專利名稱：基于電子式互感器的輸電線路行波故障測距方法
技術領域：
本發(fā)明涉及一種基于電子式互感器的輸電線路行波故障測距方法，屬電力系統(tǒng)繼 電保護技術領域。
背景技術：
為了能夠在二次側觀察到輸電線路上的暫態(tài)行波現(xiàn)象，要求電壓、電流信號變換 回路要有足夠的響應速度。例如，假定行波傳播速度等于光速，為了將測距分辯率控制在 500m以內，電壓和電流暫態(tài)信號變換回路輸出信號的上升時間必須在3. 3us以內，相應變 換回路的截止頻率不能低于25kHz。
隨著智能電網的發(fā)展，變電站的數(shù)字化、智能化已經成為一種趨勢。在智能變電站 中，由于一些一、二次設備以及運行方式不同于常規(guī)的變電站，原有一些設備已經不能正常 工作，只有在改進后才能繼續(xù)應用于智能變電站。輸電線路行波測距裝置就存在這方面的 問題。在數(shù)字化變電站中，行波測距裝置在測距原理上與傳統(tǒng)變電站一樣，兩者主要差異在 于信號提取及處理方式的改變。在傳統(tǒng)變電站中，主要是利用電磁式電流互感器和電壓互 感器獲取行波故障信息，而智能變電站中主要依賴電子式互感器提取電氣信息，那么如何 從電子式互感器提取可用的行波故障信息就成為實現(xiàn)行波測距的關鍵。
公開號101776725A公開了一種輸電線路故障測距方法，該發(fā)明通過在高壓輸電 線上安裝基于羅氏線圈的寬頻穿芯式行波檢測裝置，采集三相線路電流行波信號，運用相 模變換和小波模極大值原理進行奇異值檢測，準確識別行波線模波頭，并利用GPS高粘度 時鐘精確判定波頭到達時刻；依據(jù)不同的波頭時差信息，在線測量實時行波線模波速，實現(xiàn) 精確故障測距。但這種方法需在兩個變電站之間的高壓輸電線路上安裝兩套行波檢測裝 置，顯得十分麻煩，一旦檢測裝置出現(xiàn)故障，檢修十分不便。發(fā)明內容
本發(fā)明的目的是，為了解決輸電線路行波測距裝置在智能變電站應用中存在的一 些問題，本發(fā)明從電子式互感器提取可用的行波故障信息，提供一種基于電子式互感器的 輸電線路行波故障測距方法。
本發(fā)明的技術方案是基于電子式互感器的輸電線路行波故障測距方法為
(a)在電子式互感器中增加行波信號高速數(shù)據(jù)采集模塊，以滿足行波故障測距的需要；
(b)將原有行波故障測距裝置的信號輸入模塊改為適用于電子式互感器的數(shù)字信 號輸入模塊，主要包括行波信號合并單元、行波信號處理單元、行波數(shù)據(jù)傳輸單元。
(c)電子式互感器光數(shù)字信號與行波故障測距裝置的光纖通信。
由于現(xiàn)有的電子式互感器在采樣頻率上主要滿足保護等功能需求，因而其采樣頻 率基本在IOkHz以內，雖然能夠滿足保護等設備的要求，但對于行波故障測距需要的上兆 赫茲的信號，現(xiàn)有的電子式互感器則不能提供，因而不能滿足行波測距的要求。因此，在數(shù)字化變電站中要實現(xiàn)行波故障測距功能，首先就要解決行波信號的提取問題。為此，本發(fā)明 從電子互感器入手，對現(xiàn)有的電子式互感器做適當改動，在現(xiàn)有保護信號輸出不變的前提 下，另外再增加一路適用于行波故障測距的不小于IMHz的信號輸出。
本發(fā)明采用的方式是在互感器(羅氏線圈型電子式電流互感器)中專門增加一 個行波信號高速數(shù)據(jù)采集模塊，輸出采樣頻率為500KHZ的信號，以滿足行波故障測距的需 要。由于這個頻率仍小于1MHz，因此需要對此信號進行進一步的處理，以滿足行波故障測距 的可靠性和精度。
由于高速數(shù)據(jù)采集頻率高，數(shù)據(jù)量特別大，為了實現(xiàn)對暫態(tài)行波信號的不間斷采 集，需要一種高靈活性(采樣時間長度、采樣通道數(shù)、觸發(fā)方式等都可以在線設置)、連續(xù)性 (多次數(shù)據(jù)記錄之間無死區(qū))以及低成本的高速數(shù)據(jù)采集存貯系統(tǒng)，以滿足高速數(shù)據(jù)處理 的需求，本發(fā)明中的行波信號高速數(shù)據(jù)采集模塊能夠滿足這種需求。
為了保證測距可靠性，本發(fā)明中的電子式互感器所采集信息實時送往行波故障測 距裝置，但只有在檢測到故障時，行波測距裝置才起動。為了實現(xiàn)雙端測距功能，同常規(guī)站 中的裝置一樣，行波測距裝置需接入時間同步信號。采用基于GPS/北斗技術的電力系統(tǒng)同 步時鐘，對行波采集裝置內部的高穩(wěn)定度硬件實時時鐘(分辨率為lys)系統(tǒng)進行精確秒 同步，使其走時誤差始終不超過ι μ s，滿足了雙端時間同步的要求。
由于采集信號頻率的限制，因此需要對行波故障信號做不同于常規(guī)站的處理。本 發(fā)明對行波故障信號做不同于常規(guī)站的處理方法為，對行波故障信號進行多項式曲線擬 合，通過最小二乘法確定系數(shù)，再利用求得的系數(shù)重構動態(tài)過程，使最終數(shù)據(jù)同常規(guī)變電站 中行波故障測距數(shù)據(jù)，以實現(xiàn)雙端測距和單端測距分析功能，同時保證測距精度。
本發(fā)明采用了區(qū)別于傳統(tǒng)行波測距系統(tǒng)的信號輸入處理單元。由于不同于常規(guī)站 中行波測距裝置采集的是模擬信號，從電子式互感器上采集的是數(shù)字信號，因此，對于原有 的故障測距裝置的信號輸入模塊，也要改為適用于電子式互感器的數(shù)字信號輸入模塊，包 括行波信號合并單元、行波信號處理單元和基于IEC 61850標準的數(shù)據(jù)傳輸單元。
本發(fā)明采用了區(qū)別于傳統(tǒng)行波測距系統(tǒng)的數(shù)據(jù)處理算法。即使在進行相關互感器 改造后，采樣頻率也只能滿足行波故障測距的基本需要，為了達到和傳統(tǒng)的行波測距系統(tǒng) 一樣的測距精度，需要采用新的數(shù)據(jù)處理算法，以滿足測距需要。
本發(fā)明對行波浪涌到達時刻能進行準確標定。故障初始行波浪涌只在其波頭起始 點表現(xiàn)為奇異點，并且這種奇異性不受行波頻散和沖擊電暈等因素引起的行波波形衰減和 畸變的影響。因此，應該用暫態(tài)行波浪涌波頭的起始點來表征行波浪涌的到達時刻，而對應 于該點的傳播速度就是行波浪涌的整體傳播速度。由于實際故障行波信號存在一定的上升 時間，行波采集裝置直接檢測到的行波浪涌到達時間與實際的行波浪涌到達時間之間存在 一定的偏差，需要采取數(shù)字信號處理方法予以修正。采用小波模極大值分析方法可以用于 行波浪涌到達時刻的標定，選取具有2階消失矩的基小波函數(shù)，以消除線路本身以及行波 采集裝置中模擬低通濾波電路對行波浪涌波頭起始點奇異特性的影響。
本發(fā)明與現(xiàn)有技術相比較的有益效果是，①可直接采集經改造的電子式互感器輸 出的數(shù)字故障信息；②采用專門的數(shù)字信號處理算法，提高測距精度；③采用嵌入式系統(tǒng) 技術和插件式結構，不需要配置后臺工控機，提高了測距裝置的可靠性；④采用專門的高速 數(shù)據(jù)存貯處理單元對行波信號進行緩存、記錄與實時處理；⑤采用小波變換技術檢測行波波頭起始點所對應的絕對時間，從而將雙端現(xiàn)代行波測距原理的測距誤差控制在300米以 內。
本發(fā)明方法適用于智能變電站的行波故障測距。


圖1為本發(fā)明的數(shù)據(jù)處理流程示意圖2為本發(fā)明用于行波信號提取的高速數(shù)據(jù)采集模塊工作原理圖3為本發(fā)明的行波故障測距裝置功能模塊示意圖4為本發(fā)明的具體實現(xiàn)示意圖中圖號表示為1是電子式電流互感器傳感頭；2是原低頻信號采集線路板；3 是原二次處理系統(tǒng)；4是行波信號高速采集處理板；5是光纖；6是行波故障測距裝置；7是 行波信號合并單元；8是行波信號處理單元；9是61850標準行波數(shù)據(jù)傳輸單元；11是行波 采集與處理系統(tǒng)；12是行波綜合分析系統(tǒng)；13是遠程維護系統(tǒng)。
具體實施方式
本發(fā)明具體實施方式
如圖1至圖4所示。
圖1為本發(fā)明的數(shù)據(jù)處理流程示意圖。如圖1所示，現(xiàn)有電子式互感器采樣頻率 主要滿足保護、測量等功能需求，其采樣頻率基本在IOkHz左右，難以達到行波測距要求， 必須在增加單獨的高速數(shù)據(jù)采集模塊。以電流互感器為例，高壓傳感頭1由Rogowisk線圈 及采集器電路組成，Rogowisk線圈作為電流傳感器輸出正比于一次電流的小電壓信號。為 了不改變互感器特性和不影響原保護、測量等二次處理系統(tǒng)3的數(shù)據(jù)采集，在原低頻信號 采集線路板2的基礎上，增加一塊行波高速數(shù)據(jù)采集處理板4，同時采集Rogowski線圈的數(shù) 據(jù)，在做到兩個采集模塊互不影響的情況下，既能夠保證低頻率信號的輸出，也可以滿足行 波故障信號的采集。從電子式電流互感器采集的信號，通過光纖5輸入行波故障測距裝置 6，實現(xiàn)采用電子式互感器實現(xiàn)監(jiān)測的輸電線路故障測距功能。
圖2為行波信號高速數(shù)據(jù)采集處理板的工作原理示意圖。如圖2所示，采樣板主 要包括以下三個功能模塊①高速采樣單元用于采集行波測距所需三相數(shù)據(jù)；②低速采 樣單元判斷故障發(fā)生與否，判斷結果發(fā)送給高速采集單元，確認是否保存數(shù)據(jù)；③高速緩 存RAM 臨時存儲高速采集數(shù)據(jù)，等待發(fā)送。
圖3本發(fā)明的行波故障測距裝置功能模塊示意圖。由于不同于常規(guī)站中行波測距 裝置采集的是模擬信號，從電子式互感器上采集的是數(shù)字信號，因此，對于原有的故障測距 裝置的信號輸入模塊，也要改為適用于電子式互感器的數(shù)字信號輸入模塊。如圖3所示，行 波故障測距裝置主要包括以下三個功能模塊①行波信號合并單元用于采集行波測距所 需三相數(shù)據(jù)；②行波信號處理單元判斷故障發(fā)生與否，判斷結果發(fā)送給數(shù)據(jù)傳輸單元；③ 行波數(shù)據(jù)傳輸單元提供遵循IEC 61850標準的數(shù)據(jù)傳輸接口。
圖4為本發(fā)明具體實現(xiàn)流程示意圖，如圖4所示。采用電子式互感器實現(xiàn)監(jiān)測的 輸電線路故障測距系統(tǒng)主要由行波存貯與處理系統(tǒng)、行波綜合分析系統(tǒng)、遠程維護系統(tǒng)以 及通信網絡等4部分組成，除信號來源和處理算法與傳統(tǒng)的行波故障測距系統(tǒng)有所區(qū)別， 其他一樣。
權利要求
1.一種基于電子式互感器的輸電線路行波故障測距方法，其特征在于，所述方法為(a)在電子式互感器中增加行波信號高速數(shù)據(jù)采集模塊，以滿足行波故障測距的需要；(b)將原有行波故障測距裝置的信號輸入模塊改為適用于電子式互感器的數(shù)字信號輸 入模塊，主要包括行波信號合并單元、行波信號處理單元、行波數(shù)據(jù)傳輸單元；(c)電子式互感器光數(shù)字信號與行波故障測距裝置的光纖通信。
2.根據(jù)權利要求1所述的基于電子式互感器的輸電線路行波故障測距方法，其特征在 于，所述方法采用了區(qū)別于傳統(tǒng)行波測距系統(tǒng)的數(shù)據(jù)處理算法，由于采集信號頻率的限制， 因此需要對行波故障信號采用曲線擬合方法進行不同于常規(guī)站的處理，即對行波故障信號 進行多項式曲線擬合，通過最小二乘法確定系數(shù)，再利用求得的系數(shù)重構動態(tài)過程，以使最 終數(shù)據(jù)同常規(guī)變電站中行波故障測距數(shù)據(jù)，實現(xiàn)雙端測距和單端測距分析功能，同時保證 測距精度。
3.根據(jù)權利要求1所述的基于電子式互感器的輸電線路行波故障測距方法，其特征 在于，所述方法采用小波模極大值分析方法可以用于行波浪涌到達時刻的標定，選取具有2 階消失矩的基小波函數(shù)，以消除線路本身以及行波采集裝置中模擬低通濾波電路對行波浪 涌波頭起始點奇異特性的影響。
全文摘要
一種基于電子式互感器的輸電線路行波故障測距方法，其特征在于，所述方法為(a)在電子式互感器中增加行波信號高速數(shù)據(jù)采集模塊4，以滿足行波故障測距的需要；(b)將原有行波故障測距裝置的信號輸入模塊改為適用于電子式互感器的數(shù)字信號輸入模塊，主要包括行波信號合并單元7、行波信號處理單元8、行波數(shù)據(jù)傳輸單元9；(c)電子式互感器光數(shù)字信號與行波故障測距裝置6的光纖5通信。本發(fā)明對行波故障信號進行多項式曲線擬合，通過最小二乘法確定系數(shù)，再利用求得的系數(shù)重構動態(tài)過程，以使最終數(shù)據(jù)同常規(guī)變電站中行波故障測距數(shù)據(jù)，實現(xiàn)雙端測距和單端測距分析功能，同時保證測距精度。本發(fā)明方法適用于智能變電站的行波故障測距。
文檔編號G01R31/08GK102033190SQ20101054234
公開日2011年4月27日 申請日期2010年11月12日 優(yōu)先權日2010年11月12日
發(fā)明者毛鵬, 辛建波, 黃瑤 申請人:江西省電力科學研究院