配電網(wǎng)網(wǎng)絡(luò)式故障行波測距可行性分析及應(yīng)用研究

國網(wǎng)湖北省電力有限公司電力科學(xué)研究院 雷 楊 楊 帆 武漢理工大學(xué)自動化學(xué)院 魯曉天

智聯(lián)新能電力科技有限公司 馬 波 張國清 談發(fā)力 殷志江

目前，供電公司配電網(wǎng)故障定位主要依賴饋線自動化實現(xiàn)，主要包括集中型、就地型、智能分布式模式3種[1]。集中型饋線自動化技術(shù)通過配電自動化主站收集區(qū)域內(nèi)終端故障告警信息，進(jìn)行故障類型和區(qū)段研判。就地型饋線自動化通過終端之間的本地邏輯協(xié)調(diào)配合功能實現(xiàn)故障區(qū)段研判。但受制于配電自動化有限的終端布點(diǎn)和監(jiān)測范圍，只能實現(xiàn)km級的故障定位，尤其是在農(nóng)網(wǎng)區(qū)域，配電自動化監(jiān)測范圍普遍在5km以上，部分區(qū)域甚至高達(dá)10km以上，在區(qū)段判定成功后，依然存在大量故障巡查任務(wù)，沒有從根本上減少傳統(tǒng)故障巡查工作量。

基于故障暫態(tài)量的行波測距法主要指，以捕獲故障產(chǎn)生的行波到達(dá)時刻為基礎(chǔ)的故障定位方法[2]?；谛胁ǖ墓收蠝y距已廣泛應(yīng)用于跨區(qū)跨省的高壓和超高壓線路上，實際運(yùn)行經(jīng)驗表明，行波故障測距精度可達(dá)±300m，大幅減輕了供電公司巡線的工作量和人力成本。近年來，一些機(jī)構(gòu)和公司嘗試將行波故障測距技術(shù)引入到配電網(wǎng)中，擬解決拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)復(fù)雜、分支線路多、架空—電纜混合等條件下的配電線路精確故障定位問題。

圍繞配電線路行波故障測距技術(shù)，文獻(xiàn)[3]對配電網(wǎng)故障行波傳輸特性以及配電變壓器的傳變特性等進(jìn)行了深入分析，初步探討了配電網(wǎng)故障行波測距的可行性；文獻(xiàn)[4]對配電線路中故障行波的初始行波，以及后續(xù)的反射行波等暫態(tài)行波的特征進(jìn)行了深入研究，擬提高傳統(tǒng)雙端和單端行波測距的準(zhǔn)確度，避免測距誤差帶來的額外巡線工作。上述研究為高精度配電網(wǎng)行波測距技術(shù)的研究提供了有益參考，但在將傳統(tǒng)單端行波測距法引入到配電網(wǎng)時，由于配電網(wǎng)分支點(diǎn)較多，導(dǎo)致折反射波頭過頭，影響到單端行波測距的可靠性，因此，目前配電網(wǎng)行波測距算法主要采用雙端行波測距方法。

由于配電線路除了主干線路外，還含有眾多的分支支路，以及電纜—架空線路混合線路。因此，目前工程中，在應(yīng)用雙端行波測距時，需要在配電線路首端、末端、分支點(diǎn)處、分支線路末端等位置裝設(shè)行波定位裝置。裝設(shè)的行波定位裝置數(shù)量繁多，而單套行波定位裝置價格昂貴，導(dǎo)致整個配電線路行波測距方案的性價比差，不利于行波測距方案在配電網(wǎng)中的大規(guī)模部署與應(yīng)用。

相較于將兩套行波測距裝置部署在線路兩側(cè)實現(xiàn)故障測距的技術(shù)方案，利用故障行波在全配電網(wǎng)中傳輸路徑下記錄的時刻，形成基于網(wǎng)絡(luò)傳播路徑的行波故障定位方法同樣可確定故障位置。其可利用在數(shù)個關(guān)鍵位置安裝的行波測距裝置捕獲的初始故障行波波頭到達(dá)時刻，利用時間差來推算形成故障位置。因此，在分析故障初始行波在含分支線路的饋線線路上的最短傳播路徑后，論證了配電網(wǎng)網(wǎng)絡(luò)式故障行波測距可行性，并提出行波測距裝置在配電網(wǎng)中的部署方案。所提配電網(wǎng)網(wǎng)絡(luò)式行波測距方法理論完備，定位算法清晰，對應(yīng)的行波測距裝置部署方案適應(yīng)配電網(wǎng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)，大幅提高了配電網(wǎng)故障行波測距方案的經(jīng)濟(jì)性，為行波測距方案在配電網(wǎng)中的大規(guī)模應(yīng)用提供了實現(xiàn)路徑。

1 網(wǎng)絡(luò)式行波測距方法的可行性

目前，行波測距算法主要利用線路兩端分別獲取到的故障初始行波到達(dá)時刻進(jìn)行故障測距，或者利用線路一端獲取到的故障初始行波，以及后續(xù)反射行波到達(dá)時刻進(jìn)行故障測距這兩種方法。在電力線路上發(fā)生故障時，如圖1所示，此時故障初始行波會從故障點(diǎn)向兩側(cè)傳輸。

圖1 雙端行波定位原理示意圖

圖1中，f為故障點(diǎn)，與R端母線距離為DRF，與S端母線距離為DSF，線路全長為L。故障初始行波的線模部分的傳輸速度為v，則線模波頭首次到達(dá)左側(cè)R端和右側(cè)S端母線的時刻分別為TR和TS，則存在以下關(guān)系：

進(jìn)一步推導(dǎo)可以得出故障位置距離線路左側(cè)和右側(cè)的距離表達(dá)式：

雙端行波測距技術(shù)原理清晰，只需要標(biāo)定好故障初始行波到達(dá)線路兩側(cè)的到達(dá)時刻即可，同時需要確保兩側(cè)行波捕獲的高精度同步，一般要求為μs級別；單端行波故障測距則是利用故障初始行波，以及隨后反射波波頭到達(dá)同一個行波測距裝置的時刻差確定故障位置。對于線路RS而言，如圖2所示，故障發(fā)生在位置f。

圖2 單端行波定位原理示意圖

圖2中：f為故障點(diǎn)，與R端母線距離為DRF。故障行波的傳輸速度為v，捕獲到的故障初始行波到達(dá)左側(cè)R端的時刻為t1。由于母線R處前后線路的波阻抗不同，行波會發(fā)生反射，反射后的行波傳輸?shù)焦收宵c(diǎn)f時，再次發(fā)生折反射，反射的行波再次到達(dá)R端，時刻為t2。在時間內(nèi)，故障行波在母線R端與故障點(diǎn)f之間來回傳輸了一次，則存在以下關(guān)系：DRF=v（t2-t1）/2，即可得到R端到故障點(diǎn)的距離。

單端行波定位方法僅需一套行波定位裝置，無需在線路兩側(cè)裝設(shè)定位測距裝置，也就不需要時間同步。但為了確定故障初始行波以及后續(xù)反射波到達(dá)同一故障測距裝置的準(zhǔn)確時刻，必須確定初始行波后續(xù)的行波波頭，是故障點(diǎn)的反射行波還是對面母線S端反射造成的行波波頭。

上述內(nèi)容分析了目前輸電線路中常用的行波測距技術(shù)。理論上來看，兩種行波測距均能實現(xiàn)故障定位。但各有優(yōu)劣：雙端行波定位原理清晰、定位結(jié)果可靠、定位精度高。但需要配置兩個行波定位終端，需要兩側(cè)完成嚴(yán)格的時間同步；單端行波定位只需要配置1個行波定位終端，無需嚴(yán)格時間同步。但需要辨識折反射波頭來自故障點(diǎn)還是對側(cè)母線。以實際現(xiàn)場某次真實故障波形為例，圖3和圖4分別給出了故障位置兩側(cè)行波定位裝置捕獲的實際行波數(shù)據(jù)。

圖3 故障位置左側(cè)的行波定位裝置捕獲波形

圖4 故障位置右側(cè)的行波定位裝置捕獲波形

通過上述兩個行波定位裝置錄得的故障后暫態(tài)行波波形可以看出：因為配電線路分支較多，因此有較多的折反射波頭到達(dá)行波定位裝置，要分辨出這些波頭，哪些是從故障點(diǎn)反射回來的，哪些是相應(yīng)的分支點(diǎn)、分支線末端反射回來的，需要做一些研究工作。因此，從目前配電網(wǎng)行波定位角度來看，配電網(wǎng)單端行波定位對算法要求高，可靠性較差，還不太適用于工程應(yīng)用。

雙端行波定位主要依靠故障初始行波到達(dá)時刻。由圖3、圖4可見，故障初始行波到達(dá)左側(cè)行波定位裝置的時刻為308us，到達(dá)右側(cè)行波定位裝置的時刻為317us。事先獲取兩套行波定位裝置間的距離，即可完成故障精確定位。

因此，目前工程應(yīng)用上，在配電網(wǎng)行波測距方面，須以雙端行波定位原理為主。基于單端行波定位原理的配電網(wǎng)測距算法，仍需要在波頭辨識方面開展研究工作。網(wǎng)絡(luò)式行波故障測距利用故障初始行波在配電線路中，傳輸路徑上的多個行波測距裝置，捕獲到的行波波頭到達(dá)時刻的關(guān)系來確定故障點(diǎn)位置。是雙端行波定位原理的衍生算法，具體如圖5所示。

圖5 網(wǎng)絡(luò)式行波定位原理示意圖

圖5中：f為故障點(diǎn)，與R端母線距離為DRF，與S端母線距離為DSF，與A端母線距離為DAF，與B端母線距離為DBF，則依據(jù)上文所述的雙端行波定位原理，一旦故障發(fā)生后，其故障初始行波將向左側(cè)依次到達(dá)R端、A端；向右側(cè)依次到達(dá)S端、B端。

依據(jù)行波測距原理，F(xiàn)點(diǎn)故障位置，既可以依據(jù)R、S兩處的行波定位裝置實現(xiàn)故障定位，也可以依據(jù)A、B兩處；A、S兩處；R、B兩處一共4種行波定位裝置組合來實現(xiàn)故障測距。也就是說，只需要選用故障位置兩側(cè)各1個行波測距裝置即可完成故障定位。而仔細(xì)觀察圖3和圖4節(jié)給出的實測波形，判斷行波測距裝置是否處于故障位置兩側(cè)，有可靠的方法：故障位置兩側(cè)行波測距裝置的第一個波頭極性相反；故障位置兩側(cè)行波測距裝置的行波到達(dá)時刻從小到大；一二次融合裝置可以實現(xiàn)故障區(qū)段。因此，通過網(wǎng)絡(luò)式行波測距裝置，既可以保證故障行波測距的精度，也可以達(dá)到減少導(dǎo)線型行波測距裝置配置數(shù)量的目的。

2 網(wǎng)絡(luò)式行波測距方法的應(yīng)用

故障行波在配電線路波阻抗不連續(xù)點(diǎn)處會發(fā)生折反射。故障發(fā)生后，故障行波會向故障位置兩側(cè)傳輸，并在分支點(diǎn)處、架空—電纜不連續(xù)點(diǎn)處發(fā)生透射，到達(dá)分支線路及故障線路段的延伸段。

網(wǎng)絡(luò)式行波定位方法基本原理就是將配電線路，按行波傳輸最短路徑原則進(jìn)行拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)分析與故障測距。行波測距裝置的部署方案原則：即為在滿足配電線路任意故障位置精確定位的要求下，盡量在關(guān)鍵的拓?fù)溥B接點(diǎn)部署行波測距裝置，減少行波測距裝置部署數(shù)量，提高配電網(wǎng)高精度行波定位方案的性價比。

根據(jù)項目研發(fā)要求，需要進(jìn)行配電網(wǎng)網(wǎng)絡(luò)式定位裝置的示范應(yīng)用，本項目課題組在應(yīng)用傳統(tǒng)的定位原理基礎(chǔ)上，對某市某10kV線路安裝帶有行波定位功能的一二次智能融合開關(guān)，并配合安裝導(dǎo)線型故障定位裝置。一旦線路發(fā)生故障，一二次融合開關(guān)能夠迅速確定故障位置并隔離故障區(qū)間，再利用開關(guān)行波監(jiān)測的功能，并結(jié)合導(dǎo)線型故障定位裝置，可以實現(xiàn)故障的“精確定位”。

根據(jù)初步研究報告，明確了該線路的主線中更換開關(guān)3套，新增導(dǎo)線型行波故障定位裝置27套。將本文所提方法應(yīng)用其中時，不考慮設(shè)備失效情況下，僅須主線中更換開關(guān)3套，新增導(dǎo)線型故障定位裝置17套。大幅提高了配電網(wǎng)行波測距的經(jīng)濟(jì)性。

本文分析了基于故障行波，在配電線路網(wǎng)絡(luò)式傳輸路徑分析的配電網(wǎng)高精度測距技術(shù)的可行性，明確了網(wǎng)絡(luò)式定位算法在配電網(wǎng)中的應(yīng)用模式，并提出面向網(wǎng)絡(luò)式定位算法的行波測距裝置配置方法。根據(jù)本項目的研究成果，本文選取了某市某線路進(jìn)行了配電網(wǎng)行波測距技術(shù)的示范應(yīng)用，大幅提高了配電網(wǎng)行波測距方案的經(jīng)濟(jì)性。