CN107991579A - 一种基于配电自动化***的配网单相接地故障选线、定位方法及其实现*** - Google Patents

一种基于配电自动化***的配网单相接地故障选线、定位方法及其实现*** Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种基于配电自动化***的配网单相接地故障选线、定位方法及其实现***，包括：(1)配电网正常运行时，获取各馈线中各配电自动化终端的零序电流幅值，即额定零序电流幅值；(2)配电网发生单相接地故障时，获取各馈线中各配电自动化终端的零序电流幅值，即故障零序电流幅值；(3)实时计算故障零序电流幅值与对应各配电自动化终端的额定零序电流幅值的差值；(4)判断差值是否在之间，如果某条馈线所有的配电自动化终端均满足，则该馈线即为接地故障馈线，接地故障馈线上差值突变的两个配电自动化终端之间为接地区域。本发明利用接地故障点电源侧所有的分段监测点进行判断，大幅度提升了小电流接地选线的正确性。

Description

一种基于配电自动化***的配网单相接地故障选线、定位方 法及其实现***
技术领域
本发明涉及一种基于配电自动化***的配网单相接地故障选线、定位方法及其实现***，属于配电自动化***技术领域。
背景技术
中性点经消弧线圈接地配网***发生单相接地故障时，一般根据变电站小电流接地选线装置选线指示，进行线路拉合，以判断故障线路。由于变电站小电流接地选线装置只取每条馈线出口处零序电流进行判断，选线准确率不高，易拉开非故障线路，制约了供电可靠性的提升，由于无法准确定位故障区域，给配网运检人员增加了巡线工作量。
随着配电自动化***的升级与配网配套二次设备的不断改造，形成了以自动化主站为中心，每条馈线具有3～5台配电自动化终端(DTU或FTU)将馈线分为若干段，配电自动化终端(DTU或FTU)通过光纤或无线通信与主站连接，提取馈线各分段处零序电流变地方便快捷，有利于大范围内进行零序电流幅值对比分析，利用计算机超快的计算速度，可以迅速准确地确定故障线路，定位故障区域。使得研制一种基于配电自动化***的配网单相接地故障选线、定位功能得以推广应用。
中国专利文献CN 103728532A公开了一种配电网单相接地故障判断与定位方法，包括以下步骤：配电网的线路上设置分段开关，在分段开关上配置配电自动化馈线终端，配电自动化馈线终端建立网络通信；配电自动化馈线终端判断线路单相接地故障，判断单相接地故障点位于该配电自动化馈线终端所在的分段开关相邻区段。但是，该专利需要相邻的自动化终端建立通信连接，且各自动化终端均需具有逻辑分析功能，增加了额外成本；若某相邻自动化终端的通信连接出现故障，则在该区域发生接地故障时无法正确判断；其需要采集暂态信息，对装置精度要求较高，需要较大的供电功率，装置供电也是一个问题。
中国专利文献CN 106154116A公开了一种配电网接地故障定位方法，包括步骤：1)依靠安装在线路上的配电自动化终端，包括但不限于DTU、FTU以及故障指示器等，可以测得线路各相电流，并且每个终端可以与配电主站实现通信功能；2)当配电网***发生单相接地故障时，配电自动化终端可以计算各相电流故障前后的突变量，并将该突变量传送至配电主站；3)配电主站根据上送的各节点相电流突变量，计算相邻节点各相纵向电流突变量，并将其归一化，依据纵向电流突变量归一化值实现接地故障定位，并将故障定位点显示在配电主站的动态拓扑运算。但是，该专利需要较高精度的采集装置，增加额外成本；需要自动化终端进行较大工作量的计算，需要将终端升级改造；配电网络改变运行方式后，不能适用新的运行方式。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明提供了一种基于配电自动化***的配网单相接地故障选线、定位方法；
本发明还提供了上述基于配电自动化***的配网单相接地故障选线、定位方法的实现***。
本发明的技术方案为：
一种基于配电自动化***的配网单相接地故障选线、定位方法，所述配网包括母线以及与所述母线分别连接的若干条馈线、一条接地线，所述配电自动化***包括主站，每条所述馈线上设置有若干配电自动化终端，所述配电自动化终端连接所述主站，包括：
(1)配电网正常运行时，配电自动化***遥测获取各馈线中各配电自动化终端的零序电流幅值，即额定零序电流幅值，并保存；
(2)配电网发生单相接地故障时，配电自动化***遥测获取各馈线中各配电自动化终端的零序电流幅值，即故障零序电流幅值；
(3)实时计算步骤(2)获取的故障零序电流幅值与步骤(1)获取的对应馈线的对应各配电自动化终端的额定零序电流幅值的差值；
(4)判断步骤(3)获取的差值是否在0.9α*I∑C～1.1α*I∑C之间，如果某条馈线所有的配电自动化终端均满足差值在0.9α*I∑C～1.1α*I∑C之间，则该馈线即为接地故障馈线，接地故障馈线上差值突变的两个配电自动化终端之间为接地区域，α为电抗补偿系数，取值范围为5％～20％，I∑C为配电自动化***对地总的电容电流；否则，判断该馈线为非故障线路，返回步骤(3)。
本发明的选线、定位方法与现有的方法相比，无需额外费用投入，不需要外加装置，只需对现有装置进行升级，实现方便快捷。利用现有配电自动化终端作为零序电流数据采集点，每条馈线具有若干个数据采集点，对比传统的变电站母线出口处的一个采集点，可靠性提高了200％以上。
根据本发明优选的，所述配电自动化终端为DTU或FTU。
根据本发明优选的，所述配电自动化终端通过光纤或无线通信连接所述主站。
根据本发明优选的，每条所述馈线上设置有3-5个所述配电自动化终端。每条馈线具有3-5个数据采集点，对比传统的变电站母线出口处的一个采集点，可靠性提高了200％以上。
根据本发明优选的，所述步骤(4)中，设定所述母线分别连接的n条馈线具有，则I∑C的求取公式如式(I)所示：
IΣC＝I馈线1ΣC+I馈线2ΣC+I馈线3ΣC+...+I馈线iΣC...+I馈线nΣC (I)
式(I)中，I馈线iΣC表示第i条馈线对地电容电流，i为整数且1≤i≤n。
上述基于配电自动化***的配网单相接地故障选线、定位方法的实现***，包括依次连接的额定零序电流幅值计算模块、故障零序电流幅值计算模块、差值计算模块、判断模块；
所述额定零序电流幅值计算模块用于在配网正常运行时获取各馈线中各配电自动化终端的额定零序电流幅值；故障零序电流幅值计算模块用于实时遥测获取各馈线中各配电自动化终端的故障零序电流幅值；所述差值计算模块用于实时计算所述额定零序电流幅值计算模块获取的额定零序电流幅值与所述故障零序电流幅值计算模块获取的对应馈线的对应配电自动化终端的故障零序电流幅值差值；所述判断模块用于判断出接地故障馈线及接地区域。
根据本发明优选的，所述判断模块用于判断出接地故障馈线及接地区域，包括：判断差值是否在0.9α*I∑C～1.1α*I∑C之间，如果某条馈线所有的配电自动化终端均满足差值在0.9α*I∑C～1.1α*I∑C之间，则该馈线即为接地故障馈线，接地故障馈线上差值突变的两个配电自动化终端之间为接地区域，α为电抗补偿系数，取值范围为5％～20％，I∑C为配电自动化***对地总的电容电流；否则，判断该馈线为非故障线路，所述额定零序电流幅值计算模块继续遥测下一配电自动化终端的额定零序电流幅值。
本发明的有益效果为：
1、本发明利用接地故障点电源侧所有的配电自动化终端(DTU或FTU)进行判断，每条馈线具有3-5个数据采集点，对比传统的变电站母线出口处的一个采集点，可靠性提高了200％以上，避免了拉合非故障线路造成供电可靠性的降低，同时接地故障点的精确定位，可以大大减轻了运检人员的劳动强度。
2、本发明进一步完善了配电自动化***，同时提高了配网运行管理的自动化程度，进一步推动了配电自动化***的发展。
3、本申请不需要外加装置，也不需要采集暂态信息，通过主站进行分析计算，即可确定故障区域，当某个自动化终端离线时，也可通过其前后的两个终端确定故障区域。
4、本申请无需额外的成本，利用现有零序CT采集零序电流幅值，上传至配电自动化主站，由主站进行分析，适用于配网实时运行方式，简单、方便、灵活。
附图说明
图1为配网正常运行时零序电流、电容电流的流向示意图；
图2为单相接地时零序电流流向示意图；
图3为基于配电自动化***的配网单相接地故障选线、定位方法的实现***的连接框图；
图4为基于配电自动化***的配网单相接地故障选线、定位方法的实现***的界面示意图；
具体实施方式
下面结合说明书附图和实施例对本发明作进一步限定，但不限于此。
实施例1
一种基于配电自动化***的配网单相接地故障选线、定位方法，配网包括母线以及与母线分别连接的若干条馈线、一条接地线，配电自动化***为目前已建成的配电自动化***，即以自动化主站为中心，每条馈线具有3-5台配电自动化终端(DTU或FTU)将馈线分为若干段，配电自动化终端通过光纤或无线通信与主站连接，可上传遥信、遥信等信息。上述所有终端均配置零序CT以及完整的零序保护功能，只需升级终端(DTU或FTU)程序，在遥测功能上，添加零序电流幅值遥测功能，目前已有成熟的技术，实现方便；包括：
(1)配电网正常运行时，配电自动化***遥测获取各馈线中各配电自动化终端的零序电流幅值，即额定零序电流幅值，并保存；
(2)配电网发生单相接地故障时，配电自动化***遥测获取各馈线中各配电自动化终端的零序电流幅值，即故障零序电流幅值；
(3)实时计算步骤(2)获取的故障零序电流幅值与步骤(1)获取的对应馈线的对应各配电自动化终端的额定零序电流幅值的差值；
(4)判断步骤(3)获取的差值是否在0.9α*I∑C～1.1α*I∑C之间，如果某条馈线所有的配电自动化终端均满足差值在0.9α*I∑C～1.1α*I∑C之间，则该馈线即为接地故障馈线，接地故障馈线上差值突变的两个配电自动化终端之间为接地区域，α为电抗补偿系数，取值为5％，I∑C为配电自动化***对地总的电容电流；否则，判断该馈线为非故障线路，返回步骤(3)。
设定母线分别连接的n条馈线具有，则I∑C的求取公式如式(I)所示：
IΣC＝I馈线1ΣC+I馈线2ΣC+I馈线3ΣC+...+I馈线iΣC...+I馈线nΣC (I)
式(I)中，I馈线iΣC表示第i条馈线对地电容电流，i为整数且1≤i≤n。
本发明的选线、定位方法与现有的方法相比，无需额外费用投入，不需要外加装置，只需对现有装置进行升级，实现方便快捷。利用现有配电自动化终端作为零序电流数据采集点，每条馈线具有3-5个数据采集点，对比传统的变电站母线出口处的一个采集点，可靠性提高了200％以上。
以下对本实施例的方法进行验证：
选取中性点经消弧线圈接地配网三馈线网架进行分析，如图1所示，将每条馈线各分段以及其连接支线对地电容整合为等效电容，即每分段对地电容用一个等效电容替代。***正常运行时零序电流为***对地电容电流，方向由母线流向馈线(黑色箭头)。
***正常运行时，以馈线1为例，
监测点1处零序电流为整条线路对地电容电流I1正常＝ICL1+ICL2+ICL3+ICL4+ICL5；
监测点2处零序电流I2正常＝ICL2+ICL3+ICL4+ICL5；
监测点3处零序电流I3正常＝ICL3+ICL4+ICL5；
监测点4处零序电流I4正常＝ICL4+ICL5；
监测点5处零序电流I5正常＝ICL5；
***总的电容电流，为所有馈线对地电容电流之和：即I∑C＝I馈线1∑C+I馈线2∑C+I馈线3∑C；
消弧线圈一般采用过补偿方式，补偿系数为α，一般取5％～20％，消弧线圈补偿的感性电流为：IL＝(1+α)*I∑C；
***发生单相接地故障时，零序电流走向，如图2：→代表***对地电容电流，代表消弧线圈补偿电感电流，电流参考方向选取一致，但电容电流与电感电流相位相差180°，-→代表***零序电流流向。
以馈线1第3分段发生单相接地故障为例，监测点1处零序电流为：
I1故障＝IL-(I馈线2ΣC+I馈线3ΣC)
＝(1+α)*IΣC-(IΣC-I馈线1ΣC)
＝α*IΣC+I馈线1ΣC
＝α*IΣC+I1正常
监测点2处零序电流为：I2故障＝IL-(I馈线2ΣC+I馈线3ΣC+ICL1)＝α*IΣC+I2正常
监测点3处零序电流为：I3故障＝IL-(I馈线2ΣC+I馈线3ΣC+ICL1+ICL2)＝α*IΣC+I3正常
监测点4处零序电流为：I4故障＝I4正常
监测点5处零序电流为：I5故障＝I5正常
非故障馈线上各监测点处零序电流值与其正常运行时一致。
由此可以得出：***发生单相接地故障时，非故障馈线零序电流与其正常运行时一致；故障馈线接地点负荷侧区域零序电流与其正常运行时一致；故障馈线接地点电源侧区域零序电流比其正常运行时增加了α*IΣC，其中α为补偿系数，IΣC为***总的对地电容电流。
***发生单相接地故障后，对比各分段监测点处零序电流幅值的变化，即可判断出故障馈线，定位接地故障区域。由此，可推断出本实施例方法的正确性。
实施例2
根据实施例1所述的一种基于配电自动化***的配网单相接地故障选线、定位方法，其区别在于，α的取值为20％。
实施例3
根据实施例1所述的一种基于配电自动化***的配网单相接地故障选线、定位方法，其区别在于，α的取值为12％。
实施例4
实施例1-3任一所述的基于配电自动化***的配网单相接地故障选线、定位方法的实现***，如图2所示，包括依次连接的额定零序电流幅值计算模块、故障零序电流幅值计算模块、差值计算模块、判断模块；
额定零序电流幅值计算模块用于在配网正常运行时获取各馈线中各配电自动化终端的额定零序电流幅值；故障零序电流幅值计算模块用于实时遥测获取各馈线中各配电自动化终端的故障零序电流幅值；差值计算模块用于实时计算额定零序电流幅值计算模块获取的额定零序电流幅值与故障零序电流幅值计算模块获取的对应馈线的对应配电自动化终端的故障零序电流幅值差值；判断模块用于判断出接地故障馈线及接地区域。
判断模块用于判断出接地故障馈线及接地区域，包括：判断差值是否在0.9α*I∑C～1.1α*I∑C之间，如果某条馈线所有的配电自动化终端均满足差值在0.9α*I∑C～1.1α*I∑C之间，则该馈线即为接地故障馈线，接地故障馈线上差值突变的两个配电自动化终端之间为接地区域，α为电抗补偿系数，取值范围为5％～20％，I∑C为配电自动化***对地总的电容电流；否则，判断该馈线为非故障线路，所述额定零序电流幅值计算模块继续遥测下一配电自动化终端的额定零序电流幅值。
单相接地故障选线、定位功能的实现依赖于配电自动化***，功能模块界面如图4。当检测到某变站站发生单相接地故障后，锁定故障网络母线及其连接的所有馈线。

Claims (7)

1.一种基于配电自动化***的配网单相接地故障选线、定位方法，其特征在于，所述配网包括母线以及与所述母线分别连接的若干条馈线、一条接地线，所述配电自动化***包括主站，每条所述馈线上设置有若干配电自动化终端，所述配电自动化终端连接所述主站，包括：
(1)配电网正常运行时，配电自动化***遥测获取各馈线中各配电自动化终端的零序电流幅值，即额定零序电流幅值，并保存；
(2)配电网发生单相接地故障时，配电自动化***遥测获取各馈线中各配电自动化终端的零序电流幅值，即故障零序电流幅值；
(3)实时计算步骤(2)获取的故障零序电流幅值与步骤(1)获取的对应馈线的对应各配电自动化终端的额定零序电流幅值的差值；
(4)判断步骤(3)获取的差值是否在之间，如果某条馈线所有的配电自动化终端均满足差值在之间，则该馈线即为接地故障馈线，接地故障馈线上差值突变的两个配电自动化终端之间为接地区域，α为电抗补偿系数，取值范围为5％～20％，I∑C为配电自动化***对地总的电容电流；否则，判断该馈线为非故障线路，返回步骤(3)。
2.根据权利要求1所述的一种基于配电自动化***的配网单相接地故障选线、定位方法，其特征在于，所述配电自动化终端为DTU或FTU。
3.根据权利要求1所述的一种基于配电自动化***的配网单相接地故障选线、定位方法，其特征在于，所述配电自动化终端通过光纤或无线通信连接所述主站。
4.根据权利要求1所述的一种基于配电自动化***的配网单相接地故障选线、定位方法，其特征在于，每条所述馈线上设置有3-5个所述配电自动化终端。
5.根据权利要求1所述的一种基于配电自动化***的配网单相接地故障选线、定位方法，其特征在于，所述步骤(4)中，设定所述母线分别连接的n条馈线具有，则I∑C的求取公式如式(I)所示：
IΣC＝I馈线1ΣC+I馈线2ΣC+I馈线3ΣC+...+I馈线iΣC...+I馈线nΣC (I)
式(I)中，I馈线iΣC表示第i条馈线对地电容电流，i为整数且1≤i≤n。
6.权利要求1-5任一所述的一种基于配电自动化***的配网单相接地故障选线、定位方法的实现***，其特征在于，包括依次连接的额定零序电流幅值计算模块、故障零序电流幅值计算模块、差值计算模块、判断模块；
所述额定零序电流幅值计算模块用于在配网正常运行时获取各馈线中各配电自动化终端的额定零序电流幅值；故障零序电流幅值计算模块用于实时遥测获取各馈线中各配电自动化终端的故障零序电流幅值；所述差值计算模块用于实时计算所述额定零序电流幅值计算模块获取的额定零序电流幅值与所述故障零序电流幅值计算模块获取的对应馈线的对应配电自动化终端的故障零序电流幅值差值；所述判断模块用于判断出接地故障馈线及接地区域。
7.根据权利要求6所述的基于配电自动化***的配网单相接地故障选线、定位方法的实现***，其特征在于，所述判断模块用于判断出接地故障馈线及接地区域，包括：判断差值是否在0.9之间，如果某条馈线所有的配电自动化终端均满足差值在之间，则该馈线即为接地故障馈线，接地故障馈线上差值突变的两个配电自动化终端之间为接地区域，α为电抗补偿系数，取值范围为5％～20％，I∑C为配电自动化***对地总的电容电流；否则，判断该馈线为非故障线路，所述额定零序电流幅值计算模块继续遥测下一配电自动化终端的额定零序电流幅值。
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