站域电流互感器二次回路故障检测方法及装置

摘要

本发明涉及一种电流互感器二次回路检测技术领域，是一种站域电流互感器二次回路故障检测方法及装置，前者包括获取电流互感器二次回路的基础识别数据；判断综合特征量距离是否大于综合特征量距离常规值；判断电流距离是否大于电流距离常规值及判断上一级装置的电流距离，确定电流互感器二次回路短路故障位置；判断电阻距离是否大于电阻距离常规值及判断各个单相回路的电阻距离，确定电流互感器二次回路断线位置。本发明结合电流特征、电阻特征的综合特征量距离对二次回路故障类型作出初步识别，利用电流互感器同源性数据不同绕组采集和电流二次回路串接的特点，比较各级装置电气量数据以及时发现回路故障位置，从而实现电流二次回路故障有效检测。

说明书

技术领域

本发明涉及一种电流互感器二次回路检测技术领域，是一种站域电流互感器二次回路故障检测方法及装置。

背景技术

电流互感器二次回路作为电网电流采样的重要环节，把电流互感器二次采样电流传输至各种二次设备，是电网自动化、保护、系统控制的主要依据，特别是在保护环节中，电流采样作为电网故障判别的重要计算量，采样传输的正确性对于保护装置的正确动作有着极为重要的意义。常规采样二次回路采用二次电缆，中间经过就地端子箱和各保护及自动装置屏柜转接，在屏柜内通过电流端子转接，中间环节多、转接复杂、传输路径长，同时大部分电缆均铺设在隐蔽工程中暴露不明显。在实际运行中，电流互感器二次采样一旦发生问题，故障定位困难又极易引起二次设备误动作。由于电流互感器二次回路引起的不正确动作，主要原因有：绝缘破损接地、回路接触不良、回路短路、回路开路、二次采样畸变、两侧保护装置电流互感器插件传变特性不一致等。

目前电流互感器二次回路检测主要以红外测温和电流互感器二次负载离线检测为主，结合二次设备巡视、巡检工作定期开展，因此无法及时发现二次回路故障。同时电流互感器二次回路故障发生后，虽然继电保护等二次设备结合判别逻辑会发送告警，但现场处理任然依靠人工检测排查，无法有效识别检测定位二次回路故障如何对电流互感器二次采样开展故障识别检测。

发明内容

本发明提供了一种站域电流互感器二次回路故障检测方法及装置，克服了上述现有技术之不足，其能有效解决现有电流互感器二次回路检测存在的不能及时发现二次回路故障，且不能对其进行故障定位的问题。

本发明的技术方案之一是通过以下措施来实现的：一种站域电流互感器二次回路故障检测方法，包括：

获取电流互感器二次回路的基础识别数据，基础识别数据包括电流互感器二次回路电流数据、电流互感器二次回路电压数据和电流互感器二次回路电阻数据；

获得电流特征、电阻特征的综合特征量距离，判断综合特征量距离是否大于综合特征量距离常规值，响应于是，则分别对电流距离和电阻距离进行判断；

判断电流距离是否大于电流距离常规值，响应于是，则通过判断上一级装置的电流距离是否大于电流距离常规值，确定电流互感器二次回路短路故障位置；

判断电阻距离是否大于电阻距离常规值，响应于是，则通过判断各个单相回路的电阻距离是否均大于电阻距离常规值，确定电流互感器二次回路断线位置。

下面是对上述发明技术方案的进一步优化或/和改进：

上述获得电流特征、电阻特征的综合特征量距离，包括：

根据电流互感器二次回路的基础识别数据，获得两组电流互感器二次回路电气量数据TA＝{a

获得电流特征量I(a

根据电流特征和电阻特征，通过下式获得电流特征、电阻特征的综合特征量距离：

其中，TMFD(a

上述判断电流距离是否大于电流距离常规值，响应于是，则通过判断上一级装置的电流距离是否大于电流距离常规值，确定电流互感器二次回路短路故障位置，包括：

判断电流距离是否大于电流距离常规值；

响应于是，则判断上一级装置的电流距离是否大于电流距离常规值；

响应于否，则确定电流互感器二次回路短路故障位置为该装置的下一级二次回路；

响应于是，则确定是否回路串接的各级装置的电流数据是否均判断完成，响应于是，则确定电流互感器二次回路短路故障位置为电流互感器根部，响应于否，则继续判断该装置的上一级装置的电流距离。

上述判断电阻距离是否大于电阻距离常规值，响应于是，则通过判断各个单相回路的电阻距离是否大于电阻距离常规值，确定电流互感器二次回路断线位置，包括：

判断电阻距离是否大于电阻距离常规值；

响应于是，则判断电流互感器二次回路的各相回路的电阻距离是否均大于电阻距离常规值；

响应于否，则电阻距离大于电阻距离常规值的一相回路为电流互感器二次回路断线位置；

响应于是，则电流互感器二次回路断线位置为N回路断线。

上述获取电流互感器二次回路的基础识别数据，包括：

采集电流互感器二次回路电流数据和电流互感器二次回路电压数据；

根据电流互感器二次回路电流数据和电流互感器二次回路电压数据，确定电流互感器二次回路电阻数据。

本发明的技术方案之二是通过以下措施来实现的：一种站域电流互感器二次回路故障检测装置，包括：

数据获取单元，获取电流互感器二次回路的基础识别数据，基础识别数据包括电流互感器二次回路电流数据、电流互感器二次回路电压数据和电流互感器二次回路电阻数据；

回路故障初步判断单元，获得电流特征、电阻特征的综合特征量距离，判断综合特征量距离是否大于综合特征量距离常规值，响应于是，则分别对电流距离和电阻距离进行判断；

回路短路故障判断单元，判断电流距离是否大于电流距离常规值，响应于是，则通过判断上一级装置的电流距离是否大于电流距离常规值，确定电流互感器二次回路短路故障位置；

回路断线故障判断单元，判断电阻距离是否大于电阻距离常规值，响应于是，则通过判断各个单相回路的电阻距离是否大于电阻距离常规值，确定电流互感器二次回路断线位置。

本发明通过电流互感器二次回路的基础识别数据，获得电流特征、电阻特征的综合特征量距离，结合电流特征、电阻特征的综合特征量距离对二次回路故障类型作出初步识别，进一步利用电流互感器同源性数据不同绕组采集和电流互感器二次回路串接的特点，比较各级装置电气量数据以及时发现回路故障位置，从而实现电流互感器二次回路故障有效检测。

附图说明

附图1为本发明实施例1的方法流程图。

附图2为本发明实施例2的方法流程图。

附图3为本发明实施例3的方法流程图。

附图4为本发明实施例4中典型电流互感器配置及二次回路的电路示意图。

附图5为本发明实施例4中某站A套主变电流回路的故障电流波形示意图。

附图6为本发明实施例4中某站两套主变电流回路的电流波形对比示意图。

附图7为本发明实施例4中某站两套主变电流回路的自产零序电流波形对比示意图。

附图8为本发明实施例4中某站两套主变电流回路的正常电流波形对比示意图。

附图9为本发明实施例5的装置结构示意图。

具体实施方式

本发明不受下述实施例的限制，可根据本发明的技术方案与实际情况来确定具体的实施方式。

下面结合实施例及附图对本发明作进一步描述：

实施例1：如附图1所示，本实施例公开了一种站域电流互感器二次回路故障检测方法，包括：

步骤S101，获取电流互感器二次回路的基础识别数据，基础识别数据包括电流互感器二次回路电流数据、电流互感器二次回路电压数据和电流互感器二次回路电阻数据；

步骤S102，获得电流特征、电阻特征的综合特征量距离，判断综合特征量距离是否大于综合特征量距离常规值，响应于是，则分别对电流距离和电阻距离进行判断；

步骤S103，判断电流距离是否大于电流距离常规值，响应于是，则通过判断上一级装置的电流距离是否大于电流距离常规值，确定电流互感器二次回路短路故障位置；

步骤S104，判断电阻距离是否大于电阻距离常规值，响应于是，则通过判断各个单相回路的电阻距离是否大于电阻距离常规值，确定电流互感器二次回路断线位置。

本发明实施例公开了一种站域电流互感器二次回路故障检测方法，通过电流互感器二次回路的基础识别数据，获得电流特征、电阻特征的综合特征量距离，结合电流特征、电阻特征的综合特征量距离对二次回路故障类型作出初步识别，进一步利用电流互感器同源性数据不同绕组采集和电流互感器二次回路串接的特点，比较各级装置电气量数据以及时发现回路故障位置，从而实现电流互感器二次回路故障有效检测，保证了回路可靠性，对于保障二次系统正常可靠运行有着重要的意义，同时也为二次设备状态检修提供技术参考依据，准确定位危险隐患，指导检修工作开展。

上述步骤S101中，获取电流互感器二次回路的基础识别数据，包括：

步骤S1011，采集电流互感器二次回路电流数据和电流互感器二次回路电压数据；

步骤S1012，根据电流互感器二次回路电流数据和电流互感器二次回路电压数据，确定电流互感器二次回路电阻数据。

上述步骤S102至步骤S104中电流互感器二次回路故障确定包括初次判断和再次判断，具体包括：

A、初次判断，计算电流特征、电阻特征的综合特征量距离，根据综合特征量距离对电流二次回路是否存在故障进行初次判断；初次判断后，若存在故障，则进行在再次判断。

B、判断电流距离是否大于电流距离常规值(即电流特征是否异常)及判断电阻距离是否大于电阻距离常规值(即电阻特征是否异常)，确定是回路短路故障还是回路断线故障。

C、当判断是回路短路故障时，再依据现场实际电流回路串接特性计算上一级装置故障相数据(即该装置的电流距离)，直到找出正常距离计算结果并由此判断出故障位置在正常计算结果所对应装置的下一级二次回路；若本回路串接的各级装置电流采样数据计算完成后均存在异常，可对比计量、测量回路判断出故障位置在电流互感器根部。由于电流互感器各回路同时发生故障的概率很低，此时若计量、测量回路也存在异常，那么可以判断电流互感器本体一次设备存在问题。

D、当判断是回路断线故障时，判断各个单相回路的电阻距离是否大于电阻距离常规值，三相电流中若单相回路电阻特征异常，则该相存在断线，若三相回路的电阻特征异常均异常，则判断存在N回路断线。

实施例2：如附图2所示，本实施例公开了一种站域电流互感器二次回路故障检测方法，包括：

步骤S201，获取电流互感器二次回路的基础识别数据，基础识别数据包括电流互感器二次回路电流数据、电流互感器二次回路电压数据和电流互感器二次回路电阻数据；

步骤S202，根据电流互感器二次回路的基础识别数据，获得两组电流互感器二次回路电气量数据TA＝{a

其中a

这里需要说明的是，电流互感器二次回路电气量数据由一系列随时间变化的数据点组成，即T＝{A

步骤S203，获得电流特征I(a

这里电流特征I(a

这里电阻特征R(a

步骤S204，根据电流特征和电阻特征，通过下式获得电流特征、电阻特征的综合特征量距离：

其中，TMFD(a

步骤S205，判断综合特征量距离是否大于综合特征量距离常规值，响应于是，则分别对电流距离和电阻距离进行判断；

步骤S206，判断电流距离是否大于电流距离常规值，响应于是，则通过判断上一级装置的电流距离是否大于电流距离常规值，确定电流互感器二次回路短路故障位置；

步骤S207，判断电阻距离是否大于电阻距离常规值，响应于是，则通过判断各个单相回路的电阻距离是否大于电阻距离常规值，确定电流互感器二次回路断线位置。

实施例3：如附图3所示，本实施例公开了一种站域电流互感器二次回路故障检测方法，包括：

步骤S301，获取电流互感器二次回路的基础识别数据，基础识别数据包括电流互感器二次回路电流数据、电流互感器二次回路电压数据和电流互感器二次回路电阻数据；

步骤S302，获得电流特征、电阻特征的综合特征量距离，判断综合特征量距离是否大于综合特征量距离常规值，响应于是，则分别对电流距离和电阻距离进行判断；

步骤S303，判断电流距离是否大于电流距离常规值；

步骤S304，响应于是，则判断上一级装置的电流距离是否大于电流距离常规值；

步骤S305，响应于否，则确定电流互感器二次回路短路故障位置为该装置的下一级二次回路；

步骤S306，响应于是，则确定是否回路串接的各级装置的电流数据是否均判断完成，响应于是，则确定电流互感器二次回路短路故障位置为电流互感器根部，响应于否，则继续判断该装置的上一级装置的电流距离；

步骤S307，判断电阻距离是否大于电阻距离常规值；

步骤S308，响应于是，则判断电流互感器二次回路的各相回路的电阻距离是否均大于电阻距离常规值；

步骤S309，响应于否，则电阻距离大于电阻距离常规值的一相回路为电流互感器二次回路断线位置；

步骤S3010，响应于是，则电流互感器二次回路断线位置为N回路断线。

上述步骤步骤S303至步骤S306用于在初次判断电流互感器二次回路发生故障后，再次确定故障类型是否为回路短路，及对回路短路发生位置进行定位。

上述步骤步骤S307至步骤S3010用于在初次判断电流互感器二次回路发生故障后，再次确定故障类型是否为回路断线，及对回路断线发生位置进行定位。

实施例4：本发明实施例在用于典型电流互感器配置及二次回路时，本发明的故障检测过程如下：

以220千伏线路间隔为例获取电流互感器二次回路的基础识别数据的准备具体如下：220千伏线路间隔一般配置6组电流互感器，分别为保护A、保护B、母差A、母差B、测量和计量，由于电流互感器电流回路的特殊性，故障录波和稳控分别串接在保护二次回路之后，同步相量测量PMU串接在测量回路之后；附图4中左侧是线路间隔电流互感器典型配置，从中可以看出基于同源性考虑，对于同一一次源，线路间隔共采集了6组电流量数据信息；附图4中右侧是第一组电流互感器的二次回路图，单相电流互感器的首端和尾端均由电流互感器根部引入就地柜并接进端子排，通过二次端子排转接；电流互感器首端经端子排引出后经二次电缆引入保护小室内的线路保护A套屏柜，经端子排进入保护A套装置后经二次电缆引出至故障录波A和稳控A。电流互感器尾端并接后作为N引入保护小室，同时A、B、C三相电流在回路末端并接后接入N线，N线接地点接至二次地网。

随后按实施例3中步骤对其进行站域二次回路故障检测，需要说明的是N回路断线较为特殊，一次设备无故障时，理想情况下二次采样电流A、B、C三相矢量和为0，N回路没有电流；一次设备故障情况下，三相电流矢量和不为0，N回路断线情况下自产零序电流无流出回路，二次电流中零序分量没有流通路径，表现为三相电流合成的自产零序电流几乎为0，二次设备无法采集到自产零序电流，且三相采样波形畸变。在实际运行厂站中，N回路接地点由于二次设备运行环境、接地网及电磁环境干扰等外部因素影响，接地点实际电压并不严格等于0，此时N回路断线后引起三相电流中性点漂移，N线对地电压为中性点漂移电压，此电压受运行环境影响较大但一般不为0，此时由于N线中性点漂移电压叠加影响，回路测量电压普遍升高，三相电流回路测量电阻增大。所以对于N回路断线，在一次设备正常运行且无故障时可以将比对三相电流回路电阻值作为N回路断线综合故障特征量识别方法。

以电流二次回路接地短路为例，验证回路故障情况下的检测结果，具体如下：

附图5为提取的某站A套主变电流回路故障波形数据，其中幅值最小的为A相电流波形，次之为C相波形，幅值最大的为B相电流波形，这里故障相为A相。故障发生时，某站主变保护A套A相电流互感器绕组回路接地，与电流N之间形成分流，故而A相电流幅值变小。附图6上部为A套装置A相异常电流(图中幅值最小的灰色电流波形)与B套装置内的A相正常电流(图中幅值最大的黑色电流波形)对比，下部柱状图为基于时间序列的多特征量两点距离算法计算结果，从中可以看出电流特征I距离计算最大为50。附图7上部为A套装置自产零序电流(图中幅值最大的电流波形)与B套装置自产零序电流(图中幅值最小的电流波形)对比，下部柱状图为基于时间序列的多特征量两点距离算法计算结果，从中可以看出自产零序电流特征距离计算最大为121。

为进一步验证本发明检测方法的有效性，提取变电站正常电流二次回路波形数据，附图8上部为A套装置A相正常电流波形(图中灰色的电流波形)与B套装置A相正常电流波形(图中黑色的电流波形)比对，下部柱状图为两组A相电流距离计算结果。从图中可以看出，两组分相电流波形差别不明显，距离计算结果在正常范围内(电流特征距离计算结果为5)波动。附图8中两组A相电流仅在最大值处存在细微差异，距离计算结果也明显的分辨出了此类特征。通过计算结果可以看出，本发明方法可以有效的判断出异常采样数据，为电流互感器二次回路故障提供有效的检测识别检查方法，特别是对于轻微的波形异常数据，本发明具有更高的灵敏度。

实施例5：如附图9所示，本实施例公开了一种站域电流互感器二次回路故障检测装置，包括：

数据获取单元，获取电流互感器二次回路的基础识别数据，基础识别数据包括电流互感器二次回路电流数据、电流互感器二次回路电压数据和电流互感器二次回路电阻数据；

回路故障初步判断单元，获得电流特征、电阻特征的综合特征量距离，判断综合特征量距离是否大于综合特征量距离常规值，响应于是，则分别对电流距离和电阻距离进行判断；

回路短路故障判断单元，判断电流距离是否大于电流距离常规值，响应于是，则通过判断上一级装置的电流距离是否大于电流距离常规值，确定电流互感器二次回路故障环节；

回路断线故障判断单元，判断电阻距离是否大于电阻距离常规值，响应于是，则通过判断各个单相回路的电阻距离是否大于电阻距离常规值，确定电流互感器二次回路断线位置。

上述技术方案中，数据获取单元中获取电流互感器二次回路电流数据和电流互感器二次回路电压数据的过程具体包括：

电流互感器二次回路电流数据可基于现有继电保护设备在线监视与分析应用系统，实现对二次设备运行工况和运行状态的监视分析。该应用系统包括站控层保护设备实时信息采集和处理、保护专业信息召唤以及故障录波召唤等功能，其中站控层保护设备实时信息采集可实现二次设备量测的电流模拟量信息采集。同时，该应用系统还支持继电保护装置、故障录波装置的录波文件召唤，部分应用系统建设时不支持二次设备电流模拟量信息连续采集，仅支持单点实时信息采集，在这种情况下，可以考虑对应用系统中的录波文件召唤功能进行升级，以实现远程自动录波后上传。由于电流互感器二次采样故障识别检测对采样数据的实时性没有特殊要求，所以远程录波也可以满足检测分析要求。稳控采集的电流互感器二次回路电流数据，经由安全稳定控制管理系统实时数据库提供，同步相量测量PMU、测控和计量数据可结合现场自动化及计量专业的数据终端采集。现场测量、计量回路不满足采集要求时，可将测量、计量系统上送的离线分散数据作为故障识别检测的辅助筛查数据源，以保护回路的数据作为最终检测分析源。

电流互感器二次回路电压数据基于电流互感器二次采样故障检测的要求，在就地柜电流互感器回路端子上加装专门的回路电压测量装置，实时测量电流互感器二次回路三相电压及N回路电压，具备GPS对时功能及测量数据远程上传，同时电压数据需具备时间坐标以满足数据识别分析要求。

实施例6，本实施例公开了一种存储介质，所述存储介质上存储有能被计算机读取的计算机程序，所述计算机程序被设置为运行时执行站域电流互感器二次回路故障检测方法。

上述存储介质可以包括但不限于：U盘、只读存储器、移动硬盘、磁碟或者光盘等各种可以存储计算机程序的介质。

实施例7，本实施例公开了一种电子设备，包括处理器和存储器，所述存储器中存储有计算机程序，计算机程序由处理器加载并执行以实现站域电流互感器二次回路故障检测方法。

上述电子设备还包括传输设备、输入输出设备，其中，传输设备和输入输出设备均与处理器连接。

以上技术特征构成了本发明的最佳实施例，其具有较强的适应性和最佳实施效果，可根据实际需要增减非必要的技术特征，来满足不同情况的需求。