CN116338525A - 一种风电交流送出线路故障测距方法及系统 - Google Patents
一种风电交流送出线路故障测距方法及系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN116338525A CN116338525A CN202310607568.9A CN202310607568A CN116338525A CN 116338525 A CN116338525 A CN 116338525A CN 202310607568 A CN202310607568 A CN 202310607568A CN 116338525 A CN116338525 A CN 116338525A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fault
- matrix
- wind power
- line
- traveling wave
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims abstract description 102
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 12
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 9
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 9
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 claims description 4
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims description 4
- 238000012886 linear function Methods 0.000 claims description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 abstract description 6
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 abstract description 6
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 abstract description 6
- 238000004891 communication Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 15
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 9
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 5
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- 230000016507 interphase Effects 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009499 grossing Methods 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
- G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
- G01R31/50—Testing of electric apparatus, lines, cables or components for short-circuits, continuity, leakage current or incorrect line connections
- G01R31/58—Testing of lines, cables or conductors
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
- G01R19/00—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
- Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
- Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
- Y04S10/50—Systems or methods supporting the power network operation or management, involving a certain degree of interaction with the load-side end user applications
- Y04S10/52—Outage or fault management, e.g. fault detection or location
Abstract
本发明涉及一种风电交流送出线路故障测距方法及系统，属于电力系统继电保护技术领域。本发明首先在风电场侧获取初始故障电流行波信号，构造行数为l/a，列数为所述故障电流行波采样点数的全零矩阵H；对矩阵S 1和S 2作乘积，得矩阵Q；对矩阵Q的每行作累加，求出所述累加和序列的最值；连接原点与最值点的连线，形成一次函数，通过判断该一次函数的斜率从而确定故障距离。该方法只需采集单端电流行波数据，无需考虑通信不同步影响，且考虑了电磁耦合影响，具有较小的测距误差，提高了电网故障的快速定位及处理效率。
Description
技术领域
本发明涉及一种风电交流送出线路故障测距方法及系统，属于电力系统继电保护技术领域。
背景技术
随着绿色能源产业的飞速发展，加上可再生能源成本的降低，因此风电在实际应用的过程中更是得到了广泛的应用。风电作为新能源的主力军之一，很早就被人们利用。利用风力发电非常环保，且风能蕴量巨大，所以我国对该领域的建设规模也越来越大。送出线路是绿色清洁能源输送过程中的一条关键的通道，由于风电场一般是建设在荒山草原地区，其送出线路所处环境比常规线路更易发生故障，若其发生故障会直接影响整个系统的正常运行，因此输电线路发生故障后，必须准确并迅速地找到故障点，为后续的线路抢修工作和恢复系统供电提供保障，从而提高输电系统运行的稳定性和经济性。目前对于风电送出线故障测距往往忽略了相间电磁耦合的影响，另外，对短距离送出线的测距方法较多，对长距离线路的测距方法较少，且抗过渡电阻的能力不高，不能保证输电系统的可靠性，因此该方法便不再适用。
发明内容
本发明要解决的技术问题是提供一种风电交流送出线路故障测距方法及系统，用以解决目前风电场送出线路故障测距方法的测距精度不受过渡电阻和故障距离的影响，且考虑相间耦合的单端故障测距方法。
本发明的技术方案是：一种风电交流送出线路故障测距方法，当线路发生故障时，其产生的故障行波将沿线路两端传波，而对于风电场侧来说，当其到达风电场侧时对应的是线模电流的第一个波头，由于该故障行波将会在风电场侧和故障点发生折射，所以其第一个波头与第二个波头所对应的距离就为两倍的故障距离，两个相同的线模电流波形，让第一个波形向右移动k次步长形成第一个矩阵S1。第二个则向左同样移动k次步长形成第二个矩阵S2。当第一个波形的第一个波头与第二个波形的第二个波头相遇的时候，此时两个波形各自移动了一倍的故障距离了，所以可以通过在波头相遇的地方就会形成最值点，该最值点就是对应故障距离信息的点。
具体步骤为：
Step1：通过风电场侧的信号采集装置对故障电流行波数据进行采集。
Step1.1：利用线路风电场侧的采集装置采集线路中的故障行波。
该步骤的原理在于，在线路输电的实际运行中，故障行波是不能直接被风电场侧测量得到的，而且在风电场侧一般会有平波电抗器和直流滤波器形成的边界，当频率较高时，它就会表现出阻抗特性，类似于开路，测量不到电流行波。而且高频电压行波也不能通过电压互感器直接测量的。此时就可以通过在风电场侧安装行波耦合箱，故障电压行波通过耦合箱后便会得到故障电流行波信号，最后利用电流互感器测得电流信号。
Step1.2：对故障行波信号使用凯伦贝尔变换进行解耦，获取风电场侧线模电流行波。
执行该步骤的依据在于，由于在风电交流送出线的输电距离一般较长，其三相线路之间就会存在电磁耦合，所以应对其故障电流行波解耦为线模分量和零模分量。当在输送线路没有故障时，线模分量为零，而当输电线路发生故障时，就会出现线模分量，而零模分量无论是否故障都存在。而且零模分量随着频率的升高，其衰减严重。最后，线模分量比起零模分量而言，其通道的通频带相比较而言较宽，并且分量畸变也相对较小。综上所述，线模分量更适合对线路故障进行测距。
式中为
零模电流，/>
和/>
为两个线模电流；/>
，/>
，/>
分别为三相电流。
Step1.3：由于电流故障信号特征可能会比较小，可以对其进行奇数次幂变换，这样不仅可以放大故障电流信号的特征，而且并不会改变波头的极性，因为故障点首波头与反射波的极性是相反的，而其对端的反射波波头与首波头极性相同，所以保留了波头的极性，同时还可以区分第二个波头的性质。
Step2：构造行数为l/a，列数为所述故障电流行波采样点数的全零矩阵H。执行该步骤的优势在于，可以不用标定行波波头，只需利用构建的矩阵S来反映故障电流行波对应的每个假设的故障，通过设置假设的故障点个数，可以更加逼近真实的故障距离。
Step2.1：构造行数为l/a，列数为所述故障电流行波采样点数的全零矩阵H，执行该步骤的优势在于，通过利用一个全零矩阵H，能够将的得到的故障信号
暂时存储于其中。形成每一行都相同的矩阵S，矩阵S同样是行数为l/a，列数为所述故障电流行波采样点数的矩阵。在长为l的全线长范围内设置假设的故障点，设置步长为akm。
Step2.2：对矩阵S的k行向右移动k(k=1,2,3,…,l/a)次步长，形成矩阵S1的第k行；则矩阵S1的第k行为：
所以矩阵S1便可以表示为：
Step2.3：对矩阵S的k行向左移动k(k=1,2,3,…,l/a)次步长，形成矩阵S2的第k行；则矩阵S1的第k行为：
所以矩阵S2便可以表示为：
Step3：计算矩阵S1和S2的乘积，获得乘积矩阵Q，并对矩阵Q的每一行做累加，乘积矩阵的每一行对应每一个假设的故障点。执行该步骤的优势在于，因为行波的波头幅值是随时间递减的，所以故障电流行波的波头幅值也会递减。因此可以利用Step2中向左移动的矩阵S2的首波头与向右移动的矩阵S1的第二个波头相遇时，此刻的能量是最大的，而能量最大的点就是故障的真实距离。
Step3.1：计算矩阵S1和矩阵S2的乘积，获得乘积矩阵Q，则矩阵Q为Q=S 1⊙S 2
Step3.2：对乘积矩阵Q的每一行做累加，乘积矩阵的每一行即为一个假设的故障点，同理就可计算出全部假设故障点的能量。若设X为第k行的能量，则：
Step4：求出所述累加和序列的最值，连接原点与最值点的连线而形成一个一次函数，通过判断该一次函数的斜率从而确定故障距离。执行该步骤的优势在于，通过斜率的大小判断是该假设点是故障点还是对偶故障点。
Step4.1：连接原点与最值点，形成一次函数
。
Step4.2：通过判断该一次函数
的斜率从而判断故障距离，若斜率为小于零，则该故障距离为x，若斜率大于零，则该故障距离就为l-x。
一种风电交流送出线路故障测距系统，包括：
电气信号采集模块，用于对数据信息的采集与储存，一般安装于风电场侧。
数值计算模块，计算矩阵S1和S2以及假设的故障点的能量。
故障测距模块，用于构造函数，通过对矩阵S1和S2利用乘积运算得出矩阵Q，再对其进行累加，并利用函数最值点进行故障测距，得出故障距离后出口测距结果。
所述电气信号采集模块包括：
数据采集单元，用于采集互感器二次侧输出的模拟信号。
模数转换单元，用于将采集得到的模拟信号转换为数字信号。
保护启动单元，用于判断数字信号是否大于设定的启动阈值，若是，则读取启动时间并存储数据。
所述数值计算模块包括：
线模转换单元，用于对故障行波信号进行解耦，从而得出线路线模电流行波。
参数设置单元，用于设置假设的故障点的步长a与全线的线路长度l。
数值计算单元，用于计算矩阵S1和S2以及故障测距。
所述故障测距模块具体包括：
距离测量单元，用于测量函数的最值点相对于风电场侧的距离。
斜率判断单元，用于判断原点与最值点形成的一次函数斜率的大小。
本发明的有益效果是：
1、本发明测距精度不受故障距离、过渡电阻、噪声的影响，具有较好的鲁棒性。
2、本发明为单端测距方法，不受通信延时的影响。
3、本发明测距方法不受波速和波头标定误差的影响，有较高的测距精度。
附图说明
图1是本发明仿真模型拓扑图；
图2是本发明中故障信号在故障点与风电场侧的响应传播示意图；
图3是本发明实施例1的包括具体步骤的测距流程图；
图4是本发明实施例1的系统框图；
图5是本发明实施例1的函数结果图；
图6是本发明实施例2的函数结果图。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施方式，对本发明作进一步说明。
实施例1：风电交流送出系统仿真模型如附图1所示，线路全长70km，电压等级为220kV，设置故障距离场站侧20km处，故障类型设置为A相接地永久性故障，故障角为90度，过渡电阻设置为0.01Ω，采样率为200kHz。
实施的具体步骤为：
Step1：通过风电场侧的信号采集装置对故障电流行波数据进行采集；
Step1.1：利用风电场侧的采集装置对故障点产生的故障行波信号进行采集。
Step1.2：对故障行波信号使用凯伦贝尔变换进行解耦，获取风电场侧线模电流。
Step1.3：通过对故障信号进行奇数次幂变换，从而对故障信号进行放大处理。在本实施例中，幂变换次数取3。
Step2：构造行数为l/a，列数为所述故障电流行波采样点数的全零矩阵H；
Step2.1：将故障行波信号
存放于全零矩阵H中，形成每一行都相同的矩阵S，在长为l的全线长范围内设置假设的故障点，设置步长为akm；在本实施例中，线长l长度为70km，步长a取0.01km。
Step2.2：对矩阵S的k行向右移动k(k=1,2,3,…,l/a)次步长，形成矩阵S1的第k行；则矩阵S1的第k行为：
所以矩阵S1便可以表示为：
Step2.3：对矩阵S的k行向左移动k(k=1,2,3,…,l/a)次步长，形成矩阵S2的第k行；则矩阵S1的第k行为：
所以矩阵S2便可以表示为：
Step3：计算矩阵S1和S2的乘积，获得乘积矩阵Q，并对矩阵Q的每一行做累加，乘积矩阵的每一行对应每一个假设的故障点；
Step3.1：计算矩阵S1和矩阵S2的乘积，获得乘积矩阵Q，则矩阵Q为Q=S 1⊙S 2
Step3.2：对乘积矩阵Q的每一行做累加，乘积矩阵的每一行即为一个假设的故障点，同理就可计算出全部假设故障点的能量。若设X为第k行的能量，则：
Step4：求出所述累加和序列的最值，连接原点与最值点的连线而形成一个一次函数，通过判断该一次函数的斜率从而确定故障距离.执行该步骤的优势在于，通过斜率的大小判断是该假设点是故障点还是对偶故障点，在本实施例中，函数最值点对应的距离为20.02km，如图5所示；
Step4.1：连接原点与最值点，形成一次函数
；
Step4.2：通过判断该一次函数
的斜率从而判断故障距离，若斜率为小于零，则该故障距离为x，若斜率大于零，则该故障距离就为l-x；在本实施例中，一次函数
，由斜率小于零，则判断故障距离为20.02km，测距误差为0.02km；
如图4所示，一种风电交流送出线路故障测距系统，包括：
电气信号采集模块，用于对数据信息的采集与储存，一般安装于风电场侧；
数值计算模块，计算矩阵S1和S2以及假设的故障点的能量；
故障测距模块，用于构造函数，通过对矩阵S1和S2利用乘积运算得出矩阵Q，再对其进行累加，并利用函数最值点进行故障测距，得出故障距离后出口测距结果。
所述电气信号采集模块包括：
数据采集单元，用于采集互感器二次侧输出的模拟信号；
模数转换单元，用于将采集得到的模拟信号转换为数字信号；
保护启动单元，用于判断数字信号是否大于设定的启动阈值，若是，则读取启动时间并存储数据。
所述数值计算模块包括：
线模转换单元，用于对故障行波信号进行解耦，从而得出线路线模电流行波；
参数设置单元，用于设置假设的故障点的步长a与全线的线路长度l在本实施例中可疑的故障点的步长为0.01km，线路长度为70km；
数值计算单元，用于计算矩阵S1和S2以及故障测距；
所述故障测距模块具体包括：
距离测量单元，用于测量函数的最值点相对于风电场侧的距离；
斜率判断单元，用于判断原点与最值点形成的一次函数斜率的大小；
实施例2：风电交流送出系统仿真模型如附图1所示，线路全长70km，电压等级为220kV，设置故障距离场站侧60km处，故障类型设置为A相接地永久性故障，故障角为90度，过渡电阻设置为0.01Ω，采样率为200kHz。
具体步骤为：
Step1：通过风电场侧的信号采集装置对故障电流行波数据进行采集；
Step1.1：利用风电场侧的采集装置对故障点产生的故障行波信号进行采集。
Step1.2：对故障行波信号使用凯伦贝尔变换进行解耦，获取风电场侧线模电流。
Step1.3：通过对故障信号进行奇数次幂变换，从而对故障信号进行放大处理。在本实施例中，幂变换次数取3。
Step2：构造行数为l/a，列数为所述故障电流行波采样点数的全零矩阵H；
Step2.1：将故障行波信号
存放于全零矩阵H中，形成每一行都相同的矩阵S，在长为l的全线长范围内设置假设的故障点，设置步长为akm；在本实施例中，线长l长度为70km，步长a取0.01km。
Step2.2：对矩阵S的k行向右移动k(k=1,2,3,…,l/a)次步长，形成矩阵S1的第k行；则矩阵S1的第k行为：
所以矩阵S1便可以表示为：
Step2.3：对矩阵S的k行向左移动k(k=1,2,3,…,l/a)次步长，形成矩阵S2的第k行；则矩阵S1的第k行为：
所以矩阵S2便可以表示为：
Step3：计算矩阵S1和S2的乘积，获得乘积矩阵Q，并对矩阵Q的每一行做累加，乘积矩阵的每一行对应每一个假设的故障点；
Step3.1：计算矩阵S1和矩阵S2的乘积，获得乘积矩阵Q，则矩阵Q为Q=S 1⊙S 2
Step3.2：对乘积矩阵Q的每一行做累加，乘积矩阵的每一行即为一个假设的故障点，同理就可计算出全部假设故障点的能量。若设X为第k行的能量，则：
Step4：求出所述累加和序列的最值，连接原点与最值点的连线而形成一个一次函数，通过判断该一次函数的斜率从而确定故障距离.执行该步骤的优势在于，通过斜率的大小判断是该假设点是故障点还是对偶故障点，在本实施例中，函数最值点对应的距离为59.75km，如图6所示；
Step4.1：连接原点与最值点，形成一次函数
；
Step4.2：通过判断该一次函数
的斜率从而判断故障距离，若斜率为小于零，则该故障距离为x，若斜率大于零，则该故障距离就为l-x；在本实施例中，一次函数
，由斜率小于零，则判断故障距离为59.75km，测距误差为0.25km；
如图4所示，一种风电交流送出线路故障测距系统，包括：
电气信号采集模块，用于对数据信息的采集与储存，一般安装于风电场侧；
数值计算模块，计算矩阵S1和S2以及假设的故障点的能量；
故障测距模块，用于构造函数，通过对矩阵S1和S2利用乘积运算得出矩阵Q，再对其进行累加，并利用函数最值点进行故障测距，得出故障距离后出口测距结果。
所述电气信号采集模块包括：
数据采集单元，用于采集互感器二次侧输出的模拟信号；
模数转换单元，用于将采集得到的模拟信号转换为数字信号；
保护启动单元，用于判断数字信号是否大于设定的启动阈值，若是，则读取启动时间并存储数据。
所述数值计算模块包括：
线模转换单元，用于对故障行波信号进行解耦，从而得出线路线模电流行波；
参数设置单元，用于设置假设的故障点的步长a与全线的线路长度l在本实施例中可疑的故障点的步长为0.01km，线路长度为70km；
数值计算单元，用于计算矩阵S1和S2以及故障测距；
所述故障测距模块具体包括：
距离测量单元，用于测量函数的最值点相对于风电场侧的距离；
斜率判断单元，用于判断原点与最值点形成的一次函数斜率的大小；
以上结合附图对本发明的具体实施方式作了详细说明，但是本发明并不限于上述实施方式，在本领域普通技术人员所具备的知识范围内，还可以在不脱离本发明宗旨的前提下作出各种变化。
Claims (8)
1.一种风电交流送出线路故障测距方法，其特征在于：
Step1：通过风电场侧的信号采集装置对故障电流行波数据进行采集；
Step2：构造行数为l/a，列数为所述故障电流行波采样点数的全零矩阵H；
Step3：计算矩阵S1和S2的乘积，获得乘积矩阵Q，并对矩阵Q的每一行做累加，乘积矩阵的每一行对应每一个假设的故障点；
Step4：求出所述累加和序列的最值，连接原点与最值点的连线而形成一个一次函数
，通过判断该一次函数的斜率从而确定故障距离。
2.根据权利要求1所述的风电交流送出线路故障测距方法，其特征在于，所述Step1具体为：
Step1.1：利用风电场侧的采集装置对故障点产生的故障行波信号进行采集；
Step1.2：对故障行波信号使用凯伦贝尔变换进行解耦，获取风电场侧线模电流；
Step1.3：通过对故障信号进行奇数次幂变换，从而对故障信号进行放大处理。
3.根据权利要求1所述的风电交流送出线路故障测距方法，其特征在于，所述Step2具体为：
Step2.1：构造行数为l/a，列数为所述故障电流行波采样点数的全零矩阵H，并将故障行波信号
存放于全零矩阵H中，形成每一行都相同的矩阵S，在长为l的全线长范围内设置假设的故障点，设置步长为akm；
Step2.2：对矩阵S的k行向右移动k次步长，k=1,2,3,…,l/a，形成矩阵S1的第k行；
Step2.3：对矩阵S的k行向左移动k次步长，k=1,2,3,…,l/a，形成矩阵S2的第k行。
4.根据权利要求1所述的风电交流送出线路故障测距方法，其特征在于，所述Step4具体为：
Step4.1：连接原点与最值点，形成一次函数
；
Step4.2：通过判断该一次函数的斜率从而判断故障距离，若斜率为小于零，则该故障距离为x，若斜率大于零，则该故障距离就为l-x。
5.一种风电交流送出线路故障测距系统，其特征在于，包括：
电气信号采集模块，用于对数据信息的采集与储存；
数值计算模块，用于计算矩阵S1和S2以及假设的故障点的能量；
故障测距模块，用于构造函数，通过对矩阵S1和S2利用乘积运算得出矩阵Q，再对其进行累加，并利用函数最值点进行故障测距，得出故障距离后出口测距结果。
6.根据权利要求5所述的风电交流送出线路故障测距系统，其特征在于，所述电气信号采集模块包括：
数据采集单元，用于采集互感器二次侧输出的模拟信号；
模数转换单元，用于将采集得到的模拟信号转换为数字信号；
保护启动单元，用于判断数字信号是否大于设定的启动阈值，若是，则读取启动时间并存储数据。
7.根据权利要求5所述的风电交流送出线路故障测距系统，其特征在于，所述数值计算模块包括：
线模转换单元，用于对故障行波信号进行解耦，从而得出线路线模电流行波；
参数设置单元，用于设置假设的故障点的步长a与全线的线路长度l；
数值计算单元，用于计算矩阵S1和S2以及故障测距。
8.根据权利要求5所述的风电交流送出线路故障测距系统，其特征在于，所述故障测距模块具体包括：
距离测量单元，用于测量函数的最值点相对于风电场侧的距离；
斜率判断单元，用于判断原点与最值点形成的一次函数斜率的大小。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202310607568.9A CN116338525B (zh) | 2023-05-26 | 2023-05-26 | 一种风电交流送出线路故障测距方法及系统 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202310607568.9A CN116338525B (zh) | 2023-05-26 | 2023-05-26 | 一种风电交流送出线路故障测距方法及系统 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN116338525A true CN116338525A (zh) | 2023-06-27 |
| CN116338525B CN116338525B (zh) | 2023-09-12 |
Family
ID=86876242
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202310607568.9A Active CN116338525B (zh) | 2023-05-26 | 2023-05-26 | 一种风电交流送出线路故障测距方法及系统 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN116338525B (zh) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117192292A (zh) * | 2023-11-07 | 2023-12-08 | 昆明理工大学 | 一种雷击接地极线路故障测距方法及系统 |
| CN117517876A (zh) * | 2024-01-04 | 2024-02-06 | 昆明理工大学 | 直流输电线路的故障定位方法、故障定位设备及存储介质 |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102288869A (zh) * | 2011-05-10 | 2011-12-21 | 山东大学 | 一种输电线路单端行波故障测距方法 |
| CN110927521A (zh) * | 2019-11-25 | 2020-03-27 | 山东理工大学 | 一种单端行波故障定位方法及装置 |
| CN111965495A (zh) * | 2020-10-21 | 2020-11-20 | 华东交通大学 | 一种单端故障行波测距方法、装置、设备及可存储介质 |
| CN112630590A (zh) * | 2020-11-18 | 2021-04-09 | 长沙理工大学 | 一种柔性直流输电线路雷击干扰识别方法、装置、系统及可读存储介质 |
| CN112886547A (zh) * | 2020-12-31 | 2021-06-01 | 山东大学 | 基于行波波形距离的高压输电线路行波保护方法及系统 |
| CN114137356A (zh) * | 2021-11-05 | 2022-03-04 | 昆明理工大学 | 一种直流输电线路测距方法及系统 |
| CN114200246A (zh) * | 2021-11-29 | 2022-03-18 | 昆明理工大学 | 一种直流输电线路故障测距方法及系统 |
| CN115528657A (zh) * | 2022-10-21 | 2022-12-27 | 西安交通大学 | 基于反行波波形畸变系数的柔性直流输电线路测距式保护方法 |
| CN115754599A (zh) * | 2022-11-10 | 2023-03-07 | 海南电网有限责任公司乐东供电局 | 基于迁移学习的电缆故障定位方法和装置 |
| CN115856746A (zh) * | 2022-11-29 | 2023-03-28 | 昆明理工大学 | 一种基于波形图像平移匹配的输电线路故障行波到达时差直接标定方法 |
-
2023
- 2023-05-26 CN CN202310607568.9A patent/CN116338525B/zh active Active
Patent Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102288869A (zh) * | 2011-05-10 | 2011-12-21 | 山东大学 | 一种输电线路单端行波故障测距方法 |
| CN110927521A (zh) * | 2019-11-25 | 2020-03-27 | 山东理工大学 | 一种单端行波故障定位方法及装置 |
| US20210156900A1 (en) * | 2019-11-25 | 2021-05-27 | Shandong University Of Technology | Method for fault location to single-terminal traveling wave |
| CN111965495A (zh) * | 2020-10-21 | 2020-11-20 | 华东交通大学 | 一种单端故障行波测距方法、装置、设备及可存储介质 |
| CN112630590A (zh) * | 2020-11-18 | 2021-04-09 | 长沙理工大学 | 一种柔性直流输电线路雷击干扰识别方法、装置、系统及可读存储介质 |
| CN112886547A (zh) * | 2020-12-31 | 2021-06-01 | 山东大学 | 基于行波波形距离的高压输电线路行波保护方法及系统 |
| CN114137356A (zh) * | 2021-11-05 | 2022-03-04 | 昆明理工大学 | 一种直流输电线路测距方法及系统 |
| CN114200246A (zh) * | 2021-11-29 | 2022-03-18 | 昆明理工大学 | 一种直流输电线路故障测距方法及系统 |
| CN115528657A (zh) * | 2022-10-21 | 2022-12-27 | 西安交通大学 | 基于反行波波形畸变系数的柔性直流输电线路测距式保护方法 |
| CN115754599A (zh) * | 2022-11-10 | 2023-03-07 | 海南电网有限责任公司乐东供电局 | 基于迁移学习的电缆故障定位方法和装置 |
| CN115856746A (zh) * | 2022-11-29 | 2023-03-28 | 昆明理工大学 | 一种基于波形图像平移匹配的输电线路故障行波到达时差直接标定方法 |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| WENTAO HUANG 等: "A Leakage-current Vectors Fault Location Method for Undersea Observation Networks with Poor Data Quality", 《IEEE TRANSACTIONS ON POWER SYSTEMS》, pages 1 - 10 * |
| 梁文丽: "高压直流输电线路故障定位研究", 《中国优秀硕士学位论文全文数据库工程科技Ⅱ辑》, no. 3, pages 042 - 2776 * |
| 黄杨 等: "基于图像特征的输电线路故障行波存续性判别", 《电工技术学报》, vol. 38, no. 5, pages 1339 - 1352 * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117192292A (zh) * | 2023-11-07 | 2023-12-08 | 昆明理工大学 | 一种雷击接地极线路故障测距方法及系统 |
| CN117192292B (zh) * | 2023-11-07 | 2024-02-06 | 昆明理工大学 | 一种雷击接地极线路故障测距方法及系统 |
| CN117517876A (zh) * | 2024-01-04 | 2024-02-06 | 昆明理工大学 | 直流输电线路的故障定位方法、故障定位设备及存储介质 |
| CN117517876B (zh) * | 2024-01-04 | 2024-05-03 | 昆明理工大学 | 直流输电线路的故障定位方法、故障定位设备及存储介质 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN116338525B (zh) | 2023-09-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN116338525B (zh) | 一种风电交流送出线路故障测距方法及系统 | |
| CN109001594B (zh) | 一种故障行波定位方法 | |
| CN107632236B (zh) | 一种基于对端母线反射波识别的单出线输电线路单端故障测距方法 | |
| CN116087693B (zh) | 一种lcc-hvdc输电线路单端测距方法及系统 | |
| CN103513159A (zh) | 一种直流接地极线路上的故障测距方法及装置 | |
| CN109557421B (zh) | 一种基于初始行波时差关系的多分支配电网故障测距方法 | |
| CN114152840B (zh) | 一种lcc-mmc混合直流输电线路故障测距方法及系统 | |
| CN115097253A (zh) | 一种mmc-hvdc直流输电线路故障测距方法及系统 | |
| CN117192292B (zh) | 一种雷击接地极线路故障测距方法及系统 | |
| CN107621591A (zh) | 一种基于零模行波波速变化特性的输电线路迭代测距方法 | |
| CN115902530A (zh) | 一种接地极线路故障测距方法及系统 | |
| CN102967779A (zh) | 一种输电线路分布参数的辨识方法 | |
| CN114966301A (zh) | 一种三端混合高压直流输电线路故障测距方法及系统 | |
| CN115015687A (zh) | 一种四端环状柔性直流电网故障测距方法及系统 | |
| CN115015686A (zh) | 一种lcc-vsc混合高压直流输电线路故障测距方法及系统 | |
| CN113945806B (zh) | 一种柔性直流输电线路单端故障测距方法及系统 | |
| CN111308275A (zh) | 一种提高行波法故障测距精度方法 | |
| CN108120898B (zh) | 基于vmd和sdeo的低采样率行波故障定位方法 | |
| CN114002559B (zh) | 一种柔性直流输电线路行波双端测距方法及系统 | |
| CN114578184B (zh) | 一种直流输电线路双端行波频差比值故障测距方法及系统 | |
| CN114460412B (zh) | 一种直流输电线路单端故障测距方法及系统 | |
| CN114200246B (zh) | 一种直流输电线路故障测距方法及系统 | |
| CN112444705B (zh) | 一种小波变换故障定位的回归修正方法 | |
| CN110927539B (zh) | 一种单端暂态能量谱相似性的配电网故障区段定位方法 | |
| CN114137356A (zh) | 一种直流输电线路测距方法及系统 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |