智能電網(wǎng)中常用測距技術(shù)的分析研究

丁中奎

(合肥眾誠熱電有限公司， 安徽　合肥　230022)

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智能電網(wǎng)中常用測距技術(shù)的分析研究

丁中奎

(合肥眾誠熱電有限公司， 安徽合肥230022)

摘要：文章對智能電網(wǎng)中常用的三種故障測距技術(shù)的基本原理及優(yōu)缺點(diǎn)進(jìn)行了分析和比較，研究表明：工頻測距技術(shù)原理簡單，對測距裝置的硬件要求不高，但受過渡電阻等因素的影響較大，測距精度不高；單端行波測距技術(shù)原理簡單，理論測距精度較高，但故障點(diǎn)反射波難以識別，影響測距精度，且測距裝置的硬件要求較高；基于GPS精確時間信息的雙端行波測距技術(shù)，測距原理簡單、完備，測距結(jié)果精度高，但對測距裝置的硬件要求較高。隨著安徽智能電網(wǎng)建設(shè)的逐步深入，雙端行波測距技術(shù)的硬件條件已經(jīng)具備，所以建議廣泛采用雙端行波測距技術(shù)，以提高輸電線路故障測距的精度，為安徽電網(wǎng)的安全運(yùn)行提供重要技術(shù)支撐。

關(guān)鍵詞：輸電線路；測距；工頻測距；單端行波測距；雙端行波測距

0引言

精確的故障定位是智能電網(wǎng)應(yīng)具備的重要功能之一，高壓輸電線路是電力系統(tǒng)骨干網(wǎng)架的重要組成部分，輸電線路的安全可靠運(yùn)行是保證電網(wǎng)安全的重要支撐。隨著經(jīng)濟(jì)社會的發(fā)展，安徽電網(wǎng)中高壓輸電線路的總輸電長度逐年增加，輸電線路的運(yùn)行維護(hù)工作量逐年加大。線路故障后必須及時找出故障點(diǎn)并消除故障，再恢復(fù)供電。受安徽地區(qū)地理?xiàng)l件的影響，高壓線路途中可能要翻越山區(qū)，森林覆蓋的地區(qū)，巡線難度大，再考慮到線路故障經(jīng)常發(fā)生在氣候條件惡劣情況下，故障后尋找故障點(diǎn)更加困難；而在城區(qū)，輸電線路故障后，受交通堵塞，各種建筑物障礙等因素的影響，線路故障后尋找故障點(diǎn)也需較長時間才能完成，精確的故障測距定位，可以準(zhǔn)確定位故障地點(diǎn)，對輸電線路故障后及時發(fā)現(xiàn)故障點(diǎn)，縮短停電時間，加快恢復(fù)供電和降低電網(wǎng)安全運(yùn)行風(fēng)險具有重要意義。

故障測距一直以來是國內(nèi)外學(xué)者的研究熱點(diǎn)之一，取得了豐富的研究成果。目前在電力系統(tǒng)中廣泛應(yīng)用的測距方法可以分為兩大類，一類是基于故障后工頻電氣量的測距方法[1～4]，一類是基于故障后的故障行波構(gòu)成的行波測距方法，而行波測距又可分為單端行波測距[5～8]和雙端行波測距[9]。下文將對這三種常用測距方法分別進(jìn)行分析和研究。

1基于工頻信息的故障測距技術(shù)

1.1工頻故障測距技術(shù)的基本原理

工頻故障測距技術(shù)是指根據(jù)輸電線路故障后工頻故障電壓和故障電流來計(jì)算故障距離的一種方法。工頻故障測距是早期輸電線路故障測距的基本方法。它的基本思想是：由于輸電線路單位距離的正序阻抗是確定的，所以只要測量出故障正序阻抗，即可計(jì)算出故障距離：

l=Zm/Z1

(1)

如圖1所示的一個220kV輸電系統(tǒng)，線路1長度為400km，線路2和線路3長度為320km，線路4和線路5長度為380km，電源S1的容量為35000MVA，電源S2的容量為40000MVA，輸電線路參數(shù)如表1所示，本文將以此輸電系統(tǒng)為研究模型。

表1　220kV輸電線路參數(shù)

圖1　220kV輸電線路系統(tǒng)

輸電線路1發(fā)生故障后，保護(hù)R1測量阻抗為：

(2)

根據(jù)式(2)可得故障距離為：

(3)

1.2工頻故障測距技術(shù)的優(yōu)缺點(diǎn)分析

由公式(3)可知，工頻測距的精確度主要受過渡電阻和兩側(cè)故障電流的初相角等因素的影響。影響測距結(jié)果最主要的因素是過渡電阻的大小，若過渡電阻Rf為零，則故障測距的距離即為實(shí)際故障距離，若過渡電阻不為零，則會產(chǎn)生測距誤差，顯然過渡電阻越大，誤差越大?，F(xiàn)有的研究結(jié)果表明，輸電線路相間故障時，過渡電阻主要是電弧電阻，一般為幾十歐姆，而單相接地短路時，過渡電阻可能高達(dá)幾百歐姆?？梢?，基于單端工頻電氣量的故障測距技術(shù)，在原理上就存在誤差。為了提高測距精度，有些學(xué)者提出了基于雙端工頻電氣量的故障測距技術(shù)[10,11]，即根據(jù)線路兩端的故障后電壓和電流構(gòu)成測距算法，該方法可以在原理上消除過渡電阻對測距精度的影響，但由于需要故障線路兩側(cè)的電壓和電流數(shù)據(jù)，對輸電線路的通訊通道要求較高，所以該方法在電力系統(tǒng)中并未獲得廣泛實(shí)際應(yīng)用。

基于單端工頻電氣量的故障測距技術(shù)主要優(yōu)點(diǎn)是原理簡單，可以在現(xiàn)有的微機(jī)線路保護(hù)裝置中添加一個測距程序模塊即可方便實(shí)現(xiàn)，不需單獨(dú)硬件裝置；缺點(diǎn)是測距精度不夠理想，誤差較大，考慮到電流互感器和電壓互感器的傳變誤差等因素的影響，最大測距誤差可能在10%以上。

2單端行波故障測距技術(shù)

2.1單端行波故障測距的基本原理

根據(jù)疊加原理，故障后的電力系統(tǒng)可以等效為故障前正常運(yùn)行網(wǎng)絡(luò)和故障附加網(wǎng)絡(luò)的疊加。如圖2所示，圖2(a)是發(fā)生了故障的電力系統(tǒng)，圖2(b)是圖2(a)的等效電路，而圖2(b)可以表示為正常運(yùn)行網(wǎng)絡(luò)圖2(c)和故障附加網(wǎng)絡(luò)圖2(d)的疊加。圖中-uf(t)是故障附加網(wǎng)絡(luò)中的附加電壓源。

a)線路MN在F點(diǎn)發(fā)生故障；b)等效電路；c)正常運(yùn)行網(wǎng)絡(luò)；d)故障附加網(wǎng)絡(luò)圖2　疊加原理

在故障附加網(wǎng)絡(luò)中，附加電壓源的數(shù)值等于故障點(diǎn)故障前電壓。正是在這個附加電壓源的作用下，電壓源將自己的能量沿著輸電線路傳遞，在導(dǎo)線電感中建立磁場，在分布電容中建立電場，電壓波和電流波沿導(dǎo)線向線路兩端傳播。

以圖3所示220kV輸電網(wǎng)為例，若線路MN在F1處發(fā)生故障，則故障行波從故障點(diǎn)向線路兩側(cè)傳播，以母線M處電流故障行波為研究對象，t1為初始電流故障行波到達(dá)母線M處的時刻，iM1在母線M處會產(chǎn)生反射波iM2，而iM2在故障點(diǎn)處產(chǎn)生反射波iF1,t3為故障點(diǎn)反射波iF1到達(dá)母線M處的時刻。若能精確的捕捉到t1、t2這兩個時刻，即可精確計(jì)算故障距離。

圖3　220kV輸電網(wǎng)絡(luò)圖

圖4　F1點(diǎn)發(fā)生故障時故障行波網(wǎng)格圖

(4)

其中v是電流故障行波在輸電線路的傳播速度，在忽略電阻和電導(dǎo)的情況下，

(5)

其中L0、C0分別為輸電線路的單位長度電感和電容。

2.2單端行波故障測距的優(yōu)缺點(diǎn)分析

單端行波測距原理簡單，不受輸電線路故障過渡電阻影響。行波的波速度取決于輸電線路的實(shí)際參數(shù)，可以通過計(jì)算或?qū)崪y的方法得到，所以只要能準(zhǔn)確的捕捉到故障初始行波和故障點(diǎn)的反射波到達(dá)母線的時刻，即可精確確定故障距離。理論上行波測距的精度取決于測距裝置硬件采樣的頻率，若采樣率為1MHz,則理論誤差為300m，且測距誤差與輸電線路實(shí)際長度無關(guān)，220kV輸電線路的設(shè)計(jì)距離一般為100～300km，以100km算，則誤差只有0.3%，精度遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于工頻測距精度。

行波測距的困難在于能否準(zhǔn)確識別故障點(diǎn)的反射電流行波iF1。如圖4所示，故障初始行波iM1在母線M處會產(chǎn)生折射波，行進(jìn)到母線L后又會產(chǎn)生反射波iL1，該反射波也會在t2時刻到達(dá)母線M,而在輸電線路N端也會有故障行波經(jīng)過故障點(diǎn)折射后，在t4時刻iN2行進(jìn)到母線M，如何有效識別故障點(diǎn)的反射行波iM1,防止故障行波iN2和iN1的干擾，是單端行波測距的關(guān)鍵技術(shù)。由于行波的瞬態(tài)特性，捕捉和識別故障點(diǎn)反射行波具有一定的困難，國內(nèi)外眾多學(xué)者為此也進(jìn)行了大量的研究，但測距結(jié)果還是由于其它母線的折反射波的影響而達(dá)不到理論的精度。為此，一些學(xué)者提出了雙端行波測距，從根本上解決這一問題。

3雙端行波故障測距技術(shù)

3.1雙端行波故障測距的基本原理[12]

雙端行波測距是根據(jù)故障初始行波到達(dá)故障線路兩側(cè)的時間差異來計(jì)算故障距離。以圖3所示輸電線路MN中F1處發(fā)生故障為例，t1為初始電流故障行波iM1到達(dá)母線M處時刻，t2為初始電流故障行波iN到達(dá)母線N處時刻，則以母線M為參考點(diǎn)的故障距離為：

(6)

式(6)中L為輸電線路MN的總長度，v為行波的波速度。

3.2雙端行波故障測距的電磁暫態(tài)仿真分析[13]

本文在電磁暫態(tài)仿真軟件中建立圖3所示的仿真系統(tǒng)，進(jìn)行雙端行波測距的仿真研究，下文以圖3中線路1上A相接地短路為例，闡述雙端行波測距的算法。

圖5(a)和(b)分別為線路1上距離M側(cè)100km處A相故障后M側(cè)和N側(cè)的三相故障電流，圖6是線路兩側(cè)相應(yīng)的A相初始行波波頭的局部放大圖，t1為M側(cè)初始行波達(dá)到母線處的時刻，t2為N側(cè)初始行波達(dá)到母線處的時刻，在本例中t1和t2分別為0.342ms和1.026ms。根據(jù)公式(6)可得故障距離為99.9992km， 而實(shí)際的故障距離為100km，所以雙端行波測距差在理論上精確度很高。

圖5　A相故障時三相電流圖

圖6　M側(cè)和N側(cè)A相電流初始行波

3.3雙端行波故障測距的優(yōu)缺點(diǎn)分析

雙端行波測距原理簡單，只需要捕捉到故障初始行波到達(dá)輸電線路兩端的時刻即可精確計(jì)算故障距離。由于不需要捕捉故障點(diǎn)的反射波，所以從原理上解決了單端行波測距技術(shù)由于故障線路對端母線和背側(cè)母線折反射波的干擾而影響測距精度的問題。

但雙端測距技術(shù)需要使用GPS同步時鐘(GPS同步時鐘可提供誤差不超過1微秒的時間同步精度)，兩端時間同步的精度直接決定了測距的精度。且雙端行波測距需要在被測線路兩端裝設(shè)測距裝置，用于記錄故障后的初始電流行波。

考慮到目前電網(wǎng)中故障測距技術(shù)一般是集成于故障錄波器裝置之中，而所有220kV及以上變電站中都安裝有故障錄波器，同時也都配置了GPS對時設(shè)備，所以不存在由于采用雙端測距技術(shù)而增加設(shè)備和投資的問題。實(shí)際的220kV及以上電網(wǎng)已經(jīng)完全具備了采用行波雙端測距的硬件技術(shù)條件。

4故障測距在安徽電網(wǎng)的實(shí)際應(yīng)用情況分析

220kV及以上輸電線路保護(hù)都具備故障測距功能，且都采用工頻測距技術(shù)，下文將以RCS931為例分析工頻測距技術(shù)的實(shí)際測距性能，而單端行波故障測距技術(shù)在一般集成在故障錄波器裝置中，以WDGL系列故障錄波器為例，分析單端行波測距技術(shù)的實(shí)際應(yīng)用效果。

本文選取安徽電網(wǎng)50條220kV輸電線路為研究對象，對其2013～2014年線路故障測距結(jié)果數(shù)據(jù)進(jìn)行分析。研究結(jié)果表明無論是工頻測距還是單端行波測距，在實(shí)際應(yīng)用中的結(jié)果都達(dá)不到理論上的精度，工頻測距誤差最大為30%左右，這可能由于較大的過渡電阻等因素的影響，使得實(shí)際測距誤差較大，而行波測距的結(jié)果最大誤差也高達(dá)17%,應(yīng)是測距裝置沒能準(zhǔn)確識別故障點(diǎn)反射波導(dǎo)致誤差較大，但總體上行波測距精度優(yōu)于工頻測距。這些實(shí)際故障測距結(jié)果表明安徽電網(wǎng)中故障測距技術(shù)有必要進(jìn)一步改進(jìn)以提高測距精度。表2給出了部分輸電線路的故障測距結(jié)果實(shí)例。

表2　工頻測距與單端行波測距的性能比較

5小結(jié)

本文對當(dāng)前電力系統(tǒng)中常用的三種故障測距技術(shù)的基本原理分別給予闡述，對三種測距技術(shù)的優(yōu)缺點(diǎn)進(jìn)行了分析，并對實(shí)際電網(wǎng)測距結(jié)果進(jìn)行了分析。分析表明：單端工頻故障測距技術(shù)雖然原理簡單，易于實(shí)現(xiàn)，但其在測距原理上就受到故障電阻等因素的影響，而使得測距結(jié)果可能出現(xiàn)較大誤差，不應(yīng)繼續(xù)作為電網(wǎng)的主要測距方法；單端行波測距原理簡單，理論上測距精度可以很高，但實(shí)際應(yīng)用中由于不能準(zhǔn)確識別故障點(diǎn)反射波，而使得測距結(jié)果也存在較大誤差；基于精確時間信息的雙端行波測距原理簡單，測距精度高，不存在故障點(diǎn)反射波識別問題。隨著智能電網(wǎng)建設(shè)的不斷深入，目前電網(wǎng)中已經(jīng)具備GPS精確對時功能，雙端行波測距技術(shù)的應(yīng)用條件已經(jīng)具備，應(yīng)廣泛采用雙端行波測距技術(shù)以提高輸電線路故障測距的精度，加快線路故障的處理過程，提高電網(wǎng)運(yùn)行的安全性。

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[責(zé)任編輯：朱子]

Common Ranging Technology in Smart Grid

DINGZhong-kui

(HefeiZhongchengThermoelectricityLimitedCompany,Hefei230022,China)

Abstract:The paper analyzes and compares the basic principle, advantages and disadvantages of three kinds of common fault ranging technology in smart grid. Research shows that: the principle of power frequency ranging technology is simple, the hardware requirement of ranging unit is not high, but it is strongly influenced by the factors such as transition resistance and so on, and its ranging accuracy is not high; The principle of single end traveling wave ranging technology is simple, the theory ranging accuracy is higher, but it is difficult to identify the reflected wave of failure point, to influence the ranging accuracy, and the hardware requirement of ranging unit is higher; The principle of double end traveling wave ranging technology based on GPS precise time information is simple and complete, the accuracy of ranging result is high, but the hardware requirement of ranging unit is higher. With the gradual deepening of smart grid construction in Anhui, the hardware conditions of double end traveling wave ranging technology have possessed already, so the double end traveling wave ranging technology is suggested to adopt widely, in order to improve the accuracy of fault ranging of transmission lines, to provide important technical support for the safe operation of Anhui power grid.

Key words:transmission line; ranging; power frequency ranging; single end traveling wave ranging; double end traveling wave ranging

中圖分類號：TM711

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

文章編號：1672-9706(2016)01- 0027- 06

作者簡介：丁中奎(1975-)，男，工程師，主要從事熱電生產(chǎn)、電力系統(tǒng)故障分析。

收稿日期：2015- 09-14