输电线路行波测距
高压输电线路行波故障测距技术探析
高压输电线路行波故障测距技术探析摘要：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。
本文概述了故障测距算法的几种方法，详细分析对比了行波测距法。
关键词：高压线路；故障测距；行波0引言高压输电线路的准确故障测距是从技术上保证电网安全、稳定和经济运行的重要措施之一，具有巨大的社会经济效益。
输电线路故障测距按采用的线路模型、测距原理、被测量与测量设备等的不同有多种分类方法。
根据测距原理分为故障分析法和行波法；根据测距所需的信息来源分为单端法、双端法和多端法。
1输电线路故障测距的意义电力系统输电线路上经常发生各种短路故障,在故障点有些故障比较明显,容易辨别,有些故障则难以发觉,如在中性点不接地系统发生单相接地故障时,由于接地电流小,所以在故障点造成的损害小,当保护切除这一故障后,故障点有时很难查找,但这一故障点由于绝缘已经发生变化,对整个线路来讲比较薄弱,很可能就是下次故障的发生地,因此,仍然需要尽快找到其位置。
其次,输电线路穿越的地形复杂,气候恶劣,特别是远距离输电线路,难免要穿越山区,沙漠这些人迹罕至的偏僻地带,交通十分不便。
再者,多数故障往往发生在风雪,雷雨等较为恶劣的天气中发生。
另外,我国电力系统的巡线装备简陋,使得故障测距的准确度,对故障巡线工作起了关键性的作用。
2故障分析法故障分析法根据系统在运行方式确定和线路参数己知的条件下，输电线路故障时测量装置处的电压和电流是故障距离的函数，利用故障录波记录的故障数据建立电压、电流回路方程，通过分析计算得出故障距离。
2.1利用单端数据的故障分析法利用单端数据的故障分析法包括阻抗法、电压法和解方程法。
阻抗法瞄。
是利用故障时在线路一端测到的电压、电流计算出故障回路的阻抗，其与测量点到故障点的距离成正比从而求出故障距离。
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。
高压直流输电线路故障行波测距
高压直流输电线路故障行波测距发布时间：2022-09-27T00:52:30.771Z 来源：《中国电业与能源》2022年第10期作者：韩建波[导读] 当今，我国经济和电力工业正在高速发展，因此电力事业拥有着广阔的发展前景韩建波中国南方电网超高压输电公司天生桥局摘要：当今，我国经济和电力工业正在高速发展，因此电力事业拥有着广阔的发展前景，而高压直流输电线路因同交流输电相比其运行电能损耗小、线路造价低等优点被陆续建立起来，但远距离输电线路规模增加，发生故障后产生的危害越加严重。
针对及时准确排除输电线路故障以及各种隐患等问题，让生产和生活尽快恢复，减少损失，需要寻找一种快速、准确的线路故障测距方法，关键词：高压直流输电；故障测距；MATLAB/Simulink；行波前言在我国经济和电力工业高速发展的大背景下，电力事业前景一片光明。
应用越来越广泛的直流输电技术是目前世界上技术水平最先进、最成熟的输电技术，且是区域电力市场有形基础的重要组成部分，而被陆续建立起来[1]。
但随着直流输电系统电压等级和输送容量在不断提高，远距离输电线路规模增加，发生故障后产生的危害越加严重，可能会引起大面积停电，产生的影响不可估量[2]。
所以，为了能够及时准确定位故障点，准确排除HVDC输电线路故障，让生产和生活尽快恢复，减少损失，需要寻找一种快速、准确的线路故障位置定位方法，这对维护整个电力系统的安全、稳定和经济运行具有非常重要的意义。
行波测距法定位速度快、测距精度高，是基于暂态行波理论产生的，被广泛应用于HVDC输电线路中。
但暂态行波信号是一种非平稳信号，提取波头仍然是一个难点，行波测距的精确性会因处理信号不好而大大降低[3]。
1 故障测距的方法及原理1.1 常规故障测距方法故障录波分析方法是通过记录故障时获得的各种电气量，经过技术人员的综合分析，得到故障位置。
借助计算机技术和人工智能技术，故障录波分析方法可以实现自动化。
行波测距技术在超高压输电线路中的应用
行波测距技术在超高压输电线路中的应用现代电力电网的正常运行离不开可靠准确地得到输电线路的故障点的定位。
当超高压输送电线路出现故障时，故障点产生的行波将沿着输电线路向故障点两边进行传播。
行波动作快速，但可以根据行波的特点对其进行距离测量，从而找到故障所发生的位置。
本文将首先简析行波故障测距所使用的物理学机理，并结合具体案例来说明其在超高压输电线路中的应用。
标签：超高压输电；故障测距；行波。
我国经济的高速发展驱动着电力系统朝着更大、更稳定的方向发展。
超高电压输电技术是应时代发展要求应运而生，更高的电压意味着更低的线路损耗和更大的能量传输。
高压输电线路作为电力系统的大动脉，是最容易和最频繁发生故障的部位。
由于输电线路全部在户外，除了恶劣的自然环境，本身的老化等都会导致故障的发生，而由于超高电压输电在远距离输电才更有经济优势，以上原因导致当输电线路发生故障时，极难查找出故障点。
准确快速的故障测距可以有效帮助修复线路，保证线路可靠稳定供电，从而保证整个电网的安全稳定运行，最大限度降低线路故障对整个电力系统造成的威胁和对国民经济和人民生活带来的综合损失。
1、电力输电线路测距现状基于工频电气量的工频阻抗法是当前电力系统使用较多的定位故障点的方法，其主要是通过测量故障输电线的电压电流等量并计算出系统故障回路的阻抗值来估算故障点的距离。
但阻抗法极易受输电线路本身阻抗、负载电荷等的干扰，测距的精度没法得到保证。
高频数字量采集和电磁暂态理论的进步推动了基于行波的测距技术的发展，其测距精度相较传统工频阻抗法有了大大提高。
2、行波测距的物理学释义及实际应用方法根据叠加原理将发生故障的输电线分为正常状态和附加故障状态的叠加。
由工程经验知，一般故障点和地短接使得故障点的电压变为0V。
输电线正常工作时，定义该点电压为U。
由叠加原理易知，假定叠加的故障时，定义该点电压为-U，这样叠加之后故障点的电压为0V。
假定的叠加故障状态中-U电压将使得高压输电线产生由故障点向线路两端传播的前进波，即故障行波。
输电线路故障行波分析与测距探讨
输电线路故障行波分析与测距探讨摘要：基于输电线路故障时产生的暂态行波进行故障定位，既能满足超高压输电线路对保护装置迅速动作的速度要求，还能对故障进行精确定位，且基本不受故障类型的影响。
影响行波故障测距精度的主要因素有行波的速度和行波波头准确到达时刻的标定。
针对常用的行波波速确定方法——公式法和在线测量法，通过在不同线路长度、不同故障距离下的仿真分析得到相对应的行波波速，并将所得到的波速用于同一故障距离测量，通过对测距结果对比分析，找出在某种故障距离下的最优波速，从而达到提高测距精度的效果。
通过仿真分析发现，在线实时测量波速在合适范围内的测距精度比固定波速的测距精度高，满足规范标准对测距误差不超过1%的要求。
关键词：输电线路；故障测距；暂态行波；行波波速引言经过电网改造与升级，我国的输电线路传输功率、电压等级越来越高；但由于我国地理环境复杂，输电线路所经区域跨度大、环境变化与差异大、加上季节与气候、天气与温差等的影响，给电力系统带来了诸多故障。
另一方面，随着我国各地区经济提升、城市发展、生活水平改善，人们对于基础的电力供应需求也在不断上升，而有的地区却存在电力过剩，全国在总体上表现出一些剩余与紧缺现象交叉一起的现象，也就是说电力的量在地域分布极不均衡，给发电企业的发展带来了诸多负面压力，所以，需要以市场为导向积极推动电力输送与资源共享，当然由于调度范围广，所以途经各处环境复杂、故障多发，为了解决这些问题，目前已经出现了新技术，比如，行波分析与测距技术就是其中之一，可操作性强，适应范围较为普遍，值得进一步深入讨论。
1概述高压输电线路故障测距办法主要有两类：一是阻抗法，二是行波法。
阻抗法以工频电气量为根底，经过求解差分或微分方式表示的电压均衡方程式而完成故障测距，这种算法大局部是树立在一种或几种简化假定之上。
而经历标明，这些假定经常带来很大的误差，经过对这些误差进行补偿或者采用多端线路数据，能够在一定水平上进步算法精度，但关于某些系统构造或故障类型，阻抗算法存在明显缺乏，如高阻接地，多电源线路，断线故障，分支线路，线路构造不固定，有时同杆、有时分杆架设的双回线，直流输电线路等。
输电线路故障暂态信号分析和行波测距研究的开题报告
输电线路故障暂态信号分析和行波测距研究的开题报告一、选题背景输电线路作为能源传输的关键环节，一旦发生故障会给能源的安全性和稳定性带来极大威胁。
故障暂态信号是用来判断故障位置和类型的关键信息，因此对暂态信号的研究具有重要意义。
现有的输电线路故障检测技术主要依靠传统的测距法，但面对复杂的线路情况，该方法存在着许多局限性，如单一的故障判断方式、对信噪比要求高等。
为了解决这些问题，行波测距技术逐渐被引入到故障检测中。
行波测距技术可以克服传统测距法的不足，并能够更加精确地定位故障。
因此，针对输电线路故障暂态信号分析和行波测距研究进行深入探究，具有重要的理论和实践意义。
二、研究目的和意义1.探究输电线路故障暂态信号的特征和分析方法，为故障检测提供技术支持。
2.研究行波测距技术在输电线路故障检测中的应用，提高故障检测精度。
3.推广和应用研究成果，为国家能源安全和电力事业的发展做出贡献。
三、研究内容和方法1.研究输电线路故障暂态信号特征及其分析方法。
2.探究行波测距技术在输电线路故障检测中的应用，分析其优势和不足。
3.采用仿真和实验方法，对行波测距技术的精度和可靠性进行实验验证。
四、预期成果和进展1.对输电线路故障暂态信号的特征和分析方法进行了深入研究，提出了一种有效的故障检测方法。
2.研究了行波测距技术在输电线路故障检测中的应用，探究了其优势和不足。
3.基于仿真和实验的结果，验证了行波测距技术的精度和可靠性，具有一定的实际应用价值。
五、研究计划和分工1.前期调研和文献综述，在分析前沿研究成果的基础上，明确研究方向。
2.开展适当的数学建模和理论分析工作，为后期的实验和仿真提供基础。
3.在仿真平台上进行模拟实验，验证行波测距技术的效果和可靠性。
4.搭建实验平台和利用实验设备，开展数值和实验研究，对实验数据进行分析处理。
5.编写论文，撰写研究成果报告，并在相关学术期刊和国际学术会议上发表论文。
六、参考文献1. 黄毅, 骆建新. 基于行波测距技术的输电线路故障检测研究[J]. 华中科技大学学报, 2011, 39(5):1-5.2. 洪亚男, 周娜, 吴庆东. 输电线路故障暂态信号分析综述 [J]. 电力系统保护与控制, 2017, 45(21): 40-46.3. 姜卫文, 郑云川, 高飞. 基于行波测距的输电线路故障定位 [J]. 电力自动化设备, 2014, 34(4):105-108.4. 赵秉志, 李顺, 陈翔宇. 输电线路故障检测的实现方法研究 [J]. 电气自动化, 2019, 41(6):55-59.。
输电线路行波测距影响因素探究
输电线路行波测距影响因素探究输电线路行波测距从工程实践结果上看，主要存在以下几个问题：双端测距虽然准确度高且装置易于实现，但是由于全网未能全部配置行波测距装置，另外双端测距依赖通道、装置完好性，造成现实中双端测距完整率较低；单端测距只需要采用单侧的行波数据，特别是一台装置可以接入多条线路，装置利用率远高于双端测距，但是由于单端测距中依靠装置自动识别除首波头外的后续波头有一定难度，造成单端测距单纯依赖机器测距极为困难，往往需要人工干涉后才能得到有用的测距结果；对于厂站输电线路，一般只有一条出线，母线上有变压器，除故障线路外，没有其他出线，当出线发生接地故障时由变压器引起的波过程是相当复杂的，如果仅靠安装在线路上的互感器获取行波暂态量是很困难的；对于配置率较低的220kV网络，如何尽可能利用起来有限的装置、尽力提高测距成功率，是亟待解决的问题。
2 行波测距影响因素探究2.1母线接线形式对行波测距的影响目前，利用交流输电线路故障行波进行测距的主流技术，仍然是利用故障产生的电流行波，且以双端法为主，即利用行波测距装置记录下的故障行波在故障点与母线之间的传播时间来实现故障测距的，其要求为故障行波在母线处有足够的反射。
枢纽变电站位于电力系统的枢纽点，变电容量大，联系着多个电源，母线上有多条出线。
对于这种具有多回出线的所谓第I 类母线，故障电流行波在该处的反射系数较大，电流行波幅值和陡度较大，此有利于电流行波标定，此I类母线利用电流行波进行故障测距具有优势。
终端变位于输电线路的终端，接近负荷点，终端变属于所谓的第III类母线接线形式，从行波传播过程和折、反射理论来理解，其电流行波的反射波和入射波叠加近似为零，或将线路终端变原绕组对普通短路故障行波（而非指雷电入侵波）而言，可视为集中参数电感元件，从集中参数电路角度理解之，在终端变线路量测端的电流行波是其电压行波的负积分，这样，量测端就很难检测到电流行波，有利于电压行波标定，此Ⅲ类母线可利用电压行波进行故障测距。
基于时空全数据的输电线路单端行波测距故障定位
基于时空全数据的输电线路单端行波测距故障定位摘要：输电线路故障测距对于快速定位故障、恢复网络供电具有重要意义，能够保证电网安全稳定运行、减少经济损失。
目前针对输电线路故障距离测定的方法主要包括行波法和故障分析法，而行波测距不受过渡电阻和故障类型的影响应用最广。
影响行波故障测距的两个主要方面：一个是故障行波的传播波速，另一个是故障行波的到达时间。
单端测距是通过采集线路某一侧入射和反射波的时间差值进行故障定位；双端测距是采集某线路两侧接收到初始行波的时间差值进行定位。
基于此，对基于时空全数据的输电线路单端行波测距故障定位进行研究，以供参考。
关键词：时空数据；输电线路；单端测距；故障分析引言输电线路由于高电压和长距离两大特点,主要负责电力传输、接入电网和电气设备,它不仅是电网的主网,而且保证了供电系统的平稳运行。
同时,最容易发生故障的线路也是输电线路,主要通过恶劣的自然环境,延伸到远距离,在这种情况下,风、冰、雷击、短路连接等。
这可能是传输线路短路的原因。
1时空全维度数据概述输电线路发生故障后，形成故障时间以及故障类型等数据。
通过继电保护原件对故障录波形成记录文件，数据中的时间数据以及位置数据、故障，类型数据可形成相应的多维度数据进行识别分析。
结合地理信息系统，将网络拓扑结构、设备分布以及台帐等信息与空间地理位置信息进行关联，可实现基于地理信息系统对电网资源的调用和查询。
在该过程中，多源异构数据平台通过对采集数据的分析和整理实现故障定位的分析。
另一方面，从电网体系中保护信息系统、通信网管系统、行波测距储存系统、地理信息系统等多数据元构成的数据集合可以提供时间和空间等双重维度数据的信息，通过多种数据处理算法实现故障流程判断和故障定位分析，将各类数据用于线路故障定位的辅助分析。
2输电线路故障分析法故障定位故障分析的原理是根据故障回路的电流和电压列举方程,然后根据方程求出故障距离。
电阻法在实际应用中更为常见,其原理是:在一定条件下(不考虑导电和分配电容),所选测量点与实际发生故障点之间的距离与电阻成正比,根据所得电压和电流的数学关系可以计算出电阻的具体值,从而达到故障定位。
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行波信号的测量
• 保护与测距利用信号的带宽
– 常规电流、阻抗等保护： 0-1KHz （50Hz） – 阻抗测距装置：0-1KHz（50Hz） – 行波保护： 0-2KHz – 行波测距：0-300KHz，距离分辨率500m
• 电容式电压互感器（CVT）不能传变电压行波，早期行波测 距使用电容分压（耦合器）测量电压行波，安装复杂，需 要额外投资。 • 光PT、CT离商业化应用有距离。
• A型测距装置
–高速拍照，记录故障产生的电压行波，识别电 压脉冲故障点及母线间往返一次的时间计算故障 距离。 –装置复杂，可靠性差。 –50年代试制，没有推广应用。
• B型测距装置
–线路对端的装置在接收到故障电压脉冲后向本 端发送信号，比较本端接收到故障脉冲及对侧信 号的时间差，计算故障距离。 –可靠性较好，但需要常备通信通道，构成复杂。 –在美国、日本等个别国家安装使用，没有大量 地推广应用。
同母线上其他线路反射波的影响
• 故障行波穿过母线透射到其他健全线路上，行波在 健康线路对端被反射回来，影响故障点反射脉冲的 识别。 • 当母线上运行的线路较多时（如4条线路时），母 线行波阻抗接近零，故障行波在其他健全线路上的 透射很小，可以认为母线呈短路状态，可以不考虑 其他线路的影响。
健康线路Ⅰ 健康线路Ⅱ 健康线路Ⅰ 健康线路Ⅱ
中 心 处 理 单 元
DI/DO
人机界面 RS-232
后台工业 PC机
在XC-11行波测距装置得基础上研制成功
主要技术指标与特点
• • • • 测距精度小于1公里 最多监视8条线路 装置本身存储96次故障记录 采用图形式液晶显示器(LCD)，显示装置定值输入 菜单与键入值、装置运行状态信息等。 • 使用一台工业PC机作为后台分析机，读取、分析、 长期保存故障记录 • 与有关变电站的装置通信，交换故障行波到达时间， 计算故障距离。
XC-21与国内外同类装置的比较
• 阻抗测量原理的故障测距装置 , 难以达到 1Km 的测距精度， 且不适用于有分支线路、串补电容以及有一部分同杆并架 双回路区段线路的缺点。 • 美国BPA电力公司研制了利用电压行波的双端行波测距装置， 需要安装专门电压行波测量变换装置，没有波形采集记录 功能并且也不具备单端行波故障测距功能。 • 美国 HATHAWAY 公司与科汇合作研制成功适应国外市场的同 类测距装置在美国、英国、加拿大、巴西、香港等国家与 地区安装数百套，运行效果良好。 • 国内一些科研部门、高等院校也在开展行波测距技术及装 置的研究。
电流输入
超高速 数据采 集电路
CPU
GPS时间同步技术
• 线路两端装置装置要有1us的时间同步精度，以保证装置测 距的精度。 • 使用GPS同步时钟可以实现装置的1us时间同步，使装置记 录电流行波到达时间的精度在1us以内。 • 通过对记录波形的分析可以精确地找出行波信号到达的时 间，避免因信号上升慢，电路触发延时造成的测距误差。
MODEM
PC主站
使用PC机分析主站
PC主站
Modem
电话网
M
M
M
M
后台机
后台机
后台机
后台机
测距装置
测距装置
测距装置
测距装置
XC-21利用电话网装置构成行波测距系统
装置安装位置的选择
S
M
R
XC-21
XC-21
检测线路SM、MR上的故障
装置Байду номын сангаас装位置的选择
S XC-21 XC-21
R
T
XC-21
装设三端装置，检测T接线路上故障。
R
合闸脉冲
故障点反射脉冲
适用于测量永久短路及 断线故障
t
t
目录
• • • • • • • • 概述 阻抗测距方法存在的问题 早期行波测距装置 现代行波测距原理 关键技术问题的解决 XC系列行波测距装置 行波测距装置应用中的若干问题 实际故障测距结果
早期行波测距装置不成功的原因
• 当时对线路行波现象的研究认识还不充分 • 受技术条件地限制，行波的记录、分析及处 理手段有限。 • 早期行波测距装置均利用电压行波信号，需 安装专用电压行波耦合装置，投资大，安装 复杂，不容易为现场所接受，影响装置推广 使用。
阻抗测距原理
根据在母线处测量到的阻 抗（电抗） 值计算故障距离 Zm = Vm/Im = Rm + jLm = x.R0 + x.L0 x----故障距离 R0,L0----单位长度电阻、电抗值
Vm
Zm
测距误差大
• 测距误差大，受多种因素影响，包括：
– – – – – – 故障点弧光电阻 电源阻抗 电压、电流互感器变换误差 线路不对称（换位）影响 长线分布电容 线路走廊地形变化，引起零序参数变化。
适用性差
• 不宜用于以下线路：
– – – – 直流输电线路 带串补电容线路 分支线 部分同杆架设双回线
目录
• • • • • • • • 概述 阻抗测距方法存在的问题 早期行波测距装置 现代行波测距原理 关键技术问题的解决 XC系列行波测距装置 行波测距装置应用中的若干问题 实际故障测距结果
基本原理：通过测量电压、电流行波在故障 点及母线（电站）之间的传播时间测距。 优点：行波在线路上传播速度接近光速，且 不受故障电阻、线路结构及电压、电流互感 器误差影响，因而测量精度高，适应性好。
故障线路
故障线路
比较故障线路及健全线路脉冲极性可以区分 来自故障线路及健全线路的行波。
行波测距方法的配合
• 双端测距：简单、可靠。需装设两端装置 • 单端测距：投资小，波形复杂，不易识别。 • 利用重合闸产生的行波测距：测量永久短路、断线 故障 • 实际使用中，三种方法应配合使用，互相校对。
小波分析技术的应用
利用故障初始行波到达线 路两端的时间计算故障距离 ： XL =[（TS-TR）v + L]/2
优点：可靠性高，测距准确 。 缺点：需要在线路两端安装 装置及通信配合。
S F R
t Ts Tr
t
单端（E）型测距原理
通过测量重合闸脉冲在 故障点的反射到达时间 测距：
1 X L v t 2
S
F
• C型测距装置
–在线路故障时，向故障点注入电压行波脉冲， 测量故障点反射脉冲到来时间测距。 –装置构成复杂，可靠性较差。 –国外日本等国安装使用，国内开展过研究，没 有大量地推广应用。
目录
• • • • • • • • 概述 阻抗测距方法存在的问题 早期行波测距装置 现代行波测距原理 关键技术问题的解决 XC系列行波测距装置 行波测距装置应用中的若干问题 实际故障测距结果
输电线路故障行波测距技术
目录
• • • • • • • • 概述 阻抗测距方法存在的问题 早期行波测距装置 现代行波测距原理 关键技术问题的解决 XC系列行波测距装置及系统 行波测距装置应用中的若干问题 实际故障测距结果
故障测距的作用
• 缩短故障修复时间，提高供电可靠性，减少 停电损失。 • 发现造成线路瞬时故障的绝缘薄弱点、线路 走廊下的树支等事故隐患，及时处理，防止 故障的再一次发生。 • 减轻人工巡线工作量。
S
F
R XC-21 PC XC-21 PC
使用后台分析机分析、保存故障数据。使用 电话人工交换数据，实现双端测距。
S
F
R XC-21 PC
MODEM 电话网
XC-21 PC
MODEM
线路两端装置使用公共电话网交 换数据，实现双端测距。
S
F
R XC-21 PC
MODEM 电话网 MODEM
XC-21 PC
单端A型测距（新）原理
根据到达母线的故障初始行 波脉冲S1与由故障点反射回来 的行波脉冲S2 之间的时间差 测距 XL = v t/2 = v（TS1-TS2）/2 优点：只需要在线路一端安 装装置 缺点：波形分析困难，可靠 性差
S
初始行波
F
故障点反射波
R
t
TS1
t
TS2
TS3
双端（D型）测距原理
目录
• • • • • • • • 概述 阻抗测距方法存在的问题 早期行波测距装置 现代行波测距原理 关键技术问题的解决 XC系列行波测距装置 行波测距装置应用中的若干问题 实际故障测距结果
行波测距系统
• 一个电网内安装在不同变电站的行波测距装置构成 行波测距系统 • 装置记录的故障数据通过SCADA、故障信息采集系 统或专用通信通道上传至主站。 • 使用一台PC机作为系统主站。主站设置在调度中 心或一个中心变电站内。 • 应用XCF-2000分析软件可以自动或由操作人员在计 算机辅助下分析故障电流行波数据，计算故障距离。
利用普通的电流互感器测量电流行波
• 科汇在世界上首次提出利用普通的电流互感器测 量电流行波，并通过数字仿真分析及对实际CT的 测试证明之。 • 利用CT测量电流行波优点
–象常规的保护录波装置一样接入，具有简单、易于实现 的优点。 –不需要额外投资 –由于母线有较大的分布电容，母线处感受到电压行波波 头幅值较小且上升速度慢，而电流行波波头却有较大的 幅值且上升速度很快，利用故障电流行波检测灵敏度高。
单端行波波形分析
• 通过识别故障点反射波到达时刻计算故障距离。 • 需要考虑故障点透射及其他健康线路对端反射的影 响
F
i(t)
故障初始行波
故障点反射波
t TS1 TS2 TS3
故障点在线路中点以内，第二个行波 脉冲是故障点反射波。
S 故障初始行波
F 对端反射 波 TS1 TS2 TS3
R 故障点反射波
t
故障点在线路中点以外且存在透射时，第二个行波脉冲是 对端反射波在故障点的透射。故障点反射波与一般对端母 线反射波极性相反。