带电作业故障距离识别技术研究

2022-12-07宁夏送变电工程有限公司周宇杰

电力设备管理 2022年22期

宁夏送变电工程有限公司周宇杰

近年来，电力设备得到了批量化生产，被广泛应用到电力系统中，从而导致电力系统内部结构复杂多样。目前，电力系统输电距离较远，规模较大，电压等级也较高，虽然输电能力得到了极大的提升，但是也带来了新的问题，在恶劣的外部环境中输电线路故障率较高，为了提升电力系统的可靠性和稳定性，需要对其进行检修和维护，及时检测出输电线路运行状态，以及故障类型和故障位置，采取有效措施对故障进行解除。

为了保持在故障检测和维修过程中，电力系统仍然能够保持正常供电，降低电力企业损失，需要在带电情况下开展故障识别和故障定位，这种检修方式称之为带电作业。带电作业故障检修具有一定的危险性，为了促进电力事业发展，相关学者开展对该方面研究，并提出了一些带电作业故障距离识别技术思路。常用的识别技术主要为基于人工智能的故障距离识别技术，该技术是利用人工智能算法对故障数据进行分析，该技术在实际应用中算法计算过程比较复杂，容易出现计算误差，从而导致对故障距离识别也存在较大的误差，已经无法满足输电线路带电作业故障距离识别精度方面需求，为此提出此次课题研究。

1 带电作业故障距离识别技术设计

此次在识别技术设计过程中应用行波法理论，引入行波法理论对输电线路故障时域特征进行分析，根据电磁波发射时间信号与反射时间信号确定故障距离。考虑到带电作业故障识别需求，此次利用电流互感器对输电线路故障信号进行采集，通过对行波信号处理和分析确定输电线路运行状态和故障类别，并以此为依据进行故障距离识别，下文将分别对电流互感器采集故障信号、带电作业故障分析和识别故障距离三个部分技术进行详细说明。

1.1 电流互感器采集故障信号

行波法理论是将输电线路发生故障时所产生的电压和电流走向作为行波信号，因此在对故障距离进行计算之前，需要获取到输电线路故障信号，即故障电路电压和电流。考虑到该技术需要满足带电作业要求，此次采用电流互感器进行非接触式采集待检输电线路的故障数据。为了满足故障距离识别实际需求，此次选择的互感器为型号为GUYD电流互感器，该互感器体积较小，线圈采用的是铜芯线圈[1]。电流互感器是将金属线作为测量导线，将其均匀地缠绕在非磁性材料的框架上形成磁链，磁链包括内磁链和外磁链，其用公式表示为：

1.2 带电作业故障分析

根据采集到的输电线路运行数据对线路运行状态和故障类型进行分析，根据行波法原理，含有故障点的输电线路上的电压和电流会沿着线路以接近光的速度进行传播，当到达故障点N时，电流与电压会发生折射现象与反射现象，将故障点前端的输电线路设定为线路A，将故障点后端的输电线路设定为线路B，故障点为线路电压与电流行波阻抗点，如果在该输电线路上确实存在故障，根据行波反射与折射原理，可以得到线路A与线路B上电压行波、电流行波与波阻抗之间的关系，用公式表示为：

公式（2）中，u1表示被测输电故障点前端线路A的故障电压行波；u1z表示被测输电故障点前端线路A的入射电压行波；u1f表示被测输电故障点前端线路A的反射电压行波；i1表示被测输电故障点前端线路A的故障电流行波；i1z表示被测输电故障点前端线路A的入射电流行波；i1f表示被测输电故障点前端线路A的反射电流行波；u2表示被测输电故障点后端线路B的故障电压行波；u2z表示被测输电故障点后端线路B的反射电压行波；i2表示被测输电故障点后端线路B的故障电流行波；i2z表示被测输电故障点后端线路B的反射电流行波[3]。将采集到的输电线路运行数据代入到上述公式中，如果符合该关系，则判定该输电线路存在故障[4]。线路A与线路B是被故障点分隔开来的同属于同一条输电线路，因此其故障电压与电流行波具有一致性关系，假设被测输电线路的行波入射系数为α，被测输电线路的行波反射系数为β，这两个系数存在以下关系：

根据公式（2）和公式（3），可以推导出以下结论：

结论1：当故障点前端线路的波阻抗与故障点后端线路的波阻抗相等时，此时被测输电线路的行波入射系数为1，行波反射系数为0，不存在任何反射波；结论2：当故障点前端线路的波阻抗大于故障点后端线路的波阻抗时，此时被测输电线路的行波入射系数大于1，行波反射系数大于0，电压暂态行波在故障点N处发生正反射；结论3：当故障点前端线路的波阻抗小于故障点后端线路的波阻抗时，此时被测输电线路的行波入射系数小于1，行波反射系数小于0，即入射波小于反射波，电压暂态行波在故障点N处发生负反射。

基于以上得出结论和实际输电线路运行数据，对输电线路故障类型进行分析。输电线路故障主要为短路和断路以及金属性接地故障。如果是短路故障，电流与电压流经到故障点，受故障影响无法正常传播，电流与电压向相反方向传播，此时形成反射电压与反射电流，根据结论1可得，反射电流行波与入射电流行波具有同极关系，故障点的电流值是入射电流值的两倍，电压值为0[5]。

如果是断路故障，被测输电线路的电压行波与电流行波传播到断路点时，受断路影响故障点后端的波阻抗为零，此时输电线路反射电压行波与入射电压行波相反，根据结论2可得故障点电压值为零，入射电流行波是反射电流行波的两倍。如果是金属性接地故障，被测输电线路的故障暂态行波传播到故障点时，受故障影响故障点后端的波阻抗会逐渐增大，根据结论3可得，被测输电线路入射电流行波与反射电流行波逐渐增大，摄入电压行波与反射电压行波会逐渐减小，最后为0。根据以上分析确定故障类型。

1.3 识别故障距离

根据故障初始行波信号达到线路两端的时间差识别出输电线路故障距离。根据线路电压行波与电流行波的反射规律可知，由于输电线路两端存在边界元件，输电线路电压行波输送到故障点时发生反射现象，形成反射行波，反射行波达到输电线路边界元件后在此发生反射现象，形成新的反射行波，其传播过程如图1所示。

图1 故障暂态行波传播图

如图1所示，存在故障的输电线路电压、电流反射行波与正常行波存在较大的区别，因此可以根据故障暂态行波时域特征识别出故障距离。根据图1，可得故障点前端线路电压行波时域：

公式（4）中，Ru表示输电线路故障电压暂态行波传播时间；n表示故障电压行波经过输电线路前端边界元件的反射次数；m表示故障电压行波经过故障点前端线路入射次数；g表示故障点前端线路的波阻抗；v表示故障点后端线路的波阻抗；e（t）表示故障电压行波经过输电线路前端边界元件多次反射后的反向行波；r（t）表示故障电压行波经过输电线路前端边界元件多次反射后的前向行波；n1表示故障电压行波经过输电线路后端边界元件的反射次数；m1表示故障电压行波经过故障点的反射次数；k表示故障电压行波经过多次反射后在故障点透射到的反向电压行波传播时间；f表示故障电压反射行波经过多次反射后在故障点透射到的前向电压行波传播时间；q（t）表示故障电流行波经过多次反射后在故障点透射到的反向电流行波传播时间；h（t）表示故障电流行波经过多次反射后在故障点透射到的前向电流行波传播时间。将其与正常状态输电线路电压行波传播时间比较，得出时间差，再根据行波传播速度可以识别出故障距离，其公式为：

公式（5）中，γ表示输电线路故障距离；R表示正常状态输电线路电压行波传播时间；s表示行波在输电线路上的传播速度。利用上述公式识别出故障距离，从而实现带电作业故障距离识别。

2 实验论证分析

试验以某高压输电线路为实验对象，该输电线路长度约10000m，输电线路存在老化现象，经常发生短路、断路等故障，试验利用此次设计技术与传统技术对其进行带电作业故障距离识别。试验中将电流互感器工作电压设定为220V，动作时间设定为0.15s，信号发射频率设定为1.23Hz，利用电流互感器采集到故障信号共15.26GB，采集时间为5h。试验中检测到输电线路断路故障55个，短路故障24个，金属性接地故障18个，故障距离识别情况如下表所示。

表1 带电作业故障距离识别情况

试验共识别80次，每识别10次后统计两种技术识别误差，以识别误差作为检验两种技术可靠性指标，《高压输电线路带电作业故障距离识别技术规范》GB/T16544-2010规定，识别结果最大误差不能超过0.25m，根据该技术要求对两种技术进行对比分析，试验结果见表2。

表2 两种技术识别误差对比（m）

从表2中数据可以看出，设计技术平均误差为0.009m，最大识别误差仅为0.012m，按照《高压输电线路带电作业故障距离识别技术规范》GB/T16544-2010规定标准，设计技术可以达到其要求；而传统技术平均误差为1.136m，最大识别误差为1.485m，不仅没有满足技术规范要求，而且还远远高于设计技术，因此试验证明了在识别精度方面，设计技术优于传统技术，识别结果与真实情况基本一致，值得被广泛应用到带电作业故障距离识别中。