本發(fā)明涉及智能電網領域，特別涉及的是一種分布式饋線自動化終端及配電線路故障判別系統(tǒng)、方法。
背景技術：
：由于未來大量分布式能源的接入配電網以及允許運行時候的雙向潮流將徹底改變故障情況下故障電流的大小及方向，在某些情況下將導致傳統(tǒng)的配電保護系統(tǒng)及配電自動化系統(tǒng)完全失效，因此改進饋線自動化技術，以應對分布式能源接入電網所帶來的影響有著非常迫切的需求。另一方面未來配電網允許有意識的孤島存在，以在電網發(fā)生故障后能恢復更多的負荷提升系統(tǒng)運行的可靠性，因此傳統(tǒng)的基于故障電流大小判據的保護方案以及饋線自動化原理都不再適用，需要研究新的保護及饋線自動化控制方案。與此同時在含分布式能源的配電網中傳統(tǒng)的過流保護已經不能滿足其需求了，需要引入新的保護方法。然而目前在配電網中要求大面積安裝電壓互感器進行電壓信號的采集難度太大，因此需要提出新的僅含電流信息進行配電網故障判別的方法來滿足含分布式能源的配電網保護需求。技術實現(xiàn)要素：本發(fā)明提供一種分布式饋線自動化終端及配電線路故障判別系統(tǒng)、方法，以解決以上現(xiàn)存的技術問題。為解決上述問題，本發(fā)明提供一種分布式饋線自動化終端，包括：電流采集錄波模塊，用以采集電流信號并進行錄波；同步對時模塊，用以在對時信號控制下進行同步對時；對等通信模塊，用以在所述同步對時模塊同步對時后，將所述電流采集錄波模塊錄波的電流信號向外傳輸。本發(fā)明還提供一種配電線路故障判別系統(tǒng)，包括控制設備，及分別設置在配電線路的兩端或多端的幾個如前述的分布式饋線自動化終端；所述控制設備在線路發(fā)生故障時生成對時信號，控制各分布式饋線自動化終端進行同步對時；各所述分布式饋線自動化終端同步采樣線路電流并進行錄波，在控制設備的控制下將錄波的電流信號通過對等通信方式傳輸給相鄰的分布式饋線自動化終端，各所述分布式饋線自動化終端比較獲得的電流信號及本地的電流信號的電流相角，從而根據電流相角差是否滿足預設范圍來判斷故障區(qū)域。本發(fā)明還提供一種配電線路故障判別方法，包括以下步驟：S1：在配電線路的兩端或多端各設置分布式饋線自動化終端，用來對線路進行電流采樣及錄波；S2：在線路發(fā)生故障時，控制各分布式饋線自動化終端進行同步對時，對相應各端的線路進行同步采樣電流并錄波，將錄波的電流信號以對等通信的方式傳遞給相鄰的分布式饋線自動化終端；S3：分布式饋線自動化終端計算本地采樣的電流信號獲得同一時刻的電流相角、及以對等通信方式獲取的電流信號獲得同一時刻的電流相角；S4：分布式饋線自動化終端比較本地及接收到的同步采樣的電流信號的電流相角差，若兩端的電流相角差滿足預設范圍，則判定配電網發(fā)生的故障在此相鄰兩端區(qū)域內；S5：否則繼續(xù)通過對等通信方式搜索其他相鄰分布式饋線自動化終端，返回步驟S3，直至找到兩端的電流相角差滿足預設范圍為止。根據本發(fā)明的一個實施例，在步驟S3中，計算獲得同一時刻的電流相角的公式包括：IR=2NΣm=0N-1I[K-(N-1-m)]cos(2πmN)]]>II=2NΣm=0N-1I[K-(N-1-m)]sin(2πmN)]]>θ＝tg-1(IR/II)其中，IR為電流信號的基頻分量的實部，II為電流信號的基頻分量的虛部，θ為電流相角，N為一個周波的采樣點，K為采樣序列集。根據本發(fā)明的一個實施例，采樣點設定為N＝60，則采樣頻率為3200Hz，計算獲得同一時刻的電流相角的公式包括：IR=2NΣm=0N-1I[K-(N-1-m)]cos(2πmN)=132[I0-I32+(I1+I63-I31-I33)cos132π+(I2+I62-I30-I34)cos232π+...+(I15+I49-I17-I47)cos1532π]]]>II=-2NΣm=0N-1I[K-(N-1-m)]sin(2πmN)=-132[I16-I48+(I1+I31-I33-I63)sin132π+(I2+I30-I34-I62)sin232π+...+(I15+I17-I47-I49)sin1532π]]]>θ＝tg-1(IR/II)根據本發(fā)明的一個實施例，在所述步驟S4中，若兩端的電流相角差滿足：|θ1-θ2|∈(180°-δ,180°+δ)，δ為實際誤差系數(shù)，則判定配電網發(fā)生的故障在此相鄰兩端區(qū)域內。根據本發(fā)明的一個實施例，所述實際誤差系數(shù)δ的取值范圍為[10.8°，25°]。根據本發(fā)明的一個實施例，各分布式饋線自動化終端同時將錄波的電流信號以對等通信的方式傳遞給各自相鄰的分布式饋線自動化終端；或者，根據設定的順序依次實現(xiàn)相鄰的兩端的分布式饋線自動化終端將錄波的電流信號以對等通信的方式傳遞給對方，判定配電網發(fā)生的故障區(qū)域后即停止繼續(xù)傳遞。根據本發(fā)明的一個實施例，在判定配電網發(fā)生的故障區(qū)域后，還包括：控制該故障區(qū)域的兩端分布式饋線自動化終端將配電線路開關斷開，以實現(xiàn)故障隔離。根據本發(fā)明的一個實施例，用于具有多個分布式電源接入的配電網。采用上述技術方案后，本發(fā)明相比現(xiàn)有技術具有以下有益效果：1、克服配電網中要求大面積安裝電壓互感器進行電壓信號的采集難度大的問題，通過僅含電流信息進行配電網故障判別的方法，滿足含分布式能源的配電網保護需求。2、在進行電流采集及故障判別時采用基于同步采樣的方法，保證了對時精度能實現(xiàn)準確判別配電網故障區(qū)域。3、對于分布式電源接入的配電網提供了故障處理依據，能使分布式能源的接入更為靈活。附圖說明圖1是本發(fā)明實施例的配電線路故障判別系統(tǒng)的結構框圖；圖2是本發(fā)明實施例的配電線路故障判別方法的流程示意圖。具體實施方式為使本發(fā)明的上述目的、特征和優(yōu)點能夠更加明顯易懂，下面結合附圖對本發(fā)明的具體實施方式做詳細的說明。在下面的描述中闡述了很多具體細節(jié)以便于充分理解本發(fā)明。但是本發(fā)明能夠以很多不同于在此描述的其它方式來實施，本領域技術人員可以在不違背本發(fā)明內涵的情況下做類似推廣，因此本發(fā)明不受下面公開的具體實施的限制。在本發(fā)明的實施例中，分布式饋線自動化終端可以包括：電流采集錄波模塊、同步對時模塊和對等通信模塊。電流采集錄波模塊用來采集電流信號并進行錄波，電流采集錄波模塊采集分布式饋線自動化終端所位于的線路端點處的電流信號。同步對時模塊用來在對時信號控制下進行同步對時，對時信號可以根據故障的發(fā)生而生成。對等通信模塊用來在同步對時模塊同步對時后，將電流采集錄波模塊錄波的電流信號向外傳輸，可以傳遞給線路上相鄰的分布式饋線自動化終端。進一步的，分布式饋線自動化終端還包括電流信號比較模塊，用來比較獲得的電流信號及本地的電流信號的電流相角，從而根據電流相角差是否滿足預設范圍來判斷故障區(qū)域。參看圖1，在本發(fā)明的實施例中，配電線路故障判別系統(tǒng)，可以包括控制設備、及分別設置在配電線路的兩端或多端的幾個前述實施例的分布式饋線自動化終端?？刂圃O備和分布式饋線自動化終端之間可以無線通信或以其他方式進行通信。在圖1中，僅示出兩個分布式饋線自動化終端，且沒有示出控制設備，但不作為限制，分布式饋線自動化終端還可以更多，分布在配電線路的各個端點處，具體可以根據需要進行布置，控制設備也可以省略，通過接口接收相應信號來實現(xiàn)。其中，控制設備在線路發(fā)生故障時生成對時信號，控制各分布式饋線自動化終端進行同步對時。各分布式饋線自動化終端在各自位于的各個端點，同步采樣線路電流并進行錄波，在控制設備的控制下將錄波的電流信號通過對等通信方式傳輸給相鄰的分布式饋線自動化終端，各分布式饋線自動化終端比較以對等通信方式獲得的電流信號的電流相角及本地的電流信號的電流相角，從而根據電流相角差是否滿足預設范圍來判斷故障區(qū)域。發(fā)生故障的情況可以由現(xiàn)有故障檢知設備或說檢知技術獲得，可以只獲知在配電線路中存在了故障，但是不知故障的具體位置，通過本發(fā)明的實施例的配電線路故障判別系統(tǒng)來實現(xiàn)故障定位及故障隔離。參看圖2，本發(fā)明實施例的配電線路故障判別方法，包括以下步驟：S1：在配電線路的兩端或多端各設置分布式饋線自動化終端，用來對線路進行電流采樣及錄波；S2：在線路發(fā)生故障時，控制各分布式饋線自動化終端進行同步對時，對相應各端的線路進行同步采樣電流并錄波，將錄波的電流信號以對等通信的方式傳遞給相鄰的分布式饋線自動化終端；S3：分布式饋線自動化終端計算本地采樣的電流信號獲得同一時刻的電流相角、及以對等通信方式獲取的電流信號獲得同一時刻的電流相角；S4：分布式饋線自動化終端比較本地及接收到的同步采樣的電流信號的電流相角差，若兩端的電流相角差滿足預設范圍，則判定配電網發(fā)生的故障在此相鄰兩端區(qū)域內；S5：否則繼續(xù)通過對等通信方式搜索其他相鄰分布式饋線自動化終端，返回步驟S3，直至找到兩端的電流相角差滿足預設范圍為止。換言之，本發(fā)明實施例的配電線路故障判別方法，在配電線路的兩端或多端均設置分布式饋線自動化終端，在配電線路兩端或多端由分布式饋線自動化終端同步采樣線路電流信號并進行錄波，若線路發(fā)生故障則相鄰分布式饋線自動化終端將所錄波形通過對等通信的方式進行傳遞，然后在分布式饋線自動化終端通過相鄰兩端采樣的電流信號的電流相角差的判斷，來實現(xiàn)故障定位及故障隔離。滿足分布式電源大量接入配電網后，在配電網發(fā)生故障時進行準確故障定位并隔離?？朔F(xiàn)有配電網中要求大面積安裝電壓互感器進行電壓信號的采集難度大的問題，無需布置電壓互感器采集各點電壓，而是通過分布式饋線自動化終端采樣電流信號，僅用電流信息進行配電網故障判別，滿足含分布式能源的配電網保護需求。在進行電流采集及故障判別時采用基于同步采樣的方法，保證了對時精度能實現(xiàn)準確判別配電網故障區(qū)域。不再以故障電流大小作為判據進行保護，滿足分布式電源接入的配電網的保護需求。故障的定位隔離更準確及時，對于分布式電源接入的配電網提供了故障處理依據，能使分布式能源的接入更為靈活?？蛇x的，在步驟S3中，各分布式饋線自動化終端針對本地電流信號及獲取的相鄰端電流信號，計算獲得同一時刻的電流相角的公式，采樣計算電流相角公式即為分別計算基頻分量的實部與虛部，包括：IR=2NΣm=0N-1I[K-(N-1-m)]cos(2πmN)]]>II=2NΣm=0N-1I[K-(N-1-m)]sin(2πmN)]]>θ＝tg-1(IR/II)其中，IR為電流信號的基頻分量的實部，II為電流信號的基頻分量的虛部，θ為電流相角，N為一個周波的采樣點，K為采樣序列集。具體的，采樣點設定為N＝60，則采樣頻率為3200Hz，計算獲得同一時刻的電流相角的公式，包括：IR=2NΣm=0N-1I[K-(N-1-m)]cos(2πmN)=132[I0-I32+(I1+I63-I31-I33)cos132π+(I2+I62-I30-I34)cos232π+...+(I15+I49-I17-I47)cos1532π]]]>II=-2NΣm=0N-1I[K-(N-1-m)]sin(2πmN)=-132[I16-I48+(I1+I31-I33-I63)sin132π+(I2+I30-I34-I62)sin232π+...+(I15+I17-I47-I49)sin1532π]]]>θ＝tg-1(IR/II)在步驟S4中，若兩端的電流相角差滿足：|θ1-θ2|∈(180°-δ,180°+δ)，δ為實際誤差系數(shù)，則判定配電網發(fā)生的故障在此相鄰兩端區(qū)域內。在一個實施例中，考慮到實際裝置采集精度、同步對時采樣誤差及考慮配電網設備參數(shù)誤差等，實際誤差系數(shù)δ的取值范圍為[10.8°，25°]。每個開關的電流相角θ＝tg-1(IR/II)，首先判斷兩端開關是否都過流，若是則換下一端進行電流判斷；若一端過流一端不過流，則故障就在本區(qū)域(兩端之間)內，控制開關斷開；若兩端都不過流，則故障不在本區(qū)域，尋找相鄰開關。分布式饋線自動化終端在故障情況下電流精度一般為3級，故可容許誤差為360°*3％＝10.8°，實際可取為25°。若相位差|θ1-θ2|∈(180°-25°,180°+25°)，則故障在本區(qū)域內，否則尋找相鄰端開關?？蛇x的，各分布式饋線自動化終端同時將錄波的電流信號以對等通信的方式傳遞給各自相鄰的分布式饋線自動化終端；或者，根據設定的順序依次實現(xiàn)相鄰的兩端的分布式饋線自動化終端將錄波的電流信號以對等通信的方式傳遞給對方，判定配電網發(fā)生的故障區(qū)域后即停止繼續(xù)傳遞。具體不作為限制，只要保證各分布式饋線自動化終端是同步采樣線路中的電流信號，并能夠在相鄰端之間傳遞錄波的電流信號即可。在判定配電網發(fā)生的故障區(qū)域后，還包括以下步驟：控制該故障區(qū)域的兩端分布式饋線自動化終端將配電線路開關斷開，以實現(xiàn)故障隔離。優(yōu)選的，本發(fā)明實施例的配電線路故障判別方法用于具有多個分布式電源接入的配電網。對于分布式電源大量接入的配電網，能在配電網發(fā)生故障時，進行準確故障定位并隔離。本發(fā)明雖然以較佳實施例公開如上，但其并不是用來限定權利要求，任何本領域技術人員在不脫離本發(fā)明的精神和范圍內，都可以做出可能的變動和修改，因此本發(fā)明的保護范圍應當以本發(fā)明權利要求所界定的范圍為準。當前第1頁1 2 3