CN103364693A - 一种基于区域数据的输电线路行波故障测距方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种基于区域数据的输电线路行波故障测距方法，包括以下步骤：分析区域电网网架结构；利用区域电网数据进行故障测距计算；进行反射波识别，并采用单端行波法进行输电线路行波故障测距。本发明利用区域电网中与故障线路相关变电站数据进行测距计算，在一侧装置故障、GPS丢星、通讯中断情况下保证系统正常工作，提高了输电线路行波故障测距装置整体可靠性和精度。

Description

一种基于区域数据的输电线路行波故障测距方法

技术领域

本发明属于电力系统自动化技术领域，具体涉及一种基于区域数据的输电线路行波故障测距方法。

背景技术

输电线路发生故障后，即使重合成功，也需要巡线人员查找故障点，根据故障造成的损坏程度判断能否继续运行还是须停电检修，以消除隐患。因此，线路故障后快速寻找故障点（输电线路故障测距技术）就成为保证电网安全稳定运行的一项关键技术。

输电线路行波故障测距装置（下文简称为故障测距装置）因其较高的测距精度和可靠性在我国110kV及以上电网中获得了广泛应用，在辽宁、四川等已经建成了由故障测距装置组网构成的区域电网故障定位系统。故障测距装置根据采用电气量的不同，可分为单端行波法测距和双端行波法测距，双端行波法其原理如下：

（1）双端行波法

双端行波法原理是利用故障产生的第一个行波波头信号，通过计算故障初始行波到达线路两端的时间差来计算故障位置，如附录图1所示，计算公式如下：

$l_1=\frac{L-(t_2^{\text{'}}-t_1^{\text{'}})v}{2}$

上式中：l₁为故障距离；t′₁、t′₂分别为行波到达线路两端的时间，L为故障线路全长，v₁为故障线路波速，双端行波法计算中仅需要识别信号的初始波头，具有简单可靠的特点，是目前实际应用的主要方法，但其需要线路两侧装置数据，要求独立通讯通道及GPS的支持，系统构成相对复杂。

基于双端行波法的输电线路故障测距系统在实际运行中体现出了较好的算法可靠性，但系统整体涉及采样、GPS、通讯多个环节，当上述环节中一个出现问题就会导致故障定位失败，系统可靠性难以保障。

单端行波法在反射波识别正确的情况下，具有与双端行波测距相当的测量精度，但实际工程应用中，受信号谐振等因素影响，依靠极性、幅值识别反射波成功率较低，相对于双端行波法，单端行波法测距可靠性较差，但其仅需要线路一侧数据，不依赖于GPS、通讯等支持。

发明内容

为了克服上述现有技术的不足，本发明提供一种基于区域数据的输电线路行波故障测距方法，利用区域电网中与故障线路相关变电站数据进行测距计算，在一侧装置故障、GPS丢星、通讯中断情况下保证系统正常工作，提高了输电线路行波故障测距装置整体可靠性和精度。

为了实现上述发明目的，本发明采取如下技术方案：

提供一种基于区域数据的输电线路行波故障测距方法，所述方法包括以下步骤：

步骤1：分析区域电网网架结构；

步骤2：利用区域电网数据进行故障测距计算；

步骤3：进行反射波识别，并采用单端行波法进行输电线路行波故障测距。

所述步骤1中，根据电网网架结构，选择区域电网变电站数据进行配对，主要选择故障线路相邻变电站数据进行配对。

输电线路发生行波故障后，以故障线路一侧变电站为中心，将该变电站定义为1#变电站，故障线路对侧为2#变电站，同时，3#、4#、n-2#变电站分别通过分支线路1、2、n-2与1#变电站相连，构成区域电网。

所述步骤2包括以下步骤：

步骤2-1：由2#变电站和3#、4#、n#变电站数据分别配对进行双端行波故障测距计算；

步骤2-2：计算最终的区域电网故障距离。

所述步骤2-1中，2#变电站和3#、4#、n#变电站数据分别配对双端行波故障距离分别定义为d₁、d₂和d_n，表达式为：

$\left\{\begin{array}{c}{d}_1=\frac{L_1+L-(t_1^{\′}-t_2)*v_1}{2}-L_1\\ d_2=\frac{L_2+L-(t_2^{\′}-t_2)*v_1}{2}-L_2\\ \·\·\·\·\·\·\\ d_n=\frac{L_{n-2}+L-(t_n^{\′}-t_2)*v_1}{2}-L_{n-2}\end{array}\right.---\left(1\right)$

其中，L为故障线路全长，即1#变电站至2#变电站的线路长度；L₁、L₂、L_n-2分别为1#变电站至3#、4#、n#变电站线路长度，即分支线路1、2、n-2的长度；t₂为暂态行波到达故障线路对端2#变电站时刻；t′₁、t′₂、t'_n分别为暂态行波到达3#、4#、n#变电站的时刻；v₁为故障线路波速；L_n-2表示为：

L_n-2＝L*v_n-2/v₁    （2）

其中，v_n-2为分支线路n-2的波速。

所述步骤2-2中，选择合适的小波变换基及分析尺度情况下，小波变换模极大值反映衰减程度；因此将小波变换模极大值作为权系数，结合计算得到的d₁、d₂和d_n，最终的区域电网故障距离为：

$d=\frac{\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\ω}}_i{d}_i}{\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\ω}}_i}---\left(3\right)$

其中，d为最终的区域电网故障距离，ω_i为基于小波变换模极大值归一化处理后对应的权系数。

所述步骤3包括以下步骤：

步骤3-1：进行反射波识别；

利用豪斯道夫距离作为判别依据，评判在区域故障测距确定的时间窗口范围内是否存在故障点反射波或母线反射波；若存在则执行下一步；

步骤3-2：采用单端行波法进行输电线路行波故障测距；

$l_1=\frac{(T_{M2}-T_{M1})v_1}{2}=L-\frac{(T_{M2}^{\text{'}}-T_{M1})v_1}{2}---\left(4\right)$

其中，l₁为故障距离，T_M1和T_M2分别为故障初始波头和故障点反射波到达测量端母线时刻；T'_M2为对端母线反射波到达时刻。

与现有技术相比，本发明的有益效果在于：

（1）输电线路行波故障测距系统整体可靠性高，区域故障测距算法基本不受终端故障、GPS、通讯中断等因素影响，输电线路行波故障测距系统整体可靠性相对现有算法明显提高。

（2）精度不受线路参数等因素的影响，本文提出区域故障测距辅助单端行波法实现故障测距，相对现有双端行波法，测距精度不受线路参数、GPS时差影响。

附图说明

图1是基于区域数据的输电线路行波故障测距方法流程图；

图2是区域电网故障测距示意图；

图3是反射波识别原理图；

图4是本发明实施例中网络结构图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步详细说明。

如图1，提供一种基于区域数据的输电线路行波故障测距方法，所述方法包括以下步骤：

步骤1：分析区域电网网架结构；

步骤2：利用区域电网数据进行故障测距计算；

步骤3：进行反射波识别，并采用单端行波法进行输电线路行波故障测距。

所述步骤1中，根据电网网架结构，选择区域电网变电站数据进行配对，主要选择故障线路相邻变电站数据进行配对。

输电线路发生行波故障后，以故障线路一侧变电站为中心，将该变电站定义为1#变电站，故障线路对侧为2#变电站，同时，3#、4#、n-2#变电站分别通过分支线路1、2、n-2与1#变电站相连，构成区域电网。在网架结构分析中，可将2#、3#、4#、n#变电站数据配对完成故障测距计算，理论上暂态行波传输至较远距离，利用更多变电站数据计算，但在实际工程应用中，考虑到行波信号色散，主要选择故障线路相邻变电站数据。

所述步骤2包括以下步骤：

步骤2-1：由2#变电站和3#、4#、n#变电站数据分别配对进行双端行波故障测距计算；

步骤2-2：计算最终的区域电网故障距离。

所述步骤2-1中，区域电网故障测距计算原理如图2所示，2#变电站和3#、4#、n#变电站数据分别配对双端行波故障距离分别定义为d₁、d₂和d_n，表达式为：

$\left\{\begin{array}{c}{d}_1=\frac{L_1+L-(t_1^{\′}-t_2)*v_1}{2}-L_1\\ d_2=\frac{L_2+L-(t_2^{\′}-t_2)*v_1}{2}-L_2\\ \·\·\·\·\·\·\\ d_n=\frac{L_{n-2}+L-(t_n^{\′}-t_2)*v_1}{2}-L_{n-2}\end{array}\right.---\left(1\right)$

其中，L为故障线路全长，即1#变电站至2#变电站的线路长度；L₁、L₂、L_n-2分别为1#变电站至3#、4#、n#变电站线路长度，即分支线路1、2、n-2的长度；t₂为暂态行波到达故障线路对端2#变电站时刻；t'₁、t'₂、t'_n分别为暂态行波到达3#、4#、n#变电站的时刻；v₁为故障线路波速；L_n-2表示为：

L_n-2＝L*v_n-2/v₁    （2）

其中，v_n-2为分支线路n-2的波速。

由于区域故障测距方法存在多组测距结果，算法中需要进行筛选分析。考虑到信号色散是影响测距计算精度的关键因素，同时，选择合适的小波变换基及分析尺度情况下，小波变换模极大值反映衰减程度；因此将小波变换模极大值作为权系数，结合计算得到的d₁、d₂和d_n，最终的区域电网故障距离为：

$d=\frac{\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\ω}}_i{d}_i}{\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\ω}}_i}---\left(3\right)$

其中，d为最终的区域电网故障距离，ω_i为基于小波变换模极大值归一化处理后对应的权系数。

所述步骤3包括以下步骤：

步骤3-1：进行反射波识别；

如前所述，当单端行波测距在反射波识别正确情况下，具有较高的测距精度，但可靠性相对较差。在实际工程应用中，受长距离线路传输、站内母线色散等因素影响，区域故障测距精度低于单端行波法，但具有极高的可靠性，适合作为后续计算的基础，可为单端行波法提供反射波识别的辅助时间窗，大大降低反射波识别难度，其反射波识别原理如图3所示。

利用豪斯道夫（Hausdorff）距离作为判别依据，评判在区域故障测距确定的时间窗口范围内是否存在故障点反射波或母线反射波；若存在则执行下一步；

在反射波识别过程中，可能出现以下两种情况：

（1）普通故障情况，暂态行波中能够检测到故障点反射波或对端母线反射波。

（2）特殊故障情况，暂态行波中无法检测到故障点反射波或对端母线反射波其中一种，此时需要同时满足两个故障条件，高阻接地（过渡电阻超过300Ω）以及无对端母线反射波（对端母线无分支线路），因此，特殊故障情况发生概率较低。

首先需要确定步骤2所确定的时间窗口内是否存在反射波，决定该次故障为普通故障或是特殊故障。针对依靠幅值、极性识别反射波的方法可靠性相对较低的问题，本文研究中提出利用波形相似性识别提高单端测距可靠性的办法，利用豪斯道夫（Hausdorff）距离作为判别依据，评判在区域故障测距确定的时间窗口范围内是否存在故障点或母线反射波。

Hausdorff距离是匹配点集特征的一种方法，它不需要建立点之间的一一对应关系，只是计算两个点集之间的相似程度。根据统计学理论，匹配度在0.8～1.0即可认为两者波形相似，辅助时间窗内存在故障点反射波或母线反射波，可进一步采用单端行波法进行测距计算，若不存在反射波，则认为该次故障为特殊故障类型，则区域故障测距计算结果即为最终结果。

步骤3-2：采用单端行波法进行输电线路行波故障测距；

$l_1=\frac{(T_{M2}-T_{M1})v_1}{2}=L-\frac{(T_{M2}^{\text{'}}-T_{M1})v_1}{2}---\left(4\right)$

其中，l₁为故障距离，T_M1和T_M2分别为故障初始波头和故障点反射波到达测量端母线时刻；T'_M2为对端母线反射波到达时刻。

实际运行经验及理论研究均已证明：输电线路故障后，故障线路相邻变电站测距装置同样能检测到暂态电流/电压突变启动生成录波数据，当故障测距系统配置有集中式测距主站时，利用相邻站启动数据可实现区域化输电线路故障测距。这在工程上具有以下意义：

1）当单个测距终端装置故障或通讯中断情况下，可利用区域电网数据实现故障定位，提高系统的整体可靠性；

2）可减少电网中测距终端装置的配置数量，降低故障测距系统的成本，缩短建设周期。

下面以一组实际故障记录为例说明：2011年8月辽宁清昌乙线故障，由于清河乙线AD板卡损坏，无法及时给出测距结果，网络结构图参见图4。

该次故障中，除清昌乙线两侧终端外，清河电厂相邻终端装置均启动提取到了录波波形，表1为昌图变数据与相邻变电站区域故障测距结果，综合各站数据最终区域故障测距结果为：1.67km，距离实际故障点位置0.37km，结合单端行波法测距修正后最终误差为0.35km，测距精度基本达到现有测距系统在正常工作情况下的精度。清昌乙线区域故障测距结果如表1所示。

表1

备注：测量结果单位：km，幅值单位：相对值

2006～2009年间辽宁省地区38次线路故障中有7次故障由于装置故障定位失败，采用本算法基本上可解决上述问题。

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (7)

1.一种基于区域数据的输电线路行波故障测距方法，其特征在于：所述方法包括以下步骤：

步骤1：分析区域电网网架结构；

步骤2：利用区域电网数据进行故障测距计算；

步骤3：进行反射波识别，并采用单端行波法进行输电线路行波故障测距。

2.根据权利要求1所述的基于区域数据的输电线路行波故障测距方法，其特征在于：所述步骤1中，根据电网网架结构，选择区域电网变电站数据进行配对，主要选择故障线路相邻变电站数据进行配对。

3.根据权利要求2所述的基于区域数据的输电线路行波故障测距方法，其特征在于：输电线路发生行波故障后，以故障线路一侧变电站为中心，将该变电站定义为1#变电站，故障线路对侧为2#变电站，同时，3#、4#、n-2#变电站分别通过分支线路1、2、n-2与1#变电站相连，构成区域电网。

4.根据权利要求1所述的基于区域数据的输电线路行波故障测距方法，其特征在于：所述步骤2包括以下步骤：

步骤2-1：由2#变电站和3#、4#、n#变电站数据分别配对进行双端行波故障测距计算；

步骤2-2：计算最终的区域电网故障距离。

5.根据权利要求3所述的基于区域数据的输电线路行波故障测距方法，其特征在于：所述步骤2-1中，2#变电站和3#、4#、n#变电站数据分别配对双端行波故障距离分别定义为d₁、d₂和d_n，表达式为：

$\left\{\begin{array}{c}{d}_1=\frac{L_1+L-(t_1^{\′}-t_2)*v_1}{2}-L_1\\ d_2=\frac{L_2+L-(t_2^{\′}-t_2)*v_1}{2}-L_2\\ \·\·\·\·\·\·\\ d_n=\frac{L_{n-2}+L-(t_n^{\′}-t_2)*v_1}{2}-L_{n-2}\end{array}\right.---\left(1\right)$

其中，L为故障线路全长，即1#变电站至2#变电站的线路长度；L₁、L₂、L_n-2分别为1#变电站至3#、4#、n#变电站线路长度，即分支线路1、2、n-2的长度；t₂为暂态行波到达故障线路对端2#变电站时刻；t'₂、t'₂、t'_n分别为暂态行波到达3#、4#、n#变电站的时刻；v₁为故障线路波速；L_n-2表示为：

L_n-2＝L*v_n-2/v₁    （2）

其中，v_n-2为分支线路n-2的波速。

6.根据权利要求4所述的基于区域数据的输电线路行波故障测距方法，其特征在于：所述步骤2-2中，选择合适的小波变换基及分析尺度情况下，小波变换模极大值反映衰减程度；因此将小波变换模极大值作为权系数，结合计算得到的d₁、d₂和d_n，最终的区域电网故障距离为：

$d=\frac{\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\ω}}_i{d}_i}{\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\ω}}_i}---\left(3\right)$

其中，d为最终的区域电网故障距离，ω_i为基于小波变换模极大值归一化处理后对应的权系数。

7.根据权利要求1所述的基于区域数据的输电线路行波故障测距方法，其特征在于：所述步骤3包括以下步骤：

步骤3-1：进行反射波识别；

利用豪斯道夫距离作为判别依据，评判在区域故障测距确定的时间窗口范围内是否存在故障点反射波或母线反射波；若存在则执行下一步；

步骤3-2：采用单端行波法进行输电线路行波故障测距；

$l_1=\frac{(T_{M2}-T_{M1})v_1}{2}=L-\frac{(T_{M2}^{\text{'}}-T_{M1})v_1}{2}---\left(4\right)$

其中，l₁为故障距离，T_M1和T_M2分别为故障初始波头和故障点反射波到达测量端母线时刻；T'_M2为对端母线反射波到达时刻。

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