配电网线路故障分析与定位探讨

国网山东省电力总公司禹城市供电公司 李志国

1 引言

通过故障分析与定位，可以加强对电力设备的管理和维护，提高设备的运行效率和安全性，降低故障率和维修成本，保证供电系统运行的稳定性和可靠性。因此，对于公共生活和基础设施建设，配电网故障分析与定位有助于提高城市的可靠性和便利性，确保公众能够获得高效、安全、稳定的电力供应服务。

2 无损检测技术

配电网无损检测技术是针对配电设备或线路表面、内部结构或材料的体积缺陷进行检测的技术手段。其克服了传统的破坏性检测方式所带来的安全隐患和生产停滞等问题，具有检测效果准确、无损伤、工作高效的优点，是现代化电力系统中不可或缺的技术手段。常见的配电网无损检测技术方法主要包括超声波检测、X 射线检测、红外热成像检测、涡流检测与磁粉检测等，其中以超声波检测技术应用最为广泛。

超声波无损检测，主要用于检测基座和传动装置的内部缺陷情况以及进出线连接部位可能存在的氧化、松动、脱落等问题。超声波无损检测技术流程如图1所示。

图1 超射波无损检测技术流程

第一步为待检线路预处理，即在进行检测前，需要对被测设备进行清洗、疏通等预处理，保证障碍物不影响信号传输。技术单位需要对检测设备进行校验并进行预热，以保障检测所获得的信号可靠性。第二步为超声波脉冲检测，是将超声波发射器置于被测设备上方，向被测材料或零件内部发出超声波脉冲，再由接收器收集被检测部位的超声回波信号。这些检测成果会被放大记录在缺陷检测仪中。第三步为数据处理阶段，是将检测结果通过软件进行分析和数据处理，计算出声波传播速度、传播路径、回波强度等被检测部位的详细信息以及可能存在的缺陷情况。完成数据处理后进入第四步进行故障分析，根据所获得的数据和分析结果，定位故障的位置和类型，对于损坏和缺陷的程度进行分析和评估，为后续的维修和处理提供了基础和依据。第五步为基于故障分析技术结果编制故障报告，报告内容包括受检设备的位置信息、检测器具使用信息、通过分析得出的结论、发现的缺陷及其性质、建议的更新或维护工作等，以便于进行维护和更深入的研究[1]。

3 阻抗测量技术

配电网故障阻抗测量技术是用于寻找配电网故障位置的一种无损检测方法，可以根据故障之间的阻抗差异来定位故障点，其原理是利用相邻线路上的故障点对整条线路进行阻抗差分分析。通过测量传输线的电阻、电容和感抗等参数，得出传输线路的阻抗参数，对整条线路进行故障阻抗测量，并计算出相邻故障间的阻抗差。通过比较多个故障间的阻抗差值确定故障点位置。配电网故障阻抗测量技术应用过程如下。

步骤一，开展检测前准备，确保被测传输线路已经停电，将被检测线路与其相邻的线路断开，保证相邻线路故障点之间的阻抗差异不被干扰。步骤二，连接测试仪器，分别与传输线路和相邻线路进行接线，并将故障测量仪器连接到计算机上。步骤三，设定测量参数。选择待测频率范围和测量时间间隔等参数，并对故障测量仪器进行校准和质量控制，保证测量的准确性和可靠性。步骤四，开始测量作业。启动测试仪器进行测量，通过测量故障点之间的阻抗差异来定位故障点位置，同时记录阻抗参数数据，存储于计算机中。步骤五，计算故障点位置。通过计算不同相邻故障之间的阻抗差异，确定故障点位置。配电线路故障阻抗计算：

公式中，V 为待测频率下的电压值，P为线路有功功率，Pf为故障点之间的有功功率，Z 为阻抗。此外，在进行配电网故障阻抗测量时，需要注意必须遵循相关操作规程，确保测量仪器的安全可靠。同时由于故障阻抗测量技术的精度和误差等因素影响较大，因此在实际应用中需要对测试数据进行适当的处理和分析，以减少误差和提高精度。

4 时频分析技术

时频分析技术是其中一种有效的故障检测方法，可以帮助定位故障点并判断故障类型。其优点在于精度高、可靠性高以及具有非侵入性特征。首先，时频分析技术的高分辨率可以检测到微小的波动和变化，提高了故障检测的精度和准确性。其次，时频分析利用多种算法模型进行数据处理，大大降低了故障检测的误报率和漏报率，提高了故障检测的可靠性和稳定性。最后，时频分析技术是一种非侵入性的检测方法，无须对设备进行拆卸或停机维修，减少了维护成本和损害设备的风险。

时频分析技术的原理是通过对数据进行时频变换，将信号在时域和频域上进行分析，以获取信号的时序、频谱和相位等信息。在故障检测中，时频分析技术可对信号从不同时间和不同频率上进行分析，对信号的微小波动和变化进行检测，并识别出频谱中出现的异常峰值，进而确定故障位置并判断故障类型。时频分析技术流程如图2所示。

图2 时频分析技术流程

时频分析技术用于配电网故障检测与定位阶段，第一步为信号采集，采集相应设备的信号数据，包括电流、电压等。第二步为数据处理，对采集到的数据进行时频分析处理，通常采用小波变换等算法，将信号在时域和频域上的精细信息映射出来，获取高清晰度的频谱图和时域波形图。第三步为故障诊断，通过分析频谱图和时域波形图，找出频谱中的异常峰值，确定故障位置和类型。第四步为故障定位，可以通过配合其他技术手段如继电保护、差动保护等进行故障精准定位和计算[2]。

5 气体检测技术

配电网故障检测中的气体检测技术通常采用电气气体分析（Electrical Gas Analysis，简称EGA）技术。其原理基于电弧等故障过程中电缆中的绝缘材料和油类介质中的有机分子因电离而氧化分解，产生诸如氢气、甲烷、乙烷等气体，这些气体的种类与浓度与故障过程密切相关，因此可以通过对这些气体进行检测来判断配电网是否存在故障。基于气体检测技术实现配电网故障检测的流程如下。

步骤一，采集气体。使用气体采样器或气体诱导器采集故障时产生的气体，并送至检测设备。步骤二，气体分离。将采集的气体通过沉淀、吸附、色散等物理化学方法分离成不同成分的气体。步骤三，气体检测。通过气体检测仪对分离后的气体进行定量分析，以获取气体种类及其浓度信息。步骤四，数据处理。将检测得到的气体种类及其浓度信息与预先设定的阈值进行比对，从而判断是否存在故障。

在气体检测中，常用的气体指标包括H2、CH4、C2H6等，这些气体的相对浓度与故障类型密切相关。例如，在电缆绝缘材料受热分解等过程中，H2的产生量较大，因此可以通过检测H2的浓度来判断电缆的故障类型和位置。此外，不同类型的故障也可以通过多种气体指标的组合进行判断。配电网故障电气气体分析常用的公式是根据气体的电离和化学反应过程建立的。电离和化学反应过程会产生一些离子，这些离子的总数可通过测量与计算获得，而不同气体产生的离子种类和数量也不同，因此可以通过检测气体中离子的数量来确定气体种类和浓度。在面向配电网故障的电气气体分析中，常用的公式为G1和G2公式。其中G1公式是通过测量H2、CH4和C2H6三种气体的电离离子数来计算其在气体总体积中的浓度，G1公式：

公式（2）中，n（H2）、n（CH4）和n（C2H6）分别是H2、CH4和C2H6气体中的离子数量；V 是气体的总体积。G2公式是用于计算三种气体中的两两组合所产生的离子数量：

公式（3） 中，n（H2）、n（CH4）、n（C2H6）分别表示H2、CH4、C2H6的离子数量。

6 光纤测温技术

配电网故障检测中，光纤测温技术常用于定位电力设备故障点，其原理是利用光纤传感器实现对待测物体的表面温度分布监测。光纤测温技术原理如图3所示。

图3 光纤测温技术原理

光源向光纤传送光信号，光信号穿过检测物体，在被测量的物体表面吸收部分光信号，其余的光信号继续传输到光纤传感器中。光纤传感器将接收到的光信号转化为电信号，然后传输到接收器中，接收器将电信号转换为数字信号，并处理出待测物体表面的温度分布情况。当待测对象发生故障时，如配电网线路、设备发生短路或是接触不良等异常，会产生异常的温度升高或者变化，这些数据可以通过光纤测温技术收集和处理，进而发现故障并进行有效的维修和处理。以下为配电网线路故障检测阶段光纤测温技术应用步骤。

步骤一，系统部署。在配电网故障检测区域内安装光纤传感器，光纤产生的信号由信号处理器进行处理，并将处理完成的数据输出给后端数据处理软件。步骤二，建立监测系统。通过后端数据处理软件建立光纤测温监测系统，包括绘制监测区域的结构图、定义故障类型、阈值等参数设置。步骤三，系统校准。进行光纤传感器的温度校准，校准过程中利用标准温度源对光纤传感器的读数进行检验与校正，确保温度测量的准确性。步骤四，监测数据分析。通过后端数据处理软件对传感器采集到的数据进行实时监测和分析，认真记录温度升高和变化情况，并对数据进行比对、分析和处理。步骤五，报警和故障处理。根据报警机制（如声音、短信、邮件）及时响应信号处理器和数据处理软件发出的故障报警信息[3]。

7 结语

在面向配电线路开展故障检测与定位技术应用期间，技术部门需要在充分了解各项技术特点、原理、具体应用步骤以及相关要求、规程，结合实际情况合理选择检测技术，发挥技术优势，达到快速检测与定位故障。同时，本文建议电力企业选择一项检测技术期间，应提前加强技术人员的教学与培训，确保人员掌握详细操作要点，同时合理开展多项技术联用，从而尽可能发挥电力线路故障检测与定位技术的优势，为配电网安全、稳定运行奠定技术基础。