CN111812455A - 一种输电线路双端故障测距方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种输电线路双端故障测距方法，属于电力系统继电保护技术领域。该方法首先采集录波器或保护装置记录的三相故障电压、电流采样瞬时值，获得M侧、N侧零序电流采样瞬时值；然后计算复数相量K；再选取参与计算的电压和电流通道采样录波数据，并确定计算时间点，M侧、N侧计算时间点同步；接着，分别计算M侧、N侧的故障相电压、故障相电流、零序电流的相量；之后计算中间复数相H；最后进行双端测距。本发明利用双端故障信息进行故障距离计算，不依赖于行波装置，通过覆盖率高的录波器和保护装置提供的故障录波数据，提取两侧同时刻录波数据的故障电压、故障电流和零序电流的相量进行双端测距计算，能够准确定位输电线路的故障点。

Description

一种输电线路双端故障测距方法及系统

技术领域

本发明属于电力系统继电保护技术领域，具体涉及一种输电线路双端故障测距方法及系统。

背景技术

输电线路故障准确定位对快速消除线路故障，及时恢复电网网架完整性意义重大。

目前工程应用主要依赖于行波测距装置、故障录波装置和保护装置提供故障测距信息，行波测距装置测距结果精度高，尤其是双端测距结果较为准确，但双端行波测距对时精度要求高，需要线路两侧装置协同工作，因此往往因某侧装置缺陷、对时误差、通信中断等原因造成测距失败，可靠性不高，单端测距则存在近区故障测距有死区的问题，特别是，行波测距结果受过渡电阻影响，高阻性故障测距结果误差较大，此外，行波测距装置还存在工程建设成本高、运维工作量大的问题。故障录波及保护装置主要依赖于单端故障信息进行测距，金属性故障工况下测距表现较理想，但测距算法存在原理性缺陷，测距精度受过渡电阻及负荷大小影响较大，过渡电阻越大、负荷越重，测距精度越差。

高阻性故障往往是永久性故障，线路跳闸后重合闸基本动作不成功，此类故障不仅故障点不明显，而且故障排查时效性要求也更加迫切。因此如何克服现有技术的不足是目前电力系统继电保护技术领域亟需解决的问题。

发明内容

为解决输电线路故障测距可靠性差、测距精度受过渡电阻影响的问题，本发明提出一种利用线路两端故障录波数据的输电线路故障测距方法及系统，该方法利用双端故障信息进行故障距离计算，不依赖于行波装置，通过覆盖率高的录波器和保护装置提供的故障录波数据，提取两侧同时刻录波数据的故障电压、故障电流和零序电流的相量进行双端测距计算，能够准确定位输电线路的故障点。

为实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：

一种输电线路双端故障测距方法，包括如下步骤：

输电线路发生故障时，M侧采样的三相故障电压采样瞬时值录波数据U_aM、U_bM、U_cM，三相故障电流采样瞬时值录波数据I_aM、I_bM、I_cM，N侧采样的三相故障电压采样瞬时值录波数据U_aN、U_bN、U_cN，三相故障电流采样瞬时值录波数据I_aN、I_bN、I_cN；其中，M侧、N侧分别为输电线路两端的厂站；

步骤(1)，采集录波器或保护装置记录的三相故障电压、电流采样瞬时值，获得M侧、N侧零序电流采样瞬时值；

步骤(2)，采用下式计算复数相量K；

其中，Z₁：输电线路正序阻抗相量，表达式为：Z₁＝R₁+jX₁；

Z₀：输电线路零序阻抗相量，表达式为：Z₀＝R₀+jX₀；

R₁：输电线路的单位正序电阻，单位为：Ω/公里；

X₁：输电线路的单位正序电抗，单位为：Ω/公里；

R₀：输电线路的单位零序电阻，单位为：Ω/公里；

X₀：输电线路的单位零序电抗，单位为：Ω/公里；

步骤(3)，选取参与计算的电压和电流通道采样录波数据；

步骤(4)，确定计算时间点，M侧、N侧计算时间点同步；

步骤(5)，分别计算M侧、N侧的故障相电压、故障相电流、零序电流的相量；

步骤(6)，采用下式计算中间复数相H；

式中：PT_M代表M侧PT变比；U_M代表M侧故障相电压的幅值；∠θ_UM代表M侧故障相电压的相位；PT_N代表N侧PT变比；U_N代表N侧故障相电压的幅值；∠θ_UN代表N侧故障相电压的相位；CT_M代表M侧CT变比；I_M代表M侧故障相电流的幅值；∠θ_IM代表M侧故障相电流的相位；CT_N代表N侧CT变比；I_N代表N侧故障相电流的幅值；∠θ_IN代表N侧故障相电流的相位；I_0M代表M侧自产零序电流的幅值；∠θ_I0M代表M侧自产零序电流的相位；I_0N代表N侧自产零序电流的幅值；∠θ_I0N代表N侧自产零序电流的相位；L代表输电线路的线路长度；步骤(7)，双端测距：

设双端测距结果中故障点与M侧厂站的距离为L_M，单位为公里；

取输电线路正序阻抗相量Z₁，单位为Ω/公里；选择下述两个公式中的一种进行测距计算：

测距公式1：

式中，Im()为取虚部运算，Im(H)和Im(Z₁)分别为H和Z₁的虚部；

测距公式2：

式中，||为取模值运算，|H|和|Z₁|分别为H和Z₁的模值。

进一步，优选的是，步骤(3)中，选取参与计算的电压和电流通道采样录波数据，其具体方法如下：

1)故障类型含A相的，两侧选取A相电压和A相电流采样瞬时值录波数据；

2)否则，故障类型含B相的，两侧选取B相电压和B相电流采样瞬时值录波数据；

3)否则，两侧选取C相电压和C相电流采样瞬时值录波数据。

进一步，优选的是，选取参与计算的电压和电流通道采样录波数据与故障类型的对应关系如表1；

表1

表1中：“故障类型”下：A代表A相接地故障；B代表B相接地故障；C代表C相接地故障；AB代表A、B两相短路故障；BC代表B、C两相短路故障；CA代表C、A两相短路故障；ABN代表A、B两相接地故障；BCN代表B、C两相接地故障；CAN代表C、A两相接地故障；ABC代表A、B、C三相短路故障。

进一步，优选的是，步骤(5)，计算故障相电压、故障相电流、零序电流的相量，其具体方法是：采用下式进行计算：

M侧故障电压相量：

M侧故障电流相量：

M侧自产零序电流相量：

N侧故障电压相量：

N侧故障电流相量：

N侧自产零序电流相量：

本发明同时提供一种输电线路双端故障测距系统，包括：

数据采集模块，用于采集录波器或保护装置记录的三相故障电压、电流采样瞬时值，获得M侧、N侧零序电流采样瞬时值；

第一处理模块，用于计算复数相量K；

第二处理模块，用于选取参与计算的电压和电流通道采样录波数据；

第三处理模块，用于确定计算时间点，M侧、N侧计算时间点同步；

第四处理模块，用于分别计算M侧、N侧的故障相电压、故障相电流、零序电流的相量；

第五处理模块，用于计算中间复数相H；

故障测距模块，用于进行测距计算，得到故障测距位置。

本发明还提供一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述程序时实现如上述输电线路双端故障测距方法的步骤。

本发明另外提供一种非暂态计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现如上述输电线路双端故障测距方法的步骤。

本发明中所述的厂站为变电站或电厂，其内部署有录波器和保护装置。

本发明原理如下：

根据距离保护的原理，当图1所示的k点发生任意种类短路故障时，M侧保护测量到的故障相电压都可表示为

式(1)～(3)中，

为M侧保护测量到的故障相电压；

为M侧保护测量到的故障相电流，

为M侧保护测量到的故障相电流的正序、负序和零序分量，

当发生三相对称短路和两相不接地短路时，无零序电流，

Z₁、Z₂、Z₀为线路单位长度的正序、负序、零序阻抗，在一般情况下可假设Z₁＝Z₂；

K为零序电流补偿系数，

可以是复数。

为故障相在故障点处的对地电压，对于不同类型的故障，

各不相同。当发生单相接地故障时，

为故障点流过的故障电流，Z_k为故障点的过渡阻抗；当Z_k＝0时，

故障为金属性接地故障。

L_M为故障点到M侧保护的距离。

上述公式的推导当中，并未针对某一种特定类型的短路故障。短路故障类型不同体现在

和

的变化上，所以式(3)对所有类型的短路故障都是适用的。

同理，可得到N侧保护测量到的故障相电压为，

式(4)中，为N侧保护测量到的故障相电压；

为N侧保护测量到的故障相电流，

为N侧保护测量到的故障相零序电流；

L_N为故障点到N侧保护的距离，线路长度L＝L_M+L_N；

用式(3)和式(4)相减，得到，

通过线路两端的故障录波文件获得线路两侧的故障电压和电流，根据定值单获得线路长度和正序、负序阻抗等信息后，可求得故障点距M侧厂站的距离为

故障点距N侧厂站的距离为L_N＝L-L_M。式(5)对所有类型的短路故障均适用，短路故障类型不同体现在

和

的变化上，当故障类型为两相不接地短路或三相对称短路时，故障相无零序电流，令

即可。从上述推导过程可知，故障点电压

被消去，所以故障点处过渡电阻产生的电压不会影响到测距精度，也无需考虑补偿算法的问题，这是该方法与传统的阻抗法测距相比最为突出的优势。

本发明与现有技术相比，其有益效果为：

(1)应用范围广。不依赖于行波装置，仅需从现有录波器、保护装置提供的录波数据即可进行双端测距，因此适用于35kV及以上所有电网。相比之下，行波装置只覆盖500kV以上电网，及部分220kV电网，范围非常有限；

(2)适用性强。双端测距的录波数据既可以来源于录波器，也可以来源于保护装置，还可以是录波器和保护装置的混合，并且对录波器、保护装置的型号不敏感，也不需要建立专门的主站系统协助分析；

(3)兼容性好。不受录波数据的采样率差异影响，无需差值，无需重采样，双端测距计算时，仅需保证选取的两侧录波数据采样点时刻相同即可。

附图说明

图1为本发明输电线路双端故障测距原理图；

图2为本发明双端故障录波测距示意图；

图3为本发明输电线路双端故障测距方法流程图；

图4是本发明输电线路双端故障测距系统的结构示意图；

图5为本发明电子设备结构示意图。

具体实施方式

下面结合实施例对本发明作进一步的详细描述。

本领域技术人员将会理解，下列实施例仅用于说明本发明，而不应视为限定本发明的范围。实施例中未注明具体技术或条件者，按照本领域内的文献所描述的技术或条件或者按照产品说明书进行。所用材料或设备未注明生产厂商者，均为可以通过购买获得的常规产品。

如图2所示，输电线路两侧变电站实时采集电压和电流信号，经过CT和PT变换成二次电流和二次电压采样瞬时值，由站内录波器和保护装置存储形成静态录波数据。

M侧CT变比记为CT_M，PT变比记为PT_M。

N侧CT变比记为CT_N，PT变比记为PT_N。

PT和CT为互感器一二次侧的绕组比值，如M侧PT变比为220kV：100V，CT变比为1600A：5A，则M侧计算PT和CT方式如下：

PT_M＝220000/100＝2200

CT_M＝1600/5＝320

N侧计算PT_N和CT_N方式同上。

线路长度记为L，单位为：公里。

线路正序阻抗记为Z₁，复数形式，单位为：Ω/公里。

线路零序阻抗记为Z₀，复数形式，单位为：Ω/公里。

输电线路发生故障时，M侧采样的三相故障电压采样瞬时值录波数据U_aM、U_bM、U_cM，三相故障电流采样瞬时值录波数据I_aM、I_bM、I_cM，N侧采样的三相故障电压采样瞬时值录波数据U_aN、U_bN、U_cN，三相故障电流采样瞬时值录波数据I_aN、I_bN、I_cN。

录波器或保护装置记录的三相故障电压、电流采样瞬时值曲线如图2所示。零序电流直接自产，由各侧的三相电流瞬时值相加产生，如T₁时刻所示。

M侧自产的零序电流记为I_0M，N侧自产的零序电流记为I_0N。

故障起始时刻记为T_s，故障结束时刻记为T_e。

(1)根据三相电流自产零序电流采样瞬时值

M侧自产公式为：i_0M＝i_aM+i_bM+i_cM

N侧自产公式为：i_0N＝i_aN+i_bN+i_cN

M和N侧各自A、B、C三相电流瞬时值逐点相加，算出零序电流采样瞬时值。

(2)计算复数相量K

计算公式为：

式中，Z₁：输电线路正序阻抗相量，表达式为：Z₁＝R₁+jX₁

Z₀：输电线路零序阻抗相量，表达式为：Z₀＝R₀+jX₀

R₁：输电线路的单位正序电阻，单位为：Ω/公里

X₁：输电线路的单位正序电抗，单位为：Ω/公里

R₀：输电线路的单位零序电阻，单位为：Ω/公里

X₀：输电线路的单位零序电抗，单位为：Ω/公里

(3)选取参与计算的电压和电流通道采样录波数据

M侧和N侧各选取故障相电压、故障相电流、零序电流3组采样瞬时值录波数据计算向量，合计选取6组。电压和电流采样瞬时值录波数据的选取与故障类型相关，原则如下：

1)故障类型含A相的，两侧选取A相电压和A相电流采样瞬时值录波数据；

2)否则，故障类型含B相的，两侧选取B相电压和B相电流采样瞬时值录波数据；

3)否则，两侧选取C相电压和C相电流采样瞬时值录波数据；

4)两侧选取的通道必须保证相别一致，如A相故障，则M和N侧必须同时选取各侧A相电压和A相电流采样瞬时值录波数据，其余依此类推。

5)任何类型的故障，自产零序采样瞬时值录波数据均自动参与计算。选取参与计算的采样瞬时值录波数据，与故障类型的对应关系如表1。

表1通道选取与故障类型的对应关系

表1中：“故障类型”下：A代表A相接地故障；B代表B相接地故障；C代表C相接地故障；AB代表A、B两相短路故障；BC代表B、C两相短路故障；CA代表C、A两相短路故障；ABN代表A、B两相接地故障；BCN代表B、C两相接地故障；CAN代表C、A两相接地故障；ABC代表A、B、C三相短路故障。

(4)确定计算点

确定计算点的原则在于：

1)两侧选取的计算点时刻应一致，即双端计算点时间同步；

2)计算点应位于故障区间，如图2所示的Ts(故障开始时刻)到Te(故障结束时刻)；

3)M侧调整计算点时，N侧应根据M侧计算点所对应时刻，重新调整N侧的计算点；

4)N侧调整计算点时，M侧应根据N侧计算点所对应时刻，重新调整M侧的计算点。

(5)计算故障相电压、故障相电流、零序电流的相量

基于确定好的计算点，用傅氏算法分别算出该点时刻M侧和N侧故障相电压、故障相电流、零序电流的相量如下。

M侧故障电压相量：

M侧故障电流相量：

M侧自产零序电流相量：

N侧故障电压相量：

N侧故障电流相量：

N侧自产零序电流相量：

确定故障相电压、电流对应的采样瞬时值录波数据选取方法见步骤(3)。

(6)计算中间复数相H

采用式(5)在实际计算中易产生复数，故先计算中间量H：

其中：PT_M代表M侧PT变比；U_M代表M侧故障相电压的幅值；∠θ_UM代表M侧故障相电压的相位；PT_N代表N侧PT变比；U_N代表N侧故障相电压的幅值；∠θ_UN代表N侧故障相电压的相位；CT_M代表M侧CT变比；I_M代表M侧故障相电流的幅值；∠θ_IM代表M侧故障相电流的相位；CT_N代表N侧CT变比；I_N代表N侧故障相电流的幅值；∠θ_IN代表N侧故障相电流的相位；I_0M代表M侧自产零序电流的幅值；∠θ_I0M代表M侧自产零序电流的相位；I_0N代表N侧自产零序电流的幅值；∠θ_I0N代表N侧自产零序电流的相位；L代表输电线路的线路长度；

(7)双端测距

设双端测距结果中故障点与M侧厂站的距离为L_M，单位为公里；

取输电线路正序阻抗相量Z₁，单位为Ω/公里；选择下述两个公式中的一种进行测距计算：

测距公式1：

式中，Im()为取虚部运算，Im(H)和Im(Z₁)分别为H和Z₁的虚部。

测距公式2：

式中，||为取模值运算，|H|和|Z₁|分别为H和Z₁的模值。

(8)计算不同时刻的双端测距结果

重复步骤(4)-(7)，可算出不同时刻的双端测距结果，流程图如图3所示。

如图4所示，一种输电线路双端故障测距系统，包括：

数据采集模块101，用于采集录波器或保护装置记录的三相故障电压、电流采样瞬时值，获得M侧、N侧零序电流采样瞬时值；

第一处理模块102，用于计算复数相量K；

第二处理模块103，用于选取参与计算的电压和电流通道采样录波数据；

第三处理模块104，用于确定计算时间点，M侧、N侧计算时间点同步；

第四处理模块105，用于分别计算M侧、N侧的故障相电压、故障相电流、零序电流的相量；

第五处理模块106，用于计算中间复数相H；

故障测距模块107，用于进行测距计算，得到故障测距位置。

在本发明实施例中，数据采集模块101采集录波器或保护装置记录的三相故障电压、电流采样瞬时值，获得M侧、N侧零序电流采样瞬时值；然后，第一处理模块102计算复数相量K；之后，第二处理模块103选取参与计算的电压和电流通道采样录波数据；接着，第三处理模块104确定计算时间点，M侧、N侧计算时间点同步；第四处理模块105分别计算M侧、N侧的故障相电压、故障相电流、零序电流的相量；第五处理模块106计算中间复数相H；最后，故障测距模块107进行测距计算，得到故障测距位置。

本发明实施例提供的一种输电线路双端故障测距系统，该系统不受录波数据的采样率差异影响，无需差值，无需重采样，仅需从现有录波器、保护装置提供的录波数据即可进行双端测距，适用于35kV及以上所有电网。

本发明实施例提供的系统是用于执行上述各方法实施例的，具体流程和详细内容请参照上述实施例，此处不再赘述。

图5为本发明实施例提供的电子设备结构示意图，参照图5，该电子设备可以包括：处理器(processor)201、通信接口(Communications Interface)202、存储器(memory)203和通信总线204，其中，处理器201，通信接口202，存储器203通过通信总线204完成相互间的通信。处理器201可以调用存储器203中的逻辑指令，以执行如下方法：采集各馈线的暂态零序电流；对各馈线的暂态零序电流进行分形盒维数计算；所述的分形盒维数计算的具体方法为：采集录波器或保护装置记录的三相故障电压、电流采样瞬时值，获得M侧、N侧零序电流采样瞬时值；计算复数相量K；选取参与计算的电压和电流通道采样录波数据；确定计算时间点，M侧、N侧计算时间点同步；分别计算M侧、N侧的故障相电压、故障相电流、零序电流的相量；计算中间复数相H；进行测距计算，得到故障测距位置。

此外，上述的存储器203中的逻辑指令可以通过软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。

另一方面，本发明实施例还提供一种非暂态计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现以执行上述各实施例提供的基于零序电流波形分形盒维数的配电网故障选线方法，例如包括：采集各馈线的暂态零序电流；对各馈线的暂态零序电流进行分形盒维数计算；所述的分形盒维数计算的具体方法为：采集录波器或保护装置记录的三相故障电压、电流采样瞬时值，获得M侧、N侧零序电流采样瞬时值；计算复数相量K；选取参与计算的电压和电流通道采样录波数据；确定计算时间点，M侧、N侧计算时间点同步；分别计算M侧、N侧的故障相电压、故障相电流、零序电流的相量；计算中间复数相H；进行测距计算，得到故障测距位置。

以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，其中所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部模块来实现本实施例方案的目的。本领域普通技术人员在不付出创造性的劳动的情况下，即可以理解并实施。

通过以上的实施方式的描述，本领域的技术人员可以清楚地了解到各实施方式可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现，当然也可以通过硬件。基于这样的理解，上述技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品可以存储在计算机可读存储介质中，如ROM/RAM、磁碟、光盘等，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行各个实施例或者实施例的某些部分所述的方法。

应用实例

以某220kV线路发生的一次故障的双端测距过程为例，其故障概况及M、N侧录波曲线如图2所示。

(1)本实例中，故障线路的基本参数如下：

PT_M＝2200；CT_M＝1200；PT_N＝2200；CT_N＝1600；L＝35.82公里；

Z₁＝0.044+j0.375Ω/公里；Z₀＝0.327+j1.022Ω/公里。

(2)经波形分析本次故障为A相接地故障，选取计算点T₁时刻的：

U_M＝U_aM＝-22.46V；∠θ_UM＝∠θ_UaM＝∠-110.492°；

I_M＝I_aM＝-0.632A；∠θ_IM＝∠θ_IaM＝∠-166.97°；

I_0M＝-0.091A；∠θ_I0M＝∠179.333°；

U_N＝U_aN＝-23.26V；∠θ_UN＝∠θ_UaN＝∠-111.224°；

I_N＝I_aN＝0.229A；∠θ_IN＝∠θ_IaN＝∠-177.008°；

I_0N＝-0.057A；∠θ_I0N＝∠-176.656°；

(3)将以上参数代入本发明步骤，得到T₁时刻的双端测距结果为：

L_M＝22.26公里；

(4)本实例采用传统单端测距方法得到的单端测距结果为

L_DM＝23.49公里(距M侧)；L_DN＝14.34公里(距N侧)；

(5)本实例最终故障线路巡线结果为：L_XM＝22.15公里(距M侧)

(6)测距误差计算公式为：

算得：本发明方法的测距误差约为0.5％；传统单端测距方法的测距误差分别约为：6％和3％。

在本实例中可见，本发明提出的一种基于录波数据的输电线路双端测距方法可有效测出故障点距离，且测距精度优于传统的单端故障测距方法。本发明不依赖行波，只靠录波或保护数据进行双端测距，易于推广应用。

发明的优异性在前文也提过了，发明步骤和具体实施方式就是证明过程。

以上显示和描述了本发明的基本原理、主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是说明本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下，本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明范围内。本发明要求保护范围由所附的权利要求书及其等效物界定。

Claims (7)

1.一种输电线路双端故障测距方法，其特征在于，包括如下步骤：

输电线路发生故障时，M侧采样的三相故障电压采样瞬时值录波数据U_aM、U_bM、U_cM，三相故障电流采样瞬时值录波数据I_aM、I_bM、I_cM，N侧采样的三相故障电压采样瞬时值录波数据U_aN、U_bN、U_cN，三相故障电流采样瞬时值录波数据I_aN、I_bN、I_cN；其中，M侧、N侧分别为输电线路两端的厂站；

步骤(1)，采集录波器或保护装置记录的三相故障电压、电流采样瞬时值，获得M侧、N侧零序电流采样瞬时值；

步骤(2)，采用下式计算复数相量K；

其中，Z₁：输电线路正序阻抗相量，表达式为：Z₁＝R₁+jX₁；

Z₀：输电线路零序阻抗相量，表达式为：Z₀＝R₀+jX₀；

R₁：输电线路的单位正序电阻，单位为：Ω/公里；

X₁：输电线路的单位正序电抗，单位为：Ω/公里；

R₀：输电线路的单位零序电阻，单位为：Ω/公里；

X₀：输电线路的单位零序电抗，单位为：Ω/公里；

步骤(3)，选取参与计算的电压和电流通道采样录波数据；

步骤(4)，确定计算时间点，M侧、N侧计算时间点同步；

步骤(5)，分别计算M侧、N侧的故障相电压、故障相电流、零序电流的相量；

步骤(6)，采用下式计算中间复数相H；

式中：PT_M代表M侧PT变比；U_M代表M侧故障相电压的幅值；∠θ_UM代表M侧故障相电压的相位；PT_N代表N侧PT变比；U_N代表N侧故障相电压的幅值；∠θ_UN代表N侧故障相电压的相位；CT_M代表M侧CT变比；I_M代表M侧故障相电流的幅值；∠θ_IM代表M侧故障相电流的相位；CT_N代表N侧CT变比；I_N代表N侧故障相电流的幅值；∠θ_IN代表N侧故障相电流的相位；I_0M代表M侧自产零序电流的幅值；∠θ_I0M代表M侧自产零序电流的相位；I_0N代表N侧自产零序电流的幅值；∠θ_I0N代表N侧自产零序电流的相位；L代表输电线路的线路长度；

步骤(7)，双端测距：

设双端测距结果中故障点与M侧厂站的距离为L_M，单位为公里；

取输电线路正序阻抗相量Z₁，单位为Ω/公里；选择下述两个公式中的一种进行测距计算：

测距公式1：

式中，Im()为取虚部运算，Im(H)和Im(Z₁)分别为H和Z₁的虚部；

测距公式2：

式中，||为取模值运算，|H|和|Z₁|分别为H和Z₁的模值。

2.根据权利要求1所述的输电线路双端故障测距方法，其特征在于，步骤(3)中，选取参与计算的电压和电流通道采样录波数据，其具体方法如下：

1)故障类型含A相的，两侧选取A相电压和A相电流采样瞬时值录波数据；

2)否则，故障类型含B相的，两侧选取B相电压和B相电流采样瞬时值录波数据；

3)否则，两侧选取C相电压和C相电流采样瞬时值录波数据。

3.根据权利要求1或2所述的输电线路双端故障测距方法，其特征在于，选取参与计算的电压和电流通道采样录波数据与故障类型的对应关系如表1；

表1

表1中故障类型下：A代表A相接地故障；B代表B相接地故障；C代表C相接地故障；AB代表A、B两相短路故障；BC代表B、C两相短路故障；CA代表C、A两相短路故障；ABN代表A、B两相接地故障；BCN代表B、C两相接地故障；CAN代表C、A两相接地故障；ABC代表A、B、C三相短路故障。

4.根据权利要求1所述的输电线路双端故障测距方法，其特征在于，步骤(5)，计算故障相电压、故障相电流、零序电流的相量，其具体方法是：采用下式进行计算：

M侧故障电压相量：

M侧故障电流相量：

M侧自产零序电流相量：

N侧故障电压相量：

N侧故障电流相量：

N侧自产零序电流相量：

5.一种输电线路双端故障测距系统，其特征在于，包括：

数据采集模块，用于采集录波器或保护装置记录的三相故障电压、电流采样瞬时值，获得M侧、N侧零序电流采样瞬时值；

第一处理模块，用于计算复数相量K；

第二处理模块，用于选取参与计算的电压和电流通道采样录波数据；

第三处理模块，用于确定计算时间点，M侧、N侧计算时间点同步；

第四处理模块，用于分别计算M侧、N侧的故障相电压、故障相电流、零序电流的相量；

第五处理模块，用于计算中间复数相H；

故障测距模块，用于进行测距计算，得到故障测距位置。

6.一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述程序时实现如权利要求1至5任一项所述输电线路双端故障测距方法的步骤。

7.一种非暂态计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，该计算机程序被处理器执行时实现如权利要求1至5任一项所述输电线路双端故障测距方法的步骤。

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