行波故障（精选7篇）
行波故障 篇1
0 引言
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。
行波管高功放故障分析及维护 篇2
近年来, 卫星广播电视发展迅速, 节目上行需求不断增多, 多载波合成上行得到广泛应用。在上行系统中, 行波管高功放具有工作带宽500MHz (扩展频段800MHz) 、输出功率可高达2.25kW的特点, 是卫星数字地面上行站解决多业务上行最为经济、有效的重要设备。目前, 业内较为常用的行波管高功放主要是美国CPI公司生产的2.25kW C波段行波管高功放, 如图1所示。
行波管高功放主要由射频单元 (RF Unit) 和电源单元 (PS Unit) 两个单元组成。其中射频单元主要包括行波管、中功放和冷却系统, 其主要作用是将变频后的射频信号进行放大, 并通过波导馈线送至天线发往卫星。行波管是高功放的重要组成部分, 它主要完成信号的放大处理, 从中功放 (SSIPA) 接收射频输入信号, 将输入的毫瓦级的电平放大为所需的千瓦级的电平, 放大后的信号通过射频输出软波导从行波管顶端发射。射频单元中的冷却系统负责把冷空气抽送至射频单元, 将行波管收集极产生的热量由出风口排出。
电源单元的主要作用是为整个高功放系统提供电源, 并进行相关监测, 保证系统正常工作。在电源单元中的交流控制模块, 可以对输入的3相电进行滤波、整流, 具有步进加电功能防止产生浪涌损坏高功放部件。电源单元主要包括高压电源、电源处理器、电源组件和高功放控制系统等部分。其系统组成框图如图2所示。
2 常见故障分析
行波管高功放运行较为稳定, 故障率也较低。但在长期的运行中, 也会出现螺旋电流过流、行波管温度过高等故障, 导致功放掉高压, 现将这些故障的成因分析与处理过程做一阐述, 与业内同行分享故障处理与维护心得。
2.1 故障案例一
(1) 故障现象
“Helix over-current status fault”故障自动落高压。
(2) 原因分析及解决办法
对照电源单元中电源处理器原理框图 (如图3所示) 可以看出, 电源处理器含有内置的保护系统, 对行波管电流过流、温度过热、高压电弧检测和低电源电压进行检测, 如果发生上述故障, 电源处理器就会进入故障模式, 行波管就会终止运行, 也就是自动落高压进入“Standby”状态。
本例中行波管高功放出现“Helix over-current status fault”故障, 我们首先判断为行波管高功放电源单元存在问题。实际运行中, 通常为检测系统瞬间错误导致, 通过手动清除告警, 重新加高压即可恢复正常;如果遇到无法清除告警的情况, 一般为电源处理器内部器件损坏, 需要更换电源处理器方可解决故障。
在实际运行中, 我们还发现夏季高温高湿天气容易出现本例的故障现象。经过测试, 如果高功放运行环境相对湿度超过75%以上, 高功放螺线电流就会迅速升高, 进而出现高功放检测故障, 导致高功放掉高压。这种情况下, 需要针对运行环境, 采取除湿、恒湿等保障措施, 以保证高功放的稳定运行。
另外, 高功放检测故障通常也会伴随出现“power processor fault”、“HV CB Tripped Fault”等告警信息, 处理方法与上述方法一致。
2.2 故障案例二
(1) 故障现象
行波管温度过高故障自动掉高压。
(2) 解决办法及原因分析
行波管温度过高故障, 一般为高功放射频单元冷却风机故障导致。冷却风机故障停止转动或转动过缓, 行波管产生的热量不能及时散出, 使得行波管温度迅速升高, 并超过温度高限, 行波管高功放启动保护机制, 自动掉高压。
只需要判断高功放进出风口的风力就可判断是否为冷却风机故障, 如果无风或者风力很弱, 且伴随着风机异响, 可直接判断为冷却风机故障, 并进行更换, 故障即可消除。如图4所示, 收集极风机是一个可旋转的组件, 该组件设计寿命为40000小时, 易发生故障。日常维护时需要每半年检查一次, 具体方法是将高功放处于STANDBY状态, 移去射频抽屉的顶部, 听风机转动声音以检查收集极风机是否有异常噪音, 若有异响则说明有故障, 也可采用专业测听器听马达声音的办法, 确认风机工作状态。
对于故障的风机, 经检查发现多数为运行时间过长, 转子轴承磨损故障, 更换轴承后, 风机工作正常。如果出现转子或者定子损坏, 则需更换新风机, 以保证高功放的正常运行。
2.3 故障案例三
(1) 故障现象
主用高功放故障时, 系统不能自动切换至备用高功放。
(2) 解决办法及原因分析
高功放配置一般为1:N的冗余配置, 即N台主用, 1台备用, 通过同轴切换系统实现冗余备份, 当主用高功放故障, 能自动切换至备用高功放, 以保证业务播出正常。
本例中为1:2冗余配置, 如图5所示。因主一高功放切换测试正常, 而主二高功放法实现自动切换, 检查各设备连线紧固且连接正确, 判断故障点为高功放主二。进一步检查时发现, 行波管高功放的切换开关设置模式是由两个拨码开关控制, 当两个拨码开关处于不同的开关位置时, 高功放的切换效果则不相同, 而本例中的高功放拨码开关设置与主一高功放不同, 将两个拨码开关全部设置为“ON”时, 对高功放主二进行重新测试, 切换功能恢复正常。因拨码开关设置通常是在高功放出厂时进行的默认设置, 在我站实际运行的多套高功放系统中也仅出现过一次这样特殊的例子, 建议在更换高功放微处理控制器时对拨码开关的设置进行核实。
3 运行指标
为了保证行波管高功放的正常稳定运行, 在投入运行之前, 必须对行波管高功放进行相关运行指标测试, 以保证行波管高功放满足安全播出的要求。行波管高功放的性能, 主要是从增益、三阶互调、杂散、功率稳定度、幅频特性等方面来衡量, 其主要性能指标参数如表1所示。
三阶互调是行波管高功放在运行时需要特别注意的性能指标, 三阶互调是由行波管的非线性引起的, 当高功放输入两个或两个以上的载波, 输出功率达到额定功率 (或超出行波管的线性范围) 时, 就会产生新的频率分量造成干扰。三阶互调的测试可按以下方法进行:
(1) 按图6所示连接好被测高功放和相关仪器, 将被测高功放和测试仪器预热30分钟。
(2) 将被测高功放的衰减值设置为0。
(3) 设置信号源1和2为单载波模式, 分别发送中心频率间隔为5MHz的单频信号。中心频率一般选择为高功放的工作频率。
(4) 设置信号源1射频开, 信号源2射频关, 调整信号源1的发射电平, 用频谱仪监测被测高功放的输出功率, 直到达到饱和点, 记录此时的信号源1的发射电平。
(5) 设置信号源2射频开, 信号源1射频关, 调整信号源2的发射电平, 用频谱仪监测被测高功放的输出功率, 直到达到饱和点, 记录此时的信号源2的发射电平。
(6) 将信号源1和2的发射电平均减少7 dB, 然后设置信号源1和2均为射频开, 在被测高功放的输出监测口能够观察到4根谱线, 中间2根较高的谱线为2个发射信号的频谱, 两边2根较低的谱线为三阶互调产物, 如图7所示。
(7) 发射信号频谱与三阶互调产物的电平差值即为被测高功放的三阶互调。
行波管高功放的三阶互调是指两个等幅输入的载波f1、f2与经行波管放大器产生的三阶互调产物的电平差值。因此, 在行波管实际运行中, 需要考虑高功放合成输入载波信号的频率不宜相邻, 要有一定的频率相差范围, 并且高功放的最大输出功率必须考虑一定的功率回退, 一般为高功放的额定功率降低3dB左右, 以免三阶互调产物影响正常载波信号的输出。
4 维护
我站行波管高功放自投入运行以来, 一直处于7×24小时运行状态, 停机检修维护时间有限, 经过几年的运行实践, 为保证行波管高功放的安全稳定运行, 在日常的维护工作中, 总结出以下几点维护经验。
(1) 日常巡视, 每日定时对高功放重要运行参数 (如高功放的输出功率、螺旋电压、螺旋电流等) 进行记录, 通过对设备的参数记录可以查看设备参数的细微变化以观察其状态变化情况, 如反射功率增大、管子老化等, 可以通过检查及时发现。
(2) 滤尘网的清洁, 每周对电源模块滤尘网和收集极冷却风滤尘网清洗或更换。
(3) 常规机械检查, 每天对高功放系统进行按时巡视, 检查线缆连接是否紧固, 波导是否有褪色、断裂、接头松动或密封性能是否良好, 必要时紧固或更换波导。
(4) 定期检查行波管收集极风机系统, 定期测量温度, 检查风扇有无卡滞现象, 检查收集极散热器, 每半年对收集极散热器的散热片进行清洁一次。
(5) 每半年对行波管高功放进行设备除尘, 打开机箱彻底清除机柜内各部分的灰尘, 检查螺丝是否紧固。检查接头插接情况, 电线绝缘情况及电源线板接头紧固情况。
(6) 每半年对行波管高功放各项性能指标进行测试, 并对测量结果进行记录。
(7) 每半年对设备参数进行校准, 保证参数显示正确。
行波管本身是真空器件, 故障的概率很小, 但是长时间的加激励高功率输出, 随着行波管老化会导致增益不足, 所以应定期进行测试, 建议至少每半年进行一次, 以保证高功放的输出功率满足安全播出的要求, 有条件的可以3个月进行一次, 对于不满足要求的行波管应及时进行更换, 保证系统的稳定运行。对于行波管备件应至少每半年上机加高压热运行一次, 运行时间不少于24小时, 以保证行波管的有效性能。
5 结束语
行波管是一种基于真空管电子技术的宽带微波放大器, 其实质就是通过传输线实现对电子束的速度调制以达到放大的目的, 具有高增益、高带宽的特性, 在卫星数字地面上行站应用越来越广泛。在运行中, 需要保持运行环境的清洁, 定期对设备特性进行测至关重要, 本文所介绍的相关内容是在日常工作中对行波管高功放故障案例和运行维护的一些经验总结, 希望与广大业内人士进行有益探讨。
摘要：本文介绍了行波管高功放的工作原理, 对行波管高功放日常工作运行中常见故障进行了分析并给出了处理办法, 分析了行波管高功放的运行指标及测试方法, 对相关运行维护经验进行了总结。
电网行波故障定位装置的优化配置 篇3
关键词：行波,故障定位,优化配置,模拟退火算法
0 引言
长期以来,国内外学者研究了很多故障定位算法[1,2,3,4,5,6,7,8],也研制了行波定位装置。但一般基于单条输电线路进行单端或双端定位,当定位装置失灵或出现故障时,可靠性得不到保证,而且单台定位装置的时间记录误差也会使定位的准确度降低。随着电力系统通信技术的发展,基于单条线路的故障定位已经无法满足电网运行的要求。因此,构建行波故障定位网络,研究基于整个电网的行波定位算法便成为行波定位面临的一个重要课题。如果全网所有变电站都配置行波定位装置,用整个电网的行波时间数据进行故障线路的故障定位,则整个定位网络的冗余度最大,网络的容错性能最高,但由于目前行波定位装置价格昂贵,且现代电力系统的规模很大,这样做会增加系统的一次性投资。所有变电站都安装行波定位装置不仅不经济而且也没有必要,因此,深入研究行波故障定位装置的优化布点,并将其付诸实施,不仅是必要的,而且具备现实的可能性。
1 电网行波故障定位方法原理
对于某一电压等级的电网,输电线路故障后,会产生在整个电网传播的电压行波。基于整个输电网的行波故障定位技术就是在电网的每个变电站安装一套行波定位装置,通过检测各变电站的初始故障行波到达时间,形成行波测量网络[9,10,11],实现对各种故障的准确记录和定位,可以在故障线路端某一台定位装置故障、启动失灵或时间记录错误后仍能进行精确定位。
故障定位主站收集网络中所有行波定位装置记录的初始行波到达时间和断路器状态信息后,首先确定故障线路,剔除无效初始行波到达时间,然后利用所有有效初始行波到达时间进行故障定位计算。具体过程如下:
1)在整个输电网中的部分变电站安装行波定位装置,并在电网中央控制室安装电网故障定位主站。
2)线路故障后行波定位装置获取行波突变信号,记录初始行波到达变电站的准确时间和断路器状态,并将其传送至故障定位主站。
3)故障定位主站根据各变电站的初始行波到达时间和断路器状态信号确定故障线路,并在所有初始行波到达时间中剔除无效初始行波到达时间。
4)故障定位主站以故障线路一端为参考端,将故障后本侧所有有效初始行波到达时间和对侧所有有效初始行波到达时间排成2个数组,分别从2个数组中任取一个初始行波到达时间ti和tj,按经过故障线路的最短路径计算故障点到故障线路一端变电站的故障距离d*ij。
5)故障定位主站对故障距离d*ij 设置权重Ri,并对所有故障距离d*ij 按相应权重进行加权求和,计算故障距离dc:
上述定位过程中,权重Ri的设置方法为:设行波到达时间ti和tj所在变电站i,j之间经过故障线路的最短路径中变电站的个数为n(包括变电站i和j),则故障距离d*ij 的权重Ri为1/(n-1)。
上述定位方法中,仅具有有效时间数据的变电站参与故障定位计算,可在某些站的行波定位装置未记录到准确的行波到达时间时,仍能可靠进行准确故障定位,从而解决了传统定位方法中由于定位装置故障、启动失灵或时间记录错误导致定位误差大甚至定位失败的问题,提高了输电线路行波故障定位的可靠性。
2 行波定位装置优化配置原则
利用上述电网行波故障定位方法,根据整个电网的行波时间信息来进行综合故障定位,而不仅仅局限于一条线路。该定位方法在故障线路一端或其他变电站的行波定位装置故障时仍能可靠、准确地进行故障定位,进而可考虑利用该定位方法优化配置行波定位装置。
行波定位装置的优化设计可看做是一个在2个约束条件下求解的问题:一个约束条件是故障定位装置数目小;另一个约束条件是线路故障后能可靠进行故障定位。本文根据涉及的行波定位装置的性能特点及上述定位方法的要求,将优化配置过程分为预处理阶段和动态配置阶段,并分别制定了配置原则。预处理阶段确定不需要配置行波定位装置的变电站和必须配置行波定位装置的变电站;动态配置阶段则逐次确定下一个需要配置行波定位装置的变电站,直至电网能对所有线路进行可靠定位计算。
以下为本文采用的电网行波故障定位装置的配置原则:
1)预处理阶段配置原则
原则1 邻接变电站(与某变电站相邻的变电站)数为1的变电站必须配置行波定位装置。
原则2 邻接变电站数为2的变电站无需配置行波定位装置。
原则3 若某变电站与邻接变电站数为1 的变电站相邻,且该变电站的邻接变电站数大于3,则该变电站必须配置行波定位装置。
2)动态配置阶段配置原则
原则4 邻接变电站数大于3的变电站可配置行波定位装置。
原则5 若某变电站除邻接变电站数为2 的变电站外其余相邻变电站均配置了行波定位装置,则该变电站无需配置行波定位装置,否则可配置行波定位装置。
原则6 长线路两端变电站可配置行波定位装置。
由于网络结构的稀疏性,与变电站i相邻的变电站个数k可能有以下3 种情况:①k=0,即与变电站i相邻变电站全部配置行波定位装置;②k=1,即相邻变电站中有1个变电站未配置行波定位装置;③k>1,即相邻变电站中有2个及以上变电站未配置行波定位装置。
对于前2种情况,不必增加配置行波定位装置;而对于第3种情况,则需根据上述电网行波故障定位方法进行验证:能准确定位,则该变电站不需配置行波定位装置,否则需要配置行波定位装置。因此,可增加配置原则7。
原则7 相邻变电站中有2个及以上变电站未配置行波定位装置,若该变电站所有出线能可靠定位,则不需配置故障定位装置,否则需配置故障定位装置。
3 行波定位装置优化配置方法
3.1 行波定位装置配置算法
假设在具有n个变电站的电网中按预处理阶段配置原则配置m个行波定位装置,然后按动态配置阶段配置原则对其他变电站配置行波定位装置,直到能够利用电网行波故障定位方法在电网中任一线路故障时均能可靠、准确地进行故障定位。具体算法的步骤为:
1)根据预处理阶段配置原则配置行波定位装置。配置过程中,略去无需配置行波定位装置的变电站,对必须配置行波定位装置的变电站配置行波定位装置。
2)若变电站满足动态配置阶段配置原则,则在该变电站配置行波故障定位装置,否则不配置。
3)重复步骤2,直到所有变电站均被判断。
4)配置完成后,根据上述电网行波故障定位方法对电网中所有线路进行校验,所有线路能可靠定位则配置完成,否则需从步骤2起改变配置顺序重新配置行波定位装置。
3.2 行波定位装置配置方案的优化
按上述算法可得到一组行波定位装置的配置方案,使电网中的任一线路故障后均能可靠、准确地定位,但不一定是最优配置。为了充分利用网络结构特点得到一组最优配置,必须在前述配置基础上进行优化得到最优方案,本文采用了模拟退火法来完成这项工作[12,13]。
设某电网的变电站个数为n,行波定位装置配置个数为m,将n 个变电站依次标记为1,2,…,n,一个配置方案模型就是变电站序号的一个排列。排列分为4部分:第1部分共m1个变电站,对应必须配置行波定位装置的变电站;第2部分共m2个变电站,对应其他配置行波定位装置的变电站;第3部分共m3个变电站,对应不需配置行波定位装置的变电站;第4部分共m4个变电站,对应其他没有配置行波定位装置的变电站。根据配置方案可知,调整行波定位装置的配置方案即是改变各变电站在配置排列中的位置。由于排列的第1 部分和第3 部分已经确定,不需要修改,因此配置方案的调整只需在第2 部分和第4 部分中进行。
以下详细说明模拟退火法用于行波定位装置最优配置的具体实现过程:
1)选定初始配置方案为初始状态x0,初始当前状态和初始最优解为:x*=x0,x*′=x0,选择初始控制温度C0、给定阈值分别为p0,q0,以及每一控制温度下生成的待选配置方案数的最大值M,并令i=0,j=0,p=0,q=0,其中,i为算法中降温的迭代次数,j为配置方案调整次数。
2)在数据区间1~Cm2中(C为当前温度)随机选择一个不小于1的整数k作为参与调整的变电站个数。若Cm2<1,则令k=1。然后,在第2 部分中随机选取k 个相邻的变电站,与第4 部分中随机选取的k个相邻变电站进行交换。调整行波定位装置配置方案,得到一个新的待选方案xj+1′,计算配置指标f(xj+1′)。
3)令Δf=f(xj+1′)-f(xj),若Δf≤0,则xj+1=xj+1′,并检查是否有f(x*′)>f(xj+1′),是则令x*′=xj+1′和q=0;否则令q=q+1。若Δf>0,则按概率exp(-Δf/(bC))是否接受新的配置方案为下一个当前状态[14,15],其中,b为Boltzmann 常数。若接受,则令xj+1=xj+1′和q=q+1,否则,令xj+1=xj。
4)j=j+1,若j>M,则转步骤5,否则,判断是否有q>q0,是则转步骤5,否则转步骤2;
5)按公式Ci=C0βi降低控制温度[14],其中,β为降温系数。
6)若f(x*)≤f(x*′),则p=p+1;否则令x*=x*′和p=0。
7)若p>p0,则转步骤8,否则转步骤2。
8)以当前最优配置方案x*作为最优解输出。
4 优化配置方案分析
以湖南省500 kV实际电网为例进行行波定位装置优化配置方案分析,要求能够对电网内全部线路进行可靠故障定位。电网结构如图1所示。
4.1 行波定位装置配置
4.1.1 初步配置
从图1可看出该500 kV输电网共有8个变电站。根据本文的配置原则与要求,配置共分2个阶段。
1)预处理阶段:
①葛洲坝和江陵变电站是终端变电站,其邻接变电站数均为1,根据配置原则1可知葛洲坝和江陵站必须配置行波定位装置;②岗市变电站与邻接变电站数为1的变电站相邻,且其邻接变电站数大于3,根据配置原则3可知岗市变电站必须配置行波定位装置;③五强溪、民丰和沙坪变电站的邻接变电站数为2,根据配置原则2可知五强溪、民丰和沙坪变电站可不配置行波定位装置。
2)动态配置阶段:
根据配置原则6可知云田、复兴、五强溪和民丰变电站可安装行波定位装置。考虑到五强溪变电站离岗市变电站较近,且其相邻变电站数为2,故五强溪变电站可不配置行波定位装置。
由以上配置过程得出初始配置方案为:葛洲坝、江陵、岗市、复兴、民丰和云田变电站配置行波定位装置。
4.1.2 配置方案的优化
将初始配置方案和参数m-1=5代入模拟退火校验和配置程序,所得配置指标为0,说明初始配置方案不是最优配置方案。
考虑到江陵变电站已配置行波定位装置,且其唯一的相邻变电站为复兴变电站,故复兴变电站可不配置行波定位装置。将2次配置方案和参数m-1=4代入模拟退火算法校验和配置程序,所得配置指标不为0,说明2次配置方案为最优配置方案。
4.2 配置方案仿真分析
对上述提出的配置方案进行EMTP仿真分析,整个电网中共有8个变电站(见图1)。图1所示葛洲坝、江陵、岗市、复兴和云田变电站安装行波故障定位装置。假设五民线距民丰站30 km处发生单相接地故障,故障后产生在整个输电网中传播的行波信号,这时电网中5个变电站的行波定位装置均可检测到行波信号并记录初始行波波头的到达时间(以故障发生瞬间为时间起点),见表1。定位装置将初始行波的到达时间发送至行波定位主站,由主站根据各变电站的行波波头到达时间信息进行故障定位。
定位主站在故障发生后利用表1所示各变电站的初始行波到达时间进行故障定位计算,具体计算过程如下:
1)定位主站判断故障线路:故障线路可根据各定位装置记录的行波到达时间和各线路两端的断路器状态信号进行辨别。五民线故障后,五民线两端的断路器跳闸,其余线路的断路器不动作,根据定位装置检测的断路器状态信号可判断出故障线路。
2)计算故障距离d*ij:以故障线路五民线的民丰站端为参考端,对本侧有效行波时间数据和对侧有效行波时间数据分别按时间先后顺序排成2个数组X,Y,分别为:t民,t云,t江和t岗,t葛,分别取2个数组中的数据按双端定位算法计算故障距离,计算出的故障距离dij折算为故障点到民丰变电站的距离d*ij,折算结果如表2所示。
3)为所有故障距离d*ij设置权重Ri:根据本文设置权重的方法可计算出各故障距离的权重如表3所示。
4)根据表2中的d*ij 和表3中各故障距离的权重,可计算出以故障线路民丰变电站为参考端的故障距离d为:
由此可知:利用行波故障定位方法可计算出故障点距离民丰变电站的故障距离为29.966 km,误差为34 m,定位准确度较高。
5 结语
随着行波故障定位技术的迅速发展,如何配置行波定位装置以确保电力系统在可靠、准确定位的基础上节省投资已成为一个十分重要的课题。在研究电网行波故障定位方法的基础上[9],本文提出了电网行波故障定位装置的配置原则和优化方法,并以此为根据对实际电网模型进行了配置分析,结果表明适当的优化配置可以在不影响定位可靠性和准确性的前提下减少定位装置的布点,从而有效节省投资。
行波故障 篇4
输电线路行波故障测距系统主要用于故障点位置的快速查找,是保证电网安全稳定运行的一项重要技术[1,2,3,4],因其相对保护/录波等装置使用的阻抗测距法具有测距精度高、可靠性好的特点,在国内电力系统中获得了广泛应用。在辽宁、四川等地已形成了覆盖220kV以上电压线路的集中式、网络化的输电线路故障测距系统。
随着智能电网建设的开展,从电网自愈性来说,对电力系统故障后快速恢复提出了更高的要求,因此,输电线路精确故障定位越发显得重要。但原有的故障测距系统也体现出以下不足。
1)信号接入方式落后:现有的站内测距终端装置难以接入电子式互感器信号,同时,需要将信号电缆引入控制室进行集中式采样,不符合智能变电站工程技术要求。
2)信息共享水平低:原有的测距装置一般通过IEC 60870-5-103等协议上送测距结果,但其录波数据未提供给其他装置/系统使用,同时也无法调用其他装置/系统的数据。
3)全网信息未充分利用:现有测距系统在算法上一般考虑线路两侧数据,而实际运行经验表明,如能利用全网信息,将有效提高测距系统的整体可靠性,并能扩展其应用范围。
本文结合实际工程情况,介绍了测距系统在智能电网背景下的实现方式与发展前景。
1 智能电网故障测距系统构成
智能电网故障测距系统的构成与现有测距系统类似,由变电站内的测距终端装置及测距主站构成。测距终端装置负责数据的采集、发送,测距主站完成计算、信息发布等功能。测距主站可以就地配置,也可配置在远方,配置远方主站更有利于后期维护与管理。测距终端装置和测距主站均就地配置时,一般统称为测距装置。
2 智能变电站故障测距装置
为了符合智能变电站各项技术要求,智能变电站故障测距装置必须做出较大改动,与传统变电站故障测距装置的区别(见图1,图中,MMS为多媒体短信服务,GOOSE为通用面向对象的变电站事件)体现在以下几点:(1)数据的就地采集;(2)装置的IEC 61850标准通信;(3)算法程序改进,主要体现在增加阻抗法测距[5]及过渡电阻估算等功能,具体内容参见文献[5],本文不再赘述。下文详细介绍智能变电站测距装置的信号接入及IEC 61850标准通信。
2.1 装置整体结构与信号接入
传统变电站测距装置与智能变电站测距装置的差别首先在于信号接入方式的不同。传统变电站测距装置在结构上采用集中式采样方式,数据集中处理发布,一般通过传统电流互感器(或电容分压式互感器中性点,但仅用于末端线路测距)直接接入模拟量信号,并且需要将电缆引入控制室内进行采样。
智能变电站测距装置采用分层分布式结构,功能划分上作为设备层设备,按照DL/T 860标准则可视为间隔层设备。智能变电站测距装置结构如图2所示。其由装置本身数据采集单元(或电子式互感器采集器)实现就地采样,再通过合并单元(MU)完成时间同步后通过光纤发送给测距主站完成后续处理,现场无需铺设电缆。由于信号采样频率(500kHz以上)相对其他装置较高,在工程实施中,智能变电站测距装置采样数据(或电子式互感器高速采样数据)传输多采用自定义协议,MU与现有数字化/智能变电站合并单元有所差异,装置间数据共享通过文件方式实现。
在实际工程实施中,智能变电站测距装置具体信号接入方式与互感器传感原理和采集器安装方式相关,但整体结构上均采用了分布式采样方式接入信号,典型工程如营口220kV大石桥变电站与延安750kV智能变电站。基于电子式互感器的高速录波数据波形见附录A图A1。实际应用中需要解决以下2个问题。
1)ΔT带来的额外误差
在传统变电站中,互感器模拟信号直接接入测距装置,一般认为一次侧与二次侧之间时间差较小,不影响测距结果。对于智能变电站行波故障测距装置,当采用电子式互感器时,互感器的一次侧信号和二次侧信号就存在一个时间差ΔT,且ΔT是否稳定与互感器的模拟数字采样芯片、通信方式等方面相关,这就需要在工程调试之前通过厂家联调试验获得ΔT,并在测距程序中进行补偿。
2)在实际应用中,变电站内采用3/2接线方式或拥有多条出线时,存在不同安装位置的互感器的时间同步问题,需要在工程实施中额外重视。解决方法有2种,采用统一全球定位系统(GPS)时间同步或采用采样值插值,较好的解决途径是增加额外光纤通道利用GPS时间同步以保证精度。
2.2 测距装置的IEC 61850标准通信
传统行波故障测距装置通信包括站内通信和站间通信2个部分。智能变电站测距装置的站间通信与现有系统基本保持一致,主要区别在于站内通信部分。现有测距装置一般通过IEC 60870-5-103上传测距结果、告警、自检及日志等相关信息。智能变电站测距装置站内通信包括以下2个部分:(1)基于IEC 61850标准的MMS通信,用于上传测距装置相关信息至保信子站或一体化信息平台;(2)GOOSE通信,用于获取各开关动作信息。其开发重点在于故障测距装置的建模[6,7,8,9,10,11,12]和IEC 61850标准通信的实现。
2.2.1 故障测距装置的建模
智能变电站内装置的站内通信基本上都遵循IEC 61850标准,采用统一的抽象模型构建方法,使之具有通用的信息服务,这就从根本上保证了互操作性的实现。目前,行波故障测距装置的IEC 61850标准模型尚无先例[13],IEC 61850-7-4中定义了约90种逻辑节点类,但其中不包括故障测距装置相关节点。考虑到故障测距装置的特点,其智能电子设备(IED)配置的信息模型可参考故障录波器[14,15,16],但需要注意以下2部分内容。
1)服务模型:IED通信功能的实现最终落实于它提供的通信服务,如GOOSE、定值组操作等,其中报告控制、日志及定值组功能对于故障测距装置是必需的,其他则可根据现场情况配置。
2)逻辑节点和数据对象:每个逻辑设备内至少应包含3类逻辑节点,即系统逻辑节点LPHD和LLN0以及至少一个以上其他逻辑节点。LPHD和LLN0在此不再赘述,对于故障测距装置,在信息模型中至少应定义RDRE,RFLO,XCBR(或CSWI)和GGIO这4类基本的逻辑节点,用于测距装置启动记录(RDRE)、测距结果报告(RFLO)以及接受开关动作信息(XCBR/CSWI/GGIO)、装置告警(RDRE),数据对象则可根据工程需要自由配置。在实际工程中故障测距装置核心逻辑节点如表1所示。
2.2.2 IEC 61850标准通信实现
在IEC 61850标准通信实现方面,以国内大部分厂家采用的思科公司的MMS Lite软件流程为例,IEC 61850标准MMS的服务器通信基本遵循以下步骤:(1)日志及内存初始化;(2)底层通信初始化;(3)xml配置文件解析,根据数据集dataset及报告控制块rcb等配置,动态生成对象空间;(4)根据构建的对象空间完成具体通信服务。GOOSE通信程序与MMS通信的最大差异在于为保证通信的实时性,采用的是开放式系统互联(OSI)协议。
3 智能电网故障测距系统主站
智能变电站技术导则要求智能变电站应建立告警、分析决策系统和故障信息综合分析决策系统,能在故障情况下对保护、事件顺序记录信号、录波等多方数据进行综合分析。而智能变电站故障测距系统的一大特点是能采集10kHz以上的频率信号,同时,能够获得区域内的装置信息。因此,智能电网故障测距主站利用信息共享的优势可以实现以下功能。
1)利用暂态电气量分析对故障进行初步诊断,判定故障原因(雷击、短路)、性质,协助电力运行部门采取相对应的技术手段予以处理。
2)基于区域电网信息调用相关终端数据提高整体可靠性以及自适应参数修正能力。
3.1 基于暂态电气量的故障分析系统
导致电网故障有多种原因,例如:线路遭受雷击、站内设备绝缘击穿、覆冰断线等。根据故障原因,大体上可将故障分为雷击故障、短路(污闪、树枝放电、站内绝缘击穿)、断线(覆冰断线、外力破坏)及站内设备故障这4类。不同的故障会体现出不同的暂态电流/电压行波特征(不同故障下的电流波形对比见附录A图A2),具体特征如下所述。
1)雷击故障:暂态行波中高频分量比例较高[17]。
2)站内故障:波形振荡严重,波形相关系数高,测距计算后故障点位置靠近母线。
3)断线故障:无明显暂态波头,暂态电流接近0。
基于上述特征,主站可以对故障性质进行初步识别判断。
3.2 基于网络结构的区域电网故障定位系统
如前所述,基于网络的集中式测距系统在辽宁、四川等地方电网已经获得了广泛应用。在实际运行中,影响测距系统工作的主要因素有:(1)测距终端装置本身可靠性;(2)GPS授时时差。测距装置对GPS授时精度要求较高(1μs以内),部分变电站授时系统难以达到该精度水平。
随着电网建设的发展,串联补偿装置、GPS授时时差的影响日益显现。在输电线路故障发生后,当由于上述原因导致测距失败,或装置/通信出现问题时,系统可靠性难以保障。现场运行经验表明,在线路故障后暂态电流/电压行波会通过母线传输到分支线路上,分支线路上的测距装置会因这些暂态行波扰动启动生成录波数据。当区域电网配置有集中式测距主站时,根据网络结构选择相邻变电站启动数据测距可有效提高系统整体可靠性。
下面以一组实际故障记录数据为例进行说明。2011年8月辽宁清昌乙线故障,网络结构图见附录A图A3,除清昌乙线两侧测距终端装置外,清河电厂相邻测距终端装置均启动提取到了录波波形,其中虎石台侧幅值相对较大,适合用于区域电网测距,昌图侧/虎石台侧波形参见附录A图A4。
现有的双端行波测距是利用故障产生的第1个行波波头信号,通过计算故障行波波头到达线路两端的时间差来计算故障位置,其计算公式主要为:
式中:l1为故障点到母线的距离;t1和t2为行波到达线路两端的时间;L为线路全长;v为行波的传播速度。
本文研究中假设清河电厂测距终端装置故障,传统测距主站在此情况下无法测距,而利用区域电网信息则能通过其他测距终端装置数据计算。本文利用清河侧/昌图侧数据得到的测距结果为故障点距离清河侧母线1.804km;利用虎石台侧/昌图侧数据得到的测距结果为故障点距离清河侧母线2.609km。实际故障点位置距离清河侧母线1.3km。区域电网测距与双端测距相比结果接近,但误差扩大。这是由于行波在站内母线、进站电缆上传输导致的,同时随着传输距离增长,行波色散也趋于严重,解决途径之一是通过单端行波测距进行完善。
现有的单端测距算法在实际应用中的主要问题是反射波识别困难,波头识别错误时测距精度无法保证[18]。但是,在准确识别反射波波头的情况下,其测距精度基本接近双端测距法。因此,当仅有线路一侧数据的情况下,可以通过区域电网测距取得反射波波头大致时窗,借助该时窗再进行波头选择就能获得较好的测距精度,算法流程见附录A图A5。采用该方法修正后,测距程序计算结果为故障点距离清河侧母线1.31km,测距精度有所改善。
3.3 线路长度自适应的故障测距方法
如式(1)所示,现有的双端测距法较依赖线路长度,当线路长度误差为ΔL时会导致ΔL/2的测距误差,在实际运行中,线路长度不准导致较大测距误差是较为普遍的情况,少数线路全长误差甚至能达到3km。但研究发现,通过以下2种方法可自行对线路长度进行修正。
1)通过区域电网校验线路长度,但受到母线、色散等因素的影响,误差相对较大,适用于故障点距离母线较近、位于单端测距死区的情况。
2)利用单端测距法校验线路长度,适用于故障点位于线路中段的情况。
以2011年8月辽宁南杨线(全长50.073km)故障为例对方法2进行说明。需要指出的是,该方法主要针对线路全长误差较大的情况。该方法流程见附录A图A6,步骤如下:(1)利用双端数据测距结果可得故障点位置为距离南票侧37.754km、距离杨杖子侧12.56km;(2)将该测距结果提供给单端测距时间窗口以辅助波头识别,经单端测距法校验后得到故障点位置为距离南票侧38.367km、距离杨杖子侧11.947km、线路全长50.314km,与实际线路长度接近;(3)将单端测距法校验后的线路长度作为基本参数再次进行计算。
4 结语
目前,输电线路行波故障测距系统在国内电力系统中获得了广泛应用。随着变电站自动化及通信技术的发展,测距系统具备了进一步技术改进的可能性,而智能电网自愈性要求也对测距系统提出更高的要求。应用于智能电网故障测距系统的升级主要体现在以下几点。
1)智能变电站内测距终端装置采用分层分布式结构,信号接入方面采用分布式采样方式替代了现有的集中式采样方式,此外还提供了与电子式互感器的接口。
2)智能变电站测距终端装置在通信上需要满足IEC 61850标准要求,例如:通过MMS通信上送测距结果、文件等信息,通过GOOSE通信获取开关动作信息等。本文介绍了测距终端装置IEC 61850标准通信所需要解决的相关问题,包括建模及通信实现方式。
3)智能电网要求实现信息的集成化处理,建立统一、集中的测距主站是发展趋势。由于测距装置能够采集暂态量信息,能提供更多信息用于故障分析。本文介绍了智能电网测距主站利用装置暂态量信息实现初步故障诊断的方法。
4)通过区域电网信息,智能电网测距主站能通过区域电网故障定位及线路长度自适应方法来提高系统的整体可靠性,本文通过实例简要介绍了上述方法的实现方式。
行波故障 篇5
矿山是钢铁行业重要的原料基地, 普遍采用中性点非直接接地供电系统, 采场作业设备需要经常移动会导致设备电缆破损发生接地故障。采场作业环境复杂, 线路发生接地故障后需要工作人员从开关柜排查到设备, 从一个作业面排查到另一个作业面, 作业难度大, 排查时间长, 将会对企业造成重大的损失。本文设计的是采用行波定位的方法来及时准确地查到故障点并切除, 以减少因停电造成的损失。实际应用中, 接地电阻的阻值是不同的, 文中采用MATLAB建模, 改变接地电阻的阻值, 分别进行仿真, 应用行波测距原理定位, 通过比较验证了该方法的准确性和实用性[1,2,3,4]。
1 输电线路故障分析
当输电线路发生故障后, 可以利用叠加定理进行分析。故障分量是系统在发生故障后的信息在电气量上的体现[5]。
图1 为一个简单的电力系统线路图, 图1 a) 中, Em、En为系统两端的综合电动势, Zm、Zn为系统两端的等值阻抗, 在F点发生接地短路。图1 b) 中, F点上加两个大小相等方向相反的串联电压UF和-UF, 相当于在F点发生短路, F点的对地电压为零。图1 a) 和图1 b) 为系统的故障状态。图1 c) 为系统的非故障状态, 图1 d) 为系统的故障附加状态, 图1 b) 可以等效为图1 c) 和图1 d) 的叠加。
其中U:m、Un、Im、In分别为系统发生故障后m、n两端的电压和电流;Um1、Un1、Im1、In1分别为非故障状态下m、n两端的电压和电流;Um2、Un2、Im2、In2分别为故障附加状态下m、n两端的电压和电流。
故障附加状态是由于故障引起的状态, 故障附加状态中包含的只是故障信息, Um2、Un2、Im2、In2可以看作是故障分量, 可以作为分析和研究故障的依据。
系统发生故障后m、n两端的电压和电流Um、Un、Im、In和非故障状态下m、n两端的电压和电流Um1、Un1、Im1、In1可以测出, 这样就能计算出故障分量的值[6,7,8,9]。
2 行波分析及运动过程
电力线路的暂态过程是故障后产生的行波的运动过程。当线路无故障时, 行波的电压和电流的比值是一定的, 是线路的波阻抗;当线路发生故障时, 故障点将会产生向线路两端运动的行波[10]。
本文分别对行波在均匀无损单相导体和在三相无损线路上的传播进行分析。
图2 为均匀无损的单相导体的等值回路图, 在F点加电压UF, 则电容C2点的电压为UF, 但是电容C1、C3上的电压需要经过一定的时间才会到达UF, 这是因为电容C1、C3分别经过电感L2、L3与电压UF相连接。这说明了电压在均匀单相导体中以一定的速度向两端运动, 在传输电压波的线路附近产生电场, 也就是电场用一定的速度运动。电容在充电时电感上会产生电流, 电流随着电压以一定的速度运动, 在电流流过的线路附近产生磁场, 因此磁场也是以一定的速度运动。行波就是在线路上运动的电磁波, 即电压波和电流波, 这个运动的电压和电流就是电压波和电流波。
对于单根无损分布参数线路, 线路上电压和电流的偏微分方程为:
对上式中的x、t微分, 经过变换可以得到如下式所示的波动方程:
电压、电流波动方程的达朗贝尔解为:
其中L:、C是线路单位长度上的电感和对地电容, u+是正向电压波, u-是反向电压波, x是电压电流在输电线路上的位置, v是波速度, Zc是波阻抗。
行波在电力线路中按照一定的速度传播, 这个传播的速度称为波速度, 。行波在电力线路中运动时, 由于其对分布电容不断充电将会产生伴随着向前的电流波, 对于电压和电流的关系可以用波阻抗Zc来表示, 。
当行波在均匀输电线路上运动时, 不会产生波的反射和折射现象。但是当输电线路的波阻抗在某一点发生改变后, 行波会在这一点发生反射和折射现象。如图3 所示, 输电线路的波阻抗在F点发生改变, 线路上F点之前的波阻抗为Z1, F点之后的波阻抗为Z2, uR为入射电压波, uF为反射电压波, uZ为折射电压波, iR为入射电流波, iF为反射电流波, iZ为折射电流波[11,12,13]。
并且:
综上式可以得到:
其中:αu、αi、βu、βi分别代表电压反射系数、电流反射系数、电压折射系数和电流折射系数。由此可见电压反射系数与电流反射系数大小相等方向相反, 电压折射系数和电流折射系数大小相等方向相同。
当线路出现开路或行波传播到线路末端时, Z2的阻值趋近于无穷大, 电压反射系数αu=1, 电流反射系数αi=-1, 电压入射波和电压反射波方向相同, 电流入射波与电流反射波大小相等方向相反, 造成开路点电压加倍, 电流为0。当线路出现短路时, Z2=0, 电压反射系数αu=-1, 电流反射系数αi=1, 电压入射波与电压反射波大小相等方向相反, 电流入射波与电流反射波方向相同, 造成短路点电压为0, 电流加倍。由于Z2的值的范围在0 ~∞, 因此反射系数的范围在-1 ~ 1 之间, 折射系数的范围在0 ~ 2 之间。当故障点为金属性故障时, 反射系数为-1, 折射系数为0。
在实际的输电线路大多都是采用三相多导体线路, 不同回路单位长度上的电感和电容不同波速不同, 导体间的电磁耦合对波过程的求解造成很大的麻烦。本文采用的是先按照单相导体线路的波动方程来求解, 然后通过坐标变换返回到三相坐标中, 利用相模变换的方式对三相多导体线路的波动方程进行求解。
其中:Ls为各相导线的自感;Lm为各相导线的互感;Ks为各相导线的自电位系数;Km为各相导线的互电位系数;C0为每相对地电容;Cm为相间电容。
对于平衡换位的三相电路, 线路的阻抗矩阵和导纳矩阵是对称的, 采用克拉克变换进行分析。
由上式可以看出, 0 模量是电流在三相导体与大地之间传播的;α模量是电流在A相导体与B相导体之间、A相导体与C相导体之间传播的;β模量是电流在B相导体与C相导体之间传播。
通过上式可以看出, 将A、B、C三相电压和三相电流换成α、β、0 三个模量电压和电流, 则每一相模电压和电流的方程式与单根导线的方程式相同。
其中:L1=Ls-Lm;L0=Ls+2Lm;C1=Ks-Km;C0=Ks+2Km。
图4 为故障附加状态下的的行波传播过程, 图中F点的附加电源为-uf (t ) , F点产生的行波分别向m、n两端传播, αm为行波在m端的反射系数, αn为行波在n端的反射系数, αf为行波在故障点F处的反射系数, βf为行波在故障点F处的折射系数。假设发生故障的时刻为时间t, 行波从故障点F到m端所用的时间为τm, 从故障点F到n端所用的时间为τn。故障发生后, 从故障点向m端传播的第一个行波记为uf (t-τm) , 行波在m端发生反射和折射, 这个波是第一个在m端的反射波方向朝F点, 记为αmuf (t -τm) , 同时在m点发生的第一个折射波记为βmuf (t-τm) 。行波从F点传播到n端的第一个行波记为uf (t-τn) , 行波在n端发生反射和折射, 反射到故障点F的行波记为uf (t -2τn) , 这个波在故障点处发生向n端的发射波和向m端的折射波, 其中到达m端的折射波记为βfuf (t-τm-2τn) , 这个折射波又在m端发生反射和折射, 其中反射行波记为αmβfuf (t-τm-2τn) 。行波就是这样反复进行, 直到达到稳态。在m端记录的电压和电流分别为:
3 MATLAB故障仿真
图5 为一个110 k V输电线路, 线路总长度为50 km, 分别在距离母线5、15、30、45 km处, A相发生接地, 仿真时间为0.1 s, 接地时间为0.03 s。经过MATLAB仿真, 得到m端检测的故障后三相电流波形和零序电流波形如图6、图7 所示。
不同接地电阻下的行波测距结果如表1 所示。
km
由上表可以看出接地电阻的改变并没有影响到行波测距结果的改变, 证明了行波测距的准确性。
4 结语
行波故障 篇6
行波测距法通过检测初始行波与反射行波到达时刻差与行波波速,实现对故障点的准确定位。高速铁路牵引网线路正常供电电压为27.5 kV,故障发生时,线路产生的暂态行波频谱成分复杂,不便于对行波波头的准确识别,同时行波信号的频率对于行波波速也有一定的影响[1,2,3,4]。因此,若能在不影响行波信号波头特征的情况下,提取行波信号某一频段信号进行分析,将有助于减小行波波头到达时刻和行波波速的测量误差,提高故障点定位精度。
1 FFT频谱分析和FIR滤波技术基本原理
1.1 FFT技术基本原理
基于离散傅里叶变换的原理将时域中解决的问题转换到频域中进行分析。傅里叶变换的基本公式如下[5,6]:
F{f(x)}=F(u)=∫
将其离散化得到离散的傅里叶变换:
u=0,1,2,…,N-1 (2)
为满足高速铁路故障判定快速、实时的要求,采用快速傅里叶变换对行波信号进行处理。FFT 的递推公式为:
F(u)=1/2(Feven(u)+Fodd(u)W(2M) (3)
F(u+M)=(1/2)(Feven(u)-Fodd(u)W(2M)u) (4)
其中:铰链因子W(N)=exp(-j2/N) 是一个常数;N=2M =2n。式(3)和式(4)表明一个N个点的变换,能够把原始数据分成每个点数为N/2的两部分,分别计算得到Feven(u)和Food(u)。奇数部分和偶数部分之和得到F(u)的前(N/2)各点的值,奇数部分和偶数部分之差得到后(N/2)个点的值。对于任何N=2M的DFT变换,可以通过计算m点的DFT来实现。可见,采用快速傅里叶算法可以大大降低算法的复杂度,节约运算量。
1.2 FIR滤波技术基本原理
有限长冲激响应滤波器(FIR)具有系统稳定好、易于实现线性相位、允许设计多通带(或多阻带)滤波器[7,8]等优点,故本论文采用FIR滤波器对故障行波数据进行分析。FIR滤波器的冲激响应h(n)具有有限长度,数学上M阶FIR滤波器可以表示为:
其系统函数为:
FIR滤波器的设计问题实质上是确定能满足所要求的转移序列或脉冲响应的常数的问题,设计方法主要有窗函数法、频率采样法和等波纹最佳逼近法等。本文采用窗函数法进行FIR滤波器的设计。窗函数设计法是一种通过截短和计权的方法使无限长非因果序列成为有限长脉冲响应序列的设计方法。
2 行波信号的检测
本文基于A型行波法原理,对高速铁路牵引网实际线路跳闸时的信号进行了多次测量。实验方案基本原理如图1所示。
如图1所示,MN表示实验线路,在M端安装行波传感器,当F点处发生故障时,引起线路跳闸。此时F点产生暂态行波信号,沿线路两端传播,其中沿M端传播的信号到达线路起始端时发生第一次反射,第一次反射信号行经故障点F处时,发生第二次反射。行波传感器记录下两次反射行波信号的波形。基于以上原理,本文在天津南仓变电站安装了多个传感器,对上海方向的217#馈线倒闸时的信号进行了监测,数据采样率为60 MHz,采样长度为262 144个点。以下对于行波信号主频率成分的分析以某次线路倒闸时的实测数据为例进行说明,信号波形如图2所示。
3 行波信号频谱成分的分析
3.1 行波信号的频谱分析
根据1.1节中所述快速傅里叶变换原理,设计算法对如图2所示行波波形数据进行分析。频谱分析结果如图3所示,横坐标表示频率值,单位Hz,纵坐标表示能量密度。
根据分析结果所示,行波信号频谱成分复杂,能量最高点对应频率为20.6 kHz,大部分能量分布在5 MHz以下的频段。对比实际测试信号与频谱分析结果可知,由于高速铁路牵引网线路跨度大,对应的测试数据长度较长,在初始行波与故障行波之间存在较多的噪声信号,因此,行波信号频谱分析结果中能量谱幅值最大点处对应的频率值并不一定为故障行波的频率。在此情况下,根据频谱分析结果,采用数字滤波技术对于频谱分析中的各主要频谱成份进行分析。
3.2 FIR滤波技术在行波信号频谱成分分析中的应用
根据1.2节所述FIR滤波器基本原理,本文选择阻带衰减高的凯泽窗进行FIR滤波器的设计,其具体实施步骤如下:
(1)确定滤波器技术指标。滤波器指标参数一般为通带截止频率ωρ、阻带截止频率ωs、实际通带波动Rp和最小阻带衰减As。根据技术指标计算归一化过渡带和滤波器阶数。归一化过渡带为:
(2)根据待求的五个带通滤波器的理想频率响应函数Hd(ejω),采用傅里叶反变换式求出理想单位脉冲响应hd(n):
(3)计算滤波器的单位脉冲响应h(n)。它是理想单位脉冲响应和窗函数的乘积,即h(n)=hd(n)wd(n)。
(4)设计FIR滤波器,验算技术指标是否满足要求,如果不满足要求,可根据具体情况,调整窗函数类型或长度,直到满足要求为止。
(5)对给定数据进行滤波计算。
根据设定指标,采用FIR滤波器对天津南仓变电站现场测试数据进行滤波分析,结果如图4所示。
由图4(a)可见,在10 kHz～300 kHz频段,反射行波信号幅值较小,噪声信号幅值较大。整体波形在原点附近持续振荡,慢慢衰减到零,由此分析,振荡可能由于谐波分量引起。由图4(b)可见,在300 kHz～600 kHz频段,整体波形未发生明显的振荡,但在幅值较大的行波波头信号后,有较严重的拖尾峰存在,导致两次反射信号波形并不能较好的区分开。由图4(c)、(d)、(e)、(f)、(g)可见,从600 kHz开始,随着频率的增加,行波信号的幅值慢慢下降,但主峰幅值信号下降的速度明显低于其后振荡过程中信号幅值的下降速度,如图4(g)所示,主峰幅值约为2.2 V,其后振荡波形幅值约为0.2 V。此外,对比图4经滤波处理后的波形与图2所示的原始波形可见,原始波形中波头的信号极性特征经滤波处理后变得较不明显。
4 总结与展望
本文采用FFT与FIR技术,对高速铁路牵引网线路跳闸时的信号波形进行了分析。由分析结果可见,故障行波信号的噪声主要分布在600 kHz以下的频段,其特征类似于工频电信号的谐波分量。因此,利用行波信号的高频段进行分析可以较好的滤除噪声干扰,提高定位的准确度。但FIR滤波处理后的信号极性特征被明显消弱,不利于根据极性变化进行故障性质的分析。为准确获取行波波头到达时刻,在下一步工作中,可在本论文分析的基础上,采用小波变换算法结合模极大值理论等对于行波信号进行时域和频域的综合分析,以更准确的提取行波信号主频率成份,提高行波波头定位的准确性。
摘要：基于FFT频谱分析和FIR滤波技术原理对实际高速铁路牵引网馈线跳闸时的行波信号频谱进行了分析。结果显示:在(10～300)kHz频段,反射行波信号幅值较小,噪声信号幅值较大,整体波形在原点附近持续振荡;在(300～600)kHz频段,整体波形未发生明显的振荡,但在幅值较大的行波波头信号后,有较严重的拖尾峰存在。从600 kHz开始,随着频率的增加,行波信号的幅值慢慢下降,但主峰幅值信号下降的速度明显低于其后振荡过程中信号幅值的下降速度。
关键词：高速铁路牵引网,行波测距法,快速傅里叶变换,FIR滤波,频谱成份
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行波故障 篇7
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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