配电混合线路双端行波故障测距技术
2018-08-14侯奎迎
侯奎迎
(国网山东省电力公司平原县供电公司,山东 德州 253100)
0 引 言
就我国当前的配电网建设与运行状态来看,多采用架空线与电缆混合线路。这种辐射状网络结构在变电站或开关站的母线上存在多条出线。在配电网运行期间,单相接地故障发生次数在小电流接地电网中故障总数中的占比能够达到70%~80%。若配电网长期处于带故障运行的状态,系统安全将会受到严重威胁。因此,探究配电混合线路双端行波故障测距技术,确保在配电网故障期间能够快速选择故障线路、确定故障点,维护配电网运行安全。
1 双端行波故障测距原理概述
行波故障测距主要有A、B、C、D四种基本类型,其中A与C是单端原理,B与D为双端原理。本文围绕双端行波测距方法展开研究,其中B型行波测距的原理如下:
当电网发生故障后,初始故障行波会以速度V从故障点出发向线路的两端即N端与M端传播。式中,表示故障的发生时刻;表示故障初始行波到达N端的时间;N端启动记时器后进行计时记时时刻为则表示初始行波到达M端的时间,此后M端启动元件动作及发信机发信后,N端的收信机会让记时器停止记时,停止时刻即为tm;tD表示两端元件的启动时间;τ表示被测线路的行波时间;tC表示两端收信机与发信机动作时间的总和。
根据式(1),能够得到τm的表达式,即:
据此计算故障距离LK如下:
D型行波测距方法的基本原理:利用线路内部故障产生的初始行波,当其浪涌到线路两端的测量点时,通过对到达时间的绝对差,能够对故障点与两测量点之间的距离进行准确计算,过程如下:
式中的tm与tn分别表示故障初始行波传播到M端与N端时的绝对时间;V表示故障初始行波的传播速度;L表示故障所处线路的全长。需要注意的是,式(4)只适用于线路内部故障。实际应用过程中,应事先利用故障方向法或电流极性比较法来确定故障类型是否为内部故障。
两种双端行波故障测距技术均是利用故障初始行波。所以,实际运用过程中不会出现识别各反射波等问题,相对于单端行波故障测距方法,可靠性更高;而自动得出测距结果的方式,能够独立构成测距装置与系统,并显著提升测距准确性,实现对故障的快速、准确定位,简化线路故障检测与维修难度。
2 配电混合线路双端行波故障测距技术的实现方法
B型行波测距方法与D型行波测距方法均属于双端行波原理。其中,B型行波测距方法的实现,需要在借助通信通道的基础上,利用初始行波与波速。为保证实现结果得到线路故障诊断当中的测距要求,应有效保证通信通道稳定可靠,且传输时间的测定需足够精确[1]。而D型行波测距方法的实现主要利用线路长度、初始行波达到线路两端测量点的绝对时间差和波速。对比两种测距原理,D型行波测距方法对信道的要求相对较低,微波、载波、公共电话网等都可以作为相关数据传输通道。因此,本文选择D型行波测距原理展开对配电混合线路双端行波故障测距技术的实现研究。
2.1 确定行波到达时间
根据双端行波故障测距原理,为有效计算故障距离,应优先确定行波到达时间。在确定行波到达时间的过程中,应对行波波头起始点进行准确识别。采取模态分解法进行识别,其核心在于本征模函数IMF。实际识别过程中,函数IMF会对信号的局部极大值与局部极小值连接的上下包络线的均值进行剔除筛选处理,以得到相关固有模态函数。采用该种方法获取原始信号S(t)的过程如下:
式中,Ci(t)为第i个模态函数;rn(t)表示残余量,大多数情况下等同于直流分量。
在仿真研究过程中发现,采用经验模态分解法进行故障测距,相比于使用小波变换方法,得到的测距结果的精度更高,这主要是因为经验模态分解能够实现高频分量与高频速度的有效对应。
2.2 确定行波速度
配电混合线路中,电缆与架空线路同时存在。在这两种线路中,行波的传播速度并不相同,所以不能在测距过程中使用统一的双端行波测距公式。对此,可采用波速归一化的方法,将处于不同线路中的波速进行折算,也就是将双介质转化成单介质。在此种状态下,可使用单介质中的测距计算公式计算出相关故障距离,最后将故障距离折算回双介质下的情况即可。
以电缆和架空线路混合情况为例,假设行波在电缆与架空线路中的传播速度分别为VD和VJ,尝试将行波在架空线路中的传播折算成在电缆中的传播速度。若架空线路的长度为L,则折算后的长度应该为(VD/VJ)L;完成波速归一化处理后,采用单介质测距公式,即可得到归一化线路当中的故障位置;将其折算回实际路线中的故障位置,能够消除由于波速不连续原因而导致的相关影响。
2.3 确定行波信号
在配电混合线路双端行波故障测距过程中,可选择线模分量作为测量信号,然后利用双线模分量实现故障测距。对于三相系统来说,应采用相模变换的方式进行解耦计算,由此得到零模分量、模一分量和模二分量。建议采用Karenbauer变换进行相关解耦计算,如此能够得到两个线模分量x1、x2与一个零模分量x0:
式中的ya、yb、yc均为向量形式。
在实际测距过程中,采用线模分量能够实现对测量信号的故障测距与保护。但是,仅单个线模量无法反映线路中存在的所有故障类型。以电流模分量为例,在c相发生接地故障后,电流线模量的边界条件为。若电流模一分量il=0,则此时不能反映c相接地故障。同理,电流模二分量也无法反映出B相的接地故障[2]。因此,平衡线路的实现较为困难,尤其对配电线路来说,存在常规状态下不换位的特点,难以通过现有的相模变换矩阵实现理想意义上的解耦。
针对单个线模分量无法反映线路中存在的所有故障类型的问题,建议在故障测距前,通过故障选相的方法实现理想的故障测距目标。例如,当c相发生接地故障时,可选择模二分量;当B相发生故障时,可选择模一分量。两个线模分量在线路中的均匀换位,能够保证各参数之间处于相等状态。即便是非均匀换位,相关参数也大致相近。通过选相的方式,能够实现对故障相别的直接利用。
2.4 设定采样频率
在配电混合线路双端行波故障测距技术应用过程中,采用频率对行波测距精度能够产生较大影响。行波速度与光速相同,根据测距公式能够得出其中Δl与Δt的单位分别为“m”和“s”。故障测距结果的计算可能存在一定误差,而Δt的误差为2Ts,Ts表示采样周期。除此之外,采用频率也能对测距结果的精确度造成不同程度的影响。若输电线路在1 000 m以内,则要求采样频率控制在300 kHz以上[3]。从配电混合线路的角度来看,由于线路的长度值普遍不大,为满足相关维修工程对故障测距精度的高标准需求,本文将测距误差精度设定为100 m,此时采样频率应控制在3 MHz以上。若有可能,应用先进的技术手段及设备,可进一步提升采样频率为10 MHz。
总结测距经验发现,采样频率越高,故障初始行波的波头初始位置越准确,能够保证授时系统的实践误差大幅降低,标定故障初始行波波头误差时产生的误差也就越小。需要注意的是,实际测算过程中,无论是理论分析还是仿真实验,均说明测距精度与采样频率之间虽存在一定关系,但这种关系不存在规律性。
3 配电混合线路双端行波故障测距技术应用的仿真分析
利用ATP仿真软件,针对配电混合线路故障的暂行波特征及使用初始行波,实现相关线路定位的全过程进行仿真,目的在于检验所述配电混合线路双端行波故障测距技术的应用可行性。仿真模型中建立一个110/10 kV变电站,拥有6条出线,包括纯架空线、纯电缆线路、电缆与架空线路组成的混合线路。建模过程中,对消弧线圈接地系统的仿真采用过补偿方式,且补偿度设为8%。
仿真过程中,行波经过一段混合线路后,初始行波的幅值发生明显衰减。这一现象与故障初始行波经历两次波阻抗变化有关,与其在单介质中传播造成的衰减无关。根据混合线路的暂行波和故障仿真结果、误差,能够得出以下仿真结论:相比于单介质的线路故障测距,配电混合线路的故障测距精度要低。分析造成这种问题的原因,在采用双端行波故障测距技术的过程中,行波的高频分量经过混合线路发生了大幅度衰减,且在进行波速归一化的工程中,由于数据换算也会造成不同程度的误差,大大降低了测距的准确性。
上文分析中提到,采用频率越高,故障初始行波的波头初始位置越准确。经过仿真,这种关系确实存在,但测距的精度与采样频率之间不是正比关系[4]。同一线路中,若采样频率由1 MHz升至10 MHz,此时观察测距精度明显提高;继续提高采样精度到25 MHz,测距精度并未发生明显变化,甚至存在些许下滑现象。可见,在一定范围内,采用频率越高,故障初始行波的波头初始位置越准确,但测距精度与采样频率并不是正比关系。
4 结 论
综上所述,探究配电混合线路双端行波故障测距技术,对提升配电网故障检修水平作用显著。针对配电混合线路特点采用双端行波故障测距技术,不仅能够快速、准确地对线路故障进行有效定位,为维修工作提供可靠参考,减少停电损失,还能进一步提升配电网的供电可靠性。因此,应不断深入对配电混合线路双端行波故障测距技术的研究,进而大力推进配电网综合自动化的发展。