智能電網(wǎng)行波故障測(cè)距系統(tǒng)的應(yīng)用方法探討

穆杉

摘要：故障測(cè)距系統(tǒng)的構(gòu)成部分主要有兩種，第一種為終端裝置，第二種為主站。隨著電力電子技術(shù)的快速發(fā)展，在電網(wǎng)建設(shè)中也融入了智能化技術(shù)，基于智能電網(wǎng)的構(gòu)建也相應(yīng)的產(chǎn)生了智能變電站，在變電站內(nèi)部的故障測(cè)距系統(tǒng)終端裝置中使用了不同的采樣方式，并利用不同的裝置解決了以往的通訊問題。本文分析了智能電網(wǎng)和傳統(tǒng)故障測(cè)距系統(tǒng)之間存在的差異，探討了在測(cè)距主站中如何保障測(cè)距系統(tǒng)可靠運(yùn)行的有效措施，并提出了可以對(duì)故障進(jìn)行智能化分析的系統(tǒng)，提高了電網(wǎng)故障的診斷效率。

關(guān)鍵詞：智能電網(wǎng);行波故障;測(cè)距系統(tǒng);應(yīng)用方法

行波故障測(cè)距系統(tǒng)是使用極其廣泛的一種系統(tǒng)，和傳統(tǒng)的阻抗測(cè)距法相比，具有準(zhǔn)確度高、可靠性高的優(yōu)勢(shì)，特別是在遼寧等地區(qū)已然形成了完善的測(cè)距系統(tǒng)。智能電網(wǎng)建設(shè)速度的不斷提高，使得智能電網(wǎng)的規(guī)劃和建設(shè)范圍都有所擴(kuò)大，因此為了保證穩(wěn)定供電和人們生活的正常運(yùn)行，就必須要在電力系統(tǒng)發(fā)生故障之后，在最短時(shí)間內(nèi)完成供電恢復(fù)。在這種情況下傳統(tǒng)的測(cè)距方法體現(xiàn)了極大的劣勢(shì)，必須要根據(jù)智能電網(wǎng)的特點(diǎn)設(shè)計(jì)符合實(shí)際故障檢測(cè)需求的測(cè)距系統(tǒng)。

一、傳統(tǒng)測(cè)距系統(tǒng)存在問題

第一，傳統(tǒng)的測(cè)距方法在信號(hào)接入方式方面存在著落后的現(xiàn)象。目前很多變電站內(nèi)的測(cè)距終端裝置無法和電子式的互感器信號(hào)相匹配，導(dǎo)致二者無法進(jìn)行連接[1]。并且在采樣的過程中需要把信號(hào)電纜放置于控制室的內(nèi)部，才能夠開展集中式采樣工作，降低了采樣的效率，也無法滿足智能化變電站對(duì)技術(shù)的要求。第二，無法完成高效的信息共享。在傳統(tǒng)的測(cè)距系統(tǒng)中會(huì)通過各種協(xié)議將測(cè)距結(jié)果上傳，但是測(cè)距系統(tǒng)的錄波數(shù)據(jù)無法向其他不同的裝置或者系統(tǒng)進(jìn)行數(shù)據(jù)傳輸，相應(yīng)的也無法從其他裝置中或者系統(tǒng)中獲取數(shù)據(jù)。第三，沒有對(duì)電網(wǎng)的整體數(shù)據(jù)和信息進(jìn)行有效的利用。傳統(tǒng)的測(cè)距系統(tǒng)只會(huì)考慮到在輸電線路左右兩側(cè)的數(shù)據(jù)，因此導(dǎo)致算法無法對(duì)電網(wǎng)整體的數(shù)據(jù)進(jìn)行合理的應(yīng)用，導(dǎo)致系統(tǒng)運(yùn)行的可靠性受到影響，也縮小了系統(tǒng)的使用范圍。

二、智能電網(wǎng)故障測(cè)距系統(tǒng)構(gòu)成

在智能電網(wǎng)下故障測(cè)距系統(tǒng)仍然是以原有系統(tǒng)為基礎(chǔ)進(jìn)行構(gòu)建的[2]。測(cè)距終端裝置主要負(fù)責(zé)的工作內(nèi)容是采集電力系統(tǒng)或者電網(wǎng)在運(yùn)行過程中產(chǎn)生的數(shù)據(jù)，并通過設(shè)定好的方式和途徑發(fā)送到相應(yīng)的位置。測(cè)距主站則是負(fù)責(zé)對(duì)數(shù)據(jù)和信息進(jìn)行計(jì)算和分析，并對(duì)外進(jìn)行信息發(fā)布。測(cè)距主站具有就地配置的特點(diǎn)，但是為了減輕后期主站維修和管理的工作壓力和難度會(huì)選擇在遠(yuǎn)方進(jìn)行測(cè)距主站的配置。如果故障測(cè)距系統(tǒng)均選擇就地配置的時(shí)候則會(huì)將其組合后的結(jié)構(gòu)統(tǒng)一稱之為測(cè)距裝置。

三、智能電網(wǎng)行波故障測(cè)距系統(tǒng)的應(yīng)用

（一）故障測(cè)距裝置

1.裝置結(jié)構(gòu)以及信號(hào)接入

為了保障輸電線路的穩(wěn)定運(yùn)行，需要對(duì)輸電線路所遇到的故障進(jìn)行及時(shí)處理，因此需要對(duì)測(cè)距系統(tǒng)進(jìn)行不斷的完善，保證可以在短時(shí)間內(nèi)尋找到發(fā)生故障的位置[3]。智能電網(wǎng)的變電站通過分層分布的方式來設(shè)計(jì)裝置的整體結(jié)構(gòu)，根據(jù)功能不同的特點(diǎn)分為設(shè)備層和間隔層兩種設(shè)備。且智能變電站的測(cè)距裝置會(huì)根據(jù)本身所攜帶的數(shù)據(jù)完成單元采集工作，達(dá)到了就地采樣的效果，在此之后可以利用合并單元使其達(dá)到時(shí)間同步。在完成同步工作后利用光纖將數(shù)據(jù)傳輸給測(cè)距主站，主站對(duì)數(shù)據(jù)實(shí)施后續(xù)的一系列處理，只需要通過網(wǎng)絡(luò)即可完成，不需要再次鋪設(shè)其他的電纜裝置。在測(cè)距裝置中負(fù)責(zé)信號(hào)采樣的結(jié)構(gòu)頻率可以達(dá)到500kHz之上，相對(duì)于傳統(tǒng)的裝置而言頻率大幅度提升，因此在實(shí)際的施工過程中會(huì)利用自定義協(xié)議完成數(shù)據(jù)傳輸工作。傳統(tǒng)和智能變電站中的合并單元存在著較大的差異，需要通過文件來達(dá)到數(shù)據(jù)共享的效果。信號(hào)接入方式的選擇需要建立在傳感原理以及采集器安裝手段之上，整體結(jié)構(gòu)仍然為分布式。

2.IEC61850標(biāo)準(zhǔn)通信

在故障測(cè)距系統(tǒng)的通信裝置設(shè)置過程中，會(huì)設(shè)置站內(nèi)以及站間共兩個(gè)部分的通信裝置，其中站內(nèi)通信的建設(shè)是與傳統(tǒng)故障測(cè)距系統(tǒng)有明顯差異的一部分[4]。智能變電中測(cè)距裝置利用以IEC61850為標(biāo)準(zhǔn)的MMS通信模式，可以將測(cè)距裝置的信息進(jìn)行上傳到不同的平臺(tái)之中。GOOSE是能夠及時(shí)采集到不同開關(guān)情況數(shù)據(jù)的通信部分，需要建立在準(zhǔn)確的建模以及標(biāo)準(zhǔn)通信的完成。建模過程中需要注意的兩大要點(diǎn)分別為：（1）設(shè)計(jì)服務(wù)模型，要想實(shí)現(xiàn)IED所具有的通信功能，必須要保證GOOSE的通信服務(wù)以及定制組操作等其他通信服務(wù)的落實(shí)。定制組操作、報(bào)告控制功能以及日志功能是必不可少的重要功能，其余的功能可以在現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行配置。（2）明確具體的邏輯節(jié)點(diǎn)，要求在邏輯設(shè)備的內(nèi)部必須要含有三個(gè)種類的 邏輯節(jié)點(diǎn)。明確數(shù)據(jù)對(duì)象時(shí)可以結(jié)合具體的工程情況對(duì)數(shù)據(jù)對(duì)象進(jìn)行自由化的配置。在實(shí)現(xiàn)標(biāo)準(zhǔn)通信時(shí)需要先將日志進(jìn)行初始化、內(nèi)存進(jìn)行初始化、底層通信功能進(jìn)行初始化，之后對(duì)有關(guān)文件進(jìn)行解析，結(jié)合所生成的對(duì)象空間完成通信服務(wù)。

（二）故障測(cè)距系統(tǒng)主站

主站具有信息共享的特點(diǎn)，可以使用暫態(tài)電氣量的手段達(dá)到對(duì)故障實(shí)施初步診斷的效果，并且還可以從中提取出發(fā)生故障的主要原因[5]。主站可以對(duì)一定區(qū)域范圍內(nèi)的終端數(shù)據(jù)進(jìn)行調(diào)用，能夠保證電網(wǎng)可以利用自適應(yīng)的方式完成參數(shù)修正。測(cè)距主站的應(yīng)用包括三個(gè)要點(diǎn)：（1）故障分析系統(tǒng)，即對(duì)故障的出現(xiàn)原因進(jìn)行分析，根據(jù)具體的電流波形進(jìn)行判定，常見的原因包括雷電擊穿、短路、短線或者站內(nèi)設(shè)備損壞等。（2）故障定位系統(tǒng)，能夠及時(shí)尋找到發(fā)生故障的區(qū)域，但是測(cè)距終端裝置的應(yīng)用效果、GPS時(shí)差會(huì)影響到定位系統(tǒng)的工作效果，隨著智能電網(wǎng)快速建設(shè)，這種因素所產(chǎn)生的影響也持續(xù)提升。（3）能夠做到對(duì)線路長(zhǎng)度進(jìn)行自主適應(yīng)的測(cè)距方法。在實(shí)際電路系統(tǒng)運(yùn)行的過程中，經(jīng)常會(huì)由于線路長(zhǎng)度錯(cuò)誤而影響到測(cè)距的精度，可以利用區(qū)域電網(wǎng)對(duì)線路的實(shí)際長(zhǎng)度進(jìn)行核對(duì)和檢驗(yàn)，或者選擇單端測(cè)距法也可核對(duì)出正確的線路長(zhǎng)度。未來集成化技術(shù)將會(huì)在智能電網(wǎng)中有著更多的應(yīng)用，因此之后電力行業(yè)會(huì)選擇建設(shè)統(tǒng)一式的測(cè)距主站，對(duì)于電力行業(yè)的健康發(fā)展和電力系統(tǒng)運(yùn)行穩(wěn)定性的提高均有重要意義[6]。

結(jié)束語：

行波故障測(cè)距系統(tǒng)目前已然成為了一種較為成熟的故障檢測(cè)技術(shù)，在電力系統(tǒng)的故障檢測(cè)工作中占有較大的比重。近年來，電力行業(yè)紛紛引進(jìn)各種自動(dòng)化技術(shù)以及新型的通信技術(shù)，為測(cè)距系統(tǒng)的快速發(fā)展和進(jìn)步提供了重要的數(shù)據(jù)支持。目前在智能電網(wǎng)的變電站內(nèi)部會(huì)選擇分層分布的方式來組織測(cè)距終端裝置的結(jié)構(gòu)，并且也利用這種方式進(jìn)行集中采樣工作，可以和電子式的互感器進(jìn)行連接。測(cè)距系統(tǒng)的終端裝置通信水平也大幅度提高，可以滿足IEC61850所提出的標(biāo)準(zhǔn)和要求。

參考文獻(xiàn)：

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