T形高压输电线路故障测距新方法

1、2009年 第3卷 增刊2009，Vol. 3，Supplement 南方电网技术 技术论坛三等奖论文 SOUTHERN POWER SYSTEM TECHNOLOGY Articles of 3rd Grade Award in Forum中图分类号：TM721 文献标志码：A 文章编号：1674-0629(2009)S0-0108-05T形高压输电线路故障测距新方法施世鸿（广东省电力设计研究院，广州510663）摘要：对T形线路的故障测距，现有方法都是先判断故障支路，再将三端线路等效成双端线路进行测距。本文指出了在T节点附近短路，尤其是经高阻短路时，现有的测距方法由于无法正确判别故障支路而

2、存在一定范围的测距死区。针对现有方法的上述缺陷，本文分别假设故障发生在某一支路，由假定正常的两段支路端的电压电流推算求得T节点电压和注入假定故障支路的电流，从而分别求得三个故障距离。经证明，求得的三个故障距离有且仅有一个在零和对应支路总长度之间。该距离就是真实的故障距离，故障发生在对应支路上。该方法突破了传统的先判断故障支路再故障定位的模式，无需事先判别故障支路即可测距。与传统方法相比，其突出的优点是在T节点附近经高阻故障时无测距死区，较好地克服了传统方法的不足。其测距精度理论上不受过渡电阻和故障类型影响，无需故障前数据，且对滤波无高要求。EMTP仿真结果表明该方法正确有效，测距精度高。关键词

3、：T形线路；故障测距；过渡电阻；测距死区；继电保护New Fault Location Method for HV Three-terminal Transmission LinesSHI Shihong(Guangdong Power Design and Research Institute, Guangzhou 510663, China)Abstract: All of the fault location methods currently used for teed lines need to identify the fault section first, then conve

4、rt the three-terminal line to a two-terminal line to locate the fault. This paper points out that while the fault occurs near the teed node, especially through a large resistance, the fault location methods currently used cant identify the fault section correctly, thus fail to locate the fault. Taki

5、ng account of that, this paper presents a new fault location method for teed lines, which assumes the fault occurring at one branch, respectively. Then calculate the teed node voltage and current flowing to the assumed fault branch from teed node. Finally three fault distances will be solved, respec

6、tively. It is proved in this paper that there is only one fault distance meets the relationship that it is positive and less than the length of the assumed fault branch which indicates the value is the true distance, and the fault happened at the assumed fault branch. This method breaks the mold of

7、traditional methods that it must identify the fault section before locating the fault. The proposed method can locate the fault without identifying the fault section first. Compared to traditional methods, the highlighted advantage of this method is that faults occurring near the teed node through l

8、arge resistance can be accurately located, and dead zone of fault location doesnt exist. The fault location accuracy is independent of fault resistance and fault type. In addition, pre-fault data and filter with high demand are not required. Above all, this method perfectly solves the problem of the

9、 methods currently used that there is a dead zone of fault location near the teed node. Results of EMTP based simulation indicate that this method is correct and accurate.Key words: teed line; fault location; fault resistance; dead zone of fault location; protective relaying输电线路故障测距能够大大减少巡线工作和缩短停电时间

10、，一直以来受到人们的关注1-4。随着电力系统的发展，T接输电线路在高压电力系统中的使用越来越广泛，因此对T接线路故障测距算法5-7的研究也越来越得到关注。现有的T形线路故障测距算法5-15都是分为2步进行：第1步先判断故障支路；第2步根据判断的结果，将三端线路等效成双端线路进行测距。文献8基于集中参数模型，将分别由三端电气量计算得到的T节点电压进行比较，与另外两端不同者判定为故障支路，然后由非故障支路的电气量求出T节点的电压和注入故障支路的电流，将三端线路等效成两端线路进行测距。该文忽略了分布电容的影响，对于长输电线将产生较大的误差。文献9提出了基于分布参数模型的T增刊施世鸿：T形高压输电线路

11、故障测距新方法 109形线路测距算法，故障支路的判别和双端线路的等效方法同文献8，等效成双端线路后，利用两端计算的故障点电压幅值相等建立测距方程。文献10-12基于时域的微分方程形式，故障支路判别方法同上，然后等效成双端线路测距。文献13-14采用负序量进行测距，故障支路判别方法同上。上述文献都是根据比较三端计算得的T节点电压来判断故障支路。当在T节点附近发生短路，尤其是经高阻短路时，从三端计算得到的T节点电压基本相同，再加上暂态过程的影响，所以该方法在T节点附近无法正确判别故障支路。文献15提出了一种新的故障支路判别方法，首先假设另外一条支路不存在，把三端支路看成二端支路测距，将测得的故障距

12、离实部与实际T节点的距离比较，若大于，则在对侧支路；若小于，则在本侧支路；若相等，则在第3条支路。当故障发生在T节点附近或发生在第3条支路上时，由于暂态过程的影响，所测距离的实部在T节点距离左右摆动，因此该方法在T节点附近也无法正确判断故障支路。综上所述，在T节点附近故障，尤其是经高阻短路时，由于无法正确的判断故障支路，将导致测距失败，故现有的T形故障测距算法在T节点附近存在一个测距死区。本文基于分布参数模型，分别假定故障发生在某一支路，根据求得的故障距离与该段线路总长度的相对关系，提出了一种T接线路故障测距的新方法。1 基本原理T形线路故障示意图如图1所示，线路MT，NT，PT的长度分别为l

13、1，l2，l3。U󰀅M、I󰀅M、U󰀅N、I󰀅N、U󰀅P、I󰀅P分别表示M，N，P三端测得的电压电流相量。故障发生在MT支路上，F为故障点，U󰀅F为故障点电压，RF为过渡电阻。U󰀅T为T节点电压，I󰀅TM、I󰀅TN、I󰀅TP分别为从T节点流入MT，NT，PT线路的电流。设U󰀅T(M)、U󰀅T(N)、U󰀅T(P)、I󰀅T(M)、I󰀅T(N)、I&

14、#983045;T(P)为假设故障不在该支路上分别从M，N，P端推算的T节点电压和流入T节点的电流，如式(1-6)所示。U󰀅T(M)=U󰀅Mcosh(l1)I󰀅MZCsinh(l1), （1）U󰀅T(N)=U󰀅Ncosh(l2)I󰀅NZCsinh(l2), （2） U󰀅T(P)=U󰀅Pcosh(l3)I󰀅PZCsinh(l3), （3） I󰀅IU󰀅T(M)=󰀅Mcosh(l1)MZsinh(l1), （4

15、）CI󰀅T(N)=I󰀅Ncosh(l󰀅2)UNZsinh(l2), （5） CI󰀅IU󰀅T(P)=󰀅Pcosh(l3)PZsinh(l3). （6） C式中，ZC、分别为波阻抗和波传播常数。故障发生在MT支路，利用N，P两端的电气量推算得到T节点的电气量U󰀅MT，I󰀅TM。在故障点F，根据从两端推算得的电压相等可得到方程（7）。 U󰀅Ml1U󰀅MN图1 T形线路故障示意图U󰀅Mcosh(x1)I󰀅MZCs

16、inh(x1)=U󰀅Mx Tcosh(l11)I󰀅TMZCsinh(l1x1).（7）式中U󰀅MT、I󰀅TM为从N，P两端推算得到的T节点的电压和T节点流入TM支路的电流，如式(8)(9)所示。 U󰀅MT=(U󰀅T(N)+U󰀅T(P)/2, （8）I󰀅TM=I󰀅T(N)+I󰀅T(P). （9）同理，假定故障分别发生在NT，PT支路时，可得方程(10)(11)。U󰀅Ncosh(x2)I󰀅NZCsinh(x2

17、)=U󰀅NTcosh(l2x2)I󰀅Z TNCsinh(l2x2).（10）U󰀅Pcosh(x3)I󰀅PZCsinh(x3)=U󰀅P Tcosh(l3x3)I󰀅TPZCsinh(l3x3).（11）其中： U󰀅NT=(U󰀅T(M)+U󰀅T(P)/2, （12）I󰀅TN=I󰀅T(M)+I󰀅T(P), （13）U󰀅PT=(U󰀅T(M)+U󰀅T(N)/2, （14

18、）I󰀅TP=I󰀅T(M)+I󰀅T(N). （15）110南方电网技术 第3卷由于故障发生在MT支路，由式（2）、（3）、（5）、（6）可知U󰀅T(N)=U󰀅T(P)为T节点的实际电压。I󰀅T(N),I󰀅T(P)分别为从NT，PT支路注入T节点的实际电流。根据式（8）、（9）可知，U󰀅MT为T节点的真实电压，I󰀅TM为T节点流入TM支路的真实电流。因此，满足方程(7)的解x1反应的是真实的故障距离，且0<x1<l1。对于方程（10），假设有x

19、2l2成立。设距N侧x2的点为F1，由于N侧的电压电流都是真实测得的，所以方程（10）的左边为从N侧推算的F1点的真实电压。由式（1）、（4）可知，故障发生在MT之路上时，U󰀅T(M)和I󰀅T(M)是不真实的，根据（12）、（13）可得U󰀅NT和I󰀅TN是不真实的，因此方程（10）的右边用U󰀅NT,I󰀅TN推算得F1点的电压是不真实的。而方程（10）的解x2l2成立的条件是在线路l2上存在一点，该点从N侧推算的真实电压与从T侧推算的不真实电压相等，很显然该条件是不满足的。所以x2>l2。同理，

20、对于方程（11），可以证明x3>l3。 因此，当故障发生在MT支路时，方程（7）、（10）、（11）的解有：0<x1<l1，x2>l2，x3>l3，且x1就是故障点距M端的距离。同理，当故障发生在NT或PT支路上时，可以得到类似的结论。限于篇幅，证明从略。综上，可得下列判据：解方程（7）、（10）、（11）得x1，x2，x3。 若0<x1<l1，x2>l2，x3>l3，则故障发生在MT支路，x1就是故障点距M端的距离。若x1>l1，0<x2<l2，x3>l3，则故障发生在NT支路，x2就是故障点距N端的距离。若x1&

21、gt;l1，x2>l2，0<x3<l3，则故障发生在PT支路，x3就是故障点距P端的距离。解方程（7）可得：e2x=󰀅M1el1(UTI󰀅TMZC)U󰀅MI󰀅MZCUMIMZCel1(UMT+I=A+jB （16） TMZC)=+j代入(16)得:x11=2arctanBA(17) 方程(10)(11)的解的形式和方程（7）相同。由上述推导过程可见，该方法将判别故障支路和故障测距融为一体，因此无须事先判别故障支路。在T节点附近经高阻短路时，仍旧满足上述关系，不存在因无法判别故障支路而导致测距失败的问题。另外推导过

22、程与过渡阻抗无关，该方法理论上不受过渡电阻的影响。上述推导是在单相系统下得出的，易知，对于三相系统，其正、负、零序网也存在对应于式(1-17)的关系。由于正序分量能够反应各种故障，因此本文采用正序分量进行测距。只需将式(1-17)中的各量均用正序分量代替即可。由于选取正序分量测距，因此无需进行故障选相，测距不受故障类型影响，而且无需故障前状态。2 算 例对如下220 kV单回T接线路进行ATP-EMTP仿真，以验证本文测距方法的正确性和精确度。线路故障模型如图2所示。E󰀅MME󰀅TNNZlM1l2ZlNPZPE󰀅P图2 T形线路仿真模型示意图线路

23、长度l1，l2，l3分别为250，180，120 km。 线路的正序和零序参数为:R1=0.018/km，L1=0.9mH/km， C1=0.0113µF/km；R0=0.1896/km，L0=3.45mH/km， C0=0.0083µF/km。系统三端电势E󰀅M,E󰀅N,E󰀅P分别为2200D, 22030D, 22060D，单位为kV。系统正序阻抗ZM1,ZN1,ZP1分别为28.390D , 32.078.4D , 43.1988.6D 。零序阻抗ZM0,ZN0,ZP0分别为26.390D ,28.1486.74D ,

24、29.0990D 。三侧数据的采样率为2.4 kHz，采用故障后60 ms以内的采样数据。用全波傅氏滤波并提取基波相量。测距结果采用5点数据平滑。图3为MT支路上距M端60 km处发生A相接地故障，经60 ms后切除故障，x1、x2、x3的值的曲线。由图(3)可知，故障20 ms以后x1,x2,x3,均增刊施世鸿：T形高压输电线路故障测距新方法 111满足0<x1<l1，x2>l2，x3>l3。x160km反应故障点距M端的距离，验证了上文的推导结论。由于采用全波傅式提取相量，故障后020 ms内数据窗没满，所以该段曲线波动。表1列出了发生各种类型短路故障时的测距结果。

25、接地短路过渡电阻为300 ，相间短路过渡电阻为100 。由表1可知，本文方法对于T接线的任一支路发生的各种短路故障，都能够精确测距，测距精度很高。图3 x1, x2, x3的曲线图 表1 各种短路故障时的测距结果故障故障故障类型最大支路距离/kmAG BC BCG ABC误差1 1.21 1.02 1.02 0.93 0.08%MT90 89.97 89.95 89.95 89.97 0.02%160 159.95 159.94159.95 159.96 0.02%249 249.03 248.97248.97 248.98 0.01%1 1.18 1.08 1.08 0.98 0.10%NT

26、70 69.99 70.03 70.03 70.031 0.01%120 119.91 120.02120.02 120.031 0.05%179 178.88 179.01179.01 179.03 0.07%1 1.19 1.13 1.12 0.99 0.16%PT50 50.32 50.14 50.13 50.06 0.25%80 80.40 80.15 80.14 80.07 0.33%119 119.27 119.09119.09 119.05 0.17%本文测距原理的推导过程与过渡电阻无关，因此理论上不受过渡电阻的影响。表2列出了本文方法在不同的过渡电阻下的测距结果。故障点设置在M

27、T支路上。由表可知，该方法测距效果不受过渡电阻影响。测距结果的微小差异是由不同的过渡电阻时暂态过程不同引起的。本文方法与传统测距方法5-15相比，突出的优点在于在T节点附近经高阻短路时，该方法能够正确定位故障，且测距精度高，无测距死区。而传统方法则在T节点附近存在约7 km左右的测距死区。表3列出了在T节点附近L1相经300 过渡电阻接地故障时本文方法与传统方法(以文献9的方法为例)的测距结果比较。由表3可知，与传统方法相比，该方法在T节点附近无测距死区，且测距精度高，验证了该方法的优点。表2 过渡电阻对测距的影响故障类过渡电实际故障距离/km型阻最大误差50 120 200300 49.96

28、 119.99 199.93 0.03%AG100 49.86 119.87 199.82 0.07% 10 49.90 119.88 199.79 0.08% 0.1 49.87 119.88 199.82 0.07% 100 49.95 119.96 199.93 0.03%BC10 50.28 120.12 199.91 0.11% 1 50.26 120.18 200.02 0.10%表3 T节点附近故障时测距结果的比较实际故障点 本文方法 传统方法 故障故障距离故障支路故障距故障支故障距支路/km判断离/km路判断离/kmMT 243 MT 243.02 NT 182.54 MT 2

29、45 MT 245.02 NT 182.92 MT 247 MT 247.02 PT 120.83 MT 249 MT 249.03 PT 120.12 MT 249.5 MT 249.53 PT 121.65 NT 173 NT 172.89 PT 123.13 NT 175 NT 174.88 PT 122.13 NT 177 NT 176.87 PT 121.13 NT 179 NT 178.86 PT 120.13 NT 179.5 NT 179.36 MT 251.35 PT 113 PT 113.29 MT 253.97 PT 115 PT 115.30 MT 252.97 PT

30、117 PT 117.29 MT 253.22 PT 119 PT 119.28 MT 251.10 PT 119.5 PT 119.77 MT 250.703 结 论指出了传统T形输电线路测距方法在T节点附112南方电网技术 第3卷近经高阻故障时会出现无法判别故障支路而导致测距失败，存在一定范围的测距死区。本文方法无须事先判别故障支路，分别假定故障发生在某一支路，求得三个故障距离。证明了求得的三个故障距离中有且只有一个满足大于零且小于等于该段支路的总长度，该距离就是故障距离，该支路就是故障支路。将故障支路判别和故障点定位融为一体，突破了以往先判别故障支路再进行故障测距的模式。理论和仿真表明，

31、该方法在全线范围内，各种类型的短路故障都能够精确测距，尤其是在T节点附近经高阻接地时，仍旧能够精确测距，无死区，较好地克服了传统方法的不足。且该方法不受过渡电阻和故障类型影响，无需故障前状态，对滤波要求低，并且计算量不大，具有较高的理论和实用价值。参考文献：1 束洪春，司大军，葛耀中，等. 长输电线路电弧故障定位方法研究J. 电力系统自动化，2000，24（11）：2730.2 全玉生，王晓蓉，杨敏中，等. 工频双端故障测距算法的鲁棒性问题和新算法研究J. 电力系统自动化，2000，24（5）：2832. 3 康小宁，索南加乐. 求解频域参数方程的双端故障测距原理J. 电力系统自动化，2005

32、，29（10）：1620.4 陈铮，董新洲，罗承沐. 电流互感器饱和影响测距精度的一种解决方法J. 电力系统自动化，2002，26（1）：3941.5GIRGIS A A，HART D G，PETERSON W LA New Fault Location Technique for Two- And Three-Terminal LinesJIEEE Trans on Power Delivery， 1992，7（1）：981076KALAM A，JOHNS A TAccurate Fault Location Technique for Multi- Terminal EHV LinesCIEE international Conference onAdvances in Power System Control，Operation and Management，Hong Kong，19917 NAGASAWA T，ABE M，OTSUZUKI N，et alDevelopment of a New Fault Location Algorithm for Multi-Terminal Two ParallelTransmission Lines JIEEE Trans on Power Delivery，1992，7（3）：