一種集行波與錄波功能的綜合故障分析系統(tǒng)

石恒初， 李本瑜， 游昊， 楊遠航， 徐騰飛

(1.云南電力調(diào)度控制中心, 云南 昆明 650011；2.山東山大電力技術(shù)股份有限公司, 山東 濟南 250101)

0 引 言

目前電力系統(tǒng)在國民經(jīng)濟中的地位越來越重要，隨之而來的是對電力可靠性要求越來越高。尤其是在高壓、超高壓以及長距離傳輸系統(tǒng)中，故障引發(fā)的停電事件造成的經(jīng)濟損失巨大。利用行波測距裝置與故障錄波裝置保存的暫態(tài)工頻和高頻故障錄波數(shù)據(jù)進行故障數(shù)據(jù)分析，定位故障位置和故障原因，可快速恢復(fù)供電、減少經(jīng)濟損失[1-4]。現(xiàn)有的電力系統(tǒng)監(jiān)測設(shè)備中對工頻以及高頻信號的錄波分別是在故障錄波裝置和行波測距裝置兩種設(shè)備上實現(xiàn)的，即故障錄波裝置完成對工頻暫態(tài)故障數(shù)據(jù)的完整記錄，而行波測距裝置則實現(xiàn)對故障暫態(tài)高頻行波數(shù)據(jù)的完整記錄[5]。

本文提出一種集行波測距和故障錄波功能于一體的裝置，在單臺裝置中集成了行波測距功能和故障錄波功能，研究了一種阻抗法和行波法結(jié)合的綜合測距算法，利用獨立的采集模塊分別同步采集工頻信號和行波信號。在故障發(fā)生時，將阻抗法判斷出的故障時間在行波法測距時使用，行波法以阻抗法提供的故障時間為參考，對高頻行波錄波數(shù)據(jù)進行行波首波頭和反射波波頭的查找和識別。最后根據(jù)阻抗測距結(jié)果和行波測距結(jié)果進行統(tǒng)籌分析給出最終測距結(jié)果。該裝置集成度高，可直接替代故障錄波監(jiān)測裝置和行波測距裝置，大幅縮減站級投入和運維成本。

1 存在的問題

故障錄波裝置可以記錄故障前后全過程的電壓、電流及繼電保護動作情況，并利用記錄的工頻暫態(tài)數(shù)據(jù)進行阻抗法測距，給出阻抗法測距結(jié)果，但普遍存在測距精度不足的問題。

阻抗法測距的基本原理為在線路參數(shù)已經(jīng)確定和運行方式已知的情況下，當線路某一位置發(fā)生故障時，根據(jù)測量到的電壓和電流的值計算和分析出故障回路的阻抗，將故障阻抗和單位阻抗進行計算即可得出故障距離。阻抗法具有成本低、使用簡單和測距可靠的優(yōu)點。阻抗測距易受傳輸線過渡電阻和對端潰入電流大小等因素影響。故障錄波監(jiān)測裝置的測距精度誤差相對較大。

行波測距裝置是電力系統(tǒng)發(fā)生故障后能夠自動記錄高頻行波暫態(tài)數(shù)據(jù)并給出測距結(jié)果的裝置[6-7]，在故障測距的精度方面遠高于故障錄波監(jiān)測裝置。行波測距裝置利用行波法進行測距。

行波法測距的原理就是在可以確定行波傳播速度的條件下，測量或者計算出故障點處的行波信息或者提取到的行波信息折反射到檢測點所需要的傳輸時間，從而由時間和速度計算并確定故障點距離檢測點的距離[8-9]。但是行波測距裝置由于現(xiàn)場的開關(guān)動作、雷擊等因素會引發(fā)裝置誤啟動，并且真正故障發(fā)生時，往往會啟動多次，難以區(qū)分哪個才是真正的故障文件。

為了解決錄波裝置和行波裝置在測距方面存在的問題，研究了一種結(jié)合阻抗法和行波法的綜合測距算法。當輸電線路發(fā)生故障后，工頻啟動量會觸發(fā)錄波記錄軟件模塊進行工頻電壓、工頻電流數(shù)據(jù)和高頻電流數(shù)據(jù)的錄波記錄操作，得到工頻錄波文件以及高頻錄波文件。然后阻抗法通過對工頻錄波文件中的電壓和電流量進行計算得到阻抗測距結(jié)果，行波法以阻抗法提供的故障線路及故障時刻為參考，通過對高頻錄波文件中的電流量進行計算，得到行波法測距結(jié)果。最后通過對阻抗測距結(jié)果及行波測距結(jié)果的綜合分析得到行波綜合測距結(jié)果，構(gòu)成一種新型的電網(wǎng)綜合故障分析系統(tǒng)。

2 電網(wǎng)綜合故障分析系統(tǒng)技術(shù)方案

2.1 系統(tǒng)硬件方案

如圖1所示，系統(tǒng)主要由以下幾部分組成：人機顯示單元、CPU管理單元、模擬量采集單元、開入信號采集單元和對時單元。

圖1 裝置框圖

2.2 模擬量采集單元

模擬量采集單元主要功能為采集工頻量和行波量。電氣信號經(jīng)過特殊設(shè)計的隔離變送器，分別轉(zhuǎn)換為工頻量和行波量，再經(jīng)過采集板和控制板進行模擬信號的采樣和處理。

2.3 開入信號采集單元

錄波開關(guān)量采集板主要功能為開入信號的光電轉(zhuǎn)換采集，220 V/110 V/24 V開入信號經(jīng)過電平轉(zhuǎn)換和光耦隔離后轉(zhuǎn)換為5 V開入信號，控制板通過數(shù)據(jù)總線完成對5 V開入信號的采集和處理。

2.4 控制單元

控制單元主要完成模擬量和開關(guān)量的采集，將結(jié)果通過底板 SGMII 網(wǎng)口送給管理板，B碼輸入輸出，對時模塊輸入接口，聯(lián)動信號網(wǎng)絡(luò)接入口。控制單元由FPGA實現(xiàn)主要控制功能。

2.5 管理單元

管理單元主要功能為前端采集數(shù)據(jù)的匯總處理與顯示單元的遠傳通信，分別完成工頻量和行波量故障的判斷、存儲和測距等，并將處理好的數(shù)據(jù)打包上傳。

2.6 顯示單元

顯示單元主要功能是實時顯示、數(shù)據(jù)分析和故障文件的現(xiàn)場分析等，通過網(wǎng)口與管理單元通信進行數(shù)據(jù)交互，再通過LVDS信號控制液晶屏顯示。

3 綜合測距算法方案

3.1 雙端測距

在故障線路兩側(cè)分別安裝設(shè)備，用以監(jiān)測到達兩個監(jiān)測點的初始行波，從而進行雙端行波測距，如圖2所示。M點和N點是分別裝有設(shè)備的監(jiān)測點，故障發(fā)生在M點和N點之間的C點處。

圖2 行波測距定位模型

由故障點C產(chǎn)生的初始行波以速度v沿輸電線路向兩端傳輸，到達兩側(cè)的時刻分別記為tM、tN，

(1)

則故障點到兩端監(jiān)測點的距離分別為：

LM=[L+v·(tM-tN)]/2

(2)

LN=[L-v·(tM-tN)]/2

(3)

式中:LM、LN為故障點距離M點和N點的距離。

3.2 綜合測距算法

本文根據(jù)目前行波法測距和阻抗法測距的特點及存在的問題，提出了一種綜合測距算法,解決了阻抗法測距結(jié)果準確度不夠和行波法測距結(jié)果易受影響的問題。算法流程如圖3所示。

以雙端綜合測距算法為例進行說明，綜合測距算法的步驟主要包括以下5步。

步驟1：工頻數(shù)據(jù)采集單元實時采集線路MN兩端的工頻電壓和工頻電流數(shù)據(jù)，并判斷是否啟動故障錄波。高頻數(shù)據(jù)采集單元同工頻數(shù)據(jù)采集單元一樣實時采集線路MN兩端的高頻電流通道數(shù)據(jù)。

步驟2：工頻啟動量判斷出故障后即刻啟動工頻記錄軟件模塊進行工頻電壓和工頻電流數(shù)據(jù)錄波操作，同時觸發(fā)高頻記錄軟件模塊進行高頻行波電流錄波操作，錄波完成后MN兩側(cè)得到工頻錄波文件xm、xn以及高頻電流錄波文件ym、yn。

步驟3：通過對步驟2中記錄的工頻錄波數(shù)據(jù)xm、xn進行啟動相判斷，電壓和電流有效值計算，得到M端故障線路號m、M端故障時刻t0m、故障點距M端的雙端阻抗測距結(jié)果Lmsz以及故障點距M端的單端阻抗測距結(jié)果Lmdz；同理，可以得到N端的故障線路號n、N端故障時刻t0n、故障點距N端的雙端阻抗測距結(jié)果Lnsz以及故障點距N端的單端阻抗測距結(jié)果Lndz。

圖3 綜合測距算法流程圖

步驟4：以步驟3中提供的故障線路號、故障時刻為參考，對步驟2中記錄的與xm和xn分別對應(yīng)的高頻行波電流數(shù)據(jù)ym和yn進行行波法分析，得到M端行波法雙端測距結(jié)果Lmsx和單端測距結(jié)果Lmdx，以及N端行波法的雙端測距結(jié)果Lnsx和單端測距結(jié)果Lndx。

步驟5：對步驟3中M端得到的阻抗法測距結(jié)果Lmsz和Lmdz與步驟4中得到的M端行波法測距結(jié)果Lmsx和Lmdx進行綜合分析。給出故障點距M端的綜合測距結(jié)果Am，同理得到故障點距N端的綜合測距結(jié)果An。

具體方法如下：設(shè)阻抗法和行波法測距的誤差閾值為LEA，則

|Lmsz-Lmsx|

(4)

|Lmsz-Lmsx|≥LEA→Am=Lmsx

(5)

即如果阻抗法和行波法測距結(jié)果偏差小于閾值時，認為行波測距可靠，此時綜合故障測距結(jié)果為行波法測距結(jié)果。反之，如果偏差大于閾值，認為行波測距受雜波影響結(jié)果不可靠，此時綜合測距結(jié)果為阻抗法測距結(jié)果。

4 測距驗證

南方電網(wǎng)最新標準Q/CSG 1203040—2017《故障錄波器及行波測距裝置技術(shù)規(guī)范》中要求：6.3.1 測距精度應(yīng)不受線路參數(shù)、線路互感、電網(wǎng)運行方式、故障位置、故障類型、負荷電流和過渡電阻等因素的影響；線路長度在300 km以下雙端測距平均誤差≤500 m；線路長度在300 km以上，雙端測距平均誤差≤1 000 m；永久性故障測距誤差≤1 000 m。按要求對一體機裝置搭建試驗平臺并驗證測距精度。

4.1 仿真試驗平臺搭建

仿真試驗平臺原理如圖4所示，按以下步驟進行試驗。

步驟1：準備仿真試驗數(shù)據(jù)。

一般來說，仿真試驗數(shù)據(jù)可通過兩種方式獲得：一是使用MATLAB等仿真軟件仿真得到；二是通過現(xiàn)場實際錄波波形提取相關(guān)通道得到。

步驟2：將仿真試驗數(shù)據(jù)下載到SDL-7100 行波信號發(fā)生儀。

下載過程需要將安裝有仿真試驗平臺后臺軟件的電腦通過網(wǎng)線連接SDL-7100 行波信號發(fā)生儀，通過操作界面將仿真試驗數(shù)據(jù)下載到發(fā)生儀。

步驟3：連接電氣線纜。

將SDL-7100 行波信號發(fā)生儀電氣輸出信號通過專用線纜連接至一體機裝置變送單元，并檢查線纜連接的可靠性。

步驟4：設(shè)置SDL-1601 故障錄波及行波測距裝置測距參數(shù)。

設(shè)置一體機裝置相關(guān)通道啟動方式為突變啟動和上下限啟動，設(shè)置模擬線路的線路參數(shù)，設(shè)置行波波速。

步驟5：觸發(fā)仿真試驗平臺進行試驗

通過按動SDL-7100 行波信號發(fā)生儀開始試驗按鈕觸發(fā)試驗，查看SDL-1601 故障錄波及行波測距裝置的記錄情況及故障定位情況。

圖4 仿真試驗平臺技術(shù)原理

4.2 仿真試驗平臺測試實例

將仿真試驗數(shù)據(jù)下載到SDL-7100行波信號發(fā)生儀，圖5為仿真試驗波形圖。

圖5 仿真試驗波形

觸發(fā)仿真平臺試驗后，通過裝置后臺軟件查看錄波波形及故障測距結(jié)果，如圖6、圖7所示。裝置對仿真波形進行了有效記錄。

圖6 錄波波形圖

圖7 行波測距圖

圖7中裝置距結(jié)果為單端測距結(jié)果，作為參考，精確測距結(jié)果需要連到主站進行雙端測距。

4.3 實際測試結(jié)果

該綜合測距系統(tǒng)研發(fā)成功后在國網(wǎng)電科院進行了試驗，經(jīng)測試滿足各項標準的要求，并取得相關(guān)型式試驗報告和注冊備案證書。結(jié)果如表1所示，表明雙端測距結(jié)果正確，滿足標準中關(guān)于測距誤差的要求。

表1 雙端測距結(jié)果統(tǒng)計

5 結(jié)束語

本文以對阻抗法和行波法結(jié)合的綜合測距算法理論研究為基礎(chǔ)，通過分析故障錄波裝置以及行波測距裝置自身的性能特點來尋找錄波及行波一體機裝置的研制方案。結(jié)合電網(wǎng)中已建成或待建的中高壓變電站，采取理論與實踐相結(jié)合的路線開展研究工作，通過硬件設(shè)計和軟件設(shè)計實現(xiàn)研究方案，通過現(xiàn)場數(shù)據(jù)回放、計算機數(shù)據(jù)仿真等不斷改善模型和策略。最后，提出一種集行波測距與故障錄波功能于一體的電網(wǎng)綜合故障分析系統(tǒng)。測試結(jié)果證明，該系統(tǒng)解決了故障錄波和行波測距裝置存在的不足，且可以減少站級投資。目前該系統(tǒng)已成功應(yīng)用于云南電網(wǎng)的220 kV木乃河變等多個變電站，使用效果良好，具有較高的實用和推廣價值。