配電網線路故障分析與定位探討

國網山東省電力總公司禹城市供電公司 李志國

1 引言

通過故障分析與定位，可以加強對電力設備的管理和維護，提高設備的運行效率和安全性，降低故障率和維修成本，保證供電系統運行的穩定性和可靠性。因此，對于公共生活和基礎設施建設，配電網故障分析與定位有助于提高城市的可靠性和便利性，確保公眾能夠獲得高效、安全、穩定的電力供應服務。

2 無損檢測技術

配電網無損檢測技術是針對配電設備或線路表面、內部結構或材料的體積缺陷進行檢測的技術手段。其克服了傳統的破壞性檢測方式所帶來的安全隱患和生產停滯等問題，具有檢測效果準確、無損傷、工作高效的優點，是現代化電力系統中不可或缺的技術手段。常見的配電網無損檢測技術方法主要包括超聲波檢測、X 射線檢測、紅外熱成像檢測、渦流檢測與磁粉檢測等，其中以超聲波檢測技術應用最為廣泛。

超聲波無損檢測，主要用于檢測基座和傳動裝置的內部缺陷情況以及進出線連接部位可能存在的氧化、松動、脫落等問題。超聲波無損檢測技術流程如圖1所示。

圖1 超射波無損檢測技術流程

第一步為待檢線路預處理，即在進行檢測前，需要對被測設備進行清洗、疏通等預處理，保證障礙物不影響信號傳輸。技術單位需要對檢測設備進行校驗并進行預熱，以保障檢測所獲得的信號可靠性。第二步為超聲波脈沖檢測，是將超聲波發射器置于被測設備上方，向被測材料或零件內部發出超聲波脈沖，再由接收器收集被檢測部位的超聲回波信號。這些檢測成果會被放大記錄在缺陷檢測儀中。第三步為數據處理階段，是將檢測結果通過軟件進行分析和數據處理，計算出聲波傳播速度、傳播路徑、回波強度等被檢測部位的詳細信息以及可能存在的缺陷情況。完成數據處理后進入第四步進行故障分析，根據所獲得的數據和分析結果，定位故障的位置和類型，對于損壞和缺陷的程度進行分析和評估，為后續的維修和處理提供了基礎和依據。第五步為基于故障分析技術結果編制故障報告，報告內容包括受檢設備的位置信息、檢測器具使用信息、通過分析得出的結論、發現的缺陷及其性質、建議的更新或維護工作等，以便于進行維護和更深入的研究[1]。

3 阻抗測量技術

配電網故障阻抗測量技術是用于尋找配電網故障位置的一種無損檢測方法，可以根據故障之間的阻抗差異來定位故障點，其原理是利用相鄰線路上的故障點對整條線路進行阻抗差分分析。通過測量傳輸線的電阻、電容和感抗等參數，得出傳輸線路的阻抗參數，對整條線路進行故障阻抗測量，并計算出相鄰故障間的阻抗差。通過比較多個故障間的阻抗差值確定故障點位置。配電網故障阻抗測量技術應用過程如下。

步驟一，開展檢測前準備，確保被測傳輸線路已經停電，將被檢測線路與其相鄰的線路斷開，保證相鄰線路故障點之間的阻抗差異不被干擾。步驟二，連接測試儀器，分別與傳輸線路和相鄰線路進行接線，并將故障測量儀器連接到計算機上。步驟三，設定測量參數。選擇待測頻率范圍和測量時間間隔等參數，并對故障測量儀器進行校準和質量控制，保證測量的準確性和可靠性。步驟四，開始測量作業。啟動測試儀器進行測量，通過測量故障點之間的阻抗差異來定位故障點位置，同時記錄阻抗參數數據，存儲于計算機中。步驟五，計算故障點位置。通過計算不同相鄰故障之間的阻抗差異，確定故障點位置。配電線路故障阻抗計算：

公式中，V 為待測頻率下的電壓值，P為線路有功功率，Pf為故障點之間的有功功率，Z 為阻抗。此外，在進行配電網故障阻抗測量時，需要注意必須遵循相關操作規程，確保測量儀器的安全可靠。同時由于故障阻抗測量技術的精度和誤差等因素影響較大，因此在實際應用中需要對測試數據進行適當的處理和分析，以減少誤差和提高精度。

4 時頻分析技術

時頻分析技術是其中一種有效的故障檢測方法，可以幫助定位故障點并判斷故障類型。其優點在于精度高、可靠性高以及具有非侵入性特征。首先，時頻分析技術的高分辨率可以檢測到微小的波動和變化，提高了故障檢測的精度和準確性。其次，時頻分析利用多種算法模型進行數據處理，大大降低了故障檢測的誤報率和漏報率，提高了故障檢測的可靠性和穩定性。最后，時頻分析技術是一種非侵入性的檢測方法，無須對設備進行拆卸或停機維修，減少了維護成本和損害設備的風險。

時頻分析技術的原理是通過對數據進行時頻變換，將信號在時域和頻域上進行分析，以獲取信號的時序、頻譜和相位等信息。在故障檢測中，時頻分析技術可對信號從不同時間和不同頻率上進行分析，對信號的微小波動和變化進行檢測，并識別出頻譜中出現的異常峰值，進而確定故障位置并判斷故障類型。時頻分析技術流程如圖2所示。

圖2 時頻分析技術流程

時頻分析技術用于配電網故障檢測與定位階段，第一步為信號采集，采集相應設備的信號數據，包括電流、電壓等。第二步為數據處理，對采集到的數據進行時頻分析處理，通常采用小波變換等算法，將信號在時域和頻域上的精細信息映射出來，獲取高清晰度的頻譜圖和時域波形圖。第三步為故障診斷，通過分析頻譜圖和時域波形圖，找出頻譜中的異常峰值，確定故障位置和類型。第四步為故障定位，可以通過配合其他技術手段如繼電保護、差動保護等進行故障精準定位和計算[2]。

5 氣體檢測技術

配電網故障檢測中的氣體檢測技術通常采用電氣氣體分析（Electrical Gas Analysis，簡稱EGA）技術。其原理基于電弧等故障過程中電纜中的絕緣材料和油類介質中的有機分子因電離而氧化分解，產生諸如氫氣、甲烷、乙烷等氣體，這些氣體的種類與濃度與故障過程密切相關，因此可以通過對這些氣體進行檢測來判斷配電網是否存在故障。基于氣體檢測技術實現配電網故障檢測的流程如下。

步驟一，采集氣體。使用氣體采樣器或氣體誘導器采集故障時產生的氣體，并送至檢測設備。步驟二，氣體分離。將采集的氣體通過沉淀、吸附、色散等物理化學方法分離成不同成分的氣體。步驟三，氣體檢測。通過氣體檢測儀對分離后的氣體進行定量分析，以獲取氣體種類及其濃度信息。步驟四，數據處理。將檢測得到的氣體種類及其濃度信息與預先設定的閾值進行比對，從而判斷是否存在故障。

在氣體檢測中，常用的氣體指標包括H2、CH4、C2H6等，這些氣體的相對濃度與故障類型密切相關。例如，在電纜絕緣材料受熱分解等過程中，H2的產生量較大，因此可以通過檢測H2的濃度來判斷電纜的故障類型和位置。此外，不同類型的故障也可以通過多種氣體指標的組合進行判斷。配電網故障電氣氣體分析常用的公式是根據氣體的電離和化學反應過程建立的。電離和化學反應過程會產生一些離子，這些離子的總數可通過測量與計算獲得，而不同氣體產生的離子種類和數量也不同，因此可以通過檢測氣體中離子的數量來確定氣體種類和濃度。在面向配電網故障的電氣氣體分析中，常用的公式為G1和G2公式。其中G1公式是通過測量H2、CH4和C2H6三種氣體的電離離子數來計算其在氣體總體積中的濃度，G1公式：

公式（2）中，n（H2）、n（CH4）和n（C2H6）分別是H2、CH4和C2H6氣體中的離子數量；V 是氣體的總體積。G2公式是用于計算三種氣體中的兩兩組合所產生的離子數量：

公式（3） 中，n（H2）、n（CH4）、n（C2H6）分別表示H2、CH4、C2H6的離子數量。

6 光纖測溫技術

配電網故障檢測中，光纖測溫技術常用于定位電力設備故障點，其原理是利用光纖傳感器實現對待測物體的表面溫度分布監測。光纖測溫技術原理如圖3所示。

圖3 光纖測溫技術原理

光源向光纖傳送光信號，光信號穿過檢測物體，在被測量的物體表面吸收部分光信號，其余的光信號繼續傳輸到光纖傳感器中。光纖傳感器將接收到的光信號轉化為電信號，然后傳輸到接收器中，接收器將電信號轉換為數字信號，并處理出待測物體表面的溫度分布情況。當待測對象發生故障時，如配電網線路、設備發生短路或是接觸不良等異常，會產生異常的溫度升高或者變化，這些數據可以通過光纖測溫技術收集和處理，進而發現故障并進行有效的維修和處理。以下為配電網線路故障檢測階段光纖測溫技術應用步驟。

步驟一，系統部署。在配電網故障檢測區域內安裝光纖傳感器，光纖產生的信號由信號處理器進行處理，并將處理完成的數據輸出給后端數據處理軟件。步驟二，建立監測系統。通過后端數據處理軟件建立光纖測溫監測系統，包括繪制監測區域的結構圖、定義故障類型、閾值等參數設置。步驟三，系統校準。進行光纖傳感器的溫度校準，校準過程中利用標準溫度源對光纖傳感器的讀數進行檢驗與校正，確保溫度測量的準確性。步驟四，監測數據分析。通過后端數據處理軟件對傳感器采集到的數據進行實時監測和分析，認真記錄溫度升高和變化情況，并對數據進行比對、分析和處理。步驟五，報警和故障處理。根據報警機制（如聲音、短信、郵件）及時響應信號處理器和數據處理軟件發出的故障報警信息[3]。

7 結語

在面向配電線路開展故障檢測與定位技術應用期間，技術部門需要在充分了解各項技術特點、原理、具體應用步驟以及相關要求、規程，結合實際情況合理選擇檢測技術，發揮技術優勢，達到快速檢測與定位故障。同時，本文建議電力企業選擇一項檢測技術期間，應提前加強技術人員的教學與培訓，確保人員掌握詳細操作要點，同時合理開展多項技術聯用，從而盡可能發揮電力線路故障檢測與定位技術的優勢，為配電網安全、穩定運行奠定技術基礎。