直供线路故障测距修正方法
基于行波原理的直供方式牵引网故障测距技术
摘要牵引供电系统是电力系统的一个独立的、特殊的分支，电力机车通过受电弓和牵引供电系统的接触网滑动取流。
由于牵引网沿线环境恶劣、牵引负荷特殊，且一直采用的阻抗法故障测距技术难以克服过渡电阻的影响，因此牵引网一旦发生故障，很难有效及时地查找出故障位置。
现场迫切需要有效、实用的故障定位或测距技术。
鉴于行波测距技术已成功运用于输电线路上，本文研究的目的是将行波故障测距技术应用到普遍使用的直供方式牵引供电系统中，解决应用中面临的关键技术问题，使其满足实用化要求。
文章中首先从行波测距技术的需求分析了牵引网的线路结构，包括锚段、分支线、车站分段线等特殊线路，在此基础上建立了牵引供电线路适用于行波法故障测距的典型模型；分析了带回流线的直供方式下接触网发生接地故障、接触网对回流线故障以及断线故障时产生的初始电压和电流行波特征；给出了单线以及复线牵引网（末端并联和末端解裂）下电压和电流行波在母线处和线路末端的传播特征；分析了电压和电流行波在特殊线路结构的传播特点以及对行波测距的影响；结合行波信号的利用方式，给出了适用于直供方式牵引网线路的实用化行波故障测距模式；提出了电压和电流行波信号的获取方法；分析了机车扰动、故障初相角、故障点过渡电阻等因素对行波测距可靠性影响；利用ATP对故障行波的产生及传播特性进行仿真验证；介绍了试验装置、现场试验系统、试运行过程和试运行结果。
理论分析可以得出：利用故障产生的暂态行波，可以有效、准确地测量接触网分别对地、对回流线短路以及断线等各种类型故障距离；测距模式应采用双端测距原理；单出线的母线、开路状态的线路末端须采用电压行波信号，两出线母线、并联状态的线路末端采用电压或电流行波信号均可；利用变电所、分区亭标准配置的电压互感器（TV）和电流互感器（TA）可获取所需的电压和电流行波信号；在线路没有互感器的情况下，也可利用所内自用变压器来获取线路电压行波；地线带回流线、锚段、车站分段线以及不等长回流线等特殊线路结构不对行波测距技术产生本质影响。
电缆故障定位测量中的误差及改进
电缆故障定位测量中的误差及改进摘要：对几种电缆故障定位技术进行分析，结合部分实际案例，阐述了测量误差的产生原因及防范措施，以求尽量在故障预定位阶段取得较高的精度，缩短故障定位的时间。
关键词：电缆抢修；故障；定位；误差前言:日常电缆故障定位过程为：判断故障类型、故障预定位、测寻路由、精确定点。
但某些极端情况不具备再次精确定位的条件，如水下电缆；或由于事故抢修的时间紧迫，要求在粗测阶段就要有很高的精度。
这就需要电缆测试人员对各种方法的测量结果的精确程度有所把握，将测量数据的误差减小到最小程度。
下面就目前使用的几种测试方法的可能误差进行分析，使得人们能够了解到误差可能产生的原因、大小及相应改进办法。
一、不同定位方法误差的原因目前常用的电缆故障定位方法有电桥法、低压脉冲法、脉冲电流法、二次（多次）脉冲法；1、电桥法中的误差（原理、误差的几种情况，短接线、电缆规格）图1—电桥法的原理接线图电桥法测量原理R1R4=R2R3，=；设=K，R3=KR4；对应的，L+L0=KLX，L+L0+LX=2L，LX=2L/K+1；在实际测量中存在回路串联的接触电阻r3和测量引线电阻r1、r2的存在，回路电阻对应的电缆长度将大于2L，测量结果LX出现正误差。
误差的大小取决于接触电阻r3和测量引线电阻r1、r2的大小。
引线电阻r1、r2影响消除方法：图2—三点电桥法的原理接线图改进的接线方式如图2，A—滑线电阻（1000Ω）；R1—故障点接地电阻；r1、r2—连接线电阻；如电桥在a1、a2、a3处分别平衡，A1、A2、A3为相应的滑线电阻数值，可得：a1位置：或；（2.1）a2位置：；（2.2）a3位置：；（2.3）联立求解得：x=；（2.4）如测试设备的限制不能采用上述方法。
实际工作中尽可能采用大截面过渡引线，或将末端电缆端子直接连接并紧固，将误差减到最小；二、低压脉冲反射法中的注意事项（原理、误差的几种情况，读数）低压脉冲反射法测量原理公式：l=1/2vt；v为电波在电缆中的传播速度，往往固定；t（us）为测量脉冲与反射脉冲间的时间差；(1、测量盲区：假定脉冲的时间宽度为τ，则在τ时刻以内到来的反射脉冲与发射脉冲重叠，无法区分出来，出线所谓的盲区。
线路保护常见的故障测距方法
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。
输电线路故障距离测试仪误差的修正及注意事项
输电线路故障距离测试仪误差的修正及注意事项
输电线路故障距离测试仪用于架空输电线路发生接地(短路)或断路(开路)时，测量故障点到测量点(变压器)的距离。
线路故障距离测试仪适用于35kV及以上各电压等级的架空输电线，当发生单相接地或断线故障时，只要在变电站内对故障线路进行测试，就可准确地测出故障距离，确定故障杆塔，便于抢修人员快速查找故障，缩短抢修时间。
一、输电线路故障距离测试仪误差的修正
输电线路故障距离测试仪程序中的架空线路波速是固定的，对于不同参数的架空线路，其波数与给定波速会有一定偏差。
因此，对于不同参数的架空线路，测出的距离也有一定偏差;但这一偏差可通过下列两种办法进行修正。
1、根据对具体线段参数测试，修改程序中架空线路的波速参数，以保证测量精度。
本方法适用于同一电压等级线路参数基本一致的用户。
此项工作由架空线厂家与用户配合进行。
2、用户用仪器对已知长度L0的线路测量时，分别测量非故障相长度L1和故障相长度L2，可通过下列公式得到故障距离。
Lx=L0×L2/L1
二、输电线路故障距离测试仪使用注意事项
1、输电线路故障距离测试仪中的蓄电池为全密封型，可以任意放置。
2、关上电源开关，将220V市电由所配充电线引入充电插口就可
进行充电，充电时间为12小时。
3、为了延长电池寿命使电池达到Z佳使用效果，应每月进行充放电一次。
电力行业中的电力故障距离定位技术使用教程
电力行业中的电力故障距离定位技术使用教程1. 引言电力故障距离定位技术是电力行业中一项重要的技术，可以帮助快速、准确地定位电力系统中的故障点。
本文将介绍电力故障距离定位技术的原理、使用方法以及注意事项，帮助读者更好地理解和应用这一技术。
2. 技术原理故障距离定位技术是基于故障发生时的相量测量数据进行分析和计算的。
通过测量故障发生点的电压和电流，并与故障发生前的基准数据进行比较，可以计算出故障发生点与测量点之间的距离。
基于此原理，电力系统中的故障点可以准确地定位。
3. 使用方法3.1 设备准备要使用故障距离定位技术，首先需要准备相应的设备。
常用的设备包括数字式继电保护装置、故障录波器、电力分析仪等。
这些设备可以帮助收集故障发生时的相量测量数据，并进行后续的分析和计算。
3.2 数据采集在故障发生时，需要及时采集故障点的电压和电流数据。
这可以通过继电保护装置、故障录波器等设备实现。
确保采集到的数据准确、完整，并存储在相应的数据分析系统中。
3.3 数据分析采集到故障数据后，需要对其进行分析以计算故障发生点的距离。
这需要借助电力分析仪等工具进行计算。
根据故障发生前的基准数据以及采集到的故障数据，可以确认故障发生点距离测量点的位置。
3.4 结果判断根据计算得到的距离结果，可以判断故障点的位置。
通常，距离较近的故障点可能是更有可能的故障位置。
根据实际情况，结合其他信息，可以进一步确认故障点的位置。
4. 注意事项4.1 数据采集的准确性要保证故障距离定位技术的准确性，首先需要确保采集到的数据准确性。
在采集过程中，需要注意设备的选用和校准，以及数据的实时性和完整性。
4.2 数据分析的准确性在数据分析过程中，需要注意选择合适的工具和算法，以确保计算结果的准确性。
同时，要避免人为因素对数据分析的影响，例如误操作和数据处理错误等。
4.3 结果判断的综合考虑在判断故障点位置时，除了距离计算结果外，还需要结合其他信息进行综合考虑。
实用高压直流输电线路故障测距方法
( 7)
对于 F 点有 ( 8) U R F (x ) = U I F (x ) 式 ( 7) 中 Z C 为波阻抗, 式 ( 8) 中 U R F 为从 R 侧 折算出的 F 点的电压, U I F 为从 I 侧折算出的 F 点 的电压。 实际计算中对 ( 8) 式将以某一初值和步长 进 行迭代求解, 直到 ‖U R F - U I F ‖ < Ε( Ε为任 意小数) , 此时 x 即为故障距离。 常规量测距根据由直流线路保护启动的故障 录波中数据进行计算, 在金属回线和大地回线的运 行方式下, 直流线路保护的启动方式不同, 正常情 况下常规量测距还可以作为行波测距的后备, 验证 测距结果并防止行波测距装置误启动。 这种方法不 受故障类型、 过渡电阻等影响, 具有较好实用性。
x = v
式中 Z l 为单位长度线路阻抗。 由式 ( 5) 可解得故障距离
x = U R - U I + I IZ l
( IR + I I ) Z l
( 6)
( 2)
式 ( 6) 是 M 、 N 两端电气量同步时的计算公 式。 实际线路两端的保护装置或录波器采样数据往 往不同步。 为消去不同步采样的影响, 引入不同步 角, 同时考虑到电压和电流互感器的误差, 事先通 过计算确定两端不同步的时间差, 在计算中以其中 一侧 ( 如整流侧) 为基准将另一侧的测量值进行修 正后再代入式 ( 6) 计算。
第 20 卷 第 5 期 电力系统及其自动化学报 Vol . 20 N o. 5 2008 年 10 月 P roceedings of the CSU 2EPSA O ct. 2008
实用高压直流输电线路故障测距方法
翟永昌
( 中国南方电网超高压输电公司广州局, 广州 510405)
输电线路故障测距误差控制措施探讨
输电线路故障测距误差控制措施探讨摘要：目前220kV输电线路行波测距装置仍未普及，为了提高输电线路故障测距准确率，为巡线人员提供尽可能准确的指导，本文对比分析了几种常用测距算法的优缺点及误差来源，最后得出结论：可根据不同的故障类型和运行方式选择相应的最优算法、加强线路参数管理等措施提高测距精度。
关键词：输电线路；故障测距；算法0 引言故障测距是电网运行和管理中一项重要的工作，在实际工程中应用最广泛的是基于故障录波数据的工频量单端、双端测距算法。
从原理上，单端测距因无法克服对侧系统阻抗、过渡电阻对测量结果精度的影响，只能提供较为粗糙的测量结果；而双端测距因所掌握的故障信息量为单端测距的一倍，理论上可以提供高度精确的测量结果，但实际应用中也受到多种因素的影响，在某些情况下仍将产生较大误差，误导线路查线工作。
因此，有必要进一步分析线路故障测距误差因子，从优化算法、加强运行管理等方面入手寻找提高测距精度的有效措施。
1 几种常用测距算法分析1.1 单端测距算法假定输电线为均匀线，线路参数是恒定的，双电源单回线单相接地故障可用下图模型表示。
2 测距误差因子分析2.1单端测距误差因子分析单端测距由于掌握的故障信息不足，因此增加了“线路中故障电流与故障点的短路电流同相位”这个假设条件，测距精度在很大程度上取决于该假设条件是否满足，而影响故障点短路电流与线路故障电流的主要因素是是两端系统阻抗角和线路阻抗角。
实际运行经验证明，在线路两端均为强电源，且线路参数分布均匀（故障点两侧的线路阻抗角不一致）的情况下，单端测距的误差较大；反之在某种特定运行方式下，单端测距精度可大大提高：（1）单端电源供电线路（2）对端系统阻抗远大于本端系统阻抗的双电源供电线路在以上两种情况下，对端系统阻抗对线路故障测距结果的影响可忽略不计，流经故障点的短路电流主要取决于大系统侧，因此，对于大系统侧来说，流经线路的故障电流与故障点的短路电流相位非常接近，即单端测距的假设条件成立，因此测距结果仍具有较高精度。
电力电缆故障探测测距与定点方法
电力电缆故障探测测距与定点方法摘要：电力电缆作为整个电力系统的重要组成部分，一旦发生故障将直接影响着整个电力系统的安全运行。
因此，如何快速、准确地查找电缆故障，减少故障修复费用及停电损失，成为电力工程领域与研究界日益关注的问题。
文章分析了电力电缆故障的原因及分类，探讨了电力电缆的故障测距与定点方法。
关键词：电力电缆；故障测距；故障定点；引言随着我国经济建设的高速发展，我国的城市电网改造工作大力地开展。
由于电力电缆应用成本的下降，以及电力电缆自身所具有的供电可靠性高、不受地面、空间建筑物的影响、不受恶劣气候侵害、安全隐蔽耐用等特点，因而获得了越来越广泛的应用。
然而，与架空输电线路相比，虽然电力电缆的上述优点却为后期电缆的维护工作特别是故障测距与定位带来了较大的难度，尤其电缆长度相对较短、线路故障不可观测性等特点都决定了电缆线路要求有更精确的故障测距方法。
另一方面，电力电缆作为整个电力系统的重要组成部分，一旦发生故障将直接影响着整个电力系统的安全运行，并且如故障发现不及时，则可能导致火灾、大规模停电等较大的事故后果。
因此，如何快速、准确地查找电缆故障，减少故障修复费用及停电损失，成为电力工程领域与研究界日益关注的问题。
1电力电缆故障原因及类型1.1电力电缆故障原因随着电缆数量的增多及运行时间的延长，由于电缆绝缘老化特性等因素，故障发生概率大大增加。
电缆故障点的查找与测量是通讯和电力供应畅通的有力保障，但是因为电缆线路的隐蔽性、个别运行单位的运行资料不完善以及测试设备的局限性，使电缆故障的查找非常困难。
尤其是在狂风、暴雨等恶劣天气中，给故障的查找、维修带来了很大不便。
了解电缆故障的原因，对于减少电缆的损坏，快速地判定出故障点是十分重要的。
电缆发生故障的原因是多方面的，常见的几种主要原因包括：1.1.1机械损伤。
主要由于电缆安装敷设时不小心造成的机械损伤或安装后靠近电缆路径作业造成的机械损伤而直接引起的。
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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.。