一种基于分布式行波定位的输电线路故障监测方法及系统与流程

1.本发明涉及输电线路故障监测技术领域，特别涉及了一种基于分布式行波定位的输电线路故障监测方法及系统。


背景技术：

2.随着社会的进步和国民经济的快速发展，输电线路作为连接发、供电、用电网络的桥梁和纽带，其数量也正在逐年成倍的增加。由于输电线路长度较长较多，线路杆塔无法避免一些恶劣的地质环境，例如高山峻岭、沙漠、污秽地区等。输电线路经过翻山越岭，极易遭受雷电、污秽、动植物、风吹舞动、覆冰等各种自然因素的影响而发生跳闸事故。每一次跳闸事故，除了给系统带来冲击外，也会给绝缘子、导线等设施带来损坏，给系统运行留下安全隐患。因此，及时准确地找到故障点，并及时对线路进行修复是线路运行检修的一项重要工作。
3.目前电力系统较为广泛采用的行波故障定位系统，由于只能安装于变电站内，由于线路超长，在经过平原、水网和高山等不同地形的时候，行波波阻抗变化很大，行波波速也随之波动,信号衰减显著。特别是高阻接地时，由于故障信号小，远距离传输到站端的故障信号衰减显著，站端行波测距系统经常无法实现测距，导致故障后要对上千公里线路进行排查，造成了长时间停电，经济损失巨大。


技术实现要素：

4.本发明的目的是克服现有技术中存在的输电线路故障监测定位精确度低、不能识别故障类型的问题，提供了一种基于分布式行波定位的输电线路故障监测方法及系统，将区间定位与故障点定位相结合，能快速识别故障类型，精确定位故障位置，能有效的提高运行检修作业人员的工作效率。
5.为了实现上述目的，本发明采用以下技术方案：一种基于分布式行波定位的输电线路故障监测方法，包括下列步骤：s1：在输电线路上按照固定间距安装分布式行波检测装置，采集输电线路故障信号；s2：根据相邻分布式行波检测装置检测到的工频故障电流相位确定故障区间；s3：在确定的故障区间根据行波电流速度进行行波精确定位；s4：对故障瞬态行波进行分析，辨识输电线路故障原因，绘制雷击故障分布图。
6.对于复杂网络结构的输电线路，在分支点处可安装行波监测装置，将复杂网络划分为一些简单的单线结构，之后仍采用先利用工频故障电流定位故障区间，再在故障区间内实施行波定位的方式进行定位。采用分布安装在输电线路导线上的分布式行波检测装置获取输电线路故障点附近（15公里以内）未衰减和变形的故障波形，辨识输电线路故障原因。采用输电线路上分段测量到的故障行波和波头时间，按照先定位故障区段，再在区域内定位故障点的方法，实现事故杆塔的精确定位。采用故障瞬态波形的差异识别技术，利用逐
步积累的故障行波指纹，实现多种故障原因智能识别。将区间定位与故障点定位相结合。克服了行波长距离传播受衰减、弧垂以及干扰信号等因素的影响，常常难以可靠准确定位的问题，使得定位的可靠性和准确性都得到提升，能有效的提高运行检修作业人员的工作效率。
7.作为优选，所述步骤3进一步表示为：获取行波速度，获取故障行波从故障点到两端变电站的时间以及两端变电站之间的距离，定位故障位置；获取故障行波到达两端变电站后反射回故障点的时间以及故障行波到故障点左右两侧分布式行波检测装置的时间，再次定位故障位置。
8.由于行波定位的故障区间变短，地形弧垂所引起的误差按比例线性缩小。在故障区间确定后，只需对故障区间实施行波定位。故障后，行波电流恒定速度两端传播，间距已知，利用行波时间差计算故障距离；来回反射，多种方式定位故障位置。
9.作为优选，所述步骤s3还包括：采集同一行波经过相邻两个分布式检测装置的时间，利用时间除以安装间距，得到行波波速，对行波传播过程中计算得到的行波波速取平均值，得到最终行波波速。
10.在进行行波定位时，利用行波波速修正线路档距和弧垂的显著误差。行波速度是影响行波测距精度的一个重要因素，在实际工程现场当中，行波波速度参数受到频率、电阻、电抗、电导和电纳等参数影响导致数值变化，从而难以确定，使得测距误差增大，制约了行波测距技术的应用。本发明通过计算行波速度，消除了行波速度对于行波定位精度的影响，进一步提高了故障行波定位精度。
11.作为优选，所述步骤s2进一步表示为：判断相邻两个分布式行波检测装置检测到的工频电流相位是否相反，若是，则说明故障区间在该两个分布式行波检测装置之间。
12.利用工频电流相位定位故障区间，从而进一步在故障区间中定位故障点，提高定位精度。
13.作为优选，所述步骤s4进一步包括：根据故障行波的衰减、畸变以及闪络通道的阻抗时变特征，判断是雷击还是非雷击故障，并进一步分析具体故障原因，对故障点以及故障原因进行统计分析；根据输电线路雷击行波特征，识别输电线路故障点出雷击具体位置，积累雷击数据，绘制雷击线路分布图。
14.首先判断雷击故障还是非雷击故障，再判断具体原因，如雷击故障包括绕击、反击以及感应；非雷击故障包括山火、植被、冰闪以及漂浮物。对故障点以及该故障点的故障原因进行统计分析，有利于针对故障点情况进行故障治理，减少输电线路故障，保证输电线路正常运行。由于雷击不同位置（雷击杆塔、雷击避雷线、雷击线路旁）在输电线路上引发电磁扰动，其电磁暂态特性各不相同，因此通过分析监测到的行波电流可实现雷击（含未跳闸）情况下雷击避雷线、杆塔及导线的辨识统计。监测雷击事件，积累雷击数据，开展差异化的防雷技术改造、效果评估；科学指导线路防雷、防污、防山火等工作，解决监测数据匮乏的问题。
15.作为优选，所述固定间距为：分布式行波检测装置在山区安装间隔小于20公里，在
平原安装间隔小于30公里。
16.由于山区地形复杂，弧垂效应、波速效应影响显著，巡线的困难程度也较大，因此安装距离较小。
17.一种基于分布式行波定位的输电线路故障监测系统，包括用于监测输电线路故障发生时刻的暂态和稳态故障信号的现场监测终端，与现场中的通过gprs\cdma连接的数据中心，所述数据中心通过网络连接有客户端。
18.系统按照分层分布式体系设计，由现场监测终端、数据中心和客户端三个部分组成，客户端提供了计算机web查询和手机wap查询两种方式。现场监测终端分布安装于输电线路的导线上，监测输电线路故障发生时刻的暂态和稳态故障信号，同时采集这些信号并上传到数据中心；监测终端同时还对线路平常运行的信息(如负荷电流、导线温度等)和自身运行状态(如通信状态、电源状态、内部工作温度等)进行监测。数据中心综合分析后定位故障点及故障原因（包括输电线路故障区间准确定位、输电线路故障点精确定位、诊断故障性质是否雷击、若是雷击属绕击还是反击，监测诊断雷击未跳闸时，雷击点位置，形成线路雷击分布图），诊断结果通过短信发给用户，用户也可以通过网络查询故障诊断结果。在输电线路导线上多点分布安装现场监测终端，就近直接测量行波电流和工频故障电流，以无线方式发送回后台数据中心分析处理，实现故障定位以及故障原因辨识。
19.作为优选，所述现场监测终端包括：故障信号采集模块，利用高速循环采集技术实现故障信号的全过程采集；数据通信模块，上传采集信号给数据处理模块和数据中心，接受数据中心下传参数及控制命令；数据处理模块，对采集的信号进行数据处理和分析。
20.现场监测终端装置是本系统的重要环节，是实现输电线路故障信号检测的装置。它分布安装于输电线路导线上，一般每间隔20~30公里安装1组监测装置。故障信号采集模块具有监测量的检测和采集功能，主要实现输电线路故障行波信号和工频故障信号的检测与采集；通过高速循环采集技术实现故障信号的全过程采集。
21.作为优选，所述现场监测终端还包括定时自检装置状态上报数据中心并对系统出现的死机问题实现自恢复的自检和自恢复模块。
22.现场监测终端还还包括升级模块，能够重新接收下传的运行软件，实现功能的升级。
23.因此，本发明具有如下有益效果：1、将区间定位与故障点定位相结合，使得定位的可靠性和准确性都得到提升，能有效的提高运行检修作业人员的工作效率。
24.2、在输电线路导线上多点分布安装监测终端，就近直接测量行波电流和工频故障电流，以无线方式发送回后台数据中心分析处理，实现故障定位以及故障原因辨识。
25.3、根据行波特性，对于雷击与非雷击，雷击故障中的绕击与反击能准确进行识别，并能辨识线路遭受雷击的次数及位置，为电力部门评价线路安全运行水平提供各种防护措施的有效性以及提高线路运行可靠性提供有力依据。
附图说明
26.图1是本发明方法的具体操作流程图。
27.图2是本发明工频故障电流相位确定故障区间原理图。
28.图3是本发明行波传输特性及定位原理示意图。
29.图4是实施例一中雷击故障波形示意图。
30.图5是本发明系统的架构图。
31.图6是实施例二中长线路监测终端配置方案图。
32.图7是实施例二中短线路监测终端配置方案图。
33.图8是实施例三中架空线和电缆混合线路监测终端配置方案图。
34.图9是实施例四中线路分支线监测终端配置方案图。
35.图10是实施例五中跨区线路故障定位监测终端配置方案图。
36.附图说明：1、分布式行波检测装置；2、故障点；3、现场监测终端；4、数据中心；5、客户端；6、手机端。
具体实施方式
37.下面结合附图与具体实施方式对本发明作进一步详细描述：实施例一：如图1所示的实施例中，可以看到一种基于分布式行波定位的输电线路故障监测方法，其操作流程为：步骤一，在输电线路上按照固定间距安装分布式行波检测装置，采集输电线路故障信号；步骤二，根据相邻分布式行波检测装置检测到的工频故障电流相位确定故障区间；步骤三，在确定的故障区间根据行波电流速度进行行波精确定位；步骤四，对故障瞬态行波进行分析，辨识输电线路故障原因，绘制雷击分布图。
38.本实施例提供的故障定位方法将区间定位与故障点定位相结合，使得定位的可靠性和准确性都得到提升，能有效的提高运行检修作业人员的工作效率。
39.下面对本实施例的方案进行进一步详细说明：第一步：在输电线路上按照固定间距安装分布式行波检测装置，采集输电线路故障信号。
40.故障信号包括工频故障信号以及故障瞬间的行波信号；固定间距为：分布式行波检测装置在山区安装间隔小于20公里，在平原安装间隔小于30公里。
41.对于复杂网络结构的输电线路，在分支点处可安装行波监测装置，将复杂网络划分为一些简单的单线结构，之后仍采用下述方法：先利用工频故障电流定位故障区间，再在故障区间内实施行波定位。线路存在电缆和架空线混架：交接点处安装行波检测装置；t接线路：近t接点处安装监测终端，若t接线路过长适当增加行波检测装置。
42.第二步：根据相邻分布式行波检测装置检测到的工频故障电流相位确定故障区间。
43.判断相邻两个分布式行波检测装置检测到的工频电流相位是否相反，若是，则说明故障区间在该两个分布式行波检测装置之间。
44.例如：设定输电线路在i、j、m、n等杆塔处装设了分布式行波检测装置，现在第 j 基杆塔至第 m 基杆塔间发生了跳闸事故，此时，i 、j 处的工频故障电流相位与 m、 n 处
的工频故障电流相位是相反的，因此可以十分准确地确定故障发生在 j 、m 间。如图2所示，140号杆塔与218号杆塔故障电流相位角相反——故障点位于140号杆塔与218号杆塔区间内。
45.第三步：在确定的故障区间根据行波电流速度进行行波精确定位。
46.由于行波定位的故障区间变短，地形弧垂所引起的误差按比例线性缩小；在故障区间确定在 j、 m 间后，只需对 j 、m 段实施行波定位。根据故障后，行波电流恒定速度两端传播，间距已知，利用行波时间差计算故障距离，通过来回反射，多种方式定位故障位置。
47.如图3所示，相邻两分布式行波检测装置为l，根据故障点距离其左右两侧分布式行波检测装置的距离l1和l2，即可确定故障点的距离。
48.l1=（l+v（t1-t2））/2= v（t5-t3），l2=（l+v（t2-t1））/2= v（t6-t4）。
49.其中，t1、t2为故障行波分别到达ab两个变电站的时间，t1、t2为故障行波分别到达ab两个变电站后反射回故障位置的时间，t5、t6为故障行波分别到达两个测距装置的时间，v表示计算得到的最终行波波速。
50.本实施例在行波定位过程中，还采用分布式行波波速在线测量技术，即根据同一行波经过相邻两个检测装置的时间，准确计算出行波波速，消除了行波波速对行波定位精度的影响，进一步提高了故障行波定位精度。
51.第四步：对故障瞬态行波进行分析，辨识输电线路故障原因，绘制雷击分布图。
52.由于不同原因（雷击、非雷击等）引发的输电线路跳闸故障，其故障闪络通道特性各不相同，这些不同会在同时形成的故障行波中得到体现。因此在故障点附近监测到的故障行波电流（未衰减和畸变），可以用来辨识故障引起的原因，实现雷击与非雷击，雷击故障中绕击与反击的辨识。不同雷击故障波形如图4所示。
53.首先判断雷击故障还是非雷击故障，再判断具体原因，如雷击故障包括绕击、反击以及感应；非雷击故障包括山火、植被、冰闪以及漂浮物等造成的故障。对故障点以及该故障点的故障原因进行统计分析，有利于针对故障点情况进行故障治理，减少输电线路故障，保证输电线路正常运行。由于雷击不同位置（雷击杆塔、雷击避雷线、雷击线路旁）在输电线路上引发电磁扰动，其电磁暂态特性各不相同，因此通过分析监测到的行波电流可实现雷击（含未跳闸）情况下雷击避雷线、杆塔及导线的辨识统计。监测雷击事件，积累雷击数据，开展差异化的防雷技术改造、效果评估；科学指导线路防雷、防污、防山火等工作，解决监测数据匮乏的问题。
54.根据输电线路雷击行波特征，识别输电线路故障点出雷击具体位置，积累雷击数据，绘制雷击线路分布图以及线路走廊落雷密度图。
55.本实施例采用分布安装在输电线路导线上的监测终端获取输电线路故障点附近（15公里以内）未衰减和变形的故障波形，实现输电线路跳闸原因是绕击、反击还是其他非雷击引起的辨识。采用输电线路上分段测量到的故障行波和波头时间，按照先定位故障区段，再在区域内定位故障点的方法，实现事故杆塔的精确定位。采用故障瞬态波形的差异识别技术，利用逐步积累的故障行波指纹，实现风偏闪络，漂浮物闪络、冰闪故障等多种故障原因智能识别。采用行波传播速度在线测量技术，校核波形传输速度，修正线路档距和弧垂的显著误差，提升故障定位的精度。采用雷电行波的幅频特性分析技术，实现下行雷闪击中杆塔、绕击避雷线和大地的区分。
56.本实施例还提供了一种基于分布式行波定位的输电线路故障监测系统，如图5所示，系统按照分层分布式体系设计，由现场监测终端3、数据中心4和客户端三部分组成，客户端提供了计算机端5web查询和手机端6wap查询两种方式。现场监测终端和数据中心之间通过gprs\cdma连接，现场监测终端可以是分布式行波检测装置。
57.现场监测终端分布安装于输电线路的导线上，监测输电线路故障发生时刻的暂态和稳态故障信号，同时采集这些信号并上传到数据中心；监测终端同时还对线路平常运行的信息(如负荷电流、导线温度等)和自身运行状态(如通信状态、电源状态、内部工作温度等)进行监测。
58.数据中心在收到现场监测终端采集的信号时，综合分析后定位故障点及故障原因，并将诊断结果通过短信方式发送给用户， 用户也可以通过网络查询诊断结果。
59.现场监测终端装置是本系统的重要环节，是实现输电线路故障信号检测的装置。它分布安装于输电线路导线上，一般每间隔20~30公里安装1组监测装置。现场监测终端主要实现以下功能：故障信号采集模块，具有监测量的检测和采集功能，主要实现输电线路故障行波信号和工频故障信号的检测与采集；通过高速循环采集技术实现故障信号的全过程采集。
60.数据处理模块，具有数据处理功能，对采集的信号进行相应的数据处理和分析；数据通信模块，具有数据通信功能，上传采集信号，接受下传参数及控制命令；自检和自恢复模块，定时自检装置状态上报数据中心；对系统可能出现的死机问题具有自恢复功能。
61.升级模块，具有软件升级功能，可重新接收下传的运行软件，实现功能的升级。
62.在硬件上，现场监测终端采用电源、通信、采集、分析、传感器、时钟单元一体化设计，其电源采用耦合+太阳能综合取电、大容量储能设计，适应负荷电流波动。
63.现场监测终端分布安装于输电线路导线上，安装程序简单，可带电安装。
64.本实施例中的监测系统适用于35kv及以上各电压等级的电力线路的跳闸故障的区间定位和准确定位。系统主要功能:1) 输电线路故障区间准确定位；2) 输电线路故障点精确定位。
65.3）诊断故障性质是否雷击、若是雷击属绕击还是反击。
66.4）监测诊断雷击未跳闸时，雷击点位置，形成线路雷击分布图。
67.实施例二：长线路的分布式行波故障精确定位。
68.本实施例依托分布式输电线路故障定位系统灵活配置行波测量点的特点，将长线路划分为几个小区段，实现故障点的准确定位。对于小于30公里的短线路，往往安装一个监测点通过反射波也可实现故障点的准确定位。。
69.如图6所示，现场监测终端沿输电线路分布安装，由于山区地形复杂，弧垂效应、波速效应影响显著，巡线的困难程度也较大，本实施例在山区每20公里设置一监测点；对于平原路段，按照每30公里一个监测点的原则配置。
70.如图7所示，小于30公里的短线路只用将一个现场监测终端安装于线路的1/3处，系统可通过反射波来定位故障点。
71.实施例三：架空线和电缆混合线路故障定位。
72.对于架空和电缆混合架设的线路，若是电缆段出现故障，一般不允许重合闸；而架空段发生故障时，一般允许重合闸并大多数情况会成功。因此，对于混合架设的线路，准确区分故障发生的区段对于是否快速重合恢复供电有着积极的意义。
73.如图8所示，对于仅仅区分架空区段故障还是电缆区段故障的需求，本实施例仅在电缆区段两端配置监测终端；对于需要对全线段实现精确定位的需求，本实施例在架空线段增设监测终端，其中架空线路按平原与山区的配置原则配置，电缆段在两端点处配置。
74.实施例四：线路分支线的故障定位。
75.在电力系统中，出现越来越多的复杂拓扑结构线路，如110kv电网中提倡采用3t接线。目前的故障定位技术所定的故障位置误差较大，有时甚至连故障点发生在干线还是支线这样的大的范围都无法确定，给故障点的查找带来很大麻烦。本实施例采用的分布式故障定位技术能够在分支处安装故障信号监测系统，有效弥补了传统定位技术的不足，有效提升了故障定位的准确性。
76.以干线加支线的结构来作为复杂网络结构的典型，如图9所示，在分支线的首端配置监测终端，在各主干线和支线上按照规定的间隔长度配置监测终端。当某分支线发生故障时，支线首端的监测终端将检测到工频故障电流，从而确定故障发生在该支线上；之后在该支线上按照单线结构的线路进行区间和精确定位；当支线首端终端都检测不到工频故障电流时，表明故障发生在干线上，可直接在干线上进行分布式故障精确定位。
77.实施例五：输电线路故障属地化管理。
78.输电线路属地化管理是当前电力系统一项重要改革举措，有些输电线路跨越两个甚至多个管理区域，在发生故障跳闸时，由于故障定位精度不够，不足以明确故障所辖区域，多个单位会同时寻找故障现场，造成人力物力的浪费；另一方面，也会出现多个单位对事故责任相互推诿，造成事故无法查清。本实施例依托输电线路分布式故障定位技术，可以有效解决属地化管理的需求，为管理工作提供有效的技术保障。
79.在架空线路经过不同管辖区域的交界处设置监测终端，即可有效明确故障发生的区域。如图10所示，当区域2发生故障时，区域2两侧的现场监测终端将会检测到流向相反的工频故障电流，从而准确判定故障区域。系统也可通过故障行波的方向作为判断依据，以进一步保证故障区域的可靠性。
80.以上所述的实施例只是本发明的一种较佳的方案，并非对本发明作任何形式上的限制，在不超出权利要求所记载的技术方案的前提下还有其它的变体及改型。

技术特征：
1.一种基于分布式行波定位的输电线路故障监测方法，其特征在于，包括以下步骤：s1：在输电线路上按照固定间距安装分布式行波检测装置，采集输电线路故障信号；s2：根据相邻分布式行波检测装置检测到的工频故障电流相位确定故障区间；s3：在确定的故障区间根据行波电流速度进行行波精确定位；s4：对故障瞬态行波进行分析，辨识输电线路故障原因，绘制雷击故障分布图。2.根据权利要求1所述的一种基于分布式行波定位的输电线路故障监测方法，其特征在于，所述步骤3进一步表示为：获取行波速度，获取故障行波从故障点到两端变电站的时间以及两端变电站之间的距离，定位故障位置；获取故障行波到达两端变电站后反射回故障点的时间以及故障行波到故障点左右两侧分布式行波检测装置的时间，再次定位故障位置。3.根据权利要求1或2所述的一种基于分布式行波定位的输电线路故障监测方法，其特征在于，所述步骤s3还包括：采集同一行波经过相邻两个分布式检测装置的时间，利用时间除以安装间距，得到行波波速，对行波传播过程中计算得到的行波波速取平均值，得到最终行波波速。4.根据权利要求1或2所述的一种基于分布式行波定位的输电线路故障监测方法，其特征在于，所述步骤s2进一步表示为：判断相邻两个分布式行波检测装置检测到的工频电流相位是否相反，若是，则说明故障区间在该两个分布式行波检测装置之间。5.根据权利要求1所述的一种基于分布式行波定位的输电线路故障监测方法，其特征在于，所述步骤s4进一步包括：根据故障行波的衰减、畸变以及闪络通道的阻抗时变特征，判断是雷击还是非雷击故障，并进一步分析具体故障原因，对故障点以及故障原因进行统计分析；根据输电线路雷击行波特征，识别输电线路故障点出雷击具体位置，积累雷击数据，绘制雷击线路分布图。6.根据权利要求1或2或5所述的一种基于分布式行波定位的输电线路故障监测方法，其特征在于，所述固定间距为：分布式行波检测装置在山区安装间隔小于20公里，在平原安装间隔小于30公里。7.一种基于分布式行波定位的输电线路故障监测系统，采用权利要求1-6任意一项权利要求所述的一种基于分布式行波定位的输电线路故障监测方法，其特征在于，包括：用于监测输电线路故障发生时刻的暂态和稳态故障信号的现场监测终端，与现场中的通过gprscdma连接的数据中心，所述数据中心通过网络连接有客户端。8.根据权利要求7所述的一种基于分布式行波定位的输电线路故障监测系统，其特征在于，所述现场监测终端包括：故障信号采集模块，利用高速循环采集技术实现故障信号的全过程采集；数据通信模块，上传采集故障信号给数据处理模块和数据中心，接受数据中心下传参数及控制命令；数据处理模块，对采集的故障信号进行数据处理和分析。9.根据权利要求7所述的一种基于分布式行波定位的输电线路故障监测系统，其特征
在于，所述现场监测终端还包括定时自检装置状态，上报数据中心并对系统出现的死机问题实现自恢复的自检和自恢复模块。

技术总结
本发明公开了一种基于分布式行波定位的输电线路故障监测方法及系统，克服现有技术中存在的输电线路故障监测定位精确度低、不能识别故障类型的问题，方法包括以下步骤：S1：在输电线路上按照固定间距安装分布式行波检测装置，采集输电线路故障信号；S2：根据相邻分布式行波检测装置检测到的工频故障电流相位确定故障区间；S3：在确定的故障区间根据行波电流速度进行行波精确定位；S4：对故障瞬态行波进行分析，辨识输电线路故障原因。将区间定位与故障点定位相结合，能快速识别故障类型，精确定位故障位置，有效的提高运行检修作业人员的工作效率。工作效率。工作效率。


技术研发人员：殷志敏 岳灵平 李浩言 戴建华 刘平平 方杰
受保护的技术使用者：国网浙江省电力有限公司湖州供电公司
技术研发日：2023.03.29
技术公布日：2023/9/20