一种超高压输电线路故障监测和应急处置方法与流程

本发明涉及故障监测的，尤其涉及一种超高压输电线路故障监测和应急处置方法。

背景技术：

1、超高压电网故障应急处置对于迅速查找故障，快速恢复供电时间，降低各方经济损失有着重要意义。输电线路故障精确定位就是通过利用有效的故障信息以及特定的故障定位方法，计算出故障距离，然后结合杆塔明细表，给出确切地故障杆塔段编号，方便故障抢修人员前往故障点进行应急抢修。 现有的输电线路故障测距方法大部分采用行波法，这些方法大多直接选取两杆塔之间的距离之和作为输电线路总长度，仅能确定故障线路区段，不能精确定位故障点地理位置，难以实施快速应急处置。在实际生活中，输电线路长度还会受到输电线自身重力、环境温度、负荷电流等因素影响而产生弧垂，现有故障定位方法给出的计算结果和实际故障位置产生较大的偏差，当故障正好发生在河道或者铁路附近时，较大的定位误差可能会导致工作人员选择错误的故障抢修车辆行驶路线，严重影响故障抢修效率，错过最佳抢修时刻，且传统应急处置未给出应急工作人员的应急路径规划。cn104297638b公开了一种高精度、低成本的配电网故障定位方法，该故障定位方法在配电网不同类型架空线路和电缆线路两端安装少量具有gps对时功能的行波检测装置，当配电网发生故障后，首先利用非故障线路的检测装置计算出行波线模分量和地模分量在不同类型线路中的波速，然后根据行波线模分量和地模分量到达某个检测装置的时间差计算出故障点与该检测装置之间的距离，最后综合多个检测装置的测距结果确定故障点区段位置。cn109507527a公开了一种基于突触可塑性的snp系统含分布式电源配电网故障定位方法，包括：停电区间选择；基于突触可塑性的snp系统含分布式电源配电网故障定位模型的建立；确定故障区段；根据系统读取的故障信息以及正向突触矩阵，对已建立的故障定位模型进行运算；故障定位准确性验证；根据推理算法得到的故障定位结果，双向功能神经元中顺序脉冲串的值，结合实际电流矩阵与推理算法对故障定位结果的准确性进行验证；通过故障判断标准和故障电信息验证标准完成故障定位和故障定位准确性验证。尽管现有故障检测方法可以实现输电线路故障定位，但仍存在如下两个方面的问题：一是仅能确定故障线路区段，不能精确定位故障点地理位置，难以实施快速应急处置；二是未考虑输电线路长度受到输电线自身重力、环境温度等因素影响，导致输电线路产生弧垂，造成定位不准确。针对该问题，本专利提出一种超高压输电线路故障监测和应急处置方法。

技术实现思路

1、有鉴于此，本发明提供一种超高压输电线路故障监测和应急处置方法，目的在于（1）基于输电线路重力因素以及温度因素对估计得到的输电线路长度进行修正，提高输电线路长度计算结果的准确性，并提高后续输电线路故障位置定位的准确性；（2）考虑到行波会随着传播距离进行衰减，导致监测到的行波幅值过小，难以基于行波确定故障点的具体位置，构建输电线路故障修正模型对行波进行修正，采集得到故障行波到达的具体时刻信息，实现输电线路具体故障位置的准确定位，并利用关键点约束的快速路径规划算法进行最优应急故障路径规划，应急人员可按照最优路径到达故障位置，实施故障抢修。

2、实现上述目的，本发明提供的一种超高压输电线路故障监测和应急处置方法，包括以下步骤：

3、s1：在配电网络内的输电塔站部署gps接收器，将接收到的gps信号发送到后台服务器，在后台服务器构建配电网络中输电塔站距离估计模型，其中所述后台服务器将所接收的gps信号输入到模型中，得到配电网络中输电塔站分布距离网络；

4、s2：构建多因素输电线路长度修正模型，其中所述模型的输入为分布距离网络、输电线路自身重力以及温度因素，输出为输电线路的实际长度，模型的输出为输电线路的实际长度；

5、s3：以输电线路实际长度为基础，构建输电线路故障修正模型，确定输电线路行波随传输距离的衰减关系；

6、s4：在输电线路两端的输电塔站部署行波测量装置，采集故障行波到达的时刻信息，并利用输电线路故障修正模型分析得到线路故障位置；

7、s5：基于线路故障位置、应急人员位置坐标以及地形地图数据，利用关键点约束的快速路径规划算法进行最优应急故障路径规划，应急人员按照最优路径到达故障位置，实施故障抢修。

8、作为本发明的进一步改进方法：

9、可选地，所述s1步骤中在配电网络内的输电塔站部署gps接收器，将接收到的gps信号发送到后台服务器，包括：

10、所述配电网络包括配电控制中心以及若干输电塔站，所述配电控制中心内部署有后台服务器，用于接收输电塔站的传输信息以及进行输电线路的应急处置方案部署，所述输电塔站用于支撑输电线路进行输电，相邻输电塔站之间具有输电线路；

11、在输电塔站部署gps接收器，其中所述输电塔站向相邻输电塔站发送gps信号，gps接收器用于接收相邻输电塔站所发送的gps信号，并将自身位置信息以及所支撑输电线路的状态信息添加到gps信号中，将gps信号发送到后台服务器，所述添加自身位置信息以及输电线路状态信息的gps信号格式为：

12、其中：表示添加自身位置信息以及输电线路状态信息的gps信号；

13、表示部署gps接收器的输电塔站编号，表示发送gps信号的输电塔站编号；

14、表示输电塔站所支撑输电线路的状态信息，所述输电线路状态信息包括输电线路的温度以及重力因素；

15、表示部署gps接收器的输电塔站的位置信息，x表示经度，y表示纬度；

16、表示发送gps信号的输电塔站的位置信息。

17、可选地，所述s1步骤中构建配电网络中输电塔站距离估计模型，后台服务器将所接收的gps信号输入到模型中，得到配电网络中输电塔站分布距离网络，包括：

18、在后台服务器构建配电网络中输电塔站距离估计模型，其中所述模型的输入为包含相邻输电塔站位置信息的gps信号，输出为相邻输电塔站的距离，所述输电塔站距离估计模型的距离估计公式为：

19、其中：

20、r表示地球半径；

21、表示编号分别为的输电塔站估计距离；

22、后台服务器接收输电塔站所发送的gps信号，将所接收的gps信号输入到模型中，构成配电网络内输电塔站的分布距离网络，其中所述表示配电网络中输电塔站的经纬度位置坐标，表示配电网络中相邻输电塔站之间的估计距离，所述相邻输电塔站之间具有输电线路。

23、可选地，所述s2步骤中构建多因素输电线路长度修正模型，其中所述模型的输入为分布距离网络、输电线路自身重力以及温度因素，输出为输电线路的实际长度，包括：

24、构建多因素输电线路长度修正模型，其中所述模型的输入为温度、分布距离网络和输电线路自身重力因素，输出为输电线路的实际长度，所述基于多因素输电线路长度修正模型的修正流程为：

25、s21：基于输电线路重力因素计算出输电线路弧垂的长度s21：基于输电线路重力因素计算出输电线路弧垂的长度，为输电塔站分布距离网络g中任意两个相邻的输电塔站的编号，所述重力因素包括输电线路的重量以及所受应力，所述弧垂长度计算公式为：

26、；

27、；

28、。

29、其中：

30、表示输电塔站与输电塔站之间输电线路的自重比载，表示输电线路内导线的截面积；

31、表示每公里输电线路的重量；

32、表示输电塔站与输电塔站之间输电线路最低点的水平应力，表示输电线路在输电塔站或输电塔站处的水平应力；

33、表示输电塔站与输电塔站之间输电线路悬挂点到弧垂最低点的距离；

34、表示输电塔站与输电塔站之间的估计距离；

35、表示输电塔站与输电塔站之间输电线路的弧垂长度；

36、s22：基于温度因素对输电线路弧垂长度进行修正，得到输电线路的实际长度，所述温度因素包括输电线路内导体的当前温度，所述输电线路实际长度计算公式为：

37、；

38、。

39、其中：

40、表示输电塔站与输电塔站之间输电线路的实际长度；

41、表示基准温度，将其设置为27oc；

42、表示输电塔站与输电塔站之间输电线路的温度；

43、表示输电塔站所感知到的输电线路温度，表示输电塔站所感知到的输电线路温度。

44、在本发明实施例中，在输电塔站部署温度传感器以及重力传感器分别采集输电线路的温度以及水平应力，将采集到的数据信息作为输电线路的状态信息。

45、可选地，所述s2步骤中将输电塔站的分布距离网络以及后台服务器所接收gps信号中的输电线路状态信息输入到所构建模型中，得到输电塔站之间输电线路的实际长度，包括：

46、将输电塔站的分布距离网络以及后台服务器所接收gps信号中的输电线路状态信息输入到多因素输电线路长度修正模型中，得到配电网络中相邻输电塔站之间输电线路的实际长度。

47、可选地，所述s3步骤中以输电线路实际长度为基础，构建输电线路故障修正模型，包括：以输电线路实际长度为基础，构建输电线路故障修正模型，其中所述输电线路故障修正模型的输入为输电线路实际长度以及行波信号，输出为衰减后的行波信号，所述输电线路故障修正模型为：

48、

49、其中：

50、表示输入模型的行波信号，其中t表示时域信息；

51、表示输电线路实际长度；

52、e表示自然常数；

53、表示衰减系数，将其设置为0.2；

54、表示衰减后的行波信号；

55、在本发明实施例中，所述衰减后行波信号的幅值为原始行波信号的倍。

56、可选地，所述s4步骤中在输电线路两端的输电塔站部署行波测量装置，采集故障行波到达时刻信息，基于采集到的信息，利用输电线路故障修正模型分析得到线路故障位置，包括：在输电线路两端的输电塔站部署行波测量装置，实时监测输电线路输电过程中产生的行波信号以及电压值，若监测到输电线路的电压值小于1伏，表示输电线路存在故障，并提取监测到输电线路故障10秒内的行波信号，基于输电线路故障修正模型对行波信号进行修正，所述修正后的行波信号为：

57、

58、其中：

59、输电塔站与输电塔站之间的输电线路即为监测到线路故障的输电线路；

60、表示输电塔站与输电塔站之间输电线路的实际长度；

61、基于小波变换方法得到行波波头到达行波测量装置的时刻，所述行波波头到达行波测量装置的时刻的计算流程为：

62、s41：调整小波尺度，利用小波函数对行波信号进行小波变换处理，所选取的小波函数为daubechies小波，所述小波变换处理公式为：

63、

64、其中：

65、表示尺度c下的小波变换结果；

66、s42：若在任意小波尺度c下，对于的邻域，存在，表示为尺度c下行波信号的模极大值，为模极大值点，其中，表示极小的正数；重复该步骤，得到行波信号在所有尺度上的模极大值以及模极大值点；

67、s43：设置阈值，删除最大小波尺度中小于的模极大值，则最大小波尺度中的模极大值集合为b；

68、s44：删除最小小波尺度中不等于集合b中任意值的模极大值，将最小小波尺度下所保留的最大的两个模极大值所对应的模极大值点作为行波波头到达行波测量装置的时刻，其中输电塔站与输电塔站之间的输电线路即为监测到线路故障的输电线路；其中输电塔站的方向为输电线路故障时行波信号的传播方向；

69、所述行波传播速度v的计算公式为：

70、

71、其中：

72、u表示输电线路的电感，c表示输电线路的电容；

73、所述线路故障位置距离输电塔站的距离为：

74、；

75、。

76、其中：

77、为线路故障位置距离输电塔站的距离，所述线路故障位置位于输电塔站与输电塔站之间的输电线路，所述线路故障位置坐标为，其中x表示经度，y表示纬度。

78、可选地，所述s5步骤中基于线路故障位置、应急人员位置坐标以及地形地图数据，利用关键点约束的快速路径规划算法进行最优应急故障路径规划，包括：

79、将地形地图数据进行栅格化表示，其中所述地形地图数据的任意栅格表示为，栅格大小为，所述栅格的中心位置坐标为，，表示栅格为可通行栅格，表示栅格为障碍栅格；

80、所述应急人员的位置坐标为，线路故障位置坐标为，所述关键点约束的快速路径规划算法流程为：

81、s51：连接应急人员位置坐标与线路故障位置坐标，将连接直线所经过的障碍栅格集合作为d1；

82、s52：按d1中障碍栅格出现的顺序，依次对障碍栅格进行可能关键点选取，得到可能关键点集合d2，所述关键点选取流程为：对d1中障碍栅格的四个顶点分别向远离栅格中心点的方向进行外推，即对左上顶点进行左推和上推，对右下顶点进行右推和下推，外推得到的点即为该障碍栅格的可能关键点；

83、s53：将应急人员位置坐标加入关键点集合d3，从应急人员位置坐标开始，在d2中查找距离最近的无碰撞栅格，若找到则将所查找到的栅格加入到关键点集合d3中，并从所查找到的栅格开始在d2中查找距离最近的无碰撞栅格，重复该步骤，直到找不到无碰撞栅格或所查找到栅格包含线路故障位置坐标；

84、若找不到无碰撞栅格，则将线路故障位置坐标加入关键点集合d3，从线路故障位置坐标开始，在d2中查找距离最近的无碰撞栅格，若找到则将所查找到的栅格加入到关键点集合d3中，并从所查找到的栅格开始在d2中查找距离最近的无碰撞栅格，重复该步骤，得到从应急人员位置坐标到线路故障位置坐标之间的关键点集合d3，关键点集合d3中相邻关键点之间的路径为子路径；

85、s54：依次连接关键点集合d3中的所有子路径，得到快速路径规划后的最优路径；

86、应急人员按照最优路径到达故障位置，实施输电线路故障抢修。

87、为了解决上述问题，本发明提供一种超高压输电线路故障监测和应急处置装置，其特征在于，所述装置包括：

88、距离估计装置，用于估计配电网络中相邻输电塔站的距离；

89、输电线路长度计算模块，用于基于输电线路自身重力以及温度因素，对输电线路的实际长度进行校准修正；

90、故障监测以及应急处理装置，用于采集故障行波到达的时刻信息，并利用输电线路故障修正模型分析得到线路故障位置，基于线路故障位置、应急人员位置坐标以及地形地图数据，利用关键点约束的快速路径规划算法进行最优应急故障路径规划。

91、为了解决上述问题，本发明还提供一种电子设备，所述电子设备包括：

92、存储器，存储至少一个指令；及处理器，执行所述存储器中存储的指令以实现上述所述的超高压输电线路故障监测和应急处置方法。

93、为了解决上述问题，本发明还提供一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质中存储有至少一个指令，所述至少一个指令被电子设备中的处理器执行以实现上述所述的超高压输电线路故障监测和应急处置方法。

94、相对于现有技术，本发明提出一种超高压输电线路故障监测和应急处置方法，该技术具有以下优势：

95、首先，本方案提出一种多因素输电线路长度修正模型，其中所述模型的输入为温度、分布距离网络和输电线路自身重力因素，输出为输电线路的实际长度，所述基于多因素输电线路长度修正模型的修正流程为：

96、基于输电线路重力因素计算出输电线路弧垂的长度；，为输电塔站分布距离网络g中任意两个相邻的输电塔站的编号，所述重力因素包括输电线路的重量以及所受应力，所述弧垂长度计算公式为：

97、；

98、；

99、。

100、其中：

101、表示输电塔站与输电塔站之间输电线路的自重比载，表示输电线路内导线的截面积；

102、表示每公里输电线路的重量；

103、表示输电塔站与输电塔站之间输电线路最低点的水平应力，表示输电线路在输电塔站或输电塔站处的水平应力；

104、表示输电塔站与输电塔站之间输电线路悬挂点到弧垂最低点的距离；

105、表示输电塔站与输电塔站之间的估计距离；

106、表示输电塔站与输电塔站之间输电线路的弧垂长度；基于温度因素对输电线路弧垂长度进行修正，得到输电线路的实际长度，所述温度因素包括输电线路内导体的当前温度，所述输电线路实际长度计算公式为：；

107、。

108、其中：

109、表示输电塔站与输电塔站之间输电线路的实际长度；

110、表示基准温度，将其设置为27oc；

111、表示输电塔站与输电塔站之间输电线路的温度；

112、表示输电塔站所感知到的输电线路温度，表示输电塔站所感知到的输电线路温度；相较于传统方案，本方案考虑输电线路长度受到输电线自身重力、环境温度等因素影响，基于输电线路重力因素以及温度因素对估计得到的输电线路长度进行修正，提高输电线路长度计算结果的准确性，并提高后续输电线路故障位置定位的准确性。

113、同时，本方案提出一种基于输电线路故障修正模型的线路故障位置确定方法，通过在输电线路两端的输电塔站部署行波测量装置，实时监测输电线路输电过程中产生的行波信号以及电压值，若监测到输电线路的电压值小于1伏，表示输电线路存在故障，并提取监测到输电线路故障10秒内的行波信号，基于输电线路故障修正模型对行波信号进行修正，所述修正后的行波信号为：

114、

115、其中：

116、输电塔站与输电塔站之间的输电线路即为监测到线路故障的输电线路；

117、表示输电塔站与输电塔站之间输电线路的实际长度；；基于小波变换方法得到行波波头到达行波测量装置的时刻，所述行波波头到达行波测量装置的时刻的计算流程为：调整小波尺度调整小波尺度，利用小波函数对行波信号进行小波变换处理，所选取的小波函数为daubechies小波，所述小波变换处理公式为：

118、

119、其中：

120、表示尺度c下的小波变换结果；若在任意小波尺度c下，对于的邻域，存在，表示为尺度c下行波信号的模极大值，为模极大值点，其中，表示极小的正数；重复该步骤，得到行波信号在所有尺度上的模极大值以及模极大值点；

121、设置阈值，删除最大小波尺度中小于的模极大值，则最大小波尺度中的模极大值集合为b；删除最小小波尺度中不等于集合b中任意值的模极大值，将最小小波尺度下所保留的最大的两个模极大值所对应的模极大值点作为行波波头到达行波测量装置的时刻，其中输电塔站与输电塔站之间的输电线路即为监测到线路故障的输电线路；其中输电塔站的方向为输电线路故障时行波信号的传播方向；所述行波传播速度的计算公式为：

122、其中：

123、u表示输电线路的电感，c表示输电线路的电容；

124、所述线路故障位置距离输电塔站的距离为：

125、；

126、

127、其中：

128、为线路故障位置距离输电塔站的距离，所述线路故障位置位于输电塔站与输电塔站之间的输电线路，所述线路故障位置坐标为，其中x表示经度，y表示纬度。本方案考虑到行波会随着传播距离进行衰减，导致监测到的行波幅值过小，难以基于行波确定故障点的具体位置，因此构建输电线路故障修正模型对行波进行修正，由于行波是一种具有突变性、奇异性的高频暂态信号，信号中奇异点的出现代表着故障的发生，传统傅里叶变换方法不能完整地描述既有频率特征又有时间特征的行波暂态信号，而小波变换模极大值可以完整地表示原函数，其中模极大值点对应着行波的奇异点，因此基于小波变换方法采集得到故障行波到达的具体时刻信息，实现输电线路具体故障位置的准确定位，并利用关键点约束的快速路径规划算法进行最优应急故障路径规划，应急人员可按照最优路径到达故障位置，实施故障抢修。