康乙武
（广东电网有限责任公司佛山供电局佛山528000）
摘要：本文研究了双端行波故障定位的技术，通过建立模块化设计，运用集约化方式对高压电缆线路进行在线实时监测，实现了变电站站端至用户端电缆运行故障的测寻。文中所设计的高压电缆在线双端故障定位系统实现了可快速判断故障电缆线路及故障点距离电缆线路终端的位置，缩短故障排查时间，迅速抢修复电，为变电站运维和管理工作提供了便利，提高了电网的供电可靠性。
关键词：高压电缆；线路故障；双端行波
本文介绍了变电站高压电缆线路的运行现状（以佛山220kV红星变电站220kV红双甲、乙线为例）以及HDDBF-高压电缆双端在线故障定位系统的开发和应用，为进一步优化变电站高压电缆线路故障排查及维护提供技术支持。
1变电站高压电缆的运行现状
中心城区城市化程度的不断提高和用电负荷的快速增长给城网中、高压线路电缆化带来了广阔的应用前景，也必然导致了电缆出线变电站这种新的变电站出线方式。由于电网中电缆线路比例不断上升，而传统的系统保护和运行方式设计并没有充分考虑这一变化带来的影响，这就有可能对设备的安全运行带来严重的潜在危险和实际的危害，而且电缆线路无法实时监测其运行状态也给运行人员的维护带来不便，特别是重点高压线路，比如佛山220kV红双甲、乙线是220kV红星变电站至220kV佛山双铁站的二级重要供电线路，是为佛山西站供电的直接电源，一旦电缆线路发生瞬时接地故障或者永久性接地故障，且不能够及时查处故障，将对电力系统造成威胁以及对社会造成一定影响。
2双端行波故障定位系统的功能及组成
双端行波故障定位功能：通过安装在电缆线路两个终端的故障电流互感器，采集故障行波信号。B终端采集到故障行波信号后开始计时；A终端采集故障行波信号后，通过光电转换模块，再通过光纤发送到B终端，B终端接收到A终端的TTL信号后终止计时。B终端把故障状态及故障时间差通过光纤上传到控制中心服务器，在服务器界面直接显示故障相和故障点距B终端的距离。
一套监测装置（包含A、B终端）可监测一回路电缆，系统监测B终端：记录故障点距离两个终端的时间差并锁存。系统监测A终端：当故障点行波信号到达A终端，A终端立即将TTL信号通过光电转换器再通过光纤传送到B终端，作终端B计时终止信号。
电缆故障预警：电缆发生短路故障时，系统可以立即判断出发生故障电缆的线路名称及相线。由以下四部分组成：
（1）服务器及智能管理平台；
（2）现场数据采集装置：A终端、B终端；
（3）数据传输网络：光纤；
（4）光电转换模块（备注：多套装置组成一个系统时，系统采用环网通信方式，如：B1A1…AnBn…B1光电转换模块服务器。B1…Bn为n个B终端，A1…An为n个A终端）。
3双端行波故障定位系统的工作原理
双端行波故障定位系统的工作原理框图如图1，B终端和A终端同时监测A、B、C三相，图中只画一个CT示意。
电缆两端分别安装采集A、B终端，当电缆中间任意一点发生故障，故障行波朝两端传播，当故障行波到达B终端时，B终端触发计时开始；故障行
波到达A终端后，A终端检测到故障行波并发送电脉冲信号通过光纤传送到B终端，B终端接收到此脉冲信号时计时结束。通过时间差计算故障点与两终端的距离，从而实现故障点的在线定位。
故障距离计算公式如下：
上式中：
为系统计时时间差值，单位为μs；
为电缆总长，单位为m；
为A终端脉冲到达B终端后硬件增加的延时，单位为μs；
为故障点距离B终端距离，单位为m；
为故障行波在所述高压电力电缆中的传播速度，通常为172m/μs。
图1系统原理框图
4双端行波故障定位系统软件的主要功能
（1）显示装置通信状态
发送和接收：服务器按固定时间间隔查询下位机状态，通信正常的话，接收指示灯闪，否则1分钟后接收指示灯变“灰”。
（2）显示线路报警信息表
线路A、B、C三相报警信息表。显示“正常”和“故障”两种状态。线路两个终端均采集到故障电流并锁存报警信息，服务器的定位系统软件根据时间差计算故障点距离B终端位置，并在报警信息表产生“故障”报警信号，然后存入数据库。服务器自动向监测A和B终端发送清除指令。
（3）历史数据查询
供用户查询历史故障信息。可选择查询特定时间段内（用户选择的起始时间和终止时间）系统产生的报警信息。
（4）报警确认
点击报警确认，查询当前界面显示未读报警信息。
（5）系统拓扑图
供用户查看该服务器所监测装置通信组网拓扑图。
（6）线路故障位置
根据双端在线故障定位系统A、B装置检测时间差计算出故障点距服务器端（B终端）距离。
5.双端行波故障定位系统软件的使用
（1）系统正常运行时的状态
通信状态下发送和接收指示灯会红色闪动，显示数据收发。
（2）系统通信故障时的状态
通信故障发生1分钟以上时，界面上“接收”边上的指示灯会变为灰色，通信恢复后自动恢复为绿色。
（3）系统故障报警时的状态
当电缆发生故障时候，窗体界面上显示：（1）故障报警次数；（2）示意表示最后一次报警的故障位置（距离B端的米数）；（3）“报警确认”按钮变红提醒有过报警，需要确认。
（4）系统报警确认界面
点击红色“报警确认”按钮出现窗体。报警确认界面表格显示当前未确认过的新报警，可以清晰地判断故障相以及故障地点离站端的距离。
（5）历史数据查询界面
点击“历史数据查询”按钮，出现历史数据查询窗口，选择起始时间，结束时间；点击“查询”按钮，窗体显示所选起始时间到结束时间的所有报警数据，可以详细查看历史故障数据。
6.结论
本文通过分析变电站高压电缆的运行现状，通过双端行波故障定位系统原理的研究，并结合系统在220kV变电站中220kV高压线路的应用实例分析，得出双端行波故障定位系统实现了快速判断故障电缆线路及故障点距离电缆线路终端的位置的功能，缩短了运维人员的故障排查时间，使线路可以迅速抢修恢复送电，为变电站运维和管理工作提供了便利，提高了电网的供电可靠性。
参考文献：
[1]高艳丰，朱永利，闫红艳，等．一种新型的输电线路双端行波故障定位方法[J]．电力系统保护与控制，2016，44（8）：8-13
[2]杨专．基于双端行波法的高压输电线路故障定位系统的研究[D]．河南理工大学，2011．
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3、缺陷分析
对故障分闸线圈进行检查时，测量线圈阻值，发现故障线圈组值无穷大，可判断分闸线圈已经熔断，而正常分闸线圈阻值在120±6Ω之间，检查线圈外观无异常，按动铁心无法动作，铁心烧融卡死。
从发现问题分析，导致本次缺陷发生的主要原因是531开关铁心卡阻造成，造成分闸线圈长期通电烧毁，分闸回路断线，导致开关无法分闸。
4、现场处理
由现场检查判断事故原因是分闸铁芯卡阻造成线圈烧毁，更分闸线圈后，对10kV11C电容器组531开关进行机械特性试验，试验合格，现场经远方遥控分合操作试验无误后，于07时06分重新投入运行。
四、防控措施
1、坚持开展电容器开关定期检查工作。坚持每年开展电容器开关停电检查工作，提高检查工作质量，重点对开关分、合闸线圈阻值进行测量，必要时对线圈匝间绝缘进行测量。
2、为提升区域供电可靠性，采购、补充开关备品。考虑采购1台40KA4000A自冷式开关、2台1250A开关，用于后续应急、检修使用。
3、严格执行检修规程。除考虑补充应急开关备品及检修使用备品外，按照检修规程周期要求立项对开关进行检修。
4、总结现场处理措施。当断路器小车出现手动拒分拒合故障时，在未能判断内部的故障情况，特别是真空泡的实际位置，因此，从保护人身安全角度考虑，应避免现场分闸操作。
五、结语
通过本文对变电站10kV真空断路器在运行操作过程中出现的拒分现象进行分析，可以知道变电站断路器的重要性，必须提高对变电站断路器的重视度，稍有不慎会发生断路器拒动的情况，造成事范围的扩大。提高对变电站10kV真空断路器的结构认识，在运维过程中需要定期检查，排除安全隐患，保障变电站的安全运行及用户的供电稳定。
参考文献：
［1］陈春权.高压断路器的拒跳和拒合的原因和解决方法［J］.民营科技，2009（01）：14.
［2］郭占伟，原爱芳，张长彦，等.断路器操作回路详述[J].继电器，2004（10）：67-70.
［3］赵健.高压断路器设备常见事故、异常及原因分析［J］.中国科技财富，2009（06）.
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2.5熔芯已熔断
熔断器容量选择不当是熔芯熔断的重要因素，将手车拉至转移车上，卸下面板，查看熔断器脱扣连动拉杆是否已拉起，如已拉起，说明熔断器已熔断，更换合适容量的熔断器。
2.6部分真空接触器在投运第二年，即开始出现合闸不成功的情况，开关在合闸过程中，机构运行到合闸位置但不能可靠挂住，导致机构弹开，合闸失败。
在处理过程中，发现影响开关合闸失败的因素较多，机械联板与锁舌的配合间隙是影响较大的因素，锁舌伸出长一些，机构就挂的比较牢，短一些，机构就有可能挂不住，若锁舌太长，机构压紧的行程会变小，也会影响到主触头的压接紧力，在出厂和维修中，厂家都给不出锁舌间隙的标准，每次来人处理也都是摸索进行，以开关能合闸为目的，造成每次机构调整后，都必须对接触器进行开关特性试验和直流电阻测试。
三、日常维护中的几点启示
手车断路器进出柜操作应保持平稳，防止猛烈撞击，同时尽量减少开关推进次数，在设备无检修的情况下，不要将开关退出到间隔外，这样可避免推进机构损坏；加强对分闸线圈外观检查，在有条件的前提下加强线圈外观检查以期提前发现线圈过热，及早进行处理；制定检修计划更换辅助开关，避免因辅助开关损坏引起的开关拒分；真空接触器在操作之前，在试验位置进行分、合闸操作试验，以便及时发现并处理机构方面存在的问题值班员应注意监视接触器状态，一旦发现断路器不能合闸或不能跳闸时，立即采取措施拔下控制保险，以免烧坏跳、合闸线圈；手车开关每次推入柜内后，应保证手车到位和隔离插头接触良好，防止由于隔离插头接触不良、过热引发开关柜内部故障。