CN104880644A

CN104880644A - 基于云端的输电线路双端行波故障测距的装置和方法

Info

Publication number: CN104880644A
Application number: CN201510317670.0A
Authority: CN
Inventors: 单常胜; 熊敏俊; 赵元; 周振; 刘俪侠
Original assignee: Shenzhen Suotu Technology Co Ltd
Current assignee: Shenzhen Suotu Technology Co Ltd
Priority date: 2015-06-10
Filing date: 2015-06-10
Publication date: 2015-09-02

Abstract

本发明公开了一种基于云端的输电线路双端行波故障测距的装置，包括分别安装在输电线路两端的行波检测装置，所述行波检测装置内设置有GPS时钟同步装置以及用于传递波头数据的通讯装置；所述通讯装置数据连接云端服务器。本发明还公开了识别及提取的方法，包括以下步骤：(1).当输电线路发生故障时，行波检测装置检测并记录各相电压行波数据，对行波数据分析处理后提取行波波头上传至云端服务器；(2).云端服务器接收到匹配线路两端的波头有效数据后，匹配线路两端的波头数据，找到故障行波到达线路两端的对应时间，再根据线路总长与线路上行波波速计算出故障点的精确位置。本发明具有误差小、准确性高的优点。

Description

基于云端的输电线路双端行波故障测距的装置和方法

技术领域

本发明涉及输电领域，尤其是涉及一种用于输电线路双端行波故障测距的基于云端的输电线路双端行波故障测距的装置和方法。

背景技术

输电线路在发生接地或短路故障时，除了产生低频暂态分量外，还产生高频暂态行波，其包含着丰富的故障信息，是可以用来进行故障和接地特征分析的。当输电线路发生故障时，准确的测距方法对迅速排除故障和及时恢复供电具有非常重要的现实意义。

双端行波故障测距方法基于故障距离与故障行波从故障点传输到两端检测点的时间成正比的原理，测距结果的准确性依赖于测量故障行波到达两端测量点的时间的准确性，因此提高故障行波到达测量点时间的精确性对测距结果有至关重要的意义。

发明内容

为解决上述问题，本发明的目的在于提供一种基于云端的用于输电线路双端行波故障测距的基于云端的输电线路双端行波故障测距的方法。

本发明通过以下技术措施实现的，一种基于云端的输电线路双端行波故障测距的装置，包括分别安装在输电线路两端的行波检测装置，所述行波检测装置内设置有GPS时钟同步装置以及用于传递波头数据的通讯装置；所述通讯装置数据连接云端服务器。

作为一种优选方式，所述云端服务器上还通讯连接有主站和/或移动终端。

作为一种优选方式，所述移动终端为手机或平板电脑。

本发明公开了一种基于云端的输电线路双端行波故障测距的方法，包括以下步骤：

(1).当输电线路发生故障时，行波检测装置检测并记录各相电压行波数据，对行波数据分析处理后提取行波波头上传至云端服务器；

(2).云端服务器接收到匹配线路两端的波头有效数据后，匹配线路两端的波头数据，找到故障行波到达线路两端的对应时间，再根据线路总长与线路上行波波速计算出故障点的精确位置。

作为一种优选方式，所述自动识别行波波头有效特征点、提取波头有效数据的实施步骤为：

(11).线路两端检测装置实时检测各相电压行波数据；

(12).线路发生故障时，产生的电压行波信号由故障点向两端传播，检测装置被触发记录保存故障行波数据与时钟数据；

(13).利用小波变换对故障行波数据进行分解，自适应滤波后依据小波变换尺度、分辨率参数提取电压行波的波头数据，得到波头数据在时间轴上的分布并上传云端；

(14).云端提取线路两端对应故障相波头数据，综合比对分析波头数据中的特征点信息，匹配线路两端波头数据，从而同步行波到达线路两端的绝对时间；

\{\begin{matrix} a = f (x_{l p s}, x_{\ln s}) & a &Element; (0, 1) \\ P_{L} = a * P_{l p m} +! a * P_{\ln m} \\ b = g (x_{l v}, x_{r v}) & b &Element; (0, 1) \\ P_{R} = a * (b * P_{r n m} +! b * P_{r p m}) +! a * (! b * P_{r n m} + b * P_{r p m}) \end{matrix}

以上公式中x表示波头数据中的数值，下标中l表示本端，r表示对端，p表示正值，n表示负值，v表示极性值，P_L、P_R分别表示本端对端同步时间所对应的位置，计算距离时以其中一端为本端，另一端即为对端。

作为一种优选方式，所述计算出故障点的精确位置的方法为，根据双端测距原理，利用故障行波到达两端时间、波速、线路全长计算故障点到两端的距离：

\{\begin{matrix} L_{A P} = \frac{1}{2} [v (T_{A} - T_{B}) + L_{A B}] \\ L_{B P} = \frac{1}{2} [v (T_{B} - T_{A}) + L_{A B}] \end{matrix}

其中L_AP、L_BP、L_AB分别表示A端、B端到故障点的距离以及AB端线路全长，v为行波波速，T_A、T_B分别表示故障行波到达A、B端的时间，即在步骤(4)中得到的P_L、P_R对应的绝对时间。

作为一种优选方式，步骤(2)后还包括(3)云端服务器计算出故障点的精确位置发送给主站和/或移动终端。

本发明在针对高频行波信号分析时，其信号传播速度稳定，有利于测距结果的精确性；配以高速采样率获得更准确的采样点，将采样率对测距结果的影响减小到最低，同时利用本发明对故障行波到达两端测量点时间的有效同步匹配使得测距结果具有较高的精确性，实际测试表明，该方法将故障定位到±60m以内；云端服务器自动匹配两端行波波头数据，测距结果存放于云端，方便管理人员、维护人员的操作。

附图说明

图1为本发明实施例的结构示意图；

图2为本发明实施例中两端故障电压波形图；

图3为本发明实施例中两端故障电压放大波形图；

图4为本发明实施例中用于自动匹配的两端行波波头数据的波形图。

具体实施方式

下面结合实施例并对照附图对本发明作进一步详细说明。

一种基于云端的输电线路双端行波故障测距的装置，包括分别安装在输电线路两端的行波检测装置，所述行波检测装置内设置有GPS时钟同步装置以及用于传递波头数据的通讯装置；所述通讯装置数据连接云端服务器。云端服务器上还通讯连接有主站和/或移动终端。

这种基于云端的输电线路双端行波故障测距的方法，包括以下步骤：

本实施例的基于云端的输电线路双端行波故障测距的方法，在前面技术方案的基础上具体还可以是，自动识别行波波头有效特征点、提取波头有效数据的实施步骤为：

(11).线路两端检测装置实时检测各相电压行波数据；

\{\begin{matrix} a = f (x_{l p s}, x_{\ln s}) & a &Element; (0, 1) \\ P_{L} = a * P_{l p m} +! a * P_{\ln m} \\ b = g (x_{l v}, x_{r v}) & b &Element; (0, 1) \\ P_{R} = a * (b * P_{r n m} +! b * P_{r p m}) +! a * (! b * P_{r n m} + b * P_{r p m}) \end{matrix}

本实施例的基于云端的输电线路双端行波故障测距的方法，在前面技术方案的基础上具体还可以是，计算出故障点的精确位置的方法为，根据双端测距原理，利用故障行波到达两端时间、波速、线路全长计算故障点到两端的距离：

\{\begin{matrix} L_{A P} = \frac{1}{2} [v (T_{A} - T_{B}) + L_{A B}] \\ L_{B P} = \frac{1}{2} [v (T_{B} - T_{A}) + L_{A B}] \end{matrix}

本实施例的基于云端的输电线路双端行波故障测距的方法，在前面技术方案的基础上具体还可以是，步骤(2)后还可包括(3)云端服务器计算出故障点的精确位置发送给主站和/或移动终端。

本装置和方法在针对高频行波信号分析时，其信号传播速度稳定，有利于测距结果的精确性；配以高速采样率获得更准确的采样点，将采样率对测距结果的影响减小到最低，同时利用本发明对故障行波到达两端测量点时间的有效同步匹配使得测距结果具有较高的精确性，实际测试表明，该方法将故障定位到±60m以内；云端服务器自动匹配两端行波波头数据，测距结果存放于云端，方便管理人员、维护人员的操作。

下面结合一具体的实施例来加以说明

一种基于云端的输电线路双端行波故障测距的装置，请参照图1，包括分别安装在输电线路A、B两端的行波检测装置，在行波检测装置内设置有GPS时钟同步装置以及用于传递波头数据的通讯装置；通讯装置用于与云端服务器进行数据通讯，在云端服务器上还连接有主站和/或移动终端。

图1中输电线路A、B之间架设为0.76km，线路两端行波检测装置实时检测各相电压行波数据，如在线路距离A端0.665km处的P点产生故障，产生的电压行波信号由故障点向两端传播，检测装置被触发记录保存故障行波数据与时钟数据等，故障相电压波形图如图2、图3所示；

利用小波变换对数据进行分解，自适应滤波后依据小波变换尺度、分辨率参数提取电压行波的波头数据，得到波头数据在时间轴上的分布并上传云端；

云端自动提取线路两端对应故障相波头数据，行波波头数据如图4所示，综合比对分析波头数据中的特征点信息，匹配线路两端波头数据，从而同步行波到达线路两端的绝对时间；

以上公式中x表示波头数据中的数值，下标中l表示本端，r表示对端，p表示正值，n表示负值，v表示极性值，P_L、P_R分别表示本端对端同步时间所对应的位置，计算距离时以其中一端为本端，另一端即为对端；根据双端测距原理，利用故障行波到达两端时间、波速、线路全长计算

故障点到两端的距离：

\{\begin{matrix} L_{A P} = \frac{1}{2} [v (T_{A} - T_{B}) + L_{A B}] \\ L_{B P} = \frac{1}{2} [v (T_{B} - T_{A}) + L_{A B}] \end{matrix}

其中L_AP、L_BP、L_AB分别表示A端、B端到故障点的距离以及AB端线路全长，v为行波波速，取v＝1.5×10⁵km/s，T_A、T_B分别表示故障行波到达A、B端的时间,GPS时钟显示T_A为2015年1月10日14时15分56秒823.76317毫秒,T_B为2015年1月10日14时15分56秒823.75903毫秒，即4)中得到的同步后的绝对时间。

由此计算得出故障距离A端0.69km，与实际故障距离0.665km相差25m，具有较高的测距精度。

以上是对本发明基于云端的输电线路双端行波故障测距的装置和方法进行了阐述，用于帮助理解本发明，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，任何未背离本发明原理下所作的改变、修饰、替代、组合、简化，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围的内。

Claims

1.一种基于云端的输电线路双端行波故障测距的装置，其特征在于：包括分别安装在输电线路两端的行波检测装置，所述行波检测装置内设置有GPS时钟同步装置以及用于传递波头数据的通讯装置；所述通讯装置数据连接云端服务器。

2.根据权利要求1所述的基于云端的输电线路双端行波故障测距的装置，其特征在于：所述云端服务器上还通讯连接有主站和/或移动终端。

3.根据权利要求2所述的基于云端的输电线路双端行波故障测距的装置，其特征在于：所述移动终端为手机或平板电脑。

4.一种基于云端的输电线路双端行波故障测距的方法，其特征在于包括以下步骤：

5.根据权利要求4所述的基于云端的输电线路双端行波故障测距的方法，其特征在于：所述自动识别行波波头有效特征点、提取波头有效数据的实施步骤为：

(11).线路两端检测装置实时检测各相电压行波数据；

\{\begin{matrix} a = f (x_{l p s}, x_{\ln s}) & a &Element; (0, 1) \\ P_{L} = a * P_{l p m} +! a * P_{\ln m} \\ b = g (x_{1 v}, x_{r v}) & b &Element; (0, 1) \\ P_{R} = a * (b * P_{r n m} +! b * P_{r p m}) +! a * (! b * P_{r n m} + b * P_{r p m}) \end{matrix}

6.根据权利要求4所述的基于云端的输电线路双端行波故障测距的方法，其特征在于：所述计算出故障点的精确位置的方法为，根据双端测距原理，利用故障行波到达两端时间、波速、线路全长计算故障点到两端的距离：

\{\begin{matrix} L_{A P} = \frac{1}{2} [v (T_{A} - T_{B}) + L_{A B}] \\ L_{B P} = \frac{1}{2} [v (T_{B} - T_{A}) + L_{A B}] \end{matrix}

7.根据权利要求4到6所述的任一基于云端的输电线路双端行波故障测距的方法，其特征在于：步骤(2)后还包括(3)云端服务器计算出故障点的精确位置发送给主站和/或移动终端。