电缆主绝缘实时监测系统.docx

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电缆主绝缘实时监测系统

电缆主绝缘实时监测系统

技

术

方

案

山东杰讯电气有限公司

山东杰讯电气有限公司是集科研、生产及销售为一体的高新科技企业。

主要从事电力电气设备，电力测试仪器研发设计，制造以及国内外各大电力测试仪器等的代理销售。

山东杰讯电气有限公司自成立以来，一贯坚持以“质优价廉，诚信为本”的原则。

公司可持续价值观念，加强科技创新，深化管理创新，以“打造价值杰讯，创新杰讯，绿色杰讯，幸福杰讯，创造世界一流的高新科技企业”为目标。

以雄厚的科技研发实力及优秀的售后服务，致力于电力事业，服务于电力企业，努力把公司建设成为高新科技企业，为电力系统及电力相关企业提供优质先进的测试设备及检测仪器。

以科技为先导，以服务为宗旨，以优质为基石，以诚信为使命，铸就杰讯电气的企业精神。

山东杰讯电气有限公司的发展离不开广大的信任与直持，愿与新老客户精诚合作，，在以后的发展中公司将为您们提供的更精良的产品，更优质的服务。

企业文化：

团结互助，敬业负责，积极进取，用于创新。

电缆主绝缘实时监测系统目的和意义

随着我国经济的飞速发展，城市规模不断扩大。

由于土地资源紧张，同时为了美化环境，电力线路必须由以往占地多的明线方式改为埋地的电缆方式。

因此，电力电缆获得了越来越广泛的应用。

但由于各种因素的影响，在运行中，电力电缆也会发生故障。

根据电缆自身构成特性和运行情况来看，造成电力电缆故障的因素主要有：

机械损伤、绝缘受潮、绝缘老化变质、过电压、设计和制作工艺不良、材料缺陷、防护层腐蚀、电缆绝缘物流失等。

同时，由于电缆应用数量的增多及运行时间和负荷的不断增长等原因，电力电缆发生故障越来越频繁。

由于电缆线路大多敷设在电缆沟内或埋入地下，一旦发生故障，寻找起来十分困难，往往要花费数小时，甚至几天的时间。

这样不仅浪费了大量的人力、物力，而且还会造成难以估量的停电损失。

因此迅速、准确地确定电力电缆故障点，可以减少停电时间，提高供电可靠性，减少故障修复费用及停电带来的损失。

快速切除故障并排除故障对提高电力系统供电可靠性和稳定性具有\决定性作用。

本公司根据电缆线路中行波的传输特性，分析电力电缆一些常规故障中的暂态行波的故障信息，在国内率先研发出JXD-3000电缆主绝缘实时监测系统系统即单端电缆主绝缘实时监测系统系统，能够根据采集的电缆的暂态行波进行故障预警选线自动测距。

交联聚乙烯（XLPE）电缆结构

1）导体。

导体为覆盖的退火单线绞制，紧压成圆形。

为减少导体的集肤效应，提高电缆的传输容量。

2）内半导体屏蔽。

导体屏蔽应为挤包半导体层，由挤出的交联型超光滑半导体材料均匀的包覆在导体上。

表面应光滑。

不能有尖角，颗粒，烧焦或插伤的痕迹。

3）交联聚乙烯绝缘。

电缆的主绝缘由挤出的交联聚乙烯组成，采用超精料。

4）外半导体屏蔽。

亦为挤包半导体层，要求绝缘屏蔽与绝缘层同时挤出。

绝缘屏蔽是不可剥离的交联型材料，以确保与绝缘层紧密结合。

其要求同导体屏蔽。

5）软铜带。

一般有疏绕软铜线组成，外表面用反向铜线或铜带扎紧。

6）包带。

金属护套有铅或铝挤包成型，或用铝铜不锈钢板纵向卷包后焊接而成。

7）外护套。

外护套有聚氯乙烯（或由其它材料组成等）组成。

交联聚乙烯电缆的内部结构

电缆主绝缘实时监测系统研发状况及分析

当前，我国的电缆运行单位对XIPE电缆大多采用投运前或周期性耐压试验，一些安装缺陷以及需经数年发展才能逐步显现的电缆缺陷难以发现。

近年来，研究人员提出对电缆在运行过程中显现的物理特性（如局部放电、温度、接地电流、介质损耗）等进行在线监测并基于监测结果推断电缆的运行状态。

上述方法可及时获取电缆状态信息，对提早发现故障隐患，防止运行事故十分有效．是未来电缆运行维护的重要手段。

本文对我国XIPE电力电缆在线监测及检测技术的研究现状进行综述，对各种监测手段的优、缺点及可行性进行讨论，提出适合我国高压XIPE电缆线路的在线监测方法。

通过在线监测或检测这些信息，能及时了解电缆系统的运行状态，保障其安全、可靠地运行。

行讨论，提出适合我国高压XIPE电缆线路的在线监测方法。

2XLPE电缆系统中的缺陷

电缆运行系统由电缆本体和附件共同构成。

其中，附件又包括中间接头、终端接头及交叉互联系统。

电缆系统在生产、运输、安装和运行过程中，均可能因生产工艺不良或人为操作不当而引入缺陷。

电缆系统中可能出现的缺陷，在运行过程中，上述缺陷受外施电场作用而发生局部放电、局部温升、介质损耗增大等物理现象，加速电缆系统老化，甚至造成电缆系统事故。

研究证明，上述物理现象会以声、光、

电、热等形式表现出来。

通过在线监测或检测这些信息，能及时了解电缆系统的运行状态，保障其安全、可靠地运行。

XLPE电力电缆系统中的缺陷种类及危害性

（1）机械损伤

机械损伤引起的电缆故障占电缆事故很大的比例。

有些机械损伤很轻微，当时并没有造成故障，但在几个月甚至几年后损伤部位才发展成故障。

造成电缆机械损伤的主要有以下几种原因：

1）安装时损伤：

在安装时不小心碰伤电缆，机械牵引力过大而拉伤电缆，或电缆过度弯曲而损伤电缆；

2）直接受外力损坏：

在安装后电缆路径上或电缆附近进行城建施工，使电缆受到直接的外力损伤；

3）行驶车辆的震动或冲击性负荷会造成地下电缆的铅（铝）包裂损；

4）因自然现象造成的损伤：

如中间接头或终端头内绝缘胶膨胀而胀裂外壳或电缆护套；因电缆自然行程使装在管口或支架上的电缆外皮擦伤；因土地沉降引起过大拉力，拉断中间接头或导体。

（2）绝缘受潮

绝缘受潮后引起故障。

造成电缆受潮的主要原因有：

1）因接头盒或终端盒结构不密封或安装不良而导致进水；

2）电缆制造不良，金属护套有小孔或裂缝；

3）金属护套因被外物刺伤或腐蚀穿孔；

（3）绝缘老化变质

电缆绝缘介质内部气隙在电场作用下产生游离使绝缘下降。

当绝缘介质电离时，气隙中产生臭氧、硝酸等化学生成物，腐蚀绝缘；绝缘中的水分使绝缘纤维产生水解，造成绝缘下降。

过热会引起绝缘老化变质。

电缆内部气隙产生电游离造成局部过热，使绝缘碳化。

电缆过负荷是电缆过热很重要的因素。

安装于电缆密集地区、电缆沟及电缆隧

道等通风不良处的电缆、穿在干燥管中的电缆以及电缆与热力管道接近的部分等都会因本身过热而使绝缘加速损坏。

（4）过电压

大气与内部过电压作用，使电缆绝缘击穿，形成故障，击穿点一般是存在缺陷。

（5）设计和制作工艺不良

中间接头和终端头的防水、电场分布设计不周密，材料选用不当，工艺不良、不按规程要求制作会造成电缆头故障。

（6）材料缺陷

材料缺陷主要表现在三个方面。

一是电缆制造的问题，铅（铝）护层留下的缺陷；在包缠绝缘过程中，纸绝缘上出现褶皱、裂损、破口和重叠间隙等缺陷；二是电缆附件制造上的缺陷，如铸铁件有砂眼，瓷件的机强度不够，其它零件不符合规格或组装时不密封等；三是对绝

缘材料的维护管理不善，造成电缆绝缘受潮、脏污和老化。

（7）护层的腐蚀

由于地下酸碱腐蚀、杂散电流的影响，使电缆铅包外皮受腐蚀出现麻点、开裂或穿孔，造成故障。

（8）电缆的绝缘物流失

油浸纸绝缘电缆敷设时地沟凸凹不平，或处在电杆上的户外头，由于起伏、高低落差悬殊，高处的绝缘油流向低处而使高处电缆绝缘性能下降，导致故障发生。

XLPE电缆系统在线监测技术及方法

1）局部放电在线监测

局部放电指在电场作用下发生在绝缘中非贯穿性的放电现象。

电缆或电缆附件中发生的局部放电信号幅值可达20000A，频带可达100MHz-250MHz。

电缆局部放电的在线监测是指通过传感器系统实时采集额定运行电压下电缆系统内的局部放电信号，并将其传输至终端，

进行后续的处理和判断。

因此，传感器系统对能否准确获取放电信

号举关重要。

近年来．研究人员分别开发电容耦合、电感耦合及超声波传感器。

电容耦合传感器通过在局部放电信号激发的电场中耦合能量，直接获取电信号。

该传感器在安装时。

既可以利用电缆及其接头中已有的金属结构，也可安装金属薄片构成电容性电极从而直接耦合放电

信号。

电容耦合传感器按其安装位最可分为内置式和外置式。

传统内置式传感器安装时，需将电缆绝缘护套和金属护层割开，将金属箔缠绕在外半导电层上，之后再将金属护层和绝缘护套分别复原，将信号线从金属箔和金属护层间引出。

该方法的优点是结构简单，缺点是安装时工艺要求较严格，必须做好护套复原和防水工作。

近年来，研究人员提出采用接头处的外半导电层作为取样电阻。

直接耦合放电信号的方法，该传感器安装时，需先在应力锥外侧贴附一层铜网，将信号线的线芯与该铜网相连，信号线的接地网与电缆的金属护层连接。

该方法的优点是安装简便，抗干扰能力强，但需要与电缆生产厂家协商信号线的引出方法。

该方法已在英国伦敦的电缆线路上应用，并获得了较好的现场运行效果。

外置式电容传感器。

该方法将一对金属薄片分别贴在电缆中间接头的两侧，将信号线与金属薄片相连。

通过检测阻抗测最放电信号。

该方法的优点是安装简单．且由于采用了差分接线方法，可有效抑制两侧本体放电信号的干扰，具有对电缆中间接头局部放电定位的功能；缺点是易受外界电磁噪声干扰。

此外．对于直埋式敷设的XLPE电缆线路，环境因素如土壤电导率、湿度等均可能对外置式电容传感器的测量稳定性产生影响。

电感耦合传感器的基本原理为将线圈缠绕在有放电电流信号

流过的导体上，该放电信号可在线圈输出端产生感应电势，该电势即反映了局部放电的信息。

基于电感耦合法研制的传感器中，罗果夫斯基线圈是最有代表性的。

该方法将内置式罗氏线圈传感器安装在电缆接头内部的金属屏蔽连接线上，其优点是灵敏度高，受外界电磁干扰小，缺点为电缆接头施工时传感器的安装工艺较复杂。

外置式罗氏线圈传感器。

该方法将传感器做成卡钳型，直接夹在电缆的接地线上。

该方法结构简单、安装简便，但易受外部电磁干扰影响。

超声波传感器在电力电缆局部放电检测中已获得广泛应用。

电缆中局部放电激发的声信号频带较宽，可在电缆外部采用加速度或声发射传感器检测到。

声学方法是非侵入式的且受外部电磁噪声影响较

小，是比较理想的现场检测方法。

声信号在电缆中的传输速率不高，还可用来对局部放电源进行定位。

超声波检测系统通常采用压电晶体作传感器，其工作频带通常为60～300kHz研究显示，电缆绝缘介质对声波的吸收随着声波频率的增大而增加，故声波信号中的高频部分衰减很快；另一方面，声波信号的低频部分易受外界噪声干扰而不宜采用。

综合考虑上述两方面的影响，电缆附件局部放电的超声波检测频带常设定在30～40kHz。

考虑到声音传播的衰减，能采集到的声信号很微弱，该方法较适用于对电缆附件进行接触式的测量。

超声波传

感器的优点是测量操作简便。

不受电磁噪声的干扰；缺点是所测声信号与放电量之间的关系尚不明确，通常需横向比较测量结果来推断局部放电的情况。

2）温度在线监测

电缆在运行过程中，因线芯流过大电流而发热。

监测电缆的温度，既

可获取电缆绝缘的工作状况；也可通过计算线路的载流量，了解线路运行状态。

目前，应用比较广泛的电缆温度测量方法是分布式光纤测温。

该方法主要依据光纤的光时域反射原理及光纤的背向拉曼散射温度效应。

基于所测温度，可对电缆的载流量进行计算，进一步获得电缆运行信息。

测温光纤既可以敷设在电缆护套内，即内置式；也可沿线敷设在电缆护套外，即外置式。

虽然该测温系统具有测量距离长、测温精度高等优点，但存在空间分辨率较低、对因各类缺陷造成的局部温升不敏感、易受敷设环境温度、湿度影响等缺点。

这也是在未来的研究和工程实践中，需要解决的问题。

红外热成像技术也常被应用于电缆附件的在线温度检测。

该技术是利用红外探测器、光学成像物镜和光机扫描系统接收被测目标的红外辐射，将其能量分布图形反映到红外探测器的光敏元件上。

在光学系统和红外探测器之间．采用光机扫描机构对被测物体的红外热像

进行扫描，并聚焦在单元或分光探测器上，由探测器将红外辐射能转换成电信号，经放大处理、转换成标准视频信号通过电视屏或监测器显示。

该热像图与物体表面的热分布场相对应，与可见光图像相比，缺少层次感和立体感。

为更有效地判断被测目标的红外热分布场，常采用一些辅助手段来增加仪器的功能，如图像亮度、对比度的控制，伪色彩描绘等技术。

运行经验表明。

电缆附件发生故障前，缺陷经常伴生局部发热，采用红外热像仪对电缆附件进行有针对性的在线检

测，可发现电缆附件的发热性缺陷．及时做出相应防范措施，防止电缆故障的发生。

该技术的优点是测量灵敏度高、结果直观、可靠性好；但测量结果难以对缺陷程度准确定量。

3）接地电流在线监测

3-35kV及以E电压等级的电力电缆均为单芯或三芯电缆。

因电缆金属护层与线芯中交流电流产生的磁力线相铰链，使其出现较高的感应电压，故需采取接地措施。

通常，短线路（500M）电缆的金属护层采用一端直接接地、另一端经间隙或保护电阻接地的方式；长线路（1000M以上）电缆的金属护层则采用方式；长线路（1000M以上）电缆的金属护层则采用三相分段交叉互联两端接地的方式。

当电缆绝缘护套破损、金属护层出现两点或多点接地时，会产生较大环流，严重时可超过负荷电流的50％以上。

环流损耗使金属护层发热，加速电缆主绝缘的老化，威胁电缆运行安全。

监测电缆的接地电流，可获取电缆外护套的完整性信息。

此外，当电缆主绝缘内的水树枝发展时，其电容量发生变化，使得流经主绝缘的容性电流发生变化。

在线监测接地电流中容性分量的变化，亦可获取电缆绝缘老化的信息。

目前，该方法通常采用在接地线上安装工频电流互感器实现，无需改变接地线的连接方式，适合1-35kV及以上电压等级电缆线路。

4）tane在线检测法。

tane在线监介质损耗角正切tane是反映电介质材料介电特性的基本参数，已被广泛应用于变压器、套管、互感器等电力设备的绝缘检测，电力电缆的tane测量方法与大多电容性设备的测试方法相同，即分别从电压互感器和电流互感器获取电压、电流信号．通过数字化的测试装置，测出：

时间的相位差。

从而获得tane。

典型的tane在线检测法是检测两个IE弦波过零点的时间差，再通过频率和时间差来计算相位差。

tane在监测系统该方法对过零点的检测精度要求很高，因此对过零检测器的稳定性有较高要求。

此外，该方法对测量信号本身的要求也较高，因为叠加在工频信号过零点附近的一些干扰，常常会影响过零点检测的准确性，谐波对正确检测过零点也有重要影响此外，由于介质损耗仅反映电缆线路绝缘整体性能的优劣，而无法刻画线路局部因老化、受潮等因素引发的绝缘劣化，因此tane的在线监测并未在电缆运行单位中得到推广。

4）终端电晕放电在线检测

紫外成像法是近年来发展的用于在线检测外绝缘系统放电状态的新技术。

紫外成像检测系统主要包括：

紫外成像物镜、紫外光滤光镜、紫外像增强系统、CCD相机、图像显示等。

紫外信号源经背景光照射，从信号源传输到成像镜头的有信号源自身辐射的紫外光，也有信号源反射的背景光。

成像光束经过紫外成像镜头后，有一部分背景光被滤除。

另一部分背景光仍存在。

其后光束再通过“日盲”滤光片，照紫外像增强器的光电阴极E，经过紫外像增强器后，信号被放大并转化为可见光信号输出。

然后，成像光束经CCD相机，经信号处理后输出

到观察记录设备。

目前，该技术已在我国几个大城市的电力部门得到

应用，主要进行导线外伤探测、高压设备污染检查、绝缘子放电检测及绝缘缺陷检测等。

该项技术同样可用于对1-35kV及以上电压等级电缆的户外终端电晕放电情况进行在线检测，为电缆运行部门提供更多的电缆系统运行信息。

行波测距法。

5）行波法

A型装置利用故障点产生的行波在测量点到故障点间来回往返的时间与行波波速之积来确定故障位置；

B型装置利用故障点产生的行波到达两端的时间差与波速之积来确定故障位置；

C型装置是在故障发生时于线路的一端施加高压高频或直流脉冲信号，根据脉冲往返时间来确定故障位置；

D型装置是在B型装置的基础上建立了基于全球定位系统（GlobalPositioningSystem，GPS）精确对时的双端行波法，使得行波故障测距的实现既简单又精确稳定，并且有良好的适应性；

E型装置出现时间稍晚，它采用单端方式，原理是捕捉线路发生故障后的断路器重合闸产生的电流行波进行定位，它同样可以测量永久短路故障、开路故障以及在健全线路中测量线路全长；

F型装置原理（单端测距原理）则利用故障线路在断路器分闸时产生的暂态行波在行波的测量点与产生故障的地点之间往返一次的传播所用的时间与行波的速度积计算发生故障点的距离。

（1）A型行波法原理

A型法是一种单端行波测距法，其利用线路故障时自身产生的暂态行波信号实现故障定位。

在XLPE电缆发生故障时，故障产生的行波浪涌在故障点及母线之间来回反射，利用故障线路在测量端感受到的第一个正向行波浪涌与其在故障点反射回的行波信号之间的时间差，计算测量点到故障点之间的距离。

单端A型测距原理示意图

设S端为测量端,波速为v，故障初始行波与故障点反射波到达本端母线的时间分别为Ts1,Ts2,则故障距离原理可用公式表示为：

当故障点在线路中点以内时,来自故障线路方向的第二个同极性行波波头是故障点反射波,根据它与故障初始行波的时间差△t,利用上式来实现测距。

当故障点在线路中点以外时,来自线路方向的第二个行波波头是来自故障线路对端的反射波,虽然电流行波在对端一般产生正反射以及故障点透射系数为正数,由于向对端运动的故障初始行波与向本侧运动的初始行波反极性,故对端反射波在本侧记录下的

行波波形上与故障初始行波反极性。

如下图所示：

故障点在线路中点以外且存在透射时A型测距原理

线路对端母线反射波与故障初始行波的时间差

对应行波在故障点与对端母线间往返一次的时间,据此可计算出故障点距对端母线的距离：

A型行波故障测距装置较为简单、容易实现，且不需要与传输线路的对端进行同步的数据通信联系。

但A型测距法中不能消除对端行波折射波的影响，并且存在测距死区。

若测距装置硬件采样频率为1MHz，行波传播速度取为光速，

则约有300m的测距死区。

A型行波测距中故障点反射波识别的最大障碍是区分出反射波是来自故障点还是线路对端母线。

A型行波测距要求行波在母线处有足够的反射。

由于A型法利用线路自身产生的暂态行波信号，只能实施一次性测量，对于检测装置的精度要求较高，且需检测不间断的对线路进行实时检测。

同时信号检测不具有可重复性，不能进行多次检测后对比分析，对于检测结果的可靠性造成了一定的影响。

（2）B型法原理

B型行波测距是利用线路两端的行波检测装置，检测故障点产生的电压、电流行波到达线路两端的时间差并借助通信联系来实现故障测距的。

设发生故障后，电压行波到达线路两侧母线M和N的时间分别是t1和t2，波速为v，故障点到母线M的距离为X，母线M、N之间的线路长度为L，则有：

Xm=（（t1-t2）*v+l）/2或Xn=（（t2-t1）*v+l）/2

双端测距只利用行波第一波头到达线路两端时刻进行测距计算的，因而只需捕捉行波第一个波头，不考虑行波的反射与折射，而且行波幅值大，易于辨识，使得处理结果较为简单。

由于双端测距要利用线路两端的数据，因而数据量增加了一倍，使得故障的信息量也增加了一倍，从而能够更加准确的判断故障距离。

好处是可以不考虑行波的衰减因素、故障的过渡电阻以及母线的反射条件。

缺点是需要在故障线路两端分设检测元件，使测距成本增加了近一倍；要求线路两端测量系统有精确到微秒的同步时钟以实现两端的时间同步；要求有通信联系的交换对侧数据。

（3）C型法原理

C型行波法与A型行波法一样属于单端测距定位法，与A型行波不同的是C型测距法主动发出脉冲信号，根据脉冲反射行波进行测距。

其基本原理如图所示。

当线路发生故障时，测距装置启动，向线路发出高压脉冲信号，高压脉冲信号（速度接近光速）沿线路传播。

到达故障点

时，由于波阻抗发生变化，产生反射行波，反射行波信号返回测距装置，通过检测发射的脉冲信号到达检测点的时刻

和故障点反射行波到达检测点的时刻

计算故障点距离。

故障点的计算公式为：

式中：

为从开始发射脉冲波到反射波返回到装置的时间。

C型行波测距法基本原理

C型行波定位方法在故障发生后主动发出高压脉冲信号，然后检测识别来自故障点的反射波，不需对线路自身的故障信号进行实时监测和

快速响应，对于检测装置的要求大大下降。

在某些突发情况下，当一次信号检测失败时，C型法也可重复发出高压脉冲信号进行多次测量，有效解决单端法一次性测量丢失信号的风险。

且运用C型法检测时不需要在每条线路上分别安装采集装置，可极大地节约装置成本。

但C型法在线路故障检测应用中也具有自身的局限性，如对于有分支线路的故障点检测，C型法检测数据的分析复杂，故障点较难确定。

图为C型行波法在带分支线路中应用时的检测过程示意图。

C型法在带分支线路中的应用原理图

如图所示为一条带有一个分支的线路。

O点为线路起始点，线路在A点分成两支AB和AC。

AB段内S点发生单相接地故障。

从O点发出检测信号

，

到达阻抗不连续点A后沿三个路径传播：

透过A点沿分支AC传播；

透过A点沿分支AB传播，可以达到故障点S；

在A点发生反射，直接返回始端O点。

到达C点时，遇到开路返回同向信号

；

返回A点时又有三个传输路径，其中透过A点的

直接返回O点，另一个透射A点的

沿分支AB传播，可以达到故障点S。

与

先后到达S点，遇到接地返回负向信号，此信号分成

和

两股，同时向A点和B点传输。

由

产生的

遇到A点后的透射部分

的波头成为第一个从S点返回始端的波头。

到达B点后遇开路反射，其最终透射部分

返回检测点。

之后，信号继续在线路中往复传播，在A、B、C、S、O点发生反射和折射，直至衰减到零。

从上述过程中，可以看出行波在带分支线路中有以下传播特点：

（1）信号遇到带有N个分支的节点会分成N+1股，当只有一处发生接地故障时，只有一股可以到达故障点；故障点返回的信号遇到该分支节点又要发生折反射，只有一股可以回到检测点，可见分支对信号的衰减很大。

这就需要能发出足够能量信号的信号源。

（2）由于在分支点返回的信号是与短路故障点返回信号同方向的负向信号，所以必须加以辨识，区分分支点和故障点。

由以上分析可见，针对复杂的线路结构，C型行波定位方法的应用具有较大的困难，且对于某些瞬时性故障，由于故障在线路重合闸后消失。

因此，利用C型法进行检测不能发现瞬时性故障特征点。

基于以上局限性，在实际的工程应用中需结合其它行波法来弥补C型法的缺陷。

（4）D型法原理

D型行波故障测距利用线路内部故障产生的初始行波浪涌到达线路两端测量点时的绝对时间差计算故障点到两端测量点之间的距离，属于利用线路自身故障暂态行波的双端故障测距法。

其基本原理如图所示

（a）D型行波测距原理图

（b）

端初始行波波形（c）

端初始行波波形

D型行波法原理图

如图所示，假设故障初始行波浪涌以相同的传播速度、到达M端和N端母线（形成各端第1个反向行波浪涌）的绝对时间分别为

和

，则存在以下关系:

（2-8）

式中：

和

分别为

端和

端母线到故障点的距离；

为线路

的长度。

通过求解上述方程组可以获得

端和

端母线到故障点的距离，表示为：

（2-9）

在D型法中，为了准确标定故障初始行波浪涌到达两端母线的时刻，线路两端必须配备高精度和高稳定度的实时时钟，而且两端时钟必须保持精确同步。

另外，需对线路两端的电气量进行实时同步高速采集和对故障暂态波形数据进行存储和传输。

D型行波法早期故障测距装置采用载波方式实现线路两端测距装置的时间同步，难以获得较高的测距精度。

现代D型行波故障测距采用内置全球定位系统（GPS）接收模块作为同步时钟实现精确同步，这使得线路两端的时间同步误差平均不超过1

，由此产生的绝对测距误差不超过150m。

（5）E型法原理

E型单端行波测距法是利用故障线路重合闸时产生的行波浪涌在故障点和测量点的传播来进行测距的。

以标准模式为例，它利用在线路测量端感受到的由本端重合闸初始行波浪涌形成的第1