（安徽省广德县供电公司安徽省242200）
摘要：随着多功能电网和电力线路建设的技术提高，巡视监测及故障精确定位工作量变得繁琐，为了加快我国多功能电网线路的发展，施行电力系统电力，及电力正常运行的管理工作必须做到安全和有效。本文讲述电力线路线的管理，分为巡视监测及故障精确定位，再分析国电力线路在线巡视监测及故障精确定位的现状，指出内外的发展要求和趋势。
关键词：电力线路；巡视监测；故障；精确定位
1关于电力线路的在线巡视
1.1人工巡视
电力线路的人工巡视的工作原理是巡视人员利用摄像机和红外线成像仪等智能设备，来对电力线路进行检测的一种行为。人工巡视的成本较高，尤其是在比较复杂的偏远区域，需要更高的人工成本。巡视类型主要有日常巡视、防污闪特巡、防风防汛巡、高温巡视及红外测温等方面，巡视的主要范围包括整个供电系统的电力线路设备的运行状态、外观及连接状态，及电力设备的杆塔、拉线等区域，对电力线路的整体运行状态不能做到实时监测。
1.2无人机巡视
无人机巡视就是通过无线遥控、无线电遥控设备或自身的控制程序来操控无人驾驶飞行器。飞行器中可以携带可见光、红外热成像仪、紫外线成像仪等设备，从而能够实现对输配电线路的精确检测。检测精度较高的无人机还能进行定点悬停检测，改善了地面人员检测距离小，观测视场角小的问题。此外，无人机的应用还不像直升机巡视那样需要高昂的费用和极大的安全风险。
1.3电力线路的在线监测技术
在上述两种方式均出现漏洞的基础上，巡线机器人被相关技术人员提出并进行了实际应用，这种技术有高空飞行机器人和沿线爬行机器人两种监测方式。高空飞行机器人在应用过程中主要出现了高空飞行的适应困难、电力杆塔的适应识别困难等问题，沿线爬行机器人在跨越障碍、多传感技术及导航定位技术方面具有缺陷，但是现阶段还存在着很多困难。除此之外，电力线路状态的在线监测技术也得到了社会上的广泛关注，主要包括电气类检测、机械类检测和运行环境监测等方面，这类检测状态系统一般采用GPRS技术，但是缺陷是传输数据的容量较小，无法很好的满足电力线路巡视的实时检测要求，只能针对某些重要的特定电力线路进行监测。电力线路状态的在线监测在一定程度上可以帮助工作人员减轻工作量，为工作人员提供决策参考。在线监测系统设计上由可分布监控、集中管理、即时通知型智能化故障管理系统等几个部分组成。这一系统融合了线路故障监测和实时通讯技术，能够实现将信息传输到手机和计算机上的功能，并能够提高故障定位和查询的效率。监测终端由监测电路、分析算法、触发电路等几个部分组成，负责线路数据的检测，并配置相应的通讯主机，能够将采集的数据即时的传输到监控中心。利用各种线路故障检测技术，实时监测线路运行情况，在线路出现短路故障、接地故障、过流等情况下，将采集的特征数据传送到监控中心，再由监控中心自动发信至手机终端上。
2关于电力线路的故障精确定位
电力线路故障精确定位的主要工作是采用分布式的行波定位技术来进行定位，首先需要利用现场监测终端将线路分成不同的区域，在发生故障时一要通过工频故障的电流来确定故障区间，二要在既定的区间再来一次行波行为，当前自动化技术是电力系统提高供电稳定性最直接可靠的技术手段，通过采用电力线路测控终端来对输配电网的开关、环网柜等设备进行数据采集来确定故障位置。下面将对定位过程中的具体方法进行简要的概述：
2.1关于故障的测距方法
该种方法一般用来解决复杂分支下多测量点的精确定位难题。传统的故障稳态量方法对于具有明显故障特征的电力线路十分有效，但是在故障特征较为微弱的情况下不太实用。故障分析法的工作原理是维修人员通过故障发生时的工频电压及过电电流等数据，来对故障点的范围和距离进行判断。在这里需要注意的一点是：如果系统操作的性能和电力线路的特征数据十分明确，那么在电力线路发生故障时，可以利用函数来求出测量点的电压及电流量，只需要在发生故障时及时记录下测量点的电压及电流量便可以很快得出故障点的位置。近几年随着我国电子计算机技术的迅猛发展，故障分析法也越来越趋近于现代化和自动化，美中不足的是该种方法会受到系统阻抗和过渡阻抗的影响，一定程度上会导致故障距离的测量数据出现偏差，很有可能会导致部分非故障线路被分析纳入故障范畴，进而影响人们的正常用电需求，希望有关研究人员以后能够对其进行完善。
2.2关于故障的选线方法
电力线路的故障选线通常被分为两大类，一是通过向外增加信号，二是通过改变电气的含量，两种方法都比较常见。在实际应用中，如果检测到母线的电压最小值比规定值要大，一般需要维修人员依次对电力线路进行拉闸来选择故障路线，但是该种方法的弊端在于会使得正常电路出现断电故障，容易发生安全事故并且会降低电力设备的使用寿命，不利于设备的管理和保护。
2.3关于区段的定位方法
区段定位主要是为了防止故障区域无法及时供电而对故障发生点相关区域进行快速定位的一种措施，一般包括相角差法、行波相关法及求导等方法。区段定位的具体过程如下：首先，当接地时，变电所终端根据零模电压变化进行启动，并选择合理的故障线路；其次，各出线的馈线终端根据检测点零模电流的突变状况进行启动；主站接收终端的数据后，对故障线路的电流数据进行滤波。但是这些方法对于母线反射波的反应幅度较为强烈，不容易得到精确结果。近年来馈线自动化技术得到快速的发展和应用，馈线自动化应用上有就地控制方式和远方控制方式。前者主要通过重合器和各分段断路器来进行故障判断，包括多级重合器、重合器和分段器结合、重合器与自动配电开关结合等方案，不需要主站控制，具有成本低见效快的优势，但是这种方法的开关设备过于复杂不适用大部分工作区域，给维修人员带来了一定的困难；后者主要通过负荷开关和FIU系统来实现，通过FIU将现场故障信息发至主站再由主站对故障进行定位分析并控制开关。此外，FIU在基于故障电流状态差动的原理上，可以作为各分段断路器的馈线保护，表现为当主保护拒动时，变电站开关会跳开然后由配电网系统进行分析判断，以远程遥控的方式来隔离故障并尽快恢复故障区域的正常供电。当前我国已经提出了一种在线判断故障的系统措施，该系统的工作原理是通过在配电网的分段开关安装的FIU与配电网控制中心的SCADA系统相结合，构成一个高性能的配电网自动化系统，从而对故障进行准确定位，在完善了现有检测方法结果的基础上，也提高了电力线路的安全性和稳定性，当检测线路中出现了故障特征不明显的情况时，该智能检测系统还能够针对问题进行分级结构的判断，在很大程度上提高了电力线路故障定位的精确性，适合我国大部分电力企业使用。
3结束语
通过上述分析，电力系统的暂态信息存在着故障特征，当如今电力线路的故障检测是应用稳态电气信息进行离线分析和诊断，很难以满足应用当中所以的需求。大致分为故障选线、故障测距、区段定位三个方面。在一定的基础上，增加通信装置，达到智能公共分布式控制的目的，拥有遥测、遥信、遥控，升变为标准的自动化智能化的测控终端等功能。随着社会经济技术的快速发展，人们对电力路线的高效稳定性要求越来越严格，如何将故障消灭于萌芽的状态，而不是当它到单相接地或相间短路等故障才开始管理操作，这是我们所思考的关键问题。
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