基于数字式互感器的输电线路故障定位技术研究

1、基于数字式互感器的输电线路故障基于数字式互感器的输电线路故障定位技术研究定位技术研究 中国电力科学研究院中国电力科学研究院 20112011年年0707月月2929日日提纲提纲算法研究装置开发成果创新示范工程项目简介应用研究技术背景1.1研究历程1.2研究内容1.3项目简介 输电线路发生故障后，即使重合成功，也需要巡线人员查找故障点，根据故障造成的损坏程度判断线路能否继续运行还是须停电检修，以消除隐患。 输电线路故障测距技术是保证电网安全的一项重要技术。在我国110kV及以上电网中，中性点直接接地的厂站中广泛采用了输电线路故障测距装置。 智能化/数字化变电站中采用电子式互感器代替了传统互感器，

2、输出接口多为数字信号，并通过光纤传输，使得基于传统互感器的输电线路行波故障测距装置不再适用于智能化/数字化变电站。项目简介-技术背景（1） 1997年起，中国电力科学研究院对输电线路行波传播特点进行了仿真研究，在行波故障测距理论研究方面取得了突破，首次提出了利用小波变换技术的双端行波测距新方法解决线路故障精确定位问题。 1999年起，中国电力科学研究院开始跟踪数字化变电站技术发展，开发了具有自主知识产权的MMS通信库，掌握了GOOSE报文处理、SV报文处理等技术，研制了合并单元，具备了与电子式互感器接口能力。 2008年1月承担了国网公司基于数字式互感器的科技项目，2009年12月完成原理样机

3、开发，2010年10月220kV数字化变电站挂网运行，2011年3月正式运行于750kV智能变电站。项目简介-技术背景（2）一、基于数字式互感器的信号采集方法研究项目简介-研究内容二、高速采样数据传输方法研究三、基于高速采样单元的行波测距技术研究四、研究智能变电站故障测距新方法。五、原理样机研制。项目简介-研究历程（1） 第一阶段 基于数字式互感器的输电线路故障测距方法研究： 研究新型互感器的最高采样频率、最大数据传输速率、以及采样精度等指标，判断是否可以满足行波测距法或阻抗测距法的要求。同时研究如何接收变电站其他对故障测距有用的信息以及如何利用行波法作为辅助判据。以上研究成果主要通过软件仿真

4、和实验测试来验证。项目简介-研究历程（2） 第二阶段 验证平台及原理样机研制： 从事了信号采集装置的硬件和软件开发、故障测距装置的硬件和软件开发、站控层的软件开发。原理样机按照智能变电站三层结构设计，包含了过程层信号采集模块、间隔层的故障测距模块和站控层的分析软件。三者既可分布安装，亦可集成于同一机箱，基于上述思路开发了数字化站行波故障测距装置研制平台及原理样机。项目简介-研究历程（3） 第三阶段 工程应用： 根据相关网省电力公司数字化变电站示范工程的进展情况，选择了合适的采用光学互感器的数字化变电站示范工程为依托工程，将研制的测距装置投入试运行，考核测距效果。 根据智能变电站的建设进展，开发

5、了基于本项目验证平台技术的行波测距装置，于2011年3月在750kV延安智能化变电站投运，目前装置运行稳定，大力支持了智能电网建设。 智能化变电站的输电线路故障测距装置开发输电线路故障测距装置的系统构成2.1电子式互感器部分2.2行波测距装置部分2.32.1 输电线路故障测距装置的系统构成输电线路故障测距系统由测距终端装置及测距主站组成。测距主站：接收数据并处理测距终端：数据采集，添加时标等智能化智能化/ /数字化站行波测距装置与现有测距系统的最主要区别在于数字化站行波测距装置与现有测距系统的最主要区别在于测距终端部分，特别是信号接入部分，一次信号源由传统的电磁式互测距终端部分，特别是信号接入

6、部分，一次信号源由传统的电磁式互感器变为有源感器变为有源/ /无源电子式互感器。无源电子式互感器。2.2 电子式互感器部分 在测距项目实施过程中，以纯光学互感器为基型互感器，对其进行了改造。包括以下内容： 电子式互感器是智能化/数字化站重要支撑技术，从传感原理看具 有更好的暂态响应特性，更有利于实现行波测距； 现有的电子式互感器采样频率一般不超过10kHz，无法满足行波测 距的要求，因此，必须进行针对性改造。在互感器器高压侧针对行波测距的要求，增加单端的光学传感元件。在低压侧的采集器中增加光电转换单元、小电压信号及A/D采样单元等。与测距屏柜间的通信通道，互感器原理样机整体上包括以下两个部分：

7、1.一次部分：主要包括电流传感部分、光纤绝缘子。2. 二次部分：新的二次光电转换装置。电流采集插件用于数据采集、处理和输出，主要包括LED光源发送、光信号接收O/E转换、信号调理和电气隔离等原理样机结构二次转换装置外形图二次转换装置前视图二次转换装置后视图电流采集插件的原理框图信号调理算法其中，O/E转换1和O/E转换2分别接受光学传感器的两个光学电流传感单元OCSC-1和OCSC-2的光信号并转换成电信号；信号调理1和信号调理2分别对O/E转换1和O/E转换2的输出信号进行差除和运算处理，得到OCSC-1和OCSC-2的电流测量输出；加法运算是对OCSC-1和OCSC-2的电流测量输出进行零

8、和运算，以抵御外磁场的干扰。二次转换装置原理信号接入板AD采样板控制管理板GPS板2.3 行波测距装置部分 测距装置尺寸为标准4U机箱，设计为后拔插方式，从左到右依次为光电转换小电信号输入板、备用接口板、AD采样板、5V/12V电源板、GPS板和控制管理板，如左图所示。信号接入板信号接入板 信号接入板： 小电压信号输入接口接收由互感器二次转换装置信号。信号失真率不超过0.005%，信号带宽为120kHz，信号响应极限6V/us。完全达到行波测距装置对信号的要求。3. 智能化变电站的输电线路故障算法研究项目研究方向选择3.1阻抗法与行波法相结合的测距方法3.2智能化变电站故障测距技术探索性研究3

9、.33.1 项目研究方向选择 能实现站内信息共享 互感器暂态响应较好智能化/数字化变电站相对于传统变电站具有两大优势上述两点可以提高测距的可靠性，扩大适用范围，但需要对故障测距装置的整体结构、通信协议进行重大修改。可能导致与现有装置通讯存在问题，开发单端测距算法解决该问题，也可作为后备方法提高了系统的整体可靠性。单端阻抗法优点：可靠性相对较高缺点：测距精度较低单端行波法优点：测距精度高缺点：可靠性相对较低整体思路阻抗法与行波法 相结合的输电线 路综合单端测距法实际故障电流波形小波变换模极大值现有单端测距方法受过渡电阻和线路的影响，单端测距可靠性较低。注：该故障为2010年3月25日辽宁青新线故

10、障。3.2 阻抗法与行波法结合的单端故障测距方法解决途径根据对单端行波测距影响程度的不同，测距算法应选择相对 应的波头识别方法。 普通故障：线路结构、过渡电阻均不影响测距； 特殊故障：受线路结构、过渡电阻等因素影响，无法单端行波测距； 约有6070%为普通短路故障， 单端行波测距。 约有2030%故障为特殊短路故障，需要阻抗法与行波法相结合才能有效定位。步骤1：根据阻抗法的测距结果确定一个故障点的范围，从而确定故障点反射波和对端母线反射波到达的时间窗口，而时间窗口的大小则由阻抗法测距误差决定。步骤2：利用阻抗法估算过渡电阻的大致范围，根据过渡电阻估算结果决定行波法波头选择原则。在高阻接地故障情

11、况下，选择母线反射波，在低阻接地故障发生时，选择故障点反射波。 3.3 智能化变电站故障测距技术探索性研究 由于电子式互感器在采样率难以满足行波故障测距的要求。必须额外增加采样装置，这就增加故障测距系统的成本，在一定程度上也限制了故障测距系统的适用范围。 研究内容：降低行波测距装置采样率的可能性； (a) (b) (d) (c) 图（a）采样率625k图（b）采样率156k图（c）采样率78k 图（d）采样率39k 不同采样率波形对比 从降低采样频率后的暂态电流波形看，采样频率应在156k以上才能保证暂态电流信号的完整。4. 示范工程建设概况示范工程建设的目的和意义4.1示范工程实施方案4.2

12、示范工程建设进度4.31 通过现场实际运行验证了项目研究成果，具有较强的实用和指导意义；2 通过示范工程建设，为今后的智能化变电站测距项目积累了实际工程经验。成果验证积累经验4.1 示范工程建设目的和意义通过示范工程建设达到以下三个目的：3 在营口大石桥数字化变电站220kV实现故障定位功能；功能实现4.2 项目实施方案线路选择：为提高智能化/数字化站测距装置原理样机记录到短路故障数据的可能性，示范工程建设中选择了山区线路作为测距装置监测线路。变电站选择：由于中国电科院的集中式行波故障测距系统在辽宁省电网获得了广泛应用，为测距系统原理样机安装线路上选择带来便利，选择营口大石桥变电站作为示范工程

13、具一定优势。装置设计：为了验证项目研究中提出的测距方法，示范工程建设中在电流互感器和电压互感器内均增加高速采样单元及通讯设备。示范工程建设现场图片（a）互感器现场安装（b）现场安装的测距屏柜2010.102010.72010.32009.122009.4 示范工程投运 设备运至现场，开始调试 样机完成出厂试验 测距装置原理样机完成 前期研究工作完成截至2010年4月25日，试运行线路无故障发生，装置稳定运行，无异常报警。4.3 示范工程建设进度测距装置出厂试验采样波形变电站调试期间测距装置录波波形 测距装置试验及现场录波波形4.4 示范工程建设取得的工程经验 故障测距装置必须具备足够的抗干扰能

14、力，从实际工程看，在变电站运行往往存在较严重的噪声干扰，需要在机箱及电路板设计上必须保留足够的余量。 程序必须具备现场修正的能力，互感器光电转换装置存在一相对固定时间延迟，在程序设计中必须考虑可以对其修正。 人员培训必须加强对现场工程及变电站运行人员的培训，具备一定的装置故障分析能力。 硬件 软件 人员5.智能化变电站故障测距技术应用研究智能化站测距装置验证平台5.1智能化站测距装置的通讯5.2智能化站测距装置应用情况5.25.1 智能化站测距装置验证平台 现有的数字化/智能化变电站在建设中采用了多种类型的电子式互感器，它们在传感原理、安装方式等方面有较大的区别。罗氏线圈原理的有源电子式互感器

15、是目前应用较为广泛的电子式互感器。 有源电子式互感器原理与光学互感器不同，信号接入方式要做相应改动。基于有源电子式互感器验证平台系统结构电源通讯模块高速采样模块GPS模块高速采样单元的设计 考虑到较高的数据采样率 报文格式为：1位起始位（低电平0）；16位数据位；1 位校验位（0或1）；位停止位（高电平1），5.2 智能化站测距装置的通讯 通过61850MMS通讯 将测距结果、日志等 相关信息上送至保护 信息子站。 测距装置与合并单元（互感器采集器）通讯，发送互感器采样数据。智能化站故障测距装置的MMS通讯 故障测距装置的61850建模 61850MMS通讯的实现装置提供的通信服务 ：报告控制 、日志 、定值组 启动记录（RDRE）、测距结果报告（RFLO） 5.3 智能化站测距装置应用情况750kV延安智能化变电站330行波测距 采用了不同的信号接入方式 实现与不同传感原理互感器的配合 接线为3/2接线， 解决互感器之间同步问题6.1 项目研究的主要成果和创新（1）首次首次开发出基于数字式互感器的行波故障测距装置，测距精度优于1km创新性的基于全站信息的测距算法，提升了故障测距系统的可靠性专利FPGA高速解码技术，灵活实