集成行波測距功能的高壓輸電線路保護(hù)裝置的技術(shù)探討

鄒 磊,薛明軍，龍 琳，韓志勇，王 勝，陳福鋒，張 祥，胡俊彥

(1.國電南京自動化股份有限公司,江蘇 南京 211100；2.南京國電南自電網(wǎng)自動化有限公司,江蘇 南京 211100；3.國網(wǎng)北京市電力公司,北京 100124)

0 引 言

目前，絕大多數(shù)變電站輸電線路故障測距主要依賴于線路保護(hù)裝置和故障錄波器裝置的測距功能模塊。比較典型的測距原理包括單端測距和雙端測距。單端測距一般采用阻抗法，利用測量故障回路正序阻抗的電抗分量與線路全長的電抗分量進(jìn)行比較。雙端測距則是構(gòu)建序網(wǎng)絡(luò)圖，通過計算兩側(cè)到故障點的電壓建立方程來計算故障距離。上述兩種工頻量測距原理對于輸電線路的高阻故障、弱饋運行方式及帶互感的同桿雙回線路方式下發(fā)生復(fù)雜的跨線故障均不適用，測距精度也會受影響。這也是現(xiàn)有工頻量測距原理的一個瓶頸。

目前，基于行波的測距原理已經(jīng)日趨成熟。行波測距具有不受過渡電阻、CT飽和、零序互感、運行方式、系統(tǒng)振蕩影響的優(yōu)勢，可以精確定位線路故障點，大大減少巡線的工作量，縮短故障修復(fù)時間，提高供電可靠性，且已經(jīng)有非常成熟的行波測距裝置進(jìn)入了工程應(yīng)用。當(dāng)前變電站中每條輸電線路除了配置線路保護(hù)裝置以外，還需額外配置一套行波測距裝置，當(dāng)變電站的出線較多時，則需要配置多套行波測距裝置；但是采取單獨配置行波測距裝置的模式浪費了變電站的占地面積。如果將行波測距功能集成到輸電線路保護(hù)裝置中，以上的問題就迎刃而解，每條線路無需配置額外的行波測距裝置即可實現(xiàn)故障的精確定位。

下面以集成行波測距功能的高壓線路保護(hù)裝置為目標(biāo)，提出了裝置的整體硬件架構(gòu)方案和行波測距功能的總體實現(xiàn)方案，將行波測距功能與保護(hù)功能的完美融合，為提高輸電線路保護(hù)裝置的測距性能提供了技術(shù)保證。

1 集成行波測距功能的理念

以現(xiàn)有高壓輸電線路保護(hù)裝置為藍(lán)本，將行波測距功能集成到高壓輸電線路保護(hù)裝置中去，目標(biāo)為：行波測距功能與保護(hù)功能相對獨立，行波測距功能宜單獨配置插件，實現(xiàn)該功能的即插即用，行波測距軟硬件不影響任何保護(hù)功能；行波測距功能異常后應(yīng)有相應(yīng)的告警報文，并驅(qū)動裝置的告警接點。

集成行波測距功能的高壓輸電線路保護(hù)裝置，如應(yīng)用到現(xiàn)場或現(xiàn)場改造更換時，為了保持現(xiàn)有用戶的使用習(xí)慣，其二次回路與常規(guī)的輸電線路保護(hù)裝置的二次回路應(yīng)完全一致。特別是行波測距所用的二次側(cè)信號應(yīng)與線路保護(hù)功能共用，即一次系統(tǒng)無需為行波測距功能單獨配置PT/CT二次回路。

為了保證高頻行波信號的可靠獲取，互感器需要采用寬頻帶，同時還需要保證暫態(tài)特性對保護(hù)沒有影響。利用現(xiàn)有保護(hù)裝置上的保護(hù)互感器來獲取行波，具有簡單、易于實現(xiàn)的優(yōu)點，不需要額外投資。

目前行波測距主要采用單端測距和雙端測距兩種原理，由于單端測距原理不可靠，因此不采用；雙端行波測距則需要專用通道。高壓輸電線路保護(hù)裝置都配置有與對側(cè)線路保護(hù)進(jìn)行通信的獨立光纖通道，因此集成裝置的行波站間通信可直接借助線路保護(hù)現(xiàn)有的光纖通道，不用另設(shè)通道。同時行波站間通信功能不會影響到線路保護(hù)的站間通信功能。

集成行波測距功能的輸電線路保護(hù)，將保護(hù)功能與行波測距功能相互融合，在提升了行波測距可靠性的基礎(chǔ)上，也利用行波測距功能校驗了保護(hù)功能的正確性。

2 裝置的總體設(shè)計思路

2.1 總體架構(gòu)

裝置設(shè)計的整體思路是：在現(xiàn)有高壓輸電線路保護(hù)裝置的基礎(chǔ)之上集成行波測距功能，集成裝置的整體硬件結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 集成行波測距裝置的總體架構(gòu)

現(xiàn)有高壓輸電線路保護(hù)裝置的架構(gòu)為雙中央處理器(central processing unit,CPU)模式。主CPU負(fù)責(zé)故障處理、邏輯運算和跳閘流程，而從CPU僅負(fù)責(zé)啟動判斷，用于開放IO板的跳閘繼電器的負(fù)電源。同時還配置了一塊人機對話微控制單元(micro control unit,MCU)，主要用于液晶面板顯示和監(jiān)控后臺的信息交互。三者通過裝置內(nèi)部的高級數(shù)據(jù)鏈路控制(high level data link control,HDLC)總線的方式進(jìn)行通信。集成裝置在現(xiàn)有模件和架構(gòu)都不變化的基礎(chǔ)之上增加了一塊超高速行波CPU板。行波CPU板主要負(fù)責(zé)捕獲初始行波浪涌到達(dá)本側(cè)的絕對時刻。行波CPU通過裝置母板的內(nèi)部總線與保護(hù)主CPU進(jìn)行信息的交互，同時保護(hù)主CPU還將保護(hù)的啟動信號通過母板以開入的方式傳遞給行波CPU。

現(xiàn)有的行波測距裝置的設(shè)計架構(gòu)為行波CPU板與工控機的組合模式。行波CPU的核心是負(fù)責(zé)捕捉故障波頭絕對時刻，工控機則負(fù)責(zé)獲取兩側(cè)行波波頭絕對時刻并完成行波測距算法。對于集成裝置來說，保護(hù)主CPU能夠通過裝置內(nèi)部總線獲取故障到達(dá)本側(cè)的波頭時刻，同時還可以通過光纖通道交換兩端所記錄的初始行波到達(dá)時間。因此集成裝置保護(hù)主CPU則可以扮演工控機的角色，來完成最后的雙端行波測距算法。

2.2 行波CPU插件及接口設(shè)計

行波CPU的工作回路如圖2所示。行波測距的互感器采集模擬量信號進(jìn)入行波CPU后分為2路：一路為帶通濾波器，主要提取頻帶為3～10 kHz左右的高頻信號，用作行波CPU啟動用；一路為低通濾波器，其截止頻率為300 kHz，經(jīng)高速采樣回路用于故障高頻信號波頭的提取。

圖2 行波CPU工作回路

行波CPU設(shè)置啟動回路的目的是緩解行波CPU的工作壓力，同保護(hù)的啟動目的一樣，只有當(dāng)行波CPU啟動之后，才投入小波變換算法捕捉波頭的相應(yīng)算法。硬件啟動門檻設(shè)計主要考慮在故障時候有足夠的啟動靈敏度，而在外接干擾產(chǎn)生白噪聲的情況下不誤啟動。

行波CPU正常運行時候，兩個回路并行工作，高速采樣回路實時采樣，采樣頻率為1 MHz，并將8 ms之前的歷史值進(jìn)行緩存，循環(huán)更新；當(dāng)檢測到硬件啟動回路滿足啟動后，將啟動之前8 ms的采樣數(shù)據(jù)進(jìn)行保存，并繼續(xù)緩存啟動之后8 ms的采樣數(shù)據(jù)；當(dāng)緩存滿足之后，對啟動前后64 μs共128點的采樣數(shù)據(jù)進(jìn)行小波變換，以確定故障波頭的絕對時標(biāo)。

行波CPU插件通過內(nèi)部總線與保護(hù)主CPU進(jìn)行通信，兩者交互的數(shù)據(jù)如圖3所示。其中行波CPU為客戶端，主CPU為服務(wù)器端，每次數(shù)據(jù)處理過程結(jié)束后，行波CPU主動上送數(shù)據(jù)。

圖3 保護(hù)主CPU與行波CPU信息交互

1)心跳報文：保護(hù)主CPU通過心跳報文監(jiān)視行波CPU的運行工況，實時獲取行波CPU的工作狀態(tài)，當(dāng)行波CPU處于異常狀態(tài)時則會觸發(fā)相應(yīng)的告警事件和告警節(jié)點。

2)絕對時標(biāo)：當(dāng)行波CPU啟動并捕捉到故障的絕對時刻之后，立即將絕對時間以時標(biāo)的幀格式發(fā)送給保護(hù)主CPU；保護(hù)主CPU獲取到絕對時標(biāo)報文之后會給行波CPU回應(yīng)一幀確認(rèn)信息。

3)錄波數(shù)據(jù)：為了便于故障分析，行波CPU會記錄故障前后8 ms的故障數(shù)據(jù)，并將其記錄的原始數(shù)據(jù)及小波變換值以分幀的方式傳送給保護(hù)CPU，保護(hù)CPU再傳送到人機對話MCU生成標(biāo)準(zhǔn)的Comtrade格式錄波文件。

由于故障時，考慮到主CPU需要投入更多資源進(jìn)行故障處理流程，因此將主CPU與行波CPU通信任務(wù)維持在一個中級優(yōu)先級的水平。

2.3 雙端行波測距算法設(shè)計

雙端行波測距需要檢測故障點初始行波到達(dá)兩端的準(zhǔn)確時間，同時還需要兩側(cè)進(jìn)行故障初始行波到達(dá)絕對時刻的信息交互。目前的超高壓輸電線路保護(hù)裝置均配置了光纖通道，通過光纖通道與對側(cè)線路保護(hù)裝置進(jìn)行數(shù)據(jù)的交換來構(gòu)建全線速動的主保護(hù)功能，而主CPU則可以通過光纖通道來完成兩側(cè)故障到達(dá)絕對時刻的傳遞。行波CPU與保護(hù)CPU兩者間則通過集成裝置的母板上設(shè)置的HSB總線來進(jìn)行信息的傳遞，如圖4所示。

圖4 線路兩側(cè)保護(hù)CPU與行波CPU交互

行波測距需要準(zhǔn)確捕捉故障到達(dá)的絕對時刻，該時刻的準(zhǔn)確性對測距計算的準(zhǔn)確性影響很大，因此需要對行波CPU進(jìn)行精確對時。對時精度須達(dá)到1 μs(假定行波波速度等于光速，則1 μs對應(yīng)的測距誤差為150 m)，行波CPU支持電B碼對時。

本側(cè)時標(biāo)的獲?。盒胁–PU自身滿足啟動之后進(jìn)行故障波頭的絕對時刻提取，當(dāng)感受到主CPU的啟動信號之后，通過總線將該時標(biāo)傳遞給主CPU。

對側(cè)時標(biāo)的獲取：通過主CPU的光縱通道獲取對側(cè)傳遞的絕對時標(biāo)。

行波CPU上送時標(biāo)和本/對側(cè)傳遞時標(biāo)的格式均取標(biāo)準(zhǔn)協(xié)調(diào)世界時(coordinated universal time,UTC)格式。UTC時標(biāo)分為2個4字節(jié)傳遞，前面4個字節(jié)表示為年月日時分秒，后面4個字節(jié)表示為微秒。

當(dāng)線路上發(fā)生故障后，行波CPU與保護(hù)CPU均會啟動。保護(hù)CPU啟動開放出口繼電器的負(fù)電源，只有保護(hù)CPU動作后，才將行波CPU的測距結(jié)果以事件的方式上送到保護(hù)裝置液晶面板。當(dāng)線路CPU通過HSB總線和光纖通道分別獲取到本側(cè)、對側(cè)時標(biāo)之后則進(jìn)入雙端行波測距流程。

以M和N分別表示線路兩側(cè)，以M和N分別表示線路兩側(cè)，雙端行波測距算法具體的測距公式為

式中：DMF為距離M側(cè)的故障距離；TM、TN分別為M側(cè)、N側(cè)行波CPU測得的行波波頭絕對時間；L為線路全長；v1為行波波速度。

雙端測距流程圖如圖5所示。

圖5 集成裝置雙端行波測距流程

3 集成裝置的性能優(yōu)化

集成裝置將行波測距功能與保護(hù)功能兩者進(jìn)行融合，既能有效提升行波測距可靠性，同時可較大程度優(yōu)化保護(hù)性能。

對于斷路器操作和不造成故障的雷擊，如果僅利用行波啟動元件作為故障判別元件，將會造成行波誤啟動和誤測距，而集成行波測距裝置通過以下兩方面來提高行波測距的可靠性。

1)利用保護(hù)工頻量啟動開放行波波頭提取功能。將工頻電流突變量作為另一個啟動元件,與行波啟動元件構(gòu)成與邏輯。行波CPU可以通過母板獲取主CPU的硬啟動信號，只有兩個啟動元件均啟動之后，才投入小波變換提取故障波頭的算法。行波裝置啟動與電流突變量啟動相結(jié)合能可靠躲過雷電波導(dǎo)致的誤啟動。

2)利用工頻量保護(hù)的動作信號開放行波測距結(jié)果輸出功能。只有保護(hù)跳閘之后，保護(hù)CPU才輸出雙端行波測距結(jié)果，否則僅是裝置內(nèi)部記錄測距結(jié)果，并根據(jù)需要進(jìn)行調(diào)閱。

利用雙端行波測距來校驗線路保護(hù)的動作行為，能夠精確定位故障點，故障測距精度能夠達(dá)到1 km以內(nèi)。對于300 km以上的線路，在暫態(tài)超越不超過5%，即15 km的情況下，行波測距裕度遠(yuǎn)大于阻抗的誤差范圍，完全可以利用行波CPU對距離I段進(jìn)行暫態(tài)超越校驗。

4 試驗驗證

按照圖6所示集成裝置雙端測試連接示意圖搭建好試驗平臺。

圖6 集成裝置雙端行波測距連接

控制暫態(tài)行波保護(hù)測試儀模擬輸出故障波形，保護(hù)CPU與行波CPU檢測到故障后啟動，行波CPU對啟動前后采樣數(shù)據(jù)進(jìn)行小波變換確定波頭絕對時標(biāo)后，主動上送波頭UTC格式時標(biāo)以及行波數(shù)據(jù)，主CPU接收到本側(cè)波頭時標(biāo)后，再利用光纖通道獲取到對側(cè)波頭時標(biāo)，然后根據(jù)行波波速度以及本對側(cè)絕對時標(biāo)信息，完成測距結(jié)果計算。同時集成裝置再根據(jù)保護(hù)動作情況來完成雙端行波測距結(jié)果的輸出顯示。

以一條220 kV線路為例，線路全長200 km，實驗?zāi)M單相接地、相間短路、相間接地短路、三相短路等故障類型，驗證不同故障位置、不同接地電阻情況下裝置的測距性能，為增加測距結(jié)果的準(zhǔn)確性，每種故障類型進(jìn)行3次試驗，并分別記錄測距結(jié)果，部分實驗數(shù)據(jù)如表1所示，表中：相對誤差 =絕對誤差/線路全長。

表1 仿真測試結(jié)果

表1實驗數(shù)據(jù)表明，不同故障類型、不同故障位置、不同接地電阻情況下，裝置測距誤差最大值均不超過0.5 km，測試結(jié)果滿足預(yù)期精度要求。

5 結(jié) 論

上面提出將行波測距功能與輸電線路保護(hù)裝置融為一體，大大優(yōu)化了變電站的資源配置，提高變電站投資的經(jīng)濟(jì)效益。

該集成裝置解決了現(xiàn)有依賴輸電線路保護(hù)裝置的工頻測距算法受諸多因素的影響而導(dǎo)致測距精度誤差較大的困難，而行波測距算法能適用于各種工況下的各種故障類型，且測距精度高。集成了行波測距的線路保護(hù)裝置可以精確定位線路故障點，大大減少人工巡線的工作量，縮短了故障修復(fù)時間，提高供電可靠性。