基于多区域相位突变量信息的主动配电网接地故障定位方案

王天生，樊艳芳*，刘群杰，孙阳光，宋宪可

(1.新疆大学 电气工程学院，新疆 乌鲁木齐 830047；2.河南周口供电公司，河南 周口 466000；3.河南驻马店供电公司，河南 驻马店 463000；4.浙江电力有限公司 丽水供电公司，浙江 丽水 323800)

面对能源短缺及传统能源带来的环境问题，以风能、太阳能为主的分布式电源(distributed generation，简称DG)受到越来越多的关注[1-2].但DG接入主动配电网(active distribution network，简称ADN)后，系统运行状态及故障均发生变化[3-4]，严重影响电力系统的安全稳定运行.

DG接入配电网后，会造成传统零序电流保护存在的误动或拒动的问题[5]，针对该问题，目前有两种解决途径.一种途径为对零序电流保护进行改进[6-8]，由于DG接入容量及接入位置的变化，使零序电流保护的改进方案存在一定局限性[6-7]；文献[8]提出事先设置不同灵敏度的保护方案，但DG退网或并网时存在的不确定性，降低了该方案的工程价值.另一种途径为将其他系统的原理应用于配电网系统或者提出新原理[9-10].在电网日趋复杂、运行稳定性及可靠性要求越来越高的背景下，研究人员提出基于多点、多层信息实时交互的广域保护的方案[11-12]，但这些方案对通信条件要求较高.

主动配电网是智能配电网技术发展的高级阶段，主动规划、主动管理、主动控制是其核心要求，先进传感通信技术[13-16]使基于通信网络的广域保护在ADN系统的应用成为可能.基于此，笔者根据广域保护多区域信息实时交互的理念，提出基于多区域相位突变量信息的主动配电网接地故障定位方案.该方案首先根据母线测各线路零序电流的相位突变量信息识别故障线路，然后根据故障线路段两端的零序电流与负荷电流相位突变量间的关系，对故障线路段进行准确定位.

1 主动配电网接地故障定位

将电网分为4个大的区域线路(L1，L2，L3，L4)，如图1(a)所示.对于故障区域线路，以线路L4为例，将其分为3个线路段，如图1(b)所示.

图1 配电网系统示意图

1.1 故障线路识别判据

图2 主动配电网等效阻抗示意图

ADN系统故障未发生时，电流关系如下

(1)

(2)

其中：Z′S=Z1∥Zn∥…∥Z4;n≠k，S，且n，k均可取值1～4.

(3)

其中：Z′n=Z1∥Zm∥…∥Z4；m，n，k均可取值1～4.

图3 故障线路与非故障线路零序电流相位关系

以线路L1为参考线路，根据图3中各线路的相位关系，可得线路L1与线路L2，L3，L4零序电流相位差如表1所示，其中P12，P13，P14为线路L1分别与L2，L3，L4零序电流的相位差.

表1 配电网线路零序电流相位差 (°)

考虑到系统分布系数、负载及电源零序阻抗等对相位差的影响，在误差的允许范围之内，选取相位的绝对值为

90°≤|φ|≤180°.

(4)

根据上述分析可得故障线路识别判据(下文简称判据1)为：

(1) 若P12，P13，P14均满足式(4)，则线路L1为故障线路.

(2) 若P12，P13，P14只有其一满足式(4)，则对应线路为故障线路.

1.2 故障线路段准确定位判据

图4 基于零序电流相位关系的故障线路段准确定位示意图

根据上述分析可得故障线路段准确定位的判据(下文简称判据2)为：若线路段两端的零序电流与负荷电流相位同时超前或者滞后，则为非故障线路段，否则为故障线路段.

2 定位方案及流程

根据广域保护理念，得到的基于多区域信息实时交互的广域保护框架如图5所示.

图5 基于多区域信息实时交互的广域保护框架

图5中，IED(intelligent electronic device)为ADN系统线路上测量零序电流信号的设备，IED A能实现故障线路及故障线路段的准确定位，IED B能实现故障线路段的准确定位.

定位方案要求ADN母线上至少有4条馈线.以图1(a)中的线路L1为基准线路，在母线处测量出每条线路零序电流相位差的变化，根据其变化识别故障线路.

实现故障线路识别后，根据故障线路段两端的零序电流与负荷电流相位关系，准确定位故障线路段.

基于多区域相位突变量信息的故障定位流程如图6所示，具体如下：

(1) 以线路L1为参考线路，通过IED A提取各馈线母线端的电流相位突变量信息，并传至ADN系统集中控制器进行相位的综合比较.

(2) 根据判据1，若P12，P13，P14均满足90～180°，则判定线路L1发生故障；若P12，P13，P14中，有一项满足90～180°，其余约为0°，则判定该线路为故障线路.

(3) 实现故障线路识别后，集中控制器根据IED B和IED A提取的故障线路相位信息，判定是否满足判据2要求.具体如下：比较各个故障线路段两端零序电流与负荷电流信息，若线路段两端的零序电流与负荷电流相位同时超前或者滞后，则此线路段为非故障线路段，否则为故障线路段.

相较于传统方案，基于相位突变量信息的ADN系统接地故障定位方案具有以下优点：

(1) 通过突变量信息的实时比较，避免了基于幅值判定方案的误动.

(2) 基于突变量信息，可提高保护的可靠性.

(3) 采用广域保护的理念，对配电网进行多点、多层信息的监测，解决了传统就地保护存在的“信息孤岛”问题.

图6 故障定位流程

3 仿真验证

以新疆某地配电网为例，利用电磁暂态仿真软件PSCAD获得ADN线路发生故障时的零序电流波形.

配电网线路L1，L2，L3，L4的线路类型为LGJ-185/30架空线路，长度分别为4.0，8.0，8.2，10.0 km.DG通过线路L1，L4接入配电网，接入容量为0～7.5 MW.

3.1 故障线路识别的验证

设在t=2.0 s时线路L1，L4均发生单相接地故障，故障持续时间为0.2 s.线路L1，L4均发生单相接地故障时相位突变量的变化情况如图7所示.

(a)线路L1;(b)线路L4.图7 线路发生单相接地故障时的相位突变量

从图7(a)可知，线路L1发生单相接地故障时，P12，P13，P14均发生偏移，且φ的绝对值在90～180°，符合判据1的要求.从图7(b)可知，在线路L4发生单相接地故障时，P14发生偏移，且φ的绝对值在90～180°，符合判据1的要求.从上述分析可知，基于相位突变量信息的故障线路识别方案具有可行性.

3.2 故障线路段准确定位的验证

设在t=2.0 s时AB段发生单相接地故障，故障持续时间为0.2 s.线路AB段发生单相接地故障时的相位突变量的变化情况如图8所示.图8中，P1为A端零序电流与负荷电流的相位突变量，P2为B端零序电流与负荷电流的相位突变量，P3为C端零序电流与负荷电流的相位突变量.

图8 线路AB段发生单相接地故障时的相位突变量

由图8可知，故障发生后，P2相位为105°且处于超前负荷电流状态，而P1相位一直处于滞后状态，约为-140°，而P3约为0°，可见该方案具有可行性.

3.3 DG接入位置改变的影响

在图1(b)中， DG接入的位置分别为A，B，C.设t=2.0 s时AB段发生单相接地故障.t=2.1 s时故障线路识别、故障线路段准确定位方案的相位差随DG接入位置的变化分别如表2，3所示.

表2 DG接入位置改变时故障线路识别方案的相位差 (°)

表3 DG接入位置改变时故障线路段准确定位方案的相位差 (°)

由表2，3可知，DG接入位置的改变，虽然对相位差造成一定的影响，但对识别及定位方案的影响不大.

3.4 DG接入容量改变的影响

在实际工程应用中，配电网一般允许接入小于8 MW的DG电源[17]，该节讨论的DG接入容量为0～7.5 MW.故障线路识别、故障线路段准确定位方案的相位角差随DG接入容量的变化分别如表4，5所示.由表4可知，DG接入容量的改变，未对故障线路识别方案的判定结果造成明显影响.由表5可知，P3基本没有变化，P1和P2存在一定的波动性，但P1和P2在满足DG接入配电网容量小于8 MW的条件下，判据2成立，因此DG接入容量的变化，没影响故障区域线路段准确定位方案的有效性.

表4 DG接入容量改变时故障线路识别方案的相位差

表5 DG接入容量改变时故障线路段准确定位方案的相位差

4 结束语

基于主动配电网先进的通信网络及广域保护多区域信息实时交互的优势，笔者提出基于多区域相位突变量信息的主动配电网接地故障定位方案，有效地解决了传统零序电流保护存在的误动或拒动问题.通过研究得到如下结论：

(1) 基于相位突变量信息的主动配电网接地故障线路识别方案，通过对各线路零序电流相位突变量的比较，能实现故障线路的识别.

(2) 基于相位突变量信息的主动配电网接地故障线路段准确定位方案，通过对零序电流与负荷电流的相位突变量的比较，能实现故障线路段的准确定位，且能将故障可靠隔离.

(3) 基于多区域信息实时交互的理念，使该方案受DG接入位置、容量的影响较小，符合主动配电网灵活、可靠、主动控制的特性.