国家电网行波测距装置运行规程(试行)解读
接触网行波故障测距问题研究及对策分析
接触网行波故障测距问题研究及对策分析王 胜（中铁建电气化局集团南方工程有限公司）摘 要：随着“十三五”规划逐步落地，电气化铁路正逐步完成规划内指标，高速扩张的同时电气化铁路的结构形式正逐步发生变化，传统的站内故障测距形式越来越无法保证接触网线路的供电稳定性。
本文从行波法接触网故障测距角度着手，分析了现阶段接触网行波法故障测距存在的取能问题、安装局限性问题以及行波在接触网线路中折反射的问题，并且对相关问题给出一定的见解与对策，从而完善行波法接触网故障测距在复杂结构接触网线路中的应用，实现接触网线路运维管理的智慧化、自动化，同时对未来接触网线路运行维护做出了展望。
关键词：电气化铁路；复杂接触网结构；行波故障测距；问题与对策０ 引言近年来，依据国家“十三五”规划，大力发展轨道交通运输事业，“八纵八横”正逐步落地，在轨道交通高速增长的同时，接触网线路也逐步发生变化，由传统的蒸汽以及柴油供能方式演变为电气化铁道。
我国人口基数大，分布较为密集，同时人员区域性流动较大，这就导致了传统采用直接供电形式的接触网无法满足人们出行要求，因此，采用全并联ＡＴ供电方式的电气化铁路得以大规模发展。
不同于直接供电接触网线路，其具备更强的运输动力以及承载量，同时，为满足现阶段人们生活出行的便利性要求，全并联ＡＴ供电方式的接触网线路也展现出复杂属性。
线路中存在大量的Ｔ接线路，基于电抗法的接触网故障测距方式无法满足接触网线路的需求，这就导致了接触网线路故障处理时效长，严重时会造成恶劣的社会影响［１ ３］。
《电气化铁路接触网运行安全管理》及《铁路电力调度管理办法》中对接触网线路安全运行以及电力故障调度做出了相关规定，这无疑显示了铁路部门对铁路接触网线路安全稳定运行的重视。
本文基于电抗法对接触网线路故障测距精度的不足，从成熟应用于输电线路的行波法故障测距着手，进行接触网线路故障应用的分析，从而完善行波法故障测距在复杂线路结构的接触网中的应用［４］。
解读《国家电网公司电力安全工作规程电力线路部分(试行)》
２２ 新 增 叫 路 投 运 ， 行 【 路 不 投 运 的 情 ． 原 旦 Ｊ
根 据 相 量 『Ｉ ２可 知 ： 皋图
＝￡１ ｌ ｃ ｓ＃（ ０。 Ｐ ＋ １ ｃ ｓ １ ０。 Ｐ） ，１２ ｏｔ １ Ｉ ２ ＋‘） ｌ １ ｏ （ ２ 一‘ ＋ （ ３ ｅ ｓ ， ｏ ￣＝Ｕ／ ｃ ｓ ０。 ｏ ｑ－ ｉ ２ ｓｎｑ＋ （ｏ ｌ ２ ｃ ｓ ￣ ｓｎ１ ０。 ｉ ￣ Ｃ Ｓ ０ ｃ ｓ ￣ ｓ ｎｌ ０。 ｉ Ｐ ０ ‘） Ｏ ２ 。 ｏ ｑ＋ ｉ ２ ｓｎ‘＋ｃ ｓｐ ＝ １ ￡ ２ ｏ ２ ｃ ｓＰ ｃ ｓｐ） ０ （ ｃ ｓ ０。 ｏ ‘＋ ｏ ‘ ： ｌ
３ 结 论 上述计 算 分 析 的 结 果 与 实 际情 况 比较 有 些 误 差 ，
但 也 足 以 说 明 此 种 误 接 线 对 计 量 的 影 响 很 大 ， 具 体 的 更 正 系 数 与 两 个 问 路 投 运 的 时 间 有 关 系 ， 在 客 户 的 两
个 旧 路 投 运 的 具 体 时 问 尢 法 查 实 时 ， 只 能 根 据 具 体 情
况 来 定 。 文 中 的 采 石 厂 经 凋 查 核 实 ， 个 回 路 基 本 处 本 两 于 Ｍ Ｈ 运 行 的 状 态 ， 据 Ｉ述 分 析 的 第 三 种 情 况 ， 以 － ， ｔ 根 二 町 取 得 更 正 系 数 Ｐ ２， 于 该 户 从 接 线 出 现 错 误 到 错 误 ＝ 由 ＝ 接 线 被 更 时 止 ， 发 生 电 能 量 ｌ 共 ｌ万 ｋ ・ 因 此 我 Ｗ ｈ， 局 给 该户追 补 电能墩 ｌ ｌ万 ｋ ・ 。 Ｗ ｈ 该 采 石 厂 出 现 错 误 接 线 ， 主 要 是 由 于 新 增 回路 接
Ｉ 。
Ｕｌ ｏｓ ３ ￣＝Ｕｌ ｃ ｓ ０。 ｏ ￣－ｓｎ ０。 ｉ ｑ＋ ｃ （ ｏ ６ ｃ ｓｏ ｉ ６ ｓｎ ￣
山东科汇电力行波测距技术讲座.pdfx
等效线路全长是115.32km 实际故障距离是60km 等效故障距离是68.39km
41
41
行波信号的测量
42
行波测量要求
500m 测距精度要求行波检测延迟不大于3μs 行波信号3μs上升速度对应大致100kHz带宽 行波信号传感器带宽不小于100kHz
行波信号检测门槛值
43
传统行波测量方法
长期以来人们认为PT、CT不能传变行波信号。 早期行波装置采用电容分压器测量电压行波
9
行波测距技术的发展
行波测距原理：利用故障行 波在线路上的传播时间测距 早期行波装置：
上世纪50年代，美国、日本等 开展过行波测距的研究。 有A、B、C三种型式的方法 早期行波测距装置利用电压行 波测距法，原理有缺陷，技术 不成熟，成本高，可靠性达不 到实用化要求，60年代被逐步 放弃。
变电所
行波测距技术的发展（续）
21
反射和透射
行波在阻抗不连续点产生反射和透射
22
反射系数
u
Z 2 Z1 Z 2 Z1
电压、电流的反射系数相反
u i
23
开路与短路的反射系数
u 1
i 1
开路电压反射系数为1，电流反射系数为-1。 端点电压加倍，电流为零。
i 1
u 1
端点电压加零，电流加倍。
碧口电厂送出线曾连续发生四次树枝碰线故障 绝缘子滑闪 曾在湖北发现线路对地放电点
运行规程要求，线路出线跳闸必须找出故障原因 及故障点，误差在3%以内。
故障测距方法
故障分析法：根据故障时电压、电流录波图估算 故障距离。 阻抗法：通过测量阻抗来计算故障距离。 行波法：通过测量电压、电流行波在线路上传播 的时间，计算故障距离。 其他方法。
电网继电保护装置运行整定规程完整
3～110kV电网继电保护装置运行整定规程（送审稿）1 总则1.1 本规程是电力系统继电保护运行整定的具体规定，与电力系统继电保护相关的设计、调度运行部门应共同遵守。
1.2 本规程是3～110kV电网的线路、母线、并联电容器、并联电抗器以及变压器保护中与电网保护配合有关的继电保护运行整定的基本依据。
线路纵联保护、断路器失灵保护等参照ххх（原为DL/T559-94）《220～500kV电网继电保护装置运行整定规程》整定。
1.3 按照GB14258-2004《继电保护和安全自动装置装置技术规程》（简称规程）的规定，配置结构合理、质量优良和技术性能满足运行要求的继电保护及自动重合闸装置是电网继电保护的物质基础；按照本规程的规定进行正确的运行整定是保证电网稳定运行、减轻故障设备损坏程度的必要条件。
1.4 3～110kV电网继电保护的整定应满足选择性、灵敏性和速动性的要求，如果由于电网运行方式、装置性能等原因，不能兼顾选择性、灵敏性和速动性的要求，则应在整定时，保证基本的灵敏系数要求，同时，按照如下原则合理取舍：a.地区电网服从主系统电网；b.下一级电网服从上一级电网；c. 保护电力设备的安全；d. 保重要用户供电。
1.5 继电保护装置能否充分发挥作用，继电保护整定是否合理，继电保护方式能否简化，从而达到电网安全运行的最终目的，与电网运行方式密切相关。
为此，继电保护部门与调度运行部门应当相互协调，密切配合。
1.6 继电保护和二次回路的设计师和布置，应当满足电网安全运行的要求，同时也应便于整定、调试和运行维护。
1.7 为了提高电网的继电保护运行水平，继电保护运行整定人员应当及时总结经验，对继电保护的配置和装置性能等提出改进意见和要求。
各网省局继电保护运行管理部门，可根据本规程基本原则制定运行整定的相关细则，以便制造、设计和施工部门有所遵循。
1.8 对继电保护特殊方式的处理，应经所在单位总工程师批准，并备案说明。
行波故障定位行 dl标准
行波故障定位行dl标准
行波故障定位技术主要应用于配网系统中，当发生故障时，通过采集并分析故障行波数据，确定故障位置。
在行波故障定位技术方面，有以下相关标准：
国家相关标准：如《行波故障预警与定位装置技术条件》等，这些标准规定了装置的基本功能、性能指标、安全要求等方面的标准，确保其能够正常运行并满足环境要求。
通信标准：为了与配网系统实现有效的通信和数据传输，装置应符合相关的通信标准，如IEC 61850、DL/T 634.5101等。
这些标准规定了通信接口、数据格式、通信协议等，确保装置能够与其他设备进行互联互通。
安全标准：配网行波故障预警与定位装置应符合国家电力行业的安全标准，如GB/T 18487等。
这些标准规定了装置的安全性要求、电磁兼容性、应急故障处理等，以确保装置在使用过程中不产生危险，保障人身和设备的安全。
电力系统行波测距方法和发展
电力系统行波测距方法和发展摘要：在社会经济水平显著提升的背景下，电力行业发展迅速，行波测距技术就是其中一个。
行波测距就有较多的优势，如较快的定位速度、十分精确的测距等，目前在高压输电线路中主要应用该技术。
首先，本文详细的分析了行波测距的方法，主要有单端测距法、双端测距法、三端测距法以及广域网络信息的行波测距法。
然后对行波提取及波速的确定进行了分析，最后对电力系统行波测距的发展进行了详细分析。
关键词：电力系统；行波测距；方法；发展引言作为电力系统传输电能的重要路径，高压线路一般建设在高山、森林、沟壑等荒凉地带，周边环境严酷，故障易发。
尤其是恶劣天气环境，如雨雪、雷暴等极端天气情况下，高压线路常常会发生故障，并且人工定位故障较为困难，耗时耗力，也会导致大面积停电，造成巨大的经济损失。
精准地定位故障点，快速修复永久和瞬时故障，以保证电网的稳定和安全运行，维护电网的经济效益，对电力系统意义重大。
1定义故障行波测距方法是根据电压、电流行波在线路上具有确定的传播速度这一特点而提出的。
故障发生时，故障点发生的行波将沿着线路向两端母线传播，遇到母线后发生反射回到故障点，在故障点处发生反射和折射然后再向母线处传播。
利用行波两次到达母线的时间就能准确地计算出故障点离母线的距离。
2行波测距的方法2.1单端测距法当电力系统发生故障的时候，因为初始行波没有相同的来源，因此测距原理具有A型、C型、E型、F型四个类型。
如果初始行波的来源点是故障点，那么就是A型；利用脉冲反射，对脉冲到达故障点并反射回测距装置所使用的时间对故障距离进行测量的原理是C型；对线路故障发生以后自动重合闸暂时所产生的行波进行利用，通过其在故障点与测距装置之间的传播对故障距离进行确定的原理是E型；在发生故障的时候，断路器会发生跳闸，从而有暂态行波产生，根据此波对故障点距进行测量的原理就是F型。
如果在输电线路中发生故障，那么要对A型、C型、F型进行应用。
不管是重合闸所产生的暂态行波还是断路器跳闸所产生的暂态行波，对其计算的方法全部都是暂态行波行驶速度乘以两点之间运行速度的积。
行波故障测距浅析及配置建议
行波故障测距浅析及配置建议【摘要】：本文介绍了行波故障测距的概念和原理，对两种典型的行波测距方法――单端行波测距法和双端行波测距法的优缺点进行分析，并结合不同电压等级的输电线路，提出了符合对应电网要求的配置建议。
【关键词】：故障测距行波XC-21 输电线路引言对220kV及以上电压等级的电网，当线路发生故障后，必须进行寻线，以寻找故障点，根据故障造成的损坏程度判断线路能否继续运行还是须停电检修。
高压输电线路故障的准确定位，能够缩短故障修复时间，提高供电可靠性，减少停电损失。
对于占绝大多数的能够重合成功的瞬时性故障来说，准确地测出故障点位置，可以区分是雷电过电压造成的故障，还是由于线路绝缘子老化、线路下树枝摆动造成的故障等，从而及时发现事故隐患，采取有针对性的措施，避免事故再次发生。
因此，线路故障后快速寻找故障点就成为保证电网安全稳定运行的一项重要技术，输电线路精确故障定位具有重要意义。
行波测距是利用高频故障暂态电流、电压的行波来间接判定故障位置，包括单端行波测距法和双端行波测距法。
由于其有着较高的精度和准确率，基于行波原理的测距装置已得到较为广泛的应用，其推广和应用对输电线路运行的安全性、经济性和可靠性具有重大意义。
本文介绍了行波故障测距的概念和原理，比较了两种典型的行波测距的方法，根据其特点提出了配置建议。
1行波故障测距原理1.1行波的基本概念线路上任一点电压、电流值实际上是许多个向两个不同的方向传播的电压、电流波值的代数和。
这些电压、电流波以一定的速度运动，因此称为行波。
运动方向与规定方向一致的行波，为正向行波，而把运动方向与规定方向相反的行波为反向行波。
规定由母线指向线路的方向为正向，则由母线向线路运动的行波叫做正向行波（V+、I+），而由线路向母线运动的行波叫做反向行波（V-、I-）。
输电线路故障时，相当于在故障点加上了与该点故障前电压大小相等，方向相反的虚拟电源。
这个虚拟电源产生向线路两端运行的电压、电流行波，经过多次反射、衰减，进入一个新的稳态。
浅谈220kV电网行波测距系统组网运行实践
浅谈220kV电网行波测距系统组网运行实践摘要：在高压输电线路故障后，快速准确地找到故障点对于迅速恢复送电及排除事故隐患具有重大意义。
虽然保护装置及故障录波器在动作后也可以提供故障点位置信息，但因其采用的是传统的阻抗法，由于原理上的缺陷，过渡电阻、系统阻抗、负荷电流等因素都对测距精度有较大影响。
行波测距系统由于其故障测距基本不受以上各种因素的影响，精度较高，具有较大的优势。
本文以某电网为例，详细介绍了电网220 kV行波测距系统组网运行实践，研究了目前行波测距组网运行与实践中的难点，并提出了处理方案。
关键词：220kV电网；行波测距系统；组网；运行1 行波测距系统的工作原理与应用1.1 单端电气量行波测距原理在被监视线路发生故障时，故障产生的电流行波会在故障点及母线之间来回反射。
装设于母线处的行波测距装置接入来自电流互感器二次侧的暂态电流行波信号，使用模拟高通滤波器滤出行波波头脉冲，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Δt来实现故障测距，找出故障点。
4电网220 kV 行波测距系统组网运行实践中的难点及处理方案4.1 行波测距系统程序缺陷由于行波测距系统最初为单机版，不支持网络通信，针对组网运行的需求对原程序进行了改进，并对新程序进行了测试。
但新程序在安装与使用的过程中仍发生了以下一些问题：原设计子站数量过少，无法满足大规模组网；行波测距程序对操作系统版本兼容性差，导致经常出现死机；故障文件的GPS时间有时会发生紊乱等，影响了双端行波测距结果；子站及主站均采用Windows 操作系统，而且为每周7×24 h运行，其稳定性不强，有时出现死机现象。
解决方案：修改行波测距程序并更换操作系统。
4.2 行波测距系统硬件故障率相对较高相对继电保护装置，目前行波测距系统硬件故障率较高，主要原因有：子站采用工控机配置，有硬盘等旋转部件，较易发生故障；装置电源、交流采样板等部件故障率相对较高；GPS天线易受雷电损坏。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
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 测距装置及测距系统介绍 第三章 参数设置 第四章 装置运行 第五章 装置管理 附录一 XC-21行波测距装置常见异常情况及处理 附录二 WFL-2010行波测距装置常见异常情况及处理 附录三 WFL-2010行波测距装置主站各文件夹内容介绍 附录四 名词解释 附录五 WFL-2010行波测距装置终端文件的命名规律 第一章 总则 1.1行波测距装置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置的管理，提高行波测距装置的运行可靠性，更好地发挥行波测距装置的作用，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行波测距装置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置技术管理标准, 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置。 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本规程根据装置的改动或升级，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 测距装置及测距系统介绍 2.1装置特点 我省电网目前使用两种不同型号的行波测距装置，即中国电力科学研究院保护与自动化公司生产的WFL－2010型行波测距装置和山东科汇电气股份公司生产的XC-21型行波测距装置。上述装置均利用行波在输电线路上有固定传播速度这一特点，采用小波变换技术，实时分析处理故障行波数据，确定故障距离。与采用传统的阻抗法计算故障距离相比，其主要特点是： 2.1.1先进性：其测距精度基本不受线路长度、故障位置、故障类型、负荷电流、接地电阻、故障时电压相角、大地电阻率及一些较强干扰的影响。 2.1.2精确性：利用全球定位系统（GPS）作为同步时间单元，采用双端行波法测距，即通过计算故障行波到达线路两端的时间差来计算故障位置。测距精度高，误差≤500m。 2.1.3适用性：利用现有的CT设备直接引入电流行波，不需附加昂贵的专门设备获取行波信号，易于推广。 2.2测距原理 2.2.1双端行波测距的实现必须依赖于线路两侧有相同的行波测距装置和统一的时钟，利用线路两侧感受到行波暂态分量的绝对时间之差计算故障点到线路两侧测量点之间的距离。 2.2.2单端行波测距利用行波第一次到达测量端与其从故障点返回到测量端的时间差，或是第一次到达测量端与对端母线反射回测量端的时间差计算距离。 2.3装置构成：上述两个厂家的产品,在设计原理和软件算法上各有异同，但在组屏结构及硬件设置上基本相同，现简要介绍如下： 2.3.1科汇公司XC-2000行波测距屏 XC-2000行波测距屏为定型配置屏，具有当地主站功能，由以下几个部分构成：GPS同步时钟装置、XC-21装置、工控机、显示及打印部分。最多可测量8条线路。 2.3.1.1 GPS同步时钟装置：用于接收GPS卫星信号，分别通过串口报文及秒脉冲向XC-21装置提供标准时钟。 2.3.1.2 XC-21装置：由中央处理单元（CPU）、四块高速数据采集单元（DAU）、GPS接口单元、一块I/O板及电源板等组成。 中央处理单元是XC-21的核心，完成定值整定、系统参数的输入、形成故障数据文件、协调各个子板的工作、实现机间通信、显示和键盘控制等功能； 高速数据采集单元实现故障检测，行波故障数据的采集、记录和处理，并把采集到的数据传送给中央处理单元； GPS接口单元接收 GPS提供的串口报文及秒脉冲信号，并传给中央处理单元，为故障初始时刻贴上时间标签，用于实现双端行波测距并作为事故后故障分析的时间依据； I/O接口单元分别提供两路输入和输出接点，输入接点一般情况可不接入，两路输出接点用作装置启动信号和装置异常信号。 2.3.2电科院WFL－2010行波测距屏 WFL－2010行波测距屏分为具备当地主站功能和不具备当地主站功能两种组屏方式。 具备当地主站功能的组屏方式：行波测距屏由前台管理箱、工控机、显示器及打印部分组成，可以测量四条线路。增加一台信号检测箱后最多可测量8条线路。 不具备当地主站功能的组屏方式：即没有当地主站功能仅有测量终端的组屏方式，与具备当地主站功能的组屏方式相比，未配置工控机及测距软件，不具备分析功能，必须将其终端采集的数据文件传送到具备主站功能端才可进行分析。 2.3.2.1前台管理箱：包括电流传感器、数据采集A/D板、GPS板、控制管理单元、电源板等。 电流传感器将线路CT二次回路较大的电流信号转化为一个小电流信号，提供给A/D板进行采样分析； 数据采集A/D板实时地将电流模拟信号变换为数字信号，其中低速A/D板用来判断故障的发生，并触发GPS板和高速A/D板，高速A/D板用来采集、记录故障数据； GPS板内含T-GPS同步时钟，是装置的关键部件之一，直接影响测距的精度，其主要作用是为装置启动后形成的故障数据提供时间基准； 控制管理单元负责监控整个装置的运行，在装置启动后读入GPS板与A/D板的数据文件，并经合成后上传到当地主站； 电源板为其他电路板提供＋5V/±12V工作电源，并输出一个异常报警信号接点。 2.3.2.2信号检测箱：扩充测量线路用，增加信号检测箱后行波测距装置可最多测量8条线路。它可以采集、记录故障数据，并把数据传送至前台管理箱。 2.4测距系统 2.4.1测距系统的组成：由分布在不同变电站的多个测距终端及一个或多个当地主站通过通信网络沟通组成。一个最小的测距系统应由两个测距终端和一个当地主站组成。 2.4.2测距系统的通信方式 2.4.2.1集中式布置变电站（电厂）：集中式布置变电站（电厂）的行波测距屏、交换机和路由器之间距离较近，可通过双绞线直接相联接入数据网。 2.4.2.2分布式布置变电站（电厂）：分布式布置变电站（电厂）的行波测距屏、交换机和路由器之间距离较远，可能超出双绞线的有效传输距离，此时必须用光纤作为传输通道，并加装光电转换器。 2.4.3测距系统的数据调用 2.4.3.1省调主站安装有两种行波测距装置的测距主站软件。可实现对各变电站行波测距装置故障数据的远程调用和分析等。 2.4.3.2若线路两侧均安装了具备当地主站功能的行波测距屏，故障时两侧的数据可实现自动相互转发，在故障线路两侧的变电站都可以就地浏览故障数据并得到行波测距结果。 2.4.3.3对于仅安装终端的行波测距屏，线路故障时终端将所采集的数据自动转发到设定的当地主站，在相应当地主站可以得到行波测距结果。 2.4.4行波测距屏均接入调度数据网Ⅱ区，其安全防护应按调度数据网Ⅱ区的相关规定执行。 2.4.5测距系统的地址分配 2.4.5.1省调自动化科负责全省行波测距屏IP地址的分配。新投运行波测距屏的地址由保护科向自动化科提出申请，自动化科进行分配，保护科负责通知各相关单位予以执行。 2.4.5.2目前一面行波测距屏分配一个IP地址，有当地主站的行波测距屏IP地址分配给主站，没有当地主站的，IP地址分配给终端。 第三章 参数设置 3.1 XC－21行波测距装置参数设置 3.1.1系统运行参数依据定值单内容在行波测距软件菜单中设置。 3.1.2装置故障启动值：行波电流的幅值超过装置启动元件的整定门槛时装置启动。装置的启动门槛值取决于线路电压等级和电流互感器的变比。该值在装置出厂时已由制造单位调试好，现场不须整定。 3.2 WFL—2010行波测距装置参数设置 3.2.1对具备当地主站功能的行波测距屏，设置其参数时主站和终端必须分别设置。 3.2.2应依据定值单内容在终端人机界面上进行线路启动值的设置。 3.2.3应依据定值单内容分别在当地主站和终端的人机界面进行系统参数的配置。 第四章 装置运行 4.1各单位应设专人负责行波测距装置的运行维护及管理，确保装置完好、通信畅通。专责人要熟悉装置原理及操作方法，负责测距结果的调看打印，建立测距动作记录。 4.2行波测距装置属于Ⅱ区设备，为防止病毒入侵，严禁在其工控机上进行任何非工作性质的操作。对安装在工控机上的杀毒及防毒软件，应确保其工作正常。 4.3行波测距装置投运后，其参数应严格按照定值单整定，不得随意改动。220千伏及以上系统行波测距装置如有接线变更等需要修改参数的情况，要按规定报工作申请，由省调下令执行。 4.4对行波测距装置所在变电站的运行人员有以下要求 4.4.1每天应通过变电站光字牌和行波测距装置显示器的提示，了解行波测距屏各部分的运行是否正常。若出现GPS指示灯异常或装置异常告警信号，应按二次设备的运行规定及时向调度部门和本单位管理部门汇报，维护人员应立即到现场消缺，以确保装置正常运行。 4.4.2应特别注意观察工控机的运行情况。若发现工控机死机，需要重新启动工控机并做记录。 4.4.3安装有行波测距装置的变电站，在线路故障后，运行人员应察看测距屏（有些装置没有启动信号）是否有自动形成的测距结果（双端测距），如果有应根据测距结果及时通知有关部门。单端测距没有结果的应及时通知保护专责人去离线调看。 4.5 XC－21行波测距装置运行注意事项 4.5.1 XC－21行波测距装置有“装置启动”和“装置运行异常告警”两个输出接点，可用于启动光字牌。 4.5.2 XC－21行波测距装置接通电源后，运行指示如下：