基于雙端行波測距的配網線路故障多重定位方法

李 娟，李 睿，2，王 亮，2

（1.國網銅川供電公司，陜西銅川 727031；2.河北華萬電子科技有限公司，河北保定 071051）

配網線路長期帶電故障運行時，易發生多個節點直接接地短路故障現象，同時電弧接地也會導致配網線路出現過電壓問題，破壞設備、損害系統安全運行。因此，快速選擇故障線是定位過程的關鍵步驟之一。傳統的基于微型PMU 的故障定位方法利用故障后線路各端電壓電流的同步測量值及線路長度，利用等電壓法原理推算相鄰結點電量，建立了測距方程組，結合信賴域算法解決各組方程失效距離及故障判別[1]；基于多區域相位突變量信息的故障定位方法根據線路突變信息確定故障饋線，根據電流突變量在兩端的信息判斷出線路故障區域位置[2]。然而上述傳統方法未有效整理和分析故障信息，造成定位誤差較大的問題。針對這一問題，提出了基于雙端行波測距的配網線路故障多重定位方法。

1 雙端行波測距的故障信息分析

雙端行波測距原理是利用配網線路故障產生的初始行波到達線路兩端的絕對時間差，根據這一時差計算故障點至兩端測量點的距離[3]。由于根據行波理論，線路末端不能檢測到電流行波信號。因此，為準確確定初始行波到達兩端的時間，該研究在線路首端采用電流傳感器采集線路信息，在線路末端采用電壓傳感器采集線路信息，且線路兩端安裝的采集裝置要具有高精度、高穩定性的時鐘同步裝置，保證行波信號采集裝置采集到的時鐘誤差不超過1 μs[4]。

在配網饋線的情況下，饋線的行波速度不變。在饋線的某個地方出故障時，失效點產生的行波傳播到線路兩端[5-7]。在此基礎上，分析的網絡拓撲結構如圖1 所示。

圖1 配網拓撲結構

如圖1 中發配網拓撲結構所示，終端節點1 是一個出線開關，線路2、3、4、6 作為線路FTU,5、7 作為線路的末端，每個結點分為5 段[8-10]。每個線路的節點編號，每條線路的區間號都有編號。假定配網線路的某一時段發生短路故障，需要在兩個節點之間的智能遠程終端進行故障檢測[11]。當采集到的故障行波信號通過行波信號采集裝置傳送到主站時，其他節點上未檢測到的故障信號可以表示為：

根據式（1）得到區間故障信息向量，則線路2 為故障區間。在各線路區間發生短路故障時，可得到區間故障信息的矢量。

2 配網線路故障多重定位

上述過程結合配網拓撲結構，確定區間故障信息向量，基于此，在雙端行波測距原理和北斗導航技術的支持下，求出故障行波到達線路兩端的時間，從而計算故障到端點距離。然后分析時差和總時間的比值，從而確定故障點位置。具體的配網線路故障多重定位步驟如下：

步驟一：確認線路結構，對配網故障區間進行分析[12]。當發生短路故障時，短路故障點屬于由網絡拓撲矩陣定義的線路段，根據網絡拓撲矩陣的定義，每一段線路都是根據網絡拓撲矩陣來定義的。

線路短路故障配網潮流方向：每一個節點上游有一個短路電流通過，而下游各節點則無短路電流通過。從這種短路故障的特征可以得出以下結論：若線路區間發生故障，則在線路區間的相關節點中存在并且只有一個上游節點有過流信號，而下游節點沒有過流信號[13]；當某一區間無故障點時，線路區間關聯兩個節點都有過流信號，且無過流信號或潮流順故障點方向的線路區間關聯；線路區間關聯中兩個節點的元素符號之間存在差異，即故障電流在一個節點流入故障電流而另一個節點進入故障電流[14]。通過下面的矩陣運算就可以得到區間故障信息量如下：

式（2）中，G表示節點故障信息向量，Am×n表示網絡拓撲矩陣。D的任意元素定義為Di=1，表示線路區間i即為故障區間；Di=0，表示線路區間i即為非故障區間。

步驟二：該數據采集系統在線路兩端分別記錄了故障行波首次到達線路兩端的那一刻，并計算了走行波在各線傳播所需的時間[15]。行波到達兩端的絕對時間分別為t1和t2，二者滿足如下關系：

式（3）中，L是線路MN的長度；Δt是故障行波到達M端和N端的時差。故障距離如下：

式（4）中，LMF是故障點到M端的距離；是故障點到N端的距離[16]。

由于線路是混合線，行波在線路上的傳播速度是不穩定的，因此，需設置如下條件：

式（5）中，Δt是故障行波到達M端和N端的時差；t是行波從M端傳到N端所需要的時間。因此，故障時間可表示為：

式（6）中，t1是故障行波傳到M端所需要的時間；t2是故障行波傳到N端所需要的時間。

步驟三：標記故障行波信號達到配網線路兩端的時間為Δtf，從M端開始搜索故障信號，如果Δtf＞Δt1，則說明故障點在MA區段內；如果Δtf＜Δt1+Δt2，則說明故障點在AB區段內。

步驟四：結合北斗導航技術完成線路故障定位。配網線路中M、N兩點配置行波測量裝置，在其中一條線路上，設每段中間節點為O1,O2,O3,…,ON-1,ON，末端節點為B1,B2,B3,…,BN-2,BN-1，將這條線路拆分為2N個區間。當O1,B1,O2,…,ON-1,BN-1,ON這段間隔失效時，需要記錄初始行波到達兩端的時間間隔。在配網線路的末端節點失靈時，在實際工程中，需要計算出到達配網線路兩端的故障波頭的時差：

配網線路中間節點失靈時，在實際工程中，需要計算出到達配網線路兩端的故障波頭的時差：

信息基準矩陣由綜合式（7）和（8）組成，當故障部位不同時，結合雙端行波測距方法，可以通過計算時差來確定故障位置。當時間差與總時間的比值大于1 時，故障發生在L1區段內；當時間差與總時間的比值小于1 時，故障發生在L2N區段內；當時間差與總時間的比值等于1 時，故障可能發生在O、B兩個節點上。

3 仿真驗證

3.1 仿真模型構建

設計如下仿真實驗驗證基于雙端行波測距的配網線路故障多重定位方法的應用性能。仿真模型結構如圖2 所示。由圖2 可知，該模型是一個110/10 kV變電站，配有電纜和架空線路的混合線，通過多個開關構成中性不接地系統。

圖2 仿真模型結構

3.2 故障數據分析

仿真模型下測得的始端和末端故障波形如圖3所示。

圖3 始端和末端故障波形

圖3 中，正負值表示電流/電壓流動方向。由（a）可知，在0.0～0.3 ms 時間范圍內，電流存在最大值為440 A；在0.3～0.5 ms 時間范圍內，電壓存在最小值為55 A。由（b）可知，在0.0～0.2 ms 時間范圍內，電壓存在最大值為2 300 V；在0.2～0.35 ms 時間范圍內，電壓存在最小值為300 V；在0.35～0.5 ms 時間范圍內，電壓穩定在-500～500 V 左右。

結合始末兩端行波波形，確定線路各區段故障定位結果，如表1 所示。

表1 線路各區段故障定位結果

3.3 仿真結果與分析

以上述仿真下的實際數據為依據，分別使用傳統的多區域相位突變量信息和基于雙端行波測距的故障定位算法對比分析始端和末端故障波形，結果如圖4 所示。

圖4 不同方法故障波形對比分析

通過分析圖4 所示結果可知，只有該文設計的基于雙端行波測距的故障定位方法得到的故障波形與仿真模擬數據一致，說明使用該方法在線路始、末兩端能夠精準獲取故障數據。

為了進一步說明該方法具有精準定位效果，將不同方法的線路各區段故障定位結果進行對比分析，結果如表2 所示。

由表2 可知，使用多區域相位突變量信息的故障定位方法不僅區段定位不精準，且位置測量結果與實際數據不一致，而基于雙端行波測距的故障定位方法具有更精準的定位結果，且位置測量結果與實際數據一致。

表2 不同方法定位結果對比分析

4 結束語

該研究采用雙端行波測距法來解決傳統配網方法中故障定位精度不高的問題。但在實踐中，該方法還面臨一些問題有待解決，如多個分支受到電路電阻的影響，不能精確定位故障區段，因此在后續的研究過程中，應加強對這方面的研究。