集成行波測距功能的高壓輸電線路保護裝置的技術探討

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.南京國電南自電網自動化有限公司,江蘇 南京 211100；3.國網北京市電力公司,北京 100124)

0 引 言

目前，絕大多數變電站輸電線路故障測距主要依賴于線路保護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行比較。雙端測距則是構建序網絡圖，通過計算兩側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生復雜的跨線故障均不適用，測距精度也會受影響。這也是現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、系統振蕩影響的優勢，可以精確定位線路故障點，大大減少巡線的工作量，縮短故障修復時間，提高供電可靠性，且已經有非常成熟的行波測距裝置進入了工程應用。當前變電站中每條輸電線路除了配置線路保護裝置以外，還需額外配置一套行波測距裝置，當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裝置為目標，提出了裝置的整體硬件架構方案和行波測距功能的總體實現方案，將行波測距功能與保護功能的完美融合，為提高輸電線路保護裝置的測距性能提供了技術保證。

1 集成行波測距功能的理念

以現有高壓輸電線路保護裝置為藍本，將行波測距功能集成到高壓輸電線路保護裝置中去，目標為：行波測距功能與保護功能相對獨立，行波測距功能宜單獨配置插件，實現該功能的即插即用，行波測距軟硬件不影響任何保護功能；行波測距功能異常后應有相應的告警報文，并驅動裝置的告警接點。

集成行波測距功能的高壓輸電線路保護裝置，如應用到現場或現場改造更換時，為了保持現有用戶的使用習慣，其二次回路與常規的輸電線路保護裝置的二次回路應完全一致。特別是行波測距所用的二次側信號應與線路保護功能共用，即一次系統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特性對保護沒有影響。利用現有保護裝置上的保護互感器來獲取行波，具有簡單、易于實現的優點，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。高壓輸電線路保護裝置都配置有與對側線路保護進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現有的光纖通道，不用另設通道。同時行波站間通信功能不會影響到線路保護的站間通信功能。

集成行波測距功能的輸電線路保護，將保護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上，也利用行波測距功能校驗了保護功能的正確性。

2 裝置的總體設計思路

2.1 總體架構

裝置設計的整體思路是：在現有高壓輸電線路保護裝置的基礎之上集成行波測距功能，集成裝置的整體硬件結構如圖1所示。

圖1 集成行波測距裝置的總體架構

現有高壓輸電線路保護裝置的架構為雙中央處理器(central processing unit,CPU)模式。主CPU負責故障處理、邏輯運算和跳閘流程，而從CPU僅負責啟動判斷，用于開放IO板的跳閘繼電器的負電源。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控后臺的信息交互。三者通過裝置內部的高級數據鏈路控制(high level data link control,HDLC)總線的方式進行通信。集成裝置在現有模件和架構都不變化的基礎之上增加了一塊超高速行波CPU板。行波CPU板主要負責捕獲初始行波浪涌到達本側的絕對時刻。行波CPU通過裝置母板的內部總線與保護主CPU進行信息的交互，同時保護主CPU還將保護的啟動信號通過母板以開入的方式傳遞給行波CPU。

現有的行波測距裝置的設計架構為行波CPU板與工控機的組合模式。行波CPU的核心是負責捕捉故障波頭絕對時刻，工控機則負責獲取兩側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，保護主CPU能夠通過裝置內部總線獲取故障到達本側的波頭時刻，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時間。因此集成裝置保護主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設置啟動回路的目的是緩解行波CPU的工作壓力，同保護的啟動目的一樣，只有當行波CPU啟動之后，才投入小波變換算法捕捉波頭的相應算法。硬件啟動門檻設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之前的歷史值進行緩存，循環更新；當檢測到硬件啟動回路滿足啟動后，將啟動之前8 ms的采樣數據進行保存，并繼續緩存啟動之后8 ms的采樣數據；當緩存滿足之后，對啟動前后64 μs共128點的采樣數據進行小波變換，以確定故障波頭的絕對時標。

行波CPU插件通過內部總線與保護主CPU進行通信，兩者交互的數據如圖3所示。其中行波CPU為客戶端，主CPU為服務器端，每次數據處理過程結束后，行波CPU主動上送數據。

圖3 保護主CPU與行波CPU信息交互

1)心跳報文：保護主CPU通過心跳報文監視行波CPU的運行工況，實時獲取行波CPU的工作狀態，當行波CPU處于異常狀態時則會觸發相應的告警事件和告警節點。

2)絕對時標：當行波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的幀格式發送給保護主CPU；保護主CPU獲取到絕對時標報文之后會給行波CPU回應一幀確認信息。

3)錄波數據：為了便于故障分析，行波CPU會記錄故障前后8 ms的故障數據，并將其記錄的原始數據及小波變換值以分幀的方式傳送給保護CPU，保護CPU再傳送到人機對話MCU生成標準的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行故障處理流程，因此將主CPU與行波CPU通信任務維持在一個中級優先級的水平。

2.3 雙端行波測距算法設計

雙端行波測距需要檢測故障點初始行波到達兩端的準確時間，同時還需要兩側進行故障初始行波到達絕對時刻的信息交互。目前的超高壓輸電線路保護裝置均配置了光纖通道，通過光纖通道與對側線路保護裝置進行數據的交換來構建全線速動的主保護功能，而主CPU則可以通過光纖通道來完成兩側故障到達絕對時刻的傳遞。行波CPU與保護CPU兩者間則通過集成裝置的母板上設置的HSB總線來進行信息的傳遞，如圖4所示。

圖4 線路兩側保護CPU與行波CPU交互

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

本側時標的獲取：行波CPU自身滿足啟動之后進行故障波頭的絕對時刻提取，當感受到主CPU的啟動信號之后，通過總線將該時標傳遞給主CPU。

對側時標的獲取：通過主CPU的光縱通道獲取對側傳遞的絕對時標。

行波CPU上送時標和本/對側傳遞時標的格式均取標準協調世界時(coordinated universal time,UTC)格式。UTC時標分為2個4字節傳遞，前面4個字節表示為年月日時分秒，后面4個字節表示為微秒。

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

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

式中：DMF為距離M側的故障距離；TM、TN分別為M側、N側行波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 集成裝置的性能優化

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

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合能可靠躲過雷電波導致的誤啟動。

2)利用工頻量保護的動作信號開放行波測距結果輸出功能。只有保護跳閘之后，保護CPU才輸出雙端行波測距結果，否則僅是裝置內部記錄測距結果，并根據需要進行調閱。

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

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

控制暫態行波保護測試儀模擬輸出故障波形，保護CPU與行波CPU檢測到故障后啟動，行波CPU對啟動前后采樣數據進行小波變換確定波頭絕對時標后，主動上送波頭UTC格式時標以及行波數據，主CPU接收到本側波頭時標后，再利用光纖通道獲取到對側波頭時標，然后根據行波波速度以及本對側絕對時標信息，完成測距結果計算。同時集成裝置再根據保護動作情況來完成雙端行波測距結果的輸出顯示。

以一條220 kV線路為例，線路全長200 km，實驗模擬單相接地、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，為增加測距結果的準確性，每種故障類型進行3次試驗，并分別記錄測距結果，部分實驗數據如表1所示，表中：相對誤差 =絕對誤差/線路全長。

表1 仿真測試結果

表1實驗數據表明，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，測試結果滿足預期精度要求。

5 結 論

上面提出將行波測距功能與輸電線路保護裝置融為一體，大大優化了變電站的資源配置，提高變電站投資的經濟效益。

該集成裝置解決了現有依賴輸電線路保護裝置的工頻測距算法受諸多因素的影響而導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，縮短了故障修復時間，提高供電可靠性。