1 故障监测及故障定位发展历程
（1）输电线路故障测距
输电线路故障测距方法有阻抗法、行波法。阻抗法是通过直接计算故障阻抗或其百分比进行测距，国内外对阻抗法研究较多，但无论哪种阻抗法都是建立在一种或几种假设的基础上，这些假设都会与系统实际情况有所差别，必然会带来一些误差；而且CT、PT等测量环节精度，系统阻抗、负荷电流等因素对测距精度都会有影响，因此阻抗法测距精度无法得到保证。
行波法是高压输电线路进行故障定位的主要方法，早在二十世纪五十年代就开始了利用行波对架空线路的故障测距研究，110kV及以上电压等级输电线路故障测距技术目前较为成熟。七十年代以来，随着计算机技术在电力系统的应用，尤其是微机保护和故障录波装置的开发和应用，加速了故障测距技术的实用化进程。国内从八十年代也开始了故障测距的研究，目前双端行波测距已广泛应用于电力系统。
随着超、特高压输电及智能化变电站的发展，传统站端行波测距在高压输电线路的应用中，行波受长距离传输衰减、高阻抗故障、T接线路及智能化变电站的发展等诸多因素，传统站端行波测距在高压输电中的应用效果并不理想，难以满足精确查找故障点的要求，而且在线路两端站所由不同单位归属时双端测距不易实施。
2007年国内学者率先提出了分布式故障诊断技术概念。2010年，分布式故障诊断技术在装置开发、后台程序方面取得了技术突破。2011年，分布式故障诊断技术逐步进入推广应用阶段。截止2015年年底，国家电网公司110（66）-1000kV线路工程中共有300余条交流、10余条直流线路应用了分布式故障诊断系统，应用线路长度超过25000余km，诊断故障超过400余次。
近几年开始了分布式行波测距的研究并已投入应用，目前仅局限于110kV及以上电压等级。
（2）配电线路故障在线监测
10kV配电线路故障在线监测系统应用研究是目前国内外科研热点，国外配电自动化技术从二十世纪七十年代开始研究并应用，国内从二十世纪九十年代后期开始局部试点。目前各电力局大部分采用有源法故障在线监测系统，部分地区结合线路智能开关进行故障区段的判断；也有少部分采用无源法故障在线监测系统，接地故障判断准确率比有源法偏低。
10kV配电线路故障在线监测系统理论上也可应用于35kV系统，但是由于故障指示器的抗干扰水平要求相应提升，信号源的研发、现场安装成为难点。目前，市场上仅有的35kV有源型故障定位系统仍处于试运行阶段。
2 油田电网故障定位技术现状研究
2.1 线路故障判断运行现状
（1）110kV输电线路
110kV输电线路主要通过保护装置自带的故障测距结果，结合GPS坐标线路图，人为推断并查找故障点。存在问题一是故障测距采用阻抗法，误差较大，不便于故障查找；二是需根据线路图人为测算故障点。
（2）10kV配电线路
10kV线路故障监测系统在全厂已逐步推广，实现了线路接地及短路故障段的自动判断。目前有源型故障定位系统在高阻接地故障情况下，故障判断准确率较低；只能实现故障区段的判断，无法精确测距。
（3）35kV输电线路
35kV系统短路故障主要通过保护动作报文及录波判断线路短路故障性质，人工沿线巡视故障点。目前无任何线路故障测距或故障区段实时判断技术手段，完全通过人工巡视查找故障点。
2.2电网故障定位系统应用难点
35kV小电流接地系统故障定位虽然可以借鉴10kV系统已有技术，但相比于10kV系统，故障指示器的抗干扰水平要求相应提升，信号源的研发、现场安装成为难点。目前，市场上仅有的35kV有源型故障定位系统仍处于试运行阶段，且无任何成熟的应用案例。。
3 行波测距技术的研究应用
3.1 行波测距的种类
行波测距的应用有站端行波测距、分布式行波测距，分布式行波测距分接触行波与非接触行波。
（1）站端行波测距
站端行波安装于变电站单端或者两端，通过测量行波的传播时间，计算故障距离。站端行波测距结构相对简单，短路故障测距精度较高。但存在以下缺点：
a.接地故障定位精度差；
b.高阻故障存在拒动；
c.无法满足T接线路测距；
d.无法满足智能化变电站线路测距；
e.电流行波存在误动因素。
（2）分布式接触行波测距
行波测距装置分布安装于导线上，每相安装一个，将电流行波数据传送至中心主站，由分布式算法实现测距。分布式接触行波测距解决了高阻故障测距难题，提高了测距精度，同时可以进行雷击分布和线路故障类型分析；但存在以下缺点：
a.存在测距盲区；
b.安装过程复杂，运行环境较复杂，故障率高；
c.受电晕等电磁环境影响较大；
d.需停电安装维护；
（3）分布式非接触行波测距
分布安装于杆塔底部，共用一套终端，利用分布式终端的非接触传感器直接采集电压和电流行波数据传送至中心主站，由分布式算法实现双端测距。利用太阳能与电池供电，与高压无接触。非接触行波测距无法检测故障相，具有以下优点：
a.与高压无接触，方便系统的安装、调试和维护；
b.仅需安装一台设备，无需每相安装；
c.多回同塔线路可共享一台装置；
3.2 分布式非接触行波测距的原理及构成
（1）系统构成
系统由监测装置（终端）、中心站及用户系统三部分构成。监测装置（终端）按一定距离分布安装于杆塔，装置（终端）通过非接触式传感器接收行波数据并上传，主站接收各装置（终端）数据并根据分布式行波算法进行综合分析，实现故障的准确定位。
（2）定位原理
如下图1所示，L为两变电站之间的距离，M点和N点分别为装有监测终端的监测点，故障发生在M和N之间的C点处。故障点C产生的初始行波以速度v沿输电线路向两端变电站传输，到达两侧（M端和N端）的时刻分别为tM、tN，则故障点到两端监测点的距离分别为：
式中LM、LN为故障点距离M点和N点的距离，从而通过计算确定故障点位置。
图1 双端行波定位模型
3.3 分布式行波测距在35kV线路上的应用
（1）现场实施情况
2021年，在35kV某输电线路进行了人工接地测试。该线路总共128级杆塔，全长24.7km，测试前已安装4个厂家的故障测距定位设备。其中一家设备基于多特征辨识技术，根据线路电流与电场强度来进行接地或短路故障判断，在#3、#33、#74、#108杆处均安装一组故障指示器（包括3只采集单元与1台汇聚终端，与10kV配电线路类似），后台接入当前10kV中心站；另外三家设备均采用行波测距技术，在#1、#128杆处各安装一组终端，终端设备均接入厂家集中后台系统。
（2）现场测试结果
在已安装的4类故障定位设备中，其中一家因技术差别无法取电，设备始终处于离线状态。本次接地故障在同一位置共模拟2次，15时57分59秒首次接地，至59分28秒结束，16时02分53秒第二次接地，至04分03秒结束，接地相均为A相。
在首次接地接地测试时，行波测距装置均以短信形式进行了故障信息推送，并准确定位到#45杆，测试结束后2小时内，登录后台系统能查询到准确的分析报告；多特征故障定位设备也通过短信形式对故障杆段信息进行推送，但由于中心站参数设置存在一定问题，使得系统时间与实际延迟2小时，故障定位到#33杆到#74杆之间。
4 结论
（1）分布式行波测距方法可准确判断35kV线路接地故障，精度满足要求。
（2）多特征式故障定位能准确判断故障区段，精度取决于故障终端数量。
（3）非接触式行波测距装置安装维护简单，但价格较高，可选择性的在与外部电网连接的35kV线路安装；多特征式指示器成本较低，中心站后台与10kV故障定位系统兼容，可在油田电网内部35kV输电线路安装。
作者简介：赵泽玺（1990.1-），男，汉族，陕西礼泉人，本科，工程师，研究方向：继电保护及配网智能化