下游线路发生短路故障时，计算所得为0°，而其余两者仍为180°，定义此时该环网柜处于状态X2；当环网柜i内部母线发生短路故障时，计算所得为0°，而其余两者仍为180°，定义此时该环网柜处于状态X3。
4.变电站M侧配有的STU0只有下游进线的正序电流故障分量相位信息，接收STU1上游进线的信息，计算得到该环网柜只能处于X0和X2两种状态：该值为180°时，处于状态X0；该值为0°时，处于状态X2。同理，变电站N侧配有的STU(i+1)，只有上游进线的正序电流故障分量的相位信息，接收STU(i)下游进线的信息，计算得到该环网柜只能处于X0和X1两种状态：该值为180°时，处于状态X0；该值为0°时，处于状态X1。因此，变电站M、N侧的STU中可人为设定缺失的两个相位差的值为180°，便于统一判断环网柜状态的准则。
5.环路中发生故障时，STU自动对时，提取正序电流故障分量测得其相位，向相邻上、下游环网柜发送对应的正序电流故障分量相位信息，STU将接收到的信息和原有的信息进行计算分析，判断所处的状态。若环网柜i处于X0状态，则不动作；若环网柜i处于X1状态，则断开自身M侧的断路器QFiM；若环网柜i处于X2状态，，则断开自身N侧断路器QFiN；若环网柜i处于X3状态，，则断开自身两侧断路器QFiM和QFiN。
与现有技术相比本发明的有益效果是：
本发明专利所公开的方法，与传统闭环运行的电缆配电环网保护方法相比，具有显著区别：本发明基于配网自动化系统并针对闭环运行的电缆网络，提出了一种通用的短路故障区间定位与故障隔离方法。现有的环网柜中无母线PT，无法获取电压信息时，只能依靠CT测取的电流信息进行故障定位。本发明专利所公开的方法仅根据正序电流故障分量相位信息进行故障定位。环路中发生故障时，将环网柜划分为X0、X1、X2和X3四种状态，设定每种状态对应特定的断路器跳闸规则。当不同位置发生故障时，环网柜内的STU将根据所处状态，断开自身的断路器或不动作。本方法通过光纤以太网连接每个环网柜内安装的STU，以实现相邻环网柜STU之间信息的交换，完成故障的快速准确定位与隔离。整个保护过程无需主站参与，消除了与主站通信环节及主站处理大量信息引起的延时，提高了供电可靠性。
附图说明
附图1为含有4个环网柜的闭环运行电缆配电环网结构图。
附图2为f1处发生故障，对应的正序故障电流分量特征图。
附图3为f2处发生故障，对应的正序故障电流分量特征图。
附图4为f3处发生故障，对应的正序故障电流分量特征图。
附图5为f4处发生故障，对应的正序故障电流分量特征图。
附图6为基于正序电流故障分量相位比较的电缆配电环网故障定位方法的动作特征图。
具体实施方式
本发明提出一种基于正序电流故障分量相位比较的电缆配电环网故障定位方法，下面结合实例与附图对本发明予以详细说明。
1、故障定位过程分析
以附图1所示的电缆配电环网为例进行故障特征分析。其中环网首末端的等效电动势可以来自同一母线，则也可来自不同的母线。但如若是后者，需满足不会使环路中出现过大的循环功率，影响系统的正常稳定运行。系统中各个环网柜的两条进线都设置了断路器，标记为QFiM与QFiN(i＝1,2,3,4)变电站M、N出口处的断路器分别为QF0N与QF5M。正常运行时系统处于闭环运行状态，所有断路器都处于闭合状态。变电站断路器处及每个环网柜内安装有智能配电终端，并通过光纤以太网连接，以实现相邻环网柜中STU之间的通信。出口断路器对应的STU0与STU5，可与相邻的STU交换相位信息，控制断路器跳闸。
当环路中发生短路故障时，所有STU将故障发生时刻作为对时基准，提取正序电流故障分量信息，交换相位信息，分析计算后判断动作。设定母线指向线路的方向为电流的正方向，所有保护正方向的参考电流分别为与设故障电流方向为故障点流向线路，与为流过各断路器的正序电流故障分量。
1)当f1处发生短路故障时，该环网的正序故障分量特征如附图2所示。由图可得：与故障点不相邻的环网柜STU0、STU1、STU4和STU5中计算所得正序故障电流相位差均为180°，处于状态X0中，不动作。故障点上游的环网柜STU2中计算得 处于状态X2中,断开其N侧断路器QF2N；故障点上游的环网柜STU3中计算得 处于状态X2中,断开其M侧断路器QF3M。
整个环路中，只有故障点f1相邻的两个断路器QF2N、QF3M断开，线路上发生故障时，准确地定位了故障点的位置并进行隔离。
2)当f2处发生短路故障时，对应的正序故障分量特征如附图3所示。由图可得：与故障点不相邻的环网柜STU0、STU1、STU3、STU4和STU5中计算所得正序故障电流相位差均为180°，处于状态X0中，不动作。故障点所处的环网柜STU2计算得 处于状态X3中，断开其M、N两侧的断路器QF2M和QF2N。
整个环路中，只有包含故障点f2母线所处的STU两侧的断路器QF2M、QF2N断开，母线上发生故障时，准确地定位了故障点的位置并进行隔离。
3)当f3处发生短路故障时，对应的正序故障分量特征如附图4所示。由图可得：与故障点不相邻的环网柜STU2、STU3、STU4和STU5中计算所得正序故障电流相位差均为180°，处于状态X0中，不动作。首段环网柜STU0计算得处于状态X2中，将其出口断路器QF0N断开。故障点下游环网柜STU1计算得处于状态X1中，断开其M侧断路器QF1M。
整个环路中，只有首端断路器QF0N和STU1M侧的断路器QF1M，首段发生故障时，准确地定位了故障点的位置并进行隔离。
2、保护范围的确定方法
在实际运行过程中，正序电流故障分量的相位差不会严格遵守0°或180°的原则。STU经过电流互感器侧取电流时，按照静态10％误差要求选择负载后，两侧二次电流最大误差不超过7°；保护装置中的滤序器及收发信操作回路的角度误差不超过15°；信号传播速度近似按3×108m/s，传输的线路长度与等值的工频角延时为此外，STU的测量误差和对时误差等因素也会使正序电流故障分量的相位差产生偏差，因此，需设定一定的裕度,为不动作区，如附图6所示。

Claims (3)

1.一种基于正序电流故障分量相位比较的电缆配电环网故障定位方法，其特征在于：
(1)规定环网的正方向为从变电站M侧母线到变电站N侧母线的方向，即M侧为上游，N侧下游；变电站M侧母线上的STU标为0，按环网的正方向顺序给各个STU标号，变电站N侧母线上的STU标记为k+1，则线路上有k个STU；定义第i(1≤i≤k)个STU自身上、下游侧断路器分别为QFiM和QFiN，变电站M、N的出口分为设有断路器QF0N和QF(k+1)M；规定环网柜i上游进线与相邻环网柜i-1下游进线的正序电流故障分量相位差为环网柜i自身上、下游进线的正序电流故障分量相位差为环网柜i下游进线与相邻环网柜i+1上游进线的正序电流故障分量相位差为当环网柜中无母线PT，无法获取电压信息时，可以通过对比CT测取计算得到的正序电流故障分量相位信息进行故障定位；
(2)当环网柜i相连的上、下游线路及其内部母线上均没有发生短路故障时，计算正序电流故障分量的相位差，得到的三个电流相位差均为180°，定义此时该环网柜处于X0状态；
(3)当环网柜i相连的上游线路发生短路故障时，计算正序电流故障分量的相位差，得到为0°，而其余两者仍为180°，定义此时该环网柜处于X1状态；
(4)当环网柜i相连的下游线路发生短路故障时，计算正序电流故障分量的相位差，得到为0°，而其余两者仍为180°，定义此时该环网柜处于X2状态；
(5)当环网柜i内部母线上发生短路故障时，计算正序电流故障分量的相位差，得到为0°，而其余两者仍为180°，定义此时该环网柜处于X3状态；
(6)变电站M侧配有的STU0只有下游进线的正序电流故障分量的相位信息，可接收STU1上游进线的信息，计算得到该环网柜只能处于X0和X2两种状态：该值为180°时，处于状态X0；该值为0°时，处于状态X2；同理，变电站N侧配有的STU(i+1)只有上游进线的正序电流故障分量的相位信息，可接收STU(i)下游进线的信息，计算得到该环网柜只能处于X0和X1两种状态：该值为180°时，处于状态X0；该值为0°时，处于状态X1；因此，变电站M、N侧的STU中可人为设定缺失的两个相位差的值为180°，便于统一判断环网柜状态的准则。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：凡处于X0状态的环网柜，不动作；凡处于X1状态的环网柜，断开自身下游侧断路器QFiN；凡处于X2状态的环网柜，断开自身上游侧断路器QFiM；凡处于X3状态的环网柜，断开自身上、下游两侧断路器QFiM和QFiN。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于：环路中发生故障时，所有STU自动对时，提取正序电流故障分量测得其相位，向相邻上、下游环网柜发送对应的正序电流故障分量的相位信息，STU将接收到的信息和原有的信息进行计算分析，判断所处的状态。
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