专利名称：一种电力系统故障综合测距方法
技术领域：
本发明涉及测距，特别是涉及一种电力系统故障综合测距方法。
背景技术：
现有的输电线路故障测距方法包括故障分析法和行波测距法。故障分析法分单端故障分析法和双端故障分析法。单端故障分析法采用单端电压/电流数据计算故障阻抗，进而获得故障距离，该方法受过渡电阻等因素的影响，测距精度较差。双端故障分析法利用双端电压/电流数据计算故障距离，受过渡电阻等因素影响小于单端故障分析法，测距精度高于单端故障分析法，但需采集双端电气数据。 行波测距法是根据行波理论实现的定位方法。当输电线路发生故障时，故障点产生暂态电压和电流突变信号即电压行波和电流行波信号，以一定速度沿电力线路向线路两侧电网传播，利用故障点行波信号到达线路两侧的时间差即可计算出故障距离。行波测距法分为单端行波测距法和双端行波测距法。单端行波测距法利用行波在故障点与变电站之间传播的时间差实现故障测距；双端行波测距法利用故障点行波到达输电线路两侧的时间差实现故障测距。单端行波测距法及双端行波测距法受系统运行方式、过渡电阻等因素影响较小，测距精度优于单端阻抗测距法和双端阻抗测距法。但单端行波法测距极易受反射行波及折射行波的干扰，往往需要人为参与故障判断，实用性比较差，并且单端行波测距法和双端行波测距法在故障行波信号过于微弱或故障行波存在时间过短的情况下，行波数据采集装置未采集到行波信号，导致测距失败。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是弥补上述现有技术的缺陷，提供一种电力系统故障综合测距方法。本发明的技术问题通过以下技术方案予以解决。这种电力系统故障综合测距方法，由输电线路一侧的变电站设置的数据采集装置和输电线路另一侧的变电站设置的数据采集装置共同自动完成故障测距。这种电力系统故障综合测距方法的特点是输电线路中存在故障点时，包括以下步骤I)由输电线路一侧的变电站设置的数据采集装置和输电线路另一侧的变电站设置的数据采集装置，分别采集行波信号，采用双端行波测距法鉴别出行波信号分别到达输电线路一侧的变电站和输电线路另一侧的变电站的时刻，以确定所述故障点与所述输电线路一侧的变电站之间的距离，其计算公式如下lM = L + (,'n^/n)XV..........⑴式⑴中Lm为故障点与输电线路一侧的变电站M之间的距离；
L为输电线路总长度，即输电线路一侧的变电站M与输电线路另一侧的变电站N之间的距离；V为行波在输电线路上的传播速度；tm为行波到达输电线路一侧的变电站M的时刻；tn为行波到达输电线路另一侧的变电站N的时刻；2)由输电线路一侧的变电站设置的数据采集装置和输电线路另一侧的变电站设置的数据采集装置，分别采集输电线路两端电压/电流信息，利用单端故障分析法及双端故障分析法计算故障点距离。
3)综合评判行波测距法的测距结果及故障分析法的测距结果，实现输电线路故障的精确定位。本发明的技术问题通过以下进一步的技术方案予以解决。所述步骤I)采集行波信号，其方式包括高速采集电压/电流信息、直接采集行波信号，采用直接采集行波信号方式时，行波信号可来自一次设备接地线或者专用行波传感器。所述步骤I)鉴别行波信号到达变电站的时刻，是采用数学方法鉴别行波，利用小波变换数学方法分析行波数据采集装置采集的电压/电流信息，最终鉴别出电压/电流行波到达时刻。所述步骤I)鉴别行波信号到达变电站的时刻，是采用硬件电路鉴别行波，通过专有硬件电路分析行波数据采集装置采集的电压/电流行波信号，最终鉴别出电压/电流行波到达时刻。所述步骤I)的双端行波测距法测距采用高精度对时，所述高精度对时是全球定位系统(Global Positioning System,缩略词为GPS)对时和北斗系统对时中的一种。所述步骤I)的输电线路一侧的变电站设置的数据采集装置和步骤2)的输电线路一侧的变电站设置的数据采集装置，是同一套的数据采集装置。所述步骤I)的输电线路另一侧的变电站设置的数据采集装置和步骤2)的输电线路另一侧的变电站设置的数据采集装置，是同一套的数据采集装置。所述步骤I)的输电线路一侧的变电站设置的数据采集装置和步骤2)的输电线路一侧的变电站设置的数据采集装置，是不同一套的数据采集装置。所述步骤I)的输电线路另一侧的变电站设置的数据采集装置和步骤2)的输电线路另一侧的变电站设置的数据采集装置，是不同一套的数据采集装置。所述步骤2)的单端故障分析法包括单端接地阻抗法和单端两相短路阻抗法，故障点单相接地或三相接地时，采用单端接地阻抗法测量故障点与输电线路一侧的变电站之间的故障距离，其计算公式如下Lu--- :.......--J- …………(2)
Umi +KX 3/0) X Zt式⑵中Lm为故障点与输电线路一侧的变电站M之间的距离；Z1为输电线路单位长度正序阻抗。Umf为输电线路一侧的变电站M的故障相电压相量值；
Imf为输电线路一侧的变电站M的故障相电流相量值；k为零序电流补偿系数；310为输电线路一侧的变电站M零序电流；故障点两相短路或两相短路接地或三相短路时，采用单端两相短路阻抗法测量故障点与输电线路一侧的变电站之间的距离，其计算公式如下
权利要求
1.一种电力系统故障综合测距方法，由输电线路一侧的变电站设置的数据采集装置和输电线路另一侧的变电站设置的数据采集装置共同自动完成故障测距，其特征在于 1)由输电线路一侧的变电站设置的数据采集装置和输电线路另一侧的变电站设置的数据采集装置，分别采集行波信号，采用双端行波测距法鉴别出行波信号分别到达输电线路一侧的变电站和输电线路另一侧的变电站的时刻，以确定所述故障点与所述输电线路一侧的变电站之间的距离，其计算公式如下
2.如权利要求I所述的电力系统故障综合测距方法，其特征在于 所述步骤I)采集行波信号，其方式包括高速采集电压/电流信息、直接采集行波信号，采用直接采集行波信号方式时，行波信号可来自一次设备接地线或者专用行波传感器。
3.如权利要求I或2所述的电力系统故障综合测距方法，其特征在于 所述步骤I)鉴别行波信号到达变电站的时刻，是采用数学方法鉴别行波，利用小波变换数学方法分析行波数据采集装置采集的电压/电流信息，最终鉴别出电压/电流行波到达时刻。
4.如权利要求I或2所述的电力系统故障综合测距方法，其特征在于 所述步骤I)鉴别行波信号到达变电站的时刻，是采用硬件电路鉴别行波，通过专有硬件电路分析行波数据采集装置采集的电压/电流行波信号，最终鉴别出电压/电流行波到达时刻。
5.如权利要求I或2所述的电力系统故障综合测距方法，其特征在于 所述步骤I)的双端行波测距法测距采用高精度对时，所述高精度对时是全球定位系统GPS对时和北斗系统对时中的一种。
6.如权利要求5所述的电力系统故障综合测距方法，其特征在于 所述步骤I)的输电线路一侧的变电站设置的数据采集装置和步骤2)的输电线路一侧的变电站设置的数据采集装置，是同一套的数据采集装置； 所述步骤I)的输电线路另一侧的变电站设置的数据采集装置和步骤2)的输电线路另一侧的变电站设置的数据采集装置，是同一套的数据采集装置；所述步骤I)的输电线路一侧的变电站设置的数据采集装置和步骤2)的输电线路一侧的变电站设置的数据采集装置，是不同一套的数据采集装置； 所述步骤I)的输电线路另一侧的变电站设置的数据采集装置和步骤2)的输电线路另一侧的变电站设置的数据采集装置，是不同一套的数据采集装置。
7.如权利要求I所述的电力系统故障综合测距方法，其特征在于 所述步骤2)的单端故障分析法包括单端接地阻抗法和单端两相短路阻抗法，故障点单相接地或三相接地时，采用单端接地阻抗法测量故障点与输电线路一侧的变电站之间的故障距离，其计算公式如下
8.如权利要求7所述的电力系统故障综合测距方法，其特征在于 所述步骤2)的双端故障分析法包括工频正序双端测距法和工频负序双端测距法，采用工频正序双端测距法测量输电线路故障距离的计算公式如下 Umich ( y jLj,) +ImlZclsh ( y jLj,) I — I Unlch ( y 1 (L-Lm) ) +InlZclsh ( y 1 (L-Lm) ) |............(4) 式⑷中 Lm为故障点与输电线路一侧的变电站M之间的距离； L为输电线路长度； Zcl为输电线路正序波阻抗； Y I为正序传播常数； Uml为输电线路一侧的变电站M正序电压；Unl为输电线路另一侧的变电站N正序电压； Iml为输电线路一侧的变电站M正序电流； Inl为输电线路另一侧的变电站N正序电流； 采用工频负序双端测距法测量输电线路故障距离的计算公式如下Um2ch ( y 2Lm) +Im2ZC2sh ( y 2LM) | — | Un2ch ( Y 2 (L-Lm) ) +In2Zc2Sh (y2 (L-Lm) ) |............(5) 式(5)中 Lm为故障点与输电线路一侧的变电站M之间的距离； L为输电线路长度； Ze2为输电线路负序波阻抗； Y2为负序传播常数； Um2为输电线路一侧的变电站M负序电压； Un2为输电线路另一侧的变电站N负序电压； Im2为输电线路一侧的变电站M负序电流； In2为输电线路另一侧的变电站N负序电流。
利用式⑷或式(5)即可计算出故障点与输电线路一侧的变电站之间的距离。
9.如权利要求I所述的电力系统故障综合测距方法，其特征在于 所述步骤3)的综合评判行波测距法的测距结果和故障分析法的测距结果，包括 如果行波测距法的测距结果和故障分析法的测距结果均有效，则故障定位采用与故障分析法的测距结果接近的行波测距法的测距结果； 如果行波测距法的测距结果有效，故障分析法的测距结果无效，则故障定位采用行波测距法的测距结果； 如果行波测距法的测距结果有无效，故障分析法的测距结果有效，则故障定位采用故障分析法的测距结果。
10.如权利要求9所述的电力系统故障综合测距方法，其特征在于 所述步骤3)的故障分析的测距结果，是综合评判单端故障分析法的测距结果和双端故障分析法的测距结果； 所述综合评判单端故障分析法的测距结果和双端故障分析法的测距结果，包括 如果仅有单侧电气量数据，则故障定位采用单端故障分析法的测距结果； 如果单端故障分析法的测距结果为区内，双端故障分析法的测距结果为区外，则故障定位采用单端故障分析法的测距结果； 如果单端故障分析法的测距结果为区内，双端故障分析法的测距结果为区内，则故障定位采用双端故障分析法的测距结果； 如果单端故障分析法的测距结果为区外，双端故障分析法的测距结果为区外，则故障定位采用双端故障分析法的测距结果； 如果单端故障分析法的测距结果为区外，双端故障分析法的测距结果为区内，则故障定位采用双端故障分析法的测距结果。
全文摘要
一种电力系统故障综合测距方法，包括以下步骤1)由输电线路两侧变电站设置的数据采集装置分别采集行波信号，采用双端行波测距法确定故障点距离；2)由输电线路两侧变电站设置的数据采集装置分别采集输电线路两端电压/电流信息，采用单、双端故障分析法确定故障点距离；3)综合评判行波测距法的测距结果及故障分析法的测距结果，实现输电线路故障的精确定位。本发明稳定性好，可靠性和精度高。在双端行波测距法测距有效的情况下，采用单端、双端故障分析法筛选出唯一的行波测距结果，以有效避免反射行波及折射行波的干扰；在双端行波测距法测距失败的情况下，采用单、双端故障分析法完成故障测距，显著提高了输电线路故障测距定位的可靠性。
文档编号G01R31/08GK102967799SQ201210496668
公开日2013年3月13日 申请日期2012年11月29日 优先权日2012年11月29日
发明者赵忠, 袁明军 申请人:深圳市双合电气股份有限公司