行波测距

定义

行波测距是依据行波传输理论实现电力线路故障定位的技术。线路发生故障时, 故障点相当于叠加了一个附加电源, 由此在故障点和母线之间激起电压行波和电流行波, 这些暂态行波在线路上以接近光速的固定速度传播, 并在波阻抗不连续处发生折反射^[1]。行波测距通过记录行波到达测量点的时刻或时间差, 结合行波传播速度来计算故障点位置^[2]。按所用测量信息的不同, 行波测距分为单端法与双端法两大类^[3]。

原理

单端法(又称 A 型)利用故障线路一端的测量装置, 记录故障初始行波与后续反射行波之间的时间差。母线处感受到的故障初始行波脉冲与故障点反射波脉冲之间的时间差 $\Delta t$, 对应行波在母线与故障点之间往返一趟的时间, 故障距离为 $x = v \cdot \Delta t / 2$, 其中 $v$ 为行波波速^[4]。双端法(又称 D 型)则利用故障初始行波到达线路两端测量点的绝对时刻之差来计算故障距离, 对波头识别的依赖相对较小^[3]。

行波的产生与传播可以用叠加原理描述: 故障点施加一个与故障前该点电压大小相等、方向相反的附加电压源, 在该电源作用下线路上出现向两侧母线运动的行波, 到达母线后因波阻抗不连续而发生反射, 到达故障点后又发生反射, 如此循环直至进入稳态^[1]。设线路全长为 $L$, 两端测量点分别记为 M、N, 初始行波到达两端的时刻为 $t_M$ 与 $t_N$, 则双端法给出的故障点到 M 端的距离为 $x = \dfrac{L + v (t_M - t_N)}{2}$。

行波信号是突变的暂态信号, 传统傅里叶变换在时域上没有分辨能力, 难以标定行波到达的准确时刻^[4]。小波变换在时域和频域同时具有局部化能力, 适合分析这类非平稳信号, 通过检测小波变换模极大值可以确定波头到达时刻^[4]。常用的算法还有求导数法、相关法和匹配滤波器法^[5]。

发展历程

行波故障测距的设想可追溯到 20 世纪 50 年代, 当时人们根据电压、电流行波在线路上传播速度固定这一特点提出了若干测距方法, 早期按原理分为 A、B、C 三种类型。A 型依靠故障点反射波与初始行波的时间差测距, B 型借助专用通道比较行波到达线路两端的时间, C 型则按雷达原理在故障后人为施加高频或直流信号^[1]。这些早期装置结构复杂、可靠性差、投资较大, 未能大规模推广。

20 世纪 70 年代, 随着计算机继电保护技术发展, 早期行波法逐渐被阻抗法取代; 直到 20 世纪 90 年代, 行波法才重新受到重视, 形成现代行波测距法^[6]。现代方法的标志是 20 世纪 80 年代在早期 A 型原理基础上提出的集保护与测距于一体的行波距离保护原理, 其技术基础是电力系统电磁暂态计算理论和数字信号处理技术^[6]。

20 世纪 90 年代初, 研究者对常规电流互感器的暂态响应特性进行了理论与现场试验研究, 结果表明其能够传变 100 kHz 以上的电流暂态分量, 可以满足行波测距要求, 由此提出了利用电流暂态分量的行波故障测距技术, 推动了现代行波测距的工程化^[6]。这一时期, 西安交通大学的葛耀中、董新洲等将小波变换应用于行波故障定位, 并与企业合作研制出行波测距装置。现代行波测距的发展与全球定位系统技术、现代通信技术和数字信号处理技术密切相关, 其中卫星同步时钟为双端法的两端时间对齐提供了条件^[6]。2010 年, 中国电力企业联合会发布了《输电线路行波故障测距装置技术条件》标准; 现行版本为 2019 年发布的 DL/T 357-2019^[7]。

应用

行波测距主要用于高压输电线路的故障点定位, 可减少巡线工作量、缩短故障修复时间^[2]。实际运行的现代行波测距系统一般采用双端原理为主、单端原理为辅的优化组合方案, 系统由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组成, 测距误差可控制在 200 m 以内^[8]。国外也有在 500 kV 电网的多个变电站安装电压行波定位装置的工程实践。

除交流输电线路外, 行波测距也被用于直流输电线路。直流线路电压不存在周期性过零点, 故障行波幅值较大, 且行波主要在故障点与换流站之间折反射, 行波特征较为显著^[9]。在配电网中, 馈线长度较短、行波过程极为短暂, 微小的测量误差即可能造成严重偏差, 因此以双端法为主、单端法为辅的输电网定位模式难以直接套用, 需要专门算法^[10]。行波测距还用于铁路 10 kV 自闭/贯通线路等对供电可靠性要求较高的场合^[11]。

局限

行波测距在实际应用中受到多种工程因素制约。母线接线方式不固定、相邻并列线路的互感耦合、线路两端非线性元件等会使波过程分析复杂化, 直接影响反射波的识别; 线路上存在的各种干扰与故障行波相似并相互交织, 进一步增加了识别难度^[12]。导线不均匀、不完全换位、大地电阻率变化、线路参数随频率变化以及行波色散等问题, 也会影响测距结果^[12]。

单端法存在原理性的死区问题。当故障点位于线路中点附近或靠近测量端时, 故障点反射波与对端母线反射波在时间轴上过于接近甚至重合, 波头难以区分, 容易造成混淆^[13]。当故障点反射波与对端母线反射波与非故障线路的反射波头重叠时, 单端法可能无法给出正确结果^[14]。

双端法要求线路两端数据采集时钟严格同步, 对时精度需保持在微秒级^[10]。行业标准对测距装置的同步误差提出了 ±1 μs 的要求, 而时间标定误差会随采样频率变化, 低频采样下行波波头陡度变缓, 会引入额外偏差^[5]。两端触发门槛或波头参考点选取不一致也会带来时标误差, 目前对此尚无统一的标准化规定^[15]。

行波在传播中会发生衰减和色散, 零模分量随传播距离增加衰减明显, 其波速难以精确确定, 地下电缆的行波波头衰减尤为严重, 长距离测距时难以准确测得波头到达时刻^[10]。此外, 当故障行波的自然频率高于采集装置的采样率时, 会出现测距死区^[9]。

参见

• 故障测距 —— 行波测距是实现线路故障测距的一类具体方法的统称。

• 阻抗法测距 —— 另一类基于工频量的故障测距方式, 常与行波测距配合使用。

• 小波变换 —— 用于检测行波波头到达时刻的常用数学工具。

• 全球定位系统 —— 为双端行波测距提供两端同步时间基准。

• 输电线路 —— 行波测距的主要应用对象。

• 电力系统继电保护 —— 与行波测距密切相关的电力技术领域。