T型输电线路

T型输电线路（精选7篇）

T型输电线路 篇1

摘要：提出一种T接线输电线路零序阻抗参数带电测量新方法。详细介绍了该带电测量方法的测量原理与数学模型,并给出带电测量时T型线路的运行方式,通过获取测量源与利用全球卫星定位系统(GPS)作为异地测量的同步信号。通过数字仿真进行验证,仿真结果表明该带电测量方法是可行的,测量结果准确,完全能满足工程测量要求。

关键词：GPS,T型输电线路,零序阻抗,带电测量

0 引言

随着电力系统规模的发展,发电厂(变电站)出线增多,T接线输电线路越来越多[1,2]。T型输电线路的零序阻抗会影响到线路故障状态,特别是影响零序电流的大小,对零序电流保护的影响极大[3,4]。由于T型线路的零序阻抗受到很多因素的影响,如线路走向、零序电流流经区域的接地电阻率等。理论计算值无法满足继电保护整定值计算的精度要求,若采用计算值作为整定计算的依据,会使保护在系统故障时产生拒动或误动,这直接威胁到系统的安全与稳定运行。因此继电保护整定的规定指出:架空线路和电缆的零序阻抗、其他对继电保护影响较大的参数应使用实测值。

传统的确定输电线路零序参数的方法有公式计算法[5]和停电测量法[6];由于计算公式中涉及到大地电阻率等不确切参数,因此公式计算结果是不准确的。停电测量法测量T型线路参数的方法要求被测线路停电,要对T型线路停电进行测量经常是不可能的。因此,寻求一种新的T型线路参数带电测量方法,开发相应的测试系统,不仅具有重要的理论价值,而且具有很大的经济与社会效益。本文提出了一种T型线路零序阻抗参数带电测量方法,研制了基于GPS的T型输电线路零序阻抗参数带电测量装置,可实现T型输电线路带电运行时零序阻抗参数的准确测量。

1 带电测量数学模型与测量方法

1.1 数学模型

T型输电线路模型如图1所示。其中,rn为第n条支路的电阻,Ln为第n条支路的电感,其中n=1,2,3,i1,i2,i3分别为各支路零序电流瞬时值,u1,u2,u3分别为各支路端点处的零序电压瞬时值,uT是T触点处的零序电压瞬时值。

由图1可列写出T型输电线路微分方程组如下:

用[in(k+1)-in(k-1)]/2Ts代替微分方程组

中的导数项;其中:n=1,2,3。将微分方程组(1)写成离散形式:

其中:ni(k-1)、in(k)为零序电流注入后的电流信号相邻两个采样时刻零序电流的瞬时采样值;un(k-1)、u n(k)为零序电流注入后电压信号相邻两个采样时刻零序电压的瞬时采样值;Ts为采样周期。

1.2 带电测量方式

带电测量时,T型输电线路的运行方式如表1所示。

1.3 微分方程组求解

对于微分方程组(2),按表1中任一种运行方式产生采样测量数据,任取3个相邻的采样点k-1、k、k+1对应的零序电压和零序电流采样值,得到2个独立方程;另取3个相邻的采样点k、k+1、k+2对应的零序电压和零序电流采样值,再得到2个独立方程;每种独立的测量方式可得到4个独立方程;再按表1中其它任何一种或一种以上的运行方式产生采样数据,得到4个或4个以上的独立方程;这样至少得到8个独立的方程,采用最小二乘法,解出6个未知的零序参数:r1,L1,r2,L2,r3,L3。

用最小二乘法求解,得

式(3)中:

式(3)中,电流和电压瞬时采样值的上标p为独立的测量次数,2≤p≤3,下标为支路编号;k为采样点数;Ts为采样周期。

2 测量步骤

T型输电线路零序阻抗参数带电测量方法,包括以下步骤:

(1)通过T型线路上的继电保护装置断开带电运行的T型线路的任一支路的单相开关,造成缺相运行,由负荷电流供给测量用的零序电流,0.5~1 s后,再通过T型线路上的自动重合闸装置恢复线路正常运行的方法,来产生供带电测量用的零序大电流[7]。带电测量时,T型输电线路的运行方式如表1所示。

(2)利用全球卫星定位系统的授时功能获得误差小于1μs的时间基准,在全球卫星定位系统时间同步下,同时采集零序电流注入前后各支路的零序电流瞬时值和各支路端点处的零序电压瞬时值,并以文件的方式存入采集装置中。

(3)在测量完成后,利用网络将各测量点的数据汇总到中心计算机中。中心计算机在得到T型输电线路的零序电流和零序电压采样数据后,采用微分方程法[8,9]来计算T型输电线路的零序阻抗参数。

3 测量系统硬件构成

T型输电线路零序阻抗参数带电测量系统[9],由GPS天线与OEM板、信号输入接线端子、信号变送器、嵌入式DSP同步数据采集卡、开出量卡、继电器输出接口、嵌入式PC卡、电源卡、电源信号总线底板、液晶显示器、硬盘、键盘、鼠标和机箱构成。

带电测量系统硬件构成如图2所示。

4 数字仿真结果

为检验本文所提带电测量方法的正确性,进行了数字仿真计算。仿真的T接线线路的零序阻抗参数如表2所示。

数据采样率为80点/周波的仿真计算结果如表3所示。从表3的仿真结果可以看出,本文提出的带电测量方法原理正确,测量结果准确,具有工程应用价值。

5 结论

本文提出的T型接线输电线路零序阻抗参数带电测量方法以及研制的带电测量系统,经过数字仿真试验,证明是正确可行的,测量结果完全满足工程要求。该方法及测量系统除了可用于T接线输电线路零序参数的带电测量外,也同样适用于T接线输电线路完全停电时的零序参数测量。

参考文献

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[2]李胜芳,范春菊,郁惟镛.T型支接线路的自适应故障测距算法[J].电工技术学报,2004,19(10):59-64.LI Sheng-fang,FAN Chun-ju,YU Wei-yong.Adaptive fault location method for three-terminal transmission line[J].Transactions of China Electric Technical Society,2004,19(10):59-64.

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[4]Toshihisa Funabashi,Hitomi Otoguro,Yoshishige Mizuma.Fault location for high resistance grounded transmission lines[J].IEEE Trans on Power Delivery,1999,14(1):80-85.

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[6]李建明,朱康.高压电气设备试验方法[M].北京:中国电力出版社,2005.LI Jian-ming,ZHU Kang.Testing methods of high voltage electrical equipments[M].Beijing:China Electric Power Press,2005.

[7]胡志坚,陈允平,张承学,等.宁夏电网220kV互感线路参数带电测量[J].电力系统自动化,2000,24(9):41-44.HU Zhi-jian,CHEN Yun-ping,ZHANG Cheng-xue,et al.Live line measurement of parameters of220kV transmission lines with mutual inductance in Ningxia Power Network[J].Automation of Electric Power Systems,2000,24(9):41-44.

[8]胡志坚,陈允平,徐玮,等.基于微分方程的互感线路参数带电测量研究与实现[J].中国电机工程学报,2005,25(2):28-33.HU Zhi-jian,CHEN Yun-ping,XU Wei,et al.Principles and realization of live line measurement of parameters of transmission lines with mutual inductance based on differential equations[J].Proceedings of the CSEE,2005,25(2):28-33.

[9]HU Zhi-jian,CHEN Yun-ping.New method of live line measuring the inductance parameters of transmission lines based on GPS technology[J].IEEE Transactions on Power Delivery,2008,23(3):1288-2195.

T型输电线路 篇2

关键词：T型接线,三端差动保护,自适应主从定位,应用实践

0 引言

随着电力负荷的增长和国内电网密度的增加、现代电力系统结构的日益复杂、输电线路的输送容量和电压等级不断提高、远距离输电线路日益增多,从设备投资的经济效益与征地的困难出发,综合考虑客观条件的限制和节省投资等方面因素,T型线路已越来越多地出现在中压和高压电网中,这些线路又常常联系着大电厂和大系统,因而发生故障后要求保护能够快速动作,并及时、准确地找到故障点,保证整个电力系统的安全稳定和经济运行。当前常规保护整定困难,配合复杂,故障测距不准确,不能满足T型输电线路运行及故障定位要求。光纤差动保护原理简单,天然选相,但必须保证进行计算的三端电流量的采样时刻一致,工程实际中由于三侧保护装置上电时刻不同、采样晶振偏差,数据传送延迟,无法保证进行计算的三端电流量的采样时刻一致,因而需要设定一端的采样时刻为参考基准,另两端参照基准调整自己的采样时刻,如何合理实现主从定位和采样时刻的同步调整,一直是电力工作者研究的热点。

1 T型输电线路三端差动保护工程应用

1.1 许昌薛坡-魏都-灞陵110 kV T型输电线路三端差动保护工程简介

许昌110 kVⅠ薛灞T型输电线路(如图1)连接薛坡、魏都、灞陵变电站,担负着许昌市区和许昌西部经济开发区电力负荷的供应任务,但是存在着设备陈旧老化,保护装置技术落后,运行维护困难等诸多问题。

工程实践过程中,在各项功能满足现有T型输电线路安全运行和系统稳定性的前提下,重点对T型输电线路三端差动保护判据、主从定位技术、故障测距技术、三端差动保护通讯技术、工程设计、现场安装调试、运行维护进行了专项技术研究和技术创新,提出了T型输电线路的三端差动保护方案及配置,并研制出了T型输电线路的三端差动保护装置,提高了该T型线路的技术水平,克服了现有常规保护由于主、后备保护定值整定困难、相互配合复杂、保护可靠性差、难以适应T型接线等缺点。

1.2 T型输电线路三端差动保护配置

稳态量差动保护动作方程:

式中:动作电流,为三侧电流矢量和的幅值;制动电流,为三侧电流矢量幅值和;IsetΦ为相量差动电流定值。整定时考虑最小方式下区内故障差流值有足够的灵敏度,整定值应大于1.5倍线路全长电容电流,线路两端应按一次电流相同折算到二次整定。

T型输电线路三端差动保护元件针对线路保护区内各种故障类型配置了分相稳态量差动、分相故障分量差动及零序电流差动。稳态量差动元件设置快速区元件及灵敏区元件,快速区元件采用短窗相量自适应算法实现快速动作,使保护典型金属性故障小于20 ms;灵敏区采用全周傅氏向量算法作为快速区的补充。故障分量差动元件不受负荷影响,对于区内高阻故障及振荡中故障性能优越,元件本身采用全周傅氏向量算法并略带延时保证其可靠性。零序电流差动元件作为稳态量差动及故障分量差动的后备延时100 ms动作,解决缓慢爬升的高阻故障。

同时配置自适应主从定位功能(根据各侧装置编码的大小、运行方式、光纤通道的工况自适应确认主侧、从侧。已申请国家发明专利,申请号:200810141382.4),自动实现一个主侧两个从侧定位。在任意两端之间通道发生异常时,利用两个通道都完整的第三侧采集三侧信息,仅通过这一侧的差动逻辑判断,判别结果通过远跳命令实现三端跳闸(如图3所示,假设M与P侧之间光纤通道出现异常,则通过N侧采集三侧的信息,并进行逻辑判别)。由三段式相间和接地距离保护及四段零序保护构成全套后备保护,并配置三相一次重合闸功能。

2 T型输电线路三端差动保护关键技术

2.1 T型线路故障测距算法

由各端电压电流故障分量计算线路沿线电压分布公式为:

式中:分别为由M、N、P点电压电流正序故障分量计算出的T点电压;Zcm、Zcn、Zcp分别为线路MT、NT、PT的特征阻抗;而γm、γn、γp分别为线路MT、NT、PT的传播系数;χm、χn、χp分别为距母线M、N、P的距离。

比较的大小,由故障点所在线路母线端电压电流计算出的T点正序故障分量幅值是最大的,如果三者大小相等,则为T点故障。

对于三端系统来说,首先根据基于故障分量的故障分支判断方法或基于全量的故障分支判断方法找出故障点所在的分支,然后将三端系统转化为双端系统,再利用基于全量或者故障分量的测距算法进行故障测距。本工程采用基于正序故障分量的测距算法利用线路故障电压的分布特性,在保证了测距精度的同时大大减少了计算的复杂度,计算量小、不需迭代求解、无伪根判断问题,相对基于全量的测距算法具有明显的优势。仿真结果表明,该种方法基本上不受故障位置、过渡电阻、故障类型的影响,在各分支线路发生各种故障的情况下均能正确判断出故障点所在分支,精确计算出故障距离。

2.2 通讯功能及同步调整

本工程根据T型输电线路的特点完成三端差动保护通讯功能设计。三端系统设置一个主侧两个从侧,能够自适应于系统各种运行方式的变化,如三端运行、两端运行、单端自环试验、单通道异常等方式;能够利用光纤通道交换的信息、压板状态自动识别运行方式,并根据接收到的信息自动进行主从定位,避免人为因素对保护的影响;能够根据主从定位结果自动完成三端数据同步调整,并能够对通道收发延时不一致情况进行检测,避免通道收发延时不一致对保护的影响,提高可靠性。

2.3 通道异常情况下保护功能的完善

如图4所示,当M与S端之间光纤通道出现异常情况时,通过自适应主从定位技术自动将N端调整为主侧,M和S端为从侧,利用N端保护装置与两个从侧之间光纤通道良好,获取三端数据,并进行逻辑判别,此时如果发生区内故障则通过主侧N端的保护装置经由光纤通道发远跳命令给两个从侧,完成三端跳闸,保证在任一条通道异常情况下不失去差动主保护,提高T型输电线路的运行可靠性。当任一端保护装置的两个光纤通道同时出现异常时,退出三端差动保护,此时如果发生故障则由后备保护完成故障切除。

3 结束语

许昌I薛灞线T型输电线路三端差动保护系统设备安装简单,调试方便,减轻了现场工作量,缩短了安装调试时间。自适应主从定位方式,减少了定值整定工作量,避免人为因素的影响。三端差动保护系统投运以来,信息采集清晰明确,硬件运行可靠,未发生保护误动或误报动作信号情况。改造后的许昌I薛灞线技术水平和运行可靠性得到显著提高,创造了巨大的经济效益和安全效益。本工程实施过程中提出的多项创新技术和设计方案,积累的工程和运行维护经验,对于T型输电线路的建设具有重要意义。

参考文献

[1]郭征,贺家李.三端线路光纤保护的研究[J].电力系统自动化,2003,27(10):57-59.GUO Zheng,HE Jia-li.Research of Relay Protection ofThree-terminal Power Transmission Lines Using OpticalFiber Channel[J].Automation of Electric Power Systems,2003,27(10):57-59.

[2]王亚强,田野.一种三端输电线路故障定位算法[J].东北电力技术,2004(11):23-25.WANG Ya-qiang,TIAN Ye.A Practical Fault LocationAlgorithm for Three Terminal Transmission Line[J].Northeastern Electric Power Technology,2004(11):23-25.

[3]田羽,范春菊,龚震东.三侧同杆双回线互联的T型线路测距新方法[J].电力自动化设备,2007,27(9):63-66.TIAN Yu,FAN Chun-ju,GONG Zhen-dong.FaultLocating Algorithm for T-type Lines with ParallelTransmission Lines on Same Pole at Three Sides[J].Electric Power Automation Equipment,2007,27(9):63-66.

输电线路的一种T接联络方法 篇3

为解决110kV润北变电站单电源供电问题, 为了增大容量和提高供电可靠性, 经过对周围线路规划及负荷研究, 决定在平行架设的110kV润西线和110kV车新线做一联络线, 作为第二电源。

110kV车新线和110kV润西线在丰西变电站北约800m平行架设, 间距49m, 南北走向, 两线之间还有一条热车I.II双回线, 三条线路均有双避雷线做防雷保护, 线路间距又较小, 故从热车I.II双回线上跨越不可取, 只能从下面过, 若用一段电缆肯定没问题, 但在野外用这样短一段电缆, 运行和维护都不方便, 投资也较大, 还是不可取, 只有用架空线从热车I.II双回线下通过最简便最经济, 然而用带避雷线的杆塔, 车新线导线在+40℃时对地距离最大只有13.5m, 热车I.II双回线最大为16.5m, 润西线最大为12m, 若新线路地线对润西线导线满足安全距离, 则其导线对地距离不能满足, 而且两条线路距离太近, 中间不宜再立杆塔, 若不挂地线, 并且一档从车新、热车I.II双回线、润西线下穿过, 还要保证对上面导线、对地距离都达到规程要求, 新建线路这一档两侧用什么杆塔, 最关键的是导线能否利用三线路的避雷线加以保护?

根据原线路运行参数、现场实测并经温度换算、得到+40℃时车新、热车I.II回线、润西线与新建线路交叉点参数如下。 (平面示意见图1)

车新线:避雷线高19m;线间距离8.5m;导线高13.5m;线间距离6m;润西线:避雷线高16.5m;线间距离6.3m;导线高12.0m;线间距离4.9m;热车I.II双回线:避雷线高29.5m;线间距离6.2m;导线高16.5m;下导线间距离4.5m;三线路内侧避雷线距离分别为17.65m、18.4m。

单根避雷线保护范围如下。 (图2)

(1) 当hx≥0.5h时rx=0.4 7 (h-h x) p。

(2) 当hx<0.5h时rx=0.4 7 (h-1.53 hx) p。

两根等高避雷线保护范围如下。 (图3)

(1) 两线外侧的保护范围分别按单根避雷线的计算方法确定。

(2) 两线间最低保护范围按下式计算:

而两根不等高避雷线保护范围如下。 (图4)

(1) 两线外侧的保护范围分别按单根避雷线的计算方法确定。

(2) 两线间的保护范围应按单根的计算方法, 先确定较高避雷线1的保护范围, 然后由较低避雷线2的顶点, 作水平线与避雷线1的保护范围相交于点3, 取3点为等效避雷线的顶点。

(3) 不等高化成等高避雷线间的距离:

当h2≥0.5h1时, D`=D-0.47 (h-hx) p

当h2<0.5 h 1时, D`=D- (h-1.5 3 hx) p

(4) 用较低避雷线按等高避雷线确定保护范围。

圆弧的弓高f`=D`/4p

以上各式中:rx为每侧保护范围的宽度 (m) ;h为避雷线的高度 (m) ;hx为被保护物的高度 (m) ;h0为两避雷线间保护最低的高度 (m) ;ha为避雷线保护的有效高度 (m) ;p为避雷线高度影响系数, 当h≤30m时, p=1;D为避雷线间距离 (m) ;D`为化成等高避雷线间距离 (m) 。

将实际数值分别代入公式即可计算出保护范围, 计算结果及保护范围示意见图5图3 (计算过程略) 据此确定了T1、T2杆的高度, T1使用D A-12.0双杆 (导线悬挂点高度为8.55m) , T2使用DA-12.0双杆 (导线悬挂点高度为9.05m) (图6) , 具体杆位如图5所示, 经反复验算将T1-T2间导线最大使用应力确定为σma x=40N/mm2图5中车新、热车I.II回线、润西线的参数和保护范围均为+40℃情况下, 而所画T接线为最大使用应力时, T接导线在两避雷线联立保护范围内, 且导线对润西线导线距离为4.0m, 这样能满足假设的最恶劣情况, 可不用再校验其他情况。只需验算T1至T2档距+40℃时对地距离是否符合设计规程的要求。

当t=+40℃时, T1至T2档对地最小距离h为:

导线:LGJ-240/40 g1=0.03404N/m·mm2

T1砼杆悬挂点高度为8.55m, T2砼杆悬挂点高度为9.05m, Δh=0.5m, l=64m。

由于T1与T2悬挂点高度不同, 所以弧垂计算时需用等效档距ld代替档距l。

h=8.8-1.4 5=7.3 m>6 m (符合规程的要求) 。

目前线路已根据本设计施工完毕, 运行正常。通过以上实例提供的一种方法, 希望能在线路设计遇到类似问题时对大家能有一点启示。

摘要：当输电线路需要紧急供电或临时过渡供电方案时, 在不影响原线路供电的情况下, 就近利用原有线路做T接联络线, 不失为一快速有效的方法。

关键词：输电线路,联络线,避雷线,保护范围

参考文献

[1]水利电力部西北电力设计院编.电力工程电气设计手册电气一次部分[M].北京:中国电力出版社, 1996, ISBN 7-80125-236-5:86～93.

[2]GB50545-2010.中华人民共和国住房和城乡建设部, 中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局联合发布《110kV-750kV架空输电线路设计规范》[S].2010, 1:11～25.

T型输电线路 篇4

受输电走廊通道资源等因素的制约,同时为了提高线路单位走廊的输电容量和土地利用率,有效地减少设备投资,接线简单、施工速度快的T形接线已成为中国高压输电线路中一种常见的线路连接方式。但同时该线路具有输电功率高、负荷重的特点,一旦线路发生故障,有可能造成大面积停电。近几年,随着同步相量测量技术的成熟,基于同步相量测量的输电线路故障定位方法[1,2,3,4,5,6]得到了快速发展。但是,考虑到同步相量测量单元(PMU)的经济成本,难以实现所有母线处均配置PMU。因此,基于同步PMU,利用三端互联信息对T形输电线路进行快速有效的故障测距具有更重要的意义。

文献[7]提出一种基于π形等值线路模型、利用T形线路三端正序电压和电流进行故障定位的新算法。文献[8,9]提出了充分利用三端测量数据的行波故障测距的新方法。文献[10]提出一种基于小波变换的T形输电线路精确故障定位算法。文献[11]根据同杆双回线的特性建立了同杆双回线构成的T形线路的反序、正序网络, 提出了基于反序正序电流的故障测距方法。文献[12]中提出一种利用两端同步电压电流相量的T形线路故障测距新方法。文献[13,14]基于分布参数模型,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确定故障支路,从而提出了一种T形线路无测距死区的故障测距新方法。

上述方法仅考虑了电力系统在静态条件下的故障测距,但是,当系统在功率低频振荡情况下发生故障时,电压和电流信号会出现振荡且具有动态特性[15],从而无法准确判断出故障支路,测距结果也会出现误差。针对以上问题,本文考虑了信号的动态特性,提出了一种利用三端同步电压、电流相量的T形线路故障测距新方法。

1 基本理论

图1所示为分布参数的均匀输电线路模型。

线路任一处无限小长度∂x都有串联阻抗和并联导纳,l表示线路长度,则∂x段的电压差$\partial \dot{U}$和∂x两侧的电流差$\partial \dot{{\rm I}}$可表示为:

$\begin{array}{l}\frac{\partial \dot{U}}{\partial x}=\dot{{\rm I}}R+L\frac{\partial \dot{{\rm I}}}{\partial t}(1)\\ \frac{\partial \dot{{\rm I}}}{\partial x}=\dot{U}G+C\frac{\partial \dot{U}}{\partial t}(2)\end{array}$

式中:R,L,G,C分别为线路单位长度的电阻、电感、电导和电容。

当系统处于静态条件下,往往认为信号幅值与频率在短时间内保持不变,假设电压、电流信号为:

$\{\begin{array}{l}\dot{U}=u\text{e}{}^{\text{j}\omega t}\\ \dot{{\rm I}}=i\text{e}{}^{\text{j}\omega t}\end{array}(3)$

式中:u和i分别为电压信号和电流信号的幅值,且为常数;ω为系统的角频率。

将式(3)代入式(1)和式(2),得

$\begin{array}{l}\frac{\partial \dot{U}}{\partial x}=R\dot{{\rm I}}+\text{j}\omega L\dot{{\rm I}}(4)\\ \frac{\partial \dot{{\rm I}}}{\partial x}=G\dot{U}+\text{j}\omega C\dot{U}(5)\end{array}$

所以,求解式(4)和式(5)可以得到线路任一处$\dot{U}$和$\dot{{\rm I}}$为:

$\begin{array}{l}\dot{U}=\dot{U}{}_{{\rm N}}\cosh \gamma x-\dot{{\rm I}}{}_{{\rm N}}{\rm Z}{}_{\text{C}}\sinh \gamma x(6)\\ \dot{{\rm I}}=\frac{\dot{U}{}_{{\rm N}}\sinh \gamma x}{{\rm Z}{}_{\text{C}}}-\dot{{\rm I}}{}_{{\rm N}}\cosh \gamma x(7)\end{array}$

式中:$\dot{U}{}_{{\rm N}}$和$\dot{{\rm I}}{}_{{\rm N}}$分别为线路N端的电压和电流相量;${\rm Z}{}_{\text{C}}=\sqrt{{\rm Z}/Y}$和$\gamma =\sqrt{{\rm Z}Y}$分别为线路的单位长度波阻抗和单位长度传播系数;Z和Y分别为线路单位长度的阻抗和导纳。

2 故障测距算法实现

假设线路LR发生故障,故障点与R端的距离为x,单位km,如图2所示。

2.1 故障支路判别

首先忽略支路LT的影响,然后通过测量线路两端电气量$\dot{U}{}_S,\dot{{\rm I}}{}_S$和$\dot{U}{}_R,\dot{{\rm I}}{}_R$,按照双端故障测距算法进行计算可得到故障距离估计值xest。最后,比较xest和xtap的大小来判别故障支路,其中xtap是分支点O与线路R端之间的距离,判别原理如下:

1)当Re(xest)<xtap+Δ时,故障支路是LR;

2)当Re(xest)>xtap+Δ时,故障支路是LS;

3)当Re(xest)=xtap+Δ时,故障支路是LT或O节点附近。

其中Δ是由于系统在动态条件下对故障测距算法结果造成的误差。Re(xest)代表取xest的实数部分,因为xest可能是复数。

2.2 线路参数和故障距离估计

通过2.1节的方法可以判别出故障支路,之后需要进一步估计故障距离。

2.2.1 线路参数的估计

当系统在动态条件下,电压、电流信号的幅值和频率会随时间快速变化,增加故障测距的误差。因此,本文考虑了输电线路参数和信号的动态特性,假设电压、电流信号分别是:

$\begin{array}{l}\dot{U}(t)=u(t)\text{e}{}^{\text{j}\omega {}_{0}t}(8)\\ \dot{{\rm I}}(t)=i(t)\text{e}{}^{\text{j}\omega {}_{0}t}(9)\end{array}$

式中:u(t)和i(t)分别为电压和电流信号的幅值,随着时间而变化;ω0为固定旋转相量的角速度,由PMU测得。

将式(8)和式(9)代入式(1)和式(2)可得:

$\frac{\partial \dot{U}}{\partial x}=\dot{{\rm I}}$$R+\text{j}\omega {}_{0}L+\frac{L}{i(t)}\frac{\partial i(t)}{\partial t}$

$\begin{array}{l}=\dot{{\rm I}}\overline{{\rm Z}}(10)\\ \frac{\partial \dot{{\rm I}}}{\partial x}=\dot{U}\end{array}$

$G+\text{j}\omega {}_{0}C+\frac{C}{u(t)}\frac{\partial u(t)}{\partial t}$$=\dot{U}\overline{Y}(11)$

式中:等效阻抗$\overline{{\rm Z}}$和导纳$\overline{Y}$如下:

$\begin{array}{l}\overline{{\rm Z}}=R+\text{j}\omega {}_{0}L+\frac{L}{i(t)}\frac{\partial i(t)}{\partial t}(12)\\ \overline{Y}=G+\text{j}\omega {}_{0}C+\frac{C}{u(t)}\frac{\partial u(t)}{\partial t}(13)\end{array}$

传统的静态故障测距算法没有考虑线路参数和信号的动态特性,将信号幅值的微分∂(i(t))/∂t和∂(u(t))/∂t始终视为0,会对动态下的故障测距结果产生误差。假设现在时刻t1=0 ms,本文利用3个报告时刻的信号幅值可表示t1时刻动态特性:

$\begin{array}{l}\frac{\partial (u(0))}{\partial t}=\frac{u(\tau )-u(-\tau )}{2\tau }(14)\\ \frac{\partial (i(0))}{\partial t}=\frac{i(\tau )-i(-\tau )}{2\tau }(15)\end{array}$

图3为信号幅值与报告时刻之间的关系,其中报告间隔时间为τ。

考虑线路发生故障后,故障点两侧的波阻抗ZC和传播系数γ各不相同,且是动态变化的。将式(8)、式(9)、式(14)和式(15)代入式(12)和式(13),可以得到动态条件下三端的等效阻抗和等效导纳(t=0 ms):

线路S端:

$\overline{{\rm Z}}{}_S=R+\text{j}\omega {}_{0S}L+\frac{L}{\dot{{\rm I}}{}_S(0)}\frac{\dot{{\rm I}}{}_S(\tau )\text{e}{}^{-\text{j}\omega {}_{0S}\tau }-\dot{{\rm I}}{}_S(-\tau )\text{e}{}^{\text{j}\omega {}_{0S}\tau }}{2\tau }(16)$

$\overline{Y}{}_S=G+\text{j}\omega {}_{0S}C+\frac{C}{\dot{U}{}_S(0)}\frac{\dot{U}{}_S(\tau )\text{e}{}^{-\text{j}\omega {}_{0S}\tau }-\dot{U}{}_S(-\tau )\text{e}{}^{\text{j}\omega {}_{0S}\tau }}{2\tau }(17)$

线路R端:

$\begin{array}{l}\overline{{\rm Z}}{}_R=R+\text{j}\omega {}_{0R}L+\frac{L}{\dot{{\rm I}}{}_R(0)}\frac{\dot{{\rm I}}{}_R(\tau )\text{e}{}^{-\text{j}\omega {}_{0R}\tau }-\dot{{\rm I}}{}_R(-\tau )\text{e}{}^{\text{j}\omega {}_{0R}\tau }}{2\tau }(18)\\ \overline{Y}{}_R=G+\text{j}\omega {}_{0R}C+\frac{C}{\dot{U}{}_R(0)}\frac{\dot{U}{}_R(\tau )\text{e}{}^{-\text{j}\omega {}_{0R}\tau }-\dot{U}{}_R(-\tau )\text{e}{}^{\text{j}\omega {}_{0R}\tau }}{2\tau }(19)\end{array}$

线路T端:

$\begin{array}{l}\overline{{\rm Z}}{}_{{\rm T}}=R+\text{j}\omega {}_{0{\rm T}}L+\frac{L}{\dot{{\rm I}}{}_{{\rm T}}(0)}\frac{\dot{{\rm I}}{}_{{\rm T}}(\tau )\text{e}{}^{-\text{j}\omega {}_{0{\rm T}}\tau }-\dot{{\rm I}}{}_{{\rm T}}(-\tau )\text{e}{}^{\text{j}\omega {}_{0{\rm T}}\tau }}{2\tau }(20)\\ \overline{Y}{}_{{\rm T}}=G+\text{j}\omega {}_{0{\rm T}}C+\frac{C}{\dot{U}{}_{{\rm T}}(0)}\frac{\dot{U}{}_{{\rm T}}(\tau )\text{e}{}^{-\text{j}\omega {}_{0{\rm T}}\tau }-\dot{U}{}_{{\rm T}}(-\tau )\text{e}{}^{\text{j}\omega {}_{0{\rm T}}\tau }}{2\tau }(21)\end{array}$

式中:$\dot{U}{}_S(0),\dot{U}{}_R(0),\dot{U}{}_{{\rm T}}(0)$和$\dot{{\rm I}}{}_S(0),\dot{{\rm I}}{}_R(0),\dot{{\rm I}}{}_{{\rm T}}(0)$分别为t=0 ms时刻线路S,R,T端的电压和电流相量;ω0S,ω0R,ω0T分别为S,R,T端的固定旋转相量的角速度。

2.2.2 分支点电气量的估计

在T形线路的三端都装有PMU,已知S,T端的电压、电流相量分别为$\dot{U}{}_S,\dot{{\rm I}}{}_S$和$\dot{U}{}_{{\rm T}},\dot{{\rm I}}{}_{{\rm T}}$,可计算出分支点O处的电压、电流相量$\dot{U}{}_{{\rm O}},\dot{{\rm I}}{}_{{\rm O}}$。根据式(6)和式(7),由S端测量结果计算得到电压、电流相量的$\dot{U}{}_{S{\rm O}}$和$\dot{{\rm I}}{}_{S{\rm O}}$分别为:

$\begin{array}{l}\dot{U}{}_{S{\rm O}}=\frac{\dot{U}{}_S-\dot{{\rm I}}{}_S\overline{{\rm Z}}{}_{S\text{C}}}{2}\text{e}{}^{\overline{\gamma }{}_{S}l{}_S}+\frac{\dot{U}{}_S+\dot{{\rm I}}{}_S\overline{{\rm Z}}{}_{S\text{C}}}{2}\text{e}{}^{-\overline{\gamma }{}_{S}l{}_S}(22)\\ \dot{{\rm I}}{}_{S{\rm O}}=\frac{\frac{\dot{U}{}_S}{\overline{{\rm Z}}{}_{S\text{C}}}-\dot{{\rm I}}{}_S}{2}\text{e}{}^{\overline{\gamma }{}_{S}l{}_S}-\frac{\frac{\dot{U}{}_S}{\overline{{\rm Z}}{}_{S\text{C}}}+\dot{{\rm I}}{}_S}{2}\text{e}{}^{-\overline{\gamma }{}_{S}l{}_S}(23)\end{array}$

式中:$\overline{{\rm Z}}{}_{S\text{C}}=\sqrt{\overline{{\rm Z}}{}_S/\overline{Y}{}_S}$,为线路S端波阻抗;$\overline{\gamma }{}_S=\sqrt{\overline{{\rm Z}}{}_S\overline{Y}{}_S}$,为S端传播系数;lS为线路LS的距离。

同理,由T端测量结果计算得到的电压、电流相量$\dot{U}{}_{{\rm T}{\rm O}}$和$\dot{{\rm I}}{}_{{\rm T}{\rm O}}$分别为:

$\begin{array}{l}\dot{U}{}_{{\rm T}{\rm O}}=\frac{\dot{U}{}_{{\rm T}}-\dot{{\rm I}}{}_{{\rm T}}\overline{{\rm Z}}{}_{{\rm T}\text{C}}}{2}\text{e}{}^{\overline{\gamma }{}_{{\rm T}}l{}_{{\rm T}}}+\frac{\dot{U}{}_{{\rm T}}+\dot{{\rm I}}{}_{{\rm T}}\overline{{\rm Z}}{}_{{\rm T}\text{C}}}{2}\text{e}{}^{-\overline{\gamma }{}_{{\rm T}}l{}_{{\rm T}}}(24)\\ \dot{{\rm I}}{}_{{\rm T}{\rm O}}=\frac{\frac{\dot{U}{}_{{\rm T}}}{\overline{{\rm Z}}{}_{{\rm T}\text{C}}}-\dot{{\rm I}}{}_{{\rm T}}}{2}\text{e}{}^{\overline{\gamma }{}_{{\rm T}}l{}_{{\rm T}}}-\frac{\frac{\dot{U}{}_{{\rm T}}}{\overline{{\rm Z}}{}_{{\rm T}\text{C}}}+\dot{{\rm I}}{}_{{\rm T}}}{2}\text{e}{}^{-\overline{\gamma }{}_{{\rm T}}l{}_{{\rm T}}}(25)\end{array}$

式中:$\overline{{\rm Z}}{}_{{\rm T}\text{C}}=\sqrt{\overline{{\rm Z}}{}_{{\rm T}}/\overline{Y}{}_{{\rm T}}}$,为线路T端波阻抗;$\overline{\gamma }{}_{{\rm T}}=\sqrt{\overline{{\rm Z}}{}_{{\rm T}}\overline{Y}{}_{{\rm T}}}$,为T端传播系数;lT为线路LT的距离。

根据基尔霍夫电流定理,分支点O处的电压、电流相量可以表示为:

$\begin{array}{l}\dot{U}{}_{{\rm O}}=\frac{\dot{U}{}_{S{\rm O}}+\dot{U}{}_{{\rm T}{\rm O}}}{2}(26)\\ \dot{{\rm I}}{}_{{\rm O}}=-(\dot{{\rm I}}{}_{S{\rm O}}+\dot{{\rm I}}{}_{{\rm T}{\rm O}})(27)\end{array}$

2.2.3 故障距离的估计

在判别出故障支路后,利用非故障支路末端的电压、电流相量估计得到分支点O处的$\dot{U}{}_{{\rm O}},\dot{{\rm I}}{}_{{\rm O}}$,从而三端线路可以等效为双端线路。根据式(6),从线路R端计算得到的故障点F处t=0 ms时刻电压$\dot{U}{}_{RF}$为:

$\dot{U}{}_{RF}=\frac{\dot{U}{}_R-\dot{{\rm I}}{}_R\overline{{\rm Z}}{}_{R\text{C}}}{2}\text{e}{}^{\overline{\gamma }{}_{R}x}+\frac{\dot{U}{}_R+\dot{{\rm I}}{}_R\overline{{\rm Z}}{}_{R\text{C}}}{2}\text{e}{}^{-\overline{\gamma }{}_{R}x}(28)$

式中:$\overline{{\rm Z}}{}_{R\text{C}}=\sqrt{\overline{{\rm Z}}{}_R/\overline{Y}{}_R}$;$\overline{\gamma }{}_R=\sqrt{\overline{{\rm Z}}{}_R\overline{Y}{}_R}$。

同样从分支点O计算得到的故障点F处电压为:

$\begin{array}{l}\dot{U}{}_{{\rm O}F}=\frac{\dot{U}{}_{{\rm O}}-\dot{{\rm I}}{}_{{\rm O}}\overline{{\rm Z}}{}_{{\rm O}\text{C}}}{2}\text{e}{}^{\overline{\gamma }{}_{{\rm O}}(l{}_R-x)}+\frac{\dot{U}{}_{{\rm O}}+\dot{{\rm I}}{}_{{\rm O}}\overline{{\rm Z}}{}_{{\rm O}\text{C}}}{2}\text{e}{}^{-\overline{\gamma }{}_{{\rm O}}(l{}_R-x)}(29)\\ \overline{{\rm Z}}{}_{{\rm O}\text{C}}=\sqrt{\frac{\overline{{\rm Z}}{}_{{\rm O}}}{\overline{Y}{}_{{\rm O}}}}(30)\\ \overline{\gamma }{}_{{\rm O}}=\sqrt{\overline{{\rm Z}}{}_{{\rm O}}\overline{Y}{}_{{\rm O}}}(31)\end{array}$

$\begin{array}{l}\overline{{\rm Z}}{}_{{\rm O}}=R+\text{j}\omega {}_{0{\rm O}}L+\frac{L}{\dot{{\rm I}}{}_{{\rm O}}(0)}\frac{\dot{{\rm I}}{}_{{\rm O}}(\tau )\text{e}{}^{-\text{j}\omega {}_{0{\rm O}}\tau }-\dot{{\rm I}}{}_{{\rm O}}(-\tau )\text{e}{}^{\text{j}\omega {}_{0{\rm O}}\tau }}{2\tau }(32)\\ \overline{Y}{}_{{\rm O}}=G+\text{j}\omega {}_{0{\rm O}}C+\frac{C}{\dot{U}{}_{{\rm O}}(0)}\frac{\dot{U}{}_{{\rm O}}(\tau )\text{e}{}^{-\text{j}\omega {}_{0{\rm O}}\tau }-\dot{U}{}_{{\rm O}}(-\tau )\text{e}{}^{\text{j}\omega {}_{0{\rm O}}\tau }}{2\tau }(33)\end{array}$

式中:$\dot{{\rm I}}{}_{{\rm O}}(0)$和$\dot{U}{}_{{\rm O}}(0)$分别为t=0 ms时分支点O处的电流和电压相量;ω0O为由S,T两端估计得到的分支点O处的固定旋转相量的角速度。

根据故障点处电压相等,即$\dot{U}{}_{{\rm O}F}=\dot{U}{}_{RF}$,从而求解故障距离。但由于需要求解关于x的非线性方程,本文利用了Newton迭代法,建立如下的方程:

$\begin{array}{l}f(x)=\dot{U}{}_{RF}-\dot{U}{}_{{\rm O}F}=\\ \frac{\dot{U}{}_R-\dot{{\rm I}}{}_R\overline{{\rm Z}}{}_{R\text{C}}}{2}\text{e}{}^{\overline{\gamma }{}_{R}x}+\frac{\dot{U}{}_R+\dot{{\rm I}}{}_R\overline{{\rm Z}}{}_{R\text{C}}}{2}\text{e}{}^{-\overline{\gamma }{}_{R}x}-\end{array}$

$\frac{\dot{U}{}_{{\rm O}}-\dot{{\rm I}}{}_{{\rm O}}\overline{{\rm Z}}{}_{{\rm O}\text{C}}}{2}\text{e}{}^{\overline{\gamma }{}_{{\rm O}}(l{}_R-x)}+\frac{\dot{U}{}_{{\rm O}}+\dot{{\rm I}}{}_{{\rm O}}\overline{{\rm Z}}{}_{{\rm O}\text{C}}}{2}\text{e}{}^{-\overline{\gamma }{}_{{\rm O}}(l{}_R-x)})(34)$

对式(34)求一阶导数得:

$\begin{array}{l}{f}^{\prime }(x)=-\overline{\gamma }{}_R\frac{\dot{U}{}_R+\dot{{\rm I}}{}_R\overline{{\rm Z}}{}_{R\text{C}}}{2}\text{e}{}^{-\overline{\gamma }{}_{R}x}+\\ \overline{\gamma }{}_R\frac{\dot{U}{}_R-\dot{{\rm I}}{}_R\overline{{\rm Z}}{}_{R\text{C}}}{2}\text{e}{}^{\overline{\gamma }{}_{R}x}-\end{array}$

$\begin{array}{l}\overline{\gamma }{}_{{\rm O}}\frac{\dot{U}{}_{{\rm O}}+\dot{{\rm I}}{}_{{\rm O}}\overline{{\rm Z}}{}_{{\rm O}\text{C}}}{2}\text{e}{}^{-\overline{\gamma }{}_{{\rm O}}(l{}_R-x)}-\\ \overline{\gamma }{}_{{\rm O}}\frac{\dot{U}{}_{{\rm O}}-\dot{{\rm I}}{}_{{\rm O}}\overline{{\rm Z}}{}_{{\rm O}\text{C}}}{2}\text{e}{}^{\overline{\gamma }{}_{{\rm O}}(l{}_R-x)})(35)\end{array}$

根据牛顿迭代法建立迭代函数:

$x{}_{k+1}=x{}_k-\frac{f(x)}{f^{\prime }(x)}(36)$

最后设置最大迭代次数为5,再通过一个初始故障距离x,即可求解出最优故障距离Xest。

2.3 算法的实现

在2.2节中已经提出了T形线路单相模型的故障测距算法,而求解实际中的三相线路模型需要进行解耦运算。本文选用对称分量变换对三相线路进行解耦,考虑正序分量能反映输电线路各种类型的故障,仅选用正序分量$\dot{U}{}_{S1},\dot{{\rm I}}{}_{S1},\dot{U}{}_{R1},\dot{{\rm I}}{}_{R1},\dot{U}{}_{{\rm T}1},\dot{{\rm I}}{}_{{\rm T}1}$代替相分量$\dot{U}{}_S,\dot{{\rm I}}{}_S,\dot{U}{}_R,\dot{{\rm I}}{}_R,\dot{U}{}_{{\rm T}},\dot{{\rm I}}{}_{{\rm T}}$,并利用正序的线路参数估计故障的距离。

本文所提出的动态条件下T形线路故障测距算法是利用PMU测量频率的变化来修正动态条件下的线路参数,从而达到提高故障测距精度的目的。算法流程如图4所示。

3 仿真研究

为了验证本文所述方法的正确性和有效性,对如图5所示的230 kV T形输电线路进行PSCAD/EMTDC建模仿真。线路模型参数见附录A。系统三端数据的采样率为2.4 kHz,基波相量估计采用动态相量测量算法(DPEA)[16],报告频率为50 Hz。

S端母线所连发电机容量为800 MVA,在靠近S端的F点处设置持续时间为100 ms的三相接地短路故障,从而产生一个扰动迫使电力系统进入一个低频振荡过程。

本文分别用静态故障测距算法(steady fault location algorithm,SFLA)和动态故障测距算法(dynamic fault location algorithm,DFLA)2种方法计算故障距离,并通过相对误差来评价算法的性能:

$E{}_{\text{e}\text{s}\text{t}}=\frac{X{}_{\text{e}\text{s}\text{t}}-X{}_{\text{a}\text{c}\text{t}}}{l}\times 100％(33)$

式中:当线路SR发生故障时,l=lS+lR;线路OT发生故障时,l=lT;Xact为所在测量支路故障点到测量点的实际距离。

3.1 不同故障位置的测距结果

本文在T形线路的不同位置(D0～D16,间距20 km)发生A相接地故障,故障时间t=0 ms,过渡电阻为0～50 Ω,通过不同的工况对算法进行验证。

图6和附录A图A1分别为线路SR在D4位置和线路OT在D12位置发生A相接地故障(故障角为0°,过渡电阻为20 Ω),2种算法的故障测距误差。

因为系统在t=0 ms发生突变,且DFLA和SFLA算法应用了3个不同报告时刻的数据窗,因此,在t=0 ms时刻附近,2种算法的相对误差Eest都比较大。由于DFLA和SFLA算法的误差曲线都是动态变化的,呈现波动性,本文利用故障后50～1 000 ms之间的平均误差和最大误差对算法的性能进行考量。在图6中,DFLA算法和SFLA算法最大误差分别是0.086 2%和0.214 2%;在附录A图A1中,DFLA算法和SFLA算法最大误差分别是0.145 7%和0.486 9%。由此可以看出,虽然由于系统振荡的影响,2种算法的误差曲线均含有动态特性,但是相对于SFLA算法,DFLA算法的测距精度提高了约3倍。

图7和附录A图A2分别示出线路SR和线路OT在不同位置发生A相接地故障(故障角为0°,过渡电阻为0～50 Ω),2种算法的故障测距最大误差。

对比图7和附录A图A2可以发现,DFLA算法的最大误差约在0.223 9%以内,而SFLA最大误差则达到0.665 9%,且2种算法的最大误差会随着过渡电阻的增大而增大。因为得益于DFLA算法考虑了信号动态特性对故障测距的影响,DFLA算法较SFLA算法可以得到更加准确的测距结果。

3.2 不同故障角对测距结果的影响

3.1节给出了故障角为0°时线路在不同位置发生故障的测距结果,而表1和附录A表A1所示为当故障角为90°时,线路SR和线路OT在不同位置发生A相接地故障(过渡电阻为0～50 Ω),2种算法的平均误差。对比分析可以看出,不同故障角对测距结果基本没有影响。另外,当故障时的过渡电阻增大时,动态特性也随之增大,使得DFLA和SFLA这2种算法的精度有所降低,但是新算法比传统算法仍具有更高的精度。在表1和附录A表A1中,DFLA算法的平均误差最大为0.087 6%,而SFLA算法则达到了0.279 1%。

3.3 不同故障类型对测距结果的影响

表2列出了线路SR在D4位置发生不同类型故障(故障角为0°,过渡电阻为0～50 Ω),2种算法的平均误差和最大误差。由表2可知,DFLA算法测距精度很高且不受故障类型的影响。其中,2种算法的平均误差和最大误差均会随着过渡电阻的增大而增大,这与前文的线路不同位置故障测试的结果一致。表2没有列出线路AB相间短路、AB两相接地故障、ABC三相接地故障在过渡电阻0 Ω或5 Ω的情况,这是因为小电阻故障时系统会发生扰动,使得系统在故障后迅速变得不稳定,从而无法进行故障测距。

线路不同位置发生不同类型的故障(故障角为0°,过渡电阻为50 Ω,故障位置为0～1.0(标幺值)),2种算法的最大误差如图8和附录A图A3所示。当线路不同位置发生不同类型的故障时,DFLA算法依然较SFLA算法有更好的测距精度。在图8中,测距最大误差Eest曲线在0.5(标幺值)位置出现拐点,这是因为将T形线路等效为两端线路,且利用了分支点O处的电压、电流相量估计值的影响。另外,图8表明了系统在分支点O附近发生不同类型故障时,DFLA算法依然有较高的测距精度且无测距死区。

3.4 不同噪声对测距结果的影响

表3比较了不同噪声对2种算法故障测距结果的影响。由表3可知,在噪声影响下,DFLA算法依然具有较高的精度。当故障位置在D4时,随着噪声增大,即信噪比由60 dB降至40 dB,SFLA算法的平均误差Eest值由0.144 3%变为0.149 1%,噪声对SFLA算法的影响较小,这是因为SFLA算法的误差主要来源于动态特性的影响。而DFLA算法的平均误差Eest值由0.058 1%变为0.081 3%,这是因为DFLA算法滤除了动态特性的影响,噪声的大小对DFLA算法的影响相对较大。

4 结语

本文提出了一种动态条件下的T形输电线路故障测距算法。通过建立时变的信号模型使其能正确表示信号的动态特性,从而可以准确估计动态条件下的线路参数,最后将T形线路等效为双端线路进行故障距离的计算。大量的测试结果表明,该方法克服了传统方法在系统振荡等动态情况下测距误差较大的不足,能提高动态情况下的故障测距精度,且不受过渡电阻和故障类型的影响,无测距死区。另外,本文方法对采样设备无特殊要求,方便实施,具有较高的应用价值。

附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。

摘要：当电力系统在功率低频振荡等动态情况下发生故障时,电力信号幅值和频率往往表现出一定的动态特性,影响了传统的T形输电线路故障测距算法的精度。因此,提出了动态条件下T形输电线路故障测距算法。该方法拓展了传统的静态信号模型,建立了时变的信号模型使其能正确表示信号的动态特性,并加入基于同步相量测量单元(PMU)的动态同步相量测量算法估计的信号相量值,从而可以在动态条件下正确判断出故障支路和估计线路参数。最后通过牛顿迭代算法得到准确的故障距离。应用PSCAD/EMTDC软件模拟各种工况对算法进行验证,仿真结果表明所提出的测距算法在动态条件下具有较高的故障测距精度,并且不受过渡电阻和故障类型的影响。

T型输电线路 篇5

关键词：输电线路,防雷,线路型避雷器

在电力系统中, 输电线路作为其组成的主要部分, 是实现电能得以顺利运输的基础, 也是连接各个变电站、基站的纽带。因此, 输电线路的安全运行是影响电网稳定性能够充分实现的关键所在。由此可以看出, 输电线路的安全运行在电网中的作用是十分重要的, 对电网的发展与管理也就离不开对输电线路的日常维护与管理。也只有这样才能够促使我国社会生活与经济生产活动得以顺利进行。就我国的实际情况来说, 由于我国处于温带, 其雷电活动对于电网的影响也就较为明显, 由雷电所带来的电网破坏与火灾事故也就在频繁的发生, 所以, 对防雷活动的重视需要进一步加强, 以此来实现我国电网活动的有效运行。

1 不同类型避雷器的实际功效分析

避雷器能够实现与串联形式形成的空气间隙组成110KV线路的避雷器。就线路避雷器与支架结构上的绝缘体之间所形成的串联方式来说主要分为以下几种形式:一者, 当雷电通过电压时, 其先后作用于两者;二者, 当雷电通过电压时, 其同时作用于两者;当雷电通过电压时, 作用于后者。线路变化情况如图1与图2。

1.1 当雷电通过电压时, 其先后作用于两者

就图1来说, 当雷电击中线路杆塔顶部区域的时候, 雷电首先是作用于线路避雷器的, 因此, 线路避雷器能够很好地实现对雷电的引导, 进而提高电力系统的安全性。当避雷器产生作用的时候, 一方面避雷器本身可以将串联的空气间隙进行击打, 实现对雷电的分流, 同时, 作为避雷器绝缘部分的钳电位能够避免闪烁的产生;另一方面, 导线的分流作用也能是地线耦合产生的, 通过降低塔杆顶部的雷电位置, 增强同杆塔的耦合系数, 进而提高整个塔杆的抗雷击能力。

1.2 当雷电通过电压时, 作用于后者

就图2说当雷电通过电压且作用与线路避雷器的时候, 需要的是杆塔自身的绝缘性能够充分实现, 使得雷电经过的时候, 其幅值不低于

在图2中, 雷电过电压同时作用于线路避雷器与杆塔绝缘子串, 当雷电过电压的幅值高杆塔绝缘子串的50%冲击放电电压时, 只要线路避雷器的动作时间快于杆塔绝缘子串的闪络时间, 则线路避雷器同样可起保护作用。

2 线路避雷器应用应注意的问题

2.1 雷击形式对防护的影响

(1) 倘若雷电的形式是反击, 那么仅仅是对线路进行改装将会使得跳闸不断发生。这主要是由工频电压的影响而导致的。无论是哪一路导线都有能够受到闪烁的影响, 因此, 为了避免这样的问题产生, 需要对三条线路安装线路避雷器, 这是最为明智的建设模式。

(2) 倘若雷电的形式是绕击, 则只需要将线路避雷器安装在雷电绕击的导线上即可。因为, 绕击只会对杆塔的某一安装线路产生影响, 其安装难度与需求也就相应的降低。但是, 在无法明确绕击路线的时候, 将每条线路都安装上线路避雷器是更加安全与保守的。当高压输电线路的电压等级越高的时候, 线路绕击的可能性将会进一步提高, 由于线路绝缘性更为明显, 所以, 反击也就更不易产生。比如, 相对于6相导线的鼓型来说, 绕击若发生于中部的相导线, 需要的即是将线路避雷器安装在中部的相导线, 这是由于避雷线的保护角差异所导致的。

2.2 选择正确的安装地点

在一般情况下, 高压输电线路都建立在地理环境较为复杂的野外, 因此, 当线路遭受到雷击的时候, 集中于某段线路的区域, 如雷暴区域、土壤电阻率存在差异的区域以及地下存在地下水的区域等, 即被称之为易击区。对于这类地区, 应当进行主动的避让。另一方面, 由于易击区的建设维护费用较为高昂, 因此, 为了实现经济效益与发展的有效结合, 需要对这类区域进行科学合理的规划。

2.3 线路避雷器和绝缘子串的雷电冲击绝缘配合

在安装线路避雷器的时候, 需要在安装之前, 充分考虑到线路的绝缘性, 使得各个线路之间的绝缘配合得到很好地实现。在这个过程中, 需要考虑到线路绝缘子串之间的绝缘配合, 最好, 能够做到当两者雷电产生冲击放电的时候, 所表现出来的伏一秒特性的曲线不会是交叉的, 同时, 线路绝缘子串还需做到, 其50%的雷电冲击不会小于线路避雷器自身的50%雷电冲击放电电压, 进而做到这两项检测指标的安全性, 实现安全稳定性。当线路避雷器的50%雷电冲击电量所产生的放电电压, 相当于串联环境下的50%雷电冲击作用于放电电压与氧化锌阀片自身直流的1m A电压之和。线路避雷器本身是有氧化锌阀片与串联的外部空气间隙两个部分所共同组成的, 当线路避雷器50%的雷电冲击高于外部空气间隙数值的时候, 主要是由于氧化锌的非线性电阻所带来的影响。

3 结语

在线路避雷器安装过程中, 首先应注意安装地点的选择, 既能达到高效的防雷, 减少对资源的使用;其次, 还需根据当地的实际情况, 依据雷击形式与输电线路的建设形式, 实现对线路避雷器的差异化建设, 实现防雷效果的有效化;最后, 还要加强对线路避雷器与绝缘子串的之间的绝缘配合, 进而提高其整体的防雷能力。

参考文献

[1]敬海兵.1000kV特高压交流输电线路防雷问题研究[D].西华大学, 2012.DOI:10.7666/d.y2113104.

T型线路电流差动保护研究 篇6

随着电力负荷的增长和电网密度的增加,T型线路已越来越多地出现在高压和超高压电力网中,这些线路又常常联系着大电厂和大系统,发生故障后要求保护能够快速动作[1鄄5]。由于T型线路有其自身的特殊性,如发生外部故障时近故障端电流互感器(TA)易发生饱和,发生内部故障时某侧有故障电流流出等,在两端线路中具有良好性能的距离高频保护和方向高频保护应用于T型线路时存在一些问题[6鄄10],因此,很多文献提出了T型线路的电流差动保护判据。文献[11]提出的差动保护判据是以三端故障分量电流的标量和作为制动量,文献[12]提出以三端故障分量电流中的最大电流作为制动量的差动判据,为了进一步提高保护的灵敏度和可靠性,文献[13]对此作了改进。虽然3种判据都是基于故障分量电流提出的[14],但是由于制动量选取的不同,在灵敏度和可靠性等方面具有一定的差异。本文将分别对这3种判据的工作特性进行分析,并以此为基础,提出改进的T型线路电流差动保护方案,以提高其灵敏度和可靠性。

1 3种判据的工作特性分析

高压线路的电流差动保护判据可表示为[15]

式中为线路各端电流相量和(规定各端电流的正方向为母线流向被保护线路);F(Ii)为各端电流的函数;k为制动系数;Izd为差动保护的整定值。

式(1)中不等号的左边与右边分别为动作量和制动量。在发生内部故障时,各端电流相位近似相同,很大,发生外部故障时很小,接近为零,因此判据的动作量是很理想的。

如图1所示的T型线路,根据制动量选取的不同,对应于文献[11鄄13]的3种电流差动保护判据如式(2)~(4)所示。

判据1:

判据2:

判据3:

式中Im、In、Is分别为T型线路m端、n端和s端故

障分量电流;Imax为各端故障分量中幅值最大的

故障分量电流。

系统在发生故障时,各端故障分量电流中总有一个幅值最大的Imax,其余两端电流相位接近相同,它们的相量和记为I鄱。内部故障时,Imax和I鄱接近同相位,外部故障时,二者相位接近反相。

1.1 动作特性的变化轨迹

在式(2)~(4)中,以Imax为基准,并令Imax=I,,q为两电流幅值的比值,θ为超前Imax的角度。

由式(2)~(4)分别可得:

当Izd/I=0.1、k=0.6、q=1时,由式(5)~(7)可得判据1、判据2、判据3的动作特性分别如图2~4所示。图中,虚线圆为动作量变化轨迹,实线圆为制动量变化轨迹。

θ=θ1时,3种判据中的动作量都等于OA,而制动量OA′各不相同,判据1中的制动量最大,判据3中的制动量最小,所以判据3在θ较小时的灵敏度最高;θ=θ2时,3种判据中的动作量都等于OB,而制动量OB′各不相同,判据3中的制动量最大,判据2中的制动量最小,因此判据3在θ较大时的可靠性最高。

1.2 差动特性分析

比例差动特性是在两电流相差180°时做出的分析[12],适用于分析外部故障和内部故障有故障电流流出时保护的动作行为。

当θ=180°时,式(2)可以表示为电流的标量,形式如下:

当Imax>I鄱时,可得:

当I鄱>Imax时,Imax>I鄱/2,此时由式(8)可得:

由式(9)(10)可以做出判据1的比例制动特性图(k=0.6)如图5所示,阴影部分为动作区。

当θ=180°时,同样方法可作出判据2的比例制动特性(k=0.6)如图6所示,阴影部分为动作区。

当θ=180°时,式(4)与式(2)电流标量形式相同,所作出的比例制动特性图也相同。

由上面的分析可知,由于制动量选取的不同,导致判据1和判据2比例制动图的斜率不同,从而引起动作区与外部故障线之间的范围不同。由图5、6的对比可以看出,判据1和判据3的动作特性图中动作区离外部故障线较远,在外部故障时保护不易于误动。一般,判据3在内部故障时的灵敏度高于其他判据,在外部故障时的可靠性高于其他判据,所以判据3特性优于判据1和判据2。

2 改进的差动保护判据

由图5可知,在发生外部故障时,对于判据3,若满足,将会引起保护误动。为了提高保护在外部故障时的可靠性,需对判据3进行改进。内部故障时为了提高保护的灵敏度,必须使制动量减小;外部故障时为了提高保护的可靠性,必须使制动量增大。理想的差动保护判据应满足以上特点。考虑Imax和之间的夹角θ,在内部故障时三端的故障分量电流相位相差很小,θ也很小,tan(θ/2)0,外部故障时近故障端电流幅值最大,其余两相电流与此电流相位相差接近180°,即θ接近180°,tan(θ/2)→∞。若引入tan(θ/2)作为制动系数,则改进后的判据在内部故障时的灵敏度和外部故障时的可靠性都将得到提高。改进后的判据为

其中,θ仍为Imax和之间的夹角,一般在0~180°之间。

式(11)中的第1式为辅助判据,其目的是防止线路充电或稳态情况下因装置误动而引起跳闸[12]。第2式为主判据,用于故障情况下的判别,两式同时满足时才会发出动作命令。内部故障时,tan(θ/2)→0,,此时工作量最大,制动量接近为零,保护可靠动作;外部故障时,tan(θ/2)→∞,,此时制动量最大,保护可靠不动。

3 改进前后判据的灵敏度及允许误差范围的对比分析

设Imax=I,,内部故障时,三端故障分量电流相位接近相同,即θ→0。定义灵敏度为电流动作量与制动量的比值,即λ=Id/Ir,则改进判据的灵敏度为

原有判据的灵敏度为

此处k取值0.6。不同相角差和幅值差条件下,2种方法的灵敏度对比结果如表1所示。

由表1的数据可以看出,在θ较小时,改进判据的灵敏度远高于原有判据的灵敏度。随着θ的增大,改进判据的灵敏度逐渐接近原有判据的灵敏度。理论分析可知,当θ=2 arctan 0.6时,两判据灵敏度相同,当θ>2 arctan 0.6时,原有判据的灵敏度大于改进判据的灵敏度。考虑线路分布电容引起的电流相位差,θ值通常小于60°。所以在大多数情况下,改进判据的灵敏度远高于原有判据的灵敏度。

外部故障时,在理想情况下,Imax和之间的相角差θ=180°且Imax和大小相等,在实际情况下,由于TA传变误差、保护装置的采样误差等影响[13],Imax和之间的相角差不等于180°,Imax和的幅值也不相等,这将使得原有判据中的制动量减小。当减小幅度比较大时,保护将会误动。Imax=I,时,为保证外部故障时不误动,在改进判据中应满足条件:

在原有判据中应满足条件:

此处k仍取值0.6。对应于每一个θ,q都有一定的范围。原有判据中q所允许的范围如表2所示。

在改进判据中,θ从180°~110°的变化过程中,保护不误动所允许的q的范围始终为无穷大。

由表2数据可以看出,随着θ的减小,为防止原有判据不误动,q的范围也在逐步减小,当θ减小到110°时,无论q取何值,保护都要误动;而在改进判据中,q的范围不随θ的变化而变化,即无论q取何值,保护始终不会误动。所以改进判据在外部故障时抗TA饱和的能力远高于原有判据。

4 几种特殊情况对改进后判据的影响

4.1 TA饱和对判据的影响

当发生外部故障时,近故障侧TA由于电流较大可能产生饱和。饱和侧电流由于波形有缺损,其基波分量的幅值将减少,由此导致判据中工作量的增大和制动量的减小[13]。在TA饱和不严重、饱和侧故障分量电流的幅值仍是三侧中最大时,θ略小于180°,新判据动作条件不会满足,保护不会误动。但在TA严重饱和情况下,饱和侧故障分量电流的幅值不是三侧当中最大时,θ可能接近0°,保护就要误动。

TA发生饱和时,基波分量的幅值减小很多,而相角的变化量不大。利用此原理,当检测到TA发生饱和时,将主判据改为:Im+In+Is>tan(θ/2)×(Im+In+Is),θ取arg(Im,In)、arg(Im,Is)、arg(In,Is)中的最大值(arg(Im,In)为Im与In之间的夹角)。在外部故障且TA饱和时,θ取值仍为略小于180°,保护可靠不动。

4.2 穿越性电流对判据的影响

如图1所示的T型线路,若m端系统阻抗很小、s端系统阻抗较大且内部故障点F1靠近n端母线,则s端可能有故障电流流出。此时各端的故障分量电流方向如图7所示。

由图7可知,故障分量电流Im和In相位接近相同,与电流Is相位接近相反。且在大小上有如下关系[13]:Is

5 仿真结果及分析

这里采用ATP鄄EMTP建立500 k V系统的仿真模型,来分析判据改进前后的工作情况。模型中电源采用集中参数模型表示,线路采用分布参数模型表示,系统参数如下:

Zm1=1.051+j 21.8Ω,Zm0=j14.5Ω,初相角α=0°;

Zn1=1.057+j 22.6Ω,Zn0=j19.2Ω,初相角α=-30°;

Zs1=1.042+j 30.5Ω,Zs0=j 21.3Ω,初相角α=-10°。

下面列出线路参数。

m线路(l=100 km):

n线路(l=80 km):

s线路(l=50 km):

下面对各种故障条件下2种判据的工作情况进行分析。表3所示为内部故障时各种故障条件下2种判据的动作量与制动量仿真结果。

注:i为动作量;i1为原有判据制动量;i2为改进判据制动量;λ1/λ2为原有判据和新判据的灵敏度;表4同。

由表3可以看出,改进后的判据具有很好的分相动作能力,且改进后的判据对于故障相,其制动量大为减小,而对于非故障相,其制动量极大增加。例如,发生A相金属性接地故障时,在改进前的判据中,其制动量为1599 A,而在改进后的判据中,制动量只有207.9 A,灵敏度提高了8倍;对于非故障相B相和C相,其制动量由改进前的187.9 A增大为改进后的964.0 A,保护更加可靠不动,其制动性大大增强;发生AB相短路时,在改进前的判据中故障相A、B相制动量为1 444.5 A,而在改进后的判据中,其制动量接近为零,灵敏度大大提高;而对于非故障相C相,其制动量由改进前的1.2×10-3A增加为改进后的3.2×1013A,其制动性得到了很大提高。

表4所示为外部故障时各种故障条件下2种判据的动作量与制动量仿真结果。由表4可以看出,在发生外部故障时,无论是故障相还是非故障相,改进后判据中的制动量都远大于改进前的判据中的制动量。例如,在A相发生金属性接地故障时,原有判据中故障相A相的制动量为5 010 A,改进后判据中的制动量增大为1.4×1020A,其制动性大为增强;对于非故障相B相和C相,其制动量由原有判据中的287.5 A增大为6 088.9 A,其制动性能也得到了很大提高。

6 结论

T型输电线路 篇7

经过多年的研究及实践, 大截面导线在电网工程中的应用不仅越来越广泛, 相应的施工技术水平也越来越高[1]。每个施工企业针对大截面导线施工所配置的机具都会存在差异, 因此大截面导线施工的放线、紧线及压接等技术也会存在不同。本文主要结合溪洛渡右岸电站送电广东工程大截面Z型导线试架线, 总结了施工常见问题的处理。

1 工程概况

溪洛渡右岸电站送电广东工程, 线路全长1 221.552km, 电压等级±500 k V, 线路输送容量6 400 MW, 经过地区大部分为山区, 伴有丘陵、平地泥沼, 全线海拔100 m~2 000 m, 其中高山大岭占30.3%, 一般山地占48.5%, 丘陵占18.5%, 平地占1.5%, 泥沼占1.2%。其中30 mm重冰区56 km, 导线设计采用JLHA2X/G1A-1035/75钢芯成型铝合金绞线。其截面如下图1所示:

JLHA2X/GIA-1035/75导线是铝合金型导线, 单股硬度比普通纯铝导线高, 不易切割, 塑性、延展性差, 在空间上可以看出单股呈“Z”型, 股与股相互叠压, 所以对该类型导线特别注意散股问题, 采取相关措施, 保证在施工过程 (压接、展放) 不得散股、劈股, 否则很难处理。

1 035 mm2大截面Z形铝合金绞线本工程首次采用, 架线过程需要进行地面试验和现场试架线, 在此过程中, 解决了施工设备选择, 导线压接, 导线展放, 紧线、松散股修复等各种问题。通过多次试验, 以上问题均得到了解决, 保证了架线顺利完成。

2 主要放线施工设备的选择

2.1 牵引设备

主牵引机牵引力计算:

式 (1) 中, P为主牵引机的额定牵引力, k N;m为同时牵放子导线的根数;Kp为系数, Kp=0.20~0.30 (本工程取0.25) ;Tp为被牵放导线保证计算拉断力, k N。[2]

计算出主牵引机额定牵引力为:

主牵引机的卷筒槽底直径为:

D≥25d=25×28=700 mm。

选择SAQ-250型 (持续牵引力为250 k N, 卷筒槽底直径为960 mm) , 可满足要求。

2.2 张力设备的选择

主张力机单根导线额定制动张力计算

式 (2) 中, T为主张力机单根导线额定制动张力, k N;KT为系数, KT=0.12~0.18 (本工程取0.15) 。[2]

计算出主张力机单根导线额定制动张力为:

主张力机的导线轮槽底直径为:

主张力机的导线轮槽底直径为:

可选择轮径大于1 600 mm以上、轮槽为浅槽型槽宽大于60 mm的张力机, 本工程选择2台二线张力机或一台四线张力机 (张力轮槽底直径为1 700 mm, 槽宽65 mm, 单线额定张力为65 k N) 。

2.3 导线放线滑车的选择

依照《架空输电线路放线滑车》的要求, 垂直荷载为:

式 (3) 中, QP为垂直荷载, k N;n为导线滑轮数;ls为导线长度, m;W为导线比载, kg/m。

槽底直径D≥20d, 导线外径写出D=20×40.6=812 mm。

滑轮选用槽底直径Φ900 mm、外径Φ1 045 mm的尼龙挂胶, 额定荷载为150 k N的2×三轮导线放线滑车。

其它张力放线工器具可以根据相关张力放线参数进行选择即可, 在这里就不再累述。

3 放线常见问题处理

3.1 放线滑车的悬挂

a) 一牵四时, 直线塔、直线转角塔, 5轮放线滑车直接悬挂在绝缘子串下;

b) 2×一牵2放线方式, 直线塔、直线转角塔, 两个三轮放线滑车同时悬挂在绝缘串下四分裂悬垂联板下端的导线挂孔上, 需加工4付挂板和1块长夹板配合, 保证滑车挂好后间距保持在100 mm。如图2所示:

3.2 铝合金型线绞线展放过程的连接

两种导线临时连接采用900/75接续管连接。103575导线与走板连接最初采用单头网套连接, 发生一根子导线跑线后改成牵引头连接。

3.3 1035/75铝合金型线直线接续管顺压工艺

3.3.1 接续管顺压主要操作步骤

钢芯剥线、压接工艺按常规进行压接, 就不再赘述了, 这里主要介绍一下铝合金管的“顺压”工艺。

3.3.2 直线接续管穿管及预偏

直线接续管穿管及预偏如图3所示。经试验, 使用300 t压接机, 推荐预偏量为70 mm。

卡箍安装的示意图如下图4:

3.3.3 直线接续管顺压

直线接续管“顺压”如下图5所示。

铝合金管压接顺序:从牵引场侧管口开始压第一模, 逐模向张力场侧施压, 隔过不压区后, 逐模施压至张力场侧管口。

3.4 高空网套连接器对联展放贯通后落线地面压接工艺

导线展放时采用网套连接器对联直接展放, 该极导线展放完毕后, 每个需接续的导线的最近杆塔把导线提升到地面进行接续管的压接, 此施工方法接续管不通过滑车, 避免接续管通过滑车产生的导线损伤。

3.5 精准布线高空网套连接器对联展放接头耐张塔压接工艺

导线展放前, 对该区段所展放的导线根据所需导线线长情况进行布线, 导线展放时采用网套连接器对联进行展放, 当对联的网套连接器通过最后一个耐张塔时, 牵张场停机, 耐张塔大、小号锚线, 起吊压接平台对接续管进行压接, 压接完毕后拆除导线临锚, 继续牵引至档内适当位置即可。

4 1035 75大截面Z形导线架线注意事项

a) 最好自成区段, 尽量不与其它型号导线混合展放, 以免造成散股现象, 如实在无法避免, 连接处应用旋转连接器分开, 且1035/75导线不宜过短并在张力场侧;b) 1035/75导线与走板连接必须采用牵引头, 不能使用单头网套连接;c) 1035/75导线展放区段内的滑车包络角必须控制在25°以下, 张力机出口的第一个滑车必须严格控制;d) 导线放线过程张力场不应转向;e) 展放过程严格控制跳槽磨线;f) 开断1035/75导线前必须用卡箍加固不少于3道~4道, 方可开断;g) 修复导线不能直接敲打, 需用专用模具套上加紧后推动模具, 将跳股线压入。

5 结语

相较于常规导线, 大截面导线具有技术特性好、经济效益高、社会效益好等优质特点, 因此具有很高的应用和推广价值。本工程通过对大截面导线的架线应用探索, 使得大截面导线施工技术得到更深一步的探究, 为今后电力工程大截面导线施工技术的应用累积了宝贵的经验。

摘要：结合溪洛渡右岸电站送电广东工程, 从放线施工主要设备选择、施线常见问题处理及导线架线注意事项三个方面对大截面Z型导线架线技术进行探讨分析。

关键词：大截面导线,架线,施工设备,压接

参考文献

[1]马建荣, 杨保晶.大截面导线架线施工技术[J].施工技术, 2011, 40 (12) :70-72.