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。     

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。     

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。     

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.     

基于μPMU的主动配电网故障定位方法研究

准确的故障定位有助于提高配电网络的稳定性。随着分布式发电和电动汽车的接入,传统配电网逐渐向主动配电网发展,传统故障和保护装置已无法满足,这对故障定位技术和装置提出了新的要求。文章提出了一种基于微型同步相量测量单元(也叫做μPMU或者微同步相量)的新方法对主动配电网的故障进行定位。该方法运用单端μPMU采集的电压电流信息,查找故障线路,得到候选故障点并计算其故障距离。并根据两端μPMU测量电压和故障电压之间的相位关系,排除伪故障点,确定故障点位置。仿真结果表明,在主动配电网下,该定位方法具有较高的定位精度,仅需在线路的两端配置μPMU即可满足对不同类型故障进行准确地定位。在高渗透率DG和高阻故障的情况下,该定位方法依然可以准确地对故障进行定位。     

基于零序分量的阻抗法配电网故障定位技术

精准故障定位对提高配电网的安全性、可靠性有着重要意义。提出了一种基于零序分量的阻抗法定位技术。依据线电压对称性及零序电压幅值判断是否发生单相接地故障,再利用安装在母线处及线路末端的同步相量测量单元获取线路发生单相接地故障后的稳态零序信号。在此基础上,根据线路两端零序电压、母线侧零序电流及线路零序参数建立各区段发生单相接地故障时的测距方程,以区段线路长度为限制排除伪根、确定真实根,通过遍历系统各区段可同时实现区段定位及故障测距。在EMTP/ATP仿真软件中搭建10 kV配电网。结果表明,所提方法在混合线路、多分支线路等多种配电网结构下都能保持较高精度,且测距精度不受接地电阻和故障相角的影响。     

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。     

基于北斗的μPMU相角同步测量精度问题的研究

随着我国对配电网研究力度的加大及北斗导航系统组网成功,基于北斗的配电网研究课题成为主流。在研制的配电网微型同步相量测量单元(Micro-synchronous Phasor Measurement Unit,μPMU)与故障录波装置的基础上,考虑采用北斗作为时钟源,对北斗可能造成的相量误差进行分析与研究。从稳态和动态两方面推导了授时偏差下μPMU量测相量的计算公式,分析了北斗授时偏差对相量幅值和相角的影响规律。通过MATLAB对相量误差进行仿真,仿真结果验证了理论分析的正确性,采用北斗作为时钟源可以有效提高原装置的相量测量精度,尤其是相角精度。     

基于数据驱动技术的配电网拓扑结构及线路参数识别方法

配电系统能量管理的优化需要掌控运行状态监测信息,需要对配电网拓扑结构及线路参数进行识别,然而,目前很多方法在识别过程中都要求用相量测量单元（phasor measurement unit,PMU）测量节点电压角,但这对于传统的配电网是不现实的。由此,本文提出了一种在不考虑电压相角信息的情况下进行线路拓扑辨识和参数估计的数值方法,第1步用数据驱动的回归方法对拓扑和线路参数进行初步估计;第2步采用数据和模型驱动的联合方法计算线路参数,恢复电压相角后进一步修正拓扑结构。最后通过算例表明,所提方法可以在不需要电压相角的情况下,在有限的测量样本基础上,准确估计出拓扑和线路参数。     

基于微型PMU的配电线路抗差参数辨识

微型相量测量单元装置为智能配电网提高可观性和可控性提供了基础。研究了基于微型相量测量单元的配电网线路参数抗差辨识方法:针对配电网三相运行不对称的情况,构建了基于相分量描述的配电线路三相π型等值模型,结合微型相量测量单元提供的多组线路两端电压、电流相量数据,提出了基于相分量模型的、适应配电网不对称运行的最小二乘线路参数辨识方法;并引入2种抗差方法,一种为基于Huber估计的抗差最小二乘法,另一种为基于中位数估计的抗差最小二乘法。在中性点经消弧线圈或小电阻接地系统中,所提方法仅需要线路两端的电压和电流相量即可在辨识线路相参数的同时获得线路正序和零序参数;在中性点不接地系统中,由于没有零序电流分量,当系统正常运行时所提方法可辨识线路正序参数。算例仿真验证了所提方法的有效性,并比较了2种抗差方法在辨识精度、计算耗时方面的优劣,结果表明,基于中位数估计的抗差最小二乘法的抗差性能更好,计算时间较短。     

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。     

一种基于非同步采样的双端测距方法

双端测距时线路参数随运行情况变化及双端数据不同步问题,对线路故障准确测距有明显的影响。在不忽略线路首末端电压电流相量幅值可能变化的情况下提出一种消除不同步角影响,利用非线性方程组准确求解线路参数的方法。先利用求解出的线路参数结合双端电气量数据求出非同步角;再利用准确求得的线路参数、非同步角,合理选择故障后双端电气量数据,由测距公式求解出故障距离。算例仿真显示该方法能较大程度提高测量精度。     

一种考虑线路参数变化的输电线路双端测距算法

在输电线路运仃过程中，其线路参数并非固定不变，而是随环境条件的不同会有一定的变化，这种变化会对故障测距的精度产生很大的影响。本文提出一种基于参数估计和分布参数模型的双端测距算法，该算法仪使用故障前后电压电流的正序分量，将线路正序参数、故障距离和两端非同步误差等量作为未知量，利用故障发生时刻前后输电线路两端的电压电流相量求解非线性方程组来获得这些未知量，能在线估计出线路参数的变化，提高了测距精度。EMTP仿真结果和实际数据的验证均表明，该算法较之不带参数估计的算法测距精度明显提高，尤其在线路参数不准确的情况下，该算法具有很强的参数自适应能力和很高的测距精度。     

基于改进线路参数模型的配网电缆单相接地测距方法

基于构建的考虑多阶距离无穷小的配网电缆分布参数数学模型,提出一种基于线路分布参数模型的配网电缆单相接地故障测距方法。该方法利用线路两端的电压、电流同步故障信息来定位配网电缆单相接地故障,通过最小二乘法和搜索法的仿真结果比较,选择测距精度更高的搜索法来作为测距方法。搜索法是在整条线路上从两端搜索计算零序电压值误差最小的对应距离,该距离即为实际故障距离。仿真结果表明,所提测距方法具有较高的测距精度,并且不受中性点运行方式、采样窗口、过渡电阻和故障位置的影响。     

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。