CN104793106A - 基于电流突变率的配网线路故障区段定位方法 - Google Patents
基于电流突变率的配网线路故障区段定位方法 Download PDFInfo
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Abstract
本发明公开了一种基于电流突变率的配网线路故障区段定位方法,对于接地故障,通过分析故障相电流在故障发生前及故障发生至消弧线圈动作前的相电流特征,从中提取故障特征量,并采用全过程的波形电流突变率进行定位。本发明仅需测量线路的故障相电流,方案简单,适用性强,可很好解决目前普遍存在的小电流接地***单相接地故障时故障电流微弱、可靠性差、灵敏度低的问题,同时不会对***引入干扰。
Description
技术领域
本发明涉及配电网线路故障诊断方法,具体是一种基于电流突变率的配网线路故障区段定位方法。
背景技术
据统计,电力***在运行过程中,由配网故障造成的停电事故约占总停电事故的95%以上,其中70%的事故由单相接地故障或母线故障引发。而国内外配网中性点广泛采用非有效接地(小电流接地)方式,以避免发生单相接地故障时引起供电中断。对于配网的单相接地故障,由于故障特征量微弱,一直缺乏可靠的故障选线和定位方法。随着人们对配网自动化水平要求的提高,更加迫切需要从根本上解决配网的故障定位问题。
目前国内外学者提出的故障定位方法大致分为两类:一是注入信号法,二是基于故障特征量的区段定位。注入信号法包括“S”注入法、交直流综合注入法和并联中电阻法,该类方法增大了对***的干扰,且不能检测瞬时性和间歇性接地故障。基于故障特征量的区段定位包括零模电流比较法、区段零序导纳法、零序无功功率方向法、基于相电流突变量的定位、残留增量法、行波法等,配电自动化***主要利用主站实现FTU的时间同步,对时误差至少为几个毫秒。在此情况下,暂态信号的幅值、极性、波形相关性比较等方法不再有效。
观察可知,目前的方法均只利用故障发生后的数据,而忽略了对故障前信息的利用。同时,大多数定位方法只考虑零序电流信息(需要三相信息),对互感器要求高,信息获取复杂,且这些方法在数据缺相的情况下将会失效。
发明内容
本发明的目的在于克服上述现有技术的不足,提出了一种基于电流突变率的配网线路故障区段定位方法。
本发明的原理:
设故障相为A相,故障前检测点相电压为故障后相电压为由图1,易知二者满足
1)相邻检测点1、2位于故障点异侧(检测点间无分支线路),设检测点1位于故障点上游,检测点2位于故障点下游。
故障前检测点1的相电流为
式中,为负荷电流,为A相从检测点1至该条线路末端的电容电流,可表示为
式中,C1A为A相从检测点1至该条线路末端的电容。
假设故障发生前后一周波内负荷电流不变,故障后检测点1的故障相电流为
式中,分别为A相电容电流和故障电流。其中
消弧线圈利用故障时中性点电压偏移产生的电感电流来抵消***电容电流,接地点残流(故障电流)可表示为
式中,CΣ为全网线路对地电容。故障发生而消弧线圈未动作时段中,预调式消弧线圈电阻很大,随调式消弧线圈电抗很大,总而言之|ZL|非常大,式中第二项可忽略不计。则有
同理,故障前检测点2的相电流
故障后检测点2故障相电流
根据以上分析,故障前,相邻检测点相电流之差
式中,C12A为检测点1、2间的相对地电容,其数值很小。
故障后,相邻检测点故障相电流之差
式中,C12A+CΣ>>C12A,的大小与故障过渡电阻大小有关,一般大于相电压的20%。因此第二项幅值远大于第一项,故障相电流之差的幅值和方向由第二项决定。
通过比较(1)、(2)两式,故障发生后,故障区段两端检测点的故障相电流之差相较于故障发生前,幅值显著增大。
2)相邻检测点1、2位于故障点同侧。
类似与1)中的分析,假设检测点均位于故障点上游,有:
故障前
故障后
由于接地故障发生后,故障相电压降低。比较(3)、(4)二式易知,故障发生后,非故障区段两端检测点的故障相电流之差相较于故障发生前,幅值减小。
若检测点均位于故障点上游,同样有故障发生后,非故障区段两端检测点的故障相电流之差幅值减小。
综合1)、2)的分析,可根据区段两端故障相电流之差的变化特征判断区段是否存在故障。其中,幅值大小的衡量可通过计算工频一周期内的有效值给出。
设i1A(n)、i2A(n)为相邻检测点的相电流采样序列。令故障发生时刻的数据点下标为零,定义相邻检测点相电流差:
ΔiA(n)=i1A(n)-i2A(n)n∈[-N,N-1]
式中,N=0.02fs,为一周期采样点。n取负整数时,表示故障发生前;n取正整数表示故障发生后。故障发生前,电流差有效值为
定义区段电流突变率
AI=ΔIA,after/ΔIA,before
根据上节分析,易知非故障区段的AI小于1,故障区段的AI.大于1。
本发明的技术解决方案如下:
一种配电网线路故障区段定位方法,其特点在于,所述方法包括以下步骤:
步骤S1,确定故障相和故障时刻tf:
当检测到接地故障的发生后,根据相电压变化规律,选出故障相,根据相电压突变时刻或消弧装置功率突变时刻确定故障时刻tf;
步骤S2,选取检测装置[tf-0.02s,tf+0.02s]区间内共2N个点的故障相电流波形数据(故障发生前后一周期,即正负0.02s,共2个工频周期,即2N个数据点),计算电流突变率AI,公式如下:
ΔiA(n)=i1A(n)-i2A(n) n∈[-N,N-1]
式中,i1A(n)、i2A(n)为相邻检测点的相电流采样序列,故障发生时刻的数据点下标为零,N为一周期采样点数;
步骤S3,根据电流突变率大小判断各区段是否为故障区段,即当AI>AIset,判断为故障区段,反之则为非故障区段;
AIset为人为设置的电流突变率阈值,为1左右的正数,考虑一定的裕度,可取1.2~1.5;
步骤4、根据检测点在线路上的分布位置,依次遍历,直到找出故障区段为止。
与现有技术相比,本发明的有益效果是:对接地故障,通过分析故障相电流在故障发生前及故障发生至消弧线圈动作前的相电流特征,从中提取故障特征量,并采用全过程的波形电流突变率进行定位。因此,仅需测量线路的故障相电流,打破了以前只考虑零序(需要三相信息)的传统,数据获取简单、适用性强;从信号同步的角度看,全***采用经过GPS同步的监测数据,使得不同检测点之间的差值更加灵敏。因此可很好解决目前普遍存在的小电流接地***单相接地故障时故障电流微弱、可靠性差、灵敏度低的问题,同时不会对***引入干扰。
附图说明
图1是小电流接地***单相接地示意图
图2是分布式故障区段定位***架构图
图3是10kV***仿真图
图4是接地故障沿线电流变化量波形
具体实施方式
本发明所需的故障波形来自于分布式故障区段定位***,***架构如图2所示。配电网故障区段定位***由监控主站、变电站(母线)测量装置以及分布在配电线路各处的节点故障定位装置组成。故障定位节点在拓扑上将线路划分为若干区段,每个节点安装三组测量装置,实时同步采集线路三相电流和电压。
依照发明的故障定位方法,在10kV配电网仿真***中,设置不同类型的故障。***结构图如图3所示,①、②、③为区段编号,故障设置在区段②上。采样频率为20kHz(每周期数据点N=400),故障发生时刻为0.7s,接地故障时消弧装置动作时间设置为0.04s,电流突变率的阈值设置为1.2。
对于故障区段判断的实施方式举例:
步骤S1,***根据零序电压启动检测到接地故障的发生后,测得母线三相电压中A相降低,B、C相升高,确定为A相故障;根据相电压突变时刻确定故障时刻为0.71s;
步骤S2,选取各个检测装置[0,69,0.73]区间内共800个点的故障相电流波形数据(设故障发生时刻的数据点下标为零),根据电流突变率的定义,计算AI,结果如表1所示,表1是单相接地故障仿真结果;
其中,500Ω接地电阻时故障相沿线电流变化量波形如图4所示。
步骤S3,区段②的电流突变率满足AI>1.2,判断为其故障区段;反之,区段①、③为非故障区段。
表1单相接地故障仿真结果
Claims (3)
1.一种基于电流突变率的配电网线路故障区段定位方法,其特征在于,所述方法包括以下步骤:
步骤S1,确定故障相和故障时刻tf;
步骤S2,选取检测装置[tf-0.02s,tf+0.02s]区间内共2N个点的故障相电流波形数据,计算电流突变率AI,公式如下:
ΔiA(n)=i1A(n)-i2A(n) n∈[-N,N-1]
式中,i1A(n)、i2A(n)为相邻检测点的相电流采样序列,故障发生时刻的数据点下标为零,N为一周期采样点数;
步骤S3,根据电流突变率大小判断各区段是否为故障区段,即当AI>AI,set,判断为故障区段,反之则为非故障区段;
步骤4、根据检测点在线路上的分布位置,依次遍历,直到找出故障区段为止。
2.根据权利要求1所述的配电网线路故障定位方法,其特征在于,所述步骤S1包括:
***检测到接地故障的发生后,根据相电压变化规律,选出故障相,根据相电压突变时刻或消弧装置功率突变时刻确定故障时刻tf。
3.根据权利要求1所述的配电网线路故障定位方法,其特征在于,所述步骤S3中AIset为人为设置的电流突变率阈值,取1.2~1.5。
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