输电线路故障的测距方法和装置以及定位验证方法和系统与流程

本发明涉及输电线路技术领域，特别是涉及一种输电线路故障的测距方法和装置以及定位验证方法和系统。

背景技术：

我国输电线路短路跳闸故障率一直居高不下，给电网安全可靠运行带来了严重的安全隐患。为了应对短路事故对输电线路运行造成的影响，有必要对输电线路短路故障事件实时定位监测，为及时排除故障提供依据。

输电线路的故障测距方法很多，可分为阻抗法和行波法两类。目前，普遍采用行波法对电缆故障进行粗测，对低阻与断路故障采用低压脉冲法；对高阻及闪络性故障采用脉冲电流法。除上述行波法和阻抗法之外，还有利用分布式光纤传感来进行故障定位的方法，已有的方法包括：基于故障点温度变化定位的方法、基于故障点电流导致的光偏振态变化(即法拉第效应)定位的方法。

对于分布式光纤传感故障点温度定位判断方法受BOTDR(布里渊散射)与DTS(分布式光纤测温系统)空间分辨率、故障点温度影响范围、以及周围环境温度变化的影响，其实际操作的可行性大大降低，限制其实际应用。

对于分布式光纤传感法拉第效应定位判断方法，其是基于法拉第效应，受故障电流调制的光信号(光偏振态)经过环接的两根光纤(同处于一根OPGW中)，先后到达监测设备，根据先后到达的时间差可得故障点距离；若检测光信号持继时间过长或故障发生在靠近两光纤环接处，前后信号将发生交叠，导致前后信号识别困难。

技术实现要素：

基于此，有必要针对现有的通过分布式光纤传感技术定位故障的方法可行性较低，定位时信号识别困难的问题，提供一种输电线路故障的测距方法和装置以及定位验证方法和系统。

一种输电线路故障的测距方法，应用于第一监测机，包括以下步骤：

通过传输通道向第二监测机持续发射第一光信号，并接收第二监测机通过传输通道持续发射的第二光信号；

获取第一时刻值，第一时刻值是第二监测机监测到所接收到的第一光信号中出现调制波形的时刻值；

监测接收到的第二光信号中是否出现调制波形，若出现，获取第二时刻值，第二时刻值是监测接收到的第二光信号中出现调制波形的时刻值；

其中，第一光信号中的调制波形和第二光信号中的调制波形是当输电线路发生故障时，故障点处生成脉冲电压，第一光信号和第二光信号同时受脉冲电压调制而产生的；

根据第一时刻值、第二时刻值、第一光信号和第二光信号的传播速度以及传输通道的长度获取故障点与第一监测机的距离。

一种输电线路故障的测距装置，应用于第一监测机，测距装置包括以下单元：

发射单元，用于通过传输通道向第二监测机持续发射第一光信号；

接收单元，用于接收第二监测机通过传输通道持续发射的第二光信号；

第一获取单元，用于获取第一时刻值，第一时刻值是第二监测机监测到所接收到的第一光信号中出现调制波形的时刻值；

监测获取单元，用于监测接收到的第二光信号中是否出现调制波形，若出现，获取第二时刻值，第二时刻值是监测接收到的第二光信号中出现调制波形的时刻值；

其中，第一光信号中的调制波形和第二光信号中的调制波形是当输电线路发生故障时，故障点处生成脉冲电压，第一光信号和第二光信号同时受脉冲电压调制而产生的；

数据处理单元，用于根据第一时刻值、第二时刻值、第一光信号和第二光信号的传播速度以及传输通道的长度获取故障点与第一监测机的距离。

根据上述本发明的输电线路故障的测距方法和装置，其是采用双端对射光信号的方式，并根据一端接收到第一光信号中的调整波形的第一时刻值和另一端接收到第二光信号中的调制波形的第二时刻值，第一光信号和第二光信号的传播速度，以及光信号的传输通道长度来获取故障点与第一监测机的距离。在本发明中，由于使用了双端对射，所以不论故障点在双端之间的哪个位置，一端只接收一个调制波形，可解决分布式光纤传感法拉第效应定位判断方法中由于检测光信号持继时间过长或故障发生在靠近两光纤环接处，前后信号将发生交叠导致前后信号识别困难的问题，提高了测距的准确性，而且相对于分布式光纤传感故障点温度定位方法，本发明不受系统设备空间分辨率的限制，也不受周围环境温度的影响，其实用性与可行性更高。

一种输电线路故障的定位验证方法，包括以下步骤：

根据变电站的故障录波信息获取输电线路故障信息；

根据输电线路故障信息判断输电线路故障是否为电缆绝缘故障，若是，则根据上述的输电线路故障的测距方法所得到的距离确定故障点的预判位置；

获取故障巡线记录，根据故障巡线记录验证预判位置是否与实际故障点的位置相符，若是，则确定预判位置为故障点的实际位置。

一种输电线路故障的定位验证系统，包括上述输电线路故障的测距装置以及以下单元：

第二获取单元，根据变电站的故障录波信息获取输电线路故障信息；

判断单元，用于根据输电线路故障信息判断输电线路故障是否为电缆绝缘故障，若是，则根据上述的输电线路故障的测距装置获得的距离确定故障点的预判位置；

验证单元，用于获取故障巡线记录，根据故障巡线记录验证预判位置是否与实际故障点的位置相符，若是，则确定预判位置为故障点的实际位置。

根据上述本发明的输电线路故障的定位验证方法和系统，其是根据变电站的故障录波信息中的输电线路故障信息对输电线路故障的类型进行判断，在确定为电缆绝缘故障时，采用双端对射光信号的方式，并根据双端分别接收到的第一光信号的调整波形的第一时刻值和第二光信号的调制波形的第二时刻值，第一光信号和第二光信号的传播速度，以及光信号的传输通道长度来获取故障点与第一光信号发射位置的距离，并对根据所得距离确定的故障点的预判位置进行验证。在实际应用中，输电线路故障的测距方法经常在电缆绝缘故障的场景中使用，为了避免因不可抗拒因素导致测距失准，对根据测距得到的距离定位的位置进行验证，进一步保证测距的准确性。

附图说明

图1为其中一个实施例的输电线路故障的测距方法的流程示意图；

图2(a)为其中一个实施例的输电线路故障的测距方法中光信号走向简图；

图2(b)为其中一个实施例的输电线路故障的测距方法中主从机接收到调制波形的时刻示意图；

图3为其中一个实施例的输电线路故障的定位验证方法的流程示意图；

图4为其中一个实施例的输电线路故障的测距装置的结构示意图；

图5为其中一个实施例的输电线路故障的测距装置的结构示意图；

图6为其中一个实施例的输电线路故障的定位验证系统的结构示意图；

图7为其中一个实施例的输电线路故障的定位验证系统的实际安装结构示意图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步的详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施方式仅仅用以解释本发明，并不限定本发明的保护范围。

参见图1所示，为本发明一个实施例中输电线路故障的测距方法的流程示意图。该实施例中的输电线路故障的测距方法，应用于第一监测机，包括以下步骤：

步骤S101：通过传输通道向第二监测机持续发射第一光信号，并接收第二监测机通过传输通道持续发射的第二光信号；

在本步骤中，第一光信号和第二光信号可以在同一传输通道中传输，由于第一光信号和第二光信号的传输方向是相反的，在同一传输通道中传输不会对调制波形的识别产生影响。

步骤S102：获取第一时刻值，第一时刻值是第二监测机监测到所接收到的第一光信号中出现调制波形的时刻值；

在本步骤中，第二监测机监测到所接收到的第一光信号中出现调制波形的时刻值可以发送至第一监测机。

步骤S103：监测接收到的第二光信号中是否出现调制波形，若出现，获取第二时刻值，第二时刻值是监测接收到的第二光信号中出现调制波形的时刻值；

在步骤S102和S103中，第一光信号中的调制波形和第二光信号中的调制波形是当输电线路发生故障时，故障点处生成脉冲电压，第一光信号和第二光信号同时受脉冲电压调制而产生的；

当输电线路发生故障时，故障点处生成脉冲电压，脉冲电压会产生相应的磁场，根据磁光效应，可以改变光信号的偏振角，即对光信号进行调制。

步骤S104：根据第一时刻值、第二时刻值、第一光信号和第二光信号的传播速度以及传输通道的长度获取故障点与第一监测机的距离。

在本实施例中，其是采用双端对射光信号的方式，并根据双端分别接收到的第一光信号的调整波形的第一时刻值和第二光信号的调制波形的第二时刻值，第一光信号和第二光信号的传播速度，以及光信号的传输通道长度来获取故障点与第一光信号发射位置的距离。由于使用了双端对射，所以不论故障点在双端之间的哪个位置，一端只接收一个调制波形，可解决分布式光纤传感法拉第效应定位判断方法中由于检测光信号持继时间过长或故障发生在靠近两光纤环接处，前后信号将发生交叠导致前后信号识别困难的问题，提高了测距的准确性，而且相对于分布式光纤传感故障点温度定位方法，本方案不受系统设备空间分辨率的限制，也不受周围环境温度的影响，其实用性与可行性更高。

在其中一个实施例中，在通过传输通道向第二监测机持续发射第一光信号的步骤之前，还包括以下步骤：

对第一监测机和第二监测机进行时间校准。

在本实施例中，对第一监测机和第二监测机进行时间校准，可以同步第一监测机和第二监测机的时间，减小获得的第一时刻值和第二时刻值的误差，使测距更加精准。

在其中一个实施例中，第一光信号和第二光信号的频率不同。

在本实施例中，第一光信号和第二光信号的频率不同，在同一传输通道中更容易区分第一光信号和第二光信号。

在其中一个实施例中，传输通道为光纤，光纤与电力电缆线路并行铺设。

在本实施例中，光信号在光纤中传输不易发生扭曲、变形，而且衰减也很小，传输速度基本保持不变，不影响调制波形的到达时刻，保证测距精度。另外，光纤与电力电缆线路并行铺设，输电线路故障产生的脉冲电压对光信号的调制过程几乎不存在延迟问题。光纤可以为OPGW光纤(光纤复合架空地线)、ADSS光纤(全介质自承式光缆)、OPPC光纤(光纤复合相线)等中的任意一种。

在其中一个实施例中，根据D＝(L-v×Δt)/2获取故障点与第一光信号发射位置的距离，其中，D表示故障点与第一监测机的距离，L表示预设的第一光信号所在的传输通道长度，v表示第一光信号和第二光信号的传输速度，第一光信号和第二光信号的传输速度相同，Δt表示第一时刻值和第二时刻值的时间差值。

在本实施例中，根据公式D＝(L-v×Δt)/2可以方便地获取故障点与第一监测机的距离。

在一个具体的实施例中，输电线路故障的测距方法采用主从机(第一监测机和第二监测机)对向发射光信号的方式，分别将主从机装置安装在主从变电站通信机房，利用线路OPGW光纤作为传感器接收脉冲电压冲击产生的音频振动信号，调制后生成调制波形，接入装置后对调制波形的信息进行处理，装置控制数据采集卡实时采集调制波形数据，并对采集的数据进行分析处理可提取调制波形的到达时刻和计算出输电线路故障的精确位置，定位原理如图2(a)所示。

输电线路故障的测距方法使用OPGW中的一根光纤接收故障音频振动信号，不存在返射现象与阻抗不匹配的情况，可克服行波故障测距法的反波识别困难的问题，脉冲电压冲击产生的音频振动改变两个反向传输的光信号，这两个反向传输的光信号的频率不同，互不干扰，不存在入射波与反射波重叠现象，可以解决行波故障测距法的前后信号重叠而导致的盲区问题。受故障音频振动调制后的光信号在传输过程中的衰减小、信号受干扰小、波形变化小，基本不影响调制波形到达时刻，保证测距精度。两反向传输的光信号线宽窄，且光纤传输介质均匀，能够保证确定的信号传输速度，可以解决行波故障测距法中波速不确定的问题。故障音频振动对光信号调制时，光偏振态几乎是瞬时响应，而监测设备的采样率达到几兆赫兹以上，整机系统能够有效解决现有行波故障测距法的动态时间延迟问题。此外，输电线路故障测距方法监测由音频振动信号导致的调制波形，不存在空间分辨率的问题，实用性强。相比于分布式光纤传感法拉第效应定位方法，本发明的输电线路故障测距方法的前后信号不会发生交叠的情况，克服检测盲区与前后信号识别困难的问题。

两个光信号分别被主从机接收并确定波动时刻，如图2(b)所示，记录主从机接收调制波形的时间差Δt＝t1-t2，已知光纤的全长L与光信号在光纤中的传播速度v，则故障点到主监测机端的距离D就是D＝(L-v×Δt)/2。

根据上述输电线路故障的测距方法，本发明还提供一种输电线路故障的定位验证方法，以下就本发明的输电线路故障的定位验证方法的实施例进行详细说明。

参见图3所示，为本发明一个实施例中输电线路故障的定位验证方法的流程示意图。该实施例中的输电线路故障的定位验证方法包括以下步骤：

步骤S201：根据变电站的故障录波信息获取输电线路故障信息；

步骤S202：根据输电线路故障信息判断输电线路故障是否为电缆绝缘故障，若是，则根据上述输电线路故障的测距方法所得到的距离确定故障点的预判位置；

步骤S203：获取故障巡线记录，根据故障巡线记录验证预判位置是否与实际故障点的位置相符，若是，则确定预判位置为故障点的实际位置。

在本实施例中，根据变电站的故障录波信息中的输电线路故障信息对输电线路故障的类型进行判断，在确定为电缆绝缘故障时，采用双端对射光信号的方式，并根据双端分别接收到的第一光信号的调整波形的第一时刻值和第二光信号的调制波形的第二时刻值，第一光信号和第二光信号的传播速度，以及光信号的传输通道长度来获取故障点与第一光信号发射位置的距离，并对根据所得距离确定的故障点的预判位置进行验证。在实际应用中，输电线路故障的测距方法经常在电缆绝缘故障的场景中使用，为了避免因不可抗拒因素导致测距失准，对根据测距得到的距离定位的位置进行验证，进一步保证测距的准确性。

根据上述输电线路故障的测距方法，本发明还提供一种输电线路故障的测距装置，以下就本发明的输电线路故障的测距装置的实施例进行详细说明。

参见图4所示，为本发明一个实施例中输电线路故障的测距装置的结构示意图。该实施例中的输电线路故障的测距装置应用于第一监测机，包括以下单元：

发射单元310，用于通过传输通道向第二监测机持续发射第一光信号；

接收单元320，用于接收第二监测机通过传输通道持续发射的第二光信号；

第一获取单元330，用于获取第一时刻值，第一时刻值是第二监测机监测到所接收到的第一光信号中出现调制波形的时刻值；

监测获取单元340，用于监测接收到的第二光信号中是否出现调制波形，若出现，获取第二时刻值，第二时刻值是监测接收到的第二光信号中出现调制波形的时刻值；

其中，第一光信号中的调制波形和第二光信号中的调制波形是当输电线路发生故障时，故障点处生成脉冲电压，第一光信号和第二光信号同时受脉冲电压调制而产生的；

数据处理单元350，用于根据第一时刻值、第二时刻值、第一光信号和第二光信号的传播速度以及传输通道的长度获取故障点与第一监测机的距离。

在其中一个实施例中，如图5所示，输电线路故障的测距装置还包括校准单元360，用于对第一监测机和第二监测机进行时间校准。

在其中一个实施例中，数据处理单元350根据D＝(L-v×Δt)/2获取故障点与第一监测机的距离，其中，D表示故障点与第一监测机的距离，L表示第一传输通道的长度，v表示第一光信号和第二光信号的传输速度，第一光信号和第二光信号的传输速度相同，Δt表示第一时刻值和第二时刻值的时间差值。

本发明的输电线路故障的测距装置与本发明的输电线路故障的测距方法一一对应，在上述输电线路故障的测距方法的实施例阐述的技术特征及其有益效果均适用于输电线路故障的测距装置的实施例中。

根据上述输电线路故障的定位验证方法，本发明还提供一种输电线路故障的定位验证系统，以下就本发明的输电线路故障的定位验证系统的实施例进行详细说明。

参见图6所示，为本发明一个实施例中输电线路故障的定位验证系统的结构示意图。该实施例中的输电线路故障的定位验证系统包括上述输电线路故障的测距装置以及以下单元：

第二获取单元410，根据变电站的故障录波信息获取输电线路故障信息；

判断单元420，用于根据输电线路故障信息判断输电线路故障是否为电缆绝缘故障，若是，则根据上述的输电线路故障的测距装置获得的距离确定故障点的预判位置；

验证单元430，用于获取故障巡线记录，根据故障巡线记录验证预判位置是否与实际故障点的位置相符，若是，则确定预判位置为故障点的实际位置。

在本实施例中，根据变电站的故障录波信息中的输电线路故障信息对输电线路故障的类型进行判断，在确定为电缆绝缘故障时，采用双端对射光信号的方式，并根据双端分别接收到的第一光信号的调整波形的第一时刻值和第二光信号的调制波形的第二时刻值，第一光信号和第二光信号的传播速度，以及光信号的传输通道长度来获取故障点与第一光信号发射位置的距离，并对根据所得距离确定的故障点的预判位置进行验证。在实际应用中，输电线路故障的测距方法经常在电缆绝缘故障的场景中使用，为了避免因不可抗拒因素导致测距失准，对根据测距得到的距离定位的位置进行验证，进一步保证测距的准确性。

在一个具体的实施例中，如图7所示，输电线路故障的定位验证系统安装在变电站通信机房，系统内的激光光源(2、4、6)经过OPGW内的一根光纤(9)连接到对端的波分复用计(1)后，再分别接对端的采集卡(3)、对时卡(5)与通讯卡(7)，最后将信号送入工控机(8)作故障测距处理。定位验证系统装在工控机箱(10)内。

输电线路故障的定位验证系统中的工控机根据采集的数据和算法模型判别是否为电缆绝缘故障类型，根据定位算法计算故障精确位置并结合GIS、GPS与输电线路台帐信息显示故障位置。

在本发明中，“第一”、“第二”等序数词只是为了对所涉及的对象进行区分，并不是对对象本身进行限定。

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。