田景輔，于 游，田鵬飛，陶 冶

（國網遼寧電力調度控制中心，遼寧 沈陽 110006）

遼寧電網輸電線路故障點定位方法分析

田景輔，于 游，田鵬飛，陶 冶

（國網遼寧電力調度控制中心，遼寧 沈陽 110006）

介紹了遼寧電網220 kV及以上線路目前采用的各種故障點定位方法，闡述了各方法的主要特點、適用范圍和存在的不足，并在比較分析的基礎上，提出了綜合各種技術手段，準確分析計算線路故障點的綜合分析方法。

電力系統(tǒng)；輸電線路；故障點定位

快速準確確定線路故障點對快速處理線路跳閘事故，保證電網安全穩(wěn)定運行及最大限度降低現(xiàn)場巡線人員的工作強度等都有十分重要的意義。目前遼寧電網確定線路故障點主要有阻抗測距法、零序電流曲線法、小波測距定位法和雷電定位法。以上各方法根據(jù)線路故障特點有不同適用范圍，因此，要根據(jù)具體故障類型及技術配置情況，通過綜合分析確定線路故障點。

1 阻抗測距法

目前遼寧電網220 kV及以上系統(tǒng)保護微機化率已達到100%。微機保護裝置及故障錄波器均具有阻抗測距功能，主要采用單端阻抗測距。線路故障時，裝置通過采集電壓和電流計算母線到故障點間的線路阻抗來確定故障點。阻抗測距算法簡單，不需單獨投資。如圖1所示，當線路接地短路時，M側測量阻抗Zm如式（1）所示：

式中：ZLS為M側到故障點的線路阻抗；RF為故障點的過渡電阻；ΔZ為附加測量阻抗［1］。

圖1 線路經高阻接地

當故障點過渡電阻較小時，附加測量阻抗ΔZ較小，測量阻抗接近線路實際阻抗，測距結果真實可信。當故障點存在較大過渡電阻時，ΔZ將顯著增大，對于雙側電源線路，由于對側電源的助增作用，ΔZ將進一步增大，造成結果誤差較大，甚至完全失真。阻抗測距不僅受過渡電阻影響，還與TA、TV傳變誤差、裝置采樣誤差及線路參數(shù)分布不均等多種因素密切相關，因此，阻抗測距法精度不高，適用范圍有限。

通過對遼寧電網近3年的短路故障統(tǒng)計分析，雷擊、外破、漂浮物、鳥害等故障絕大部分為金屬性故障，占92.6%，而線路對樹木放電、部分山火及外破故障存在一定的過渡電阻，尤其是導線對樹木放電時，過渡電阻值可達到70～100 Ω。對于阻抗測距，當按長度表示的兩側裝置測距之和與本線路長度基本一致時，表明線路為金屬性短路或過渡電阻較小，測距比較可靠，其誤差一般在±10%范圍內，因此，按阻抗法確定線路故障點，一般可按全線路20%左右進行巡線。當線路經高阻接地時，兩側測距之和將遠大于本線路長度，此時用阻抗法已無法準確計算故障位置，需采用其它方法。

2 零序電流曲線法

零序電流曲線法是一種通過分析線路兩側零序電流大小及比值來分析確定線路故障點的方法。將線路平均分成若干段（一般選10段），分別計算各均分點處故障時線路兩側零序電流大小及同一點故障兩側零序電流的比值，并將各點電流擬合建立零序電流曲線，如圖2所示。故障類型為單相接地。由保護部門按以上原則定期計算全網線路零序電流曲線作為計算故障點的依據(jù)［2］。

零序電流曲線法適用于各種類型的不對稱接地故障，尤其能夠較準確地計算高阻接地故障。其原理如圖1所示，對于電網內的任意線路故障，均可將故障線路以外的系統(tǒng)簡化為M和N2點，故障點過渡電阻RF處于線路故障點外部，即為故障點的附加電阻，因此，它只影響故障點零序電流大小，而不影響線路兩側零序電流的比值。同理，當系統(tǒng)中發(fā)電機組運行方式變化時，也只影響正序網絡變化，而不影響兩側零序電流比值，即正序網絡影響零序電流大小而零序網絡決定零序電流分布。因此，對于各種不對稱接地，均可利用零序電流曲線法計算故障點［3］。

近3年，遼寧電網220 kV及以上線路單相接地故障占93.2%，因此，零序電流曲線法是目前適用最廣泛的測距方法。本方法不需要單獨配置裝置和組建系統(tǒng)，只要定期計算更新零序電流數(shù)據(jù)即可。該方法不足之處在于不能計算相間短路及三相短路的故障點，測距精度受短路電流計算精度影響較大，由于部分保護裝置的故障報告不包含零序電流，需要現(xiàn)場人員進行測量計算后匯報調度，匯報不準確將影響對故障點的正確分析。

使用零序曲線法時，對于金屬性短路，可首先根據(jù)阻抗測距大致判斷故障點位置，然后比較分析故障電流與該點零序曲線電流的數(shù)值及比值，在二者基本吻合的基礎上，進一步精確定位故障位置，可按全線路的15%～20%巡線；當兩側保護測距遠大于線路長度，表明系統(tǒng)過渡電阻較大，阻抗測距無法估算故障點位置，此時需要通過兩側故障電流比值與零序曲線電流比值進行比對確定故障位置，巡線范圍應擴大為全線的20%～30%。

3 小波測距法

線路內部故障時，將產生沿線路向兩側傳播的電壓、電流行波，由于其傳播速度一定，故只要測量出行波自故障點到母線間的傳播時間，即可計算出故障點位置。遼寧電網小波測距系統(tǒng)就是利用小波變換技術來分析輸電線路故障時產生的行波信號，并進行故障定位的方法。該系統(tǒng)主要有單端測距和雙端測距2種方式。單端測距法由于存在故障點反射波與透射波的識別問題，容易導致測距不準或失敗，因此，實際運行中主要以雙端測距為主。雙端測距法是利用線路內部故障產生的行波到達線路兩側時間差來計算故障點位置的方法。設故障時初始行波波頭到達線路兩側母線的時間分別為為TS和TR，則故障點與兩側母線的距離可按式（2）和式（3）計算。

圖2 零序電流曲線

式中：V為行波傳播速度；L為線路長度；XS和XR分別為故障點到線路兩側的距離［3］。

遼寧電網小波測距系統(tǒng)采用集中網絡化部署方式，如圖3所示，系統(tǒng)利用GPS時鐘同步兩側，站端測距信息通過數(shù)據(jù)網傳至調控中心主站進行分析合成，并通過綜合智能告警系統(tǒng)將故障點信息發(fā)布至調度臺。目前全網已配置141個測距子站終端，對217條220 kV及以上線路進行故障測距計算。220 kV及以上線路覆蓋率達到34.6%，其中，50 km以上線路覆蓋率達到100%。

圖3 小波測距系統(tǒng)配置

小波測距系統(tǒng)最主要的優(yōu)點就是使用簡單、精準可靠，通過近3年運行統(tǒng)計，系統(tǒng)故障點定位準確率（±4級塔）達到93.2%，綜合測距精度小于2級塔，為1.93級?？紤]投資及設計要求，目前系統(tǒng)覆蓋率較低，運行中GPS時鐘問題及裝置硬件問題是造成測距不準確的主要因素。因行波傳播接近光速，理論上如果兩側時鐘誤差為1 μs時，其對應的測距誤差則為150 m。此外，對于較大的高阻接地故障及弱饋線路，當行波波頭不明顯時，也存在數(shù)據(jù)合成失真的問題［5］。由于目前智能站的MU不能對高頻行波進行采樣，配置電子式互感器及常規(guī)互感器＋MU智能站均不能直接應用小波測距系統(tǒng)。

故障跳閘后，小波測距系統(tǒng)直接報告故障桿塔號，由于該方法是間接定位法，需要結合阻抗測距或零序曲線法對故障點進行佐證，可靠排除系統(tǒng)因異常而誤報情況。確認測距結果有效后，一般以系統(tǒng)所報桿塔號為中心，前后各擴展10級塔巡線即可。

4 雷電定位法

雷擊是高壓輸電線路跳閘的首因，近3年，遼寧電網220 kV及以上線路因雷擊導致跳閘的約占52%。因此，雷電活動的快速準確定位對分析線路故障點意義重大。雷電定位系統(tǒng)是通過探測雷電發(fā)生時產生的電磁波，利用時差及定向等定位技術計算雷擊點位置，并對雷電電流強度、極性、回擊次數(shù)等相關參數(shù)進行在線監(jiān)視的應用系統(tǒng)［4］。遼寧電網雷電定位系統(tǒng)組成如圖4所示，系統(tǒng)由探測站、傳輸網絡、中心站和客戶端組成。探測站采集的數(shù)據(jù)經中心站分析后，可通過Web方式對數(shù)據(jù)進行監(jiān)控、查詢和統(tǒng)計分析。目前遼寧電網共配置14個雷電探測站，覆蓋全省所有區(qū)域，系統(tǒng)理論定位誤差小于1 km。

圖4 雷電定位系統(tǒng)配置

雷電定位系統(tǒng)只能定位雷擊故障。當短時間內沿線路發(fā)生密集頻繁落雷時，難以準確定位線路實際故障點，對于反擊雷跳閘，其實際故障點也并不一定在落雷最近桿塔處。此外沿線路的地形地貌，系統(tǒng)時鐘以及線路坐標參數(shù)精度等對故障準確定位均有較大影響。因此，雷電定位系統(tǒng)一般只作為確定線路故障點的輔助決策系統(tǒng)。

線路跳閘后，登錄系統(tǒng)依次輸入線路名稱、跳閘時間、走廊半徑、跳閘前后時間緩沖半徑等參數(shù)，查詢在跳閘時刻附近輸電線路走廊的雷電活動情況。一般走廊半徑選擇1～5 km，時間緩沖半徑選擇5 min，根據(jù)查詢出的雷電活動結果，查找最符合跳閘時間的雷電信息以及距離最近的桿塔號。

5 線路故障點的綜合分析

5.1 綜合分析方法

以上分析計算線路故障點的各方法有著各自的使用特點和適用范圍，在實際工作中，要根據(jù)故障類型、運行方式和氣象條件等，結合測距系統(tǒng)配置情況，通過綜合分析確定線路故障點，主要步驟如下。

a.收集故障相關信息。包括故障時刻、故障時線路兩側相電流和零序電流數(shù)值、兩側保護裝置測距、重合永久故障后的故障電流以及故障時的天氣情況、作業(yè)情況等。同時還要了解線路測距系統(tǒng)的配置情況及系統(tǒng)運行方式。

b.對故障電流及故障性質進行初步判斷。單相故障時，兩側匯報的相電流之和應基本等于兩側零序電流之和，如相差較大，應從讀值方法、變比選取、故障時刻選取等查找原因。對于兩相短路，如故障時有零序電流或零序電壓，則表明為接地短路，當由單相接地轉為兩相接地且兩相電流不等時，則可能為兩點接地，當兩側零序電流均遠小于零序曲線計算電流，并且兩側保護測距遠大于線路長度時，則判斷為高阻接地。

c.結合測距系統(tǒng)配置情況，確定故障定位方法。如線路配置有小波測距系統(tǒng)，首選小波測距結果，并通過保護測距或零序電流曲線對結果的有效性進行確認。小波測距巡線范圍在20級塔左右即可。對未配置小波測距或小波測距失效的情況，對金屬性短路，可根據(jù)兩側保護測距估算故障點位置，并在零序曲線上查看對應的零序電流及其比值，三者基本一致時，按線路15%～20%巡線。判斷為高阻接地時，應通過零序電流曲線比值法確定故障點，范圍提高至全線的20%～30%。對于雷雨天氣，還應結合雷電定位系統(tǒng)對小波測距、阻抗測距等結果進行佐證，雷電定位一般不作為單獨確定線路故障點的依據(jù)，當判斷為高阻接地時，可基本排除雷擊故障［5］。

d.不要僅憑小波測距結果或雷電定位結果確定故障點；電纜與架空線路混合線路參數(shù)分布不均，要注意防止阻抗法誤判；要注意分析故障時的實際運行方式，在線路臨時終端方式下，小波測距由于故障時不能啟動或行波特征不明顯可能失效；檢修方式下零序曲線的計算值與實際值可能存在偏差；對于5 km以下的超短線路，一般按全線范圍巡線；而對于阻抗法或零序曲線法確定的故障范圍，在滿足上述線路比例范圍的情況下，巡線絕對塔數(shù)一般不小于20級。

5.2 案例分析

某500 kV線路發(fā)生C相故障跳閘，單相重合不良。M站2套縱聯(lián)保護動作，Ic＝840 A，3I0＝604 A，L＝158.75 km；N站2套縱聯(lián)保護動作，Ic＝2 840 A，3I0＝3 040 A，L＝28.49 km，線路全長105 km，總塔數(shù)222級，1號塔位M側，當時天氣為雷雨。

本次故障兩側保護測距之和為187 km，遠大于線路本身長度，判斷為高阻接地。小波測距系統(tǒng)顯示193號塔故障，雷電定位系統(tǒng)顯示該時刻前后5 min內193號塔附近無落雷。故障時M側與N側零序電流比為0.198，表1為該線路的零序電流曲線電流值列表，通過比值估算，故障點應在距M側約全線的90%處，按平均檔距估算，小波測距結果位于距M側線路的87%處，二者基本吻合，確定小波測距結果有效。同時該點故障電流也遠小于零序曲線電流，因此判斷本次故障應為193號塔附近發(fā)生的一次高阻接地故障。巡線范圍確定為183～203號塔，重點是193號塔，C相。線路實際巡線發(fā)現(xiàn)193號塔發(fā)生C相導線對樹木放電，故障原因符合高阻接地特征，經計算，本次故障的過渡電阻約為70 Ω。

表1 零序電流曲線數(shù)據(jù)

6 結束語

零序電流曲線法在遼寧電網應用多年，是一種行之有效的線路故障點定位方法。隨著微機保護的全面應用，阻抗測距法已成為與零序電流曲線法相輔相成的技術手段。隨著新技術的發(fā)展，小波測距及雷電定位系統(tǒng)已實用化，進一步豐富了線路故障點定位的技術手段。通過對以上各方法的綜合分析、互補應用，有效提高了遼寧電網的應急處置能力和運行管理水平。

［1］毛曉明，劉 沛，程時杰.利用單側電量的高壓輸電線路故障測距算法研究［J］.電網技術，1998，32（11）：15－17.

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［3］張延鵬.東北電網500 kV線路零序反時限保護應用研究［J］.東北電力技術.2010，31（5）：18－20.

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［5］叢海洋，范 渤.輸電線路通道防護屬地化管理問題研究［J］.東北電力技術.2014，35（6）：23－26.

Analysis on Fault Location Methods of Transmission Line in Liaoning Power Grid

TIAN Jing?fu，YU You，TIAN Peng?fei，TAO Ye
（State Grid Liaoning Electric Power Co.，Ltd.，Dispatch Control Center，Shenyang，Liaoning 110006，China）

This paper introduces fault location methods of Liaoning 220 kV and above power grid，and describes the main features，scope of application and existing problems.Different technical methods are put forward on the basis of the analysis and comparison，as well as accurate analysis and calculation for the synthesis analysis method of line fault are proposed.

Power system；Transmission line；Fault location

TM755

A

1004－7913（2015）09－0043－04

田景輔（1975—），男，碩士，高級工程師，從事電力系統(tǒng)繼電保護整定計算及運行管理工作。

2015－06－30）