CN108646136A - 一种直流线路单端测距方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种直流输电线路单端测距方法及系统，采集直流输电线路侧耦合电容器中性点电流，包括故障极及非故障极线路；通过对故障极/非故障极线路中性点电流的时域积分提取定时窗内的两极线路的暂态电压波形；通过小波变换提取两极暂态电压波形的小波互相关序列；根据两极小波互相关序列识别出故障点/线路对端反射波；根据幅值及极性最终判定故障点/线路对端反射波类型，利用故障点/线路对端反射波结合行波波速确定故障点到测量端换流站的距离。本发明提供的技术方案解决直流输电系统的信号谐振以及系统杂波对直流输电线路单端行波测距方法的干扰问题。
Description
技术领域
本发明涉及一种直流线路单端测距方法及系统，具体涉及一种直流线路单端测距方法及系统。
背景技术
直流输电线路精确故障定位(也称为故障测距)对于线路故障后的快速恢复供电具有重要意义，从长期运行的角度看，可靠准确的故障测距有助于提高线路运行可靠性。输电线路故障测距从原理上可分为阻抗法、故障分析法、行波法等，其中阻抗法、故障分析法受线路参数、过渡电阻等因素影响难以满足直流输电线路对测距精度的要求，现有已投运直流输电线路行波故障测距装置(下文简称为直流线路测距装置)均采用双端行波法。双端行波法利用故障初始行波到达线路两端的时间差进行故障测距，从实际运行经验看，双端行波法在精度上较好地满足了电力运营单位要求，但其信号采样方式以及需双端数据配合的特点使得其运行可靠性受到一定影响，此外，缺乏有效测试手段也对装置可靠性造成一定影响。近年来，多次出现因单侧装置工作异常导致的直流线路故障测距失败的情况，间接影响了直流线路的快速恢复供电。
在交流输电系统中，当双端测距失败的情况下，单端测距作为为重要后备手段已在大量实际故障分析中证明其有效性。与双端行波法相比较，单端行波法利用故障初始波头与故障点/线路对端反射波时间差进行定位，无须时钟同步及通讯，可在一侧装置异常情况下完成故障定位。但在直流输电系统，目前，尚未有效可靠的单端测距方法，主要原因有：
1)直流输电系统换流阀的导通/关断过程带来大量的系统杂波干扰，而交流系统干扰量也会进入直流线路耦合电容器，这些杂波干扰与故障产生的暂态行波信号频带相近，影响了对反射波头的识别；
备注：由于直流电压互感器暂态响应特性较差，难以传变10kHz以上信号，因此，直流线路故障测距均是通过直流线路的线路侧耦合电容器间接采集线路电压信号。早期直流线路故障测距装置是通过PLC(噪声滤波器)中性点电流采集，近年来，均改为直流线路侧耦合电容器。
2)直流输电线路普遍较长，暂态行波在传输过程中色散较为严重，波形畸变以及多种折反射波的混叠影响了基于波形相似性的反射波识别；
3)直流换流站安装的噪声滤波器等设备使得各类型高频信号在站端反复谐振，这也对反射波识别造成影响。
为解决上述问题，研究人员提出了一些改进方案，总体思路可分为两类：
1)多方法配合的直流线路单端测距法，总体思路是利用阻抗法或故障分析法提供辅助时窗解决反射波的识别问题。但受限于上述方法本身精度，提供的辅助时窗在杂波较多以及近端故障(靠近换流站)情况下基本没有效果。
2)通过神经网络技术提高波形畸变情况下反射波识别成功率，但此类方法只能解决信号色散的影响，难以解决干扰信号与反射波混叠时的反射波识别问题。
受上述因素影响，直流输电线路自动单端测距处于不可用状态，目前直流线路单端故障测距依赖分析人员手工完成，可靠性仍较低。
发明内容
为解决上述现有技术中的不足，本发明的目的是提供一种直流线路单端测距方法及系统，解决直流输电系统的信号谐振以及系统杂波对直流输电线路单端行波测距方法的干扰问题。
本发明的目的是采用下述技术方案实现的：
本发明提供一种直流线路单端测距方法，其改进之处在于：
采集直流故障极/非故障极线路的线路侧耦合电容器中性点电流，根据耦合电容器中性点电流得到两极线路暂态电压波形，并提取故障极/非故障极暂态电压波形的小波互相关序列；
根据故障极/非故障极暂态电压波形的小波互相关序列识别故障点/线路对端反射波，根据幅值及极性判定反射波类型，利用故障点反射波/线路对端反射波结合行波波速确定故障点到换流站的距离。
进一步地：采集直流故障极/非故障极线路的线路侧耦合电容器中性点电流，根据耦合电容器中性点电流得到两极线路暂态电压波形，并提取故障极/非故障极暂态电压波形的小波互相关序列，包括：
对直流线路侧耦合电容器中性点电流进行时域积分，得到定时窗内的故障极/非故障极线路暂态电压，根据所述线路暂态电压绘制线路暂态电压波形；
采用小波变换模极大值识别故障极/非故障极线路暂态电压波形的故障初始时刻；
基于所述直流线路暂态电压波形的故障初始时刻，对故障极/非故障极线路平移补偿后，利用小波变换提取故障极/非故障极线路暂态电压波形的时频相关性，计算故障极/非故障极的小波互相关序列。
进一步地：对直流线路侧耦合电容器中性点电流进行时域积分，得到定时窗内的故障极/非故障极线路暂态电压如下式所示：
其中，i(t)为耦合电容器中性点电流；t-t0为定时窗；u(t)表示t时刻的线路电压，u(t0)表示t0时刻的线路电压；c表示耦合电容器的等效电容；t0为初始波头到达时刻。
进一步地：所述采用小波变换模极大值识别故障极/非故障极线路暂态电压波形的故障初始时刻，包括：
在选定的小波变换尺度下，将经积分还原后的线路电压信号分解为近似系数和细节系数；
根据细节系数计算模极大值序列；
根据模极大值序列识别故障极/非故障极线路暂态电压波形的故障初始时刻。
进一步地：所述小波变换将经积分还原后的线路电压信号分解为近似系数和细节系数表达式如下：
y(z)＝l(z)+d(z)
式中，d(z)为细节系数；z代表波形采样点，z＝0,1,......n；l(z)为近似系数；y(z)表示暂态电压波形，采用小波变换模极大值法对d(z)分析得到故障极/非故障极线路暂态电压波形的故障初始时刻分别为t1、t2。
进一步地：基于所述直流线路暂态电压波形的故障初始时刻，对故障极/非故障极线路平移补偿后，利用小波变换提取故障极/非故障极线路暂态电压波形的时频相关性，计算故障极/非故障极的小波互相关序列表达式如下：
WCXY(a,Δt)＝E[WXX(a,t1)WYY(a,t1+Δt)]
式中，WXX(a,t1)为t1时刻故障极线路信号的小波变换细节系数；WYY(a,t1+Δt)为t1+Δt时刻非故障极线路信号的小波变换细节系数；a为小波变换尺度；时延Δt＝t2-t1，对非故障极小波系数前向平移时延Δt实现时延补偿；WCXY(a,Δt)为故障极/非故障极线路信号的小波互相关序列。
进一步地：所述根据故障极/非故障极暂态电压波形的小波互相关序列识别故障点/线路对端反射波，根据幅值及极性判定反射波类型，利用故障点反射波/线路对端反射波结合行波波速确定故障点到换流站的距离，包括：
对故障极/非故障极线路幅值进行归一化处理，以初始波头幅值为基准，根据极性及幅值提取故障点/线路对端反射波；
根据故障极线路对端反射波与故障初始时刻时间差结合线路波速确定故障点到换流站距离。
进一步地：所述对故障极/非故障极线路幅值进行归一化处理，以初始波头幅值为基准，根据极性及幅值提取故障点/线路对端反射波，包括：
根据小波互相关序列提取的反射波，对故障极/非故障极线路的反射波进行分析，若对应的反射波极性为正，且故障极幅值大于非故障极幅值，则确定为故障点反射波；
根据小波互相关序列提取的反射波，对故障极/非故障极线路的反射波进行分析，若对应的反射波极性为负，且非故障极幅值大于故障极幅值，则确定为线路对端反射波。
进一步地：所述根据故障极线路对端反射波与故障初始时刻时间差结合线路波速确定故障点到换流站距离的表达式如下：
d1＝(t′1–t1)×v/2
d2＝L-(t″1–t1)×v/2
式中：d1、d2为故障点距离换流站距离；t0为初始波头到达时刻，t′1为故障点反射波到达时刻，t″1为线路对端反射波到达时间，L为线路全长，v为行波传播速度。
本发明还提供一种直流线路单端测距系统，其改进之处在于，包括：
采集模块，用于采集直流故障极/非故障极线路的线路侧耦合电容器中性点电流，根据耦合电容器中性点电流得到两极线路暂态电压波形，并提取故障极/非故障极暂态电压波形的小波互相关序列；
确定模块，用于根据故障极/非故障极暂态电压波形的小波互相关序列识别故障点/线路对端反射波，根据幅值及极性判定反射波类型，利用故障点反射波/线路对端反射波结合行波波速确定故障点到换流站的距离。
进一步地，所述采集模块包括：
采集子模块，用于对直流线路侧耦合电容器中性点电流进行时域积分，得到定时窗内的故障极/非故障极线路暂态电压，根据所述线路暂态电压绘制线路暂态电压波形；
识别子模块，用于采用小波变换模极大值识别故障极/非故障极线路暂态电压波形的故障初始时刻；
第一提取子模块，用于基于所述直流线路暂态电压波形的故障初始时刻，对故障极/非故障极线路平移补偿后，利用小波变换提取故障极/非故障极线路暂态电压波形的时频相关性，计算故障极/非故障极的小波互相关序列。
进一步地，所述识别子模块，包括：
分解单元，用于在选定的小波变换尺度下，将经积分还原后的线路电压信号分解为近似系数和细节系数；
计算单元，用于根据细节系数计算模极大值序列；
定位单元，用于根据模极大值序列识别故障极/非故障极线路暂态电压波形的故障初始时刻。
进一步地，所述确定模块，包括：
第二提取子模块，用于对故障极/非故障极线路幅值进行归一化处理，以初始波头幅值为基准，根据极性及幅值提取故障点/线路对端反射波；
第二确定子模块，用于根据故障极线路对端反射波与故障初始时刻时间差结合线路波速确定故障点到换流站距离。
进一步地，所述第二提取子模块，包括：
第一分析单元，用于根据小波互相关序列提取的反射波，对故障极/非故障极线路的反射波进行分析，若对应的反射波极性为正，且故障极幅值大于非故障极幅值，则确定为故障点反射波；
第二分析单元，用于根据小波互相关序列提取的反射波，对故障极/非故障极线路的反射波进行分析，若对应的反射波极性为负，且非故障极幅值大于故障极幅值，则确定为线路对端反射波。
与最接近的现有技术相比，本发明提供的技术方案具有的有益效果是：
本发明采集直流线路故障极/非故障极耦合电容器中性点电流，通过中性点电流积分变换还原暂态电压波形，并提取故障极/非故障极暂态电压波形的小波互相关序列；对所述故障极/非故障极暂态电压波形的小波互相关序列进行识别，确定故障点/线路对端反射波；在反射波识别的基础上确定故障点距离测量端换流站的距离。解决了直流输电系统的信号谐振以及系统杂波对直流输电线路单端行波测距方法的干扰问题；
本发明具有较强的抗干扰能力，利用了直流输电系统中非故障极与故障极线路暂态电压相关，而杂波和谐振等干扰互不相关特点；基于小波相关性分析两极信号的时频相关性实现了杂波干扰抑制，解决了直流线路单端行波测距中最主要的问题；
本发明还具有多特征识别能力，利用了直流输电系统中故障极与非故障线路阻抗特征差异，在传统极性识别的基础上增加了反射波幅值识别区分反射波类型；
相对于需要工频等辅助量分析的单端定位方法，本发明所述算法只需直流线路行波测距装置本身数据，无须引入其他系统数据，工程上实现较为简便。
附图说明
图1是直流线路行波故障测距装置采样原理图；
图2是经时域积分还原后的线路电压波形图，其中：(a)健全线路(非故障极)耦合电容器中性点电流波形图；(b)还原后的电压波形图；(c)故障线路耦合电容器中性点电流波形图；(d)还原后的电压波形图；
图3是故障极/非故障极线路对比图；
图4是一种直流线路单端测距方法的详细流程图；
图5是具体实施例二的故障极/非故障极线路实际录波波形图；其中：(a)非故障极线路采样波形图；(b)故障极线路采样波形图；
图6是具体实施例二的经积分还原的故障极/非故障极信号电压波形图，其中：(a)非故障极线路侧耦合电容器中性点电流；(b)故障极路侧耦合电容器中性点电流；(c)非故障极积分还原信号图；(d)故障极积分还原信号图；
图7是具体实施例二的经小波变换后提取的模极大值序列图；其中：(a)非故障极数据图；(b)故障极数据图；
图8是具体实施例二的经小波变换后提取的抑制杂波后的模极大值序列图；其中：(a)非故障极数据图；(b)故障极数据图；
图9是具体实施例二的经归一化处理后的小波变换模极大值图；其中：(a)非故障极小波变换模极大值图；(b)故障极小波变换模极大值图；
图10是具体实施例三的耦合电容器中性点电流原始录波波形图，其中：(a)非故障极小波变换模极大值图；(b)故障极小波变换模极大值图；
图11是具体实施例三的PLC中性点电流原始录波波形图，其中：(a)非故障极原始信号图；(b)故障极原始信号图；(c)非故障极积分还原信号图；(d)故障极积分还原信号图；
图12是具体实施例三的经小波变换后提取的模极大值序列图；其中：(a)非故障极数据图；(b)故障极数据图；
图13是具体实施例三的经小波变换后提取的模极大值序列图；
图14是具体实施例三的经归一化处理后的小波变化模极大值图；其中：(a)非故障极小波变换模极大值图；(b)故障极小波变换模极大值图；
图15是一种直流线路单端测距方法的简易流程图。
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。
以下描述和附图充分地示出本发明的具体实施方案，以使本领域的技术人员能够实践它们。其他实施方案可以包括结构的、逻辑的、电气的、过程的以及其他的改变。实施例仅代表可能的变化。除非明确要求，否则单独的组件和功能是可选的，并且操作的顺序可以变化。一些实施方案的部分和特征可以被包括在或替换其他实施方案的部分和特征。本发明的实施方案的范围包括权利要求书的整个范围，以及权利要求书的所有可获得的等同物。在本文中，本发明的这些实施方案可以被单独地或总地用术语“发明”来表示，这仅仅是为了方便，并且如果事实上公开了超过一个的发明，不是要自动地限制该应用的范围为任何单个发明或发明构思。
实施例一、
本发明公开了一种直流线路单端测距方法。当直流输电系统故障极线路接地或短路产生过电压时，由于空间磁场电场分布的变化，在相邻的非故障极线路上会耦合出暂时性的过电压(称为暂态过电压)。在绝大多数故障中，非故障极线路的故障测距装置会因暂态过电压启动。非故障极上的暂态过电压与故障极故障过电压具有相关性，而非故障极/故障极的杂波干扰只与本极换流阀等设备工作状态相关，两极间互不相关，因此，对两极信号相关性分析可实现对干扰量的抑制。由于两极线路间的耦合系数、相移等均与频率相关，本发明中利用具有时频分析能力的小波相关性进行分析。此外，非故障极和故障极线路相比缺少了故障点这一特征阻抗不连续点，故障极/非故障极线路上的故障点/对端反射波幅值会因此有所差异。本发明中通过归一化后反射波幅值分析实现对故障点/对端反射波的辅助识别。
本发明的流程图如图15所示，包括以下步骤：
采集直流线路的线路侧耦合电容器中性点电流，包括故障极/非故障极，利用耦合电容器中性点电流，通过积分还原获得故障极/非故障极暂态电压波形，并提取故障极/非故障极暂态电压的小波互相关序列；
对所述故障极/非故障极暂态电压波形的小波互相关序列进行识别，确定故障点/线路对端反射波，利用故障点/线路对端反射波结合线路波速确定故障点到测量端换流站的距离。
具体步骤如图4所示，包括：
进一步地：所述采集直流线路的线路侧耦合电容器中性点电流，包括故障极/非故障极，并提取故障极/非故障极暂态电压波形的小波互相关序列，包括：
采集直流线路故障极/非故障极的电压变化率，根据电压变化率计算直流线路暂态电压；
采用小波变换模极大值识别直流线路暂态电压波形的故障初始时刻；
基于所述直流线路暂态电压波形的故障初始时刻，对故障极/非故障极线路平移补偿后，提取故障极/非故障极线路暂态电压波形的时频相关性，利用小波变换计算故障极/非故障极小波互相关序列。
直流输电线路测距装置利用线路侧耦合电容器中性点电流实现对线路电压的间接采样，其采样原理如图1所示，耦合电容器中性点电流对应于电压差分而非实际电压。因此，本发明中首先利用时域积分对故障极/非故障极线路暂态电压波形进行还原，还原过程如图2(a)～(d)所示。根据电压变化率计算定时窗内的直流线路暂态电压如下式表示：
其中，i(t)为耦合电容器中性点电流；t-t0即为定时窗、u(t)表示t时刻的线路电压，u(t0)表示t0时刻的线路电压、c表示耦合电容器的等效电容。
本发明采用小波变换模极大值识别直流线路暂态电压波形的故障初始时刻，包括：
在选定的小波变换尺度下，将经积分还原后的线路电压信号分解为近似系数和细节系数；具体的包括：
由于双回直流线路的线间电压耦合系数及相移与频率相关，低频段呈现类抛物线，在高频段则接近于线性变化，因此，应在合适信号频带下对两极小波相关性进行分析。本发明采用二进制小波对得到的线路进行多尺度变换，以小波变换细节系数幅值为标准选取非故障极特征较明显频带进行分析。在给定分析尺度下a，小波变换将信号分解为近似系数(低频部分)和细节系数(高频部分)，所述小波变换将经积分还原后的线路电压信号分解为近似系数和细节系数表达式如下：
y(z)＝l(z)+d(z)
式中，d(z)为细节系数，细节系数具有较好的时间分辨率适用于故障初始时刻计算。采用小波变换模极大值识别故障初始时刻，z＝0,1,......n；l(z)为近似系数；y(z)表示暂态变化量。
根据细节系数计算模极大值序列；
根据模极大值序列识别直流线路暂态电压波形的故障初始时刻。
由小波模极大值法可得非故障极、故障极初始时刻分别为：t1、t2，由于非故障极的暂态过电压源于故障极线路的电压突变，因此，非故障极与故障极初始时刻间一般存在时延：Δt＝t2-t1。
进一步地：所述基于所述直流线路暂态电压波形的故障初始时刻，对故障极/非故障极线路平移补偿后，利用小波变换计算故障极/非故障极小波互相关序列表达式如下：
WCXY(a,Δt)＝E[WXX(a,t1)WYY(a,t1+Δt)]
式中，WXX(a,t1)为t1时刻故障极线路信号的小波变换细节系数；WYY(a,t1+Δt)为t1+Δt时刻非故障极线路信号的小波变换细节系数；a为小波变换尺度；时延Δt＝t2-t1，对非故障极小波系数前向平移时延Δt实现时延补偿；WCXY(a,Δt)为故障极/非故障极线路信号的小波互相关序列。
进一步地：所述对所述故障极/非故障极电压信号的小波互相关序列进行识别，确定直流线路故障极/非故障极的单端距离，包括：
对故障极/非故障极的模极大值进行归一化处理，以故障极初始波头幅值为基准，根据小波互相关性序列提取反射波；
根据反射波确定故障点到测量端换流站的距离。
进一步地：所述根据小波互相关性序列提取反射波，包括：
根据小波互相关序列提取的反射波，对故障极/非故障极线路的反射波进行分析，若对应的反射波极性为正，且故障极幅值大于非故障极，则确定为故障点反射波；
根据小波互相关序列提取的反射波，对故障极/非故障极线路的反射波进行分析，若对应的反射波极性为负，且非故障极幅值大于故障极，则确定为线路对端反射波。
由于存在线路间耦合，因此，在非故障极线路上也能检测到故障点/对端反射波。但从阻抗特性分析，如图3所示，非故障极线路与故障极线路相比，缺少故障点这一阻抗不连续点，因此，非故障极线路上的故障点反射波和对端反射波存在以下两个特点：
(1)由于缺少故障点折射，对端反射波幅值相对较高；
(2)由于缺少故障点反射，故障点反射波幅值相对较低；
但除了幅值变化外，行波在故障极/非故障极线路上的折反射特性不变。以故障初始行波为基准，故障点仍为正极性反射，线路对端仍为负极性反射。相对于传统单端法，本发明中，在反射波识别方面同时考虑反射波极性及幅值，具体步骤如下：
(1)提取互相关序列的模极大值；
(2)提取故障初始时刻之后的可能反射波，对大于阈值的反射波进行识别计算；
(3)反射波类型识别计算，根据互相关序列提取的可能反射波，首先需对非故障极/故障极的模极大值进行归一化处理，以故障初始波头幅值为基准，计算包括以下步骤：
1)根据互相关序列提取的反射波时刻，对非故障极/故障极线路的反射波进行分析，若对应的反射波极性为正，且故障极幅值大于非故障极，则确定为故障点反射波；
2)根据互相关序列提取的反射波时刻，对非故障极/故障极线路的反射波进行分析，若对应的反射波极性为负，且非故障极幅值大于故障极，则确定为线路对端反射波；
进一步地：在完成故障点/对端反射波识别后，采用传统单端行波完成最终的故障点定位。当能同时识别故障点反射波及线路对端反射波时，选择距离较近(与初始时刻较为接近)的反射波完成故障定位，所述根据反射波确定直流线路故障极/非故障极的单端距离的公式如下：
d1＝(t′1–t1)×v/2
d2＝L-(t″1–t1)×v/2
式中：d1、d2为故障点距离测量端(换流站)距离；t0为初始波头到达时刻，t′1为故障点反射波到达时刻，t″1为线路对端反射波到达时间，L为线路全长，v为行波传播速度。
实施例二、
本文以两组故障实例说明算法流程：
(1)晋北-南京(雁门关-淮安)特高压直流输电线路人工短路试验
以晋北-南京(雁门关-淮安)800kV特高压直流线路人工短路试验为例，该线路全长超1095.6km。该次人工短路试验点靠近晋北(雁门关)换流站，故障线路为极1线路，故障点距离雁门关换流站约13.8km，人工短路试验接近纯金属接地，下文分析中，提取雁门关站数据进行分析。
图5所示波形为实际采样数据，图5(a)为极2线路波形，图5(b)为极1线路波形，故障线路为极1线路。由于耦合电容器中性点电流大小与线路电压变化率成比例，在直流输电系统中，非故障极线路耦合电容器中性点电流幅值与故障极线路差距较小，约为故障极线路80％左右，因此，非故障极线路装置在故障期间往往会启动录波。本文所述的直流线路单端故障测距步骤如下：
步骤1：利用时域积分还原故障极/非故障极电压波形：还原后的电压波形如图6所示，图中横坐标为采样点，采样点间隔0.8us，纵坐标为码值(采样值)。
步骤2：小波变换及故障初始时刻计算：本发明采用模极大值法识别故障极/非故障极线路的故障初始时刻。通过故障初始时刻定位也可获得两极信号相移，即两极线路间故障初始时刻时延Δt。如图7所示，在故障初始时刻之后，在小波变换模极大值中存在数量较多的杂波干扰，这些杂波会对单端测距造成影响。
步骤3：平移补偿及互相关序列计算：对非故障极/故障极线路平移补偿后，利用小波变换提取的两极互相关序列如图9所示，相对于图8小波变换模极大值，故障极/非故障极线路上的杂波干扰得到有效抑制。
步骤4：反射波识别：该步骤包括以下环节：
(1)通过阈值判定对步骤3得到互相关序列中反射波进行筛选，确定可能反射波头；
(2)根据上各步骤得到反射波头对故障极/非故障极反射波进行识别，发现与互相关对应时刻只有正极性反射，因此，初步判定为故障点反射波。
(3)对归一化的非故障极/故障极信号分析，非故障极/故障极线路上对应的故障点反射波相对值如图10所示，由于缺少故障点反射，非故障极线路上的故障点反射波幅值相对于故障极线路较低，非故障极线路约为0.238，而故障极线路约为0.281，利用该特征可最终确定故障点反射波。
步骤5：单端行波故障测距：利用公式5计算故障点位置，故障点反射波与初始波头相差119个采样点，对应时间差为95.2us，结合直流线路传播波速296m/us，则故障点距离测量端约14.08km，与实际接地试验位置相差约200米。
(2)伊敏-穆家直流输电线路实际接地故障
以伊敏-穆家直流输电线路实际接地故障为例。该线路全长约819km，该次故障最终巡线结果距离穆家换流站约7.14km，故障原因为外部挂接，故障电阻偏大，该次故障中由于通讯原因，直流线路测距装置未完成自动双端故障测距。下文分析中，数据来源于伊敏换流站。
步骤1：利用时域积分还原故障极/非故障极电压变化量信号：还原后的波形如图11(a)～(d)所示，图中横坐标为采样点，采样点间隔1.6us，纵坐标为码值(采样值)。
步骤2：小波变换及故障初始时刻计算：根据小波变换模极大值提取的故障初始时刻如图12(a)和(b)所示。
步骤3：平移补偿及互相关序列计算：对非故障极/故障极线路平移补偿后计算得到互相关序列如图13所示。
步骤4：反射波识别：通过步骤3可得多个反射波，再对对应时刻的非故障极/故障极信号进行分析。对非故障极/故障极数据归一化后，故障点反射波相对值如图9(a)和(b)所示，由于缺少故障点折射，非故障极线路上的线路对端反射波幅值相对于故障极较高，非故障极线路约为-0.296，而故障极线路约为0.272，利用该特征可识别线路对端反射波。经归一化处理后的小波变化模极大值如图14(a)和(b)所示。
需要指出的是，该次故障中存在一个额外反射波，即故障点与线路对端的来回二次反射波。由于多次反射的信号叠加，其幅值大于线路对端的初始反射波，但由于不存在故障点折射过程，不满足非故障极大于故障极线路特点，非故障极值为-0.365与故障极-0.368值基本一致，未对本发明所述方法造成影响。
步骤5：单端故障测距：利用公式5计算故障点位置，故障点反射波与初始波头相差29个采样点，对应时间差为95.2us，结合直流线路传播波速296m/us，则故障点距离测量端约6.87km，与实际故障位置相差约300米。
实施例三、
基于同样的发明构思，本发明还提供一种直流线路单端测距系统，其改进之处在于，包括：
采集模块，用于采集直流故障极/非故障极线路的线路侧耦合电容器中性点电流，根据耦合电容器中性点电流得到两极线路暂态电压波形，并提取故障极/非故障极暂态电压波形的小波互相关序列；
确定模块，用于根据故障极/非故障极暂态电压波形的小波互相关序列识别故障点/线路对端反射波，根据幅值及极性判定反射波类型，利用故障点反射波/线路对端反射波结合行波波速确定故障点到换流站的距离。
进一步地，所述采集模块包括：
采集子模块，用于对直流线路侧耦合电容器中性点电流进行时域积分，得到定时窗内的故障极/非故障极线路暂态电压，根据所述线路暂态电压绘制线路暂态电压波形；
识别子模块，用于采用小波变换模极大值识别故障极/非故障极线路暂态电压波形的故障初始时刻；
第一提取子模块，用于基于所述直流线路暂态电压波形的故障初始时刻，对故障极/非故障极线路平移补偿后，利用小波变换提取故障极/非故障极线路暂态电压波形的时频相关性，计算故障极/非故障极的小波互相关序列。
进一步地，所述识别子模块，包括：
分解单元，用于在选定的小波变换尺度下，将经积分还原后的线路电压信号分解为近似系数和细节系数；
计算单元，用于根据细节系数计算模极大值序列；
定位单元，用于根据模极大值序列识别故障极/非故障极线路暂态电压波形的故障初始时刻。
进一步地，所述确定模块，包括：
第二提取子模块，用于对故障极/非故障极线路幅值进行归一化处理，以初始波头幅值为基准，根据极性及幅值提取故障点/线路对端反射波；
第二确定子模块，用于根据故障极线路对端反射波与故障初始时刻时间差结合线路波速确定故障点到换流站距离。
进一步地，所述第二提取子模块，包括：
第一分析单元，用于根据小波互相关序列提取的反射波，对故障极/非故障极线路的反射波进行分析，若对应的反射波极性为正，且故障极幅值大于非故障极幅值，则确定为故障点反射波；
第二分析单元，用于根据小波互相关序列提取的反射波，对故障极/非故障极线路的反射波进行分析，若对应的反射波极性为负，且非故障极幅值大于故障极幅值，则确定为线路对端反射波。
本发明的方法利用了直流输电系统中健全线路(下文称为非故障极)耦合电压与故障线路(故障极)电压的相关性，而杂波和信号谐振是随机且互不相关的特点，利用小波相关性分析两极信号的时频相关性实现干扰量抑制，从而提高故障点/对端反射波识别成功率，保证单端行波法的可靠性。
本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
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，这些未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，均在申请待批的本发明的权利要求保护范围之内。
Claims (14)
1.一种直流线路单端测距方法，其特征在于：
采集直流故障极/非故障极线路的线路侧耦合电容器中性点电流，根据耦合电容器中性点电流得到两极线路暂态电压波形，并提取故障极/非故障极暂态电压波形的小波互相关序列；
根据故障极/非故障极暂态电压波形的小波互相关序列识别故障点/线路对端反射波，根据幅值及极性判定反射波类型，利用故障点反射波/线路对端反射波结合行波波速确定故障点到换流站的距离。
2.如权利要求1所述的直流线路单端测距方法，其特征在于：采集直流故障极/非故障极线路的线路侧耦合电容器中性点电流，根据耦合电容器中性点电流得到两极线路暂态电压波形，并提取故障极/非故障极暂态电压波形的小波互相关序列，包括：
对直流线路侧耦合电容器中性点电流进行时域积分，得到定时窗内的故障极/非故障极线路暂态电压，根据所述线路暂态电压绘制线路暂态电压波形；
采用小波变换模极大值识别故障极/非故障极线路暂态电压波形的故障初始时刻；
基于所述直流线路暂态电压波形的故障初始时刻，对故障极/非故障极线路平移补偿后，利用小波变换提取故障极/非故障极线路暂态电压波形的时频相关性，计算故障极/非故障极的小波互相关序列。
3.如权利要求2所述的直流线路单端测距方法，其特征在于：对直流线路侧耦合电容器中性点电流进行时域积分，得到定时窗内的故障极/非故障极线路暂态电压如下式所示：
其中，i(t)为耦合电容器中性点电流；t-t0为定时窗；u(t)表示t时刻的线路电压，u(t0)表示t0时刻的线路电压；c表示耦合电容器的等效电容；t0为初始波头到达时刻。
4.如权利要求2所述的直流线路单端测距方法，其特征在于：所述采用小波变换模极大值识别故障极/非故障极线路暂态电压波形的故障初始时刻，包括：
在选定的小波变换尺度下，将经积分还原后的线路电压信号分解为近似系数和细节系数；
根据细节系数计算模极大值序列；
根据模极大值序列识别故障极/非故障极线路暂态电压波形的故障初始时刻。
5.如权利要求4所述的直流线路单端测距方法，其特征在于：所述小波变换将经积分还原后的线路电压信号分解为近似系数和细节系数表达式如下：
y(z)＝l(z)+d(z)
式中，d(z)为细节系数；z代表波形采样点，z＝0,1,......n；l(z)为近似系数；y(z)表示暂态电压波形，采用小波变换模极大值法对d(z)分析得到故障极/非故障极线路暂态电压波形的故障初始时刻分别为t1、t2。
6.如权利要求2所述的直流线路单端测距方法，其特征在于：基于所述直流线路暂态电压波形的故障初始时刻，对故障极/非故障极线路平移补偿后，利用小波变换提取故障极/非故障极线路暂态电压波形的时频相关性，计算故障极/非故障极的小波互相关序列表达式如下：
WCXY(a,Δt)＝E[WXX(a,t1)WYY(a,t1+Δt)]
式中，WXX(a,t1)为t1时刻故障极线路信号的小波变换细节系数；WYY(a,t1+Δt)为t1+Δt时刻非故障极线路信号的小波变换细节系数；a为小波变换尺度；时延Δt＝t2-t1，对非故障极小波系数前向平移时延Δt实现时延补偿；WCXY(a,Δt)为故障极/非故障极线路信号的小波互相关序列。
7.如权利要求1所述的直流线路单端测距方法，其特征在于：所述根据故障极/非故障极暂态电压波形的小波互相关序列识别故障点/线路对端反射波，根据幅值及极性判定反射波类型，利用故障点反射波/线路对端反射波结合行波波速确定故障点到换流站的距离，包括：
对故障极/非故障极线路幅值进行归一化处理，以初始波头幅值为基准，根据极性及幅值提取故障点/线路对端反射波；
根据故障极线路对端反射波与故障初始时刻时间差结合线路波速确定故障点到换流站距离。
8.如权利要求7所述的直流线路单端测距方法，其特征在于：所述对故障极/非故障极线路幅值进行归一化处理，以初始波头幅值为基准，根据极性及幅值提取故障点/线路对端反射波，包括：
根据小波互相关序列提取的反射波，对故障极/非故障极线路的反射波进行分析，若对应的反射波极性为正，且故障极幅值大于非故障极幅值，则确定为故障点反射波；
根据小波互相关序列提取的反射波，对故障极/非故障极线路的反射波进行分析，若对应的反射波极性为负，且非故障极幅值大于故障极幅值，则确定为线路对端反射波。
9.如权利要求7所述的直流线路单端测距方法，其特征在于：所述根据故障极线路对端反射波与故障初始时刻时间差结合线路波速确定故障点到换流站距离的表达式如下：
d1＝(t'1–t1)×v/2
d2＝L-(t”1–t1)×v/2
式中：d1、d2为故障点距离换流站距离；t0为初始波头到达时刻，t'1为故障点反射波到达时刻，t”1为线路对端反射波到达时间，L为线路全长，v为行波传播速度。
10.一种直流线路单端测距系统，其特征在于，包括：
采集模块，用于采集直流故障极/非故障极线路的线路侧耦合电容器中性点电流，根据耦合电容器中性点电流得到两极线路暂态电压波形，并提取故障极/非故障极暂态电压波形的小波互相关序列；
确定模块，用于根据故障极/非故障极暂态电压波形的小波互相关序列识别故障点/线路对端反射波，根据幅值及极性判定反射波类型，利用故障点反射波/线路对端反射波结合行波波速确定故障点到换流站的距离。
11.如权利要求10所述的直流线路单端测距系统，其特征在于，所述采集模块包括：
采集子模块，用于对直流线路侧耦合电容器中性点电流进行时域积分，得到定时窗内的故障极/非故障极线路暂态电压，根据所述线路暂态电压绘制线路暂态电压波形；
识别子模块，用于采用小波变换模极大值识别故障极/非故障极线路暂态电压波形的故障初始时刻；
第一提取子模块，用于基于所述直流线路暂态电压波形的故障初始时刻，对故障极/非故障极线路平移补偿后，利用小波变换提取故障极/非故障极线路暂态电压波形的时频相关性，计算故障极/非故障极的小波互相关序列。
12.如权利要求11所述的直流线路单端测距系统，其特征在于，所述识别子模块，包括：
分解单元，用于在选定的小波变换尺度下，将经积分还原后的线路电压信号分解为近似系数和细节系数；
计算单元，用于根据细节系数计算模极大值序列；
定位单元，用于根据模极大值序列识别故障极/非故障极线路暂态电压波形的故障初始时刻。
13.如权利要求10所述的直流线路单端测距系统，其特征在于，所述确定模块，包括：
第二提取子模块，用于对故障极/非故障极线路幅值进行归一化处理，以初始波头幅值为基准，根据极性及幅值提取故障点/线路对端反射波；
第二确定子模块，用于根据故障极线路对端反射波与故障初始时刻时间差结合线路波速确定故障点到换流站距离。
14.如权利要求10所述的直流线路单端测距系统，其特征在于，所述第二提取子模块，包括：
第一分析单元，用于根据小波互相关序列提取的反射波，对故障极/非故障极线路的反射波进行分析，若对应的反射波极性为正，且故障极幅值大于非故障极幅值，则确定为故障点反射波；
第二分析单元，用于根据小波互相关序列提取的反射波，对故障极/非故障极线路的反射波进行分析，若对应的反射波极性为负，且非故障极幅值大于故障极幅值，则确定为线路对端反射波。
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