混接線路繼電保護行波測距一體化裝置研究

雷 明，秦 琴，陳玉林，王國江，張欣宜

（1.國網陜西省電力公司，陜西 西安 710048；2.南京南瑞繼保電氣公司，江蘇 南京 211106；3.國網陜西省電力公司西安供電公司，陜西 西安 710032）

0 引言

傳統輸電線路的故障測距主要有阻抗法和行波法［1］。阻抗測距方法容易受到系統運行方式、過渡電阻、衰減直流分量、參數誤差和互感器傳變誤差的影響，難以實現精確的故障測距，但測距可靠性較高［2］。行波測距方法具有測距精度高的優點，但存在起動和測距不可靠的問題［3-4］。因此，有必要將兩類測距方法進行綜合利用，實現優勢互補［5-7］。由架空線路和電纜線路組成的混合線路在城市配電網與跨海輸電工程中常有應用，由于混接線路參數不均勻，導致傳統的故障測距方法和重合閘方法難以直接適用，須進行改進。文獻［8］提出了一種基于分布參數模型的混合線路故障測距新算法，該方法易受到TV／TA 傳變誤差的影響。文獻［9］和［10］采用雙端行波法進行混接線路的故障區段識別，并采用單端行波測距法進行故障定點，如何準確可靠識別混接線路的故障點反射波頭是本方法的一大難點。文獻［11］提出基于分布參數推導線路電壓分布進行故障測距，并基于故障測距結果進行重合閘控制，該方法不需要兩側時間同步，但其測距精度有待工程驗證，同時該方法還可能面臨偽根問題。為綜合滿足混接線路的繼電保護、故障測距和自適應重合閘需求，提出一種適合混接線路的線路保護行波測距一體化裝置，該裝置借助差動保護的縱聯通道實現快速的行波測距信息交換，實時的雙端行波測距和故障區段判斷，滿足混接線路自適應重合閘的需求。

1 混接線路的測距和重合閘問題

架空線路與電纜組成的混接線路存在工頻參數和行波參數不均勻問題，相對于架空線路，電纜部分工頻參數存在單位電抗值較小、電容值較大現象，且其行波參數存在波阻抗較小等現象。此外，電纜絕緣介質決定了電纜中的行波波速較低，通常為架空線行波波速的1／2～2／3。

工頻參數的不均勻對線路差動保護影響不大，但對基于阻抗法的故障測距有顯著的影響。混接線路情況下，雙端阻抗測距方法使用的平均線路阻抗與各段的實際線路阻抗存在差異，從而引起測距誤差。

行波參數的不均勻導致在架空線與電纜的交界面會存在行波折返射問題，使得行波初始波頭陡度降低，故障點反射波頭不易識別。另外，各段線路的行波波速不同，使得行波測距不能直接使用傳統的單端、雙端行波測距方法，而是需要根據實際的混接線路參數進行分段處理。

架空線路的重合閘可有效消除瞬時性故障，大大提高輸配電可靠性。但電纜故障通常為永久性故障，因此對于電纜故障不應進行重合閘。混接線路的正確重合閘依賴于正確區分故障所在區段。基于阻抗法測距的分析結果很難保證故障區段識別的可靠性。本文采用改進的行波方法進行故障測距，可以提升混接線路故障測距準確性，提高重合閘可靠性。

2 適用于混接線路的一體化裝置研制

線路保護行波測距一體化裝置可實現輸電線路繼電保護功能、行波測距功能和綜合重合閘功能，可以提高裝置的集成度、方便現場運維、提高雙端行波測距覆蓋率、提高故障測距精度、適應混接線路的重合閘需求。一體化裝置的軟硬件融合關鍵技術包含以下4 個方面：

1）共用TA 二次回路技術。

一體化裝置須采用同時滿足保護功能所需的寬量程范圍、行波測距所需的寬頻帶能力，因此，一體化裝置需要采用具有寬線性范圍、寬頻率范圍的電流互感器，其信號輸出分為兩路：一路供保護功能使用，另一路供行波測距使用。基于本技術，繼電保護和行波測距可共用TA 二次回路，可簡化TA 二回路布置，降低TA 二次回路負載。

2）共用站間縱聯通道技術。

雙端行波測距需要進行站間行波信息的交換，一體化裝置借用已具備的保護縱聯通道及其空余帶寬進行行波信息的傳輸。具體而言，是利用保護通信幀的備用字段實現行波信息傳輸。為使用有限的備用字段傳輸較長的行波信息，一體化裝置采用分幀傳輸技術。在發送側，行波模塊將行波信息幀分為多幀發送，在接收側由行波模塊對收到的多幀信息進行拼接還原。保護通信模塊無須解讀行波信息字段的語義，從而達到透明傳輸的目的，且不影響保護通信的可靠性。

保護的站間通信頻次為1 200 Hz，即每0.833 ms交換一次數據。一個完整的行波信息幀包含幀頭（1B）、幀總數和幀序號（1B）、故障波頭時刻對應的世紀秒（4B）、微秒（4B）、納秒（2B）、故障相別（1B）和對時狀態（1B）、校驗碼（1B）。基于4 字節的保護通信幀備用字段，經4 個周期即可完成一幀行波數據的發送。若保護通信幀的備用字段有8 個字節，則2 個周期即可完成一次行波信息交互。

3）行波的靈敏、可靠起動技術。

由于行波信號通常較弱，因此行波起動通常設置得較為靈敏，但也因此容易導致行波誤起動。若將起動門檻設置得過高，則對于遠距離或高阻故障，容易導致拒動。因此，傳統的行波測距裝置難以平衡誤動和拒動風險。一體化裝置由于含有可靠的繼電保護功能，因此可以設置較為靈敏的行波起動判據，同時充分利用繼電保護的判別結果對行波起動結果進行甄別，從而實現行波的靈敏、可靠起動。行波啟動判據采用短數據窗、3 次樣條小波基提取瞬態突變信號，當突變量達到行波啟動門檻后，一體化裝置等待保護的啟動或動作信號進行確認。對于一般的故障，保護功能的工頻變化量判據和差動判據的啟動延遲，延遲時間在5 ms 以內。考慮高阻故障情況下保護啟動的最大滯后性，等待時長可設置為15～30 ms。在等待時長內被保護確認的行波啟動，將被判別為有效啟動，否則會被判別為無效啟動，從而實現保護啟動與行波啟動的可靠對應。

此外，一體化裝置采用基于大容量現場可編程門陣列（Field Programmable Gate Array，FPGA）和雙倍速率同步動態隨機存儲器（Double-rate Synchronous Dynamic Random Access Memory，DDR）二級緩存技術，可以對高速行波數據在FPGA 和DDR進行實時循環緩存，從而在密集擾動時也能實現無死區記錄。其具體工作機制是：行波采樣數據持續在FPGA 的內存中進行環形緩存，當行波啟動判據動作時，啟動前后一段時間的數據被搬運到DDR 進行1024 次的環形緩存，以便有足夠的時間進行保護啟動確認和行波測距分析。

4）適應混接線路的快速故障測距方法。

保護測距通常基于阻抗法，阻抗法測距法具有魯棒性高的優點，但難以直接應用于參數不均勻的混接線路。行波測距方法精度較高，但有時存在測距不可靠的問題，特別是單端行波測距方法。對于普通均勻輸電線路，一體化裝置可以將兩種測距方法進行有機融合，以提高測距可靠性和精度。但對于混接輸電線路，常規阻抗法的測距結果并不可信，此時一體化裝置須采用特殊的故障測距方法適應線路參數的不均勻問題，并實時、快速地給出故障區段和測距結果（故障發生后500 ms 內給出判別結果），以便為重合閘提供依據。混接線路的測距方法詳見下節介紹。

3 混接線路的故障測距方法

3.1 普通均勻線路的故障測距方法

如圖1 所示，假設一條普通均勻線路發生區內故障，故障行波在兩端母線和故障點之間產生多次折反射。設線路長度為L，故障點位置為F，距M 側長度為x，行波波速為v，行波到達M 側、N 側的時間分別如圖1 所示。

圖1 普通均勻線路行波傳輸示意

根據單端行波測距原理，可根據式（1）或（2）計算出故障位置。

根據雙端行波測距原理，可以計算出故障位置為

對于普通線路，進行多種測距方法的綜合應用，可以提高故障測距可靠性和精度。單端行波測距方法需要用到故障點反射波頭時刻，而故障點反射波頭并不容易識別。因此，可以利用雙端行波測距結果，或者利用單端、雙端阻抗法測距結果進行范圍限定，提高故障點反射波頭識別的準確性。單端行波法不受線路兩側對時偏差的影響，因此若能找到正確的故障點反射波頭，則其測距結果較為精確。

3.2 混接線路的故障測距方法

對于混接線路，由于線路參數不均勻，因此雙端阻抗法的結果通常不可信。若故障落在靠近一側的連續線路上，則單端阻抗法的結果具有一定的參考價值，但其容易受到過渡電阻和對端助增電流的影響。線路參數不均勻會導致復雜的行波折反射，因此單端行波測距方法不適用。由于雙端行波測距法只需判別第1 個故障行波，因此容易實現，可靠性最高，但對于混接線路，需要基于傳統的雙端行波法進行改進，使其能適應多段混接線路的行波波速不均勻問題。

考慮架空線和電力電纜組成的3 段混接線路，如圖2 所示。

圖2 混接線路行波傳輸示意

設3 段線路的長度分別是LA、LB和LC，對應的行波波速分別是vA、vB和vC。設t0時刻發生短路，故障行波到達M、N 處的時刻分別為tm1和tn1。故障點位于不同的區段時，行波到達線路兩側的時間差td=tm1-tn1不同，故障位置與時間差對應關系如表1所示。

表1 故障位置與時間差對應關系

混接線路的故障測距基本步驟為：

1）根據行波到達線路兩側的時間差，確定故障所在區段；

2）推導行波到達該段線路兩側的時間差；

3）基于雙端行波測距原理進行故障測距。

假設故障點F 位于B 段上，根據行波在A 段、C段的傳輸耗時，可推算故障初始行波到達A 段與B段連接點、B 段與C 段連接點的時刻，分別為

此時采用雙端行波測距方法可得到故障點F 距離M 側的距離為

當故障點位于區段A 或區段C 上時，可采用類似的方法計算故障位置，不再贅述。

3.3 混接線路的自適應重合閘方法

混接線路有自適應重合閘的需求，即當架空線路上發生短路故障時，需要進行重合閘，而電力電纜上發生故障時，為避免造成電纜的二次損傷，一般不進行重合閘。因此，準確判斷故障所在區段至關重要。前述介紹的混接線路故障測距方法可為自適應重合閘提供及時和準確的故障區段信息。

混接線路繼電保護行波測距一體化裝置的行波測距模塊與差動保護共享站間縱聯通道，裝置實時進行故障監測、分析計算和站間數據交換。故障發生后，裝置可以在300 ms 內完成故障測距，給出故障區段和具體測距結果，告知繼電保護模塊是否進行重合閘操作。裝置的測距處理過程與耗時情況如表2 所示。

表2 一體化裝置故障測距處理過程與耗時 ms

由于行波測距模塊使用的站間縱聯通道實時性和可靠性高，且與繼電保護模塊集成在一體化裝置中，為混接線路的快速故障區段判別和自適應重合閘提供了技術基礎。需要指出的是，行波故障測距不可避免地存在誤差，因此應在混接線路連接點附近設置一定長度的模糊區，故障測距結果落入此模糊區時，不應進行重合閘。為避免重合于電纜區段上的故障，模糊區長度可留有一定裕量，按500～1 500 m 設計。

4 仿真測試

為驗證所提出的混接線路故障測距和自適應重合閘方法的準確性，進行實驗室故障信號回放測試。利用PSCAD 對某500 kV 混接輸電線路進行故障仿真，仿真采樣率為1 MHz。線路全長53 km，由3 段組成，第1 段為3 km 的架空線，第2 段為17 km 的電力電纜，第3 段為33 km 的架空線。該混接線路的仿真參數如表3 所示。

利用行波測距校驗儀對仿真數據進行故障回放，測試一體化裝置的行波測距性能，得到各種典型故障情況下的測距結果如表4 所示。

故障波形回放測試表明，混接線路的線路保護行波測距一體化裝置可以正確定位故障區段和位置，測距誤差小于500 m，滿足混接線路自適應重合閘需求。圖3 為本混接線路現場發生的一次實際瞬時性故障的行波錄波。

表3 混接線路仿真參數

表4 混接線路故障測距結果

圖3 中iaN、ibN、icN為第1段首端三相電流，iaM、ibM、icM第3 段末端三相電流。此次故障為發生于第3段線路上（架空線），靠近第2 段線（電力電纜），故障相為B 相。由于為瞬時性故障，現場未找到明顯的故障點，因此故障測距誤差暫無法評估。但從以上錄波可以看出，由于電纜和架空線連接點波阻抗不連續，導致混接線路的行波波形非常復雜，雙端行波法只須檢測第1 個波頭，是較為可行的測距方法。

圖3 混接線路現場行波錄波

5 結語

為綜合滿足混接線路的繼電保護、故障測距和自適應重合閘需求，提出一種適合混接線路的繼電保護行波測距一體化裝置，并針對裝置的共用TA 二次回路和站間通信通道的技術，基于保護信息和行波信息融合的靈敏可靠啟動技術，以及適應混接線路的快速故障測距方法和自適應重合閘方法進行了研究。基于實際的3 段混接線路，用仿真波形回放的方式對一體化裝置進行了試驗驗證，結果表明，一體化裝置可以正確識別故障所在區段，測距誤差小于500 m。一體化裝置只須檢測故障首波頭，且基于保護通道進行實時數交換，故障測距總耗時小于300 ms，可以滿足混接線路自適應重合閘的實時性需求，具有工程可行性和實用性。對于如何進一步提升混接線路的故障測距精度，以減少重合閘模糊區，以及如何適應拓撲更為復雜的配網混接線路，還有待進一步開展研究。