CN107817420A - 非全程同杆并架双回输电线路非同步数据故障测距方法 - Google Patents

非全程同杆并架双回输电线路非同步数据故障测距方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种非全程同杆并架双回输电线路非同步数据故障测距原理，其特征在于，首先利用保护安装处的电力互感器采集系统各端的电气数据，对双回耦合线路段和单回线路段分别进行解耦，计算线路各端正序电压、电流的全电量和故障分量；然后根据同一线路两端推算的连接点正序电压故障分量的幅值大小判断故障支路；最后，在故障支路上按照双端非同步故障测距原理定位故障，剔除无效伪根，确定故障位置。

Description

非全程同杆并架双回输电线路非同步数据故障测距方法
技术领域
本发明涉及电力系统继电保护技术领域，具体地说是涉及一种非全程同杆并架双回输电线路非同步数据故障测距方法。
背景技术
同杆并架双回线路具有输送能力大，工程造价低，出线走廊窄，占地面积少和建设周期短等优势，在电力系统的规划建设和实际运行中被大量应用。由于输电需求的不同，很多同杆并架双回线路往往采取非全程同杆架设的输电方式。
非全程同杆并架输电线路与全程同杆并架输电线路相比，无论是在线路结构还是故障类型方面，都有着较大的差异。由于两条线路只有一部分同杆架设，两条长度不同的单回线路末端分别连接两个变电站，两回线之间参数不对称且沿线参数不均匀，已有的适用于全程同杆并架双回线路的故障测距原理将不再适用。因此，有必要研究非全程同杆并架双回输电线路的故障测距方法。
目前针对单回线和双回线的故障测距原理较为成熟，对非全程同杆并架双回输电线路的故障定位方法研究较少，已有方法需要采用迭代搜索法推算全线沿线电压幅值曲线来定位故障，计算量较大。
发明内容
本发明的目的是克服现有技术的不足，提供一种非全程同杆并架双回输电线路非同步数据故障测距方法。
一种非全程同杆并架双回输电线路非同步数据故障测距原理，其特征在于，首先利用保护安装处的电力互感器采集系统各端的电气数据，对双回耦合线路段和单回线路段分别进行解耦，计算线路各端正序电压、电流的全电量和故障分量；然后根据同一线路两端推算的连接点正序电压故障分量的幅值大小判断故障支路；最后，在故障支路上按照双端非同步故障测距原理定位故障，剔除无效伪根，确定故障位置。步骤如下：
(1)利用保护安装处的电力互感器采集系统各端的电气数据，对于双回线耦合线路段，采用两个对称分量法变换矩阵叠加的形式进行解耦，对于单回线非耦合线路段，采用对称分量法进行解耦，计算得到线路各端正序电压、电流的全电量和正序故障分量；
(2)确定系统各支路线路段的线路参数，分别在两条线路上利用线路两端的正序故障分量按照相应线路段的正序线路参数推算线路连接点正序电压故障分量；
(3)根据同一线路两端推算的连接点正序电压故障分量的幅值大小判断故障支路：故障线路上由故障支路端推算得到的连接点正序电压故障分量幅值大于由正常支路端推算得到的连接点正序电压故障分量幅值；正常线路上由线路两端正序故障分量推算得到的连接点电压幅值大小基本相等；若两条线路上由线路两端正序故障分量推算得到的连接点电压幅值大小相当，则故障发生在线路连接点；据此判断出故障支路；
(4)判断出故障支路后，在故障线路上利用正常支路一侧的电气数据和线路参数按照传输方程推算出线路连接点的电压和注入电流，从而确定故障支路首端或末端的正序电压、电流以及正序电压故障分量、正序电流故障分量；
(5)将双回线路部分耦合的不均匀线路故障测距问题转化为均匀线路的故障测距问题，在故障支路上利用其首末两端的正序全电量和正序故障分量分别推算故障点电压建立等量方程，联立方程组消去未知量不同步角，根据一元二次方程得到故障距离的解析表达式，剔除无效伪根，确定故障位置。
所述步骤(5)中，利用计算得到的故障距离在故障支路上是否真实存在来识别无效伪根。
本发明的有益效果如下：
(1)利用线路两端的正序故障分量得到的连接点电压幅值大小关系判断故障支路，判别原理简单实用；
(2)判断出故障支路后，在故障区段上利用故障距离的解析表达式进行精确测距，无需繁琐的搜索和迭代过程，计算量小；
(3)测距过程无需三端数据采样同步，能够有效减少硬件延时、互感器相移、系统采样率差别所带来的测距误差；
(4)测距结果不受故障类型、故障位置、过渡电阻等因素的影响，具有较高的测距精度。
附图说明
图1非全程同杆并架双回输电线路示意图
图2(a)I回线正序故障分量网络图
图2(b)II回线正序故障分量网络图
附图中及文字中各标号的含义：
为M端电源电势，为N端电源电势，为P端电源电势；
ZSM为M端系统阻抗，ZSN为N端系统阻抗，ZSP为P端系统阻抗；
Z为N侧变电站和P侧变电站之间的阻抗；
为M侧母线处的正序电压故障分量；
为N侧母线处的正序电压故障分量；
为P侧母线处的正序电压故障分量；
为由M母线流向I回线路侧的正序电流故障分量；
为由M母线流向II回线路侧的正序电流故障分量；
为由N母线流向线路侧的正序电流故障分量；
为由P母线流向线路侧的正序电流故障分量；
为I回线故障点正序电压；
为II回线故障点正序电压；
ZISM1为I回线M端正序系统阻抗；
ZIISM1为II回线M端正序系统阻抗；
ZSN1为N端正序系统阻抗；
ZSP1为P端正序系统阻抗；
具体实施方式
下面根据说明书附图对本发明的发明内容做进一步详细推算表述。
如图1是非全程同杆并架双回输电线路示意图，M侧I、II回路共母线同杆架设，在T节点之后两回路分别采用单回线架设至N侧变电站和P侧变电站，用阻抗Z来模拟N侧变电站和P侧变电站之间的电气联系，其阻抗值大小与线路外部所连接电网的拓扑结构和运行方式有关。MT支路两回线之间距离较近且存在耦合效应，为耦合线路段；NT支路和PT支路是单回线，为非耦合线路段。对于耦合线路段，采用两个对称分量法变换矩阵叠加的形式进行解耦，解耦后的两回线正序网络彼此相互独立。对于非耦合线路段，采用对称分量法进行解耦。由于正序分量存在于单回线路和双回线路的所有故障类型中，本发明利用正序全电量和故障分量进行故障支路判断和故障定位。
1.故障支路判断
根据电路叠加原理，故障后的网络可以等效为正常状态网络和故障分量网络的叠加。图2(a)和2(b)是故障发生后第一回线和第二回线的正序故障网路，其中分别为M、N、P三侧母线处的正序电压故障分量，分别为由M、N、P母线流向线路侧的正序电流故障分量，故障点f可能位于耦合线路段、非耦合线路段和T节点。根据均匀传输线方程，分别利用三端电气量推算线路T节点的正序电压故障分量，其方程式如下：
式中，γ1、Zc1分别为MT双回线支路的正序传播常数和特性阻抗；γ2、Zc2分别为NT单回线支路的正序传播常数和特性阻抗；γ3、Zc3分别为PT单回线支路的正序传播常数和特性阻抗，l1、l2、l3分别为支路MT、NT、PT的线路长度。
在故障线路上，以线路一端故障分量为电气参数入口计算的输电线路全程电压幅值曲线是一条单增曲线，故障点之后的计算为伪计算，由线路两端计算的线路电压幅值曲线相交于故障点。基于以上原理，通过比较线路两端推算的T节点电压幅值大小可确定故障线路和故障区段。考虑到可能存在的测量误差，可给出误差参数ε。
故障发生在MT支路I回线时：
故障发生在NT支路时：
故障发生在MT支路II回线时：
故障发生在PT支路时：
故障发生在T节点时：
MT支路发生双回线跨线故障时：
由于故障支路判别过程中比较的是T节点电压幅值的大小，与相角无关，因此判别过程无需三端数据采样同步。
2.非同步故障定位方法
2.1非同步故障定位算法
判断出故障支路后，在故障位置区段上进行故障定位。现提出一种非同步故障定位算法，以MT支路I回线发生故障为例进行原理分析。
利用N侧正序分量计算T节点的正序电压和N侧流向T节点的正序电流如下：
其中与分别为N侧母线处正序电压分量和N侧流向线路的正序电流分量。
利用N侧正序故障分量计算T节点的正序电压故障分量和N侧流向T节点的正序电流故障分量如下：
在I回线MT支路f点发生故障时，故障点f处的正序电压可以表示为：
其中为母线M处的正序电压，为母线M处I回线上流向线路侧的正序电流，lf为故障点到M侧的距离。
同理，故障点f处的正序故障电压可以表示为：
其中为母线M处的正序电压故障分量，为母线M处I回线上流向线路侧的正序电流故障分量。
在故障点f处有：
其中δ为M侧和N侧之间的采样数据不同步角。
将公式(12)和公式(13)等号左右两边分别相除，得到：
将公式(10)和公式(11)代入公式(14)并展开可得：
同理可得：
令a＝A2-B2，b＝A3-B3，c＝A1-B1，并整理方程得：
atanh2γ1lf+btanhγ1lf+c＝0 (17)
解一元二次方程得：
上式计算的故障距离应为一个实数，但由于γ1为复数，实际得到的计算结果为一个复数，对其取实部即可。
当MT支路发生双回线跨线故障时，对两回线路中任一回线的MT支路进行测距计算均能可靠定位故障。当故障发生在NT支路或PT支路上时，需要利用M端数据推算故障线路上T节点电压作为故障区段的起始电压，在故障支路上按照上述非同步故障测距原理进行故障定位，此时计算的测距结果为故障点到T节点的距离，也可以利用支路长度将其转换为故障点到N端或P端的距离。
2.2伪根识别
由式(18)可知，一元二次方程式(17)有两个根。其中一个根为真实故障距离，另一个根为伪根，需要进行识别剔除。
根据所求故障距离是否在故障支路区间范围内作为判据来进行伪根识别，以故障支路的端点为故障距离的起始点，用lf1和lf2表示两个根，识别方法如下：
当故障发生在I回线或II回线的MT支路时，若lf1在(0,l1)范围内真实存在，lf2在(0,l1)范围内非真实存在，则lf2为伪根，故障点距离M端的距离为lf1。
当故障发生在NT支路时，若lf1在(0,l2)范围内真实存在，lf2在(0,l2)范围内非真实存在，则lf2为伪根，故障点距离N端的距离为lf1。
当故障发生在PT支路时，若lf1在(0,l3)范围内真实存在，lf2在(0,l3)范围内非真实存在，则lf2为伪根，故障点距离P端的距离为lf1。
3.仿真验证
对图1所示非全程同杆并架双回输电线路进行仿真，l1、l2、l3的长度分别为120km、80km、50km。M、N、P三端电源电势分别为500∠65°kV、500∠30°kV、500∠0°kV，暂态数据采样频率为10kHz，采用带通滤波器滤波并用全波傅氏算法提取基波相量。定义相对测距误差的计算式为：
M侧同杆双回线的参数为：单位正序阻抗：Z1＝0.0387+j0.2848Ω/km，单位零序阻抗：Z0＝0.1866+j0.8716Ω/km，单位正序导纳：jwC1＝j3.7639uS/km，单位零序导纳：jwC0＝j2.0374uS/km，单位零序互阻抗：Zm0＝0.1476+j0.4217Ω/km，单位零序互导纳：jwCm0＝j0.5398uS/km；
N侧单回线的参数为：单位正序阻抗：Z1＝0.0484+j0.2739Ω/km，单位零序阻抗：Z0＝0.2067+j0.8193Ω/km，单位正序导纳：jwC1＝j3.6143uS/km，单位零序导纳：jwC0＝j1.9222uS/km；
P侧单回线的参数为：单位正序阻抗：Z1＝0.0480+j0.2887Ω/km，单位零序阻抗：Z0＝0.1977+j0.8673Ω/km，单位正序导纳：jwC1＝j2.9074uS/km，单位零序导纳：jwC0＝j1.7082uS/km。
表1列出了在各支路上发生A相接地故障时，不同步角对测距结果的影响情况。其中δ1和δ2分别为N端和P端落后于M端的非同步角，δ1和δ2的取值范围为-180°到180°，涵盖了最严重的不同步情况。
表1各支路发生A相接地故障时不同步角对测距结果的影响
表2列出了δ1和δ2分别为10°和20°时，各支路线路段在不同位置处发生不同故障时的测距结果。表3列出了δ1和δ2分别为10°和20°时，MT支路不同位置处发生IAIIBG故障时，过渡电阻对测距结果的影响。
表2各支路不同位置处发生不同故障时的测距结果
表3MT支路不同位置处发生IAIIBG故障时过渡电阻对测距结果的影响
仿真表明，本发明所提的测距算法无需三端数据同步，故障支路判断准确，测距结果不受故障位置、故障类型、过渡电阻等因素的影响，具有较高的测距精度。

Claims (2)

1.一种非全程同杆并架双回输电线路非同步数据故障测距原理，其特征在于，首先利用保护安装处的电力互感器采集系统各端的电气数据，对双回耦合线路段和单回线路段分别进行解耦，计算线路各端正序电压、电流的全电量和故障分量；然后根据同一线路两端推算的连接点正序电压故障分量的幅值大小判断故障支路；最后，在故障支路上按照双端非同步故障测距原理定位故障，剔除无效伪根，确定故障位置。步骤如下：
(1)利用保护安装处的电力互感器采集系统各端的电气数据，对于双回线耦合线路段，采用两个对称分量法变换矩阵叠加的形式进行解耦，对于单回线非耦合线路段，采用对称分量法进行解耦，计算得到线路各端正序电压、电流的全电量和正序故障分量；
(2)确定系统各支路线路段的线路参数，分别在两条线路上利用线路两端的正序故障分量按照相应线路段的正序线路参数推算线路连接点正序电压故障分量；
(3)根据同一线路两端推算的连接点正序电压故障分量的幅值大小判断故障支路：故障线路上由故障支路端推算得到的连接点正序电压故障分量幅值大于由正常支路端推算得到的连接点正序电压故障分量幅值；正常线路上由线路两端正序故障分量推算得到的连接点电压幅值大小基本相等；若两条线路上由线路两端正序故障分量推算得到的连接点电压幅值大小相当，则故障发生在线路连接点；据此判断出故障支路；
(4)判断出故障支路后，在故障线路上利用正常支路一侧的电气数据和线路参数按照传输方程推算出线路连接点的电压和注入电流，从而确定故障支路首端或末端的正序电压、电流以及正序电压故障分量、正序电流故障分量；
(5)将双回线路部分耦合的不均匀线路故障测距问题转化为均匀线路的故障测距问题，在故障支路上利用其首末两端的正序全电量和正序故障分量分别推算故障点电压建立等量方程，联立方程组消去未知量不同步角，根据一元二次方程得到故障距离的解析表达式，剔除无效伪根，确定故障位置。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤(5)中，利用计算得到的故障距离在故障支路上是否真实存在来识别无效伪根。
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