CN110058127B - 非有效接地配电网单相接地故障点识别方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种非有效接地配电网单相接地故障点识别方法，属于电气领域。该识别方法包括：根据非有效接地配电网的拓扑结构确定其中单相接地故障的所有疑似故障点；计算每个疑似故障点的变电站端母线的故障相电压VSi：VSi＝(IL+If)·Di1·Z+(Ii+If)Di2·Z+If·Rf，其中，IL为实测故障前馈线故障相总负荷电流，If为故障电流，Ii为疑似故障点所处分支的故障相负荷电流，Di1为变电站端母线至疑似故障点所在分支的节点之间的距离，Di2为疑似故障点与所述节点之间的距离，i＝(1、2、……、n)，n为疑似故障点的总个数，Z为线路单位阻抗，Rf为故障电阻；计算每个故障相电压VSi与实测的变电站端母线的故障相电压VS之间的接近度Fi，所有接近度Fi中的最大值对应的疑似故障点即为实际故障点。

Description

非有效接地配电网单相接地故障点识别方法
技术领域
本发明涉及电气领域，具体涉及一种非有效接地配电网单相接地故障点识别方法。
背景技术
非有效接地配电网中单相接地故障是配电网的主要故障类型。非有效接地系统发生单相接地故障后，负荷可以不受影响地继续运行2小时。
单相接地故障后，快速的确定单相接地故障点对于及时排除故障、恢复系统供电有重要意义。但由于配网结构通常为辐射型，如图1所示，当确定故障距离后，可能的故障点位于多个分支上，仅仅根据故障距离并不能确定故障的准确位置。
目前针对配电网故障分支的识别方法主要有两种，基于行波反射频谱分析的故障分支识别，缺点为需要信号的采样频率高，需要MHz级别，并且故障分支多，行波非折反射复杂，频谱的识别困难；另一类方法则是基于故障探测器的分支识别方法，该方法需要大量的测量装置，测量装置的安装运维成本较高。
发明内容
针对现有技术中的上述不足，本发明旨在提供一种计算过程简单且所需测量装置较少的确定故障点的非有效接地配电网单相接地故障点识别方法。
为了达到上述发明创造的目的，本发明采用的技术方案为：
提供一种非有效接地配电网单相接地故障点识别方法，其包括：
S1、根据非有效接地配电网的拓扑结构确定其中单相接地故障的所有疑似故障点；
S2、计算每个疑似故障点的变电站端母线的故障相电压VSi：
VSi＝(IL+If)·Di1·Z+(Ii+If)Di2·Z+If·Rf
其中，IL为实测故障前馈线故障相总负荷电流，If为故障电流，Ii为疑似故障点所处分支的故障相负荷电流，Di1为变电站端母线至疑似故障点所在分支的节点之间的距离，Di2为疑似故障点与所述节点之间的距离，i＝(1、2、……、n)，n为疑似故障点的总个数，Z为线路单位阻抗，Rf为故障电阻；
S3、计算每个故障相电压VSi与实测的变电站端母线的故障相电压VS之间的接近度Fi，所有接近度Fi中的最大值对应的疑似故障点即为实际故障点。
进一步地，步骤S2中，所述接近度Fi通过以下计算方法得到：
Fi＝|1/(VS-VSi)|。
进一步地，所述故障电流If通过以下计算方法得到：
If＝IA+IB+IC
其中，IA为实测故障后馈线A相电流，IB为实测故障后馈线B相电流，IC为实测故障后馈线C相电流。
进一步地，步骤S1中，所述故障电阻Rf为Rf(t)的平均值，Rf(t)通过以下计算方法得到：
Figure BDA0002077919140000021
其中，Um(t)为变电站端母线故障相电压经复小波变换提取出的t时刻的复数序列，I(t)为馈线故障相电流经复小波变换提取出的t时刻的复数序列，ts为Um(t)和I(t)的时间差，R1、R2和R0分别为变电站端母线与疑似故障点之间线路的正序单位电阻、负序单位电阻和零序单位电阻，D为故障距离。
本发明的有益效果为：
应用本方法检测非有效接地配电网单相接地故障分支，其计算过程简单，并且计算所需的测量参数较少，所需测量装置的安装运维成本也就较少，适宜推广应用。
由于故障后变电站端母线的故障相电压由分支负荷电流及阻抗决定，本方法利用不同的分支流过的负荷电流存在差异的特点，实现了故障点的识别。
附图说明
图1为配电网的典型结构图；
图2为故障分支检测的原理图；
图3为具体实施例中母线处故障相的电压的叠加原理图。
具体实施方式
下面结合附图，对本发明的具体实施方式做详细说明，以便于本技术领域的技术人员理解本发明。但应该清楚，下文所描述的实施例仅仅是本发明的一部分实施例，而不是全部实施例。在不脱离所附的权利要求限定和确定的本发明的精神和范围内，本领域普通技术人员在没有做出任何创造性劳动所获得的所有其他实施例，都属于本发明的保护范围。
本方案提供一种非有效接地配电网单相接地故障点识别方法，其包括：
S1、根据非有效接地配电网的拓扑结构确定其中单相接地故障的所有疑似故障点；
S2、计算每个疑似故障点的变电站端母线的故障相电压VSi：
VSi＝(IL+If)·Di1·Z+(Ii+If)Di2·Z+If·Rf
其中，IL为实测故障前馈线故障相总负荷电流，If为故障电流，Ii为疑似故障点所处分支的故障相负荷电流，Di1为变电站端母线至疑似故障点所在分支的节点之间的距离，Di2为疑似故障点与所述节点之间的距离，i＝(1、2、……、n)，n为疑似故障点的总个数，Z为线路单位阻抗，Rf为故障电阻；
S3、计算每个故障相电压VSi与实测的变电站端母线的故障相电压VS之间的接近度Fi，所有接近度Fi中的最大值对应的疑似故障点即为实际故障点。
以上具体实施方式部分提到的所有电流和电压均为稳态分量，并且上下文中所有带点乘的公式均为向量计算。
实施时，本方案优选步骤S1中，故障电阻Rf为Rf(t)的平均值，Rf(t)通过以下计算方法得到：
Figure BDA0002077919140000041
其中，Um(t)为变电站端母线故障相电压经复小波变换提取出的t时刻的复数序列，I(t)为馈线故障相电流经复小波变换提取出的t时刻的复数序列，ts为Um(t)和I(t)的时间差，R1、R2和R0分别为变电站端母线与疑似故障点之间线路的正序单位电阻、负序单位电阻和零序单位电阻，D为故障距离。
其中，故障电流If通过以下计算方法得到：
If＝IA+IB+IC
其中，IA为实测故障后馈线A相电流，IB为实测故障后馈线B相电流，IC为实测故障后馈线C相电流。
如图1所示，配电网通常为辐射状结构，当确定故障距离D后，即可结合配电网的拓扑结构确定所有疑似故障点。假设故障距离D为2.7km，在图1的拓扑结构中，疑似故障点就有2个。
如图2所示，其中疑似故障点1所处分支的母线处故障相的电压VS1＝△V1+Vf＝(IL+If)·D11·Z+(Ii+If)D12·Z+If·Rf，疑似故障点2所处分支的母线处故障相的电压VS2＝△V2+Vf＝(IL+If)·D21·Z+(Ii+If)D22·Z+If·Rf，其中，△V1为节点1与疑似故障点1之间的电压降落，△V2为节点1与疑似故障点2之间的电压降落，Vf为疑似故障点处的相电压。
其中，步骤S2中，接近度Fi＝|1/(VS-VSi)|。

Claims (3)

1.非有效接地配电网单相接地故障点识别方法，其特征在于，包括：
S1、根据非有效接地配电网的拓扑结构确定其中单相接地故障的所有疑似故障点；
S2、计算每个疑似故障点的变电站端母线的故障相电压VSi：
VSi＝(IL+If)·Di1·Z+(Ii+If)Di2·Z+If·Rf
其中，IL为实测故障前馈线故障相总负荷电流，If为故障电流，Ii为疑似故障点所处分支的故障相负荷电流，Di1为变电站端母线至疑似故障点所在分支的节点之间的距离，Di2为疑似故障点与所述节点之间的距离，i＝1、2、……、n，n为疑似故障点的总个数，Z为线路单位阻抗，Rf为故障电阻；
S3、计算每个故障相电压VSi与实测的变电站端母线的故障相电压VS之间的接近度Fi，所有接近度Fi中的最大值对应的疑似故障点即为实际故障点；
所述接近度Fi通过以下计算方法得到：
Fi＝|1/(VS-VSi)|。
2.根据权利要求1所述的识别方法，其特征在于，步骤S1中，所述故障电流If通过以下计算方法得到：
If＝IA+IB+IC
其中，IA为实测故障后馈线A相电流，IB为实测故障后馈线B相电流，IC为实测故障后馈线C相电流。
3.根据权利要求1-2任一所述的识别方法，其特征在于，步骤S1中，所述故障电阻Rf为Rf(t)的平均值，Rf(t)通过以下计算方法得到：
Figure FDA0002879375430000011
其中，Um(t)为变电站端母线故障相电压经复小波变换提取出的t时刻的复数序列，I(t)为馈线故障相电流经复小波变换提取出的t时刻的复数序列，ts为Um(t)和I(t)的时间差，R1、R2和R0分别为变电站端母线与疑似故障点之间线路的正序单位电阻、负序单位电阻和零序单位电阻，D为故障距离。
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