分布参数识别法与行波法结合的配网混合线路测距方法

摘要

本发明提供一种分布参数识别法与行波法结合的配网混合线路测距方法，所述混合线路为架空线-电缆混合线路；包括以下步骤：对故障发生后混合线路两端的电压和电流进行相模变换；采用分布参数识别法计算连接点处电压，初步确定故障区段D1；利用行波法确定故障区段D2，并实现故障点具体位置的确定。本发明提供的配网混合线路测距方法，将基于工频量的分布参数识别法和单端暂态行波法有效融合，判断故障在混合线路中的发生区段并有效确定故障发生的具体位置，适应于增强配电网架空线-电缆混合线路故障区段划分和故障准确和精确定位。

说明书

技术领域

本发明属于电力系统继电保护技术领域，具体涉及一种分布参数识别法与行波法结合的 配网混合线路测距方法。

背景技术

随着城镇现代化发展，单一架空线路占地资源大，阻碍城镇建设。电缆线路深埋地下占 地少，成为电力系统中重要的输电设备。然而电缆成本较高，城市周边线路仍以架空线为主， 出现了许多架空线-电缆混合线路。

但由于制造上的瑕疵或一段时间的使用，电缆的绝缘水平会下降，从而会引起电缆发生 接地故障，同样架空线也会发生类似故障。线路发生故障时，准确的故障定位一方面能减轻 巡线负担，另一方面又能加快线路恢复供电，减少因停电造成的经济损失。另外，由于现场 架空线故障时可以重合闸强送电，电缆故障时禁止重合闸强送电，因此根据混合线路故障测 距结果，可确定保护跳闸后重合闸动作策略，提高供电可靠性。随着架空线–电缆的广泛应 用，其故障测距具有越来越重要的意义。

国内外对于单独的电缆和架空线故障定位方法研究很多，已提出了多种故障定位原理和 算法，主要分为工频电气量法和暂态行波法两大类。工频电气量法原理简单，具有较强的可 靠性和工程实用价值，但受线路分布电容、线路参数、互感器误差等诸多因素影响，测距精 度不高。暂态行波法通过测量暂态行波在故障线路上的传播时间计算故障点到线路一端的距 离，这种方法在有效识别故障行波波头的情况下有较高的测距精度。配网混合线路的模式对 工频电气量法来说不再是均匀传输线；对行波法来说，行波波头受分支线路和混合线路连接 点影响折反射复杂，存在行波波头识别难等问题。在实际配电网中，线路两端的工频量基本 都能提取到，而一般只在线路一端装设高频行波测量装置，因此目前普遍采用的基于双端行 波原理的混合线路故障定位方法难以适用。

发明内容

为了克服上述现有技术的不足，本发明提供一种分布参数识别法与行波法结合的配网混 合线路测距方法，将基于工频量的分布参数识别法和单端暂态行波法有效融合，判断故障在 混合线路中的发生区段并有效确定故障发生的具体位置，适应于增强配电网架空线-电缆混合 线路故障区段划分和故障准确和精确定位。

为了实现上述发明目的，本发明采取如下技术方案：

本发明提供一种分布参数识别法与行波法结合的配网混合线路测距方法，所述混合线路 为架空线-电缆混合线路；所述方法包括以下步骤：

步骤1：对故障发生后混合线路两端的电压和电流进行相模变换；

步骤2：采用分布参数识别法计算连接点处电压，初步确定故障区段D1；

步骤3：利用行波法确定故障区段D2，并实现故障点F具体位置的确定。

所述步骤1中，设混合线路中架空线首端为M端，电缆末端为N端，架空线和电缆的连 接点为O点；M端A、B、C相的电压为U_MA、U_MB和U_MC，电流为I_MA、I_MB和I_MC；N端A、 B、C相的电压为U_NA、U_NB和U_NC，电流为I_NA、I_NB和I_NC；

利用凯伦贝尔变换作为相模变换矩阵，获得M端和N端的电压电流线模分量，并从中提 取出M端电压电流故障分量U_M和I_M，以及N端电压电流故障分量U_N和I_N。

所述步骤2中，利用M端电压电流故障分量U_M和I_M，N端电压电流故障分量U_N和I_N， 以及线路分布参数计算由M端和N端电气量表示的O点的电压和有：

${\stackrel{·}{U}}_{\mathrm{MO}}=\mathrm{ch}\left({\gamma }_1{L}_{\mathrm{MO}}\right){\stackrel{·}{U}}_M+Z_{c1}\mathrm{sh}\left({\gamma }_1{L}_{\mathrm{MO}}\right){\stackrel{·}{I}}_M---\left(1\right)$

${\stackrel{·}{U}}_{\mathrm{NO}}=\mathrm{ch}\left({\gamma }_2{L}_{\mathrm{NO}}\right){\stackrel{·}{U}}_N-Z_{c2}\mathrm{sh}\left({\gamma }_2{L}_{\mathrm{NO}}\right){\stackrel{·}{I}}_N---\left(2\right)$

其中，L_MO和L_NO分别为架空线和电缆线的长度；γ₁为架空线上的传播系数，且有 Z₁和Y₁分别为架空线的单位阻抗和单位导纳；Z_c1为架空线的特征阻抗，且有 γ₂为电缆上的传播系数，且有Z₂和Y₂分别为电缆的单位阻抗和单 位导纳；Z_c2为电缆的特征阻抗，且有

(1)当时，ξ为阈值，故障发生在架空线和电缆连接处；

(2)当时，故障区段D1为架空线段；

(3)当时，故障区段D1为电缆线段。

所述步骤3包括以下步骤：

步骤3-1：提取安装在M端的行波测量装置测量的暂态电流信号，并利用希尔伯特-黄变 换检测行波突变点；

步骤3-2：利用行波法进一步确定的故障区段D2，并实现故障点F具体位置确定；

步骤3-3：行波法测距失败时，采用分布参数识别法实现故障测距。

所述步骤3-2中，根据步骤2初步故障区段判别结果，有效识别初始行波波头对应时间t₁， 与初始波头极性相同的第二个行波波头对应时间t₂，行波在架空线和电缆上的传播速度分别 为v₁和v₂，做如下计算：

$\mathrm{\Delta L}=v_1\times \frac{t_2-t_1}{2}---\left(2\right)$

(1)当ΔL＜L_MO，进一步判断故障区段D2为架空线故障；

(2)当ΔL≥L_NO时进一步判断故障区段D2为连接点到电缆线故障；

当D2与步骤2中的D1结果都为架空线段时，则确定为架空线故障，故障点F到M端 距离为ΔL；

当D2与步骤2中的D1结果都为电缆线段时，则确定为电缆段故障，故障点F到M端 距离为ΔL′，表示为：

$\Delta L^{\prime }=L_{\mathrm{MO}}+L_{\mathrm{NO}}-\frac{v_2(t_3-t_1)}{2}---\left(4\right)$

其中，t₃为测量到的首个与初始行波极性相反的波头对应时间。

所述步骤3-3中，行波法测距失败时，采用步骤2的分布参数识别法实现故障测距；具 体为当步骤2和步骤4中的故障区段D1和D2结果不同时，以步骤2的测量故障区段D1为 准，并且故障点F具体位置的确定不能用步骤4中的方法，采用分布参数识别法进行故障测 距，具体公式为：

$\mathrm{ch}\left(\mathrm{\gamma x}\right){\stackrel{·}{U}}_Z+Z_c\mathrm{sh}\left(\mathrm{\gamma x}\right){\stackrel{·}{I}}_Z=[\mathrm{ch}\left(\gamma (l-x)\right){\stackrel{·}{U}}_Y-Z_c\mathrm{sh}\left(\gamma (l-x)\right){\stackrel{·}{I}}_Y]e^{\mathrm{j\delta }}---\left(5\right)$

其中，γ为线路传播系数，Z_c为线路特征阻抗，l为线路长度，δ为相角差，x为待求量；

(1)当架空线段故障时，γ和Z_c取架空线对应的值γ₁和Z_c1，和取M端电压、电 流，取连接点O处电压、电流，l取架空线长度L_MO，故障点F到M端的距离为L_MF＝x；

(2)当电缆线段故障时，γ和Z_c取电缆对应的值γ₂和Z_c2，和取连接点O处电压、 电流，取N端电压、电流，l取电缆线长度L_NO，故障点F到M端的距离为L_MF＝L_MO+x。

与现有技术相比，本发明的有益效果在于：

本发明利用基于工频量分布参数识别法和单端暂态行波法相结合进行配网混合线路故障 区段判别和故障具体位置确定。基于分布参数识别法的故障测距结果可靠性高，行波法在准 确识别出行波波头后的测距结果精确性高，将两种方法优势互补，克服了过渡电阻、对端系 统、故障初相角、混合线路结构不一致等因素的影响，使所提出的组合测距算法提高了故障 测距的可靠性和精确性。在行波波头识别中采用希尔伯特-黄变换自适应多分辨率特性可以有 效消除电缆依频特性的影响。

附图说明

图1是本发明实施例中分布参数识别法与行波法结合的配网混合线路测距方法流程图；

图2是本发明实施例中架空线-电缆混合线路的结构示意图；

图3是本发明实施例中架空线-电缆混合线路故障分量分布参数模型图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步详细说明。

如图1，本发明提供一种分布参数识别法与行波法结合的配网混合线路测距方法，所述 混合线路为架空线-电缆混合线路；所述方法包括以下步骤：

步骤1：对故障发生后混合线路两端的电压和电流进行相模变换；

如图2，设混合线路中架空线首端为M端，电缆末端为N端，架空线和电缆的连接点为 O点；M端A、B、C相的电压为U_MA、U_MB和U_MC，电流为I_MA、I_MB和I_MC；N端A、B、C 相的电压为U_NA、U_NB和U_NC，电流为I_NA、I_NB和I_NC；

利用凯伦贝尔(Karrenbauer)变换作为相模变换矩阵，获得M端和N端的电压电流线模分 量，并从中提取出M端电压电流故障分量U_M和I_M，以及N端电压电流故障分量U_N和I_N。

步骤2：采用分布参数识别法计算连接点处电压，初步确定故障区段D1；

利用M端电压电流故障分量U_M和I_M，N端电压电流故障分量U_N和I_N，以及线路分布 参数计算由M端和N端电气量表示的O点的电压和有：

${\stackrel{·}{U}}_{\mathrm{MO}}=\mathrm{ch}\left({\gamma }_1{L}_{\mathrm{MO}}\right){\stackrel{·}{U}}_M+Z_{c1}\mathrm{sh}\left({\gamma }_1{L}_{\mathrm{MO}}\right){\stackrel{·}{I}}_M---\left(1\right)$

${\stackrel{·}{U}}_{\mathrm{NO}}=\mathrm{ch}\left({\gamma }_2{L}_{\mathrm{NO}}\right){\stackrel{·}{U}}_N-Z_{c2}\mathrm{sh}\left({\gamma }_2{L}_{\mathrm{NO}}\right){\stackrel{·}{I}}_N---\left(2\right)$

其中，L_MO和L_NO分别为架空线和电缆线的长度；γ₁为架空线上的传播系数，且有 Z₁和Y₁分别为架空线的单位阻抗和单位导纳；Z_c1为架空线的特征阻抗，且有 γ₂为电缆上的传播系数，且有Z₂和Y₂分别为电缆的单位阻抗和单 位导纳；Z_c2为电缆的特征阻抗，且有

(1)当时，ξ为阈值，故障发生在架空线和电缆连接处；

(2)当时，故障区段D1为架空线段；

(3)当时，故障区段D1为电缆线段。

步骤3：利用行波法确定故障区段D2，并实现故障点F具体位置的确定；

包括以下步骤：

步骤3-1：提取安装在M端的行波测量装置测量的暂态电流信号，并利用希尔伯特-黄 (HHT)变换检测行波突变点；

步骤3-2：利用行波法进一步确定的故障区段D2，并实现故障点F具体位置确定；

所述步骤3-2中，根据步骤2初步故障区段判别结果，有效识别初始行波波头对应时间t₁， 与初始波头极性相同的第二个行波波头对应时间t₂，行波在架空线和电缆上的传播速度分别 为v₁和v₂，做如下计算：

$\mathrm{\Delta L}=v_1\times \frac{t_2-t_1}{2}---\left(2\right)$

(1)当ΔL＜L_MO，进一步判断故障区段D2为架空线故障；

(2)当ΔL≥L_NO时进一步判断故障区段D2为连接点到电缆线故障；

当D2与步骤2中的D1结果都为架空线段时，则确定为架空线故障，故障点F到M端 距离为ΔL；

当D2与步骤2中的D1结果都为电缆线段时，则确定为电缆段故障，故障点F到M端 距离为ΔL′，表示为：

$\Delta L^{\prime }=L_{\mathrm{MO}}+L_{\mathrm{NO}}-\frac{v_2(t_3-t_1)}{2}---\left(4\right)$

其中，t₃为测量到的首个与初始行波极性相反的波头对应时间。

步骤3-3：行波法测距失败时，采用分布参数识别法实现故障测距；

行波法测距失败时，采用步骤2的分布参数识别法实现故障测距；具体为当步骤2和步 骤4中的故障区段D1和D2结果不同时，以步骤2的测量故障区段D1为准，并且故障点F 具体位置的确定不能用步骤4中的方法，采用分布参数识别法进行故障测距，具体公式为：

$\mathrm{ch}\left(\mathrm{\gamma x}\right){\stackrel{·}{U}}_Z+Z_c\mathrm{sh}\left(\mathrm{\gamma x}\right){\stackrel{·}{I}}_Z=[\mathrm{ch}\left(\gamma (l-x)\right){\stackrel{·}{U}}_Y-Z_c\mathrm{sh}\left(\gamma (l-x)\right){\stackrel{·}{I}}_Y]e^{\mathrm{j\delta }}---\left(5\right)$

其中，γ为线路传播系数，Z_c为线路特征阻抗，l为线路长度，δ为相角差，x为待求量；

(1)当架空线段故障时，γ和Z_c取架空线对应的值γ₁和Z_c1，和取M端电压、电 流，取连接点O处电压、电流，l取架空线长度L_MO，故障点F到M端的距离为L_MF＝x；

(2)当电缆线段故障时，γ和Z_c取电缆对应的值γ₂和Z_c2，和取连接点O处电压、 电流，取N端电压、电流，l取电缆线长度L_NO，故障点F到M端的距离为L_MF＝L_MO+x。

实施例

对某一配电网架空线和电缆混合线路进行试验，其中架空线长18km， Z₁＝0.000106+j0.000681Ω，Y₁＝1×10^-11+j2.4303×10^-9S，电缆长2.5km，Z₂＝0.000787+j0.00139Ω， Y₁＝0.000+j1.2244×10^-7S，行波测距装置采样率为1MHZ；行波在架空线中的传播速度 v₁＝3.0×10⁸m/s，在电缆中的传播速度v₂＝1.5×10⁸m/s。

1)实施例1

故障发生在混合线路架空线13km处，系统启动后1.084s发生故障，为单相接地故障， 故障电阻为100欧姆。

按步骤1测量出发生故障的混合线路两端的电压、电流量，利用凯伦贝尔(Karrenbauer) 变换作为相模变换矩阵，获得各电压电流的线模分量，提取出其中的故障分量，以两端的电 压、电流故障分量为边界条件，同时利用线路分布参数推出分别由混合线路两端电气量表示 的架空线-电缆连接点处的电压按步骤2比较的大小， 初步判断故障区段D1为架空线段。

利用初步故障区段判别结果和希尔伯特-黄变换检测到的电流行波波头时间及极性分析 如表1所示：

表1

检测波头时刻 84.046ms 84.086ms 84.113ms 84.133ms

极性 + - - +

计算$\mathrm{\Delta L}=v_1\times \frac{{(84.133-84.046)\times 10}^{-3}}{2}=13.05\mathrm{km}.$

由于ΔL＜L_MO，所以进一步判断故障区段D2为架空线段故障，D2与步骤2判断D1结 果相同，另外，故障距离即为ΔL＝13.05km，故障误差为50m，能够较准确测量出故障点F 到测量端的距离。

2)实施例2

故障发生在混合线路电缆线1km处，系统启动后1.084s发生故障，为单相接地故障，故 障电阻为100欧姆。

按步骤1测量出发生故障的混合线路两端的电压、电流量，利用凯伦贝尔(Karrenbauer) 变换作为相模变换矩阵，获得各电压电流的线模分量，提取出其中的故障分量，以混合线路 两端的电压、电流故障分量为边界条件，同时利用线路分布参数推出分别由混合线路两端电 气量表示的架空线-电缆连接点O的电压按步骤2比较的大小， 初步判断故障区段D1为电缆段。

利用初步故障判别结果及希尔伯特-黄变换检测到的电流行波波头时间及极性分析如表2 所示：

表2

检测波头时间 84.070ms 84.090ms 84.104ms 84.193ms 极性 + - - +

计算$\mathrm{\Delta L}=v_1\times \frac{{(84.193-84.070)\times 10}^{-3}}{2}=18.45\mathrm{km}$

由于ΔL＞L_MO，所以进一步判断故障区段D2为电缆段，D2与步骤2的故障区段D1判 别结果相同，另外故障点F到行波装置测量端的距离为：

$\Delta L^{\prime }=L_{\mathrm{MO}}+L_{\mathrm{NO}}-\frac{v_2{(84.090-84.070)\times 10}^{-3}}{2}=19\mathrm{km}$

测距误差为0m，能够准确测量出故障位置。

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，所属领域 的普通技术人员参照上述实施例依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换， 这些未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，均在申请待批的本发明的权利要求 保护范围之内。