CN103884964B - 一种基于iec61850通信规约的行波测距方法 - Google Patents
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Abstract
一种基于IEC61850通信规约的行波测距方法，所述方法通过在故障线路两端分别安装行波传感器，采用智能变电站行波测距装置，利用统一时钟进行两端测距装置的对时,由故障点产生的初始行波到达故障线路两端测量点的时间差来找出故障点。所述智能变电站行波测距装置由行波传感接收器、采集控制模块、数据处理模块、时间同步对时模块和IEC61850模块组成。本发明方法较好的解决了智能变电站输电线路故障行波测距的精准定位,提供电子式互感器的数字信号输入、处理和输出模块，实现与智能变电站二次***的无缝集成，满足了智能变电站行波测距的相关要求。
Description
技术领域
本发明涉及一种基于IEC61850通信规约的行波测距方法，属电力输电线故障测试技术领域。
背景技术
随着电网规模的扩大,输电线路距离长、结构复杂,输送距离也越来越远,输电线路的故障量也会随之增加。而且这些故障一般发生在环境恶劣且不易发现的薄弱环节,这就为故障点的查找带来了极大的困难。早期的长距离输电线路发生故障时,根据用户提供的信息,工作经验丰富的线路运行人员开始对故障进行分析,然后预测故障可能出现的位置,最后安排巡线人员查线来确定故障位置并排除故障。这种预测和查找故障点的过程常常要反复很多次。在现在电能日益需求的今天,如果不及时恢复供电,会造成不可估量的经济损失。因此快速、可靠、准确地找出故障点对电网的安全、稳定、经济运行起到了极其重要的作用。现有传统变电站的行波测距装置基本上已经能够迅速准确的测量出故障点,而且测量误差基本小于300米。行波釆集与处理***安装在厂站端,传统变电站正逐渐被智能变电站所取代,因此研究智能变电站行波测距关键技术是急需的。
经过多年的发展，行波故障定位的原理及其应用有了显著的成效，同时也应该看到的是目前行波理论的应用研究尚不成熟，行波故障定位装置的成本还比较高，可靠性和准确性还需进一步提升。
传输线上有电流流过时，在传输线及其周围空间建立了电场和磁场，如果激励电压随时间变化，则电场及磁场也发生相应的变化，传输线上的电压电流变化规律是电磁场在空间变化的体现。输电线路正常运行时，电压/电流表现的是50Hz的正弦波；输电线路发生故障时，电压/电流波形将发生畸变，这些畸变的电压电流以接近光速往线路两端传播，即为行波，行波在波阻抗不连续的地方发生反射及折射，通过提取行波信息即可实现故障测距。
输电线路故障行波产生可用叠加原理来解释。根据叠加原理，输电线路发生故障后的网络可以等效为正常运行网络和故障附加网络的叠加。而故障附加网络相当于把电压源短接、电流源开路，然后在故障点叠加一个与故障前电压幅值相等、极性相反的电压源。正是在这个附加电源的作用下，线路中出现了沿线运动的行波故障分量，在波阻抗不连续的地方（故障点、母线、线路）发生反射、折射，线路任一点的电压就是这些畜生行波及折射、反射波的叠加，根据线路结构及故障形式的不同呈现不同的特征。线路行波可用图1的行波网格图形象说明。
行波法是根据行波传输理论实现输电线路故障定位的方法。利用输电线路故障时产生的沿线传输的故障行波固有的传播速度这一特点，通过测量和记录行波到达母线的实际实现精确故障定位。
行波法主要分为A、B、C、D四种类型。A型行波定位方法只需在线路一侧安装行波检测元件，通过鉴别线路一侧流过的暂态行波信号，即可构成单端行波故障定位。B型和C型根据雷达原理制成，需在故障后人为施加高频或直流信号。
国内部分厂家通过高速采集电流行波信号实现行波测距，其采样率通常大于1MHz，但因电子式互感器采样率难以满足其要求，传统行波测距在智能站没有良好的解决方案。
发明内容
本发明的目的是，根据现有高速采集电流行波信号实现行波测距，电子式互感器采样率难以满足其要求的缺陷，本发明是一种基于IEC61850通信规约的行波测距方法。
实现本发明目的的技术方案是:本发明采用专用行波传感接收器,通过高速采集控制***完成对行波信号数据的处理及对外传输,利用统一时钟进行两端测距装置的对时,由故障点产生的初始行波到达故障线路两端测量点的时间差来找出故障点。
本发明根据行波法的D型双端行波测距原理，利用统一时钟进行两端测距装置的对时,由故障点产生的初始行波到达故障线路两端测量点的时间差来找出故障点。D型测距方法最主要的特点是，实现线路两端行波测距装置的同步,这样双端测距的可靠性和精度才能得到提高。由于D型双端测距法用的是故障产生的向两端运动的故障初始行波,不涉及到行波的折射和反射,基本不受***运行方式和***结构的影响,原理简单,可靠性高,基本能够满足现场要求。
行波测距装置在智能变电站的应用在原理上基本与传统变电站相同,但是在行波故障信号的釆集方法上存在差别。电子式互感器的采样频率在lOkHz以内,虽然能满足智能站中保护、测量等二次设备的要求,但是行波测距装置需要的行波信号基本不能低于300kHz,因此在智能站变电站中不能直接通过电子式电流互感器提取行波信号,需要对行波信号的提取方式做出修改。
根据上述原理，本发明设计了一种智能变电站行波测距装置来实现行波测距。
本发明智能变电站行波测距装置由行波传感接收器、采集控制模块、数据处理模块、时间同步对时模块和IEC61850模块组成。行波接收传感器连接采集控制模块并向采集控制模块发送行波信号；采集控制模块与数据处理模块连接并相互发送数据和控制信息；数据处理模块通过IEC61850模块连接服务器端，提供遵循IEC61850标准的测距结果输出接口，实现与智能变电站二次***的对接；时间同步对时模块分别连接采集控制模块和数据处理模块，接收来自GPS对时模块的对时信号。
行波传感接收器套接在变电站CVT、变压器套管或其他容性设备的地线，提取输电线路故障时变电站容性设备地线感应的行波信息。行波传感器提取的行波信号传输至行波采集装置的行波鉴别模块。
采集控制模块由微分电路、幅值鉴别电路、极性鉴别电路及FPGA电路实现。行波鉴别模块接收经双屏蔽同轴电缆传入的故障行波信号，接收来自GPS对时模块的对时信号，接收来自数据处理模块的命令信号，同时将行波鉴别控制信息发送至数据处理模块。
数据处理模块由成熟的嵌入式硬件构成，接收行波鉴别模块传送的行波信息，接收GPS对时模块的对时信息，利用IEC61850模块实现对外通信。数据处理模块还完成行波数据本地存储，行波数据发送区缓存，行波测距装置自检等功能。行波信息足够时，数据处理模块还应实现故障测距功能。
时间同步对时模块根据D型行波法测距原理,要求时间同步对时模块为行波鉴别模块及数据模块提供高精度对时，基于行波原理的故障测距***，1us的误差可能导致150米的测距误差。基于优化带宽设计的时间同步驯服算法及高精度晶振的应用，可靠保证了GPS/北斗模块的对时精度。时间同步对时模块支持包括GPS/北斗技术,使其走时误差不超过1us,满足了双端时间同步的要求。
本发明为了严格按照IEC61850-6实现***配置，服务器端按照IEC61850-7建模，设置IEC61850模块，站控层通讯采用MMS通讯服务，通过IEC61850服务获取装置信息及测距结果。实现了与传统的行波测距***一样的测距精度，满足测距需要;提供遵循工EC61850标准的测距结果输出接口，实现与智能变电站二次***的对接。
本发明的有益效果是，本发明方法较好的解决了智能变电站输电线路故障行波测距的精准定位,提供电子式互感器的数字信号输入、处理和输出模块，实现与智能变电站二次***的无缝集成，满足了智能变电站行波测距的相关要求。本发明采用精准的时间同步对时满足了双端测距的功能；采用专用的行波传感接收器要求能有效提取行波且不影响智能变电站设备的正常运行；采用高速处理模块实现了高速数据采集存储。本发明方法将IEC61850应用在行波测距装置中满足了智能变电站的需求。
附图说明
图1为行波网格图；
图2为智能变电站行波测距装置示意图；
图3为行波信号采集方案框图；
图4为行波测距数据处理框图。
具体实施方式
本发明具体实施方式如图2所示。
本发明实施例依据根据行波法的D型双端行波测距原理，通过在故障线路两端分别安装行波传感器，利用统一时钟进行两端测距装置的对时,由故障点产生的初始行波到达故障线路两端测量点的时间差来找出故障点。
依据本发明设计的智能变电站行波测距装置智能变电站行波测距装置由行波传感接收器、采集控制模块、数据处理模块、时间同步对时模块和IEC61850模块组成。行波接收传感器连接采集控制模块并向采集控制模块发送行波信号；采集控制模块与数据处理模块连接并相互发送数据和控制信息；数据处理模块通过IEC61850模块连接服务器端，提供遵循IEC61850标准的测距结果输出接口，实现与智能变电站二次***的对接；时间同步对时模块分别连接采集控制模块和数据处理模块，接收来自GPS对时模块的对时信号。
行波测距数据处理模块电路如图4所示。行波测距数据处理模块电路包括A/D转换电路、比较器电路、触发电路、DM控制器、逻辑控制电路、三态门、双口SRA和存储SRA构成。信号输入分别接A/D的输入端和比较器电路；A/D转换电路输出端分二路分别连接软触发器和双口SRA的输入端；比较器电路输出端接硬触发电路，并由硬触发电路与软触发电路并联连接CPU；双口SRA通过逻辑控制电路连接DM控制器；双口SRA的另一个输出端分别连接存储SRA和三态门，再通过三态门连接CPU；DM控制器直接连接CPU。
正常运行时,信号经过A/D转换后直接存储到双口SARM中,当有信号触发时,中断CPU,CPU通过三态门将存储SRAM的数据总线和双口SRAM右端口的数据总线连接起来,并由FPGA或者CPLD控制将双口SRAM的数据通过右端口传送到存储SRAM中去,传送的速度与ADC转换器的工作速度一样,整个传送过程完全由FPGA控制完成。传送结束后,FPGA通知CPU,CPU恢复对总线的控制,如果在传输过程中,有新的经过A/D的数据进入,则可以将数据存到双SRAM的右口中,在通过终端通知CPU并存入SRAM。这样就可以实现所有数据的信号记录,可以进行数据的处理或者向外传送数据。
Claims (1)
1.一种基于IEC61850通信规约的行波测距方法，其特征在于，所述方法设计了一种智能变电站行波测距装置来实现行波测距；所述行波测距装置由行波传感接收器、采集控制模块、数据处理模块、时间同步对时模块和IEC61850模块组成；
所述采集控制模块由微分电路、幅值鉴别电路、极性鉴别电路及FPGA电路实现；行波鉴别模块接收经双屏蔽同轴电缆传入的故障行波信号，接收来自GPS对时模块的对时信号，接收来自数据处理模块的命令信号，同时将行波鉴别控制信息发送至数据处理模块；
所述数据处理模块由成熟的嵌入式硬件构成，接收行波鉴别模块传送的行波信息，接收GPS对时模块的对时信息，利用IEC61850模块实现对外通信；数据处理模块还完成行波数据本地存储，行波数据发送区缓存，行波测距装置自检功能；行波信息足够时，数据处理模块还应实现故障测距功能；
所述时间同步对时模块根据D型行波法测距原理,要求时间同步对时模块为行波鉴别模块及数据模块提供高精度对时，基于行波原理的故障测距***，1us的误差能导致150米的测距误差；基于优化带宽设计的时间同步驯服算法及高精度晶振的应用，可靠保证了GPS/北斗模块的对时精度；时间同步对时模块支持包括GPS/北斗技术,使其走时误差不超过1us,满足了双端时间同步的要求。
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