本发明涉及一种分布式电源接入配电网接地故障检测方法，适用于分布式电源接入的配电网。
背景技术：
由于我国配电系统广泛采用非有效接地方式运行，当配电网发生单相接地故障时，故障特征量不明显，难以可靠的检测出故障线路。对此，配电网单相接地故障检测一直是国内外研究热点。
随着我国能源发展战略的需要，以风、光等间歇性可再生能源为核心的分布式电源在配电网中所占的份额越来越大，势必会对传统配电网单相接地故障检测提出新的挑战。分布式电源的接入改变了配电网的结构形态，由传统的功率单向流动的辐射型网络转变为功率双向流动的多源网络，其单相接地故障的特性也发生很大的变化，会造成原有的配电网保护配置和整定不能适应等问题。因此，研究适应分布式电源接入的配电网接地故障检测技术对促进分布式电源并网和提升配电网接纳分布式电源能力具有重要意义。
针对含分布式电源配电网功率双向性，方向性过电流保护装置被广泛应用和研制。这些保护装置考虑了分布式电源的影响，通过上下级线路保护动作时间的配合，以减少整体装置的动作时间。然而，这些方法仅对电流或电压等单一故障特征量进行处理，其保护整定值的设定容易受到分布式电源并网后复杂的实际工况所影响，导致保护可靠性不高，甚至会引起保护误动或拒动。
因此，本发明提出了一种含分布式电源配电网单相接地故障检测方法，保证我国配电网的安全稳定运行。具有深远的意义和广阔的应用前景。
技术实现要素：
为了克服上述现有技术的不足，本发明提供了一种分布式电源接入配电网接地故障检测方法。通过保护代理对同一母线处的保护装置进行统一管理与控制，分析各保护装置实时采集数据与历史故障数据的相似程度，比较不同保护装置相对距离值，其最小值认为该保护装置所测到的实时采样数据与历史故障数据具有类似的特性，判定该保护线路及其负荷方向为故障区域，其他线路为健全区域。
本发明不受分布式电源的接入数量、容量和位置影响，无需设置整定值，具备较强的自适应性和较高的可靠性，能够有效抑制分布式电源接入配电网后复杂工况的影响，从而有效地实现接地故障检测。
本发明所采用的技术方案包括以下步骤：
1、一种分布式电源接入配电网接地故障检测方法，其特征是，包括如下步骤：
1)在含分布式电源dg的配电网各条线路的两端安装保护装置rk，k为保护装置编号；在各母线处安装保护代理ram，m为母线编号，集中管理与控制本母线处的保护装置；
2)各保护装置记录其所在线路在n种运行条件下发生接地故障时的暂态零序电流相位、暂态零序电流幅值、暂态零序能量和暂态零序电压与电流的相位差四个特征量的数值，定义为历史故障数据x′f＝[α1,α2,α3,α4]n×4，其中αj＝[x′1j,x′2j,…,x′nj]t,j＝1,2,3,4；
3)当保护代理监测出母线处的零序电压大于15％相电压时，判定该配电网发生接地故障；
4)各保护装置实时记录故障发生后的四个特征量，定义为采样数据xs′＝[x′01,x′02,x′03,x′04]；定义采样数据与历史故障数据的数据合集
5)将数据合集x′中各特征量转化为同一数量级别，得到转化后的采样数据xs与转化后的历史故障数据xf，利用下式处理各特征量：
式中xi′j表示数据合集x′中各特征量；xij表示经过转化后的各特征量；
6)各保护装置分别计算转化后的历史故障数据xf的重心p＝[p1,p2,p3,p4]；
7)从发电机主网侧的保护代理开始管理与控制各保护装置，利用
8)保护代理向健全区域的保护装置发送闭锁信号，向故障区域的保护装置发送启动信号；
9)当被保护线路的一端装设保护装置，另一端装设保护装置或直接与负荷相连，且保护装置均为启动信号时，判定该线路为故障线路；否则判定为母线故障。启动故障线路两侧断路器，将故障线路从电网隔离。
本发明的技术效果在于：本方法将多种故障特征量进行融合处理，消除了基于单一故障特征量的检测方法所存在的固有缺陷；利用转化后的采样数据xs与转化后的历史故障数据xf重心p之间的相对距离作为检测判据，无需设置故障特征量的整定值，打破了将故障特征量与整定值进行比较作为检测判据的传统，有效地降低了分布式电源并网后配电网复杂工况对保护的影响；本方法物理意义清晰、直观，故障选线准确度高，彻底解决了分布式电源接入配电网后接地故障检测精确度和可靠性不高的难题。
下面结合附图对本发明作进一步的说明。
附图说明
图1是分布式电源接入配电网的接地故障示意图。
具体实施方式
下面根据说明书附图对本发明的技术方案做进一步详细表述。
参见图1，图1为分布式电源接入配电网的接地故障示意图，包括一台2.7mw的逆变型分布式电源(dg)，保护代理ra1-ra3，保护装置r1-r7。系统含5条馈线且均为架空线路。
为了验证本发明所描述的一种分布式电源接入配电网接地故障检测方法的可行性，按图1所示的10kv配电网进行了实验，相关参数如下：l1＝4km，l2＝4km，l3＝5km，l4＝3km，l5＝2km，正序单位阻抗0.45ω/km，正序单位感抗0.5385ω/km，正序单位容抗34979ω/km，零序单位阻抗0.27ω/km，零序单位感抗0.08ω/km，零序单位容抗7981.74ω/km。
首先采集历史故障数据。在故障电阻(1ω、50ω、150ω、300ω)、故障初始角(0°、45°、90°)、故障点位置(10％、50％、90％)、dg输出功率(50％、100％)不同的故障条件下分别进行测试，安装在线路中的保护装置r1-r7采集每种故障条件下的四个特征量作为历史故障数据，包括：暂态零序电流相位、暂态零序电流幅值、暂态零序能量和暂态零序电压与电流的相位差。共得到28组历史故障数据，构成28×4阶的历史故障数据x′f，如表1所示。
当保护代理监测出所在母线处的零序电压大于15％相电压时，保护装置实时采集故障发生后的四个特征量，将采样数据xs′与历史故障数据x′f组合构成29×4阶的数据合集x′，为了使四个特征量对检测结果的影响效果相同，按照下式：
将数据合集x′中的各特征值转化为同一数量级，然后分别计算四类故障特征量数值的重心，如表2所示。
表1
表2
以故障发生在线路l3为例，说明本发明具体检测配电网接地故障的流程。当线路l3发生故障时，保护代理监测出母线处的零序电压大于15％的相电压。计算同一母线处各保护装置转化后的采样数据xs与重心p的相对距离，如表3所示。
表3
表注：故障f1-f5分别代表线路l1-l5发生单相接地故障时的情况。表中未给出数值的保护装置表明在保护配合过程中已被闭锁，黑色加粗处理表示同一母线上所测到相对距离最小的保护装置；下划线处理表示通过ra管理与控制最终实现保护动作的保护装置。
主网发电机侧的ra1最先执行管理与控制，ra1启动r1，r1计算转化后的采样数据xs与重心p的相对距离，相对距离最小值位于r1，则认定l1及其负荷方向(l2或l3)为故障区段。此时，对于ra1而言，ra2为位于故障区段内的负荷方向保护代理。所以ra1发送启动信号至ra2，ra2启动r2-r4。r2-r4开始计算相对距离，其中相对距离最小值位于r4，判定故障区段为l3及其负荷方向(l4或l5)，同时可以确认l1与l2不是故障线路。ra1发送闭锁信号至r1，ra2发送启动信号至ra3并将r2与r3闭锁。ra3启动r5-r7，r5-r7开始计算相对距离，其中相对距离最小值位于r5，确定故障区段为线路l3，ra3发送闭锁信号至r6和r7。由于l3两端的r4和r5均为启动信号，则判定l3为故障线路。启动故障线路两侧断路器，将故障线路从电网隔离。保证非故障线路及设备免受故障影响，使得电力系统可以继续安全稳定运行。