含分布式電源配電網單相接地故障測距研究

何　哲，　王瑞峰，　郝　溪

(蘭州交通大學 自動化與電氣工程學院　甘肅 蘭州 730070)

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含分布式電源配電網單相接地故障測距研究

何哲，王瑞峰，郝溪

(蘭州交通大學 自動化與電氣工程學院甘肅 蘭州 730070)

摘要：為解決含分布式電源(DG)配電網單相接地故障測距問題，對含DG配電網單相接地故障時故障區段上、下游母線電流、電壓進行了分析，在對稱分量法的基礎上，提出了一種含DG的配電網單相接地故障測距算法.該方法首先建立配電網單相接地故障模型，獲取故障前后變電站和DG出線電流、電壓，對故障點發生在DG下游和上游分別進行分析，然后得到配電網單相接地故障的復合序網，最后利用故障區段電流、電壓的各序分量計算得到故障距離.采用配電網 IEEE 34 節點模型進行仿真驗證，仿真結果表明，該方法具有較高的測距精度.

關鍵詞：配電網； 分布式電源； 故障測距

0引言

隨著經濟社會的發展以及配電網中大量分布式電源(distributed generation, DG)的接入，對供電的可靠性、配電網的高效性和經濟性運行都提出了更高要求[1].在配電網故障類型中，單相接地故障占到80%左右，小電流接地系統發生單相接地故障時，由于接地電流小，供電可靠性高；但是發生永久性接地故障時，為了防止故障擴大必須快速、準確地檢測并排除故障，并在最短時間內恢復正常供電[2—3].國內外學者圍繞配電網單相接地故障問題開展了大量研究并取得了許多成果[4—6]，但當DG接入配電網時對配電網單相接地故障測距的影響研究的較少.

近年來，一些專家考慮到DG對故障測距的影響，提出了基于阻抗法的含DG配電網故障測距方法[7—8]，但這類方法需要獲取故障狀態下DG的瞬時電抗值和DG內部電壓值，而這些參數的獲取往往比較困難.文獻[9]提出利用變電站出線電壓、電流來實現配電網的故障測距，該方法故障測距精度高，易于實現但并不適應于含DG的配電網.為此，本文提出了一種含DG配電網單相接地故障測距改進算法，利用變電站、電機類DG的出線電流和電壓作為輸入，通過迭代計算故障區段上、下游母線電流、電壓，代入由故障條件下復合序網建立的表達式中得到故障距離，并利用MATLAB進行仿真驗證.

圖1　配電網模型Fig.1　The model of an electric power distribution system

1含DG的配電網單相接地故障模型

1.1故障測距采用的數學模型

配電網具有多條分支且每條線路結構都十分復雜，為了減小配電網的故障測距計算量，可對配電網做如下的簡化處理：將母線、電源、變壓器等看作節點，負荷看作阻抗并與對應節點相連，對每個節點和支路進行編號，就可以得到一個線路參數已知、負荷可測的配電網模型，如圖1所示.該電路模型對故障測距結果的影響較小，被廣泛用于配電網的測距算法中.ZLk為第k條線路的阻抗矩陣；Yk為第k條線路的導納矩陣.

1.2單相接地故障下的配電網電路模型

配電網發生單相接地故障時的電路模型如圖2所示，其中圖2(a)為故障區段發生在DG下游情況下配電網故障電路模型，故障點位于節點x與節點y之間，故障接地電阻為Rf.Vfx為節點x的相電壓，Yx為節點x的對地導納矩陣，Yy為節點y的對地導納矩陣，ZL(x,y)為節點x與節點y之間的阻抗矩陣，If(x,f)為由節點x流向節點f的電流，m為故障距離表征量.圖2(b)表示故障區段發生在DG上游情況下配電網故障電路模型，該模型與故障發生在DG下游相比，故障線路發生在DG上游時電路中增加了一個由節點y流向節點f的電流If(y,f).

圖2　含DG配電網單相接地故障圖Fig.2　Single phase to ground fault diagram of an electric power distribution system with DG

2基于復合序網單相接地故障測距算法

2.1算法流程

基于復合序網單相接地故障測距算法流程主要包括以下步驟：

1) 獲取變電站出線電壓、電流,確定可能發生接地故障的分支，同時預估發生故障的區段以及故障區段上、下游母線.

2) 根據電力系統潮流計算對故障區段進行等效變換，計算故障區段上、下游母線中DG所提供的電流、電壓.

3) 由故障前的電流、電壓計算出故障區段電阻，將線路阻抗變換為序阻抗，同時將故障后的電流、電壓轉化為各自序分量.

5) 判斷m是否滿足收斂條件.當0

2.2故障區段上游母線電流、電壓

由于只有變電站和DG出線電壓、電流是可測量的，因此故障區段上游母線電壓、電流需要由變電站出線電壓、電流向下游逐段推算.圖3中節點i表示變電站節點或含DG支路節點，節點n表示終節點或者是位于DG支路和輻射網絡分支之間的任一節點，則節點j的三相電壓向量為

(1)

由節點j流向節點x的電流為

(2)

圖3　故障區段等效電路Fig.3　Equivalent feeder in fault steady state

2.3母線電流、電壓以及線路的序分量計算

通過計算得到單相接地故障區段上游節點的三相電壓和電流，將其變換為序分量為

(3)

式中：V0、V1、V2分別為上游節點電壓的零序、正序、負序分量；I0、I1、I2分別為由上游節點流向下游節點電流的零序、正序、負序分量.

(4)

各條線路的等序阻抗矩陣為

(5)

式中：ZL(x,y)為節點x與節點y之間的阻抗矩陣.

單相接地故障時正序接地阻抗矩陣為

(6)

2.4單相接地故障測距算法

圖4　含DG配電網單相接地故障復合序網

如圖4(a)所示，故障線路位于DG下游，可得：

Vf1=V1-mZ1I1=((1-m)Z1+ZC1)IC1,

(7)

IL1=I1-If,

(8)

(9)

由式(7) 、(8)可得

(10)

由式(9) 、(10)可推出含復數常量的二次多項式方程

K2m2+K3m+K4=RfK1,

(11)

其中:

(12)

式(11)中含有兩個未知量m和Rf，將式(11)實部、虛部分開可得:

(13)

聯立式(13)求得故障距離表征量 m滿足：

(14)

如圖4(b)所示，故障線路位于DG下游，可得：

(15)

If=I1+IL1.

(16)

由式(15) 、(16)可推出含復數參數的線性方程為

K5-mK6=RfK7,

(17)

其中：

(18)

式(17)中含有兩個未知量Rf和m，將式(17)實部、虛部分開可得：

(19)

聯立式(19)求得故障距離表征量m為

(20)

3仿真分析

3.1系統模型

在ATP中搭建如圖5所示的IEEE 34節點配電系統，對該模型進行故障仿真獲取故障數據，在MATLAB中編制故障測距算法，計算故障距離.仿真測試時，選取主干線N800～N848 之間若干個點故障進行單相接地實驗.過渡電阻選擇范圍為1～40 Ω，驗證該算法在不同過渡電阻、故障距離下的測距精度.故障測距精度為

LError=(LRe-LCa)/LTotal，

(21)

式中：LRe為實際故障距離；LCa為測量故障距離；LTotal為線路總長度.

利用本文提出的故障測距算法進行以下3組試驗：① 在節點N840接入容量為1 MW的DG，對含DG的IEEE 34節點配電系統進行故障仿真試驗并考慮DG對系統的影響；② 在節點N840接入容量為1 MW的DG，對含DG的IEEE 34節點配電系統進行故障仿真試驗但不考慮DG對系統的影響；③ 對不含DG的IEEE 34節點配電系統進行故障仿真試驗.圖6～8分別給出了這3類條件下的故障精度曲線.

圖5　N840接入DG的IEEE 34節點仿真模型Fig.5　The IEEE 34 nodes test feeder with DG in N840

圖6　考慮DG對配電網影響時單相接地故障精度曲線Fig.6　The error curves of single phase to ground faults with considering DG in the analysis

圖7　不考慮DG對配電網影響時單相接地故障精度曲線Fig.7　The error curves of single phase to ground faults without considering DG in the analysis

圖8　不含DG配電網單相接地故障精度曲線Fig.8　The error curves of single phase to ground faults without DG

3.2對含DG配電網進行仿真并考慮DG對系統的影響

利用本文提出的基于復合序網的單相接地故障測距算法對含DG的IEEE 34節點配電系統進行故障仿真，選取8個主干線上的節點作為故障點，過渡電阻分別為1，10，20，30，40 Ω，得到如圖6所示的故障測距精度曲線.由圖6可知,利用該算法進行故障選線可將誤差控制在-0.5%～1.0%.隨著故障距離的增加，故障選線的誤差會增大，但變化幅度均不明顯.因此，該算法基本不受故障距離的影響,且故障距離測量值一般低于實際值.

3.3對含DG配電網進行仿真不考慮DG對系統的影響

不考慮DG對系統的影響，僅以變電站出線電流、電壓作為輸入，對含DG的IEEE 34節點配電系統進行故障仿真，得到如圖7所示的故障測距精度曲線.由圖7可知，故障平均誤差大于20%，證明在含DG的配電網中發生單相接地故障時，若不考慮DG對配電網的影響，故障測距的精確度明顯較低.由于算法充分考慮了發生故障時DG對故障電流的影響，因此大大提升了含DG配電網的故障測距精度.

3.4對不含DG配電網進行仿真

對不含DG的IEEE 34節點配電系統進行故障仿真測試，其故障精度曲線如圖8所示.由圖8可知，當接地電阻為1 Ω時，故障測距精度一般大于0，而當電阻為40 Ω時，故障測距精度一般小于0.進一步分析電阻的不同取值還可以得到以下結論，在故障距離小于30 km時，故障距離測量值一般高于實際值；在故障距離大于50 km時，故障距離測量值一般低于實際值.最終可以得到故障誤差為-1.5%～1.0%，證明該測距方法對不含DG配電網單相接地故障測距分析同樣準確.

4結論

1) 通過對仿真結果的分析，當含DG配電網發生單相接地故障時，不考慮DG對故障電流的影響得到平均故障測距誤差大于20%，證明DG對測距有很大影響；當充分考慮DG對故障電流的影響時，得到故障測距誤差在-0.5%～1.0%，證明本文提出的對于電力系統單相接地故障測距算法是有效的.僅利用DG和變電站獲得的電流、電壓值，就能夠比較準確地實現輻射型配電網的故障測距，給出了一個實際有效的方法解決了含DG的配電網故障測距問題.

2) 該算法的另一大優勢就是算法受過渡電阻及故障距離的影響小，且故障距離測量值一般低于實際值.這就使該測距方法在配電網中更容易實施，具有良好的應用前景.

3) 本文只是對電力系統故障中最常見的單相接地故障且只含單一DG的情況進行了研究，由于現代配電網中DG數量和種類日益增加，以及電力線路故障的多樣性，下一步將考慮對算法進行改進使其可以解決其他條件下的故障測距問題.

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(責任編輯：孔薇)

Research on Single Phase to Ground Fault Location for Electric Power Distribution Systems with Distributed Generation

HE Zhe,WANG Ruifeng,HAO Xi

(SchoolofAutomationandElectricalEngineering,LanzhouJiaotongUniversity,Lanzhou730070,China)

Abstract:In order to solve the problem of single phase to ground fault location for electric power distribution systems with distributed generation (DG), a fault location technique based on the analysis of the voltages and currents of faulted line section and symmetrical component method was proposed. Firstly, single phase to ground fault location model was built and the voltages and currents of pre-fault and fault steady were measured.Secondly, sequence networks which were connected in series was presented.Finally, the measurements of voltages and currents were transformed into sequence to obtain the fault distance. The proposed fault localization technique was tested on the IEEE 34 nodes test feeder. According to the results, the proposed method was characterized by high detection precision.

Key words:electric power distribution system; distributed generation (DG); fault location

收稿日期:2015-09-15

作者簡介:何哲(1989—)，男，安徽宣城人，碩士研究生，主要從事電力系統繼電保護研究；通訊作者：王瑞峰(1966—)，女，內蒙古赤峰人，教授，主要從事計算機測控技術及儀器儀表技術研究，E-mail: 1253131228@qq.com.

中圖分類號：TM93

文獻標志碼：A

文章編號：1671-6841(2016)01-0085-06

DOI:10.3969/j.issn.1671-6841.201507040

引用本文：何哲，王瑞峰，郝溪.含分布式電源配電網單相接地故障測距研究[J].鄭州大學學報(理學版)，2016,48(1)：85—90.