【《基于单端测量的故障行波保护与定位原理分析概述》2500字】

基于单端测量的故障行波保护与定位原理分析概述目录TOC\o"1-3"\h\u9155基于单端测量的故障行波保护与定位原理分析概述 1294871.1区内外故障特征分析 151531.1.1线路内部故障 114281.1.2相邻线路故障 4283061.2单端检测的故障行波保护与定位原理 633371.2.1时频谱矩阵 6125501.2.2时频谱相似度识别 7255591.2.3新型单端行波保护与定位原理 81.1区内外故障特征分析图1.1是典型的高压输电系统，Cs是母线等效对地电容，M为检测点，在f1、f2、f3和f4的位置分别设置故障。图1.1某典型高压输电线路1.1.1线路内部故障图1.2所示为f1（距M45km处）发生故障时的行波网格图。假设反行波用B表示，前行波用F表示，在时间窗[0,t6]内，检测点M可依次检测到以下六类行波：故障点f1到检测点M的B1和F1，对端母线N反射的B2和F2，F1经过故障点反射后的B3和F3，F1经母线N反射后的B4和F4，经过正向外部母线Q反射的B5和F5，经过反向外部母线P反射的B6。图1.2f1点故障行波到达时序图由于线路上任意点的电压是前行波B和反行波F的平均值，因此，检测点M测到的电压行波如下。 （3-1）式中:为故障初始行波；代表f1点故障时各行波浪涌的折、反射过程和传输时序的等效系数；为衰减函数；和为故障行波的反射和折射系数，其下标表示行波的传输路径。当f2（距M5千米处）出现故障，如图1.3所示，在相同的时间窗内，检测点M依次检测到的行波浪涌到达时序与f1点故障时不同：故障点f2到检测点M的B1和F1，F1经故障点反射后的B2与F2，对端母线N反射的B3和F3，故障点折射波经对端母线N反射的B4与F4，经反向外部母线P反射的F6。f3故障时，各行波浪涌的折、反射过程和到达时序与f2故障时类似。图1.3f2点故障行波到达时序图同理可得检测点M测得的电压行波： （3-2）式中表示f2点故障时各行波浪涌的折、反射过程和传输时序的等效系数。由式(3-1)和(3-2)可知，线路内部故障时，单端检测到的电压行波取决于：初始行波，传输函数和等效系数。若两故障点相距不远，则和基本相同，行波折、反射过程也基本一致，故波形差异不大；但当故障点相距较远时，检测点测得的行波到达时序差异将导致局部波形发生改变，如图1.4所示。图1.4线路内部故障行波波形(f1、f2、f3故障)同时，由于是距离和频率的函数，频率不同的分量衰减程度也不同，故而波形幅值存在差异。在PSCAD中搭建图1.1所示线路，设置线路参数为依频变化模型，利用式(2-9)、(2-13)，可以绘制不同频率下，传输函数随传输距离的变化曲线，如图1.5所示，高频信号比低频信号衰减快，且传输距离越远，衰减越严重。图1.5部分频率行波信号的衰减函数1.1.2相邻线路故障当f4（距M105千米处）故障时，如下图所示，在相同时间窗内，检测点M可依次检测到以下四类行波：初始行波经母线N折射后的和,故障点反射波经母线N折射后的和，线路对端母线Q反射的和，经母线N反射的和。图1.6f4点故障行波到达时序图检测点M测得的电压行波为： （3-3）式中反映的是f4点故障时各行波浪涌的折、反射过程和传输时序。与f1和f2故障相比，f4发生故障时各行波到达时序完全不同，故障波形有明显差异。由于检测到的行波信号是经过母线N的折射得到的，故不同频率分量会受到其传变特性的影响。图1.7为折射系数频谱图，可以看出，在考虑阻波器影响后，在阻波器阻塞频带[40,160]kHz内，行波信号的折射系数频谱差异很大。图1.8所示为f1和f4点发生故障时检测点M测得的故障行波。图1.7有/无阻波器情况下母线N折射系数频谱图图1.8相邻线路故障行波波形(f1、f4故障)1.2单端检测的故障行波保护与定位原理1.2.1时频谱矩阵当电网中任意一点发生故障时，单端检测到的故障波形可用时-频图表示，它代表了故障行波在时域和频域的传输特性。将图2.8所示时–频图在频域上分解为M个频段，然后将每个频段的连续小波系数等分为N个时段，得到多个时频小块。现定义j频段在i时段的能量为 （3-4）式中：i1和iN为i时段内的第一个和最后一个采样点，dj(k)为j频段内采样点对应的连续小波系数，由此可以得到时–频能谱矩阵： （3-5）具体构造方法如下：1）在PSCAD中搭建图1.1所示输电线路，采样率取1MHz，从检测到故障波形开始，截取2ms时间窗，对原始数据进行连续小波变换；2）将每个频段在时域上等分成100份，利用式(3-4)，计算j频段上第i个时间小块的能量，得到时频谱矩阵中的第j行数据；3）对所有频段都执行步骤2），可得到故障信号的时–频能谱矩阵。1.2.2时频谱相似度识别假设A和G点发生故障，单端检测点M可测得故障波形，对数据进行以上处理，获得时–频能谱矩阵EA、EG，则这两个故障点的行波波形相关性为 （3-6）对式子做归一化处理，得波形相关系数表达式为 （3-7）采用式(3-7)可以判别A和G点发生故障后，单端检测点M检测到的某一时间窗内全频带行波波形的相关匹配度，准确地估计出故障波形之间的相关性，其中的取值区间为[-1,1]，正负号表示相关的方向，绝对值大小表示相关的程度。在统计学中，对的取值有如下的认定： （3-8）图1.1线路中，当f2点发生单相接地故障时，过渡电阻为，故障初相角为，检测点M检测到的故障波形，分别与内部故障f3、f1和外部故障f4产生的故障波形进行相似度比较，得出相关系数分别为：0.9038、0.4012和0.1794。因此，在线路内部发生故障时，故障点之间距离越近，波形相关系数越大，反之越小；不在同一条线路上的两个故障点之间的波形相关系数很小。1.2.3新型单端行波保护与定位原理在上述理论分析和仿真验证的基础上，形成了单端行波保护和故障测距原理（1）搭建故障检测系统：故障检测主站来判断电网中是否发生故障，行波采集装置用来接收从故障点传来的行波数据；（2）设置模拟故障点：线路上每隔1km设置一个模拟故障；（3）构建故障波形数据库：对每一个模拟故障点设置各种故障类型并采集故障行波数据，从而构建相间故障参考数据库PP_fault和接地故障参考数据库PG_fault；（4）完善数据库：利用实际故障数据对数据库进行补充和完善，使其更具工程实用性；（5）行波采集装置启动：从检测到故障行波的时刻开始，截取2ms时间窗，启动第一个捕捉初始行波的装置；（6）判断故障类型：当故障波形中存在零模分量时，判断为相间故障，反之为接地故障；（7）故障线路识别：从故障波形中提取启动装置所在变电站M直接相连的线路M-