CN116660689A - 一种基于组合信号注入的主动式配电网单相接地故障定位方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及电力系统及其自动化技术领域，具体涉及基于组合信号注入的主动式配电网单相接地故障定位方法，包括确定故障相、注入介值信号进行故障区段定位、注入单脉冲高频信号进行故障测距、整合定位结果四个步骤。经上述步骤后，便可得到两个故障定位信息，结合线路参数和拓扑信息，整合故障定位信息，得到最终的故障定位结果，即：故障所在分支和故障点距离变电站母线的距离。由于能够确定故障点所在分支和距离检测点的具体距离，提高了定位的精确度，不再需工作人员巡线确定故障位置，得到的故障位置信息可用于指导工作人员前往故障位置，进行故障清除作业，缩短故障排除时间，提升配电网供电可靠性。

Description

一种基于组合信号注入的主动式配电网单相接地故障定位 方法

技术领域

本发明涉及电力系统及其自动化技术领域，具体涉及基于组合信号注入的主动式配电网单相接地故障定位方法。

背景技术

在我国6kV至66kV配电网中，广泛采用小电流接地系统，此种系统发生单相接地故障时，由于大地与中性点之间没有直接电气连接或串接了电抗器，因此短路电流很小，保护装置不需要立刻动作跳闸，从而提高了系统运行的可靠性。尤其在瞬时故障条件下，短路点可以自行灭弧恢复绝缘，不需要运行人员采取什么措施，这对于减少用户短时停电次数具有积极意义。

但是随之而来的问题是：如果发生的故障是永久性故障，按照国家相关运行规定，系统仅仅允许在故障情况下继续运行1-2个小时，此时运行人员必须尽快查明短路线路和短路点，以便采取相应对策解除故障，恢复系统正常运行。因为随着系统容量的增长，馈线增多，导致系统电容电流增大，当发生单相接地故障时，故障相电压因接地而降低，由于系统中性点和大地之间没有直接构成回路，则中性点处的电压将从因三相线路对称而保持的零点位，转变为非零电位，即中性点对地电压发生了变化。从而导致非故障相对地电压升高为无故障时相电压的倍，电压的升高对配电线路的绝缘水平提出了考验。长时间超过正常工况电压运行可能导致线路绝缘击穿，诱发相间短路故障，甚至导致故障面积扩大，极大地影响配电网的安全稳定运行。另一方面，小电流接地系统发生单相接地故障后的容性故障电流在接地故障点将以电弧的形式存在，电弧高温会损毁设备，引起附近建筑物燃烧起火，不稳定的电弧燃烧还会引起弧光过电压，长时间带故障运行容易损坏设备，破坏系统安全运行。

面对小电流接地系统单相接地故障，传统的处理方法是在确定了故障馈线后，由专业人员携带探测设备，例如手摇式电表，感应式电压/电流互感器等，通过人工巡线查找故障点，费时费力。故障现场情况复杂，若没有按照规程操作，甚至会引起工作人员的触电事故，带来设备人员损失。

国内外关于配电网故障定位方法的发展方向主要分为两类：基于线路本身故障信号的方法和基于外加信号的定位方法。

基于线路本身故障信号的方法，即利用线路上装设的智能量测装置，例如馈线终端单元(Feeder Terminal Unit,FTU)、相量测量装置(Phasor Measurement Unit,PMU)，故障指示器(Fault Indicator,FI)等设备得到的电压电流量测数据，实现故障定位。其中又可分为基于线路参数的阻抗法和基于线路拓扑和量测装置布置位置的矩阵法。阻抗法基于欧姆定理，将采集得到的故障电压和故障电流做商得到故障线路阻抗，基于所定位线路的线路参数实现故障定位。从定位所使用的信号采集时间区间又可分为：基于稳态量的故障定位方法和基于暂态量的故障定位方法。但无论是何种定位方法，基于线路本身故障信号的定位方法依赖于有效的量测信息。但我国的中低压配电网所采取的小电流接地方式，在单相接地故障发生时，由于没有直接的故障回路，故障电流较小，若接地点过渡阻抗较大，则采集到的故障信号大小则会进一步减小，难以用于故障定位算法的运算。

基于注入外加信号的定位方法可分为：注入行波信号的故障定位方法和注入非行波信号的故障定位方法。注入行波信号的定位方法其原理为：在信号采集点同时采集外加行波信号和经线路传递至故障点返回的外加信号，记录两者之间的时间差，基于信号在线路上传递的波过程理论，结合线路波速，从而计算得到故障点距离信号采集点的距离。注入非行波信号的方法又可分为S信号注入法和扰动信号注入法，这两种方法的原理均是在配网线路变电站母线注入信号后，在配电网各个分支首端的量测装置检测所注入的信号或者由注入信号引起的信号变化，即可确故障所在分支。基于注入信号的方法，注入信号的幅值大小可自由调节，解决了配网中故障信号衰减的难题，实现较为准确的故障定位。

现有的基于线路本身信号的配电网故障定位方法，容易受配电网接地方式的影响，量测到的故障电流值将会降低，进而影响故障定位精度，在小电流接地系统中难以取得满意的效果。同时，在实际线路运行中，故障的精准测距依然依赖专业人员的巡线检查，费时费力且存在安全隐患。亟需一种可以实现精确定位的故障定位方法来提高故障定位的效率，以及减少巡线作业带来的风险。

发明内容

本发明主要目的就是要克服现有配电网故障信息微弱、难以准确定位、依赖人工巡线才能确定故障位置的问题，采用一种基于组合信号注入的主动式配电网单相接地故障定位方法。

本发明的基本原理：在配电网变电站母线处注入两种外加特殊信号，即单脉冲高频信号和介值信号。通过在多分支配电网的分支首端检测介值信号实现故障区段定位。在变电站母线检测故障点的反射信号，结合配电网线路参数实现故障测距。

本发明提供的基于组合信号注入的主动式配电网单相接地故障定位方法，无需工作人员巡线作业，即可确定故障具体位置，具体为：首先，通过安装在配网出口变电站母线上的电压互感器判断出发生单相接地故障的相别，向故障相注入介值信号，之后通过检测各分支线路的故障相电流，能检测到注入的介值信号的即是故障点所在分支；然后，先变电站母线注单脉冲高频信号，通过在注入点检测从故障点反射回的单脉冲高频信号，确定单脉冲高频信号在线路中的传递时间，结合线路参数，便可确定故障点距离注入点的故障距离；最后，结合两种注入信号的定位结果，确定故障点所在分支和距离检测点的具体距离，结合线路拓扑，实现故障精确定位。

其中，为了将介值信号从一次侧电流信号中辨识出，引入了快速傅里叶分解算法对采集到的电流信号进行分解，来提取介值信号，并判断介值信号所在分支。通过观察分支首端采集到的信号中是否包含介值信号频率的信号分量，即可判断故障所在分支：包含注入的介值信号频率分量的信号所在的分支，即为故障分支。

由于配电网往往呈现多分支结构，而波信号在配网线路中传播过程中遇到阻抗不连续点时，会在阻抗不连续点的截面上发生波的折射和反射现象。线路中的阻抗不连续点包含线路分支点、线路末端、故障接地点。多重折射和反射信号传播至变电站母线时，都会被行波检测装置采集到，每个到达检测点的波都会在采集到的信号波形上对应一个波头。往往多重信号会在短时间内到达电压母线，同时被行波采集装置采集到。多个波头之间可能会发生重叠现象，进而会导致难以辨识从故障点返回的波头，导致测距失败。

为解决上述问题，根据故障所在分支确定故障点所在分支前后数据量测点相对于变电站母线的距离，并确定一个单脉冲高频信号的波头时间反射波返回时间区间，采集到波形的相关时间区域内的反射波头，便可确定为是故障点对应的反射波头。引入变分模态分解算法将采集到的信号进行模态分解，选取信号波动最明显的内涵模态分量作为故障点反射波到达采集装置的依据，实现对反射波波头的精准采集，进而确定故障点反射波头达到的时间，再结合注入单脉冲高频信号的波头时间最终计算出故障距离。

本发明的有益效果是：

一种基于组合信号注入的主动式配电网单相接地故障定位方法可以通过注入信号实现小电流接地系统的在线故障定位，利用介值信号及单脉冲高频信号确定故障点所在分支和距离检测点的具体距离，提高了定位的精确度，不再需工作人员巡线确定故障位置，得到的故障位置信息可用于指导工作人员前往故障位置，进行故障清除作业，缩短故障排除时间，提升配电网供电可靠性。

附图说明

图1是发生单相接地故障时的电压相量关系图；

图2是小电流接地系统的故障电流回路图；

图3是电压互感器接线示意图；

图4-5分别是故障信号FFT分析频谱图的两种情况；

图6-7分别是行波采集信号图的两种情况；

图8是本发明所提出的一种基于组合信号注入的主动式配电网单相接地故障定位方法的流程框图。

具体实施方式

以下将配合附图及实施例来详细说明本申请的实施方式，借此对本申请如何应用技术手段来解决技术问题并达成技术功效的实现过程能充分理解并据以实施。

基于组合信号注入的主动式配电网单相接地故障定位方法，其特征是包括以下步骤：

S1故障相判断。当分支线路上的某一处发生单相接地故障时，故障相电压降低，并引起中性点对地电压产生变化。中性点电压产生变化，从而导致非故障相相电压升高为故障前相电压的倍，各电压间的相量关系如图1所示。

变电站母线上安装的电压互感器会检测到电压信号，对于ABCNL绕组的电压互感器，假设故障为A相金属性接地故障，则PT二次侧检测到的电压分别为U_AN＝0V，U_BN＝100V，U_CN＝100V。

S2注入介值信号进行故障区段定位。确定故障相后，在变电站母线向故障相线路注入介值信号。之后通过检测多分支线路首端的电流信号是否含有介值信号来判断故障所在分支，介值信号只会在故障所在分支上检测到。由此便可确定故障所在分支。

S3注入单脉冲高频信号进行故障测距。在确定故障相和故障所在分支后，于变电站母线处注入单脉冲高频信号，同时行波检测仪检测注入信号和故障所在分支路径上可能的反射波头，通过检测故障点处返回的单脉冲高频信号，构建故障距离、返回时间、行波信号波速之间的函数关系式，求解得到故障距离。

S4整合定位结果。经S1、S2、S3步骤后，便可得到两个故障定位信息，结合线路参数和拓扑信息，整合故障定位信息，得到最终的故障定位结果，即：故障所在分支和故障点距离变电站母线的距离。

本发明的技术方案还有，所述步骤S1中，故障相判断的步骤为：

S1.1解析单相接地故障回路。发生在小电流接地系统中的单相接地故障，故障回路不同于大电流接地系统中的故障回路，由于没有直接接地点，故障电流通过：故障点、线路分布电容、消弧线圈(经消弧线圈接地系统)构成故障回路。如图2所示：

S1.2 PT电压增量判断。对于ABCNL绕组的电压互感器，线路正常运行时，PT二次电压分别为：

U_AN＝U_BN＝U_CN＝57.8V；

开口三角形处测得的零序电压为：

U_LN＝0V；

假设故障相为A相，当发生故障时，PT将检测到零序电压。PT二次侧示数为：

其接线绕组如图3所示：

即检测到一相电压下降，另两相电压上升，并同时检测到零序电压，，则可判断出发生了单相接地故障。电压下降相为故障相(此处为A相)。

本发明的技术方案还有，所述步骤S2中，注入介值信号进行故障区段定位：

S2.1介值信号定义。注入信号频率是十分重要的参数，由于电力系统是典型的高电压大电流强电系统，即使是在线路电气量占比极低的谐波信号，其幅值相比常规电子电路相比都是十分巨大的。若注入的信号频率与系统中所包含的某一信号的频率相同，则因为电力系统强电系统的原因，注入信号将会被彻底淹没，难以检测，进而无法实现故障定位。

由于电力系统的组成元件，包含发电机、变压器、三相传输线路往往都具有对称结构，因此配电线路中较为明显的谐波分量往往是整数次谐波。经过综合分析和比较，选定了注入信号的频率值介于工频N次和N+1次谐波之间的特殊电流信号作为介值注入信号，通过此等方法来躲过工频以及各次谐波的干扰。

S2.2介值信号的注入方式。介值电流信号通过电压互感器的二次侧绕组注入。经S2.1判明故障相别后，注入相别为故障相对应的电压互感器的二次绕组。此时由于A相线路接地，A相PT的一次侧绕组处于被短接状态。在二次绕组注入的介值信号，经电压互感器的电磁感应将注入电流感应至一次侧绕组，顺故障相线路流向故障点。

S2.3对介值信号的检测方法。信号注入变电站母线后，其流通回路为：PT一次绕组、变电站母线、故障馈线、故障点、最后经地面与PT一次侧的接地点构成回路。检测介值信号首先需要对各分支首端的电流信号进行采集，由于采集到的信号是包含一次次电流信号的波形，且由于电压互感器的一次侧绕组和二次侧绕组匝数之比N>1，电流信号经电磁感应至一次侧后，其信号幅值将进一步减少，介值信号混合在一次侧电流信号中，无法通过肉眼辨识。本发明采取快速傅里叶分解算法(Fast Fourier Transform，FFT)对采集到的电流信号进行分解，来提取介值信号，并判断介值信号所在分支。

FFT算法是是一种可在O(nlogn)时间内完成的离散傅里叶变换(DiscreteFourier transform，DFT)算法。

对于非周期连续时间信号x(t)的傅里叶变换可表示为：

上式中计算出来的信号是x(t)的连续频谱。但是，在实际的系统中能够得到是连续信号x(t)的离散采样值x(nT)。因此需要利用离散信号x(nT)来计算信号x(t)的频谱。

对有限长离散信号x(n)，n＝0,1,...,N-1的DFT定义为：

式中：k＝0,1,...,N-1，

可以看出，DFT需要计算大约N²次乘法和N²次加法。当N较大时，任务整体计算量将会相当巨大。注意到，利用W_N的对称性和周期性，将N点DFT分解为点的DFT，这样两个/>点DFT总的计算量只是原来的一半，即：

以此类推，将可分解为/>点DFT。。。因此，对于N＝2m点的DFT都可以分解为2点的DFT，这样任务整体提计算量将减少为/>次乘法和Nlog₂ N次加法。大大减少计算量，提高信号的分解提取速度。

经FFT分解后的信号，在频谱图上将能看到原始信号中各频率信号的分量。通过观察分支首端采集到的信号中是否包含介值信号频率的信号分量，即可判断故障所在分支：包含注入的介值信号频率分量的信号所在的分支，即为故障分支。

本发明的技术方案还有，所述步骤S3中，注入单脉冲高频信号进行故障测距的步骤为：

S3.1确定故障点反射信号可能的返回时间区间。

由于配电网往往呈现多分支结构，而波信号在配网线路中传播过程中遇到阻抗不连续点时，会在阻抗不连续点的截面上发生波的折射和反射现象。线路中的阻抗不连续点包含线路分支点、线路末端、故障接地点。多重折射和反射信号传播至变电站母线时，都会被行波检测装置采集到，每个到达检测点的波都会在采集到的信号波形上对应一个波头。由于中低压配电网供电半径不超6km，且存在多重分段现象，行波在线路上的传播速度可近似认为接近于在无损传输线上的波速，接近于光速。往往多重信号会在短时间内到达电压母线，同时被行波采集装置采集到。多个波头之间可能会发生重叠现象，进而会导致难以辨识从故障点返回的波头，导致测距失败。

为解决如上问题，结合S2步骤确定的故障所在分支，可以确定故障点所在分支前后数据量测点相对于变电站母线的距离，并确定一个反射波返回时间区间T_re：

T_re＝[t_s,t_e]；

式中，t_s为故障点上游的数据量测点位置对应的反射波到达时间，t_e为故障点下游的数据量测点位置对应的反射波到达时间。根据此时间区间，便可只需要关注所采集到波形的相关时间区域内的反射波头，便可确定为是故障点对应的反射波头。

S3.2故障点反射波头辨识算法。

经S3.1确定了故障点反射波返回时间所在区间之后，要确定故障点反射波形到达检测点的具体时间，需要检测反射波的波头。而变电站母线处安装的采集装置采集到的信号往往带有多次谐波以及噪声干扰，难以直接提取波头。因此，本文采用变分模态分解算法(Variational Mode Decomposition,VMD)将采集到的信号进行模态分解，选取信号波动最明显的内涵模态分量(Intrinsic Mode Functions,IMF)作为故障点反射波到达采集装置的依据，实现对反射波波头的精准采集。

假设多成分信号x(t)由数个有限带宽的内涵模态分量(IMF)v_k(t)组成，每个IMF的中心频率为ω(t)。信号约束条件为：

而VMD的目的就是求解组成原始信号x(t)的各个IMF，而此问题可以转化为对一个变分问题的求解：

上式中，{v_k}＝{v₁,…,v_k}代表着分解后的IMF，{ω_k}＝{ω₁,…,ω_k}代表着各IMF的中心频率。

为求解以上变分问题，引入拉格朗日乘子τ(t)和混合二阶惩罚因子α，由此将约束变分问题转化为无约束变分问题。其中惩罚因子α将保证最终分解的IMF的带宽保持在合适的范围，既不至于包含其他模量的信息，也不至于原信号信息的丢失。拉格朗日算子τ(t)可以保持约束的严格性。转化之后的变分问题如下：

经求解，便可得到分解之后的信号对应的中心频率：

由此便可得到特征最为明显的IMF，选择最明显的IMF频带便可确定故障点反射波头达到的时间t₀。

S3.3故障距离的计算公式。

在S3.2步骤确定了故障点反射波到达时间之后，便可计算故障距离。

将行波采集装置采集到注入单脉冲高频信号的波头时间记为t₀，从故障点反射的波头到达时间为t₁，可知：

t₁∈(t_s,t_e)；

记行波在线路中的传播速度为v，故障点距离变电站母线的距离S，则满足：

由此便可确定故障点距离变电站母线的精确距离。

下面以A相线路发生单相接地故障为例进行介绍。

图6中的步骤1进行对故障相的判断。当发生单相接地故障后，系统故障相电压会降低。若不考虑负荷电流及其在线路上的压降，则变电站母线处的电压互感器二次侧读数将如下：

由此便可判断发生故障相为A相，意味着之后将向A相线路注入组合信号。

图6中的步骤2将注入介值信号进行故障区段定位。将选取好频率的介值信号电流源连接至变电站母线电压互感器二次绕组A绕组，向A绕组注入介值信号。

经电磁感应至PT一次绕组A相绕组，信号将顺着变电站母线流动，经PT一次绕组、变电站母线、故障馈线、故障点、最后经地面与PT一次侧的接地点构成回路。

之后对各分支首端的电流信号进行采集，将采集得到的各分支电流信号输入FFT算法进行分析。得到信号频谱将分如下两种情况：第一种种群如图4所示，第二种情况如图5所示。

图4所示为非故障线路采集到的信号频谱图，图像横轴为频率，由图示可知，非故障分支采集到的信号中不含介值信号所处的220Hz信号分量；图5所示为故障所在分支采集到的信号中，包含介值信号对应的220Hz分量。

由此便可确定故障所在分支。

图8中的步骤3描述注入单脉冲高频信号进行故障测距。经步骤2确定故障所在分支后，便可确定由故障分支端点确定的故障点反射波所在区间T_re。如图6所示，故障所在分支对应的时间区间为[W₂,W₃]，则故障反射波返回时间将处于W₂，W₃之间。

如图7所示，故障返回时间为W_F4，此时间处于W₂之后，由于故障点的存在将导致单脉冲高频信号无法到达故障分支故障点下游，故W₃波头消失。此时故障距离可由下式计算得到：

式中W₁为注入单脉冲高频信号的注入时刻。

图6中的步骤4整合定位结果。经步骤1、步骤2、步骤3将得到故障相、故障所在分支、故障距离三种定位数据。最终结合线路拓扑，可得到具体的故障点信息。整合后的信息将可以用来指导工作人员直接前往故障点位置进行故障排除工作。

本实施例所提出的一种基于组合信号注入的主动式配电网单相接地故障定位方法可以通过注入信号实现小电流接地系统的在线故障定位。无需工作人员巡线确定故障位置，经本实施例4个步骤得到的故障位置信息可用于指导工作人员前往故障位置，进行故障清除作业，缩短故障排除时间，提升配电网供电可靠性。

最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。

Claims (9)

1.一种基于组合信号注入的主动式配电网单相接地故障定位方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤一、确定故障相：通过对比中性点对地电压产生的变化，判断确定故障相；

步骤二、注入介值信号进行故障区段定位：确定故障相后，在变电站母线向故障相线路注入介值信号，之后通过检测多分支线路首端的电流信号是否含有介值信号来判断故障所在分支，含有介值信号的分支为故障分支；

步骤三、注入单脉冲高频信号进行故障测距：在确定故障相和故障所在分支后，于变电站母线处注入单脉冲高频信号，同时检测注入信号和故障所在分支路径上可能的反射波头，通过检测故障点处返回的单脉冲高频信号，构建故障距离、返回时间、行波信号波速之间的函数关系式，求解得到故障距离。

步骤四、整合定位结果：经上述步骤后，便可得到两个故障定位信息，结合线路参数和拓扑信息，整合故障定位信息，得到最终的故障定位结果，即：故障所在分支和故障点距离变电站母线的距离。

2.如权利要求1所述的基于组合信号注入的主动式配电网单相接地故障定位方法，其特征在于，

所述步骤一中，在中性点对地电压产生的变化后，对比三相对地电压：若电压明显升高则为非故障相，若电压降低或未升高则为故障相；

所述步骤二中，所述介值信号是指频率值介于工频N次和N+1次谐波之间的电流信号。

3.如权利要求2所述的基于组合信号注入的主动式配电网单相接地故障定位方法，其特征在于，所述步骤一中包括解析单相接地故障回路以及PT电压增量判断。

4.如权利要求2所述的基于组合信号注入的主动式配电网单相接地故障定位方法，其特征在于，所述步骤二中，介值信号的注入方式为:通过电压互感器的二次侧绕组注入。

5.如权利要求2所述的基于组合信号注入的主动式配电网单相接地故障定位方法，其特征在于，所述步骤二中，对介值信号的检测方法为：采取快速傅里叶分解算法对采集到的电流信号进行分解，来提取介值信号，并判断介值信号所在分支。

6.如权利要求5所述的基于组合信号注入的主动式配电网单相接地故障定位方法，其特征在于，所述步骤二中，对采集到的电流信号经快速傅里叶分解算法分解后，观察在频谱将能看到的原始信号中各频率信号的分量，通过观察分支首端采集到的信号中是否包含介值信号频率的信号分量，包含注入的介值信号频率分量的信号所在的分支，即为故障分支。

7.如权利要求2所述的基于组合信号注入的主动式配电网单相接地故障定位方法，其特征在于，

所述步骤三中，确定单脉冲高频信号返回时间的方法为：确定故障点反射信号的返回时间区间，识别时间区域内的反射波头，确定故障点反射波头达到的时间。

8.如权利要求7所述的基于组合信号注入的主动式配电网单相接地故障定位方法，其特征在于，

所述识别时间区域内的反射波头的方法为：采用变分模态分解算法将采集到的信号进行模态分解，选取信号波动最明显的内涵模态分量作为故障点反射波到达采集装置的依据。

9.如权利要求7所述的基于组合信号注入的主动式配电网单相接地故障定位方法，其特征在于，所述步骤三中，根据采集到的注入单脉冲高频信号的波头时间及故障点反射的波头到达时间计算出故障距离。