CN103675601A - 一种通过查找正负累距来快速定位输电线路故障点的方法 - Google Patents

一种通过查找正负累距来快速定位输电线路故障点的方法，(1)把输电运检工区所管辖的线路台帐集中整合到《输电线路实用查询手册》里，手册中把每条线路的相应信息进行列表体现，主要包括线路每基塔塔型、相序及档距。(2)在线路台帐的基础上，把线路档距进行累加得到正累距、负累距，并分别插入到相应的表格当中。本发明大大缩短了线路故障点的查询时间，只需找到相应的线路，再结合调度的测距读取对应的正负累距就可以锁定故障范围。

一种通过查找正负累距来快速定位输电线路故障点的方法

技术领域

本发明具体为一种通过查找正负累距来快速定位输电线路故障点的方法。

背景技术

输电线路故障巡视是为了查找线路的故障点，查明故障原因及故障情况。线路发生故障，不论重合是否成功，均应及时组织故障巡视，必要时需登杆塔检查。巡视中，巡线员应将所分担的线路段全部巡视完，不得中断或遗漏，发现故障点应及时报告，重大事故应设法保护现场。对所发现的可能造成故障所有物件应搜集带回，并对故障现场情况做好详细记录，以作为事故分析的依据和参考。

运行维护单位接到调度部门线路跳闸通知后，即组织故障巡视。通过调度部门的测距距离再结合线路台帐，计算故障点所在位置。这种结合台帐锁定故障点的方法，由于存在一定的计算时间，延缓故障发现时间，对线路及时恢复送电产生影响。

发明内容

本发明所解决的技术问题在于提供一种通过查询线路正负累距进而对故障点快速锁定的方法，以解决上述背景技术中提出的问题。

为了达到上述目的，本发明采用以下技术方案来实现：

种通过查找正负累距来快速定位输电线路故障点的方法，包括以下步骤：

(1)把输电运检工区所管辖的线路台帐集中整合到《输电线路实用查询手册》里，手册中把每条线路的相应信息进行列表体现，主要包括线路每基塔塔型、相序及档距。

(2)在线路台帐的基础上，把线路档距进行累加得到正累距、负累距，并分别插入到相应的表格当中。

输电线路中存在故障点时，包括以下步骤：

[0010]1)由输电线路一侧的变电站设置的数据采集装置和输电线路另一侧的变电站设

置的数据采集装置，分别采集行波信号，采用双端行波测距法鉴别出行波信另分别到达输

电线路一侧的变电站和输电线路另一侧的变电站的时刻，以确定所述故障点与所述输电线

Lm为故障点与输电线路一侧的变电站M之间的距离；L为输电线路总长度，即输电线路一侧的变电站M与输电线路另一侧的变电站N之间的距离；

v为行波在输电线路上的传播速度；

tm为行波到达输电线路一侧的变电站M的时刻；

tn为行波到达输电线路另一侧的变电站N的时刻；

2)由输电线路一侧的变电站设置的数据采集装置和输电线路另一侧的变电站设置的数据采集装置，分别采集输电线路两端电压／电流信息，利用单端故障分析法及双端故障分析法计算故障点距离。

3)综合评判行波测距法的测距结果及故障分析法的测距结果，实现输电线路故障的精确定位。

本发明的技术问题通过以下进一步的技术方案予以解决。

所述步骤1)采集行波信号，其方式包括高速采集电压／电流信息、直接采集行波信号，采用直接采集行波信号方式时，行波信号可来自一次设备接地线或者专用行波传感器。

所述步骤1)鉴别行波信号到达变电站的时刻，是采用数学方法鉴别行波，利用小波变换数学方法分析行波数据采集装置采集的电压／电流信息，最终鉴别出电压／电流行波到达时刻。

所述步骤1)鉴别行波信号到达变电站的时刻，是采用硬件电路鉴别行波，通过专有硬件电路分析行波数据采集装置采集的电压／电流行波信号，最终鉴别出电压／电流行波到达时刻。

所述步骤1)的双端行波测距法测距采用高精度对时，所述高精度对时是全球定位系统(Gobal P0sitioning System，缩略词为GPS)对时和北斗系统对时中的一种。

所述步骤1)的输电线路一侧的变电站设置的数据采集装置和步骤2)的输电线路一侧的变电站设置的数据采集装置，是同一套的数据采集装置。

所述步骤1)的输电线路另一侧的变电站设置的数据采集装置和步骤2)的输电线路另一侧的变电站设置的数据采集装置，是同一套的数据采集装置。

所述步骤1)的输电线路一侧的变电站设置的数据采集装置和步骤2)的输电线路一侧的变电站设置的数据采集装置，是不同一套的数据采集装置。

所述步骤1)的输电线路另一侧的变电站设置的数据采集装置和步骤2)的输电线路另一侧的变电站设置的数据采集装置，是不同一套的数据采集装置。

式(2)中：

L、为故障点与输电线路一侧的变电站M之间的距离；

z，为输电线路单位长度正序阻抗。

Umf为输电线路一侧的变电站M的故障相电压相量值；

Imf为输电线路一侧的变电站M的故障相电流相量值；

k为零序电流补偿系数；

3Io为输电线路一侧的变电站M零序电流；

式(3)中：

Lm为故障点与输电线路一侧的变电站M之间的距离；

Z1，为输电线路单位长度正序阻抗；

Umf，为输电线路一侧的变电站M的两相短路故障相1的电压相量值；

Umf2为输电线路一侧的变电站M的两相短路故障相2的电压相量值；

Imf，为输电线路一侧的变电站M的两相短路故障相1的电流相量值；

Imf2为输电线路一侧的变电站M的两相短路故障相2的电流相量值。

所述步骤2)的双端故障分析法包括工频正序双端测距法和工频负序双端测距法，采用工频正序双端测距法测量输电线路故障距离的计算公式如下：

|U_n1ch(γ₁L_M)+I_m1Z_c1sh(γ₁L_M)|=|U_n1ch(γ₁(L-L_M))+I_n1Z_c1sh(γ₁(L-L_M)|.......(4)

式(4)中：

Lm为故障点与输电线路一侧的变电站M之间的距离；

L为输电线路总长度；

Zc1为输电线路正序波阻抗；

Y1为正序传播常数；

Um，为输电线路一侧的变电站M正序电压；

Un，为输电线路另一侧的变电站N正序电压；

Im，为输电线路一侧的变电站M正序电流；

In，为输电线路另一侧的变电站N正序电流。

采用工频负序双端测距法测量输电线路故障距离的计算公式如下：

|U_n2ch(γ₂L_M)+I_m2sh(γ₂L_M)|=|U_n2ch(γ₂(L-L_M))+I_n2Z_c2sh(γ₂(L-L_M))|.......(5)

式(5)中：

Lm为故障点与输电线路一侧的变电站M之间的距离；

L为输电线路总长度；

Zc2为输电线路负序波阻抗；

y2为负序传播常数；

Um2为输电线路一侧的变电站M负序电压；

U二为输电线路另一侧的变电站N负序电压；

Im2为输电线路一侧的变电站M负序电流；

In2为输电线路另一侧的变电站N负序电流。

利用式(4)或式(5)即可计算出故障点与输电线路一侧的变电站之间的距离。

所述步骤3)的综合评判行波测距法的测距结果和故障分析法的测距结果，包括：如果行波测距法的测距结果和故障分析法的测距结果均有效，则故障定位采用与故障分析法的测距结果接近的行波测距法的测距结果；

如果行波测距法的测距结果有效，故障分析法的测距结果无效，则故障定位采用行波测距法的测距结果；如果行波测距法的测距结果有无效，故障分析法的测距结果有效，则故障定位采用故障分析法的测距结果。

所述步骤3)的故障分析法的测距结果，是综合评判单端故障分析法的测距结果和双端故障分析法的测距结果。

所述综合评判单端故障分析法的测距结果和双端故障分析法的测距结果，包括：

如果仅有单侧电气量数据，则故障定位采用单端故障分析法的测距结果；

如果单端故障分析法的测距结果为区内，双端故障分析法的测距结果为区外，则故障定位采用单端故障分析法的测距结果；

如果单端故障分析法的测距结果为区内，双端故障分析法的测距结果为区内，则故障定位采用双端故障分析法的测距结果；

如果单端故障分析法的测距结果为区外，双端故障分析法的测距结果为区外，则故障定位采用双端故障分析法的测距结果；

如果单端故障分析法的测距结果为区外，双端故障分析法的测距结果为区内，则故障定位采用双端故障分析法的测距结果。

有益效果：

本发明大大缩短了线路故障点的查询时间，只需找到相应的线路，再结合调度的测距读取对应的正负累距就可以锁定故障范围。

具体实施方式

下面结合具体实施方式对本发明进行说明。

所示的总长度L为300km的输电线路两侧的变电站M与变电站N设置的数据采集装置共同自动完成故障测距，输电线路的A相接地故障点与变电站M的距离假设为50km。

本具体实施方式，包括以下步骤：

1)由输申线路两侧令电站设置的数据采集装置采集行波信号并鉴别出行波信号到达时刻，采集行波包括高速采集电压／电流信息、直接采集来自一次设备接地线或专用行波传感器的行波信号，鉴别行波信号到达变电站的时刻，是采用数学方法鉴别行波，利用小波变换数学方法分析行波数据采集装置采集的电压／电流信息，最终鉴别出电压／电流行波到达时刻，或者采用硬件电路鉴别行波，通过专有硬件电路分析行波数据采集装置采集的电压／电流行波信号，最终鉴别出电压／电流行波到达时刻，并采用全球定位系统GPS对时或北斗系统高精度对时，通过双端行波测距法确定所述故障点与所述输电线路一侧的变电站之间的距离，采用双端行波测距法实际计算出的测距结果可能有多个，其中的一个测距结果是：故障点与变电站M之间的距离为50.5km，故障点与变电站N之间的距离为290.3km；

2)由输电线路一侧的变电站设置的数据采集装置和输电线路另一侧的变电站设置的数据采集装置，分别采集输电线路两端电压／电流信息，利用单端故障分析法及双端故障分析法计算故障点距离；

采用单端接地阻抗法测量故障点与输电线路一侧的变电站之间的故障距离，利用式(4)或式(5)即可计算出故障点与输电线路一侧的变电站之间的距离，采用双端故障分析法实际计算出的测距结果是：48.1km；

综合评判行波测距法的测距结果及故障分析法的测距结果，实现输电线路故障的精确定位；

综合评判行波测距法的测距结果和故障分析法的测距结果，包括：如果行波测距法的测距结果和故障分析法的测距结果均有效，则故障定位采用与故障分析法的测距结果接近的行波测距法的测距结果；

如果行波测距法的测距结果有效，故障分析法的测距结果无效，则故障定位采用行波测距法的测距结果；

如果行波测距法的测距结果有无效，故障分析法的测距结果有效，则故障定位采用故障分析法的测距结果，综合评判单端故障分析的测距结果和双端故障分析法的测距结果，包括：

如果仅有单侧电气量数据，则故障定位采用单端故障分析法的测距结果；如果单端故障分析法的测距结果为区内，双端故障分析法的测距结果为区外，则故障定位采用单端故障分析法的测距结果；

如果单端故障分析法的测距结果为区内，双端故障分析法的测距结果为区内，则故障定位采用双端故障分析法的测距结果；

如果单端故障分析法的测距结果为区外，双端故障分析法的测距结果为区外，则故障定位采用双端故障分析法的测距结果；

如果单端故障分析法的测距结果为区外，双端故障分析法的测距结果为区内，则故障定位采用双端故障分析法的测距结果。

本具体实施方式与分别采用单一的单端故障分析法、双端故障分析法、双端行波测距法的故障点定位结果对比如下表1，其中定位结果l已经在上面说明，定位结果2一4是其它三次的测距结果对比。

表1的故障点定位结果对比表明，本发明的具体实施方式充分选取了单端故障分析法、双端故障分析法、双端行波测距法中误差最小的故障测距结果，测距精度及可靠性明显优于采用单一方法的故障测距。