线路保护常见的故障测距方法
110kV电力线路故障测距
110kV电力线路故障测距D对于电力系统的运行，以及人们的日常工作和生活来说，110kv电力线路故障所带来的危害与不变也不断扩大。
因此，对于110kv电力线路来说，在其运行当中，应当及时发现和排除各种故障与隐患，从而迅速的修复发生故障的110kv电力线路，恢复电力系统的正常供电。
这对于电力系统的经济运行、安全稳定的保障等方面，其意义十分重大。
1.2 故障测距的意义在社会经济发展的过程当中，电力系统的重要性不容忽视。
对于电力系统的稳定供电来说，日益增加的110kv电力线路发挥着越来越重要的作用。
在现代化的电力系统当中，输送容量、电压等级、装机容量等都在增大，一旦110kv电力线路发生故障，将会给电力系统造成更大的损失。
对于这些故障，精确、快速的故障测距能够有效的提高电力线路的维护效率，更快的对故障点进行查找，从而尽快排除故障，降低由于停电所带来的经济损失。
尤其是在瞬时性故障当中，通过故障测距能够及时的发现故障点和故障原因，同时找出线路中存在的绝缘隐患，这样，才能及时的采取有效措施进行处理。
1.3 故障测距的要求在不同的情况下，对于故障测距也具有不同的要求。
总的来说，主要包括以下几个方面的要求其一是可靠性。
在110kv电力线路发生故障之后，需要进行可靠的故障测距。
无论是什么样的故障条件或故障类型，都不能由于测距方法的内在缺陷而得出发散的故障测距结果。
在没有发生故障的时候，也不能对故障测距进行错误启动。
其二是准确性。
在保护装置当中，为了对继电保护的技术要求进行满足，除了故障测距精确度以外，还应当对相关数据信息的迅速获得加以重视。
在继电保护信息管理系统当中，系统可能处于准在线或离线的状态，没有严格的要求时间。
因此，对于故障测距的精度，应当提出更高的要求，这样，才能实现成功的故障测距。
其三是实用性。
在故障测距的实际应用当中，不能受到系统运行方式、故障距离、过渡电阻、故障类型等方面的影响。
2 110kv电力线路故障测距的方法2.1 行波法在110kv电力线路故障测距当中，行波法是一种十分重要的故障测距方法，将行波传输理论作为理论依据，对故障产生的电流行波信号、暂态电压行波等加以利用，通过通信技术、计算机技术、电子技术、信息技术等先进技术，采用各种不同的算法对故障进行准确的测距。
高压架空输电线路的故障测距方法
高压架空输电线路的故障测距方法
高压架空输电线路故障测距是指在高压架空输电线路发生故障时，通过一定的方法确定故障发生的位置的过程。
在实际的运行中，由于种种原因，高压架空输电线路可能会发生各种故障，包括短路、接地故障、绝缘破损等。
及时准确地确定故障的位置，有助于迅速采取措施进行修复，保证电网的稳定运行。
高压架空输电线路的故障测距方法主要包括差动测距法、冲击波测距法、电流互感器测距法和电压互感器测距法等。
下面将对这几种常用的方法进行介绍。
1. 差动测距法：
差动测距法是利用电流互感器将线路分为若干段，当线路发生故障时，通常会产生故障电流。
通过测量各段的电流大小和相位差，可以确定故障发生的位置。
差动测距法具有测量精度高、实施简便等优点，但需要在线路上安装大量的电流互感器，成本较高。
2. 冲击波测距法：
冲击波测距法是利用线路上发生故障时产生的冲击波信号的传播速度来测量故障的位置。
通过在故障发生处发送冲击波信号，并在各个测距点接收到信号的时间差，利用信号传播速度来计算故障的距离。
冲击波测距法需要精确定位测距点，并且对线路的故障类型有一定的要求，但测距精度较高。
3. 电流互感器测距法：
电流互感器测距法是利用线路上故障电流通过电流互感器产生的电磁场来测量故障的位置。
通过在线路上放置多个电流互感器，并测量每个互感器所产生的电磁场强度，可以通过计算来确定故障的位置。
电流互感器测距法需要大量的电流互感器并对其进行精确校准，但测距精度较高。
电力线路故障测距方法综述
电力线路故障测距方法综述1.直流法：直流法是最早被使用的一种故障测距方法。
该方法利用电流和电压信号的比例关系来测量故障距离。
在故障发生时，通过增大直流电源的电流，可以使故障出口处的电压降低，从而可以准确计算故障点的位置。
然而，直流法需要大量的计算和测量，并且对于多故障的线路无法定位。
2.阻抗法：阻抗法是一种常见且精确的故障测距方法。
该方法利用故障点附近的线路阻抗来测量故障点的位置。
在故障发生时，通过测量电压和电流，可以计算出故障点处的阻抗值，从而确定故障点的位置。
阻抗法在电力系统中被广泛使用，但是对于多段故障的线路也存在一定的局限性。
3.反射法：反射法是一种利用电力信号的反射原理来测量故障距离的方法。
在故障发生时，电力信号会在故障点产生反射，通过捕捉反射信号的时间和幅值，可以计算出故障点的距离。
反射法具有较高的定位精度，并且对于多段故障有较好的适应性。
4.波形比较法：波形比较法是一种新型的故障测距方法。
该方法通过比较正常工作线路和故障点线路的电压和电流波形差异，来测量故障距离。
波形比较法具有较高的测距精度，并且可以根据线路工况自动调整故障测距参数，适应不同条件的故障。
综上所述，电力线路故障测距是电力系统运行中的一项重要工作，对于确保电力线路的稳定运行具有重要意义。
目前主要的故障测距方法包括直流法、阻抗法、反射法和波形比较法。
这些方法各有优劣，适用于不同的故障情况。
随着技术的不断进步，电力线路故障测距方法也会不断发展和改进，以提高测距精度和快速定位故障点。
高压输电线路的故障测距方法
高压输电线路的故障测距方法摘要：对高压输电线路进行精确的故障定位，是确保电网安全、稳定的重要手段。
对国内外的故障定位技术和国内外的研究状况进行了较为深入的探讨。
按每一种测距算法所使用的方法，将其划分为两种类型：一种是故障解析法，另一种是行波法。
在简要地阐述了失效分析方法的基础上，着重分析了行波法中行波获取、波头识别、波速确定、单端行波、多端行波定位的方法。
最后，归纳了目前尚待进一步研究和探讨的问题，并分析了几种不同的测距方法的优势及其问题。
并对各种测距方法的使用和限制进行了分析。
并指出了高压输电线的故障定位技术和应用前景。
关键词：高压输电线路；故障测距；行波法：故障分析法引言：根据线路模型、测距原理和测距装置的不同，高压线路的故障测距方法有很多种。
当前，根据距离测量的基本原则，将高压输电线路的故障定位方法划分为两种。
其中，故障检测方法是根据现场检测到的工频点电压、电流信号等资料，对故障点的位置进行分析和计算。
行波法是通过行波传播原理来检测输电线的故障位置。
行波法适用于高压线路，缺点是线路复杂，分支多，在配电网中较短的线路很难识别故障的波头和波阻抗变化。
然而行波法投资少、可靠性高、测距准确，是目前公认的电力线路测距最准确、适用范围最广的一种故障测距方法。
一、高压输电线路的故障测距概述在电力系统运行时，发电站向周围居民提供电力，而发电站所提供的电力并不只是用于附近居民，而是为了更大范围的需求，因为电力要长距离传送，所以必须采用高电压传送，而非常规导线。
高压传输线可分成两类，即电缆输电线路和高架输电线路。
电缆传输线不占用任何地方，位于地下，而架空传输线则位于高空。
在高电压输电线的故障定位中，测量精度的高低将会对电力网的正常工作产生很大的影响。
在测量时，利用测量中所得到的绝对和相对误差，来确定距离的最终结果，使其误差降到最低，并用比较的方法测量出故障的距离。
在实际应用中，由于环境条件、技术手段、经济条件等因素的影响，故障测距存在一定的误差标准。
高压架空输电线路的故障测距方法
高压架空输电线路的故障测距方法高压架空输电线路是电力系统中非常重要的组成部分，其故障对电网运行安全和稳定性都有很大的影响。
及时准确地测距故障点对于维护输电线路的稳定运行至关重要。
本文将介绍高压架空输电线路故障测距方法，希望能够为相关领域的工作人员提供一些参考和帮助。
一、故障类型在高压架空输电线路中，常见的故障类型包括短路故障、接地故障和开路故障。
短路故障是指两相或三相之间产生了短路故障，导致电流过大，甚至造成设备损坏。
接地故障是指导线或设备与地之间发生接地故障，可能导致电压不平衡和设备过载。
而开路故障是指导线断裂或设备失效，导致电路断开，影响正常供电。
二、故障测距方法1. 巡视法巡视法是一种最为简单直接的故障测距方法。
工作人员通过现场外观巡视和设备检查，寻找出现故障的迹象和线路上的异常现象，从而初步确定故障位置。
此方法适用于跳闸或跳闸后无法合闸的故障情况，有利于快速定位故障点。
2. 试跳法试跳法是通过在正常情况下连通的设备上进行试跳，观察故障设备的跳闸情况，从而确定故障的位置。
该方法需要工作人员对设备进行精确的操作，需要具备一定的经验和技能。
而且在试跳过程中需要注意安全，避免对现场人员和设备造成损害。
3. 波形比对法波形比对法是通过对正常波形和故障波形进行比对分析，确定故障点的位置。
这种方法需要利用故障录波装置对线路的波形进行录制和比对，从而找出波形发生异常的点，即可判定为故障点。
4. 电压法电压法是通过检测输电线路上的电压变化，来判断故障点的位置。
通常在发生接地故障时，会产生电压下降，而短路故障则会导致电压上升。
根据电压变化的规律，可以初步确定故障点的位置，然后通过定位设备进行精确测距。
6. 故障录波法为了更精确地确定高压架空输电线路上的故障点位置，通常需要借助一些专门的设备。
常见的故障测距设备包括：1. 故障指示仪故障指示仪是一种便携式的设备，可以直接测量输电线路上的电压和电流变化，从而确定故障点的位置。
输电线路故障测距的主要方法电力配电知识
输电线路故障测距的主要方法 - 电力配电学问依据原理的不同，输电线路故障测距的主要方法分为三类：故障录波分析法、阻抗法、和行波法。
1.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进展，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。
2.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。
依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，简洁来说可以归结为迭代法和解二次方程法。
迭代法可能消灭伪根，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，但仍旧有伪根问题。
此外，在实际应用中单端阻抗法的精度不高，特殊简洁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，而这些假设经常与实际状况不全都，所以单端阻抗法存在无法消退的原理性误差。
但单端法也有其显着优点：原理简洁、易于有用、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，以从原理上消退过渡电阻的影响。
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。
特殊是近年来gps设备和光纤设备的使用，为双端阻抗法的进展供应了技术上的保障。
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。
3 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。
依据使用行波量的不同，行波测距原理分为A型、B型和C型三种：A型原理利用故障发生时产生的初始行波与该行波在故障点的反射波到达测量装置的时间差来进行故障测距；B型原理利用故障发生时产生的初始行波分别到达线路两端测量装置的时间差来进行故障测距；C型原理利用故障发生后，在线路一段施加一个高频或者直流脉冲，依据这个脉冲在故障点和测量装置之间来回的时间差来进行故障测距。
线路保护常见的故障测距方法
高压输电线路是电网中传输电能的主要通道,其可靠运行直接关系到电能能否有效传输。
随着电网规模的不断扩大,电能的输送距离越来越远,输电线路的电压等级也越来越高。
远距离的输电以及大量输电线路的建设使用带来的问题之一就是输电线路发生故障的次数也越来越多。
由于输电线路的运行环境多种多样,越是复杂的地形和恶劣天气,发生故障的可能性越大,这就给发生故障时的故障定位带来了困难。
为了尽快的修复和恢复供电,又迫切要求迅速的查找到故障点,为了解决这一问题,除了需要相关人员,特别是巡线人员的辛勤工作外,更需要一种有效的进行故障定位的方法,这便是输电线路的故障测距技术,为此工程技术人员和研究人员进行了大量的研究和实践工作[1-2]。
1 输电线路的故障测距本质上说,故障测距并不能准确获知故障点的实际位置,因为故障测距得到的只能是电气距离,如故障点到测距设备安装点(一般是变电站内)的输电线路长度,但这已经可以大幅缩小人员现场查找故障点的范围。
故障测距设备又被称为故障定位装置,能够根据故障发生时的电气特征迅速测定安装处到故障点的距离,从而减轻人工巡线的劳动,还可以查找出人工难以发现的故障,因此给电网运行部门带来了很高的社会效益和经济效益。
为了达到预期的目标,需要故障测距装置在准确性、可靠性以及实用性方面达到一定的目标。
1.1准确性准确性是故障测距装置的最重要性能指标,失去准确性,就是去了故障测距的意义,反而会对人员的巡线带来误导,影响人员的正确判断,延长发现故障点的时间。
实际的故障测距必然存在误差,但误差只要在可以接受的范围内,就可以受到良好的效果。
规范要求测距的综合误差不超过1%,而实际情况中,较短线路很难达到这一要求,也并无必要,考虑到杆塔之间的实际距离,一般要求测距误差不超过1km,即在相邻几个杆塔之间是合理的,可以较好的满足现场要求。
1.2可靠性在以往的研究中,常常片面强调故障测距的可靠性,即不拒动,不误动。
这是由于故障测距的研究人员普遍为继电保护的研究人员,将对继电保护的要求加至故障测距技术中导致的。
浅谈几种线路故障测距法
浅谈几种线路故障测距法电力系统在运行过程中经常发生线路故障，线路保护根据线路故障的类型进行判断，并动作切除故障。
不管是瞬时故障还是永久故障，线路部门都要掌握故障的大概位置，以便进行查线，准确地判断故障位置，可以减少查线的工作量。
目前，故障位置判别常用线路保护动作分析、故障录波器分析、雷电定位三种方法。
下面，就这三种方法进行讨论，供大家参考。
1线路保护动作分析法110 kV以上的线路保护都配置了多段式距离保护和零序保护，而每次线路故障一般都有这两种保护的动作情况。
多段式距离保护反映相间故障，多段式零序保护反映单相故障。
利用距离保护和零序保护第一段的动作情况可以判断故障位置范围，距离保护和零序保护第一段保护的线路一般为线路总长的80％，如图1。
线路AB（总长l）发生故障，如A端距离保护或零序保护第一段动作，则故障位置在AO 段；如B端距离保护或零序保护第一段动作，则故障位置在BM段；如AB两端同时有距离保护或零序保护动作，则故障位置在MO段。
利用这种原理可以粗略判断故障的大概位置，但对于较长的线路，作用不是很大。
对于采用微机保护的线路，从微机保护的故障打印报告上可以清楚地看到故障的测距距离。
2故障录波器故障录波器是电力系统安全运行的重要自动装置，当电力系统发生故障或振荡时，自动记录故障过程中的各种电气量的变化。
根据所录波形可以比较准确地分析判断系统，线路和设备事故情况，故障地点和相别发展过程及类型。
电力系统主要发电厂和220 kV以上电压的变电站均应安装故障录波器，110 kV及以下系统可根据需要安装。
目前，微机型故障录波器W GL－12系列在电力系统中应用较多，可以从故障打印报告上直接看出故障距离，再利用故障线路的地理走向图，查出故障距离所对应的杆号，在这杆号附近查找故障。
根据对220 kV惠桂线多年运行经验，每次故障查找到的准确故障点都在故障录波器判断的故障距离左右10％以内，其误差还是比较大的，主要受到故障过渡电阻、测量误差、故障测距算法和系统参数的影响。
高压架空输电线路的故障测距方法
高压架空输电线路的故障测距方法随着电力行业的快速发展，高压架空输电线路已经成为电力系统中不可或缺的重要组成部分。
由于自然环境因素和人为因素，高压架空输电线路的故障屡有发生，给电力系统的正常运行带来了不小的困扰。
如何快速、准确地对高压架空输电线路的故障进行定位成为了当前电力行业急需解决的问题。
对高压架空输电线路的故障进行测距定位是指通过一定的测距方法精确计算出故障点距离某一参考点的距离。
根据国家电力部门的标准，测距的误差不得大于10%。
高压架空输电线路故障测距主要用于故障查找和线路巡视等工作。
下面将介绍一些常见的高压架空输电线路的故障测距方法。
一、时域反射法时域反射法是一种常用的高压架空输电线路故障测距方法。
这种方法利用电磁波在导线中传输的原理，通过测量反射波的到达时间和反射系数来计算出故障点的距离。
时域反射法的优点是测距精度高、测距范围广，但需要先对线路进行较复杂的建模和计算。
二、电流法电流法是一种直接测量故障点处的故障电流来判断故障位置的方法。
在高压架空输电线路中发生短路故障时，故障点处会产生较大的故障电流，通过测量故障电流的大小和方向，可以较为准确地确定故障点的位置。
这种方法需要采用比较昂贵和复杂的设备，且只适用于短路故障的测距。
三、波形比对法波形比对法是一种利用故障点处故障波形特点与参考波形进行比对来计算故障距离的方法。
该方法适用于各种类型的故障，可以通过分析波形的特点来确定故障位置。
这种方法需要较高的专业知识和丰富的经验，且对设备的要求也比较高。
四、电磁波法以上介绍的几种高压架空输电线路的故障测距方法各有优劣，适用于不同类型的故障和工作环境。
在实际工程中，我们可以根据具体情况选择合适的方法来进行故障测距工作。
无论采用何种方法，高压架空输电线路的故障测距应该遵循准确、快速、安全的原则，以确保电力系统的正常运行。
随着科学技术的不断发展，相信在不久的将来，会有更多更先进的方法出现，为高压架空输电线路的故障测距工作提供更好的技术支持。
高压架空输电线路的故障测距方法
高压架空输电线路的故障测距方法
高压架空输电线路的故障测距方法是指通过一系列的测量和分析手段来确定故障发生的位置，以便及时采取修复措施，保证电网运行的安全和稳定。
下面介绍几种常用的高压架空输电线路故障测距方法。
1. 直接法：该方法适用于短路故障的测距。
首先断开故障点两边的开关，然后将一只电压表与故障线路的A相和故障点相连，再将另一只电压表与故障线路的B相和故障点相连，测量两只电压表的读数，根据电流方向和电压大小可以确定故障点的位置。
4. 超声波法：该方法适用于高压输电线路的测距。
通过超声波传感器对故障点附近的高压线路进行测量，根据超声波在空气中传播速度的特性，可以确定故障点的位置。
高压架空输电线路的故障测距方法主要包括直接法、电阻法、反向法、超声波法和红外测温法。
这些方法各有特点，可以根据故障类型和实际情况选择合适的方法进行测量。
但无论使用何种方法，都需要准确的测量数据和专业的分析技术支持，以保证故障测距的准确性和可靠性。
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线路保护常见的故障测距方法
摘要:输电线路发生故障时,通过故障测距装置的自动测量,可以为人工查找故障点提供有效参考,但需要注意测距设备的准确性、可靠性、实用性问题。
介绍了基于故障分析的单端测距、双端测距方法,并特别强调在实际中采用的方法,以及这些方法的特点和不足,并对这些方法给与了评价。
关键词:输电线路故障测距单端测距双端测距
高压输电线路是电网中传输电能的主要通道,其可靠运行直接关系到电能能否有效传输。
随着电网规模的不断扩大,电能的输送距离越来越远,输电线路的电压等级也越来越高。
远距离的输电以及大量输电线路的建设使用带来的问题之一就是输电线路发生故障的次数也越来越多。
由于输电线路的运行环境多种多样,越是复杂的地形和恶劣天气,发生故障的可能性越大,这就给发生故障时的故障定位带来了困难。
为了尽快的修复和恢复供电,又迫切要求迅速的查找到故障点,为了解决这一问题,除了需要相关人员,特别是巡线人员的辛勤工作外,更需要一种有效的进行故障定位的方法,这便是输电线路的故障测距技术,为此工程技术人员和研究人员进行了大量的研究和实践工作[1-2]。
1 输电线路的故障测距
本质上说,故障测距并不能准确获知故障点的实际位置,因为故障
测距得到的只能是电气距离,如故障点到测距设备安装点(一般是变电站内)的输电线路长度,但这已经可以大幅缩小人员现场查找故障点的范围。
故障测距设备又被称为故障定位装置,能够根据故障发生时的电气特征迅速测定安装处到故障点的距离,从而减轻人工巡线的劳动,还可以查找出人工难以发现的故障,因此给电网运行部门带来了很高的社会效益和经济效益。
为了达到预期的目标,需要故障测距装置在准确性、可靠性以及实用性方面达到一定的目标。
1.1 准确性
准确性是故障测距装置的最重要性能指标,失去准确性,就是去了故障测距的意义,反而会对人员的巡线带来误导,影响人员的正确判断,延长发现故障点的时间。
实际的故障测距必然存在误差,但误差只要在可以接受的范围内,就可以受到良好的效果。
规范要求测距的综合误差不超过1%,而实际情况中,较短线路很难达到这一要求,也并无必要,考虑到杆塔之间的实际距离,一般要求测距误差不超过1km,即在相邻几个杆塔之间是合理的,可以较好的满足现场要求。
1.2 可靠性
在以往的研究中,常常片面强调故障测距的可靠性,即不拒动,不误动。
这是由于故障测距的研究人员普遍为继电保护的研究人员,将对继电保护的要求加至故障测距技术中导致的。
实际上,对于故障测
距而言,不误动的要求并不那么重要,因为故障测距是与继电保护装置的动作相联系的,在继电保护装置未动作的条件下,现场运行一般对故障测距装置的报告很难予以重视。
而且当前的情况下,一般不配置专门的故障测距装置,故障测距功能是结合在继电保护装置内的,在继电保护不动作的情况下,故障测距功能是不可能启动的。
对于不拒动的要求是合理的,在发生故障时测距装置无法给出测距情况报告,实际上是功能失效。
应当说,准确性和可靠性是相结合的,当测距误差过大,即准确性无法保障的情况下,便可以说是测距不可靠。
1.3 实用性
实用性是指测距设备应结合实际情况进行研究和采用。
首先是性价比问题,如果单独的测距设备的价格过高,将难以推广采用,因此结合继电保护装置的研究,将测距功能与之相结合是一种有效的手段,另一方面可以考虑将多条线路用同一测距装置进行测距。
其次是方便性问题,以多条线路采用同一测距装置为例,这就需要将多条线路的信息(如交流量、开关量)引入装置,在安装接线上带来大量不便,不便于调试和使用。
2 故障测距的主要方法
当前故障测距的主要方法,可以分为单端测距与双端测距两类,又可根据采用信息的不同分为故障分析法和行波法两种。
两种分类是相互结合的,即可以分为四类,即基于故障分析的单端测距法、基于故障分析的双端测距法、基于行波的单端测距法、基于行波的双端测距法。
故障分析法,是在输电线路发生故障时,根据相关参数和电流、电压列出测距方程,通过方程求解得到故障点的位置。
从信息学的角度可知,在有效利用信息的前提下,双端测距方法采用双侧的电流电压信息,应当可以获得更为准确的测距结果,但需要较多的数据传输。
在与继电保护装置结合的情况下,特别是当前广泛采用的光纤保护前提下,数据传输并不存在问题,因为保护的正常运行也需要电流量的传送,通道宽度也足以保障所需信息的正常传送。
但对于无有效通道的前提下,则只能采用单端测距方法。
行波法是根据行波理论实现的测距方法。
其在500kV线路中有一定应用,但一般是独立于继电保护装置单独设立。
3 各类故障测距方法的分析
3.1 基于故障分析的单端测距法
这种方法仅依赖线路一侧的电压、电流和参数来实现故障测距,因此实现相对简单,也是最早实际应用、应用最为广泛的故障测距方法。
这种方法的不足就是应用的信息量较少,且受系统的运行方式、故障点的接地阻抗影响较大。
最典型的方法,便是利用故障分析所得
的系统序网图,根据故障的边界条件建立故障电流与故障电压的方程组,通过迭代求解得到故障距离。
这类方法包括故障电流相位修正法、故障电流修正法、故障电流分析修正法等。
迭代法的突出问题是算法本身的收敛性难以保障,特别是在系统运行方式发生较大变化,从而改变建立方程的基础时,将可能得到伪根或负距离。
为了解决这一问题,进一步的研究是利用参数识别,有效的分析当前系统的运行方式,对方程进行调整,从而消除运行方式变化带来的影响。
3.2 基于故障分析的双端测距方法
利用故障线路两端的信息,可以有效消除单端测距法中故障点过渡阻抗和对侧系统阻抗带来的影响,但也带来了相应的问题,便是必须借助通信手段来完成信息的传递,同时要保障信息的同步性。
考虑到信息的同步性问题较难解决,近年来提出了通过迭代求解的方法,在不要求信息同步的基础上分别建立方程,然后通过迭代的方法求解出最合理的结果的方法,提高了方法的可靠性和精度。
因此对于电压等级较低的线路,考虑到对于线路保护的要求和对故障测距的要求都较低,一般采用的保护为单端的距离保护、电流保护,对应的测距方法为单端测距;而对于电压等级较高(一般为220kV 以上),考虑到当前往往采用由光纤通道构成的差动保护,不存在信息传递问题,一般考虑采用双端测距,以提高测距的准确性。
4 结语
基于故障分析的方法,其精度与建立方程的模型有关。
对于单端测距方法,还受到过渡电阻、线路结构、运行方式、传变误差的影响。
双端测距可以降低和削弱这些影响,但需要通道进行数据传输,还需要考虑信号同步等问题。
参考文献
[1] 王耀亚.电力电缆故障测距方法研究[J].无线互联科技,2011(4):34-36.
[2] 王翔.行波测距技术在电力系统中的应用[J].上海电力,2011,24(2):121-125.。