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摘要：高压输电线路故障测距是保证电网安全、稳定和经济运行的重要措施，具有巨大的社会经济效益。本文介绍了输电线路的故障测距和故障测距的主要方法，并对各类故障测距方法的进行了分析。
关键词：高压架空输电线路；故障测距方法
前言
长期以来，高压输电线路的准确故障测距一直受到电网运行、管理部门和专家学者的普遍重视。早在1935年，输电线路接地故障指示器就在34.5KV和230KV输电线路中投入运行，经过60多年的研究和改进，故障测距技术有了很大的发展，特别是70年代中期以来，随着计算机技术在电力系统的应用，尤其是微机保护装置和故障率波装置的开发和大量投运，给高压输电线路故障测距的研究注入了新的活力，推动了故障测距技术的大力发展，加速了故障测距实用化的进程。
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。其影响故障分析法测距精度的因素：1）线路参数的测量问题。故障分析法中输电线路参数计算方法都是在多种假设条件下进行的，很难保证与现场实际情况一致。高压输电线路的参数还受沿线地质、气候、大地电阻率分布不均等因素的影响，甚至线路长度也是随季节变化的，这是造成测距误差的一个重要原因。2）工频电气量的采集问题。由于算法中电流、电压采用工频电气量，而在故障暂态过程电流、电压包含非周期分量、工频量和各次谐波分量，因此在故障测距前必须对所采集的数据进行数字滤波。3）采样数据的同步性问题。两端同步的双端法为采用简单精确的同步算法，首先必需解决线路两端的同步采样问题。传统的时钟同步方法难以满足要求。利用GPS传递的精确时间信号为实现双端量高精度故障测距奠定了坚实基础。但需要增加GPS接收装置等硬件设备，造价高昂，同时实际测距还有赖于GPS的可靠运行。单端法硬件要求简单，具有投资少，实现容易等优点。但是这种方法除单端供电线路外，仅使用本侧信息不能消除对侧系统阻抗变化和故障点过渡电阻的影响，会给测距结果带来较大的误差，甚至失效。双端法由于使用了双端信息，因此不必引入对端系统参数，在原理上完全不受故障过渡电阻大小、性质和双端系统阻抗的影响，从原理上保证了测距的精度。但其在数据同步和伪根判别等方面尚有进一步改进之处。
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。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Δt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Δt时间后， 相关函数出现极大值。高频行波法与其他行波法不同， 它通过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， 成功地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。
关键词：高压架空输电线路；故障测距方法
前言
长期以来，高压输电线路的准确故障测距一直受到电网运行、管理部门和专家学者的普遍重视。早在1935年，输电线路接地故障指示器就在34.5KV和230KV输电线路中投入运行，经过60多年的研究和改进，故障测距技术有了很大的发展，特别是70年代中期以来，随着计算机技术在电力系统的应用，尤其是微机保护装置和故障率波装置的开发和大量投运，给高压输电线路故障测距的研究注入了新的活力，推动了故障测距技术的大力发展，加速了故障测距实用化的进程。
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。其影响故障分析法测距精度的因素：1）线路参数的测量问题。故障分析法中输电线路参数计算方法都是在多种假设条件下进行的，很难保证与现场实际情况一致。高压输电线路的参数还受沿线地质、气候、大地电阻率分布不均等因素的影响，甚至线路长度也是随季节变化的，这是造成测距误差的一个重要原因。2）工频电气量的采集问题。由于算法中电流、电压采用工频电气量，而在故障暂态过程电流、电压包含非周期分量、工频量和各次谐波分量，因此在故障测距前必须对所采集的数据进行数字滤波。3）采样数据的同步性问题。两端同步的双端法为采用简单精确的同步算法，首先必需解决线路两端的同步采样问题。传统的时钟同步方法难以满足要求。利用GPS传递的精确时间信号为实现双端量高精度故障测距奠定了坚实基础。但需要增加GPS接收装置等硬件设备，造价高昂，同时实际测距还有赖于GPS的可靠运行。单端法硬件要求简单，具有投资少，实现容易等优点。但是这种方法除单端供电线路外，仅使用本侧信息不能消除对侧系统阻抗变化和故障点过渡电阻的影响，会给测距结果带来较大的误差，甚至失效。双端法由于使用了双端信息，因此不必引入对端系统参数，在原理上完全不受故障过渡电阻大小、性质和双端系统阻抗的影响，从原理上保证了测距的精度。但其在数据同步和伪根判别等方面尚有进一步改进之处。
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。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Δt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Δt时间后， 相关函数出现极大值。高频行波法与其他行波法不同， 它通过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， 成功地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。