周 東，鄧 清，毛 鵬

（國網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)境復雜，故障發(fā)生后能快速、準確地對線路故障點進行定位對保障電網安全具有重要意義。尤其，江西地處丘陵地帶，線路走廊多分布于山林中，在夏季，受雷雨大風天氣影響，電力系統的安全穩(wěn)定問題尤為突出[1]。為盡快確定故障點，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并聯運行的穩(wěn)定性，需要準確的故障定位技術支持。自20世紀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中廣泛應用[2-4]。本文從統計的角度，對目前江西電網500 kV輸電線路行波測距系統運行情況進行了分析和總結，針對行波測距系統存在的問題給出了相應的建議和措施。

1 江西電網500 kV輸電線路行波測距系統基本情況

1.1 系統配置

目前，江西電網有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500 kV輸電線路行波測距系統中，能夠形成雙端測距功能的線路，全部實現雙端故障自動測距；對于目前不能形成雙端測距的，則采用單端人工方式進行分析定位。通過2 M專網方式將各個站500 kV行波測距裝置接入行波故障主站，達到500 kV輸電線路行波測距聯網。江西省境內500 kV輸電線路有42回（不含省際聯絡線），除南進Ⅰ、Ⅱ回線（500 kV進賢變未安裝故障測距裝置）為單端行波測距，其余運用WFL2010雙端行波測距裝置，采用2 M通信方式進行聯通。

WFL2010型輸電線路故障測距系統由中國電力科學研究院所研發(fā)，它基于行波原理，利用輸電線路故障時產生的高頻電磁波（行波）到達輸電線路兩端地時間差測出故障點的位置。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，難以確定波頭的準確位置。WFL2010型輸電線路故障測距系統應用小波變換技術、全球定位系統（GPS）及行波模量理論來分析輸電線路故障時產生的行波信號，較好地解決了該問題，從而可精確地確定故障距離。

1.2 組網情況

WFL2010輸電線路故障測距系統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換，故障檢測及判別，故障數據采樣、加時標、貯存，向測距子站或測距主站傳輸故障數據等功能。測距子站或測距主站完成接收測距終端傳輸來的故障數據，故障數據的分析、處理，定位結果的顯示、保存，及有關數據、波形的打印等功能。測距主站可在遠端實現對其他測距主站登錄和控制，并可實現對其他測距主站故障數據的調用、查看、分析和處理等工作。測距主站一般設在各級管理部門，如地調、中調、網調或國調。按用戶實際可能的需要可將測距系統分為測距子站在變電站和測距主站在遠端管理部門2種結構，分別如圖1、2所示，圖中實線表示為輸電線路，虛線表示為通信線路。

表1 江西超高壓電網行波測距裝置基本信息

圖1 測距子站在變電站測距系統結構

圖2 測距主站在遠端管理部門測距系統結構

江西電網500 kV線路行波測距系統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，且線路兩側變電站均裝設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網線進行通訊，各子站之間通過2M專網方式進行通信，實現500 kV輸電線路行波測距聯網。

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線故障時數據，對數據進行分析處理后通過RS232串口傳輸給測距子站，測距子站通過以太網線連接光電轉換器，通過站內普通光纖連接至通信機房內輸電系統故障測距屏內光電轉換器，光電轉換器通過以太網線連接至一臺工業(yè)交換機，該交換機通過網線分別連接至2臺2 M協議轉換器，再經過數字配線架、光端機、光纖配線架等設備最終將信息轉換為光信號傳輸給對側500 kV永修變電站和500 kV石鐘山變電站進行通信，其測距系統結構如圖3所示。

圖3 500 k V馬回嶺變電站測距系統結構

2 運行情況分析

目前WFL2010型輸電線路故障測距系統在現場運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通信設備、通信通道和對端站行波測距裝置之間的通信聯系如圖3所示，在這個鏈路上的任一設備（如光電轉換器、2 M協議轉換器或以太網交換機）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，當兩站測距子站通信不通時，裝置也不發(fā)出任何告警。當線路兩側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，只能通過手動調取兩端測距子站數據進行離線測距，影響分析效果和工作效率。

2.2 測距系統測距誤差偏大

為精準分析目前江西超高壓電網故障測距系統存在的測距誤差，統計了2012年以來江西電網省內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跳閘22次，理論上應有成功測距次數22次，其中雙端測距21次，單端測距1次，實際成功測距僅有20次。DL/T 357-2010《輸電線路行波故障測距裝置技術條件》技術標準中要求：當線路長度在300 km以下，雙端測距平均誤差應不大于500 m；線路長度在300 km及以上，雙端測距平均誤差應不大于1 000 m。按照該標準，實際準確測距次數僅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據。

從12次失效測距數據來看，發(fā)現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據，另外10次測距誤差均較大，分析導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果，但其可靠性和準確性受給定線路長度和授時系統的影響。當給定線路長度存在較大誤差或者授時系統工作不正常時，其行波測距結果將不準確。

2）對于雷擊故障，當雷電波在雷擊點沒有導致線路閃絡，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致閃絡，一般是在波頭部分的過電壓導致線路閃絡，這時線路上將有2個行波源，一個是雷擊產生的行波源，另一個是閃絡產生的行波源，這2個行波源產生的行波特征不同，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，所以較難準確定位故障點。

3）當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，也可能導致測距失敗。

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

5）輸電線路短路故障產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確到達時間的判別及對行波反射波的識別能力下降，導致測距偏差較大。

3 建議與措施

針對目前WFL2010輸電線路故障測距系統運行情況，提出以下幾點建議與措施：

1）針對部分測距子站之間通信不通的問題，可聯系裝置廠家查明原因，更換相應光纜、網線或通信接口設備，加強行波測距系統通道維護管理。同時對各變電站運維人員進行本地子站調取WFL2010輸電線路故障測距系統行波故障測距數據進行培訓，便于線路發(fā)生故障時檢修人員快速進行雙端測距分析。

2）對WFL2010輸電線路故障測距系統可進行以下改進：

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節(jié)部分的提??；故障測距計算中根據信號突變點出現時刻確定故障發(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，每個采樣點時間差乘以波速所得距離即為測距誤差。因此，采樣點間隔越小，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合。WFL2010輸電線路故障測距系統通過選擇信號的主導分析頻帶，確定一個固定波速，根據線路全長及波頭時刻計算故障距離。該方法在運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，導致主導頻帶難以選擇。同時，在小尺度下分析受白噪、故障點位置影響較大；在大尺度分析下，小波變換對噪聲進行了一定的平滑，極值點相對穩(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采購引入競爭機制而不必采用單一廠家產品，利于引進性能更加優(yōu)良的產品。

4 結語

江西500 kV線路行波測距系統由于采用小波變換技術、全球定位系統（GPS）及行波模量理論來分析輸電線路故障時產生的行波信號，較好地解決了行波在輸電線路上傳播時產生色散導致行波到達時間難以準確判斷的問題，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、線路互感、電網運行方式變化、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。但當線路發(fā)生近距離或較復雜故障時，其受參數的頻變和波速的影響會導致測距精度下降，且當兩側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合進行綜合測距，對于提高測距系統的運行水平及更準確的故障定位將提供更大的幫助。

[1]鄧清，毛鵬.江西電網500 kV輸電線路跳閘統計分析[J].江西電力，2013，28（4）：60-62．

[2]毛鵬，張兆寧，苗友忠，孫雅明.基于雙端電氣量的輸電線路故障測距的新方法[J]．繼電器，2000，2（5）：24-27.

[3]陳平，徐丙垠，李京，董新洲，葛耀中.現代行波故障測距裝置及其運行經驗[J].電力系統自動化，2003，27（6）：66-69．

[4]覃劍，葛維春，邱金輝.影響輸電線路行波故障測距精度的主要因素分析[J].電網技術，2007，3l（2）：28-35.