5.3.2批准和监督直接管辖范围内行波测距装置的正确使用与运行。 5.3.3在输电线路发生故障时，调度运行人员应及时将行波测距装置的测距结果通知有关单位。 5.3.4参加行波测距装置调度运行规程的审核。 5.3.5提出提高行波测距装置运行管理水平的建议

5.4.1了解行波测距装置的原理及二次回路。

5.4.1了解行波测距装置的原理及二次回路。

5.4.2现场运行人员应掌握行波测距装置的定值整定、故障定位结果查看、线路故障波形查阅等操作 5.4.3负责与调度运行人员核对行波测距装置的定值通知单，进行行波测距装置的投入、停用等操作 5.4.4负责记录并向主管部门汇报行波测距装置的运行指示等情况。

5.4.5执行有关行波测距装置规程和规定 5.4.6在改变行波测距装置的定值或接线时钢丝绳标准，要有主管部门的定值及回路变更通知单方允许工作。 5.4.7对行波测距装置进行巡视。 5.4.8提出提高行波测距装置运行管理水平的建议

6.5.1运行人员巡视。

a）运行人员应了解行波测距装置的工作原理，掌握装置各指示灯在正常与异常情况下的工作状态， 通过查看告警信息与记录装置工作信息的运行记录了解装置的工作情况。 b）运行人员应按现场运行规程定期巡检行波测距装置，检查项目包括自检信息、告警信息、机箱 指示灯工作状态、对时结果、装置与其对端站、装置与测距主站之间的通讯情况等，并对检查 结果进行记录，如发现异常情况，应按现场运行规程处理并及时向主管部门汇报。 6.5.2检修人员应定期检查时间同步系统的运行情况，确保行波测距装置的对时精度满足要求。 6.6运行人员应熟练掌握查找故障定位结果和查看线路故障波形的方法。在被监测输电线路发生故障 后，应查看行波测距装置的启动记录数据、双端或单端测距结果，并及时将有关故障测距信息汇报主管 部门。 6.7检修人员更换行波测距装置故障元件后应对装置进行必要的检验， 6.8在维护行波测距装置数据时，不应影响装置的正常运行，不应修改、删除历史录波数据。 若不威胁现场运行安全且可正常采集所监测线路数据，则允许 装置继续运行，但运行人员应记录异常或故障信息并及时通知检修人员进行处理 若不能正常采集所监测线路数据或对现场安全运行有影响时

6.8在维护行波测距装置数据时，不应影响装置的正常运行，不应修改、删除历史录波数据。 6.9行波测距装置发生异常或故障后，若不威胁现场运行安全且可正常采集所监测线路数据，则允 装置继续运行，但运行人员应记录异常或故障信息并及时通知检修人员进行处理， 6.10行波测距装置发生异常或故障后，若不能正常采集所监测线路数据或对现场安全运行有影响日 检修人员应尽快处理

6.11行波测距装置的评价

6.11.1凡入网运行的行波测距装置均应进行评价。 6.11.2行波测距装置的动作良好率是指行波测距装置在线路发生故障情况下启动测距并能够得到 效故障点位置的次数与行波测距装置应启动测距次数之百分比。行波测距装置动作良好率的计算按 （1）： 行波测距装置动作良好率=行波测距装置动作良好次数/行波测距装置应评价次数×100% 6.11.3在被监测输电线路发生故障时，行波测距装置能自动或手动得到有效的故障点位置应评价 “动作良好”。 6.11.4行波测距装置的评价按月、年进行统计。

6.12行波测距装置的软件管理

6.12.1各级行波测距装置主管部门是管辖范围内行波测距装置的程序版本管理的归口 部，贝员对 辖范围内程序版本统一管理，建立装置档案 6.12.2运行中的行波测距装置软件未经相应主管部门同意不得更改。 6.12.3每年行波测距装置主管部门应向有关单位和制造厂商发布一次管辖范围内的行波测距装置程

13定值管理。 13.1行波测距装置在投运前，现场应具备行波测距装置定值通知单，定值通知单上应明确所接入线 各的线路名称、线路长度等参数。 13.2行波测距装置的定值应按定值通知单整定。 13.3行波测距装置的定值管理应按微机继电保护装置定值管理相关规定执行。 14资料管理。 14.1行波测距装置必须具备的资料包括运行资料、设计资料、技术资料、工程资料等。 14.2运行资料管理： a 建立行波测距装置的技术档案，包括设备台账、安装接线图、使用说明书、技术说明书、缺陷 记录、巡检记录、定值单等。 b 运行资料、光和磁记录介质等应由专人管理，应保持齐全、准确，建立技术资料目录及借阅制 度。光、磁记录介质的保存时间宜与行波测距装置使用寿命一致。 C 设计单位在提供工程峻工图的同时应提供可供修改的CAD文件光盘或U盘。 制造厂商应向用户提供与实际装置相符的行波测距装置中文技术手册和用户手册，并提供行波 测距装置各定值项的含义和整定原则。 e）工程建设单位应提供行波测距装置工厂验收报告、现场检验报告及现场施工调试方案。 15行波测距系统主站的运行与维护 15.1行波测距系统主站宜安装在行波测距装置的主管部门所在地， 15.2行波测距系统主站的日常运行与维护应由专人负责。 15.3运行维护人员应定期对主站系统和有关设备进行巡视，并做好记录。 15.4行波测距系统主站出现缺陷后，运行维护人员应及时处理，并做好缺陷处理记录。 15.5运行维护人员应定期总结分析行波测距系统主站运行情况，提出提高系统运行管理水平的改进 普施。

7.1检修人员按有关检验规定、反事故措施和现场工作保安规定定期对行波测距装置进行检验。 7.2行波测距装置检验前应编制标准化作业书，并做充分准备，如图纸资料、备品备件、测试仪器 测试记录、检修工具等均应齐备，明确检验的内容和要求，在批准的时间内完成检验工作。 7.3检验所用仪器、仪表应由专人管理。仪器、仪表应保证误差在规定范围内。 7.4行波测距装置检验应做好记录，检验完毕后应向运行人员交待有关事项，及时整理检验报告，保 留好原始记录。

7.5现场检验项目应包括：

结构和外观检查； b) 技术性能试验； c) 记录时间间隔检验； d) 存储行波数据时间长度检验； e) 时间误差检验； f) 启动检验； g) 测距误差检验； h) 二次回路检验； i) 传输通道检验。

7.7检修单位可视装置的电压等级、制造质量、运行工况、运行环境与条件对其进行评价，根据评 结果可延长或缩短其检验周期，增加或减少检验项目

感器和具备高速采样的电子式互感器。 8.2.2常规电流互感器信号接入。 a） 常规电流互感器具有较好的传变高频信号能力，宜直接接入电流互感器二次侧的电流信号 b) 电流行波信号应取维继电保护用TA绕组。 C 行波测距装置若无独立TA绕组，则在二次负载均衡分配的原则下与线路保护共用TA绕组 并串联接入电流回路的最末端。

8.2.2常规电流互感器信号接入

8.2.3常规电压互感器信号接入

a）可直接从终端厂站的常规电压互感器取电压行波信号。 b）对于同一电压等级只有一条出线的厂站，可通过测量电容式电压互感器地线电流的专用互感器 提取行波信号。

可直接从终端厂站的常规电压互感器取电压行波信号。 对于同一电压等级只有一条出线的厂站，可通过测量电容式电压互感器地线电流的专用互感器 提取行波信号。 直流线路行波信号接入：宜通过测量直流耦合电容器接地引线上直流行波信号的专用互感器提 信号的方式实现。 采用电子式互感器信号接入时应满足行波测距装置所需的信号采样速率要求

取行波信号的方式实现。

8.2.5采用电子式互感器信号接入时应满足

8.2.5采用电子式互感器信号接入时应

行波测距法就是确定行波传播速度后，通过测量行波的传播时间来确定故障位置，分为双端测距法 和单端测距法。由于现有的单端测距算法还不成熟，一旦不能正确识别反射波，测距精度就无法保证； 且在线路情况比较复杂的情形下，往往难以通过对单端暂态行波波形的离线分析获得准确的测距结果。 在实际应用中更多地是用若干个行波测距装置所构成的系统来实现双端测距。行波测距系统由行波测距 装置、测距主站、对时系统和通信通道组成。如图A.1所示。

图A.1行波测距系统示意图

行波测距装置：安装在厂站端，用于采集、处理线路行波信号并给出测距结果的设备，包含测距终 端与当地主站，也可仅配置测距终端。一般情况下，测距终端存储容量较小、装置性能较低，仅用来采 集输电线路故障行波信号，此时故障的定位结果由测距主站或对侧配置的当地主站完成。当地主站则负 责存储本地故障行波信号、接收与存储对端行波信号，完成输电线路故障点的精确定位。 测距主站：用于接收各行波测距装置传送的数据并进行分析，同时可对行波测距装置进行管理的设 备。一般安装在行波测距装置的归口管理单位， 对时系统：能够提供标准时间的系统，它为线路两端的行波测距装置提供相同的时间基准，通常由 装置上的对时设备与对时信号源构成。 通信通道：由各厂站内的专用通信设备和行波测距装置自带的通信设备，以及连接这些设备的通信 线缆构成，完成信息的传送。如图中当地主站间、当地主站与测距主站间的通信线缴。

电网行波测距装置运行规程

、编制背景.. 二、编制主要原则· 三、与其他标准的关系· 四、主要工作过程 五、标准的结构和内容.. 六、条文说明.

制背景. 制主要原则 其他标准的关系 要工作过程 准的结构和内容.. 文说明....

行波测距装置能够消除故障类型、故障位置、过渡电阻和系统运行方式等因素的影响，实现输电线 故障点的精确定位。行波测距装置提供的准确的故障点位置信息在缩小事故巡线范围、缩短线路停电 时间、提高线路可用性、快速恢复电网供电等方面发挥了重要作用，取得了良好的经济与社会效益。尤 其是路径地形复杂、巡检不便或长度较长的线路，作用更为显著。近年来，行波测距装置开始广泛进入 工程应用。 然而，行波测距装置的运行、维护缺乏统一的运行规定。为更好地发挥行波测距装置故障测距功能 规范装置运行、提升装置管理水平，根据公司《关于下达2011年度国家电网公司技术标准制修订计划 的通知》（国家电网科（2011）190号）的安排，由公司科技部牵头，国网安徽省电力公司承担《电网行 波测距装置运行规程》的编制工作。

a）2011年6月，组织与相关单位、制造厂座谈，了解行波测距装置在运行维护管理等方面的特点 与需求； b） 2011年7月11～12日，在合肥组织召开《电网行波测距装置运行规程》编制工作会。会议拟 出编制大纲、工作计划，并讨论通过； ） 2011年7月～9月，按照编制大纲和工作计划，编制规程初稿； d 2011年10月27～28日，编写组对初稿内容进行了详细讨论，进一步完善规程初稿； e 2011年11月26日，国网安徽省电力公司科技部在合肥组织召开规程审查会，并提出修改意见； f 2011年12月16日，征求意见稿发有关单位征求意见。 g 2011年12月25～28日，编写组对各返回意见逐条进行了梳理，并研究讨论是否采纳，对征求 意见稿进行修改完善，最终形成送审稿。 h 2012年5月25日，在合肥组织召开了《电网行波测距装置运行规程》（送审稿）审查会，编写 组根据审查意见修改完成了《电网行波测距装置运行规程》（报批稿）。 五、规程的结构和内容 本规程针对电网行波测距装置的运行维护特点，重点规范了行波测距装置的运行、维护、检验等方 面的原则及要求。 本规程的主要内容和结构如下： a）目次； b）前言； c）正文，共设八章：范围、规范性引用文件、术语和定义、总则、职责分工、运行与维护、检验 管理、技术管理； d）附录A。

a）2011年6月，组织与相关单位、制造厂座谈，了解行波测距装置在运行维护管理等方面的特点 与需求； 2011年7月11～12日，在合肥组织召开《电网行波测距装置运行规程》编制工作会。会议拟 出编制大纲、工作计划，并讨论通过； 2011年7月～9月，按照编制大纲和工作计划，编制规程初稿： d）2011年10月27～28日，编写组对初稿内容进行了详细讨论，进一步完善规程初稿； e）2011年11月26日，国网安徽省电力公司科技部在合肥组织召开规程审查会，并提出修改意见； 2011年12月16日，征求意见稿发有关单位征求意见。 g） 2011年12月25～28日，编写组对各返回意见逐条进行了梳理，并研究讨论是否采纳，对征求 意见稿进行修改完善，最终形成送审稿。 h）2012年5月25日，在合肥组织召开了《电网行波测距装置运行规程》（送审稿）审查会，编写 组根据审查意见修改完成了《电网行波测距装置运行规程》（报批稿）。 五、规程的结构和内容 本规程针对电网行波测距装置的运行维护特点，重点规范了行波测距装置的运行、维护、检验等方 原则及要求。 本规程的主要内容和结构如下： a）目次； b）前言； c）正文，共设八章：范围、规范性引用文件、术语和定义、总则、职责分工、运行与维护、检验 管理、技术管理； 录

Q/GDW 1877 2

本章规定了本规程的适用范围 本规程规定了电网行波测距装置在运行维护、检验及技术管理等方面的要求。 本规程适用于交直流输电线路行波测距装置的运行管理。行波测距装置一般安装在路径地形复杀 巡检不便或长度较长的110kV及以上电压等级架空输电线路

本章列出了与本规程内容相关的标准。引用的原则为：对与本规程内容有关的主要GB、DL、Q/GD 标准，均逐条列出。 在使用本规程引用标准时，一般按GB、DL中的较高标准执行

为工程设计查阅方便和执行本规程条文时能正确理解相关的专业名称术语，本章列出了行波测距 置所涉及的主要专业术语及其解释。为了使术语的解释尽量标准化、规范化，本章所列术语的解释尽 引自已有标准、规程或词典；对于新的术语，尽量以简洁易懂的语言方式定义，

4.1行波测距装置用来实现输电线路故障点的精确定位，可为快速处理电网事故、恢复线路运行提供 准确的故障测距信息，尤其对路径地形复杂、检不便或长度较长的架空输电线路，其作用更为明显， 在实际应用中，可根据需要配置行波测距装置， 4.2在使用单端测距法时，一旦不能正确识别反射波，行波测距装置的测距精度就无法保证；且在线 路情况比较复杂的情形下，往往难以通过对单端暂态行波波形的离线分析获得准确的测距结果；双端测 距法是基于线路内部故障产生的初始行波到达线路两端的时间差来计算故障点位置，在绝大多数情况下 均能给出准确的故障点定位结果；故推荐采用双端测距法。此外，由若干个行波测距装置组成系统的故 障测距方式也可实现故障点的定位

建筑技术论文为明确与行波测距装置相关的单位和人员在行波测距装置运行维护方面应承担的工作和管理界 本章列出了各有关单位和人员的职责分工

6.5.1运行人员巡视

为掌握行波测距装置的运行状况，对有人值守的变电站，运行人员应每天巡视一次；对无人值守变 电站，应能通过监控系统自动获取装置的告警及异常信息，并定期对装置进行现场巡检。 6.5.2行波测距装置发展初期，主要采用工控机作为主机，系统的抗病毒能力较差。运行单位应制定 相关管理规定，防止通过外部移动设备感染病毒；另一方面，检修人员应及时更新病毒库，保证系绕安 全。随着行波测距装置技术水平的提高，这些装置将逐步被基于嵌入式系统的行波测距装置所取代。 双端测距法是通过测量故障后初始行波到达线路两端的时间差来计算故障距离，1Ⅱs的时间误差将 导致近150m的测距误差。因此，检修人员应定期检查时间同步系统运行情况，确保对时精度满足要求。 6.10由于行波测距装置无功能投退的软、硬压板，一般采取断开整套装置供电电源的方式将装置退出 运行，故对于装置的轻微异常或故障，允许装置继续运行，以发挥其故障测距功能。此时检修人员应及

为保证行波测距装置对故 装置需要设置线路名称、长度、 通信配置等基本参数，行波测距装置的定值 单应规定这些参数。行波测距装置定值通知单的下发 执行、现场整定等应参照微机继电保护定值通知单管理

由于目前尚未制定行波测距装置的检验规程 舰程中的现场检验项目列出了DL/T357《输电线路 行波故障测距装置技术条件》中规定的装置应具备的功能及主要性能指标。本规程未给出行波测距装置 的检验分类及周期，实际应用中，可参照DL/T995中对微机继电保护装置检验的有关规定。待行波测 距装置的检验规程制定并实施后，这些方面的规定应以检验规程为准

8.1.2随着智能变电站的建设，行波测距装置应具备通过IEC61850标准与监控系统通信的能力。 8.1.3为提高行波行波测距装置运行的安全性与可靠性，装置应采用嵌入式系统。对于采用工控机 式的装置，应结合装置的使用寿命及运行情况，通过技改逐步更换。 8.2.3因常规电压互感器传变高频信号能力较差，不宜采用此种信号接入方式。 8.2.5电子式互感器（含合并单元）应能支持装置所需的不低于500kHz的采样频率。

8.1.2随着智能变电站的建设产品质量标准，行波测距装置应具备通过IEC61850标准与监控系统通信的能力。

附录A（资料性附录）行波测距系统基本描述