文/朱晓锋 岳科宇 李旭 张广新

在实际进行高压输电线路故障定位计算时，一般输电线路参数都被作为已知量进行计算，然而高压输电线路在实际运行时，受外界环境的等不确定因素影响，线路参数会发生一定的变化，从而对最终线路故障定位计算结果造成一定的影响。在近几年广域同步相量测量快速发展的当下，有必要在其基础之上，对高压输电线路故障定位方法进行探讨分析，对于保证高压输电线路安全具有重要的意义。

1 同步相量测量概述

同步相量测量有一个专门的测量装置，名为“PMU”。为更好的理解“同步相量测量”概念，需要将其分解为三个词，即“同步”、“相量”与“测量”。首先，“同步”是指时间的同步，电力系统要想实现安全平稳运行，必须要保证发电站、变电站等电力设备能够保持同步运转。然而我国幅员辽阔，即使是在西安与新疆之间，都会存在时差，这种时差虽小，但电网作为一个整体，在进行远距离电网信号传递时，这种微小的时差变化，也会导致传递的电网信号发生变化，引发电力系统错误动作，带来严重的安全事故。因此需要采用时间同步技术，确保在所有电力设备内部都能够处于同一个时间标准下，保证电力授时一致性。其次在电工学中，相量表示正弦量大小与相位的矢量，相量的变化能够精确描述电力系统运行状态变化。最后是“测量”，PMU测量原理如下：交流信号在经过滤波处理后，再由A/D转换器进行量化，然后交由微处理器，按照算法计算出相量。根据IEEE标准1344-1995规定，将正序相量、时间标记等装配成报文传送至远端数据集中器。数据集中器收集来自各个PMU的信息，为全系统的监视、保护和控制提供数据。

2 以同步相量测量为基础的高压输电线路故障定位方法

2.1 故障定位原理分析

文章以为含串联补偿装置输电线路故障定位为例，对其定位原理进行了如下分析：在某线路中点，装有串联补偿装置，装置两端为E点与B，并配置有相量测量装置。假设SE区域为正常区域，BR区域为故障区域，那么根据S端电气量，可以获得E端的电压与电流：

由于串联补偿装置存在电压降，因此会对输电线路电压连续性造成严重破坏，只能通过建模方式求解电压降，但受串联补偿装置控制模式灵活性较强的特征影响，致使难以确定其运行状态，同时也很难获取模型准确参数。然而在故障发生后，串联补偿装置前后电流不会发生变化，因此说明电流在串联补偿装置之上处于连续的状态。因此可得出下式：

针对与FR段，根据R端的同步相量测量值，我们可以计算F故障点的电压与电流：

针对于FB，可得下式：

由上式可得：

针对于故障支路电流，结合（3）、（7）式可得：

因此利用双端同步测量值，都可以借助上式将故障点电压电流表示出来。以上主要围绕的是单相系统，若是三相系统，可用下式表示：

在上式计算式中，m=0，1，2，表示零序、正序、负序，每一序分量，均满足上述关系。

2.2 故障定位

在进行故障定位时，需要先判断相关故障区段，具体可以选择一下两种方式，一是先结合实际，做好故障区段判断，然后根据判断结果，完成故障定位，通过分步进行，可以有效降低计算量。另一种先直接进行如下假设:即线路故障发生在线路的两侧，然后不区分先后，直接进行两次故障定位算法计算，在分别得到对应结果后，再将其中伪根去除，最终得到正确的结果。一般情况下，出于对效率的考虑，在实际应用时，通常会选择第一种方式。在高压输电线路中，由于串联补偿装置的存在，线路被分割为两部分，在线路正常运行时，两部分线路电压分布均处于比较规律的状态，整体不会发生过大改变，但在线路发生故障问题后，两部分电压分布将会出现明显的差异，基于此，可以借助这一特点，来实现线路故障的判定。

根据上文假设，BR区段发生了故障，SE区段则为非故障区域，那么该区域任意一点的电压值可用下式表示：

在（12式）中，d表示SE之上任意一点距离S端的距离，取值范围为[0,l/2]。我们可以随意取一些距离数值，具体为0km、90km、120km、150km，然后代入到（12）式中，可以得到S端到E端的任意电压值。针对于BR故障区段，受故障点的存在影响，线路参数或呈现出不连续现象，因此在故障点F时，公式（12）便不再成立，后续电压值也就没有了参考价值。通常来说，在故障点位置处，输电线路电压会处于最低位置，无论故障位置在何处发生，只要存在故障点，那么电压幅值会发生一定的规律变化，而对于非故障区段来说，分布曲线将不会发生明显规律变化，因此只需要基于上述两种区段，将每一段电压幅值最大和做小之间差值计算出来，就可以实现故障位置准确判定。

3 总结

综上所述，在电力系统实际运行过程中，在利用同步相量测量的基础之上，通过对高压输电线路故障位置进行准确的定位，更有利于故障得到及时的解除。因此在实际进行故障定位时，需要加强对故障定位方法的研究分析，对于保障我国电力系统平稳运行具有重要的意义。