CN104865495A - 电力线路故障行波定位方法及*** - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种电力线路故障行波定位方法及***，该方法包括如下步骤：当电力线路实际发生故障时，获取实际故障点产生的故障行波到达电力线路首端与线路末端的时间差；根据实际故障点产生的故障行波到达电力线路首端与末端的时间差以及基准行波时差数组判定实际故障区段；获取实际故障点与实际故障区段中选定模拟故障点间的距离占实际故障区段的线路长度的比例；根据所述比例以及实际故障区段中各杆塔或电缆接头的位置确定实际故障点的准确位置。本发明原理简单，无需测量电力线路长度和行波波速，故障点定位结果不受电力线路弧垂的影响，易于工程实现，本发明算法简单、实用性强、定位精度高，具有广阔的应用前景。

Description

电力线路故障行波定位方法及***

技术领域

本发明涉及电力线路技术领域，特别是涉及一种电力线路故障行波定位方法及***。

背景技术

电力线路包括架空线路和电缆线路。架空线路多穿行于山野，电缆线路深埋于地下，故障点检测与定位困难，故障点的准确查找、快速清除和快速恢复供电是电力***长期存在的难题。电力线路故障的快速、准确定位，可以大大缩短故障修复的时间，减少因停电造成的损失，提高电网运行的可靠性，具有重大的社会和经济效益。

当前电力线路故障定位方法主要有传统的阻抗型定位法和行波定位法，阻抗型定位法易受分布电容、供电负荷、中性点运行方式改变等因素的影响，定位误差较大。行波定位法原理简单，理论上不易受***参数、故障类型、互感器变换误差及过渡电阻等因素的影响，定位精度高；但行波定位法需已知电力线路长度和行波波速。而线路长度因受到季节、环境温度、风速、负荷变化的影响，线路设计长度和实际长度也存在误差，由于杆塔张力和地形的不同，使得弧垂变化范围较大，从而导致线路的准确长度存在一定的不确定性。线路行波传输的精确波速受到线路参数、频变、运行状态变化等诸多因素的影响，也具有一定的不确定性。电网故障行波传输波速的准确确定方法通常有：

(1)利用实测线路参数计算波速，该方法需另外增设装置来实时测量线路参数，由于与波速相关的线路参数较多，测量过程复杂，导致波速的计算精度低；

(2)实测线路行波波速，当线路区外故障或线路合闸时，利用双端行波定位***实时测量行波波速，该方法需已知线路长度，且行波在传播过程中具有色散特性，使得行波在传播过程中衰减畸变，易降低波速测量精度。

发明内容

基于此，为解决电力线路长度、行波波速的测量精度影响电网故障行波定位精度的难题，本发明提供了一种电力线路故障行波定位方法，无需测量电力线路长度和行波波速，对于提高电力线路故障行波定位精度具有深远的意义。

为实现上述目的，本发明实施例采用如下的技术方案：

一种电力线路故障行波定位方法，包括如下步骤：

当电力线路实际发生故障时，获取实际故障点产生的故障行波到达电力线路首端与线路末端的时间差；

根据所述实际故障点产生的故障行波到达电力线路首端与末端的时间差以及基准行波时差数组判定实际故障区段；所述基准行波时差数组包括模拟故障点产生的故障行波传输到电力线路首端与末端的时间差；

获取所述实际故障点与所述实际故障区段中选定模拟故障点间的距离占所述实际故障区段的线路长度的比例；

根据所述比例以及所述实际故障区段中各杆塔或电缆接头的位置确定实际故障点的准确位置。

相应的，本发明实施例还提供一种电力线路故障行波定位***，包括：

故障行波时间差采集模块，用于在电力线路实际发生故障时，获取实际故障点产生的故障行波到达电力线路首端与线路末端的时间差；

故障区段确定模块，用于根据所述实际故障点产生的故障行波到达电力线路首端与末端的时间差以及基准行波时差数组判定实际故障区段；所述基准行波时差数组包括模拟故障点产生的故障行波传输到电力线路首端与末端的时间差；

长度比例计算模块，用于获取所述实际故障点与所述实际故障区段中选定模拟故障点间的距离占所述实际故障区段的线路长度的比例；

定位模块，用于根据所述比例以及所述实际故障区段中各杆塔或电缆接头的位置确定实际故障点的准确位置。

本发明基于基准行波时差数组，只需比较实际故障时的故障行波到达线路首末端的时间差与基准行波时差数组中的各元素的大小，则可判定实际故障区段，通过计算实际故障点到实际故障区段中任一模拟故障点占实际故障区段总长度的比例，确定实际故障点的精确位置。本发明原理简单，无需测量电力线路长度和行波波速，故障点定位结果不受电力线路弧垂的影响，易于工程实现，本发明算法简单、实用性强、定位精度高，能为电力线路故障排除提供更准确的依据，具有广阔的应用前景。

附图说明

图1为本发明实施例中电力线路故障行波定位方法的流程示意图；

图2为本发明实施例中35kV电缆-架空混合电力线路的结构示意图；

图3为本发明实施例中电力线路首端M₁处故障行波采集装置记录的电压行波波形示意图；

图4为本发明实施例中电力线路末端M₆处故障行波采集装置记录的电压行波波形示意图；

图5为本发明实施例中电力线路故障行波定位***的结构示意图；

图6为本发明实施例中定位模块400的结构示意图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的内容作进一步描述。

如图1所示，本实施例提供一种电力线路故障行波定位方法，包括如下步骤：

S100当电力线路实际发生故障时，获取实际故障点产生的故障行波到达电力线路首端与线路末端的时间差；

S200根据所述实际故障点产生的故障行波到达电力线路首端与末端的时间差以及基准行波时差数组判定实际故障区段；所述基准行波时差数组包括模拟故障点产生的故障行波传输到电力线路首端与末端的时间差；

S300获取所述实际故障点与所述实际故障区段中选定模拟故障点间的距离占所述实际故障区段的线路长度的比例；

S400根据所述比例以及所述实际故障区段中各杆塔或电缆接头的位置确定实际故障点的准确位置。

具体的，在电力线路的两端安装故障行波采集装置，当电力线路实际发生故障时，通过故障行波采集装置采集实际故障点产生的故障行波到达电力线路首端与线路末端的时间差，根据该时间差在基准行波时差数组中进行查找，判定实际故障区段；其中，基准行波时差数组包括各个模拟故障点产生的故障行波传输到电力线路手段与末端的时间差。在一种具体实施方式中，基准行波时差数组通过如下方法获取：

在电力线路的若干个不同位置设置模拟故障点；

依次测试各模拟故障点产生的故障行波传输到电力线路首端与末端的时间差，构建基准行波时差数组。

其中，模拟故障点可按需设置，较佳的，可在电力线路首端、架空线路与电缆线路连接处、架空线路或电缆线路的分支点、电力线路末端分别设置模拟故障点。而在测试各模拟故障点产生的故障行波传输到电力线路首端与末端的时间差时，可采用试验测试方法或者仿真测试方法。

在一种具体实施方式中，若实际故障点产生的故障行波到达电力线路首端与线路末端的时间差处于基准行波时差数组中的某两个时间差之间，即可确定该两个时间差所对应的模拟故障点形成的区段为实际故障区段。例如，实际故障点产生的故障行波到达电力线路首端与线路末端的时间差29.9μs(微秒)，而在基准行波时差数组中，模拟故障点M₃产生的故障行波到达电力线路首端与线路末端的时间差为-29.3μs，模拟故障点M₄产生的故障行波到达电力线路首端与线路末端的时间差为-5.1μs，模拟故障点M₅产生的故障行波到达电力线路首端与线路末端的时间差为58.9μs，由于-5.1<29.9<58.9，因此可确定实际故障点所处的实际故障区段为模拟故障点M₄与模拟故障点M₅形成的区段M₄M₅。

在确定实际故障区段后，可计算实际故障点与实际故障区段中选定模拟故障点间的距离占实际故障区段的线路长度的比例，其中选定模拟故障点是指实际故障区段中的任一个预先设定的模拟故障点，例如实际故障区段的首端或末端。获取实际故障点与实际故障区段中选定模拟故障点间的距离占实际故障区段的线路长度的比例后，即可根据该比例以及实际故障区段中各杆塔或电缆接头的位置确定实际故障点的准确位置。

下面结合一个具体实例进行说明。

图2为实施本发明的某条35kV电缆-架空混合电力线路的结构示意图。分别在电力线路两端M₁、M₆处安装故障行波采集装置，然后在电力线路不同位置设置6个模拟故障点，在该实例中模拟故障点分别设置为：电力线路的首端M₁、电力线路的末端M₆(在实际电力线路中M₁、M₆为主变电站)，架空线路与电缆线路连接处M₂、M₃、M₄、M₅。依次通过仿真测试方法测试各模拟故障点发生故障时故障行波到达电力线路首端与末端的时间差，其中故障条件为相电压20207V、接地电阻200Ω、故障初相角为90°、采样频率为10MHz，故障行波采集装置记录故障行波到达电力线路两端时刻如表1所示。

表1

电力线路两端安装的故障行波采集装置测量故障行波信号到达电力线路首端与末端的时间，然后计算时间差，假设模拟故障点M_m产生的故障行波传输到电力线路首、末端的时间差为ΔT_m，则各模拟故障点产生的故障行波传输到电力线路首端与末端的时间差如表2所示。

表2

按模拟故障点的编号顺序构建基准行波时差数组：

H＝(ΔT₁,ΔT₂,ΔT₃,ΔT₄,ΔT₅,ΔT₆)＝(-92.9,-64.3,-29.3,-5.1,58.9,92.9)

如图2所示，现假设电力线路上M₄与M₅之间的f点发生电缆局部放电，即实际故障点为f，电力线路首端M₁处故障行波采集装置记录的电压行波波形如图3所示，电力线路末端M₆处故障行波采集装置记录的电压行波波形图4所示，则确定初始行波波头到达电力线路两端M₁、M₆处的时刻分别为61.4μs、31.5μs，则可计算出实际故障点f产生的故障行波到达线路首、末端的时间差为ΔT_f＝29.9μs。

比较ΔT_f与数组H中各元素的大小，由表2可知，ΔT₄＜ΔT_f＜ΔT₅，则可判定实际故障发生在电力线路模拟故障点M₄与M₅相连的线段，即判定实际故障区段为M₄与M₅相连的线段M₄M₅。然后计算实际故障点f与实际故障区段M₄M₅中选定模拟故障点间的距离占实际故障区段的线路长度的比例。假设本实例中选定模拟故障点为M₄，则只需计算实际故障点f与模拟故障点M₄的距离占实际故障区段M₄M₅总线路长度的比例Y。

图2中，f点发生故障时，根据故障行波沿电力线路传输到电力线路两端的路径可知，初始行波波头到达模拟故障点M₄的时刻T₄为：

$T_4=\frac{1}{2}(\mathrm{\&Delta;}{T}_f-\mathrm{\&Delta;}{T}_4)$

初始行波波头到达模拟故障点M₅的时刻T₅为：

$T_5=\frac{1}{2}(\mathrm{\&Delta;}{T}_5-\mathrm{\&Delta;}{T}_f)$

故障点f到M₄处的距离l_f4为：

$l_{f4}=\frac{1}{2}[l_{45}+(T_4-T_5)v]$

$l_{45}=\frac{1}{2}(\mathrm{\&Delta;}{T}_5-\mathrm{\&Delta;}{T}_4)v$

$Y=\frac{l_{f4}}{l_{45}}$

上式中：l₄₅为M₄与M₅之间的距离，v为行波波速。

综合以上各式，化简可得：

$Y=\frac{\mathrm{\&Delta;}{T}_f-\mathrm{\&Delta;}{T}_4}{\mathrm{\&Delta;}{T}_5-\mathrm{\&Delta;}{T}_4}$

则实际故障点f与模拟故障点M₄的距离占实际故障区段M₄M₅总线路长度的比例Y与电力线路长度以及行波波速均无关。将对应数据代入上式，可得到实际故障点与模拟故障点M₄的距离占实际故障区段总长度的比例Y＝0.547。

实际电网中电力线路长度是各杆塔或电缆接头间的线段长度之和，根据实际故障区段中各杆塔或电缆接头的具***置和实际故障点到实际故障区段中选定模拟故障点的距离占实际故障区段的线路长度的比例，即可确定最靠近实际故障点的杆塔或电缆接头，即可准确定位实际故障点。

在一种具体实施方式中，根据上述比例Y以及实际故障区段中各杆塔或电缆接头的位置确定实际故障点的准确位置，可通过如下方法实现：

获取实际故障区段中各杆塔或电缆接头的长度占比；所述长度占比为实际故障区段中各杆塔或电缆接头到选定模拟故障点的距离占实际故障区段的线路长度的比例；

根据所述长度占比，以及实际故障点与实际故障区段中选定模拟故障点间的距离占实际故障区段的线路长度的比例，确定实际故障点的准确位置。

紧接上述实例，假设实际故障区段中各电缆接头的位置与选定模拟故障点M₄的距离以及长度占比如表3所示。

表3

图2中实际故障点f与模拟故障点M₄的距离占实际故障区段M₄M₅线路长度的比例Y＝0.547，由表3得离实际故障点f最近的电缆接头为11号接头，而电缆线路故障通常发生在电缆接头处，因此可判断电缆局部放电的位置为11号电缆接头处，定位结果准确。

综合以上内容，可以看出本发明原理简单，无需测量电力线路长度和行波波速，故障点定位结果不受电力线路弧垂的影响，易于工程实现，本发明算法简单、实用性强、定位精度高，能为电力线路故障排除提供更准确的依据，具有广阔的应用前景。

本发明还提供一种电力线路故障行波定位***，如图5所示，包括：

故障行波时间差采集模块100，用于在电力线路实际发生故障时，获取实际故障点产生的故障行波到达电力线路首端与线路末端的时间差；

故障区段确定模块200，用于根据所述实际故障点产生的故障行波到达电力线路首端与末端的时间差以及基准行波时差数组判定实际故障区段；所述基准行波时差数组包括模拟故障点产生的故障行波传输到电力线路首端与末端的时间差；

比例获取模块300，用于获取所述实际故障点与所述实际故障区段中选定模拟故障点间的距离占所述实际故障区段的线路长度的比例；

定位模块400，用于根据所述比例以及所述实际故障区段中各杆塔或电缆接头的位置确定实际故障点的准确位置。

具体的，当电力线路实际发生故障时，故障行波时间差采集模块100采集实际故障点产生的故障行波到达电力线路首端与线路末端的时间差，然后故障区段确定模块200根据该时间差在基准行波时差数组中进行查找，判定实际故障区段；其中，基准行波时差数组包括各个模拟故障点产生的故障行波传输到电力线路手段与末端的时间差。如图5所示，为生成该基准行波时差数组，在一种具体实施方式中，本发明的电力线路故障行波定位***还包括时差数组获取模块500，用于获取所述基准行波时差数组。

时差数组获取模块500包括：

故障点设置模块501，用于在电力线路的若干个不同位置设置模拟故障点；

构建模块502，用于获取各模拟故障点产生的故障行波传输到电力线路首端与末端的时间差，并构建所述基准行波时差数组。

其中，故障点设置模块501在设置模拟故障点时可按需设置，较佳的，可在电力线路首端、架空线路与电缆线路连接处、架空线路或电缆线路的分支点、电力线路末端分别设置模拟故障点。在采用试验测试方法或者仿真测试方法测试出各模拟故障点产生的故障行波传输到电力线路首端与末端的时间差后，构建模块502即可构建出基准行波时差数组。

在一种具体实施方式中，若实际故障点产生的故障行波到达电力线路首端与线路末端的时间差处于基准行波时差数组中的某两个时间差之间，故障区段确定模块200即可确定该两个时间差所对应的模拟故障点形成的区段为实际故障区段。例如，故障行波时间差采集模块100采集到实际故障点产生的故障行波到达电力线路首端与线路末端的时间差29.9μs，而在基准行波时差数组中，模拟故障点M₃产生的故障行波到达电力线路首端与线路末端的时间差为-29.3μs，模拟故障点M₄产生的故障行波到达电力线路首端与线路末端的时间差为-5.1μs，模拟故障点M₅产生的故障行波到达电力线路首端与线路末端的时间差为58.9μs，由于-5.1<29.9<58.9，因此故障区段确定模块200可确定实际故障点所处的实际故障区段为模拟故障点M₄与模拟故障点M₅形成的区段M₄M₅。

在确定实际故障区段后，比例获取模块300可计算出实际故障点与实际故障区段中选定模拟故障点间的距离占实际故障区段的线路长度的比例，其中选定模拟故障点是指实际故障区段中的任一个预先设定的模拟故障点。实际故障点与选定模拟故障点的距离占实际故障区段总线路长度的比例与电力线路长度以及行波波速均无关。至于比例获取模块400如何计算出所述比例，则可参考上述电力线路故障行波定位方法实例部分提供的计算方法，此处不再赘述。

实际电网中电力线路长度是各杆塔或电缆接头间的线段长度之和，定位模块400根据实际故障区段中各杆塔或电缆接头的具***置和实际故障点到实际故障区段中选定模拟故障点的距离占实际故障区段的线路长度的比例，即可确定最靠近实际故障点的杆塔或电缆接头，即可准确定位实际故障点。

在一种具体实施方式中，如图6所示，定位模块400包括：

长度占比获取模块401，用于获取所述实际故障区段中各杆塔或电缆接头的长度占比；所述长度占比为所述实际故障区段中各杆塔或电缆接头到所述选定模拟故障点的距离占所述实际故障区段的线路长度的比例；

故障点确定模块402，用于根据所述长度占比，以及所述实际故障点与所述实际故障区段中选定模拟故障点间的距离占所述实际故障区段的线路长度的比例，确定所述实际故障点的准确位置。

以上各个模块其具体功能的实现，可参照上述电力线路故障行波定位方法实例部分提供的方法，此处均不再一一赘述。

以上所述实施例的各技术特征可以进行任意的组合，为使描述简洁，未对上述实施例中的各个技术特征所有可能的组合都进行描述，然而，只要这些技术特征的组合不存在矛盾，都应当认为是本说明书记载的范围。

以上所述实施例仅表达了本发明的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。

Claims (9)

1.一种电力线路故障行波定位方法，其特征在于，包括如下步骤：

当电力线路实际发生故障时，获取实际故障点产生的故障行波到达电力线路首端与线路末端的时间差；

根据所述实际故障点产生的故障行波到达电力线路首端与末端的时间差以及基准行波时差数组判定实际故障区段；所述基准行波时差数组包括模拟故障点产生的故障行波传输到电力线路首端与末端的时间差；

获取所述实际故障点与所述实际故障区段中选定模拟故障点间的距离占所述实际故障区段的线路长度的比例；

根据所述比例以及所述实际故障区段中各杆塔或电缆接头的位置确定实际故障点的准确位置。

2.根据权利要求1所述的电力线路故障行波定位方法，其特征在于，所述基准行波时差数组通过如下步骤获取：

在电力线路的若干个不同位置设置模拟故障点；

获取各模拟故障点产生的故障行波传输到电力线路首端与末端的时间差，构建所述基准行波时差数组。

3.根据权利要求2所述的电力线路故障行波定位方法，其特征在于，在测试各模拟故障点产生的故障行波传输到电力线路首端与末端的时间差时，采用试验测试方法或仿真测试方法。

4.根据权利要求2或3所述的电力线路故障行波定位方法，其特征在于，在电力线路的若干个不同位置设置模拟故障点的过程包括如下步骤：

在电力线路首端、架空线路与电缆线路连接处、架空线路或电缆线路的分支点、电力线路末端分别设置模拟故障点。

5.根据权利要求1至3中任一项所述的电力线路故障行波定位方法，其特征在于，根据所述比例以及所述实际故障区段中各杆塔或电缆接头的位置确定实际故障点的准确位置的过程包括如下步骤：

获取所述实际故障区段中各杆塔或电缆接头的长度占比；所述长度占比为所述实际故障区段中各杆塔或电缆接头到所述选定模拟故障点的距离占所述实际故障区段的线路长度的比例；

根据所述长度占比，以及所述实际故障点与所述实际故障区段中选定模拟故障点间的距离占所述实际故障区段的线路长度的比例，确定所述实际故障点的准确位置。

6.一种电力线路故障行波定位***，其特征在于，包括：

故障行波时间差采集模块，用于在电力线路实际发生故障时，获取实际故障点产生的故障行波到达电力线路首端与线路末端的时间差；

故障区段确定模块，用于根据所述实际故障点产生的故障行波到达电力线路首端与末端的时间差以及基准行波时差数组判定实际故障区段；所述基准行波时差数组包括模拟故障点产生的故障行波传输到电力线路首端与末端的时间差；

比例获取模块，用于获取所述实际故障点与所述实际故障区段中选定模拟故障点间的距离占所述实际故障区段的线路长度的比例；

定位模块，用于根据所述比例以及所述实际故障区段中各杆塔或电缆接头的位置确定实际故障点的准确位置。

7.根据权利要求6所述的电力线路故障行波定位***，其特征在于，还包括时差数组获取模块，用于获取所述基准行波时差数组；所述时差数组获取模块包括：

故障点设置模块，用于在电力线路的若干个不同位置设置模拟故障点；

构建模块，用于获取各模拟故障点产生的故障行波传输到电力线路首端与末端的时间差，并构建所述基准行波时差数组。

8.根据权利要求7所述的电力线路故障行波定位***，其特征在于，所述故障点设置模块在电力线路首端、架空线路与电缆线路连接处、架空线路或电缆线路的分支点、电力线路末端分别设置模拟故障点。

9.根据权利要求6至8中任一项所述的电力线路故障行波定位***，其特征在于，所述定位模块包括：

长度占比获取模块，用于获取所述实际故障区段中各杆塔或电缆接头的长度占比；所述长度占比为所述实际故障区段中各杆塔或电缆接头到所述选定模拟故障点的距离占所述实际故障区段的线路长度的比例；

故障点确定模块，用于根据所述长度占比，以及所述实际故障点与所述实际故障区段中选定模拟故障点间的距离占所述实际故障区段的线路长度的比例，确定所述实际故障点的准确位置。