CN112731052A - 一种基于零序特征量的配电网接地故障区段定位方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种基于零序特征量的配电网接地故障区段定位方法，包括以下步骤：S1、利用终端采集线路零序电压和零序电流量，终端启动并读取定值；S2、若零序电压大于启动定值，则为发生接地故障；S3、延时后，若终端计算的零序特征量和相邻终端零序特征量之比大于整定值，则终端和相邻终端中零序特征量大者位于故障点上游，否则终端位于故障点同一侧；S4、各终端上送判断结果至配电自动化主站；S5、配电自动化主站根据各终端判断结果输出定段结果并遥控切除故障区段。本发明方法可用于谐振接地配电网接地故障区段定位，具有适应性广，灵敏度高，计算速度快的特点。

Description

一种基于零序特征量的配电网接地故障区段定位方法

技术领域

本发明涉及谐振接地配电网故障区段定位领域，尤其涉及一种基于零序特征量的配电网接地故障区段定位方法。

背景技术

配电网作为电力网的末端，直接影响用户安全、优质、经济等电能指标。随着我国配电网络的不断发展，用户对供电的可靠性、供电质量、供电安全性提出了更高的要求，一旦配电网络发生故障，需快速进行故障定位和隔离，以最短时间恢复用户供电。由于配电网采用非有效接地运行，接地故障电流较少，难以实现故障点的快速、可靠隔离。近年来，随着配电网单相接地故障发生几率的增高，给人畜安全带来很大风险，配电网的单相接地故障隔离问题引起热烈的关注。

现有的小电阻接地方式存在着较为明显的保护死区，当单相接地过渡电阻超过100欧后，零序电流小于整定值就无法动作。消弧线圈并联小电阻接地方式，又存在增容改造问题，无法解决高阻接地问题。零序电流法利用线路零序电流的幅值及相位特征进行故障区段定位，但对于高阻故障，检测仍然比较困难。中电阻法所需的中性点电阻设计困难，所需投资较高，且人为增大了接地电流，增大了系统安全隐患和对通讯系统的干扰，不利于人身安全，且该方法也不能检测瞬时性和间歇性接地故障。暂态零模电流波形相似法仅需暂态零模电流信号，避免了安装电压互感器带来的问题，且检测灵敏度较高，不受中性点运行方式的影响，但是该方法对所应用系统的通信网络要求较高，通信数据量大。

发明内容

为解决现有技术所存在的技术问题，本发明提供一种基于零序特征量的配电网接地故障区段定位方法，利用故障定位区段配电网自动化终端采集两个工频采样周期内零序特征量的最大值，并与相邻终端比较判断终端是否位于故障点上游，配电网自动化终端通过分析各配电网自动化终端上送结果判断出正确的故障区段，灵敏度高，实现成本低，实际应用可行性高。

本发明采用以下技术方案来实现：一种基于零序特征量的配电网接地故障区段定位方法，包括以下步骤：

S1、利用配电网自动化终端采集线路零序电压和零序电流量，配电网自动化终端启动并读取定值；

S2、若零序电压大于启动定值，则为发生接地故障，其中，启动定值按躲开最大三相不平衡电压整定；

S3、进行延时后，若配电网自动化终端计算的零序特征量和相邻配电网自动化终端零序特征量之比大于整定值，则配电网自动化终端和相邻配电网自动化终端中零序特征量大者位于故障点上游，否则两相邻配电网自动化终端位于故障点同一侧；

S4、各配电网自动化终端上送判断结果至配电自动化主站；

S5、配电自动化主站根据各配电网自动化终端判断结果输出定段结果并遥控切除故障区段。

本发明与现有技术相比，具有如下优点和有益效果：

1、本发明利用故障定位区段配电网自动化终端采集两个工频采样周期内零序特征量的最大值，并与相邻终端比较判断终端是否位于故障点上游，配电网自动化终端通过分析各配电网自动化终端上送结果判断出正确的故障区段，灵敏度高，实现成本低，实际应用可行性高。

2、本发明可用于金属接地故障、低阻接地故障、高阻接地故障以及非线性弧光接地故障的准确定位区段，对大多数的单相接地故障尤其是高阻接地故障都具有较好的适应性，同时，提出的零序特征量算法简单，计算速度快，对采样频率的要求不高。

附图说明

图1是本发明定位方法的流程图；

图2是本发明谐振接地系统的故障等值电路；

图3是本发明利用MATLAB作出t₁随M值变化的曲线；

图4是本发明仿真验证谐振接地配电网电路图。

具体实施方式

下面结合实施例及附图对本发明作进一步详细的描述，但本发明的实施方式不限于此。

实施例

如图1所示，本发明一种基于零序特征量的配电网接地故障区段定位方法，主要包括以下步骤：

S1、利用配电网自动化终端采集线路零序电压和零序电流量，配电网自动化终端启动并读取定值。

利用采样频率为10kHz的配电网自动化馈线终端，同时采集线路的零序电压和零序电流量。

S2、若零序电压大于启动定值，则为发生接地故障，其中，启动定值按躲开最大三相不平衡电压整定。

S3、进行延时5ms后，若配电网自动化终端计算的零序特征量和相邻配电网自动化终端零序特征量之比大于整定值，则配电网自动化终端和相邻配电网自动化终端中零序特征量大者位于故障点上游，否则两相邻配电网自动化终端位于故障点同一侧。

如图2所示，本实施例中，谐振接地系统的故障等值电路，其故障微分方程为：

其中，U_f和φ分别为故障点虚拟电源的幅值和相位，可用故障前故障相电压的幅值和相角代替；u_f为故障点等值电势；t为采样时间；R_f为过渡电阻；L_C为消弧线圈等值电抗；C_∑为系统总对地电容；

为对应的对地电感电流，ω₀为工频电角速度。

上式为二阶线性非齐次方程，其特征根p₁和p₂分别为：

其中，p₁为过阻尼状态下故障微分方程的特征根，p₂为过阻尼状态下故障微分方程的另一个特征根。

其零序特征量P(n)表达式为：

其中，

为流经第k个配电网自动化终端的零序电流，u₀为零序电压，T₀为工频信号周期。

另外，对于故障点下游来说，由于下游的零序电流为电容电流，若忽略线路串联阻抗则有：

其中，

为故障点下游零序电流之和，l为总线路区段数，n为第n段线路，k为起始计算线路，C_n为第n段线路等值对地电容，e为自然对数。

对该式两边求时间t到(t+T₀)的积分可得：

其中，C_k为第k段线路等值对地电容，C_k的数量级为10^-6，可认为近似等于0，而且上式不受过渡电阻的影响。对于故障点上游来说，当过渡电阻较大时，谐振接地系统处于欠阻尼下，零序电流积分为：

具体地，

其中，

为故障点上游零序电流之和，B为零序电流周期分量系数，为零序电压非周期衰减分量系数，A₄为零序电流非周期衰减分量系数，δ为衰减因子，ω_f为谐振频率，

为零序电流非周期衰减分量初始角，θ为和差化积结果,

继续化简可得：

其中，R_f为过渡电阻，该式括号中的分子大于零，因此满足

零序电压差值为：

根据以上分析可知，对于故障点上游的零序特征量，必存在时间区段，使得零序特征量

的绝对值远大于下游零序特征量，而且零序特征量的极大值以周期性出现，周期为每隔π/ω_f出现一次，这一特性可作为区分故障点上下游的依据。当过渡电阻较小时，系统处于过阻尼下，上游零序特征量为：

取过渡电阻系数M(0<M<1)，使得

可获取过渡电阻系数M为变量的t₁的表达式：

其中，t₁为零序特征量取极值的时刻。

如图3所示，本实施例中，利用MATLAB作出t₁随M值变化的曲线，随着过渡电阻系数的增大，时间t₁也在不断增大，但其值一直较小，在数毫秒以内，能够满足暂态过程分析的需要。当t＝t₁时，上游零序特征量取得极大值，且仅出现一次。因此，在过阻尼情况下可通过比较上下游零序特征量进行暂态过程中的故障定段。

本实施例中，对于故障区段定位配电网自动化终端零序特征量算法，利用梯形数值积分法对零序特征量进行离散化计算，且为了防止故障点下游计算值过小，零序电流在计算时扩大1000倍，则故障区段定位的零序特征量可表示为：

其中，i₀(i)为故障区段定位配电网自动化终端扩大了1000倍的零序电流采样值，m为计算起始点，T_S为计算周期，i₀(m)为第m个采样点的零序电流，i₀为零序电流，u₀(m)为第m个采样点的零序电压。

另外，由于ω_f不等于ω₀，u₀(n+T)-u₀(n)在大部分时间内不会等于0。若出现u₀(n+T)-u₀(n)＝0的情况，可微调积分周期重新计算故障区段定位的零序特征量P(n)，此时T_S应等于每工频周波的采样点数减1，T₀应等于20ms减去采样间隔。

为使定段方法在高阻和低阻故障接地下都有较好的适应性，通过计算两个工频周波内，两个相邻配电网自动化终端故障区段定位的零序特征量P(n)最大值之比作为判定该配电网自动化终端位于故障点上游的依据，即：

K_i,i+1＞K_set

其中，K_set为整定值，可由仿真结果分析得到，比值K_i,i+1为：

其中，K_i,i+1为相邻两终端零序特征量最大值之比，P(n)_i.max为第i个终端的P(n)最大值，P(n)_i+1.max为第i+1个终端的P(n)最大值，当K_i,i+1大于整定值时，则可判定故障区段在这两个相邻配电网自动化终端内，且P(n)较大者为上游侧，较小者为下游侧，若K_i,i+1小于整定值则两个配电网自动化终端位于同一侧。

S4、各配电网自动化终端上送判断结果至配电自动化主站。

S5、配电自动化主站根据各配电网自动化终端判断结果输出定段结果并遥控切除故障区段。

在本实施例仿真验证中，信号由电磁暂态仿真软件PSCAD发出，仿真电路如图4所示，系统共有三条馈线L₁、L₂和L₃均为10km长度的电缆线路，单位长度线路电容为0.33μF。L₁带有4km长的架空线分支线路，单位长度线路电容为0.01μF。Q₁、Q₂、Q₃、Q₄等距安装于馈线L₁，Q₅安装于L₁分支线路的首端。负荷LD1和LD2均为3MW，功率因数为0.9。f₁至f₂为不同的故障点，每个故障点均在该区段的中点。仿真步长为100μs，对应采样频率为10kHz。故障初相角随机，仿真验证测试结果如表1所示，其中，故障区段0表示母线故障，另外，表1中金属接地时取过渡电阻为1Ω，电弧接地模型的电导可表示为：

其中，g₁＝0.0005s，g₂＝0.001667，k₁＝2.333e-7，k₂＝-0.0002，U₁＝1.5kV,U₂＝4kV，U_f为故障点等值电势。

表1仿真验证测试结果

由仿真实验数据可知本发明方法能够用于金属接地故障、低阻接地故障、高阻接地故障以及非线性弧光接地故障的准确定段，对大多数的单相接地故障，如高阻接地故障都具有较好的适应性。同时，本发明方法提出的零序特征量算法简单，计算速度快，对采样频率的要求不高，10kHz的采样频率已经能够满足采样要求，零序特征量在故障点同一侧时与不同侧的比值差距很大，灵敏度非常高。综上，本发明方法具有适用范围较广，灵敏度高，实现成本不高的特点，在实际应用中可行性较高。

上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他的任何未背离本发明的精神实质与原理下所作的改变、修饰、替代、组合、简化，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种基于零序特征量的配电网接地故障区段定位方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1、利用配电网自动化终端采集线路零序电压和零序电流量，配电网自动化终端启动并读取定值；

S2、若零序电压大于启动定值，则为发生接地故障，其中，启动定值按躲开最大三相不平衡电压整定；

S3、进行延时后，若配电网自动化终端计算的零序特征量和相邻配电网自动化终端零序特征量之比大于整定值，则配电网自动化终端和相邻配电网自动化终端中零序特征量大者位于故障点上游，否则两相邻配电网自动化终端位于故障点同一侧；

S4、各配电网自动化终端上送判断结果至配电自动化主站；

S5、配电自动化主站根据各配电网自动化终端判断结果输出定段结果并遥控切除故障区段。

2.根据权利要求1所述的配电网接地故障区段定位方法，其特征在于，步骤S3中零序特征量P(n)表达式为：

其中，

为流经第k个配电网自动化终端的零序电流，u₀为零序电压，T₀为工频信号周期，t为采样时间。

3.根据权利要求2所述的配电网接地故障区段定位方法，其特征在于，步骤S3中故障点下游零序电流表达式为：

其中，

为故障点下游零序电流之和，l为总线路区段数，n为第n段线路，k为起始计算线路,C_n为第n段线路等值对地电容。

4.根据权利要求3所述的配电网接地故障区段定位方法，其特征在于，步骤S3中对故障点下游零序电流求时间t到(t+T₀)的积分可得：

其中，C_k为第k段线路等值对地电容，C_k的数量级为10^-6。

5.根据权利要求4所述的配电网接地故障区段定位方法，其特征在于，步骤S3中故障点上游零序电流积分为：

其中，

为故障点上游零序电流之和，ω₀为工频电角速度，L_C为消弧线圈等值电抗，C_∑为系统总对地电容，B为零序电流周期分量系数，A₄为零序电流非周期衰减分量系数，δ为衰减因子，ω_f为谐振频率，

为零序电流非周期衰减分量初始角，θ为和差化积结果。

6.根据权利要求5所述的配电网接地故障区段定位方法，其特征在于，步骤S3中零序电压差值为：

其中，A₂为零序电压非周期衰减分量系数。

7.根据权利要求6所述的配电网接地故障区段定位方法，其特征在于，步骤S3中上游零序特征量为：

其中，R_f为过渡电阻，p₁为过阻尼状态下故障微分方程的特征根，p₂为过阻尼状态下故障微分方程的另一个特征根。

8.根据权利要求7所述的配电网接地故障区段定位方法，其特征在于，步骤S3过渡电阻系数M为变量的t₁的表达式：

其中，t₁为零序特征量取极值的时刻。

9.根据权利要求8所述的配电网接地故障区段定位方法，其特征在于，步骤S3中利用梯形数值积分法对零序特征量进行离散化计算，则故障区段定位的零序特征量的表达式为：

其中，i₀(i)为故障区段定位配电网自动化终端扩大了1000倍的零序电流采样值，m为计算起始点，T_S为计算周期，i₀(m)为第m个采样点的零序电流，i₀为零序电流，u₀(m)为第m个采样点的零序电压。

10.根据权利要求9所述的配电网接地故障区段定位方法，其特征在于，步骤S3中通过计算两个工频周波内，两个相邻配电网自动化终端故障区段定位的零序特征量P(n)最大值之比作为判定配电网自动化终端位于故障点上游的依据，具体为：

K_i,i+1＞K_set

其中，K_set为整定值，比值K_i,i+1为：

其中，K_i,i+1为相邻两终端零序特征量最大值之比，P(n)_i.max为第i个终端的P(n)最大值，P(n)_i+1.max为第i+1个终端的P(n)最大值。

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