基于双数据源的直流输电线路故障测距方法与流程

本发明涉及高压直流输电线路故障测距领域，具体涉及一种基于双数据源的直流输电线路故障测距方法。

背景技术：

近年来，高压直流输电线路在我国得到了广泛应用，而其故障定位技术一直是国内外专家研究的重点内容。

我国的国土辽阔，用电量和用电需求极大，而资源却呈现逆向分布。因此高压直流输电技术对于我国有着极大的现实意义。但高压直流输电线路过长，且穿越的地形极其复杂等实际情况给传统故障定位方法带来了挑战。故障巡线难度增大，永久性故障的恢复时间也大大延长。

目前传统高压直流输电线路的故障定位主要有两种：行波法和故障分析法。这两种方法虽然都可以起到定位效果，但是在实际工程中都各有不足。故障分析测距的方法受到系统运行方式、线路参数、过渡电阻等因素的影响较大，国内相关标准中规定测距误差应在线路全长10％以内，但实际工程中往往无法达到要求。而行波测距的方法虽然能够满足精度要求，但具有采样率较高、高阻接地故障时可靠性较低、自动识别反射波难度较大等问题，且在长期运行中也暴露出启动可靠性相对较低的问题。

技术实现要素：

本发明为了解决上述技术问题提供一种基于双数据源的直流输电线路故障测距方法。

本发明通过下述技术方案实现：

基于双数据源的直流输电线路故障测距方法，包括以下步骤：

A、对线路两侧的电压、电流分别进行常规采样和高速采样，此处的常规采样即采样率较低，一般为几十千赫兹，而高速采样即采样率较高，一般能达到几兆赫兹；

B、根据贝瑞隆模型对常规采样数据进行时域法测距计算，分别得到t时刻距离测量端x处的电压u_k(x,t)和t时刻距离对端x处的电压u_m(x,t)，当两电压值相等时，得到可能故障距离x；

C、根据高速采样数据进行单端行波法测距计算可能故障点；

D、根据步骤B和步骤C所得结果排除故障点，得到最终故障点位置。

本方案是一种将行波法和时域法相结合的方法，创造了一种基于双端数据的复合判据，从而能够很好的解决传统测距的问题和不足。该方法通过利用双端数据，分别使用时域法测距和行波法测距，计算出可能故障点，并排除虚假故障点从而得到精确定位位置。采用该方法使得测距更加精准、可靠，对线路故障后快速排查故障、恢复供电以及交直流供电系统的稳定有着重要的意义。

所述u_k(x,t)利用测量端电压/电流计算得到，具体为：

其中，Z_c、r、v分别为线路的特征阻抗、单位长度电阻、波速；i_k(t)为t时刻测量端电流；u_k(t)为t时刻测量端电压。

所述u_m(x,t)利用对端电压/电流计算得到，具体为：

i_m(t)为t时刻对端电流；u_m(t)为t时刻对端电压。

所述步骤B中，可能故障距离x为f(x,t)＝0时的值，其中：

其中，l为线路全长，t_t-t₁为所取的冗余数据长度。

步骤C具体方法为：

上述公式分别为单端行波法测距和双端行波法测距计算公式。其中，t₁、t₂分别为故障点反射波和对端母线反射波到达测量端的时间。

所述步骤D具体为：利用步骤D所得结果验证步骤C所得结果，当两个结果误差小于100m时判定为正确故障点；当两个结果误差过大时，则调整时域法窗口，通过改变冗余数据窗长度再次计算可能故障点直至两者结果吻合。若当传统行波保护保护应启动异常无法完成故障定位时，则通过时域法启动定位功能，从而大大增大了测距装置的可靠性。

本发明与现有技术相比，具有如下的优点和有益效果：

本发明将行波法和时域法相结合，利用行波法分析结果来验证时域法分析结果，使得测距更加精准、可靠。

附图说明

此处所说明的附图用来提供对本发明实施例的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本发明实施例的限定。在附图中：

图1为本发明结构示意图。

图2为距离k端100km处发生线路经100Ω过渡电阻接地故障时的定位结果。

图3为距离k端600km处发生线路经100Ω过渡电阻接地故障时的定位结果。

图4为单端电压波形图。

图5为暂态电压放大图。

图6为小波系数图。

图7为小波系数极大值图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施例和附图，对本发明作进一步的详细说明，本发明的示意性实施方式及其说明仅用于解释本发明，并不作为对本发明的限定。

实施例1

基于双数据源的直流输电线路故障测距方法，包括以下步骤：

A、对线路两侧的电压、电流分别进行常规采样和高速采样；

B、根据贝瑞隆模型对常规采样数据进行时域法测距计算，分别得到t时刻距离测量端x处的电压u_k(x,t)和t时刻距离对端x处的电压u_m(x,t)，当两电压值相等时，得到可能故障距离x；

C、根据高速采样数据进行单端行波法测距计算可能故障点；

D、根据步骤B和步骤C所得结果排除故障点，得到最终故障点位置。

如图1所示，在贝瑞隆模型中，测量端即k端，对端即m端。R即直流输电线路的等效电阻，k’、k”、m’、m”均指线路上的点。

实施例2

本实施例在上述实施例的基础上做了细化，即所述u_k(x,t)利用测量端电压/电流计算得到，具体为：

其中，Z_c、r、v分别为线路的特征阻抗、单位长度电阻、波速；i_k(t)为t时刻测量端电流；同理的，i_k(t-x/v)为t时刻前x/v时刻的电流；u_k(t)为t时刻测量端电压；同理的，u_k(t+x/v)为t时刻后x/v时刻的测量端电压。

所述u_m(x,t)利用对端电压/电流计算得到，具体为：

i_m(t)为t时刻对端电流；u_m(t)为t时刻对端电压。

所述步骤B中，可能故障距离x为f(x,t)＝0时的值，其中：

其中，l为线路全长，t_t-t₁为所取的冗余数据长度。

步骤C具体方法为：

其中，t₁、t₂分别为故障点反射波和对端母线反射波到达测量端的时间。

所述步骤D具体为：利用步骤D所得结果验证步骤C所得结果，当两个结果误差小于100m时判定为正确故障点；当两个结果误差过大时，即误差大于等于100m时，则调整时域法窗口，通过改变冗余数据窗长度再次计算可能故障点直至两者结果吻合。

实施例3

本实施例在上述实施例的基础上公开一仿真实例，以验证本方法的优越性。

本实施例用PSCAD和MATLAB软件进行仿真验证。

以500kV的单极直流输电系统为例，进行仿真建模。线路全长l＝1109km，采用贝瑞隆模型，用PSCAD进行电力系统仿真，Matlab进行算法仿真。输电线路参数如下：r＝0.025ohm/km；L₀＝5.968mH/km；C₀＝130nF/km；接地电阻：R_f＝100Ω。在PSCAD仿真时，故障发生在t＝0.7s时刻。时域分析法时，仿真数据采样频率为20KHz；单端行波法时，仿真数据采样频率为1MHz。

时域法仿真

图2给出了距离k端100km处发生线路经100Ω过渡电阻接地故障时的定位结果。图3给出了距离k端600km处发生线路经100Ω过渡电阻接地故障时的定位结果。图中横轴为距离，单位为千米；纵轴为判据函数f(x)的幅值。判据函数f(x)的值在故障点处最小，由此便可实现线路故障点的准确定位。故障点在100km和600km处的误差分别为5km和6km，占线路全长的0.45％和0.54％。

行波法仿真

如图4-7所示，由于换流阀的导通/关断带来数量较多的换流阀干扰，这会对反射波识别造成干扰。图7中的标示1表示初始行波，标示2表示故障点反射波，标示3、4均表示换流阀干扰波。以图中标注为例，对应故障点距离分别为约100km、421km以及127km，从行波法角度验证了时域法定位结果只有100km才是真实的。

通过幅值、极性结合时域法定位时间窗可对反射波进行筛选筛选可知：当故障点距离100km，故障过渡电阻1欧姆时，故障初始波头时刻t0＝345，故障点反射波时刻t1＝1030，波速设定为0.294m/us，故障点位置为距离测量端100.69km，误差约为690m，测距精度较时域法有所提高。

以上所述的具体实施方式，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施方式而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。