行波故障测距技术（共7篇）
行波故障测距技术 篇1
引言
铁路接触网线路通常为中性点不接地的10k V高压系统, 主要包括自闭 (自动闭塞) 和贯通 (电力贯通) 两种线路。该系统涉及行车安全, 要求的可靠性高。但在实际中由于该系统供电臂距离较长、周围环境复杂等原因, 极易发生故障, 尤其是单相接地故障。目前大多数自闭贯通线路仅安装了老式保护设备, 传统的基于阻抗原理的故障定位方式不适合应用于该系统[1]。利用故障产生的行波信号可以确定故障距离是现代故障定位的一个发展方向。
1 10k V自闭贯通线的电气结构
铁路10k V自闭贯通线路具有电力系统的一般特点, 但又有其特殊性。铁路沿线信号设备的电源由自闭线专门提供, 而当这些设备发生故障时则可由贯通线提供。铁路沿线小型车站的工作和生活用电也由贯通线来提供。自闭线和贯通线都为双端电源供电, 正常工作时为单端电源供电, 当线路失压时可由对端提供电源。自闭线和贯通线负荷主要为小型低压变压器, 由于负荷电流小, 线路分布电容电流所占比重较大, 电缆较长时甚至超过负荷电流。
2 自闭贯通线路行波故障测距的基本模式
根据行波测距基本原理和铁路10k V自闭贯通线路电气结构, 故障测距可分为单端方式和双端方式测量。单端测距是利用识别故障点的反射波加以测距的。由于该线路一般为架空、电缆混合线路, 结构复杂, 同时受周围环境的影响, 所以单出线和双出线故障点反射波位置不同, 而且行波在一次设备、线路联接处的反射和折射非常复杂, 致使故障点反射波波头有明显的衰减和畸变, 其识别非常困难。因此, 自闭贯通线路中不宜采用单端测距方法。
双端行波故障测距法可以较大幅度地降低上述因素对测量结果的影响。它原理简单, 测距结果更为可靠, 只需检测故障点行波波头到达时刻, 无需考虑反射与折射行波。因此, 在铁路10k V的自闭贯通线上宜采用基于小波变换模极大值的双端行波故障测距方案, 实现更为可靠、更为准确的故障测距方式。
双端测距是利用初始行波浪涌到达线路两测量端时的绝对时间差来计算故障点的距离[2]。如图1所示, 假设线路在F点处发生故障, 初始行波浪涌便以相同的传播速度到达测量M端和N端, 分别形成两端的第1个反向行波浪涌, 所用的绝对时间分别为TM和TN, 则有:
式中DMF和DNF分别是M端和N端母线到故障点的距离;L为线路全长。
将式1求解得到M端和N端母线到故障点的距离如式2所示。
根据输电线路的分布参数可以得到如式3所示的行波传播速度[3]。
式中L1是输电线路的电感, C1是输电线路的电容。
由于故障暂态行波信号具有明显的奇异性。而小波变换模极大值可以用来检测故障暂态信号的奇异性。文献[4]从数学的角度论证了小波变换的模极大值的定义和通过小波变换的模极大值理论来检测故障点的可行性。图2是阶跃信号经过小波变换后的模极大值图形, 从图中可以看出, 在信号突变时, 小波变换呈现模极大值。由于该方法所测得的故障初始行波浪涌到达时刻是稳定的, 同时, 该方法也具有较强的抗干扰能力, 因而所获得的故障初始行波浪涌到达时刻也是较可靠的。
3 行波测距方案仿真与分析
为了验证本方案的有效性, 采用双电源输电线路进行小波模极大值组合行波故障测距仿真实验。仿真故障类型为单相经过50Ω过渡电阻接地故障, 故障点距离M端35km。
3.1 仿真参数
铁路输电线路:电压10k V, 频率50HZ, 长度100km, R=1.74e-5 (Ω/m) , L1=0.000967 (m H/m) , C1=1.203e-5 (μF/m) 。在MATLAB仿真环境下搭建系统的模型如图3所示。
3.2 仿真结果与分析
当铁路自闭贯通线路MN发生单相经50过渡电阻接地时, 在线路两端测量到单相暂态行波电流及其小波变换模极大值分布如图4、图5所示。
在线路两端测量到单相暂态行波电压及其小波变换模极大值分布如图6、图7所示。
从以上仿真图可以得到如表1、表2所示的M端、N端故障初始行波电流、电压分量在分解尺度下的小波变换模极大值分布情况。可以得到故障初始行波浪涌到达M端的时刻为tM=20174μs, 到达N端的时刻为tN=20276。
根据式3可以得到行波的传播速度为:
根据式2可以得到故障点到M端和N端的距离为:
由此可见, 该测距结果与实际故障距离较为接近。所以在不考虑铁路线路长度误差和线路两端的仿真数据间的时间误差时, 通过基于小波模极大值的双端行波测距方案能够较准确地获得故障点到线路两端的距离。
4 结语
基于小波模极大值的双端故障测距方案理论清晰, 结构简明, 实现简单。所得到的仿真波形与理论分析相吻合, 表明该系统对铁路10k V自闭贯通线故障测距具有效性, 为铁路故障定位的开发和设计提供了一种前期参考。
摘要：介绍了铁路10kv自闭贯通线路的特点和电气结构, 对自闭贯通线路行波故障测距的基本模式进行了阐述, 对于双端故障测距原理进行了较详细的分析。研究了基于小波模极大值的双端故障测距方案, 并进行了MATLAB仿真验证。结果表明该方案效果良好, 能够较准确地获得故障点的位置。
关键词：铁路自闭贯通线,故障检测,小波变换
参考文献
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行波故障测距技术 篇2
随着国家电网新旧设备处于更换阶段,使各个变电站数据传输的信息通道扩大,电力系统高压输电线路故障是国家电力系统中处于核心地位。基于行波高压电力系统输电线路是电力系统故障中发生容易故障多层节点,启动输电线路故障后导致电力控制系统设备损失频率高、系统稳定性受威胁,因此会导致国民市场经济与人民生活受到严重的影响。随着社会经济与电压等级从超高压到特高压快速发展,基于精度快速准确的行波故障测距方法应用修复输电线路综合故障来运作智能电力控制安全系统的稳定性运行、最大程度对输出线路故障降低来处理整个智能电力控制系统过程威胁及减少对国民经济和人民生活综合的数据损失。
1 基于电力系统输电线路行波数据的故障测现状与问题研究
1.1 基于行波故障测距的发展历史研究
基于电力系统输电线路行波数据中的故障测距方法分为早期阶段和现代阶段。在1900年-1930年属于早期输电线路行波数据理论阶段;在1980年所提出的输电线路行波数据距离保护算法应用在现代行波中的微电子与物联网关键技术快速实践发展,随着现代多层智能行波故障数据测距技术综合商业化已达到快速平台来完成高精度性和高可靠性中的现代输电线路行波数据故障测距技术的综合研究方向领域[3]。
1.2 基于电力系统输电线路行波故障测距综合问题研究
(1)基于电力系统输电线路综合噪声的干扰问题研究。在电力系统输电线路行波检测噪声是电力控制系统输电线路不可避免的原因影响和容易测距引起失败的核心技术。在电力系统输电线路行波故障测距导致装置工程通道干扰密集,而输电线路行波数据故障测距装置多层传感器网络应用在采样频率数据来识别容易接收多层噪声的干扰数据[2]。基于输电线路行波数据故障侧距常用双白噪声存在安全输电线路行波数据信号奇异节点行波信号、利用白噪声完成有行波信号的奇异点以及整个行波过程淹没与结构过程奇异点或出现波率误差多层输电线路行波故障侧距技术综合应用数据。(2)基于输电线路多层传感器采集微弱行波信号奇异节点处理研究。当故障节点或高阻接地故障、电压过零附近故障出现时,电力系统行波信号数据值较小、奇异性较小、导致线路频散等综多影响因素,才能使行波测量综端幅值、奇异性进一步降低,同时才用行波波头处理多层噪声综合干扰,提高传统检测方法的有效性与智能识别处理能力中的研究综合数据。(3)基于不确定性输电线路行波波速度中的研究。基于输电线路行波故障侧距分量在电力系统传播会发生频散、生产衰减及频率越高的输电线路行波分量衰减越快,频率越低的行波分量衰减相对影响较小。[1]电力系统输电线路故障行波故障发生后,使行波母线测量端进行行波多分量波速度及重要意义,而高频率且到达测量端后幅值仍可被检测的那部分行波分量的波速度与其频率范围具有不确定性。(4)基于电力网络拓扑结构下的输电线路行波故障测距T型研究。基于电力建设T型线路的故障是T型行波较常规线路折反射现象故障分支的判别与故障点GPRS定位来完成利用电力建设综合网络拓扑结构所特有的输电线路行波数据故障检测传播特征,同时在电力建设T型线路三个母线测量端均可提供行波录波数据与传统方法实现两测量端实现双端测距多层故障点中的GPRS定位技术处理与分析。
2 基于电力系统输电线路行波数据技术的故障测距综合方法原理研究
2.1 基于电力系统行波数据的故障测距方法原理研究
在输电线路行波数据中的波速受到线路参数、地理位置等诸多综合精度高测距的重要技术。基于进行输电线路行波故障中的波速问题研究,研究员提出了多个不受波速影响的行波单端或双端综合故障测距的方法、通过检测输电线路行波故障初始值及故障节点反射波与端母线反射波方法消除电力系统行波波速干扰,运行输电线路行波故障数据发生两次折反射后在进行基本衰减至不可方法预测,同时难以检测到对端母线反射波或故障节点反射波应用。在电力系统输电线路采用GPRS统一标准来进行行波故障测距安置在各个变电站中的建设设备、电力系统通信网络拓扑结构优化中的发展以及行波故障数据远程传输、采集故障数据、综合处理数据,提出了一种不受行波波速影响的三端行波故障测距技术方法。基于此方法利用了相邻线路进行计算对端测量节点所测得的时间差,通过解高次方程组[2]消去输电线路行波波速的速度快慢。
2.2 基于电力建设T型电力建设输电线路行波优化结构数据测距方法研究
在电力系统高压输电线路中采用电力系统T型接线通信网络拓扑结构进行优化。采用这种接线方式简单、快速度施工及有效减少变电站设备投资与节约输电用地资源;同时该接线路具备输电功率高、负荷重的特点。因此,采用电力系统T型接线中的故障测距是由多故障分支的判别和多故障点的测距两部分组成。
3 结束语
基于电力建设新型输电线路行波故障测距安置目前处于试运行和测试阶段,有待于提高电力系统输电线路测量数据进一步完善电力系统新旧软硬件并行计算平台,同时完善提高高精度行波故障侧距定位、高可靠性的电力系统输电线路行波故障测距系统数据分析与处理平台。
摘要：随着社会市场经济电力电子与微电子及计算机网络技术快速发展与应用,输电线路行波信号奇异点的准确检测方法是发展高精度输电线路行波测距的重要核心.
关键词：输电线路,故障测距,行波
参考文献
[1]李京等.现代行波测距技术及其应用.电力系统自动化,2001,25(23):62-65.
[2]牛燕熊,徐丙垠等.现代行波故障测距系统的研制.电力系统自动化,2003,27(12):81-85.
行波故障测距技术 篇3
关键词：智能变电站,电子互感器,输电线路,行波故障,测距技术
0 引言
输电线路的行波故障测距方式是影响变电站运维质量高低的关键, 也是信号能够正确传播的主要部分。现有的电子互感器不能够满足当前故障的处理条件, 无法做到信息的全方面观测。而智能化的应用则将故障测距方式加以延伸, 它采用高速的电力数据库集成办法, 对输电线路进行了改进。
1 行波测距原理与技术
1.1 行波测距原理
行波测距的原理主要分为单段和双端两种方式。从单段测距的方法来看, 它主要设置故障的两个重要节点, 我们将两个节点分别命名为A和B, A为行波的故障起始点, B为行波的故障结束位置。工作者一般采用故障拦截的方式进行实体测量。首先, 在线路的一段会产生故障发射弧, 我们将发射弧度进行提取, 在系统化管理的基础上进行计算。在标准化的电力测量上, 将起始端到故障终端的相对长度和位置称为规范性模式。另外, 工作人员还可以利用波浪涌与故障点的投射进行计算, 电流在两端母线运行的过程中会出现时间差异, 在实际测试过程中这种差异是不容易被发现的。所以, 工作人员通常用一次性故障节点测量方式来取代分段测量, 进行合理的模型建立与问题分析。单段测距方式的优点在于故障点的选取较为简单, 过程也不是非常繁琐。而缺点则是行波的变化比较快, 信息传播要求较高, 要求互感器的适用性也要很全面。
另外, 双端测距的原理与前者有所不同, 它主要是根据信息化的简要路径进行归置, 利用线路内部的时间差进行模式选择。我们还是截取故障的两个端点, 分别命名为A和B, 接着计算出两端之间的绝对值, 故障点到两端测量之间的数值就是故障的具体范围。另外, 双端行波原理是对单项数值之间的改进, 也是电压突变情况遏制的有效方式。电路故障在初始阶段会以光速的过程接近到变电系统之中, 假定两端的母线数值不变, 信息流经的路径就会因此增加。如果信息传播方式为正, 我们可以将方向与绝对值的长度进行比较, 对行波的相关数据进行采集, 以高精度同步秒数的运转速度进行归类, 以达到减少两端误差的目的。在此过程中, 其优势是两端测距方式的手段相对集中, 信息的走向也比较固定, 能够帮助问题的解决。而缺陷则是它所允许的时间误差应该在最小的值域内, 否则会影响智能化技术的发展。
1.2 输电线路中的行波过程
在输电线路的运行过程中, 行波一般是以均匀的传播速度进行发展的一种方式。传输线分别以电阻、电容、电导为分布节点, 在电流表面进行均匀传播。在不加入介质的状态下形成平行双向或者是同轴线。由于电磁场中的速度和效能能够互相转化, 所以我们通常也将二者称作是变电厂的时效集合中心。电磁波的传递方式分为两种, 一种是限定空间与发展区域的速度辐射天线部分。另一种是特定线路规划的波导结构。导体是电磁波必不可少的介质之一, 它决定了磁场的分量规则与实际方向。导线沿着传输线路均匀的进行传递, 物理量是其可测量到的相关内容。传输线路以平行或者是垂直的规则进行调整, 变电站可以将不同方向的电流值汇总, 进而达到结构转化的目的。我们将同一方向的电流路径称为正值, 将相反方向的电流路径称为负值, 将电力波的代数数值进行汇总, 以此来规定运动的相关体系[1]。
2 电子式互感器以及改进
2.1 电子式互感器结构的改进
当今社会中电子式互感器的应用已经非常成熟, 在行波测距的故障处理上也相对健全。如图1所示, 该图是电子式互感器结构示意图。我们可以从中看出它主要是对电流和电压两个部分进行整合的相关手段。在电流和电压互感器下分为有源、无源两种[2]。电流无源式主要是对全光纤式进行处理, 对磁光玻璃式进行分析。有源式主要是对低功率线圈进行整合, 以形成故障的全面处理体系。另外, 电压互感器的类型非常多, 主要分为电阻分压、电流分压以及阻容分压几种。它主要是针对两侧不同的压力数值进行模块组建的相关方法。互感器在信号输出时进行采集, 经过数字化切换的方式将光信号导出, 在对整体行波进行二次化处理, 将光纤的数值报送到计量中心, 将设备进行二次处理。电路工作一般是通过激光的协调方式实现的, 它截取高压中的一段, 对其性能进行探测[3]。
另外, 被测电流通过ROGOW ski线圈进行互感模式切换, 信号经过各信息端口灵活性调整电压信号位置。信号以积分的形式呈现在电路系统的表面, 以“调制”为主要措施, 以“数字信号转换”为目标, 对光信号单元进行合并。另外, 光信号单元的合并一般是在低气压一侧形成运维调整规律。如果数字化信息没有实现全部集合, 系统指示灯会进行预警, 并对高压侧母线进行处理。必要信号要在设备的保护功能开启下进行测控, 其能量转化主要通过信号的单元模型, 高压一侧的母线能够通过取能的方式促进电力的守恒, 它以数据样本为中心, 将单元内部的光纤合并并引出, 在同步数据采用的形式下进行手段归结[4]。
2.2 互感器高压侧结构处理单元
高压侧结构处理单元是互感器中非常重要的一个部分。由于电子互感器的高压系统只能在一次性输送的前提下达到状态的整合, 所以安装时设计人员都会将设备固定在变电站的一侧, 以提高信号与性能的检验过程。为了使高压单元的处理手段得到优化, 高压线路的设计一定要相对简化, 不能够过于复杂。例如:行波测距故障处理技术主要是对信号进行过滤, 根据滤波来分析电阻的大小。高压侧电线的设置主要是根据信号的浮动数值进行增加或是减少, 以增加限号电路的输入阻抗, 将信号的干扰情况尽可能的减少, 对初始信号进行关键性调整。由于一般的行波测距故障处理要在持续性监测的基础上才能够将准确性做到最佳。所以, 信号性能的变化在于积分的多少上, 积分数量的增多说明信号的普及区域提升, 互感器测试的状态良好。一般情况下, 系统还要根据具体的响应时间来进行规划。例如:对测量通道进行划分。互感器的测量通道有许多种, 系统会以优先的方式选择对象。将保护通道较为严谨的部分规划到常用的宽带速度处理区域, 这样测量信号的实际整合过程就相对完善, 变电站的瞬间处理质量和运维频率也会由此增加。针对以上情况, 说明互感器的信号通道不需要在一对一的对应下进行, 主要能够利用现有的积分对转换器与线圈的输入路径进行模拟, 系统就会按照实际的积分进行分配[5]。
3 行波信号采集装置与改进
3.1 智能变电站中行波测距装置的改进
在智能化变电站中, 信号通常需要互感器的处理才能够继续进行。所以, 互感器也被称为信号的输送核心。以电子互感器应用方式, 对行波测距方式进行改进。改进后的行波测距主要表现在对信号的处理速度与质量上。智能变电站基础上的电子互感器首先能够在系统平台上对数据进行采集, 接着建立科学化的数据库, 将数据进行归类, 按照优先性进行筛选, 将有效数据放大, 为信号来源提供重要的保障。另外, 经互感器进行筛选过后的数据集中性较强, 它能够自动建立故障处理系统与加强信号的保密工作[6]。最后, 通过信号的滤波进行抗干扰模型模拟, 形成行波采集的单元处理模块。如图2所示, 该图是电子互感器在行波测距的通用结构图。从图中我们可以看出, 互感器基础上的行波改进方式主要是在系统传输中心处进行单元合并。系统会通过转换器对过程进行模拟, 以突出其中的优势与缺陷。另外, 改进后的行波测距优势在于能够实现先进化的数据解码, 对信号语言进行有效性编程, 在计时的基础上提取相关电路故障内容[7]。
3.2 基于IEC61850的行波数据访问
由于行波之间的数据访问都是要通过信息化服务中心进行处理, 建立通信的站内协议, 引入数据包转换设备, 在系统支持下进行全面控制。所以, 改进后的行波数据访问平台能够实现干扰性信号的屏蔽功能。行波测距系统会根据服务器提出的不同要求对功能进行划分, 将整合好的数据库在信息中心处理的基础上进行层层分布。这样的方式能够使系统的操作速度提高, 实现各层次在同一机器上的交换。另外, 系统会在各层次之间设计不同的语言编程结构, 操作员按照相关逻辑进行动态实现, 他在得到合法身份后对信息的服务对象以及服务内容进行整合[8]。
另外, 在行波数据访问系统下, 它还能够对关键节点进行扩展, 根据不同的节点指令完善相关职能。例如:建立信息管理的基本模型。行波处理中心的起始点不同, 设备可以根据光纤模型的整体状态进行集中约束, 将总数据在二次装置上进行核查, 为信息模型的建立奠定良好基础[9]。
4 结语
综上所述, 智能化变电站是适合当前社会发展的新方式, 它在能源的节约方面起到很大的作用。而电子式互感器是智能变电站的有效支撑手段, 使电力部门的信息统计速度加快, 行波故障测距方法得到改进, 进而为我国变电站的稳步运行创造有利条件。
参考文献
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煤矿井下电网行波故障测距 篇4
煤矿井下电网的准确故障测距是保证电网安全、稳定运行的重要措施之一, 如果能及时发现故障电缆的薄弱环节, 使故障及时得到修复, 就可以从技术上保证井下电网的安全运行, 这对于煤矿经济运行和矿山安全具有重要的意义[1]。
煤矿井下电网一般采用中性点不接地方式, 发生单相接地故障时电流较小, 故障点查找定位极为困难[2]。为避免电网长时间运行导致多相短路, 必须尽快找到故障点。但由于煤矿井下的特殊条件, 针对矿井配电网特点的行波故障测距研究并没有得到足够的重视。
行波测距法[3,4]原理比较简单, 它包括单端和双端2种方法。单端法[5,6]测距利用反射波和入射波之间的时间间隔计算故障距离, 由于单端法测距原理存在缺陷, 在很多线路结构和故障情况下, 无法进行单端测距;双端法[7]测距利用初始行波分别到达两端母线的时差计算故障距离, 可靠性较高。但是由于需要GPS通信来保持两端母线时钟同步, 矿井的特殊条件限制了双端法的应用。无论采用单端法还是双端法测距, 都需要精确计算波速[8], 由于线路的复杂性, 使得精确的波速计算很不现实。为了更进一步提高现有单端法的测距精度, 本文在深入分析小波奇异性检测工具的基础上, 尝试在煤矿井下采用暂态电流行波来实现不受波速影响的精确测距算法。
1 小波变换与奇异性检测
1.1 小波变换
小波分析是信号处理的有力工具, 它能对高频、低频信号采取不同的尺度进行分析, 克服了传统的Fourier分析的不足。因此, 可利用小波变换分析信号奇异点的位置和大小[9,10]。
当井下电力电缆发生故障时, 暂态电流行波将向母线传播, 当暂态电流行波到达母线检测点时将发生突变, 突变信号点必然是奇异性的。对于任意函数或信号f (x) ∈L2 (R) , 其小波变换定义为
式中:Wf (a, b) 称为小波分析系数。
由式 (1) 可知, 小波变换是将信号分解为小波的组合, 通过选择合适的小波函数, 就可观察到信号的局部特性, 实现对信号的深层次处理功能。在参考文献[9]中介绍的Daubechies小波不仅是连续的、正交的, 而且是紧支集的, 这在信号的实时处理中非常重要。本文采用Daubechies小波系列的db5小波对故障信号进行小波变换。
1.2 奇异性指数
奇异性是信号的重要特征, 为了精确表示信号的奇异性, 一般采用李普西兹 (Lipschitz) 指数来描述。定义一个函数或信号f (x) 在某个局部点x0处是一致Lipschitz α, 当且仅当存在一个常数K, 使得在x0的某一邻域内的任意一点x均有:
如果式 (2) 对所有的x∈ (a, b) 均成立, 则称f (x) 在区间 (a, b) 上是一致Lipschitz α。显然α=1 时, 函数 (信号) f (x) 在x0处是连续可导的;α=0时, 函数 (信号) f (x) 在x0处是间断的;α越小, f (x) 在x0处的奇异性程度越高;α越大, f (x) 在x0处越光滑[11]。
1.3 小波变换模极大值与信号突变点的关系
如果f (x) 在 (a+ε, b-ε) 对所有的一致Lipschitz α的充要条件是存在常数A和x∈ (a+ε, b-ε) , 对∀s>0, 有:
式中:Wsf (x) 为f (x) 在尺度s上的小波变换;x0为小波变换模极大值点, 小波变换模极大值对应于信号在时域的最大变化率, 也就是突变点。
理论上尺度s越小, 信号突变点的位置就越精确。这决定了小波变换模极大值可以很好地用于突变点的检测[11]。
2 相模变换
在三相输电线路中, 行波是相互耦合的, 需要对行波分量进行相模变换, 将三相不独立的相分量行波转换为相互独立的模分量行波, 然后再利用独立的模分量行波实现行波测距。凯伦鲍尔变换[12]去耦公式为
式中:iα、iβ、i0为分解后电流行波的α、β、0模分量, α、β模分量相等, 为线模分量, 0为零模分量;ia、ib、ic为输电线路的三相电流行波分量。
展开式 (4) 可得:
将a、b、c三相的相量转换为α、β、0模量后, 能够很好地适用于三相线路的暂态计算。理论分析和现场试验证明, 线模分量波速稳定、衰减小, 适合于暂态分析, 因而在进行分析之前首先将暂态信号进行凯伦贝尔变换, 分解为线模和零模分量, 并取线模分量作为输入数据, 再进行分析。
3 行波测距算法
3.1 单端行波测距算法
单端行波法根据故障点产生的行波到达母线后反射到故障点, 再由故障点反射到达母线的时间差方法实现测距功能。测距公式为
式中:d为故障距离;v为线模行波传播速度;t1、t2分别为故障初始行波到达母线测量点及其从故障点反射回测量点的时间。
如果对端母线反射波先于故障点反射波到达测距安装处, 则测距公式为
式中:l为线路全长;t3为对端母线反射回测量点的时间。
从上述分析可看出, 该方法需要精确确定行波速度的大小。
3.2 不受波速影响的单端行波测距算法
在行波故障测距中, 行波波速的确定一直是个难点, 基于行波波速的实时计算测距算法虽然提高了测距的精度, 但是井下恶劣的环境还是会对行波的传播速度有很大影响, 从而影响测距精度。
目前单端测距算法都是利用故障初始波头和来自故障点的二次反射波的时差来测距, 实际上, 来自对端母线的反射波也含有故障距离信息。通过检测来自故障点的二次反射波和来自对端母线的反射波, 就可以提高测距的可靠性和精确度。经分析可知利用故障点二次反射波、对端母线反射波、初始行波之间的测距关系, 可以得到不受波速影响的单端行波测距算法。
设故障点距测距安装处的距离为d, 由于井下电缆很短, 认为故障开始很短的一段时间内行波以固定波速传播。设故障发生的绝对时刻为t0, 故障初始行波到达保护安装处的时刻为t1, 故障点二次反射行波到达保护安装处的时刻为t2, 对端母线反射行波到达保护安装处的时刻为t3, 联立方程得:
其中, t1、t2、t3可通过检测装置经小波变换方法确定, 线路长度l也是已知量, 解方程可得:
上述计算中是假定故障点反射波先于对端母线反射波到达。如果对端母线反射波先于故障点反射波到达测量母线, 则测距公式变为
该测距算法完全消除了波速的影响, 实现了完全不受波速影响的行波故障测距功能, 其测距精度在理论上而言要比现有单端行波测距算法高。但使用该算法必须有效地识别第二个行波是来自于故障点还是来自于对端母线, 为了有效地识别第二个行波, 可以利用小波变换模极大值的极性进行判断[13]。
4 EMTP仿真
为了验证本文提出的方法的可靠性, 以6 kV井下电缆单相接地故障为例, 笔者采用EMTP对其进行仿真。6 kV井下电缆单相接地故障仿真模型如图1所示, 线路长度采用分布参数模型, 其中正序电阻R1=0.024 Ω/km、正序电感L1=0.36 mH/km、正序电容C1=0.029 38 μF/km, 零序电阻R0=0.745 Ω/km、零序电感L0=0.84 mH/km、零序电容C0=0.005 2 μF/km, 在线路上设置距N点250 m处发生单相接地短路。
测距装置在母线N处上采集电流波形, 假设采样频率为108 Hz, 采样时间为10 μs, 当故障点过渡电阻为10 Ω时, 得到的a、b、c三相电流波形如图2所示, 线模电流行波波形如图3所示, 线模电流行波模极大值波形如图4所示。
从图2、图3、图4可看出, 当线路发生故障时, 不管故障相还是非故障相都会出现暂态故障行波, 行波奇异点和小波变换模极大值的时刻相同。行波奇异点变化越激烈, 对应的小波变换模极大值越大。
从图4可看出, 故障点初始线模行波波头到达测距安装处的时间为174点, 故障点二次反射波线模行波波头到达测距安装处的时间为300点, 对端母线反射波到达测距安装处的时间为646点, 代入式 (9) 得到故障点距N的距离为
采用参考文献[12]给出的线模波速计算公式为
代入式 (6) 得到的距离为
可以明显看出不受波速影响的单端行波测距算法误差小。同理可求出当发生a相接地短路时在其它不同故障点的距离, 仿真结果如表1所示。
表1中, 算法1为不受波速影响的单端行波测距算法, 算法2为单端行波测距算法。
5 结语
本文提出的基于小波变换、利用故障点二次反射波、对端母线反射波、初始行波之间关系的单端行波测距法, 可有效地识别出故障初始行波、故障点反射行波和故障点透射行波到达测量端的时间, 从而确定出单相接地故障点的位置。EMTP仿真结果表明, 本文提出的方法不但消除了波速不确定性对行波测距的影响, 而且切实可行、定位精度较高。
行波故障测距技术 篇5
准确可靠的故障测距是电网健康运行的重要保证。行波故障测距在各类测距方法中具有明显的理论优势, 目前行波故障测距获得了较大的发展, 国内外均有行波故障测距系统研发成功并获得实际应用。国外比较典型的为英国哈德威电气公司 (Hathaway Instruments Ltd, UK) 和加拿大不列颠哥伦比亚水电公司 (British Colombia Hydro) 研发的现代行波测距系统[1,2];国内有代表性的为山东科汇电气有限公司XC-2000行波故障测距装置[3,4,5], 国内其他科研单位也展开了行波测距的理论分析和装置的研发工作[6,7,8,9,10,11,12,13]。实际运行经验表明, 由于现场情况的复杂性, 现有行波故障测距系统在实际现场应用中受到诸多因素的影响, 效果不理想, 测距精度和适应能力有待进一步提高。随着现场通信等系统运行稳定性的逐渐提高, 有必要针对现有测距系统的不足研究先进的行波故障测距系统。
在对行波测距展开相应理论研究以及硬件平台开发的基础上[13,14,15,16], 本文提出并设计了新型行波故障测距系统的实现算法。相对于常规测距系统, 除具有模量分析、小波变换等常规分析方法, 该系统算法还考虑了波速参数、线路长度参数等影响因素, 并具备独立测距性能提升的单端测距算法, 以及T型特殊线路结构的优化自动测距和单端测距方式。利用行波信号发生装置等组成的测试系统对该算法进行了实验验证, 结果表明该算法运行可靠, 测距准确。
1 系统框架
针对现场所出现问题, 该系统具备了相对完整的综合测距功能, 其框架如图1所示。除具有常规系统所实现功能外, 该系统在适应能力提升与测距结果优化层面获得了深入研究, 并分别在特殊线路及单端测距能力提升、波速度及线路长度参数优化角度实现了一定的突破。
2 关键技术
该系统主要包括启动、选线和自动测距算法。启动算法采用工频量和行波分量自适应启动的算法, 既保证了系统的可靠启动也在一定程度上消除了误启动的发生;故障选线算法基于幅值和极性比较的方式构建;自动测距算法是本系统的核心, 除可实现常规行波测距系统所具有的功能外, 还具有多空间数据源综合利用和双模式的优化测距算法, 同时具备了性能提升的单端测距算法及特殊线路的自动测距算法。本系统较常规测距系统在理论上具有一定的改进。
2.1 多空间数据源综合利用的改进
因线路参数频变等原因, 波速度参数v数值具有不确定性和波动性, 常规测距系统一般忽略该特性, 在系统中主观设置固定的波速度数值, 这样容易引入测距误差。针对该问题, 本文提出了多空间数据源综合利用的测距方式, 有效消除波速度引入的误差。
图2为行波传播示意图, 故障初始行波一般能量较强, 会引起相邻健康线路对端P处行波测距系统的启动。
利用双端通信在M测量端分别提取故障线路对端N处和相邻健康线路对端P处行波测量数据, 并分别检测故障初始行波到达时刻tM、tN、tP, 分别利用tM、tN和tM、tP进行双端测距并化简得:
式 (1) 中消去了波速度参数, 仅用到时间和线路长度参数, 并且时间参数均对应故障初始行波到达测量端的时刻, 其奇异点检测具有最高的可靠性。由此可得:
a.多空间数据源测距方式消除了波速度参数不稳定对测距结果的影响, 并且该测距过程中保证了行波信号奇异点提取的可靠性和测距结果的精确性;
b.当常规系统波速度出现Δv误差时, 对于单端、双端测距方式将分别消除 (50Δv t2-tM/L) %、 (50Δv×tM-tN/L) %的测距误差, L为现场线路长度参数。
2.2 线路长度参数的监测与校正
现场线路长度参数L是行波故障测距过程中的重要参数, 然而由于线路施工实际铺设走廊与设计的误差等原因, 线路长度参数L可能会具有一定的不准确性。
常规行波测距系统中一般根据双端通信条件以及测距系统的配置情况选择相应的测距模式。如图2所示, 单、双端测距分别按式 (2) 、 (3) 获得:
当线路长度出现ΔL误差时, 双端测距结果将引入 (50ΔL/L) %的测距误差, 同时, 对于可利用故障点反射波成功测距的单端测距而言, 仅利用初始行波和故障点反射波, 无需线路长度参数。经推导可得线路实际长度可由式 (4) 计算获得, 并据其实现线路长度参数准确性的在线监测和校正。
当单端测距结果可靠并且与双端测距结果相差较大时, 可利用所得单双端测距结果进行线路长度参数准确性校验及校正, 具体实现方式在第3节探讨。
2.3 单端测距适应能力的提升
单端测距模式是目前现场中主要的测距方法。目前单端行波主要依赖极性识别实现第2个波头的辨识, 但受母线类型限制, 三一类母线[3] (测量端为三类母线, 对端为一类) 情况下因无法识别第2个波头性质而无法有效测距。考虑到初始反极性行波具有较高的奇异性和幅值, 与故障初始行波特征差异明显, 易于检测, 本文提出在三一类母线中利用基于初始反极性行波辨识的单端测距算法。设定故障初始行波极性为正, 则与其极性相反者即为反极性行波, 如图3所示, 图3 (a) 、 (b) 中椭圆分别为初始反极性波头及对应的小波变换系数。
经分析可得, 故障初始行波与初始反极性行波间的时间差Δt与故障距离LMF满足一定规律, 如图4所示。
由此可得, 通过实测Δt大小可有效判定故障区间, 进一步识别第2个波头的属性, 即可实现单端故障测距;在远端故障时可利用Δt包含的时间信息初测故障距离。
2.4 特殊线路的自动优化测距
常规行波测距系统在T型特殊线路中, 一般通过两两双端测距实现, 自动测距程度相对不高, 同时常规测距系统不具备T型线路单端测距的能力。针对该问题, 本文利用T型线路3个测量端行波数据构建了可靠的故障分支判别方法和优化测距算法, 并且对于仅能得到一端行波数据的情况, 提出了相应的单端测距方法。T型线路结构如图5所示。
如图5所示, T型特殊线路各测量端的两两通信可得到3组双端测距结果, 在考虑各测量端不可避免因外界条件引入不同测距误差情况下, 经推导简化可得式 (5) , 其可作为故障分支判别的理论依据, 即满足:
则判断ΩT分支故障, 其中Ω为A、B、C测量端中任意一端, 为除Ω端外其余两测量端中任意一端, ε为实际行波测距装置的测距误差, D1、D2分别为故障支路测量端与其他两非故障支路测量端的两两双端测距结果。故障点优化测距按如下方法。
判断AT分支故障时:
判断BT分支故障时:
判断CT分支故障时:
LCD=LCT/2+[LBT (tA-tC) +LAT (tC-tB) ]/[2 (tA-tB) ] (8) 其中, tA、tB、tC分别为故障初始行波到达A、B、C 3个测量端的时间。可见优化测距也消除了波速度参数不稳定的影响, 同时仅利用故障初始行波, 并且可进行考虑测距误差情况下的自动故障分支判别和故障点的优化测距, 有效提高了故障分支判别和测距的精确性。相对于常规两两双端测距方式, 该方法将消除的测距误差。
现场T型线路3个测距端有时并不同时配置行波测距系统, 当仅能得到一端行波数据时, 本系统利用单端数据可实现一定程度上的自动故障测距。由单端行波测距原理可知, 在无法有效判断第2个行波波头性质的情况下, 会得到多个可能的测距结果。结合后续行波波头, 充分提取复杂行波信号的有效信息, 通过极性识别、假设推理法和多次“波头查询”的方式判定故障分支;同时结合现场线路长度、母线类型等已知条件对测距结果进行初步筛除, 当仍存在多个可能故障位置时, 结合本地录波器等其他测距信息确定最终测距结果。
3 实现流程
启动算法检测到故障发生后将开始录波并存储数据, 同时选线算法和自动测距算法将进入工作状态, 随后自动测距算法相应进入常规线路或T型特殊线路测距算法。
若经判断进入常规线路处理模块, 如图6所示, 首先判断是否具备双端行波测距条件, 若具备则进入单双端结合的双测距模式, 实现初步双端和单端测距;否则利用性能提升的单端测距算法实现故障测距。若单端测距结果可靠且单双端测距结果误差较大, 则判断线路长度参数可能出现问题, 并进行线路长度的校正, 且仅需一次校正即可。线路长度的校正需要在单端波形清晰、测距结果可靠的情况下进行。若单双端测距结果相近, 则无需校正线路长度参数。进一步判断故障线路相邻健康线路对端故障行波数据是否可获取, 若可以则利用故障线路及其相邻健康线路的多端数据综合测距算法确定测距结果;否则根据双端或单双端结合确定测距结果并显示。
若经判断进入T型线路数据处理算法, 如图7所示, 首先判断本端行波故障测距装置是否可提取到T型线路其余两端的行波数据, 若可以则进入T型线路的优化测距子算法, 并进行故障分支判别和故障点的测距;否则进入T型线路单端行波故障测距子算法, 经判断确定故障分支及可能的故障点, 根据现场实际情况结合录波器等其他测距方式的结果以及现场线路长度、母线类型等有效信息综合判断最终故障距离。若现场无法确定唯一故障点, 则将可能的故障点全部显示, 供现场人员参考分析。
4 实验验证
4.1 测试系统构成
为验证本文算法的有效性, 利用行波信号发生装置和输电线路行波故障测距系统构成测试系统。行波信号发生装置用以产生模拟高频行波信号, 本文研发的行波发生装置6通道同步输出达每秒采样点数为950 000, 并且具有16位A/D输出;行波故障测距系统可实现15路同步采集, 采样频率高达5 MHz。该测试系统完全满足测试本文算法的要求。
4.2 实验过程及数据分析
ATP仿真模型见图8, 其中淄潍线全长121 km, 淄博变有4回出线, 潍坊变有5回出线, 济淄线全长66 km, 济南变有5条出线, 济泰线全长98 km, 距济南变80 km处有T型分支线路至泰山2变, 泰山变有4条出线, 泰山2变有3条出线, 潍莱线64 km, 设置莱阳变为一类母线。
4.2.1 实验过程
a.多空间数据测距。
淄潍线距离淄博变80 km处发生相间故障, 具备常规双端和多数据源测距的条件。实验过程中3个测量端的行波故障测距系统均可靠启动, 从录波文件中调出淄潍线录波图如图9所示, 显示故障初始行波到达淄博变和潍坊变的时刻分别为2010-10-24T16:00:06.947.824、16:00:06.947.695。
同时调出济淄线录波图如图10所示, 可得故障初始行波到济南变的时刻为16:00:06.948.046。利用相邻健康线路行波数据的测距方法可得故障点距淄博变79.676 km, 测距误差为0.324 km。常规双端行波故障测距结果为79.504 km, 测距误差为0.496 km。结合多次实验, 实验结果如表1所示, 可见利用相邻健康线路的测距模块有效提高了测距的准确性。
km
b.线路长度校正。
淄潍线距离淄博变60 km处发生单相接地故障, 设定现场已知淄潍线的线路长度为125 km。常规双端行波故障测距结果如图11所示, 故障点距离淄博变62.535 km。
同时观测淄博变录波图, 如图12所示, 发现第2个波头较清晰, 可实现可靠单端测距并得到故障点位置为59.682 km。该测距结果与双端测距结果相差较大, 判断线路长度参数出现误差。根据单端测距结果校正线路长度, 得到校正结果为119.394 km。
设置多次类似故障, 其实验结果如表2所示, 可得单端波形清晰有效情况下可有效实现线路长度的监测和校正。
km
c.性能提升单端测距。
潍莱线为三一类母线, 常规单端行波无法有效测距。实验中利用初始反极性行波实现辅助测距, 测距结果如表3所示。
km
由此可见, 基于初始反极性波头可有效辅助实现单端故障测距, 并具有较高的测距精度和可靠性。
d.T型线路自动测距。
T型线路3个测量端距具备行波故障测距系统并可相互通信。分别设置不同分支故障, 实验结果如表4所示。由表中数据可知, 该系统具备T型线路自动故障分支判别能力, 并可实现精度提升的测距算法。
当T型线路仅可获取一测量端故障行波数据时, 需结合T线路各分支长度、母线类型等有效条件确定可能的故障分支及位置。由实验结果可知该情况下将具备一定的单端测距功能, 可结合现场录波器等其他具备测距功能装置综合确定故障点位置, 实验结果如表5所示。
4.2.2 实验分析
各类实验过程中, 本文算法启动可靠, 故障选线准确。通过对录波数据分析处理后所得测距结果较常规测距系统精度有所提高, 具有较好的优化作用。针对T型特殊线路的测距算法可有效实现故障分支判别和自动优化测距, 仅具有单端行波信号时在一定程度上可实现故障点的测距功能。
5 结论
行波故障测距技术 篇6
关键词：行波测距装置,装置检验,历史故障波形
0 引言
输电线路行波测距技术因其不受故障类型、过渡电阻、电力系统运行方式等因素的影响, 可实现线路故障的精确定位, 从而被广泛推广于工程应用中。特别是双端测距法, 利用故障行波传到线路两侧的第一波头时间信息, 并借助通信通道实现故障的准确定位[1,2,3], 具有简单、可靠、精度高等优点。迄今为止, 对行波测距原理的分析[4,5,6]和行波测距装置的检验主要集中在数字仿真验证和简单的启动性测试这两个方面。而实际上, 电网会时时刻刻遭受各种干扰, 运行数据也千变万化。理想的数字仿真和电网实际运行还有一定的差异[7,8]。基于历史故障波形的行波测距装置检验方法是把电网实际运行的历史故障行波波形作为测试波形, 将其转换成模拟行波电流, 并借助高精度GPS同步技术[9], 将模拟电流输入待测线路两侧的行波测距装置;故障测距系统主站根据线路两侧采集到的行波波形和时间信息计算测距结果;将测距结果与测试电流预设的故障点距离对比, 以此来检验行波测距装置的运行状态和测距精度。基于历史故障波形的行波测距装置检验方法更具有实际意义。
1 双端测距原理
双端测距原理是利用故障初始行波到达线路两端的时间差计算故障距离, 原理示意图如图1。
故障点距M端距离表达式为
XM=[ (TM-TN) V+L]/2其中:XM为故障距离, 即线路M端至故障点Ki的距离;TM、TN为初始故障行波分别到达M端和N端的时刻;V为行波在线路上传播的波速;L为线路总长。
由于双端测距法只需要捕捉故障行波的第一个波头, 所以其具有以下几个优点:1) 相对其他行波测距法而言, 对故障电流的采样要求低;2) 只需记录故障发生后几毫秒以内的波形, 可以节省大量的存储空间;3) 对故障电流工频分量和暂态分量的分离和提取易行, 在对波形进行小波变换后, 可以迅速提取故障发生的时间信息;4) 不需要考虑母线对行波的反射、故障点对行波的透射、波形过度衰减等因素的影响;5) 能够单独使用。
随着相关技术的不断发展成熟, 双端测距法已经在实际工程中得到广泛应用, 并积累了大量的实践经验。
2 利用故障波形对行波测距装置的检验
利用故障波形对行波测距装置的检验是通过GPS同步触发的方式向待测线路两侧的行波故障测距装置输入历史故障行波模拟电流, 模拟故障点行波电流向线路两侧传播的过程;故障测距系统主站根据线路两侧采集到的行波波形和时间信息计算测距结果;将测距结果与历史故障距离对比, 以此来检验行波测距装置的运行状态和测距精度。其原理示意如图2。
利用故障波形对行波测距装置检验的原理是依据双端测距法进行的。由于行波测距装置的录波波形格式是各生产厂家自定义的私有录波格式, 所以检验的关键点一就在于将不同格式的历史故障行波波形的格式转换成高频电流源可以识别并转换成模拟电流信号输出的通用格式, 即电力系统中常用的暂态数据存储格式——Comtrade格式, 如此还可以对安装于同一线路不同型号行波测距装置进行检验;为模拟故障点行波向线路两侧传播的同时性, 检验的关键点二就在于借助高精度GPS同步技术, 触发双端的检验仪同时输出历史故障行波电流。
3 历史故障数据的处理
目前国内电力系统对于超 (特) 高压输电线路要求装设两套同类型的保护装置, 一套运行, 一套备用, 以确保输电线路的可靠性、安全性和稳定性。行波测距装置也属于这一范畴, 因此线路两端也会装设两套不同厂家生产的行波测距装置, 互为弥补、互为备用。而不同厂家的行波测距装置故障录波波形都是以其私有格式记录下来的, 为方便现场检验时对不同型号行波测距装置的检验, 有必要开发相应的转格式软件, 将各种格式的波形文件转换成一种电力系统通用的暂态数据存储格式——Comtrade格式。作为标准, 它包含了标题文件、配置文件、数据文件、信息文件, 其中配置文件诠释了数据文件中诸如采样速率、通道数量、频率、通道信息等项;数据文件则记录了每个采样所有输入通道的值。
国内厂家记录波形的录波波形记录方式虽然各有不同, 但均含有时间信息, 采样率信息, 信号幅值信息等参数, 需要对这些信息进行有效的提取。
3.1 时间信息提取
将各厂家波形文件私有格式中的时间信息提取出来, 单端的波形信号保留全部时间信息, 双端波形信号选取触发时间早的信号起始端时间为故障起始时间, 触发时间晚的波形前段根据需要叠加直流或工频正弦信号波形。做到两端信号起始点均从幅值0开始, 这样可以消除由于起始点幅值过高对测距装置造成误触发的现象。
3.2 采样率信息的提取
将各厂家波形文件私有格式中的采样率信息进行提取, 并根据高频行波信号源的输出频率与采样率信息进行计算得到比例参数, 用于信号数据的插值计算。
3.3 信号幅值信息的提取
将各厂家波形文件私有格式中的信号幅值信息提取出来。
线性插值是数学、计算机图形学等领域广泛使用的一种插值方法。假设我们已知坐标 (x0, y0) 与 (x1, y1) , 要得到[x0, x1]区间内某一位置x在直线上的值。根据图3中所示, 我们得到
(y-y0) (x1-x0) = (y1-y0) (x-x0)
假设方程两边的值为α, 那么这个值就是插值系数—从x0到x的距离与从x0到x1距离的比值。由于x值已知, 所以可以从公式得到α的值
同样,
这样, 在代数上就可以表示成为
或者
这样通过α就可以直接得到y。实际上, 即使x不在x0到x1之间并且α也不是介于0到1之间, 这个公式也是成立的。在这种情况下, 这种方法叫作线性外插。已知y求x的过程与以上过程相同, 只是x与y要进行交换。
针对仿真波形、故障录波波形与高速行波信号发生装置设定的速率具有一定的不统一性, 我们参考EMTP电力系统暂态仿真数据记录的采样率及故障录波装置采样率一般只有几百k Hz到1 MHz, 而高速电流源的回放采样率可以达到6.25 MHz甚至更高, 因此我们采用线性插值的方法, 将测试用的数据文件的采样率通过线性插值算法调整为与高速行波信号源相同的波形数据。使用线性插值算法, 具有计算简便, 速度快, 波形与原始波形畸变小等特点。
3.4 历史故障测距结果
历史故障行波对应的故障测距结果, 与波形进行回放后得出的测距结果相比较, 将作为判断行波故障测距系统测距精度的重要参考。
4 高频行波信号源的设计与实现
高频行波信号源可根据提供仿真的信号, 通过软件的控制, 将信号文件转换成真实的故障行波信号。所以也就要求高频行波信号源具有频率高, 幅值大, 输出测试信号波形光滑无毛刺等技术特点。
通过多年的线性放大器开发经验, 采用DSP+FPGA的高速数字控制系统, 通过高速的DSP处理器, 对控制软件传递的数据和命令进行高速的解析和分配, 并通过FPGA并行传递给每个通道, 大大节省了数据在接口传输中的时间;采用并行的方式控制多个通道, 避免了不同通道间的干扰和延迟, 加快了通道间的信号响应速度, 降低了通道间同步性的时间延迟现象;配合高速DA实现数据的高速转换输出, 从而大大提高和改善了高速行波信号发生装置暂态响应速度和幅频特性;采用高速低温漂线性运算放大器为核心元件构成的高速功率放大器具有高可靠性、输出波形光滑真实的特点, 没有开关放大器容易产生的高次谐波, 输出波形无毛刺、无电磁污染, 是真实准确的小电流波形;不同电流通道间完全独立控制, 装置输出信号带宽范围广, 响应速度快, 可以满足现场测试的要求。
5 现场测试结果及存在的不足
为了验证本文提出的行波测距装置检验方法, 笔者进行了多条线路的实地测试。图4、图5分别为某一线路M端高频电流源输出的电流波形和行波测距装置的录波波形, 图6、图7分别为线路N端高频电流源输出的电流波形和行波测距装置的录波波形。其中A、B、C为三相电流。
由图可见, 行波测距装置A、B、C三相的录波波形与高频电流源输出的行波波形从幅值和波形上均保持一致, 证明了被测线路的双端行波测距装置运行正常, 可以正常触发并记录故障行波。
表1为部分线路现场测试时, 测距系统主站自动获取的测距结果记录。由表可见, 检验的测距结果与历史故障测距结果误差在500 m以内, 证明了被测线路的行波测距系统有可靠的测距精度。
由于历史故障数据是基于线路上真实发生过的故障而获得的, 因此其历史故障类型、故障点等都是有限的, 对于未发生过故障的线路难以获得检验用的历史故障数据。但是, 对于同一线路类型、同一故障类型的典型历史故障波形是否具有测试通用性, 有待在以后的研究中验证。
6 结论
基于历史故障波形的行波测距装置检验方法是有效和实用的, 它为检验行波测距装置的运行状态和测距精度提供了可靠有效的解决方案, 比数字仿真验证更具实践意义。该方法能准确检验行波测距装置的运行状态, 继而保障了输电线路安全稳定地运行。
本方法已申请国家发明专利, 申请号:201210447940.6, 发明创造名称:一种行波测距系统校验方法。
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行波故障测距技术 篇7
行波测距装置已经在220kV及以上电网中得到大规模普及应用[1],工程实际中行波测距主要是以双端测距为主,但是受到施工计划安排等因素影响,大量线路仅在一端装有有效的行波测距装置。即使在线路两端都装设有行波测距装置时,依然存在两端测距装置厂家不同、对时无法保证、通信异常导致无法调取对端数据等难以进行双端测距的情况,因此单端测距在现场运行中能够发挥重大作用[2,3]。
单端测距的关键难点在于故障点反射波的辨识和标定,国内外学者对此开展了长期的研究,文献[4-5]针对雷击故障指出了雷击点与闪络点不一致的可能性,并从行波波头特征的角度对仿真波形进行了故障点反射波辨识。 小波变换、Hilbert-Huang变换等时频域信号处理方法[6,7]非常适用于针对电磁仿真波形进行波头标定方面,基于小波变换模极大值的方法已在双端行波测距和配电网故障选线等方面获得了成功应用[8,9],但是实测波形会受到电晕放电、波形后续振荡、电力电子开关动作等因素影响,存在大量非行波奇异点[10],此类时频域处理方法依然难以准确判定反射波波头。文献[11]针对现场实测数据具有的行波后续振荡提出了多分辨形态梯度与相关函数结合的标定方法,克服了行波后续振荡的问题,但形态结构元素的选取原则尚需进一步研究。文献[12]提出了Hough图像处理方法进行行波标定,取得了较好的效果,但是在近端故障情况下依然会受到行波后续振荡的影响。根据行波反射存在的频率特征,也有学者提出利用自然频率进行测距[13,14],但是该方法难以有效剔除行波后续振荡的影响。
针对行波故障测距结果优化,目前通常是采取改变波速、分区段定位等基于行波本身波速特点的改良[15,16,17],或是在具备双端测距条件下利用单端、双端多测距方式组合进行故障距离校正[18,19,20,21]。由于行波测距计算的是电磁波在线路上的传播路程,而线路长度会受到外部环境温度的影响,弧垂、杆塔跳线等不确定因素也增加了行波的传播距离,即使在找对波头的前提下,行波测距计算结果与人工巡线结果之间往往也存在相当的偏差[22]。单纯从行波自身的特点出发难以有效地提升实际工程中的测距精度。
中国40% ~70% 的线路跳闸都是由雷击引起[23,24],有效解决雷击故障情况的线路测距问题,可以降低大部分线路故障的巡线难度。为有效监测雷电活动,全国电网都已经建立相应的雷电定位系统(LLS)。LLS对所有雷击地闪均无差别记录,而在雷雨季节,短时间内线路走廊附近的落雷密度很高且分布范围较广,但是基于工频量的传统继电保护对故障时间刻画较为粗放,难以与精确至毫秒级甚至微秒级的雷电记录进行准确比较,导致LLS中与故障距离直接相关的有效信息易被非故障雷击记录淹没,故目前对LLS的利用大都限于故障类型判别、雷电密度统计等方面,将LLS数据作为故障测距优化参考的研究很少。
本文针对电网多发的雷击故障,通过LLS记录与故障位置、故障时刻的相关性,对行波实测数据中的非行波振荡与故障点反射波进行判别,剔除行波测距虚假解并初步计算故障距离,发挥LLS记录对雷击地闪位置的重要提示作用,以线路走廊方向和地闪位置空间分布的近似程度对行波测距结果进行修正,获得更符合现场需要的测距结论。
1 典型行波实测波形分析
行波测距装置高速采集卡的采样率至少在500kHz以上,高压线路电晕放电和通道量化噪声、变电站内电力电子器件开关、邻近线路开关动作等都会向高速采集卡引入高频噪声。非故障高频噪声的引入增加了波形的奇异点,加之雷电流在到达母线量测端后会受到变电站内多种一次设备等效杂散电容的影响,致使波形会附加多种突变。
图1为本文研制的行波测距装置所记录的一次雷击故障波形,故障发生于2013 年9 月12 日,由图1可以看出,雷击故障首波头非常明显,易于标定,但是后续的多个突变存在一定的相似性,即使利用一定的滤波手段,也不易判别出明显的故障点反射波。
图1所示波形图中,反射波1、反射波2、反射波3、反射波4均为疑似故障点反射波,通过小波模极大值几乎无法自动选取故障点反射波,即使专业人员进行波头人工选取,若经验不够充分,也易在反射波3和反射波4之间难以抉择。根据现场巡线人员的巡线结果,反射波4为故障点反射波,反射波3为对端母线反射波,而反射波1和反射波2为行波浪涌后续振荡,此类行波浪涌后续振荡可能为互感器传变频率特性中的极点引起,随行波浪涌的到达而出现,难以有效消除。
图2所示为发生于2014年7月30日的某线路雷击故障,初始行波浪涌后存在大量疑似行波浪涌,且存在等间隔分布的特征,极易将反射波1当成故障点反射波,根据现场巡线人员的巡线结果,故障点反射波应为图2所示反射波5。
对图1和图2所示波形进行小波变换模极大值处理,所选小波基为3次B样条小波,所得结果如图3所示。
经过小波模极大值变换后,大量模极大值点以等间隔分布,难以通过小波模极大值自动识别出故障点反射波。由上图可知,故障初始行波浪涌后的大量疑似行波为行波后续振荡,造成行波后续振荡的原因较为复杂,电流互感器的行波传变特性、二次电缆长度及负荷特性密切相关[10],在本例中可能为互感器频率特性中存在极点,而行波浪涌频率频谱覆盖了互感器频率特性极点对应的自由振荡频率,导致行波到达后会出现后续振荡。
即使在波形后续振荡较少的情况下,若故障线路对端母线为单出线形式,对端母线反射波与故障点反射波极性相同,单端测距结果是否准确难以判断,双端测距又会受到行波波头在单出线一侧波形较为微弱,波到时刻不易标定的因素影响。虽然变电站出线数量能够通过前期调研获知,但是在系统断点转移、线路检修开断导致个别变电站短时间内出现母线单出线形式的情况下,若未能及时对行波测距配置文件进行修改,依然会出现故障点反射波误判,因此单纯采用行波浪涌极性、幅值等进行行波波头的自动判别存在一定盲目性。若能够有其他辅助信息对故障距离进行判别,则能够对雷击故障情况下的故障点反射波进行判别,得到更为可信的故障测距结果。
2 雷击故障实测数据的故障点反射波搜索
对于雷击导线、杆塔或避雷线引起的闪络故障,除行波测距装置采集的雷击故障行波外,LLS也会记录下相应的雷击地闪,理论上,行波测距所得故障距离、波到时刻应与雷击地闪记录的时间、位置存在较为准确的对应关系,但是在实际工程中,受到全球定位系统(GPS)对时误差、线路走廊地形起伏、电磁波波速不恒定等不利因素的影响,二者之间会产生不同程度的偏差。尤其是在山地地形区域,若地闪位置与雷电探测站之间有高山或高建筑物阻挡,雷击地闪产生的电磁波在传播过程中需要绕过阻挡物才能到达雷电探测站[25]。
在雷雨季节,LLS可能在短时间内记录多次雷击地闪,因此,无论是雷击记录还是行波波形都存在着不反映故障点信息的“虚假解”,但是行波波形中真实解的时间与位置信息应与造成故障的雷击记录信息存在时间与空间上的关联性,除直接造成闪络故障的地闪记录外,其余地闪记录皆与闪络故障位置或故障发生时刻存在较大差异。根据这一特点,可以利用雷电记录与行波计算结果在空间和时间方面的关联性剔除LLS在故障发生前后记录的大量非故障地闪记录以及行波数据中的非故障点反射波。
2.1 计算疑似故障距离与杆塔坐标归算
行波测距结果仅为疑似故障点距量测端的距离,故需将故障距离折算为可能的故障位置才能与LLS记录的地闪信息进行对比。设线路杆塔坐标和海拔为[(Lon1,Lat1,h1),(Lon2,Lat2,h2),…,(LonN,LatN,hN)],其中,N为故障线路杆塔总数,Lon,Lat,h分别为经度、纬度和海拔,根据式(1),可以计算出第j基杆塔与第j+1基杆塔之间的距离。
式中:下标j为第j基杆塔;R为地球半径,本文选取R=6 371.004km。
第j基杆塔与线路量测端之间的距离即为:
理论上,雷击故障点通常都是线路绝缘子被击穿而引起的,闪络故障位置应当与线路杆塔坐标相重合,但是由于行波测距装置采样率限制以及行波精确波速的不确定性,计算得到的故障点距离往往位于两个杆塔之间,故需对行波测距结果进行近似处理,假设行波测距所得故障距离x位于第j基杆塔和第j+1基杆塔之间,即
可以通过判断x-lj和lj+1-x的大小,将距离计算所得故障点最近的杆塔设为疑似故障点,疑似故障点的坐标即为该杆塔坐标。
2.2 包含多次回击的雷击地闪接地位置修正
LLS通过多个观测站所测电磁波波到时刻或波到方向对地闪位置进行定位。由于地闪产生的电磁波在传播过程中会受到地势起伏、高建筑物遮挡等多种地形影响,LLS在山地的定位精度较之平原地区有所下降,加之多点时差法或行差法对多点GPS同步要求极高,导致对一次雷击的多次回击定位结果可能存在较大差异。
国内外学者通过高速光学记录设备对雷电发展过程展开了大量研究,雷电回击过程存在后续回击产生新雷电通道或一次回击具有多个接地点的情况[26,27,28],使得一次雷击所产生的接地点准确位置更加难以获取。根据文献[29]的报道,在一次雷击具有多个雷电通道接地点的情况下,相邻接地点之间的距离相差很小,不超过500 m。而在后续回击产生新雷电通道的情况下,偏差较大的情况发生次数很少。
鉴于初次地闪接地点与后续回击接地点之间存在空间位置应较为相近的特点,针对包含多次回击的雷击地闪记录中个别接地点位置与其他位置相差较大的问题,可以通过加权质心定位方法[30]对同一次雷击中与其他回击接地点位置偏差较大的回击接地点的位置进行一定修正。
设LLS对一次雷击过程中多次回击的位置记录为[(Lon,re1,Lat,re1),(Lon,re2,Lat,re2),…,(Lon,reM,Lat,reM)],其中M为回击次数。根据式(7)求取每个回击接地点位置之间的空间距离为:
式中:0<j≤M ,0<k≤M ,j≠k;aj,k和bj,k参考式(2)、式(3)。
根据每个回击接地点之间的空间位置求取总偏差系数ε 以及两个接地点之间距离对总偏差系数的贡献程度εj,k为:
以两个接地点之间距离对总偏差系数的贡献程度εj,k作为权重因子ωk的组成部分,根据加权质心定位方法对部分定位结果进行修正,修正后的坐标(Lon,revise,Lat,revise)为:
2.3 非故障点反射波排除
将行波数据中的疑似故障点反射波按波到时刻进行升幂排序,得到疑似波头时间序列t= [t1,t2,…,tn]T,根据各个疑似故障点反射波与初始行波浪涌的时间差计算得出疑似故障距离向量x为:
式中:v为行波波速。
根据式(12)将疑似故障距离向量换算为疑似故障点位置坐标(Lon,Lat)= [(Lon1,Lat1),(Lon2,Lat2),…,(Lonn,Latn)]T。
理论上,雷击故障情况下,LLS的地闪记录应与杆塔坐标相重合,但是雷电定位精度与地面传感器的角度分辨率和时域分辨率有关,LLS记录的雷击点位置总是与真实雷击点位置之间存在一定偏差,但是与行波测距的偏差不同,LLS的偏差是与地理位置相关的邻域,而非如行波测距的偏差一样被限制在线路上。假设LLS在各个方向上的偏差可能性相同,则其偏差范围为真实雷击点附近的圆域,而圆域的半径大小与LLS定位精度有关。
以第j个疑似故障点的坐标作为几何中心,在LLS中搜索半径Radius范围内的所有雷击地闪记录集合LRj(j=1,2,…,n),得到结果如图4 所示。图4中,绿色线条代表线路走廊,每个黄色点代表一次雷击记录,褐色圆域代表疑似故障点及其搜索半径Radius的范围。
根据LRj是否为空集对疑似故障点坐标进行初步筛选,若LRj=Ø,则剔除第j个疑似故障点,若所有LRj都为Ø,则表明测距结果与LLS记录之间存在较大差距,故障可能为非雷击性故障,不适宜进行测距结果与LLS之间的数据融合。将LRj中记录的落雷时刻,与行波测距装置记录的故障初始行波到达时刻进行比较,得到时间差绝对值序列|Δtjk|(k=1,2,…,Nj,Nj为第j个疑似故障点所包含的地闪记录个数)。计算得到疑似故障点时间差绝对值序列|Δtjk|的最小值序列:
对每个非空LRj集合的疑似故障点的 Δtminj进行比较,提取 Δtminj的最小值作为最近邻地闪记录,即
Δtleast对应的疑似故障点即确定为行波测距参考故障点。若多个疑似故障点对应的 Δtleast相同,则选取距离雷电地闪记录坐标最近的疑似故障点作为行波测距参考故障点。为防止误选与行波到达时间相差较大的雷电记录,令
式中:η为相应阈值。
由于LLS与行波测距装置都是通过GPS实现授时,时间误差主要来源于不同GPS授时设备的卫星搜寻能力、时间显示方式、GPS设备内部计时装置精度等,在授时条件良好的情况下,不同GPS授时设备之间的差距小于1min。
2.4 雷击点与闪络点不一致情况讨论
雷电绕击输电线路时,若雷击点耐雷水平超过雷击过电压,则雷电冲击不会在雷击点处造成闪络,注入导线的雷电流将向线路两侧传播,当沿线绝缘子存在薄弱部分,则沿线传播的雷电流将击穿绝缘薄弱点,造成雷击点与闪络点不一致情况。由于冲击电晕和线路参数依频特性的影响,以高频分量为主的雷电流行波衰减速度快、畸变程度高,能够在传播一段时间后又造成绝缘子闪络的概率较低[31]。目前有文献报道的雷击点与闪络点不一致仅相差1km左右[32],对测距结果影响不大,由此产生的测距误差在工程可接受范围内。
3 基于地闪记录与线路走廊趋势接近度的测距结果优化
由于LLS与行波测距装置的定位结果都带有固有误差,而二者对雷击线路故障的刻画是从不同视角对同一事件的刻画结果,因此,LLS与行波测距装置之间的数据融合可以视为单一辐射源多测点定位信息之间的偏差校正,而造成雷击故障的雷击一定是击中了导线或者杆塔而导致闪络故障,雷击点准确位置应该位于线路走廊上,故该问题又可以视为带有几何路径限制的多测点定位信息融合定位[33,34]。
地闪记录可能出现的范围与真实雷击点位置有关,对于某次独立地闪记录,难以判断其与真实雷击点位置的误差大小,但是若以空间坐标中固定的线路杆塔坐标位置作为权重,则可以在一定程度上对地闪位置的准确性进行判断。若对地闪记录进行坐标变换,分为沿线路走廊趋势方向与沿线路走廊法线方向,地闪记录在法线方向的偏离程度越大,地闪记录位置的准确程度越低,可信度越差,反之,地闪记录在法线方向的偏离程度越小,虽然不能证明地闪记录与雷击点更接近,但是能够说明地闪记录与线路趋势变化更为接近,可信度较高。若利用此偏差在经度和纬度上的偏向性及其与线路走向进行信息融合定位,则可以对行波测距结果进行一定程度地校正。
融合定位方法在雷达探测、卫星定位等方面应用较为广泛,根据使用目的和观测点数量、特征方面的不同,其手段包括基于概率密度、误差分布等多种统计学方法进行定位精度提升。本文利用线路走廊方向、最近邻地闪记录位置、行波测距参考故障点之间的相对位置、方向的关系进行信息融合,对行波测距得到的初步定位结果进行修正。
设与LLS记录的雷击点距离最近的杆塔号为Ng,而行波测距装置计算得到的参考故障点所在杆塔号为Mg,当|Ng-Mg|≤1 时,LLS记录的雷击点与行波测距计算的参考故障点已经非常相近,无需进行校正。当|Ng-Mg|>1时,构造最近邻地闪记录至行波测距参考故障点的空间位置向量rlightning,以及Ng~Mg号各基杆塔至行波测距参考故障点的空间位置向量矩阵r,如图5所示。
求取r和rlightning的内积为:
计算各基杆塔空间位置向量r与最近邻地闪记录位置向量的接近度p为:
式中:0≤pi≤2(i=1,2,…,|Ng-Mg|),当pi=1时,最近邻地闪记录与杆塔坐标重合,当pi=2时,最近邻地闪记录位于第i基杆塔与行波测距参考故障点之间。
接近度的大小体现了杆塔与最近邻地闪记录相对于行波测距参考故障点的相对位置,若pi>0,则记录的雷击点与杆塔相对于行波测距参考故障点大致方向相同,反之,则记录的雷击点与杆塔相对于行波测距参考故障点大致方向相反。根据式(18)求取pmax。
利用接近度中的最大值pmax作为测距结果优化的修正系数,设pmax对应杆塔到行波测距参考故障点之间的线路长度lfl,根据式(19)对疑似故障距离进行修正。
式中:pmaxlfl的正负号与行波测距结果和pmax对应杆塔之间的相对位置有关。
根据式(19)将修正后的故障距离调整至最近的杆塔上,此杆塔即为经过修正后的故障定位结果。包含雷击故障点反射波与测距结果优化的方法流程图如图6所示。
pmax反映的其实是线路走廊趋势与地闪记录之间的接近程度,向量p中的元素大小反映了接近度大小。在行波测距结果、地闪记录与真实故障点都相差不大的情况下,即使行波测距结果位于地闪记录与真实故障点连线之间,由于二者与真实故障点之间相差都不大,lfl必定很小,与pmax相乘后,误差往往小于一个档距,经过故障杆塔归算以后,测距结果初步确定的故障杆塔不会改变。在行波测距结果与真实故障点都相差不大而地闪记录与真实故障点相差较大的情况下,鉴于地闪记录误差在经度和纬度上趋向于均匀分布的特点,地闪记录与线路走廊趋势接近的概率很小,pmax的值通常很小,相应的pmaxlfl也较小,对行波测距结果的劣化不会很大。在地闪记录与真实故障点都相差不大而行波测距结果与真实故障点相差较大的情况下,pmax的值较大,pmaxlfl的值也会随之增大,对行波测距结果有明显的优化作用。
4 应用实例
现以图1所示的故障波形为例,对本文所提出的方法进行验证,计算疑似故障点所对应的疑似故障距离,经验波速定为2.98×108m/s,根据式(1)至式(6)折算为疑似故障点,每个疑似故障点在半径为R的圆内包含的雷击地闪记录数量及相应 Δtmin如表1所示,R=5km,GPS授时设备的误差阈值η=30s。
第4个疑似故障点反射波对应的 Δtmin最小,将第4个疑似故障点坐标作为行波测距参考故障点,Δtmin对应的地闪记录为最近邻地闪记录。最近邻地闪记录的坐标为(99.624 35,25.344 65),rlightning为(-0.010 689,0.000 361),与其最接近的杆塔为151号杆塔,则151,152,153号各基杆塔至行波测距参考故障点的空间位置向量分别为(-0.007 883, -0.002 914 ), (-0.004 886,-0.001 797),(-0.000 917,-0.000 256),接近度分别为0.727,0.451,0.085。
可知,pmax=0.727,151号杆塔与154号杆塔之间距离lfl= 857.28 m,计算得到xcorrected=77.092km,修正后的故障定位结果为第152 号杆塔。根据现场巡线人员的巡线结果,在第150号杆塔发现绝缘子被击穿的痕迹,与未进行测距结果优化的结果相比,经过优化的测距结果和实际巡线结果更接近。
为进一步验证测距结果优化方法的可靠性,对一些实际工程中测距结果与巡线结果相差较大的雷击故障历史记录进行测距结果优化,所得结果如附录A表A1所示。
可以看出,由于引入了LLS地闪记录作为行波测距结果修正,本文所提方法能大幅提升与雷击故障的单端自动测距可靠性,利用地闪记录剔除了测距结果伪根,避免了雷击故障的测距结果谬误。测距优化结果更加趋近于巡线呼称距离,降低了因波速、弧垂、温度等现场不确定因素造成的行波测距误差过大的概率。
5 结论
1)在实测数据中,受到现场电磁噪声等因素的干扰,故障点反射波波头不易准确标定;现场线路投切时刻不确定导致故障时刻线路的配置文件难以及时更新,单纯利用极性或幅值难以判定故障点反射波。
2)以初始行波极性相同的突变作为疑似故障点反射波,计算得到相应的疑似故障距离,搜索疑似故障点附近一定范围内的雷击地闪记录,求取满足最小时间差和空间位置最近邻的地闪记录,从LLS和行波波形各自的多个可能解当中求取近似解,可以排除LLS记录的大量非故障雷击并剔除非故障点反射波。
3)以行波测距参考故障点与最近邻地闪记录之间的线路走廊趋势作为基准,以接近度判断最近邻地闪记录位置与线路走廊趋势之间的吻合程度,以接近度大小作为修正系数,对行波测距结果进行修正,利用实测数据进行验证,证明了该方法在实际中具有可行性。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
摘要：针对输电线路故障概率最高的雷击故障存在实测数据故障点反射波难以标定等困难,提出基于行波测距数据和雷电定位系统记录等多平台来源信息的雷击故障测距结果优化方法。以实测数据中疑似故障点反射波对应的疑似故障点作为基准,根据最近邻地闪记录与疑似故障点之间的空间距离和时差排除雷电定位系统中非故障雷击地闪记录和实测行波数据中非有效行波的干扰,初步确定故障点位置。在此基础上,根据最近邻地闪记录在空间位置上的趋向性,以线路走廊走势作为基准,计算最近邻地闪记录与线路走廊各基杆塔之间的空间趋势接近度,以接近度作为修正系数对行波测距结果进行优化。最后,以故障实测数据进行验证表明该方法可行、有效。
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