基于多端行波到达时差的配电网故障选线方法

张 健，王 奕，曾祥君，张 远，宁远志，曹 晶

(1.广东电网有限责任公司 电力科学研究院，广东 广州 510080；2.长沙理工大学智能电网运行与控制湖南省重点实验室，湖南 长沙 410076)

基于多端行波到达时差的配电网故障选线方法

张 健1，王 奕1，曾祥君2，张 远1，宁远志2，曹 晶2

(1.广东电网有限责任公司 电力科学研究院，广东 广州 510080；2.长沙理工大学智能电网运行与控制湖南省重点实验室，湖南 长沙 410076)

电网故障行波由故障点产生沿最短路径传向整个电网。配电网非故障线路行波由母线传向各分支，定义各分支末端行波到达时差为线路时差特征值,仅由线路结构确定；而故障线路行波由故障点传向各分支，各分支末端行波到达时差则小于或等于该线路时差特征值。提出一种基于多端行波到达时差的配电网故障选线方法，采用线路多端行波到达的时差测量值数组与该线路时差特征值数组的相关分析进行故障选线，提高了故障选线的抗干扰能力。仿真分析结果及现场运行结果表明，该方法不受故障类型限制，容错能力好，选线可靠性高。

配电网；行波；相关系数；故障选线

中性点非有效接地配电网发生单相接地故障时，由于故障电流小，故障选线困难[1]。接地故障选线在国内外也是长期存在的技术难题，现有故障选线方法主要有稳态信号选线法[2-4]、人工注入法[5]和暂态信号选线法[6-9]3种。稳态信号选线法由于故障电流微弱、弧光故障时电弧不稳定，检测到的信号可靠性不高，容易产生误判；人工注入法在现场应用中有一定的效果，但难以检测瞬时性和间歇性故障，且需要增加信号注入设备，投资大；暂态信号选线法由于故障特征明显，且不受消弧线圈及电弧的影响，检测灵敏度高，已成为国内外研究的热点。文献[10-13]通过提取暂态零序电流，综合运用小波分析、相关分析等来进行故障选线，但由于暂态量频率成分和大小受网络参数、故障时刻等多种因素影响，且电流信号包含工频分量、衰减的直流分量、噪声等成分，处理困难。基于上述故障选线方法，国内外开发了多种故障选线装置，实验室测试和现场试验都具有满意的结果，但由于装置在现场运行过程中，易受到电磁干扰、故障电弧、现场运行管理等因素的影响[14]，选线的准确率一般仅在20%左右，无法满足配电自动化中对接地故障跳闸的要求。

电网故障时，故障点产生暂态行波信号，以恒定速度沿线路最短路径向整个电网高速传播，距离故障点的路径越短，能检测到初始行波到达时刻就越早，对于相同结构的线路或电缆，故障行波传输距离与传输时间成正比[15]。对于辐射式配电网，故障行波通常由故障线路传输到母线，再传输到非故障线路，因此，利用配电网母线和各线路分支末端测量到的故障初始行波时间先后关系，可以查找故障线路，即故障初始行波最早出现的线路为故障线路。该选线方式仅需检测行波到达时间，仅与行波传输时间有关，受中性点接地方式影响小，理论选线精度高。

但暂态行波信号瞬间即逝，而配电网直接与负载相连，线路分支多、结构复杂、行波传输衰减大，且电网实际运行中存在各种高频干扰波和开关操作波。上述种种因素均会导致配电网故障行波检测困难，大大降低配电网故障行波到达时间的测量精度[15]，甚至导致行波到达时间记录失败。

为提高故障选线精度，笔者提出一种基于多端行波到达时差融合的配电网故障选线新方法。该方法利用整个配电网多个分支末端测量的故障初始行波到达时间，进行信息融合处理，提高故障选线的容错能力，实现高可靠性故障选线。

1 故障选线原理和方法

1.1 原理

如图1所示，具有架空线路与电缆混合线路的配电网，其中粗线代表电缆，在配电网各线路上选择性安装行波采集装置，记录初始行波到达时间。故障发生时，故障行波的传输路径为如下所述。

1) 对于故障线路，故障行波由故障点按线路最短路径传输到故障线路的各个分支末端，故障线路各行波采集装置记录的初始行波到达时间与母线记录的初始行波到达时间之差与故障点位置有关，离故障点最近的行波采集装置记录的初始行波到达时间最早。

图1 配电网故障行波传输路径

2) 对于非故障线路，故障行波传播路径恒定，首先由故障线路传输到母线，再按线路最短路径传输到非故障线路的各分支末端。因此，非故障线路各行波采集装置记录的初始行波到达时间与母线记录的初始行波到达时间之差与故障点位置无关，离母线最近的行波采集装置记录的初始行波到达时间最早。

3) 对于母线发生故障时，所有线路故障行波传输的路径恒定，全都由母线处按线路最短路径传输到配电线路的各分支末端。因此，所有配电线路各行波采集装置记录的初始行波到达时间与母线记录的初始行波到达时间之差与故障点位置无关，都是离母线最近的行波采集装置记录的初始行波到达时间最早。

因此，根据故障线路与非故障线路行波传输路径的差别，可以进行故障选线。为此，定义线路时差特征值数组：母线故障时，各配电线路行波采集装置记录的初始行波到达时间与变电站母线处记录的初始行波到达时间之时差。定义每次故障启动后各线路的时差测量值数组：各配电线路行波采集装置记录的初始行波到达时间与变电站母线处记录的初始行波到达时间之时差。

理论上，非故障线路的时差测量值数组和时差特征值数组完全一致，即相关系数为1。而故障线路的时差测量值数组和时差特征值数组相关系数小于1，具体与线路结构及故障点位置有关；故障点离母线越近，其相关系数越接近于1；故障点离母线越远，相关系数越小，甚至为负数。母线故障时，理论上各线路的时差测量值数组和时差特征值数组相关系数均为1，考虑到现场装置运行测量的系统误差，相关系数一般整定为接近于1的数，且此时各线路相关系数的离散性小。

考虑现场配电网故障行波采集系统存在的行波到达时间测量误差，如：行波采集装置存在20 ns以下的行波波头辨识延时、各行波采集装置的卫星同步时钟之间的不同步(一般小于50 ns)以及部分行波采集装置行波波头记录失败[15]，采集到第2甚至第3行波波头。为此，项目组提出一种简单的故障选线容错判别方法。设定整定值A[0.8,0.99]，整定值B[0.01,0.1]；当某一线路的时差特征值数组与时差测量值数组相关系数大于A时，则表明此线路为非故障线路；若所有线路的相关系数均大于A，且不同线路相关系数两两之差最大值小于整定值B(不同线路的时差相关系数离散性小)，则判别为母线故障；否则判别相关系数最小的线路为故障线路。

1.2 方法

根据故障选线原理，开发一种故障行波传输时差选线系统。故障选线系统由故障选线主站和故障行波采集装置组成，主站安装在配电网控制室，行波采集装置选择性安装在配电网各分支末端。配电网发生故障后，各行波采集装置记录初始电压行波到达的时间，该时间被送到主站后，由主站进行故障选线计算。但由于行波在传输过程中，易受干扰影响，且现有行波装置灵敏度不高，有可能误启动导致时间记录错误造成选线失败。因此，在进行故障行波选线时，首先要对时间数据进行筛选与剔除，再对有效数据进行融合处理，综合利用多端行波信息来进行故障选线。

1.2.1 故障选线步骤

1)在变电站母线处及配电线路部分分支末端安装行波记录装置。

(1)

其中，m=(a,b,c,d,…)，n为配电线路m上各分支末端行波采集装置的编号，n=(1,2,…,N)，N为配电线路m上分支末端安装行波采集装置的总数量。

3)配电网在t0时刻发生实际故障时，配电线路各行波采集装置记录故障初始行波到达的时间，计算任一配电线路m上各分支末端行波采集装置n记录的故障初始行波到达时间tmn与母线处记录的故障初始行波到达时间t0的时间差，得到任一配电线路m的时差测量值数组：

(2)

4)筛选与剔除故障行波采集装置记录的无效时间数据(包括未接收到的行波采集装置)，找出有效时间相对应装置的新时差特征值数组Hm与新时差测量值数组Gm，以待计算。

5)计算各配电线路m的时差测量值数组Gm和时差特征值数组Hm的相关系数ρm。

6)比较所有配电线路的相关系数，若所有相关系数都大于整定值A，且各线路相关系数两两之差最大值小于整定值B，则判别为母线故障；否则判别相关系数最小的线路为故障线路。整定值A，B的选取与线路结构及各装置测量精度有关，根据试验与现场运行经验，建议整定值A的取值范围为[0.8，0.99]，整定值B的取值范围为[0.01，0.1]。

1.2.2 无效时间的筛选与剔除

在线路m中找出装置之间距离最远的2个行波采集装置，将这2个行波采集装置间的距离记为Lmx，计算得到行波在此两装置间的传输时间为Tmx。

对线路m上的行波采集装置i记录的行波到达时间ti，计算其与线路上其他所有行波采集装置记录的行波到达时间差值，求取这些时间差的平均数Δti。

设两行波采集装置的时间记录误差最大值为tset(考虑到单个行波装置的时间记录误差小于0.5 μs，tset取值推荐为1μs)，如果某一行波采集装置计算的Δti满足：

Δti>Tmx+tset

(3)

则可认为此行波装置记录的波头时间是无效的，从数组中剔除。

整个故障选线流程如图2所示。

图2 故障选线流程

2 仿真验证

以图1所示，某配电网建立EMTP仿真模型，对该文选线方法进行仿真验证，参数如表1，2所示。主变参数：额定电压为110 kV/10.5 kV，额定容量为50 MV·A；空载电流为1%，空载损耗为35 kW；短路损耗为205 kW，短路电压比为10%。接地方式采用过补偿，补偿度为7.5%。配变终端等效为一个423 pF的入口电容，行波信号检测采样频率为10 MHz。

专家共识推荐:荧光膀胱镜和NBI技术的应用有助于提高膀胱癌的检出率，建议有条件单位可以在荧光或NBI引导下行TURBT。

表1 架空线路参数[16]

表2 电缆线路参数[16]

如图1所示，模拟配电网中的变电站母线及3条配电线路部分分支末端安装行波采集装置，各配电线路编号取值为m=a，b，c；其中，配电线路a的各分支末端行波记录装置编号为a1，a2，a3，a4，a5；配电线路b各分支末端行波采集装置编号为b1，b2，b3，b4，b5，配电线路c各分支末端行波采集装置编号为c1，c2，c3。利用自主研发的行波发生器，从母线处注入一故障行波信号，模拟变电站母线故障，各配电线路行波采集装置记录故障电压行波，得到各配电线路行波采集装置记录的初始行波波头到达时间，如表3所示。

表3 母线处故障时各采集装置记录的行波到达时间

Ha=[28.7 46.6 16.8 54.6 21.9]，

Hb=[55.9 81.7 101.6 105.5 135.3]，

Hc=[12 75.8 113.5]。

如图1所示，现假设配电线路a发生单相接地故障，各配电线路行波装置记录的初始行波波头到达时间如表4所示。

表4 线路a故障时行波采集装置记录的行波到达时间

计算各配电线路m行波采集装置记录的故障初始行波到达时间tmn与变电站母线处记录的故障初始行波到达时间t0的时间差，得到配电线路m的时差测量值数组Gm，即

Ga=[-28.6 -38.5 -16.7 -30.5 -2]，

Gb=[55.8 31.6 101.5 105.4 135.2]，

Gc=[11.9 75.7 113.3]。

先对无效时间数据进行筛选与剔除，由图1找出相距最远的两装置b5，c3，可知Lmx=17+49 km，则Tmx=17 000/200+49 000/300=85+163.3=248.3 μs。取tset=1 μs，由表4中的数据可知所有装置的Δti均满足，即所有数据均为有效数据。

计算各配电线路m的时差测量值数组Gm和时差特征值数组Hm的相关系数ρm，得ρa=-0.740 3，ρb=1，ρc=1，假设整定值A取值为0.85，B取值为0.05；由上述结果可以清楚的看出：配电线路c的相关系数ρc和线路b的相关系数ρb均大于整定值A，但线路a的相关系数ρa小于整定值A；所以判断相关系数最小的线路a为故障线路。故判别结果与实际一致，验证了该故障选线方法的有效性。

为了探讨该选线方法在不同故障情况下的适应性，分别对不同故障类型、故障初相角(以线路a的A相初相位作为参考相位，记为0)、过渡电阻Rf，故障位置Lf，故障线路进行详尽仿真，仿真结果如表5所示。

表5 不同故障情况下的选线结果

分析表5的选线结果可知，该文所提出的基于多端行波时间信息的配电网故障选线方法可以正确、可靠地选出故障线路，鲁棒性强，不受故障位置、故障类型、过渡电阻、故障初相角的影响。

3 装置试运行

使用该选线方法的选线装置已应用于广东电网某220 kV变电站的10 kV馈线中。选线系统如图3所示，只画出其中2条馈线，行波采集装置安装在变电站和部分分支线路末端。

目前，装置已入网运行近1年，能对每次接地故障进行成功选线与定位，其中，2次故障选线结果如表6所示。验证了该文选线原理与方法现场应用的可行性。

图3 故障选线装置现场应用

序号相关系数选线结果实际故障1[-0．65911]线路1线路12[-0．67111]线路1线路1

4 结语

笔者利用配电网故障行波传输时差进行故障选线。为减少行波信号到达时间测量误差的影响，提出了一种基于多端行波信息融合的配电网故障选线方法，已申请了发明专利(专利号：201410542020.1)，具有如下特点。

1)利用整个配电网中各行波装置记录的初始行波到达时间进行信息融合处理，定义时差特征值数组进行相关分析，可以有效消除各种干扰信号的影响，提高故障选线的灵敏性和可靠性。

2)该选线方法仅检测初始行波波头，检测灵敏度高，能有效减少故障接地电阻和故障初相角的影响，具有运算简单、选线准确率较高、实用性强的优点。

3) 该故障选线方法可以在配电网故障行波定位系统中实现，装置已在电网试运行，得到现场数据验证，准备推广应用。

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A novel fault line detection method with the time difference of multi-terminal detected traveling waves for distribution networks

ZHANG Jian1, WANG Yi1, ZENG Xiang-jun2, ZHANG Yuan1, NING Yuan-zhi2, CAO Jing2

(1. Electric Power Research Institute of Guangdong Power Grid Corporation, Guangzhou 510080, China; 2. Hunan Province Key Laboratory of Smart Grids Operation and Control, Changsha University of Science and Technology, Changsha 410076, China)

Fault traveling waves transmit to the whole power grid along the short path in a distribution system. For the normal line, the traveling wave transmits to every branch from the busbar. The time difference of traveling wave arriving at every branch terminal is decided by the normal line structure, and it is defined as Time-Difference-Eigen-Value (TDEV) in this paper. However, for the faulted line, the traveling wave transmits to every branch from the fault point. And the time difference of multi-terminal detected traveling waves (TDTV) is less than or equal to the TDEV in the faulted line. A novel method of fault line detection with the time difference of multi-terminal detected traveling waves was then presented. The method detected the fault line by comparing the correlation coefficient of time difference measured-value array with the TDEV array, and it has a stronger anti-interference ability. Simulation analysis results show that the proposed method can detect all kinds of faults with strong robustness, simple operation, high reliability, and good practicality.

distribution networks; traveling wave; correlation coefficient; fault detection

2016-09-15

国家自然科学基金(61233008；51277014；51425701)中国南方电网公司科技项目(K-GD2014-163)

曾祥君(1972—)，男，博士，教授，主要从事电力系统保护与控制的研究；E-mail:eexjzeng@qq.com

TM773

A

1673-9140(2016)04-0051-07