高壓電纜故障在線測距技術中高精度時間同步實現

李海深，郭小凱，吳宏曉，方義治，李錄照

（1.廣東電網公司珠海供電局，廣東珠海 519000；2.山東科匯電力自動化股份有限公司，山東淄博 255087）

隨著高壓電纜在城市輸電網的大量應用，其總體故障次數也越來越多。高壓電纜故障后如何快速實現故障定位并及時進行故障維修是擺在工程技術人員面前的一個難題[1]。

基于行波原理的雙端電纜故障在線測距技術，是根據電纜線路長度參數及線路上行波傳播速度，利用故障行波浪涌到達測量端的絕對時間之差[2]，確定故障點的位置，經過國內相關廠家進行的現場實驗證明，基于該原理的行波測距技術可以解決高壓電纜故障時快速在線測距的技術需求。

1 測距原理

電力電纜發生不同原因故障時，其故障點會產生故障電壓信號和故障電流信號，故障信號以行波方式沿線路向電纜兩頭傳播。如圖1 所示，F點發生故障時，記其故障發生時間為T0，此故障產生的行波信號向電纜兩頭傳播，到達兩頭的時間分別記為TA和TB，以上時間都為絕對時間。

圖1 電力電纜故障示意圖

根據邊界條件，故障點到兩端的距離L1和L2可由下列公式（1）、（2）計算獲得。

在式（3）中，L為電纜線路長度，根據相關文檔可以獲得，v是故障行波沿電纜線路傳播的速度[3]（v與電纜的介電和磁導特性有關系）。

經過變換，故障距離可由式（4）、（5）計算得到：

L1和L2和分別為故障點距離A端和B端的距離。

該技術實現除線路全長可由文檔獲得外，需要在電纜兩頭采集電纜故障后傳播到的信號，并對信號進行處理以獲得到達的絕對時間；因此，裝置需要獲得高度精準的時間信號以標志故障信號，此時間信號由獨立的時間信號處理模塊提供，并滿足高精準度（20 ns）的要求。

2 高精度對時技術研究

高壓電纜故障在線定位，要求測距誤差控制在幾米范圍以內[4]，因此，雙端對時的衛星同步時鐘誤差需控制在幾十納秒以內，這樣才能保障高壓電纜的在線故障定位精度要求，文中測距誤差采用2 m，對時精度采用20 ns。因此，如何獲取高精準的時間源信號、對時間基準信號進行優化、保證時間信號的高分辨率為必要的基礎條件。

目前用于架空線路的行波測距技術，根據生產運維要求，測距分辨率一般要求為150 m，因此，在進行雙端配置時，時間同步信號達到1 μs 的精度即可。電力系統現在所采用時間同步裝置按照技術規范，其精度為1 μs，即使進行優化，也不會高于100 ns，不能滿足于文中電纜測距要求。

該文研究的基于多信源（北斗導航系統、GPS 導入系統）輸入的電力系統納秒級授時技術[5-6]，在進行優化處理后，其授時精度可達到20 ns。該技術中對于時鐘外來信源處理回路、本地信源性能優化控制、信號傳輸回路、時間信號接收及處理回路進行了深入分析研究并進行重新設計，對信號的類型進行了優化[7]，實現了20 ns 時間同步精度。

3 技術方案實現

3.1 利用全球衛星導航系統作為時間源

文中采用北斗衛星導航系統、GPS 導航系統的多信源實現優于20 ns 的信號源接收[8]，并配合時間信號處理模塊中本地信源[9]（恒溫晶振）進行信號鎖定及修訂，從源頭上保證了信源的穩定和可靠。

北斗三代衛星導航系統當下實現了全球服務和GPS 系統提供精度近似的衛星信號。該文基于多衛星系統信源進行裝置精準定位，以修正信號傳輸距離帶來的誤差，同時利用多星信源優化算法[10]，對所鎖衛星信號進行綜合比對，最后采用精度3×10-10晶振作為輔助，在本地進行信號修正，以保證輸出時間信號的高準確度。

3.2 對傳導路徑的優化及控制

考慮到時間信號在傳輸過程中會發生頻散和畸變，文中對同信號受傳導路徑的影響進行了深入分析，對傳導路徑進行精準設計[11]，使得整個時間信號在傳導過程中的頻散和畸變可以量化，最后可以根據量化數據進行信號還原。

時間模塊輸出信號分為電信號和光信號兩種，在采用光信號時，其傳輸距離可精準測量[12]，但在采用電信號時，其信號波形受傳導路徑特性影響很大。當授時模塊和被授時模塊在一個箱體內里，盡量減少傳輸距離，縮短兩者之間的傳導路徑長度，同時對于信號回路的抗干擾性能進行優化，減少外來噪音影響。在通過電纜進行傳輸時，信號受電纜固有參數、長度及路徑等影響，會發生衰減和頻散[13-14]，文中采用高頻信號通透性好的電纜，并盡量減少長度，增加屏蔽功能，同時對信號的衰減和頻散加以計算。

3.3 對被授時模塊進行優化

針對被授時模塊，考慮到接收到的信號受傳導路徑影響已發生畸變和頻散，因此需要對接收到的信號進行再生處理，即根據信號和傳導路徑的特性，還原初始信號，保證信號的原始信息不會變化，實現20 ns 級的對時精度。

授時電路接收到時間信號后，需要對信號進行正確識別[15]，授時回路在進行時間信號識別前，先對波形進行優化處理，主要基于數字算法處理時間信號起始沿，去除可能引入的干擾或噪音信號；然后，根據傳導路徑，反向計算各頻率分量的衰減，并根據衰減特性，進行波形再生，使得接近授時信號波形。工程實現流程如圖2 所示。

圖2 工程實現流程圖

4 具體實施方式及驗證

4.1 實施方式

該文研發了用于電纜在線測距用的時間信號處理模塊，此模塊結構合理，體積小，可以作為一個單元單獨工作，也可以集成在需要授時的裝置中。此模塊接收衛星信號作為時間信號源，并輸出高準確度的時間信號。同時，對信號傳導路徑、被授時模塊及裝置進行升級優化，實現了信號的無畸變接收，以保證實現20 ns 的時間同步精度。

4.2 精度驗證

對于時鐘精度和同步性驗證，需要到專門機構采用高精度的計量核準設備進行測試，但由于文中對時間精度的要求是基于電纜在線測距需求，可以利用信號觸發及對已知電纜的測距結果，由測距結果的實際誤差，來驗證時鐘信號精度是否達到設計要求。

具體進行驗證時，可采用固定長度、已知參數（波速度）電纜，采用兩端各配置一臺信號采集與處理模塊（含時間模塊）模式（如圖3）和單端配置兩臺信號采集與處理模塊（含時間信號處理模塊）的模式（如圖4），每一臺信號采集與處理模塊配備一套傳感器，同時采用高分辨率示波器。

圖3 信號采集與處理模塊分別在電纜兩端

圖4 信號采集與處理模塊分別在電纜同端

通過高壓信號發生器電纜加壓，模擬故障點放電來實施驗證，此時信號采集與處理模塊啟動，通過傳感器采集故障信息并為此信息打上時標。

采用單端雙臺配置時，比較兩臺裝置采集到的信號時間信息和信號數據一致性關系，從理論上講，兩臺裝置從采集信號中獲得的時間信息應當一致，同時，其采集到的信號也就和輸入信號一致。

當雙端各配置一臺時，除了比較兩臺裝置采集到的信號時間信息，同時計算故障點位置，可以獲得裝置的時間精度信息。

4.3 現場驗證

2019 年4 月22 日，對某電廠新敷設的35 kV 線路進行故障測距，該測試線全長約為10 375 m，在電纜線路兩端配置在線測距裝置。安裝裝置后，電纜在投入運行三天后擊穿，雙端在線測距裝置動作，采集到故障波形。具體采集到的波形如圖5 所示。

圖5 雙端波形分析圖

故障距一端的距離為8 395 m，距另一端的距離為1 980 m。按測距結果找到故障點為一電纜接頭，去除約3 m 的故障接頭，再采用儀器從兩端進行測距[16]，距離分別為8 393.6 m 和1 978.8 m，驗證測得的故障距離誤差在2 m 以內，證明了對時精度滿足了20 ns 的要求。

5 結論

文中設計了針對電纜在線測距要求用的時間同步信號接收、處理模塊，并對信號傳導路徑進行了優化升級，根據傳導路徑對信號傳輸造成頻散的特性，被授時模塊對接收到的時間信號逆處理，以獲得優化再生后波形，保證能夠準確識別出精準的時間信號。經大量的實驗及現場驗證，結果表明，文中時間同步精度達到了電力電纜在線測距要求，滿足生產現場需要。