行波测距装置的研究

直供线路故障测距修正方法

直供线路故障测距修正说明 1.测距原理直供测距定值说明：表测距定值表(针对直供线路有效) 注意单位电抗和总电抗都是二次换算值. 测距分段数：测距时将此馈线根据不同的电抗区段分成的测距分段的个数。单位电抗：在此分段内接触网的单位电抗值,为二次值，x2=x1*K U/K I，单位Ω/Km. 总电抗：保护安装处到此分段末端的总电抗,为二次值,单位Ω。距离：保护安装处到此分段末端的总距离,单位Km。以4段分段的故标定值设置举例如下: 变电所供电线区间线路站场区间线路设馈线压互变比27.5/0.1，流互变比800/5, 供电线单位电抗0.65Ω/Km，接触网线路单位电抗0.42Ω/Km,站场单位电抗0.2Ω/Km，L1=1Km，L2=10Km，L3=12Km，L4=25Km。则故障测距定值设置如下：

2.测距修正方法具备原始测距整定数据,现场保护动作数据,实际短路位置数据等相关参数主要有:整定数据:N,x1,X1,L1,x2,X2,L2,……. 动作数据: Xs,Lj 所在段K, 实际故障距离Ls 设修正后的测距定值:N,x1’,X1’,L1,x2’,X2’,L2,……. 3.计算原理 1)第一段内故障,测距定值修正方法: X1’=L1/Ls*X1 x1’=X1’/L1,其他段根据此参数重新计算 2)第二段内故障,测距定值修正方法: X2’=X1+(L2-L1)*(X-X1)/(Ls-L1) x2’=(X2’-X1)/(L2-L1),后续分段根据此参数重新计算 3)第I段(I≠1) XI’=X I-1+(L I-L I-1)*(X-X I-1)/(L S-L I-1) x i’=(X I’-X I-1)/(L I-L I-1), 后续分段根据此参数重新计算 4.验算为保证正确性,最好按照计算结果划出线性分段图,将故障时的Xs通过坐标及计算,检验是否对应结果为Ls.

行波法在配电网故障测距中的应用

中国电力教育2010年管理论丛与技术研究专刊配电网与电力用户相联,所处的地理环境复杂,线路分支多,接地电阻和分布电容比较大,故障定位困难,一直被认为是个难点。近年来,行波法日趋成熟,其优越性越来越受到电力行业的重视。尤其是C型行波法,在故障后可以重复测距判断,很大程度上保证了测量精度,在配电网故障测距中有较大的优势。行波法是通过测量故障产生的行波在故障点及检测端 (母线之间往返一趟的时间或利用故障点行波到达线路两端的时间差来计算故障距离,一般分为A、B、C、E 4种。[1-3] 本文通过分析行波反射和折射原理,介绍了这几种行波测距方法的原理和特点。最后通过对10kV多分支配电线路单相接地故障进行仿真分析,验证了C型行波法在配电网故障测距中的可行性。一、行波反射与折射原理行波在线路上传播时,遇到波阻抗不连续点(如故障点

会发生反射与折射。[4-6]反射和折射是行波的重要特性,其中,反射波是用来实现故障测距的重要依据。如图1所示,行波U i(入射波沿波阻抗为Z 1 的线路传播,到达O点,波阻抗由Z 1 变为Z 2 ,发生反射和折射; 一部分行波U r(反射波沿Z 1 线路返回,另一部分行波U j(透射波沿Z 2 线路继续传播。O点的反射系数可以用反射电压(电流与入射电压(电流之比来表示,电压反射系数为: (1 反射系数大小相等,符号相反。

行波法在配电网故障测距中的应用徐汝俊* 严凤 (华北电力大学电气与电子工程学院,河北保定 071003 摘要:行波法故障测距不受系统参数、运行方式、线路不对称性及互感器变化误差等因素的影响,构成简单、容易实现。该方法通过检测行波在故障点及检测端之间往返一次的时间或利用故障点行波到达线路两端的时间差来计算故障距离,具有测距速度快、精度高的优点。本文介绍了A、B、C、E这4种行波测距方法的原理及其各自的优缺点。通过对10kV多分支配电线路单相接地故障进行仿真,比较正常线路和故障线路波形,找到了第一个波形畸变点并以此来确定故障距离。结果表明测距精度满足实际要求,从而验证了C型行波法在配电网故障测距中的可行性。关键词:配电网;行波法;反射波;测距;仿真 *作者简介:徐汝俊,男,华北电力大学电气与电子工程学院硕士研究生。 (2 当线路出现开路点或行波运动到线路的开路终端时, 相当于z 2 →8,有反射系数K u=1,K i =-1。线路中短路点相当于z

浅谈电流行波测距的实践应用

浅谈电流行波测距的实践应用发表时间：2017-11-17T10:12:37.387Z 来源：《电力设备》2017年第20期作者：李青宁进荣 [导读] 摘要：针对广西玉林网区220kV输电网络中地形复杂、故障类型多样、测距精度不高、巡线困难、难以及时准确定位故障点的情况，通过对已投入运行一年多的SDL-7002电流行波测距装置获取的暂态录波故障数据进行分析，熟悉电流行波测距的原理及特点。（广西电网有限责任公司玉林供电局广西玉林 537000）摘要：针对广西玉林网区220kV输电网络中地形复杂、故障类型多样、测距精度不高、巡线困难、难以及时准确定位故障点的情况，通过对已投入运行一年多的SDL-7002电流行波测距装置获取的暂态录波故障数据进行分析，熟悉电流行波测距的原理及特点。装置现场实际运行结果表明，利用电流行波测距原理对故障线路的故障点进行定位的方式，测距精度高、故障点定位准确。关键词：电流行波；巡线；暂态 0引言输电线路的故障类型主要分为两类，即瞬时性故障和永久性故障[1]。瞬时性故障占绝大多数，通过重合闸可快速恢复供电，但故障点往往是薄弱点，须尽快找到并加以处理，以避免二次故障危及电力系统的安全稳定运行；对于永久性故障，则须尽快查明故障线路定位故障点并及时排除，故障排除时间的长短直接影响到供电系统的可靠性和系统的安全稳定运行，排除时间越长，停电损失越大，对整个电力系统安全稳定运行的冲击也越大。 1行波测距原理输电线路故障时故障点会产生向线路两端传播的行波，包括电压行波和电流行波。暂态行波所涵盖的频带很宽，从几百赫兹到几百千赫兹。为了在二次侧装置上很好的观察到线路上的暂态行波信号，要求电压和电流信号的变换回路要有足够快的响应速度。常规的电容式电压互感器截止频率较低，不能真实地传变高频行波信号；而现场电压暂态信号的获取可以通过将一个电感线圈串入CVT的接地导线中来抽取线路电压暂态信号，或者采用专门研制的行波传感器来耦合线路侧CVT接地导线上的电流暂态信号，从而间接的反映线路电压暂态信号[4-5]。分析表明，直接采集电流互感器二次侧的电流信号比通过各种耦合设备采集电压或者电流暂态信号更具有优越性。电力线路发生故障时，由于故障点电压的突变，在线路上将出现电弧暂态行波过程，故障暂态行波过程可以利用叠加原理来分析。根据叠加原理，在故障瞬间，相当于在故障点突然附加一个与故障前电压大小相等、方向相反的虚拟电源，如图2-1所示。故障暂态行波过程的波源就是此突然并与故障点的附加电压源。该附加电压源产生的初始行波浪涌将以接近光速的速度向两个方向传播，并在故障点和系统中，在其他波阻抗不连续的点之间来回反射和折射，直到进入稳态[6]。图2-1 初始行波产生示意图 2 测距系统的硬件实现要求输电线路行波故障测距法早期利用电子计数器或者阴极射线示波器来测量暂态行波的到达时刻和传播时间。随着现代微电子技术在行波测距系统中的应用，使得对电压和电流暂态信号的高速采集和大容量存储成为可能；GPS技术在电力系统中的应用为测距系统提供了可用的时钟源基础；现代通信技术的应用为现代行波测距系统提供了通信保障；DSP技术的应用则促进了各种实时高性能行波故障测距算法的发展。 3现场测距案例 2014年7月11日14时12分10秒，220kV雄陆线发生C相单相接地故障，装设在陆川站和雄鹰站的电流行波测距装置成功测得故障点距离陆川站17.482km（实际位于17.662km），距离雄鹰站10.638km（实际为10.458km），双端测距误差为0.18km；本文以雄陆线发生的故障数据为例，对SDL-7002采集到的电流行波数据进行故障点分析。双端测距中只需利用其两侧的首波头进行双端测距，无须对后续的反射波等干扰叠加后的波形进行分析。根据录波文件中的绝对时间，计算得到双端测距结果为距陆川站17.482km（实际17.662km），距雄鹰站10.638km（实际10.458km），双端测距误差为0.18km。综上所述，双端测距由于不考虑后续故障点的反射波、对端及相邻线路母线的反射波等因素的影响，只对故障点产生的首波头进行数据的分析和测距，因而测距分析相对简单。而对于单端测距来说，由于故障点位置、现场接线方式以及故障类型等的不同，单端波形差异性很大，无法保证现场测距的实用性和可靠性，在现场实际应用中单端测距方法往往作为双端测距的补充方法使用。 4结论基于电流行波测距原理的行波测距方法具有不需要额外附加耦合设备、不受互感器截至频率影响等特点，测距速度快，现场操作方便，易于实现。通过对现场装设的SDL-7002电流行波测距装置在实际运行中的录波数据的分析表明，电流行波测距可靠性高、故障点定位准确。在电流行波测距算法中，双端测距算法不受现场接线方式、不考虑后续反射波等的影响，测距准确，而单端测距方法容易受故障类型、现场接线方式等因素的影响，实际运行中单端测距常作为双端测距的补充加以使用。参考文献： [1]何骏.基于B/S模式的行波测距系统在地区电网中的应用[D]，山东大学硕士学位论文，2009. [2]吴刚，林湘宁.通用行波测距修正方法[J]，中国电机工程学报.2011，31（34）：142-149.术.2010，34（1）：203-207. [3]郑州，吕艳萍，王杰，吴凡.基于小波变换的双端行波测距新方法[J]，电网技术.2010，34（1）：203-207.

输电线路行波故障测距技术的发展与应用

输电线路行波故障测距技术的发展与应用发表时间：2018-03-13T16:20:56.700Z 来源：《电力设备》2017年第30期作者：常文杰 [导读] 摘要：伴随我国现代化建设的初步完成与城市化水平的不断提升，对于电力的需求也在不断的增长，然而较早的供配电系统常因安全性、供电质量等出现各种不间断的故障，怎样才能利用一些新技术（国网新疆电力有限公司检修公司新疆乌鲁木齐 830001）摘要：伴随我国现代化建设的初步完成与城市化水平的不断提升，对于电力的需求也在不断的增长，然而较早的供配电系统常因安全性、供电质量等出现各种不间断的故障，怎样才能利用一些新技术，更快速、更准确的将这些故障及时诊断出来，并为维护与检修提供充足的时间，并使电力恢复更为及时，是当下应该考虑的重要问题；另一方面，我国在火力发电、水力发电以及新的生物能源发电方面，有了长足的累积，尤其是随着三峡工程、南水北调工程等这些重大项目的完成，更是为发电企业提供了一股新的动力；加之配套性的电网改造也成功的实现了电网的升级与优化，向智能化、自动化、一体化方面又迈进了重要的一步。关键词：故障测距；行波；行波故障测距装置引言随着我国电力行业的不断发展，为保证电力系统安全可靠性，我们国家对电力系统提出了更高的标准要求。为保证可靠供电，降低停电损失，在输电线路发生故障时，要求对电力系统输电线路故障进行快速准确的定位。早期的故障测距方法可以分为阻抗法、故障分析法、行波法等3种。其中，阻抗法和故障分析法受故障点过渡电阻等因素影响，有比较大的测距误差，不但达不到运行要求，而且适用性不高。而行波法测距主要是通过采集故障电压或电流的波形，标定行波到达时刻来进行测距。运用行波法的原理进行测距，其精度比较高，也有广泛的适用性，故而大量应用在电力系统中进行测距。本文通过对国内外行波测距关键技术、改进算法、实际装置的调研，对行波测距关键技术的发展、算法的改进和实际中应用的装置进行了总结，对行波测距技术的未来发展提出了展望。 1行波测距技术原理、特征（1）行波的发现有赖于研究者对输电线路故障点在附加电源作用的影响分析，行波主要是指输电线路在此情况下，线路上出现与光速传播较接近的电压、电流行波；从原理的角度来看，行波理论主要是以行波为载体，分析故障点、测量点之间传播的时间差，利用它计算或测量出故障距离，对其加以定位。（2）行波测距方法表现为4大类型，分别为单端测距、雷达测距、脉冲信号测距、双端测距。（3）与基于工频量的故障测距技术比较，行波测距技术与行波测距特征表明了自身的最大优势，目前来看，集中表现在不受故障点过渡电阻、线路结构等因素的阻碍，另外，如同概述所言，它在测量方面测距精度非常高，适用范围也相当广泛；而且由于在行波理论流行的现在，小波变换理论、数学形态理论也在不断发展，对于各种交叉性质的理论研究，在未来的突破可能性极大，所以行波测距技术的可发展空间还非常广阔，也表明了它的研究需要不断加强，从而向着完善化的方向不断推进。 2行波测距的关键技术 2.1行波信号的提取暂态行波所覆盖的频带很宽，信号的提取可由电压或电流互感器完成。高压输电线路普遍采用的电容分压式电压互感器CVT （capacitivevoltagetransformer），截止频率低，传变高频电压信号会带来衰减和相移，因此很少使用。常规的电流互感器可以传变100kHz以上的电流暂态分量，能够满足行波测距的要求，在实际应用中常用电流互感器提取行波信号。同时，对于新建变电站使用的电子式电流互感器ECT（electroniccurrenttransformer），文献提出了相应的行波信号提取方法。 2.2行波信号的采集与时间同步行波传播波速接近光速，1μs的采样误差将带来约±150m的测距误差。因此对行波信号的采样频率要求在1MHz及以上，使用双端原理时，线路两侧必须配置高精度和高稳定度的实时时钟。随着微电子技术的高速发展，实现高速数据采集和处理己非难事，现有的A/D转换芯片转换频率完全可以满足，并且GPS接收模块的电力系统同步时钟装置可以实现1μs时间同步以满足测距要求，为实现准确的TWFL奠定了所需的硬件基础。在实际应用中，由于GPS接收模块存在输出信号不稳定、卫星失锁、时钟跳变、信号干扰等原因导致的同步时钟信号失步的问题，因此必须附加高稳定度守时钟，并且需要消除偏差超过某一限定范围的时间同步信号，从而提高双端原理的测距精度。 2.3行波信号达到时间的标定行波信号到达时间的标定和波速的确定是行波法最关键的技术，时间与波速相互对应，必须同时讨论才有意义。判定检测到的行波波头频率，然后根据线路参数的频率特性计算出行波在该频率下的传播速度，以此用于测距是最为准确的。求取暂态行波信号的一阶或二阶导数，并与设定的门槛值进行比较来判断行波信号是否到达，此方法对噪声比较敏感，当故障距离较短，行波中高频分量明显时，其效果较好。相关法和匹配滤波器法是以首次到达母线的行波信号为参考，利用从故障点反射回母线的行波信号与参考信号的反极性相似性，根据互相关函数的最大值判定反射波达到时间，进而求出故障位置的方法，但其测距结果受母线端所连接的输电线数目等因素影响，行波在传播过程中的波形畸变会降低算法的可靠性。中的主频率法是一种频域分析方法，该方法从较长的时间段来考察行波频率范围，由行波中频谱最强的分量决定行波到达时间，然后求解故障距离，其缺点是所求行波主频往往较低，定位精度会受到影响。小波分析方法利用小波变换在时频域内都具有局部化特性，对信号进行局部化分析，可有效提取故障行波特征，得到信号中的奇异点，小波分量的模极大值出现时间即为电流行波脉冲的到达时刻，并且通过得到信号被分析频带的中心频率和模极大值对应时间能同时解决行波到达时间和传播速度的选取问题，在实际设备中也有广泛的应用。 3行波故障测距系统应用实例当系统中任一被监视信号超过预设值，高速采集单元启动，发出触发信号，标定当前时间，激活CPU中的采集控制定时电路，经过大约几毫秒时间，高速采集单元终止工作从而向CPU发外部中断信号。CPU在中断服务程序中获取到这次触发的时间信息后释放高精度时钟，并处理触发的暂态数据，判断是否为有效触发。如果有效，设置启动标志。在主循环程序中，系统进入故障处理程序的前提是CPU能够获取到启动标志，数据存储过程也是在处理程序中进行，从而形成启动报告，通过串口发出上报信号。

新型继电保护与故障测距原理与技术

新型继电保护与故障测距原理与技术摘要：近年来，我国电力行业取得了较快的发展，但电力故障也时有发生，对电力系统正常的运行带来较大影响。目前，运用继电保护技术来对电力系统故障和运行异常进行诊断，或采取相应保护措施来保护电力系统是比较好的办法，确保电力系统运行的安全性和可靠性。文章从继电保护系统的原理、作用和特点入手，对继电保护系统运行中的常见故障进行了分析，并进一步对继电保护系统运行中常见故障的处理办法进行了具体的阐述。关键词：继电保护；故障测距原理；技术电力生产发展的需要和新技术的陆续出现是电力系统继电保护原理和技术发展的源泉。继电保护工作者总是在不断地根据需要和可能,对已有的继电保护装置进行改进和完善,同时努力探求实现继电保护的新原理,开发新型的继电保护装置。计算机的应用为此创造了前所未有的良机[1]。 1.继电保护系统的原理、作用和特点高压电力系统继电保护技术的原理是电气测量器件对被保护对象实时检测其有关电气量(电流、电压、功率、频率等)的大小、性质、输出的逻辑状态、顺序或它们的组合，还有检测其他的物理量(如变压器油箱内故障时伴随产生的大量瓦斯和油流速度的增大或油压强度的增高等)作为继电保护装置的输入信号，通过逻辑运算与给定的整定值进行比较，然后给出一组逻辑信号来判断相应的保护是否应该启动，并将有关命令传给执行机构，由执行机构完成保护的工作任务(跳闸或发出报警信号等)。高压电力系统继电保护技术的作用是专业对电力系统的正常运行工况进行监测显示，对异常工况进行及时的故障报警、故障诊断或快速切断异常线路(或设备等)的电力，进而为用户的正常生产、生活用电提供保证。高压电力系统继电保护技术的特点是：①可靠性：继电保护装置有非常好的可靠性，不误动不拒动等；②选择性：正确选择故障部位，保护动作执行时仅将故障部位从电力系统中切除，保证无故障部分继续正常安全运行；③速动性：快速反应及时切除故障[2]。 2.继电保护故障测距原理及技术直流输电线路发生故障后，精确定位故障点，对于及时排除故障以及防止故障的再次发生具有重要意义。目前，直流输电系统中普遍采用行波测距原理进行故障定位。根据所采的用电气量来源不同，行波测距包括单端行波测距和双端行波测距两种类型。单端行波测距检测整流站/逆变站的故障行波第一波头和第二波头的到达时刻，计算两次波头到达的时间差并与行波波速相乘得到测距结果；双端行波测距检测整流站和逆变站的故障行波第一波头到达时刻，计算两端换流站故障行波到达时间差并与行波波速相乘得到测距结果。从行波测距的原理来看，影响测距精度的直接因素包括行波波头检测和行波波速选择两个方面。 2.1行波波头检测行波波头检测的一种思路是设定动作门槛，当测距装置采样数据大于该动作门槛时认为故障行波到达。为了避开脉冲噪声等因素的影响，动作门槛值一般要求较高。实际的故障行波到达时刻为行波由零开始增大的时刻，测距装置的动作门槛越高，检测到的行波到达时刻与实际行波到达时刻之间的误差也越大。因此，这一方法不可避免地存在可靠性与精确度的矛盾问题。行波波头检测的另外一种思路是采用基于小波理论的波头检测方法。小波变换的奇异性理论指出，当信号在奇异点处的奇异性指数为正时，小波系数的模极大值随变换尺度的增大逐渐增大；当信号在奇异点处的Lipschitz指数为负时，小波系数的模极大值随变换尺度的增大很快衰减；当信号在奇异点处的Lipschitz为0时，小波系数的模极大值不随变换尺度的改变而改变。通过综合分析不同变换尺度下的小波系数模极大值的变化情况，可准确区分噪声与故障行波波头，避免了设立动作门槛,可较大地提高行波波头检测的准确度。然而，采用小波方法进行行波波头检测时，如何从众多类型的小波基中选取一种合适的小波基一直缺乏清晰明确的理结论，只能够在大量仿真的基础上结合工程经验选取，这无疑增加了行波波头检测精度的不确定性[3]。此外，行波波头的检测方法还有互相关函数法、数学形态学法等。互相关函数法需要构

行波测距法

行波法故障测距行波法的研究始于本世纪四十年代初，它是根据行波传输理论实现输电线路故障测距的。现在行波法已经成为研究热点。行波法的研究始于二十世纪四十年代初，它是根据行波传输理论实现输电线路故障测距的。现在行波法已经成为研究热点。简介 (1)早期行波法按照故障测距原理可分为A,B,C 三类: ① A 型故障测距装置是利用故障点产生的行波到达母线端后反射到故障点,再由故障点反射后到达母线端的时间差和行波波速来确定故障点距离的。但此种方法没有解决对故障点的反射波和对侧母线端反射波在故障点的透射波加以区分的问题,所以实现起来比较困难。 ② B 型故障测距装置是利用记录故障点产生的行波到达线路两端的时间,然后借助于通讯联系实现测距的。由于这种测距装置是利用故障产生后到达母线端的第一次行波的信息,因此不存在区分故障点的反射波和对侧母线端反射波在故障点的透射波的问题。但是它要求在线路两端有通讯联系,而且两边时标要一致。这就要求利用GPS 技术加以实现。 ③ C 型故障测距装置是在故障发生后由装置发射高压高频或直流脉冲,根据高频脉冲由装置到故障点往返一次的时间进行测距。这种测距装置原理简单,精度也高,但要附加高频脉冲信号发生器等部件,比较昂贵复杂。另外,测距时故障点反射脉冲往往很难与干扰相区别,并且要求输电线路三相均有高频信号处理和载波通道设备。比较三种测距原理的比较:A 型和 C 型测距原理属于单端测距,不需要线路两端通信,因都需要根据装置安装处到故障点的往返时间来定位,故又称回波定位法;而 B 型测距原理属于双端通讯, 需要双端信息量。A 型测距原理和 B 型测距原理适用于瞬时性和持久性故障,而C 型测距原理只适用于持久性故障。 (2)现代行波法从某种意义上讲,现代行波法是早期A 型行波法的发展。60年代中期以来,人们对1926年提出的输电线路行波传输理论行了大量的深入的研究,在相模变换、参数频变和暂态数值计算等方面作了大量的工作,进一步加深了对行波法测距及诸多相关因素的认识。 1)行波相关法行波相关法所依据的原理是向故障点运动的正向电压行波与由故障点返回的反向电压行波之间的波形相似,极性相反,时间延迟△ t 对应行波在母线与故障点往返一次所需要的时间。对二者进行相关分析,把正向行波倒极性并延迟△ t 时间后,相关函数出现极大值。这种方法也存在对故障点的反射波和对侧母线端反射波在故障点的透射波加以区分的问题。由于在一些故障情况下存在对侧端过来的透射波,它们会与故障点发生的反射波发生重叠,从而给相关法测距带来很大困难。 2)高频行波法高频行波法与其他行波法不同的是,它提取电压或电流的高频行波分量,然后进行数字信号处理,再依据 A 型行波法进行故障测距。这种方法根据高频下母线端的反射特性,成功的区分了故障点的反射波和对侧母线端反射波在故障点的透射波。 (3)利用行波法测距需要解决的问题行波法测距的可靠性和精度在理论上不受线路类型、故障电阻及两侧系统的影响,但在实际中则受到许多工程因素的制约。 1)行波信号的获取数字仿真表明:故障时线路上的一次电压与电流的行波现象很明显,包含丰富的故障信息,但需要通过互感器进行测量。关键是如何用一种经济、简单的方式从互感器二次侧测量到行波信号。一般来说,电压和电流的互感器的截止频率要不低于10khz,才能保证信号不过分失真。用于高压输电线路的电容式电压互感器(CVT)显然不能满足要求。利用故障产生的行波的测距装置,最好能做到与其他的线路保护(如距离保护)共用测量互感

电力系统故障测距

1、前言高压输电线路的故障极大威胁了电力系统的安全、可靠运行。高压输电网发生故障后,需要及时巡线以查找故障点,以便及时消除缺陷恢复供电。故障点的准确定位,可以使巡线人员直接找到故障点并处理,从而大大减轻巡线负担,这就可以加速线路故障的排除,做到尽量快速供电,将损失减小到最小。 2、输电线路的故障分类 2.1瞬时故障这种故障能成功重合闸,不会造成绝缘的致命损害。鸟类以及其它物体的短时的导体之间或导体对地接触也会引起这类故障。 2.2永久故障它是指导体之间以及包括一个或多个导体对地的短路故障,此类故障发生时,不可能重合闸,多由机械外力造成。 2.3绝缘击穿由于冰雪、老化、污秽以及瞬时过电压闪络破坏等原因,使得线路某一点绝缘降低,在正常运行电压下绝缘击穿而造成短路,重合闸不成功。此类故障在低电压时不出现故障状态。在故障切除后, 它们大多没有肉眼能看见的明显的破坏痕迹。 3、故障测距方法的分类现有的故障测距方法按原理来分,基本上可以分为三大类:阻抗法,行波法,故障分析法。 3.1阻抗法阻抗法是根据故障时测量到的电压、电流量而计算出故障回路的阻抗,其前提是忽略线路的分布电容和漏电导。由于线路长度和阻抗成正比,因此便可以求出由测距点到故障点的距离。阻抗法的优点是比较简单可靠。但大多数阻抗法存在着精度问题。它们的误差主要来源于算法本身的假设,测距精度深受故障点的过渡电阻的影响,只有当故障点的过渡电阻为零时,故障点的距离才能够比较准确的计算出来。而且由于实际系统中线路不完全对称以及测量端对侧系统阻抗值的不可知等因素的影响,测距误差往往远大于某些故障测距产品在理想条件下给出的误差标准。为此,中外学者做了许多研究工作,在提高阻抗法的精度方面进行了不懈的努力,先后提出了解微分方程法和一些基于工频基波量的的测距算法, 如零序电流相位修正法、零序电流迭代法和解二次方程法等等。但迭代法有时候可能会出现收敛于伪根或难于收敛、甚至于不收敛的情况; 解二次方程法则可能会出现伪根,所以阻抗法的主要问题仍然是测距精度。 3.2行波法行波法的研究始于本世纪四十年代初,它是根据行波传输理论实现输电线路故障测距的。现在行波法已经成为研究热点。

线路故障测距方法

输电线路故障测距的主要方法分为三类：阻抗法、行波法和故障录波分析法。阻抗法阻抗法建立在工频电气量的基础上，通过建立电压平衡方程，利用数值分析方法求解得到故障点和测量点之间的电抗，由此可以推出故障的大致位置。根据所使用电气量的不同，阻抗法分为单端法和双端法两种。对于单端法，简单来说可以归结为迭代法和解二次方程法。迭代法可能出现伪根，也有可能不收敛。解二次方程法虽然在原理和实质上都比迭代法优越，但仍然有伪根问题。此外，在实际应用中单端阻抗法的精度不高，特别容易受到故障点过渡电阻、对侧系统阻抗、负荷电流的影响。同时由于在计算过程中，算法往往是建立在一个或者几个假设的基础之上，而这些假设常常与实际情况不一致，所以单端阻抗法存在无法消除的原理性误差。但单端法也有其显著优点：原理简单、易于实用、设备投入低、不需要额外的通讯设备。双端法利用线路两端的电气信息量进行故障测距，以从原理上消除过渡电阻的影响。通常双端法可以利用线路两端电流或两端电流、一端电压进行测距，也可以利用两端电压和电流进行故障测距。理论上双端法不受故障类型和故障点过渡电阻的影响，有其优越性。特别是近年来GPS设备和光纤设备的使用，为双端阻抗法的发展提供了技术上的保障。双端法的缺点在于：计算量大、设备投资大、需要额外的同步和通讯设备。行波法行波法利用的原理是当输电线路发生故障时，将会产生向线路两端以接近光速传播的电流和电压行波。通过分析故障行波包含的故障点信息，就可以计算出故障发生的位置。故障录波分析法故障录波分析法利用故障时记录得到的各种电气量，事后由技术人员进行综合分析，得到故障位置。随着计算机技术和人工智能技术的发展，故障录波分析法可以通过自动化设备快速完成。但该方法会受到系统阻抗和故障点过渡阻抗的影响，而导致故障测距精度的下降。

加查变电站行波测距装置安装调试记录概要

加查站行波测距装置调试记录 XC-2000输电线路故障行波测距系统，利用输电线路故障时产生的暂态电流行波信号，测定各种输电线路故障的距离，适用于110-500kV 输电线路。系统验收系统安装、调试完成后，要验证装置能否正常工作。因现场无法产生行波, 不具备做测距的试验，故仅作装置启动、数据传输及波形分析等，以检验系统的各项功能，同时向用户出具试验报告。试验原理如图5.1所示。在电源接通用的瞬间，通过电容产生一脉冲电流信号，经电流互感器进入XC21的一电流端子， XC21启动，并记录下电流信号。然后装置自动将信息传送到工控机中，通过行波测距软件，即可看到试验产生的信号。图5.1 装置试验原理 5.1准备工作 1. 试验前，请先检查以下设置：

a 电源线是否正确连接到XC-2000机柜中； b 各装置间信号是否连接正确； c GPS 天线是否安装到正确位置； d 系统运行是否正常； e 系统是否能正确将电流输入到XC-2000中； f 电话线是否正确连接到XC-2000系统内MODEM 上； 2. 请先给各分站机柜内工控机上电，检查XCF-2000软件是否能正常运行，并确保各参数设置正确； 5.2试验步骤 1. 安装系统，确认无误后，上电。 2. 整定各分站GPS2000的RS422口的波特率为2400bps ，等待其同步后，进行下一个步骤。 3. 整定各分站XC-21的波特率为19200bps ，整定其待测的线路长度；整定其时钟，看能否被时钟同步。 4. 检查各分站后台机与前置机能否通讯，检查各分站之间、及其与主站之间能否正常通讯。 5. 模拟行波信号启动测距系统，检查分站能否正常启动，检查其启动时间、波形等，稍候，分站之间互相交换数据，并按照以下表格进行试验记录： 6. 检查系统启动报警、异常报警功能。 7. 可重复步骤多次。 8. 记录下整个试验的结果。（见附件）

国家电网行波测距装置运行规程(试行)

安徽电网行波测距装置运行规程（试行）安徽省电力公司二〇〇六年九月

目录第一章总则第二章测距装臵及测距系统介绍第三章参数设臵第四章装臵运行第五章装臵管理附录一 XC-21行波测距装臵常见异常情况及处理附录二 WFL-2010行波测距装臵常见异常情况及处理附录三 WFL-2010行波测距装臵主站各文件夹内容介绍附录四名词解释附录五 WFL-2010行波测距装臵终端文件的命名规律

第一章总则 1.1行波测距装臵可以精确定位线路故障点，目前已在安徽电网广泛使用。为了加强对行波测距装臵的管理，提高行波测距装臵的运行可靠性，更好地发挥行波测距装臵的作用，现依据厂家说明书和系统运行实践总结，特制定本规程。 1.2行波测距装臵利用高频故障暂态电流（电压）的行波来间接判定故障点的距离，实现对故障点的精确定位。它可以大大减少巡线的工作量，缩短故障修复时间，提高供电可靠性。该产品适用于110kV及以上中性点直接接地系统。 1.3制定本规程的目的,旨在全省范围内统一和完善行波测距装臵技术管理标准, 同时也可作为全省各单位行波测距现场运行规程和调度运行说明的补充。 1.4本规程适用于我省电网中运行的两种型号行波测距装臵。 1.5各级调度人员、220kV电压等级的发电厂、站值长、电气班长、电气值班人员、220kV变电站值长、值班人员以及各单位继电保护专责人、专业人员均应熟悉本规程。 1.6本规程根据装臵的改动或升级，可能需要不定期地修改完善。本规程解释权属安徽电力调度通信中心。第二章测距装臵及测距系统介绍 2.1装臵特点我省电网目前使用两种不同型号的行波测距装臵，即中国电力科学研究院保护与自动化公司生产的WFL－2010型行波测距装臵和山

智能电网行波故障测距系统的应用方法探讨

智能电网行波故障测距系统的应用方法探讨故障测距系统的构成部分主要有两种，第一种为终端装置，第二种为主站。随着电力电子技术的快速发展，在电网建设中也融入了智能化技术，基于智能电网的构建也相应的产生了智能变电站，在变电站内部的故障测距系统终端装置中使用了不同的采样方式，并利用不同的装置解决了以往的通讯问题。本文分析了智能电网和传统故障测距系统之间存在的差异，探讨了在测距主站中如何保障测距系统可靠运行的有效措施，并提出了可以对故障进行智能化分析的系统，提高了电网故障的诊断效率。标签：智能电网;行波故障;测距系统;应用方法行波故障测距系统是使用极其广泛的一种系统，和传统的阻抗测距法相比，具有准确度高、可靠性高的优势，特别是在辽宁等地区已然形成了完善的测距系统。智能电网建设速度的不断提高，使得智能电网的规划和建设范围都有所扩大，因此为了保证稳定供电和人们生活的正常运行，就必须要在电力系统发生故障之后，在最短时间内完成供电恢复。在这种情况下传统的测距方法体现了极大的劣势，必须要根据智能电网的特点设计符合实际故障检测需求的测距系统。一、传统测距系统存在问题第一，传统的测距方法在信号接入方式方面存在着落后的现象。目前很多变电站内的测距终端装置无法和电子式的互感器信号相匹配，导致二者无法进行连接[1]。并且在采样的过程中需要把信号电缆放置于控制室的内部，才能够开展集中式采样工作，降低了采样的效率，也无法满足智能化变电站对技术的要求。第二，无法完成高效的信息共享。在传统的测距系统中会通过各种协议将测距结果上传，但是测距系统的录波数据无法向其他不同的装置或者系统进行数据传输，相应的也无法从其他装置中或者系统中获取数据。第三，没有对电网的整体数据和信息进行有效的利用。传统的测距系统只会考虑到在输电线路左右两侧的数据，因此导致算法无法对电网整体的数据进行合理的应用，导致系统运行的可靠性受到影响，也缩小了系统的使用范围。二、智能电网故障测距系统构成在智能电网下故障测距系统仍然是以原有系统为基础进行构建的[2]。测距终端装置主要负责的工作内容是采集电力系统或者电网在运行过程中产生的数据，并通过设定好的方式和途径发送到相应的位置。测距主站则是负责对数据和信息进行计算和分析，并对外进行信息发布。测距主站具有就地配置的特點，但是为了减轻后期主站维修和管理的工作压力和难度会选择在远方进行测距主站的配置。如果故障测距系统均选择就地配置的时候则会将其组合后的结构统一称之为测距装置。三、智能电网行波故障测距系统的应用

关于对高压输电线路故障测距的论述

关于对高压输电线路故障测距的论述摘要:高压输电线路担负着传送电能的重要任务,其故障直接威胁到电力系统的安全运行。本文结合自身多年工作实践及总结,介绍了基于双端同步数据的线路参数在线估算,总结了现有基于双端同步数据的各种故障测距算法,按采用的数据量对各种方法进行了分类比较,最后阐述了目前测距算法在实际电网结构中的实际应用。关键词:高压输电线路;故障测距;同步相量;故障定位引言输电线路担负着传送电能的重要任务,其故障直接威胁到电力系统的安全运行。准确的故障定位对于加速排除线路故障和尽快恢复供电具有重要的意义。随着自动化技术的发展、信息传输技术的不断进步;尤其是近年来,相量测量装置(PMU)的研制和开发,为双端故障测距提供了新的工具。基于PMU的WAMS平台的发展使同一时标下精确的双端测量成为可能,从而可以大大提高故障定位的精度。针对目前基于同步相量测量技术的故障测距算法研究状况,本文对这些方法进行总结比较,并对它们的定位效果作相应的评价。 1 WAMS简介根据电力系统的发展需求,近年来人们开始研究相量测量单元PMU和WAMS。 WAMS是以PMU为基层单元采集信息,经过通信系统上传至调度中心,实现对系统的监测,构成一个系统。PMU利用GPS时钟同步的特点,测量各节点以及线路的各种状态量,通过GPS对时,将各个状态量统一在同一个时间坐标上。全球定位系统(GPS)使算法中必须的高精度同步时钟有了保证,也使双端同步采样的精确测距方法能得以实现。 PMU微处理器、GPS接收器、信号变送模块及通信模块组成。三相电压电流暂态量经由PT、CT输入信号变送单元,进行A/D转换、滤波后的高精度信号进入测量单元,由微处理器计算相对于GPS同步参考时间的相量值,加上同步时间构成数据帧传送给通信模块。相量测量可以采用过零检测法、快速傅里叶变换法和离散傅里叶变换法等。现已研制并投入使用的PMU一般采用离散傅里叶变换法计算相量。 2 参数在线估算输电线路的参数(特性阻抗、传播常数、线路长度等)一般是作为已知量参与运算的。这些参数的准确与否直接影响到故障测距的精确性。通常已知的参数是

输电线路行波故障测距基本描述、装置建模原则

附录 A （资料性附录）行波测距基本描述行波测距是利用故障产生的暂态电流、电压行波来确定故障点的距离，如图A.1所示。它包括双端行波测距法和单端行波测距法。 1M T '2M T 2 M T 1 N T '2N T 2 N T 图A.1行波测距示意图双端行波测距是通过测量故障行波达到线路两端的时间差来计算故障距离，公式为： 111()2 N M L T T v l ??= （A.1） 112()2M N L T T v l ??= （A.2）式中：Ｌ线路长度； l 1，l 2 故障点到两端的距离； T M1，T N1 行波到达线路两端时间；ｖ行波传播速度。对双端行波测距法而言，线路长度的误差ΔL 将会导致ΔL /2的测距误差，1μs 的时间误差将导致近150m 的测距误差。单端行波测距是通过测量故障行波在故障点与本端母线之间或故障点与对端母线之间往返一次的时间差计算故障距离，公式为： 211()2 M M T T v l ?= （A.3） '21 1()2 M M T T v l L ?=? （A.4）式中： l 1 故障点位置； L 线路长度； T M1，T M2 故障初始行波到达M 端母线测量点及其从故障点反射回测量点的时间；

T’M2经过故障点透射过来的故障初始行波在N端母线的反射波到达M端母线测量点的时间；ｖ行波传播速度。单端行波测距由于原理上的缺陷，一旦不能正确识别反射波，测距精度就无法保证。由于实现单端行波法的计算机算法还不成熟，因而难以自动给出准确的测距结果；同时在很多情况下，也无法通过对单端暂态行波波形的离线分析获得准确的测距结果。双端行波测距受影响因素少，测距结果准确、可靠。原理上可利用电流行波或电压行波测距，考虑到CT具有较好的传变高频信号的能力，建议使用CT二次侧测到的电流行波信号进行测距。在实际应用中，一般应利用电流行波故障测距，同时以双端行波测距法为主，辅助以单端行波测距法或其它方法。

输电线路故障测距(精选.)

输电线路故障测距的研究入学年级：2014秋学生姓名：范晓晨电气工程及其自动化学号：142512********* 所学专业：电气化及其自动化东北农业大学中国·哈尔滨 2016年11月

摘要：对高压架空输电线路进行准确的故障测距是保障电力系统安全稳定运行的有效途径之一。为此，文章全面地介绍了国内外在此方面的研究现状。根据各种测距算法采用的原理不同，将现有的各种测距算法分为阻抗法、故障分析法、和行波法。阻抗法是根据故障时测量到的电压、电流量而计算出故障回路的阻抗，由于线路长度与阻抗成正比，因此便可求出由装置装设处到故障点的距离；故障分析法是利用故障时记录下来的电压、电流量，通过分析计算，求出故障点的距离；行波法是根据行波传输理论实现输电线路的故障测距方法，按其原理可分为A、B、C型3种方法，然后利用小波变换对输电线路故障测距进行模拟仿真。最后，对高压架空输电线路故障测距的研究及应用前景进行了展望。关键词：故障测距；行波；输电线路；小波变换 1. 概述高压输电线路是电力系统的命脉，它担负着传送电能的重任。同时，它又是系统中发生故障最多的地方，并且极难查找。因此，在线路故障后迅速准确地把故障点找到，不仅对及时修复线路和保证可靠供电，而且对电力系统的安全稳定和经济运行都有十分重要的意义。根据故障测距装置的作用，对它提出以下几点基本要求[1]。 1)可靠性 2)准确性 3)经济性 4)方便性目前已有的输电线故障测距装置按其工作原理可以分为以下几种。 1)阻抗法 2)故障分析法 3)行波法本论文的主要工作如下： 1）对基于电气量的输电线路故障测距进行研究。 2）了解输电线路行波的产生和传播原理、电力系统故障分析。 3）具体掌握基于行波法的输电线路故障测距原理，利用小波变换对行波突变点检测进行研究，并对输电线路故障测距进行模拟仿真。 4）总结并对输电线路故障测距应用前景进行了展望。 2 阻抗法

浅谈变电站中行波测距装置的实用技巧

浅谈变电站中行波测距装置的实用技巧发表时间：2017-04-26T14:46:01.843Z 来源：《电力设备》2017年第3期作者：黄怡飞顾滤罗灿伟李斌田维文[导读] 摘要：通过对单、双端行波测距原理的分析，对比其优缺点，同时阐述变电站中需要单、双端行波测距配合使用的原因，并提出了一种实用的了单端测距的波分析与测距读取技巧。（南方电网超高压输电公司贵阳局贵州贵阳 550081））摘要：通过对单、双端行波测距原理的分析，对比其优缺点，同时阐述变电站中需要单、双端行波测距配合使用的原因，并提出了一种实用的了单端测距的波分析与测距读取技巧。关键词：单端测距；双端测距；初始行波；反射波；透射波 1引言在变电站的运行工作中，行波测距装置发挥着重要的作用，当电力系统中发生故障时，他能够帮助运行人员快速的进行故障定位，提高故障查找效率，从而提高电网可靠性。目前的行波测距装置一般具有单端测距和双端测距的功能，两种测距方式利用的原理不一样，各有优缺点，有效的配合使用才能更好的发挥完善的测距功能。由于影响行波传递的外界因素比较多，因此能够正确的分析和识别波形对于我们故障定位和查找有很大的帮助。 2 单、双端行波测距原理 2.1单端行波测距的原理单端行波测距关键是要准确求出故障点发出的行波第一次到达测量端与其从故障点反射回测量端的时间差。如下图1所示：假设线路AB中 C点发生了故障，该线路在A站侧装设的行波测距装置，故障点发出的行波第一次到达A站的时间为T1，该行波在故障点C处反射后第二次到达A站的时间为T2。设波速为V，那么可求出故障点到A站的距离为：AC= 2.2双端行波测距的原理双端行波测距关键是要准确求出故障点发出的行波第一次到达线路两端的时间。如下图2所示：假设线路AB中C点发生了故障，该线路两侧A、B站均装设了行波测距装置，故障点发出的行波第一次到达A、B站的时间分别为T1，T2，线路AB的全长为L。设波速为V，那么可以分别求出故障点到A、B站的距离： AC= BC= 3 单、双端测距优缺点分析通过原理分析，我们可以看出，双端测距时，线路两侧都只需要检测第1次到达的行波，测量装置容易识别，且不经过多次反射、透射的波形受系统运行方式、潮流、线路过渡电阻等因素的影响较小，而单端测距需要识别出故障点反射的行波到达测量端的时间，且反射行波受系统因素影响较大，因此双端测距的结果比单端测距可靠性更高。但当两站之间存在多回线路时，双端测距的设计原理存在缺陷，如下图3所示： AB两变电站之间有两条线路，长度分别为L1、L2，且L1>L2，假设故障点C靠近A变电站，它与A站的距离l1