本發(fā)明屬于配電網繼電保護技術領域，特別涉及一種諧振接地系統(tǒng)單相接地故障區(qū)段定位方法。

背景技術：

我國配電網多采用中性點經消弧線圈接地方式，且為了避免發(fā)生諧振過電壓，通常為補償運行。配電網發(fā)生單相接地故障的概率非常高，由于現(xiàn)有的規(guī)定要求諧振接地系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障后可以繼續(xù)運行1～2h，在這期間通過人工巡線的方法排除故障，所以現(xiàn)有的單相接地故障自動化水平較低。國家能源局2015年發(fā)布了《配電網建設改造行動計劃(2015-2020年)》，文件指出未來用于配電網建設的資金不少于2萬億元，可以說配電網的發(fā)展迎來了一次前所未有的機遇。

技術實現(xiàn)要素：

本發(fā)明的目的在于提供一種利用相電壓電流突變量相位特征的諧振接地系統(tǒng)單相接地故障區(qū)段定位方法，以提高配電網的自動化水平，減小人工巡線的工作量。

為了實現(xiàn)上述目的，本發(fā)明采用如下技術方案：

利用相電壓電流突變量相位特征的諧振接地系統(tǒng)單相接地故障區(qū)段定位方法，包括：

步驟1：數(shù)據采集裝置采集諧振接地系統(tǒng)對應區(qū)段的相電壓和相電流；計算每一個數(shù)據采集裝置的相電壓的突變量和相電流的突變量；

步驟2：用矩陣束算法計算相電壓突變量和相電流的突變量的所有頻率分量的相位；

步驟3：計算同一采集裝置相電壓突變量工頻分量和相電流突變量工頻分量的相角差dph(50)；

步驟4：計算相電壓突變量任意一高頻分量和相電流突變量任意一高頻分量的相角差dph(fm)；

步驟5：計算dph(50)和dph(fm)的差的絕對值dj；

步驟6：根據公式(4)判斷所有dj的大小，滿足公式(4)且離變電站母線最遠的就是故障區(qū)段，如果都不滿足，則為母線故障；

120°＜dj＜240°(4)。

進一步的，諧振接地系統(tǒng)的每一個區(qū)段首端安裝一個數(shù)據采集裝置。

進一步的，步驟1利用公式(1)計算每一個數(shù)據采集裝置的相電壓的突變量和相電流的突變量；

其中表示相電壓或相電流，t0為故障時刻，t為工頻周期，m為整數(shù)。

進一步的，步驟2采用矩陣束算法中數(shù)據窗為20ms。

進一步的，步驟3利用公式(2)計算同一采集裝置相電壓突變量工頻分量和相電流突變量工頻分量的相角差dph(50)；

dph(f)＝phδu(f)-phδi(f)(2)

其中dph(f)表示某頻率下相電壓突變量和相電流突變量的相角差，phδu(f)表示相電壓突變量某頻率分量的相位，phδi(f)表示相電流突變量某頻率分量的相位。

進一步的，步驟4利用公式(2)計算相電壓突變量任意一高頻分量和相電流突變量任意一高頻分量的相角差dph(fm)。

進一步的，高頻指頻率為150hz～600hz。

相對于現(xiàn)有技術，本發(fā)明具有以下有益效果：本發(fā)明方法無需零序電壓和電流，僅需每一相的相電壓和相電流，相比于傳統(tǒng)基于零序電壓電流的諧振接地系統(tǒng)區(qū)段定位方法，具有自舉性、無需濾波、易于工程實現(xiàn)的優(yōu)點。

附圖說明

圖1為諧振接地系統(tǒng)單相接地后的突變量網絡示意圖；

圖2為10kv配電網仿真模型示意圖。

具體實施方式

本發(fā)明旨在解決諧振接地配電網的單相接地區(qū)段定位問題。指出消弧線圈在不同頻率下對故障線路故障相故障點上游相電流突變量的影響不同，但健全線路各相、故障線路故障點下游各相電流突變量以及故障點上游健全相電流突變量是各相突變電壓激勵下的電容電流，不受消弧線圈影響。

以具有m條出線的諧振接地系統(tǒng)為例說明，如圖1所示，其中表示第m條線路的各相電流的圖變量，表示a、b、c三相。δu表示突變電壓，表示第m條線路各相的對地等效電容，δil為消弧線圈中的電流，if為故障點的電流。

當?shù)趍條線路發(fā)生單相接地故障后，所有健全線路各相的電流突變量是容性電流，不管是工頻還是高頻分量，從母線流向線路。對于第m條線路，故障點下游線路各相電流突變量以及故障點上游線路健全相電流突變量也是容性電流，不管是工頻還是高頻分量，從母線流向線路；故障點上游故障相電流突變量是所有健全線路、故障線路故障點下游各相、故障線路故障點上游健全相電流突變量以及消弧線圈電流之和，其工頻分量是感性電流，從線路流向母線，但隨著頻率的增大，消弧線圈的感性電流較小，所以高頻分量變?yōu)槿菪噪娏?，從線路流向母線。相對于突變電壓，容性電流超前90°，感性電流滯后90°，也即故障點上游故障相的高頻和工頻電流突變量相位相差180°。基于此特征，可以選擇故障區(qū)段。

本發(fā)明一種利用相電壓電流突變量相位特征的諧振接地系統(tǒng)單相接地故障區(qū)段定位方法，諧振接地系統(tǒng)的每一個區(qū)段首端安裝一個數(shù)據采集裝置，具體的實現(xiàn)步驟為：

步驟1：利用公式(1)計算每一個數(shù)據采集裝置的相電壓的突變量和相電流的突變量：

其中表示相電壓或相電流，t0為故障時刻，t為工頻周期，m為整數(shù)。

步驟2：用矩陣束算法計算相電壓突變量和相電流的突變量的所有頻率分量的相位，其中數(shù)據窗為20ms。

步驟3：利用公式(2)計算同一采集裝置相電壓突變量工頻分量和相電流突變量工頻分量的相角差dph(50)。其中dph(f)表示某頻率下相電壓突變量和相電流突變量的相角差，phδu(f)表示相電壓突變量某頻率分量的相位，phδi(f)表示相電流突變量某頻率分量的相位。

dph(f)＝phδu(f)-phδi(f)(2)

步驟4：利用公式(2)計算同一采集裝置相電壓突變量任意一高頻分量和相電流突變量任意一高頻分量的相角差dph(fm)；其中，高頻指頻率為150hz～600hz。

步驟5：利用公式(3)計算同一采集裝置dph(50)和dph(fm)的差的絕對值dj。

dj＝|dph(50)-dph(fm)|(3)

步驟6：根據公式(4)判斷所有dj的大小，滿足公式(4)且離變電站母線最遠的就是故障區(qū)段，如果都不滿足，則為母線故障。

120°＜dj＜240°(4)

圖2為基于pscad建立的10kv配電網仿真模型示意圖；該模型中，35kv變電站有兩回進線，通過兩臺主變壓器配出的10kv系統(tǒng)為單母線形式；母線帶有4條主饋線，出線上各區(qū)段的編號如圖中所示。其中，區(qū)段1、3、5、10為電纜，其它區(qū)段為為架空線。開關k打開時，系統(tǒng)為中性點不接地系統(tǒng)；開關k閉合則為消弧線圈接地系統(tǒng)，過補償度取為10％。

各區(qū)段長度分別為：l1＝5.1km，l2＝6km，l3＝3km，l4＝5km，l5＝5km，l6＝10km，l7＝3km，l8＝5km，l9＝8km，l10＝2km，l11＝10km，l12＝5km。

電纜參數(shù)為：正序電阻r1＝0.157ω/km，正序感抗x1＝0.076ω/km，正序容納b1＝132×10^-6s/km；零序電阻r0＝0.307ω/km，零序感抗x0＝0.304ω/km，零序容納b0＝110×10^-6s/km。

架空線參數(shù)為：正序電阻r1＝0.27ω/km，正序感抗x1＝0.352ω/km，正序容納b1＝3.178×10^-6s/km；零序電阻r0＝0.42ω/km，零序感抗x0＝3.618ω/km，零序容納b0＝0.676×10^-6s/km。

兩臺主變參數(shù)分別為：容量sn＝2mva，短路損耗pk＝20.586kw，短路電壓百分數(shù)uk％＝6.37％，空載損耗p0＝2.88kw，空載電流百分數(shù)i0％＝0.61％；容量sn＝2mva，短路損耗pk＝20.591kw，短路電壓百分數(shù)uk％＝6.35％，空載損耗p0＝2.83kw，空載電流百分數(shù)i0％＝0.62％。

令各配電變壓器與所連接區(qū)段編號一致，則它們的容量分別為：s5n＝50kva，s7n＝500kva，s8n＝200kva，s9n＝1mva，s10n＝100kva，s12n＝1mva，s13n＝400kva，s14n＝630kva。為簡單起見，各配電變壓器所帶負荷統(tǒng)一為變壓器容量的80％，功率因數(shù)為0.85。

表1為初相角為90°時在區(qū)段9設置不同過渡電阻單相接地故障，給出所有區(qū)段a相的dj。

表1.不同過渡電阻下的區(qū)段定位仿真結果

表2為不同故障初相角時在母線設置過渡電阻50ω單相接地故障，給出所有區(qū)段a相的dj。

表2.不同故障初相角下的區(qū)段定位仿真結果

綜合表1和表2可以看出本方法可以在不同故障初相角和過渡電阻下可靠定位故障區(qū)段。