CN109283430A - 一种基于电压分布原理的配电网故障测距方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于电压分布原理的配电网故障测距方法，该方法利用PMU对线路状态信息实时获取，故障发生后，通过计算比较同一分支点下线路首端电压的差异判断出故障线路，再针对故障线路利用电压分布原理实现精确的故障定位。本发明消除了传统配电网故障定位方法中分支线的影响因素，能够实现快速精确的故障定位；采用“两端量”实现故障测距，从原理上消除了过渡电阻的影响，相比单端量法具有更好的测距精度，且不受故障类型的影响，无需在线路两端都装设PMU，减少了设备的投资，有良好的应用前景；方法能够快速有效地实现故障测距，大大增加了系统运行的可靠性、安全性和灵活性。

Description

一种基于电压分布原理的配电网故障测距方法

技术领域

本发明属于配电网故障定位应用领域，具体涉及一种基于电压分布原理的配电网故障测距方法。

背景技术

随着社会的不断发展，电力用户对电能质量和供电可靠性的要求越来越高，城市配电网都要求配备故障定位系统。在所有停电事故中，由配电网故障引起的停电事故占95％以上，对配电线路故障的快速、准确定位，不仅能尽快修复线路保证可靠供电，而且对保证整个电力系统的安全稳定和经济运行都有十分重要的作用。然而，现有的故障定位过程存在定位速度较慢、定位结果不够准确的问题，容易造成停电时间较长，导致经济损失和服务质量下降。

利用同步相量测量装置(Phasor Measurement Unit，PMU)从全球定位系统(Global positioning system，GPS)中同步采集次秒级的模拟电压、电流信号，得到电压和电流信号的幅值和相角，并将其传送到调度中心的数据集中器，在调度中心可以得到整个电网的同步相量，以供实时监测、保护和控制等使用，适用于电力系统广域测量系统的各个环节，近年来广泛应用在故障定位研究中。

配电网分支多，已经不再是高压系统中“两点一线”的简单结构，故障定位复杂，且配电线路较短，对故障测距的精度较高，传统的故障测距算法已不能适用于配电网。阻抗法利用故障时刻测量到的电压电流计算出故障回路的阻抗，而线路长度和阻抗成正比，由此求出故障距离，该方法原理简单易实现，但受过渡电阻的影响较大，特别是对于带有多分支的配电线路，无法排除伪故障点。行波法在高压输电故障测距中应用较多，通过测量电压、电流行波在故障点及母线之间的传播时间确定线路的故障距离，测距精度高，但由于配电网分支多且线路短，行波来回折反射导致故障行波波头不易检测，如何有效提取故障信息也是故障测距的难点。

就上述分析，针对配电网馈线数目多，线路长度短，供电范围广的特点，导致现有的故障定位存在定位速度较慢、定位结果不够准确的问题，影响到了电力系统的可靠性。

发明内容

本发明的目的在于提供一种基于电压分布原理的配电网故障测距方法，以克服现有背景下配电网故障定位的难点，本发明能够实现当配电网发生故障时，先利用PMU对线路状态信息实时获取，通过比较同一分支点下线路首端电压的差异判断出故障线路，再针对故障线路利用电压分布原理实现精确的故障定位。此发明可以提高配电网故障定位的准确性和快速性，对缩短停电时间、减少经济损失等方面都具有很重要的现实意义。

为达到上述目的，本发明采用如下技术方案：

一种基于电压分布原理的配电网故障测距方法，包括以下步骤：

步骤1、在配电网中的变压器出口侧和馈线末端配置同步相量测量装置(PhasorMeasurement Unit，PMU)，用以对某些重要线路的电压、电流进行同步测量和输出；

步骤2、当配电网线路发生故障时，装设PMU的监测点能够检测到突变量，此时采集各PMU的A、B、C三相电压、电流；

步骤3、对采集到的A、B、C三相电压、电流进行滤波和基频提取；

步骤4、将三相电压和电流的基频相量，通过相模变换解耦为电压和电流的正、负、零序分量；

步骤5、针对配电网的多分支辐射状网架结构，在进行故障测距时先判断故障线路：利用线路末端电压和电流的正序分量计算各线路的首端电压，根据不同线路求解得到首端电压的差异判断出故障线路；

步骤6、故障线路首端电压、电流通过与其相邻的正常线路利用电路定理计算求得；

步骤7、构建分别由故障线路两端电压、电流信息表示的故障点电压相量的方程，通过求解该方程实现故障测距。

进一步地，步骤1中提出配置PMU的方法：在变压器出口侧和主干线末端安装PMU，在保证能够得到完整线路信息的前提下，无需在配电网线路两端都安装PMU，节省了投资成本。

进一步地，对步骤3中三相电压、电流的快速基频相量的提取，计算公式如下：

其中，x(k)为某一相的瞬时电流或电流值经过模数转换后的离散值，k为该采样点序号；以工频50Hz来计算，N为一个周期，即20ms内对离散值的采样点数，若采样频率为f_s，则a₁为基频相量的实部，b₁为基频相量的虚部，A为基频相量的幅值，θ为基频相量的相角。

进一步地，步骤4中由三相电压和电流的基频相量，经过相模变换解耦为电流和电压的正、负、零序分量的公式如下：

其中，a＝e^j120°，a²＝e^j240°且满足1+a+a²＝0，a³＝1，分别为A、B、C三相的电流相量；分别为A、B、C三相的电压相量；分别为正、负、零三序的电流相量；分别为正、负、零三序的电压相量。

无论发生何种类型的故障，一定存在正序网络，因此只分析故障时的正序分量网络，即可实现所有故障类型的故障定位，不需要事先确定故障类型和故障发生相。

进一步地，步骤5中，配电网的多分支辐射状网架结构使得故障分支点不易判断，增加了故障测距的难点，提出先判断出故障线路，再对故障线路实现精确定位。

利用馈线末端电压、电流正序分量计算馈线首端电压，公式如下：

其中，为要计算的馈线首端正序电压相量值；为馈线末端正序电压相量值；为馈线末端正序电流相量值；l为馈线线路长度；Z₀为线路单位长度阻抗值。

同一分支点下的馈线首端电压相等，即分支点处电压值是唯一确定的，若馈线发生故障，故障线路首端电压计算公式如下：

其中，为故障线路首端正序电压相量值；为故障线路末端正序电压相量值；为故障线路末端正序电流相量值；为正序故障电流相量值；l为馈线线路长度；x为故障点距首端1处的距离；Z₀为线路单位长度阻抗值。

在故障线路未知的情况下，计算同一分支点下馈线首端电压时，利用末端电压、电流计算首端电压公式得到故障线路首端电压U_1f′，公式如下：

其中，为计算得到的线路首端正序电压相量值；为故障线路末端正序电压相量值；为故障线路末端正序电流相量值；l为故障所在线路的长度；Z₀为线路单位长度阻抗值。

因为没有考虑线路存在的故障分支，故障线路首端电压计算值和真实值之间的误差公式为：

其中，为电压误差相量值；为实际故障线路首端1处的正序电压相量值；为计算得到的故障线路首端1处的正序电压相量值；为正序故障电流相量值；x为故障点离首端1的距离；Z₀为线路单位长度阻抗值。

因此故障线路通过公式计算得到的线路首端电压较真实值存在ΔU的误差。

根据故障线路首端电压计算值较非故障线路计算得到的真实值存在误差的特点，可以实现故障线路的判断。

进一步地，步骤6中提出，故障线路首端电压取该分支点下正常线路首端电压均值，通过KCL，即电路中任意节点在任一时刻，流入节点的电流之和等于流出节点的的电流之和，计算求得故障线路首端电流。

进一步地，步骤7中基于传输线方程实现故障测距，传输线方程公式如下：

其中：Z₀为线路单位长度阻抗；Y为线路单位长度导纳；为线路正序波阻抗；为线路正序传播系数；为线路首端电压；为线路首端电流；为距首端l_MN处的电压；为距首端l_MN处的电流。

故障线路首端标记为O，末端标记为F，线路长度为L，故障点f发生在距O端x处，由传输线方程可知，O端和点f之间的任一处的电压和电流可以用表示。同样点f和F端之间的任一点电压和电流也可用表示。因此，根据传输线方程，故障点处的电压相量可以用两端电压、电流分别表示，公式如下：

其中，为用O端电压、电流表示的故障点处的电压相量值；为用F端电压、电流表示的故障点处的电压相量值；为故障线路首端O正序电压相量值；为故障线路首端O正序电流相量值；为故障线路末端F正序电压相量值；为故障线路末端F正序电流相量值。

代入双曲函数：和得到关于故障距离x的方程，公式如下：

将上述公式的实部和虚部分开，构建A+jB的格式，得到公式如下：

将γ表示为γ＝α+jβ，α为γ的实部，β为γ的虚部，代入上述公式，对等式的两边实部和虚部做等式化处理得到故障距离x的解，公式如下：

进一步化简得到故障测距的结果，公式如下：

代入参数即可实现对故障距离x的求解。

与现有技术相比，本发明具有以下有益的技术效果：

本发明方法先利用PMU对线路状态信息实时获取，通过比较同一分支点下线路首端电压的差异判断出故障线路，再针对故障线路利用电压分布原理实现精确的故障定位，消除了传统配电网故障定位方法中分支线的影响因素，能够实现快速精确的故障定位；方法采用“两端量”实现故障测距，从原理上消除了过渡电阻的影响，相比单端量法具有更好的测距精度，且不受故障类型的影响；本发明无需在线路两端都装设PMU，减少了设备的投资，有良好的应用前景，能够快速有效地实现故障测距，大大增加了系统运行的可靠性、安全性和灵活性。

附图说明

图1配置PMU的配电网网架图；

图2针对已知配电网网架判断故障区段流程图；

图3故障线路示意图；

图4本发明的配电网故障测距流程图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的实施过程作进一步详细描述：

本发明是一种基于电压分布的配电网故障测距方法，具体包括以下步骤：

一、如图1为配置PMU的配电网网架图，在变压器出口侧M处和馈线末端N、P、Q、R、S处配置PMU，用以对线路信息进行实时监测，其中G为系统35kV电源，ZT为变压器，额定电压为35kV/10.5kV，线路ON、OO′、O′P、O′Q、OR、OS都为输电线，长度如图中标注，其线路参数为：：r1＝0.096Ω/km，r0＝0.23Ω/km；x1＝0.3833Ω/km，x0＝1.15Ω/km；b1＝0.011μF/km，b0＝0.007μF/km。故障发生在线路OS(故障点F)处，装设PMU的监测点会检测到突变量，程序启动；

二、对采集监测点处A、B、C三相电压、电流进行快速基频相量的提取，得到A、B、C三相电压、电流的采样值；

三、由三相电压电流的基频相量，经过相模变换解耦为正、负、零序电压电流分量；

将三相电压、电流基频相量解耦为正序、负序、零序分量公式如下所示：

其中，a＝e^j120°，a²＝e^j240°且满足1+a+a²＝0，a³＝1，分别为A、B、C三相的电流相量；分别为A、B、C三相的电压相量；分别为正、负、零三序的电流相量；分别为正、负、零三序的电压相量。

无论发生何种类型的故障，一定存在正序网络，因此只分析故障时的正序分量网络，即可实现所有故障类型的故障定位，不需要事先确定故障类型和故障发生相。

四、利用馈线末端电压、电流正序分量计算馈线首端电压的公式如下：

其中，为要计算的馈线首端正序电压相量值；为馈线末端正序电压相量值；为馈线末端正序电流相量值；l为馈线线路长度；Z₀为线路单位长度阻抗值。

同一分支点下的馈线首端电压相等，即分支点处电压值是唯一确定的，若馈线发生故障，故障线路首端电压计算公式如下：

其中，为故障线路首端正序电压相量值；为故障线路末端正序电压相量值；为故障线路末端正序电流相量值；为正序故障电流相量值；l为故障所在线路的长度；x为故障点距首端1处的距离；Z₀为线路单位长度阻抗值。

在故障线路未知的情况下，计算同一分支点下馈线首端电压时，利用公式(3)计算得到的故障线路首端电压U_1f′公式为：

其中，为计算得到的线路首端正序电压相量值；为故障线路末端正序电压相量值；为故障线路末端正序电流相量值；l为故障所在线路的长度；Z₀为线路单位长度阻抗值。

因为没有考虑线路存在的故障分支，故障线路首端电压计算值和真实值之间的误差公式为：

其中，为电压误差相量值；为实际故障线路首端正序电压相量值；为计算得到的故障线路首端正序电压相量值；为正序故障电流相量值；x为故障点离首端1的距离；Z₀为线路单位长度阻抗值。

因此故障线路通过公式计算得到的线路首端电压较真实值存在ΔU的误差，比较同一分支点下各馈线利用公式3计算得到的首端电压，根据故障线路首端电压计算值较非故障线路计算得到的真实值存在误差的特点，可以实现对故障线路的判断。

针对图1所示的配电网网架图，根据图2判断故障线路流程图进行故障区段的判断，输出故障区段判断结果为线路OS，结果准确，接下来针对故障线路实现精确故障定位。

六、图3为故障线路示意图，首端电压取该分支点下正常馈线首端电压均值，电流通过KCL计算求得：

其中，为故障线路首端正序电压相量值；为线路ON首端正序电压相量值；为线路OR首端正序电压相量值；为母线1端正序电压相量值；为故障线路首端正序电流相量值；为变压器出口侧正序电流相量值；为线路ON正序电流相量值；为线路O′P正序电流相量值；为线路O′Q正序电流相量值；为线路OR正序电流相量值。

七、在已知故障线路两端电压、电流的基础上，利用电压分布原理实现故障测距。电压分布原理基于传输线方程，公式如下：

其中：Z₀为线路单位长度阻抗；Y为线路单位长度导纳；为线路正序波阻抗；为线路正序传播系数；为线路首端电压；为线路首端电流；为距首端l_MN处的电压；为距首端l_MN处的电流。

针对图3所示的故障线路OS，故障点f发生在距O端x处，由传输线方程可知，O端和点f之间的任一处的电压和电流可以用U_o、I_o表示。同样点f和S端之间的任一点电压和电流也可用表示。因此，故障点处的电压相量可以用两端电压、电流分别表示，公式如下：

其中，为故障线路首端O处正序电压相量值；为故障线路首端O处正序电流相量值；为故障线路末端S处正序电压相量值；为故障线路末端S处正序电流相量值；L为故障线路OS总长度。

将双曲函数：和代入公式(10)、(11)，得到关于故障距离x的方程：

将γ表示为γ＝α+jβ，代入公式(12)，将等式的两边实部和虚部做等式化处理得到故障距离x的解：

进一步化简得到故障测距的结果，公式如下：

通过求解该等式实现故障测距，仿真模拟得到的测距结果如表1：

表1 线路OS故障测距仿真结果

分析仿真测距结果得到：最大测距误差距离为3.3m，最大相对误差小于0.06％，此发明方法能够实现较准确的故障测距，具有较高的精度，且不受过渡电阻的影响。

Claims (7)

1.一种基于电压分布原理的配电网故障测距方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1、在配电网中配置PMU；

步骤2、当配电网线路发生故障时，装设PMU的监测点能够检测到突变量，此时采集各PMU的A、B、C三相电压、电流；

步骤3、对采集到的A、B、C三相电压、电流进行滤波和基频提取；

步骤4、将三相电压和电流的基频相量，通过相模变换解耦为电压和电流的正、负、零序分量；

步骤5、利用线路末端电压和电流的正序分量计算各线路的首端电压，根据不同线路求解得到首端电压的差异判断出故障线路，其中故障线路首端电压、电流通过与其相邻的正常线路利用电路定理计算求得；

步骤6、构建分别由故障线路两端电压、电流信息表示的故障点电压相量的方程，通过求解该方程实现故障测距。

2.根据权利要求1所述的一种基于电压分布原理的配电网故障测距方法，其特征在于，步骤1中在配电网中的变压器出口侧和馈线末端配置PMU。

3.根据权利要求1所述的一种基于电压分布原理的配电网故障测距方法，其特征在于，步骤3中基频提取计算公式如下：

其中，x(k)为某一相的瞬时电流或电流值经过模数转换后的离散值，k为该采样点序号；N为一个周期内对离散值的采样点数，f_s为采样频率为，a₁为基频相量的实部，b₁为基频相量的实部，A为基频相量的幅值，θ为基频相量的相角。

4.根据权利要求1所述的一种基于电压分布原理的配电网故障测距方法，其特征在于，步骤4中由三相电压和电流的基频相量，经过相模变换解耦为电流和电压的正、负、零序分量的公式如下：

其中，a＝e^j120°，a²＝e^j240°，且满足1+a+a²＝0，a³＝1；分别为A、B、C三相的电流相量；分别为A、B、C三相的电压相量；分别为正、负、零三序的电流相量；分别为正、负、零三序的电压相量。

5.根据权利要求1所述的一种基于电压分布原理的配电网故障测距方法，其特征在于，步骤5中利用线路末端电压和电流的正序分量计算各线路的首端电压的公式如下：

其中，为要计算的馈线首端正序电压相量值；为馈线末端正序电压相量值；为馈线末端正序电流相量值；l为馈线线路长度；Z₀为线路单位长度阻抗值；

同一分支点下的馈线首端电压相等，即分支点处电压值是唯一确定的，若馈线发生故障，故障线路首端电压计算公式如下：

其中，为故障线路首端正序电压相量值；为故障线路末端正序电压相量值；为故障线路末端正序电流相量值；为正序故障电流相量值；l为馈线线路长度；x为故障点距首端处的距离；

在故障线路未知的情况下，计算同一分支点下馈线首端电压时，利用末端电压、电流计算首端电压公式得到故障线路首端电压U_1f′，公式如下：

其中，为计算得到的线路首端正序电压相量值；

因为没有考虑线路存在的故障分支，故障线路首端电压计算值和真实值之间的误差公式为：

其中，为电压误差相量值。

6.根据权利要求1所述的一种基于电压分布原理的配电网故障测距方法，其特征在于，步骤5中故障线路首端电压取该分支点下正常线路首端电压均值，障线路首端电流通过KCL计算求得，其中KCL：即电路中任意节点在任一时刻，流入节点的电流之和等于流出节点的的电流之和。

7.根据权利要求1所述的一种基于电压分布原理的配电网故障测距方法，其特征在于，步骤6中方程如下：

其中：Z₀为线路单位长度阻抗；Y为线路单位长度导纳；为线路正序波阻抗；为线路正序传播系数；为线路首端电压；为线路首端电流；为距首端l_MN处的电压；为距首端l_MN处的电流；

故障线路首端标记为O，末端标记为F，线路长度为L，故障点f发生在距O端x处，将故障点处的电压相量用两端电压、电流分别表示，公式如下：

其中，为用O端电压、电流表示的故障点处的电压相量值；为用F端电压、电流表示的故障点处的电压相量值；为故障线路首端O正序电压相量值；为故障线路首端O正序电流相量值；为故障线路末端F正序电压相量值；为故障线路末端F正序电流相量值；

代入双曲函数：和得到关于故障距离x的方程，公式如下：

将上述公式的实部和虚部分开，构建A+jB的格式，得到公式如下：

将γ表示为γ＝α+jβ，α为γ的实部，β为γ的虚部，代入上述公式，对等式的两边实部和虚部做等式化处理得到故障距离x的解，公式如下：

进一步化简得到故障测距的结果，公式如下：

代入参数即实现对故障距离x的求解。