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        基于行波技術(shù)高壓配電線路絕緣故障定位方法

        2023-10-18 06:37:46中色非洲礦業(yè)有限公司查瓊睿
        電力設(shè)備管理 2023年18期
        關(guān)鍵詞:故障信號(hào)方法

        中色非洲礦業(yè)有限公司 查瓊睿

        目前,高壓配電線路出線走廊架設(shè)環(huán)境惡劣,長(zhǎng)期裸露在外,導(dǎo)致故障頻發(fā)。絕緣故障是高壓配電線路常發(fā)的故障類型之一,其對(duì)高壓配電網(wǎng)運(yùn)行的穩(wěn)定性與安全性會(huì)造成不良影響,如果不能對(duì)絕緣故障及時(shí)檢測(cè)、定位、處理,不僅會(huì)降低高壓配電線路使用壽命,而且嚴(yán)重情況下會(huì)引發(fā)線路放電、火災(zāi)等事故,導(dǎo)致高壓配電網(wǎng)停運(yùn),為電力企業(yè)造成嚴(yán)重的經(jīng)濟(jì)損失,因此對(duì)高壓配電線路絕緣故障定位較為有必要的。最初對(duì)線路絕緣故障定位采取的方式為人工方式,由技術(shù)人員憑借自身的經(jīng)驗(yàn),確定絕緣故障距離和位置,這種方式定位結(jié)果具有一定的主觀性,因此定位準(zhǔn)確性無(wú)法得到有效保障。

        隨著人工智能、互聯(lián)網(wǎng)、信息技術(shù)等現(xiàn)代化技術(shù)的不斷發(fā)展,自動(dòng)化定位方式逐漸取代傳統(tǒng)方式,但是國(guó)內(nèi)關(guān)于線路絕緣故障智能定位研究起步比較晚,目前尚處于初步探索階段,現(xiàn)行方法無(wú)法取得預(yù)期定位效果,不僅絕對(duì)誤差比較大,而且耗時(shí)比較長(zhǎng),無(wú)法滿足實(shí)際需求,為此提出基于行波技術(shù)的高壓配電線路絕緣故障定位方法。

        利用高速采集器對(duì)高壓配電線路反射行波信號(hào)采集,并利用小波變換技術(shù)對(duì)原始反射行波信號(hào)降噪處理,通過(guò)提取反射行波特征識(shí)別到絕緣故障信號(hào),根據(jù)故障信號(hào)行波速度與時(shí)間確定絕緣故障距離和位置,以此實(shí)現(xiàn)基于行波技術(shù)的高壓配電線路絕緣故障定位。

        1 高壓配電線路行波采樣、信號(hào)小波變換

        1.1 高壓配電線路行波采樣

        行波技術(shù)是利用行波法定位裝置向測(cè)量目標(biāo)發(fā)射脈沖源,脈沖源信號(hào)沿著高壓配電線路向前傳播,由高速采集器采集到傳播介質(zhì)反射回來(lái)的行波信號(hào),通過(guò)對(duì)行波信號(hào)幅值、波形分析,識(shí)別到絕緣故障信號(hào),再根據(jù)絕緣故障行波信號(hào)的傳播速度、時(shí)間,對(duì)高壓配電線路絕緣故障測(cè)距定位[1]。根據(jù)故障定位需求,此次采用OUFA-AET484行波法故障定位裝置,該裝置主要由脈沖源、高速采集器以及上位機(jī)組成。將定位裝置固定安裝在待測(cè)高壓配電線路的一端,由脈沖源向配電線路發(fā)射電磁波[2]。

        根據(jù)實(shí)際情況對(duì)脈沖源寬度參數(shù)設(shè)定,假設(shè)脈沖源寬度為z,如果脈沖寬度比較大,在一段時(shí)間內(nèi)脈沖源發(fā)射的行波與反射波相遇,并相互重疊,則會(huì)導(dǎo)致高速采集器無(wú)法有效采集到反射波信號(hào),無(wú)法辨別出高壓配電線路反射波形;如果脈沖寬度比較小,脈沖源無(wú)法全面覆蓋到待測(cè)線路上,則會(huì)出現(xiàn)測(cè)試盲區(qū),同樣也會(huì)影響到采樣質(zhì)量。因此在采樣中將脈沖源寬度取值區(qū)間設(shè)定為100~150ns,具體數(shù)值需要根據(jù)高壓配電線路的直徑大小確定,配電線路直徑越大,脈沖源寬度也要隨著增大[3]。在其基礎(chǔ)上對(duì)高速采集器的采樣周期、頻率以及范圍等參數(shù)設(shè)定,將采集到的高壓配電線路行波信號(hào)發(fā)送到上位機(jī)上,待后續(xù)對(duì)其濾波、故障信號(hào)識(shí)別、故障測(cè)距定位。

        1.2 高壓配電線路行波信號(hào)小波變換

        考慮到在對(duì)高壓配電線路行波信號(hào)采樣過(guò)程中會(huì)受到變壓器、高壓電纜等外界因素干擾,導(dǎo)致采集的信號(hào)樣本中會(huì)存在一部分除有效信號(hào)以外的噪聲信號(hào)。噪聲信號(hào)的存在會(huì)影響到后續(xù)線路信號(hào)波形分析精度,故采用小波變換技術(shù)對(duì)采集的行波信號(hào)樣本進(jìn)行濾波處理。根據(jù)以上分析,為了達(dá)到降噪的目的,實(shí)際就是抑制噪聲信號(hào)u(t),盡可能突出有效高壓配電線路反射行波信號(hào)w(t),降低噪聲強(qiáng)度ε,因此首先利用小波變換技術(shù)對(duì)原始行波信號(hào)進(jìn)行分解處理,得到連續(xù)小波序列,表示為:

        式中:Ψ(v,k)為變換后的小波序列;v為小波伸縮因子;k為小波平移因子;Ψ為小波基函數(shù);t為時(shí)間序列。利用上述公式對(duì)原始行波信號(hào)變換分解后,將行波反射信號(hào)分量與噪聲信號(hào)分量保存在隔離系數(shù)中,利用閾值將各個(gè)隔離層中的信號(hào)分量進(jìn)行比對(duì),若信號(hào)分量大于閾值,則保存在該隔離系數(shù)中的信號(hào)分量為噪聲,對(duì)其進(jìn)行濾除;若未超過(guò)閾值,則信號(hào)分量為有效高壓配電線路反射行波信號(hào),對(duì)其保留。再將保存在隔離系數(shù)中的信號(hào)分量進(jìn)行重構(gòu),重組反射行波信號(hào),實(shí)現(xiàn)對(duì)高壓配電線路行波信號(hào)降噪處理。

        2 配電線路絕緣故障測(cè)距定位

        接下來(lái)通過(guò)信號(hào)傳導(dǎo)波形特征,識(shí)別到絕緣故障信號(hào)。以信號(hào)傳導(dǎo)時(shí)間為橫坐標(biāo),以高壓配電線路信號(hào)值為縱坐標(biāo),建立高壓配電線路行波圖,將每個(gè)時(shí)間點(diǎn)對(duì)應(yīng)的信號(hào)值映射到以上建立二維坐標(biāo)系中??紤]到實(shí)際中高壓配電線路行波傳導(dǎo)線上傳播并非無(wú)損耗傳導(dǎo),行波在不同的媒介間傳遞,由于電磁場(chǎng)的能量相互轉(zhuǎn)換會(huì)產(chǎn)生損耗,因此高壓配電線路行波符合衰減規(guī)律,其用公式表示為:,式中:y為高壓配電線路行波衰減系數(shù);W為脈沖源發(fā)射的行波信號(hào)幅值;G為行波傳導(dǎo)空間的電場(chǎng)能量分布;S為高壓配電線路波阻抗。

        根據(jù)高壓配電線路的電容與電感可以推導(dǎo)出線路的波阻抗,公式為:,式中:L為高壓配電線路的電容;C為高壓配電線路的電感。根據(jù)行波傳導(dǎo)衰減規(guī)律,確定每個(gè)時(shí)間節(jié)點(diǎn)的行波信號(hào)值,其計(jì)算公式為:

        式中:K(x,t)為在t時(shí)刻高壓配電線路的行波信號(hào)值;x為高壓配電線路行波傳導(dǎo)距離;K-為以脈沖源為起點(diǎn)沿高壓配送線路反方向傳導(dǎo)的行波;v為高壓配送線路反射行波速度;K+為以脈沖源為起點(diǎn)沿高壓配送線路正方向傳導(dǎo)的行波。

        利用以上公式將線路行波信號(hào)值映射到二維坐標(biāo)系中,生成高壓配電線路行波圖,根據(jù)行波圖確定高壓配電線路行波信號(hào)幅值。根據(jù)實(shí)際情況設(shè)定故障信號(hào)識(shí)別閾值,如果行波信號(hào)幅值大于閾值,則表示該時(shí)刻高壓配電線路行波信號(hào)發(fā)生跳變,信號(hào)波動(dòng)異常,此時(shí)線路發(fā)生絕緣故障,對(duì)應(yīng)的行波信號(hào)為故障信號(hào);反之,則表示高壓配電線路處于正常運(yùn)行狀態(tài),檢測(cè)信號(hào)為正常信號(hào)。

        提取到異常信號(hào),根據(jù)異常信號(hào)傳導(dǎo)速度、時(shí)間,確定高壓配電線路絕緣故障點(diǎn)距離,其計(jì)算公式為:H=v|t1-t2|,式中:H為高壓配電線路絕緣故障距離;t1為發(fā)射脈沖時(shí)間;t2為反射脈沖時(shí)間。以此定位到絕緣故障的具體位置,進(jìn)而完成基于行波技術(shù)的高壓配電線路絕緣故障定位。

        3 試驗(yàn)論證

        3.1 試驗(yàn)準(zhǔn)備與設(shè)計(jì)

        為驗(yàn)證所提方法的可行性與可靠性,選擇某高壓配電線路為試驗(yàn)對(duì)象,該高壓配電線路總長(zhǎng)為7000m,線路數(shù)量為7條,線纜直徑為3.5m,線路使用時(shí)間比較長(zhǎng),部分區(qū)域已經(jīng)出現(xiàn)明顯老化現(xiàn)象,絕緣故障率較高,符合實(shí)驗(yàn)需求,利用本文設(shè)計(jì)方法對(duì)該高壓配電線路絕緣故障定位。選擇兩種傳統(tǒng)方法作為對(duì)比,分別為基于機(jī)器視覺(jué)和基于改進(jìn)決策樹(shù),用傳統(tǒng)方法1與傳統(tǒng)方法2表示。

        根據(jù)該高壓配電線路實(shí)際情況,試驗(yàn)準(zhǔn)備了一臺(tái)行波法定位裝置,將脈沖源寬度設(shè)定為110ns,脈沖信號(hào)發(fā)射頻率設(shè)定為2.15Hz,高速采集器采樣頻率設(shè)定為2.15Hz,采樣周期設(shè)定為0.05s,采樣范圍設(shè)定為500us。本次實(shí)驗(yàn)共采集到100份信號(hào)樣本,按照上述流程對(duì)信號(hào)小波變換、故障信號(hào)識(shí)別、故障測(cè)距定位,具體定位結(jié)果描述如下。

        配電線路1,故障電流波形幅度為3.46V,測(cè)距值為456.15m;配電線路2,故障電流波形幅度為5.26V,測(cè)距值為604.86m;配電線路3,故障電流波形幅度為6.24V,測(cè)距值為286.25m;配電線路4,故障電流波形幅度為4.52V,測(cè)距值為395.84m;配電線路5,故障電流波形幅度為3.86V,測(cè)距值為529.71m;配電線路6,故障電流波形幅度為4.48V,測(cè)距值為764.56m;配電線路7,故障電流波形幅度為5.25V,測(cè)距值為128.99m。本文設(shè)計(jì)方法基本可以完成高壓配電線路絕緣故障定位任務(wù),以下對(duì)具體的故障定位效果進(jìn)行對(duì)比分析。

        3.2 試驗(yàn)結(jié)果與討論

        試驗(yàn)以定位絕對(duì)誤差為三種方法性能評(píng)價(jià)指標(biāo),絕對(duì)誤差越大,高壓配電線路絕緣故障定位精度越低,其計(jì)算公式為:,式中:F為高壓配電線路絕緣故障定位絕對(duì)誤差;c為絕緣故障測(cè)距值;s為實(shí)際絕緣故障距離。本次試驗(yàn)以干擾頻率為變量,在對(duì)高壓配電線路絕緣故障定位過(guò)程中,使用AOIH干擾設(shè)備對(duì)行波進(jìn)行干擾,每種干擾水平下采集1個(gè)故障樣本,利用上述公式計(jì)算出不同干擾水平下絕緣故障定位絕對(duì)誤差,使用電子表格對(duì)試驗(yàn)數(shù)據(jù)記錄,具體數(shù)據(jù)見(jiàn)表1。

        表1 三種方法絕對(duì)誤差對(duì)比(%)

        從表1可看出,設(shè)計(jì)方法定位絕對(duì)誤差相對(duì)比較小,雖然三種方法定位絕對(duì)誤差值均隨著干擾水平的增加而不斷增長(zhǎng),但設(shè)計(jì)方法絕對(duì)誤差增長(zhǎng)幅度比較小,當(dāng)行波干擾水平達(dá)到7.15Hz時(shí),設(shè)計(jì)方法絕對(duì)誤差僅為0.19%,數(shù)值較小,基本可忽略不計(jì),絕緣故障定位結(jié)果基本與實(shí)際一致,設(shè)計(jì)方法可以將絕對(duì)誤差控制在1%以內(nèi),說(shuō)明設(shè)計(jì)方法可實(shí)現(xiàn)對(duì)高壓配電線路絕緣故障高精度定位;而兩種傳統(tǒng)方法絕對(duì)誤差均隨著行波干擾水平的提升而大幅度增長(zhǎng),當(dāng)行波干擾水平達(dá)到7.15Hz時(shí),傳統(tǒng)方法1與傳統(tǒng)方法2絕對(duì)誤差分別為21.46%、20.36%,遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于設(shè)計(jì)方法,因此證明在定位精度方面設(shè)計(jì)方法更佳。

        為進(jìn)一步驗(yàn)證設(shè)計(jì)方法的適用性,對(duì)三種方法定位耗時(shí)進(jìn)行對(duì)比。試驗(yàn)以故障點(diǎn)距離為變量,記錄不同故障點(diǎn)距離情況下三種方法故障定位耗時(shí),根據(jù)記錄的數(shù)據(jù)繪制三種方法絕緣故障定位耗時(shí)對(duì)比圖如圖1所示。

        圖1 三種方法絕緣故障定位耗時(shí)對(duì)比圖

        從圖1可以看出,設(shè)計(jì)方法絕緣故障定位耗時(shí)相對(duì)比較短,雖然三種方法定位耗時(shí)均隨著故障點(diǎn)距離的增加而不斷延長(zhǎng),但是設(shè)計(jì)方法相對(duì)于兩種傳統(tǒng)方法定位耗時(shí)更短一些,時(shí)間延長(zhǎng)比例比較小,當(dāng)對(duì)800m故障點(diǎn)定位時(shí)設(shè)計(jì)方法耗時(shí)僅2.56s,比傳統(tǒng)方法1提前將近6s,以傳統(tǒng)方法2提前將近9s,設(shè)計(jì)方法定位速度更快一些。因此,本次試驗(yàn)證明了無(wú)論是在精度方面還是在速度方面,設(shè)計(jì)方法均表現(xiàn)出明顯的優(yōu)勢(shì),相比較兩種傳統(tǒng)方法更適用于高壓配電線路絕緣故障定位,具有良好的定位效果。

        4 結(jié)語(yǔ)

        針對(duì)傳統(tǒng)方法存在的不足與缺陷,將行波技術(shù)應(yīng)用到高壓配電線路絕緣故障定位中,設(shè)計(jì)了一套全新的定位方法,有效降低了絕緣故障定位絕對(duì)誤差,以及提高了故障定位效率,實(shí)現(xiàn)了對(duì)傳統(tǒng)方法的優(yōu)化與創(chuàng)新。本次研究為高壓配電線路絕緣故障定位提供了參考依據(jù),有助于提高高壓配電線路絕緣故障定位工作的智能化與自動(dòng)化,提高絕緣故障定位技術(shù)水平。但是本文研究方法尚在實(shí)際中得到大量操作與實(shí)踐,在某些方面可能存在一些不足之處,今后會(huì)在方法優(yōu)化設(shè)計(jì)方法展開(kāi)進(jìn)一步研究,為高壓配電線路絕緣故障定位提供有力的理論支撐。

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