摘要：近年来，中国的电力系统发展非常快，体现在输电线地理环境复杂、高压线路增多以及输电距离增大等方面。面对迅速发展的电力系统，需要对线路故障予以全面排查，让供电系统维持在稳定的状态之中，并维护电网安全。实践证明，不断发展的行波测距技术在促进故障测距准确度的提高，让电网安全得到有效维护方面发挥了重要作用。
关键词：高压输电，故障测距，行波，数字滤波
引言
为了满足企业与客户的要求，输电形式已经逐渐转变为高压输电甚至超高压输电。因为电能的输送是由高压电线路负责，所以其直接影响着整个电力系统的运行稳定性和安全性。高压输电线路多数会通过空旷地区，其涉及面较广、自身距离较长，所以恶劣天气易对其造成影响，出现破坏或短路的现象。另外，高压线路经过区域较为荒芜或区域不发达，也会在一定程度上为检修与判断故障带来难度。所以，在进行故障分析时，选用正确的方法，对企业的进一步发展有着至关重要的意义和促进作用。
1故障测距的要求与现状
发电厂在电网工作中会给周边的人们发出需要使用的电，不单单如此，为了满足更多需求，还会将电传送到更远的地方，在此过程中，普通电线是无法传输的，需要高压输电线路输送电。高压输电线路分为两种架空输电线路和电缆输电线路。电缆输电线路是设置在地下的，其不会占用空间，而架空输电线路是在空中悬挂的。因为在分析高压输电线路故障测距过程中，会对电网系统的运行造成一定的影响，所以，在故障测距中应保证高压输电线路故障测距时的准确度，经过故障测距，对其中存在的相对误差和绝对误差进行计算，然后确定测距的数据，对误差进行最大程度降低，在衡量故障测距是否准确时，可使用对比的计算法来进行。在实际故障测距过程中，会受到经济条件、技术手段以及环境因素的影响，所以，故障测距有一些误差标准，对于其规定的范围，只要测距误差没超出，就满足了故障测距精确度的要求。但是为了进一步提升高压输电线路故障测距的精确性，还应加大分析对故障测距准确性影响的力度。
2高压输电线路的故障测距的几种方法
2.1双端同步测距法
（1）两侧电压法。对于电流互感器饱和造成的测距误差，为了能有效避免，相关人员提出了在线路两端同步开展的电压相量测距算法，该方法在理论上而言，能不受饱和侧电流的影响，不需要电流相量参与。对于这一指标与过渡电阻和故障类型无关，仅与线路阻抗、故障距离的有关的情况，已由故障线路正序端电压TE指标相关概念加以证实。然后通过软件仿真获取电压比指标与故障点位置的单调曲线关系，以此来匹配定位三端与两端线路，进而得得到唯一的距离解。这一方法经过实际仿真表明精度较高，但在使用该种方法时，需要提供两侧系统的等效阻抗，两侧系统阻抗在实际运行过程中，缺乏电流的情况下，具有一定的变化，难以实现在线测量，所以这种测距算法较为理想化。（2）本侧电压电流对侧电流法。因为电流互感器很容易在故障发生时达到饱和，造成采样波形的异样，所以难以对真实的故障电流进行正确反映。而对输电线路双端测距算法造成影响的主要因素就是电流互感器饱和，而补偿矫正饱和电流就是对饱和影响故障测距的解决手段，但对于饱和电流完全矫正，在实际操作中很难做到。而对两侧电压和另一侧电流的研究利用就是另一种解决的途径，其主要是对CT饱和的一侧电流不考虑，具有更广泛的应用和更高的测距精度。
2.2行波法
行波法的主要原理就是行波法暂态行波理论，在输电线路发生故障时，行波法依据的测算方法会在线路中产生故障行波，在其他阻抗不连续点和故障点发生反射与折射的情况。随着光电流互感器和光电压互感器的逐步使用，对存在于故障测试中过渡电阻带来的影响进行了有效减少，大大提升了该方法的适应力。
但目前仍有一些问题存在于这种方法中，如故障点与测距装置间的距离较小，即难以测量故障点位置，会出现测距死区。另外，在识别与标定射波方面有不准确的情况，无法区分出故障点发射波与端母线反射波。输电线路故障行波在故障时刻电压初相角较小时就会产生不清晰的状态，这样就会无法进行故障测距，导致行波信号微弱。
2.3故障分析法
当线路发生故障，在明确输电线路系统的线路参数与运行模式下，可以测量装置处，得到电流值和电压值，和故障距离间呈函数关系，为了创建关于电流与电压的回路方程，可选择故障录波中的故障数据来实现，再通过运算、分析，获取到最终的故障距离。（1）双端数据的故障分析法。在故障测距时，该种方法主要是依据一端电压、两端电流进行，如基于线路两侧零序电流的比值，可以将单相接地故障的位置测算出来。但是缺少对分布电容作用的考虑。另外，在不同运行模式下，需要预先画出线路下零序电流分布曲线，运行模式与实际测距结果有着密不可分的关系。（2）单端数据故障分析法。解方程法、阻抗法、电压法就是单端数据故障包含的几种方法。解议程法主要是参照系统模型与输电线路参数，对测距点的进行测量，得出电流与电压，进而运用解方程的方式获取故障点距离。阻抗法主要是系统故障时，对线路一侧进行测量，获取电流值与电压值，在运用计算获取故障回路的阻抗，故障区和被测量区的距离与阻抗形成正比，从而获取故障距离。电压法主要是发生故障处的电压值在线路故障时会急剧下降，并通过计算各种故障相电压的沿线分布状况，获取故障相电压的最低点，满足故障测距的标准。
3行波测距法在500kV输电线路的应用
3.1行波测距技术在500kV输电线路的应用现状
如今，输电线路故障测距中使用频率较高的一种测距技术就是行波测距技术，其优点较多，包括操作简单、设备费用低廉、计算简单、具有较高的准确度等。而行波采集与处理系统、行波的综合分析系统、远程维护系统和通信网络系统四个部分共同构成了现代行波故障测距系统。现阶段，500kV已经在南方电网实现了广泛运用。EFI2010双端行波测距装置指的是利用双端行波测距，对定输电线路存在的故障信号予以检测，进而将故障行波传输到线路两端的具体时间计算出来，这样便能确定发生故障的部位，同时测距误差不超过500m。其次，背景超高压公司35条500kV线路，将MIS网组网工作和行波测距技术顺利完成了，融入系统后，在线路跳闸后的短短几分钟就可向测控中心传送到故障点和波形数据，进而由更多的时间进行输电电路的排查与故障抢修，促进了供电稳定性与可靠性的提高，并降低停电造成的经济财产损失。
3.2工作方法
通常而言，500kV输电线路测距系统的构成部分主要有一个测距主站和多个测距终端，如果输电线路具有较大的规模，则测距主站的组成部分较多，综合分析区域信息，通过主站显示屏，测距主站的相关工作人员可以获得测距结果，进而全程将测距工作掌控好。
结语
电力系统稳定运行能否得到保证与准确处理和定位高压输电线路故障有着密不可分的关系。技术人员应深入了解各类故障测距方法与高压输电线路的运行特点，这样才能保证选用的测距方法更加合理，能对故障点位置进行准确的测出，从而促进电力系统的安全运行，为后续故障工作的顺利开展奠定基础。
参考文献
[1]李强,王银乐.高压输电线路的故障测距方法[J].电力系统保护与控制,2009,37(23):192-197.
[2]高艳丰.基于电流行波的输电线路雷击识别和故障定位方法研究[D].北京:华北电力大学(北京),2016.