电缆主绝缘实时监测系统

1、电缆主绝缘实时监测系统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，

2、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

3、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

4、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

5、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o1EE3与齐耳护S导a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

6、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。2 XLPE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

7、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。XLPEfe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

8、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

9、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

10、，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

11、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。XLPEl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-250MH。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。

12、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

13、。 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XLPEl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

14、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

15、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60300 kHz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3040 kHz。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

16、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

17、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

18、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

19、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

20、式，适合1-35kV及以上电压等级电缆线路。4） tan e在线检测法。tane在线监介质损耗角正切tan e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tane。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 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。tan e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

21、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 tan e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目机、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，

22、 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 CC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

23、；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（ GlobalPositioning System ，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

24、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。'S0）线路S端的电波行波波彤单端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:勒=

25、丁3二丁（人厂!）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t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:(

26、2)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

27、 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 间 的 线 路 长 度 为 L , 则 有 ： Xm=(t1-t2)*V+l)/2Xn=(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, 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,

28、 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 F 时,

29、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ti和故障点反射行波到达检测点的时刻 t2 计算故障点距离。故障点的计算公式为:S v t2 ti - t v22式中：t为从开始发射脉冲波到反射波返回到装置的时间。SN测距装置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

30、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。厂 _W47W33村w32HW27-土W22-0 ii禺Wl2W11T IW2W34! tC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。 0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0点发出检 测信号WW到达阻抗不连续点A后沿三个路径传播： W透过A点沿分支AC传播；Wi2透过A点沿分支AB传播，可以达到故障点S

31、; W 在A点发生反射，直接返回始端 0点。W到达C点时，遇到开路返 回同向信号W ；W2返回A点时又有三个传输路径，其中透过A点的W直接返回0点，另一个透射A点的W沿分支AB传播，可以达到故 障点S。Wi2与W22先后到达S点，遇到接地返回负向信号，此信号分 成W32和W31两股，同时向A点和B点传输。由W产生的W遇到A点 后的透射部分 W的波头成为第一个从S点返回始端的波头。 W到达B点后遇开路反射，其最终透射部分W4i返回检测点。之后，信号继续 在线路中往复传播，在 A、 B、 C、 S、 0 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： (

32、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所以必须加点又要发生折反射， 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， 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

33、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KMr:h » ； L * L J M MN(a) D型行波测距原理图imt| i m tII'|11'Ii,'tmtn(b)M端初始行波波形(c) N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tm和tn，则 存在以下关系：SmfSnf

34、t tt m tn v v(2-8)SmfSnfL式中：Smf和Snf分别为M端和N端母线到故障点的距离；L为线路MN 的长度。通过求解上述方程组可以获得 M端和N端母线到故障点的距离，表示为:1SMF V tm tn L21Snf V tn tm L(2-9)2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

35、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 s，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个正向行 波浪涌与其在故障点反射波之间的时延计算测量点到故障点之间的 距离。其基本原理如图所示。当断路器重合线路时，在断路器触头合闸瞬间，由于触头间电压 的突变，在线路上将出线暂态行波过程。设行波从断路器到故障点的 传播方向为正方向，记初始行波浪涌为

36、ii t，行波浪涌ii t在故障点的反射波返回测量端时表现为反向行波浪涌，记为iFR t。设行波浪涌ii t和iFR t之间的时间延迟为t，它显然等于故障暂态行波在测量点与故障点之间往返一次的传播时间，因而测量点到故障点之间的距离 可以表示为:S - t.v -v iFR t ii t(2-10)2 2为实现这种测距模式，在测量端感受到的第一个正向行波浪涌必须是本端断路器某级重合闸时所产生的初始行波浪涌(此时测量点不存在反向行波浪涌)。t 0、M(a)故障线路重合闸暂态行波的传播路线I iFR tII(b) M端的正向和反向暂态行波波形E型行波测距法原理图JXD-3000电缆主绝缘实时监测系统

37、系统随着微电子技术和计算机技术的发展，山东杰讯电气科技有限公司研发出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。根据行波测距原理，采集故障电缆的暂态行波(包 含电缆故障信息)，做出预警及自动判距。系统采用本公司研发的高 频传感器采集电缆的暂态行波，采集器采用ARMra FPGA的形式，FPGA负责前端高频数据采集，ARM以嵌入式Linux操作系统为平台，负责 网络通讯及数据处理及转发，后台服务器（专家系统）采用本公司在小波算法和希波拉特 - 黄算法基础研究出的新算法对波形进行识别， 分析，判断，对故障电缆做出预警及自动判距。此算法在国内具有领 先水平。分布式数

38、据采集器通过数据线与主机相连， 将采集到的信号传输 至主机，经过数据处理实现在线监测及预警目的， 并通过软件及显示 屏显现运行状况。监控主机使用 Windows操作系统，运行JXD-3000专家系统电缆主绝缘实时监测系统后台及分析软件，该软件主要完成JXD-3000 电电缆运行状可实现故缆在线监测分布式采集器采集的暂态行波的存储和分析， 态的显示，预警判距及实时自动预警并将结果显示、上报， 障的预报、选线、自动判距。控制主机同时还可以作为网络服务器， 供远程读取监测电缆的运 行信息。数据远传支持的通讯方式：支持Modems号和局域网及3G方 式。预警及测距结果也可以通过网络通讯、 短信等方式报

39、送生产调度 和生产主管部门。JXD-3000电缆主绝缘实时监测系统智能电源管理模块为可扩展的24路电源管理模块，为分布式采集装置提供12V标准电源，具有 电源管理功能，可以监测回路电源开断信息，自动或人工复位，保障 装置及信息的安全可靠。JXD-3000 电缆主绝缘实时监测系统通讯交换机模块，由于系统采用全网络化设计，采用 TCP/IP 协议，可扩展的分布式监测装置分 配独立的 IP 地址，通过交换机模块进行实时数据通讯。JXD-3000电缆主绝缘实时监测系统通讯机带有 GSM及 3/4G网络 通讯、存储、数据交换功能，对信息进行暂时存储，以备调用。技术优点利用故障产生的暂态信号，幅值大、可靠性高、灵敏度高 不受消弧线圈影响 不受不稳定电弧影响 采用专用高频电流传感器 报警方式：当地报警、短信报警 故障数据和处理信息可当地显示，也可远传供异地分析，实现 远程服务 自动分析波形，自动做出故障波形预警，选线及判距主要功能提前预警故障隐患 选定故障电缆线路 判定故障距离 防止电力电缆由于长期带故障运行而发生升温造成火灾 根据历史记录，针对性安排检修预警方式:黄色预警：当电缆发生异常后，装置会在第一时间内采集到波形并会以黄色预警状态出现。表示该相电缆有燃弧现象，应密切关注。橙色预警：当每天有几十次波形