基于分布式监测系统的超高压输电线路故障诊断技术应用

杨 军

（内蒙古电力科学研究院，呼和浩特 010020）

0 引言

内蒙古电网是一个以500 kV线路为骨干网架，220 kV线路为主体的大电网，承担着内蒙古自治区西部地区六市二盟的供电任务。电网自西向东网架延伸长达2500 km，主体部分南北宽度约400 km，是一个主体部分沿黄河流域分布的长距离链式外送电网[1]。为构建坚强电网，改善原500 kV电网架构较松散的弊端，在内蒙古电网2023年近景规划中，逐年新建500 kV输变电工程，届时将形成“四横五纵”的网架结构，同时将新增500 kV变电站26座。

现有的“三横四纵”网架结构中500 kV输电线路长度已超过6000 km，随着电网规模不断扩大，输电运检的工作量也相应增加。内蒙古地区幅员辽阔，部分线路跨越不同地形，或架设在偏远地区，使得线路发生故障后巡查、抢修都面临较大困难。得益于通信技术的发展和智能在线监测系统的应用[2-4]，内蒙古电网于2014年开始在部分500 kV线路试点配置“输电线路分布式监测系统”，用于线路故障精确定位和原因辨识，以缓解故障巡查和抢修的压力，提升输电网供电可靠性。截至2020年7月，已累计在内蒙古电网15条500 kV输电线路配置了138台分布式故障监测终端。目前监测终端运行情况良好，并成功完成了5次非雷击故障的诊断。

本文研究了行波在输电线路上传输衰减情况，介绍分布式监测技术的原理和终端配置方案；对系统监测到的3起典型故障进行分析，验证分布式监测系统的诊断结果，并对3起故障的定位误差进行分析，指出500 kV输电线路雷击故障的辨识依据。

1 行波传输的衰减规律

行波在线路传输过程中会因电阻、电导、大地以及电晕等因素产生损耗，引起波形衰减。假设单位长度导线大地电阻为R0，绝缘泄漏、介质损耗电导为G0，导线电容为C0，导线电感为L0，电压幅值为U0。

以直角波为例进行简化分析，且假定等值线路各参数为常数。

电压沿线传输过程中，在导线周围空间产生电场能，单位长度电场能为其中，U为起始电压幅值）；在存在对地电导情况下，单位长度距离传输消耗能量为其中，t0为电压波传播单位长度的时间）。消耗的部分电能会导致电压波的衰减，电压u衰减规律为：

式中：v—行波传输速度；t—总传播时间；x—线路长度。

电流沿线传输过程中，在导线周围空间产生磁能，单位长度磁能为其中，I为起始电流幅值）。在有电阻R0时，单位长度距离传输将消耗磁场能量为R0i2t0，消耗磁能也会导致电流波形衰减，电流i衰减规律为：

在输电线路电与磁的传输过程中，假如磁能消耗比电能快，则空间电能密度会大于磁能密度，此时电能与磁能进行交换以保证电磁波传输方向首端电压波与电流波一直保持关系，传播过程中，电压波就会不断发生负反射以减小波前电压，电流波会发生正反射以增大波前电流，结果导致电压波头部变平、尾部变长。

在线路无畸变情况下，即R0/G0=L0/C0，线路上的磁能与电能比即为电阻和电导上产生的热损耗之比，此时行波只产生衰减没有变形发生。由于G0很小，因此衰减多是R0导致的，加上集肤效应作用引起的电阻变化会造成部分波形传输衰减明显。实际输电线路也并不是理想状况，因此行波经线路传输不但会产生波形衰减，还会发生波形畸变[5]。

本文以实测波形为例（见图1），解释行波传输衰减规律。

图1 行波传输衰减实测波形

行波传输至第一套监测终端时，测量其幅值为215 mA；至第二套监测终端时，幅值衰减至71 mA；传输至39 km时进一步衰减到33 mA。较低幅值的波形使得其主要特征变得模糊，难以提取，对故障点的精确定位及波形类型辨识造成困扰。此外，当故障行波传输后其幅值降低到30 mA以下，则容易与线路偶然强电晕放电特征造成混淆，难于提取。

2 分布式监测技术原理

分布式监测技术基于双端行波定位原理，每隔20~30 km分布安装1个监测终端将线路分成若干区段，监测终端具备工频电流与高频行波电流采集的功能，监测技术原理如图2所示。

图2 分布式监测技术原理示意图

线路发生故障时，首先利用工频故障电流判断故障相别和故障区间；然后选取该故障区间所对应的两台监测终端采集到的高频行波电流进行同步分析。以双端波头的准确时刻进行双端行波定位，再以高频行波电流的波形特征进行故障类型识别。

2.1 故障区间判定

以常见的单相短路故障为例，线路发生故障后会产生短路电流，由于故障点两侧都会向故障点注入电流，因此故障发生后故障点两侧的电流相位相反，而故障点同侧的短路电流相位相同，如图3所示。因此，故障发生后，可对比故障线路上监测终端的工频电流，根据监测到电流的相位实现故障区段判定。

图3 故障区间判定方法

2.2 通过双端行波定位技术实现故障精确定位

若故障点确定在两监测终端之间，如图4所示，故障点C产生的初始行波电流信号同时向两侧传播，则可利用两侧终端监测到的行波信号进行初始行波的确定并分别标定波头时刻tM和tN。将两波头时刻代入双端定位公式（3），即可准确计算出故障点至监测终端的距离LM和LN。由于监测终端位置及终端（变电站）距离L已知，即可通过LM和LN进行精确定位。

图4 双端精确定位示意图

2.3 分析高频行波电流的特征，进行雷击故障辨识

对于超高压输电线路来说，由于其耐雷水平较高，只有强烈的雷电活动才会引起线路绝缘子闪络，进而引发跳闸[6]。因此，在故障电流方面，无论是雷击杆塔还是绕击导线，都会产生幅值非常高的故障电流。根据放电理论可知，放电过程越强烈，击穿电流波形的上升沿越陡，雷击故障的暂态电流也会明显变陡。综合可知，超高压输电线路发生雷击故障时，其故障电流幅值明显升高，通常可达数十千安，且暂态行波电流的波头较陡，半峰值时间较短。

2.4 分布式监测技术优势

相较于传统故障双端行波测距技术，分布式监测技术具有如下优势。

（1）行波电流实际传输超过一定距离时会产生衰减变形，此时的波形难以用来定位故障及辨识原因。采用分布式监测技术可就近获取更加理想的暂态行波电流特征，实现故障点精确定位。该监测技术还能减小弧垂、波速、波形衰减以及干扰信号等因素对定位准确度的影响，定位精度更高[7-9]。

（2）在输电线路上安装监测终端，还能减小行波传输折反射的干扰，监测到的行波电流的电磁暂态特征相比变电站记录到的波形更加准确[10-12]，更利于波形的识别。

3 基于分布式监测技术的故障诊断实例分析

3.1 故障案例1

故障案例1所在线路全长208.734 km，在该线路48号杆塔、84号杆塔、107号杆塔、160号杆塔安装了故障监测装置。该线路于2019-03-16T13：25：49发生跳闸故障。

依据图3方法，对该线路4套监测终端采集到的工频电流进行对比，得到故障时刻48号杆塔及84号杆塔L2相的工频电流波形如图5所示。图中异常电流突增2个周期后归零，与线路发生故障时工频电流特征一致，判断该线路L2相发生跳闸故障，且48号杆塔与84号杆塔上分闸工频短路电流相位角相反，因此可确定故障点位于48号杆塔与84号杆塔之间。

图5 案例1故障时刻工频电流波形

在48号至84号杆塔之间进行双端行波定位计算，根据故障时刻找出初始故障行波电流波形，如图6所示。对两波形的波头时刻进行标定后，可知初始故障行波第一次到达48号杆塔的时刻，与第一次到达84号杆塔的时间差Δt=4μs。根据在线波速测定结果，行波在该线路的波速为290 m/μs，根据式（3）可算出故障点在距离48号杆塔8.474 km处。查阅线路档距资料后，确定故障杆塔为66号杆塔。本次故障行波电流幅值较小且半峰值时间较长，判断为非雷击故障。

图6 案例1故障时刻行波电流波形

3.2 故障案例2

故障案例2所在线路全长160.061 km，在线路2号、48号、169号、225号杆塔安装了故障监测装置。该线路于2016-10-23T11：27：43发生跳闸故障。

对该线路4套监测终端采集到的工频电流进行对比，得到48号和169号杆塔L2相的工频故障电流波形如图7所示，波形中电流在故障时刻突增，并在第二个周期后归零，与线路发生故障时工频电流特征一致，因此可判断该线路L2相发生跳闸故障，且48号杆塔与169号杆塔上分闸工频短路电流相位角相反，因此可确定故障点位于48号杆塔与169号杆塔之间。

图7 案例2故障时刻工频电流波形

确定故障区间后，在48号至169号杆塔之间进行双端行波定位计算，根据故障时刻找出初始故障行波电流波形，如图8所示，对两波形的波头时刻进行标定，可知初始故障行波第一次到达48号杆塔的时刻，与第一次到达169号杆塔的时间差Δt=20μs，行波在该线路的波速为290 m/μs，根据式（3）可算出故障点在距离48号杆塔30.143 km处。查阅线路档距资料后，确定故障杆塔为118号杆塔。本次故障行波电流幅值较小且半峰值时间较长，判断为非雷击故障。

图8 案例2故障时刻行波电流波形

根据故障后的巡线结果，本次故障点发生在119号杆塔，定位误差为-1基杆塔，在规定允许的范围内。由于故障案例2中48号杆塔与169号杆塔之间距离远超30 km，因此可以从图中观察到两侧波形有不一致情况，且波头发生了一定的幅值衰减和畸变，但此次故障波头较陡，波头的突变点和峰值比较容易识别，因此定位仍然准确。

3.3 故障案例3

故障案例3所在线路全长208.936 km，在该线路125号、163号杆塔安装了故障监测装置。该线路于2019-02-02T13：36：04发生跳闸故障。

对该线路2套监测终端采集到的工频电流进行对比，得到故障时刻125号和163号杆塔L3相的工频电流波形如图9所示，波形中电流在故障时刻突增，并在第二个周期后归零，与线路发生故障时工频电流特征一致。不同的是，本次故障125号杆塔与163号杆塔上分闸工频短路电流相位角相同，因此判断故障点位于125号杆塔至163号杆塔区间外。

图9 案例3故障时刻工频电流波形

由于故障点不在分布式监测装置的双端区间内，因此采用单端行波定位的方式。通过查看125号、163号杆塔终端的初始行波时刻，可知故障行波是由125号杆塔小号侧发出，因此利用125号杆塔终端监测到的行波进行单端定位，如图10所示。

故障时刻行波第一次到达125号杆塔的时刻为t1，反方向传播经变电站反射后，到达125号杆塔的时刻为t2，时间差Δt=170μs，行波在输电线上传播速度v为290 m/μs，已知125号杆塔与变电站之间距离L，则可以计算出故障点在距离125号杆塔小号方向28.91 km处。查阅线路资料后确定故障杆塔为67号杆塔。经故障后巡线的实际结果核实故障点为67号杆塔，定位结果准确。

由故障案例3可知，利用行波的折反射原理可以进行单端定位，单端行波故障测距技术不需要精确对时，避免了双端监测终端由于硬件系统的原因导致时间不同步给定位带来的影响，在某些特定情况下具有较好的效果。当故障点位于分布式的双端监测区间内时，单端定位可作为辅助验证手段；当故障点在区间外时，对某些故障仍可使用单端定位来覆盖监测盲区。

4 结论

本文研究了输电线路上行波传输后的衰减规律，分析了分布式监测技术的线路故障诊断原理及优势，分步骤对内蒙古超高压输电线路的3起典型故障进行了诊断，对故障案例的定位误差进行分析，得出结论如下。

（1）行波在输电线路上传播存在衰减与畸变，在行波传播超过20 km以上时可能造成波头陡度变缓、波头特征改变或消失，影响诊断结果，因此采取每20~30 km布置分布式监测终端较为合理；在故障诊断时，可根据工频电流确定故障区间，再利用高频行波电流进行精确定位和故障辨识。

（2）分布式监测技术的定位精度与故障点相对位置、故障暂态电流大小有较大关联，故障点距监测终端越近、故障电流越大、行波暂态电流波头越陡，定位的准确性越高。

（3）超高压输电线路发生雷击故障时，故障电流为千安级，通常可达几十千安；雷击故障行波电流的波头较陡，波头时间较短，通常为微秒级，可以此作为雷击故障的辨识依据。

（4）单端行波定位仍具有较高利用价值，当故障点位于分布式监测的双端区间内时，单端行波定位可作为双端定位的辅助与验证手段；当故障点所在位置不满足双端定位条件时，单端行波定位可作为后备定位手段，对于故障电流较大、波头较明显的故障仍具有较高定位精度。