一种补偿配变高频容性效应的配电网故障测距新方法

刘亮，邓名高，张明，周锋

（1.长沙学院电子信息与电气工程学院，湖南 长沙 410022；2.湖南湘能智能电器股份有限公司，湖南 长沙 410013）

确定配电线路故障的准确位置，有利于故障快速隔离和检修，提高供电质量，对电力系统和经济运行意义重大［1-3］。

智能配电网中，分布式电源（Distributed Generator，DG）的并网以及环网柜的应用，将传统的单向树状配电网络转化为主动多端配电网，使配电线路能量潮流双向动态变化，并产生配电网的故障特性差异［4-8］。为解决配电线路故障测距的难题，戴锋等提出一种考虑短线路折反射规律，并利用故障线路的中点线模电压行波波头的前两个到达时刻，进行故障的精确测距的方法［9］；赵海龙等提出一种基于变分模态分解和能量算子的单端行波测距方法［10］；严太山运用人类进化算法实现配网故障测距［11］；陶维青等、刘鹏程等针对含DG配电网，利用蚁群、模因以及遗传算法进行故障测距［12-13］；赵乔等提出基于免疫二进制粒子群优化算法的配网故障定位法［14］；王巍璋等提出一种基于果蝇优化算法的故障定位方法［15］；刘亮等提出利用有源配网的线路归一和网络解耦，进行架空线和电缆混合配电线路的故障测距［16］；贾伯岩等基于随机机会约束规划建立配电网故障区段定位模型，采用二进制帝国竞争算法设计模型求解主动配电网故障区段定位［17］；郭利爽等提出一种基于子网络划分的配电网故障区段定位算法［18］；DENG et al.提出基于云计算平台的复杂网络多端行波故障定位算法［19］。这些研究运用自适应性寻优、局部寻优、全局寻优算法，实现主动配电网故障测距及故障分区，具有很强的容错性和稳定性。但以上研究主要是探讨测距算法，并未考虑配电线路故障微时段配网拓扑结构的重构，以及配电变压器对配电线路故障行波传输的影响。

文章提出一种补偿配变高频容性效应的配电网行波测距方法，利用配电变压器的高频模型，分析配变的容性效应对行波传输的时延特性，运用配变时延补偿法提高故障测距精度。仿真分析和现场应用证明该故障测距方法对主动配网故障测距准确性高、适用性强。

1 配电线路故障行波传输特性分析

配电变压器高频容性效应对高频信号传输的影响，使配电线路高频行波传输特性变得更加繁杂，分析如下。

1.1 配电线路的行波折反射分析

行波在配电线路波阻抗不连续点发生折射与反射，如图1所示。

图1 行波的折反射

电压入射波V1在波阻抗分别为Z1和Z2处产生折射波V3和反射波V2，电压的折射系数为uγ、反射系数为uρ，它们之间的关系为：

由式（1）可知，当Z1=Z2时，电压的反射波为零，折射波等于入射波；当Z2=0时，电压的反射波与入射波幅值相同，极性相反，折射波为零；当Z2=∞时，电压的反射波等于入射波，折射波是入射波的2倍。

电压入射波常被模拟成一个阶跃函数，实际应用中，阶跃函数在行波传播过程中，前沿上升速度减小。将入射波的波头模拟为一个快速上升的斜波函数，上升时间不大于10μs，则故障行波入射波的斜坡时域函数为：

在图1中，当电容C或电感L并联于配电线路A点时，以入射波V1到达节点A的时间为参考，如图2所示。

图2 电容或电感并联的行波折反射

（1）电容并联节点A的折射分析。

如图2（a），当入射波如式（2）所示，则电容并联节点的折射波函数表示为：

二是入驻企业质量有待提高。入驻企业是孵化器的目标客户，孵化器应结合自身服务企业的功能配置，选择自身的特定目标客户，并通过对目标客户的培育，获得相应的收益。但Z公司迫于经营压力，未对入驻企业进行甄别和筛选，造成科技型企业与房产、贸易等公司混杂入驻，导致入驻企业整体质量不高。

（2）电感并联节点A的折射分析。

电感并联节点的折射波函数表示为：

1.2 配电变压器对行波传输特性的影响

配电系统中，配变高频模型如图3所示，其中C1、C2为一、二次线圈绕组对地分布电容，K1、K2为一、二次线圈匝间分布电容，R1、R2为一、二次线圈绕组等值损耗电阻，L1、L2为一、二次线圈单位长度电感，C12为一、二次线圈绕组间电容。

图3 配电变压器高频模型

考虑到文章主要是研究配变节点对高频信号折射现象的影响，可将三相配变高频模型简化为图4所示模型，R1和L1串联后与K1并联，当故障高频分量通过配变节点时，R1和L1串联阻抗远大于电容K1阻抗，假定为开路，则配变相当于K1和C1串联的电容C。即在高频信号作用时，配电变压器类似于电容效应。

图4 三相配电变压器高频简化模型

根据配电线路的行波折反射分析可知，在配电线路的电容器并联节点，故障高频信号传输时，相对于入射波而言，折射波时延为，因此，在高频信号作用时，并联的配电变压器相当于一个配电线路并联的电容器，故障行波在配变接入节点时，折射波会带来的时延，其中 1c=Z Cτ。当配变数量较多时，如果不对配变的容性效应进行时延补偿，将会导致故障精确测距产生较大误差。

2 配电线路故障诊断系统设计

配电线路故障诊断系统主要由分布式监测终端、无线通信网络、服务器及诊断系统构成，系统框架如图5所示。

图5 配电线路故障诊断系统框架

配电线路故障诊断系统收集故障线路的所有监测装置数据并进行分析，实现配电线路故障精确测距、异常预警、故障类型识别，以及故障信息的Web发布或短信通知，便于配网运检人员处理故障事件。

3 配电网故障行波测距方法

3.1 主动配电网络拓扑动态重构

智能配网的建设，使配电网络拓扑结构由传统的单端供电辐射状结构向环网结构方向发展。对于环网结构，当配电线路某些支路过负载或发生故障时，环网柜的联络开关切换到其他变电站供电，实现负载均衡和供电快速恢复。配电系统任一条馈线，在同一时刻只有一个大电网的变电站供电，因此，对故障微时段，根据配电线路的联络开关侧监测终端功率方向，确定故障线路的供电变电站，将环网拓扑结构转变为辐射状结构。

分布式电源接入配电网络，对大电网的馈电线路供电端来说，分布式电源既是受电端，也是供电端，使配电线路能量潮流动态变化，构成多端配电网络。当配电线路发生故障，对故障微时段进行分析，多端电源均设为接地，进而重构以模拟故障电源为电源的辐射状拓扑网络结构。

3.2 配变时延补偿

当配电线路发生故障时，考虑配变接入点对故障行波首波头传输时延影响，需要对配电网络行波传输时差进行补偿，如k区域内有m个变压器，Mk节点的监测终端记录的行波波头时间为tk，将tk补偿为Tk，Tk补偿公式为：

3.3 故障测距

依据故障微时段重构的配网拓扑结构，以故障线路为准则，运用基于双端测距的网络测距法，交叉进行双端测距计算，双端测距计算公式为：

其中：i=1，2，…，k-1；j=k，k+1，…，n；Ti、Tj为监测装置监测故障行波补偿后的时间，Lij为计算双端监测点间的线路长度。

4 仿真分析

运用EMTDC仿真软件构建10kV含分布式电源的多端配电网络仿真模型，如图6所示。架空线路采用频率相关模型，架空线路由M、N变电站选择供电，QF1、QF2为环网柜的联络开关，DG1、DG2为分布式光伏发电站，线路中安装500kVA配变32台，节点N1至N8为监测点，FD1至FD8为分布式配电线路监测终端，设N6至N7的架空线距离N6节点2km处F点发生A相接地故障，架空线线模波速度为v1=2.98×108m/s，线模波阻抗为300Ω，过渡电阻500Ω。

图6 含分布式电源的多端配网拓扑结构

额定容量500kVA三相变压器的相间等值电容为1 800pF，相对地等值电容为3 200pF，串联后等值电容约为1 152pF。单个三相变压器相当于电容对故障行波时延为，则：

设M站馈线流出电流方向为正方向，故障微时段，联络开关旁的监测装置FD1、FD4功率方向均为正方向，可知QF1闭合、QF2断开，馈线由M站供电，构建以M站供电的配电线路树状拓扑网络。仿真时，F点发生接地故障时间为起点时间，各监测终端的标定时间以及监测点配变时延补偿后的时间如表1所示，对配变行波时延未补偿和补偿的双端故障测距分析如表2所示。

表1 监测终端故障监测时间及配变时延补偿分析

表2 故障测距分析

表2中，条件Ni-F为监测点FDi到故障点F运用双端定位时，节点Ni到故障点F的距离及测距误差；LNi-F为节点Ni到故障点F的实际距离；Lf1为配电变压器时延无补偿的故障测距距离；Lf2为配电变压器时延补偿的故障测距距离；Err1为配变时延无补偿故障测距绝对误差；Err2为配变时延补偿的故障测距绝对误差。

5 工程应用

配电线路故障诊断系统应用于10kV配电线路异常状态预警和故障测距，监测装置安装于某市供电公司张新变电站的10kV花都线。监测装置安装点分别为：馈线首末端，中间间隔2~4km；短分支线靠近首端；长分支线首末端，中间也需要考虑安装；联络开关和分布式电源接入侧。总体上要确保安装点线路电流有效值不小于5A。安装图如图7所示。

图7 配电线路监测终端工程安装

10套监测装置安装于花都馈线杆塔#2、#98、#199、#306，严上支线#1、严上支线_黄太支线#18，黄平支线#22，石马支线#1、石马支线#62的T接头的太阳能电源接入点、石马支线_沿高支线#48，馈线及分支按监测节点间线路长度及配变数量如表3所示。2020年1月至9月，花都线共发生9次故障，包括2次相间短路故障、5次单相接地故障、2次雷击故障。抽取3次代表性故障进行分析：2020年2月22日9时17分28秒的花都馈线A相感应雷故障、2020年6月18日8时19分48秒严上支线_黄太支线BC相间短路故障、2020年9月11日12时22分58秒石马支线C相接地故障，3次故障测距误差分析如表4所示。系统故障区域识别相同，系统（不带配变时延补偿算法）自动弹出故障测距结果与故障巡线结果误差分别为380m、289m、476m，误差范围为300m至500m；同等条件下，带配变时延补偿算法的系统自动弹出故障测距结果与故障巡线结果误差分别为-30m、65m、60m，误差在100m以内，不同故障类型下故障测距误差对比如图8所示，可知不带配变时延补偿算法时，系统定位误差约为400m；带配变时延补偿算法的故障测距误差在100m以内，测距精度显著提高。

图8 不同故障类型下故障测距误差对比

表3 配电网花木馈线参数

表4 配变时延有、无补偿的配网故障测距对比

6 结论

（1）文章分析配变容性效应对暂态行波传播的影响，提出了一种基于配变时延补偿法来提高故障测距精度的方法。

（2）文章提出了一种故障微时段动态重构配网树状网络，有效选取故障最短路径，实现配电网故障网络行波测距法。

（3）文章提出了一种补偿配变高频容性效应的配电网故障测距方法，仿真分析该方法可行，花都馈线工程现场应用证明其有效性，故障测距误差从400m降低到100m以内，测距精度显著提高。