小電流接地系統(tǒng)單相接地故障選線方法分析研究

1、 . . . 畢業(yè)論文小電流接地系統(tǒng)單相接地故障選線方法的分析研究摘 要故障定位是配電自動化的重要功能之一，由于單相接地故障是配電網中最常見的故障，研究單相接地故障定位方法對于減小停電圍、縮短停電時間與提高供電可靠性具有重要意義。我國中低壓配電網一般都采用中性點非直接接地方式，即中性點不接地或者經消弧線圈接地方式，單相接地故障時故障定位面臨的主要困難是：工頻故障電流微弱與電弧不穩(wěn)定，為此本文分析了小電流接地系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障時電氣量中暫態(tài)分量的特性，利用現(xiàn)有配電網自動化系統(tǒng)的設備條件，著重解決單相接地故障定位中的故障區(qū)段定位和故障點定位兩個問題，本文的主要研究工作如下：1針對故障區(qū)段定位問題

2、，提出一種綜合區(qū)段定位方法。該方法綜合了兩種具體的區(qū)段定位方法：基于特征頻帶的暫態(tài)零序電流方向比較法和零序電流有功分量幅值比較法，前者提取首容性頻帶暫態(tài)零序電流分量用于電流流向比較，適用于中性點經消弧線圈接地系統(tǒng)的強故障與中性點不接地系統(tǒng)的所有故障；后者通過比較各個檢測點處零序電流有功分量大小選擇故障區(qū)段，適用于中性點經消弧線圈接地系統(tǒng)發(fā)生弱故障的情況。綜合區(qū)段定位方法適合于各種故障類型，具有很高的靈敏度和準確性。2針對故障點定位問題，提出一種參數辨識法。該方法采用集中參數的配網模型，在此模型基礎上建立了單相接地故障的故障點定位時域方程，并利用暫態(tài)時域信息通過最小二乘優(yōu)化算法來辨識出故障點位置

3、。該方法更充分地利用了單相接地故障時的暫態(tài)故障信息。3最后，提出了利用現(xiàn)有的配電自動化系統(tǒng)設備解決故障定位的實現(xiàn)方案：首先利用綜合區(qū)段定位方法進行故障區(qū)段定位，然后在故障區(qū)段應用參數辨識法進行故障點定位。4仿真結果驗證了以上方法的有效性和方案的可實現(xiàn)性。關 鍵 詞：中性點非直接接地系統(tǒng)；小電流接地系統(tǒng)；故障區(qū)段定位；故障點定位；參數辨識論文類型：應用研究54 / 60目 錄1 緒論11.1 課題背景與研究意義11.1.1 單相接地故障的危害與其研究意義11.1.2 配電自動化現(xiàn)狀與其處理模式21.2 單相接地故障定位的研究現(xiàn)狀分析31.2.1 監(jiān)測定位法41.2.2 故障分析法51.2.3 信

4、號注入法71.3 本文的主要研究工作82 小電流接地系統(tǒng)單相接地故障的特性分析92.1 引言92.2故障零序電流分量分析92.2.1 單相接地故障時穩(wěn)態(tài)零序電流分量特征92.2.2 零序電流暫態(tài)分量分析112.3 區(qū)段的暫態(tài)零序電流特性分析162.3.1 配電系統(tǒng)的結構162.3.2 區(qū)段定位中的特征頻帶概念172.3.3 特征頻帶上下限的確定192.3.4 特征頻帶暫態(tài)零序電流的分布特點213 配電網中故障區(qū)段定位的綜合區(qū)段定位方法233.1 基于暫態(tài)零序特征電流分量方向的方法233.1.1 暫態(tài)零序電流的分布特點233.1.2 基本原理233.1.3 故障區(qū)段判別方法243.1.4 實現(xiàn)算

5、法263.1.5 算法評價與適用條件263.2 零序電流有功分量幅值比較的方法273.2.1 算法原理273.2.2 有功分量幅值算法實現(xiàn)273.2.3 故障區(qū)段具體判別方法273.2.4 算法評價與適用條件283.3 綜合區(qū)段定位方法的實現(xiàn)283.4 EMTP仿真研究293.4.1 EMTP仿真模型的建立293.4.2 仿真實驗與分析313.5 小結354 配電網中故障點定位的參數辨識法364.1 引言364.2 參數辨識的理論基礎364.2.1 參數辨識的基本概念364.2.2 最小二乘優(yōu)化算法的基本原理374.3 故障點定位的參數辨識法384.3.1 算法方程384.3.2 該算法在測距

6、中應用的分析404.3.3 算法中使用的數學方法414.4 EMTP仿真研究434.4.1 仿真系統(tǒng)與參數434.4.2 仿真條件43 4.4.3 EMTP仿真理論分析和驗算444.4.4仿真實驗結果與分析444.5本章小結.465 利用配電自動化系統(tǒng)實現(xiàn)故障定位的總體方案475.1 實現(xiàn)故障定位的技術基礎475.2 單相接地故障點定位總體方案的流程485.2.1 啟動模塊和永久性故障判斷模塊485.2.2 故障相判別模塊485.2.3 總體方案的基本流程495.3 故障定位總體方案的例證506 結論54致55參考文獻561 緒論本章簡單地介紹了配電自動化的基本容，結合我國配電網的特點介紹配電

7、網單相接地故障定位的研究容和研究意義，最后在全面介紹國外單相接地故障定位方法研究現(xiàn)狀的基礎上提出本文要做的研究工作。1.1 課題背景與研究意義1.1.1 單相接地故障的危害與其研究意義隨著國民經濟和電力工業(yè)的發(fā)展，我國城鄉(xiāng)電網迫切需要實現(xiàn)配電自動化，以提高供電質量和可靠性。配電系統(tǒng)中發(fā)生機率最大的故障是單相接地故障。所以實現(xiàn)配電自動化的一個重要的研究課題，便是如何準確地檢測并盡快消除單相接地故障。我國635kV電網大多數采用中性點不直接接地方式：中性點經消弧線圈接地、經大電阻接地和不接地方式。在發(fā)生單相接地 (用表示)時，這種運行方式的接地電流往往比負荷電流小得多，而且故障點處的電弧通常能夠自

8、行熄滅，因此這樣的系統(tǒng)常稱為小電流接地系統(tǒng)。在小電流接地電網中發(fā)生單相接地故障時，故障點電位為的電位，中性點電位升為相電壓，非故障相導線對地電壓升高為原來的倍，三相線電壓仍三相對稱，不影響對用戶的正常供電，而且故障電流又較小，因此單相接地保護只動作于信號，允許電網繼續(xù)運行12h,這在一定程度上保證了供電的連續(xù)性1。但隨著城市配電網的高速發(fā)展，配網結構越來越復雜，電纜線路占供電線路總長度的比例逐年上升，使得配網的電容電流數值大幅度增加。加之小電流接地系統(tǒng)的配電線路不設避雷線，而且離地高度低、耐受過電壓的能力低、網絡拓撲結構和周圍環(huán)境較為復雜，因而經常發(fā)生故障，其中單相接地占配電網故障的80%以上

9、。雖然單相接地不會造成供電中斷，帶單相接地故障長時間運行就易使健康相絕緣薄弱處發(fā)生對地擊穿，造成兩相接地短路故障，弧光接地還會引起全系統(tǒng)過電壓，進而損壞設備，破壞系統(tǒng)連續(xù)運行。所以與時地確定故障點并排除故障便顯得非常重要。傳統(tǒng)的做法是由運行人員采取順序拉閘的方式尋找故障線路，轉移負荷后將故障線路切除。顯然，這種方法使得一些非故障線路的用戶也會短時停電，降低了供電的可靠性，延長了系統(tǒng)帶單相接地運行的時間，增大了擴大故障和誤操作的可能性。隨著配電網規(guī)模的不斷擴大、用戶對供電質量要求的不斷提高，人們對配電網自動化水平提出了更高的要求，配電網單相接地故障定位問題更加突出，迫切需要從根本上予以解決。從配

10、電網自動化的角度說，不僅要求正確地選出故障線路，而且要求能夠自動確定故障線路區(qū)段，并進一步確定故障點，盡快消除故障?，F(xiàn)代計算機技術和通信技術的不斷發(fā)展，為實現(xiàn)新的故障定位方法提供了保障，因此研究配電網單相接地故障的定位方法具有很重要的實際意義。1.1.2 配電自動化現(xiàn)狀與其處理模式在長期的發(fā)展過程中，由于經濟發(fā)展不平衡，我國各地配電網自動化水平也不平衡，配電網自動化水平相對比較低。在政策的支持下，近十年來我國的配電自動化有較大的發(fā)展，在一些經濟發(fā)達、較發(fā)達地區(qū)建設起了不同規(guī)模的配電自動化系統(tǒng)。隨著現(xiàn)在工農業(yè)的高度電氣化、高度自動化以與信息產業(yè)的不斷發(fā)展，配電網的規(guī)模也在不斷擴大，人們對電力供應

11、的安全可靠性提出了越來越高的要求，減小停電圍、縮短停電時間、全面建設配電自動化系統(tǒng)成了配電網改造和建設的重要任務。廣義上，配網自動化DSA(Distribution System Automation)指利用現(xiàn)代先進的信息技術實現(xiàn)對配電網正常運行時的控制、檢測和故障時的快速處理(故障檢測，故障定位、隔離與供電恢復，以與配電的生產管理、設備管理的自動化，即SCADA/DMS系統(tǒng)。狹義上，配網自動化指故障檢測、故障定位、隔離與供電恢復等幾個過程，稱為配電自動化DA (Distribution Automation),包括變電站自動化SA(Substation Automation)和饋線自動化(F

12、eeder Automation)。配電自動化的一個主要功能和實施目標：故障定位、隔離與供電恢復。是故障處理的三個過程，是減小停電圍、縮短停電時間、提高供電可靠性的關鍵所在。按照配電自動化的發(fā)展過程和故障處理的具體形式，配電自動化大概可以分為人工處理模式、分布智能模式和集中智能模式等三種模式23。（1）人工處理模式人工處理模式的相應的設備條件為：出線開關采用斷路器，分段開關和聯(lián)絡開關采用無遙控功能的負荷開關，并在負荷開關和線路分支處安裝故障指示器。當發(fā)生故障時，電力工作人員可以根據故障指示器的指示信息和工作經驗沿線路查找故障區(qū)段，并利用負荷開關人工隔離故障區(qū)段和供電恢復操作。這種模式自動化水平

13、也較低，故障處理所需的停電時間比較長，系統(tǒng)的供電可靠性不高，但是對系統(tǒng)與用戶的沖擊小，因此這種處理模式仍普遍存在于我國配電網中。（2）分布智能模式分布智能模式的主要設備是斷路器、重合器和分段器。這種模式是通過智能化開關設備的相互配合進行開關的分合操作，以實現(xiàn)故障區(qū)段的就地自動隔離和非故障區(qū)段的自動恢復供電。但是由于受原理的限制，存在一些不足之處:故障處理過程需要開關多次分洽操作，對系統(tǒng)與用戶沖擊大；當運行方式發(fā)生改變時，需要改變重合器的整定參數；故障點下游的重合閉鎖要依靠檢測故障時的異常電壓來作為閉鎖條件，當故障不同時，異常電壓的特征變化較大，難以自動恢復供電。（3）集中智能模式集中智能模式的

14、主要設備是有遙控功能的開關設備、饋線終端單元(Feeder Terminal Unit，即FTU)、通信信道和主站系統(tǒng)。這種模式通過現(xiàn)場的FTU將檢測到的故障信息通過通訊設備上傳到主站，由主站通過接收到的故障指示信息和配電網的實時拓撲信息，按照一定的故障處理算法確定故障區(qū)域，并下達操作指令給相應的FTU跳閘隔離故障區(qū)域，并根據供電恢復策略確定恢復方案，對非故障區(qū)域進行供電恢復。這種模式的自動化水平較高，能夠一次完成定位和隔離，故障處理時間迅速，避免開關多次投切，適用于任何復雜的配電網，并且可以考慮負荷水平和網絡約束。但是投資較大，對通信系統(tǒng)的可靠性和通信速率要求很高。隨著國家投資力度的加大，我

15、國配電網得到了大力的改造，配電自動化系統(tǒng)在全國圍逐漸推廣，得到了廣泛的應用，很多地方的自動化系統(tǒng)的通信條件得到了極大的改善，通信可靠性基本得到了保障，為集中智能模式的實施創(chuàng)造了條件。集中智能模式能夠憑借智能算法和軟件對網絡實時分析和判斷，得到可行的、優(yōu)選的故障處理方案。FTU是基于FTU的饋線自動化系統(tǒng)的核心設備，具有以下特性4: （1）出線開關具有開斷短路故障電流的能力，線路分段開關具備開斷正常工作電流的能力；（2）出線開關、線路分段開關具有三相電流電壓傳感器，以獲取三相電流、電壓信號。出線開關、線路分段開關具有以高性能單片機為核心、有遠程通信接口的控制器，該控制器具有相應的硬件接口電路將三

16、相電壓、電流信號轉換為零序電壓、零序電流信號。以上三種方式的故障隔離和恢復供電都是在發(fā)生相間短路時起作用的，對于單相接地，因單相接地故障電流較小，不需要立即停電，單相接地故障的識別只能依靠變電站中的接地選線裝置實現(xiàn)。在饋線上安裝具有測量和通信功能的新型配電開關，能獲取大量的線路電量信息，為新方法的采用提供了可能。本文的區(qū)段定位研究也正是基于此種技術條件，在測量一條饋線上各開關處的零序電流和零序電壓的基礎上，實現(xiàn)區(qū)段定位。1.2單相接地故障定位的研究現(xiàn)狀分析單相接地故障定位要解決的主要問題包括三部分:（1）當母線上有很多出線時，首先需要進行故障選線;（2）選出故障線后，因為一條配電線上可能有很多

17、分支線，需要確定故障點所在的分支或者故障區(qū)段;（3）在故障分支或者故障區(qū)段中確定故障點位置。在傳統(tǒng)的故障定位過程中，配電網一般采用逐條線路拉閘停電的方法來確定故障線路，在選出故障線路后，再派工作人員到現(xiàn)場沿線查找故障區(qū)段和故障點，然后切除故障，這種方法由于人工的介入，所需的停電時間比較長，不能適應人們對配電網自動化水平的新要求。目前國外對故障定位的研究大多數集中在第一部分。故障選線問題經過多年的研究已經取得了不少的研究成果，而如何確定故障區(qū)段和故障點位置卻缺乏成熟的研究成果。為了不斷適應配電自動化水平的要求，許多學者對配電網的故障定位作了大量研究，定位方法主要可以分為三類：（1）利用戶外故障探

18、測器檢測的故障點前后故障信息的不同確定故障區(qū)段的監(jiān)測定位法。（2）在線路端點處測量確定故障距離為目的的故障分析法；（3）故障發(fā)生后通過向系統(tǒng)注入信號實現(xiàn)尋跡的信號注入法。1.2.1監(jiān)測定位法監(jiān)測定位法就是在配電線路的主要節(jié)點加裝故障探測器，將故障信息加以匯總分析，得到故障所在區(qū)段。目前常用的戶外故障探測器有線路故障指示器和線路FTU兩種，都是根據故障點前后故障信息的不同確定故障所在區(qū)段。單相接地故障指示器是安裝在配電架空線路、開關柜出線上用于指示故障電流流通的裝置。架空線故障指示器是基于測量線路零序電流產生的磁場進行故障點檢測的設備56，發(fā)生接地故障時，接地故障點前的線路周圍存在由負荷電流產生

19、的垂直磁場和由接地故障電流產生的水平磁場，由于接地故障電流產生的磁場比負荷電流產生的磁場的垂直衰減速度慢，基于此可以檢測出接地故障電流產生的磁場，接地點后將檢測不到此磁場信息。由于零序電流與電網的分布電容大小與接地方式有關,此方法探測精度不高。國關于這方面的文獻不多，國外對此已有研究和應用，如挪威分段懸掛在線路和分叉點上的懸掛式接地故障指示器等，其投資較大，不利于大面積推廣。此外，在電纜線路故障定位的研究中，文獻7研制了用于配電網故障監(jiān)測的光電式零序電流電壓傳感器，采用零序功率相角監(jiān)測的方法定位故障分支。文獻8使用光纖傳感器實現(xiàn)電纜線路各個節(jié)點故障后零序電容電流的測量，由此確定發(fā)生故障的區(qū)段。

20、這些文獻展示了國外的一些研究方向和具體應用。但是根據我國配網特點，與投資成本，這些方法在實用上還存在一些問題。國的單相接地故障指示器主要是基于五次諧波電流法9。五次諧波電流法是根據故障點前向支路、后向支路和非故障支路的零序電壓、零序電流的特點，通過測量空間電場和磁場的5次諧波并分析其幅值和相位關系判斷小電流接地系統(tǒng)單相接地故障點。但由于5次諧波幅值較小，不易檢測，如何提高檢測裝置的靈敏度和抗干擾能力，是其推廣應用的關鍵。在饋線上安裝具有測量和通信功能的FTU，為新方法的采用提供了可能。文獻10 提出了基于區(qū)段零序能量的相對性定位方法，該方法利用非故障區(qū)段零序能量函數大于零、故障區(qū)段的零序能量函

21、數小于零的特點來確定故障區(qū)段。文獻11提出通過監(jiān)測一條饋線上各開關處的零序電流和零序電壓，計算由區(qū)段的各端點流入該區(qū)段的零序電流的相量和(即流入區(qū)段零序電流)，以識別故障區(qū)段，判斷此饋線故障狀態(tài)，實現(xiàn)對故障區(qū)段的快速隔離的原理,該方法根據區(qū)段零序電流特點構造了幅值判據和相位判據。文獻12提出類似的方法，不過不是基于相量和，而是基于區(qū)段零序電流的有效值法。文獻13將有功分量方向保護法和法兩種方法融合、改進，提出了一種配合FTU工作的小電流系統(tǒng)單相接地故障定位方法零序電流增量法。上述無論基于故障指示器，還是基于FTU的方法所用均為工頻信息，但在配電網中工頻電流很小，且很難精確提取工頻，在實際中難以

22、準確定位。1.2.2 故障分析法故障分析法是利用故障時記錄下來的電壓、電流量，通過分析計算，求出故障點的距離。（1）故障分析法故障分析法中，阻抗法是一種常用的一種方法。阻抗法的故障測距原理是假定線路為均勻線，計算出的故障回路阻抗或電抗與測量點到故障點的距離成正比，根據故障時刻測量到的電壓，電流量計算出故障回路的阻抗，從而求出故障距離。阻抗法多在國外的文章中探討，國外配電系統(tǒng)大多為中性點直接接地方式，故其關于配電系統(tǒng)的研究成果只能起到參考作用。文獻14提出的方法是針對配電網絡中架空線。故障測距的算法是基于暫態(tài)電壓（為故障后總電壓和故障前穩(wěn)態(tài)電壓的差值），并結合特殊的濾波技術，準確的從被測故障信號

23、中提取基頻相位。文獻15提出了一種故障定位裝置的設計與開發(fā)思路，該裝置是用來對輻射狀變電站饋電線和配電線路進行故障測距的。該方法主要是使用在線路終端測量得到的故障前電壓電流值，和故障后電壓電流值作為研究對象。使用其基頻分量，根據考慮相關因素提出的系統(tǒng)模型進行故障定位。其故障測距結果具有可以接受的準確性。文獻14提出的方法與文獻16類同。 文獻17應用相電壓、電流相量，按照高壓輸電線路單端測距方法中零序電流修正的思路，來實現(xiàn)故障距離的求解。文獻18考慮了負荷變化對故障測距的影響。國外的研究主要關注問題：變化的負荷模型；過渡阻抗；相不平衡；多分支；沿線為架空線和電纜線的混合。利用的電氣量為基頻電氣

24、量。文獻19的測距思路與文獻17一致，但針對的中性點非直接接地系統(tǒng)。本文采用故障相網和零序網結合構建故障定位模型，很好的消除了負荷的影響。另本文應用Z變換方法，將方程求解轉為時域，利用不同時刻采樣值構造方程組，以消除過渡電阻的影響來實現(xiàn)故障測距。但采用集中參數，且無法確定分支。阻抗測距方法優(yōu)點是簡單經濟，缺點是受限于系統(tǒng)建模，參數簡化，分量提取等環(huán)節(jié)勢必產生原理性誤差。目前國配電網單端量測距法的主要思想是利用線路首端測量得到的電壓、電流，根據故障點邊界條件構造關系函數計算故障距離，對于多分支線路，逐分支推斷故障分支，計算故障距離。文獻20假設Z為純阻性，采用了線路分布參數模型，精確考慮了分布電

25、容對測距算法的影響。但本文中近似認為線路故障分量電流全部流過過渡電阻。 文獻21基于對稱分量分解的原理，建立了線路分布參數模型；從單相接地的特點出發(fā)，根據正、負、零序電流分量的模值、相角均相等的邊界條件構造測距函數計算故障距離，搜索測距函數的最小值以確定故障點位置。提出了利用線路首端測量得到的電壓、電流單端故障測距算法。文獻3與文獻21思路一致，進一步提出基于故障分量的單端量測距，消除了負荷電流的影響。文獻22為改進故障測距的計算方法，對多端測距算法進行了研究。但該文是基于線路的集中參數模型，忽略了并聯(lián)電容的影響，帶來了一定的誤差。且因配網分支較多，不可能布置太多的測量點，所以多端測距法在配電

26、網中實用性不強。上述方法總的缺點：所利用的電氣量為工頻量。而因小電流接地系統(tǒng)自身特點不同于中性點直接接地系統(tǒng)，故障前后基頻分量變化很小，且絕大多數為間歇性瞬時故障，暫態(tài)波形畸變嚴重，不可能精確提取基頻分量，故基于基頻分量的測距方法誤差必然較大2324。（2）利用暫態(tài)量的方法基于故障暫態(tài)電流中含有大量的高頻和直流分量，以下文獻探討了配電網中，從發(fā)生接地故障的電流、電壓與相關電氣量找到富含故障信息與故障距離關系的特征。文獻25引入模擬退火算法用于測距。該文的方法本質仍屬于阻抗法?；舅枷胧墙⒕€路發(fā)生接地故障時的數學模型，再根據建立的數學模型用計算機仿真，不斷改變故障分支、故障相、故障點位置參數與

27、接地電阻，進行多次組合，尋找出與測到的電壓、電流非常接近的計算值，即可找到對應的故障點參數。文獻26利用PRONY算法對小電流接地系統(tǒng)的故障電流暫態(tài)過程進行分析，指出對于不同的故障點位置，故障暫態(tài)信號中的某些分量呈現(xiàn)一定規(guī)律的變化。即暫態(tài)信號中的某些故障分量與故障點之間存在一一對應的關系。所用電氣量為暫態(tài)的某些分量。文獻27提出了基于故障后暫態(tài)電氣量，利用時間序列小波神經網絡原理，來實現(xiàn)直配線單相接地故障測距的方法。本文指出只有某些特定頻段的分量對故障點位置的變化較為敏感，而對于故障點定位，哪個頻段分量最能反映故障點位置是不知的。所用分量為暫態(tài)量中的某些特定頻段分量。文獻28對上文進行了改進，

28、結合模糊控制理論提出適合于電力系統(tǒng)故障暫態(tài)和穩(wěn)態(tài)信號分析的小波模糊神經網絡方法。所用分量為穩(wěn)態(tài)加暫態(tài)分量。文獻29提出以故障饋線的非故障相暫態(tài)電流分量作為故障測距的基本依據，不受系統(tǒng)運行方式的影響，主要受故障距離的影響。小波變換提取與故障距離關聯(lián)的特征頻帶小波測度序列。并提出克服故障瞬時角影響因素的校正算法。所用分量為特征頻帶（0125hz）的暫態(tài)量。以上所述方法的共同缺點：神經網絡的方法需要大量的樣本進行訓練，而這在實際中不可能得到。（3）行波法故障時,產生向線路兩端傳播的行波信號,利用在線路測量端捕捉到的暫態(tài)行波信號可以實現(xiàn)各種類型短路故障的測距。行波法是利用故障產生的行波來計算故障距離。

29、在輸電線路行波測距技術獲得成功應用的基礎上，已經有科研人員對配電網絡的故障行波測距開展研究。文獻3031中提出的兩種方法從理論上可行，但由于配電網結構復雜，在混合線路接頭處，行波在波阻抗不連續(xù)點的折射和反射造成線路一端測得的行波波形特別復雜，很難識別故障點的反射波。文獻32提出利用雙端行波法來實現(xiàn)故障測距，并解決了測距中波速度不連續(xù)的問題，但只是對雙端行波故障測距作了簡單仿真驗證，對實際應用中面臨的困難和關鍵技術問題考慮不足。行波法具有不受系統(tǒng)參數、系統(tǒng)運行方式變化，線路不對稱與互感器變換誤差等因素的影響,在電子技術日益發(fā)展的今天,利用故障產生的行波信息實現(xiàn)配電網故障測距具有重要研究意義。但如

30、何解決好實際應用中面臨的關鍵技術問題,比如行波測距模式的確定、行波信號的獲取、架空電纜混合線路的影響，短線路、多分支線路的影響以與高阻接地故障的影響，大量配置的價格問題等,是其獲得成功應用的關鍵。1.2.3 信號注入法（1）S注入法該法是利用故障時暫時閑置的電壓互感器注入交流信號電流,通過檢測故障線路中注入信號的路徑和特征來實現(xiàn)故障測距和定位。文獻3334探討了S注入法。在發(fā)生接地故障后,通過三相電壓互感器的中性點向接地線路注入特定頻率的電流信號,注入信號會沿著故障線路經接地點注入,用信號尋跡原理即可實現(xiàn)故障選線并可確定故障點。不少電力部門要求在系統(tǒng)出現(xiàn)單相接地時選出接地線路后立即停電,在停電

31、狀況下進行接地點定位。文獻35 針對此要求，在基于注入信號電流定位法的基礎上,提出了“直流開路,交流尋蹤”的離線故障定位新方法?？紤]到線路停電后絕緣可能恢復,該方法需要停電檢測，首先通過外加直流高壓使接地點處于保持擊穿狀態(tài)，然后注入交流檢測信號,通過尋蹤注入的交流信號找出故障的準確位置。優(yōu)點：適合于線路上只安裝2相電流互感器的系統(tǒng)。缺點：注入信號的強度受PT容量限制；接地電阻較大時線路上分布電容會對注入的信號分流，給選線和定點帶來干擾；如果接地點存在間歇性電弧現(xiàn)象，注入的信號在線路中將不連續(xù)，給檢測帶來困難；尋找時間較長，有可能在此期間引發(fā)系統(tǒng)的第2點接地，造成線路自動跳閘。（2）加信傳遞函數

32、法文獻36提出在故障出線處加方波診斷信號根據故障后電路拓撲結構的變化,用頻域分析進行定位的單端測距算法。該方法基于頻譜分析的原理和線路的分布參數模型,從線路首端施加方波激勵信號源,在首端測量時域的零序電壓和電流數據,計算得到頻域傳遞函數,根據各分支端口傳遞函數頻譜的頻率、相位和波形特征實現(xiàn)接地故障定位。文獻37詳細推導了三相配電線路接地故障定位的傳遞函數表達式。文獻38則給出了依據傳遞函數波形的頻率，相位和幅值特征進行故障定位的判據。文獻39通過試驗進一步驗證了利用傳遞函數法實現(xiàn)配電網故障定位的可行性和有效性。實現(xiàn)了多分支線路的故障定位。文獻40在利用系統(tǒng)傳遞函數作為故障分析的基本方法的基礎上

33、,提出了解決多分支配電網接地故障定位的特征向量法。該法優(yōu)點：不受負載參數變化影響。缺點：理論上可行，在實用化方面存在很多困難和限制，未得到推廣應用。（3）端口比值故障分支定位法文獻4142提出了端口比值故障分支定位法。將模擬電路故障診斷理論應用于分布參數傳輸網故障診斷,提出利用單相接地后的故障電壓和電流的特點進行測距和定位,從端口方程出發(fā),通過施加音頻正弦信號,以比較傳輸網可測端口故障前后測試信號的變化量為根據,實現(xiàn)自動在線定位故障分支。端口故障診斷法的優(yōu)點是故障診斷測后工作量小,適用于較大網絡的故障診斷。缺點是需要外加聲頻信號，分支上的故障點位置只能歸結為分支與主支的聯(lián)結點，確切故障距離無法

34、確定，且采用線路兩側信息，需要數據通信，實用性不強。1.3本文的主要研究工作隨著配電網自動化水平的不斷提高、通信技術的不斷發(fā)展，國家的投資力度也在加大，配電自動化系統(tǒng)在全國圍逐漸推廣，得到較大的改善，通信可靠性基本得到了保障，這樣就可以獲取配電網發(fā)生故障后的大量故障信息，為研究新的故障定位方法提供了基礎。本文所做的工作如下：（1）對中性點非直接接地系統(tǒng)的單相接地故障進行暫態(tài)過程分析，尋找故障區(qū)段和非故障區(qū)段暫態(tài)電氣分量的特征差異，與存在特征差異的頻帶。（2）在分析配網單相接地故障時區(qū)段暫態(tài)零序電流的特征的基礎上，研究提出了單相接地故障的區(qū)段定位方法。并用EMTP故障仿真數據在MATLAB計算程

35、序中檢驗其定區(qū)段效果。（3）研究了基于參數識別的配電網單相接地故障測距方法。（4）提出利用配電自動系統(tǒng)實現(xiàn)單相接地的故障定位技術方案。（5）用EMTP仿真各種故障情況，得到故障仿真數據在MATLAB計算程序中檢驗故障定位方法的有效性。2小電流接地系統(tǒng)單相接地故障的特性分析2.1 引言在過去關于故障區(qū)段定位的研究中，定位方法多利用的是故障信號穩(wěn)態(tài)分量。小電流系統(tǒng)單相接地故障時，故障電流微弱；且經消弧線圈接地系統(tǒng)，因消弧線圈對系統(tǒng)容性電流的感性過補償，使得故障穩(wěn)態(tài)電流幅值減小、方向改變，線路特征差異弱化消失，所以利用故障信號穩(wěn)態(tài)分量的方法不能可靠定區(qū)段。在中性點非直接接地系統(tǒng)單相接地故障時，存在一

36、個明顯的暫態(tài)過程，電氣量中含有大量豐富的高頻分量和直流分量。其中電流量通常較大，尤其是接地電容電流的暫態(tài)分量往往比其穩(wěn)態(tài)值大幾倍到幾十倍，容易測量。而消弧線圈對于暫態(tài)量中的高頻分量相當于開路，所以中性點不接地系統(tǒng)和經消弧線圈接地系統(tǒng)的暫態(tài)過程基本是一樣的。這一現(xiàn)象，為尋找電流的特征差異、進而提出新的區(qū)段定位判據，提供了良好的信息來源。本章的主要工作即尋找故障區(qū)段和非故障區(qū)段暫態(tài)電氣分量的特征差異，與存在特征差異的頻帶。2.2故障零序電流分量分析2.2.1單相接地故障時穩(wěn)態(tài)零序電流分量特征當中性點不接地系統(tǒng)發(fā)生單相接地時（圖2-1(a)中A相接地，S打開表示中性點不接地系統(tǒng)），如果忽略負荷電流和

37、電容電流在線路阻抗上的電壓降，全系統(tǒng)A相對地電壓均為零，A相對地電容電流也為零，同時B相和C相的對地電壓和電容電流也都升高倍。這時的電容電流分布如圖2-1(a)示。非故障線路I始端所反應的零序電流為 （2-1）其有效值為 （2-2）即非故障線路零序電流為其本身的電容電流，電容性無功功率的方向為母線流向線路。發(fā)電機端的零序電流為 （2-3）其有效值為 （2-4）即發(fā)電機零序電流為其本身的電容電流，電容性無功功率的方向為母線流向線路，這個特點與非故障線路是一樣的。對于故障線路J，B相和C相與非故障線路一樣，流過本身對地電容電流和，而不同之處是在接地點要流回全系統(tǒng)B相和C相對地電容電流之和，其值為

38、（2-5）其有效值為 （2-6）式中：全系統(tǒng)對地電容的總和。此電流要從A相流回去，因此從A相流出的電流為。因此，故障線路J始端所反應的零序電流為 （2-7）其有效值為 （2-8）即故障線路零序電流，數值等于全系統(tǒng)非故障元件對地電容電流之總和（不包括故障線路本身），電容性無功功率方向為由線路流向母線，方向與非故障線路相反。(a) (b)圖2-1中性點非直接接地系統(tǒng)中，單相接地時的電流分布(a) 用三相系統(tǒng)表示 (b) 零序等效網絡中性點不接地系統(tǒng)發(fā)生單相接地時，在接地點要流過全系統(tǒng)的對地電容電流，如果此電流比較大，就會在接地點燃起電弧，引起弧光過電壓，從而使非故障相的對地電壓進一步升高，容易使絕

39、緣損壞，形成兩點或多點接地，造成停電事故。為解決此問題，有些系統(tǒng)的中性點對地之間接入消弧線圈（如圖2-1示，S閉合表示中性點經消弧線圈補償系統(tǒng)），一般采用5%10%的過補償方式。上述故障線路電流特點對消弧線圈接地系統(tǒng)不再適用。此時，從接地點流回的總電流為 （2-9）式中：全系統(tǒng)的對地電容電流；消弧線圈的電流，設L表示它的電感，則。通過對中性點不接地（或經消弧線圈接地）系統(tǒng)零序電流的分析，可知：（1）當中性點不直接接地系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障時，全系統(tǒng)將出現(xiàn)零序電壓。（2）在非故障元件上有零序電流，其數值等于本身對地電容電流，零序電流相位超前零序電壓90º，電容性無功功率的實際方向為由母線

40、流向線路。（3）在故障線路上:1）若為不接地系統(tǒng)，零序電流為全系統(tǒng)非故障元件對地電容電流之和，數值一般較大，零序電流相位滯后零序電壓90º，電容性無功功率的實際方向為由線路流向母線；2）若為經消弧線圈補償系統(tǒng)，零序電流為全系統(tǒng)所有非 故障元件對地電容電流與消弧線圈電流之和。當采用完全補償方式時，故障線路上電流同非故障線路電流一樣，等于本身對地電容電流，無功功率實際方向為母線流向線路，在這種情況下，利用穩(wěn)態(tài)零序電流的大小和方向都不能判斷故障線路。當采用過補償方式時，流經故障線路的零序電流將大于本身的電容電流，而電容性無功功率的實際方向仍為母線流向線路，和非故障線路的方向一樣；因此，在這

41、種情況下，首先無法利用功率方向的差別來判斷，其次由于過補償度不大，也難利用零序電流的大小來判斷。2.2.2 零序電流暫態(tài)分量分析通過以上分析穩(wěn)態(tài)情況下各線路電流的特點，在消弧線圈接地系統(tǒng)中，很難利用零序電流來選擇故障線路。而當發(fā)生接地故障時，接地電容電流的暫態(tài)分量比穩(wěn)態(tài)量大很多倍，因此可以考慮利用暫態(tài)分量來實現(xiàn)故障區(qū)段定位。零序網絡中不包含電源電動勢，只在故障點存在由故障條件所決定的不對稱電壓源中的零序分量。對于圖2-1(b)所示的零序網，零序電壓源的瞬時值為： （2-10）式中： 正常狀態(tài)的相電壓幅值； 故障時刻的A相（故障相）電壓相角。因為消弧線圈是按照對工頻容性電流作過補償和避開系統(tǒng)諧振

42、的原則設定其電感值的，所以零序網突然接入工頻零序電壓源的暫態(tài)過程是一個過阻尼的衰減過程。則零序電流的時變波形中存在一個先突變、后衰減的暫態(tài)過程。這樣變化的電流，通過傅立葉變換，可以分解成直流成分和一系列幅值遞減的諧波成分的疊加，而且這些直流和諧波成分也基本上都是按照先突變后衰減的規(guī)律變化。另外，當一個正弦電壓輸入變壓器后，由于繞組鐵芯的鐵磁材料具有非線性的飽和特性，其輸出電壓將發(fā)生畸變?；冸妷旱母盗⑷~分解結果是一系列幅值遞減的奇次諧波電壓。因此，零序電壓源發(fā)出的工頻零序電壓，在中性點連接消弧線圈的變壓器里，被畸變?yōu)橐唤M串聯(lián)的零序奇次諧波電壓源，其幅值隨諧波次數的增加而減小。因而在零序網中產生

43、一系列的零序奇次諧波電流。其中三次諧波電流因為系統(tǒng)的三相對稱性，在三相星形聯(lián)結和三角形聯(lián)結中均無法流通，而僅在三角形閉合回路中流通。所以零序網中的諧波電流主要是5、7、11 次等非三倍數奇次諧波，它們的幅值在時間軸上都是先突變后衰減，而同一時刻各次諧波的幅值則是次數越高幅值減小。以上分析的是故障零序電流諧波的幅值情況。分析一個正弦量，除了分析其頻率和幅值外，還應分析其相角的情況。具體到中性點非直接接地系統(tǒng)的零序網絡中，就是要分析故障零序電流的諧波是容性電流還是感性電流。如公式（2-10）所示，零序電壓源的相角始終為不變。而電路結構突變和鐵芯飽和產生諧波電壓的過程，都對電壓的相角沒有太大改變。所

44、以零序諧波電壓的相角基本一樣，則零序諧波電流的相角主要取決于諧波電流的通路阻抗。中性點經消弧線圈接地系統(tǒng)單相接地故障的零序網絡中，零序電流通路上的主要元件為線路的零序對地阻抗和消弧線圈的阻抗。它們對不同頻率的電壓呈現(xiàn)出不同的阻抗，以下是對線路和消弧線圈的分析：（1）線路零序阻抗的頻率特性因為零序電流中低次諧波的幅值比高次諧波的幅值大得多，所以可以大致確定要尋找的零序電流線路特征差異是在低次諧波里。對于低頻帶的線路阻抗分析，使用長線均勻分布參數模型可保證其精確性。依據長線均勻分布參數模型作如下推導：圖2-2長線均勻分布參數電路模型式中:、 單位長度線路的阻抗和導納；距線路末端x處的電壓、電流；距

45、線路末端處的電壓電流；為長度微元。由圖2-2可得 （2-11）解得 （2-12）式中： 線路特性阻抗； 線路傳播系數； 單線路末端電壓、電流。運用公式(2-12)，可在已知線路末端電壓、電流的條件下，計算線路上任意點的電壓、電流。如以線路長度l代入x，則可得線路始端的電壓、電流為 （2-13）本文分析的是線路零序輸入阻抗。在零序網中，線路末端負荷的零序阻抗為無窮大，相當于開路，即。將此邊界條件代入公式(2-13)，有 （2-14）則從線路始端看入的線路零序輸入阻抗為 （2-15）代入單位長度的零序線路參數 （2-16）便是 （2-17）式中：、 線路單位長度的零序電阻、電感和電容； 線路長度。

46、按照公式（2-17），使用三條典型10kV 線路的數據（同本文后面驗證部分的仿真系統(tǒng)數據），如表2-1所列，計算出它們的零序阻抗頻率特性曲線如下：表2-1 三條10kV 線路的參數長度(km)R0 + j XL0 (/km)BC0 (µS/km)1#線路280.29 + j1.2182.892#線路150.29 + j1.2182.893#線路150.23 + j1.721.884圖2-3 低頻帶（010kHz）不同長度、參數線路的阻抗頻率特性可見線路零序阻抗的相頻特性（見圖2-3左側三個小圖）是在正負90°上交變的周期方波函數，隨著頻率升高線路零序阻抗的容性、感性頻帶交替

47、出現(xiàn)，且容性頻帶和感性頻帶長度一樣（記做）。以第一個交變頻帶為首的奇數次頻帶都是阻抗角為-90°的容性頻帶，以第二個交變頻帶為首的偶數次頻帶都是阻抗角為90°的感性頻帶。而線路零序阻抗的幅頻特性（見圖2-3右側三個小圖）為周期梳狀函數，梳狀尖峰之間的頻率周期為，與線路零序阻抗相頻特性的周期一樣。即阻抗角由-90°升到90°的過零點頻率對應于阻抗值的最低點（此時線路發(fā)生串聯(lián)諧振），阻抗角由90°降到-90°的過零點頻率對應于阻抗值的梳狀尖峰點（此時線路發(fā)生并聯(lián)諧振）。而在梳狀尖峰之間，阻抗值隨頻率的變化較平緩。綜合觀察圖2-3，可發(fā)現(xiàn)線

48、路參數和線路長度共同影響著阻抗值的大小，而影響阻抗角的變化周期（即容性頻帶或感性頻帶的長度）卻只有線路長度。線路長度越長，阻抗角的變化周期越短。線路阻抗的頻率特性自然也影響到線路電流諧波的性質。所以在線路零序電流的低次諧波中，頻率在容性頻帶的諧波都是容性電流，頻率在感性頻帶的諧波都是感性電流。（2）消弧線圈對零序諧波電流的影響消弧線圈的電感值，是針對故障穩(wěn)態(tài)下的系統(tǒng)對地容性電流作過補償整定的。這一電流的大小是按工頻基波計算的。即對基波電流分量有如下關系： （2-18）式中： 過補償度； 消弧線圈電感； 全系統(tǒng)對地電容和；消弧線圈電流的基波分量；系統(tǒng)對地容性電流的基波分量。而對次諧波電流分量，因

49、為相對固定，都有： （2-19）式中： 消弧線圈電流的次諧波分量； 系統(tǒng)對地容性電流的次諧波。可見，消弧線圈的感性補償作用在系統(tǒng)過補償時，能使故障線路零序電流基波分量由一個幅值較大的容性電流變?yōu)橐粋€幅值較小的感性電流。而對于線路零序電流的諧波分量，消弧線圈的感性補償作用都是以諧波次數平方級的水平被削弱的。隨著諧波次數的升高，對于一定頻率以上的零序電流諧波而言，中性點上的消弧線圈基本上相當于開路。綜合前面對線路和消弧線圈的分析可知，根據一個系統(tǒng)的具體參數可在頻率軸劃分出一系列等長相間的容性和感性頻帶，該系統(tǒng)的暫態(tài)零序電流低次諧波分量由其頻率所處的頻帶性質決定其電流是容性還是感性。需要注意的是第一

50、個頻帶，由線路阻抗特性可知這個頻帶是容性的。但是其中的50Hz基波電流，卻被消弧線圈由一個幅值較大的容性電流過補償成一個幅值較小的感性電流，性質和幅值大小都發(fā)生了根本的變化。而這第一個容性頻帶里的其他諧波分量（即頻帶的諧波），受到的消弧線圈感性補償都較工頻基波小，所以仍為幅值較大的容性電流。因此經消弧線圈補償后系統(tǒng)的第一個容性頻帶實際上是。2.3 區(qū)段的暫態(tài)零序電流特性分析2.3.1 配電系統(tǒng)的結構從拓撲結構上，配電網可分為輻射狀網、樹狀網和環(huán)狀網，如圖2-4所示。a 輻射網圖 b 樹狀網圖 c 環(huán)狀網圖圖2-4 配電網結構近年來，隨著對供電可靠性要求的提高，很多配電線路采用“手拉手”式的環(huán)網

51、運行方式，即在正常運行狀態(tài)時，聯(lián)絡開關兩側的負荷分別由本側的母線提供，聯(lián)絡開關處于分斷狀態(tài)，而在一側發(fā)生故障時，故障點被隔離后，聯(lián)絡開關閉合，故障點兩側的負荷由兩側的電源分別提供。在區(qū)段定位研究中，只需研究配網中的樹狀結構，拓撲圖可以由圖2-5表示。圖2-5 樹狀配網拓撲圖為分析區(qū)段零序電流，這里首先定義幾個基本概念：1）節(jié)點：斷路器、分段開關、聯(lián)絡開關等開關設備以與線路分叉點稱為節(jié)點，如圖2-5中110為節(jié)點編號；2）支路：兩個節(jié)點之間沒有被其他節(jié)點分隔的、連通的供電線路和沿途各種配電設備的集合稱為支路，如圖中節(jié)點1和2、2和3等之間的線路為支路；3）區(qū)段：開關與開關之間或開關與主干線分叉點

52、之間的支路集合稱為區(qū)段，如圖中節(jié)點1和4、4和7、4和10之間的支路集合為區(qū)段；4）檢測點：配備有可以采集電壓電流信號的FTU的節(jié)點，即各個開關設備處與主干線分支首端。所在位置在圖2-5以符號標示。根據上面區(qū)段的定義，圖2-5所示的配電網可以劃分為五個區(qū)段、，簡化后如圖2-6所示。圖2-6 五個區(qū)段的配網拓撲圖2.3.2 區(qū)段定位中的特征頻帶概念2.2.2節(jié)主要分析了母線處各個出線處的零序暫態(tài)信號：各健全線路零序阻抗在發(fā)生第一次串聯(lián)諧振以前（）呈現(xiàn)容性，也就是在時，健全線路零序電流為容性。當時，各健全線路零序電流方向一致（均為容性）。在區(qū)段定位中，需要分析線路中每個檢測點處的暫態(tài)信號特征：（1

53、）健全線路上：各檢測點檢測的零序阻抗是下游線路自身阻抗，仍然可以看作末端開路的均勻傳輸線。其相頻特性和暫態(tài)零序電壓電流信號特性等同于母線處健全線路特性，不同點是由于被檢測線路長度減小，其首次串聯(lián)諧振頻率和諧振頻率間隔都相應增大。（2）故障線路上：1）故障點下游檢測點檢測的也是其下游線路自身阻抗，相頻特性和暫態(tài)信號特性等同于健全線路檢測點。2）故障線路故障點上游檢測點檢測的零序阻抗為其背側阻抗，即由檢測點到母線區(qū)段與所有健全線路、消弧線圈（經消弧線圈接地系統(tǒng)）或者接地電阻（經高阻接地系統(tǒng)）并聯(lián)，串聯(lián)的等效阻抗。其入端阻抗與其特性分析的基本思路是：從背側網絡的每一個末梢開始，利用線路串聯(lián)和并聯(lián)阻抗特性分析方法依次遞推每個中間節(jié)點的阻抗表示形式與特性，直至該檢測點。圖2-7 簡單網絡結構圖如圖2-7所示，區(qū)段單相接地，檢測點處的零序阻抗： （2-20）檢測點a處的零序阻抗： （2-21）同樣按照公式（2-17），取, ,，線路參數為，計算出它們的零序阻抗相頻特性曲線如圖2-8：圖2-8 零序阻抗頻率特性曲線圖2