4.2 双回线路
2002年4月16日4时29分39秒，黑龙江绥化电业局所管辖的220 kV康绥甲线发生B相接地故障，故障线路两侧的电流暂态故障分量波形如图2所示。根据D型行波测距原理获得的故障点位置距绥化变和康金变分别为9.2km和55km，实际故障点距绥化变8.955km。
4.3 串联补偿线路
2002年6月3日20时21分24秒，北京供电局所管辖的、带串联电容补偿(补偿度为35％)的500kV大房双回线之大房二线发生故障，故障线路两侧的电流暂态故障分量波形如图3所示。根据D型行波测距原理获得的故障点位置距大同二电厂和房山变分别为171.9km和116km，与实际故障点位置的误差不超过400m。从图3可以看出，两端波形均较为复杂。
4.4 直流输电线路
2002年1月18日14时38分28秒，我国第1条kV直流输电线路—葛南线在麦元中继站到上海南桥站之间的区段内发生故障。原先给定本区段线路全长为513km，由此根据D型行波测距原理获得的故障点位置距麦元侧128.3km。但利用该区段线路两端的故障暂态数据进行单端A型行波测距所获得的故障点位置距麦元站和南桥站分别为123.3km和381.7km。由于通过这两种原理获得的故障距离相差太大(为5km)，于是怀疑该区段线路全长存在较大误差。利用该区段线路两端的A型测距结果进行校正后的该区段线路全长为505km，由此重新获得的D型行波测距结果为距麦元站124.3km，距南桥站380.6km。该区段内线路两端的故障暂态电流(通过专门研制的行波耦合器取得)如图4所示。实际故障距离为距麦元站123.5km。
5 结语
本文提出了一种带补偿量的D型双端行波故障测距算法，并将其用于实际故障产生的电流暂态波形分析，为现代行波故障测距技术的进一步推广奠定了基础。实测故障分析表明，D型现代行波故障测距原理具有很高的可靠性。由于受线路长度和GPS的影响，D型行波原理的测距误差稍大于A型行波原理的测距误差，但一般不会超过1km。
