CN109283431B - 一种基于有限pmu的配电网故障区段定位方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种基于有限PMU的配电网故障区段定位方法，该方法基于PMU量测的配电线路电压、电流实时动态信息，当配电网发生故障时，针对同一分支点下的馈线，利用末端PMU采集到的实时电压、电流信息计算各馈线首端电压，通过分析分支点处电压的异同实现故障区段的判断。本发明能够有效实现配电网故障区段定位，解决了配电网故障定位中多分支线的难题，且不受过渡电阻、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，具有很好的经济性，方法能够快速有效地实现故障区段定位，大大增加了系统运行的可靠性和安全性，有良好的应用前景。

Description

一种基于有限PMU的配电网故障区段定位方法
技术领域
本发明属于配电网故障定位应用领域，具体涉及一种基于有限PMU的配电网故障区段定位方法。
背景技术
配电网作为电力系统末端，其供电可靠性直接与用户息息相关。随着我国配电网络的不断发展，用户对供电可靠性和供电质量提出了更高的要求：当配电网络故障发生后，能迅速准确地找出故障位置，并恢复非故障区域的供电，减少停电面积和停电时间，此时故障定位就显得尤为重要。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。
近年来，同步相量测量装置(Phasor Measurement Unit,PMU)在电力系统中广泛使用，PMU能够从全球定位系统(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。图1为基于PMU的监测系统，通过通信网络，监测主站能够准确的接收转发来自PMU的实时电气量信息，实现对数据的阶段性存储，从而全面准确地了解系统状态，成为电力系统动态过程监测、分析与控制的基础。同步相量测量装置的基本单元如图2所示，利用高精度时钟同步系统的触发对电网中各监测点的电压(电流)进行同步采样，通过分析计算，对采样得到的A、B、C三相电压、电流进行滤波和提取基频相量，向控制中心提供该监测点的频率、相角、幅值等信息，便于对电力系统全网状态进行同步监测。
现有配电网故障定位方法主要根据故障指示器(Fault indicator,FI)实现区段定位。故障指示器一般安装在架空线路、电力电缆、环网柜、箱变、电缆分支箱里，来对网络中的故障进行指示，顺着故障线路找出最后一个动作的故障指示器和第一个未动作的指示器之间的区间，这个区间就是故障点所在的区间。图3为简单配电网拓扑示意图，QF为变电站出线断路器，A、B、C、D、E为分段开关。由于FI一般配置在主干线分段开关和分支馈线首段，若故障发生在主干线如F1上，A、B流过故障电流，相应的指示器动作，C、D、E不动作，可实现故障区段定位；若故障发生在分支线上如F2，A、C指示器动作，B、D、E处指示器不动作，无法正确判断故障发生在D还是E所在的分支线上，此时FI不能准确指示故障区段。
就上述分析，因为配电网网架结构多分支，现有的配电网故障区段定位方法不能有效地定位到故障所在的区段，从而不能实现配电线路故障的快速、准确定位，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有限PMU的配电网故障区段定位方法，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，针对同一分支点的馈线，利用末端PMU采集到的实时电压、电流信息计算各馈线首端电压，通过分析分支点处电压的异同实现故障区段的判断，此发明能够有效实现配电网故障区段定位，提高电力系统可靠性。
为达到上述目的，本发明采用如下技术方案：
一种基于有限PMU的配电网故障区段定位方法，包括以下步骤：
步骤1、针对配电网中的某些重要的线路配置同步相量测量装置(PhasorMeasurement Unit，PMU)用以对所装设PMU处的电压、电流进行同步测量和输出，提出在变压器出口侧和馈线末端安装PMU；
步骤2、当配置PMU的配电网馈线发生故障时，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、对采样得到的A、B、C三相电压、电流进行滤波和提取基频相量；
步骤4、将三相电压和电流的基频相量，通过线性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，在进行配电网中的故障区段定位时先利用馈线末端电压和电流的正序分量计算离电源最远的分支点下各馈线的首端电压；
步骤6、由于同一分支点下的馈线首端电压相等，若馈线上发生故障，因存在故障支路，由末端电压、电流计算得到的首端电压较非故障线路存在误差，由此可以判断出故障区段，算法结束，若同一分支点下各馈线首端电压均相等，则该分支点下的馈线没有发生故障，执行步骤7；
步骤7、向靠近电源侧的方向逐步计算各分支点下所有馈线的首端电压，找到同一馈线下首端电压不同者所在的线路，判断为故障区段；
进一步地，对步骤1中PMU的配置提出了要求：无需在配电网馈线两端都安装PMU，只需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同时，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：
Figure GDA0002461779820000031
Figure GDA0002461779820000032
Figure GDA0002461779820000033
Figure GDA0002461779820000034
其中，x(k)为某一相的瞬时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fs，则
Figure GDA0002461779820000035
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，经过线性变换解耦为电流和电压的正、负、零序分量的公式如下：
Figure GDA0002461779820000036
Figure GDA0002461779820000037
其中，a＝ej120°，a2＝ej240°且满足1+a+a2＝0，a3＝1，
Figure GDA0002461779820000038
分别为A、B、C三相的电流相量；
Figure GDA0002461779820000039
分别为A、B、C三相的电压相量；
Figure GDA00024617798200000310
分别为正、负、零三序的电流相量；
Figure GDA00024617798200000311
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中针对配电网多分支辐射状的网架结构，先分析配电网网架，先找到离电源最远的分支点，计算该分支点下各馈线的首端电压，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：
Figure GDA0002461779820000041
其中，
Figure GDA0002461779820000042
为要计算的馈线首端正序电压相量值；
Figure GDA0002461779820000043
为馈线末端正序电压相量值；
Figure GDA0002461779820000044
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。
进一步地，步骤6中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
Figure GDA0002461779820000045
计算公式如下：
Figure GDA0002461779820000046
其中，
Figure GDA0002461779820000047
为故障线路首端正序电压相量值；
Figure GDA0002461779820000048
为故障线路末端正序电压相量值；
Figure GDA0002461779820000049
为故障线路末端正序电流相量值；
Figure GDA00024617798200000410
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，利用步骤4中的公式计算得到的故障线路首端电压
Figure GDA00024617798200000411
公式为：
Figure GDA00024617798200000412
其中，
Figure GDA00024617798200000413
为计算得到的线路首端正序电压相量值；
Figure GDA00024617798200000414
为故障线路末端正序电压相量值；
Figure GDA00024617798200000415
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
Figure GDA00024617798200000416
和真实值
Figure GDA00024617798200000417
之间的误差公式为：
Figure GDA00024617798200000418
其中，
Figure GDA00024617798200000419
为电压误差相量值；
Figure GDA00024617798200000420
为实际故障线路首端正序电压相量值；
Figure GDA00024617798200000421
为计算得到的故障线路首端正序电压相量值；
Figure GDA00024617798200000422
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
Figure GDA00024617798200000423
较真实值
Figure GDA00024617798200000424
存在ΔU的误差，比较同一分支点下各馈线利用步骤5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。
进一步地，步骤7中提出，当步骤6没有判断出故障线路时，向靠近电源侧的方向逐步计算各分支点下所有馈线的首端电压，找到同一馈线下首端电压不同的线路，判断为故障所在的区段；
与现有技术相比，本发明具有以下有益的技术效果：
本发明方法基于PMU量测配电线路电压、电流实时动态信息计算馈线首端电压，具有自适应能力强、定位精度高且算法计算量小的优点；针对配电网多馈线分支的网架特点，本发明方法能够综合利用线路信息计算同一分支点下各馈线首端电压，通过分析首端电压判断出故障区段，解决了现有配电网故障定位中的判断故障分支线的难点；不受过渡电阻、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区段定位，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基于PMU的配电网系统结构框架图；
图2同步相量测量单元基本结构；
图3简单配电网拓扑示意图；
图4配置PMU的配电网网架图；
图5针对已知配电网网架判断故障区段流程图；
图6本发明的判断故障区段流程图。
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：
本发明是一种基于有限PMU实现配电网故障区段定位，具体包括以下步骤：
一、如图4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。当故障发生时，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：
Figure GDA0002461779820000061
Figure GDA0002461779820000062
其中，a＝ej120°，a2＝ej240°且满足1+a+a2＝0，a3＝1，
Figure GDA0002461779820000063
分别为A、B、C三相的电流相量；
Figure GDA0002461779820000064
分别为A、B、C三相的电压相量；
Figure GDA0002461779820000065
分别为正、负、零三序的电流相量；
Figure GDA0002461779820000066
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：
Figure GDA0002461779820000067
其中，
Figure GDA0002461779820000068
为要计算的馈线首端正序电压相量值；
Figure GDA0002461779820000069
为馈线末端正序电压相量值；
Figure GDA00024617798200000610
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。
五、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
Figure GDA00024617798200000611
计算公式如下：
Figure GDA00024617798200000612
其中，
Figure GDA00024617798200000613
为故障线路首端正序电压相量值；
Figure GDA00024617798200000614
为故障线路末端正序电压相量值；
Figure GDA00024617798200000615
为故障线路末端正序电流相量值；
Figure GDA00024617798200000616
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，利用步骤4中的公式计算得到的故障线路首端电压
Figure GDA00024617798200000617
公式为：
Figure GDA00024617798200000618
其中，
Figure GDA00024617798200000619
为计算得到的线路首端正序电压相量值；
Figure GDA00024617798200000620
为故障线路末端正序电压相量值；
Figure GDA0002461779820000071
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
Figure GDA0002461779820000072
和真实值
Figure GDA0002461779820000073
之间的误差公式为：
Figure GDA0002461779820000074
其中，
Figure GDA0002461779820000075
为电压误差相量值；
Figure GDA0002461779820000076
为实际故障线路首端正序电压相量值；
Figure GDA0002461779820000077
为计算得到的故障线路首端正序电压相量值；
Figure GDA0002461779820000078
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
Figure GDA0002461779820000079
较真实值
Figure GDA00024617798200000710
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。
六、针对图5所示的配电网网架图，设置不同的故障区段，根据图6判断故障线路流程图进行故障区段的判断，记录结果如表1所示：
表1 判断故障区段仿真结果
Figure GDA00024617798200000711
分析表1故障区段判断结果得到：本发明方法能够实现准确的故障区段定位。

Claims (5)

1.一种基于有限PMU的配电网故障区段定位方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1、针对配电网中的某些线路配置PMU，具体在变压器出口侧和馈线末端安装PMU；
步骤2、当配置PMU的配电网馈线发生故障时，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、对采集得到的A、B、C三相电压、电流进行滤波和提取基频相量；
步骤4、将三相电压和电流的基频相量，通过线性变换解耦为电压和电流的正、负、零序分量；
步骤5、利用馈线末端电压和电流的正序分量计算离电源最远的分支点下各馈线的首端电压；
步骤6、若计算得到的首端电压较非故障线路存在误差，则判断为故障区段，结束；若同一分支点下各馈线首端电压均相等，则该分支点下的馈线没有发生故障，执行步骤7；
步骤7、计算其他分支点下所有馈线的首端电压，找到同一馈线下首端电压不同的线路，判断为故障区段。
2.根据权利要求1所述的一种基于有限PMU的配电网故障区段定位方法，其特征在于，步骤3中提取基频相量的公式如下：
Figure FDA0002461779810000011
Figure FDA0002461779810000012
Figure FDA0002461779810000013
Figure FDA0002461779810000014
其中，x(k)为某一相的瞬时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，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。
3.根据权利要求1所述的一种基于有限PMU的配电网故障区段定位方法，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：
Figure FDA0002461779810000021
Figure FDA0002461779810000022
其中，a＝ej120°，a2＝ej240°，且满足1+a+a2＝0，a3＝1；
Figure FDA0002461779810000023
分别为A、B、C三相的电流相量；
Figure FDA0002461779810000024
分别为A、B、C三相的电压相量；
Figure FDA0002461779810000025
分别为正、负、零三序的电流相量；
Figure FDA0002461779810000026
分别为正、负、零三序的电压相量。
4.根据权利要求1所述的一种基于有限PMU的配电网故障区段定位方法，其特征在于，步骤5中针对配电网多分支辐射状的网架结构，先分析配电网网架，找到离电源最远的分支点，计算该分支点下各馈线的首端电压，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：
Figure FDA0002461779810000027
其中，
Figure FDA0002461779810000028
为要计算的馈线首端正序电压相量值；
Figure FDA0002461779810000029
为馈线末端正序电压相量值；
Figure FDA00024617798100000210
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
Figure FDA00024617798100000211
计算公式如下：
Figure FDA00024617798100000212
其中，
Figure FDA00024617798100000213
为故障线路首端正序电压相量值；
Figure FDA00024617798100000214
为故障线路末端正序电压相量值；
Figure FDA00024617798100000215
为故障线路末端正序电流相量值；
Figure FDA00024617798100000216
为正序故障电流相量值；l为馈线线路的长度；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，计算得到的故障线路首端电压
Figure FDA00024617798100000217
公式为：
Figure FDA00024617798100000218
其中，
Figure FDA00024617798100000219
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
Figure FDA0002461779810000031
和真实值
Figure FDA0002461779810000032
之间的误差公式为：
Figure FDA0002461779810000033
其中，
Figure FDA0002461779810000034
为电压误差相量值。
5.根据权利要求1所述的一种基于有限PMU的配电网故障区段定位方法，其特征在于，步骤7中向靠近电源侧的方向逐步计算各分支点下所有馈线的首端电压，找到同一馈线下首端电压不同的线路，判断为故障区段。
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