基于馈线自动化与级差保护的配电线路故障特征量自识别方法

张英, 隋喆, 王琨, 李哲, 梁焕, 郭亮

(1.国网陕西省电力公司西安供电公司, 陕西, 西安 710000; 2.国网陕西省电力有限公司, 陕西, 西安 710061;3.西安兴汇电力科技有限公司, 陕西, 西安 710000)

0 引言

传统的配电线路故障特征量自识别方法采用三级保护方案对三段式电流进行保护,但由于空气游离因素的影响,接地阻抗变化较大,识别精度较低,为此国内专家学者们展开了相关研究[1-2]。

文献[3]方法提取了配电线路发生时残余电压特征量,并采用离散小波变换对残余电压特征量进行了故障识别,该方法实现了配电线路故障类型的快速、准确判断,但故障特征量识别不全面。文献[4]方法以配电线路时域、频域故障波形特点为特征参量,通过公式提取了故障波形数据,并根据故障波形数据建立了识别模型,在识别模型中输入配电线路波形故障数据特征量进行监测与归类,实现配电线路故障特征量的识别,该方法实现了对配电线路数据的实时监测,但故障识别精度低。

为此,本文提出基于馈线自动化与极差保护的配电线路故障特征量自识别方法。

1 故障特征识别

引起配电线路故障的因素较多,如树木碰线故障、车辆碰撞、雷电故障等,因此可联合不同类型的影响因素进行故障特征识别。当外力作用在配电线路时,作用力在水平方向,垂直配电线的作用力较小,配电线不会同时发生断裂,引起配电线路断路故障的断路点通常位于配电线路中间,断线相电流较小。此外,配电线路末端一般靠近尖锐、高耸的建筑物,在电磁设备的干扰下,此地的雷电地闪信号会增加,此时配电线路断路点位于线路末端,电流的衰减程度可表示为

(1)

式中,αij表示配电线路发生断路故障时ij相电流的衰减程度,Ii表示当配电线路断路点位于线路中间时断线i相电流的大小,Ij表示配电线路断路点位于线路末端时j相电流幅值[5-6]。

并联电弧产生的原因是2个带电线路发生绝缘老化,绝缘程度低于标准绝缘度,线路中形成炭化通道,炭化通道中间形成较大的瞬时电压,造成电弧短路故障。电弧电压在电弧故障中属于特征量,电弧的非线性特点使电弧电压的变化近似为一个矩形波。电弧电压波形和电弧电流波形如图1所示。

图1 电弧电压波形和电弧电流波形图

根据图1可知,电压和电流是配电线路重要的特征量,一旦出现波动就会引起质量扰动[7]。

当配电线路故障发生时,故障特征量中会出现电流冲击成分,且高频成分中会出现较多的冲击分量,通过离散小波变换对配电线路故障相电压进行离散分析。配电线路故障相电压情况如图2所示。

(a) 3840～7680 Hz

根据图2可知,不同原因造成的电路故障幅值分布情况完全不同,且能量分布也存在差异。在配电线路故障特征识别中,故障电弧包括串联与并联两种。当配电线路发生三相接地故障时,串联电弧由于断路点接触不良,会在配电线路内产生电压差,将导线间隙击穿从而形成电弧,此时电弧将会在配电线路的绝缘表面进行扩展,如图3所示。

图3 电弧故障图

根据图3可知,负载与AC分别位于电路图两侧,此时电弧产生的电压受到时域和频域的压迫,电路难以正常运行。

2 基于馈线自动化与极差保护的配电线路故障特征量自识别

配电线路故障特征量在进行自识别之前,需要建立配电线路故障的等效模型并加以分析。在配电线路的等效模型中,输入电阻、电抗和电纳作为模型变量,且这些模型变量是均匀分布的,由于配电线路不长,因此只需要考虑配电线路端点、末端的电流、功率、电压等变化情况即可。配电线路故障等效模型为

(2)

式中,c表示配电线路的电容,dt表示在故障时刻t时配电线路的电压,du表示当配电线路故障发生于线路末端时配电线路的电流,L为等效模型。等效模型建立完成后,根据模型进行故障特征量的自识别。

分析配电网两段电容,确保电容内部的电压相等。极差保护可以确保单相电容器内部电容量处于平衡状态,如果配电网内部压差超过定值,电容器一起会启动保护压差动作。

配电线路故障发生时,可根据基于特征量自识别融合极差保护综合型馈线自动化的要求,设计过流检测、残压检测等故障隔离装置,该隔离装置属于终端设备,包括电容式取能单元、智能控制单元与信号处理单元,可实时采集配电线路故障数据,例如三相电流、三相电压,同时该终端设备可检测配电线路的运行状态,具有接地故障选线、故障隔离等功能。终端设备在实现配电线路故障隔离的过程中会产生大量的暂态信号,暂态信号中含有配电线路故障信息,三相电流、三相电压的不同频率分量为配电线路故障识别提供了数据依据,中性点不接地配电线路特征量故障识别可通过三相电流与残余电压来实现:

ur=u1+u2+u3,ir=i1+i2+i3

(3)

式中,ur表示三相电压,ir表示三相电流,u1、u2、u3表示残余电压,i1、i2、i3表示残余电流。

测量残余电压、残余电流、三相电压与三相电流,然后对配电线路故障特征量进行定义。通过馈线自动化加权处理得到配电线路馈线自动化系数Ed1(u)、Ed2(u)、Ed3(u),这3种馈线自动化系数可对特征量d1、d2、d3进行表征,且表征能力较好。

(4)

式中,di(k)表示三相电压与三相电流的di极差保护系数,N表示安全加密模块接口的采样点数,h表示残压闭锁实录数据。残压闭锁是指放电电流在保护器指定端的瞬时残压实现反向合闸闭锁功能。细节系数如图4所示。

(a) d3运行时间

根据图4完成配电线路故障特征量定义,进行数据分析,在时域范围内,对瞬时电压、瞬时电流最高的电压、电流进行分析,通过小波变换优化配电线路故障电压与电流。在10 kV配电线路中,当变电站存在较长时延时,通过继电保护对发生故障的配电线路进行隔离,由极差保护馈线自动化策略来恢复配电线路故障区域的供电。根据残余电流的研判功能,判定单相接地配电线路故障区段,对故障进行隔离后恢复非配电线路故障区域的供电,遵循“失压分闸,有压合闸”的工作逻辑,完成配电线路故障隔离与非故障区域、故障区域的供电。在故障隔离与供电过程中,一旦发生节点波动情况,则需要加大配电线路故障特征量识别范围,并对识别过程中的节点进行容错处理,最后根据三相电压与三相电流的大小判定配电线路故障的类别。

3 实验研究

为了验证本文方法的有效性,将本文方法与传统的基于离散小波变换的配电线路故障特征量自识别方法(文献[3]方法)、基于故障波形时频特征的配电线路故障特征量自识别方法(文献[4]方法)进行比较。

本文实验选用的配电网系统如图5所示。

图5 配电网系统

设定图5中的架空线为11 m,电源为110 kV,变电器为10 kV,电流为三相电流。

应用3种方法对图5中配电网的瞬时故障和永久故障进行识别,识别结果如图6、图7所示。

(a) 实际电阻值

(a) 实际电阻值

由图6可知:在0.6 s开始出现瞬时故障,电阻出现瞬时波动,故障位置距离线段为12 km,持续时间为0.6～1.0 s,诊断的过渡电阻值为75 Ω;文献[3]方法识别的电阻诊断时间从第0 s开始确定故障波形,持续时间为0～1.0 s,诊断的过渡电阻值为55 Ω;文献[4]方法识别的电阻诊断时间从第0.2 s开始确定故障波形,持续时间为0.2～1.0 s,诊断的过渡电阻值为40 Ω;本文方法识别的电阻诊断时间从第0.6 s开始,诊断故障特征量持续时间和电阻值与实际值完全一致。由此可见,本文方法识别能力更强。

由图7可知,本文方法从第0.6 s开始确定诊断故障,得到的电阻波形与实际值完全吻合,且最后诊断的数值稳定在0 Ω。

4 总结

本文提出了基于馈线自动化与极差保护的配电线路特征量自识别方法,提升了配电线路运行的稳定性,为电网的可靠运行提供了数据分析,为故障区域恢复供电提供了技术保障,提高了终端设备与变电站信息传输的安全性,提升了供电的稳定性与可靠性。但本文方法存在一定的不足,在分析配电线路故障特征时,对无极差的接地故障分析不太全面,在未来的研究中,将针对此项进行重点研究。