一種補償配變高頻容性效應的配電網故障測距新方法

劉亮，鄧名高，張明，周鋒

（1.長沙學院電子信息與電氣工程學院，湖南 長沙 410022；2.湖南湘能智能電器股份有限公司，湖南 長沙 410013）

確定配電線路故障的準確位置，有利于故障快速隔離和檢修，提高供電質量，對電力系統和經濟運行意義重大［1-3］。

智能配電網中，分布式電源（Distributed Generator，DG）的并網以及環網柜的應用，將傳統的單向樹狀配電網絡轉化為主動多端配電網，使配電線路能量潮流雙向動態變化，并產生配電網的故障特性差異［4-8］。為解決配電線路故障測距的難題，戴鋒等提出一種考慮短線路折反射規律，并利用故障線路的中點線模電壓行波波頭的前兩個到達時刻，進行故障的精確測距的方法［9］；趙海龍等提出一種基于變分模態分解和能量算子的單端行波測距方法［10］；嚴太山運用人類進化算法實現配網故障測距［11］；陶維青等、劉鵬程等針對含DG配電網，利用蟻群、模因以及遺傳算法進行故障測距［12-13］；趙喬等提出基于免疫二進制粒子群優化算法的配網故障定位法［14］；王巍璋等提出一種基于果蠅優化算法的故障定位方法［15］；劉亮等提出利用有源配網的線路歸一和網絡解耦，進行架空線和電纜混合配電線路的故障測距［16］；賈伯巖等基于隨機機會約束規劃建立配電網故障區段定位模型，采用二進制帝國競爭算法設計模型求解主動配電網故障區段定位［17］；郭利爽等提出一種基于子網絡劃分的配電網故障區段定位算法［18］；DENG et al.提出基于云計算平臺的復雜網絡多端行波故障定位算法［19］。這些研究運用自適應性尋優、局部尋優、全局尋優算法，實現主動配電網故障測距及故障分區，具有很強的容錯性和穩定性。但以上研究主要是探討測距算法，并未考慮配電線路故障微時段配網拓撲結構的重構，以及配電變壓器對配電線路故障行波傳輸的影響。

文章提出一種補償配變高頻容性效應的配電網行波測距方法，利用配電變壓器的高頻模型，分析配變的容性效應對行波傳輸的時延特性，運用配變時延補償法提高故障測距精度。仿真分析和現場應用證明該故障測距方法對主動配網故障測距準確性高、適用性強。

1 配電線路故障行波傳輸特性分析

配電變壓器高頻容性效應對高頻信號傳輸的影響，使配電線路高頻行波傳輸特性變得更加繁雜，分析如下。

1.1 配電線路的行波折反射分析

行波在配電線路波阻抗不連續點發生折射與反射，如圖1所示。

圖1 行波的折反射

電壓入射波V1在波阻抗分別為Z1和Z2處產生折射波V3和反射波V2，電壓的折射系數為uγ、反射系數為uρ，它們之間的關系為：

由式（1）可知，當Z1=Z2時，電壓的反射波為零，折射波等于入射波；當Z2=0時，電壓的反射波與入射波幅值相同，極性相反，折射波為零；當Z2=∞時，電壓的反射波等于入射波，折射波是入射波的2倍。

電壓入射波常被模擬成一個階躍函數，實際應用中，階躍函數在行波傳播過程中，前沿上升速度減小。將入射波的波頭模擬為一個快速上升的斜波函數，上升時間不大于10μs，則故障行波入射波的斜坡時域函數為：

在圖1中，當電容C或電感L并聯于配電線路A點時，以入射波V1到達節點A的時間為參考，如圖2所示。

圖2 電容或電感并聯的行波折反射

（1）電容并聯節點A的折射分析。

如圖2（a），當入射波如式（2）所示，則電容并聯節點的折射波函數表示為：

二是入駐企業質量有待提高。入駐企業是孵化器的目標客戶，孵化器應結合自身服務企業的功能配置，選擇自身的特定目標客戶，并通過對目標客戶的培育，獲得相應的收益。但Z公司迫于經營壓力，未對入駐企業進行甄別和篩選，造成科技型企業與房產、貿易等公司混雜入駐，導致入駐企業整體質量不高。

（2）電感并聯節點A的折射分析。

電感并聯節點的折射波函數表示為：

1.2 配電變壓器對行波傳輸特性的影響

配電系統中，配變高頻模型如圖3所示，其中C1、C2為一、二次線圈繞組對地分布電容，K1、K2為一、二次線圈匝間分布電容，R1、R2為一、二次線圈繞組等值損耗電阻，L1、L2為一、二次線圈單位長度電感，C12為一、二次線圈繞組間電容。

圖3 配電變壓器高頻模型

考慮到文章主要是研究配變節點對高頻信號折射現象的影響，可將三相配變高頻模型簡化為圖4所示模型，R1和L1串聯后與K1并聯，當故障高頻分量通過配變節點時，R1和L1串聯阻抗遠大于電容K1阻抗，假定為開路，則配變相當于K1和C1串聯的電容C。即在高頻信號作用時，配電變壓器類似于電容效應。

圖4 三相配電變壓器高頻簡化模型

根據配電線路的行波折反射分析可知，在配電線路的電容器并聯節點，故障高頻信號傳輸時，相對于入射波而言，折射波時延為，因此，在高頻信號作用時，并聯的配電變壓器相當于一個配電線路并聯的電容器，故障行波在配變接入節點時，折射波會帶來的時延，其中 1c=Z Cτ。當配變數量較多時，如果不對配變的容性效應進行時延補償，將會導致故障精確測距產生較大誤差。

2 配電線路故障診斷系統設計

配電線路故障診斷系統主要由分布式監測終端、無線通信網絡、服務器及診斷系統構成，系統框架如圖5所示。

圖5 配電線路故障診斷系統框架

配電線路故障診斷系統收集故障線路的所有監測裝置數據并進行分析，實現配電線路故障精確測距、異常預警、故障類型識別，以及故障信息的Web發布或短信通知，便于配網運檢人員處理故障事件。

3 配電網故障行波測距方法

3.1 主動配電網絡拓撲動態重構

智能配網的建設，使配電網絡拓撲結構由傳統的單端供電輻射狀結構向環網結構方向發展。對于環網結構，當配電線路某些支路過負載或發生故障時，環網柜的聯絡開關切換到其他變電站供電，實現負載均衡和供電快速恢復。配電系統任一條饋線，在同一時刻只有一個大電網的變電站供電，因此，對故障微時段，根據配電線路的聯絡開關側監測終端功率方向，確定故障線路的供電變電站，將環網拓撲結構轉變為輻射狀結構。

分布式電源接入配電網絡，對大電網的饋電線路供電端來說，分布式電源既是受電端，也是供電端，使配電線路能量潮流動態變化，構成多端配電網絡。當配電線路發生故障，對故障微時段進行分析，多端電源均設為接地，進而重構以模擬故障電源為電源的輻射狀拓撲網絡結構。

3.2 配變時延補償

當配電線路發生故障時，考慮配變接入點對故障行波首波頭傳輸時延影響，需要對配電網絡行波傳輸時差進行補償，如k區域內有m個變壓器，Mk節點的監測終端記錄的行波波頭時間為tk，將tk補償為Tk，Tk補償公式為：

3.3 故障測距

依據故障微時段重構的配網拓撲結構，以故障線路為準則，運用基于雙端測距的網絡測距法，交叉進行雙端測距計算，雙端測距計算公式為：

其中：i=1，2，…，k-1；j=k，k+1，…，n；Ti、Tj為監測裝置監測故障行波補償后的時間，Lij為計算雙端監測點間的線路長度。

4 仿真分析

運用EMTDC仿真軟件構建10kV含分布式電源的多端配電網絡仿真模型，如圖6所示。架空線路采用頻率相關模型，架空線路由M、N變電站選擇供電，QF1、QF2為環網柜的聯絡開關，DG1、DG2為分布式光伏發電站，線路中安裝500kVA配變32臺，節點N1至N8為監測點，FD1至FD8為分布式配電線路監測終端，設N6至N7的架空線距離N6節點2km處F點發生A相接地故障，架空線線模波速度為v1=2.98×108m/s，線模波阻抗為300Ω，過渡電阻500Ω。

圖6 含分布式電源的多端配網拓撲結構

額定容量500kVA三相變壓器的相間等值電容為1 800pF，相對地等值電容為3 200pF，串聯后等值電容約為1 152pF。單個三相變壓器相當于電容對故障行波時延為，則：

設M站饋線流出電流方向為正方向，故障微時段，聯絡開關旁的監測裝置FD1、FD4功率方向均為正方向，可知QF1閉合、QF2斷開，饋線由M站供電，構建以M站供電的配電線路樹狀拓撲網絡。仿真時，F點發生接地故障時間為起點時間，各監測終端的標定時間以及監測點配變時延補償后的時間如表1所示，對配變行波時延未補償和補償的雙端故障測距分析如表2所示。

表1 監測終端故障監測時間及配變時延補償分析

表2 故障測距分析

表2中，條件Ni-F為監測點FDi到故障點F運用雙端定位時，節點Ni到故障點F的距離及測距誤差；LNi-F為節點Ni到故障點F的實際距離；Lf1為配電變壓器時延無補償的故障測距距離；Lf2為配電變壓器時延補償的故障測距距離；Err1為配變時延無補償故障測距絕對誤差；Err2為配變時延補償的故障測距絕對誤差。

5 工程應用

配電線路故障診斷系統應用于10kV配電線路異常狀態預警和故障測距，監測裝置安裝于某市供電公司張新變電站的10kV花都線。監測裝置安裝點分別為：饋線首末端，中間間隔2~4km；短分支線靠近首端；長分支線首末端，中間也需要考慮安裝；聯絡開關和分布式電源接入側?？傮w上要確保安裝點線路電流有效值不小于5A。安裝圖如圖7所示。

圖7 配電線路監測終端工程安裝

10套監測裝置安裝于花都饋線桿塔#2、#98、#199、#306，嚴上支線#1、嚴上支線_黃太支線#18，黃平支線#22，石馬支線#1、石馬支線#62的T接頭的太陽能電源接入點、石馬支線_沿高支線#48，饋線及分支按監測節點間線路長度及配變數量如表3所示。2020年1月至9月，花都線共發生9次故障，包括2次相間短路故障、5次單相接地故障、2次雷擊故障。抽取3次代表性故障進行分析：2020年2月22日9時17分28秒的花都饋線A相感應雷故障、2020年6月18日8時19分48秒嚴上支線_黃太支線BC相間短路故障、2020年9月11日12時22分58秒石馬支線C相接地故障，3次故障測距誤差分析如表4所示。系統故障區域識別相同，系統（不帶配變時延補償算法）自動彈出故障測距結果與故障巡線結果誤差分別為380m、289m、476m，誤差范圍為300m至500m；同等條件下，帶配變時延補償算法的系統自動彈出故障測距結果與故障巡線結果誤差分別為-30m、65m、60m，誤差在100m以內，不同故障類型下故障測距誤差對比如圖8所示，可知不帶配變時延補償算法時，系統定位誤差約為400m；帶配變時延補償算法的故障測距誤差在100m以內，測距精度顯著提高。

圖8 不同故障類型下故障測距誤差對比

表3 配電網花木饋線參數

表4 配變時延有、無補償的配網故障測距對比

6 結論

（1）文章分析配變容性效應對暫態行波傳播的影響，提出了一種基于配變時延補償法來提高故障測距精度的方法。

（2）文章提出了一種故障微時段動態重構配網樹狀網絡，有效選取故障最短路徑，實現配電網故障網絡行波測距法。

（3）文章提出了一種補償配變高頻容性效應的配電網故障測距方法，仿真分析該方法可行，花都饋線工程現場應用證明其有效性，故障測距誤差從400m降低到100m以內，測距精度顯著提高。