0引言

配電網(wǎng)運(yùn)行的安全性和穩(wěn)定性對(duì)提高全網(wǎng)經(jīng)濟(jì)效益和保障人民生活水平意義重大。配電網(wǎng)大多數(shù)故障為單相接地故障,快速準(zhǔn)確定位故障點(diǎn),可及時(shí)處理、排除接地故障,盡快恢復(fù)正常供電^[1]?，F(xiàn)代配電系統(tǒng)不僅結(jié)構(gòu)復(fù)雜,而且地下電纜和架空線路混合,加上分支線路,使得接地故障定位更為困難。

傳統(tǒng)的接地故障定位方法主要有阻抗測(cè)距法^[2]、S注入法^[3—4]和行波法^[5—7]。阻抗測(cè)距法利用阻抗與線路長(zhǎng)度的關(guān)系確定故障距離,由于接地過渡電阻的存在,定位精度受到影響。S注入法通過向故障饋線注入低頻信號(hào)實(shí)現(xiàn)故障定位,但人工手持探測(cè)器進(jìn)行巡檢定位耗時(shí)長(zhǎng)。行波法需要高采樣率的錄波裝置,配電網(wǎng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)復(fù)雜使得波頭提取困難,配電網(wǎng)故障定位效果不理想。

本文提出一種基于零序CT載波信號(hào)注入的中性點(diǎn)不接地配電網(wǎng)單相接地故障定位方法,它直接通過電力線傳輸載波信號(hào),無(wú)須計(jì)算,不用人工巡檢,直接觀察監(jiān)測(cè)點(diǎn)就能確定故障點(diǎn)位置。該方法是在配電網(wǎng)中每隔一段距離安裝零序電流互感器,對(duì)每個(gè)互感器二次側(cè)的零序電流用不同的高頻進(jìn)行調(diào)制,高頻載波信號(hào)通過電力線傳輸?shù)奖O(jiān)測(cè)端,將信號(hào)進(jìn)行放大濾波處理,得到零序電流載波信號(hào),利用波形的特殊性對(duì)各監(jiān)測(cè)點(diǎn)的零序電流進(jìn)行相位識(shí)別,實(shí)現(xiàn)快速準(zhǔn)確定位。

1基于零序電流載波的故障定位原理

1.1 故障定位原理

以中性點(diǎn)不接地系統(tǒng)為例,在沒有故障時(shí),線路中的零序電流為0,在發(fā)生單相接地故障時(shí),各線路的零序電流幅值和相位會(huì)發(fā)生有規(guī)律的變化。因此,提取各監(jiān)測(cè)點(diǎn)零序電流的幅值、相位信息,就能確定故障點(diǎn)的位置。如圖1所示,在配電網(wǎng)各出線每隔一段距離安裝傳統(tǒng)的零序電流互感器,將每個(gè)互感器分別注入不同頻率的載波信號(hào),其頻段為5~100 kHz。

1.2 故障定位判據(jù)

假定電網(wǎng)三相線路對(duì)地電容參數(shù)相等,則系統(tǒng)每相線路對(duì)地總電容為C_A0=C_B0=C_C0=C₀ ;故障饋線每相對(duì)地電容為C_A0^g=C_B0^g=C_C0^g=C₀^g;非故障饋線共有N條,每相對(duì)地電容為C_A0^k=C_B0^k=C_C0^k=C₀^k(k=1,2,3,… ,N)。則有

。

若某條饋線C相線路發(fā)生金屬性單相接地故障,故障點(diǎn)接地電流I_g*為:

I_g*=jwC_A0U_AC*+jwC_B0U_BC*=—3jwC₀U_C*   (1)

式中:w為角頻率;U_AC*、U_BC*為健全相線電壓相量;U_C*為故障相相電壓相量。

假設(shè)第k條饋線總長(zhǎng)度為S_k,則非故障饋線距離母線出口x km處的零序電流I_kx*為:

假定故障饋線總長(zhǎng)度為S_gkm,距離母線出 口 Y km處發(fā)生單相接地故障,則故障點(diǎn)前(變電站側(cè))饋線長(zhǎng)度為ykm,故障點(diǎn)后 (負(fù)荷側(cè))饋線長(zhǎng)度為(S_g—Y)km。此時(shí),故障點(diǎn)前距離母線出口xkm處的零序電流I_gx*為:

接地故障點(diǎn)后距離母線出口xkm處的零序電流I_gx*'為:

根據(jù)式(1)~(4)可以推導(dǎo)出發(fā)生單相接地時(shí)零序電流分布圖如圖2所示,故障饋線單相接地點(diǎn)前(變電站側(cè))的自然零序電流幅值幾乎與整個(gè)電網(wǎng)單相接地(零序)電流相等,幅值最高,且隨著距離的增加,零序電流逐漸線性增大。相比之下,非故障饋線和故障饋線接地點(diǎn)后端(負(fù)載側(cè))零序電流幅值則要小得多。同時(shí),故障饋線單相接地點(diǎn)前(變電站側(cè))的自然零序電流相位與非故障饋線、故障饋線接地點(diǎn)后端(負(fù)載側(cè))饋線的零序電流相位相反。

2 高頻載波信號(hào)的調(diào)制與處理

2.1零序電流信號(hào)的高頻調(diào)制

三相地下電纜上零序電流互感器的安裝及其配 置如圖3所示。

圖中高頻mos管T₁與二極管D₁反向并聯(lián),mos管T₂與二極管D₂反向并聯(lián),將它們串聯(lián)后并至電阻R兩端。在T₁和T₂控制柵極施加頻率為?的高頻方波信號(hào)P(t)來(lái)控制mos管的導(dǎo)通和關(guān)斷,對(duì)電阻R上的電壓進(jìn)行高頻調(diào)制。當(dāng)P(t)為高電平,流入正半周零序電流時(shí),T₁和D₂導(dǎo)通,電阻兩端被短路;當(dāng)P(t)為低電平時(shí),開關(guān)不導(dǎo)通,此時(shí)電阻R兩端電壓被提取。同理,當(dāng)流入負(fù)半周零序電流時(shí),是T₂和D₁工作。調(diào)制過程圖如圖4所示。

2.2 零序電流信號(hào)的處理

載波調(diào)制后的信號(hào)耦合回互感器一次側(cè)后,通過電力線傳輸?shù)侥妇€接收端,此時(shí)接收到的信號(hào)是各個(gè)頻率的載波信號(hào)和工頻信號(hào)的混合信號(hào),所以首先采用高通濾波器來(lái)濾除工頻信號(hào),再經(jīng)過帶通濾波器選頻,就可以得到各個(gè)頻率所對(duì)應(yīng)的載波波形。

將設(shè)置好的電路用MATLAB軟件進(jìn)行仿真,濾波后的載波信號(hào)波形如圖5所示。圖中分別對(duì)5、10、15、20 KHz的頻率進(jìn)行了放大濾波處理,可以看出濾波后的載波信號(hào)是一個(gè)包絡(luò)波形,根據(jù)前面的故障判據(jù)可知,故障點(diǎn)前后兩端零序電流的相位相反且幅值變小。

對(duì)圖1所示的每個(gè)監(jiān)測(cè)點(diǎn)進(jìn)行零序電流載波信號(hào)的實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè),在發(fā)生單相接地故障時(shí),故障點(diǎn)前后的零序電流相位發(fā)生了180°偏移,且幅值變小。找出這兩個(gè)頻率對(duì)應(yīng)的互感器的位置,即可確定故障區(qū)段。

3 系統(tǒng)仿真

3.1 輻射型電纜配電網(wǎng)故障定位的仿真

基于MATLAB建立如圖6所示的仿真模型。配電網(wǎng)單相接地電流為I_J=80.0A,故障饋線3總長(zhǎng)l₃=11Km,饋線3發(fā)生單相接地點(diǎn)在距離變電站出口7 Km 處。各饋線沿線1、3、5、7、9 Km處分別裝設(shè)載波頻率為?₁=25KHz、?₂=20KHz、?₃=15KHz、?₄=10KHz、?₅=5KHz的零序電流互感器。

當(dāng)故障發(fā)生在7 Km和9 Km之間時(shí),可以看到圖7所示的仿真結(jié)果顯示,故障點(diǎn)前后對(duì)應(yīng)的互感器零序電流信號(hào)相反,且?₄=10kHz、?₅=5kHz零序電流信號(hào)幅值突然變得很小。由此可以斷定接地故障發(fā)生在7 km和9 km之間。

3.2 輻射型架空線配電網(wǎng)故障定位的仿真

架空線模型采用型號(hào)為L(zhǎng)GJ—185的線路,建立如圖8所示仿真模型。

假設(shè)故障饋線3總長(zhǎng)l₃=10km,沿線 1、3、5、7、9km處分別裝設(shè)載波頻率為?1=25kHz、?2=20kHz、?3=15kHz、?4=10kHz、?5=5 kHz的零序電流互感器。

假設(shè)單相接地故障發(fā)生在9.0 km饋線處,故障線路各零序電流載波檢測(cè)信號(hào)波形如圖9所示。當(dāng)故障發(fā)生在7 km和9 km之間時(shí),可以看到仿真結(jié)果顯示,故障點(diǎn)前后對(duì)應(yīng)的互感器零序電流信號(hào)相反,且幅值突然變得很小,可以判斷故障發(fā)生在7km和9km之間。

4結(jié)束語(yǔ)

本文提出了一種基于零序CT載波信號(hào)注入的配電網(wǎng)故障定位新方法,用于地下電纜和架空線配電網(wǎng)單相接地故障定位。本文首先討論了零序電流的分布情況,推導(dǎo)出了故障定位的判據(jù);然后分析了零序電流高頻調(diào)制的原理以及如何實(shí)現(xiàn)相位識(shí)別功能;接著介紹了接收端的處理和濾波性能;最后通過仿真和實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證了理論的可行性。

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2024年第22期第6篇