电力系统行波测距方法探究

2018-08-27李玥桦

电力与能源 2018年4期

李玥桦，李雄，赵伟

(1. 三峡大学电气与新能源学院，湖北宜昌 443002；2. 国网枝江市供电公司，湖北枝江 443200)

作为电力系统传输电能的重要路径，高压线路一般建设在高山、森林、沟壑等荒凉地带，周边环境严酷，故障易发。尤其是恶劣天气环境，如雨雪、雷暴等极端天气情况下，高压线路常常会发生故障，并且人工定位故障较为困难，耗时耗力，也会导致大面积停电，造成巨大的经济损失。

精准地定位故障点，快速修复永久和瞬时故障，以保证电网的稳定和安全运行，维护电网的经济效益，对电力系统意义重大[1-2]。

1 行波测距系统结构

20世纪中叶，行波法就已经运用在故障定位中了，目前的行波测距方法可以分为两类：(1)运用于一条单独的输电线路中的方法有单端法、双端法和三端法[3-4]；(2)基于广域行波信息的网络测距法，第一类中单端法分类有A、C、E、F四种，双端法分类有B、D 两种。

单端测距分析：高压线路故障的发生通常会对电网造成一定的扰动，通过测量扰动行波波头往返于扰动点和母线之间一次所需的时间再乘以该行波的速度，就可以计算出扰动点距离该母线的距离。双端测距计算方法是测量扰动行波波头到达母线两端时间差，再乘以波速，根据原有的线路长度，就可以计算出扰动点距离两端线路的具体距离。当前的故障定位中，主要还是采用双端测距，单端测距多起辅助作用。含通信接口的行波测距系统示意图如图1所示。

图1 含通信接口的行波测距系统示意图

图1中，接口1可以将变电站A、B、C所测得的行波测距数据传送至主站，接口2可以交换主站AB，主站BC，主站AC之间的行波测距数据，接口3可用于变电站与监控系统之间的信息交换，并将实时运行状况和测控信息上报至变电站。计算扰动点的任务主要由主站执行，它利用各个变电站上传的数据，并采用行波测距方法，确定扰动点的位置距离。

主站采用的行波测距计算方法可分为：基于波形识别来测量距离的单端法；根据扰动波形到达线路两端的时间差值来测量距离的双端法；主站利用各变电站上传的行波信息进行测距的网络行波测距法[5-7]。如果变电站设置有行波分析子站，则可以采用单端法和双端法。

2 当代行波测距方法

2.1 单端法

故障时，由于初始行波浪涌来源不可能相同，因此测距原理可分为四型：分别是A型、C型、E型和F型。若初始行波浪涌产生于故障点，则称之为A型；C型是根据脉冲反射，探测脉冲到达故障点，并反射回测距装置的时间原理来测量距离。E型利用的是线路发生故障自动重合闸产生的暂态行波，其在故障点和测距装置之间的传播来确定；F型应用的是故障发生时，断路器跳闸将会产生暂态行波，利用此行波可以测量距离。如故障发生在输电线路中，多应用A型、C型和F型。无论采用重合闸的暂态行波还是采用断路器跳闸暂态行波，其计算方法均是该波形的行驶速度与在两点之间的运行时间的乘积，因此以A型为例，来介绍行波测距的原理和计算方法。

单端测距法中的A型行波法根据测距装置所识别到的不同行波可分为三类。(1)标准模式：计算故障电流在测量点的时间与在故障点的反射时间差值，再乘以波速，得到故障距离；(2)扩展模式：计算故障电流经过测量点的时间，与故障电流流经对端母线并反射，再经过故障点然后透射至测量点的时间差值，再乘以波速，可得故障距离；(3)综合模式：与标准模式和拓展模式采用第1个反向行波浪涌不同的是，此种模式采用故障电流的第2个反向浪涌，以此确定故障距离。

单端法只在线路一端测取数据(原理见图2)表示为

(1)

(2)

式中v1——线摸速度；v0——零摸速度；tM1——线模到达测量点M的时间；tM0——零模到达测量点M的时间；Δt——M点接收到的初始波与经过故障F点反射后到达M点的时间差值。

图2 单端行波测距法示意

2.2 双端测距法

计算方法是测量扰动行波波头到达母线两端时间差，再乘以波速，根据原有的线路长度，就可以计算出扰动点距离两端线路的具体距离。双端行波法测距示意图见图3。图3中，F点为MN之间的故障点，当故障发生时，电压电流将由稳定的三相正弦波产生畸变，并且迅速传播至M、N点。

图3 双端行波法测距示意图

以电流为例，若电流由母线流出，将此方向定义为正向，并定义故障初始波到达两端的时间为TM、TN，故障距离可计算如下：

(3)

式中DMF——测量点M距故障点的距离；DNF——测量点N距故障点的距离；L——线路总长度；V——线路分布参数确定的行波行驶速度。

双端行波测距主要依赖于是否能准确测定故障点的行波到达两端测量点的时间，因此对线路两端的时钟精度要求较高，误差需小于等于1 μs。

2.3 测距原理的评价

单端和双端测距各有其优势和劣势。单端测距法只需要一只测量装置，相比于双端测距法投资更小，但是需要该装置同时识别正向和反向的行波，技术要求较高，有待发展，目前的实际技术无法达到该水平。双端测距虽然需要在线路两端安装测量装置，但是测量简单，容易实现。因此，目前主要采用双端测距法测量故障距离，单端测距为辅助方法。

微电网的加入将会导致配电网的故障定位更加复杂，保护和控制也更加困难，因此研究微电网对于分布式能源投入电力系统的发展具有重大意义。

3 行波提取及波速的确定

进行行波故障测距主要为测量第一个或者第二个反向浪涌行波到达测量点的时间，因此提取行波对行波测距十分重要。分析行波并确定波速，有利于提高测距精度。

3.1 行波信号的获取

互感器主要分为电容式和电磁式，与普通的互感器相比，电容式无法有效传送频率高的信号，而传统电磁式互感器可以，因此目前测控设备主要采用电磁式互感器。

随着科技的进步面向数字化变电站的电子式互感器开始应用而生。目前有关电子式互感器在暂态信号的测量中的研究尚不成熟，主要应用于电流和电压测量、计量，以及电力系统的保护。文献[8]中，电子式互感器采集数据，并经过采样后，再基于IEC 61850标准进行传送，设计出可应用于行波传送的ECT，并建立了相关的数字化系统模型，电子式互感器和其他电子设备可以进行操作和集成。

3.2 行波特性分析及波速的确定

暂态行波分量具有各个频段的暂态行波分量，各个行波分量的频率不同也决定了他们的衰减常数和行波速度也会不同。随着线路故障的发生，必然产生故障相，可以将其分为线模分量和零模分量，研究发现线模分量较零模分量更不容易受到线路分布参数的影响，因此线模分量主要应用于行波测距法当中。

行波波速确认的难点在于行波的频散现象，在文献[9]中，指出波速不仅由线路的分布参数决定，也受大地电阻率的影响。当前，比较常用的计算波速的方法有：根据线路常规分布参数计算；查表参考别人已经测出的波速；自行测量线路波速；在线路发生故障时，可在线实测行波波速。如文献[10]中已经实测出了线路中多种频率范围内的高频分量的波速。

4 故障波形的构造及计算步骤

首先通过计算获得一组可能的故障点位置，将其中的一个位置作为初始行波七点位置，并确定行波波形。由于故障后，网络的拓扑会发生变化，因此需要确定阻抗不匹配点并根据变化后的拓扑参数计算出每一个点透射和反射系数，通过迭代就可以确定故障时所产生的波形，具体步骤如下。

(1)确定故障后的网络拓扑关系，每个母线故障点的透射系数和反射系数。假设线路波阻抗均相同，因为在同一区域电压等级相同，因此电路分布参数也大致相同，尽管不完全一样，但是对反射系数和投射系数的计算影响不大。

计算故障点的透射系数和反射系数比较困难，由于扰动点的波源不确定，故障点的过渡电阻也不确定，故可将该过渡电阻当作一个设定值。

过渡电阻值会对波头在故障点所在位置投射系数和反射系数造成影响，从而影响透射波头和反射波头幅值。

每个单独的波头会相互叠加，因此叠加后的波形尤其是在波头上，幅值可能会有很大的差异，但是每个波头具有相同行进距离和相同的前进路径决定了他们会在比较固定的位置出现。

(2)若入射波头在传播的路径中，遇到与原来的阻抗不匹配的点时会进行反射和透射，透射次数与母线的线路个数有关。在波形构造过程中，故障点所在位置的幅值为1的故障波波头流向线路两端，并且经过故障点时会产生反射和透射的波头，根据计算出的反射系数和透射系数，计算对应的波头经过的距离。通过迭代，得到入射波头所对应的反射波头和透射波头。根据式(1)、式(2)，可知单端行波测距中，从测量点记录到的第一个故障波头起，在走过的距离大于该条有故障线路的两倍后，将不会对线路的故障定位造成影响。经过计算得出的第1个故障波的波头经过测量点时的路径距离就是该测量点距离故障点的路径长度，将测量点到故障点的计算距离再加上该条故障线路的两倍长度，则可以确定行波行进的范围。行波波头经过不断在阻抗不匹配点的反射、透射，幅值会逐渐缩小，并小于最初的入射波头。行波波头经过不断地反射、折射，幅值会不断损耗变小，当幅值越来越小，就不必再继续迭代计算。

由判断条件可知，在进行新一轮的计算之前要确定波头能否有效传递，并且当所有波头都满足所列条件之一时，迭代结束。

(3)构造波形，选用经过测量装置的行波波头进行构造。

挑选出分析计算的波形中(包括反射波头和透射波头)通过测量点的波头再根据具体的时间叠加并构造波形。

故障波形构造算法流程如图4所示。