铁路行波故障测距技术的研究.doc

铁路行波故障测距技术的研究毕业论文铁路行波故障测距技术的研究摘要：自闭/贯通线路沿铁路线狭长分布，沿线地质和气象条件复杂。线路长期暴露在自然中，经受着风、雨、雷、电、污、雾的侵害，是铁路供电系统的最薄弱环节, 故障往往发生在狂风、暴雨等恶劣天气中，这给故障的查找、维修带来极大的不便。为此，对故障点及时、准确定位的研究就显得尤为重要，本文在借鉴地方电网已有的成熟经验上，探索行波故障测距的原理及在自闭/贯通线路上的应用。 关键词：自闭/贯通线；行波故障测距；研究与应用1.自闭/贯通线路故障测距的作用及意义自闭/贯通线路是铁路电力系统的重要组成部分，肩负着为铁路信号设备可靠供电的艰巨任务。信号设备的正常运转是确保列车正常准点、安全运行的重要保证，随着铁路信号技术的发展和应用，铁路信号已成为提高运输效率，实现运输管理自动化和列车运行自动控制以及改善铁路员工的劳动条件的重要技术手段。因此对自闭/贯通线路的可靠供电就显得尤为重要。由此可见，对于供电可靠性要求非常高的铁路自闭/贯通线路，在线路极易发生故障，且故障的查找、维修十分不便的情况下，对故障点的及时、准确定位就显得尤为重要。其重要性可表现为以下几个方面：（1）准确的测量出故障点，可以节省人工寻找故障点位置所消耗的大量人力、物力、财力。（2）可以缩短故障修复时间，提高供电的可靠性，减少停电损失。为铁路安全运行提供了保证。（3） 分析故障发生的原因，并采取适当的预防措施。对于占绝大多数的瞬时性故障，可以区分是雷电过电压造成的故障还是线路绝缘子老化造成的故障以及其他原因造成的故障，并采取有效措施，清除存在的隐患，避免事故的再一次发生，可以大大节省检修时间和费用。2.对故障测距装置的基本要求根据故障测距的目的和作用，测距装置应该在可靠性、准确性、经济性、方便性等方面满足一定的要求。（1）可靠性可靠性包含两方面的内容：其一为不拒动，是指装置在故障发生后能可靠的测量出故障点的位置，不应由于任何原因而拒动；其二为不误动，是指装置在受到各种干扰时不能错误地发出测距的指示或信号。（2）准确性准确性是对故障测距装置最重要的要求，没有足够的准确性就意味着装置失效。准确性一般用测距误差来衡量，包括绝对误差和相对误差，绝对误差以长度表示，相对误差用相对于线路全长的百分比来表示。由于技术和经济等因素的限制，测距误差不可能做到太小。故障测距只要能够定位到绝对误差不超过300 m就非常理想。从实用的角度来看，只要绝对测距误差不超过1 km就可以较好地满足现场要求。故障测距的准确性与可靠性是有关联的，可靠性是准确性的前提条件，离开可靠性来谈论准确性是没有意义的。另一方面，如果测距误差太大，比如超过线路全长的20%，则可以说测距结果是不可靠的。（3）经济性测距装置应具有较高的性能价格比，且其运行维护费用要低。（4）方便性测距装置应便于调试和使用，故障后能自动给出测距结果。3.自闭/贯通线路故障特征及传统测距方法铁路自闭/贯通线路由单独母线供电，中性点一般为不接地系统。对于频繁发生的单相接地故障（俗称小电流接地故障），故障电流较小，易于故障电弧熄灭形成瞬时性故障，且系统可带故障运行，保证了供电的可靠性。但同时受各种条件限制，传统的故障定位方法效果均不理想。 3.1自闭/贯通线路结构特点铁路电力系统（自闭/贯通线路）是地方电力系统的延伸，具有电力系统的一般特点，但又有其特殊性。铁路自动闭塞行车制度是通过信号机将站间区间分为若干闭塞区间，每个闭塞区间同时只允许有一列车通行以保障行车安全。采用自动闭塞后，可以大大缩短列车运行的时间间隔，提高行车速度和通行密度。由于涉及到行车安全，对信号电源供电的可靠性要求非常高。信号电源的高压线路一般为中性点不接地的10kV系统，主要包括自闭（自动闭塞）和贯通（电力贯通）两种线路。自闭/贯通线路长度一般条件下为40-60km，特殊情况下（没有合适电源或者跨所供电）可达上百公里。自闭线专为铁路沿线信号设备提供电源，当其发生故障时由贯通线备投。贯通线还兼为沿线小型车站的工作和生活供电。自闭线和贯通线自身又均为双端电源，正常工作时为单电源供电，当线路失压时由对端电源备投。自闭/贯通线路结构如图 21所示。CB1CB8为出线断路器：分位合位 图 01 铁路自闭/贯通线路结构示意图由于信号设备负荷较小，自闭/贯通线路对地分布电容电流所占比重较大，尤其是在电缆较长的情况下甚至超过负荷电流。有些地方为了消除分布电容引起的线路过电压，在线路中加有三相对地电抗负荷以平衡电容电流。自闭/贯通线路由自闭/贯通母线单独供电，其经过了调压变压器与常规母线隔离。通常，自闭/贯通母线只为一侧自闭/贯通线路供电。只在特殊情况下，才可能为两侧自闭/贯通线路同时供电，而此时可将两侧的自闭/贯通线路在逻辑上看作一条线路。即任何时刻，自闭/贯通线路均可认为是单出线、长距离系统。线路两端的配（变）电所电源取自地方电力系统，进线电压等级一般为110kV、35kV、10kV，其中10kV应用最为广泛，为双电源供电互为备用。3.2自闭/贯通线路故障特征自闭/贯通线路发生短路或小电流接地故障时，产生的工频故障电压电流特征与地方配电网基本相同。3.2.1短路故障两相或三相短路故障时，短路相电压显著降低，同时产生较大的短路电流。由于调压变压器的隔离作用，同等条件下短路电流将比地方电网的要小。且短路点到配（变）电所的距离越长，短路电流越小。其中，出口故障时短路电流约在300A左右，而线路末端故障时短路电流约在50A左右甚至更低。由于故障电流较大，需要及时切除故障线路以免损坏其它电力设备。3.2.2小电流接地故障特征对于中性点不接地系统，发生单相接地（金属性）故障时，故障相对地电压降低为零，两个健全相对地电压升高倍（等于各自对故障相间的线电压），同时三相电压的相位也发生变化，使三相之间的线电压仍然保持不变。同时，系统出现零序电压，零序电压等于故障前故障相电压的反相电压。伴随零序电压，系统将出现零序电流，其幅值等于故障点故障电流的三分之一，而故障电流等于自闭/贯通线路对地分布电容电流。对于架空线路构成的自闭/贯通线路，接地故障电流一般在5A以内。随着线路中电缆的增加，接地电流也有所增加。当接地点存在一定过渡电阻时，故障相电压不再为零，其幅值随过渡电阻增加而增加。相应的，健全相电压的变化量以及系统零序电压、零序电流则随之减小。但三相线路之间电压关系、零序电压与零序电流间的关系仍保持不变。由于接地故障后三相线路之间仍然保持电压平衡，且故障电流微弱，系统可带故障继续运行12小时，增加了供电的可靠性，也为故障查找、维修提供了宝贵的时间。发生单相接地故障时，由于调压器的隔离作用，其两侧互不影响，使故障范围仅局限于本线路内而不会扩大。3.3传统故障测距及定位方法由于线路结构不同，自闭/贯通线路的故障处理要求也有所不同。如发生单相接地故障时，不同于地方电网传统要求的选择故障线路，而要求能够实现故障快速定位、隔离，并恢复健全区段的供电。对于自闭/贯通线路故障定位或测距问题，曾有专家尝试过阻抗原理测距技术，近年随着线路自动化的推广出现了利用FTU进行故障定位的方法。3.3.1阻抗测距法对于单端电源供电的线路来说，由故障时母线处测量的电压、电流计算得到的等效电抗XL或者等效电阻RL与母线到故障点线路长度L成正比。用XL或RL除以单位长度上电抗值X0或电阻值L0，即可得到故障距离，其关系可以表示为： （2-1）3.3.2基于FTU的故障分段定位法线路自动化中，自闭/贯通线路沿线装设有FTU监视线路的工作状况。故障时，FTU将检测到的故障信息送至主站系统，主站根据相应的算法就可以实现故障的分段定位。在图 22所示线路中，当F点发生短路故障时，故障点上游的FTU1和FTU2可检测到过流故障信息，而故障点下游的FTU3和FTUn检测不到过流信息，从而将故障定位在FTU2和FTU3之间。而当F点发生小电流接地故障时，靠近故障点的FTU1、FTU3检测的零序电流幅值大于离故障点较远的其它FTU。同时故障点上游的FTU1、FTU2与其下游的FTU3、FTUn检测的零序功率相反。根据这些特征均可确定故障位置。图 02 基于FTUs的故障分段定位示意图3.3.3传统故障定位或测距方法性能评价阻抗测距原理简单，同时可以作为电力系统中广泛使用的微机保护及滤波装置附加功能，具有投资少的优点。但由于其受故障点过渡电阻、线路分布电容、线路负荷、电源参数以及TA、TV测量精度的影响较大，测距误差大、适应能力差。特别对于小电流接地故障，由于故障电流微弱，测距精度根本无法保证。利用FTU实现故障定位的方法在现场已有相当多的应用，对于短路故障其检测可靠性非常理想。但受现场获取信号手段的限制（不能获得零序电压信号），对于小电流接地故障其检测效果不够理想。同时，该方法只能给出故障区段，而不能给出准确的故障距离。4.行波测距基本原理 4.1行波的基本概念根据叠加原理，在故障瞬间，相当于在故障点突然附加一个与故障前电压大小相等、方向相反的虚拟电源，虚拟电源会产生向线路两端运动的电压、电流行波，如图 33所示，行波传播的速度接近电磁波的速度，其具体速度取决于线路分布参数。图 03 故障初始行波传播示意图电力线路上的行波现象可以用建立在分布参数线路模型基础上的电报方程来描述。以单相线路为例，通过求解电报方程所得到沿线各点的电压和电流均包含正向和反向两部分行波分量，其频域形式可以表示为： (3-1)式中：和分别表示向正方向传播的电压和电流行波，和分别表示向反方向传播的电压和电流行波。可见，从频域来看，三相线路上某一点的电压和电流均为经过该点的正向和反向行波分量相互叠加的结果。电压行波分量和电流行波分量之间存在以下约束关系： (3-2)式中：为波阻抗，且，和分别为单位长度线路的阻抗导纳。根据式(1)和(2)可以求出线路上任一点在频域的正向和反向电压行波分量，并且可以表示为： (3-3)式(3)和(4)表明，线路上某一点在频域的正向和反向行波分量可以用该点的电压、电流和波阻抗来表示，而且任一方向的电压、电流行波分量和波阻抗之间存在欧姆定律的关系。当分析线路上的行波现象时，一般规定行波传播的正方向与线路电流的正方向(通常为母线到线路方向)相同。因而从线路任一端来看，来自正方向的行波(如故障点反射波)即为反向行波，而来自线路背后其它线路的行波通过母线向本线路的折射波以及来自本线路正方向的行波在母线的反射波都是正向行波。故障产生的暂态行波分量实际上就是包含在暂态故障分量中的正向和反向行波分量，因而可以利用电压、电流暂态故障分量和波阻抗计算出来。故障暂态行波分量反映了线路故障的暂态行为特性，这些特性是实现行波保护及故障测距的基础。4.2 行波故障测距原理4.2.1 单端法行波故障测距原理单端法行波故障测距原理是利用线路故障时在测量端感受到的第1个正向行波浪涌与其在故障点反射波之间的时延计算测量点到故障点之间的距离。考虑某一单相系统，如图 34 (a)所示，假定M端为测量端。当线路MN内部F点发生故障时，由故障点电压突变而产生的暂态行波将以速度(接近光速，具体取决于线路分布参数)从故障点向线路两端传播。NMF(a)(b)图 04单端法行波故障测距原理示意图设行波从母线到故障点的传播方向为正方向，则故障初始行波浪涌到达测量端时形成本端第1个反向行波浪涌。该行波浪涌在母线的反射波形成本端第1个正向行波浪涌，它将向着故障点方向传播。正向行波浪涌在故障点的反射波返回测量端时表现为反向行波浪涌。假定不考虑对端母线反射波的影响，线路故障时在测量端感受到的第1个正向电压或电流行波浪涌与其在故障点反射波之间的时延t如图 04（b）所示。它显然等于故障暂态行波在测量点与故障点之间往返一次的传播时间，因而测量点到故障点之间的距离可以表示为： (3-4)式中：为波速度。为了实现单端行波故障测距，在测量端必须能够准确、可靠地检测到故障引起的第1个正向行波浪涌在故障点的反射波。4.2.2 双端法行波故障测距原理双端法行波故障测距是利用线路内部故障产生的初始行波浪涌到达线路两端测量点时的绝对时间之差值计算故障点到两端测量点之间的距离。NMF图 05双端法行波故障测距原理示意图图 05中，设故障初始行波浪涌以相同的传播速度到达M端和N端母线(形成各端第1个反向行波浪涌)的绝对时间分别为和，则存在以下关系： (3-5)式中：和分别为M端和N端母线到故障点的距离；为线路MN的长度。通过求解上述方程组可以获得M端和N端母线到故障点的距离，并且可以表示为： (3-6)为了准确标定故障初始行波浪涌到达两端母线的时刻，线路两端必须配备高精度和高稳定度的实时时钟，而且两端时钟必须保持精确同步。另外，实时对线路两端的电气量进行同步高速采集，并且对故障暂态波形进行存储和处理也是十分必要的。早期的双端法行波故障测距装置采用载波方式实现线路两端测距装置的时间同步，因而难以获得较高的测距精度。现代双端法行波故障测距原理采用内置全球定位系统(GPS)接收模块的电力系统同步时钟实现精确秒同步，这使得线路两端的时间同步误差平均不超过1 s，产生的绝对测距误差不超过150 米。4.2.3两种行波测距方法的比较单端行波故障测距原理具有很高的准确性，但可靠性难以保证；双端行波故障测距原理具有很高的可靠性，但准确性稍差。从现阶段来看，双端行波故障测距原理能够单独使用，是一种主要的测距原理。单端行波故障测距原理暂时还不宜单独使用，但可以作为一种辅助的测距原理。在安装了双端行波测距装置后，装置的单端测距功能并不多余，而且仍然有很大的使用价值，因为对于线路结构简单的线路来说，通过分析单端装置记录下的故障暂态波形可以对双端行波测距结果进行验证和校正。5.关键技术问题及解决从原理讲，行波测距技术是可行的，且有很多优点。人们早在50年代就开始行波测距装置的研究，但受当时对线路行波现象认识及技术条件限制，这些装置很不成熟，存在着可靠性差、复杂、投资大等问题，基本上没有得到推广应用。进入90年代，影响行波测距技术发展的关键技术问题都有了经济可行的解决方案，行波测距技术（特别在输电系统）已趋向成熟，进入了商业化应用阶段。由于自闭/贯通线路结构的特殊性，行波测距技术应用中又面临着一些新的问题和难点。5.1行波信号的获取及信号利用方式实现双端行波测距首先需要解决在线路两端如何获取故障产生的暂态电压行波信号。如果为实现故障测距而在线路上专门装设互感器来获取行波信号，不仅加大了投资，还增加了工程安装复杂程度以及提高了线路安全隐患。所以，利用线路已有设备获取行波信号是首选之策。由于中性点为不接地方式，自闭/贯通出线一般只有两相（A相和C相）线路装有TA。自闭/贯通母线上配备有3相TV（称为母线TV），用以测量母线3相对地电压。同时，开口三角可以提供母线零序电压信号。为了在线路失压时实现备用电源自投，任何一端电源的断路器外侧均装有TV（称为线路TV），用来测量线路上电压，一般测量AB间及CB间线电压。自闭/贯通线路单端电压电流信号互感器的配置如图 51所示。TA断路器CBBAC母线线路TVTV图 01 自闭/贯通线路电压电流互感器配置图对于任何一端配（变）电所，当断路器闭合时，母线TV和线路TV测量同一系统的电压，TA测量的电流即为出线电流。当断路器断开时，母线TV与线路TV测量不同系统的电压，TA测量的电流为零。即无论作为主供端还是备供端，线路TV均可以感受线路电压的变化。而只有作为主供端时，母线TV才能感受到线路电压的变化。由于一般情况下两个线路TV分别测量AB间及CB间线电压，即直接利用该TV可获得故障电压行波的线模分量。分析表明，任何一相接地或任何两相短路时，均可产生AB相和（或）CB相间线电压行波信号。同时，已经证明，10kV系统中普遍采用的电磁式TV可以传变暂态行波信号。因此，利用系统已有的线路TV可获得所需要的行波信号。5.2超高速数据采集早期开发的行波测距装置不具备行波波形采集记录功能，只是使用一个电压比较电路，通过判断输入信号是否超过门槛值来检测行波脉冲。这种检测方法存在着易受干扰信号影响、检测可靠性差的缺点。采用现代微电子技术可以实现暂态行波波形的超高速记录，应用高级的数字信号分析处理方法检测行波脉冲到达时刻，具有精确、抗干扰能力强、可靠性高的特点。为了保证行波测距分辨率在500米以上，行波信号采集频率一般不应少于500KHz，使用常规的由微处理器直接控制模数转换器（A/D）的方式很难实现。需要设计由硬件实现高速数据采集电路单元（DAU）记录故障电流行波信号。线路故障时，DAU单元在记录下预定时间内的暂态电流行波后，停止数据采集，然后以相对较慢的速度将记录的数据送入由微处理器（CPU）构成的中心处理单元进一步保存、处理。5.3时间同步及故障行波脉冲到达时间检测 对于双端D型测距方法来说，如果要达到不少于500m的测距分辨率，两端装置时间同步精度应该达到3us。长期以来由于没有相对经济可靠的时间精确同步技术，双端测距方法没有得到很好地发展。90年代初，美国全球卫星定位系统（GPS）技术对全球商业化应用开放，GPS信号接受模块的价格降至几百美元。GPS是一种理想的时间同步技术，利用基于GPS同步时钟输出，能够实现两端测距装置1us精确同步。装置内部设计了一个高稳定度晶振构成的时钟，时钟信号的累积误差不大于每秒1us。时钟每秒由来自GPS同步时钟的1PPS（秒）脉冲同步（清零）一次，由于GPS同步时钟的1PPS秒脉冲同步精度是1us，计数器输出值的精度也就为1us。在暂态行波脉冲信号出现时，信号检测触发器翻转，同时锁存当前时钟输出并由CPU读取该时间信息，装置就实现了暂态行波脉冲信号出现时刻的精确检测。由于行波信号在线路传播时有衰减以及装置的模拟量处理电路的影响，输入到触发电路的信号有一定的上升时间，触发器翻转的时间可能与实际的行波信号到达母线的时间有延时，会影响故障距离计算的精度。在自闭/贯通线路中，由于线路电阻大、架空电缆混合线路以及线路负荷的影响，初始行波的衰减和畸变更为严重，使行波到达时刻的准确标定变得更加困难。利用小波变换在信号奇异性检测方面的作用可以提高行波到达时刻标定的准确性。5.4混合线路对检测可靠性的影响分析自闭/贯通线路一般为架空、电缆混合线路。两者的波阻抗不同，架空线路的波阻抗一般在300500之间，而电缆的波阻抗变化范围较大，约在10100之间。行波信号在两者中的传播速度也不同，架空线路中接近光速，而电缆中约为光速的一半。混合线路对行波测距的影响主要体现在：由于波速度不同对测距精度的影响，以及波阻抗的不同增加了初始电压行波信号的衰减程度。关于混合线路对测距精度的影响，可以通过将架空线和电缆进行波速度归一化来解决。即按照行波在架空线及电缆中传播的波速之比将电缆归算为一定长度的架空线，按等效线路计算后，再将测距结果还原为实际故障距离，即可消除波速度不连续的影响。例如，设一总长度为l的线路中，架空线路长度为l1、波速度为，电缆线路的长度为、波速度为。以架空线路为基准，将电缆线路归算为长度为的架空线路，则整条线路等效为总长度为、波速度为的单一架空线路。对等效线路应用双端测距法得到的故障距离后，再根据电缆线路的具体位置换算为实际的故障距离。设架空线波阻抗为ZJ，电缆波阻抗为ZD。当初始电压行波U通过如图 52所示一段电缆线路后，理论上其幅值变为： (5-1)相同的，当电压行波从电缆线路中穿过一段架空线路后，也会降低相同的幅值。由于在一个阻抗不匹配点的折射行波在相邻的阻抗不匹配点还会反射回来，因此在工程上，可以忽略长度在100米以内的电缆对行波衰减的影响。由于电缆线路与架空线路的波阻抗差别较大，特别是线路中存在多段电缆线路且电缆距离较长时，当初始电压行波运动到线路两端时，其幅值的大幅衰减将影响行波波头的可靠检测，通过适当的降低装置硬件门槛值，再结合故障发生时继电保护装置的动作信息作为装置启动条件，可增强装置测距的可靠性。电缆架空线架空线UU图 02 行波经过混合线路变化示意图5.5过渡电阻、故障初相角对检测可靠性的影响分析为了排除干扰信号的影响，线路两端检测装置对行波的检测总要设置一定的幅值门槛。即，只有当初始电压行波到达线路两端时其幅值大于一定门槛才能被可靠检测。影响初始电压行波幅值的因素除了混合线路、线路负荷外，还有故障点过渡电阻和故障瞬间电压初相角的大小。当过渡电阻越大或故障初相角越小时，故障点产生的初始电压行波就越小，检测越困难。以单相接地故障为例。设虚拟电源的最大瞬时值为，则故障点产生的初始电压行波线模分量为： (5-2)其中：为故障初相角。对于10kV系统，。设行波检测门槛，、。且设线路没有损耗、两出线的母线处电压行波反射系数为0，则过渡电阻及故障初相角对检测可靠性的影响如图 53所示。对于线路末端或单出线的母线，由于电压行波反射系数为1，幅值加倍，其可检测区域要比两出线的母线侧大。实际线路中，由于行波在传输过程中存在损耗和衰减，其可检测区域将进一步缩小。但现场故障大多由绝缘薄弱点在过电压作用下被击穿所形成，多发生在电压接近峰值时刻。因此，尽管存在不可检测区域，但根据有关分析和现场统计，实际故障中其所发生的比例较小。基于行波原理的故障测距技术测试成功率可以达到95。图 03 过渡电阻及故障初相角对检测特性的影响示意图5.6通信问题的解决双端测距法需要知道线路对端装置记录的初始故障电压行波到达的准确时间，因此，需要解决数据通信远传问题。由于不象保护装置那样需要在故障后立即动作，因此，不要求为测距装置之间设置常备通信通道。一般做法是在控制中心配置一台PC机作为行波测距系统主站，与辖区内所有的现场行波测距装置构成行波测距系统。PC机工作站通过调制解调器（Modem）利用电话线路拨号接通现场行波测距装置，读取装置记录下的故障电流行波数据，如图 54所示。行波测距系统只在故障后一段有限的时间内使用电话线，其他时间该线路仍然可以供通话使用，这就显著地降低了测距系统通信投资与费用。也可以根据现场条件利用SCADA、故障录波信息系统或通信网等其它系统交换故障数据。 MmmPC电话网装置MMMM装置装置装置图 04 用PC机工作主站构成的行波测距系统6.行波测距装置及系统近年来，我单位与山东淄博科汇电气有限公司合作，共同研究铁路自闭/贯通线路行波测距的原理和技术，并在我段管内呼西配电所、陶卜齐配电所安装测距装置TXC2000自闭/贯通线路行波故障测距系统，经实践证明，行波故障测距更为精确可靠。6.1系统构成行波故障测距系统由行波采集与处理系统、行波综合分析系统、远程维护系统以及公共电话网等4部分构成，如图 61所示。图 01行波故障测距系统构成行波采集与处理系统安装在厂站端。它采用集中组屏式结构，包括XC-21行波采集装置、T-GPS电力系统同步时钟以及当地处理机3部分，如图 62所示。XC-21行波采集装置采用插箱式(4U /19英寸)单CPU(单片机)结构，它包括中央处理单元、高速数据采集单元、高精度时钟单元及电源等插件，主要负责电流/电压暂态信号的采集、缓存以及暂态启动，并生成启动报告，其中包括暂态行波触发时刻(精确到1 s)、触发线路、触发类型和电流/电压暂态波形等信息。T-GPS电力系统同步时钟内置全球定位系统(GPS)信号接收模块，它负责给XC-21提供精确秒同步脉冲信号(1PPS)及全球统一时间信息。当地处理机由一台工控机构成，它负责接收、存储来自XC-21的暂态启动报告，并与安装在线路对端所在变电所内的行波采集与处理系统交换启动数据，从而自动给出双端行波故障测距结果。图 02行波采集与处理系统构成行波综合分析系统一般设在调度端。它由1台普通计算机(PC)构成，主要具有以下功能：1)自动或人工远程提取厂站端行波采集与处理系统的暂态启动报告，并永久保存；2)自动进行双端行波故障测距；3)提供人工波形分析功能以及基于匹配滤波器、小波变换和计算机仿真等技术的自动波形分析功能，以便对单端和双端行波故障测距结果进行验证和校正；4)历史故障及测距结果统计、查询。远程维护系统由1台普通PC机构成。该系统既可以从厂站端的行波采集与处理系统获取暂态启动报告，也可以从调度端的行波综合分析系统获取暂态启动报告，并具有故障分析、统计以及远程配置和诊断等功能。由于故障测距对实时性要求不是很高，因此采用公共电话网作为暂态数据传输通道，这样还能够与继电保护和其它自动化系统保持相对的独立性，避免相互影响。6.2系统工作原理在正常运行过程中，XC-21行波采集装置内的硬件逻辑控制回路对各通道信号按设定的采样顺序和采样频率自动进行高速采样(每个通道的采样频率为1 MHz)和A/D转换，且将A/D转换结果自动高速写入当前循环存储器(CRAM)中。为了提高系统对相继暂态过程的监测能力，设置了两套可以相互切换的循环存储器，且二者共用一套读写逻辑。当系统所监视的任一路暂态信号瞬时超过设定的硬件门槛值时，高速数据采集单元中模拟比较回路的输出信号(触发信号)将立即冻结高精度时钟的当前时间信息(含微秒数)，并激活中央处理单元插件中的采集控制定时电路，经过一定时间(约几个毫秒)后高速数据采集电路自动停止工作，同时向CPU发出一外部中断信号。CPU在暂态触发外部中断服务程序中读取本次触发的时间信息后释放高精度时钟，并对触发初始时段的暂态数据进行处理，以判断本次触发是否有效并确定触发线路。如果本次触发有效，则置启动标志。当CPU在主循环中检测到启动标志后即进入故障处理程序，在故障处理程序中将触发后系统所记录的所有暂态数据以及部分触发前的数据转存到系统存储区，进而形成包含暂态波形数据在内的启动报告，然后通过串行口向当地处理机发出主动上报信号。在XC-21行波采集装置中，由于采用独特的软、硬件设计，使得高速数据采集过程不受CPU的干预，从而解决了高速采集和CPU低速处理之间的矛盾。当地处理机接收到来自XC-21中央处理单元的主动上报信号后即进入故障处理程序。系统在故障处理程序中读取XC-21中央处理单元中的暂态启动报告，并通过公共电话网与线路对端所在变电所内的行波采集与处理系统交换启动数据，进而自动显示行波故障测距结果，包括故障发生时间、故障线路名称、故障类型、故障距离等信息，然后向值班人员发出告警信号，并向行波综合分析系统报告。当地处理机还能够接收通过键盘输入以及通过行波综合分析系统下发的由故障线路对端的行波采集与处理系统所记录的故障暂态触发时间，并自动计算和显示双端行波故障测距结果。当地处理机中的故障测距结果和暂态波形数据以标准数据库的形式存放在系统硬盘中，并可随时接受行波综合分析系统和远程维护系统的查询和调取。6.3行波分析功能描述(1) 自动故障测距当系统所监视的某一回线路(两端均安装行波采集与处理系统)发生故障后，两端行波采集与处理系统可以通过公共电话网络自动交换故障暂态数据(包括精确到1 s的故障暂态触发时间和故障暂态波形数据)，并自动给出双端行波故障测距结果。当故障线路两端的行波采集与处理系统所记录的故障暂态数据远传到调度端的行波综合分析系统后，该系统同样可以自动给出双端行波故障测距结果。为了在各种故障条件下都能准确捕捉到故障初始行波浪涌到达故障线路两端测量点的时刻，在双端行波故障测距算法中所采用的行波到达时刻定义为故障初始行波浪涌在较低尺度(较高频带)下第一个小波模极大值点所对应的时刻。(2) 人工波形分析在某些条件下，根据双端行波测距算法所得到的测距结果未必可靠(尤其是GPS系统工作不正常时)。因此，自动故障测距结果往往需要通过对故障暂态波形的进一步分析来验证和校正。另外，为了降低造价，系统所监视的线路中往往只有少数1、2回具有双端测距功能，对其它线路的故障测距只能采用单端行波故障测距原理，而单端行波故障测距原理的实现则更需要对波形进行分析。由于现有的暂态行波波形分析技术还不够成熟，因而在本系统中提供了人工波形分析工具。在此环境下，可以象运用示波器那样对所记录的暂态波形中各行波浪涌到达测量点的时刻进行测量，从而对自动双端故障测距结果进行直接修正，并且可以获得单端行波故障测距结果。一般来讲，根据人工波形分析所获得的单端行波故障测距结果可以验证自动双端行波故障测距结果的可靠性，并进一步对其进行校正，从而获得更为准确的测距结果。(3) 计算机辅助波形分析当所监视的线路不满足双端行波测距条件时，在绝大多数情况下，可以通过对暂态波形进行人工分析获得准确的单端行波故障测距结果。在个别情况下，通过简单的人工波形分析仍然难以确定故障点位置。为此，本系统提供了与人工波形分析工具相配套的计算机辅助波形分析工具。计算机辅助波形分析工具提供了两种功能，一种是基于小波算法的数字滤波功能，另一种是基于电磁暂态计算原理的数字仿真功能。利用数字滤波功能，可以将被分析的暂态波形划分为不同的频带，从而可以对不同频带下的行波特征进行对比，最终获得可信度较高的故障测距结果。数字仿真功能是根据人工波形分析得出的故障点位置在线路中设置假想的故障点，自动计算测量端的故障暂态波形，并与实际测量的波形进行对比，从而最终确定故障点位置。6.4主要技术特点TXC-2000自闭/贯通线路行波故障测距系统主要具有以下特点：1） 首次采用故障电压暂态行波线模分量实现故障测距的模式，不仅可以测量短路故障距离，还可测量小电流接地故障距离；2） 充分利用自闭/贯通线路结构特点及信号传感器的配置，采用双端原理测距，使得装置易于实现，且具有较高的可靠性和灵敏度；3） 采用专门研制的高速数据采集单元对行波信号进行采集、记录与实时处理，并建立了以双端行波测距为主、单端行波测距为辅的优化组合测距模式，因而具有很高的可靠性；4） 采用小波变换技术检测行波波头起始点所对应的绝对时间，从而将D型双端现代行波测距原理的测距误差控制在300 m以内；5） 可以同时采集8回线路的暂态行波信号，满足四向八线路供电的配电室需求，具有很高的性能价格比；6） 完全独立于继电保护及故障录波设备，并具有现场调试和远程维护功能，因而具有较强的可维护性。7.现场试验及实际运行结果为了验证行波故障测距技术在自闭/贯通线路上应用的可行性及实用效果，我段先后对陶卜齐-呼西区间的自闭/贯通线进行故障监测。并先后进行了多次人工接地及短路试验。以下以我段线路的装置为例，介绍试验的基本情况。7.1试验线路示意图人工试验线路为陶卜齐配电室到呼西配电室之间的自闭线路。试验线路总长45.2公里，其中共约3公里长的电缆，其余为架空线路。故障点距呼西配电室12.0公里，距陶卜齐配电室33.2公里。其结构示意图如图 71所示。12km34.2km陶配呼配200m图 01 试验线路结构示意图7.2人工试验及结果于2009年1月10日、2009年2月15日多次在线路上进行人工接地和短路试验。接地故障分别采用金属性接地及通过一定电阻接地等方式，短路故障则全部为金属性短路故障。表71为2009年2月15日试验结果统计表。 表7-1 2009年2月15日试验结果统计表次序故障试验方式测距结果（距陶配）测距误差时间110:29A相接地（金属性）34.2km0.3km210:41A相接地（200过渡电阻）35.4km0.4km311:26C相接地（经树枝接地）失败411:44C相接地（100过渡电阻）34.6 km0.3km511:59B相接地（200过渡电阻）失败612:13B相接地（200过渡电阻）35.3 km0.2km712:19B相接地（金属性）34.6km0.3km812:31AB相短路35.2 km0.2km913:27BC相短路35.0 km0.1km1013:40ABC相短路34.7 km0.3km由表7-1的试验结果统计表可以看出，10次试验中，一次经新鲜树枝接地（高阻接地）的试验没有成功，一次经200欧姆过渡电阻接地试验没有成功。对于第3次试验，C相经新鲜树枝接地故障，前文分析已经表明，单相接地过渡电阻较大时，故障初始行波波头将明显减小，过渡电阻的存在将影响行波故障测距系统的可靠性。试验表明，新鲜树枝在10kV20kV电压等级下的阻抗在几千欧到几十千欧之间，本次试验失败的主要原因应该是高阻接地导致故障初始行波波头幅值较小，到达线路末端检测点的信号幅值小于测距装置硬件启动门槛值，造成测距失败。对于第5次试验，B相经200欧姆过渡电阻接地故障测距失败，而第6次试验，还是B相经200欧姆过渡电阻接地，试验成功。说明第5次试验失败的主要原因是故障发生时，故障相电压初相角较小，从而故障初始行波信号微弱所致。7.3现场实际运行数据统计表7-2为2009年1年间行波故障测距试验系统现场记录到的典型线路故障测距结果。表7-2 系统实地运行故障测距结果次序故障线路故障时间测距结果（距陶卜齐） 测距误差1自闭线2009-03-2515时42分17.8 km 0.3km2自闭线2009-04-2612时11分5.6 km0.2km3自闭线2009-06-1515时08分7.7 km0.5km8.结束语建立在现代微电子技术、现代数字信号处理技术和现代通信技术基础之上的行波故障测距技术能够实现线路故障的精确定位。其在输电线路的成功应用，证明了该技术达到了较高的实用化水平。自闭/贯通线路在发生短路故障和小电流接地故障时，均可产生在相与相之间运动的行波信号。针对其行波传输特点和线路结构特点，测距模式应选用故障产生的电压行波信号的线模分量，并采用双端测距原理。该测距模式，不仅测距精度高，还可以充分利用线路已有信号传感器，而不需要额外增加一次设备。具有简单、可靠、易于实现、适用性广的优点。人工试验和实际故障检测结果，证明该方法切实可行，具有重要推广应用价值。9.参考文献：