电力系统在运行过程中经常发生线路故障，线路保护根据线路故障的类型进行判断，并动作切除故障。不管是瞬时故障还是永久故障，线路部门都要掌握故障的大概位置，以便进行查线，准确地判断故障位置，可以减少查线的工作量。目前，故障位置判别常用线路保护动作分析、故障录波器分析、雷电定位三种方法。下面，就这三种方法进行讨论，供大家参考。

1　线路保护动作分析法　　
　　110 kV以上的线路保护都配置了多段式距离保护和零序保护，而每次线路故障一般都有这两种保护的动作情况。多段式距离保护反映相间故障，多段式零序保护反映单相故障。利用距离保护和零序保护第一段的动作情况可以判断故障位置范围，距离保护和零序保护第一段保护的线路一般为线路总长的80％，如图1。

　　线路AB（总长l）发生故障，如A端距离保护或零序保护第一段动作，则故障位置在AO段；如B端距离保护或零序保护第一段动作，则故障位置在BM段；如AB两端同时有距离保护或零序保护动作，则故障位置在MO段。利用这种原　　理可以粗略判断故障的大概位置，但对于较长的线路，作用不是很大。

　　对于采用微机保护的线路，从微机保护的故障打印报告上可以清楚地看到故障的测距距离。

2　故障录波器
　　故障录波器是电力系统安全运行的重要自动装置，当电力系统发生故障或振荡时，自动记录故障过程中的各种电气量的变化。根据所录波形可以比较准确地分析判断系统，线路和设备事故情况，故障地点和相别发展过程及类型。
　　电力系统主要发电厂和220 kV以上电压的变电站均应安装故障录波器，110 kV及以下系统可根据需要安装。目前，微机型故障录波器WGL－12系列在电力系统中应用较多，可以从故障打印报告上直接看出故障距离，再利用故障线路的地理走向图，查出故障距离所对应的杆号，在这杆号附近查找故障。根据对220 kV惠桂线多年运行经验，每次故障查找到的准确故障点都在故障录波器判断的故障距离左右10％以内，其误差还是比较大的，主要受到故障过渡电阻、测量误差、故障测距算法和系统参数的影响。
2．1　故障过渡电阻
　　线路发生故障时，故障点抢弧、闪络短路，都不是金属性的，需经过一定的电阻（如外物电阻、电弧电阻、接地电阻等），习惯把这个电阻称为“过渡电阻”。
　　如图2，线路AB发生故障，故障点O，在O点要经过一个过渡电阻来描述故障情况。在一般情况下，工程上都假定接地电阻为零，只有在对某些继电保护进行分析时，才考虑它的影响。实际上，过渡电阻对故障测距的影响还是比较大的，如何利用A端、B端的参数来解决过渡电阻对故障测距的影响，是一个值得探讨的问题^［1］。
　　

2．2　测量误差
　　测量误差主要是指电流互感器的变比误差，当然还包括故障录波器本身的采样误差，电流互感器
的变比误差与励磁电流成正比，也与副方的阻抗（包括二次阻抗）的阻抗角的正弦成正比。当副方为纯电阻性负荷时，变比误差最小；当副方为纯感性负荷时，变比误差最大。因此，在选用电流互感器时，应注意以下问题。
　　a）选择电流互感器时，适当选用额定电流较大的电流互感器；
　　b）尽量减少电流互感器的二次负荷，这样可以提高电流互感器的10％误差曲线，必要时将两个同变比的电流互感器副方串联，可以使每个电流互感器的二次负荷减少一半；
    c）采用带小气隙的电流互感器；
　　d）缩短保护动作时间，即采用快速动作的保护装置。
　　故障录波器采样时也存在一定的误差，但一般这种误差很小。
2．3　故障测距算法
　　微机型故障录波器在经过数据采样以后，是通过计算机软件来判断实现各种功能的。其中计算机软件的算法直接影响故障测距的准确性，在建立数学模型时，由于所考虑的问题侧面不同，往往要忽略一些因素，而这些因素的忽略在工程上是允许的，也就是这种允许给故障测距带来误差。
2．4　系统参数
　　故障录波器在正常运行时需要给它定义许多系统参数，而系统参数是经常随着运行方式的变化而变化的，实际运行的时候没办法及时地改动所需要的系统参数，这也给故障测距带来误差。

3　雷电定位
　　70年代中期，由美国M．A．Uman和E．P．Krider等人研制成功了能精确定位的雷电定位系统（LLS），并首先应用于肯尼迪宇航中心。它的诞生，是雷电探测和预警技术的划时代标志。由于LLS的卓越功能，很快被用于电力系统雷击故障点和森林雷击火灾的自动检测，从而在世界范围内得到广泛应用。我国在80年代也引进了LLS。　　LLS的基本原理接线图如图3所示。它由若干个（2个以上）定向仪（DF）、位置分析仪（PA）和若干个本地或远方显示仪（RDP）组成。根据电力系统调度的需要还在调度室的地理接线模拟盘上加装了雷电定位信号指示仪（SSD），附设在RDP上 。DF，PA，RDP和SSD除了各自独立功能所需的电路和终端设备外都包含有预编程序的微计算机，是一整套计算机在线雷电探测的高技术系统，需要庞大的通信网和通信设施与之配套。当对地雷电在A地发生时，每个DF站各自测定方位角。然后根据三角定位原理，把雷击点A的位置计算出来。PA把A的位置输出给RDP，在显示屏幕的地图上实时显示雷击地点，同时在地理接线模拟盘的相关区域上显示雷电发生的信号。
　　

　　LLS有很大的社会效益和经济效益，在许多部门得到推广和应用。在电力系统的用途主要是当线路雷击时，LLS能比较精确地指示雷击故障地点，避免全线巡视，提高劳动生产率，缩短抢修时间，定位误差在200 m范围以内。另外，雷击动态图使调度人员及时掌握雷击的运动轨迹，便于在事故情况下做出正确的判断，制定可靠的运行方式，保护电力系统安全运行。

4　讨论
　　表1为保护动作分析、故障录波器分析及雷电定位系统三种故障测距方法的比较。
　　保护动作分析法可以分析每条线路，只要线路装有继电保护，就可以通过保护的动作情况进行分析，适应性很广，并且不用投资，但是，它的误差比较大。
　　故障录波器分析法能够比较准确地计算出故障距离，直截了当地判断出故障点，是一种主要的分析方法，但它只能适应于装有故障录波器的厂站。220 kV以上变电站都装有故障录波器，而110 k V变电站就很少装有故障录波器，110 kV以下的线路没办法用故障录波器进行分析。按照故障录波器设置规程，220 kV及110 kV枢纽变电站应该装配故障录波器，不是枢纽的110 kV变电站不安装故障录波器。为了判断故障距离而增加故障录波器的投资，也没有必要。因此，在实际运行中，大部分的110 kV线路故障测距没办法用故障录波器的方法进行分析。
　　

　　雷电定位方法可精确在220 m范围以内，几乎可以直接指出雷击的位置。但它仅限于雷电引起的故障，对于污闪或其它原因引起的故障没办法判断。往往在雷电时，1 min内可接收到十几个、上百个雷，较难判断真正引起线路故障是哪一个雷。并且，存在一个要与故障录波器、保护时间互相校正的问题。
　　三种方法各有特点，如何更准确地判断故障点呢？提供几点意见供大家参考。
　　a）正确判断故障点应当三种方法同时考虑。
保护动作分析法可以直接判断故障大致范围，是靠近线路的A端还是B端；再从故障录波图上得到故障的具体距离；更深一步，从雷电定位系统了解故障的杆号。如果三种方法得出的故障点距离相近，即可从雷电定位所指示的杆号附近开始查线，寻找故障点。
　　例如，220 kV惠桂线1997－05－16T12：0 8发生故障，L3相跳闸，重合闸不成功，三跳。220kV桂竹站保护动作有距离一段、高频零序一段，则可判断，故障点靠近桂竹侧，微机保护打印报告显示故障距离距桂竹站13 k m，保护判断距离范围正确。故障录波器显示故障距离距桂竹站18 km，与保护判断相符。查雷电定位1997－05－16T12：0 8在220 k V线路上有3个雷，其中一个指示杆号为297～302号（靠近297号杆），靠近桂竹站侧，297号杆距桂竹站10 k m。以上三种方法分别指示故障距离为13 km，18 km，10 k m。由于雷电定位的准确性，查线可以从雷电定位指示的地点开始（10 k m位置即297号杆）。线路工区决定从297号杆附近查找，经查，故障点就在297号杆，并马上给予换瓷瓶处理。从故障发生开始，经故障测距分析、查线寻找故障点，到处理故障完工送电，仅用2 h的时间，1 4：1 0恢复送电。
　　b）雷电定位存在一个与故障录波器、保护校正时间的问题。雷电定位采用GPS钟，时间相当准确，而故障录波器、保护的时间需要人工校正，很难做到十分准确。并且，运行一段时间以后，时间会有所偏移。只要偏移1 min，就有十几个、上百个雷需要判别，从中选出一个引起故障的雷较麻烦。因此，录波器应装有GPS钟，使故障录波器的时间与雷电定位的时间相对应。对于老站故障录波器没装GPS钟的最好给予加装，对于新投入运行的故障录波器一定要采用GPS钟。
　　c）在故障录波器软件设计时，对于故障测距软件应采用原理比较可靠，考虑问题全面，可以最大限度减小误差，特别是减小故障过渡电阻影响的软件更是如此。文献［1］所提出的方法相当不错，不妨一用。
　　d）110 kV枢纽变电站要考虑配置故障录波器。110 k V枢纽变电站110 kV出线较多，装一台故障录波器可以记录10条线路，作用很大。