CN113311287B - 一种应用于双端vsc控制的直流配电网的故障测距方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种应用于双端VSC控制的直流配电网的故障测距方法，包括：对采集的故障电流信号进行处理得到等效时间反转1模电流故障暂态行波信号序列；构建镜像网络，利用镜像网络线路中预设的m个假设故障点接收信号序列并计算其能量值，根据能量值计算结果得到故障点位置，确定故障距离，实现故障测距。本发明能够在镜像网络空间线路中反映电磁能量分布的差异，避免基于行波理论的传统测距方法在冗余度较高的直流配电网中故障特征不明显的问题，能够克服直流配电网可供利用的故障数据窗太短，故障信息太少的局限，提高了测距精度，同时针对直流配电网特有的故障物理特性鲁棒性更强，在不同工况下具有准确性和适用性。

Description

一种应用于双端VSC控制的直流配电网的故障测距方法

技术领域

本发明涉及配电网故障测距的技术领域，尤其涉及一种应用于双端VSC控制的直流配电网的故障测距方法。

背景技术

近年来，随着国民经济生活水平的提高和电力电子技术的发展，传统交流配电网已经难以满足目前多种负荷接入的需求。和交流配电网相比，直流配电网已逐渐取得了很多技术上和经济上的优势。而直流配电网发生线路故障时，当前直流配电网不具备切除故障线路的能力，需要断开交流侧的交流断路器切除故障线路，将会造成大范围停电，导致重大的经济损失，降低了配电系统运行的可靠性。快速准确定位、切除故障线路和恢复非故障区域供电，减小永久性故障的修复时间，保障故障不会再次发生，有利于电力系统稳定运行。因此，研究快速、准确的故障测距方法对于直流配电网的可靠运行具有重要的理论和实践意义。

通常，国内多采用行波保护作为直流线路主保护。线路发生故障后，故障线路产生高频电磁波，电压、电流行波在线路中折反射并且携带有大量故障信息，提取故障行波的暂态信息，通过合理计算实现测距，然而现有的直流线路测距方法多适用于高电压远距离的直流输电，难以解决直流配电网的线路短，冗余度高，故障特征不明显的局限。

发明内容

本部分的目的在于概述本发明的实施例的一些方面以及简要介绍一些较佳实施例。在本部分以及本申请的说明书摘要和发明名称中可能会做些简化或省略以避免使本部分、说明书摘要和发明名称的目的模糊，而这种简化或省略不能用于限制本发明的范围。

鉴于上述现有存在的问题，提出了本发明。

因此，本发明解决的技术问题是：解决直流配电网发生故障时线路故障差异不明显，线路短，冗余度高，故障信息较少的问题。

为解决上述技术问题，本发明提供如下技术方案：基于双端VSC控制的直流配电网线路故障时线路两端的电流采样，对采样值中的故障电流进行解耦变换，得到1模电流故障暂态行波信号；对所述1模电流故障暂态行波信号进行时间反转处理，得到时间反转1模电流故障暂态行波信号；基于离散二进小波变换策略分解所述时间反转1模电流故障暂态行波信号，并求取分解得到的高频分量的小波系数模极大值，利用脉冲函数表示所述小波系数模极大值，将所述脉冲函数构成的脉冲函数序列作为等效时间反转1模电流故障暂态行波信号序列；构建镜像网络，利用所述镜像网络线路中预设的m个假设故障点接收所述等效时间反转1模电流故障暂态行波信号序列并计算其能量值，根据所述能量值计算结果得到故障点位置，确定故障距离，实现故障测距。

作为本发明所述的应用于双端VSC控制的直流配电网的故障测距方法的一种优选方案，其中：对所述1模电流故障暂态行波信号进行时间反转处理包括，

i_1TR(t)＝i₁(T-t)

其中，为所述时间反转1模电流故障暂态行波信号序列，T为所取时间窗。

作为本发明所述的应用于双端VSC控制的直流配电网的故障测距方法的一种优选方案，其中：所述基于离散二进小波变换策略分解所述时间反转1模电流故障暂态行波信号包括，

其中，h(k)与g(k)分别为小波系数序列，n为采样序号，j为小波变换尺度，为所述时间反转1模电流故障暂态行波信号在第j层的低频部分/近似部分的小波系数得到对应的小波变换系数，/>为所述时间反转1模电流故障暂态行波信号在第j层的高频部分(细节部分)的小波系数。

作为本发明所述的应用于双端VSC控制的直流配电网的故障测距方法的一种优选方案，其中：所述高频分量的小波系数模极大值包括，当|n-n₀|＜ε时，对任意的n≠n₀，满足：

其中，ε为任意正数，为信号s(n)在n₀处的模极大值。

作为本发明所述的应用于双端VSC控制的直流配电网的故障测距方法的一种优选方案，其中：所述线路端点处接收到的所述1模电流故障暂态行波信号在频域中的表示包括，

E_i(x_f,x_i,ω)＝G(x_f,x_i,ω)X_F(ω)

其中，G为格林函数，X_F(ω)为故障点产生的信号，x_f为故障点位置，x_i为测量点所在位置，x_s为假设故障点所在位置，ω为角频率，i为测量点编号。

作为本发明所述的应用于双端VSC控制的直流配电网的故障测距方法的一种优选方案，其中：所述1模电流故障暂态行波信号序列包括，

其中，i₁(t)为1模电流故障暂态行波信号，i_P(t)为正极故障电流，i_N(t)负极故障电流序列。

作为本发明所述的应用于双端VSC控制的直流配电网的故障测距方法的一种优选方案，其中：所述镜像网络包括，将所述线路中电阻、电导、电容、电感分别设置为0、0、-L、-C构成所述镜像网络，并对所述镜像网络线路预设m个假设故障点。

作为本发明所述的应用于双端VSC控制的直流配电网的故障测距方法的一种优选方案，其中：所述假设故障点接收到的所述等效时间反转1模电流故障暂态行波信号和能量值包括，

其中，G_TR为所述时间反转过程中的位置响应，为所述等效时间反转1模电流故障暂态行波信号，x_f为故障点位置，x_i为测量点所在位置，ω为角频率，i为测量点编号。

作为本发明所述的应用于双端VSC控制的直流配电网的故障测距方法的一种优选方案，其中：所述故障点位置包括，所述镜像网络中能量值最大处为所述故障点位置：

作为本发明所述的应用于双端VSC控制的直流配电网的故障测距方法的一种优选方案，其中：将所述等效时间反转1模电流故障暂态行波信号作为新的激励重新输入回直流配电网系统，则所述时间反转过程产生的位置响应包括，

其中，x′表示所述时间反转过程在所述镜像网络的积分路径。

本发明的有益效果：本发明通过基于电磁波在介质中的传播，利用时间反转方法在线路故障处电磁能量最大的特点，在双端直流配电网的镜像网络空间中求解故障距离。该测距方法能够在镜像网络空间线路中反映电磁能量分布的差异，能够避免基于行波理论的传统测距方法在冗余度较高的直流配电网中故障特征不明显的问题，此外能够克服直流配电网可供利用的故障数据窗太短，故障信息太少的局限，从而提高了测距精度，同时针对直流配电网特有的故障物理特性鲁棒性更强，在不同工况下具有准确性和适用性。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。其中：

图1为本发明一个实施例提供的应用于双端VSC控制的直流配电网的故障测距方法的基本流程示意图；

图2为本发明一个实施例提供的应用于双端VSC控制的直流配电网的故障测距方法的直流配电网拓扑结构示意图；

图3为本发明一个实施例提供的应用于双端VSC控制的直流配电网的故障测距方法的故障测距过程示意图。

具体实施方式

为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合说明书附图对本发明的具体实施方式做详细的说明，显然所描述的实施例是本发明的一部分实施例，而不是全部实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本发明的保护的范围。

在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明，但是本发明还可以采用其他不同于在此描述的其它方式来实施，本领域技术人员可以在不违背本发明内涵的情况下做类似推广，因此本发明不受下面公开的具体实施例的限制。

其次，此处所称的“一个实施例”或“实施例”是指可包含于本发明至少一个实现方式中的特定特征、结构或特性。在本说明书中不同地方出现的“在一个实施例中”并非均指同一个实施例，也不是单独的或选择性的与其他实施例互相排斥的实施例。

本发明结合示意图进行详细描述，在详述本发明实施例时，为便于说明，表示器件结构的剖面图会不依一般比例作局部放大，而且所述示意图只是示例，其在此不应限制本发明保护的范围。此外，在实际制作中应包含长度、宽度及深度的三维空间尺寸。

同时在本发明的描述中，需要说明的是，术语中的“上、下、内和外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，术语“第一、第二或第三”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。

本发明中除非另有明确的规定和限定，术语“安装、相连、连接”应做广义理解，例如：可以是固定连接、可拆卸连接或一体式连接；同样可以是机械连接、电连接或直接连接，也可以通过中间媒介间接相连，也可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。

实施例1

本实施例的故障测距方法用于给双端VSC控制的直流配电网进行测距，相较于传统交流配电网接入直流负荷与分布式电源效率低，直流配电网络系统均通过电力电子变换器与上层配电母线连接，直流配电网的线路损耗更低，传输效率更高；分布式电源、直流负荷、储能装置经直流电网并网运行，节省大量中间变流环节；直流配电网理论上无需考虑进行无功补偿，且显著降低供电通道占地在土地资源中的比重、具有系统稳定性好等优势。实施例中的直流配电网拓扑如图2所示，两端供电型直流配电网中以两端10kV交流电源作为主要供电电源，分别通过两电平式电压源型换流器并网换流器向直流配电网提供能量支撑；网络中考虑光伏发电装置等分布式电源的接入，考虑储能装置和充电单元的接入，负荷包含直流负荷和交流负荷。本发明考虑直流配电网运行过程中概率较高的单极接地故障和极间故障，以及实际情况下过渡电阻的不确定性和采样过程中存在的噪声感扰，因而将故障测距方法应用到不同工况下的故障情形中。

参照图1～3，为本发明的一个实施例，提供了一种应用于双端VSC控制的直流配电网的故障测距方法，包括：

S1：基于双端VSC控制的直流配电网线路故障时线路两端的电流采样，对采样值中的故障电流进行解耦变换，得到1模电流故障暂态行波信号；需要说明的是，

1模电流故障暂态行波信号序列包括：

其中，i₁(t)为1模电流故障暂态行波信号，i_P(t)为正极故障电流，i_N(t)负极故障电流序列。

S2：对1模电流故障暂态行波信号进行时间反转处理，得到时间反转1模电流故障暂态行波信号；需要说明的是，

对1模电流故障暂态行波信号进行时间反转处理包括：

i_1TR(t)＝i₁(T-t)

其中，为时间反转1模电流故障暂态行波信号序列，T为所取时间窗。

具体的，对于1模电流故障暂态行波信号i₁(t)进行时间反转处理，取时间窗5ms，在时间窗内将1模电流故障暂态行波信号沿时间轴取反。

S3：基于离散二进小波变换策略分解时间反转1模电流故障暂态行波信号，并求取分解得到的高频分量的小波系数模极大值，利用脉冲函数表示小波系数模极大值，将脉冲函数构成的脉冲函数序列作为等效时间反转1模电流故障暂态行波信号序列；需要说明的是，

基于离散二进小波变换策略分解时间反转1模电流故障暂态行波信号，将时间反转1模电流故障暂态行波信号分解为以下形式：

其中，h(k)与g(k)分别为小波系数序列，n为采样序号，j为小波变换尺度，为时间反转1模电流故障暂态行波信号在第j层的低频部分/近似部分的小波系数得到对应的小波变换系数，/>为时间反转1模电流故障暂态行波信号在第j层的高频部分(细节部分)的小波系数。

进一步的，滤除低频分量，对时间反转1模电流故障暂态行波信号高频分量求取小波变换系数模极大值，其中，高频分量的小波系数模极大值包括：

当|n-n₀|＜ε时，对任意的n≠n₀，满足：

其中，ε为任意正数，为信号s(n)在n₀处的模极大值。

基于B样条小波求取1模电流故障暂态行波信号高频分量的模极大值，滤除换流器产生的偶数次谐波，求取此外剔除李氏指数小于零的数据，可以避免采样噪声的干扰。

更进一步的，利用脉冲函数表示每一处时间反转1模电流故障暂态行波信号的小波变换模极大值。其中，脉冲函数的脉冲强度与小波变换系数的模极大值相等，将脉冲函数构成的脉冲函数序列作为等效时间反转1模电流故障暂态行波信号序列i_1TR(T-t)。

S4：构建镜像网络，利用镜像网络线路中预设的m个假设故障点接收等效时间反转1模电流故障暂态行波信号序列并计算其能量值，根据能量值计算结果得到故障点位置，确定故障距离，实现故障测距；需要说明的是，

镜像网络包括：将线路中电阻、电导、单位长度的电容、单位长度的电感分别设置为0、0、-L、-C构成镜像网络，使得双端VSC控制的直流配电网镜像网络线路分布参数为0、0、-L、-C，并使得传播系数对镜像网络线路预设m个假设故障点。

另外，线路端点处接收到的1模电流故障暂态行波信号在频域中的表示包括，

E_i(x_f,x_i,ω)＝G(x_f,x_i,ω)X_F(ω)

其中，G为格林函数，X_F(ω)为故障点产生的信号，x_f为故障点位置，x_i为测量点所在位置，ω为角频率，i为测量点编号。

对于假设故障点接收到的等效时间反转1模电流故障暂态行波信号和能量值包括：

其中，G_TR为时间反转过程中的位置响应，为等效时间反转1模电流故障暂态行波信号，x_f为故障点位置，x_i为测量点所在位置，x_s为假设故障点所在位置，ω为角频率，i为测量点编号。

进一步的，故障点位置包括：

镜像网络中能量值最大处即为故障点位置，具体表示为：

更进一步的，将等效时间反转1模电流故障暂态行波信号作为新的激励重新输入回直流配电网系统，则时间反转过程产生的位置响应包括，

其中，x′表示时间反转过程在镜像网络的积分路径。

由于本实施例所需要处理的故障数据量较大，因此未列出所有故障数据，仅以数学符号代之，在实施过程中代入具体故障数据即可；另外，本实施例取时间窗5ms，不必标定波头到达时刻，每隔0.01km取一个假设故障点。

本发明通过基于电磁波在介质中的传播，利用时间反转方法在线路故障处电磁能量最大的特点，在双端直流配电网的镜像网络空间中求解故障距离；该测距方法能够在镜像网络空间线路中反映电磁能量分布的差异，能够避免基于行波理论的传统测距方法在冗余度较高的直流配电网中故障特征不明显的问题，此外能够克服直流配电网可供利用的故障数据窗太短，故障信息太少的局限，从而提高了测距精度，同时针对直流配电网特有的故障物理特性鲁棒性更强，在不同工况下具有准确性和适用性。

实施例2

为对本方法中采用的技术效果加以验证说明，本实施例采用传统技术方案与本发明方法进行对比测试，以科学论证的手段对比试验结果，以验证本方法所具有的真实效果。

传统的技术方案：现有直流线路多采用行波法作为主保护，但该方法在实施过程中受采样装置和波头识别技术的制约，且直流配电网线路较短，会对测距精度产生影响。

为验证本方法相对传统方法可充分利用直流配电网故障短时窗，强暂态的特点，在不同工况下有较高鲁棒性和适用性。本实施例中将采用传统行波测距方法和本方法分别对不同工况下的故障情况进行测距误差对比。

测试环境：在PSCAD/EMTDC中搭建±10kV双端VSC结构直流配电系统模型，并考虑过渡电阻的变化和不同故障类型的影响进行故障仿真和数据采集，利用MATLAB进行方法验证。分别利用传统行波测距方法标定波头利用时间差进行双端测距试验并获得测距结果数据。采用本方法，则无需标定波头，由于直流保护要求在故障5ms内切说断故障，时间窗选择5ms，并运用MATLAB软件编程实现本方法的仿真测试，根据实验结果得到仿真数据。在线路各处设置不同数值过渡电阻，并设置单极接地故障、两级极间故障，设置采样频率为50kHz，测量线路两端故障电流，结果如下表给出测距误差的数据其中单位百分比表示为故障距离占线路的长度。

表1：不同过渡电阻下的测距结果表。

表2：不同故障类型的测距结果表。

如上表所示，本方法不同工况下测距误差百分比均小于0.5％，传统行波测距法误差百分比在0.5％以上，体现了本发明测距精度的提升，具有非常实际的应用价值。

应说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管参照较佳实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明的技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本发明技术方案的精神和范围，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (6)

1.一种应用于双端VSC控制的直流配电网的故障测距方法，其特性在于，包括：

基于双端VSC控制的直流配电网线路故障时线路两端的电流采样，对采样值中的故障电流进行解耦变换，得到1模电流故障暂态行波信号；

所述1模电流故障暂态行波信号包括，

其中，i₁(t)为1模电流故障暂态行波信号，i_P(t)为正极故障电流，i_N(t)为负极故障电流；

对所述1模电流故障暂态行波信号进行时间反转处理，得到时间反转1模电流故障暂态行波信号；

对所述1模电流故障暂态行波信号进行时间反转处理包括，

i_1TR(t)＝i₁(T-t)

其中，i_1TR为所述时间反转1模电流故障暂态行波信号，T为所取时间窗；

对于1模电流故障暂态行波信号i₁(t)进行时间反转处理，取时间窗5ms，在时间窗内将1模电流故障暂态行波信号沿时间轴取反；

基于离散二进小波变换策略分解所述时间反转1模电流故障暂态行波信号，并求取分解得到的高频分量的小波系数模极大值，利用脉冲函数表示所述小波系数模极大值，将所述脉冲函数构成的脉冲函数序列作为等效时间反转1模电流故障暂态行波信号序列；

所述高频分量的小波系数模极大值包括，

当|n-n₀|＜ε时，对任意的n≠n₀，满足：

其中，n为采样序号，ε为任意正数，为信号s(n)在n₀处的模极大值；

构建镜像网络，利用所述镜像网络线路中预设的m个假设故障点接收所述等效时间反转1模电流故障暂态行波信号序列并计算其能量值，根据所述能量值计算结果得到故障点位置，确定故障距离，实现故障测距；

将所述等效时间反转1模电流故障暂态行波信号作为新的激励重新输入回直流配电网系统，则所述时间反转过程产生的位置响应包括，

其中，G_TR为所述时间反转过程中的位置响应，ω为角频率，x_f为故障点位置，x′表示所述时间反转过程在所述镜像网络的积分路径。

2.如权利要求1所述的应用于双端VSC控制的直流配电网的故障测距方法，其特征在于：所述基于离散二进小波变换策略分解所述时间反转1模电流故障暂态行波信号包括，

其中，h_k与g_k分别为小波系数序列，n为采样序号，j为小波变换尺度，为所述时间反转1模电流故障暂态行波信号在第j层的低频部分的小波系数得到对应的小波变换系数，/>为所述时间反转1模电流故障暂态行波信号在第j层的高频部分的小波系数。

3.如权利要求2所述的应用于双端VSC控制的直流配电网的故障测距方法，其特征在于：所述线路端点处接收到的所述1模电流故障暂态行波信号在频域中的表示包括，

E_i(x_f,x_i,ω)＝G(x_f,x_i,ω)X_F(ω)

其中，G为格林函数，X_F(ω)为故障点产生的信号，x_f为故障点位置，x_i为测量点所在位置，ω为角频率，i为测量点编号。

4.如权利要求3所述的应用于双端VSC控制的直流配电网的故障测距方法，其特征在于：所述镜像网络包括，

将所述线路中电阻、电导、电容、电感分别设置为0、0、-L、-C构成所述镜像网络，并对所述镜像网络线路预设m个假设故障点。

5.如权利要求4所述的应用于双端VSC控制的直流配电网的故障测距方法，其特征在于：所述假设故障点接收到的所述等效时间反转1模电流故障暂态行波信号和能量值包括，

其中，G_TR为所述时间反转过程中的位置响应，为所述等效时间反转1模电流故障暂态行波信号，x_f为故障点位置，x_i为测量点所在位置，x_s为假设故障点所在位置，ω为角频率，i为测量点编号。

6.如权利要求5所述的应用于双端VSC控制的直流配电网的故障测距方法，其特征在于：所述故障点位置包括，

所述镜像网络中能量值最大处为所述故障点位置：