CN106841913B - 配电线路故障测距方法 - Google Patents

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CN106841913B CN201710025385.0A CN201710025385A CN106841913B CN 106841913 B CN106841913 B CN 106841913B CN 201710025385 A CN201710025385 A CN 201710025385A CN 106841913 B CN106841913 B CN 106841913B
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Abstract

本发明提出了一种配电线路的故障测距方法，其中，该配电线路的故障测距方法包括：步骤102，若配电线路正常，则在断路器合闸时，采集并记录所述断路器从合闸时刻起产生的合闸行波；步骤104，若所述配电线路发生永久性故障，则在所述断路器跳闸后再重合闸时，采集并记录所述断路器从重合闸时刻起产生的重合闸行波；步骤106，根据所述合闸行波和所述重合闸行波，确定重合于故障叠加行波；步骤108，根据所述重合于故障叠加行波中的故障点反射波和所述重合闸时刻，计算出所述配电线路的故障点距离。通过本发明的技术方案，能够在配电网线路发生永久性故障时，快速准确地定位故障，实现单端精确故障定位。

Description

配电线路故障测距方法
技术领域
本发明涉及电力***技术领域，具体而言，涉及一种电力线路的故障测距方法。
背景技术
目前，由于配电网结构复杂、分支众多，部分地区存在电缆-架空线混合线路，并且配网自动化覆盖水平有限，大部分地区还是只具有变电站或变电所单端测量条件，因此准确定位故障一直是配电网中的一大难题。
现有的配电网故障测距方法中，主要有故障稳态量法、故障暂态量法、注入法。故障稳态量法主要就是阻抗法，利用故障时测得的电压电流求得故障回路的阻抗，适用于分支少、结构简单的馈线，但不适合具有多分支或电缆-架空线混合馈线。故障暂态量法主要就是行波法，利用故障产生的暂态行波进行故障测距，可分为单端法和双端法。单端法面临的主要问题是暂态行波在分支节点和混合线路节点会频繁的发生折反射，需要一一甄别这些节点的反射波，识别故障点反射波将极其困难；双端法只采用初始暂态行波，但需要所有分支末端安装设备，实际中无法做到；此外，还有采用初始线模波行波和初始零模行波时间差进行测距的方法，但零模行波传播过程色散严重，如何标定到达时刻和确定零模行波波速将是主要难题。注入法是在***故障后向***注入特殊信号来测距的方法，主要有S注入法、端口故障诊断法、加信传递函数法和单端注入行波法，注入法的主要问题是需要加装专用信号源和辅助检测装置，但是投资成本高。
因此，如何在配电网线路发生永久性故障时，快速准确地定位故障，并且避免检测故障的投资成本过高成为亟待解决的问题。
发明内容
本发明正是基于上述问题，提出了一种新的单端测距技术方案，用以在配电线路发生永久性故障时，快速准确地定位故障。
有鉴于此，本发明提出了一种配电线路的单端行波故障测距方法，包括：步骤102，若配电线路正常，则在断路器合闸时，采集并记录所述断路器从合闸时刻起产生的合闸行波；步骤104，若所述配电线路发生永久性故障，则在所述断路器跳闸后再重合闸时，采集并记录所述断路器从重合闸时刻起产生的重合闸行波；步骤106，根据所述合闸行波和所述重合闸行波，确定重合于故障叠加行波；步骤108，根据所述重合于故障叠加行波中的故障点反射波和所述重合闸时刻，计算出所述配电线路的故障点距离。
在该技术方案中，断路器在正常合闸和发生永久性故障时进行重合闸时，所有馈线及其分支的结构和负荷不变，重合于故障叠加行波仅反应故障支路的影响，从暂态行波的角度，则是仅反应故障支路节点对波的折反射，不反应其他分支或混合线路节点的影响，因此，根据重合于故障叠加行波可以识别故障点反射波，再结合从合闸时刻开始的合闸行波可以准确地确定故障点距离。另外，通过重合于故障叠加行波进行故障点测距，可以消除馈线中分支节点和混合线路节点造成的干扰，从而准确、快速地确定故障点距离。另外，本测距方案不需要加装注入设备，适合单端测量条件的配电***，不受中性点接地形式的影响，特别在馈线具有多分支线路或混合线路情况时也可以进行测距，应用广泛，而且检测故障的投资成本比较低。
在上述技术方案中，优选地，步骤106具体包括：分别对所述合闸行波和所述重合闸行波进行归一化处理；通过以下公式对归一化后的合闸行波和归一化后的重合闸行波进行计算，以确定所述重合于故障叠加行波，
Figure BDA0001209581660000021
其中，
Figure BDA0001209581660000022
表示所述重合于故障叠加行波，
Figure BDA0001209581660000023
表示所述归一化后的重合闸行波，
Figure BDA0001209581660000024
表示所述归一化后的合闸行波。
在该技术方案中，通过分别对合闸行波和重合闸行波进行归一化处理，再利用归一化处理后的重合闸行波和合闸行波计算重合于故障叠加行波，该重合于故障叠加行波可以消除混合线路节点对暂态行波的干扰，从而实现对故障点距离的准确测量。
在上述任一技术方案中，优选地，所述分别对所述合闸行波和所述重合闸行波进行归一化处理，具体包括：分别对所述合闸行波和所述重合闸行波进行小波变换，以确定所述合闸行波的首个模极大值和所述重合闸行波的首个模极大值；按照以下公式，分别对所述合闸行波和所述重合闸行波进行归一化处理，
Figure BDA0001209581660000031
其中，Yn表示所述合闸行波，Mn表示所述合闸行波的首个模极大值，Yf表示所述重合闸行波，Mf表示所述重合闸行波的首个模极大值。
在该技术方案中，由于合闸行波和故障量对应的重合闸角度不同，产生不同幅值的重合闸波，因此，分别对合闸行波和重合闸行波进行小波变换，获取小波变换后的模极大值，消噪后，确定合闸行波和重合闸行波的首个模极大值，再根据该首个模极大值对合闸行波和重合闸行波进行归一化处理，以计算出能够反映故障支路的重合于故障叠加行波。
在上述任一技术方案中，优选地，通过以下公式对所述合闸行波和所述重合闸行波进行小波变换：
Figure BDA0001209581660000032
其中，f(n)表示所述合闸行波或者所述重合闸行波，
Figure BDA0001209581660000033
表示第j尺度的逼近分量，
Figure BDA0001209581660000034
为第j尺度的小波分量，h(k1和g(k2均表示滤波器参数；以及通过以下公式计算模极大值：
Figure BDA0001209581660000035
其中，
Figure BDA0001209581660000036
表示第j尺度的小波变换的模极大值，
Figure BDA0001209581660000037
表示当前层中的第k点数据的第j尺度的小波分量。
在该技术方案中，通过以上公式进行小波变换，可以减小对配电线路中的故障点的定位的误差，从而保证故障点测距的准确性。
在上述任一技术方案中，优选地，步骤108具体包括：按照以下公式计算所述配电线路的故障点距离，
Figure BDA0001209581660000041
其中，X表示所述配电线路的故障点距离，t3表示所述故障点反射波的时刻，t2表示所述重合闸时刻，V表示行波波速。
通过本发明的技术方案，计算出配电线路中发生永久性故障的距离，以进一步确定故障点的位置，这样就能快速准确地定位故障，加快故障处理和供电恢复速度，减少停电带来的损失，而且可以避免检测故障的投资成本过高。
附图说明
图1示出了根据本发明的一个实施例的配电线路的故障测距方法的流程示意图；
图2示出了根据本发明的一个实施例的配电线路模型的示意图；
图3示出了根据本发明的一个实施例的配电线路模型的馈线的结构示意图；
图4示出了根据本发明的一个实施例的配电线路模型的杆塔结构示意图；
图5示出了根据本发明的一个实施例的配电线路模型的仿真测距的重合闸的行波波形的示意图；
图6示出了根据本发明的一个实施例的配电线路模型的仿真测距的归一化后的行波波形的示意图；
图7示出了根据本发明的一个实施例的配电线路模型的仿真测距负荷变化时的重合于永久故障叠加行波波形的示意图。
具体实施方式
为了可以更清楚地理解本发明的上述目的、特征和优点，下面结合附图和具体实施方式对本发明进行进一步的详细描述。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请的实施例及实施例中的特征可以相互组合。
在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明，但是，本发明还可以采用其他不同于在此描述的其他方式来实施，因此，本发明的保护范围并不受下面公开的具体实施例的限制。
图1示出了根据本发明的一个实施例的配电线路的故障测距方法的流程示意图。
如图1所示，根据本发明的一个实施例的配电线路的故障测距方法，包括：
步骤102，若配电线路正常，则在断路器合闸时，采集并记录所述断路器从合闸时刻起产生的合闸行波。
步骤104，若所述配电线路发生永久性故障，则在所述断路器跳闸后再重合闸时，采集并记录所述断路器从重合闸时刻起产生的重合闸行波。
其中，合闸行波和重合闸行波可以是电流行波，也可以是电压行波。合闸时刻可以记为t1，重合闸时刻可以记为t2。
步骤106，根据所述合闸行波和所述重合闸行波，确定重合于故障叠加行波。
步骤108，根据所述重合于故障叠加行波中的故障点反射波和所述重合闸时刻，计算出所述配电线路的故障点距离。
在该技术方案中，断路器在正常合闸和发生永久性故障时进行重合闸时，所有馈线及其分支的结构和负荷不变，重合于故障叠加行波仅反应故障支路的影响，从暂态行波的角度，则是仅反应故障支路节点对波的折反射，不反应其他分支或混合线路节点的影响，因此，根据重合于故障叠加行波可以识别故障点反射波，再结合从合闸时刻开始的合闸行波可以准确地确定故障点距离。另外，通过重合于故障叠加行波进行故障点测距，可以消除馈线中分支节点和混合线路节点造成的干扰，从而准确、快速地确定故障点距离。另外，本测距方案不需要加装注入设备，适合单端测量条件的配电***，不受中性点接地形式的影响，特别在馈线具有多分支线路或混合线路情况时也可以进行测距，应用广泛，而且检测故障的投资成本比较低。
在上述技术方案中，优选地，步骤106具体包括：分别对所述合闸行波和所述重合闸行波进行归一化处理；通过以下公式对归一化后的合闸行波和归一化后的重合闸行波进行计算，以确定所述重合于故障叠加行波，
Figure BDA0001209581660000061
其中，
Figure BDA0001209581660000062
表示所述重合于故障叠加行波，
Figure BDA0001209581660000063
表示所述归一化后的重合闸行波，
Figure BDA0001209581660000064
表示所述归一化后的合闸行波。
在该技术方案中，通过分别对合闸行波和重合闸行波进行归一化处理，再利用归一化处理后的重合闸行波和合闸行波计算重合于故障叠加行波，该重合于故障叠加行波可以消除混合线路节点对暂态行波的干扰，从而实现对故障点距离的准确测量。
在上述任一技术方案中，优选地，所述分别对所述合闸行波和所述重合闸行波进行归一化处理，具体包括：分别对所述合闸行波和所述重合闸行波进行小波变换，以确定所述合闸行波的首个模极大值和所述重合闸行波的首个模极大值；按照以下公式，分别对所述合闸行波和所述重合闸行波进行归一化处理，
Figure BDA0001209581660000065
其中，Yn表示所述合闸行波，Mn表示所述合闸行波的首个模极大值，Yf表示所述重合闸行波，Mf表示所述重合闸行波的首个模极大值。
在该技术方案中，由于合闸行波和故障量对应的重合闸角度不同，产生不同幅值的重合闸波，因此，分别对合闸行波和重合闸行波进行小波变换，获取小波变换后的模极大值，消噪后，确定合闸行波和重合闸行波的首个模极大值，再根据该首个模极大值对合闸行波和重合闸行波进行归一化处理，以计算出能够反映故障支路的重合于故障叠加行波。
另外，在对正常运行时的合闸行波和发生永久性故障时的重合闸行波进行归一化处理之后，按照首波头时刻将
Figure BDA0001209581660000066
和
Figure BDA0001209581660000067
对齐，时间窗大小的选择以行波从母线传播到故障线路最长端再返回的时间确定，从而避免后续无关波头的干扰，按照下式确定时间窗大小：
Figure BDA0001209581660000068
其中lmax是故障线路的最大长度，v为行波波速。
在上述任一技术方案中，优选地，通过以下公式对所述合闸行波和所述重合闸行波进行小波变换：
Figure BDA0001209581660000071
其中，f(n)表示所述合闸行波或者所述重合闸行波，
Figure BDA0001209581660000072
表示第j尺度的逼近分量，
Figure BDA0001209581660000073
为第j尺度的小波分量，h(k1和g(k2均表示滤波器参数；以及通过以下公式计算模极大值：
Figure BDA0001209581660000074
其中，
Figure BDA0001209581660000075
表示第j尺度的小波变换的模极大值，
Figure BDA0001209581660000076
表示当前层中的第k点数据的第j尺度的小波分量。
在该技术方案中，通过以上公式进行小波变换，可以减小对配电线路中的故障点的定位的误差，从而保证故障点测距的准确性。
本方案选取暂态故障行波分析中常用的三次中心B样条函数的导函数作为小波函数，对应的小波变换的Mallat算法通过以上公式实现。
由于低尺度的小波模极大值易受到高频噪声影响，而高尺度的小波模极大值对应频带较低，不能体现暂态行波的高频特征，因此本方案选择尺度j＝2进行处理。当然，本方案也可以选择其他尺度(例如，j＝1、3、4)进行处理。
在上述任一技术方案中，优选地，步骤108具体包括：按照以下公式计算所述配电线路的故障点距离，
Figure BDA0001209581660000077
其中，X表示所述配电线路的故障点距离，t3表示所述故障点反射波的时刻，t2表示所述重合闸时刻，V表示行波波速。
配电线路虽然不交叉换位，但分析高频暂态信号时，还是可以用解耦平衡线路的矩阵来解耦，如凯伦贝尔相模变换矩阵，传统的模量概念可以继续用于分析暂态行波。
为了验证本发明技术方案的正确性，同时评估测距精度，采用ATP-EMTP进行了大量的仿真研究。下面对本方案的仿真进行详细说明。
仿真***采用图2所示的10kV典型辐射状配电网模型，母线共8回出线，线路型号和长度如表1所示。
表1
线路标号 线路型号 线路长度(km)
L1 LGJ-120/20 21.16
L2 LGJ-120/20 26.37
L3 LGJ-95/15 2.44
L4 LGJ-95/15 17.95
L5 LGJ-70/10 5.43
L6 LGJ-70/10 7.95
L7 LGJ-120/20 8.80
L8 LGJ-120/20 14.06
以馈线L1为仿真测距线路，线路上共有3个分支，分支线型同主干线，分支位置如图3所示。
线路采用可以准确刻画依频特性的Jmarti模型，杆塔结构如图4所示，其中，最大弧垂为2米，大地电阻率为100Ω/km，在杆塔结构中三相电路的B、C两相线路距离地面9米，B、C两相线路间相距2.9米，A相线路距离底面11.5米，位于距离B、C两相线路中心线1.1米靠近C相线路一侧。
采用中性点不接地方式，在线路发生永久性故障前先合闸记录重合闸正常量，然后考虑主干线L1上8km处发生B、C两相线路短路，合闸角度保证B相幅值较大，时间窗按照主干线L1最大长度计算为0.189ms。获取到B相电压的正常运行时合闸行波和发生永久性故障时的重合闸行波对齐后的波形以及小波模极大值和归一化后的波形如图5所示，其中虚线圈出的为行波首波头，在原始波形的图中，上方曲线为正常运行时合闸行波，下方曲线为发生永久性故障时的重合闸行波。如图6所示为归一化后的正常运行时合闸行波、发生永久性故障时的重合闸行波和重合于故障叠加行波的波形，其中，图中上方曲线为重合于故障叠加行波的波形，中间曲线为发生永久性故障时的重合闸行波的波形，下方曲线为正常运行时合闸行波的波形。由图7可以看到在重合于故障叠加行波故障点反射波首波头前，正常运行时合闸行波和发生永久性故障时的重合闸行波都存在其他波头，这正是故障点前其他分支节点或其他较短馈线末端节点造成的。
利用小波变换模极大值计算得到重合于故障叠加行波的故障点反射波到达时刻，结合重合闸时刻，可以计算得到故障距离为8.223km。
对图2所示的10kV典型辐射状配电网模型进行不同位置不同故障类型的仿真，仿真结果如表2所示。
表2
Figure BDA0001209581660000091
表2中的仿真结果表明了本方案提出的测距方法的有效性，仿真过程的测距误差不超过1km。
利用重合于故障叠加行波可以消除混合线路节点对暂态行波的干扰，针对混合线路中波速不一致的问题，可以采用波速归一化的思想，将电缆按照波速折算为架空线。假设架空线中行波波速为v，电缆中行波波速为u，对于长度为L的电缆，按照波速折算到架空线上的长度为Lv/u，从而将混合线路等效为均一线路，测距后再折算回混合线路即可。
假设馈线L1中主干二段4.12km为市区内的地下单芯电缆，电缆中线模行波波速为122.17m/us，架空线中线模行波波速为299.02m/us，所以电缆可以折算为10.08km的架空线。如果馈线主干线L1上主干三段3km处发生B、C两相线路短路永久性故障，测距结果为18.84km，折算回混合线路的测距结果为12.88km，误差为0.28km，因此可以有效地定位故障位置。
以上结合附图详细说明了本发明的技术方案，通过本发明提出的技术方案，提出利用重合于故障叠加行波来检测故障点反射波，以计算故障点距离，进而对永久故障点位置进行定位，不需要加装注入设备，不受中性点接地形式的影响，适合单端测量条件的配电***，特别在馈线具有多分支线路或混合线路情况时也可进行测距，应用广泛，而且还可以避免检测故障的投资成本过高。
在本发明中，术语“第一”、“第二”仅用于描述的目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性；术语“多个”表示两个或两个以上。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (4)

1.一种配电线路的故障测距方法，其特征在于，包括：
步骤102，若配电线路正常，则在断路器合闸时，采集并记录所述断路器从合闸时刻起产生的合闸行波；
步骤104，若所述配电线路发生永久性故障，则在所述断路器跳闸后再重合闸时，采集并记录所述断路器从重合闸时刻起产生的重合闸行波；
步骤106，根据所述合闸行波和所述重合闸行波，确定重合于故障叠加行波；
步骤108，根据所述重合于故障叠加行波中的故障点反射波和所述重合闸时刻，计算出所述配电线路的故障点距离；
步骤106具体包括：
分别对所述合闸行波和所述重合闸行波进行归一化处理；
通过以下公式对归一化后的合闸行波和归一化后的重合闸行波进行计算，以确定所述重合于故障叠加行波，
Figure FDA0002236689940000011
其中，
Figure FDA0002236689940000012
表示所述重合于故障叠加行波，
Figure FDA0002236689940000013
表示所述归一化后的重合闸行波，
Figure FDA0002236689940000014
表示所述归一化后的合闸行波。
2.根据权利要求1所述的配电线路的故障测距方法，其特征在于，所述分别对所述合闸行波和所述重合闸行波进行归一化处理，具体包括：
分别对所述合闸行波和所述重合闸行波进行小波变换，以确定所述合闸行波的首个模极大值和所述重合闸行波的首个模极大值；
按照以下公式，分别对所述合闸行波和所述重合闸行波进行归一化处理，
Figure FDA0002236689940000015
其中，Yn表示所述合闸行波，Mn表示所述合闸行波的首个模极大值，Yf表示所述重合闸行波，Mf表示所述重合闸行波的首个模极大值。
3.根据权利要求2所述的配电线路的故障测距方法，其特征在于，通过以下公式对所述合闸行波和所述重合闸行波进行小波变换：
Figure FDA0002236689940000021
其中，f(n)表示所述合闸行波或者所述重合闸行波，
Figure FDA0002236689940000022
表示第j尺度的逼近分量，
Figure FDA0002236689940000023
为第j尺度的小波分量，h(k1)和g(k2)均表示滤波器参数；以及
通过以下公式计算模极大值：
Figure FDA0002236689940000024
其中，
Figure FDA0002236689940000025
表示第j尺度的小波变换的模极大值，
Figure FDA0002236689940000026
表示当前层中的第k点数据的第j尺度的小波分量。
4.根据权利要求1至3中任一项所述的配电线路的故障测距方法，其特征在于，步骤108具体包括：
按照以下公式计算所述配电线路的故障点距离，
Figure FDA0002236689940000027
其中，X表示所述配电线路的故障点距离，t3表示所述故障点反射波的时刻，t2表示所述重合闸时刻，V表示行波波速。
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