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摘要：输电线路承担着输电的重要任务，其可靠性决定着整个电网的安全运行。当某条线路发生故障时，快速、准确地定位故障并尽快排除故障对保证输电线路的稳定运行至关重要。目前，输电线路故障检测方法主要有单端行波测距法、双端行波测距法和多端行波测距法。
关键词：电力系统;行波测距;方法;发展;分析
1行波测距综合保护技术
1.1保护行波测距一体化体系结构
1） 共用电流互感器（CT）二次回路。行波测距共用原有受保护的CT回路，不增加额外的CT资源，不改变变电站二次回路接线，降低CT二次负荷。
2） 增加行波数字信号处理器（digitalsignalprocessor，DSP）插件。在原有保护装置的空位上增加了行波测距DSP插件，用于采集、存储和分析行波，实现保护和行波测距的独立运行。
3） 共享站间通信信道。利用原有的纵联通道保护硬件设施，利用保护通信帧的备用场，实现了两侧行波测距信息的交换，而不增加通道建设投资。与独立行波测距相比，保护与行波测距的集成技术不仅可以降低系统复杂度和投资成本，而且有利于保护信息与行波测距信息的相互融合，为提高行波测距的可靠性提供了有效途径。
1.2独立行波测距存在的主要问题
1） 测距起点
什么时候开始测距是工程上行波测距要解决的首要问题，它包含两层含义：一是当故障或干扰发生时，行波测距应可靠地开始和完成，不能出现漏测的情况;其次，在没有故障或干扰的情况下，行波测距应可靠且不启动，且不会发生误测。
独立行波测距可以通过提取瞬态突变信号形成起始判据，阈值难以选择。如果阈值设置得太高，则可能无法启动弱故障。如果阈值设置过低，很容易在噪声环境中导致频繁的误启动，并产生大量无效的测距结果。
2） 测距模数选择问题
理想情况下，当故障发生时，包含故障相位的每个线性模式分量可以同时检测到瞬态行波，并且可以使用任何线性模式分量完成行波定位。然而，实际故障往往比较复杂，导致在每个线性模式分量中检测到的初始行波到达时间不同，如单相故障迅速发展为多相故障、三相开关在不同时间闭合、多点雷击等。
当行波以接近光速传播时，波头时间两侧1μs的误差将导致150m的距离误差。如果各线模行波检测到的初始波头时间不相等，且行波测距两侧使用的线模不一致，容易造成测距偏差大，甚至测距失败。因此，在双端行波测距中，应确保线路两侧模量选择的严格一致性。
3） 测距校准问题
测距验证是解决测距结果是否可靠的问题。实际行波测距可能是由故障、干扰或噪声干扰引起的。此外，即使故障开始，波头也可能错误识别范围。因此，有必要验证行波测距结果的可信度。对于独立行波测距，可用的测距结果包括单端行波测距结果和双端行波测距结果。然而，单端行波测距由于难以识别故障点处的反射波，且可能存在较大误差，因此不能作为双端行波测距结果的验证。
1.3保护与行波测距信息交互技术
独立行波测距存在上述问题的主要原因是行波测距功能单一，信息采集有限。传统线路保护装置经过几十年的发展和积累，功能齐全，性能稳定可靠。通过保护信息与行波测距信息的交互融合，可以大大提高传统变电站独立行波测距的可靠性和准确性。
针对上述独立行波测距存在的问题，基于保护与行波测距一体化架构，提出以下保护与行波测距信息交互方案：
1） 将保护DSP的保护启动信号发送到行波DSP，提高行波测距启动的可靠性。2） 保护DSP的保护差动相位选择结果发送到行波DSP，以实现行波测距两侧模数选择的严格同步。3） 将保护DSP的测距结果发送到行波DSP，以提高单端行波测距的精度，并检查行波测距结果。
2行波测距结果筛选技术
采用行波可靠发射技术，选择模数同步技术，可以保证行波测距数据选择的准确性，但为了实现行波测距需要提取线路摆动力矩，当波前时间识别不准确时，行波测距结果仍可能出现较大偏差，因此需要对行波测距结果进行识别。目前线路保护装置具有完整的单端阻抗测距和双端阻抗测距，可为行波测距提供参考，进一步提高行波测距结果的准确性。
1） 单端行波测距故障点反射波识别
单端行波测距不需要同步定时或测线长度参数。如果能够准确提取初始行波和故障点的反射波时间，理论上单端行波测距比双端行波测距具有更高的精度。在实际工程中，由于故障位置和相邻母线反射波的影响，很难准确识别故障点处的反射波。
但是，如果已经初步计算了其他测距方法的测距结果，则可以利用测距结果划定故障点反射波的搜索范围，从而提高故障点反射波识别的成功率。具体方法如下：
（1）计算大致的故障距离lF。首先判断两端行波测距是否成功。如果成功，使lF等于两端行波测距的结果;如果没有双端行波测距，则保护阻抗法读取为lF。
（2）圈定故障点反射波搜索范围T。搜索时间范围按式（4）计算确定，即式中：t1为初始行波波头时刻;v为行波波速;Δt为考虑阻抗法测距误差设定的搜索时间范围，假设误差为2km，波速为300m/μs，则Δt可设为6.7μs。
（3）确定故障点反射波时刻。在搜索范围T内，找到线模行波小波变换模极大值的最大值，其对应的时刻即可作为故障点反射波时刻。
2）保护测距与行波测距校核
如果保护DSP有有效的双端阻抗法测距结果传给行波DSP，则行波DSP利用该测距结果对行波测距结果进行校验，当满足式（5）所示关系时，认为行波测距结果有效，否则认为行波测距结果无效。
式中：lp为保护测距结果;lw为行波测距结果;L为线路长度。
通过保护测距对行波测距进行校核，可以剔除偏差较大的无效行波测距结果，提高行波测距对故障定位的指导作用。
3.行波测距算法的仿真验证
3.1仿真模型环境
EMTP（Electro magnetic TransientProgram）是一种专门用于电力系统电磁暂态分析的仿真软件。它采用梯形积分规则，以伴随模型为动力单元，基于节点法建立计算方程，采用稀疏矩阵和LU分解法求解代数方程。瞬态电磁仿真结果更接近实际运行环境。利用小波分析对波形数据进行处理和识别，得到线路两侧故障波头的时间，并计算故障位置。
4结论
通过本文的对比分析可以看出，多端行波测距在故障测距中具有较好的精度，而单端行波测距精度略低于双端行波测距精度。现有的测距算法各有优缺点，都需要进一步解决。
参考文献
[1]靳維，陆于平.基于双端弱同步的配电网行波测距方法[J].电力自动化设备，2018，38（08）：102-109.
[2]束洪春，宋晶，田鑫萃.基于行波传播路径的不等长双回线路单端行波测距[J].电力系统自动化，2018，42（17）：140-147.
[3]张科，朱永利，马长啸，曹雁庆，刘帅.基于优化行波波速的输电线路行波测距新方法[J].华北电力大学学报（自然科学版），2018，45（04）：34-40.
[4]周佺桢.同塔双回输电线路行波故障选相及测距方法的研究[D].东南大学，2018.
关键词：电力系统;行波测距;方法;发展;分析
1行波测距综合保护技术
1.1保护行波测距一体化体系结构
1） 共用电流互感器（CT）二次回路。行波测距共用原有受保护的CT回路，不增加额外的CT资源，不改变变电站二次回路接线，降低CT二次负荷。
2） 增加行波数字信号处理器（digitalsignalprocessor，DSP）插件。在原有保护装置的空位上增加了行波测距DSP插件，用于采集、存储和分析行波，实现保护和行波测距的独立运行。
3） 共享站间通信信道。利用原有的纵联通道保护硬件设施，利用保护通信帧的备用场，实现了两侧行波测距信息的交换，而不增加通道建设投资。与独立行波测距相比，保护与行波测距的集成技术不仅可以降低系统复杂度和投资成本，而且有利于保护信息与行波测距信息的相互融合，为提高行波测距的可靠性提供了有效途径。
1.2独立行波测距存在的主要问题
1） 测距起点
什么时候开始测距是工程上行波测距要解决的首要问题，它包含两层含义：一是当故障或干扰发生时，行波测距应可靠地开始和完成，不能出现漏测的情况;其次，在没有故障或干扰的情况下，行波测距应可靠且不启动，且不会发生误测。
独立行波测距可以通过提取瞬态突变信号形成起始判据，阈值难以选择。如果阈值设置得太高，则可能无法启动弱故障。如果阈值设置过低，很容易在噪声环境中导致频繁的误启动，并产生大量无效的测距结果。
2） 测距模数选择问题
理想情况下，当故障发生时，包含故障相位的每个线性模式分量可以同时检测到瞬态行波，并且可以使用任何线性模式分量完成行波定位。然而，实际故障往往比较复杂，导致在每个线性模式分量中检测到的初始行波到达时间不同，如单相故障迅速发展为多相故障、三相开关在不同时间闭合、多点雷击等。
当行波以接近光速传播时，波头时间两侧1μs的误差将导致150m的距离误差。如果各线模行波检测到的初始波头时间不相等，且行波测距两侧使用的线模不一致，容易造成测距偏差大，甚至测距失败。因此，在双端行波测距中，应确保线路两侧模量选择的严格一致性。
3） 测距校准问题
测距验证是解决测距结果是否可靠的问题。实际行波测距可能是由故障、干扰或噪声干扰引起的。此外，即使故障开始，波头也可能错误识别范围。因此，有必要验证行波测距结果的可信度。对于独立行波测距，可用的测距结果包括单端行波测距结果和双端行波测距结果。然而，单端行波测距由于难以识别故障点处的反射波，且可能存在较大误差，因此不能作为双端行波测距结果的验证。
1.3保护与行波测距信息交互技术
独立行波测距存在上述问题的主要原因是行波测距功能单一，信息采集有限。传统线路保护装置经过几十年的发展和积累，功能齐全，性能稳定可靠。通过保护信息与行波测距信息的交互融合，可以大大提高传统变电站独立行波测距的可靠性和准确性。
针对上述独立行波测距存在的问题，基于保护与行波测距一体化架构，提出以下保护与行波测距信息交互方案：
1） 将保护DSP的保护启动信号发送到行波DSP，提高行波测距启动的可靠性。2） 保护DSP的保护差动相位选择结果发送到行波DSP，以实现行波测距两侧模数选择的严格同步。3） 将保护DSP的测距结果发送到行波DSP，以提高单端行波测距的精度，并检查行波测距结果。
2行波测距结果筛选技术
采用行波可靠发射技术，选择模数同步技术，可以保证行波测距数据选择的准确性，但为了实现行波测距需要提取线路摆动力矩，当波前时间识别不准确时，行波测距结果仍可能出现较大偏差，因此需要对行波测距结果进行识别。目前线路保护装置具有完整的单端阻抗测距和双端阻抗测距，可为行波测距提供参考，进一步提高行波测距结果的准确性。
1） 单端行波测距故障点反射波识别
单端行波测距不需要同步定时或测线长度参数。如果能够准确提取初始行波和故障点的反射波时间，理论上单端行波测距比双端行波测距具有更高的精度。在实际工程中，由于故障位置和相邻母线反射波的影响，很难准确识别故障点处的反射波。
但是，如果已经初步计算了其他测距方法的测距结果，则可以利用测距结果划定故障点反射波的搜索范围，从而提高故障点反射波识别的成功率。具体方法如下：
（1）计算大致的故障距离lF。首先判断两端行波测距是否成功。如果成功，使lF等于两端行波测距的结果;如果没有双端行波测距，则保护阻抗法读取为lF。
（2）圈定故障点反射波搜索范围T。搜索时间范围按式（4）计算确定，即式中：t1为初始行波波头时刻;v为行波波速;Δt为考虑阻抗法测距误差设定的搜索时间范围，假设误差为2km，波速为300m/μs，则Δt可设为6.7μs。
（3）确定故障点反射波时刻。在搜索范围T内，找到线模行波小波变换模极大值的最大值，其对应的时刻即可作为故障点反射波时刻。
2）保护测距与行波测距校核
如果保护DSP有有效的双端阻抗法测距结果传给行波DSP，则行波DSP利用该测距结果对行波测距结果进行校验，当满足式（5）所示关系时，认为行波测距结果有效，否则认为行波测距结果无效。
式中：lp为保护测距结果;lw为行波测距结果;L为线路长度。
通过保护测距对行波测距进行校核，可以剔除偏差较大的无效行波测距结果，提高行波测距对故障定位的指导作用。
3.行波测距算法的仿真验证
3.1仿真模型环境
EMTP（Electro magnetic TransientProgram）是一种专门用于电力系统电磁暂态分析的仿真软件。它采用梯形积分规则，以伴随模型为动力单元，基于节点法建立计算方程，采用稀疏矩阵和LU分解法求解代数方程。瞬态电磁仿真结果更接近实际运行环境。利用小波分析对波形数据进行处理和识别，得到线路两侧故障波头的时间，并计算故障位置。
4结论
通过本文的对比分析可以看出，多端行波测距在故障测距中具有较好的精度，而单端行波测距精度略低于双端行波测距精度。现有的测距算法各有优缺点，都需要进一步解决。
参考文献
[1]靳維，陆于平.基于双端弱同步的配电网行波测距方法[J].电力自动化设备，2018，38（08）：102-109.
[2]束洪春，宋晶，田鑫萃.基于行波传播路径的不等长双回线路单端行波测距[J].电力系统自动化，2018，42（17）：140-147.
[3]张科，朱永利，马长啸，曹雁庆，刘帅.基于优化行波波速的输电线路行波测距新方法[J].华北电力大学学报（自然科学版），2018，45（04）：34-40.
[4]周佺桢.同塔双回输电线路行波故障选相及测距方法的研究[D].东南大学，2018.