一、對線路保護故障測距的技術要求

1必須滿足測量精度要求

作為一種測量裝置，對其主要要求是要有高的精確度。同繼電保護測量元件相比，故障測距的精確度要求要高得多。按目前一般規(guī)定高壓架空線故障測距絕對誤差在1～2km之間，這時較長的輸電線來說是一個相當高的指標。

2必須滿足可靠性要求

雖然對測距裝置可靠性的要求不及對繼電保護裝置那樣高，但在保證測量精確度的條件下，工作應盡量可靠。故障測距裝置的可靠性由兩方面來保證：硬件可靠性和原理可靠性。從原理上講，測量可靠性與測量準確性有不同的概念。準確性是測的準不準，而可靠性是能不能測出。如行波測距就有行波能不能被捕捉的問題，同阻抗測距相比，可靠性就可能差一些。

3必須滿足方便性要求

作為測量裝置使用方便，包括調試方便是一個主要要求。為了使用方便，測距應自動能夠完成，測量應依靠隨故障產生的信號源，最好不需要另加信號源。

二、故障測距的測距原理分類

1阻抗法

從原理上看，測線路故障阻抗與測線路故障距離有密切關系。故障測距中利用阻抗測量線路故障距離也是較早就被采用，目前仍是故障測距常用的一種方法。

2行波法

同阻抗測距不同，阻抗測距依據(jù)的是電力系統(tǒng)電氣量，所以受電力系統(tǒng)特性的影響很大，而行波測距是根據(jù)行波在架空線上至故障點間的傳輸時間判斷，它同電力系統(tǒng)運行方式無關，同架空線結構影響也很小，所以理論上測量精確度很高。行波法測距的困難是行波的捕捉和處理。隨著計算技術和信息處理技術的發(fā)展，行波測距具有較大的發(fā)展和應用前景。

3電壓法

線路上發(fā)生斷路故障，沿線電壓值對短路位置很敏感，所以分析發(fā)生故障后沿線電壓分布是判斷故障位置可用的方法，線路上發(fā)生故障時，電壓最低點就是故障點。但是線路上各點電壓實際上不可測的，所以只有通過計算才能確定沿線電壓分布。由于目前計算技術的發(fā)展，線路故障后算出沿線電壓分布已是不難的事。

三、線路保護故障測距原理

目前線路保護的測距功能采用基于線路一側電壓電流的單端測距方法。從原理上講單端電氣量測距最突出的問題是測距精度受過渡電阻的影響很大。單端電氣量的測距方法基本分為電抗法和解微分方程法，兩種方法的物理意義是完全一致的，僅表達形式不同。RCS、PSL系列保護采用的均是電抗法。因為系統(tǒng)中單相接地短路居多，同時單相經(jīng)過渡電阻短路更為普遍，下面分析單相短路的情況。

1單相短路故障測距分析(以RCS系列保護為例)

2測量誤差分析

由上式可知：(1)當Rg=0時，即金屬性短路的情況下，測距結果準確;(2)若Rg≠0，測距結果有誤差。產生測距誤差的根本原因是因過渡電阻Rg的存在而造成的。故障點電流及兩端電流之間的關系(包括幅值關系和相位關系)決定了誤差的大小和性質。

四、目前阻抗法故障測距主要問題及其解決方法

阻抗測量是距離保護距離測量的基本方法，用阻抗測量實現(xiàn)距離測量雖然存在不少困難，但也是一門成熟的技術，故障測距長期以來都是采用阻抗測量原理。下面分析幾個影響距離測量的問題在阻抗故障測距中是如何考慮的。故障點弧光電阻對阻抗測距的影響：故障點弧光電阻在阻抗故障測距中對測量精確性影響最大，是主要要克服的問題。主要表現(xiàn)在以下方面：

(1)在很大程度上影響故障距離的測量精確度。在單相弧光短路情況下，弧光電阻值相當大，甚至大到幾百歐，而線路故障阻抗也不過是幾十歐。

(2)弧光電阻值是隨時間而快速變化的，由于阻抗測距不要求快速，同距離保護Ⅰ段快速動作相比，對故障測距影響要大很多。

(3)在兩側電源情況下，對側電源對故障回路電流的助增，使測距裝置感受到的阻抗不但大小有變化而且阻抗角也有變化，使利用一側電量實行阻抗測距有很大困難。對于單側電源的輸電線，目前減小弧光電阻對測距的影響的兩個主要措施：

(1)利用測量阻抗的電抗分量測距。目前絕大多數(shù)保護、錄波器均采用電抗分量法測距，主要原因為阻抗中的電阻在實際測量中對精確測量影響不大，但在過渡電阻大時對保護測距影響大，但電抗分量法測距則不受過渡電阻影響。

(2)過零測量法對單側電源線路來說，容易列出下列微分方程式：

(3)式中RF、LF為自測量點到故障點F線路電阻和電感分量，μm、im為測量電壓，測量電流瞬時值。當im=0時，式(3)為(4)故得：

(5)通過電感LF即可得出短路阻抗ZF，過零測量法對電流、電壓波形無要求。對于微機保護，采用計算機數(shù)字算法，微分可以很容易的用差分法實現(xiàn)。

(3)雙側電源供電線減小弧光電阻對測距影響的測距方法要困難得多，其中故障分量測距法與故障分析法是常用的故障分量測距法與故障分析法兩種，文章將不再進一步闡述。

五、線路故障測距誤差偏大的原因與解決辦法

(1)CT、PT傳變誤差及角差會造成故障測距的誤差。

(2)保護定值中線路參數(shù)與實際參數(shù)間的誤差，可能會造成故障測距誤差的增大。a.必須及時根據(jù)線路變化與實測參數(shù)改變定值參數(shù)，減少估值帶來的誤差。b.可以對每條線路進行測距數(shù)據(jù)跟蹤，對兩次以上同類型測距不準確的進行線路參數(shù)的微調。

(3)用于測距的線路參數(shù)定值應為線路阻抗參數(shù)的二次值。必須加強現(xiàn)場工作人員對保護裝置原理的學習，特別是對不同廠家保護、錄波器的定值整定項有清楚的認識，防止誤整定造成測距不準。

(4)線路分布電容對測距的影響。因為阻抗測距基本原理是用故障電抗(短路電抗)來確定距離。線路對地容抗的出現(xiàn)在很大程度上影響阻抗法測距的準確性，必須加以考慮。

(5)不同原理線路保護對測距的影響。

a.如PSL系列保護測距在保護繼電器出口后15MS才開始測距計算，以后每5MS取一個點進行比對，已實現(xiàn)誤差的最小化。在實際運行過程中，由于保護與開關動作越來越快，大部分220kV開關加保護動作時間已縮短為40MS，因此在15MS時開關已開始斷弧，因此PSL保護開始測距計算時已不是最佳時機，會造成線路保護測距不準。

b.根據(jù)近幾年220kV線路跳閘的實際經(jīng)驗，相間故障由于過渡電阻較小，因此雙套主保護、錄波器相間測距一般非常準確。但對于單相故障而言，由于接地情況較為復雜，因此雙套保護、錄波器測距誤差較大，實際運行中經(jīng)常發(fā)生與理論故障點與實際故障點偏差較大的情況。

(6)試點開展智能化測距分析。利用信息子站系統(tǒng)快速、實時、全面的特點，通過對線路故障的聯(lián)網(wǎng)遠傳和綜合分析，開展智能化故障測距分析，實現(xiàn)線路故障的智能精確測距，為電網(wǎng)事故處理和決策提供又一可靠技術支持。

(7)對長距離輸電線路測距，盡可能采用行波測距。利用運行狀態(tài)的線路突然故障會產生暫態(tài)的電壓和電流行波。行波在架空線路中傳輸速度基本不受線路情況的影響，因此可以利用行波到達的時間來進行故障測距，這類方法適合于長距離輸電線路測距。

作者：劉勇良          單位：國網(wǎng)冀北電力有限公司張家口供電公司