铁路自闭贯通线路行波故障测距技术

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1、铁路自闭/贯通线路行波故障测距技术34 / 37前 言本文简要介绍了铁路自闭/贯通线路的结构特点、故障特征以与传统的故障检测方法。分析了电力线路故障行波的产生和传输特征，介绍了基于行波理论的4种测距方法与其在输电线路的应用。针对自闭/贯通线路结构的特殊性，提出了应用行波测距的基本模式：利用两相线路之间的故障电压行波信号、基于双端原理测量故障距离，对实用中面临的关键技术进行了详细分析。最后介绍了科汇电气公司生产的TXC2000型行波测距系统，给出了现场人工试验和试运行结果。本文是科汇电气部培训教材，也可供其他从事铁路自闭/贯通线路运行的技术人员和管理人员参考使用。参加本文编写的有科汇电气薛永端博

2、士、徐丙垠博士、京、羽、平博士，大学季涛博士、洪军等。铁路局机务处忠权高工对全文进行了审阅。本文书写过程中，还得到科汇电气颜廷纯、田江涛、建军、胜祥、熊立新等的帮助，在此一并表示感。鉴于编写者水平所限，准备的比较仓促，文中难免有错误或不足之处，欢迎读者提出宝贵的意见、建议并予谅解。本文归科汇电气所有，未经同意，请勿自行复制。编者 2005年3月目 录第 1 章 概述11.1 自闭/贯通线路故障测距的作用与意义11.2 对故障测距装置的基本要求2第 2 章 自闭/贯通线路故障特征与传统测距方法32.1 自闭/贯通线路结构特点32.2 自闭/贯通线路故障特征42.3 传统故障测距与定位方法52.4

3、 传统故障定位或测距方法性能评价6第 3 章 行波测距基本原理73.1 行波的基本概念73.2 行波故障测距原理83.3 行波测距在输电线路的成功应用10第 4 章 自闭/贯通线路行波测距模式124.1 利用双端法测距124.2 利用电压行波作为测量信号134.3 选择线模分量实现测距144.4 自闭/贯通线路行波测距模式17第 5 章 关键技术问题与解决185.1 行波信号的获取与信号利用方式185.2 超高速数据采集195.3 时间同步与故障行波脉冲到达时间检测195.4 混合线路对检测可靠性的影响分析205.5 过渡电阻、故障初相角对检测可靠性的影响分析215.6 通信问题的解决22第

4、6 章 行波测距装置与系统236.1 系统构成236.2 系统工作原理246.3 行波分析功能描述256.4 主要技术特点26第 7 章 现场试验与实际运行结果287.1 试验线路示意图287.2 人工试验与结果28第 8 章 结束语33第 1 章 概述铁路电力系统工作于电网末端，属于供配电环节，但由于涉与到行车安全等因素对供电可靠性要求极高。同时，其线路结构、运行方式与地方电网相比有较大差别。因此，在包括故障测距在的铁路电力系统自动化过程中除了要借鉴地方电网已有的成熟经验外，还需要探索一些专用方法。1.1 自闭/贯通线路故障测距的作用与意义自闭/贯通线路是铁路电力系统的重要组成部分，肩负着为

5、铁路信号设备可靠供电的艰巨任务。在密如蛛网的铁道线上，高速飞驰的客货列车都是由信号设备指挥的，信号设备的正常运转是确保列车正常准点、安全运行的重要保证，随着铁路信号技术的发展和应用，铁路信号已成为提高运输效率，实现运输管理自动化和列车运行自动控制以与改善铁路员工的劳动条件的重要技术手段。因此对自闭/贯通线路的可靠供电就显得尤为重要。自闭/贯通线路沿铁路线狭长分布，沿线地质和气象条件复杂。线路长期暴露在自然中，经受着风、雨、雷、电、污、雾的侵害，是铁路供电系统的最薄弱环节，也是故障发生最频繁的地方。同时铁路线路难免要穿越山区、沙漠等偏僻地带，且故障往往发生在狂风、暴雨等恶劣天气中，这给故障的查找

6、、维修带来极大的不便。由此可见，对于供电可靠性要求非常高的铁路自闭/贯通线路，在线路极易发生故障，且故障的查找、维修十分不便的情况下，对故障点的与时、准确定位就显得尤为重要。其重要性可表现为以下几个方面：（1）准确的测量出故障点，可以节省人工寻找故障点位置所消耗的大量人力、物力、财力。（2）可以缩短故障修复时间，提高供电的可靠性，减少停电损失。为铁路安全运行提供了保证。（3）分析故障发生的原因，并采取适当的预防措施。对于占绝大多数的瞬时性故障，可以区分是雷电过电压造成的故障还是线路绝缘子老化造成的故障以与其他原因造成的故障，并采取有效措施，清除存在的隐患，避免事故的再一次发生，可以大大节省检修

7、时间和费用。1.2 对故障测距装置的基本要求根据故障测距的目的和作用，测距装置应该在可靠性、准确性、经济性、方便性等方面满足一定的要求。（1）可靠性可靠性包含两方面的容：其一为不拒动，是指装置在故障发生后能可靠的测量出故障点的位置，不应由于任何原因而拒动；其二为不误动，是指装置在受到各种干扰时不能错误地发出测距的指示或信号。（2）准确性准确性是对故障测距装置最重要的要求，没有足够的准确性就意味着装置失效。准确性一般用测距误差来衡量，包括绝对误差和相对误差，绝对误差以长度表示，相对误差用相对于线路全长的百分比来表示。由于技术和经济等因素的限制，测距误差不可能做到太小。故障测距只要能够定位到绝对误

8、差不超过300 m就非常理想。从实用的角度来看，只要绝对测距误差不超过1 km就可以较好地满足现场要求。故障测距的准确性与可靠性是有关联的，可靠性是准确性的前提条件，离开可靠性来谈论准确性是没有意义的。另一方面，如果测距误差太大，比如超过线路全长的20%，则可以说测距结果是不可靠的。（3）经济性测距装置应具有较高的性能价格比，且其运行维护费用要低。（4）方便性测距装置应便于调试和使用，故障后能自动给出测距结果。第 2 章 自闭/贯通线路故障特征与传统测距方法铁路自闭/贯通线路由单独母线供电，中性点一般为不接地系统。对于频繁发生的单相接地故障（俗称小电流接地故障），故障电流较小，易于故障电弧熄灭

9、形成瞬时性故障，且系统可带故障运行，保证了供电的可靠性。但同时受各种条件限制，传统的故障定位方法效果均不理想。2.1 自闭/贯通线路结构特点铁路电力系统（自闭/贯通线路）是地方电力系统的延伸，具有电力系统的一般特点，但又有其特殊性。铁路自动闭塞行车制度是通过信号机将站间区间分为若干闭塞区间，每个闭塞区间同时只允许有一列车通行以保障行车安全。采用自动闭塞后，可以大大缩短列车运行的时间间隔，提高行车速度和通行密度。由于涉与到行车安全，对信号电源供电的可靠性要求非常高。信号电源的高压线路一般为中性点不接地的10kV系统，主要包括自闭（自动闭塞）和贯通（电力贯通）两种线路。自闭/贯通线路长度一般条件下

10、为40-60km，特殊情况下（没有合适电源或者跨所供电）可达上百公里。自闭线专为铁路沿线信号设备提供电源，当其发生故障时由贯通线备投。贯通线还兼为沿线小型车站的工作和生活供电。自闭线和贯通线自身又均为双端电源，正常工作时为单电源供电，当线路失压时由对端电源备投。自闭/贯通线路结构如图21所示。CB1CB8为出线断路器：分位合位图21 铁路自闭/贯通线路结构示意图由于信号设备负荷较小，自闭/贯通线路对地分布电容电流所占比重较大，尤其是在电缆较长的情况下甚至超过负荷电流。有些地方为了消除分布电容引起的线路过电压，在线路中加有三相对地电抗负荷以平衡电容电流。自闭/贯通线路由自闭/贯通母线单独供电，其

11、经过了调压变压器与常规母线隔离。通常，自闭/贯通母线只为一侧自闭/贯通线路供电。只在特殊情况下，才可能为两侧自闭/贯通线路同时供电，而此时可将两侧的自闭/贯通线路在逻辑上看作一条线路。即任何时刻，自闭/贯通线路均可认为是单出线、长距离系统。线路两端的配（变）电所电源取自地方电力系统，进线电压等级一般为110kV、35kV、10kV，其中10kV应用最为广泛，为双电源供电互为备用。2.2 自闭/贯通线路故障特征自闭/贯通线路发生短路或小电流接地故障时，产生的工频故障电压电流特征与地方配电网基本一样。2.2.1 短路故障两相或三相短路故障时，短路相电压显著降低，同时产生较大的短路电流。由于调压变压

12、器的隔离作用，同等条件下短路电流将比地方电网的要小。且短路点到配（变）电所的距离越长，短路电流越小。其中，出口故障时短路电流约在300A左右，而线路末端故障时短路电流约在50A左右甚至更低。由于故障电流较大，需要与时切除故障线路以免损坏其它电力设备。2.2.2 小电流接地故障特征对于中性点不接地系统，发生单相接地（金属性）故障时，故障相对地电压降低为零，两个健全相对地电压升高倍（等于各自对故障相间的线电压），同时三相电压的相位也发生变化，使三相之间的线电压仍然保持不变。同时，系统出现零序电压，零序电压等于故障前故障相电压的反相电压。伴随零序电压，系统将出现零序电流，其幅值等于故障点故障电流的三

13、分之一，而故障电流等于自闭/贯通线路对地分布电容电流。对于架空线路构成的自闭/贯通线路，接地故障电流一般在5A以。随着线路中电缆的增加，接地电流也有所增加。当接地点存在一定过渡电阻时，故障相电压不再为零，其幅值随过渡电阻增加而增加。相应的，健全相电压的变化量以与系统零序电压、零序电流则随之减小。但三相线路之间电压关系、零序电压与零序电流间的关系仍保持不变。由于接地故障后三相线路之间仍然保持电压平衡，且故障电流微弱，系统可带故障继续运行12小时，增加了供电的可靠性，也为故障查找、维修提供了宝贵的时间。发生单相接地故障时，由于调压器的隔离作用，其两侧互不影响，使故障围仅局限于本线路而不会扩大。2.

14、3 传统故障测距与定位方法由于线路结构不同，自闭/贯通线路的故障处理要求也有所不同。如发生单相接地故障时，不同于地方电网传统要求的选择故障线路，而要求能够实现故障快速定位、隔离，并恢复健全区段的供电。对于自闭/贯通线路故障定位或测距问题，曾有专家尝试过阻抗原理测距技术，近年随着线路自动化的推广出现了利用FTU进行故障定位的方法。2.3.1 阻抗测距法对于单端电源供电的线路来说，由故障时母线处测量的电压、电流计算得到的等效电抗XL或者等效电阻RL与母线到故障点线路长度L成正比。用XL或RL除以单位长度上电抗值X0或电阻值L0，即可得到故障距离，其关系可以表示为：（2-1）2.3.2 基于FTU的

15、故障分段定位法线路自动化中，自闭/贯通线路沿线装设有FTU监视线路的工作状况。故障时，FTU将检测到的故障信息送至主站系统，主站根据相应的算法就可以实现故障的分段定位。在图 22所示线路中，当F点发生短路故障时，故障点上游的FTU1和FTU2可检测到过流故障信息，而故障点下游的FTU3和FTUn检测不到过流信息，从而将故障定位在FTU2和FTU3之间。而当F点发生小电流接地故障时，靠近故障点的FTU1、FTU3检测的零序电流幅值大于离故障点较远的其它FTU。同时故障点上游的FTU1、FTU2与其下游的FTU3、FTUn检测的零序功率相反。根据这些特征均可确定故障位置。图 22 基于FTUs的故

16、障分段定位示意图2.4 传统故障定位或测距方法性能评价阻抗测距原理简单，同时可以作为电力系统中广泛使用的微机保护与滤波装置附加功能，具有投资少的优点。但由于其受故障点过渡电阻、线路分布电容、线路负荷、电源参数以与TA、TV测量精度的影响较大，测距误差大、适应能力差。特别对于小电流接地故障，由于故障电流微弱，测距精度根本无法保证。利用FTU实现故障定位的方法在现场已有相当多的应用，对于短路故障其检测可靠性非常理想。但受现场获取信号手段的限制（不能获得零序电压信号），对于小电流接地故障其检测效果不够理想。同时，该方法只能给出故障区段，而不能给出准确的故障距离。第 3 章 行波测距基本原理3.1 行

17、波的基本概念根据叠加原理，在故障瞬间，相当于在故障点突然附加一个与故障前电压大小相等、方向相反的虚拟电源，虚拟电源会产生向线路两端运动的电压、电流行波，如图 31所示，行波传播的速度接近电磁波的速度，其具体速度取决于线路分布参数。图 31 故障初始行波传播示意图电力线路上的行波现象可以用建立在分布参数线路模型基础上的电报方程来描述。以单相线路为例，通过求解电报方程所得到沿线各点的电压和电流均包含正向和反向两部分行波分量，其频域形式可以表示为： (3-1)式中：和分别表示向正方向传播的电压和电流行波，和分别表示向反方向传播的电压和电流行波。可见，从频域来看，三相线路上某一点的电压和电流均为经过该

18、点的正向和反向行波分量相互叠加的结果。电压行波分量和电流行波分量之间存在以下约束关系： (3-2)式中：为波阻抗，且，和分别为单位长度线路的阻抗导纳。根据式(1)和(2)可以求出线路上任一点在频域的正向和反向电压行波分量，并且可以表示为： (3-3)式(3)和(4)表明，线路上某一点在频域的正向和反向行波分量可以用该点的电压、电流和波阻抗来表示，而且任一方向的电压、电流行波分量和波阻抗之间存在欧姆定律的关系。当分析线路上的行波现象时，一般规定行波传播的正方向与线路电流的正方向(通常为母线到线路方向)一样。因而从线路任一端来看，来自正方向的行波(如故障点反射波)即为反向行波，而来自线路背后其它线

19、路的行波通过母线向本线路的折射波以与来自本线路正方向的行波在母线的反射波都是正向行波。故障产生的暂态行波分量实际上就是包含在暂态故障分量中的正向和反向行波分量，因而可以利用电压、电流暂态故障分量和波阻抗计算出来。故障暂态行波分量反映了线路故障的暂态行为特性，这些特性是实现行波保护与故障测距的基础。3.2 行波故障测距原理3.2.1 单端法行波故障测距原理单端法行波故障测距原理是利用线路故障时在测量端感受到的第1个正向行波浪涌与其在故障点反射波之间的时延计算测量点到故障点之间的距离。考虑某一单相系统，如图 32 (a)所示，假定M端为测量端。当线路MN部F点发生故障时，由故障点电压突变而产生的暂

20、态行波将以速度(接近光速，具体取决于线路分布参数)从故障点向线路两端传播。NMF(a)(b)图 32单端法行波故障测距原理示意图设行波从母线到故障点的传播方向为正方向，则故障初始行波浪涌到达测量端时形成本端第1个反向行波浪涌。该行波浪涌在母线的反射波形成本端第1个正向行波浪涌，它将向着故障点方向传播。正向行波浪涌在故障点的反射波返回测量端时表现为反向行波浪涌。假定不考虑对端母线反射波的影响，线路故障时在测量端感受到的第1个正向电压或电流行波浪涌与其在故障点反射波之间的时延t如图 32（b）所示。它显然等于故障暂态行波在测量点与故障点之间往返一次的传播时间，因而测量点到故障点之间的距离可以表示为

21、： (3-4)式中：为波速度。为了实现单端行波故障测距，在测量端必须能够准确、可靠地检测到故障引起的第1个正向行波浪涌在故障点的反射波。3.2.2 双端法行波故障测距原理双端法行波故障测距是利用线路部故障产生的初始行波浪涌到达线路两端测量点时的绝对时间之差值计算故障点到两端测量点之间的距离。NMF图 33双端法行波故障测距原理示意图图 33中，设故障初始行波浪涌以一样的传播速度到达M端和N端母线(形成各端第1个反向行波浪涌)的绝对时间分别为和，则存在以下关系：(3-5)式中：和分别为M端和N端母线到故障点的距离；为线路MN的长度。通过求解上述方程组可以获得M端和N端母线到故障点的距离，并且可以

22、表示为：(3-6)为了准确标定故障初始行波浪涌到达两端母线的时刻，线路两端必须配备高精度和高稳定度的实时时钟，而且两端时钟必须保持精确同步。另外，实时对线路两端的电气量进行同步高速采集，并且对故障暂态波形进行存储和处理也是十分必要的。早期的双端法行波故障测距装置采用载波方式实现线路两端测距装置的时间同步，因而难以获得较高的测距精度。现代双端法行波故障测距原理采用置全球定位系统(GPS)接收模块的电力系统同步时钟实现精确秒同步，这使得线路两端的时间同步误差平均不超过1 s，产生的绝对测距误差不超过150 米。3.2.3 两种行波测距方法的比较单端行波故障测距原理具有很高的准确性，但可靠性难以保证

23、；双端行波故障测距原理具有很高的可靠性，但准确性稍差。从现阶段来看，双端行波故障测距原理能够单独使用，是一种主要的测距原理。单端行波故障测距原理暂时还不宜单独使用，但可以作为一种辅助的测距原理。在安装了双端行波测距装置后，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，因为对于线路结构简单的线路来说，通过分析单端装置记录下的故障暂态波形可以对双端行波测距结果进行验证和校正。3.3 行波测距在输电线路的成功应用20世纪80年代末，科汇电气和交通大学、清华大学以与英国HATHAWAY仪器公司开始了输电线路现代行波测距与保护技术的研究工作。1995年，科汇电气与其合作伙伴研制出我国第1台集多种

24、测距原理于一体的输电线路现代行波测距装置XC-11，并且在世界上首次将小波变换技术用于行波故障测距，目前其平均绝对误差已经能够达到400m以。表3-1为在输电线路上典型的实际故障与行波测距系统的测距结果。表3-1 典型的实际故障与行波测距系统的测距结果序号故障时间故障线路分析距离/km实际距离/km绝对误差/m11997-07-05/16:23:45临邑变110kV黄一临线23.722372021997-12-14/02:17:49陇西变220kV陇马线75.875.530031998-04-28/20:35:48九里变220kV龚九一线6.56.5858541998-07-04/21:28:

25、54董家变500kV元董一线177.617760051999-06-25/10:12:50庄变110kV石线1.42142061999-07-11/14:36:53洛埠变110kV埠线6.76.520071999-07-25/13:36:33临邑变220kV济临线15.5915.239082000-04-27/17:30:08500kV双玉二回（双河变玉贤变）-0.2（距双河）双河侧出口CT爆炸20092000-06-23/17:36:17110kV埠屯线（洛埠变浮石变）6.36.2100102000-09-17/17:49:28碧口电厂220kV成碧线47.247.4200112001-06

26、-12/18:06:10陇西变330kV陇雍线75.776300122001-07-04/14:57:38陇西变330kV陇炳一线108.2108200第 4 章 自闭/贯通线路行波测距模式根据行波测距的基本原理，具有利用电压行波或电流行波，行波信号的线模分量或零模分量，基于单端或双端等多种测距模式。对于自闭/贯通线路，需要结合其线路结构、电压电流行波的传输特征、行波信号的获取方式、测距的可靠性等诸多因素确定其具体测距模式。4.1 利用双端法测距利用单端法测距需要识别故障点反射波与其它阻抗不匹配点的反射波，较为困难。即使在结构较为简单、电气参数较为单一的输电线路，单端法也未获得成功应用。对于自

27、闭/贯通线路，一般为架空电缆混合线路，结构复杂，同时受沿线变压器负荷与复杂环境的影响，行波在各个一次设备、各段线路连接处的反射、折射复杂。故障点反射波波头幅值有明显的衰减和畸变，且与阻抗不匹配点的反射波形相混淆，其识别变得非常复杂和困难。因此，自闭/贯通线路中无法采用单端方法测距。图 41中所记录的某10kV贯通线路单相接地试验波形，很好的证明了这一点。图 41 单相接地试验记录的单端波形而利用双端法可以最大限度降低上述因素的影响。双端法行波测距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射与折射行波，原理简单，测距结果可靠。实现双端测距需要在线路两端装设数据采集装置与时间同步装置

28、（GPS时钟）。且两端要进行通信，以交换各自记录到的故障初始行波到达的时间信息，利用公式（3-6）计算故障距离。如不具备自动通信条件，可借用联系，人工交换记录到的故障初始行波到达的时间。4.2 利用电压行波作为测量信号4.2.1 线路末端电压电流行波特征对于线路末端，所有来自线路方向的电压（电流）行波分量与其反射波叠加在一起，形成了本端的电压（电流）行波信号。自闭/贯通线路虽然为双电源结构，但正常工作时只由单端电源供电，且末端（备供侧）不带负荷或带有较小负荷，等效为开路状态。根据行波理论，在开路状态的线路末端，电流行波的反射系数为1。即反射行波与入射行波的幅值相等、极性相反，二者完全抵消，如图

29、 42（a）所示。因此，自闭/贯通线路末端电流始终为零，不可能检测到电流行波信号。对于电压行波，情况正好相反。在开路状态的线路末端，电压行波的反射系数为+1。即反射行波与入射行波的幅值相等、极性一样，电压加倍，如图 42（b）所示。因此，自闭/贯通线路末端可检测到双倍的电压行波信号。(a) 电流行波 （b）电压行波图 42 线路末端的电压电流行波特征4.2.2 自闭/贯通母线电压电流行波特征对于自闭/贯通母线（主供侧），调压器、TA、TV等呈感性的设备对高频行波的影响可以忽略。当自闭/贯通母线仅为一侧线路供电（单出线）时，线路在此相当于开路状态，电压电流行波特征与备供侧的线路末端一样。即，母线

30、处可检测到双倍的电压行波，而不能检测到电流行波。当自闭/贯通母线为两侧线路同时供电（双出线）时，电压电流行波在此既无反射也无折射，其幅值和极性均不变化。即母线处可检测到电压行波，也可检测到电流行波。 综上所述，在自闭/贯通线路末端（备供电源侧）和首端（主供电源侧）均应选用电压行波信号进行测距。4.3 选择线模分量实现测距实际线路三相之间存在着电磁耦合，直接分析行波较为困难。需采用相模变换将相域系统变换为没有耦合的模域系统。相模变换形式并不唯一。本系统中使用卡伦鲍厄（Karrenbauer）变换，其形式为： (4-1)其中：XA、XB、XC为A相、B相、C相电压或电流。X0、X1、X2为电压或电

31、流的0模、1模、2模分量。由于1模、2模的含义与参数完全一样，统称其为线模。对于单相接地故障，根据单相（设为A相）接地故障时故障点的故障分量边界条件： (4-2)其中：IA、IB、IC、UA分别为故障点A、B、C三相相电流和A相电压故障分量；UF、IF分别为故障电压（虚拟电源）、故障电流。可以得到： (4-3)其中：U1、U2、U0、I1、I2、I0分别为故障电压电流的1模、2模、0模分量。考虑故障点过渡电阻RF，单相接地故障时初始行波的线模和零模分配如图8所示。（a） 模量分配UF3RFZ1Z1Z2Z2Z0Z0（b） 初始行波传输UF3RF1模2模0模图 43单相接地故障初始行波模量分配与传

32、输示意图图中：Z1、Z2、Z0分别为线路1模、2模、0模的波阻抗。根据图 43，故障点初始电压行波的线模和零模分量分别为： (4-4)（4-5）上述分析表明，小电流接地故障时，三相电压之间保持平衡、故障对线电压没有影响的结论，只对稳态量成立。而对于故障暂态过程，故障产生的电压电流行波信号中既包含对地分量（地模分量），也包含三相线路之间的分量（线模分量）。且由于一般线路零模波阻抗大于线模波阻抗，初始电压行波的线模分量将小于零模分量。但由于线路零模阻抗较大，零模信号损耗较大，经过长距离的传输后零模分量将可能小于线模分量。对于两相短路故障，根据两相（设为BC相）短路故障时的故障分量边界条件： （4-

33、6）可以得到： （4-7）考虑故障点过渡电阻RF，两相短路时初始行波的线模和零模分配如图 44所示。a 模量分配b 初始行波传输UF3RFZ1Z1Z2Z2RFUF31模2模图 44两相短路故障初始行波模量分配与传输示意图根据图 44，故障点初始电压行波的线模分量分别为：(4-8)短路故障的行波只有线模分量，而无零模分量。且1模和2模电压行波极性相反。对于三相短路故障，由于三相线路严格意义上的同时短路的可能性很小，一般均为两相短路后再与第三条线路短路。其初始行波过程由第一次短路故障产生，特征完全等同于两相短路故障。因此，三相短路故障的行波测距原理可完全等同两相短路故障。同理，对于两相或三相接地并

34、短路故障，其行波测距原理可完全等同单相接地故障或两相短路故障。由于故障产生的初始电流行波与电压行波完全对应。综合上述分析，在发生各种故障时，均会产生在线路相与相之间运动的电压和电流行波（线模分量），而零模行波只在接地故障时产生。综上所述，对于短路故障，故障行波只有线模分量，没有零模分量，因此，只能使用线模分量测距。对于接地故障，根据行波地模分量和线模分量均可确定故障位置。但地模分量的传播速度慢、衰减大、受环境影响大，使行波波形分析较为困难、测量精度相对较低。而行波线模分量传播速度较为稳定，受环境影响小，且衰减小。因此，应使用行波线模分量用于测距。4.4 自闭/贯通线路行波测距模式综合本章的分析

35、过程，将行波故障测距理论应用到自闭/贯通线路时，应采用电压行波信号的线模分量，并基于双端测距原理。第 5 章 关键技术问题与解决从原理讲，行波测距技术是可行的，且有很多优点。人们早在50年代就开始行波测距装置的研究，但受当时对线路行波现象认识与技术条件限制，这些装置很不成熟，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。进入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（特别在输电系统）已趋向成熟，进入了商业化应用阶段。由于自闭/贯通线路结构的特殊性，行波测距技术应用中又面临着一些新的问题和难点。5.1 行波信号的获取与信号利用方式实现双端行波

36、测距首先需要解决在线路两端如何获取故障产生的暂态电压行波信号。如果为实现故障测距而在线路上专门装设互感器来获取行波信号，不仅加大了投资，还增加了工程安装复杂程度以与提高了线路安全隐患。所以，利用线路已有设备获取行波信号是首选之策。由于中性点为不接地方式，自闭/贯通出线一般只有两相（A相和C相）线路装有TA。自闭/贯通母线上配备有3相TV（称为母线TV），用以测量母线3相对地电压。同时，开口三角可以提供母线零序电压信号。为了在线路失压时实现备用电源自投，任何一端电源的断路器外侧均装有TV（称为线路TV），用来测量线路上电压，一般测量AB间与CB间线电压。自闭/贯通线路单端电压电流信号互感器的配置

37、如图 51所示。TA断路器CBBAC母线线路TVTV图 51 自闭/贯通线路电压电流互感器配置图对于任何一端配（变）电所，当断路器闭合时，母线TV和线路TV测量同一系统的电压，TA测量的电流即为出线电流。当断路器断开时，母线TV与线路TV测量不同系统的电压，TA测量的电流为零。即无论作为主供端还是备供端，线路TV均可以感受线路电压的变化。而只有作为主供端时，母线TV才能感受到线路电压的变化。由于一般情况下两个线路TV分别测量AB间与CB间线电压，即直接利用该TV可获得故障电压行波的线模分量。分析表明，任何一相接地或任何两相短路时，均可产生AB相和（或）CB相间线电压行波信号。同时，已经证明，1

38、0kV系统中普遍采用的电磁式TV可以传变暂态行波信号。因此，利用系统已有的线路TV可获得所需要的行波信号。5.2 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。这种检测方法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，具有精确、抗干扰能力强、可靠性高的特点。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

39、计由硬件实现高速数据采集电路单元（DAU）记录故障电流行波信号。线路故障时，DAU单元在记录下预定时间的暂态电流行波后，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。5.3 时间同步与故障行波脉冲到达时间检测 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地发展。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。GPS是一种理想的时间同步技术，利用基于GP

40、S同步时钟输出，能够实现两端测距装置1us精确同步。装置部设计了一个高稳定度晶振构成的时钟，时钟信号的累积误差不大于每秒1us。时钟每秒由来自GPS同步时钟的1PPS（秒）脉冲同步（清零）一次，由于GPS同步时钟的1PPS秒脉冲同步精度是1us，计数器输出值的精度也就为1us。在暂态行波脉冲信号出现时，信号检测触发器翻转，同时锁存当前时钟输出并由CPU读取该时间信息，装置就实现了暂态行波脉冲信号出现时刻的精确检测。由于行波信号在线路传播时有衰减以与装置的模拟量处理电路的影响，输入到触发电路的信号有一定的上升时间，触发器翻转的时间可能与实际的行波信号到达母线的时间有延时，会影响故障距离计算的精度

41、。在自闭/贯通线路中，由于线路电阻大、架空电缆混合线路以与线路负荷的影响，初始行波的衰减和畸变更为严重，使行波到达时刻的准确标定变得更加困难。利用小波变换在信号奇异性检测方面的作用可以提高行波到达时刻标定的准确性。5.4 混合线路对检测可靠性的影响分析自闭/贯通线路一般为架空、电缆混合线路。两者的波阻抗不同，架空线路的波阻抗一般在300500之间，而电缆的波阻抗变化围较大，约在10100之间。行波信号在两者中的传播速度也不同，架空线路中接近光速，而电缆中约为光速的一半。混合线路对行波测距的影响主要体现在：由于波速度不同对测距精度的影响，以与波阻抗的不同增加了初始电压行波信号的衰减程度。关于混合

42、线路对测距精度的影响，可以通过将架空线和电缆进行波速度归一化来解决。即按照行波在架空线与电缆中传播的波速之比将电缆归算为一定长度的架空线，按等效线路计算后，再将测距结果还原为实际故障距离，即可消除波速度不连续的影响。例如，设一总长度为l的线路中，架空线路长度为l1、波速度为，电缆线路的长度为、波速度为。以架空线路为基准，将电缆线路归算为长度为的架空线路，则整条线路等效为总长度为、波速度为的单一架空线路。对等效线路应用双端测距法得到的故障距离后，再根据电缆线路的具体位置换算为实际的故障距离。设架空线波阻抗为ZJ，电缆波阻抗为ZD。当初始电压行波U通过如图 52所示一段电缆线路后，理论上其幅值变为

43、： (5-1)一样的，当电压行波从电缆线路中穿过一段架空线路后，也会降低一样的幅值。由于在一个阻抗不匹配点的折射行波在相邻的阻抗不匹配点还会反射回来，因此在工程上，可以忽略长度在100米以的电缆对行波衰减的影响。由于电缆线路与架空线路的波阻抗差别较大，特别是线路中存在多段电缆线路且电缆距离较长时，当初始电压行波运动到线路两端时，其幅值的大幅衰减将影响行波波头的可靠检测，通过适当的降低装置硬件门槛值，再结合故障发生时继电保护装置的动作信息作为装置启动条件，可增强装置测距的可靠性。电缆架空线架空线UU图 52 行波经过混合线路变化示意图5.5 过渡电阻、故障初相角对检测可靠性的影响分析为了排除干扰

44、信号的影响，线路两端检测装置对行波的检测总要设置一定的幅值门槛。即，只有当初始电压行波到达线路两端时其幅值大于一定门槛才能被可靠检测。影响初始电压行波幅值的因素除了混合线路、线路负荷外，还有故障点过渡电阻和故障瞬间电压初相角的大小。当过渡电阻越大或故障初相角越小时，故障点产生的初始电压行波就越小，检测越困难。以单相接地故障为例。设虚拟电源的最大瞬时值为，则故障点产生的初始电压行波线模分量为： (5-2)其中：为故障初相角。对于10kV系统，。设行波检测门槛，、。且设线路没有损耗、两出线的母线处电压行波反射系数为0，则过渡电阻与故障初相角对检测可靠性的影响如图 53所示。对于线路末端或单出线的母

45、线，由于电压行波反射系数为1，幅值加倍，其可检测区域要比两出线的母线侧大。实际线路中，由于行波在传输过程中存在损耗和衰减，其可检测区域将进一步缩小。但现场故障大多由绝缘薄弱点在过电压作用下被击穿所形成，多发生在电压接近峰值时刻。因此，尽管存在不可检测区域，但根据有关分析和现场统计，实际故障中其所发生的比例较小。基于行波原理的故障测距技术测试成功率可以达到95。图 53 过渡电阻与故障初相角对检测特性的影响示意图5.6 通信问题的解决双端测距法需要知道线路对端装置记录的初始故障电压行波到达的准确时间，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

46、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 54所示。行波测距系统只在故障后一段有限的时间使用线，其他时间该线路仍然可以供通话使用，这就显著地降低了测距系统通信投资与费用。也可以根据现场条件利用SCADA、故障录波信息系统或通信网等其它系统交换故障数据。 MmmPC 网装置MMMM装置装置装置图 54 用PC机工作主站构成的行波测距系统第 6 章 行波测距装置与系统在研制出国第一台行波测距装置和超高压输

47、电线路10年成功运行经验的基础上，从2003年3月，科汇电气开始研究铁路自闭/贯通线路行波测距的原理和技术，并推出了相应的测距装置TXC2000自闭/贯通线路行波故障测距系统。6.1 系统构成行波故障测距系统由行波采集与处理系统、行波综合分析系统、远程维护系统以与公共网等4部分构成，如图 61所示。图 61行波故障测距系统构成行波采集与处理系统安装在厂站端。它采用集中组屏式结构，包括XC-21行波采集装置、T-GPS电力系统同步时钟以与当地处理机3部分，如图 62所示。XC-21行波采集装置采用插箱式(4U /19英寸)单CPU(单片机)结构，它包括中央处理单元、高速数据采集单元、高精度时钟单

48、元与电源等插件，主要负责电流/电压暂态信号的采集、缓存以与暂态启动，并生成启动报告，其中包括暂态行波触发时刻(精确到1s)、触发线路、触发类型和电流/电压暂态波形等信息。T-GPS电力系统同步时钟置全球定位系统(GPS)信号接收模块，它负责给XC-21提供精确秒同步脉冲信号(1PPS)与全球统一时间信息。当地处理机由一台工控机构成，它负责接收、存储来自XC-21的暂态启动报告，并与安装在线路对端所在变电所的行波采集与处理系统交换启动数据，从而自动给出双端行波故障测距结果。图 62行波采集与处理系统构成行波综合分析系统一般设在调度端。它由1台普通计算机(PC)构成，主要具有以下功能：1)自动或人

49、工远程提取厂站端行波采集与处理系统的暂态启动报告，并永久保存；2)自动进行双端行波故障测距；3)提供人工波形分析功能以与基于匹配滤波器、小波变换和计算机仿真等技术的自动波形分析功能，以便对单端和双端行波故障测距结果进行验证和校正；4)历史故障与测距结果统计、查询。远程维护系统由1台普通PC机构成。该系统既可以从厂站端的行波采集与处理系统获取暂态启动报告，也可以从调度端的行波综合分析系统获取暂态启动报告，并具有故障分析、统计以与远程配置和诊断等功能。由于故障测距对实时性要求不是很高，因此采用公共网作为暂态数据传输通道，这样还能够与继电保护和其它自动化系统保持相对的独立性，避免相互影响。6.2 系

50、统工作原理在正常运行过程中，XC-21行波采集装置的硬件逻辑控制回路对各通道信号按设定的采样顺序和采样频率自动进行高速采样(每个通道的采样频率为1MHz)和A/D转换，且将A/D转换结果自动高速写入当前循环存储器(CRAM)中。为了提高系统对相继暂态过程的监测能力，设置了两套可以相互切换的循环存储器，且二者共用一套读写逻辑。当系统所监视的任一路暂态信号瞬时超过设定的硬件门槛值时，高速数据采集单元中模拟比较回路的输出信号(触发信号)将立即冻结高精度时钟的当前时间信息(含微秒数)，并激活中央处理单元插件中的采集控制定时电路，经过一定时间(约几个毫秒)后高速数据采集电路自动停止工作，同时向CPU发出

51、一外部中断信号。CPU在暂态触发外部中断服务程序中读取本次触发的时间信息后释放高精度时钟，并对触发初始时段的暂态数据进行处理，以判断本次触发是否有效并确定触发线路。如果本次触发有效，则置启动标志。当CPU在主循环中检测到启动标志后即进入故障处理程序，在故障处理程序中将触发后系统所记录的所有暂态数据以与部分触发前的数据转存到系统存储区，进而形成包含暂态波形数据在的启动报告，然后通过串行口向当地处理机发出主动上报信号。在XC-21行波采集装置中，由于采用独特的软、硬件设计，使得高速数据采集过程不受CPU的干预，从而解决了高速采集和CPU低速处理之间的矛盾。当地处理机接收到来自XC-21中央处理单元

52、的主动上报信号后即进入故障处理程序。系统在故障处理程序中读取XC-21中央处理单元中的暂态启动报告，并通过公共网与线路对端所在变电所的行波采集与处理系统交换启动数据，进而自动显示行波故障测距结果，包括故障发生时间、故障线路名称、故障类型、故障距离等信息，然后向值班人员发出告警信号，并向行波综合分析系统报告。当地处理机还能够接收通过键盘输入以与通过行波综合分析系统下发的由故障线路对端的行波采集与处理系统所记录的故障暂态触发时间，并自动计算和显示双端行波故障测距结果。当地处理机中的故障测距结果和暂态波形数据以标准数据库的形式存放在系统硬盘中，并可随时接受行波综合分析系统和远程维护系统的查询和调取。

53、6.3 行波分析功能描述(1) 自动故障测距当系统所监视的某一回线路(两端均安装行波采集与处理系统)发生故障后，两端行波采集与处理系统可以通过公共网络自动交换故障暂态数据(包括精确到1s的故障暂态触发时间和故障暂态波形数据)，并自动给出双端行波故障测距结果。当故障线路两端的行波采集与处理系统所记录的故障暂态数据远传到调度端的行波综合分析系统后，该系统同样可以自动给出双端行波故障测距结果。为了在各种故障条件下都能准确捕捉到故障初始行波浪涌到达故障线路两端测量点的时刻，在双端行波故障测距算法中所采用的行波到达时刻定义为故障初始行波浪涌在较低尺度(较高频带)下第一个小波模极大值点所对应的时刻。(2)

54、 人工波形分析在某些条件下，根据双端行波测距算法所得到的测距结果未必可靠(尤其是GPS系统工作不正常时)。因此，自动故障测距结果往往需要通过对故障暂态波形的进一步分析来验证和校正。另外，为了降低造价，系统所监视的线路中往往只有少数1、2回具有双端测距功能，对其它线路的故障测距只能采用单端行波故障测距原理，而单端行波故障测距原理的实现则更需要对波形进行分析。由于现有的暂态行波波形分析技术还不够成熟，因而在本系统中提供了人工波形分析工具。在此环境下，可以象运用示波器那样对所记录的暂态波形中各行波浪涌到达测量点的时刻进行测量，从而对自动双端故障测距结果进行直接修正，并且可以获得单端行波故障测距结果。

55、一般来讲，根据人工波形分析所获得的单端行波故障测距结果可以验证自动双端行波故障测距结果的可靠性，并进一步对其进行校正，从而获得更为准确的测距结果。(3) 计算机辅助波形分析当所监视的线路不满足双端行波测距条件时，在绝大多数情况下，可以通过对暂态波形进行人工分析获得准确的单端行波故障测距结果。在个别情况下，通过简单的人工波形分析仍然难以确定故障点位置。为此，本系统提供了与人工波形分析工具相配套的计算机辅助波形分析工具。计算机辅助波形分析工具提供了两种功能，一种是基于小波算法的数字滤波功能，另一种是基于电磁暂态计算原理的数字仿真功能。利用数字滤波功能，可以将被分析的暂态波形划分为不同的频带，从而可

56、以对不同频带下的行波特征进行对比，最终获得可信度较高的故障测距结果。数字仿真功能是根据人工波形分析得出的故障点位置在线路中设置假想的故障点，自动计算测量端的故障暂态波形，并与实际测量的波形进行对比，从而最终确定故障点位置。6.4 主要技术特点TXC-2000自闭/贯通线路行波故障测距系统主要具有以下特点：1） 首次采用故障电压暂态行波线模分量实现故障测距的模式，不仅可以测量短路故障距离，还可测量小电流接地故障距离；2） 充分利用自闭/贯通线路结构特点与信号传感器的配置，采用双端原理测距，使得装置易于实现，且具有较高的可靠性和灵敏度；3） 采用专门研制的高速数据采集单元对行波信号进行采集、记录与

57、实时处理，并建立了以双端行波测距为主、单端行波测距为辅的优化组合测距模式，因而具有很高的可靠性；4） 采用小波变换技术检测行波波头起始点所对应的绝对时间，从而将D型双端现代行波测距原理的测距误差控制在300 m以；5） 可以同时采集8回线路的暂态行波信号，满足四向八线路供电的配电室需求，具有很高的性能价格比；6） 完全独立于继电保护与故障录波设备，并具有现场调试和远程维护功能，因而具有较强的可维护性。第 7 章 现场试验与实际运行结果为了验证行波故障测距技术在自闭/贯通线路上应用的可行性与实用效果，在胶济线的ZB配电室和QZ配电室、陇海线的GA配电室和HSG配电室分别安装了TXC2000行波测

58、距系统，对其区间的自闭/贯通线进行故障监测。并先后进行了多次人工接地与短路试验。以下以胶济线路的装置为例，介绍试验的基本情况。7.1 试验线路示意图人工试验线路为ZB配电室到QZ配电室之间的贯通线路。试验线路总长47.2公里，其中包括25段共约2公里长的电缆，其余为架空线路。故障点距QZ配电室13.0公里，距ZB配电室34.2公里。其结构示意图如图 71所示。13km34.2kmZB配QZ配淄河200m图 71 试验线路结构示意图7.2 人工试验与结果于2003年10月16日、2004年11月19日、2004年12月28日分别进行了三次人工接地和短路试验。接地故障分别采用金属性接地与通过一定电

59、阻接地等方式，短路故障则全部为金属性短路故障。人工试验中部分测试成功的结果统计如表7-1所示。表7-1 人工试验结果记录次序故障时间试验方式行波测距装置启动时间测距结果测距青州（距ZB）误差12003-10-1614:56:35A相接地（高阻）776005 us775912 us33.7Km0.5km22004-11-1909:40:42B相接地（金属）760322us760221us34.9Km0.7km32004-11-1909:45:55C相接地（金属）34253us34169us34.7Km0.5km42004-11-1909:48:50A相接地（金属）232278us232195us

60、34.1Km0.1km52004-11-1910:04:20B相接地（金属）767179us767095us34.5Km0.3km62004-11-1910:12:46A相接地（金属）771966us771885us34.3Km0.1km72004-11-1910:30:00C相接地（金属）971992us971906us34.9Km0.7km82004-12-1810:29:56A相接地（金属）882810 us882711 us34.3km0.1km92004-12-1810:41:21A相接地（金属）161372 us161267 us35.2km1.0km102004-12-1811:

61、44:17C相接地（金属）498679 us498580 us34.4Km0.2km112004-12-1812:13:15B相接地（金属）417507 us417405 us34.4Km0.2km122004-12-1812:31:55AB相短路185845 us185749 us34.4Km0.2km132004-12-1813:27:45BC相短路214641 us214544 us34.9Km0.7km142004-12-1813:40:46ABC相短路426278 us426184 us34.4Km0.2km2003年10月16日，在试验线路上距34.2公里处人为制造高阻接地故障，接地电阻为315欧姆，测距波形与结果如图 72所示。可以看出，接地过渡电阻的存在，使得初始行波幅值变小，但装置仍然成功测距，测距误差为0.5km。图 72 A相高阻接地故障测距结果2004年11月19日在试验线路上进行了单相接地试验，各相接地时典型波形如图 73图