基于线电压量测的配电网T型不换位线路故障测距方法

摘要

本发明涉及线路检测领域，特涉及基于线电压量测的配电网T型不换位线路故障测距方法。本发明首先基于三相电压电流，根据自感和互感关系建立测距方程组。再将方程组进行差分处理和变量代换，用线电压替代无法量测的相电压，形成新的测距方程组。随后分别求解假设故障发生在不同区段的三个方程组后，根据给定的筛选依据，筛选出正确的测距结果。仿真结果表明，该测距方法不受故障类型、过渡电阻的影响，测距精度高。

说明书

技术领域

本发明涉及线路检测领域，特涉及基于线电压量测的配电网T型不换位线路故障测距方法。

背景技术

在我国的配电网中，电压互感器通常使用V/V接线，只能测得两个线电压而无法获得完整的三相电压。同时由于配电网规划建设相对落后，缺乏统一的设备选型标准，所以配电网所使用的设备质量参差不齐，性能和参数方面存在较大差异，线路阻抗参数不准确甚至未知。在没有相电压和准确线路参数的条件下，现有的阻抗测距算法无法直接在配电网中应用。此外，配电网通常线路长度较短，存在线路不换位运行的现象，导致了线路参数的不对称，再加上配电网独有的线电压量测条件，现有的故障测距方法无法进行故障测距。

传统的对称分量法只能解耦三相对称的线路而无法适用于不换位线路，现有文献对于不换位线路的处理方法主要有两种。第一种方法是基于相模变换对三相不换位线路进行高精度解耦，将相互耦合的相分量转换为相互独立的模分量，再进行故障测距，这种方法的关键在于求解相模变换矩阵。但这些方法需要精确的线路参数，在解耦或计算参数时也会引入较大的误差，实际工程中使用较少。第二种方法是充分考虑不换位线路的相间耦合，列写三相网络的电压方程并进行故障测距。该方法的优点在于无需进行线路参数的解耦，避免了不换位线路参数解耦环节引入误差，在考虑线路的自感和互感关系后列写故障测距方程，也使得方程的物理意义更加直观。这类方法要求线路准确参数和拓扑已知，这在配电网中通常难以实现。

由于配电网和输电网的差异，以上方法无法直接运用于配电网进行故障测距，主要原因有三点。第一，输电网的电压互感器大多采用Y/Y接线方式，能够测得完整的三相电压，故障测距方法在计算电压序分量时没有任何困难；35kV及以下的配电网中性点通常采用小电流接地的方式，导致配电网与大地之间缺少实际的电气连接，地电位失去参考的意义，所以电压互感器普遍使用不完全星形联结，又称“V/V”接线，如图1所示，根据配电网运行规程，实际工程中的量测装置仅能获得两个线电压，无法获得三相电压，从而造成现有阻抗测距法难以应用。

第二，输电网线路参数的管理比较严格，线路参数相对准确；配电网规划建设相对落后，缺乏统一的设备选型标准，所以配电网使用的设备在性能和参数方面存在较大差异。很多情况下线路阻抗参数不准确甚至未知，这也成为影响阻抗法故障测距精度的重要原因。

第三，在输电线路中，为了减少由于三相导线的线间距离不相等导致的电力系统正常运行时电流和电压的不对称，工程上往往会将三相导线每隔一段距离就进行换位，使得每相导线都均匀地处在三个不同的位置上。而在配电网络中，由于线路距离较短以及考虑经济因素，配电网中常有三相不换位线路运行。线路不换位导致参数不对称，进而造成三相电流和电压均不对称的现象，使得对称分量解耦方法失效。

发明内容

针对现有技术的不足，本发明提供了基于线电压量测的配电网T型不换位线路故障测距方法。由于不换位线路的参数无法完全解耦，直接使用对称分量法又会引入很大的误差，所以本发明在充分考虑不换位线路的相间互感后，直接基于三相网络中的自感和互感关系建立故障测距方程。由于三相自感和互感关系始终存在，所以建立的故障测距方程适用于各种故障类型。在三相网络中，根据沿不同路径计算分接点处电压相等以及沿不同路径计算故障点处电压相等的原理建立测距方程。然后，通过方程组的差分处理和变量代换，用可以量测的线电压取代无法量测的相电压，最后将故障位置、分接点位置和线路阻抗参数的差值一起进行数值求解。本发明的方法不受故障类型、过渡电阻的影响，测距精度较好。

本发明的技术方案是：基于线电压量测的配电网T型不换位线路故障测距方法，具体步骤是：

步骤1.输入MN线路全长L

步骤2.判定故障的发生，故障发生之前采集的电压、电流值为故障前线电压、相电流值；故障发生之后采集的电压、电流值为故障后线电压、相电流值；

步骤3.假设故障分别发生在MT段，NT段和PT段，根据沿不同路径计算分接点处电压相等以及沿不同路径计算故障点电压相等的原理建立故障测距方程组；

步骤4.对3个方程组分别进行方程组进行差分处理和变量代换，用线电压替代无法量测的相电压；

步骤5.判断MT段、NT段PT段测距方程组的解是否满足筛选依据，将满足筛选依据的测距方程组的解作为测距结果。

本发明的技术方案是：本发明的有益效果是：不需要完整的三相电压量测，不需要线路的精确参数，发生各种类型的短路故障时，误差很小，故障测距具有很高的精度。

附图说明

图1两台单相电压互感器V/V接线。

图2配电网T型不换位线路故障示意图。

图3 T型不换位线路故障测距方法流程图。

图4 MT段发生a-g故障后测距误差。

图5 MT段发生a-b故障后测距误差。

图6 MT段发生a-b-g故障后测距误差。

图7 MT段发生a-b-c故障后测距误差。

图8 NT段发生a-g故障后测距误差。

图9 NT段发生a-b故障后测距误差。

图10 NT段发生a-b-g故障后测距误差。

图11 NT段发生a-b-c故障后测距误差。

图12 PT段发生a-g故障后测距误差。

图13 PT段发生a-b故障后测距误差。

图14 PT段发生a-b-g故障后测距误差。

图15 PT段发生a-b-c故障后测距误差。

具体实施方式

以下结合附图对本发明的技术方案作进一步说明。

由于线路不换位，线路参数不对称，无法利用对称分量法进行解耦，因此直接基于三相网络的自感和互感关系建立故障测距方程。

步骤1.采集基础数据，输入MN线路全长L

T型不换位线路如图2所示，中性点经小电阻接地。三个终端分别记为M、N、P，分接点为T点。线路MN和PT分别表示为主线和分接线。故障发生在MT段，线路MN和PT的长度已知。由于分接点的位置可能不准确，因此从终端M到分接点T的距离和故障位置一同被视为故障测距方程中的未知变量。通常线路MT和NT的阻抗参数相同，但与线路PT的阻抗参数不同。线路MN和PT的阻抗参数也需要在测距方程中求解。每个终端有电源供电并配备微型多功能相量测量单元(micro-multifunctional phasor measurement unit,μMPMU)以提供同步量测，即μMPMU满足故障可观性的配置要求。故障可观性是指在故障情况下，通过μMPMU采集完全可观的电气测量量(电压、电流)，实现故障诊断和故障位置的确定由于配电网线路长度较短，故障测距方程中忽略了并联电容。

步骤2.判定故障的发生，故障发生之前采集的电压、电流值为故障前线电压、相电流值；故障发生之后采集的电压、电流值为故障后线电压、相电流值。

μMPMU与主站共同承担故障检测，确定故障时刻和启动故障定位的任务，各个终端的μMPMU在每个工频周期向主站上传电压和电流的同步相量，同时记录波形。主站则实时计算电压和电流相量幅值相对于前一个工频周期的变化。如果增量大于阈值5％，此时主站启动故障检测功能。每个终端上的μMPMU将该突变时刻前0.2s和突变时刻后0.4s的同步波形数据发送到主站。主站根据零序分量增量和负序分量增量等故障特征进行分析并判断是否发生故障。一旦检测到故障，主站通过以0.02s(工频周期)为间隔比较采样μMPMU采样数据的瞬时值增量来确定故障时刻。如果瞬时值变化连续3次超过阈值2％，则可以判定故障时刻。执行此检测程序后，可以很精确地计算出故障的发生时刻，保证故障测距过程中故障前和故障后信号的正确性。

部分变量定义如下(下标M、N和P分别对应各端，下标po表示故障后，下标pre表示故障前)：

同时，线路MN和PT单位长度的阻抗矩阵设定为：

其中，

由于模型采用的是不换位线路，导线之间的距离不同，导致各相之间的互阻抗并不相等，即z

步骤3.分别假设故障分别发生在MT段，NT段和PT段，根据沿不同路径计算分接点处电压相等以及沿不同路径计算故障点电压相等的原理建立故障测距方程组。

假设故障发生在MT段，在故障后，由N、P端的三相电压和电流沿不同路径分别推算分接点T的三相电压，最终计算出的分接点三相电压各自对应相等。电流参考方向如图2所示。

在考虑三相之间的互感后，从N端推算分接点T的三相电压如下：

从P端推算分接点T的三相电压如下：

同一位置T处的三相电压各自对应相等，据此可以构建方程如下：

然后在考虑三相自感和互感后，从终端M推算故障点K处的三相电压如下：

从分接点T推算故障点K处的三相电压如下：

推算所得K处的三相电压各自对应相等，据此可以构建方程如下：

由于现有量测条件下仅能测得线电压，缺乏对相电压的量测使得方程组(4)和(7)无法直接求解，必须对方程组进行差分处理，用可以量测的线电压替代无法量测的相电压，为此对方程进行差分处理，进而可以得到方程组(8)：

同理，在故障发生前，同一点处的三相电压是唯一确定的，从不同终端分别推算分接点T和故障点K处的电压各自对应相等，所以同样的方程在故障发生前仍然成立，可以建立测距方程组如下所示：

将分接点T处三相电压的计算公式(2)、(3)和故障点K处三相电压的计算公式(5)、(6)代入到测距方程组(8)、(9)中，即可获得MT段完整的测距方程，如式(10)所示：

同样地，假设故障分别发生在NT段和PT段，相应的测距方程(11)和(12)也可建立。

假设故障发生在NT段，完整的测距方程为：

假设故障发生在PT段，完整的测距方程为：

步骤4.对3个方程组分别进行差分处理和变量代换，用线电压替代无法量测的相电压。

对于每一种故障所在区段的假设，都可以建立一组非线性方程组，分别为(10),(11),(12)。对方程进行变量代换，将阻抗参数的差值视作一个完整的变量。任一故障测距方程中的已知量为故障前后的线电压和相电流。未知数为故障位置(d

z

z

因此(z

综上，未知数个数共8个，方程总数也是8个，未知数的个数与方程的个数相同，所以非线性方程组可以用信赖域方法求解，由于阻抗参数都是以差值的形式在方程中出现，故只能求得阻抗参数之间的差值，无法独立求解出每个阻抗参数。

步骤5根据测距结果的筛选依据进行判断

无论故障发生在哪个区段，都可以基于三端同步量测数据建立测距方程。然后，可以使用信赖域算法分别求解对应于三个故障假设的三组测距方程。只有当假设故障区段与实际故障点所在区段一致时，方程的解才是正确的测距结果。通常线路的自阻抗远比互阻抗大，这也可用作测距结果的筛选依据，因此完整的筛选依据如(15)所示：

其中，Re是取复数实部的运算，Im是取复数虚部的运算。

本发明所提出的T型不换位线路的故障测距方法的流程图如图3所示。

仿真验证

为了验证所提出的故障测距方法的有效性，在PSCAD中进行了仿真，并在MATLAB中运行了该测距方法。T型线路如图2所示，参数如表1所示。系统中性点经小电阻接地，原因如下：早年我国配电网发展水平较低，通常采用中性点不接地和中性点经消弧线圈接地这两种接地方式。随着配电网规模的扩大，接地点的容性电流远远大于30A，中性点不接地方式不再适用。配电网电容电流的快速增加，中性点经消弧线圈接地方式难以补偿电容电流，无法实现自动熄弧，容易扩大事故范围。当发生单相接地故障时不能准确选线，造成安全隐患，也不再满足配电网发展的需要。此时中性点经小电阻接地的方式由于其精准的选线能力而备受青睐，中性点经小电阻接地属于大电流接地方式，发生单相接地故障时故障电流较大，便于故障的快速切除，因此近年来城市配电网中性点经小电阻接地方式的使用比例逐渐增加，上海浦东地区已经将部分10kV配电网改造成中性点经小电阻接地的方式。

用DFT(离散傅里叶)算法计算出故障前后线电压和相电流的相量,并代入故障测距方程。

表1 T型不换位线路仿真模型参数

线路MN和PT单位长度阻抗矩阵如下所示：

考虑四种主要故障类型(单相接地a-g，两相短路a-b，两相接地短路a-b-g，三相短路a-b-c)下的测距结果，然后评估了故障位置、故障类型、过渡电阻对测距方法的影响。

在仿真结果中，故障测距的误差由式(18)计算。

故障测距的遍历结果

对各段线路每隔线路长度20％的位置设立一次故障点，仿真结果如图4～15所示，故障测距的相对误差均小于0.1％，折算成绝对误差则小于10m，故障区段判断准确，有很高的测距精度。无论单相接地故障还是两相接地故障，两相短路故障还是三相短路故障，利用沿不同路径推算同一点电压必定相等的原理，基于三相网络中的自感和互感关系建立的故障测距方程始终是成立的。因此，沿不同路径分别推算分接点和故障点电压构建测距方程，使得所提出测距方法原则上不受故障类型的影响。图4～15的结果表明，当发生各种类型的故障时，误差很小，故障测距具有较高的精度。

为了研究过渡电阻对故障测距方法的影响，在各个故障点将各种故障类型的过渡电阻设置为1、10、100Ω。由于本章的测距方程中不包含过渡电阻，因此过渡电阻对故障测距的影响很小。从图4～15的结果可以看出，不同过渡电阻对应的故障测距误差均在10m以内，说明了所提方法的测距精度不受过渡电阻的影响。