CN108445349B

CN108445349B - 一种含dg馈线的电流序分量比较式故障区段定位方法

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Publication number: CN108445349B
Application number: CN201810122090.XA
Authority: CN
Inventors: 邹贵彬; 杨晶晶; 李颖超; 王健; 王娟娟
Original assignee: State Grid Corp of China SGCC; Shandong University; Weifang Power Supply Co of State Grid Shandong Electric Power Co Ltd
Current assignee: State Grid Corp of China SGCC; Shandong University; Weifang Power Supply Co of State Grid Shandong Electric Power Co Ltd
Priority date: 2018-02-07
Filing date: 2018-02-07
Publication date: 2020-08-11
Anticipated expiration: 2038-02-07
Also published as: CN108445349A

Abstract

本发明公开了一种含DG馈线的电流序分量比较式故障区段定位方法，包括：实时采集流过馈线两侧开关处的电流；检测到馈线中发生故障后，计算故障电流的正、负序电流分量；利用正、负序电流分量的幅值关系判断故障类型；当确定故障类型为非对称性故障时，则比较馈线两端的负序电流的相位，根据相位差大小判断是否为故障区段。当确定故障类型为对称故障时，则比较馈线两端的正序电流的幅值，根据二者的比值关系，判断故障区段。仿真分析与动模测试表明，在含DG馈线的不同位置发生不同类型的故障时，本发明均能正确识别故障区段，灵敏度高，可靠性强。另外本发明不受DG类型与容量、过渡电阻和穿越电流等因素的影响。

Description

一种含DG馈线的电流序分量比较式故障区段定位方法

技术领域

本发明涉及故障定位技术领域，尤其涉及一种含DG馈线的电流序分量比较式故障区段定位方法。

背景技术

全球化石能源的枯竭和各国环保意识的增强推动了能源变革，并且随着智能电网的发展，越来越多的分布式电源(DG)接入配电网。DG的接入改变了传统配电网的网架结构，使之由传统单端供电的辐射型网络变为双端或多端供电的网络；加之DG的出力具有不确定性，且其出力受自身控制策略的影响远小于系统主电源。这些特性使得传统配电网的保护策略和定位方案误动或者失效，并且随着DG的渗透率的增加，这种影响也越明显。因此，提出适用于有源配电网的故障区段定位方法已经成为有源配电网保护的重要课题。

电力系统发生故障时产生的正、负、零序分量包含大量故障信息，故障时不同类型的DG在不同控制策略下的输出也不同，这些电气量的特征都可用来对有源配电网进行故障区段定位。目前国内外学者对故障时各电气序分量和DG的控制策略进行了一系列的研究，并提出了一些适用于有源配电网的故障区段定位方法。

现有技术基于差动保护同步误差的分析，提出一种基于相位变化量的有源配电网纵联保护方案，根据线路端点侧电流相角在故障前后的变化量来判定故障区段，该方法合理避免了同步误差对保护制动特性的影响，但未考虑低电压穿越对逆变型分布式电源(IBDG)输出的故障电流造成的影响。

现有技术基于DG对传统配电网电流保护的影响，对传统配电网线路保护配置进行了改进，根据DG接入点位置对被保护线路进行分区，并对不同区域采用不同保护策略。该保护方案不受DG输出的影响，可靠性较高，但方案比较复杂，所需设备较多，经济性和实用性不强。

现有技术利用故障电流正序分量和参考相量的相位比较构造了故障方向判据，来判断故障方向和线路。该方法减少了电压互感器的安装量，经济性较高，对通信的要求也不高，但未考虑穿越电流对正序电流相位的影响。

现有技术基于特定的有源配电网的网络结构，提出分级分层的保护方案。该方案快速可靠，但具有局限性，只针对特定的网络结构有效。

现有技术利用不同位置处发生两相相间短路故障和三相短路故障时保护安装处的正序电压和流过保护的正序电流之间的关系，构造了适用于含IBDG的配电网自适应正序电流速断保护方案。该方案扩大了现有保护的有效保护范围，改善了原有保护方案的选择性和灵敏性。但是该方案增加了保护元件，经济性较差；方案整定复杂且整定过程中忽略了负荷对故障穿越电流的影响，实用性较差。

现有技术研究了配电网正方向及反方向故障时流过保护的正序电流和保护安装处故障前电压的相位关系，提出了一种基于正序故障电流和故障前电压相位信息的方向元件新原理。该原理提高了方向元件的可靠性，避免了传统功率元件电压死区的问题，但需要在每个保护处加装电压互感器，且忽略了穿越电流对故障相位的影响。

现有技术提出了利用流过线路两侧的短路电流幅值进行比较的有源配电网故障定位方案。该方案适用于渗透率较低的有源配电网，无需改变原有过电流检测定值，简单易行。但是当分布式电源渗透率较高时，该方案将失效。

由此可见，现有的含DG配电网的故障区段定位方案中并没有不受故障穿越电流、DG渗透率等因素影响的故障定位方案。

发明内容

本发明为了解决上述问题，提出了一种含DG馈线的电流序分量比较式故障区段定位方法，该方法根据正、负序电流的幅值关系确定故障类型；对于不对称故障，利用馈线两端的负序电流相位差判断故障区段；对于对称故障，则利用馈线两端正序电流幅值比判断故障区段，具有灵敏度高，动作速度快，判别准确的优点。

为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：

一种含DG馈线的电流序分量比较式故障区段定位方法，包括以下步骤：

(1)实时采集流过含DG馈线两侧开关处的电流；

(2)含DG的馈线发生故障后，计算故障电流的正、负序电流分量；

(3)利用故障电流正、负序电流分量的幅值关系判断故障类型；如果为非对称性故障，进入步骤(4)；如果为对称性故障，转入步骤(5)；

(4)比较含DG馈线两端的负序电流的相位，根据相位差大小判断是否为故障区段；

(5)比较含DG馈线两端的正序电流的幅值，根据两端幅值的比值关系，判断故障区段。

进一步地，所述步骤(3)中，利用故障电流正、负序电流分量的幅值关系判断故障类型，具体为：

构建故障类型识别判据：

式中，a、b为设定值，

为故障电流的正、负序分量，η为正、负序故障电流幅值比的绝对值；若式(1)成立，则含DG馈线上发生非对称性故障；若式(2)成立，则含DG馈线上发生对称性故障。

优选地，a的值为0.2，b的值为0.1。

进一步地，所述步骤(4)中，当馈线故障确定为非对称性故障时，构建的故障区段识别判据如下：

0°＜Δφ＜θ° (3)

(180-θ)°＜Δφ＜(180+θ)° (4)

式中，θ为阈值，考虑到可靠性与灵敏度，优选为90°。若式(3)成立，则非对称故障发生在馈线区段内；若式(4)成立，则非对称故障发生在馈线区段外。

进一步地，所述步骤(5)中，当馈线故障确定为对称性故障时，定义同一馈线两端正序电流幅值比为α，构建的故障区段识别判据如下：

α＞c (5)

d＜α＜e (6)

其中，c，d，e为设定值；若式(5)成立，则对称性故障发生在馈线区段内；若式(6)成立，则对称性故障发生在馈线区段外。

优选地，c的值为2，d的值为0.8，e的值为1.2。

本发明的有益效果为：

(1)利用不受故障穿越电流影响的负序电流进行非对称故障区段的识别，相对于正序电流判别方法更加可靠、准确。

(2)能够可靠、快速地识别各种故障类型并定位故障区段，基本不受DG 渗透率、故障接地电阻、故障类型等因素的影响，灵敏度高，动作速度快；

(3)识别方法原理简单、清楚，识别准确，易于工程实现。

附图说明

图1为故障区段定位方法流程图；

图2为含DG馈线仿真模型；

图3为含DG馈线发生故障时正序网络图；

图4(a)为含DG馈线发生故障时系统电源单独作用的正序网络图；

图4(b)为含DG馈线发生故障时DG单独作用的正序网络图；

图5为含DG馈线发生不对称故障时负序网络图；

图6为动模测试模型；

图7(a)为动模测试时的馈线区内故障录波图；

图7(b)为动模测试时的馈线区外故障录波图。

具体实施方式：

下面结合附图对本发明作进一步说明。

本发明公开了一种含DG馈线的电流序分量比较式故障区段定位方法，如图 1所示，包括以下步骤：

(1)实时采集流过馈线两侧开关处的电流；

(2)检测到馈线中发生故障后，利用对称分量法计算故障电流的正、负序电流分量，用于后续步骤；

(3)根据(2)中计算得到的正、负序电流幅值大小差异判断对称故障或非对称故障；

(4)当步骤(3)中判定故障为非对称故障时，引入负序电流相位比较方法，计算同一馈线区段两端的负序电流相位差以定位故障区段；

(5)当步骤(3)中判定故障为对称故障时，引入正序电流幅值比较方法，计算同一区段两端的正序电流幅值比以定位故障区段。

其中，步骤(3)中，基于正、负序电流幅值大小差异判断对称故障与非对称故障的原理为：

由于正序电流存在于所有类型故障中，负序电流只存在于不对称类型故障中，零序电流存在于接地非对称类型故障中。因此，可据此来判断故障类型。定义馈线线路中负序电流与正序电流幅值比的绝对值为

发生各种类型故障时，理论上故障点处的正、负、零序电流之间的关系如下所述。

当馈线发生两相故障时，正、负序电流的关系为：

则η＝1；

当馈线发生两相接地故障时，正、负、零序电流的关系为：

且

则η>0.5；

当馈线发生三相对称故障时，负序和零序电流的大小均为0，则η＝0。

由以上分析可知，理想情况下，馈线中发生非对称性故障时，η>0.5；馈线中发生对称性故障时，η＝0。为满足可靠性与灵敏度的要求，排除偶然误差与系统通讯过程中的误差的影响，设故障类型识别判据如下：

η>0.2，此时判断为非对称故障；

η<0.1，此时判断为对称故障。

步骤(4)利用负序电流相位定位非对称故障区段原理为：

首先以图2为例分析含DG馈线中发生非对称故障时故障区段与非故障区段两侧负序电流相位特征，图2中IBDG是逆变型分布式电源，为方便描述，下文统称为DG。

图2中f₁点发生非对称故障时，其负序网络图如图5所示。由图5可知，当馈线线路中发生非对称故障时，馈线各开关处流过的负序电流均由同一个负序电源产生。规定电流的正方向由母线指向线路，则故障区段两端负序电流方向相同，而非故障区段两端负序电流的方向相反。因此，可利用负序电流的这个故障特性构造基于负序电流相位差的故障区段定位判据，即非对称故障发生在区内时，区段两端负序电流相位相差为0°；非对称故障发生在区外时，区段两端负序电流相位相差为180°。定义流过同一馈线两端开关的负序电流相位差的绝对值为 Δφ＝φ₁-φ₂|，则由以上分析可知，当Δφ＝0°时，判定非对称故障发生在区内；当Δφ＝180°时，判定非对称故障发生在区外。由于以上分析是基于理想情况，考虑到电流互感器的误差、保护装置的收发操作回路误差以及通讯传输误差，引入裕度角θ，则故障区段识别判据如下：

0°＜Δφ＜θ°，此时判断区内发生非对称故障；

(180-θ)°＜Δφ＜(180+θ)°，此时判断非对称故障发生在区外。

θ为阈值，考虑到可靠性与灵敏度，在此定为90°。

步骤(5)利用正序电流幅值定位对称故障区段的原理为：

图2中f₁点发生三相对称故障时，其正序网络图如图3所示。根据叠加定理，图3可分解为如图4(a)所示的系统电源单独作用电路和图4(b)所示的DG 单独作用电路。则由叠加定理，流过故障点f₁上、下游开关S12与S21的正序电流可表示为：

式中，

与

分别为系统提供的正序短路电流与DG提供的正序短路电流，

为系统电源提供的正序穿越电流，

为DG提供的正序穿越电流。由于馈线线路中发生对称故障时，故障点的电压降落到零，系统电源与DG提供的正序短路电流均流入故障点，而不会越过故障点向非故障侧流动，即线路中不会出现穿越电流。因此流过故障点f₁上、下游开关S12与S21的正序电流

变为：

由此可知，在含DG馈线中发生对称性故障时，线路中正序电流的大小只与向其提供电流的系统电源或者DG容量有关。而在传统馈线中发生对称故障时，流过故障点下游的线路中的电流近似为零。在DG接入后，流过故障点下游线路中的故障电流由故障点下游接入的DG提供。由于逆变型DG因为受其自身控制策略、渗透率等原因的影响而提供的短路电流一般不会超过其额定电流的2倍；而直接接入母线上的其他旋转型DG的容量较小。所以DG提供的短路电流将远小于系统电源提供的短路电流。因此定义同一馈线两端正序电流幅值比的绝对值为

继续以图1中区段B2-B3中点f₁发生对称故障时为例，分析线路各区段两端正序电流幅值比的特性。流过故障点上游区段B1-B2两端开关的正序电流均由系统电源提供的，幅值近似相等，即

所以正序电流幅值比α≈1；流过故障点下游区段B3-B4两端开关的正序电流均由DG提供，幅值也近似相等，即

所以正序电流幅值比α≈1；流过故障区段B2-B3上游开关S12的正序电流

由系统电源提供，流过下游开关S21的正序电流

由 DG提供，而系统电源提供的短路电流远大于DG提供的短路电流，即

故α>>1。根据以上分析，再考虑到电流互感器的误差、保护装置的收发操作回路误差以及通讯传输误差，可将故障区段识别判据设定如下：

α＞2，此时判定对称性故障发生在区内；

0.8＜α＜1.2，此时判定对称性故障发生在区外。

利用PSCAD构建含DG馈线仿真模型，对故障区段定位方法进行仿真验证：

1)建立模型

仿真模型采用IBDG接入的馈线系统，如图2所示。系统等值电压E_s＝10kV，系统等值内阻Z_s＝j0.14Ω，线路参数r₁＝0.125Ω/km，x₁＝0.72Ω/km。IBDG额定功率为4MW，负荷为(10+j1.4)MW，线路B1-B2、B2-B3、B3-B4长度分别为 3.8km、3.1km、1.0km。各开关处装有具有智能判断能力的高级馈线终端单元 (Smart Feeder Terminal Unit,SFTU)，采集电流信息。裕度角θ取90°。故障点位置分别为：B2-B3区段中点f₁、B3-B4区段中点f₂、B1-B2区段中点f₃。

2)典型故障仿真

a)非对称故障仿真

分别在图2中f₁点、f₂点、f₃点设置非对称故障，以考察基于负序电流相位差的故障区段定位方法的正确性。表1为f₁点AB两相故障(过渡电阻为0Ω) 时的仿真结果；表2为f₂点BC两相接地故障(过渡电阻为5Ω)时的仿真结果；表3为f₃点AB两相故障(过渡电阻为2.5Ω)时的仿真结果。

表1 f₁点AB两相故障时仿真结果

表2 f₂点BC两相接地故障时仿真结果

表3 f₃点AB两相故障时仿真结果

由表1、表2与表3仿真结果可知，若馈线发生非对称性故障时：η的值均大于0.2，与非对称故障时正、负序电流幅值特征相符，判定为非对称故障；故障区段两侧的负序电流相位差Δφ在(0,90°)范围内，而非故障区段两侧的负序电流相位差Δφ在(90°,270°)范围内，均满足故障非对称故障区段定位判据。因此，当含DG馈线发生非对称故障时，本发明所提非对称故障区段定位方法能够准确定位故障区段。

b)对称性故障仿真

分别在图2中f₁点、f₂点、f₃点设置对称故障，以考察基于正序电流幅值比较的故障区段定位方法的正确性。表4为f₁点三相短路故障(过渡电阻为10Ω) 时的仿真结果；表5为f₂点三相短路故障(过渡电阻为5Ω)时的仿真结果；表 6为f₃点三相短路故障(过渡电阻为0Ω)时的仿真结果。

表4 f₁点三相短路故障时仿真结果

表5 f₂点三相短路故障时仿真结果

表6 f₃点三相短路故障时仿真结果

从表4、表5与表6仿真结果可知，若馈线发生对称性故障时：η的值为0，与对称性故障时正、负序电流幅值特征相符，判定为对称性故障；故障区段两侧的正序电流幅值比值α均大于2，非故障区段两侧的正序电流幅值比值α在(0.8, 1.2)范围内，均满足对称性故障区段定位判据。因此，当含DG馈线发生对称性故障时，本发明所提对称性故障区段定位方法能够准确定位故障区段。

由以上仿真结果可知，本发明所提含DG馈线的电流序分量比较式故障区段定位方法基本不受故障类型、过渡电阻的影响，具有较高的可靠性。

利用上述故障区段定位原理，研制了带保护功能的智能终端。利用动模实验室建立含DG馈线模型，对所提方法及其终端进行测试。

1)建立模型

利用动模测试平台模拟含DG馈线的运行情况，建立如图6所示的含DG馈线模型。动模测试平台用1kV系统模拟10kV电力系统，用额定电压为380V的小容量发电机升压后模拟10kV分布式电源，系统母线出线开关处和分布式电源与母线连接处分别安装SFTU01、SFTU02两台高级馈线终端单元。线路AB长度为19.845km。利用故障录波器监测、记录在含DG馈线模型中不同位置发生不同类型的故障时的电压、电流信息及终端动作情况，以测试所提故障区段定位方法的有效性。

2)区内、外故障实验

分别在系统母线出口处1GDK、线路中点2GDK、DG连接处3GDK与线路外部4GDK处设置故障点，测试不同类型故障时SFTU01与SFTU02的动作情况与动作时间。

1GDK处发生AB相间故障的录波图如图7(a)所示；4GDK处发生ABC 三相对称故障的录波图如图7(b)所示。

由图7(a)、(b)可以看出：当故障发生在区段内的1GDK处时，终端动作切除故障；当故障发生在区段外的4GDK处时，终端不动作。

1GDK～4GDK处发生不同类型故障时的终端动作情况及具体动作时间如表 7～10所示。

表7 1GDK处故障时终端动作情况(故障开始时间为0ms)

表8 2GDK处故障时终端动作情况(故障开始时间为0ms)

表9 3GDK处故障时终端动作情况(故障开始时间为0ms)

表10 4GDK处故障时终端动作情况(故障开始时间为0ms)

从表7～9可以看出：当被保护馈线区段内部不同位置发生不同类型的故障时，馈线区段两端SFTU均能启动，且判定为区内故障并发出保护跳闸信号；动作时间集中在50ms左右，且波动较小，故障隔离时间远低于集中遥控型的故障处理模式，满足对保护动作时间的要求；无论故障发生在被保护馈线区段内的始端、末端还是中间，两端SFTU动作分闸的时间相差不大。

从表10可以看出，当被保护馈线区段外部发生故障时，馈线区段两端SFTU 均能判定故障发生在被保护馈线区外，且可靠不动作。

由动模测试的结果可以看出，所提故障区段定位方法在各种故障类型下均能准确判断故障区段，并能在区内故障时发出动作信号，且动作时间都在70ms以内，动作速度较快，符合速动性的要求。

本发明利用含DG馈线中区内外故障时故障电流的正负序分量的相位、幅值特征，先通过比较正、负序电流的幅值识别故障类型，再通过比较同一区段两端负序电流相位定位非对称故障区段或者通过比较同一区段两端正序电流幅值定位对称故障区段。PSCAD仿真结果与动模测试结果均验证了该故障区段定位方法的有效性。该方法的优点是不受故障穿越电流的影响，不受负荷和DG控制策略的影响，实用性较强；不需要电压信息，经济性较强。

上述虽然结合附图对本发明的具体实施方式进行了描述，但并非对本发明保护范围的限制，所属领域技术人员应该明白，在本发明的技术方案的基础上，本领域技术人员不需要付出创造性劳动即可做出的各种修改或变形仍在本发明的保护范围以内。

Claims

1.一种含DG馈线的电流序分量比较式故障区段定位方法，其特征在于，包括以下步骤：

(1)实时采集流过含DG馈线两侧开关处的电流；

(2)含DG馈线发生故障后，计算故障电流的正、负序电流分量；

(4)比较含DG馈线两端的负序电流的相位，根据相位差大小判断是否为故障区段；具体地：

当馈线故障确定为非对称性故障时，构建的故障区段识别判据如下：

0°＜Δφ＜θ° (3)

(180-θ)°＜Δφ＜(180+θ)° (4)

式中，θ为阈值，若式(3)成立，则非对称故障发生在馈线区段内；若式(4)成立，则非对称故障发生在馈线区段外；

2.如权利要求1所述的一种含DG馈线的电流序分量比较式故障区段定位方法，其特征在于，所述步骤(3)中，利用故障电流正、负序电流分量的幅值关系判断故障类型，具体为：

构建故障类型识别判据：

式中，a、b为设定值，

为故障电流的正、负序分量，η为正、负序故障电流幅值比的绝对值；若式(1)成立，则DG馈线上发生非对称性故障；若式(2)成立，则DG馈线上发生对称性故障。

3.如权利要求2所述的一种含DG馈线的电流序分量比较式故障区段定位方法，其特征在于，a的值为0.2，b的值为0.1。

4.如权利要求1所述的一种含DG馈线的电流序分量比较式故障区段定位方法，其特征在于，所述步骤(5)中，当馈线故障确定为对称性故障时，定义同一馈线两端正序电流幅值比为α，构建的故障区段识别判据如下：

α＞c (5)

d＜α＜e (6)

5.如权利要求4所述的一种含DG馈线的电流序分量比较式故障区段定位方法，其特征在于，c的值为2，d的值为0.8，e的值为1.2。