基于行波技術(shù)高壓配電線路絕緣故障定位方法

中色非洲礦業(yè)有限公司 查瓊睿

目前，高壓配電線路出線走廊架設(shè)環(huán)境惡劣，長期裸露在外，導(dǎo)致故障頻發(fā)。絕緣故障是高壓配電線路常發(fā)的故障類型之一，其對高壓配電網(wǎng)運行的穩(wěn)定性與安全性會造成不良影響，如果不能對絕緣故障及時檢測、定位、處理，不僅會降低高壓配電線路使用壽命，而且嚴(yán)重情況下會引發(fā)線路放電、火災(zāi)等事故，導(dǎo)致高壓配電網(wǎng)停運，為電力企業(yè)造成嚴(yán)重的經(jīng)濟損失，因此對高壓配電線路絕緣故障定位較為有必要的。最初對線路絕緣故障定位采取的方式為人工方式，由技術(shù)人員憑借自身的經(jīng)驗，確定絕緣故障距離和位置，這種方式定位結(jié)果具有一定的主觀性，因此定位準(zhǔn)確性無法得到有效保障。

隨著人工智能、互聯(lián)網(wǎng)、信息技術(shù)等現(xiàn)代化技術(shù)的不斷發(fā)展，自動化定位方式逐漸取代傳統(tǒng)方式，但是國內(nèi)關(guān)于線路絕緣故障智能定位研究起步比較晚，目前尚處于初步探索階段，現(xiàn)行方法無法取得預(yù)期定位效果，不僅絕對誤差比較大，而且耗時比較長，無法滿足實際需求，為此提出基于行波技術(shù)的高壓配電線路絕緣故障定位方法。

利用高速采集器對高壓配電線路反射行波信號采集，并利用小波變換技術(shù)對原始反射行波信號降噪處理，通過提取反射行波特征識別到絕緣故障信號，根據(jù)故障信號行波速度與時間確定絕緣故障距離和位置，以此實現(xiàn)基于行波技術(shù)的高壓配電線路絕緣故障定位。

1 高壓配電線路行波采樣、信號小波變換

1.1 高壓配電線路行波采樣

行波技術(shù)是利用行波法定位裝置向測量目標(biāo)發(fā)射脈沖源，脈沖源信號沿著高壓配電線路向前傳播，由高速采集器采集到傳播介質(zhì)反射回來的行波信號，通過對行波信號幅值、波形分析，識別到絕緣故障信號，再根據(jù)絕緣故障行波信號的傳播速度、時間，對高壓配電線路絕緣故障測距定位[1]。根據(jù)故障定位需求，此次采用OUFA-AET484行波法故障定位裝置，該裝置主要由脈沖源、高速采集器以及上位機組成。將定位裝置固定安裝在待測高壓配電線路的一端，由脈沖源向配電線路發(fā)射電磁波[2]。

根據(jù)實際情況對脈沖源寬度參數(shù)設(shè)定，假設(shè)脈沖源寬度為z，如果脈沖寬度比較大，在一段時間內(nèi)脈沖源發(fā)射的行波與反射波相遇，并相互重疊，則會導(dǎo)致高速采集器無法有效采集到反射波信號，無法辨別出高壓配電線路反射波形；如果脈沖寬度比較小，脈沖源無法全面覆蓋到待測線路上，則會出現(xiàn)測試盲區(qū)，同樣也會影響到采樣質(zhì)量。因此在采樣中將脈沖源寬度取值區(qū)間設(shè)定為100～150ns，具體數(shù)值需要根據(jù)高壓配電線路的直徑大小確定，配電線路直徑越大，脈沖源寬度也要隨著增大[3]。在其基礎(chǔ)上對高速采集器的采樣周期、頻率以及范圍等參數(shù)設(shè)定，將采集到的高壓配電線路行波信號發(fā)送到上位機上，待后續(xù)對其濾波、故障信號識別、故障測距定位。

1.2 高壓配電線路行波信號小波變換

考慮到在對高壓配電線路行波信號采樣過程中會受到變壓器、高壓電纜等外界因素干擾，導(dǎo)致采集的信號樣本中會存在一部分除有效信號以外的噪聲信號。噪聲信號的存在會影響到后續(xù)線路信號波形分析精度，故采用小波變換技術(shù)對采集的行波信號樣本進(jìn)行濾波處理。根據(jù)以上分析，為了達(dá)到降噪的目的，實際就是抑制噪聲信號u（t），盡可能突出有效高壓配電線路反射行波信號w（t），降低噪聲強度ε，因此首先利用小波變換技術(shù)對原始行波信號進(jìn)行分解處理，得到連續(xù)小波序列，表示為：

式中：Ψ（v,k）為變換后的小波序列；v為小波伸縮因子；k為小波平移因子；Ψ為小波基函數(shù)；t為時間序列。利用上述公式對原始行波信號變換分解后，將行波反射信號分量與噪聲信號分量保存在隔離系數(shù)中，利用閾值將各個隔離層中的信號分量進(jìn)行比對，若信號分量大于閾值，則保存在該隔離系數(shù)中的信號分量為噪聲，對其進(jìn)行濾除；若未超過閾值，則信號分量為有效高壓配電線路反射行波信號，對其保留。再將保存在隔離系數(shù)中的信號分量進(jìn)行重構(gòu)，重組反射行波信號，實現(xiàn)對高壓配電線路行波信號降噪處理。

2 配電線路絕緣故障測距定位

接下來通過信號傳導(dǎo)波形特征，識別到絕緣故障信號。以信號傳導(dǎo)時間為橫坐標(biāo)，以高壓配電線路信號值為縱坐標(biāo)，建立高壓配電線路行波圖，將每個時間點對應(yīng)的信號值映射到以上建立二維坐標(biāo)系中?？紤]到實際中高壓配電線路行波傳導(dǎo)線上傳播并非無損耗傳導(dǎo)，行波在不同的媒介間傳遞，由于電磁場的能量相互轉(zhuǎn)換會產(chǎn)生損耗，因此高壓配電線路行波符合衰減規(guī)律，其用公式表示為：，式中：y為高壓配電線路行波衰減系數(shù)；W為脈沖源發(fā)射的行波信號幅值；G為行波傳導(dǎo)空間的電場能量分布；S為高壓配電線路波阻抗。

根據(jù)高壓配電線路的電容與電感可以推導(dǎo)出線路的波阻抗，公式為：，式中：L為高壓配電線路的電容；C為高壓配電線路的電感。根據(jù)行波傳導(dǎo)衰減規(guī)律，確定每個時間節(jié)點的行波信號值，其計算公式為：

式中：K（x,t）為在t時刻高壓配電線路的行波信號值；x為高壓配電線路行波傳導(dǎo)距離；K-為以脈沖源為起點沿高壓配送線路反方向傳導(dǎo)的行波；v為高壓配送線路反射行波速度；K+為以脈沖源為起點沿高壓配送線路正方向傳導(dǎo)的行波。

利用以上公式將線路行波信號值映射到二維坐標(biāo)系中，生成高壓配電線路行波圖，根據(jù)行波圖確定高壓配電線路行波信號幅值。根據(jù)實際情況設(shè)定故障信號識別閾值，如果行波信號幅值大于閾值，則表示該時刻高壓配電線路行波信號發(fā)生跳變，信號波動異常，此時線路發(fā)生絕緣故障，對應(yīng)的行波信號為故障信號；反之，則表示高壓配電線路處于正常運行狀態(tài)，檢測信號為正常信號。

提取到異常信號，根據(jù)異常信號傳導(dǎo)速度、時間，確定高壓配電線路絕緣故障點距離，其計算公式為：H=v|t1-t2|，式中：H為高壓配電線路絕緣故障距離；t1為發(fā)射脈沖時間；t2為反射脈沖時間。以此定位到絕緣故障的具體位置，進(jìn)而完成基于行波技術(shù)的高壓配電線路絕緣故障定位。

3 試驗論證

3.1 試驗準(zhǔn)備與設(shè)計

為驗證所提方法的可行性與可靠性，選擇某高壓配電線路為試驗對象，該高壓配電線路總長為7000m，線路數(shù)量為7條，線纜直徑為3.5m，線路使用時間比較長，部分區(qū)域已經(jīng)出現(xiàn)明顯老化現(xiàn)象，絕緣故障率較高，符合實驗需求，利用本文設(shè)計方法對該高壓配電線路絕緣故障定位。選擇兩種傳統(tǒng)方法作為對比，分別為基于機器視覺和基于改進(jìn)決策樹，用傳統(tǒng)方法1與傳統(tǒng)方法2表示。

根據(jù)該高壓配電線路實際情況，試驗準(zhǔn)備了一臺行波法定位裝置，將脈沖源寬度設(shè)定為110ns，脈沖信號發(fā)射頻率設(shè)定為2.15Hz，高速采集器采樣頻率設(shè)定為2.15Hz，采樣周期設(shè)定為0.05s，采樣范圍設(shè)定為500us。本次實驗共采集到100份信號樣本，按照上述流程對信號小波變換、故障信號識別、故障測距定位，具體定位結(jié)果描述如下。

配電線路1，故障電流波形幅度為3.46V，測距值為456.15m；配電線路2，故障電流波形幅度為5.26V，測距值為604.86m；配電線路3，故障電流波形幅度為6.24V，測距值為286.25m；配電線路4，故障電流波形幅度為4.52V，測距值為395.84m；配電線路5，故障電流波形幅度為3.86V，測距值為529.71m；配電線路6，故障電流波形幅度為4.48V，測距值為764.56m；配電線路7，故障電流波形幅度為5.25V，測距值為128.99m。本文設(shè)計方法基本可以完成高壓配電線路絕緣故障定位任務(wù)，以下對具體的故障定位效果進(jìn)行對比分析。

3.2 試驗結(jié)果與討論

試驗以定位絕對誤差為三種方法性能評價指標(biāo)，絕對誤差越大，高壓配電線路絕緣故障定位精度越低，其計算公式為：，式中：F為高壓配電線路絕緣故障定位絕對誤差；c為絕緣故障測距值；s為實際絕緣故障距離。本次試驗以干擾頻率為變量，在對高壓配電線路絕緣故障定位過程中，使用AOIH干擾設(shè)備對行波進(jìn)行干擾，每種干擾水平下采集1個故障樣本，利用上述公式計算出不同干擾水平下絕緣故障定位絕對誤差，使用電子表格對試驗數(shù)據(jù)記錄，具體數(shù)據(jù)見表1。

表1 三種方法絕對誤差對比（%）

從表1可看出，設(shè)計方法定位絕對誤差相對比較小，雖然三種方法定位絕對誤差值均隨著干擾水平的增加而不斷增長，但設(shè)計方法絕對誤差增長幅度比較小，當(dāng)行波干擾水平達(dá)到7.15Hz時，設(shè)計方法絕對誤差僅為0.19%，數(shù)值較小，基本可忽略不計，絕緣故障定位結(jié)果基本與實際一致，設(shè)計方法可以將絕對誤差控制在1%以內(nèi)，說明設(shè)計方法可實現(xiàn)對高壓配電線路絕緣故障高精度定位；而兩種傳統(tǒng)方法絕對誤差均隨著行波干擾水平的提升而大幅度增長，當(dāng)行波干擾水平達(dá)到7.15Hz時，傳統(tǒng)方法1與傳統(tǒng)方法2絕對誤差分別為21.46%、20.36%，遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于設(shè)計方法，因此證明在定位精度方面設(shè)計方法更佳。

為進(jìn)一步驗證設(shè)計方法的適用性，對三種方法定位耗時進(jìn)行對比。試驗以故障點距離為變量，記錄不同故障點距離情況下三種方法故障定位耗時，根據(jù)記錄的數(shù)據(jù)繪制三種方法絕緣故障定位耗時對比圖如圖1所示。

圖1 三種方法絕緣故障定位耗時對比圖

從圖1可以看出，設(shè)計方法絕緣故障定位耗時相對比較短，雖然三種方法定位耗時均隨著故障點距離的增加而不斷延長，但是設(shè)計方法相對于兩種傳統(tǒng)方法定位耗時更短一些，時間延長比例比較小，當(dāng)對800m故障點定位時設(shè)計方法耗時僅2.56s，比傳統(tǒng)方法1提前將近6s，以傳統(tǒng)方法2提前將近9s，設(shè)計方法定位速度更快一些。因此，本次試驗證明了無論是在精度方面還是在速度方面，設(shè)計方法均表現(xiàn)出明顯的優(yōu)勢，相比較兩種傳統(tǒng)方法更適用于高壓配電線路絕緣故障定位，具有良好的定位效果。

4 結(jié)語

針對傳統(tǒng)方法存在的不足與缺陷，將行波技術(shù)應(yīng)用到高壓配電線路絕緣故障定位中，設(shè)計了一套全新的定位方法，有效降低了絕緣故障定位絕對誤差，以及提高了故障定位效率，實現(xiàn)了對傳統(tǒng)方法的優(yōu)化與創(chuàng)新。本次研究為高壓配電線路絕緣故障定位提供了參考依據(jù)，有助于提高高壓配電線路絕緣故障定位工作的智能化與自動化，提高絕緣故障定位技術(shù)水平。但是本文研究方法尚在實際中得到大量操作與實踐，在某些方面可能存在一些不足之處，今后會在方法優(yōu)化設(shè)計方法展開進(jìn)一步研究，為高壓配電線路絕緣故障定位提供有力的理論支撐。