基于故障分量计算的高压长线故障测距方法研究*

doi:10.11985/2020.03.015

基于故障分量计算的高压长线故障测距方法研究^*

李澄^,, 邵亮^,

国网无锡供电公司无锡 214061

Research on High Voltage Long Line Fault Location Method Based on Fault Component Calculation

LI Cheng^,, SHAO Liang^,

State Grid Wuxi Power Supply Company, Wuxi 214061

收稿日期: 2020-03-3 修回日期: 2020-06-29 网络出版日期: 2020-09-25

基金资助:

* 国家电网公司科技. 5100201940013A

Received: 2020-03-3 Revised: 2020-06-29 Online: 2020-09-25

作者简介 About authors

李澄,男,1987年生,硕士,工程师。主要研究方向为电网调度。E-mail：jylicheng-15@163.com

邵亮,男,1976年生,硕士,高级工程师。主要研究方向为电网调度。E-mail：shao_liang@163.com

摘要

故障测距是一种自动测定线路故障点位置的技术,能有效提升巡线效率和保障快速恢复供电。准确性是对故障测距装置最重要的要求,不准确的测距信息会加大输电巡线工作难度。针对过渡电阻和线路参数变化容易引起测距结果偏差大的问题,提出了一种基于故障分量法计算的高压长线故障测距方法。该方法在高压长线路的集中参数模型基础上,利用故障分量法推导出简易测距方程,给出了故障距离比的表达式,并在线路保护装置上实现了测距方法的功能应用。试验结果表明,该方法测距精度优良,最大偏差为150 m,不易受过渡电阻和参数变化影响,能适用于各种短路故障。

关键词： 故障分量 ; 参数变化 ; 过渡电阻 ; 故障测距

Abstract

Fault location is a technology that automatically determines the location of line fault points, which can effectively improve the efficiency of line inspection and ensure the rapid restoration of power supply. Accuracy is the most important requirement for fault ranging devices. Inaccurate ranging information will increase the difficulty of power transmission line inspection. A high voltage long line fault location method based on fault component calculation is proposed to solve the problem that the transition resistance and line parameters can easily cause large deviations in ranging results. Fault location method for long-distance high voltage calculated based on fault component method. Based on the centralized parameter model of high-voltage long lines, the function application of fault location method on the line protection device is realized, with a simple ranging equation is derived by using the fault component method and the expression of the fault distance ratio is obtained. The test results show that the method has good ranging accuracy, the maximum deviation is 150 m, the method is not easily affected by the transition resistance and parameter changes, and can be applied to various short-circuit faults.

Keywords： Fault component ; parameter change ; transition resistance ; fault location

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本文引用格式

李澄, 邵亮. 基于故障分量计算的高压长线故障测距方法研究^*. 电气工程学报[J], 2020, 15(3): 113-119 doi:10.11985/2020.03.015

LI Cheng, SHAO Liang. Research on High Voltage Long Line Fault Location Method Based on Fault Component Calculation. Journal of Electrical Engineering[J], 2020, 15(3): 113-119 doi:10.11985/2020.03.015

1 引言

可靠的输电线路易受大风、雷电、覆冰、山火等自然灾害和外力破坏因素影响引起停运,相应线路保护装置^[1]或故障录波系统^[2]给出的测距信息经常偏差很大,巡线人员无法及时准确地找到故障位置,延缓了线路修复时间,存在长时间停电的风险。

物理模型变化、线路结构复杂、采样测量误差及理论算法局限,易导致传统测距方法精度降低。考虑电弧放电、多端柔性直流输电时,故障分析的物理模型发生了改变。直流电网区内双极短路故障定位方法^[3]对电流量采样要求高,精确的电弧模型构建方法^[4]仅契合单端阻抗测距。

现代电力线路呈现多端、多分支、多回路、混合等复杂的特征,给准确、有效测距带来了挑战。三端电力传输线新型故障定位技术^[5,6,7]未考虑分支接点附近测距死区的问题,文献[8]提出的方法虽然能有效减小测距死区的范围,但同多分支线^[9]、同塔双回T型线^[10]、两端四回路线^[11]以及多分支混合线路^[12]的故障定位方法一样,都是将故障定位问题转换为优化问题,存在迭代搜索求解困难的问题。

数据采集测量不同步、线路参数不确定也会带来测距误差。广域故障定位法^[13]和在线校准电压互感器法^[14]需要依赖同步相量测量单元,基于参数修正的测距方法^[15]仅适用于线路发生非对称故障,两端行波法^[16]、在线监测终端电压法^[17]需要可靠地提取信号,自适应故障测距方法^[18]不受故障类型的影响,但是需要先识别故障的类型。

此外,多源和单源配电网故障定位理论^[19,20]和串联电容器补偿传输线故障定位算法^[21]的应用范围单一,无法灵活地适用于常规高压输电线路。

文章基于故障分量计算方法提出了一种无需已知线路基本参数的双端故障测距方法。该方法采用电路分析中的叠加定理,由故障分量计算方法推导出新的故障测距方程,得到了求解故障距离的解析式,从原理上实现了测距结果与线路基本参数无关。最后,试验的结果表明,该方法简便可行,测距精度高,能克服过渡电阻和线路参数变化的影响。

2 故障分量法测距原理

2.1 线路物理模型

输电网络承担着电能输送的重要任务,高压线路作为其重要组成部分之一,主要功能是传导电流。考虑到线路走廊、组成结构、电磁耦合等实际情况,通常采用由阻抗和导纳构成的基本电路来近似地表示线路的物理模型。

高压传导线路的长度不同,相应的线路物理模型也不一样。对于百公里以上的架空线或电缆线,因全线分布电容无法忽略,需要用同时含有阻抗、导纳参数的分布参数线路模型表示;对于百公里以内的架空线或电缆线,可忽略全线分布电容的影响,用简单的阻抗参数表示线路模型即可满足电网实时运行状态分析。如图1所示是用阻抗参数来表示线路的基本物理模型示意图。

图1

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图1 阻抗线路模型

阻抗线路模型一侧以P为起始位置,线路单位长度阻抗为Z,已知P处的电压U_p、电流I_p,则在线路上距离P侧任意长度x km的位置上电压U_x、电流I_x分别为

(1)$\left\{ \begin{align} & {{U}_{x}}={{U}_{\text{P}}}-xZ{{I}_{\text{P}}} \\ & {{I}_{x}}={{I}_{\text{P}}} \\ \end{align} \right.$

从式(1)中可以看出,在阻抗线路物理模型下,线路上任意位置的沿线电压U_x与起始位置电压U_p、起始位置电流I_p、线路单位长度阻抗Z以及任意位置距离起始侧P的长度x有关,沿线电流I_x处处都相等。

2.2 故障分量计算

长度为L的输电线路连接于厂站P、Q之间,采用单线形式表示三相输电线路,以E_P、E_Q为电源的双端输电系统如图2所示。

图2

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图2 双电源系统

线路故障点F距厂站P侧的故障距离为x,U_p是故障线路所连厂站P侧母线电压;U_Q是故障线路所连厂站Q侧母线电压;I_p是故障线路所连厂站P侧电流;I_Q是故障线路所连厂站Q侧电流,如图3a所示,是系统故障状态。

图3

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图3 系统故障分量的分解

电网发生故障后,相应的故障信息通过对电气量的影响而体现^[22],可利用叠加定理将电路的故障状态(图3a)分解为正常状态(图3b)和故障分量状态(图3c)的叠加进行分析计算。以P侧为例,则

(2)$\left\{ \begin{align} & {{U}_{\text{P}}}={{U}_{\text{Pfg}}}\text{+}\Delta {{U}_{\text{P}}} \\ & {{I}_{\text{P}}}={{I}_{\text{Pfg}}}\text{+}\Delta {{I}_{\text{P}}} \\ \end{align} \right.$

式中,${{U}_{\text{P}}}$是故障状态P侧母线电压;${{U}_{\text{Pfg}}}$是正常状态P侧母线电压;$\Delta {{U}_{\text{P}}}$是故障分量状态的P侧母线电压;${{I}_{\text{P}}}$是故障状态P侧电流;${{I}_{\text{Pfg}}}$是正常状态P侧电流;$\Delta {{I}_{\text{P}}}$是故障分量状态的P侧电流。

同理,在Q侧满足

(3)$\left\{ \begin{align} & {{U}_{\text{Q}}}={{U}_{\text{Qfg}}}\text{+}\Delta {{U}_{\text{Q}}} \\ & {{I}_{\text{Q}}}={{I}_{\text{Qfg}}}\text{+}\Delta {{I}_{\text{Q}}} \\ \end{align} \right.$

式中,${{U}_{\text{Q}}}$是故障状态Q侧母线电压;${{U}_{\text{Qfg}}}$是正常状态Q侧母线电压;$\Delta {{U}_{\text{Q}}}$是故障分量状态的Q侧母线电压;${{I}_{\text{Q}}}$是故障状态Q侧电流;${{I}_{\text{Qfg}}}$是正常状态Q侧电流;$\Delta {{I}_{\text{Q}}}$是故障分量状态的Q侧电流。

因此,可通过式(2)~(3)计算得到故障分量$\Delta {{U}_{\text{P}}}$、$\Delta {{I}_{\text{P}}}$、$\Delta {{U}_{\text{Q}}}$、$\Delta {{I}_{\text{Q}}}$如式(4)所示

(4)$\left\{ \begin{align} & \Delta {{U}_{\text{P}}}={{U}_{\text{P}}}-{{U}_{\text{Pfg}}} \\ & \Delta {{U}_{\text{Q}}}={{U}_{\text{Q}}}-{{U}_{\text{Qfg}}} \\ & \Delta {{I}_{\text{P}}}={{I}_{\text{P}}}-{{I}_{\text{Pfg}}} \\ & \Delta {{I}_{\text{Q}}}={{I}_{\text{Q}}}-{{I}_{\text{Qfg}}} \\ \end{align} \right.$

2.3 故障分量法测距

图4是输电线路发生故障的等值电路图,采用R-L参数模型来表示线路,不考虑分布电容影响。假设线路单位长度阻抗为Z,则

(5)$\left\{ \begin{align} & {{U}_{\text{PF}}}={{U}_{\text{P}}}-x{{I}_{\text{P}}}Z \\ & {{U}_{\text{QF}}}={{U}_{\text{Q}}}-(L-x){{I}_{\text{Q}}}Z \\ \end{align} \right.$

式中,${{U}_{\text{PF}}}$是由厂站P侧数据计算至故障点的电压;${{U}_{\text{QF}}}$是由厂站Q侧数据计算至故障点的电压。

图4

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图4 线路故障等值图

考虑厂站P的电气量数据${{U}_{\text{P}}}$、${{I}_{\text{P}}}$与厂站Q的电气量数据${{U}_{\text{Q}}}$、${{I}_{\text{Q}}}$已同步,按照电路原理计算到故障点的电压相等原理有

(6)${{U}_{\text{PF}}}={{U}_{\text{QF}}}$

将式(5)中的${{U}_{\text{PF}}}$、${{U}_{\text{QF}}}$代入式(6),可得

(7)${{U}_{\text{P}}}-{{U}_{\text{Q}}}=\left( x({{I}_{\text{P}}}+{{I}_{\text{Q}}})-L{{I}_{\text{Q}}} \right)Z$

即有$x$与线路全长$L$的比${x}/{L}\;$为

(8)$\frac{x}{L}=\frac{{{U}_{\text{P}}}-{{U}_{\text{Q}}}}{Z({{I}_{\text{P}}}+{{I}_{\text{Q}}})L}+\frac{{{I}_{\text{Q}}}}{{{I}_{\text{P}}}+{{I}_{\text{Q}}}}$

从式(8)可以看出,测距结果的故障距离比${x}/{L}\;$.与PQ两侧电气量数据${{U}_{\text{P}}}$、${{I}_{\text{P}}}$、${{U}_{\text{Q}}}$、${{I}_{\text{Q}}}$及线路参数Z、L有关。

依据叠加定理分析可知,故障后的全电量状态由正常状态分量和故障分量组成,在故障分量状态网络中,有式(9)成立

(9)$\Delta {{U}_{\text{P}}}-\Delta {{U}_{\text{Q}}}=[x(\Delta {{I}_{\text{P}}}+\Delta {{I}_{\text{Q}}})-L\Delta {{I}_{\text{Q}}}]Z$

式中,$\Delta {{U}_{\text{P}}}$为P侧电压故障分量;$\Delta {{U}_{\text{Q}}}$为Q侧电压故障分量;$\Delta {{I}_{\text{P}}}$为P侧电流故障分量;$\Delta {{I}_{\text{Q}}}$为Q侧电流故障分量。

联立式(7)、(9)消去$Z$,可解得故障距离x与线路全长L的比值$x/L$为

(10)$\frac{x}{L}=\frac{({{U}_{\text{P}}}-{{U}_{\text{Q}}})\Delta {{I}_{\text{Q}}}-(\Delta {{U}_{\text{P}}}-\Delta {{U}_{\text{Q}}}){{I}_{\text{Q}}}}{({{U}_{\text{P}}}-{{U}_{\text{Q}}})(\Delta {{I}_{\text{P}}}+\Delta {{I}_{\text{Q}}})-(\Delta {{U}_{\text{P}}}-\Delta {{U}_{\text{Q}}})({{I}_{\text{P}}}+{{I}_{\text{Q}}})}$

从式(10)中可看出,$x/L$仅与线路两侧的电压电流及其故障分量有关,而与线路单位长度阻抗$Z$无关。

3 数据通信与算法介绍

3.1 数据通信

提出的故障分量法测距方法需要考虑线路双侧数据同步的问题,目前,高压线路上已广泛采用光纤分相电流差动保护,而线路的光纤分相电流差动保护装置可以同时获得线路电流及母线电压数据。因此,可以在高压输电线路保护装置中实现测距功能的具体应用。

线路两侧开关BRK1、BRK2,开关BRK1侧线路保护装置为PSL603U1,开关BRK2侧线路保护装置为PSL603U2,实际接线如图5所示。

图5

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图5 数据通信及配置

装置均需要同步获取线路两侧的模拟量信息来进行测距计算。在现有的保护配置原则下,光纤差动保护通过光纤纵向通道能够与本线的对侧线路保护装置完成同步,即现有的线路能够交互本线路两侧的信息。

不改变现有保护的配置原则,仍然按照间隔来配置线路保护,线路单独配置完整独立的线路保护装置,线路保护均配置有主保护、后备保护及测距功能。

3.2 算法介绍

图6为算法的程序流程图,主要有以下步骤。

步骤 1：线路发生故障后,相应的故障录波测距程序启用,流程开始。

步骤2：采集P、Q两侧电压${{U}_{\text{P}}}$、${{U}_{\text{Q}}}$,电流${{I}_{\text{P}}}$、${{I}_{\text{Q}}}$等相量数据。

步骤3：经过全周期傅里叶滤波,计算P、Q两侧电压故障分量$\Delta {{U}_{\text{P}}}$、$\Delta {{U}_{\text{Q}}}$,电流故障分量$\Delta {{I}_{\text{P}}}$、$\Delta {{I}_{\text{Q}}}$相量数据。

步骤 4：依据式(10)计算(取计算结果复数的实数部分为结果)得到故障距离$x$与线路全长L的比值$x/L$。

步骤5：输出$x$。

步骤6：流程结束。

图6

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图6 程序流程图

4 仿真及试验结果

4.1 试验环境

在RTDS实验室中搭建图7所示的220 kV三相单回输电线路模型,线路长度为60 km,试验系统接线如图7a、7b所示。试验中两侧开关的跳闸合闸均由保护来控制,线路保护装置安装于线路PQ上,装置通过纵向光纤通道与对侧保护进行通信。

图7

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图7 系统仿真模型

线路PQ两侧的开关分别为BRK1和BRK2,线路基本参数如表1所示。双电源系统中P侧电厂机组200 MW;Q侧变电站主变容量200 MVA,负荷100 MW。

表1 线路参数

基本参数	正序	零序
阻抗/(Ω/km)	0.07	0.45
感抗/(Ω/km)	0.5	1.3
并联电容/(MΩ·km)	0.51	0.77

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4.2 测试结果及分析

将由式(10)计算得到的结果$x/L$记为${{x}_{\text{S}}}$,实际故障距离为${{x}_{\text{T}}}$,试验中数据采集后采用全周期傅里叶滤波算法,在不同故障位置下发生单相接地短路故障时,表2为PQ两侧保护装置记录的测距信息。可以看出,长度为60 km的线路故障测距结果误差最大值为0.05 km,最小值为0,测距精度良好。

表2 不同位置故障的测距结果

故障位置/km	x_T/km			x_S/km
故障位置/km	P	Q		P	Q
0	0	60	0.00		60.00
8	8	52	8.03		51.97
16	16	44	15.99		44.01
24	24	36	24.00		36.00
32	32	28	32.05		27.95
40	40	20	39.99		20.01
48	48	12	47.99		12.01
56	56	4	56.01		3.99

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表3记录了过渡电阻R_g由10 Ω逐渐增大为300 Ω时,线路在距离P侧30 km处发生单相接地短路故障时两侧保护装置的测距信息。从表3中可知,测距结果误差最大值为0.08 km,最小值为0,测距精度良好。

表3 不同过渡电阻的测距结果

R_g/Ω	x_T/km			x_S/km
R_g/Ω	P	Q		P	Q
10	30	30	29.99		30.01
50	30	30	30.00		30.00
100	30	30	29.99		30.01
150	30	30	29.92		30.08
200	30	30	30.00		30.00
300	30	30	29.95		30.05

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为验证线路参数变化对测距误差的影响,将本次试验线路的单位长度阻抗定值进行修改,实际值为33 Ω。在线路距离P侧40 km处发生不同类型短路故障时,将线路单位长度阻抗定值由33 Ω整定为50 Ω、100 Ω,表4、5分别记录两侧保护原装置和新装置的测距信息。当线路参数为固定实际值33 Ω时,原装置测距结果误差最大值为0.10 km、最小值为0.02 km;新装置测距结果误差最大值为0.15 km、最小值为0.01 km。此时,原装置与新装置均具有良好的测距精度。

表4 单位长度阻抗Z变化时原装置的测距结果

Z/Ω	故障位置	x_T/km			x_S/km
Z/Ω	故障位置	P	Q		P	Q
33	AN	40	20	40.08		19.92
	AB	40	20	40.10		19.90
	BCN	40	20	40.05		19.95
	ABC	40	20	39.98		20.02
50	AN	40	20	35.01		24.99
	AB	40	20	37.75		22.25
	BCN	40	20	34.00		26.00
	ABC	40	20	35.12		24.88
100	AN	40	20	34.15		25.85
	AB	40	20	35.99		24.01
	BCN	40	20	35.89		24.11
	ABC	40	20	34.21		25.79

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表5 单位长度阻抗Z变化时新装置的测距结果

Z/Ω	故障位置	x_T/km			x_S/km
Z/Ω	故障位置	P	Q		P	Q
33	AN	40	20	40.11		19.89
	AB	40	20	40.08		19.92
	BCN	40	20	39.99		20.01
	ABC	40	20	40.15		19.85
50	AN	40	20	40.09		19.91
	AB	40	20	39.98		20.02
	BCN	40	20	39.99		20.01
	ABC	40	20	39.91		20.09
100	AN	40	20	40.01		19.99
	AB	40	20	39.99		20.01
	BCN	40	20	39.98		20.02
	ABC	40	20	39.95		20.05

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当线路的参数Z整定为50 Ω时,原装置测距结果误差最大值为6.0 km、最小值为2.25 km,新装置测距结果误差最大值为0.09 km、最小值为0.01 km;当线路的参数Z整定为100 Ω时,原装置测距结果误差最大值为5.85 km、最小值为4.11 km,新装置测距结果误差最大值为0.05 km、最小值为0.01 km。因此可以得出,当线路参数发生变化时,原装置的测距结果误差明显增大,而新装置则基本不受影响,仍具有良好的测距精度。

5 结论

文章提出一种基于故障分量计算的双端故障测距方法,通过采集输电线路两侧的电压和电流数据,在站内线路保护装置上实现了输电线路故障距离测量功能实际应用,可以得到以下结论。

(1) 测距方法不易受线路基本参数变化影响,在原理上通过故障分量计算法构建出新的测距方程,求解测距方程组的同时消去了线路参数未知量,并给出了故障距离比的表达式。

(2) 测距方法受过渡电阻变化影响小,利用线路两侧变电站保护装置提供的电压和电流数据计算,从原理上避免了过渡电阻对测距结果的影响。

(3) 数据通信可靠,功能应用便捷,在线路的光纤分相电流差动保护装置上实现测距功能的应用,双端数据通信可靠且符合现场实际情况。

(4) 测距原理简单,求解方程计算量小,测距精度高,能适用于线路基本参数发生变化的各种短路故障运行情景。

参考文献

原文顺序

文献年度倒序

文中引用次数倒序

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DOI:10.11985/2019.01.004 URL [本文引用: 1]

对一起特高压直流输电工程运行中出现的控制保护装置与继保信息子站的通信故障进行了分析和定位,并对影响通信可靠性的薄弱环节提出了改进方案,通过针对性专项测试和长期仿真故障测试,验证了解决方案的有效性和正确性,为以后避免此类通信故障提供参考,保障特高压电网的安全、可靠、稳定运行。

YAN

Chunxiang

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Yingying

, ZHAI

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