一种兼容智能变电站与传统变电站的双端行波测距方法技术

本发明专利技术公开了一种兼容智能变电站与传统变电站的双端行波测距方法，包括以下步骤：A：在输电线路两侧的智能变电站S和传统变电站R分别安装行波传感装置，安装在变电站S的行波传感装置接入一侧设备接地信号，安装在变电站R的行波传感装置接入二次电压信号； B：分别记录行波达到变电站S的时刻和行波达到变电站R的时刻；C：将行波达到变电站S的时刻和行波达到变电站R的时刻发送至行波测距主站；D：行波测距主站利用行波双端测距法计算出故障点位置。本发明专利技术能够克服现有输电线路故障测距方法的种种弊端，满足当前智能变电站发展要求，在智能变电站中不必额外增加昂贵的电子式互感器，同时也能直接应用于传统变电站，适用性强、测距精度高。

【技术实现步骤摘要】

本专利技术涉及一种故障线路测距领域，尤其涉及一种兼容智能变电站与传统变电站的双端行波测距方法。
技术介绍
随着我国电力事业蓬勃快速地发展，大量长距离高压或超高压输电线路暴露在旷野，且在我国多为山区丘陵地形，暴雨、闪电等天气原因以及人为因素常常使线路发生故障。输电线路故障点的快速、精确定位，一直是电力部门尚未彻底解决的难题，对电力系统的安全、优质、经济运行构成较大威胁，也给线路运行维护人员带来了繁重的负担，给用电部门带来了难以估计的损失。输电线路故障后快速、准确地确定故障点是保障电网安全稳定运行的一项关键技术，也是长期困扰电网运行的主要难题之一。现有的输电线路故障测距方法包括阻抗法和行波测距法。阻抗法普遍采用单端测距法，在高阻情况下往往误差比较大；行波测距法是根据行波理论实现的定位方法。输电线路发生故障时，故障点将产生电压和电流的突变信号，即电压行波和电流行波，这些行波信号会以一定速度向故障点两侧传播，利用行波信号到达线路两侧的时间差即可实现故障测距。行波法不受系统运行方式及过渡电阻因素的影响，具备较高的精度。电流行波测距方案，通过对二次电流高速采样(大于500kHz)，并利用相应的行波鉴别算法来实现，由于智能变电站中电子式互感器输出的是SV报文而不是电信号，传统的行波测距在智能站中难以直接应用。目前的做法是为行波测距装置安装单独的电子式互感器以满足其要求，但这种方法价格昂贵，不适合大规模推广。并且，智能变电站行波测距装置与传统站行波测距装置不兼容，需要重新开发，增加了相应的工作量。
技术实现思路
本专利技术的目的是提供一种兼容智能变电站与传统变电站的双端行波测距方法，能够克服现有输电线路故障测距方法的种种弊端，满足当前智能变电站发展要求，在智能变电站中不必额外增加昂贵的电子式互感器，同时也能直接应用于传统变电站，适用性强、测距精度高。本专利技术采用下述技术方案：一种兼容智能变电站与传统变电站的双端行波测距方法，包括以下步骤：A：在输电线路两侧的变电站S和变电站R分别安装行波传感装置，变电站S为智能变电站，变电站R为传统变电站；安装在变电站S的行波传感装置接入一侧设备接地信号，安装在变电站R的行波传感装置接入二次电压信号；行波传感装置用于识别行波，并记录行波达到时刻；B：利用安装在变电站S的行波传感装置和安装在变电站R的行波传感装置，分别记录行波达到变电站S的时刻Ts和行波达到变电站R的时刻TR；C：利用对应的行波传感装置将行波达到变电站S的时刻Ts和行波达到变电站R的时刻TR发送至行波测距主站；D：行波测距主站利用行波双端测距法计算出故障点位置；XS=L+(TS-TR)*v2;]]>XR=L+(TR-TS)*v2;]]>其中，L为输电线路全长，v是行波在线路上的传播速度，Xs为故障点到变电站S的距离，XR为故障点到变电站R的距离。所述行波传感装置是以全球定位系统或者北斗系统作为标准时间源。所述行波传感装置包括相互通讯的信号处理模块和数据处理模块，数据处理模块还通过数据网与行波测距主站进行通讯；信号处理模块用于接收多路故障行波信号和3U0信号并进行实时监测，对接收到的信号进行调理整定，获得故障行波初始波头到达时刻和行波信号极性，并将故障行波初始波头到达时刻和行波信号极性发送至数据处理模块；数据处理模块用于实现数据存储和网络通讯功能，并对信号处理模块发送的信号传输至行波测距主站，通过数据网接收并处理行波测距主站请求。所述信号处理模块包括FPGA模块以及分别与FPGA模块连接的多路故障行波信号监测电路和多路3U0信号监测电路，FPGA模块通过行波的变化率、上升或下降时间和波头的幅值进行判断，辨识行波波头。所述行波传感装置采用标准IEC61850通信协议将数据通过数据网上传至行波测距主站。本专利技术能够克服现有故障测距装置和测距方法的种种弊端，通过行波传感装置识别行波并记录行波达到时刻，再由行波测距主站利用行波双端测距法计算出故障点位置。本专利技术能够满足当前智能变电站发展要求，在智能变电站中不必额外增加昂贵的电子式互感器，同时也能直接应用于传统变电站，适用性强、测距精度高。附图说明图1为本专利技术的流程示意图；图2本专利技术中信号处理模块的原理框图；图3为行波双端测距法块的原理示意图。具体实施方式如图1至图3所示，本专利技术所述的兼容智能变电站与传统变电站的双端行波测距方法，包括以下步骤：A：在输电线路两侧的智能变电站S和传统变电站R分别安装行波传感装置，其中变电站S和变电站R分别为智能变电站和传统变电站；安装在变电站S的行波传感装置接入一侧设备接地信号，安装在变电站R的行波传感装置接入二次电压信号；B：利用安装在变电站S的行波传感装置和安装在变电站R的行波传感装置，分别记录行波达到变电站S的时刻Ts和行波达到变电站R的时刻TR；C：利用对应的行波传感装置将行波达到变电站S的时刻Ts和行波达到变电站R的时刻TR发送至行波测距主站；D：行波测距主站利用行波双端测距法计算出故障点位置；XS=L+(TS-TR)*v2;]]>XR=L+(TR-TS)*v2;]]>其中，L为输电线路全长，v是行波在线路上的传播速度，Xs为故障点到变电站S的距离，XR为故障点到变电站R的距离。本专利技术中，行波传感装置用于识别行波，并记录行波达到时刻。行波传感装置只要能够识别行波并记录行波达到时刻即可使用本专利技术所述的兼容智能变电站与传统变电站的双端行波测距方法。本实施例中，行波传感装置包括相互通讯的信号处理模块和数据处理模块，数据处理模块通过数据网与行波测距主站进行通讯，采用标准IEC61850通信协议将数据通过数据网上传至行波测距主站。信号处理模块用于接收多路故障行波信号和3U0信号并进行实时监测，对接收到的信号进行调理整定，获得故障行波初始波头到达时刻和行波信号极性，并将故障行波初始波头到达时刻和行波信号极性发送至数据处理模块；信号处理模块包括FPGA模块以及分别与FPGA模块连接的多路故障行波信号监测电路和多路3U0信号监测电路，FPGA模块通过行波的变化率、上升或下降时间和波头的幅值进行判断，辨识行波波头。信号处理模块设置有四个BNC头用于连接行波传感器，6位凤凰端子用于接入3U0信号，信号处理模块能够解码对时信号，采集行波故障信号和3U0故障信号，标记故障突变时刻并实现故障数据的本地暂存本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种兼容智能变电站与传统变电站的双端行波测距方法，其特征在于，包括以下步骤：A：在输电线路两侧的变电站S和变电站R分别安装行波传感装置，变电站S为智能变电站，变电站R为传统变电站；安装在变电站S的行波传感装置接入一侧设备接地信号，安装在变电站R的行波传感装置接入二次电压信号；行波传感装置用于识别行波，并记录行波达到时刻；B：利用安装在变电站S的行波传感装置和安装在变电站R的行波传感装置，分别记录行波达到变电站S的时刻Ts和行波达到变电站R的时刻TR；C：利用对应的行波传感装置将行波达到变电站S的时刻Ts和行波达到变电站R的时刻TR发送至行波测距主站；D：行波测距主站利用行波双端测距法计算出故障点位置；XS=L+(TS-TR)*v2;]]>XR=L+(TR-TS)*v2;]]>其中，L为输电线路全长，v是行波在线路上的传播速度，Xs为故障点到变电站S的距离，XR为故障点到变电站R的距离。

【技术特征摘要】
1.一种兼容智能变电站与传统变电站的双端行波测距方法，其
特征在于，包括以下步骤：
A：在输电线路两侧的变电站S和变电站R分别安装行波传感装
置，变电站S为智能变电站，变电站R为传统变电站；安装在变电
站S的行波传感装置接入一侧设备接地信号，安装在变电站R的行
波传感装置接入二次电压信号；行波传感装置用于识别行波，并记录
行波达到时刻；
B：利用安装在变电站S的行波传感装置和安装在变电站R的行
波传感装置，分别记录行波达到变电站S的时刻Ts和行波达到变电站
R的时刻TR；
C：利用对应的行波传感装置将行波达到变电站S的时刻Ts和行
波达到变电站R的时刻TR发送至行波测距主站；
D：行波测距主站利用行波双端测距法计算出故障点位置；
XS=L+(TS-TR)*v2;]]>XR=L+(TR-TS)*v2;]]>其中，L为输电线路全长，v是行波在线路上的传播速度，Xs为
故障点到变电站S的距离，XR为故障点到变电站R的距离。
2.根据权利要求1所述的兼容智能变电站与传统变电站的双端
行波测距方法，其特征在于：所述行波传感装置是以全球定位系统或
者北斗系统作为标准时间源。
3.根据...

【专利技术属性】
技术研发人员：韩伟，石光，时晨，刘磊，孔圣立，吴春红，黎波，陈贤平，彭锦凤，熊彬，聂云根，
申请(专利权)人：国网河南省电力公司电力科学研究院，深圳市双合电气股份有限公司，国家电网公司，
类型：发明
国别省市：河南;41