一种高压直流接地极线路高阻故障的定位方法

摘要

本发明提供一种高压直流接地极线路高阻故障的定位方法，属于电力系统保护和测距技术领域。高压直流接地极线路发生接地故障时，利用非故障线路侧量测端电压、电流推算至极址点的电压，利用故障线路量测端电压、电流和故障边界条件推算出极止点的电压，根据极值点电压相等列写出故障定位函数，通过求解定位函数计算出故障距离。本方法基于现有故障录波数据实现故障接地极线路故障测距，仅利用单端可测的电压和电流量，无需对端的数据，不需要高采样率，易于现场实现。

权利要求

1.一种高压直流接地极线路高阻故障的定位方法，其特征在于：高压直流接地极线路发生接地故障时，利用非故障线路侧量测端电压、电流推算出非故障线路极址点的电压，利用故障线路量测端电压、电流和故障点边界条件推算出故障线路极址点的电压；根据极址点电压相等原则列出故障定位函数，求解故障定位函数，找出最小值所对应的距离，即为故障距离；

具体步骤如下：

(1)高压直流接地极线路发生接地故障后，提取量测端故障与非故障线路的电压UM和电流I1、I2；

(2)利用非故障线路l1量测端电压UM和电流I1，通过下式计算出非故障线路极址点电压Ug1：Ug1＝UM-I1×R×l，

式中，R为接地极线路单位长度电阻，l为接地极线路总长；

(3)利用故障线路l2量测端电压UM和电流I2，通过下式计算出故障点电压Uf：Uf＝UM-I2×R×xf，

式中，R为接地极线路单位长度电阻，xf为故障点到量测端的距离；

(4)根据故障点边界条件，故障点电流 按下式计算出故障线路极址电流I21：式中，Rf为故障点接地电阻；

(5)根据故障线路极址电流I21和故障点电压Uf，通过下式计算出故障线路极址点电压Ug2：Ug2＝Uf-I21×R×(l-xf)；

(6)按以下故障定位函数，在0≤Rf≤Rfmax、0≤xf≤l范围内进行二维搜索，找出最小值所对应的距离，即为故障距离xf，Rfmax为接地点过渡电阻最大值；

xf＝min(f(x,Rf))＝|Ug1-Ug2| x∈[0,l],Rf∈[0,Rfmax]；

其中，Rf为故障点接地电阻，l为接地极线路总长，0.2Ω≤Rfmax≤10Ω。

2.根据权利要求1所述的高压直流接地极线路高阻故障的定位方法，其特征在于：高压 直流接地极线路发生接地故障后，在6.4kHz的采样率下提取量测端故障与非故障线路的电压和电流。

说明书

一种高压直流接地极线路高阻故障的定位方法

技术领域

[0001] 本发明涉及电力系统保护与测距技术领域，具体地说是一种适合高压直流接地极线路的高阻故障的定位方法。

背景技术

[0002] 接地极线路是直流输电系统中不可缺少的一部分，直流系统换流站一般距离接地点几十到一百多千米，其间通常架设双导线并联的接地极引线。

[0003] 接地极线路电压等级较低，发生线路故障概率较大，接地极线路发生故障后会影响直流双极系统，不仅对直流系统安全运行影响较大，而且对电网骨干网架稳定运行影响很大。目前，接地极线路大都装有脉冲行波测距装置，但测距可靠性和准确性并不高，当接地极线路故障时，常有无法测距的情况发生。

[0004] 利用可测的直流电压、电流和非故障支路推算至故障点，根据故障点电压相等原理即可计算出故障点位置。由于接地极的特殊结构，其极址电阻很小，当线路发生金属性接地故障时，利用该方法可以很精确地进行故障测距。当接地点电阻大于或等于极址电阻后，流入故障点的电流很小，故障点电压不是电压在线路上分布的最小值，因此测距误差增大；越靠近极址点，测距精度相对越精确。极址电压是电压沿线分布的最小值，利用极址点电压相等列写测距函数，可减少计算引入的误差，实现高阻故障测距。

发明内容

[0005] 本发明的目的是提供一种易于现场实现的高压直流接地极线路高阻故障定位方法，利用线路两端故障前数据和量测端电压、电流，以及故障点边界条件进行故障测距，简化测距方法。

[0006] 本发明高压直流接地极线路高阻故障的定位方法是：高压直流接地极线路发生接地故障时，利用非故障线路侧量测端电压、电流推算出非故障线路极址点的电压，利用故障线路量测端电压、电流和故障边界条件推算出故障线路极址点的电压；根据极址点电压相等原则列出故障定位函数，求解故障定位函数，找出最小值所对应的距离，即为故障距离。具体步骤如下：

[0007] (1)高压直流接地极线路发生接地故障后，提取量测端故障与非故障线路的电压UM和电流I1、I2(直流分量)；

[0008] (2)利用非故障线路l1量测端电压UM和电流I1，通过下式计算出非故障线路极址点电压Ug1：

[0009] Ug1＝UM-I1×R×l，

[0010] 式中，R为接地极线路单位长度电阻，l为接地极线路总长；

[0011] (3)利用故障线路l2量测端电压UM和电流I2，通过下式计算出故障点电压Uf：

[0012] Uf＝UM-I2×R×xf，

[0013] 式中，R为接地极线路单位长度电阻，xf为故障点到量测端的距离；

[0014] (4)根据故障点边界条件，故障点电流 按下式计算出故障线路极址电流I21：

[0015]

[0016] 式中，Rf为故障点过渡电阻；

[0017] (5)根据故障线路极址电流I21和故障点电压Uf，通过下式计算出故障线路极址点电压Ug2：

[0018] Ug2＝Uf-I21×R×(l-xf)；

[0019] (6)按以下故障定位测距函数，在0≤Rf≤Rfmax、0≤xf≤l范围内进行二维搜索，找出最小值所对应的距离，即为故障距离xf：

[0020] xf＝f(x,Rf)min＝|Ug1-Ug2|x∈[0,l]Rf∈[0,Rmax]，

[0021] 其中，Rf为故障点接地电阻，l为接地极线路总长，0.2Ω≤Rmax≤10Ω。

[0022] 本发明中，高压直流接地极线路发生接地故障后，在6.4kHz的采样率下提取量测端故障与非故障线路的电压、电流。

[0023] 本发明与现有技术相比具有如下优点：

[0024] 1、本方法基于现有故障录波数据实现故障接地极线路故障测距，不需要高采样率，易于现场实现。

[0025] 2、本测距方法仅利用单端可测的电压和电流量，无需对端的数据。

附图说明

[0026] 图1为本发明接地极线路示意图：图中，UM为量测端电压；Ug为极址点电压，I1、I2分别为接地极线路l1和l2量测端电流；I3、I4分别为接地极线路l1和l2极址端电流；R为接地极线路单位长度电阻；l为接地极线路总长；Rg为极址电阻；xf为故障点到量测端的距离。

[0027] 图2为本发明实施例1接地极线路l2距量测端50km发生接地故障、过渡电阻为0.2Ω情况下的量测端电流i1，单位为kA；

[0028] 图3为本发明实施例1接地极线路l2距量测端50km发生接地故障、过渡电阻为0.2Ω情况下的量测端电流i2，单位为kA；

[0029] 图4为本发明实施例1接地极线路l2距量测端50km发生接地故障、过渡电阻为0.2Ω情况下的量测端电压uM，单位为kV；

[0030] 图5为本发明实施例1接地极线路l2距量测端50km发生接地故障、过渡电阻为0.2Ω情况下的故障定位图。

[0031] 图6为本发明实施例2接地极线路l2距量测端50km发生接地故障、过渡电阻为2Ω情况下的量测端电流i1，单位为kA；

[0032] 图7为本发明实施例2接地极线路l2距量测端50km发生接地故障、过渡电阻为2Ω情况下的量测端电流i2，单位为kA；

[0033] 图8为本发明实施例2接地极线路l2距量测端50km发生接地故障、过渡电阻为2Ω情况下的量测端电压uM，单位为kV；

[0034] 图9为本发明实施例2接地极线路l2距量测端50km发生接地故障、故障过渡电阻为2Ω情况下的故障定位图。

具体实施方式

[0035] 以下结合附图和具体实施方式，对本发明作进一步说明。

[0036] 高压直流接地极线路发生接地故障时，利用非故障线路侧量测端电压、电流推算出非故障线路极址点的电压，利用故障线路量测端电压、电流和故障边界条件推算出故障线路极址点的电压；根据极址点电压相等原则列出故障定位函数，求解故障定位函数，找出最小值所对应的距离，即为故障距离。

[0037] 实施例1：±800kV直流接地极线路如图1所示。其线路参数如下：线路全长80km，线路阻抗为：0.00756+j0.39999Ω/km，极址电阻为0.2Ω。数据采样率为6.4kHz。接地极线路l2距量测端50km发生接地故障，过渡电阻为0.2Ω。

[0038] 测得接地极线路l2发生接地故障时的量测端电流i1和i2如图2、3所示，量测端电压uM如图4所示.

[0039] 根据前述发明内容中故障测距方法的具体步骤，经计算得其故障定位数据如图5所示。根据得到的故障定位数据，可得出故障距离xf＝50.4km。

[0040] 实施例2：±800kV直流接地极线路如图1所示。其线路参数如下：线路全长80km，线路阻抗为：0.00756+j0.39999Ω/km，极址电阻为0.2Ω。数据采样率为6.4kHz。接地极线路l2距量测端50km发生接地故障，过渡电阻为2Ω。

[0041] 测得接地极线路l2发生接地故障时的量测端电流i1和i2如图6、7所示，量测端电压uM如图8所示。

[0042] 根据前述发明内容中故障测距方法的具体步骤，经计算得其故障定位数据如图9所示。根据得到的故障定位数据，可得出故障距离xf＝50.3km。

[0043] 上面结合附图对本发明的实施方式进行了说明，但本发明并不限于上述实施方式，在本领域技术人员所具备的知识范围内，还可以在不脱离本发明宗旨的前提下做出各种变化。