用于输电线路的无参数的基于行波的故障定位的制作方法

本发明一般地涉及输电线路中的故障定位。更具体地，本发明涉及利用输电线路的两个端部处的测量的基于行波的故障定位。

背景技术：

输电线路是用于将电能从发电源传输到负载中心的主干。输电线路经历由诸如风暴、闪电、雪、雨等自然状态引起的故障、以及由鸟类、树枝和其他外部物体引起的绝缘击穿和短路故障。

只有在维修队完成对由故障引起的损坏的修复之后，才能在永久性故障之后恢复供电。为此，必须知道故障定位，否则必须检查整条线路(或其大部分)以找到故障点。如果考虑到布设长达数百公里的高压传输线路，该任务变得更加繁重和耗时。

地下线路和电缆必须从地下露出，从而需要更多的人力和机器，并且在人口密集的地区，必须封锁道路和出入口以执行检查和修复。因此，重要的是要么已知故障的定位，要么可以以良好的准确度来估计故障的定位。这使得可以节省用于检查和修复工作的金钱和时间两者，并且有助于公共设置提供更好的服务并且改进可靠性。换言之，快速识别故障定位提高了可靠性和可利用性，并且减少可能发生的收益损失。

故障定位方法基于输入数量的可利用性而分为两类，即单端型和双端型。根据故障定位原理，故障定位方法分类为基于阻抗的方法、基于人工智能的方法和基于行波的方法。基于阻抗的故障定位方法需要准确地计算基波电压和基波电流。这需要可靠的滤波技术和足够长的故障数据集。

由于低惯性，将可再生能源系统集成到电网可能对电网稳定极限有影响，并且这将需要更快的故障清除保护方案。并且，快速保护(示例行波)方案还将在小于两个周期内清除故障。如果故障快于两个周期得到清除，则电流可能不会达到其稳定状态，并且电压可能不会从其故障状态降至稳态，所以基于阻抗的故障定位器往往不能准确地估计定位。

此外，基于阻抗的故障定位方法依赖于线路阻抗和源阻抗的相互耦合、非均质性、源与线路的阻抗比、故障电阻和故障回路信息等。随着数据采集和信号处理技术的近期改进，在较高的准确度是重要的场景下，行波故障定位器正变得更加流行。基于行波的方法仅需要2毫秒(ms)到3毫秒(ms)的数据来定位故障点，并且不依赖于上述提及的因素。使用行波的故障定位可以通过将该点处的初始行波和/或其反射之间的时间差与传播速度相乘来估计。

基于通信的方法被认为是更准确且可靠的。基于两端的同步测量的行波故障定位方法是已知的。基于行波的方法的准确度取决于线路参数(例如每单位长度的电感和电容)的准确度。由于输电线路的状况不断变化，因此很难准确估计线路参数。

免设置的故障定位方法可以用来避免必须输入线路参数数据。此类方法将需要用于估计所需参数的交替信号。例如，所述方法可能需要架空线模式信号和接地模式信号。接地模式信号高度衰减且不可靠，并且仅对接地故障可用。因此，此类方法可能仅适用于接地故障。

现有的基于通信的方法的准确度高度取决于线路传播速度。传播速度可以通过使用线路参数来计算。此外，这些线路参数难以准确捕获，并且准确度取决于许多实际条件，例如负载、天气、老化、材料属性等。因此，需要可以克服该挑战的准确的故障定位方法。

技术实现要素：

本发明提供了一种不依赖于线路参数的方法。换言之，本发明提供了用于输电线路的无参数的基于行波的故障定位。本发明的系统和方法不需要实验来校准用于部署故障定位解决方案的传播速度。

在输电线路中的特定位置处可能存在电气故障(或干扰)。故障可能位于线路的半部分(例如，线路的前半部分、线路的后半部分)或位于线路的中点处。从在两个终端处进行的测量(即，在第一终端处进行的测量和在第二终端处进行的测量，其中测量由同步的装置执行)可以识别出这种有故障的半部分(或中点)为具有故障。这些测量包括使用测量设备进行的电流/电压测量。例如，测量设备可以包括电流互感器、电压互感器、基于传感器的测量设备(例如，罗戈夫斯基线圈(rogowskicoil)、非常规的仪器用互感器等)和/或类似设备，所述测量设备提供从线路感测到的与如电流、电压或其他信息对应的信号。

当线路中有故障时，会产生行波。所述方法包括获得与从在第一终端处和第二终端处进行的测量检测到的行波相关联的多个参数。行波及其参数(例如，到达时间、峰宽、上升时间等)可以从在一个或多个终端处进行的测量(例如，从接收自一个或多个测量设备的一个或多个信号)检测到。例如，可以将电流信号数字化并且处理以检测行波。

不同的行波由于故障而产生，并且可以从在不同终端处进行的测量检测到。所述方法包括：获得与从在第一终端处的测量检测到的行波相关联的多个参数，以及获得与从在第二终端处的测量检测到的行波相关联的多个参数。此处，第一终端处的测量和第二终端处的测量是同步的。例如，如果两个ied(或故障定位器)获得测量，则同步所述两个ied(和/或对应的测量设备)。

在一个实施例中，多个参数包括行波的第一峰的到达时间和第二峰的到达时间。因此，对于从在第一终端处进行的测量检测到的行波，获得第一峰的到达时间和第二峰的到达时间。应当注意，第二峰可以对应于第二行波。这是当第二峰对应于来自不同于故障的点(例如，远端)的反射波时的情况。类似地，对于从在第二终端处进行的测量检测到的行波，获得第一峰的到达时间和第二峰的到达时间。

所述方法进一步包括识别有故障的半部分或中点为具有故障。基于在第一终端处检测到的行波的到达时间与在第二终端处检测到的行波的到达时间的比较，来将线路的有故障的半部分(或中点)识别为具有故障。在一个实施例中，通过比较(tn2-tm1)与(tm2-tn1)来识别有故障的半部分(或中点)，其中tm1和tm2是从在第一终端处进行的测量检测到的第一峰和第二峰的到达时间，并且tn1和tn2是从在第二终端处进行的测量检测到的第一峰和第二峰的到达时间。

(tn2-tm1)与(tm2-tn1)之间的差值可以与阈值比较，以确定有故障的半部分(或中点)。阈值可以根据采样频率确定。例如，对于1mhz的采样，阈值可以是1微秒或2微秒。阈值可以预先确定(例如，由人员设置)。一旦确定故障不在中点处，可以执行另一比较以识别有故障的半部分。此处，将前半部分和后半部分中的一个识别为有故障的半部分。这个识别可以通过检查两个量中的哪一个(即，(tn2-tm1)或(tm2-tn1))具有更高的值来完成。例如，如果(tn2-tm1)大于(tm2-tn1)，则可以识别出故障在前半部分中，并且如果(tm2-tn1)大于(tn2-tm1)，则可以识别出故障在后半部分中。

该有故障的半部分(或中点)识别用于估计故障定位。根据故障被识别出在前半部分中、在后半部分中或者中点处，可以使用在第一终端处和第二终端处的第一峰和第二峰的到达时间以及输电线路的长度来估计故障定位。

如果故障被识别为在前半部分中，则故障定位(d1)可以通过以下方程估计：

如果故障被识别为在后半部分中，则故障定位(d2)可以通过以下方程估计：

上述中，tm1、tm2、tn1和tn2是从分别在第一终端处和第二终端处进行的测量检测到的第一峰和第二峰的到达时间，并且l是输电线路的长度(线路长度)。

在故障定位被识别为中点的情况下，可以通过取两个故障定位的平均值来估计故障定位，其中针对在线路的前半部分中的故障(例如，d1)估计出第一故障定位，并且针对在线路的后半部分中的故障(例如，d2)估计出第二故障定位。

上文所描述的方法可以利用与输电线路相关联的一个或多个装置实施。装置可以包括诸如继电器、智能电子装置(ied)或故障定位器的电力系统装置和/或与电力系统装置连接的服务器。

在利用ied或继电器实施所述方法的情况下，装置可以与总线m或总线n或者线路中的其他点相关联。此处，所述装置从其他电力系统装置估计用于故障定位的所需参数/接收用于故障定位的参数。例如，在总线m处的ied可以从在总线m处的测量获得与行波相关的参数，并从另一ied或电力系统装置接收在总线n处的与行波相关的测量。在这个示例中，ied可以从测量设备接收一个或多个信号，并且从信号获得测量，或者测量设备通过总线(例如，过程总线)发布测量，并且ied(例如，被注册用于从此类总线接收数据)通过总线接收测量。行波检测可以可替代地在另一电力系统装置处执行，并且可以将所获得的测量(或参数)传送到实施所述方法的ied或服务器。

因此，所述方法的步骤可以由一个或多个模块执行。模块可以由一个或多个处理器实施。例如，在ied执行所述方法的示例中，模块用ied的处理器实施。在服务器执行所述方法的另一示例中，模块用服务器的处理器实施。在所述方法部分由ied并且部分由服务器实施的情况下，模块(取决于步骤)将相应地分布在ied和服务器中。

在一个实施例中，模块包括行波检测器，有故障的半部分识别器和故障定位器。行波检测器用于获得与从在第一终端处和第二终端处进行的测量检测到的行波相关联的多个参数，例如第一峰和第二峰的到达时间。有故障的半部分识别器用于识别输电线路的前半部分、后半部分和中点中的一处为具有故障。故障定位器用于基于对前半部分、后半部分和中点的具有故障的识别来估计故障定位。

附图说明

下文将参照附图中示出的示例性实施例更详细地解释本发明的主题，其中，

图1(a)和图1(b)示出了用于输电线路的前半部分和后半部分中的故障的bewley网格图(bewleylatticediagram)；

图2是根据本发明的实施例的用于在输电线路中进行故障定位的方法的流程图；

图3是根据本发明的实施例的用于故障定位的装置的简化框图；以及

图4是根据本发明的实施例的用于故障定位的系统的简化表示。

具体实施方式

本发明提出了一种不依赖线路参数的方法。换言之，本发明为输电线路提供了无参数的基于行波的故障定位。本发明的系统和方法不需要实验来校准用于故障定位解决方案的部署的传播速度。

图1(a)示出了在当故障已经发生在线路的前半部分的情况下的bewley网格图。在这种情况下，在总线m侧，对于从故障点产生的行波，第一峰和第二峰从故障点到达(即，不作为来自n侧的反射)。在总线n侧，对于从故障点产生的行波，第一峰从故障点到达，并且第二峰作为所示的被反射的波的结果而从远端总线(即，从m侧)到达。

可以按照以下方式计算故障定位。从图1(a)的bewley网格图，我们可以写出：

其中，t0＝故障开始时间或检测到故障的时间，tm1和tm2＝在总线m处的第一峰到达时间和第二峰到达时间；tn1和tn2＝在总线n处的第一峰到达时间和第二峰到达时间；并且d1＝在故障在线路的前半部分的情况下的故障定位。

对方程(1)和方程(2)求解，故障定位由方程(3)给出

图1(b)示出了在当故障已经发生在线路的后半部分的情况下的bewley网格图。在这种情况下，在总线m侧，第一峰从故障点到达并且第二峰从远端总线(即，从n侧)到达，并且在总线n侧，第一峰和第二峰从故障点到达。此处，可以按照以下方式计算故障定位。从图1(b)的bewley网格图，我们可以写出：

其中，tm1和tm2＝总线m处的第一峰到达时间和第二峰到达时间；tn1和tn2＝总线n处的第一峰到达时间和第二峰到达时间；并且d2＝如果故障在后半部分的故障定位。

对方程(4)和方程(5)求解，故障定位由方程(6)给出

因此，我们需要从使用方程(3)和方程(6)计算出的两个故障定位估计中选择实际的故障定位。为此，我们需要知道故障已经发生在线路的前半部分还是后半部分。

有故障的半部分(或区段)识别：

有故障的半部分(即，从总线m到中点的前半部分，或者从总线n到中点的后半部分)可以通过比较在总线m处和总线n处检测到的峰的到达时间来确定。

从方程(1)和方程(2)我们得出

(tn2-tm1)＝l(7)

(tm2-tn1)＝4d1-l(8)

比较方程(7)和方程(8)给出以下关系(9)

(tn2-tm1)＞(tm2-tn1)→l＞4d1-l(9)

此处，如果在条件(0<l/4<l/2)下在总线n处测得的第二到达时间与在总线m处测得的第一到达时间之差总是大于在总线m处测得的第二到达时间与在总线n处测得的第一到达时间之差，则可以识别出故障在前半部分(或区段)。

我们可以通过使用下列关系来识别有故障的半部分：

(tn2-tm1)-(tm2-tn1)≤e→故障在线路的中间(10)

(tn2-tm1)＞(tm2-tn1)→故障在线路的前半部分(11)

(tn2-tm1)＜(tm2-tn1)→故障在线路的后半部分(12)

在上文中，e是小的阈值并且近似为零。所述阈值可以根据采样频率确定。例如，对于1mhz的采样，该阈值可以是1微秒或2微秒。该阈值可以预先确定(例如，由人员设置)。

现在参考图2，图2是根据本发明的实施例的用于输电线路中的故障定位的方法的流程图。

在202处，获得行波参数。在图1(a)和图1(b)中示出的故障定位器用于实施所述方法的情况下，行波可以分别由总线m(第一终端)处的故障定位器和总线n(第二终端)处的故障定位器检测。可替代地，行波检测器可以用于检测行波并且获得其参数(例如，到达时间、峰宽、上升时间等)。行波检测器可以是独立式装置(与总线m处的诸如ct的测量设备连接)或是用电力系统装置的处理器实施的模块(例如302)。

根据一些实施例(例如，利用图1(a)和图1(b)示出的实施例)，获得总线m处的第一峰到达时间和第二峰到达时间(tm1和tm2)以及总线n处的第一峰到达时间和第二峰到达时间(tn1和tn2)。

所述方法还包括识别有故障的半部分或中点为具有故障。基于对分别在总线m处和总线n处的第一峰和第二峰的到达时间的比较来识别线路的有故障的半部分(或中点)具有故障。在图2的实施例中，在204处，将(tn2-tm1)与(tm2-tn1)之间的差值和阈值(例如e)相比较以识别有故障的半部分。

根据在204处的比较，可以在206处执行到达时间的另一比较，以识别有故障的半部分。例如，可以确定(tn2-tm1)是否大于(tm2-tn1)。因此，可以确定故障位于线路的前半部分或后半部分(参考上面的描述)。根据所示示例，前半部分指的是从总线m到中点的线路部分，所述线路部分具有l/2的长度，并且类似地后半部分指的是从总线n到中点的部分，所述部分也具有l/2的长度。

如果基于在206处的比较识别出故障在前半部分中，则可以在208处使用c(3)来估计故障定位(d1)，即

如果基于在206处的比较识别出故障在后半部分，则可以在210处使用c(6)来估计故障定位(d2)，即

如果在204处故障定位被识别为在中点(即，在中点区域附近)处，则根据实施例，如212处所示，通过(d1+d2)/2来估计故障定位。

如上所述，所述方法可以由与输电线路相关联的一个或多个装置(诸如ied(或故障定位器)、继电器或其他此类电力系统装置)实施。根据图1(a)和图1(b)中示出的实施例，所述方法利用总线m处的故障定位器或利用总线n处的故障定位器来实施。可替代地，两个故障定位器可以实施所述方法。此处，总线m处的故障定位器获得总线m处的行波测量，并且类似地总线n处的故障定位器获得总线n处的行波测量。在此示例中，ied可以从测量设备(此处如图1(a)或图1(b)所示的ct)接收一个或多个信号，并且从所述信号获得测量，或者测量设备通过总线(例如，过程总线)发布测量，并且ied(例如，被注册以从此类总线接收数据)通过总线接收测量。故障定位器通过标准通信互相通讯。因此，总线m处的故障定位器将与行波相关的信息发送到总线n处的故障定位器(并且反之亦然)。

所述方法的步骤可以由一个或多个模块执行。模块可以用一个或多个处理器来实施。例如，在故障定位器执行所述方法的示例中，模块利用故障定位器(总线m处的故障定位器，或总线n处的故障定位器或每个故障定位器中)的处理器来实施。图3中示出了这样的实施例。此处，装置(300)包括行波检测器(302)、有故障的半部分识别器(304)和故障定位器(306)。如上所述，行波检测器获得行波参数。该模块可以另外地从测量检测行波，并且相应地获得参数。有故障的半部分识别器识别有故障的半部分或中点(区域)为具有故障，并且故障定位器基于有故障的半部分识别结果和行波参数来定位故障

图10示出了服务器(402)执行所述方法的示例。在该实施例中，模块由所述服务器的处理器来实施。在所述方法部分地由ied实施并且部分地由服务器实施的情况下，模块(取决于步骤)将相应地分布在ied和服务器中。例如，行波检测器可以设置在不同的故障定位器(例如404、406处)，所述故障定位器获得行波参数并将行波参数传递给具有有故障的半部分识别器和故障定位器的服务器。故障定位可以传递给故障定位器用于显示。

因此，本发明提供了仅使用到达时间和线路长度的基于双端行波的故障定位。这消除了使用线路参数(传播速度或波速)的需要，从而改进了故障定位的准确度。