CN112162176B - 一种基于μPMU量测数据的配电网相间短路故障定位方法 - Google Patents

一种基于μPMU量测数据的配电网相间短路故障定位方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种基于μPMU量测数据的配电网相间短路故障定位方法，本方法仅对辐射型配电线路主网络两端进行μPMU配置，应用μPMU量测的故障前与故障后的母线电压及线路电流数据进行准确定位，该方法在不同故障位置、不同大小的过渡电阻和不同故障类型的情况下均能较为精确的进行定位，具有一定的经济性和实用性。

Description

一种基于μPMU量测数据的配电网相间短路故障定位方法
技术领域
本发明涉及电网监测及维护技术，具体是一种基于μPMU量测数据的配电网相间短路故障定位方法。
背景技术
配电网处于电力系统的末端，与电力用户密切相关，涉及到国家、人民的经济和财产安全，是电力系统的重要部分。配电网发生故障后，快速准确的故障定位有利于迅速隔离故障和恢复供电，减少停电时间、降低运行成本，对配电网安全和可靠性至关重要，但是由于配电网具有网络结构复杂、分支较多和观测点少等特征，实现多分支配电网的准确故障定位便尤为困难。虽然现阶段国内外学者提出了很多配电网故障定位方法，但是对于多分支辐射状配电网的故障定位问题仍难以解决。
近年来，微型同步相量测量(μPMU)技术在电力系统中的应用得到快速发展，μPMU利用全球定位系统(Global Positioning System，GPS)提供同步时钟信号，给同步相量打上时间标签，为电网监测系统提供了高精度、带时标的电压电流同步相量。
目前，使用μPMU技术在电网故障定位中的应用可以分为两大类：第一类是利用μPMU测量得到的电压和电流相量信息同步性好的优势进行故障定位，例如近年来在国外开始引起关注的自适应算法，该类方法原理比较简单，计算容易，但一般需要μPMU在大部分节点进行配置甚至全面配置，投资巨大，并且当在电网中安装μPMU的数量过多时，μPMU实时传输的通信信息量将会呈指数增高，给输电网传输网络造成很大的负担；第二类方法是将μPMU测量得到的同步电压电流相量与电网节点的阻抗或导纳矩阵相结合，通过大量的迭代过程进行故障定位，例如高斯赛德尔迭代方法、节点阻抗导纳矩阵的修正方法和步长迭代逼近方法等，这类方法通常只需要在电网中布置少量的μPMU即可实现故障的定位，但是需要通过实时高速的计算并且不断的修正电网的阻抗或导纳矩阵，算法计算量比较大。
发明内容
针对背景技术中的问题，本发明的目的是提出一种基于μPMU量测数据的配电网相间短路故障定位方法，通过在辐射型配电线路主网络两端进行μPMU配置，应用μPMU量测的故障前与故障后的母线电压及线路电流数据进行准确定位，本方法适用于相间短路故障，在不同故障位置、不同大小的过渡电阻和不同类型的相间短路故障情况下均能较为精确的进行定位，为配电网故障后排除故障、恢复供电提供了依据，具有一定的经济性和实用性。
为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：
一种基于μPMU量测数据的配电网相间短路故障定位方法，包括以下步骤：
步骤1：设定由双端电源供电的配电主网络其一端电源为G端，另一端电源为H端，在G端、H端分别配置μPMU，用以实时测量同步数据；在配电网络上发生的故障类型包括两相接地短路、两相相间短路和三相短路故障；
步骤2、获取线路长度L、线路单位长度阻抗z，发生故障后，获取发生故障后的故障点过渡电阻Rf、G端μPMU测量的故障电压相量
Figure BDA0002710987540000021
和电流相量
Figure BDA0002710987540000022
H端μPMU测量的故障电压相量
Figure BDA0002710987540000023
和电流相量
Figure BDA0002710987540000024
采用对称分量法对获取的数据进行处理，获取各数据的正序、负序和零序分量；
步骤3、建立线路故障正序网络模型；
步骤4、设定故障点为F，F到G端的预测距离为N，计算N；
第一步，不考虑线路对地等效电容的分流作用，由KVL定理可知，存在关系式：
Figure BDA0002710987540000031
式(1)中，
Figure BDA0002710987540000032
为G端的故障正序电压；N为故障点F到G端的预测距离，计量单位为千米；Z1为输电线路每千米的正序阻抗；
Figure BDA0002710987540000033
为G端的故障正序电流，
Figure BDA0002710987540000034
为故障点正序电流；Rf为故障点过渡电阻；
而正序故障电流
Figure BDA0002710987540000035
可表示为：
Figure BDA0002710987540000036
式(2)中，
Figure BDA0002710987540000037
为H端的故障正序电流；
将式(2)带入式(1)，可知N和过渡电阻Rf均为实数，根据实部和虚部两部分的关系，通过将式(1)分离为实部和虚部两个实数方程，并对方程组求解，计算出预测距离N；
第二步，考虑线路对地等效电容的分流的影响，重新校正预测距离N；当主网络G端电压为
Figure BDA0002710987540000038
，则G端到故障点F的线路对地等效电容上流经的电流
Figure BDA0002710987540000039
可以表示为：
Figure BDA00027109875400000310
式(3)中，C1为线路单位长度对地电容，jωNC1为容抗；
所以，校正后G端线路上流经的电流
Figure BDA00027109875400000311
可以表示为：
Figure BDA00027109875400000312
同理可知，H端线路上校正后的电流
Figure BDA00027109875400000313
可以表示为：
Figure BDA00027109875400000314
设定预测距离校正值为N′，将式(1)与式(2)中的
Figure BDA00027109875400000315
替换为
Figure BDA00027109875400000316
替换为
Figure BDA0002710987540000041
N替换为N′，计算出N′；
设置一个迭代参数ε，经过有限次迭代之后，当满足|N-N′|＜ε时，则N′即为故障点F到G端的预测距离N；
步骤5：计算配电网主网络故障点实际距离M；
设定主网络故障点距离G端的实际距离为M，单位为千米；
第一步，不考虑线路对地等效电容的分流作用，故障发生后，根据线路故障网络模型，可分别由主网络G端、H两端的电压、电流相量得到主网络故障点处电压相量，其满足平衡方程：
Figure BDA0002710987540000042
Figure BDA0002710987540000043
方程(6)、(7)中，
Figure BDA0002710987540000044
为主网络故障点正序电压；
Figure BDA0002710987540000045
为主网络H端故障正序电压；
联立式(6)与式(7)，消去
Figure BDA0002710987540000046
得方程
Figure BDA0002710987540000047
化简得：
Figure BDA0002710987540000048
M即为配电网主网络故障点的实际距离；
第二步，考虑线路对地等效电容的分流作用，重新校正配电网主网络故障点的实际距离M，考虑线路对地电容的分流作用，两端对地电容的分流电流分别为：
Figure BDA0002710987540000049
Figure BDA00027109875400000410
将
Figure BDA0002710987540000051
替换为
Figure BDA0002710987540000052
替换为
Figure BDA0002710987540000053
代入式(9)对故障点实际距离M重新进行计算，得到故障点实际距离校正值M′，选取迭代参数ε，经过有限次迭代之后，满足|M-M′|＜ε时，则M′即为最终的配电网主网络故障点距离M；
步骤6：比较M与N的大小，若M＝N，则实际故障点位于主网络，其距离G端的距离为N，计算结束；若M≠N，则实际故障点位于分支网络，进而执行步骤7；
步骤7：计算分支线路故障点的距离D；
分支线路故障点距离D为主网络故障点到所连接的分支线路故障点处的实际距离，对配电网络进行等效，可获得故障后主网络流入分支线路的等效电流
Figure BDA0002710987540000054
以及主网络故障前主网络流入分支线路的等效电流
Figure BDA0002710987540000055
由于配电网分支线路近似于单端供电系统，当分支线路上发生故障时，负荷端电流对故障电流影响较小，可以忽略不计，因此，正序故障电流估计值
Figure BDA0002710987540000056
表示为
Figure BDA0002710987540000057
再应用预测距离N的求解方法，计算得出分支线路故障点距离D；
此时实际故障点位于分支线路上，其距离G段的距离为M+D。
本发明的有益效果是：本发明提出一种基于μPMU量测数据的配电网相间短路故障定位方法，该方法仅对辐射型配电线路主网络两端进行μPMU配置，应用μPMU量测的故障前与故障后的母线电压及线路电流数据进行准确定位，该方法在不同故障位置、不同大小的过渡电阻和不同故障类型的情况下均能较为精确的进行定位，具有一定的经济性和实用性。
附图说明
图1为本发明的流程图。
图2为线路正序故障网络模型图。
图3为本发明一个实施例的多分支线路故障示意图。
图4为仿真配电网络模型示意图。
具体实施方式
下面结合说明书附图对本发明作进一步的详细说明。
一种基于μPMU量测数据的配电网故障定位方法，如图1所示，包括以下步骤：
步骤1：设定由双端电源供电的配电主网络其一端电源为G端，另一端电源为H端，在G端、H端分别配置μPMU，用以实时测量同步数据；在配电网络上发生的故障类型包括两相接地短路、两相相间短路和三相短路故障；
步骤2、获取线路长度L、线路单位长度阻抗z，发生故障后，获取发生故障后的故障点过渡电阻Rf、G端μPMU测量的故障电压相量
Figure BDA0002710987540000061
和电流相量
Figure BDA0002710987540000062
H端μPMU测量的故障电压相量
Figure BDA0002710987540000063
和电流相量
Figure BDA0002710987540000064
采用对称分量法对获取的数据进行处理，获取各数据的正序、负序和零序分量；
步骤3、建立线路故障网络模型；如图2所示，对于两相接地短路、两相相间短路和三相短路故障，均采用线路故障正序网络；
步骤4、设定故障点为F，F到G端的预测距离为N，计算N；
第一步，不考虑线路对地等效电容的分流作用，由KVL定理可知，存在关系式：
Figure BDA0002710987540000065
式(1)中，
Figure BDA0002710987540000066
为G端的故障正序电压；N为故障点F到G端的预测距离，计量单位为千米；Z1为输电线路每千米的正序阻抗；
Figure BDA0002710987540000071
为G端的故障正序电流，
Figure BDA0002710987540000072
为故障点正序电流；Rf为故障点过渡电阻；
而正序故障电流
Figure BDA0002710987540000073
可表示为：
Figure BDA0002710987540000074
式(2)中，
Figure BDA0002710987540000075
为H端的故障正序电流；
将式(2)带入式(1)，可知N和过渡电阻Rf均为实数，根据实部和虚部两部分的关系，通过将式(1)分离为实部和虚部两个实数方程，并对求方程组求解，计算出预测距离N；
第二步，考虑线路对地等效电容的分流的影响，重新校正预测距离N；当主网络G端电压为
Figure BDA0002710987540000076
，则G端到故障点F的线路对地等效电容上流经的电流
Figure BDA0002710987540000077
可以表示为：
Figure BDA0002710987540000078
式(3)中，C1为线路单位长度对地电容，jωNC1为容抗；
所以，校正后G端线路上流经的电流
Figure BDA0002710987540000079
可以表示为：
Figure BDA00027109875400000710
同理可知，H端线路上校正后的电流
Figure BDA00027109875400000711
可以表示为：
Figure BDA00027109875400000712
设定预测距离校正值为N′，将式(1)与式(2)中的
Figure BDA00027109875400000713
替换为
Figure BDA00027109875400000714
替换为
Figure BDA00027109875400000715
N替换为N′，计算出N′；
设置一个迭代参数ε，经过有限次迭代之后，当满足|N-N′|＜ε时，则N′即为故障点F到G端的预测距离N；
步骤5：计算配电网主网络故障点实际距离M；
设定主网络故障点距离G端的实际距离为M，单位为千米；
第一步，不考虑线路对地等效电容的分流作用，故障发生后，根据线路故障网络模型，可分别由主网络G端、H两端的电压、电流相量得到主网络故障点处电压相量，其满足平衡方程：
Figure BDA0002710987540000081
Figure BDA0002710987540000082
方程(6)、(7)中，
Figure BDA0002710987540000083
为主网络故障点正序电压；
Figure BDA0002710987540000084
为主网络H端故障正序电压；
联立式(6)与式(7)，消去
Figure BDA0002710987540000085
得方程
Figure BDA0002710987540000086
化简得：
Figure BDA0002710987540000087
M即为配电网主网络故障点的实际距离；
第二步，考虑线路对地等效电容的分流作用，重新校正配电网主网络故障点的实际距离M，考虑线路对地电容的分流作用，两端对地电容的分流电流分别为：
Figure BDA0002710987540000088
Figure BDA0002710987540000089
将
Figure BDA00027109875400000810
替换为
Figure BDA00027109875400000811
替换为
Figure BDA00027109875400000812
代入式(9)对故障点实际距离M重新进行计算，得到故障点实际距离校正值M′，选取迭代参数ε，经过有限次迭代之后，满足|M-M′|＜ε时，则M′即为最终的配电网主网络故障点距离M；
步骤6：比较M与N的大小，若M＝N，则实际故障点位于主网络，其距离G端的距离为N，计算结束；若M≠N，则实际故障点位于分支网络，进而执行步骤7；
步骤7：计算分支线路故障点的距离D；
分支线路故障点距离D为主网络故障点到所连接的分支线路故障点处的实际距离对配电网络进行等效，可获得故障后主网络流入分支线路的等效电流
Figure BDA0002710987540000091
以及主网络故障前主网络流入分支线路的等效电流
Figure BDA0002710987540000092
由于配电网分支线路近似于单端供电系统，当分支线路上发生故障时，负荷端电流对故障电流影响较小，可以忽略不计，因此，正序故障电流估计值
Figure BDA0002710987540000093
表示为
Figure BDA0002710987540000094
再应用预测距离N的求解方法，计算得出分支线路故障点距离D；
此时实际故障点位于分支线路上，其距离G段的距离为M+D。如图3所示多分支网络的12节点发生故障时，故障距离D就是节点3到节点12的距离，
为验证所提算法的可行性及有效性，下面使用OPENDSS仿真软件中建立了一个双端供电的多分支辐射状配电网络模型，如图4所示，该配电网络模型为14节点的10kV配电模型，其中μPMU配置于母线1与母线5处；在工频50HZ的条件下，线路主要参数为：线路正序电阻r1＝0.124Ω/km，零序电阻r0＝0.124Ω/km，正序电感l1＝0.2292mH/km，零序电感l0＝0.6875mH/km，正序电容c1＝250nF/km，零序电容c0＝375nF/km；线路参数来源于国网内蒙古东部电力有限公司基于智能电表同步量测数据的配电网故障定位技术研究项目。
首先对系统正常运行情况进行仿真，表一记录了系统网络正常运行时主要节点电压幅值与相角数据：
表一：系统正常运行时主要节点电压相量
Figure BDA0002710987540000101
表二记录了系统网络正常运行时主要线路电流的幅值与相角数据：
表二 系统正常运行时主要线路电流相量
Figure BDA0002710987540000102
在主干线路上B4位置设置各种类型金属性故障进行仿真，其中表三记录B4位置发生各种金属性故障时主要节点电压幅值和相角：
表三 B4位置金属性故障时主要节点电压相量
Figure BDA0002710987540000103
Figure BDA0002710987540000111
表四记录B4位置发生各种金属性故障时主要线路电流的幅值和相角：
表四 B4位置金属性故障时主要线路电流相量
Figure BDA0002710987540000112
Figure BDA0002710987540000121
在分支线路上B10位置设置各种金属性故障进行仿真，其中表五记录B10位置发生各种金属性故障时主要节点电压幅值和相角：
表五 B10位置金属性故障时主要节点电压相量
Figure BDA0002710987540000122
Figure BDA0002710987540000131
表六记录B10位置发生各种金属性故障时主要线路电流幅值和相角：
表六 B10位置金属性故障时主要线路电流相量
Figure BDA0002710987540000132
Figure BDA0002710987540000141
为了充分验证本算法的可行性及有效性，还针对其他不同故障情况进行大量的仿真分析，具体仿真数据表就不在此一一列出。
在节点4与节点10处过渡电阻大小为10Ω情况下，发生不同类型短路故障时，使用本算法的定位结果和相对误差如表七所示：
表七 不同故障类型的故障定位结果
Figure BDA0002710987540000142
Figure BDA0002710987540000151
其中：AG表示A相单相接地，BC表示BC两相相间短路，BCG表示BC两相接地短路，ABC表示ABC三相短路。
由表七的仿真结果可知：无论故障发生在主干线路还是分支线路上，对于各种故障类型，本算法均能通过N、M和D的阈值关系进行准确的定位。其中，三相短路时定位最为准确，相对误差最小；而发生单相接地故障时误差相对较大，但依旧可以满足定位精度的要求。
综上所述，本发明所提方法通过对三个距离参数N、M、D的计算和比较，可以有效判断故障发生在主干线路还是分支线路上，并能精确定位。通过OPENDSS仿真验证，所提方法在不同故障位置、不同大小的过渡电阻和不同故障类型的情况下均能较为精确的进行定位，具有一定的经济性和实用性，可以为配电网故障检修提供支持，提高电力系统供电的可靠性。
本发明未详述部分为现有技术。

Claims (1)

1.一种基于μPMU量测数据的配电网相间短路故障定位方法，其特征是：包括以下步骤：
步骤1：设定由双端电源供电的配电主网络其一端电源为G端，另一端电源为H端，在G端、H端分别配置μPMU，用以实时测量同步数据；在配电网络上发生的故障类型包括两相接地短路、两相相间短路和三相短路故障；
步骤2、获取线路长度L、线路单位长度阻抗z，发生故障后，获取发生故障后的故障点过渡电阻Rf、G端μPMU测量的故障电压相量
Figure FDA0002710987530000011
和电流相量
Figure FDA0002710987530000012
H端μPMU测量的故障电压相量
Figure FDA0002710987530000013
和电流相量
Figure FDA0002710987530000014
采用对称分量法对获取的数据进行处理，获取各数据的正序、负序和零序分量；
步骤3、建立线路故障正序网络模型；
步骤4、设定故障点为F，F到G端的预测距离为N，计算N；
第一步，不考虑线路对地等效电容的分流作用，由KVL定理可知，存在关系式：
Figure FDA0002710987530000015
式(1)中，
Figure FDA0002710987530000016
为G端的故障正序电压；N为故障点F到G端的预测距离，计量单位为千米；Z1为输电线路每千米的正序阻抗；
Figure FDA0002710987530000017
为G端的故障正序电流；
Figure FDA0002710987530000018
为故障点正序电流；Rf为故障点过渡电阻；
而正序故障电流
Figure FDA0002710987530000019
可表示为：
Figure FDA00027109875300000110
式(2)中，
Figure FDA00027109875300000111
为H端的故障正序电流；
将式(2)带入式(1)，可知N和过渡电阻Rf均为实数，根据实部和虚部两部分的关系，通过将式(1)分离为实部和虚部两个实数方程，并对方程组求解，计算出预测距离N；
第二步，考虑线路对地等效电容的分流的影响，重新校正预测距离N；当主网络G端电压为
Figure FDA0002710987530000021
则G端到故障点F的线路对地等效电容上流经的电流
Figure FDA0002710987530000022
可以表示为：
Figure FDA0002710987530000023
式(3)中，C1为线路单位长度对地电容，jωNC1为容抗；
所以，校正后G端线路上流经的电流
Figure FDA0002710987530000024
可以表示为：
Figure FDA0002710987530000025
同理可知，H端线路上校正后的电流
Figure FDA0002710987530000026
可以表示为：
Figure FDA0002710987530000027
设定预测距离校正值为N′，将式(1)与式(2)中的
Figure FDA0002710987530000028
替换为
Figure FDA0002710987530000029
替换为
Figure FDA00027109875300000210
N替换为N′，计算出N′；
设置一个迭代参数ε，经过有限次迭代之后，当满足|N-N′|＜ε时，则N′即为故障点F到G端的预测距离N；
步骤5：计算配电网主网络故障点实际距离M；
设定主网络故障点距离G端的实际距离为M，单位为千米；
第一步，不考虑线路对地等效电容的分流作用，故障发生后，根据线路故障网络模型，可分别由主网络G端、H两端的电压、电流相量得到主网络故障点处电压相量，其满足平衡方程：
Figure FDA00027109875300000211
Figure FDA00027109875300000212
方程(6)、(7)中，
Figure FDA00027109875300000213
为主网络故障点正序电压；
Figure FDA00027109875300000214
为主网络H端故障正序电压；
联立式(6)与式(7)，消去
Figure FDA0002710987530000031
得方程
Figure FDA0002710987530000032
化简得：
Figure FDA0002710987530000033
M即为配电网主网络故障点的实际距离；
第二步，考虑线路对地等效电容的分流作用，重新校正配电网主网络故障点的实际距离M，考虑线路对地电容的分流作用，两端对地电容的分流电流分别为：
Figure FDA0002710987530000034
Figure FDA0002710987530000035
将
Figure FDA0002710987530000036
替换为
Figure FDA0002710987530000037
替换为
Figure FDA0002710987530000038
代入式(9)对故障点实际距离M重新进行计算，得到故障点实际距离校正值M′，选取迭代参数ε，经过有限次迭代之后，满足|M-M′|＜ε时，则M′即为最终的配电网主网络故障点距离M；
步骤6：比较M与N的大小，若M＝N，则实际故障点位于主网络，其距离G端的距离为N，计算结束；若M≠N，则实际故障点位于分支网络，进而执行步骤7；
步骤7：计算分支线路故障点的距离D；
分支线路故障点距离D为主网络故障点到所连接的分支线路故障点处的实际距离，对配电网络进行等效，可获得故障后主网络流入分支线路的等效电流
Figure FDA0002710987530000039
以及主网络故障前主网络流入分支线路的等效电流
Figure FDA00027109875300000310
由于配电网分支线路近似于单端供电系统，当分支线路上发生故障时，负荷端电流对故障电流影响较小，可以忽略不计，因此，正序故障电流估计值
Figure FDA0002710987530000041
表示为
Figure FDA0002710987530000042
再应用预测距离N的求解方法，计算得出分支线路故障点距离D；
此时实际故障点位于分支线路上，其距离G段的距离为M+D。
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