1 引言
随着海上新能源的发展以及对海岛供电可靠性的提升，大量的架空线和海底电缆混合线路出现，电压等级逐步提升。海缆线路铺设复杂，造价昂贵，当线路上出现故障时，很难准确定位故障位置，因此快速定位故障区段和故障点是加快电力线路修复、减少停电时间的关键。另一方面，架空线故障绝大部分为瞬时性故障，而电缆故障大部分是由于生产工艺的瑕疵或人为因素等原因造成的永久性故障。为了提高供电可靠性，普通的架空线路保护一般都会采用自动重合闸。但对于海缆上的永久性故障，重合闸会造成对系统和海缆的再一次冲击，影响系统的稳定运行。这就要求对架空线-海缆混合线路进行精准故障区段定位和自适应重合闸，当故障发生在架空线区段时投入重合闸功能，而故障发生在海缆区段时则闭锁重合闸功能。
为了解决混合线路中故障区段精确定位困难的问题，本文提出了一种适用于架空线-海缆混合线路的故障定位系统。该系统能够对混合线路的区段进行精确区分，使得保护装置能够根据区段定位的结果进行重合闸的自适应判别。此外，在区段判别的基础上，混合线路两端的保护集成了行波测距模块，采用双端行波法进行故障测距，能够有效提高故障定位的精度。
2 适用于混合线路的保护和故障定位系统
下面以一个典型的三段式混合线路为例对该定位系统进行说明，混合线路如图1所示。
图1
为了实现故障区段的精准判别，同时提高线路两侧保护装置的故障定位性能，本文提出了一种基于柔性光学电流互感器的精准区段判别和精确故障测距方案。
其中，故障区段精准定位模块集成了电流采集、数据同步和区段判断功能，整个系统采用紧凑、集中的结构，能够适用于电缆终端户外安装的要求。定位系统的配置如图2所示。
图2
如图2所示，在电缆两端分别装设就地安装的区段定位装置以实现电缆线路两端的电流采集和区段判别。区段定位装置采集接头处的光学电流互感器数据，并利用通信光纤实现电缆两侧电流的交互，计算差动电流并进行逻辑判断。若区段定位装置计算出故障点位于电缆段内部，则区段定位装置通过光纤分别向两侧变电站内的线路保护装置(或者重合闸装置)发送闭锁重合闸信号。
线路保护装置集成了行波测距功能，结合两侧的故障电流行波信息以及区段故障定位装置的信息，进行基于混合线路的行波测距，以精准定位故障点。
适用于混合线路的保护和故障定位系统如图3所示。
图3
3 柔性光学电流互感器
对于海缆混合线路，混合接头处的运行环境恶劣，不适合增设常规的电磁式电流互感器。
柔性光学电流互感器采用偏振光纤作为传感材料，利用Faraday磁光效应和反射式干涉原理实现对被测电流的感应和测量，具有抗干扰能力强、体积小、重量轻、测量精度高、暂态特性好、可靠性高等优势。
如图4所示，柔性光学电流互感器的传感光纤环采用光缆形式封装，可灵活盘绕在任意形状的一次导线外围，具有安装灵活、维护简便、适应性强等优点，且占地空间小、施工周期短，对原有一次设备无影响，方便在系统中临时或永久增加测量点。
图4
4 高度集成的故障区段定位装置
4.1 高集成度的整体性设计
对于常规的应用光学电流互感器的应用场合，每相电流需要配置单独的采集单元，连接保偏光纤接收数据，再将信号转成原始的IEC 60044-8采样信号接入合并单元，由合并电源输出同步后的IEC61850-9-2数据给对应的保护装置使用。
在海缆混合线路的电缆接头处，运行条件较为恶劣，二次设备的安装场地具有局限性，无法和常规变电站内的应用场景一样采用分地、分屏的安装模式。如图5所示，正常的应用光学电流互感器的应用场合，需要11U的屏柜空间进行安装，涉及的装置多，功耗大，设备之间通过光纤进行连接，可靠性低，不符合在电缆终端小型化的应用需求。为此，需要对相关设备进行功能整合，减少不必要的设备联系，同时提高设备的整体防护等级。
图5
如图6所示，本文提出的故障区段定位装置，能够直接从保偏光纤接收光学电流互感器的数据，对偏振光信号进行数据采集和转换，并进一步完成三相电流同步的功能。
图6
如图7所示，本文提出的高集成度的故障区段定位装置在4U的空间内，集成了数据采集，数据同步以及区段判别功能，满足小型化和就地安装的应用需求。将11U的设备空间压缩成4U的设备空间。原本通过多模尾纤连接的场景，全部通过高可靠的高速背板总线进行数据交互，在空间压缩的同时，极大程度上提高了功能间的集成度和系统整体的可靠性。装置整体无液晶，保留对外的调试接口，能够满足户外安装和运行的要求。
图7
4.2 区段定位判别原理
故障区段定位装置通过偏振光纤，直接接收三相光学互感器的数据，完成电流数据的还原。三相电流数据汇总后，通过插值法完成三相电流的数据同步，同步后的三相电流数据从装置背板高速通信总线直接提供给区段判别模块。区段判别模块通过HDLC通信协议，将同步后的电流数据通过光纤发送给对侧的区段判别装置。两侧的区段判别装置，通过乒乓原理，完成区段两侧电流量的数据同步。
故障区段判别基于基尔霍夫定律的差动原理。差动保护采用比例制动特性。基于比例制动特性的电流差动保护动作条件如式(1)所示
式中，IDIF为差动电流；IRES为制动电流；K为制动系数；ISET为差动电流动作门槛，需要保证故障时具有足够的灵敏度；Kset为制动常数，保证差动保护的动作可靠性，取值为0.5。
满足上述动作条件即判断为故障在区间内。为了能够反映区段内的各种故障类型和各种运行方式，区段定位装置设置了以下几种差动继电器。
(1) 高灵敏度的变化量电流差动继电器，IDIF为两侧相电流变化量电流矢量和，IRES为两侧相电流变化量电流标量和。能够快速判别区内故障，不受负荷电流的影响。
(2) 两段式稳态电流差动继电器，IDIF为两侧相电流矢量和，IRES为两侧相电流矢量差。既能保证故障判别的灵敏度，又能保证可靠性。
(3) 经短延时的零序电流差动继电器，IDIF为两侧零序电流的矢量和，IRES为两侧零序电流的矢量差，反映高阻故障。
由于海缆线路分布电容比较大，且海缆两侧无并联补偿设备，正常情况下，海缆两侧差动电流较大。差动电流门槛定值ISET需要大于线路正常运行时的差动电流。
装置启动后，上述差动继电器一旦动作即保持，判断故障在被保护的区段内。同时发送“故障在区段”信号给线路两侧的保护装置，通知被保护区段内发生故障。
此外，为了能够保证混合线路两侧重合闸成功的概率，确保故障点一定不在电缆线路上才能允许重合，除了故障在被保护区段内闭锁重合闸外，故障区段判别装置增加了以下判据来保证可靠性，当任一条件满足时，也向两侧的重合闸设备发送“闭锁重合闸”信号。
(1) 保护装置闭锁或者检修时，发闭重信号，同时发送信号给对侧装置，对侧装置收信后立即闭重。
(2) 通道异常告警，立即发送闭锁重合闸信号。
(3) 差流长期告警闭锁重合闸。
区段定位装置的故障区间判断和闭锁重合闸信号的发送逻辑框图如图8所示。
图8
5 故障测距系统
对于混合线路，工频参数和行波参数不均匀,按照常规的测距方法会存在较大的偏差，尤其是阻抗法测距，存在线路的参数误差和测量误差的影响，在进行混合线路时测距结果可信度低。
行波法虽然整体上精度高，但是也存在行波参数不均匀的问题。针对此问题，本文提出了一种基于故障区段的分段补偿方法，可实现较高的故障测距精度。图9给出了混合线路故障时的行波折反射示意图。
图9
在进行双端行波测距时，当保护装置收到区段判别模块的结果后，保护装置采用精确行波波速分段推算行波传输时间，并完成故障区段的双端行波测距。混合线路的故障测距基本步骤如下所示。
(1) 接收区段定位装置的判别结果，确定故障所在区段。
(2) 根据相邻区段的行波传输时间，推测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。
如图9中的混合线路，三段线路长度分别为LA、LB、LC，对应的波速分别为vA、vB、vC。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AB、BC连接点的时刻tAB和tBC，如式(2)所示
式中，tm1和tn1为故障行波首次到达两侧保护装置的时刻。
此时对线路区段B采用基于双端行波测距方法可得到故障点F距离M侧的距离如式(3)所示
当故障点位于区段A或区段C上时，可采用类比的方法计算故障位置。
6 仿真分析
为验证系统的故障区段定位功能和故障点测距功能，仿真测试分成两部分组成，一部分是基于RTDS的实时仿真系统，如图10所示，重点测试区段故障定位装置和线路两侧的保护装置的重合闸功能；另外一部分是基于电磁暂态仿真软件的离线仿真系统，仿真采样率为1 MHz，仿真数据作为故障测距系统的波形源头，仿真波形通过行波测试仪进行故障回放测试。离线和在线测试系统使用统一参数模型。
图10
表1 架空线线路参数
| 参数 | 数值 |
|---|---|
| 正序电阻/(Ω/km) | 0.024 86 |
| 正序电抗/(Ω/km) | 0.266 |
| 正序电容/(μF/km) | 0.013 5 |
| 零序电阻/(Ω/km) | 0.019 48 |
| 零序电抗/(Ω/km) | 0.074 62 |
| 零序电容/(μF/km) | 7.57×10-3 |
表2 海缆线路参数
| 参数 | 数值 |
|---|---|
| 正序电阻/(Ω/km) | 0.019 5 |
| 正序电抗/(Ω/km) | 0.074 64 |
| 正序电容/(μF/km) | 0.171 |
| 零序电阻/(Ω/km) | 0.019 48 |
| 零序电抗/(Ω/km) | 0.074 62 |
| 零序电容/(μF/km) | 0.171 |
分别在架空线A段、电缆B段和架空线C段设置区内故障点F1~F7，设置区外故障点F9~F11。参照《GB/T 26864—2011 电力系统继电保护产品动模试验》的要求，对区段定位装置进行了完整的数字动模仿真。验证了各种运行方式下的不同类型故障下装置的性能，区段定位装置能够准确区分区段内和区段外故障，当发生区段内故障时，区段定位装置能够可靠发出区段定位信号和闭锁重合闸信号，当区外发生扰动时，区段定位装置可靠不动作。
如图11所示，以F7点区外故障为例，两侧保护装置通过光学互感器采集的电流一致性较好，两侧电流大小基本相等，方向基本相反，呈现明显的区外特征。
图11
利用电磁暂态仿真软件的仿真波形，对混合线路的各个故障位置的行波波形进行回放。如表3所示，故障波形回放测试表明，本文提出的适用于混接线路的故障测距方法可以准确定位故障位置，测距误差小于300 m。
表3 混合线路故障测距结果
| 故障区段 | 故障位置/km | 过渡电阻/Ω | 测距偏差/km |
|---|---|---|---|
| A | 0.3 | 0.1 | 0.12 |
| A | 0.3 | 300 | 0.23 |
| A | 2.3 | 0.1 | 0.05 |
| B | 10.8 | 0.1 | 0.233 |
| B | 10.8 | 300 | 0.198 |
| C | 23.3 | 0.1 | 0.156 |
| C | 23.3 | 300 | -0.257 |
| C | 50.85 | 0.1 | -0.269 |
| C | 50.85 | 300 | -0.271 |
目前本系统已全部或者部分应用于海内外多条架空线-海缆混合线路输电工程。以500 kV舟山海缆输电工程为例，光CT以及故障区段判别装置分别安装在镇海和舟山的海缆终端，当故障发生在海缆时，将区段信息通过光纤发送至线路两侧；站端的行波测距模块结合区段信息进行混合线路的故障测距。
7 结论
本文针对架空线-海缆混合线路故障区段定位和故障点定位困难的问题，提出了一种基于柔性光学电流互感器的故障定位系统，主要特点如下所述。
(1) 该系统可以根据海缆两侧的光CT采集的电流进行数据同步以及差动电流计算，可以准确判断故障是否在海缆区段内。
(2) 高集成度的故障区段定位装置在4U的空间内，集成了数据采集、数据同步以及区段判别功能，满足小型化和就地安装的应用需求。
(3) 海缆区段故障的精准判别，为架空线-海缆混合线路的自动重合闸应用提供了技术手段。当故障在海缆上时，能够可靠向线路两侧的重合闸装置发出闭锁信号，提高了输电线路的供电可靠性。
(4) 基于区段定位的行波测距系统，能够在故障区段的基础上进行高精度故障定位，为故障排查和复电提供可靠依据。
综上所述，相比于常规的故障测距手段，本文提出的故障定位系统能够精准对故障区段进行判别，无判别死区，使混合线路的重合闸功能应用成为可能；同时，在不增加二次回路复杂度的前提下，针对故障区段进行双端行波测距，提高了混合线路的故障定位精度，减少了系统的停电时间，有力提升了系统的供电可靠性，具有良好的推广应用价值。
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