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【摘要】现代电力电网的正常运行离不开可靠准确地得到输电线路的故障点的定位。当超高压输送电线路出现故障时，故障点产生的行波将沿着输电线路向故障点两边进行传播。行波动作快速，但可以根据行波的特点对其进行距离测量，从而找到故障所发生的位置。本文将首先简析行波故障测距所使用的物理学机理，并结合具体案例来说明其在超高压输电线路中的应用。
【关键词】超高压输电；故障测距；行波。
我国经济的高速发展驱动着电力系统朝着更大、更稳定的方向发展。超高电压输电技术是应时代发展要求应运而生，更高的电压意味着更低的线路损耗和更大的能量传输。高压输电线路作为电力系统的大动脉，是最容易和最频繁发生故障的部位。由于输电线路全部在户外，除了恶劣的自然环境，本身的老化等都会导致故障的发生，而由于超高电压输电在远距离输电才更有经济优势，以上原因导致当输电线路发生故障时，极难查找出故障点。准确快速的故障测距可以有效帮助修复线路，保证线路可靠稳定供电，从而保证整个电网的安全稳定运行，最大限度降低线路故障对整个电力系统造成的威胁和对国民经济和人民生活带来的综合损失。
1、电力输电线路测距现状
基于工频电气量的工频阻抗法是当前电力系统使用较多的定位故障点的方法，其主要是通过测量故障输电线的电压电流等量并计算出系统故障回路的阻抗值来估算故障点的距离。但阻抗法极易受输电线路本身阻抗、负载电荷等的干扰，测距的精度没法得到保证。高频数字量采集和电磁暂态理论的进步推动了基于行波的测距技术的发展，其测距精度相较传统工频阻抗法有了大大提高。
2、行波测距的物理学释义及实际应用方法
根据叠加原理将发生故障的输电线分为正常状态和附加故障状态的叠加。由工程经验知，一般故障点和地短接使得故障点的电压变为0V。输电线正常工作时，定义该点电压为U。由叠加原理易知，假定叠加的故障时，定义该点电压为-U，这样叠加之后故障点的电压为0V。假定的叠加故障状态中-U电压将使得高压输电线产生由故障点向线路两端传播的前进波，即故障行波。
根据行波的物理特性可以将行波故障测距法分为：电压故障测距法和电流故障测距法。而行波本身的物理特性，其只能通过电流传感器实现感应和接收。由于对零序行波的传输并不成熟，因此目前的行波测距装置多采用线模电流行波作分析对象。
行波故障测距有单端安装测距装置或者双端安装测距装置接收数据两类，具体分类如下：
（1）通过单端行波故障定位故障点方式：通过记录故障发出的原始行波到达测量端时刻和故障点反射波或对端母线反射波到达测量端时刻的时间差实现故障点测距。
图1. 单端测距方法简图
如图1所示，故障发生在F点，其原始行波到达测量端点M处时间为t1，经过M点反射又再次到达F点反射之后，此时行波到达测量端M点处时间为t2。t2-t1即为故障行波通过距离为MF两次所使用的时间，行波传播速度为光速（3X10^8m/s），从而可以得到故障点F和测量点M之间的距离：
MF=（t2-t1）v/2
单端行波故障测距过程中的行波折反射较多，识别行波波头比较复杂，初始行波和第二个到达的波头比较容易识别，后续波头难以识别。为提高测量的准确性，一般仅采集原始行波的两个波头实现故障点的定位。
（2）通过双端行波故障定位故障点方式：由故障原始行波分别到达安装测试装置处时在线路上传播所需的时间t3，t4，由几何原理计算出故障点离测试点的距离。
图2.双端测距方法简图
如图2所示，故障点F发出的故障行波产生后，沿着输电线路分别向测量点M点和测量点N点传播，速度均为光速。由图可得：
MF=（t3-t4）v/2+MN/2
NF=（T4-T3）v/2+MN/2
对比单端测距和双端测距的定位的方法可以看出，单端行波故障测距只需要在输电线的任意一端安装测距装置就可以定位出故障点所在的位置，但是相应的单端测距的方法不可避免的存在精度低和可靠性差等常见缺点。双端行波故障测距仅适用故障初始行波，避免了折射、反射等的影响，且故障初始行波的幅值較大，易检测，因此双端检测具有较高的准确度和可靠性。但通过图2的简易示意图可以知道，双端测距的实现需要在输电线路的两端均安装行波测距装置，且要求所有的测距装置的检测时间完全实现同步，因此整体的硬件配置较高，导致成本较高。
从实际现场应用角度看，双端测距法的可靠性好，误差小定位精度相对较高，是目前使用较多的的行波故障定位方式。单端行波故障测距方法由于波头识别的问题，自动测距成功的概率低，因而需要人工进行波形识别。在不具备双端行波故障测距的硬件的场合，可以考虑使用单端测距的方式。
3、行波测距面临的一些问题
行波测距方法早在20世纪50年代就已经有专家提出，但是因为行波信号是高频电磁波，其频率高达几MHZ，受制于主流的CPU无法达到要求，只是一种技术假设。数字电路技术和微机处理器技术尤其是DSP技术的高速发展，处理器性能的提高和故障测波装置技术的突破以及高频数据采集技术逐步完善大大推动了行波测距从理论转向实用。20世纪末我国提出的基于故障暂态电流的高压输电线故障测距技术推动了行波故障测距的商业化。实际应用的测距装置的误差基本已经小于两个杆塔之间的位置。
行波故障测距的数学基础，小波函数目前存在设计和选择的问题，无法设计出对不同信号都有强鲁棒性的小波母函数，基本只能采用试探法。
4、应用实例
2012年09月12日13时00分24秒，我局管辖500kV天平II线A相故障跳闸。天生桥二级水电站测距如下（距天二厂）：主一保护：40.52km，主二保护：40.65 km，主三保护39.8 km，行波测距为44.957 km，对应塔号为089#—090#。收到故障跳闸信息后，我局输电管理所立即组织巡视人员对故障测距点进行故障巡视。经带电登塔检查后发现 090#塔A相均压环上有明显的放电痕迹，合成绝缘子上有放电斑点，与行波测距及雷电定位系统基本吻合，确认为本次跳闸故障点。
2013年8月16日21时28分03秒177.6毫秒，我局管辖500kV天平II线C相故障跳闸，重合闸成功。天生桥二级水电站测距如下（距天二厂）：主一保护：21.948km，主二保护：31.7km，主三保护32 km，行波测距为42.5 km，对应塔号为#085—#086。收到故障跳闸信息后，我局输电管理所立即组织巡视人员对故障测距点进行故障巡视。经带电登塔检查后发现 #086塔C相后串玻璃绝缘子第9片钢帽及均压环上有明显的放电痕迹，与行波测距及雷电定位系统基本吻合，确认为本次跳闸故障点。
通过以上两个线路故障分析，线路行波测距准确性与可靠性远高于其他保护测距能力，通过对线路安装行波测距装置，可使输电线路在发生故障的情况下，快速准确定位故障点，安排合理的人员数量进行故障巡视，从而减少查找故障点的人力、物力和时间，提高了输电线路的安全性和可靠性。
5、小结和展望
目前的行波测距的现场使用已渐渐成熟，可以预见必将取代现有的阻抗法测距定位技术。而微电网、柔性输电、超高压直流等技术的发展，整个电力系统中电力电子接口的渗透率的提高带来的干扰等会对行波有削弱作用，因此需要提高测距设备中行波采集装置的滤波性能。
本文首先介绍了当前输电系统的故障点定位现状，然后通过介绍单端和双端行波故障测距的原理，并比较了它们的优缺点，最后用超高压输电公司天生桥局管辖线路使用行波故障测距装置的实例介绍了行波故障测距系统的系统构成和测距效果。
【参考文献】
[1]刘宁超. 智能变电站行波测距关键技术研究[D].山东理工大学，2012.
[2]王超. 输电线路故障行波分析与测距[D].昆明理工大学，2006.
[3]邰彬. 行波测距技术在超高压输电线路上的应用[J]. 自动化应用，2010，11：48-49.
【作者简介】
刘 权（1986-），男，助理工程师，主要从事输电线路运行与维护工作
【关键词】超高压输电；故障测距；行波。
我国经济的高速发展驱动着电力系统朝着更大、更稳定的方向发展。超高电压输电技术是应时代发展要求应运而生，更高的电压意味着更低的线路损耗和更大的能量传输。高压输电线路作为电力系统的大动脉，是最容易和最频繁发生故障的部位。由于输电线路全部在户外，除了恶劣的自然环境，本身的老化等都会导致故障的发生，而由于超高电压输电在远距离输电才更有经济优势，以上原因导致当输电线路发生故障时，极难查找出故障点。准确快速的故障测距可以有效帮助修复线路，保证线路可靠稳定供电，从而保证整个电网的安全稳定运行，最大限度降低线路故障对整个电力系统造成的威胁和对国民经济和人民生活带来的综合损失。
1、电力输电线路测距现状
基于工频电气量的工频阻抗法是当前电力系统使用较多的定位故障点的方法，其主要是通过测量故障输电线的电压电流等量并计算出系统故障回路的阻抗值来估算故障点的距离。但阻抗法极易受输电线路本身阻抗、负载电荷等的干扰，测距的精度没法得到保证。高频数字量采集和电磁暂态理论的进步推动了基于行波的测距技术的发展，其测距精度相较传统工频阻抗法有了大大提高。
2、行波测距的物理学释义及实际应用方法
根据叠加原理将发生故障的输电线分为正常状态和附加故障状态的叠加。由工程经验知，一般故障点和地短接使得故障点的电压变为0V。输电线正常工作时，定义该点电压为U。由叠加原理易知，假定叠加的故障时，定义该点电压为-U，这样叠加之后故障点的电压为0V。假定的叠加故障状态中-U电压将使得高压输电线产生由故障点向线路两端传播的前进波，即故障行波。
根据行波的物理特性可以将行波故障测距法分为：电压故障测距法和电流故障测距法。而行波本身的物理特性，其只能通过电流传感器实现感应和接收。由于对零序行波的传输并不成熟，因此目前的行波测距装置多采用线模电流行波作分析对象。
行波故障测距有单端安装测距装置或者双端安装测距装置接收数据两类，具体分类如下：
（1）通过单端行波故障定位故障点方式：通过记录故障发出的原始行波到达测量端时刻和故障点反射波或对端母线反射波到达测量端时刻的时间差实现故障点测距。
图1. 单端测距方法简图
如图1所示，故障发生在F点，其原始行波到达测量端点M处时间为t1，经过M点反射又再次到达F点反射之后，此时行波到达测量端M点处时间为t2。t2-t1即为故障行波通过距离为MF两次所使用的时间，行波传播速度为光速（3X10^8m/s），从而可以得到故障点F和测量点M之间的距离：
MF=（t2-t1）v/2
单端行波故障测距过程中的行波折反射较多，识别行波波头比较复杂，初始行波和第二个到达的波头比较容易识别，后续波头难以识别。为提高测量的准确性，一般仅采集原始行波的两个波头实现故障点的定位。
（2）通过双端行波故障定位故障点方式：由故障原始行波分别到达安装测试装置处时在线路上传播所需的时间t3，t4，由几何原理计算出故障点离测试点的距离。
图2.双端测距方法简图
如图2所示，故障点F发出的故障行波产生后，沿着输电线路分别向测量点M点和测量点N点传播，速度均为光速。由图可得：
MF=（t3-t4）v/2+MN/2
NF=（T4-T3）v/2+MN/2
对比单端测距和双端测距的定位的方法可以看出，单端行波故障测距只需要在输电线的任意一端安装测距装置就可以定位出故障点所在的位置，但是相应的单端测距的方法不可避免的存在精度低和可靠性差等常见缺点。双端行波故障测距仅适用故障初始行波，避免了折射、反射等的影响，且故障初始行波的幅值較大，易检测，因此双端检测具有较高的准确度和可靠性。但通过图2的简易示意图可以知道，双端测距的实现需要在输电线路的两端均安装行波测距装置，且要求所有的测距装置的检测时间完全实现同步，因此整体的硬件配置较高，导致成本较高。
从实际现场应用角度看，双端测距法的可靠性好，误差小定位精度相对较高，是目前使用较多的的行波故障定位方式。单端行波故障测距方法由于波头识别的问题，自动测距成功的概率低，因而需要人工进行波形识别。在不具备双端行波故障测距的硬件的场合，可以考虑使用单端测距的方式。
3、行波测距面临的一些问题
行波测距方法早在20世纪50年代就已经有专家提出，但是因为行波信号是高频电磁波，其频率高达几MHZ，受制于主流的CPU无法达到要求，只是一种技术假设。数字电路技术和微机处理器技术尤其是DSP技术的高速发展，处理器性能的提高和故障测波装置技术的突破以及高频数据采集技术逐步完善大大推动了行波测距从理论转向实用。20世纪末我国提出的基于故障暂态电流的高压输电线故障测距技术推动了行波故障测距的商业化。实际应用的测距装置的误差基本已经小于两个杆塔之间的位置。
行波故障测距的数学基础，小波函数目前存在设计和选择的问题，无法设计出对不同信号都有强鲁棒性的小波母函数，基本只能采用试探法。
4、应用实例
2012年09月12日13时00分24秒，我局管辖500kV天平II线A相故障跳闸。天生桥二级水电站测距如下（距天二厂）：主一保护：40.52km，主二保护：40.65 km，主三保护39.8 km，行波测距为44.957 km，对应塔号为089#—090#。收到故障跳闸信息后，我局输电管理所立即组织巡视人员对故障测距点进行故障巡视。经带电登塔检查后发现 090#塔A相均压环上有明显的放电痕迹，合成绝缘子上有放电斑点，与行波测距及雷电定位系统基本吻合，确认为本次跳闸故障点。
2013年8月16日21时28分03秒177.6毫秒，我局管辖500kV天平II线C相故障跳闸，重合闸成功。天生桥二级水电站测距如下（距天二厂）：主一保护：21.948km，主二保护：31.7km，主三保护32 km，行波测距为42.5 km，对应塔号为#085—#086。收到故障跳闸信息后，我局输电管理所立即组织巡视人员对故障测距点进行故障巡视。经带电登塔检查后发现 #086塔C相后串玻璃绝缘子第9片钢帽及均压环上有明显的放电痕迹，与行波测距及雷电定位系统基本吻合，确认为本次跳闸故障点。
通过以上两个线路故障分析，线路行波测距准确性与可靠性远高于其他保护测距能力，通过对线路安装行波测距装置，可使输电线路在发生故障的情况下，快速准确定位故障点，安排合理的人员数量进行故障巡视，从而减少查找故障点的人力、物力和时间，提高了输电线路的安全性和可靠性。
5、小结和展望
目前的行波测距的现场使用已渐渐成熟，可以预见必将取代现有的阻抗法测距定位技术。而微电网、柔性输电、超高压直流等技术的发展，整个电力系统中电力电子接口的渗透率的提高带来的干扰等会对行波有削弱作用，因此需要提高测距设备中行波采集装置的滤波性能。
本文首先介绍了当前输电系统的故障点定位现状，然后通过介绍单端和双端行波故障测距的原理，并比较了它们的优缺点，最后用超高压输电公司天生桥局管辖线路使用行波故障测距装置的实例介绍了行波故障测距系统的系统构成和测距效果。
【参考文献】
[1]刘宁超. 智能变电站行波测距关键技术研究[D].山东理工大学，2012.
[2]王超. 输电线路故障行波分析与测距[D].昆明理工大学，2006.
[3]邰彬. 行波测距技术在超高压输电线路上的应用[J]. 自动化应用，2010，11：48-49.
【作者简介】
刘 权（1986-），男，助理工程师，主要从事输电线路运行与维护工作