基于μPMU同步量测数据的配电网故障定位方法

通过在辐射型多分支配电网络配置微型同步相量测量单元(μPMU),提出了一种基于μPMU同步量测数据的配电网故障定位方法。该方法首先通过单端μPMU电压、电流同步相量求取初始故障距离。然后,根据双端μPMU电压、电流同步相量排除伪故障点,迭代确定故障在主网络上的具体位置,通过与初始故障距离比较,判断故障发生在主网络还是分支线路上。最后,通过伪故障点的迭代排除,确定分支上故障到主网络的距离。该方法考虑了线路电容对故障定位精度的影响,通过线路对地电容分析,减小了定位误差。仿真结果验证了该方法的有效性。     

基于μPMU同步量测数据的配电网故障定位方法

通过在辐射型多分支配电网络配置微型同步相量测量单元(μPMU),提出了一种基于μPMU同步量测数据的配电网故障定位方法。该方法首先通过单端μPMU电压、电流同步相量求取初始故障距离。然后,根据双端μPMU电压、电流同步相量排除伪故障点,迭代确定故障在主网络上的具体位置,通过与初始故障距离比较,判断故障发生在主网络还是分支线路上。最后,通过伪故障点的迭代排除,确定分支上故障到主网络的距离。该方法考虑了线路电容对故障定位精度的影响,通过线路对地电容分析,减小了定位误差。仿真结果验证了该方法的有效性。     

基于μPMU相量信息的配电网络故障测距方法

配电网参数不准确是影响配电网故障测距精度的主要原因之一,同时实际中配电线路不对称较为严重,也在一定程度上影响了故障测距精度。传统配电网阻抗法故障测距多采用电压电流序分量幅值信息,其精度受到互感器及现场条件制约,难以有本质提高。随着微型同步相量测量单元(micro phasor measurement unit,?PMU)在配电网中的应用,可以获取高精度的相位信息,为基于在线参数辨识的配电网故障测距提供了条件。提出了一种基于μPMU相量信息的配电线路故障测距方法。首先,量化分析了实际配电线路参数误差对故障测距结果的影响,采用考虑线路耦合与线路三相不平衡的集中参数模型。其次,结合μPMU高精度测量的线路正常运行数据与故障数据,以线路参数与故障距离同时作为未知参数,挖掘线路首、末端信息得到的故障点电压相量特性,以电压相量差模值最小作为目标函数,以相角相等作为约束条件,利用内点法优化同时求取实时线路参数与故障距离。最后,在PSCAD中搭建了仿真模型进行验证,仿真结果表明文中提出的算法可以根据故障前后的信息辨识线路参数,并具有较高的故障测距精度。     

一种基于双端电压相量测量的故障测距新算法

基于测距方法的研究,提出了一种仅利用线路两端电压相量实现测距的新方法,根据故障后各节点组成的电压变化量矩阵方程求得故障距离。采用全球定位系统(GPS)提供的时间为基准,利用同步相量测量单元(PMU),对电力系统不同节点电压基波相量进行同步测量,借此技术可以解决高压输电线路两端相量测量的同步问题,同步精度可达1μs,能够满足实际电力系统故障测距精度的要求。由于仅利用电压相量进行测距,消除了由于电流互感器饱和所带来的测距误差,并且可以应用于对称和不对称高压输电线路中。仿真结果表明该方法增强了双端测距的灵活性,测距精度高,并且避免了由电流互感器饱和所造成的测距误差。     

基于有限μPMU的主动配电网故障定位方法

随着通信技术和广域监测系统(wide area measurement system,WAMS)的发展,主动配电网通过微型同步相量测量装置(micro-phasor measurement unit,μPMU)获得全网信息量进行状态感知和故障定位的前景越来越广阔。提出一种基于有限μPMU的主动配电网故障定位方法。首先对μPMU优化配置,保证其全网可观,可以综合利用全局的相量信息。将系统划分为3类故障监测域,通过搜索判据确定可疑故障元件集。此外,还提出不平衡电流故障定位算法,分别对可疑故障元件集内各节点的不平衡电流进行计算,从而确定故障位置。最后利用PSCAD/EMTDC搭建了修正的IEEE33节点配电网模型,对所提出方法利用MATLAB进行仿真验证,结果表明该方法对包括短路和断线等各种故障类型均具有良好的适应性,不受故障位置和故障类型的影响,抗过渡电阻能力较强,可以准确定位故障区段。     

利用故障录波数据修正PMU数据中电压相角差误差的方法

实际电网频率的波动性会使PMU中利用DFT算法计算电压相角时出现误差,另外由于实际电网中缺乏其他测量电压相角差的手段,导致在实际电网中无法实现对PMU测量的不同测点上的电压相角差数据误差进行校验,因此本文提出了一种利用故障录波器上传的电压波形数据计算不同测点上电压相角差的方法,利用单相接地故障时的零序电流波形和相关函数分析,实现了线路两端录波数据的同步,并计算出了线路两端不同测点间的电压相角差。理论分析、实际PMU数据和录波数据的分析结果表明:该方法实现了电网中不同测点上电压相量间相角差的准确测量,实现了对利用PMU测量相角数据计算的电压相角差误差的修正。该方法对于提高故障录波数据的应用价值和修正PMU数据中的电压相量相角差的误差具有重要参考价值。     

基于PMU动态同步相量测量的故障测距

为提高故障测距的准确性,提出了一种基于相量测量单元(phasor measurement unit,PMU)动态同步相量测量的输电线路双端故障测距算法。通过分析单端故障测距算法因线路对端数据未知而导致的故障测距误差,引入同步相量测量单元,并应用动态同步相量测量算法,有效提高动态同步相量测量的精确性和实时性;以全球定位系统(global position system,GPS)为时间基准,将故障时刻线路双端相量测量结果,应用于正序网络的测距方程,进行准确地故障定位。仿真实验表明,所提算法充分利用线路两端的故障信息,提高了故障测距的准确性。     

基于电流相位变化的有源配电网故障区段定位

随着配电网中分布式电源(DG)接入的日益增加,配电网结构由传统的单端电源系统逐渐转变为有源配电网,传统配电网保护已经不能满足配电网故障保护的需求。提出一种适用于有源配电网的故障区段定位方法,该方法利用同步相量测量装置(PMU)得到两端故障电流相角变化量,无需安装方向元件和互感器,降低了经济成本,计算快速简单,提升了配电网整体稳定化、快速性和自适应能力,具有广泛应用前景。     

基于节点电压差值的配电网故障定位方法

针对基于微型同步相量量测(μPMU)的配电网故障定位方法存在经济性与定位精度有待提高的问题,提出了一种基于节点电压差值的配电网故障定位方法。通过分析配电网节点电压的故障特性,定义了节点电压计算值与量测值的差值指标W。然后,利用节点电压计算值与量测值之间的数值关系,建立了有限量测装置情形下的配电网故障支路辨识原则。进而,根据故障支路两端节点的量测数据,利用末端节点注入电流后线路间节点电压变化值与末端节点量测电压变化值间的关系,提出一种基于线路末端节点电压差值的故障定位方法。仿真表明,所提方法可以实现有限量测装置情形下的故障准确定位,且定位结果受故障类型、过渡电阻、量测误差的影响较小,具有较好的抗线路参数和节点负荷变化的能力。     

基于PMU的双端同步故障测距算法的研究

基于分布参数的线路模型,推导了双端数据同步采样的测距算法。该算法充分利用PMU测量数据的同步性,完全不考虑不同步采样角的影响,大大简化了测距过程,根据故障前系统的电压、电流相量对线路参数进行了修正,提高了测距的精度。结合PMU的配置方案,对线路两端均装有PMU和线路一端装有PMU两种情况进行了ATP仿真分析,仿真结果验证了算法的有效性,在两种情况下均能满足故障测距的精度要求。     

基于有限相量测量单元测量故障分量信息的故障定位算法

提出了一种基于有限同步相量测量单元(PMU)测量故障分量信息的故障定位算法.采用间隔母线配置PMU的布点策略,即在2条配置有PMU的母线之间间隔一条非零注入并且未配置PMU的母线.该算法首先运用叠加原理获得系统的纯故障等值模型,进而对纯故障等值模型进行等价变换,以获得故障线路两端的系统阻抗等值模型和故障点注入电流源的转移等值模型,最后结合这2种等值模型,实现对故障点的精确定位.该算法没有迭代过程,不存在伪根问题,且计算量小.此外,该算法不受电网拓扑、过渡电阻、振荡状态及系统运行方式的影响.动模试验结果验证了该方法的有效性.     

配电网微型PMU与故障录波装置研究与开发

针对低电压等级配电网设计开发了一种配电网微型相量测量单元(PMU)与故障录波装置。该装置具有同步相量测量、综合数据采集、设备授时以及故障录波等多个功能。装置充分考虑了硬件成本和安装难度,在满足数据准确度的前提下显著降低成本。装置采用虚拟过零相量测量算法实时测量电压相量;在故障录波中,提出了电气量偏移率与波形曲率相结合的启动判据。给出了相应的硬件设计方案。测试结果表明,该装置测得的数据准确,故障识别速度快,能满足配电网络分析的基本要求。     

基于CML的配电网μPMU相量测量算法

配电网受谐波和噪声干扰严重,电压相量的计算难度更大,传统的输电网相量测量精度不能满足配电网的要求。为提高配电网电压相量幅值和相角的测量精度,提出了一种基于条件最大似然估计法(conditional maximum likelihood estimation,CML)的配电网微型同步相量测量单元(μPMU)的相量测量方法。该算法建立了三相不平衡系统的信号模型,在待测量最多包含两个未知量且待测量矩阵与单位矩阵正交不等于零时,利用三相矩阵与样本协方差矩阵的特征向量正交来获取待测量,进而通过几何特性推导出电压相量的幅值及相位表达式,降低了运算量。通过Matlab进行了仿真验证,仿真结果表明所提方法能够在一定程度上提高配电网电压相量幅值和相位的测量精度。     

一种基于PMU的线路自适应故障测距算法

提出一种新的基于相量测量单元(PMU)的输电线路故障测距的自适应算法。该算法利用PMU装置获得高压线路两端的电压和电流相量,在线计算线路参数,解决了线路实际参数与电力局所提供参数的不同、线路参数在运行过程中的不确定性等问题。采用前置带通滤波器与全波傅氏算法相结合的滤波算法,提取相当精确的突变量基频分量,用于输电线路故障测距。大量的EMTP仿真计算结果和实际系统参数验证结果表明,该测距算法不受系统的运行方式、故障点过渡电阻、故障类型、故障距离等因素的影响,具有很高的测距精度。     

一种基于PMU的线路自适应故障测距算法

提出一种新的基于相量测量单元(PMU)的输电线路故障测距的自适应算法.该算法利用PMU装置获得高压线路两端的电压和电流相量,在线计算线路参数,解决了线路实际参数与电力局所提供参数的不同、线路参数在运行过程中的不确定性等问题.采用前置带通滤波器与全波傅氏算法相结合的滤波算法,提取相当精确的突变量基频分量,用于输电线路故障测距.大量的EMTP仿真计算结果和实际系统参数验证结果表明,该测距算法不受系统的运行方式、故障点过渡电阻、故障类型、故障距离等因素的影响,具有很高的测距精度.     

基于双端电气量的配电线路故障定位方法

配电线路的故障定位技术对维护电力系统的稳定运行起到了重要作用。文章以R-L线路模型为基础,提出了一种基于电压、电流正序分量的配电线路故障定位方法,该方法首先对配电线路两端测量点的电压、电流相量进行检测,得到正序电压、电流相量矩阵,然后结合线路故障系数矩阵及线路阻抗参数建立定位函数,实现故障定位。仿真实验表明,该方法计算量小,受故障电阻、故障位置等因素影响较小,鲁棒性好,对配电网线路故障定位的精度较高,具有广泛的应用前景。     

有限相量测量单元下最小二乘估计的广域后备保护算法

提出了一种基于有限相量测量单元(PMU)的广域后备保护算法。它采用最小二乘法得到一个区域内各节点的电压估计值,利用这些电压估计值计算出本区域内每条线路的电流估计值,获得各线路电流实际值与估计值的残差值,进行排序,将电流残差值最大的两条线路列为疑似故障线路。利用多组PMU的电压故障分量,计算出疑似故障线路的多组线路故障点位置。利用故障点位置位于[0,1]之间等特性,给出了线路故障的判据。在IEEE 14节点系统上的仿真实验结果表明,所提出的算法能够准确判断出故障线路,不受故障点位置、故障类型的影响。     

基于直流电抗电压的柔性直流配电网故障测距方法

故障测距是柔性直流配电网发展所需的关键技术之一,传统的高压直流输电系统故障测距方法在直流配电系统中适应性不好。因此在考虑线路配置直流电抗器的情况下,提出一种基于直流电抗电压的直流配电网双端故障测距方法。该方法从直流故障的电容放电阶段进行研究,利用线路两端直流电抗电压构建包含故障距离和过渡电阻的两个未知参数的时域微分方程,并利用最小二乘法进行求解。PSCAD仿真结果表明该方法能够有效地进行故障定位,并且能够计算出故障点过渡电阻,可以满足直流配电网的故障测距要求。     

基于在线参数计算的同杆双回线的自适应故障测距

提出一种新的基于相量测量单元 (PMU)在线计算输电线路参数的同杆双回线故障测距的自适应算法。该算法利用PMU装置获得同杆双回线路两端的电压和电流相量,在线路正常运行时,在线计算同杆双回线的正序参数,并将该参数用于故障测距,解决了线路实际运行参数与电力局提供参数的不同,线路参数在运行过程中由于过负荷,区外故障等原因引起线路参数的变化所导致的测距精度问题。通过故障前后线路两端的采样数据获取突变的同序正序分量,计算线路两端的等效系统阻抗,解决了线路故障前系统运行方式的不确定性所引起的测距误差。大量的EMTP仿真计算结果表明,该测距算法能自适应系统运行方式的变化,不受故障点过渡电阻、故障类型、故障距离等因素的影响,具有很高的测距精度。     

一种基于精细积分法的输电线双端故障测距算法

提出了一种利用故障后线路两端同步采样的电压电流量进行故障测距的算法。该算法基于精细积分法,利用故障线路两端的同步测量数据,分别计算出输电线路的沿线电压,比较两组电压,可求出故障点的位置。该方法具有计算速度快、计算结果准确等优点。仿真结果证明了该算法是可行的。