110 kV 及以上输电线路单相接地故障点自动定位方法

吴广奇，金红兵，叶子豪，郭远超

（国网浙江省电力有限公司衢州供电公司，浙江 衢州 324000）

0 引 言

单相接地故障是110 kV 及以上输电线路常见的问题之一，对电力系统的安全稳定运行构成严重威胁。快速准确地定位故障点是解决这一问题的关键，对于提高供电可靠性、缩短停电时间、降低维护成本具有重要意义。传统的故障定位方法通常依赖人工巡检和有限的自动化设备，存在定位时间长和精度低等问题[1]。基于此，文章提出一种110 kV 及以上输电线路单相接地故障点自动定位方法。

1 110 kV 及以上输电线路单相接地故障点自动定位方法的设计

1.1 采集110 kV 及以上输电线路故障信号

文章基于行波法设计110 kV 及以上输电线路的单相接地故障点的自动定位方法。输电线路中分支线路过多是故障点自动定位的一大挑战，而掌握分支点上行波信号的传输特征是研究故障点定位方法的基础。文章以分支线路为例，分析行波信号在输电线路分支线路中的传输特征。行波信号经由分支线路的变化如图1 所示，其中P 点表示阻抗不连续。

图1 行波信号经由分支线路的变化

行波信号通过图1 中的线路时，在阻抗不连续性处（故障点或母线等）将产生折射、反射，从而影响110 kV 及以上输电线路的正常运行[2-3]。在线路1上，入射波在P 点会发生折射与反射，支路2 和支路3 等效为并联，等效阻抗的计算公式为

式中：z1、z2、z3分别为输电线路1、线路2、线路3的阻抗。则该线路中的电压入射行波信号U在线路2、线路3 中的折射波U2、U3的表达公式为

该线路中的电流入射行波信号I在线路2、线路3 中的折射波表达公式为

由此可知，在110 kV及以上输电线路的分支点处，无论是电压还是电流，均存在折射与反射现象。同时，每条分支线路上的电压行波信号均等效，其大小取决于支路的阻抗。在同一分支线路上，如果两分支线路的阻抗相同，则经过支路的折射后，到达支路上的电流波形信号也相同；如果两条分支线路的阻抗存在一定差异，则向分支线路传播的电流行波信号的大小与支路阻抗成正比。

1.2 基于故障行波信号测量故障距离

基于收集到的故障行波信号测量故障距离。当故障发生后，需要根据线路具体情况设定信号幅值，并通过人工方式将行波信号发送到输电线路，以准确获取行波信号。确定故障位置后，输电线路已退出运行，因此不会受终端负荷变化的影响。

行波法是一种单相接地定位方法，利用故障点处的行波信号的传播速度和反射时间来求取故障距离。原始的行波方法是利用信号传播速度和首次故障反射波波头到达测点的时间进行测距。而110 kV 及以上输电线路故障距离的测定，一般先利用二次行波法获得两组波形信号，再对这两组信号进行差值计算，求出波型差值，最后求出距离。在利用行波法测距时，可以根据信号的传播速度与波形的差异数据中第一个突变点不为0 的时刻，得出故障距离。其中，波形差指出现故障前和出现故障后故障阶段波形的差异[4]。

基于分析可知，波形差第一个不为0 的点为故障点的反射波，称为故障特征波，其他波形差不为0的点为差异点。故障距离的计算公式为

式中：t为波形信号的第一个差异点发生的时间；v为行波信号的传输速度。

行波信号测距的优势在于不受故障信号强度的影响，可人为注入已知信号，确保定位准确，并易进行滤波消噪。此外，其能在不带电情况下检测永久性故障，并与自动重合闸结合，判断故障是否消失，确保线路稳定和设备安全。这些优势使行波信号测距在故障定位方面更具实用性和可靠性。

1.3 定位单相接地故障点

由式（1）可计算出故障点至监测点的距离。由于输电线路具有多个分支，当以测点为中心，以故障距离为半径时，同一条输电线路上的故障点将不止1个，因此在求出的故障点中，会出现假故障点。为解决该问题，研究单相接地故障点的准确定位方法，提出输电线路故障U/I响应变化率函数，计算公式为

式中：Un为第n条分支路线端流入电压；In为第n条分支路线端流入电流；x、y分别为线端流入电流、同端电压的微分。

故障U/I响应定位流程分为5 步。第一，根据指令测量故障距离，检测并存储输电线路中的故障响应特性参数。第二，抽取每条线路末端U/I响应的特征量，对其进行差分，获取每条线路的末端U/I响应参数的变化速率[5]。第三，判定该指数是否满足(x,y)，只有在同一端U/I变化量最大的情况下，才能对故障分支进行识别。第四，在精确判断故障分支的基础上，过滤并提取故障线路各支路的U/I响应参数，并进行归一化处理。第五，根据具体的输电线路参数，对故障点进行准确定位，并将信息反馈给有关维修人员，以便于完成下一阶段的排除工作。

2 实验测试与分析

2.1 实验准备

为验证文章设计方法的有效性，需要进行实验测试。以MATLAB 软件为基础搭建仿真测试环境，将A 市某条110 kV 的IEEE33 节点输电线路的各项参数带入本次测试环境。该输电线路的简化模型如图2 所示。

图2 输电线路模型

实时采集图2 所示110 kV 及以上输电线路的电压和电流响应数据，结合单位阻抗值、线路长度等参数，使用文章提出的故障定位法与文献[1]提出的基于改进希尔伯特-黄变换的定位方法进行故障定位，并对比定位结果试。设置输电线路模型中的故障点编号为A1 ～A6，人工测量各故障点与节点1 的距离，重复5 次，所得数据如表1 所示。

表1 测量结果 单位：km

2.2 实验结果与分析

取表1 中各故障点的样本数据的平均数，并以此为实际故障位置，进行对比。单相接地故障点的定位结果如表2 所示。

表2 对比测试结果 单位：km

根据表2 的测试结果可以看出，与文献 [1] 提出的定位方法相比，文章提出的110 kV 及以上输电线路单相接地故障点自动定位方法能够实现高精度的故障定位，受线路参数不准确性的影响较小，因此能够更准确地确定故障点的位置。

3 结 论

文章主要研究110 kV 及以上输电线路单相接地故障点自动定位方法，深入探讨接地故障的产生原因，分析其产生的复杂因素，并详细阐述定位方法的实施过程。通过研究发现，采用文章提出的自动定位方法能够快速有效地确定故障点，提高故障处理效率，缩短停电时间，为保障电力系统的稳定运行提供有力支持。