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红河供电局 云南红河 661100
摘要：输电线路故障测距用来解决线路故障定位问题。论文详细分析了阻抗测距法和行波测距法的原理及优缺点。目前云南电网行波测距大部分只用在500kV线路。由于行波测距应用不广泛，绝大部分运行人员对行波测距装置不熟悉。论文旨在提高运行人员对行波测距认识，不断提高对该装置的管理水平。
关键词：故障测距；阻抗测距；行波测距
输电线路故障测距就是运用输电线路故障时的一些电气量通过计算来确定故障点与变电站的距离，简单地说就是故障点定位。精确的故障测距能够减轻人工巡线的工作量，缩短故障修复时间，减少停电损失，同时也能发现造成线路瞬时故障的绝缘薄弱点、线路走廊下的树枝等事故隐患。目前，常用的故障测距方法主要有阻抗测距发和行波测距法。故障录波器和保护装置测距功能就是利用阻抗测距法，行波测距装置是利用行波测距法。
1 阻抗测距法
阻抗测距法是根据输电线路故障时测量到的电压、电流计算出故障回路阻抗。由于输电线路阻抗近似均匀分布，即线路单位长度阻抗可知，从而可以求出故障点到变电站的距离。变电站内使用的线路保护装置和故障录波器都是运用阻抗测距法来实现测距功能。
新建线路投运前，线路施工人员都要对线路参数进行测试，测出线路长度L，线路阻抗R+jX等参数。并将测量出的线路长度和阻抗等参数作为定值置入线路保护装置和故障录波器。
图1 输电线路集中参数简图
输电线路集中参数简图可表示为图1。图中M为变电站保护安装处，K为故障点，Um和Im是故障时刻的保护安装处的电流电压。Zm=Um/Im即为故障时M到K点的阻抗值，由于输电线路单位长度阻抗z=（R+jX）/L已知，不难得出故障点K到变电站M的距离：
Lk=Zm/z=Um·L/Im（R+jX）
研发人员只要将上述计算公式以程序的形式置入装置，很容易就能得到故障点到变电站的距离。
在上述推倒过程中，我们考虑的是非串补线路且故障点接地电阻近似为0（金属性接地）的情况。如果输电线路带串补电容器输电线路阻抗将不再是均匀分布。如果故障点非金属性接地带，装置计算出来的故障阻抗不再是变电站到故障点的阻抗，而是变电站到故障点阻抗加上接地点阻抗。由此可见，阻抗测距误差大，受到故障点接地阻抗，电流、电压互感器传变误差，分布电容以及线路走廊地形变化引起零序参数变化等因素的影响。
2 行波测距法
行波测距法是根据行波理论实现的输电线路故障测距方法。行波类似声波是波的一种，它具有波的物理特性，能够在同一介质中恒速传播，遇到两种介质交界面时会发生折射和反射现象。输电线路上的行波分为稳态行波和暂态行波。稳态行波就是工频电流、电压信号，暂态行波就是由短路、断线、开关操作、雷击及雷电等引起的高频电流、电压信号。
行波测距法就是利用故障行波在线路上的传播时间测量故障距离。行波测距法可以分为单端测距法和双端测距法。
2.1 单端测距法
输电线路发生故障时，从母线向故障点传播的行波经过一段时间后又从故障点反射回来，这段时间间隔与故障距离成正比。检测这个时间段就是单端行波测距的思想。
图2 单端测距原理图
图2故障行波在故障点K和变电站M之间的传播过程示意图。线路发生故障，故障点激发一系列高频行波，其中一列行波沿线路传播到变电站M，遇到母线后由于阻抗不连续（两种介质的交接面）此列行波发生反射后继续想K点传播，到达K点后由于阻抗不连续，再次发生反射传回变电站M。
图中T1时刻的波形就是行波到达变电站M时行波测距装置记录的初始波，T2时刻的波形即为故障点反射波。利用行波在输电线路上有相对稳定的传播速度v这一特点，通过测量故障行波脉冲在母线与故障点来回反射的时间差Δt测距实现故障定位。故障点距离即为：
ZMK = Δt·v/2 =（T2-T1）v/2
上式中波速v约为294km/ms。
从硬件上来看，单端测距只需要在线路一端安装装置，现场施工简单，投资少；从原理来看，单端测距依赖行波到达母线的初始脉冲和反射脉冲，如果初始波头和反射波头能正确识别，则测距准确，精度高。事实上我们得到的波形并不像原理图中经典波形那样一目了然。实际上装置记录的波形是多列波形叠加所得到的，波形毛刺较多，非常不规则，分析困难，在反射波不明显的情况下，容易导致测距失败。此外现场的开关操作、雷击、相邻线路故障等暂态过程也会产生行波易受干扰，很容易造成装置误启动。
2.2 双端行波测距法
双端测距是利用故障点产生的行波第一次到达两端变电站的时间差来测量距离。图3为双端行波测距原理图。
双端测距需要在线路两侧的变电站都安装行波测距。利用两台装置分别记录下行波到达的时刻（绝对时间）TM TN，实现故障点的测距。图3中M、K、N三点有如下的数学关系：
图3 双端测距原理图
LMK+LNK=LMN
LMK-LNK=（TM-TN）·v
由上述两式推倒得：
LMK=（TM-TN）·v/2+ LMN/2
LNK=（TN -TM）·v/2+ LMN/2
从上述两式可以看出，双端行波测距只需要知道行波初始波到达两侧变电站的时间就可以计算故障距离，不存在折反射波性质识别的问题，而且初始行波一般幅值较大，奇异性较强，较容易识别。缺点就是故障线路的两端均装设行波故障测距装置。云南电网目前不允许两个变电站的行波测距装置有通信，故只能采用电话获取对方初始行波时间采用人工双端测距。此外，现场的开关操作、雷击、相邻线路故障等暂态过程也会产生行波，很容易造成装置误启动。
2.3 行波信号的收集与测量
上世纪八十年代经过研究人员的实验研究，电流互感器能够传变行波信号。这一研究结果页促使了行波测距的巨大发展。早期行波装置采用电容分压器测量电压行波。目前电容电压互感器CVT的广泛引用，由于CVT电磁单元中隔离变压器原边串有相位补偿电抗器（如图4所示），阻挡了高平行波传输。所以，现在行波测距采用电流互感器收集电流行波。
值得注意的是 行波测距接入电流互感器二次绕组，并不是为了采集工频电流信号，仅仅为了收集故障时刻行波信号并记录到达的时刻。未来的行波测距装置发展方向很可能增加工频录波功能。
图4 CVT结构简图
3 结束语
输电线路行波测距就是为了能够快速定位故障点。阻抗测距法和行波测距法都有各自的优缺点。阻抗测距法使用输电线路的集中参数来表征分布参数，导致该方法测距不准，不适用于T接线路俄和串补线路，当目前阻抗测距法应用是比较广泛的。行波测距从原理来说测距非常准确，但是波形的过滤和采集是一个难点。针对500kV线路而言，两种测距方法都在使用，互为校验。通过两种测距结果综合判断来确定一个更加精确地故障范围。
摘要：输电线路故障测距用来解决线路故障定位问题。论文详细分析了阻抗测距法和行波测距法的原理及优缺点。目前云南电网行波测距大部分只用在500kV线路。由于行波测距应用不广泛，绝大部分运行人员对行波测距装置不熟悉。论文旨在提高运行人员对行波测距认识，不断提高对该装置的管理水平。
关键词：故障测距；阻抗测距；行波测距
输电线路故障测距就是运用输电线路故障时的一些电气量通过计算来确定故障点与变电站的距离，简单地说就是故障点定位。精确的故障测距能够减轻人工巡线的工作量，缩短故障修复时间，减少停电损失，同时也能发现造成线路瞬时故障的绝缘薄弱点、线路走廊下的树枝等事故隐患。目前，常用的故障测距方法主要有阻抗测距发和行波测距法。故障录波器和保护装置测距功能就是利用阻抗测距法，行波测距装置是利用行波测距法。
1 阻抗测距法
阻抗测距法是根据输电线路故障时测量到的电压、电流计算出故障回路阻抗。由于输电线路阻抗近似均匀分布，即线路单位长度阻抗可知，从而可以求出故障点到变电站的距离。变电站内使用的线路保护装置和故障录波器都是运用阻抗测距法来实现测距功能。
新建线路投运前，线路施工人员都要对线路参数进行测试，测出线路长度L，线路阻抗R+jX等参数。并将测量出的线路长度和阻抗等参数作为定值置入线路保护装置和故障录波器。
图1 输电线路集中参数简图
输电线路集中参数简图可表示为图1。图中M为变电站保护安装处，K为故障点，Um和Im是故障时刻的保护安装处的电流电压。Zm=Um/Im即为故障时M到K点的阻抗值，由于输电线路单位长度阻抗z=（R+jX）/L已知，不难得出故障点K到变电站M的距离：
Lk=Zm/z=Um·L/Im（R+jX）
研发人员只要将上述计算公式以程序的形式置入装置，很容易就能得到故障点到变电站的距离。
在上述推倒过程中，我们考虑的是非串补线路且故障点接地电阻近似为0（金属性接地）的情况。如果输电线路带串补电容器输电线路阻抗将不再是均匀分布。如果故障点非金属性接地带，装置计算出来的故障阻抗不再是变电站到故障点的阻抗，而是变电站到故障点阻抗加上接地点阻抗。由此可见，阻抗测距误差大，受到故障点接地阻抗，电流、电压互感器传变误差，分布电容以及线路走廊地形变化引起零序参数变化等因素的影响。
2 行波测距法
行波测距法是根据行波理论实现的输电线路故障测距方法。行波类似声波是波的一种，它具有波的物理特性，能够在同一介质中恒速传播，遇到两种介质交界面时会发生折射和反射现象。输电线路上的行波分为稳态行波和暂态行波。稳态行波就是工频电流、电压信号，暂态行波就是由短路、断线、开关操作、雷击及雷电等引起的高频电流、电压信号。
行波测距法就是利用故障行波在线路上的传播时间测量故障距离。行波测距法可以分为单端测距法和双端测距法。
2.1 单端测距法
输电线路发生故障时，从母线向故障点传播的行波经过一段时间后又从故障点反射回来，这段时间间隔与故障距离成正比。检测这个时间段就是单端行波测距的思想。
图2 单端测距原理图
图2故障行波在故障点K和变电站M之间的传播过程示意图。线路发生故障，故障点激发一系列高频行波，其中一列行波沿线路传播到变电站M，遇到母线后由于阻抗不连续（两种介质的交接面）此列行波发生反射后继续想K点传播，到达K点后由于阻抗不连续，再次发生反射传回变电站M。
图中T1时刻的波形就是行波到达变电站M时行波测距装置记录的初始波，T2时刻的波形即为故障点反射波。利用行波在输电线路上有相对稳定的传播速度v这一特点，通过测量故障行波脉冲在母线与故障点来回反射的时间差Δt测距实现故障定位。故障点距离即为：
ZMK = Δt·v/2 =（T2-T1）v/2
上式中波速v约为294km/ms。
从硬件上来看，单端测距只需要在线路一端安装装置，现场施工简单，投资少；从原理来看，单端测距依赖行波到达母线的初始脉冲和反射脉冲，如果初始波头和反射波头能正确识别，则测距准确，精度高。事实上我们得到的波形并不像原理图中经典波形那样一目了然。实际上装置记录的波形是多列波形叠加所得到的，波形毛刺较多，非常不规则，分析困难，在反射波不明显的情况下，容易导致测距失败。此外现场的开关操作、雷击、相邻线路故障等暂态过程也会产生行波易受干扰，很容易造成装置误启动。
2.2 双端行波测距法
双端测距是利用故障点产生的行波第一次到达两端变电站的时间差来测量距离。图3为双端行波测距原理图。
双端测距需要在线路两侧的变电站都安装行波测距。利用两台装置分别记录下行波到达的时刻（绝对时间）TM TN，实现故障点的测距。图3中M、K、N三点有如下的数学关系：
图3 双端测距原理图
LMK+LNK=LMN
LMK-LNK=（TM-TN）·v
由上述两式推倒得：
LMK=（TM-TN）·v/2+ LMN/2
LNK=（TN -TM）·v/2+ LMN/2
从上述两式可以看出，双端行波测距只需要知道行波初始波到达两侧变电站的时间就可以计算故障距离，不存在折反射波性质识别的问题，而且初始行波一般幅值较大，奇异性较强，较容易识别。缺点就是故障线路的两端均装设行波故障测距装置。云南电网目前不允许两个变电站的行波测距装置有通信，故只能采用电话获取对方初始行波时间采用人工双端测距。此外，现场的开关操作、雷击、相邻线路故障等暂态过程也会产生行波，很容易造成装置误启动。
2.3 行波信号的收集与测量
上世纪八十年代经过研究人员的实验研究，电流互感器能够传变行波信号。这一研究结果页促使了行波测距的巨大发展。早期行波装置采用电容分压器测量电压行波。目前电容电压互感器CVT的广泛引用，由于CVT电磁单元中隔离变压器原边串有相位补偿电抗器（如图4所示），阻挡了高平行波传输。所以，现在行波测距采用电流互感器收集电流行波。
值得注意的是 行波测距接入电流互感器二次绕组，并不是为了采集工频电流信号，仅仅为了收集故障时刻行波信号并记录到达的时刻。未来的行波测距装置发展方向很可能增加工频录波功能。
图4 CVT结构简图
3 结束语
输电线路行波测距就是为了能够快速定位故障点。阻抗测距法和行波测距法都有各自的优缺点。阻抗测距法使用输电线路的集中参数来表征分布参数，导致该方法测距不准，不适用于T接线路俄和串补线路，当目前阻抗测距法应用是比较广泛的。行波测距从原理来说测距非常准确，但是波形的过滤和采集是一个难点。针对500kV线路而言，两种测距方法都在使用，互为校验。通过两种测距结果综合判断来确定一个更加精确地故障范围。