專利名稱：一種電力系統(tǒng)故障綜合測距方法
技術領域：
本發(fā)明涉及測距，特別是涉及一種電力系統(tǒng)故障綜合測距方法。
背景技術：
現(xiàn)有的輸電線路故障測距方法包括故障分析法和行波測距法。故障分析法分單端故障分析法和雙端故障分析法。單端故障分析法采用單端電壓/電流數(shù)據(jù)計算故障阻抗，進而獲得故障距離，該方法受過渡電阻等因素的影響，測距精度較差。雙端故障分析法利用雙端電壓/電流數(shù)據(jù)計算故障距離，受過渡電阻等因素影響小于單端故障分析法，測距精度高于單端故障分析法，但需采集雙端電氣數(shù)據(jù)。 行波測距法是根據(jù)行波理論實現(xiàn)的定位方法。當輸電線路發(fā)生故障時，故障點產(chǎn)生暫態(tài)電壓和電流突變信號即電壓行波和電流行波信號，以一定速度沿電力線路向線路兩側電網(wǎng)傳播，利用故障點行波信號到達線路兩側的時間差即可計算出故障距離。行波測距法分為單端行波測距法和雙端行波測距法。單端行波測距法利用行波在故障點與變電站之間傳播的時間差實現(xiàn)故障測距；雙端行波測距法利用故障點行波到達輸電線路兩側的時間差實現(xiàn)故障測距。單端行波測距法及雙端行波測距法受系統(tǒng)運行方式、過渡電阻等因素影響較小，測距精度優(yōu)于單端阻抗測距法和雙端阻抗測距法。但單端行波法測距極易受反射行波及折射行波的干擾，往往需要人為參與故障判斷，實用性比較差，并且單端行波測距法和雙端行波測距法在故障行波信號過于微弱或故障行波存在時間過短的情況下，行波數(shù)據(jù)采集裝置未采集到行波信號，導致測距失敗。

發(fā)明內(nèi)容
本發(fā)明所要解決的技術問題是彌補上述現(xiàn)有技術的缺陷，提供一種電力系統(tǒng)故障綜合測距方法。本發(fā)明的技術問題通過以下技術方案予以解決。這種電力系統(tǒng)故障綜合測距方法，由輸電線路一側的變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置和輸電線路另一側的變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置共同自動完成故障測距。這種電力系統(tǒng)故障綜合測距方法的特點是輸電線路中存在故障點時，包括以下步驟I)由輸電線路一側的變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置和輸電線路另一側的變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置，分別采集行波信號，采用雙端行波測距法鑒別出行波信號分別到達輸電線路一側的變電站和輸電線路另一側的變電站的時刻，以確定所述故障點與所述輸電線路一側的變電站之間的距離，其計算公式如下lM = L + (,'n^/n)XV..........⑴式⑴中Lm為故障點與輸電線路一側的變電站M之間的距離；
L為輸電線路總長度，即輸電線路一側的變電站M與輸電線路另一側的變電站N之間的距離；V為行波在輸電線路上的傳播速度；tm為行波到達輸電線路一側的變電站M的時刻；tn為行波到達輸電線路另一側的變電站N的時刻；2)由輸電線路一側的變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置和輸電線路另一側的變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置，分別采集輸電線路兩端電壓/電流信息，利用單端故障分析法及雙端故障分析法計算故障點距離。
3)綜合評判行波測距法的測距結果及故障分析法的測距結果，實現(xiàn)輸電線路故障的精確定位。本發(fā)明的技術問題通過以下進一步的技術方案予以解決。所述步驟I)采集行波信號，其方式包括高速采集電壓/電流信息、直接采集行波信號，采用直接采集行波信號方式時，行波信號可來自一次設備接地線或者專用行波傳感器。所述步驟I)鑒別行波信號到達變電站的時刻，是采用數(shù)學方法鑒別行波，利用小波變換數(shù)學方法分析行波數(shù)據(jù)采集裝置采集的電壓/電流信息，最終鑒別出電壓/電流行波到達時刻。所述步驟I)鑒別行波信號到達變電站的時刻，是采用硬件電路鑒別行波，通過專有硬件電路分析行波數(shù)據(jù)采集裝置采集的電壓/電流行波信號，最終鑒別出電壓/電流行波到達時刻。所述步驟I)的雙端行波測距法測距采用高精度對時，所述高精度對時是全球定位系統(tǒng)(Global Positioning System,縮略詞為GPS)對時和北斗系統(tǒng)對時中的一種。所述步驟I)的輸電線路一側的變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置和步驟2)的輸電線路一側的變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置，是同一套的數(shù)據(jù)采集裝置。所述步驟I)的輸電線路另一側的變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置和步驟2)的輸電線路另一側的變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置，是同一套的數(shù)據(jù)采集裝置。所述步驟I)的輸電線路一側的變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置和步驟2)的輸電線路一側的變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置，是不同一套的數(shù)據(jù)采集裝置。所述步驟I)的輸電線路另一側的變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置和步驟2)的輸電線路另一側的變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置，是不同一套的數(shù)據(jù)采集裝置。所述步驟2)的單端故障分析法包括單端接地阻抗法和單端兩相短路阻抗法，故障點單相接地或三相接地時，采用單端接地阻抗法測量故障點與輸電線路一側的變電站之間的故障距離，其計算公式如下Lu--- :.......--J- …………(2)
Umi +KX 3/0) X Zt式⑵中Lm為故障點與輸電線路一側的變電站M之間的距離；Z1為輸電線路單位長度正序阻抗。Umf為輸電線路一側的變電站M的故障相電壓相量值；
Imf為輸電線路一側的變電站M的故障相電流相量值；k為零序電流補償系數(shù)；310為輸電線路一側的變電站M零序電流；故障點兩相短路或兩相短路接地或三相短路時，采用單端兩相短路阻抗法測量故障點與輸電線路一側的變電站之間的距離，其計算公式如下
權利要求
1.一種電力系統(tǒng)故障綜合測距方法，由輸電線路一側的變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置和輸電線路另一側的變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置共同自動完成故障測距，其特征在于 1)由輸電線路一側的變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置和輸電線路另一側的變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置，分別采集行波信號，采用雙端行波測距法鑒別出行波信號分別到達輸電線路一側的變電站和輸電線路另一側的變電站的時刻，以確定所述故障點與所述輸電線路一側的變電站之間的距離，其計算公式如下
2.如權利要求I所述的電力系統(tǒng)故障綜合測距方法，其特征在于 所述步驟I)采集行波信號，其方式包括高速采集電壓/電流信息、直接采集行波信號，采用直接采集行波信號方式時，行波信號可來自一次設備接地線或者專用行波傳感器。
3.如權利要求I或2所述的電力系統(tǒng)故障綜合測距方法，其特征在于 所述步驟I)鑒別行波信號到達變電站的時刻，是采用數(shù)學方法鑒別行波，利用小波變換數(shù)學方法分析行波數(shù)據(jù)采集裝置采集的電壓/電流信息，最終鑒別出電壓/電流行波到達時刻。
4.如權利要求I或2所述的電力系統(tǒng)故障綜合測距方法，其特征在于 所述步驟I)鑒別行波信號到達變電站的時刻，是采用硬件電路鑒別行波，通過專有硬件電路分析行波數(shù)據(jù)采集裝置采集的電壓/電流行波信號，最終鑒別出電壓/電流行波到達時刻。
5.如權利要求I或2所述的電力系統(tǒng)故障綜合測距方法，其特征在于 所述步驟I)的雙端行波測距法測距采用高精度對時，所述高精度對時是全球定位系統(tǒng)GPS對時和北斗系統(tǒng)對時中的一種。
6.如權利要求5所述的電力系統(tǒng)故障綜合測距方法，其特征在于 所述步驟I)的輸電線路一側的變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置和步驟2)的輸電線路一側的變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置，是同一套的數(shù)據(jù)采集裝置； 所述步驟I)的輸電線路另一側的變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置和步驟2)的輸電線路另一側的變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置，是同一套的數(shù)據(jù)采集裝置；所述步驟I)的輸電線路一側的變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置和步驟2)的輸電線路一側的變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置，是不同一套的數(shù)據(jù)采集裝置； 所述步驟I)的輸電線路另一側的變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置和步驟2)的輸電線路另一側的變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置，是不同一套的數(shù)據(jù)采集裝置。
7.如權利要求I所述的電力系統(tǒng)故障綜合測距方法，其特征在于 所述步驟2)的單端故障分析法包括單端接地阻抗法和單端兩相短路阻抗法，故障點單相接地或三相接地時，采用單端接地阻抗法測量故障點與輸電線路一側的變電站之間的故障距離，其計算公式如下
8.如權利要求7所述的電力系統(tǒng)故障綜合測距方法，其特征在于 所述步驟2)的雙端故障分析法包括工頻正序雙端測距法和工頻負序雙端測距法，采用工頻正序雙端測距法測量輸電線路故障距離的計算公式如下 Umich ( y jLj,) +ImlZclsh ( y jLj,) I — I Unlch ( y 1 (L-Lm) ) +InlZclsh ( y 1 (L-Lm) ) |............(4) 式⑷中 Lm為故障點與輸電線路一側的變電站M之間的距離； L為輸電線路長度； Zcl為輸電線路正序波阻抗； Y I為正序傳播常數(shù)； Uml為輸電線路一側的變電站M正序電壓；Unl為輸電線路另一側的變電站N正序電壓； Iml為輸電線路一側的變電站M正序電流； Inl為輸電線路另一側的變電站N正序電流； 采用工頻負序雙端測距法測量輸電線路故障距離的計算公式如下Um2ch ( y 2Lm) +Im2ZC2sh ( y 2LM) | — | Un2ch ( Y 2 (L-Lm) ) +In2Zc2Sh (y2 (L-Lm) ) |............(5) 式(5)中 Lm為故障點與輸電線路一側的變電站M之間的距離； L為輸電線路長度； Ze2為輸電線路負序波阻抗； Y2為負序傳播常數(shù)； Um2為輸電線路一側的變電站M負序電壓； Un2為輸電線路另一側的變電站N負序電壓； Im2為輸電線路一側的變電站M負序電流； In2為輸電線路另一側的變電站N負序電流。
利用式⑷或式(5)即可計算出故障點與輸電線路一側的變電站之間的距離。
9.如權利要求I所述的電力系統(tǒng)故障綜合測距方法，其特征在于 所述步驟3)的綜合評判行波測距法的測距結果和故障分析法的測距結果，包括 如果行波測距法的測距結果和故障分析法的測距結果均有效，則故障定位采用與故障分析法的測距結果接近的行波測距法的測距結果； 如果行波測距法的測距結果有效，故障分析法的測距結果無效，則故障定位采用行波測距法的測距結果； 如果行波測距法的測距結果有無效，故障分析法的測距結果有效，則故障定位采用故障分析法的測距結果。
10.如權利要求9所述的電力系統(tǒng)故障綜合測距方法，其特征在于 所述步驟3)的故障分析的測距結果，是綜合評判單端故障分析法的測距結果和雙端故障分析法的測距結果； 所述綜合評判單端故障分析法的測距結果和雙端故障分析法的測距結果，包括 如果僅有單側電氣量數(shù)據(jù)，則故障定位采用單端故障分析法的測距結果； 如果單端故障分析法的測距結果為區(qū)內(nèi)，雙端故障分析法的測距結果為區(qū)外，則故障定位采用單端故障分析法的測距結果； 如果單端故障分析法的測距結果為區(qū)內(nèi)，雙端故障分析法的測距結果為區(qū)內(nèi)，則故障定位采用雙端故障分析法的測距結果； 如果單端故障分析法的測距結果為區(qū)外，雙端故障分析法的測距結果為區(qū)外，則故障定位采用雙端故障分析法的測距結果； 如果單端故障分析法的測距結果為區(qū)外，雙端故障分析法的測距結果為區(qū)內(nèi)，則故障定位采用雙端故障分析法的測距結果。
全文摘要
一種電力系統(tǒng)故障綜合測距方法，包括以下步驟1)由輸電線路兩側變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置分別采集行波信號，采用雙端行波測距法確定故障點距離；2)由輸電線路兩側變電站設置的數(shù)據(jù)采集裝置分別采集輸電線路兩端電壓/電流信息，采用單、雙端故障分析法確定故障點距離；3)綜合評判行波測距法的測距結果及故障分析法的測距結果，實現(xiàn)輸電線路故障的精確定位。本發(fā)明穩(wěn)定性好，可靠性和精度高。在雙端行波測距法測距有效的情況下，采用單端、雙端故障分析法篩選出唯一的行波測距結果，以有效避免反射行波及折射行波的干擾；在雙端行波測距法測距失敗的情況下，采用單、雙端故障分析法完成故障測距，顯著提高了輸電線路故障測距定位的可靠性。
文檔編號G01R31/08GK102967799SQ201210496668
公開日2013年3月13日 申請日期2012年11月29日 優(yōu)先權日2012年11月29日
發(fā)明者趙忠, 袁明軍 申請人:深圳市雙合電氣股份有限公司