架空输电线路行波故障预警与定位装置：标准要求、技术选型与安装验收全指南

架空输电线路行波故障预警与定位装置的核心任务是在配电网发生接地故障后，利用故障产生的暂态行波信号实现百米级精确定位，把故障查找时间从小时级压缩到分钟级。2025年2月，IEC TR 61850-90-21:2025技术报告正式发布，标志着国际电工委员会在电力自动化通信标准体系中首次针对行波故障定位技术建立起完整的技术规范框架。国内方面，DL/T 357-2019《输电线路行波故障测距装置技术条件》和NB/T 10448-2020《输电线路行波故障测距装置检测规范》构成了行业基础标准体系，T/HNIMA 007-2025《35kV交流线路网络行波故障测距装置技术要求》于2025年10月正式实施。下面按“为什么需要行波定位—标准框架—技术路线对比—DH-E110方案—安装调试—验收”六段展开。

为什么配电网故障定位必须从“人工盲寻”转向“行波精确定位”

结论：配电网70%~80%的故障是单相接地，小电流接地方式下故障电流极小，传统方法定位困难，而行波方案能在1分钟内锁定故障位置。

配电网结构复杂，分支多、线路长。在湖北省配电网中，供电半径长，配电自动化终端布点间隔普遍为“公里级”，部分区域甚至长达10千米。当线路发生故障后，配电自动化系统能够研判故障区域，但无法准确确定故障点，线路故障排查和原因分析需要大量人力物力。

行业实践中，行波一二次融合开关可将接地故障查找时间从小时级缩短至15分钟以内，配合柱上开关故障快速保护控制策略，可在1分钟内实现杆塔级故障精准定位。国网乌鲁木齐供电公司利用带电作业车接入单相接地故障模拟装置，在10千伏碱新线进行配网在运线路单相接地试验，模拟不同接地类型和接地电阻情况下的接地故障共9次，通过行波系统自动定位故障，误差在200米内自动识别准确率80%，平均故障查找时间由原来2.24小时/次缩短至10分钟/次。

架空输电线路行波故障预警与定位装置的标准框架

结论：目前行波定位涉及国际标准、行业标准和团体标准三套体系，选型前先确认项目适用哪一套。

国际标准：IEC TR 61850-90-21:2025

该技术报告涵盖了单端故障定位、双端故障定位（设备间通信和主站通信两种模式）、广域故障定位应用以及脉冲雷达回波法等多种应用场景，并规定了每种用例的信息模型。这是行波定位技术首次被纳入IEC 61850体系，意味着行波定位装置与变电站自动化系统的集成有了国际标准依据。

行业标准：DL/T 357-2019与NB/T 10448-2020

DL/T 357-2019规定了输电线路行波故障测距装置的基本技术要求、试验方法、检验规则及对标志、包装、运输、储存的要求，适用于基于行波原理的交流、直流输电线路故障测距装置的设计、制造、检验和使用。NB/T 10448-2020则专门规定了行波故障测距装置的检测规范。

团体标准：T/HNIMA 007-2025与T/CIMA 0158-2026

T/HNIMA 007-2025《35kV交流线路网络行波故障测距装置技术要求》于2025年10月10日起实施，规定了35kV交流线路网络行波故障测距装置的技术要求。T/CIMA 0158-2026《配网分布式行波测距装置技术规范》适用于35kV以下交流架空线路配网分布式行波测距系统。

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单端与双端行波定位技术路线对比

结论：单端定位成本低但受反射波干扰影响大，双端定位精度更高但需要两端同步采集，选型时按线路长度和拓扑复杂度决定。

根据行波检测与计算方式的不同，目前主流的行波定位方法分为A式定位和D式定位两类。A式单端定位仅需要在线路一端安装检测装置，成本更低，但受线路反射波干扰影响较大，定位误差相对较高；D式双端定位需要在线路两端分别安装装置，通过比对两端行波到达时间计算故障位置，定位精度更高，但设备投入成本相对较高。

220kV及以上高压输电线路建议配置双端行波定位装置，通过两端数据同步分析实现±100米以内的定位误差。110kV及以下配电线路分支较多，故障行波易发生反射与折射，可优先采用基于暂态行波的单端定位装置，并结合杆塔监测单元实现故障区段定位。统计数据显示，未配置分支采集单元的T接线路，故障定位误判率高达35%，显著影响抢修效率。

DH-E110行波故障预警与定位装置的技术解析

结论：DH-E110以行波原理为基础，通过小波变换分析实现故障点精确定位，覆盖了配电网故障定位的核心场景需求。

故障定位能力

DH-E110的故障定位精度≤±100米，故障精确定位准确率≥90%，故障区间定位可靠性≥99%。这一精度水平与市场上以南瑞继保、许继电气为代表的传统电力设备巨头的“行波+暂态量”融合算法方案处于同一技术等级，定位精度均为±100米。

接地故障处理与选线

装置支持接地选线功能，可精准区分永久与瞬时故障，从根源化解接地故障风险。接地隐患监测准确率≥90%，接地选线准确率≥90%，绝缘隐患监测准确率≥90%。配电网约70%~80%的故障都是单相接地，单相接地选线是配网的主要保护方式，DH-E110的选线准确率指标直接回应了这一核心运维需求。

雷击故障辨识

雷击故障辨识准确率≥90%。山区和雷电活动频繁区域的线路雷击故障占比较高，准确的雷击故障辨识可以帮助运维人员快速区分雷击跳闸与普通短路故障，提高故障处置的针对性。

全维监测与智能运维

装置内置GPRS无线模块，支持远传信号，可同步监测电能质量、低电压和线路过载等运行参数。后台软件具备数据存储和历史查询功能，为故障分析与运维决策提供数据支撑。启动电流≥3A，适用于10kV~35kV配网架空线路场景。

小波变换故障定位原理

DH-E110依托后台软件分析，采用小波变换算法实现故障点精确定位。行波在传播过程中携带丰富的故障信息，但由于行波信号频率高、持续时间短，传统的傅里叶分析方法难以有效提取特征。小波变换具有良好的时频局部化特性，能够精确捕捉行波波头的到达时刻。武汉大学的研究以二进制小波为数学工具，刻划了接地行波的故障特征，提出了基于行波的小电流接地选线的基本思路。

架空输电线路行波故障预警与定位装置安装的六个步骤

结论：按顺序执行，前一步未确认不进入下一步。点位规划遵循“一线一案”原则，根据线路拓扑差异化布局。

1. 现场勘查与线路拓扑梳理。 收集线路基础数据，包括线路总长度、杆塔数量及编号、导线型号、地形地貌特征和杆塔接地电阻值。梳理单T接、多T接和混架线路的分布区段，明确主干线与支线路径。安装前需利用电力系统仿真软件建立线路模型，模拟不同故障类型下的行波传播特性，确定装置安装位置。

2. 点位规划与差异化布局。 遵循“一线一案”的配置原则，针对不同线路类型实施差异化布局。主干线首端和末端各部署一套装置，线路较长时按间隔5km左右增补；长支线首端和末端各部署一套，短支线仅在首端部署；变电站每条馈线出口的架空线路在1#-2#杆塔处各安装一套。

3. 传感器安装与紧固。 电流行波传感器通常采用罗氏线圈或霍尔传感器，安装于导线或杆塔处，确保传感器与导线同心，气隙≤2mm。传感器固定采用不锈钢抱箍，M10螺栓推荐扭矩35-40N·m。信号电缆采用屏蔽双绞线，弯曲半径≥15倍电缆直径，固定间距≤50cm。

4. 主机安装与布线。 终端主机安装于杆塔横担或检修平台等稳固位置，避免阳光直射及雨水直接冲刷。机箱接地电阻≤10Ω，接地引下线截面积≥16mm²铜缆。安装可选择带电安装或停电安装，带电安装需严格遵守带电作业安全规范。

5. 通信配置与时间同步调试。 配置通信模块，测试信号强度。行波定位依赖两端装置的高精度时间同步，需完成GPS/北斗授时校准，确保对时误差满足定位精度要求。将装置接入配电自动化主站，验证数据上传和告警推送功能。

6. 故障模拟测试与验收建档。 利用带电作业车接入单相接地故障模拟装置，模拟不同接地类型和接地电阻情况下的接地故障，验证行波系统的自动定位能力。记录设备编号、安装位置坐标、通信参数和初始测试数据，形成设备档案。

安装调试检查清单

• 线路拓扑结构是否已梳理，T接分支点是否已标识

• 装置安装位置是否满足信号覆盖和通信条件要求

• 电流传感器与导线是否同心，气隙是否≤2mm

• 传感器固定螺栓扭矩是否达到35-40N·m

• 主机箱接地电阻是否≤10Ω

• GPS/北斗对时是否正常，对时误差是否满足要求

• 4G/5G信号强度是否满足数据回传带宽需求

• 装置是否已成功接入配电自动化主站

• 故障告警推送是否测试通过

• 历史数据存储和查询功能是否正常

• 带电安装时绝缘防护装备是否配备齐全

• 设备编号和安装坐标是否已录入资产管理系统

验收阶段必须关注的三个测试项

结论：验收必须做量化测试，不能仅凭设备通电就通过。

第一，故障定位精度测试。 在10kV线路不同位置模拟单相接地故障，验证装置的定位误差是否控制在±100米以内。乌鲁木齐供电公司的测试方法值得借鉴——模拟不同接地类型和接地电阻情况下的接地故障共9次，验证设备在不同工况下的定位一致性。

第二，故障区间定位可靠性测试。 验证装置能否在分支线路和T接线路场景下准确判断故障所在区段，确认故障区间定位可靠性≥99%。未配置分支采集单元的T接线路，故障定位误判率高达35%，因此T接场景的测试是验收的关键环节。

第三，接地选线准确率测试。 验证装置在变电站多馈线场景下的接地选线准确率，确认≥90%。变电站内需在每条馈线出口的架空线上1#-2#杆塔处各部署一套故障监测终端，通过多终端协同实现变电站接地选线功能。

FAQ

Q1：架空输电线路行波故障预警与定位装置和传统故障指示器有什么区别？

核心差异在于定位精度和速度。传统故障指示器只能判断故障所在区段，定位精度为“公里级”。行波故障预警与定位装置利用暂态行波信号进行测距，定位精度可达到百米级，能在1分钟内实现杆塔级故障精准定位。

Q2：DH-E110的定位精度能否满足配电网运维要求？

DH-E110故障定位精度≤±100米，故障精确定位准确率≥90%，与市场上以南瑞继保、许继电气为代表的“行波+暂态量”融合算法方案处于同一技术等级。国网湖北电力研发的同类装置已将配电网故障定位在百米内，可将故障点查找时长缩短到2小时以内。

Q3：单端行波定位和双端行波定位应该怎么选？

单端定位仅需在一端安装装置，成本更低，适用于短线路和简单拓扑；双端定位需要两端同步采集，精度更高，适用于长线路和复杂拓扑。110kV及以下配电线路分支较多，可优先采用单端定位装置并结合杆塔监测单元实现故障区段定位。

Q4：装置安装需要停电吗？

安装可选择带电安装或停电安装。带电安装通过登塔作业将传感器以卡装方式固定在导线上，全部安装步骤在线路带电状态下即可完成，需严格遵守配网带电作业安全规范并配备齐全绝缘防护装备。

Q5：DH-E110支持哪些通信方式？

装置内置GPRS无线模块，支持远传信号，可接入配电自动化主站。后台软件具备数据存储和历史查询功能。接口协议的具体要求以各省电力公司的接入规范为准。

Q6：T接线路安装行波定位装置需要注意什么？

T接线路由于分支点的波阻抗突变，行波信号会发生反射和折射。应在分支处增设行波采集单元，避免行波信号衰减导致的定位失效。统计数据显示，未配置分支采集单元的T接线路，故障定位误判率高达35%。

Q7：行波故障定位装置的部署间隔是多少？

主干线按间隔5km左右的标准按需增补部署数量，确保长距离主干线无监测盲区。变电站每条馈线出口的架空线路在1#-2#杆塔处各安装一套。整条线路的部署密度视线路长度和分支复杂度确定。

Q8：小波变换在故障定位中起什么作用？

小波变换具有良好的时频局部化特性，能够精确捕捉行波波头的到达时刻。传统的傅里叶分析方法难以有效提取高频暂态行波信号的特征，而小波变换可以同时提供时域和频域的局部信息，从而实现精确的故障测距。

结尾

架空输电线路行波故障预警与定位装置的选型和部署正在从“试点示范”走向“规模化应用”。IEC TR 61850-90-21:2025从国际标准层面首次建立了行波定位的完整技术规范框架，DL/T 357-2019和T/HNIMA 007-2025为装置的设计、制造和检验提供了行业依据。DH-E110以≤±100米的故障定位精度、≥90%的定位准确率和≥99%的区间定位可靠性，覆盖了10kV~35kV配网架空线路故障定位的核心场景需求。选型前务必对照当地招标规范逐项核实参数，先跑通一次完整的安装验收流程，把偏差记录写回模板，第二次执行时你会得到一份属于自己的可复用方案。