基于分布式監測系統的超高壓輸電線路故障診斷技術應用

楊 軍

（內蒙古電力科學研究院，呼和浩特 010020）

0 引言

內蒙古電網是一個以500 kV線路為骨干網架，220 kV線路為主體的大電網，承擔著內蒙古自治區西部地區六市二盟的供電任務。電網自西向東網架延伸長達2500 km，主體部分南北寬度約400 km，是一個主體部分沿黃河流域分布的長距離鏈式外送電網[1]。為構建堅強電網，改善原500 kV電網架構較松散的弊端，在內蒙古電網2023年近景規劃中，逐年新建500 kV輸變電工程，屆時將形成“四橫五縱”的網架結構，同時將新增500 kV變電站26座。

現有的“三橫四縱”網架結構中500 kV輸電線路長度已超過6000 km，隨著電網規模不斷擴大，輸電運檢的工作量也相應增加。內蒙古地區幅員遼闊，部分線路跨越不同地形，或架設在偏遠地區，使得線路發生故障后巡查、搶修都面臨較大困難。得益于通信技術的發展和智能在線監測系統的應用[2-4]，內蒙古電網于2014年開始在部分500 kV線路試點配置“輸電線路分布式監測系統”，用于線路故障精確定位和原因辨識，以緩解故障巡查和搶修的壓力，提升輸電網供電可靠性。截至2020年7月，已累計在內蒙古電網15條500 kV輸電線路配置了138臺分布式故障監測終端。目前監測終端運行情況良好，并成功完成了5次非雷擊故障的診斷。

本文研究了行波在輸電線路上傳輸衰減情況，介紹分布式監測技術的原理和終端配置方案；對系統監測到的3起典型故障進行分析，驗證分布式監測系統的診斷結果，并對3起故障的定位誤差進行分析，指出500 kV輸電線路雷擊故障的辨識依據。

1 行波傳輸的衰減規律

行波在線路傳輸過程中會因電阻、電導、大地以及電暈等因素產生損耗，引起波形衰減。假設單位長度導線大地電阻為R0，絕緣泄漏、介質損耗電導為G0，導線電容為C0，導線電感為L0，電壓幅值為U0。

以直角波為例進行簡化分析，且假定等值線路各參數為常數。

電壓沿線傳輸過程中，在導線周圍空間產生電場能，單位長度電場能為其中，U為起始電壓幅值）；在存在對地電導情況下，單位長度距離傳輸消耗能量為其中，t0為電壓波傳播單位長度的時間）。消耗的部分電能會導致電壓波的衰減，電壓u衰減規律為：

式中：v—行波傳輸速度；t—總傳播時間；x—線路長度。

電流沿線傳輸過程中，在導線周圍空間產生磁能，單位長度磁能為其中，I為起始電流幅值）。在有電阻R0時，單位長度距離傳輸將消耗磁場能量為R0i2t0，消耗磁能也會導致電流波形衰減，電流i衰減規律為：

在輸電線路電與磁的傳輸過程中，假如磁能消耗比電能快，則空間電能密度會大于磁能密度，此時電能與磁能進行交換以保證電磁波傳輸方向首端電壓波與電流波一直保持關系，傳播過程中，電壓波就會不斷發生負反射以減小波前電壓，電流波會發生正反射以增大波前電流，結果導致電壓波頭部變平、尾部變長。

在線路無畸變情況下，即R0/G0=L0/C0，線路上的磁能與電能比即為電阻和電導上產生的熱損耗之比，此時行波只產生衰減沒有變形發生。由于G0很小，因此衰減多是R0導致的，加上集膚效應作用引起的電阻變化會造成部分波形傳輸衰減明顯。實際輸電線路也并不是理想狀況，因此行波經線路傳輸不但會產生波形衰減，還會發生波形畸變[5]。

本文以實測波形為例（見圖1），解釋行波傳輸衰減規律。

圖1 行波傳輸衰減實測波形

行波傳輸至第一套監測終端時，測量其幅值為215 mA；至第二套監測終端時，幅值衰減至71 mA；傳輸至39 km時進一步衰減到33 mA。較低幅值的波形使得其主要特征變得模糊，難以提取，對故障點的精確定位及波形類型辨識造成困擾。此外，當故障行波傳輸后其幅值降低到30 mA以下，則容易與線路偶然強電暈放電特征造成混淆，難于提取。

2 分布式監測技術原理

分布式監測技術基于雙端行波定位原理，每隔20~30 km分布安裝1個監測終端將線路分成若干區段，監測終端具備工頻電流與高頻行波電流采集的功能，監測技術原理如圖2所示。

圖2 分布式監測技術原理示意圖

線路發生故障時，首先利用工頻故障電流判斷故障相別和故障區間；然后選取該故障區間所對應的兩臺監測終端采集到的高頻行波電流進行同步分析。以雙端波頭的準確時刻進行雙端行波定位，再以高頻行波電流的波形特征進行故障類型識別。

2.1 故障區間判定

以常見的單相短路故障為例，線路發生故障后會產生短路電流，由于故障點兩側都會向故障點注入電流，因此故障發生后故障點兩側的電流相位相反，而故障點同側的短路電流相位相同，如圖3所示。因此，故障發生后，可對比故障線路上監測終端的工頻電流，根據監測到電流的相位實現故障區段判定。

圖3 故障區間判定方法

2.2 通過雙端行波定位技術實現故障精確定位

若故障點確定在兩監測終端之間，如圖4所示，故障點C產生的初始行波電流信號同時向兩側傳播，則可利用兩側終端監測到的行波信號進行初始行波的確定并分別標定波頭時刻tM和tN。將兩波頭時刻代入雙端定位公式（3），即可準確計算出故障點至監測終端的距離LM和LN。由于監測終端位置及終端（變電站）距離L已知，即可通過LM和LN進行精確定位。

圖4 雙端精確定位示意圖

2.3 分析高頻行波電流的特征，進行雷擊故障辨識

對于超高壓輸電線路來說，由于其耐雷水平較高，只有強烈的雷電活動才會引起線路絕緣子閃絡，進而引發跳閘[6]。因此，在故障電流方面，無論是雷擊桿塔還是繞擊導線，都會產生幅值非常高的故障電流。根據放電理論可知，放電過程越強烈，擊穿電流波形的上升沿越陡，雷擊故障的暫態電流也會明顯變陡。綜合可知，超高壓輸電線路發生雷擊故障時，其故障電流幅值明顯升高，通常可達數十千安，且暫態行波電流的波頭較陡，半峰值時間較短。

2.4 分布式監測技術優勢

相較于傳統故障雙端行波測距技術，分布式監測技術具有如下優勢。

（1）行波電流實際傳輸超過一定距離時會產生衰減變形，此時的波形難以用來定位故障及辨識原因。采用分布式監測技術可就近獲取更加理想的暫態行波電流特征，實現故障點精確定位。該監測技術還能減小弧垂、波速、波形衰減以及干擾信號等因素對定位準確度的影響，定位精度更高[7-9]。

（2）在輸電線路上安裝監測終端，還能減小行波傳輸折反射的干擾，監測到的行波電流的電磁暫態特征相比變電站記錄到的波形更加準確[10-12]，更利于波形的識別。

3 基于分布式監測技術的故障診斷實例分析

3.1 故障案例1

故障案例1所在線路全長208.734 km，在該線路48號桿塔、84號桿塔、107號桿塔、160號桿塔安裝了故障監測裝置。該線路于2019-03-16T13：25：49發生跳閘故障。

依據圖3方法，對該線路4套監測終端采集到的工頻電流進行對比，得到故障時刻48號桿塔及84號桿塔L2相的工頻電流波形如圖5所示。圖中異常電流突增2個周期后歸零，與線路發生故障時工頻電流特征一致，判斷該線路L2相發生跳閘故障，且48號桿塔與84號桿塔上分閘工頻短路電流相位角相反，因此可確定故障點位于48號桿塔與84號桿塔之間。

圖5 案例1故障時刻工頻電流波形

在48號至84號桿塔之間進行雙端行波定位計算，根據故障時刻找出初始故障行波電流波形，如圖6所示。對兩波形的波頭時刻進行標定后，可知初始故障行波第一次到達48號桿塔的時刻，與第一次到達84號桿塔的時間差Δt=4μs。根據在線波速測定結果，行波在該線路的波速為290 m/μs，根據式（3）可算出故障點在距離48號桿塔8.474 km處。查閱線路檔距資料后，確定故障桿塔為66號桿塔。本次故障行波電流幅值較小且半峰值時間較長，判斷為非雷擊故障。

圖6 案例1故障時刻行波電流波形

3.2 故障案例2

故障案例2所在線路全長160.061 km，在線路2號、48號、169號、225號桿塔安裝了故障監測裝置。該線路于2016-10-23T11：27：43發生跳閘故障。

對該線路4套監測終端采集到的工頻電流進行對比，得到48號和169號桿塔L2相的工頻故障電流波形如圖7所示，波形中電流在故障時刻突增，并在第二個周期后歸零，與線路發生故障時工頻電流特征一致，因此可判斷該線路L2相發生跳閘故障，且48號桿塔與169號桿塔上分閘工頻短路電流相位角相反，因此可確定故障點位于48號桿塔與169號桿塔之間。

圖7 案例2故障時刻工頻電流波形

確定故障區間后，在48號至169號桿塔之間進行雙端行波定位計算，根據故障時刻找出初始故障行波電流波形，如圖8所示，對兩波形的波頭時刻進行標定，可知初始故障行波第一次到達48號桿塔的時刻，與第一次到達169號桿塔的時間差Δt=20μs，行波在該線路的波速為290 m/μs，根據式（3）可算出故障點在距離48號桿塔30.143 km處。查閱線路檔距資料后，確定故障桿塔為118號桿塔。本次故障行波電流幅值較小且半峰值時間較長，判斷為非雷擊故障。

圖8 案例2故障時刻行波電流波形

根據故障后的巡線結果，本次故障點發生在119號桿塔，定位誤差為-1基桿塔，在規定允許的范圍內。由于故障案例2中48號桿塔與169號桿塔之間距離遠超30 km，因此可以從圖中觀察到兩側波形有不一致情況，且波頭發生了一定的幅值衰減和畸變，但此次故障波頭較陡，波頭的突變點和峰值比較容易識別，因此定位仍然準確。

3.3 故障案例3

故障案例3所在線路全長208.936 km，在該線路125號、163號桿塔安裝了故障監測裝置。該線路于2019-02-02T13：36：04發生跳閘故障。

對該線路2套監測終端采集到的工頻電流進行對比，得到故障時刻125號和163號桿塔L3相的工頻電流波形如圖9所示，波形中電流在故障時刻突增，并在第二個周期后歸零，與線路發生故障時工頻電流特征一致。不同的是，本次故障125號桿塔與163號桿塔上分閘工頻短路電流相位角相同，因此判斷故障點位于125號桿塔至163號桿塔區間外。

圖9 案例3故障時刻工頻電流波形

由于故障點不在分布式監測裝置的雙端區間內，因此采用單端行波定位的方式。通過查看125號、163號桿塔終端的初始行波時刻，可知故障行波是由125號桿塔小號側發出，因此利用125號桿塔終端監測到的行波進行單端定位，如圖10所示。

故障時刻行波第一次到達125號桿塔的時刻為t1，反方向傳播經變電站反射后，到達125號桿塔的時刻為t2，時間差Δt=170μs，行波在輸電線上傳播速度v為290 m/μs，已知125號桿塔與變電站之間距離L，則可以計算出故障點在距離125號桿塔小號方向28.91 km處。查閱線路資料后確定故障桿塔為67號桿塔。經故障后巡線的實際結果核實故障點為67號桿塔，定位結果準確。

由故障案例3可知，利用行波的折反射原理可以進行單端定位，單端行波故障測距技術不需要精確對時，避免了雙端監測終端由于硬件系統的原因導致時間不同步給定位帶來的影響，在某些特定情況下具有較好的效果。當故障點位于分布式的雙端監測區間內時，單端定位可作為輔助驗證手段；當故障點在區間外時，對某些故障仍可使用單端定位來覆蓋監測盲區。

4 結論

本文研究了輸電線路上行波傳輸后的衰減規律，分析了分布式監測技術的線路故障診斷原理及優勢，分步驟對內蒙古超高壓輸電線路的3起典型故障進行了診斷，對故障案例的定位誤差進行分析，得出結論如下。

（1）行波在輸電線路上傳播存在衰減與畸變，在行波傳播超過20 km以上時可能造成波頭陡度變緩、波頭特征改變或消失，影響診斷結果，因此采取每20~30 km布置分布式監測終端較為合理；在故障診斷時，可根據工頻電流確定故障區間，再利用高頻行波電流進行精確定位和故障辨識。

（2）分布式監測技術的定位精度與故障點相對位置、故障暫態電流大小有較大關聯，故障點距監測終端越近、故障電流越大、行波暫態電流波頭越陡，定位的準確性越高。

（3）超高壓輸電線路發生雷擊故障時，故障電流為千安級，通常可達幾十千安；雷擊故障行波電流的波頭較陡，波頭時間較短，通常為微秒級，可以此作為雷擊故障的辨識依據。

（4）單端行波定位仍具有較高利用價值，當故障點位于分布式監測的雙端區間內時，單端行波定位可作為雙端定位的輔助與驗證手段；當故障點所在位置不滿足雙端定位條件時，單端行波定位可作為后備定位手段，對于故障電流較大、波頭較明顯的故障仍具有較高定位精度。