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输电线路故障测距的主要方法 - 电力配电学问依据原理的不同，输电线路故障测距的主要方法分为三类：故障录波分析法、阻抗法、和行波法。
1.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进展，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。
2.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。
依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，简洁来说可以归结为迭代法和解二次方程法。
迭代法可能消灭伪根，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，但仍旧有伪根问题。
此外，在实际应用中单端阻抗法的精度不高，特殊简洁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，而这些假设经常与实际状况不全都，所以单端阻抗法存在无法消退的原理性误差。
但单端法也有其显着优点：原理简洁、易于有用、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，以从原理上消退过渡电阻的影响。
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。
特殊是近年来gps设备和光纤设备的使用，为双端阻抗法的进展供应了技术上的保障。
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。
3 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。
依据使用行波量的不同，行波测距原理分为A型、B型和C型三种：A型原理利用故障发生时产生的初始行波与该行波在故障点的反射波到达测量装置的时间差来进行故障测距；B型原理利用故障发生时产生的初始行波分别到达线路两端测量装置的时间差来进行故障测距；C型原理利用故障发生后，在线路一段施加一个高频或者直流脉冲，依据这个脉冲在故障点和测量装置之间来回的时间差来进行故障测距。
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。
行波故障测距浅析及配置建议【摘要】：本文介绍了行波故障测距的概念和原理，对两种典型的行波测距方法――单端行波测距法和双端行波测距法的优缺点进行分析，并结合不同电压等级的输电线路，提出了符合对应电网要求的配置建议。
【关键词】：故障测距行波XC-21 输电线路引言对220kV及以上电压等级的电网，当线路发生故障后，必须进行寻线，以寻找故障点，根据故障造成的损坏程度判断线路能否继续运行还是须停电检修。
高压输电线路故障的准确定位，能够缩短故障修复时间，提高供电可靠性，减少停电损失。
对于占绝大多数的能够重合成功的瞬时性故障来说，准确地测出故障点位置，可以区分是雷电过电压造成的故障，还是由于线路绝缘子老化、线路下树枝摆动造成的故障等，从而及时发现事故隐患，采取有针对性的措施，避免事故再次发生。
因此，线路故障后快速寻找故障点就成为保证电网安全稳定运行的一项重要技术，输电线路精确故障定位具有重要意义。
行波测距是利用高频故障暂态电流、电压的行波来间接判定故障位置，包括单端行波测距法和双端行波测距法。
由于其有着较高的精度和准确率，基于行波原理的测距装置已得到较为广泛的应用，其推广和应用对输电线路运行的安全性、经济性和可靠性具有重大意义。
本文介绍了行波故障测距的概念和原理，比较了两种典型的行波测距的方法，根据其特点提出了配置建议。
1行波故障测距原理1.1行波的基本概念线路上任一点电压、电流值实际上是许多个向两个不同的方向传播的电压、电流波值的代数和。
这些电压、电流波以一定的速度运动，因此称为行波。
运动方向与规定方向一致的行波，为正向行波，而把运动方向与规定方向相反的行波为反向行波。
规定由母线指向线路的方向为正向，则由母线向线路运动的行波叫做正向行波（V+、I+），而由线路向母线运动的行波叫做反向行波（V-、I-）。
输电线路故障时，相当于在故障点加上了与该点故障前电压大小相等，方向相反的虚拟电源。
这个虚拟电源产生向线路两端运行的电压、电流行波，经过多次反射、衰减，进入一个新的稳态。
高压直流输电线故障测距方法发布时间：2022-06-26T01:48:13.362Z 来源：《中国电业与能源》2022年第4期作者：张迪[导读] 近年来社会用电需求的不断增大，电力工程建设数量也逐渐增多。
我国煤炭资源和风能、水能等可再生能源主要集中在西北地区张迪南方电网超高压输电公司昆明局云南昆明 650217摘要：近年来社会用电需求的不断增大，电力工程建设数量也逐渐增多。
我国煤炭资源和风能、水能等可再生能源主要集中在西北地区，而主要负荷中心却集中在“三华地区”。
能源的逆向分布使得我国制定了“西电东送”的战略方案，加快建设高压直流输电工程。
近几十年来，我国已建成了多个世界级的特高压工程。
高压直流输电系统因其传送容量大、传输距离远具有广阔的发展前景。
作为高压直流输电系统的重要组成部分，高压直流输电线路长度长达几千千米，跨越复杂的地理环境，极易发生短路故障，且多为瞬时性故障。
线路发生故障后对故障地点快速精确地定位，能减少巡线人员工作量，缩短故障切除时间，提高系统运行稳定性。
本文就高压直流输电线故障测距方法展开探讨。
关键词：高压；直流输电线；故障；测距引言国家现代化建设与发展为工程建设提出了新的标准，安全建设中的故障排除属于重中之重，它是电力工程功能的保障、也是安全的保障，需要给予高度重视。
输电线施工会面临诸多环境因素干扰，诱发施工问题，进而引起故障，新技术被引入和优化应用后，施工技术及故障处理的效率和质量都有显著提升。
1输电线路缺陷分类输电线路的缺陷分为三类,即本体缺陷、附属设施缺陷和外部隐患三大类。
第一，本体缺陷。
本体缺陷是指组成线路本体的全部构件、附件及零部件，包括基础、杆塔、导地线、绝缘子、金具、拉线和接地装置等发生的缺陷。
第二，附属设施缺陷。
附属设施缺陷是指附加在线路本体上的线路标识、安全标志牌以及各种在线监测装置、防鸟刺等装置。
第三，外部隐患。
外部隐患是指外部环境变化对线路安全运行构成威胁的情况，如在线下及防护区违章建房、违章施工、违章树木等。
中国南方电网有限责任公司企业标准南方电网故障录波及行波测距装置技术规范Technical specification for fault recorder and travelling wave faultlocation device of CSGQ/CSGICS备案号：目次1 范围 (1)2 规范性引用文件 (1)3 术语和定义 (1)4 故障录波装置技术要求 (2)5 行波测距装置技术要求 (7)附录A HDR文件格式 (9)附录B 故障录波装置建模原则 (19)附录C 故障录波装置录波量接入原则 (21)前言为规范、指导南方电网110 kV及以上系统故障录波装置及行波测距装置选型配置，依据国家和行业的有关标准和规程，特制定本规范。
本规范的附录为资料性附录。
本规范由中国南方电网有限责任公司系统运行部提出。
本规范由中国南方电网有限责任公司系统运行部归口并解释。
本规范在起草的过程中得到了广东省电力设计研究院、广东电网公司、广西电网公司、云南电网公司、贵州电网公司和海南电网公司的大力支持。
本规范主要起草人：丁晓兵、庞学跃、刘玮、李一泉、邓小玉、刘千宽南方电网故障录波及行波测距装置技术规范1范围1.1本规范规定了南方电网公司范围内110kV及以上常规厂站故障录波装置和行波测距装置的技术标准和要求。
直流换流站录波装置和行波测距装置参照执行。
1.2本规范适用于南方电网公司范围内110kV及以上常规变电站的故障录波装置和行波测距装置新建、改造工程。
故障录波装置和行波测距装置的设计、施工、验收及运行维护应参照本规范执行。
1.3本规范与《中国南方电网继电保护通用技术规范》一起，构成故障录波装置和行波测距装置的全部技术要求。
2规范性引用文件下列文件中的条款通过本规范的引用而构成为本规范的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规范，但鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
输电线路故障行波分析与测距探讨摘要：基于输电线路故障时产生的暂态行波进行故障定位，既能满足超高压输电线路对保护装置迅速动作的速度要求，还能对故障进行精确定位，且基本不受故障类型的影响。
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；行波波速引言经过电网改造与升级，我国的输电线路传输功率、电压等级越来越高；但由于我国地理环境复杂，输电线路所经区域跨度大、环境变化与差异大、加上季节与气候、天气与温差等的影响，给电力系统带来了诸多故障。
另一方面，随着我国各地区经济提升、城市发展、生活水平改善，人们对于基础的电力供应需求也在不断上升，而有的地区却存在电力过剩，全国在总体上表现出一些剩余与紧缺现象交叉一起的现象，也就是说电力的量在地域分布极不均衡，给发电企业的发展带来了诸多负面压力，所以，需要以市场为导向积极推动电力输送与资源共享，当然由于调度范围广，所以途经各处环境复杂、故障多发，为了解决这些问题，目前已经出现了新技术，比如，行波分析与测距技术就是其中之一，可操作性强，适应范围较为普遍，值得进一步深入讨论。
1概述高压输电线路故障测距办法主要有两类：一是阻抗法，二是行波法。
阻抗法以工频电气量为根底，经过求解差分或微分方式表示的电压均衡方程式而完成故障测距，这种算法大局部是树立在一种或几种简化假定之上。
而经历标明，这些假定经常带来很大的误差，经过对这些误差进行补偿或者采用多端线路数据，能够在一定水平上进步算法精度，但关于某些系统构造或故障类型，阻抗算法存在明显缺乏，如高阻接地，多电源线路，断线故障，分支线路，线路构造不固定，有时同杆、有时分杆架设的双回线，直流输电线路等。
输电线路故障测距的分析研究摘要：当架空输电线路发生故障时，必须对线路进行快速准确的故障测距，目前架空输电线路故障测距所采用的方法有阻抗测距法和行波测距法。
通过介绍这两种测距方法的工作原理及其各自在电力系统中的实际应用情况，对它们的优点和存在问题进行了分析比较，并对行波测距法进行了较为详细的分类比较，指出A型行波测距法将会在今后的故障测距领域中逐渐得到推广应用。
关键词：输电线路；故障测距；阻抗法；行波法1故障分析法1.1阻抗测距法的原理阻抗测距法又称广义的故障分析法，测距装置根据架空输电线路故障时测量到的电压、电流量而计算出故障回路的阻抗。
由于线路长度与阻抗成正比，因此根据计算阻抗与线路的参考阻抗便可以求出由装置装设处到故障点的距离。
测距装置首先根据采集的电气量进行计算，判断出故障类型，再进入相应的故障类型计算子程序计算故障回路阻抗。
1.1.1相间故障时的计算阻抗假设故障为U1,U2相故障，则阻抗计算公式为：1.1.2单相接地故障时的计算阻抗1.2阻抗测距法的应用阻抗测距法已被广泛应用在各类微机保护装置和故障录波测距装置中，成为主要的故障测距方法，但阻抗测距法受故障类型、故障电阻和线路对端负荷阻抗的影响较大，误差一般较大。
1.3利用双端数据的故障测距方法 1.3.1常用双端故障测距方法一是利用两端电流或两端电流、一端电压的测距方法。
利用两端零序电流有效值之比测定单相接地故障位置，但该方法忽略了分布电容的影响，且须事先作出若干运行方式下的零序电流分布曲线，其测距结果与运行方式有关。
针对多端双回线系统，它采用忽略分布电容的集中参数等效电路。
二是利用两端电压和电流的测距方法。
计算了两端阻抗继电器处的阻抗值，引入两端电流不同步角。
虽然得到的测距方程为一次，但不同步角为余弦函数的二次方程（有4个根），其真伪根的区分较难。
因此提出两种算法：一是利用两端继电器的测量阻抗形成二次测距方程；二是利用两侧的一相故障阻抗和两个阻抗继电器电流得出一次方程。
电力系统输电线路故障测距方法浅析摘要：输电线路故障测距用来解决线路故障定位问题。
论文详细分析了阻抗测距法和行波测距法的原理及优缺点。
目前云南电网行波测距大部分只用在500kV线路。
由于行波测距应用不广泛，绝大部分运行人员对行波测距装置不熟悉。
论文旨在提高运行人员对行波测距认识，不断提高对该装置的管理水平。
关键词：故障测距；阻抗测距；行波测距输电线路故障测距就是运用输电线路故障时的一些电气量通过计算来确定故障点与变电站的距离，简单地说就是故障点定位。
精确的故障测距能够减轻人工巡线的工作量，缩短故障修复时间，减少停电损失，同时也能发现造成线路瞬时故障的绝缘薄弱点、线路走廊下的树枝等事故隐患。
目前，常用的故障测距方法主要有阻抗测距发和行波测距法。
故障录波器和保护装置测距功能就是利用阻抗测距法，行波测距装置是利用行波测距法。
1 阻抗测距法阻抗测距法是根据输电线路故障时测量到的电压、电流计算出故障回路阻抗。
由于输电线路阻抗近似均匀分布，即线路单位长度阻抗可知，从而可以求出故障点到变电站的距离。
变电站内使用的线路保护装置和故障录波器都是运用阻抗测距法来实现测距功能。
新建线路投运前，线路施工人员都要对线路参数进行测试，测出线路长度L，线路阻抗R+jX等参数。
并将测量出的线路长度和阻抗等参数作为定值置入线路保护装置和故障录波器。
图1 输电线路集中参数简图输电线路集中参数简图可表示为图1。
图中M为变电站保护安装处，K为故障点，Um和Im是故障时刻的保护安装处的电流电压。
Zm=Um/Im即为故障时M到K点的阻抗值，由于输电线路单位长度阻抗z=（R+jX）/L已知，不难得出故障点K到变电站M的距离：Lk=Zm/z=Um·L/Im（R+jX）研发人员只要将上述计算公式以程序的形式置入装置，很容易就能得到故障点到变电站的距离。
在上述推倒过程中，我们考虑的是非串补线路且故障点接地电阻近似为0（金属性接地）的情况。
中国南方电网有限责任公司企业标准南方电网故障录波及行波测距装置技术规范Technical specification for fault recorder and travelling wave faultlocation device of CSGQ/CSGICS备案号：目次1 范围 (1)2 规范性引用文件 (1)3 术语和定义 (1)4 故障录波装置技术要求 (2)5 行波测距装置技术要求 (7)附录A HDR文件格式 (9)附录B 故障录波装置建模原则 (19)附录C 故障录波装置录波量接入原则 (21)前言为规范、指导南方电网110 kV及以上系统故障录波装置及行波测距装置选型配置，依据国家和行业的有关标准和规程，特制定本规范。
本规范的附录为资料性附录。
本规范由中国南方电网有限责任公司系统运行部提出。
本规范由中国南方电网有限责任公司系统运行部归口并解释。
本规范在起草的过程中得到了广东省电力设计研究院、广东电网公司、广西电网公司、云南电网公司、贵州电网公司和海南电网公司的大力支持。
本规范主要起草人：丁晓兵、庞学跃、刘玮、李一泉、邓小玉、刘千宽南方电网故障录波及行波测距装置技术规范1范围1.1本规范规定了南方电网公司范围内110kV及以上常规厂站故障录波装置和行波测距装置的技术标准和要求。
直流换流站录波装置和行波测距装置参照执行。
1.2本规范适用于南方电网公司范围内110kV及以上常规变电站的故障录波装置和行波测距装置新建、改造工程。
故障录波装置和行波测距装置的设计、施工、验收及运行维护应参照本规范执行。
1.3本规范与《中国南方电网继电保护通用技术规范》一起，构成故障录波装置和行波测距装置的全部技术要求。
2规范性引用文件下列文件中的条款通过本规范的引用而构成为本规范的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规范，但鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
附 录 A （资料性附录）
行 波 测 距 基 本 描 述
行波测距是利用故障产生的暂态电流、电压行波来确定故障点的距离，如图A.1所示。
它包括双端行波测距法和单端行波测距法。
1M T '2M T 2
M T 1
N T '2N T 2
N T
图A.1行波测距示意图
双端行波测距是通过测量故障行波达到线路两端的时间差来计算故障距离，公式为：
111()2
N M L T T v l −−=
（A.1） 112()2M N L T T v l −−= （A.2） 式中：
Ｌ 线路长度；
l 1，l 2 故障点到两端的距离；
T M1，T N1 行波到达线路两端时间；
ｖ 行波传播速度。
对双端行波测距法而言，线路长度的误差ΔL 将会导致ΔL /2的测距误差，1μs 的时间
误差将导致近150m 的测距误差。
单端行波测距是通过测量故障行波在故障点与本端母线之间或故障点与对端母线之间往返一次的时间差计算故障距离，公式为：
211()2
M M T T v l −= （A.3） '21
1()2
M M T T v l L −=− （A.4） 式中：
l 1 故障点位置；
L 线路长度；
T M1，T M2 故障初始行波到达M 端母线测量点及其从故障点反射回测量点的时
间；
T’M2经过故障点透射过来的故障初始行波在N端母线的反射波到达M端
母线测量点的时间；
ｖ行波传播速度。
单端行波测距由于原理上的缺陷，一旦不能正确识别反射波，测距精度就无法保证。
由于实现单端行波法的计算机算法还不成熟，因而难以自动给出准确的测距结果；同时在很多情况下，也无法通过对单端暂态行波波形的离线分析获得准确的测距结果。
双端行波测距受影响因素少，测距结果准确、可靠。
原理上可利用电流行波或电压行波测距，考虑到CT具有较好的传变高频信号的能力，建议使用CT二次侧测到的电流行波信号进行测距。
在实际应用中，一般应利用电流行波故障测距，同时以双端行波测距法为主，辅助以单端行波测距法或其它方法。
附 录 B
（资料性附录）
行 波 测 距 装 置 建 模 原 则
B.1 IED建模基本原则
B.1.1 基本原则
行波故障测距装置整体建模及通信服务应遵循GB/T 32890-2016及DL/T 860的要求。
B.1.2 物理设备（IED）建模原则
一台行波测距装置，应建模为一个IED对象。
该对象是一个容器，包含server对象，server对象中至少包含一个LD对象。
行波故障测距装置模型ICD文件中IED名应为“TEMPLATE”。
实际工程系统应用中的IED名由系统配置工具统一配置。
B.1.3 服务器（Server）建模原则
服务器描述了一个设备外部可见（可访问）的行为，每个服务器至少应有一个访问点（AccessPoint）。
访问点体现通信服务，与具体物理网络无关。
一个访问点可以支持多个物理网口。
B.1.4 逻辑设备（LD）建模原则
逻辑设备建模原则，应把某些具有公用特性的逻辑节点组合成一个逻辑设备。
LD不宜划分过多，数据集包含的数据对象不应跨LD。
逻辑设备的划分宜依据功能进行，按以下几种类型进行划分：
a)公用LD，inst名为“LD0”；
b)测量LD，inst名为“MEAS”；
c)控制LD，inst名为“CTRL”；
d)行波测距LD，inst名为“PTFL”（Protection Traveling Wave Fault Location）。
若装置中同一类型的LD超过一个可通过添加两位数字尾缀，如PIGO01、PIGO02。
B.1.5 逻辑节点（LN）建模原则
需要通信的每个最小功能单元建模为一个LN对象，属于同一功能对象的数据和数据属性应放在同一个LN对象中。
LN类的数据对象扩充应遵循DL/T 860系列标准工程实施技术规范。
没有定义或不是IED自身完成的最小功能单元宜选用通用LN模型（GGIO或GAPC）；
行波测距装置的数据模型中，一个逻辑设备至少应包含LLN0、LPHD、RDRE三个逻辑节点。
RDRE包含了具备共同功能相关、系统相关的数据对象以及数据属性，对于所有的行波测距装置，该逻辑节点是强制的，RDRE应至少包含RcdMade、FltNum数据对象。
B.1.6 逻辑节点类型（LNodeType）定义
逻辑节点类型定义应遵循GB/T 32890-2016第6.1.6章节原则：
a)统一扩充的逻辑节点类型及其数据对象类，逻辑节点类型中的数据对象排序应与
GB/T 32890-2016附录C和附录D中一致。
b)其它逻辑节点类参照DL/T 860.74部分，逻辑节点类型中的数据对象排序应与
DL/T860.74一致。
c)自定义逻辑节点类型的名称宜增加“厂商名称_装置型号_模板版本_”前缀，厂商
应确保其装置在不同型号、不同时期的模型版本不冲突。
B.1.7 数据对象类型（DOType）定义
数据对象类型定义应遵循GB/T 32890-2016第6.1.6章节中规定的原则。
B.1.8 数据属性类型定义
数据属性类型定义应遵循GB/T 32890-2016第6.1.7章节中规定的原则。
B.2 LN实例建模
B.2.1 LN实例化建模原则
不同线路应按照面向对象的概念根据线路划分成多个相同类型的逻辑节点。
标准已定义的报警使用模型中的信号，其他的统一在GGIO中扩充；告警信号宜用GGIO 的Alm上送，普通遥信信号宜用GGIO的Ind上送。
B.2.2 行波参数建模
行波参数应按面向LN对象分散放置，多个LN公用的启动参数宜放在LN0下。
定值单采用装置ICD文件中定义固定名称的定值数据集的方式。
装置参数数据集名称为dsParameter，装置参数不受SGCB控制；装置定值数据集名称为dsSetting。
客户端根据这两个数据集获得装置定值单进行显示和整定。
参数数据集dsParameter和定值数据集dsSetting由制造厂商根据定值单顺序自行在ICD文件中给出。
装置当前定值区号按标准从1开始，编辑定值区号按标准从0开始，0区表示当前不允许修改定值。
B.2.3 LN实例化建模要求
一个LN中的DO如果需要重复使用时，应按增加阿拉伯数字后缀的方式扩充。
GGIO和GAPC是通用输入输出逻辑节点，扩充DO应按Ind1，Ind2，Ind3…；Alm1，Alm2，Alm3；SPCSO1，SPCSO2，SPCSO3…的标准方式实现。
B.2.4 故障录波与故障报告模型
故障录波应使用逻辑节点RDRE进行建模，故障录波逻辑节点RDRE中的数据RcdMade，FltNum应配置到启动录波数据集中，通过报告服务通知客户端。
装置录波文件存储于\COMTRADE文件目录中，波形文件名称为：IED名_逻辑设备名_故障序号_故障时间，其中逻辑设备名不包含IED名，故障序号为十进制整数，故障时间格式为年月日_时分秒_毫秒（北京时间），如20070531_172305_456。
监控后台与保护信息子站等客户端应同时支持二进制和ASCII两种格式的COMTRADE文件。
装置故障简报功能通过上送录波头文件实现，装置完成录波后，通过报告上送故障序号FltNum和录波完成信号RcdMade，录波头文件放置于装置的\COMTRADE目录下，文件名按录波文件名要求实现，客户端通过文件读取服务获得录波头文件，解析出故障简报信息。
录波
头文件应采用XML文件格式。
行波测距装置故障简报（hdr头文件）宜包含：厂站名称、装置型号、故障时间、线路名称、测距类型（单端或双端）、故障距离、初始行波波头时间等内容。
COMTRADE文件应包含在根目录下的“COMTRADE”文件目录内，COMTRADE文件包含以hdr、cfg、dat为后缀的文件。
B.3 通信服务实现原则
在行波测距装置模型中，装置应至少支持应用关联、服务器模型、数据集、报告、控制和文件服务等服务模型，具体实现原则可参照GB/T 32890-2016标准第7章相关规定。
