分布式馈线自动化终端及配电线路故障判别系统、方法与流程

本发明涉及智能电网领域，特别涉及的是一种分布式馈线自动化终端及配电线路故障判别系统、方法。
背景技术：
：由于未来大量分布式能源的接入配电网以及允许运行时候的双向潮流将彻底改变故障情况下故障电流的大小及方向，在某些情况下将导致传统的配电保护系统及配电自动化系统完全失效，因此改进馈线自动化技术，以应对分布式能源接入电网所带来的影响有着非常迫切的需求。另一方面未来配电网允许有意识的孤岛存在，以在电网发生故障后能恢复更多的负荷提升系统运行的可靠性，因此传统的基于故障电流大小判据的保护方案以及馈线自动化原理都不再适用，需要研究新的保护及馈线自动化控制方案。与此同时在含分布式能源的配电网中传统的过流保护已经不能满足其需求了，需要引入新的保护方法。然而目前在配电网中要求大面积安装电压互感器进行电压信号的采集难度太大，因此需要提出新的仅含电流信息进行配电网故障判别的方法来满足含分布式能源的配电网保护需求。技术实现要素：本发明提供一种分布式馈线自动化终端及配电线路故障判别系统、方法，以解决以上现存的技术问题。为解决上述问题，本发明提供一种分布式馈线自动化终端，包括：电流采集录波模块，用以采集电流信号并进行录波；同步对时模块，用以在对时信号控制下进行同步对时；对等通信模块，用以在所述同步对时模块同步对时后，将所述电流采集录波模块录波的电流信号向外传输。本发明还提供一种配电线路故障判别系统，包括控制设备，及分别设置在配电线路的两端或多端的几个如前述的分布式馈线自动化终端；所述控制设备在线路发生故障时生成对时信号，控制各分布式馈线自动化终端进行同步对时；各所述分布式馈线自动化终端同步采样线路电流并进行录波，在控制设备的控制下将录波的电流信号通过对等通信方式传输给相邻的分布式馈线自动化终端，各所述分布式馈线自动化终端比较获得的电流信号及本地的电流信号的电流相角，从而根据电流相角差是否满足预设范围来判断故障区域。本发明还提供一种配电线路故障判别方法，包括以下步骤：S1：在配电线路的两端或多端各设置分布式馈线自动化终端，用来对线路进行电流采样及录波；S2：在线路发生故障时，控制各分布式馈线自动化终端进行同步对时，对相应各端的线路进行同步采样电流并录波，将录波的电流信号以对等通信的方式传递给相邻的分布式馈线自动化终端；S3：分布式馈线自动化终端计算本地采样的电流信号获得同一时刻的电流相角、及以对等通信方式获取的电流信号获得同一时刻的电流相角；S4：分布式馈线自动化终端比较本地及接收到的同步采样的电流信号的电流相角差，若两端的电流相角差满足预设范围，则判定配电网发生的故障在此相邻两端区域内；S5：否则继续通过对等通信方式搜索其他相邻分布式馈线自动化终端，返回步骤S3，直至找到两端的电流相角差满足预设范围为止。根据本发明的一个实施例，在步骤S3中，计算获得同一时刻的电流相角的公式包括：IR=2NΣm=0N-1I[K-(N-1-m)]cos(2πmN)]]>II=2NΣm=0N-1I[K-(N-1-m)]sin(2πmN)]]>θ＝tg-1(IR/II)其中，IR为电流信号的基频分量的实部，II为电流信号的基频分量的虚部，θ为电流相角，N为一个周波的采样点，K为采样序列集。根据本发明的一个实施例，采样点设定为N＝60，则采样频率为3200Hz，计算获得同一时刻的电流相角的公式包括：IR=2NΣm=0N-1I[K-(N-1-m)]cos(2πmN)=132[I0-I32+(I1+I63-I31-I33)cos132π+(I2+I62-I30-I34)cos232π+...+(I15+I49-I17-I47)cos1532π]]]>II=-2NΣm=0N-1I[K-(N-1-m)]sin(2πmN)=-132[I16-I48+(I1+I31-I33-I63)sin132π+(I2+I30-I34-I62)sin232π+...+(I15+I17-I47-I49)sin1532π]]]>θ＝tg-1(IR/II)根据本发明的一个实施例，在所述步骤S4中，若两端的电流相角差满足：|θ1-θ2|∈(180°-δ,180°+δ)，δ为实际误差系数，则判定配电网发生的故障在此相邻两端区域内。根据本发明的一个实施例，所述实际误差系数δ的取值范围为[10.8°，25°]。根据本发明的一个实施例，各分布式馈线自动化终端同时将录波的电流信号以对等通信的方式传递给各自相邻的分布式馈线自动化终端；或者，根据设定的顺序依次实现相邻的两端的分布式馈线自动化终端将录波的电流信号以对等通信的方式传递给对方，判定配电网发生的故障区域后即停止继续传递。根据本发明的一个实施例，在判定配电网发生的故障区域后，还包括：控制该故障区域的两端分布式馈线自动化终端将配电线路开关断开，以实现故障隔离。根据本发明的一个实施例，用于具有多个分布式电源接入的配电网。采用上述技术方案后，本发明相比现有技术具有以下有益效果：1、克服配电网中要求大面积安装电压互感器进行电压信号的采集难度大的问题，通过仅含电流信息进行配电网故障判别的方法，满足含分布式能源的配电网保护需求。2、在进行电流采集及故障判别时采用基于同步采样的方法，保证了对时精度能实现准确判别配电网故障区域。3、对于分布式电源接入的配电网提供了故障处理依据，能使分布式能源的接入更为灵活。附图说明图1是本发明实施例的配电线路故障判别系统的结构框图；图2是本发明实施例的配电线路故障判别方法的流程示意图。具体实施方式为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图对本发明的具体实施方式做详细的说明。在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明。但是本发明能够以很多不同于在此描述的其它方式来实施，本领域技术人员可以在不违背本发明内涵的情况下做类似推广，因此本发明不受下面公开的具体实施的限制。在本发明的实施例中，分布式馈线自动化终端可以包括：电流采集录波模块、同步对时模块和对等通信模块。电流采集录波模块用来采集电流信号并进行录波，电流采集录波模块采集分布式馈线自动化终端所位于的线路端点处的电流信号。同步对时模块用来在对时信号控制下进行同步对时，对时信号可以根据故障的发生而生成。对等通信模块用来在同步对时模块同步对时后，将电流采集录波模块录波的电流信号向外传输，可以传递给线路上相邻的分布式馈线自动化终端。进一步的，分布式馈线自动化终端还包括电流信号比较模块，用来比较获得的电流信号及本地的电流信号的电流相角，从而根据电流相角差是否满足预设范围来判断故障区域。参看图1，在本发明的实施例中，配电线路故障判别系统，可以包括控制设备、及分别设置在配电线路的两端或多端的几个前述实施例的分布式馈线自动化终端。控制设备和分布式馈线自动化终端之间可以无线通信或以其他方式进行通信。在图1中，仅示出两个分布式馈线自动化终端，且没有示出控制设备，但不作为限制，分布式馈线自动化终端还可以更多，分布在配电线路的各个端点处，具体可以根据需要进行布置，控制设备也可以省略，通过接口接收相应信号来实现。其中，控制设备在线路发生故障时生成对时信号，控制各分布式馈线自动化终端进行同步对时。各分布式馈线自动化终端在各自位于的各个端点，同步采样线路电流并进行录波，在控制设备的控制下将录波的电流信号通过对等通信方式传输给相邻的分布式馈线自动化终端，各分布式馈线自动化终端比较以对等通信方式获得的电流信号的电流相角及本地的电流信号的电流相角，从而根据电流相角差是否满足预设范围来判断故障区域。发生故障的情况可以由现有故障检知设备或说检知技术获得，可以只获知在配电线路中存在了故障，但是不知故障的具体位置，通过本发明的实施例的配电线路故障判别系统来实现故障定位及故障隔离。参看图2，本发明实施例的配电线路故障判别方法，包括以下步骤：S1：在配电线路的两端或多端各设置分布式馈线自动化终端，用来对线路进行电流采样及录波；S2：在线路发生故障时，控制各分布式馈线自动化终端进行同步对时，对相应各端的线路进行同步采样电流并录波，将录波的电流信号以对等通信的方式传递给相邻的分布式馈线自动化终端；S3：分布式馈线自动化终端计算本地采样的电流信号获得同一时刻的电流相角、及以对等通信方式获取的电流信号获得同一时刻的电流相角；S4：分布式馈线自动化终端比较本地及接收到的同步采样的电流信号的电流相角差，若两端的电流相角差满足预设范围，则判定配电网发生的故障在此相邻两端区域内；S5：否则继续通过对等通信方式搜索其他相邻分布式馈线自动化终端，返回步骤S3，直至找到两端的电流相角差满足预设范围为止。换言之，本发明实施例的配电线路故障判别方法，在配电线路的两端或多端均设置分布式馈线自动化终端，在配电线路两端或多端由分布式馈线自动化终端同步采样线路电流信号并进行录波，若线路发生故障则相邻分布式馈线自动化终端将所录波形通过对等通信的方式进行传递，然后在分布式馈线自动化终端通过相邻两端采样的电流信号的电流相角差的判断，来实现故障定位及故障隔离。满足分布式电源大量接入配电网后，在配电网发生故障时进行准确故障定位并隔离。克服现有配电网中要求大面积安装电压互感器进行电压信号的采集难度大的问题，无需布置电压互感器采集各点电压，而是通过分布式馈线自动化终端采样电流信号，仅用电流信息进行配电网故障判别，满足含分布式能源的配电网保护需求。在进行电流采集及故障判别时采用基于同步采样的方法，保证了对时精度能实现准确判别配电网故障区域。不再以故障电流大小作为判据进行保护，满足分布式电源接入的配电网的保护需求。故障的定位隔离更准确及时，对于分布式电源接入的配电网提供了故障处理依据，能使分布式能源的接入更为灵活。可选的，在步骤S3中，各分布式馈线自动化终端针对本地电流信号及获取的相邻端电流信号，计算获得同一时刻的电流相角的公式，采样计算电流相角公式即为分别计算基频分量的实部与虚部，包括：IR=2NΣm=0N-1I[K-(N-1-m)]cos(2πmN)]]>II=2NΣm=0N-1I[K-(N-1-m)]sin(2πmN)]]>θ＝tg-1(IR/II)其中，IR为电流信号的基频分量的实部，II为电流信号的基频分量的虚部，θ为电流相角，N为一个周波的采样点，K为采样序列集。具体的，采样点设定为N＝60，则采样频率为3200Hz，计算获得同一时刻的电流相角的公式，包括：IR=2NΣm=0N-1I[K-(N-1-m)]cos(2πmN)=132[I0-I32+(I1+I63-I31-I33)cos132π+(I2+I62-I30-I34)cos232π+...+(I15+I49-I17-I47)cos1532π]]]>II=-2NΣm=0N-1I[K-(N-1-m)]sin(2πmN)=-132[I16-I48+(I1+I31-I33-I63)sin132π+(I2+I30-I34-I62)sin232π+...+(I15+I17-I47-I49)sin1532π]]]>θ＝tg-1(IR/II)在步骤S4中，若两端的电流相角差满足：|θ1-θ2|∈(180°-δ,180°+δ)，δ为实际误差系数，则判定配电网发生的故障在此相邻两端区域内。在一个实施例中，考虑到实际装置采集精度、同步对时采样误差及考虑配电网设备参数误差等，实际误差系数δ的取值范围为[10.8°，25°]。每个开关的电流相角θ＝tg-1(IR/II)，首先判断两端开关是否都过流，若是则换下一端进行电流判断；若一端过流一端不过流，则故障就在本区域(两端之间)内，控制开关断开；若两端都不过流，则故障不在本区域，寻找相邻开关。分布式馈线自动化终端在故障情况下电流精度一般为3级，故可容许误差为360°*3％＝10.8°，实际可取为25°。若相位差|θ1-θ2|∈(180°-25°,180°+25°)，则故障在本区域内，否则寻找相邻端开关。可选的，各分布式馈线自动化终端同时将录波的电流信号以对等通信的方式传递给各自相邻的分布式馈线自动化终端；或者，根据设定的顺序依次实现相邻的两端的分布式馈线自动化终端将录波的电流信号以对等通信的方式传递给对方，判定配电网发生的故障区域后即停止继续传递。具体不作为限制，只要保证各分布式馈线自动化终端是同步采样线路中的电流信号，并能够在相邻端之间传递录波的电流信号即可。在判定配电网发生的故障区域后，还包括以下步骤：控制该故障区域的两端分布式馈线自动化终端将配电线路开关断开，以实现故障隔离。优选的，本发明实施例的配电线路故障判别方法用于具有多个分布式电源接入的配电网。对于分布式电源大量接入的配电网，能在配电网发生故障时，进行准确故障定位并隔离。本发明虽然以较佳实施例公开如上，但其并不是用来限定权利要求，任何本领域技术人员在不脱离本发明的精神和范围内，都可以做出可能的变动和修改，因此本发明的保护范围应当以本发明权利要求所界定的范围为准。当前第1页1 2 3