基于OPGW輸電線路故障定位技術(shù)的研究

張 龍 任正某 劉 斌 孫振權(quán) 李洪杰

（1.西安交通大學電氣工程學院，西安 710049；2. 陜西省地方電力集團，西安 710061）

在電力系統(tǒng)中，架空線路是重要的組成部分，是國家經(jīng)濟快速發(fā)展的前提條件。架空線路發(fā)生故障將直接威脅電力系統(tǒng)的可靠運行，對國家經(jīng)濟造成重大損失。因此，及時準確地消除架空線路故障并清除各種隱患十分重要。

架空線路常見故障有：短路故障、單相接地故障、斷路故障。短路故障分為金屬性短路、非金屬性短路、相間短路故障。短路故障是電力系統(tǒng)的一種嚴重故障。單相接地故障是另一種常見故障，一般發(fā)生在多雨、潮濕的天氣中。斷路故障同樣是常見的線路故障，回路不通是其最基本的表現(xiàn)形式，嚴重時，斷路也會產(chǎn)生過電壓，產(chǎn)生的電弧會造成爆炸事故和火災的產(chǎn)生。

目前，高壓輸電線路故障定位方法受到越來越多的關(guān)注。因為架空線路大多都架設(shè)在野外，環(huán)境復雜惡劣，所以線路常會發(fā)生各種故障，影響居民正常用電。這些故障中有些很難查找。故障測距為輸電線路故障的監(jiān)測與定位提供了重要依據(jù)，它可以減少故障定位時間，檢測出一些較難發(fā)現(xiàn)的故障，消除隱患，這對于及時恢復安全供電，有力保證電力系統(tǒng)可靠運行具有重要作用。

在過去，對于架空線路故障檢測主要是故障分析法與行波法兩類[1]。故障分析法是線路故障時，由系統(tǒng)相關(guān)參數(shù)和測距點的電流、電壓列出測距方程，進行分析計算，求出故障點與測距點的距離。實際工程中故障分析法受故障點過渡電阻、線路參數(shù)等因素影響，測量精度往往不能讓人滿意。行波法是根據(jù)故障行波在輸電線上傳播時行波時間與距離相對應(yīng)的關(guān)系算出故障點位置。這需要在檢測過程中依靠GPS 或GPS 類絕對時鐘的時間差進行故障定位，定位精度差且不可預期，不太適應(yīng)電力生產(chǎn)以及可靠供電的需要。

本文在行波測距原理的基礎(chǔ)上提出基于OPGW光纜的輸電線路故障定位技術(shù)，介紹了此方法的基本原理及故障定位優(yōu)勢。通過PSCAD 仿真軟件，建立兩端變電站、電壓等級為220kV 的三相架空線故障模型。在故障點發(fā)生不同故障類型下仿真分析輸電線路電壓、電流的變化特征。對于不同故障位置，利用故障相暫態(tài)電壓波形特征對故障點定位，并與實際故障設(shè)置位置進行比較驗證。

1 行波測距法的原理及存在問題

1.1 單端行波測距法

對一般故障，單端行波測距的關(guān)鍵是準確求出行波首次到達測量端及從故障點反射回測量端的時間差，或與對端母線反射回測量端的時間差[2-3]。線路故障時，故障產(chǎn)生的電流行波在故障點和母線之間來回反射，行波測距接入來自電流互感器二次側(cè)的暫態(tài)電流行波信號。

1）當線路MN 中點以內(nèi)的O 點發(fā)生故障， M 端裝設(shè)行波測距裝置，行波脈沖先從故障點反射回M 側(cè)母線，再從M 側(cè)母線反射至故障點，再反射回M 側(cè)母線，如此反復。M 側(cè)測距裝置記錄行波第一次到達M側(cè)母線的時間T1，第二次到達M 側(cè)的時間T2，故障點從對側(cè)反射的行波到達本側(cè)的時間T3，如圖1所示。

圖1 線路中點內(nèi)故障點行波傳輸路徑

設(shè)波速為V，則行波測距裝置測出故障距離：

2）當線路MN 中點以外的O 點發(fā)生故障，反射至M 側(cè)的第一個行波是故障點至M 側(cè)的初始波，第二個行波是N 側(cè)的反射波，第三個行波是故障點至M 側(cè)的反射波，如圖2所示。

圖2 線路中點外故障點行波傳輸路徑

設(shè)波速為V，此時為故障點至N 側(cè)的距離。線路長度是行波測距的常設(shè)參數(shù)，從而可以計算出故障點至M 側(cè)的距離。

1.2 雙端行波測距法

雙端行波測距的關(guān)鍵是準確測出行波到達線路兩端的時間。當MN 線路兩端均裝設(shè)行波測距裝置時，發(fā)生故障的時間為T0，故障點到達M 側(cè)的時間為T1，到達N 側(cè)的時間為T2[4-5]，如圖3所示。

圖3 雙端測距故障點行波傳輸路徑

設(shè)波速為V，可得出下列方程：

由以上方程組可得出：

雙端測距必須在線路兩端裝設(shè)測距裝置和GPS裝置，通過通信交換兩側(cè)測距裝置測到的故障初始波到達兩側(cè)母線的時間，利用以上公式計算故障點位置。

1.3 行波法存在的問題

理論上，行波法不受線路長度與結(jié)構(gòu)、故障點過渡電阻、線路阻抗等因素的影響。但實際中，現(xiàn)有行波定位尚有以下幾個問題有待解決。

1）線路兩端非線性元件的動態(tài)時延

電流互感器是提取電流行波信號的耦合元件，二次側(cè)時間常數(shù)約百μs[6]，但受鐵心飽和及剩磁的影響[7]，電流互感器的動態(tài)時延具有較大分散性，行波起動元件也有分散時延。在測距算法中，1μs的時間誤差所對應(yīng)的最大測距誤差約300m，由耦合和起動等非線性元件引起的分散性動態(tài)時延對行波法測距精度的影響，現(xiàn)在幾乎沒有定量考慮。

2）輸電線路參數(shù)的頻變和波速的影響

分析參數(shù)頻變特性時，大地電阻率采用復數(shù)透入深度，一般相模變換陣、特性阻抗、衰減常數(shù)和波速等參數(shù)均為頻率的非線性函數(shù)。行波測距中波速是主要影響因素，其計算取決于大地電阻率的分布和架空線的配置。高壓線路沿線的地質(zhì)條件復雜，不同地質(zhì)段的土壤電阻率不同，且與氣候密切相關(guān)。在線路故障中，單相接地故障占總量的70%～90%，該類故障中地模分量起決定性作用，而地模波速受頻變影響很大[8]。因此參數(shù)的頻變效應(yīng)和波速的不確定性限制了該算法的精度。

3）雙端測距保證線路兩端的時鐘同步

雙端測距法需采用GPS 同步高速采樣，采樣率至少應(yīng)達到1MHz。為防止GPS 失效時的非同步采樣，應(yīng)加裝誤差小于10μs 的高精度時鐘。使用GPS系統(tǒng)，兩端行波測距裝置均接收GPS 對時，從而達到兩側(cè)時間的完全統(tǒng)一[9]。

4）反射行波識別困難導致測距失敗

行波測距除了需要兩個初始行波到達兩端母線的時間外，還需要故障點反射行波分別到達兩端的時間。故障行波在輸電線上傳播時遇到阻抗不連續(xù)的地方會產(chǎn)生透射和反射現(xiàn)象，對端的反射波會在故障點發(fā)生透射到達本端，而且可能先于本端反射波到達，因此必須對反射行波進行判別。線路發(fā)生金屬性短路或過渡電阻很小時，來自對端的透射波較弱難以正確檢測[10]。如果線路發(fā)生三相金屬性接地故障且過渡電阻值接近零，則來自對端的行波在故障處幾乎透射不過來，導致測距失敗。

2 基于OPGW 架空線路故障定位

2.1 OPGW 簡介

OPGW（光纖復合地線）是在電力系統(tǒng)輸電線路的地線中加入一根光纖，用以通信。它是架空地線和光纖的復合體，不僅有地線的防雷擊功能，而且有光纖的通信功能[11-13]。OPGW 實物如圖4所示。

圖4 OPGW 實物

OPGW 的性能和它的結(jié)構(gòu)有關(guān)系，并且同種結(jié)構(gòu)中由于金屬線的直徑、材料性能、絞和節(jié)距、層數(shù)、絞線搭配等不同而具有差異。因此工程應(yīng)用中，必須根據(jù)實際要求，選擇合適的光纜，保證光纜在生命周期內(nèi)有較高的可靠性。

2.2 基于OPGW 架空線路故障定位的基本原理

光纖復合地線，在架空線路故障定位上應(yīng)用的具體思路如圖5所示。

圖5 基于OPGW 架空線故障定位原理圖

如圖5所示，線路在O點發(fā)生故障，行波向兩端傳播。在A、B變電站分別安裝光電轉(zhuǎn)換裝置及短期精密時鐘，如果利用B變電站的時鐘進行定位，過程如下：

1）故障后，行波向兩端傳播，當A變電站接到故障脈沖信號后，即刻通過電光轉(zhuǎn)換反射光脈沖沿OPGW傳向B變電站（設(shè)電光轉(zhuǎn)換裝置的動作時延為Ty為常數(shù)）。

2）在B變電站，安裝一個精密時鐘，精度為10ns，記錄從故障點傳播到B變電站的故障脈沖與A端傳過來光脈沖的時間差TD。

設(shè)光在OPGW中傳播的速度為v1，行波在導線中傳播的速度為v2，光在A、B變電站OPGW上的總傳播時間為T（該量很容易在正常情況下通過兩端的通信得知），由此可得：

假設(shè)光脈沖在OPGW上傳播到M點時，B變電站接收到初始故障脈沖信號，B站時鐘開始記時。當B變電站接收到A變電站反射過來的光脈沖，B站時鐘停止記時，設(shè)此段時間為TD。光脈沖從A變電站傳輸?shù)組點的時間為Tm。

聯(lián)立式（7）～式（10）得

D礦區(qū)位于滇南，地層主要為三疊系、石炭系、泥盆系，巖性主要為頁巖、板巖、砂巖、灰?guī)r、硅質(zhì)灰?guī)r、火山碎屑巖、鉛鋅礦，測量結(jié)果見表4：

故障點距A變電站的距離為L=T1*v2，在工程實 際中?。↙、C分別是單位長度線路的電 感和電容）。利用光電傳播時間差進行輸電線路故障檢測和定位不僅簡單易行而且準確度較高。目前，光纖復合地線應(yīng)用在我國電力系統(tǒng)中已經(jīng)有相當大的基數(shù)，因此將其應(yīng)用到架空線路的故障檢測方面，有著非常大的理論意義和實際使價值[14]。

3 仿真及分析

3.1 模型建立與參數(shù)設(shè)置

根據(jù)實際電力系統(tǒng)中兩端變電站、220kV 輸電線路的相關(guān)參數(shù)，用PSCAD/EMTDC 軟件建立的三相架空線故障模型如圖6所示。輸電線路全長76.7276km，兩變電站入端電壓為330kV，經(jīng)降壓變壓器降壓為220kV，在三相有損傳輸線上傳輸。輸電線采用頻率相關(guān)模型（Frequency Dependent Model），其相關(guān)參數(shù)如圖7所示。

圖6 三相架空線故障仿真模型

三相架空線路兩端為輸出電壓等級220kV、頻率50Hz 的變電站，其容量為100MVA，等效內(nèi)部阻抗為Z=0.458+j5.2289Ω。

兩端變壓器參數(shù)為：額定容量100MVA，一次側(cè)和二次側(cè)的變比345/230kV。

圖7 輸電線路頻率相關(guān)模型結(jié)構(gòu)示意圖

線路參數(shù)如下：hc=32.5m，hg=40m，分別為導線和避雷線的平均高度；三相導線中C1、C3 距地10m，兩相間相距20m；C2 相位于C1 與C3 相中線處，距兩相垂直距離為 5m；兩根避雷線相距10m，rc=20.35mm，rg=5.5mm，分別為導線和避雷線的半徑；Rc=0.04098Ω/km，Rg=2.868Ω/km，分別為導線和避雷線的直流電阻；接地電阻為100Ω*m，相對磁導率為1。

將故障點位置分別設(shè)置如下。 故障點1：A 變電站出口處。

故障點2：距左側(cè)A 變電站18km 處。

故障點3：位于A、B 變電站之間，距A 變電站33km。

故障點4：距右側(cè)B 變電站15.813km 處。

故障點5：B 變電站出口處。

對不同位置故障位置設(shè)置故障類型均有10 種：

1）a 相接地。

2）b 相接地。

3）c 相接地。

4）a、b 兩相接地。

5）b、c 兩相接地。

6）a、c 兩相接地。

7）a、b、c 三相接地短路。

8）a、b 兩相短路。

9）b、c 兩相短路。

10）a、c 兩相短路。

在PSCAD 軟件中對具有光纖復合地線的架空線模型設(shè)置故障控制單元模塊如圖8所示，該模塊主要包括故障點和故障種類設(shè)置兩方面的功能。

在軟件中對每種故障發(fā)生的起始時間、故障持續(xù)時間以及接地電阻的選擇均可通過設(shè)計的模塊控制，如圖9所示。

圖8 故障點及故障類型選擇單元

設(shè)置系統(tǒng)的仿真時間長度為0.1s，仿真步長為0.1μs，波形圖的采樣時間間隔為1μs（采樣頻率為1MHz）。故障發(fā)生的起始時間選在三相電壓穩(wěn)定后0.0877193s時刻，故障持續(xù)時間設(shè)置為0.0233918s。

3.2 典型故障情況下的仿真分析

當故障點3 發(fā)生a 相接地時，在PSCAD 軟件中分別仿真出左端A 變電站的三相電壓、A 變電站的零序電壓、A 變電站的三相電流、右端B 變電站的三相電流、A 變電站的零序電流、B 變電站的零序電流分別如圖10至圖15所示。

由圖10觀察出故障點3 發(fā)生a 相接地故障時三相電壓均要發(fā)生變化、存在暫態(tài)過程，經(jīng)過暫態(tài)過程后a 相電壓峰值減小，其他兩相電壓峰值不變。由圖11觀察出發(fā)生故障經(jīng)過暫態(tài)過程后A 側(cè)變電站產(chǎn)生較大的零序電壓，最大峰值約為30kV。

由圖12和圖13對比觀察出：A 變電站和B 變電站的a 相電流均要劇烈增大，A 變電站的最大短路電流可以達到14kA，大于B 變電站的最大短路電流13kA。其他兩相電流基本保持不變。

由圖14和圖15對比觀察出：A、B 兩側(cè)的變電站均要產(chǎn)生較大的零序電流，A 變電站的最大短路零序電流可達15kA，大于B 變電站的最大短路零序電流11.5kA。

圖10 A 變電站三相電壓

圖11 A 變電站零序電壓

圖12 A 變電站三相電流

圖13 B 變電站三相電壓

圖14 A 變電站零序電流

圖15 B 變電站零序電流

為了驗證故障點距A、B 兩個變電站的距離，將a 相接地故障發(fā)生時變電站A 的a 相暫態(tài)電壓分量進行放大，如圖16所示。

圖16 A 變電站a 相電壓暫態(tài)分量放大圖

觀察第一個負脈沖和第二個負脈沖的時間差（即入射波與反射波的時間差）Δt≈0.08812- 0.08783=0.00029s，由行波法測距原理知故障位置距B變電站的距離L2=c×Δt/2=3×108×0.00029÷2= 43.5km，這與設(shè)定值43.7275km 十分接近，其誤差為精確度較高。

以相同的方法再對故障點3 進行兩相接地故障、兩相短路故障、三相接地故障仿真分析，這三種故障情況下電壓、電流特征變化總結(jié)如下。

1）a、b 兩相接地: 三相電壓均存在暫態(tài)過程，暫態(tài)過程后a、b 兩相電壓峰值減小，c 相電壓峰值不變。a、b 兩相的暫態(tài)過程持續(xù)時間較長。暫態(tài)過程后A 變電站產(chǎn)生較大的零序電壓，最大峰值約為25kV。與a 相接地故障時A 變電站零序電壓正峰值較大不同，兩相接地故障導致A 變電站零序電壓的正、負峰值都比較大。A、B 兩變電站的a、b 兩相電流均劇烈增大，A 變電站的兩相最大短路電流約20kA，大于B 變電站兩相的最大短路電流18kA，c相電流保持不變。A、B 兩變電站均要產(chǎn)生較大的零序電流，A 變電站最大短路零序電流可達7kA，大于B 變電站最大短路零序電流5.8kA。

2）a、b 兩相短路: a、b 兩相電壓均存在暫態(tài)過程，暫態(tài)過程后a、b 兩相電壓峰值減小，c 相電壓不變。a、b 兩相暫態(tài)過程持續(xù)時間較長。暫態(tài)過程后A 變電站沒有零序電壓，這是兩相短路與接地故障的不同之處。A、B 兩變電站的a、b 兩相電流均劇烈增大，A 變電站的兩相最大短路電流約20kA，略大于B 變電站兩相的最大短路電流19kA，c 相電流保持不變。A、B 兩變電站沒有零序電流。

3）a、b、c 三相接地:三相電壓均存在劇烈的暫態(tài)過程。a、c 兩相暫態(tài)過程持續(xù)時間較長，電壓畸變較為嚴重。暫態(tài)過程后A 變電站沒有零序電壓。A、B 兩變電站的三相電流均劇烈增大，其中a、b兩相短路電流較大，最大短路電流約21kA，c 相短路電流較小，最大短路電流約14kA。A、B 兩變電站沒有零序電流。

3.3 不同故障點故障定位匯總

通過對三相架空線模型不同故障點發(fā)生不同類型故障的電壓暫態(tài)分量波形分析，利用行波法基本原理計算故障點位置與設(shè)置位置、誤差的匯總見表1。

表1 不同故障點故障定位匯總

通過表1不同故障類型下不同故障點的大量仿真結(jié)果可以看出，對于總長度76.7275km 的三相架空線模型，故障定位的誤差在0.027～0.3753km 的范圍內(nèi)，相對實際故障定位來說比較精確。大量的仿真結(jié)果驗證了本模型建立與參數(shù)設(shè)置的正確性。

4 結(jié)論

基于OPGW 架空線故障定位方法利用光電的傳播時間差進行輸電線路故障定位，有實際應(yīng)用和精度較高的優(yōu)點。目前我國光纖復合架空地線在電力系統(tǒng)中已經(jīng)有相當大基數(shù)的應(yīng)用，方便電力工作者對這種想法的實踐和應(yīng)用。通過這種方法的可行性和可靠性分析，說明此方法具有實際應(yīng)用價值。

同傳統(tǒng)單端行波測距相比，用光信號代替電壓反射波，無需考慮反射波在線路傳播中的色散問題；同雙端行波測距相比，本技術(shù)只需在變電站裝設(shè)一個短期時鐘進行計時，不依靠GPS 定位技術(shù)，也無需用GPS 類絕對時鐘的時間差。這使得它比傳統(tǒng)行波測距技術(shù)有著更好的故障檢測效果。

利用PSCAD/EMTDC 軟件搭建實際電力系統(tǒng)兩端三相輸電線路模型，在不同故障位置和不同故障類型下仿真出三相電壓、電流變化情況。通過對故障時系統(tǒng)電壓暫態(tài)過程分析，利用仿真結(jié)果中的時域波形特征計算出故障點位置，與實際設(shè)置故障位置相比較，誤差較小。驗證了本模型建立的正確性和本方法的實用性。

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