CN101833058B - 基于行波模量时差的接地故障测距方法 - Google Patents

Abstract

一种电力电子技术领域的基于行波模量时差的接地故障测距方法，本发明利用沿线各检测点安装的行波检测装置，确保距故障点较近的有效检测点能准确识别零模和线模初始波头并向监控站上传两者时差。监控站将收集到的所有模量时差进行大小排序，先初步判断得到距离故障点位置最近的检测点，再依据初步定位结果完成精确故障测距。本发明无需时间同步系统，通信量小，不受线路分支点影响，易于工程实施，并具有较高的可靠性和测距精度。

Description

基于行波模量时差的接地故障测距方法

技术领域

本发明涉及的是一种电力电子技术领域的方法，具体是一种基于行波模量时差的接地故障测距方法。

背景技术

目前有关行波故障测距的方法主要分为A型单端测距法和D型双端测距法两大类，这些方法基本都是通过在变电站低压侧安装行波检测装置，采集行波线模波头到达时间来实现的。单端法虽然无需GPS同步时钟，设备成本较低，且基本不受线路长度误差的影响，但由于原理本身的缺陷，很难正确区分故障点反射波和对端母线反射波，测距精度无法保证。双端法虽然较单端法的测距可靠高，但测距结果易受线路长度和GPS同步时钟精度等因素的影响，且设备成本较高。此外，这两种方法的测距精度都受到波速度取值的影响。

输电线路发生接地故障后，故障点产生的行波不仅含有线模分量，还存在零模分量。因此，零模分量也可用于接地故障测距。

经过对现有文献的检索发现，《电力系统自动化》2009年第20期(p83-p87)上发表了题为“基于暂态零模电流近似熵的小电流接地故障定位新方法”的文章，该文提出了一种通过判断相邻检测点暂态零模电流近似熵的故障定位方法，但该方法只能确定故障区段(包含故障点的两相邻检测点之间区段)，并不能实现精确故障测距。

发明内容

本发明的目的在于克服现有技术存在的上述不足，提供一种基于行波模量时差的接地故障测距方法。本发明通过在高压输电线上沿线分布的各检测点安装基于罗氏线圈的高压侧行波检测装置，确保距故障点较近的有效检测点能准确识别零模、线模初始波头并通过无线通信方式将模量时差信息传回监控站，由监控站综合分析判断，给出输电线路故障的准确位置。

本发明是通过以下技术方案实现的，本发明包括以下步骤：

第一步，在两个相邻变电站M和N之间的高压输电线上共设置三个以上检测点，对每个检测点按照距离变电站M的距离从近及远进行数字编号，且在每个检测点上设置一套行波检测装置。

所述的检测点和与其相邻的其它检测点间的距离小于10千米。

所述的行波检测装置是不含GPS(Global Positioning System，全球定位系统)时间同步系统且基于罗氏线圈的高压侧宽频行波检测装置。

第二步，当变电站M和N之间的高压输电线上发生接地故障时，检测到线模和零模行波的检测点为有效检测点，每个有效检测点分别记录检测到线模的时间和检测到零模行波的时间，从而每个有效检测点将其自身的编号和得到的线模和零模行波的时间差分别通过无线通信方式上传给监控站。

所述的无线通信方式是GSM(Global System for Mobile Communications，全球移动通讯系统)，或者是GPRS(General Packet Radio Service，通用分组无线服务技术)。

第三步，监控站选取得到的t个线模和零模行波的时间差中最小的时间差，并得到该时间差所对应的有效检测点的编号为i，第i个检测点就是距离发生接地故障点最近的检测点，其中t是有效检测点的总数目。

第四步，当第i个检测点是第一个检测点或者最后一个检测点时，执行第五步；当第i个检测点前面有s个有效检测点，第i个检测点后面有(t-s-1)个有效检测点时，执行第六步，其中s≥1。

第五步，分别从不包括第i个检测点的(t-1)个有效检测点中选择两个有效检测点进行组合，在每种组合情况下都得到故障发生点到变电站M的距离，将得到的

个距离相加取平均值，该平均值作为故障发生点到变电站M的最终距离，测距结束。

所述的故障发生点到变电站M的距离，是指：

$d_{\mathrm{Fjk}}=L_j+\frac{{\mathrm{\Δt}}_j}{{\mathrm{\Δt}}_j-{\mathrm{\Δt}}_k}{L}_{\mathrm{jk}},$

其中：d_Fjk是故障发生点到变电站M的距离，j和k是从不包括第i个检测点的(t-1)个有效检测点中任意选择的两个有效检测点的编号，且第j个检测点到变电站M的距离小于第k个检测点到变电站M的距离，L_j是第j个检测点到变电站M的距离，L_jk是第j个检测点到第k个检测点的距离，Δt_j是第j个检测点记录的线模和零模行波的时间差，Δt_l是第k个检测点记录的线模和零模行波的时间差。

第六步，将从第i个检测点前面的s个有效检测点中任意取出的一个有效检测点和从第i个检测点后面的(t-s-1)个有效检测点中任意取出的一个有效检测点进行组合，在每种组合情况下都得到故障发生点到变电站M的距离，将得到的s(t-s-1)个距离相加取平均值，该平均值作为故障发生点到变电站M的最终距离，测距结束。

所述的故障发生点到变电站M的距离，是指：

$d_{\mathrm{Fmn}}=L_m+\frac{{\mathrm{\Δt}}_m}{{\mathrm{\Δt}}_m+{\mathrm{\Δt}}_n}{L}_{\mathrm{mn}},$

其中：d_Fmn是故障发生点到变电站M的距离，m是从第i个检测点前面的s个有效检测点中选取的有效检测点的编号，n是从第i个检测点后面的(t-s-1)个有效检测点中选取的有效检测点的编号，L_mn是第m个检测点到第n个检测点的距离，Δt_n是第n个检测点记录的线模和零模行波的时间差，Δt_m是第m个检测点记录的线模和零模行波的时间差，L_m是第m个检测点到变电站M的距离。

与现有技术相比，本发明的有益效果是：在无需GPS时间同步系统的情况下，利用距故障点较近的各检测点不同的模量时差信息实现精确故障测距，通信量小，仅上传检测点自身编号和时差信息，不仅减少成本，还利于工程实现。由于各检测点只需判断零模和线模的初始波头，不涉及反射波，故测距基本不受分支点的影响，保证了测距的可靠性。

具体实施方式

以下结合附图对本发明的方法进一步描述：本实施例在以本发明技术方案为前提下进行实施，给出了详细的实施方式和具体的操作过程，但本发明的保护范围不限于下述的实施例。

实施例

本实施例用于对一条现场线路全长22km，500kV高压输电线路MN进行接地故障测距，包括以下步骤：

第一步，在相邻变电站M和N之间的高压输电线上共设四个检测点，分别为第1检测点、第2检测点、第3检测点和第4检测点，每个检测点上均安装行波检测装置。

本实施例中各检测点距变电站M的现场线路长度依次分别为：L₁＝3km，L₂＝9km，L₃＝14km，L₄＝19km，即相邻检测点间的最大现场线路长度为6km。

第二步，当变电站M和N之间的高压输电线上发生接地故障时，检测到线模和零模行波的检测点为有效检测点，每个有效检测点分别记录检测到线模的时间和检测到零模行波的时间，从而每个有效检测点将其自身的编号和得到的线模和零模行波的时间差分别通过GSM或者是GPRS上传给监控站。

本实施例中四个检测点都能检测到线模和零模行波，故四个检测点都是有效检测点，每个检测点得到的线模和零模行波的时间差依次分别为：Δt₁＝10.2μs，Δt₂＝1.2μs，Δt₃＝5.8μs，Δt₄＝13.4μs。

第三步，监控站选取得到的四个线模和零模行波的时间差中最小的时间差，并得到该时间差(1.2μs)所对应的有效检测点的编号为2，第2个检测点就是距离发生接地故障点最近的检测点。

第四步，第2个检测点不是第一个检测点，也不是最后一个检测点，第2个检测点前面有1个有效检测点，第2个检测点后面有2个有效检测点，将第1个检测点和第3个检测点进行组合，又将第1个检测点和第4个检测点进行组合，在每种组合情况下都得到故障发生点到变电站M的距离，将得到的两个距离相加取平均值，该平均值作为故障发生点到变电站M的最终距离，具体为：

1)当第1个检测点和第3个检测点进行组合时，

由于故障点距任一检测点的现场线路长度与该检测点的模量时差信息存在正比例关系，故

从而得到故障点至变电站M的距离d_F13为：

$d_{F13}=L_1+\frac{{\mathrm{\Δt}}_1}{{\mathrm{\Δt}}_1+{\mathrm{\Δt}}_3}{L}_{13}=3+\frac{10.2}{10.2+5.8}\×11=10.013\mathrm{km}$

2)当第1个检测点和第4个检测点进行组合时，

由于

亦可求出故障点至变电站M的距离d_F14为：

$d_{F14}=L_1+\frac{{\mathrm{\Δt}}_1}{{\mathrm{\Δt}}_1+{\mathrm{\Δt}}_4}{L}_{14}=3+\frac{10.2}{10.2+13.4}\×16=9.915\mathrm{km}$

3)将d_F13、d_F14相加求均值，可得最终的故障距离d_F：

$d_F=\frac{d_{F13}+d_{F14}}{{P_1}^1{P_2}^1}=\frac{10.013+9.915}{1\×2}=9.964\mathrm{km}$

本实施例中测距结果为9.964km，实际故障距离为10km，因此相对误差为 $\frac{9.964-10}{22}\×100\%=-0.164\%.$

在无需同步时间系统的情况下，本实施例利用沿线各检测点不同的模量时差信息，先初步判定故障点位置，再根据初判情况精确计算故障距离。与现有技术仅可判断故障区段相比，本实施例测距精度显著提高，大大缩短了巡线人员查找线路接地故障位置的时间，不但可以降低停电损失，更能保障电力系统的安全稳定运行。

Claims (4)

1.一种基于行波模量时差的接地故障测距方法，其特征在于，包括以下步骤：

第一步，在两个相邻变电站M和N之间的高压输电线上共设置三个以上检测点，对每个检测点按照距离变电站M的距离从近及远进行数字编号，且在每个检测点上设置一套行波检测装置；

第二步，当变电站M和N之间的高压输电线上发生接地故障时，检测到线模和零模行波的检测点为有效检测点，每个有效检测点分别记录检测到线模的时间和检测到零模行波的时间，从而每个有效检测点将其自身的编号和得到的线模和零模行波的时间差分别通过无线通信方式上传给监控站；

第三步，监控站选取得到的t个线模和零模行波的时间差中最小的时间差，并得到该时间差所对应的有效检测点的编号为i，第i个检测点就是距离发生接地故障点最近的检测点，其中t是有效检测点的总数目；

第四步，当第i个检测点是第一个检测点或者最后一个检测点时，执行第五步；当第i个检测点前面有S个有效检测点，第i个检测点后面有(t-S-1)个有效检测点时，执行第六步，其中S≥1；

第五步，分别从不包括第i个检测点的(t-1)个有效检测点中选择两个有效检测点进行组合，在每种组合情况下都得到故障发生点到变电站M的距离，将得到的

距离相加取平均值，该平均值作为故障发生点到变电站M的最终距离，测距结束；

第六步，将从第i个检测点前面的S个有效检测点中任意取出的一个有效检测点和从第i个检测点后面的(t-S-1)个有效检测点中任意取出的一个有效检测点进行组合，在每种组合情况下都得到故障发生点到变电站M的距离，将得到的S(t-S-1)个距离相加取平均值，该平均值作为故障发生点到变电站M的最终距离，测距结束；

所述第五步中所述的故障发生点到变电站M的距离，是指：

$d_{\mathrm{Fjk}}=L_j+\frac{{\mathrm{\Δt}}_j}{{\mathrm{\Δt}}_j-{\mathrm{\Δt}}_k}{L}_{\mathrm{jk}},$

其中：d_Fjk是故障发生点到变电站M的距离，j和k是从不包括第i个检测点的(t-1)个有效检测点中任意选择的两个有效检测点的编号，且第j个检测点到变电站M的距离小于第k个检测点到变电站M的距离，L_j是第j个检测点到变电站M的距离，L_jk是第j个检测点到第k个检测点的距离，Δt_j是第j个检测点记录的线模和零模行波的时间差，Δt_k是第k个检测点记录的线模和零模行波的时间差；

所述第六步中所述的故障发生点到变电站M的距离，是指：

$d_{\mathrm{Fmn}}=L_{\mathrm{oi}}+\frac{{\mathrm{\Δt}}_m}{{\mathrm{\Δt}}_m+{\mathrm{\Δt}}_n}{L}_{\mathrm{mn}},$

其中：d_Fmn是故障发生点到变电站M的距离，m是从第i个检测点前面的s个有效检测点中选取的有效检测点的编号，n是从第i个检测点后面的(t-s-1)个有效检测点中选取的有效检测点的编号，L_mn是第m个检测点到第n 个检测点的距离，Δt_n是第n个检测点记录的线模和零模行波的时间差，Δt_m是第m个检测点记录的线模和零模行波的时间差，L_m是第m个检测点到变电站M的距离。

2.根据权利要求1所述的基于行波模量时差的接地故障测距方法，其特征是，第一步中所述的检测点和与其相邻的其它检测点间的距离小于10千米。

3.根据权利要求1所述的基于行波模量时差的接地故障测距方法，其特征是，所述的行波检测装置是不含GPS时间同步系统且基于罗氏线圈的高压侧宽频行波检测装置。

4.根据权利要求1所述的基于行波模量时差的接地故障测距方法，其特征是，

第二步中所述的无线通信方式是GSM，或者是GPRS。