一种基于故障信息的高阻接地故障辨识与定位方法

摘要

本发明具体公开了一种基于故障信息的高阻接地故障辨识与定位方法，包括以下步骤：（1）故障发生后，通过电网故障录波器联网系统读取故障线路、母线以及与故障线路存在电气联系的相邻线路的故障录波图；（2）根据故障录波图分析发现该输电线路发生故障时电网主要故障特征，通过对故障线路两侧录波图进行详细分析，得出线路两侧故障前、故障后电压电流相量辨识线路是否发生高阻接地；（3）根据零序差动保护原理，识别发生高阻接地故障的线路；（4）基于故障录波信息和网络拓扑结构，根据电网故障序网络分析原理，利用电网“分布式继电保护计算系统”计算故障点位置及接地电阻高阻阻值。

权利要求

1.一种基于故障信息的高阻接地故障辨识与定位方法，其特征在于，包括以下步骤：(1)故障发生后，通过电网故障录波器联网系统读取故障线路、母线以及与故障线路存在电气联系的相邻线路的故障录波图；

(2)根据故障录波图分析输电线路发生故障时电网故障特征，并通过故障前后跳闸线路和相邻线路的电压电流相量变化辨识电网是否发生高阻接地故障；

(3)根据零序差动保护原理，识别发生高阻接地故障的线路；

(4)基于故障录波信息和网络拓扑结构，根据电网故障序网络分析原理，计算故障点位置及接地电阻高阻阻值；

所述的步骤(3)的具体过程如下：

(3-1)根据零序差动保护原理，首先将故障跳闸线路及与其相邻线路组成的区域作为保护区域，通过对故障时各线路的零序电流进行计算分析，辨识该区域的运行状态；

(3-2)在正常运行状态时，该区域内各线路流过电流均为负荷电流，零序电流值为负荷三相不平衡电流，其值通常较小，即 其中，[3I0]fN为跳闸线路乙侧零序电流，[3I0]i为相邻线路(i)的零序电流，则该区域未发生接地故障；当区域内任意一点发生接地故障时，各条线路零序电流的矢量和的幅值必然大幅增加，即，时，则该区域发生接地故障；

(3-3)接下来根据实际测得的故障录波数据逐一计算保护区域内相邻线路和跳闸线路两侧零序电流矢量和，然后根据零差保护原理，非故障线路两侧零序电流矢量和为零，故障线路两侧零序电流矢量和应大于零；综合判断出发生高阻接地故障的线路。

2.如权利要求1所述的一种基于故障信息的高阻接地故障辨识与定位方法，其特征在于，步骤(2)所述的故障特征包括：

1)故障线路两侧母线电压变化情况；

2)故障线路两侧电流和零序电流变化情况；

3)相邻线路电流变化情况。

3.如权利要求1所述的一种基于故障信息的高阻接地故障辨识与定位方法，其特征在于，步骤(4)的具体过程如下：该步骤采用与负荷电流无关的零序网络进行故障定位，故障线路两侧零序电流的比值等于故障点K到零序网络两侧等效零序电抗的反比，即其中，IMO和INO为线路M侧和N侧零序电流值，ZLMO和ZLNO为母线M和母线N到故障点的零序阻抗，ZMO和ZNO为系统到母线M和母线N的等效零序阻抗；

而与接地电阻Rg的阻值大小无关；然后按照线路故障前电网运行方式利用“分布式继电保护计算系统”中短路计算程序模块进行搜索，在故障线路搜索满足条件的故障点，若搜索到，则该点即为线路高阻接地故障点。

说明书

一种基于故障信息的高阻接地故障辨识与定位方法

技术领域

[0001] 本发明涉及电力系统电网故障辨识与故障定位技术领域，具体地说是一种基于故障信息的高阻接地故障辨识与定位方法。

背景技术

[0002] 在高压输电线路中，单相接地故障是最常发生的故障，单相接地故障有时经过高过渡电阻并伴有电弧，具有故障电流突变量小、电流水平不稳定、存在谐波和高频分量等不利于保护可靠检测的故障特征，引起两套主保护相继动作而不是同时动作、或一套主保护动作而另一套不动作、甚至出现主保护不动而后备保护动作等复杂现象。因此，[0003] 1、线路故障跳闸后，正确快速辨识出高阻接地故障显得尤为重要。

[0004] 2、同时线路故障跳闸后，为了减少输电线路故障巡查的工作量，迫切需要在系统发生故障后能准确快速地查找出故障点，缩短故障恢复时间，提高供电可靠性。

[0005] 3、目前线路保护和故障录波器大多采用阻抗测量原理的测距算法，该算法受故障类型、故障电阻和线路对端负荷阻抗等因素影响较大，当发生高阻接地故障时，其测距结果会严重偏离真实故障距离，无法满足现场的应用要求。

发明内容

[0006] 本发明的目的就是为了解决上述问题，根据线路故障跳闸的综合信息，提出一种快速准确辨识高阻接地故障并进行故障定位的方法。

[0007] 为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：

[0008] 一种基于故障信息的高阻接地故障辨识与定位方法，包括以下步骤：

[0009] （1）故障发生后，通过电网故障录波器联网系统读取故障线路、母线以及与故障线路存在电气联系的相邻线路的故障录波图；

[0010] （2）根据故障录波图分析输电线路发生故障时电网主要故障特征，并通过故障前后跳闸线路和相邻线路的电压电流相量变化辨识电网是否发生高阻接地故障。

[0011] （3）根据零序差动保护原理，识别发生高阻接地故障的线路；

[0012] （4）基于故障录波图的信息和网络拓扑结构，根据电网故障序网络分析原理，计算故障点位置及接地电阻高阻阻值。

[0013] 步骤（2）所述的主要故障特征包括：

[0014] 1）故障线路两侧母线电压变化情况；

[0015] 2）故障线路两侧电流和零序电流变化情况；

[0016] 3）相邻线路电流变化情况。

[0017] 所述的步骤（3）的具体过程如下：

[0018] （3-1）根据零序差动保护原理，首先将故障跳闸线路及与其相邻线路组成的区域作为保护区域，通过对故障时各线路的零序电流进行计算分析，辨识该区域的运行状态；

[0019] （3-2）在正常运行状态时，该区域内各线路流过电流均为负荷电流，零序电流值为负荷三相不平衡电流，其值通常较小，即 其中，[3I0]fN为跳闸线路乙侧零序电流，[3I0]i为相邻线路(i)的零序电流，则该区域未发生接地故障；当区域内任意一点发生接地故障（包括高阻接地）时，各条线路零序电流的矢量和的幅值必然大幅增加，即 时，则该区域发生接地故障。由故障录波数据可知，
显然区域内发生了接地故障；

[0020] （3-3）接下来根据故障录波图的数据逐一计算保护区域内相邻线路和跳闸线路两侧零序电流矢量和，可得

[0021]

[0022] 根据零差保护原理，非故障线路两侧零序电流矢量和为零，故障线路两侧零序电流矢量和应大于零；从式（1）可看出，只有跳闸线路两侧零序电流矢量和大于零，因此根据故障特征和以上分析，综合判断出发生高阻接地故障的线路。

[0023] 步骤（4）的具体过程如下：

[0024] 该步骤采用与负荷电流无关的零序网络进行故障定位，故障线路两侧零序电流的比值等于故障点K到零序网络两侧等效零序电抗的反比，即

[0025]

[0026] 而与接地电阻Rg的阻值大小无关；然后按照线路故障前电网运行方式利用BASE2000系统中短路计算程序模块进行搜索，在故障线路搜索到满足条件的故障点，若搜索到，则该点即为线路高阻接地故障点。

[0027] 本发明的有益效果是：

[0028] 该方法的核心思想是根据故障序网络分析原理和差动保护原理，利用电网分布式继电保护计算系统进行故障辨识和定位。故障计算和现场巡线结果证实了本方法的有效性和准确性， 它具有方法简单实用，准确性高，具有较好的工程意义及实用价值等优点。

附图说明

[0029] 图1为甲侧RCS-931A录波图；

[0030] 图2为乙侧RCS-931A录波图；

[0031] 图3甲侧RCS-902CFM录波图；

[0032] 图4乙侧RCS-902CFM录波图；

[0033] 图5保护区域示意图；

[0034] 图6高阻接地故障系统示意图；

[0035] 图7零序等效网络。

具体实施方式

[0036] 下面结合附图与实施例对本发明作进一步说明。

[0037] 2012年5月某220kV输电线路发生故障。该线路两侧都配置南瑞继保公司RCS-931A型光纤差动保护和RCS-902CFM型光纤距离保护。故障线路甲侧保护动作如下：RCS-931A光纤差动保护在故障18ms后相电流差动保护动作，跳开C相开关，RCS-902CFM保护启动但未动作出口，1000ms后双套保护重合闸动作并重合于故障，RCS-931A光纤差动保护在C相开关合闸175ms后将开关三相跳开，线路重合失败。故障线路乙侧保护动作行为与甲侧保护动作相似，不再具体描述。现场保护定值和动作信息见表2、表3，故障线路两侧保护录波图如图1～图4。

[0038] 1线路故障原因分析

[0039] 1.1故障类型辨识

[0040] 故障发生后，通过电网故障录波器联网系统读取了故障线路、母线以及与故障线路存在电气联系的相邻线路的故障录波图，详见图1～图2。

[0041] 经过仔细分析发现该输电线路发生故障时电网主要故障特征如下：

[0042] 1）故障线路两侧C相母线电压几乎没有下降；

[0043] 2）故障线路两侧C相电流增大，零序电流增大；

[0044] 3）相邻线路（1）C相电流增大，但增加幅度较小；

[0045] 4）相邻线路（2）C相电流几乎减小至零。

[0046] 通过对甲侧和乙侧RCS-931A录波图进行详细分析，线路两侧故障前、故障后电压电流相量如表4。从表4可以看出，故障线路故障前电压超前电流30°左右（负荷阻抗角），但故障时两侧C相电压和电流几乎同相位（夹角为0°），说明线路为经过较大的纯电阻性的高阻接 地。

[0047] 1.2故障线路辨识

[0048] 根据零序差动保护原理，首先将故障跳闸线路及与其相邻线路组成的区域作为保护区域，如图5所示。

[0049] 通过对故障时各线路的零序电流进行计算分析，可以很容易地辨识该区域的运行状态。在正常运行状态时，该区域内各线路流过电流均为负荷电流，零序电流值为负荷三相不平衡电流，其值通常较小，即 其中，[3I0]fN为跳闸线路乙侧零序电流，[3I0]i为相邻线路(i)的零序电流，i为区域内第i条线路，m为该区域内非跳闸线路总数，则该区域未发生接地故障；当区域内任意一点发生接地故障（包括高阻接地）时，各条线路零序电流的矢量和的幅值必然大幅增加，即 时，则该区域发生接地故障。
由故障录波数据可知， 显然区域内发生了接地故障。

[0050] 接下来根据故障录波数据逐一计算保护区域内相邻线路（1）～（5）和跳闸线路两侧零序电流矢量和，可得

[0051]

[0052] 根据零差保护原理，非故障线路两侧零序电流矢量和为零，故障线路两侧零序电流矢量和应大于零。从式（1）可看出，只有跳闸线路两侧零序电流矢量和大于零，因此根据故障特征和以上分析，综合判断电网故障为跳闸线路C相发生高阻接地故障。

[0053] 2故障定位

[0054] 目前线路保护和故障录波器基本都配置基于阻抗测量原理的测距功能，阻抗测距算法普遍采用解微分方程算法，此算法简单，实时性好，不受电网频率波动等影响，但由于方程中限制只能求解两个未知数，因此，它们一般假设保护安装处电流与故障电流同相位，这种假设导致线路发生高阻接地故障时，其测距结果（如表3）会严重偏离真实故障距离，无法满足故障点准确定位要求。

[0055] 2.1故障点计算

[0056] 由2.1节分析可知，输电线路的故障类型应为C相发生高阻接地故障，接下来本文基于故障录波信息和网络拓扑结构，根据电网故障序网络分析原理，利用电网“分布式继电保护计算系统”（BASE2000系统）计算故障点位置及接地电阻高阻阻值。

[0057] 当线路发生高阻接地时，系统示意图如图6所示。

[0058] 由于线路高阻接地，因此故障电流并不是很大（故障线路故障相二次电流仅为0.8A），此时负荷电流不可以忽略，流过线路的电流应为故障电流与负荷电流的矢量和，因此当故障电流与负荷电流方向相反时，有可能导致故障时某些线路的电流反而会变小（如本次故障时的相邻线路（2））。

[0059] 为保证高阻接地故障定位的准确度，必须采用与负荷电流大小无关的方法进行故障定位，为此，本文采用与负荷电流无关的零序网络进行故障定位，系统故障零序等效网络如图7所示。

[0060] 从图7可以看出，故障线路两侧零序电流的比值等于故障点K到零序网络两侧等效零序电抗的反比，即

[0061]

[0062] IM0和IN0为线路M侧和N侧零序电流值，ZLM0和ZLN0为母线M和母线N到故障点的零序阻抗，ZM0和ZN0为系统到母线M和母线N的等效零序阻抗。

[0063] 而与接地电阻Rg的阻值大小无关。两站的零序电流由两侧保护装置的保护录波文件可得

[0064]

[0065] 然后按照线路故障前电网运行方式利用BASE2000系统中短路计算程序模块进行搜索，在故障线路搜索到一故障点，该故障点为故障线路距甲侧76.0%处发生C相接地故障时，线路两侧零序电流的比值为0.402，因此该故障点即为所求故障点。故障线路线路全长为53.85km，即故障点为距甲侧53.85×0.76=40.93km处。

[0066] 2.2结果对比

[0067] 故障点确定后，再根据故障时故障录波器所录线路的故障零序电流值即可计算出接地电阻的阻值，经计算，接地电阻阻值为2.92×48.4=141.3Ω。故障点和接地电阻确定后，进行短路计算就可以算出电网所有支路的零序电流值，再与故障时故障录波器所记录数值进行比较，比较结果如表1。

[0068] 从表1可以看出，大多数支路（故障线路两侧、相邻线路（2）、相邻线路（3）、相邻线路（4）、相邻线路（5））零序电流计算值与故障时实际录波值比较吻合。相邻线路（1）计算值与录波值虽存在一定的偏差，经分析认为由故障时零序电流较小、电流互感器的传变误差等导致。

[0069] 表1各支路零序电流计算值与录波值比较

[0070]

[0071] 2.3现场巡线结果

[0072] 将理论计算后的故障点告知故障线路所属供电公司，经巡线勘查，证实该故障线路距甲侧76%处附近为山区，山区覆盖较多树木，故障时线路对山坡树木放电。

[0073] 本发明基于一起220kV输电线路故障录波数据，利用序网络故障分析理论和电网分布式继电保护计算系统（BASE2000系统）进行了故障类型辨识和故障点定位，故障电流计算值与故障录波数据对比结果及巡线结果均证实了该方法的有效性和正确性。结果表明，本发明所提出的高阻接地故障辨识方法快速有效，故障点定位方法不受过渡电阻、负荷电流等因素的影响，有较高的测距精度。

[0074] 表2纵联差动保护主要定值（两侧保护CT变比均为1600/5）

[0075]项目 甲侧 乙侧
电流变化量启动值/A 1.00 1.00
零序起动电流/A 0.5 0.5
差动电流高定值/A 1.50 1.50
差动电流低定值/A 1.35 1.35
零序过流II段/A 1.80/3s 4.7/2.5s
零序过流III段/A 1.00/5s 1.3/4.5s
零序过流加速/A 3.5 3.5

[0076] 表3两侧动作报告

[0077]

[0078] 表4故障线路电压电流相量

[0079]