陳 恒，王鵬瑋，徐丙垠，薛永端，孫中玉

配電線路自適應(yīng)相序識(shí)別方法

陳 恒1，王鵬瑋2，徐丙垠2，薛永端3，孫中玉2

(1.山東科匯電力自動(dòng)化股份有限公司, 山東 淄博 255000；2.山東理工大學(xué)電氣與電子工程學(xué)院，山東 淄博 255000；3.中國(guó)石油大學(xué)(華東)新能源學(xué)院，山東 青島 266580)

配電網(wǎng)故障測(cè)距主要依靠雙端行波法和雙端阻抗法，線路換相會(huì)造成故障點(diǎn)兩側(cè)終端采集的電壓電流相序不對(duì)應(yīng)，導(dǎo)致測(cè)距結(jié)果不可信，因此迫切需要自適應(yīng)相序識(shí)別方法來(lái)解決雙端電氣量不對(duì)應(yīng)的問(wèn)題。在配電終端同步采樣的前提下，利用沿線分布負(fù)荷對(duì)系統(tǒng)電壓電流影響較小的特性，分析了兩種換相方式的不同換相次數(shù)對(duì)于相鄰配電終端采集電氣量與故障信息產(chǎn)生的變化，提出了一種自適應(yīng)相序識(shí)別方法。該方法通過(guò)計(jì)算相鄰配電終端采集電氣量的相似系數(shù)與相角差，統(tǒng)計(jì)同一次故障的動(dòng)作或告警信息對(duì)應(yīng)關(guān)系，判斷其保護(hù)區(qū)內(nèi)線路以何種方式換相以及換相次數(shù)，實(shí)現(xiàn)相序識(shí)別。通過(guò)判斷配電終端采集電氣量的相位超前關(guān)系，實(shí)現(xiàn)互感器反接的自動(dòng)識(shí)別，無(wú)需外加裝置或人工配置。仿真結(jié)果表明，該方法可有效識(shí)別任意相鄰終端之間電壓電流相序關(guān)系，具有較高的準(zhǔn)確性，為雙端測(cè)距法的工程應(yīng)用提供了保障。

配電線路；雙端測(cè)距；自適應(yīng)方法；線路換相；相序識(shí)別

0 引言

我國(guó)10～35 kV中壓配電網(wǎng)中性點(diǎn)普遍采用不接地與經(jīng)消弧線圈接地方式，其單相接地故障隔離與故障點(diǎn)查找問(wèn)題長(zhǎng)期以來(lái)困擾著供電運(yùn)行部門[1-4]。配電網(wǎng)單相接地故障保護(hù)技術(shù)可分為故障選線、故障區(qū)段定位和故障測(cè)距三種，其中故障選線與故障區(qū)段定位技術(shù)目前在一定程度上得到了實(shí)用化[5-7]，而故障測(cè)距的準(zhǔn)確性與可靠性難以保證，導(dǎo)致其難以進(jìn)一步地推廣與實(shí)用[8-9]。

現(xiàn)階段，實(shí)際工程中廣泛應(yīng)用的配電網(wǎng)故障測(cè)距方法主要以阻抗法[10-11]、行波法[12-13]和智能測(cè)距算法[14-15]為主，根據(jù)信息量來(lái)源又可分為單端法和雙端法兩種[16-17]。配電網(wǎng)網(wǎng)絡(luò)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)復(fù)雜，分支線路較多，行波波頭上升速度緩慢且行波波形十分復(fù)雜，識(shí)別難度較大[18-19]，因此其測(cè)距的精度與可靠性難以得到保證；智能測(cè)距算法創(chuàng)新性強(qiáng)，但是原理上不夠成熟和完善，尚不能投入實(shí)際應(yīng)用[20]。阻抗法原理簡(jiǎn)單易于實(shí)現(xiàn)，對(duì)保護(hù)終端采樣精度要求低，在實(shí)際工程中得到了廣泛應(yīng)用[21]。單端法由于信息量不足，測(cè)距精度受對(duì)端系統(tǒng)阻抗(負(fù)荷阻抗)與過(guò)渡電阻影響較大，雙端法原理與差動(dòng)保護(hù)類似，不受上述因素的影響，測(cè)距精度較高，受到了業(yè)內(nèi)的普遍關(guān)注[22]。但仍有較多問(wèn)題亟待解決，其一，為保證三相線路參數(shù)的平衡，每隔一段距離需要對(duì)線路進(jìn)行換相[23]，當(dāng)兩配電終端保護(hù)區(qū)內(nèi)線路進(jìn)行換相時(shí)，電壓與電流的對(duì)應(yīng)關(guān)系不再一致，會(huì)出現(xiàn)兩終端采集的電壓電流信息量無(wú)法對(duì)應(yīng)的“紊亂”現(xiàn)象，無(wú)法保證雙端測(cè)距結(jié)果的可靠性；其二，由于現(xiàn)場(chǎng)存在電壓互感器與電流互感器的一次側(cè)、二次側(cè)接線不對(duì)應(yīng)導(dǎo)致的極性反接問(wèn)題[24]，使得雙端測(cè)距結(jié)果不可信。

為解決上述異常情況給雙端阻抗測(cè)距可靠性帶來(lái)的影響，本文結(jié)合配電線路換相以及配電終端可能存在的互感器極性反接現(xiàn)象，提出了基于電壓信息量、相電流信息量以及故障信息同步比較的配電線路自適應(yīng)相序識(shí)別方法。該方法利用配電終端采集的電壓電流信息量以及故障信息自動(dòng)識(shí)別相序，自適應(yīng)性強(qiáng)。仿真數(shù)據(jù)驗(yàn)證了本文方法具有較高的可靠性。

1 線路換相對(duì)配電終端采集量的影響

1.1 兩配電終端保護(hù)區(qū)內(nèi)線路換相1次

配電系統(tǒng)中，沿線分布負(fù)荷對(duì)于系統(tǒng)電壓電流信息量幅值與相位的影響較小。由圖1可知，當(dāng)相鄰兩配電終端保護(hù)區(qū)內(nèi)線路換相時(shí)，配電終端的電壓電流信息量采集會(huì)產(chǎn)生以下變化。

1) 當(dāng)線路未換相時(shí)配電終端1、2的電壓與電流信息量保持一致。

圖1 線路未換相與換相1次示意圖

表1 按方式1換相1次時(shí)配電終端采集的電壓電流信息量

表2 按方式2換相1次時(shí)配電終端采集的電壓電流信息量

由上述分析可知，兩配電終端中線路換相1次時(shí)，配電終端1、2采集的相電流信息量根據(jù)換相方式的不同，配電終端1的A、B、C分別對(duì)應(yīng)配電終端2的C、A、B或B、C、A；配電終端2采集的兩組線電壓信息量，根據(jù)換相方式的不同，一組對(duì)應(yīng)配電終端1采集的某組線電壓的負(fù)值，另一組對(duì)應(yīng)配電終端1采集的兩組線電壓的差值。

1.2 兩配電終端保護(hù)區(qū)內(nèi)線路換相兩次

本文1.1節(jié)給出了兩配電終端保護(hù)區(qū)內(nèi)線路換相1次時(shí)，采集信息量的轉(zhuǎn)換情況。實(shí)際工程應(yīng)用中，可能存在兩配電終端中換相2次的情況，圖2給出兩配電終端保護(hù)區(qū)內(nèi)線路未換相與兩種換相方式的示意圖。

圖2 線路未換相與換相兩次示意圖

由圖2可知，配電終端的電壓電流信息量采集會(huì)產(chǎn)生以下變化。

1) 當(dāng)線路未換相時(shí)配電終端1、2的電壓與電流信息量保持一致。

表3 按方式1換相2次時(shí)配電終端采集的電壓電流信息量

表4 按方式2換相2次時(shí)配電終端采集的電壓電流信息量

由上述分析可知，按照不同方式換相時(shí)，兩配電終端保護(hù)區(qū)內(nèi)線路換相2次與換相1次時(shí)采集的電壓電流信息量轉(zhuǎn)換方式基本相同，線路換相3次與線路未換相的相序一致，不再贅述。

表1—表4為線路換相后兩配電終端電壓電流信息量采集的差異與對(duì)應(yīng)關(guān)系，同時(shí)也是本文給出的自適應(yīng)相序識(shí)別方法所需要滿足的電氣量對(duì)應(yīng)約束關(guān)系。

表5給出自適應(yīng)相序識(shí)別方法涉及到的電壓與電流信息量，該方法利用配電終端1(相對(duì)位置在前)的三相電壓、三相電流、線電壓、線電壓差值等信息量，與配電終端2(相對(duì)位置在后)的相應(yīng)信息量之間的對(duì)應(yīng)關(guān)系即可確定兩配電終端的相序關(guān)系，無(wú)需對(duì)信息量進(jìn)行額外處理。

表5 自適應(yīng)相序識(shí)別方法涉及到的電壓電流信息量

2 自適應(yīng)相序識(shí)別方法

2.1 基于電壓同步比較的自適應(yīng)相序識(shí)別方法

由于配電系統(tǒng)結(jié)構(gòu)復(fù)雜，分支線路繁多，為保證各個(gè)終端之間通信的可靠性以及故障信息上傳的有序性，主站會(huì)針對(duì)各個(gè)終端的安裝位置進(jìn)行配電系統(tǒng)的拓?fù)渥R(shí)別[25]，并對(duì)分支線路與主干線路的配電終端進(jìn)行編號(hào)，從而得到主干線路與分支線路的配電線路結(jié)構(gòu)圖。實(shí)際應(yīng)用中，需要對(duì)安裝在主干與分支線路首端、末端的配電終端進(jìn)行同步對(duì)時(shí)[26]。為便于分析，取某一單電源輻射型線路各終端作為相序識(shí)別方法的分析對(duì)象，且忽略其對(duì)時(shí)通信的誤差，圖3給出輻射型線路與配電終端示意圖。

圖3 單電源輻射型線路示意圖

由圖3可知，T-1至T-5為主干線路上的配電終端，實(shí)際工程應(yīng)用中為保證實(shí)施成本，可能僅在線路首末安裝配電終端，即僅保留T-1與T-5兩配電終端；1-1、1-2與2-1、2-2分別為分支線1與分支線2的配電終端。為便于分析，本文選用圖3中分支線1的兩配電終端1-1與1-2作為“鄰居”，分析其線路換相時(shí)的自動(dòng)相序識(shí)別方法。

基于電壓同步比較的自適應(yīng)相序識(shí)別方法示意圖如圖4所示，配電終端1與配電終端2將電壓信號(hào)上傳故障測(cè)距主站，主站利用DFT(Discrete Fourier Transform)對(duì)相電壓與線電壓信號(hào)進(jìn)行分解，其目的是提取電壓信號(hào)的工頻分量，減少配電線路中的諧波干擾。主站接收配電終端上傳數(shù)據(jù)后，計(jì)算分解后兩配電終端對(duì)應(yīng)的線電壓與相電壓在某一工頻時(shí)間窗內(nèi)的相角差與相似系數(shù)，其中相似系數(shù)計(jì)算公式如式(1)所示。

式中：ρ為相似系數(shù)；U1(t)為配電終端1的電壓信息量；U2(t)為配電終端2的電壓信息量；T為時(shí)間窗長(zhǎng)度。

基于電壓同步比較的自適應(yīng)相序識(shí)別方法的具體應(yīng)用步驟如下。

步驟1：主站對(duì)各個(gè)配電終端實(shí)現(xiàn)同步對(duì)時(shí)與拓?fù)渥R(shí)別，對(duì)位于主干線路或同一分支線路的配電終端按順序下發(fā)編號(hào)。

步驟2-1：判斷相鄰編號(hào)配電終端相電壓的相角、波形一致性。

步驟2-2：判斷相鄰編號(hào)配電終端線電壓的相角、波形一致性。

步驟3：判斷相鄰配電終端相電壓與線電壓的相角、相似關(guān)系是否滿足表1—表4的約束關(guān)系。

步驟4：判定相鄰配電終端保護(hù)區(qū)內(nèi)線路的換相方式與次數(shù)。

2.2 基于負(fù)荷電流同步比較的自適應(yīng)相序識(shí)別方法

當(dāng)線路存在負(fù)荷電流時(shí)，可以采用負(fù)荷電流同步比較的方式識(shí)別線路相序，該方法與本文2.1節(jié)提出的相序識(shí)別方法中基于電壓信息量的相序識(shí)別方法的內(nèi)容與具體實(shí)現(xiàn)步驟基本一致。圖5給出該方法的實(shí)現(xiàn)示意圖，計(jì)算同一工頻時(shí)間窗內(nèi)兩配電終端的工頻相電流相角差與相似系數(shù)，當(dāng)相電流對(duì)應(yīng)關(guān)系滿足表1—表4的約束條件，即可判定兩配電終端保護(hù)區(qū)內(nèi)線路的換相方式與次數(shù)，從而確定兩配電終端連接的相序。

注1 一、二階異構(gòu)多智能體系統(tǒng)一般包含多個(gè)一階系統(tǒng)和多個(gè)二階系統(tǒng)，而本文中系統(tǒng)式 (1) 與此略有差異，因此也可稱系統(tǒng)式 (1) 為“偽異構(gòu)系統(tǒng)”，即異構(gòu)系統(tǒng)的特殊化處理.

圖5 基于負(fù)荷電流同步比較的自適應(yīng)相序識(shí)別方法示意圖

該方法適用于線路末端接有三相負(fù)荷，即三相負(fù)荷電流幅值較大且波形畸變較小的工況。當(dāng)線路負(fù)荷較少且單相負(fù)荷、兩相負(fù)荷以及轉(zhuǎn)動(dòng)負(fù)荷較多時(shí)，三相負(fù)荷電流幅值差異較大與波形畸變較明顯，此時(shí)工頻分量占比較少，會(huì)導(dǎo)致分解后信號(hào)相角與相似系數(shù)的計(jì)算誤差較大，降低了相序識(shí)別的準(zhǔn)確性。

2.3 基于故障信息的自適應(yīng)相序識(shí)別方法

實(shí)際工程應(yīng)用中，當(dāng)線路發(fā)生故障時(shí)配電終端會(huì)上報(bào)故障信息并告警。在不考慮配電終端運(yùn)行故障的前提下，當(dāng)兩配電終端保護(hù)區(qū)內(nèi)線路發(fā)生換相時(shí)，兩配電終端對(duì)于同一次故障的“感受”與其上報(bào)的故障信息存在差異。通過(guò)對(duì)其上報(bào)故障信息的差異與預(yù)設(shè)文件進(jìn)行對(duì)照，當(dāng)滿足預(yù)設(shè)文件時(shí)即可確定兩配電終端保護(hù)區(qū)內(nèi)線路換相的方式與次數(shù)，其具體實(shí)現(xiàn)步驟與基于電壓信息量的相序識(shí)別方法的具體實(shí)現(xiàn)步驟基本一致，如圖6所示。

圖6 基于故障信息的自適應(yīng)相序識(shí)別方法示意圖

在排除配電終端故障的前提下，表6給出配電終端1與配電終端2對(duì)于故障選相結(jié)果與電壓電流信息量異常情況，其中僅給出單相接地故障與兩相接地故障的換相分析結(jié)果，短路故障與接地故障的分析過(guò)程基本一致，在此不再贅述。

該方法僅當(dāng)線路發(fā)生故障時(shí)才能實(shí)現(xiàn)相序的識(shí)別，與上述兩種相序識(shí)別方法相比，較為被動(dòng)，但其對(duì)應(yīng)性與可靠性較高。

2.4 自適應(yīng)相序識(shí)別方法流程圖

圖7給出自適應(yīng)相序識(shí)別方法流程圖。由圖7可知，主站通過(guò)三種方法得到相應(yīng)的相序識(shí)別結(jié)果后，自動(dòng)分配每種方法預(yù)設(shè)的權(quán)重，產(chǎn)生類似于投票的結(jié)果，為提高相序識(shí)別的準(zhǔn)確度與可靠性，當(dāng)某一種相序識(shí)別結(jié)果權(quán)重之和大于0.8，即基于電壓同步比較的自適應(yīng)相序識(shí)別方法給出的結(jié)果與另外兩種或一種識(shí)別方法結(jié)果一致時(shí)，認(rèn)為該結(jié)果正確并將該結(jié)果反饋給配電終端，表7給出三種相序識(shí)別方法的權(quán)重分配情況，該權(quán)重可根據(jù)實(shí)際工況進(jìn)行調(diào)整。

表6 配電終端預(yù)設(shè)文件

圖7 自適應(yīng)相序識(shí)別方法流程圖

表7 三種相序識(shí)別方法的權(quán)重分配

3 互感器反接情況下的自適應(yīng)相序識(shí)別方法

電流互感器是繼電保護(hù)系統(tǒng)中最常用的一次系統(tǒng)與二次系統(tǒng)之間的聯(lián)絡(luò)裝置。但實(shí)際工程應(yīng)用中，對(duì)于電流互感器接線的極性關(guān)系無(wú)明確的標(biāo)準(zhǔn)與要求[27]，由于安裝人員的誤操作或二次接線不規(guī)范等原因，極易出現(xiàn)互感器極性反接的問(wèn)題，當(dāng)電網(wǎng)人員運(yùn)維與定期檢修時(shí)，調(diào)整配電終端的相關(guān)接線還可能導(dǎo)致極性反復(fù)。

工程應(yīng)用中實(shí)現(xiàn)故障測(cè)距電壓的根本是利用測(cè)量點(diǎn)與故障點(diǎn)之間的線路壓降，當(dāng)互感器極性反接時(shí)易導(dǎo)致故障測(cè)距結(jié)果線路壓降計(jì)算結(jié)果與實(shí)際不符，進(jìn)而導(dǎo)致故障測(cè)距失敗，以上問(wèn)題往往需要現(xiàn)場(chǎng)人員解決，這并非易事，互感器反接問(wèn)題已成為影響故障測(cè)距可靠性的關(guān)鍵問(wèn)題。

已知三相互感器均反接與未反接三相相量關(guān)系一致。由圖8可知，以A相作為反接相與未反接相為例，三相電壓互感器中某一相互感器反接與某兩相互感器反接的相電壓與線電壓的相序(次序)超前關(guān)系一致，均為B相超前A相60°(120°)，A相超前C相60°(120°)。

圖8 互感器反接時(shí)三相相量圖

4 仿真分析

4.1 仿真模型

圖9為在EMTP-ATP中搭建的電壓等級(jí)為10 kV的諧振接地系統(tǒng)仿真模型。該模型中G為無(wú)窮大電源，變壓器中性點(diǎn)經(jīng)消弧線圈與阻尼電阻接地。饋線采用架空饋線與架空線-電纜混合線路2種線路組成。架空饋線L1=30 km；線-纜混合饋線L2=7 km，其中架空饋線4 km，電纜線路3 km；線-纜混合饋線L3=7 km，其中架空饋線6 km，電纜線路1 km；線-纜混合饋線L4=3 km，其中架空饋線1 km，電纜線路2 km；線-纜混合饋線L5=4 km，其中架空饋線0.5 km，電纜線路3.5 km；圖9的仿真模型中，兩配電終端安裝于L1饋線，間隔為10 km架空線路。當(dāng)線路換相2次時(shí)，兩線路換相單元中由一段長(zhǎng)度為10 km的架空線路連接。

圖9 仿真模型示意圖

4.2 仿真結(jié)果分析

圖10—圖12分別給出理想狀態(tài)下，按照線路換相方式1換相1次與2次時(shí)，兩配電終端的相電流、相電壓以及線電壓波形圖。

圖10 理想狀態(tài)下兩配電終端相電流波形圖

圖11 理想狀態(tài)下兩配電終端相電壓波形圖

圖12 理想狀態(tài)下兩配電終端線電壓波形圖

如圖10—圖12所示，當(dāng)三相負(fù)荷平衡時(shí)，相對(duì)位置為前置位的配電終端1的相電流幅值大于配電終端2，相電壓與線電壓的幅值差異較小。

4.3 方法適用性分析

4.3.1同步對(duì)時(shí)誤差的影響

實(shí)際工程應(yīng)用中，配電終端的同步對(duì)時(shí)誤差普遍在10 μs～1 ms之間[28-30]，為驗(yàn)證本文所提方法的可靠性，考慮極端情況即同步對(duì)時(shí)誤差為1 ms(工頻相角角度為18o，配電終端采樣頻率為10 kHz/s時(shí)，共100個(gè)采樣點(diǎn))，本文所提方法能否給出正確的相序識(shí)別結(jié)果。圖13—圖15給出考慮1 ms的同步對(duì)時(shí)誤差，按照線路換相方式1換相1次與2次時(shí)兩配電終端的相電流、相電壓以及線電壓波形圖。

圖13 1 ms同步誤差時(shí)兩配電終端相電流波形圖

圖14 1 ms同步誤差時(shí)兩配電終端相電壓波形圖

圖15 1 ms同步誤差時(shí)兩配電終端線電壓波形圖

4.3.2噪聲干擾的影響

配電線路的電壓與電流信號(hào)經(jīng)互感器進(jìn)入配電終端，通過(guò)A/D變換后加以利用，這一采樣過(guò)程易引入噪聲干擾[31]。圖16—圖18給出考慮強(qiáng)度為20 dB噪聲干擾，按照線路換相方式1換相1次與2次時(shí)兩配電終端的相電流、相電壓以及線電壓波形圖。

4.3.3沿線路分布負(fù)荷的影響

考慮到安裝成本等問(wèn)題，配置有故障測(cè)距功能的配電終端往往安裝在主干線路或分支線路首末兩端，當(dāng)兩配電終端保護(hù)區(qū)內(nèi)存在不平衡負(fù)荷時(shí)，其采集的電壓與電流信息量可能存在差異。為驗(yàn)證這一因素對(duì)本文所提方法的影響，將仿真模型中沿線路分布負(fù)荷調(diào)整為三相不平衡線性負(fù)荷，并在母線側(cè)加入諧波源，其中三次諧波電壓與電流含量為10%，五次諧波電壓與電流含量為5%。

圖16 20 dB噪聲干擾時(shí)兩配電終端相電流波形圖

圖17 20 dB噪聲干擾時(shí)兩配電終端相電壓波形圖

圖18 20 dB噪聲干擾時(shí)兩配電終端線電壓波形圖

圖19—圖21給出考慮負(fù)荷不平衡與系統(tǒng)諧波源，按照線路換相方式1換相1次與2次時(shí)兩配電終端的相電流、相電壓以及線電壓波形圖。

表8給出了考慮不同情況下，兩配電終端電壓與電流信息量固定時(shí)間窗內(nèi)相角差與相似系數(shù)的計(jì)算結(jié)果。由表8可知，仿真結(jié)果均滿足判據(jù)，可有效實(shí)現(xiàn)換相后的相序識(shí)別，驗(yàn)證了本文所提方法的正確性與適用性。

圖19 存在不平衡負(fù)荷和諧波時(shí)兩配電終端相電流波形圖

圖20 存在不平衡負(fù)荷和諧波時(shí)兩配電終端相電壓波形圖

圖21 存在不平衡負(fù)荷和諧波時(shí)兩配電終端線電壓波形圖

表8 仿真波形的相似系數(shù)與相角差計(jì)算

5 結(jié)論

本文所提方法從兩配電終端保護(hù)區(qū)內(nèi)線路換相引發(fā)的終端采集信息量差異出發(fā)，利用配電終端采集電壓電流信息量的相似性與故障信息的對(duì)應(yīng)性差異，實(shí)現(xiàn)了自適應(yīng)相序識(shí)別，為故障測(cè)距的應(yīng)用提供了條件。

該方法首先計(jì)算兩配電終端之間線電壓、相電壓與相電流相似系數(shù)、相角關(guān)系以及故障告警信息的對(duì)應(yīng)關(guān)系，其次將上述對(duì)應(yīng)關(guān)系與預(yù)設(shè)文件，即終端采集信息量與故障信息差異量表進(jìn)行對(duì)照即可實(shí)現(xiàn)相序識(shí)別。為提高本文所提方法的適用性，考慮了互感器反接對(duì)其的影響，給出了僅需將反接相采樣數(shù)據(jù)軟件自動(dòng)取反的調(diào)整方案。

該方法自動(dòng)化水平較高，計(jì)算量小且自適應(yīng)性強(qiáng)，無(wú)需人工配置與外接裝置即可檢測(cè)配電終端采集信息量的相序，同時(shí)避免了互感器反接導(dǎo)致的故障測(cè)距失敗的問(wèn)題。仿真數(shù)據(jù)驗(yàn)證了本文所提方法具有較高的可靠性與適用性。

[1] 徐丙垠, 李天友, 薛永端. 配電網(wǎng)繼電保護(hù)與自動(dòng)化[M]. 北京: 中國(guó)電力出版社, 2014.

[2] 梁棟, 徐丙垠, 王鵬瑋. 10 kV架空導(dǎo)線單相觸樹(shù)接地故障檢測(cè)方法[J]. 電力系統(tǒng)自動(dòng)化, 2021, 45(14): 149-157.

LIANG Dong, XU Bingyin, WANG Pengwei. Detection method for tree-contact single-phase-to-ground fault of 10 kV overhead line[J]. Automation of Electric Power Systems, 2021, 45(14): 149-157.

[3] 周鵬, 劉偉博, 王交通, 等. 基于綜合內(nèi)積變換的小電阻接地系統(tǒng)高阻故障檢測(cè)方法[J]. 電網(wǎng)與清潔能源, 2021, 37(9): 70-76.

ZHOU Peng, LIU Weibo, WANG Jiaotong, et al. A high impedance fault detection method of small resistance grounding system based on integrated inner product transformation[J]. Power System and Clean Energy, 2021, 37(9): 70-76.

[4] 李福志, 鄭衛(wèi)賓, 張文海, 等. 基于回路直流電阻測(cè)量的輸電線路單相接地故障離線故障定位[J]. 中國(guó)電力, 2021, 54(2): 140-146.

LI Fuzhi, ZHENG Weibin, ZHANG Wenhai, et al. Fault path direct-current resistance based off-line single-phase- to-ground fault location[J]. Electric Power, 2021, 54(2): 140-146.

[5] 陳燕擎, 劉濤, 韓文建, 等. 考慮配電網(wǎng)分布式零序電流關(guān)系的單相接地故障定位[J]. 電力系統(tǒng)保護(hù)與控制, 2020, 48(22): 118-126.

CHEN Yanqing, LIU Tao, HAN Wenjian, et al. Single-phase-to-earth fault location in distribution networks considering the distributed relations of the zero-sequence currents[J]. Power System Protection and Control, 2020, 48(22): 118-126.

[6] DENG Feng, ZENG Xiangjun, PAN Lanlan. Research on multi-terminal traveling wave fault location method in complicated networks based on cloud computing platform[J]. Protection and Control of Modern Power Systems, 2017, 2(2): 199-210.

[7] SHI Shenxing, LEI Aoyu, HE Xin, et al. Traveling waves-based fault location scheme for feeders in power distribution network[J]. The Journal of Engineering, 2018, 38(15): 1326-1329.

[8] 唐金銳, 尹項(xiàng)根, 張哲, 等. 配電網(wǎng)故障自動(dòng)定位技術(shù)研究綜述[J]. 電力自動(dòng)化設(shè)備, 2013, 22(5): 7-13.

TANG Jinrui, YIN Xianggen, ZHANG Zhe, et al. Survey of fault location technology for distribution networks[J]. Electric Power Automation Equipment, 2013, 35(5): 7-13.

[9] WANG D, PSARAS V, EMHEMED A A S, et al. A novel fault let-through energy based fault location for LVDC distribution networks[J]. IEEE Transactions on Power Delivery, 2021, 36(2): 966-974.

[10]夏經(jīng)德, 張向聰, 黃新波, 等. 基于縱向阻抗的雙端量故障測(cè)距新算法[J]. 電力自動(dòng)化設(shè)備, 2015, 35(10): 133-139.

XIA Jingde, ZHANG Xiangcong, HUANG Xinbo, et al. Fault locating based on longitudinal impedance according to dual-terminal variables[J]. Electric Power Automation Equipment, 2015, 35(10): 133-139.

[11]夏經(jīng)德, 索南加樂(lè), 王莉, 等. 基于縱連阻抗幅值的輸電線路縱連保護(hù)[J]. 電力系統(tǒng)保護(hù)與控制, 2011, 39(4): 43-51.

XIA Jingde, SUONAN Jiale, WANG Li, et al. A transmission line pilot protection based on the amplitude of the impedance[J]. Power System Protection and Control, 2011, 39(4): 43-51.

[12]付華, 劉公權(quán), 邢亮. 基于同步擠壓小波變化的故障行波測(cè)距方法[J]. 電力系統(tǒng)保護(hù)與控制, 2020, 48(2): 18-24.

FU Hua, LIU Gongquan, XING Liang. Fault traveling wave ranging method based on synchrosquezzing wavelet transform[J]. Power System Protection and Control, 2020, 48(2): 18-24.

[13] 閆紅艷, 高艷豐, 王繼選, 等. 同桿雙回線路行波測(cè)距的關(guān)鍵技術(shù)研究[J]. 電力系統(tǒng)保護(hù)與控制, 2018, 46(4): 120-128.

YAN Hongyan, GAO Yanfeng, WANG Jixuan, et al. Research on key problems of traveling wave location of double-circuit lines on the same tower[J]. Power System Protection and Control, 2018, 46(4): 120-128.

[14] 束洪春, 鄔乾晉, 張廣斌, 等. 神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)的單端行波故障測(cè)距方式[J]. 中國(guó)電機(jī)工程學(xué)報(bào), 2011, 31(4): 85-92.

SHU Hongchun, WU Qianjin, ZHANG Guangbin, et al. Single terminal traveling wave fault location method based on ANN[J]. Proceedings of the CSEE, 2011, 31(4): 85-92.

[15] 夏遠(yuǎn)洋, 李嘯驄, 陳飛翔, 等. 基于FastICA的輸電線路行波故障測(cè)距方法[J]. 電力系統(tǒng)保護(hù)與控制, 2019, 47(1): 138-143.

XIA Yuanyang, LI Xiaocong, CHEN Feixiang, et al. FastICA based traveling wave fault location algorithm for transmission lines[J]. Power System Protection and Control, 2019, 47(1): 138-143.

[16] 段寬, 樊艷芳, 王永進(jìn), 等. 基于波速補(bǔ)償故障距離逐步逼真的直流線路行波測(cè)距方法[J]. 電力系統(tǒng)保護(hù)與控制, 2021, 49(11): 70-78.

DUAN Kuan, FAN Yanfang, WANG Yongjin, et al. A traveling wave ranging method for a DC line based on wave velocity compensation and fault distance approaching its real value gradually[J]. Power System Protection and Control, 2021, 49(11): 70-78.

[17] 李自乾, 樊艷芳, 胡劍生. 不受波速影響的特高壓直流輸電線路單端故障測(cè)距方法[J]. 電力系統(tǒng)保護(hù)與控制, 2018, 46(18): 142-148.

LI Ziqian, FAN Yanfang, HU Jiansheng. Single terminal fault location method of UHVDC transmission line immune to wave speed[J]. Power System Protection and Control, 2018, 46(18): 142-148.

[18] 趙冠琨, 賈科, 陳金鋒, 等. 基于斷路器重合閘的柔性直流輸電線路單端故障測(cè)距方法[J]. 電力系統(tǒng)保護(hù)與控制, 2021, 49(7): 48-56.

ZHAO Guankun, JIA Ke, CHEN Jinfeng, et al. A single terminal fault location method for a DC transmission line based on circuit breaker reclosing[J]. Power System Protection and Control, 2021, 49(7): 48-56.

[19] LEI Aoyu, DONG Xinzhou, WANG Bin, et al. A novel current travelling wave based single-ended fault location method for locating single-phase-to-ground fault of transmission line[C] // 2015 50th International Universities Power Engineering Conference (UPEC), September 1-4, 2015, Stoke on Trent, UK: 1-6.

[20] ZHAO Jianwen, DUAN Jiaxin. Traveling wave fault location for lines combined with overhead-lines and cables based on empirical wavelet transform[C] // 2019 IEEE 2nd International Conference on Electronics and Communication Engineering (ICECE), December 9-11, 2019, Xi'an, China: 285-289.

[21] LEE Y, CHAO C, LIN T, et al. A synchrophasor-based fault location method for three-terminal hybrid transmission lines with one off-service line branch[J]. IEEE Transactions on Power Delivery, 2018, 33(6): 3249-3251.

[22] 楊亞超, 黃純, 江亞群, 等. MMC-HVDC輸電線路雙端非同步故障測(cè)距方法[J]. 電力系統(tǒng)自動(dòng)化, 2018, 42(16): 148-154.

YANG Yachao, HUANG Chun, JIANG Yaqun, et al. Two-terminal asynchronous fault location method for MMC-HVDC transmission line[J]. Automation of Electric Power Systems, 2018, 42(16): 148-154.

[23] 張保會(huì), 尹向根. 電力系統(tǒng)繼電保護(hù)[M]. 北京: 中國(guó)電力出版社, 2018.

[24] 李振興, 吳李群, 譚洪, 等. 基于簡(jiǎn)單通信的雙端行波測(cè)距新方法[J]. 中國(guó)電力, 2018, 51(3): 74-79.

LI Zhenxing, WU Liqun, TAN Hong, et al. A novel method for double terminal traveling wave fault location based on simple communication[J]. Electric Power, 2018, 51(3): 74-79.

[25] 楊志淳, 沈煜, 楊帆, 等. 基于數(shù)據(jù)關(guān)聯(lián)分析的低壓配電網(wǎng)拓?fù)渥R(shí)別方法[J]. 電測(cè)與儀表, 2020, 57(18): 5-11.

YANG Zhichun, SHEN Yu, YANG Fan, et al. Topology identification method of low voltage distribution network based on data association analysis[J]. Electrical Measurement & Instrumentation, 2020, 57(18): 5-11.

[26] 韓國(guó)政, 李鎮(zhèn)宇, 董霞, 等. 利用工頻電壓信號(hào)的配電終端時(shí)鐘同步方法[J]. 電力系統(tǒng)自動(dòng)化, 2019, 43(24): 181-186.

HAN Guozheng, LIU Zhenyu, DONG Xia, et al. Clock synchronization method of feeder terminal unit using power frequency voltage signal[J]. Automation of Electric Power Systems, 2019, 43(24): 181-186.

[27] 潘本仁, 宋華茂, 張秋鳳, 等. 小電流接地故障無(wú)功功率分析及選線新方法[J]. 電力系統(tǒng)保護(hù)與控制, 2017, 45(14): 51-56.

PAN Benren, SONG Huamao, ZHANG Qiufeng, et al. Reactive power analysis and novel faulty selection method in resonant grounding system[J]. Power System Protection and Control, 2017, 45(14): 51-56.

[28] 童寧, 范理想, 林湘寧, 等. 不依賴邊界元件及同步對(duì)時(shí)的多端柔直電網(wǎng)波形匹配式差動(dòng)保護(hù)原理[J]. 中國(guó)電機(jī)工程學(xué)報(bào), 2019, 39(13): 3820-3833.

TONG Ning, FAN Lixiang, LIN Xiangning, et al. Waveform matching based protection strategy for VSC-MTDC independent on synchronization and boundary component[J]. Proceedings of the CSEE, 2019, 39(13): 3820-3833.

[29] 劉永欣, 易永輝, 陶永健, 等. 智能變電站過(guò)程層網(wǎng)絡(luò)同步對(duì)時(shí)方案優(yōu)化[J]. 電力系統(tǒng)自動(dòng)化, 2015, 39(10): 112-116.

LIU Yongxin, YI Yonghui, TAO Yongjian, et al. Synchronous optimization scheme of smart substation process level network[J]. Automation of Electric Power System, 2015, 39(10): 112-116.

[30] 趙忠明, 韓亮, 胡炯, 等. 電力系統(tǒng)SDH網(wǎng)絡(luò)非對(duì)稱路徑PTP對(duì)時(shí)策略[J]. 電力系統(tǒng)保護(hù)與控制, 2021, 49(9): 150-157.

ZHAO Zhongming, HAN Liang, HU Jiong, et al. PTP strategy for asymmetric path in the SDH network of a power system[J]. Power System Protection and Control, 2021, 49(9): 150-157.

[31] 李佳瑋, 王小君, 和敬涵, 等. 基于圖注意力網(wǎng)絡(luò)的配電網(wǎng)故障定位方法[J]. 電網(wǎng)技術(shù), 2021, 45(6): 2113-2121.

LI Jiawei, WANG Xiaojun, HE Jinghan, et al. Distribution network fault location based on graph attention network[J]. Power System Technology, 2021, 45(6): 2113-2121.

Adaptive phase sequence identification method for distribution lines

CHEN Heng1, WANG Pengwei2, XU Bingyin2, XUE Yongduan3, SUN Zhongyu2

(1. Shandong Kehui Electric Power Automation Co., Ltd., Zibo 255000, China; 2. School of Electrical and Electronic Engineering, Shandong University of Technology, Zibo 255000, China; 3. College of New Energy,China University of Petroleum (East China), Qingdao 266580, China)

Distribution network fault location mainly depends on the dual-end traveling wave and dual-end impedance methods.Line commutation may cause the voltage and current phase sequence collected by the terminals on both sides of the fault point to not correspond to each other. This leads to untrustworthy results in distance measurement. Therefore, an adaptive phase sequence identification method is urgently needed to solve the problem of dual-end electrical quantity mismatch.Given synchronous sampling of distribution terminals, and using the characteristic that distributed load along the line has little influence on system voltage and current, the changes of collection of electrical quantity and fault information by adjacent distribution terminals caused by different commutation times of two commutation modes are analyzed. An adaptive phase sequence identification method is presented. This method calculates the similarity coefficient of collection electrical quantity by adjacent distribution terminals and phase angle difference, and records the corresponding relation of action or alarm information of the same fault. It also judges how and how many times the lines in the protection area commutate, and realizes phase sequence recognition. By judging the phase advance relationship of electric quantity collected by the distribution terminal, automatic identification of mutual inductor reverse connection can be achieved without additional devices or manual configuration. The simulation results show that this method can effectively identify the voltage and current phase sequence relationship between arbitary adjacent terminals with high accuracy. This provides a guarantee for the application of the double-ended ranging method in engineering.

This work is supported by the National Natural Science Foundation of China (No. 52077221).

distribution lines; dual-end ranging; adaptive method; line commutation; phase sequence identification

10.19783/j.cnki.pspc.210878

國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目資助(52077221)

2021-07-10；

2021-09-10

陳 恒(1985—)，男，碩士，工程師，研究方向?yàn)榕潆娋W(wǎng)繼電保護(hù)及其自動(dòng)化；E-mail: ichenheng@163.com

王鵬瑋(1996—)，男，通信作者，碩士，研究方向?yàn)榕潆娋W(wǎng)繼電保護(hù)及其自動(dòng)化與電力線路故障監(jiān)測(cè)；E-mail:wpwsdut@163.com

徐丙垠(1961—)，男，博士，博士研究生導(dǎo)師，教授，研究方向?yàn)榕潆娋W(wǎng)繼電保護(hù)及其自動(dòng)化與電力線路故障監(jiān)測(cè)。E-mail: xuby@vip.163.com

(編輯 許 威)