新型输电线路单端电气量组合故障测距方法及其试验研究

2014-09-26董新洲施慎行

电力自动化设备 2014年4期

许飞,董新洲,王宾,施慎行

（清华大学电机系电力系统及发电设备控制和仿真国家重点实验室,北京 100084）

0 引言

故障录波与测距装置实时监视电网运行工况，高压输电线路发生故障后，迅速准确地确定故障点，利于及时修复线路，保证供电可靠性，对电力系统的安全稳定和经济运行有重要的作用。故障测距从所使用的测量信息角度，可以分为单端法与双端法2种，双端测距法对线路两端变电站之间的通信设备要求较高，并且需要两端测量装置的数据之间满足严格同步的要求，因此研究和发展基于单端电气量的故障测距算法对于电力系统安全稳定性的提高和建设成本的降低都有必要的意义。

基于单端电气量的故障测距算法，又可以分为基于行波波头时间差的行波测距方法以及基于线路电压电流阻抗关系的故障分析法。经过许多学者的研究和现场反馈[1]，目前单独基于行波的测距法测距精度较高，但受到高频干扰以及过零点故障等因素的影响，稳定性较差；而故障分析法主要基于故障后稳态过程的工频电气量分析，故障测距稳定，但是受到单端电气量阻抗方法原理上的限制，在各种近似计算中，不可避免地产生了种种误差，因此测距精度不高。鉴于此，有学者提出了将2种方法进行结合的组合测距算法[1-4]，并基于此研制出了硬件平台[2]。本文利用改进的阻抗测距算法构建新型的单端电气量组合测距方法，并利用硬件平台装置进行了实现；进而搭建了完整的仿真测试模型以及测试系统进行了整体试验，测试结果验证了该算法。

1 单端电气量组合故障测距法原理

1.1 传统单端组合测距法原理

经典阻抗法[5]基于阻抗继电器原理，己广泛用作各种电压等级的高压输电线路主保护或后备保护，也被实质性地应用于所有的故障测距中。但是受过渡电阻、电流互感器饱和等因素的影响，阻抗法从理论上不可能取得很高的测距精度。为了提高该方法的精度，许多修正算法被提出，但是这些方法都是针对具体的情况提出的，在某些故障情况下可以取得令人满意的结果，但在其他情况下可能给出错误测距结果。因此，具有较高精度，且不受过渡电阻和系统运行方式影响的行波测距方法得到了越来越多的应用和关注。在20世纪40年代末就有学者提出了A型、B型、C型、D型这4种行波测距方法并研制出了相应的装置[6-7]。随着微机技术的成熟，在1996年，文献[8]首次提出了利用小波变换的方法进行行波分析与波头提取，并成功应用于输电线路行波故障测距中。但是单纯的行波测距仍然存在可靠性和稳定性不足的问题[3，9-11]。

针对此问题，出现了同时利用单端阻抗法和单端行波法的组合故障测距算法。传统的单端量组合测距方法利用经典阻抗测距法以及单端行波测距方法进行故障点定位。在这一算法中，利用阻抗法测距的稳定性和鲁棒性[12]对故障区间进行定位，再利用行波法进行精确测距，最终的测距结果是阻抗法和行波法综合的结果。组合法中所利用的传统单端阻抗算法原理简述如下[5]。

以双电源供电单相电路短路故障为例进行说明，如图1所示。图中，Um为m侧母线测量电压相量；Un为n侧母线测量电压相量；F为故障点；RF为故障点过渡电阻；DmF为故障点距m端测量端故障距离；Z为线路单位长度阻抗；zms、zns分别为m、n侧母线背侧系统阻抗；IF为故障支路电流相量；Im为m端测量电流相量；In为n端测量电流相量。

图1 单相电路接地故障示意图Fig.1 Schematic diagram of single-phase grounding fault

由于故障支路电流未知，通常利用测量端故障电流分量代替，可得m端测量阻抗表达式为：

其中，Zm为m端测量阻抗；Img为m端测量电流故障分量；Cm为故障电流分布系数实数部分；故障电流分布系数的角度γm由故障点两侧的综合阻抗角决定，在计算中近似取为0°。将式（1）分解实部、虚部，并利用线路阻抗角φL已知的条件，取虚部等式，可以得到：

其中，x为单位长度电抗；Xm为测量电抗；Rm为测量电阻；φL为线路阻抗角；DmF即为所求的故障距离。

传统组合测距法中的单端行波测距原理为利用故障后的初始行波波头和故障点反射波波头时间差进行测距[13]，故障测距表达式为：

其中，D′mF为行波故障测距结果；v 为波速；t1、t2分别为初始波头、故障点反射波头到达测量点的绝对时间。

从上述原理中可以看出以下2点。

a.在上述的阻抗测距算法中有很多近似环节。例如对于特高压长距离输电线路，分布电容不可以忽略；上述算法中电流分布系数的角度近似取为0°，而实际情况下其并不等于0°，因此这种近似也会产生误差；在故障点过渡电阻较大的情况下，该算法的故障测距精度也将受到严重影响。

b.在组合测距方法中，由于故障点反射波头位置受到线路系统结构以及线路传播特性的影响，在传统阻抗测距方法确定的故障误差范围内，可能出现多个行波测距结果，导致高精度组合测距法失效。造成这种情况的主要原因在于传统阻抗测距法精度较低，基于此确定的故障范围过大。故尝试采用改进的单端阻抗测距方法与行波法结合，利用更加稳定和精确的阻抗测距方法对行波测距结果进行更有效的选择。

1.2 改进单端组合测距法原理

为了进一步提高阻抗法测距的可靠性、稳定性以及测距精度，采用基于分布参数模型的改进阻抗测距算法，以单相接地为例，简单介绍该算法如下[14-15，17]。

图2为特高压交流输电线路单相接地故障和短路故障示意图。

图2 特高压交流输电线路单相接地故障示意图Fig.2 Schematic diagram of single-phase grounding fault in UHVAC transmission system

采用分布参数模型分析故障，N点发生A相接地故障时边界条件为：其中，IN0、IN1、IN2分别为故障点电流零序、正序、负序分量；UN0、UN1、UN2分别为故障点 N 的电压零序、正序、负序分量；Rg为故障点过渡电阻；UNA为A相故障点电压。通过故障点边界条件式（4）以及基于分布参数模型下，线路上任意两点间电压、电流关系，可以得到A相电压测量相量为：

依据文献[16]可知：

其中，IN0、IN2、IM2和 φN0、φN2、φM2分别为对应电流的幅值、相角；UMA为A相测量电压；r1为线路正序传播常数；r0为线路的零序传播常数；l为故障距离；Zc0为零序阻抗；Zc1为正序阻抗；UM0、IM0分别为母线零序电压、电流；IM2为测量端负序电流。

当测量点负序电流过零时，式（5）中瞬时UMA中含过渡电阻的项为0，可采用搜索法计算式（5）中的（IMA+PIM0）Zc1th r1l的瞬时值，与 UMA最接近的 l即为故障距离。针对相间故障的情况下，故障点边界条件与单相接地故障不同，但推导与计算故障距离的方法相同，最终的表达式类似，这里不再赘述。

该方法基于分布参数线路模型，并利用观测点处的负序电流代替零序电流相位的方法，首先避免了基于集中参数模型的方法中，由于忽略分布电容电流所造成的影响；其次由于单相接地故障时，其零序故障附加网络中零序电流在线路-大地回路中传播，当考虑超高压长距离输电线路时，零序分量回路由于受到大地电阻率的影响，会有较大的畸变和衰减，而负序分量回路是相间回路，因此，理论上可以通过测量端的负序电流相位估计故障支路中的负序电流的相位。通过仿真表明这种估计方法是合理的[16-17]。因此这种方法能够有效地避免故障点过渡电阻的影响，其测距精度和稳定性比传统的测距方法都要有所提升[16]。利用这一改进的阻抗测距算法与单端行波测距方法构成新的单端电气量组合测距方法，将提高单端组合法测距的稳定性和精确性。下文将介绍该算法在硬件平台中的实现以及利用测试系统进行测试与验证的结果。

2 装置实现与测试试验研究

2.1 新型组合测距法装置实现简介[1-2]

利用自主研发的故障录波与测距硬件平台实现所提出的新型单端电气量组合测距算法。下面对该装置进行简要介绍。测距系统装置硬件主要有前置机、后台工控机、电力系统同步时钟、打印机等几个部分。其中前置机是主要的功能模块，实现故障监测、启动录波以及上传录波数据等重要功能。前置机内包括稳态/暂态电流互感器和电压互感器板卡、稳态电压/电流采集板卡、暂态电压/电流采集板卡等，可以实现工频电压、电流数据1～5 kHz采样录波，暂态电压、电流量1 MHz采样录波。后台工控机用于故障数据分析和处理。装置整体结构如图3所示。

图3 高精度故障录波与测距系统装置示意图Fig.3 Schematic diagram of high-precision fault recording and locating system

前置机中工频采集板卡工作流程如图4所示，行波采集板卡工作流程如图5所示，后台软件处理流程图如图6所示。

2.2 测试方案与测试系统介绍

依据电力行业标准[18]，首先利用RTDS针对改进单端量工频测距算法进行了试验。进一步利用暂态行波保护测试仪[19]与功放系统提供的行波测试平台，对包含行波测距算法的新型单端电气量组合测距方法进行了测距的可靠性和准确性的验证。下面简单介绍暂态行波测试仪。

图4 暂态行波采集板主程序流程Fig.4 Flowchart of main program of traveling-wave acquisition board

图5 工频板主程序及采样中断流程图Fig.5 Flowchart of main program and sampling interrupt of power-frequency board

图6 后台处理软件流程图Fig.6 Flowchart of background processing software

暂态行波保护测试仪主要包括运行在PC机上的高性能数字仿真器以及与之相连接的信号转换与接口装置。数字仿真系统由计算机和相应的分析计算、控制管理程序构成，其作用是进行暂态计算、对整套装置的转换和试验进行控制。信号转换与接口单元主要由高速数模转换电路、继电器测试电路与装置保护电路、功率放大电路三部分硬件组成。

仿真计算上位机、测试仪信号系统和功率放大系统组成的测试平台系统示意图如图7所示。

上位机采用数字技术，利用通用电磁暂态仿真程序（EMTP/ATP）模拟计算电力系统故障暂态过程并生成电力系统故障数据。通过数模转换电路以及功率放大系统输入被测试装置。具体仿真模型见2.3节。

图7 暂态行波保护测试仪测试系统整体示意图Fig.7 Overall diagram of test system for transient traveling-wave based protections

2.3 仿真模型搭建

对于改进的工频测距方法，首先利用RTDS测试平台对改进的工频测距算法进行测试。建立RTDS/RSCAD模型，模型的结构与参数按照电力行业测试标准[20]，采用的模拟系统为500 kV双侧电源系统，输电线长度为400 km。分别针对末端、中点、首端故障，以及纯金属性接地和经过过渡电阻接地等不同情况下，对新算法和原有算法进行了测试比较。仿真模型结构如图8所示，被测装置装于L侧。故障点 K1、K2、K3分别对应末端（故障距离 400 km）、中点故障（故障距离200 km）、首端故障（故障距离0 km），模型参数如表1所示。

图8 DL/T663—1999标准输电线路故障测距RTDS模型Fig.8 RTDS model of transmission line proposed by DL/T663-1999 standard for fault location

表1 标准模型线路参数Tab.1 Line parameters of standard model

2.4 试验结果

利用上述硬件平台针对RTDS实验的各种故障情况进行录波和测距，得到改进阻抗测距试验结果如表2—4所示。

通过比较可以看出，采用改进的阻抗测距算法，相比较原始的阻抗测距算法，在测距精度、测距稳定性和鲁棒性等方面都有了提高。利用暂态行波保护测试仪与功放输出系统，对新的组合测距方法进行了试验，针对上述的模型，在故障距离分别为50 km、75 km、100 km、150 km、175 km 以及 200 km 处的情况进行了仿真以及测试，几组具有代表性的试验结果见表5。

2.5 试验现象总结分析

根据上面的试验结果可以看出，改进阻抗方法的测距精度和稳定性相比传统阻抗测距方法都有所提高，因此在新的测距方法中，由新阻抗测距方法确定的测距范围内，通过行波测距方法可以更加唯一和准确地定位故障距离。通过表5可以看出，在几种典型的故障距离、故障方式和过渡电阻的情况下，新的单端量组合测距方法基本不受影响，误差分析保持在0.2%以下，误差距离小于100 m。