直供线路故障测距修正方法
基于行波原理的直供方式牵引网故障测距技术
摘要牵引供电系统是电力系统的一个独立的、特殊的分支，电力机车通过受电弓和牵引供电系统的接触网滑动取流。
由于牵引网沿线环境恶劣、牵引负荷特殊，且一直采用的阻抗法故障测距技术难以克服过渡电阻的影响，因此牵引网一旦发生故障，很难有效及时地查找出故障位置。
现场迫切需要有效、实用的故障定位或测距技术。
鉴于行波测距技术已成功运用于输电线路上，本文研究的目的是将行波故障测距技术应用到普遍使用的直供方式牵引供电系统中，解决应用中面临的关键技术问题，使其满足实用化要求。
文章中首先从行波测距技术的需求分析了牵引网的线路结构，包括锚段、分支线、车站分段线等特殊线路，在此基础上建立了牵引供电线路适用于行波法故障测距的典型模型；分析了带回流线的直供方式下接触网发生接地故障、接触网对回流线故障以及断线故障时产生的初始电压和电流行波特征；给出了单线以及复线牵引网（末端并联和末端解裂）下电压和电流行波在母线处和线路末端的传播特征；分析了电压和电流行波在特殊线路结构的传播特点以及对行波测距的影响；结合行波信号的利用方式，给出了适用于直供方式牵引网线路的实用化行波故障测距模式；提出了电压和电流行波信号的获取方法；分析了机车扰动、故障初相角、故障点过渡电阻等因素对行波测距可靠性影响；利用ATP对故障行波的产生及传播特性进行仿真验证；介绍了试验装置、现场试验系统、试运行过程和试运行结果。
理论分析可以得出：利用故障产生的暂态行波，可以有效、准确地测量接触网分别对地、对回流线短路以及断线等各种类型故障距离；测距模式应采用双端测距原理；单出线的母线、开路状态的线路末端须采用电压行波信号，两出线母线、并联状态的线路末端采用电压或电流行波信号均可；利用变电所、分区亭标准配置的电压互感器（TV）和电流互感器（TA）可获取所需的电压和电流行波信号；在线路没有互感器的情况下，也可利用所内自用变压器来获取线路电压行波；地线带回流线、锚段、车站分段线以及不等长回流线等特殊线路结构不对行波测距技术产生本质影响。
电缆故障定位测量中的误差及改进
电缆故障定位测量中的误差及改进摘要：对几种电缆故障定位技术进行分析，结合部分实际案例，阐述了测量误差的产生原因及防范措施，以求尽量在故障预定位阶段取得较高的精度，缩短故障定位的时间。
关键词：电缆抢修；故障；定位；误差前言:日常电缆故障定位过程为：判断故障类型、故障预定位、测寻路由、精确定点。
但某些极端情况不具备再次精确定位的条件，如水下电缆；或由于事故抢修的时间紧迫，要求在粗测阶段就要有很高的精度。
这就需要电缆测试人员对各种方法的测量结果的精确程度有所把握，将测量数据的误差减小到最小程度。
下面就目前使用的几种测试方法的可能误差进行分析，使得人们能够了解到误差可能产生的原因、大小及相应改进办法。
一、不同定位方法误差的原因目前常用的电缆故障定位方法有电桥法、低压脉冲法、脉冲电流法、二次（多次）脉冲法；1、电桥法中的误差（原理、误差的几种情况，短接线、电缆规格）图1—电桥法的原理接线图电桥法测量原理R1R4=R2R3，=；设=K，R3=KR4；对应的，L+L0=KLX，L+L0+LX=2L，LX=2L/K+1；在实际测量中存在回路串联的接触电阻r3和测量引线电阻r1、r2的存在，回路电阻对应的电缆长度将大于2L，测量结果LX出现正误差。
误差的大小取决于接触电阻r3和测量引线电阻r1、r2的大小。
引线电阻r1、r2影响消除方法：图2—三点电桥法的原理接线图改进的接线方式如图2，A—滑线电阻（1000Ω）；R1—故障点接地电阻；r1、r2—连接线电阻；如电桥在a1、a2、a3处分别平衡，A1、A2、A3为相应的滑线电阻数值，可得：a1位置：或；（2.1）a2位置：；（2.2）a3位置：；（2.3）联立求解得：x=；（2.4）如测试设备的限制不能采用上述方法。
实际工作中尽可能采用大截面过渡引线，或将末端电缆端子直接连接并紧固，将误差减到最小；二、低压脉冲反射法中的注意事项（原理、误差的几种情况，读数）低压脉冲反射法测量原理公式：l=1/2vt；v为电波在电缆中的传播速度，往往固定；t（us）为测量脉冲与反射脉冲间的时间差；(1、测量盲区：假定脉冲的时间宽度为τ，则在τ时刻以内到来的反射脉冲与发射脉冲重叠，无法区分出来，出线所谓的盲区。
线路保护常见的故障测距方法
线路保护常见的故障测距方法摘要:输电线路发生故障时,通过故障测距装置的自动测量,可以为人工查找故障点提供有效参考,但需要注意测距设备的准确性、可靠性、实用性问题。
介绍了基于故障分析的单端测距、双端测距方法,并特别强调在实际中采用的方法,以及这些方法的特点和不足,并对这些方法给与了评价。
关键词:输电线路故障测距单端测距双端测距高压输电线路是电网中传输电能的主要通道,其可靠运行直接关系到电能能否有效传输。
随着电网规模的不断扩大,电能的输送距离越来越远,输电线路的电压等级也越来越高。
远距离的输电以及大量输电线路的建设使用带来的问题之一就是输电线路发生故障的次数也越来越多。
由于输电线路的运行环境多种多样,越是复杂的地形和恶劣天气,发生故障的可能性越大,这就给发生故障时的故障定位带来了困难。
为了尽快的修复和恢复供电,又迫切要求迅速的查找到故障点,为了解决这一问题,除了需要相关人员,特别是巡线人员的辛勤工作外,更需要一种有效的进行故障定位的方法,这便是输电线路的故障测距技术,为此工程技术人员和研究人员进行了大量的研究和实践工作[1-2]。
1 输电线路的故障测距本质上说,故障测距并不能准确获知故障点的实际位置,因为故障测距得到的只能是电气距离,如故障点到测距设备安装点(一般是变电站内)的输电线路长度,但这已经可以大幅缩小人员现场查找故障点的范围。
故障测距设备又被称为故障定位装置,能够根据故障发生时的电气特征迅速测定安装处到故障点的距离,从而减轻人工巡线的劳动,还可以查找出人工难以发现的故障,因此给电网运行部门带来了很高的社会效益和经济效益。
为了达到预期的目标,需要故障测距装置在准确性、可靠性以及实用性方面达到一定的目标。
1.1 准确性准确性是故障测距装置的最重要性能指标,失去准确性,就是去了故障测距的意义,反而会对人员的巡线带来误导,影响人员的正确判断,延长发现故障点的时间。
实际的故障测距必然存在误差,但误差只要在可以接受的范围内,就可以受到良好的效果。
输电线路故障距离测试仪误差的修正及注意事项
输电线路故障距离测试仪误差的修正及注意事项
输电线路故障距离测试仪用于架空输电线路发生接地(短路)或断路(开路)时，测量故障点到测量点(变压器)的距离。
线路故障距离测试仪适用于35kV及以上各电压等级的架空输电线，当发生单相接地或断线故障时，只要在变电站内对故障线路进行测试，就可准确地测出故障距离，确定故障杆塔，便于抢修人员快速查找故障，缩短抢修时间。
一、输电线路故障距离测试仪误差的修正
输电线路故障距离测试仪程序中的架空线路波速是固定的，对于不同参数的架空线路，其波数与给定波速会有一定偏差。
因此，对于不同参数的架空线路，测出的距离也有一定偏差;但这一偏差可通过下列两种办法进行修正。
1、根据对具体线段参数测试，修改程序中架空线路的波速参数，以保证测量精度。
本方法适用于同一电压等级线路参数基本一致的用户。
此项工作由架空线厂家与用户配合进行。
2、用户用仪器对已知长度L0的线路测量时，分别测量非故障相长度L1和故障相长度L2，可通过下列公式得到故障距离。
Lx=L0×L2/L1
二、输电线路故障距离测试仪使用注意事项
1、输电线路故障距离测试仪中的蓄电池为全密封型，可以任意放置。
2、关上电源开关，将220V市电由所配充电线引入充电插口就可
进行充电，充电时间为12小时。
3、为了延长电池寿命使电池达到Z佳使用效果，应每月进行充放电一次。
电力行业中的电力故障距离定位技术使用教程
电力行业中的电力故障距离定位技术使用教程1. 引言电力故障距离定位技术是电力行业中一项重要的技术，可以帮助快速、准确地定位电力系统中的故障点。
本文将介绍电力故障距离定位技术的原理、使用方法以及注意事项，帮助读者更好地理解和应用这一技术。
2. 技术原理故障距离定位技术是基于故障发生时的相量测量数据进行分析和计算的。
通过测量故障发生点的电压和电流，并与故障发生前的基准数据进行比较，可以计算出故障发生点与测量点之间的距离。
基于此原理，电力系统中的故障点可以准确地定位。
3. 使用方法3.1 设备准备要使用故障距离定位技术，首先需要准备相应的设备。
常用的设备包括数字式继电保护装置、故障录波器、电力分析仪等。
这些设备可以帮助收集故障发生时的相量测量数据，并进行后续的分析和计算。
3.2 数据采集在故障发生时，需要及时采集故障点的电压和电流数据。
这可以通过继电保护装置、故障录波器等设备实现。
确保采集到的数据准确、完整，并存储在相应的数据分析系统中。
3.3 数据分析采集到故障数据后，需要对其进行分析以计算故障发生点的距离。
这需要借助电力分析仪等工具进行计算。
根据故障发生前的基准数据以及采集到的故障数据，可以确认故障发生点距离测量点的位置。
3.4 结果判断根据计算得到的距离结果，可以判断故障点的位置。
通常，距离较近的故障点可能是更有可能的故障位置。
根据实际情况，结合其他信息，可以进一步确认故障点的位置。
4. 注意事项4.1 数据采集的准确性要保证故障距离定位技术的准确性，首先需要确保采集到的数据准确性。
在采集过程中，需要注意设备的选用和校准，以及数据的实时性和完整性。
4.2 数据分析的准确性在数据分析过程中，需要注意选择合适的工具和算法，以确保计算结果的准确性。
同时，要避免人为因素对数据分析的影响，例如误操作和数据处理错误等。
4.3 结果判断的综合考虑在判断故障点位置时，除了距离计算结果外，还需要结合其他信息进行综合考虑。
实用高压直流输电线路故障测距方法
( 7)
对于 F 点有 ( 8) U R F (x ) = U I F (x ) 式 ( 7) 中 Z C 为波阻抗, 式 ( 8) 中 U R F 为从 R 侧 折算出的 F 点的电压, U I F 为从 I 侧折算出的 F 点 的电压。 实际计算中对 ( 8) 式将以某一初值和步长 进 行迭代求解, 直到 ‖U R F - U I F ‖ < Ε( Ε为任 意小数) , 此时 x 即为故障距离。 常规量测距根据由直流线路保护启动的故障 录波中数据进行计算, 在金属回线和大地回线的运 行方式下, 直流线路保护的启动方式不同, 正常情 况下常规量测距还可以作为行波测距的后备, 验证 测距结果并防止行波测距装置误启动。 这种方法不 受故障类型、 过渡电阻等影响, 具有较好实用性。
x = v
式中 Z l 为单位长度线路阻抗。 由式 ( 5) 可解得故障距离
x = U R - U I + I IZ l
( IR + I I ) Z l
( 6)
( 2)
式 ( 6) 是 M 、 N 两端电气量同步时的计算公 式。 实际线路两端的保护装置或录波器采样数据往 往不同步。 为消去不同步采样的影响, 引入不同步 角, 同时考虑到电压和电流互感器的误差, 事先通 过计算确定两端不同步的时间差, 在计算中以其中 一侧 ( 如整流侧) 为基准将另一侧的测量值进行修 正后再代入式 ( 6) 计算。
第 20 卷 第 5 期 电力系统及其自动化学报 Vol . 20 N o. 5 2008 年 10 月 P roceedings of the CSU 2EPSA O ct. 2008
实用高压直流输电线路故障测距方法
翟永昌
( 中国南方电网超高压输电公司广州局, 广州 510405)
输电线路故障测距误差控制措施探讨
输电线路故障测距误差控制措施探讨摘要：目前220kV输电线路行波测距装置仍未普及，为了提高输电线路故障测距准确率，为巡线人员提供尽可能准确的指导，本文对比分析了几种常用测距算法的优缺点及误差来源，最后得出结论：可根据不同的故障类型和运行方式选择相应的最优算法、加强线路参数管理等措施提高测距精度。
关键词：输电线路；故障测距；算法0 引言故障测距是电网运行和管理中一项重要的工作，在实际工程中应用最广泛的是基于故障录波数据的工频量单端、双端测距算法。
从原理上，单端测距因无法克服对侧系统阻抗、过渡电阻对测量结果精度的影响，只能提供较为粗糙的测量结果；而双端测距因所掌握的故障信息量为单端测距的一倍，理论上可以提供高度精确的测量结果，但实际应用中也受到多种因素的影响，在某些情况下仍将产生较大误差，误导线路查线工作。
因此，有必要进一步分析线路故障测距误差因子，从优化算法、加强运行管理等方面入手寻找提高测距精度的有效措施。
1 几种常用测距算法分析1.1 单端测距算法假定输电线为均匀线，线路参数是恒定的，双电源单回线单相接地故障可用下图模型表示。
2 测距误差因子分析2.1单端测距误差因子分析单端测距由于掌握的故障信息不足，因此增加了“线路中故障电流与故障点的短路电流同相位”这个假设条件，测距精度在很大程度上取决于该假设条件是否满足，而影响故障点短路电流与线路故障电流的主要因素是是两端系统阻抗角和线路阻抗角。
实际运行经验证明，在线路两端均为强电源，且线路参数分布均匀（故障点两侧的线路阻抗角不一致）的情况下，单端测距的误差较大；反之在某种特定运行方式下，单端测距精度可大大提高：（1）单端电源供电线路（2）对端系统阻抗远大于本端系统阻抗的双电源供电线路在以上两种情况下，对端系统阻抗对线路故障测距结果的影响可忽略不计，流经故障点的短路电流主要取决于大系统侧，因此，对于大系统侧来说，流经线路的故障电流与故障点的短路电流相位非常接近，即单端测距的假设条件成立，因此测距结果仍具有较高精度。
电力电缆故障探测测距与定点方法
电力电缆故障探测测距与定点方法摘要：电力电缆作为整个电力系统的重要组成部分，一旦发生故障将直接影响着整个电力系统的安全运行。
因此，如何快速、准确地查找电缆故障，减少故障修复费用及停电损失，成为电力工程领域与研究界日益关注的问题。
文章分析了电力电缆故障的原因及分类，探讨了电力电缆的故障测距与定点方法。
关键词：电力电缆；故障测距；故障定点；引言随着我国经济建设的高速发展，我国的城市电网改造工作大力地开展。
由于电力电缆应用成本的下降，以及电力电缆自身所具有的供电可靠性高、不受地面、空间建筑物的影响、不受恶劣气候侵害、安全隐蔽耐用等特点，因而获得了越来越广泛的应用。
然而，与架空输电线路相比，虽然电力电缆的上述优点却为后期电缆的维护工作特别是故障测距与定位带来了较大的难度，尤其电缆长度相对较短、线路故障不可观测性等特点都决定了电缆线路要求有更精确的故障测距方法。
另一方面，电力电缆作为整个电力系统的重要组成部分，一旦发生故障将直接影响着整个电力系统的安全运行，并且如故障发现不及时，则可能导致火灾、大规模停电等较大的事故后果。
因此，如何快速、准确地查找电缆故障，减少故障修复费用及停电损失，成为电力工程领域与研究界日益关注的问题。
1电力电缆故障原因及类型1.1电力电缆故障原因随着电缆数量的增多及运行时间的延长，由于电缆绝缘老化特性等因素，故障发生概率大大增加。
电缆故障点的查找与测量是通讯和电力供应畅通的有力保障，但是因为电缆线路的隐蔽性、个别运行单位的运行资料不完善以及测试设备的局限性，使电缆故障的查找非常困难。
尤其是在狂风、暴雨等恶劣天气中，给故障的查找、维修带来了很大不便。
了解电缆故障的原因，对于减少电缆的损坏，快速地判定出故障点是十分重要的。
电缆发生故障的原因是多方面的，常见的几种主要原因包括：1.1.1机械损伤。
主要由于电缆安装敷设时不小心造成的机械损伤或安装后靠近电缆路径作业造成的机械损伤而直接引起的。
电力电缆的故障定位与修复
电力电缆的故障定位与修复在电力系统中，电缆作为传输电能的关键设备，起着至关重要的作用。
然而，由于各种不可抗力和操作管理等因素的影响，电缆可能会发生故障。
及时准确地定位并修复电缆故障对于确保电力系统的稳定运行至关重要。
本文将重点介绍电力电缆故障的定位及修复方法。
一、故障定位方法1.传统方法传统的电力电缆故障定位方法主要包括位置法、阻抗法和反射法。
其中，位置法通过测量电缆两端到故障点的距离，定位故障位置。
阻抗法则是通过测量电缆某一端的电缆绝缘电阻值，推断故障位置。
反射法则是利用电缆故障处所发生的信号反射，来确定故障点位置。
2.高压耦合法（HV-CT法）高压耦合法是一种无损故障定位方法，通过将高压信号耦合入电缆中，利用故障处的电磁辐射和故障周围的介质来传播高压信号的方式来定位故障位置。
该方法准确性高、定位速度快，并且对电缆没有影响，因此在实际应用中得到广泛推广。
二、故障修复方法1.绝缘层养护电力电缆故障中最常见的问题是绝缘层的破损。
定位到故障后，首先需要对绝缘层进行养护。
可以使用特定的材料对绝缘层进行修复，或者更换破损的绝缘层，以保证电缆的正常使用。
2.导线修复当电缆的导线发生断裂或接触不良时，需要对导线进行修复。
修复方法包括焊接导线、更换导线等。
在修复时需要注意导线的质量和连接的稳固性，以确保修复后的电缆工作正常。
3.充电电缆的故障对于充电电缆的故障，可以采用充电电缆连接器的更换方法进行修复。
修复时要确保连接器与电缆的质量相匹配，以免再次出现故障。
4.全面检测在定位和修复故障后，还需要进行全面的检测，以确保修复的电缆正常运行。
全面检测包括电阻测试、介质损耗测试、局放测试等，以评估电缆的质量并及时发现潜在的问题。
总结：电力电缆故障的定位与修复是电力系统维护和管理中的重要环节。
传统的定位方法可以实现较为粗略的定位，而高压耦合法则能够提供更准确、高效的故障定位。
在修复故障时，需要综合考虑绝缘层、导线和充电电缆等不同部位的问题，并采取相应的修复措施。
配电线路短路故障测距优化算法研究
配电线路短路故障测距优化算法研究摘要：配电线路故障测距技术依据线路故障时的故障特征自动判明故障位置，有利于及时修复线路，保障供电可靠性。
配电线路多为辐射状结构，具有供电距离短、分支多、存在架空-电缆混合输电模式、不换位等特点，使得配电线路故障测距问题远较输电线路复杂、困难；另外，由于配电线路短，如果测距误差大，就失去了测距的意义，因此要求配电线路故障测距具有高精度，遗憾的是，现有的测距方法精度不高，不能满足该要求。
针对短路故障测距，以适用于配电线路特点、提高测距精度为研究目标，本文提出了改进的阻抗测距法，该方法采用分布式参数模型，有效提高了测距精度，能更真实地反映线路信息。
关键词：配电线路；改进阻抗测距1引言配电线路在短路故障时，电气量变化明显，和中性点接地系统相似，因此输电线路的故障测距方法对于配电线路短路故障测距有很大的借鉴价值。
配电网多为单电源辐射状结构，遍布范围广，常带有多个终端，终端一般无测量装置，不能获得故障信息。
因此故障测距只有依靠单端电气量的测距方法。
这里着重介绍基于单端电气量的输电线路故障测距方法。
2短路故障测距法的研究现状和在实际应用中存在的问题2.1短路故障测距法的研究现状1979年M.T.Sant 和Y.G.Paithankar最早提出基于工频电气量的单端故障测距思想，它主要针对单侧电源线路[1]；1982年Takagi[2]和1983年A.Wiszniewski[3]先后提出了使用故障分量网络来考虑负荷电流的影响，并引入故障分量电流分布系数来消除系统阻抗的影响；同时，Schweitzer[4]等人还提出了用迭代法减小过渡电阻对故障测距的影响；1985年L.Eriksson[5]在考虑系统运行方式的前提下，通过解二次方程计算故障距离。
80年代后国内的故障测距技术随微机技术发展而不断深入。
1982年蔡德礼、叶一麟[6]提出了通过有限次迭代计算修正故障电流相位进行测距的方法；1985年杨奇逊[7]利用R-L模型方程的阻抗算法实现距离保护装置。
线路故障测距方法
输电线路故障测距的主要方法分为三类：阻抗法、行波法和故障录波分析法。
阻抗法阻抗法建立在工频电气量的基础上，通过建立电压平衡方程，利用数值分析方法求解得到故障点和测量点之间的电抗，由此可以推出故障的大致位置。
根据所使用电气量的不同，阻抗法分为单端法和双端法两种。
对于单端法，简单来说可以归结为迭代法和解二次方程法。
迭代法可能出现伪根，也有可能不收敛。
解二次方程法虽然在原理和实质上都比迭代法优越，但仍然有伪根问题。
此外，在实际应用中单端阻抗法的精度不高，特别容易受到故障点过渡电阻、对侧系统阻抗、负荷电流的影响。
同时由于在计算过程中，算法往往是建立在一个或者几个假设的基础之上，而这些假设常常与实际情况不一致，所以单端阻抗法存在无法消除的原理性误差。
但单端法也有其显著优点：原理简单、易于实用、设备投入低、不需要额外的通讯设备。
双端法利用线路两端的电气信息量进行故障测距，以从原理上消除过渡电阻的影响。
通常双端法可以利用线路两端电流或两端电流、一端电压进行测距，也可以利用两端电压和电流进行故障测距。
理论上双端法不受故障类型和故障点过渡电阻的影响，有其优越性。
特别是近年来GPS设备和光纤设备的使用，为双端阻抗法的发展提供了技术上的保障。
双端法的缺点在于：计算量大、设备投资大、需要额外的同步和通讯设备。
行波法行波法利用的原理是当输电线路发生故障时，将会产生向线路两端以接近光速传播的电流和电压行波。
通过分析故障行波包含的故障点信息，就可以计算出故障发生的位置。
故障录波分析法故障录波分析法利用故障时记录得到的各种电气量，事后由技术人员进行综合分析，得到故障位置。
随着计算机技术和人工智能技术的发展，故障录波分析法可以通过自动化设备快速完成。
但该方法会受到系统阻抗和故障点过渡阻抗的影响，而导致故障测距精度的下降。
输电线路故障测距改进方法探索
输电线路故障测距改进方法探索摘要：输电线路是我国电力能源运输的重要载体，其关乎我国电网运行的稳定，影响着我国经济社会的发展。
互联网技术的蓬勃发展，使得我国输电网络的用户规模不断扩大。
因此，我国输电线路的输送电能容量以及故障检测的重要性日益显现。
本文依据输电线路故障测距的主要方法，从正序故障分量、线路参数独立的测距技术、串联补偿线路优化，这三方面进行输电线路故障测距的具体改进策略的研究，为我国电力领域的高质量发展提供一定的参考。
关键词：输电线路；故障测距；改进方法引言：电网系统具有一定的复杂性。
现阶段，我国输电线路受地理区域以及自然环境等的影响，极易发生故障。
因此，对于输电线路故障检测方法的优化成为现阶段我国电网企业研究的重点。
故障测距是通过输电线路发生故障时的电压、电流等信息，建立电网模型，从而得到输电线路故障区域的准确位置，为后期输电线路维修工作提供了便利，保证了我国电力资源的平稳运行。
一、输电线路故障测距的主要方法（一）输电线路故障测距中的行波法行波法依据发射及接收行波信号的位置情况可以分为三种，即单端、双端、三端[1]。
其中单端行波法是采用一端进行测距，其对于设备及试验环境没有较高的要求。
但是由于单端行波法需要进行反射行波检测，不同的系统或同一系统不同的运行方式、电阻等的差异，都会使得反射行波数据出现波动，从而使得反射行波差异较大，精确性不足。
双端行波法则是对于初始行波波头到线路两端的距离进行测量，找到其时间差，进而进行故障位置计算。
该方法几乎不受线路长度及行波速度的影响。
但是，在运用此方法时，对于钟表时间的精确性要求较高。
三端行波法则是通过对于线路两端及相邻检测端的行波波头的多端数据进行输电线路故障位置计算。
这种测距方法的准确度相对较高。
但是对于检测设备的装置及时间把控极为严格，稍有不慎，测距就会失败。
（二）输电线路故障测距中的故障分析法输电线路故障出具中的故障分析法是基于电气量分析理论，依据故障距离和装置电气量的函数关系，进行故障位置计算[2]。
故障测距计算方法
故障测距分析方法一、故标计算1、计算方法：利用保护装置跳闸信息中的“故障距离”与供电线长度、上网点公里标进行分析计算。
①上海方向故障测距计算：故障公里标 = 上网点公里标 -（故障距离 - 供电线长度）②株洲方向故障测距计算：故障公里标 = 上网点公里标 +（故障距离 - 供电线长度）③对于一条供电臂同一时间段的多次跳闸，应当用最后一次跳闸的故障距离进行计算。
2、计算案例：例1：（以诸暨东变电所湄池<上海>方向上行跳闸为例）16：54′38″795 212 DK3520馈线保护测控装置距离I段动作故障距离=8.23，电阻=1.836，电抗=2.333，上行馈线电压=63.02，下行馈线电压=63.02，馈线电流=21.21，2次谐波电流=0.0555，3次谐波电流=0.4132，5次谐波电流=0.1603。
从保护装置信息可知故障距离=8.23km；查的供电线参数对照表可知：供电线长度=0.07km；上网点里程标=k263+206。
由此计算故障点里程标=263.206-(8.23-0.07)=255.046，即k255+046。
工区巡视发现跳闸原因为桥面施工时有金属异物掉在k255+930承利索上，造成承利索与桥顶短路放电。
计算出测距误差为884m。
例2：（以龙游东变电所樟树潭<株洲>方向上行跳闸为例）20：23′40″928 214 DK3520馈线保护测控装置距离Ⅰ段动作故障距离=16.06，电阻=3.085，电抗=5.455，上行馈线电压=75.37,下行馈线电压=75.27，馈线电流=12.04，2次谐波电流=0.05538，3次谐波电流=0.16，5次谐波电流=0.0430720：23′42″963 214 DK3520馈线保护测控装置一次重合闸(成功)20：23′43″600 214 DK3520馈线保护测控装置距离Ⅱ段加速动作故障距离=18.2，电阻=3.677，电抗=6.243，上行馈线电压=76.13,下行馈线电压=76.03，馈线电流=10.5，2次谐波电流=0.5046，3次谐波电流=0.2461，5次谐波电流=0.06153龙游工区巡视发现龙游-樟树潭上行K425+455处364#支柱，有2棵树因大风，分别倒在回流线上和承力索上，树枝接触部分有燃烧痕迹，另有三棵树顶部靠近回流线，随即向电调申请临时点于21:46-22:37进行砍伐，22:37处理完毕并消令。
故障测距中的参数误差归算修正算法
步数据故障测距 问题 ， 出了一种参数误差归算修正算法 。该算法将各类参数误 差归算 为单 位长度线 路参数 的变 化 ， 提 利用故 障前 电压／ 电流数据 ， 计算 出归算系数 ， 反馈修正系统模型 。Ｍａａ ｔｂ仿真表明 ， ｌ 该算法能有效地减少各类参数 误差 的影响 ， 提高了故障测 距的抗 干扰 能力 和故障测距精度。 关键词 ： 故障测距 ； 参数误差 ； 归算系数 ； 抗干扰能力
Ｃ Ｅ ｎ — ｎ ， Ｏ ｈｎ ．ｕ Ｈ Ａ Ｇ Ｆ ｉｅ ｇ Ｈ Ｎ Ｍｉｇ ｕ Ｙ Ｕ Ｚ ｏ ｇｐ ， Ｕ Ｎ ｅ ｔｎ ｊ —
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ｉ ｍｖ ｎｉ ａ ｍｐ ｅａ ｔｊｍｍｉｇｃ ｐ ｂｌｙａ ｄ ａｃ ｒｃ ｆｆｕｔ ｏ ａｉｎ － ｎ ａ ａ ｉｔ ｎ ｃ ｕａ ｙｏ ａ ｌｌｃｔ ． ｉ ｏ
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陈 明军 ， 中璞２ 黄 飞腾 尤 ，
（． 江工业 大学 信息 工程学 院 ， 江 杭 州 ３０ １ ； ． 山县供 电局 ， 江 象山 ３５０ ） １浙 浙 １０４ ２ 象 浙 １７０
铁路接触网故障测距误差分析及对策
铁路接触网故障测距误差分析及对策摘要：本文通过对普速铁路接触网故障测距原理及故障测距产生误差的原因进行分析，并对提高接触网故障测距精度，提出了有效的控制措施。
关键词：接触网；故障测距；短路试验电气化铁路接触网由于长期处于大电流、大张力、高频震动、持续磨损和易受外界干扰的恶劣工况，决定了接触网是整个铁路运输保障系统中的一个薄弱环节，并且接触网线路较长，一旦发生设备故障，如果不能准确判断故障种类和地点，就无法迅速抢修恢复供电，那必将造成整个铁路运输系统的混乱和瘫痪。
因此当接触网发现故障时，通过变电所故障测距进行准确定位，对迅速组织抢修处理，恢复铁路运输畅通具有重要意义。
一、故障测距的原理昆明局集团公司现用的测距方式有阻抗法和吸上电流法两种。
沪昆、云桂高铁供电方式为ＡＴ供电，采用吸上电流法；其它线路均为直供方式，采用阻抗法。
本文主要对直供方式接触网的测距基本原理进行分析。
1.变电所的供电方式如图1：正常情况下的电流通路为：变电所馈线→抗雷线圈→供电线→接触网→机车受电弓→钢轨、地回流线。
发生金属性短路时，其电流通路为：变电所馈线→抗雷线圈→供电线→接触网故障点→钢轨、地回流。
图1：供电示意图2.基本公式：关于阻抗计算的公式有很多形式的表达式，但由于保护装置采集的电气参量是固定的，所以，使用于跳闸分析的基本只有一种。
保护装置所采用的电气参量为：电流I，电压U，夹角Q，其它各种参量（电阻R、阻抗Z）是通过相关计算得到结果，它们之间的关系如图2所示：线路阻抗的构成：电阻部份|ZR|＝|Z|cosQ＝R；感性或容性部份（图中为综合后感抗）：|ZL-C|＝|Z|sinQ=X；线路综合阻抗|Z|＝|U|/|I|当馈线发生跳闸时，我们从保护装置采集的跳闸参数中，可以得到U和I以及Q后，通过计算，可得到基于纯金属性短路条件下的参数：R=|ZR|＝|U|/|I| cosQ；X=|ZL-C|＝|U|/|I| sinQ；则根据图1中供电方式的构成，纯金属性短路情况下：线路电抗值为：X短路＝XK＋X供电线＋XXL单位×L短路则L短路＝（X短路－XK－X供电线）/ XXL单位（上式中XK：抗雷线圈电感量；XXL单位：接触网线路单位电抗值；X供电线：供电线电抗值L短路：接触网某一地点公里数；X短路：接触网某一公里数对应的总电抗值）3.实际应用中，通过各个杆号对应的计算电抗值X短路与杆号公里数间L短路的对照列表来进行故标的整定。
电缆故障测试检测查找仪器使用方法简版修正
电缆故障测试检测查找仪器使用方法简版修正1.仪器准备-将仪器放置在平稳的工作台上，插上电源线并接通电源。
-确认仪器屏幕显示正常，没有任何故障提示。
2.连接电缆-将待测电缆断开，分割成两段。
-将仪器的发射端与一个电缆段的一端相连，并确保连接牢固。
-将仪器的接收端与另一个电缆段的一端相连，并确保连接牢固。
3.开始测试-按下仪器上的开机按钮，待仪器启动完成。
-在操作界面上选择故障定位模式，如电压法、电流法或时间域反射法等。
-设置适当的测试参数，如电流大小、测试时间等。
-点击“开始测试”按钮，仪器将开始检测故障。
4.故障定位-仪器会实时显示测试结果，包括故障位置、类型及距离等信息。
-根据仪器显示的故障位置，可采取相应的维修措施，如挖掘地面找到电缆，修理或更换电缆等。
5.完成测试-完成一次故障定位后，点击“停止测试”按钮，仪器将停止测量。
-断开电缆连接，将仪器关机，并拔掉电源线。
-将仪器放回存放位置，保证仪器的安全。
注意事项：-在操作仪器之前，请仔细阅读使用说明书，熟悉仪器的功能和操作流程。
-在测试过程中，需要确保测试操作区域没有其他人员，以免发生安全事故。
-操作过程中要注意操作规范，防止仪器受到外界干扰，影响测试结果的准确性。
总结：电缆故障测试检测查找仪器的使用方法较为简单，主要包括仪器准备、连接电缆、开始测试、故障定位和完成测试等步骤。
仪器操作人员只需熟悉仪器的功能和操作流程，按照说明书进行操作即可。
在测试过程中，要注意操作规范和安全性，以保证测试结果的准确性。
带加强线的直供牵引供电系统故障测距分析
第４１卷 第５期２０２０年１０月大连交通大学学报ＪＯＵＲＮＡＬ ＯＦ ＤＡＬＩＡＮ ＪＩＡＯＴＯＮＧ ＵＮＩＶＥＲＳＩＴＹＶｏｌ．４１ Ｎｏ．５ Ｏｃｔ．２０２０ 文章编号：１６７３ ９５９０（２０２０）０５ ００９８ ０４带加强线的直供牵引供电系统故障测距分析桂林峰（蒙辽铁路客运专线有限责任公司，辽宁沈阳１１００２５）摘 要：在Ｍａｔｌａｂ／Ｓｉｍｕｌｉｎｋ仿真环境下，根据带加强线的直供牵引供电系统的特点建立仿真模型．分析了牵引系统故障时的故障特征，提出对现有故障定位方法的改进办法，用以解决带加强线的直供牵引供电系统传统故障定位方法中无法区分线别的问题，减少接触网停电时间，辅助接触网运维人员巡线．关键词：带加强线的直供牵引供电系统；Ｍａｔｌａｂ／Ｓｉｍｕｌｉｎｋ；行波测距；减少停电时间文献标识码：Ａ ＤＯＩ：１０．１３２９１／ｊ．ｃｎｋｉ．ｄｊｄｘａｃ．２０２０．０５．０１８ 接触网加强线是从牵引变电所引出的一条供电线，与接触线并联，每隔一定的间隔通过横向连接线连接起来，用以降低牵引网阻抗，延长供电臂长度，提高供电能力．在带加强线的直供牵引供电系统中，加强线多架设在铁路田野侧，易受外部树木、异物侵入引发事故，据不完全统计，有接近７０％接触网跳闸事件，多源于加强线异物侵入．系统发生故障后，运维人员根据牵引变电所内综合自动化系统测得的线路阻抗值来进行故障定位，但该方法无法判断故障是位于加强线还是接触网上，对故障处理的效率造成一定影响．另外，为了在故障时能快速切除加强线，新的电气化改造工程或客专项目，设计单位都大大减少了加强线与接触网的并联点，这也造成了牵引变电所内综合自动化系统的阻抗值曲线多不规则曲线，无法快速查找故障点．本文对故障时刻接触网电流走向进行研究，通过电流方向判断故障线路，提出了适用于带加强线的直供牵引供电系统的故障测距辅助方案．１ 直供牵引网简介 随着几大高铁的正式开通、运营，中国牵引系统已达到世界先进水平，目前我国高速铁路主要采取全并联ＡＴ供电方式．但对于山区电气化铁路，由于其具有运行速度低、坡道大（往往为一面坡）、桥隧比例高、所址选择困难等特点，ＡＴ供电方式牵引变电设施较多，站前土建工程较大，运营维护难度也较大．通过分析，带加强线的供电方式在解决供电的同时，较ＡＴ供电方式节约大量资金，是解决山区大坡道大负荷供电需求的较为经济有效的供电方式［１］． 加强线作为接触网接触悬挂并联的一条附加导线，其作用主要是提高接触网载流能力和线路末端电压．在车流量较大的电力牵引区段内，尤其是（全并联）直供牵引供电系统中，接触线和承力索的总截面积往往不能满足输电要求，需要用加强线来弥补悬挂截面的不足，同时降低接触网电能损失和电压损失［２］． 带加强线的直供牵引系统牵引网主要由接触线、钢轨、回流线、加强线构成，如图１所示．加强线和接触线并联，每隔一定的间隔通过横向连接线连接起来．钢轨、回流线每隔一定距离进行一次横向连接，钢轨只能通过扼流变压器（或空心线圈）中点和回流线连在一起［３］．图１ 带加强线直供牵引供电系统示意图收稿日期：２０１９ ０８ １０作者简介：桂林峰（１９８７－），男，工程师，学士，主要从事牵引供电系统日常维护的研究Ｅ ｍａｉｌ：５２６９１４９８８＠ｑｑ．ｃｏｍ． 第５期桂林峰，等：带加强线的直供牵引供电系统故障测距分析９９ ２ 直供牵引网故障测距分析２．１ 行波法测距理论 行波法的研究始于２０世纪４０年代初，它是根据行波传输理论实现线路故障测距的，目前使用较多的是双端行波定位，即利用记录故障点产生的行波到达线路两端的时间，然后借助于通讯联系实现测距的．行波故障定位能从原理上克服阻抗法易受系统运行阻抗、负荷电流、运行方式等因素影响的缺点，使得测距精度得以提高． 双端行波定位是利用故障时刻线路电流、电压突然发生变化所产生的高频暂态行波达到两端的时差来确定故障点的位置．在线路中安装故障监测装置，利用行波到达的两设备的时间差Δｔ进行故障点精确定位．Δｔ＝ｔ１－ｔ２（１）Ｘｍ＝（Ｌ＋ｖ Δｔ）２（２）Ｘｎ＝（Ｌ－ｖ Δｔ）２（３） 图２为双端行波法故障测距原理：ｍ、ｎ为故障监测装置，ｔ１为行波到达设备ｍ的时刻、ｔ２为行波到达设备ｎ的时刻、Ｌ为设备ｍ与设备ｎ之间的距离，ｖ为光速２９８ｍ／ｕｓ，Ｘｍ为故障点距离设备ｍ的距离，Ｘｎ为故障点距离设备ｎ的距离．根据上述公式可准确的计算出故障点距离设备两边的距离．图２ 行波测距原理 根据以上推导方法可知：在两设备之间的距离Ｌ固定的情况下，影响双端行波法故障测距主要因素为行波到达设备的时间差Δｔ和波速ｖ，目前故障监测装置采用高精度ＧＰＳ对时，行波在输电线路上传输的速度稳定，接近光速，因此行波法故障测距准确度高，且完全不受传统阻抗法中过度阻抗的影响．所以行波故障测距目前已逐渐成为牵引供电系统中重要的测距手段［４］．２．２ 直供系统接触网段故障分析 对于带加强线供电方式或ＡＴ供电方式的接触网，故障时刻仅通过行波法测得故障点的距离是不够的，还需要判断是加强线（正馈线）还是接触线故障，以此来辅助运维人员更好的进行故障处理．因此，本文在行波法的基础上进行一些改进，利用故障时刻工频来判断故障线别． 上下行并联直供带加强线接触网多架设在野外，环境恶劣，易受外部环境影响．而外在环境的多样性也容易引起牵引线路的接地短路故障．由于牵引供电系统为单相导线供电，发生短路接地故障时潮流方向单一，故障电流总是流向短路接地点，故障行等效电路如图３所示．图３ 单根加强线系统接触网故障 图中，Ｉ１为牵引所接触线上网处电流，Ｉ２为横连线电流，Ｉ３为分区所接触线上网处电流． 在上下行并联的情况下，当接触线发生故障时，故障行电流方向为本行牵引所流向接地点，与此同时加强线上的故障电流亦是从加强线流向短路接地点；另外一行的故障电流通过末端并联点流向短路接地点，此时接触网跳闸．对于故障行来说，其接触线和加强线电流方向相同，都是从牵引所流向短路接地点，而分区所处电流是由非故障行提供，方向为分区所流向短路接地点，规定设备正方向由所指向线，那么上图所示三处电流方向相同［４］．２．３ 带加强线直供系统加强线段故障分析 对于带单段加强线的上下行并联直供接触网，加强线直接从牵引所出，当加强线段发生故障时，接触网故障行等效电路如图４所示．图４ 单根加强线系统加强线故障 加强线段发生故障时，通过潮流分析，各处故障电流都流向短路接地点．在规定设备正方向的前提下，对于故障行来说，上图三处故障电流中，横连线处电流与接触线和分区所处上网点电流相反，具体推导过程与上一小结相同，不再赘述．２．４ 多段加强直供系统线加强线段故障分析 对于多段加强线的直供系统，当加强线段发生故障时，故障电流仍是流向短路接地点，各处电流方向如图５所示．其中，Ｉ１、Ｉ３分别为牵引所和１００ 大连交通大学学报第４１卷分区所接触线上网处的电流，Ｉ２为加强线并联点处电流，Ｉ４为加强线末段横连线电流．此时规定Ｉ１、Ｉ３、Ｉ４的正方向为由所指向线，Ｉ２电流的正方向为牵引所指向分区所．故障发生后，通过Ｉ１、Ｉ３、Ｉ４判断故障是否位于加强线上（判断原则与单段加强线相同），当故障位于加强线上时，再通过Ｉ２和Ｉ４来判断故障区段，若Ｉ２和Ｉ４同向则故障位于前段（即靠近牵引所段），若Ｉ２和Ｉ４反向则故障位于后段（靠近分区所段）．图５ 多段加强线系统加强线故障３ 直供牵引系统故障仿真分析３．１ 模型建立 在Ｍａｔｌａｂ／Ｓｉｍｕｌｉｎｋ搭建带加强线的全并联直供牵引网模型，牵引供电系统中牵引变电所为１１０ｋＶ，利用Ｍａｔｌａｂ／Ｓｉｍｕｌｉｎｋ中Ｓｉｍｐｏｗｅｒｓｙｓｔｅｍｓ中“３－ＰｈａｅｓＳｏｕｒｃｅ”模块作为外部电源仿真模型［５］． 带加强线的全并联直接供电方式采用２７．５ｋＶ的单相供电方式，牵引变主变压器采用单相变压器，利用Ｓｉｍｐｏｗｅｒｓｙｓｔｅｍｓ中ＬｉｎｅａｒＴｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ模块： 本文目前只考虑电流流向问题，因此设定参数满足常规参数，不需要考虑发生短路接地时电流大小．带加强线段和接触网段目前只考虑自阻抗和互阻抗，其它暂不考虑，所以具体参数如表１所示．表１ 仿真参数Ω／ｋｍ自阻抗互阻抗接触网０．２３＋ｊ０．００２３０．０５＋ｊ０．００１加强线０．２３＋ｊ０．００２３０．０５＋ｊ０．００１铁轨０．２１２＋ｊ０．００２３０．０５＋ｊ０．００１ 以上模块及模块参数确定完成后，将模型优化，对仿真模块进行封装．本仿真模型，供电臂长度为３０ｋｍ，其中加强线总长２０ｋｍ，分为两段，每段１０ｋｍ．３．２ 仿真结果 经过Ｍａｔｌａｂ／Ｓｉｍｕｌｉｎｋ搭建出来的波形仿真出来结果如下： 对于单段加强线，线路检测点如图６．图６ 单段加强线故障电流流向图 单段加强线模型中，加强线长度为１０ｋｍ，从牵引所引出．此时规定由所流向线路方向为电流的正方向，则测量点方向如图７所示．图７ 加强线故障 如图８所示，带单段加强线模型中，加强线长度为１０ｋｍ，直供线段２０ｋｍ，此时规定由所流向线路方向为电流的正方向［６］，则可由加强线段的故障电流方向来判定故障，若加强线段电流方向和接触网段电流方向相同则故障位于接触网段，若加强线段电流方向与接触网段电流方向相反，则故障位于加强线段．图８ 接触网故障 多段加强线模型中，第一段加强线长度为１０ｋｍ，第二段加强线长度为１０ｋｍ，第三段线不带加强线长度为１０ｋｍ，从牵引所引出．此时规定由所流向线路方向为电流的正方向，则测量点方向如图９所示．图９ 多段加强线故障电流流向图 该模型中，加强线总长２０ｋｍ，分为两段，在 第５期桂林峰，等：带加强线的直供牵引供电系统故障测距分析１０１ 中点处与接触线并联．规定电流正方向同上，则测量点方向如图１０所示．图１０ 接触网故障 图１１、１２为第一段、第二段加强线故障，从图中可以判定出加强线故障和接触网段故障，当存在多段加强线时，故障点位于后段加强线时牵引所出口设备采集到波形与第一段加强线波形完全重合，因此可以判定故障位于那段加强线［１］．图１１ 第一段加强线故障图１２ 第二段加强线故障 由仿真结果可知，不同位置的故障可以通过监测点电流方向来进行判别．以上规律可与行波定位理论相结合，在实现故障定位的同时确定故障线别，能更好的指导运维人员进行故障处理．４ 结论 本文通过对带加强线牵引供电系统不同故障时故障电流的仿真分析，总结出判断系统故障线别的规律，解决了传统故障定位中无法区分线别的问题，并与行波定位理论结合，实现了带加强线直供系统的精确定位，有效减少接触网停电时间，提升了故障处理效率．另外，该结论还能够指导配置和优化接触网故障监测装置，节省投资．但实际使用效果需相关设备生产后结合现场环境、接触网分布情况与铁路部门现场试验进行验证．参考文献：［１］邓云川，高宏，智慧，等．带回流线直供全并联供电在山区电气化铁路的应用［Ｊ］．高速铁路技术，２０１１，２（６）：２７－３１．［２］邢晓乾．带加强线的全并联直供电气特性研究［Ｊ］．电气化铁道，２０１１，２２（４）：１９－２１．［３］许晓蓉，邓云川，林宗良，等．直供全并联供电方式下并联所设计方案探讨［Ｊ］．高速铁路技术，２０１２，３（１）：９－１４．［４］李梦醒，王硕禾，郝伟康．电压互感器对牵引网行波故障测距法的影响分析［Ｊ］．石家庄铁道大学学报（自然科学版），２０１７，３０（４）：７８－８２．［５］石瑞霞．牵引网故障数字仿真系统［Ｄ］．成都：西南交通大学，２００７．［６］周文卫．直流牵引供电系统短路电流计算与故障测距研究［Ｄ］．成都：西南交通大学，２０１２．［７］杜川．直供式全并联供电系统的研究［Ｄ］．成都：西南交通大学，２０１２．［８］杜瑞建．提高山区铁路直供方式供电能力的研究［Ｊ］．铁道标准设计，２０１２（１）：１０５－１０８．ＦａｕｌｔＬｏｃａｔｉｏｎＡｎａｌｙｓｉｓｏｆＤｉｒｅｃｔＳｕｐｐｌｙＴｒａｃｔｉｏｎＰｏｗｅｒＳｕｐｐｌｙＳｙｓｔｅｍｗｉｔｈＲｅｉｎｆｏｒｃｅｍｅｎｔＬｉｎｅＧＵＩＬｉｎｆｅｎｇ（ＭｏｎｇｏｌｉａＬｉａｏｎｉｎｇＰａｓｓｅｎｇｅｒＤｅｄｉｃａｔｅｄＲａｉｌｗａｙＣｏ．，Ｌｔｄ，Ｓｈｅｎｙａｎｇ１１００２５，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＩｎＭＡＴＬＡＢ／Ｓｉｍｕｌｉｎｋｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔ，ｔｈｅｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｍｏｄｅｌｉｓｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄａｃｃｏｒｄｉｎｇｔｏｔｈｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｔｈｅｄｉｒｅｃｔｓｕｐｐｌｙｔｒａｃｔｉｏｎｐｏｗｅｒｓｕｐｐｌｙｓｙｓｔｅｍｗｉｔｈｒｅｉｎｆｏｒｃｉｎｇｗｉｒｅ．Ｔｈｅｆａｕｌｔｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｔｒａｃｔｉｏｎｓｙｓｔｅｍａｒｅｓｉｍｕｌａｔｅｄａｎｄａｎａｌｙｚｅｄ，ａｎｄｓｏｍｅｐｅｒｓｏｎａｌｓｕｇｇｅｓｔｉｏｎｓａｒｅｐｒｏｐｏｓｅｄｆｏｒｔｈｅｅｘｉｓｔｉｎｇｆａｕｌｔｌｏｃａｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄｓｔｏｓｏｌｖｅｔｈｅｐｒｏｂｌｅｍｔｈａｔｔｈｅｔｒａｄｉｔｉｏｎａｌｆａｕｌｔｌｏｃａｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄｏｆｄｉｒｅｃｔｓｕｐｐｌｙｔｒａｃｔｉｏｎｐｏｗｅｒｓｕｐｐｌｙｓｙｓｔｅｍｗｉｔｈｒｅｉｎｆｏｒｃｅｍｅｎｔｌｉｎｅｃａｎｎｏｔｄｉｓｔｉｎｇｕｉｓｈｌｉｎｅｓ，ｒｅｄｕｃｅｔｈｅｏｕｔａｇｅｔｉｍｅｏｆｃｏｎｔａｃｔｎｅｔｗｏｒｋａｎｄａｓｓｉｓｔｔｈｅｏｐｅｒａｔｉｏｎａｎｄｍａｉｎｔｅｎａｎｃｅｐｅｒｓｏｎｎｅｌｏｆｃｏｎｔａｃｔｎｅｔｗｏｒｋｔｏｐａｔｒｏｌｔｈｅｌｉｎｅ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｄｉｒｅｃｔｓｕｐｐｌｙｔｒａｃｔｉｏｎｐｏｗｅｒｓｕｐｐｌｙｓｙｓｔｅｍ；ＭＡＴＬＡＢ／Ｓｉｍｕｌｉｎｋ；ｔｒａｖｅｌｉｎｇｗａｖｅｒａｎｇｉｎｇ；ｒｅｄｕｃｉｎｇｐｏｗｅｒｏｕｔａｇｅｔｉｍｅ。
电力线故障测距
110kV电力线路故障测距摘要本文结合电力线路及故障测距的基本概况，主要分析了几种故障测距方法，同时分析了其原理、要求等信息。
最后，对110kv电力线路故障测距中存在的一些问题及其解决方法进行了研究，以提升110kv电力线路故障测距的技术与水平。
【关键词】110kv电力线路故障测距问题及方法在当前的电力系统中，110kv输电线路是十分重要的部分，承担着对电能进行输送的重要任务，会对电力系统的运行情况产生直接的影响。
但是与此同时，110kv电力线路是时常容易发生故障的部分，很多故障的原因往往难以查找，给电力系统的运行造成了极为不利的影响。
因此，在故障发生后，对故障点进行迅速的查找，才能够尽早的排除故障，恢复电力系统的正常供电。
在这一过程中，故障测距技术的应用，就是为了对110kv电力线路的故障进行精确的定位和迅速的解决。
这样，110kv电力线路就能够保持良好的运行状态，从而提升电力系统运行的可靠性、经济性、安全性和稳定性。
1 电力线路故障测距的基本概况1.1 故障测距的背景对于电力系统的运行，以及人们的日常工作和生活来说，110kv电力线路故障所带来的危害与不变也不断扩大。
因此，对于110kv电力线路来说，在其运行当中，应当及时发现和排除各种故障与隐患，从而迅速的修复发生故障的110kv电力线路，恢复电力系统的正常供电。
这对于电力系统的经济运行、安全稳定的保障等方面，其意义十分重大。
1.2 故障测距的意义在社会经济发展的过程当中，电力系统的重要性不容忽视。
对于电力系统的稳定供电来说，日益增加的110kv电力线路发挥着越来越重要的作用。
在现代化的电力系统当中，输送容量、电压等级、装机容量等都在增大，一旦110kv电力线路发生故障，将会给电力系统造成更大的损失。
对于这些故障，精确、快速的故障测距能够有效的提高电力线路的维护效率，更快的对故障点进行查找，从而尽快排除故障，降低由于停电所带来的经济损失。
尤其是在瞬时性故障当中，通过故障测距能够及时的发现故障点和故障原因，同时找出线路中存在的绝缘隐患，这样，才能及时的采取有效措施进行处理。
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直供线路故障测距修正说明
1.测距原理
直供测距定值说明：
表测距定值表(针对直供线路有效)
注意单位电抗和总电抗都是二次换算值.
测距分段数：测距时将此馈线根据不同的电抗区段分成的测距分段的个数。
单位电抗：在此分段内接触网的单位电抗值,为二次值，x2=x1*K U/K I，单位Ω/Km.
总电抗：保护安装处到此分段末端的总电抗,为二次值,单位Ω。
距离：保护安装处到此分段末端的总距离,单位Km。
以4段分段的故标定值设置举例如下:
变电所
供电线区间线路站场区间线路
设馈线压互变比27.5/0.1，流互变比800/5, 供电线单位电抗0.65Ω/Km，接触网线路单位电抗0.42Ω/Km,站场单位电抗0.2Ω/Km，L1=1Km，L2=10Km，L3=12Km，L4=25Km。
则故障测距定值设置如下：
2.测距修正方法
具备原始测距整定数据,现场保护动作数据,实际短路位置数据等相关参数
主要有:整定数据:N,x1,X1,L1,x2,X2,L2,…….
动作数据: Xs,Lj 所在段K, 实际故障距离Ls
设修正后的测距定值:N,x1’,X1’,L1,x2’,X2’,L2,…….
3.计算原理
1)第一段内故障,测距定值修正方法:
X1’=L1/Ls*X1 x1’=X1’/L1,其他段根据此参数重新计算
2)第二段内故障,测距定值修正方法:
X2’=X1+(L2-L1)*(X-X1)/(Ls-L1) x2’=(X2’-X1)/(L2-L1),后续分段根据此参数重新计算
3)第I段(I≠1)
XI’=X I-1+(L I-L I-1)*(X-X I-1)/(L S-L I-1) x i’=(X I’-X I-1)/(L I-L I-1), 后续分段根据此参数重新计算
4.验算为保证正确性,最好按照计算结果划出线性分段图,将故障时的Xs通过坐标及计算,检验是否对应结果为Ls.。