CN111175671A - 一种消弧线圈并主动干预装置的单相接地故障选线方法 - Google Patents

一种消弧线圈并主动干预装置的单相接地故障选线方法 Download PDF

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陈玉龙
曾文欣
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Abstract

本发明涉及一种消弧线圈并主动干预装置的单相接地故障选线方法，属于电力网络故障选线领域。本发明分析了消弧线圈并主动干预装置前后各条出线的零序导纳，利用零序导纳的变化来进行故障选线。首先以零序电压判断发生接地故障并启动选线装置，采集各条出线的零序电流和零序电压并计算出零序导纳，主动干预装置判明故障相后投入，采集投入后各条出线的零序电流和零序电压并计算出零序导纳，通过计算的零序导纳，分析比较各条出线在主动干预装置投入前后的零序导纳变化情况，零序导纳变化最大对应的线路为故障线路。本发明提供了消弧线圈并主动干预装置的单相接地故障选线方法，采用稳态量的零序电压零序电流数据分析，易于数据采集与处理，算法简单十分适合工程实现，具有较好的实际应用价值。

Description

一种消弧线圈并主动干预装置的单相接地故障选线方法
技术领域
本发明涉及电力系统故障选线技术领域，具体是一种消弧线圈并主动干预装置的单相接地故障选线方法。
背景技术
近年来，消弧线圈并主动干预装置消弧技术得到应用，其具有消弧效果好、减小故障电流、动作过电压低等特点，但在这种运行方式下的故障选线技术还未有研究。长期以来，国内外专家对消弧线圈接地系统单相接地故障选线做了深入的研究，现有消弧线圈接地系统单相接地选线方法主要是主动式选线技术和基于暂态量的选线方法，因消弧线圈接地系统故障线路零序电流小，且往往失去了其区别于非故障线路零序电流的特征，利用故障产生的稳态零序电流与零序电压的方法难以解决消弧线圈接地配电网的故障选线问题。主动式选线包括中电阻法、消弧线圈扰动法与信号注入法，主动式选线方法选线成功率高，但存在安全性差、成本高等问题。利用暂态量的选线方法主要有首半波法、暂态方向法、暂态零模电流群体比较法、暂态库仑法与暂态行波法，暂态选线法选线成功率高、安全性与适应性好，但存在对选线装置的数据采集与处理能力要求高的不足。
发明内容
本发明要解决的技术问题是：提供一种消弧线圈并主动干预装置的配电网发生单相接地故障后的选线方法。本发明通过分析消弧线圈接地系统并主动干预装置前后各出线零序导纳的大小，利用稳态零序电流与零序电压的量比较各出线零序导纳的变化情况，通过区别故障线路与非故障线路零序导纳变化差异来选线
为解决上述技术问题，本发明采用了下述技术方案：一种消弧线圈并主动干预装置的单相接地故障选线方法，包括：
步骤1，实时监测配网零序电压U0，判断系统零序电压是否大于0.15倍母线额定电压UN；
步骤2，若大于0.15倍母线额定电压UN，启动选线装置记录故障后各条出线的零序电流Ii0、零序电压Ui0，并计算得到零序导纳Yi0，若不大于，返回步骤1；
步骤3，主动干预装置在判明故障相后投入，记录投入后的各条出线的零序电流Ii0′、零序电压Ui0′，并计算得到故障后的零序导纳Yi0′；
步骤4，根据主动干预装置投入前后记录的各出线的零序导纳，比较各条线路零序导纳变化情况，零序导纳变化最大对应的线路为故障线路。
进一步地，所述步骤3包括：各条线路的零序导纳由下式计算：
Figure BDA0002350642940000021
分析可知故障线路主动干预装置投入前零序导纳为：
Figure BDA0002350642940000022
其中ω为工频角频率，L为消弧线圈补偿电感，C0∑为每相对地电容的和，C0I为故障线路对地电容。
故障线路零序导纳在主动干预装置投入后变为：
YI0′＝ωC0I
实际工程中消弧线圈一般设置为过补偿，有
Figure BDA0002350642940000023
因而YI0-YI0′＞0，故障线路的零序导纳在主动干预投入后变小。
而非故障线路零序导纳在主动干预装置投入前后不变，恒为：
Yi0＝ωCi0
进一步地，所述步骤4包括：各条线路零序导纳变化情况由下式计算：
Figure BDA0002350642940000024
式中，ΔYi0为第i条线路的零序导纳变化量，Ii0、Ui0为第i条线路主动干预装置投入前零序电流和零序电压，Ii0′、Ui0′为第i条线路主动干预装置投入后零序电流和零序电压；
步骤4包括零序导纳变化量最大对应线路的选取，即I＝max{ΔYi}(i＝1,2,...)，I为所选出故障线路。
进一步地，所述零序导纳变化量表征各条线路零序网络拓扑变化。
本发明取得的有益效果为：
此选线方法仅需利用故障发生后投入主动干预装置前后稳态零序电气量，是一种不需采集暂态电气量的谐振接地系统选线方法。
提供了消弧线圈并主动干预装置接地方式下的单相接地故障选线方法，本发明采用稳态量选线，原理简单容易实现，易于数据采集与处理，本发明的选线方法可直接内嵌于主动干预装置内，减少装设选线装置的费用，实施便利，具有较好经济性。
附图说明
图1为消弧线圈接地系统单相接地故障零序网络。
图2为单相接地故障在主动干预装置投入后零序网络。
图3为本发明的流程图。
图4为仿真线路模型。
图5为MATLAB/Simulink模型图。
具体实施方式
以下对本发明的实施例进行详细说明，本发明的电力系统单相接地故障选线方法主要应用于消弧线圈并主动干预装置接地系统，可直接附着于主动干预装置上用于选线，也可另置于配电自动化选线装置内。
参考图1分析可得，消弧线圈接地系统发生单相接地故障后故障线路零序电流为故障点残流与本线路对地电容电流之和，故障线路零序导纳由两部分组成，分别为消弧线圈补偿所有线路对地电容电流后的残流对应的导纳和线路本身对地电容导纳；非故障线路零序电流为其自身线路对地电容电流，而非故障线路零序导纳为其自身对地电容电流导纳。
参考图2分析可知，投入主动干预装置后，接地故障由故障线路转移到系统母线上，故障线路与非故障线路的零序电流均变为自身的对地电容电流，零序导纳也变为自身的对地电容电流导纳。因此可以发现，在主动干预装置投入前后，非故障线路零序导纳不发生变化，故障线路零序导纳减小，这一变化区别为本发明的理论核心，也是选线的关键所在，下面详细说明本方法的具体实施步骤。
选线实施包括以下具体设备：
1.电压互感器和电流互感器，用于采集各条出线和母线的电压电流信息
2.主动干预装置，控制母线接地开关，配合消弧线圈用于故障息弧，并产生主动干预装置投入前后的导纳差异信息。
3.选线装置，用于接收各条出线电气量信息，并对数据进行处理，选出故障线路，提供选线信息。
参考图3本发明流程图，本发明提供了一种消弧线圈并主动干预装置的单相接地故障选线方法，其特征在于，包括：
步骤1，实时监测系统零序电压，判断系统零序电压是否大于0.15倍母线额定电压UN；
步骤2，若大于0.15倍母线额定电压UN，启动选线装置记录各条线路的零序电流Ii0、零序电压Ui0，并得到零序导纳Yi0，若不大于，i表示线路编号，返回步骤1；
步骤3，主动干预装置投入后，选线装置接收并记录投入后的各条线路的零序电流Ii0′、零序电压Ui0′，并计算各条线路的零序导纳Yi0′；
步骤4，根据主动干预装置投入前后计算的各出线的零序导纳，比较各出线零序导纳变化情况，零序导纳变化最大对应的线路为故障线路。
步骤2中计算各条线路零序导纳：
Figure BDA0002350642940000041
理论上分析主动干预装置投入前故障线路零序导纳为：
Figure BDA0002350642940000042
其中ω为工频角频率，L为消弧线圈补偿电感，C0∑为每相对地电容的和，C0I为故障线路对地电容。
主动干预装置投入前非故障线路零序导纳为：
Yi0＝ωCi0
其中Ci0为第i条线路对地电容。
主动干预装置投入后故障线路与非故障线路零序导纳为：
Yi0＝ωCi0
配电网系统中，消弧线圈采用过补偿方式，在主动干预装置投入后，故障线路的零序导纳减小，非故障线路零序导纳保持不变。
步骤4中零序导纳变化情况可由下式确定：
Figure BDA0002350642940000043
式中：ΔYi为第i条出线的零序导纳变化量。
变化量最大对应的线路为故障线路，即I＝max{ΔYi}(i＝1,2,...)，I为故障线路标号。
为验证本发明方法的正确性，利用MATLAB/simulink建立消弧线圈并主动干预单相接地故障仿真模型，设置不同故障位置和不同过渡电阻值进行验证。
仿真结果
参考图4为仿真模型图，该配电网母线电压为10.5kV，引出5条线路为L1、L2、L3、L4、L5，线路长度依次为18km、15km、15km、17km和12km，线路参数如下：正序电阻为0.27Ω/km，零序电阻为2.7Ω/km，正序电感为0.255mH/km，零序电感为1.109mH/km，正序电容为0.376μF/km，零序电容为0.276μF/km，消弧线圈电感为0.142H，系统对地电容电流为123A，消弧线圈过补偿5％。采样频率为1mHz，仿真时间设置为0.8s，故障发生时间为0.1s，主动干预装置投入时间为0.5s。
1、现验证不同过渡电阻时本发明方法的正确性。
1)距离母线6km处，线路L5单相接地，过渡电阻200Ω
L1 L2 L3 L4 L5
3U<sub>0</sub>/kV 14.94 14.95 14.95 14.95 14.95
3I<sub>0</sub>/A 23.38 19.46 19.48 22.07 27.03
Y<sub>0</sub>/mS 1.56 1.30 1.30 1.48 1.81
3U<sub>0</sub>′/kV 18.19 18.19 18.18 18.19 18.19
3I<sub>0</sub>′/A 28.43 23.70 23.70 26.86 18.77
Y<sub>0</sub>′/mS 1.56 1.30 1.30 1.47 1.03
ΔY/mS 0 0 0 0.01 0.78
2)距离母线6km处，线路L5单相接地，过渡电阻500Ω
L1 L2 L3 L4 L5
3U<sub>0</sub>/kV 10.53 10.54 10.54 10.53 10.54
3I<sub>0</sub>/A 16.49 13.72 13.72 15.58 19.08
Y<sub>0</sub>/mS 1.56 1.30 1.30 1.48 1.81
3U<sub>0</sub>′/kV 18.19 18.19 18.18 18.19 18.19
3I<sub>0</sub>′/A 28.43 23.70 23.70 26.86 18.88
Y<sub>0</sub>′/mS 1.56 1.30 1.30 1.47 1.04
ΔY/mS 0 0 0 0.01 0.77
3)距离母线6km处，线路L5单相接地，过渡电阻1000Ω。
L1 L2 L3 L4 L5
3U<sub>0</sub>/kV 6.45 6.39 6.45 6.43 6.45
3I<sub>0</sub>/A 10.05 8.37 8.34 9.50 11.73
Y<sub>0</sub>/mS 1.56 1.31 1.29 1.47 1.82
3U<sub>0</sub>′/kV 18.19 18.19 18.18 18.19 18.19
3I<sub>0</sub>′/A 28.44 23.70 23.70 26.86 18.92
Y<sub>0</sub>′/mS 1.56 1.30 1.30 1.48 1.03
ΔY/mS 0 -0.01 -0.01 0.01 0.79
4)距离母线6km处，线路L5单相接地，过渡电阻1500Ω。
L1 L2 L3 L4 L5
3U<sub>0</sub>/kV 4.5 4.45 4.45 4.45 4.45
3I<sub>0</sub>/A 6.96 5.78 5.79 6.58 8.24
Y<sub>0</sub>/mS 1.55 1.30 1.30 1.48 1.85
3U<sub>0</sub>′/kV 18.19 18.19 18.18 18.19 18.19
3I<sub>0</sub>′/A 28.44 23.70 23.70 26.86 18.92
Y<sub>0</sub>′/mS 1.56 1.30 1.30 1.47 1.04
ΔY/mS -0.01 0 0 0.01 0.81
从上面四个表可以看出，在不同过渡电阻接地时，故障相零序导纳的变化量能明显区别非故障线路，根据这一明显特征，能够准确选线而不收过渡电阻的影响。
2、现验证不同故障位置时该方法的正确性。
1)距离母线3km处，线路L5单相接地，过渡电阻500Ω
L1 L2 L3 L4 L5
3U<sub>0</sub>/kV 10.71 10.70 10.71 10.71 10.71
3I<sub>0</sub>/A 16.74 13.94 13.95 15.83 19.39
Y<sub>0</sub>/mS 1.56 1.30 1.30 1.48 1.80
3U<sub>0</sub>′/kV 18.19 18.19 18.18 18.19 18.19
3I<sub>0</sub>′/A 28.43 23.70 23.70 26.86 18.90
Y<sub>0</sub>′/mS 1.56 1.30 1.30 1.47 1.04
ΔY/mS 0 0 0 0.01 0.76
2)距离母线6km处，线路L5单相接地，过渡电阻500Ω
L1 L2 L3 L4 L5
3U<sub>0</sub>/kV 10.53 10.54 10.54 10.53 10.54
3I<sub>0</sub>/A 16.49 13.72 13.72 15.58 19.08
Y<sub>0</sub>/mS 1.56 1.30 1.30 1.48 1.81
3U<sub>0</sub>′/kV 18.19 18.19 18.18 18.19 18.19
3I<sub>0</sub>′/A 28.43 23.70 23.70 26.86 18.88
Y<sub>0</sub>′/mS 1.56 1.30 1.30 1.47 1.04
ΔY/mS 0 0 0 0.01 0.77
3)距离母线9km处，线路L5单相接地，过渡电阻500Ω
L1 L2 L3 L4 L5
3U<sub>0</sub>/kV 10.39 10.39 10.39 10.39 10.39
3I<sub>0</sub>/A 16.25 13.53 13.53 15.36 18.81
Y<sub>0</sub>/mS 1.56 1.30 1.30 1.48 1.80
3U<sub>0</sub>′/kV 18.19 18.19 18.18 18.19 18.19
3I<sub>0</sub>′/A 28.43 23.70 23.70 26.86 18.87
Y<sub>0</sub>′/mS 1.56 1.30 1.30 1.47 1.04
ΔY/mS 0 0 0 0.01 0.76
从上面三个表可以看出，在不同位置发生故障时，故障线路导纳变化量特征明显，本发明方法仍然能够准确的选线，说明本发明方法不受故障位置的影响。
上述仿真结果表明，本发明提出的一种消弧线圈并主动干预装置的单相接地故障选线方法，用仿真模型在不同故障状况下产生大量仿真数据，对本发明方法进行了验证，可得本发明方法在不同故障状态下均能准确的选出故障线路。
此方法有以下几个特点：充分利用主动干预装置投入前后的稳态量信息，数据易于采集与处理，此方法利用导纳变化特征实现选线，导纳变化特征明显，保证高的选线准确率，且算法相对简单，易于实现，此外，此方法可直接内嵌于主动干预装置设备用于选线，可以减少选线装置的开发成本，有较好地经济效益。
本发明提出的消弧线圈并主动干预装置的单相接地故障选线方法，可以简单、可靠、准确地选出故障线路，保证配网的安全运行，并且易于工程实现。

Claims (4)

1.一种消弧线圈并主动干预装置的单相接地故障选线方法，其特征在于，首先以零序电压判断发生接地故障并启动选线装置，采集各条出线的零序电流和零序电压并计算出零序导纳，主动干预装置判明故障相后投入，采集投入后各条出线的零序电流和零序电压并计算出零序导纳，通过计算的零序导纳，分析比较各条出线在主动干预装置投入前后的零序导纳变化情况，零序导纳变化最大对应的线路为故障线路。
2.根据权利要求1所述的消弧线圈并主动干预装置的单相接地故障选线方法，其特征在于，步骤如下：
步骤1，实时监测配网零序电压U0，判断系统零序电压是否大于0.15倍母线额定电压UN；
步骤2，若大于，启动选线装置记录故障后各条出线的零序电流Ii0、零序电压Ui0，并计算得到故障时的零序导纳Yi0，若不大于，返回步骤1；
步骤3，主动干预装置在判明故障相后投入，记录投入后的各条出线的零序电流Ii0′、零序电压Ui0′，并计算得到主动干预装置投入后的零序导纳Yi0′；
步骤4，根据主动干预装置投入前后计算的各出线的零序导纳，比较各出线零序导纳变化情况，零序导纳变化量最大对应的线路为故障线路。
3.根据权利要求1所述的消弧线圈并主动干预装置的单相接地故障选线方法，其特征在于所述步骤4，各条线路零序导纳变化情况由下式计算：
Figure FDA0002350642930000011
式中，ΔYi0为第i条线路的零序导纳变化量，Ii0、Ui0为第i条线路主动干预装置投入前零序电流和零序电压，Ii0′、Ui0′为第i条线路主动干预装置投入后零序电流和零序电压。
4.根据权利要求3所述的消弧线圈并主动干预装置的单相接地故障选线方法，其特征在于式中：非故障线路零序导纳变化量为0，故障线路零序导纳变化量大于零,变化量最大对应的线路为故障线路，即I＝max{ΔYi}(i＝1,2,...)，I为故障线路标号。
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