雷雨等较为恶劣的天气中发生。另外，我国电力系统的巡线装备简陋，使得故障测距的准确度，对故障巡线工作起了关键性的作用[2]。
概况起来，输电线路故障测距的意义主要包括以下几个方面：
（1）对于永久性故障，准确的故障测距结果能够帮助巡线人员快速查找故障点，及时排除故障，快速恢复供电，提高供电可靠性和连续性，减少停电带来的巨大经济损失和巡线所耗费的大量人力、财力、物力。
（2）对于瞬时性故障，准确的故障测距有助于分析故障原因，发现绝缘隐患，从而采取积极的预防措施，避免形成永久故障，节约检修时间和费用。
（3）如果故障测距算法精度高，运算量小，那么故障测距本身就可以作为距离保护的元件，从而对提高保护性能、保证系统安全运行有重要的意义。
1.3 输电线路故障测距研究 1.3.1 故障测距的发展和分类
1.3.1.1 行波法
行波法是根据行波理论现实的测距方法，始于上个世纪五十年代，随着六十
年代多传输线的行波传播规律的更为深入的研究和计算机技术的应用，行波测距的理论和技术得到了长足的发展，行波测距的装置现已广泛应用于电力系统。行波测距方案可分为A、B、C三类。
A型测距原理是根据测量点到故障点往返一次的时间和行波波速确定故障点的距离。这个测距装置比较简单，只能装置在一端，不要求和线路对侧进行通信联系。不受过渡电阻影响，可以达到较高的精度。但是，A型测距要求记录行波波形，而故障暂态信号只持续很多的时间，为保证有足够的精度，应采用足够高的采样率，因此A型行波测距对硬件要求比较高。
B型测距是根据故障点产生的行波到达线路两端的时间并借助于专用通道的通信联系实现测距的。由于这种测距装备利用的是故障点产生的行波第一次到达两端的信息，因此不受故障点投射波的影响，实现起来困难较小。但是B型测距对通道有高要求，使得投资巨大，目前难以在国内广泛采用。
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C型测距装置是故障发生后由装置发射高压高频或直流脉冲，根据高频脉冲
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由装置到故障点往返时间进行测距。这个装置的工作原理和雷达相同，只是行波沿电力线路传播而已。对于瞬时性故障，C型测距靠人为施加雷达信号往往测不到故障。另外，高压脉冲信号发生器造价昂贵。由于通道技术条件的限制，高压脉冲信号强度不能太高，故障点反射脉冲往往很难与干扰相区别，种种因素都限制了C型测距的发展。 1.3.1.2 故障分析法
故障分析法依据电压电流的测量值，通过故障分析根据各种特征构造各种原理（如阻抗与距离成正比，用两端数据计算到的故障点电压相等，过渡电阻的纯阻性等）的测距方程，进行故障测距。事实上，在线路参数已知的情况下，输电线路某处发生故障时，线路两端的电压电流均为故障距离的函数，其实质是短路电流的逆运算。
故障分析法由于简单易行，对设备要求较低，投资小，获得了广泛的运用。早起的故障分析方法主要是利用单端电气量的测距算法，常见的单端算法主要有工频阻抗法[3]，解微方程算法[4]，零序电流相位修正法[5]，故障电流相位修正法[5,6]，解二次方程法[7,8]，对称分量法[9]，解一次方程法[10]，网孔方程法[11]。上述单端测距算法都无法从原理上同时消除过渡电阻和对侧系统阻抗的影响。制约了单端测距的发展。随着通道的发展，能够较为容易的获得对侧的电压电流，因此双端测距方法逐渐发展起来。 1.3.1.3 智能化测距法
近年来，将智能理论引入故障测距的算法研究越来越多，其中神经网络和
模糊理论居多。各种智能技术之间的交叉结合，如模糊专家系统，模糊网络神经，神经网络专家系统等相继提出，但大多数还处于研究阶段，还有待于各种智能技术的发展和成熟，相关科学成果如小波变换、遗传算法、卡尔曼滤波技术、模式识别技术、概率与统计决策方法等也被引入到故障测距中。
1.3.2故障测距的基本要求
在不同场合，对故障测距的要求也不尽相同。但是要满足现场应用的需要，
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对算法有以下几点基本要求：
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（1）可靠性
要求在故障发生后能可靠地进行测距，无论何种故障类型和故障条件，不能因为测距方法内在缺陷出现测距结果的发散情况。而在无故障情况下，不能错误地启动故障测距。 （2）准确性
保护装置中，为了满足继电保护的技术要求，除了测距的精度外，更注重的则是如何快速地得到这一结。而在继电保护信息管理系统中，由于是离线（或准在线）系统，对于时间无严格要求，所以更注意的是测距精度，没有足够的准确性就意味着测距失败。 （3）实用性
要求故障测距算法不受故障类型、系统运行方式、过渡电阻及其故障距离等的影响，在各种情况下均能获得较高的精度。在实际使用中，能减少人的工作量，方便易用。 （4）经济性
易于实现，且转化成装置时对元件、材料等要求适当，成本低，生产的测距装置物美价廉，运行维护费用低，能够推广使用。 1.3.3输电线路故障测距研究的现状
迄今为止，国内外已有大量探讨输电线路故障测距的文章发表，有些测距装置已投入现场运行。而且随着通信技术和数字计算机的发展，故障测距已经能够方便的获得对侧的信息并且测量装置的硬件计算处理能力大大增强，能够满足复杂的运算。
1.3.4行波法存在的问题
众观现有的行波故障定位法，尚有几个问题有待解决： (1) 线路两端非线性原件的动态延时
电流互感器是提取电流行波的耦合元件，其二次侧的时间常数按试验数据估计一般约为百微秒[12]，但要受铁芯饱和及剩磁影响，这将使电流互感器的动态时延具有较大的分散性；行波起动元件也有分散延时，在新型B型故障定位
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算法中，1微秒的时间误差所对应的最大定位误差约300米，而这种由耦合和启
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动等非线性元件引起的分散性动态时延对行波法定位精度的影响，在现在的文献中还几乎没有定量考虑。 (2) 波速的影响
在行波故障定位方法中波速是主要的影响因素，而其计算取决于大地电阻率和架空线的配置。高压线路线的地质条件相当复杂，不同的地质段的土壤电阻率有不同取值，且与气候密切相关。而现在的行波故障定位法是建立在假设行波在输电线路上固定的传播波速[13]。
1.4论文研究的主要内容
对于电力系统输电线路的故障测距研究，至今还要一些尚未很好解决的问
题。本文的研究工作正是围绕着这些问题展开。主要的内容和安排如下：
(1)在查阅大量参考文献的基础上，总结了目前国内外输电线路故障测距的基本方法和原理，并对各种测距方法的应用情况和优缺点进行了分析比较;对输电线路的波过程基本理论和行波测距的基本原理进行了较详细的阐述。
(2)分析行波发法单端和双端测距的基本原理，分别分析影响单端测距和双端测距的因素。
(3)在信号采集中，本文首先对信号进行变换，其次进行滤波和放大，最后通过比较器进行比较，这样可以消除外界因素的干扰及装置误启动现象，提高了装置测距的可靠性。
(4)对以往各种高速采集电路的工作原理和性能特点进行了分析，并结合当前微电子技术，提出了一种CPLD现场可编程器件等技术，设计出了高速数据采集电路，实现了多次连续、无死区记录超高速暂态数据采集系统，克服“漏记故障”现象，提高基于暂态信号的电力系统监视、控制、保护装置的可靠性。
(5)通过试验验证了该实验装置的可行性和采集结果的可信性。其用于输电线路故障测距，成功捕捉到了现场的实际故障波形，进一步证明系统的开发
是成功的。
2.1行波的基本概念
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在传输线间加上电压并有电流流过时，在传输线及其周围空间建立了电场和磁场。如果激励电压随时间变化，则上述电场和磁场也将随时间变化。时变电磁场
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