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wfl2010 输电线路故障测距系统 技术说明书 wfl2010 输电线路故障测距系统 技术说明书 中国电力科学研究院 二 oo 五年四月 目 录 1.系统概述.1 2.测距原理.2 3.系统结构.9 4.技术指标.12 5.订货须知.13 wfl2010 输电线路故障测距系统 中国电力科学研究院 1 wfl2010 输电线路故障测距系统 1.系统概述 1.系统概述 随着电力系统的不断发展，超高压、长距离输电线路越来越多，线路故障点的准确定位 显得越来越重要。 为减少线路寻查的工作量，缩短故障修复时间，节约大量的人力、物力，提高供电可靠 性，减少停电损失，加强并提高系统运行管理水平，迫切需要在系统发生故障时能准确查找 故障点。对于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，以及时 地发现事故隐患，采取有针对性的措施，避免事故再一次地发生。 长期以来，尽管人们做了大量工作，但在微处理机大量应用之前，基本上是依赖分析故 障录波结果来估算故障点位置，测距精度得不到保障。80 年代以来，随着计算机保护技术 的推广应用，许多微机线路保护或故障录波器都增加了基于阻抗测量原理的故障测距功能， 推动了故障测距技术的进步，但受多种因素的影响，阻抗原理测距精度不是很理想。因此， 电力部门迫切希望能研制出精度高的线路故障测距装置，以解决线路故障点寻找难的问题。 wfl2010输电线路故障测距系统，是由中国电力科学研究院开发生产的新型产品。其基 于行波原理， 利用一种先进的数学工具小波变换技术来分析输电线路故障时产生的行波信 号，从而确定故障点距离的新系统。该产品适用于110kv及以上中性点直接接地系统。 小波变换技术应用于电力系统是当今世界范围内的热门课题。 采用小波变换技术的输配 电线路故障距离定位系统的研究开发，属国内、外首创技术，为继电保护技术的发展开拓了 新的领域。 作为国家电力公司重点科技攻关项目， 该产品的研制先后获得十多项科技进步奖， 其中 获 2004 年度国家电网公司科学技术进步奖三等奖、2004 年度中国电力科学技术奖三等奖、 2004 年辽宁省科技进步奖二等奖、2004 年四川省科技进步奖一等奖、国家电力公司本部及 在京直属单位第三届青年科技成果奖一等奖等多项省部级奖项。 wfl2010 输电线路故障测距装置被列入 2004 年度国家重点新产品计划项目wfl2010 输电线路故障测距装置被列入 2004 年度国家重点新产品计划项目。 wfl2010 输电线路故障测距系统主要有以下技术特点： （1） 、先进性： 基于行波原理的模量分析方法， 首次采用小波变换技术， 实时分析处理故障行波数据， 确定故障距离。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） 、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。 wfl2010 输电线路故障测距系统 中国电力科学研究院 2 （3） 、适用性： 利用现场现有的 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。 （4） 、免维护： 具有全面的软硬件自检功能，抗干扰能力强。测距系统自动化程度高。故障数据的传 输、储存、分析、处理等项工作全部自动完成，基本不需运行人员操作。 （5） 、方便性： 可在测距主站对测距终端的启动定值进行设定和修改，可调取测距终端数据及文件； 可在测距主站实现对其他测距主站登录和控制， 并可实现对其他测距主站故障数据的 调用、查看、分析和处理等项工作，测距结果可在 mis 网上发布。 2.测距原理 2.测距原理 现有继电保护设备中故障测距一般的处理方法是直接计算故障阻抗或其百分比，采用反 映工频基波量的算法和解微分方程法。国内外对阻抗法研究较多，现有的故障录波器及 保护装置上的测距方法基本上都是基于阻抗法，但无论哪种阻抗算法都是建立在一种或 几种假设的基础上，这些假设都会与系统实际情况有所差别，必然会带来一些误差；而且 ct、 pt 等测量环节精度，系统阻抗、负荷电流等因素对测距精度都会有影响，因此阻抗法测距精度 无法得到保证。国家标准虽然对故障录波器的测距精度要求为 3，但对 500kv 较长距离输电 线路，一般故障录波器的该项指标也很难达到。 a、 阻抗法： 直接计算故障阻抗或其百分比，其采用的是反映工频基波量的算法和解微分方程法。 阻抗法包括单端测量法和双端测量法。 阻抗法计算基于如下假设条件： a. 三相完全对称； b. 工频基波量； c. 不考虑传感器特性、过渡电阻、线路参数及系统参数（线路换位方式等） 、故 障暂态谐波等因数的影响。 影响阻抗方法测距精度的主要因素有： 1)、故障点电阻 输电线路一般都是双端电源供电， 线路故障时对端电源向故障点电阻提供助增电流， 助 增电流与本端电流相位不一致， 在本母线处测量阻抗中增加一附加的电感分量， 造成测距误 差。由于无法测到故障电阻值或对端助增电流，因此，基于单侧电气量的测距方法是不可能 完全消除故障电阻的影响的。利用两端电气量的故障测距，可以消除故障电阻的影响，但计 wfl2010 输电线路故障测距系统 中国电力科学研究院 3 算较复杂，需解决两端装置的采样同步及通信问题。 2)、电压、电流互感器的误差 电压、 电流互感器的测量误差会影响阻抗测距精度。 电流互感器要求有较高的动态范围， 电流变换精度较差，特别是当故障电流很大，使ct进入或接近饱和状态时，电流测量误差明 显增大，造成较大的测距误差。 3)、线路结构不对称 实际输电线路的架设是不对称的， 靠线路换位来获得较均匀的三相线路参数， 但这是对 线路全长来说的，在线路中某一点故障时，故障点到母线之间三相参数是不对称的，影响测 距精度。 4)、线路分布电容的影响 阻抗测距方法一般是不计线路分布电容的影响，在线路较长时，分布电容较大，会影响 阻抗测距精度。 5)、线路走廊地形的变化 输电线路线路走廊地形较复杂，有高山、河流，土壤性质变化比较大，造成线路零序参 数沿线路变化不均匀，会显著地影响测距精度。 考虑以上各种因素的影响，阻抗测距法不适于应用于以下线路的故障测距： 1)、直流输电线路 由于阻抗测距方法都是基于工频电气量的，因此不能用于直流线路故障测距。 2)、带串补电容的线路 线路中串补电容会影响测量阻抗，因此影响测距结果。特别是在故障电流过大时，串补 电容两端电压过大，造成保护间隙不均匀击穿时，给串补电容误差的补偿、纠正带来困难。 3)、t 接分支线路 输电线路中的分支线会影响阻抗测量结果，因此影响测距结果。 4)、部分同杆双回线路 实际的双回线路往往只是一部分同杆架设， 线路参数沿线路分布不均匀， 给阻抗测距带 来了困难。 在实际生产运行中， 无论是单端阻抗法还是双端阻抗法， 由于受许多相关运用技术的制约， 其测距精度误差一般都比较大，很难满足实际需要。单端阻抗法一般采用牛顿拉夫逊法， 傅里叶级数法， 最小二乘法。 多以线路集中参数为基础， 计算方法有迭代法和解二次方程法。 在迭代过程中可能出现负距或收敛至正方向的伪根。 在系统运行方式变化时， 带来较大误差。 而解微分方程法的缺点是测距结果受故障电阻及系统运行方式的影响， 长线路其阻抗离散性 较大，对于高阻接地故障，精度不能保证。而双端阻抗法基于两端同步采样，算法简单，但 wfl2010 输电线路故障测距系统 中国电力科学研究院 4 同步采样不容易实现。双端法可以消除过渡电阻、系统运行方式变化等因数的影响，其精度 比单端法精确，但目前的算法均没有考虑线路结构分布参数变化等影响。 对于阻抗计算方法，必须解决如下的问题： ? 过渡电阻如何解决？ ? 如何解决系统运行方式变化的影响？ ? 如何消除线路分布参数的影响？ b、 行波法： 70 年代初期，电力系统已经开始了对行波技术的运用研究，但由于受许多相关技术的 制约，比如行波信号的获取方法、精确定时问题、信号处理方法、数据处理方法等等，一直 没有真正解决生产运行中的相关问题。随着科学技术的发展，基于霍尔原理的新型电压、电 流信号变换器的出现、gps 同步时钟信号的商业运用、高速数字信号处理芯片及其它新型技 术的发展，为行波分析方法在电力系统相关技术领域内的运用提供了基本手段。 行波分析法可以解决过渡电阻及线路分布参数的影响。对于一般的行波分析方法，是建立 在考虑输电线路的分布参数变化， 直接利用故障产生的暂态行波信号， 并对其进行分析计算 的基础之上，利用故障高频暂态电流、电压的行波分析计算，判定故障点的距离。 行波分析方法也分单端法和双端法： 对一般性故障，单端行波测距的关键是准确求出行波第一次到达测量端与其从故障点 反射回到测量端的时间差，并且包括故障行波分量的提取。 对高阻故障而言，单端行波测距的关键是准确求出行波第一次到达测量端与对端母线 反射回测量端的时间差。 由于行波在特征阻抗变化处的折发射情况比较复杂，例如行波达到故障点后会发生反 射，也会通过故障点折射到对端母线，由测量点折射过去的行波分量经一定时间后，又从测 量点折射回故障线路等众多因数的影响， 使得行波分析和利用单端行波精确故障测距有较大 误差。由于影响因素较多，第二次行波到达的辨识比第一次行波到达的辨识困难些，因此单 端法难以精确记录两次行波到达测量端的时间。 双端法行波测距的关键是记录下电流或电压行波到达线路两端的时间，行波的传输速 度近似为光速 300km/us，1us 时间误差对应测距误差约为 150m 。为保证故障测距精度在几 百米以内，误差应该在几个微秒以内。 制约行波测距法应用的两个主要因素为： 1） 、行波故障分量的提取和计算： 线路故障产生的暂态行波是一个突变的、具有奇异性的信号，因此无论是单纯的频域分析 法（例如匹配滤波器法和主频率法） ，还是单纯的时域分析法（例如求导数法和相关法）都不能 精确描述暂态行波这类非平稳变化信号。 2） 、如何精确确定故障行波的到达时间和行波传播速度： wfl2010 输电线路故障测距系统 中国电力科学研究院 5 行波在输电线上传播时产生色散，造成行波到达时间难以准确判断。已有的行波测距法基 本上都没有把由该方法所确定的行波到达时间与故障定位用行波传播速度很好地结合起来。 输电线路发生短路故障产生的行波信号是一些传播模式的混合信号，含有多种高频分 量，每种传播模式的不同频率分量具有不同的速度和衰减，使行波传播时产生色散，增加了 对行波准确到达时间的判别难度。 采用行波方法时， 必须考虑行波在输电线路上传播的色散 规律。同时行波特征，输电线路结构参数、各种故障类型、过渡电阻等因数对计算的影响均 必须全面考虑。 故障行波信号是一个突变的、具有奇异性的、含有丰富的高频分量的信号。行波在输 电线路中以不同模式传播， 每种模式中各频率分量的传播速度和衰减也不尽相同， 使行波在 输电线路上传播时传输色散，造成行波到达时间难以准确判断。同时，行波传播距离近时， 行波中高频分量丰富，以接近高速传播；距离远时，高频分量减少，波头中相应高频分量以 较低速度传播， 使行波传播速度难以准确选取。 已有行波测距法基本都没有把行波到达时间 与传播速度很好的结合起来。无论是单端测距、还是双端测距，主要由两个参数决定：一是 时间参数确定故障行波到达时间差； 二是速度参数故障行波传输速度。 如果没有考虑两 者之间的关系， 例如把行波传输速度取为光速或某一固定速度， 没有考虑行波特征或行波中 相应频率分量，因此定位精度较低。因此在采用行波方法时，必须考虑行波在输电线路上传 播的色散规律，行波特征，输电线路结构参数、各种故障类型、过渡电阻等因数对分析计算 的影响必须全面考虑。 对于现有的行波分析方法，必须解决如下的问题： （1） 如何获取行波信号？ （2） 如何表征行波信号特征？ （3） 行波信号如何记录与处理？ （4） 如何保证两端时钟同步？ （5） 如何精确确定故障行波的到达时间和行波传输速度？ 采用一般的行波分析方法时还存在诸多欠缺，在准确计算输电线路故障点时，没有考 虑行波特征或行波中相应频率分量的影响，以及上述相关因素的影响，因此定位精度较低。 因此， 为解决阻抗计算方法和行波分析方法中存在的欠缺， 必须找到一种新的分析处理方法。 c、 小波变换： 小波分析是近代应用数学中一个迅速发展的新领域。 小波分析具有伸缩、 平移和放大功 能， 它在时域和频域上同时具有良好的局部化性质， 能对不同的频率成分采用逐渐精细的采 样步长， 聚焦到信号的任意细节， 这对于检测高频和低频信号以及信号的任意细节均很有效， 特别适于分析奇异信号，并能分辨奇异的大小。所以小波分析在电力设备状态监视、电力系 统故障诊断等诸多方面均有着广阔的应用前景。 在故障开始的瞬间， 各种暂态分量非常丰富， 以往因不能正确区分干扰信号与故障产生 wfl2010 输电线路故障测距系统 中国电力科学研究院 6 的暂态分量信号， 而将暂态分量当作噪声滤除了。 实际上暂态分量中包含了大量的故障信息， 如果能对此加以利用，将有可能进一步提高微机保护装置的动作速度。 小波分析可以对信号进行多尺度分析， 它具有很强的特征提取功能， 尤其是对突变信号 的处理优势非常明显。 另外， 由于随机噪声信号的小波变换与有效信号的小波变换在特征上 具有明显的区别， 因此小波分析方法具有很强的消噪功能。 这些均为小波分析在微机继电保 护中的应用提供了可能性。 90 年代初兴起的小波分析技术，恰恰是解决上述问题的有力工具。而小波变换分析方 法具有在时域、频域表征信号局部特征的性质，还具有按频带分析信号的能力。它特别适合 检测故障行波的突变信号。 同时由于小波变换具有按频带分析信号的能力， 这个性质有利于 解决如何确定故障行波的到达时间及其传播速度， 从而准确计算出故障点的位置。 非常有必 要研究如何能更有效地将小波变换应用于输电线路故障测距， 充分发挥小波变换的优势， 利 用小波技术解决行波故障测距中行波故障分量的提取及如何精确确定行波到达时间和选取 行波传播速度等问题。 傅立叶变换和小波变换的主要差别是： 傅立叶变换是把一个信号波形分成不同频率的正 弦波之和， 而小波变换则是把一个信号波形分成不同尺度和位置的小波之和。 小波是一个振 荡波形，最多持续几个周期。但小波各式各样，而且还会不断发现新的小波及其函数。 可见，傅立叶变换是一个纯频域的分析方法，在时域上没有任何分辨能力。而输电线路 故障后的暂态行波是一个突变的信号， 用纯频域的傅立叶变换是难以分析的， 它既不能得出 暂态行波到达观测点的准确时刻，也不能确定行波的幅度和极性。因此，对利用故障暂态行 波实现保护和故障测距来说， 傅立叶变换可以说是无能为力的。 小波变换这个新的数学分支， 是数学界和信号分析界在寻求纯频域和纯时域两者接合的分析方法中， 出现的一个时频局部 化分析的思想，即同时提供一个信号的时域和频域的局部化（持续几个周波）信息。理论和 实践表明，小波变换是分析非平稳变化信号或突变信号的最有效的分析方法。 由于小波变换具有良好的时、 频局部化分析能力， 能对信号或图象的任何微小细节进行 分析。如用小波变换对一个突变的锯齿形波进行分析，在每秒采样 256 次的条件下，可用 16 个小波来表示；如采用傅立叶变换，由于很难分析信号中间的突变部分，则需用 256 个 正弦波才行，这就限制了它的实际应用。因此，小波变换是利用故障暂态行波实现保护和故 障测距的最有效的分析方法。 小波变换，是集泛函分析，傅里叶分析，样条分析、调和分析、数值分析于一体的综 合性学科。 是通过对满足一定条件的， 主要只存在于某一时域或频域段的函数作伸缩平移变 换，生成一组基函数，成为布满整个平方可积函数空间l 2（r）空间的正交、斜交、半正 交、双正交坐标基或变换核，用于分解突变信号，暂态信号、非稳定信号等可积函数。小波 变换特点：多分辨率；在时域、频域都具有独特的表征信号局部特征的能力。由此小波变换 技术的运用特别适合于运用在电力系统相关技术领域，尤其是在输电线路故障测距方面。 wfl2010 输电线路故障测距系统 中国电力科学研究院 7 小波变换有以下主要特性： a.恒 q 性质：不同小波变换的品质因数 q 不变。这可以看成用基本频率特性对行波信 号在不同频段上以不同频带对信号作滤波，即在低频段的频带窄，高频段的频带宽，便于分 析同时存在于信号中的缓慢变化部分， 这是传统的傅里叶变换技术与对它加以改进的短时傅 里叶变化技术不能到达的。这个特点使得小波变换是提取信号特征与去噪的有力工具。 b.奇异点突出：相应频域有多阶零点，其阶数越大，越有利于突出被分析信号的奇异 部分。可突出行波信号的高阶起伏和高阶导数中可能存在的奇异点。 c.时域频域分辨能力：由于小波变换在时域、频域都具有表征信号局部特征的能力， 有利于检测信号的奇异点与分析信号的局部行为， 因此可由信号的小波变换特征在多尺度上 的综合表现来表示信号特征，特别是其突变与瞬变特征。 由于小波法基本可以消除过渡电阻、线路分布参数的影响，很好地解决行波传播过程 中的色散问题。 正是由于小波变换的这些特点， 非常有必要研究如何能更有效地将小波变换 应用于输电线路故障测距， 充分发挥小波变换的优势， 利用小波技术解决行波故障测距中行 波故障分量的提取及如何精确确定行波到达时间和选取行波传播速度等问题。通过小波变 换，确定行波传播过程中的时间确定方法及传播速度问题，解决行波传播过程中线路长度、 线路换位、故障位置、故障类型、接地电阻、分布参数及运行方式变化对行波色散的影响， 满足输电线路精确故障定位要求。 中国电科院有关科研人员在行波研究方面，尤其是在小波分析技术方面具有很强的开发和 创新力量，具有良好的从事产品研究开发的物质条件和科研力量。在理论研究方面，导出了 现有正交紧支实小波的一类派生正交紧支复小波与实小波系列； 创建了一类新型导数小波系 列， 提出了符合电力系统特点的多小波分析方法与寻找最佳小波基的途径； 解决了连续小波 变换的时窗、频窗、采样间隔与最大、最小尺度的选取原则问题。 行波传播过程中的色散，使行波波头能量分散，如表示某一电压行波波头部分的图 2.1 所 示，这时仅通过行波外观很难确定行波到达时间。色散情况取决于行波的传播距离和线路参数 等，行波传播中的色散越大，行波波头能量越分散，表示行波到达时间的特征点就越难确定。 设图 2.1 中的行波线模部分的特征点?、 ?和?所确定的行波到达时间分别为t1、t2和t3， 由此确定的行波在故障距离l（从故障点到测量端）上的传播时间分别为t1 / 、t2 / 和t3 / ，若要准 图2.1 电压行波波头部分波 wfl2010 输电线路故障测距系统 中国电力科学研究院 8 确定位，那么由t1、t2和t3所确定的行波传播速度应该分别为vl t 11 = / / 、vl t 22 = / / 和 vl t 33 = / / ，由于有ttt 321 ，使t3 / t2 / t1 / ，则应有vvv 123 。若以上三种情况只用一 个速度来定位，显然就不合适了，但通过行波时域波形很难找到行波到达时间与行波传播速度 之间的相应关系。 用所选合适小波对行波线模进行变换，将行波线模中的某种外观不明显、位置不易精确确 定的特征点，转变为小波变换域的特征明显、位置可精确确定的另一种特征点，然后由小波变 换域的这种特征点的位置确定行波达到时间，由行波波头线模到达线路两端的时间差即可确定 出故障位置。 现对传播 120km 后的电压行波（图 2.2(a)）用合适的小波在 6 个尺度下进行小波变换，结 果如图 2.2(b)所示，图 2.2(c)为用该小波变换结果的信号强度较大位置所确定的行波到达时 间。由图可见，经小波变换后，行波到达时间就非常容易确定了。 (a) 电压行波波形图 (b) 小波变换结果 (c) 小波确定的行波到达时间 图 2.2 合适小波对电压行波变换结果 小波变换具有按频带分析信号的能力，而行波波头一般有几几十s 的上升沿时间，它 可能包含从低频到数百 khz 的频率分量，用小波变换来分析故障行波信号中不同频带信号的行 wfl2010 输电线路故障测距系统 中国电力科学研究院 9 为，对于判断行波中某一频带信号的精确到达时间，从而解决判断行波到达时间及相应行波传 播速度的问题是有帮助的。当用小波分析行波信号时，每一尺度下信号小波变换相当于对中心 频率已知的波群进行处理，随着分析尺度的变化，所分析的行波中的频带范围也发生变化，若 分析尺度减小，分析的频带所对应的中心频率增大。对被分析线路而言，若线路的主要参数和 结构确定了，就可求出相速和频率的关系曲线，也就可求出分析尺度所对应频带的中心频率的 相速，这样又求出了行波中被分析频带信号的相应传播速度。行波到达时间由行波中被分析频 带信号强度最大的位置所确定，而行波传播速度由被分析频带的中心频率及线路结构参数所决 定，因此行波到达时间和行波传播速度就被结合起来，同时解决了行波到达时间和传播速度的 选取问题。 本系统根据行波特点及小波变换特点，利用了行波到达时间由合适的小波变换提取的行波 特征点位置确定，行波传播速度由输电线路的结构参数及相应小波变换的分析尺度确定的双端 行波测距新方法，能满足输电线路精确故障定位的要求。 3系统结构 3系统结构 wfl2010 输电线路故障测距系统由两端测距终端装置及测距主站装置两部分组成。由于 采用双端测距法，被监测线路的任意两端均需安装测距屏。 测距主站安装方式有两种： a、主站设在变电站： 测距主站可安装在输电线路测距终端中的任意一端的屏上， 如图 3.1 所示。 因此现场运 行工作人员可通过测距屏上的主站显示器第一时间得到测距结果。 测距终端采用标准屏柜配置，其中设备包括：屏体、信号检测箱、前台管理箱及通讯设 备等。 测距主站设备包括：工业控制机、显示器、打印机和通讯设备等。 测距系统主站设在测距屏上时，装置主要包括 5 个部分：信号检测部分，前台协调管理 部分，工业控制机部分，显示及打印部分，对端数据接收部分。 设备完成行波信号转换，故障检测及判别，故障数据采样、加时标、贮存，接收对端 装置传输来的故障数据，故障数据的分析、处理，定位结果的显示、保存，及有关数据、波 形的打印等项功能。 对端装置完成行波信号转换， 故障检测及判别， 故障数据采样、 加时标、 贮存，向主站传输故障数据等项功能。其工作原理及结构如图 3.2 所示。 主站设在变电站的测距系统的配置图如下： wfl2010 输电线路故障测距系统 中国电力科学研究院 10 图 3.1 测距系统结构图（主站在就地安装） 图 3.2 测距系统工作原理（主站在就地安装） （1）信号检测部分 主要包括霍尔电流传感器、低速 a/d 板、高速 a/d 板及开关电源等；将 ct 二次侧的电 流信号转换成 a/d 板所需的电压信号。 低速 a/d 用来判断故障的发生， 并触发 gps 板和高速 a/d 板。高速 a/d 用来采集、记录故障数据，并把数据传送至数据分析处理部分。 （2）前台协调管理部分 测距终端 测距终端 测距主站 信号检测部分 前台协调管理 rs232 通讯 工控机 保护动作信号 信号检测部分 前台协调管理 通讯设备 通讯 通讯设备 保护动作信号 对端测距装置 主控端测距装置 显示、打印 ct 电流信号 ct 电流信号 wfl2010 输电线路故障测距系统 中国电力科学研究院 11 主要包括基于 pc/104 总线的主板、gps 板、电子盘及开关电源等。完成故障数据储存， 相关硬件的协调和管理， 给记录的故障数据贴上时间标签， 用于故障测距并作为事故后故障 分析的时间依据等工作。 （3）工业控制机部分 包括小波变换分析故障数据软件等， 主要作为后台故障数据的处理。 由它实现两端故障 数据的分析、处理，自动确定故障位置，形成故障数据文件，完成数据的打印、显示，键盘 控制，与对端装置的通讯等项工作。 （4）显示及打印部分 显示器可以用来监视测距系统的运行状况，并根据需要显示故障线路、故障发生时刻、 故障波形、 故障位置等信息； 同时可将有关信息通过测距系统所配彩色打印机打印出来便于 存档保存，也可将数据拷贝至软盘。 （5）通讯部分 包括通讯设备和通讯线路，用来接收对端传送过来的故障数据。 测距系统两端装置设备基本相同，但测距主站可装设在任意一端，也可装设在两端。 b、 主站设在远端管理部门： 测距系统的任意终端设备的故障数据，通过通讯方式，均连接到远方测距主站。远方 测距主站可设在各级管理部门，如地调、中调、网调或国调。每套测距系统可同时与多个测 距主站通讯连接。 测距系统主站装设在远方时， 测距两端装置在线路故障时分别完成行波信号转换， 故障 检测及判别，故障数据采样、加时标、贮存，向主控装置传输故障数据等项功能。主站装置 接收故障线路两端装置传输来的故障数据并进行分析、处理，计算故障点定位结果，完成有 关数据、波形的打印等项功能。其系统结构如图 3.3 所示。 测距终端 测距终端 测距主站 图 3.3 测距系统结构图（主站在远方安装） wfl2010 输电线路故障测距系统 中国电力科学研究院 12 图 3.4 测距系统工作原理图（主站在远方安装） 故障测距系统两端装置主要由 3 个部分组成，包括：信号检测部分，前台协调管理部 分，通讯部分。各部分功能作用与前述相同。 主站设备包括工业控制机及通讯部分。 4.技术指标 4.技术指标 （1） 、工作环境条件： a. 环境温度： 540 b