CN104535896A - 一种高压混合输电线路组合行波测距方法 - Google Patents

Abstract

一种高压混合输电线路组合行波测距方法，它消除了双端测距原理由于两端时间不能精确同步以及给定线路长度误差对测距精度的影响，提高了故障测距的准确性和可靠性。包括步骤：1)、求取整定值：ΔT₁、ΔT₂、ΔT₃；2)、采集故障行波由故障点第一次到达电缆母线侧的时间t_M1以及故障行波由故障点第一次到达架空线母线侧的时间t_N1，并求取时间差值Δt＝t_M1-t_N1；3)、在高压混合输电线路上取五个点：M、N、P、A、B；这五个点将整个高压混合输电线路分为四段；4)、判断故障点发生在高压混合输电线路的位置以及第二次到达M端或者N端的波形类型：5)、计算故障点距离M端或者N端的距离。

Description

一种高压混合输电线路组合行波测距方法

技术领域

本发明涉及电力系统继电保护技术领域，尤其涉及一种高压混合输电线路组合行波测距方法。

背景技术

随着现代城市化建设的快速发展，可用土地资源日益紧张，而纵横交错的架空线路占用了大量的可用空间，是阻碍城市化建设的主要因素之一。因而，用电缆网络供电逐步取代架空线网络供电成为现代城市化建设的必然趋势。与架空线相比，电缆线具有输电容量和可靠性高、应用成本低、节省空间以及美化市容等优点，在我国得到了广泛应用，在原有架空线网络供电的基础上逐步发展为电缆—架空线混合线路供电。然而由于电缆的运行环境恶劣、制造工艺不完善等因素，常常造成电缆绝缘水平下降，造成电缆接地故障。同样，架空线也经常由于绝缘子质量不过关、恶劣的天气以及人为外力的破坏等因素而发生故障。

当输电线路发生故障时，精确定位故障点不仅能够减轻人工巡线的负担，而且又能使线路快速恢复供电，减少停电引起的经济损失。随着电缆—架空线混合输电线路的广泛应用，如何精确定位故障点意义重大。

目前，国内外专家学者已经提出了多种故障测距方法，行波法由于不受过渡电阻、故障类型以及线路分布参数沿走廊分布不均匀等因素的影响，在输电线路故障测距中得到广泛的应用。但由于故障行波在高压电缆和架空线的连接点处会发生折、反射，使得行波传输过程变得更加复杂。而且由于存在两种不同参数的线路，行波在两者中的传播速度也不一样。因此，已经提出的并且应用于单一线路的行波法并不适用于高压混合输电线路测距。

在高压混合输电线路故障测距中，普遍采用基于双端原理的高压混合输电线路故障测距方法，虽然目前行波测距装置采用基于GPS技术的电力系统同步时钟进行时间同步，使其时钟误差始终不超过1μs，但该误差将可能产生不超过150m的理论误差，再加上由于受到架空线线路弧垂以及电缆敷设路径等因素的影响，使得给定的线路长度存在误差，从而实际中最终测距误差可能会超过1000m。

针对此类问题，目前有关学者提出了高压架空线-电缆混合线路组合行波故障测距方法，首先，利用双端原理根据混合线路故障初始行波到达两端的时间差进行故障区段的选择，然后，用单端原理进行初步故障测距，最后，结合故障初始行波到达线路两侧的时间差由单端原理给出准确结果。

此方法消除了同步时钟误差以及线路给定长度误差，但此方法在进行区段选择后需要假定第二次到达母线侧的行波浪涌是故障点反射波还是电缆与架空线连接点的反射波，根据假设情况进行两次测距计算后，再通过所得结果推算出行波初始浪涌到达母线两侧的时间差，从而与实测的时间差进行对比来确定测距结果，测距方法比较复杂，比较容易出现第二次到达母线侧波形误判的情况，影响测距精度。

发明内容

为了解决上述技术问题，本发明提出一种高压混合输电线路组合行波测距方法，消除了双端测距原理由于两端时间不能精确同步以及给定线路长度误差对测距精度的影响，不需要对第二次到达母线侧的故障行波进行假设计算，降低了第二次到达母线侧故障行波出现误判的几率，提高了故障测距的准确性和可靠性。

为了实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：

一种高压混合输电线路组合行波测距方法，包括步骤：

1)、求取整定值：ΔT₁、ΔT₂、ΔT₃； $\mathrm{\Δ}{T}_1=-\frac{L_O}{v_O},\mathrm{\Δ}{T}_2=\frac{L_C}{v_C}-\frac{L_O}{v_O},\mathrm{\Δ}{T}_3=\frac{L_C}{v_C};$ 其中L_C表示电缆输电段的长度，v_C表示故障行波在电缆上的传播速度，v_O表示故障行波在架空线上的传播速度，L_O表示架空线输电段的长度；

2)、采集故障行波由故障点第一次到达电缆母线侧的时间t_M1以及故障行波由故障点第一次到达架空线母线侧的时间t_N1，并求取时间差值Δt＝t_M1-t_N1；

3)、在高压混合输电线路上取五个点：M、N、P、A、B；其中M为电缆母线侧，N为架空线母线侧，P为电缆与架空线的连接点，A为电缆输电段的中点，B为架空线输电段的中点；这五个点将整个高压混合输电线路分为四段；

4)、判断故障点发生在高压混合输电线路的位置以及第二次到达M端或者N端的波形类型：

当Δt＜ΔT₁时，判定故障点位于电缆MA段且第二次到达M端的波形为故障点反射波；

当ΔT₁＜Δt＜ΔT₂时，判定故障点位于电缆AP段且第二次到达M端的波形为连接点反射波；

当ΔT₂＜Δt＜ΔT₃时，判定故障点位于架空线PB段且第二次到达N端的波形为连接点反射波；

当ΔT₃＜Δt时，判定故障点位于架空线BN段且第二次到达N端的波形为故障点反射波；

5)、计算故障点距离M端或者N端的距离。

所述步骤5)中，当故障点F位于电缆MA段，故障点F到母线M端的距离：其中t_M2为故障行波由故障点第二次到达电缆母线侧M端的时间。

所述步骤5)中，当故障点F位于电缆AP段，故障点F到母线M端的距离：其中t_M2为故障行波由故障点第二次到达电缆母线侧M端的时间。

所述步骤5)中，当故障点F位于架空线PB段，故障点F到母线N端的距离：其中t_N2为故障行波由故障点第二次到达架空线母线侧N端的时间。

所述步骤5)中，当故障点F位于架空线BN段，故障点F到母线N端的距离：其中t_N2为故障行波由故障点第二次到达架空线母线侧N端的时间。

本发明的有益效果为：实现了高压混合输电线路行波故障定位，与现有的方法相比优势在于测距结果完全由单端原理给出，消除了双端测距原理由于两端时间不能精确同步以及给定线路长度误差对测距精度的影响，如果不能判别第二次到达母线侧的故障行波类型会使得测距误差大大增加，给出不准确的故障位置，但本方法在判别出故障发生区段后，就可以确定母线侧第二次接收到的故障行波为故障点反射波还是电缆与架空线的连接点反射波，不需要对第二次到达母线侧的故障行波进行假设计算，简化了传统的组合行波测距方法，降低了第二次到达母线侧故障行波出现误判的几率，提高了故障测距的准确性和可靠性。本方法实现了高压混合输电线路发生故障后，如何快速、准确的定位故障点，具有良好的工程应用前景。

附图说明

图1是本发明中高压混合线路的电缆MA段故障时故障行波传播示意图。

图2是本发明中高压混合线路的电缆AP段故障时故障行波传播示意图。

图3是本发明中高压混合线路的架空线PB段故障时故障行波传播示意图。

图4是本发明中高压混合线路的架空线BN段故障时故障行波传播示意图。

图中，M为电缆母线侧，N为架空线母线侧，P为电缆与架空线的连接点，A为电缆输电段的中点，B为架空线输电段的中点，F表示故障点的位置，L_C和L_O分别表示电缆输电段与架空线输电段的长度，t_M1为故障行波由故障点第一次到达电缆母线侧的时间，t_N1为故障行波由故障点第一次到达架空线母线侧的时间，t_N2为故障行波由故障点第二次到达架空线母线侧N端的时间，t_M2为故障行波由故障点第二次到达电缆母线侧M端的时间，t_M为故障行波由故障点到达M端的时间轴，t_N为故障行波由故障点到达N端的时间轴。

具体实施方式

为了更好的了解本发明的技术方案，下面结合附图对本发明作进一步说明。

一种高压混合输电线路组合行波测距方法，包括步骤为：

1、求取整定值：ΔT₁、ΔT₂、ΔT₃； $\mathrm{\Δ}{T}_1=-\frac{L_O}{v_O},\mathrm{\Δ}{T}_2=\frac{L_C}{v_C}-\frac{L_O}{v_O},\mathrm{\Δ}{T}_3=\frac{L_C}{v_C};$ 其中L_C表示电缆输电段的长度，v_C表示故障行波在电缆上的传播速度，v_O表示故障行波在架空线上的传播速度，L_O表示架空线输电段的长度；

ΔT₁为故障行波由连接点到达电缆母线侧M端的时间相反数，ΔT₂为故障行波由连接点达到电缆母线侧M端与架空线母线侧N端的时间差，ΔT₃为故障行波由连接点到达架空线母线侧N端的时间；

2、采集故障行波由故障点第一次到达电缆母线侧的时间t_M1以及故障行波由故障点第一次到达架空线母线侧的时间t_N1，并求取故障行波由故障点第一次到达电缆母线侧的时间t_M1减去故障行波由故障点第一次到达架空线母线侧的时间t_N1值；即求取时间差值Δt＝t_M1-t_N1；

3、在高压混合输电线路上取五个点：M、N、P、A、B；其中M为电缆母线侧，N为架空线母线侧，P为电缆与架空线的连接点，A为电缆输电段的中点，B为架空线输电段的中点；这五个点将整个高压混合输电线路分为四段；

4、判断故障点发生在高压混合输电线路的位置以及第二次到达M端或者N端的波形类型：

当Δt＜ΔT₁时，判定故障点位于电缆MA段且第二次到达M端的波形为故障点反射波；

当ΔT₁＜Δt＜ΔT₂时，判定故障点位于电缆AP段且第二次到达M端的波形为连接点反射波；

当ΔT₂＜Δt＜ΔT₃时，判定故障点位于架空线PB段且第二次到达N端的波形为连接点反射波；

当ΔT₃＜Δt时，判定故障点位于架空线BN段且第二次到达N端的波形为故障点反射波；

5、计算故障点距离M端或者N端的距离。

如图1所示，当故障点位于电缆MA段，根据单端原理给出故障点F到母线M端的距离其中t_M2为故障行波由故障点第二次到达电缆母线侧M端的时间。

如图2所示，当故障点位于电缆AP段，根据单端原理给出故障点F到母线M端的距离L_MF：其中t_M2为故障行波由故障点第二次到达电缆母线侧M端的时间。

如图3所示，当故障点位于架空线PB段，根据单端原理给出故障点F到母线N端的距离L_NF：其中t_N2为故障行波由故障点第二次到达架空线母线侧N端的时间。

如图4所示，当故障点位于架空线BN段，根据单端原理给出故障点F到母线N端的距离L_NF：其中t_N2为故障行波由故障点第二次到达架空线母线侧N端的时间。

本发明的工作原理为：首先，分别计算出电缆线中点处、电缆与架空线的连接点处以及架空线中点处发生故障时，产生的故障暂态初始行波浪涌到达线路两侧的时间差值作为基准值序列；当线路发生故障时，通过将故障暂态初始行波浪涌到达母线两侧的时间差值与基准值序列相比较来确定故障发生的区段，从而确定第二次到达母线某一侧的故障行波是故障点反射波还是连接点反射波；通过所测得的母线某一侧故障行波第一次与第二次到达的时间差值来给出测距公式。

实施例1

电缆MP段长度L_C＝18km，架空线NP段长度L_O＝30km，A和B分别表示电缆输电段和架空线输电段的中点，行波在电缆中的传播速度为v_C＝192km/ms，行波在架空线中的传播速度为v_O＝295km/ms，假设t＝0时刻高压混合输电线路发生故障，故障点F位于电缆MA段，它到母线M端的距离为4km。

计算 $\mathrm{\Δ}{T}_1=-\frac{L_O}{v_O}=-101.7\mathrm{\μs},\mathrm{\Δ}{T}_2=\frac{L_C}{v_C}-\frac{L_O}{v_O}=-7.9\mathrm{\μs},\mathrm{\Δ}{T}_3=\frac{L_C}{v_C}=93.75\mathrm{\μs}$

测得t_M1＝21μs，t_M2＝62.5μs，t_N1＝175μs，求得Δt＝t_M1-t_N1＝-154μs，显然，Δt＜ΔT₁，判定故障点位于电缆MA段且第二次到达母线M端的波形为故障点反射波。

根据单端原理给出故障点F到母线M端的距离：与实际故障点的位置相比，本发明的测量误差为16m。

实施例2

如图3所示，电缆MP段长度L_C＝18km，架空线NP段长度L_O＝30km，A和B分别表示电缆输电段和架空线输电段的中点，行波在电缆中的传播速度为v_C＝192km/ms，行波在架空线中的传播速度为v_O＝295km/ms，假设t＝0时刻高压混合输电线路发生故障，故障点F位于架空线PB段，它到母线N端的距离为20km。

计算 $\mathrm{\Δ}{T}_1=-\frac{L_O}{v_O}=-101.7\mathrm{\μs},\mathrm{\Δ}{T}_2=\frac{L_C}{v_C}-\frac{L_O}{v_O}=-7.9\mathrm{\μs},\mathrm{\Δ}{T}_3=\frac{L_C}{v_C}=93.75\mathrm{\μs}$

测得t_M1＝128μs，t_N1＝68μs，t_N2＝136μs，求得Δt＝t_M1-t_N1＝60μs，显然，ΔT₂＜Δt＜ΔT₃，判定故障点位于架空线PB段且第二次到达母线N端的波形为连接点反射波。

根据单端原理给出故障点F到母线N端的距离：与实际故障点的位置相比，本发明的测量误差为30m。

本方法实现了高压混合输电线路行波故障定位，与现有的方法相比优势在于测距结果完全由单端原理给出，消除了双端测距原理由于两端时间不能精确同步以及给定线路长度误差对测距精度的影响，提高了故障测距的准确性和可靠性。本方法实现了高压混合输电线路发生故障后，如何快速、准确的定位故障点，具有良好的工程应用前景。

本发明所述的故障行波为故障发生后电压或电流的暂态波形。

上述虽然结合附图对本发明的具体实施方式进行了描述，但并非对本发明保护范围的限制，所属领域技术人员应该明白，在本发明的技术方案的基础上，本领域技术人员不需要付出创造性劳动即可做出的各种修改或变形仍在本发明的保护范围以内。

Claims (5)

1.一种高压混合输电线路组合行波测距方法，其特征是，包括步骤：

1)、求取整定值：ΔT₁、ΔT₂、ΔT₃； ${\mathrm{\ΔT}}_1=-\frac{L_O}{v_O},$ ${\mathrm{\ΔT}}_2=\frac{L_C}{v_C}-\frac{L_O}{v_O},$ ${\mathrm{\ΔT}}_3=\frac{L_C}{v_C};$ 其中L_C表示电缆输电段的长度，v_C表示故障行波在电缆上的传播速度，v_O表示故障行波在架空线上的传播速度，L_O表示架空线输电段的长度；

2)、采集故障行波由故障点第一次到达电缆母线侧的时间t_M1以及故障行波由故障点第一次到达架空线母线侧的时间t_N1，并求取时间差值Δt＝t_M1-t_N1；

3)、在高压混合输电线路上取五个点：M、N、P、A、B；其中M为电缆母线侧，N为架空线母线侧，P为电缆与架空线的连接点，A为电缆输电段的中点，B为架空线输电段的中点；这五个点将整个高压混合输电线路分为四段；

4)、判断故障点发生在高压混合输电线路的位置以及第二次到达M端或者N端的波形类型：

当Δt＜ΔT₁时，判定故障点位于电缆MA段且第二次到达M端的波形为故障点反射波；

当ΔT₁＜Δt＜ΔT₂时，判定故障点位于电缆AP段且第二次到达M端的波形为连接点反射波；

当ΔT₂＜Δt＜ΔT₃时，判定故障点位于架空线PB段且第二次到达N端的波形为连接点反射波；

当ΔT₃＜Δt时，判定故障点位于架空线BN段且第二次到达N端的波形为故障点反射波；

5)、计算故障点距离M端或者N端的距离。

2.根据权利要求1所述的一种高压混合输电线路组合行波测距方法，其特征是，所述步骤5)中，当故障点F位于电缆MA段，故障点F到母线M端的距离：其中t_M2为故障行波由故障点第二次到达电缆母线侧M端的时间。

3.根据权利要求1所述的一种高压混合输电线路组合行波测距方法，其特征是，所述步骤5)中，当故障点F位于电缆AP段，故障点F到母线M端的距离：其中t_M2为故障行波由故障点第二次到达电缆母线侧M端的时间。

4.根据权利要求1所述的一种高压混合输电线路组合行波测距方法，其特征是，所述步骤5)中，当故障点F位于架空线PB段，故障点F到母线N端的距离：其中t_N2为故障行波由故障点第一次到达架空线母线侧N端的时间。

5.根据权利要求1所述的一种高压混合输电线路组合行波测距方法，其特征是，所述步骤5)中，当故障点F位于架空线BN段，故障点F到母线N端的距离：其中t_N2为故障行波由故障点第一次到达架空线母线侧N端的时间。