T形高壓輸電線路故障測距新方法

1、2009年 第3卷 增刊2009，Vol. 3，Supplement 南方電網(wǎng)技術(shù) 技術(shù)論壇三等獎?wù)撐?SOUTHERN POWER SYSTEM TECHNOLOGY Articles of 3rd Grade Award in Forum中圖分類號：TM721 文獻標(biāo)志碼：A 文章編號：1674-0629(2009)S0-0108-05T形高壓輸電線路故障測距新方法施世鴻（廣東省電力設(shè)計研究院，廣州510663）摘要：對T形線路的故障測距，現(xiàn)有方法都是先判斷故障支路，再將三端線路等效成雙端線路進行測距。本文指出了在T節(jié)點附近短路，尤其是經(jīng)高阻短路時，現(xiàn)有的測距方法由于無法正確判別故障支路而

2、存在一定范圍的測距死區(qū)。針對現(xiàn)有方法的上述缺陷，本文分別假設(shè)故障發(fā)生在某一支路，由假定正常的兩段支路端的電壓電流推算求得T節(jié)點電壓和注入假定故障支路的電流，從而分別求得三個故障距離。經(jīng)證明，求得的三個故障距離有且僅有一個在零和對應(yīng)支路總長度之間。該距離就是真實的故障距離，故障發(fā)生在對應(yīng)支路上。該方法突破了傳統(tǒng)的先判斷故障支路再故障定位的模式，無需事先判別故障支路即可測距。與傳統(tǒng)方法相比，其突出的優(yōu)點是在T節(jié)點附近經(jīng)高阻故障時無測距死區(qū)，較好地克服了傳統(tǒng)方法的不足。其測距精度理論上不受過渡電阻和故障類型影響，無需故障前數(shù)據(jù)，且對濾波無高要求。EMTP仿真結(jié)果表明該方法正確有效，測距精度高。關(guān)鍵詞

3、：T形線路；故障測距；過渡電阻；測距死區(qū)；繼電保護New Fault Location Method for HV Three-terminal Transmission LinesSHI Shihong(Guangdong Power Design and Research Institute, Guangzhou 510663, China)Abstract: All of the fault location methods currently used for teed lines need to identify the fault section first, then conve

4、rt the three-terminal line to a two-terminal line to locate the fault. This paper points out that while the fault occurs near the teed node, especially through a large resistance, the fault location methods currently used cant identify the fault section correctly, thus fail to locate the fault. Taki

5、ng account of that, this paper presents a new fault location method for teed lines, which assumes the fault occurring at one branch, respectively. Then calculate the teed node voltage and current flowing to the assumed fault branch from teed node. Finally three fault distances will be solved, respec

6、tively. It is proved in this paper that there is only one fault distance meets the relationship that it is positive and less than the length of the assumed fault branch which indicates the value is the true distance, and the fault happened at the assumed fault branch. This method breaks the mold of

7、traditional methods that it must identify the fault section before locating the fault. The proposed method can locate the fault without identifying the fault section first. Compared to traditional methods, the highlighted advantage of this method is that faults occurring near the teed node through l

8、arge resistance can be accurately located, and dead zone of fault location doesnt exist. The fault location accuracy is independent of fault resistance and fault type. In addition, pre-fault data and filter with high demand are not required. Above all, this method perfectly solves the problem of the

9、 methods currently used that there is a dead zone of fault location near the teed node. Results of EMTP based simulation indicate that this method is correct and accurate.Key words: teed line; fault location; fault resistance; dead zone of fault location; protective relaying輸電線路故障測距能夠大大減少巡線工作和縮短停電時間

10、，一直以來受到人們的關(guān)注1-4。隨著電力系統(tǒng)的發(fā)展，T接輸電線路在高壓電力系統(tǒng)中的使用越來越廣泛，因此對T接線路故障測距算法5-7的研究也越來越得到關(guān)注。現(xiàn)有的T形線路故障測距算法5-15都是分為2步進行：第1步先判斷故障支路；第2步根據(jù)判斷的結(jié)果，將三端線路等效成雙端線路進行測距。文獻8基于集中參數(shù)模型，將分別由三端電氣量計算得到的T節(jié)點電壓進行比較，與另外兩端不同者判定為故障支路，然后由非故障支路的電氣量求出T節(jié)點的電壓和注入故障支路的電流，將三端線路等效成兩端線路進行測距。該文忽略了分布電容的影響，對于長輸電線將產(chǎn)生較大的誤差。文獻9提出了基于分布參數(shù)模型的T增刊施世鴻：T形高壓輸電線路

11、故障測距新方法 109形線路測距算法，故障支路的判別和雙端線路的等效方法同文獻8，等效成雙端線路后，利用兩端計算的故障點電壓幅值相等建立測距方程。文獻10-12基于時域的微分方程形式，故障支路判別方法同上，然后等效成雙端線路測距。文獻13-14采用負(fù)序量進行測距，故障支路判別方法同上。上述文獻都是根據(jù)比較三端計算得的T節(jié)點電壓來判斷故障支路。當(dāng)在T節(jié)點附近發(fā)生短路，尤其是經(jīng)高阻短路時，從三端計算得到的T節(jié)點電壓基本相同，再加上暫態(tài)過程的影響，所以該方法在T節(jié)點附近無法正確判別故障支路。文獻15提出了一種新的故障支路判別方法，首先假設(shè)另外一條支路不存在，把三端支路看成二端支路測距，將測得的故障距

12、離實部與實際T節(jié)點的距離比較，若大于，則在對側(cè)支路；若小于，則在本側(cè)支路；若相等，則在第3條支路。當(dāng)故障發(fā)生在T節(jié)點附近或發(fā)生在第3條支路上時，由于暫態(tài)過程的影響，所測距離的實部在T節(jié)點距離左右擺動，因此該方法在T節(jié)點附近也無法正確判斷故障支路。綜上所述，在T節(jié)點附近故障，尤其是經(jīng)高阻短路時，由于無法正確的判斷故障支路，將導(dǎo)致測距失敗，故現(xiàn)有的T形故障測距算法在T節(jié)點附近存在一個測距死區(qū)。本文基于分布參數(shù)模型，分別假定故障發(fā)生在某一支路，根據(jù)求得的故障距離與該段線路總長度的相對關(guān)系，提出了一種T接線路故障測距的新方法。1 基本原理T形線路故障示意圖如圖1所示，線路MT，NT，PT的長度分別為l

13、1，l2，l3。U󰀅M、I󰀅M、U󰀅N、I󰀅N、U󰀅P、I󰀅P分別表示M，N，P三端測得的電壓電流相量。故障發(fā)生在MT支路上，F(xiàn)為故障點，U󰀅F為故障點電壓，RF為過渡電阻。U󰀅T為T節(jié)點電壓，I󰀅TM、I󰀅TN、I󰀅TP分別為從T節(jié)點流入MT，NT，PT線路的電流。設(shè)U󰀅T(M)、U󰀅T(N)、U󰀅T(P)、I󰀅T(M)、I󰀅T(N)、I&

14、#983045;T(P)為假設(shè)故障不在該支路上分別從M，N，P端推算的T節(jié)點電壓和流入T節(jié)點的電流，如式(1-6)所示。U󰀅T(M)=U󰀅Mcosh(l1)I󰀅MZCsinh(l1), （1）U󰀅T(N)=U󰀅Ncosh(l2)I󰀅NZCsinh(l2), （2） U󰀅T(P)=U󰀅Pcosh(l3)I󰀅PZCsinh(l3), （3） I󰀅IU󰀅T(M)=󰀅Mcosh(l1)MZsinh(l1), （4

15、）CI󰀅T(N)=I󰀅Ncosh(l󰀅2)UNZsinh(l2), （5） CI󰀅IU󰀅T(P)=󰀅Pcosh(l3)PZsinh(l3). （6） C式中，ZC、分別為波阻抗和波傳播常數(shù)。故障發(fā)生在MT支路，利用N，P兩端的電氣量推算得到T節(jié)點的電氣量U󰀅MT，I󰀅TM。在故障點F，根據(jù)從兩端推算得的電壓相等可得到方程（7）。 U󰀅Ml1U󰀅MN圖1 T形線路故障示意圖U󰀅Mcosh(x1)I󰀅MZCs

16、inh(x1)=U󰀅Mx Tcosh(l11)I󰀅TMZCsinh(l1x1).（7）式中U󰀅MT、I󰀅TM為從N，P兩端推算得到的T節(jié)點的電壓和T節(jié)點流入TM支路的電流，如式(8)(9)所示。 U󰀅MT=(U󰀅T(N)+U󰀅T(P)/2, （8）I󰀅TM=I󰀅T(N)+I󰀅T(P). （9）同理，假定故障分別發(fā)生在NT，PT支路時，可得方程(10)(11)。U󰀅Ncosh(x2)I󰀅NZCsinh(x2

17、)=U󰀅NTcosh(l2x2)I󰀅Z TNCsinh(l2x2).（10）U󰀅Pcosh(x3)I󰀅PZCsinh(x3)=U󰀅P Tcosh(l3x3)I󰀅TPZCsinh(l3x3).（11）其中： U󰀅NT=(U󰀅T(M)+U󰀅T(P)/2, （12）I󰀅TN=I󰀅T(M)+I󰀅T(P), （13）U󰀅PT=(U󰀅T(M)+U󰀅T(N)/2, （14

18、）I󰀅TP=I󰀅T(M)+I󰀅T(N). （15）110南方電網(wǎng)技術(shù) 第3卷由于故障發(fā)生在MT支路，由式（2）、（3）、（5）、（6）可知U󰀅T(N)=U󰀅T(P)為T節(jié)點的實際電壓。I󰀅T(N),I󰀅T(P)分別為從NT，PT支路注入T節(jié)點的實際電流。根據(jù)式（8）、（9）可知，U󰀅MT為T節(jié)點的真實電壓，I󰀅TM為T節(jié)點流入TM支路的真實電流。因此，滿足方程(7)的解x1反應(yīng)的是真實的故障距離，且0<x1<l1。對于方程（10），假設(shè)有x

19、2l2成立。設(shè)距N側(cè)x2的點為F1，由于N側(cè)的電壓電流都是真實測得的，所以方程（10）的左邊為從N側(cè)推算的F1點的真實電壓。由式（1）、（4）可知，故障發(fā)生在MT之路上時，U󰀅T(M)和I󰀅T(M)是不真實的，根據(jù)（12）、（13）可得U󰀅NT和I󰀅TN是不真實的，因此方程（10）的右邊用U󰀅NT,I󰀅TN推算得F1點的電壓是不真實的。而方程（10）的解x2l2成立的條件是在線路l2上存在一點，該點從N側(cè)推算的真實電壓與從T側(cè)推算的不真實電壓相等，很顯然該條件是不滿足的。所以x2>l2。同理，

20、對于方程（11），可以證明x3>l3。 因此，當(dāng)故障發(fā)生在MT支路時，方程（7）、（10）、（11）的解有：0<x1<l1，x2>l2，x3>l3，且x1就是故障點距M端的距離。同理，當(dāng)故障發(fā)生在NT或PT支路上時，可以得到類似的結(jié)論。限于篇幅，證明從略。綜上，可得下列判據(jù)：解方程（7）、（10）、（11）得x1，x2，x3。 若0<x1<l1，x2>l2，x3>l3，則故障發(fā)生在MT支路，x1就是故障點距M端的距離。若x1>l1，0<x2<l2，x3>l3，則故障發(fā)生在NT支路，x2就是故障點距N端的距離。若x1&

21、gt;l1，x2>l2，0<x3<l3，則故障發(fā)生在PT支路，x3就是故障點距P端的距離。解方程（7）可得：e2x=󰀅M1el1(UTI󰀅TMZC)U󰀅MI󰀅MZCUMIMZCel1(UMT+I=A+jB （16） TMZC)=+j代入(16)得:x11=2arctanBA(17) 方程(10)(11)的解的形式和方程（7）相同。由上述推導(dǎo)過程可見，該方法將判別故障支路和故障測距融為一體，因此無須事先判別故障支路。在T節(jié)點附近經(jīng)高阻短路時，仍舊滿足上述關(guān)系，不存在因無法判別故障支路而導(dǎo)致測距失敗的問題。另外推導(dǎo)過

22、程與過渡阻抗無關(guān)，該方法理論上不受過渡電阻的影響。上述推導(dǎo)是在單相系統(tǒng)下得出的，易知，對于三相系統(tǒng)，其正、負(fù)、零序網(wǎng)也存在對應(yīng)于式(1-17)的關(guān)系。由于正序分量能夠反應(yīng)各種故障，因此本文采用正序分量進行測距。只需將式(1-17)中的各量均用正序分量代替即可。由于選取正序分量測距，因此無需進行故障選相，測距不受故障類型影響，而且無需故障前狀態(tài)。2 算 例對如下220 kV單回T接線路進行ATP-EMTP仿真，以驗證本文測距方法的正確性和精確度。線路故障模型如圖2所示。E󰀅MME󰀅TNNZlM1l2ZlNPZPE󰀅P圖2 T形線路仿真模型示意圖線路

23、長度l1，l2，l3分別為250，180，120 km。 線路的正序和零序參數(shù)為:R1=0.018/km，L1=0.9mH/km， C1=0.0113µF/km；R0=0.1896/km，L0=3.45mH/km， C0=0.0083µF/km。系統(tǒng)三端電勢E󰀅M,E󰀅N,E󰀅P分別為2200D, 22030D, 22060D，單位為kV。系統(tǒng)正序阻抗ZM1,ZN1,ZP1分別為28.390D , 32.078.4D , 43.1988.6D 。零序阻抗ZM0,ZN0,ZP0分別為26.390D ,28.1486.74D ,

24、29.0990D 。三側(cè)數(shù)據(jù)的采樣率為2.4 kHz，采用故障后60 ms以內(nèi)的采樣數(shù)據(jù)。用全波傅氏濾波并提取基波相量。測距結(jié)果采用5點數(shù)據(jù)平滑。圖3為MT支路上距M端60 km處發(fā)生A相接地故障，經(jīng)60 ms后切除故障，x1、x2、x3的值的曲線。由圖(3)可知，故障20 ms以后x1,x2,x3,均增刊施世鴻：T形高壓輸電線路故障測距新方法 111滿足0<x1<l1，x2>l2，x3>l3。x160km反應(yīng)故障點距M端的距離，驗證了上文的推導(dǎo)結(jié)論。由于采用全波傅式提取相量，故障后020 ms內(nèi)數(shù)據(jù)窗沒滿，所以該段曲線波動。表1列出了發(fā)生各種類型短路故障時的測距結(jié)果。

25、接地短路過渡電阻為300 ，相間短路過渡電阻為100 。由表1可知，本文方法對于T接線的任一支路發(fā)生的各種短路故障，都能夠精確測距，測距精度很高。圖3 x1, x2, x3的曲線圖 表1 各種短路故障時的測距結(jié)果故障故障故障類型最大支路距離/kmAG BC BCG ABC誤差1 1.21 1.02 1.02 0.93 0.08%MT90 89.97 89.95 89.95 89.97 0.02%160 159.95 159.94159.95 159.96 0.02%249 249.03 248.97248.97 248.98 0.01%1 1.18 1.08 1.08 0.98 0.10%NT

26、70 69.99 70.03 70.03 70.031 0.01%120 119.91 120.02120.02 120.031 0.05%179 178.88 179.01179.01 179.03 0.07%1 1.19 1.13 1.12 0.99 0.16%PT50 50.32 50.14 50.13 50.06 0.25%80 80.40 80.15 80.14 80.07 0.33%119 119.27 119.09119.09 119.05 0.17%本文測距原理的推導(dǎo)過程與過渡電阻無關(guān)，因此理論上不受過渡電阻的影響。表2列出了本文方法在不同的過渡電阻下的測距結(jié)果。故障點設(shè)置在M

27、T支路上。由表可知，該方法測距效果不受過渡電阻影響。測距結(jié)果的微小差異是由不同的過渡電阻時暫態(tài)過程不同引起的。本文方法與傳統(tǒng)測距方法5-15相比，突出的優(yōu)點在于在T節(jié)點附近經(jīng)高阻短路時，該方法能夠正確定位故障，且測距精度高，無測距死區(qū)。而傳統(tǒng)方法則在T節(jié)點附近存在約7 km左右的測距死區(qū)。表3列出了在T節(jié)點附近L1相經(jīng)300 過渡電阻接地故障時本文方法與傳統(tǒng)方法(以文獻9的方法為例)的測距結(jié)果比較。由表3可知，與傳統(tǒng)方法相比，該方法在T節(jié)點附近無測距死區(qū)，且測距精度高，驗證了該方法的優(yōu)點。表2 過渡電阻對測距的影響故障類過渡電實際故障距離/km型阻最大誤差50 120 200300 49.96

28、 119.99 199.93 0.03%AG100 49.86 119.87 199.82 0.07% 10 49.90 119.88 199.79 0.08% 0.1 49.87 119.88 199.82 0.07% 100 49.95 119.96 199.93 0.03%BC10 50.28 120.12 199.91 0.11% 1 50.26 120.18 200.02 0.10%表3 T節(jié)點附近故障時測距結(jié)果的比較實際故障點 本文方法 傳統(tǒng)方法 故障故障距離故障支路故障距故障支故障距支路/km判斷離/km路判斷離/kmMT 243 MT 243.02 NT 182.54 MT 2

29、45 MT 245.02 NT 182.92 MT 247 MT 247.02 PT 120.83 MT 249 MT 249.03 PT 120.12 MT 249.5 MT 249.53 PT 121.65 NT 173 NT 172.89 PT 123.13 NT 175 NT 174.88 PT 122.13 NT 177 NT 176.87 PT 121.13 NT 179 NT 178.86 PT 120.13 NT 179.5 NT 179.36 MT 251.35 PT 113 PT 113.29 MT 253.97 PT 115 PT 115.30 MT 252.97 PT

30、117 PT 117.29 MT 253.22 PT 119 PT 119.28 MT 251.10 PT 119.5 PT 119.77 MT 250.703 結(jié) 論指出了傳統(tǒng)T形輸電線路測距方法在T節(jié)點附112南方電網(wǎng)技術(shù) 第3卷近經(jīng)高阻故障時會出現(xiàn)無法判別故障支路而導(dǎo)致測距失敗，存在一定范圍的測距死區(qū)。本文方法無須事先判別故障支路，分別假定故障發(fā)生在某一支路，求得三個故障距離。證明了求得的三個故障距離中有且只有一個滿足大于零且小于等于該段支路的總長度，該距離就是故障距離，該支路就是故障支路。將故障支路判別和故障點定位融為一體，突破了以往先判別故障支路再進行故障測距的模式。理論和仿真表明，

31、該方法在全線范圍內(nèi)，各種類型的短路故障都能夠精確測距，尤其是在T節(jié)點附近經(jīng)高阻接地時，仍舊能夠精確測距，無死區(qū)，較好地克服了傳統(tǒng)方法的不足。且該方法不受過渡電阻和故障類型影響，無需故障前狀態(tài)，對濾波要求低，并且計算量不大，具有較高的理論和實用價值。參考文獻：1 束洪春，司大軍，葛耀中，等. 長輸電線路電弧故障定位方法研究J. 電力系統(tǒng)自動化，2000，24（11）：2730.2 全玉生，王曉蓉，楊敏中，等. 工頻雙端故障測距算法的魯棒性問題和新算法研究J. 電力系統(tǒng)自動化，2000，24（5）：2832. 3 康小寧，索南加樂. 求解頻域參數(shù)方程的雙端故障測距原理J. 電力系統(tǒng)自動化，2005

32、，29（10）：1620.4 陳錚，董新洲，羅承沐. 電流互感器飽和影響測距精度的一種解決方法J. 電力系統(tǒng)自動化，2002，26（1）：3941.5GIRGIS A A，HART D G，PETERSON W LA New Fault Location Technique for Two- And Three-Terminal LinesJIEEE Trans on Power Delivery， 1992，7（1）：981076KALAM A，JOHNS A TAccurate Fault Location Technique for Multi- Terminal EHV LinesCIEE international Conference onAdvances in Power System Control，Operation and Management，Hong Kong，19917 NAGASAWA T，ABE M，OTSUZUKI N，et alDevelopment of a New Fault Location Algorithm for Multi-Terminal Two ParallelTransmission Lines JIEEE Trans on Power Delivery，1992，7（3）：