CN105652157A - 基于行波电气量的配电网健康状态分析方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及基于行波电气量的配电网健康状态分析方法，包括：确定配电网监测区域范围，保证网络中主干馈线的出线均装有行波检测装置、工频信息检测装置和通信装置；实时采集配电线路上的行波电气量和工频电气量；根据行波电气量判断行波扰动是否发生在监测区域，并分析行波扰动是否由监测区域内的电力系统故障引起；若是，说明监测区域内的电力系统存在故障，处于非健康状态；若否，则分别借助DMS系统和电网气象信息系统与地理信息系统确定行波干扰源；根据行波干扰源分析电力系统性能状态，为设备管理策略和电网风险控制提供重要信息，最终获取配电网健康状态分析结果。在保障配电网安全可靠的基础上，提升配网运行效率，降低了运维费用。

Description

基于行波电气量的配电网健康状态分析方法

技术领域

本发明属于配电网状态评估和故障检测技术领域,具体涉及一种基于行波电气量的配电网健康状态分析方法。

背景技术

近年来，智能电网的研究和建设一直是时下的热点话题。作为智能电网的重要组成部分，配电网的智能化已成为未来电网发展的新趋势，对于实现智能电网建设的整体目标有着举足轻重的作用。因此，构建一套科学、合理、全面、准确的配电网状态评估方法，实现对智能配电网状态的分析，为配电网的运行，维护，改造和管理提供指导和帮助。

现代配电网的复杂性、离散性、动态性、非线性、多目标性和不确定性，给配电网状态分析带来了更高的挑战；同时，智能电网状态检测的应用范围不再局限于电网设备的监测和管理，状态检修和全寿命周期管理等，而会进一步扩展为基于风险的检修，并扩大到安全运行，优化调度，经济运营和优质服务等领域，将会给配电网的运行和综合管理等提供其他的应用支撑；未来智能电网的状态分析结果将会应用到更为广阔的领域，如区别于传统意义的资产管理，管理将更加科学化和智能化。然而，所有智能配电网技术的发展和新技术的应用都基于对现有配电网状态的感知和分析，特别是网络整体性能的了解和知识积累。因此，全面系统准确得掌握配电网的健康水平，是实现配电网安全运行和高效管理的重要出发点，不仅可以为设备管理策略和电网风险控制提供重要信息，而且能够保证配电网的可靠性和优化运行维护，从而降低运维费用，提升配网运行效率，为智能配电网的建设铺垫基础。

目前，针对配电网状态评估的研究，主要是针对配电网不同环节构建分层的智能配电网评估指标体系，或者根据配网不同的性能要求，如可靠性、电能质量、安全性、经济性或者协调互动性和设备利用率等分别提出相应指标，然后通过相应的数学模型得到评价结果。诸如此类的评价方法中，指标的选取一般要遵循系统性、科学性、独立性、适应性和可比性的要求，使其过于专注建立指标体系，忽略了计算的评价方法的研究；同时所涉及指标有些难以计算获取，或者仅为研究所用；工程现场采集比较困难，以及对配电网相关环节的划分合理性也难以保证。所以现有对配电网健康状态评价方法的评价结果准确性难以衡量和应用价值并不明显，具体包括：现有的状态监测技术，因为监测目标过多，对一些已经投运的工程再安装监测工具比较困难，且优化过程比较复杂，评价结果准确性也值得商榷，迫切需要具备更加科学严密的方法来分析配电网的健康状态。

发明内容

为了解决上述问题，本发明提供一种基于行波电气量的配电网健康状态分析方法，在复杂配电网的运行状态中关注行波电气量和工频电气量，并结合系统运行方式和外部环境因素，共同得出配电网自身健康状况及其变化趋势；对已造成或者可能发生的异常病症尽早做出反应，保证配电网的安全稳定运行。

本发明的目的是采用下述技术策略实现的：

基于行波电气量的配电网健康状态分析方法，所述方法包括：

1)确定配电网监测区域范围，保证网络中主干馈线的出线均装有行波检测装置、工频信息检测装置和通信装置；

2)实时采集配电线路上的行波电气量和工频电气量；

3)根据行波电气量，判断行波扰动是否发生在监测区域，并根据工频电气量分析行波扰动是否由监测区域内的电力系统自身故障引起；若是，说明所述电力系统存在故障并处于非健康状态，实施相应措施进行改善，若否，则分别借助DMS系统和电网气象信息系统与地理信息系统确定行波干扰源；

4)根据行波干扰源分析电力系统性能状态，获取配电网健康状态分析结果。

优选的，所述步骤2)中的行波电气量，包括电压行波、电流行波、模量行波和/或相量行波。

优选的，所述步骤3)的判断方法包括：

3-1、比较电压行波与电流行波之间的极性关系，若电压行波和电流行波极性相同，则判定监测区域内的电力系统外部存在行波扰动，返回并继续监控；

3-2、若电压行波和电流行波极性相反，则判定其行波扰动发生于电力系统内部，进入步骤3-3；

3-3、记录扰动发生时刻，并计算扰动距离，确定扰动区域。

优选的，所述步骤3)中，所述根据工频电气量分析行波扰动是否由监测区域的电力系统自身故障引起包括：通过比较工频测量值与工频阈值进一步判断系统状态，如果区域的工频测量值大于预设工频阈值，则表示系统发生故障；如果小于预设工频阈值，则继续进行分析。

优选的，所述步骤3)中，所述借助DMS系统确定行波干扰源具体包括：访问DMS系统，核实该系统在正常运行情况下，其运行方式是否发生改变；

若系统内出现运行方式的改变，则确定此次行波干扰源由该电力系统内运行方式变化引起；若未出现运行方式的改变，则说明存在其他产生行波干扰原因。

优选的，所述步骤3)中，所述借助电网气象信息系统与地理信息系统确定行波干扰源包括：根据电网气象信息系统和与地理信息系统查看电力系统运行的外部环境状态，检测其外部环境是否存在异常；若存在外部环境因素干扰，则此次行波干扰源由外部环境因素变化引起，并进一步结合干扰发生频率和时间判定；若不存在外部环境因素的干扰，则说明行波干扰源来自电力系统自身。

优选的，所述步骤4)中，所述根据行波干扰源分析电力系统性能状态的方法包括：记录相同扰动距离的行波扰动源线路最近5次由监测区域内的电力系统自身性质恶化引起行波扰动的计算时间间隔；

将计算时间间隔与整定时间间隔进行比较，判断计算时间间隔是否大于整定时间间隔；如果计算时间间隔大于整定时间间隔，则该电力系统内部处于正常状态，记录针对此次扰动的分析结果并继续对电力系统进行监控；如果小于整定时间间隔，则表示该电力系统处于非健康状态，重点监控并采取相应措施。

与最接近的现有技术相比，本发明达到的有益效果是：

该方法利用行波信息分析DMS系统和地理信息系统等获得的时间和空间信息结果，结合监测区域电力系统当前运行状态，对配电网健康状态进行分析；相对于传统的工频信息，行波能更快、直接地反应系统健康状态的变化；此外，与时下状态监测技术相比，行波监测手段更为简洁，能够有效的判定配电网健康水平。

行波识别扰动源位置的能力是工频信息无法做到的，为发现扰动后消除扰动提供了便捷条件，可以直接反应系统故障状态。

通过该方法的使用，有效降低了故障次数和故障损失，提高了网络动态健康水平的分析和供电可靠性，从而指导配电网运行、维护、改造和管理：为配电网改造更换提供依据，减少配电网投资成本；也为配电网状态检修提供理论依据，从而减少检修次数和检修成本，提高设备利用率。

此外，实现了网络健康状况的量化分析，充分利用宏观和微观相结合管理的方式提供基础理论化和实用化技术手段，整合现有系统中采集监测到的所有信息，为进一步提高智能配电网高效、可靠性强的夯实供电基础，实现了理论和技术的结合。

附图说明

图1为本发明提供的基于行波电气量的配电网健康状态分析方法流程图；

图2为本发明提供的基于行波电气量的配电网健康状态分析框架示意图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的详细说明。

本发明提供一种基于行波电气量的配电网健康状态分析方法，本方法通过采集行波信息为智能配电网状态评估提供了一种可靠的思路。行波作为运动的电磁波，其包含时间信息和位置信息；当检测区域范围出现扰动时，即检测区域内的电力系统运行状态发生变化时，扰动点会产生显著的行波电气量，向电力系统内传播。待行波检测点监测到行波信息后，分析和记录相应的行波信息，定位电力系统扰动源的位置。同时，若连续在相同的位置检测到行波信息，说明该区域的状态需要特别关注。同时，结合对应区域内电力系统的运行信息和天气信息，排除偶然因素的干扰，实现对该区域的电力系统的健康状态做出一个准确的评价。尤其为了排除外界的扰动对某一区域行波检测信息的干扰，因此要求每次行波信息处理的结果都要有相对应的记录，如果之后该区域再出现这种类似的偶然性的行波检测结果则需要和以前的检测结果相比较，得到一个预期的评价结果。对于比较大的扰动，可以再借助工频电气量来协同行波电气量评估电网健康状态。如图1所示，具体操作步骤如下：

1)确定配电网监测区域范围，保证网络中主干馈线的出线均装有行波检测装置、工频信息检测装置和通信装置；

2)实时采集配电线路上的行波电气量和工频电气量；其中，行波电气量，包括电压行波、电流行波、模量行波和/或相量行波。

以上步骤可利用行波信息管理系统完成对行波信息的采集与分析，得出行波扰动源发生的位置——是位于测量点正向还是反向，进而得出扰动源所处区域是否在监测区域内。假设变电站有n条出线，每条线的出口处装设有行波检测装置，根据检测到的行波信号，通过比较电压行波与电流行波之间的极性关系，可以分析得到行波扰动源所位于哪一条分支线上。同时，计算出扰动的距离，进一步明确扰动出现的区域。该行波信息管理系统还用于储存由监测区域内的电力系统自身性质恶化引起的行波扰动的基本信息，如出现的时间和扰动距离。

3)根据行波电气量，判断行波扰动是否发生在监测区域，并根据工频电气量分析行波扰动是否由监测区域内的电力系统自身故障引起；若是，说明该电力系统存在故障并处于非健康状态，实施相应措施进行改善，若否，则分别借助DMS系统和电网气象信息系统与地理信息系统确定行波干扰源；

步骤3)中，根据工频电气量分析行波扰动是否由电力系统故障引起包括：通过比较工频测量值与工频阈值进一步判断电力系统状态，如果区域的工频测量值大于预设工频阈值，则表示该电力系统发生故障；如果小于预设工频阈值，则继续进行分析。

借助DMS系统确定行波干扰源具体包括：访问DMS系统，核实检测区域内的电力系统在正常运行情况下，其运行方式是否发生改变；例如相应开关的正常操作等。

通过DMS系统，实现了从变电、配电到用电过程的监视、控制和管理的综合自动化，它的总体目标是实现对配电网的全面自动化管理。在正常运行情况下，监视配网运行工况，优化配网运行方式；当配网发生故障或异常运行时，迅速查出故障区段及异常情况。DMS系统不仅提供配电网实时运行状态，包括工频信息和明确电力系统的运行方式，而且及时上传和记录网络中任何运行方式的变化，以及发生状态变化的区域。比如，开关的动作变化，电容器的投切或退出等。

所述步骤3)具体步骤如下：

3-1比较电压行波与电流行波之间的极性关系，若电压行波和电流行波极性相同，则判定监测区域内的电力系统外部存在行波扰动，返回并继续监控；

3-2若电压行波和电流行波极性相反，则判定其行波扰动发生于电力系统内部，进入步骤3-3；

3-3记录扰动发生时刻，并计算扰动距离，确定扰动区域。

若监测区域内的电力系统内出现运行方式的改变，如区域内有开关状态的变化，则确定此次行波干扰源由该电力系统内运行方式变化引起；若未出现运行方式的改变，则说明行波信号不是由该电力系统运行方式变化引起，且存在其他产生行波干扰原因。

借助电网气象信息系统与地理信息系统确定行波干扰源，其包括：根据电网气象信息系统和与地理信息系统查看监测区域内的电力系统运行的外部环境状态，检测其外部环境是否存在异常；如恶劣天气状态干扰等。若存在外部环境因素干扰，则此次行波干扰源由外部环境因素变化引起，并进一步结合干扰发生频率和时间判定；若不存在外部环境因素的干扰，说明行波信号不是由外部环境变化引起，则说明引起监测区域内的电力系统扰动的行波信号源来自电力系统自身，由电力系统自身性能的衰退引起。

地理信息系统(GIS)：通过采集、储存、管理、分析、显示与应用地理信息。该系统中包含设备管理功能：将变电站、馈线、变压器、开关和电杆等设备的技术数据反映在地理北京图上；也包含用户信息系统：借助GIS系统，对大量用户的基本信息，如用户名称、地址、供电优先级等，便于迅速判断故障的影响范围。借助GIS信息系统可以清楚地了解网络运行周边的物理环境，即设备周围的情况和配电走廊的地理环境。比如，配电线路是隧道铺设还是架空，如果架空，是否周围有植被干扰；配电设备周围是否存在可能的干扰等。其中，

电网气象信息系统：主要服务于电网基建、运行、水文预报及调度、负荷预测、雷电监测及定位、事故处理等方面，为电网安全稳定运行提供丰富科学的气象依据。该系统能够实时掌握电网运行的气象条件，从而使工作人员对相应的恶劣天气状况准备预案措施。配电网中值得注意的天气状况主要有：雷电天气、雾霾天气、大风天气、和绵雨天气等。

4)根据行波干扰源分析电力系统性能状态，获取配电网健康状态分析结果。具体过程为：记录相同扰动距离的行波扰动源线路最近5次由电力系统自身性质恶化引起行波扰动的计算时间间隔；

将计算时间间隔与整定时间间隔进行比较，判断计算时间间隔是否大于整定时间间隔；如果计算时间间隔大于整定时间间隔，则该电力系统内部处于正常状态，记录针对此次扰动的分析结果并继续对电力系统进行监控；如果小于整定时间间隔，则表示该电力系统处于非健康状态，重点监控并采取相应措施。

通过以上技术方案，获取判断检测区域内的电力系统状态的4方面因素：工频信息、行波信息、系统操作信息和地理/气象信息，生成关于电力系统状态、得分情况的说明表，如表2。

在工频信息、行波信息、系统操作信息和地理/气象信息中，0表示没有出现相应的信息，1表示出现了相关信息；若系统操作信息为0，表示评价的配网区域内没有任何的开关操作等电力系统运行方式的变化；若为1，表示评价的配网区域内存在开关操作等电力系统运行方式的变化；地理/气象信息为0，表示评价的配网区域内天气状况良好，若为1，表示评价的配网区域内天气状况恶劣；电力系统状态为1，表明电力系统处于故障状态，健康状态受到极大的影响，若为0，表明电力系统处于非故障状态，即健康、正常或较差状态，需要根据实际情况来具体判断。

表2电力系统状态与得分说明表

序列1表示检测区域内的电力系统没有任何的干扰，处于健康的状态；序列2表示虽然系统地理/气象情况不佳，如有暴雨或者雷电天气，植被干扰等，但并没有引起系统内工频信息的变化和行波信息的出现，所以电力系统处于健康的状态；序列3-4以及9-12表示这些情况不合理；因为有电力系统操作的信息就一定会对应有行波信息，以及电力系统故障最明显的特征就是工频量的变化，所以出现异常工频信息后，表明电力系统处于故障状态，此时也一定是存在行波信息(此处不考虑测量/检测装置的故障)；序列5-8，表示系统出现了行波信息，有的是不明原因，有的是因为系统正常操作引起，如开关操作等；有的是因为地理/气象状态引起，如大风天气，雷击，植被干扰等；但是电力系统没有出现工频信息，所以需要结合行波扰动发生的位置和频次来判定系统的状态；序列13-16表示，电力系统出现了明显异常的工频信息，电力系统发生了故障，也伴随着行波的信息，处于不健康的状态。

如图2所示的基于行波电气量的配电网健康状态分析系统，通过DMS系统、行波信息管理系统、地理信息系统(GIS)和电网气象信息系统，分别获取工频信息、行波信息、系统操作信息和地理/气象信息，构成行波电气量分析结果。其次，利用构建的行波电气量的配电网健康状态分析模型，能够根据行波电气量分析结果判断系统健康状态。通过上述四个系统信息的整合和分析，得出行波源产生的位置，行波源区域的运行状态和地理气象条件；分析工频信息的变化情况等。得出产生行波扰动的原因：系统正常操作引起，天气状态引起，运行环境引起，电力系统故障引起以及电力系统自身性能劣化引起等。根据行波信号产生的原因以及工频信息量，结合行波产生的位置、原因、时间和频次，分析得出电力系统健康状态。

最后根据系统健康状态分析结果合理有效的安排巡视、检修或者更换设备；或是调整系统运行方式等。值得注意的是，系统健康状态的分析结果可以是实时的，也可能是一段时间累积判断的结果。

综合技术方案，设计如下实施例：

步骤1：以一条变电站出线为研究对象，线路出口装有行波检测装置、工频信息检测装置和通信装置；

步骤2：实时采集线路上的零模电压行波、零模电流行波，以及一相电压行波，采样频率为2Mhz；并利用5—10Khz的带通滤波器，比较零模电流行波该频带的输出数据与预设启动值，实时判断所监测的电力系统中是否发生了扰动。所述预设启动值根据配电线路电压等级的不同而不同。对6Kv和10Kv的配电线路，预设启动值即归算到电力系统一次侧的值，建议设为1A；对35Kv的配电线路，预设启动值即归算到电力系统一次侧的值，建议设为：3A。

如果没有检测到扰动，则返回继续检测。如果检测到扰动，对扰动前后记录的各64点零模电流行波、零模电压行波和一相电压行波分别进行四层小波变换，此处小波函数可选用三次B样条函数的一次导函数；对行波数据的小波变换结果提取模极大值。逐一比较零模电压行波四层小波变换模极大值与零模电流行波四层小波变换模极大值的极性，如果有不少于三层的电压行波和电流行波小波变换模极大值极性相反，则判定扰动发生在被监测的线路上，记录扰动发生时刻，且计算相关的扰动距离(基于零模电压行波和一相电压行波的第三层小波变换模极大值决定的时间差计算扰动距离)，从而明确扰动发生的区域，需借助工频信息进一步判断电力系统状态；否则，则判定扰动发生在被监测线路外，则返回继续监视电力系统；

步骤3：如果区域的工频测量值超过工频阈值，说明电力系统发生故障，系统处于不健康状态，应及时采取相应的措施改善系统的健康状态；如果工频信息测量值小于工频阈值，说明系统行波信号的产生不由系统故障引起，存在其他产生行波干扰的原因，系统状态需进一步判断。通过DMS系统查看电力系统运行状态，检测系统是否有运行方式的变化；如有相应开关的正常操作等。

步骤4：若核实DMS系统后，确定有出现系统正常情况下的运行方式改变，如区域内有开关状态的变化；此次行波干扰源是由系统正常运行方式的变化而引起，则系统处于正常状态；若核实DMS系统后，确定系统内并没有出现任何运行方式的变化，说明行波信号不是由系统运行方式变化引起的，存在其他产生行波干扰的原因。通过电网气象信息系统和地理信息系统查看电力系统运行外部环境的状态，检测外部环境是否存在异常的情况；

步骤5：若核实电网气象信息系统和地理信息系统后，确定有出现外部环境因素的干扰，如恶劣天气状态干扰等；表明此次行波干扰源是由外部环境因素的变化引起，系统状态还需结合干扰出现的频次和时间来判定；若核实电网气象信息系统和地理信息系统后，确定没有出现外部环境因素的干扰，说明行波信号不是由外部环境变化引起，结合步骤4可知，行波信号也不是由电力系统运行方式变化引起，则不言而喻电力系统行波信号来自电力系统自身，由电力系统自身性能的衰退引起，该电力系统内部自身状态可能较差，需要计算最近5次处在相同扰动距离内的由电力系统自身性质恶化而发生行波扰动的时间间隔，比较该计算时间间隔与整定时间间隔的关系，且记录此次扰动结果。

步骤6：如果计算时间间隔大于整定时间间隔，则该电力系统内部处于正常状态，记录此次扰动结果且继续监视；如果计算时间间隔小于整定时间间隔，则判定该电力系统内部处于较差状态，需要重点监视该区域且尽早作好事故应对措施；考虑电力系统正常运行的工频周期，50hz电力系统整定时间间隔为20ms。

本发明的基本原理是基于网络健康状态变化的过程，即逐渐由最佳运行状态过度到状态欠佳的一个过程；在这个健康状态恶化的过程中将会出现反复的行波扰动。行波扰动的频率反映了故障的预兆：一般的偶然干扰出现的时间尺度和空间位置都具有极强的不确定性，所以电力系统一般处于健康和亚健康状态之间；当电力系统健康状态下降时或者出现明显的局部缺陷时，缺陷的地方会逐渐反复出现行波扰动且频率越来越高；检测区域的电力系统在故障时，当然会出现恶劣的工频信息，同时也会伴有行波信息。所以，通过相同位置出现行波扰动的频率且结合相应的工频信息来反映电力系统的健康状态是妥当且合理的。

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术策略而非对其限制，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.基于行波电气量的配电网健康状态分析方法，其特征在于，所述方法包括：

1)确定配电网监测区域范围，保证网络中主干馈线的出线均装有行波检测装置、工频信息检测装置和通信装置；

2)实时采集配电线路上的行波电气量和工频电气量；

3)根据行波电气量，判断行波扰动是否发生在监测区域，并根据工频电气量分析行波扰动是否由监测区域内的电力系统自身故障引起；若是，说明所述电力系统存在故障并处于非健康状态，实施相应措施进行改善，若否，则分别借助DMS系统和电网气象信息系统与地理信息系统确定行波干扰源；

4)根据行波干扰源分析电力系统性能状态，获取配电网健康状态分析结果。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤2)中的行波电气量，包括电压行波、电流行波、模量行波和/或相量行波。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤3)的判断方法包括：

3-1、比较电压行波与电流行波之间的极性关系，若电压行波和电流行波极性相同，则判定监测区域内的电力系统外部存在行波扰动，返回并继续监控；

3-2、若电压行波和电流行波极性相反，则判定其行波扰动发生于电力系统内部，进入步骤3-3；

3-3、记录扰动发生时刻，并计算扰动距离，确定扰动区域。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤3)中，所述根据工频电气量分析行波扰动是否由监测区域的电力系统自身故障引起包括：通过比较工频测量值与工频阈值进一步判断系统状态，如果区域的工频测量值大于预设工频阈值，则表示系统发生故障；如果小于预设工频阈值，则继续进行分析。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤3)中，所述借助DMS系统确定行波干扰源具体包括：访问DMS系统，核实该系统在正常运行情况下，其运行方式是否发生改变；

若系统内出现运行方式的改变，则确定此次行波干扰源由该电力系统内运行方式变化引起；若未出现运行方式的改变，则说明存在其他产生行波干扰原因。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤3)中，所述借助电网气象信息系统与地理信息系统确定行波干扰源包括：根据电网气象信息系统和与地理信息系统查看电力系统运行的外部环境状态，检测其外部环境是否存在异常；若存在外部环境因素干扰，则此次行波干扰源由外部环境因素变化引起，并进一步结合干扰发生频率和时间判定；若不存在外部环境因素的干扰，则说明行波干扰源来自电力系统自身。

7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤4)中，所述根据行波干扰源分析电力系统性能状态的方法包括：记录相同扰动距离的行波扰动源线路最近5次由监测区域内的电力系统自身性质恶化引起行波扰动的计算时间间隔；

将计算时间间隔与整定时间间隔进行比较，判断计算时间间隔是否大于整定时间间隔；如果计算时间间隔大于整定时间间隔，则该电力系统内部处于正常状态，记录针对此次扰动的分析结果并继续对电力系统进行监控；如果小于整定时间间隔，则表示该电力系统处于非健康状态，重点监控并采取相应措施。