CN109066610B - 一种孤岛电网线路故障定位方法 - Google Patents

一种孤岛电网线路故障定位方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种孤岛电网线路故障定位方法，首先获得孤岛电网线路短路前后故障电流的变化及分布规律；根据所述分布规律，在分布式电源支路的并网点侧设置正序电流突变量逻辑，并在分布式电源支路的电源出口侧设置电源输出有功功率参考值变化逻辑，构成故障发生判据；然后将所述孤岛电网各线路正序电流故障分量与同一母线所接分布式电源支路故障前电流进行相角比较，构成故障方向判据，以判定故障点相对于测点处的正反向；在所述孤岛电网线路两端利用电力线高频载波通道发送并接受对侧的故障方向信号，对区内区外故障进行判定。该方法可避免孤岛运行电网中分布式电源接入导致的电流保护拒动、故障分量方向元件无法正确判断故障方向等问题。

Description

一种孤岛电网线路故障定位方法
技术领域
本发明涉及电力系统故障定位技术领域，尤其涉及一种孤岛电网线路故障定位方法。
背景技术
目前，在世界范围内，随着环境污染问题的日益严重和常规能源的日益减少，可再生能源发电技术得到快速发展。光伏等可再生能源通过逆变型电源以分布式接入配电线路的形式实现负荷就地消纳的迫切需求。当大电网发生故障或电能质量未达运行要求时为保证供电可靠性需断开首端配电开关实现孤岛稳定运行，而在偏远海岛等无法与常规大电网互联的地区，也只能凭借孤岛电网内部的分布式能源——通常为可再生能源，给内部的负荷提供电能供应。
然而，孤岛运行电网中由于电源分布式接入的方式改变了原有配电线路的单电源辐射型结构，使线路正常工况及故障期间的电流均具有双向流动性，且逆变型电源的故障输出电流受限特性对电流大小产生显著影响，线路短路电流特征发生变化，传统的电流保护和故障方向元件难以在此种情境下满足需求。
发明内容
本发明的目的是提供一种孤岛电网线路故障定位方法，该方法可避免孤岛运行电网中分布式电源接入导致的电流保护拒动、故障分量方向元件无法正确判断故障方向等问题，能够准确可靠识别故障区域。
本发明的目的是通过以下技术方案实现的：
一种孤岛电网线路故障定位方法，所述方法包括：
步骤1、获得孤岛电网线路短路前后故障电流的变化及分布规律；
步骤2、根据所述分布规律，在分布式电源支路的并网点侧设置正序电流突变量逻辑，并在分布式电源支路的电源出口侧设置电源输出有功功率参考值变化逻辑，构成故障发生判据；
步骤3、然后将所述孤岛电网各线路正序电流故障分量与同一母线所接分布式电源支路故障前电流进行相角比较，构成故障方向判据，以判定故障点相对于测点处的正反向；
步骤4、在所述孤岛电网线路两端利用电力线高频载波通道发送并接受对侧的故障方向信号，对区内区外故障进行判定。
所述步骤2的过程具体为：
首先检测分布式电源送出支路的并网点侧的正序电流突变量，设置分布式电源送出支路电流正序突变量判据：
Figure BDA0001752345490000021
其中，ΔIPV表示并网点侧正序电流突变量，ε1表示分布式电源送出支路电流正序突变量门槛值；
然后检测分布式电源送出支路的电源出口侧的输出有功功率指令，设置分布式电源输出有功功率指令突变判据：
Figure BDA0001752345490000022
其中，ΔP表示分布式电源送出支路的电源出口侧的输出有功功率指令突变量，ε2表示电源有功功率指令变化门槛；
当分布式电源输出有功功率指令产生变化时，将有功功率指令突变判据x2由分布式电源送出支路的电源出口侧发送至对端的分布式电源支路并网点侧，构成故障方向启动判据：
Figure BDA0001752345490000023
其中，当分布式电源没有产生输出有功功率指令变化，同时测得本支路电流正序突变量时，则判断故障发生。
所述步骤3的过程具体为：
首先对所述孤岛电网各测点处变化前的电流测量值进行采样保持、记忆储存，并由本测点处变化后的稳态电流测量值与之相减，得到各测点处的电流故障突变量相量；
对分布式电源支路故障前电流记忆值相量和所述各测点处的电流故障突变量相量进行快速傅里叶变化，得到各自的相量相角；
再将各测点处电流故障突变量相量相角
Figure BDA0001752345490000031
与连接至同一母线的分布式电源支路故障前电流记忆值相量相角
Figure BDA0001752345490000032
进行作差比较，构成故障方向判据；
若相角差
Figure BDA0001752345490000033
判断为测点处反方向故障；若相角差
Figure BDA0001752345490000034
判断为测点处正方向故障。
所述步骤4的过程具体为：
在所述孤岛电网线路两端测点安装处通过电力线高频载波通道向对端发送故障方向信号，并接受对端发来的故障方向信号；
若本侧判断为测点处正方向故障且收到对端发来的正方向故障信号，判断为区内故障；若本侧判断为测点处反方向故障或收到对端发来的反方向故障信号，判断为区外故障。
由上述本发明提供的技术方案可以看出，上述方法可避免孤岛运行电网中分布式电源接入导致的电流保护拒动、故障分量方向元件无法正确判断故障方向等问题，具有较高的可靠性，并具有较快的判断速度，同时原理简单有效。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域的普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他附图。
图1为本发明实施例提供的孤岛电网线路故障定位方法流程示意图；
图2为本发明实施例所举实例孤岛运行电网的结构示意图；
图3为本发明所举实例线路F处发生故障时分布式电源送出支路并网点侧的电流正序突变量情况示意图；
图4为本发明所举实例线路F处发生故障时分布式电源出口侧的输出有功功率指令情况示意图；
图5为本发明所举实例线路F处发生故障时故障区段测点和非故障区段测点的故障方向判断角PSCAD仿真测量情况示意图。
具体实施方式
下面结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明的保护范围。
下面将结合附图对本发明实施例作进一步地详细描述，如图1所示为本发明实施例提供的孤岛电网线路故障定位方法流程示意图，所述方法包括：
步骤1、获得孤岛电网线路短路前后故障电流的变化及分布规律；
在该步骤中，利用分析所获得的故障电流的变化及分布规律，可以得出能通过故障前分布式电源支路电流量和故障后各线路正序电流故障突变量的变化特征判断故障的发生及故障方向。
举例来说，如图2所示为本发明实施例所举实例孤岛运行电网的结构示意图，图2中包含储能电池电源、光伏电源、用电负载和线路，储能电池电源为电压型逆变电源，以光伏电源为电流型逆变电源，电网电压等级为400V，电压型逆变电源接入孤岛电网始端母线，电流型逆变电源从不同线路的负载侧接入，共同为孤岛电网内部负载供电，以图2中线路F处0.3秒时发生故障为例进行说明：
孤岛电网线路短路前后电流变化主要取决于内部逆变型分布式电源的控制策略和故障输出特性，也与负荷响应有关。电压型逆变电源(即图2所示储能电池电源)在正常工况下作为电压源为孤岛电网中的电流型逆变电源和负荷提供电压参考，在故障发生后随着外部等值阻抗的减小，其电源故障输出特性受到逆变器输出电流幅值限值，电源端口正序电压跌落，为：
Figure BDA0001752345490000041
式中，
Figure BDA0001752345490000042
为电压型逆变电源输出电流最大值，Zext为电压型逆变电源感受到的外部等值阻抗。
由于电压型逆变电源的出口电压频率和基波相位由控制环节锁相环设定，在微电网电压跌落后，与主电源有电气连接的各个位置的正序电压相位几乎都不发生突变，取可得：
Figure BDA0001752345490000044
式中，ΔIS1.d及ΔIS1.q分别为正序电流故障突变量的有功及无功分量，其与电源输出电流最大值及电源感所受到外部等值阻抗的关系为：
Figure BDA0001752345490000051
式中，
Figure BDA0001752345490000052
为电网故障发生后电源所感受到的外部等值阻抗角，
Figure BDA0001752345490000053
为电网故障前工况运行时电源所感受到的外部等值阻抗角。
由于低压孤岛电网线路以电阻阻抗为主且短路点多有过渡电阻存在，在线路短路后主控电源感受到的外部阻抗功率因数增大，即：
Figure BDA0001752345490000054
则随着故障后输出电流幅值达到极限，正序电流故障突变量的有功分量增大，无功分量存在增大或减小的可能，即：
Figure BDA0001752345490000055
在孤岛电网中，电流型逆变电源(即图2所示光伏电源)的出口电压频率和基波相位由电压型逆变电源决定，其电压变化规律与电压型逆变电源相同，在故障发生后出口电压幅值跌落，电压基波相位不发生变化，同时电源通过电压矢量定向技术将出口电压相量与电源输出电流控制环节中的同步旋转坐标系d轴重合。低压电网中电流型逆变电源在正常运行及故障情况下均以单位功率因数运行，故障情况下采用正序控制只输出正序电流，幅值达到极限值，输出的正序电流故障突变量的有功分量增大，无功分量为零，即：
Figure BDA0001752345490000056
随着故障的发生和电压的跌落，无源的负荷支路流入电流随之减小，其电流故障突变量以流出负荷支路为正方向时，输出正序电流故障突变量的有功分量和无功分量均增大，即：
Figure BDA0001752345490000057
由此可见，各线路测点处电流故障突变量的有功分量流向故障点处，通过与分布式电源支路故障前电流记忆值相量进行相角比较可判断故障方向，从而确定故障位置。
步骤2、根据所述分布规律，在分布式电源支路的并网点侧设置正序电流突变量逻辑，并在分布式电源支路的电源出口侧设置电源输出有功功率参考值变化逻辑，构成故障发生判据；
在该步骤中，由于孤岛电网线路发生故障时伴随系统电压的跌落和分布式电源输出正序电流的跌落，因此可以在分布式电源送出支路的并网点一侧设置正序电流突变量逻辑以识别故障发生，同时在电源出口侧，通过输出有功功率指令突变量检测以排除正常运行工况下分布式电源输出功率改变导致的电流正序突变量影响，构成故障发生判据，具体的实现方式为：
首先检测分布式电源送出支路的并网点侧的正序电流突变量，设置分布式电源送出支路电流正序突变量判据：
Figure BDA0001752345490000061
其中，ΔIPV表示并网点侧正序电流突变量，ε1表示分布式电源送出支路电流正序突变量门槛值；
然后检测分布式电源送出支路的电源出口侧的输出有功功率指令，设置分布式电源输出有功功率指令突变判据：
Figure BDA0001752345490000062
其中，ΔP表示分布式电源送出支路的电源出口侧的输出有功功率指令突变量，ε2表示电源有功功率指令变化门槛；
当分布式电源输出有功功率指令产生变化时，将有功功率指令突变判据x2由分布式电源送出支路的电源出口侧发送至对端的分布式电源支路并网点侧，构成故障方向启动判据：
Figure BDA0001752345490000063
其中，当分布式电源没有产生输出有功功率指令变化，同时测得本支路电流正序突变量时，则判断故障发生。同时启动本分布式电源送出线路所连接的分段母线上各回出线端的故障方向判断装置，执行步骤3。
步骤3、然后将所述孤岛电网各线路正序电流故障分量与同一母线所接分布式电源支路故障前电流进行相角比较，构成故障方向判据，以判定故障点相对于测点处的正反向；
这里，所述故障方向判据具体包括：
依据孤岛电网发生故障后电流变化分布规律，各分布式电源流出故障电流增加并达到输出电流上限，负载流入电流受电压跌落的影响而减少，各线路测点处电流故障突变量流向故障点处，通过与分布式电源支路故障前电流记忆值相量进行相角比较可判断故障方向，从而确定故障位置。
具体实现中，可以首先对所述孤岛电网各测点处变化前的电流测量值进行采样保持、记忆储存，并由本测点处变化后的稳态电流测量值与之相减，得到各测点处的电流故障突变量相量；
对分布式电源支路故障前电流记忆值相量和所述各测点处的电流故障突变量相量进行快速傅里叶变化，得到各自的相量相角；
再将各测点处电流故障突变量相量相角
Figure BDA0001752345490000071
与连接至同一母线的分布式电源支路故障前电流记忆值相量相角进行作差比较，构成故障方向判据；
若相角差
Figure BDA0001752345490000073
判断为测点处反方向故障；若相角差
Figure BDA0001752345490000074
判断为测点处正方向故障。
步骤4、在所述孤岛电网线路两端利用电力线高频载波通道发送并接受对侧的故障方向信号，对区内区外故障进行判定。
在该步骤中，在所述孤岛电网线路两端测点安装处通过电力线高频载波通道向对端发送故障方向信号，并接受对端发来的故障方向信号；
若本侧判断为测点处正方向故障且收到对端发来的正方向故障信号，判断为区内故障；若本侧判断为测点处反方向故障或收到对端发来的反方向故障信号，判断为区外故障。
下面以具体的实例对上述故障定位过程进行说明，如图3所示为本发明所举实例线路F处发生故障时分布式电源送出支路并网点侧的电流正序突变量情况示意图，如图4所示为本发明所举实例线路F处发生故障时分布式电源出口侧的输出有功功率指令情况示意图，其中实、虚线分别代表故障前、后的情况，各分布式电源送出支路并网点一侧测点均测得电流正序突变量，电流正序突变量判据x1＝1；与此同时，出口一侧测得的输出有功功率指令均未产生变化，有功功率指令突变判据x2＝1。
经与逻辑x＝x1∪x2＝1判定，正确识别故障发生，与分布式电源并入同母线的各测点得到故障发生信号后同时启动，开始判断故障方向。
如图5所示为本发明所举实例线路F处发生故障时故障区段测点和非故障区段测点的故障方向判断角PSCAD仿真测量情况示意图，图5中：故障区段测点k、l处故障方向判断角均判断为正方向故障，本区段两测点通过电力线高频载波通道综合本侧及对侧故障方向，判断为区内故障。非故障区段测点n处故障方向判断角判断为正方向故障，非故障区段测点m处故障方向判断角判断为反方向故障，本区段两测点通过电力线高频载波通道综合本侧及对侧故障方向，准确判断为区外故障。其他非故障区域测点同样能够识别故障方向并准确判断为区外故障，不再进行赘述。
值得注意的是，本发明实施例中未作详细描述的内容属于本领域专业技术人员公知的现有技术。
综上所述，本发明实施例所述故障定位方法具有如下优点：
(1)由于引入线路测点处正序电流故障突变量，该方法不受负荷电流波动影响，在逆变型电源输出故障电流幅值较小、多端电源线路潮流改变时亦能可靠工作；
(2)使用电流量测值和分布式电源功率指令信号进行启动和故障区域判断，仅需电流互感器和电力线高频载波通道即可实现故障区域判断，相比纵联差动保护而言无需数据同步、对信道要求更低，相比纵联距离保护而言避免了电压互感器的使用，减少装置成本和方案实施的复杂性。
(3)能够从故障点两侧正确识别故障方向，以最小范围确定故障区域，原理简单有效，具有较高的可靠性。
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明披露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求书的保护范围为准。

Claims (3)

1.一种孤岛电网线路故障定位方法，其特征在于，所述方法包括：
步骤1、获得孤岛电网线路短路前后故障电流的变化及分布规律；
步骤2、根据所述分布规律，在分布式电源支路的并网点侧设置正序电流突变量逻辑，并在分布式电源支路的电源出口侧设置电源输出有功功率参考值变化逻辑，构成故障发生判据；
步骤3、然后将所述孤岛电网各测点处的电流故障突变量相量与同一母线所接分布式电源支路故障前电流记忆值相量进行相角比较，构成故障方向判据，以判定故障点相对于测点处的正反向；
步骤4、在所述孤岛电网线路两端利用电力线高频载波通道发送并接受对侧的故障方向信号，对区内区外故障进行判定；
其中，所述步骤2的过程具体为：
首先检测分布式电源送出支路的并网点侧的正序电流突变量，设置分布式电源送出支路电流正序突变量判据：
Figure FDA0002259178540000011
其中，ΔIPV表示并网点侧正序电流突变量，ε1表示分布式电源送出支路电流正序突变量门槛值；
然后检测分布式电源送出支路的电源出口侧的输出有功功率指令，设置分布式电源输出有功功率指令突变判据：
Figure FDA0002259178540000012
其中，ΔP表示分布式电源送出支路的电源出口侧的输出有功功率指令突变量，ε2表示电源有功功率指令变化门槛；
当分布式电源输出有功功率指令产生变化时，将有功功率指令突变判据x2由分布式电源送出支路的电源出口侧发送至对端的分布式电源支路并网点侧，构成故障方向启动判据：
Figure FDA0002259178540000013
其中，当分布式电源没有产生输出有功功率指令变化，同时测得本支路电流正序突变量时，则判断故障发生。
2.根据权利要求1所述孤岛电网线路故障定位方法，其特征在于，所述步骤3的过程具体为：
首先对所述孤岛电网各测点处变化前的电流测量值进行采样保持、记忆储存，并由本测点处变化后的稳态电流测量值与之相减，得到各测点处的电流故障突变量相量；
对分布式电源支路故障前电流记忆值相量和所述各测点处的电流故障突变量相量进行快速傅里叶变化，得到各自的相量相角；
再将各测点处电流故障突变量相量相角与连接至同一母线的分布式电源支路故障前电流记忆值相量相角
Figure FDA0002259178540000022
进行作差比较，构成故障方向判据；
若相角差
Figure FDA0002259178540000023
判断为测点处反方向故障；若相角差
Figure FDA0002259178540000024
判断为测点处正方向故障。
3.根据权利要求1所述孤岛电网线路故障定位方法，其特征在于，所述步骤4的过程具体为：
在所述孤岛电网线路两端测点安装处通过电力线高频载波通道向对端发送故障方向信号，并接受对端发来的故障方向信号；
若本侧判断为测点处正方向故障且收到对端发来的正方向故障信号，判断为区内故障；若本侧判断为测点处反方向故障或收到对端发来的反方向故障信号，判断为区外故障。
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含V/f控制DG的微电网故障分析方法;曾德辉等;《中国电机工程学报》;20140605;第34卷(第16期);全文 *

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