丁晓兵1，陈玉林2，史泽兵1，赵青春2，余江1，刘千宽1
(1.中国南方电网有限责任公司，广州 510663；2. 南京南瑞继保电气公司，南京 211106)
摘要：探讨了在输电线路保护装置中集成行波测距功能的可行性，提出了线路保护行波测距一体化装置的设计方案、关键技术和解决方案，并研制了试验样机。一体化装置基于线路保护装置增加了行波测距功能模块，通过行波DSP插件直接采集线路保护装置电流互感器的输入信号，采用大容量缓存技术提高行波记录覆盖率，利用保护的启动信息作为行波启动的判断以实现行波的可靠启动，基于透明分帧传输技术借用线路保护装置的纵联通道实现行波通信，并与线路保护装置的阻抗法测距进行相互校验提高测距可靠性和测距精度，同时采用了行波波速校正技术缩小测距结果与实际结果的偏差。所研制的一体化装置样机性能指标满足预期要求和工程应用需要，为今后(超)高压线路保护与故障定位的深度融合指明了发展方向。
关键词：线路保护；行波测距；一体化装置；行波启动；行波波速
输电线路故障测距对于快速恢复供电、提高电力系统稳定性具有重要意义。输电线路障测距方法主要有阻抗法和行波法，故障录波器和线路保护装置主要使用阻抗法测距，专门的行波测距装置则主要使用行波法[1]。阻抗测距方法的鲁棒性较好，但容易受到系统运行方式、过渡电阻、衰减直流分量和信号传变误差等的影响，难以实现精确的故障测距 [2 - 3]。行波测距方法不受以上因素影响，测距精度高，但存在启动和测距不可靠等问题 [4 - 5]。因此，有必要将这两类测距方法进行综合利用，实现优势互补[6 - 7]。行波测距方法分单端行波测距法和双端行波测距法，双端行波法的整体性能明显优于单端行波测距法[8]。但由于目前行波测距装置采用的是按厂站而不是按线路的配置模式，不同厂家的行波测距装置不能兼容，导致双端行波测距的覆盖率有待提升[9]。此外，双端行波测距装置为实现站间通信，需专门配置通信通道，增加了通信维护的复杂性。由于以上原因，本文提出在输电线路保护中集成行波测距功能，实现线路保护行波测距一体化的装置，在该装置中实现两种测距方法的融合，并简化二次设备和通信通道配置，提高行波启动可靠性，消除行波记录死区，减少线路长度误差和行波波速误差对行波测距精度的影响[10 - 13]。
线路保护行波测距一体化装置(下文简称为一体化装置)是在传统的(超)高压输电线路继电保护成套装置的基础上集成行波测距功能，从而实现线路保护和行波测距功能的集成与融合，以达到减少站内二次设备、提高输电线路双端行波测距覆盖率、提高故障测距精度的目的。
丁晓兵，等：线路保护行波测距一体化装置设计与关键技术研究输电线路继电保护装置采集工频电压、电流进行保护计算和故障测距，而行波测距装置则通常采集行波电流信号进行故障测距，其关心的信号频段与继电保护装置存在较大差异。光纤差动线路保护使用专用的站间通信通道实现保护信息交互，而双端行波测距也需要通过站间通道交互两侧的行波信息。
考虑到工程实用性，在线路保护装置上增加行波测距功能应遵循如下几个基本原则：
1)行波测距功能与线路保护功能应具有一定的独立性，行波测距功能的增加不应影响线路保护的可靠性；
2)行波测距功能的增加不应导致站内电压互感器(TV)、电流互感器(TA)二次回路的复杂化，应基于线路保护已有的TV/TA二次回路实现行波测距功能；
3)行波测距功能的增加不应导致站间通信的复杂化，应优先基于已有的站间纵联通道实现行波站间通信；
4)行波测距功能应与线路保护的启动、动作、测距实现功能融合和性能提升，能实现行波测距与保护动作的关系对应，能实现阻抗法测距与行波测距的优势互补。
基于以上原则，本文设计的一体化装置的应用场景如图1所示。
图中，线路两侧的一体化装置通过外部同步时钟实现精确时间同步，行波测距所需的模拟量信号来自保护装置已有的TV/TA输入信号，行波站间通信基于线路保护的站间纵联通道，一体化装置还可通过IEC 61850服务向站内或调度主站提供行波测距相关的信息服务。
图1 一体化装置的应用场景
Fig.1 Application scene of integrated device
由于(超)高压线路通常使用电容式电压互感器(capacitor voltage transformer，CVT)，研究表明CVT无法直接有效传变行波信号[14]，而电流行波测距方法已广泛应用，因此一体化装置的行波信号从TA二次回路获取，可保持线路保护装置的二次回路接口不变，有利于老工程改造和新工程建设。
考虑到一体化装置中行波测距功能与线路保护功能的相对独立和功能融合的原则，设计的一体化装置的主要软硬件功能框架如图2所示。
图2 一体化装置的模块设计
Fig.2 Modular design of integrated device
图中，行波采集模块与工频采集模块共用TA二次回路，装置内的电流互感器应具备高过载能力和高频传输能力，能同时满足保护功能和行波测距功能的需求。行波采集模块和行波分析计算模块与保护原有模块相对独立，增加综合测距模块实现阻抗法测距和行波法测距的算法融合。行波测距模块和保护模块共享站间通信通道和IEC 61850通信服务。
行波测距的核心功能主要包括：行波信号传变、高速数据采集和记录、行波启动算法、行波信息站间交互和行波分析计算。在一体化装置上实现以上功能，需要研究若干关键技术。
2.1 行波信号传变与采集技术
电流行波信号传变需要采用宽频的电流传感器，有效传变的频率范围应能达到1 MHz。另外，由于电流行波信号来自TA的保护绕组，因此装置内的电流传感器应达到保护级的过载能力(最高50倍过载)。因此，一体化装置需要采用同时满足保护功能和行波测距性能要求的电流传感器，或分别配置保护用电流互感器和行波测距用电流互感器。本文采用的是满足高频特性要求的保护用电流互感器，其信号输出分为两路：一路供保护功能使用；另一路采用高频运放电路进行信号放大，供行波测距使用，以提高行波信号的信噪比。
为实现行波测距功能与保护功能的相对独立，本文增设行波数字信号处理(DSP)插件进行行波信号的采集和分析。行波DSP插件通过现场可编程门阵列(FPGA)控制高速AD芯片对电流行波信号进行1 MHz的高速采样，分辨率14 bit。通过软件算法对IRIG-B的秒时刻边沿抖动进行算法补偿，所采集的数据可打上精度为0.2 μs的时间标签。
样机试验表明，本文设计的行波传变和采集回路具有外部接口简洁、内部结构可靠、行波信号信噪比高、采样精度和时间精度高的特点，可以满足一体化装置的行波测距需求。
2.2 行波可靠启动和无死区记录技术
由于行波信号通常较弱，因此行波启动通常设置得较为灵敏。但电网中可能频繁存在开关操作、电源或负荷投切以及雷电干扰，这些因素都会导致行波测距方法易受干扰、易误启动。另外，由于行波采集速率高，数据缓存压力大，导致在频繁干扰的情况下，行波测距装置可能错失真正的故障时刻，形成记录死区。
一体化装置可通过如下两项关键技术解决以上问题。
1)基于大容量FPGA和双倍速率同步动态随机存储器(DDR)的二级缓存技术，实现无死区记录。
首先，大容量FPGA对高速行波采集数据进行片内环形数据缓存，可保存20 ms以内的数据。当检测到行波启动时，FPGA将启动期间的数据(4～10 ms)用高速PCIE总线推送到大容量DDR中。DDR可缓存足够多次数的行波录波数据块，以供DSP进行准实时的分析和数据转存。最后，DSP将有效的行波启动数据通过装置内部数据总线传输到管理CPU保存到非易失性存储介质中。
2)利用保护启动信息的行波启动确认技术，实现行波的可靠启动。
为防止行波漏启动，一体化装置可设置较低的行波启动门槛。同时，为防止行波频繁误启动，一体化装置采用保护的启动信号进行确认。在行波启动后一定时间内有保护启动信号，此次行波启动才被判为有效，否则丢弃此次行波启动的缓存数据。由于有前述的二级缓存技术，因此一体化装置可充分利用保护启动信息、保护动作信息对行波启动的有效性进行正确判别。此外，为实现行波波速测量功能，还可将对侧行波启动信号作为本侧启动的确认判据，此时区外扰动或故障可触发线路两侧一体化装置的行波记录和波速测量。
2.3 基于纵联通道的行波通信技术
双端行波测距需要进行站间行波信息的交换。传统的行波测距装置通常采用专用的拨号网络或调度数据网的方式实现信息交互，需为其专门配置通信通道。一体化装置由于本身已具备保护功能所需的站间纵联通道，因此可以借用此通道进行行波信息的传输，但应从机制上保证行波通信的加入不会影响到保护的纵差通信。
为此，本文提出行波信息的透明分帧传输技术。该技术利用保护通信帧的备用字段实现行波信息的传输，保护通信模块无须关心行波信息字段的语义，从而达到透明传输的目的。另外，在保护通信帧的备用字段长度有限，而行波通信帧内容较长的情况下，采用分帧传输的方式，即在发送侧将行波信息帧分为多帧发送，在接收侧对收到的多帧进行拼接还原。在行波通信帧的帧头中定义总帧数和帧序号可实现分帧传输和拼接的要求。
2.4 行波测距与保护测距融合技术
保护测距通常基于阻抗法，阻抗法测距精度会受信号传变误差、线路参数误差、衰减直流分量、过渡电阻和对端助增电流的影响，但具有鲁棒性好的优点。行波测距方法虽然测距精度较高，但测距可靠性略低于阻抗法，特别是在小短路角、高过渡电阻或缓慢发展故障的情况下，有可能漏启动或者测距失败。因此，有必要将两种测距方法进行有机融合，以获得更高的测距可靠性和测距精度。
将保护与行波的单端、双端测距结果相互校验对比，具体融合策略如下：
1)当行波双端测距结果与保护双端测距、行波单端测距、保护单端测距等共5个结果中任一个吻合，直接选用行波双端测距结果。
2)当行波测距结果与保护双端测距、行波单端测距、保护单端测距的差距均较大时，通过多个测距结果对比，剔除差异较大的测距结果。
3)对于单端行波测距法难以确定第2个行波波头的问题，可以采用其他3种测距结果限定第2个波动的搜寻范围。
除了以上融合策略，还可基于一体化装置的有利条件，研究更为有效的测距算法融合策略。
2.5 行波波速校正技术
行波测距基于行波波头时刻和行波波速。单端行波测距方程为：
x=v(tm1-tm2)/2
(1)
式中：x为测距结果；v为行波波速；tm1和tm2为单侧的第1个故障行波和该行波在故障点的反射行波的到达时刻。
①为管理CPU插件；②为交流输入插件；③为保护DSP插件；④为站间通信插件；⑤为行波DSP插件；⑥为开入开出插件；⑦为电源插件。
图3 一体化装置的工程化实现
Fig.3 Engineering realization of integrated device
双端行波测距方程为：
x=L/2+v(tm1-tn1)/2
(2)
式中：L为线路长度；tn1为对端第一个故障行波的到达时刻。
输电线路行波波速虽然接近光速，但具有一定的不确定性，包括线路弧垂的影响、行波色散的影响、线路长度误差的影响等，地模量行波波速还明显受季节天气的影响。因此，行波波速误差也是行波测距过程中的误差因素。此外，输电线路由于线路弧垂、热胀冷缩及地理特性等因素，线路长度存在难以精确测定的特点，也会增大测距误差。考虑到现场实际应用需要，行波测距装置可采用等效的行波波速进行测距。将波速度初始值为Vset。
1)等效行波波速v′可在线路投运前通过实测得到，也可在一些特定工况下由一体化装置进行实测。例如在区外扰动、区外故障、线路重合闸、或强送等情况的行波波形，先计算线路实际长度L′，然后修正行波等效波速度，即：
v′=VsetL′/L
(3)
2)在区内故障时，若双端行波测距与两侧的单端行波测距均有效，则也可以进行等效波速的计算。记两侧的单端测距结果分别为L1和L2，装置内当前速率参数为初始值Vset，则等效行波波速为：
v′=Vset(L1+L2)/L
(4)
基于以上方法，可对行波波速进行微校正，从而可以减小测距结果与故障巡线结果之间的偏差。
基于成熟的输电线路保护装置，按工程实用性、可靠性的原则增加行波测距功能模块，设计出的工程化的一体化装置如图3所示。
一体化装置采用标准4U机箱，嵌入式软硬件系统，由多个功能插件按模块化方式组合而成。相对于常规的线路保护装置，一体化装置改进了插件②实现电流行波信号传变，增加了插件⑤实现行波信号的采集和分析。行波录波和行波信息IEC 61850通信由插件①完成，行波站间通信由插件④完成。由图3可见，一体化装置的外部接口与常规线路保护装置一致，有利于新设备的运维管理，也有利于现场已有线路保护装置的升级改造。
一体化装置中的行波测距功能参照已有的行波测距装置技术规范及文献[15]进行IEC 61850建模。行波测距的逻辑设备为保护行波故障定位(protection travelling wave fault location，PTFL)，包含单端行波测距逻辑节点(single terminal fault location, STFL)和双端行波测距逻辑节点(double terminal fault location, DTFL)。STFL和DTFL包含的数据对象有故障测距结果和第1波头时间。装置可通过报告服务向监控后台上送测距结果信息，可通过文件服务上送行波录波文件。
一体化装置采用IRIG-B对时，时间同步精度为1 μs以内。采用高速AD实现行波采集，AD分辨率为14位，采样率为1 MHz。采用大容量FPGA和DRAM二级缓存技术实现无死区录波，行波启动后可记录10 ms的数据。采用小波分析和综合测距算法，测距精度设计指标为±300 m。以上指标满足相关行波测距行业技术规范和企业标准的要求。
为验证一体化装置的测距性能，本文进行了实验室故障信号回放测试。利用PSCAD进行500 kV输电线路故障仿真，仿真采样率为1 MHz。线路长度为100 km。线路工频参数为：z1=0.020 8+j0.282 Ω/km, c1=0.012 9 μF/km, z0 = 0.114 8+j0.718 Ω/km, c0 = 0.005 3 μF/km。配置两台一体化装置实现线路纵差保护和双端行波测距，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1所示，特殊故障情况下的测距结果如表2所示。
表1 典型故障测距结果
Tab.1 Location results of typical faults
故障类型过渡电阻/Ω不同故障点的测距结果/km304599单相故障129 9844 9498 96单相故障30029 9444 9498 94两相故障129 9845 0499 04两相故障30029 9444 9099 10两相接地130 0445 0499 04两相接地30030 0444 9898 98三相故障129 9445 0299 04三相故障30029 9444 9498 96
表2 特殊故障测距结果
Tab.2 Location results of exceptional faults
故障类型过渡电阻/Ω不同故障点的测距结果/km304599发展性故障30029 9844 9498 96转换性故障30030 0444 9898 94断线时故障30029 9845 0499 04空载线故障30030 0245 0499 04合闸于故障30029 9444 9498 98
故障波形回放测试表明，研制的一体化装置样机的测距性能达到了预期设计指标，行波启动与保护启动实现了一一对应，行波录波功能正常，站间行波信息交互正确。在多种故障情况下，装置的行波功能均能正确启动和测距，平均测距误差满足相关标准要求。
基于本文设计方案实现的一体化装置已有多套投入试运行，运行情况良好。2017年3月18日07时25分20秒，500 kV青山乙线(青岩站—独山站)相继发生故障，首先在距青岩侧51.5 km发生B相故障，460 μs后在距青岩侧56.6 km发生AB相间故障。安装于青山甲线的一体化装置成功检测到整个故障过程。一体化装置的行波录波如图4所示。
图4 一体化装置的现场行波录波
Fig.4 Travelling wave recorded by integrated device
青山乙线线路全长113.3 km，一体化装置首次故障的双端行波测距结果为51.6 km，与现场配置行波测距装置双端测距结果(51.0 km)基本吻合。线路两侧单端行波测距结果分别为51.6 km和61.7 km，两端测距结果相加与线路全长吻合，并与双端行波测结果一致。
对于460 μs后发生的AB相间故障，通过一体化装置录波数据进行人工双端计算，故障距首端站为56.7 km，与现场配置行波测距装置的人工分析结果一致，与巡线结果56.6 km偏差仅为0.1 km。
本文提出在输电线路保护装置中集成行波测距功能，分析其关键技术，提出解决方案，并通过一体化样机的设计、论证、开发以及挂网试运行，证明该做法是切实可行的，可以保持装置的外部信号回路和通信通道不变，有利于新装置运维和旧装置改造。所研制的线路保护行波测距一体化装置可以提高线路双端行波测距的覆盖率，可以简化站内二次设备和二次回路配置。一体化装置可以结合保护启动与行波启动，提高行波启动的可靠性；可将阻抗法测距与行波测距有机融合，提高综合测距精度。所研制的一体化装置样机性能指标满足预期要求和工程应用需要，为今后(超)高压线路故障跳闸与故障定位的深入融合指明了发展方向。
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Research on Integrated Device of Transmission Line Protection and Traveling Wave Fault Location
DING Xiaobing1, CHEN Yulin2, SHI Zebing1,ZHAO Qingchun2, YU Jiang1, LIU Qiankuan1
(1. China Southern Grid Co., Ltd., Guangzhou 510663, China;2. Nanjing Nari-Relays Electric Co., Ltd., Nanjing 211106, China)
Abstract：The feasibility of integrating traveling wave fault location function into transmission line protection device is discussed, the design, key technologies and solution scheme of the integrated device with both transmission line protection function and traveling wave fault location function are proposed, prototype of the integrated device is developed. The device integrates traveling wave fault location function module based on transmission line protection device, uses DSP component to collect input signals from current transformer of the line protection device, takes bulk cache technology to improve the coverage rate of traveling wave fault location record, diagnoses traveling wave triggers by protection triggers to ensure the reliability of the traveling wave trigger, communicates through longitudinal protection channel by transparent frame transmission technique, and verifies the reliability and precision of traveling wave fault location with impedance fault location of the line protection device. The device also adopts traveling wave speed correction technology to minimize the error between traveling wave fault location results and actual results. The performance of the integrated device prototype developed by this paper meets the design requirement and engineering application requirement, and provides a developing trend of integration of line protection and traveling wave fault location in high or ultra-high voltage lines.
Key words：transmission line protection; traveling wave fault location; integrated device; traveling wave trig; traveling wave velocity
文章编号：1674-0629(2017)06-0057-06
中图分类号：TM75
文献标志码：A
DOI：10.13648/j.cnki.issn1674-0629.2017.06.009
收稿日期：2017-05-03
作者简介：
丁晓兵(1979)，男，高级工程师，硕士，研究方向为电力系统继电保护和运行控制，dingxb@csg.cn；
陈玉林(1980)，男，高级工程师，博士，研究方向为电力系统继电保护和运行控制，chenyl@nrec.com；
史泽兵(1979)，男，高级工程师，硕士，研究方向为电力系统继电保护和运行控制，shizb@csg.cn。
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