新疆旅游攻略必玩的景点地图220 kV电网输电线路故障测距方法 余多;杨文一;张树培;李新洪;段嘉进;邵宗官;刘婷;周键宇;陈远达;陈立东
【摘 要】考虑保山220 kV电网行波测距装置实际配置情况,在传统双端行波测距基础上,提出采用故障线路和健全线路上的行波故障信息进行保山220 kV电网线路故障测距的双端行波测距新方法.本方法可实现行波测距在保山电网线路故障定位上的全面应用,仿真验证其测距效果较好. 【期刊名称】《云南电力技术》
【年(卷),期】2018(046)002
塞尔维亚美女【总页数】4页(P92-95)
【关键词】故障测距;行波;测距精度
【作 者】余多;杨文一;张树培;李新洪;段嘉进;邵宗官;刘婷;周键宇;陈远达;陈立东
【作者单位】云南电网有限责任公司保山供电局,云南保山 678000;云南电网有限责任公司保山供电局,云南保山 678000;云南电网有限责任公司保山供电局,云南保山 678000;云南电网有限责任公司保山供电局,云南保山 678000;云南电网有限责任公司保山供电局,云南保山 678000;云南电网有限责任公司保山供电局,云南保山 678000;云南电网有限责任公司保山供电局,云南保山 678000;云南电网有限责任公司保山供电局,云南保山 678000;云南电网有限责任公司保山供电局,云南保山 678000;云南电网有限责任公司保山供电局,云南保山 678000
嘉峪关景点旅游攻略【正文语种】中 文
【中图分类】TM74
0 前言
保山供电局目前管辖保山地区6座220 kV变电站，分别是腾冲变、保山变、昌宁变、施甸变、黄龙变、朝阳变。这6座变电站的地理接线图如图所示，图中标示出了相邻变电站间所连输电线路的长度。中国南方电网《故障录波及行波测距装置技术规范》[1]（2017版）6.
1.1规定：500 kV及以上系统的交流线路、220 kV长度超过50 km或多单位维护的交流线路应配置集中式行波测距装置；其它220 kV巡线困难的交流线路宜装设行波测距装置。目前，保山供电局在施甸变、昌宁变、黄龙变安装了行波测距装置。显然，如果考虑采用传统的双端行波测距进行故障定位，只有220 kV 黄施Ⅰ、Ⅱ回线和220 kV 昌甸线满足传统双端测距配置要求。除此之外的其他线路发生故障时，怎样利用现有的行波测距装置所获信息进行故障定位，是本文的研究重点。本文在传统双端行波测距的理论基础，以及分析行波在保山电网的传播过程的基础上提出一种双端行波测距新方法，拟实现行波测距在保山电网线路故障定位上的全面应用。
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图1 保山220 kV电网线路地理接线图
1 行波传播过程
传统的双端行波测距是根据故障后产生的故障行波到达两侧母线的时间差进行故障测距[2-3]。假设故障后装于线路两端的行波测距装置记录下故障初始行波波头到达两侧变电站的时间分别为tm和tn ，则故障距离可由下式来算出：
图2 双端测距原理示意图
双端测距只用记录下线路故障首波头到达两侧母线的时间，而故障首波头所包含的行波频率段最为丰富，故障能量最大[4]，因此装置容易分辨出来，在两端装置GPS对时精确、传播通道正常下，双端测距较为准确。
传统双端行波测距需要线路两端均装设行波测距装置。对于目前只有三个站配置了行波测距装置的保山电网而言，显然不能满足所有线路均实现双端测距的要求。考虑全部线路两侧均配置行波测距装置的做法，不仅成本较高且维护工作量大，显然是不合适的。但可分析如下：输电线路上某点发生故障时，故障初始行波从故障点出发，沿线路两端传播，在波阻抗不连续处(如：变电站)发生折反射后，继续延输电网络传播。考虑行波衰减损耗可接受条件下，不论是故障线路所接变电站还是健全线路两侧的变电站，只要安装了行波测距装置，均能感受到来自故障线路的行波信号。值得注意的是，故障行波在输电网中传播时，最先感受到行波信号的两个变电站必定是故障行波传输路径最短的变电站，所包含的行波能量最大，故障初始波头最为明显，可以综合利用这两个变电站的行波测距装置所获故障首波头时间，并结合健全线路长路及波速计算出故障距离。可见，综合故障线路和健全线路上的行波测距装置所获故障信息，可实现保山电网线路故障行波测距。
2 测距方法
下面以220 kV 保腾Ⅰ回线(或220 kV 保腾Ⅱ回线)故障为例，介绍本文所提测距方法。如图所示，220 kV 保腾Ⅰ回线F点发生单相接地故障，设故障点F距保山变的距离为xf。故障行波沿保腾Ⅰ回线传播，到达保山变后折射进入健全线路220 kV保施Ⅱ回线和220 kV昌保线。通过分析故障行波传播路径的长度可得出故障初始行波最先到达施甸变和昌宁变，其中施甸变行波测距装置检测到的故障首波头沿保腾线-保施Ⅱ回线传播，路径长度为xf +L保施Ⅱ回； 昌宁变行波测距装置检测到的故障首波头沿保腾线-昌保线传播，路径长度为xf +L昌保。由此得到下式关系：
式 (3)和 (4)中，Δt施甸变和 Δt昌宁变分别表示故障初始行波到达施甸变(或昌宁变)的时刻与故障发生时刻的时间差。
由式(3)和式(4)可计算出故障距离
同理，当220 kV 朝黄Ⅰ回线(或220 kV朝黄Ⅱ回线)发生故障时，故障行波沿朝黄Ⅰ回线-黄施Ⅱ回线率先到达施甸变，沿朝黄Ⅰ回线-黄施Ⅱ回线-保施Ⅱ回线率先到达保山变，从而得到故障距离。
式(6)中，Δt保山变分别表示故障初始行波到达保山变的时刻与故障发生时刻的时间差。
从图1可以知道，保山变、昌宁变和腾冲变之间的线路连接为三角环网结构，220 kV 保施Ⅱ回线或220 kV 昌保线故障下的行波传播路径需作如下的详细分析。
1）若220 kV 保施Ⅱ回线距离施甸变xf处发生单相接地故障，则施甸变和昌宁变的行波测距装置先检测到故障首波头，其中到达施甸变的故障行波是沿保施Ⅱ回线传播；而到达昌宁变的故障行波传播路径存在两种情况：1. 沿保施Ⅱ回线-昌保线，路径长度为沿保施Ⅱ回线-昌甸线，路径长度为
当即时，故障距离
2）若220 kV 昌保线距离昌宁变xf处发生单相接地故障，则施甸变和昌宁变的行波测距装置先检测到故障首波头，其中到达昌宁变的故障行波是沿昌保线传播；而到达施甸变的故障行波传播路径存在两种情况：1. 沿昌保线-昌甸线，路径长度为 沿昌保线-保施Ⅱ回线，路径长度为
对于黄施Ⅰ、Ⅱ回线和昌甸线上的故障则可以采用传统双端行波测距方法，根据故障初始行波到达这些线路两端变电站的时间差进行故障测距。据此，虽然只有三个站安装了行波测
距装置，但利用前面所述的方法实现了保山电网所有输电线路的双端行波故障测距全覆盖。在这里需要指出的是，故障行波的选取是本测距方法的第一步，选择错误的行波波形作为测距的依据，准确性将无从谈起。在站内设备GPS对时均准确的前提下，选择与保护装置启动时间（秒级）相一致的故障行波，在与保护装置启动时间（秒级）相对应后，选择最先启动的那一个（微秒级）作为故障行波。本文所提的双端测距方法只需要利用变电站行波测距装置所获故障首波头的时间即可实现故障定位，而故障首波头是故障行波的第一个波头，其突变特征最为显著，现场运维人员容易识别判断出来，从而利用该方法快速准确地定位故障位置并及时消除故障，大大减轻了巡线人员的工作负担，对电网的安全稳定运行具有十分重要的意义。
3 仿真与验证
依据保山电网220 kV线路地理接线图及线路参数搭建仿真模型，设置采样频率为1 MHz。
算例1：现模拟220 kV保腾I回线上距220 kV保山变42 km处发生AB两相接地故障，故障时刻为0.5 s，故障持续时间为55 ms。220 kV施甸变和昌宁变行波测距装置所获三相故障电流行波如图3和图4所示，可选取故障突变最为显著的相电流波形进行分析，可得到施甸变
和昌宁变的故障电流行波首波头位置(采样点)分别为500210和500298。行波波速取298 m/us，根据式(5)计算出故障距离为41.687 km，与实际故障距离相差313 m，满足《行波测距装置技术要求》：线路长度在300 km以下，双端测距平均误差不大于500 m。
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图3 220 kV施甸变故障电流行波
图4 220 kV昌宁变故障电流行波
算例2：现模拟220 kV 保施Ⅱ回线距离施甸变8 km处发生C相接地故障，故障时刻为0.5 s，故障持续时间为55 ms。220 kV施甸变和昌宁变行波测距装置所获故障电流行波如图5和图6所示，可得到施甸变和昌宁变的三相故障电流行波首波头位置(采样点)分别为500028和500203。行波波速取298 m/us，根据式(7)计算出故障距离为7.82 km，测距误差为180 m，满足测距精度要求。
图5 220 kV施甸变故障电流行波
图6 220 kV昌宁变故障电流行波
4 结束语
本文综合利用故障线路和健全线路上的行波测距装置所获故障信息，采用所提双端行波测距新方法进行保山电网220 kV线路行波故障测距，其测距精度不受线路参数、故障位置、故障类型、负荷电流、过渡电阻等因素的影响。本方法的应用将实现故障位置的快速准确定位，大大减轻了巡线人员的工作负担，有利于电网的安全稳定运行。
参考文献
[1]Q/CSG1203040-2017.故障录波及行波测距装置技术规范[S].
江西鹰潭旅游必去十大景点[2]陈平, 徐丙垠, 李京, 等. 现代行波故障测距装置及其运行经验[J]. 电力系统及其自动化, 2003, 27(6): 66-69.
