110kV/220kV电缆线路故障仿真与在线检测方法的研究

何光华张志坚徐 凯杨静泊袁启洪郝海珍袁钦成

（1.无锡供电公司 2.北京科锐配电自动化股份有限公司）



110kV/220kV电缆线路故障仿真与在线检测方法的研究

何光华1张志坚1徐 凯1杨静泊1袁启洪2郝海珍2袁钦成2

（1.无锡供电公司 2.北京科锐配电自动化股份有限公司）

摘要：根据单芯电缆的结构，按照工程中的数据，利用PSCAD对单回路三相电缆的单相接地故障建立仿真模型。通过分析故障点发生在不同位置时，3个测量点检测的A、B、C三相电流幅值分布规律，同时充分考虑实际运行环境中遇到的问题，力求逻辑严密，从而提炼出故障判断原理。基于此原理设计生产的适用于110kV/220kV辐射性线路或者系统侧为接地系统、用户侧为不接地系统的专用故障指示器已在现场运行中取得了良好的效果。

关键词：单相接地故障；相间短路；单芯电缆；感应电流；线芯电流

1 高压电缆线路故障检测现状

随着我国城市电网改造进程的逐步加快，“缆化工程”即110kV及以上电压等级的线路电缆化率的逐渐提高，高压电缆分支箱、环网柜等新设备投运量的逐渐增加，使得110kV及220kV的全电缆线路及混合电缆线路的多分支网络化结构开始形成规模；同时，目前变电所多数为GIS线变组结构，变电所侧相应采用GIS电缆终端接入GIS气室的结构较多。电缆的故障探测出现了新的难点，尤其对多分支电缆的故障检测和混合线路的故障检测，较难实施以往行之有效的方法。主要表现为：①从检测方法来讲。常规高压脉冲检测法是电缆故障探测方法中较为常见的一种注入信号方法，在电缆终端一侧的分立端口处注入高压探测信号，在分支处进行接地和不接地处理。但当前，电缆的接口安全增加的同时，电缆的各终端均在变电所内，很多是无户外终端杆形式结构，使得线路维修人员无法有效地接入故障探测需要注入的测量信号，以往常规的拆搭头线的方法难以实施，而GIS气室拔下GIS电缆终端受相关人员及设备的限制，无法确保质量的可靠性。②从电缆敷设结构拓扑来讲。传统的阻抗测距法伴随高压电缆接头和分支的增加，使得故障探测脉冲信号在传输中发生衰减，检测误差随机性的增大，因而不能有效地对线路参数进行预估，致使故障判断的距离计算出现不定量的偏差。③从电缆的接地方式来讲。由于110kV/220kV电压等级的电力电缆故障电流非常大，所以采用铝护套直接接地方式和经过避雷器接地方式，部分采用交叉互联的连接方式，使得测量信号也受到其影响，严重影响脉冲电流法等探测方法的探测精度。④从电缆自身的结构来讲。单芯电缆广泛应用于110kV及以上电压等级，电缆线路大部分为直接接地故障，且部分为高阻接地，为检修方便相关的技术方法为拆除该故障相，使得传统低压电桥法（需要借助完好相）、传统中压二次脉冲法中与完好相对比的方法等也难以实施，探测方法受到了较大的影响。

2 本文采用的方法

110kV及以上电缆线路大部分采用单芯电缆，其金属护套的接地方式不同于配网两端直接接地方式，考虑到正常运行时对金属护套感应电压、金属护套环流的限制，金属护套常采用三种方式接地：I段式、II段式、III段式，其中III段式包括交叉互连和I段式加II段式。

110kV电缆线路主要短路故障类型为两相短路、三相短路、单相接地短路，其中前两种故障类型短路电流基本上是通过电缆线芯形成回流，流过金属护套中的电流比较小，金属护套电流的影响可以忽略。

当发生单相接地故障时，若电缆金属护套采用I段式、II段式连接方式，故障指示器安装时能把金属护套环流消除，直接测到的是线芯电流。若电缆金属护套采用交叉互连方式，金属护套充当回流线的作用，使得金属护套中有故障电流流过，同时也有感应电流流过，该感应电流是因为三相电缆线芯电流不平衡引起的感应电流。因为工程安装的限制，故障指示器需直接安装在电缆外面，这时指示器测到的电流不但有故障电流还有金属护套上流过的电流。

本文介绍一种尤其适用110kV/220kV辐射性线路或者系统侧为接地系统、用户侧为不接地系统故障的在线检测方法，其核心原理是借鉴配网系统的故障指示装置，通过仿真不同地点的故障，分析高压单芯电缆故障时电流的变化规律，确定故障区段，从而缩小检测范围。

现根据单芯电缆的结构，按照工程中的数据，利用PSCAD对单回路三相电缆的主绝缘故障（导体与金属护套短接时）建立仿真模型，其中的电缆参数按照沈阳古河电缆公司生产的110kV铜芯XLPE绝缘皱纹铝护套电力电缆（标称面积400mm2）中的参数进行设置。

3 110kV电缆线路的单相接地故障仿真

线路电缆护层采用交叉互联接地方式，故障相为A相，故障点的位置发生主绝缘（导体与金属护套短接时），线路电压等级为110kV，故障持续时间为1s，水平排列，每相电缆之间的间距为0.2m，地下电缆深度为2m。

当故障点发生在交叉互联第二大段中的第二小段时（见图1），在故障点前测量点3（交叉互联第一大段中的第三小段）、测量点5（离故障点前最近的一组指示器）及故障点后测量点6（离故障点后最近的一组指示器）检测的A、B、C三相电流幅值的仿真结果如表1所示。

图1　故障点发生在交叉互联第二大段中的第二小段

表1　3个测量点的A、B、C三相电流

正常负荷电流约为195A，功率因数为0.9。金属护套的电流约为24A，护套电压约为0.2V。正常情况及各测量点电压电流波形如图2～6所示。

图2　正常电压电流波形

图3　测量点5的A相电流、电压波形

图4　测量点5的B相电流、电压波形

图5　测量点6（故障点后第一组指示器）A相电流、电压波形

图6　测量点6（故障点后第一组指示器）B相电流、电压波形

4 故障判断原理

4.1 故障电流的分布规律

卓松生[22]以临界流化速度为衡量标准，选用Syamlal-O′brien曳力双流体模型，分析了振动和粒径对床层纵向颗粒分布(颗粒体积分数)及均匀性(颗粒体积分数标准差)的影响，结果如图3所示。

以A相单相接地故障为例，If为故障电流，如图7所示。

图7　故障电流的分布规律

故障指示器在1、2、3处测的电流为（忽略护套感应电流和负荷电流）如表2所示。

表2　故障指示器在1、2、3处的电源

同理可得到B、C相及不同位置发生单相接地短路时，指示器测到的电流都符合如下规律：故障点前测量的故障相电流大于1/2故障电流，故障点后测量的故障相电流小于1/2故障电流；故障点前非故障相（故障点到相距最近的接地点之间）测量电流有可能大于1/2故障电流，故障点前其他非故障相测量电流小于1/2故障电流；故障点后非故障相测量电流小于1/2故障电流。

当系统最大和最小短路电流相差不大时，1/2故障电流值比较容易确定，实际现场大多数是这种情况；然而当系统最大和最小短路电流相差比较大时，宜采用主站集中式动态判断方法：主站实时判断通过光纤通讯的电流值，当发现相邻的两点之间电流值之比大于1.3，即判定短路故障点在此处。

4.2 故障判断原理

（1）安装位置

电缆线路故障原因大部分是因为交叉互连接头绝缘不好造成的接地短路，故指示器安装在交叉互连或接地箱处。

解决以下两种状态下发生的故障：电缆线路送电时开关合到故障上；运行中发生的短路故障。

（3）判据

电缆线路发生短路故障时，线路电流的一个变化特征是：电流有一个正的跳变；另一个特征是：在发生短路故障后的一个很短的时间间隔内，线路在继电保护装置的控制下，故障电流会被出口断路器切断从而线路电流下降为零，如图8所示。

图8　

1）检测电流是否大于定值。检测电流是否大于过流定值，并持续一个ΔT时间，该时间与现场安装的指示器保护装置定值配合；I ＞ IsetΔT＞Tset；过流定值的大小选择为短路电流的0.5倍，当指示器检测到电流大于0.5倍短路电流（该短路电流需要预先设置），并持续一个ΔT时间，故障判断启动。

2）检测线路是否断电。从故障判断启动开始计时，在规定的时间内若指示器检测到线路无电则指示器判定为故障，否则不判为故障。

3）给出故障信号。若指示器检测到故障，进行当地发光指示，并可以与主站系统通讯进行自动故障定位。

4）故障区段定位。采用以上判据可保证故障相故障点前指示器动作，故障点后指示器不动。那么故障区段就是在最后一个动作指示器和后面第一个没有动作指示器之间的线路上。由于交叉互连环流的影响，非故障相有可能也会动作，那么两种方案排除非故障相动作的问题：①若有主站系统，故障指示器会把故障数据送到主站，主站比较各点的故障电流大小，确定故障相，故障区段。②若无主站系统，需要同变电站配合，先确定故障相，然后顺着故障相，根据故障指示器指示查找故障区段。

5）躲励磁涌流。一般励磁涌流是两倍的变压器额定电流（最大为8倍），一般短路电流比励磁涌流大，综合考虑三种方式躲励磁涌流。若变压器空载投入，励磁涌流导致指示器误动，可采用来电复位的办法复位指示器；若变压器投入时负荷大于某个固定值，那么不符合指示器动作条件，指示器不会动作；另外适当增加过流延时时间躲励磁涌流。

5 结束语

基于此原理设计生产的适用于110kV/220kV电缆的专用故障指示器首次应用罗氏线圈方式进行信号采集，具有大电流不易饱和的特性，采集电流范围（0～15000A）广泛，不仅覆盖全部电力电缆的各种应用环境，还可以进行有效地电气量检测，并能够有效规避线路重合闸、变压器空载投切的励磁涌流及负荷空载投切等各种干扰。结合光纤通讯的优点，可靠地将故障电气量上传到调度中心，汇集成电力系统综合判定故障区段的数据，判定故障以协调相关人员进行快速修复线路故障、恢复系统供电，大大减少故障巡线时间，提高供电可靠性。目前已在现场运行中取得了良好的效果，受到用户好评。

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收稿日期：（2015-11-12）