周 東，鄧 清，毛 鵬

（國網(wǎng)江西省電力公司檢修分公司，江西南昌 330096）

0 引言

隨著江西超高壓電網(wǎng)規(guī)模的不斷增大，500 kV輸電線路逐年增多，且輸電線路走廊分布廣、環(huán)境復(fù)雜，故障發(fā)生后能快速、準(zhǔn)確地對線路故障點(diǎn)進(jìn)行定位對保障電網(wǎng)安全具有重要意義。尤其，江西地處丘陵地帶，線路走廊多分布于山林中，在夏季，受雷雨大風(fēng)天氣影響，電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定問題尤為突出[1]。為盡快確定故障點(diǎn)，減少線路巡查的工作量和停電損失，提高供電可靠性及系統(tǒng)并聯(lián)運(yùn)行的穩(wěn)定性，需要準(zhǔn)確的故障定位技術(shù)支持。自20世紀(jì)90年代以來，基于行波原理的輸電線路測距方法的研究越來越多且日趨成熟，基于行波原理的測距裝置已在電力系統(tǒng)中廣泛應(yīng)用[2-4]。本文從統(tǒng)計(jì)的角度，對目前江西電網(wǎng)500 kV輸電線路行波測距系統(tǒng)運(yùn)行情況進(jìn)行了分析和總結(jié)，針對行波測距系統(tǒng)存在的問題給出了相應(yīng)的建議和措施。

1 江西電網(wǎng)500 kV輸電線路行波測距系統(tǒng)基本情況

1.1 系統(tǒng)配置

目前，江西電網(wǎng)有16座500 kV變電站，共安裝了15套行波測距裝置，基本信息如表1所示。在江西電網(wǎng)500 kV輸電線路行波測距系統(tǒng)中，能夠形成雙端測距功能的線路，全部實(shí)現(xiàn)雙端故障自動測距；對于目前不能形成雙端測距的，則采用單端人工方式進(jìn)行分析定位。通過2 M專網(wǎng)方式將各個站500 kV行波測距裝置接入行波故障主站，達(dá)到500 kV輸電線路行波測距聯(lián)網(wǎng)。江西省境內(nèi)500 kV輸電線路有42回（不含省際聯(lián)絡(luò)線），除南進(jìn)Ⅰ、Ⅱ回線（500 kV進(jìn)賢變未安裝故障測距裝置）為單端行波測距，其余運(yùn)用WFL2010雙端行波測距裝置，采用2 M通信方式進(jìn)行聯(lián)通。

WFL2010型輸電線路故障測距系統(tǒng)由中國電力科學(xué)研究院所研發(fā)，它基于行波原理，利用輸電線路故障時產(chǎn)生的高頻電磁波（行波）到達(dá)輸電線路兩端地時間差測出故障點(diǎn)的位置。由于行波波頭在沿輸電線傳播的過程中會發(fā)生衰減，波頭能量分散，難以確定波頭的準(zhǔn)確位置。WFL2010型輸電線路故障測距系統(tǒng)應(yīng)用小波變換技術(shù)、全球定位系統(tǒng)（GPS）及行波模量理論來分析輸電線路故障時產(chǎn)生的行波信號，較好地解決了該問題，從而可精確地確定故障距離。

1.2 組網(wǎng)情況

WFL2010輸電線路故障測距系統(tǒng)由兩端測距終端裝置及測距子站或測距主站裝置2部分組成。測距終端完成行波信號轉(zhuǎn)換，故障檢測及判別，故障數(shù)據(jù)采樣、加時標(biāo)、貯存，向測距子站或測距主站傳輸故障數(shù)據(jù)等功能。測距子站或測距主站完成接收測距終端傳輸來的故障數(shù)據(jù)，故障數(shù)據(jù)的分析、處理，定位結(jié)果的顯示、保存，及有關(guān)數(shù)據(jù)、波形的打印等功能。測距主站可在遠(yuǎn)端實(shí)現(xiàn)對其他測距主站登錄和控制，并可實(shí)現(xiàn)對其他測距主站故障數(shù)據(jù)的調(diào)用、查看、分析和處理等工作。測距主站一般設(shè)在各級管理部門，如地調(diào)、中調(diào)、網(wǎng)調(diào)或國調(diào)。按用戶實(shí)際可能的需要可將測距系統(tǒng)分為測距子站在變電站和測距主站在遠(yuǎn)端管理部門2種結(jié)構(gòu)，分別如圖1、2所示，圖中實(shí)線表示為輸電線路，虛線表示為通信線路。

表1 江西超高壓電網(wǎng)行波測距裝置基本信息

圖1 測距子站在變電站測距系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

圖2 測距主站在遠(yuǎn)端管理部門測距系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

江西電網(wǎng)500 kV線路行波測距系統(tǒng)采用第一種安裝方式，即測距子站均就地安裝于變電站，除500 kV進(jìn)賢變電站外，江西其余15座500 kV變電站均安裝有故障測距屏，且線路兩側(cè)變電站均裝設(shè)有測距子站和測距終端。測距子站與測距終端通過RS232串口或RS485網(wǎng)線進(jìn)行通訊，各子站之間通過2M專網(wǎng)方式進(jìn)行通信，實(shí)現(xiàn)500 kV輸電線路行波測距聯(lián)網(wǎng)。

以500 kV馬回嶺變電站為例，500 kV馬回嶺變電站測距終端采集500 kV永馬Ⅰ、Ⅱ線、500 kV馬石Ⅰ、Ⅱ線故障時數(shù)據(jù)，對數(shù)據(jù)進(jìn)行分析處理后通過RS232串口傳輸給測距子站，測距子站通過以太網(wǎng)線連接光電轉(zhuǎn)換器，通過站內(nèi)普通光纖連接至通信機(jī)房內(nèi)輸電系統(tǒng)故障測距屏內(nèi)光電轉(zhuǎn)換器，光電轉(zhuǎn)換器通過以太網(wǎng)線連接至一臺工業(yè)交換機(jī)，該交換機(jī)通過網(wǎng)線分別連接至2臺2 M協(xié)議轉(zhuǎn)換器，再經(jīng)過數(shù)字配線架、光端機(jī)、光纖配線架等設(shè)備最終將信息轉(zhuǎn)換為光信號傳輸給對側(cè)500 kV永修變電站和500 kV石鐘山變電站進(jìn)行通信，其測距系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖3所示。

圖3 500 k V馬回嶺變電站測距系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

2 運(yùn)行情況分析

目前WFL2010型輸電線路故障測距系統(tǒng)在現(xiàn)場運(yùn)行存在以下主要問題。

2.1 部分測距子站之間通信不通

線路兩端的行波測距裝置與其站內(nèi)通信設(shè)備、通信通道和對端站行波測距裝置之間的通信聯(lián)系如圖3所示，在這個鏈路上的任一設(shè)備（如光電轉(zhuǎn)換器、2 M協(xié)議轉(zhuǎn)換器或以太網(wǎng)交換機(jī)）和線纜（2 M同軸電纜或光纖）發(fā)生故障，均會造成兩站行波測距裝置之間的通信不通。此外，當(dāng)兩站測距子站通信不通時，裝置也不發(fā)出任何告警。當(dāng)線路兩側(cè)測距子站通信不通時，線路發(fā)生故障時測距子站之間不能實(shí)時相互交換故障測距信息自動生成故障測距報告，只能通過手動調(diào)取兩端測距子站數(shù)據(jù)進(jìn)行離線測距，影響分析效果和工作效率。

2.2 測距系統(tǒng)測距誤差偏大

為精準(zhǔn)分析目前江西超高壓電網(wǎng)故障測距系統(tǒng)存在的測距誤差，統(tǒng)計(jì)了2012年以來江西電網(wǎng)省內(nèi)500 kV輸電線路因線路故障的跳閘測距情況，如表2所示。

表2 2012年1月-2014年12月江西電網(wǎng)500 k V輸電線路跳閘測距情況

由表2可知，安裝行波測距裝置的500 kV線路2012年以來因線路故障共計(jì)跳閘22次，理論上應(yīng)有成功測距次數(shù)22次，其中雙端測距21次，單端測距1次，實(shí)際成功測距僅有20次。DL/T 357-2010《輸電線路行波故障測距裝置技術(shù)條件》技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)中要求：當(dāng)線路長度在300 km以下，雙端測距平均誤差應(yīng)不大于500 m；線路長度在300 km及以上，雙端測距平均誤差應(yīng)不大于1 000 m。按照該標(biāo)準(zhǔn)，實(shí)際準(zhǔn)確測距次數(shù)僅10次，其中存在的主要問題是測距存在較大誤差，或者因測距裝置本身故障沒采集到有效故障測距數(shù)據(jù)。

從12次失效測距數(shù)據(jù)來看，發(fā)現(xiàn)故障類型大部分為單相接地故障，故障主要由冰閃、雷擊等引起。其中2次因WFL2010故障測距裝置誤啟動導(dǎo)致羅安Ⅰ線、夢安線發(fā)生故障時未采集到有效故障測距數(shù)據(jù)，另外10次測距誤差均較大，分析導(dǎo)致測距失敗的主要原因有：

1）WFL2010故障測距裝置基于D型行波原理在線自動給出測距結(jié)果，但其可靠性和準(zhǔn)確性受給定線路長度和授時系統(tǒng)的影響。當(dāng)給定線路長度存在較大誤差或者授時系統(tǒng)工作不正常時，其行波測距結(jié)果將不準(zhǔn)確。

2）對于雷擊故障，當(dāng)雷電波在雷擊點(diǎn)沒有導(dǎo)致線路閃絡(luò)，雷電波在輸電線路上傳播的過程中，在線路絕緣比較薄弱的地方導(dǎo)致閃絡(luò)，一般是在波頭部分的過電壓導(dǎo)致線路閃絡(luò)，這時線路上將有2個行波源，一個是雷擊產(chǎn)生的行波源，另一個是閃絡(luò)產(chǎn)生的行波源，這2個行波源產(chǎn)生的行波特征不同，2種行波將混疊在一起，WFL2010故障測距裝置不能區(qū)分這2種行波，所以較難準(zhǔn)確定位故障點(diǎn)。

3）當(dāng)在電壓相角過零或接近零時發(fā)生故障時，行波信號很微弱，WFL2010故障測距裝置未采集到行波型號，也可能導(dǎo)致測距失敗。

4）對一些復(fù)雜的接地短路故障，過渡電阻也一直在發(fā)生變化，可能導(dǎo)致故障過程中無高頻行波產(chǎn)生，因此WFL2010故障測距裝置也無法給出準(zhǔn)確的故障位置。

5）輸電線路短路故障產(chǎn)生的行波信號是一些傳播模式的混合信號，每種傳播模式的不同頻率分量具有不同的速度和衰減，使得行波在傳播過程中發(fā)生畸變，WFL2010故障測距裝置對行波準(zhǔn)確到達(dá)時間的判別及對行波反射波的識別能力下降，導(dǎo)致測距偏差較大。

3 建議與措施

針對目前WFL2010輸電線路故障測距系統(tǒng)運(yùn)行情況，提出以下幾點(diǎn)建議與措施：

1）針對部分測距子站之間通信不通的問題，可聯(lián)系裝置廠家查明原因，更換相應(yīng)光纜、網(wǎng)線或通信接口設(shè)備，加強(qiáng)行波測距系統(tǒng)通道維護(hù)管理。同時對各變電站運(yùn)維人員進(jìn)行本地子站調(diào)取WFL2010輸電線路故障測距系統(tǒng)行波故障測距數(shù)據(jù)進(jìn)行培訓(xùn)，便于線路發(fā)生故障時檢修人員快速進(jìn)行雙端測距分析。

2）對WFL2010輸電線路故障測距系統(tǒng)可進(jìn)行以下改進(jìn)：

a）提高裝置的采樣頻率。較高的采樣頻率有利于提取暫態(tài)行波信號，同時較高的采樣頻率也有利于對信號細(xì)節(jié)部分的提??；故障測距計(jì)算中根據(jù)信號突變點(diǎn)出現(xiàn)時刻確定故障發(fā)生時刻，對于連續(xù)信號而言，提高采樣頻率可以減少相鄰采樣電間隔從而提高時間分辨率。在確定行波傳輸波速后，每個采樣點(diǎn)時間差乘以波速所得距離即為測距誤差。因此，采樣點(diǎn)間隔越小，裝置的采樣頻率越高，對提高測距精度越有利。

b）將波速與故障時刻有效結(jié)合。WFL2010輸電線路故障測距系統(tǒng)通過選擇信號的主導(dǎo)分析頻帶，確定一個固定波速，根據(jù)線路全長及波頭時刻計(jì)算故障距離。該方法在運(yùn)行中由于故障行波傳輸過程中會發(fā)生色散，信號頻帶范圍較寬的同時，波頭能量相對分散，導(dǎo)致主導(dǎo)頻帶難以選擇。同時，在小尺度下分析受白噪、故障點(diǎn)位置影響較大；在大尺度分析下，小波變換對噪聲進(jìn)行了一定的平滑，極值點(diǎn)相對穩(wěn)定便于識別，但時間分辨率精度相對較低。選擇單一尺度分析難以應(yīng)對各種故障情況。采樣多尺度分析測距精度的穩(wěn)定性可以大大提高。

3）鑒于中國電科院的WFL2010輸電線路故障測距系統(tǒng)存在單端測距精度不高以及對通道依賴性較高等問題，在以后新建變電站中可考慮對故障測距系統(tǒng)采購引入競爭機(jī)制而不必采用單一廠家產(chǎn)品，利于引進(jìn)性能更加優(yōu)良的產(chǎn)品。

4 結(jié)語

江西500 kV線路行波測距系統(tǒng)由于采用小波變換技術(shù)、全球定位系統(tǒng)（GPS）及行波模量理論來分析輸電線路故障時產(chǎn)生的行波信號，較好地解決了行波在輸電線路上傳播時產(chǎn)生色散導(dǎo)致行波到達(dá)時間難以準(zhǔn)確判斷的問題，相比于普通的阻抗測距方法有較大優(yōu)勢，測距精度基本不受線路參數(shù)、線路互感、電網(wǎng)運(yùn)行方式變化、故障位置、故障類型、故障過渡電阻等因素的影響，對一些簡單故障的測距還是比較精確。但當(dāng)線路發(fā)生近距離或較復(fù)雜故障時，其受參數(shù)的頻變和波速的影響會導(dǎo)致測距精度下降，且當(dāng)兩側(cè)通道不通時單端測距精度也不高。如何將行波測距方法與阻抗測距方法有效結(jié)合進(jìn)行綜合測距，對于提高測距系統(tǒng)的運(yùn)行水平及更準(zhǔn)確的故障定位將提供更大的幫助。

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