[发明专利]基于μPMU的配电线路参数辨识的相分量故障测距方法

说明书

本发明实施例提供了一种基于μPMU的配电线路参数辨识的相分量故障测距方法。该方法主要包括：利用线路双端的μPMU采集的故障前后的电压电流相量数据，将所提取的稳态电压电流进行傅里叶分解得到相值的基波分量，由线路双端三相电压电流的基波分量确定出线路参数，由故障后线路两端相分量建立矩阵方程，并结合约束条件和线路参数，确定出唯一的故障距离。本发明引入μPMU实时确定了线路参数，减小了由于现场施工、线路老化及天气因素带来的线路参数误差，并且解决双端信息不同步问题带来的测距误差问题，避免了复杂的电路暂态分析，降低了计算量，同时基于双端阻抗法可消去过渡阻抗带来的测距误差，测距精度也不受中性点接地方式的影响。

技术领域

本发明涉及配电网故障测量技术领域，尤其涉及一种基于μPMU的配电线路参数辨识的相分量故障测距方法。

背景技术

随着社会发展，分布式电源在配电网中渗透率逐步增高，对配电网的精确定位提出了更高的要求。配电网结构趋于多端化、多分支化、结构复杂化，加之分布式电源的接入，使故障电流来源多样，同时配电网存在负荷扰动，这使得配电网故障测距成为一个较为困难的问题。除此之外我国35K以下配网多采用小电流接地系统，故障电流微弱、谐波严重、信噪比低，难以精确提取故障特征。对配电网故障进行测距采用行波法对采样率要求较高难以实现且成本昂贵，而人工智能算法尚不成熟。

现有技术中的一种对配电网故障进行测距的方法为：双端阻抗法测距，综合经济性与技术要求来说，这种方法基本可以满足要求。

上述现有技术中对配电网故障进行测距的方法的缺点为：其一，目前的阻抗法大多基于序分量进行故障测距，这种算法将线路条件理想化，认为线路是三相对称的，或利用相分量计算时忽略线路各相之间的互阻抗，这两种处理方法都不符合实际配电线路情况因此会带来误差；其二，大多基于阻抗法的测距方法，线路阻抗参数提前计算完毕或直接从电力部门获取而非在线实时计算，而由于现场施工、线路老化和天气等因素影响，使得实际线路参数与已知的线路参数不完全一致，从而对后续的故障测距算法精度带来影响；其三，传统双端故障测距需要利用故障时刻输电线路两端的实时系统参数，但由于传统电气量测设备不具备实时功能，同时受到通信传输的限制，无法保证故障时刻线路两端参数的时间一致性，导致测量误差。此外，基于不同步采样数据的算法可解决不同步问题，但算法较为复杂，影响测距速度，且收敛性较差。

μPMU(Phasor Measurement Unit，微型同步相量测量单元)技术的快速发展为提升配电网的运行控制水平提供了新的技术手段和解决思路。μPMU能高精度同步采集电压电流等信息，通过计算获得测点的功率、相位和功角等信息并向主站传输，数据采样速率一般在80～200点/周波左右，数据实时性要求20ms，其实时性和同时性可为电网提供丰富可靠的数据源。而目前基于μPMU的故障测距大多应用于输电网，在配电网中的应用较少，基于μPMU的配电网故障测距技术也亟待成熟。

基于双端信息的阻抗法大多采用序分量进行测距，现有技术中的一种利用序分量对配电网故障进行测距的方法为：基于分布参数的双端阻抗法，该方法认为线路参数均匀，由故障前数据进行迭代求取线路正序波阻抗与传播系数，由故障后正序网络进行故障的测距。该方法的缺点为：该算法未考虑双端信息不同步问题带来的误差；虽然有技术提出了将零序电流分量作为修正量，对故障测距算法进行修正，在前者的基础上提高了测距精度，但在中性点不接地系统发生单相接地故障时，零序电流较小难以检测会给测距带来困难；此外现有技术中，有学者推导了故障线路分布参数的象函数模型，并进行对称分量变换，在此基础上推导复合序网的象函数模型，提出了基于 Stehfest数值反演原理的双端测距算法。