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应用于输电线路故障测距的行波波速仿真分析摘要：影响行波故障测距精度的主要因素有行波的速度和行波波头准确到达时刻的标定。
针对常用的行波波速确定方法——公式法和在线测量法，通过在不同线路长度、不同故障距离下的仿真分析得到相对应的行波波速，并将所得到的波速用于同一故障距离测量，通过对测距结果对比分析，找出在某种故障距离下的最优波速，从而达到提高测距精度的效果。
通过仿真分析发现，在线实时测量波速在合适范围内的测距精度比固定波速的测距精度高，满足规范标准对测距误差不超过1%的要求。
关键词：输电线路；故障测距；暂态行波；行波波速前言早期的行波法使用由电流行波和电压行波组成的方向行波作为测距依据，但理论和实践证明，普通的电容分压式电压互感器不能传变频率高达数百kHz的电压行波信号，为了获取电压行波则需要附加专门的行波耦合设备，使得装置结构复杂、投资增大。
此外，早期行波法对行波信号的测量和记录缺乏足够的技术条件，对行波信号的分析也没有合适的数学方法，这都制约了对行波信号的利用和行波测距的研究和发展。
1行波测距的基本原理输电线路发生故障后，会在故障点处产生电压或电流的瞬间突变，形成电压或电流暂态分量，并以接近光速向线路两侧传播，称为暂态行波。
暂态行波在传播过程中遇到不均匀介质时会发生折射和反射，由于暂态行波具有突变性、奇异性且波速稳定，因此检测其在母线与故障点之间的传播时间可以测量故障距离。
目前，行波测距的基本原理可分为A、B、C、D、E、F型6种：A型是根据故障产生的初始行波到达母线以及从母线反射到达故障点后再反射到达母线的时间差来测距；B、C型需要使用脉冲或信号发生器，在故障后施加特定的信号，运用雷达原理测距，其中B型是双端法，C型是单端法；D型根据故障初始行波到达两侧母线的时间差来计算故障距离；E、F型根据故障线路合、分闸产生的暂态行波在母线和故障点之间的传播时间来测距。
2D型行波故障测距原理D型行波故障测距利用故障暂态行波的双端测距原理，它利用线路内部故障产生的初始行波浪涌达线路两端测量点的绝对时间之差值计算故障点到两端测量点之间的距离。
利用故障特征频带和TT变换的电缆单端行波测距一、电缆单端行波测距原理电缆单端行波测距技术是一种利用电缆内部的行波信号来实现电缆故障位置测距的技术。
在电缆内部传输的行波信号会在故障点发生部分反射，根据这些反射信号可以确定故障点的位置。
而利用故障特征频带和TT变换的电缆单端行波测距是对电缆行波信号进行特征分析的一种技术方法。
故障特征频带是指在电缆故障发生后，行波信号在频域上出现的特征频带，这些特征频带与电缆长度和故障位置有一定的关系。
通过对这些特征频带的分析，可以实现对电缆故障位置的测距。
而TT变换是一种将时域信号转换为频域信号的变换方法，通过对行波信号进行TT变换可以得到信号的频谱分布情况，进而实现对特征频带的提取和分析。
二、电缆单端行波测距方法利用故障特征频带和TT变换的电缆单端行波测距主要包括以下几个步骤：1. 采集电缆行波信号数据首先需要在电缆的一端安装传感器，并利用该传感器采集电缆内部的行波信号数据。
通常可以使用高频探头或传感器进行信号的采集，采集的数据包括了传播时域信息。
2. 进行TT变换将采集到的电缆行波信号数据进行TT变换，得到信号的频谱分布情况。
通过对频域信号的分析，可以提取出故障特征频带。
3. 特征频带分析对所提取出的故障特征频带进行分析，包括频带的数量、位置、幅值等特征。
通过特征频带的分析可以确定故障的位置和性质。
4. 故障距离测算根据故障特征频带的分析结果，结合信号传播速度等参数，可以计算出故障距离，从而实现对电缆故障位置的测距。
5. 故障定位根据故障距离的测算结果，可以确定故障位置，并进行定位标记。
1. 高精度：通过对故障特征频带的精确分析，可以实现对电缆故障位置的高精度测定。
2. 高效率：测距过程简洁明了，不需要复杂的设备和大量的测量数据，可以快速、准确地完成电缆故障的定位。
3. 低成本：相比传统的电缆故障检测方法，利用故障特征频带和TT变换的电缆单端行波测距可以降低成本，提高效益。
测距式行波距离保护的研究(二)——原理方案与仿真试验董杏丽1,葛耀中1,董新洲2(1.西安交通大学电气工程学院,陕西省西安市710049; 2.清华大学电机系,北京市100084)摘要:根据测距式行波保护的基本原理及各种关键问题的对策,给出了实现测距式行波距离保护完整的原理方案。
基于B 样条小波的二进小波变换被用来实现行波信号的奇异性检测和消噪。
针对测距式行波保护原理本身及各种对策,进行了大量详尽的EMT P 仿真。
仿真结果证明了测距式行波保护原理、对策及方案的正确性。
关键词:输电线路;行波;距离保护;故障测距;小波变换;仿真中图分类号:T M773收稿日期:2001-10-24。
国家自然科学基金资助项目(59877020,50077011)。
0 引言利用行波进行输电线路故障测距的多种原理已提出50多年,而以A 型测距原理为基础的行波距离保护更是由于能满足距离保护和故障测距的双重要求而受到广泛关注[1,2]。
早期行波距离保护由于对行波传播理论认识不足,技术水平有限,研究只能停留在基本理论探索阶段[3]。
近几年来,随着对行波传播机理研究的进一步深入[4,5],测距式行波距离保护的原理逐渐完善[1]。
而小波变换在输电线路行波测距中的应用成果[4]以及微电子技术的迅猛发展,进一步为测距式行波保护的研究铺平了道路。
文献[1]阐明了测距式行波距离保护的特点,对它提出了基本要求,并在此基础上对测距式行波距离保护的动作性能进行了全面的分析讨论。
指出实现距离测量元件、距离保护Ⅰ段和Ⅱ段中存在的技术关键问题,提出了有效的对策。
为研究开发测距式行波距离保护装置奠定了理论基础。
根据测距式行波距离保护基本原理及文献[1]提出的对于各种关键问题的有效对策,本文给出了实现测距式行波距离保护完整的原理方案。
同时阐明了如何利用小波变换实现行波距离保护和故障测距技术。
EM T P 仿真中考虑了依频特性、阻波器等因素的影响,使得仿真结果更接近于实际。
电缆行波测距原理引言：电缆行波测距是一种常用的测距方法，通过利用电缆中的行波信号，可以准确地测量出电缆的长度。
本文将详细介绍电缆行波测距的原理及其应用。
一、电缆行波测距的原理电缆行波测距是基于电磁波在电缆中的传播速度来进行测量的。
当在电缆中施加一个脉冲电压信号时，该信号会在电缆中以电磁波的形式传播。
根据电磁波在传输过程中的速度与传输介质的特性有关，因此可以通过测量行波信号的传播时间来计算电缆的长度。
二、电缆行波测距的步骤1. 信号发送：首先，在待测电缆的一端施加一个脉冲电压信号。
这个信号可以是一个矩形脉冲、正弦脉冲或其他形式的信号。
2. 信号传播：脉冲电压信号在电缆中以电磁波的形式传播，沿着电缆的导线向另一端传输。
3. 信号接收：在电缆的另一端设置接收器，用于接收传输过来的信号。
接收器可以是示波器、激光测距仪等设备。
4. 信号处理：接收到信号后，通过信号处理器对信号进行处理，例如滤波、放大等操作。
5. 测量距离：根据信号的传播时间和电磁波在电缆中的传播速度，可以计算出电缆的长度。
常用的计算公式为：电缆长度 = 传播速度× 传播时间。
三、电缆行波测距的应用1. 电力系统中的应用：电缆行波测距可用于电力系统中电缆的故障检测和定位。
通过测量行波信号的传播时间，可以确定故障点所在的电缆长度，从而提高故障定位的准确性和效率。
2. 通信系统中的应用：在通信系统中，电缆行波测距可用于测量光纤电缆的长度。
通过测量光信号的传播时间，可以准确地测量出光纤电缆的长度，从而为光纤通信系统的维护和管理提供便利。
3. 铁路信号系统中的应用：电缆行波测距可用于铁路信号系统中电缆的故障检测和定位。
通过测量行波信号的传播时间，可以确定故障点所在的电缆长度，从而提高故障定位的准确性和效率，保证铁路信号系统的正常运行。
4. 工业自动化系统中的应用：电缆行波测距可用于工业自动化系统中电缆的故障检测和定位。
通过测量行波信号的传播时间，可以确定故障点所在的电缆长度，及时修复故障，保证工业自动化系统的正常运行。
D型现代行波故障测距基本原理D型现代行波故障测距原理为利用故障暂态行波的双端测距原理，它利用线路内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。
设线路MN故障产生的初始行波浪涌以相同的传播速度v到达M端和N端母线的绝对时间分别为TM和TN，则M端和N端母线到故障点的距离可以表示为：式中：L为线路MN的长度。
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。
D型早期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。
D型现代行波故障测距原理采用内置全球定位系统(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1μs，而由此产生的绝对测距误差不超过150m。
2 D型现代行波故障测距原理的准确性分析D型现代行波故障测距原理利用线路长度、波速度和故障初始行波浪涌到达故障线路两端母线时的绝对时间之差值计算故障距离。
因此，能否获得准确的线路长度、波速度和故障初始行波浪涌到达时刻，将直接影响测距准确性。
严格来讲，无论是传统的故障测距原理，还是行波故障测距原理，其测距结果表示故障点到线路末端的实际导线长度。
但巡线时往往将测距结果当作地理上的水平距离并以此作为查找故障和计算测距误差的依据，而并不考虑线路弧垂的影响。
同样，线路全长也是以水平距离的形式预先给定。
当线路较长时，计及弧垂影响后的实际导线长度与导线水平长度相差较大。
D型行波故障测距原理需要利用线路全长，因而其测距误差往往比其它不需线路全长的行波故障测距原理(如A型原理)的测距误差要大。
比较理想的做法是利用线路设计数据计算出不同温度条件下沿线各档距内的实际导线长度，进而获得实际线路导线的总长度(用于D型测距)，并最终将故障测距结果换算为故障所在档距或杆塔号。
行波测距原理
1关于行波测距
行波测距是一种运用行波的测距技术，是一种快速准确的测量距离的方法。
主要应用于运用激光或声波测量目标之间的距离，或者也可以用来进行四周环境的测评。
1.1基本原理
行波测距的原理是通过发射行波来测量距离，行波发射器会发出激光或声波，这些激光或声波源会受周围物体的反射而发出行波，由发射器检测反射回来的行波，可以得出行波与物体之间的距离。
即通过行波发出和接收的时间间隔来测量行波与测量对象之间的距离，并结合行波速度计算出距离。
1.2应用
行波测距技术在工业中有广泛应用，可以用于检测各种对象的大小和距离，以及各种机械装置的运行，可以准确的测量出各种机械装置之间的位置和尺寸数据，从而更准确的控制机械装置的运行和整体机械装置的工作状态。
此外，行波测距还可以用于检测安全装置，避免机器失常，避免安全事故的发生。
行波测距技术也被广泛应用在导航中，它可以用于搭载卫星的飞行器的导航，它可以测量飞行器与地面或船舶的距离，以便更准确的计算飞行路径。
1.3总结
行波测距技术是一种快速准确的测量距离的方法，有着广泛的应用前景，具有极大的社会效益。
它可以用于检测各种机械装置、安全装置和导航系统，将对机械装置和导航系统的精准控制和操作质量提升带来极大的便利。
早上好！GOOD MORNING！1主要内容概述输电线路行波过程行波测距原理行波信号的测量行波波形分析3概述4故障测距的作用缩短故障修复时间，减少停电损失。
减轻人工巡线工作量。
发现造成线路瞬时故障的绝缘薄弱点、线路走廊下的树支等事故隐患碧口电厂送出线曾连续发生四次树枝碰线故障绝缘子滑闪曾在湖北发现线路对地放电点运行规程要求，线路出线跳闸必须找出故障原因及故障点，误差在3%以内。
故障测距方法故障分析法：根据故障时电压、电流录波图估算故障距离。
阻抗法：通过测量阻抗来计算故障距离。
行波法：通过测量电压、电流行波在线路上传播的时间，计算故障距离。
其他方法。
6故障测距技术发展阻抗法：测量故障回路阻抗换算故障距离误差经常在几公里、十几公里以上，不满足快速查找故障点的要求。
不适用于直流输电线路、带串补电容线路、T接线路等不能解决配电线路小电流接地故障测距～Z lV m I mZm = Vm/Im= Rm + jLm= x.R0 + x.L0x----故障距离R0,L0----单位长度电阻、电抗值阻抗法测距误差大测距误差大，受多种因素影响，包括：故障点弧光电阻电源阻抗电压、电流互感器变换误差线路不对称（换位）影响长线分布电容难以获得准确的零序参数，线路走廊地形变化，引起零序参数变化。
8阻抗法适用性差不宜用于以下线路直流输电线路带串补电容线路T接线部分同杆架设双回线9行波测距原理：利用故障行波在线路上的传播时间测距早期行波装置：上世纪50年代，美国、日本等开展过行波测距的研究。
有A、B、C三种型式的方法早期行波测距装置利用电压行波测距法，原理有缺陷，技术不成熟，成本高，可靠性达不到实用化要求，60年代被逐步放弃。
变电所行波测距技术的发展行波测距技术的发展（续）1990年代初，行波测距技术研究取得突破暂态行波信号的高速采集、记录与分析发现电流互感器能够传变电流行波信号采用GPS对时，精度达到1us。
科汇公司致力于行波测距技术的开发与推广应用1995年开发出利用电流行波的输电线路故障测距系统，投入试运行。
1.背景
行波测距在输电网中有着广泛的应用，对于快速定位故障，缩短故障恢复时间有着重要意义。
本文对行波测距的基本原理以及实现方案进行分析，以期对相关装置的开发以及算法研究有所帮助。
2.行波测距原理
2.1 行波的特性
输电线路如果忽略传输损耗（忽略分布电阻以及对地电导） ，则可以认为是由大量的分布电感和电容组成的。
假设一段线路始端为M，末端为N，在线路中间某一点P发生对地故障，则相当于在P点接入一个等效电源，其电压与此点故障前电压大小相等，方向相反。
假设在t=0时发生故障，则对于分布参数的传输线，故障等效电源会给线路电容充电，在导线周围建立电场并相邻电容充电，线路的分布电容被依次充电，这一过程如同一个电压波在按照一定的速度沿线传播。
同时随着电容的充放电，将有电流流过线路分布电感，也会有一个电流波沿线传播。
因此通过以上分析，线路故障后，会从故障点开始有电压行波和电流行波向线路两端传播。
行波的波速与线路本身的特性有关，速度公式如下，其中L和C为线路单位长度的电感与电容，
线路行波的波速只与其绝缘介质的性质有关，与导体的材料和截面积无关。
例如架空线路的行波速度为294km/ms，纸绝缘电缆线路的行波速度为160km/ms，交联聚乙烯电缆的行波速度为170km/ms。
行波在波阻抗发生变化的分界点处会发生反射和折射，例如上图中的N如果为母线，N有几条出线，则在N处会发生反射和折射。
2.2 单端行波测距
单端行波测距是在线路的一端安装测量设备，利用线路故障时测量到的第一个行波与反射的第二个行波的时间差计算测量点和故障点之间的距离。
例如下图,在M点安装行波测量设备，M点测量到的第一个行波为i1，i1在M点和故障点F发生两次反射，再次被M点测量到，那么这个时间差为两倍MF距离，因此
上面考虑的是故障点距离M点比较近的情况，实际上如果F点距离N点比较近，那么测量到的第二个行波应该是i5。
假设MN的距离为L，则可以计算出如果F点距离M点小于L/2时，第二个行波为i3，否则第二个行波为i5,这两种故障距离的计算公式是不同的。
如果M上端还有线路，则i1会透射，透射的行波在远端还会反射回来形成i4，i4可能比i3早被M段装置测量到。
从上面可以看出，单端测量的行波是比较复杂的，一些情况下很难识别出第二个行波的类型，测距结果错误。
2.3 双端行波测距
双端行波测距是在线路两端都安装行波测距设备，通过检测第一个行波到达两端的时间差来计算故障点位置。
如下图所示，线路中K点发生故障，第一个行波从K点分别运动到M端和N端，在M和N安装两台行波测距设备，分别记录接收到第一个行波的时间点，通过下面公式可以计算出故障点位置：
其中L为线路MN的长度。
从上面可以看出，双端行波测距只需要识别第一个行波即可，原理简单并易于实现，但是这种方法要求两端的装置具备高精度的实时时钟，例如对于架空线路的波速约为
300km/ms，那么每us的时间差会带来150m的误差，采用GPS对时可以将时间误差缩小到1us以下，使得这种算法能够实现，并且双端行波测距两个装置需要相互通讯或者将时间信息送到同一个主站，才能计算故障位置。
当前电力系统的实际应用中，一般以双端行波测距为主，单端行波测距作为辅助方法。
2.4 测距方法比较
通过两种方法的原理分析，对两种方法的优缺点进行总结如下：
单端行波测距法：优点是成本比较低，一条线路只需要一台测距装置，且装置只需要高稳定度的实时时钟，不需要GPS对时，如果能够识别出两个行波，则误差只受时钟的精度影响，容易控制。
缺点是原理上存在缺陷，一些情况下无法识别第二个行波，测距错误。
双端行波测距法：优点是原理简单，测距精度高，一般误差小于500m，适应范围广。
缺点是成本高，两端装置都需要GPS对时；要求两个装置采样通道以及CT的幅频和相频特性一致性要求比较高，这个会直接影响测量误差，且两个装置都需要通讯。
3.配电网行波测距
配电网的特点是分支线路或者T接线比较多，另外就是有大量的架空线路-电缆的混合线路，需要针对这两种线路特点给出解决方案。
对于存在分支线路或者T接线的线路，如下图所示，需要在线路M端，N端，C端安装三台测距装置，首先根据双端行波测距原理，利用M端和N端的数据计算故障点在主干线路MN上的位置，如果不是在分支线路连接点，则故障点确定再主干线路上，并且该点为实际故障点。
如果计算出的故障点在P点，那么需要根据C段和M端的数据来计算故障点距离M 端的距离，此距离减去MP的长度即为其实际故障点。
以下图为例，k2点故障时通过M端和N端数据可以直接得到k2点位置；k1点故障时，通过M端和N端数据，会得到P点位置，然后再根据M端和C端数据才能得到k1点位置。
对于架空线和电缆的混合线路，行波的速度不同，可以根据波速的比值将电缆线路归算为架空线，根据双端测距算法计算出故障点后，再折算回去得到实际的故障点。
4.行波测距的算法
行波测距的算法主要是行波的识别，其含有大量的高频分量，行波波头时间点的精确测量是影响测距精度的重要因素。
当前，精度比较高的算法是首先采用相模变换得到受线路参数影响比较小的线模分量，然后采用小波变换识别出行波波头。
4.1 相模变换
电力系统故障分析常用的是对称分量法，其适用于工频稳态情况下的向量分析，不适用于暂态的时域和频域分析，而行波信号是明显的暂态信号。
行波在电力线路上传输时，线路之间的互感，线路和大地之间的互感都会对信号产生影响，因此需要采用一种算法来将耦合的互感分量分离出来， 常用的变换为Karenbauer（克伦布尔）变换，以三相电流为例，变换的公式如下：
其中，i0为0模分量，此电流在三相导体和大地之间流动，称为地模或零模分量。
i1为1模分量，在A相导体和B相导体之间流动，i2为2模分量，在A相导体和C相导体之间流动，这两个称为线模分量。
电力线路的线模回路参数与对称分量法中的正序回路参数相同，零模回路参数与零序回路参数相同。
零模分量受土壤电阻率的影响，并且接地故障时，同时受接地电阻大小以及接地电弧的影响，一般采用线模分量进行故障分析，1模和2模分量结合起来可以反映所有类型的故障。
4.2 小波变换
行波是一个突变的，具有奇异性的型号，无论是采用单纯的频域分析法还是时域分析法，都不能精确的描述这种非平稳变化的信号。
而小波分析可以在时域和频域表征信号的局部特征，而且可以通过不同尺度下小波变换的结果分析信号特点。
函数f(t)的小波变换可定义为：
其中a为伸缩因子，b为位移因子，a和b可以连续变化成为连续小波变换，行波分析需要用连续小波变换。
采用不同的伸缩因子分析信号时，可以认为是采用带通滤波器对信号进行滤波，分析时中心频率/带宽为固定值，因此低频带对应低带宽，高频带对应高带宽。
小波变换的模极大值与奇异点是一一对应的，可以将模极大值出现的点作为行波到达的时刻。
5.行波测距的系统设计设计实现
对于应用比较多的双端行波测距， 其装置实现的核心技术点主要是高稳定性和高精度时钟，高速数据采样，双端装置电流信号采集通道的相频和幅频特性的一致性。
5.1 高精度和高稳定性时钟
高精度的时钟采用GPS或者北斗对时模块来实现，一般授时精度可以达到100ns左右，完全可以满足双端行波测距的要求，而且现在有同时支持GPS和北斗的模块，自动切换，应该优先采用此模块，北斗对于电力系统的安全运行有重要意义。
对于高稳定性时钟，因为GPS/北斗授时是秒脉冲，在秒脉冲期间要求装置的守时精度足够，而直接影响时钟守时精度的为晶振。
对于晶振，一般要求采用恒温晶振或者温补晶振，恒温晶振可以做到0.01ppm（耗电比较高，开机稳定时间长，一般是将晶振放在壳体中，壳体中加热保持恒温），温补晶振一般是0.5ppm（内置温度补偿电路，温度变化时进行补偿）。
采用温补晶振，如果两个装置的温度差10度，则会有5us的差异，精度是无法接受的，因此如果不能保证装置安装处的温度，则必须采用恒温晶振。
5.2 高速数据采样单元
行波波头需要定位到采样点，因此采样速度直接影响定位精度。
一般要求采样速率至少为1MHz（产生定位误差最大150m），普通的MCU+AD的方式无法实现这么高的采样进度，需要采用FPGA+高速AD。
采用FPGA控制AD高速AD进行采样，并缓存一段时间的数据，循环覆盖，判断发生故障后，从缓存中读取数据进行分析，注意采样时钟也需要采用恒温晶振，保证采样点的一致性。
