超高压长线路故障测距研究.pdf

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1、第 33 卷第 1 期华 北 电 力 大 学 学 报Vol.33,No.12006 年 1 月Journal of North China Electric Power UniversityJan.,2006修改稿日期：2005-10-20.作者简介：王亚强(1978),男,华北电力大学电气工程学院硕士研究生.超高压长线路故障测距研究王亚强，焦彦军（华北电力大学 电气工程学院，河北 保定 071003）摘要：提出了一种适用于超高压长线路的故障测距方法。该方法基于线路分布参数模型，根据正序故障分量电压沿线分布规律，通过搜索迭代将故障点界定在一段短线路上，从而将分布参数长线测距转化为集中参数短线测

2、距。该方法理论上不受故障过渡电阻的影响，不要求双端数据同步采样。采用反映各种故障的正序分量，不需事先确定故障相别。ATP 仿真显示该方法有较高的精度。关键词：故障测距；分布参数；不同步；故障分量中图分类号：TM726；TM773文献标识码：A文章编号：1007-2691(2006)01-0020-04Research on the EHV long-line fault locatingWANG Ya-qiang,JIAO Yan-jun(School of Electrical Engineering,North China Electric Power University,Baoding

3、 071003,China)Abstract:A fault locating algorithm for EHV long-line transmission lines is suggested based on the distributedparameter line model.The searching and iteration method is used to locate the fault point in a segment of short-lineaccording to thedistributed lawofpositivesequence faultcompo

4、nentvoltage.The problemofdistributed parameterlong-line faultlocating is converted to thatofthelumpedparameter short-line fault locating.In theorythis algorithmis not affected by fault resistance and does not need synchronous sampling of two terminal components.It does notneed fault phase identifica

5、tion.The ATP simulation results show high accuracy of this algorithm.Key words:fault locating;distributed parameter;asynchronous;fault component引言目前的测距算法根据所采用的电气量可分为单端测距和双端测距。利用单端数据的测距算法不受通信技术条件限制，得到了很大关注及应用1。较典型的有：零序电流相位修正法1、故障电流相位修正法2、解方程法3,4、解微分方程法5,6。上述单端测距从原理上很难克服对侧系统运行方式变化对测距精度的影响，由此产生了不同程度的原理

6、性误差。虽然针对某些不足涌现出许多修正方法，但是当现场运行工况与假定条件不相符时，测距误差较大。对于高压双端输电线路，采用两端电气量原理上可以实现精确故障定位，只是需要双端信息传递。随着电网自动化水平日益提高，以及微波通信、光纤通信在电力系统中的普遍应用，同时输电线路故障测距对实时性要求相对较低，因此基于通道的双端测距算法正越来越得到人们的重视713。文献 710 测距算法建立在集中参数模型基础之上，未能真实反映高压（超高压）长输电线路的情况，由于忽略了电容电流的影响，产生了不可避免的原理性误差。文献 1113 基于分布参数模型，采用长线路方程列出含有故障距离的方程，但其面临着求解复杂的问题。

7、文献 14 提出了使用搜索迭代进行故障定位的方法，该方法原理简单，不必解复杂的长线路方程，容易实现。但是，文中并未王亚强等：超高压长线路故障测距研究第 1 期21给出迭代步长的修正原则。从理论上说，步长选择得越小，计算精度越高，但是计算量也随之增加；若步长选择得较大，搜索迭代过程中可能导致收敛困难。本文基于线路分布参数模型，根据正序故障分量电压幅值沿线分布规律，通过简单的搜索迭代将故障区间界定在一段短线路上，从而将分布长线测距转化为集中参数短线测距。该方法理论上不受故障过渡电阻影响；原理及算法简单，容易实现；适合于同步和不同步采样数据，由于采用故障序分量，不必事先确定故障相别。测距基本原理三相

8、对称输电线路发生故障后，可将故障网络分解为：故障前正常网络、故障附加正序网、负序网和零序网。其中只有正序网在各种故障情况下均存在。对于各序网，输电线路三相之间不存在相互耦合关系，从而可大大简化计算。因此，本文采用了正序故障分量。对于一个故障附加正序网，三相对称，因此，下面的分析均对于单相线路。图 1 为一故障附加正序网。设测距装置装设在母线 M 处，线路 MN 全长为,故障点 F 距母线 M 的距离为，两端的正序故障分量分别为,，,。现在研究线路上 点处正序故障分量。当时，由 M 端参数可得=12+e+12e，（1）=12+e12e。（2）当时，由 N 端参数可得=12+e(+12e(，（3）

9、=12+e12e。（4）式中=1+j1/1+j11/2为由线路正序参数得到的波阻抗。=1+j1/1+j11/2为由线路正序参数得到的传播常数。对于 M 端和 N 端，在故障点之前求得的正序故障分量电压是真实的，但在故障点以后，由于电流发生了变化，由式(1)、式(3)求得的沿线电压分布是虚假的，但仍与故障点前的变化趋势保持一致14,15。所以，从 M 端和 N 端感受到的整条线路的电压幅值分布均是单调递增的，如图 2 所示。图中虚线是 M 端和 N 端感受到的过了故障点后的电压分布。对于 M 端，是 FN 段虚线；对于N 端，是 FM段虚线。在两条曲线相交处即故障点FF 处，有/=1；在 F 点

10、右侧一点 处，代入式(1)、式(3)计算和，有关系/1；同理，在 F 点左侧某点，/1（/1），则故障点在 的左侧（右侧），取下一点计算。直到计算得/1（/从而将故障点界定在一条短线路上，进一步采用集中参数线路测距方法进行精确测距。算法具体实现采样数据同步时对于长度小于等于 80.5 km的线路可按集中参数对待，而不必考虑其分布特性16。基于此，本文将长为 的线路分成段，每段的长度为(=1,n)，为了保证测距精度，可令 小于等于 60 km。设故障发生在第 段，如图 3 所示。初始迭代点 取为/2，为偶数；或+1/2，为奇数。分别计算和，若，则可确1图 1故障附加正序网Fig.1Superim

11、posed positive sequence network for fault图 2故障后沿线电压分布图Fig.2Distribution of voltage along line after faulted图 3故障线路示意图Fig.3Schematic diagram of faulted line华 北 电 力 大 学 学 报222006 年定/2为故障点；若2/，表明故障点在/2的左侧，应令 为/21；若/1，则表明故障点在右侧，令 为/2+1。将新值重新代入式(1)、式(3)重复上述过程。在=点，有2/，故障点在左侧；=1时，有/1，故障点在右侧，至此可确定故障点在 区间上。其

12、中1,2分别为小于 1 和大于 1 的控制精度数。若已知 和1点的电压电流量，则可采用短线路测距算法进行精确故障定位。由于在故障点以后电压电流的分布是虚假的，其并不满足长线方程，所以，和1点的量应分别由 N 端和 M 端得到。在迭代过程中，已经求出了 和1点的电压（在 点取，在1点取），所以只需将 代入式(4)，1点代入式(2)求其电流量。另外，上述过程中，当迭代到=1或=1时，不必进行下一次计算，即可确定故障点在第 1 段或第 段。若在第 1 段，则用于短线路测距的双端电气量为=,=以及由 N 端计算得的1点的,；若在第 段，则为=,=以及由 M 端得到的1点的,。至此，两端电压电流量均为已

13、知：,，,，第 段短线路长度为，由图 4 易知1=1，（5）则=+1+1，实际故障距离为=1+。两端采样数据不同步时设两端采样数据相对相差为，理论上，不同步只影响正弦信号的相位，不影响其幅值，故采样不同步并不影响故障区间的确定。但式(5)将变为1=(1)ej。（6）进而可得|11|。（7）式(7)为关于 的二次方程，设=+j，1=+j，=+j，=+j，则由式(7)可得1,2=24/2，式中=2+222；=2+2+2；=2+222。这里涉及到一个伪根判别的问题，由前面推导可知，故障区间已经界定，因此只需剔除不在此区间内的根即可，并不存在伪根判别困难的问题。仿真本文所述算法利用了故障后两端工频电压

14、、电流值，工频分量的提取采用全周傅氏算法，其不足之处是不能滤除衰减的非周期分量以及非整周次谐波。为此，可利用故障后第 2、3 周波的采样数据。考虑到由于故障被切除第3 周波之后的数据可能难以得到，因此，本文仿真利用第 2 周波数据，采样频率为 1.6 kHz，即每周期采样 32 点。两端电源的相角差为 30，1=0.998，2=1.003。仿真模型采用一 500 kV 系统，线路 MN 全长 300 km。系统阻抗为M 侧：1=1.051 5+j43.196 0，0=j29.092 5；N 侧：1=1.057 7+j44.920 0，0=j37.470 0。线路参数：1=0.020 83/km

15、；1=0.898 40 mH/km；1=0.012 91F/km；0=0.118 40/km；0=2.288 60 mH/km；0=0.005 23F/km。线路等分为 5 段，每段长 60 km,如图 5。设故障发生在距母线M 80 km处和 30 km处，对各种故障类型经不同过渡电阻故障时的情况进行了仿真，结果如表 1，2。为了验证在边界情况下故障时的测距表现，分别对距母线 M 180 km，181 km 和 179 km 处的故障进行了单相接地仿真，结果如表 3 所示。1图 4短线路故障示意图Fig.4Schematic diagram of short faulted line0=0

16、km1=60 km4=240 km5=300 km2=1203=180图 5仿真实验线路模型Fig.5Line model for experimental simulation=|另外，为了检验在不同负荷情况下的测距效果，当距 M 母线 80 km 处发生单相经 100过渡电阻接地时，仿真结果如表 4(角度为M侧电源领先N侧电源的角度)。从ATP中得到的两端数据是同步的，为了检验在两端数据不同步时的测距结果，人为设置两端采样数据相对相差为45,并对单相经不同过渡电阻接地时的测距结果进行了分析。结果如表 5。表 1距母线 M 80 km 处故障Tab.1Simulation results o

17、f different faults at the point of70 km from bus M故障Rf/测量距类型离/km60 km 处120 km 处单相079.9600.863 11.295 3短路10080.1030.868 21.298 7接地40080.4010.873 11.301 980080.7320.873 81.303 3两相079.7860.874 81.300 6短路10079.7160.875 31.301 1接地40079.6900.875 51.301 380078.9730.880 71.304 4两相079.6710.875 61.301 5相间1007

18、9.7860.876 01.301 1短路40079.7690.876 11.301 280080.4820.870 81.298 6三相079.8940.874 31.302 1短路10079.9350.873 91.301 4接地40079.4670.875 11.301 880080.3690.873 71.302 3表 2距母线 M 30 km 处故障Tab.2Simulation results of different faults at the point of30 km from bus M故障Rf测量距/类型/离/km60 km 处单相030.1861.246 9短路1003

19、0.4141.244 8接地40030.7721.240 680031.3481.230 7两相029.6701.247 0短路10029.4861.248 6接地40029.5141.248 480029.3471.253 4两相029.4701.248 8相间10030.5131.248 7短路40030.5211.243 880030.5311.244 2三相029.7341,246 7短路10029.4591.247 1接地40029.5891.246 380029.1461.245 5表 3边界情况下仿真结果Tab.3Simulation results under boundary

20、 condition实际Rf测量距离/km/距离/km120 km 处180 km 处1790178.7170.686 61.005 6100178.6100.686 91.006 2400178.6220.686 91.006 3800177.9970.687 01.010 6180 km 处1800180.0001.000 3100180.0001.001 1400180.0001.001 4800180.0000.998 6180 km 处240 km 处1810181.0280.994 21.477 9100181.3220.992 31.322 6400181.1060.993 81

21、.476 9800180.6700.996 01.488 7表 4不同负荷情况下仿真结果Tab.4Simulation results under different loads负荷测量情况/()距离/km60 km 处120 km 处空载80.3700.871 61.299 13080.1030.868 21.298 75080.4260.871 01.299 37080.4960.870 71.298 2表 5采样数据不同步时单相接地仿真结果Tab.5Results of A-G asynchronous sampling实际距离/kmRf/x1x2测量距离/km3010029.74457

22、9.85929.74440029.633580.35629.63380028.876575.66928.8768010079.8431 149.12579.84340080.5851 130.48280.58580078.8161 143.38478.8164结论本文以基于分布参数线路模型的正序故障分量序网为基础，根据正序故障分量电压幅值沿线分布规律，通过搜索迭代将分布长线测距转化为集中短线测距。算法利用线路两端的正序故障分量电压和电流，不受故障过渡电阻影响，即使在经特大过渡电阻接地时，仍然有较理想的测距精度；适合于双端数据同步采样或不同步采样，当双端数据采样不同步时，虽然存在伪根，但其判别非

23、常简单。由于采用正序故障分量，事先不必判断故障相别。本算法避免了复杂长线方程的求解，具有理论简单，计（下转第 50 页）王亚强等：超高压长线路故障测距研究第 1 期23华 北 电 力 大 学 学 报502006 年列的平滑处理和对微分方程求解的初值条件的变化来提高预测精度。从上述算例可以看出，该改进模型比原始模型更精确的达到了预测的效果。(1)通过运用加权平滑法对原始数据平滑处理主要是减弱突变值的影响，降低突变因素对预测精度的影响；加权平滑法可以通过增加数据的权重，来避免数值的过度波动，即按照突变的幅度大小，采用不同的平缓深度，突变幅度越大，平滑的力度也就越大。(2)移动窗口的使用使得预测的适

24、应性和灵活性都有显著的提高。预测过程是长短数据窗口交替使用的过程。当电价较平稳时，可以采用较长数据窗口；电价波动较大时，适宜运用短数据窗口。(3)灰色模型的初值对于求解微分方程有着直接的关系。普通灰色模型的求解大都直接取实际样本的初值作为初始条件，但是通过分析可知，采用微分方程初值的修正可以减小预测误差。参考文献：1邓聚龙.灰色系统理论教程M.武汉：华中理工大学出版社,1990.2刘思峰,郭天榜,党耀国.灰色系统理论及其应用M.北京：科学出版社,2000.3杜松怀,温步瀛,蒋传文.电力市场M.北京：中国电力出版社,2004.4YoungohcY,Swales G.Predicting Stoc

25、kPricePerformance:A Neural Network ApproachC.Proceedings of the 24thAnnual Hawaii International Conference on System Scien-ces.Hawaii(USA):1991.156-162.5黄日新,康重庆,夏清.电力市场中边际电价预测J.电力系统自动化,2000,24(22):9-12.6贾正源,吴芳琴,李伟明.基于灰色与计量经济模型的用电最优组合预测J.华北电力大学学报,2001,28(4):23-28.7李金颖,牛东晓,乞建勋.火电机组基建费用的灰色预测与优化决策研究J.华北

26、电力大学学报,2000,27(4):18-22.8张辉,胡适耕.(1,1)模型的边值分析J.华中科技大学学报,2001,29(4):110-111.（责任编辑：马坤英）算量小，容易实现的特点。ATP 仿真表明在各种故障情况下均有较高的测距精度。参考文献：1胡帆，刘沛，程时杰.高压输电线路故障测距算法仿真研究J.中国电机工程学报,1995,15(1)：67-72.2任立，刘沛.故障测距算法新探C.湖北：湖北电机工程学会.1992.3吴萍，张尧.基于单端电气量的故障测距算法J.电力系统及其自动化学报,2003，15(4)：5-8.4毛晓明，李志忠，任立，等.高压输电线路故障测距解方程算法的研究J.

27、电力自动化设备,1998,8(3)：10-12.5吴欣荣，罗承沐，苏进喜，等.基于单端电气量的故障定位算法研究J.中国电力,2000,33(6):48-50.6黄建新，李国栋，吴薛红，等.电力传输线路单端故障测距新算法J.江苏电机工程,2003,22(1)：19-20.7崔静安，王安定.一种采用双端电气量的新型故障测距算法J.电网技术,1996,20(12)：17-19.8董新洲,葛耀中.一种使用两端电气量的高压输电线路的故障测距算法J.电力系统自动化,1995,19(8)：47-53.9Sachdev MS,AgarwalR.Atechniqueforestimating trans-mis

28、sion line fault locations from digital impedance relaymeasurementsJ.IEEETrans.on PowerDelivery,1988,(1):121-129.10Damir N，Divid G H.Unsynchronize two-terminal faultlocation estimationJ.IEEE Trans.on Power Delivery,1996,11(1):130-136.11牛敏，赵舫.基于双端不同步数据的测距算法C.广州：第十三届学术年会论文集,1997.12岳嵘，葛耀中.输电线路两端电气量故障测距的

29、新算法C.广州：第十三届学术年会论文集,1997.13梁军，孟昭勇,车仁飞，等.精确双端故障测距新算法J.电力系统自动化,1997,21(9)：24-27.14腾林,刘万顺,李营,等.一种实用的新型高压输电线路故障双端测距精确算法J.电力系统自动化,2001,25(18):24-27.15哈恒旭，张保会，吕志来.高压输电线路单端测距新原理探讨J.中国电机工程学报,2003,23(2):42-45,49.16GopalakrishnanA,Kezunovic M.Faultlocationusing thedistributed parameter transmission line modelJ.IEEETrans.on Power Delivery,2000,15(4):1169-1174.17郭丽军,王泽忠,卢斌先.基于双端不同数据的故障定位的新算法研究J.华北电力大学学报,2005,32(4):9-12.18吴莉琳,律方成,李燕青.基于脉冲注入的输电线路故障测距法J.华北电力大学学报,2004,31(5):30-32.（责任编辑：李丽英）(上接第 23 页)