本发明涉及有源配电网故障区段定位技术领域，尤其涉及一种基于正序电流故障分量的有源配电网故障区段定位方法及系统。
背景技术
随着全球化石能源的枯竭和各国环保意识的增强，以及分布式发电技术和电力电子技术的发展，以清洁式能源为主的分布式电源(dg)被大量接入配电网。2008年国际大电网会议(cigre)上提出了有源配电网(adn)的概念，即在配电网局部接入分布式电源，这被认为是未来配电网发展的方向。dg供电具有能耗低、投资少、灵活可靠等优点，但其接入改变了传统配电网的网架结构，使之由传统单端供电的辐射型网络变为双端或多端供电的复杂网络，其网络结构、运行方式、潮流方向都将发生变化，传统的配电网三段式电流保护将不再适用。
有源配电网中分布式电源种类众多，受控制方式影响，故障后不同类型的分布式电源的故障特性也不尽相同。根据并网方式不同，dg可分为可以直接并网的电机类电源(rtdg)和需要逆变、升压后并网的逆变类电源(iidg)。与电机类dg相比，逆变类dg故障后的特征更为复杂。目前的并网规定要求iidg在配网故障时应优先输出无功以支撑系统电压，这将使iidg输出的电流受并网点电压的影响，具有较大的随机性，进而导致常规的电流保护难以确定合适的整定值，影响保护的可靠性与灵敏性。因此，提出适用于含各种类型dg的配电网故障区段定位方法已经成为有源配电网保护的重要课题。
电力系统发生故障时产生的正、负、零序分量包含大量故障信息，这些电气量的特征都可用来对有源配电网进行故障区段定位。目前国内外学者对故障时各电气序分量和dg的控制策略进行了一系列的研究，并提出了一些适用于有源配电网的故障区段定位方法。
现有技术提出了一种基于正序电流相角突变量方向的纵联保护方案，在各保护安装处比较故障前后电流相角的变化方向，电流相角差为正值时输出“1”，为负值时输出“-1”，两端保护输出结果相同时为区外故障，相反时为区内故障。该方案对通信通道要求较低且不需要电压信息，但仅适用于含电机型dg的有源配电网。
现有技术提出了一种利用保护线路两端电流幅值的有源配电网纵联保护方案。该方案仅利用了电流幅值信息，原理简单且具有较高的灵敏性，但应用时限制条件较多，仅适用于dg渗透率较低且为iidg的有源配电网。
现有技术基于对iidg故障特性的分析，提出了一种利用线路两端正序差动阻抗在区内外故障时的幅值差异进行故障识别的有源配电网保护方案。该保护方案不受背侧iidg故障特性的影响且无需两端数据同步采样，但是需要在个保护安装处安装电压互感器，成本较高，不具备在现有配电网中应用的条件。
现有技术基于差动保护同步误差的分析，提出一种基于相位变化量的有源配电网纵联保护方案，根据线路两端电流相角在故障前后的变化量来判定故障区段，该方法合理避免了同步误差对保护制动特性的影响，但未考虑低电压穿越特性和过渡电阻对iidg输出的故障电流造成的影响。
现有技术基于特定的有源配电网的网络结构，提出分级分层的保护方案。该方案快速可靠，但具有局限性，只针对特定的网络结构有效。
现有技术利用不同位置处发生两相相间短路故障和三相短路故障时保护安装处的正序电压和流过保护的正序电流之间的关系，构造了适用于含iidg的配电网自适应正序电流速断保护方案。该方案扩大了现有保护的有效保护范围，改善了原有保护方案的选择性和灵敏性。但是该方案增加了保护元件，经济性较差；方案整定复杂且忽略了过渡电阻的影响，当故障过渡电阻较大时可靠性难以保证。
现有技术研究了配电网正方向与反方向故障时流过保护的正序电流和保护安装处故障前电压的相位关系，提出了一种基于正序故障电流和故障前电压相位信息的方向元件新原理。该原理提高了方向元件的可靠性，避免了传统功率元件电压死区的问题，但需要在每个保护处加装电压互感器，且忽略了穿越电流对故障相位的影响。
由此可见，现有的有源配电网故障区段定位和保护方案中并没有仅利用电流信息且不受过渡电阻、dg渗透率、dg类型等因素影响的可靠方案。
技术实现要素：
为了解决上述问题，本发明提出了一种基于正序电流故障分量的有源配电网故障区段定位方法及系统，该方法利用被保护馈线两端正序电流故障分量的幅值构造启动量，利用被保护馈线两端正序电流故障分量的相位差构造制动阈值。与其它有源配电网故障定位方法相比，本方法仅利用正序电流信息，无需安装电压互感器，也无需故障选相；对含逆变型dg和电机型dg的配电网均可适用；且具有灵敏度高，动作速度快，可以反映所有故障类型，不受负荷影响，耐受过渡电阻能力强等优点。
为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：
在一些实施例中公开的一种基于正序电流故障分量的有源配电网故障区段定位方法，包括：
实时采集流过被保护馈线线路两端开关处的三相电流；
检测到馈线线路发生故障后，由快速傅里叶变换分别计算被保护馈线线路两端的正序电流幅值与相位，并进一步得到被保护馈线线路两端正序电流故障分量的幅值与相位；
将被保护馈线线路两端分别得到的正序电流故障分量幅值与相位信息、采样时刻信息通过光纤通道传送到对端；
根据被保护馈线线路两端正序电流故障分量的幅值信息计算启动量；
根据被保护馈线线路两端正序电流故障分量的相位信息计算制动阈值；
当某段馈线线路连续n个采样点的启动量大于制动阈值时，判定该区段为故障区段；其中，n为设定值。
进一步地，得到被保护馈线线路两端正序电流故障分量的幅值与相位，具体为：
被保护馈线线路两端正序电流故障分量的幅值等于当前时刻的正序电流幅值与一个工频周期前的正序电流幅值之差；
被保护馈线线路两端正序电流故障分量的相位等于当前时刻的正序电流相位与一个工频周期前的正序电流相位之差。
进一步地，根据被保护馈线线路两端正序电流故障分量的幅值信息计算启动量，具体为：启动量等于被保护馈线线路两端正序电流故障分量幅值的绝对值的比值。
进一步地，根据被保护馈线线路两端正序电流故障分量的相位信息计算制动阈值，具体为：
其中，|θmn1|为被保护馈线线路两端正序电流故障分量相位差的绝对值。
进一步地，n的取值范围为5-10，n的取值越大，保护可靠性越高，但同时会增加动作时间。
在一些实施例中公开的一种基于正序电流故障分量的有源配电网故障区段定位系统，包括服务器，所述服务器包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述程序时实现上述的方法。
在一些实施例中公开的一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该程序被处理器执行时执行上述的方法。
与现有技术相比，本发明的有益效果是：
(1)仅利用电流信息即可定位故障区段，无需在保护安装处加装电压互感器，也无需故障选相，具有较高的经济性；
(2)充分体现了正序故障电流在继电保护中的优良性能，能够可靠、快速地定位各种类型的故障，不受故障位置、负荷电流及dg容量的影响，耐受过渡电阻能力强，且具有较高的灵敏度；
(3)对含逆变型分布式电源和电机型分布式电源的配电网均可适用，具有很好的适应性；
(4)识别方法原理简单、清楚，识别准确，易于工程实现。
附图说明
构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本申请的进一步理解，本申请的示意性实施例及其说明用于解释本申请，并不构成对本申请的不当限定。
图1为简单有源配电网示意图；
图2(a)为有源配电网故障时的正序网络图；
图2(b)为有源配电网故障发生前的正序网络图；
图2(c)为有源配电网故障附加状态的正序网络图；
图3为含iidg的有源配电网故障附加状态正序网络图；
图4为含iidg的有源配电网区外故障时故障附加状态正序网络图；
图5为有源配电网仿真模型示意图；
图6(a)为f1点发生两相短路时制动阈值与电流幅值比的变化曲线；
图6(b)为f1点发生三相短路时制动阈值与电流幅值比的变化曲线；
图6(c)为f1点发生两相接地短路时制动阈值与电流幅值比的变化曲线；
图6(d)为f1点发生含10ω过渡电阻两相接地短路时制动阈值与电流幅值比的变化曲线；
图7为故障区段定位方法流程图。
具体实施方式
应该指出，以下详细说明都是例示性的，旨在对本申请提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本申请所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本申请的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。
本发明公开了一种基于正序电流故障分量的有源配电网故障区段定位方法，如图7所示，包括以下步骤：
(1)实时采集流过被保护馈线线路两端开关处的a、b、c三相电流；
(2)检测到馈线中相电流发生突变时，视为故障发生，由快速傅里叶变换分别计算被保护馈线线路两端的正序电流幅值与相位，并进一步得到两端正序电流故障分量的幅值与相位；
(3)将馈线两端分别得到的正序电流故障分量幅值与相位信息、采样时刻信息通过光纤通道相互传送到对端；
(4)由步骤(3)得到的被保护馈线两端正序电流故障分量的幅值信息计算启动量；
(5)由步骤(3)得到的被保护馈线两端正序电流故障分量的相位信息计算制动阈值；
(6)比较同一时刻由步骤(4)得到的启动量与步骤(5)得到的制动阈值的大小，当某段线路连续n个采样点的启动量大于制动阈值时，判定该区段为故障区段。
其中，步骤(4)中，基于线路两端正序电流故障分量幅值信息计算保护启动量的原理为：
以图1所示的有源配电网为例，当馈线mn内部发生故障时，考虑到系统调压、调频过程受时间常数约束，可将短时间内的系统等效为线性系统，其故障后的正序复合序网由叠加定理可以分为故障发生前的网络与故障附加网络。若配电网中的dg为电机型dg时，故障后正序网络、故障前正序网络和正序故障附加网络分别如图2(a)、图2(b)和图2(c)所示。
图中
当分布式电源为iidg时，考虑到故障后iidg出力的随机性，不能将其等效为一个电压源与一个阻抗串联。由于iidg输出的故障电流与并网点电压跌落程度有关，故在现有的研究中大多将其等效为一个电压控制型电流源。
分布式电源为iidg的有源配电网正序故障附加序网如图3所示，图中
式中，zms1＝zm1+zmf1，
由于受控制策略的影响，逆变型dg故障后提供的短路电流通常不会超过其额定电流的两倍，当故障发生在dg上游时，dg提供的短路电流远小于系统侧，
对于故障区段，线路两端的故障电流分别由系统电源和iidg提供，其幅值差异较大，ir也较大。
对于非故障区段，如图4所示，线路两端的故障电流均由系统电源或iidg提供，其幅值差异较小，ir的大小接近于1。
综合上述分析可知，在含iidg的配电网中，故障区段与非故障区段的正序故障电流幅值比存在明显差异，故本方法用其作为保护启动量。然而对于含电机型dg(rtdg)的配电网，仅利用电流幅值无法在各种情况下准确定位故障区段，需要引入电流相位信息。
步骤(5)中，基于线路两端正序电流故障分量的相位信息计算保护制动阈值的原理为：
有源配电网区内故障时故障附加序网如图2(c)所示，线路两端正序电流故障分量的方向均为从线路流向母线，相位差仅由两端线路的阻抗角决定，其值接近于0；区外故障时，线路两端正序电流故障分量的方向相反，相位差接近于180°。本方法利用这一特点构造了制动阈值，设置制动阈值为kset
式中，|θmn1|为两端正序电流故障分量相位差的绝对值。
对于电机型dg，故障区段的|θmn1|≈0，此时cos(|180-θmn1|)≈-1，kset≈0，制动阈值极小，可有效提高区内故障时保护的灵敏性；非故障区段的|θmn1|≈180°，cos(|180-θmn1|)≈1，kset≈+∞，制动阈值极大，可有效提高区外故障时保护的安全性。
对于含iidg的配电网，由于故障后iidg出力的具有随机性，故障区段的|θmn1|取值范围较大，仅依靠电流相位难以准确定位故障区段，需要引入步骤(4)中得到的电流幅值信息。
步骤(6)中，利用正序电流故障分量的幅值定位故障区段的原理为：
为了增加保护的可靠性，设置某区段连续n个采样点满足的启动量大于制动阈值时，再判定该区段为故障区段。保护动作判据为
ir＞kset
对于电机型dg，当故障点位于dg上游且距离dg较近时，会出现启动量较小的情况，但由于此时故障区段的制动阈值接近于0，所以仍能保证故障定位的正确性。
对于逆变型dg，由于其故障后出力的不确定性，会出现故障区段制动阈值稍大的情况，但由于此时故障区段的启动量更大，所以仍能保证故障定位的正确性。
利用pscad构建含不同类型dg的配电网仿真模型，对故障区段定位方法进行仿真验证：
1)建立模型
仿真模型结构如图2所示。系统基准电压为10.5kv，系统等值内阻zs＝j0.14ω，线路参数r1＝0.13ω/km，x1＝0.402ω/km。dg额定功率为4mw，线路单位长度的阻抗为：r＝0.13ω/km，x＝0.402ω/km，线路ab、bc、cd、de的长度分别为3、2、2、3km；馈线上各负荷的额定功率均为4mva，功率因数均为0.9。在断路器cbi处配置相应的保护。故障点f1、f2分别位于馈线bc、de中，f3位于另一条馈线上。
2)典型故障仿真
a)含iidg的配电网故障仿真
将dg设置为iidg，当f1点发生两相短路、三相短路、两相接地短路和经10ω过渡电阻的两相接地短路时，故障发生前后的制动阈值与电流幅值比变化分别如图6(a)、图6(b)、图6(c)和图6(d)所示。故障均设置在0.2s时发生，取前后各一个周波的时间观察。
分析图6(a)-(d)可知，无论发生两相短路、三相短路还是两相接地短路，故障发生后的5ms内，制动阈值均迅速下降至0，与此同时，电流正序故障分量幅值比迅速增大。当故障为金属性故障时，电流幅值比均在故障发生后第3ms超过制动阈值，而含有10ω过渡电阻时则为4ms，可见该方法在各种情况下均能快速动作，且具有较强的耐受过渡电阻能力。
分别在f1、f2、f3处分别设置各种类型的故障，其中f1、f2点故障时考虑故障位于线路首端和末端两种情况。仿真结果如表1-表3所示，其中的各项数据均取自故障后第10ms。
表1故障点为f1时的仿真结果
表2故障点为f2时的仿真结果
表3故障点为f3时的仿真结果
由表1、表2与表3仿真结果可知，无论在线路首端或线路末端发生何种类型的故障，故障区段内均存在正序电流故障分量幅值比较大，制动阈值较小，启动量大于制动阈值的情况；而在非故障区段内均存在正序电流故障分量幅值比较小，制动阈值较大，启动量小于制动阈值的情况。值得注意的是，相较于线路首端，在线路末端发生故障时故障区段的正序电流故障分量幅值比较小，但仍然能够保证启动量大于制动阈值；另外，在经10ω过渡电阻接地短路时，故障区段内会出现正序电流故障分量相位差较大导致制动阈值增大的情况，但仍然能够保证制动阈值小于启动量。因此，对于含iidg的配电网，本发明所提的基于正序电流故障分量的故障区段定位方法能够准确定位故障区段。
b)含rtdg的配电网故障仿真
将dg设置为rtdg，分别在f1、f2、f3处分别设置各种类型的故障，其中f1、f2点故障时考虑故障位于线路首端和末端两种情况。仿真结果如表4-表6所示，其中的各项数据均取自故障后第10ms。
表4故障点为f1时的仿真结果
表5故障点为f2时的仿真结果
表6故障点为f3时的仿真结果
从表4、表5与表6仿真结果可知，无论在线路首端或线路末端发生何种类型的故障，故障区段内均存在正序电流故障分量幅值比较大，制动阈值较小，启动量大于制动阈值的情况；而在非故障区段内均存在正序电流故障分量幅值比较小，制动阈值较大，启动量小于制动阈值的情况。值得注意的是，当故障点f1位于所在线路末端时，故障点距下游dg很近，故障区段的正序电流故障分量幅值比小于非故障区段，但是由于故障区段与非故障区段的制动阈值分别接近于0与极大，所以仍然能够保证故障区段的启动量大于制动阈值而非故障区段的启动量小于制动阈值。因此，对于含rtdg的配电网，本发明所提的基于正序电流故障分量纵联的故障定位方法能够准确定位故障区段。
由以上仿真结果可知，本发明提出的基于正序电流故障分量的故障区段定位方法能够适用于含各种类型dg的配电网，且不受故障类型影响，具有较强的耐受过渡电阻能力及较高的可靠性与灵敏性。
本发明利用馈线两端正序电流故障分量的幅值与相位的特征，先利用正序电流故障分量的幅值信息构造启动量，利用正序电流故障分量的相位差构造制动阈值，再通过比较每个区段内部的启动量与制动阈值的大小定位故障区段。pscad仿真结果表明，在各种故障条件下，本发明均能在10ms内正确定位故障区段，且具有较强的耐受过渡电阻能力，制动阈值的加入大大提高了该发明的可靠性与灵敏性。另外，该发明仅利用正序电流故障分量信息，不需要故障选相，也无需在保护安装处加装电压互感器，具有良好的经济性。
在另外一些实施方式中，本发明进一步公开了一种基于正序电流故障分量的有源配电网故障区段定位系统，包括：服务器，所述服务器包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述程序时实现如下步骤：
实时采集流过被保护馈线线路两端开关处的三相电流；
检测到馈线线路发生故障后，由快速傅里叶变换分别计算被保护馈线线路两端的正序电流幅值与相位，并进一步得到被保护馈线线路两端正序电流故障分量的幅值与相位；
将被保护馈线线路两端分别得到的正序电流故障分量幅值与相位信息、采样时刻信息通过光纤通道传送到对端；
根据被保护馈线线路两端正序电流故障分量的幅值信息计算启动量；
根据被保护馈线线路两端正序电流故障分量的相位信息计算制动阈值；
当某段馈线线路连续n个采样点的启动量大于制动阈值时，判定该区段为故障区段；其中，n为设定值。
其中，被保护馈线线路两端正序电流故障分量的幅值等于当前时刻的正序电流幅值与一个工频周期前的正序电流幅值之差；
被保护馈线线路两端正序电流故障分量的相位等于当前时刻的正序电流相位与一个工频周期前的正序电流相位之差。
启动量等于被保护馈线线路两端正序电流故障分量幅值的绝对值的比值。
制动阈值
在另外一些实施方式中，本发明进一步公开了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该程序被处理器执行以下步骤：
实时采集流过被保护馈线线路两端开关处的三相电流；
检测到馈线线路发生故障后，由快速傅里叶变换分别计算被保护馈线线路两端的正序电流幅值与相位，并进一步得到被保护馈线线路两端正序电流故障分量的幅值与相位；
将被保护馈线线路两端分别得到的正序电流故障分量幅值与相位信息、采样时刻信息通过光纤通道传送到对端；
根据被保护馈线线路两端正序电流故障分量的幅值信息计算启动量；
根据被保护馈线线路两端正序电流故障分量的相位信息计算制动阈值；
当某段馈线线路连续n个采样点的启动量大于制动阈值时，判定该区段为故障区段；其中，n为设定值。
其中，被保护馈线线路两端正序电流故障分量的幅值等于当前时刻的正序电流幅值与一个工频周期前的正序电流幅值之差；
被保护馈线线路两端正序电流故障分量的相位等于当前时刻的正序电流相位与一个工频周期前的正序电流相位之差。
启动量等于被保护馈线线路两端正序电流故障分量幅值的绝对值的比值。
制动阈值
上述虽然结合附图对本发明的具体实施方式进行了描述，但并非对本发明保护范围的限制，所属领域技术人员应该明白，在本发明的技术方案的基础上，本领域技术人员不需要付出创造性劳动即可做出的各种修改或变形仍在本发明的保护范围以内。