CN103777113A

CN103777113A - 在高架输电线路中通过在其两端的非同步测量来定位短路的方法

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Publication number: CN103777113A
Application number: CN201310498638.8A
Authority: CN
Inventors: A·N·韦斯亚谢夫; E·R·普连科夫; S·G·泰冈采夫
Original assignee: FGBOU VPO "IRKUTSKI GOSUDARSTVENNY TEHNICHESKI UNIVERSITET"
Current assignee: FGBOU VPO "IRKUTSKI GOSUDARSTVENNY TEHNICHESKI UNIVERSITET"
Priority date: 2012-10-24
Filing date: 2013-10-22
Publication date: 2014-05-07
Anticipated expiration: 2033-10-22
Also published as: US9052353B2; CN103777113B; US20140111219A1; RU2508556C1

Abstract

本发明提供一种在高架输电线路中通过在其两端的非同步测量来定位短路的方法。本发明涉及电力工业，能在线路两端进行不同步的测量时，通过测量瞬时电流和电压值，在电力传输线中定位短路。本发明的技术目的在于提高损坏定位精度。本发明的技术效果是通过使在线路两端测量到的并且在测量时时间不同步的电流和电压值精确同步而达到的。同步是通过将短路开始部分处的线路两端的波形图对齐而实现的。

Description

在高架输电线路中通过在其两端的非同步测量来定位短路的方法

技术领域

本发明涉电力工业，并适于在输电线路中通过在其两端的非同步测量来定位短路。

本发明涉及在科学和工程的发展中优先考虑的领域，“发展用于热和电力的传输、分配和消耗的高效节能系统的技术(按字母和主题索引的科学和技术的优先发展领域的国际专利分类)”[“Technologies for Developing Energy-Efficient Systems for Transmission,Distribution,and Consumption of Heat and Electric Power(Alphabetical and Subject Index to the International Patent Classification of Priority Development Areas of Science and Technologies),”]，Yu.G.Smirnov、Ye.V.Skidanova和S.A.Krasnov，Patent Publishers，莫斯科，2008，第97页)，因为它减少了由于电力传输线路的损坏而造成的电力输送到消费者的延迟。

背景技术

一种现有技术中定位高架电力传输线的损坏的方法(俄罗斯专利申请号：2009137563/28，G01R31/08，2006年1月，2011年4月20日公开)包括：测量线路两端的相电压和电流，使用该申请中所要求保护的公式将该测量值转换为复合额定值，并进一步使用该额定值的虚部计算出从线路端点到该损坏点的相对距离和物理距离。该现有技术的方法不使用供电系统的等效参数，并且它消除了瞬态电阻的影响。

该现有技术的发明具有与所要求保护的方法的基本特征相同的以下功能：在线路两端进行测量('表示线路的一端，而''表示线路的第二端)，根据使用在线路两端的测量结果而计算出的在短路时参考频率的相电流

和以及相电压

和

的角度，该测量不同步，并确定到短路点的相对距离n以及到短路点的距离lk=n·l。

该现有技术的方法的缺点是它需要只能用于额定值的虚数部分。

该缺点因为没有足够的所使用参数的数据，可能会在定位损坏点时导致错误。

另一种现有技术方法通过在线路的一端测量瞬时的电流和电压值，从而用来在高架电力传输线路中定位短路点(“定位线路中短路的方法和设备”，教材，伊万诺沃州电气工程大学，1998)[“Methods and Devices for Locating Short Circuit in a Line”Textbook,Ivanovo State Electrical Engineering University,1998]。

该教材的方法规定，测量线路一端的相电流、零序电流以及相电压，并在短路点的电流等于零，如建议的瞬态电阻的电压降等于零时选择该时刻，然后根据线路一端的瞬时电压值与每公里线路的具体电压降的比率来得到到短路点的距离。

到短路点的距离通过在线路另一端的测量类似地得到。

与所要求保护的方法的基本特征相同的现有技术方法的特征包括：在短路发生时，相电流(i'_A,i'_B,i'_С)和(i''_A,i''_B,i''_С)以及相电压(u'_A,u'_B,u'_С)和(u''_A,u''_B,u''_С)的测量在时间上不同步，以及基于在线路两端的测量通过计算得到到短路点的相对距离n和到短路点的距离l_k=n·l。

现有技术方法的缺点是它没有考虑到短路时位于线路端部向量图之间的转换角度，并且在相电流之外还要求测量零序电流。另外，该方法仅实用于积分值，而在瞬时值中仅被分析地描述。因此，当零序电流i₀跨过零瞬时值的瞬间，在线路给定一端的瞬时电压与每公里线路的具体电压降是如何被与积分值U _Ф和ΔU _Ф的零序电流I₀的矢量相垂直的虚轴上的计算出的投影替换的，并且到短路点的距离是如何由上述积分量的虚值确定的都不明确。

还有一种现有技术在高架输电线路中定位损坏点的方法(“参数向量对准技术及其在控制俄罗斯综合电力系统的操作模式中的应用”，Electro，No.2，2011，第2-5页)[“Technology of Parameter Vector Registration and Its Use for Controlling the Operation Modes of the Russian Integrated Power System,”Electro,No.2,2011,pp.2-5]省略了使用虚额定值的需求，其被申请人选为最接近的现有技术。该现有技术的方法规定了通过使用在线路端部之间的数字通信信道或通过卫星时间同步，在线路端部电流之间的角度的初步测量。当数字通信信道被使用时，通过时间同步的取样或者通过连续地计算信号通过差分线保护半套(differential line protection half-sets)之间所花费的时间而测量角度。当使用卫星时间同步时，从全球导航卫星系统GLONASS(GPS)的信号接收器接收时间同步脉冲。接着，在该线路两端测量相电压和相电流，并使用方法说明中给出的公式转换为额定复合值，然后使用额定值的整体部分来计算从线路端部到损坏点的相对的和物理的距离。该方法不使用供电系统的等效参数，并且它消除了瞬态电阻的影响。

与所要求保护的方法的基本特征相同的最接近的现有技术的方法的特征包括：在线路短路时，在其两端测量相电流和电压，对线路端部的电流和电压之间的角度给予考虑，并且从测量量的比率确定到短路点的距离。

现有技术方法的基本特征是对如下事项进行考虑的可能性：来自线路另一端的供给的影响和由于在短路点瞬态电阻被消除所引起的误差。该方法不需要输电网的全程模拟，即，用于计算上述输电网的稳定和应急操作模式的一个程序。此外，它不需要进行负载电流的初步测量，也不需要将其用于补偿由于负载引起的误差。

现有技术的方法的缺点是它需要复杂的设备，例如，在线路端部之间的数字通信信道，其在通过进行同步时间采样或持续地计算信号通过差分保护半套之间所需要的时间而测量角度时使用，或者从全球导航卫星系统(GPS)信号接收器接收时间同步脉冲时的卫星时间同步设备。

此缺点显著地使损坏点的定位复杂化，由于此原因，该方法因为缺乏适当的设备而不能在任意地方使用。

以上列出的缺点使损坏点的定位显著地更加复杂，并且该方法因为缺乏所需要的设备而不适合于任何地点。

发明内容

本发明的一个目的是开发有助于提高供电效率的技术。

本发明的技术效果在于，通过在线路端部测量时不能时间同步的电流和电压的精确同步，实现损坏点定位精度的提高。

此技术效果通过在电力传输线路中在其两端进行测量来定位短路点的方法而实现，该线路具有长度l、实际的相电阻R、以及电感相电阻X_L，并且与两个供电系统连接，该方法包括：在短路发生时在线路两端对时间不同步的相电流(i'_A,i'_B,i'_С)和(i''_A,i''_B,i''_С)以及相电压(u'_A,u'_B,u'_С)和(u''_A,u''_B,u''_С)的瞬时值进行测量('表示线路的一端而''表示线路的第二端)，并且识别所述短路的类型；根据本发明，获得电流和电压的波形图；在短路开始部分处将线路两端的波形图对齐；选择从短路开始的两个或三个周期的距离作为波形图中损坏的相电流和相电压部分；并且根据公式(1)确定出到短路点的相对距离n：

n = \frac{(u^{'} - u^{''}) + R \cdot i^{''} + X_{L} \cdot \frac{{di}^{''}}{dt}}{R \cdot (i^{'} + i^{''}) + X_{L} \cdot (\frac{{di}^{'}}{dt} + \frac{{di}^{''}}{dt})} - - - (1)

其中：

u'和u''是在损坏的相电压部分中在线路(V)的第一端和第二端测量的瞬时电压值；

i'和i''是在损坏的相电流波形图部分中在线路(A)的第一端和第二端测量的瞬时电流值；

di'/dt和di"/dt是电流对时间的导数(A/C)；并且

R和X_L是线路的实际相电阻和感应相电阻(欧姆)。

在下一步骤，从标注了'的线路端部到短路点的距离由公式l'=n·l获得。

与最接近的现有技术相比，所要求保护的方法的区别证明了权利要求中所限定发明的实施方式的新颖性。

当通过在短路开始部分处将线路两端的波形图对齐从而在线路两端进行不同步测量时，申请人的新方法有助于在线路端部同步电压和电流；提高损坏定位的精度；通过使用简单的装置和方法使所述方法可行，而无需复杂的设备和费力的计算以及复杂的数学转换，所有这些优点确定所要求保护的发明符合“工业实用性”的专利性标准。

限定在权利要求中的所要求保护的方法的本质区别特征没有被现有技术公开，这是它们符合“创造性”的专利性标准的证据。

附图说明

所述发明通过附图进行说明，其中：

图1是电力传输线路在其短路时的替换的示意图。

图2示出了在线路单相短路时线路两端的损坏相的电流和电压的波形图。

图3示出了在一线路模型的单相短路时线路两端的损坏相的电流和电压的波形图。

具体实施方式

图1示出了用于电力传输线路替换的一条线路的图示，该线路具有长度(l)、实际相电阻2(R)和感应相电阻3(X_L)，将具有等同参数(EMF和复阻抗)的两个系统6和7的总线4和5连接。所述线路显示在瞬时电阻9(Z_T)的下游8与所述线路一端具有距离10(n)的位置处短路。当线路中发生短路时，电流11(i')从总线4流过来，电流12(i'')从总线5流过来。在短路时，在线路两端跨过总线4和5检测时间不同步的瞬时相电流(i'_A,i'_B,i'_С)和(i''_A,i''_B,i''_С)以及相电压(u'_A,u'_B,u'_С)和(u''_A,u''_B,u''_С)。

图2示出当线路中单相短路发生时，在线路损坏相中其两端的电流和电压的波形图的部分。它显示了一个部分，该部分起始于短路的开始处(左边的垂直线)——线路的第一端部和第二端部的波形图在该处对齐，一直到短路发生之后一个周期的部分(右边的垂直线)，在该部分中测量了瞬时电流i'和i''以及电压u'和u''。

图3示出了在一线路模型中，当单相短路期间，在线路损坏相中其两端的电流和电压的波形图的一个部分。该部分中，测量了短路后一个周期的瞬时电流i'和i''以及电压u'和u''，其中：

IR1B是在损坏相线路头端处的电流波形图；

IR2B是在损坏相线路末端处的电流波形图；

V10B是在线路开头跨过总线的电压波形图；及

V20B是在线路末端跨过总线的电压波形图。

参考图1，考虑如下所示的在单电路双向供电线路中的单相短路8。在两端测量了紧急模式参数((i'_A,i'_B,i'_С)，(i''_A,i''_B,i''_С)，(u'_A,u'_B,u'_С)，和(u''_A,u''_B,u''_С))，所以可忽略瞬时电阻9(R_T)和供电系统6和7的影响。

在线路(图1)两端短路点上游的电压降能被写成下式：

u^{'} - n \cdot i^{'} \cdot R - n \cdot X_{L} \cdot \frac{{di}^{'}}{dt} = u^{''} - (1 - n) \cdot i^{''} \cdot R - (1 - n) \cdot X_{L} \cdot \frac{{di}^{''}}{dt} - - - (2)

通过转换，等式(2)变形为等式(1)。

为了执行公式(1)描述的方法，在短路发生时测量时间不同步的相电流(i'_A,i'_B,i'_С)和(i''_A,i''_B,i''_С)以及相电压(u'_A,u'_B,u'_С)和(u''_A,u''_B,u''_С)的瞬时值；识别损坏相；获得电流和电压的波形图；在短路开始部分处(图2)的两端将波形图对齐；在损坏相电流和相电压的波形图中从短路开始的2到10周期的间隔内选择一个部分；读取电流i'和i''以及电压u'和u''(图3)的瞬时值；计算电流对时间的导数di'/dt和di"/dt；根据公式(1)确定出到短路点的相对距离n；并根据公式l'=n·l确定出从通过标记'辨别的线路端部到短路点的距离。

di'/dt和di"/dt的值由任何普通的方法来确定，例如，通过使用该部分区域瞬时电流值的m-th i(mТ)和之前的i(mТ-Т)采样：

i = i (mT), \frac{di}{dt} = \frac{1}{T} (i (mT) - i (mT - T))

其中：

i(mТ)为从波形图中读出的一序列瞬时电流值(a)，T为采样周期(一个波形图中两个相邻点之间的角度或时间)。

电流对时间的导数能类似地从下面公式确定：

其中：I_m是电流幅值(a)，而

是在选择的周期中从电流正弦波的开头到该部分的角度(以度为单位)。

线路模型电路的例子如下(参考图1)

线路长度	50km
		线路损坏部分的长度	25km
线路的实际电阻	0.945Ohm
		线路的感应电阻	13.25Ohm
系统1的功率	8.000МVА
		系统2的功率	6.000МVА

[0057] 损坏相中电流i'和i''以及电压u'和u''的瞬时值由图3中的波形图确定，电流对时间的导数di'/dt和di"/dt由计算得出(通过Excel)：

线路的头端u'=100051.9V

Figure 2013104986388100002DEST_PATH_IMAGE001

线路的末端u"=79091V

Figure 2013104986388100002DEST_PATH_IMAGE002

损坏点定位

由等式(1)，在该部分角度为58°时，由瞬时电流和电压值确定出短路点。

n = \frac{(100051.9 - 79091) + 7336.6 \cdot 0.945 + 5264.75 \cdot 13.25}{(11274.6 + 7336.6) \cdot 0.945 + (8143.71 + 5264.75) \cdot 13.25} = 0.5001

计算出的到损坏点的距离为：

l'=n·l=0.5001·50=25.005km.

到短路点的实际距离等于25公里。因此，通过检查证实了所要求保护的用于定位损坏点的方法具有高精度。

所要求保护的方法还适于定位其它类型的短路——两相短路、接地短路和三相短路。

通过所要求保护的方法对图1电路图的损坏定位，还证明了在5到50欧姆的瞬态电阻的存在下以及在宽范围内负载变化的情况下完全不存在方法的错误。不管在低功率系统侧还是在高功率系统侧均没有在测量时发生错误。

因此，在损坏相中测得的瞬时的电流和电压，通过将线路两端标记为短路开始的部分的波形图对齐，可以被用来在非同步双向测量中进行精确的时间同步，因而，更准确地确定出到短路点的距离以及在线路端部的电压和电流之间准确的角度。

线路端部的电压和电流之间角度的读数可以被用于其他目的，例如，用于分析在电网另一部分中的操作模式。

Claims

1.一种在高架电力传输线路中通过在其两端进行不同步测量来定位短路点的方法，该线路具有长度l、实际相电阻R以及感应相电阻X_L，并且与两个供电系统连接，该方法包括：当短路期间，在线路两端对时间不同步的相电流和相电压进行测量；识别损坏的相；通过公式l'=n·l确定从标记了'的线路端部到短路点的相对距离n，其中所述相电流(i'_A,i'_B,i'_С)和(i''_A,i''_B,i''_С)以及相电压(u'_A,u'_B,u'_С)和(u''_A,u''_B,u''_С)的瞬时值是在短路发生时在线路两端测量的，其中'表示线路的一端而''表示线路的另一端；获得电流和电压的波形图；在短路开始部分处将线路两端的波形图对齐；选择从短路开始的2到10个周期的距离作为波形图中损坏的相电流和相电压部分；读出所述部分中相邻点处的电流i'和i''和电压u'和u''的瞬时值；计算电流对时间的导数di'/dt和di"/dt；根据下面的公式确定出到所述短路点的相对距离n：

n = \frac{(u^{'} - u^{''}) + R \cdot i^{''} + X_{L} \cdot \frac{{di}^{''}}{dt}}{R \cdot (i^{'} + i^{''}) + X_{L} \cdot (\frac{{di}^{'}}{dt} + \frac{{di}^{''}}{dt})}

其中：

u'和u''是在损坏的相电压波形图部分中在线路的一端和另一端获得的瞬时电压值(V)；

i'和i''是在损坏的相电流波形图部分中在线路的一端和另一端获得的瞬时电流值(A)；

di'/dt和di"/dt是电流对时间的导数(A/C)；并且

R和X_L是线路的实际相电阻和感应相电阻(欧姆)。