CN101201380A - 电力***小电流接地故障分段定位方法 - Google Patents

Abstract

电力***小电流接地故障分段定位方法，属于电力***接地故障检测处理领域。其特征在于：计算滤波后的两暂态零序电流信号的最大相关系数；利用故障产生的相邻两检测点间的暂态零序电流有关信息作为故障分段依据，不需要安装电压互感器；根据相邻检测点间暂态零序电流的最大相关系数确定故障区段。本方法主要有以下优点：进行单相接地故障分段时，暂态信号比稳态信号幅值大、易于检测；不受***中性点接地方式影响；闪弧故障时绝缘每一次重新击穿都会产生暂态过程，暂态信号更加丰富、适用面广；只需要电流信号，检测点不需要安装电压互感器。

Description

电力***小电流接地故障分段定位方法

技术领域

本发明属于电力***接地故障检测处理领域。尤其涉及一种中性点不接地、经消弧线圈接地或高阻接地***中压配电网单相接地故障分段定位方法。

背景技术

我国配电***大多采用中性点不接地或谐振接地(经消弧线圈接地)处理方式。由于故障电流小、弧光造成的接地过程不稳定等原因，单相接地故障检测一直难以彻底解决。

中性点不接地电网中，单相接地时故障线路工频零序电流等于所有健全线路对地电容电流之和，方向从线路指向母线。而健全线路零序电流等于自身对地电容电流，从母线指向线路。但在消弧线圈接地***中上述规律不再成立。

在经消弧线圈接地***中，对于高次谐波由于消弧线圈的感抗增加即其补偿作用下降，而对地分布电容容抗下降。因此，对于零序电流中5次以上的谐波成份可以忽略消弧线圈的作用，即认为故障线路比非故障线路幅值大且方向相反。

故障时***负序等效电路不同于零序等效电路，由故障产生的负序电流流经故障线路后直接通过变压器注入高压***，而健全线路负序电流幅值非常小。

利用上述特征进行故障检测的方法各有优缺点，且都利用了故障时产生的稳态电流信号。由于稳态电流幅值小，且实际故障许多是如图1所示***中发生的闪弧故障，故障在电压接近最大值时发生而在电压过零点后消失，因此接地电流中基本上不存在稳定的稳态过程。给所有基于稳态的方法带来了局限性。

一般而言，故障产生的暂态电流比稳态电流大几倍到几十倍，且不受消弧线圈影响。因此，利用暂态信号的检测方法具有较高的可靠性和灵敏度。

随着配网自动化的发展和故障管理功能的不断完善，要求对单相接地故障能够实现故障区段快速定位、隔离并恢复健全线路的供电，而不仅局限于传统的故障选线。特别是对于单出线长距离***(如铁路自闭、贯通线路)有重要意义。

发明内容

本发明要解决的技术问题是：提供一种能够适用所有小电流接地***、不受闪弧故障影响，可靠性高的电力***小电流接地故障分段定位方法。

本发明解决其技术问题所采取的技术方案是：该电力***小电流接地故障分段定位方法，通过线路上按区段安装的检测装置、主站和通讯***配合实现，实现过程为：

a以零序电流的变化作为故障的启动条件；

b提取相邻装置的暂态零序电流信号；

c确定参与运算信号起始时刻和延时长度；

d对本装置和提取到的相邻装置的暂态零序电流信号进行低通滤波；

其特征在于：

a计算滤波后的两暂态零序电流信号的最大相关系数；

b利用故障产生的相邻两检测点间的暂态零序电流有关信息作为故障分段依据，不需要安装电压互感器；

c根据相邻检测点间暂态零序电流的最大相关系数确定故障区段。

根据式：

${\mathrm{\ρ}}_M=\max \left[{\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{xy}}\left(m\right)\right]=\max \{\underset{n=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{i}_{01}\left(n\right)i_{02}(n+m)/[\underset{n=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{i}_{01}^2\left(n\right)\underset{n=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{i}_{02}^2(n+m){]}^{1/2}\}---\left(1\right)$

计算相邻检测点间暂态零序电流的最大相关系数，式中，i₀₁、i₀₂分别为相邻两检测点的暂态零序电流。

按照下述方法确定故障区段：在各线路出口以及在线路上按区段安装检测装置FTU，提取暂态零序电流信号，对信号处理计算后确定故障区段。

将最大相关系数ρ_M与门槛值σ进行比较，σ取值在0-1之间，可根据现场实际运行取值，若两相邻检测点暂态零序电流的最大相关系数ρ_M＜σ，则故障点位于这两个检测点之间。

工作原理

利用相邻检测点暂态零序电流的最大相关系数作为判断依据，通过在出线出口或线路上按区段安装的在线检测装置，实现小电流接地***单相接地故障分段。实现过程为：以零序电流的变化作为故障的启动条件。当装置启动后，提取相邻装置所记录的暂态零序电流。确定参与运算的暂态信号的起始时刻和延时长度，对暂态零序信号进行低通滤波，然后根据下式计算两信号的最大相关系数：

${\mathrm{\ρ}}_M=\max \left[{\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{xy}}\left(m\right)\right]=\max \{\underset{n=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{i}_{01}\left(n\right)i_{02}(n+m)/[\underset{n=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{i}_{01}^2\left(n\right)\underset{n=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{i}_{02}^2(n+m){]}^{1/2}\}---\left(1\right)$

计算两零序电流信号的互相关系数的最大值。根据相关系数的值判断故障点是否位于这两个检测点之间，并将结果上报至主站。

发生单相接地故障时，暂态过程主要由故障相对地电容放电过程和非故障相的充电过程构成。最大暂态电流和稳态电容电流之比近似等于谐振频率与工频频率之比，即其幅值可能比稳态值大几倍到几十倍。

在谐振接地***中，由于消弧线圈中的电流不能突变，流经消弧线圈的暂态电流变化速度远远小于暂态电容电流的变化。同时，消弧线圈的感抗随着频率的增高而增高，而电容的容抗同时下降。因此，当采用暂态零序电流时可以不考虑消弧线圈的影响。

电压互感器不易安装且成本较高，本方法只利用了故障发生后的电流信号，更适合配电网现状要求。

与现有技术相比本发明的有益效果是：利用本发明的方法进行单相接地故障分段时，暂态信号比稳态信号幅值大、易于检测；不受***中性点接地方式影响；闪弧故障时绝缘每一次重新击穿都会产生暂态过程，暂态信号更加丰富、适用面广；只需要电流信号，检测点不需要安装电压互感器。在***出现单相接地故障时，能够快速确定故障区段，进一步自动或人工指令相应断路器和隔离开关以隔离故障区段。

附图说明：

图1：是本发明实施例的***结构示意图；

图2：是故障点同侧两检测点波形比较示意图；

图3：是故障点异侧两检测点波形比较示意图。

具体实施方式

实现分段功能的整套***有三部分组成：分布于线路各个检测点上的终端设备、位于变电站的中央处理单元和通讯***。终端设备负责实时监测线路零序电流的变化，在发生故障后提取相邻检测点零序电流信号，并计算其最大相关系数ρ_M。中央处理单元接收到各个终端设备上报的信息后，确定故障区段并发出报警信号。再由人工或自动遥控相应开关将故障隔离并恢复健全线路的供电。

下面结合附图1-3进一步说明***的结构和工作过程。

图1所示：为一典型的***结构。整套检测***有三部分组成：分布于线路各个检测点的馈线自动化远方终端FTU1-FTU6、主站、联系各个检测装置与主站的通信***。

设开关S4、S5之间发生单相接地故障，则从母线到故障点段上各检测点(FTU 1-FTU 4)的暂态零序电流波形大致相同，幅值差别小，

图2所示：故障点同侧两检测点波形比较图，各检测点暂态零序电流的相关系数较大；同理，检测点FTU 5、FTU 6暂态零序电流的相关系数也较大。对于检测点FTU 4、FTU 5，由于分别位于故障点两侧，其暂态零序电流差别较大，

图3所示：故障点异侧两检测点波形比较图，两检测点的暂态零序电流相关系数很小。

由图2和图3可以直观的看出，位于故障同侧测量点的零序电流信号相关度高，位于故障异侧测量点的零序电流信号相关度低。

主站根据接收到的各相邻检测点零序电流相关系数即可确定故障点位于开关S4、S5之间。

确定故障区段后，主站可以用各种形式报告接地信息，并自动或人工在适当时机指令断开开关S4、S5，隔离故障区段进行检修，同时不影响健全区段的供电。

具体实现步骤如下：

1、以零序电流的变化作为故障的启动条件

在小电流接地***中，当发生单相接地故障时，线路上可以检测到幅值较大的暂态零序电流。因此，可以利用零序电流超越正常运行下的最大不平衡电流作为单相接地故障的启动条件。

所用零序电流可以是直接测量的结果也可以是通过三相电流计算而来：

$i_0\left(t\right)=\frac{1}{3}(i_A\left(t\right)+i_B\left(t\right)+i_C\left(t\right))$

2、故障启动时刻向相邻检测点发数据提取信号，提取相邻检测点的零序电流信号，所提取数据长度范围：设邻近检测点收到提取信号时时间为t，则提取[t-20ms，t+10ms]的数据。

相邻装置包括同一条线路上的前向相邻检测点检测装置和后向相邻检测点检测装置；对于不同线路上的两检测点或两检测点之间有分支，则两检测点的零序电流不参与求相关系数的运算。

3、对本装置自身所采集的暂态零序电流信号与提取到的相邻检测点的暂态零序电流信号进行低通滤波。

4、确定本检测点暂态过程的持续时间：

不同故障条件下暂态信号的持续时间不同，为了更准确地使用故障数据必须确定故障的结束时间即故障的延时时间。绝大多数暂态过程持续时间小于一个工频周波，在暂态零序电流分量中选取信号的最大幅值，从采样序列的尾端向始端逐个比较，直到达到一个极限值(例如最大值的10％)。将该时刻作为暂态信号的结束时刻。以结束时刻到结束时刻之前20ms的数据作为本检测点参与相关运算的数据。

5、计算相邻两检测点暂态零序信号的最大互相关系数，并将结果上传至主站。

固定本检测点参与运算的数据，在时间轴上等间隔按同一方向移动相邻检测点的数据，每移动一次，计算一次两检测点的相关系数，保留相关系数的最大值并发送至主站。最大相关系数按下式计算：

${\mathrm{\ρ}}_M=\max \left[{\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{xy}}\left(m\right)\right]=\max \{\underset{n=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{i}_{01}\left(n\right)i_{02}(n+m)/[\underset{n=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{i}_{01}^2\left(n\right)\underset{n=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{i}_{02}^2(n+m){]}^{1/2}\}$

6、主站根据不同检测点故障信息确定故障区段：

当发生单相接地故障时，对于位于故障点一侧的各检测点，其零序电流信号差别小，互相关系数大；而对于分别位于故障点两侧的检测点，其零序电流信号差别大，相关系数小。据此特征即可确定故障区段。

为了节约投资，整套***可以借用馈线自动化现有的硬件设备。以FTU、RTU作为终端设备，只需再增加相应的软件即可。

本发明还可以用其他方法实现，如其它线路装置(如配网自动化、馈线出口保护设备)共用硬件平台，只需要增加相应的软件和少量硬件；也可以开发具有专一功能的专用设备。可根据实际情况，来确定报警方式为本地报警还是远传报警。

Claims (4)

1.电力***小电流接地故障分段定位方法，通过线路上按区段安装的检测装置、主站和通讯***配合实现，实现过程为：

a以零序电流的变化作为故障的启动条件；

b提取相邻装置的暂态零序电流信号；

c确定参与运算信号起始时刻和延时长度；

d对本装置和提取到的相邻装置的暂态零序电流信号进行低通滤波；

其特征在于：

a计算滤波后的两暂态零序电流信号的最大相关系数；

b利用故障产生的相邻两检测点间的暂态零序电流有关信息作为故障分段依据，不需要安装电压互感器；

c根据相邻检测点间暂态零序电流的最大相关系数确定故障区段。

2.根据权利要求1所述的电力***小电流接地故障分段定位方法，其特征在于：根据式：

${\mathrm{\ρ}}_M=\max \left[{\mathrm{\ρ}}_{\mathrm{xy}}\left(m\right)\right]=\max \{\underset{n=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{i}_{01}\left(n\right)i_{02}(n+m)/{\left[\underset{n=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{i}_{01}^2\left(n\right)\underset{n=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{i}_{02}^2(n+m)\right]}^{1/2}---\left(1\right)$

计算相邻检测点间暂态零序电流的最大相关系数，式中，i₀₁、i₀₂分别为相邻两检测点的暂态零序电流。

3.根据权利要求1或2所述的电力***小电流接地故障分段定位方法，其特征在于：按照下述方法确定故障区段，在各线路出口以及在线路上按区段安装检测装置FTU，提取暂态零序电流信号，对信号处理计算后确定故障区段。

4.根据权利要求3所述的电力***小电流接地故障分段定位方法，其特征在于：将最大相关系数与门槛值σ进行比较，σ取值在0-1之间，可根据现场实际运行取值，若两相邻检测点暂态零序电流的最大相关系数ρ_M＜σ，则故障点位于这两个检测点之间。

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