CN111562465B - 一种基于故障录波的高压配网混合线路故障测距方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于电力系统故障测距技术领域，特别涉及一种基于故障录波的高压配网混合线路故障测距方法，具体包括：首先，利用多线程对故障录波文件进行解析，进而采用突变量法提取故障特征时刻；然后，利用故障特征时刻选出故障线路并通过相电流差突变量的幅值变换特征识别故障相，根据故障相提取故障测距所需的电压和电流用以计算故障电抗；最后，根据故障电抗以及线路的阻抗及分布参数并逐一假设架空、电缆段发生故障计算故障距离，实现故障测距。经验证该方法不但能够较为精确的定位到故障点，保证误差在允许范围内，检测精度高，能够较好地应用于高压配网混合线路故障点定位，而且计算速度能满足快速计算的要求，具有很强的实用性。

Description

一种基于故障录波的高压配网混合线路故障测距方法

技术领域

本发明属于电力系统故障测距技术领域，特别涉及一种基于故障录波的高压配网混合线路故障测距方法。

背景技术

故障录波能够提供故障暂态数据用于电网故障分析。目前不同设备厂商的故障录波装置通常带有自定义的录波数据格式，互相之间存在差异，但都提供COMTRADE格式的录波数据用于保存和传输。基于COMTRADE格式的故障录波文件一般包含配置文件(*.CFG)、数据文件(*.DAT)、头标文件(*.HDR)、信息文件(*.INF)。

当电力系统发生故障时，故障线路波形在故障发生或者装置、设备动作的时刻对应有强烈的波动，对应的波形突变也就是信号的奇异点，对应的时刻即为故障特征时刻。例如典型的线路发生故障时，对应波形上有故障发生时刻T1，保护动作切除故障，对应故障切除时刻T2，重合闸时刻T3，重合闸之后再切除故障时刻T4。

当前110kV、35kV高压配电网大部分都为架空、电缆混合线路，当线路发生故障后，运行检修人员主要采用人工排查的方式查找、定位故障点，由于输电线路都有一定的距离，整段查找效率较低，耗费时间较长，导致供电可靠性下降。再加上一些输电线路所处地理环境恶劣，这就使得故障点的查找更加困难。

目前，国内外对故障定位方法的研究按照原理主要分为两种：一种是阻抗测距法，另一种是行波测距法。阻抗测距法比行波测距法简单经济，易于实现，它在故障定位过程中仅需要采集故障发生前后的工频电压电流信号量进行分析计算，而继电保护装置和故障录波系统会采集这些信号量，而且较为详尽，包含有大量细节信息。当前，110kV线路通常都配置有故障录波系统，35kV线路也陆续逐渐配置。故此方法不再需要添加额外的测量设备，成本低廉，原理简单。但由于阻抗法需要准确的故障电压和电流以及线路阻抗数据为依托，对于混合线路还需要线路的分布参数，因此目前在混合线路上的研究还停留在理论与仿真上，并没有大规模应用于实际，也没有大量的真实故障录波数据作为基础，无法实用化。

发明内容

本发明的目的是为了克服现有技术的不足，提供一种基于故障录波的高压配网混合线路故障测距方法，具体如下：

一种基于故障录波的高压配网混合线路故障测距方法，包括如下步骤：

S1，解析故障录波文件，提取故障特征时刻，确定故障线路；

S2，对所述故障线路电流采用相电流差突变量法识别出故障类型，选出故障相，计算出故障电抗；

S3，根据故障阻抗结合混合线路分布参数、阻抗参数计算故障距离，确定故障发生区域。

所述步骤S1还包括：

S11，以COMTRADE格式标准存储故障录波数据，对二进制格式及ASCII码格式存储的数据文件采用不同的分块方式进行多线程并行解析；

S12，通过突变量法提取采样序列的故障特征时刻，根据故障特征时刻个数及其前后电流变化特征确定故障线路。

所述步骤S2具体包括：

S21，采样相电流差突变量法识别故障类型，选出故障相并选取故障发生时刻两周波之后的电流基波有效值及其对应电压基波有效值；

S22，对不同的故障类型依据测距公式选择相应的电压和电流计算故障电抗x_m。

所述步骤S3具体包括：

S31，根据混合线路的架空及电缆分布参数，对架空及电缆逐一标记并排序，并根据每一段长度及单位阻抗计算其阻抗大小；

S32，逐一假设架空线段上发生故障，计算此时的故障距离L_k，若计算出的距离处于该架空段上，则表明其为故障发生点，所述的L_k为

其中，

为零序补偿系数，

分别为线路单位长度的正序、零序阻抗，

为测量处故障相电流，

为零序电流，系数K_m对于架空线路和电缆线路不同，设架空线路该系数为K_mjk，电缆线路该系数为K_mdl，D为假设的故障点到测量处电缆段长度；

S33，若步骤S32所有架空线段皆不是故障线段，则逐一假设电缆线段上发生故障，计算此时的故障距离L_k，若计算出的距离处于该电缆段上，则表明其为故障发生点，此时D为假设的故障点到测量处架空线段长度。

本发明的有益效果在于：

本发明通过对传统测距方法加以改进并结合故障录波数据的准确、详尽，同时融合线路阻抗、分布参数等数据，能够较好地应用于实际中，能够较为精确的定位故障区域，保证测距误差在允许范围内，测距精度高，测距结果满足实用化需求，能够较好地应用于高压配网混合线路故障点定位，而且计算速度能满足快速计算的要求，具有很强的实用性。

附图说明

图1为故障录波多线程解析流程图；

图2为基于故障特征时刻的故障选线流程图；

图3为故障选相流程图；

图4为单端电源系统接地短路等效图；

图5为学佘9140线路分布参数图；

图6为学佘9140线路分布简化图；

图7为基于故障录波的高压配网混合线路故障测距流程图。

具体实施方式

为了能更好地对本发明的技术方案进行理解，下面通过具体地实施例进行详细地说明：

本方法的基于故障录波的高压配网混合线路故障测距流程图请参阅图7。

下面结合附图，对实施例作详细说明。

实施例一：

一种基于故障录波的高压配网混合线路故障测距方法，流程如图5所示，包括以下步骤：

(1)解析故障录波文件，提取故障特征时刻，确定故障线路。其具体过程为：

a)为了更好的记录故障时电压、电流变化的细节，目前故障录波装置采样频率都设置的比较高，每周波采样点数激增，且当前配置的通道数量也日益丰富，造成DAT数据文件比较庞大。因此，采取多线程解析故障录波文件能够很好的提高数据分析的效率，基于多线程的故障录波解析流程如图1所示。基于COMTRADE格式的数据文件通常包含ASCII和BINARY两种格式，采用的格式可由CFG配置文件获取，目前较常用的格式为BINARY。对两种格式的数据文件采取不同的解析方式，对于BINARY格式的数据文件，首先计算每一采样时刻所包含的字节数：

其中A_K为模拟通道数,S_N为状态量通道数，

表示向上取整。然后根据总采样时刻数N_S及线程数N_T计算每个线程需要读取的字节数为：

表示向下取整，进而由线程根据DAT格式定义进行解析，需要说明的是最后一个线程需要读取剩余的全部字节数据。若为ASCII格式的数据文件，由于每一行代表一个采样时刻数据，直接根据总行数N_L及线程数N_T计算没给线程需要读取的行数：

其中总行数N_L与总采样时刻数相等，需要说明的是最后一个线程需要读取剩余的全部行数数据。

b)解析完成的故障录波数据，对每一电流采样通道通过突变量法提取故障特征时刻，其中故障录波触发时刻可以作为T1时刻直接使用。为了更好地减小频率偏差、系统振荡的影响，突变量法采用四采样值法，其公式为：

△i(k)＝[i(k)-i(k-N)]-[i(k-N)-i(k-2N)]>α (1)

其中N为一工频周波内采样点数，α为零阈值，其值设为正常周波内最大采样值的1/10-1/20。

c)通过对比提取的故障特征时刻个数及其前后电流变化特征进行故障选线，选线过程如图2所示。由图可以看出，由于T1时刻可由故障录波触发时刻直接获取，因此，在进行故障特征时刻检测之前，先通过判断T1时刻之后线路所处的状态，若不是故障状态，则可以判断非本线路故障；若是，则提取该通道的故障特征时刻，若提取出的故障特征时刻个数小于2，说明波形突变特征不明显或未突变，可判断非本线路故障。若故障特征时刻个数大于2，继续计算T2时刻之后电流有效值，如果电流发生突变且T2时刻之后电流接近于0，说明T2时刻之后为故障切除状态，则表示该线路为故障线路。同时，通过计算T2与T1之间的时间差加强选线判断，若T2与T1之间时间差大于线路保护动作时间，说明故障由上级线路越级跳闸造成，无法进行故障选线。

(2)对所述故障线路电流采用相电流差突变量法识别出故障类型，选出故障相，计算出故障电抗。其具体过程如下：

a)通过采用相电流差突变量法进行选相，亦即通过计算两相电流差，并按其幅值变化特征区分故障类型，从而实现选相，故障选相流程图如图3所示。相电流差突变量的定义为：

其中，

为相电流差突变量，

为故障后一周波相电流，

为故障前一周波电流。

当线路发生故障时，其两相电流差突变量的幅值特征为：当发生单相接地短路时，两个非故障相电流差突变量接近为零；当发生两相短路时，两故障相电流差突变量幅值最大；三相短路时，电流差突变量的幅值相等。两相短路和两相接地短路可通过有无零序电流进行区分，其中ε₁为相电流零阈值，考虑到正常运行时负荷电流大小不一，经试验其值可取为1/10～1/8的正常相电流值；ε₂为零序电流零阈值，可取为1/10-1/5的正常相电流值；远大于以4-8倍计算。

b)对故障电抗的计算，是为了满足故障测距的需要，推导过程中主要涉及单相接地故障及两相短路故障的不同，三相短路故障可归结为两相短路，两相短路接地故障可归结为两相短路故障及单相接地故障。首先考虑单相接地故障，由于为高压配网，亦即单端电源系统，其接地短路等效图如图4所示，由对称分量法由对称分量法分析可知

其中，

为保护测量处故障相电压，

为保护测量处故障相电流，

为故障点处故障相电压，

为保护测量处故障相零序电流，

分别为线路单位长度的正序、负序、零序阻抗，一般情况下可以假设

L_k为故障点到保护测量处的距离，

为零序补偿系数，

为复数。

考虑故障点处存在过渡电阻R_g，则

其中

为故障点流过过渡电阻的电流。对于单端电源的单相接地故障，

则由公式(3)可得

则可得

设

x_m即为故障电抗。

而当发生两相短路故障时，以AB相故障为例，有

由于两相短路故障，则两式相减为

故有

设

可得到此时的故障电抗x_m。由于为两相短路故障，此时公式(9)中

应为0，只是与公式(5)进行统一而保留，不影响计算。

3)根据故障阻抗结合混合线路分布参数、阻抗参数计算故障距离，确定故障发生区域。具体过程如下：

a)首先考虑单相接地故障，公式(5)中另设

则有

r_m+jx_m＝R_g+(k_ir+jk_ii)(r₁+jx₁)L_k (10)

由两边虚部相等可得

x_m＝(k_irx₁+k_iir₁)L_k (11)

设K_m＝k_irx₁+k_iir₁，此系数对于架空线路和电缆线路不同，设架空线路该系数为K_mjk，电缆线路该系数为K_mdl，以及故障点到测量处电缆段长度为D，由于上述推导过程基于距离线性变换，故有

x_m＝K_mdlD+K_mjk(L_k-D) (12)

则有

考虑到有些故障录波系统并未采集故障线路的电流，只采集接地变电流，由于发生的是单相接地故障，且负荷电流较小，忽略负荷电流的影响，由复序网分析可知

则有

当发生两相短路故障时，由于

即k_ir为1，k_ii为0，因此K_m＝k_irx₁+k_iir₁＝x₁。两相接地故障可分别按两相短路以及单相接地进行计算，三相短路故障可分别按两相短路进行计算。

b)根据混合线路的架空及电缆分布参数，对架空及电缆逐一标记并排序，并根据每一段长度及单位阻抗计算每一段阻抗大小。逐一假设架空线段上发生故障，根据公式(13)计算此时的故障距离L_k，若计算出的距离处于该架空段上，则表明其为故障发生点。若所有架空线段皆不是故障线段，则逐一假设电缆线段上发生故障，计算故障距离确定是否为故障发生点，此时D为故障点到测量处架空线段长度。

实施例二：

下面结合图表对优选实施例作详细说明。应该强调的是，下述说明仅仅是示例性的，而不是为了限制本发明的范围及应用。

以松江地区电网220kV大学变电站35kV学佘9140发生C相接地故障并重合成功为例，对本发明进行进一步说明。基于COMTRADE格式的故障录波数据取自故障录波联网系统。

基于故障录波的高压配网混合线路故障测距方法，该方法的步骤为：

步骤1)的具体过程为：

由故障录波配置文件获取采样信息，采样信息如表1所示。

表1 220kV大学变电站故障录波装置采样配置信息

对故障录波文件进行多线程解析。由表1可知，DAT文件为BINARY格式，则每一采样时刻包含的字节数为：

个。由于总采样点数为57554个，按PC机常见的四核八线程为例，可开辟8个线程，则第1-7线程读取的字节数为：

第8个线程读取的字节数为

个。

录波文件解析完成之后，记采样开始时刻为0时刻，则可知T1为200ms，并采用突变量法识别各出线电流通道故障特征时刻，可获得故障特征时刻如表2所示。

表2各线路故障特征时刻

根据图2流程，采用全波傅里叶变换分别计算T1时刻之后的电流有效值，只有学佘9140符合电流变化特征，即学佘9140为故障线路，同时存在T3时刻且T3时刻前后电流变化满足重合闸成功特征。

步骤2)的具体过程为：

计算学佘9140线路T1时刻前后1周波电流，A、B、C三相电流值如表3所示。

表3学佘9140故障时刻前后1周波电流值

计算

其值如表4所示。由表可得，

远小于

及

即为C相接地故障。故提取学佘9140线路C相T1时刻两周波之后电流值及其相关母线电压值，并计算零序电流值，如表5所示。

表4学佘9140故障突变量值

表5选取的故障测距所需电气量

可得

即故障电抗x_m为4.8391。

步骤3)的具体过程为：

已知学佘9140为混合线路，架空线总长度为4.377km，型号为LGJ-185，电缆总长度为7.911km，型号为YJV 3*400，参数计算如表6。

表6电缆及架空线路参数计算表

其中，对于电缆线路，取r₀＝10r₁，x₀＝4.5x₁，而对于架空线路，取r₀＝r₁，x₀＝3.5x₁。

由公式(13)可得

学佘9140电缆及架空线路分布如图5所示。由于单相接地故障保护重合成功，基本可确定为架空线故障。由计算公式可知故障不可能发生在初始段的7、8米处。其余剩下四个架空线路段，分别标为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段，Ⅰ段为1257m，Ⅱ段为242m，Ⅲ段为447m、Ⅳ段为2426m，如图6所示。分别计算在Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段架空线发生故障时的故障距离，计算结果如表7所示。

表7故障测距计算结果

由计算结果可知，故障发生在Ⅳ段，即第Ⅳ段架空线起点处2.1km左右。经过验证，故障发生在距Ⅳ段架空线起始1.8km处，误差在允许范围内，满足实用化需求。

本技术领域中的普通技术人员应当认识到，以上的实施例仅是用来说明本发明，而并非用作为对本发明的限定，只要在本发明的实质精神范围内，对以上所述实施例的变化、变型都将落在本发明的权利要求书范围内。

Claims (2)

1.一种基于故障录波的高压配网混合线路故障测距方法，其特征在于，包括如下步骤：

S1，解析故障录波文件，提取故障特征时刻，确定故障线路；

S2，对所述故障线路电流采用相电流差突变量法识别出故障类型，选出故障相，计算出故障电抗，包括：

S21，采样相电流差突变量法识别故障类型，选出故障相并选取故障发生时刻两周波之后的电流基波有效值及其对应电压基波有效值；

S22，对不同的故障类型依据测距公式选择相应的电压和电流计算故障电抗x_m；

其具体过程如下：

a)相电流差突变量的定义为：

其中，

为相电流差突变量，

为故障后一周波相电流，

为故障前一周波电流，

当线路发生故障时，其两相电流差突变量的幅值特征为：当发生单相接地短路时，两个非故障相电流差突变量接近为零；当发生两相短路时，两故障相电流差突变量幅值最大；三相短路时，电流差突变量的幅值相等；两相短路和两相接地短路可通过有无零序电流进行区分；

b)单相接地故障，由于为高压配网，亦即单端电源系统，由对称分量法由对称分量法分析可知

其中，

为保护测量处故障相电压，

为保护测量处故障相电流，

为故障点处故障相电压，

为保护测量处故障相零序电流，

分别为线路单位长度的正序、负序、零序阻抗，假设

L_k为故障点到保护测量处的距离，

为零序补偿系数，

为复数；

考虑故障点处存在过渡电阻R_g，则

其中

为故障点流过过渡电阻的电流；对于单端电源的单相接地故障，

则由公式(3)可得

则可得

设

x_m即为故障电抗；

而当发生两相短路故障时，以AB相故障为例，有

由于两相短路故障，则两式相减为

故有

设

可得到此时的故障电抗x_m；由于为两相短路故障，此时公式(9)中

应为0，只是与公式(5)进行统一而保留；

S3，根据故障阻抗结合混合线路分布参数、阻抗参数计算故障距离，确定故障发生区域；

所述步骤S3具体包括：

S31，根据混合线路的架空及电缆分布参数，对架空及电缆逐一标记并排序，并根据每一段长度及单位阻抗计算其阻抗大小；

S32，逐一假设架空线段上发生故障，计算此时的故障距离L_k，若计算出的距离处于该架空段上，则表明其为故障发生点，所述的L_k为

其中，

为零序补偿系数，

分别为线路单位长度的正序、零序阻抗，

为测量处故障相电流，

为零序电流，系数K_m对于架空线路和电缆线路不同，设架空线路该系数为K_mjk，电缆线路该系数为K_mdl，D为假设的故障点到测量处电缆段长度；

S33，若步骤S32所有架空线段皆不是故障线段，则逐一假设电缆线段上发生故障，计算此时的故障距离L_k，若计算出的距离处于该电缆段上，则表明其为故障发生点，此时D为假设的故障点到测量处架空线段长度。

2.根据权利要求1所述的一种基于故障录波的高压配网混合线路故障测距方法，其特征在于，所述步骤S1还包括：

S11，以COMTRADE格式标准存储故障录波数据，对二进制格式及ASCII码格式存储的数据文件采用不同的分块方式进行多线程并行解析；

S12，通过突变量法提取采样序列的故障特征时刻，根据故障特征时刻个数及其前后电流变化特征确定故障线路。

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