對高壓輸電線路故障測距的探討

蔡偉斌

國網(wǎng)江蘇省電力公司高郵市供電分公司 江蘇 揚州 225600

1 高壓輸電線路的故障類型及識別

1.1 弧光性故障及識別

弧光性故障屬于不穩(wěn)定的接地故障，統(tǒng)計顯示，弧光性故障比例占10%，其具有如下特點：對地絕緣能力降低，當相電壓升至一定程度時會引發(fā)絕緣擊穿，導致沿面或經空氣放電，電壓降低后可使絕緣恢復，并循環(huán)多次。一旦輸電線路絕緣子出現(xiàn)裂縫、損傷，或與建筑物過近等，均會引發(fā)弧光性故障?；」庑怨收暇哂卸啻螕舸┈F(xiàn)象，短時間內電荷迅速移動，引發(fā)循環(huán)多次的瞬時大電流，幅值高達百安，破壞力極強。

針對輸電線路中的弧光性接地故障與雷擊故障，可采用電流故障行波的2個特征頻帶中的頻譜能量比與波形系數(shù)加以識別，借助電磁暫態(tài)軟件建立仿真模型對輸電線路故障加以仿真，并對故障行波信號加以識別，可取0～3kHz為首個特征頻帶，對其能量加以計算；取3～6kHz為另一特征頻帶，對其能量加以計算，以二者的能量比作為依據(jù)來識別雷擊故障與弧光性故障。

1.2 過渡阻抗性故障及識別

過渡阻抗性故障是因外界物體接觸線路而引發(fā)的對物放電故障，其涉及種類較多，并時常有電弧放電現(xiàn)象發(fā)生，而有些諸如鳥閃、閃絡、異物接線等故障也可能無電弧現(xiàn)象。此類故障多因接地故障通過介質產生，因而其阻抗特點多源自介質阻抗，故障阻抗主要包括兩部分：①介質與大地所產生的非有效接觸阻抗；②諸如桿塔、設備、樹枝等介質所引發(fā)的有效接觸阻抗，在所有介質中，將金屬性及阻值趨零的介質劃入金屬性故障之中，不在此類故障研究范圍。

通常而言，非有效接觸所引發(fā)的阻抗不會隨著外加電壓變化而發(fā)生變化，可視為一個線性電阻；而其他介質因多含水、內部結構參數(shù)不同，因而可能引發(fā)的過渡阻抗值不盡相同，但有研究顯示，其故障阻抗幅值呈線性增長。以污閃故障為例，其屬于逐步發(fā)展過程，絕緣子表面多有電磁現(xiàn)象，因而故障錄波波形上會出現(xiàn)中性線電流扭曲情況，若最后一次中性線電流扭曲與閃絡時間間隔相等，即可確定為污閃故障。若是輸電線路對樹木的放電，由于放電電流逐漸變大，因而可從故障錄波數(shù)據(jù)中提取特征參數(shù)加以識別。

2 高壓輸電線路的故障測距的幾種方法

2.1 雙端同步測距法

2.1.1 兩側電壓法。對于電流互感器飽和造成的測距誤差，為了能有效避免，相關人員提出了在線路兩端同步開展的電壓相量測距算法，該方法在理論上而言，能不受飽和側電流的影響，不需要電流相量參與。對于這一指標與過渡電阻和故障類型無關，僅與線路阻抗、故障距離的情況有關，已由故障線路正序端電壓TE指標相關概念加以證實[1]。然后通過軟件仿真獲取電壓比指標與故障點位置的單調曲線關系，以此來匹配定位三端與兩端線路，進而得到唯一的距離解。這一方法經過實際仿真表明精度較高，但在使用該種方法時，需要提供兩側系統(tǒng)的等效阻抗，兩側系統(tǒng)阻抗在實際運行過程中，在缺乏電流的情況下，具有一定的變化，難以實現(xiàn)在線測量，所以這種測距算法較為理想化。

2.1.2 本側電壓電流對側電流法。因為電流互感器很容易在故障發(fā)生時達到飽和，造成采樣波形的異樣，所以難以對真實的故障電流進行正確反映。而對輸電線路雙端測距算法造成影響的主要因素就是電流互感器飽和，而補償矯正飽和電流就是對飽和影響故障測距的解決手段，但對于飽和電流完全矯正，在實際操作中很難做到。而對兩側電壓和另一側電流的研究利用就是另一種解決的途徑，其主要是對CT飽和的一側電流不考慮，具有更廣泛的應用和更高的測距精度。

2.2 行波法

行波法的主要原理就是行波法暫態(tài)行波理論，在輸電線路發(fā)生故障時，行波法依據(jù)的測算方法會在線路中產生故障行波，在其他阻抗不連續(xù)點和故障點發(fā)生反射與折射的情況。隨著光電流互感器和光電壓互感器的逐步使用，對存在于故障測試中過渡電阻帶來的影響進行了有效減少，大大提升了該方法的適應力。

但目前仍有一些問題存在于這種方法中，如故障點與測距裝置間的距離較小，即難以測量故障點位置，會出現(xiàn)測距死區(qū)。另外，在識別與標定射波方面有不準確的情況，無法區(qū)分出故障點發(fā)射波與端母線反射波。輸電線路故障行波在故障時刻電壓初相角較小時就會產生不清晰的狀態(tài)，這樣就會無法進行故障測距，導致行波信號微弱。

2.3 故障分析法

當線路發(fā)生故障，在明確輸電線路系統(tǒng)的線路參數(shù)與運行模式下，可以測量裝置處，得到電流值和電壓值，和故障距離間呈函數(shù)關系，為了創(chuàng)建關于電流與電壓的回路方程，可選擇故障錄波中的故障數(shù)據(jù)來實現(xiàn)，再通過運算、分析，獲取到最終的故障距離。

2.3.1 雙端數(shù)據(jù)的故障分析法。在故障測距時，該種方法主要是依據(jù)一端電壓、兩端電流進行，如基于線路兩側零序電流的比值，可以將單相接地故障的位置測算出來。但是缺少對分布電容作用的考慮。另外，在不同運行模式下，需要預先畫出線路下零序電流分布曲線，運行模式與實際測距結果有著密不可分的關系。

2.3.2 單端數(shù)據(jù)故障分析法。解方程法、阻抗法、電壓法就是單端數(shù)據(jù)故障包含的幾種方法。解方程法主要是參照系統(tǒng)模型與輸電線路參數(shù)，對測距點的進行測量，得出電流與電壓，進而運用解方程的方式獲取故障點距離。阻抗法主要是當系統(tǒng)故障時，對線路一側進行測量，獲取電流值與電壓值，在運用計算獲取故障回路的阻抗，故障區(qū)和被測量區(qū)的距離與阻抗形成正比，從而獲取故障距離。電壓法主要是發(fā)生故障處的電壓值在線路故障時會急劇下降，并通過計算各種故障相電壓的沿線分布狀況，獲取故障相電壓的最低點，滿足故障測距的標準。

2.4 智能化測距法

當前與其他方法相比，智能測距方法還處于研究和發(fā)展中，在對高效化測量方法研究時，相關人員提出了相關優(yōu)化方法、卡爾曼濾波技術、模糊理論、紅外線技術等多種智能化測距理論。除具有高效性外，智能化測距方法還可以采用數(shù)字形式表現(xiàn)故障距離，更加直觀，對網(wǎng)絡這一先進技術進行了充分利用。在分析數(shù)據(jù)過程中，采用電子信息技術具有穩(wěn)定性與準確性。現(xiàn)階段有一些弊端存在于智能化測距法中，例如神經網(wǎng)絡技術，其易受到故障距離、輸電線路參數(shù)變化、對端系統(tǒng)的阻抗變化、測量端以及電氣量取值不準確的影響，所以，為了不對輸電線路故障定位準確性造成影響，導致訓練不收斂，需要大量的訓練樣本。

3 故障分析法在故障測距中的應用

在確定高壓輸電線路運行方式和相關參數(shù)的過程中，可以直接測量裝置的電壓值和電流值。如果故障檢測結果是與故障距離的函數(shù)關系，則需要根據(jù)其中包含的故障數(shù)據(jù)建立其電路方程，最終得到故障距離。

3.1 單端數(shù)據(jù)故障分析模式

單端數(shù)據(jù)故障分析方法主要有電壓法、方程求解法和電阻法[2]。①電壓法，根據(jù)高壓輸電線路發(fā)生故障時，故障點處的電壓會迅速下降，從而詳細計算出各故障電壓的實際分布情況，進而得出電流電壓的最低點，達到故障定位的主要目的；②解方程法。根據(jù)高壓輸電線路系統(tǒng)的模型和相關參數(shù)，通過測量故障點的電流和電壓，結合方程完成故障測距，得到最終結果；③阻抗法。在高壓輸電線路故障過程中，對線路一側進行測量，記錄電流值和電壓值。在此基礎上，得到了比阻抗。同時，故障區(qū)域與被測區(qū)域之間的距離與阻抗成正比，從而得到高壓輸電線路的故障測距結果。

3.2 雙端數(shù)據(jù)故障分析方式

雙端數(shù)據(jù)故障分析方法，基本上是以一端電壓、兩端電流為基礎，對高壓輸電線路進行故障測距，本文將詳細介紹該方法的主要內容。

3.2.1 在測距過程中，工作人員根據(jù)高壓輸電線路兩側零序電流的有效比值，對單個接地故障進行了估算，但由于沒有考慮分布電容的影響，加上事先已完成的線路設計是在不同方式下、高壓輸電線路零序電流的具體分布情況下進行的，所以對高壓輸電線路最終測距結果，與現(xiàn)行運行方式有著密切的關系。

3.2.2 利用高壓輸電線路一端的電流、電壓和另一端的電流作為故障測距的依據(jù)，這種方法有一個明顯的優(yōu)點，那就是通過分相電流差來保護電流信息，甚至可以在一定程度上忽略關于數(shù)據(jù)同步的問題。

3.2.3 以高壓輸電線路兩側的電流、電壓為依據(jù)進行故障定位。這時，工作人員需要計算兩端阻抗繼電器的實際阻抗值，并結合兩端電流建立方程，但要注意解中有真根的現(xiàn)象。

4 行波法在故障測距中的應用

4.1 獲取行波

在高壓輸電線路故障測距環(huán)節(jié)中，暫態(tài)行波可以覆蓋交流寬度的頻段，基本上可以超過kHz。為了合理、順利地觀察二次端的傳輸線，需要對電流信號和電壓信號的轉換電路進行更專門的設置，使其以最快的速度完成反應。例如，當行波速度等于光速時，為了將故障測距的實際分辨率控制在500m以內，必須將電流和電壓的暫態(tài)信號響應時間設置在3.3μs以下，通常高壓輸電線路中安裝多臺電壓互感器會限制故障測距的精度行波變換在很大程度上影響了行波的變換效果，因此不能有效地利用。為了解決這一問題，可以將電壓互感器的接地線和電感線圈串聯(lián)起來，從而達到獲取行波的目的。此外，行波傳感器還可以應用于高壓輸電線路中，對CVT線路產生的電流進行耦合，得到線路中的故障行波。

4.2 識別波頭

在對高壓輸電線路進行故障測距的環(huán)節(jié)中，工作人員為了對波頭進行識別，常常會采用軟件法、硬件法的方式。在這樣傳統(tǒng)的檢測方式中，實際上存在較多的局限性，基本上并不能將其應用在單端行波法故障的測距中，也就是說會直接降低測距結果的精準性、有效性，影響工作的質量[3]。針對這樣的問題，相關的研究人員、專家提出了很多更加科學的解決措施，其中優(yōu)勢最為顯著的就是HHT方式。采用HHT方式開展工作，在增強檢測故障性波動質量的同時，還能夠更好地適應工作環(huán)境，甚至不會受到外界因素的影響，且沒有關于基函數(shù)選擇的特殊要求，而其劣勢在于搜集的行波信號會受噪音影響，影響獲取波頭的精準性。

4.3 確定波速

就目前的情況而言，在行波傳輸過程中，往往受到不同因素的影響。在三條傳輸線中，行波包括地模分量和線模分量。結合相關研究發(fā)現(xiàn)，地模分量和線模分量是影響行波傳播效果的關鍵因素，主要包括換位點、過渡電阻、接地電阻等。同時，研究結果表明，與線模分量相比，地模分量更容易影響行波的傳播，因此工作人員可以將線模分量應用于高壓輸電線路的故障測距。在波速方面，工作人員需要以高壓輸電線路的實測數(shù)據(jù)為依據(jù)進行計算，也需要以人工信號為起點來測量被測高壓輸電線路的長度?；诖朔椒?，在高壓輸電線路故障測距工作中，可以最大限度地減小因偏斜引起的誤差，提高測距結果的精度。

5 結束語

綜上所述，高壓輸電線路的故障定位對保證電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運行具有重要意義。在此基礎上，在實際工作中，工作人員將故障分析法、行波法等方法合理應用于高壓輸電線路故障測距工作中，確保第一時間發(fā)現(xiàn)存在的故障點，從而提高工作質量和效率，為員工制定后續(xù)工作計劃奠定基礎。因此，為了保證高壓輸電線路故障測距的有效性，有必要在工作中合理應用該工作方法。