以同步相量測量為基礎的高壓輸電線路故障定位方法

文/朱曉鋒 岳科宇 李旭 張廣新

在實際進行高壓輸電線路故障定位計算時，一般輸電線路參數都被作為已知量進行計算，然而高壓輸電線路在實際運行時，受外界環境的等不確定因素影響，線路參數會發生一定的變化，從而對最終線路故障定位計算結果造成一定的影響。在近幾年廣域同步相量測量快速發展的當下，有必要在其基礎之上，對高壓輸電線路故障定位方法進行探討分析，對于保證高壓輸電線路安全具有重要的意義。

1 同步相量測量概述

同步相量測量有一個專門的測量裝置，名為“PMU”。為更好的理解“同步相量測量”概念，需要將其分解為三個詞，即“同步”、“相量”與“測量”。首先，“同步”是指時間的同步，電力系統要想實現安全平穩運行，必須要保證發電站、變電站等電力設備能夠保持同步運轉。然而我國幅員遼闊，即使是在西安與新疆之間，都會存在時差，這種時差雖小，但電網作為一個整體，在進行遠距離電網信號傳遞時，這種微小的時差變化，也會導致傳遞的電網信號發生變化，引發電力系統錯誤動作，帶來嚴重的安全事故。因此需要采用時間同步技術，確保在所有電力設備內部都能夠處于同一個時間標準下，保證電力授時一致性。其次在電工學中，相量表示正弦量大小與相位的矢量，相量的變化能夠精確描述電力系統運行狀態變化。最后是“測量”，PMU測量原理如下：交流信號在經過濾波處理后，再由A/D轉換器進行量化，然后交由微處理器，按照算法計算出相量。根據IEEE標準1344-1995規定，將正序相量、時間標記等裝配成報文傳送至遠端數據集中器。數據集中器收集來自各個PMU的信息，為全系統的監視、保護和控制提供數據。

2 以同步相量測量為基礎的高壓輸電線路故障定位方法

2.1 故障定位原理分析

文章以為含串聯補償裝置輸電線路故障定位為例，對其定位原理進行了如下分析：在某線路中點，裝有串聯補償裝置，裝置兩端為E點與B，并配置有相量測量裝置。假設SE區域為正常區域，BR區域為故障區域，那么根據S端電氣量，可以獲得E端的電壓與電流：

由于串聯補償裝置存在電壓降，因此會對輸電線路電壓連續性造成嚴重破壞，只能通過建模方式求解電壓降，但受串聯補償裝置控制模式靈活性較強的特征影響，致使難以確定其運行狀態，同時也很難獲取模型準確參數。然而在故障發生后，串聯補償裝置前后電流不會發生變化，因此說明電流在串聯補償裝置之上處于連續的狀態。因此可得出下式：

針對與FR段，根據R端的同步相量測量值，我們可以計算F故障點的電壓與電流：

針對于FB，可得下式：

由上式可得：

針對于故障支路電流，結合（3）、（7）式可得：

因此利用雙端同步測量值，都可以借助上式將故障點電壓電流表示出來。以上主要圍繞的是單相系統，若是三相系統，可用下式表示：

在上式計算式中，m=0，1，2，表示零序、正序、負序，每一序分量，均滿足上述關系。

2.2 故障定位

在進行故障定位時，需要先判斷相關故障區段，具體可以選擇一下兩種方式，一是先結合實際，做好故障區段判斷，然后根據判斷結果，完成故障定位，通過分步進行，可以有效降低計算量。另一種先直接進行如下假設:即線路故障發生在線路的兩側，然后不區分先后，直接進行兩次故障定位算法計算，在分別得到對應結果后，再將其中偽根去除，最終得到正確的結果。一般情況下，出于對效率的考慮，在實際應用時，通常會選擇第一種方式。在高壓輸電線路中，由于串聯補償裝置的存在，線路被分割為兩部分，在線路正常運行時，兩部分線路電壓分布均處于比較規律的狀態，整體不會發生過大改變，但在線路發生故障問題后，兩部分電壓分布將會出現明顯的差異，基于此，可以借助這一特點，來實現線路故障的判定。

根據上文假設，BR區段發生了故障，SE區段則為非故障區域，那么該區域任意一點的電壓值可用下式表示：

在（12式）中，d表示SE之上任意一點距離S端的距離，取值范圍為[0,l/2]。我們可以隨意取一些距離數值，具體為0km、90km、120km、150km，然后代入到（12）式中，可以得到S端到E端的任意電壓值。針對于BR故障區段，受故障點的存在影響，線路參數或呈現出不連續現象，因此在故障點F時，公式（12）便不再成立，后續電壓值也就沒有了參考價值。通常來說，在故障點位置處，輸電線路電壓會處于最低位置，無論故障位置在何處發生，只要存在故障點，那么電壓幅值會發生一定的規律變化，而對于非故障區段來說，分布曲線將不會發生明顯規律變化，因此只需要基于上述兩種區段，將每一段電壓幅值最大和做小之間差值計算出來，就可以實現故障位置準確判定。

3 總結

綜上所述，在電力系統實際運行過程中，在利用同步相量測量的基礎之上，通過對高壓輸電線路故障位置進行準確的定位，更有利于故障得到及時的解除。因此在實際進行故障定位時，需要加強對故障定位方法的研究分析，對于保障我國電力系統平穩運行具有重要的意義。