CN107037316A - 一种适应于输电线路行波测距的单端波形自动识别方法 - Google Patents
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Abstract
一种适应于输电线路行波测距的单端波形自动识别方法，属于电力自动化领域。其特征在于：包括如下步骤：步骤a，故障相的识别，安装于母线端的测距装置根据故障波形和健康波形的区别识别出故障相；步骤b，故障波形的识别，安装于母线端的测距装置得到故障行波的不同波形；步骤c，得到行波波头脉冲；步骤d，得到故障点初始行波与反射波脉冲之间的时间差；步骤e，计算故障距离。通过本适应于输电线路行波测距的单端波形自动识别方法，输电线路故障后不依赖于人工判断故障距离的手段，由计算机根据输电线路故障后的波形数据自动识别故障波形并计算出故障点距离测量点的距离。
Description
技术领域
一种适应于输电线路行波测距的单端波形自动识别方法，属于电力自动化领域。
背景技术
输电线路故障后，目前主要的测距方式有阻抗测距和行波测距两种，在电力系统的保护和故障录波装置中，都集成了基于阻抗法的行波测距功能。但受线路走廊、线路结构及故障点电阻等影响，阻抗测距方法可靠性低，测距误差大，相对误差要求在3%以内，但实际运行中，绝对测距误差住住大于要求，达到几公里、十几公里甚至更多，不能指导实际的线路故障快速查找要求。
输电线路故障行波测距作为近二十多年来发展起来的技术，经历过十几年的推广试用阶段，在最近十年已经基本成熟，受到了电力系统相关专业人员的认可，在国内外的高压（110kV及以上电压等级）交直流输电线路得到了广泛应用，其测距可靠性和准确性基本能够符合线路故障定位及查找要求。
目前行波测距技术主要采用两种模式：基于线路双端测距装置数据及时间同步的双端测距技术和基于线路一端行波测距装置的单端测距技术，前者在线路故障后基于装置和通讯，能够由装置自动计算故障距离；后者目前只能由人工对故障波形数据进行分析，以获得故障距离。
随着电力系统运行管理水平及对供电可靠性要求的提高，单端测距技术的人工判断已不能很好的满足输电线路故障后的快速智能化测距要求，因此需要由计算机来自动实现基于单端的线路故障测距。
发明内容
本发明要解决的技术问题是：克服现有技术的不足，提供一种输电线路故障后不依赖于人工判断故障距离的手段，由计算机根据输电线路故障后的波形数据自动识别故障波形并计算出故障点距离测量点的距离的适应于输电线路行波测距的单端波形自动识别方法。
本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：该适应于输电线路行波测距的单端波形自动识别方法，其特征在于：包括如下步骤：
步骤a，故障相的识别，
安装于母线端的测距装置根据故障波形和健康波形的区别识别出故障相；
步骤b，故障波形的识别，
安装于母线端的测距装置得到故障行波的不同波形；
步骤c，得到行波波头脉冲，
母线处的测距装置接入来自电流互感器二次侧的暂态行波信号，并得到故障波形的波头脉冲；
步骤d，得到故障点初始行波与反射波脉冲之间的时间差；
步骤e，计算故障距离。
优选的，步骤b中所述的故障行波的不同波形包括故障初始波、故障反射波、对端故障反射波。
优选的，在所述的步骤c中，母线处的测距装置通过模拟或者数字高通滤波器滤出行波波头脉冲。
优选的，在所述的步骤d中，通过找到故障线路的行波能量和的最大点得到故障点初始行波与反射波脉冲之间的故障时间差。
优选的，故障线路的行波能量和的最大点的确定方法为：从波形起始点往后推94个点开始计算，以30个点为一个时间窗，对这30个点进行乘法运算，将乘法运算得到的结果与前面的能量和相加，通过运算比较得到行波数据能量和最大点，其具体判断公式如下：
fabs（x1*x2*…*x30）+fabs(x2*x3*…*x31)> fabs（x1*x2*…*x30）
fabs（x1*x2*…*x30）+fabs(x2*x3*…*x31)+ fabs(x3*x4*…*x32)>fabs（x1*x2*…*x30）+fabs(x2*x3*…*x31)
……
fabs（x1*x2*…*x30）+fabs(x2*x3*…*x31)+ fabs(x3*x4*…*x32)+…+fabs（xn-29*xn-28*…*xn）>fabs（x1*x2*…*x30）+fabs(x2*x3*…*x31)+…+（xn-30*xn-29*…*xn-1）
根据上述判断公式得到的不同的能量值，取其中能量值最大的点作为故障线路的行波能量和的最大点，其中x1、x2……xn分别为各个点的能量值。
优选的，在所述的步骤e中，故障距离的计算公式为：
其中，T1和T2分别为故障初始行波与由故障点反射波到达母线的时间，V为故障行波在线路中的传播速度。
与现有技术相比，本发明所具有的有益效果是：
1、通过本适应于输电线路行波测距的单端波形自动识别方法，输电线路故障后不依赖于人工判断故障距离的手段，由计算机根据输电线路故障后的波形数据自动识别故障波形并计算出故障点距离测量点的距离。
2、测距装置根据故障相的波形极性和健全线路上的波形极性相反，故障相的幅值比健全相幅值大，更有利于找出故障相。
3、通过找到故障线路的行波能量和的最大点来确定故障点，更有利于找到故障点的位置，并由此算出时间差，从而找到故障位置。
附图说明
图1为适应于输电线路行波测距的单端波形自动识别方法流程图。
图2为故障波形和健康波形比较图。
图3为线路故障的单端测距波形。
具体实施方式
图1~3是本发明的最佳实施例，下面结合附图1~3对本发明做进一步说明。
如图1所示，一种适应于输电线路行波测距的单端波形自动识别方法，包括如下步骤：
步骤a，故障相的识别；
在同一输电线路上，故障相的波形和健康相的波形在极性和幅值上有所差异，具体表现在故障相的波形极性和健全线路上的波形极性相反，故障相的幅值比健全相幅值大，安装于母线端的测距装置根据故障波形和健康波形的区别识别出故障相。如图2所示，其中波形A和波形B为健康波形，波形C为故障波形。
步骤b，故障波形的识别；
输电线路发生故障后，在母线端的测距装置可以监测到许多故障波形，需要根据波形特性确定故障初始波、故障反射波、对端故障反射波等波形，并根据各波形之间的关系来计算故障点距测量端的距离。
具体而言，如图3所示，其中波形TS1为故障初始波形，波形TS2为对端反射波形，波形TS3为故障点反射波波形。
步骤c，得到行波波头脉冲；
在被监视线路发生故障时，故障产生的电流行波会在故障点及母线之间来回反射。装设于母线处的测距装置接入来自电流互感器二次侧的暂态行波信号，使用模拟或者数字高通滤波器滤出行波波头脉冲。
步骤d，得到故障点初始行波与反射波脉冲之间的时间差；
由于母线阻抗一般低于线路波阻抗，如图3所示，电流行波在母线与故障点都是产生正反射，故故障点反射波与故障初始行波同极性，而故障初始行波脉冲与由故障点发射回来的行波脉冲之间的时间差对用行波在母线与故障点之间往返一趟的时间，可以用来计算故障距离。
在本适应于输电线路行波测距的单端波形自动识别方法中，通过找到故障线路的行波能量和的最大点，根据这个最大点来得到故障时间差，利用这个时间差来计算故障距离。
具体而言，行波测距软件在得到故障数据后，从波形起始点往后推94个点开始计算，以30个点为一个时间窗，对这30个点进行乘法运算，将乘法运算得到的结果与前面的能量和相加，通过运算比较得到行波数据能量和最大点。假设有n个点，判断公式如下：
fabs（x1*x2*…*x30）+fabs(x2*x3*…*x31)> fabs（x1*x2*…*x30）
fabs（x1*x2*…*x30）+fabs(x2*x3*…*x31)+ fabs(x3*x4*…*x32)>fabs（x1*x2*…*x30）+fabs(x2*x3*…*x31)
……
fabs（x1*x2*…*x30）+fabs(x2*x3*…*x31)+ fabs(x3*x4*…*x32)+…+fabs（xn-29*xn-28*…*xn）>fabs（x1*x2*…*x30）+fabs(x2*x3*…*x31)+…+（xn-30*xn-29*…*xn-1）
根据利用上述公式判断得到的不同的能量值，可以判定故障行波脉冲。其中x1、x2……xn分别为各个点的能量值。
步骤e，计算故障距离。
通过计算故障线路的行波矢量和最大点可得到故障时间差，根据这个时间差来计算故障记录。设故障初始行波与由故障点反射波到达母线的时间分别为T1、T2，V为故障行波在线路中的传播速度，则故障距离XL为
具体工作过程及工作原理如下：
在线路中发生故障之后，故障点产生的电流行波会在故障点以及两端的母线之间来回反射，安装在母线处的测距装置会接受相应的波形。在同一输电线路上，故障相的波形和健康相的波形在极性和幅值上有所差异，在故障相的波形极性和健全线路上的波形极性相反，且故障相的幅值比健全相幅值大，测距装置首先判断出故障相。
输电线路发生故障后，在测距装置监测到许多故障波形，需要根据波形特性确定故障初始波、故障反射波、对端故障反射波等波形，并根据波形识别出故障初始波、故障反射波、对端故障反射波等波形。然后安装于母线处的测距装置接入来自电流互感器二次侧的暂态行波信号，使用模拟或者数字高通滤波器滤出行波波头脉冲。然后测距装置找到故障线路的行波能量和的最大点，根据这个最大点来得到故障时间差，利用这个时间差来计算故障距离。
以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非是对本发明作其它形式的限制，任何熟悉本专业的技术人员可能利用上述揭示的技术内容加以变更或改型为等同变化的等效实施例。但是凡是未脱离本发明技术方案内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与改型，仍属于本发明技术方案的保护范围。
Claims (6)
1.一种适应于输电线路行波测距的单端波形自动识别方法，其特征在于：包括如下步骤：
步骤a，故障相的识别，
安装于母线端的测距装置根据故障波形和健康波形的区别识别出故障相；
步骤b，故障波形的识别，
安装于母线端的测距装置得到故障行波的不同波形；
步骤c，得到行波波头脉冲，
母线处的测距装置接入来自电流互感器二次侧的暂态行波信号，并得到故障波形的波头脉冲；
步骤d，得到故障点初始行波与反射波脉冲之间的时间差；
步骤e，计算故障距离。
2.根据权利要求1所述的适应于输电线路行波测距的单端波形自动识别方法，其特征在于：步骤b中所述的故障行波的不同波形包括故障初始波、故障反射波、对端故障反射波。
3.根据权利要求1所述的适应于输电线路行波测距的单端波形自动识别方法，其特征在于：在所述的步骤c中，母线处的测距装置通过模拟或者数字高通滤波器滤出行波波头脉冲。
4.根据权利要求1所述的适应于输电线路行波测距的单端波形自动识别方法，其特征在于：在所述的步骤d中，通过找到故障线路的行波能量和的最大点得到故障点初始行波与反射波脉冲之间的故障时间差。
5.根据权利要求4所述的适应于输电线路行波测距的单端波形自动识别方法，其特征在于：故障线路的行波能量和的最大点的确定方法为：从波形起始点往后推94个点开始计算，以30个点为一个时间窗，对这30个点进行乘法运算，将乘法运算得到的结果与前面的能量和相加，通过运算比较得到行波数据能量和最大点，其具体判断公式如下：
fabs（x1*x2*…*x30）+fabs(x2*x3*…*x31)> fabs（x1*x2*…*x30）
fabs（x1*x2*…*x30）+fabs(x2*x3*…*x31)+ fabs(x3*x4*…*x32)>fabs（x1*x2*…*x30）+fabs(x2*x3*…*x31)
……
fabs（x1*x2*…*x30）+fabs(x2*x3*…*x31)+ fabs(x3*x4*…*x32)+…+fabs（xn-29*xn-28*…*xn）>fabs（x1*x2*…*x30）+fabs(x2*x3*…*x31)+…+（xn-30*xn-29*…*xn-1）
根据上述判断公式得到的不同的能量值，取其中能量值最大的点作为故障线路的行波能量和的最大点，其中x1、x2……xn分别为各个点的能量值。
6.根据权利要求1所述的适应于输电线路行波测距的单端波形自动识别方法，其特征在于：在所述的步骤e中，故障距离的计算公式为：
其中，T1和T2分别为故障初始行波与由故障点反射波到达母线的时间，V为故障行波在线路中的传播速度。
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| Date | Code | Title | Description |
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| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| WD01 | Invention patent application deemed withdrawn after publication |
Application publication date: 20170811 |
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| WD01 | Invention patent application deemed withdrawn after publication |