海上风电场集电线路海缆电气故障定位方法及其装置与流程

本发明涉及海上风电场技术领域，具体涉及一种海上风电场集电线路海缆电气故障定位方法及其装置。

背景技术：

目前，对陆上输电线路及地埋电缆的故障区域定位主要有以下几种方法：

1)阻抗法，可以分为单端法和双端法。阻抗法的优点是精确度较高并且原理比较简单，但是适用范围小，在测试故障电缆中接地电阻很大的高阻故障和闪络故障时，无法达到满意的效果。

其中，单端法只用线路一侧的电压、电流测量值，无法克服接地过渡电阻的影响，测距算法需进行一定的假设。双端法则利用线路两侧的电压、电流测量值，可消除过渡电阻对定位精度的影响，但是得到的电压和电流量需要具有统一的时间参考基准。

2)行波法，目前应用比较多的行波测距法有：低压脉冲反射法和高压弧反射法。

低压脉冲反射法主要是针对电缆发生断线故障、短路故障和低阻接地故障的时候进行应用。优点是原理简单，容易使用，对于故障电缆的要求不高，并且可以根据反射脉冲的波形进一步判断电缆故障类型，有助于更迅速的找出故障点。缺点是应用范围有局限性，不能用于高阻接地和闪络故障。

高压弧反射法的优点是不会对故障点造成永久性击穿，测试速度快。缺点是由于高压弧发生器和脉冲测试仪都在同一点工作，互相会造成影响，脉冲测试仪有可能会被高压损坏，高压放电时也会被脉冲信号影响而使得故障点不容易击穿。

3)行波固有频率法，该算法需要事先已知故障方式，用到了故障过度电阻和接地电阻，由于实际的短路情况复杂，故障阻抗矩阵难于确定。此外该算法存在一个难点，就是模态定阶，对于复杂的暂态故障行波来说，定阶仍然有可能比较麻烦。

此外，还有沿电缆敷设感温电缆以及逐个负荷开关拉合的方法，这两种方法经济型较差，且需要大量的人力及时间，并不适用海上风电场这种特殊的应用场景。

上述几种目前主流的电缆故障定位方法在陆上均有广泛的应用，技术也较为成熟。但是由于国内海上风电发展较晚，处于刚刚起步的阶段，在实际工程中并未采取上述任何一种方法，来对故障海缆进行定位，市场上也暂时没有任何用于海上风电场集电线路故障海缆定位的成熟装置。而且上述几种方法，对故障线路的测试、判断、定位均需要投入较大量的设备，且要耗费一定的时间，若盲目将陆上输电线路故障定位的方法应用到海上风电领域，由于已有的陆上输电线路故障定位方法，在海上应用时，存在技术方案较为复杂、技术可行性不强，设备投入成本高以及人力资源耗费大等问题。而海上风电故障海缆的定位，不需要对故障进行精准的测距定位，而是只需要判断哪一段海缆发生故障，能够在原有设备基础上，通过增加尽可能少的装置，快速、准确、成本低的实现故障海缆的定位是目前海缆电气故障定位的迫切需求。

技术实现要素：

本发明的目的就是针对上述技术的不足，提供一种海上风电场集电线路海缆电气故障定位方法及其装置，新增设备少、技术可实行性强，能实时快速准确定位故障海缆，原理简单、定位速度快、可靠性高，同时增加投入少。

为实现上述目的，本发明所设计的海上风电场集电线路海缆电气故障定位方法，包括如下步骤：

a)记母线与海缆的连接点为节点j0，各风力发电机组与海缆的连接点为节点j1、节点j2、…节点jn…节点ji，节点j0至节点ji将所述海缆分为海缆单元h1～海缆单元hi，取得各节点jn的正序电流负序电流零序电流及正序电压负序电压零序电压

b)当存在零序电流且存在正序电流和负序电流时，进入步骤c)，当不存在零序电流但存在正序电流和负序电流时，进入步骤d)；

c)通过所述步骤a)取得的各节点jn的零序电流及零序电压计算得出各节点jn的零序功率方向角θn0，

记θn0∈(-90°，90°)时，节点jn的零序功率方向为正，记数字信号为in0＝1，记θn0∈(90°，270°)时，节点jn的零序功率方向为负，记数字信号为in0＝0，当in0＝1，且i(n+1)0＝0时，则海缆单元n+1为故障电缆；

d)通过所述步骤a)取得的各节点jn的负序电流及负序电压计算得出各节点jn的负序功率方向角θn2，

记θn2∈(-90°，90°)时，节点jn的负序功率方向为正，记数字信号为in2＝1，记θn2∈(90°，270°)时，节点jn的负序功率方向为负，记数字信号为in2＝0，当in2＝1，且i(n+1)2＝0时，则海缆单元n+1为故障电缆。

一种海上风电场集电线路海缆电气故障定位装置，包括通过风机环网柜与若干个风力发电机组连接的海缆，所述海缆的起始端通过集电线路开关柜与母线连接，所述海缆位于所述风机环网柜内部部分设有负荷开关，所述负荷开关位于所述海缆与所述风力发电机组连接的节点的下游，所述集电线路开关柜设有与所述母线连接的母线电压互感器及位于所述海缆起始端位置的集电线路电流互感器，其特征在于：每个所述风机环网柜内均设有测量电压互感器和测量电流互感器，所述测量电压互感器连接在所述节点上，所述测量电流互感器位于所述节点与所述负荷开关之间，所述集电线路开关柜内设有采集所述母线电压互感器和集电线路电流互感器测量信号的综合保护测控装置，每个所述风机环网柜内均设有采集所述测量电压互感器和测量电流互感器测量信号的综合保护测控装置，所述综合保护测控装置之间通过光纤环网依次首尾连接。

优选地，风力发电机组内的发电机连有低压侧隔离开关，低压侧隔离开关连有升压变，风机环网柜内设有与升压变连接的高压侧隔离开关，高压侧隔离开关连有断路器，断路器连在节点上，升压变与高压侧隔离开关之间布置有风机环网柜电流互感器，高压侧隔离开关连有接地开关。

本发明与现有技术相比，具有以下优点：

1、无需通过故障时的电流、电压、电阻值等电气特征参量来定量判断故障点，而是通过各节点的故障功率方向，来定性的判断故障点，原理简单、定位速度快、可靠性高；

2、无需增加额外的综合保护测控装置，仅需在已有的各综合保护测控装置中增加功率方向判断及故障定位判定逻辑算法即可，由已有的综合保护测控装置来同时实现风力发电机组、风机升压变及海缆的测控保护；

3、本方案新增设备少，成本增加少，便可实时、迅速、准确的定位故障海缆，有效的提高风电场的发电量及单台风机的年发电小时数，经济效益明显。

附图说明

图1为本发明海上风电场集电线路海缆电气故障定位装置的链形拓扑布局图；

图2为本发明海上风电场集电线路海缆电气故障定位装置的信号采集及传输示意图；

图3为本发明海上风电场集电线路海缆电气故障定位装置的实施例示意图。

图中各部件标号如下：

风力发电机组1、风机环网柜2、海缆3、集电线路开关柜4、母线5、负荷开关6、节点7、母线电压互感器8、集电线路电流互感器9、测量电压互感器10、测量电流互感器11、综合保护测控装置12、光纤环网13、隔离开关14、升压变15、高压侧隔离开关16、断路器17、接地开关18、发电机19、风机环网柜电流互感器20。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步的详细说明。

一种海上风电场集电线路海缆电气故障定位方法，包括如下步骤：

a)记母线与海缆的连接点为节点j0，各风力发电机组与海缆的连接点为节点j1、节点j2、…节点jn…节点ji，节点j0至节点ji将所述海缆分为海缆单元h1～海缆单元hi，取得各节点jn的正序电流负序电流零序电流及正序电压负序电压零序电压

b)当存在零序电流且存在正序电流和负序电流时，进入步骤c)，当不存在零序电流但存在正序电流和负序电流时，进入步骤d)；

c)通过步骤a)取得的各节点jn的零序电流及零序电压计算得出各节点jn的零序功率方向角θn0，

记θn0∈(-90°，90°)时，节点jn的零序功率方向为正，记数字信号为in0＝1，记θn0∈(90°，270°)时，节点jn的零序功率方向为负，记数字信号为in0＝0，当in0＝1，且i(n+1)0＝0时，则海缆单元n+1为故障电缆；

d)通过步骤a)取得的各节点jn的负序电流及负序电压计算得出各节点jn的负序功率方向角θn2，

记θn2∈(-90°，90°)时，节点jn的负序功率方向为正，记数字信号为in2＝1，记θn2∈(90°，270°)时，节点jn的负序功率方向为负，记数字信号为in2＝0，当in2＝1，且i(n+1)2＝0时，则海缆单元n+1为故障电缆。

如图1所示，一种海上风电场集电线路海缆电气故障定位装置，包括通过风机环网柜2与四个风力发电机组1连接的海缆3，海缆3的起始端通过集电线路开关柜4与母线5连接，海缆3位于风机环网柜2内部部分设有负荷开关6，负荷开关6位于海缆3与风力发电机组1连接的节点7的下游，集电线路开关柜4设有与母线5连接的母线电压互感器8及位于海缆3起始端位置的集电线路电流互感器9，每个风机环网柜2内均设有测量电压互感器10和测量电流互感器11，测量电压互感器10连接在节点7上，测量电流互感器11位于节点7与负荷开关6之间，集电线路开关柜4内设有采集母线电压互感器8和集电线路电流互感器9测量信号的综合保护测控装置12，每个风机环网柜2内均设有采集测量电压互感器10和测量电流互感器11测量信号的综合保护测控装置12，综合保护测控装置12之间通过光纤环网13依次首尾连接。

风力发电机组1内的发电机19连有低压侧隔离开关14，低压侧隔离开关14连有升压变15，风机环网柜2内设有与升压变15连接的高压侧隔离开关16，高压侧隔离开关16连有断路器17，断路器17连在节点7上，升压变15与高压侧隔离开关16之间布置有风机环网柜电流互感器20，高压侧隔离开关16连有接地开关18。

在本实施例中，海上风电场集电线路采用链形拓扑布局方式，且开关配置采用完全开关配置方案，其接线图如图1所示，通过配置负荷开关6，当某一段海缆3发生故障时，能够只切除掉故障海缆3之后所连接的风力发电机组1，保留故障海缆3之前的风力发电机组1，将损失将至最低。

本实施例中，结合图2及图3所示，记母线5与海缆3的连接点为节点j0，各风力发电机组1与海缆3的连接点为节点j1、节点j2、节点j3、节点j4，节点j0至节点将海缆分为海缆单元h1～海缆单元h4。

当海缆3发生故障时，通过母线电压互感器8、集电线路电流互感器9测得节点j0的a、b、c三相电流：

a、b、c三相电压：

通过测量电压互感器10、测量电流互感器11测得的节点j1、节点j2、节点j3、节点j4的a、b、c三相电流和三相电压，

然后通过对称分量法合成，取得各节点jn的正序电流负序电流零序电流及正序电压负序电压零序电压n＝0、1、2、3、4。

在本次单相短路接地故障中，存在零序电流且存在正序电流和负序电流时，进而计算各节点jn的零序功率方向角θn0，

记θn0∈(-90°，90°)时，节点jn的零序功率方向为正，记数字信号为in0＝1，记θn0∈(90°，270°)时，节点jn的零序功率方向为负，记数字信号为in0＝0，通过集电线路开关柜4内的综合保护测控装置12及各风力发电机组1对应综合保护测控装置12判断出各节点jn的零序功率方向取得下表：

节点j0处零序功率方向为正，数字信号为1，节点j1、j2、j3、j4，处零序功率方向为负，数字信号为0。各节点jn处零序功率数字信号通过光纤环网13送至海上升压站集电线路开关柜4中的综合保护测控装置12，即可判断海缆h1某处发生相间故障。

此时，即可切除掉故障海缆h1之后所连接的风力发电机组1，保留故障海缆h1之前的风力发电机组1，将损失将至最低。

另一次相间短路故障中，不存在零序电流零序电流但存在正序电流和负序电流时，进而计算各节点jn的负序功率方向角θn2，

记θn2∈(-90°，90°)时，节点jn的负序功率方向为正，记数字信号为in2＝1，记θn2∈(90°，270°)时，节点jn的负序功率方向为负，记数字信号为in2＝0，通过集电线路开关柜4内的综合保护测控装置12及各风力发电机组1对应综合保护测控装置12判断出各节点jn的负序功率方向取得下表：

节点j0、j1、j2处负序功率方向为正，数字信号为1，节点j3、处负序功率方向为负，数字信号为0。各节点jn处负序功率数字信号通过光纤环网13送至海上升压站集电线路开关柜4中的综合保护测控装置12，即可判断海缆h3某处发生相间故障。

此时，即可切除掉故障海缆h3之后所连接的风力发电机组1，保留故障海缆h3之前的风力发电机组1，将损失将至最低。

本发明海上风电场集电线路海缆电气故障定位方法及其装置，无需通过故障时的电流、电压、电阻值等电气特征参量来定量判断故障点，而是通过各节点7的故障功率方向，来定性的判断故障点，原理简单、定位速度快、可靠性高；无需增加额外的综合保护测控装置13，仅需在已有的各综合保护测控装置13中增加功率方向判断及故障定位判定逻辑算法即可，由已有的综合保护测控装置13来同时实现风力发电机组1、风机升压变15及海缆3的测控保护；本方案新增设备少，成本增加少，便可实时、迅速、准确的定位故障海缆，有效的提高风电场的发电量及单台风机的年发电小时数，经济效益明显。