輸電線路保護與行波測距一體化裝置關鍵技術研究

湯向華 施雄杰 唐天笑 施鐳 沈佳男 牛化敏

（1.國網江蘇省電力有限公司南通市海門區供電分公司 2.南京南瑞繼保電氣有限公司）

0 引言

通常輸電線路故障一般使用故障分析測距方法（阻抗法）和行波測距方法進行故障測距，傳統的故障分析測距方法基于穩態量和阻抗原理，容易受到過渡電阻、衰減直流分量、線路參數誤差和信號測量誤差的影響，其中單端測距方法還容易受到系統運行方式的影響，因此，很難實現準確的故障定位。行波測距法是一種利用電壓行波或電流進行故障定位的新方法，它可有效克服傳統測距方法的缺陷，具有不受CT飽和影響、不受系統振蕩影響、不受長線分布電容影響等獨特的優點，被廣泛應用。

1 輸電線路保護行波測距一體化裝置的系統設計

輸電線路繼電保護行波測距一體化裝置需要同時具備線路保護、行波測距的軟硬件技術，并需將兩者有機結合到同一個裝置內[1]。線路保護行波測距一體化裝置不僅應符合當前線路保護有關功能和性能要求，還應符合行波測距有關規范的功能要求。結合行波測距的標準，該裝置的主要功能和性能要求為：

①行波采集和存儲；②行波保存為COMTRADE文件；③自動單端、雙端行波測距計算；④線路兩側行波的波頭時間交換；⑤行波測距事件記錄、檢索；⑥按IEC61850行波測距模型進行建模和通信，具有完善的自我描述功能；⑦直接連接到信號保護主站系統，發送到主站的信息主要包含測距結果、自檢信息、參數設置、啟動記錄等；⑧具備3個及以上獨立的10M或100M以太網接口，支持調度數據網和專用通道通信；⑨對于300km以下的線路，測距誤差不應超過500m；對于300km以上的線路，測距誤差不得超過1000m。⑩應具備打印接口，方便測距報告、參數等打印。

2 輸電線路保護行波測距一體化裝置關鍵技術

2.1 行波信號獲取技術

2.1.1 行波信號傳變技術

目前常規的輸電線路保護裝置和錄波裝置通常是按較大的過載倍數（如50倍額定電流）設計交流電流信號動態范圍，而有效的行波信號的幅度通常在4倍范圍以內。如果直接利用裝置原有的互感器提供行波信號，則行波信號的輸出幅度會很小，該小信號直接經裝置背板傳輸到采樣DSP插件時，很容易受到背板噪聲的影響，且因信號幅度小而難以與采樣回路的輸入范圍匹配，導致行波信號的信噪比、分辨率都較低，會嚴重影響到行波測距的精度[2]。

如果不利用原有的互感器插件，而是在輸電線路配套裝置中增設專用的行波互感器插件，則裝置的外部接線需要改變，會增加CT二次回路的復雜性和負載，工程適用性和可靠性會大大降低。因此，需要研究在輸電線路配套裝置中方便、可靠、有效地增加電流行波信號采集的方法。要在常規輸電線路配套裝置中增加電流行波信號采集模塊，需滿足若干技術要求，包括：

①要保持裝置的外部交流信號輸入接口不變，否則會導致CT二次回路的復雜性和負載增加，同時也不利于對現場已有裝置進行改造；②行波信號采集回路的加入不應影響原工頻信號采集回路的可靠性，否則會帶來安全隱患；③裝置需保持對高過載倍數的工頻電流的采集能力，從而滿足繼電保護功能的需求。同時，它具有采集相對較小振幅的電流行波信號的能力，能夠達到行波測距功能的要求。

為滿足上述要求，本項目的處理方案為：保持交流輸入插件的外部接口不變，內部增加行波傳變回路，交流插件同時輸出保護信號和行波信號，并增加行波DSP負責采集行波信號。其方案示意如圖1所示。

圖1 行波信號采集總體技術方案

對于圖中的電流行波傳變回路，有兩類實現方案：

方案1：增加行波專用小CT（行波專用小CT與保護CT串聯）；

方案2：行波與保護共用小CT（需同時具備寬動態范圍和寬頻特性）。

綜合考慮各種因素，方案2整體上優于方案1，其優點包括：

1）不增加小CT，原交流插件無需擴展；

2）不進行CT串接，CT二次回路可靠性高；

3）不進行CT串接，不增加CT二次負載。

采用方案2時，最大的技術關鍵點是共用小CT的頻率特性。理論分析表明電磁型小CT具有高頻特性，實際測試也表明原保護CT通帶大于300kHz。采用微秒級窄脈沖電流施加到保護小CT，其原邊和副變的波形如圖2所示。

圖2 保護小CT的脈沖信號響應

從圖2看出，保護小CT如實地實現了窄脈沖的信號傳變，這表明該小CT具備傳變電流行波信號的能力。因此，本項目使用原保護級CT，滿足保護需求，并通過高頻信號放大，提高行波信噪比。其具體實現方案為：

采用原保護用小CT作為公用CT，以保證可靠性和保護需求（40In動態范圍）；②取消原CT輸出側的低通濾波回路，保證二次側信號的帶寬需求；③在保護DSP插件根據1.2kHz采樣率配置低通濾波(300Hz)；④在行波DSP插件根據1.0MHz采樣率配置低通濾波(300kHz)；⑤使用高頻運放電路對行波信號放大，并增加限幅電路。信號放大電流采用高頻運放，以保證高頻信號的傳輸能力。信號放大電路原理圖如圖3所示，其中通過運放芯片的電源電壓實現幅度限制（10V）。

通過設置運放電路的放大倍數，可控制行波信號的動態范圍，即裝置可以反映多少倍額定電流（k×In）的行波信號。行波信號動態范圍設定需遵循如下原則：

1）能正確反映前幾個故障行波波頭（動態范圍需夠大）；

2）具有較高的信噪比（動態范圍需盡量小）。

為此，進行理論分析如下：放大電路的信號范圍為k×In，k值范圍需根據220~1000kV典型線路確定，即：Un=額定電壓，In=額定電流，Zc=線路波阻抗，故障電流初始行波與反射行波疊加值相對于額定電流的倍數為：k= 2×(Un/Zc) /In

考慮典型數據：Un=220~1000kV，In=1000A~4000A，Zc=300~500Ω，則：

k的典型最小值：k=2×220kV/（300Ω×4000A）=0.367；

k的典型最大值：k=2×1000kV/（500Ω×1000A）=4.0。

因此，k可在0.367~4范圍內取值。為使裝置適用于不同的輸電線路，可取k=4，超出k倍的信號在信號放大電路將被限幅，從而保護后面的采集回路。因此，可通過高速運放將行波電流動態范圍設置為0~4In。

2.1.2 行波信號高速采集技術

現代微電子技術可以實現瞬態行波波形的超高速記錄。先進的數字信號分析和處理方法可用于準確檢測行波脈沖的到達時間，抗干擾能力強，可靠性高[3]。為確保行波測距分辨率在500m以上，行波信號采集頻率通常不得小于500kHz。通過使用微處理器直接控制模數轉換器的傳統方式難以實現這一點。因此，需要設計一個高速數據采集電路單元，用硬件記錄故障電流行波信號。

本項目采用每通道1MHz的采樣率進行行波信號采集，采用10M高速AD芯片，分辨率可達到14bit。采用高速FPGA控制采樣時序和數據緩存時序。

2.2 行波等效波速自校正技術

2.2.1 利用區外故障的行波波速測量方法

為提升行波測距裝置的測距精度，可以采用消除波速的測距技術方法。然而，該方法有許多缺點，難以付諸實踐。在客觀條件允許的情況下，可以采用波速離線與在線測量方法獲得瞬態行波的傳播速度。

輸電線路投入運行前應測試相關參數，此時可利用專門的儀器實測線路行波波速，稱為行波波速離線測量。但目前，線路投運前通常不進行此項測試。一旦輸電線路出現外部擾動或者是故障時，將外部擾動點或故障點設置在靠近M側，擾動或者故障產生的行波首先到達線路M、N側的時刻分別為tm1、tn1，初始行波經M、N側母線反射再次到達線路M、N側的時刻分別為tm2、tn2，則可有3個計算波速的方程：

其中vj1基于雙端行波信息，vj2和vj3基于單端行波信息，在故障行波幅度較小、母線反射較弱或線路情況較復雜的情況下，反射波頭可能難以識別，vj2和vj3可能單個或均失效。

2.2.2 利用重合閘的行波波速測量方法

除了區外故障的波速測量方法，還可利用重合閘過程進行波速測量。線路故障跳閘后，若重合于健康線路，則線路兩側可以檢測到重合暫態過程行波，利用該行波可以進行類似于區外故障的行波波速測量。例如，考慮圖4的重合閘過程，N側先合閘，M側后合閘。利用M側合閘波形進行行波波速測量。

圖4 重合閘行波折反射示意圖

設合閘點靠近M側，該擾動或故障產生的行波初次到達線路M、N側的時刻分別為tm1、tn1，初始行波經M、N側母線反射再次到達線路M、N側的時刻分別為tm2、tn2，則可有3個計算波速的方程：

當M側保護裝置后合閘，此時N側線路斷路器處于閉合狀態時，vj1、vj2和vj3均理論上有效；但當合閘行波幅度較小、母線反射較弱或線路情況較復雜的情況下，反射波頭可能難以識別，vj2和vj3可能單個或均失效。

2.3 行波可靠啟動系統技術

線路保護行波測距一體化裝置為提高行波啟動可靠性，并消除雷電波影響，采取了一系列措施，包括啟動判據設置、啟動確認機制、雷電干擾識別技術、高速大容量數據緩存技術、測距信號選擇技術等。行波插件的FPGA對各通道AD采樣值進行在線行波啟動判據計算，啟動判據可以是幅值越限、突變量越限或其他類似算法，并可采用多點確認或結合多種判據的方法防止誤啟動。FPGA還可從裝置背板總線接收手動啟動、聯網啟動、工頻量啟動的信號，從而可實現外部啟動。

行波插件的DSP根據保護工頻量或開關量啟動結果對行波啟動結果進行確認。工頻量啟動結果來自繼電保護功能的故障啟動模塊，開關量來自保護判出或收到的跳閘信號。若行波啟動得到了肯定確認，則從繼電保護的故障相判別模塊獲得故障判相結果，并選擇對應相的行波采集信號進行后續的行波測距分析。否則，本次行波啟動被判為干擾引起的啟動，只會進行事件記錄，不進行波形錄波和后續的故障分析。

以上邏輯可實現保護啟動錄波與行波錄波的一一對應，減少無效的行波錄波。當有區外故障時，此時可利用行波信號進行行波波速測試。一體化裝置利用雷擊線路的故障行波特征識別雷擊行波；裝置配置行波啟動判據，并利用繼電保護的啟動或動作信號作為行波啟動的確認判據；采用大規模現場可編程門陣列FPGA、大容量動態隨機存儲器DDR和兩級緩存技術實現故障行波的無死區記錄；根據幅度選擇線模行波信號進行行波測距。裝置檢測三相電流行波信號，當三相電流行波信號極性相同、幅度相近時，判為雷擊行波，否則判為故障行波；幅度相近判別門檻可選70%~90%，即最小行波幅度達到了最大行波幅度的70%~90%，即判為幅度相近。

行波啟動后，裝置將行波啟動期間的數據緩存起來，并判別t1時間內是否產生保護啟動信號，或t2內是否產生保護動作信號；t1=10~40ms，t2=3~10s；若行波啟動后有保護啟動信號或保護動作信號，則裝置確認此次行波啟動為有效啟動，否則丟棄此次緩存的行波啟動數據；對于有效的行波啟動，裝置將行波緩存數據轉存到非易失性存儲卡中，并進行后續的行波分析計算；裝置可通過定值選擇行波啟動的確認判據。

該裝置采用大規模FPGA、大容量DDR以及兩級緩存技術，實現了行波數據的無死區緩存。該方法是先將高速行波數據緩存在FGPA芯片中進行連續循環緩存，即一級緩存；當行波啟動判據動作后，FPGA在啟動期間截取數據并將其緩存在高容量DDR中，即二級緩存；DSP依次從DDR中提取行波數據進行分析，將原始數據和分析結果傳輸到CPU，最后將其存儲在非易失性存儲卡中；大容量DDR可以實現足夠的行波數據緩沖，比如64~1028次，這樣在密集落雷和多次連續觸發行波啟動的情況下，裝置還有足夠的時間進行后續分析以及永久存儲行波數據。

采用以上綜合技術，可使得線路保護行波測距一體化裝置實現既靈敏又可靠的行波啟動，有利于提升大過渡電阻、小短路角時的行波啟動可靠性，可消除密集落雷引發的行波誤啟動和行波記錄死區，避免行波測距因為記錄死區而拒動，采用的線模行波信號可以消除雷擊行波對故障行波的干擾，從而可以提高線路保護行波測距一體化裝置的行波測距可靠性。

2.4 基于縱聯通道的行波通信技術

雙端行波測距要在站間交換行波信息。傳統的行波測距裝置一般使用專用撥號網絡或調度數據網絡來實現信息交互，需要配置專用通信信道。由于一體化裝置具有保護功能所需的站間導頻信道，所以，可以借用該信道傳輸行波信息，但機制應確保增加行波通信不會影響保護的縱向差動通信。

所以，文中提出一種行波信息的透明幀傳輸技術。該技術利用保護通信幀的備用字段實現行波信息的傳輸。保護通信模塊不需要關心行波信息字段的語義，以達到透明傳輸的目的。其次，當保護通信幀的備用字段長度有限且行波通信幀的內容較長時，采用多幀傳輸的方法，即在傳輸側將行波信息幀劃分為多幀進行傳輸，并且在接收側對收到的多幀進行拼接還原。在行波通信幀的幀頭中定義總幀號與幀號，以滿足幀傳輸和拼接的要求。

3 結束語

輸電線路由于地域分布廣，運行環境復雜，為提高供電可靠性和電網安全穩定運行水平，在輸電線路發生短路故障時，應能盡量測出故障位置，否則會導致停電損失，甚至影響電網安全穩定運行。所以，為了進一步提高行波測距的精度，為電力系統的穩定運行提供全面保障，設計一種線路保護行波測距一體化裝置就顯得特別重要。