基于广域行波能量和时间差的复杂电网故障定位方法

摘要

本发明公开了基于广域行波能量和时间差的复杂电网故障定位方法,该故障定位方法从电网发生故障后产生行波能量出发,分析线路长度和母线出度对行波能量在电网传播过程中衰减的影响,测量故障发生后各变电站的三相电流,计算各变电站的行波能量大小,据此确定故障区段和故障点。本发明通过利用大量现有设备,对数据采样实时性要求低,容易实现;经按实际参数建立的仿真模型分析,不受故障相角和故障阻抗的影响,且精度很高,鲁棒性强。本发明的定位方法适合应用于复杂电网中。

权利要求

1.基于广域行波能量和时间差的复杂电网故障定位方法，其特征在于，包括以下步骤：

(1)将电网的原始拓扑结构标记为P1，在该电网中的共有N个变电站，分别记为B1,B2,…,BN，每个变电站都安装行波录波装置，所述行波录波装置设有三相线路电流行波监测模块；

(2)当系统发生故障后，各个站点的行波录波装置启动，对故障信号进行录波，录得故障时间窗长度为n个工频周期，分别为故障前n1个工频周期和故障后n2个工频周期，n＝n1+n2；

(3)对采集到的故障行波信息进行预处理，通过相模变换获得零模行波和线模行波，采用Daubechies离散小波对各站点的零模行波进行d层分解，以最小尺度下d1层细节系数的模极大值表征行波的能量幅值，各个站点的模极大值能量记为E1,E2,…,EN；

(4)比较E1,E2,…,EN，找出其中两个最大值EMAX1和EMAX2对应的站点Bi和Bj，由此迅速判断故障位于支路Bi-Bj上；

(5)设故障线路两端的变电站Bi和Bj为1级变电站，与1级变电站邻接的非故障线路另一端的变电站设为2级变电站，与2级变电站邻接的变电站设为3级变电站，依次类推，将整个电网划分为m级变电站；若某个变电站属于多个等级的变电站时，则将该变电站记为多个等级中最小等级的变电站；

(6)以1级变电站为起点，向外辐射至m1级变电站，m1≤m，将此区域作为局部故障网络，其拓扑记为P2，P2中共有M个变电站，M≤N；

(7)采用Daubechies离散小波对线模行波进行d层分解，取最高频率下d1层细节系数的模极大值对应的时刻作为故障波头到达该站点的时刻，对于拓扑P2，将M个变电站的故障起始时刻记为T1,T2,…,TM；

(8)在拓扑P2中，依据Folyd最短路径算法，简化局部故障网络，得到具有全部有效信息的故障局部网络，其拓扑记为P3，P3中共有Q个变电站，Q≤M；在拓扑P3中，使用扩展双端测距算法，以故障线路的一端作为参考端，在波头到达参考端对侧所有站点的时间中任取一个数据，与波头到达参考端的时间组成一个测距数组，按照经过故障线路的最短路径计算，共得到Q-1个故障位置结果；

(9)设行波到达故障线路的参考端和参考端对侧任一站点之间的最短路径所经过的变电站个数为h，则赋予步骤(8)得到的Q-1个故障位置的权值R＝1/(h-1)，通过加权求和，得到最终的故障位置。

2.根据权利要求1所述基于广域行波能量和时间差的复杂电网故障定位方法，其特征在于：在步骤(2)中，对故障信号进行录波时，采样频率为10kHz，录得故障时间窗长度为7个工频周期，分别为故障前3个工频周期和故障后的4个工频周期。

3.根据权利要求1所述基于广域行波能量和时间差的复杂电网故障定位方法，其特征在于：在步骤(3)中，所述相模变换采用克拉克变换。

4.根据权利要求1所述基于广域行波能量和时间差的复杂电网故障定位方法，其特征在于：在步骤(3)中，采用DB6离散小波对零模行波进行5层分解；在步骤(7)中，采用Daubechies离散小波对线模行波进行5层分解。

5.根据权利要求1所述基于广域行波能量和时间差的复杂电网故障定位方法，其特征在于：在步骤(6)中，在提取局部故障网络的过程中，将故障行波注入变电站母线方向的三相线路电流行波监测模块测得的数据保留，而把故障行波流出变电站母线方向的三相线路电流行波监测模块测得的数据去除。

6.根据权利要求1所述基于广域行波能量和时间差的复杂电网故障定位方法，其特征在于：在步骤(6)中，以1级变电站为起点，向外辐射至3级变电站，将此区域作为局部故障网络。

说明书

基于广域行波能量和时间差的复杂电网故障定位方法

技术领域

[0001] 本发明属于电网监测技术领域，特别涉及了基于广域行波能量和时间差的复杂电网故障定位方法。

背景技术

[0002] 快速准确定位故障位置是现代电力系统广域网络首要解决的问题之一。自从GPS(全球定位系统)广泛应用于工程行业以来，高精度时钟定位同步功能使得行波测距技术得到了迅速发展。其中基于时差的双端测距法凭借其具有良好的适用性、高精度性与良好的鲁棒性的特点，成为行波测距的重要手段之一。在广域网络中，变电站的数量较多，因此故障发生时采集的信息存在着冗余。如何充分利用这些故障行波信息进行故障的定位与测距便成为行波定位面临的一个重要课题。

[0003] 尽管基于时差的双端测距法是当前行波测距的主要方法之一，但对于较为庞大的广域网络，较大的信息冗余时，仅利用了时间这一物理量进行故障的定位与测距，会在故障定位判断上出现一定困难。在故障精确测距的过程中，同样会面临大量的冗余信息，而且在GPS同步出现较大误差情况下，若不对其进行筛选，对双端测距的结果将造成较大影响。

发明内容

[0004] 为了解决上述背景技术提出的技术问题，本发明旨在提供基于广域行波能量和时间差的复杂电网故障定位方法，适用于复杂的大型电网，保护范围无死区且定位迅速准确，并具有较好的精度和鲁棒性。

[0005] 为了实现上述技术目的，本发明的技术方案为：

[0006] 基于广域行波能量和时间差的复杂电网故障定位方法，包括以下步骤：

[0007] (1)将电网的原始拓扑结构标记为P1，在该电网中的共有N个变电站，分别记为B1,B2,…,BN，每个变电站都安装行波录波装置，所述行波录波装置设有三相线路电流行波监测模块；

[0008] (2)当系统发生故障后，各个站点的行波录波装置启动，对故障信号进行录波，录得故障时间窗长度为n个工频周期，分别为故障前n1个工频周期和故障后n2个工频周期，n＝n1+n2；

[0009] (3)对采集到的故障行波信息进行预处理，通过相模变换获得零模行波和线模行波，采用Daubechies离散小波对各站点的零模行波进行d层分解，以最小尺度下d1层细节系数的模极大值表征行波的能量幅值，各个站点的模极大值能量记为E1,E2,…,EN；

[0010] (4)比较E1,E2,…,EN，找出其中两个最大值EMAX1和EMAX2对应的站点Bi和Bj，由此迅速判断故障位于支路Bi-Bj上；

[0011] (5)设故障线路两端的变电站Bi和Bj为1级变电站，与1级变电站邻接的非故障线路另一端的变电站设为2级变电站，与2级变电站邻接的变电站设为3级变电站，依次类推，将整个电网划分为m级变电站；若某个变电站属于多个等级的变电站时，则将该变电站记为多个等级中最小等级的变电站；

[0012] (6)以1级变电站为起点，向外辐射至m1级变电站，m1≤m，将此区域作为局部故障网络，其拓扑记为P2，P2中共有M个变电站，M≤N；

[0013] (7)采用Daubechies离散小波对线模行波进行d层分解，取最高频率下d1层细节系数的模极大值对应的时刻作为故障波头到达该站点的时刻，对于拓扑P2，将M个变电站的故障起始时刻记为T1,T2,…,TM；

[0014] (8)在拓扑P2中，依据Folyd最短路径算法，简化局部故障网络，得到具有全部有效信息的故障局部网络，其拓扑记为P3，P3中共有Q个变电站，Q≤M；在拓扑P3中，使用扩展双端测距算法，以故障线路的一端作为参考端，在波头到达参考端对侧所有站点的时间中任取一个数据，与波头到达参考端的时间组成一个测距数组，按照经过故障线路的最短路径计算，共得到Q-1个故障位置结果；

[0015] (9)设行波到达故障线路的参考端和参考端对侧任一站点之间的最短路径所经过的变电站个数为h，则赋予步骤(8)得到的Q-1个故障位置的权值R＝1/(h-1)，通过加权求和，得到最终的故障位置。

[0016] 进一步地，在步骤(2)中，对故障信号进行录波时，采样频率为10kHz，录得故障时间窗长度为7个工频周期，分别为故障前3个工频周期和故障后的4个工频周期。

[0017] 进一步地，在步骤(3)中，所述相模变换采用克拉克变换。

[0018] 进一步地，在步骤(3)中，采用DB6离散小波对零模行波进行5层分解；在步骤(7)中，采用Daubechies离散小波对线模行波进行5层分解。

[0019] 进一步地，在步骤(6)中，在提取局部故障网络的过程中，将故障行波注入变电站母线方向的三相线路电流行波监测模块测得的数据保留，而把故障行波流出变电站母线方向的三相线路电流行波监测模块测得的数据去除。

[0020] 进一步地，在步骤(6)中，以1级变电站为起点，向外辐射至3级变电站，将此区域作为局部故障网络。

[0021] 采用上述技术方案带来的有益效果：

[0022] 本发明使用行波能量作为故障特征，不受线路故障类型的影响，受故障合闸相角、接地电阻的影响小。系统在各种故障情况下都会有故障行波能量的产生，定位方法适用性强。

[0023] 本发明适应于复杂的大型电网，保护范围无死区，定位速度迅速准确。保护的有效范围为全网系统，不存在定位死区。通过故障后故障区段的确定实现网络拓扑简化，提取定位有效信息，简化计算，能够快速定位故障点。

[0024] 本发明故障定位的可靠性及精度不严重依赖于测量点间同步时钟的精度，在部分测量点数据丢失或误差较大时也能完成故障定位，方法具有较好的精度及鲁棒性。

[0025] 本发明方法可以利用大量现有的投运检测设备，实现简单，具有较强的经济性和较好的实用价值。

附图说明

[0026] 图1是本发明的流程图。

[0027] 图2是简单单端辐射状网络。

[0028] 图3是单端辐射状网络行波能量分析。

[0029] 图4是多母线分支的简单网络拓扑。

[0030] 图5是透射系数与母线出度的关系。

[0031] 图6是复杂电网拓扑P1示意图。

[0032] 图7是全网45个变电站的电流行波检测装置检测到的行波能量示意图。

[0033] 图8是P1根据简化原则得到局部故障网络拓扑P2示意图。

[0034] 图9是依据Folyd得到的拓扑P3示意图。

具体实施方式

[0035] 以下将结合附图，对本发明的技术方案进行详细说明。

[0036] 基于广域行波能量和时间差的复杂电网故障定位方法，如图1所示，具体过程如下：

[0037] 步骤1：对于拓扑结构确定的复杂电网，其原始拓扑结构记为P1，在该电网中共有N个变电站，分别记为B1,B2,…,BN，每个变电站都需要安装行波录波装置，具有三相线路电流行波监测模块，中控室安装故障定位主站。

[0038] 步骤2：当系统发生故障后，各个站点的录波装置启动，对故障信号进行录波。采样频率取10kHz，录得故障时间窗长度为7个工频周期，分别为故障前3个工频周期和故障后4个工频周期。

[0039] 步骤3：各站点对采集到的故障行波信息进行预处理。通过相模变换获得零模行波电流和线模行波电流。相模变换取克拉克变换。

[0040] 步骤4：使用DB6离散小波对各站点的零模行波进行5层分解，以最小尺度下d1层细节系数的模极大值表征行波的能量幅值，则各个站点的模极大值能量表示为E1,E2,…,EN。

[0041] 行波的能量受到线路的长度和节点处折反射规律的影响：

[0042] 行波在线路上传输存在衰减特性：

[0043]

[0044] 上式中，α为衰减常数，β为相位常数，它们都是频率的函数。Z为线路的单位阻抗值，Y为线路的单位导纳值，下标mode为1,2时为线模，为0时为地模。随着线路长度l的增加，行波的幅值衰减，相位滞后。其能量随着线路长度衰减的规律如图2和图3所示。

[0045] 行波在节点处的折反射对行波能量的衰减影响：

[0046] 在一母线处，随着分支出度数量的增多，行波能量在每一个分支上由于受到折反射规律的影响能量衰减，具体如图4所示。图4所示母线共有N-1条分支出度，假设各线路波阻抗相同，即Z1＝Z2＝…＝ZN，所以除线路1外N-1条线路的并联等效阻抗为：

[0047]

[0048] 根据折射规律可得线路2上的折射系数为：

[0049]

[0050] 同理，其他线路上的折射系数均为2/N，即折射波能量在各条线路上平均分配。可见，故障初始行波在具有同一类型线路上的折射系数具有明显的规律。故障行波能量在节点处随着线路出度数目的增多在分支上呈现明显的衰减特性。其能量分析如图5所示。

[0051] 步骤5：进行故障区段判断。当线路发生故障时，距离故障点最近的站点检测到的电流行波信号能量幅值最大，比较E1,E2,…,EN，找出前两个最大值对应的站点Bi、Bj，可以由此迅速判断故障位于支路Bi-Bj上。同时，由于采用了电流行波信号，每回线路的三相线路上均有电流行波监测模块，故可以对故障精确定位到每相线路。

[0052] 步骤6：提取局部故障网络。设故障线路两端的变电站为2级变电站，与2级变电站邻接的非故障线路另一端的变电站设为2级变电站，3级、4级变电站依次类推，各变电站级数并不唯一。

[0053] 提取局部网络拓扑的原则：

[0054] 1)以故障线路两端的变电站Bi、Bj为1级变电站，向外辐射两级，即辐射到第3级变电站。局部故障电网络拓扑的终点为第3级变电站；

[0055] 2)当某一变电站属于多个等级变电站时，按照“最小等级原则”处理。若变电站BA即是第m级变电站，又是第n级变电站，且有m>n，则变电站BA记作第n级变电站，并考虑是否纳入计算范围；

[0056] 3)由于在站点出线和进线处都采集电流行波，在提取局部网络拓扑的过程中，将故障行波注入变电站母线方向的行波检测装置测得的数据保留，而把故障行波流出变电站母线方向的行波检测装置所测得的数据去除。

[0057] 根据简化原则，简化得到包含1级、2级、3级变电站的局部故障网络拓扑P2，共有M个变电站，分别记为B1,B2,…,BM，M<＝N。

[0058] 步骤7：对各站点检测到的故障起始时刻进行精确判定。选用录波得到的线模数据，线模行波相对于零模行波的衰减因子较小，随着传输距离的增长和穿过的变电站数量的增多，行波波形的畸变、波头在时间轴上的拉伸以及峰值衰减的程度相比零模都要弱得多、小的多。使用DB6离散小波对线模行波进行5层分解，取最小尺度下信号d1层细节系数的模极大值对应的时刻为故障波头到达该站点的时刻T，对于简化后的网络拓扑P2，共有T1,T2,…,TM个站点标定时间。

[0059] 步骤8：在简化后的包含网络拓扑P2中，依据Folyd最短路径法，简化局部故障网络，得到具有全部有效信息的故障局部网络P3，包含Q个变电站，Q<＝M<＝N。使用扩展双端测距算法，以故障线路的一端(Bi或Bj)作为参考端，在波头到达参考端对侧所有站点的时间中任取一个数据，与波头到达参考端的时间组成一个测距数组，按照经过故障线路的最短路径计算故障位置。共有Q-1个计算结果：L1,L2,…,Li,…,L(Q-1)，每个结果表示故障点与参考端的距离。其中可能存在因为GPS同步误差甚至测量点缺失出现的错误结果。

[0060] 步骤9：设行波到达故障线路的参考端和参考端对侧任一站点之间的最短路径所经过的变电站个数为h，则赋予步骤(8)得到的Q-1个故障位置的权值R＝1/(h-1)，通过加权求和，得到最终的故障位置。

[0061] 本发明在复杂配电网具有很高的定位精度并且具备很高的适用性，对于不同故障类型，故障影响因素，本发明均可以满足。现以一个模型为例分析：

[0062] 图6为根据某省部分电网线路和变电站的标示图，本故障设置在全长有194km的15-16输电线段上，故障类型为A相接地。设故障距离比d为故障距离与线路全长的比值。分别在d＝0.1、0.5、0.9下对系统进行各类故障的仿真。

[0063] 1、确定故障线路。全网45个变电站的电流行波检测装置检测到的行波能量如图7所示，可以看出变电站15、16的行波能量最大，可以迅速判断出，故障发生在15-16段上。故障位置距离15变电站比距离16更近。确定故障点后，开始进行有效故障局部网络拓扑的获取。

[0064] 2、将变电站15、16标记为一级站点，按照变电站分级原则进行局部网络拓扑P2的提取，提取的局部故障网络拓扑如图8所示。

[0065] 3、依据Folyd最短路径法，简化局部故障网络P2，得到具有全部有效信息的局部故障网络P3，如图9所示。

[0066] 4、在图9中，各个站点的数据中确定组成双端行波测距的每一组站点数据。利用小波变换分别获取局部网络拓扑中每个线模分量中奇异点的时间信息，即故障初始行波到达检测点的时间。依据扩展双端测距法，再分别对每组时间数据作差求得测距结果，如表1所示。

[0067] 表1

[0068]

[0069] 对所有测量结果分别赋予相应的权值。在本次故障中，权值共有1、0.5、0.33三种。对于15-16这组数据的测距结果而言，权值为1，而对于15-17这组数据的测距结果而言，权值为0.33。设置d＝0.1,0.5,0.9，依据权值对结果进行加权计算。其结果与实际故障距离的对比误差分析如表2所示。可得，算法的绝对误差基本控制在500m以下，且对应的实际距离也符合工程实际中所允许的误差，因此混合双端加权测距算法具有很好的数据冗余性下可以保持良好的测距精度。

[0070] 表2

[0071]

[0072] 实施例仅为说明本发明的技术思想，不能以此限定本发明的保护范围，凡是按照本发明提出的技术思想，在技术方案基础上所做的任何改动，均落入本发明保护范围之内。