超高压输电线路波过程及暂态电流保护性能分析

超高压输电线路波过程及暂态电流保护性能分析
摘要：本文探讨了超高压输电线路发生故障后传输线波阻抗不均匀处暂态量的
反射及透射情况，利用Peterson法则推导了保护安装处暂态电流的复频域表达式。

明确了故障后影响各频率分量传播的主要因素，指出若选取合适的频段，则基于
高频暂态电流高低频段能量比的保护对不同故障时刻、过渡电阻及故障类型均有
良好的自适应性。

关键词：超高压输电线路；能量比；暂态电流保护
特高压输电线一般距离较长，其故障时暂态分量衰减的时间常数长，整次、
非整次谐波分量含量大，较大的分布电容电流特征使许多保护原理需要增加补偿
措施。

另外，为吸收容性无功功率、防止过电压，特高压线路通常应装设容量很
大的并联电抗器或可调无功补偿装置，在故障时可能会引起电感电容谐振和各种
高频分量。

加之故障类型复杂，过渡电阻不确定，使故障时电流波形出现很大的
畸变。

因此，研究特高压输电线路在故障和断路器操作过程中暂态电流的特征，
进而分析保护的动作行为具有非常重要的意义。

一、基本原理
1超高压线路波过程分
在高频信号作用下，传输线的电阻、电导与相应的电抗、电纳相比数值很小，可忽略不计。

传输线的分布电容C是与频率无关的常数，当频率进入高频域后，
传输线的分布电感L趋于常数，在此情况下色散消失，波速是与频率无关的常数，特性阻抗为纯阻性且为常数。

输电线路发生短路故障时相当于故障时刻在故障点叠加一个工频正弦电压源，此时故障点还会有电弧放电等产生的高频噪声信号。

进行复频域分析时故障点的
故障波源用U（s）表示，所分析系统如图1所示，图中GP、GM、GN分别为母
线P、M、N所接电源，ZP、ZM、ZN分别为其复频域中的等效内阻抗，CS为母
线杂散电容。

故障附加网络如图2所示。

1)故障发出波与故障点位置的关系。

故障产生的电压、电流发出波与故障点
的位置有关。

以M端保护为分析对象，当故障点距远端母线较远时，故障点的电压、电流发出波表达式为
式中ZC1为线路MN的波阻抗：Rg为故障接地电阻；U+(s)、I+(s)为故障点发
出的沿线路向两端行进的故障电压、电流波。

由上述公式可见，故障点电压、电
流发出波的大小与过渡电阻的大小有关，当过渡电阻增大时发出波幅度会减小。

2)故障电压波、电流波在母线处的反射和透射。

故障行波在母线M处的反射
系数和透射系数分别为
式中：Zc2为线路PM的波阻抗；“//”表示阻抗并联关系。

由上述公式可知，
低频量的透射系数与相邻线路波阻抗及母线所连其它元件有关，等效阻抗越小透
射系数越小。

当母线所连线路波阻抗相同时，出线越多透射系数越小，反射系数
越大，本线路上的故障波越强，而透射至相邻线路的故障波越弱。

在高频域可近
似认为电源内阻抗趋于无穷大，母线杂散电容呈现的阻抗很小，反射系数接近-1，而透射系数接近0。

事实上，母线杂散电容的存在使得母线电压不能突变，若故
障波到达母线时母线电压为零，则相当于母线对地短路，其实时反射系数为-1，
透射系数为0。

可见，故障波到达母线时，若母线电压较低则该时刻反射系数数
值较大，反之反射系数数值较小。

2保护安装处的故障电量表达式
保护测得的暂态故障电压、电流可由Peterson法则方便地求出。

由于所讨论
信号频率较高，母线M所连电源阻抗可近似认为开路，仍采用S域模型进行分析，则计算保护安装处故障电压、电流的Peterson等效电路如图3所示。

图3中，其中为故障点至保护安装处的距离，V为波速。

高频量的透射电流很小，线路上的高频电流大部分被母线杂散电容旁路掉。

当母线杂散电容所呈现的容抗远小于两侧输电线波阻抗的并联值时可近似认为透
射电流为零，高频量几乎全被母线杂散电容旁路掉。

因此若选用较高频段，则该
原理的保护性能基本不受本线路以外系统运行方式的影响。

过渡电阻对稳态时的低频量影响较大，对于暂态时的高频量，其影响表现为
影响故障发出波的幅度，理论上不影响发出波中高频量间的比值，因此选用较高
频段的保护对于不同的过渡电阻具有一定的自适应性。

在暂态过程中，母线杂散电容的初始电压(即故障时刻的母线电压)会影响电磁波的传播，会对行波在该时刻的反射系数、透射系数产生影响。

由于超高压线路
的长度相对于工频量的电磁波波长而言不长，因此母线电压与故障时刻故障点的
电压值相差很少。

所以当故障初始角很小时故障发出波较弱，不利于保护正确动作。

但另一方面母线杂散电容的存在使得母线电压不能突变，从而使该时刻母线
处的反射系数较大，透射系数较小，有利于保护正确动作。

故障初始角较大时则
相反。

因此该保护对于不同的故障初始角具有较好的自适应性。

二、仿真算例
采用Matlab对图4所示系统进行仿真计算,线路参数如
下:R1=0.0270/km,L1=0.8860mH/km,C1=0.0127uF/km,R0=0.1948/km,L0=2.0672mH/k m,C0=0.0060uF/km;母线杂散电容设为0.1uF，采样频率为200KHz。

采用小波包变
换分析故障暂态量，选取Daubechies小波作为母函数，从故障时刻起取2ms内的数据即400个采样点进行计算。

将数据进行db4小波包5层分解，采用71.875～75kHz频带信号与6.25～9.375kHz频带信号的能量比作为保护判据。

仿真数据如表1-3所示。

表1和表2分别为不同过渡电阻及不同故障初相角
时计算的高频段与低频段能量比数值，表1对应A相接地故障，Rg=100Ω；表2
对应A相接地故障，初始角为90o；表3为相间故障时的计算结果，对应AB相
接地故障，初始角为90o。

表内数据为对模1电流的计算结果，对模2电流的计
算结果具有类似性质。

以MN线路M侧保护为例进行分析，表中数据分别为保护背侧10km(表中用-10km表示)和保护前方10km、50km、90km和110km(即保护
区外10km)处的数值。

由表1可知，基于高低频段能量比的暂态量保护对故障时刻具有较强的自适
应性。

只要故障初始角略偏离0o，该原理的保护便具有足够的灵敏度。

当故障时
刻故障点电压恰为过零点时，保护不能正确识别是否为区内故障，但实际运行中
这种故障的几率很小，且多发生电弧性故障，其噪声足以使保护正确动作。

由表
2可知，即使过渡电阻很小(如10-3Ω，接近于金属性故障)，保护也能正确区分区
内外故障。

因此基于高低频段能量比的单端暂态电流保护对于不同的过渡电阻均
有较高的灵敏度。

表3数据表明利用高低频段能量比构成的暂态量保护对于相间
故障同样具有较高的灵敏度(三相故障时的仿真结果与两相故障时类似)，对故障时刻不敏感。

综上所述，基于小波包变换的高频暂态电流保护以高低频段能量比作为保护判据时，若选用较高频段分量，则对于不同的故障初始角、过渡电阻及故障类型均有较高的灵敏度，可构成超高压输电线路的单端全线速动保护。

三、结语
高压输电线路故障产生的暂态分量中包含大量的故障信息，包括故障类型、方向、位置、持续时间等，暂态信号的频率成分贯穿整个频谱，通过检测故障暂态量中除工频量以外的其它成分，实现传输线及电力设备保护的方案称为暂态量保护，暂态量保护的主要特点是快速准确。

参考文献：
[1]夏明超.黄益庄.王勋.高压输电线路暂态保护的发展与现状[J]．电网技
术,2016,26(11)：65-69。