1、行波法测距应当是首选的方法。但是相对于单端行波法，它的成本要高出很多，且受到现有技术水平的限制，所以其测距准确度仍不见得要高于单端行波法。行波波速的确定无论是对于单端法测距还是双端法测距，行波的波速都是不可或缺的参数之。行波波速的准确度将直接影响到测距的精度。行波波速与输电线路的参数有关，而有的参数是随着频率的变化而改变的，所以精确计算行波波速存在困难。三相输电导线发生故障时，产生的行波可以分为线模分量和地模分量。研究表明，线模分量受到线路结构和参数的影响比地模分量小，故行波测距中采用的是线模分量。利用线路参数计算行波波速在输电线路近似为均匀线路，并且不考虑频率对线路参数的影响时，行波的线模分量和地模分量波速的近似计算公式为式中分别为单位长度输电线路的。
2、路上实测行波波速。但这需要大量的准备工作以及合理的测量方法，甚至需要在线路的侧进行合闸或者跳闸等操作，还要采用大量的仪器进行测量，实现起来相当困难，况且测量方法和测量仪器都会有定的误差，这都会对行波波速的测量产生影响，因此实用性较差。组合行波测距方法引言如前面所说，在现有的输电线路故障定位方法中，阻抗法受到输电线路参数沿线路走廊分布不均匀线路结构不对称型接线网络过渡电阻以及互感器变换误差等多种因素的影响，测距误差比较大。而行波法基本上不受到上述因素的影响，且已经在电压等级为及以上的输电线路之中获得了广泛的应用。单端法测距原理利用了初始行波和反射行波分别到达测距设备的时间差来计算故障距离。然而，当输电线路发生了故障时，如果故障发生在线路的前半段，那么应该是由。
3、处产生的初始行波浪涌到达线路两端测量设备的时间之差，结合行波波速来计算故障处到线路两端的距离。设线路故障处产生的初始行波浪涌分别向两端以相同的速度传播，到达端和端的时间分别为和，那么故障点到端和的距离分别可以表示为式中，为线路的长度。由上式可见，能否获得准确的行波速度输电线路长度和故障初始行波的到达时刻，将直接影响到型测距的准确性。早期的型测距设备采用载波方式实现两端母线的时间同步，测距的准确度并不高现代的型行波故障测距设备采用内置的实现其两端母线的时间同步，误差平均不超过，由此产生的测距误差应不超过。然而，接收机普遍存在着输出信号瞬时不稳定时钟跳变及卫星失锁等问题，所以型故障测距的准确性还是略低于型。两种行波测距方。
4、正序电感，正序电容，零序电感，零序电容。如果考虑频率对线路参数的影响，则行波波速的计算公式为式中分别为单位长度输电线路的电阻，电感，电导和电容，则是角频率。利用线路参数计算行波的波速时，不但要求线路的参数准确，而且需要确定行波的中心频率，否则就会出现行波波速误差，进而影响到故障测距的准确度。然而实际的输电线路参数即使实地测量也会有误差的存在，而有些参数的测量还存在困难。除此之外，些线路参数还会随着周围环境季节的变化而发生改变，特别是在气候复杂环境恶劣的地方，影响行波波速的因素很多，因此根据输电线路的参数计算行波波速可能存在较大的误差，进而影响故障测距精度。实测线路的行波波速为了进步提高行波测距的精度，在运行行波测距设备之前在。
5、北北部。然而能源消耗却集中于经济相对发达的华东沿海地区，仅北京上海广东江苏等个省直辖市的电能消费就占全国电能消费总量的接近。因此，在我国能源结构与经济发展的现状之下，西电东送南北互供全国联网的电力输送格局是目前乃至以后我国电力发展的主要方向和趋势。年，我国首条高压线路投入运行年，我国第条的超高压输电线路刘天关刘家峡天水关中线投入运行。世纪年代开始，中国的电力工业进入了大机组高电压大电网阶段。年，我国第条的超高压输电线路平武平顶山武汉线投入运行年，我国第条的超高压交流示范工程线在西北电网投入运行，该工程包括了从青海官亭到甘肃兰州东的超高压输电线路，变电站两座年，我国第条的特高压交流试验示范工程晋东南南阳荆门线正式投入商业运行，这是我国的首个特高压工程，全部是。
6、之间的距离，和分别为端母线和端母线接收到第个故障行波的时间。行波波头的提取相模变换行波法故障测距的导出是基于单导线无耦合模型，而在实际的三相输电线路之中，由于三相之间存在着耦合，因此每相上的行波分量并不，为此在测距之前需要首先对行波分量进行解耦变换，即相模变换，把三相不的相分量变换为相互的模分量，即把相量上相互之间有电磁关系的多导线线路上的行波变换为相当于单导线上的模量，再利用模量表示行波，来实现故障的测距。相模变换可以通过变换来实现。利用变换，则有式中，分别为输电线路上的三相电压行波，分别为输电线路上的三相电流行。
7、电线路的故障点位于山区等交通不便的偏远地带，再加上大多数的故障是发生在雨雪大风等恶劣天气中，这会导致人工巡线查找故障变得十分困难，费时费力另方面，高速继电保护装置以及断路器的应用虽然大大缩短了故障切除的时间，使得大部分故障的破坏迹象并不明显，这却给故障点的查找带来很大的困难，而且还有可能引发连锁性故障，造成更大的损失。在输电线路故障发生后，如果可以迅速准确地找出线路的故障点，点到端母线和端母线的波行时间分别为，。很显然，。在端母线和端母线处均设有启动元件，当故障点方向传来的行波波头到达时立即动作。在端的启动元件动作后，计时器开始计时，设为在端的启动元件动作后，发信机发信。假设在时刻位于端的收信机有输出，此时停止计时，结合行波波速就能够确定故障。
8、统误差的影响。当线路长度有较大的误差，或者测量设备的授时系统授时不正常时，双端法测距的结果是不可信的。文献在系统地分析了输电线路发生故障后行波折射反射过程的基础上，提出了种新颖的基于两种行波测距原理相结合的故障测距方法。这种方法是在双端法测距原理的配合下，用单端法给出故障测距结果。这在定程度上减少了测距误差，对加快故障的修复，保证电力系统的安全稳定运行具有十分重要的作用。输电线路故障行波的多次折反射过程当输电线路发生故障时，初始行波的折射反射过程如图所示。行波到达输电线路的两端母线出会发生折射与反射，在故障处也会发生折射与反射。图故障行波的多次折反射上图中，和为输电线路两端的母线，为故障发生处，为输电线路的全长，为端母线与故障处之间的距离，为端母线与故障处。
9、由我国自主研发设计制造并建设的，线路全长为。目前，全国已经形成东北西北华北华东华中和南方电网六大跨省区域电网，全国大部分地区已经形成了以为主西北地区为的电网主网架，六大区域电网已经全部实现互联，我国的电网规模已居世界第位。高压架空输电线路方面担负着传送巨大功率的重任，另方面还作为各大电网联网运行时的联络线使用，其运行的可靠性深刻影响着整个电网的可靠性。然而，超高压同塔双回线路特高压输电线路的跨度极大，分布范围广泛，穿越地区的地形自然环境条件复杂，气候多变，容易导致故障发生的因素相当多。输电线路旦发生故障，将直接威胁到电力系统的安全稳定运行，为国民经济带来难以弥补的巨额损失。因此，及时排除各种线路故障是非常有必要的。方面，高压架空输电线路往往距离很长，如果输。
10、的评述单端行波方法测距的关键步是要准确求出初始行波到达测量设备与其从故障处反射到达测量设备的时间差，且包括故障行波波头的提取。由于行波在波阻抗变化处的折射与反射情况比较复杂例如行波到达故障处会发生反射，亦会发生折射而传播到对侧母线，输电线路不是无限长的，由对侧母线反射回故障处而又折射回测量设备的行波的干扰，使得行波检测与分析用单端行波准确测距产生较大的困难。双端行波方法测距的关键步是准确记录下故障初始行波到达线路两端测量设备的时间。由于两端的测量设备均只需检测到初始行波浪涌，线路的过渡电阻系统运行方式的变化线路的分布电容等因素对测距准确性不会造成太大的影响，而且不受对端母线反射行波的影响，因此有较高的测距准确度。如果仅仅从理论上故障测距的准确度来考虑，双端。
11、的位置。设故障发生的时刻为，两侧启动元件的动作时间为，端发信机启动到端收信机有输出的时间间隔为，则由方程组可解得于是故障处到端母线的距离为式中，行波波速是已知量，时间可以事先测定，是计数器记录下的时间。型测距与型测距相比，在原理上更加简单可靠。因为型测距原理利用的是故障处产生的第个行波，方面比较容易分辨与取样，另方面它不存在区分故障处反射波与对端母线的反射波的困难。然而型测距需要借助于信号传送的通道才能实现测距的功能。为了达到测距的准确性要求，信号在通道内的传输时间必须精确测定，且通道的理化性质需要非常稳定。从这个角度来看，对信号通道的要求过高会导致投资过于巨大，限制了它的广泛应用。型测距原理型测距是利用故障。
12、故障处反射回来的反射波先到达母线处的测量设备如果故障发生在线路的后半段，那么应该是由对端母线反射回来，再经故障处折射的行波先到达母线处的测量设备。所以，如何正确地区分第二次到达测量设备的行波究竟是故障处反射回来的行波，还是对端母线反射又经故障处折射回来的行波，这成为了个难题。因此目前，单端行波法测距还难以自动给出正确的测量结果，仍然不能在输电线路中单独发挥作用。双端法测距原理是通过利用故障处产生的初始行波浪涌到达线路两端的测量设备的时间差来计算故障距离，其测距精度基本上不受线路的故障类型位置线路长度和接地电阻等因素的影响。但是理论分析和实际应用表明，双端行波原理虽然可以自动给出故障测距的结果，但是它的准确性和可靠性受到线路长度误差和两端母线处测量设备的授时。
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高压架空线路单相接地故障