架空线直流输电系统直流短路故障的定位方法与流程

本发明涉及直流输电技术领域，特别涉及一种架空线直流输电系统直流短路故障的定位方法。

背景技术：

随着电力需求的日益增长及电网区域的不断扩大，远距离大容量输电线路不断增加，交流输电在超高压远距离输电中具有明显的缺点。高压直流输电相对于高压交流输电具有明显优势，其线路损耗小、传输容量大、运行稳定性高、功率调节灵活。目前国内已投运的高压直流输电工程有：上海南汇示范工程、南澳工程、舟山工程和厦门工程等。这些工程都采用电缆输电，但与架空线相比，电缆造价高，故障多为永久性，不便于检修和维护。所以，将直流输电技术扩展到架空线输电场合是电网未来发展的一个趋势。

直流输电线路是直流输电系统功率传输的通道。直流输电线路距离长，跨越地区的地理、气象环境复杂，发生故障的概率大。由于直流输电线路可能会翻阅山区，杆塔跨距较远和导线垂弧较大，容易因为风吹发生导线舞动或者位置偏移从而引发直流输电线路短路。对于远距离高压直流线路而言，一般是以线路对地短路故障为最为常见的故障类型。直流线路对地短路故障发生时，如不采取相应措施以消除故障电流，则故障点产生的电弧一般难以自行熄灭，继而会引发直流系统停运的严重后果。由于直流输电系统传输功率大，线路发生故障将对整个系统造成很大的冲击。因此，为确保电力系统安全可靠运行，要求必须尽可能快的确定故障类型以及故障发生的位置，以便快速切除故障。

目前，线路发生故障后，需要巡线工人到现场沿线查找故障位置，然后隔离、排除故障。这种通过人工巡线发现故障的方法，所需的恢复时间相当长，而且往往要等到发展成严重的短路故障之后，才能发现并清除，难以适应智能电网自动化水平的新要求；而且由于继电保护装置的快速动作，使得大部分故障线路并没有明显的损坏痕迹，这就导致输电线路故障的查找变得极其困难。近年来，架空线的高压直流输电发展迅速，架空线上的故障种类和故障机率也随之增加，线路故障点定位的不准确性将会延长维修时间，从而延长线路断电时间，造成严重的经济损失。因此，对高压远距离直流输电线路中发生的故障进行可靠快速的定位对缩短故障修复时间、减少停电损失、减轻巡检人员的工作强度有重要意义，而且能够更好的保障电网供电的可靠性与电网运行的稳定性。此外，通过连续的在线检测并加以记录，还能对故障的种类和位置进行统计分析，确定故障高发线路区间，提前进行预防和处理。

技术实现要素：

本发明的目的在于提供一种架空线直流输电系统直流短路故障的定位方法，解决了现有技术存在的上述问题。本发明提出了适用于架空线直流输电远距离输电线路故障检测与定位的分布式多脉冲源耦合故障检测与定位的新方法，将多个分布式信号发生装置产生的信号注入直流输电线路中，通过信号接收检测装置从直流输电线路检测反射波信号，数据处理终端分析所述反射波信号的特征，根据一组反射波信号判断直流输电线路是否发生故障，并通过耦合运算确定故障发生位置。本发明考虑实际远距离高压直流架空线输电线路的特点，分析各类行波测距方法的优缺点并加以借鉴，提出了一种基于脉冲反射法的分布式多脉冲源耦合故障定位方法。在原有的一种应用于交流系统的行波故障测距方法的基础上，本发明将分布式的思想引入行波法，通过对分布式耦合运算提高行波测距法的可靠性和测距精度，其中的重点在于分布式行波法的分布方式、耦合运算的算法研究两个方面。

本发明的上述目的通过以下技术方案实现：

架空线直流输电系统直流短路故障的定位方法，多个分布式信号发生装置产生的信号注入直流输电线路中；信号接收检测装置通过直流输电线路检测反射波信号；数据处理终端分析所述反射波信号的特性，根据一组反射波信号判断直流输电线路是否发生故障，并通过耦合运算确定故障发生位置。包括如下步骤：

步骤(1)多个分布式信号发生装置产生的信号注入直流输电线路中，所述信号发生装置(S1,S2...,SN)分布于直流输电线路多个位置，所述分布式信号发生装置分别产生周期为T的周期性脉冲信号P，所述信号发生装置(S1,S2...,SN)在时间周期T内产生一组脉冲信号P，tn+mT时刻SN向直流输电线路注入脉冲Pmn(m,n≥0,n≤N-1,m,n∈R)，其对应的反射波为Rmn；

步骤(2)每个信号发生装置配备一个信号接收检测装置用以检测反射波信号Rmn；

步骤(3)数据处理终端分析反射波信号的特性，对接收到的反射波{Rmn}进行奇异点识别，确定反射波{Rmn}的接收时间tmn，根据一组反射波信号判断直流输电线路是否发生故障，并通过耦合运算确定故障发生位置。

分布式多脉冲源耦合故障检测与定位方法要求在输电线路三点及以上不同位置设置脉冲源并在脉冲源处设置波形采集装置，这些分布式脉冲源的位置不局限于线路首末端及中点，可以设置为任意位置且一旦设定故障分布式多脉冲耦合故障检测方法一定，其测距公式也一定。

分布式脉冲源附带的波形采集装置采集到的波形实时送到数据处理终端首先进行时间归一叠加处理，最终根据数据处理终端对故障类型进行判断并给出故障位置。

本发明的有益效果在于：分布式多脉冲源耦合故障检测及定位方法与传统单端脉冲反射法相对比无故障检测与故障定位盲区，在脉冲源发生故障时仍能有效可靠地对基于架空线的高压直流输电线路中任意点的各类故障进行判别。

附图说明

此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，本发明的示意性实例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。

图1为分布式多脉冲源耦合故障检测与定位方法三脉冲源模型；

图2为分布式多脉冲源耦合故障检测与定位方法四脉冲源模型；

图3为三脉冲源750km短路波形；

图4为三脉冲源250km短路波形；

图5为三脉冲源500km短路波形；

图6为三脉冲源750km经100Ω阻抗接地波形；

图7为三脉冲源750km经50Ω阻抗接地波形；

图8为三脉冲源750km经1000Ω接地波形；

图9为三脉冲源750km经500Ω接地波形；

图10为三脉冲源750km经波阻抗接地波形；

图11为三脉冲源250km经1000Ω阻抗接地波形；

图12为三脉冲源250km经波阻抗接地波形；

图13为三脉冲源250km经50Ω阻抗接地波形；

图14为三脉冲源500km经1000Ω接地波形；

图15为三脉冲源500km经波阻抗接地波形；

图16为三脉冲源500km经50Ω接地波形。

具体实施方式

下面结合附图进一步说明本发明的详细内容及其具体实施方式。

参见图1至图16所示，本发明的架空线直流输电系统直流短路故障的定位方法，多个分布式信号发生装置产生的信号注入直流输电线路中；信号接收检测装置通过直流输电线路检测反射波信号；数据处理终端分析所述反射波信号的特性，根据一组反射波信号判断直流输电线路是否发生故障，并通过耦合运算确定故障发生位置。具体步骤如下：

步骤(1)多个分布式信号发生装置产生的信号注入直流输电线路中，所述信号发生装置(S1,S2...,SN)分布于直流输电线路多个位置，所述分布式信号发生装置分别产生周期为T的周期性脉冲信号P，所述信号发生装置(S1,S2...,SN)在时间周期T内产生一组脉冲信号P，tn+mT时刻SN向直流输电线路注入脉冲Pmn(m,n≥0,n≤N-1,m,n∈R)，其对应的反射波为Rmn；

步骤(2)每个信号发生装置配备一个信号接收检测装置用以检测反射波信号Rmn；

步骤(3)数据处理终端分析反射波信号的特性，对接收到的反射波{Rmn}进行奇异点识别，确定反射波{Rmn}的接收时间tmn，根据一组反射波信号判断直流输电线路是否发生故障，并通过耦合运算确定故障发生位置。

分布式多脉冲源耦合故障检测与定位方法要求在输电线路三点及以上不同位置设置脉冲源并在脉冲源处设置波形采集装置，这些分布式脉冲源的位置不局限于线路首末端及中点，可以设置为任意位置且一旦设定故障分布式多脉冲耦合故障检测方法一定，其测距公式也一定。

分布式脉冲源附带的波形采集装置采集到的波形实时送到数据处理终端首先进行时间归一叠加处理，最终根据数据处理终端对故障类型进行判断并给出故障位置。图1为分布式三脉冲源仿真模型，各脉冲源分布位置为线路首末端及中点。图2为分布式似脉冲源仿真模型，各脉冲源分布位置可采用首末端均分式结构。

实施例：

对分布式多脉冲源耦合故障检测与定位方法的短路故障进行仿真，输电线路距第一脉冲即首端脉冲源750km处发生短路故障时的波形如图3所示，在0s:0.01s、0.01s:0.02s以及0.02s:0.03s区间内有一明显的反向反射波，0.01s:0.02s以及0.02s:0.03s区间内发出脉冲与回波的时间差接近，而0s:0.01s内的发出脉冲与回波的时间差则明显大于另两个时间区域内的时间差。

图4为输电线路距第一脉冲源即首端脉冲源250km处发生短路故障时的波形，类似的，前三个0.01s区间内第一回波明显均为反向反射波，且0.02s:0.03s以及0.01s:0.02s区间内发出脉冲与回波的时间差接近，而0s:0.01s内的发出脉冲与回波的时间差最大。

当输电线路距第一脉冲源即首端脉冲源500km出发生短路故障时，波形如图5所示。0s:0.01s以及0.02s:0.03s区间内采集到反向反射波，0.01s:0.02s内电压持续为0，且0s:0.01以及0.02s:0.03s区间内发出脉冲与回波的时间差接近。实际运行中，发生接地故障时都会有或大或小的阻抗，因此对线路发生阻抗接地故障的仿真与研究必不可少。以下对利用分布式多脉冲源耦合故障检测与定位方法对远距离直流输电线路发生阻抗接地故障进行仿真。

图6、图7分别为输电线路距第一脉冲源即首端脉冲源750km处发生接地阻抗为100Ω、50Ω阻抗接地故障时的波形图。

当输电线路距第一脉冲源即首端脉冲源750km处发生接地阻抗为100Ω、50Ω阻抗接地故障时，其共同点为在0s:0.01s、0.01s:0.02s以及0.02s:0.03s区间内有反向反射波，0.01s:0.02s以及0.02s:0.03s区间内发出脉冲与回波的时间差接近，而0s:0.01s内的发出脉冲与回波的时间差则明显大于另两个时间区域内的时间差。这些特点与750km处发生短路故障相类似，区别是接地阻抗越小反射波幅值越大，短路时反射波幅值最大。

输电线路距第一脉冲源即首端脉冲源750km处发生接地阻抗为1000Ω、500Ω阻抗接地故障和经234.5Ω阻抗接地故障时的波形图分别为图8:图10。

输电线路距第一脉冲源即首端脉冲源750km处发生接地阻抗为1000Ω、500Ω阻抗接地故障波形的共同点为在三个0.01s区间内有正向反射波，0.01s:0.02s以及0.02s:0.03s区间内发出脉冲与回波的时间差接近，而0s:0.01s内的发出脉冲与回波的时间差最大。

类似的，输电线路距第一脉冲源即首端脉冲源250km处发生接地阻抗为1000Ω、50Ω阻抗接地故障时的波形图其共同点为在0s:0.01s、0.01s:0.02s以及0.02s:0.03s区间内有明显反射波，0s:0.01s以及0.01s:0.02s区间内发出脉冲与回波的时间差接近，而0.02s:0.03s内的发出脉冲与回波的时间差则明显大于另两个时间区域内的时间差。区别是接地电阻为1000Ω三个区间内均为正向反射波，接地阻抗为50Ω时则相反均为反向反射波，如图11、图12所示。250km处发生接地阻抗为波阻抗即234.5Ω阻抗接地故障时，脉冲源发出脉冲信号后无法检测反射波，如图13所示。

如图14:16所示，输电线路距第一脉冲源即首端脉冲源500km处发生接地阻抗为波阻抗、1000Ω、50Ω阻抗接地故障时的波形图与其他位置发生阻抗接地短路的波形图规律相类似。区别是在0s:0.01s、0.01s:0.02s以及0.02s:0.03s区间内发出脉冲与回波的时间差相等。250km处发生接地阻抗为波阻抗即234.5Ω阻抗接地故障时，脉冲源发出脉冲信号后无法检测反射波。

对以上仿真图形进行分类分析可知：当使用分布式多脉冲源耦合故障检测与定位方法对输电线路故障进行故障检测与测距时，当线路发生短路和小阻抗接地短路时会采集到反向反射波，当线路发生开路和大阻抗接地故障时可采集到正向反射波，反射波的幅值与故障类型和接地阻抗有关，当线路不同位置发生短路时，每个0.01s内的发出脉冲与反射波时间差不同。

继电保护装置的动作后切除故障线路，使用分布式多脉冲源耦合故障检测与定位方法时，视为在继电保护装置的断路器安装点发生开路故障，原故障点处仍保持原故障。本文提出的分布式多脉冲源耦合故障检测与定位方法可以对输电线路的故障进行在线监测和离线检测。

由仿真及上述分析，通过比对波形中的每个时间周期内发出脉冲与反射脉冲的关系，本文提出的分布式多脉冲源耦合故障检测与定位方法可以对输电线路的不同故障进行有效的检测和定位。

以上所述仅为本发明的优选实例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡对本发明所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。