行波故障定位技术作为电力系统故障检测的重要手段，通过捕捉故障发生时产生的暂态行波信号实现故障点精确定位。采样率作为装置采集信号的核心参数，直接决定了信号还原的准确性和定位算法的可靠性。当前部分行波故障定位装置因硬件成本控制、技术选型等因素存在采样率不足的问题，对电力系统故障处理产生多方面影响。

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一、故障特征信号失真
行波信号包含丰富的暂态高频分量，其频率通常在数十kHz至数MHz范围。根据奈奎斯特采样定理，有效还原信号需满足采样率不低于信号最高频率的2倍。当采样率不足时，会导致以下问题：
波形畸变：高频分量发生混叠现象，原始行波的波头陡度、极性特征被模糊化。例如20kHz的故障行波在50kHz采样率下会出现明显的波形展宽，波头上升沿识别误差可达30%以上。
特征量丢失：故障点产生的暂态脉冲宽度可能仅为微秒级，低采样率无法捕捉完整的脉冲形态，导致行波波速计算偏差超过5%。
模态混淆：在多相系统中，不同模态的行波分量在低采样率下发生频谱交叠，影响模量分解的准确性。
二、定位精度下降
行波定位算法依赖精确的波头到达时刻差计算故障距离，采样率不足直接影响定位精度：
不同采样率条件下的定位性能差异显著：当采样率为20kHz时，时间分辨率为50μs，典型定位误差达1.5-3.0km；采样率提升至50kHz后，时间分辨率提高至20μs，定位误差缩小至0.6-1.2km；而100kHz采样率可实现10μs时间分辨率，定位误差进一步降低至0.3-0.6km。（注：数据基于110kV线路，波速取280m/μs计算）
在实际应用中，当采样率从100kHz降至20kHz时，定位误差可增大3-5倍，部分情况下甚至超出线路全长的5%，失去故障定位的实际指导意义。
三、抗干扰能力降低
电力系统存在大量电磁干扰，充足的采样率是区分有效信号与干扰的基础：
噪声抑制困难：低采样率下，装置难以通过数字滤波技术有效分离故障行波与工频干扰、谐波分量，导致误判率提升40%以上。
雷击干扰误判：雷击产生的高频暂态与故障行波在低采样率下特征相似，易引发误定位。某电网统计显示，采样率不足时雷击误判率高达25%。
过渡电阻适应范围缩小：高阻故障产生的弱行波信号在低采样率下易被噪声淹没，导致装置对过渡电阻的检测能力从1000Ω降至300Ω以下。
四、系统运维效率降低
采样率不足引发的定位偏差会直接影响故障处理流程：
巡线范围扩大：定位误差每增加1km，线路巡线时间平均增加2小时，在山区地形下可延长至4小时以上。
重合闸策略受限：因定位不准导致的盲目重合闸，可能对永久性故障设备造成二次损伤，统计显示此类情况占重合闸失败案例的18%。
数据存储与分析矛盾：为弥补采样率不足，部分装置采用延长数据记录时间的方式，导致无效数据占比增加60%，增加数据传输与分析负担。
五、技术发展适应性不足
随着电力系统向智能化、数字化发展，低采样率装置面临多重挑战：
新能源并网适应性差：新能源电站接入产生的复杂暂态过程需要更高采样率捕捉，低采样装置易漏检新型故障形态。
广域同步要求：基于广域行波的定位系统需纳秒级时间同步，低采样率难以满足时空关联分析需求。
算法升级受限：基于小波变换、希尔伯特-黄变换等现代信号处理算法的应用，要求至少200kHz以上采样率支持，低采样装置无法实现算法迭代升级。