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摘要：高压电力线路的故障测距直接关系到电力系统的稳定运行，本文研究了当前阶段110kV及以上使用的许多种线路保护测距方法，并依据其测距原理将其区分为电压法、行波法以及阻抗法。依靠研究测距的原理与精确度，了解了当前减少测距误差大小的各种方式。最后，针对可能影响到精确度的各种要素都进行了系统的研究。
关键词：输电线路；故障测距；供电系统
1故障测距与距离保护中距离测量的不同点
研究故障测距技术是为了提升供电系统发生故障时的故障点定位精确性。实现更加精确的定位可以以更高的效率掌握可靠的实时信息，减少在人工检查方面的负担，此外还要增加线路重新恢复供电的速度，从而有效的提升供电系统的安全性与可靠性。
即使故障测距和距离保护技术都与故障问题出现后的故障点位置相关，但实际上两者在具体方式与要求上都存在较大的差异性，在进行距离保护时只需要研究故障点是否处于保护区之中，而故障测距还需要寻找出故障点与观测点之间的距离大小。
1.1测量方法不同
故障测距的目的是得出故障发生的实际位置，而距离保护的目的在于依照规定的动作范围来判断出故障是否处于动作区内。因为距离保护需要在第一时间内进行精确的判断，同时由于其测量方式为阻抗法，因此会受到供电系统的运行状态与内部结构的影响。这要求它的动作特性必须保持科学的现状，而不能仅依靠测量所得的数据来进行判断，这导致两者在测量方法方面出现了较大的差异。
1.2测量实时性要求不同
在进行距离保护时需要在第一时间进行测量，因此还需要保持较高的效率，而故障测距则没有提高测量效率的需求，这导致故障测距能够直接跳过故障出现阶段的过渡阶段，提升测量精度，还能够在发生了永久故障时在断路器断开后开始测量。
1.3测量精确度要求不同
两者在精度上的要求也存在差异。在距离保护方面通常的测量数值静态误差值不能高出百分之十，而暂态误差也应低于百分之五，也就是说保护综合误差值不能高出百分之十五，而对于故障测距而言，百分之十五的误差值会极大的影响到定位的精确性，所以距离保护所需的精度在应用于故障测距时仍需要进一步提升。
2对线路保护故障测距的技术要求
2.1必须满足测量精度要求。
对于测量装置而言，其主要目标在于提升测量所得数据的精确性。与继电保护测量元件相比，故障测距必须拥有更高的精确性。当前通常要求对高压架空线进行的故障测距的误差必须在1至2千米内。
2.2必须满足可靠性要求
即使针对测距可靠性提出的需求并没有像继电保护装置一样严苛，但在确保测量具备一定精确性的前提之下，应当确保工作的可靠性。故障测距装置通常需要从硬件以及原理两方面着手来提升其可靠性。
就原理而言，测量的精确性和可靠性属于彼此不同的概念。可靠性的判断依据在于是否能够测出故障，而准确性的判断依据在于测量的误差值大小。例如行波测距就需要提升可靠性以确保行波能够被捕捉。
2.3必须满足方便性要求
测量装置必须确保使用的便捷性，例如测距工作最好可以自动进行，测量时尽可能只依靠故障发生时传出的信号源而无需增加新的信号源。
3故障测距的测距方法分类
3.1阻抗法
就原理而言，阻抗测量和故障测距之间存在紧密的联系。在故障测量时使用阻抗来进行故障检测的方式在很早以前就以被应用于实践中，在如今还是故障测距中笔尖常见的途径之一。
3.2行波法
行波法和阻抗法存在显著的差异，阻抗法主要依靠供电系统中的电气，因此会受到来自供电系统的较大影响。但行波法的主要测量方式是通过行波在故障发生处到架空线之间的传播时间。它不会受到供电系统的内部结构影响，同时受到架空线的影响也不大，因此在测量时可以达到较高的精度。行波测距时的主要问题在于很难实现行波的有效捕捉。但由于当前信息技术的告诉发展，行波法正呈现出良好的发展前景。
3.3电压法
在线路中产生故障问题时，附近线路的电压值在短路区域会更加敏感，因此可以通过研究线路中的电压值来判断故障的发生处，在线路中出现故障时，电压最小的区域通常即是问题的发生处。然而线路中某点的实际电压无法测量，因此必须依靠计算来判断电压的分布状况。由于当前的信息技术正告诉发展，依靠计算机来计算电压已经不再困难。
4目前阻抗法故障测距主要问题及其解决方法
当前我国使用的最主要的测量方法依然是阻抗法，虽然在阻抗法的实际应用中依然存在许多问题，但依然是我国发展最为完善的测量技术，在相当长的一段时间里，故障测距都是使用阻抗法进行测量。下文将会探讨故障测距将会怎样处理一些可能出现的问题。
故障点弧光电阻对阻抗测距的影响：这种方式会严重影响到侧脸时的精度，属于需要克服的主要问题之一。其影响主要体现于以下几点：第一点，故障点弧光电阻会干扰测量故障位置时的精度。在单相弧光短路时电阻值会提升至数百欧，显著高于线路故障时的阻抗。第二点，其电阻值会持续发生改变因为阻抗法对于速度的要求不高，所以电阻值的改变对于故障测距产生的影响相对较强。第三点，在两侧电源情况下，对侧电源对故障回路电流的助增，会导致测距装置受到的阻抗会发生大小与阻抗角两方面的改变，让使用一侧电量进行阻抗测距出现困难。
针对单侧电源的输电线，当前可以通过降低弧光阻值影响测距的方式主要有以下两点：
（1）通过电抗分量进行测距。当前使用的大部分保护、录波器都通过电抗分量来进行测量，其原因在于阻抗里的阻值并不会在测量时影响到测量的精度，若是过渡电阻较强，就会极大的影响到保护测距，但使用电抗分量就不会使得过渡电阻受到影响。
（2）双侧电源供电线减小弧光电阻对测距影响的测距方法要困难得多，其中故障分量测距法与故障分析法是常用的故障分量测距法与故障分析法两种。
5线路故障测距误差偏大的原因与解决办法
（1）CT、PT传变误差和角差会导致测距精度降低。
（2）在测距时使用的线路参数最好为线路阻抗参数的二次值。应当增强施工人员针对保护设施原理的掌握程度，尤其是对各种厂家保护、录波器的定值整定项有明确的了解，避免测距问题的出现。
（3）线路分布电容对测距的影响。由于阻抗法通常会依靠故障电抗来测量故障位置。因此线路对地容抗会对阻抗法造成一定的影响。
（4）试点开展智能化测距分析。依靠信息子站所拥有的全面性、高效性的特征，依靠对线路故障进行联网远传与分析，来进行故障测距分析，完成对线路问题的测距。
（5）在进行较长距离的测距时尽量使用行波法。由于处在运行中的线路一旦发生故障就会出现暂态的电压与行波。行波在进行传播时通常不会被线路的状况影响，所以能够通过行波传播消耗的时间来完成测距，这在距离较长的测距中更加适用。
6结束语
综上所述，线路是电力系统的命脉，一旦发生故障，及时判断其位置，对保证整个电力系统的安全稳定和经济运行意义重大。高压输电线路的测距技术的进一步推广和应用，为电力部门及时发现修复电力线路故障点、减少停电损失创造了条件，对提高我国电网安全可靠性与有着十分重要的意义。
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