江西电网500kV输电线路行波测距系统运行分析

周 东，邓 清，毛 鹏

（国网江西省电力公司检修分公司，江西南昌 330096）

0 引言

随着江西超高压电网规模的不断增大，500 kV输电线路逐年增多，且输电线路走廊分布广、环境复杂，故障发生后能快速、准确地对线路故障点进行定位对保障电网安全具有重要意义。尤其，江西地处丘陵地带，线路走廊多分布于山林中，在夏季，受雷雨大风天气影响，电力系统的安全稳定问题尤为突出[1]。为尽快确定故障点，减少线路巡查的工作量和停电损失，提高供电可靠性及系统并联运行的稳定性，需要准确的故障定位技术支持。自20世纪90年代以来，基于行波原理的输电线路测距方法的研究越来越多且日趋成熟，基于行波原理的测距装置已在电力系统中广泛应用[2-4]。本文从统计的角度，对目前江西电网500 kV输电线路行波测距系统运行情况进行了分析和总结，针对行波测距系统存在的问题给出了相应的建议和措施。

1 江西电网500 kV输电线路行波测距系统基本情况

1.1 系统配置

目前，江西电网有16座500 kV变电站，共安装了15套行波测距装置，基本信息如表1所示。在江西电网500 kV输电线路行波测距系统中，能够形成双端测距功能的线路，全部实现双端故障自动测距；对于目前不能形成双端测距的，则采用单端人工方式进行分析定位。通过2 M专网方式将各个站500 kV行波测距装置接入行波故障主站，达到500 kV输电线路行波测距联网。江西省境内500 kV输电线路有42回（不含省际联络线），除南进Ⅰ、Ⅱ回线（500 kV进贤变未安装故障测距装置）为单端行波测距，其余运用WFL2010双端行波测距装置，采用2 M通信方式进行联通。

WFL2010型输电线路故障测距系统由中国电力科学研究院所研发，它基于行波原理，利用输电线路故障时产生的高频电磁波（行波）到达输电线路两端地时间差测出故障点的位置。由于行波波头在沿输电线传播的过程中会发生衰减，波头能量分散，难以确定波头的准确位置。WFL2010型输电线路故障测距系统应用小波变换技术、全球定位系统（GPS）及行波模量理论来分析输电线路故障时产生的行波信号，较好地解决了该问题，从而可精确地确定故障距离。

1.2 组网情况

WFL2010输电线路故障测距系统由两端测距终端装置及测距子站或测距主站装置2部分组成。测距终端完成行波信号转换，故障检测及判别，故障数据采样、加时标、贮存，向测距子站或测距主站传输故障数据等功能。测距子站或测距主站完成接收测距终端传输来的故障数据，故障数据的分析、处理，定位结果的显示、保存，及有关数据、波形的打印等功能。测距主站可在远端实现对其他测距主站登录和控制，并可实现对其他测距主站故障数据的调用、查看、分析和处理等工作。测距主站一般设在各级管理部门，如地调、中调、网调或国调。按用户实际可能的需要可将测距系统分为测距子站在变电站和测距主站在远端管理部门2种结构，分别如图1、2所示，图中实线表示为输电线路，虚线表示为通信线路。

表1 江西超高压电网行波测距装置基本信息

图1 测距子站在变电站测距系统结构

图2 测距主站在远端管理部门测距系统结构

江西电网500 kV线路行波测距系统采用第一种安装方式，即测距子站均就地安装于变电站，除500 kV进贤变电站外，江西其余15座500 kV变电站均安装有故障测距屏，且线路两侧变电站均装设有测距子站和测距终端。测距子站与测距终端通过RS232串口或RS485网线进行通讯，各子站之间通过2M专网方式进行通信，实现500 kV输电线路行波测距联网。

以500 kV马回岭变电站为例，500 kV马回岭变电站测距终端采集500 kV永马Ⅰ、Ⅱ线、500 kV马石Ⅰ、Ⅱ线故障时数据，对数据进行分析处理后通过RS232串口传输给测距子站，测距子站通过以太网线连接光电转换器，通过站内普通光纤连接至通信机房内输电系统故障测距屏内光电转换器，光电转换器通过以太网线连接至一台工业交换机，该交换机通过网线分别连接至2台2 M协议转换器，再经过数字配线架、光端机、光纤配线架等设备最终将信息转换为光信号传输给对侧500 kV永修变电站和500 kV石钟山变电站进行通信，其测距系统结构如图3所示。

图3 500 k V马回岭变电站测距系统结构

2 运行情况分析

目前WFL2010型输电线路故障测距系统在现场运行存在以下主要问题。

2.1 部分测距子站之间通信不通

线路两端的行波测距装置与其站内通信设备、通信通道和对端站行波测距装置之间的通信联系如图3所示，在这个链路上的任一设备（如光电转换器、2 M协议转换器或以太网交换机）和线缆（2 M同轴电缆或光纤）发生故障，均会造成两站行波测距装置之间的通信不通。此外，当两站测距子站通信不通时，装置也不发出任何告警。当线路两侧测距子站通信不通时，线路发生故障时测距子站之间不能实时相互交换故障测距信息自动生成故障测距报告，只能通过手动调取两端测距子站数据进行离线测距，影响分析效果和工作效率。

2.2 测距系统测距误差偏大

为精准分析目前江西超高压电网故障测距系统存在的测距误差，统计了2012年以来江西电网省内500 kV输电线路因线路故障的跳闸测距情况，如表2所示。

表2 2012年1月-2014年12月江西电网500 k V输电线路跳闸测距情况

由表2可知，安装行波测距装置的500 kV线路2012年以来因线路故障共计跳闸22次，理论上应有成功测距次数22次，其中双端测距21次，单端测距1次，实际成功测距仅有20次。DL/T 357-2010《输电线路行波故障测距装置技术条件》技术标准中要求：当线路长度在300 km以下，双端测距平均误差应不大于500 m；线路长度在300 km及以上，双端测距平均误差应不大于1 000 m。按照该标准，实际准确测距次数仅10次，其中存在的主要问题是测距存在较大误差，或者因测距装置本身故障没采集到有效故障测距数据。

从12次失效测距数据来看，发现故障类型大部分为单相接地故障，故障主要由冰闪、雷击等引起。其中2次因WFL2010故障测距装置误启动导致罗安Ⅰ线、梦安线发生故障时未采集到有效故障测距数据，另外10次测距误差均较大，分析导致测距失败的主要原因有：

1）WFL2010故障测距装置基于D型行波原理在线自动给出测距结果，但其可靠性和准确性受给定线路长度和授时系统的影响。当给定线路长度存在较大误差或者授时系统工作不正常时，其行波测距结果将不准确。

2）对于雷击故障，当雷电波在雷击点没有导致线路闪络，雷电波在输电线路上传播的过程中，在线路绝缘比较薄弱的地方导致闪络，一般是在波头部分的过电压导致线路闪络，这时线路上将有2个行波源，一个是雷击产生的行波源，另一个是闪络产生的行波源，这2个行波源产生的行波特征不同，2种行波将混叠在一起，WFL2010故障测距装置不能区分这2种行波，所以较难准确定位故障点。

3）当在电压相角过零或接近零时发生故障时，行波信号很微弱，WFL2010故障测距装置未采集到行波型号，也可能导致测距失败。

4）对一些复杂的接地短路故障，过渡电阻也一直在发生变化，可能导致故障过程中无高频行波产生，因此WFL2010故障测距装置也无法给出准确的故障位置。

5）输电线路短路故障产生的行波信号是一些传播模式的混合信号，每种传播模式的不同频率分量具有不同的速度和衰减，使得行波在传播过程中发生畸变，WFL2010故障测距装置对行波准确到达时间的判别及对行波反射波的识别能力下降，导致测距偏差较大。

3 建议与措施

针对目前WFL2010输电线路故障测距系统运行情况，提出以下几点建议与措施：

1）针对部分测距子站之间通信不通的问题，可联系装置厂家查明原因，更换相应光缆、网线或通信接口设备，加强行波测距系统通道维护管理。同时对各变电站运维人员进行本地子站调取WFL2010输电线路故障测距系统行波故障测距数据进行培训，便于线路发生故障时检修人员快速进行双端测距分析。

2）对WFL2010输电线路故障测距系统可进行以下改进：

a）提高装置的采样频率。较高的采样频率有利于提取暂态行波信号，同时较高的采样频率也有利于对信号细节部分的提取；故障测距计算中根据信号突变点出现时刻确定故障发生时刻，对于连续信号而言，提高采样频率可以减少相邻采样电间隔从而提高时间分辨率。在确定行波传输波速后，每个采样点时间差乘以波速所得距离即为测距误差。因此，采样点间隔越小，装置的采样频率越高，对提高测距精度越有利。

b）将波速与故障时刻有效结合。WFL2010输电线路故障测距系统通过选择信号的主导分析频带，确定一个固定波速，根据线路全长及波头时刻计算故障距离。该方法在运行中由于故障行波传输过程中会发生色散，信号频带范围较宽的同时，波头能量相对分散，导致主导频带难以选择。同时，在小尺度下分析受白噪、故障点位置影响较大；在大尺度分析下，小波变换对噪声进行了一定的平滑，极值点相对稳定便于识别，但时间分辨率精度相对较低。选择单一尺度分析难以应对各种故障情况。采样多尺度分析测距精度的稳定性可以大大提高。

3）鉴于中国电科院的WFL2010输电线路故障测距系统存在单端测距精度不高以及对通道依赖性较高等问题，在以后新建变电站中可考虑对故障测距系统采购引入竞争机制而不必采用单一厂家产品，利于引进性能更加优良的产品。

4 结语

江西500 kV线路行波测距系统由于采用小波变换技术、全球定位系统（GPS）及行波模量理论来分析输电线路故障时产生的行波信号，较好地解决了行波在输电线路上传播时产生色散导致行波到达时间难以准确判断的问题，相比于普通的阻抗测距方法有较大优势，测距精度基本不受线路参数、线路互感、电网运行方式变化、故障位置、故障类型、故障过渡电阻等因素的影响，对一些简单故障的测距还是比较精确。但当线路发生近距离或较复杂故障时，其受参数的频变和波速的影响会导致测距精度下降，且当两侧通道不通时单端测距精度也不高。如何将行波测距方法与阻抗测距方法有效结合进行综合测距，对于提高测距系统的运行水平及更准确的故障定位将提供更大的帮助。

[1]邓清，毛鹏.江西电网500 kV输电线路跳闸统计分析[J].江西电力，2013，28（4）：60-62．

[2]毛鹏，张兆宁，苗友忠，孙雅明.基于双端电气量的输电线路故障测距的新方法[J]．继电器，2000，2（5）：24-27.

[3]陈平，徐丙垠，李京，董新洲，葛耀中.现代行波故障测距装置及其运行经验[J].电力系统自动化，2003，27（6）：66-69．

[4]覃剑，葛维春，邱金辉.影响输电线路行波故障测距精度的主要因素分析[J].电网技术，2007，3l（2）：28-35.