对高压输电线路故障测距的探讨

蔡伟斌

国网江苏省电力公司高邮市供电分公司 江苏 扬州 225600

1 高压输电线路的故障类型及识别

1.1 弧光性故障及识别

弧光性故障属于不稳定的接地故障，统计显示，弧光性故障比例占10%，其具有如下特点：对地绝缘能力降低，当相电压升至一定程度时会引发绝缘击穿，导致沿面或经空气放电，电压降低后可使绝缘恢复，并循环多次。一旦输电线路绝缘子出现裂缝、损伤，或与建筑物过近等，均会引发弧光性故障。弧光性故障具有多次击穿现象，短时间内电荷迅速移动，引发循环多次的瞬时大电流，幅值高达百安，破坏力极强。

针对输电线路中的弧光性接地故障与雷击故障，可采用电流故障行波的2个特征频带中的频谱能量比与波形系数加以识别，借助电磁暂态软件建立仿真模型对输电线路故障加以仿真，并对故障行波信号加以识别，可取0～3kHz为首个特征频带，对其能量加以计算；取3～6kHz为另一特征频带，对其能量加以计算，以二者的能量比作为依据来识别雷击故障与弧光性故障。

1.2 过渡阻抗性故障及识别

过渡阻抗性故障是因外界物体接触线路而引发的对物放电故障，其涉及种类较多，并时常有电弧放电现象发生，而有些诸如鸟闪、闪络、异物接线等故障也可能无电弧现象。此类故障多因接地故障通过介质产生，因而其阻抗特点多源自介质阻抗，故障阻抗主要包括两部分：①介质与大地所产生的非有效接触阻抗；②诸如杆塔、设备、树枝等介质所引发的有效接触阻抗，在所有介质中，将金属性及阻值趋零的介质划入金属性故障之中，不在此类故障研究范围。

通常而言，非有效接触所引发的阻抗不会随着外加电压变化而发生变化，可视为一个线性电阻；而其他介质因多含水、内部结构参数不同，因而可能引发的过渡阻抗值不尽相同，但有研究显示，其故障阻抗幅值呈线性增长。以污闪故障为例，其属于逐步发展过程，绝缘子表面多有电磁现象，因而故障录波波形上会出现中性线电流扭曲情况，若最后一次中性线电流扭曲与闪络时间间隔相等，即可确定为污闪故障。若是输电线路对树木的放电，由于放电电流逐渐变大，因而可从故障录波数据中提取特征参数加以识别。

2 高压输电线路的故障测距的几种方法

2.1 双端同步测距法

2.1.1 两侧电压法。对于电流互感器饱和造成的测距误差，为了能有效避免，相关人员提出了在线路两端同步开展的电压相量测距算法，该方法在理论上而言，能不受饱和侧电流的影响，不需要电流相量参与。对于这一指标与过渡电阻和故障类型无关，仅与线路阻抗、故障距离的情况有关，已由故障线路正序端电压TE指标相关概念加以证实[1]。然后通过软件仿真获取电压比指标与故障点位置的单调曲线关系，以此来匹配定位三端与两端线路，进而得到唯一的距离解。这一方法经过实际仿真表明精度较高，但在使用该种方法时，需要提供两侧系统的等效阻抗，两侧系统阻抗在实际运行过程中，在缺乏电流的情况下，具有一定的变化，难以实现在线测量，所以这种测距算法较为理想化。

2.1.2 本侧电压电流对侧电流法。因为电流互感器很容易在故障发生时达到饱和，造成采样波形的异样，所以难以对真实的故障电流进行正确反映。而对输电线路双端测距算法造成影响的主要因素就是电流互感器饱和，而补偿矫正饱和电流就是对饱和影响故障测距的解决手段，但对于饱和电流完全矫正，在实际操作中很难做到。而对两侧电压和另一侧电流的研究利用就是另一种解决的途径，其主要是对CT饱和的一侧电流不考虑，具有更广泛的应用和更高的测距精度。

2.2 行波法

行波法的主要原理就是行波法暂态行波理论，在输电线路发生故障时，行波法依据的测算方法会在线路中产生故障行波，在其他阻抗不连续点和故障点发生反射与折射的情况。随着光电流互感器和光电压互感器的逐步使用，对存在于故障测试中过渡电阻带来的影响进行了有效减少，大大提升了该方法的适应力。

但目前仍有一些问题存在于这种方法中，如故障点与测距装置间的距离较小，即难以测量故障点位置，会出现测距死区。另外，在识别与标定射波方面有不准确的情况，无法区分出故障点发射波与端母线反射波。输电线路故障行波在故障时刻电压初相角较小时就会产生不清晰的状态，这样就会无法进行故障测距，导致行波信号微弱。

2.3 故障分析法

当线路发生故障，在明确输电线路系统的线路参数与运行模式下，可以测量装置处，得到电流值和电压值，和故障距离间呈函数关系，为了创建关于电流与电压的回路方程，可选择故障录波中的故障数据来实现，再通过运算、分析，获取到最终的故障距离。

2.3.1 双端数据的故障分析法。在故障测距时，该种方法主要是依据一端电压、两端电流进行，如基于线路两侧零序电流的比值，可以将单相接地故障的位置测算出来。但是缺少对分布电容作用的考虑。另外，在不同运行模式下，需要预先画出线路下零序电流分布曲线，运行模式与实际测距结果有着密不可分的关系。

2.3.2 单端数据故障分析法。解方程法、阻抗法、电压法就是单端数据故障包含的几种方法。解方程法主要是参照系统模型与输电线路参数，对测距点的进行测量，得出电流与电压，进而运用解方程的方式获取故障点距离。阻抗法主要是当系统故障时，对线路一侧进行测量，获取电流值与电压值，在运用计算获取故障回路的阻抗，故障区和被测量区的距离与阻抗形成正比，从而获取故障距离。电压法主要是发生故障处的电压值在线路故障时会急剧下降，并通过计算各种故障相电压的沿线分布状况，获取故障相电压的最低点，满足故障测距的标准。

2.4 智能化测距法

当前与其他方法相比，智能测距方法还处于研究和发展中，在对高效化测量方法研究时，相关人员提出了相关优化方法、卡尔曼滤波技术、模糊理论、红外线技术等多种智能化测距理论。除具有高效性外，智能化测距方法还可以采用数字形式表现故障距离，更加直观，对网络这一先进技术进行了充分利用。在分析数据过程中，采用电子信息技术具有稳定性与准确性。现阶段有一些弊端存在于智能化测距法中，例如神经网络技术，其易受到故障距离、输电线路参数变化、对端系统的阻抗变化、测量端以及电气量取值不准确的影响，所以，为了不对输电线路故障定位准确性造成影响，导致训练不收敛，需要大量的训练样本。

3 故障分析法在故障测距中的应用

在确定高压输电线路运行方式和相关参数的过程中，可以直接测量装置的电压值和电流值。如果故障检测结果是与故障距离的函数关系，则需要根据其中包含的故障数据建立其电路方程，最终得到故障距离。

3.1 单端数据故障分析模式

单端数据故障分析方法主要有电压法、方程求解法和电阻法[2]。①电压法，根据高压输电线路发生故障时，故障点处的电压会迅速下降，从而详细计算出各故障电压的实际分布情况，进而得出电流电压的最低点，达到故障定位的主要目的；②解方程法。根据高压输电线路系统的模型和相关参数，通过测量故障点的电流和电压，结合方程完成故障测距，得到最终结果；③阻抗法。在高压输电线路故障过程中，对线路一侧进行测量，记录电流值和电压值。在此基础上，得到了比阻抗。同时，故障区域与被测区域之间的距离与阻抗成正比，从而得到高压输电线路的故障测距结果。

3.2 双端数据故障分析方式

双端数据故障分析方法，基本上是以一端电压、两端电流为基础，对高压输电线路进行故障测距，本文将详细介绍该方法的主要内容。

3.2.1 在测距过程中，工作人员根据高压输电线路两侧零序电流的有效比值，对单个接地故障进行了估算，但由于没有考虑分布电容的影响，加上事先已完成的线路设计是在不同方式下、高压输电线路零序电流的具体分布情况下进行的，所以对高压输电线路最终测距结果，与现行运行方式有着密切的关系。

3.2.2 利用高压输电线路一端的电流、电压和另一端的电流作为故障测距的依据，这种方法有一个明显的优点，那就是通过分相电流差来保护电流信息，甚至可以在一定程度上忽略关于数据同步的问题。

3.2.3 以高压输电线路两侧的电流、电压为依据进行故障定位。这时，工作人员需要计算两端阻抗继电器的实际阻抗值，并结合两端电流建立方程，但要注意解中有真根的现象。

4 行波法在故障测距中的应用

4.1 获取行波

在高压输电线路故障测距环节中，暂态行波可以覆盖交流宽度的频段，基本上可以超过kHz。为了合理、顺利地观察二次端的传输线，需要对电流信号和电压信号的转换电路进行更专门的设置，使其以最快的速度完成反应。例如，当行波速度等于光速时，为了将故障测距的实际分辨率控制在500m以内，必须将电流和电压的暂态信号响应时间设置在3.3μs以下，通常高压输电线路中安装多台电压互感器会限制故障测距的精度行波变换在很大程度上影响了行波的变换效果，因此不能有效地利用。为了解决这一问题，可以将电压互感器的接地线和电感线圈串联起来，从而达到获取行波的目的。此外，行波传感器还可以应用于高压输电线路中，对CVT线路产生的电流进行耦合，得到线路中的故障行波。

4.2 识别波头

在对高压输电线路进行故障测距的环节中，工作人员为了对波头进行识别，常常会采用软件法、硬件法的方式。在这样传统的检测方式中，实际上存在较多的局限性，基本上并不能将其应用在单端行波法故障的测距中，也就是说会直接降低测距结果的精准性、有效性，影响工作的质量[3]。针对这样的问题，相关的研究人员、专家提出了很多更加科学的解决措施，其中优势最为显著的就是HHT方式。采用HHT方式开展工作，在增强检测故障性波动质量的同时，还能够更好地适应工作环境，甚至不会受到外界因素的影响，且没有关于基函数选择的特殊要求，而其劣势在于搜集的行波信号会受噪音影响，影响获取波头的精准性。

4.3 确定波速

就目前的情况而言，在行波传输过程中，往往受到不同因素的影响。在三条传输线中，行波包括地模分量和线模分量。结合相关研究发现，地模分量和线模分量是影响行波传播效果的关键因素，主要包括换位点、过渡电阻、接地电阻等。同时，研究结果表明，与线模分量相比，地模分量更容易影响行波的传播，因此工作人员可以将线模分量应用于高压输电线路的故障测距。在波速方面，工作人员需要以高压输电线路的实测数据为依据进行计算，也需要以人工信号为起点来测量被测高压输电线路的长度。基于此方法，在高压输电线路故障测距工作中，可以最大限度地减小因偏斜引起的误差，提高测距结果的精度。

5 结束语

综上所述，高压输电线路的故障定位对保证电力系统的稳定运行具有重要意义。在此基础上，在实际工作中，工作人员将故障分析法、行波法等方法合理应用于高压输电线路故障测距工作中，确保第一时间发现存在的故障点，从而提高工作质量和效率，为员工制定后续工作计划奠定基础。因此，为了保证高压输电线路故障测距的有效性，有必要在工作中合理应用该工作方法。