国网甘肃省电力公司张家午、李雪垠 等：基于行波测距的配电线路故障定位技术研究与应用

为促进行波测距技术在配电网故障定位领域深化应用，国网甘肃省电力公司电力科学研究院、国网甘肃省电力公司的张家午、李雪垠、张光儒、陈杰、任浩栋，在2026年第3期《电气技术》上撰文研究适用于配电网架空线路的行波测距故障监测点配置原则和故障定位方法，将10 kV外挂式配电网行波测距装置部署于试点线路，通过实际应用案例对方法的有效性进行验证，结果表明该方法可以实现对配电网故障的精准定位，提升配电网故障处置效率。

配电网作为电力系统连接输电网与终端用户的“最后一公里”，其运行可靠性与稳定性直接决定供电质量和社会经济效益。统计表明，80%以上的用户停电事故源于配电网故障，造成的经济损失高达数百亿元/年。随着新型电力系统建设的加速推进，分布式能源的大规模接入、电力电子设备的广泛应用及用户对电能质量要求的不断提升，配电网结构日趋复杂，故障定位面临前所未有的挑战。

目前，主流的配电网故障定位技术包括电气量分析法、行波测距等。电气量分析法原理简单、成本低，但受线路参数和负荷影响大，定位误差大。

随着配电网规模日益扩大，网络结构越来越复杂，现有利用各类稳态和暂态信号进行配电网故障检测与定位的技术已难以满足故障定位精度要求。因此，有必要开展提高故障选线和故障区段定位准确性的技术研究，进一步提高供电可靠性。在此背景下，可实现配电网分布式故障选线、故障区段定位和故障点精准定位的行波测距技术，凭借其独特优势逐渐成为故障定位领域的研究热点。

本文介绍配电网故障行波测距技术原理，确定适用于配电网架空线路的行波测距监测点布置原则和故障定位方法。在此基础上，研制10 kV外挂式配电网行波测距装置，并试点应用于配电线路，为行波测距技术在配电网故障定位领域的深化应用提供参考。

1 行波测距技术原理

根据监测点的数量，行波测距法可分为单端行波法和双端行波法。单端行波法的精度通常受信号的传播速度和环境影响，因此无法实现高精度的故障定位。双端行波法需在线路两端安装行波检测设备，利用行波波头首次到达线路两端测量点的时间差进行定位。双端行波法可排除信号发射、接收时间延迟中的系统响应时间，因此故障定位准确度较高。此外，双端行波法可以应用于不同频段的信号，在不同应用场景下具有一定的灵活性。本文基于双端行波法进行研究。

1.1 配电网架空线路故障选线

应用行波测距法实现配电网架空线路故障选线的过程如下：

1）在各变电站的架空线路1号杆设置故障监测点。

2）当架空线路发生故障时，比较各监测点检测的故障初始行波电流幅值和极性，幅值最大且与其他线路极性相反的线路即为故障线路。配电网架空线路故障选线如图1所示。

图1-图3

1.2 配电网架空线路故障区段定位

完成故障选线后，通过布置于架空线路的各个监测点的相互配合实现故障区段定位，过程如下：

1）在配电网架空线路不同位置合理设置监测点，将线路划分为若干区段。

2）通过比较相邻监测点检测的故障初始行波电流极性确定故障区段。配电网架空线路故障区段定位如图2所示。

1.3 配电网架空线路故障精准定位

确定故障区段后，利用故障区段两端监测点检测到的故障初始行波时间，结合线路初始参数，计算确定故障点准确位置。配电网架空线路故障精准定位如图3所示。

式1-式2

2 行波测距配置原则

2.1 行波测距监测点配置原则

为实现配电网架空线路故障精准定位，经计算和实践，架空线路行波测距监测点配置原则如下：

1）在线路首末端与大分支线路末端配置监测点。

2）线路上任何一点到两侧最近的测距点之间的阻抗不连续点（分支点、配电变压器、电缆架空混合节点等）不大于4个，以保证故障行波传播到两个监测点时有足够的幅度与上升速度，否则应在线路中间增加监测点。

3）线路中间布置的监测点测量线路电流与电压信号。

行波测距监测点配置示例如图4所示。

图4

2.2 行波测距装置故障点定位原则

首先找到最早启动的监测点，将其与相邻监测点逐一配对测距，形成多个双端行波测距结果。如至少有一个测距结果在节点（分支点、首末端、装置安装点）之间，则直接确认故障点。如测距结果均在节点附近，则计算出行波到达每一个待确认节点的时间，选择行波到达时间最早的节点为故障点。行波测距装置故障点定位原则如图5所示。

图5

3 行波测距现场试点验证

3.1 中低压配电网行波测距装置的应用

为验证本文行波测距方案的可行性，将10 kV外挂式配电网行波测距装置，部署于10 kV配电网架空线路和配电变压器二次侧各个监测点，进行配电网架空线路故障检测与定位。

10 kV外挂式配电网行波测距装置安装在10 kV配电网架空线路各监测点，通过航插电缆与柱上断路器配套馈线终端进行连接，用于采集三相工频电气量、行波电流、行波电压、零序电压、零序电流等；装置与馈线终端各自独立采集相应信号量，互不影响，可适配各类型馈线终端。10 kV外挂式配电网行波测距装置外观结构如图6所示。

装置安装于馈线终端外部，可在线路不停电情况下安装、拆卸和维护。10 kV外挂式配电网行波测距装置安装现场如图7所示。

图6-图8

3.2 行波测距装置配置策略

选取一条10 kV配电网架空线路，根据第2节确定的行波测距监测点配置原则和故障点定位原则，确定线路行波测距监测点布置方案，并将10 kV外挂式配电网行波测距装置部署于对应监测点，验证本文行波测距方案和测距装置的可行性。

试点10 kV线路总长85.63 km，穿越祁连山雷击高发区，绝缘化率8.1%。主干线设7个分段开关，重要分支7条，历史故障多由雷击引发。综合考虑线路结构、运行状况和负荷分布，主干线平均间隔5 km安装10 kV外挂式配电网行波测距装置，实现全线路覆盖，7个外挂式配电网行波测距装置形成广域监测网，支持多区间协同定位。网架结构及行波测距装置安装位置如图8所示。

3.3 故障案例分析

1）工频电气量特征监测

故障时197号杆、271号杆、408号杆、494号杆已安装行波测距装置，均监测到C相产生工频故障电流。578号杆测距装置未监测到C相故障电流，可判定故障发生在494号杆和578号杆之间。

408号杆的行波测距装置监测到开关跳闸前A相电流基本保持不变，C相电流由2 A增大至300 A。408号杆红二队分段开关故障电压波形如图9所示，故障电流波形如图10所示。494号杆测距装置监测到开关跳闸前A相电流基本保持不变，C相电流由2 A增大至300 A，零序电流由0 A增至峰值28 A左右。494号杆上河坝分段开关故障电压波形如图11所示，故障电流波形如图12所示。

图9-图14

因试点线路运行年限偏长，设备较为老旧，各监测点B相电气量因电流互感器缺失未获得有效数据，但C相电流主导性变化符合BC相故障特征，结合494号杆零序电流突变可初步判断故障原因为BC相短路带接地故障。

2）行波传播特性分析

由于故障点位于494号杆和578号杆测距装置之间，系统优先使用故障点前后两个行波数据进行双端定位。双端行波测距捕捉到的494号杆上河坝分段开关C相电流行波波形如图13所示，578号杆代乾分段开关C相电流行波波形如图14所示。

其中，494号杆行波波头到达时间为16:20:47.037117869，578号杆行波波头到达时间为16:20:47.037156851。两装置间线路长度为6 134 m。将线路实际波速v及线路参数，代入双端行波测距方程式（2）中，经计算得故障距离为494号杆上河坝分段开关后1 949 m。

3）故障定位验证

（1）区段判定。基于电流突变量特征，结合行波信号传播路径分析，确认故障发生在494号杆与578号杆之间区段。

（2）理论误差分析。考虑行波波速±1%偏差、时间同步±1 ms误差，综合定位误差＜50 m。

（3）现场验证。经现场人员巡线排查后，确认实际故障点位于517与518号杆之间，与行波测距装置定位结果偏差为15 m，故障原因为雷击造成线路故障跳闸。

4 结论

本文确定了适用于配电网架空线路的行波测距故障监测点配置原则和故障定位方法。应用故障监测点配置原则和故障定位方法，将10 kV外挂式配电网行波测距装置部署于试点线路，行波测距装置监测数据与现场实际故障的对比结果表明，所提出的方法能够实现配电网故障的精准定位，可进一步提升配电网故障处置效率和供电可靠性。

本工作成果发表在2026年第3期《电气技术》，论文标题为“ 国网甘肃省电力公司张家午、李雪垠登：基于行波测距的配电线路故障定位技术研究与应用 “，作者为张家午、李雪垠、张光儒、陈杰、任浩栋。