混接线路继电保护行波测距一体化装置研究

雷 明，秦 琴，陈玉林，王国江，张欣宜

（1.国网陕西省电力公司，陕西 西安 710048；2.南京南瑞继保电气公司，江苏 南京 211106；3.国网陕西省电力公司西安供电公司，陕西 西安 710032）

0 引言

传统输电线路的故障测距主要有阻抗法和行波法［1］。阻抗测距方法容易受到系统运行方式、过渡电阻、衰减直流分量、参数误差和互感器传变误差的影响，难以实现精确的故障测距，但测距可靠性较高［2］。行波测距方法具有测距精度高的优点，但存在起动和测距不可靠的问题［3-4］。因此，有必要将两类测距方法进行综合利用，实现优势互补［5-7］。由架空线路和电缆线路组成的混合线路在城市配电网与跨海输电工程中常有应用，由于混接线路参数不均匀，导致传统的故障测距方法和重合闸方法难以直接适用，须进行改进。文献［8］提出了一种基于分布参数模型的混合线路故障测距新算法，该方法易受到TV／TA 传变误差的影响。文献［9］和［10］采用双端行波法进行混接线路的故障区段识别，并采用单端行波测距法进行故障定点，如何准确可靠识别混接线路的故障点反射波头是本方法的一大难点。文献［11］提出基于分布参数推导线路电压分布进行故障测距，并基于故障测距结果进行重合闸控制，该方法不需要两侧时间同步，但其测距精度有待工程验证，同时该方法还可能面临伪根问题。为综合满足混接线路的继电保护、故障测距和自适应重合闸需求，提出一种适合混接线路的线路保护行波测距一体化装置，该装置借助差动保护的纵联通道实现快速的行波测距信息交换，实时的双端行波测距和故障区段判断，满足混接线路自适应重合闸的需求。

1 混接线路的测距和重合闸问题

架空线路与电缆组成的混接线路存在工频参数和行波参数不均匀问题，相对于架空线路，电缆部分工频参数存在单位电抗值较小、电容值较大现象，且其行波参数存在波阻抗较小等现象。此外，电缆绝缘介质决定了电缆中的行波波速较低，通常为架空线行波波速的1／2～2／3。

工频参数的不均匀对线路差动保护影响不大，但对基于阻抗法的故障测距有显著的影响。混接线路情况下，双端阻抗测距方法使用的平均线路阻抗与各段的实际线路阻抗存在差异，从而引起测距误差。

行波参数的不均匀导致在架空线与电缆的交界面会存在行波折返射问题，使得行波初始波头陡度降低，故障点反射波头不易识别。另外，各段线路的行波波速不同，使得行波测距不能直接使用传统的单端、双端行波测距方法，而是需要根据实际的混接线路参数进行分段处理。

架空线路的重合闸可有效消除瞬时性故障，大大提高输配电可靠性。但电缆故障通常为永久性故障，因此对于电缆故障不应进行重合闸。混接线路的正确重合闸依赖于正确区分故障所在区段。基于阻抗法测距的分析结果很难保证故障区段识别的可靠性。本文采用改进的行波方法进行故障测距，可以提升混接线路故障测距准确性，提高重合闸可靠性。

2 适用于混接线路的一体化装置研制

线路保护行波测距一体化装置可实现输电线路继电保护功能、行波测距功能和综合重合闸功能，可以提高装置的集成度、方便现场运维、提高双端行波测距覆盖率、提高故障测距精度、适应混接线路的重合闸需求。一体化装置的软硬件融合关键技术包含以下4 个方面：

1）共用TA 二次回路技术。

一体化装置须采用同时满足保护功能所需的宽量程范围、行波测距所需的宽频带能力，因此，一体化装置需要采用具有宽线性范围、宽频率范围的电流互感器，其信号输出分为两路：一路供保护功能使用，另一路供行波测距使用。基于本技术，继电保护和行波测距可共用TA 二次回路，可简化TA 二回路布置，降低TA 二次回路负载。

2）共用站间纵联通道技术。

双端行波测距需要进行站间行波信息的交换，一体化装置借用已具备的保护纵联通道及其空余带宽进行行波信息的传输。具体而言，是利用保护通信帧的备用字段实现行波信息传输。为使用有限的备用字段传输较长的行波信息，一体化装置采用分帧传输技术。在发送侧，行波模块将行波信息帧分为多帧发送，在接收侧由行波模块对收到的多帧信息进行拼接还原。保护通信模块无须解读行波信息字段的语义，从而达到透明传输的目的，且不影响保护通信的可靠性。

保护的站间通信频次为1 200 Hz，即每0.833 ms交换一次数据。一个完整的行波信息帧包含帧头（1B）、帧总数和帧序号（1B）、故障波头时刻对应的世纪秒（4B）、微秒（4B）、纳秒（2B）、故障相别（1B）和对时状态（1B）、校验码（1B）。基于4 字节的保护通信帧备用字段，经4 个周期即可完成一帧行波数据的发送。若保护通信帧的备用字段有8 个字节，则2 个周期即可完成一次行波信息交互。

3）行波的灵敏、可靠起动技术。

由于行波信号通常较弱，因此行波起动通常设置得较为灵敏，但也因此容易导致行波误起动。若将起动门槛设置得过高，则对于远距离或高阻故障，容易导致拒动。因此，传统的行波测距装置难以平衡误动和拒动风险。一体化装置由于含有可靠的继电保护功能，因此可以设置较为灵敏的行波起动判据，同时充分利用继电保护的判别结果对行波起动结果进行甄别，从而实现行波的灵敏、可靠起动。行波启动判据采用短数据窗、3 次样条小波基提取瞬态突变信号，当突变量达到行波启动门槛后，一体化装置等待保护的启动或动作信号进行确认。对于一般的故障，保护功能的工频变化量判据和差动判据的启动延迟，延迟时间在5 ms 以内。考虑高阻故障情况下保护启动的最大滞后性，等待时长可设置为15～30 ms。在等待时长内被保护确认的行波启动，将被判别为有效启动，否则会被判别为无效启动，从而实现保护启动与行波启动的可靠对应。

此外，一体化装置采用基于大容量现场可编程门阵列（Field Programmable Gate Array，FPGA）和双倍速率同步动态随机存储器（Double-rate Synchronous Dynamic Random Access Memory，DDR）二级缓存技术，可以对高速行波数据在FPGA 和DDR进行实时循环缓存，从而在密集扰动时也能实现无死区记录。其具体工作机制是：行波采样数据持续在FPGA 的内存中进行环形缓存，当行波启动判据动作时，启动前后一段时间的数据被搬运到DDR 进行1024 次的环形缓存，以便有足够的时间进行保护启动确认和行波测距分析。

4）适应混接线路的快速故障测距方法。

保护测距通常基于阻抗法，阻抗法测距法具有鲁棒性高的优点，但难以直接应用于参数不均匀的混接线路。行波测距方法精度较高，但有时存在测距不可靠的问题，特别是单端行波测距方法。对于普通均匀输电线路，一体化装置可以将两种测距方法进行有机融合，以提高测距可靠性和精度。但对于混接输电线路，常规阻抗法的测距结果并不可信，此时一体化装置须采用特殊的故障测距方法适应线路参数的不均匀问题，并实时、快速地给出故障区段和测距结果（故障发生后500 ms 内给出判别结果），以便为重合闸提供依据。混接线路的测距方法详见下节介绍。

3 混接线路的故障测距方法

3.1 普通均匀线路的故障测距方法

如图1 所示，假设一条普通均匀线路发生区内故障，故障行波在两端母线和故障点之间产生多次折反射。设线路长度为L，故障点位置为F，距M 侧长度为x，行波波速为v，行波到达M 侧、N 侧的时间分别如图1 所示。

图1 普通均匀线路行波传输示意

根据单端行波测距原理，可根据式（1）或（2）计算出故障位置。

根据双端行波测距原理，可以计算出故障位置为

对于普通线路，进行多种测距方法的综合应用，可以提高故障测距可靠性和精度。单端行波测距方法需要用到故障点反射波头时刻，而故障点反射波头并不容易识别。因此，可以利用双端行波测距结果，或者利用单端、双端阻抗法测距结果进行范围限定，提高故障点反射波头识别的准确性。单端行波法不受线路两侧对时偏差的影响，因此若能找到正确的故障点反射波头，则其测距结果较为精确。

3.2 混接线路的故障测距方法

对于混接线路，由于线路参数不均匀，因此双端阻抗法的结果通常不可信。若故障落在靠近一侧的连续线路上，则单端阻抗法的结果具有一定的参考价值，但其容易受到过渡电阻和对端助增电流的影响。线路参数不均匀会导致复杂的行波折反射，因此单端行波测距方法不适用。由于双端行波测距法只需判别第1 个故障行波，因此容易实现，可靠性最高，但对于混接线路，需要基于传统的双端行波法进行改进，使其能适应多段混接线路的行波波速不均匀问题。

考虑架空线和电力电缆组成的3 段混接线路，如图2 所示。

图2 混接线路行波传输示意

设3 段线路的长度分别是LA、LB和LC，对应的行波波速分别是vA、vB和vC。设t0时刻发生短路，故障行波到达M、N 处的时刻分别为tm1和tn1。故障点位于不同的区段时，行波到达线路两侧的时间差td=tm1-tn1不同，故障位置与时间差对应关系如表1所示。

表1 故障位置与时间差对应关系

混接线路的故障测距基本步骤为：

1）根据行波到达线路两侧的时间差，确定故障所在区段；

2）推导行波到达该段线路两侧的时间差；

3）基于双端行波测距原理进行故障测距。

假设故障点F 位于B 段上，根据行波在A 段、C段的传输耗时，可推算故障初始行波到达A 段与B段连接点、B 段与C 段连接点的时刻，分别为

此时采用双端行波测距方法可得到故障点F 距离M 侧的距离为

当故障点位于区段A 或区段C 上时，可采用类似的方法计算故障位置，不再赘述。

3.3 混接线路的自适应重合闸方法

混接线路有自适应重合闸的需求，即当架空线路上发生短路故障时，需要进行重合闸，而电力电缆上发生故障时，为避免造成电缆的二次损伤，一般不进行重合闸。因此，准确判断故障所在区段至关重要。前述介绍的混接线路故障测距方法可为自适应重合闸提供及时和准确的故障区段信息。

混接线路继电保护行波测距一体化装置的行波测距模块与差动保护共享站间纵联通道，装置实时进行故障监测、分析计算和站间数据交换。故障发生后，装置可以在300 ms 内完成故障测距，给出故障区段和具体测距结果，告知继电保护模块是否进行重合闸操作。装置的测距处理过程与耗时情况如表2 所示。

表2 一体化装置故障测距处理过程与耗时 ms

由于行波测距模块使用的站间纵联通道实时性和可靠性高，且与继电保护模块集成在一体化装置中，为混接线路的快速故障区段判别和自适应重合闸提供了技术基础。需要指出的是，行波故障测距不可避免地存在误差，因此应在混接线路连接点附近设置一定长度的模糊区，故障测距结果落入此模糊区时，不应进行重合闸。为避免重合于电缆区段上的故障，模糊区长度可留有一定裕量，按500～1 500 m 设计。

4 仿真测试

为验证所提出的混接线路故障测距和自适应重合闸方法的准确性，进行实验室故障信号回放测试。利用PSCAD 对某500 kV 混接输电线路进行故障仿真，仿真采样率为1 MHz。线路全长53 km，由3 段组成，第1 段为3 km 的架空线，第2 段为17 km 的电力电缆，第3 段为33 km 的架空线。该混接线路的仿真参数如表3 所示。

利用行波测距校验仪对仿真数据进行故障回放，测试一体化装置的行波测距性能，得到各种典型故障情况下的测距结果如表4 所示。

故障波形回放测试表明，混接线路的线路保护行波测距一体化装置可以正确定位故障区段和位置，测距误差小于500 m，满足混接线路自适应重合闸需求。图3 为本混接线路现场发生的一次实际瞬时性故障的行波录波。

表3 混接线路仿真参数

表4 混接线路故障测距结果

图3 中iaN、ibN、icN为第1段首端三相电流，iaM、ibM、icM第3 段末端三相电流。此次故障为发生于第3段线路上（架空线），靠近第2 段线（电力电缆），故障相为B 相。由于为瞬时性故障，现场未找到明显的故障点，因此故障测距误差暂无法评估。但从以上录波可以看出，由于电缆和架空线连接点波阻抗不连续，导致混接线路的行波波形非常复杂，双端行波法只须检测第1 个波头，是较为可行的测距方法。

图3 混接线路现场行波录波

5 结语

为综合满足混接线路的继电保护、故障测距和自适应重合闸需求，提出一种适合混接线路的继电保护行波测距一体化装置，并针对装置的共用TA 二次回路和站间通信通道的技术，基于保护信息和行波信息融合的灵敏可靠启动技术，以及适应混接线路的快速故障测距方法和自适应重合闸方法进行了研究。基于实际的3 段混接线路，用仿真波形回放的方式对一体化装置进行了试验验证，结果表明，一体化装置可以正确识别故障所在区段，测距误差小于500 m。一体化装置只须检测故障首波头，且基于保护通道进行实时数交换，故障测距总耗时小于300 ms，可以满足混接线路自适应重合闸的实时性需求，具有工程可行性和实用性。对于如何进一步提升混接线路的故障测距精度，以减少重合闸模糊区，以及如何适应拓扑更为复杂的配网混接线路，还有待进一步开展研究。