电力电缆故障测距综述

电力电缆故障测距综述（精选7篇）

电力电缆故障测距综述 篇1

0 引言

在电力系统中,高压输送电线是将电能输送到各地的媒介通道。电力线路作为电能的唯一传输通道,是电力系统的经济命脉,起着至关重要的作用。随着我国电力工业的快速发展,电力系统的规模也在不断扩大,电力线路也越来越长,架空线受气候和鸟类的影响较大,多数会发生雷击故障,位置较高,工人巡线比较困难;电缆埋在地下,故障不易察觉,受气候影响较小,但易受安装工艺以及短时超负荷运行的影响,绝缘容易老化受到腐蚀[1]。电力系统能否安全可靠的运行直接关乎着国民经济能否稳定快速的发展。当线路发生故障时,如何能够快速的检测出故障点,及时做到电路抢修和恢复电力线路至关重要。

1 电力系统中故障测距的方法

造成电力线路故障的原因大致可以分为:机械损伤、绝缘受潮或老化、过电压、过热、产品质量缺陷、设计不良等等。因为上述各种原因产生的故障又可以分为低阻故障、高阻故障、开路故障、断线并接地故障等等。随着电力线路故障测距方法的不断发展,目前测距方法大致可分为两类:阻抗法(以电桥法为主)、行波法[2]。

1.1 阻抗法

阻抗法是通过测量故障时的电压、电流量来计算故障回路的阻抗,并根据线路长度与阻抗成正比求出故障点距装置点的距离。阻抗法优点是简单可靠,但是缺点在于受到故障的过度电阻和线路不完全对称的影响,电压、电流变换器存在误差,导致测距精度较差、误差较大、适应性差。阻抗法以电桥法为主,包括电阻电桥法和电容电桥法,其中,电阻电桥法适用于低阻故障,电容电桥法适用于开路故障。

电阻电桥法也称作直流电桥法,最著名的是Murray回路法[3,4],如图一所示,将任一完好相和故障相末端经过良导体短接,并加入两个调节电阻a和b,构成电桥,G为平衡检流计。调节两个电阻值,使平衡检流计中没有电流,已知线路全长,根据电桥平衡方程可算出故障距离。电桥平衡条件下有:

尽管现在电桥法已经采用微控制器处理,可以计算并显示故障距离,但需要耗费较长的时间。并且该方法存在以下限制:要求至少有一相是完好的,可以构成电桥回路,因此电桥法不适合三相故障;必须能够同时接入线路的两端;短接线的电阻要远远小于线路电阻;故障电阻的变化以及故障相导体电阻的变化会影响测距结果;需要知道线路的总长度;只能测试一个故障点。

电容电桥法是在线路出现断路故障,无法构成回路、无法采用电阻电桥法测距时所采用的电桥法。如图二所示,结构基本与电阻法一样,但是其测试电源要更换为交流电源,检流计也是交流毫伏表。调节平衡电阻a和b,使检流计为零,达到平衡,由于分布电容与线路长度成正比,因此,在平衡条件下有:

在使用电容电桥法时,其断线故障绝缘电阻不能低于1MΩ,否则会造成很大的误差,这也限制了电容电桥法的使用范围。

1.2 行波法

早在20世纪50年代,人们就已经开始研究行波测距装置,随着微电子技术的不断发展,对电力系统故障行波的研究也进一步加深,近些年行波测距技术也逐渐取得了显著的进步。行波是电力系统发生故障后随即产生的一种电磁波,它从故障点沿着故障线路两侧以接近光速的速度传播,当遇到不连续点时发生折反射。电压和电流都能产生行波,分别称为电压行波与电流行波,它们包含方向、幅值、频率等特征。因为行波在故障时产生,故又称为故障行波,具有突变快、频率高、速度快、衰减快、持续时问短等特点。行波的传播速度与光速基本接近,且并不会受故障点电阻、互感器的变换误差、线路结构等因素的影响,因此测量精度较高。

2 行波法在故障测距的应用

根据测量相关量的来源可分为单端法和双端法。当电力线路发生故障时,通过利用行波在故障点和单侧测量点之间传播的时间计算故障距离,该种方法称为单端法。与单端法不同,双端法是在线路两端均设置检测装置,线路故障点产生的故障行波分别向两个方向传播,通过记录到达两端测量点的时间差来计算故障距离。双端法必须在电力线路两端装设同步时钟系统,且全线的长度也应该是已知的。从检测到的故障行波中提取行波的波头,确定初始波和反射波的位置,结合已知信息,便可得出线路故障点的具体位置[5]。行波故障测距的方法主要包括A型、B型、C型、D型、E型和F型[6,7,8,9,10]。其中,A型法和C型法为单端法,B型法和D型法为双端法,E型法和F型法是通过断路器分合闸实现的。

A型法的原理如图三所示,AB为母线,F点为故障点,测距装置位于A点处,当电力线路发生故障时,产生的行波在故障点F与母线两端之间来回反射。测距装置接入电流传感器二次侧的暂态信号,并用高通滤波器滤出行波波头,形成如图三所示的电流行波波形。由于母线端点处的阻抗高于线路上的阻抗,电流行波在母线端点处与故障点处都产生正反射,因此反射波与初始行波同极性。故障初始行波与故障点反射波之间的时间差,即为行波在A点与F点之间往返一趟所用的时间,通过式(5)可以计算故障距离。该方法简单,成本低,但是容易受到波阻抗不连续点的影响,也容易受到到达R端后反射回来的反射波的影响。

B型法属于双端法,总线路的长度是已知的,如图四所示,在母线的两端都装有一个检测装置,当故障发生时,故障行波从F点分别向A和B两点传播,当故障行波到达A和B点时,分别记录下时刻,计算两者的时间差,由方程组式(6)可以计算故障点到两端的距离,从而确定故障点的位置。B型法不受来自系统中波阻抗不连续点的影响,但必须要在线检测。

C型法同A型法一样,均属于单端检测法,区别在于,在线路故障后,将一高频脉冲注入到故障线路装有测量装置的一端,高频脉冲随即会在测量点与故障点之间来回反射,然后记录该信号在两者之间往返一次所用的时间。这种方法可以离线测量,但是需要符合要求的高压脉冲发生器。

D型法与B型法类似,均属于双端检测法,区别在于,D型法通过GPS实现时钟同步,计算故障行波到达母线两端的精确时间差。该方法可靠性高,不会受到来自系统中波阻抗不连续点的影响,但是需要建立时钟同步机制与交换两端故障信息的通道,其成本较高。

E型法是在线路故障时,利用断路器重合闸产生的暂态行波在故障点与测量点之间往返一次所用的时间计算故障距离。F型法利用断路器分闸产生的暂态行波在故障点与测量点之间往返一次所用的时间计算故障距离。

在目前已经提出的一些行波故障测距系统中,一般会将多种行波故障测距方法相结合,互相弥补不足。

3 结束语

由于行波故障测距的优良特性,长期以来,各国学者对行波故障测距领域不断探索。本文主要针对高压电缆故障测距这一问题,调研了故障测距的方法,得出行波测距是一种检测结果更精确、运用更灵活的方法。希望在此基础上做出更进一步的研究,得出行波故障测距的测量的位置准确性。

摘要：电力系统在人们的生活和工作中有着非常重要的应用,线路故障有时会给社会带来重大损失,因而快速找出故障位置显得极为重要。本文叙述了故障测距的方法即阻抗法和行波法,在实际的线路故障中可以按照发生故障的原因合理选取方法。行波故障测距法具有测量结果精确度高的特点,应该得到进一步研究。

关键词：故障测距,阻抗法,行波法

参考文献

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[6]韦国.行波法在电气化铁道牵引网故障测距中的应用[J].电气化铁道,2012,23(02):21-23.

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[10]杨书凯.基于行波法的电网测距装置应用研究[D].济南:山东大学,2006.

高压输电线路故障测距算法综述 篇2

1 故障分析算法[1,2,3]

故障分析算法是在输电电路发生故障时,根据系统有关参数和测距点的电压、电流列出测距方程,然后对其进行分析计算,求出故障点到测距点之间距离的一种通用方法。故障分析法按照采用不同的电路模型可分为集中参数法和分布参数法。按所使用的物理量的特征可分为工频相量法和瞬时值法。按所使用的信息不同,可分为单端量法和双端量法。

单端数据的测距算法是根据单端(本端)测得的电压和电流及必要的系统参数,计算出故障距离的测距算法。现有的单端测距算法存在以下问题:①故障过渡电阻或对端系统阻抗变化对测距精度的影响;②输电线路及双端系统阻抗的不对称性对测距的影响;③测距方程的伪根问题;④未考虑分布电容的影响,对于长输电线会带来误差。

随着电力系统自动化水平的提高和通信技术的发展,相继提出了双端或多端故障测距算法。双端测距算法不存在原理上的误差,而且采用精确的分布参数模型,为测距精度奠定了基础,但双端测距算法在数据同步及真伪根判别方面还有待进一步改进。

无论哪种算法都是建立在一种或几种假设的基础上,这些假设都会与系统实际情况有所差别,必然会带来一些误差;而且CT、PT等测量环节精度,系统阻抗、负荷电流等因素对测距精度都会有影响,因此采用故障分析算法无法保证测距精度。

2 行波分析算法[4,5,6,7]

20世纪70年代初期,电力系统已经开始对行波技术进行运用研究,但由于受许多相关技术的制约,如行波信号的获取方法、精确定时问题、信号处理方法、数据处理方法等,一直没有真正解决生产运行中的相关问题。随着科学技术的发展,基于霍尔原理的新型电压、电流信号变换器的出现,GPS同步时钟信号的商业运用,高速数字信号处理芯片及其他新型技术的发展,为行波分析算法在电力系统相关技术领域内的运用提供了基本手段。行波分析算法可以解决过渡电阻及线路分布参数的影响。行波分析算法是建立在考虑输电线路的分布参数变化,直接利用故障产生的暂态行波信号,并对其进行分析计算的基础之上,利用故障高频暂态电流、电压的行波分析计算,判定故障点的距离。

行波分析算法分为单端算法和双端算法。

2.1 单端算法

在传输线发生故障时,故障产生的电流行波在故障点和母线之间来回反射。单端算法通过母线处感受的故障初始行波脉冲与由故障点反射回来的行波脉冲之间时间差进行测距。其中A、C型测距方法属于单端算法,A型法是利用检测点检测2个相邻线波头之间的时间差进行故障定位。如图1所示,当f点发生故障后,暂态行波分别向M、N传播,到达M侧母线暂态行波的时间将被记录,到达N侧母线的暂态行波发生反射,反射波经故障点再次发生透射和反射,其中透射波到达M侧被检测出来,所以在M、N点将检测到2个波头,设在M点测到2个波头之间的时间差为Δt,线路长度为L,波速为v,故障点距M端为X,则故障距离,其中Δt=t2-t1。

单端算法在单相接地故障的情况下,行波的第二个波头很难测到,原因是输电线路上的电阻使行波衰减,第二个波头在故障点和检测点之间来回2趟,衰减得更厉害。但是A型单端行波法由于不需要通道及时间同步设施,因而投资较小,当只利用电流暂态分量实现行波故障测距时,还可以很方便地检测同母线上的多回甚至全部线路,从而获得更大的性能价格比。

C型定位原理是当故障发生后由装置发射高压高频或直流脉冲信号,根据高频脉冲从装置至故障点往返时间进行定位。由于此类定位方法是在故障发生以后进行,因此不需要在各线路装设采集装置,且可以重复判断,节省了投资。但由于大多数故障都是瞬时性故障,人为施加高频信号往往来不及检测故障,故障就消失了,因此C型测距方法在实际应用中存在一定的局限性。

2.2 双端算法[3,4,5]

B型测距原理是指在线路一端(收信端)测量点感受到故障初始行波浪涌时启动一电子计数器,而另一端(发信端)测量点感受到故障初始行波浪涌时启动发信机并向收信端发信。当收信端测量点的收信机接收到来自发信端的信号时即停止计数,从而在本端可以获得行波在故障点与发信端测量点之间往返一次的传播时间,对应于故障点到发信端距离的2倍。

D型双端行波定位方法是利用线路内部故障时产生的初始行波浪涌到达线路两端测量点的绝对时间之差值,计算出故障点的距离。如图2所示,设线路内部f点发生瞬时故障,故障点电压电流发生突变而产生的初始行波浪涌将以接近光速的速度v向线路两端传播,到达M端和N端的绝对时间分别为Tm、Tn,线路长度为L,则M端和N端到故障点的距离可以表示为:

由式(1)、式(2)可见,为了准确获得故障初始行波浪涌到达故障线路两端测量点的时间,在线路两侧均需装设行波采集系统,且配备高精度和高稳定度的实时时钟,因此能否获得准确的线路长度、波速和初始行波浪涌的到达时刻,直接影响D型测距法的测距精度。早期的D型测距装置采用载波通信方式来实现线路两端的时间同步,测量精确度不高。随着通信技术的发展,特别是GPS的普及,高精度实时对时系统在电力系统中的应用使得线路两端系统的时钟平均误差不超过1μs,由此产生的绝对距离误差不会超过150m。研究发现,GPS接收机普遍存在输出信号瞬时不稳定、卫星失锁以及时钟跳变等问题,因此其输出的时间信息和脉冲信号不能直接应用,必须附加高精度稳定时钟,且需要消除偏差超过某一限定范围的时间同步信号。

D型行波法原理上不需要检测来自故障点和系统中其他波阻抗不连续点的反射波,并且能够自动给出故障测距结果,因此具有很高的自动测距功能。虽然D型行波法需要通道及同步设施,但如果能够共用线路保护通道,甚至作为主保护的一种辅助功能,则可以大大地减少投资,具有很高的经济效应。

目前的行波分析算法在原理上已经很成熟,特别是小波分析的应用极大提高了故障波分析的有效性,小波分析对故障信号进行多尺度分析,因而具有很强的特征提取功能,尤其是对突变信号的处理优势非常明显,另外,由于随机噪声信号的小波变换与有效信号的小波变换在特征上具有明显区别,因此小波分析方法具有很强的消噪功能。这些均为小波分析在微机继电保护中的应用提供了可能性。

3 各类测距算法的比较

采用工频量的测距方法与利用行波的测距方法相比,前者可以利用现已大量投入运行的微机保护、录波装置和正在迅速发展的变电站综合自动化系统,甚至与之融为一体,硬件投资小,容易实现;后者则需要专门设备,硬件投入大,技术较为复杂;在资金投入方面,前者优于后者。在测距精度方面,行波分析算法明显优于工频测距法,与工频变化量相比,行波分算法几乎不受孤独电阻和线路不对称等因素的影响,但行波分析算法存在反射波的识别、行波信号的不确定性以及高速数据采集等问题。随着电力系统综合自动化水平的提高,故障线路切除时间将大大缩短,但再短的故障切除时间也足够采集行波分析算法测距所需要的信息,但对需要抽取幅值和相角的工频测距法来说,就必须在不足一周甚至更短的时间内从复杂的暂态波形中得到所需要的信息,无疑增加了滤波算法的难度。

从上文的比较和研究可以看出,目前的各种测距算法都有各自的缺点和优势,为了达到更加准确的测距效果,都有各自需要改进的技术问题。

4 结语

本文通过对国内外一些故障测距文献的分析研究做了一定总结,希望能在此基础上做进一步研究,更好地解决实际问题,以达到电网稳定运行的目的。

摘要：高压输电线路故障定位的准确性对电网的稳定运行有着非常重要的意义。文章对高压输电线路现有的各种测距方法进行了归纳总结和研究分析,并评述了各自的优点和不足。

关键词：故障测距,小波分析,行波法

参考文献

[1]全玉生,王晓蓉,杨敏中,等.工频双端故障测距算法的鲁棒性问题和新算法研究[J].电力系统自动化,2000,24(10):28-32

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[6]张正团,文锋,徐丙垠.基于小波分析的电缆故障测距[J].电力系统自动化,2003,27(1):49-52.

电力电缆故障测距综述 篇3

1 电力电缆故障原因及类型

1.1 电力电缆的故障原因可大致归纳如下

(1) 机械损伤。 (2) 绝缘老化变质。 (3) 化学腐蚀。 (4) 设计和制作工艺不良。 (5) 过电压。

1.2 电力电缆故障类型

电缆故障从形式上可分为串联与并联故障。串联故障是指电缆一个或多个导体 (包括铅、铝外皮) 断开。通常在电缆至少一个导体断路之前, 串联故障是不容易发现的。并联故障是指导体对外皮或导体之间的绝缘下降, 不能承受正常运行电压。实际的故障组合形式是很多的, 几种可能性较大的故障形式是一相对地、两相对地和一相断线并接地。电缆故障定义为:无损坏故障、开路故障、短路故障。而电缆故障分为:开路故障、低阻故障和高阻故障三种类型。

2 电缆故障测距方法分析

2.1 低压脉冲反射法

通过计量发射脉冲和故障点反射脉冲之间的时间差△t来测取故障距离。若设脉冲电波在电缆中的传播速度为v, 则电缆故障距离S可由下式计算:S=0.5v△t。低压脉冲反射法适于测定电缆的低阻和开路故障, 也可用于校对电缆的全长和显示电缆中间接头的位置, 还可用于测定电缆的波传播速度, 测量准确率较高, 应用较广。

2.2 脉冲电压法

又称闪测法, 是20世纪70年代发展起来的用于测量高阻与闪络性故障的方法。该方法首先将电缆故障点在直流高压 (直闪法) 或冲击高压 (冲闪法) 信号下击穿, 然后记录下放电脉冲在测量点与故障点往返一次所需的时间, 再根据电波在电缆中的传播速度, 就可算出故障点的距离。该方法测试速度快, 波形清晰易判。但其接线复杂, 分压过大时对人和仪器有危险。

2.3 脉冲电流法

这是20世纪80年代初发展起来的一种测试方法, 以安全、可靠、接线简单等优点显示了强大的生命力。它与脉冲电压法大致相同, 区别只在于:脉冲电流法是通过一线性电流藕合器来测量电缆故障击穿时产生的电流脉冲信号。脉冲电流法也包括直闪法和冲闪法两种类型。直闪法用于测量闪络性高阻故障;而冲闪法主要用于测量泄漏性高阻故障, 也可测量闪络性高阻故障。直闪法测量线路中包括:电流耦合器、调压器、高压试验变压器、整流硅堆、储能电容。测量时, 调整仪器从0开始给电缆加直流电压, 当电压升到一定值时, 故障点闪络放电, 线性电流耦合器输出第一个电流脉冲。放电脉冲到达故障点后又被反射, 折回到仪器端。这一过程不断进行, 直到放电过程结束, 则故障点到测量端的距离可由此计算出来。冲闪法测量线路中则有一球间隙, 用以改变加到电缆上的冲击电压高低和放电间隔时间。测量时从0调节T, 当电压增加到某一值时, 球间隙G击穿, 使电容对电缆芯线放电。当电压信号幅值大于故障点临界击穿电压, 则高压信号沿电缆行进到故障点一定的时间后, 故障点电离, 击穿放电。闪测仪将记录到相应的波形, 则故障点到测量端的距离可由此计算出, △t表示相邻两个同极性脉冲 (第一个脉冲除外, 因为故障点击穿有延时) 的时间差。

2.4 二次脉冲法

20世纪90年代, 国外发明二次脉冲法。它先用高压脉冲将故障点击穿, 在故障点起弧后熄弧前, 由测试仪器向电缆耦合注入一低压脉冲。此脉冲在故障点闪络处 (电弧的电阻值很低) 发生短路反射, 并记忆在仪器中。电弧熄灭后, 测量仪器复发一测量脉冲通过故障处直达电缆末端并发生开路反射, 比较两次低压脉冲波形可非常容易地判断故障点 (击穿点) 位置。二次脉冲法使得电缆高阻故障的测试变得十分简单, 是目前电力电缆故障离线测试最先进的基础测试方法。

3 电缆故障定点方法分析

目前, 常用的电缆精确定点的方法有声测法、音频感应法和声磁同步法。声测法主要用于高阻故障的精确定点。实际应用中, 声测法常因受到电缆故障点环境因素的干扰, 如振动噪声大, 电缆埋设过深等, 造成定点困难。电阻小于10Ω的低阻故障, 传统的定点方法是音频感应法。音频感应法是通过人的耳朵对声音信号强弱的分辨来判断故障点的位置, 对操作人员的经验要求较高。声磁同步法利用故障点放电同时产生的电磁波和声波确定故障点。通过监测接收到的磁声信号的时间差, 可以估计故障点距离探头的位置, 比较在电缆两侧接收到脉冲磁场的初始极性, 亦可在进行故障定点的同时寻找电缆路径。

4 电缆故障在线监测的发展

近年来不少研究者提出了一些新的在线带电检测方法, 这些方法对早期发现电力电缆特别是交联聚乙烯电缆存在的绝缘缺陷及老化情况, 很有作用。通常有以下几种方法。

4.1 直流叠加法

在接地的电压互感器的中性点处加进低压直流电源 (通常为50V) , 使该直流电压与运行中电缆的交流电压叠加, 检测通过电缆绝缘层的极微弱的直流电流, 即可测得整条电缆的绝缘电阻, 从而可对电缆的好坏进行判断。直流叠加法的特点是抗干扰能力较强。但绝缘电阻与电缆绝缘剩余寿命的相关性并不好, 分散性相当大。绝缘电阻与许多因素有关, 即使同一根电缆, 也难以仅靠测量其绝缘电阻值来预测其寿命。

4.2 直流分量法

通过检测电缆芯线与屏蔽层电流中极微弱的直流成分, 对电缆中某一点或某一局部存在的树枝化 (水树枝、电树枝) 绝缘缺陷进行劣化诊断。直流分量法测得的电流极微弱, 有时也不大稳定, 微小的干扰电流就会引起很大误差。研究表明, 这些干扰主要来自被测电缆的屏蔽层与大地之间的杂散电流, 因杂散电流及真实的由水树枝引起的电流, 均通过直流分量测量装置, 以至造成很大误差。可考虑采取旁路杂散电流或在杂散电流回路中串入电容将其阻断等方法。目前国外将用直流分量法测得的值分为大于100nA、1nA～100nA、小于1nA三档, 分别表明绝缘不良、绝缘有问题需要注意、绝缘良好。

4.3 介质损耗因数法

将加于电缆上的电压用电压互感器或分压器取出, 将流过绝缘中的工频电流用电流互感器取出, 然后在自动平衡回路中检测上述信号的相位差, 即可测出电缆绝缘的介质损耗因数

4.4 分布式光纤温度传感器

利用分布式光纤温度传感器, 通过检测故障点附近温度变化情况来实现电缆故障定位。这种检测技术成本较高, 主要应用于新敷设的重要电缆。

5 结语

电力系统的短路分析与故障测距 篇4

1 电力系统短路的具体分析

电力系统的正常运行和异常运行的主要状态表现主要是正常的运行状态、警戒状态、紧急状态、系统、系统崩溃状态和回复状态。

1.1 电力系统短路原因

(1) 电力系统中电气设备的载流部分绝缘受损。这也是电力系统主要的短路原因。导致这种情况的发生主要来源于平常工作中对于设备机器的检查与维修工作不达标, 同时可以看出工作人员工作素养不高的问题。

(2) 工作人员在电力系统的运行中出现错误操作行为。人为原因的出现就意味企业工作人员在专业技术考核的不过关。

(3) 第三点就是客观因素, 比如飞禽走兽的触碰而导致电力系统的短路。虽然这一点并不像人为因素容易控制, 但是加强此方面的管理工作仍旧可以取得相应的成果的。

(4) 最后一点是广义的其他因素, 这里包括一些意外的情况发生, 甚至我们至今还未遇到的因素。同时这也正是需要我们在实践中不断总结工作经验。

1.2 电力系统的短路后果

(1) 电力系统短路最直接导致的就是会将电力系统中发生故障部分的元件受到损坏, 同时也会迸发出巨大的热量, 出现高温现象。

(2) 除了将元件损坏, 短路后出现的电动力是可以将该元件弯曲变形的, 很可能会影响后续的工作, 出现更大的意外。

(3) 众所周知, 电力系统的短路会直接导致电压的骤降, 甚至可能会造成停电的现象。

(4) 如果电力系统的短路故障很严重的话就会导致整个电力系统的瘫痪, 会出现“牵一发而动全身”的结局。

1.3 关于短路的形式

电力系统的短路形式也是不一样的, 首先可以分为对称短路和不对称短路, 其次不对称短路又包括单相短路和两相短路, 在单相短路中又可以划分成单相接地短路和单相接中性点短路, 然后两相短路中也可以划分成两相短路、两相接地短路和两相短路接地。需要注意的是只有三相短路属于对称短路。

1.4 一般情况下零序阻抗大于正序阻抗

不对称故障会产生负序电流和电压。而不对称接地故障或断线故障会产生零序电压, 是否产生零序电流取决于系统的接地运行方式。产生负序电流与发电机转子产生的100HZ电流之间存在因果关系, 前者为因, 后者为果。零序电流流通的回路为三相, 所以零序阻抗大于正序阻抗。

2 故障测距的要求

2.1 必须适用于电力系统不同结构和配置

电力系统中故障测距的方法有两种, 分别是单端法和双端法。单端法的优势是对故障两端的系统要求不高, 所以在电力系统的量测比较薄弱的时候建议采用该方法。同时, 我国很多的专家一直在不断的修正和改进单端法的计算问题, 由于这过程比较复杂, 所以对于单端法算出的准确度并不能保证。与单端法不同的双端法则可以保证故障测距后的准确度, 通过对双端法原理的分析可以得知, 它并不会受到电阻大小、性质和系统双端系统阻抗的影响。关于电力系统中故障测距的计算方法, 我国的许多学者也在不断的深入研究中, 目前已经可以得到较为精准的故障测距结果。

2.2 必须采用匹配的线路

以往的电力系统通常都会采用集中参数的线路模型。但是在实际的操作计算中, 故障测距想要提高准确度必须要采用一对一的线路模型, 只有这样才能不断缩小计算的误差值。这样一来工程量市非常大的, 还有另一种方法就是让故障测距自身去适应不同长度的线路模型。

2.3 必须适用于不同类型的短路故障

在前文中就已经提到, 电力系统短路的形式是多种多样的, 也许一个短路故障就会包括有单相短路、两相短路接地等等多种类型。如果遇到更复杂的双回线情况, 那么问题将会更加复杂化。因此, 这也对故障测距提出了新的要求, 就是要努力适用不同类型的短路故障问题。

电力系统短路故障分为单相接地短路, 两相 (接地) 短路, 和三相 (接地) 短路, 其中破坏力最大的是三相短路。要说短路故障对电力系统稳定性的影响, 主要涉及以下因素:

(1) 短路故障在系统中所处的位置。一般负载线路或系统的分支故障, 不会对系统造成很大影响, 要是主要的联络线或重要环线故障, 则有可能造成系统潮流改变, 甚至造成电网解列, 就可能对稳定性造成破坏。

(2) 短路故障持续的时间。越快切除故障, 对系统的影响越小。

(3) 短路故障造成用电负荷和发电出力减少的程度, 相差越大, 影响越大。

(4) 电网自身构架的完善和电网的容量。电网容量越大, 电网结构越密集, 稳定性越高, 抗干扰能力越强。

2.4 随时都要保证计算结果的准确度

电力系统的运行方式是多种多样的, 故障测距在计算结果时要不断减少被电力系统的运行方式所影响。根据我国目前在该方面的研究成果, 使用双端法进行故障测距是一个最佳的解决方法。在电力系统短路故障计算中主要求取的物理量主要是计算短路电流, 或者说短路容量。从而为设备选择, 线路方案提供依据。因为, 设备要进行热稳定、动稳定的校验;断路器还要有开断电流, 关合电流的限制来选型。

2.5 故障测距结果要做到快且准

由于测距算法数学模型的局限性, 在采用解方程测距法时, 由于方程是非线性的, 算法收敛到非正确解上, 即可能存在所谓“伪根”问题。故障测距算法必须能够避免伪根的干扰并快速得到准确的解。

3 结束语

本文首先对于我国电力系统短路的原因以及结果进行了详细的分析与阐释, 并相应的提出了未来需要改进的方向或方式。其次, 又详细的介绍了电力系统短路的各种形式, 虽说短路的形式是多种多样的, 但是我们现在已经对其有了基本的认知。最后, 我们又对于故障测距方面的工作进行总结, 并提出相应的要求。

摘要：本文陈述对电力系统短路进行分析, 并对故障的测距作出相应的要求, 得以促使我国电力系统的不断完善与发展。

关键词：短路原因,短路后果,故障测距的要求

参考文献

[1]杨利锋.电力系统的短路分析与故障测距[J].通讯世界, 2014, (11) .

电力电缆故障测距综述 篇5

10 k V铁路电力线路为铁路运输生产提供电力保障, 其供电可靠性直接影响铁路运输的安全运行。铁路供电系统在构成和功能上存在有别于其他电力系统的特点, 主要体现在以下两个方面:1) 供电可靠性要求高。2) 系统接线形式特殊。铁路供电系统中各配 (变) 电所沿铁路线基本均匀分布, 并且互相连接, 构成手拉手供电方式。铁路供电系统的特点又决定了其电力线路多在野外分布, 线路供电点多且分散、供电臂长, 线路周围环境复杂, 多处山区、旷野, 树木侵害, 交叉跨越多, 绝缘等级偏低, 耐雷水平不高, 易发生树害、雷害和损害等各类故障。由于远离城市及工作场所、交通不便、通讯不畅、环境复杂等, 给故障查找带来很大困难。

2 传统的人工故障定位方式及其缺点

1) 传统的人工故障定位方式。目前, 铁路上对于电力线路查找故障的方法, 采用的是人工二分之一试送法, 依次进行试送操作, 找到故障区间, 然后在本区间内巡视或登杆检查, 直到找到故障点为止。2) 传统人工故障定位的方式缺陷。第一, 故障定位困难、时间长、故障查找困难, 人力、物力消耗大, 一般都需七八个小时, 停电故障延时直接影响铁路运输秩序。第二, 故障定位方式对系统和用户冲击大。

3 铁路10 k V电力线路故障测距定位难度

第一, 铁路10 k V电力线路为中性点对地绝缘系统。线路发生故障时, 短路或接地阻抗均不确定。第二, 铁路10 k V电力线路均为架空、电缆混合线路。导线材质有铝芯、铜芯、钢芯铝绞线等, 线路电抗及接续电阻都不连续或固定, 对于故障定位极为不利。第三, 线路所带设备导致电参数分布不规律。

4 电力线路故障点判断的理论分析

1) 突变行波的传输速度与线路对行波的阻抗。

一般缆线的波阻抗为10Ω~100Ω, 架空线路的波阻抗为300Ω~500Ω。

2) 突变行波在电缆和架空混合线路中的传播特点。

电缆和架空线路两者的波阻不同, 电缆和架空混合线路连接处为波阻不连续点, 行波在不连续点将发生反射和折射。

如图1, 图2所示设输电线路mn在F点发生故障, 故障点产生的暂态电压行波和电流行波以接近光速的速度向输电线路两端传播, 并在波阻抗不连续的地方发生反射和折射。若行波第一次到达m, n端的时间t1和t'1能准确测量, 则可以计算故障点距m端的距离为 (l为线路全长) :

即距n端距离为:

理论上来说, 此故障定位方法不受中性点不接地与接地方式的限制, 也不受电缆与架空是否混合方式的限制, 也不受线路是单电源辐射还是双电源互备运行方式影响, 适合于铁路中性点不接地电力线路的故障定位要求。

5 研究试制故障测距定位装置

基于以上理论我们研究适合于铁路中性点不接地电力线路故障探测及定位的方法并通过试制装置加以验证。

1) 装置构成。

装置主要分为传感、处理存储、网络、后台、授时五部分, 各部分之间既有硬件的连接, 又有软件上的数据交换, 各部分又相对独立完成各自功能。

2) 行波信号采集部分。

故障定位装置利用带电显示器来解决铁路电力线路行波测距装置中的行波信号提取方法, 为铁路电力线路故障测距装置提供基本的条件。

对于50 Hz的工频信号来说, 高压带电显示装置的等效电容为高阻状态, 10 k V电压大部分都分配在此电容上。行波提取电路上仅有5 V左右的工频电压。当线路发生故障时, 高达200 k Hz~2 MHz的高频暂态信号以接近光速从故障点沿线路传输到配电室行波传感器位置时, 由于电容对高频信号的低阻抗作用, 约200 k Hz的高频暂态信号容抗约为50 Hz工频信号时的几千分之一, 绝大部分行波信号在电阻上形成高频压降, 实现行波信号的有效提取。所以线路故障时的行波高频信号主要由电阻阻抗分压, 本装置起到了理想的提取高频信号作用。

3) 行波信号高速连续存储单元。

行波数据采集装置的采样频率一般要求高于500 k Hz, 使用常规的由微处理器直接控制模数转换器A/D的方式很难实现这个要求, 因此, 需要专门设计高速数据采集电路来记录线路故障行波数据, 在高速数据采集电路捕捉到暂态数据后, CPU用较慢的速度读取此暂态数据, 并将其存入由CPU直接控制读写的内存里, 实现暂态行波数据的超高速采集。

4) 行波信号处理运算单元。

突变量经过传感器采集到装置中时, 信号非常弱, 虽经过传感器的有效波形提取、选择, 但仍然含有其他的干扰信号, 所以需进一步有效提取出到达的初次突变信号, 并将其与理论设定值进行比较、放大、数模转换、CPU逻辑运算, 为两侧信号时间对比提供准确参数。其要达到仅仅突变信号被有效放大, 并掌握好触发的门槛值, 在灵敏度与抗干扰之间选择适合的平衡点, 传输误差小等性能。

5) 启动行波信号上送方案。

为在突变信号超过阀值判断后, 仍可追溯突变信号发生的过程, 就要求故障处理装置工作时, 不论有无突变信号, 都不间断在采集运行数据, 并且将数据可靠存储。由于不间断记录数据的数据量大, 所以在合适的时间段后, 装置要自动对前段记录的数据进行运算处理, 需要长期保存的保存, 不需要长期保存的舍弃, 需要上送到数据处理运算中心做判断的, 就自动上送, 并响应数据处理中心的数据请求。

6) 后台数据处理流程。

故障定位装置要求收集A, B两侧测量到的故障行波波头到达时间, 进行故障定位计算。故障定位软件采用技术成熟的C++Builder语言进行编程, 对各种故障行波的情况进行综合分析, 提出了一种可靠、准确、完整的算法。

后台软件的数据流程如图3所示。

7) 高精度时钟授时方案。

利用GPS同步时钟的输出技术, 解决两端行波测距装置1μs的精确时间同步, 以满足300 m以内的测距分辨率, 2μs的两端设置的时间同步精度。

6 实测结果情况

2012年7月23日, 在故障测距定位装置成套研制完成后, 我们在榆次、寿阳配电室进行现场安装。2013年5月17日, 装置所安装的榆次—寿阳10 k V电力线路发生瞬时性故障, 装置在故障瞬间启动, 实现故障瞬间高频行波的采集、运算处理、记录。通过软件运算, 我们得出本次故障距榆次配电室约21.55 km, 经与设备台账及现场巡视检查结果对比, 基本相符。

7 结语

根据铁路电力线路的基本特点和故障类型, 进行铁路10 k V电力线路中性点不接地系统故障测距技术研究是完全可行的。

该技术研究利用线路故障时产生的突变行波信号来分析线路故障点;通过智能示波器的分析手段, 检测到达电源侧的突变行波信号是否为首端, 如不是, 利用计算方法, 还原突变行波到达首端的准确时间;利用暂态信号分析模型、GPS卫星对时技术、能量传递数学模型, 增强对中性点不接地系统线路故障点定位的准确度。试验结果可行, 继续深入研究, 可作为10 k V电力线路中性点不接地系统故障准确定位的有效手段。

摘要：介绍了铁路电力10 kV中性点不接地系统的运行特点, 并针对故障排查难点, 总结了一种利用突变行波信号理论来分析排查线路故障点的方法, 通过试验装置现场进行验证, 为铁路电力10 kV中性点不接地系统故障点精准定位提出一种有效的深入研究方向。

关键词：铁路,电力线路,故障测距技术

参考文献

[1]藤林.一种实用的新型高压输电线路故障双端测距精确算法[J].电网技术, 2001, 25 (18) :110-114.

电力电缆故障测距综述 篇6

关键词：电缆-架空线,混合,输电线路,故障测距

随着城市周边电缆-架空线的混合输电线路不断增多, 加强度电缆-架空线的混合输电线路的故障测距研究非常重要。混合式输电线路中架空线段的故障中单线接地发生最频繁, 在电缆的实际运行中电缆故障率比架空线路低。但是, 随着电缆的绝缘介质的不断老化, 输电线路易发生接地故障。线路发生故障时, 故障定位相对简单, 但是电缆因在地下定位难度较大, 故障发生后的准确定位, 对于输电线路的维修有重要作用。随电缆-架空线广泛应用, 对于输电线路故障的快速和准确定位具有重要的意义。

1 电缆-架空线混合输电线路的故障概况

电缆-架空线混合输电线路的故障类型主要有四种:单相、两相、两相相间和三相等短路故障, 其中单相、两相以及两相相间属于不对称故障。这四种线路故障的类型中, 在整个输电线路故障中比重最大的是单相短路故障, 约占65%;发生故障概率最小的是三相短路故障, 只占输电线路故障中的5%[1]。但若发生三相短路故障后产生的短路电流较大, 当达到最大峰值时, 会将电力元件烧毁, 甚至会影响整个电力系统的正常运行。

电缆-架空线混合输电线路发生线路故障主要是因为绝缘子被击穿导致的, 其中纯金属性的故障较少, 大部分是通过杆塔接地电阻或电弧电阻形成接地故障。土壤的电阻率会影响接地电阻大小, 土壤电阻率低, 杆塔接地电阻值一般在10Ω左右, 土壤电阻率高, 其接地电阻约≥30Ω。

除此之外, 天气变化情况、故障的类型以及地理环境条件等都会影响过渡电阻, 且电缆线路线路电气的特性、物理结构以及敷设的情况等和架空线路之间的差异较为明显, 导致线路故障发生的原因也不尽相同。电缆长期敷设在地下, 并受通道内化学物质腐蚀、外力的碾压等损坏了电缆的绝缘, 最终导致线路故障的发生。

2 电缆-架空线混合输电线路故障测距主要内容

2.1 输电线路故障测距的对象

当前故障测距工作中, 电缆-架空线混合输电线路以及T型输电线路是其重点研究对象。T型输电线路中有三个端点问题存在, 科学、合理的解决好三端数据同步问题是故障测距的关键环节。目前获取三端同步的数据主要依靠的是硬件设备, 但该方法投资较大, 得到的三端同步数据也不理想。

近年来, 随着电缆-架空混合输电线路应用越来越广泛, 对其故障的测距研究也越来越受社会广泛关注和重视。传统故障测距的方法已经不能为电缆-架空混合输电线路故障测距研究提供可靠的依据, 其原因主要有: (1) 阻抗法:阻抗法测距过程中容易受对策系统的阻抗、负荷电流以及过渡电阻等因素的影响;且在利用阻抗法对电缆-架空混合输电线路故障进行测距时, 由于线路之间参数的不同, 严重影响了两端参数的迭代计算且其运算的速度慢, 甚至会产生伪根现象, 很难计算出长线路故障的距离。 (2) 行波法:该种测距方法在电缆与架空线连接点之间产生波阻抗的间断点, 发生反射与折射现象, 给线路的测量增加了识别的难度。电缆以及架空线中, 行波传播的速度存在较大的差别, 因此, 无法采用相关的公式对故障进行测距。经过的输电线路较长时, 其行波波头的幅值衰减程度达且受噪声信号干扰, 降低了测距的精度[2]。

2.2 输电线路故障测距的方法

电缆-架空混合输电线路故障测距的方法主要有抗阻法、行波法以及现有的混合线路故障的测距法[3]。

2.2.1 利用抗阻法进行故障测距

通过抗阻法对电缆-架空线混合输电线路的故障进行测距, 其优势在于抗阻法测量的信号主要是工频的电压和电流。抗阻法无需安装其他的硬件设备, 操作较为方便且简单, 经济性高, 被广泛应用与故障录波以及继电保护装置中。但线路运行的方式以及过渡电阻等因素对其的影响比较大, 不同的故障条件下, 测距的误差不同且测距的精度较低。

电力系统运行过程中计算机技术的使用, 提升了电网自动化的水平。大量的故障录波装置以及微机式的保护装置被应用到电网中, 微机式的保护装置能够准确的将故障发生时相关的电气量记录下来, 然后对其进行计算和分析, 大大提升了抗阻法检测的精度。

2.2.2 利用行波法进行故障测距

随着数字信号处理、微电子技术以及全球定位系统等技术的不断发展, 出现了现代的行波故障测距方法, 该方法主要是通过在线路上安装全球定位系统以及高速采样等装置, 对故障暂态信号进行监测。现代行波法在对故障进行测距过程中, 受线路运行的方式、过渡电阻以及故障类型影响比较小, 其测距的精度较高, 但该种方法成本较高。

2.2.3 利用现有的混合线路故障测距方法

现有的混合线路故障测距方法, 主要是通过双端电压以及电流的值来推算出连接点的电压和电流值, 对比幅值找出故障点, 然后根据故障区段相关的参数进行迭代计算, 并计算出故障点的距离。但该方法只在结构单一的混合线路中适用, 若出现电力电缆与架空线交替的混合线路, 则会随着连接点数量的增加, 增大器误差, 降低测距的精度。

3 电缆-架空线混合输电线路的行波故障测距方法分析

因电缆-架空线路的参数不同造成波阻抗不同, 因此, 两段线路连接处属于波阻抗的不连续点。对于行波法而言, 两段线路的波速不同, 线路发生故障引起的行波折反射过程会更为复杂。某电缆-架空线的混合输电的线路结构, 如图1[4]。

在图1中, N和M指线路两端电源, Z是电缆线路和架空线路连接点, Ln表示架空线路的长度, Lm表示电缆线路的长度。如果电缆-架空线路的事故发生于Z点位置, 则线路中会出现向MN两端延伸出现暂态行波的传播, 当线路中的行波到NM两段时间表示为tn和tm, 故障的发生绝对时刻用表示t0, 则行波传播到线路两端的时间为△tn=tn-t0和△tm=tm-t0, 则行波传到两端的时间差为一个常数△tn-△tm=tn-tm=△t。

对某电缆-架空线混合输电线路中故障发生时的行波传播过程进行分析, 详细见如图2。

在图2中, Zm表示电缆线上的一点, 当Zm点的线路发生故障时, tm-tn<△t, 则能够判断出输电线路中的故障发生于电缆中, 如tm-tn>△tt'm时, 表示故障的发生在架空线段中。使用行波故障法进行线路故障的判断, 需要知道行波自相连的连接点至线路两段的母线位置时间, 因两段的线路长度Ln和Lm是已经知道的, 线路中的参数也是已经知道的, 则行波于线路中传播的速度可由线路的参数获得。行波的波速v=1/√LC, 公式中的L、C表示单位长度的导线电感及电容值, 进而通过计算得到△tn和△tm。

当电缆-架空线路中的故障区确定后, 能够使用单端行波的故障测距相关原理进行故障位置的确定。本文提出了电缆-架空线的混合输电的线路单端式行波故障的测距方法, 避免了参数折算带来的误差。且通过实践证实, 通常情况测距结果具有可靠性, 且相对于双端式行波测距的测距精度相对较高。实际应用中, 需要将双端和单端的行波测距的原理相结合, 才能够得到较为理想的测距。

单端式行波故障的测距方法, 主要依据行波理论来实现。当输电线路故障发生时, 初始的行波将到母线位置后产生折反射, 自母线至故障位置的传播中, 行波会在经一段时间之后再次自故障位置反射回来, 此段时间的间隔和故障距离呈现正比关系, 此段的时间的测量主要应用单端式的行波测距计算。

4 电缆-架空线混合输电线路行波故障测距的仿真验证和实现

电缆-架空线混合输电线路的故障测距的仿真主要采用Matlab的仿真软件PSB模块验证和实现[5]。验证电缆-架空线混合输电线路故障测距仿真验证时, 主要采用500k V的电缆-架空线混合输电线路, 而线路各相间有互感现象, 会影响到测距的效果。因此, 应将原始的信号相模变换解耦, 并将相量转换成模量, 使各模量耦合关系消除。

但转换后大地和三相导线间会出现回路, 影响了模量测距精度, 因此, 测距过程中应选择线模来进行。转换小波将模的极大值与信号中奇异点相对应, 确定出检测点与行波波头之间的时刻。小波具有线性相位以及对称性, 能够对信号的奇异点精度高度定位, 因此, 仿真时应选用小波, 并将其作为小波的基函数。

若发生故障的位置是在线路的电缆段和架空线的连接处位置, 则应计算出行波到达其中一端所需的时间, 然后判断出电缆段故障发生的地点。通过线路波阻抗计算的公式计算出线路两端波阻抗, 由此判断出该端初始行波、线路连接点反射行波以及故障点发射行波。

综上所述, 随着电缆-架空线的混合输电线路不断增多, 加强度电缆-架空线的混合输电线路的故障测距研究具有重要意义。本文提出了单端式行波故障测距方法, 需要依据线路中各项参数, 通过输电线路故障测距的仿真和实现, 证实行波故障测距方法有效性。在实际操作中, 需要结合具有现场环境, 进行测距结果的多方法验证和比较, 最终进行故障位置的确定。对于实现电缆-架空线混合输电线路故障定位的准确及快速的判断具有重要价值。

参考文献

[1]江涛, 周文斌, 马光松.架空-电缆混合线路故障点的定位方法[J].中国水运 (下半月) , 2012, 31 (8) :319-321.

[2]何正友, 邬林勇, 李小鹏, 夏璐璐, 钱清泉.基于行波自然频率的故障测距方法适应性分析[J].电力科学与技术学报.2010, 34 (1) :179-182.

[3]唐学用, 黄民翔, 尹晓光, 姚伟锋.电缆-架空线混合输电线路故障测距方法研究[J].电力系统保护与控制, 2011, 28 (14) :246-248.

[4]王云静, 郗宏伟, 王婷婷.一种电缆—架空线混合线路的故障测距算法[J].电脑知识与技术, 2012, 24 (1) :78-80.

电力电缆故障测距综述 篇7

井下配电网多为数段短电缆构成的干线式纵向网络,因井下环境恶劣,电缆在运行中发生单相接地故障的概率较大。而现有的低压脉冲法、闪络测试法等井下电缆故障测距方法存在可靠性差、测距精度低等问题。

实际应用的电缆故障测距方法大多为离线测量,考虑到井下电力负荷多为一级、二级负荷,一般不允许采用离线测量,且离线法最大的问题是部分故障难以在高压冲击下再现,从而造成测距失败,此外,多次注入高压脉冲会影响整根电缆的寿命,因此,在线行波测距对于井下电缆故障测距具有重要的工程实用价值[1]。行波测距的关键在于波头到达时刻的准确标定和行波波速的确定。目前主要采用小波分析方法来提取故障行波波头[2,3,4,5,6],但小波分析结果受小波基种类、采样率及分解尺度等因素的影响,理论上有无限多种小波基,如不能详尽分析其特点并结合行波信号特征选取合适的小波基函数,就难以得到满意的结果[7]。经验模态分解(Empirical Mode Decomposition,EMD)方法是一种能够有效分析处理非平稳信号的自适应分解算法,其将信号分解成若干个固有模态函数(Intrinsic Mode Function,IMF)分量,通过分析各分量的时频特性,有效地对各频率成分进行分离,对非平稳、非线性信号具有良好的时频聚集性。该方法能够克服小波分析方法需要人为选取小波基及分解尺度的缺点,在非平稳信号处理方面得到了一定的应用[8]。但EMD存在模态混叠问题,即1个IMF分量中包含差异很大的特征时间尺度,或者相近的特征时间尺度分布在不同的IMF分量中。为了抑制模态混叠,参考文献[9]提出了总体平均经验模态分解(Ensemble EMD,EEMD),其是一种噪声辅助的数据分析方法,能够很好地还原信号的本质。但EEMD方法无法将原信号添加的白噪声完全中和,导致分解产生的IMF分量残留部分白噪声,无法获得纯净的模态分量。为了解决上述问题并提高运算效率,参考文献[10,11]提出了补充总体平均经验模态分解(Complementary EEMD,CEEMD),该方法能够有效解决EMD分解存在的模态混叠问题,并且几乎消除了残留白噪声的影响。

本文提出了一种基于CEEMD的井下配电网电缆故障在线双端行波测距方法,并通过PSCAD仿真模型验证了该方法可行,且具有较高的定位精度。

1 CEEMD原理

EMD分解是将行波信号x(t)(t为时间)分解为若干个IMF分量ci(t)和余量r(t)之和,即

式中n为IMF分量个数。

EEMD实质是在原始信号上叠加高斯白噪声,进行多次EMD,取IMF分量的均值作为最终结果。该方法利用高斯白噪声的统计特性,使得加入噪声后的信号在不同频率尺度上具有连续性,有效解决了EMD的模态混叠问题。CEEMD通过向原信号成对添加符号相异的白噪声,再对添加白噪声的2组信号分别执行EMD,以抑制模态混叠和残留白噪声的影响[12]。CEEMD具体步骤如下。

(1)在原始行波信号x(t)中加入模值相等的正、负2组白噪声序列N(t)与-N(t),得

式中x1(t),x2(t)分别为加入了正、负白噪声后的信号。

(2)对x1(t),x2(t)分别进行EMD,得到分解后的模态函数序列cj+(t),cj-(t)。

(3)重复步骤(1)、步骤(2)M(M=200)次,并进行集总平均,得x1(t),x2(t)分解后的IMF分量均值分别为

则x(t)分解后的IMF分量均值为

式中:cp(t)为IMF分量;m为IMF分量个数。

2 基于CEEMD的电缆故障双端行波测距原理

电缆发生故障时产生广域频带的暂态信号,故障行波含有丰富的高频分量;不同模量、不同频率的行波信号传播速度不一,导致行波波头在传播过程中发生畸变,影响波头的精确标定。本文采用色散较小的行波线模分量进行行波波头检测[13]。

2.1 行波线模分量的提取

电缆三相之间存在复杂的电磁耦合关系,因此,需对提取的故障行波信号进行解耦。本文采用凯伦贝尔变换实现故障行波信号解耦。解耦过程:

式中:I0,Iα,Iβ分别为解耦后的零模电流、α模电流和β模电流分量;IA,IB,IC为线路三相电流。

α模和β模分量称为线模分量。进一步可得出行波在不同模量下的波速方程:

式中:v0,v1分别为行波的零模波速和线模波速;L0,C0为电缆线路的零模参数;L1,C1为电缆线路的线模参数。

2.2 行波波头到达时刻的标定

由故障点产生的行波到达测量端时,行波电压和电流都将发生尖锐变化,行波波头在时频图中表现为高频突变,突变点即为波头位置[14]。为了进行对比,本文采用2种算法进行波头标定。算法1(基于瞬时频率突变的奇异性检测算法):对行波线模分量进行CEEMD分解,提取第1次分解得到的IMF分量均值进行Hilbert变换,得到其时频图,则时频图上第1个频率突变点位置即为故障行波波头到达时刻。算法2(基于模极大值的奇异性检测算法):对行波线模分量进行CEEMD分解,取其第1次分解得到的IMF分量均值,求取该分量相邻的极大值点和极小值点的幅值差的绝对值,以及相邻极大值点与极小值点的时间间隔,则幅值差的绝对值最大且极值点时间间隔最小处定为信号奇异值点,即为波头到达位置。

2.3 双端行波测距

双端行波测距方法具有原理简单、定位精度高等优点。其原理如图1所示。

图1中,F为故障点,t1,t2分别为故障行波到达M端和N端的时间,l为电缆全长,x为M端与故障点距离。设v为行波波速,则电缆故障测距方程为

3 仿真分析

3.1 仿真建模

采用PSCAD/EMTDC软件搭建井下6kV配电网模型。选用具有依频特性的分布参数电缆模型,具体参数:土壤电阻率为100Ω/m,温度为20℃,3根电缆呈三角形排列,轴心距为0.4m;导体电阻率为1.78×10-8Ω/m,实际截面积为0.000 332m2,外径为0.020 9m,相对磁导率为1;护套电阻率为1.78×10-8Ω/m,实际截面积为0.000 169m2,内径为0.065 8m,外径为0.069 8m,相对磁导率为1;内绝缘层内径为0.023 3m,外径为0.060 6m,相对介电常数为2.3;外绝缘层内径为0.069 8m,外径为0.077 8m,相对介电常数为2.25。

根据以上参数并参考文献[15],可计算出该模型中行波线模波速v1=198.26m/μs。

3.2 算例仿真

设电缆长度为1km,分别在距首端0.1,0.2,0.5,0.8,0.9km处发生单相接地故障,设置不同过渡电阻进行仿真分析,仿真时长为0.05s,在0.02s发生故障,采样频率为1MHz。

对故障点距首端0.2km处、过渡电阻为10Ω的算例进行具体仿真分析,步骤如下。

(1)运行仿真模型,得到A相发生接地故障时电流波形,其中首端电流波形如图2所示。

(2)分别对双端采样的三相电流进行相模变换,求出其α模分量,提取t=0.019 8~0.020 4s的电流行波α模分量进行分析。双端行波线模分量如图3所示。

(3)对提取的双端行波线模分量分别进行CEEMD,其中末端行波线模分量分解结果如图4所示,其中IMFp为第p(p=1,2,…,6)个IMF分量均值。

(4)对于双端行波线模分量分解后的首个IMF分量均值,利用Hilbert变换法求取其时频图,通过瞬时频率的突变点标定波头到达时刻(算法1)。首末两端的波头到达时刻标定结果如图5所示。

从图5可看出,首端检测到的波头到达时刻为第211个采样点,末端检测到的波头到达时刻为第241个采样点。可计算出故障点距首端202.61m,相对误差为1.305%。

(5)对于双端行波线模分量分解后的首个IMF分量均值,利用基于模极大值原理的检测方法(算法2)进行波头标定,其第1个模极大值点即为波头到达时刻。首末两端的波头到达时刻标定结果如图6所示。

从图6可看出,首端检测到的波头到达时刻为第212个采样点,末端检测到的波头到达时刻为第242个采样点,计算得故障点距离首端202.61 m,与算法1结果一致。

为了进一步验证本文方法的有效性和测距精度,对不同过渡电阻和不同故障位置的情况,分别利用2种波头标定算法进行电缆故障测距仿真计算,结果见表1。

从表1可看出,本文提出的电缆故障在线双端行波测距方法基本不受故障电阻影响,且最大相对误差不超过4%,无论故障靠近首端、中点、末端,均能准确定位,且具有较高的测距精度。

为了对比分析本文方法较传统EMD方法的优势,对不同过渡电阻和不同故障位置的情况,分别采用本文方法和基于传统EMD的电缆故障测距方法进行仿真计算,结果见表2。

从表2可看出,本文方法较基于EMD的电缆故障测距方法在测距精度上有了较大改进,在不同过渡电阻、不同故障位置下均能实现更准确的定位。

4 结语

为了抑制传统EMD频带混叠及EEMD分解的IMF分量残留白噪声等问题,采用CEEMD对行波线模分量进行分解,并利用基于瞬时频率突变和模极大值的奇异性检测原理进行行波波头标定,提出了一种基于CEEMD的井下配电网电缆故障在线双端行波测距方法。考虑电缆线路参数频变特性对行波传播特性的影响,采用PSCAD/EMTDC软件建立了基于频变电缆模型的6kV井下配电模型,对不同故障位置、不同过渡电阻的单相接地故障进行了仿真计算。仿真结果表明,本文方法能有效提取到行波信号的奇异性特征,精确地标定波头到达时刻,且不受故障点过渡电阻影响,最大定位误差不超过4%。

摘要：为了解决采用传统经验模态分解的电缆故障测距方法存在的频带混叠问题,以及基于总体平均经验模态分解的电缆故障测距方法受残留白噪声影响等问题,提出了一种基于补充总体平均经验模态分解的井下配电网电缆故障在线双端行波测距方法。该方法通过补充总体平均经验模态分解提取双端故障行波线模分量的固有模态函数,利用基于瞬时频率突变和模极大值的奇异性检测原理进行行波波头标定,从而实现故障点定位。通过在PSCAD/EMTDC环境下搭建基于频变特性电缆线路的6kV井下配电网模型并进行仿真,验证了该方法测距精度高,最大测距误差不超过4%。