配電網網絡式故障行波測距可行性分析及應用研究

國網湖北省電力有限公司電力科學研究院 雷 楊 楊 帆 武漢理工大學自動化學院 魯曉天

智聯新能電力科技有限公司 馬 波 張國清 談發力 殷志江

目前，供電公司配電網故障定位主要依賴饋線自動化實現，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通過配電自動化主站收集區域內終端故障告警信息，進行故障類型和區段研判。就地型饋線自動化通過終端之間的本地邏輯協調配合功能實現故障區段研判。但受制于配電自動化有限的終端布點和監測范圍，只能實現km級的故障定位，尤其是在農網區域，配電自動化監測范圍普遍在5km以上，部分區域甚至高達10km以上，在區段判定成功后，依然存在大量故障巡查任務，沒有從根本上減少傳統故障巡查工作量。

基于故障暫態量的行波測距法主要指，以捕獲故障產生的行波到達時刻為基礎的故障定位方法[2]?；谛胁ǖ墓收蠝y距已廣泛應用于跨區跨省的高壓和超高壓線路上，實際運行經驗表明，行波故障測距精度可達±300m，大幅減輕了供電公司巡線的工作量和人力成本。近年來，一些機構和公司嘗試將行波故障測距技術引入到配電網中，擬解決拓撲結構復雜、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，文獻[3]對配電網故障行波傳輸特性以及配電變壓器的傳變特性等進行了深入分析，初步探討了配電網故障行波測距的可行性；文獻[4]對配電線路中故障行波的初始行波，以及后續的反射行波等暫態行波的特征進行了深入研究，擬提高傳統雙端和單端行波測距的準確度，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行波測距技術的研究提供了有益參考，但在將傳統單端行波測距法引入到配電網時，由于配電網分支點較多，導致折反射波頭過頭，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，在應用雙端行波測距時，需要在配電線路首端、末端、分支點處、分支線路末端等位置裝設行波定位裝置。裝設的行波定位裝置數量繁多，而單套行波定位裝置價格昂貴，導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中的大規模部署與應用。

相較于將兩套行波測距裝置部署在線路兩側實現故障測距的技術方案，利用故障行波在全配電網中傳輸路徑下記錄的時刻，形成基于網絡傳播路徑的行波故障定位方法同樣可確定故障位置。其可利用在數個關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，論證了配電網網絡式故障行波測距可行性，并提出行波測距裝置在配電網中的部署方案。所提配電網網絡式行波測距方法理論完備，定位算法清晰，對應的行波測距裝置部署方案適應配電網拓撲結構，大幅提高了配電網故障行波測距方案的經濟性，為行波測距方案在配電網中的大規模應用提供了實現路徑。

1 網絡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時刻進行故障測距，或者利用線路一端獲取到的故障初始行波，以及后續反射行波到達時刻進行故障測距這兩種方法。在電力線路上發生故障時，如圖1所示，此時故障初始行波會從故障點向兩側傳輸。

圖1 雙端行波定位原理示意圖

圖1中，f為故障點，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左側R端和右側S端母線的時刻分別為TR和TS，則存在以下關系：

進一步推導可以得出故障位置距離線路左側和右側的距離表達式：

雙端行波測距技術原理清晰，只需要標定好故障初始行波到達線路兩側的到達時刻即可，同時需要確保兩側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，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左側R端的時刻為t1。由于母線R處前后線路的波阻抗不同，行波會發生反射，反射后的行波傳輸到故障點f時，再次發生折反射，反射的行波再次到達R端，時刻為t2。在時間內，故障行波在母線R端與故障點f之間來回傳輸了一次，則存在以下關系：DRF=v（t2-t1）/2，即可得到R端到故障點的距離。

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

上述內容分析了目前輸電線路中常用的行波測距技術。理論上來看，兩種行波測距均能實現故障定位。但各有優劣：雙端行波定位原理清晰、定位結果可靠、定位精度高。但需要配置兩個行波定位終端，需要兩側完成嚴格的時間同步；單端行波定位只需要配置1個行波定位終端，無需嚴格時間同步。但需要辨識折反射波頭來自故障點還是對側母線。以實際現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行波定位裝置捕獲的實際行波數據。

圖3 故障位置左側的行波定位裝置捕獲波形

圖4 故障位置右側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行波定位裝置，要分辨出這些波頭，哪些是從故障點反射回來的，哪些是相應的分支點、分支線末端反射回來的，需要做一些研究工作。因此，從目前配電網行波定位角度來看，配電網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用。

雙端行波定位主要依靠故障初始行波到達時刻。由圖3、圖4可見，故障初始行波到達左側行波定位裝置的時刻為308us，到達右側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，目前工程應用上，在配電網行波測距方面，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測距算法，仍需要在波頭辨識方面開展研究工作。網絡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時刻的關系來確定故障點位置。是雙端行波定位原理的衍生算法，具體如圖5所示。

圖5 網絡式行波定位原理示意圖

圖5中：f為故障點，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，則依據上文所述的雙端行波定位原理，一旦故障發生后，其故障初始行波將向左側依次到達R端、A端；向右側依次到達S端、B端。

依據行波測距原理，F點故障位置，既可以依據R、S兩處的行波定位裝置實現故障定位，也可以依據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故障測距。也就是說，只需要選用故障位置兩側各1個行波測距裝置即可完成故障定位。而仔細觀察圖3和圖4節給出的實測波形，判斷行波測距裝置是否處于故障位置兩側，有可靠的方法：故障位置兩側行波測距裝置的第一個波頭極性相反；故障位置兩側行波測距裝置的行波到達時刻從小到大；一二次融合裝置可以實現故障區段。因此，通過網絡式行波測距裝置，既可以保證故障行波測距的精度，也可以達到減少導線型行波測距裝置配置數量的目的。

2 網絡式行波測距方法的應用

故障行波在配電線路波阻抗不連續點處會發生折反射。故障發生后，故障行波會向故障位置兩側傳輸，并在分支點處、架空—電纜不連續點處發生透射，到達分支線路及故障線路段的延伸段。

網絡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行拓撲結構分析與故障測距。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，盡量在關鍵的拓撲連接點部署行波測距裝置，減少行波測距裝置部署數量，提高配電網高精度行波定位方案的性價比。

根據項目研發要求，需要進行配電網網絡式定位裝置的示范應用，本項目課題組在應用傳統的定位原理基礎上，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，并配合安裝導線型故障定位裝置。一旦線路發生故障，一二次融合開關能夠迅速確定故障位置并隔離故障區間，再利用開關行波監測的功能，并結合導線型故障定位裝置，可以實現故障的“精確定位”。

根據初步研究報告，明確了該線路的主線中更換開關3套，新增導線型行波故障定位裝置27套。將本文所提方法應用其中時，不考慮設備失效情況下，僅須主線中更換開關3套，新增導線型故障定位裝置17套。大幅提高了配電網行波測距的經濟性。

本文分析了基于故障行波，在配電線路網絡式傳輸路徑分析的配電網高精度測距技術的可行性，明確了網絡式定位算法在配電網中的應用模式，并提出面向網絡式定位算法的行波測距裝置配置方法。根據本項目的研究成果，本文選取了某市某線路進行了配電網行波測距技術的示范應用，大幅提高了配電網行波測距方案的經濟性。