一种适用于配电网线路的综合单端故障定位方法
【技术领域】
[0001] 本发明设及一种判断配电网输电线路中故障点准确位置的方法，具体设及一种适 用于配电网线路的综合单端故障定位方法。
【背景技术】
[0002] 上世纪90年代W来，基于行波原理的输电线路故障定位装置（也称行波故障测距 装置）技术上基本成熟并在电力系统获得了广泛应用，多年的实际运行经验表明其具有较 高的测距精度及可靠性，而将其应用于配电网精确定位的研究则处于起步阶段。目前，在配 电网故障定位领域，主要研究方向是故障区段定位，按照原理的不同可分为；主动故障定位 与被动故障定位两大类。
[0003] 主动故障定位方法包括；注入法和中电阻法等，基本原理是在故障发生后，通过电 压互感器（或其他类似设备）向接地线路注入特定频率信号，注入信号沿着故障线路经接 地点注入大地，再用信号探测器探测注入信号流过的路径来确定故障线路。该类方法主要 用于故障分支的定位，而无法做到故障点的精确定位，并且存在W下问题：设备复杂、成本 较高，不适合长距离线路故障定位，特别是信号发生设备在运行中还存在一定的安全隐患。
[0004] 被动故障定位方法包括；利用FTU或故障指示器等方法，其中FTU及故障指示器实 际应用较多，但存在成本较高，维护工作量大等不足。
[0005] 由于上述配电网区段定位方法均存在各种不足，尚未获得大规模推广应用。近年 来，部分国内外研究单位提出将阻抗法、频域法及行波法等输电线路故障定位技术应用于 配电网线路。实际工程验证表明，阻抗法应用于配电网线路时，受线路参数不一致的影响， 效果难W令人满意。频域法具有较高可靠性，鲁椿性较好，但其测距精度低于行波法，也难 W直接利用保护/录波装置数据。考虑到配电网故障测距对精度要求较高，行波法仍然是 最为可行的技术方案之一。同时，相对主干输电网，配电网现场条件及成本限制更为严格， 因此，配电网行波测距研究重点应是单端行波法。
[0006] 但单端行波法在实际应用中存在的主要问题是反射波识别困难。金属性故障情况 下应选择故障点反射波定位，在高阻故障情况下则选择对端母线反射波定位较为合适，而 现有行波法缺乏过渡电阻估算手段，无法判断故障性质；并且若不能准确判断反射波时间 窗，信号谐振等因素均会影响对反射波的识别。
[0007] 针对单端行波法中反射波识别困难的问题，部分研究单位提出了阻抗法与行波法 相结合的单端故障定位方法，但在配电网应用中存在W下两个问题；1)单端阻抗法受线路 两端相角差影响较大，用于重负荷线路及配电网时效果不佳；2)单端阻抗法受过渡电阻影 响较大，在高阻接地故障下测距误差较大，若用于长距离输电线路可为单端行波法提供参 考，但用于短距离的配电网参考价值较低。
【发明内容】
[000引本发明目的在于克服现有配电网输电线路故障测距法的不足，针对单端行波测距 中的反射波识别困难问题，提供一种适用于配电网线路的综合单端故障定位方法。该方法 将阻抗法、频域法与行波法融合，精确定位配电网线路故障点位置，提高配网故障定位的可 靠性和精确性。
[0009] 本发明的目的是采用下述技术方案实现的：
[0010] 本发明提供一种适用于配电网线路的综合单端故障定位方法，其改进之处在于， 所述方法包括下述步骤：
[0011] 步骤1;对=相电流/电压进行相模变换；
[0012] 步骤2 ;通过希尔伯特-黄变换提取行波信号边际谱；
[0013] 步骤3 ;通过频域法确定初始故障点位置；
[0014] 步骤4 ;过渡电阻计算，并根据其结果决定时间窗类型；
[0015] 步骤5 ;识别反射波并定位单端行波故障。
[0016] 进一步地，所述步骤1中，当配电网线路故障时，提取配电网故障后的S相电压/ 电流，若为不对称故障，则将S相电流/电压变换为线模量后再进行分析，W消除模混杂现 象影响。利用Clark变换作为相模变换矩阵，并选取a模量作为线模分量，其变换公式如 下：
[0017]
【主权项】
1. 一种适用于配电网线路的综合单端故障定位方法，其特征在于，所述方法包括下述 步骤： 步骤1:对三相电流/电压进行相模变换； 步骤2 :通过希尔伯特-黄变换提取行波信号边际谱； 步骤3 :通过频域法确定初始故障点位置； 步骤4 :过渡电阻计算，并根据其结果确定辅助识别时间窗及反射波极性； 步骤5 :识别反射波并进行单端故障定位计算。
2. 如权利要求1所述的综合单端故障定位方法，其特征在于，所述步骤1中，当配电网 线路故障时，提取配电网故障后的三相电压/电流，若为不对称故障，则将三相电流/电压 变换为线模量后再进行分析，以消除线模混杂现象影响；利用Clark变换作为相模变换矩 阵，并选取a模量作为线模分量，变换公式如下：
式中，iA(k)、iB(k)、ic(k)分别为故障线路A、B、C三相电流，ia (k)为变换后的a模 量，k= 1、2、3、4…N，N为采样序列长度。
3. 如权利要求1所述的综合单端故障定位方法，其特征在于，所述步骤2中，配电网输 电线路故障后，暂态行波在频域上表现为谐波形式，称为固有频率，暂态行波的固有频率与 故障点位置相关；通过希尔伯特-黄HHT变换提取线模分量的信号边际谱，希尔伯特-黄 HHT变换通过经验模态分解EMD获取多个基固有模态函数頂F，希尔伯特-黄HHT变换结果 如下式所示：
式中：s(t)为原始信号，r为残余分量，对IMF分量Ck作Hilbert变换后，s(t)用下式 (3) 表不：
则HHT信号边际谱表示为：
4. 如权利要求1所述的综合单端故障定位方法，其特征在于，所述步骤3中，基于频域 法进行初始故障测距计算，通过暂态行波主频测量出对应的故障距离屯，表达式如下式（5) 所示：
式中，f为故障行波频率的暂态行波主频；0i为始端系统的反射系数在频率为2 31f时 的相角；V为频率为2 31f下行波的波速4为故障距离； 频域法的测距误差在其结果10%以内，即故障距离屯在（0. 9Xdi，1. 1X屯）范围内；由 故障距离计算公式知，当故障初始波头到达测量端母线时刻为&时，故障点反射波到达测 量端母线的时间1：2在（ti+1.SXd/v，ti+2.ZXd/v)范围内，将其定义为时间窗T1;对端母 线反射波到达测量端母线的时间&在（t汴(1. 8XdrL) /V，&+ (2. 2XdrL) /v)范围内，将其 定义为时间窗T2,L为线路全长。
5. 如权利要求1所述的综合单端故障定位方法，其特征在于，所述步骤4中，基于频域 法测距结果确定过渡电阻，输电线路发生单相短路故障后，故障相电压如下式（6)所示： Ua=IA+U'Zi+Rflf(6); 式中，仏和Ia分别为故障相电压和故障相电流，I^为零序电流、If为零序电流，Z^和Zi分别为线路零序阻抗，正序阻抗，k'为零序补偿系数：
，在忽略对地分布电容作 用的情况下，有：If=Ia/Cm，其中Cm为本端的分流系数，则得： Ua= (I^Iok^Z^I,/^ (7)；
其中：If为流过故障点电流，Rf为过渡电阻；根据过渡电阻R3十算结果，当Rf超过300 欧以后，则确定辅助识别窗T2用于后续计算，当Rf小于300欧姆，则基于T1为辅助识别时 间窗进行后续计算。
6. 如权利要求1所述的综合单端故障定位方法，其特征在于，所述步骤5中，利用小波 变换的奇异性检测结合辅助识别时间窗实现反射波识别及单端故障定位。对线模分量进行 小波变换，获得包含行波波头的小波变换系数，由小波变换系数中可标定出初始行波及各 反射波到达测量端的时刻；根据步骤3结果得到反射波识别时间窗T1或T2,根据步骤4结 果确定选择T1或T2 ;确定反射波时间窗T1或T2后，在T1或T2时间窗内根据模极大值幅 值和极性特征实现故障点或母线反射波头的可靠识别和时间标定〖2或1 3，得最终故障点距 离为：
式中山为故障距离；L为线路全长；v为频率为2Jrf下行波的波速；ti为故障初始波 头到达测量端母线时刻；t2为故障点反射波到达测量端母线的时间；t3为对端母线反射波 到达测量端母线的时间。
【专利摘要】本发明涉及一种适用于配电网线路的综合单端故障定位方法，该方法首先通过信号边际谱提取暂态行波固有频率，通过频域法计算得到初始故障距离，其次利用初始故障距离及工频量估算过渡电阻，根据初始故障距离及过渡电阻估算结果确定反射波识别时间窗及反射波极性，在此基础上实现可靠的反射波识别，最终完成配电网线路精确单端故障定位。该方法将阻抗法、频域法与行波法融合，精确定位配电网线路故障点位置，提高配网故障定位的可靠性和精确性。
【IPC分类】G01R31-11
【公开号】CN104569744
【申请号】CN201410697606
【发明人】王吉文, 肖拥东, 国伟辉, 姚庭镜, 曲鸿春, 郭宁明
【申请人】国家电网公司, 国网安徽省电力公司亳州供电公司, 南京南瑞集团公司
【公开日】2015年4月29日
【申请日】2014年11月26日