CN112540260B - 基于行波能量变化特性的高压输电网混联线路故障测距方法、装置及*** - Google Patents
基于行波能量变化特性的高压输电网混联线路故障测距方法、装置及*** Download PDFInfo
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Abstract
本发明公开了一种基于行波能量变化特性的高压输电网混联线路故障测距方法、装置及***，包括获取线路两端测点的故障零模电压行波信号和零模电流行波信号；基于故障零模电压行波信号和零模电流行波信号提取频率为ω的行波信号分量，得到零模电压行波分量和零模电流行波分量；计算出线路两端测点的行波能量；基于行波能量，以及故障区段定位判据，确定出故障区段；获取与该故障区段对应的故障点计算公式，将线路两端测点的行波能量和该故障区段对应的相关物理参数代入故障点计算公式，计算出故障点的准确位置。本发明仅需要提取故障初始行波波头，无需同步***的支持，无需获取行波波速，避免高压远距离输电中信号同步误差和波速变化对故障区段判别的影响。
Description
技术领域
本发明属于电网故障定位技术领域，具体涉及一种基于行波能量变化特性的高压输电网混联线路故障测距方法、装置及***。
背景技术
现代电力***是一个复杂的输配电***，担负着多个地区输送、分配电能的重任，当输电线路发生故障尤其是永久性故障时，会造成大面积停电，影响社会生产与居民生活，并会对***的稳定性有很大的冲击。这就要求在发生故障后能够快速的定位故障点，排查、消除故障，尽早恢复线路的正常运行。
相较于单一的架空输电线路或电缆线路，线路—电缆混合输电线路由两类线路交替连接而成，结构更加复杂，实现故障定位的难度更高。从行波的传播特性来看，因线路路和电缆线路的线路参数不同，两类线路上的波速度不一致，连接点前后的波阻抗不连续，现有的单一线路定位方法不能直接应用于混合线路的故障定位。较早期的混合线路故障定位主要致力于解决线路波速不一致所带来的困难，将传统的双端故障定位方法加以改进，取得了一定的成果，但从原理上看，以行波到达时间为基础的故障区段判断和故障定位方法一定会受到量测设备的同步性和行波波速的准确性的影响，而这两者又是不可控的，它们的误差必会影响区段判断的可靠性和定位精度。
发明内容
针对上述问题，本发明提出一种基于行波能量变化特性的高压输电网混联线路故障测距方法、装置及***，仅需要提取故障初始行波波头，不需要同步***的支持，也不需要获取行波波速，避免高压远距离输电中信号同步误差和波速变化对故障区段判别的影响。在故障区段确定的前提下，针对不同结构的线缆混合线路，定量推导线路两端行波能量与不同故障位置之间的映射关系，构成了基于行波能量变化特性的高压输电网混联线路故障测距方法、装置及***，仿真结果表明所得测距结果具有较高的精度。
为了实现上述技术目的，达到上述技术效果，本发明通过以下技术方案实现：
第一方面，本发明提供了一种基于行波能量变化特性的高压输电网混联线路故障测距方法，包括：
获取线路两端测点的故障零模电压行波信号和零模电流行波信号；
对所述故障零模电压信号和零模电流行波信号进行S变换，提取频率为ω的行波信号分量，得到零模电压行波分量和零模电流行波分量；
基于所述零模电压行波分量和零模电流行波分量，计算出线路两端测点的行波能量；
基于所述行波能量，以及预设的故障区段定位判据，确定出故障区段；
获取与该故障区段对应的故障点计算公式，将线路两端测点的行波能量和该故障区段对应的相关物理参数代入故障点计算公式，计算出故障点的准确位置。
可选地，所述行波能量WS(ω)的计算公式为：
所述行波能量WR(ω)的计算公式为：
其中，US0(ω)、UR0(ω)为线路两端测点的零模电压行波分量，IS0(ω)、IR0(ω)为线路两端测点的零模电流行波分量，WS(ω)和WR(ω)为线路两端测点的行波能量，t1和t2分别代表能量计算所选取故障信号片段的起始时间和终止时间。
可选地，设定线段两端的测点分别为S点和R点，所述线段上设有第一连接点P1和第二连接点P2，所述故障区段定位判据包括：
式中，K1为线路区段SP1最右端发生故障时两个测点的能量比，K2为连接点P1处发生故障的能量比，K3为线路区段P1P2最左端发生故障时两个测点的能量比，K4为线路区段P1P2最右端发生故障时两个测点的能量比，K5为连接点P2处发生故障的能量比，K6为线路区段P2R最左端发生故障时两个测点的能量比。
可选地，所述K1、K2、K3、K4、K5、K6的获取方法为：
基于仿真***，仿真出当发生不同线路区段故障时线路两端的测点的两个测点的能量比，最终获得K1、K2、K3、K4、K5、K6。
可选地，当故障点F1位于线路区段SP1时，所述故障位置计算公式为：
式中，x代表故障点F1距线路S端的距离，γ1(ω)代表经过第一连接点P1的行波能量折射系数，γ2(ω)代表经过第二连接点P2的行波能量折射系数，α1ω(x)为线路区段SP1上频率为ω的行波分量在故障距离为x处的行波能量衰减系数，α3ω(x)为线路区段P1P2段上频率为ω的行波分量在故障距离为x时的行波能量衰减系数，α5ω(x)为线路区段P2R段上频率为ω的行波分量在故障距离为x时的行波能量衰减系数；
所述故障点的准确位置通过以下步骤获得：
设置x的初值为0，基于所述公式(1)，计算出初始的行波能量衰减系数；
循环重复以下步骤，直至前后两次计算出的x的差值小于设定阈值范围，输出最后一次的x的值作为故障点F1的最终位置：
将计算出的行波能量衰减系数，带入公式(1)，计算出x的值；
将计算出的x的值，带入公式(1)，计算行波能量衰减系数。
可选地，当故障点F2位于线路区段P1P2时，所述故障位置计算公式为：
式中，x代表故障点F2距P1点的距离，α2ω(x)为线路区段P1P2段上频率为ω的行波分量在故障距离为x处的行波能量衰减系数，α4ω(x)为线路区段SP1、P2R段上频率为ω的行波分量在故障距离为x时的行波能量衰减系数；
所述故障点的准确位置通过以下步骤获得：
设置x的初值为0，基于所述公式(2)，计算出初始的行波能量衰减系数；
循环重复以下步骤，直至前后两次计算出的x的差值小于设定阈值范围，输出最后一次的x的值作为故障点F1的最终位置：
将计算出的行波能量衰减系数，带入公式(2)，计算出x的值；
将计算出的x的值，带入公式(2)，计算行波能量衰减系数。
可选地，当故障点F3位于线路区段P2R时，所述故障位置计算公式为：
式中，x代表故障点F3距线路R端的距离，γ1(ω)代表经过第一连接点P1的行波能量折射系数，γ2(ω)代表经过第二连接点P2的行波能量折射系数，α1ω(x)为P2R段上频率为ω的行波分量在故障距离为x处的行波能量衰减系数，α3ω(x)为P1P2段上频率为ω的行波分量在故障距离为x时的行波能量衰减系数，α5ω(x)为SP1段上频率为ω的行波分量在故障距离为x时的行波能量衰减系数；
所述故障点的准确位置通过以下步骤获得：
设置x的初值为0，基于所述公式(3)，计算出初始的行波能量衰减系数；
循环重复以下步骤，直至前后两次计算出的x的差值小于设定阈值范围，输出最后一次的x的值作为故障点F1的最终位置：
将计算出的行波能量衰减系数，带入公式(3)，计算出x的值；
将计算出的x的值，带入公式(3)，计算行波能量衰减系数。
可选地，所述行波能量折射系数的计算方法为：
在第一连接点或第二连接点前后设置行波测点；
分别获取两个行波测点的故障零模电压行波信号和零模电流行波信号；
对所述故障零模电压行波信号和零模电流行波信号进行S变换，提取频率为ω的行波信号分量，得到零模电压行波分量和零模电流行波分量；
基于所述零模电压行波分量和零模电流行波分量计算出不同故障位置下第一连接点或第二连接点前后的行波能量，并求解行波能量比，得到第一连接点或第二连接点的折射系数γ1(ω),γ2(ω),…,γn(ω)。
可选地，所述行波能量衰减系数的计算方法为：
在线路区段上根据线路长度等间距的设置多个行波测点；
仿真不同位置故障，记录各测点处的电压、电流波形，使用S变换对测点的电压、电流行波进行处理得到复数矩阵；
计算所述复数矩阵中各元素的模值，提取ω的频率分量，计算各测点处的行波能量；利用各测点的行波能量计算各测点位置的行波能量衰减系数，利用三次函数拟合行波能量衰减系数与行波传播距离的关系，得到α1ω(x),α2ω(x),…,α(n+1)ω(x)。
第二方面，本发明提供了一种基于行波能量变化特性的高压输电网混联线路故障测距装置，包括：
获取单元，用于获取线路两端测点的故障零模电压行波信号和零模电流行波信号；
第一计算单元，用于对所述故障零模电压行波信号和零模电流行波信号进行S变换，提取频率为ω的行波信号分量，得到零模电压行波分量和零模电流行波分量；
第二计算单元，用于基于所述零模电压行波分量和零模电流行波分量，计算出线路两端测点的行波能量；
第三计算单元，用于基于所述行波能量，以及预设的故障区段定位判据，确定出故障区段；
第四计算单元，用于获取与该故障区段对应的故障点计算公式，将线路两端测点的行波能量和该故障区段对应的相关物理参数代入故障点计算公式，计算出故障点的准确位置。
第三方面，本发明提供了一种基于行波能量变化特性的高压输电网混联线路故障测距***，其特征在于，包括：包括存储介质和处理器；
所述存储介质用于存储指令；
所述处理器用于根据所述指令进行操作以执行根据第一方面中任一项所述方法的步骤。
与现有技术相比，本发明的有益效果：
本发明基于对行波折反射及衰减规律的研究，使用行波能量损失来描述行波能量在线路上衰减及穿越波阻抗不连续点的变化，利用线路两端所测行波能量比来确定故障区段。所提方法仅需要提取故障初始行波波头，不需要同步***的支持，也不需要获取行波波速，避免高压远距离输电中信号同步误差和波速变化对故障区段判别的影响。在故障区段确定的前提下，针对不同结构的线缆混合线路，定量推导线路两端行波能量与不同故障位置之间的映射关系，构成了基于行波能量变化特性的高压输电网混联线路故障测距方法、装置及***，仿真结果表明所得测距结果具有较高的精度。
附图说明
为了使本发明的内容更容易被清楚地理解，下面根据具体实施例并结合附图，对本发明作进一步详细的说明，其中：
图1为本发明一种实施例中的高压输电网“线—缆—线”型混联线路示意图；
图2为本发明一种实施例中基于行波能量变化特性线缆混合输电线路故障精确定位流程图；
图3为本发明一种实施例中迭代算法的收敛过程示意图。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明的保护范围。
下面结合附图对本发明的应用原理作详细的描述。
实施例1
本发明实施例中提供了一种基于行波能量变化特性的高压输电网混联线路故障测距方法，包括以下步骤：
(1)获取线路两端测点的故障零模电压行波信号和零模电流行波信号；
在具体实施过程中，所述故障零模电压行波信号和零模电流行波信号可以利用高精度电压互感器、电流互感器进行测量获得，电压互感器和电流互感器放置在混联线路的两端。为防止频繁的折反射影响行波初始波头的幅值，也可将电压互感器、电流互感器布置在与混联线路两端保持确定距离的位置。
(2)对所述故障零模电压信号和行波电流信号进行S变换，提取频率为ω的行波信号分量，得到零模电压行波分量和零模电流行波分量；
(3)基于所述零模电压行波分量和零模电流行波分量，计算出线路两端测点的行波能量；
(4)基于所述行波能量，以及预设的故障区段定位判据，确定出故障区段；
(5)获取与该故障区段对应的故障点计算公式，将线路两端测点的行波能量和该故障区段对应的相关物理参数代入故障点计算公式，计算出故障点的准确位置。
在本发明实施例的一种具体实施方式中，所述行波能量WS(ω)的计算公式为：
所述行波能量WR(ω)的计算公式为：
其中，US0(ω)、UR0(ω)为线路两端测点的零模电压行波分量，IS0(ω)、IR0(ω)为线路两端测点的零模电流行波分量，WS(ω)和WR(ω)为线路两端测点的行波能量，t1和t2分别代表能量计算所选取故障信号片段的起始时间和终止时间。
在本发明实施例的一种具体实施方式中，如图1所示，设定线路为“线—缆—线”型混联线路，线段两端的测点分别为S点和R点，所述线段上设有第一连接点P1和第二连接点P2，对混联线路的测量点和线缆连接点依次编号为S,P1,P2,R，各段架空线、电缆的长度为所述故障区段定位判据包括：
式中，K1为线路区段SP1最右端发生故障时两个测点的能量比，K2为连接点P1处发生故障的能量比，K3为线路区段P1P2最左端发生故障时两个测点的能量比，K4为线路区段P1P2最右端发生故障时两个测点的能量比，K5为连接点P2处发生故障的能量比，K6为线路区段P2R最左端发生故障时两个测点的能量比。
在本发明实施例的一种具体实施方式中，所述K1、K2、K3、K4、K5、K6的获取方法为：
基于仿真***，仿真出当发生不同线路区段故障时线路两端的测点的两个测点的能量比，最终获得K1、K2、K3、K4、K5、K6。
当故障点F1位于线路区段SP1时，所述故障位置计算公式为：
式中，x代表故障点F1距线路S端的距离，γ1(ω)代表经过第一连接点P1的行波能量折射系数，γ2(ω)代表经过第二连接点P2的行波能量折射系数，α1ω(x)为线路区段SP1上频率为ω的行波分量在故障距离为x处的行波能量衰减系数，α3ω(x)为线路区段P1P2段上频率为ω的行波分量在故障距离为x时的行波能量衰减系数，α5ω(x)为线路区段P2R段上频率为ω的行波分量在故障距离为x时的行波能量衰减系数；
所述故障点的准确位置通过以下步骤获得：
设置x的初值为0，基于所述公式(1)，计算出初始的行波能量衰减系数；
循环重复以下步骤，直至前后两次计算出的x的差值小于设定阈值范围，输出最后一次的x的值作为故障点F1的最终位置：
将计算出的行波能量衰减系数，带入公式(1)，计算出x的值；
将计算出的x的值，带入公式(1)，计算行波能量衰减系数。
在本发明实施例的一种具体实施方式中，当故障点F2位于线路区段P1P2时，所述故障位置计算公式为：
式中，x代表故障点F2距P1点的距离，α2ω(x)为线路区段P1P2段上频率为ω的行波分量在故障距离为x处的行波能量衰减系数，α4ω(x)为线路区段SP1、P2R段上频率为ω的行波分量在故障距离为x时的行波能量衰减系数；
所述故障点的准确位置通过以下步骤获得：
设置x的初值为0，基于所述公式(2)，计算出初始的行波能量衰减系数；
循环重复以下步骤，直至前后两次计算出的x的差值小于设定阈值范围，输出最后一次的x的值作为故障点F1的最终位置：
将计算出的行波能量衰减系数，带入公式(2)，计算出x的值；
将计算出的x的值，带入公式(2)，计算行波能量衰减系数。
当故障点F3位于线路区段P2R时，所述故障位置计算公式为：
式中，x代表故障点F3距线路R端的距离，γ1(ω)代表经过第一连接点P1的行波能量折射系数，γ2(ω)代表经过第二连接点P2的行波能量折射系数，α1ω(x)为P2R段上频率为ω的行波分量在故障距离为x处的行波能量衰减系数，α3ω(x)为P1P2段上频率为ω的行波分量在故障距离为x时的行波能量衰减系数，α5ω(x)为SP1段上频率为ω的行波分量在故障距离为x时的行波能量衰减系数；
所述故障点的准确位置通过以下步骤获得：
设置x的初值为0，基于所述公式(3)，计算出初始的行波能量衰减系数；
循环重复以下步骤，直至前后两次计算出的x的差值小于设定阈值范围，输出最后一次的x的值作为故障点F1的最终位置：
将计算出的行波能量衰减系数，带入公式(3)，计算出x的值；
将计算出的x的值，带入公式(3)，计算行波能量衰减系数。
在本发明实施例的一种具体实施方式中，所述行波能量折射系数的计算方法为：
在第一连接点或第二连接点前后设置行波测点；
分别获取两个行波测点的故障零模电压行波信号和零模电流行波信号；
对所述故障零模电压行波信号和零模电流行波信号进行S变换，提取频率为ω的行波信号分量，得到零模电压行波分量和零模电流行波分量；
基于所述零模电压行波分量和零模电流行波分量计算出不同故障位置下第一连接点或第二连接点前后的行波能量，并求解行波能量比，得到第一连接点或第二连接点的折射系数γ1(ω),γ2(ω),…,γn(ω)。
在本发明实施例的一种具体实施方式中，所述行波能量衰减系数的计算方法为：
在线路区段上根据线路长度等间距的设置多个行波测点(大于等于10个较好)；
仿真不同位置故障，记录各测点处的电压、电流波形，使用S变换对测点的电压、电流行波进行处理得到复数矩阵；
计算所述复数矩阵中各元素的模值，提取ω的频率分量，计算各测点处的行波能量；利用各测点的行波能量计算各测点位置的行波能量衰减系数，利用三次函数拟合行波能量衰减系数与行波传播距离的关系，得到α1ω(x),α2ω(x),…,α(n+1)ω(x)。
实施例2
基于与实施例1相同的发明构思，本发明实施例中提供了一种基于行波能量变化特性的高压输电网混联线路故障测距装置，包括：
获取单元，用于获取线路两端测点的故障零模电压行波信号和零模电流行波信号；
第一计算单元，用于对所述故障零模电压行波信号和零模电流行波信号进行S变换，提取频率为ω的行波信号分量，得到零模电压行波分量和零模电流行波分量；
第二计算单元，用于基于所述零模电压行波分量和零模电流行波分量，计算出线路两端测点的行波能量；
第三计算单元，用于基于所述行波能量，以及预设的故障区段定位判据，确定出故障区段；
第四计算单元，用于获取与该故障区段对应的故障点计算公式，将线路两端测点的行波能量和该故障区段对应的相关物理参数代入故障点计算公式，计算出故障点的准确位置。
其余部分均与实施例1相同。
实施例3
基于与实施例1相同的发明构思，本发明实施例中提供了一种基于行波能量变化特性的高压输电网混联线路故障测距***，其特征在于，包括：包括存储介质和处理器；
所述存储介质用于存储指令；
所述处理器用于根据所述指令进行操作以执行根据实施例1中任一项所述方法的步骤。
一种高压输电网“线—缆—线”型混联线路示意图如图1所示，基于行波能量变化特性线缆混合输电线路故障精确定位流程图如图2所示，迭代算法的收敛过程示意图如图3所示，本发明的一种基于行波能量变化特性的高压输电网混联线路故障测距方法、装置及***，包括如下步骤：
(1)利用高精度电压、电流互感器获取线路两端测点的故障零模电压行波信号和零模电流行波信号。
(2)对所述故障零模电压行波信号和零模电流行波信号进行S变换，提取频率为ω的行波信号分量，得到零模电压行波分量和零模电流行波分量；基于所述零模电压行波分量和零模电流行波分量，计算出线路两端测点的行波能量；基于所述行波能量，以及预设的故障区段定位判据，确定出故障区段。
(3)获取与该故障区段对应的故障点计算公式，将线路两端测点的行波能量和该故障区段对应的相关物理参数(能量折射系数、衰减系数和各区段长度等参数)代入故障点计算公式，计算出故障点的准确位置。
仿真验证
为了验证本发明的有效性与可靠性，在PSCAD/EMTDC中搭建如图1所示的仿真模型，线路模型选择频率相关模型，采样频率为1MHz。输电线路总长度为112km，其中两段线路路长度分别为60km与40km，电缆线路长度为12km，在线路路SP1段距离S端22km处设置A相接地故障。
在前期的离线阶段中，根据各区段线路参数搭建仿真模型，沿线在各区段线路等间距设置10个行波测点和线缆连接点前后设置行波测点。分别设置不同的故障位置，从线缆连接点前后的行波测点中提取频率为80kHz的零模电压、电流行波分量，分别计算不同故障位置下线缆连接点前后的行波能量，并求解行波能量比，得到线缆连接点P1处的折射系数γ1＝0.26615，线缆连接点P2处的折射系数γ2＝0.26623；记录各区段线路的行波测点处的电压、电流波形，使用S变换对测点的电压、电流行波进行处理，并计算复数矩阵中各元素的模值，提取80kHz的频率分量，计算各测点处的行波能量，利用各测点的行波能量计算各测点位置的行波能量衰减系数，在MATLAB中利用三次函数拟合行波能量衰减系数与行波传播距离的关系，将电缆线路长度12km和R侧线路路长度40km代入关系式，得到线路区段SP1发生故障时，各线路区段SP1、P1P2、P2R的行波能量衰减系数关系式：
α1(x1)＝-1.846×10-20x1 3+4.291×10-15x1 2-3.596×10-10x1+9.279×10-5
式中，x1代表距故障点的距离，x2、x3代表故障点与线缆连接点P1之间的距离。
基于前期的离线工作，当线路发生故障时，利用高精度电压、电流互感器获取线路两端的初始故障零模行波信号，使用S变换提取80kHz的电压、电流行波分量，计算行波能量，线路S端和R端的行波能量分别为472.227与0.216063，判断出故障区段为线路路SP1。结合各区段的行波能量衰减系数变化规律和对于线路路故障F1的故障位置计算公式，在MATLAB中实现测距算法的迭代。图3绘制了每次迭代的结果，从图中可以看出，随着迭代次数的增加，计算结果逐渐收敛。表1给出了每次迭代的详细过程，包含行波能量衰减系数、虚拟故障点的位置以及迭代停止条件的判断，表中x为故障点距S端的距离，L为左侧线路的长度。
表1迭代过程中的衰减系数和计算故障距离
由图3可以看出，算法收敛速度很快，在经过了4次迭代后相邻两次计算故障距离之差为0.001km，即可满足Δx＝0.001km≤10-3km的要求，迭代过程结束，故障定位结果为21.779km，与真实故障距离仅相差0.221km，所提算法具有很好的定位精度
以上显示和描述了本发明的基本原理和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 (9)
1.一种基于行波能量变化特性的高压输电网混联线路故障测距方法，其特征在于，包括：
获取线路两端测点的故障零模电压行波信号和零模电流行波信号；
对所述故障零模电压行波信号和零模电流行波信号进行S变换，提取频率为ω的行波信号分量，得到零模电压行波分量和零模电流行波分量；
基于所述零模电压行波分量和零模电流行波分量，计算出线路两端测点的行波能量；
基于所述行波能量，以及预设的故障区段定位判据，确定出故障区段；
获取与该故障区段对应的故障点计算公式，将线路两端测点的行波能量和该故障区段对应的相关物理参数代入故障点计算公式，计算出故障点的准确位置；
设定线路两端的测点分别为S点和R点，所述线路上设有第一连接点P1和第二连接点P2，所述故障区段定位判据包括：
式中，K1为线路区段SP1最右端发生故障时两个测点的能量比，K2为连接点P1处发生故障的能量比，K3为线路区段P1P2最左端发生故障时两个测点的能量比，K4为线路区段P1P2最右端发生故障时两个测点的能量比，K5为连接点P2处发生故障的能量比，K6为线路区段P2R最左端发生故障时两个测点的能量比；WS(ω)和WR(ω)为线路两端测点的行波能量；
当故障点F1位于线路区段SP1时，所述故障位置计算公式为：
式中，x代表故障点F1距线路S端的距离，γ1(ω)代表经过第一连接点P1的行波能量折射系数，γ2(ω)代表经过第二连接点P2的行波能量折射系数，α1ω(x)为线路区段SP1上频率为ω的行波分量在故障距离为x处的行波能量衰减系数，α3ω(x)为线路区段P1P2段上频率为ω的行波分量在故障距离为x时的行波能量衰减系数，α5ω(x)为线路区段P2R段上频率为ω的行波分量在故障距离为x时的行波能量衰减系数；
所述故障点的准确位置通过以下步骤获得：
设置x的初值为0，基于所述公式(1)，计算出初始的行波能量衰减系数；
循环重复以下步骤，直至前后两次计算出的x的差值小于设定阈值范围，输出最后一次的x的值作为故障点F1的最终位置：
将计算出的行波能量衰减系数，带入公式(1)，计算出x的值；
将计算出的x的值，带入公式(1)，计算行波能量衰减系数。
2.根据权利要求1所述的一种基于行波能量变化特性的高压输电网混联线路故障测距方法，其特征在于，所述行波能量WS(ω)的计算公式为：
所述行波能量WR(ω)的计算公式为：
其中，US0(ω)、UR0(ω)为线路两端测点的零模电压行波分量，IS0(ω)、IR0(ω)为线路两端测点的零模电流行波分量，WS(ω)和WR(ω)为线路两端测点的行波能量，t1和t2分别代表能量计算所选取故障信号片段的起始时间和终止时间。
3.根据权利要求1所述的一种基于行波能量变化特性的高压输电网混联线路故障测距方法，其特征在于，所述K1、K2、K3、K4、K5、K6的获取方法为：
基于仿真***，仿真出当发生不同线路区段故障时线路两端的测点的两个测点的能量比，最终获得K1、K2、K3、K4、K5、K6。
4.根据权利要求1所述的一种基于行波能量变化特性的高压输电网混联线路故障测距方法，其特征在于，当故障点F2位于线路区段P1P2时，所述故障位置计算公式为：
式中，x代表故障点F2距P1点的距离，α2ω(x)为线路区段P1P2段上频率为ω的行波分量在故障距离为x处的行波能量衰减系数，α4ω(x)为线路区段SP1、P2R段上频率为ω的行波分量在故障距离为x时的行波能量衰减系数；
所述故障点的准确位置通过以下步骤获得：
设置x的初值为0，基于所述公式(2)，计算出初始的行波能量衰减系数；
循环重复以下步骤，直至前后两次计算出的x的差值小于设定阈值范围，输出最后一次的x的值作为故障点F1的最终位置：
将计算出的行波能量衰减系数，带入公式(2)，计算出x的值；
将计算出的x的值，带入公式(2)，计算行波能量衰减系数。
5.根据权利要求1所述的一种基于行波能量变化特性的高压输电网混联线路故障测距方法，其特征在于，当故障点F3位于线路区段P2R时，所述故障位置计算公式为：
式中，x代表故障点F3距线路R端的距离，γ1(ω)代表经过第一连接点P1的行波能量折射系数，γ2(ω)代表经过第二连接点P2的行波能量折射系数，α1ω(x)为P2R段上频率为ω的行波分量在故障距离为x处的行波能量衰减系数，α3ω(x)为P1P2段上频率为ω的行波分量在故障距离为x时的行波能量衰减系数，α5ω(x)为SP1段上频率为ω的行波分量在故障距离为x时的行波能量衰减系数；
所述故障点的准确位置通过以下步骤获得：
设置x的初值为0，基于所述公式(3)，计算出初始的行波能量衰减系数；
循环重复以下步骤，直至前后两次计算出的x的差值小于设定阈值范围，输出最后一次的x的值作为故障点F1的最终位置：
将计算出的行波能量衰减系数，带入公式(3)，计算出x的值；
将计算出的x的值，带入公式(3)，计算行波能量衰减系数。
6.根据权利要求4-5中任一项所述的一种基于行波能量变化特性的高压输电网混联线路故障测距方法，其特征在于，所述行波能量折射系数的计算方法为：
在第一连接点或第二连接点前后设置行波测点；
分别获取两个行波测点的故障零模电压行波信号和零模电流行波信号；
对所述故障零模电压行波信号和零模电流行波信号进行S变换，提取频率为ω的行波信号分量，得到零模电压行波分量和零模电流行波分量；
基于所述零模电压行波分量和零模电流行波分量计算出不同故障位置下第一连接点或第二连接点前后的行波能量，并求解行波能量比，得到第一连接点或第二连接点的折射系数γ1(ω),γ2(ω),…,γn(ω)。
7.根据权利要求1所述的一种基于行波能量变化特性的高压输电网混联线路故障测距方法，其特征在于：所述行波能量衰减系数的计算方法为：
在线路区段上根据线路长度等间距的设置多个行波测点；
仿真不同位置故障，记录各测点处的电压、电流波形，使用S变换对测点的电压、电流行波进行处理得到复数矩阵；
计算所述复数矩阵中各元素的模值，提取ω的频率分量，计算各测点处的行波能量；利用各测点的行波能量计算各测点位置的行波能量衰减系数，利用三次函数拟合行波能量衰减系数与行波传播距离的关系，得到α1ω(x),α2ω(x),…,α(n+1)ω(x)。
8.一种基于行波能量变化特性的高压输电网混联线路故障测距装置，其特征在于，包括：
获取单元，用于获取线路两端测点的故障零模电压行波信号和零模电流行波信号；
第一计算单元，用于对所述故障零模电压信号和零模电流行波信号进行S变换，提取频率为ω的行波信号分量，得到零模电压行波分量和零模电流行波分量；
第二计算单元，用于基于所述零模电压行波分量和零模电流行波分量，计算出线路两端测点的行波能量；
第三计算单元，用于基于所述行波能量，以及预设的故障区段定位判据，确定出故障区段；
第四计算单元，用于获取与该故障区段对应的故障点计算公式，将线路两端测点的行波能量和该故障区段对应的相关物理参数代入故障点计算公式，计算出故障点的准确位置；
设定线路两端的测点分别为S点和R点，所述线路上设有第一连接点P1和第二连接点P2，所述故障区段定位判据包括：
式中，K1为线路区段SP1最右端发生故障时两个测点的能量比，K2为连接点P1处发生故障的能量比，K3为线路区段P1P2最左端发生故障时两个测点的能量比，K4为线路区段P1P2最右端发生故障时两个测点的能量比，K5为连接点P2处发生故障的能量比，K6为线路区段P2R最左端发生故障时两个测点的能量比；WS(ω)和WR(ω)为线路两端测点的行波能量；
当故障点F1位于线路区段SP1时，所述故障位置计算公式为：
式中，x代表故障点F1距线路S端的距离，γ1(ω)代表经过第一连接点P1的行波能量折射系数，γ2(ω)代表经过第二连接点P2的行波能量折射系数，α1ω(x)为线路区段SP1上频率为ω的行波分量在故障距离为x处的行波能量衰减系数，α3ω(x)为线路区段P1P2段上频率为ω的行波分量在故障距离为x时的行波能量衰减系数，α5ω(x)为线路区段P2R段上频率为ω的行波分量在故障距离为x时的行波能量衰减系数；
所述故障点的准确位置通过以下步骤获得：
设置x的初值为0，基于所述公式(1)，计算出初始的行波能量衰减系数；
循环重复以下步骤，直至前后两次计算出的x的差值小于设定阈值范围，输出最后一次的x的值作为故障点F1的最终位置：
将计算出的行波能量衰减系数，带入公式(1)，计算出x的值；
将计算出的x的值，带入公式(1)，计算行波能量衰减系数。
9.一种基于行波能量变化特性的高压输电网混联线路故障测距***，其特征在于，包括：
包括存储介质和处理器；
所述存储介质用于存储指令；
所述处理器用于根据所述指令进行操作以执行根据权利要求1～7中任一项所述方法的步骤。
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