输电线路行波故障测距方案研究

输电线路行波故障测距方案研究

0关于行波距离保护的早期研究进展,在各自由于能有效地测距技术的精度和范围广泛，深受电气工程维护专家影响的线路故障测距技术一直受到重视。早在20世纪50年代,国外就研制出A、B、C、D等基本型式的行波故障测距装置,但因存在可靠性差、构成复杂以及价格昂贵等问题,没有得到推广应用。20世纪80年代,国内外在早期A型行波故障测距原理的基础上,提出了集保护和测距为一体的行波距离保护原理,这标志着现代行波故障测距(MTWFL)技术的诞生。但由于测距算法不可靠以及现场试验条件的限制,行波距离保护没有得到进一步的发展。20世纪90年代初,我国提出了利用电流暂态分量的行波故障测距技术,从而推动了现代行波故障测距技术的商业化发展。文献对利用电流暂态分量的现代行波故障测距技术进行了进一步研究,并研制出集A、D、E等多种原理为一体的XC系列行波故障测距系统。本文介绍了现代D型双端和A型单端行波故障测距基本原理及其在行波故障测距系统中的应用实例,旨在将现代行波故障测距技术进一步推广。1现代直线波故障探测基础1.1故障距离标定D型双端行波原理利用线路内部故障产生的初始行波浪涌到达线路两端测量点时的绝对时间之差值计算故障点到两端测量点之间的距离。设线路MN故障产生的初始行波浪涌到达M端和N端测量点时的绝对时间分别为TM和TN,则故障距离可以表示为{DMF=12[L+v(TM−TN)]DNF=12[L+v(TN−TM)](1){DΜF=12[L+v(ΤΜ-ΤΝ)]DΝF=12[L+v(ΤΝ-ΤΜ)](1)式中,DMF和DNF分别为M端和N端测量点到故障点的距离;L为线路MN的长度;v为波速度。为了准确标定故障初始行波浪涌到达故障线路两端测量点的绝对时间,在线路两端均需装设行波采集系统。两端行波采集系统中必须配备高精度和高稳定度的实时时钟,而且需采用内置高精度授时系统(如GPS接收模块)的电力系统同步时钟实现精确秒同步,以使得两端系统的时钟误差平均不超过1μs。1.2自适应动态同原理根据所检测反射波性质的不同,可以将A型单端行波原理分为3种运行模式,即标准模式、扩展模式和综合模式。标准模式下的A型单端行波原理利用线路故障后在线路一端(本端)测量点提取的第1个正向行波浪涌与其在故障点反射波之间的时延Δt计算本端测量点到故障点之间的距离,其计算公式为DMF=12vΔt(2)DΜF=12vΔt(2)式中,v为波速度。扩展模式下的A型单端行波原理利用线路故障后在本端测量点提取的第1个反向行波浪涌与经过故障点透射过来的故障初始行波浪涌在对端母线反射波之间的时延Δt′计算对端母线到故障点之间的距离,其计算公式为DNF=12vΔt′(3)DΝF=12vΔt′(3)综合模式下的A型单端行波原理通过识别本端测量点在线路故障后提取到的第2个反向行波浪涌实现故障测距。具体说来,当第2个反向行波浪涌为本端第1个正向行波浪涌在故障点的反射波时,二者之间的时延对应于本端测量点到故障点之间的距离;当第2个反向行波浪涌为故障初始行波浪涌在对端母线的反射波时,它与本端第1个反向行波浪涌之间的时延对应于对端母线到故障点之间的距离。在绝大多数情况下,同一母线上往往连接有多回(3回以上)线路,从而可以利用基于电流暂态分量的直接波形分析法实现A型行波原理,其具体步骤如下(以综合模式为例):①通过比较同母线上各线路电流暂态故障分量波形中第1个波头分量的极性选择故障线路;②对于故障线路电流暂态故障分量波形中的每一个波头分量,通过比较它与同一时刻其它线路电流暂态故障分量波形中对应波头分量的极性确定来自故障方向行波浪涌引起的第2个波头分量;③通过比较来自故障方向行波浪涌引起的故障线路电流暂态故障分量波形中第2个波头分量与第1个波头分量的初始极性确定第2个波头分量是由故障点反射波所引起(二者同极性),还是由对端母线反射波所引起(二者反极性),进而确定故障点位置。1.3行波测距方案的一般设计D型双端行波原理能够自动给出故障点位置,但其准确性受线路长度和授时系统的影响。当授时系统工作不正常时,D型行波测距结果是不可信的。A型单端行波原理具有更高的准确性,但由于测距算法不成熟而难以自动给出正确的测距结果。多年的实际应用表明,在绝大多数情况下,利用专门的行波波形分析软件,通过人工和计算机辅助分析线路一端记录到的故障暂态波形,可以获得可靠、准确的A型行波测距结果。因此,在离线状态下,可以利用A型原理对D型原理给出的行波测距结果进行验证和校正,从而获得更为理想的测距效果。这就是以D型为主、A型为辅的优化组合行波测距方案,它一般包含以下2个步骤:①初测初测就是利用D型双端行波原理初步测量故障点位置。如果被监视线路两端的行波采集与处理系统之间具备通信条件,当线路发生故障后,两端采集与处理系统将自动调取对方的故障启动报告,并自动给出D型行波测距结果。也可以通过行波分析主站自动或人工调取故障线路两端采集与处理系统的故障启动报告,进而自动给出D型行波测距结果。如果不具备通信条件或者通信临时中断,可以在线路故障后由线路一端所在变电所通过人工拨打电话的方式询问线路对端采集与处理系统记录到的故障初始行波浪涌到达时间,进而通过本端行波采集与处理系统提供的离线D型行波测距组件给出测距结果。②验证和校正以初测获得的本端测量点(或对端母线)到故障点的距离为基准,根据A型单端行波原理,借助于专用的离线行波波形分析软件,通过人工和计算机辅助分析本端记录到的故障暂态波形,验证在设定的误差范围内(一般不超过±1km)是否存在由故障点反射波(或对端母线反射波)引起的暂态分量。如果在设定的误差范围内存在由故障点反射波(或对端母线反射波)引起的暂态分量,则表明D型行波测距结果是可信的,而且最终给出更为准确的A型行波测距结果。如果经过验证表明D型行波测距结果是不可信的,则只能单独根据A型单端行波原理分析出故障点位置。在实际应用过程中,由于客观条件的限制,并非同一母线上的所有线路都能够配备D型行波测距功能。在这种情况下,一般选择比较重要的1～2回线路同时配备D型和A型行波测距功能,并采用优化组合行波测距方案。而对于其他线路,则只配备A型行波测距功能。对于只利用电流暂态分量的现代行波故障测距系统,为了更好的运用D型和A型行波原理,一般要求能够采集同母线上3回以上线路的电流暂态信号。总之,以上两种行波测距原理的有机配合,不仅可以获得更为理想的测距效果,还可以进一步提高行波故障测距系统的性能价格比。2行波综合分析系统构成现代行波故障测距系统包括行波采集与处理系统、行波综合分析系统、远程维护系统以及通信网络4部分,如图1所示。行波采集与处理系统安装在厂站端。它采用集中组屏式结构,包括行波采集装置、电力系统同步时钟以及当地处理机3部分。行波综合分析系统一般设在调度端。它由1台普通计算机(PC)构成,主要具有以下功能:①自动或人工远程提取厂站端行波采集与处理系统的暂态启动报告,并永久保存;②自动给出D型双端行波故障测距结果;③提供人工以及计算机辅助波形分析功能,以便对故障测距结果进行验证和校正;④历史故障及测距结果统计、查询。远程维护系统由1台普通计算机(PC)构成。该系统既可以从厂站端的行波采集与处理系统获取暂态启动报告,也可以从调度端的行波综合分析系统获取暂态启动报告,并具有故障分析、统计以及远程配置和诊断等功能。3线路测距误差2002年4月16日4时29分39秒,黑龙江绥化电业局所管辖的220kV康绥甲线发生B相接地故障。粗测获得的故障点位置距绥化变和康金变分别为9.2km和55km,经过校正后的故障点位置距绥化变和康金变分别为8.9km和55.5km。实际故障点距绥化变8.955km,粗测误差为245m,校正后的误差为55m。康绥甲线两侧电流暂态故障分量波形及测距结果如图2所示。2002年1月18日14时38分28秒,葛洲坝-麦元-南桥±500kV直流输电线路在麦元中继站到上海南桥换流站之间的区段内发生故障。原先给定本区段线路全长为513km,粗测获得的故障点位置距麦元侧128.3km。经过验证表明该结果是不可信的,而在线路两端单独利用A型行波原理获得的故障点位置距麦元站和南桥站分别为123.3km和381.7km。由于通过两种行波原理获得的故障距离相差太大(为5km),于是怀疑给定的该区段线路长度存在较大误差。利用在该区段线路两端获得的A型行波测距结果进行修正后的该区段线路长度为505km,由此重新获得的D型行波测距结果为距麦元站124.3km,距南桥站380.6km,与A型行波测距结果之间的偏差基本上在允许范围之内。实际故障点距南桥站384.15km,线路