影响输电线路行波故障测距精度的主要因素分析

第 31卷 第 2期 电 网 技 术 Vol. 31 No. 2 2007年 1月 Power System Technology Jan. 2007 文章编号：1000-3673（2007）02-0028-08 中图分类号：TM771 文献标识码：A 学科代码：470·4054 影响输电线路行波故障测距精度的主要因素 分析 定性数据统计分析pdf销售业绩分析模板建筑结构震害分析销售进度分析表京东商城竞争战略分析 覃 剑 1，葛维春 2，邱金辉 2，郑心广 2 （1．中国电力科学研究院，北京市 海淀区 100085；2．辽宁省电力有限公司，辽宁省 沈阳市 110006） Analysis on Main Influencing Factors for Transmission Lines Fault Location Precision Based on Traveling Wave QIN Jian1，GE Wei-chun2，QIU Jin-hui2，ZHENG Xin-guang2 （1．China Electric Power Research Institute，Haidian District，Beijing 100085，China； 2．Liaoning Electric Power Corporation，Shenyang 110006，Liaoning Province，China） ABSTRACT: Traveling wave based fault location includes single terminal and two terminals traveling wave fault location in which the traveling waves of high-frequency transient voltage and current caused by fault is used to indirectly locate the position where fault occurs. The authors research the main factors which may influence the precision of fault location such as the thunder wave, the voltage phase angle during the fault, fault types, fault positions, the wiring of busbar terminals, types of transmission lines and so on, and propose some relevant solutions. KEY WORDS: fault location；transmission lines；traveling wave based single terminal fault location method；traveling wave based two terminals fault location method；power system 摘要：行波测距是利用高频故障暂态电流、电压的行波来间 接判定故障位置，包括单端行波测距法和双端行波测距法。 文章对行波故障测距装置在实际应用过程中可能影响行波 法测距精度的一些主要因素进行了讨论，包括雷电波的影 响、故障时电压相角的影响、故障类型的影响、故障位置的 影响、母线端接线的影响、线路类型的影响等，并提出了相 应的解决 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 。 关键词：故障测距；输电线路；单端行波法；双端行波法； 电力系统 0 引言 电力系统一直非常重视输电线路故障定位问 题 快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题 的研究，长期以来，尽管人们做了大量的工作， 但在微处理机大量应用之前，基本上是依赖分析故 障录波结果来估算故障点位置，测距精度得不到保 障。20世纪 80 年代以来，随着计算机保护技术的 推广应用，许多微机线路保护或故障录波装置都增 加了基于阻抗测量原理的故障测距功能，推动了故 障测距技术的进步，但受多种因素的影响，阻抗原 理测距精度还不是很理想。因此，生产运行部门迫 切希望能研制出精度高的线路故障测距装置，以解 决故障点寻找困难的问题。从 20世纪 90年代开始， 基于行波原理的输电线路故障测距方法的研究越 来越多而且日趋成熟，基于行波原理的测距装置已 得到较为广泛的应用[1-15]，其推广和应用对输电线 路运行的安全性、经济性和可靠性具有重大意义。 本文分析了行波故障测距装置在实际应用过程中 可能影响行波法测距精度的一些主要因素，并提出 了相应的解决方案。 1 雷电波的影响 雷电波击到输电线路上后，对行波测距而言情 况比较复杂，一般会出现 4种情况： （1）雷电波没有导致输电线路故障，如果雷 电波引起两端行波测距装置启动，可利用双端故障 测距原理定位雷击点。 （2）在雷电波过电压的影响下，输电线路在 雷击点发生闪络故障，这时可利用双端原理测距， 同时确定雷击点和闪络点。 （3）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，如图 1(a)所示。这样线路上将有 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种行波将混迭在一起，使行波波形更加复杂， PDF 文件使用 "pdfFactory Pro" 试用版本创建 www.fineprint.com.cn FXQ 高亮 第 31卷 第 2期 电 网 技 术 29 变电站 1 变电站 2 雷击 电流行波 (a) 变电站 1 变电站 2 雷击 电流行波 M N 一相另一相 (b) 图 1 雷击点与故障点 Fig. 1 Lightning strike position and fault position 增加了准确定位故障的难度。但通过细致的分析， 在雷击产生的行波源与闪络产生的行波源没有完 全混叠的情况下可区分出雷击产生的行波和闪络 产生的行波，采用双端行波测距法可同时确定雷击 点的位置和闪络点的位置。 （4）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 薄弱的某地方的某一相导致闪络，在线路绝缘比较 薄弱的其它地方的另一相导致闪络，如图 1(b)所示。 这样线路上将有 3个行波源，一个是雷击产生的行 波源，其余是闪络产生的行波源，这几个行波源产 生的行波特征不同，几种行波将混迭在一起，使行 波波形更加复杂，更增加了准确定位故障的难度。 但由于一般雷电波是在波头部分的过电压导致线 路闪络，通过细致的分析，在雷击产生的行波源与 闪络产生的行波源没有完全混叠的情况下也可区 分出雷击产生的行波和闪络产生的行波，采用双端 行波测距法可同时确定出图 1(b)所示的雷击点的位 置和闪络点 N的位置，利用变电站 1的行波数据， 采用单端行波测距法可能确定出闪络点 M的位置。 对于部分在输电线路上感应产生的雷电波，从 波形上可以分辨出是故障行波还是雷击线路引起 的行波。雷击线路引起的行波一般三相幅值接近， 波形同极性，且一般为正极性。 2003年9月 20日 16:46:19.3，220 kV水马线(水 口电厂—马站变电站)发生三相接地短路故障，图 2为水马线两端记录的故障数据，由图 2(b)和 2(d) 可知，故障首先是由于雷击水马线 A、C相造成的， 在雷击点约 450 m的位置发生 A相接地短路故障， 雷电波在输电线路上传播时又分别造成 B 相和 C 相故障。按线路长度为 80.979 km计算，利用基于 小波变换技术的双端测距法可确定雷击位置距水 口电厂 24.955 km，短路故障位置距水口电厂母线 端 23.29 km。利用水口电厂侧行波故障数据，采用 单端行波法确定的故障位置距水口电厂母线端 20.488 km。通过分析，计算得到的雷击水马线位置 及发生短路故障的位置见图 3。 0 10 20 -10 -20 -30 0 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 C相 A相 B相零序 I/A t/ms (a) 水口电厂故障数据 0 12 16 49.850 C相 A相 B相 零序 I/A t/ms 4 8 20 -4 -8 49.900 49.950 50.000 50.050 50.100 从故障点反射 回来的行波位置 初始行 波位置 (b) 水口电厂侧行波波头 0 4 8 -4 -8 -12 0 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 C相 A相 B相 零序 I/A t/ms 12 -16 (c) 马站变电站故障数据 0 12 16 49.930 A相 B相 零序 I/A t/ms 4 8 -4 -7 49.950 40.970 49.990 C相 雷击 行波 A相 故障行波 B相 故障行波 C相 故障行波 (d) 马站变电站侧行波波头 图 2 水马线两端数据 Fig. 2 Current traveling wave of two terminals on Shuima line 水口电厂 雷击 电流行波 20.488 km 水马线 23.29 km 24.955 km 变电站 马站 图 3 计算的雷击位置和故障位置 Fig. 3 Calculating lightning strike point and calculating fault point PDF 文件使用 "pdfFactory Pro" 试用版本创建 www.fineprint.com.cn FXQ 高亮 FXQ 高亮 30 覃剑等：影响输电线路行波故障测距精度的主要因素分析 Vol. 31 No. 2 经巡线人员查找故障点发现：水马线的 43号杆 塔C相发生短路故障，距水口电厂母线端20.814 km； 水马线的 45号杆塔 B相大号侧发生短路故障。根据 福建电网雷电监测系统记录的水马线故障时水马线 遭受的雷击情况分析，造成水马线故障的雷击位置 在水马线 50 号杆塔附近，偏向 51 号杆塔方向，50 号杆塔距水口电厂母线端 24.526 km，说明导致水马 线故障的雷击位置在距水口电厂母线端 24.526 km 稍大的地方。图 4为实际雷击水马线位置及发生短 路故障的位置。 水口电厂 雷击 电流行波 20.814 km 水马线 22.044 km >24.526 km 变电站 马站 图 4 实际雷击位置和故障位置 Fig. 4 Actual lightning strike point and actual fault point 利用雷击产生的电流行波确定的雷击位置与 实际雷击位置相差小于 429 m，429 m=(24.955- 24.526)km；利用小波变换技术双端法确定的故障 位置与实际故障位置相差(2 3.29-2 2.044) km= 1.246 km，误差稍大是由于雷击产生的行波对短路 故障产生行波的准确判断造成一定影响；利用小波 变换技术分析水口电厂侧故障行波数据的单端测 距法确定的故障位置与实际故障位置相差(20.814- 20.488)km=326 m。 2003 年 8 月 30 日 04:23:34.4，500 kV 洪龙II 线(洪沟变电站—龙王变电站)发生 B相接地短路故 障，图 5 为洪龙II线两端记录的故障数据。由图可 见，故障是由于雷击导致的放电所致。利用龙王变 电站的故障数据确定的故障位置距洪沟变电站 155.996 km。按线路长度为 180.044 km计算，利用 小波变换技术双端测距法确定的雷击位置距龙王 变电站母线端 26.591 km，短路故障位置距龙王变 电站母线端 24.481 km。经现场巡线人员巡线发现： 故障位置在 355~356号杆塔之间，距龙王变电站约 23.746 km，如图 6所示。利用小波变换技术分析行 波波头到达时间如图 7所示。虽然由于雷击点与短 路故障点不在一点使雷击产生的行波对短路故障 产生行波的识别造成一定影响，但利用双端行波法 确定的故障位置误差约为 735 m，利用单端法确定 的故障位置误差约为 302 m，测距结果也满足现场 对精确故障定位的要求。 0 2 0 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 C相 A相 B相 零序 I/A t/ms -2 -4 -6 (a) 洪沟变电站故障数据 0 48.660 C相 A相 B相 零序 I/A t/ms 4 -4 -6 48.700 短路故障 产生行波 48.740 48.780 2 -2 雷击产 生行波 (b) 洪沟变电站侧行波波头 0 2 -2 -4 -6 0 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 C相 A相 B相 零序 I/A t/ms 4 -8 -12 -10 (c) 龙王变电站故障数据 48.210 48.230 C相 A相 B相 零序 短路故障 产生行波 雷击产 生行波 48.250 48.270 48.290 0 2 I/A 4 -2 -4 -6 t/ms (d) 龙王变电站侧行波波头 图 5 洪龙II线两端数据 Fig. 5 Current traveling wave of two terminals on Honglong II line 龙王 变电站 雷击 电流行波 23.746 km 洪龙 II线 单端测距 24.048 km 双端测距 24.481 km 变电站 洪沟 26.591 km 图 6 雷击位置和故障位置 Fig. 6 Lightning strike position and fault position PDF 文件使用 "pdfFactory Pro" 试用版本创建 www.fineprint.com.cn 第 31卷 第 2期 电 网 技 术 31 0 10 20 -10 48.650 48.700 48.750 C相 A相 B相 零序 I/A t/ms 48.800 48.850 48.900 短路故障 产生行波 雷击产 生行波 短路故障 产生行波 雷击产 生行波 A相 C相 B相 零序 48.200 48.250 48.300 t/ms 10 -10 I/A 30 -30 (a) 洪沟变电站端波形 (b) 龙王变电站端波形 图 7 洪龙II线两端行波波头数据小波变换结果 Fig. 7 Wavelet transform results of current traveling wave in Honglong II line 2 故障时电压相位的影响 故障时电压相角大小主要影响行波的大小。发 生故障时电压相角较小，导致故障行波数值较低， 一方面容易产生误判，另一方面无法保证测距精 度。由于绝大部分线路故障是绝缘击穿导致的故 障，故障发生在初始电压相角 10°以下的几率非常 低，各种闪络造成的线路故障中，95%发生在电压 峰值附近的 30°范围内，因此电压过零或接近零时 故障的概率非常低。 由于小相角短路故障产生的行波的特征没有 变化，仅行波幅值的高低对基于小波变换技术的行 波法的测距精度基本不会造成影响 。 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，可能导致测距失败。但电压过零或 接近零时发生故障时，故障点一般呈永久金属性短 路性质，则利用重合闸产生的行波在故障点的反射 可能测出故障距离；也可将行波法辅以阻抗法进行 联合测距，以改善电压过零附近的故障测距效果， 但这样会增加测距算法的复杂性。 3 故障类型的影响 输电线路上发生纯金属性短路的几率较低，大 多数短路故障在故障点是有过渡电阻的。相间短路 (不接地)往往是相与相之间经过电弧放电而形成， 其过渡电阻由电弧电阻构成。而接地短路则情况复 杂得多，例如若接地短路是导线经过绝缘子串对杆 塔放电再经杆塔接地，则过渡电阻包括电弧电阻和 杆塔接地阻抗。 研究表明，对于输电线路各种类型的短路故 障，电弧电阻一般取为 2~20 W，但对输电线路对外 物放电或导线断线而接地等情况，过渡电阻将是一 个很大的值，有几十欧甚至几百欧。例如，雷击产 生随时间变化小且阻值低的电弧电阻，输电线对树 枝放电则产生起初衰减而阻值大的电阻。不同故障 类型的电弧初始值及其变化情况是不同的，故障情 况非常复杂，包括可能产生多次放电而导致最后的 闪络，这些都可能影响测距结果或巡线结果。 2004年 2月 14日 14:52:14.7，220 kV浔青线(共 青变电站—九江电厂)开始发生 B相接地短路故障， 浔青线两端测距装置启动，记录的数据如图 8所示。 由图可见，故障发生主要经历了 3个阶段，第 1阶 段是图中位置①—②阶段，接地过渡电阻由非常高 的电阻值降低到约 750 W后再次升高到非常高的值， 这一过程持续约 4.5 ms，B相出现较小的对地泄漏电 流，同时出现较小的零序电流；第 2 阶段是图中位 置②—③阶段，接地过渡电阻由非常高的电阻值逐 渐降低到 1 000 W以上，这一过程持续约 2.5 ms；第 3 阶段是图中位置③以后的阶段，接地过渡电阻由 1 000 W以上逐渐降低，对地泄漏电流逐渐增大，最 后过渡电阻达到约 40 W后故障线路被开断。由于以 上 3个阶段都是由非常高的接地过渡电阻开始，过 渡电阻逐渐降低，因此故障过程中无高频行波产 生，因此利用单端行波法和双端行波法都无法给出 正确的故障位置，这种故障情况要辅助以阻抗法进 行故障测距。 0 0 2 0 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 C相 A相B相 零序 I/A t/ms 0 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 t/ms -2 -4 2 -2 -4 -6 -8 I/A A相 B相 C相 零序 (a) 共青变电站端波形 (b) 九江电厂端波形 ① ② ③ ③ ② ① 图 8 浔青线两端记录数据 Fig. 8 Current traveling wave of two terminals on Xunqing line 4 故障位置的影响 单端行波测距依据的主要公式为 M2 M1 1 ( ) 2 T T vl -= (1) PDF 文件使用 "pdfFactory Pro" 试用版本创建 ÿ www.fineprint.com.cn 32 覃剑等：影响输电线路行波故障测距精度的主要因素分析 Vol. 31 No. 2 M2 M11 ( ) 2 T T vl L ¢ - = - (2) 式中： 1l 为故障点距 M端母线的距离；L为线路长 度； M1T 、 M2T 分别为故障初始行波到达 M端母线 测量点及其从故障点反射回测量点的时间； M2T ¢ 为 经故障点透射过来的故障初始行波在 N 端母线的 反射波到达 M端母线测量点的时间；v为行波传播 速度。 双端行波测距是通过计算故障行波到达线路 两端的时间差来计算故障位置，双端行波法的关键 是准确记录下电流或电压行波到达线路两端的时 间并准确选取行波传播速度。它依据的主要公式为 N1 M11 ( ) 2 L T T vl - -= (3) M1 N1 2 ( ) 2 L T T vl - -= (4) 式中： L为线路长度； 1l 、 2l 分别为故障点到线路 两端的距离； M1T 、 N1T 分别为行波到达线路两端的 时间； v为行波传播速度。 故障行波在输电线路上以不同模式传播，每种模 式中各频率分量的传播速度和衰减也不尽相同，使行 波在输电线上传播时产生色散，造成难以准确判断行 波到达时间。同时，行波传播距离近时，行波中高频 分量丰富，这部分高频分量以接近光速传播；而行波 传播距离较远时，行波中高频分量减少，波头中相应 的高频分量会以相对较低的速度传播，使得难以准确 选取行波传播速度。一般的行波测距法基本上都没有 将该方法确定的行波到达时间与故障定位用行波传 播速度很好地结合起来。由式(1)~(4)可见，无论是单 端行波法还是双端行波法，故障距离都主要由 2个参 数决定：一个是时间参数——故障行波到达时间差， 另一个是速度参数——故障行波传播速度。用时间参 数和速度参数定位时，没有考虑 2者之间的联系，例 如用相关法等确定行波到达时间时，将行波在输电线 上的传播速度取为光速或某一速度，而这一速度的选 取并没有考虑该方法所分析的行波特征或行波中相 应的频率分量，因此该方法的定位精度可能较低，而 且可能受故障点位置、故障电阻大小、故障类型等的 影响。对于式(3)、(4)所示的双端行波测距法，若不 考虑行波色散对测距精度的影响，故障点在线路中点 附近，测距精度较高；线路越长，故障点距母线端越 近， N1 M1( )T T- 的绝对值越大，误差越大。例如若 行波传播速度应为 2.9´108 m/s，计算故障位置时速 度取为 3.0´108 m/s，则故障点到线路两端的距离差 为 100 km时可造成 1.724 km的测距误差。 5 母线端接线的影响 电压行波和电流行波传播过程中，当传播路径的 特征阻抗变化，特别是行波到达母线端时，反射点对 电流行波和电压行波的影响有较大不同。一般情况 下，线路上任一点的电压反射系数 ub 定义为该处反 射波与入射波电压相量之比： 2 22 C 2 2 C 2 C 2 2 C e el lu U Z I Z ZU U Z I Z ZU g gb - - - + - - = = = + +     (5) 式中：e lg- 为行波传播常数； 2 2 2/Z U I=   为母线端负 载； CZ 为线路特征阻抗。当只考虑到达母线端电压 行波的反射情况时， 计算公式 六西格玛计算公式下载结构力学静力计算公式下载重复性计算公式下载六西格玛计算公式下载年假计算公式 为 2 C 2 C u Z Z Z Z b - = + (6) 其范围为 1 1ub- £ £ 。 电流反射系数为 C 2 2 C i u Z ZI Z ZI b b - + - = = - = +   (7) 其范围为 1 1ib- £ £ 。 同样，电压或电流的折射系数可表示为 2 2 C 2 i u Z Z Z a a= = + (8) 其范围为0 ia£ , 2ua £ 。 虽然电压和电流行波信号的折射系数都可由式 (8)表示，但对电压行波而言有 1u ua b= + ，即折射波 电压等于入射波电压加反射波电压；对电流行波而言 有 1i ia b= - ，即折射波电流等于入射波电流减去反 射波电流。 若母线端只有一条线路，由于入射行波的波头 前沿部分基本上是较高频率分量，这些较高频率分 量对应的变压器等设备的等效阻抗一般较大，远大 于线路阻抗，使电压行波波头部分基本有 ub >0，即 电压行波的波头部分经反射后信号加强，数值增 大；而对于电流行波，反射系数可能接近-1，电流 行波波头高频分量经反射后减弱，甚至电流行波中 波头的入射部分和反射部分可能相互抵消，以致所 测电流行波波头变缓。 由于有电容式电压互感器的对地电容，再加上 变压器、断路器、分接开关、电流互感器、绝缘子 等设备的对地电容，因此要考虑母线端设备对地电 容对行波的影响。图 9给出了等效对地电容的影响， 由图可见等效对地电容使电压行波波头上升斜率 PDF 文件使用 "pdfFactory Pro" 试用版本创建 www.fineprint.com.cn 第 31卷 第 2期 电 网 技 术 33 无电容 U/kV 10 nF 0 100 200 300 400 20 nF 5 nF 无电容 0 10 20 30 40 t/ms (a) 对电压行波的影响 I/A 20 nF 10 nF 5 nF 无电容 0 40 80 120 160 200 0 200 400 600 t/ms (b) 对电流行波的影响 图 9 等效对地电容对行波波头的影响 Fig. 9 Influence of the equivalent capacitance on wavefront of traveling wave 降低。当考虑变压器等设备的等效对地电容对电流 行波的影响时，若对地电容在测量点的线路侧，则 对地电容对电流行波波头的影响很小；若对地电容 在测量点的母线侧，则对地电容对电流行波波头的 影响较大，如图 9(b)所示。 6 线路类型的影响 6.1 采用光 PT和光 CT线路的影响 由于光 PT 和光 CT 的模数转换频率较低，远 不能满足对故障行波的高速采样要求(一般对行波 信号采样频率要求大于 500 kHz)，因此无法直接利 用光 PT或光 CT的数据进行行波分析。 对于采用光 PT 和光 CT 的交流线路，测距装 置通过串行感应分压器提取电压行波信号，或通过 测量串行感应分压器地线电流的专用互感器提取 行波信号。 对于采用光 PT和光 CT的直流线路，测距装置 可通过电阻分压器提取电压行波信号，或通过测量 电阻分压器地线电流的专用互感器提取行波信号。 6.2 T接线路的影响 对于图 10 所示的 T 型输电线路，必须在母线 端 M、N和 S端安装行波测距装置才能监测线路上 任意点的故障。因此对 T型线路实际上需要监视 2 条线路，可有 3种监测组合：①监测MN段线路和 MS 段线路；②监测 MN 段线路和 NS 段线路；③ 监测 MS段线路和 NS段线路。选择以上其中 1种 组合即可监测 T型线路上任何一点的故障。 M N S T 图 10 T型线路结构 Fig. 10 Structure of T-type line 若仅在母线端 M 和 N 端安装行波测距装置， 则只能监测 MT 段和 TN 段线路故障，而线路 TS 段的故障是等效发生在位置 T，因此无法准确测出 TS段故障位置。 6.3 终端线路的影响 由第 5节 内容 财务内部控制制度的内容财务内部控制制度的内容人员招聘与配置的内容项目成本控制的内容消防安全演练内容 可知，对于终端线路，即母线端 只有一条线路时，利用电压行波还是电流行波进行 故障测距主要由母线端所接设备决定。一般来说， 利用电压行波进行故障测距效果较好，但直接利用 CVT无法测量电压行波信号，测距装置可通过测量 CVT地线电流的专用互感器提取行波信号。 6.4 直流线路的影响 直流线路的电压互感器和电流互感器的截止 频率分别为 50 kHz和 100 kHz，能较好地传变故障 行波。但它们一般安装在线路过电压吸收电容后， 由于过电压吸收电容及平波电抗器等的影响，电 压、电流互感器安装点的电压、电流行波上升的速 度很慢，不能很好地满足行波测距的要求。 对于直流线路，测距装置可通过测量直流耦合 电容器(例如过电压吸收电容等)地线电流的专用行 波互感器提取行波信号。 6.5 串补线路的影响 对于带串联补偿装置的输电线路，串补装置会 影响电流行波的波形，使故障行波波形更加复杂， 大大增加了单端行波测距法的难度，但串补线路基 本不会影响行波波头到达线路两端的时间，因此， 对于双端行波测距法而言，串补线路基本不会影响 测距精度。 2002 年 6 月 3 日 20:21:24，大房II线(大同电 厂—房山变电站)发生 A相接地短路故障，图 11为 大房II线两端记录的故障数据，利用基于小波变换 技术的双端行波测距法进行故障定位，按线路长度 为 288 km 确定的故障位置距房山变电站母线端 115.916 km。经巡线发现，实际故障位置与测距位 置很近，因此串补线路的行波测距装置能满足现场 对精确故障定位的要求。 图 12为图 11在故障时刻故障点产生的振荡部 分(图 11 中的 T 位置)的放大图。由图 12(a)可见， 故障在房山侧产生了约 30 kHz的高频振荡，由图 PDF 文件使用 "pdfFactory Pro" 试用版本创建 www.fineprint.com.cn 34 覃剑等：影响输电线路行波故障测距精度的主要因素分析 Vol. 31 No. 2 0 10 20 30 t/ms A相B相 C相 T 0 100 -100 I/A (a) 房山变电站故障数据 I/A 0 -100 100 B相 0 10 20 30 t/ms C相 A相 T (b) 大同二电厂故障数据 图 11 大房II线两端数据 Fig. 11 Current traveling wave of two terminals on Dafang II line I/A 0 -40 A相 23.05 t/ms B相 C相 23.07 23.09 23.11 23.13 40 80 (a) 房山变电站故障数据 -100 -50 50 0 100 I/A 17.20 17.21 17.22 17.23 17.24 17.25 t/ms C相 B相 A相 (b) 大同二电厂故障数据 图 12 大房II线两端数据故障起始部分放大图 Fig. 12 Zoom diagram in incept part of current traveling wave of two terminals on Dafang II line 12(b)可见，故障在大同侧产生了约 62.5 kHz的高 频振荡，线路两侧振荡的波形比较相似，只是振 荡频率不同，两端高频持续 3~4个周期后基本衰 减完毕。 7 线路故障时未能找到故障点的原因 每年一些网省局都有保护动作但未发现故障 位置及原因的情况，根据近年来行波故障测距装置 运行经验分析，主要原因有： （1）雷电波、故障时电压相角、故障类型、 故障位置、母线端线路数目、线路类型等因素对输 电线路行波故障测距方法有一定的影响，这些影响 因素可能会影响行波故障测距方法的准确性。 （2）线路故障后，巡线范围一般是根据保护 装置和故障录波器的测距结果给出的，巡线范围较 大，目前一般巡线范围为测距点位置的前后 20 级 杆塔，即巡线可能近 40级杆塔。对于 220 kV线路， 杆塔间距一般为 300 m，巡线范围约为 12 km；对于 500 kV线路，杆塔间距一般为 500 m，巡线范围约 为 20 km。若不能找到故障点则还要扩大巡线范围， 而故障多在恶劣的气候条件下发生，巡线难度大， 因此根据保护装置或故障录波器的测距结果进行 巡线，巡线的重点范围不突出。 （3）对故障原因的分析不明确，例如认为不 可能是雷击导致故障，但如果实际故障是雷击产生 故障，放电点可能不在杆塔上，这样会使巡线的目 标不明确。 （4）巡线人员的经验不足，例如根据经验认为 耐张塔出现故障的可能性不大，会使登杆检查不够 细致，而实际上耐张塔由于结构复杂也会发生故障。 （5）根据以往的巡线经验，接地短路故障很 多是绝缘子表面放电造成的，因此重点登杆检查绝 缘子的表面，对其它故障情况(如横担对杆塔或架空 地线击穿等情况)考虑不足。 （6）巡线人员的责任心不强，在一些比较恶 劣的气候条件下巡线不仔细。 应主要从以下 2方面解决以上问题： （1）为现场提供准确的故障测距结果，使巡 线范围较小，巡线的重点位置突出。 （2）提高巡线人员的待遇，使他们能安心工 作，提高巡线人员的判断水平和能力。 8 结论 本文分析了行波故障测距装置在实际应用过 程中可能影响测距精度的一些主要因素，并提出了 相应的解决方案，有助于更好地实现准确的输电线 路故障定位，可以解决电力系统运行中精确查找故 障点的实际生产运行问题，加快线路恢复供电，节 约大量的人力、物力，减少因停电造成的综合经济 损失，并可极大地提高电力系统运行管理水平。 参考文献 [1] 葛耀中．新型继电保护与故障测距原理与技术[M]．西安：西安 交通大学出版社，1996． [2] 覃剑，陈祥训，郑健超．行波在输电线上传播的色散研究[J]．中 国电机工程学报，1999，19(9)：27-30,35． Qin Jian，Chen Xiangxun，Zheng Jianchao．Study on dispersion of travelling wave in transmission line[J]．Proceedings of the CSEE， PDF 文件使用 "pdfFactory Pro" 试用版本创建 www.fineprint.com.cn 第 31卷 第 2期 电 网 技 术 35 1999，19(9)：27-30,35(in Chinese)． [3] 覃剑，陈祥训，郑健超．不同故障类型情况下行波传播特点的研 究[J]．电网技术，1999，23(1)：54-58． Qin Jian，Chen Xiangxun，Zheng Jianchao．Study on traveling wave propagation under different type of faults[J]． Power System Technology，1999，23(1)：54-58(in Chinese)． [4] 覃剑，黄震，杨华，等．同杆并架双回线路行波传播特性的研究 [J]．中国电机工程学报，2004，24(5)：30-34． Qin Jian，Huang Zhen，Yang Hua，et al．Study on travelling wave propagation in double-circuit parallel transmission line[J]． Proceedings of the CSEE，2004，24(5)：30-34(in Chinese)． [5] 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805.2亿元，同比分别增长 19.67%、 36%；实现净资产收益率 3.8%，同比提高 1.7%，各项主要指标均全面超额完成预算目标，利润规模和 增幅均创历史新高，资产质量显著提升，实现了“又好又快”的发展。 作为国有重要骨干企业和世界 500强企业，成立于 2002年底的国家电网公司从 2004年到 2006年， 售电量由 1120 TWh增加到 1709.7 TWh，增长 53%；主营业务收入由 4830亿元增加到 8529亿元，增长 77%；利润由 60亿元增加到 269.2亿元，增长了 3.5倍；净资产收益率由 0.57%提高到 3.8%，增长了 5.7 倍；资产负债率由 62.23%下降到 60.43%，不良资产率持续下降，资产盈利能力不断增强。国家电网公 司在国资委业绩考核中连续两年被评为 A级，在《财富》杂志世界企业 500强中的排名连年攀升。 PDF 文件使用 "pdfFactory Pro" 试用版本创建 www.fineprint.com.cn