CN105938173A - 一种超高压线路故障精确测距方法 - Google Patents

Abstract

本发明实施例公开了一种超高压线路故障精确测距方法，包括利用过电压监测系统采集双回路输电线路中的故障电压行波信号，将所述故障电压行波信号传输至电磁暂态过程识别及测距装置；利用所述电磁暂态过程识别及测距装置对所述故障电压行波信号进行处理，得到电磁暂态信息，得到所述故障电压行波信号的初始行波波头到达所述过电压监测系统中各过电压监测装置的时间数据；根据所述时间数据，得出产生所述故障电压行波信号的故障回路；再进行故障点到输电线路两端变电站的距离测算。本实施例提供的先选线再测距的方式，克服了传统双端行波测距法应用于双回路输电故障测距不准确的缺点，对于超高压输电线路的故障测距具有很大的实用价值。

Description

一种超高压线路故障精确测距方法

技术领域

本发明涉及超高压线路故障精确测距技术领域，特别是涉及一种用于双回路输电系统的超高压线路故障精确测距方法。

背景技术

超高电压是指330千伏至765千伏的电压等级,即330(345)千伏、400(380)千伏、500(550)千伏、765(750)千伏等各种电压等级。超高压输电是电力工业发展水平的重要标志之一。随着电能利用的广泛发展，许多国家都在兴建大容量水电站、火电厂、核电站以及电站群，而动力资源又往往远离负荷中心，只有采用超高压输电才能有效而经济地实现输电任务。实现超高压输电需要解决的一个重要技术课题是过电压(包括内部过电压和外部过电压)预测及防护。超高压线路发生故障时，将产生过电压、高频电磁波向线路两端传输，寻找故障点，根据故障造成的损坏程度判断线路能否继续运行还是须停电检修，对故障的准确定位，能够缩短故障修复时间，提高供电可靠性，减少停电损失。

目前对于超高压线路故障测距应用较为广泛的是双端行波测距法。双端行波测距法是利用超高压线路的电磁暂态信息来计算故障距离。电磁暂态过程是输电系统中电磁能量的转移和转化，其严重影响了超高压输电线路的安全稳定运行，是造成电力设备绝缘击穿的直接原因。当超高压输电线路发生故障时，电磁暂态过程包含丰富的故障信息。双端行波测距利用故障产生的电磁暂态行波信号到线路两端的时间差来计算故障位置，其中依据公式为：式中l为线路长度，x₁、x₂分别为故障点到两端的距离，t₁、t₂分别为故障行波到达线路两端时间，v为行波传播速度，参见图1。但双端行波测距法在双回路输电系统中存在一定缺陷，如果两条回路长度L₁＞L₂。假设在线路L₁的位置G发生短路故障，故障点G位于母线端M侧，它与M端距离为x₁＜(L₁-L₂)。故障位置G产生了如图1所示的向线路两端运动的电流行波i₁、i₂，电流行波i₁在变电站母线端M处产生透射到线路电流行波L₂上的电流行波i₃，电流行波i₃通过线路L₂运动到母线端N，再透射到线路L₁上产生电流行波i₄。由于x₁＜(L₁-L₂)，则x₁+L₂＜L₁，即电流行波i₄比电流行波i₂先到达母线端N，此时用双端测距公式将会出现测距不准确的现象。

因此，提供一种能够对超高压线路进行精确测距的方法对本领域的技术人员非常重要。

发明内容

本发明实施例中提供了一种超高压线路故障精确测距方法，以解决现有技术中的双端行波测距法对于有双回路结构的输电线路故障测距不准确问题。

为了解决上述技术问题，本发明实施例公开了如下技术方案：

本发明实施例中提供的超高压线路故障精确测距方法,包括：

利用过电压监测系统采集双回路输电线路中的故障电压行波信号；

将所述故障电压行波信号传输至电磁暂态过程识别及测距装置；

利用所述电磁暂态过程识别及测距装置对所述故障电压行波信号进行处理，得到电磁暂态信息；

根据所述电磁暂态信息，得到所述故障电压行波信号的初始行波波头到达所述过电压监测系统中各过电压监测装置的时间数据；

根据所述时间数据，得出产生所述故障电压行波信号的故障点所在输电回路；

利用双端行波测距法，得出所述故障点与第一变电站、第二变电站之间的间距；

其中，所述过电压监测系统包括分别设置在所述双回路输电线路两端的所述第一变电站处的第一过电压监测子系统和所述第二变电站处的第二过电压监测子系统，所述第一过电压监测子系统包括设置在所述第一变电站出线端的对应第一输电回路的第一过电压监测装置、对应第二输电回路的第二过电压监测装置、以及设置在所述第一变电站内对应电气设备引流线的第三过电压监测装置，所述第二过电压监测子系统包括设置在所述第二变电站出线端的对应所述第一输电回路的第四过电压监测装置、对应所述第二输电回路的第五过电压监测装置、以及设置在所述第二变电站内对应电气设备引流线的第六过电压监测装置。

优选的，所述电磁暂态过程识别及测距装置包括第一电磁暂态过程识别及测距装置和第二电磁暂态过程识别及测距装置，其中：

所述第一电磁暂态过程识别及测距装置设置在所述第一变电站侧，用于接收所述第一过电压监测子系统所采集的第一故障电压行波信号、并获取所述第一故障电压行波信号的初始行波波头到达所述第一过电压监测子系统中各所述过电压监测装置的时间数据；

所述第二电磁暂态过程识别及测距装置设置在所述第二变电站侧，用于接收所述第二过电压监测子系统所采集的第二故障电压行波信号、并获取所述第二故障电压行波信号的初始行波波头到达所述第二过电压监测子系统中各所述过电压监测装置的时间数据；

所述第一电磁暂态过程识别及测距装置和所述第二电磁暂态过程识别及测距装置通过GPS进行时间同步。

优选的，所述方法还包括：通过电话数据网交换所述第一电磁暂态过程识别及测距装置和所述第二电磁暂态过程识别及测距装置所获取的时间数据。

优选的，通过所述电话数据网交换的数据还包括电压陡度、衰减程度、振荡程度、模极大值和幅值。

优选的，所述第一过电压监测装置包括电极、分压电容和电光传感器，其中：

所述分压电容一侧连接所述电极、另一侧接地；

所述电光传感器一端连接在所述分压电容与所述电极之间、另一端与所述电磁暂态过程识别及测距装置相连接。

优选的，所述电磁暂态过程识别及测距装置包括激光发射器、激光接收器和录波器，其中：

所述激光发射器通过光缆发射激光束给所述电光传感器；

通过所述电光传感器将所述故障电压行波信号调制到所述激光束上、形成调制信号；

通过所述光缆将所述调制信号传输至所述激光接收器；

所述激光接收器将所述调制信号进行解调、并将解调后的故障电压行波信号传输至所述录波器。

优选的，利用所述电磁暂态过程识别及测距装置对所述故障电压行波信号进行处理，包括：

利用所述电磁暂态过程识别及测距装置对所述故障电压行波信号进行波形还原、相模变换以及小波变换处理，获取所述故障电压行波信号的暂态全波过程；

根据所述暂态全波过程，得到所述电磁暂态信息，其中所述电磁暂态信息包括电压陡度、衰减程度、振荡程度、模极大值和幅值。

优选的，所述方法还包括：

分析所述电磁暂态信息的时域参量和频域参量；

根据所述时域参量和所述频域参量，获得电磁暂态类型及故障类型；

其中，所述时域参量包括有效值、平均值、脉冲因子和相似度系数，所述频域参量包括高频脉冲因子、高频峰值因子和高频裕度系数。

本发明实施例通过过电压监测系统采集双回路输电线路中的故障电压行波信号，其中，所述过电压检测系统包括分别设置在所述双回路输电线路两端变电站处的第一过电压监测子系统和第二过电压监测子系统。将所述故障电压行波信号传输至电磁暂态过程识别及测距装置；利用所述电磁暂态过程识别及测距装置对所述故障电压行波信号进行处理，得到电磁暂态信息；得到所述故障电压行波信号的初始行波波头到达所述过电压监测系统中各过电压监测装置的时间数据；得出产生所述故障电压行波信号的故障点所在输电回路；再对发生故障的回路进行所述故障点到两侧变电站的测距。本实施例利用先选线再测距的方式克服了双回路输电系统中双端行波测距法直接测量两侧变电站的故障行波信号到达时间不准确进而影响测距精确性的缺点，对于超高压输电线路的故障精确测距具有很大的实用价值。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，对于本领域普通技术人员而言，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为双端行波测距原理示意图；

图2为本发明实施例提供的一种超高压线路故障精确测距方法的流程示意图；

图3为本发明实施例提供的一种超高压线路故障精确测距系统的整体结构原理图；

图4为图3中过电压监测系统的结构示意图。

具体实施方式

为了使本技术领域的人员更好地理解本发明中的技术方案，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本发明保护的范围。

参见图2，为本发明实施例提供的一种超高压线路故障精确测距方法的流程示意图。

步骤S110，利用过电压监测系统采集双回路输电线路中的故障电压行波信号。

当输电线路发生故障后，将产生过电压、高频电磁波等电磁暂态信号向线路两端传输，采集电磁暂态信号中的故障过电压行波信号，对于确定故障点在输电线路中的位置、分析故障类型等具有重要作用。

参见图3，所述过电压监测系统包括分别设置在所述双回路输电线路两端第一变电站处的第一过电压监测子系统和第二变电站处的第二过电压监测子系统。所述第一过电压监测子系统包括设置在所述第一变电站出线端第一级耐张塔上的对应第一输电回路的第一过电压监测装置、对应第二输电回路的第二过电压监测装置，以及设置在所述第一变电站内、对应电气设备引流线的第三过电压监测装置；所述第二过电压监测子系统包括设置在所述第二变电站出线端第一级耐张塔上的对应所述第一输电回路的第四过电压监测装置、对应所述第二输电回路的第五过电压监测装置，以及设置在所述第二变电站内、对应电气设备引流线的第六过电压监测装置。

其中，监测输电回路上过电压的过电压监测装置安装在变电站出线端的第一级耐张塔上，距离变电站较近，便于工作人员及时查看，当然，还可以安装在变电站出线端外其他地方用来监测输电回路上的故障过电压，也属于本发明的保护范围。

参见图4，本发明实施例采用所述第一过电压监测装置为基于无源非接触式电磁暂态监测的过电压监测装置来采集所述故障电压行波信号。所述第一过电压监测装置包括电极、分压电容和电光传感器，其中，所述分压电容一侧连接所述电极、另一侧接地；所述电光传感器一端连接在所述分压电容与所述电极之间、另一端与所述电磁暂态过程识别及测距装置相连接。

所述电极与输电导线平行放置，由于所述电极与所述输电导线均为导体，以空气为介质形成杂散电容C₁，利用所述电极进行电压耦合，采集所述输电导线上的故障过电压行波信号；通过合理选取分压电容C₂，与所述杂散电容C₁构成分压电路，获取分压后的电压行波信号。

所述第一过电压监测装置与输电回路为非接触式，对输电系统及所监测的输电回路不会增加任何额外的安全风险。所述第一过电压监测子系统的第二过电压监测装置、所述第三过电压监测装置，所述第二过电压监测子系统的所述第四过电压监测装置、所述第五过电压监测装置和所述第六过电压监测装置的结构与监测原理均与所述第一过电压监测装置相同，在此不再赘述。

步骤S120，将所述故障电压行波信号传输至电磁暂态过程识别及测距装置。

本实施例中，所述电磁暂态过程识别及测距装置包括第一电磁暂态过程识别及测距装置和第二电磁暂态过程识别及测距装置，其中，所述第一电磁暂态过程识别及测距装置设置在所述第一变电站内的第一通信小室，用于接收所述第一过电压监测子系统所采集的第一故障电压行波信号、并获取所述第一故障电压行波信号的初始行波波头到达所述第一过电压监测子系统中各所述过电压监测装置的时间数据。

所述第二电磁暂态过程识别及测距装置设置在所述第二变电站内的第二通信小室，用于接收所述第二过电压监测子系统所采集的第二故障电压行波信号、并获取所述第二故障电压行波信号的初始行波波头到达所述第二过电压监测子系统中各所述过电压监测装置的时间数据。

所述第一电磁暂态过程识别及测距装置和所述第二电磁暂态过程识别及测距装置利用所述第一通信小室和所述第二通信小室内的GPS进行时间同步。

所述电磁暂态过程识别及测距装置包括激光发射器、激光接收器和录波器，其中，所述激光发射器通过现有的OPGW(Optical Fiber Composite Overhead Ground Wire，光纤复合架空地线)光缆的发射光通道发射激光束给所述电光传感器，通过所述电光传感器将所述故障电压行波信号调制到所述激光束上、形成调制信号；再通过所述OPGW光缆的接收光通道将所述调制信号传输至所述激光接收器；所述激光接收器将所述调制信号进行解调、并将解调后的故障电压行波信号传输至所述录波器。

步骤S130，利用所述电磁暂态过程识别及测距装置对所述故障电压行波信号进行处理，得到电磁暂态信息。

利用所述第一电磁暂态过程识别及测距装置和所述第二电磁暂态过程识别及测距装置对所述第一故障电压行波信号和所述第二故障电压行波信号进行波形还原、相模变换以及小波变换处理，获取所述第一故障电压行波信号和第二故障电压行波信号的暂态全波过程。

根据所述暂态全波过程，得到所述电磁暂态信息，其中所述电磁暂态信息包括电压陡度、衰减程度、振荡程度、模极大值和幅值。

通过分析所述电磁暂态信息的波形及时域参量包括有效值、平均值、脉冲因子和相似度系数和频域参量包括高频脉冲因子、高频峰值因子和高频裕度系数获得电磁暂态类型及故障类型，对可能发展的输电线路故障进行预警。如故障由操作过电压引起，故障类别分为：①空载线路合闸和重合闸过电压；②切除空载线路过电压；③切断空载变压器过电压；④弧光接地过电压；⑤线路非对称故障分闸和振荡解列。如故障由雷电过电压引起，故障类别分为：①直击雷过电压；②反击累过电压；③感应雷过电压；④雷电侵入波过电压。

步骤S140，根据所述电磁暂态信息，得到所述故障电压行波信号的初始行波波头到达所述过电压监测系统中各过电压监测装置的时间数据。

通过所述电磁暂态信息中的模极大值得到所述故障电压行波信号的初始行波波头到达所述过电压监测装置的时间数据，通过所述第一变电站和所述第二变电站之间现有的电话数据网交换所述第一电磁暂态过程识别及测距装置和所述第二电磁暂态过程识别及测距装置所获取的时间数据、电压陡度、衰减程度、振荡程度、模极大值和幅值等所述电磁暂态信息。

利用所述第一变电站和所述第二变电站之间已建好的电话数据网来交换所述电磁暂态信息，不仅方便实用，还可以减少成本，避免了额外的通信费用；交换所述电磁暂态信息的多种不同特征量包括时间数据、电压陡度、衰减程度、振荡程度、模极大值和幅值等有利于所述第一变电站和所述第二变电站综合对比分析双方的信息确定故障电压信号的特点，从而对所发生的故障充分把握，使故障识别及预警更加准确，供运行、维护人员查找故障及提出防范措施。

步骤S150，根据所述时间数据，得出产生所述故障电压行波信号的故障点所在输电回路。

其中，所述第一过电压监测子系统中，所述第一故障电压信号到达所述第一过电压监测装置的时间记为T₁，到达所述第二过电压监测装置的时间记为T₂，到达所述第三过电压监测装置的时间记为T₃；所述第二过电压监测子系统中，所述第二故障电压信号到达所述第四过电压监测装置的时间记为T₄，到达所述第五过电压监测装置的时间记为T₅，到达所述第六过电压监测装置的时间记为T₆。

判断故障点在第一输电回路的依据为满足下列条件之一：

条件1：T₁＜T₃＜T₂且T₄＜T₆＜T₅

条件2：T₁＜T₃＜T₂＜T₄＜T₆＜T₅

条件3：T₄＜T₆＜T₅＜T₂＜T₃＜T₁

判断故障点在第二输电回路的依据为满足下列条件之一：

条件4：T₂＜T₃＜T₁且T₅＜T₆＜T₄

条件5：T₂＜T₃＜T₁＜T₅＜T₆＜T₄

条件6：T₅＜T₆＜T₄＜T₁＜T₃＜T₂

步骤S160，利用双端行波测距法，得出所述故障点与所述第一变电站和所述第二变电站之间的间距。

根据步骤S150得到故障点所在输电回路，再利用双端行波测距公式得到故障点到达所述第一变电站的母线M端和所述第二变电站的母线N端的距离。依据的公式为：

$x_{mf}=\frac{l+(t_m-t_n)v}{2},$

$x_{nf}=\frac{l+(t_n-t_m)v}{2}$

式中，x_mf、x_nf：故障点到母线M、N端所述过电压监测装置的距离；l：线路长度；v：行波波速，取2.986×10⁵km/s；t_m、t_n：故障电压行波信号的初始行波波头到达母线M、N端所述过电压监测装置的时刻，m表示M端过电压监测装置、n表示N端过电压监测装置。

本发明实施例中，如果按照条件1判断故障点在第一输电回路，由于T₁＜T₃＜T₂，故确定到达所述第三过电压监测装置的故障电压行波信号的初始行波波头是由第一输电回路传输过来的，到达时间记为t_m，又T₅＜T₆＜T₄，故确定到达所述第六过电压监测装置的故障电压行波信号的初始行波波头是由第一输电回路传输过来的，到达时间记为t_n；

如果按照条件2判断故障点在第一输电回路，由于T₁＜T₃＜T₂＜T₄＜T₆＜T₅，故确定到达所述第三过电压监测装置的故障电压行波信号的初始行波波头是由第一输电回路传输过来的，到达时间记为t_m，到达所述第六过电压监测装置的故障电压行波信号的初始行波波头是由第二输电回路传输过来的，需将随后由第一输电回路传输过来的故障电压行波信号的初始行波波头到达时间记为t_n；

如果按照条件3判断故障点在第一输电回路，由于T₄＜T₆＜T₅＜T₂＜T₃＜T₁，故确定到达所述第六过电压监测装置的故障电压行波信号的初始行波波头是由第一输电回路传输过来的，到达时间记为t_m，到达所述第三过电压监测装置的故障电压行波信号的初始行波波头是由第二输电回路传输过来，需将随后由第一输电回路传输过来的故障电压行波信号的初始行波波头到达时间记为t_n。

如果判断故障点在第二输电回路，获得t_m与t_n的方法与第一输电回路的情况类似，本说明书不再详细叙述。

如果T₁～T₆之间的关系不满足条件1～条件6中任何一个条件，则判断故障发生在变电站附近，依据T₁～T₆的大小可以判断故障位置。由于变电站附近只有2-3基钢塔，故障位置很容易查找，在此不再详细说明。

本实施例，通过所述故障电压行波信号的初始行波波头到达所述过电压监测系统中各过电压监测装置的时间数据，来确定故障发生的回路后，再进行双端行波测距，解决了现有技术中在不知道故障发生在哪条输电回路上而直接进行双端测距、存在的输电线路两侧所监测到的故障信号到达时间不准确的问题，从而大大提高了测量故障点与变电站之间距离的准确性。

需要说明的是，在本文中，诸如“第一”和“第二”等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。

以上所述仅是本发明的具体实施方式，使本领域技术人员能够理解或实现本发明。对这些实施例的多种修改对本领域的技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。

Claims (8)

1.一种超高压线路故障精确测距方法,其特征在于，包括：

利用过电压监测系统采集双回路输电线路中的故障电压行波信号；

将所述故障电压行波信号传输至电磁暂态过程识别及测距装置；

利用所述电磁暂态过程识别及测距装置对所述故障电压行波信号进行处理，得到电磁暂态信息；

根据所述电磁暂态信息，得到所述故障电压行波信号的初始行波波头到达所述过电压监测系统中各过电压监测装置的时间数据；

根据所述时间数据，得出产生所述故障电压行波信号的故障点所在输电回路；

利用双端行波测距法，得出所述故障点与第一变电站、第二变电站之间的间距；

其中，所述过电压监测系统包括分别设置在所述双回路输电线路两端的所述第一变电站处的第一过电压监测子系统和所述第二变电站处的第二过电压监测子系统，所述第一过电压监测子系统包括设置在所述第一变电站出线端的对应第一输电回路的第一过电压监测装置、对应第二输电回路的第二过电压监测装置、以及设置在所述第一变电站内对应电气设备引流线的第三过电压监测装置，所述第二过电压监测子系统包括设置在所述第二变电站出线端的对应所述第一输电回路的第四过电压监测装置、对应所述第二输电回路的第五过电压监测装置、以及设置在所述第二变电站内对应电气设备引流线的第六过电压监测装置。

2.根据权利要求1所述的超高压线路故障精确测距方法，其特征在于，所述电磁暂态过程识别及测距装置包括第一电磁暂态过程识别及测距装置和第二电磁暂态过程识别及测距装置，其中：

所述第一电磁暂态过程识别及测距装置设置在所述第一变电站侧，用于接收所述第一过电压监测子系统所采集的第一故障电压行波信号、并获取所述第一故障电压行波信号的初始行波波头到达所述第一过电压监测子系统中各所述过电压监测装置的时间数据；

所述第二电磁暂态过程识别及测距装置设置在所述第二变电站侧，用于接收所述第二过电压监测子系统所采集的第二故障电压行波信号、并获取所述第二故障电压行波信号的初始行波波头到达所述第二过电压监测子系统中各所述过电压监测装置的时间数据；

所述第一电磁暂态过程识别及测距装置和所述第二电磁暂态过程识别及测距装置通过GPS进行时间同步。

3.根据权利要求2所述的超高压线路故障精确测距方法，其特征在于，所述方法还包括：

通过电话数据网交换所述第一电磁暂态过程识别及测距装置和所述第二电磁暂态过程识别及测距装置所获取的时间数据。

4.根据权利要求3所述的超高压线路故障精确测距方法，其特征在于，通过所述电话数据网交换的数据还包括电压陡度、衰减程度、振荡程度、模极大值和幅值。

5.根据权利要求1所述的超高压线路故障精确测距方法，其特征在于，所述第一过电压监测装置包括电极、分压电容和电光传感器，其中：

所述分压电容一侧连接所述电极、另一侧接地；

所述电光传感器一端连接在所述分压电容与所述电极之间、另一端与所述电磁暂态过程识别及测距装置相连接。

6.根据权利要求5所述的超高压线路故障精确测距方法，其特征在于，所述电磁暂态过程识别及测距装置包括激光发射器、激光接收器和录波器，其中：

所述激光发射器通过光缆发射激光束给所述电光传感器；

通过所述电光传感器将所述故障电压行波信号调制到所述激光束上、形成调制信号；

通过所述光缆将所述调制信号传输至所述激光接收器；

所述激光接收器将所述调制信号进行解调、并将解调后的故障电压行波信号传输至所述录波器。

7.根据权利要求1所述的超高压线路故障精确测距方法，其特征在于，利用所述电磁暂态过程识别及测距装置对所述故障电压行波信号进行处理，得到电磁暂态信息，包括：

利用所述电磁暂态过程识别及测距装置对所述故障电压行波信号进行波形还原、相模变换以及小波变换处理，获取所述故障电压行波信号的暂态全波过程；

根据所述暂态全波过程，得到电磁暂态信息，其中所述电磁暂态信息包括电压陡度、衰减程度、振荡程度、模极大值和幅值。

8.根据权利要求1所述的超高压线路故障精确测距方法，其特征在于，所述方法还包括：

分析所述电磁暂态信息的时域参量和频域参量；

根据所述时域参量和所述频域参量，获得电磁暂态类型及故障类型；

其中，所述时域参量包括有效值、平均值、脉冲因子和相似度系数，所述频域参量包括高频脉冲因子、高频峰值因子和高频裕度系数。