行波测距宣传

1、新技术介绍新技术介绍行波测距行波测距 输电线路故障精确定位技术输电线路故障精确定位技术徐丙垠徐丙垠 李京李京 陈平陈平 陈羽陈羽 科汇电气有限公司科汇电气有限公司董新洲董新洲清华大学清华大学葛耀中葛耀中西安交通大学西安交通大学 贝能电力科技有限公司贝能电力科技有限公司二二 0000 四年十二月四年十二月目录目录0 概述概述.21 阻抗测距方法及存在的问题阻抗测距方法及存在的问题.22 现代行波测距方法现代行波测距方法.421 双端双端 D 型测距方法型测距方法.422 单端单端 A 型测距方法型测距方法.523 利用重合闸利用重合闸 E 型行波测距方法型行波测距方法.624 三相线路的故障测距

2、三相线路的故障测距.73 关键技术问题的解决关键技术问题的解决.731 利用普通的电流互感器测量电流行波利用普通的电流互感器测量电流行波.732 超高速数据采集超高速数据采集.833 利用利用 GPS 信号实现双端装置的精确时间同步信号实现双端装置的精确时间同步.834 行波脉冲的小波分析处理技术行波脉冲的小波分析处理技术.935 通信问题的解决通信问题的解决.94 行波测距用于直流输电线路的特殊问题及解决方案行波测距用于直流输电线路的特殊问题及解决方案.1041 故障行波信号的测量故障行波信号的测量.1042 载波中继站的影响载波中继站的影响.1143 线路损耗的影响线路损耗的影响.115

3、XC 系列输电线路故障测距系统系列输电线路故障测距系统.116 实际应用中的若干问题实际应用中的若干问题.1261 测距方法的配合使用测距方法的配合使用.1262 波速度的选择波速度的选择.1363 电压过零故障电压过零故障.1364 双端测距装置的安装双端测距装置的安装.1465 只有一条运行线路的母线只有一条运行线路的母线.1466 雷电波的影响雷电波的影响.157 实际故障测距结果实际故障测距结果.158 结束语结束语.170 概述概述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

4、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，避免事故再一次发生。在计算机大量应用之前，电力系统基本上是依赖分析故障录波结果估算故障点位置，测距精度得不到保障。20 世纪 80 年代以来，许多微机线路保护或故障录波装置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。受故障电阻等因素的影响，阻抗测距法精度仍然不是很理想。国家电力公司颁布的全国电力调度系统“十五”科技发展规划纲要对线路故障测距精度提出了更高的要求，综合误差要在 1%以内。采用阻抗测距法很难满足要求，因此，迫切需要开发高精度的故障测距新技术。测

5、量电压、电流行波在母线与故障点之间的传播时间可以测量线路故障距离。由于行波的传播速度接近光速，且不受故障点电阻、线路结构及互感器变换误差等因素的影响，因此有较高的测量精度。人们早在 20 世纪 50 年代就开始行波测距装置的研究，但由于受当时技术条件限制，早期开发的行波测距装置很不成熟，存在着可靠性差、复杂、投资大等问题，基本上没有得到推广应用。随着人们对线路故障行波现象研究的深入和微电子技术的进步，近年来行波故障测距技术取得了重大进展。科汇电气有限公司、西安交通大学、清华大学以及英国 HATHAWAY 仪器公司的科研人员自 20 世纪 80 年代末就开始行波测距及保护技术研究工作，于 199

6、6年开发成功了 XC 系列输电线路故障行波测距系统，并与英国 HATHAWAY 仪器公司合作研制出了在国际市场上销售的 TWS 行波测距系统。目前，已有数百套行波测距系统在国内外电力系统中安装使用，测距误差在 1 公里以内。随着行波测距系统运行经验的积累和不断完善，相信行波测距会成为将来输电线路故障重要的精确定位方法。1 阻抗测距方法及存在的问题阻抗测距方法及存在的问题 对于单端电源的供电线路来说，由故障时母线处测量电压、电流计算得到的电抗分量 XL与母线到故障点线路长度成正比，用 XL除以单位长度上电抗值，即可得到故障距离。阻抗测距可以作为电力系统中广泛使用的微机保护及滤波装置的附加功能，具

7、有投资少的优点，但阻抗测距方法存在测距误差大、适应能力差的缺点。影响阻抗方法测距精度的主要因素有：1）故障点电阻 对于单端电源供电线路来说，由于是利用测量到的线路电抗测距，基本不受故障电阻的影响；但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抗分量，造成测距误差。尽管研究出许多补偿方法，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不可能完全消除故障电阻影响。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（

8、TV，TA）的误差电压、电流互感器的测量误差会影响阻抗测距精度。特别是电流互感器 TA要求有较高的动态范围，电流变换精度较差，当故障电流很大使 TA 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结构是不对称的，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考虑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。4）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、河流等，土壤性质变化比较大，造成线

9、路零序参数沿线路变化不均匀，会显著地影响测距精度。阻抗测距法另一个阻抗缺点是适用性差，它不适以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。2 现代行波测距方法现代行波测距方法现

10、代行波装置采用利用双端电气量 D 型、基于单端电气量 A 型、以及利用重合闸信号 E 型测距方法。下面分别简单介绍利用故障电流行波的测距原理。2 21 1 双端双端 D D 型测距方法型测距方法 设线路长度为 L，故障产生的初始行波波头到达两侧母线的时间分别为 TS和 TR，如图 1 所示。装于线路两端测距装置记录下故障行波波头到达两侧母线的时间，则故障点到母线 S 及 R 的距离 XS、XR分别为 （1.a）2)( LvTTXRSS （1.b）2)( LvTTXSRR 其中是行波在线路上波速度，一般在光速的 97-99%之间。双端测距法只检测故障产生的初始行波波头到达时间，不需要考虑后续的反

11、射与透射行波，原理简单，测距结果可靠，但是要在线路两端装设数据采集及时间同步装置（GPS 时钟），并且两侧要进行通信，交换记录到的故障初始行波到达的时间信息后才能测出故障距离来。如不具备自动通信条件，可借用电话联系，人工交换记录到的故障初始行波到达的时间，利用公式（3）计算故障距离。RSF图 1 故障行波向线路两端传播示意图示意图2 22 2 单端单端 A A 型测距方法型测距方法 基本工作原理基本工作原理在被监视线路发生故障时，故障产生的电流行波（除特殊说明外，以下简称行波）会在故障点及母线之间来回反射。装设于母线处的测距装置接入来自电流互感器二次侧的暂态行波信号，使用模拟或数字高通滤波器滤

12、出行波波头脉冲，形成如图 2 所示的电流行波波形。由于母线阻抗一般低于线路波阻抗，电流行波在母线与故障点都是产生正反射，故故障点反射波与故障初始行波同极性，而故障初始行波脉冲与由故障点反射回来的行波脉冲之间的时间差对t应行波在母线与故障点之间往返一趟的时间，可以用来计算故障距离。设故障初始行波与由故障点反射波到达母线的时间分别为 Ts1、Ts2，则故障距离 XL为 （2）Xvtv TTLSS121221() 故障点存在透射时的情况故障点存在透射时的情况 以上介绍中，没有考虑故障点透射波的影响。实际上在相间故障存在较大RSF图 3 故障点在线路中点以外且存在透射时测距原理示意图t故障点反射波TS

13、1TS2TS3对端反射波t图 2 单端 A 型测距原理示意图RSFTS2TS3tTS1t初始行波故障点反射波的过渡电阻以及单相接地故障时，线路对端反射波会在故障点通过过渡电阻或健全相导线透射到本侧线路上来。当故障点在线路中点以内时，来自故障线路方向的第二个同极性行波波头是故障点反射波，根据它与故障初始行波的时间差，利用公式（2）来实现测距。当故障点在线路中点以外时，来自线路方t向的第二个行波波头是来自故障线路对端的反射波。向对端运动的故障初始行波与向本侧运动的初始行波极性相反，由于电流行波在对端一般产生正反射，故障点透射系数为正数，故在本端观察到的对端反射波与故障初始行波反极性，如图 3 示。

14、线路对端反射波与故障初始行波的时间差对应行波在故障点与对t端母线间往返一趟的时间，因此，计算出故障点距对端的距离为 （3）)(212112SSRTTvtvX 由此可见，测出故障初始行波与第二个来自故障线路方向的行波波头之间的时间差，即可找出故障点的位置。 同母线上其他线路的影响同母线上其他线路的影响在以上介绍中没有考虑同母线上其他线路的影响。实际上故障电流行波会透射到同母线上其他健康线路上去，这些透射波会在其线路的远端反射回来，再透射到故障线路来，使我们观察到的行波波形比较复杂，给识别故障点反射波或对侧母线反射波带来了困难。不过在实际应用中，当母线上运行的线路较多时（如4 条线路时），故障线路

15、电流在其他健康线路上的透射电流较小，可以不考虑其影响，行波波形的识别就相应地比较简单了。2 23 3 利用重合闸利用重合闸 E E 型行波测距方法型行波测距方法线路故障切除后开关重合闸，向线路注入了一个合闸电流脉冲，如果线路存在金属性永久短路故障，则合闸脉冲会在故障点被反射回来，如图 4 所示，RSF图 4 重合到金属性故障时电流行波波形tTS1TS2TS3t检测合闸脉冲与反射脉冲的时间差可以测量故障距离，测距公式同式（1）。 应用 E 型测距方法也可以测量线路断线故障点的位置，不过这时故障点的反射波与合闸脉冲反极性。在线路开关合闸操作时，先合闸一侧电流行波会从未合闸侧的远端反射回来，产生的行

16、波波形与断线故障类似，由此可以测量线路长度，检验装置运行是否正常。2 24 4 三相线路的故障测距三相线路的故障测距 实际的输电线路三相之间存在着电磁耦合。在发生不对称故障时会产生在线路的相与相之间运动的线模分量以及在线路与大地之间运动的地模分量。地模分量的传播速度要慢一些、衰减要大一些，这样造成了不对称故障的行波波形分析起来要复杂一些。实际应用中，我们可假定地模与线模分量具有相同的传播特性，这样不会对人工识别行波波形及测距结果造成很大的影响。3 关键技术问题的解决关键技术问题的解决进入 20 世纪 90 年代，影响行波测距技术发展的关键技术问题都有了经济可行的解决方案，行波测距技术已趋向成熟

17、，进入了商业化应用阶段。下面简单介绍行波测距关键技术及其解决方案。3 31 1 利用普通的电流互感器测量电流行波利用普通的电流互感器测量电流行波常规继电保护及测距装置利用的信号频率一般在 1KHz 以下，瑞典 AESA 公司与 20 世纪 80 年代研制出的行波保护所利用的信号频率也只不过在 5KHz 以内。行波测距技术是通过检测行波脉冲到达的时间测距，要达到 500 米以上的测距分辨率，脉冲到达时间检测的分辨率至少要在 3us 以上，因此所利用的行波信号频率范围要在 300KHz 以上。长期以来，人们认为普通的用于测量工频信号的电压、电流互感器（TV、TA）是很难传变测距使用的暂态高频行波信

18、号，因此，一般是使用电容分压器来测量电压行波信号，这样除需装设专用的测量耦合设备、投资大、复杂外，还带来了过电压保护等一些技术问题需要解决，影响了行波测距技术的推广。近年来研制出的光纤 TV、TA 能够传变高频行波信号，但离实用化还有一定的距离。通过对 TV、TA 传变特性进行大量地仿真分析研究，表明电容式电压互感器不能够有效地传变行波信号，而电流互感器可以很好地传变电流行波信号，能够满足故障测距的要求。电流互感器行波传变特性试验结果也说明电流互感器具有良好的高频电流信号传变能力，响应速度小于 1us，对应的行波在线路上往返一趟的距离是 150m，其分辨率完全可以满足故障测距的需要。这一发现是

19、推动行波测距技术实用化的关键。利用普通的 TA 测量行波信号，行波测距装置可象普通的保护装置那样，直接接入 TA 的二次回路，不需要装设任何附加设备，具有简单、经济、可靠等优点，很容易被现场所接受，有利于行波测距技术的推广应用。现在系统中母线一般有较大的分布电容并接有多条线路，母线行波阻抗比较低且呈容性，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，因此，利用故障电流行波比利用电压行波检测灵敏度高，有利于及时地检测出故障行波的到来,提高故障测距精度。3 32 2 超高速数据采集超高速数据采集早期开发的行波测距装置不具备行波波形采集记录功能，只是使用一

20、个电压比较电路，通过判断输入信号是否超过门槛值来检测行波脉冲。因为电压行波信号上升速度一般比较慢，采用电压比较法检测出的行波脉冲到达时刻与实际的脉冲前沿之间往往有较大的时间延迟，影响故障测距精度。这种检测方法还存在着易受干扰信号影响、检测可靠性差的缺点。采用现代微电子技术可以实现暂态行波波形的超高速记录，应用高级的数字信号分析处理方法，检测行波脉冲到达时刻，精确，抗干扰能力强，可靠性高。为了保证行波测距分辨率在 500 米以上，行波信号采集频率一般不应少于500KHz，使用常规的由微处理器直接控制模数转换器（A/D）的方式很难实现。需要设计由硬件实现高速数据采集电路单元（DAU）记录故障电流行

21、波信号。线路故障时，DAU 单元在记录下预定时间内的暂态电流行波后，停止数据采集，然后以相对较慢的速度将记录的数据送入由微处理器（CPU）构成的中心处理单元进一步保存、处理。3 33 3 利用利用 GPSGPS 信号实现双端装置的精确时间同步信号实现双端装置的精确时间同步 对于双端 D 型测距方法来说，如果要达到不少于 500m 的测距分辨率，两端装置时间同步精度应该达到 3us。长期以来，由于没有相对经济可靠的时间精确同步技术，双端测距方法没有得到很好的发展。90 年代初，美国全球卫星定位系统（GPS）技术对全球商业化应用开放，GPS 信号接受模块的价格降至几百美元，是一种理想的时间精确同步

22、技术。在行波测距装置内部设计一个高稳定度晶振构成的时钟，由来自 GPS 信号接受模块的 1PPS（秒）脉冲同步，使其走时误差不大于 1us。在暂态电流行波脉冲信号出现时，信号检测触发电路翻转，精确地记录下行波脉冲信号到达时刻。3 34 4 行波脉冲的小波分析处理技术行波脉冲的小波分析处理技术由于故障行波信号有一定的上升时间以及干扰的影响，信号检测触发电路翻转时间与实际的行波信号到达母线时间可能有偏差，需要采取数字信号处理方法，准确地检测出行波信号到达时间。小波变换是近年来在傅立叶变换基础上发展起来一种非平稳信号处理方法。傅立叶变换的基函数是时间上从-到+变化的正弦函数，而小波变换的基函数是一些

23、时间有限、所含频率成分有限的局部函数。傅立叶变换给出的是一个信号总体所含的某一频率成分是多少，而小波变换给出的是一个信号在某一时刻所含的某一频带（尺度）下成分是多少。使用 B 样条函数的导函数作为小波函数，将行波信号进行二进制小波变换。因为小波分量的模极大值与信号的尖锐变化点相对应，因此可以将小波分量的模极大值出现时间确定为电流行波脉冲的到达时刻。而根据不同尺度（频带）下小波变换的模极大值的大小及极性可以进一步识别被检测信号的性质，判断它是来自故障点的有效电流行波脉冲还是其他干扰脉冲等。来自故障点的电流行波脉冲小波变换结果在一个有效尺度（带宽）范围内都有较大的模极大值，而干扰信号只是在小尺度下

24、（高频段）有较大幅度的模极大值。3 35 5 通信问题的解决通信问题的解决双端 D 型测距法需要知道线路两端装置记录下的初始故障电流行波到达时间，因此，需要解决数据通信远传问题。由于不象保护装置那样需要在故障后立即动作，因此，不要求为测距装置之间设置常备通信通道。一般做法是在控制中心配置一台 PC 机作为行波测距系统主站，与辖区内所有的现场行波测距装置构成行波测距系统。PC 机工作站通过调制解调器（Modem）利用电话线路拨号接通现场行波测距装置，读取装置记录下的故障电流行波数据，如图 5 所示。行波测距系统只在故障后一段有限的时间内使用电话线，其他时间该线路仍然可以供通话使用，这就显著地降低

25、了测距系统通信投资与费用。也可以根据现场条件利用 SCADA 或故障录波信息系统上传数据。行波测距系统主站完成的主要功能有：1）与现场装置通信读取现场装置记录下的故障电流行波数据。2）根据故障行波到达线路两端的数据，计算故障点位置。3）自动或由操作人员在计算机辅助下分析单端故障电流行波数据，确定故障距离。c）保存装置送上来的故障数据。d）对测距系统进行配置、管理。根据配置情况，线路两端的装置也可以直接通过通信网交换故障数据，计算故障距离。4 行波测距用于直流输电线路的特殊问题及解决方案行波测距用于直流输电线路的特殊问题及解决方案4 41 1 故障行波信号的测量故障行波信号的测量 分析结果表明，

26、直流系统电压、电流互感器（TV、TA）截止频率分别是50KHz 及 100KHz 左右，能够较好地传变线路故障行波，基本满足行波测距的要求。不过，直流系统 TV、TA 是安装在线路过电压吸收电容 C3后边的。由于过电压吸收电容及平波电抗器的影响，电压、电流互感器安装点的电压、电流上升速度变得很慢，不能很好地满足行波测距的要求。解决问题的方法是将一个小型电流互感器安装在过电压吸收电容 C3的低压侧，如图 6 所示。故障行波到达线路端点后，将在电容 C3上产生正比于故障电压来波幅值的脉冲电流，无延迟地反映故障行波波头，能够满足行波测距要求。PC电话网MMMM装置装置装置装置 Mmm图 5 用 PC

27、 机工作主站构成的行波测距系统图 6 用一小型电流互感器测量流过 C3 的脉冲电流4 42 2 载波中继站的影响载波中继站的影响为了保证线路载波通信的质量，在距离直流输电线路（如葛上线）中间设计了一个载波中继站。中继站实质上是一个高频信号阻波器，如图 7 所示，它将葛上线分成两个相互隔离的高频信号传输通道。根据葛上线中继站电路参数计算，信号传输的截止频率在 20KHz 左右，故障行波在由一侧经过中继站向另一侧传输时，将产生很大的衰减，导致线路端点（换流站处）感受到的信号上升速度非常缓慢，造成测距失败。解决问题的办法是在中继站安装一套行波测距现场装置，加装小型电流互感器，测量故障行波在中继站两侧

28、过电压吸收电容上产生的脉冲电流。这样相当于将线路分成两段，中继站装置与线路两端装置构成两对双端测距系统。LC1C24 43 3 线路损耗的影响线路损耗的影响直流输电线路跨越很长的距离，如葛上线距离长达一千多公里。靠近线路一端的故障产生的行波传到另一端点后，受线路损耗的影响，信号的幅值变小，上升速度变慢，人们由此担心会影响行波测距的精度及检测可靠性。事实上，线路损耗主要表现在地模分量上，即在线路及大地间传播的分量；线模分量，即在两极之间传播的分量，衰减较小，经过长距离传播后，仍然有较高的幅值及较快的上升速度。直流输电线路两极之间短路故障产生的主要是线模行波分量，即便是单极对地短路故障引起的行波也

29、包含一半的线模分量，因此，线路故障行波经过长距离传输到达母线后，仍然会产生有较大幅值、上升速度较快的电压、电流行波，不会对行波测距结果造成实质性影响。5 XC 系列输电线路故障测距系统系列输电线路故障测距系统XC 系列输电线路故障测距系统是根据本文前面介绍的工作原理及关键技术开发成功的输电线路故障精确测距系统。系统由安装在调度中心的数据分析主站及安装在各变电站的现场数据采集处理装置组成。现场装置记录的故障数据通过电话网、专用通信通道、SCADA 或故障信息采集系统上传至主站。应用在主站 PC 机上运行的 XCF-2000 分析软件可以自动或由操作人员在计算机辅助下图 7 中继站等效电路分析故障

30、电流行波数据，计算故障距离。现场数据采集处理装置由数据采集单元及后台 PC 机组成。数据采集单元用于记录故障行波数据，而后台 PC 机用于读取、保存并处理数据采集单元记录的故障数据，并与系统主站或其他变电站的装置通信交换数据，实现双端测距。数据采集单元由中央处理、高速数据采集、GPS 接口三个基本单元组成，如图 8 所示。1）中央处理单元 中央处理单元是XC装置的核心，由它实现故障电流行波数据的存储及处理、人机接口与PC机通信等功能。 2）高速数据采集单元 高速数据采集单元实现故障电流行波检测、故障数据的采集及记录，并在完成一次故障记录后，将故障数据传送给中央处理单元。 3）GPS 接口单元G

31、PS 接口单元把由 GPS 同步时钟提供的 GPS 时间信息传送给 XC 装置，同时记录下故障行波初始脉冲到达的时刻，并将检测结果传送给中央处理单元。6 实际应用中的若干问题实际应用中的若干问题6 61 1 测距方法的配合使用测距方法的配合使用 实际应用中，A、D、E 三种行波测距方法应根据具体情况配合使用。 双端 D 型测距方法，原理简单、测距可靠、精确度高。在投资允许的情况下，应优先考虑安装双端测距装置。在不具备通信条件的情况下，可以采用由变电站值班人员用电话人工交换装置检测到的故障行波到达时间，来计算故障中心处理单元高速数据采集GPS单元电流输入图 8 行波测距现场数据采集装置框图人机界

32、面RS-232DI/DO后台PC去调度中心点位置。在安装了双端装置后，装置的单端测距功能并不多余，而且仍然有很大的使用价值，一方面可以通过分析单端装置记录下的行波波形，来确认、校对双端测距结果，再者可以利用开关重合闸产生的行波波形来确定金属性短路、断线故障点的位置。单端方法的缺点是在行波波形较复杂时，往往不能有效地确定出故障点反射波位置，造成测距失败。不过，当母线上运行的线路比较多时（4 条以上），其他线路对故障线路行波波形影响很小，故障点或对端母线反射波较易于识别，测距可靠性有保障。在这种情况下，为了减少投资，可以考虑只安装单端测距装置。以上介绍过，在故障点存在较大的透射时，识别对端母线反射

33、波在故障点透射波的出现时间，可以确定故障点到对端母线的距离，而这时仍可以通过识别故障点反射波，测出故障点离开本端母线的距离。这两种识别方式得到的测距结果相加，应该是线路全长距离，据此，我们可以验证单端行波波形识别的正确与否。单端测距方法的发展方向是研制自动识别故障行波波形计算故障距离的算法。受电网结构及雷电波的影响，故障行波波形往往比较复杂，目前研究出各种自动分析方法难以达到很高的成功率，离实用化还有一定距离。6 62 2 波速度的选择波速度的选择 输电线路参数随频率变化，行波信号中不同频率成分运动速度不一样，有人曾由此而担心难以准确地选择波速度值，影响测距精度。事实上，当信号频率在一千赫兹以

34、上时，在线路上传播速度基本趋于一稳定值。行波测距所利用的信号频率远在一千赫兹以上，完全可以使用高频段信号波速度值测距，而不影响精度。视线路结构不同，线路高频分量波速度值在 291-297 公里/毫秒之间，可以根据线路结构参数计算出，也可以通过实测获得。6 63 3 电压过零故障电压过零故障 长期以来，人们对行波测距或保护装置存在的疑问之一就是在电压相角过零或接近零时发生故障，产生的电压、电流行波比较微弱，会造成保护或测距装置失败。实际上，绝大部分线路故障是绝缘击穿故障，电压过零或接近零故障的几率相当小。即便是出现这种情况，故障点也呈永久金属性短路性质，利用重合闸脉冲在故障点的反射仍然可以测出故

35、障距离。R测距装置测距装置TS测距装置M图 10 T 接线路测距装置的安装6 64 4 双端测距装置的安装双端测距装置的安装 双端测距装置不一定要只是安装在一条线路的两端。如图 9 所示线路，如果母线 M 上运行的线路较少（不多于 3 条），故障线路电流行波对其他线路有较大的透射，能够保证检测灵敏度，可以只在母线 S、R 处安装测距装置，实现线路 SM 段及 MR 段上所有故障的定位。 对于带分支的 T 接线路来说，如果仅安装两套（如 S、R 端）装置，则另一分支线（TM）上任一点故障时，测量结果都好象是故障发生 T 接点上。要在线路的三端（S、M、R）都安装测距装置，才能测出线路上任一点故障

36、的位置，如图 10 所示。6 65 5 只有一条运行线路的母线只有一条运行线路的母线 有些情况下，母线上除了变压器外只有一条线路投入运行。这时，由于没有其他健康线路，而变压器对于高频行波信号来说相当于开路，因此，在故障行波到达母线后，线路上只能测量到由母线分布电容产生的持续时间比较短、幅值较小的电流脉冲信号，会影响电流行波测距方法的应用效果。解决问题的途径有两个：一是通过降低行波脉冲检测门槛值来提高检测灵敏度，但这样做的同时也牺牲了装置的抗干扰能力；另外一种方案是加装电压行波传感器，测量电压行波脉冲。加装电容分压式的行波电压传感器投资大，安装也很不方便。比较好的做法是加装一个电流互感器，测量流过电容式电压互感器（CVT）电容的电流，如图11 所示。电容分压器的脉冲电流与线路电压来波幅值成正比。因此，这一种间MRS