一种基于PMU的配电网混合故障测距方法及装置

本发明公开了一种基于PMU的配电网混合故障测距方法及装置，该装置是在变电站内设置有信息处理子站，在主干线的各分段开关上均安装有馈线终端装置（FTU），在每条分支线的首端安装有故障指示器（FI），同时在变电站及主干线末端各安装有一台同步相量测量装置（PMU），两侧的PMU均通过GPS接收器与卫星进行实时通讯并将故障前后的电气量信息传输到信息处理子站，FTU和FI通过无线通信通道与变电站子站相连接。本发明在先定段后测距的基础上，采用了基于PMU的混合故障测距法来进行配电网精确的故障测距，即将基于PMU的双端同步相量法和单端阻抗法结合，排除了伪故障点的问题，实现较高精度的故障测距。

技术领域
本发明涉及一种基于PMU的配电网混合故障测距方法及装置，属于电网故障测距技术领域。
背景技术
2011年，科技部在国家高技术研究发展计划(863计划)先进能源技术领域部署的智能电网重大项目研究全面展开。作为智能电网的重要组成部分，智能配电网是推动智能电网发展的源头和动力，也是智能电网建设的关键技术领域。智能配电网运行控制的典型特征是实现自愈控制，智能配电网自愈控制的关键技术之一是实现故障情况下的故障定位、网络重构与供电恢复，以自愈为特征的智能配电网是未来电网技术发展的必然趋势。配电网作为电力网的末端，直接反映着用户在电能安全、优质、经济等方面所提出的要求。随着我国配电网络的不断发展，用户对供电的可靠性和供电质量提出了更高的要求，一旦配电网络出现故障，应尽快找出故障发生的位置并采取隔离，提出应对策略恢复对用户的供电，故故障精确定位显得尤为重要。目前，国外对同步相量测量装置(PMU)在配电网上的应用已经有了大量的研究，并且有了实际的应用。在配电网的诊断上面，PMU的应用包括故障定位与检测、孤岛检测、状态估计、电压稳定性监测以及电能质量监测和事故后分析。在控制方面的应用包括对配电网的保护与控制、电压无功优化、微电网协调以及电力系统恢复等。因此，将PMU应用到配电网中，不仅是有必要的，而且也是未来配电网发展的一个必然趋势。在国内，国家电网公司在关于“十一五”期间加强电网调度工作的意见指出，要在330千伏及以上主网架和网内主力电厂部署PMU，实现国家、区域、省三级广域相量测量系统的联网，提高电网动态测量水平，但对PMU在配电网上应用的研究较少。而故障指示器FI技术较为成熟，并且其工作可靠，成本低，已有大量产品应用于电力系统。配电网短路故障定位技术包括故障选线、区段定位和故障测距，其技术难度逐级递增。目前，国内外故障定位的研究成果很多，但多是针对110KV及以上的高压输电线路，而中低压配电线路的故障定位技术尚处于研究阶段。基于PMU的故障定位研究多数集中在输电系统，没有关于在配电网短路故障定位方面的研究。目前，适用于配电网的短路故障测距的方法有：行波法、阻抗法和基于配电网自动化系统的定位方法。行波法难以区分波阻抗不连续点产生的折反射波，并且没有性价比合适的行波检测设备；基于配电网自动化系统的定位方法只能实现故障区段定位，并且对配电网自动化水平要求较高，同时其次重合闸对系统冲击较大，易造成大范围停电；阻抗法所需的测量端少，易于实现，能够适用于只有单端测量条件的配电网。因此利用阻抗法对于实现庞大配电网的故障定位是实际可行的。单端阻抗法的故障测距仅需要单端电压、电流作为输入量，且适用于大电流接地系统的各种类型的故障，是目前应用较多的测距技术之一，且该技术成本较低，易于实施，适用于规模庞大的配电系统。双端同步相量测距法响应速度快，测距精度高，适用于故障条件下的相量测量。然而，上述方法中仍然没有一种能在不同短路故障类型、故障电阻、故障距离等多种不确定因素下，实现较高精度的故障测距。
发明内容
本发明的目的在于提供一种易于实现、精度高、避免伪故障点干扰的基于PMU的配电网混合故障测距方法及装置，该方法将基于PMU的双端同步相量法和单端阻抗法结合，排除了伪故障点，在不同短路故障类型、故障电阻、故障距离等多种不确定因素下依然可行有效，能够实现较高精度的故障测距。本发明的技术方案：一种基于PMU的配电网混合故障测距方法，在配电网的各个分支首端安装故障指示器FI，在主干线各个分段开关安装馈线终端装置FTU，在变电站和主干线末端各安装一台同步相量测量装置PMU，通过基于GPS信号的PMU对配电网故障前后电压、电流进行同一时标下的量测，并提供时标统一的相位和幅值信息，得到全网任意两个节点之间的相角差；这样，当配电网发生故障时，故障回路中各个分段开关处的FTU和FI会有故障电流流过而产生报警信号，并将该报警信号上传到变电站子站，再通过逻辑判断得出相应的故障区段或故障分支，若故障区段在变电站与N母线之间，则采用基于变电站和N处同步量测的双端同步相量法测量出故障点到变电站的距离；若故障发生在分支馈线，则采用基于双端PMU的单端阻抗法测量出故障点到变电站的距离。上述方法中，所述的主干线的故障测距是基于变电站和N处安装的PMU测量得到的故障前后同步电气量，利用对称分量法进行故障前后电气量的相模变换，得到相互独立的三序相分量，将PMU测得的故障后电气量减去正常情况下的电气量得到故障分量。上述方法中，所述的双端同步相量法是直接利用正序故障分量即可实现所有故障类型的故障定位，并不需要事先知道故障发生相，且不受故障电阻的影响，保证了主干线故障测距的精确性。上述方法中，所述的单端阻抗法是利用故障时故障区段上游节点处的电压和电流三序分量即可实现所有故障类型定位。上述方法中，所述的故障类型包括单相接地短路故障、两相相间短路故障、两相接地短路故障和三相短路故障。一种由上述方法构建的基于PMU的配电网混合故障测距装置，包括变电站、与变电站连接的主干线以及连接在主干线上的分支线，在变电站内设置有信息处理子站，在主干线的各分段开关上均安装有馈线终端装置FTU，在每条分支线的首端安装有故障指示器FI，同时在变电站和主干线末端处安装有同步相量测量装置PMU，两侧的PMU通过GPS与卫星进行实时通讯并将故障前后的电气量信息传输到信息处理子站，同时FTU和FI通过无线通信通道与信息处理子站连接。上述装置中，对于10KV多分支的辐射型配电网络，只需在变电站和主干线末端各装设一台PMU即可实现配电馈线精确的故障测距。由于采用上述技术方案，本发明的优点在于：本发明在先定段后测距的基础上，采用了基于同步相量测量装置(PMU)的混合故障测距法来进行配电网精确的短路故障测距，即将基于PMU的双端同步相量法和单端阻抗法结合，排除了伪故障点的问题，而且在不同短路故障类型、故障电阻、故障距离等多种不确定因素下依然能够实现较高精度的故障测距。此外，本发明根据相模变换原理很好地克服了输配电线路参数实际上的不平衡对故障测距精度的影响，既适用于不换位线路，也适用于各种换位线路，而且本发明采用的双端基频电气量故障定位方法不受故障类型和接地电阻的影响，可实现较高精度的故障测距。
附图说明
图1为本发明中10KV配电系统结构图；图2为本发明中PMU装置结构图；图3为本发明中FTU硬件总体框架图；图4为本发明中TMS320LF 2407与RS—232通信接口电路；图5为本发明中故障指示器FI的基本结构图；图6为本发明中简单辐射型配电线系统单线图；图7为本发明中配电网故障定位的总体流程框图；图8为本发明中测距算法仿真验证单线图；图9为本发明中基于PMU的双端测距误差曲线图；图10为本发明中基于PMU的单端测距误差曲线图。
具体实施方式
为了使本发明目的、技术方案和优点更加清楚，下面结合附图及实施例对本发明作进一步的详细说明。本发明的实施例：图1是10KV配电系统结构图，BRK表示变电站出线断路器，S1～S4表示主干线上装有馈线终端装置(FTU)的分段开关，S5～S7表示分支馈线不装馈线终端装置(FTU)的分段开关，FI1～FI3表示装设在分支配电馈线首端的故障指示器(FI)，变电站和主干馈线末端各装设一台同步相量测量装置(PMU)，且变电站作为信息处理子站。PMU1和PMU2通过GPS接收器提供一个秒脉冲信号和一个时间标签，时间可以是当地时间，也可以是国际标准时钟时间，脉冲信号通过锁相晶振器分割得到需要的模拟信号采样脉冲，模拟信号是经过变压器和滤波器处理后的电压电流信号。同时FTU和FI检测的故障电流信息通过高速通信通道电缆或光纤上传到信息处理子站。鉴于FI低成本高可靠性的特点，利用其来实现配电网中存在的大量分支馈线的故障定位是切实可行的，也是比较经济的。按照本发明提出的PMU、FTU和FI的测距装置组合进行10KV配电系统定点安装，在保证配电网故障较高定位精度外，亦能实现三种装备配置的经济性。PMU的装置结构如图2所示，PMU采用功能模块化的设计思想，这样有利于提高装置硬件的通用性，即不同功能的装置可以由相同的各功能组件按需要组合配置，实现了功能模块的标准化。该装置主要可分为相量测量模块、功角测量模块、GPS定时模块、开关量测量模块、本地数据交换控制模块、数据管理模块、相位集中器以及人机界面等几部分组成，每部分对应一个装置插件。此外，还有负责提供电源以及信号转换的电源插件、AC插件等，该类插件不含CPU，称为非智能插件。电源插件通过背板总线上的电源线为装置的各个插件提供电源。除非智能插件外的其它模块上均有一个复杂的可编程逻辑电路(CPLD)产生采样脉冲和20ms中断，GPS对时模块接收卫星发来的秒脉冲(lpps)和世界标准时间(UTC)，并通过背板上的信号线为将秒脉冲输出到其他模块的CPLD，以同步各模块的20ms中断，各模块在20ms中断到来时对采样脉冲进行同步。这样所有的装置采样信号都被秒脉冲同步，也就是不同地点的装置都是同步采样的。各模块之间的通信利用双口RAM。PMU的基本功能是利用GPS信号对电压、电流同步测量，进行分析，提供频率、相位和幅值信息，得到全网任意两个节点之间的相角差，这为精确的双端同步测距提供了技术支持。图3为FTU的硬件结构总体框架图，采用DSP芯片TMS320LF2407作为FTU的核心处理器，该芯片是一种高性能的16位定点DSP，供电电压为3.3V，减少了功耗；定点运算30M1Ps的执行速度使指令周期缩短到33ns，提高了实时控制能力。LF2407具有丰富的片内资源，10位16通道片内A/D转换器，转换速度达到500ns，LF2407还具有6个八位标准I/O口。在通信部分，利用DSP内置的串行通信接口SCI通过RS232/485接口，可以实现FTU与子站之间的数据传输。图4是TMS320LF 2407与RS—232通信接口电路，利用DSP内置的串行通信接口SCI通过RS232/485接口来实现FTU与子站之间的信息传递。假设有故障电流流过，其会向子站报送故障电流信息。图5是故障指示器(FI)的基本结构图，一旦发生故障，故障回路中所安装的故障指示器均会有故障电流流过而产生报警信号，通过逻辑判断即可得出相应的故障区段或故障分支。本发明利用基于FTU进行主干线区段定位，利用FI排除了分支故障情况下单端阻抗法带来的伪故障点问题。通过图6中母线M和N处安装的PMU测量得到故障前后的高精度的同步电气量，利用对称分量法进行故障前后电气量的相模变换，得到相互独立的三相分量，将PMU处测得的故障后电气量减去正常情况下的电气量得到故障分量，实现三相线路之间的完全解耦，其变换矩阵为：                      上式中，称为旋转因子。在配电网三序分量网络下，用基于M和N处PMU的双端同步相量法实现主干线MN之间的各种短路故障测距。图7给出了配电网故障定位的总体流程框图，基本思想是先定段，后测距。为表明该发明的可行有效性，基于MATLAB搭建如图8所示的仿真模型，所构建的测试系统包括一个等值电源G、降压变压器ZT～ZT3、节点MN之间的配电主干馈线和分支线路HL。仿真参数设置如下：电压源端电压为35KV,降变压ZT额定电压为35KV/10.5KV，降变压ZT1～ZT3额定电压为10.5KV/0.4KV。线路参数如下：r₁＝0.45Ω/km，r₀＝0.74Ω/km；x₁＝0.293Ω/km，x₀＝1.296Ω/km；b₁＝0.0707μF/km，b₀＝0.0478μF/km。线路模型采用了分布参数的等值线路模型，避免了由线路参数的不确定带来的测距误差。负荷采用了静态电压负荷模型，通过故障前的稳态电压和电流求解出各个负荷阻抗常数。误差计算采用IEEE标准下基于主干线全长(L_MN＝18km)的相对误差公式，图9表示在故障电阻为30Ω时，基于双端PMU的混合故障测距算法的测距误差精度曲线，图例表示的是故障区段，其他接地电阻下的测距精度与图9相差不大。图10表示故障电阻分别为30Ω和100Ω时，基于PMU的单端阻抗测距精度误差曲线，随着故障电阻的增大，测距虽然误差也在增大，但仍保持较高精度。对比图9和图10可知，双端法的测距精度较高，保障了主干线故障时能够快速定位到故障点，有利于提高供电可靠性。