CN103616609A - 一种利用直流分量的高压直流接地极线路故障测距方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种利用直流分量的高压直流接地极线路故障测距方法，属于电力系统故障测距技术领域。高压直流接地极线路发生接地故障时，利用故障线路可测的电压、电流，从M端计算接地极线路沿线电压分布。同时利用非故障线路可测的电压、电流推算至极址点，计算出极址点电压和电流。再利用极址点电压和电流，从极址端计算接地极线路沿线电压分布。根据故障点电压相等列写出故障定位函数，通过求解定位函数计算出故障距离。本发明是基于现有故障录波数据实现故障接地极线路故障测距，不需要高采样率，易于现场实现。利用量测端的电压和电流直流分量进行故障测距，直流分量易于提取，计算公式简单。

Description

一种利用直流分量的高压直流接地极线路故障测距方法

技术领域

本发明涉及一种利用直流分量的高压直流接地极线路故障测距方法，属于电力系统故障测距技术领域。

背景技术

接地极线路是直流输电系统中不可缺少的一部分，直流系统换流站一般距离接地点几十到一百多千米，其间通常架设双导线并联的接地极引线。

接地极线路电压等级较低，发生线路故障概率较大，接地极线路发生故障后会影响直流双极系统，不仅对直流系统安全运行影响较大，而且对南方电网骨干网架稳定运行影响很大。目前，接地极线路大都装有脉冲行波测距装置，但是当接地极线路故障时，多次发生无法测距的情况。利用暂态故障录波数据对接地极保护进行仿真判断，减少现场运行维护人员分析故障录波的工作量，有利于及时分析故障性质；可以客观准确进行更改保护定值类有关反措的校验。

发明内容

本发明要解决的技术问题是提出一种利用直流分量的高压直流接地极线路故障测距方法。

本发明的技术方案是：一种利用直流分量的高压直流接地极线路故障测距方法，高压直流接地极线路发生接地故障时，利用故障线路可测的电压、电流，从M端计算接地极线路沿线电压分布；同时利用非故障线路可测的电压、电流推算至极址点，计算出极址点电压和电流；再利用极址点电压和电流，从极址端计算接地极线路沿线电压分布；根据故障点电压相等列写出故障定位函数，通过求解定位函数计算出故障距离。

监测识别方法的具体步骤如下：

(1)当接地极线路故障时，设故障发生在接地极线路l₂，根据量测端电压U_M和故障线路量测端电流I₂计算沿线电压分布：

U_fleft＝U_M-I₂×R×x          (1)

U_fleft为从M端计算的接地极线路沿线电压，x为到量测端的距离；U_M为量测端电压；I₁、I₂分别为量测端电流直流分量；R为接地极线路单位长度电阻，l为接地极线路总长；

(2)利用非故障线路量测端电压U_M和电流I₁计算沿线电压分布，利用量测端电压电流列写测距方程如下：

U_g＝U_M-I₁×R×l      (2)

$I_4=\frac{U_N}{R_g}-I_3---\left(3\right)$

U_fright＝U_N+I₄×R×(l-x)      (4)

U_g为极址处电压，I₃、I₄分别为非故障线路极址处电流和故障线路电流极址处电流，U_fright为从极址点计算的沿线电压；

(3)利用故障点电压相等构成测距方程为：

f(x)＝min(|U_fleft-U_fright|)x∈[0，l]      (5)

故障距离x_f为：

x_f＝min(f(x))x∈[0，l]      (6)

本发明的有益效果是：

(1)本方法是基于现有故障录波数据实现故障接地极线路故障测距，不需要高采样率，易于现场实现。

(2)本测距方法利用量测端的电压和电流直流分量进行故障测距，直流分量易于提取，计算公式简单。

附图说明

图1为本发明为实施中接地极系统图，图中，U_M为量测端电压；U_g为极址点电压，I₁、I₂分别为接地极线路l₁和l₂量测端电流；I₃、I₄分别为接地极线路l₁和l₂极址端电流；R为接地极线路单位长度电阻；l为接地极线路总长；R_g为极址电阻；x_f为故障点到量测端的距离。

图2为本发明实施例1中，两端故障量测端电压和电流，t/s为时间/秒，i/kA为电流/千安，u/kV为电压/千伏；

图3为本发明实施例1中，接地极线路12距量测端50km发生接地故障，极址电阻为0.2Ω，过渡电阻为0Ω情况下的故障定位图；

图4为本发明实施例2中，两端故障量测端电压和电流，t/s为时间/秒，i/kA为电流/千安，u/kV为电压/千伏；

图5为本发明实施例2中，接地极线路12距量测端50km发生接地故障，极址电阻为0.2Ω，过渡电阻为0.2Ω情况下的故障定位图。

图6为本发明实施例3中，两端故障量测端电压和电流，t/s为时间/秒，i/kA为电流/千安，u/kV为电压/千伏；

图7为本发明实施例3中，接地极线路12距量测端50km发生接地故障，极址电阻为0.1Ω，过渡电阻为0Ω情况下的故障定位图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施方式，对本发明作进一步说明。

一种利用直流分量的高压直流接地极线路故障测距方法，高压直流接地极线路发生接地故障时，利用故障线路可测的电压、电流，从M端计算接地极线路沿线电压分布；同时利用非故障线路可测的电压、电流推算至极址点，计算出极址点电压和电流；再利用极址点电压和电流，从极址端计算接地极线路沿线电压分布；根据故障点电压相等列写出故障定位函数，通过求解定位函数计算出故障距离。

监测识别方法的具体步骤如下：

(1)当接地极线路故障时，设故障发生在接地极线路l₂，根据量测端电压U_M和故障线路量测端电流I₂计算沿线电压分布：

U_fleft＝U_M-I₂×R×x      (1)

U_fleft为从M端计算的接地极线路沿线电压，x为到量测端的距离；U_M为量测端电压；I₁、I₂分别为量测端电流直流分量；R为接地极线路单位长度电阻，l为接地极线路总长；

(2)利用非故障线路量测端电压U_M和电流I₁计算沿线电压分布，利用量测端电压电流列写测距方程如下：

U_g＝U_M-I₁×R×l      (2)

$I_4=\frac{U_N}{R_g}-I_3---\left(3\right)$

U_fright＝U_N+I₄×R×(l-x)      (4)

U_g为极址处电压，I₁、I₂分别为非故障线路极址处电流和故障线路电流极址处电流，U_fright为从极址点计算的沿线电压；

(3)利用故障点电压相等构成测距方程为：

f(x)＝min(|U_fleft-U_fright|)x∈[0，l]      (5)

故障距离x_f为：

x_f＝min(f(x))x∈[0，l]      (6)

实施方式一：±800kV直流接地极线路如图1所示。其线路参数如下：线路全长80km，线路阻抗为：0.00756+j0.39999Ω/km，极址电阻为0.2Ω。数据采样率为6.4kHz。接地极线路l₂距量测端50km发生接地故障，过渡电阻为0Ω。

利用两端故障量测端电压、电流如图2所示，具体计算步骤如下：

(1)当接地极线路故障时，设故障发生在接地极线路l₂，根据量测端电压U_M和故障线路量测端电流I₂计算沿线电压分布：

U_fleft＝U_M-I₂×R×x

U_fleft为从M端计算的接地极线路沿线电压，x为到量测端的距离；U_M为量测端电压直流分量；I₁、I₂分别为量测端电流直流分量；R为接地极线路单位长度电阻，l为接地极线路总长；

(2)利用非故障线路量测端电压U_M和电流I₁推算至故障点右侧电压，利用量测端电压电流列写测距方程如下：

U_g＝U_M-I₁×R×l

$I_4=\frac{U_N}{R_g}-I_3$

U_fright＝U_N+I₄×R×(l-x)

U_g为极址处电压，I₃、I₄分别为非故障线路极址处电流和故障线路电流极址处电流，U_fright为从极址点计算的沿线电压；

(3)利用故障点电压相等构成测距方程为：

f(x)＝min(|U_fleft-U_fright|)x∈[0，l]

故障距离为x_f：

x_f＝min(f(x))x∈[0，l]

最终计算故障距离x_f＝49.40km。其故障定位图如图3所示。

实施方式二：±800kV直流接地极线路如图1所示。其线路参数如下：线路全长80km，线路阻抗为：0.00756+j0.39999Ω/km，极址电阻为0.2Ω。数据采样率为6.4kHz。接地极线路l₂距量测端50km发生接地故障，过渡电阻为0.2Ω。

利用两端故障量测端电压、电流如图4所示，具体计算步骤如下：

(1)当接地极线路故障时，设故障发生在接地极线路l₂，根据量测端电压U_M和故障线路量测端电流I₂推算至故障点：

U_fleft＝U_M-I₂×R×x

U_fleft为从M端计算的接地极线路沿线电压，x为到量测端的距离；U_M为量测端电压；I₁、I₂分别为量测端电流直流分量；R为接地极线路单位长度电阻，l为接地极线路总长；

(2)利用非故障线路量测端电压U_M和电流I₁推算至故障点右侧电压，利用量测端电压电流列写测距方程如下：

U_g＝U_M-I₁×R×l

$I_4=\frac{U_N}{R_g}-I_3$

U_fright＝U_N+I₄×R×(l-x)

U_g为极址处电压，I₃、I₄分别为非故障线路极址处电流和故障线路电流极址处电流，U_fright为从极址点计算的沿线电压；

(3)利用故障点电压相等构成测距方程为：

f(x)＝min(|U_fleft-U_fright|)x∈[0，l]

故障距离为x_f：

x_f＝min(f(x))x∈[0，l]

最终计算故障距离x_f＝49.10km。其故障定位图如图5所示。

实施方式三：：±800kV直流接地极线路如图1所示。其线路参数如下：线路全长80km，线路阻抗为：0.00756+j0.39999Ω/km，极址电阻为0.1Ω。数据采样率为6.4kHz。接地极线路l₂距量测端50km发生接地故障，过渡电阻为0Ω。

利用两端故障量测端电压、电流如图6所示，具体计算步骤如下：

(1)当接地极线路故障时，不妨设故障发生在接地极线路l₂，根据量测端电压U_M和故障线路量测端电流I₂推算至故障点：

U_fleft＝U_M-I₂×R×x

U_fleft为从M端计算的接地极线路沿线电压，x为到量测端的距离；U_M为量测端电压；I₁、I₂分别为量测端电流直流分量；R为接地极线路单位长度电阻，l为接地极线路总长；

(2)利用非故障线路量测端电压U_M和电流I₁推算至故障点右侧电压，利用量测端电压电流列写测距方程如下：

U_g＝U_M-I₁×R×l

$I_4=\frac{U_N}{R_g}-I_3$

U_fright＝U_N+I₄×R×(l-x)

U_g为极址处电压，I₃、I₄分别为非故障线路极址处电流和故障线路电流极址处电流，U_fright为从极址点计算的沿线电压；

(3)利用故障点电压相等构成测距方程为：

f(x)＝min(|U_fleft-U_fright|)x∈[0，l]

故障距离为x_f：

x_f＝min(f(x))x∈[0，l]

最终计算故障距离x_f＝50.30km。其故障定位图如图7所示。

上面结合附图对本发明的具体实施方式作了详细说明，但是本发明并不限于上述实施方式，在本领域普通技术人员所具备的知识范围内，还可以在不脱离本发明宗旨的前提下作出各种变化。

Claims (2)

1.一种利用直流分量的高压直流接地极线路故障测距方法，其特征在于：高压直流接地极线路发生接地故障时，利用故障线路可测的电压、电流，从M端计算接地极线路沿线电压分布；同时利用非故障线路可测的电压、电流推算至极址点，计算出极址点电压和电流；再利用极址点电压和电流，从极址端计算接地极线路沿线电压分布；根据故障点电压相等列写出故障定位函数，通过求解定位函数计算出故障距离。 

2.根据权利要求1所述的利用直流分量的高压直流接地极线路故障测距方法，其特征在于：监测识别方法的具体步骤如下： 

(1)当接地极线路故障时，设故障发生在接地极线路l₂，根据量测端电压U_M和故障线路量测端电流I₂计算沿线电压分布： 

U_fleft＝U_M-I₂×R×x 

U_fleft为从M端计算的接地极线路沿线电压，x为到量测端的距离；U_M为量测端电压；I₁、I₂分别为量测端电流直流分量；R为接地极线路单位长度电阻，l为接地极线路总长； 

(2)利用非故障线路量测端电压U_M和电流I₁计算沿线电压分布，利用量测端电压电流列写测距方程如下： 

U_fright＝U_N+I₄×R×(l-x) 

U_g为极址处电压，I₃、I₄分别为非故障线路极址处电流和故障线路电流极址处电流，U_fright为从极址点计算的沿线电压； 

(3)利用故障点电压相等构成测距方程为： 

f(x)＝min(|U_fleft-U_fright|)x∈[0，l] 

故障距离x_f为： 

x_f＝min(f(x))x∈[0，l]。 

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