随着智能电网建设的深入推进，行波故障在线监测系统凭借其定位速度快、精度高等优势，已成为电力系统故障诊断的关键技术手段。该系统通过采集故障行波信号并结合双端定位算法实现故障点精确定位，而时间同步技术作为系统运行的基础支撑，其同步精度直接关系到故障定位结果的可靠性。

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一、行波故障在线监测系统的时间同步需求
（一）系统基本工作原理
行波故障在线监测系统主要由安装于输电线路两端的行波采集装置、通信网络和后台分析系统构成。当线路发生短路故障时，故障点会产生向两端传播的暂态行波，两端采集装置记录行波波头到达时刻（t1、t2），结合行波传播速度（v）和线路长度（L），通过双端定位公式计算故障距离：
x = L+v·(t2−t1) / 2
式中x为故障点距首端装置的距离。公式表明，行波到达时刻差（t2-t1）的测量精度直接决定定位结果准确性，而时间同步是确保两端时刻量测一致性的前提。
（二）时间同步技术标准
电力行业标准DL/T 1507-2016《电力系统同步相量测量装置技术要求》规定，行波监测装置的时间同步误差应不大于1μs。实际应用中，采用北斗/GPS双模授时、IRIG-B码或IEEE 1588 PTP协议实现时间同步，其中IEEE 1588v2精密时钟同步技术可实现亚微秒级同步精度，满足复杂电网的监测需求。
二、时间同步误差的主要来源
（一）授时信号异常
卫星授时系统易受天气条件、地形遮挡和电磁干扰影响，导致秒脉冲（PPS）信号丢失或跳变。统计数据显示，强雷雨天气下北斗信号失锁概率可达0.3次/小时，每次失锁将造成持续2-5秒的同步中断。此外，变电站内高压设备产生的电磁辐射会使GPS天线接收灵敏度下降3-5dB，进一步加剧同步误差。
（二）网络传输延迟波动
基于网络的IEEE 1588同步方案中，传输路径的不对称延迟是主要误差源。在220kV变电站典型网络环境下，光纤传输延迟抖动可达±200ns，而交换机的队列缓存机制会引入0-500ns的随机延迟。当采用传统TCP/IP协议传输时，数据包重传机制可导致单次同步延迟增大至毫秒级。
（三）装置内部时钟漂移
行波采集装置的本地晶振受温度影响会产生频率漂移，工业级OCXO晶振在-40℃~+85℃工作范围内的漂移率约为±5ppb，累计24小时的时间偏差可达432ns。在卫星信号长时间丢失时，装置依赖本地守时，漂移误差将随时间呈线性累积。
三、时间同步误差对故障定位精度的影响规律
（一）理论误差模型
将时间同步误差Δt引入定位公式，可得故障距离误差Δx：
Δx = v·Δt / 2
取输电线路行波传播速度v=2.99×10^8 m/s（约为光速的99.7%），当Δt=1μs时，Δx=149.5m；当Δt=5μs时，Δx=747.5m。可见定位误差与时间同步误差呈线性关系，同步精度每降低1μs，定位误差增加约150m。
（二）不同故障类型下的影响差异
不同故障类型由于行波波头特征存在差异，对时间同步误差的敏感度及定位误差表现各不相同：金属性短路故障的行波波头陡峭且特征明显，对时间同步误差敏感度较低，当时间同步误差为1μs时，典型定位误差为120-150m；经高阻接地故障的行波波头平缓、信噪比低，对时间同步误差敏感度较高，相同时间同步误差下典型定位误差为180-220m；相间电弧故障的行波波头存在振荡分量，对时间同步误差敏感度中等，典型定位误差为150-180m。
数据表明，高阻接地故障由于行波波头模糊，相同时间同步误差导致的定位偏差比金属性短路增大30%以上。
（三）长距离线路的累积效应
在500kV及以上超高压长线路中，线路长度通常超过200km，行波传播时间达667μs。当时间同步误差为1μs时，相对误差为0.15%；而在220kV短线路（50km）中，传播时间167μs，相对误差增至0.6%。可见短线路对时间同步精度要求更高。